太陽光発電システム
【課題】複数の太陽電池の発電特性にバラツキがあっても、ＭＰＰＴ制御によって各太陽電池が自身以外の他の太陽電池の発電特性の影響を受けて発電出力が抑えられてしまうのを抑制し、各太陽電池から効率的に発電電力を得られるようにする。
【解決手段】複数の太陽電池ユニットを、発電特性が同等のもの同士でグループ化する。第１グループ１は傾斜角Ｄａの太陽電池ユニット１ａ，１ｂ，１ｃを集めたものであり、第２グループ２は傾斜角Ｄｂの太陽電池ユニット２ａ，２ｂ，２ｃを集めたものであり、第３グループ３は傾斜角Ｄｃの太陽電池ユニット３ａ，３ｂ，３ｃを集めたものである。パワーコンディショナ４には、グループ毎にＤＣ／ＤＣコンバータ４ａ，４ｂ，４ｃが設けられ、各ＤＣ／ＤＣコンバータ４ａ，４ｂ，４ｃにて個別にＭＰＰＴ制御が行われる。
【解決手段】複数の太陽電池ユニットを、発電特性が同等のもの同士でグループ化する。第１グループ１は傾斜角Ｄａの太陽電池ユニット１ａ，１ｂ，１ｃを集めたものであり、第２グループ２は傾斜角Ｄｂの太陽電池ユニット２ａ，２ｂ，２ｃを集めたものであり、第３グループ３は傾斜角Ｄｃの太陽電池ユニット３ａ，３ｂ，３ｃを集めたものである。パワーコンディショナ４には、グループ毎にＤＣ／ＤＣコンバータ４ａ，４ｂ，４ｃが設けられ、各ＤＣ／ＤＣコンバータ４ａ，４ｂ，４ｃにて個別にＭＰＰＴ制御が行われる。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、太陽電池にて発電された直流電力を交流に変換して出力するよう構成された太陽光発電システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
太陽光は石油等の化石燃料に依存しない無限のエネルギーであり、この太陽光を電気エネルギーに変換する太陽電池を利用した太陽光発電システムは、地球温暖化防止対策の一つとして普及・拡大が期待されている。また、エネルギーセキュリティー上からもエネルギー源として重要である。
【０００３】
太陽光発電システムで用いられる太陽電池の最小単位である太陽電池セルは、それ単体では出力が小さいため、通常は、出力電圧を上げるために複数直列接続して太陽電池モジュールを構成したり、さらに出力電圧を上げるために太陽電池モジュールを複数直列接続して太陽電池ストリングを構成したり、出力電力を上げるために太陽電池モジュール又は太陽電池ストリングを複数並列接続して太陽電池アレイを構成する。
【０００４】
そして、一般によく知られている太陽光発電システムでは、これら太陽電池モジュール、太陽電池ストリング、又は太陽電池アレイから出力される直流の発電電力を、パワーコンディショナにて交流電力に変換して、負荷に供給したり交流系統に連系したりしている。特に近年、次世代の大規模な太陽光発電所の導入を目指して出力電力がメガワット級の大規模な太陽電池システムの構築や実証実験等も進められている。このような大規模な太陽電池システムでは、発電電力は電力会社の高電圧送電網に連系される。
【０００５】
なお、以下の説明では、説明の簡略化のために「太陽電池ユニット」という用語を用いるが、本明細書において「太陽電池ユニット」とは、特に断りのない限り、太陽電池モジュール、太陽電池ストリング、又は太陽電池アレイの何れかを意味するものと定義する。また、本明細書で単に「太陽電池」というときは、特に断りのない限り、太陽電池セル、太陽電池モジュール、太陽電池ストリング及び太陽電池アレイを含む、太陽光受光により発電可能なあらゆる形態のものを示すものとする。
【０００６】
太陽電池ユニットの一般的な電圧−発電出力（電力）特性（以下単に「発電特性」と称す）を、図６に示す。図６に示すように、太陽電池ユニットの発電出力は、太陽電池ユニットの出力電圧の上昇に伴って増加していき、ある電圧（最大出力電圧Ｖｍ）で発電出力が最大値（最大電力Ｐｍ）となり、そこから更に出力電圧が上昇すると発電電力は低下していく。
【０００７】
このような発電特性は、太陽電池の発電特性として一般に良く知られているものであるが、太陽電池ユニットを構成する太陽電池モジュールの種類（延いては太陽電池セルの種類）によって異なったり、また、同一種類の太陽電池ユニットであっても日射量、周囲温度、更には影の影響などによっても変化する。
【０００８】
そこで、太陽電池ユニットから太陽光発電電力を有効に取り出すために、パワーコンディショナでは、通常、最大電力点追従制御（ＭＰＰＴ制御；Maximum Power Point Tracking制御）が行われる。ＭＰＰＴ制御とは、パワーコンディショナに接続された太陽電池ユニットのトータルの発電電力（動作点）が、その発電特性における発電電力が最大となる最大電力点（図６における、発電出力がＰｍとなる点）に追従するように制御するものである。
【０００９】
このようなＭＰＰＴ制御機能や系統連系機能を備えたパワーコンディショナは、例えば特許文献１，２に開示されているように、一般によく知られている。
図７（ａ）に、従来の太陽光発電システムの構成例を示す。図７（ａ）に示す太陽光発電システム１００は、必要な発電電力を得るために、第１太陽電池ユニット（モジュール、ストリング又はアレイ）１０１、第２太陽電池ユニット１０２及び第３太陽電池ユニット１０３を含む複数の太陽電池ユニットを有している。そして、これら各太陽電池ユニット１０１，１０２，１０３・・・が並列接続されることにより各太陽電池ユニット１０１，１０２，１０３・・・からの発電電力が合成されて、パワーコンディショナ１０４に入力されるよう構成されている。
【００１０】
パワーコンディショナ１０４は、各太陽電池ユニット１０１，１０２，１０３・・・からの合成された発電電力（直流電力）を交流電力に変換して系統側へ出力するという主たる機能を実現すべく、各太陽電池ユニット１０１，１０２，１０３・・・から合成されて入力される直流の入力電圧をその入力電圧よりも高い所定の直流電圧に昇圧するＤＣ／ＤＣコンバータ１０７と、このＤＣ／ＤＣコンバータ１０７にて昇圧された直流電圧を所定電圧の交流電圧に変換するインバータ１０８とを備えている。
【００１１】
そして、パワーコンディショナ１０４から出力された交流電圧（交流電力）は、系統連系用変圧器１０５にて交流系統１０６と同じ交流電圧に変圧されて、交流系統１０６に連系される。
【００１２】
また、ＤＣ／ＤＣコンバータ１０７は、上述したＭＰＰＴ制御機能を備えている。即ち、各太陽電池ユニット１０１，１０２，１０３・・・からの合成された発電電力を有効に取り出すために、ＤＣ／ＤＣコンバータ１０７に入力される電圧を変動させながら、各太陽電池ユニット１０１，１０２，１０３・・・のトータルの発電電力が最大値となるように追従制御する。
【先行技術文献】
【特許文献】
【００１３】
【特許文献１】特開２００８−１５８９９号公報
【特許文献２】特開２００３−２８４３５５号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【００１４】
ところで、大規模太陽光発電システムでは、多数の太陽電池ユニット（モジュール、ストリング又はアレイ）が使用され、これらが複数並列接続されて、一括して１つのパワーコンディショナに入力（詳しくはＤＣ／ＤＣコンバータに入力）される。
【００１５】
そのため、同じＤＣ／ＤＣコンバータに接続された複数の太陽電池ユニットの中で、太陽電池ユニットを構成する太陽電池セルの種類や各種特性の異なるものや、太陽電池ユニットの設置条件（傾斜角、受光面の方位角、パワーコンディショナまでの配線距離など）の異なるものが混在していたりすると、複数の太陽電池ユニットの相互間で発電特性にバラツキが生じる。
【００１６】
このような場合に、これら発電特性の異なる複数の太陽電池ユニットが並列接続され、一括してパワーコンディショナに入力されて最大電力点追従制御（ＭＰＰＴ制御）が掛かると、出力が大きく特性の良い太陽電池ユニットからの出力が、特性の悪い他の太陽電池ユニットによって抑えられるなど、個々の太陽電池ユニットから本例取り出せるはずの発電電力が十分に取り出せず、結果としてトータルの発電電力が十分に得られなくなる。
【００１７】
図７（ｂ）を用いて具体的に説明する。図７（ｂ）に示す例では、各太陽電池ユニット１０１，１０２，１０３の発電特性がそれぞれ異なっており、第１太陽電池ユニット１０１は、出力電圧がＶ１ｍのときに発電出力（電力）が最大となる特性を有し（つまり図中点ａが最大電力点）、第２太陽電池ユニット１０２は、出力電圧がＶ２ｍのときに発電出力が最大となる特性を有し（つまり図中点ｂが最大電力点）、第３太陽電池ユニット１０３は、出力電圧がＶ３ｍのときに発電出力が最大となる特性を有する（つまり図中点ｃが最大電力点）。つまり、発電電力が最大になる電圧は個々で異なっている。
【００１８】
ところが、図７（ａ）に示した太陽光発電システム１００では、これら３つの太陽電池ユニット１０１，１０２，１０３の発電出力が一括されてパワーコンディショナ１０４に入力されるため、図７（ｂ）に実線で示すように、３つトータルで電力が最大となる点Ｚ（電圧Ｖｐ、発電出力Ｐｍ）に動作点（動作電圧）が追従するようにＭＰＰＴ制御がなされることになる。
【００１９】
その結果、各太陽電池ユニット１０１〜１０３の個々の動作点は、それぞれ図中に示す点Ａ，Ｂ，Ｃとなり、自身以外の他の２つの影響を受けることによって自身の最大電力点からずれてしまう。特に、発電特性の優れた太陽電池ユニットほど、最も発電特性の悪い太陽電池ユニットに動作点が引っ張られて、優れた性能を出し切れずに遊んでしまうことになる。
【００２０】
これに対し、太陽電池ユニット毎に個々にＤＣ／ＤＣコンバータを設けたり、太陽電池ユニット毎に個々にパワーコンディショナを設けたりして、太陽電池ユニット毎にＭＰＰＴ制御を行う構成にすれば、個々の太陽電池ユニットをそれぞれ最大電力点で動作させることができる。
【００２１】
しかし、太陽電池ユニット毎にＤＣ／ＤＣコンバータ或いはパワーコンディショナを設けることは、配線敷設の複雑化や、パワーコンディショナの大型化・高コスト化を招くなど、様々な面から効率的ではなく、現実的方法ではない。
【００２２】
本発明は上記課題に鑑みなされたものであり、複数の太陽電池からの発電電力を、ＭＰＰＴ制御機能を備えたパワーコンディショナで交流電力に変換して出力するよう構成された太陽光発電システムにおいて、複数の太陽電池の発電特性にバラツキがあっても、ＭＰＰＴ制御によって各太陽電池が自身以外の他の太陽電池の発電特性の影響を受けて発電出力が抑えられてしまうのを抑制し、各太陽電池から効率的に発電電力を得られるようにすることを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【００２３】
上記課題を解決するためになされた請求項１に記載の発明は、太陽光を受光することにより直流の電力を発電する太陽電池を複数備えると共に、その複数の太陽電池の各々にて発電された直流の発電電力を交流電力に変換する電力変換装置を備え、複数の太陽電池は、予め決められた同等特性分類基準に基づいて発電特性が同等（完全一致を含む）であると認められる一又は複数の太陽電池を１つのグループとして、異なる２つ以上のグループに分類可能である。
【００２４】
また、電力変換装置は、グループ毎に設けられた最大電力点追従制御手段と、直交変換手段とを備えている。このうち最大電力点追従制御手段は、対応するグループを構成する一又は複数の太陽電池からの発電電力が合成されて入力されると共に、その入力される発電電力に対する最大電力点追従制御を行うことによって、その入力される発電電力が最大値となるように制御する。そして、直交変換手段が、各グループから入力された発電電力を交流電力に変換する。
【００２５】
このように構成された太陽光発電システムでは、複数の太陽電池のうち、発電特性が同等な太陽電池がグループ化され、グループ毎に、最大電力点追従制御手段によって最大電力点追従制御が行われる。
【００２６】
例えば、図７に示した従来の太陽光発電システム１００を用いて補足説明すると、３つの太陽電池ユニット１０１，１０２，１０３は互いに発電特性が異なるため、これらはいずれも別々のグループとする。一方、もし、例えば第２太陽電池ユニット１０２の発電特性が第１太陽電池ユニット１０１の発電特性と同等であるならば、第１太陽電池ユニット１０１と第２太陽電池ユニット１０２については同じグループとして、これら２つに対しては一括して最大電力点追従制御を行うようにするのである。
【００２７】
グループが違うと、グループを構成する太陽電池の発電特性も異なるが、同じグループならばそのグループ内の太陽電池の発電特性はいずれも同等である。そして、発電特性が同等であれば、それらを一括して最大電力点追従制御を行っても、個々の太陽電池における、他の太陽電池の発電特性の影響による動作点のずれ（最大電力点からのずれ）を抑制できる。仮に、同一グループ内の太陽電池が全て完全に同じ発電特性ならば、これらを一括して最大電力点追従制御を行っても、その動作点は、個々の太陽電池の最大電力点に一致することになる。
【００２８】
従って、請求項１に記載の太陽光発電システムによれば、同等の発電特性を有する太陽電池同士でグループ化されると共に、グループ毎に最大電力点追従制御が行われるため、複数の太陽電池の発電特性にバラツキがあっても、最大電力点追従制御によって各太陽電池が自身以外の他の太陽電池の発電特性の影響を受けて発電出力が抑えられてしまうのを抑制でき、各太陽電池から効率的に発電電力を得ることができる。つまり、全体として発電電力を有効に取り出すことができる。
【００２９】
なお、本発明における「太陽電池」とは、例えば太陽電池セル、太陽電池モジュール、太陽電池ストリング及び太陽電池アレイなど、太陽光を受光してその光エネルギーを電気エネルギーに変換（発電）することが可能なあらゆる形態のもの（光電変換手段）を含む。
【００３０】
ここで、発電特性が同等であるか否かの判断基準（延いてはグループ分けの基準）である同等特性分類基準の具体例は種々考えられ、例えば請求項２〜請求項５に記載したような各種分類基準が挙げられる。
【００３１】
まず、請求項２に記載の太陽光発電システムにおいては、同等特性分類基準として、少なくとも、太陽電池にて受光される太陽光の波長に対する発電電力の特性である波長−電力特性が所定の同等特性範囲内にあるか否かに基づいて分類可能な波長−電力特性分類基準を有している。そして、複数のグループのうち少なくとも２つは、それぞれ、波長−電力特性分類基準により分類された、波長−電力特性が同等特性範囲内にある太陽電池によって構成されていると共に、これら各グループに対応した同等特性範囲はそれぞれグループ毎に異なるように構成されている。
【００３２】
入射光のうちどの波長の光に対しては感度が良く（つまり発電電力が高く）てどの波長の光に対しては感度が悪い（つまり発電電力が低い）かといった、波長に対する感度は、太陽電池の種類（例えば材質、製造方法など）によって異なり、これにより発電特性も異なる。そのため、仮に、波長−電力特性の異なる複数の太陽電池を一括して最大電力点追従制御を行うと、上述した従来の問題（動作点のずれ及びそれによる発電出力の低下）が生じてしまう。
【００３３】
そこで、波長−電力特性の異なる太陽電池が複数用いられる場合には、その波長−電力特性が同等特性範囲内にある太陽電池同士でグループ化すれば、波長−電力特性の違いによる各太陽電池の動作点のずれ（最大電力点からのずれ）を抑制でき、各太陽電池から効率的に発電電力を得ることができて、全体として発電電力を有効に取り出すことができる。
【００３４】
なお、同等特性範囲を具体的にどのような範囲に設定するか、また、異なる同等特性範囲をいくつ設定するか、などについては、使用する太陽電池の波長−電力特性に基づいて適宜決めることができる。
【００３５】
また、請求項３に記載の太陽光発電システムにおいては、同等特性分類基準として、少なくとも、太陽電池が設置される場所の地面に対するその太陽電池の受光面の角度である傾斜角が所定の同等傾斜角範囲内にあるか否かに基づいて分類可能な傾斜角分類基準を有している。そして、複数のグループのうち少なくとも２つは、それぞれ、傾斜角分類基準により分類された、傾斜角が同等傾斜角範囲内にある太陽電池によって構成されていると共に、これら各グループに対応した同等傾斜角範囲はそれぞれグループ毎に異なるように構成されている。
【００３６】
太陽電池の傾斜角によって、発電特性も異なる。そのため、仮に、傾斜角の異なる複数の太陽電池を一括して最大電力点追従制御を行うと、上述した従来の問題が生じてしまう。
【００３７】
そこで、傾斜角の異なる太陽電池が複数用いられる場合には、その傾斜角が同等傾斜角範囲内にある太陽電池同士でグループ化すれば、傾斜角の違いによる各太陽電池の動作点のずれ（最大電力点からのずれ）を抑制でき、各太陽電池から効率的に発電電力を得ることができて、全体として発電電力を有効に取り出すことができる。
【００３８】
なお、同等傾斜角範囲を具体的にどのような範囲に設定するか、また、異なる同等傾斜角範囲をいくつ設定するか、などについては、使用する太陽電池がそれぞれどのような傾斜角で設置されているかに基づいて適宜決めることができる。
【００３９】
また、請求項４に記載の太陽光発電システムにおいては、同等特性分類基準として、少なくとも、太陽電池の受光面の法線方向が示す方位角が所定の同等方位角範囲内にあるか否かに基づいて分類可能な方位角分類基準を有している。そして、複数のグループのうち少なくとも２つは、それぞれ、方位角分類基準により分類された、方位角が同等方位角範囲内にある太陽電池によって構成されていると共に、これら各グループに対応した同等方位角範囲はそれぞれグループ毎に異なるように構成されている。
【００４０】
太陽電池の方位角によっても、発電特性は異なる。そのため、仮に、方位角の異なる複数の太陽電池を一括して最大電力点追従制御を行うと、上述した従来の問題が生じてしまう。
【００４１】
そこで、方位角の異なる太陽電池が複数用いられる場合には、その方位角が同等方位角範囲内にある太陽電池同士でグループ化すれば、方位角の違いによる各太陽電池の動作点のずれ（最大電力点からのずれ）を抑制でき、各太陽電池から効率的に発電電力を得ることができて、全体として発電電力を有効に取り出すことができる。
【００４２】
なお、同等方位角範囲を具体的にどのような範囲に設定するか、また、異なる同等方位角範囲をいくつ設定するか、などについては、使用する太陽電池がそれぞれどのような方位角で設置されているかに基づいて適宜決めることができる。
【００４３】
また、請求項５に記載の太陽光発電システムにおいては、同等特性分類基準として、少なくとも、太陽電池の発電電力を電力変換装置に入力するためにその太陽電池と電力変換装置の間に配線された電線の配線距離が所定の同等配線距離範囲内にあるか否かに基づいて分類可能な配線距離分類基準を有している。そして、複数のグループのうち少なくとも２つは、それぞれ、配線距離分類基準により分類された、配線距離が同等配線距離範囲内にある太陽電池によって構成されていると共に、これら各グループに対応した同等配線距離範囲はそれぞれグループ毎に異なるように構成されている。
【００４４】
太陽電池から電力変換装置までの配線距離が異なると、配線による損失（電力損失、電圧降下等）の相違によって発電特性は異なる。そのため、仮に、配線距離の異なる複数の太陽電池を一括して最大電力点追従制御を行うと、上述した従来の問題が生じてしまう。
【００４５】
そこで、配線距離の異なる太陽電池が複数用いられる場合には、その配線距離が同等配線距離範囲内にある太陽電池同士でグループ化すれば、配線距離の違いによる各太陽電池の動作点のずれ（最大電力点からのずれ）を抑制でき、各太陽電池から効率的に発電電力を得ることができて、全体として発電電力を有効に取り出すことができる。
【００４６】
なお、同等配線距離範囲を具体的にどのような範囲に設定するか、また、異なる同等配線距離範囲をいくつ設定するか、などについては、使用する太陽電池の各々の配線距離に基づいて適宜決めることができる。
【００４７】
また、１つの太陽光発電システムにおいて、上述した各同等特性分類基準（波長−電力特性分類基準、傾斜角分類基準、方位角分類基準、及び配線距離分類基準）のうちどの分類基準を用いて幾つのグループに分けるかについては適宜決めることができる。例えば、何れか１つの分類基準のみに基づいて全ての太陽電池をグループ分けしてもよいし、何れか２つ（或いは３つ又は４つ全て）の分類基準に基づいて、システムを構成する各太陽電池を適宜グループ分けするようにしてもよい。更には上記各分類基準以外の他の分類基準も含めて多種多様のグループが混在するようにしてもよい。
【００４８】
グループ分けの基準やグループの数にかかわらず、同一グループ内の太陽電池であれば同等の発電特性を有しているため、グループ毎に最大電力点追従制御を行うようにすることで、各太陽電池から効率的に発電電力を得ることができ、システム全体として発電電力を有効に取り出すことができる。
【００４９】
次に、請求項６に記載の太陽光発電システムは、請求項１〜請求項５の何れか１項に記載の太陽光発電システムであって、電力変換装置は、グループ毎に設けられた直流電圧変換手段を備えている。この直流電圧変換手段は、対応するグループを構成する各太陽電池からの発電電力が合成されて入力されると共に、その入力された直流電圧を異なる値の直流電圧に変換する。また、各最大電力点追従制御手段は、それぞれ、同じグループに対応した各直流電圧変換手段に備えられている。そして、直交変換手段は、各直流電圧変換手段により直流電圧が変換されて出力された直流電力を交流電力に変換する。
【００５０】
電力変換装置の構成も種々考えられ、例えば各グループからの直流の発電電力をそのまま直交変換手段で交流電圧に変換するようにしてもよいが、そのようにすると、入力電圧が変動した場合に、その変動幅や直交変換手段の性能（入力電圧の定格等）によっては、直交変換手段で効率良く交流電力に変換できなくなるおそれがある。
【００５１】
そこで、各グループからの直流電力を、グループ毎に、一旦直流電圧変換手段によって所定の電圧値に変換する。この場合、例えば、直交変換手段における適切な入力電圧に変換するのが望ましい。そして、直流電圧変換手段により電圧変換された後の直流電力を直交変換手段にて交流電力に変換するようにすれば、直交変換手段への入力電圧を適切な値にできると共にその変動も抑えることができるため、直交変換手段は効率良く交流電力への変換を行うことができる。
【００５２】
また、上述した本発明の太陽光発電システムは、更に、請求項７に記載のように、直交変換手段からの交流電力が、そのままの電圧で、または所定の交流電圧に変圧されて、交流系統に連系されるよう構成してもよい。このようにすれば、発電効率の高い系統連系太陽光発電システムを構築することができる。
【図面の簡単な説明】
【００５３】
【図１】第１実施形態の太陽光発電システムの概略構成を表す構成図である。
【図２】パワーコンディショナの構成を表す電気回路図である。
【図３】第１実施形態の太陽光発電システムの動作を説明するための説明図であり、（ａ）は、傾斜角の違いによって分類された各グループの、１日の時間経過に対する発電出力特性を表す説明図、（ｂ）は、グループ毎の発電特性を表す説明図である。
【図４】グループの分類方法の、他の例を表す説明図であり、（ａ）は、受光波長に対する感度の違いによって分類された各グループの、波長に対する発電出力特性を表す説明図、（ｂ）は、方位角の違いによって分類された各グループの、１日の時間経過に対する発電出力特性を表す説明図、（ｃ）は、配線距離の違いによって分類された各グループの、１日の時間経過に対する発電出力特性を表す説明図である。
【図５】第２実施形態の太陽光発電システムの概略構成を表す構成図である。
【図６】太陽電池ユニットの電圧−発電出力特性を表す説明図である。
【図７】従来の太陽光発電システムを表す説明図であり、（ａ）は当該システム全体の構成図、（ｂ）は当該システムの動作（太陽電池の動作点）を説明するための説明図である。
【発明を実施するための形態】
【００５４】
以下に、本発明の好適な実施形態を図面に基づいて説明する。
［第１実施形態］
図１に、第１実施形態の太陽光発電システム８の概略構成を表す。本実施形態の太陽光発電システム８は、３つの太陽電池ユニット１ａ，１ｂ，１ｃを有すると共に各々が並列接続されることにより各々の出力電力が合成（加算）されて出力されるよう構成された第１グループ１と、３つの太陽電池ユニット２ａ，２ｂ，２ｃを有すると共に各々が並列接続されることにより各々の出力電力が合成（加算）されて出力されるよう構成された第２グループ２と、３つの太陽電池ユニット３ａ，３ｂ，３ｃを有すると共に各々が並列接続されることにより各々の出力電力が合成（加算）されて出力されるよう構成された第３グループ３と、これら各グループ１，２，３からの発電出力（直流の発電電力）を交流電力に変換するパワーコンディショナ４と、このパワーコンディショナ４からの出力電圧（交流電圧）を交流系統６と同じ交流電圧に変圧して交流系統６に連系するための系統連系用変圧器５と、を備えている。
【００５５】
各グループ１，２，３の各太陽電池ユニット１ａ，１ｂ，１ｃ，２ａ，２ｂ，２ｃ，３ａ，３ｂ，３ｃは、太陽電池セルが複数直列接続されてなる太陽電池モジュール、太陽電池モジュールが複数直列接続されてなる太陽電池ストリング、又は、太陽電池モジュール若しくは太陽電池ストリングが複数並列接続されてなる太陽電池アレイである。
【００５６】
そして、これら各太陽電池ユニット１ａ，１ｂ・・・が、予め定められた分類基準によって、第１〜第３グループの３つのグループにグループ化（分類）されている。本実施形態の分類基準は、各太陽電池ユニット１ａ，１ｂ・・・の傾斜角である。
【００５７】
各太陽電池ユニット１ａ，１ｂ・・・は、いずれも、図示しない架台を用いて、受光面と地面とのなす角である傾斜角が所定の角度となるように地上に配置されている。但し、全ての太陽電池ユニットが同じ傾斜角で配置されているのではなく、傾斜角Ｄａで配置されているもの（太陽電池ユニット１ａ，１ｂ，１ｃ）もあれば、これとは異なる傾斜角Ｄｂで配置されているもの（太陽電池ユニット２ａ，２ｂ，２ｃ）、更に異なる傾斜角Ｄｃで配置されているもの（太陽電池ユニット３ａ，３ｂ，３ｃ）もある。
【００５８】
傾斜角が異なると、太陽電池ユニットの受光面に入射する太陽光の入射角度が異なるため、太陽電池ユニットの発電出力も異なる。つまり、傾斜角以外の他の特性等が同等であっても傾斜角が異なれば発電出力も異なり、逆に、傾斜角が同じならば、他の特性等も同等である限り、発電出力も同等となる。
【００５９】
そこで本実施形態では、傾斜角が同等の太陽電池ユニット同士をまとめてグループ化し、同一グループ内の各太陽電池ユニットを並列接続して出力電力を合成し、パワーコンディショナ４へ出力するようにしている。即ち、傾斜角がＤａのもの、傾斜角がＤｂのもの、及び傾斜角がＤｃのもの、という分類基準（本発明の傾斜角分類基準に相当）に従って分類・グループ分けしており、具体的には、図１に示すように、傾斜角がＤａである３つの太陽電池ユニット１ａ，１ｂ，１ｃを第１グループ１とし、傾斜角がＤｂである３つの太陽電池ユニット２ａ，２ｂ，２ｃを第２グループ２とし、傾斜角がＤｃである３つの太陽電池ユニット３ａ，３ｂ，３ｃを第３グループ３としている。
【００６０】
尚、本実施形態の各太陽電池ユニット１ａ，１ｂ・・・は、傾斜角以外の他の特性等（例えば材質、製造工程、後述する方位角や配線距離など）についてはいずれも同等である。つまり、傾斜角が同じであれば発電出力も同等である。
【００６１】
また、３つの分類基準である傾斜角Ｄａ，Ｄｂ，Ｄｃは、必ずしもこれら角度に完全に一致している必要は必ずしもなく、ある程度の誤差は許容する。例えば傾斜角Ｄａの第１グループ１については、必ずしも傾斜角Ｄａに完全に一致しているもののみが第１グループに分類されるというわけではなく、例えばＤａ±１０度の範囲（本発明の同等傾斜角範囲に相当）内に入っていれば第１グループに分類される。他の第２グループ２，第３グループ３についても同様である。
【００６２】
図３（ａ）に、各グループ１，２，３の、１日の時間経過に対する発電出力の特性を示す。１日の日射量は、図３（ａ）に示すように、朝から増加し始めて昼に最大となり、その後夕方に向けて減少していくが、この日射量の変化に応じて各太陽電池ユニット１ａ，１ｂ・・・からの発電出力も同じ傾向で変化する。しかし、いずれも同じ発電出力となるのではなく、傾斜角によって発電出力は異なる。
【００６３】
即ち、傾斜角Ｄａの太陽電池ユニット１ａ，１ｂ，１ｃを有する第１グループ１からの発電出力は、１日を通して、他の第２，第３グループよりも大きい。逆に、傾斜角Ｄｃの太陽電池ユニット３ａ，３ｂ，３ｃを有する第３グループ３からの発電出力は、１日を通して、他の第１，第２グループよりも小さい。傾斜角Ｄｂの太陽電池ユニット２ａ，２ｂ，２ｃを有する第２グループ２からの発電出力は、他の第１，第３グループの中間である。
【００６４】
そのため、各グループ１，２，３の発電特性（電圧−発電出力特性）についても、図３（ｂ）に示すようにグループ毎に異なっており、第１グループ１は電圧Ｖ１ｍのときに発電出力が最大値Ｐ１ｍとなるような特性（最大電力点Ａ）を有し、第２グループ２は電圧Ｖ１ｍより低い電圧Ｖ２ｍのときに発電出力が最大値Ｐ２ｍ（＜Ｐ１ｍ）となるような特性（最大電力点Ｂ）を有し、第３グループは電圧Ｖ２ｍより低い電圧Ｖ３ｍのときに発電出力が最大値Ｐ３ｍ（＜Ｐ２ｍ）となるような特性（最大電力点Ｃ）を有する。
【００６５】
このように、傾斜角が同等のもの同士でグループ化することで、後述するように、パワーコンディショナ４にて各太陽電池ユニット１ａ，１ｂ・・・から発電電力を効率良く取り出すことができる。
【００６６】
パワーコンディショナ４は、第１グループ１からの直流の発電出力（各太陽電池ユニット１ａ，１ｂ，１ｃの合成電力）が入力されてその直流の入力電圧をそれよりも高い所定の直流電圧に昇圧して出力する第１ＤＣ／ＤＣコンバータ４ａと、第２グループ２からの直流の発電出力（各太陽電池ユニット２ａ，２ｂ，２ｃの合成電力）が入力されてその直流の入力電圧をそれよりも高い所定の直流電圧に昇圧して出力する第２ＤＣ／ＤＣコンバータ４ｂと、第３グループ３からの直流の発電出力（各太陽電池ユニット３ａ，３ｂ，３ｃの合成電力）が入力されてその直流の入力電圧をそれよりも高い所定の直流電圧に昇圧して出力する第３ＤＣ／ＤＣコンバータ４ｃと、を備えている。尚、各ＤＣ／ＤＣコンバータ４ａ，４ｂ，４ｃの出力電圧は何れも同じである。
【００６７】
更に、パワーコンディショナ４は、各ＤＣ／ＤＣコンバータ４ａ，４ｂ，４ｃから出力された直流電圧が一括して入力されると共にその直流電圧を所定電圧値の交流電圧に変換するインバータ７を備えている。
【００６８】
また、各ＤＣ／ＤＣコンバータ４ａ，４ｂ，４ｃがそれぞれ、後述するように最大電力点追従制御（ＭＰＰＴ制御）機能を備えており、対応する各グループからの発電電力が最大値となるように制御する。
【００６９】
なお、図１に示した構成は、説明の簡素化のために太陽光発電システムの構成のうち主要な構成のみを抜粋したものであり、実際の太陽光発電システムでは、図１に示した構成の他、各太陽電池ユニット１ａ，１ｂ・・・からの発電出力をグループ毎に並列接続（合成）する接続箱が設けられるなど、仕様に応じた種々の装置等が用いられる。
【００７０】
また、パワーコンディショナ４の機能についても、上述した電力変換機能やＭＰＰＴ制御機能はあくまでも主な機能の１つであって、実際には、例えば系統連系保護機能や出力電圧安定化機能など、仕様に応じた種々の機能を有している。
【００７１】
ここで、パワーコンディショナ４のより具体的な構成について、図２を用いて説明する。第１グループ１からの発電電力が入力される第１ＤＣ／ＤＣコンバータ４ａは、一端が入力電圧の正極に接続されて他端が負極に接続されたコンデンサＣ１と、一端が入力電圧の正極に接続されたリアクトルＬｄ１と、一端がリアクトルＬｄ１の他端に接続されて他端が負極に接続されたスイッチＳＷ１と、このスイッチＳＷ１のオン・オフを制御する制御部１５と、アノードがリアクトルＬｄ１の他端に接続されたダイオードＤ１とを備えた、いわゆる非絶縁型昇圧チョッパとして構成されている。
【００７２】
制御部１５は、当該第１ＤＣ／ＤＣコンバータ４ａからの出力電圧・電流をフィードバックしつつその出力電圧が所定の直流電圧となるようにスイッチＳＷ１を制御する機能に加え、入力電力（即ち第１グループ１の発電出力）が最大値となるようにＭＰＰＴ制御を行う機能を備えている。
【００７３】
ＭＰＰＴ制御の具体的内容は既によく知られているため、ここでは詳細説明を省略するが、その一例を簡単に説明する。即ち、制御部１５は、スイッチＳＷ１等を制御するなど所定の動作を行うことによって第１グループ１から出力される直流電圧を微小変化させながら、第１グループ１の発電電力（又は第１ＤＣ／ＤＣコンバータ４ａからの出力電力）を検出し、直流電圧を微小増加させたときに検出値（電力）が増加すればさらに直流電圧を微小増加させて同様に検出値の増減を判断する。逆に、直流電圧を微小増加させたときに検出値が減少した場合は、直流電圧を微小減少させてそのときの検出値の変化量を判断し、検出値が増加すれば更に直流電圧を微小減少させる。そして、検出値が減少に転じれば再び直流電圧を微小増加させていく。つまり、よく知られている、山登り法によって最適解を見つける方法と同様に行っている。
【００７４】
第２グループ２に対して設けられた第２ＤＣ／ＤＣコンバータ４ｂ、及び第３グループ３に対して設けられた第３ＤＣ／ＤＣコンバータ４ｃについても、いずれも上述した第１ＤＣ／ＤＣコンバータ４ａと同じ構成である。即ち、いずれも絶縁型昇圧チョッパとして構成され、第１ＤＣ／ＤＣコンバータ４ａと同じ値の直流電圧を出力する。また、いずれも、第１ＤＣ／ＤＣコンバータ４ａの制御部１５と同じ機能を持つ制御部（制御部２５，制御部３５）を備え、上述したようにスイッチ制御及びＭＰＰＴ制御などを行っている。そして、各ＤＣ／ＤＣコンバータ４ａ，４ｂ，４ｃが並列接続されることによりその出力電力が合成されて、インバータ７に入力される。
【００７５】
尚、各ＤＣ／ＤＣコンバータ４ａ，４ｂ，４ｃからの出力電圧は、インバータ７において交流電力への変換を最適な効率で行うことが可能な値、即ちインバータ７の最適入力電圧値（定格入力電圧値）に設定されている。
【００７６】
インバータ７は、入力電圧の正極と負極の間に直列接続された２つのコンデンサＣ４，Ｃ５からなる入力平滑回路と、２つのハイサイドスイッチＳＷｐ１，ＳＷｐ２及び２つのローサイドスイッチＳＷｎ１，ＳＷｎ２からなる、いわゆる２アーム構成のブリッジ回路と、各アームの出力側に設けられて各アームの出力に含まれる各スイッチＳＷｐ１，ＳＷｐ２，ＳＷｎ１，ＳＷｎ２のスイッチングリプルを除去するための出力ＬＣフィルタとを備えた、いわゆるＶ結線方式の２アーム型インバータとして構成されている。
【００７７】
なお、出力ＬＣフィルタは、一方のアームにおける各スイッチＳＷｐ１及びＳＷｐ２の接続点と出力点との間に設けられたリアクトルＬｗ及びこのリアクトルＬｗの出力点側とグランド電位との間に接続されたコンデンサＣｗからなるものと、他方のアームにおける各スイッチＳＷｎ１及びＳＷｎ２の接続点と出力点との間に設けられたリアクトルＬｕ及びこのリアクトルＬｕの出力点側とグランド電位との間に接続されたコンデンサＣｕからなるものと、の２つからなる。また、入力側において入力電圧の正極と負極の間に直列接続された２つのコンデンサＣ４，Ｃ５の接続点は、グランド電位に接続されている。
【００７８】
このような構成により、インバータ７からは、三相の交流電圧（Ｅｕ、Ｅｖ、Ｅｗ）が出力される。そして、この三相交流出力が、系統連系用変圧器５にて変圧されて交流系統６に連系されることとなる。
【００７９】
このように構成された本実施形態の太陽光発電システム８では、傾斜角が同等であることにより同等の発電特性を有する太陽電池ユニットを集めてグループ化している。つまり、同じグループ内の太陽電池ユニットは、いずれも発電特性が同等であって最大電力点もあまり変わらず、グループ全体のトータルの最大電力点ともあまり変わらない。
【００８０】
そして、グループ毎にＤＣ／ＤＣコンバータを設け、グループ毎にＭＰＰＴ制御を行っている。そのため、グループ毎に、発電出力がそのグループにおける最大電力点に追従するように制御されることになり、これは即ち、グループ毎に、グループを構成する個々の太陽電池ユニットが自身の最大電力点と同等の動作点にて動作することになる。そのため、グループ毎に発電出力を有効に取り出すことができる。
【００８１】
即ち、図３（ｂ）に示すように、第１グループ１のトータルの発電特性は、図示のように点Ａ（電圧Ｖ１ｍ、発電出力Ｐ１ｍ）が最大電力点であって、この最大電力点Ａは、第１グループ１の各太陽電池ユニット１ａ，１ｂ，１ｃの各最大電力点と同等である。そして、第１ＤＣ／ＤＣコンバータ４ａでは、第１グループ１の動作点が最大電力点ＡとなるようにＭＰＰＴ制御される。
【００８２】
同様に、第２グループ２のトータルの発電特性は、図示のように点Ｂ（電圧Ｖ２ｍ、発電出力Ｐ２ｍ）が最大電力点であって、この最大電力点Ｂは、第２グループ２の各太陽電池ユニット２ａ，２ｂ，２ｃの各最大電力点と同等である。そして、第２ＤＣ／ＤＣコンバータ４ｂでは、第２グループ２の動作点が最大電力点ＢとなるようにＭＰＰＴ制御される。
【００８３】
また同様に、第３グループ３のトータルの発電特性は、図示のように点Ｃ（電圧Ｖ３ｍ、発電出力Ｐ３ｍ）が最大電力点であって、この最大電力点Ｃは、第３グループ３の各太陽電池ユニット３ａ，３ｂ，３ｃの各最大電力点と同等である。そして、第３ＤＣ／ＤＣコンバータ４ｃでは、第３グループ３の動作点が最大電力点ＣとなるようにＭＰＰＴ制御される。
【００８４】
そのため、次式（１）に示すように、各グループ１，２，３の発電出力の合計（Ｐ１ｍ＋Ｐ２ｍ＋Ｐ３ｍ）は、図７に示した従来の太陽光発電システム１００のように各太陽電池ユニットを一括してＭＰＰＴ制御する場合の発電出力の合計Ｐｍ（＝Ｐ１＋Ｐ２＋Ｐ３）（図７（ｂ）参照）よりも大きくなり、有効に発電出力を取り出すことができる。
【００８５】
Ｐ１ｍ＋Ｐ２ｍ＋Ｐ３ｍ ＞ Ｐｍ（＝Ｐ１＋Ｐ２＋Ｐ３） ・・・（１）
ここまでは、複数の太陽電池ユニットをその傾斜角に基づいてグループ分けした場合について説明したが、傾斜角以外にも、種々の分類基準によって分類・グループ分けすることができる。
【００８６】
例えば、太陽電池ユニットにて受光される太陽光の波長に対する感度、即ち波長に対する発電電力の特性である波長−電力特性が同等であるか否かに基づく分類基準（本発明の波長−電力特性分類基準に相当）によってグループ分けすることができる。
【００８７】
よく知られているように、太陽光には、図４（ａ）に示すスペクトル（エネルギー分布）のように、様々な波長の光（電磁波）が含まれている。一方、太陽電池の種類も多種多様であり、材料や製造方法、製造工程、製造メーカなどによって波長に対する感度も様々である。そして、たとえ傾斜角等の設置条件が同じだとしても、波長に対する感度が異なれば、当然ながら発電特性も異なる。
【００８８】
そこで、波長に対する感度の異なる太陽電池ユニットが複数用いられている場合には、その感度（波長−電力特性）が同等の太陽電池ユニット同士をまとめてグループ化し、グループ毎にＭＰＰＴ制御を行うようにするとよい。
【００８９】
図４（ａ）は、短波長領域の光に対して良好な発電特性を有するような感度（感度α）の太陽電池ユニットが複数集められた第１グループと、中波長領域の光に対して良好な発電特性を有するような感度（感度β）の太陽電池ユニットが複数集められた第２グループと、長波長領域の光に対して良好な発電特性を有するような感度（感度γ）の太陽電池ユニットが複数集められた第３グループと、の３つのグループにグループ分けした場合の、各グループの波長に対する発電出力の特性例を示している。
【００９０】
なお、各感度α、β、γは、必ずしもこれら感度に完全に一致している必要は必ずしもなく、ある程度のずれは許容する。例えば感度αの第１グループについては、必ずしも感度αに完全一致している太陽電池ユニットのみが第１グループに分類されるというわけではなく、多少のずれがあってもその発電特性（特に最大電力点）が同等であるような範囲（本発明の同等特性範囲に相当）内に入っていれば第１グループに分類される。他の第２グループ，第３グループについても同様である。
【００９１】
また、波長に対する感度に基づく分類以外にも、例えば、太陽電池ユニットの受光面の法線方向が示す方位角が同等であるか否かに基づく分類基準（本発明の方位角分類基準に相当）によってグループ分けすることができる。
【００９２】
言うまでもなく、太陽光の入射方角は時間帯によって異なり、日射量も、図４（ｂ）に示すように時間帯によって異なる。そのため、たとえ全く同じ太陽電池ユニットであって傾斜角や波長に対する感度等の条件も同じだとしても、方位角が異なればその発電特性も異なる。そこで、方位角の異なる複数の太陽電池ユニットが用いられている場合には、その方位角が同等の太陽電池ユニット同士をまとめてグループ化し、グループ毎にＭＰＰＴ制御を行うようにするとよい。
【００９３】
図４（ｂ）は、方位角が東となるように配置された太陽電池ユニットが複数集められた第１グループと、方位角が南となるように配置された太陽電池ユニットが複数集められた第２グループと、方位角が西となるように配置された太陽電池ユニットが複数集められた第３グループと、の３つのグループにグループ分けした場合の、各グループの１日の時間経過に対する発電出力の特性例を示している。
【００９４】
図４（ｂ）から明らかなように、方位角が東の第１グループは朝から正午頃の時間帯を中心に大きな発電出力が得られ、方位角が南の第２グループは正午を中心とする所定の時間帯で大きな発電出力が得られ、方位角が西の第３グループでは正午頃から夕刻の時間帯にかけて大きな発電出力が得られる。また、方位角が東及び西の場合に比べて、南の方が、１日を通した全体の発電量は大きい。
【００９５】
なお、これら３つの方位角（東、南、西）は、必ずしもこれら方位角に完全に一致している必要は必ずしもなく、ある程度の誤差は許容する。例えば方位角が南の第２グループについては、必ずしも真南に完全に一致しているもののみが第２グループに分類されるというわけではなく、例えば真南を中心とする±１０度の範囲（本発明の同等方位角範囲に相当）内に入っていれば第２グループに分類される。他の第１グループ，第３グループについても同様である。
【００９６】
更に、方位角に基づく分類以外にも、例えば、太陽電池ユニットとパワーコンディショナとの間に配線された電線の配線距離が同等か否かに基づく分類基準（本発明の配線距離分類基準に相当）によってグループ分けすることができる。
【００９７】
太陽電池ユニットからパワーコンディショナまでの配線距離が異なると、たとえ全く同じ太陽電池ユニットであって方位角や傾斜角等の条件も同じだとしても、配線による損失（電力損失、電圧降下等）の相違によって発電特性は異なる。そこで、太陽電池ユニットによって配線距離が異なっているような場合には、その配線距離が同等の太陽電池ユニット同士をまとめてグループ化し、グループ毎にＭＰＰＴ制御を行うようにするとよい。
【００９８】
図４（ｃ）は、配線距離が短い太陽電池ユニットが複数集められた第１グループと、配線距離が中程度の太陽電池ユニットが複数集められた第２グループと、配線距離が長い太陽電池ユニットが複数集められた第３グループと、の３つのグループにグループ分けした場合の、各グループの１日の時間経過に対する発電出力の特性例を示している。
【００９９】
図４（ｃ）から明らかなように、配線距離が短いほど、配線による損失が小さく、発電出力は大きい。逆に、配線距離が長くなるほど、配線による損失が大きくなって発電出力は小さくなる。
【０１００】
なお、これら３種類の配線距離（短、中、長）について、それぞれ具体的にどのような長さの範囲（本発明の同等配線距範囲に相当）に設定するかについては適宜決めることができる。
【０１０１】
そして、図４（ａ）〜図４（ｃ）に例示した何れのグループ分けにおいても、図１に示した太陽光発電システム８と同様に、グループ毎に個別にＤＣ／ＤＣコンバータを設けてグループ毎にＭＰＰＴ制御を行うことで、各太陽電池ユニットの動作点のずれ（最大電力点からのずれ）を抑制できる。
【０１０２】
以上説明した第１実施形態の太陽光発電システム８によれば、同等の発電特性を有する太陽電池ユニット同士がグループ化されると共に、グループ毎に個別に設けられたＤＣ／ＤＣコンバータにてグループ毎にＭＰＰＴ制御が行われる。そのため、システム全体としては複数の太陽電池ユニット間で発電特性にバラツキがあっても、発電特性の良い太陽電池ユニットが発電特性の悪いユニットの影響を受けて出力が抑えられてしまうのを抑制でき、各太陽電池ユニットから効率的に発電電力を得ることができる。そして、システム全体として発電電力を有効に取り出すことができる。
【０１０３】
また、グループ毎にＤＣ／ＤＣコンバータを設けてＭＰＰＴ制御を行っているため、例えば天候変動などの種々の要因によって部分的に太陽電池ユニットからの出力変動があっても、それによるシステム全体の出力への影響が最小限に食い止められ、出力の平滑化・平準化も実現される。
【０１０４】
また、パワーコンディショナからの出力電力の安定度や系統側の規模などによっては、出力電力平滑化のためにＮＡＳ電池（ナトリウム硫黄電池）などの蓄電装置をパワーコンディショナと系統の間に設けることもあるが、本実施形態の太陽光発電システム８では、そういった蓄電装置を設けなくても、上述のように出力の平滑化・平準化も可能である。そのため、従来は蓄電装置を設ける必要があった太陽光発電システムに対して本発明を適用すれば、蓄電装置を省いたり或いは小容量化したりすることも可能となる。
【０１０５】
尚、第１実施形態において、パワーコンディショナ４は本発明の電力変換装置に相当し、ＤＣ／ＤＣコンバータ４ａ，４ｂ，４ｃはいずれも本発明の直流電圧変換手段に相当し、各ＤＣ／ＤＣコンバータ４ａ，４ｂ，４ｃが備える各制御部１５，２５，３５はいずれも本発明の最大電力点追従制御手段に相当し、インバータ７は本発明の直交変換手段に相当する。
【０１０６】
［第２実施形態］
図５に、第２実施形態の太陽光発電システム９０の概略構成を表す。本実施形態の太陽光発電システム９０は、第１実施形態の太陽光発電システム８と同様、複数の太陽電池ユニットのうち、発電特性が同等である太陽電池ユニットを集めてグループ化すると共に、グループ毎に個別にＤＣ／ＤＣコンバータを設けてＭＰＰＴ制御を行うようにしている。
【０１０７】
より詳しくは、本実施形態では、発電特性が同等の複数の太陽電池ユニット１１，１２・・・を有する第１グループ１０と、発電特性が同等の複数の太陽電池ユニット２１，２２・・・を有する第２グループ２０と、発電特性が同等の複数の太陽電池ユニット３１，３２・・・を有する第３グループ３０と、発電特性が同等の複数の太陽電池ユニット４１，４２・・・を有する第４グループ４０と、発電特性が同等の複数の太陽電池ユニット５１，５２・・・を有する第５グループ５０と、発電特性が同等の複数の太陽電池ユニット６１，６２・・・を有する第６グループ６０と、発電特性が同等の複数の太陽電池ユニット７１，７２・・・を有する第７グループ７０と、発電特性が同等の複数の太陽電池ユニット８１，８２・・・を有する第８グループ８０とにグループ分けされている。
【０１０８】
これらのグループ分けは、太陽電池ユニットの傾斜角や方位角、波長に対する感度、パワーコンディショナまでの配線長の違いに基づいて行われており、具体的には、次の表１に示す通りである。
【０１０９】
【表１】
このように、各グループ１０〜８０はそれぞれ、グループを構成する各太陽電池ユニットの傾斜角、方位角、感度、又は配線距離の何れか１つ又は複数が他のグループとは異なっているため、グループ毎に異なる発電特性を有している。但し、同一グループ内の複数の太陽電池ユニットについては、発電特性はいずれも同等である。
【０１１０】
そして、図５に示すように、各グループ１０〜８０毎に、個別にＤＣ／ＤＣコンバータが設けられている。そして、各ＤＣ／ＤＣコンバータにて個別にＭＰＰＴ制御を行うようにしている。
【０１１１】
本実施形態では、第１パワーコンディショナ９１と第２パワーコンディショナ９２の２台のパワーコンディショナを用いおり、このうち第１パワーコンディショナ９１には配線距離の長い第１〜第４グループからの発電電力が入力され、第２パワーコンディショナ９２には配線距離が短いか又は中程度である第５〜第８グループの発電電力が入力される。
【０１１２】
そして、第１パワーコンディショナ９１は、第１グループ１０からの発電電力が入力されてこれを昇圧する第１ＤＣ／ＤＣコンバータ９１ａと、第２グループ２０からの発電電力が入力されてこれを昇圧する第２ＤＣ／ＤＣコンバータ９１ｂと、第３グループ３０からの発電電力が入力されてこれを昇圧する第３ＤＣ／ＤＣコンバータ９１ｃと、第４グループ４０からの発電電力が入力されてこれを昇圧する第４ＤＣ／ＤＣコンバータ９１ｄとを備え、これら各ＤＣ／ＤＣコンバータ９１ａ〜９１ｄが並列接続されることによって各々の出力電力が合成されて第１インバータ９３に入力される。
【０１１３】
そして、第１インバータ９３にて交流電力に変換され、さらに系統連系用変圧器９５にて交流系統９７と同じ交流電圧に変圧されて、交流系統９７に連系される。
第２パワーコンディショナ９２も同様であり、第５グループ５０からの発電電力が入力されてこれを昇圧する第５ＤＣ／ＤＣコンバータ９２ａと、第６グループ６０からの発電電力が入力されてこれを昇圧する第６ＤＣ／ＤＣコンバータ９２ｂと、第７グループ７０からの発電電力が入力されてこれを昇圧する第７ＤＣ／ＤＣコンバータ９２ｃと、第８グループ８０からの発電電力が入力されてこれを昇圧する第８ＤＣ／ＤＣコンバータ９２ｄとを備え、これら各ＤＣ／ＤＣコンバータ９２ａ〜９２ｄが並列接続されることによって各々の出力電力が合成されて第２インバータ９４に入力される。
【０１１４】
そして、第２インバータ９４にて交流電力に変換され、さらに系統連系用変圧器９６にて交流系統９７と同じ交流電圧に変圧されて、交流系統９７に連系される。
このように構成された第２実施形態の太陽光発電システム９０によっても、発電特性が同等の太陽電池ユニット同士でグループ化され、グループ毎にＤＣ／ＤＣコンバータにてＭＰＰＴ制御されるため、第１実施形態と同様の効果が得られる。
【０１１５】
［変形例］
以上、本発明の実施の形態について説明したが、本発明の実施の形態は、上記実施形態に何ら限定されるものではなく、本発明の技術的範囲に属する限り種々の形態を採り得ることはいうまでもない。
【０１１６】
例えば、上記各実施形態では、グループ分けのための分類基準として、傾斜角、方位角、波長に対する感度、及びパワーコンディショナまでの配線距離の４種類を例示したが、これらはあくまでも一例であり、使用材料、製造方法、製造工程、サイズ（受光面積）、設置場所の温度、製造メーカなど、発電特性に影響を与える様々なものを分類基準としてもよく、結果として同等の発電特性を有する太陽電池ユニットのみが同一のグループに属するように分類・グループ化できればよい。
【０１１７】
また、上記各実施形態では、グループ毎にＤＣ／ＤＣコンバータを設け、このＤＣ／ＤＣコンバータにＭＰＰＴ制御機能を持たせるようにしたが、ＤＣ／ＤＣコンバータにＭＰＰＴ制御機能を持たせることは必須ではない。即ち、グループ毎に個別にＭＰＰＴ制御を行うことができる構成である限り、ＭＰＰＴ制御機能をどこに持たせるかについては特に限定されるものではない。
【０１１８】
また、上記各実施形態では、パワーコンディショナ内のインバータの構成として、Ｖ結線方式の２アーム型インバータを示したが（図２参照）、このような構成はあくまでも一例であり、ＤＣ／ＤＣコンバータからの直流電力を所望の電圧の交流電力に適切に変換できる限り、インバータの具体的構成は適宜決めることができる。例えば、３つのアームからなる三相フルブリッジ結線のインバータを用いてもよい。三相フルブリッジインバータは、電力容量が大きい場合によく用いられる周知のインバータである。
【０１１９】
また、上記各実施形態では、各グループからの発電電力をＤＣ／ＤＣコンバータにて一旦昇圧した上でインバータに入力するようにしたが、ＤＣ／ＤＣコンバータを設けることは必ずしも必要ではなく、システムの仕様によっては各グループからの発電電力をそのままインバータに入力することもできる。その場合、複数のグループの発電電力を一括して１つのインバータに入力するようにしてもよいし、グループ毎に個別にインバータを設けるようにしてもよい。但し、何れの場合も、ＭＰＰＴ制御についてはグループ毎に個別に行われるよう構成することは必須である。
【０１２０】
また、上記第２実施形態では、第１インバータ９３の出力と第２インバータ９４の出力をそれぞれ個別に系統連系用変圧器で変圧するようにしたが（図５参照）、このようにインバータ毎に個別に系統連系用変圧器を設けて変圧する構成はあくまでも一例であり、各インバータ９３，９４の出力を適切に変圧・系統連系できる限り、他の構成をとってもよい。例えば、第１インバータ９３と第２インバータ９４を並列接続して両者の出力を合成し、両出力をまとめて１つの系統連系用変圧器で変圧して、交流系統９７に連系するようにしてもよい。このように複数のインバータの出力をまとめて１つの系統連系用変圧器で変圧する構成は、コスト低減や省スペースの面で有利である。
【０１２１】
また、太陽光発電システム全体でいくつのパワーコンディショナを用いるか、１つのパワーコンディショナ内にいくつのＤＣ／ＤＣコンバータ、インバータを設けるか、などの構成については、システムの仕様等に応じて適宜決めることができる。
【０１２２】
また、本発明の適用は、上記各実施形態のような交流系統への連系を前提とした太陽光発電システムに限定されるものではなく、例えばパワーコンディショナからの出力を系統連系せずに直接負荷等へ供給する独立型の太陽光発電システムにも適用可能であるなど、様々な形態の太陽光発電システムに対して本発明を適用することができる。
【０１２３】
また、上記各実施形態では、本発明の太陽電池に相当するものとして、太陽電池ユニット、即ち太陽電池モジュール、太陽電池ストリング、又は太陽電池アレイの何れかであるものとして説明したが、これらモジュール、ストリング、アレイに限定されるものではなく、最小単位である太陽電池セルが様々な形態で組み合わされてなるあらゆる形態のもの、延いては、太陽光を受光してその光エネルギーを電気エネルギーに変換（発電）することが可能なあらゆる形態のものに対して本発明を適用可能である。
【符号の説明】
【０１２４】
１，１０…第１グループ、１ａ，１ｂ，１ｃ，２ａ，２ｂ，２ｃ，３ａ，３ｂ，３ｃ，１１，１２，２１，２２，３１，３２，４１，４２，５１，５２，６１，６２，７１，７２，８１，８２，１０１，１０２，１０３…太陽電池ユニット、２，２０…第２グループ、３，３０…第３グループ、４，１０４…パワーコンディショナ、４ａ，９１ａ…第１ＤＣ／ＤＣコンバータ、４ｂ，９１ｂ…第２ＤＣ／ＤＣコンバータ、４ｃ，９１ｃ…第３ＤＣ／ＤＣコンバータ、５，９５，９６，１０５…系統連系用変圧器、６，９７，１０６…交流系統、７，１０８…インバータ、８，９０，１００…太陽光発電システム、１５，２５，３５…制御部、４０…第４グループ、５０…第５グループ、６０…第６グループ、７０…第７グループ、８０…第８グループ、９１…第１パワーコンディショナ、９１ｄ…第４ＤＣ／ＤＣコンバータ、９２…第２パワーコンディショナ、９２ａ…第５ＤＣ／ＤＣコンバータ、９２ｂ…第６ＤＣ／ＤＣコンバータ、９２ｃ…第７ＤＣ／ＤＣコンバータ、９２ｄ…第８ＤＣ／ＤＣコンバータ、９３…第１インバータ、９４…第２インバータ、１０７…ＤＣ／ＤＣコンバータ、Ｃ１，Ｃ２，Ｃ３，Ｃ４，Ｃ５，Ｃｕ，Ｃｗ…コンデンサ、Ｄ１，Ｄ２，Ｄ３…ダイオード、Ｌｄ１，Ｌｄ２，Ｌｄ３…リアクトル、Ｌｕ，Ｌｗ…リアクトル、ＳＷ１，ＳＷ２，ＳＷ３…スイッチ、ＳＷｎ１，ＳＷｎ２…ローサイドスイッチ、ＳＷｐ１，ＳＷｐ２…ハイサイドスイッチ
【技術分野】
【０００１】
本発明は、太陽電池にて発電された直流電力を交流に変換して出力するよう構成された太陽光発電システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
太陽光は石油等の化石燃料に依存しない無限のエネルギーであり、この太陽光を電気エネルギーに変換する太陽電池を利用した太陽光発電システムは、地球温暖化防止対策の一つとして普及・拡大が期待されている。また、エネルギーセキュリティー上からもエネルギー源として重要である。
【０００３】
太陽光発電システムで用いられる太陽電池の最小単位である太陽電池セルは、それ単体では出力が小さいため、通常は、出力電圧を上げるために複数直列接続して太陽電池モジュールを構成したり、さらに出力電圧を上げるために太陽電池モジュールを複数直列接続して太陽電池ストリングを構成したり、出力電力を上げるために太陽電池モジュール又は太陽電池ストリングを複数並列接続して太陽電池アレイを構成する。
【０００４】
そして、一般によく知られている太陽光発電システムでは、これら太陽電池モジュール、太陽電池ストリング、又は太陽電池アレイから出力される直流の発電電力を、パワーコンディショナにて交流電力に変換して、負荷に供給したり交流系統に連系したりしている。特に近年、次世代の大規模な太陽光発電所の導入を目指して出力電力がメガワット級の大規模な太陽電池システムの構築や実証実験等も進められている。このような大規模な太陽電池システムでは、発電電力は電力会社の高電圧送電網に連系される。
【０００５】
なお、以下の説明では、説明の簡略化のために「太陽電池ユニット」という用語を用いるが、本明細書において「太陽電池ユニット」とは、特に断りのない限り、太陽電池モジュール、太陽電池ストリング、又は太陽電池アレイの何れかを意味するものと定義する。また、本明細書で単に「太陽電池」というときは、特に断りのない限り、太陽電池セル、太陽電池モジュール、太陽電池ストリング及び太陽電池アレイを含む、太陽光受光により発電可能なあらゆる形態のものを示すものとする。
【０００６】
太陽電池ユニットの一般的な電圧−発電出力（電力）特性（以下単に「発電特性」と称す）を、図６に示す。図６に示すように、太陽電池ユニットの発電出力は、太陽電池ユニットの出力電圧の上昇に伴って増加していき、ある電圧（最大出力電圧Ｖｍ）で発電出力が最大値（最大電力Ｐｍ）となり、そこから更に出力電圧が上昇すると発電電力は低下していく。
【０００７】
このような発電特性は、太陽電池の発電特性として一般に良く知られているものであるが、太陽電池ユニットを構成する太陽電池モジュールの種類（延いては太陽電池セルの種類）によって異なったり、また、同一種類の太陽電池ユニットであっても日射量、周囲温度、更には影の影響などによっても変化する。
【０００８】
そこで、太陽電池ユニットから太陽光発電電力を有効に取り出すために、パワーコンディショナでは、通常、最大電力点追従制御（ＭＰＰＴ制御；Maximum Power Point Tracking制御）が行われる。ＭＰＰＴ制御とは、パワーコンディショナに接続された太陽電池ユニットのトータルの発電電力（動作点）が、その発電特性における発電電力が最大となる最大電力点（図６における、発電出力がＰｍとなる点）に追従するように制御するものである。
【０００９】
このようなＭＰＰＴ制御機能や系統連系機能を備えたパワーコンディショナは、例えば特許文献１，２に開示されているように、一般によく知られている。
図７（ａ）に、従来の太陽光発電システムの構成例を示す。図７（ａ）に示す太陽光発電システム１００は、必要な発電電力を得るために、第１太陽電池ユニット（モジュール、ストリング又はアレイ）１０１、第２太陽電池ユニット１０２及び第３太陽電池ユニット１０３を含む複数の太陽電池ユニットを有している。そして、これら各太陽電池ユニット１０１，１０２，１０３・・・が並列接続されることにより各太陽電池ユニット１０１，１０２，１０３・・・からの発電電力が合成されて、パワーコンディショナ１０４に入力されるよう構成されている。
【００１０】
パワーコンディショナ１０４は、各太陽電池ユニット１０１，１０２，１０３・・・からの合成された発電電力（直流電力）を交流電力に変換して系統側へ出力するという主たる機能を実現すべく、各太陽電池ユニット１０１，１０２，１０３・・・から合成されて入力される直流の入力電圧をその入力電圧よりも高い所定の直流電圧に昇圧するＤＣ／ＤＣコンバータ１０７と、このＤＣ／ＤＣコンバータ１０７にて昇圧された直流電圧を所定電圧の交流電圧に変換するインバータ１０８とを備えている。
【００１１】
そして、パワーコンディショナ１０４から出力された交流電圧（交流電力）は、系統連系用変圧器１０５にて交流系統１０６と同じ交流電圧に変圧されて、交流系統１０６に連系される。
【００１２】
また、ＤＣ／ＤＣコンバータ１０７は、上述したＭＰＰＴ制御機能を備えている。即ち、各太陽電池ユニット１０１，１０２，１０３・・・からの合成された発電電力を有効に取り出すために、ＤＣ／ＤＣコンバータ１０７に入力される電圧を変動させながら、各太陽電池ユニット１０１，１０２，１０３・・・のトータルの発電電力が最大値となるように追従制御する。
【先行技術文献】
【特許文献】
【００１３】
【特許文献１】特開２００８−１５８９９号公報
【特許文献２】特開２００３−２８４３５５号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【００１４】
ところで、大規模太陽光発電システムでは、多数の太陽電池ユニット（モジュール、ストリング又はアレイ）が使用され、これらが複数並列接続されて、一括して１つのパワーコンディショナに入力（詳しくはＤＣ／ＤＣコンバータに入力）される。
【００１５】
そのため、同じＤＣ／ＤＣコンバータに接続された複数の太陽電池ユニットの中で、太陽電池ユニットを構成する太陽電池セルの種類や各種特性の異なるものや、太陽電池ユニットの設置条件（傾斜角、受光面の方位角、パワーコンディショナまでの配線距離など）の異なるものが混在していたりすると、複数の太陽電池ユニットの相互間で発電特性にバラツキが生じる。
【００１６】
このような場合に、これら発電特性の異なる複数の太陽電池ユニットが並列接続され、一括してパワーコンディショナに入力されて最大電力点追従制御（ＭＰＰＴ制御）が掛かると、出力が大きく特性の良い太陽電池ユニットからの出力が、特性の悪い他の太陽電池ユニットによって抑えられるなど、個々の太陽電池ユニットから本例取り出せるはずの発電電力が十分に取り出せず、結果としてトータルの発電電力が十分に得られなくなる。
【００１７】
図７（ｂ）を用いて具体的に説明する。図７（ｂ）に示す例では、各太陽電池ユニット１０１，１０２，１０３の発電特性がそれぞれ異なっており、第１太陽電池ユニット１０１は、出力電圧がＶ１ｍのときに発電出力（電力）が最大となる特性を有し（つまり図中点ａが最大電力点）、第２太陽電池ユニット１０２は、出力電圧がＶ２ｍのときに発電出力が最大となる特性を有し（つまり図中点ｂが最大電力点）、第３太陽電池ユニット１０３は、出力電圧がＶ３ｍのときに発電出力が最大となる特性を有する（つまり図中点ｃが最大電力点）。つまり、発電電力が最大になる電圧は個々で異なっている。
【００１８】
ところが、図７（ａ）に示した太陽光発電システム１００では、これら３つの太陽電池ユニット１０１，１０２，１０３の発電出力が一括されてパワーコンディショナ１０４に入力されるため、図７（ｂ）に実線で示すように、３つトータルで電力が最大となる点Ｚ（電圧Ｖｐ、発電出力Ｐｍ）に動作点（動作電圧）が追従するようにＭＰＰＴ制御がなされることになる。
【００１９】
その結果、各太陽電池ユニット１０１〜１０３の個々の動作点は、それぞれ図中に示す点Ａ，Ｂ，Ｃとなり、自身以外の他の２つの影響を受けることによって自身の最大電力点からずれてしまう。特に、発電特性の優れた太陽電池ユニットほど、最も発電特性の悪い太陽電池ユニットに動作点が引っ張られて、優れた性能を出し切れずに遊んでしまうことになる。
【００２０】
これに対し、太陽電池ユニット毎に個々にＤＣ／ＤＣコンバータを設けたり、太陽電池ユニット毎に個々にパワーコンディショナを設けたりして、太陽電池ユニット毎にＭＰＰＴ制御を行う構成にすれば、個々の太陽電池ユニットをそれぞれ最大電力点で動作させることができる。
【００２１】
しかし、太陽電池ユニット毎にＤＣ／ＤＣコンバータ或いはパワーコンディショナを設けることは、配線敷設の複雑化や、パワーコンディショナの大型化・高コスト化を招くなど、様々な面から効率的ではなく、現実的方法ではない。
【００２２】
本発明は上記課題に鑑みなされたものであり、複数の太陽電池からの発電電力を、ＭＰＰＴ制御機能を備えたパワーコンディショナで交流電力に変換して出力するよう構成された太陽光発電システムにおいて、複数の太陽電池の発電特性にバラツキがあっても、ＭＰＰＴ制御によって各太陽電池が自身以外の他の太陽電池の発電特性の影響を受けて発電出力が抑えられてしまうのを抑制し、各太陽電池から効率的に発電電力を得られるようにすることを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【００２３】
上記課題を解決するためになされた請求項１に記載の発明は、太陽光を受光することにより直流の電力を発電する太陽電池を複数備えると共に、その複数の太陽電池の各々にて発電された直流の発電電力を交流電力に変換する電力変換装置を備え、複数の太陽電池は、予め決められた同等特性分類基準に基づいて発電特性が同等（完全一致を含む）であると認められる一又は複数の太陽電池を１つのグループとして、異なる２つ以上のグループに分類可能である。
【００２４】
また、電力変換装置は、グループ毎に設けられた最大電力点追従制御手段と、直交変換手段とを備えている。このうち最大電力点追従制御手段は、対応するグループを構成する一又は複数の太陽電池からの発電電力が合成されて入力されると共に、その入力される発電電力に対する最大電力点追従制御を行うことによって、その入力される発電電力が最大値となるように制御する。そして、直交変換手段が、各グループから入力された発電電力を交流電力に変換する。
【００２５】
このように構成された太陽光発電システムでは、複数の太陽電池のうち、発電特性が同等な太陽電池がグループ化され、グループ毎に、最大電力点追従制御手段によって最大電力点追従制御が行われる。
【００２６】
例えば、図７に示した従来の太陽光発電システム１００を用いて補足説明すると、３つの太陽電池ユニット１０１，１０２，１０３は互いに発電特性が異なるため、これらはいずれも別々のグループとする。一方、もし、例えば第２太陽電池ユニット１０２の発電特性が第１太陽電池ユニット１０１の発電特性と同等であるならば、第１太陽電池ユニット１０１と第２太陽電池ユニット１０２については同じグループとして、これら２つに対しては一括して最大電力点追従制御を行うようにするのである。
【００２７】
グループが違うと、グループを構成する太陽電池の発電特性も異なるが、同じグループならばそのグループ内の太陽電池の発電特性はいずれも同等である。そして、発電特性が同等であれば、それらを一括して最大電力点追従制御を行っても、個々の太陽電池における、他の太陽電池の発電特性の影響による動作点のずれ（最大電力点からのずれ）を抑制できる。仮に、同一グループ内の太陽電池が全て完全に同じ発電特性ならば、これらを一括して最大電力点追従制御を行っても、その動作点は、個々の太陽電池の最大電力点に一致することになる。
【００２８】
従って、請求項１に記載の太陽光発電システムによれば、同等の発電特性を有する太陽電池同士でグループ化されると共に、グループ毎に最大電力点追従制御が行われるため、複数の太陽電池の発電特性にバラツキがあっても、最大電力点追従制御によって各太陽電池が自身以外の他の太陽電池の発電特性の影響を受けて発電出力が抑えられてしまうのを抑制でき、各太陽電池から効率的に発電電力を得ることができる。つまり、全体として発電電力を有効に取り出すことができる。
【００２９】
なお、本発明における「太陽電池」とは、例えば太陽電池セル、太陽電池モジュール、太陽電池ストリング及び太陽電池アレイなど、太陽光を受光してその光エネルギーを電気エネルギーに変換（発電）することが可能なあらゆる形態のもの（光電変換手段）を含む。
【００３０】
ここで、発電特性が同等であるか否かの判断基準（延いてはグループ分けの基準）である同等特性分類基準の具体例は種々考えられ、例えば請求項２〜請求項５に記載したような各種分類基準が挙げられる。
【００３１】
まず、請求項２に記載の太陽光発電システムにおいては、同等特性分類基準として、少なくとも、太陽電池にて受光される太陽光の波長に対する発電電力の特性である波長−電力特性が所定の同等特性範囲内にあるか否かに基づいて分類可能な波長−電力特性分類基準を有している。そして、複数のグループのうち少なくとも２つは、それぞれ、波長−電力特性分類基準により分類された、波長−電力特性が同等特性範囲内にある太陽電池によって構成されていると共に、これら各グループに対応した同等特性範囲はそれぞれグループ毎に異なるように構成されている。
【００３２】
入射光のうちどの波長の光に対しては感度が良く（つまり発電電力が高く）てどの波長の光に対しては感度が悪い（つまり発電電力が低い）かといった、波長に対する感度は、太陽電池の種類（例えば材質、製造方法など）によって異なり、これにより発電特性も異なる。そのため、仮に、波長−電力特性の異なる複数の太陽電池を一括して最大電力点追従制御を行うと、上述した従来の問題（動作点のずれ及びそれによる発電出力の低下）が生じてしまう。
【００３３】
そこで、波長−電力特性の異なる太陽電池が複数用いられる場合には、その波長−電力特性が同等特性範囲内にある太陽電池同士でグループ化すれば、波長−電力特性の違いによる各太陽電池の動作点のずれ（最大電力点からのずれ）を抑制でき、各太陽電池から効率的に発電電力を得ることができて、全体として発電電力を有効に取り出すことができる。
【００３４】
なお、同等特性範囲を具体的にどのような範囲に設定するか、また、異なる同等特性範囲をいくつ設定するか、などについては、使用する太陽電池の波長−電力特性に基づいて適宜決めることができる。
【００３５】
また、請求項３に記載の太陽光発電システムにおいては、同等特性分類基準として、少なくとも、太陽電池が設置される場所の地面に対するその太陽電池の受光面の角度である傾斜角が所定の同等傾斜角範囲内にあるか否かに基づいて分類可能な傾斜角分類基準を有している。そして、複数のグループのうち少なくとも２つは、それぞれ、傾斜角分類基準により分類された、傾斜角が同等傾斜角範囲内にある太陽電池によって構成されていると共に、これら各グループに対応した同等傾斜角範囲はそれぞれグループ毎に異なるように構成されている。
【００３６】
太陽電池の傾斜角によって、発電特性も異なる。そのため、仮に、傾斜角の異なる複数の太陽電池を一括して最大電力点追従制御を行うと、上述した従来の問題が生じてしまう。
【００３７】
そこで、傾斜角の異なる太陽電池が複数用いられる場合には、その傾斜角が同等傾斜角範囲内にある太陽電池同士でグループ化すれば、傾斜角の違いによる各太陽電池の動作点のずれ（最大電力点からのずれ）を抑制でき、各太陽電池から効率的に発電電力を得ることができて、全体として発電電力を有効に取り出すことができる。
【００３８】
なお、同等傾斜角範囲を具体的にどのような範囲に設定するか、また、異なる同等傾斜角範囲をいくつ設定するか、などについては、使用する太陽電池がそれぞれどのような傾斜角で設置されているかに基づいて適宜決めることができる。
【００３９】
また、請求項４に記載の太陽光発電システムにおいては、同等特性分類基準として、少なくとも、太陽電池の受光面の法線方向が示す方位角が所定の同等方位角範囲内にあるか否かに基づいて分類可能な方位角分類基準を有している。そして、複数のグループのうち少なくとも２つは、それぞれ、方位角分類基準により分類された、方位角が同等方位角範囲内にある太陽電池によって構成されていると共に、これら各グループに対応した同等方位角範囲はそれぞれグループ毎に異なるように構成されている。
【００４０】
太陽電池の方位角によっても、発電特性は異なる。そのため、仮に、方位角の異なる複数の太陽電池を一括して最大電力点追従制御を行うと、上述した従来の問題が生じてしまう。
【００４１】
そこで、方位角の異なる太陽電池が複数用いられる場合には、その方位角が同等方位角範囲内にある太陽電池同士でグループ化すれば、方位角の違いによる各太陽電池の動作点のずれ（最大電力点からのずれ）を抑制でき、各太陽電池から効率的に発電電力を得ることができて、全体として発電電力を有効に取り出すことができる。
【００４２】
なお、同等方位角範囲を具体的にどのような範囲に設定するか、また、異なる同等方位角範囲をいくつ設定するか、などについては、使用する太陽電池がそれぞれどのような方位角で設置されているかに基づいて適宜決めることができる。
【００４３】
また、請求項５に記載の太陽光発電システムにおいては、同等特性分類基準として、少なくとも、太陽電池の発電電力を電力変換装置に入力するためにその太陽電池と電力変換装置の間に配線された電線の配線距離が所定の同等配線距離範囲内にあるか否かに基づいて分類可能な配線距離分類基準を有している。そして、複数のグループのうち少なくとも２つは、それぞれ、配線距離分類基準により分類された、配線距離が同等配線距離範囲内にある太陽電池によって構成されていると共に、これら各グループに対応した同等配線距離範囲はそれぞれグループ毎に異なるように構成されている。
【００４４】
太陽電池から電力変換装置までの配線距離が異なると、配線による損失（電力損失、電圧降下等）の相違によって発電特性は異なる。そのため、仮に、配線距離の異なる複数の太陽電池を一括して最大電力点追従制御を行うと、上述した従来の問題が生じてしまう。
【００４５】
そこで、配線距離の異なる太陽電池が複数用いられる場合には、その配線距離が同等配線距離範囲内にある太陽電池同士でグループ化すれば、配線距離の違いによる各太陽電池の動作点のずれ（最大電力点からのずれ）を抑制でき、各太陽電池から効率的に発電電力を得ることができて、全体として発電電力を有効に取り出すことができる。
【００４６】
なお、同等配線距離範囲を具体的にどのような範囲に設定するか、また、異なる同等配線距離範囲をいくつ設定するか、などについては、使用する太陽電池の各々の配線距離に基づいて適宜決めることができる。
【００４７】
また、１つの太陽光発電システムにおいて、上述した各同等特性分類基準（波長−電力特性分類基準、傾斜角分類基準、方位角分類基準、及び配線距離分類基準）のうちどの分類基準を用いて幾つのグループに分けるかについては適宜決めることができる。例えば、何れか１つの分類基準のみに基づいて全ての太陽電池をグループ分けしてもよいし、何れか２つ（或いは３つ又は４つ全て）の分類基準に基づいて、システムを構成する各太陽電池を適宜グループ分けするようにしてもよい。更には上記各分類基準以外の他の分類基準も含めて多種多様のグループが混在するようにしてもよい。
【００４８】
グループ分けの基準やグループの数にかかわらず、同一グループ内の太陽電池であれば同等の発電特性を有しているため、グループ毎に最大電力点追従制御を行うようにすることで、各太陽電池から効率的に発電電力を得ることができ、システム全体として発電電力を有効に取り出すことができる。
【００４９】
次に、請求項６に記載の太陽光発電システムは、請求項１〜請求項５の何れか１項に記載の太陽光発電システムであって、電力変換装置は、グループ毎に設けられた直流電圧変換手段を備えている。この直流電圧変換手段は、対応するグループを構成する各太陽電池からの発電電力が合成されて入力されると共に、その入力された直流電圧を異なる値の直流電圧に変換する。また、各最大電力点追従制御手段は、それぞれ、同じグループに対応した各直流電圧変換手段に備えられている。そして、直交変換手段は、各直流電圧変換手段により直流電圧が変換されて出力された直流電力を交流電力に変換する。
【００５０】
電力変換装置の構成も種々考えられ、例えば各グループからの直流の発電電力をそのまま直交変換手段で交流電圧に変換するようにしてもよいが、そのようにすると、入力電圧が変動した場合に、その変動幅や直交変換手段の性能（入力電圧の定格等）によっては、直交変換手段で効率良く交流電力に変換できなくなるおそれがある。
【００５１】
そこで、各グループからの直流電力を、グループ毎に、一旦直流電圧変換手段によって所定の電圧値に変換する。この場合、例えば、直交変換手段における適切な入力電圧に変換するのが望ましい。そして、直流電圧変換手段により電圧変換された後の直流電力を直交変換手段にて交流電力に変換するようにすれば、直交変換手段への入力電圧を適切な値にできると共にその変動も抑えることができるため、直交変換手段は効率良く交流電力への変換を行うことができる。
【００５２】
また、上述した本発明の太陽光発電システムは、更に、請求項７に記載のように、直交変換手段からの交流電力が、そのままの電圧で、または所定の交流電圧に変圧されて、交流系統に連系されるよう構成してもよい。このようにすれば、発電効率の高い系統連系太陽光発電システムを構築することができる。
【図面の簡単な説明】
【００５３】
【図１】第１実施形態の太陽光発電システムの概略構成を表す構成図である。
【図２】パワーコンディショナの構成を表す電気回路図である。
【図３】第１実施形態の太陽光発電システムの動作を説明するための説明図であり、（ａ）は、傾斜角の違いによって分類された各グループの、１日の時間経過に対する発電出力特性を表す説明図、（ｂ）は、グループ毎の発電特性を表す説明図である。
【図４】グループの分類方法の、他の例を表す説明図であり、（ａ）は、受光波長に対する感度の違いによって分類された各グループの、波長に対する発電出力特性を表す説明図、（ｂ）は、方位角の違いによって分類された各グループの、１日の時間経過に対する発電出力特性を表す説明図、（ｃ）は、配線距離の違いによって分類された各グループの、１日の時間経過に対する発電出力特性を表す説明図である。
【図５】第２実施形態の太陽光発電システムの概略構成を表す構成図である。
【図６】太陽電池ユニットの電圧−発電出力特性を表す説明図である。
【図７】従来の太陽光発電システムを表す説明図であり、（ａ）は当該システム全体の構成図、（ｂ）は当該システムの動作（太陽電池の動作点）を説明するための説明図である。
【発明を実施するための形態】
【００５４】
以下に、本発明の好適な実施形態を図面に基づいて説明する。
［第１実施形態］
図１に、第１実施形態の太陽光発電システム８の概略構成を表す。本実施形態の太陽光発電システム８は、３つの太陽電池ユニット１ａ，１ｂ，１ｃを有すると共に各々が並列接続されることにより各々の出力電力が合成（加算）されて出力されるよう構成された第１グループ１と、３つの太陽電池ユニット２ａ，２ｂ，２ｃを有すると共に各々が並列接続されることにより各々の出力電力が合成（加算）されて出力されるよう構成された第２グループ２と、３つの太陽電池ユニット３ａ，３ｂ，３ｃを有すると共に各々が並列接続されることにより各々の出力電力が合成（加算）されて出力されるよう構成された第３グループ３と、これら各グループ１，２，３からの発電出力（直流の発電電力）を交流電力に変換するパワーコンディショナ４と、このパワーコンディショナ４からの出力電圧（交流電圧）を交流系統６と同じ交流電圧に変圧して交流系統６に連系するための系統連系用変圧器５と、を備えている。
【００５５】
各グループ１，２，３の各太陽電池ユニット１ａ，１ｂ，１ｃ，２ａ，２ｂ，２ｃ，３ａ，３ｂ，３ｃは、太陽電池セルが複数直列接続されてなる太陽電池モジュール、太陽電池モジュールが複数直列接続されてなる太陽電池ストリング、又は、太陽電池モジュール若しくは太陽電池ストリングが複数並列接続されてなる太陽電池アレイである。
【００５６】
そして、これら各太陽電池ユニット１ａ，１ｂ・・・が、予め定められた分類基準によって、第１〜第３グループの３つのグループにグループ化（分類）されている。本実施形態の分類基準は、各太陽電池ユニット１ａ，１ｂ・・・の傾斜角である。
【００５７】
各太陽電池ユニット１ａ，１ｂ・・・は、いずれも、図示しない架台を用いて、受光面と地面とのなす角である傾斜角が所定の角度となるように地上に配置されている。但し、全ての太陽電池ユニットが同じ傾斜角で配置されているのではなく、傾斜角Ｄａで配置されているもの（太陽電池ユニット１ａ，１ｂ，１ｃ）もあれば、これとは異なる傾斜角Ｄｂで配置されているもの（太陽電池ユニット２ａ，２ｂ，２ｃ）、更に異なる傾斜角Ｄｃで配置されているもの（太陽電池ユニット３ａ，３ｂ，３ｃ）もある。
【００５８】
傾斜角が異なると、太陽電池ユニットの受光面に入射する太陽光の入射角度が異なるため、太陽電池ユニットの発電出力も異なる。つまり、傾斜角以外の他の特性等が同等であっても傾斜角が異なれば発電出力も異なり、逆に、傾斜角が同じならば、他の特性等も同等である限り、発電出力も同等となる。
【００５９】
そこで本実施形態では、傾斜角が同等の太陽電池ユニット同士をまとめてグループ化し、同一グループ内の各太陽電池ユニットを並列接続して出力電力を合成し、パワーコンディショナ４へ出力するようにしている。即ち、傾斜角がＤａのもの、傾斜角がＤｂのもの、及び傾斜角がＤｃのもの、という分類基準（本発明の傾斜角分類基準に相当）に従って分類・グループ分けしており、具体的には、図１に示すように、傾斜角がＤａである３つの太陽電池ユニット１ａ，１ｂ，１ｃを第１グループ１とし、傾斜角がＤｂである３つの太陽電池ユニット２ａ，２ｂ，２ｃを第２グループ２とし、傾斜角がＤｃである３つの太陽電池ユニット３ａ，３ｂ，３ｃを第３グループ３としている。
【００６０】
尚、本実施形態の各太陽電池ユニット１ａ，１ｂ・・・は、傾斜角以外の他の特性等（例えば材質、製造工程、後述する方位角や配線距離など）についてはいずれも同等である。つまり、傾斜角が同じであれば発電出力も同等である。
【００６１】
また、３つの分類基準である傾斜角Ｄａ，Ｄｂ，Ｄｃは、必ずしもこれら角度に完全に一致している必要は必ずしもなく、ある程度の誤差は許容する。例えば傾斜角Ｄａの第１グループ１については、必ずしも傾斜角Ｄａに完全に一致しているもののみが第１グループに分類されるというわけではなく、例えばＤａ±１０度の範囲（本発明の同等傾斜角範囲に相当）内に入っていれば第１グループに分類される。他の第２グループ２，第３グループ３についても同様である。
【００６２】
図３（ａ）に、各グループ１，２，３の、１日の時間経過に対する発電出力の特性を示す。１日の日射量は、図３（ａ）に示すように、朝から増加し始めて昼に最大となり、その後夕方に向けて減少していくが、この日射量の変化に応じて各太陽電池ユニット１ａ，１ｂ・・・からの発電出力も同じ傾向で変化する。しかし、いずれも同じ発電出力となるのではなく、傾斜角によって発電出力は異なる。
【００６３】
即ち、傾斜角Ｄａの太陽電池ユニット１ａ，１ｂ，１ｃを有する第１グループ１からの発電出力は、１日を通して、他の第２，第３グループよりも大きい。逆に、傾斜角Ｄｃの太陽電池ユニット３ａ，３ｂ，３ｃを有する第３グループ３からの発電出力は、１日を通して、他の第１，第２グループよりも小さい。傾斜角Ｄｂの太陽電池ユニット２ａ，２ｂ，２ｃを有する第２グループ２からの発電出力は、他の第１，第３グループの中間である。
【００６４】
そのため、各グループ１，２，３の発電特性（電圧−発電出力特性）についても、図３（ｂ）に示すようにグループ毎に異なっており、第１グループ１は電圧Ｖ１ｍのときに発電出力が最大値Ｐ１ｍとなるような特性（最大電力点Ａ）を有し、第２グループ２は電圧Ｖ１ｍより低い電圧Ｖ２ｍのときに発電出力が最大値Ｐ２ｍ（＜Ｐ１ｍ）となるような特性（最大電力点Ｂ）を有し、第３グループは電圧Ｖ２ｍより低い電圧Ｖ３ｍのときに発電出力が最大値Ｐ３ｍ（＜Ｐ２ｍ）となるような特性（最大電力点Ｃ）を有する。
【００６５】
このように、傾斜角が同等のもの同士でグループ化することで、後述するように、パワーコンディショナ４にて各太陽電池ユニット１ａ，１ｂ・・・から発電電力を効率良く取り出すことができる。
【００６６】
パワーコンディショナ４は、第１グループ１からの直流の発電出力（各太陽電池ユニット１ａ，１ｂ，１ｃの合成電力）が入力されてその直流の入力電圧をそれよりも高い所定の直流電圧に昇圧して出力する第１ＤＣ／ＤＣコンバータ４ａと、第２グループ２からの直流の発電出力（各太陽電池ユニット２ａ，２ｂ，２ｃの合成電力）が入力されてその直流の入力電圧をそれよりも高い所定の直流電圧に昇圧して出力する第２ＤＣ／ＤＣコンバータ４ｂと、第３グループ３からの直流の発電出力（各太陽電池ユニット３ａ，３ｂ，３ｃの合成電力）が入力されてその直流の入力電圧をそれよりも高い所定の直流電圧に昇圧して出力する第３ＤＣ／ＤＣコンバータ４ｃと、を備えている。尚、各ＤＣ／ＤＣコンバータ４ａ，４ｂ，４ｃの出力電圧は何れも同じである。
【００６７】
更に、パワーコンディショナ４は、各ＤＣ／ＤＣコンバータ４ａ，４ｂ，４ｃから出力された直流電圧が一括して入力されると共にその直流電圧を所定電圧値の交流電圧に変換するインバータ７を備えている。
【００６８】
また、各ＤＣ／ＤＣコンバータ４ａ，４ｂ，４ｃがそれぞれ、後述するように最大電力点追従制御（ＭＰＰＴ制御）機能を備えており、対応する各グループからの発電電力が最大値となるように制御する。
【００６９】
なお、図１に示した構成は、説明の簡素化のために太陽光発電システムの構成のうち主要な構成のみを抜粋したものであり、実際の太陽光発電システムでは、図１に示した構成の他、各太陽電池ユニット１ａ，１ｂ・・・からの発電出力をグループ毎に並列接続（合成）する接続箱が設けられるなど、仕様に応じた種々の装置等が用いられる。
【００７０】
また、パワーコンディショナ４の機能についても、上述した電力変換機能やＭＰＰＴ制御機能はあくまでも主な機能の１つであって、実際には、例えば系統連系保護機能や出力電圧安定化機能など、仕様に応じた種々の機能を有している。
【００７１】
ここで、パワーコンディショナ４のより具体的な構成について、図２を用いて説明する。第１グループ１からの発電電力が入力される第１ＤＣ／ＤＣコンバータ４ａは、一端が入力電圧の正極に接続されて他端が負極に接続されたコンデンサＣ１と、一端が入力電圧の正極に接続されたリアクトルＬｄ１と、一端がリアクトルＬｄ１の他端に接続されて他端が負極に接続されたスイッチＳＷ１と、このスイッチＳＷ１のオン・オフを制御する制御部１５と、アノードがリアクトルＬｄ１の他端に接続されたダイオードＤ１とを備えた、いわゆる非絶縁型昇圧チョッパとして構成されている。
【００７２】
制御部１５は、当該第１ＤＣ／ＤＣコンバータ４ａからの出力電圧・電流をフィードバックしつつその出力電圧が所定の直流電圧となるようにスイッチＳＷ１を制御する機能に加え、入力電力（即ち第１グループ１の発電出力）が最大値となるようにＭＰＰＴ制御を行う機能を備えている。
【００７３】
ＭＰＰＴ制御の具体的内容は既によく知られているため、ここでは詳細説明を省略するが、その一例を簡単に説明する。即ち、制御部１５は、スイッチＳＷ１等を制御するなど所定の動作を行うことによって第１グループ１から出力される直流電圧を微小変化させながら、第１グループ１の発電電力（又は第１ＤＣ／ＤＣコンバータ４ａからの出力電力）を検出し、直流電圧を微小増加させたときに検出値（電力）が増加すればさらに直流電圧を微小増加させて同様に検出値の増減を判断する。逆に、直流電圧を微小増加させたときに検出値が減少した場合は、直流電圧を微小減少させてそのときの検出値の変化量を判断し、検出値が増加すれば更に直流電圧を微小減少させる。そして、検出値が減少に転じれば再び直流電圧を微小増加させていく。つまり、よく知られている、山登り法によって最適解を見つける方法と同様に行っている。
【００７４】
第２グループ２に対して設けられた第２ＤＣ／ＤＣコンバータ４ｂ、及び第３グループ３に対して設けられた第３ＤＣ／ＤＣコンバータ４ｃについても、いずれも上述した第１ＤＣ／ＤＣコンバータ４ａと同じ構成である。即ち、いずれも絶縁型昇圧チョッパとして構成され、第１ＤＣ／ＤＣコンバータ４ａと同じ値の直流電圧を出力する。また、いずれも、第１ＤＣ／ＤＣコンバータ４ａの制御部１５と同じ機能を持つ制御部（制御部２５，制御部３５）を備え、上述したようにスイッチ制御及びＭＰＰＴ制御などを行っている。そして、各ＤＣ／ＤＣコンバータ４ａ，４ｂ，４ｃが並列接続されることによりその出力電力が合成されて、インバータ７に入力される。
【００７５】
尚、各ＤＣ／ＤＣコンバータ４ａ，４ｂ，４ｃからの出力電圧は、インバータ７において交流電力への変換を最適な効率で行うことが可能な値、即ちインバータ７の最適入力電圧値（定格入力電圧値）に設定されている。
【００７６】
インバータ７は、入力電圧の正極と負極の間に直列接続された２つのコンデンサＣ４，Ｃ５からなる入力平滑回路と、２つのハイサイドスイッチＳＷｐ１，ＳＷｐ２及び２つのローサイドスイッチＳＷｎ１，ＳＷｎ２からなる、いわゆる２アーム構成のブリッジ回路と、各アームの出力側に設けられて各アームの出力に含まれる各スイッチＳＷｐ１，ＳＷｐ２，ＳＷｎ１，ＳＷｎ２のスイッチングリプルを除去するための出力ＬＣフィルタとを備えた、いわゆるＶ結線方式の２アーム型インバータとして構成されている。
【００７７】
なお、出力ＬＣフィルタは、一方のアームにおける各スイッチＳＷｐ１及びＳＷｐ２の接続点と出力点との間に設けられたリアクトルＬｗ及びこのリアクトルＬｗの出力点側とグランド電位との間に接続されたコンデンサＣｗからなるものと、他方のアームにおける各スイッチＳＷｎ１及びＳＷｎ２の接続点と出力点との間に設けられたリアクトルＬｕ及びこのリアクトルＬｕの出力点側とグランド電位との間に接続されたコンデンサＣｕからなるものと、の２つからなる。また、入力側において入力電圧の正極と負極の間に直列接続された２つのコンデンサＣ４，Ｃ５の接続点は、グランド電位に接続されている。
【００７８】
このような構成により、インバータ７からは、三相の交流電圧（Ｅｕ、Ｅｖ、Ｅｗ）が出力される。そして、この三相交流出力が、系統連系用変圧器５にて変圧されて交流系統６に連系されることとなる。
【００７９】
このように構成された本実施形態の太陽光発電システム８では、傾斜角が同等であることにより同等の発電特性を有する太陽電池ユニットを集めてグループ化している。つまり、同じグループ内の太陽電池ユニットは、いずれも発電特性が同等であって最大電力点もあまり変わらず、グループ全体のトータルの最大電力点ともあまり変わらない。
【００８０】
そして、グループ毎にＤＣ／ＤＣコンバータを設け、グループ毎にＭＰＰＴ制御を行っている。そのため、グループ毎に、発電出力がそのグループにおける最大電力点に追従するように制御されることになり、これは即ち、グループ毎に、グループを構成する個々の太陽電池ユニットが自身の最大電力点と同等の動作点にて動作することになる。そのため、グループ毎に発電出力を有効に取り出すことができる。
【００８１】
即ち、図３（ｂ）に示すように、第１グループ１のトータルの発電特性は、図示のように点Ａ（電圧Ｖ１ｍ、発電出力Ｐ１ｍ）が最大電力点であって、この最大電力点Ａは、第１グループ１の各太陽電池ユニット１ａ，１ｂ，１ｃの各最大電力点と同等である。そして、第１ＤＣ／ＤＣコンバータ４ａでは、第１グループ１の動作点が最大電力点ＡとなるようにＭＰＰＴ制御される。
【００８２】
同様に、第２グループ２のトータルの発電特性は、図示のように点Ｂ（電圧Ｖ２ｍ、発電出力Ｐ２ｍ）が最大電力点であって、この最大電力点Ｂは、第２グループ２の各太陽電池ユニット２ａ，２ｂ，２ｃの各最大電力点と同等である。そして、第２ＤＣ／ＤＣコンバータ４ｂでは、第２グループ２の動作点が最大電力点ＢとなるようにＭＰＰＴ制御される。
【００８３】
また同様に、第３グループ３のトータルの発電特性は、図示のように点Ｃ（電圧Ｖ３ｍ、発電出力Ｐ３ｍ）が最大電力点であって、この最大電力点Ｃは、第３グループ３の各太陽電池ユニット３ａ，３ｂ，３ｃの各最大電力点と同等である。そして、第３ＤＣ／ＤＣコンバータ４ｃでは、第３グループ３の動作点が最大電力点ＣとなるようにＭＰＰＴ制御される。
【００８４】
そのため、次式（１）に示すように、各グループ１，２，３の発電出力の合計（Ｐ１ｍ＋Ｐ２ｍ＋Ｐ３ｍ）は、図７に示した従来の太陽光発電システム１００のように各太陽電池ユニットを一括してＭＰＰＴ制御する場合の発電出力の合計Ｐｍ（＝Ｐ１＋Ｐ２＋Ｐ３）（図７（ｂ）参照）よりも大きくなり、有効に発電出力を取り出すことができる。
【００８５】
Ｐ１ｍ＋Ｐ２ｍ＋Ｐ３ｍ ＞ Ｐｍ（＝Ｐ１＋Ｐ２＋Ｐ３） ・・・（１）
ここまでは、複数の太陽電池ユニットをその傾斜角に基づいてグループ分けした場合について説明したが、傾斜角以外にも、種々の分類基準によって分類・グループ分けすることができる。
【００８６】
例えば、太陽電池ユニットにて受光される太陽光の波長に対する感度、即ち波長に対する発電電力の特性である波長−電力特性が同等であるか否かに基づく分類基準（本発明の波長−電力特性分類基準に相当）によってグループ分けすることができる。
【００８７】
よく知られているように、太陽光には、図４（ａ）に示すスペクトル（エネルギー分布）のように、様々な波長の光（電磁波）が含まれている。一方、太陽電池の種類も多種多様であり、材料や製造方法、製造工程、製造メーカなどによって波長に対する感度も様々である。そして、たとえ傾斜角等の設置条件が同じだとしても、波長に対する感度が異なれば、当然ながら発電特性も異なる。
【００８８】
そこで、波長に対する感度の異なる太陽電池ユニットが複数用いられている場合には、その感度（波長−電力特性）が同等の太陽電池ユニット同士をまとめてグループ化し、グループ毎にＭＰＰＴ制御を行うようにするとよい。
【００８９】
図４（ａ）は、短波長領域の光に対して良好な発電特性を有するような感度（感度α）の太陽電池ユニットが複数集められた第１グループと、中波長領域の光に対して良好な発電特性を有するような感度（感度β）の太陽電池ユニットが複数集められた第２グループと、長波長領域の光に対して良好な発電特性を有するような感度（感度γ）の太陽電池ユニットが複数集められた第３グループと、の３つのグループにグループ分けした場合の、各グループの波長に対する発電出力の特性例を示している。
【００９０】
なお、各感度α、β、γは、必ずしもこれら感度に完全に一致している必要は必ずしもなく、ある程度のずれは許容する。例えば感度αの第１グループについては、必ずしも感度αに完全一致している太陽電池ユニットのみが第１グループに分類されるというわけではなく、多少のずれがあってもその発電特性（特に最大電力点）が同等であるような範囲（本発明の同等特性範囲に相当）内に入っていれば第１グループに分類される。他の第２グループ，第３グループについても同様である。
【００９１】
また、波長に対する感度に基づく分類以外にも、例えば、太陽電池ユニットの受光面の法線方向が示す方位角が同等であるか否かに基づく分類基準（本発明の方位角分類基準に相当）によってグループ分けすることができる。
【００９２】
言うまでもなく、太陽光の入射方角は時間帯によって異なり、日射量も、図４（ｂ）に示すように時間帯によって異なる。そのため、たとえ全く同じ太陽電池ユニットであって傾斜角や波長に対する感度等の条件も同じだとしても、方位角が異なればその発電特性も異なる。そこで、方位角の異なる複数の太陽電池ユニットが用いられている場合には、その方位角が同等の太陽電池ユニット同士をまとめてグループ化し、グループ毎にＭＰＰＴ制御を行うようにするとよい。
【００９３】
図４（ｂ）は、方位角が東となるように配置された太陽電池ユニットが複数集められた第１グループと、方位角が南となるように配置された太陽電池ユニットが複数集められた第２グループと、方位角が西となるように配置された太陽電池ユニットが複数集められた第３グループと、の３つのグループにグループ分けした場合の、各グループの１日の時間経過に対する発電出力の特性例を示している。
【００９４】
図４（ｂ）から明らかなように、方位角が東の第１グループは朝から正午頃の時間帯を中心に大きな発電出力が得られ、方位角が南の第２グループは正午を中心とする所定の時間帯で大きな発電出力が得られ、方位角が西の第３グループでは正午頃から夕刻の時間帯にかけて大きな発電出力が得られる。また、方位角が東及び西の場合に比べて、南の方が、１日を通した全体の発電量は大きい。
【００９５】
なお、これら３つの方位角（東、南、西）は、必ずしもこれら方位角に完全に一致している必要は必ずしもなく、ある程度の誤差は許容する。例えば方位角が南の第２グループについては、必ずしも真南に完全に一致しているもののみが第２グループに分類されるというわけではなく、例えば真南を中心とする±１０度の範囲（本発明の同等方位角範囲に相当）内に入っていれば第２グループに分類される。他の第１グループ，第３グループについても同様である。
【００９６】
更に、方位角に基づく分類以外にも、例えば、太陽電池ユニットとパワーコンディショナとの間に配線された電線の配線距離が同等か否かに基づく分類基準（本発明の配線距離分類基準に相当）によってグループ分けすることができる。
【００９７】
太陽電池ユニットからパワーコンディショナまでの配線距離が異なると、たとえ全く同じ太陽電池ユニットであって方位角や傾斜角等の条件も同じだとしても、配線による損失（電力損失、電圧降下等）の相違によって発電特性は異なる。そこで、太陽電池ユニットによって配線距離が異なっているような場合には、その配線距離が同等の太陽電池ユニット同士をまとめてグループ化し、グループ毎にＭＰＰＴ制御を行うようにするとよい。
【００９８】
図４（ｃ）は、配線距離が短い太陽電池ユニットが複数集められた第１グループと、配線距離が中程度の太陽電池ユニットが複数集められた第２グループと、配線距離が長い太陽電池ユニットが複数集められた第３グループと、の３つのグループにグループ分けした場合の、各グループの１日の時間経過に対する発電出力の特性例を示している。
【００９９】
図４（ｃ）から明らかなように、配線距離が短いほど、配線による損失が小さく、発電出力は大きい。逆に、配線距離が長くなるほど、配線による損失が大きくなって発電出力は小さくなる。
【０１００】
なお、これら３種類の配線距離（短、中、長）について、それぞれ具体的にどのような長さの範囲（本発明の同等配線距範囲に相当）に設定するかについては適宜決めることができる。
【０１０１】
そして、図４（ａ）〜図４（ｃ）に例示した何れのグループ分けにおいても、図１に示した太陽光発電システム８と同様に、グループ毎に個別にＤＣ／ＤＣコンバータを設けてグループ毎にＭＰＰＴ制御を行うことで、各太陽電池ユニットの動作点のずれ（最大電力点からのずれ）を抑制できる。
【０１０２】
以上説明した第１実施形態の太陽光発電システム８によれば、同等の発電特性を有する太陽電池ユニット同士がグループ化されると共に、グループ毎に個別に設けられたＤＣ／ＤＣコンバータにてグループ毎にＭＰＰＴ制御が行われる。そのため、システム全体としては複数の太陽電池ユニット間で発電特性にバラツキがあっても、発電特性の良い太陽電池ユニットが発電特性の悪いユニットの影響を受けて出力が抑えられてしまうのを抑制でき、各太陽電池ユニットから効率的に発電電力を得ることができる。そして、システム全体として発電電力を有効に取り出すことができる。
【０１０３】
また、グループ毎にＤＣ／ＤＣコンバータを設けてＭＰＰＴ制御を行っているため、例えば天候変動などの種々の要因によって部分的に太陽電池ユニットからの出力変動があっても、それによるシステム全体の出力への影響が最小限に食い止められ、出力の平滑化・平準化も実現される。
【０１０４】
また、パワーコンディショナからの出力電力の安定度や系統側の規模などによっては、出力電力平滑化のためにＮＡＳ電池（ナトリウム硫黄電池）などの蓄電装置をパワーコンディショナと系統の間に設けることもあるが、本実施形態の太陽光発電システム８では、そういった蓄電装置を設けなくても、上述のように出力の平滑化・平準化も可能である。そのため、従来は蓄電装置を設ける必要があった太陽光発電システムに対して本発明を適用すれば、蓄電装置を省いたり或いは小容量化したりすることも可能となる。
【０１０５】
尚、第１実施形態において、パワーコンディショナ４は本発明の電力変換装置に相当し、ＤＣ／ＤＣコンバータ４ａ，４ｂ，４ｃはいずれも本発明の直流電圧変換手段に相当し、各ＤＣ／ＤＣコンバータ４ａ，４ｂ，４ｃが備える各制御部１５，２５，３５はいずれも本発明の最大電力点追従制御手段に相当し、インバータ７は本発明の直交変換手段に相当する。
【０１０６】
［第２実施形態］
図５に、第２実施形態の太陽光発電システム９０の概略構成を表す。本実施形態の太陽光発電システム９０は、第１実施形態の太陽光発電システム８と同様、複数の太陽電池ユニットのうち、発電特性が同等である太陽電池ユニットを集めてグループ化すると共に、グループ毎に個別にＤＣ／ＤＣコンバータを設けてＭＰＰＴ制御を行うようにしている。
【０１０７】
より詳しくは、本実施形態では、発電特性が同等の複数の太陽電池ユニット１１，１２・・・を有する第１グループ１０と、発電特性が同等の複数の太陽電池ユニット２１，２２・・・を有する第２グループ２０と、発電特性が同等の複数の太陽電池ユニット３１，３２・・・を有する第３グループ３０と、発電特性が同等の複数の太陽電池ユニット４１，４２・・・を有する第４グループ４０と、発電特性が同等の複数の太陽電池ユニット５１，５２・・・を有する第５グループ５０と、発電特性が同等の複数の太陽電池ユニット６１，６２・・・を有する第６グループ６０と、発電特性が同等の複数の太陽電池ユニット７１，７２・・・を有する第７グループ７０と、発電特性が同等の複数の太陽電池ユニット８１，８２・・・を有する第８グループ８０とにグループ分けされている。
【０１０８】
これらのグループ分けは、太陽電池ユニットの傾斜角や方位角、波長に対する感度、パワーコンディショナまでの配線長の違いに基づいて行われており、具体的には、次の表１に示す通りである。
【０１０９】
【表１】
このように、各グループ１０〜８０はそれぞれ、グループを構成する各太陽電池ユニットの傾斜角、方位角、感度、又は配線距離の何れか１つ又は複数が他のグループとは異なっているため、グループ毎に異なる発電特性を有している。但し、同一グループ内の複数の太陽電池ユニットについては、発電特性はいずれも同等である。
【０１１０】
そして、図５に示すように、各グループ１０〜８０毎に、個別にＤＣ／ＤＣコンバータが設けられている。そして、各ＤＣ／ＤＣコンバータにて個別にＭＰＰＴ制御を行うようにしている。
【０１１１】
本実施形態では、第１パワーコンディショナ９１と第２パワーコンディショナ９２の２台のパワーコンディショナを用いおり、このうち第１パワーコンディショナ９１には配線距離の長い第１〜第４グループからの発電電力が入力され、第２パワーコンディショナ９２には配線距離が短いか又は中程度である第５〜第８グループの発電電力が入力される。
【０１１２】
そして、第１パワーコンディショナ９１は、第１グループ１０からの発電電力が入力されてこれを昇圧する第１ＤＣ／ＤＣコンバータ９１ａと、第２グループ２０からの発電電力が入力されてこれを昇圧する第２ＤＣ／ＤＣコンバータ９１ｂと、第３グループ３０からの発電電力が入力されてこれを昇圧する第３ＤＣ／ＤＣコンバータ９１ｃと、第４グループ４０からの発電電力が入力されてこれを昇圧する第４ＤＣ／ＤＣコンバータ９１ｄとを備え、これら各ＤＣ／ＤＣコンバータ９１ａ〜９１ｄが並列接続されることによって各々の出力電力が合成されて第１インバータ９３に入力される。
【０１１３】
そして、第１インバータ９３にて交流電力に変換され、さらに系統連系用変圧器９５にて交流系統９７と同じ交流電圧に変圧されて、交流系統９７に連系される。
第２パワーコンディショナ９２も同様であり、第５グループ５０からの発電電力が入力されてこれを昇圧する第５ＤＣ／ＤＣコンバータ９２ａと、第６グループ６０からの発電電力が入力されてこれを昇圧する第６ＤＣ／ＤＣコンバータ９２ｂと、第７グループ７０からの発電電力が入力されてこれを昇圧する第７ＤＣ／ＤＣコンバータ９２ｃと、第８グループ８０からの発電電力が入力されてこれを昇圧する第８ＤＣ／ＤＣコンバータ９２ｄとを備え、これら各ＤＣ／ＤＣコンバータ９２ａ〜９２ｄが並列接続されることによって各々の出力電力が合成されて第２インバータ９４に入力される。
【０１１４】
そして、第２インバータ９４にて交流電力に変換され、さらに系統連系用変圧器９６にて交流系統９７と同じ交流電圧に変圧されて、交流系統９７に連系される。
このように構成された第２実施形態の太陽光発電システム９０によっても、発電特性が同等の太陽電池ユニット同士でグループ化され、グループ毎にＤＣ／ＤＣコンバータにてＭＰＰＴ制御されるため、第１実施形態と同様の効果が得られる。
【０１１５】
［変形例］
以上、本発明の実施の形態について説明したが、本発明の実施の形態は、上記実施形態に何ら限定されるものではなく、本発明の技術的範囲に属する限り種々の形態を採り得ることはいうまでもない。
【０１１６】
例えば、上記各実施形態では、グループ分けのための分類基準として、傾斜角、方位角、波長に対する感度、及びパワーコンディショナまでの配線距離の４種類を例示したが、これらはあくまでも一例であり、使用材料、製造方法、製造工程、サイズ（受光面積）、設置場所の温度、製造メーカなど、発電特性に影響を与える様々なものを分類基準としてもよく、結果として同等の発電特性を有する太陽電池ユニットのみが同一のグループに属するように分類・グループ化できればよい。
【０１１７】
また、上記各実施形態では、グループ毎にＤＣ／ＤＣコンバータを設け、このＤＣ／ＤＣコンバータにＭＰＰＴ制御機能を持たせるようにしたが、ＤＣ／ＤＣコンバータにＭＰＰＴ制御機能を持たせることは必須ではない。即ち、グループ毎に個別にＭＰＰＴ制御を行うことができる構成である限り、ＭＰＰＴ制御機能をどこに持たせるかについては特に限定されるものではない。
【０１１８】
また、上記各実施形態では、パワーコンディショナ内のインバータの構成として、Ｖ結線方式の２アーム型インバータを示したが（図２参照）、このような構成はあくまでも一例であり、ＤＣ／ＤＣコンバータからの直流電力を所望の電圧の交流電力に適切に変換できる限り、インバータの具体的構成は適宜決めることができる。例えば、３つのアームからなる三相フルブリッジ結線のインバータを用いてもよい。三相フルブリッジインバータは、電力容量が大きい場合によく用いられる周知のインバータである。
【０１１９】
また、上記各実施形態では、各グループからの発電電力をＤＣ／ＤＣコンバータにて一旦昇圧した上でインバータに入力するようにしたが、ＤＣ／ＤＣコンバータを設けることは必ずしも必要ではなく、システムの仕様によっては各グループからの発電電力をそのままインバータに入力することもできる。その場合、複数のグループの発電電力を一括して１つのインバータに入力するようにしてもよいし、グループ毎に個別にインバータを設けるようにしてもよい。但し、何れの場合も、ＭＰＰＴ制御についてはグループ毎に個別に行われるよう構成することは必須である。
【０１２０】
また、上記第２実施形態では、第１インバータ９３の出力と第２インバータ９４の出力をそれぞれ個別に系統連系用変圧器で変圧するようにしたが（図５参照）、このようにインバータ毎に個別に系統連系用変圧器を設けて変圧する構成はあくまでも一例であり、各インバータ９３，９４の出力を適切に変圧・系統連系できる限り、他の構成をとってもよい。例えば、第１インバータ９３と第２インバータ９４を並列接続して両者の出力を合成し、両出力をまとめて１つの系統連系用変圧器で変圧して、交流系統９７に連系するようにしてもよい。このように複数のインバータの出力をまとめて１つの系統連系用変圧器で変圧する構成は、コスト低減や省スペースの面で有利である。
【０１２１】
また、太陽光発電システム全体でいくつのパワーコンディショナを用いるか、１つのパワーコンディショナ内にいくつのＤＣ／ＤＣコンバータ、インバータを設けるか、などの構成については、システムの仕様等に応じて適宜決めることができる。
【０１２２】
また、本発明の適用は、上記各実施形態のような交流系統への連系を前提とした太陽光発電システムに限定されるものではなく、例えばパワーコンディショナからの出力を系統連系せずに直接負荷等へ供給する独立型の太陽光発電システムにも適用可能であるなど、様々な形態の太陽光発電システムに対して本発明を適用することができる。
【０１２３】
また、上記各実施形態では、本発明の太陽電池に相当するものとして、太陽電池ユニット、即ち太陽電池モジュール、太陽電池ストリング、又は太陽電池アレイの何れかであるものとして説明したが、これらモジュール、ストリング、アレイに限定されるものではなく、最小単位である太陽電池セルが様々な形態で組み合わされてなるあらゆる形態のもの、延いては、太陽光を受光してその光エネルギーを電気エネルギーに変換（発電）することが可能なあらゆる形態のものに対して本発明を適用可能である。
【符号の説明】
【０１２４】
１，１０…第１グループ、１ａ，１ｂ，１ｃ，２ａ，２ｂ，２ｃ，３ａ，３ｂ，３ｃ，１１，１２，２１，２２，３１，３２，４１，４２，５１，５２，６１，６２，７１，７２，８１，８２，１０１，１０２，１０３…太陽電池ユニット、２，２０…第２グループ、３，３０…第３グループ、４，１０４…パワーコンディショナ、４ａ，９１ａ…第１ＤＣ／ＤＣコンバータ、４ｂ，９１ｂ…第２ＤＣ／ＤＣコンバータ、４ｃ，９１ｃ…第３ＤＣ／ＤＣコンバータ、５，９５，９６，１０５…系統連系用変圧器、６，９７，１０６…交流系統、７，１０８…インバータ、８，９０，１００…太陽光発電システム、１５，２５，３５…制御部、４０…第４グループ、５０…第５グループ、６０…第６グループ、７０…第７グループ、８０…第８グループ、９１…第１パワーコンディショナ、９１ｄ…第４ＤＣ／ＤＣコンバータ、９２…第２パワーコンディショナ、９２ａ…第５ＤＣ／ＤＣコンバータ、９２ｂ…第６ＤＣ／ＤＣコンバータ、９２ｃ…第７ＤＣ／ＤＣコンバータ、９２ｄ…第８ＤＣ／ＤＣコンバータ、９３…第１インバータ、９４…第２インバータ、１０７…ＤＣ／ＤＣコンバータ、Ｃ１，Ｃ２，Ｃ３，Ｃ４，Ｃ５，Ｃｕ，Ｃｗ…コンデンサ、Ｄ１，Ｄ２，Ｄ３…ダイオード、Ｌｄ１，Ｌｄ２，Ｌｄ３…リアクトル、Ｌｕ，Ｌｗ…リアクトル、ＳＷ１，ＳＷ２，ＳＷ３…スイッチ、ＳＷｎ１，ＳＷｎ２…ローサイドスイッチ、ＳＷｐ１，ＳＷｐ２…ハイサイドスイッチ
【特許請求の範囲】
【請求項１】
太陽光を受光することにより直流の電力を発電する太陽電池を複数備えると共に、
その複数の太陽電池の各々にて発電された直流の発電電力を交流電力に変換する電力変換装置を備え、
前記複数の太陽電池は、予め決められた同等特性分類基準に基づいて発電特性が同等であると認められる一又は複数の前記太陽電池を１つのグループとして、異なる２つ以上のグループに分類可能であり、
前記電力変換装置は、
前記グループ毎に設けられ、対応するグループを構成する前記一又は複数の太陽電池からの発電電力が合成されて入力されると共に、その入力される発電電力に対する最大電力点追従制御を行うことによってその入力される発電電力が最大値となるように制御する最大電力点追従制御手段と、
前記各グループから入力された発電電力を交流電力に変換する直交変換手段と、
を備えたことを特徴とする太陽光発電システム。
【請求項２】
請求項１に記載の太陽光発電システムであって、
前記同等特性分類基準として、少なくとも、前記太陽電池にて受光される太陽光の波長に対する発電電力の特性である波長−電力特性が所定の同等特性範囲内にあるか否かに基づいて分類可能な波長−電力特性分類基準を有し、
複数の前記グループのうち少なくとも２つは、それぞれ、前記波長−電力特性分類基準により分類された、前記波長−電力特性が前記同等特性範囲内にある前記太陽電池によって構成されていると共に、これら各グループに対応した前記同等特性範囲はそれぞれグループ毎に異なるように構成されている
ことを特徴とする太陽光発電システム。
【請求項３】
請求項１又は請求項２に記載の太陽光発電システムであって、
前記同等特性分類基準として、少なくとも、前記太陽電池が設置される場所の地面に対するその太陽電池の受光面の角度である傾斜角が所定の同等傾斜角範囲内にあるか否かに基づいて分類可能な傾斜角分類基準を有し、
複数の前記グループのうち少なくとも２つは、それぞれ、前記傾斜角分類基準により分類された、前記傾斜角が前記同等傾斜角範囲内にある前記太陽電池によって構成されていると共に、これら各グループに対応した前記同等傾斜角範囲はそれぞれグループ毎に異なるように構成されている
ことを特徴とする太陽光発電システム。
【請求項４】
請求項１〜請求項３の何れか１項に記載の太陽光発電システムであって、
前記同等特性分類基準として、少なくとも、前記太陽電池の受光面の法線方向が示す方位角が所定の同等方位角範囲内にあるか否かに基づいて分類可能な方位角分類基準を有し、
複数の前記グループのうち少なくとも２つは、それぞれ、前記方位角分類基準により分類された、前記方位角が前記同等方位角範囲内にある前記太陽電池によって構成されていると共に、これら各グループに対応した前記同等方位角範囲はそれぞれグループ毎に異なるように構成されている
ことを特徴とする太陽光発電システム。
【請求項５】
請求項１〜請求項４の何れか１項に記載の太陽光発電システムであって、
前記同等特性分類基準として、少なくとも、前記太陽電池の発電電力を前記電力変換装置に入力するためにその太陽電池と電力変換装置の間に配線された電線の配線距離が所定の同等配線距離範囲内にあるか否かに基づいて分類可能な配線距離分類基準を有し、
複数の前記グループのうち少なくとも２つは、それぞれ、前記配線距離分類基準により分類された、前記配線距離が前記同等配線距離範囲内にある前記太陽電池によって構成されていると共に、これら各グループに対応した前記同等配線距離範囲はそれぞれグループ毎に異なるように構成されている
ことを特徴とする太陽光発電システム。
【請求項６】
請求項１〜請求項５の何れか１項に記載の太陽光発電システムであって、
前記電力変換装置は、前記グループ毎に設けられ、対応するグループを構成する前記各太陽電池からの発電電力が合成されて入力されると共に、その入力された直流電圧を異なる値の直流電圧に変換する直流電圧変換手段を備え、
前記各最大電力点追従制御手段は、それぞれ、同じ前記グループに対応した前記各直流電圧変換手段に備えられており、
前記直交変換手段は、前記各直流電圧変換手段により直流電圧が変換されて出力された直流電力を交流電力に変換する
ことを特徴とする太陽光発電システム。
【請求項７】
請求項１〜請求項６の何れか１項に記載の太陽光発電システムであって、
前記直交変換手段からの交流電力は、そのままの電圧で、または所定の交流電圧に変圧されて、交流系統に連系されるよう構成されている
ことを特徴とする太陽光発電システム。
【請求項１】
太陽光を受光することにより直流の電力を発電する太陽電池を複数備えると共に、
その複数の太陽電池の各々にて発電された直流の発電電力を交流電力に変換する電力変換装置を備え、
前記複数の太陽電池は、予め決められた同等特性分類基準に基づいて発電特性が同等であると認められる一又は複数の前記太陽電池を１つのグループとして、異なる２つ以上のグループに分類可能であり、
前記電力変換装置は、
前記グループ毎に設けられ、対応するグループを構成する前記一又は複数の太陽電池からの発電電力が合成されて入力されると共に、その入力される発電電力に対する最大電力点追従制御を行うことによってその入力される発電電力が最大値となるように制御する最大電力点追従制御手段と、
前記各グループから入力された発電電力を交流電力に変換する直交変換手段と、
を備えたことを特徴とする太陽光発電システム。
【請求項２】
請求項１に記載の太陽光発電システムであって、
前記同等特性分類基準として、少なくとも、前記太陽電池にて受光される太陽光の波長に対する発電電力の特性である波長−電力特性が所定の同等特性範囲内にあるか否かに基づいて分類可能な波長−電力特性分類基準を有し、
複数の前記グループのうち少なくとも２つは、それぞれ、前記波長−電力特性分類基準により分類された、前記波長−電力特性が前記同等特性範囲内にある前記太陽電池によって構成されていると共に、これら各グループに対応した前記同等特性範囲はそれぞれグループ毎に異なるように構成されている
ことを特徴とする太陽光発電システム。
【請求項３】
請求項１又は請求項２に記載の太陽光発電システムであって、
前記同等特性分類基準として、少なくとも、前記太陽電池が設置される場所の地面に対するその太陽電池の受光面の角度である傾斜角が所定の同等傾斜角範囲内にあるか否かに基づいて分類可能な傾斜角分類基準を有し、
複数の前記グループのうち少なくとも２つは、それぞれ、前記傾斜角分類基準により分類された、前記傾斜角が前記同等傾斜角範囲内にある前記太陽電池によって構成されていると共に、これら各グループに対応した前記同等傾斜角範囲はそれぞれグループ毎に異なるように構成されている
ことを特徴とする太陽光発電システム。
【請求項４】
請求項１〜請求項３の何れか１項に記載の太陽光発電システムであって、
前記同等特性分類基準として、少なくとも、前記太陽電池の受光面の法線方向が示す方位角が所定の同等方位角範囲内にあるか否かに基づいて分類可能な方位角分類基準を有し、
複数の前記グループのうち少なくとも２つは、それぞれ、前記方位角分類基準により分類された、前記方位角が前記同等方位角範囲内にある前記太陽電池によって構成されていると共に、これら各グループに対応した前記同等方位角範囲はそれぞれグループ毎に異なるように構成されている
ことを特徴とする太陽光発電システム。
【請求項５】
請求項１〜請求項４の何れか１項に記載の太陽光発電システムであって、
前記同等特性分類基準として、少なくとも、前記太陽電池の発電電力を前記電力変換装置に入力するためにその太陽電池と電力変換装置の間に配線された電線の配線距離が所定の同等配線距離範囲内にあるか否かに基づいて分類可能な配線距離分類基準を有し、
複数の前記グループのうち少なくとも２つは、それぞれ、前記配線距離分類基準により分類された、前記配線距離が前記同等配線距離範囲内にある前記太陽電池によって構成されていると共に、これら各グループに対応した前記同等配線距離範囲はそれぞれグループ毎に異なるように構成されている
ことを特徴とする太陽光発電システム。
【請求項６】
請求項１〜請求項５の何れか１項に記載の太陽光発電システムであって、
前記電力変換装置は、前記グループ毎に設けられ、対応するグループを構成する前記各太陽電池からの発電電力が合成されて入力されると共に、その入力された直流電圧を異なる値の直流電圧に変換する直流電圧変換手段を備え、
前記各最大電力点追従制御手段は、それぞれ、同じ前記グループに対応した前記各直流電圧変換手段に備えられており、
前記直交変換手段は、前記各直流電圧変換手段により直流電圧が変換されて出力された直流電力を交流電力に変換する
ことを特徴とする太陽光発電システム。
【請求項７】
請求項１〜請求項６の何れか１項に記載の太陽光発電システムであって、
前記直交変換手段からの交流電力は、そのままの電圧で、または所定の交流電圧に変圧されて、交流系統に連系されるよう構成されている
ことを特徴とする太陽光発電システム。
【図２】
【図６】
【図１】
【図３】
【図４】
【図５】
【図７】
【図６】
【図１】
【図３】
【図４】
【図５】
【図７】
【公開番号】特開２０１２−１３７８３０（Ｐ２０１２−１３７８３０Ａ）
【公開日】平成２４年７月１９日（２０１２．７．１９）
【国際特許分類】
【出願番号】特願２０１０−２８８０５８（Ｐ２０１０−２８８０５８）
【出願日】平成２２年１２月２４日（２０１０．１２．２４）
【国等の委託研究の成果に係る記載事項】（出願人による申告）平成１８年度、独立行政法人新エネルギー・産業技術総合開発機構、「大規模電力供給用太陽光発電系統安定化等実証研究」委託研究、産業技術力強化法第１９条の適用を受ける特許出願
【出願人】（５９３０６３１６１）株式会社ＮＴＴファシリティーズ (475)
【Ｆターム（参考）】
【公開日】平成２４年７月１９日（２０１２．７．１９）
【国際特許分類】
【出願日】平成２２年１２月２４日（２０１０．１２．２４）
【国等の委託研究の成果に係る記載事項】（出願人による申告）平成１８年度、独立行政法人新エネルギー・産業技術総合開発機構、「大規模電力供給用太陽光発電系統安定化等実証研究」委託研究、産業技術力強化法第１９条の適用を受ける特許出願
【出願人】（５９３０６３１６１）株式会社ＮＴＴファシリティーズ (475)
【Ｆターム（参考）】
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