WO2010044352A1

WO2010044352A1 - 太陽光発電システム

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Publication number: WO2010044352A1
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Inventors: 浩文光岡; 亮岩井
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Publication date: 2010-04-22
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Abstract

　本発明の一側面に係る太陽光発電システムは、高電圧出力太陽電池モジュールを並列接続した太陽電池ユニット１と、太陽電池ユニット１から出力される直流電圧を交流電圧に変換するインバータ装置２とを有する太陽光発電ユニット１００及び１０１を複数備え、複数の太陽光発電ユニット１００及び１０１に並設され、複数の太陽光発電ユニット１００及び１０１それぞれが接続される送電線（ＡＣ４００Ｖ送電線６、高電圧送電線１４）を少なくとも一つ備える。

Description

太陽光発電システム

　本発明は、太陽光発電システムに関し、特に、複数の太陽電池モジュールによって構成され、送電線に沿って設置して発電を行うタイプの太陽光発電システム、或いは、複数の太陽電池モジュールによって構成される太陽電池ユニットを高速道路等に沿って一連に設置して発電を行うタイプの太陽光発電システムに関する。

　太陽光発電システムでは、一つの土地に複数の太陽電池モジュールをアレイ状に設置して発電を行うタイプが一般的であるが、一まとまりの土地に複数の太陽電池モジュールをアレイ状に設置して発電を行う場合、大規模発電になるほど広大な一まとまりの土地が必要となり、土地の確保が困難になる。これに対して、複数の太陽電池モジュールによって構成される太陽電池ユニットを高速道路等に沿って設置して発電を行うタイプの太陽光発電システムが提案されている。例えば特許文献１ではインバータの出力を既設の道路照明灯のための配電線に接続することを特徴としている。また、例えば特許文献１では複数の太陽電池モジュールによって構成される太陽電池ユニットを高速道路等に沿って一連に設置している。

特開平８―１２６２２４号公報特開平１－２３８４４０号公報特開２００８－１１８８４５号公報

　複数の太陽電池モジュールによって構成される太陽電池ユニットを高速道路等に沿って設置して発電を行うタイプの太陽光発電システムでは、太陽電池ユニットを細長い形状にするため、太陽電池ユニットとインバータ装置などの変換装置とを接続するためのケーブルが長くなる傾向にあり、当該ケーブルでの電力損失が問題となる。

　また、複数の太陽電池モジュールによって構成される太陽電池ユニットを高速道路等に沿って一連に設置して発電を行うタイプの太陽光発電システムでは、複数の太陽光発電ユニットに並設され、複数の太陽光発電ユニットそれぞれが直接的又は間接的に接続される送電線の距離が長くなるので、送電線での電力損失が問題となる。

　本発明は、上記の状況に鑑み、太陽電池ユニットとインバータ装置などの変換装置とを接続するためのケーブルでの電力損失の低減を図ることができる太陽光発電システムを提供することを第１の目的とする。

　また、本発明は、上記の状況に鑑み、複数の太陽光発電ユニットに並設され、複数の太陽光発電ユニットそれぞれが直接的又は間接的に接続される送電線での電力損失の低減を図ることができる太陽光発電システムを提供することを第２の目的とする。

　上記第１の目的を達成するために本発明の一側面に係る太陽光発電システムは、高電圧出力太陽電池モジュールを並列接続した太陽電池ユニットと、前記太陽電池ユニットから出力される直流電圧を変換する変換部とを有する太陽光発電ユニットを複数備え、複数の前記太陽光発電ユニットに並設され、複数の前記太陽光発電ユニットそれぞれが接続される送電線を少なくとも一つ備えることを特徴とする。

　上記第２の目的を達成するために本発明の他の側面に係る太陽光発電システムは、複数の太陽電池モジュールを接続した太陽電池ユニットと、前記太陽電池ユニットから出力される直流電圧を変換する変換部とを有する太陽光発電ユニットを複数備え、複数の前記太陽光発電ユニットに並設され、複数の前記太陽光発電ユニットそれぞれが接続される送電線を少なくとも一つ備え、前記送電線の少なくとも一つが超伝導ケーブルである構成とする。

　このような構成によると、複数の太陽光発電ユニットに並設され、複数の太陽光発電ユニットそれぞれが接続される送電線の少なくとも一つに超伝導ケーブルを用いるので、複数の太陽光発電ユニットに並設され、複数の太陽光発電ユニットそれぞれが直接的又は間接的に接続される送電線での電力損失の低減を図ることができる。

　また、前記超伝導ケーブルに冷媒を供給するための冷媒供給装置を備え、前記冷媒供給装置の電源に、前記太陽電池ユニットから出力される直流電圧を利用することが望ましい。そして、この場合、複数の前記太陽光発電ユニットの一部が負荷を備えている太陽光発電ユニットであり、複数の前記太陽光発電ユニットの残りが負荷を備えていない太陽光発電ユニットであることが望ましい。このような構成によると、前記冷媒供給装置の電源を、負荷を備えていない太陽光発電ユニットの発電電力によって確保することができる。

　また、複数の前記太陽光発電ユニットそれぞれが蓄電デバイスを備えることが望ましい。これにより、送電線に送電異常が生じた場合でも、複数の太陽光発電ユニットそれぞれが独立した電源を確保することができる。

　また、既設の設備（交流送電線やトランスなど）を利用することができるため、前記変換部がインバータ装置であることが望ましい。

　また、前記送電線の一つが第１の送電線であり、前記送電線の他の一つが第２の送電線であり、前記第２の送電線が、前記第１の送電線よりも高い電圧を送電し、且つ、超伝導ケーブルであることが望ましい。

　また、前記変換部がＤＣ／ＤＣコンバータであり、前記送電線が直流送電線であってもよい。

　本発明の一側面に係る太陽光発電システムの構成によると、高電圧出力太陽電池モジュールを並列接続した太陽電池ユニットを用いるので、太陽電池ユニットとインバータ装置などの変換装置とを接続するためのケーブルの引き回しを少なくすることができる。これにより、太陽電池ユニットとインバータ装置などの変換装置とを接続するためのケーブルでの電力損失の低減を図ることができる。

　また、本発明の他の側面に係る太陽光発電システムの構成によると、複数の太陽光発電ユニットに並設され、複数の太陽光発電ユニットそれぞれが接続される送電線の少なくとも一つに超伝導ケーブルを用いるので、複数の太陽光発電ユニットに並設され、複数の太陽光発電ユニットそれぞれが直接的又は間接的に接続される送電線での電力損失の低減を図ることができる。

本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成を示す図である。図１及び図７に示す太陽光発電システムが備える太陽電池ユニットの構成例を示す図である。結晶系太陽電池モジュールを用いた太陽電池ユニットの構成例を示す図である。本発明の第２実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成を示す図である。本発明の第３実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成を示す図である。本発明の第４実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成を示す図である。本発明の第５実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成を示す図である。図７に示す太陽光発電システムが備える太陽電池ユニットの他の構成例を示す図である。本発明の第６実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成を示す図である。本発明の第７実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成を示す図である。

　本発明の実施形態について図面を参照して以下に説明する。本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成を図１に示す。

　図１に示す本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムは、太陽電池ユニット１と、太陽電池ユニット１から出力される直流電圧を交流電圧に変換するインバータ装置２と、負荷（例えば照明灯等）３と負荷（例えば表示灯等）４とを有する太陽光発電ユニット１００を複数備えるとともに、太陽電池ユニット１と、太陽電池ユニット１から出力される直流電圧を交流電圧に変換するインバータ装置２とを有する太陽光発電ユニット１０１を複数備える。太陽光発電ユニット１００及び１０１は、太陽電池ユニット１の長手方向に沿って例えば高速道路の遮音壁ＮＢに配置され、太陽光発電ユニット１００を所定数（例えば９個）連続で並べ１個の太陽光発電ユニット１０１を挟んでさらに太陽光発電ユニット１００を所定数（例えば９個）連続で並べることを繰り返している。

　また、図１に示す本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムは、太陽光発電ユニット１００のインバータ装置２、負荷３、及び負荷４又は太陽光発電ユニット１０１のインバータ装置２に接続される分電盤５と、分電盤５を介して太陽光発電ユニット１００のインバータ装置２、負荷３、及び負荷４並びに太陽光発電ユニット１０１のインバータ装置２に接続されるＡＣ４００Ｖ送電線６とを備える。

　さらに、図１に示す本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムは、ＡＣ４００Ｖ送電線６側からの電圧を高電圧に変圧して高電圧送電線１４側に供給する又は高電圧送電線１４側からの電圧を低電圧に変圧してＡＣ４００Ｖ送電線６側に供給する定格容量１５０ｋＶＡのトランス７を備える。なお、高電圧送電線１４は例えばＡＣ６６００ＶもしくはＡＣ２２ｋＶのような遠隔地への電力搬送を目的とした送電線として機能する。

　天候の良い日中であって太陽電池ユニット１に日が当たって太陽光発電ユニット１００及び１０１が発電を行っている場合、太陽光発電ユニット１００及び１０１の発電電力は、分電盤５、ＡＣ４００Ｖ送電線６、トランス７、高電圧送電線１４へと順に渡っていくので、ＡＣ４００Ｖ送電線６や高電圧送電線１４等によって他の電力消費地に送電される。なお、負荷４が天候の良い日中においても電力を消費する負荷である場合、太陽光発電ユニット１００の発電電力は負荷４にも送電される。一方、夜間や天候の悪い日中であって太陽電池ユニット１に日が当たらず太陽光発電ユニット１００及び１０１が発電を行っていない場合、発電所等からの電力が高電圧送電線１４、トランス７、ＡＣ４００Ｖ送電線６、分電盤５、へと順に渡ってくることで、負荷３及び負荷４に電力が供給される。

　インバータ装置２は最大電力点追尾機能を有することが望ましく、本実施形態ではインバータ装置２が最大電力点追尾機能を有するものとする。インバータ装置２が最大電力点追尾制御を行っている場合、多数の太陽光発電ユニット１００及び１０１がＡＣ４００Ｖ送電線６に接続されると、多数の太陽光発電ユニット１００及び１０１から出力される電圧によるＡＣ４００Ｖ送電線６の電圧上昇が問題となる。この電圧上昇を抑制するために、ＡＣ４００Ｖ送電線６には所定の間隔でグリッドが設けられている。ここで、前記高電圧太陽電池モジュールを前記送電線と並設すれば、送電線に沿って発電電力を効率良く集電でき電力損失の低減を図ることができる。さらに、前記送電線を高電圧送電線に接続することでグリッド単位で電圧上昇を抑制でき、インバータ装置２からの送電効率の低下が防げるので電力損失の低減を図ることができる。

　次に、太陽電池ユニット１の構成例について図２を参照して説明する。図２に示す構成例では、太陽電池ユニット１は、開放電圧２４０Ｖ以上の高電圧出力薄膜太陽電池モジュールＭ１を７５個有しており、７５個の高電圧出力薄膜太陽電池モジュールＭ１を例えば直列数１且つ並列数７５で接続しており、高電圧出力薄膜太陽電池モジュールＭ１の並列方向が太陽電池ユニット１の長手方向になる。そして、太陽電池ユニット１とインバータ装置２とが接続ケーブルにより接続されている。

　高電圧出力薄膜太陽電池モジュールを用いて太陽電池ユニットを構成する場合、図２に示す構成例のように、直列数を少なくして太陽電池ユニットの開放電圧が所定の範囲の上限を超えないようにする必要がある。なお、前記所定の範囲は太陽電池ユニットの出力電圧を変換する変換装置（例えばインバータ装置）の仕様に従って設定される。

　ここで、比較のため、低電圧出力の太陽電池モジュールである開放電圧２０Ｖ程度の結晶系太陽電池モジュールＭ２を用いて太陽電池ユニットを構成する場合の構成例を図３に示す。図３に示す構成例では、太陽電池ユニット１’は、結晶系太陽電池モジュールＭ２を７５個有しており、７５個の結晶系太陽電池モジュールＭ２を一列に並べて、７５個の結晶系太陽電池モジュールＭ２を直列数２５且つ並列数３で接続しており、７５個の結晶系太陽電池モジュールＭ２を一列に並べている方向が太陽電池ユニット１’の長手方向になる。そして、太陽電池ユニット１’とインバータ装置２とが接続ケーブルにより接続されている。

　結晶系太陽電池モジュールを用いて太陽電池ユニットを構成する場合、図３に示す構成例のように、直列数を多くして太陽電池ユニットの開放電圧が所定の範囲の下限を超えないようにする必要がある。なお、前記所定の範囲は太陽電池ユニットの出力電圧を変換する変換装置（例えばインバータ装置）の仕様に従って設定される。

　図３に示す構成例では、太陽電池ユニット１’内の３つの並列群を一列に並べているため、太陽電池ユニット１’とインバータ装置２とを接続するための接続ケーブルの引き回しが図２に示す構成例よりも多くなり、図２に示す構成例よりも電力損失が大きくなる。すなわち、本発明のように例えば開放電圧２４０Ｖ以上の高電圧出力薄膜太陽電池モジュールを用いて太陽電池ユニットを構成することで、結晶系太陽電池モジュールを用いて太陽電池ユニットを構成するよりも、太陽電池ユニットと太陽電池ユニットの出力電圧を変換する変換装置（例えばインバータ装置）とを接続するためのケーブルの引き回しが少なくなり、電力損失を少なくすることができる。

　本発明で用いられる高電圧出力太陽電池モジュールは例えば商用系統電圧が２００Ｖの場合では、本発明に係る太陽光発電システムは、商用系統電圧から電力線の抵抗などによる電圧降下分を考慮に入れて、開放電圧２４０Ｖ以上の高電圧出力太陽電池モジュールが好ましく、例えば高電圧出力太陽電池モジュールとして薄膜太陽電池モジュールをＮ個（Ｎは２以上の自然数）を直列数１且つ並列数Ｎで接続した太陽電池ユニットと、前記太陽電池ユニットから出力される直流電圧を変換する変換部とを有する太陽光発電ユニットを複数備え、複数の前記太陽光発電ユニットが、前記高電圧出力薄膜太陽電池モジュールの並列方向である前記太陽電池ユニットの長手方向に沿って配置され、複数の前記太陽光発電ユニットに並設され、複数の前記太陽光発電ユニットそれぞれが接続される送電線を少なくとも一つ備える構成とするのが好ましい。

　このような構成によると、開放電圧２４０Ｖ以上の高電圧出力薄膜太陽電池モジュールＮ個（Ｎは２以上の自然数）を直列数１且つ並列数Ｎで接続した太陽電池ユニットを用いるので、太陽電池ユニットとインバータ装置などの変換装置とを接続するためのケーブルの引き回しを少なくすることができる。これにより、太陽電池ユニットとインバータ装置などの変換装置とを接続するためのケーブルでの電力損失の低減を図ることができる。

　太陽電池モジュールの直列数が１の場合について述べてきたが、高電圧出力を得るために例えば太陽電池モジュールの直列数を複数にしたものを送電線方向に並列接続を構成するようにすれば配線の引き回しを少なくすることができる。

　また、前記送電線の少なくとも一つを超伝導ケーブルにすることが望ましく、送電線の少なくとも一つを超伝導ケーブルにする場合は、前記超伝導ケーブルに冷媒を供給するための冷媒供給装置を備え、前記冷媒供給装置の電源に、前記太陽電池ユニットから出力される直流電圧を利用することが望ましい。そして、この場合、複数の前記太陽光発電ユニットの一部が負荷を備えている太陽光発電ユニットであり、複数の前記太陽光発電ユニットの残りが負荷を備えていない太陽光発電ユニットであることが望ましい。このような構成によると、前記冷媒供給装置の電源を、負荷を備えていない太陽光発電ユニットの発電電力によって確保することができる。

　また、複数の前記太陽光発電ユニットそれぞれが蓄電デバイスもしくは発電設備を備えることが望ましい。これにより、送電線に送電異常が生じた場合でも、複数の太陽光発電ユニットそれぞれが独立した電源を確保することができる。

　また、送電損失を低減する観点から、前記変換部がＤＣ／ＤＣコンバータであり、前記送電線が直流送電線であっても構わない。

　上述の構成によると、例えば開放電圧２４０Ｖ以上の高電圧出力薄膜太陽電池モジュールＮ個（Ｎは２以上の自然数）を直列数が単数または複数で且つ並列数Ｎで接続した太陽電池ユニットを用いるので、太陽電池ユニットとインバータ装置などの変換装置とを接続するためのケーブルの引き回しを少なくすることができる。これにより、太陽電池ユニットとインバータ装置などの変換装置とを接続するためのケーブルでの電力損失の低減を図ることができる。

　上述した図１に示す本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムでは、ＡＣ４００Ｖ送電線６や高電圧送電線１４で送電異常が生じた場合、負荷３や負荷４の電源が確保できないという問題がある。かかる問題を解決することができる本発明の実施形態に係る太陽光発電システムを図４に示す。なお、図４において図１と同一の部分には同一の符号を付し詳細な説明を省略する。

　図４に示す本発明の第２実施形態に係る太陽光発電システムは、図１に示す本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムにおいて、太陽光発電ユニット１００を太陽光発電ユニット１０２に置換し、太陽光発電ユニット１０１を太陽光発電ユニット１０３に置換した構成である。

　太陽光発電ユニット１０２は太陽光発電ユニット１００に蓄電デバイス１０及び発電機（例えばディーゼル発電機）１１を付加した構成であり、太陽光発電ユニット１０３は太陽光発電ユニット１０１に蓄電デバイス１０及び発電設備として発電機（例えばディーゼル発電機）１１を付加した構成である。蓄電デバイス１０及び発電機１１は図４に示すように分電盤５に接続される。

　太陽光発電ユニット１０２では、蓄電デバイス１０は、太陽電池ユニット１の発電電力を蓄電するとともに、負荷３や負荷４が電力を消費するときには放電により負荷３や負荷４に電力を供給する。また、発電機１１は蓄電デバイス１０の蓄電が枯渇した場合に動作する。これにより、ＡＣ４００Ｖ送電線６や高電圧送電線１４で送電異常が生じた場合でも、負荷３や負荷４の電源を確保することができる。

　また、前記送電線もしくは高電圧送電線を介して、複数点で負荷もしくは発電設備と連系することで、より安定した電力供給および送電が可能となり、電力損失の低減を図ることができる。

　また、蓄電池もしくは発電設備を前記太陽電池ユニットと並設することでユニット単位で安定した電力供給および送電が可能となり、電力損失の低減を図ることができる。

　太陽光発電ユニット１０３では、蓄電デバイス１０は、太陽電池ユニット１の発電電力を蓄電するとともに、分電盤５、ＡＣ４００Ｖ送電線６、及びトランス７を介して分電盤の配電制御部（不図示）に電力を供給する。また、発電機１１は蓄電デバイス１０の蓄電が枯渇した場合に動作する。これにより、ＡＣ４００Ｖ送電線６や高電圧送電線１４で送電異常が生じた場合でも、太陽光発電ユニット１０３とトランス７との接続経路に異常がない限り、配電制御の電源を確保することができる。以上、配電制御を分電盤で行うことを例示したが、配電制御は分電盤以外で行うことが可能であれば場所を限定しない。

　なお、システムの運用上、蓄電デバイス１０の蓄電が枯渇するおそれが実質的に無いのであれば、発電機１１を設ける必要がないので、各太陽光発電ユニットが発電機１１を備えない構成にしてもよい。このように、配電制御は前記送電線を介して系統電源、前記太陽電池ユニット、前記蓄電池もしくは前記発電設備の何れかの電力により行うことで安定した電力供給および送電が可能となり、電力損失の低減を図ることができる。

　上述した本発明の第１及び第２実施形態に係る太陽光発電システムは交流送電を採用したが、送電損失を低減する観点から直流送電を採用してもよい。直流送電を採用した本発明の第３実施形態に係る太陽光発電システムを図５に示す。なお、図５において図４と同一の部分には同一の符号を付し詳細な説明を省略する。

　図５に示す本発明の第３実施形態に係る太陽光発電システムは、図４に示す本発明の第２実施形態に係る太陽光発電システムにおいて、太陽光発電ユニット１０２を太陽光発電ユニット１０４に置換し、太陽光発電ユニット１０３を太陽光発電ユニット１０５に置換し、ＡＣ４００Ｖ送電線６をＤＣ４００Ｖ送電線６’にし、トランス７をＤＣ／ＤＣコンバータ１３に置換した構成である。なお、図５に示す本発明の第３実施形態に係る太陽光発電システムにおいて高電圧送電線はＤＣ２２ｋＶ送電線として機能する。

　太陽光発電ユニット１０４は太陽光発電ユニット１０２のインバータ装置２をＤＣ／ＤＣコンバータ１２を置換した構成であり、太陽光発電ユニット１０５は太陽光発電ユニット１０３のインバータ装置２をＤＣ／ＤＣコンバータ１２を置換した構成である。

　図５に示す本発明の第３実施形態に係る太陽光発電システムでは蓄電デバイス１０が直流電圧を入力するので、図４に示す本発明の第２実施形態に係る太陽光発電システムの場合に比べて、蓄電デバイス１０の具体的構成が簡単となる。一方、図５に示す本発明の第３実施形態に係る太陽光発電システムでは発電機１１が直流電圧を出力する必要があるので、図４に示す本発明の第２実施形態に係る太陽光発電システムの場合に比べて、発電機１１の具体的構成が複雑となる。

　また、高電圧送電線１４の代わりに、超伝導ケーブル９を用いても構わない。

　送電線の少なくとも一つを超伝導ケーブルにする場合の冷却ステーション８について説明する。冷却ステーション８は、液化ガス（例えば液体窒素）を超伝導ケーブル９に供給するための加圧ポンプ又は循環ポンプ（不図示）を有している。図６に示す本発明の第４実施形態に係る太陽光発電システムでは、上記加圧ポンプ又は循環ポンプの電源に、太陽光発電ユニット１００及び１０１の発電電力を利用している。すなわち、上記加圧ポンプ又は循環ポンプは、トランス７の高圧側出力から電源をとっている。

　負荷４が天候の良い日中においても電力を消費する負荷である場合、太陽光発電ユニット１００の発電電力は負荷４にも送電されるが、太陽光発電ユニット１０１は一切負荷を有していないので、太陽光発電ユニット内の負荷で電力が消費されるおそれがない。このため、図６に示す本発明の第４実施形態に係る太陽光発電システムのように太陽光発電ユニット１０１を周期的に配置することで、上記加圧ポンプ又は循環ポンプの電源を太陽光発電ユニット１０１の発電電力によって確保することができる。

　ただし、夜間や天候の悪い日中であって太陽電池ユニット１に日が当たらず太陽光発電ユニット１００及び１０１が発電を行っていない場合、超伝導ケーブル９を経由して供給される発電所等からの電力を上記加圧ポンプ又は循環ポンプの電源に利用する。

　なお、本発明は、上記の第１～第４実施形態の説明に限定されるものではなく、発明の主旨を逸脱しない範囲で種々の変更を加えて実施することができる。例えば、超伝導ケーブル９の冷媒は液化ガスに限定されず、他の冷媒であっても構わない。また、太陽電池ユニット１と変換装置（インバータ装置、ＤＣ／ＤＣコンバータ等）とを接続するための接続ケーブルの少なくとも一部を超伝導ケーブルにしてもよい。また、ＡＣ４００Ｖ送電線６或いはＤＣ４００Ｖ送電線６’を超伝導ケーブルにしてもよい。

　次に、本発明の第５実施形態について説明する。本発明の第５実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成を図７に示す。なお、図７において図１と同一の部分には同一の符号を付す。

　図７に示す本発明の第５実施形態に係る太陽光発電システムは、太陽電池ユニット１と、太陽電池ユニット１から出力される直流電圧を交流電圧に変換するインバータ装置２と、照明灯３Ａと、負荷（例えば表示灯等）４とを有する太陽光発電ユニット１００を複数備えるとともに、太陽電池ユニット１と、太陽電池ユニット１から出力される直流電圧を交流電圧に変換するインバータ装置２とを有する太陽光発電ユニット１０１を複数備える。太陽光発電ユニット１００及び１０１は、太陽電池ユニット１の長手方向に沿って例えば高速道路の遮音壁ＮＢに配置され、太陽光発電ユニット１００を所定数（例えば９個）連続で並べ１個の太陽光発電ユニット１０１を挟んでさらに太陽光発電ユニット１００を所定数（例えば９個）連続で並べることを繰り返している。

　また、図７に示す本発明の第５実施形態に係る太陽光発電システムは、太陽光発電ユニット１００のインバータ装置２、照明灯３Ａ、及び負荷４又は太陽光発電ユニット１０１のインバータ装置２に接続される分電盤５と、分電盤５を介して太陽光発電ユニット１００のインバータ装置２、照明灯３Ａ、及び負荷４並びに太陽光発電ユニット１０１のインバータ装置２に接続されるＡＣ４００Ｖ送電線６とを備える。

　さらに、図７に示す本発明の第５実施形態に係る太陽光発電システムは、ＡＣ４００Ｖ送電線６側からの電圧を高電圧に変圧して超伝導ケーブル９側に供給する又は超伝導ケーブル９側からの電圧を低電圧に変圧してＡＣ４００Ｖ送電線６側に供給する定格容量１５０ｋＶＡのトランス７と、冷媒として作用する液化ガス（例えば液体窒素）を超伝導ケーブル９に供給するとともに、トランス７の高圧側と超伝導ケーブル９との接続を仲介するガスステーション８Ａと、ガスステーション８Ａを介してＡＣ４００Ｖ送電線６に接続される超伝導ケーブル９とを備える。なお、超伝導ケーブル９はＡＣ２２ｋＶ送電線として機能する。

　天候の良い日中であって太陽電池ユニット１に日が当たって太陽光発電ユニット１００及び１０１が発電を行っている場合、太陽光発電ユニット１００及び１０１の発電電力は、分電盤５、ＡＣ４００Ｖ送電線６、トランス７、ガスステーション８Ａ、超伝導ケーブル９へと順に渡っていくので、ＡＣ４００Ｖ送電線６や超伝導ケーブル９等によって他の電力消費地に送電される。なお、負荷４が天候の良い日中においても電力を消費する負荷である場合、太陽光発電ユニット１００の発電電力は負荷４にも送電される。一方、夜間や天候の悪い日中であって太陽電池ユニット１に日が当たらず太陽光発電ユニット１００及び１０１が発電を行っていない場合、発電所等からの電力が超伝導ケーブル９、ガスステーション８Ａ、トランス７、ＡＣ４００Ｖ送電線６、分電盤５、へと順に渡ってくることで、照明灯３Ａ及び負荷４に電力が供給される。

　次に、本実施形態並びに後述する第６及び第７実施形態で用いられる太陽電池ユニット１の構成例について図２を参照して説明する。図２に示す構成例では、太陽電池ユニット１は、開放電圧２４０Ｖ以上の高電圧出力薄膜太陽電池モジュールＭ１を７５個有しており、７５個の高電圧出力薄膜太陽電池モジュールＭ１を直列数１且つ並列数７５で接続しており、高電圧出力薄膜太陽電池モジュールＭ１の並列方向が太陽電池ユニット１の長手方向になる。そして、太陽電池ユニット１とインバータ装置２とが接続ケーブルにより接続されている。

　本実施形態並びに後述する第６及び第７実施形態で用いられる太陽電池ユニット１の他の構成例について図８を参照して説明する。図８に示す構成例では、太陽電池ユニット１は、結晶系太陽電池モジュールＭ３を７５個有しており、７５個の結晶系太陽電池モジュールＭ２を一列に並べて、７５個の結晶系太陽電池モジュールＭ３を直列数２５且つ並列数３で接続しており、７５個の結晶系太陽電池モジュールＭ３を一列に並べている方向が太陽電池ユニット１の長手方向になる。そして、太陽電池ユニット１とインバータ装置２とが接続ケーブルにより接続されている。

　結晶系太陽電池モジュールを用いて太陽電池ユニットを構成する場合、図８に示す構成例のように、直列数を多くして太陽電池ユニットの開放電圧が所定の範囲の下限を超えないようにする必要がある。なお、前記所定の範囲は太陽電池ユニットの出力電圧を変換する変換装置（例えばインバータ装置）の仕様に従って設定される。

　図８に示す構成例では、太陽電池ユニット１内の３つの並列群を一列に並べているため、太陽電池ユニット１とインバータ装置２とを接続するための接続ケーブルの引き回しが図２に示す構成例よりも多くなり、図２に示す構成例よりも電力損失が大きくなる。したがって、図８に示す構成例よりも図２に示す構成例の方がより好ましい。

　次に、ガスステーション８Ａについて説明する。ガスステーション８Ａは、液化ガス（例えば液体窒素）を超伝導ケーブル９に供給するための加圧ポンプ又は循環ポンプ（不図示）を有している。図７に示す本発明の第５実施形態に係る太陽光発電システムでは、上記加圧ポンプ又は循環ポンプの電源に、太陽光発電ユニット１００及び１０１の発電電力を利用している。すなわち、上記加圧ポンプ又は循環ポンプは、トランス７の高圧側出力から電源をとっている。

　負荷４が天候の良い日中においても電力を消費する負荷である場合、太陽光発電ユニット１００の発電電力は負荷４にも送電されるが、太陽光発電ユニット１０１は一切負荷を有していないので、太陽光発電ユニット内の負荷で電力が消費されるおそれがない。このため、図７に示す本発明の第５実施形態に係る太陽光発電システムのように太陽光発電ユニット１０１を周期的に配置することで、上記加圧ポンプ又は循環ポンプの電源を太陽光発電ユニット１０１の発電電力によって確保することができる。

　上述した図７に示す本発明の第５実施形態に係る太陽光発電システムでは、ＡＣ４００Ｖ送電線６や超伝導ケーブル９で送電異常が生じた場合、照明灯３や負荷４の電源が確保できないという問題がある。かかる問題を解決することができる本発明の第６実施形態に係る太陽光発電システムを図９に示す。なお、図９において図７と同一の部分には同一の符号を付し詳細な説明を省略する。

　図９に示す本発明の第６実施形態に係る太陽光発電システムは、図７に示す本発明の第５実施形態に係る太陽光発電システムにおいて、太陽光発電ユニット１００を太陽光発電ユニット１０２に置換し、太陽光発電ユニット１０１を太陽光発電ユニット１０３に置換した構成である。

　太陽光発電ユニット１０２は太陽光発電ユニット１００に蓄電デバイス１０及び発電機（例えばディーゼル発電機）１１を付加した構成であり、太陽光発電ユニット１０３は太陽光発電ユニット１０１に蓄電デバイス１０及び発電機（例えばディーゼル発電機）１１を付加した構成である。蓄電デバイス１０及び発電機１１は図９に示すように分電盤５に接続される。

　太陽光発電ユニット１０２では、蓄電デバイス１０は、太陽電池ユニット１の発電電力を蓄電するとともに、照明灯３や負荷４が電力を消費するときには放電により照明灯３や負荷４に電力を供給する。また、発電機１１は蓄電デバイス１０の蓄電が枯渇した場合に動作する。これにより、ＡＣ４００Ｖ送電線６や超伝導ケーブル９で送電異常が生じた場合でも、照明灯３や負荷４の電源を確保することができる。

　太陽光発電ユニット１０３では、蓄電デバイス１０は、太陽電池ユニット１の発電電力を蓄電するとともに、分電盤５、ＡＣ４００Ｖ送電線６、及びトランス７を介してガスステーション８の加圧ポンプ又は循環ポンプに電力を供給する。また、発電機１１は蓄電デバイス１０の蓄電が枯渇した場合に動作する。これにより、ＡＣ４００Ｖ送電線６や超伝導ケーブル９で送電異常が生じた場合でも、太陽光発電ユニット１０３とガスステーション８との接続経路に異常がない限り、ガスステーション８の加圧ポンプ又は循環ポンプの電源を確保することができる。

　なお、システムの運用上、蓄電デバイス１０の蓄電が枯渇するおそれが実質的に無いのであれば、発電機１１を設ける必要がないので、各太陽光発電ユニットが発電機１１を備えない構成にしてもよい。

　上述した本発明の第５及び第６実施形態に係る太陽光発電システムは交流送電を採用したが、送電損失を低減する観点から直流送電を採用してもよい。直流送電を採用した本発明の第７実施形態に係る太陽光発電システムを図１０に示す。なお、図１０において図９と同一の部分には同一の符号を付し詳細な説明を省略する。

　図１０に示す本発明の第７実施形態に係る太陽光発電システムは、図９に示す本発明の第６実施形態に係る太陽光発電システムにおいて、太陽光発電ユニット１０２を太陽光発電ユニット１０４に置換し、太陽光発電ユニット１０３を太陽光発電ユニット１０５に置換し、ＡＣ４００Ｖ送電線６をＤＣ４００Ｖ送電線６’にし、トランス７をＤＣ／ＤＣコンバータ１３に置換した構成である。なお、図１０に示す本発明の第７実施形態に係る太陽光発電システムにおいて超伝導ケーブル９はＤＣ２２ｋＶ送電線として機能する。

　図１０に示す本発明の第７実施形態に係る太陽光発電システムでは蓄電デバイス１０が直流電圧を入力するので、図９に示す本発明の第６実施形態に係る太陽光発電システムの場合に比べて、蓄電デバイス１０の具体的構成が簡単となる。一方、図１０に示す本発明の第７実施形態に係る太陽光発電システムでは発電機１１が直流電圧を出力する必要があるので、図９に示す本発明の第６実施形態に係る太陽光発電システムの場合に比べて、発電機１１の具体的構成が複雑となる。

　なお、本発明は、上記の第５～第７実施形態の説明に限定されるものではなく、発明の主旨を逸脱しない範囲で種々の変更を加えて実施することができる。例えば、超伝導ケーブル９の冷媒は液化ガスに限定されず、他の冷媒であっても構わない。また、太陽電池ユニット１と変換装置（インバータ装置、ＤＣ／ＤＣコンバータ等）とを接続するための接続ケーブルの少なくとも一部を超伝導ケーブルにしてもよい。特に、太陽電池ユニット１が図８に示すような構成である場合、ケーブルの引き回しが多いので超伝導ケーブルを用いることが有用である。また、ＡＣ４００Ｖ送電線６或いはＤＣ４００Ｖ送電線６’を超伝導ケーブルにしてもよい。

　本発明の一側面に係る太陽光発電システムは、送電線に沿って設置して発電を行うのに好適である。また、本発明の他の側面に係る太陽光発電システムは、太陽電池ユニットを高速道路等に沿って一連に設置して発電を行うのに好適である。

　　　１、１’　太陽電池ユニット
　　　２　インバータ装置
　　　３　負荷
　　　３Ａ　照明灯
　　　４　負荷
　　　５　分電盤
　　　６　ＡＣ４００Ｖ送電線
　　　６’　ＤＣ４００Ｖ送電線
　　　７　トランス
　　　８　冷却ステーション
　　　８Ａ　ガスステーション
　　　９　超伝導ケーブル
　　　１０　蓄電デバイス
　　　１１　発電機
　　　１２、１３　ＤＣ／ＤＣコンバータ
　　　１４　高電圧送電線
　　　１００～１０５　太陽光発電ユニット
　　　Ｍ１　高電圧出力薄膜太陽電池モジュール
　　　Ｍ２、Ｍ３　結晶系太陽電池モジュール
　　　ＮＢ　遮音壁

Claims

　高電圧出力太陽電池モジュールを並列接続した太陽電池ユニットと、前記太陽電池ユニットから出力される直流電圧を変換する変換部とを有する太陽光発電ユニットを複数備え、
　複数の前記太陽光発電ユニットに並設され、複数の前記太陽光発電ユニットそれぞれが接続される送電線を少なくとも一つ備えることを特徴とする太陽光発電システム。
　前記高電圧出力太陽電池モジュールを前記送電線と並設することを特徴とする請求項１に記載の太陽光発電システム。
　前記送電線が高電圧送電線に接続されることを特徴とする請求項１に記載の太陽光発電システム。
　前記送電線もしくは高電圧送電線を介して、複数点で負荷もしくは発電設備と連系することを特徴とする請求項１に記載の太陽光発電システム。
　蓄電池もしくは発電設備を前記太陽電池ユニットと並設することを特徴とする請求項１に記載の太陽光発電システム。
　配電制御は前記送電線を介して系統電源、前記太陽電池ユニットの何れかの電力により行うことを特徴とする請求項１に記載の太陽光発電システム。
　配電制御は前記送電線を介して系統電源、前記太陽電池ユニット、前記蓄電池もしくは前記発電設備の何れかの電力により行うことを特徴とする請求項５に記載の太陽光発電システム。
　複数の太陽電池モジュールを接続した太陽電池ユニットと、前記太陽電池ユニットから出力される直流電圧を変換する変換部とを有する太陽光発電ユニットを複数備え、
　複数の前記太陽光発電ユニットに並設され、複数の前記太陽光発電ユニットそれぞれが接続される送電線を少なくとも一つ備え、
　前記送電線の少なくとも一つが超伝導ケーブルであることを特徴とする太陽光発電システム。
　前記超伝導ケーブルに冷媒を供給するための冷媒供給装置を備え、前記冷媒供給装置の電源に、前記太陽電池ユニットから出力される直流電圧を利用する請求項８に記載の太陽光発電システム。
　複数の前記太陽光発電ユニットの一部が負荷を備えている太陽光発電ユニットであり、複数の前記太陽光発電ユニットの残りが負荷を備えていない太陽光発電ユニットである請求項９に記載の太陽光発電システム。
　複数の前記太陽光発電ユニットそれぞれが蓄電デバイスを備える請求項８に記載の太陽光発電システム。
　前記変換部がインバータ装置である請求項８に記載の太陽光発電システム。
　前記送電線の一つが第１の送電線であり、前記送電線の他の一つが第２の送電線であり、
　前記第２の送電線が、前記第１の送電線よりも高い電圧を送電し、且つ、超伝導ケーブルである請求項８に記載の太陽光発電システム。
　前記変換部がＤＣ／ＤＣコンバータであり、前記送電線が直流送電線である請求項８に記載の太陽光発電システム。