JP6996366B2 - 変換装置及びハイブリット電源システム - Google Patents

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Description

本発明は、変換装置及びハイブリット電源システムに関する。
太陽光を利用して発電を行う太陽光発電システムでは、太陽電池がインバータ等を含むパワーコンディショナを介して商用電力系統や負荷装置と接続され、太陽電池で発電した電力が商用電力系統や負荷装置へ供給される。
近年、太陽光発電システムは高電圧化し、また、インバータは高効率化のためトランスレス型が増加している。これに伴い、太陽電池のセルと、接地されたフレームとの間に大きな電位差が発生する場合がある。そして、湿度、温度（高温高湿）といった外部要因が加わることにより、漏れ電流を発生させ、ＰＩＤ(Potential Induced Degradation)現象
を引き起こす要因となることが知られている。
図１１は、ＰＩＤ現象の一例を説明するための概念図である。図１１では、太陽光発電システムの太陽電池１０に備えられる太陽電池ストリング１Ｓの一つについて模式的に示している。太陽電池１０は、複数の太陽電池ストリングを並列に接続して備えている。太陽電池ストリング１Ｓは、複数の太陽電池モジュール（太陽電池パネル）１が直列に接続されてなり、パワーコンディショナＰＣＳを介して商用電力系統４５と接続されている。太陽電池ストリング１Ｓの各太陽電池モジュール１が、昼間に太陽光を受けて発電することにより、正側の入力端子３１１と負側の入力端子３１２との間に電位差を生じさせる。
図１２は、太陽電池モジュール１の構造を模式的に示す図である。図１２に示すように、太陽電池モジュール１は、フレーム１１、バックシート１２、セル１３、ガラス１４、封止材１５を有している。
セル１３は、光起電力効果によって光エネルギーを電力に変換する半導体層（発電層）を有する素子である。セル１３の受光面側には、ガラス１４が設けられ、セル１３の非受光面側には、バックシート１２が設けられ、ガラス１４及びバックシート１２とセル１３との間に封止材１５が充填されて、セル１３が封止されている。フレーム１１は、太陽電池モジュール１の外周部に設けられ、太陽電池モジュール１を設置する際に支持台等に固定される固定部材として用いられる。また、フレーム１１は、導電性の金属であり、接地されている。
図１２に示すように、直列に接続された各太陽電池モジュール１のセル１３の対地電位は、入力端子３１１側の太陽電池モジュール１では正となり、入力端子３１２側の太陽電池モジュール１では負となる。この対地電位差が大きくなり、図１２に破線の矢印で示したように、太陽電池モジュール１のセル１３とフレーム１１との間や、ガラス表面に付着した水分９１とセル１３の間で漏れ電流が生じると、ガラス１４等のナトリウムイオンがセル１３へ移行してセル１３の電子の移動を阻害し、セル１３の性能低下、即ちＰＩＤ現象を引き起こすことがある。
メガソーラ―ビジネス/トラブル/、株式会社 日経ＢＰ、［平成28年9月13日検索］、インターネット＜http://techon.nikkeibp.co.jp/atcl/feature/15/302961/010500010/?ST=msb&P=1＞
ＰＩＤによる性能低下は、太陽電池モジュール１の対地電位が大きくなるほど顕著に現れるため、近年の太陽電池システムの高電圧化に伴って、ＰＩＤによる問題も大きくなってきている。
但し、ＰＩＤが生じて、太陽電池モジュールの性能が低下した場合でも、夜になって太陽電池モジュールの発電が停止し、対地電位が小さくなると、各太陽電池モジュールの性能低下が緩やかに回復することが知られている。このため、夜間に対地電位が無くなる太陽電池システムでは、ＰＩＤによる性能低下が抑えられる。
但し、ＰＩＤが生じて、太陽電池モジュールの性能が低下した場合でも、夜になって太陽電池モジュールの発電が停止し、対地電位が小さくなると、各太陽電池モジュールの性能低下が緩やかに回復することが知られている。しかしながら夜間の回復は緩やかで、充分に回復するものとは限らないという問題があった。また、太陽電池に加えて蓄電池を備えたハイブリッド型の電源システムでは、夜間にも蓄電池の充放電が行われ、太陽電池モジュールの対地電位が小さくならないため、ＰＩＤによる太陽電池モジュールの性能低下が問題となってしまう。
そこで、本発明の目的は、太陽電池のＰＩＤによる性能低下を抑える技術を提供することにある。
上記の課題を解決するため、本開示の一例では、以下の構成を採用した。
即ち、本開示の一例に係る変換装置は、
入力端に太陽電池が接続され、前記太陽電池で発電された直流電力を変換して出力する際、前記太陽電池から入力される電力が所定値以上であった場合に前記太陽電池の負極の対地電位を前記出力の負極における対地電位よりも高くするＤＣ／ＤＣコンバータと、
前記太陽電池から出力される電力の電圧を変化させて当該電力のピーク値を検出し、当該ピーク値が前記所定値未満の場合は、前記ＤＣ／ＤＣコンバータの動作を停止させる制御部と、を備える。
このように前記変換装置は、太陽電池から出力される電力値が低く、太陽電池の負極の対地電位をＤＣ／ＤＣコンバータの出力側負極の対地電位よりも高くできない場合には、ＤＣ／ＤＣコンバータの動作を停止させることにより、ＰＩＤによる性能低下の発生を防止できる。
また、本開示の一例に係る変換装置は、
入力端に太陽電池が接続され、前記太陽電池で発電された直流電力を変換して出力する際、前記太陽電池から入力される電力の電圧が所定値以上であった場合に前記太陽電池の負極の対地電位を前記出力の負極における対地電位よりも高くするＤＣ／ＤＣコンバータと、
前記太陽電池から出力される電力の電圧を変化させて当該電力のピーク点を検出し、当該ピーク点での前記電圧が前記所定値未満の場合は、前記ＤＣ／ＤＣコンバータの動作を停止させる制御部と、を備える。
このように前記変換装置は、太陽電池から出力される電力の電圧値が低く、太陽電池の負極の対地電位をＤＣ／ＤＣコンバータの出力側負極の対地電位よりも高くできない場合
には、ＤＣ／ＤＣコンバータの動作を停止させることにより、ＰＩＤによる性能低下の発生を防止できる。
また、本開示の一例に係る変換装置は、
入力端に太陽電池が接続され、前記太陽電池で発電された直流電力を変換して出力する際、前記太陽電池から入力される電力が所定値以上であった場合に前記太陽電池の負極の対地電位を前記出力の負極の対地電位よりも高くするＤＣ／ＤＣコンバータと、
天候又は照度を示す情報を取得し、当該情報に基づいて推定される前記太陽電池からの電力が前記所定値未満の場合は、前記ＤＣ／ＤＣコンバータの動作を停止させる制御部と、を備える。
このように前記変換装置は、悪天候或は低照度により、太陽電池の負極の対地電位をＤＣ／ＤＣコンバータの出力側負極の対地電位よりも高くできない場合には、ＤＣ／ＤＣコンバータの動作を停止させることにより、ＰＩＤによる性能低下の発生を防止できる。
また、本開示の一例に係るハイブリット電源システムは、
太陽電池と、
前記太陽電池に接続された前記変換装置と、
前記変換装置の出力と接続された蓄電池を含む蓄電装置と、を備える。
このように太陽電池の出力が低い場合でも、蓄電装置によってＤＣ／ＤＣコンバータの出力側の電圧が高く維持されるハイブリット電源システムにおいて、太陽電池の負極の対地電位をＤＣ／ＤＣコンバータの出力側負極の対地電位よりも高くできない場合に、ＤＣ／ＤＣコンバータの動作を停止させることにより、ＰＩＤによる性能低下の発生を防止できる。
本発明によれば、ＰＩＤによる太陽電池の性能低下を抑制することができる。
実施形態に係る太陽光発電システムの構成を示すブロック図である。 比較例としての太陽光発電システムに備えられるＤＣ／ＤＣコンバータ及びインバータユニットの回路構成を示す図である。 比較例における対地電位を示す図である。 太陽光発電システムが起動する過程でのＰ－Ｖ曲線の変化の様子を示す図である。 太陽光発電システムの構成例（２．１）を示す図である 太陽光発電システムの構成例（２．２）を示す図である 太陽光発電システムの構成例（２．３）を示す図である 太陽光発電システムの構成例（２．４）を示す図である。 太陽光発電システムの構成例（２．６）を示す図である。 太陽光発電システムの構成例（２．７）を示す図である。 ＰＩＤ現象の一例を説明するための概念図である。 太陽電池モジュール１の構造を模式的に示す図である。
以下、本発明の一側面に係る実施の形態（以下、「実施形態」とも表記する）を、図面に基づいて説明する。
§１ 適用例
図１は、本実施形態に係る太陽光発電システム１００の構成を示すブロック図、図２は、比較例としての太陽光発電システム２００に備えられるＤＣ／ＤＣコンバータ２２０及びインバータユニット３０の回路構成を示す図、図３は、比較例における対地電位を示す図、図４は、太陽光発電システム１００が起動する過程でのＰ－Ｖ曲線の変化の様子を示す図である。
図１の例において、太陽光発電システム１００は、太陽電池１０、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０、インバータユニット３０、制御部４０を備え、分電盤６０を介して商用電力系統や負荷装置と接続されている。ＤＣ／ＤＣコンバータ２０と制御部４０は、本例の変換装置４２を成している。また、インバータユニット３０と変換装置４２は、本例のパワーコンディショナを成している。
夜間、太陽電池１０に対する照度が低く、太陽光発電システム１００が停止した状態から、太陽電池１０に対する照度が上昇し、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０に入力される電力が基準値に達すると、制御部４０は、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０に太陽電池１０からの電力の変換を開始させ、インバータユニット３０により、直流電力を交流電力に変換して出力させる。
制御部４０は、動作開始後、太陽電池１０から最大電力が出力されるように、ＭＰＰＴ（Maximum Power Point Tracking）方式で制御する。例えば、制御部４０は、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０を動作させ、電圧を変化させると、図４に示すように、電力値が変化するので、この電力値のピーク点を山登り法で求め、このピーク点を追従するように制御する。
太陽電池１０は、並列に接続された複数の太陽電池ストリング１Ｓを備え、太陽電池ストリング１Ｓは、直列に接続された複数の太陽電池モジュール１を備えている。各太陽電池モジュール１は、光起電力効果によって太陽光エネルギーを電気エネルギーに変換し、直流電力として出力するモジュールである。太陽電池モジュール１は、例えば図１２に示した公知の構成であり、ガラス１４とバックシート１２の間にセル１３を封止したパネルをフレーム１１で保持した構成である。なお、図１２ではセル１３を模式的に一つ示しているが、太陽電池モジュール１内には複数のセル１３が設けられ、電極パターン１６によって直列に接続されて、更にこの直列に接続されたセル１３が複数並列に接続されている。これらのセル１３が太陽電池モジュール１の出力端子（不図示）と接続され、各セル１３で発電した電力が当該出力端子から出力される。これらセル１３等の内部回路とは別に、フレーム１１が接地されており、セル１３が、フレーム１１等との間に電位差（対地電位）を有することになる。
ＤＣ／ＤＣコンバータ２０は、太陽電池１０からの出力を変換してインバータユニット３０へ入力する。
インバータユニット３０は、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０から入力された直流の電力を交流の電力に変換して商用電力系統や負荷装置へ供給するインバータを備えている。また、インバータユニット３０は、系統連系リレー等を備え、商用電力系統との接続（系統連系）や解列を制御する。
図３（Ａ）の例において、太陽光発電システム２００は、太陽電池１０、ＤＣ／ＤＣコンバータ２２０、インバータユニット３０を備え、分電盤６０を介して商用電力系統や負荷装置と接続されている。
ＤＣ／ＤＣコンバータ２２０は、リアクトルＬ９、昇圧用のスイッチング素子Ｓ９及び
ダイオードＤ９を有する非絶縁型の昇圧回路である。リアクトルＬ９は、一端が太陽電池１０の正極に接続され、他端がダイオードＤ９のアノード及びスイッチング素子Ｓ９の高電位側の一端に接続されている。ダイオードＤ９は、アノードがリアクトルＬ９及びスイッチング素子Ｓ９の高電位側の一端に接続され、カソードがＤＣ／ＤＣコンバータ２２０の出力側の正極に接続されている。スイッチング素子Ｓ９は、太陽電池１０と並列に接続され、低電位側の一端が、太陽電池１０の負極、及びＤＣ／ＤＣコンバータ２２０の出力側の負極に接続されている。
比較例の太陽光発電システム２００では、ＤＣ／ＤＣコンバータ２２０におけるリアクトルＬ９及びダイオードＤ９を正極側に接続し、ＤＣ／ＤＣコンバータ２２０の負極側をコモン化して、この負極を太陽電池１０及びインバータユニット３０の負極と接続している。これにより、太陽電池１０における負極の対地電位が、インバータユニット３０の負極の対地電位と同じになる。このため、例えば図３（Ｂ）に示すように、インバータユニット３０の直流側の正負極３２・３３間の電圧が３２０Ｖで、アース３９に対する負極３３の電位が－１６０Ｖの場合、太陽電池１０の負極の電位がアース１９に対して－１６０Ｖとなる。そして、太陽電池１０が発電して、正負極間の電圧が２８４Ｖとなった場合、正極の電位（対地電位）が＋１２４Ｖとなる。このとき、例えば図４に示すように太陽電池１０の太陽電池ストリング１Ｓが太陽電池モジュール１－１～１－１０から構成されていた場合、負極側（図４の網掛け部）の太陽電池モジュール１－１～１－６は、負の対地電位を有することになり、ＰＩＤによる性能低下のリスクが生じる。
そこで本実施形態の太陽光発電システム１００では、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０が、太陽電池１０の負極とインバータ３１の負極とをコモン化せず、太陽電池で発電された直流電圧を前記インバータ側へ出力する際、太陽電池１０の負極の対地電位をインバータ３１の負極の対地電位よりも高くする。これにより、太陽電池１０の負極側に位置する太陽電池モジュール１の対地電位が負となるのを抑えて、ＰＩＤによる太陽電池１０の性能劣化を抑制する。例えば、太陽電池１０の負極の対地電位を０Ｖ以上とすることで、ＰＩＤによる太陽電池１０の性能劣化を防止する。図１（Ｂ）の例では、太陽電池の出力電圧Ｖ１（例えば２８４Ｖ）をＤＣ／ＤＣコンバータ２０で昇圧してインバータユニット３０の正負極間に印加し、インバータユニット３０の正負極間の電圧Ｖ４、即ちインバータ３１の正負極間の電圧を５６８Ｖとしている。この場合、インバータユニット３０の正負極の中間が対地電位０Ｖとなるので、正極の対地電位が＋２８４Ｖ、負極の対地電位が－２８４Ｖとなる。そして、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０は、太陽電池１０の正極とインバータユニット３０の正極とをコモン化して、対地電位を等しくし、太陽電池１０の正極の対地電位を＋２８４Ｖとしている。このため、太陽電池１０の正負極間の電圧が２８４Ｖである場合の負極の対地電位が０Ｖとなり、ＰＩＤによる太陽電池１０の性能劣化が防止される。
但し、起動直後や曇天時等、太陽電池１０からの出力が低い場合に、太陽電池１０の負極の対地電位が０Ｖ以上にならないことがある。このため、太陽電池１０からの出力が低い状態で運転を継続すると、ＰＩＤによる性能低下のリスクが生じる。
そこで、本実施形態の太陽光発電システム１００では、太陽電池１０からの出力が低く、太陽電池１０の負極の対地電位を０Ｖ以上にできない場合、例えばＭＰＰＴ方式で制御した際のピーク点における電圧が所定値未満の場合、ピーク電力が所定値未満の場合、天候や照度がＰＩＤの発生条件を満たしている場合には、ＤＣ／ＤＣコンバータの動作を停止させる。
これにより、本実施形態の太陽光発電システム１００では、太陽電池１０の出力が低い状態でのＰＩＤによる性能低下を防止できる。
§２ 構成例
（２．１）
図５は、太陽光発電システム１００の構成例（２．１）を示す図であるである。なお、前述の図１と同じ機能を有する要素には同符号を付す等して再度の説明を省略する。
図５（Ａ）の例において、太陽電池１０に接続されたＤＣ／ＤＣコンバータ２０は、リアクトルＬ０、昇圧用のスイッチング素子Ｓ０、ダイオードＤ０、及びコンデンサＣ０、入力電流検出器２７、入力電圧検出器２８、出力電圧検出器２９を有する非絶縁型の昇圧回路である。
リアクトルＬ０は、一端が太陽電池１０の負極に接続され、他端がダイオードＤ０のカソード及びスイッチング素子Ｓ０の低電位側の一端に接続されている。
ダイオードＤ０は、カソードがリアクトルＬ０及びスイッチング素子Ｓ０の低電位側の一端に接続され、アノードがＤＣ／ＤＣコンバータ２０の出力端の負極に接続されている。即ち、リアクトルＬ０及びダイオードＤ０は、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０の負極側ラインにおいて、直列に接続されている。
スイッチング素子Ｓ０は、高電位側の一端が、太陽電池１０の正極、及びインバータ３１の正極に接続され、低電位側の一端がダイオードＤ０のカソード及びリアクトルＬ０のインバータ３１側端部に接続している。
スイッチング素子Ｓ０は、例えば、ＭＯＳ（metal-oxide-semiconductor）型電界効果
トランジスタ、絶縁ゲート型バイポーラトランジスタ（ＩＧＢＴ）などのスイッチ素子でよい。スイッチング素子Ｓ０は、不図示の駆動回路によってスイッチング動作され、周期的に高電位側の一端（本例ではドレイン）と低電位側の一端（本例ではソース）との間をＯＮ／ＯＦＦする。
コンデンサＣ０は、太陽電池１０と並列にＤＣ／ＤＣコンバータ２０の入力側正負極間に接続され、スイッチング素子Ｓ０のスイッチング動作によって昇圧されるＤＣ／ＤＣコンバータ２０の出力を平滑化する。
ＤＣ／ＤＣコンバータ２０は、スイッチング素子Ｓ０のスイッチング動作により、太陽電池１０から入力された直流の電圧（例えば２８４Ｖ）を例えば所定の電圧（例えば５６４Ｖ）に昇圧してインバータユニット３０へ出力する。
インバータユニット３０は、コンデンサＣ９、インバータ３１、ＡＣリアクトルＡＣＬ１，ＡＣＬ２を有している。
コンデンサＣ９は、インバータユニット３０の直流側の正負極間に接続され、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０を介して入力される直流電圧のノイズ成分を平滑化するフィルタ回路である。
インバータ３１は、太陽電池１０からの直流の電力を交流の電力に変換し、ＡＣリアクトルＡＣＬ１，ＡＣＬ２を介して出力する。
入力電流検出器２７は、太陽電池１０から、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０へ入力される電流を検出する。入力電圧検出器２８は、太陽電池１０の正負極間に接続され、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０へ入力される電力の電圧値、即ち、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０の入力端に印加される電圧（入力電圧）を検出する。出力電圧検出器２９は、ＤＣ／ＤＣコンバータ
２０の出力側正負極間に接続され、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０から出力される電力の電圧を検出する。
制御部４０は、入力電圧検出器２８で検出した電圧値が、所定の起動電圧値（例えば５０Ｖ）を超えた場合、スイッチング素子Ｓ０のスイッチング動作、即ちＤＣ／ＤＣコンバータ２０の動作を開始させ、ＭＰＰＴ制御を行う。
図５（Ｂ）の例では、太陽電池１０の正負極間の電圧Ｖ１（例えば２８４Ｖ）をＤＣ／ＤＣコンバータ２０で昇圧してインバータユニット３０の正負極間に印加し、インバータユニット３０の正負極間の電圧Ｖ４を５６８Ｖとしている。この場合、インバータユニット３０の正負極の中間が対地電位０Ｖとなるので、正極の対地電位が＋２８４、負極の対地電位が－２８４となる。そして、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０は、太陽電池１０の正極とインバータユニット３０の正極とをコモン化して、対地電位を等しくし、太陽電池１０の正極の対地電位を＋２８４Ｖとしている。このため、太陽電池１０の正負極間の電圧が２８４Ｖである場合の負極の対地電位が０Ｖとなり、ＰＩＤによる太陽電池１０の性能劣化が防止される。本例では、太陽電池１０における負極の対地電位を０Ｖとしたが、多結晶シリコン型の太陽電池を採用した場合には、０Ｖよりも高い対地電位としてもよい。なお、薄膜シリコン型の太陽電池を採用した場合、太陽電池１０における負極の対地電位を高くし過ぎると薄膜の剥離が生じることがあるため、太陽電池１０における負極の対地電位を０Ｖとするのが望ましい。但し、この場合の対地電位は、厳密に０Ｖに限定されるものではなく、ＰＩＤが発生しない程度に０Ｖ未満となる場合や、薄膜の剥離が生じない程度に０Ｖを超えるものであってもよい。
そして、制御部４０は、起動直後や曇天時など、ＭＰＰＴ制御を行った際のピーク点において、太陽電池１０の出力電圧Ｖ１が、所定値（例えば２８４Ｖ）未満であった場合、スイッチング素子Ｓ０のスイッチング動作、即ちＤＣ／ＤＣコンバータ２０の動作を停止させる。このように、太陽電池１０の出力電圧Ｖ１が低く、太陽電池１０の負極の対地電位をＤＣ／ＤＣコンバータ２０の出力側負極の対地電位よりも高くできない場合、即ち０Ｖ以上にできない場合には、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０の動作を停止させることにより、ＰＩＤによる性能低下の発生を防止できる。なお、所定値は、太陽電池１０の負極の対地電位を０Ｖ以上にできる値に厳密に限定されるものではなく、ＰＩＤが発生しない程度に０Ｖ未満となる値に定められても良い。
（２．２）
図６は、太陽光発電システム１００の構成例（２．２）を示す図である。なお、前述の太陽光発電システム１００と同じ機能を有する要素には同符号を付す等して再度の説明を省略する。
図６（Ａ）の例では、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０が、第一変換部２１と、第二変換部２２とを備えている。第一変換部２１は、リアクトルＬ１、スイッチング素子Ｓ１、ダイオードＤ１、及びコンデンサＣ１を有する非絶縁型の降圧回路である。
リアクトルＬ１は、一端がインバータ３１の正極に接続され、他端がダイオードＤ１のカソード及びスイッチング素子Ｓ１のインバータ側の一端に接続されている。
ダイオードＤ１は、カソードがリアクトルＬ１及びスイッチング素子Ｓ１のインバータ側の一端に接続され、アノードが太陽電池１０の負極に接続されている。
スイッチング素子Ｓ１は、一端（例えばドレイン）が太陽電池１０の正極に接続され、他端（例えばソース）がダイオードＤ１のカソード及びリアクトルＬ１の太陽電池側端部
に接続している。
コンデンサＣ１は、太陽電池１０と並列に第一変換部２１の入力側の正負極間に接続され、スイッチング動作によって降圧される第一変換部２１の出力を平滑化する。
第二変換部２２は、リアクトルＬ２、スイッチング素子Ｓ２、ダイオードＤ２、及びコンデンサＣ２を有する非絶縁型の昇圧回路である。
リアクトルＬ２は、一端が太陽電池１０の負極に接続され、他端がダイオードＤ２のカソード及びスイッチング素子Ｓ２の低電位側の一端に接続されている。
ダイオードＤ２は、カソードがリアクトルＬ２及びスイッチング素子Ｓ２の低電位側の一端に接続され、アノードがＤＣ／ＤＣコンバータ２０の出力端の負極に接続されている。即ち、リアクトルＬ２及びダイオードＤ２は、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０の負極側ラインにおいて、直列に接続されている。
スイッチング素子Ｓ２は、高電位側の一端が、第一変換部２１の正極及びインバータ３１の正極に接続され、低電位側の一端がダイオードＤ２のカソード及びリアクトルＬ２のインバータ３１側端部に接続している。
コンデンサＣ２は、第二変換部２２の太陽電池側正負極間、即ち一端がスイッチング素子Ｓ２の正極側端部、他端がリアクトルＬ２の太陽電池側端部に接続され、スイッチング動作によって昇圧される第二変換部２２の出力を平滑化する。
本例のＤＣ／ＤＣコンバータ２０では、図６（Ｂ）に示すように、第一変換部２１が、負極をコモンとして太陽電池１０の出力電圧Ｖ１（例えば２８４Ｖ）を所定の電圧Ｖ２に降圧する。そして、第二変換部２２が、正極をコモンとして電圧Ｖ２を２倍の電圧Ｖ４（例えば３２０）に昇圧する。これにより、本例の太陽光発電システム１００は、太陽電池１０における負極の対地電位を０Ｖとしている。
そして、制御部４０は、ＭＰＰＴ制御を行った際のピーク点において、太陽電池１０の出力電圧Ｖ１が、所定値未満、例えばインバータ３１の正負極間の電圧の１／２（図６の例では１６０Ｖ）未満であった場合、スイッチング素子Ｓ０のスイッチング動作、即ちＤＣ／ＤＣコンバータ２０の動作を停止させる。このように、太陽電池１０の出力電圧Ｖ１が低く、太陽電池１０の負極の対地電位をＤＣ／ＤＣコンバータ２０の出力側負極の対地電位よりも高くできない場合には、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０の動作を停止させることにより、ＰＩＤによる性能低下の発生を防止できる。
（２．３）
図７は、太陽光発電システム１００の構成例（２．３）を示す図であるを示す図である。本例のＤＣ／ＤＣコンバータ２０Ａは、図６のＤＣ／ＤＣコンバータ２０と比べて、回路構成は同じであり、直流電圧の変換に係るパラメータが異なっている。なお、図６の例では、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０がインバータユニット３０に接続していたのに代えて、本例では、ＰＣＳ５０Ａに接続している。本例において、前述の太陽光発電システム１００と同じ機能を有する要素には同符号を付す等して再度の説明を省略する。
図７（Ａ）の例では、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０Ａが、第一変換部２１と、第二変換部２２とを備えている。第一変換部２１は、太陽電池１０における正極の対地間電位をパワーコンディショナ５０の正極の対地間電位以上とする。また、第二変換部２２は、太陽電池１０における負極の対地間電位をパワーコンディショナ５０Ａの負極の対地間電位より
も高くする。
また、本例の変換装置４２は、ＰＣＳ５０Ａと別体に構成されており、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０Ａの出力電力をＰＣＳ５０Ａの直流側外部端子５１，５２からＰＣＳ５０Ａへ供給する。ここで変換装置４２は、太陽電池１０の出力電圧Ｖ１と、直流側外部端子５１，５２へ印加する出力電圧Ｖ３とを等しくしている。このため、前述の図２のように太陽電池１０の出力電圧Ｖ１をＰＣＳ５０Ａで変換し、商用電力系統や負荷へ供給する際、ＰＩＤによる太陽電池１０の性能劣化を招く太陽光発電システム２００が存在する場合に、太陽電池１０とＰＣＳ５０の間に変換装置４２を接続し、太陽電池１０における正負極の対地間電位を変換することで、ＰＩＤによる太陽電池１０の性能劣化を防止することができる。即ち、既存の太陽光発電システムに変換装置４２を加えるだけで、容易にＰＩＤによる太陽電池１０の性能劣化を防止することができる。
本例では、図７（Ｂ）に示すように、第一変換部２１が、負極をコモンとして太陽電池１０の出力電圧Ｖ１（例えば２８４Ｖ）を所定の電圧Ｖ２（例えば１２４Ｖ）に降圧し、第二変換部２２が、正極をコモンとして電圧Ｖ２を太陽電池１０の出力と同じ電圧Ｖ３（例えば２８４Ｖ）に昇圧する。そして、この電圧Ｖ３をＰＣＳ５０のＤＣ／ＤＣコンバータ２２０が所定の電圧Ｖ４（例えば３２０Ｖ）に昇圧する。この場合、前述のようにＤＣ／ＤＣコンバータ２２０における出力側負極の対地電位が－１６０Ｖ、入力側正極の対地電位が＋１２４Ｖとなるので、このＤＣ／ＤＣコンバータ２２０と接続し、正極をコモン化した第二変換部２２の入力側正極の対地電位も＋１２４Ｖとなる。このため第一変換部２１の出力電圧を１２４Ｖとすることで、負極の対地電位を０Ｖとし、太陽電池１０における負極の対地電位を０Ｖとして、ＰＩＤによる太陽電池１０の性能劣化を防止している。
そして、制御部４０は、ＭＰＰＴ制御を行った際のピーク点において、太陽電池１０の出力電圧Ｖ１が、所定値未満であった場合、スイッチング素子Ｓ０のスイッチング動作、即ちＤＣ／ＤＣコンバータ２０の動作を停止させる。ここで所定値とは、例えばインバータ３１への入力電圧、即ちＤＣ／ＤＣコンバータ２０の出力電圧Ｖ３から電圧Ｖ４の１／２を減じた値である。図７の例では、次式のように、１２４Ｖとしている。
所定値＝Ｖ３－（Ｖ４／２）＝２８４－（３２０／２）
このように、太陽電池１０の出力電圧Ｖ１が低く、太陽電池１０の負極の対地電位をＤＣ／ＤＣコンバータ２０の出力側負極の対地電位よりも高くできない場合できない場合には、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０の動作を停止させることにより、ＰＩＤによる性能低下の発生を防止できる。
（２．４）
図８は、太陽光発電システムの構成例（２．４）を示す図である。図８において、太陽光発電システム１００は、太陽電池１０、蓄電池２１０、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０，２２１、インバータユニット３０を備えるハイブリット電源システムである。蓄電池２１０とＤＣ／ＤＣコンバータ２２１は、本例の蓄電装置を成している。なお、本例において、前述の太陽光発電システム１００と同じ機能を有する要素には同符号を付す等して再度の説明を省略する。
蓄電池２１０は、リチウムイオン電池等の二次電池であり、太陽電池１０や商用電力系統から供給される電力を蓄積する。また、蓄電池２１０は、蓄積した電力を夜間や電力逼迫時等に放電して負荷装置へ供給する。
ＤＣ／ＤＣコンバータ２２１は、蓄電池２１０から放電された電力を所定電圧に変換（
本例では昇圧）してインバータユニット３０へ入力する。また、ＤＣ／ＤＣコンバータ２２１は、太陽電池１０や商用電力系統から供給される電力がインバータユニット３０を介して入力され、このインバータユニット３０からの電力を所定電圧に変換（本例では降圧）して蓄電池２１０へ供給し、充電させる。
インバータユニット３０は、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０，２２１から入力された直流の電力を交流の電力に変換して商用電力系統や負荷装置へ供給すると共に、商用電力系統からの交流の電力を直流の電力に変換してＤＣ／ＤＣコンバータ２２１へ供給するインバータ３１を備えている。また、インバータユニット３０は、不図示の系統連系リレー等を備え、商用電力系統との接続（系統連系）や解列を制御する。
ＤＣ／ＤＣコンバータ２０は、制御部４０からの制御信号によるスイッチング素子Ｓ２のスイッチング動作により、太陽電池１０から入力された直流の電圧（例えば２８４Ｖ）を所定の電圧（例えば５６８Ｖ）に昇圧してインバータユニット３０へ出力する。
蓄電池２１０に接続されたＤＣ／ＤＣコンバータ２２１は、リアクトルＬ９、及び昇降圧用のスイッチング素子Ｓ８、Ｓ９を有する。また、スイッチング素子Ｓ８、Ｓ９に対して逆並列にダイオードを有してもよい。
リアクトルＬ９は、一端が蓄電池２１０の正極に接続され、他端がスイッチング素子Ｓ８、Ｓ９の一端に接続されている。
スイッチング素子Ｓ９は、蓄電池２１０と並列に接続される。スイッチング素子Ｓ９は、低電位側の一端が蓄電池２１０の負極及びインバータユニット３０の負極に接続され、高電位側の一端が、リアクトルＬ９及びスイッチング素子Ｓ８に接続されている。
スイッチング素子Ｓ８は、一端がインバータユニット３０の正極に接続され、他端が、リアクトルＬ９及びスイッチング素子Ｓ９２に接続されている。
ＤＣ／ＤＣコンバータ２２１は、スイッチング素子Ｓ８、Ｓ９のスイッチング動作により、蓄電池２１０から放電された直流の電圧（例えば１００Ｖ）を所定の電圧（例えば５６８Ｖ）に昇圧してインバータユニット３０へ出力し、また、インバータユニット３０からの直流の電圧（例えば５６８Ｖ）を所定の電圧（例えば１００Ｖ）に降圧して蓄電池２１０へ供給し、充電させる。
本例の太陽光発電システム１００において、昼間、太陽電池１０が発電し、電圧Ｖ１が入力する所定値（例えば５６８Ｖ）に達している場合には、前述の構成例と同様に太陽電池１０の負極における対地電位が０Ｖとなり、ＰＩＤによる性能低下が防止される。
そして、制御部４０は、ＭＰＰＴ制御を行った際のピーク点において、太陽電池１０の出力電圧Ｖ１が、所定値未満であった場合、スイッチング素子Ｓ０のスイッチング動作、即ちＤＣ／ＤＣコンバータ２０の動作を停止させる。ここで所定値とは、例えばインバータ３１への入力電圧、即ちＤＣ／ＤＣコンバータ２０の出力電圧Ｖ３の１／２であり、図８の例では、２８４Ｖとしている。
このように、太陽電池１０の出力電圧Ｖ１が低く、太陽電池１０の負極の対地電位をＤＣ／ＤＣコンバータ２０の出力側負極の対地電位よりも高くできない場合には、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０の動作を停止させることにより、ＰＩＤによる性能低下の発生を防止できる。
（２．５）
前述の構成例では、制御部４０が、ＭＰＰＴ制御を行った際のピーク点において、太陽電池１０の出力電圧Ｖ１が、所定値未満の場合にＤＣ／ＤＣコンバータ２０の動作を停止したが、これに限らず、当該ピーク点における電力値に応じてＤＣ／ＤＣコンバータ２０の動作を停止させても良い。
制御部４０は、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０を動作させ、入力電流検出器２７、入力電圧検出器２８によって太陽電池から入力される電力の値と電圧を検出し、スイッチング素子Ｓ０のスイッチング動作を制御して電圧を変化させ、電力値のピーク点を山登り法で求めて、このピーク点を追従するように制御する。そして、このピーク点における電力値が所定値未満の場合には、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０の動作を停止させる。
このように、太陽電池１０の出力電圧Ｖ１が低く、太陽電池１０の負極の対地電位をＤＣ／ＤＣコンバータ２０の出力側負極の対地電位よりも高くできない場合には、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０の動作を停止させることにより、ＰＩＤによる性能低下の発生を防止できる。
（２．６）
前述の構成例では、制御部４０が、ＭＰＰＴ制御を行った際のピーク点において、太陽電池１０の出力電圧Ｖ１又は電力値が、所定値未満の場合にＤＣ／ＤＣコンバータ２０の動作を停止したが、これに限らず、照度に応じてＤＣ／ＤＣコンバータ２０の動作を停止させても良い。
図９は、太陽光発電システムの構成例（２．６）を示す図である。図９において、太陽光発電システム１００は、照度計２６を備えている。
照度計２６は、太陽電池１０の受光面における照度を測定する。太陽電池１０の受光面における照度が高いと太陽電池１０の出力が高くなり、当該照度が低いと太陽電池１０の出力が低くなる。そこで、太陽電池１０の出力が低く、前述の構成例のように太陽電池１０の負極の対地電位を０Ｖ以上にできなくなると推定される照度を閾値として予め求めておく。なお、この照度の閾値は、温度や湿度等、他の情報に応じて設定してもよい。例えば、温度や湿度が高い場合には、ＰＩＤが発生し易いため、温度や湿度が低い場合よりも温度や湿度が高い場合に照度の閾値が高くなるように設定してもよい。
そして、制御部４０は、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０の動作をさせた際、照度計２６による測定値を監視し、当該照度が閾値以下となった場合にはＤＣ／ＤＣコンバータ２０の動作を停止させる。
このように、太陽電池１０の受光面における照度が低く、太陽電池１０の負極の対地電位をＤＣ／ＤＣコンバータ２０の出力側負極の対地電位よりも高くできないと推定される場合には、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０の動作を停止させることにより、ＰＩＤによる性能低下の発生を防止できる。
（２．７）
前述の構成例（２．６）では、照度に応じてＤＣ／ＤＣコンバータ２０の動作を停止したが、これに限らず、天候に応じてＤＣ／ＤＣコンバータ２０の動作を停止させても良い。
図１０は、太陽光発電システムの構成例（２．７）を示す図である。図１０において、太陽光発電システム１００は、通信モジュール２５を備えている。
通信モジュール２５は、無線通信回線や、インターネット等のネットワークを介して他の装置と通信するためのモジュールである。制御部４０は、通信モジュール２５を介して外部サーバに接続し、当該太陽光発電システム１００の識別情報を送信し、天候情報を要求する。当該要求を受けた外部サーバは、識別情報によって特定される地域の天候を示す天候情報を当該太陽光発電システム１００の制御部４０へ送信する。天候情報は、例えば、晴れ、曇り、雨、雪などである。また、晴れ、薄曇り、本曇り、高曇り、雨、雪などとしてもよい。
天候が晴れや薄曇りであれば太陽電池１０の出力が高くなり、天候が雨や雪であれば太陽電池１０の出力が低くなる。そこで、太陽電池１０の出力が低く、前述の構成例のように太陽電池１０の負極の対地電位を０Ｖ以上にできなくなると推定される天候条件を予め求めておく。なお、この天候条件は、時刻や温度、湿度等、他の情報に応じて設定してもよい。例えば、晴れであれば日の入り時刻から日の出時刻の３０分後までとし、曇りであれば日の入り時刻から日の出時刻の１時間後までのように、太陽電池１０の負極の対地電位を０Ｖ以上にできなくなると推定される時間帯を天候毎に異ならせて設定してもよい。更に、温度や湿度が高い場合には、ＰＩＤが発生し易いため、温度や湿度が低い場合よりも温度や湿度が高い場合に、当該時間帯を長くするように設定してもよい。
そして、制御部４０は、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０の動作をさせた際、定期的に天候情報を取得し、当該天候情報等が前記天候条件を満たした場合にはＤＣ／ＤＣコンバータ２０の動作を停止させる。
このように、天候が悪く、太陽電池１０の負極の対地電位をＤＣ／ＤＣコンバータの出力側負極の対地電位よりも高くできないと推定される場合には、ＤＣ／ＤＣコンバータ２０の動作を停止させることにより、ＰＩＤによる性能低下の発生を防止できる。
§３ 形態例
本開示の一例に係る変換装置（４２）は、
入力端に太陽電池が接続され、前記太陽電池で発電された直流電力を変換して出力する際、前記太陽電池から入力される電力が所定値以上であった場合に前記太陽電池の負極の対地電位を前記出力の負極における対地電位よりも高くするＤＣ／ＤＣコンバータ（２０）と、
前記太陽電池から出力される電力の電圧を変化させて当該電力のピーク値を検出し、当該ピーク値が前記所定値未満の場合は、前記ＤＣ／ＤＣコンバータの動作を停止させる制御部（４０）と、を備える。
また、本開示の一例に係る変換装置（４２）は、
入力端に太陽電池が接続され、前記太陽電池で発電された直流電力を変換して出力する際、前記太陽電池から入力される電力の電圧が所定値以上であった場合に前記太陽電池の負極の対地電位を前記出力の負極における対地電位よりも高くするＤＣ／ＤＣコンバータ（２０）と、
前記太陽電池から出力される電力の電圧を変化させて当該電力のピーク点を検出し、当該ピーク点での前記電圧が前記所定値未満の場合は、前記ＤＣ／ＤＣコンバータの動作を停止させる制御部（４０）と、を備える。
また、本開示の一例に係る変換装置（４２）は、
入力端に太陽電池が接続され、前記太陽電池で発電された直流電力を変換して出力する際、前記太陽電池から入力される電力が所定値以上であった場合に前記太陽電池の負極の対地電位を前記インバータの負極の対地電位よりも高くするＤＣ／ＤＣコンバータ（２０
）と、
天候又は照度を示す情報を取得し、当該情報に基づいて推定される前記太陽電池からの電力が前記所定値未満の場合は、前記ＤＣ／ＤＣコンバータの動作を停止させる制御部（４０）と、を備える。
上述した本発明の実施形態及び変形例はあくまでも例示に過ぎず、本発明はこれに限定されるものではない。また、上述した実施形態及び変形例において示した特徴的な構成は、本発明の趣旨を逸脱しない範囲において当然にその組み合わせが可能である。
１０ ：太陽電池
２０，２０Ａ，２０Ｂ：ＤＣ／ＤＣコンバータ
３０ ：インバータユニット
４０ ：制御部
５０ ：パワーコンディショナ
６０ ：分電盤
１００ ：太陽光発電システム

Claims (4)

  1. 入力端に太陽電池が接続され、前記太陽電池で発電された直流電力を変換して出力する際、前記太陽電池から入力される電力が所定値以上であった場合に前記太陽電池の負極の対地電位を前記出力の負極における対地電位よりも高くするＤＣ／ＤＣコンバータと、
    前記太陽電池から出力される電力の電圧を変化させて当該電力のピーク値を検出し、当該ピーク値が前記所定値未満の場合は、前記ＤＣ／ＤＣコンバータの動作を停止させる制御部と、
    を備えることを特徴とする変換装置。
  2. 入力端に太陽電池が接続され、前記太陽電池で発電された直流電力を変換して出力する際、前記太陽電池から入力される電力の電圧が所定値以上であった場合に前記太陽電池の負極の対地電位を前記出力の負極における対地電位よりも高くするＤＣ／ＤＣコンバータと、
    前記太陽電池から出力される電力の電圧を変化させて当該電力のピーク点を検出し、当該ピーク点での前記電圧が前記所定値未満の場合は、前記ＤＣ／ＤＣコンバータの動作を停止させる制御部と、
    を備えることを特徴とする変換装置。
  3. 入力端に太陽電池が接続され、前記太陽電池で発電された直流電力を変換して出力する際、前記太陽電池から入力される電力が所定値以上であった場合に前記太陽電池の負極の対地電位を前記出力の負極における対地電位よりも高くするＤＣ／ＤＣコンバータと、
    天候又は照度を示す情報を取得し、当該情報に基づいて推定される前記太陽電池からの電力が前記所定値未満の場合は、前記ＤＣ／ＤＣコンバータの動作を停止させる制御部と、
    を備えることを特徴とする変換装置。
  4. 太陽電池と、
    前記太陽電池に接続された請求項１～３の何れか一項に記載の変換装置と、
    前記変換装置の出力と接続された蓄電池を含む蓄電装置と、
    を備えるハイブリット電源システム。
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