JP5137820B2 - 太陽光発電システムおよび太陽光発電システム制御方法 - Google Patents

Description

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

近年、エネルギ−資源枯渇の問題や大気中のＣＯ2増加のような地球環境問題などから
クリ−ンなエネルギ−の開発が望まれており、特に太陽電池を用いた太陽光発電（太陽光発電システム）が新しいエネルギ−源として開発、実用化されている。

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

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

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

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

また、集光型の太陽電池モジュールを用いた太陽光発電システムの場合も同様の方法が知られており、特許文献３には、光センサの出力から太陽の方向を検知し、太陽電池モジュ−ルの受光面を太陽方位・高度に向ける方法が開示されている。集光型の場合は、レンズにより太陽光を集光して太陽電池セルに照射する構造のため、追尾ズレ角度の許容角度が小さく、太陽追尾に高い精度が要求される点が異なるのみであり、基本的な太陽追尾動作は集光型で無い太陽光発電システムの場合と同様である。
特開２０００−１９６１２６号公報 特開２００２−２０２８１７号公報 特開２００４−１５３２０２号公報

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

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

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

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

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

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

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

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

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

本発明に係る太陽光発電システムは、太陽電池モジュールおよび該太陽電池モジュールを追尾駆動する追尾駆動部を有する太陽光発電装置ユニットを複数配置して構成した発電装置ユニット群と、該発電装置ユニット群の発電電力を集電し制御するユニット群集電制御部と、該ユニット群集電制御部に集電された発電電力を電力変換する電力変換装置とを備える太陽光発電システムであって、前記太陽光発電装置ユニットそれぞれの発電状態を検出して比較することにより、発電異常を生じた太陽光発電装置ユニットを特定するユニット状態検出部を備え、前記ユニット状態検出部が特定した結果を前記ユニット群集電制御部に指示することを特徴とする。

この構成により、発電装置ユニット群からのユニットケーブルを発電装置ユニット群の近くに配置したユニット群集電制御部で集束し、集電した発電電力を一括して単一ケーブルで電力変換装置へ送電することができるので、配線経路を簡単かつ最短とすることが可能となり、また、電力変換装置の設置位置の選定が容易となる。また、太陽光発電装置ユニットの発電異常（追尾異常などによる発電異常）を容易に検出することができるので、太陽光発電装置ユニットの発電異常を修正して太陽光発電装置ユニット（太陽光発電システム）の発電電力の低下を防止することができる。また、発電異常を容易に修正することが可能となることから、電力系統との連係が容易で、安全かつ安定した太陽光発電システムとすることが可能となる。

また、本発明に係る太陽光発電システムでは、前記ユニット群集電制御部は、前記ユニット状態検出部を備え、異常を生じた前記追尾駆動部を修正する構成とされていることを特徴とする。

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

また、本発明に係る太陽光発電システムでは、前記各太陽光発電装置ユニットに太陽光発電装置ユニット単位で追尾駆動部を個別で制御する分散制御部を備え、前記分散制御部は、前記ユニット群集電制御部を介して太陽光発電装置ユニットと通信できることを特徴とする。

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

また、本発明に係る太陽光発電システムでは、前記分散制御部は前記ユニット状態検出部を備えることを特徴とする。

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

また、本発明に係る太陽光発電システムでは、前記ユニット状態検出部は、前記太陽光発電装置ユニットそれぞれの発電状態を検出して比較するために、前記太陽光発電装置ユニットそれぞれの出力電流を検出することを特徴とする。

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

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

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

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

この構成により、直達日射計が検出した直達日射量に基づいて算出した発電電力（基準発電電力）と太陽光発電装置ユニットの発電電力とを比較することができ、発電異常を確実に検出することが可能となる。

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

この構成により、太陽光発電装置ユニットの追尾ずれを自動的に修正させることが可能となり、追尾ずれを生じた太陽光発電装置ユニット（太陽光発電システム）の発電電力の低下を防止することができる。

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

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

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

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

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

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

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

本発明に係る太陽光発電システムおよび太陽光発電システム制御方法によれば、複数の太陽光発電装置ユニットを配置して構成した発電装置ユニット群と、発電装置ユニット群の発電電力を集電し追尾駆動部を制御するユニット群集電制御部により太陽光発電装置ユニットの発電状態を検出することから、発電異常を生じた太陽光発電装置ユニットの発電異常を修正して太陽光発電装置ユニット（太陽光発電システム）の発電電力の低下を防止することができるという効果を奏する。

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

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

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

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

以下、本発明の実施の形態を図面に基づいて説明する。

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

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

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

接続箱４が太陽電池モジュール２および追尾駆動部３を保持する支持部５に設けられ、接続箱４にはユニットケーブル１ｃが接続してある。ユニットケーブル１ｃは、太陽電池モジュール２が発電した発電電力（以下、単に電力とする場合もある。）を送電する発電電力ケーブル１ｃｇ、追尾駆動部３を追尾駆動する電源に接続された電源ケーブル１ｃｐ、追尾駆動部３を制御する信号など制御系信号の送受信を行なう制御系ケーブル１ｃｃを有する。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

また、実際にユニットケ−ブル１ｃ（変換ケーブル１２ｃ）を配線する際には、電源ケ−ブル１ｃｐ、発電電力ケ−ブル１ｃｇおよび制御用ケ−ブル１ｃｃは、互いに影響の無い状態で同一配線路内に収めることが、施工上望ましい。なお、ケーブルの構成は上述した例に限らず適宜設定することが可能である。

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

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

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

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

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

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

ユニット群集電制御部１２は、基本構成として、太陽電池出力端子台３１、制御ケ−ブル端子台３２、逆流防止ダイオード３３、電流センサ３４、データ取得部３５、駆動制御用コントローラ３６、駆動用ドライバ３７、集線バスバー３８を備える。

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

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

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

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

また、発電電力ケーブル１ｃｇからの発電電力は、集線バスバー３８に集線され、変換ケーブル１２ｃを介して電力管理ステーション１０ｓへ送電される。

＜実施の形態２＞
本実施の形態は、実施の形態１に係る太陽光発電システム１０での太陽光発電装置ユニット１を駆動制御する場合のフロー例に関する。

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

なお、ここでのフロー（太陽光発電システム制御方法）の基本的な制御は、発電装置ユニット群１１に配置された太陽光発電装置ユニット１のそれぞれに対してユニット群集電制御部１２により実行される。つまり、ユニット群集電制御部１２に予めインストールしたプログラムを適用して行なうことができる。また、必要に応じて適宜管理ＰＣ１８と連携させる形態としてある。

ステップＳ５０１：
日没後、全ての追尾駆動部３の駆動を停止して全ての太陽光発電装置ユニット１の太陽追尾動作を停止する。

ステップＳ５０２：
暦日（年月日）データに基づいて翌日の日昇時刻を計算し、算出した日昇時刻を記憶する。

ステップＳ５０３：
記憶してある翌日の日昇時刻での太陽方位・高度（追尾動作開始位置）を計算し、記憶する。

ステップＳ５０４：
発電装置ユニット群１１の中で１つの太陽光発電装置ユニット１の追尾駆動部３（フローチャート上では駆動部とする。）を起動・駆動し、太陽電池モジュール２を追尾開始位置に復帰させる。つまり、太陽電池モジュール２を日昇時の起動位置に向ける。

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

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

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

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

ステップＳ５０９：
全ての太陽光発電装置ユニット１（太陽電池モジュ−ル２。なお、フローチャート上ではモジュールとする。）が向いている方位・高度を取得する。

ステップＳ５１０：
年月日、時刻情報を取得する。

ステップＳ５１１：
取得した年月日、時刻情報に基づいて、その時刻の太陽方位・高度を計算する。

ステップＳ５１２：
ステップＳ５１１で算出した太陽方位・高度とステップＳ５０９で求めた太陽光発電装置ユニット１（太陽電池モジュ−ル２）が向いている方位・高度との差分に基づいて追尾駆動部３が太陽電池モジュール２を追尾駆動するのに必要な駆動量を計算する。

ステップＳ５１３：
ステップＳ５１２で算出した駆動量に基づいて、太陽光発電装置ユニット１（太陽電池モジュ−ル２）の追尾駆動部３を駆動し、ステップＳ５１１で算出した太陽方位・高度に太陽光発電装置ユニット１（太陽電池モジュ−ル２）を向ける。

ステップＳ５１４：
ステップＳ５１０ないしステップＳ５１３のフローを起動時間（太陽電池モジュ−ル２を追尾駆動部３により駆動して所期の太陽方位、高度に向けるのに要する時間。）間隔で実行するために、起動間隔時間待ちをする。

ステップＳ５１５：
全ユニット（発電装置ユニット群１１に配置された全ての太陽光発電装置ユニット１）の起動、駆動が完了したか否かを確認し、判定する。完了していない場合（ステップＳ５１５：ＮＯ）は、ステップＳ５１０へ戻る。完了している場合（ステップＳ５１５：ＹＥＳ）は、ステップＳ５１６へ進む。

ステップＳ５１６：
日没したか否かを確認し、判定する。日没していない場合（ステップＳ５１６：ＮＯ）は、ステップＳ５０８へ戻る。日没している場合（ステップＳ５１６：ＹＥＳ）は、ステップＳ５０１へ戻る。

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

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

ステップＳ５１３：
図７で説明したとおりである。

ステップＳ５１３ａ：
各太陽光発電装置ユニット１（フローチャート上ではユニットとする。）の出力電流（発電電流）を電流センサ３４により計測する。

ステップＳ５１３ｂ：
出力電流が他の太陽光発電装置ユニット１の出力電流と比較して小さい太陽光発電装置ユニット１が発生しているか否かを判定する。発生している場合（ステップＳ５１３ｂ：ＹＥＳ）は、ステップＳ５１３ｃへ進む。発生していない場合（ステップＳ５１３ｂ：ＮＯ）は、ステップＳ５１４へ進む。

ステップＳ５１３ｃ：
出力電流が他の太陽光発電装置ユニット１に比較して小さい太陽光発電装置ユニット１を示すＩＤコ−ド（ユニット識別信号）を記憶する。出力電流の比較およびＩＤコードの記憶は、例えば駆動制御用コントローラ３６で行なうことができる。

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

ステップＳ５１３ｄ：
同一の太陽光発電装置ユニット１が、連続１０回出力電流が小さいと判定された場合、例えば追尾ズレなどの発電異常が発生したものとして特定し、電力管理ステーション１０ｓ（管理ＰＣ１８：システム管理制御部）に通報する。通報は、例えば太陽光発電装置ユニット１のＩＤコードを管理ＰＣ１８の表示部に適宜表示する形態で行なうことが可能である。つまり、このステップで、管理ＰＣ１８は発電異常を生じた太陽光発電装置ユニット１を認識（特定）することができ、追尾修正プログラムの実行をユニット群集電制御部１２に指示することが可能となる。

なお、追尾ズレなどの発電異常への対応（例えば追尾ズレの修正）は手動・自動のいずれかにしても即座にはできないため、太陽光発電システム１０としては、引き続き一連の動作を継続し、ステップＳ５１４へ進む。

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

追尾ズレの修正は、追尾ズレを生じた太陽光発電装置ユニット１（太陽電池モジュール２）を方位・傾倒の両軸に対して方位回転および傾倒回転させ、出力電流が大きくなる位置に合わせ込むことで行なう。具体的には、手動で行なう場合と自動で行なう場合とがある。

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

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

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

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

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

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

ステップＳ５１４：
図７で説明したとおりである。

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

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

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

ステップＳ６０１：
日没後、全ての太陽光発電装置ユニット１を待機状態とする。

ステップＳ６０２：
暦日（年月日）データに基づいて、高度が０度より大きくなる翌日の日昇時刻を算出し、記憶する。

ステップＳ６０３：
記憶してある翌日の日昇時刻での太陽方位・高度を算出し、記憶する。

ステップＳ６０４：
ＵＴ（１）〜ＵＴ（５０）それぞれの追尾駆動部３の回転角度情報ＲＳ（１）〜ＲＳ（５０）を取得する。

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

ステップＳ６０６ａ：
ＵＴ（ｉ）に対してｋ＝ｉ＝１をセットする。

ステップＳ６０６ｂ：
ＵＴ１（ｉ＝１）に対して駆動信号ＤＳ１（ｉ＝１）を送信し、追尾駆動部３によりステップＳ６０３で算出した太陽方位・高度に太陽電池モジュール２を向ける。

ステップＳ６０６ｃ：
ＵＴ（１）の追尾駆動部３が停止（追尾終了）したか否かを判定する。停止していない場合（ステップＳ６０６ｃ：ＮＯ）は、所定の時間待ち（ステップＳ６０６ｄ）をした後、ステップＳ６０６ｃへ戻る。停止している場合（ステップＳ６０６ｃ：ＹＥＳ）は、ステップＳ６０６ｅへ進む。

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

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

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

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

ステップＳ６０９：
全ての太陽光発電装置ユニット１（追尾駆動部３）の回転角度情報ＲＳ（ｋ）（ｋ＝１〜５０）を取得する。

ステップＳ６１０：
回転角度情報ＲＳ（ｋ）にもとづいて全ての太陽光発電装置ユニット１（太陽電池モジュ−ル２。なお、フローチャート上ではモジュールとする。）が向いている方位・高度を算出する。

ステップＳ６１０ａ：
ＵＴ（ｎ）に対してｋ＝ｎ＝１をセットする。なお、ステップＳ６０６ａ〜ステップＳ６０６ｆとの違いを示すために「ｉ」に代えて「ｎ」で示すが、実質上ｋ＝ｉ＝ｎである。

ステップＳ６１１：
年月日、時刻情報を取得する。

ステップＳ６１２：
取得した年月日、時刻情報に基づいて、その時刻の太陽方位・高度を算出する。

ステップＳ６１３：
ステップＳ６１２で算出した太陽方位・高度とステップＳ６１０で求めた太陽光発電装置ユニット１（太陽電池モジュール２）が向いている方位・高度との差分に基づいて追尾駆動部３を駆動する駆動信号ＤＳ（ｎ）を生成する。なお、駆動信号ＤＳ（ｎ）には、追尾駆動部３が太陽電池モジュール２を追尾駆動するのに必要な駆動量が含まれている。

ステップＳ６１４：
ＵＴ（ｎ）へ駆動信号ＤＳ（ｎ）を送信する。つまり、ＵＴ１（ｎ＝１）に対して駆動信号ＤＳ１（ｎ＝１）を送信する。

ステップＳ６１５：
ステップＳ６１１ないしステップＳ６１４のフローを起動時間（太陽電池モジュ−ル２を追尾駆動部３により駆動して所期の太陽方位、高度に向けるのに要する時間。）間隔で実行するために、起動間隔時間待ちをする。

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

ステップＳ６１６ａ：
ｎ＝ｎ＋１として、ステップＳ６１１へ戻る。このステップにより、全ての太陽光発電装置ユニット１に対して、ステップＳ６１１ないしステップＳ６１５を繰り返すこととなり、全ての太陽光発電装置ユニット１（ＵＴ（１）〜ＵＴ（５０））をそれぞれが有する追尾駆動部３により駆動位置に設定することができる。

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

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

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

ステップＳ６１４：
図９で説明したとおりである。

ステップＳ６１４ａ：
各太陽光発電装置ユニット１（フローチャート上ではユニットとする。）の出力電流（発電電流）を電流センサ３４により計測する。

ステップＳ６１４ｂ：
ステップＳ６１４ａでの計測結果である電流値信号ＩＯ（ｎ）を電流センサ３４からデータ取得部３５へ送信する。

ステップＳ６１４ｃ：
出力電流が他の太陽光発電装置ユニット１の出力電流と比較して小さい太陽光発電装置ユニット１が発生しているか否かを判定する。発生している場合（ステップＳ６１４ｃ：ＹＥＳ）は、ステップＳ６１４ｄへ進む。発生していない場合（ステップＳ６１４ｃ：ＮＯ）は、ステップＳ６１５へ進む。

ステップＳ６１４ｄ：
出力電流が他の太陽光発電装置ユニット１に比較して小さい太陽光発電装置ユニット１のＩＤコ−ド（ユニット識別信号）を記憶する。出力電流の比較およびＩＤコードの記憶は、例えば駆動制御用コントローラ３６で行なうことができる。

ステップＳ６１４ｅ：
出力電流が小さいとされた太陽光発電装置ユニット１が、例えば１０回、連続して出力電流が小さいとされたか否かを例えば駆動制御用コントローラ３６で判定する。連続して１０回出力電流が小さい場合（ステップＳ６１４ｅ：ＹＥＳ）は、ステップＳ６１４ｆへ進む。出力電流が小さい場合が連続して１０回に満たない場合（ステップＳ６１４ｅ：ＮＯ）は、ステップＳ６１５へ進む。

ステップＳ６１４ｆ：
同一の太陽光発電装置ユニット１が、連続１０回出力電流が小さいと判定された場合は、例えば追尾ズレなどの発電異常が発生したものとして特定し、電力管理ステーション１０ｓ（管理ＰＣ１８）に通報する。通報は、例えばユニットのＩＤコードを管理ＰＣ１８（システム管理制御部）の表示部に適宜表示する形態で行なうことが可能である。つまり、このステップで、発電異常を生じた太陽光発電装置ユニット１を認識（特定）することができる。

なお、追尾ズレなどの発電異常への対応（例えば追尾ズレの修正）は手動・自動のいずれかにしても即座にはできないため、太陽光発電システム１０としては、引き続き一連の動作を継続し、ステップＳ５１４へ進む。

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

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

ステップＳ６１５：
図９で説明したとおりである。

上述したとおり、本実施の形態では、図７ないし図１０に示したフローにしたがって一連のステップを繰り返すことにより、全ユニット（ＵＴ（１）〜ＵＴ（５０）：太陽光発電装置ユニット１）の発電異常を自動的に解消するように追尾駆動部３の駆動制御を自動的に行なうことが可能となる。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

＜実施の形態５＞
図１３は、固定設置型太陽電池モジュ−ルに照射される日射量と追尾型太陽電池モジュ−ルに照射される直達日射量の１日の変動を示したグラフである。

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

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

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

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

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

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

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

本実施の形態によれば、太陽光発電システム１０の発電効率を容易に把握できる。また、実際の発電電力が小さく発電異常を生じている太陽光発電装置ユニット１を特定することが可能となり、発電異常の太陽光発電装置ユニット１の発電異常（例えば追尾ズレ）を修正することができる。さらに、追尾ズレ以外の発電異常、例えば太陽光発電装置ユニット１（太陽電池モジュール２）の劣化状態などを検出することも可能となる。

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

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

なお、本実施の形態の説明において、上記した実施の形態１−５と同じ構成を有するものについては同一の符号を付している。

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

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

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

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

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

図１８で示す太陽光発電システム１００は、複数の太陽光発電装置ユニット１０１で発電された電力が各々の分散制御部１１４を介して１つのユニット群集電制御部１１２にまとめられ、さらに１つのユニット群集電制御部１１２を介してユニット群集電制御部１１２に対応する電力変換装置１５に供給（送電）される構成とされている。

なお、太陽光発電システム１００で使用する電力変換装置１５の容量、ユニット群集電制御部１１２の制御速度、太陽光発電装置ユニット１０１の追尾駆動部３の駆動速度などに応じて、太陽光発電システム１００を構成するユニットケーブル１０１ｃのレイアウトは図１７、図１８で示すように異ならせる。

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

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

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

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

ユニット群集電制御部１１２は、できるだけ太陽光発電装置ユニット１０１の近辺に設置する構成とする。また、ユニット群集電制御部１１２で、各太陽光発電装置ユニット１１１に接続されたユニットケーブル１０１ｃを構成する発電電力ケーブル１０１ｃｇ、電源ケーブル１０１ｃｐ、時情報系ケーブル１０１ｃｔがそれぞれ集線される。この構成により、長距離となるユニット群集電制御部１１２と電力管理ステーション１０ｓ間の接続は、１本の変換ケーブル１１２ｃにより行なうことが可能となり、配線を簡略化することができる。また、施工上の安全性、メンテナンス上の安定性、信頼性を確保することができる。

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

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

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

本実施形態におけるユニット群集電制御部１１２の役割は、発電装置ユニット群１１１の発電電力を集電することと、分散制御部１１４に時情報の発信を制御することである。分散制御部１１４では、太陽の軌道計算に必要な時情報を得ることで、各ユニットの駆動系ドライバ回路に駆動命令／移動位置信号を送受信して駆動系の制御を行なう。上記時情報はユニット群集電制御部１１２内に備えた時計を基準に発信してもよく、或いは電力管理ステーション内の時情報をユニット群集電制御部１１２を介して、分散制御部に送信してもよい。また、時情報の送信制御は、常時発信してもよく、また、定期的或いは断続的な発信、日中のみの発信、発電電力が確保される日射量を満たしたときの発信のいずれであってもよい。

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

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

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

分散制御部１１４の太陽電池出力端子台３１に供給された電力（電流）は、逆流防止ダイオード３３を介して発電状態を検出するユニット状態検出部としての電流センサ３４に流され、出力電流（発電電流）を随時リアルタイムで計測される。つまり、分散制御部１１４は、ユニット状態検出部を備える構成とされている。なお、発電状態の検出は、他の形態のセンサを用いることにより出力電流の他に、発電電力、発電電圧を計測して発電量を検出することが可能である。

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

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

分散制御部１１４から出力された発電電力ケーブル１０１ｃｇからの発電電力は、ユニット群集電制御部１１２の太陽電池出力端子台１３１を介して集線バスバー３８に集線され、変換ケーブル１１２ｃを介して電力管理ステーション１０ｓへ送電される。

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

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

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

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

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

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

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

図１は、本発明の実施の形態１に係る太陽光発電システムに適用される太陽光発電装置ユニットの外観を示す斜視図である。 図２は、１つのユニット群集電制御部と１つの電力変換装置とを対応させて配置した場合の太陽光発電システムの構成を概念的に示す概念図である。 図３は、複数のユニット群集電制御部と１つの電力変換装置とを対応させて配置した場合の太陽光発電システムの構成を概念的に示す概念図である。 図４は、図２で示した太陽光発電システムを大規模に展開した場合の太陽光発電システムの構成を概念的に示す概念図である。 図５は、図３で示した太陽光発電システムを大規模に展開した場合の太陽光発電システムの構成を概念的に示す概念図である。 図６は、本発明の実施の形態１に係る太陽光発電システムに適用したユニット群集電制御部の構成例を概念的に示す構成概念図である。 図７は、発電状態の検出をしない場合の太陽光発電システム（太陽光発電装置ユニット）での駆動制御の基本フロ−例を示すフローチャ−トである。 図８は、本発明の実施の形態２に係る太陽光発電システムで太陽光発電装置ユニットの発電状態を検出する場合の制御フロー例を示すフローチャートである。 図９は、図７でのフローチャートのさらに具体的な制御プログラム例を示すフローチャ−トである。 図１０は、本発明の実施の形態２に係る太陽光発電システムで太陽光発電装置ユニットの発電状態を検出する場合の制御フロー例を示すフローチャートである。 図１１は、本発明の実施の形態３に係る太陽光発電システムの構成例を概念的に示す構成概念図である。 図１２は、本発明の実施の形態４に係る太陽光発電システムの構成例を概念的に示す構成概念図である。 図１３は、固定設置型太陽電池モジュ−ルに照射される日射量と追尾型太陽電池モジュ−ルに照射される直達日射量の１日の変動を示したグラフである。 図１４は、本発明の実施の形態５に係る太陽光発電システムの構成例を概念的に示す構成概念図であり、直達日射計の設置状況を示す太陽光発電装置ユニットの概略斜視図である。 図１５は、本発明の実施の形態５に係る太陽光発電システムの構成例を概念的に示す構成概念図であり、太陽光発電システムの概略構成を示す概略構成図である。 図１６は、本発明の実施の形態６に係る太陽光発電システムに適用される太陽光発電装置ユニットの外観を示す斜視図である。 図１７は、本発明の実施の形態６に係る太陽光発電システムの構成例を概念的に示す構成概念図である。 図１８は、本発明の実施の形態６に係る太陽光発電システムの構成例を概念的に示す構成概念図である。 図１９は、本発明の実施の形態６に係る太陽光発電システムに適用したユニット群集電制御部の構成例を概念的に示す構成概念図である。 図２０は、本発明の実施の形態６に係る太陽光発電システムに適用した分散制御部の構成例を概念的に示す構成概念図である。 図２１は、本発明の実施の形態７に係る太陽光発電システムの構成例を概念的に示す構成概念図である。

符号の説明

１、１０１ 太陽光発電装置ユニット
２ 太陽電池モジュール
３ 追尾駆動部
４ 接続箱
１ｃ、１０１ｃ ユニットケーブル
１ｃｇ、１０１ｃｇ 発電電力ケーブル
１ｃｐ、１０１ｃｐ 電源ケーブル
１ｃｃ 制御ケーブル
１０１ｃｔ 時情報系ケーブル
１ｓ 直達日射計
１０、１００ 太陽光発電システム
１０ｓ 電力管理ステーション
１０ｃ 管理ケーブル
１１、１１１ 発電装置ユニット群
１２ 、１１２ ユニット群集電制御部
１２ｃ 、１１２ｃ 変換ケーブル
１３ 統合ユニット群集電制御部
１３ｃ 統合ケーブル
１５、１６ 電力変換装置
１８ 管理ＰＣ（システム管理制御部）
１９ 管理ＰＣ（システム管理制御部、群状態検出部）
１９ｃ 出力検出ケーブル
１１４ 分散制御部
２０ ノートパソコン（端末機）
３０ 電力系統
３１、１３１ 太陽電池出力端子台
３２ 制御ケーブル端子台
３３ 逆流防止ダイオード
３４ 電流センサ（ユニット状態検出部）
３５ データ取得部
３６ 駆動制御用コントローラ
３７ 駆動用ドライバ
３８ 集線バスバー
ＳＱ 日射量
ＳＱｄ 直達日射量
ＳＱａ 全天日射量

Claims (13)

1. 太陽電池モジュールおよび該太陽電池モジュールを追尾駆動する追尾駆動部を有する太陽光発電装置ユニットを複数配置して構成した発電装置ユニット群と、該発電装置ユニット群の発電電力を集電し制御するユニット群集電制御部と、該ユニット群集電制御部に集電された発電電力を電力変換する電力変換装置とを備える太陽光発電システムであって、
   前記太陽光発電装置ユニットそれぞれの発電状態を検出して比較することにより、発電異常を生じた太陽光発電装置ユニットを特定するユニット状態検出部を備え、前記ユニット状態検出部が特定した結果を前記ユニット群集電制御部に指示することを特徴とする太陽光発電システム。
2. 請求項１に記載の太陽光発電システムであって、
   前記ユニット群集電制御部は、前記ユニット状態検出部を備え、異常を生じた前記追尾駆動部を修正する構成とされていることを特徴とする太陽光発電システム。
3. 請求項１に記載の太陽光発電システムであって、
   前記各太陽光発電装置ユニットに太陽光発電装置ユニット単位で追尾駆動部を個別で制御する分散制御部を備え、前記分散制御部は、前記ユニット群集電制御部を介して太陽光発電装置ユニットと通信できることを特徴とする太陽光発電システム。
4. 請求項３に記載の太陽光発電システムであって、
   前記分散制御部は前記ユニット状態検出部を備えることを特徴とする太陽光発電システム。
5. 請求項１ないし請求項４のいずれか一つに記載の太陽光発電システムであって、
   前記ユニット状態検出部は、前記太陽光発電装置ユニットそれぞれの発電状態を検出して比較するために、前記太陽光発電装置ユニットそれぞれの出力電流を検出することを特徴とする太陽光発電システム。
6. 請求項１ないし請求項５のいずれか一つに記載の太陽光発電システムであって、
   前記発電装置ユニット群および前記ユニット群集電制御部は複数配置され、複数の前記発電装置ユニット群それぞれの発電状態を検出する群状態検出部を備えることを特徴する太陽光発電システム。
7. 請求項１ないし請求項６のいずれか一つに記載の太陽光発電システムであって、
   前記発電装置ユニット群を構成する前記太陽光発電装置ユニットの少なくともいずれか一つに直達日射計を備えることを特徴とする太陽光発電システム。
8. 請求項６または請求項７に記載の太陽光発電システムであって、
   複数配置された前記発電装置ユニット群および前記ユニット群集電制御部を統合して管理制御するシステム管理制御部を備え、
   前記ユニット群集電制御部を介して前記ユニット状態検出部が検出した発電状態に基づいて特定した発電異常の太陽光発電装置ユニットを識別するユニット識別信号を、前記システム管理制御部に送信し、
   前記システム管理制御部は、特定した前記太陽光発電装置ユニットの追尾ずれを、前記ユニット群集電制御部を介して修正させる構成とされていることを特徴とする太陽光発電システム。
9. 太陽電池モジュールおよび該太陽電池モジュールを追尾駆動する追尾駆動部を有する太陽光発電装置ユニットを複数配置して発電装置ユニット群を構成し、該発電装置ユニット群の発電電力を集電したユニット群集電制御部を介して前記追尾駆動部を制御し、前記ユニット群集電制御部に集電された発電電力を電力変換装置により電力変換する太陽光発電システム制御方法であって、
   前記ユニット群集電制御部を介して、前記太陽光発電装置ユニットそれぞれの発電状態を比較することにより、発電異常を生じた太陽光発電装置ユニットを特定し、特定した前記太陽光発電装置ユニットの発電異常を修正することを特徴とする太陽光発電システム制御方法。
10. 請求項９に記載の太陽光発電システム制御方法であって、
    前記発電装置ユニット群およびユニット群集電制御部は複数配置され、複数の前記発電装置ユニット群それぞれの発電状態を検出して発電異常を生じた発電装置ユニット群を特定し、特定した前記発電装置ユニット群の発電異常を修正することを特徴とする太陽光発電システム制御方法。
11. 請求項９に記載の太陽光発電システム制御方法であって、
    前記発電装置ユニット群に配置された前記太陽光発電装置ユニットの少なくともいずれか一つに直達日射計を備え、該直達日射計が検出した日射量に基づいて基準発電電力を算出し、前記太陽光発電装置ユニットの発電電力と前記基準発電電力とを比較して発電異常を生じた太陽光発電装置ユニットを特定し、特定した前記太陽光発電装置ユニットの発電異常を修正することを特徴太陽光発電システム制御方法。
12. 請求項１０または請求項１１に記載の太陽光発電システム制御方法であって、
    複数配置された前記発電装置ユニット群および前記ユニット群集電制御部を統合して管理制御するシステム管理制御部を備え、
    前記ユニット群集電制御部を介して前記ユニット状態検出部が検出した発電状態に基づいて特定した発電異常の太陽光発電装置ユニットを識別するユニット識別信号を、前記システム管理制御部に送信し、
    前記システム管理制御部は、特定した前記太陽光発電装置ユニットの追尾ずれを前記ユニット群集電制御部を介して修正させることを特徴とする太陽光発電システム制御方法。
13. 請求項９ないし請求項１２のいずれか一つに記載の太陽光発電システム制御方法であって、
    通信により前記ユニット群集電制御部を制御できる端末機を用いて前記ユニット群集電制御部を制御することにより前記追尾駆動部を制御することを特徴とする太陽光発電システム制御方法。

Images