WO2013172053A1 - 太陽電池の制御装置 - Google Patents

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WO2013172053A1
WO2013172053A1 PCT/JP2013/051309 JP2013051309W WO2013172053A1 WO 2013172053 A1 WO2013172053 A1 WO 2013172053A1 JP 2013051309 W JP2013051309 W JP 2013051309W WO 2013172053 A1 WO2013172053 A1 WO 2013172053A1
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value
current
solar cell
voltage
power
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PCT/JP2013/051309
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English (en)
French (fr)
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中村　明博
亨 河野
俊祐 松永
健 焦
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株式会社日立産機システム
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Publication date
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    • G—PHYSICS
    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05F—SYSTEMS FOR REGULATING ELECTRIC OR MAGNETIC VARIABLES
    • G05F1/00—Automatic systems in which deviations of an electric quantity from one or more predetermined values are detected at the output of the system and fed back to a device within the system to restore the detected quantity to its predetermined value or values, i.e. retroactive systems
    • G05F1/66—Regulating electric power
    • G05F1/67—Regulating electric power to the maximum power available from a generator, e.g. from solar cell
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
    • Y02E10/56—Power conversion systems, e.g. maximum power point trackers

Definitions

  • the present invention relates to a solar power generation system, and is particularly effective when applied to a solar cell control device that employs a maximum power point tracking control method that efficiently extracts generated power from solar cells even when the amount of solar radiation changes rapidly.
  • Examples of conventional control devices that employ a maximum power point tracking control system (Maximum Power Point Tracking: MPPT) of solar cells include the techniques described in Non-Patent Document 1 and Patent Documents 1 and 2.
  • MPPT Maximum Power Point Tracking
  • Non-Patent Document 1 discloses an MPPT method called a voltage-controlled hill-climbing method (FIG. 2 of Non-Patent Document 1).
  • the power P (k ⁇ 1) obtained from the current / voltage measured last time is compared with the power P (k) obtained from the current / voltage measured this time.
  • the magnitude of the voltage V (k-1) measured last time and the voltage V (k) measured this time are compared, and the next voltage change is compared from the four patterns by comparing the power and voltage. select. By repeating this series of operations, the operating voltage can be moved to the top of the power.
  • Patent Document 1 discloses a photovoltaic power generation system that can perform maximum point tracking at high speed and can search for the maximum point more accurately (FIG. 2 of Patent Document 1).
  • the voltage value to be set in the next MPPT is determined by measuring and storing power at three points and dividing the magnitude relationship between the three power points into three types. (FIGS. 5, 9, and 10 of Patent Document 1). For example, if the target relationship of the three powers is monotonically increasing, the next search voltage is expanded in the positive voltage direction, and if it is monotonically decreasing, the next search voltage is not changed in the negative voltage direction. Move to.
  • the search width step is increased to enable high-speed tracking.
  • the search range is narrowed down by decreasing the voltage width by 1 ⁇ 2.
  • the search is stopped when the relationship between power and voltage meets the convergence condition. Then, after the search is stopped, the change in power is monitored, and it is determined whether or not the set threshold value is exceeded, thereby detecting a change in the amount of solar radiation and the temperature and restarting the search for the maximum power point.
  • Patent Document 2 discloses a photovoltaic power generation system that can perform MPPT control of a solar cell easily and with high accuracy and can improve the efficiency of power acquisition.
  • the current flowing through the inductor of the DC / DC converter connected when the solar cell is controlled is controlled by a switching element, and the current of the solar cell is changed from zero to a short-circuit current, and the current-voltage characteristics At a certain time.
  • the power-voltage characteristics are calculated based on the acquired data, and the operating voltage is changed to a voltage at which the maximum power is output.
  • JP 2011-171348 A Japanese Patent No. 4294346
  • Non-Patent Document 1 can follow the vicinity of the maximum power point for static characteristics without solar radiation and temperature change.
  • the amount of solar radiation changes abruptly after greatly deviating from the maximum power point, the power is greatly lost for another mountain climbing. For this reason, it is considered that hill climbing is performed at high speed to shorten the arrival time to the maximum power point and reduce power loss.
  • the speed-up effect of the hill-climbing method is effective only for a certain rate of change in the amount of solar radiation. If the amount of solar radiation changes at a speed slower than this speed, the voltage commanded by the MPPT is the true maximum power point voltage. There is a problem of generating a new power loss by deviating.
  • the MPPT system disclosed in Patent Document 1 is a technique proposed for solving the problem of responsiveness, which is a drawback of the hill-climbing method.
  • the MPPT system described in Patent Document 1 predicts an outline of power-voltage characteristics based on three points of data. However, when sampling these three points of data, there is a possibility that the power-voltage characteristics will change according to changes in the amount of solar radiation. In such a case, there is a possibility that a power-voltage characteristic different from the original power-voltage characteristic is predicted, and a search point is set as a target, which may cause power loss. Concerned.
  • the operating voltage at which maximum power can be obtained is determined by the characteristics obtained by changing the current of the solar cell from zero to the short-circuit current.
  • the operating voltage is constant, so it will operate equivalently at a point that deviates from the maximum power point. There is concern about power loss.
  • there is no change in the amount of solar radiation and the same power loss as in Patent Document 1 can occur.
  • the present invention has been made in order to study the above-described problems of the prior art and solve these problems, and its typical purpose is to further reduce the power loss caused by changes in the amount of solar radiation.
  • Another object of the present invention is to provide a solar cell control device that can set the search point.
  • a typical solar cell control device includes a current detection unit that detects an output current of a solar cell, and an operation power value of the solar cell that is an extreme value with a current value obtained from the current detection unit as an input. Based on the determination result, an extreme value monitoring unit that stores the voltage value and the current value determined as the extreme value, the current value obtained from the current detection unit, and the extreme value A fluctuation range determination unit that sets a voltage width when performing an extreme value search of the voltage-power characteristics of the solar cell based on a ratio with an output current value of the solar cell at the time of To do.
  • Another typical solar cell control device includes a current detection unit that detects an output current of a solar cell, a solarimeter that detects an amount of solar radiation, and a current value obtained from the current detection unit as inputs. It is determined whether or not the operating power value of the solar cell is an extreme value, and based on the determination result, an extreme value monitoring unit that stores a voltage value, a current value, and an amount of solar radiation determined to be extreme values; A fluctuation range determination unit for setting a voltage width when performing an extreme value search of the voltage-power characteristics of the solar cell based on a ratio between the amount of solar radiation obtained from a meter and the amount of solar radiation when the extreme value is determined It is characterized by having.
  • a typical effect is to provide a solar cell control device that enables setting of a search point that further reduces power loss associated with changes in the amount of solar radiation.
  • FIG. 1 is a schematic configuration diagram showing an example of a configuration of a photovoltaic power generation system that is Embodiments 1 to 8 of the present invention.
  • Embodiment 1 of this invention it is a block block diagram which shows an example of a structure of a power conditioner.
  • Embodiment 2 of this invention it is a block block diagram which shows an example of a structure of a power conditioner.
  • Embodiment 3 of this invention it is a block block diagram which shows an example of a structure of a power conditioner.
  • Embodiment 4 of this invention it is a block block diagram which shows an example of a structure of a power conditioner.
  • Embodiment 5 of this invention it is a block block diagram which shows an example of a structure of a power conditioner.
  • Embodiment 6 of this invention it is a block block diagram which shows an example of a structure of a power conditioner.
  • Embodiment 7 of this invention it is a block block diagram which shows an example of a structure of a power conditioner.
  • Embodiment 8 of this invention it is a block block diagram which shows an example of a structure of a power conditioner.
  • 5 is a flowchart showing an example of operations of a maximum point tracking unit and an extreme value monitoring unit in Embodiments 1 to 4 of the present invention.
  • Embodiments 1 to 8 of the present invention it is a flowchart showing an example of a method for determining a variation range by a variation range determination unit.
  • 6 is a flowchart showing another example of operations of the maximum point tracking unit and the extreme value monitoring unit in the first to fourth embodiments of the present invention.
  • it is a flowchart showing another example of a variation range determination method by the variation range determination unit.
  • 10 is a flowchart showing an example of operations of a maximum point tracking unit and an extreme value monitoring unit in Embodiments 5 to 8 of the present invention.
  • 7 is a flowchart showing an example of an extreme value monitoring method by an extreme value monitoring unit in the first to eighth embodiments of the present invention.
  • 6 is a timing chart for explaining effects in the first to eighth embodiments of the present invention.
  • 10 is another timing chart for explaining the effects in the first to eighth embodiments of the present invention.
  • the constituent elements are not necessarily indispensable unless otherwise specified and apparently essential in principle. Needless to say.
  • the shapes, positional relationships, etc. of the components, etc. when referring to the shapes, positional relationships, etc. of the components, etc., the shapes are substantially the same unless otherwise specified, or otherwise apparent in principle. And the like are included. The same applies to the above numerical values and ranges.
  • a typical solar cell control device includes a current detection unit (current sensor 11) that detects an output current of the solar cell, and a current value obtained from the current detection unit. As an input, it is determined whether or not the operating power value of the solar cell is an extreme value, and based on this determination result, an extreme value monitoring unit (extreme value) that stores a voltage value and a current value determined as the extreme value Based on the ratio of the current value obtained from the monitoring units 6 and 12) and the current detection unit and the output current value of the solar cell when determined as the extreme value. And a fluctuation range determination unit (variation range determination units 17a, 18a, 19a, and 20a) for setting a voltage range when performing an extreme value search.
  • a fluctuation range determination unit variation range determination units 17a, 18a, 19a, and 20a
  • Another typical solar cell control device includes a current detection unit (current sensor 11) that detects the output current of the solar cell, and a solar radiation meter that detects the amount of solar radiation. (Irradiometer 15) and the current value obtained from the current detector as an input to determine whether the operating power value of the solar cell is an extreme value, and based on this determination result, it was determined to be an extreme value A ratio between an extreme value monitoring unit (extreme value monitoring units 6 and 12) that stores a voltage value, a current value, and an amount of solar radiation, an amount of solar radiation obtained from the pyranometer, and an amount of solar radiation when the extreme value is determined. And a variation range determination unit (variation range determination unit 17a, 18a, 19a, 20a) for setting a voltage range when performing an extreme value search of the voltage-power characteristic of the solar cell, To do.
  • a current detection unit current sensor 11
  • solar radiation meter that detects the amount of solar radiation.
  • FIG. 1 A solar power generation system including the solar cell control device of Embodiment 1 will be described with reference to FIGS. 1, 2, 10 to 13, and 15 to 17.
  • FIG. 1 A solar power generation system including the solar cell control device of Embodiment 1 will be described with reference to FIGS. 1, 2, 10 to 13, and 15 to 17.
  • FIG. 1 A solar power generation system including the solar cell control device of Embodiment 1 will be described with reference to FIGS. 1, 2, 10 to 13, and 15 to 17.
  • MPPT maximum power point tracking control
  • FIG. 1 is a schematic configuration diagram showing an example of the configuration of this solar power generation system.
  • the solar power generation system includes a solar cell array 1, a power conditioner (PCS) 2 connected to the solar cell array 1, and a power system 3 connected to the power conditioner 2.
  • PCS power conditioner
  • the solar cell array 1 is a solar cell composed of units in which a plurality of solar cell panels are connected in series and parallel.
  • the power conditioner 2 is a control device that extracts generated power from the solar cell array 1, converts DC power to AC power, and outputs the AC power to the power system 3.
  • the power system 3 is a general power system line, for example, an AC voltage of 200 V or 400 V and a frequency of 50 Hz or 60 Hz.
  • FIG. 2 is a block configuration diagram showing an example of the configuration of the power conditioner 2.
  • the power conditioner 2 includes a voltage sensor 4, a DC / AC inverter 5, an extreme value monitoring unit (1) 6, a current averaging unit 7, a two-point data storage unit 8, and an AVR (Automatic Voltage Regulator) control. It is comprised from the part 9, the current sensor 11, and the maximum point tracking part (1) 17.
  • the voltage sensor 4 has an input side connected to the solar cell array 1 and an output side connected to the AVR control unit 9.
  • the voltage sensor 4 is a detector for detecting the voltage of the generated power output from the solar cell array 1 and outputting the detected voltage value to the AVR control unit 9.
  • the DC / AC inverter 5 has an input side connected to the solar cell array 1, an output side connected to the power system 3, and is controlled by a PWM (Pulse Width Modulation) command from the AVR control unit 9.
  • the DC / AC inverter 5 is a converter for converting the DC voltage of the generated power output from the solar cell array 1 into an AC voltage and supplying it to the power system 3.
  • the extreme value monitoring unit (1) 6 has an input side connected to the two-point data storage unit 8 and an output side connected to the maximum point tracking unit 17.
  • the extreme value monitoring unit (1) 6 receives the current value obtained from the current sensor 11 as an input, determines whether or not the operating power value of the solar cell array 1 is an extreme value, and based on the determination result, It is a functional unit for storing the voltage value and the current value determined to be extreme values.
  • the current averaging unit 7 has an input side connected to the current sensor 11 and an output side connected to the two-point data storage unit 8 and the maximum point tracking unit 17.
  • the current averaging unit 7 averages the current detected by the current sensor 11 (current of the generated power output from the solar cell array 1), and outputs the averaged current to the two-point data storage unit 8 and the maximum point tracking unit 17. It is a functional part for.
  • the 2-point data storage unit 8 has an input side connected to the current averaging unit 7, the AVR control unit 9, and the maximum point tracking unit 17, and an output side connected to the extreme value monitoring unit (1) 6.
  • the two-point data storage unit 8 stores the voltage command value and power value during the current MPPT control and the voltage command value and power value during the previous maximum power point control as two-point data 8a. It is.
  • the AVR control unit 9 has an input side connected to the voltage sensor 4, the two-point data storage unit 8, and the maximum point tracking unit 17, and an output side connected to the DC / AC inverter 5.
  • the AVR control unit 9 generates a PWM command based on the data of the voltage sensor 4 and the voltage command value output from the maximum point tracking unit (1) 17 and outputs the PWM command to the DC / AC inverter 5 It is a control unit.
  • the current sensor 11 has an input side connected to the solar cell array 1 and an output side connected to the current averaging unit 7.
  • This current sensor 11 is a detector for detecting the current of the generated power output from the solar cell array 1 and outputting it to the current averaging unit 7.
  • the maximum point tracking unit (1) 17 is connected to the extreme value monitoring unit (1) 6 and the current averaging unit 7 on the input side, and connected to the two-point data storage unit 8 and the AVR control unit 9 on the output side. .
  • the maximum point tracking unit (1) 17 is a functional unit for setting a fluctuation range for searching for the maximum power point and outputting a voltage command value to the two-point data storage unit 8 and the AVR control unit 9. It is.
  • the maximum point tracking unit (1) 17 includes a fluctuation range determination unit 17a.
  • the fluctuation range determination unit 17a is based on the ratio between the current value obtained from the current sensor 11 and the output current value of the solar cell array 1 when it is determined as the extreme value. It is a functional unit for setting a voltage width when performing a value search.
  • the voltage sensor 4, the DC / AC inverter 5, the AVR control unit 9, and the current sensor 11 are configured by hardware.
  • the other extreme value monitoring unit (1) 6, current averaging unit 7 and maximum point tracking unit (1) 17 are configured by software stored in the microcomputer in the power conditioner 2, and are a two-point data storage unit. 8 is assigned to a storage area in the microcomputer.
  • the outline of the operation of the inverter 2 is as follows. Data output from the current sensor 11 is input to the current averaging unit 7. Data output from the current averaging unit 7 is input to the two-point data storage unit 8 and the maximum point tracking unit (1) 17.
  • the maximum point tracking unit (1) 17 sets a fluctuation range for searching for the maximum power point, and outputs a voltage command value to the AVR control unit 9 and the two-point data storage unit 8.
  • the maximum point tracking unit (1) 17 outputs TYP (a type indicating a power change pattern at two points) to the two-point data storage unit 8.
  • the output of the voltage sensor 4 is input to the AVR control unit 9.
  • the current and previous MPPT control voltage command values and power values stored in the two-point data storage unit 8 are output to the extreme value monitoring unit (1) 6, and the determination result of the extreme value monitoring unit (1) 6 is maximum. Input to the point follower (1) 17.
  • the AVR control unit 9 generates a PWM command based on the data of the voltage sensor 4 and the voltage command value output from the maximum point tracking unit (1) 17, and the generated PWM command is sent to the DC / AC inverter 5. Is output.
  • the two-point data storage unit 8 stores the voltage command value and power value or current value during the current MPPT control, and the voltage command value and power value or current value during the previous MPPT control as two-point data 8a.
  • the power value is stored as a power value by multiplying the voltage command value corresponding to the data from the current averaging unit 7.
  • FIG. 10 is a flowchart showing an example of the operations of the maximum point tracking unit (1) 17 and the extreme value monitoring unit (1) 6.
  • step S101 When MPPT starts in the maximum point tracking unit (1) 17 (step S101), extreme value monitoring is first performed by the extreme value monitoring unit (1) 6 (step S102). A method of monitoring extreme values by the extreme value monitoring unit (1) 6 will be described later with reference to FIG. Next, based on the result of the extreme value monitoring by the extreme value monitoring unit (1) 6, the fluctuation range determining unit 17a determines the fluctuation range (step S103). A method of determining the variation range by the variation range determination unit 17a will be described later with reference to FIGS.
  • MPPT is performed (step S104).
  • MPPT for example, a one-variable search method represented by a hill-climbing method is used, but other methods may be used.
  • the voltage command value is set by adding the fluctuation range to the maximum power point voltage without using the search range used in the MPPT.
  • the voltage is set (commanded) to the AVR control unit 9 (step S105), and after waiting for the response time of the control circuit (step S106), the power with respect to the command voltage is measured (step S106). S107).
  • FIG. 12 is a flowchart showing an example of another operation of the maximum point tracking unit (1) 17 and the extreme value monitoring unit (1) 6.
  • MPPT is started (step S301), extreme value monitoring (step S302) is performed, MPPT (step S303) and change width determination (step S304) are executed in parallel, and then voltage setting (step S305) is performed. ), Waiting for response time (step S306), and measuring power (step S307).
  • the maximum power point tracking is executed by repeating the above steps S302 to S307.
  • FIG. 15 is a flowchart showing an example of a method of extreme value monitoring (steps S102 and S302) by the extreme value monitoring unit (1) 6.
  • the voltage command value at the current MPPT control is set to V 1
  • the power value is set to P 1
  • the previous MPPT control time is set.
  • the voltage command value of V 2 is V 2
  • the power value is P 2
  • the limit value of the voltage difference between V 1 and V 2 is 0, the relationship of Expression (1) is established at the maximum power point.
  • threshold values (Vth, Pth) are set for the voltage difference and the power difference (step S601). Since the MPPT is implemented using a microcomputer, it is necessary to reduce the number of gates as much as possible, and it is better not to use division. Therefore, a threshold is provided for each of the power difference and the voltage difference, and it is determined whether or not the voltage difference is smaller than the threshold Vth (step S602). Further, it is determined whether or not the absolute value of the power difference is smaller than the threshold Pth. (Step S603), extreme values are determined.
  • step S604 the threshold value Pth of the power difference is designated by a constant, and can be varied according to the measured power value and current value.
  • the fluctuation range when the amount of solar radiation fluctuates is determined using the retained maximum power point current.
  • the fluctuation range ( ⁇ Vinit) after the change in the amount of solar radiation is determined from the maximum power point current Im when determined to be an extreme value and the current value I1 that is periodically measured.
  • the details of the calculation method of the fluctuation range ( ⁇ Vinit) will be described.
  • Expression (2) is a characteristic expression of the solar cell.
  • Equation (2) I is the output current of the solar cell, V is the output voltage of the solar cell, Isc is the short-circuit current, p is the amount of solar radiation, Is is the reverse saturation current of the solar cell, nf is the diode junction constant, k Is the Boltzmann constant, T is the absolute temperature, Ncell is the number of cells, q is the amount of load, Rs is the series resistance value of the wiring connecting the solar cells, and Rsh is the shunt resistance value of the solar cells.
  • Equation (4) is obtained.
  • Equation (9) Using the relationship of Equation (5), Equation (9) becomes Equation (10), and Equation (6) can be rewritten as Equation (11).
  • the voltage difference ⁇ Vdiff of the maximum power point voltage when the solar radiation amount change occurs is the current sensor data, the maximum power point current Im when determined to be an extreme value, and the current that is periodically measured. It can be calculated from the ratio of the value I1. It is also possible to replace the current value with a power value.
  • FIG. 11 is a flowchart showing an example of a method for determining a variation range (steps S103 and S304) by the variation range determination unit 17a.
  • FIG. 13 is a flowchart showing another example of the method of determining the variation range (steps S103 and S304) by the variation range determination unit 17a.
  • FIG. 13 shows another method of realizing the fluctuation range determination by the fluctuation range determination unit 17a.
  • the current current value I1 is measured (step S401), and a threshold value Ith for comparing the current ratio with the magnitude relationship is set (step S402). This threshold value is used in a conditional branch for determining the fluctuation range.
  • a current ratio is calculated from the measured current value I1 and the maximum power point current Im when determined to be an extreme value (step S403), and a signal Sign for determining the voltage moving direction is set to 1 or ⁇ 1 is set (step S404).
  • the current ratio is compared with the threshold value Ith. If the current ratio is larger than the threshold value, the threshold value Ith is raised to a power and a new comparison is made with the current ratio.
  • the fluctuation range is determined by multiplying the reference width of the fluctuation range by an integer according to the number of power multipliers that satisfy the condition.
  • step S405 it is determined whether or not the current ratio is smaller than the threshold value Ith. If the current ratio is small (YES), the fluctuation range is set to 0 (step S406). On the other hand, if the result of determination in step S405 is that the current ratio is not smaller than the threshold value Ith (NO), the process proceeds to step S407.
  • step S407 it is determined whether or not the current ratio is smaller than the square of the threshold value Ith (Ith 2 ). If the current ratio is smaller (YES), the fluctuation range is set to Sign ⁇ reference width (step S408). On the other hand, if the result of determination in step S407 is that the current ratio is not smaller than the square of the threshold value Ith (Ith 2 ) (NO), the process proceeds to step S409.
  • step S415 it is determined whether or not the current ratio is smaller than the sixth power of the threshold value Ith (Ith 6 ). If the current ratio is smaller (YES), the fluctuation range is Sign ⁇ 5 ⁇ reference width (step S416), If not smaller (NO), the fluctuation width is set to Sign ⁇ 6 ⁇ reference width (step S417).
  • the fluctuation range is determined. Thereafter, as described above, MPPT (steps S104 and S303) shown in FIGS. 10 and 12 is performed. And after execution of MPPT, voltage setting, response time standby, and power measurement are performed.
  • FIG. 16 shows the control results when the solar radiation amount sharply decreases
  • FIG. 17 shows the solar radiation amount.
  • the control result when increasing rapidly is shown.
  • a timing chart showing a change in voltage with respect to time is shown on the upper side
  • a timing chart showing a change in current with respect to time is shown on the lower side
  • a solid line shows this embodiment
  • a broken line shows the conventional system.
  • the voltage is rapidly moving toward the maximum power point.
  • the amount of solar radiation after the change of the solar radiation amount is delayed by 5 cycles or more from the present embodiment. It can be seen that the maximum power point has been reached. From the above, it can be seen that the power generation efficiency in solar power generation can be improved by using this embodiment.
  • the maximum point tracking unit (1) 17 including the current sensor 11, the extreme value monitoring unit (1) 6, and the fluctuation range determining unit 17a It is possible to set a search point that further reduces power loss due to changes in the amount of solar radiation. Furthermore, since the fluctuation range for searching for the maximum power point can be determined in synchronization with the change in the amount of solar radiation, an MPPT that can accurately follow the maximum power point regardless of the magnitude of the change in the amount of solar radiation. Can be realized.
  • the extreme value monitoring unit (1) 6 receives the current value obtained from the current sensor 11 as an input, determines whether or not the operating power value of the solar cell array 1 is an extreme value, and based on this determination result The voltage value and current value determined as extreme values are stored.
  • the fluctuation range determination unit 17a determines the voltage-power characteristics of the solar cell array 1 based on the ratio between the current value obtained from the current sensor 11 and the output current value of the solar cell array 1 when it is determined as an extreme value. Sets the voltage width when searching for extreme values. Thereby, in synchronism with the amount of solar radiation, MPPT can be efficiently realized both when the solar radiation amount changes and when it does not change.
  • the extreme value monitoring unit (1) 6 can vary the extreme value determination condition based on the current value obtained from the current sensor 11.
  • the extreme value monitoring unit (1) 6 uses the current value obtained from the current sensor 11 and the voltage command value when the current value is measured to multiply the current value and the voltage command value. To calculate the output power value of the solar cell array 1, and the difference between the output power value at the time of the current MPPT control and the output power value at the time of the previous MPPT control is smaller than the specified value, and from the voltage command value at the time of the current MPPT control. When the difference between the voltage command values during the previous MPPT control is smaller than the specified value, it can be determined as an extreme value.
  • the fluctuation range determination unit 17a calculates a value proportional to the logarithm calculation result of the ratio between the current value obtained from the current sensor 11 and the output current value of the solar cell array 1 when determined as an extreme value. It can be set as a voltage width for searching for an extreme value of the voltage-current characteristic of the array 1.
  • the fluctuation range determination unit 17a compares the ratio between the current value obtained from the current sensor 11 and the output current value of the solar cell array 1 when determined as an extreme value with a power of a reference current ratio, Based on this comparison result, the voltage width for searching for the extreme value of the voltage-current characteristic of the solar cell array 1 can be set by multiplying the reference voltage width by an integer.
  • FIG. 1 A solar power generation system including the solar cell control device of Embodiment 2 will be described with reference to FIGS. 1, 3, 10 to 13, and 15 to 17.
  • FIG. 1 A solar power generation system including the solar cell control device of Embodiment 2 will be described with reference to FIGS. 1, 3, 10 to 13, and 15 to 17.
  • FIG. 1 A solar power generation system including the solar cell control device of Embodiment 2 will be described with reference to FIGS. 1, 3, 10 to 13, and 15 to 17.
  • MPPT maximum power point tracking control
  • FIG. 3 is a block configuration diagram showing an example of the configuration of the power conditioner 2 shown in FIG. 1 in the present embodiment.
  • a DC / DC converter 10 is connected to the solar cell array 1, and the output power of the solar cell is controlled by controlling the conduction rate of the switching elements of the DC / DC converter 10. Take out. Then, the DC power obtained by the DC / DC converter 10 is converted into AC power by the DC / AC inverter 5 and connected to the power system 3.
  • the effect of the present embodiment is the same timing chart as in FIGS. 16 and 17, and thus the same effect as in the first embodiment can be obtained. Further, as an effect different from that of the first embodiment, since the DC / DC converter 10 is provided, the conduction ratio of the switching element of the DC / DC converter 10 can be controlled, so that the output power of the solar cell array 1 can be controlled. And can be supplied to the power system 3.
  • Embodiment 3 A solar power generation system including a solar cell control apparatus according to Embodiment 3 will be described with reference to FIGS. 1, 4, 10 to 13, and 15 to 17.
  • FIG. 1 A solar power generation system including a solar cell control apparatus according to Embodiment 3 will be described with reference to FIGS. 1, 4, 10 to 13, and 15 to 17.
  • FIG. 1 A solar power generation system including a solar cell control apparatus according to Embodiment 3 will be described with reference to FIGS. 1, 4, 10 to 13, and 15 to 17.
  • FIG. 1 A solar power generation system including a solar cell control apparatus according to Embodiment 3 will be described with reference to FIGS. 1, 4, 10 to 13, and 15 to 17.
  • FIG. 1 A solar power generation system including a solar cell control apparatus according to Embodiment 3 will be described with reference to FIGS. 1, 4, 10 to 13, and 15 to 17.
  • FIG. 1 A solar power generation system including a solar cell control apparatus according to Embodiment 3 will be described with reference to FIGS. 1, 4, 10 to 13, and 15 to 17.
  • MPPT maximum power point tracking control
  • FIG. 4 is a block configuration diagram showing an example of the configuration of the power conditioner 2 shown in FIG. 1 in the present embodiment.
  • a solar radiation meter 15 is connected to the maximum point tracking unit (2) 18 via the buffer 14, and the amount of solar radiation acquired by this solar radiation meter 15 is the maximum point tracking unit via the buffer 14. (2) Input to 18. And operation
  • the fluctuation range is determined using the current ratio.
  • the amount of solar radiation changes from p1 to p2
  • the relationship shown in Expression (12) is established, so It can also be handled as a quantitative ratio.
  • the fluctuation amount is calculated using the current ratio as the solar radiation amount ratio.
  • the effect of the present embodiment is the same timing chart as in FIGS. 16 and 17, and thus the same effect as in the first embodiment can be obtained. Further, as an effect different from that of the first embodiment, the following effects can be obtained by having the pyranometer 15.
  • the extreme value monitoring unit (1) 6 receives the current value obtained from the current sensor 11 as an input, determines whether or not the operating power value of the solar cell array 1 is an extreme value, and based on this determination result
  • the voltage value, current value, and amount of solar radiation determined to be extreme values are stored.
  • the fluctuation range determination unit 18a performs an extreme value search of the voltage-power characteristics of the solar cell array 1 based on the ratio between the solar radiation amount obtained from the solar radiation meter 15 and the solar radiation amount when it is determined as the extreme value. Set the voltage range.
  • the extreme value monitoring unit (1) 6 can vary the extreme value determination condition based on the current value obtained from the current sensor 11.
  • the extreme value monitoring unit (1) 6 uses the current value obtained from the current sensor 11 and the voltage command value when the current value is measured to multiply the current value and the voltage command value. To calculate the output power value of the solar cell array 1, and the difference between the output power value at the time of the current MPPT control and the output power value at the time of the previous MPPT control is smaller than the specified value, and from the voltage command value at the time of the current MPPT control. When the difference between the voltage command values during the previous MPPT control is smaller than the specified value, it can be determined as an extreme value.
  • the fluctuation range determining unit 18a sets a value proportional to the logarithm calculation result of the ratio of the amount of solar radiation obtained from the solar radiation meter 15 and the amount of solar radiation of the solar radiation meter 15 when determined as an extreme value. It can be set as the voltage width for searching for the extreme value of the voltage-current characteristic.
  • the fluctuation range determination unit 18a compares the ratio of the solar radiation amount obtained from the solar radiation meter 15 and the solar radiation amount obtained from the solar radiation meter 15 when determined as an extreme value with the power of the reference solar radiation amount ratio. Based on this comparison result, the reference voltage width can be multiplied by an integer to set the voltage width for searching for the extreme value of the voltage-current characteristic of the solar cell array 1.
  • Embodiment 4 A solar power generation system including a solar cell control apparatus according to Embodiment 4 will be described with reference to FIGS. 1, 5, 10 to 13, and 15 to 17.
  • FIG. 1 A solar power generation system including a solar cell control apparatus according to Embodiment 4 will be described with reference to FIGS. 1, 5, 10 to 13, and 15 to 17.
  • FIG. 1 A solar power generation system including a solar cell control apparatus according to Embodiment 4 will be described with reference to FIGS. 1, 5, 10 to 13, and 15 to 17.
  • FIG. 1 A solar power generation system including a solar cell control apparatus according to Embodiment 4 will be described with reference to FIGS. 1, 5, 10 to 13, and 15 to 17.
  • FIG. 1 A solar power generation system including a solar cell control apparatus according to Embodiment 4 will be described with reference to FIGS. 1, 5, 10 to 13, and 15 to 17.
  • FIG. 1 A solar power generation system including a solar cell control apparatus according to Embodiment 4 will be described with reference to FIGS. 1, 5, 10 to 13, and 15 to 17.
  • a system that performs maximum power point tracking control (MPPT) using measurement data of a current sensor and a pyranometer, and extracts output power from a solar cell array by a DC / DC converter and a DC / AC inverter.
  • MPPT maximum power point tracking control
  • FIG. 5 is a block configuration diagram showing an example of the configuration of the power conditioner 2 shown in FIG. 1 in the present embodiment.
  • the DC / DC converter 10 is connected to the solar cell array 1, and the output power of the solar cell is controlled by controlling the conduction rate of the switching elements of the DC / DC converter 10. Take out. Then, the DC power obtained by the DC / DC converter 10 is converted into AC power by the DC / AC inverter 5 and connected to the power system 3.
  • the variation is determined using the current ratio.
  • the current ratio is the amount of solar radiation. It can also be treated as a ratio.
  • the fluctuation amount is calculated using the current ratio as the solar radiation amount ratio.
  • the effect of the present embodiment is the same timing chart as in FIGS. 16 and 17, and thus the same effect as in the first embodiment can be obtained. Furthermore, as an effect different from the first embodiment, by having the DC / DC converter 10, the same effect as the second embodiment can be obtained, and by having the pyranometer 15, The same effect as in the third form can be obtained.
  • FIG. 5 A solar power generation system including the solar cell control device of Embodiment 5 will be described with reference to FIGS. 1, 6, 11, and 13 to 17.
  • FIG. 1 A solar power generation system including the solar cell control device of Embodiment 5 will be described with reference to FIGS. 1, 6, 11, and 13 to 17.
  • FIG. 1 A solar power generation system including the solar cell control device of Embodiment 5 will be described with reference to FIGS. 1, 6, 11, and 13 to 17.
  • MPPT maximum power point tracking control
  • Embodiments 1 to 4 are the same for the drawings, symbols, blocks, and connections, so the description thereof will be omitted.
  • Embodiment 1 the added and changed parts will be described in detail. I do.
  • FIG. 6 is a block configuration diagram showing an example of the configuration of the power conditioner 2 shown in FIG. 1 in the present embodiment.
  • the power conditioner 2 shown in FIG. 6 includes a voltage sensor 4, a DC / AC inverter 5, an extreme value monitoring unit (2) 12, a current averaging unit 7, a three-point data storage unit 16, and an AVR control unit. 9, a current sensor 11, a maximum point tracking unit (3) 19, and an initialization unit 13.
  • the voltage sensor 4, the DC / AC inverter 5, the AVR control unit 9, and the current sensor 11 are configured by hardware.
  • the other extreme value monitoring unit (2) 12, current averaging unit 7, maximum point tracking unit (3) 19 and initialization unit 13 are composed of software stored in the microcomputer in the power conditioner 2,
  • the three-point data storage unit 16 is configured by being allocated to a storage area in the microcomputer.
  • the outline of the operation of the inverter 2 is as follows. Data output from the current sensor 11 is input to the current averaging unit 7. Data output from the current averaging unit 7 is input to the three-point data storage unit 16, the initialization unit 13, and the maximum point tracking unit (3) 19.
  • the maximum point tracking unit (3) 19 sets a fluctuation range for searching for the maximum power point, and outputs a voltage command value to the AVR control unit 9 and the three-point data storage unit 16. Further, the maximum point follower (3) 19 outputs TYP (a type indicating a power change pattern at three points) to the three-point data storage unit 16.
  • the output of the voltage sensor 4 is input to the AVR control unit 9.
  • the voltage command value and the power value at the time of the MPPT control of the present time, the previous time and the last time stored in the three-point data storage unit 16 are output to the extreme value monitoring unit (2) 12, and the determination result of the extreme value monitoring unit (2) 12 Is input to the maximum point tracking unit (3) 19 and the initialization unit 13.
  • the initialization unit 13 performs initialization based on a preset initial value and outputs the result to the maximum point tracking unit (3) 19.
  • the AVR control unit 9 generates a PWM command based on the data of the voltage sensor 4 and the voltage command value output from the maximum point tracking unit (3) 19, and the generated PWM command is sent to the DC / AC inverter 5. Is output.
  • the current averaging unit 7 shown in FIG. 6 outputs a plurality of data measured from the current sensor 11 as an average value, thereby reducing measurement errors and improving control accuracy.
  • the three-point data storage unit 16 stores the voltage command value and the power value when the MPPT control was performed last time and last time this time.
  • the power value is stored as a power value by multiplying the voltage command value corresponding to the data from the current averaging unit 7. Further, in the calculation of the power value, the data of the voltage sensor 4 can be used instead of the voltage command value.
  • FIG. 14 is a flowchart showing an example of the operations of the maximum point tracking unit (3) 19 and the extreme value monitoring unit (2) 12.
  • the maximum point tracking unit (3) 19 performs control for operating the power conditioner 2 at the maximum power point of the solar cell array 1.
  • the flag Flag becomes 0 (step S502).
  • This flag Flag is a flag for determining initialization or extreme value monitoring.
  • it is determined whether Flag is 0 or 1 (step S503). As a result of this determination, since Flag is 0, initialization is performed based on a preset initial value (step S504). Then, after setting Flag 1 (step S505), a voltage is set (commanded) (step S511), and after waiting for a response time (step S512), three currents are measured. Thereafter, the power value is calculated by multiplying the measured current by the voltage command value (step S513).
  • the extreme value monitoring unit (2) 12 determines the extreme value according to the flowchart shown in FIG. Of the three power values, if the power value of the intermediate voltage is larger than the power value of the minimum voltage (lowest voltage) and the maximum voltage (highest voltage), it may be determined as an extreme value. Is possible.
  • step S506 the extreme value monitoring by the extreme value monitoring unit (2) 12 is performed (step S506).
  • any voltage stored in the three-point data storage unit 16 and the current value corresponding to this voltage are maximized.
  • the power point current (extreme current) Im and the maximum power point voltage (extreme voltage) Vm are retained.
  • MPPT three-point comparison MPPT
  • fluctuation range are determined simultaneously (steps S507 and S509), and the voltage command value is determined.
  • MPPT for example, a one-variable search method such as a three-point hill-climbing method is used, but other methods may be used.
  • the extreme value monitoring unit (2) 12 detects the variation in the amount of solar radiation by monitoring the current, for example, when the variation in the current is greater than or equal to the threshold 1 (for example, ⁇ 30%), Move to the initialization flow.
  • the three-point voltage at the time of initialization is set to the minimum voltage obtained by adding the fluctuation range from the voltage stored as the extreme value, and the remaining two points are added by the search width (for example, 5.0 V) to set the three-point voltage. To do.
  • the power conditioner 2 includes the current sensor 11, the extreme value monitoring unit (1) 6, the maximum point tracking unit (1) 17 including the fluctuation range determining unit 17a, and the like.
  • the fluctuation range for searching for the maximum power point can be determined in synchronization with the change in the amount of solar radiation, the maximum power that can accurately follow the maximum power point regardless of the magnitude of the change in the amount of solar radiation.
  • a point tracking method can be realized.
  • having the three-point data storage unit 16 allows the extreme value monitoring unit (2) 12 to measure the current value obtained from the current sensor 11 and the current value.
  • the output power value of the solar cell array 1 is calculated by multiplying the current value and the voltage command value by using the voltage command value of the current MPPT control, the previous MPPT control, and the previous MPPT control.
  • the extreme value Can be determined.
  • Embodiment 6 A solar power generation system including a solar cell control apparatus according to Embodiment 6 will be described with reference to FIGS. 1, 7, 11, and 13 to 17.
  • FIG. 1 A solar power generation system including a solar cell control apparatus according to Embodiment 6 will be described with reference to FIGS. 1, 7, 11, and 13 to 17.
  • FIG. 1 A solar power generation system including a solar cell control apparatus according to Embodiment 6 will be described with reference to FIGS. 1, 7, 11, and 13 to 17.
  • MPPT maximum power point tracking control
  • Embodiments 1 to 5 Note that the same operations as those in the above-described Embodiments 1 to 5 are omitted because they perform the same operations, and in Embodiment 6, the added and changed parts will be described in detail. I do.
  • FIG. 7 is a block configuration diagram showing an example of the configuration of the power conditioner 2 shown in FIG. 1 in the present embodiment.
  • the DC / DC converter 10 is connected to the solar cell array 1, and the output power of the solar cell is controlled by controlling the conduction rate of the switching elements of the DC / DC converter 10. Take out. Then, the DC power obtained by the DC / DC converter 10 is converted into AC power by the DC / AC inverter 5 and connected to the power system 3.
  • the effect of the present embodiment is the same timing chart as in FIGS. 16 and 17, and the same effect as in the fifth embodiment can be obtained. Further, as an effect different from that of the fifth embodiment, the same effect as that of the second embodiment can be obtained by including the DC / DC converter 10.
  • Embodiment 7 A solar power generation system including a solar cell control apparatus according to Embodiment 7 will be described with reference to FIGS. 1, 8, 11, and 13 to 17.
  • FIG. 1 A solar power generation system including a solar cell control apparatus according to Embodiment 7 will be described with reference to FIGS. 1, 8, 11, and 13 to 17.
  • FIG. 1 A solar power generation system including a solar cell control apparatus according to Embodiment 7 will be described with reference to FIGS. 1, 8, 11, and 13 to 17.
  • FIG. 1 A solar power generation system including a solar cell control apparatus according to Embodiment 7 will be described with reference to FIGS. 1, 8, 11, and 13 to 17.
  • MPPT maximum power point tracking control
  • FIG. 8 is a block configuration diagram showing an example of the configuration of the power conditioner 2 shown in FIG. 1 in the present embodiment.
  • the solar radiation amount acquired by the solar radiation meter 15 is input to the maximum point tracking unit (4) 20 through the buffer 14. And operation
  • the variation using the current ratio is determined.
  • the current ratio is It can also be handled as a ratio of solar radiation.
  • the fluctuation amount is calculated using the current ratio as the solar radiation amount ratio.
  • the effect of the present embodiment is the same timing chart as in FIGS. 16 and 17, and the same effect as in the fifth embodiment can be obtained. Further, as an effect different from that of the fifth embodiment, the same effect as that of the third embodiment can be obtained by having the pyranometer 15.
  • Embodiment 8 A solar power generation system including a solar cell control apparatus according to Embodiment 8 will be described with reference to FIGS. 1, 9, 11, and 13 to 17.
  • FIG. 1 A solar power generation system including a solar cell control apparatus according to Embodiment 8 will be described with reference to FIGS. 1, 9, 11, and 13 to 17.
  • FIG. 1 A solar power generation system including a solar cell control apparatus according to Embodiment 8 will be described with reference to FIGS. 1, 9, 11, and 13 to 17.
  • FIG. 1 A solar power generation system including a solar cell control apparatus according to Embodiment 8 will be described with reference to FIGS. 1, 9, 11, and 13 to 17.
  • a system that performs maximum power point tracking control (MPPT) using measurement data of a current sensor and a pyranometer, and extracts output power from a solar cell array by a DC / DC converter and a DC / AC inverter.
  • MPPT maximum power point tracking control
  • FIG. 9 is a block configuration diagram showing an example of the configuration of the power conditioner 2 shown in FIG. 1 in the present embodiment.
  • a DC / DC converter 10 is connected to the solar cell array 1, and the output power of the solar cell is controlled by controlling the conduction rate of the switching elements of the DC / DC converter 10. Take out. Then, the DC power obtained by the DC / DC converter 10 is converted into AC power by the DC / AC inverter 5 and connected to the power system 3.
  • the variation using the current ratio is determined.
  • the current ratio is It can also be handled as a ratio of solar radiation.
  • the fluctuation amount is calculated using the current ratio as the solar radiation amount ratio.
  • the effect of the present embodiment is the same timing chart as in FIGS. 16 and 17, and the same effect as in the fifth embodiment can be obtained. Furthermore, as an effect different from the fifth embodiment, by having the DC / DC converter 10, the same effect as the second embodiment can be obtained, and by having the pyranometer 15, The same effect as in the third form can be obtained.

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Abstract

　日射量の変化に伴う電力損失をより低減した探索点の設定を可能とする太陽電池の制御装置である。パワーコンディショナ２において、太陽電池の出力電流を検出する電流センサ１１と、電流センサ１１から得られる電流値を入力として太陽電池の動作電力値が極値であるか否かを判定し、この判定結果に基づいて、極値と判定した電圧値と電流値とを記憶する極値監視部６と、電流センサ１１から得られる電流値と、極値と判定した際の太陽電池の出力電流値との比に基づいて、太陽電池の電圧－電力特性の極値探索を行う際の電圧幅を設定する変動幅決定部１７ａと、を有する。

Description

太陽電池の制御装置
　本発明は、太陽光発電システムに係わり、特に、日射量が急激に変化した場合でも太陽電池から発電電力を効率良く取り出す最大電力点追従制御方式を採用した太陽電池の制御装置に適用して有効な技術に関する。
　従来の太陽電池の最大電力点追従制御方式（Ｍａｘｉｍｕｍ　Ｐｏｗｅｒ　Ｐｏｉｎｔ　Ｔｒａｃｋｉｎｇ：ＭＰＰＴ）を採用した制御装置として、例えば、非特許文献１や特許文献１～２に記載される技術などがある。
　前記非特許文献１には、電圧制御型の山登り法と呼ばれるＭＰＰＴ方式が開示されている（非特許文献１の図２）。山登り法は、前回測定した電流・電圧から求めた電力Ｐ（ｋ－１）と今回測定した電流・電圧から求めた電力Ｐ（ｋ）とを比較する。さらに、電力を比較した後、前回測定した電圧Ｖ（ｋ－１）と今回測定した電圧Ｖ（ｋ）の大きさを比較し、電力と電圧の比較で次回の電圧の変化を４つのパターンから選択する。この一連の動作を繰り返し行うことで、電力の頂点まで動作電圧を移動させることが可能となる。
　また、前記特許文献１には、最大点追従を高速に行うと共に、より正確に最大点を探索することができる太陽光発電システムが開示されている（特許文献１の図２）。この特許文献１では、高速な追従を実現するため、３点の電力を測定・保存し、３点の電力の大小関係を３つのタイプに分けることで次回のＭＰＰＴにおいて設定する電圧値を決定している（特許文献１の図５、図９、図１０）。例えば、３つの電力の対象関係が単調増加であれば、次回の探索電圧を正の電圧方向に拡大し、単調減少であれば、次回の探索電圧を負の電圧方向に電圧幅を変化させずに移動させる。これは、太陽電池の電力の電圧に対する傾きが、最大電力点電圧より小さい電圧範囲では緩やかであるため、探索幅のステップを大きくして高速な追従を可能としている。また、電力の大小関係が上に凸になると、電圧幅を１／２ずつ減少させて探索範囲を絞り込んでいく。最終的に、電力と電圧の関係が収束条件に当てはまると、探索を停止する。そして、探索停止後は電力の変化を監視し、設定された閾値を超えるか否かを判定することで、日射量や温度の変化を検知し、最大電力点の探索を再開する。
　また、前記特許文献２には、太陽電池のＭＰＰＴ制御を簡単かつ高精度で行うことが可能で、電力取得の効率を向上させることができる太陽光発電システムが開示されている。この特許文献２では、太陽電池を制御する際に接続されるＤＣ／ＤＣコンバータのインダクタに流れる電流をスイッチン素子により制御し、太陽電池の電流を零から短絡電流まで変化させ、電流－電圧特性を一定時間に取得する。そして、特性取得後、取得データに基づいて電力－電圧特性を計算し、最大電力が出力される電圧へ動作電圧を変化させる。このような特性取得、電圧変化を一定時間間隔で実施することにより、日射量等の変化が起こっても最大電力点を追従することが可能となる。
Ｃ．Ｌｉｕ，Ｂ．ｅｔ．ａｌ，"ＡＤＶＡＮＣＥＤ　ＡＬＧＯＲＩＴＨＭ　ＦＯＲ　ＭＰＰＴ　ＣＯＮＴＲＯＬ　ＯＦ　ＰＨＯＴＯＶＯＬＴＡＩＣ　ＳＹＳＴＥＭＳ"，Ｃａｎａｄｉａｎ　Ｓｏｌａｒ　Ｂｕｉｌｄｉｎｇｓ　Ｃｏｎｆｅｒｅｎｃｅ，　２００４ "Ｃｏｍｐａｒｉｓｏｎ　ｏｆ　Ｐｈｏｔｏｖｏｌｔａｉｃ　Ａｒｒａｙ　Ｍａｘｉｍｕｍ　Ｐｏｗｅｒ　Ｐｏｉｎｔ　Ｔｒａｃｋｉｎｇ　Ｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓ"，Ｅｓｒａｍ，Ｔ．ｅｔ．ａｌ，Ｅｎｅｒｇｙ　Ｃｏｎｖｅｒｓｉｏｎ，ＩＥＥＥ　Ｔｒａｎｓａｃｔｉｏｎｓ　ｏｎ，Ｊｕｎｅ　２００７，Ｖｏｌｕｍｅ：２２，Ｉｓｓｕｅ：　２，ＰＰ：４３９－４４９
特開２０１１－１７１３４８号公報 特許第４２９４３４６号公報
　ところで、前記非特許文献１や特許文献１～２を含む従来の太陽電池のＭＰＰＴを採用した制御装置に関して、本発明者が検討した結果、以下のようなことが明らかとなった。
　例えば、前記非特許文献１に示されたＭＰＰＴシステムでは、日射量や温度変化のない静特性に対しては、最大電力点付近を追従可能である。しかし、日射量が急激に変化した場合には、最大電力点から大きく外れた後、改めて山登りを行うために電力を大きく損失する。このため、山登りを高速なタイミングで実施し最大電力点までの到達時間を短くして、電力損失を削減することが考えられている。しかし、山登り法の高速化の効果はある一定の日射量変化のスピードにのみ有効であり、このスピードより遅い速度で日射量が変化した場合、ＭＰＰＴで指令する電圧が真の最大電力点電圧と乖離し、電力損失を新たに発生させるという課題がある。
　また、前記特許文献１に示されたＭＰＰＴシステムは、山登り法の欠点である応答性の課題を解決するために提案された技術である。この特許文献１に記載されたＭＰＰＴシステムは、３点のデータを元にして、電力－電圧特性の概形を予測している。しかし、これら３点のデータをサンプリングする際に、日射量の変化に応じて電力－電圧特性が変化する可能性がある。このような場合には、本来の電力－電圧特性とは異なる電力－電圧特性を予測して、これをターゲットとした探索点の設定を行う可能性があり、これに伴い電力損失が生じることが懸念される。
　また、前記特許文献２に記載されたＭＰＰＴシステムは、太陽電池の電流を零から短絡電流まで変化させて得られた特性により、最大電力が得られる動作電圧が決定される。しかし、動作電圧が決定された後、日射量の変化により電力－電圧特性が変化しても、動作電圧が一定であるため、等価的に最大電力点からずれたポイントで動作することになり、電力損失が生じることが懸念される。また、元にするデータが３点ではなく多点となっている点が前記特許文献１と異なるが、電流を零から短絡電流まで変化させる時間がＶ＝Ｌ・ｄＩ／ｄｔで制約されるため、日射量の変化が生じ、前記特許文献１と同様の電力損失が生じ得ることに変わりはない。
　そこで、本発明は、以上のような従来技術の課題を検討し、これらの課題を解決するためになされたものであり、その代表的な目的は、日射量の変化に伴う電力損失をより低減した探索点の設定を可能とする太陽電池の制御装置を提供することにある。
　本発明の前記ならびにその他の目的と新規な特徴は、本明細書の記述および添付図面から明らかになるであろう。
　本願において開示される発明のうち、代表的なものの概要を簡単に説明すれば、次の通りである。
　（１）代表的な太陽電池の制御装置は、太陽電池の出力電流を検出する電流検出部と、前記電流検出部から得られる電流値を入力として前記太陽電池の動作電力値が極値であるか否かを判定し、この判定結果に基づいて、極値と判定した電圧値と電流値とを記憶する極値監視部と、前記電流検出部から得られる電流値と、前記極値と判定した際の前記太陽電池の出力電流値との比に基づいて、前記太陽電池の電圧－電力特性の極値探索を行う際の電圧幅を設定する変動幅決定部と、を有することを特徴とする。
　（２）代表的な別の太陽電池の制御装置は、太陽電池の出力電流を検出する電流検出部と、日射量を検出する日射計と、前記電流検出部から得られる電流値を入力として前記太陽電池の動作電力値が極値であるか否かを判定し、この判定結果に基づいて、極値と判定した電圧値と電流値と日射量とを記憶する極値監視部と、前記日射計から得られる日射量と、前記極値と判定した際の日射量との比に基づいて、前記太陽電池の電圧－電力特性の極値探索を行う際の電圧幅を設定する変動幅決定部と、を有することを特徴とする。
　本願において開示される発明のうち、代表的なものによって得られる効果を簡単に説明すれば以下の通りである。
　すなわち、代表的な効果は、日射量の変化に伴う電力損失をより低減した探索点の設定を可能とする太陽電池の制御装置を提供することができる。
本発明の実施の形態１～８である太陽光発電システムの構成の一例を示す概略構成図である。 本発明の実施の形態１において、パワーコンディショナの構成の一例を示すブロック構成図である。 本発明の実施の形態２において、パワーコンディショナの構成の一例を示すブロック構成図である。 本発明の実施の形態３において、パワーコンディショナの構成の一例を示すブロック構成図である。 本発明の実施の形態４において、パワーコンディショナの構成の一例を示すブロック構成図である。 本発明の実施の形態５において、パワーコンディショナの構成の一例を示すブロック構成図である。 本発明の実施の形態６において、パワーコンディショナの構成の一例を示すブロック構成図である。 本発明の実施の形態７において、パワーコンディショナの構成の一例を示すブロック構成図である。 本発明の実施の形態８において、パワーコンディショナの構成の一例を示すブロック構成図である。 本発明の実施の形態１～４において、最大点追従部、極値監視部の動作の一例を示すフローチャートである。 本発明の実施の形態１～８において、変動幅決定部による変動幅決定の方法の一例を示すフローチャートである。 本発明の実施の形態１～４において、最大点追従部、極値監視部の別の動作の一例を示すフローチャートである。 本発明の実施の形態１～８において、変動幅決定部による変動幅決定の方法の別の一例を示すフローチャートである。 本発明の実施の形態５～８において、最大点追従部、極値監視部の動作の一例を示すフローチャートである。 本発明の実施の形態１～８において、極値監視部による極値監視の方法の一例を示すフローチャートである。 本発明の実施の形態１～８において、効果を説明するためのタイミングチャートである。 本発明の実施の形態１～８において、効果を説明するための別のタイミングチャートである。
　以下の実施の形態においては、便宜上その必要があるときは、複数の実施の形態またはセクションに分割して説明するが、特に明示した場合を除き、それらは互いに無関係なものではなく、一方は他方の一部または全部の変形例、詳細、補足説明等の関係にある。また、以下の実施の形態において、要素の数等（個数、数値、量、範囲等を含む）に言及する場合、特に明示した場合および原理的に明らかに特定の数に限定される場合等を除き、その特定の数に限定されるものではなく、特定の数以上でも以下でも良い。
　さらに、以下の実施の形態において、その構成要素（要素ステップ等も含む）は、特に明示した場合および原理的に明らかに必須であると考えられる場合等を除き、必ずしも必須のものではないことは言うまでもない。同様に、以下の実施の形態において、構成要素等の形状、位置関係等に言及するときは、特に明示した場合および原理的に明らかにそうでないと考えられる場合等を除き、実質的にその形状等に近似または類似するもの等を含むものとする。このことは、上記数値および範囲についても同様である。
　［実施の形態の概要］
　まず、実施の形態の概要について説明する。本実施の形態の概要では、一例として、括弧内に各実施の形態の対応する構成要素および符号を付して説明する。
　（１）実施の形態の代表的な太陽電池の制御装置（パワーコンディショナ２）は、太陽電池の出力電流を検出する電流検出部（電流センサ１１）と、前記電流検出部から得られる電流値を入力として前記太陽電池の動作電力値が極値であるか否かを判定し、この判定結果に基づいて、極値と判定した電圧値と電流値とを記憶する極値監視部（極値監視部６，１２）と、前記電流検出部から得られる電流値と、前記極値と判定した際の前記太陽電池の出力電流値との比に基づいて、前記太陽電池の電圧－電力特性の極値探索を行う際の電圧幅を設定する変動幅決定部（変動幅決定部１７ａ，１８ａ，１９ａ，２０ａ）と、を有することを特徴とする。
　（２）実施の形態の代表的な別の太陽電池の制御装置（パワーコンディショナ２）は、太陽電池の出力電流を検出する電流検出部（電流センサ１１）と、日射量を検出する日射計（日射計１５）と、前記電流検出部から得られる電流値を入力として前記太陽電池の動作電力値が極値であるか否かを判定し、この判定結果に基づいて、極値と判定した電圧値と電流値と日射量とを記憶する極値監視部（極値監視部６，１２）と、前記日射計から得られる日射量と、前記極値と判定した際の日射量との比に基づいて、前記太陽電池の電圧－電力特性の極値探索を行う際の電圧幅を設定する変動幅決定部（変動幅決定部１７ａ，１８ａ，１９ａ，２０ａ）と、を有することを特徴とする。
　以下、上述した実施の形態の概要に基づいた各実施の形態を図面に基づいて詳細に説明する。なお、実施の形態を説明するための全図において、同一の部材には原則として同一の符号を付し、その繰り返しの説明は省略する。
　［実施の形態１］
　実施の形態１の太陽電池の制御装置を含む太陽光発電システムについて、図１、図２、図１０～図１３、図１５～図１７を用いて説明する。
　本実施の形態においては、電流センサの計測データを用いて最大電力点追従制御（ＭＰＰＴ）を実施し、ＤＣ／ＡＣインバータにより太陽電池アレイから出力電力を取り出すシステムについて説明する。
　＜太陽光発電システムの構成＞
　図１を用いて、本実施の形態の太陽光発電システムの構成について説明する。図１は、この太陽光発電システムの構成の一例を示す概略構成図である。
　太陽光発電システムは、太陽電池アレイ１と、この太陽電池アレイ１に接続されたパワーコンディショナ（ＰＣＳ）２と、このパワーコンディショナ２に接続された電力系統３とから構成される。
　太陽電池アレイ１は、複数の太陽電池パネルが直並列に接続された単位からなる太陽電池である。パワーコンディショナ２は、太陽電池アレイ１から発電電力を取り出し、直流電力を交流電力に変換して電力系統３に出力する制御装置である。電力系統３は、一般の電力系統ラインであり、例えば交流電圧２００Ｖまたは４００Ｖ、周波数５０Ｈｚまたは６０Ｈｚのラインである。
　＜パワーコンディショナの構成と動作概要＞
　図２を用いて、図１に示したパワーコンディショナ２の構成について説明する。図２は、このパワーコンディショナ２の構成の一例を示すブロック構成図である。
　パワーコンディショナ２は、電圧センサ４と、ＤＣ／ＡＣインバータ５と、極値監視部（１）６と、電流平均化部７と、２点データ記憶部８と、ＡＶＲ（Ａｕｔｏｍａｔｉｃ　Ｖｏｌｔａｇｅ　Ｒｅｇｕｌａｔｏｒ）制御部９と、電流センサ１１と、最大点追従部（１）１７とから構成される。
　電圧センサ４は、入力側が太陽電池アレイ１に接続され、出力側がＡＶＲ制御部９に接続されている。この電圧センサ４は、太陽電池アレイ１から出力される発電電力の電圧を検出し、この検出された電圧値をＡＶＲ制御部９に出力するための検出器である。
　ＤＣ／ＡＣインバータ５は、入力側が太陽電池アレイ１に接続され、出力側が電力系統３に接続され、ＡＶＲ制御部９からのＰＷＭ（Ｐｕｌｓｅ　Ｗｉｄｔｈ　Ｍｏｄｕｌａｔｉｏｎ）指令により制御される。このＤＣ／ＡＣインバータ５は、太陽電池アレイ１から出力される発電電力の直流電圧を交流電圧に変換して、電力系統３に供給するための変換器である。
　極値監視部（１）６は、入力側が２点データ記憶部８に接続され、出力側が最大点追従部１７に接続されている。この極値監視部（１）６は、電流センサ１１から得られる電流値を入力として、太陽電池アレイ１の動作電力値が極値であるか否かを判定し、この判定結果に基づいて、極値と判定した電圧値と電流値とを記憶するための機能部である。
　電流平均化部７は、入力側が電流センサ１１に接続され、出力側が２点データ記憶部８と最大点追従部１７とに接続されている。この電流平均化部７は、電流センサ１１で検出された電流（太陽電池アレイ１から出力される発電電力の電流）を平均化して、２点データ記憶部８と最大点追従部１７に出力するための機能部である。
　２点データ記憶部８は、入力側が電流平均化部７とＡＶＲ制御部９と最大点追従部１７とに接続され、出力側が極値監視部（１）６に接続されている。この２点データ記憶部８は、今回のＭＰＰＴ制御時の電圧指令値および電力値と、前回の最大電力点制御時の電圧指令値および電力値とを２点データ８ａとして記憶するための記憶部である。
　ＡＶＲ制御部９は、入力側が電圧センサ４と２点データ記憶部８と最大点追従部１７とに接続され、出力側がＤＣ／ＡＣインバータ５に接続されている。このＡＶＲ制御部９は、電圧センサ４のデータと最大点追従部（１）１７から出力された電圧指令値とをもとにＰＷＭ指令を生成して、ＤＣ／ＡＣインバータ５に出力するための制御部である。
　電流センサ１１は、入力側が太陽電池アレイ１に接続され、出力側が電流平均化部７に接続されている。この電流センサ１１は、太陽電池アレイ１から出力される発電電力の電流を検出して、電流平均化部７に出力するための検出器である。
　最大点追従部（１）１７は、入力側が極値監視部（１）６と電流平均化部７とに接続され、出力側が２点データ記憶部８とＡＶＲ制御部９とに接続されている。この最大点追従部（１）１７は、最大電力点の探索を行うための変動幅を設定して、２点データ記憶部８とＡＶＲ制御部９とに電圧指令値を出力するための機能部である。この最大点追従部（１）１７には、変動幅決定部１７ａが内蔵されている。変動幅決定部１７ａは、電流センサ１１から得られる電流値と、極値と判定した際の太陽電池アレイ１の出力電流値との比に基づいて、太陽電池アレイ１の電圧－電力特性の極値探索を行う際の電圧幅を設定するための機能部である。
　以上のパワーコンディショナ２の構成において、電圧センサ４、ＤＣ／ＡＣインバータ５、ＡＶＲ制御部９、電流センサ１１はハードウェアで構成される。その他の、極値監視部（１）６、電流平均化部７、最大点追従部（１）１７は、パワーコンディショナ２内のマイコン内に記憶されたソフトウェアで構成され、２点データ記憶部８はマイコン内の記憶領域に割り当てられて構成される。
　このパワーコンディショナ２の動作概要は、以下の通りである。電流センサ１１から出力されたデータは電流平均化部７へ入力される。電流平均化部７から出力されたデータは２点データ記憶部８と最大点追従部（１）１７へ入力される。最大点追従部（１）１７では、最大電力点の探索を行うための変動幅を設定し、電圧指令値をＡＶＲ制御部９と２点データ記憶部８へ出力する。また、最大点追従部（１）１７では、ＴＹＰ（２点の電力の変化パターンを示すタイプ）を２点データ記憶部８へ出力する。電圧センサ４の出力はＡＶＲ制御部９へ入力される。
　２点データ記憶部８で記憶された今回と前回のＭＰＰＴ制御時の電圧指令値および電力値を極値監視部（１）６へ出力し、極値監視部（１）６の判定結果は最大点追従部（１）１７へ入力される。ＡＶＲ制御部９では、電圧センサ４のデータと最大点追従部（１）１７から出力された電圧指令値をもとにＰＷＭ指令を生成し、この生成されたＰＷＭ指令がＤＣ／ＡＣインバータ５へ出力される。
　＜パワーコンディショナの詳細動作＞
　前述した図２を参照しながら、図１０、図１１、図１２、図１３、図１５を用いて、図２に示したパワーコンディショナ２の各部の詳細動作について説明する。
　《２点データ記憶部の詳細動作》
　まず、図２に示した２点データ記憶部８の動作について、詳細に説明する。２点データ記憶部８では、今回のＭＰＰＴ制御時の電圧指令値と電力値または電流値、および前回のＭＰＰＴ制御時の電圧指令値と電力値または電流値を２点データ８ａとして保存する。電力値は、電流平均化部７からのデータに対応する電圧指令値を乗算することで電力値として記憶する。また、電圧指令値の代わりに、電圧センサ４のデータを用いて電力値を算出することも可能である。
　《最大点追従部、極値監視部の詳細動作》
　続いて、図２に示した最大点追従部（１）１７、極値監視部（１）６の動作について、図１０を用いて詳細に説明する。図１０は、この最大点追従部（１）１７、極値監視部（１）６の動作の一例を示すフローチャートである。
　最大点追従部（１）１７においてＭＰＰＴが開始すると（ステップＳ１０１）、まず、極値監視部（１）６で極値監視を行う（ステップＳ１０２）。この極値監視部（１）６による極値監視の方法については、図１５を用いて後述する。次に、極値監視部（１）６による極値監視の結果に基づいて、変動幅決定部１７ａで変動幅を決定する（ステップＳ１０３）。この変動幅決定部１７ａによる変動幅決定の方法については、図１１および図１３を用いて後述する。
　さらに、変動幅決定部１７ａで変動幅が決定された後、ＭＰＰＴが行われる（ステップＳ１０４）。このＭＰＰＴは、例えば、山登り法に代表される１変数探索手法を用いるが、他の方法を用いても良い。変動幅決定部１７ａで決定された変動幅が０より大きい場合には、ＭＰＰＴで用いる探索幅を用いずに、最大電力点電圧に変動幅を加算することで電圧指令値を設定する。
　そして、ＭＰＰＴの実行後は、電圧をＡＶＲ制御部９に対して設定（指令）し（ステップＳ１０５）、制御回路の応答時間を待機した後に（ステップＳ１０６）、指令電圧に対する電力を測定する（ステップＳ１０７）。
　以上のステップＳ１０２～Ｓ１０７の流れを１周期として、これを繰り返して最大電力点追従を実行する。
　この図１０に示した最大点追従部（１）１７による最大電力点追従のフローは、図１２のように、ＭＰＰＴと変更幅決定を並列に実行することも可能である。図１２は、最大点追従部（１）１７、極値監視部（１）６の別の動作の一例を示すフローチャートである。
　すなわち、ＭＰＰＴを開始して（ステップＳ３０１）、極値監視（ステップＳ３０２）を行った後に、ＭＰＰＴ（ステップＳ３０３）と変更幅決定（ステップＳ３０４）を並列に実行し、その後、電圧設定（ステップＳ３０５）、応答時間待機（ステップＳ３０６）、電力測定（ステップＳ３０７）を行う。以上のステップＳ３０２～Ｓ３０７の流れを繰り返して最大電力点追従を実行する。
　《極値監視部による極値監視の方法》
　続いて、図１０および図１２に示した極値監視部（１）６による極値監視（ステップＳ１０２，Ｓ３０２）の方法について、図１５を用いて詳細に説明する。図１５は、この極値監視部（１）６による極値監視（ステップＳ１０２，Ｓ３０２）の方法の一例を示すフローチャートである。
　まず、極値監視部（１）６による極値監視の結果、極値である場合には、今回のＭＰＰＴ制御時の電圧指令値をＶ１、電力値をＰ１とし、前回のＭＰＰＴ制御時の電圧指令値をＶ２、電力値をＰ２とすると、Ｖ１とＶ２の電圧差の極限値が０の場合、最大電力点では式（１）の関係が成り立つ。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
　極値監視部（１）６では、上記の式（１）の関係を利用するため、まず、電圧差、電力差に対して閾値（Ｖｔｈ，Ｐｔｈ）を設定する（ステップＳ６０１）。ＭＰＰＴの実装にはマイコンを利用するため、ゲート数を極力少なくする必要があり、除算は使用しない方が良い。そのため、電力差、電圧差それぞれに閾値を設け、電圧差が閾値Ｖｔｈより小さいか否かを判定し（ステップＳ６０２）、さらに、電力差の絶対値が閾値Ｐｔｈより小さいか否かを判定して（ステップＳ６０３）、極値の判定を行う。
　この判定の結果、電圧差と電力差の判定条件が両方とも成立したときのみ（ステップＳ６０２－ＹＥＳ、ステップＳ６０３－ＹＥＳ）、極値と判定し、最大電力点電流（極値電流）Ｉｍ、最大電力点電圧（極値電圧）Ｖｍを保持する（ステップＳ６０４，Ｓ６０５）。ここで、電力差の閾値Ｐｔｈについては定数で指定する他、測定された電力値および電流値に応じて可変させることも可能である。
　太陽電池の電圧－電力特性においては、日射量が大きい場合には、大きな電力差を閾値に用いた場合でも極値を正確に判定することができる。しかし、日射量が小さい場合に、日射量が大きい場合の閾値を用いると、正確に極値を見つけることができない。このため、電力差の閾値を、測定される電力量および電流量が小さくなるほど、小さく設定することで、より正確に極値の判定、監視を行うことが可能となる。
　次に、保持した最大電力点電流を用いて、日射量が変動した際の変動幅の決定を行う。日射量が変動した際にＭＰＰＴの効率を向上させるには、日射量の変動に同期した変動幅を設定する必要がある。
　そこで、本実施の形態においては、極値と判定した際の最大電力点電流Ｉｍと、定期的に測定される現在の電流値Ｉ１より、日射量変化後の変動幅（ΔＶｉｎｉｔ）を決定する。以下、この変動幅（ΔＶｉｎｉｔ）の算出方法の詳細を説明する。
　ΔＶｉｎｉｔは、前述したとおり、日射量変動に同期させる必要があるため、太陽電池特性の式から日射量と最大電力点の変化量（ΔＶｄｉｆｆ）の関係を導出する。式（２）は、太陽電池の特性式である。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000002
　式（２）において、Ｉは太陽電池の出力電流、Ｖは太陽電池の出力電圧、Ｉｓｃは短絡電流、ｐは日射量、Ｉｓは太陽電池セルの逆方向飽和電流、ｎｆはダイオード接合定数、ｋはボルツマン定数、Ｔは絶対温度、Ｎｃｅｌｌはセル数、ｑは素荷量、Ｒｓは太陽電池セル同士を接続する配線などの直列抵抗値、Ｒｓｈは太陽電池セルのシャント抵抗値を表す。抵抗値をここで、Ｒｓ≒０、Ｒｓｈ≒∞として電圧の式として変換すると、式（３）となる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000003
　ここで、日射量がｐ１からｐ２へ変化した場合の最大電力点電圧の電圧差ΔＶｄｉｆｆを求めると、式（４）となる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000004
　ここで、前記非特許文献２［”Ｃｏｍｐａｒｉｓｏｎ　ｏｆ　Ｐｈｏｔｏｖｏｌｔａｉｃ　Ａｒｒａｙ　Ｍａｘｉｍｕｍ　Ｐｏｗｅｒ　Ｐｏｉｎｔ　Ｔｒａｃｋｉｎｇ　Ｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓ”，Ｅｓｒａｍ，Ｔ．ｅｔ．ａｌ，Ｅｎｅｒｇｙ　Ｃｏｎｖｅｒｓｉｏｎ，ＩＥＥＥ　Ｔｒａｎｓａｃｔｉｏｎｓ　ｏｎ，Ｊｕｎｅ　２００７，Ｖｏｌｕｍｅ：２２，Ｉｓｓｕｅ：　２，ＰＰ：４３９－４４９］で示されている短絡電流Ｉｓｃと動作電流Ｉｏｐの関係（式（５））を用いると、式（４）は式（６）に変更できる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000005
　つまり、式（６）より、日射量変化が発生した際のΔＶｄｉｆｆは日射量の比から導出できることが分かる。ここで、本実施の形態においては、日射計を入力としないため、電流による置き換えを考える。式（４）において、Ｉｏｐ１を極値電圧での電流値Ｉｍ、Ｉｏｐ２を現在の電流値Ｉ１として、ΔＶｄｉｆｆ＝０となる場合、以下のような式展開（式（７）、式（８）、式（９））ができる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000006
　式（５）の関係を使用すると、式（９）は式（１０）となり、式（６）は式（１１）のように書き換えることができる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000007
　このように、日射量変化が発生した際の最大電力点電圧の電圧差ΔＶｄｉｆｆは、電流センサのデータ、極値と判定した際の最大電力点電流Ｉｍと、定期的に測定される現在の電流値Ｉ１の比から算出することができる。また、電流値を電力値として置き換えることも可能である。
　《変動幅決定部による変動幅決定の方法》
　続いて、図１０および図１２に示した変動幅決定部１７ａによる変動幅決定（ステップＳ１０３，Ｓ３０４）の方法について、図１１を用いて詳細に説明する。図１１は、この変動幅決定部１７ａによる変動幅決定（ステップＳ１０３，Ｓ３０４）の方法の一例を示すフローチャートである。
　変動幅決定部１７ａでは、式（１１）を用いて、極値と判定した際の最大電力点電流Ｉｍと、定期的に測定される現在の電流値Ｉ１より、日射量変化後の変動幅ΔＶｉｎｉｔを算出する。まず、現在の電流値Ｉ１を測定し（ステップＳ２０１）、この測定した電流値Ｉ１と、極値と判定した際の最大電力点電流Ｉｍとから電流比（Ｉ１／Ｉｍ）を算出する（ステップＳ２０２）。そして、算出した電流比を対数演算し、定数を乗算することで変動幅（＝定数×ｌｎ（電流比））を算出する（ステップＳ２０３）。この変動幅を新たな探索幅として利用する。
　続いて、図１１に示した方法とは別の変動幅決定部１７ａによる変動幅決定（ステップＳ１０３，Ｓ３０４）の方法について、図１３を用いて詳細に説明する。図１３は、この変動幅決定部１７ａによる変動幅決定（ステップＳ１０３，Ｓ３０４）の方法の別の一例を示すフローチャートである。
　図１３は、変動幅決定部１７ａによる変動幅決定のもう一つの実現方法である。図１３では、まず、現在の電流値Ｉ１を測定し（ステップＳ４０１）、さらに、電流比と大小関係の比較を行うための閾値Ｉｔｈを設定する（ステップＳ４０２）。この閾値は、変動幅を決めるための条件分岐で使用する。
　閾値を決定後、測定した電流値Ｉ１と、極値と判定した際の最大電力点電流Ｉｍとから電流比を算出し（ステップＳ４０３）、電圧の移動方向を決めるための信号Ｓｉｇｎを１または－１で設定する（ステップＳ４０４）。Ｓｉｇｎ＝１の場合は、電流が増加した場合、Ｓｉｇｎ＝－１の場合は電流が減少した場合を示す。
　上記のＳｉｇｎのパラメータの設定後、電流比と閾値Ｉｔｈの比較を実施し、電流比が閾値より大きな値であれば、閾値Ｉｔｈをべき乗し、新たに電流比と比較を行う。条件が満たされたべき乗数の数に従い、変動幅の基準幅を整数倍して、変動幅を決定する。
　例えば、ステップＳ４０５において、電流比が閾値Ｉｔｈより小さいか否かを判定し、小さい場合（ＹＥＳ）は変動幅を０とする（ステップＳ４０６）。一方、ステップＳ４０５の判定の結果、電流比が閾値Ｉｔｈより小さくない場合（ＮＯ）には、ステップＳ４０７に進む。
　さらに、ステップＳ４０７において、電流比が閾値Ｉｔｈの２乗（Ｉｔｈ２）より小さいか否かを判定し、小さい場合（ＹＥＳ）は変動幅をＳｉｇｎ×基準幅とする（ステップＳ４０８）。一方、ステップＳ４０７の判定の結果、電流比が閾値Ｉｔｈの２乗（Ｉｔｈ２）より小さくない場合（ＮＯ）には、ステップＳ４０９に進む。
　以降同様にして、電流比＜Ｉｔｈ３の判定（ステップＳ４０９）、変動幅＝Ｓｉｇｎ×２×基準幅の決定（ステップＳ４１０）、電流比＜Ｉｔｈ４の判定（ステップＳ４１１）、変動幅＝Ｓｉｇｎ×３×基準幅の決定（ステップＳ４１２）、電流比＜Ｉｔｈ５の判定（ステップＳ４１３）、変動幅＝Ｓｉｇｎ×４×基準幅の決定（ステップＳ４１４）を順に行い、ステップＳ４１３の判定の結果、電流比＜Ｉｔｈ５でない場合（ＮＯ）にはステップＳ４１５に進む。
　そして、ステップＳ４１５において、電流比が閾値Ｉｔｈの６乗（Ｉｔｈ６）より小さいか否かを判定し、小さい場合（ＹＥＳ）は変動幅をＳｉｇｎ×５×基準幅とし（ステップＳ４１６）、一方、小さくない場合（ＮＯ）には変動幅をＳｉｇｎ×６×基準幅とする（ステップＳ４１７）。
　以上のようにして、変動幅が決定される。その後は、前述したように、図１０および図１２に示したＭＰＰＴ（ステップＳ１０４，Ｓ３０３）が行われる。そして、ＭＰＰＴの実行後は、電圧設定、応答時間待機、電力測定が行われる。
　＜本実施の形態の効果＞
　以上説明した本実施の形態による効果を、図１６、図１７を用いて説明する。　図１６、図１７は、ＭＰＰＴに山登り法を実装した場合の効果を説明するためのタイミングチャートであり、それぞれ、図１６は日射量が急激に減少した場合の制御結果、図１７は日射量が急激に増加した場合の制御結果を示す。図１６、図１７において、上側に時間に対する電圧の変化を示すタイミングチャート、下側に時間に対する電流の変化を示すタイミングチャートをそれぞれ示し、実線は本実施の形態、破線は従来方式をそれぞれ表す。
　図１６、図１７において、ＭＰＰＴ開始時には、初期値として設定された電圧から一定の探索幅で極値の探索を行う。図中の▼印の時間で、極値監視の条件が成立して極値と判定される。その後、▽印の時間で、日射量が変化（図１６は減少、図１７は増加）すると、本実施の形態では電流の変化（電流比（Ｉ１／Ｉｍ））を極値監視により検知し、日射量変化後の次の探索周期で変動幅が設定される。
　本実施の形態（実線表示）では、急速に最大電力点に向けて電圧が移動しているが、従来方式（破線表示）においては、本実施の形態から５周期以上遅れて日射量変化後の最大電力点に到達していることが分かる。以上より、本実施の形態を用いることで、太陽光発電における発電効率を向上できることが分かる。
　以上のように、本実施の形態によれば、パワーコンディショナ２において、電流センサ１１と、極値監視部（１）６と、変動幅決定部１７ａを内蔵した最大点追従部（１）１７などを有することで、日射量の変化に伴う電力損失をより低減した探索点の設定を可能とすることができる。さらに、日射量の変化に同期して最大電力点を探索するための変動幅を決定することができるため、日射量の変化の大きさに関わらず、最大電力点を正確に追従可能なＭＰＰＴを実現することができる。
　より詳細には、以下のような効果を得ることができる。
　（１）極値監視部（１）６は、電流センサ１１から得られる電流値を入力として太陽電池アレイ１の動作電力値が極値であるか否かを判定し、この判定結果に基づいて、極値と判定した電圧値と電流値とを記憶する。そして、変動幅決定部１７ａは、電流センサ１１から得られる電流値と、極値と判定した際の太陽電池アレイ１の出力電流値との比に基づいて、太陽電池アレイ１の電圧－電力特性の極値探索を行う際の電圧幅を設定する。これにより、日射量に同期して、日射量が変化する場合も変化しない場合も、効率良くＭＰＰＴを実現することができる。
　（２）極値監視部（１）６は、電流センサ１１から得られる電流値に基づいて、極値の判定条件を可変することができる。
　（３）極値監視部（１）６は、電流センサ１１から得られる電流値と、この電流値を計測した際の電圧指令値とを用いて、電流値と電圧指令値とを乗算することで太陽電池アレイ１の出力電力値を算出し、今回のＭＰＰＴ制御時の出力電力値から前回のＭＰＰＴ制御時の出力電力値の差分が規定値より小さく、今回のＭＰＰＴ制御時の電圧指令値から前回のＭＰＰＴ制御時の電圧指令値の差分が規定値より小さい場合には、極値と判定することができる。
　（４）変動幅決定部１７ａは、電流センサ１１から得られる電流値と、極値と判定した際の太陽電池アレイ１の出力電流値との比の対数演算結果に比例した値を、太陽電池アレイ１の電圧－電流特性の極値を探索する電圧幅として設定することができる。
　（５）変動幅決定部１７ａは、電流センサ１１から得られる電流値と、極値と判定した際の太陽電池アレイ１の出力電流値との比を基準となる電流比のべき乗と比較し、この比較結果に基づいて、基準となる電圧幅を整数倍して、太陽電池アレイ１の電圧－電流特性の極値を探索する電圧幅を設定することができる。
　［実施の形態２］
　実施の形態２の太陽電池の制御装置を含む太陽光発電システムについて、図１、図３、図１０～図１３、図１５～図１７を用いて説明する。
　本実施の形態においては、電流センサの計測データを用いて最大電力点追従制御（ＭＰＰＴ）を実施し、ＤＣ／ＤＣコンバータとＤＣ／ＡＣインバータにより太陽電池アレイから出力電力を取り出すシステムについて説明する。
　なお、前述した実施の形態１と同様の図、記号、ブロックや接続に関しては同一の動作を行うので説明を省略し、本実施の形態２においては、追加、変更した部分について詳細に説明を行う。
　本実施の形態において、太陽光発電システムのブロック図は前記実施の形態１の図１と同様である。図３は、本実施の形態において、図１に示したパワーコンディショナ２の構成の一例を示すブロック構成図である。
　図３に示すパワーコンディショナ２では、太陽電池アレイ１に対してＤＣ／ＤＣコンバータ１０が接続され、このＤＣ／ＤＣコンバータ１０のスイッチング素子の通流率を制御することで、太陽電池の出力電力を取り出す。そして、ＤＣ／ＤＣコンバータ１０により得られた直流電力は、ＤＣ／ＡＣインバータ５によって交流電力へ変換され、電力系統３へ接続される。
　なお、図３に示す各部の詳細に関して、最大点追従部（１）１７、極値監視部（１）６の動作に関するフローチャートは図１０、図１２に示したフローチャートと同様であり、また、変動幅決定部１７ａによる変動幅決定の方法は図１１、図１３に示したフローチャートと同様であり、また、極値監視部（１）６による極値監視の方法は図１５に示したフローチャートと同様である。
　そして、本実施の形態の効果は、前述した図１６、図１７と同様のタイミングチャートとなり、よって、前記実施の形態１と同様の効果を得ることができる。さらに、前記実施の形態１と異なる効果として、ＤＣ／ＤＣコンバータ１０を有することで、このＤＣ／ＤＣコンバータ１０のスイッチング素子の通流率を制御することができるので、太陽電池アレイ１の出力電力を制御して電力系統３へ供給することができる。
　［実施の形態３］
　実施の形態３の太陽電池の制御装置を含む太陽光発電システムについて、図１、図４、図１０～図１３、図１５～図１７を用いて説明する。
　本実施の形態においては、電流センサと日射計の計測データを用いて最大電力点追従制御（ＭＰＰＴ）を実施し、ＤＣ／ＡＣインバータにより太陽電池アレイから出力電力を取り出すシステムについて説明する。
　なお、前述した実施の形態１，２と同様の図、記号、ブロックや接続に関しては同一の動作を行うので説明を省略し、本実施の形態においては、追加、変更した部分について詳細に説明を行う。
　本実施の形態において、太陽光発電システムのブロック図は前記実施の形態１の図１と同様である。図４は、本実施の形態において、図１に示したパワーコンディショナ２の構成の一例を示すブロック構成図である。
　図４に示すパワーコンディショナ２では、最大点追従部（２）１８にバッファ１４を介して日射計１５が接続され、この日射計１５で取得した日射量がバッファ１４を介して最大点追従部（２）１８に入力される。そして、日射量も含めて、最大点追従部（２）１８による動作が行われる。
　なお、図４に示す各部の詳細に関して、最大点追従部（２）１８、極値監視部（１）６の動作に関するフローチャートは図１０、図１２に示したフローチャートと同様であり、また、変動幅決定部１８ａによる変動幅決定の方法は図１１、図１３に示したフローチャートと同様であり、また、極値監視部（１）６による極値監視の方法は図１５に示したフローチャートと同様である。
　但し、図１１、図１３では、電流比を用いた変動幅の決定を行っているが、日射量がｐ１からｐ２に変化した場合、式（１２）に示す関係が成り立つため、電流比を日射量比として扱うことも可能である。本実施の形態においては、電流比を日射量比として変動量の計算を行う。
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　そして、本実施の形態の効果は、前述した図１６、図１７と同様のタイミングチャートとなり、よって、前記実施の形態１と同様の効果を得ることができる。さらに、前記実施の形態１と異なる効果として、日射計１５を有することで、以下のような効果を得ることができる。
　（１）極値監視部（１）６は、電流センサ１１から得られる電流値を入力として太陽電池アレイ１の動作電力値が極値であるか否かを判定し、この判定結果に基づいて、極値と判定した電圧値と電流値と日射量とを記憶する。そして、変動幅決定部１８ａは、日射計１５から得られる日射量と、極値と判定した際の日射量との比に基づいて、太陽電池アレイ１の電圧－電力特性の極値探索を行う際の電圧幅を設定する。これにより、日射量に同期して、日射量が変化する場合も変化しない場合も、効率良くＭＰＰＴを実現することができる。
　（２）極値監視部（１）６は、電流センサ１１から得られる電流値に基づいて、極値の判定条件を可変することができる。
　（３）極値監視部（１）６は、電流センサ１１から得られる電流値と、この電流値を計測した際の電圧指令値とを用いて、電流値と電圧指令値とを乗算することで太陽電池アレイ１の出力電力値を算出し、今回のＭＰＰＴ制御時の出力電力値から前回のＭＰＰＴ制御時の出力電力値の差分が規定値より小さく、今回のＭＰＰＴ制御時の電圧指令値から前回のＭＰＰＴ制御時の電圧指令値の差分が規定値より小さい場合には、極値と判定することができる。
　（４）変動幅決定部１８ａは、日射計１５から得られる日射量と、極値と判定した際の日射計１５の日射量との比の対数演算結果に比例した値を、太陽電池アレイ１の電圧－電流特性の極値を探索する電圧幅として設定することができる。
　（５）変動幅決定部１８ａは、日射計１５から得られる日射量と、極値と判定した際の日射計１５から得られる日射量との比を基準となる日射量比のべき乗と比較し、この比較結果に基づいて、基準となる電圧幅を整数倍して、太陽電池アレイ１の電圧－電流特性の極値を探索する電圧幅を設定することができる。
　［実施の形態４］
　実施の形態４の太陽電池の制御装置を含む太陽光発電システムについて、図１、図５、図１０～図１３、図１５～図１７を用いて説明する。
　本実施の形態においては、電流センサと日射計の計測データを用いて最大電力点追従制御（ＭＰＰＴ）を実施し、ＤＣ／ＤＣコンバータとＤＣ／ＡＣインバータにより太陽電池アレイから出力電力を取り出すシステムについて説明する。
　なお、前述した実施の形態１～３と同様の図、記号、ブロックや接続に関しては同一の動作を行うので説明を省略し、本実施の形態４においては、追加、変更した部分について詳細に説明を行う。
　本実施の形態において、太陽光発電システムのブロック図は前記実施の形態１の図１と同様である。図５は、本実施の形態において、図１に示したパワーコンディショナ２の構成の一例を示すブロック構成図である。
　図５に示すパワーコンディショナ２では、太陽電池アレイ１に対してＤＣ／ＤＣコンバータ１０が接続され、このＤＣ／ＤＣコンバータ１０のスイッチング素子の通流率を制御することで、太陽電池の出力電力を取り出す。そして、ＤＣ／ＤＣコンバータ１０により得られた直流電力は、ＤＣ／ＡＣインバータ５によって交流電力へ変換され、電力系統３へ接続される。
　なお、図５に示す各部の詳細に関して、最大点追従部（２）１８に関するフローチャートは図１０、図１２に示したフローチャートと同様であり、また、変動幅決定部１８ａに関するフローチャートは図１１、図１３に示したフローチャートと同様であり、また、極値監視部（１）６による極値監視の方法は図１５に示したフローチャートと同様である。
　但し、図１１、図１３では電流比を用いた変動の決定を行っているが、日射量がｐ１からｐ２に変化した場合、式（１２）に示した関係が成り立つため、電流比を日射量比として扱うことも可能である。本実施の形態においては、電流比を日射量比として変動量の計算を行う。
　そして、本実施の形態の効果は、前述した図１６、図１７と同様のタイミングチャートとなり、よって、前記実施の形態１と同様の効果を得ることができる。さらに、前記実施の形態１と異なる効果として、ＤＣ／ＤＣコンバータ１０を有することで、前記実施の形態２と同様の効果を得ることができ、また、日射計１５を有することで、前記実施の形態３と同様の効果を得ることができる。
　［実施の形態５］
　実施の形態５の太陽電池の制御装置を含む太陽光発電システムについて、図１、図６、図１１、図１３～図１７を用いて説明する。
　本実施の形態においては、電流センサの計測データを用いて最大電力点追従制御（ＭＰＰＴ）を実施し、ＤＣ／ＡＣインバータにより太陽電池アレイから出力電力を取り出すシステムについて説明する。
　なお、前述した実施の形態１～４と同様の図、記号、ブロックや接続に関しては同一の動作を行うので説明を省略し、本実施の形態１においては、追加、変更した部分について詳細に説明を行う。
　＜パワーコンディショナの構成と動作概要＞
　本実施の形態において、太陽光発電システムのブロック図は前記実施の形態１の図１と同様である。図６は、本実施の形態において、図１に示したパワーコンディショナ２の構成の一例を示すブロック構成図である。
　図６に示すパワーコンディショナ２は、電圧センサ４と、ＤＣ／ＡＣインバータ５と、極値監視部（２）１２と、電流平均化部７と、３点データ記憶部１６と、ＡＶＲ制御部９と、電流センサ１１と、最大点追従部（３）１９と、初期化部１３とから構成される。
　このパワーコンディショナ２の構成において、電圧センサ４、ＤＣ／ＡＣインバータ５、ＡＶＲ制御部９、電流センサ１１はハードウェアで構成される。その他の、極値監視部（２）１２、電流平均化部７、最大点追従部（３）１９、初期化部１３は、パワーコンディショナ２内のマイコン内に記憶されたソフトウェアで構成され、３点データ記憶部１６はマイコン内の記憶領域に割り当てられて構成される。
　このパワーコンディショナ２の動作概要は、以下の通りである。電流センサ１１から出力されたデータは電流平均化部７へ入力される。電流平均化部７から出力されたデータは３点データ記憶部１６と初期化部１３、最大点追従部（３）１９へ入力される。最大点追従部（３）１９では、最大電力点の探索を行うための変動幅を設定し、電圧指令値をＡＶＲ制御部９と３点データ記憶部１６へ出力する。また、最大点追従部（３）１９では、ＴＹＰ（３点の電力の変化パターンを示すタイプ）を３点データ記憶部１６へ出力する。電圧センサ４の出力はＡＶＲ制御部９へ入力される。
　３点データ記憶部１６で記憶された今回と前回と前々回のＭＰＰＴ制御時の電圧指令値および電力値を極値監視部（２）１２へ出力し、極値監視部（２）１２の判定結果は最大点追従部（３）１９と初期化部１３へ入力される。初期化部１３では、予め設定された初期値に基づいて初期化を行い、最大点追従部（３）１９へ出力する。ＡＶＲ制御部９では、電圧センサ４のデータと最大点追従部（３）１９から出力された電圧指令値をもとにＰＷＭ指令を生成し、この生成されたＰＷＭ指令がＤＣ／ＡＣインバータ５へ出力される。
　＜パワーコンディショナの詳細動作＞
　図６に示したパワーコンディショナ２の各部の詳細動作について説明する。
　まず、図６に示した電流平均化部７では、電流センサ１１から計測した複数のデータを平均値として出力することで、測定誤差を減らし、制御の精度向上を可能とする。３点データ記憶部１６では、今回、前回、前々回のＭＰＰＴ制御を実施した際の電圧指令値、電力値を記憶する。電力値は、電流平均化部７からのデータに対応する電圧指令値を乗算することで電力値として記憶を行う。また、電力値の計算において、電圧指令値の代わりに電圧センサ４のデータを用いることも可能である。
　続いて、図６に示した最大点追従部（３）１９、極値監視部（２）１２の動作について、図１４を用いて詳細に説明する。図１４は、この最大点追従部（３）１９、極値監視部（２）１２の動作の一例を示すフローチャートである。
　最大点追従部（３）１９においてＭＰＰＴが開始すると（ステップＳ５０１）、最大点追従部（３）１９では、太陽電池アレイ１の最大電力点でパワーコンディショナ２が動作するための制御を行う。
　まず、パワーコンディショナ２が起動した際には、フラグＦｌａｇが０となる（ステップＳ５０２）。このフラグＦｌａｇは、初期化または極値監視を判断するためのフラグである。次に、Ｆｌａｇが０か１かの判定が行われ（ステップＳ５０３）、この判定の結果、Ｆｌａｇが０であるので、予め設定された初期値に基づいて初期化される（ステップＳ５０４）。そして、Ｆｌａｇ＝１とした後に（ステップＳ５０５）、電圧が設定（指令）され（ステップＳ５１１）、応答時間待機後に（ステップＳ５１２）、３点の電流が測定される。この後、電圧指令値を、測定された電流に乗算することで電力値が算出される（ステップＳ５１３）。
　電流の測定後、極値監視部（２）１２は、図１５に示したフローチャートに従って極値を判定する。また、３点の電力値のうち、中間の電圧の電力値が、最小の電圧（最も低い電圧）、最大の電圧（最も高い電圧）の電力値より大きい場合には極値と判定することも可能である。
　ステップＳ５０３の判定の結果、Ｆｌａｇが１の場合は、極値監視部（２）１２による極値監視が行われる（ステップＳ５０６）。この監視の結果、極値監視部（２）１２により極値と判定された場合には、３点データ記憶部１６で記憶されているいずれかの電圧と、この電圧に対応する電流値を最大電力点電流（極値電流）Ｉｍ、最大電力点電圧（極値電圧）Ｖｍとして保持する。
　極値監視後には、ＭＰＰＴ（３点比較ＭＰＰＴ）と変動幅の決定が同時に行われ（ステップＳ５０７，Ｓ５０９）、電圧指令値が決定される。ＭＰＰＴについては、例えば、３点による山登り法などの１変数探索手法を用いるが、他の方法を用いても良い。
　ステップＳ５０７のＭＰＰＴ（３点比較ＭＰＰＴ）の実行後は、Ｆｌａｇ＝１とした後に（ステップＳ５０８）、電圧設定（ステップＳ５１１）、応答時間待機（ステップＳ５１２）、電力測定（ステップＳ５１３）が行われる。
　ステップＳ５０９の変動幅決定において、変動ありの場合は、Ｆｌａｇ＝０とした後に（ステップＳ５１０）、電圧設定（ステップＳ５１１）、応答時間待機（ステップＳ５１２）、電力測定（ステップＳ５１３）が行われる。一方、ステップＳ５０９の変動幅決定において、変動なしの場合は、電圧設定（ステップＳ５１１）、応答時間待機（ステップＳ５１２）、電力測定（ステップＳ５１３）が行われる。
　以上のステップＳ５０３～Ｓ５１３の流れを繰り返して、最大電力点追従を実行する。
　また、極値監視部（２）１２で、電流を監視することにより日射量の変動を検知した場合には、例えば、電流の変動が閾値１以上（例えば±３０％）にあった場合に、初期化のフローへ移行する。初期化の際の３点電圧は、極値として記憶した電圧から変動幅を加算した電圧を最低電圧とし、残りの２点を探索幅（例えば５．０Ｖ）分加算し、３点電圧を設定する。
　続いて、変動幅決定部１９ａによる変動幅決定の方法は、図１１、図１３に示したフローチャートと同様である。
　＜本実施の形態の効果＞
　以上説明した本実施の形態による効果は、前述した図１６、図１７と同様のタイミングチャートとなる。よって、本実施の形態によれば、パワーコンディショナ２において、電流センサ１１と、極値監視部（１）６と、変動幅決定部１７ａを内蔵した最大点追従部（１）１７などを有することで、前記実施の形態１と同様に、日射量の変化に伴う電力損失をより低減した探索点の設定を可能とすることができる。さらに、日射量の変化に同期して最大電力点を探索するための変動幅を決定することができるため、日射量の変化の大きさに関わらず、最大電力点を正確に追従可能な最大電力点追従方式を実現することができる。
　さらに、前記実施の形態１と異なる効果として、３点データ記憶部１６を有することで、極値監視部（２）１２は、電流センサ１１から得られる電流値と、この電流値を計測した際の電圧指令値とを用いて、電流値と電圧指令値とを乗算することで太陽電池アレイ１の出力電力値を算出し、今回のＭＰＰＴ制御時と前回のＭＰＰＴ制御時と前々回のＭＰＰＴ制御時との３点の出力電力値において、この３点の出力電力値のうちの中間電圧の出力電力値が最も低い電圧の出力電力値と最も高い電圧の出力電力値とより大きい場合に、極値と判定することができる。
　［実施の形態６］
　実施の形態６の太陽電池の制御装置を含む太陽光発電システムについて、図１、図７、図１１、図１３～図１７を用いて説明する。
　本実施の形態においては、電流センサの計測データを用いて最大電力点追従制御（ＭＰＰＴ）を実施し、ＤＣ／ＤＣコンバータとＤＣ／ＡＣインバータにより太陽電池アレイから出力電力を取り出すシステムについて説明する。
　なお、前述した実施の形態１～５と同様の図、記号、ブロックや接続に関しては同一の動作を行うので説明を省略し、本実施の形態６においては、追加、変更した部分について詳細に説明を行う。
　本実施の形態において、太陽光発電システムのブロック図は前記実施の形態１の図１と同様である。図７は、本実施の形態において、図１に示したパワーコンディショナ２の構成の一例を示すブロック構成図である。
　図７に示すパワーコンディショナ２では、太陽電池アレイ１に対してＤＣ／ＤＣコンバータ１０が接続され、このＤＣ／ＤＣコンバータ１０のスイッチング素子の通流率を制御することで、太陽電池の出力電力を取り出す。そして、ＤＣ／ＤＣコンバータ１０により得られた直流電力は、ＤＣ／ＡＣインバータ５によって交流電力へ変換され、電力系統３へ接続される。
　なお、図７に示す各部の詳細に関して、最大点追従部（３）１９に関するフローチャートは図１４に示したフローチャートと同様であり、また、変動幅決定部１９ａに関するフローチャートは図１１、図１３に示したフローチャートと同様であり、また、極値監視部（２）１２による極値監視の方法は図１５に示したフローチャートと同様である。
　そして、本実施の形態の効果は、前述した図１６、図１７と同様のタイミングチャートとなり、よって、前記実施の形態５と同様の効果を得ることができる。さらに、前記実施の形態５と異なる効果として、ＤＣ／ＤＣコンバータ１０を有することで、前記実施の形態２と同様の効果を得ることができる。
　［実施の形態７］
　実施の形態７の太陽電池の制御装置を含む太陽光発電システムについて、図１、図８、図１１、図１３～図１７を用いて説明する。
　本実施の形態においては、電流センサと日射計の計測データを用いて最大電力点追従制御（ＭＰＰＴ）を実施し、ＤＣ／ＡＣインバータにより太陽電池アレイから出力電力を取り出すシステムについて説明する。
　なお、前述した実施の形態１～６と同様の図、記号、ブロックや接続に関しては同一の動作を行うので説明を省略し、本実施の形態７においては、追加、変更した部分について詳細に説明を行う。
　本実施の形態において、太陽光発電システムのブロック図は前記実施の形態１の図１と同様である。図８は、本実施の形態において、図１に示したパワーコンディショナ２の構成の一例を示すブロック構成図である。
　図８に示すパワーコンディショナ２では、日射計１５で取得した日射量がバッファ１４を介して最大点追従部（４）２０に入力される。そして、日射量も含めて、最大点追従部（４）２０による動作が行われる。
　なお、図８に示す各部の詳細に関して、最大点追従部（４）２０に関するフローチャートは図１４に示したフローチャートと同様であり、また、変動幅決定部２０ａに関するフローチャートは図１１、図１３に示したフローチャートと同様であり、また、極値監視部（２）１２による極値監視の方法は図１５に示したフローチャートと同様である。
　但し、図１１、図１３では電流比を用いた変動の決定を行っているが、日射量がｐ１からｐ２に変化した場合、前述した式（１２）に示した関係が成り立つため、電流比を日射量比として扱うことも可能である。本実施の形態においては、電流比を日射量比として変動量の計算を行う。
　そして、本実施の形態の効果は、前述した図１６、図１７と同様のタイミングチャートとなり、よって、前記実施の形態５と同様の効果を得ることができる。さらに、前記実施の形態５と異なる効果として、日射計１５を有することで、前記実施の形態３と同様の効果を得ることができる。
　［実施の形態８］
　実施の形態８の太陽電池の制御装置を含む太陽光発電システムについて、図１、図９、図１１、図１３～図１７を用いて説明する。
　本実施の形態においては、電流センサと日射計の計測データを用いて最大電力点追従制御（ＭＰＰＴ）を実施し、ＤＣ／ＤＣコンバータとＤＣ／ＡＣインバータにより太陽電池アレイから出力電力を取り出すシステムについて説明する。
　なお、前述した実施の形態１～７と同様の図、記号、ブロックや接続に関しては同一の動作を行うので説明を省略し、本実施の形態８においては、追加、変更した部分について詳細に説明を行う。
　本実施の形態において、太陽光発電システムのブロック図は前記実施の形態１の図１と同様である。図９は、本実施の形態において、図１に示したパワーコンディショナ２の構成の一例を示すブロック構成図である。
　図９に示すパワーコンディショナ２では、太陽電池アレイ１に対してＤＣ／ＤＣコンバータ１０が接続され、このＤＣ／ＤＣコンバータ１０のスイッチング素子の通流率を制御することで、太陽電池の出力電力を取り出す。そして、ＤＣ／ＤＣコンバータ１０により得られた直流電力は、ＤＣ／ＡＣインバータ５によって交流電力へ変換され、電力系統３へ接続される。
　なお、図９に示す各部の詳細に関して、最大点追従部（４）２０に関するフローチャートは図１４に示したフローチャートと同様であり、また、変動幅決定部２０ａに関するフローチャートは図１１、図１３に示したフローチャートと同様であり、また、極値監視部（２）１２による極値監視の方法は図１５に示したフローチャートと同様である。
　但し、図１１、図１３では電流比を用いた変動の決定を行っているが、日射量がｐ１からｐ２に変化した場合、前述した式（１２）に示した関係が成り立つため、電流比を日射量比として扱うことも可能である。本実施の形態においては、電流比を日射量比として変動量の計算を行う。
　そして、本実施の形態の効果は、前述した図１６、図１７と同様のタイミングチャートとなり、よって、前記実施の形態５と同様の効果を得ることができる。さらに、前記実施の形態５と異なる効果として、ＤＣ／ＤＣコンバータ１０を有することで、前記実施の形態２と同様の効果を得ることができ、また、日射計１５を有することで、前記実施の形態３と同様の効果を得ることができる。
　以上、本発明者によってなされた発明を実施の形態に基づき具体的に説明したが、本発明は前記実施の形態に限定されるものではなく、その要旨を逸脱しない範囲で種々変更可能であることは言うまでもない。
１…太陽電池アレイ
２…パワーコンディショナ
３…電力系統
４…電圧センサ
５…ＤＣ／ＡＣインバータ
６…極値監視部（１）
７…電流平均化部
８…２点データ記憶部
８ａ…２点データ
９…ＡＶＲ制御部
１０…ＤＣ／ＤＣコンバータ
１１…電流センサ
１２…極値監視部（２）
１３…初期化部
１４…バッファ
１５…日射計
１６…３点データ記憶部
１６ａ…３点データ
１７…最大点追従部（１）
１７ａ…変動幅決定部
１８…最大点追従部（２）
１８ａ…変動幅決定部
１９…最大点追従部（３）
１９ａ…変動幅決定部
２０…最大点追従部（４）
２０ａ…変動幅決定部
 
 
 

Claims (12)

  1. 　太陽電池の出力電流を検出する電流検出部と、
    　前記電流検出部から得られる電流値を入力として前記太陽電池の動作電力値が極値であるか否かを判定し、この判定結果に基づいて、極値と判定した電圧値と電流値とを記憶する極値監視部と、
    　前記電流検出部から得られる電流値と、前記極値と判定した際の前記太陽電池の出力電流値との比に基づいて、前記太陽電池の電圧－電力特性の極値探索を行う際の電圧幅を設定する変動幅決定部と、を有する、ことを特徴とする太陽電池の制御装置。
  2. 　請求項１記載の太陽電池の制御装置において、
    　前記極値監視部は、前記電流検出部から得られる電流値に基づいて、極値の判定条件を可変する機能を有する、ことを特徴とする太陽電池の制御装置。
  3. 　請求項１記載の太陽電池の制御装置において、
    　前記極値監視部は、前記太陽電池の動作電力値が極値であるか否かを判定する際に、前記電流検出部から得られる電流値と前記電流値を計測した際の電圧指令値とを用いて、前記電流値と前記電圧指令値とを乗算することで前記太陽電池の出力電力値を算出し、今回の最大電力点制御時の出力電力値から前回の最大電力点制御時の出力電力値の差分が規定値より小さく、今回の最大電力点制御時の電圧指令値から前回の最大電力点制御時の電圧指令値の差分が規定値より小さい場合には極値と判定する、ことを特徴とする太陽電池の制御装置。
  4. 　請求項１記載の太陽電池の制御装置において、
    　前記極値監視部は、前記太陽電池の動作電力値が極値であるか否かを判定する際に、前記電流検出部から得られる電流値と前記電流値を計測した際の電圧指令値とを用いて、前記電流値と前記電圧指令値とを乗算することで前記太陽電池の出力電力値を算出し、今回の最大電力点制御時と前回の最大電力点制御時と前々回の最大電力点制御時との３点の出力電力値において、この３点の出力電力値のうちの中間電圧の出力電力値が最も低い電圧の出力電力値と最も高い電圧の出力電力値とより大きい場合に極値と判定する、ことを特徴とする太陽電池の制御装置。
  5. 　請求項１記載の太陽電池の制御装置において、
    　前記変動幅決定部は、前記太陽電池の電圧－電力特性の極値探索を行う際の電圧幅を設定する際に、前記電流検出部から得られる電流値と、前記極値と判定した際の前記太陽電池の出力電流値との比の対数演算結果に比例した値を、前記太陽電池の電圧－電流特性の極値を探索する電圧幅として設定する、ことを特徴とする太陽電池の制御装置。
  6. 　請求項１記載の太陽電池の制御装置において、
    　前記変動幅決定部は、前記太陽電池の電圧－電力特性の極値探索を行う際の電圧幅を設定する際に、前記電流検出部から得られる電流値と、前記極値と判定した際の前記太陽電池の出力電流値との比を基準となる電流比のべき乗と比較し、この比較結果に基づいて、基準となる電圧幅を整数倍して、前記太陽電池の電圧－電流特性の極値を探索する電圧幅を設定する、ことを特徴とする太陽電池の制御装置。
  7. 　太陽電池の出力電流を検出する電流検出部と、
    　日射量を検出する日射計と、
    　前記電流検出部から得られる電流値を入力として前記太陽電池の動作電力値が極値であるか否かを判定し、この判定結果に基づいて、極値と判定した電圧値と電流値と日射量とを記憶する極値監視部と、
    　前記日射計から得られる日射量と、前記極値と判定した際の日射量との比に基づいて、前記太陽電池の電圧－電力特性の極値探索を行う際の電圧幅を設定する変動幅決定部と、を有する、ことを特徴とする太陽電池の制御装置。
  8. 　請求項７記載の太陽電池の制御装置において、
    　前記極値監視部は、前記電流検出部から得られる電流値に基づいて、極値の判定条件を可変する機能を有する、ことを特徴とする太陽電池の制御装置。
  9. 　請求項７記載の太陽電池の制御装置において、
    　前記極値監視部は、前記太陽電池の動作電力値が極値であるか否かを判定する際に、前記電流検出部から得られる電流値と前記電流値を計測した際の電圧指令値とを用いて、前記電流値と前記電圧指令値とを乗算することで前記太陽電池の出力電力値を算出し、今回の最大電力点制御時の出力電力値から前回の最大電力点制御時の出力電力値の差分が規定値より小さく、今回の最大電力点制御時の電圧指令値から前回の最大電力点制御時の電圧指令値の差分が規定値より小さい場合には極値と判定する、ことを特徴とする太陽電池の制御装置。
  10. 　請求項７記載の太陽電池の制御装置において、
    　前記極値監視部は、前記太陽電池の動作電力値が極値であるか否かを判定する際に、前記電流検出部から得られる電流値と前記電流値を計測した際の電圧指令値とを用いて、前記電流値と前記電圧指令値とを乗算することで前記太陽電池の出力電力値を算出し、今回の最大電力点制御時と前回の最大電力点制御時と前々回の最大電力点制御時との３点の出力電力値において、この３点の出力電力値のうちの中間電圧の出力電力値が最も低い電圧の出力電力値と最も高い電圧の出力電力値とより大きい場合に極値と判定する、ことを特徴とする太陽電池の制御装置。
  11. 　請求項７記載の太陽電池の制御装置において、
    　前記変動幅決定部は、前記太陽電池の電圧－電力特性の極値探索を行う際の電圧幅を設定する際に、前記日射計から得られる日射量と、前記極値と判定した際の前記日射計の日射量との比の対数演算結果に比例した値を、前記太陽電池の電圧－電流特性の極値を探索する電圧幅として設定する、ことを特徴とする太陽電池の制御装置。
  12. 　請求項７記載の太陽電池の制御装置において、
    　前記変動幅決定部は、前記太陽電池の電圧－電力特性の極値探索を行う際の電圧幅を設定する際に、前記日射計から得られる日射量と、前記極値と判定した際の前記日射計から得られる日射量との比を基準となる日射量比のべき乗と比較し、この比較結果に基づいて、基準となる電圧幅を整数倍して、前記太陽電池の電圧－電流特性の極値を探索する電圧幅を設定する、ことを特徴とする太陽電池の制御装置。
     
     
     
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