JP6284342B2 - 太陽光発電装置及び太陽光発電制御方法 - Google Patents

太陽光発電装置及び太陽光発電制御方法 Download PDF

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Description

本発明は、太陽光発電のＭＰＰＴ（Maximum Power Point Tracking：最大電力点追従）制御を行う太陽光発電装置及び太陽光発電制御方法に関する。太陽光発電のＭＰＰＴ制御では、照度計等の外部センサーを別途設置して制御を行う場合もあるが、ここでは、外部センサーのような特定の機器を使用することなくＭＰＰＴ制御を行う技術に関する。
従来、太陽電池パネルから電力を効率良く取り出すために、太陽電池パネルの最大電力の動作点を追従して制御するＭＰＰＴ制御を採用している。ＭＰＰＴ制御を有効に行うことにより、太陽電池パネルから電力を有効に取り出すことができることから、ＭＰＰＴ制御は、太陽光発電装置において大きな役割を果たしている。
このＭＰＰＴ制御については、既に多くの手法が報告されており、その手法の１つとして、山登り法がある。山登り法は、太陽電池パネルから電力を効率良く取り出すために、太陽電池パネルが最大効率で発電する制御電圧を、山登り的にシフトさせて最大電力の動作点を検出するものである（特許文献１を参照）。最大電力の動作点を検出するための手法としては、出力電力及び出力電流を基準として、一定値刻みで比較しながら検出する方法、シフト時の制御電圧のシフト量と、その時に得られる電力の変化率を捉えて制御する方法等がある。
また、日射量が少なくなったときにＭＰＰＴ制御の精度を上げるため、最大電力の動作点を目標値として設定し、目標値を設定してから所定時間経過すると目標値をクリアして新たな目標値を設定する手法もある（特許文献２を参照）。いずれの手法も、制御電圧を山登り的に微少量シフトさせるものが一般的である。
〔太陽光発電システム〕
まず、太陽光発電システムの全体構成について説明する。図１は、一般的な太陽光発電システムの全体構成を示す概略図である。図１の上部を参照して、この太陽光発電システム１は、太陽電池パネル１０、接続箱１１及びパワーコンディショナ（ＤＣ／ＡＣコンディショナ）１２等を備えており、太陽電池パネル１０に蓄積された電力を商用電源（系統電源、非常用電源Ａ，Ｂ）へ系統連係させる。接続箱１１は、太陽電池パネル１０の電力をパワーコンディショナ１２へ出力するためのダイオードを備えている。パワーコンディショナ１２は、太陽電池パネル１０の発電を効率的に行うために、太陽電池パネル１０の出力電圧を制御して最適な電力制御を実現するＭＰＰＴ制御を行い、太陽電池パネル１０からのＤＣの出力電圧をＡＣ電圧に変換する。
図１の下部を参照して、この太陽光発電システム２は、太陽電池パネル１０、接続箱１１、ＤＣ−ＤＣコンバータ（ＤＣチョッパと呼ばれることもある）１３及びパワーコンディショナ１４等を備えており、太陽光発電システム１と同様に、太陽電池パネル１０に蓄積された電力を商用電源（系統電源、非常用電源Ａ，Ｂ）へ系統連係させる。ＤＣ−ＤＣコンバータ１３は、太陽電池パネル１０の発電を効率的に行うために、太陽電池パネル１０の出力電圧を制御して最適な電力制御を実現するＭＰＰＴ制御を行い、太陽電池パネル１０からのＤＣの出力電圧を、系統連係する商用電源に見合ったＤＣ電圧に昇圧変換する。パワーコンディショナ１４は、パワーコンディショナ１２と同じ処理を行う。
ＤＣ−ＤＣコンバータ１３は、太陽電池パネル１０の出力電圧を商用電源に見合った電圧に変換するから、各種の太陽電池パネル１０の出力電圧に対応すると共に、系統連係先の電圧にも容易に対応することができる。
〔太陽電池パネルの発電基本特性〕
次に、太陽電池パネル１０の発電基本特性について説明する。太陽電池パネル１０の発電基本特性は、日射量特性、出力特性、分光感度・ダイオード特性等に分類され、これらの特性のうち出力特性は、ＰＶ特性と呼ばれる重要なパラメータである。太陽電池パネル１０の発電基本特性は、太陽電池パネル１０の種類及び日射量等により変動するので、一義的には定まらず、数値的取り扱いが複雑になる。
図７は、太陽電池パネル１０の等価回路を示す図である。図７に示すように、太陽電池パネル１０の等価回路は、電流源２１、ダイオード２２、抵抗（内部抵抗）２３及び抵抗（配線抵抗）２４により表記される。ダイオード２２及び抵抗２３は、それぞれ電流源２１に並列に接続されており、抵抗２４は、電流源２１、ダイオード２２及び抵抗２３に直列に接続されている。この等価回路において、出力電流Ｉは、単位面積あたりの電流であり、その単位はＡ／ｃｍ２で表される。抵抗２３の抵抗値はＲｒであり、その単位はΩ・ｃｍ２で表され、抵抗２４の抵抗値はＲｓであり、その単位はΩ・ｃｍ２で表される。太陽電池パネル１０の発生電圧Ｖpv及び出力電圧Ｖ０の単位はＶで表されるから、負荷Ｚへ供給される出力電力の単位はＷ／ｃｍ２で表される。
図７において、日射量に比例した起電力によって電流源２１から発生する電流をＩpvとすると、太陽電池パネル１０の出力電流Ｉは、内部抵抗である抵抗２３及びダイオード２２の損失を考慮して、以下の式で表される。
［数１］
Ｉ＝Ｉpv−Ｉd−Ｉr＝Ｉpv−Ｉd−（Ｖ０＋ＲｓＩ）／Ｒｒ ・・・（１）
Ｉdはダイオード２２による損失電流であり、Ｉrは抵抗２３による損失電流である。尚、Ｉr＝Ｖpv／Ｒｒ、Ｖpv＝Ｖ０＋ＲｓＩ、Ｖ０＝Ｖpv−ＲｓＩである。
前記式（１）から、日射量が多くなると、電流Ｉpvが増加して出力電流Ｉは増加するが、日射量が少なくなると、抵抗２３の抵抗値が大きくなって出力電流Ｉは減少する。
図８は、太陽電池パネル１０のＩ−Ｖ特性、Ｐ−Ｖ特性を示す図である。図８において、横軸は太陽電池パネル１０の出力電圧（電圧Ｖ、図７に示したＶ０に相当）を示し、縦軸は出力電流（電流Ｉ）及び出力電力（電力Ｐ）を示す。Ｐmaxは、電力Ｐの最大値であり、Ｖpmaxは、電力Ｐが最大のときの電圧Ｖの値であり、Ｖpopenは、開放電圧であり、そのときの電力Ｐは０である。Ｉmaxは、電流Ｉの最大値であり、ＩＰmaxは、電力Ｐが最大のときの電流Ｉの値である。
図８のＰ−Ｖ特性から、電圧Ｖが０からＶpmaxまで上昇すると、電力Ｐはこれに比例して０からＰmaxまで上昇し、電圧ＶがさらにＶpmaxからＶpopenまで上昇すると、電力ＰはＰmaxから０まで下降することがわかる。また、Ｉ−Ｖ特性から、電圧Ｖが０からＶpmaxよりも小さい所定値まで上昇すると、電流Ｉはやや減少するものの、ほぼ最大値Ｉmaxを保ち、電圧ＶがさらにＶpopenまで上昇すると、電流Ｉは０まで下降することがわかる。
〔山登り法〕
次に、ＭＰＰＴ制御の一例として知られている山登り法について説明する。図８に示した特性を有する太陽電池パネル１０から電力を有効に取り出すには、一定の負荷の下で動作させる必要がある。山登り法には、太陽電池パネル１０の出力電力を制御するための制御電圧に対するシフト量を固定にして、前回の制御電圧における出力電力と今回の制御電圧における出力電力とを比較し、その増減に応じてシフト方向を変えながらシフトを繰り返す制御を行う手法、及び、制御電圧のシフト量を固定にしないで、出力電圧の差分に比例したシフト量を決定して制御を行う手法（特許文献１）、出力電力の差分に比例したシフト量を決定して制御を行う手法等が提案されている。以下では、シフト量を固定にした場合の山登り法を例にして説明する。
図９は、山登り法を説明する図である。図９において、横軸は、太陽電池パネル１０の制御電圧を示し、縦軸は出力電力を示す。山登り法は、制御電圧を開放電圧Ｖ０付近から微少にシフト（減少）させる（シフト電圧ΔＶ毎に減少させる）ことで出力電力を増減させ、出力電力の傾向に応じて制御電圧のシフト方向を変えて、最大の出力電力の到達点（動作点（Ｖ１０，Ｐ１０））を検出するものである。
図１に示した太陽光発電システム１において、パワーコンディショナ１２に備えた制御部は、太陽電池パネル１０の出力電力を取り込み、太陽電池パネル１０の制御電圧を可変することで、出力電力が最大となる動作点を探索する。また、太陽光発電システム２において、ＤＣ−ＤＣコンバータ１３に備えた制御部は、太陽電池パネル１０の出力電力を取り込み、太陽電池パネル１０の制御電圧を可変することで、出力電力が最大となる動作点を探索する。
図９に戻って、制御電圧がＶ０からＶ９までの間では、出力電力はＰ０からＰ９まで徐々に増加する。そして、制御電圧がＶ１０になると、出力電力は最大のＰ１０となり、さらに制御電圧をΔＶだけシフトして制御電圧がＶ１１になると、出力電力Ｐ１１は前回の出力電力Ｐ１０よりも減少する。このような出力電力の増加から減少へ転じる判別がなされたときに、最大電力の動作点が検出され、シフト方向を反転させ、これまで制御電圧をΔＶ毎に下げてきたのをΔＶ毎に上げるようにして、制御電圧を元のＶ１０へ戻す。その結果、制御電圧Ｖ１０における出力電力Ｐ１０は、前回の出力電力Ｐ１１よりも増加するから、シフト方向は維持され、制御電圧はＶ９へ戻ることになる。そうすると、出力電力Ｐ９は前回の制御電圧Ｖ１０で得られた出力電力Ｐ１０よりも減少するから、シフト方向を反転させる。
このように、制御電圧及び出力電力の動作点は、出力電力が最大となる動作点（Ｖ１０，Ｐ１０）を挟んで前後への移動、すなわち動作点（Ｖ９，Ｐ９）及び動作点（Ｖ１１，Ｐ１１）の移動を繰り返すことになる。これにより、出力電力が最大となる動作点（Ｖ１０，Ｐ１０）における制御電圧Ｖ１０を維持することができる。
〔山登り法による処理〕
次に、山登り法の処理について説明する。図１０は、山登り法の処理を示すフローチャートである。山登り法の処理は、図１に示した太陽光発電システム１のパワーコンディショナ１２が備える制御部及び太陽光発電システム２のＤＣ−ＤＣコンバータ１３が備える制御部により行われる。
まず、パワーコンディショナ１２及びＤＣ−ＤＣコンバータ１３の制御部は、開放電圧Ｖ０を基準とした初期処理を行う（ステップＳ１００１）。具体的には、制御部は、ＭＰＰＴ制御の開始の制御電圧Ｖとして開放電圧Ｖ０を設定し（Ｖ＝Ｖ０）、太陽電池パネル１０から、制御電圧Ｖ０に応じた出力電力Ｐ０を取り込み（Ｐ＝Ｐ０）、制御電圧Ｖのシフト方向を定めるパラメータｃとして、反時計回りを示すデータを設定する（ｃ＝−１）。パラメータｃ＝−１は、制御電圧Ｖを下げる方向へシフトさせることを意味し、パラメータｃ＝１は、制御電圧Ｖを上げる方向へシフトさせることを意味する。そして、制御部は、基準電力ＰＰとして出力電力Ｐ０を設定する（ＰＰ＝Ｐ０、ステップＳ１００２）。したがって、ＭＰＰＴ制御を開放電圧Ｖ０からスタートする場合はｃ＝−１の設定になる。
制御部は、パラメータｃが１（時計回り）であるか−１（反時計回り）であるかを判定する（ステップＳ１００３）。制御部は、ステップＳ１００３において、ｃ＝−１（反時計回り）であると判定した場合（ステップＳ１００３：ｃ＝−１）、制御電圧Ｖを下げる方向へシフトさせるために、前回の制御電圧Ｖからシフト電圧ΔＶを減算して新たな今回の制御電圧Ｖを設定する（Ｖ（今回）＝Ｖ（前回）−ΔＶ、ステップＳ１００４）。尚、シフト電圧ΔＶは予め設定されているものとする。
図９を参照して、１回目の処理ではｃ＝−１であるから、ステップＳ１００４にて新たな今回の制御電圧Ｖとして制御電圧Ｖ１＝Ｖ０−ΔＶが設定される。これにより、新たな今回の制御電圧Ｖ１は、初期の制御電圧Ｖ０からΔＶだけ引き下げられる。このステップＳ１００４の処理は、最大の出力電力Ｐ１０が検出されるまで繰り返して行われ、その繰り返しの回数をＮとすると、ステップＳ１００４のＮ回目（Ｎ＝１〜１０）の処理では、制御電圧Ｖ＝Ｖ０−ΔＶ×Ｎが設定される。
図１０に戻って、制御部は、ステップＳ１００３において、ｃ＝１（時計回り）であると判定した場合（ステップＳ１００３：ｃ＝１）、制御電圧Ｖを上げる方向へシフトさせるために、前回の制御電圧Ｖにシフト電圧ΔＶを加算して新たな今回の制御電圧Ｖを設定する（Ｖ（今回）＝Ｖ（前回）＋ΔＶ、ステップＳ１００５）。
制御部は、太陽電池パネル１０から、新たな今回の制御電圧Ｖに応じた出力電力Ｐを取り込む（ステップＳ１００６）。ステップＳ１００６の１回目の処理では、制御電圧Ｖ１に応じた出力電力Ｐ１が取り込まれる。
制御部は、ステップＳ１００６にて取り込んだ出力電力Ｐ（今回の出力電力Ｐ）と基準電力ＰＰ（前回の出力電力Ｐ（前回に取り込んだ出力電力Ｐ））とを比較し、出力電力Ｐが基準電力ＰＰよりも大きいか否かを判定する（ステップＳ１００７）。制御部は、ステップＳ１００７において、出力電力Ｐが基準電力ＰＰよりも大きいと判定した場合（ステップＳ１００７：Ｙ）、基準電力ＰＰとして出力電力Ｐを設定し、基準電力ＰＰを更新する（ＰＰ＝Ｐ、ステップＳ１００８）。そして、制御部は、制御電圧Ｖのシフト方向を定めるパラメータｃをそのままに維持し（ステップＳ１００９）、ステップＳ１０１２へ移行する。尚、ステップＳ１００８にて設定された基準電力ＰＰは、ステップＳ１００７の比較処理において、前回の出力電力Ｐとして用いられる。
図９を参照して、出力電力Ｐ０，・・・，Ｐ１０は、制御電圧Ｖ０からＶ１０まで変化するに従って増加する。これにより、制御電圧Ｖ０〜Ｖ１０及び出力電力Ｐ０〜Ｐ１０の領域では、ステップＳ１００７にて出力電力Ｐは基準電力ＰＰよりも大きいと判定され、ステップＳ１００８にて基準電力ＰＰは更新され、ステップＳ１００９にてパラメータｃは−１に維持される。これにより、制御電圧Ｖは、Ｖ０からＶ１０までの間でシフト電圧ΔＶ毎に継続して下げられ、これに伴って出力電力Ｐは、Ｐ０からＰ１０まで増加する。
図１０に戻って、制御部は、ステップＳ１００７において、出力電力Ｐが基準電力ＰＰよりも大きくない（出力電力Ｐが基準電力ＰＰ以下である）と判定した場合（ステップＳ１００７：Ｎ）、基準電力ＰＰとして出力電力Ｐを設定し、基準電力ＰＰを更新する（ＰＰ＝Ｐ、ステップＳ１０１０）。そして、制御部は、パラメータｃの極性を反転し（ｃ＝ｃ×（−１）、ステップＳ１０１１）、ステップＳ１０１２へ移行する。パラメータｃの極性を反転することにより、反対のシフト方向が設定される。尚、ステップＳ１０１０にて設定された基準電力ＰＰは、ステップＳ１００７の比較処理において、前回の出力電力Ｐとして用いられる。
具体的には、制御部は、パラメータｃが−１（反時計回り）の場合、パラメータｃ＝１（時計回り）に設定し、パラメータｃが１（時計回り）の場合、パラメータｃ＝−１（反時計回り）に設定する。パラメータｃ＝１（時計回り）に設定されることにより、ステップＳ１００５において、制御電圧Ｖはシフト電圧ΔＶ分上がる方向へシフトする。また、パラメータｃ＝−１（反時計回り）に設定されることにより、ステップＳ１００４において、制御電圧Ｖは、シフト電圧ΔＶ分下がる方向へシフトする。
図９を参照して、出力電力Ｐ１０，Ｐ１１は、制御電圧Ｖ１０からＶ１１まで変化するに従って減少する。これにより、制御電圧Ｖ１０，Ｖ１１及び出力電力Ｐ１０，Ｐ１１の領域では、ステップＳ１００７にて出力電力Ｐ１１は基準電力ＰＰ＝Ｐ１０よりも大きくないと判定され、ステップＳ１０１０にて基準電力ＰＰはＰ１１に更新され、ステップＳ１０１１にてパラメータｃの極性は反転し、ｃ＝１に設定される。これにより、制御電圧Ｖは、ステップＳ１００５において、Ｖ１１からＶ１０に上げられ、これに伴って出力電力Ｐは、Ｐ１１からＰ１０に増加する。
そして、ステップＳ１００７にて出力電力Ｐ１０は基準電力ＰＰ＝Ｐ１１よりも大きいと判定され、ステップＳ１００８にて基準電力ＰＰはＰ１０に更新され、ステップＳ１００９にてパラメータｃは１に維持される。これにより、制御電圧Ｖは、ステップＳ１００５において、Ｖ１０からＶ９に上げられ、これに伴って出力電力Ｐは、Ｐ１０からＰ９に減少する。
そして、ステップＳ１００７にて出力電力Ｐ９は基準電力ＰＰ＝Ｐ１０よりも大きくないと判定され、ステップＳ１０１０にて基準電力ＰＰはＰ９に更新され、ステップＳ１０１１にてパラメータｃの極性は反転し、ｃ＝−１に設定される。これにより、制御電圧Ｖは、ステップＳ１００４において、Ｖ９からＶ１０に下げられ、これに伴って出力電力Ｐは、Ｐ９からＰ１０に増加する。
このように、出力電力Ｐが最大の出力電力Ｐ１０に到達するまでの間、動作点は（Ｖ０，Ｐ０）から（Ｖ１０，Ｐ１０）まで移行し、その後、最大の出力電力Ｐ１０である動作点（Ｖ１０，Ｐ１０）を中心に、動作点（Ｖ１１，Ｐ１１）と動作点（Ｖ９，Ｐ９）との間の移行を繰り返す。
これにより、最大の出力電力の動作点（Ｖ１０，Ｐ１０）を中心にして制御電圧Ｖは維持され、最高の効率で太陽電池パネル１０の発電を維持することができる。
図１０に戻って、制御部は、処理を終了させるための所定の条件を満たさない限り、ステップＳ１００３へ移行し、所定の条件（夜間停止等）を満たす場合、処理を終了させる（ステップＳ１０１２）。
特開２００４−２９５６８８号公報 特開２００８−２２６８７０号公報
従来の山登り法では、図１０に示したように、開放電圧Ｖ０を基準とした値に制御電圧Ｖを設定し、そこからＭＰＰＴ制御を開始しており、最大の出力電力の動作点に到達するまでに時間を要してしまい、ロスが大きいという問題があった。
また、前述の山登り法だけに限らず多くのＭＰＰＴ制御においては、天候または日陰等により日射量が変化すると、ＭＰＰＴ制御の精度が低下するという問題があった。つまり、制御電圧Ｖの変化に伴う出力電力Ｐの変化を監視し、最大の出力電力Ｐの動作点を検出するという本来のＭＰＰＴ制御の有効性が、日射量が変化するという外乱によって、損なわれてしまうという問題があった。例えば、日射量が少ない場合には信号レベルが大幅に低下することから、その検出精度は低下し、結果として最大の出力電力Ｐの動作点を検出することが難しくなる。
そこで、本発明は前記課題を解決するためになされたものであり、その目的は、ＭＰＰＴ制御を効率的に行うことが可能な太陽光発電装置及び太陽光発電制御方法を提供することにある。
前記目的を達成するために、請求項１の太陽光発電装置は、太陽電池パネルの制御電圧をシフトさせ、前記太陽電池パネルの出力電力が最大となる動作点を追従制御する制御部を備えた太陽光発電装置において、前記制御部が、前記追従制御の開始時に、前記制御電圧として前記太陽電池パネルの所定の定格電圧を設定し、前記制御電圧に応じた出力電力を定格電圧時出力電力として取り込み、前記定格電圧時出力電力が前記太陽電池パネルの所定の定格出力よりも小さいと判定した場合、前記制御電圧のシフト方向を下げる方向に設定し、前記定格電圧時出力電力が前記所定の定格出力よりも小さくないと判定した場合、前記制御電圧のシフト方向を上げる方向に設定する初期設定手段と、前記制御電圧をシフトさせて新たな制御電圧を設定し、前記新たな制御電圧に応じた出力電力を取り込み、前記取り込んだ今回の出力電力と前回の出力電力とを比較し、今回の出力電力が前回の出力電力よりも大きいと判定した場合、前記シフト方向を維持し、今回の出力電力が前回の出力電力よりも大きくないと判定した場合、前記シフトさせた方向とは反対のシフト方向を設定する制御手段と、を備え、前記制御手段が、前記初期設定手段により設定されたシフト方向の新たな制御電圧を設定し、当該制御手段が設定したシフト方向の新たな制御電圧を順次設定し、前記出力電力が最大となる動作点を追従制御する、ことを特徴とする。
また、請求項２の太陽光発電装置は、太陽電池パネルの制御電圧をシフトさせ、前記太陽電池パネルの出力電力が最大となる動作点を追従制御する制御部を備えた太陽光発電装置において、前記制御部が、前記追従制御の開始時に、前記制御電圧として前記太陽電池パネルの所定の定格電圧を設定し、前記制御電圧に応じた出力電力を定格電圧時出力電力として取り込み、前記定格電圧時出力電力と前記太陽電池パネルの所定の定格出力との比較結果に基づいて、前記制御電圧のシフト方向を設定する初期設定手段と、前記制御電圧をシフトさせて新たな制御電圧を設定し、前記新たな制御電圧に応じた出力電力を取り込み、前記取り込んだ今回の出力電力と前回の出力電力とを比較し、今回の出力電力が前回の出力電力よりも大きいと判定した場合、前記シフト方向を維持し、今回の出力電力が前回の出力電力よりも大きくないと判定した場合、前記シフトさせた方向とは反対のシフト方向を設定する制御手段と、を備え、前記制御手段が、前記初期設定手段により設定されたシフト方向の新たな制御電圧を設定し、当該制御手段が設定したシフト方向の新たな制御電圧を順次設定し、前記出力電力が最大となる動作点を追従制御し、前記制御部が、さらに、回帰判定手段を備え、前記回帰判定手段が、前記定格電圧時出力電力と前記制御手段により取り込まれた今回の出力電力とを比較し、前記定格電圧時出力電力が今回の出力電力よりも小さいと判定した場合、回帰無しを判断し、前記定格電圧時出力電力が今回の出力電力よりも小さくないと判定した場合、回帰有りを判断し、前記回帰無しが判断された場合、前記制御手段が、前記新たな制御電圧の設定、前記出力電力の取り込み及び前記シフト方向の設定を行い、前記回帰有りが判断された場合、前記初期設定手段が、前記追従制御の開始時と同じ処理を再度行い、前記制御手段が、前記新たな制御電圧の設定、前記出力電力の取り込み及び前記シフト方向の設定を行う、ことを特徴とする。
また、請求項３の太陽光発電装置は、太陽電池パネルの制御電圧をシフトさせ、前記太陽電池パネルの出力電力が最大となる動作点を追従制御する制御部を備えた太陽光発電装置において、前記制御部が、前記追従制御の開始時に、前記制御電圧として前記太陽電池パネルの所定の定格電圧を設定し、前記制御電圧に応じた出力電力を定格電圧時出力電力として取り込み、前記定格電圧時出力電力と前記太陽電池パネルの所定の定格出力との比較結果に基づいて、前記制御電圧のシフト方向を設定する初期設定手段と、前記制御電圧をシフトさせて新たな制御電圧を設定し、前記新たな制御電圧に応じた出力電力を取り込み、前記取り込んだ今回の出力電力と前回の出力電力とを比較し、今回の出力電力が前回の出力電力よりも大きいと判定した場合、前記シフト方向を維持し、今回の出力電力が前回の出力電力よりも大きくないと判定した場合、前記シフトさせた方向とは反対のシフト方向を設定する制御手段と、を備え、前記制御手段が、前記初期設定手段により設定されたシフト方向の新たな制御電圧を設定し、当該制御手段が設定したシフト方向の新たな制御電圧を順次設定し、前記出力電力が最大となる動作点を追従制御し、前記制御部が、さらに、回帰判定手段を備え、前記回帰判定手段が、前記制御手段により新たな制御電圧が設定されたときのシフト回数と所定の制限値とを比較し、前記シフト回数が所定の制限値よりも小さいと判定した場合、回帰無しを判断し、前記シフト回数が所定の制限値よりも小さくないと判定した場合、回帰有りを判断し、前記回帰無しが判断された場合、前記制御手段が、前記新たな制御電圧の設定、前記出力電圧の取り込み及び前記シフト方向の設定を行い、前記回帰有りが判断された場合、前記初期設定手段が、前記追従制御の開始時と同じ処理を再度行い、前記制御手段が、前記新たな制御電圧の設定、前記出力電圧の取り込み及び前記シフト方向の設定を行う、ことを特徴とする。
また、請求項４の太陽光発電装置は、請求項１から３までのいずれか一項に記載の太陽光発電装置において、前記太陽電池パネルの出力電力を３相の電力に変換するパワーコンディショナを備え、当該パワーコンディショナが前記制御部を備えることを特徴とする。
また、請求項５の太陽光発電装置は、請求項１から３までのいずれか一項に記載の太陽光発電装置において、前記太陽電池パネルにより出力された電圧を所定の電圧に変換するＤＣ−ＤＣコンバータと、前記ＤＣ−ＤＣコンバータからの出力電力を３相の電力に変換するパワーコンディショナと、を備え、当該ＤＣ−ＤＣコンバータが前記制御部を備えることを特徴とする。
また、請求項６の太陽光発電装置は、請求項１から５までのいずれか一項に記載の太陽光発電装置において、前記制御電圧をシフトさせるシフト量を、固定値、前記太陽電池パネルの出力電力に応じた値、または前記太陽電池パネルの出力電圧に応じた値とする、ことを特徴とする。
さらに、請求項７の太陽光発電制御方法は、太陽電池パネルの制御電圧をシフトさせ、前記太陽電池パネルの出力電力が最大となる動作点を追従制御する太陽光発電制御方法において、前記追従制御の開始時に、前記制御電圧として前記太陽電池パネルの所定の定格電圧を設定し、前記制御電圧に応じた出力電力を定格電圧時出力電力として取り込み、前記定格電圧時出力電力と前記太陽電池パネルの所定の定格出力との比較結果に基づいて、前記制御電圧のシフト方向を設定する第１のステップと、前記第１のステップにて設定したシフト方向に前記制御電圧をシフトさせて新たな制御電圧を設定する第２のステップと、前記新たな制御電圧に応じた出力電力を取り込み、前記取り込んだ今回の出力電力と前回の出力電力とを比較し、今回の出力電力が前回の出力電力よりも大きいと判定した場合、前記シフト方向を維持し、今回の出力電力が前回の出力電力よりも大きくないと判定した場合、前記シフトさせた方向とは反対のシフト方向を設定する第３のステップと、前記第３のステップにて設定したシフト方向に前記制御電圧をシフトさせて新たな制御電圧を設定する第４のステップと、前記第３のステップと前記第４のステップとを繰り返す第５のステップと、を有し、前記第５のステップは、さらに、前記定格電圧時出力電力と前記今回の出力電力とを比較すると共に、前記第４のステップにて新たな制御電圧を設定したときのシフト回数と所定の制限値とを比較し、前記定格電圧時出力電力が今回の出力電力よりも小さくないと判定した場合、または、前記シフト回数が所定の制限値よりも小さくないと判定した場合、前記第１のステップにおける追従制御の開始時と同じ処理を再度行う、ことを特徴とする。
以上のように、本発明によれば、最大の出力電力の動作点まで短時間に到達することができ、ＭＰＰＴ制御を効率的に行うことが可能となる。
一般的な太陽光発電システムの全体構成を示す概略図である。 本発明の実施形態によるパワーコンディショナの構成を示すブロック図である。 本発明の実施形態によるＤＣ−ＤＣコンバータの構成を示すブロック図である。 ＭＰＰＴ制御機能部による最大電力点追従制御の処理を示すフローチャートである。 ステップＳ４０１の処理の詳細を示すフローチャートである。 ＭＰＰＴ制御機能部の機能を説明する図である。 太陽電池パネルの等価回路を示す図である。 太陽電池パネルのＩ−Ｖ特性、Ｐ−Ｖ特性を示す図である。 山登り法を説明する図である。 山登り法の処理を示すフローチャートである。 日射量が１０００Ｗ／ｍ２のときの太陽電池パネルの特性Ａを示す図である。 日射量が１０００Ｗ／ｍ２を上回るときの太陽電池パネルの特性Ｂ、及び日射量が１０００Ｗ／ｍ２を下回るときの太陽電池パネルの特性Ｃを示す図である。
以下、本発明を実施するための形態について図面を用いて詳細に説明する。
〔本発明の概要〕
まず、本発明の概要について説明する。図１１は、日射量が１０００Ｗ／ｍ２のときの太陽電池パネル１０の特性Ａを示す図である。図１２は、日射量が１０００Ｗ／ｍ２を上回るときの太陽電池パネル１０の特性Ｂ、及び日射量が１０００Ｗ／ｍ２を下回るときの太陽電池パネル１０の特性Ｃを示す図である。図１１及び図１２において、横軸は制御電圧を示し、縦軸は出力電力を示す。
図１１の特性Ａ（日射量が１０００Ｗ／ｍ２のときの特性）は、太陽電池パネル１０の最大出力制御電圧（定格電圧）において、最大の出力電力となる特性を示している。つまり、制御電圧Ｖが最大出力制御電圧（定格電圧）Ｖ0のときに、出力電力Ｐ0は最大になっている。
図１２の特性Ｂ（日射量が１０００Ｗ／ｍ２を上回るときの特性）は、発電電力（定格電圧のときの出力電力）が太陽電池パネル１０の定格出力よりも大きくなり、最大の出力電力及びそのときの制御電圧の動作点が、特性Ａに示した最大の出力電圧及びそのときの制御電圧（定格電圧）の動作点よりも上昇する特性を示している。つまり、特性Ｂでは、制御電圧Ｖ-2のときに出力電力Ｐ-2は最大になっている。
図１２の特性Ｃ（日射量が１０００Ｗ／ｍ２を下回るときの特性）は、発電電力（定格電圧のときの出力電力）は太陽電池パネル１０の定格出力よりも小さくなり、最大の出力電力及びそのときの制御電圧の動作点が、特性Ａに示した最大の出力電圧及びそのときの制御電圧（定格電圧）の動作点よりも下降する特性を示している。つまり、特性Ｃでは、制御電圧Ｖ4のときに出力電力Ｐ4は最大になっている。
このように、日射量が異なる太陽電池パネル１０において、日射量が多くなり、それに伴って最大の出力電力が大きくなると、そのときの制御電圧も大きくなり、一方で、日射量が少なくなり、それに伴って最大の出力電力が小さくなると、そのときの制御電圧も小さくなる。日射量は天候に大きく左右され、曇り空または日陰等の影響を大きく受けて、太陽電池パネル１０の出力電力は大きく変動する。しかしながら、図１１及び図１２から、日射量が異なる場合であって、最大の出力電力は、制御電圧が定格電圧のときの出力電力の近くに存在し、最大の出力電力のときの制御電圧は、定格電圧の近くに存在する。
そこで、本発明は、定格電圧を基準とした値に制御電圧を設定し、そこからＭＰＰＴ制御を開始することを特徴とする。これにより、最大の出力電力の動作点まで短時間に到達することができるから、無駄な電力消費をなくし、ＭＰＰＴ制御を効率的に行うことが可能となる。
また、本発明は、太陽電池パネル１０から取り込んだ今回の出力電力が定格電圧のときの出力電力以下になった場合、または、制御電圧のシフト回数が所定数以上になった場合、ＭＰＰＴ制御が不能になったと判断し、制御電圧を初期の電圧に設定する、すなわち定格電圧を基準とした値に制御電圧を設定することで、ＭＰＰＴ制御を再スタートさせることを特徴とする。これにより、天候または日陰等により日射量が変化し、ＭＰＰＴ制御が不能になった場合、ＭＰＰＴ制御を初期に戻すから、制御不能状態から脱出すると共に、制御不能時の無駄な電力消費をなくすことができ、ＭＰＰＴ制御を効率的に行うことが可能となる。
〔パワーコンディショナ〕
次に、図１に示した太陽光発電システム１において、本発明の実施形態による太陽光発電装置について説明する。太陽光発電システム１における太陽光発電装置はパワーコンディショナ１２であり、ＭＰＰＴ制御を行う制御部を備えている。
図２は、パワーコンディショナ１２の構成を示すブロック図である。このパワーコンディショナ１２は、ＭＰＰＴ制御機能部３１、電流検出器３２、電圧検出器３３、電流検出器３５、電気角検出器３６、電流ＦＢ（FeedBack：フィードバック）３相／２相演算器３７、演算器３８、電流指令２相／３相演算器３９、ＰＷＭ（Pulse Width Modulation：パルス幅変調）制御器４０及びパワー変換器４１を備えている。図２には本発明と直接関連する構成部のみを示してあり、本発明と直接関連しない構成部は省略してある。
ＭＰＰＴ制御機能部３１は、太陽電池パネル１０の最大電力の動作点を追従して制御するＭＰＰＴ制御である最大電力点追従制御を行うために、太陽電池パネル１０の出力電圧及び出力電流を入力して出力電力を算出し、制御電圧を設定し、制御電圧と太陽電池パネル１０の出力電圧との電圧偏差を出力する。具体的には、ＭＰＰＴ制御機能部３１は、前述のとおり、定格電圧を基準とした値に制御電圧を設定し、そこからＭＰＰＴ制御を開始すると共に、所定の場合にＭＰＰＴ制御が不能になったと判定し、制御電圧を、定格電圧を基準とした初期の値に設定することで、ＭＰＰＴ制御を再スタートさせる。ＭＰＰＴ制御機能部３１の詳細については後述する。
電流検出器３２は、太陽電池パネル１０から接続箱１１を介して、太陽電池パネル１０の出力電流を検出する。電流検出器３２により検出された太陽電池パネル１０の出力電流は、電力演算のためにＭＰＰＴ制御機能部３１へ電流ＦＢとして入力される。
電圧検出器３３は、太陽電池パネル１０から接続箱１１を介して、太陽電池パネル１０の出力電圧を検出する。電圧検出器３３により検出された太陽電池パネル１０の出力電圧は、電力演算のためにＭＰＰＴ制御機能部３１へ電圧ＦＢとして入力される。
電流検出器３５は、パワー変換器４１から系統電源等へ電力が供給される際の、３相の交流電流のそれぞれを電流ＦＢとして検出する。電流検出器３５により検出されたそれぞれの電流ＦＢは、電流ＦＢ３相／２相演算器３７へ入力される。
電気角検出器３６は、パワー変換器４１から系統電源等へ電力が供給される際の、３相の交流電圧における相間電圧を入力する。そして、電気角検出器３６は、予め設定されたサインテーブルを用いて、入力した相間電圧のＡＣ信号を静止座標系及び回転座標系で表す電圧ベクトルに変換して電気角を検出し、電気角を電流ＦＢ３相／２相演算器３７及び電流指令２相／３相演算器３９に出力する。
電流ＦＢ３相／２相演算器３７は、電流検出器３５から各相の電流ＦＢを入力すると共に、電気角検出器３６から電気角を入力し、各相の電流ＦＢ及び電気角に基づいて、３相の電流ＦＢから２相の電流ＦＢへの座標変換を行い、ｄ軸電流ＦＢ及びｑ軸電流ＦＢを生成する。そして、電流ＦＢ３相／２相演算器３７は、ｄ軸電流ＦＢ（Ｉｄ）を電流指令２相／３相演算器３９に出力し、ｑ軸電流ＦＢを演算器３８に出力する。
演算器３８は、電流ＦＢ３相／２相演算器３７からｑ軸電流ＦＢを入力すると共に、ＭＰＰＴ制御機能部３１から電圧偏差を入力し、電圧偏差をｑ軸電流ＦＢに加算し、加算結果のｑ軸電流ＦＢ（Ｉｑ）を電流指令２相／３相演算器３９に出力する。
電流指令２相／３相演算器３９は、演算器３８から加算結果のｑ軸電流ＦＢ（Ｉｑ）を、電流ＦＢ３相／２相演算器３７からｄ軸電流ＦＢ（Ｉｄ）を、電気角検出器３６から電気角をそれぞれ入力する。そして、電流指令２相／３相演算器３９は、２相のｑ軸電流ＦＢ（Ｉｑ）及びｄ軸電流ＦＢ（Ｉｄ）並びに電気角に基づいて、２相の電流指令から３相の電圧指令への座標変換を行い、３相の電圧指令を生成してＰＷＭ制御器４０に出力する。
ＰＷＭ制御器４０は、電流指令２相／３相演算器３９から３相の電圧指令を入力し、入力した３相の電圧指令と、図示しない発振器にて発生する信号、例えば三角波信号等とを図示しないコンパレータに入力し、ＰＷＭ信号を生成してパワー変換器４１に出力する。パワー変換器４１は、ＰＷＭ制御器４０からＰＷＭ信号を入力し、ＡＣ／ＤＣの電力変換を行う。
これにより、電圧ＦＢである太陽電池パネル１０の出力電圧と、ＭＰＰＴ制御機能部３１により設定された制御電圧との間の偏差が０になるように制御が行われ、太陽電池パネル１０からのＤＣの出力電力がＡＣの電力に変換され、ＡＣの電力が系統電源等へ供給される。
〔ＤＣ−ＤＣコンバータ〕
次に、図１に示した太陽光発電システム２において、本発明の実施形態による太陽光発電装置について説明する。太陽光発電システム２における太陽光発電装置は、ＤＣ−ＤＣコンバータ１３及びパワーコンディショナ１４であり、ＤＣ−ＤＣコンバータ１３は、ＭＰＰＴ制御を行う制御部を備えている。以下、ＤＣ−ＤＣコンバータ１３について説明する。
図３は、ＤＣ−ＤＣコンバータ１３の構成を示すブロック図である。このＤＣ−ＤＣコンバータ１３は、ＭＰＰＴ制御機能部５１、電流検出器５２、電圧検出器５３、電圧制御器５５、電流検出器５６、演算器５７、電流制御器５８、ＰＷＭ制御器５９及びパワー変換器６０を備えている。尚、図３には本発明と直接関連する構成部のみを示してあり、本発明と直接関連しない構成部は省略してある。
ＭＰＰＴ制御機能部５１は、図２に示したＭＰＰＴ制御機能部３１と同様に、太陽電池パネル１０の最大電力の動作点を追従して制御するＭＰＰＴ制御である最大電力点追従制御を行うために、太陽電池パネル１０の出力電圧及び出力電流を入力して出力電力を算出し、制御電圧を設定し、制御電圧と太陽電池パネル１０の出力電圧との電圧偏差を出力する。具体的には、ＭＰＰＴ制御機能部５１は、前述のとおり、定格電圧を基準とした値に制御電圧を設定し、そこからＭＰＰＴ制御を開始すると共に、所定の場合にＭＰＰＴ制御が不能になったと判定し、制御電圧を、定格電圧を基準とした初期の値に設定することで、ＭＰＰＴ制御を再スタートさせる。ＭＰＰＴ制御機能部５１の詳細については後述する。
電流検出器５２は、太陽電池パネル１０から接続箱１１を介して、太陽電池パネル１０の出力電流を検出する。電流検出器５２により検出された太陽電池パネル１０の出力電流は、電力演算のためにＭＰＰＴ制御機能部５１へ電流ＦＢとして入力される。
電圧検出器５３は、太陽電池パネル１０から接続箱１１を介して、太陽電池パネル１０の出力電圧を検出する。電圧検出器５３により検出された太陽電池パネル１０の出力電圧は、電力演算のためにＭＰＰＴ制御機能部５１へ電圧ＦＢとして入力される。
電圧制御器５５は、ＭＰＰＴ制御機能部５１から電圧偏差を入力し、電圧偏差が０になるように電流指令を生成し、電流指令を演算器５７に出力する。
電流検出器５６は、パワー変換器６０からパワーコンディショナ１４へ電力が供給される際の電流ＦＢを検出する。電流検出器５６により検出された電流ＦＢは、演算器５７へ入力される。尚、電流検出器５６は、電流検出器５２で代用することも可能である。
演算器５７は、太陽電池パネル１０の出力電圧を、ＭＰＰＴ制御された制御電圧で安定的に制御するためのマイナーループの役割を持ち、電圧制御器５５から電流指令を入力し、また電流検出器５６から電流ＦＢを入力して、電流指令から電流ＦＢを減算して電流偏差を算出し、その電流偏差を電流制御器５８に出力する。電流制御器５８は、演算器５７から電流偏差を入力し、電流偏差が０になるように電圧指令を生成し、電圧指令をＰＷＭ制御器５９に出力する。
ＰＷＭ制御器５９は、電流制御器５８から電圧指令を入力し、入力した電圧指令と、図示しない発振器にて発生する信号、例えば三角波信号等とを図示しないコンパレータに入力し、ＰＷＭ信号を生成して出力する。パワー変換器６０は、ＰＷＭ制御器５９からＰＷＭ信号を入力し、ＤＣ／ＤＣの電力変換を行う。尚、ＤＣ−ＤＣコンバータ１３の出力電圧は、太陽電池パネル１０の出力特性及び系統連係に必要な系統電圧を生成するように、パワーコンディショナ１４により回生制御されている。
これにより、太陽電池パネル１０の出力電圧は、ＭＰＰＴ制御機能部５１により設定される、太陽電池パネル１０の最大出力における制御電圧の指令との偏差が０になるように制御が行われ、太陽電池パネル１０からのＤＣの出力電力は、所定のＤＣ電圧の電力に変換され、パワーコンディショナ１４へ供給される。
〔ＭＰＰＴ制御機能部の処理〕
次に、図２に示したＭＰＰＴ制御機能部３１及び図３に示したＭＰＰＴ制御機能部５１の処理について説明する。ＭＰＰＴ制御機能部３１，５１は同じ処理を行う。図４は、ＭＰＰＴ制御機能部３１，５１による最大電力点追従制御の処理を示すフローチャートである。ＭＰＰＴ制御機能部３１，５１は、初期設定手段、制御手段及び回帰判定手段を備えている。初期設定手段は、図４に示すステップＳ４０１及びステップＳ４０２の処理を行い、制御手段は、ステップＳ４０３〜ステップＳ４１２の処理を行い、回帰判定手段は、ステップＳ４１３及びステップＳ４１４の処理を行う。
図６は、ＭＰＰＴ制御機能部３１，５１の機能を説明する図である。このＭＰＰＴ制御機能部３１，５１は、電力演算部７１、前回電力データ格納部７２、演算器７３、比較器７４、シフト方向判別部７５、ＭＰＰＴ制御指令部７６及び演算器７７により、図４に示す処理を行う。
（最大出力電圧（定格電圧）を基準とした初期処理）
まず、ＭＰＰＴ制御機能部３１，５１は、最大出力電圧（定格電圧）Ｖ0を基準とした初期処理を行う（ステップＳ４０１）。図１０に示したステップＳ１００１では、開放電圧Ｖ０を基準とした初期処理を行うが、本発明の実施形態では、最大出力電圧（定格電圧）Ｖ0を基準とした初期処理を行う。
図５は、図４に示したステップＳ４０１の処理の詳細を示すフローチャートである。ＭＰＰＴ制御機能部３１，５１は、ＭＰＰＴ制御の開始の制御電圧Ｖとして最大出力電圧（定格電圧）すなわち定格出力制御電圧Ｖ0を設定する（Ｖ＝Ｖ0、ステップＳ５０１）。最大出力電圧（定格電圧）Ｖ0は、太陽電池パネル１０の仕様として太陽電池パネル１０のパネル前面等に記載されており、オペレータの操作により予めＭＰＰＴ制御機能部３１，５１に入力されているものとする。ここで、最大出力電圧（定格電圧）Ｖ0とは、所定の日射量（図１１に示した特性Ａの日射量１０００Ｗ／ｍ２）において、最大出力が得られる電圧であり、太陽電池パネル１０には最大出力電圧（または定格電圧）等の名目で表示されることが決められている。
ＭＰＰＴ制御機能部３１，５１は、定格出力Ｐratedを設定する（ステップＳ５０２）。定格出力Ｐratedは、太陽電池パネル１０の仕様として太陽電池パネル１０のパネル前面等に記載されており、オペレータの操作により予めＭＰＰＴ制御機能部３１，５１に入力されているものとする。ここで、定格出力Ｐratedとは、所定の日射量（図１１に示した特性Ａの日射量１０００Ｗ／ｍ２）において、安定して出力可能な電力の定格を示し、太陽電池パネル１０に応じて予め決められている。
ＭＰＰＴ制御機能部３１，５１は、太陽電池パネル１０から、制御電圧Ｖ0に応じた出力電力（定格電圧時出力電力）Ｐ0を取り込む（Ｐ＝Ｐ0、ステップＳ５０３）。具体的には、ＭＰＰＴ制御機能部３１は、電流検出器３２から入力した出力電流と電圧検出器３３から入力した出力電圧とを乗算することにより、太陽電池パネル１０の出力電力を算出する。ＭＰＰＴ制御機能部５１は、電流検出器５２から入力した出力電流と電圧検出器５３から入力した出力電圧とを乗算することにより、太陽電池パネル１０の出力電力を算出する。
ＭＰＰＴ制御機能部３１，５１は、制御電圧Ｖのシフト回数ｎ＝０を設定する（ステップＳ５０４）。このシフト回数はシフトカウンタに設定され、シフトカウンタは、後述するステップＳ４０４またはステップＳ４０５において制御電圧Ｖがシフトする毎に更新される。そして、ＭＰＰＴ制御機能部３１，５１は、制御電圧Ｖのシフト方向を定めるために、ステップＳ５０２にて設定した定格出力Ｐratedと、ステップＳ５０３にて取り込んだ定格電圧時出力電力Ｐ0とを比較し、定格電圧時出力電力Ｐ0が定格出力Ｐratedよりも小さいか否かを判定する（ステップＳ５０５）。
ＭＰＰＴ制御機能部３１，５１は、ステップＳ５０５において、定格電圧時出力電力Ｐ0が定格出力Ｐratedよりも小さいと判定した場合（ステップＳ５０５：Ｙ）、太陽電池パネル１０の特性は図１２に示した特性Ｃであると判断し、制御電圧Ｖのシフト方向を定めるパラメータｃとして、反時計回りを示すデータを設定する（ｃ＝−１、ステップＳ５０６）。定格電圧時出力電力Ｐ0が定格出力Ｐratedよりも小さい場合に反時計回りを示すパラメータｃ＝−１を設定するのは、図１２に示した特性Ｃのように、最大電力の動作点（Ｖ4，Ｐ4）が定格電圧時出力電力Ｐ0の動作点（Ｖ0，Ｐ0）よりも反時計回り（左側）の位置に存在するため、制御電圧Ｖをシフト電圧ΔＶ毎に引き下げるためである。
一方、ＭＰＰＴ制御機能部３１，５１は、ステップＳ５０５において、定格電圧時出力電力Ｐ0が定格出力Ｐratedよりも小さくない（定格電圧時出力電力Ｐ0が定格出力Ｐrated以上である）と判定した場合（ステップＳ５０５：Ｎ）、太陽電池パネル１０の特性は図１１に示した特性Ａまたは図１２に示した特性Ｂであると判断し、制御電圧Ｖのシフト方向を定めるパラメータｃとして、時計回りを示すデータを設定する（ｃ＝１、ステップＳ５０７）。定格電圧時出力電力Ｐ0が定格出力Ｐrated以上である場合に時計回りを示すパラメータｃ＝１を設定するのは、例えば図１２に示した特性Ｂのように、最大電力の動作点（Ｖ-2，Ｐ-2）が定格電圧時出力電力Ｐ0の動作点（Ｖ0，Ｐ0）よりも時計回り（右側）の位置に存在するため、制御電圧Ｖをシフト電圧ΔＶ毎に引き上げるためである。
ＭＰＰＴ制御機能部３１，５１は、ステップＳ５０６またはステップＳ５０７の後、図４に示すステップＳ４０２へ移行する。すなわち、図５に示したステップＳ５０４〜ステップＳ５０７は、定格電圧時出力電力Ｐ0と定格出力Ｐratedとを比較して制御電圧Ｖのシフト方向を判別する処理である（図４の後述するステップＳ４０３〜ステップＳ４０５は、得られた今回（Ｎ回目）の出力電力ＰＮと前回（Ｎ−１回目）の出力電力ＰＮ−１とを比較させる同様な機能である）。
（制御電圧Ｖのシフト）
図４に戻って、ＭＰＰＴ制御機能部３１，５１は、ステップＳ４０１の後（図５のステップＳ５０６またはステップＳ５０７から移行して）、基準電力ＰＰとして定格電圧時出力電力Ｐ0を設定する（ＰＰ＝Ｐ0、ステップＳ４０２）。基準電力ＰＰは、後述するステップＳ４０８の比較処理において、前回の出力電力Ｐとして用いられる。
図４のステップＳ４０３〜ステップＳ４０５は、図１０に示したステップＳ１００３〜ステップＳ１００５に相当する。また、図４のステップＳ４０７〜ステップＳ４１２は、図１０に示したステップＳ１００６〜ステップＳ１０１１に相当する。図４のステップＳ４０６は、図１０に存在しない処理である。
ＭＰＰＴ制御機能部３１，５１は、パラメータｃが１（時計回り）であるか−１（反時計回り）であるかを判定し（ステップＳ４０３）、ｃ＝−１（反時計回り）の場合（ステップＳ４０３：ｃ＝−１）、制御電圧Ｖを下げる方向へシフトさせるために、前回の制御電圧Ｖからシフト電圧ΔＶを減算して新たな今回の制御電圧Ｖを設定する（Ｖ（今回）＝Ｖ（前回）−ΔＶ、ステップＳ４０４）。また、ＭＰＰＴ制御機能部３１，５１は、ｃ＝１（時計回り）の場合（ステップＳ４０３：ｃ＝１）、制御電圧Ｖを上げる方向へシフトさせるために、前回の制御電圧Ｖにシフト電圧ΔＶを加算して新たな今回の制御電圧Ｖを設定する（Ｖ（今回）＝Ｖ（前回）＋ΔＶ、ステップＳ４０５）。
図１２に示した特性Ｃの場合、制御電圧Ｖは、Ｖ0からＶ5まで下がる方向へシフトする。このときのパラメータｃは−１である。また、図１２に示した特性Ｂの場合、制御電圧Ｖは、Ｖ0からＶ-3まで上がる方向へシフトする。このときのパラメータｃは１である。
ＭＰＰＴ制御機能部３１，５１は、ステップＳ４０４またはステップＳ４０５において制御電圧Ｖをシフトさせた後、シフト回数ｎをインクリメントする（ｎ＝ｎ＋１、ステップＳ４０６）。そして、ＭＰＰＴ制御機能部３１，５１は、太陽電池パネル１０から、新たな今回の制御電圧Ｖに応じた出力電力Ｐを取り込む（ステップＳ４０７）。
図１２に示した特性Ｃの場合、ステップＳ４０７の１回目の処理では、制御電圧Ｖ1に応じた出力電力Ｐ1が取り込まれ、特性Ａ，Ｂの場合、ステップＳ４０７の１回目の処理では、制御電圧Ｖ-1に応じた出力電力Ｐ-1が取り込まれる。
（基準電力ＰＰの更新、パラメータｃの設定）
ＭＰＰＴ制御機能部３１，５１は、出力電力Ｐ（今回の出力電力Ｐ）と基準電力ＰＰ（前回の出力電力Ｐ（前回に取り込んだ出力電力Ｐ））とを比較し、出力電力Ｐが基準電力ＰＰよりも大きいか否かを判定し（ステップＳ４０８）、出力電力Ｐが基準電力ＰＰよりも大きい場合（ステップＳ４０８：Ｙ）、基準電力ＰＰとして出力電力Ｐを設定することで基準電力ＰＰを更新し（ＰＰ＝Ｐ、ステップＳ４０９）、パラメータｃをそのままに維持する（ｃ＝＋ｃ、ステップＳ４１０）。そして、ステップＳ４１３へ移行する。
また、ＭＰＰＴ制御機能部３１，５１は、出力電力Ｐが基準電力ＰＰよりも大きくない（出力電力Ｐが基準電力ＰＰ以下である）場合（ステップＳ４０８：Ｎ）、基準電力ＰＰとして出力電力Ｐを設定することで基準電力ＰＰを更新し（ＰＰ＝Ｐ、ステップＳ４１１）、パラメータｃの極性を反転する（ｃ＝−ｃ、ステップＳ４１２）。そして、ステップＳ４１３へ移行する。
ここで、出力電力Ｐは、図６に示した電力演算部７１により算出される。また、基準電力ＰＰ（前回の出力電力Ｐ）は、前回電力データ格納部７２に格納され、出力電力Ｐ（今回の出力電力Ｐ）と基準電力ＰＰ（前回の出力電力Ｐ）との比較は、演算器７３及び比較器７４により行われる。また、制御電圧Ｖのシフト方向を示すパラメータｃの設定（シフト方向の判別）は、シフト方向判別部７５により行われる。この場合、ＭＰＰＴ制御指令部７６は、最大出力電圧（定格電圧）Ｖ0を演算器７７に出力すると共に、シフト方向判別部７５により設定されたパラメータｃに応じて演算した、ＭＰＰＴ制御の開始点である最大出力電圧（定格電圧）Ｖ0を基準にしたプラス側またはマイナス側の電圧値を演算器７７に出力する。演算器７７は、ＭＰＰＴ制御指令部７６から最大出力電圧（定格電圧）Ｖ0及びプラス側またはマイナス側の電圧値を入力し、図２または図３に示した電圧検出器３３，５３から電圧ＦＢを入力する。そして、演算器７７は、最大出力電圧（定格電圧）Ｖ0に電圧値を加算し、または最大出力電圧（定格電圧）Ｖ0から電圧値を減算することで制御電圧Ｖを求め、制御電圧Ｖから電圧ＦＢを減算して電圧偏差を算出し、電圧偏差を、図２に示した演算器３８または図３に示した電圧制御器５５に出力する。
（特性Ｃの動作）
図１２に示した特性Ｃの場合、出力電力Ｐ0，・・・，Ｐ4は、制御電圧Ｖ0からＶ4まで変化するに従って増加する。これにより、制御電圧Ｖ0〜Ｖ4及び出力電力Ｐ0〜Ｐ4の領域では、ステップＳ４０８にて出力電力Ｐは基準電力ＰＰよりも大きいと判定され、ステップＳ４０９にて基準電力ＰＰは更新され、ステップＳ４１０にてパラメータｃは−１に維持される。これにより、制御電圧Ｖは、Ｖ0からＶ4までの間でシフト電圧ΔＶ毎に継続して下げられ、これに伴って出力電力Ｐは、Ｐ0からＰ4まで増加する。そして、出力電力Ｐ4，Ｐ5は、制御電圧Ｖ4からＶ5まで変化するに従って減少する。これにより、制御電圧Ｖ4，Ｖ5及び出力電力Ｐ4，Ｐ5の領域では、ステップＳ４０８にて出力電力Ｐ5は基準電力ＰＰ＝Ｐ4よりも大きくないと判定され、ステップＳ４１１にて基準電力ＰＰがＰ5に更新され、ステップＳ４１２にてパラメータｃの極性は反転され、ｃ＝１に設定される。これにより、制御電圧Ｖは、ステップＳ４０５において、Ｖ5からＶ4に上げられ、これに伴って出力電力Ｐは、Ｐ5からＰ4に増加する。
そして、ステップＳ４０８にて出力電力Ｐ4は基準電力ＰＰ＝Ｐ5よりも大きいと判定され、ステップＳ４０９にて基準電力ＰＰはＰ4に更新され、ステップＳ４１０にてパラメータｃは１に維持される。これにより、制御電圧Ｖは、ステップＳ４０５において、Ｖ4からＶ3に上げられ、これに伴って出力電力Ｐは、Ｐ4からＰ3に減少する。
そして、ステップＳ４０８にて出力電力Ｐ3は基準電力ＰＰ＝Ｐ4よりも大きくないと判定され、ステップＳ４１１にて基準電力ＰＰはＰ3に更新され、ステップＳ４１２にてパラメータｃの極性は反転し、ｃ＝−１に設定される。これにより、制御電圧Ｖは、ステップＳ４０４において、Ｖ3からＶ4に下げられ、これに伴って出力電力Ｐは、Ｐ3からＰ4に増加する。
このように、出力電力Ｐが最大の出力電力Ｐ4に到達するまでの間、動作点は（Ｖ0，Ｐ0）から（Ｖ4，Ｐ4）まで移行し、その後、最大の出力電力Ｐ4である動作点（Ｖ4，Ｐ4）を中心に、動作点（Ｖ5，Ｐ5）と動作点（Ｖ3，Ｐ3）との間の移行を繰り返す。
これにより、最大の出力電力の動作点（Ｖ4，Ｐ4）を中心にして制御電圧Ｖは維持され、最高の効率で太陽電池パネル１０の発電を維持することができる。また、最大の出力電力の動作点（Ｖ4，Ｐ4）まで短時間に到達することができるから無駄な電力消費をなくし、ＭＰＰＴ制御を効率的に行うことが可能となる。
（特性Ｂの動作）
図１２に示した特性Ｂの場合、出力電力Ｐ0，Ｐ-1，Ｐ-2は、制御電圧Ｖ0からＶ-2まで変化するに従って増加する。これにより、制御電圧Ｖ0〜Ｖ-2及び出力電力Ｐ0〜Ｐ-2の領域では、ステップＳ４０８にて出力電力Ｐは基準電力ＰＰよりも大きいと判定され、ステップＳ４０９にて基準電力ＰＰは更新され、ステップＳ４１０にてパラメータｃは１に維持される。これにより、制御電圧Ｖは、Ｖ0からＶ-2までの間でシフト電圧ΔＶ毎に継続して上げられ、これに伴って出力電力Ｐは、Ｐ0からＰ-2まで増加する。そして、出力電力Ｐ-2，Ｐ-3は、制御電圧Ｖ-2からＶ-3まで変化するに従って減少する。これにより、制御電圧Ｖ-2，Ｖ-3及び出力電力Ｐ-2，Ｐ-3の領域では、ステップＳ４０８にて出力電力Ｐ-3は基準電力ＰＰ＝Ｐ-2よりも大きくないと判定され、ステップＳ４１１にて基準電力ＰＰがＰ-3に更新され、ステップＳ４１２にてパラメータｃの極性は反転され、ｃ＝−１に設定される。これにより、制御電圧Ｖは、ステップＳ４０４において、Ｖ-3からＶ-2に下げられ、これに伴って出力電力Ｐは、Ｐ-3からＰ-2に増加する。
そして、ステップＳ４０８にて出力電力Ｐ-2は基準電力ＰＰ＝Ｐ-3よりも大きいと判定され、ステップＳ４０９にて基準電力ＰＰはＰ-2に更新され、ステップＳ４１０にてパラメータｃは−１に維持される。これにより、制御電圧Ｖは、ステップＳ４０４において、Ｖ-2からＶ-1に下げられ、これに伴って出力電力Ｐは、Ｐ-2からＰ-1に減少する。
そして、ステップＳ４０８にて出力電力Ｐ-1は基準電力ＰＰ＝Ｐ-2よりも大きくないと判定され、ステップＳ４１１にて基準電力ＰＰはＰ-1に更新され、ステップＳ４１２にてパラメータｃの極性は反転し、ｃ＝１に設定される。これにより、制御電圧Ｖは、ステップＳ４０４において、Ｖ-1からＶ-2に上げられ、これに伴って出力電力Ｐは、Ｐ-1からＰ-2に増加する。
このように、出力電力Ｐが最大の出力電力Ｐ-2に到達するまでの間、動作点は（Ｖ0，Ｐ0）から（Ｖ-2，Ｐ-2）まで移行し、その後、最大の出力電力Ｐ-2である動作点（Ｖ-2，Ｐ-2）を中心に、動作点（Ｖ-3，Ｐ-3）と動作点（Ｖ-1，Ｐ-1）との間の移行を繰り返す。
これにより、最大の出力電力の動作点（Ｖ-2，Ｐ-2）を中心にして制御電圧Ｖは維持され、最高の効率で太陽電池パネル１０の発電を維持することができる。また、最大の出力電力の動作点（Ｖ-2，Ｐ-2）まで短時間に到達することができ、ＭＰＰＴ制御を効率的に行うことが可能となり、発電効率を高めることができる。
（回帰判定処理／制御不能判定処理）
図４に戻って、ＭＰＰＴ制御機能部３１，５１は、ステップＳ４１０またはステップＳ４１２から移行して、回帰判定処理を行う。回帰判定処理は、ＭＰＰＴ制御が不能な状況であるか否かを判定する制御不能判定処理である。これにより、ＭＰＰＴ制御が不能であり回帰する場合、ステップＳ４０１にて最大出力電圧（定格電圧）Ｖ0を基準とした初期処理が行われ、ＭＰＰＴ制御を再スタートさせることができる。
具体的には、ＭＰＰＴ制御機能部３１，５１は、図５に示したステップＳ５０２にて取り込んだ定格時出力電力Ｐ0と、図４に示したステップＳ４０７にて取り込んだ出力電力Ｐ（今回の出力電力Ｐ）とを比較し、定格電圧時出力電力Ｐ0が出力電力Ｐよりも小さいか否かを判定する（ステップＳ４１３）。
ＭＰＰＴ制御機能部３１，５１は、ステップＳ４１３において、定格電圧時出力電力Ｐ0が出力電力Ｐよりも小さいと判定した場合（ステップＳ４１３：Ｙ）、ステップＳ４０６にて設定した、制御電圧Ｖのシフト回数ｎと、予め設定されたシフト回数制限値Ｎとを比較し、シフト回数ｎがシフト回数制限値Ｎよりも小さいか否かを判定する（ステップＳ４１４）。
ＭＰＰＴ制御機能部３１，５１は、ステップＳ４１４において、シフト回数ｎがシフト回数制限値Ｎよりも小さいと判定した場合（ステップＳ４１４：Ｙ）、ＭＰＰＴ制御が不能でなく回帰無しを判断し、ステップＳ４０３へ移行する。
これにより、定格電圧時出力電力Ｐ0が出力電力Ｐよりも小さく、かつシフト回数ｎがシフト回数制限値Ｎよりも小さい場合、ＭＰＰＴ制御は正しく行われていると判断され、ステップＳ４０１における最大出力電圧（定格電圧）Ｖ0を基準とした初期処理へ移行する回帰処理は行われない。つまり、制御電圧Ｖをシフトする処理が継続し、最大出力の動作点が導出される。
一方、ＭＰＰＴ制御機能部３１，５１は、ステップＳ４１３において、定格電圧時出力電力Ｐ0が出力電力Ｐよりも小さくない（定格電圧時出力電力Ｐ0が出力電力Ｐ以上である）と判定した場合（ステップＳ４１３：Ｎ）、または、ステップＳ４１４において、シフト回数ｎがシフト回数制限値Ｎよりも小さくない（シフト回数ｎがシフト回数制限値Ｎ以上である）と判定した場合（ステップＳ４１４：Ｎ）、ＭＰＰＴ制御が不能であり回帰有りを判断し、ステップＳ４０１へ移行する。
これにより、定格電圧時出力電力Ｐ0が出力電力Ｐ以上である場合、またはシフト回数ｎがシフト回数制限値Ｎ以上である場合、ＭＰＰＴ制御は正しく行われていないと判断され、ステップＳ４０１における最大出力電圧（定格電圧）Ｖ0を基準とした初期処理へ移行する回帰処理が行われ、ＭＰＰＴ制御を再スタートさせることができる。この場合、図５に示したステップＳ５０４においてシフト回数ｎがリセットされ、制御電圧Ｖをシフトする処理が再び継続し、最大出力の動作点が導出される。
日射量は気象条件により異なり、また日陰の影響等によっても異なる。このため、日射量が変化すると太陽電池パネル１０の発電電力は不安定となり、結果としてＭＰＰＴ制御が不能となる可能性がある。そこで、図４のステップＳ４１３及びステップＳ４１４に示したように、ＭＰＰＴ制御機能部３１，５１は、定格電圧時出力電力Ｐ0と出力電力Ｐとを比較すると共に、制御電圧Ｖのシフト回数ｎとシフト回数制限値Ｎとを比較し、定格電圧時出力電力Ｐ0が出力電力Ｐ以上である場合、またはシフト回数ｎがシフト回数制限値Ｎ以上である場合、ＭＰＰＴ制御が不能であると判断するようにした。例えば、日射量が減少したときは出力電力Ｐが下がるから、定格電圧時出力電力Ｐ0が出力電力Ｐ以上であると判定されることがあり得る。また、日射量が上下に変化したときは最大出力の動作点の導出に時間がかかるから、シフト回数ｎがシフト回数制限値Ｎ以上であると判定されることがあり得る。
これにより、ＭＰＰＴ制御が不能であると判断された場合、図４に示したステップＳ４０１における最大出力電圧（定格電圧）Ｖ0を基準とした初期処理へ移行する回帰処理が行われ、ＭＰＰＴ制御を再スタートさせることができる。したがって、制御電圧Ｖの不要なシフト処理を回避し、ＭＰＰＴ制御が不能な状況から脱出することができ、最大出力の動作点が導出される。
以上のように、本発明の実施形態による太陽光発電装置によれば、パワーコンディショナ１２のＭＰＰＴ制御機能部３１及びＤＣ−ＤＣコンバータ１３のＭＰＰＴ制御機能部５１は、最大出力電圧（定格電圧）Ｖ0を基準とした初期処理において、ＭＰＰＴ制御の開始の制御電圧Ｖとして最大出力電圧（定格電圧）Ｖ0を設定するようにした。これにより、最大出力電圧（定格電圧）Ｖ0からＭＰＰＴ制御を開始するから、最大の出力電力の動作点まで短時間に到達することができ、無駄な電力消費をなくし、ＭＰＰＴ制御を効率的に行うことが可能となる。
また、ＭＰＰＴ制御機能部３１，５１は、定格電圧時出力電力Ｐ0が出力電力Ｐ以上であると判定した場合、または制御電圧Ｖのシフト回数ｎがシフト回数制限値Ｎ以上であると判定した場合、ＭＰＰＴ制御が不能であると判断し、最大出力電圧（定格電圧）Ｖ0を基準とした初期処理から再スタートするようにした。これにより、天候または日陰等により日射量が変化し、ＭＰＰＴ制御が不能になった場合に、ＭＰＰＴ制御を初期に戻すことができるから、制御不能状態を回避すると共に、制御不能時の無駄な電力消費をなくし、ＭＰＰＴ制御を効率的に行うことが可能となる。
尚、本発明の実施形態による太陽光発電装置におけるパワーコンディショナ１２のＭＰＰＴ制御機能部３１及びＤＣ−ＤＣコンバータ１３のＭＰＰＴ制御機能部５１のハードウェア構成としては、マイクロプロセッサＭＰＵ等により実現することができる。ＭＰＰＴ制御機能部３１，５１は、ＭＰＵ、ＣＰＵ、ＲＡＭ等の揮発性の記憶媒体、ＲＯＭ等の不揮発性の記憶媒体、及びインターフェース等を備えたコンピュータによって構成される。ＭＰＰＴ制御機能部３１，５１に備えた初期設定手段、制御手段及び回帰判定手段の各機能は、これらの機能を記述したプログラムをＣＰＵに実行させることによりそれぞれ実現される。また、これらのプログラムは、磁気ディスク（フロッピー（登録商標）ディスク、ハードディスク等）、光ディスク（ＣＤ−ＲＯＭ、ＤＶＤ等）、半導体メモリ等の記憶媒体に格納して頒布することもでき、ネットワークを介して送受信することもできる。
以上、実施形態を挙げて本発明を説明したが、本発明は前記実施形態に限定されるものではなく、その技術思想を逸脱しない範囲で種々変形可能である。前記実施形態では、太陽電池パネル１０の制御電圧Ｖに対するシフト電圧ΔＶを固定にして、今回の制御電圧Ｖにおける出力電力Ｐと、前回の制御電圧Ｖにおける出力電力Ｐである基準電力ＰＰとを比較し、その増減に応じてシフト方向を変えながら制御電圧Ｖのシフトを繰り返す制御を行う手法を例にして説明したが、本発明は、前述の特許文献１等のように、制御電圧Ｖのシフト電圧ΔＶを固定にしないで、出力電圧Ｖまたは出力電力Ｐの差分に比例したシフト電圧ΔＶを決定して制御を行う手法にも適用がある。
また、前記実施形態では、ＭＰＰＴ制御機能部３１，５１は、定格電圧時出力電力Ｐ0と出力電力Ｐとを比較すると共に、制御電圧Ｖのシフト回数ｎとシフト回数制限値Ｎとを比較し、これらの比較結果からＭＰＰＴ制御が不能であると判断するようにした。これに対し、ＭＰＰＴ制御機能部３１，５１は、定格電圧時出力電力Ｐ0と出力電力Ｐとの比較処理のみを行い、この比較結果に従ってＭＰＰＴ制御が不能であると判断するようにしてもよいし、制御電圧Ｖのシフト回数ｎとシフト回数制限値Ｎとの比較処理のみを行い、この比較結果に従ってＭＰＰＴ制御が不能であると判断するようにしてもよい。
また、前記実施形態では、図４に示したステップＳ４１４において、ＭＰＰＴ制御機能部３１，５１が制御電圧Ｖのシフト回数ｎとシフト回数制限値Ｎとを比較する際のシフト回数制限値Ｎとして、予め設定された値を用いたが、定格電圧時出力電力Ｐ0に応じた値を用いるようにしてもよい。具体的には、ＭＰＰＴ制御機能部３１，５１は、定格電圧時出力電力Ｐ0が大きい場合はシフト回数制限値Ｎが小さくなり、定格電圧時出力電力Ｐ0が小さい場合はシフト回数制限値Ｎが大きくなるように、定格電圧時出力電力Ｐ0の大きさに応じてシフト回数制限値Ｎを相対的に設定する。これにより、定格電圧時出力電力Ｐ0が大きい場合、最大電力の動作点が導出されるまで時間がさほどかからないから、シフト回数制限値Ｎとして小さい値が設定され、定格電圧時出力電力Ｐ0が小さい場合、最大電力の動作点が導出されるまで時間はある程度かかるから、シフト回数制限値Ｎとして大きい値が設定される。したがって、安定したＭＰＰＴ制御を実現することができる。
１，２ 太陽光発電システム
１０ 太陽電池パネル
１１ 接続箱
１２，１４ パワーコンディショナ
１３ ＤＣ−ＤＣコンバータ
２１ 電流源
２２ ダイオード
２３，２４ 抵抗
３１，５１ ＭＰＰＴ制御機能部
３２，３５，５２，５６ 電流検出器
３３，５３ 電圧検出器
３８，５７，７３，７７ 演算器
３６ 電気角検出器
３７ 電流ＦＢ３相／２相演算器
３９ 電流指令２相／３相演算器
４０，５９ ＰＷＭ制御器
４１，６０ パワー変換器
５５ 電圧制御器
５８ 電流制御器
７１ 電力演算部
７２ 前回電力データ格納部
７４ 比較器
７５ シフト方向判別部
７６ ＭＰＰＴ制御指令部

Claims (7)

  1. 太陽電池パネルの制御電圧をシフトさせ、前記太陽電池パネルの出力電力が最大となる動作点を追従制御する制御部を備えた太陽光発電装置において、
    前記制御部は、
    前記追従制御の開始時に、前記制御電圧として前記太陽電池パネルの所定の定格電圧を設定し、前記制御電圧に応じた出力電力を定格電圧時出力電力として取り込み、前記定格電圧時出力電力が前記太陽電池パネルの所定の定格出力よりも小さいと判定した場合、前記制御電圧のシフト方向を下げる方向に設定し、前記定格電圧時出力電力が前記所定の定格出力よりも小さくないと判定した場合、前記制御電圧のシフト方向を上げる方向に設定する初期設定手段と、
    前記制御電圧をシフトさせて新たな制御電圧を設定し、前記新たな制御電圧に応じた出力電力を取り込み、前記取り込んだ今回の出力電力と前回の出力電力とを比較し、今回の出力電力が前回の出力電力よりも大きいと判定した場合、前記シフト方向を維持し、今回の出力電力が前回の出力電力よりも大きくないと判定した場合、前記シフトさせた方向とは反対のシフト方向を設定する制御手段と、を備え、
    前記制御手段は、前記初期設定手段により設定されたシフト方向の新たな制御電圧を設定し、当該制御手段が設定したシフト方向の新たな制御電圧を順次設定し、前記出力電力が最大となる動作点を追従制御する、ことを特徴とする太陽光発電装置。
  2. 太陽電池パネルの制御電圧をシフトさせ、前記太陽電池パネルの出力電力が最大となる動作点を追従制御する制御部を備えた太陽光発電装置において、
    前記制御部は、
    前記追従制御の開始時に、前記制御電圧として前記太陽電池パネルの所定の定格電圧を設定し、前記制御電圧に応じた出力電力を定格電圧時出力電力として取り込み、前記定格電圧時出力電力と前記太陽電池パネルの所定の定格出力との比較結果に基づいて、前記制御電圧のシフト方向を設定する初期設定手段と、
    前記制御電圧をシフトさせて新たな制御電圧を設定し、前記新たな制御電圧に応じた出力電力を取り込み、前記取り込んだ今回の出力電力と前回の出力電力とを比較し、今回の出力電力が前回の出力電力よりも大きいと判定した場合、前記シフト方向を維持し、今回の出力電力が前回の出力電力よりも大きくないと判定した場合、前記シフトさせた方向とは反対のシフト方向を設定する制御手段と、を備え、
    前記制御手段は、前記初期設定手段により設定されたシフト方向の新たな制御電圧を設定し、当該制御手段が設定したシフト方向の新たな制御電圧を順次設定し、前記出力電力が最大となる動作点を追従制御し、
    前記制御部は、さらに、回帰判定手段を備え、
    前記回帰判定手段は、
    前記定格電圧時出力電力と前記制御手段により取り込まれた今回の出力電力とを比較し、前記定格電圧時出力電力が今回の出力電力よりも小さいと判定した場合、回帰無しを判断し、前記定格電圧時出力電力が今回の出力電力よりも小さくないと判定した場合、回帰有りを判断し、
    前記回帰無しが判断された場合、前記制御手段が、前記新たな制御電圧の設定、前記出力電力の取り込み及び前記シフト方向の設定を行い、
    前記回帰有りが判断された場合、前記初期設定手段が、前記追従制御の開始時と同じ処理を再度行い、前記制御手段が、前記新たな制御電圧の設定、前記出力電力の取り込み及び前記シフト方向の設定を行う、ことを特徴とする太陽光発電装置。
  3. 太陽電池パネルの制御電圧をシフトさせ、前記太陽電池パネルの出力電力が最大となる動作点を追従制御する制御部を備えた太陽光発電装置において、
    前記制御部は、
    前記追従制御の開始時に、前記制御電圧として前記太陽電池パネルの所定の定格電圧を設定し、前記制御電圧に応じた出力電力を定格電圧時出力電力として取り込み、前記定格電圧時出力電力と前記太陽電池パネルの所定の定格出力との比較結果に基づいて、前記制御電圧のシフト方向を設定する初期設定手段と、
    前記制御電圧をシフトさせて新たな制御電圧を設定し、前記新たな制御電圧に応じた出力電力を取り込み、前記取り込んだ今回の出力電力と前回の出力電力とを比較し、今回の出力電力が前回の出力電力よりも大きいと判定した場合、前記シフト方向を維持し、今回の出力電力が前回の出力電力よりも大きくないと判定した場合、前記シフトさせた方向とは反対のシフト方向を設定する制御手段と、を備え、
    前記制御手段は、前記初期設定手段により設定されたシフト方向の新たな制御電圧を設定し、当該制御手段が設定したシフト方向の新たな制御電圧を順次設定し、前記出力電力が最大となる動作点を追従制御し、
    前記制御部は、さらに、回帰判定手段を備え、
    前記回帰判定手段は、
    前記制御手段により新たな制御電圧が設定されたときのシフト回数と所定の制限値とを比較し、前記シフト回数が所定の制限値よりも小さいと判定した場合、回帰無しを判断し、前記シフト回数が所定の制限値よりも小さくないと判定した場合、回帰有りを判断し、
    前記回帰無しが判断された場合、前記制御手段が、前記新たな制御電圧の設定、前記出力電圧の取り込み及び前記シフト方向の設定を行い、
    前記回帰有りが判断された場合、前記初期設定手段が、前記追従制御の開始時と同じ処理を再度行い、前記制御手段が、前記新たな制御電圧の設定、前記出力電圧の取り込み及び前記シフト方向の設定を行う、ことを特徴とする太陽光発電装置。
  4. 請求項１から３までのいずれか一項に記載の太陽光発電装置において、
    前記太陽電池パネルの出力電力を３相の電力に変換するパワーコンディショナを備え、
    当該パワーコンディショナが前記制御部を備えることを特徴とする太陽光発電装置。
  5. 請求項１から３までのいずれか一項に記載の太陽光発電装置において、
    前記太陽電池パネルにより出力された電圧を所定の電圧に変換するＤＣ−ＤＣコンバータと、
    前記ＤＣ−ＤＣコンバータからの出力電力を３相の電力に変換するパワーコンディショナと、を備え、
    当該ＤＣ−ＤＣコンバータが前記制御部を備えることを特徴とする太陽光発電装置。
  6. 請求項１から５までのいずれか一項に記載の太陽光発電装置において、
    前記制御電圧をシフトさせるシフト量を、固定値、前記太陽電池パネルの出力電力に応じた値、または前記太陽電池パネルの出力電圧に応じた値とする、ことを特徴とする太陽光発電装置。
  7. 太陽電池パネルの制御電圧をシフトさせ、前記太陽電池パネルの出力電力が最大となる動作点を追従制御する太陽光発電制御方法において、
    前記追従制御の開始時に、前記制御電圧として前記太陽電池パネルの所定の定格電圧を設定し、前記制御電圧に応じた出力電力を定格電圧時出力電力として取り込み、前記定格電圧時出力電力と前記太陽電池パネルの所定の定格出力との比較結果に基づいて、前記制御電圧のシフト方向を設定する第１のステップと、
    前記第１のステップにて設定したシフト方向に前記制御電圧をシフトさせて新たな制御電圧を設定する第２のステップと、
    前記新たな制御電圧に応じた出力電力を取り込み、前記取り込んだ今回の出力電力と前回の出力電力とを比較し、今回の出力電力が前回の出力電力よりも大きいと判定した場合、前記シフト方向を維持し、今回の出力電力が前回の出力電力よりも大きくないと判定した場合、前記シフトさせた方向とは反対のシフト方向を設定する第３のステップと、
    前記第３のステップにて設定したシフト方向に前記制御電圧をシフトさせて新たな制御電圧を設定する第４のステップと、
    前記第３のステップと前記第４のステップとを繰り返す第５のステップと、を有し、
    前記第５のステップは、さらに、
    前記定格電圧時出力電力と前記今回の出力電力とを比較すると共に、前記第４のステップにて新たな制御電圧を設定したときのシフト回数と所定の制限値とを比較し、前記定格電圧時出力電力が今回の出力電力よりも小さくないと判定した場合、または、前記シフト回数が所定の制限値よりも小さくないと判定した場合、前記第１のステップにおける追従制御の開始時と同じ処理を再度行う、ことを特徴とする太陽光発電制御方法。
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