WO2007125867A1 - 太陽光発電システムおよび太陽光発電システム制御方法 - Google Patents

Abstract

　太陽光発電システムは、複数の太陽光発電装置ユニットで発電された電力が１つのユニット群集電制御部にまとめられ、１つのユニット群集電制御部に対応する１つの電力変換装置に供給（送電）される。太陽光発電システムは、太陽光発電装置ユニットを複数配置した発電装置ユニット群と、ユニットケーブルを介して太陽光発電装置ユニットと接続され太陽光発電装置ユニットの発電電力を集電し制御するユニット群集電制御部とを備える。

Description

明 細 書

太陽光発電システムおよび太陽光発電システム制御方法

技術分野

[0001] 本発明は、太陽電池モジュールおよび追尾駆動部を有する太陽光発電装置ュニッ トを複数配置して構成された太陽光発電システムおよび太陽光発電システム制御方 法に関する。

背景技術

[0002] 近年、エネルギー資源枯渴の問題や大気中の CO増加のような地球環境問題など

2

から

タリ ンなエネルギーの開発が望まれており、特に太陽電池を用いた太陽光発電 (太 陽光発電システム）が新しいエネルギ—源として開発、実用化されている。

[0003] 太陽光発電システムは、更なる普及のため低コストィ匕が望まれており、その一つとし て、太陽光を追尾する追尾駆動部を備え、太陽電池モジュールを太陽方位，高度に 向けることにより、発電量を向上し単位発電量当たりの発電コストを低減する太陽光 発電システムが提案されて 、る。

[0004] また、太陽を追尾し入射した太陽光を集光して発電することにより、太陽光発電シス テム (太陽電池モジュール）にお 、て最も高価な構成物である太陽電池セルの使用 量を減らし、太陽光発電システム全体のコストを低減する集光型の太陽光発電システ ムの開発も行なわれて ヽる。

[0005] これらの太陽光発電システムは、未開発地域や山間部ではなぐ都市部などに電 力を供給する発電所の補助的役割を果たす目的から、電力系統と連系を行なうこと ができるように電力変換装置 (パヮ コンディショナ ）に接続した太陽光発電システ ムとすることが提案されて 、る。

[0006] 太陽光発電システムの追尾駆動を制御する制御方法に関して、特許文献 1には、 太陽位置センサを用いて太陽の方向を検知し、太陽を追尾する方法が開示されてい る。また、特許文献 2には、太陽光発電システムの設置場所の緯度'経度と日付'時 刻をもとに太陽の方位と高度を計算し、その方向に太陽電池モジュールの受光面を 向ける方法が開示されている。

[0007] また、集光型の太陽電池モジュールを用いた太陽光発電システムの場合も同様の 方法が知られており、特許文献 3には、光センサの出力から太陽の方向を検知し、太 陽電池モジュールの受光面を太陽方位 '高度に向ける方法が開示されて 、る。集光 型の場合は、レンズにより太陽光を集光して太陽電池セルに照射する構造のため、 追尾ズレ角度の許容角度が小さぐ太陽追尾に高い精度が要求される点が異なるの みであり、基本的な太陽追尾動作は集光型で無い太陽光発電システムの場合と同 様である。

特許文献 1：特開 2000— 196126号公報

特許文献 2：特開 2002— 202817号公報

特許文献 3 :特開 2004— 153202号公報

発明の開示

発明が解決しょうとする課題

[0008] 太陽光発電システムとして、広大な場所に複数の太陽光発電装置ユニット (太陽電 池モジュールおよび追尾駆動部を基本構成とする。）を設置し、大電力を発電する設 備としての展開が考えられている。しかし、複数の太陽光発電ユニットを設置する場 合の太陽光発電システムの構成、太陽光発電システム制御方法を具体的にどのよう に構成するのかはほとんど提案されて 、な 、。

[0009] 太陽光発電ユニットが 1台のみ設置されている場合は、その動作に必要な最大エネ ルギ—以上のエネルギー容量を有するエネルギー供給設備があれば足りるが、複数 台設置された場合、各太陽光発電ユニットの発電電力（出力）を如何に経済的に集 線して電力を効率的に取り出す力、具体的に提案されて 、な 、。

[0010] また、通常は、各太陽光発電ユニットを個々に太陽を追尾させながら駆動している 力 複数の太陽光発電装置ユニットを連結した太陽光発電システムでは、任意の太 陽光発電装置ユニットの出力が追尾ズレなどの理由で小さい場合に、それがどの太 陽光発電装置ユニットであるかを検出し、不具合を修正することが必要になるという 問題がある。

[0011] つまり、従来の太陽光発電システムは、特許文献 1ないし特許文献 3に開示されて いるように単一の太陽光発電装置ユニットでの制御に関するものである。また、太陽 光発電システムとして、電力系統に連系できるようにパヮ—コンディショナー（電力変 換装置)まで含めた太陽光発電システムは未だ提案されて 、な 、のが実状である。

[0012] 本発明はこのような状況に鑑みてなされたものであり、複数の太陽光発電装置ュ- ットを配置して発電装置ユニット群を構成した太陽光発電システムで、太陽光発電装 置ユニットの発電状態を検出することにより、発電異常を生じた太陽光発電装置ュニ ットへの対処が可能な太陽光発電システムおよび太陽光発電システム制御方法を提 供することを目的とする。

[0013] また、本発明は、発電異常を容易かつ確実にリアルタイムで検出して発電異常を容 易に修正できることから、電力系統との連係が容易で、安全かつ安定した太陽光発 電システムおよび太陽光発電システム制御方法を提供することを他の目的とする。

[0014] また、本発明は、複数の発電装置ユニット群を配置して構成した太陽光発電システ ムで、発電装置ユニット群の発電状態を検出することにより、発電異常を生じた発電 装置ユニット群への対処が可能な太陽光発電システムおよび太陽光発電システム制 御方法を提供することを他の目的とする。

[0015] また、本発明は、発電装置ユニット群を構成する太陽光発電装置ユニットに直達日 射計を備えることにより、太陽光発電装置ユニットの発電異常を検出することが可能 な太陽光発電システムおよび太陽光発電システム制御方法を提供することを他の目 的とする。

[0016] また、本発明は、発電装置ユニット群の発電電力を集電し追尾駆動を制御するュニ ット群集電制御部と通信してユニット群集電制御部を制御する端末機を用いることに より、太陽光発電装置ユニットを個別に制御して追尾駆動の調整が可能な太陽光発 電システム制御方法を提供することを他の目的とする。

課題を解決するための手段

[0017] 本発明に係る太陽光発電システムは、太陽電池モジュールおよび該太陽電池モ ジュールを追尾駆動する追尾駆動部を有する太陽光発電装置ユニットを複数配置し て構成した発電装置ユニット群と、該発電装置ユニット群の発電電力を集電し制御す るユニット群集電制御部と、該ユニット群集電制御部に集電された発電電力を電力変 換する電力変換装置とを備える太陽光発電システムであって、前記太陽光発電装置 ユニットそれぞれの発電状態を検出するユニット状態検出部を備え、前記ユニット状 態検出部の出力が前記ユニット群集電制御部に供給されることを特徴とする。

[0018] この構成により、発電装置ユニット群力 のユニットケーブルを発電装置ユニット群 の近くに配置したユニット群集電制御部で集束し、集電した発電電力を一括して単 一ケーブルで電力変換装置へ送電することができるので、配線経路を簡単かつ最短 とすることが可能となり、また、電力変換装置の設置位置の選定が容易となる。また、 太陽光発電装置ユニットの発電異常 (追尾異常などによる発電異常)を容易に検出 することができるので、太陽光発電装置ユニットの発電異常を修正して太陽光発電装 置ユニット (太陽光発電システム）の発電電力の低下を防止することができる。また、 発電異常を容易に修正することが可能となることから、電力系統との連係が容易で、 安全かつ安定した太陽光発電システムとすることが可能となる。

[0019] また、本発明に係る太陽光発電システムでは、前記ユニット群集電制御部は前記ュ ニット状態検出部を備え、前記追尾駆動部を制御する構成とされていることを特徴と する。

[0020] この構成により、ユニット群集電制御部により太陽光発電装置ユニットそれぞれの発 電状態を検出して追尾駆動部を制御することが可能になる。

[0021] また、本発明に係る太陽光発電システムでは、前記各太陽光発電装置ユニットに 太陽光発電装置ユニット単位で追尾駆動部を制御する分散制御部を備え、前記ュ ニット群集電制御部を介して分散制御部と通信を行なうことを特徴とする。

[0022] この構成により、ユニット群集電制御部および分散制御部を個別に制御することが できるので、太陽光発電システムを稼動させた後でも、発電異常が生じた太陽光発 電装置ユニットの補修やメンテナンスなどに際して現場での対応が容易となり、さらに メンテナンス作業の効率ィ匕を図ることが可能になる。また、分散制御部を個別に制御 できることで、ユニット単位で制御系 Z検出系の動作の確認を容易に行なうことがで きる。

[0023] また、本発明に係る太陽光発電システムでは、前記分散制御部は前記ユニット状 態検出部を備えることを特徴とする。 [0024] この構成により、分散制御部により太陽光発電装置ユニットそれぞれの発電状態を 検出して追尾駆動部を制御することが可能になる。

[0025] また、本発明に係る太陽光発電システムでは、前記ユニット状態検出部は、前記太 陽光発電装置ユニットそれぞれの出力電流を検出することを特徴とする。

[0026] この構成により、個々の太陽光発電装置ユニット別に出力電流を検出できるので、 発電異常を生じている太陽光発電装置ユニットを容易に特定することが可能となり、 発電異常を容易に修正することが可能となる。

[0027] また、本発明に係る太陽光発電システムでは、前記発電装置ユニット群および前記 ユニット群集電制御部は複数配置され、複数の前記発電装置ユニット群それぞれの 発電状態を検出する群状態検出部を備えることを特徴とする。

[0028] この構成により、複数配置した発電装置ユニット群の発電電力を比較して発電装置 ユニット群の発電異常を検出することが可能となり、発電異常となった発電装置ュニ ット群の発電異常を修正して発電装置ユニット群 (太陽光発電システム）の発電電力 の低下を防止することができる。

[0029] また、本発明に係る太陽光発電システムでは、前記発電装置ユニット群を構成する 前記太陽光発電装置ユニットの少なくともいずれか一つに直達日射計を備えることを 特徴とする。

[0030] この構成により、直達日射計が検出した直達日射量に基づ!/、て算出した発電電力

(基準発電電力）と太陽光発電装置ユニットの発電電力とを比較することができ、発 電異常を確実に検出することが可能となる。

[0031] また、本発明に係る太陽光発電システムでは、複数配置された前記発電装置ュニ ット群および前記ユニット群集電制御部を統合して管理制御するシステム管理制御 部を備え、

前記ユニット群集電制御部を介してユニット状態検出部が検出した発電状態に基 づいて特定した発電異常の太陽光発電装置ユニットを識別するユニット識別信号を 、前記システム管理制御部に送信し、前記システム管理制御部は、特定した前記太 陽光発電装置ユニットの追尾ずれを、前記ユニット群集電制御部を介して修正させる 構成とされて 、ることを特徴とする。 [0032] この構成により、太陽光発電装置ユニットの追尾ずれを自動的に修正させることが 可能となり、追尾ずれを生じた太陽光発電装置ユニット (太陽光発電システム)の発 電電力の低下を防止することができる。

[0033] また、本発明に係る太陽光発電システム制御方法は、太陽電池モジュールおよび 該太陽電池モジュールを追尾駆動する追尾駆動部を有する太陽光発電装置ュニッ トを複数配置して発電装置ユニット群を構成し、該発電装置ユニット群の発電電力を 集電したユニット群集電制御部を介して前記追尾駆動部を制御し、前記ユニット群集 電制御部に集電された発電電力を電力変換装置により電力変換する太陽光発電シ ステム制御方法であって、前記ユニット群集電制御部を介して、前記太陽光発電装 置ユニットそれぞれの発電状態に基づいて発電異常を生じた太陽光発電装置ュニッ トを特定し、特定した前記太陽光発電装置ユニットの発電異常を修正することを特徴 とする。

[0034] また、本発明に係る太陽光発電システム制御方法では、前記発電装置ユニット群 およびユニット群集電制御部は複数配置され、複数の前記発電装置ユニット群それ ぞれの発電状態を検出して発電異常を生じた発電装置ユニット群を特定し、特定し た前記発電装置ユニット群の発電異常を修正することを特徴とする。

[0035] また、本発明に係る太陽光発電システム制御方法では、前記発電装置ユニット群 に配置された前記太陽光発電装置ユニットの少なくとも 、ずれか一つに直達日射計 を備え、該直達日射計が検出した日射量に基づいて基準発電電力を算出し、前記 太陽光発電装置ユニットの発電電力と前記基準発電電力とを比較して発電異常を生 じた太陽光発電装置ユニットを特定し、特定した前記太陽光発電装置ユニットの発電 異常を修正することを特徴とする。

[0036] また、本発明に係る太陽光発電システム制御方法では、複数配置された前記発電 装置ユニット群および前記ユニット群集電制御部を統合して管理制御するシステム管 理制御部を備え、前記ユニット群集電制御部を介して前記ユニット状態検出部が検 出した発電状態に基づいて特定した発電異常の太陽光発電装置ユニットを識別する ユニット識別信号を、前記システム管理制御部に送信し、前記システム管理制御部 は、特定した前記太陽光発電装置ユニットの追尾ずれを前記ユニット群集電制御部 を介して修正させることを特徴とする。

[0037] 上述した、太陽光発電システム制御方法の構成により、上述した太陽光発電システ ムと同様の作用を得られる。

[0038] また、本発明に係る太陽光発電システム制御方法では、通信により前記ユニット群 集電制御部を制御できる端末機を用いて前記ユニット群集電制御部を制御すること により前記追尾駆動部を制御することを特徴とする。

[0039] この構成により、個別に太陽光発電装置ユニットの追尾駆動部を制御できることか ら追尾駆動の調整を個別に施すことが可能となり、初期設定、メンテナンスなどを容 易に施すことが可能となる。

発明の効果

[0040] 本発明に係る太陽光発電システムおよび太陽光発電システム制御方法によれば、 複数の太陽光発電装置ユニットを配置して構成した発電装置ユニット群と、発電装置 ユニット群の発電電力を集電し追尾駆動部を制御するユニット群集電制御部により太 陽光発電装置ユニットの発電状態を検出することから、発電異常を生じた太陽光発 電装置ユニットの発電異常を修正して太陽光発電装置ユニット (太陽光発電システム

)の発電電力の低下を防止することができるという効果を奏する。

[0041] また、本発明に係る太陽光発電システムおよび太陽光発電システム制御方法によ れば、発電異常をリアルタイムで容易に検出して修正することが可能となることから、 電力系統との連係が容易で、安全かつ安定した太陽光発電システムとすることが可 能となるという効果を奏する。

[0042] また、本発明に係る太陽光発電システムおよび太陽光発電システム制御方法によ れば、複数の発電装置ユニット群およびユニット群集電制御部に対して、発電装置 ユニット群の発電状態を検出することから、発電異常を生じた発電装置ユニット群の 発電異常を修正して発電装置ユニット群 (太陽光発電システム）の発電電力の低下を 防止することができるという効果を奏する。

[0043] また、本発明に係る太陽光発電システムおよび太陽光発電システム制御方法によ れば、発電装置ユニット群を構成する太陽光発電装置ユニットに直達日射計を備え て太陽光発電装置ユニットの発電異常を検出することから、発電異常を生じた太陽 光発電装置ユニットの発電異常を修正して太陽光発電装置ユニット (太陽光発電シ ステム）の発電電力の低下を防止することができると 、う効果を奏する。

[0044] また、本発明に係る太陽光発電システム制御方法によれば、ユニット群集電制御部 と通信してユニット群集電制御部を制御する端末機を用いることから、太陽光発電装 置ユニットを発電装置ユニット群とは別に制御して追尾駆動の調整が可能となるとい う効果を奏する。

図面の簡単な説明

[0045] [図 1]図 1は、本発明の実施の形態 1に係る太陽光発電システムに適用される太陽光 発電装置ユニットの外観を示す斜視図である。

[図 2]図 2は、 1つのユニット群集電制御部と 1つの電力変換装置とを対応させて配置 した場合の太陽光発電システムの構成を概念的に示す概念図である。

[図 3]図 3は、複数のユニット群集電制御部と 1つの電力変換装置とを対応させて配 置した場合の太陽光発電システムの構成を概念的に示す概念図である。

[図 4]図 4は、図 2で示した太陽光発電システムを大規模に展開した場合の太陽光発 電システムの構成を概念的に示す概念図である。

[図 5]図 5は、図 3で示した太陽光発電システムを大規模に展開した場合の太陽光発 電システムの構成を概念的に示す概念図である。

[図 6]図 6は、本発明の実施の形態 1に係る太陽光発電システムに適用したユニット 群集電制御部の構成例を概念的に示す構成概念図である。

[図 7]図 7は、発電状態の検出をしない場合の太陽光発電システム (太陽光発電装置 ユニット）での駆動制御の基本フロー例を示すフローチヤ トである。

[図 8]図 8は、本発明の実施の形態 2に係る太陽光発電システムで太陽光発電装置 ユニットの発電状態を検出する場合の制御フロー例を示すフローチャートである。

[図 9]図 9は、図 7でのフローチャートのさらに具体的な制御プログラム例を示すフロー チャートである。

[図 10]図 10は、本発明の実施の形態 2に係る太陽光発電システムで太陽光発電装 置ユニットの発電状態を検出する場合の制御フロー例を示すフローチャートである。

[図 11]図 11は、本発明の実施の形態 3に係る太陽光発電システムの構成例を概念 的に示す構成概念図である。

[図 12]図 12は、本発明の実施の形態 4に係る太陽光発電システムの構成例を概念 的に示す構成概念図である。

[図 13]図 13は、固定設置型太陽電池モジュールに照射される日射量と追尾型太陽 電池モジュールに照射される直達日射量の 1日の変動を示したグラフである。

[図 14]図 14は、本発明の実施の形態 5に係る太陽光発電システムの構成例を概念 的に示す構成概念図であり、直達日射計の設置状況を示す太陽光発電装置ュニッ トの概略斜視図である。

[図 15]図 15は、本発明の実施の形態 5に係る太陽光発電システムの構成例を概念 的に示す構成概念図であり、太陽光発電システムの概略構成を示す概略構成図で ある。

[図 16]図 16は、本発明の実施の形態 6に係る太陽光発電システムに適用される太陽 光発電装置ユニットの外観を示す斜視図である。

[図 17]図 17は、本発明の実施の形態 6に係る太陽光発電システムの構成例を概念 的に示す構成概念図である。

[図 18]図 18は、本発明の実施の形態 6に係る太陽光発電システムの構成例を概念 的に示す構成概念図である。

[図 19]図 19は、本発明の実施の形態 6に係る太陽光発電システムに適用したュ-ッ ト群集電制御部の構成例を概念的に示す構成概念図である。

[図 20]図 20は、本発明の実施の形態 6に係る太陽光発電システムに適用した分散制 御部の構成例を概念的に示す構成概念図である。

[図 21]図 21は、本発明の実施の形態 7に係る太陽光発電システムの構成例を概念 的に示す構成概念図である。

符号の説明

1、 101 太陽光発電装置ユニット

2 太陽電池モジュール

3 追尾駆動部

4 接続箱 lc、 101c ユニットケーブル

leg, lOlcg 発電電力ケーブル

lcp、 lOlcp 電源ケーブル

lcc 制御ケーブル

10 let 時情報系ケーブル

Is 直達日射計

10、 100 太陽光発電システム

10s 電力管理ステーション

10c 管理ケーブル

11、 111 発電装置ユニット群

12 、 112 ユニット群集電制御部

12c 、 112c 変換ケーブル

13 統合ユニット群集電制御部

13c 統合ケーブル

15、 16 電力変換装置

8 管理 PC (システム管理制御部）

9 管理 PC (システム管理制御部、群状態検出部) 9c 出力検出ケープノレ

14 分散制御部

0 ノートパソコン (端末機）

0 電力系統

1、 131 太陽電池出力端子台

2 制御ケーブル端子台

3 逆流防止ダイオード

4 電流センサ (ユニット状態検出部）

5 データ取得部

6 駆動制御用コントローラ

7 駆動用ドライバ 38 集線バスバー

SQ 日射量

SQd 直達日射量

SQa 全天日射量

発明を実施するための最良の形態

[0047] 以下、本発明の実施の形態を図面に基づいて説明する。

[0048] <実施の形態 1 >

図 1は、本発明の実施の形態 1に係る太陽光発電システムに適用される太陽光発 電装置ユニットの外観を示す斜視図である。

[0049] 太陽光発電装置ユニット 1は、太陽電池モジュール 2、追尾駆動部 3を主要構成と する。つまり、太陽光発電装置ユニット 1は、追尾型太陽電池モジュールとして構成さ れている。また、太陽電池モジュール 2は、太陽電池セルを多数配置して実装され太 陽光発電の基本機能部を構成する。図 1では、太陽電池モジュール 2を裏面側から 見た状態を示している。太陽電池モジュール 2は、集光型とすることが好ましいがこれ に限るものではない。集光型でない場合は、追尾角度ずれの許容角度が大きい点が 異なるだけで、他の部分は、集光型の場合と同様に考えることができる。

[0050] 追尾駆動部 3は、太陽電池モジュール 2の受光面法線方向が太陽光と平行になる ように太陽電池モジュール 2を追尾駆動する構成とされている。追尾駆動は、方位回 転および傾倒回転の 2軸回転で行なうことが好ましい。

[0051] 接続箱 4が太陽電池モジュール 2および追尾駆動部 3を保持する支持部 5に設けら れ、接続箱 4にはユニットケーブル lcが接続してある。ユニットケーブル lcは、太陽 電池モジュール 2が発電した発電電力（以下、単に電力とする場合もある。）を送電す る発電電力ケーブル lcg、追尾駆動部 3を追尾駆動する電源に接続された電源ケー ブル lcp、追尾駆動部 3を制御する信号など制御系信号の送受信を行なう制御系ケ ーブノレ lccを有する。

[0052] 図 2ないし図 5は、本発明の実施の形態 1に係る太陽光発電システムの構成を概念 的に示す概念図である。

[0053] 図 2は、 1つのユニット群集電制御部と 1つの電力変換装置とを対応させて配置した 場合の太陽光発電システムの構成を概念的に示す概念図である。

[0054] 図 2で示す太陽光発電システム 10は、複数の太陽光発電装置ユニット 1で発電さ れた電力が 1つのユニット群集電制御部 12にまとめられ、さらに 1つのユニット群集電 制御部 12に対応する 1つの電力変換装置 15に供給 (送電)される構成とされており、 電力変換装置 15が小容量の場合の太陽光発電システム 10を示したものである。

[0055] 図 3は、複数のユニット群集電制御部と 1つの電力変換装置とを対応させて配置し た場合の太陽光発電システムの構成を概念的に示す概念図である。

[0056] 図 3で示す太陽光発電システム 10は、複数の太陽光発電装置ユニット 1で発電さ れた電力が 1つのユニット群集電制御部 12にまとめられ、さらに複数のユニット群集 電制御部 12に対応する 1つの電力変換装置 16に供給 (送電)される構成とされてお り、電力変換装置 16が大容量の場合の太陽光発電システム 10を示したものである。

[0057] 太陽光発電システム 10は、太陽光発電装置ユニット 1を複数配置して構成した発 電装置ユニット群 11と、ユニットケーブル lcを介して発電装置ユニット群 11の太陽光 発電装置ユニット 1と接続され発電装置ユニット群 11に配置された太陽光発電装置 ユニット 1の発電電力（発電装置ユニット群 11の発電電力）を集電し追尾駆動部 3を 制御するユニット群集電制御部 12とを備える。

[0058] 太陽光発電システム 10は、さらに、ユニット群集電制御部 12に集電された発電装 置ュ-ット群 11の発電電力を一括し、単一ケーブルとした変換ケーブル 12cを介し て電力変換装置 15 (電力変換装置 16)へ送電する。電力変換装置 15 (電力変換装 置 16)は、発電装置ユニット群 11の発電電力（直流電力）を電力系統 30の電力形態 (例えば交流電力）に変換して電力系統 30に供給する。電力変換装置 15 (電力変換 装置 16)は、安定性および安全性を確保するために電力管理ステーション 10sに設 置される。

[0059] 発電装置ユニット群 11およびユニット群集電制御部 12は、さらに複数配置され電 力管理ステーション 10sで集中して管理される。ユニット群集電制御部 12からの変換 ケーブル 12cには、発電装置ユニット群 11およびユニット群集電制御部 12の管理制 御を統合して行なうために管理パーソナルコンピュータ（以下、管理 PCともいう。 ) 18 が管理ケーブル 10cを介して接続される。管理 PC18は、電力変換装置 15 (電力変 換装置 16)と共に電力管理ステーション 10sに配置される。

[0060] つまり、電力変換装置 15 (電力変換装置 16)へ発電電力（以下、単に電力ともいう 。）を供給する複数の発電装置ユニット群 11および複数のユニット群集電制御部 12 は、電力管理ステーション 10sに配置されたシステム管理制御部としての管理 PC18 により統合して管理制御される。

[0061] なお、太陽光発電システム 10で使用する電力変換装置 15、 16の容量、ユニット群 集電制御部 12の制御速度、太陽光発電装置ユニット 1の追尾駆動部 3の駆動速度 などに応じて、太陽光発電システム 10を構成する各装置の配置台数は、図 2ないし 図 5で示すように異ならせる。

[0062] 各太陽光発電装置ユニット 1への電源供給は、電力管理ステーション 10sから変換 ケーブル 12c、ユニット群集電制御部 12、ユニットケーブル lc (電源ケーブル lcp)を 経由して行われる。各太陽光発電装置ユニット 1で発電された電力は、ユニットケー ブル lc (発電電力ケーブル leg)、ユニット群集電制御部 12、変換ケーブル 12cを経 由して電力管理ステーション 10s内の電力変換装置 15 (電力変換装置 16)に集約さ れる。

[0063] また、ユニット群集電制御部 12と各太陽光発電装置ユニット 1の間での制御系信号 の送受信は、上述したとおり制御系ケーブル lccを介して行なわれる。通信方式は、 一般に使用されている RS232C、 RS485、 USB、光通信などを用いたシリアル通信 やパラレル通信など、どのような通信方式を採用しても良ぐまた、電源ケ—ブル lcp に制御系信号を重畳させて電源ケーブル lcpを制御ケーブル lccとして併用するこ とも可能である。

[0064] また、実際にユニットケ—ブル lc (変換ケーブル 12c)を配線する際には、電源ケ— ブル lcp、発電電力ケーブル legおよび制御用ケーブル lccは、互いに影響の無い 状態で同一配線路内に収めることが、施工上望ましい。なお、ケーブルの構成は上 述した例に限らず適宜設定することが可能である。

[0065] ユニット群集電制御部 12は、できるだけ太陽光発電装置ユニット 1の近辺に設置す る構成とする。また、ュ-ット群集電制御部 12で、各太陽光発電装置ユニット 11に接 続されたユニットケーブル lcを構成する発電電力ケーブル leg、電源ケーブル lcp、 制御系ケーブル lccがそれぞれ集線される。この構成により、長距離となるユニット群 集電制御部 12と電力管理ステーション 10s間の接続は、 1本の変換ケーブル 12cに より行なうことが可能となり、配線を簡略ィ匕することができる。また、施工上の安全性、 メンテナンス上の安定性、信頼性を確保することができる。

[0066] つまり、ユニット群集電制御部 12で各太陽光発電装置ユニット 1に接続された制御 系ケーブル lccおよび発電電力ケーブル legを容易に整理して配列させ集線できる こと、ユニット群集電制御部 12から電力管理ステーション 10sへの配線本数 (変換ケ 一ブル 12cの本数)を最低限に減らすことができ、配線の簡略化'コストダウンが図れ ること、太陽光発電装置ユニット 1 (発電装置ユニット群 11)からの複数のケ—ブル（ ユニットケーブル lc)を 1本の変換ケーブル 12cにまとめて電力変換装置 15 (電力変 換装置 16)への電力の供給を行なえることから、発電装置ユニット群 11と電力変換 装置 15 (電力変換装置 16)との接続を非常に整然と、かつ簡単明瞭に行なうことが できる。なお、ユニット群集電制御部 12については、図 6でさらに詳細を説明する。

[0067] 図 4は、図 2で示した太陽光発電システムを大規模に展開した場合の太陽光発電 システムの構成を概念的に示す概念図である。図 5は、図 3で示した太陽光発電シス テムを大規模に展開した場合の太陽光発電システムの構成を概念的に示す概念図 である。基本的な構成は、図 2、図 3と同様であるので適宜説明を省略する。

[0068] 図 2、図 3で示した太陽光発電システム 10をそのままの形態で単純に大規模にする と、システム管理制御部としての管理 PC18がさらに多数必要になる。しかし、管理 P C18はコストが高ぐコスト上の問題が生じる恐れがある。

[0069] したがって、図 4、図 5に示す太陽光発電システム 10では、所定数のユニット群集 電制御部 12に対して上位に位置する統合ユニット群集電制御部 13を設けて統合ケ 一ブル 13cを介して接続し、管理ケーブル 10dを介して統合ユニット群集電制御部 1 3を PC18に接続する形態としてある。つまり、演算能力を必要とする追尾駆動の制 御計算を統合ユニット群集電制御部 13で行ない、計算結果を各々のユニット群集電 制御部 12が記憶する形態としてコストの低減を図っている。

[0070] 図 6は、本発明の実施の形態 1に係る太陽光発電システムに適用したユニット群集 電制御部の構成例を概念的に示す構成概念図である。 [0071] ユニット群集電制御部 12は、基本構成として、太陽電池出力端子台 31、制御ケ— ブル端子台 32、逆流防止ダイオード 33、電流センサ 34、データ取得部 35、駆動制 御用コントローラ 36、駆動用ドライバ 37、集線バスバー 38を備える。

[0072] 太陽電池出力端子台 31には、太陽光発電装置ユニット 1から配線された発電電力 ケーブル legが太陽光発電装置ユニット 1に対応する番号を付与けンバリング)され た端子に対応させて接続される。制御ケ—ブル端子台 32には、発電電力ケーブル 1 egと同様にナンバリングに対応させて制御系ケーブル lccが接続される。また、電力 管理ステーション 10sから変換ケーブル 12cを介して適宜の電源が供給され必要な 動作を確保する。さら〖こ、電源は電源ケーブル lcpを介して太陽光発電装置ユニット 1に供給される。

[0073] 太陽電池出力端子台 31に供給された電力（電流）は、逆流防止ダイオード 33を介 して発電状態を検出するユニット状態検出部としての電流センサ 34に流され、出力 電流 (発電電流）を随時リアルタイムで計測される。つまり、ユニット群集電制御部 12 は、ユニット状態検出部を備える構成とされている。なお、発電状態の検出は、他の 形態のセンサを用いることにより出力電流の他に、発電電力、発電電圧を計測して発 電量を検出することが可能である。

[0074] 電流センサ 34により出力電流を随時計測することができることから、太陽光発電装 置ユニット 1の発電異常 (例えば追尾異常）をリアルタイムで容易かつ正確に検出す ることが可能となる。また、個々の太陽光発電装置ユニット 1毎に出力電流を検出す ることから、発電異常を生じている太陽光発電装置ユニット 1を容易に特定することが 可能であり、発電異常を容易に修正でき、太陽光発電装置ユニット 1 (太陽光発電シ ステム 10)の発電電力の低下を容易かつ確実に防止することができる。

[0075] 計測された出力電流は、データ取得部 35によってデータ化され、駆動制御用コント ローラ 36に記憶される。なお、駆動制御用コントローラ 36では、太陽光発電装置ュ- ット 1を識別するユニット識別信号としての IDコードと出力電流とを照合させて記憶す る形態としてある。また、各太陽光発電装置ユニット 1の追尾駆動部 3は、それぞれに 対応する駆動用ドライバ 37により追尾駆動の調整がなされる。

[0076] また、発電電力ケーブル legからの発電電力は、集線バスバー 38に集線され、変 換ケーブル 12cを介して電力管理ステーション 10sへ送電される。

[0077] <実施の形態 2 >

本実施の形態は、実施の形態 1に係る太陽光発電システム 10での太陽光発電装 置ユニット 1を駆動制御する場合のフロー例に関する。

[0078] 図 7は、発電状態の検出をしな!、場合の太陽光発電システム (太陽光発電装置ュ ニット）での駆動制御の基本フロー例を示すフローチヤ トである。

[0079] なお、ここでのフロー（太陽光発電システム制御方法)の基本的な制御は、発電装 置ユニット群 11に配置された太陽光発電装置ユニット 1のそれぞれに対してユニット 群集電制御部 12により実行される。つまり、ユニット群集電制御部 12に予めインスト ールしたプログラムを適用して行なうことができる。また、必要に応じて適宜管理 PC 1 8と連携させる形態としてある。

[0080] ステップ S 501 :

日没後、全ての追尾駆動部 3の駆動を停止して全ての太陽光発電装置ユニット 1の 太陽追尾動作を停止する。

[0081] ステップ S502 :

暦日（年月日）データに基づ 、て翌日の日昇時刻を計算し、算出した日昇時刻を feす。。

[0082] ステップ S503 :

記憶してある翌日の日昇時刻での太陽方位 ·高度 (追尾動作開始位置)を計算し、 feす。。

[0083] ステップ S 504 :

発電装置ユニット群 11の中で 1つの太陽光発電装置ユニット 1の追尾駆動部 3 (フ ローチャート上では駆動部とする。）を起動 .駆動し、太陽電池モジュール 2を追尾開 始位置に復帰させる。つまり、太陽電池モジュール 2を日昇時の起動位置に向ける。

[0084] ステップ S505 :

ステップ S504で復帰させた太陽光発電装置ユニット 1の駆動停止を確認し、駆動 停止している力否かを判定する。停止していない場合 (ステップ S505 : NO)は、所定 の時間待ち（ステップ S505a)をした後、ステップ S505へ戻る。停止している場合 (ス テツプ S505 :YES)は、ステップ S506へ進む。

[0085] ステップ S 506 :

全ユニット (発電装置ユニット群 11に配置された全ての太陽光発電装置ユニット 1) の駆動が完了した力否かを確認し、判定する。完了していない場合 (ステップ S506 : NO)は、ステップ S504へ戻る。完了している場合 (ステップ S506 : YES)は、ステツ プ S507へ進む。

[0086] ステップ S507 :

ステップ S502で算出した日昇時刻になったカゝ否かを判定する。 日昇時刻になって いない場合 (ステップ S507 :NO)は、所定の時間待ち（ステップ S507a)をした後、ス テツプ S507へ戻る。 日昇時刻になっている場合 (ステップ S507 : YES)は、ステップ S508へ進む。

[0087] ステップ S 508 :

日昇時刻の後、所定時間経過したか否かを確認、判定する。所定時間が経過する のを待つのは、太陽電池モジュール 2を効率的に追尾駆動するため間隙的に駆動 するためである。所定時間を経過していない場合 (ステップ S508 : NO)は、時刻確 認 (ステップ S508a)をした後、ステップ S508へ戻る。所定時間を経過した場合 (ステ ップ S508 :YES)は、ステップ S509へ進む。

[0088] ステップ S509 :

全ての太陽光発電装置ユニット 1 (太陽電池モジュール 2。なお、フローチャート上 ではモジュールとする。 )が向いている方位'高度を取得する。

[0089] ステップ S510 :

年月日、時刻情報を取得する。

[0090] ステップ S511 :

取得した年月日、時刻情報に基づいて、その時刻の太陽方位'高度を計算する。

[0091] ステップ S512 :

ステップ S511で算出した太陽方位 '高度とステップ S509で求めた太陽光発電装 置ユニット 1 (太陽電池モジュール ₂)が向 、て 、る方位 ·高度との差分に基づ 、て追 尾駆動部 3が太陽電池モジュール 2を追尾駆動するのに必要な駆動量を計算する。 [0092] ステップ S513 :

ステップ S512で算出した駆動量に基づいて、太陽光発電装置ユニット 1 (太陽電 池モジュ—ル 2)の追尾駆動部 3を駆動し、ステップ S511で算出した太陽方位'高度 に太陽光発電装置ユニット 1 (太陽電池モジュール 2)を向ける。

[0093] ステップ S514 :

ステップ S510ないしステップ S513のフローを起動時間（太陽電池モジュ—ル 2を 追尾駆動部 3により駆動して所期の太陽方位、高度に向けるのに要する時間。）間隔 で実行するために、起動間隔時間待ちをする。

[0094] ステップ S515 :

全ユニット (発電装置ユニット群 11に配置された全ての太陽光発電装置ユニット 1) の起動、駆動が完了した力否かを確認し、判定する。完了していない場合 (ステップ S 515： NO)は、ステップ S 510へ戻る。完了して!/、る場合 (ステップ S515： YES)は、 ステップ S 516へ進む。

[0095] ステップ S516 :

日没した力否かを確認し、判定する。 日没していない場合 (ステップ S516 :NO)は 、ステップ S 508へ戻る。 日没している場合 (ステップ S516 : YES)は、ステップ S 501 へ戻る。

[0096] 図 8は、本発明の実施の形態 2に係る太陽光発電システムで太陽光発電装置ュニ ットの発電状態を検出する場合の制御フロー例を示すフローチャートである。

[0097] 基本フロー例として示した図 7のフローに太陽光発電装置ユニットの発電状態を検 出して発電異常に対処するサブルーチンをステップ S513とステップ S514の間に追 加した場合の制御フロー（太陽光発電システム制御方法)例を示す。

[0098] ステップ S513 :

図 7で説明したとおりである。

[0099] ステップ S 513a :

各太陽光発電装置ユニット 1 (フローチャート上ではユニットとする。）の出力電流（ 発電電流）を電流センサ 34により計測する。

[0100] ステップ S 513b : 出力電流が他の太陽光発電装置ユニット 1の出力電流と比較して小さい太陽光発 電装置ユニット 1が発生して 、る力否かを判定する。発生して 、る場合 (ステップ S51 3b : YES)は、ステップ S 513cへ進む。発生していない場合 (ステップ S 513b : NO) は、ステップ S514へ進む。

[0101] ステップ S 513c :

出力電流が他の太陽光発電装置ユニット 1に比較して小さい太陽光発電装置ュニ ット 1を示す IDコ―ド (ユニット識別信号)を記憶する。出力電流の比較および IDコー ドの記憶は、例えば駆動制御用コントローラ 36で行なうことができる。

[0102] 出力電流が小さいとされた太陽光発電装置ユニット 1が、例えば 10回、連続して出 力電流が小さいとされた力否かを例えば駆動制御用コントローラ 36で判定する。連 続して 10回出力電流が小さ!/、場合 (ステップ S 513c : YES)は、ステップ S513dへ進 む。出力電流が小さい場合が連続して 10回未満の場合 (ステップ S513c :NO)は、 ステップ S514へ進む。

[0103] ステップ S 513d:

同一の太陽光発電装置ユニット 1が、連続 10回出力電流が小さいと判定された場 合、例えば追尾ズレなどの発電異常が発生したものとして特定し、電力管理ステーシ ヨン 10s (管理 PC18 :システム管理制御部）に通報する。通報は、例えば太陽光発電 装置ユニット 1の IDコードを管理 PC18の表示部に適宜表示する形態で行なうことが 可能である。つまり、このステップで、管理 PC 18は発電異常を生じた太陽光発電装 置ユニット 1を認識 (特定)することができ、追尾修正プログラムの実行をユニット群集 電制御部 12に指示することが可能となる。

[0104] なお、追尾ズレなどの発電異常への対応 (例えば追尾ズレの修正）は手動 ·自動の いずれかにしても即座にはできないため、太陽光発電システム 10としては、引き続き 一連の動作を継続し、ステップ S514へ進む。

[0105] また、適宜発電異常への対応を別途に行なう。つまり、発電異常への対応としては

、例えば追尾異常の場合には追尾ズレを修正する追尾修正プログラムを追尾駆動部

3に実行させる。したがって、この実行により、太陽光発電装置ユニット 1の発電異常 を修正することができる。 [0106] 追尾ズレの修正は、追尾ズレを生じた太陽光発電装置ユニット 1 (太陽電池モジュ ール 2)を方位'傾倒の両軸に対して方位回転および傾倒回転させ、出力電流が大 きくなる位置に合わせ込むことで行なう。具体的には、手動で行なう場合と自動で行 なう場合とがある。

[0107] 追尾ズレの修正を人が手動（手動追尾修正プログラム)で行なう場合は、追尾ズレ を生じた太陽光発電装置ユニット 1を太陽光発電システム 10から切り離して単独で手 動制御し、出力電流が増加する位置と元の制御位置との差分を求めてオフセットの 初期設定値に反映することにより行なうことができる。切り離すときは、図 7に示した太 陽光発電システム 10の基本フロー (メインプログラム)から発電異常の太陽光発電装 置ュ-ット 1をスルーさせるスルー信号を送信してスルーさせることにより手動に切り 換える。また、復帰させるときは、復帰させる復帰信号を送信して復帰させる。

[0108] また、追尾ズレの修正を自動（自動追尾修正プログラム)で行なう場合は、図 7に示 した太陽光発電システム 10の基本フロ—（メインプログラム）でのステップ S513 (追尾 駆動部 3を駆動させるユニット駆動ルーチン）に、管理 PC18からの指示に基づいて 自動追尾修正プログラムを組み込む。

[0109] すなわち、ステップ S513の中で、追尾ズレを生じた太陽光発電装置ユニット 1の駆 動量を方位 ·傾倒の両軸に対する方位回転および傾倒回転について、追尾修正位 置検出用駆動信号の送信 (管理 PC18からの指示に基づいてユニット群集電制御部 12から追尾駆動部 3へ送信）により故意に正負方向に振ることにより出力電流の増減 を計測し、正常な太陽光発電装置ユニット 1と出力電流が同等になる位置を検出する

[0110] 追尾ズレの修正は、検出した位置と元の制御位置との差分に基づいて求めた追尾 修正用信号を手動の場合と同様に例えばオフセットの初期設定値に反映することに より、太陽電池モジュール 2を駆動して自動的に行なうことができる。

[0111] なお、追尾修正プログラム自体は、上述した方法に限らず種々の方法を採ることが 可能である。

[0112] 上述した制御フロー（追尾修正プログラム）により、ユニット群集電制御部 12により 発電異常を検出して発電異常を生じた太陽光発電装置ユニット 1を特定し、特定した 太陽光発電装置ユニット 1の発電異常を修正して出力を改善することから、太陽光発 電システム 10の発電電力の低下を低減することができる。特に追尾異常による発電 異常に対しては、ユニット群集電制御部 12により追尾駆動部 3を制御することが可能 であり、自動的に追尾修正プログラムを実行させることが可能であることから、さらに 効率的に稼動する太陽光発電システム 10とすることが可能となる。

[0113] ステップ S514 :

図 7で説明したとおりである。

[0114] 図 9は、図 7でのフローチャートのさらに具体的な制御プログラム例を示すフローチ ヤートである。

[0115] ここで、太陽光発電装置ユニット 1は例えば 50台あり、各太陽光発電装置ユニット 1 は IDコードを UT(k) (k= l〜50)としてそれぞれを識別し、各太陽光発電装置ュ- ット 1に対する駆動信号を DS (k)、追尾駆動部 3の回転角度情報を RS (k)と規定す る。

[0116] つまり、太陽光発電装置ユニット 1を UT(1)〜UT(50)として表し、これに対応させ て駆動信号 DS (1)〜DS (50)、回転角度情報 RS (1)〜RS (50)として表す。基本 的なフロー (太陽光発電システム制御方法）は図 7と同様であるが、台数を具体的に したことに関連してフローもより具体的にしている。

[0117] ステップ S601 :

日没後、全ての太陽光発電装置ユニット 1を待機状態とする。

[0118] ステップ S602 :

暦日（年月日）データに基づいて、高度が 0度より大きくなる翌日の日昇時刻を算出 し、曰己 tsする。

[0119] ステップ S603 :

記憶してある翌日の日昇時刻での太陽方位'高度を算出し、記憶する。

[0120] ステップ S604 :

UT(1)〜UT(50)それぞれの追尾駆動部 3の回転角度情報 RS (1)〜RS (50)を 取得する。

[0121] ステップ S605 : UT ( 1)〜UT (50)それぞれの太陽電池モジュール 2が向 、て!/、る方向を追尾駆 動部 3の回転角度情報 RS (1)〜RS (50)を基に計算し、ステップ S603で得られた 翌日の日昇時刻の太陽方位 ·高度との差分より、駆動信号 DS (1)〜DS (50)を生成 する。

[0122] ステップ S606a :

UT(i)に対して k=i= lをセットする。

[0123] ステップ S606b :

UT1 (i= 1)に対して駆動信号 DS1 (i= 1)を送信し、追尾駆動部 3によりステップ S 603で算出した太陽方位'高度に太陽電池モジュール 2を向ける。

[0124] ステップ S606c :

UT ( 1)の追尾駆動部 3が停止（追尾終了）した力否かを判定する。停止して！/、な!/、 場合 (ステップ S606c :NO)は、所定の時間待ち（ステップ S606d)をした後、ステツ プ S606cへ戻る。停止している場合 (ステップ S606c : YES)は、ステップ S606eへ 進む。

[0125] ステップ S606e :

UT(i)に対して i= 50か否かを判定する。 i= 50の場合 (ステップ S606e :YES)は 、全ての太陽光発電装置ユニット 1 (UT(1)〜UT(50) )を追尾開始位置に設定した 状態となって!/、るのでステップ S607へ進む。 i= 50となって!/ヽな 、場合 (ステップ S6 06e :NO)は、ステップ S606fへ進む。

[0126] ステップ S606f :

i=i+ lとして、ステップ S606bへ戻る。このステップにより、全ての太陽光発電装置 ユニット 1に対して、ステップ S606bないしステップ S606fを繰り返すこととなり、全て の太陽光発電装置ユニット 1 (UT(1)〜UT(50) )をそれぞれが有する追尾駆動部 3 により追尾開始位置に設定することができる (ステップ S606：追尾開始位置復帰ステ ップ)。

[0127] ステップ S607 :

ステップ S602で算出した日昇時刻になったカゝ否かを判定する。 日昇時刻になって いない場合 (ステップ S607 :NO)は、所定の時間待ち（ステップ S607a)をした後、ス テツプ S607へ戻る。 日昇時刻になっている場合 (ステップ S607 : YES)は、ステップ S608へ進む。

[0128] ステップ S608 :

日昇時刻の後、所定時間経過したか否かを確認、判定する。所定時間が経過する のを待つのは、ステップ S508と同様に、太陽電池モジュール 2を効率的に追尾駆動 するためである。所定時間を経過していない場合 (ステップ S608 : NO)は、時刻確 認 (ステップ S608a)をした後、ステップ S608へ戻る。所定時間を経過した場合 (ステ ップ S608 :YES)は、ステップ S609へ進む。

[0129] ステップ S609 :

全ての太陽光発電装置ユニット 1 (追尾駆動部 3)の回転角度情報 RS (k) (k= 1〜 50)を取得する。

[0130] ステップ S610 :

回転角度情報 RS (k)〖こもとづいて全ての太陽光発電装置ユニット 1 (太陽電池モジ ュ―ル 2。なお、フローチャート上ではモジュールとする。）が向いている方位'高度を 算出する。

[0131] ステップ S610a :

UT(n)に対して k=n= lをセットする。なお、ステップ S606a〜ステップ S606fとの 違いを示すために「i」に代えて「n」で示すが、実質上 k=i=nである。

[0132] ステップ S611 :

年月日、時刻情報を取得する。

[0133] ステップ S612 :

取得した年月日、時刻情報に基づいて、その時刻の太陽方位 ·高度を算出する。

[0134] ステップ S613 :

ステップ S612で算出した太陽方位 ·高度とステップ S610で求めた太陽光発電装 置ユニット 1 (太陽電池モジュール ₂)が向 ヽて 、る方位'高度との差分に基づ ヽて追 尾駆動部 3を駆動する駆動信号 DS (n)を生成する。なお、駆動信号 DS (n)には、追 尾駆動部 3が太陽電池モジュール 2を追尾駆動するのに必要な駆動量が含まれてい る。 [0135] ステップ S614 :

UT(n)へ駆動信号 DS (n)を送信する。つまり、 UT1 (n= l)に対して駆動信号 DS l (n= l)を送信する。

[0136] ステップ S615 :

ステップ S611ないしステップ S614のフローを起動時間（太陽電池モジュ—ル 2を 追尾駆動部 3により駆動して所期の太陽方位、高度に向けるのに要する時間。）間隔 で実行するために、起動間隔時間待ちをする。

[0137] ステップ S616 :

UT(n)に対して n= 50か否かを判定する。 n= 50の場合 (ステップ S616 : YES)は 、ステップ S617へ進む。 n= 50となっていない場合 (ステップ S616 :NO)は、ステツ プ S616aへ進む。

[0138] ステップ S616a :

n=n+ lとして、ステップ S611へ戻る。このステップにより、全ての太陽光発電装置 ユニット 1に対して、ステップ S611ないしステップ S615を繰り返すこととなり、全ての 太陽光発電装置ユニット 1 (UT(1)〜UT(50) )をそれぞれが有する追尾駆動部 3に より駆動位置に設定することができる。

[0139] ステップ S617 :

全ユニット (発電装置ユニット群 11に配置された全ての太陽光発電装置ユニット 1) の駆動が停止した力否かを確認し、判定する。停止していない場合 (ステップ S617 : NO)は、所定の時間待ち（ステップ S617a)をした後、ステップ S617へ戻る。停止し て 、る場合 (ステップ S617： YES)は、ステップ S618へ進む。

[0140] ステップ S618 :

ステップ S612で算出した太陽高度をもとに日没した力否かを確認し、判定する。 日没していない場合 (ステップ S618 :NO)は、ステップ S608へ戻る。 日没している 場合 (ステップ S618 :YES)は、ステップ S601へ戻る。 日没になれば UT(1)〜UT( 50)の太陽追尾動作を停止する (ステップ S601)。

[0141] 図 10は、図 8と同様、本発明の実施の形態 2に係る太陽光発電システムで太陽光 発電装置ユニットの発電状態を検出する場合の制御フロー例を示すフローチャート である。具体的には、図 9のフローに太陽光発電装置ユニットの発電状態を検出して 発電異常に対処するサブルーチンをステップ S614とステップ S615の間に追カ卩した 場合の制御フロー (太陽光発電システム制御方法)例を示す。

[0142] ステップ S614 :

図 9で説明したとおりである。

[0143] ステップ S614a :

各太陽光発電装置ユニット 1 (フローチャート上ではユニットとする。）の出力電流（ 発電電流）を電流センサ 34により計測する。

[0144] ステップ S614b :

ステップ S614aでの計測結果である電流値信号 IO (n)を電流センサ 34からデータ 取得部 35へ送信する。

[0145] ステップ S614c :

出力電流が他の太陽光発電装置ユニット 1の出力電流と比較して小さい太陽光発 電装置ユニット 1が発生して ヽるカゝ否かを判定する。発生して ヽる場合 (ステップ S61 4c : YES)は、ステップ S614dへ進む。発生していない場合 (ステップ S614c : NO) は、ステップ S 615へ進む。

[0146] ステップ S614d:

出力電流が他の太陽光発電装置ユニット 1に比較して小さい太陽光発電装置ュニ ット 1の IDコ―ド (ユニット識別信号)を記憶する。出力電流の比較および IDコードの 記憶は、例えば駆動制御用コントローラ 36で行なうことができる。

[0147] ステップ S614e :

出力電流が小さいとされた太陽光発電装置ユニット 1が、例えば 10回、連続して出 力電流が小さいとされた力否かを例えば駆動制御用コントローラ 36で判定する。連 続して 10回出力電流が小さい場合 (ステップ S614e : YES)は、ステップ S614fへ進 む。出力電流が小さ 、場合が連続して 10回に満たな 、場合 (ステップ S614e： NO) は、ステップ S 615へ進む。

[0148] ステップ S614f :

同一の太陽光発電装置ユニット 1が、連続 10回出力電流が小さいと判定された場 合は、例えば追尾ズレなどの発電異常が発生したものとして特定し、電力管理ステー シヨン 10s (管理 PC18)に通報する。通報は、例えばユニットの IDコードを管理 PC1 8 (システム管理制御部）の表示部に適宜表示する形態で行なうことが可能である。つ まり、このステップで、発電異常を生じた太陽光発電装置ユニット 1を認識 (特定)する ことができる。

[0149] なお、追尾ズレなどの発電異常への対応 (例えば追尾ズレの修正）は手動 ·自動の いずれかにしても即座にはできないため、太陽光発電システム 10としては、引き続き 一連の動作を継続し、ステップ S514へ進む。

[0150] また、適宜発電異常への対応を別途に行なう。発電異常への対応としては、例えば 追尾異常の場合には追尾ズレを修正する追尾修正プログラムを追尾駆動部 3に実行 させる。つまり、このステップで、太陽光発電装置ユニット 1の発電異常を修正すること ができる。

[0151] 追尾ズレの修正は、図 8で説明した追尾修正プログラムにしたがって自動または手 動で行なうことが可能であり、図 8の場合と同様の作用効果が得られる。

[0152] ステップ S615 :

図 9で説明したとおりである。

[0153] 上述したとおり、本実施の形態では、図 7ないし図 10に示したフローにしたがって 一連のステップを繰り返すことにより、全ユニット (UT(1)〜UT(50)：太陽光発電装 置ユニット 1)の発電異常を自動的に解消するように追尾駆動部 3の駆動制御を自動 的に行なうことが可能となる。

[0154] <実施の形態 3 >

図 11は、本発明の実施の形態 3に係る太陽光発電システムの構成例を概念的に 示す構成概念図である。

[0155] 実施の形態 1、実施の形態 2では、太陽光発電システム 10に配置された各発電装 置ユニット群 11は、それぞれ対応する各ユニット群集電制御部 12により各太陽光発 電装置ユニット 1を制御する構成とされている。この場合、各ユニット群集電制御部 1 2により制御される各太陽光発電装置ユニット 1は、同等の制御方法で追尾駆動され るため複数配置された発電装置ユニット群 11のそれぞれでの発電電力はほぼ均等 となってくる。

[0156] つまり、同一の発電装置ユニット群 11内での各太陽光発電装置ユニット 1の出力電 流を比較しただけでは、各発電装置ユニット群 11 (各ユニット群集電制御部 12)相互 間の発電電力の差を把握できない恐れがある。

[0157] このような問題を解決するために、本実施の形態では、複数配置された発電装置ュ ニット群 11それぞれの発電状態を検出するために、各ユニット群集電制御部 12 (変 換ケーブル 12c)それぞれを介して電力変換装置 15に送電される電力を検出する群 状態検出部としての管理 PC19を電力管理ステーション 10sに配置してある。なお、 管理 PC19は、管理 PC18と同様にシステム管理制御部としても機能する。

[0158] 例えば、各ユニット群集電制御部 12で制御される各発電装置ユニット群 11の発電 電力は、各発電装置ユニット群 11それぞれに接続される電力変換装置 15の出力で もある。したがって、電力変換装置 15の出力電力を電力管理ステーション 10sに配置 した管理 PC19で検出することが可能である。

[0159] 管理 PC19を群状態検出部として機能させるために、管理 PC19は、電力変換装置 15の出力側に接続された出力検出ケーブル 19cを介して出力を検出する構成とさ れている。この構成により、各発電装置ユニット群 11それぞれでの発電電力を比較 · 監視することができる。なお、出力の検出は、例えば電流センサ（図 6に示した電流セ ンサ 34と同様のもので構成することが可能である。 )を管理 PC19に設けることにより 可能となる。なお、その他の構成は、例えば図 2と同様に構成してあるので詳細な説 明は省略する。

[0160] また、各ユニット群集電制御部 12の発電電力は、電力変換装置 15の出力によらず に、ユニット群集電制御部 12の出力電流を検出することでも可能であり、この場合に は、集線バスバー 38 (図 6参照。）の電流値を計測することや、それぞれの太陽光発 電装置ユニット 1について電流センサ 34により検出した電流の総和を算出することに より求めることが可能である。なお、 1つの電力変換装置 16 (図 3、図 5参照。）に複数 の変換ケーブル 12cが並列に接続される場合には、集線バスバー 38 (図 6参照。）の 電流値 (直流出力電流）による検出が有効である。

[0161] 本実施の形態により、各ユニット群集電制御部 12による追尾精度を把握し、追尾ズ レのある発電装置ユニット群 11に対応するユニット群集電制御部 12に対して随時修 正を行な 、、複数のユニット群集電制御部 12全ての追尾精度を最善 ·均等にするこ とが可能となる。

[0162] <実施の形態 4 >

図 12は、本発明の実施の形態 4に係る太陽光発電システムの構成例を概念的に 示す構成概念図である。

[0163] 太陽光発電装置ユニット 1を設置する場合、設置現場では太陽光発電装置ユニット 1を順次設置して行く。 1台の太陽光発電装置ユニット 1を設置するとき、純粋な工事 作業に要する時間と、追尾駆動の方位回転および傾倒回転の 2軸回転での方位'傾 斜の条件出しおよび初期設定に相当な時間が力かる。

[0164] また、集中管理が必要な複数の太陽光発電装置ユニットを設置する場合、各太陽 光発電装置ユニットの設置条件出し'初期設定は、全ての太陽光発電装置ユニット の設置が終了した後、ユニット群集電制御部を用いて追尾駆動の設定を行なうことが 基本となることから、太陽光発電装置ユニットを設置した都度追尾駆動の設定を行な うことは困難であり、その結果、追尾精度の確認が設置工程の最後に集中し、要求さ れる精度が得られ難 、と 、う問題がある。

[0165] したがって、ユニット群集電制御部 12に接続される全ての太陽光発電装置ユニット 1が設置された後、電力管理ステーション 10sからの制御により各太陽光発電装置ュ ニット 1を駆動させて初期設定を行なうよりは、設置現場で 1台の太陽光発電装置ュ ニット 1を設置する毎に初期設定まで完了させた方が効率的である。

[0166] 本実施の形態はこれを可能にしたものであり、設置現場でユニット群集電制御部 1 2と 1台の太陽光発電装置ユニット 1を接続した後、併せて、端末機としてのノートパソ コン 20を無線あるいは有線でユニット群集電制御部 12と通信できるように接続する。 これにより、太陽光発電装置ユニット 1の追尾駆動を自動から手動に切り換えて、ノー トパソコン 20で太陽光発電装置ユニット 1に対応するユニット群集電制御部 12を個 別に単独で制御することが可能となる。

[0167] つまり、発電電力（出力）が最大となるように、その時の太陽位置に太陽電池モジュ ール 2を位置合わせできることから、初期設定を容易に行なうことが可能となり、設置 作業の効率および容易性を向上させ、設置コストを低減することができる。また、端末 機によれば、ユニット群集電制御部 12を個別に単独で制御することができるので、太 陽光発電システム 10を稼動させた後でも、発電異常が生じた太陽光発電装置ュニッ ト 1の補修やメンテナンスなどに際して現場での対応が容易となり、メンテナンス作業 の効率ィ匕を図ることが可能となる。

[0168] <実施の形態 5 >

図 13は、固定設置型太陽電池モジュールに照射される日射量と追尾型太陽電池 モジュールに照射される直達日射量の 1日の変動を示したグラフである。

[0169] グラフは、横軸に時刻、縦軸に日射量 SQを示している。固定設置型太陽電池モジ ユールは、正午に太陽と正対する角度で設置されるのが基本である。したがって、固 定設置型太陽電池モジュールの日射量 (全天日射量 SQa)と追尾型太陽電池モジュ ールの日射量 (直達日射量 SQd)を比較すると、正午では同じ日射量 SQとなるが、 その他の時刻では追尾型太陽電池モジュールの直達日射量 SQdが大きくなつて 、 る。つまり、追尾型の太陽光発電で発電電力を決定するのは、一般的に言われる日 射量 SQ (全天日射量 SQa)ではなぐ直達日射量 SQdである。

[0170] したがって、追尾型太陽電池モジュールで構成される追尾型の太陽光発電装置ュ ニット 1による発電電力の方が固定設置式太陽電池モジュールで構成される太陽光 発電装置ユニットによる発電電力に比べて大きくなり優位である力 本当に不足無く 発電して!/、るかは、直達日射量 SQdが分力つて 、な 、と把握できな 、。

[0171] 本実施の形態は、図 14、図 15に示すとおり、直達日射量 SQdを容易かつ確実に 把握できる構成とされて ヽる。

[0172] 図 14は、本発明の実施の形態 5に係る太陽光発電システムの構成例を概念的に 示す構成概念図であり、直達日射計の設置状況を示す太陽光発電装置ユニットの 概略斜視図である。図 15は、本発明の実施の形態 5に係る太陽光発電システムの構 成例を概念的に示す構成概念図であり、太陽光発電システムの概略構成を示す概 略構成図である。

[0173] 本実施の形態では、太陽光発電システム 10 (発電装置ユニット群 11)に配置された 複数の太陽光発電装置ユニット 1の少なくともいずれか一つの太陽光発電装置ュ- ット 1に直達日射計 Isが設置してある。発電装置ユニット群 11を一つのみとして図示 しているが、複数の発電装置ユニット群 11を配置した場合には、各発電装置ユニット 群 11それぞれに直達日射計 Isを配置することが可能である。

[0174] 直達日射計 Isは太陽電池モジュール 2の前面法線方向（パネル面:受光面の垂直 方向）と平行に設置されている。したがって、太陽電池モジュール 2の追尾駆動に同 期して方向を変更 (追尾駆動)できる。直達日射計 Isは、太陽の向きに対して ± 5° 程度の誤差は補正され、真の直達日射量 SQdの測定が可能であることから、直達日 射計 Isを設置した太陽光発電装置ユニット 1が追尾ズレを生じている場合でも補正 により真の直達日射量 SQdを測定することが可能となる。

[0175] 一つの太陽光発電装置ユニット 1に設置された直達日射計 Isから、直達日射量 S Qdのデータが例えばユニットケーブル lcを介して管理 PC18にリアルタイムで送られ る。電力管理ステーション 10s (管理 PC18)では、直達日射量 SQdから算出する太 陽光発電システム 10の発電電力の理論値 (基準発電電力）を用いて、管理 PC18の 画面上に理論値と実際の発電電力（太陽光発電装置ユニット 1の発電電力）を並べ て表示する構成とされている。基準発電電力の算出は、所定の時間間隔で行なうこと により、効率的な管理が可能となる。

[0176] 本実施の形態によれば、太陽光発電システム 10の発電効率を容易に把握できる。

また、実際の発電電力が小さく発電異常を生じている太陽光発電装置ユニット 1を特 定することが可能となり、発電異常の太陽光発電装置ユニット 1の発電異常 (例えば 追尾ズレ）を修正することができる。さらに、追尾ズレ以外の発電異常、例えば太陽光 発電装置ユニット 1 (太陽電池モジュール 2)の劣化状態などを検出することも可能と なる。

[0177] したがって、太陽光発電システム 10のメンテナンスが容易となり、発電電力の低下 を防止することが可能となる。

[0178] <実施の形態 6 >

図 16は、本発明の実施の形態 6に係る太陽光発電システムに適用される太陽光発 電装置ユニットの外観を示す斜視図である。

[0179] なお、本実施の形態の説明において、上記した実施の形態 1—5と同じ構成を有す るものにっ ヽては同一の符号を付して!/、る。

[0180] 本実施の形態では、各々の太陽光発電装置ユニット 101に分散制御部 114を設け 、発電状態を検出するユニット状態検出部を分散制御部 114に設ける点に特徴があ り、その他の構成は、実施の形態 1と同様である。つまり、実施の形態 1において各々 の太陽光発電装置ユ ット 1のユニット状態検出部をユ ット群集電制御部 12に設 けているのに対して、本実施の形態では、ユニット状態検出部を分散制御部 114に 設けている。

[0181] 太陽光発電装置ユニット 101の主要構成は、実施の形態 1と同様であり、支持部 5 に設けられた接続箱 4にはユニットケーブル 101cが接続されている。このユニットケ 一ブル 101 cは、太陽電池モジュール 2が発電した発電電力を送電する発電電力ケ 一ブル lOlcgと、追尾駆動部 3を追尾駆動する電源に接続された電源ケーブル 101 cpと、追尾駆動部 3を制御するために必要な日付時刻情報信号の送信を行なう時情 報系ケーブル 10 letとを有する。

[0182] 図 17および図 18は、本発明の実施の形態 6に係る太陽光発電システムの構成を 概念的に示す概念図である。

[0183] 図 17は、 1つのユニット群集電制御部と 1つの電力変換装置とを対応させて配置し た場合の太陽光発電システムの構成を概念的に示す概念図である。この太陽光発 電システム 100は、各々の太陽光発電装置ユニット 101の分散制御部 114にユニット 状態検出部を太陽光発電装置ユニット単位で設ける点において前記した図 2に示す 太陽光発電システムと異なり、その他の構成は図 2と同様に構成されているので詳細 な説明は省略する。

[0184] 図 18は、複数の太陽光発電装置ユニット 101が分散制御部 114を介してユニットケ 一ブル 101cでシルアルもしくはパラレルに連結して配置した場合の太陽光発電の構 成を概念的に示す概念図である。

[0185] 図 18で示す太陽光発電システム 100は、複数の太陽光発電装置ユ ット 101で発 電された電力が各々の分散制御部 114を介して 1つのユニット群集電制御部 112に まとめられ、さらに 1つのユニット群集電制御部 112を介してユニット群集電制御部 11 2に対応する電力変換装置 15に供給 (送電)される構成とされている。 [0186] なお、太陽光発電システム 100で使用する電力変換装置 15の容量、ユニット群集 電制御部 112の制御速度、太陽光発電装置ユニット 101の追尾駆動部 3の駆動速 度などに応じて、太陽光発電システム 100を構成するユニットケーブル 101cのレイァ ゥトは図 17、図 18で示すように異ならせる。

[0187] 図 18の分散制御部 114の構成では、隣り合う太陽光発電装置ユニット 101の駆動 制御状況を互いに認識できることから、太陽光発電装置ユニット 101の駆動タイミン グを任意にずらすことを可能にすることができるメリットがある。

[0188] 各太陽光発電装置ユニット 101への電源供給は、電力管理ステーション 10sから変 換ケーブル 112c、ユニット群集電制御部 112、ユニットケーブル 101c (電源ケープ ル lOlcp)を経由して行われる。各太陽光発電装置ユニット 101で発電された電力 は、ユニットケーブル 101c (発電電力ケーブル lOlcg)、ユニット群集電制御部 112 、変換ケーブル 112cを経由して電力管理ステーション 10s内の電力変換装置 15に 集約される。

[0189] また、ユニット群集電制御部 112から各太陽光発電装置ユニット 101への時情報系 信号の送信は、上述したとおり時情報系ケーブル lOlctを介して行なわれる。通信 方式は、一般に使用されている RS232C、 RS485、 USB、光通信などを用いたシリ アル通信やパラレル通信など、どのような通信方式を採用しても良ぐまた、電源ケ— ブル lOlcpに制御系信号を重畳させて電源ケーブル lOlcpを時情報系ケーブル 1 Olctとして併用することも可能である。

[0190] また、実際にユニットケ—ブル 101c (変換ケーブル 112c)を配線する際には、電源 ケーブル 101cp、発電電力ケーブル lOlcgおよび時情報系ケーブル lOlctは、互 いに影響の無い状態で同一配線路内に収めることが、施工上望ましい。なお、ケー ブルの構成は上述した例に限らず適宜設定することが可能である。

[0191] ユニット群集電制御部 112は、できるだけ太陽光発電装置ユニット 101の近辺に設 置する構成とする。また、ユニット群集電制御部 112で、各太陽光発電装置ユニット 1 11に接続されたユニットケーブル 101cを構成する発電電力ケーブル lOlcg、電源 ケーブル 101cp、時情報系ケーブル lOlctがそれぞれ集線される。この構成により、 長距離となるユニット群集電制御部 112と電力管理ステーション 10s間の接続は、 1 本の変換ケーブル 112cにより行なうことが可能となり、配線を簡略ィ匕することができる 。また、施工上の安全性、メンテナンス上の安定性、信頼性を確保することができる。

[0192] つまり、ユニット群集電制御部 112で各太陽光発電装置ユニット 101に接続された 時情報系ケーブル lOlctおよび発電電力ケ—ブル lOlcgを容易に整理して配列さ せ集線できること、ユニット群集電制御部 112から電力管理ステーション 10sへの配 線本数 (変換ケーブル 112cの本数)を最低限に減らすことができ、配線の簡略化 'コ ストダウンが図れること、太陽光発電装置ユニット 101 (発電装置ユニット群 111)から の複数のケーブル（ユニットケーブル 101c)を 1本の変換ケーブル 112cにまとめて 電力変換装置 15への電力の供給を行なえることから、発電装置ユニット群 111と電 力変換装置 15との接続を非常に整然と、かつ簡単明瞭に行なうことができる。なお、 ユニット群集電制御部 112については、図 19でさらに詳細を説明する。

[0193] 図 19は、本発明の実施の形態 6に係る太陽光発電システムに適用したユニット群 集電制御部の構成例を、図 20は、本発明の実施の形態 6に係る太陽光発電システ ムに適用した分散制御部の構成例の構成を概念的に示す構成概念図である。

[0194] ユニット群集電制御部 112は、基本構成として、太陽電池出力端子台 131、時情報 系ケ—ブル端子台 132、集線バスバー 38、ハブ 139を備える。

[0195] 本実施形態におけるユニット群集電制御部 112の役割は、発電装置ユニット群 11 1の発電電力を集電することと、分散制御部 114に時情報の発信を制御することであ る。分散制御部 114では、太陽の軌道計算に必要な時情報を得ることで、各ユニット の駆動系ドライバ回路に駆動命令 Z移動位置信号を送受信して駆動系の制御を行 なう。上記時情報はユニット群集電制御部 112内に備えた時計を基準に発信しても よぐ或いは電力管理ステーション内の時情報をユニット群集電制御部 112を介して 、分散制御部に送信してもよい。また、時情報の送信制御は、常時発信してもよぐま た、定期的或いは断続的な発信、日中のみの発信、発電電力が確保される日射量を 満たしたときの発信の 、ずれであってもよ!/、。

[0196] このような本実施形態の太陽光発電システムによれば、軌道計算を各ユニットで個 々に行なうため、マイコンの計算処理能力が少なくて済むといった効果を奏する。ま た、制御系の不具合が発生した際にユニット群単位で発電能力が低下することがな 、ので、駆動系の制御の停止をユニット単位にとどめるように時情報の送信を制御す ることが可能になる。さらに、制御系および発電状態の検出部が分散されるので、分 散制御部の構造をコンパクトで簡易なものとすることができる。

[0197] 太陽電池出力端子台 131には、太陽光発電装置ユニット 101から配線された発電 電力ケーブル lOlcgが太陽光発電装置ユニット 101に対応する番号を付与けンバ リング)された端子に対応させて接続される。時情報系ケ—ブル端子台 132には、発 電電力ケーブル lOlcgと同様にナンバリングに対応させて時情報系ケーブル lOlct が接続される。また、電力管理ステーション 10sから変換ケーブル 112cを介して適宜 の電源が供給され必要な動作を確保する。さら〖こ、電源は電源ケーブル lOlcpを介 して太陽光発電装置ユニット 101に供給される。

[0198] 分散制御部 114は、基本構成として、太陽電池出力端子台 31、制御系ケーブル端 子台 32、逆流防止ダイオード 33、電流センサ 34、データ取得部 35、駆動制御用コ ントローラ 36、駆動用ドライバ 37を備える。

[0199] 分散制御部 114の太陽電池出力端子台 31に供給された電力（電流）は、逆流防止 ダイオード 33を介して発電状態を検出するユニット状態検出部としての電流センサ 3 4に流され、出力電流 (発電電流)を随時リアルタイムで計測される。つまり、分散制 御部 114は、ユニット状態検出部を備える構成とされている。なお、発電状態の検出 は、他の形態のセンサを用いることにより出力電流の他に、発電電力、発電電圧を計 測して発電量を検出することが可能である。

[0200] 電流センサ 34により出力電流を随時計測することができることから、太陽光発電装 置ユニット 101の発電異常 (例えば追尾異常）をリアルタイムで容易かつ正確に検出 することが可能となる。また、個々の太陽光発電装置ユニット 101毎に出力電流を検 出することから、発電異常を生じている太陽光発電装置ユニット 101を容易に特定す ることが可能であり、発電異常を容易に修正でき、太陽光発電装置ユニット 101 (太 陽光発電システム 100)の発電電力の低下を容易かつ確実に防止することができる。

[0201] 計測された出力電流は、データ取得部 35によってデータ化され、駆動制御用コント ローラ 36に記憶される。なお、駆動制御用コントローラ 36では、太陽光発電装置ュ- ット 101を識別するユニット識別信号としての IDコードと出力電流とを照合させて記憶 する形態としてある。さらに、ユニット群集電制御部 112から出力された時情報系ケー ブル lOlctからの時情報信号は、分散制御部 114の駆動制御用コントローラ 36に送 信され、太陽光発電装置ユニット 101単位で太陽の軌道計算が行われ、駆動用ドラ ィバ 37で制御信号に変換され、各太陽光発電装置ユニット 101の駆動制御部 3は、 それぞれに対応する駆動用ドライバ 37により追尾駆動の調整がなされる。

[0202] 分散制御部 114から出力された発電電力ケーブル lOlcgからの発電電力は、ュニ ット群集電制御部 112の太陽電池出力端子台 131を介して集線バスバー 38に集線 され、変換ケーブル 112cを介して電力管理ステーション 10sへ送電される。

[0203] なお、本実施の形態に対して、図 4、図 5に示す構成を適宜当てはめることが可能 であることは 、うまでもな！/、。

[0204] <実施の形態 7 >

図 21は、本発明の実施の形態 7に係る太陽光発電システムの構成例を概念的に 示す構成概念図である。

[0205] 本実施の形態では、設置現場でユニット群集電制御部 112を介して 1台の太陽光 発電装置ユニットを接続した後、併せて、端末機としてのノートパソコン 20を無線或 いは有線でユニット群集電制御部 112だけでなく分散制御部 114と通信を行なうこと ができるように接続する点に特徴があり、その他の構成は、実施の形態 1と同様であ る。

[0206] 本実施の形態によれば、ユニット群集電制御部 112および分散制御部 114を個別 に制御することができるので、太陽光発電システム 100を稼動させた後でも、発電異 常が生じた太陽光発電装置ユニット 101の補修やメンテナンスなどに際して現場で の対応が容易となり、さらにメンテナンス作業の効率ィ匕を図ることが可能になる。また 、分散制御部 114を個別に制御できることで、ユニット単位で制御系 Z検出系の動 作の確認を容易に行なうことができる。

[0207] 本発明は、その精神または主要な特徴力も逸脱することなぐ他のいろいろな形で 実施することができる。そのため、上述の実施例はあらゆる点で単なる例示にすぎず 、限定的に解釈してはならない。本発明の範囲は請求の範囲によって示すものであ つて、明細書本文には、なんら拘束されない。さらに、請求の範囲の均等範囲に属す る変形や変更は、全て本発明の範囲内のものである。

[0208] なお、この出願は、日本で 2006年 4月 24日に出願された特願 2006— 119454号 に基づく優先権を請求する。その内容はこれに言及することにより、本出願に組み込 まれるものである。また、本明細書に引用された文献は、これに言及することにより、 その全部が具体的に組み込まれるものである。

産業上の利用可能性

[0209] 本発明は、太陽電池モジュールおよび追尾駆動部を有する太陽光発電装置ュニッ トを複数配置して構成された太陽光発電システムおよび太陽光発電システム制御方 法に適用できる。

Claims

請求の範囲

[1] 太陽電池モジュールおよび該太陽電池モジュールを追尾駆動する追尾駆動部を 有する太陽光発電装置ユニットを複数配置して構成した発電装置ユニット群と、該発 電装置ユニット群の発電電力を集電し制御するユニット群集電制御部と、該ユニット 群集電制御部に集電された発電電力を電力変換する電力変換装置とを備える太陽 光発電システムであって、

前記太陽光発電装置ユニットそれぞれの発電状態を検出するユニット状態検出部 を備え、前記ユニット状態検出部の出力が前記ユニット群集電制御部に供給されるこ とを特徴とする太陽光発電システム。

[2] 請求項 1に記載の太陽光発電システムであって、

前記ユニット群集電制御部は前記ユニット状態検出部を備え、前記追尾駆動部を 制御する構成とされていることを特徴とする太陽光発電システム。

[3] 請求項 1に記載の太陽光発電システムであって、

前記各太陽光発電装置ユニットに太陽光発電装置ユニット単位で追尾駆動部を制 御する分散制御部を備え、前記ユニット群集電制御部を介して分散制御部と通信を 行なうことを特徴とする太陽光発電システム。

[4] 請求項 3に記載の太陽光発電システムであって、

前記分散制御部は前記ユニット状態検出部を備えることを特徴とする太陽光発電 システム。

[5] 請求項 1な!、し請求項 4の 、ずれか一つに記載の太陽光発電システムであって、 前記ユニット状態検出部は、前記太陽光発電装置ユニットそれぞれの出力電流を 検出することを特徴とする太陽光発電システム。

[6] 請求項 1ないし請求項 5のいずれか一つに記載の太陽光発電システムであって、 前記発電装置ユニット群および前記ユニット群集電制御部は複数配置され、複数 の前記発電装置ユニット群それぞれの発電状態を検出する群状態検出部を備えるこ とを特徴する太陽光発電システム。

[7] 請求項 1ないし請求項 6のいずれか一つに記載の太陽光発電システムであって、 前記発電装置ユニット群を構成する前記太陽光発電装置ユニットの少なくともいず れか一つに直達日射計を備えることを特徴とする太陽光発電システム。

[8] 請求項 6または請求項 7に記載の太陽光発電システムであって、

複数配置された前記発電装置ユニット群および前記ユニット群集電制御部を統合 して管理制御するシステム管理制御部を備え、

前記ユニット群集電制御部を介して前記ユニット状態検出部が検出した発電状態 に基づいて特定した発電異常の太陽光発電装置ユニットを識別するユニット識別信 号を、前記システム管理制御部に送信し、

前記システム管理制御部は、特定した前記太陽光発電装置ユニットの追尾ずれを

、前記ユニット群集電制御部を介して修正させる構成とされて 、ることを特徴とする太 陽光発電システム。

[9] 太陽電池モジュールおよび該太陽電池モジュールを追尾駆動する追尾駆動部を 有する太陽光発電装置ユニットを複数配置して発電装置ユニット群を構成し、該発 電装置ユニット群の発電電力魏電したユニット群集電制御部を介して前記追尾駆 動部を制御し、前記ユニット群集電制御部に集電された発電電力を電力変換装置に より電力変換する太陽光発電システム制御方法であって、

前記ユニット群集電制御部を介して、前記太陽光発電装置ユニットそれぞれの発 電状態に基づいて発電異常を生じた太陽光発電装置ユニットを特定し、特定した前 記太陽光発電装置ユニットの発電異常を修正することを特徴とする太陽光発電シス テム制御方法。

[10] 請求項 9に記載の太陽光発電システム制御方法であって、

前記発電装置ユニット群およびユニット群集電制御部は複数配置され、複数の前 記発電装置ユニット群それぞれの発電状態を検出して発電異常を生じた発電装置 ユニット群を特定し、特定した前記発電装置ユニット群の発電異常を修正することを 特徴とする太陽光発電システム制御方法。

[11] 請求項 9に記載の太陽光発電システム制御方法であって、

前記発電装置ユニット群に配置された前記太陽光発電装置ユニットの少なくともい ずれか一つに直達日射計を備え、該直達日射計が検出した日射量に基づ!/、て基準 発電電力を算出し、前記太陽光発電装置ユニットの発電電力と前記基準発電電力と を比較して発電異常を生じた太陽光発電装置ユニットを特定し、特定した前記太陽 光発電装置ユニットの発電異常を修正することを特徴太陽光発電システム制御方法

[12] 請求項 10または請求項 11に記載の太陽光発電システム制御方法であって、 複数配置された前記発電装置ユニット群および前記ユニット群集電制御部を統合 して管理制御するシステム管理制御部を備え、

前記ユニット群集電制御部を介して前記ユニット状態検出部が検出した発電状態 に基づいて特定した発電異常の太陽光発電装置ユニットを識別するユニット識別信 号を、前記システム管理制御部に送信し、

前記システム管理制御部は、特定した前記太陽光発電装置ユニットの追尾ずれを 前記ユニット群集電制御部を介して修正させることを特徴とする太陽光発電システム 制御方法。

[13] 請求項 9ないし請求項 12のいずれか一つに記載の太陽光発電システム制御方法 であって、

通信により前記ユニット群集電制御部を制御できる端末機を用いて前記ユニット群 集電制御部を制御することにより前記追尾駆動部を制御することを特徴とする太陽光 発電システム制御方法。