JP2017112675A - 太陽光発電システムの診断システム及び診断方法 - Google Patents

Abstract

【課題】太陽光発電システムにおける太陽電池モジュールの故障を高精度に検出する。
【解決手段】各々が複数の太陽電池セルを含む複数の太陽電池アレイを並列に接続する集電部と、集電部に接続され、電力最大の制御を行う制御部と、監視部と、を有し、監視部は、制御部の電流計によって計測された電流及び制御部の電圧計によって計測された電圧に基づいて、複数の太陽電池アレイの日射量及び動作温度を推定し、制御部の電流計によって計測された電流及び集電部の複数の電流計によって計測された電流に基づいて、推定した日射量及び動作温度を、集電部の複数の電流計によって計測された電流に整合する値に補正し、補正した日射量及び動作温度に基づいて、各太陽電池アレイの電流の理論値を計算する。
【選択図】図１３

Description

本発明は、多数の太陽電池モジュールで構成される太陽光発電システムにおいて、集電装置での計測値に基づいて故障を診断する技術に関する。

太陽光発電システムの故障診断に関して、特開２０１１−１８７８０７号公報（特許文献１）及び特開２０１５−１３６２３３号公報（特許文献２）に記載の技術がある。

特許文献１には、「各々が光照射により直流電力を発生する太陽電池モジュール１を直列に接続して成る複数の太陽電池ストリング８と、複数の太陽電池ストリングからの直流電力を入力する接続箱２を備え、接続箱は、各々が複数の太陽電池ストリングの内の一部の太陽電池ストリングに流れる電流を正値とし複数の太陽電池ストリングの内の一部の太陽電池ストリングを除く残りの太陽電池ストリングに流れる電流を負値とし正値と負値とを合算した合算電流値を検出する複数の電流検出器１０と、各電流検出器毎に電流検出器で検出された合算電流値を計測する計測装置１１と、計測装置で計測された電流値を送信するデータ送信装置１２とを備える。」と記載されている。

特許文献２には、「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ストリングと、前記太陽電池ストリングが複数接続される接続箱と、前記接続箱の電力を集電する集電装置と、前記接続箱及び／又は前記集電装置に配されて入力単位毎に電流値を検出する複数の電流検出器と、前記電流検出器が配された雰囲気の温度を検出する温度検出器と、を備え、前記温度検出器により検出される温度に基づいて前記電流検出器により検出される電流値を補正する。」と記載されている。

特開２０１１−１８７８０７号公報 特開２０１５−１３６２３３号公報

メガソーラーに代表される大規模な太陽光発電システムでは、長期にわたり安定的に発電を行うために、定期的なメンテナンス及び迅速な故障対応といった運用管理が必要となる。太陽光発電システムは、複数の太陽電池モジュールを直列接続した太陽電池ストリング又は複数の太陽電池ストリングの合計電流を計測する電流センサを備える。計測された電流は、監視画面に表示され、電力事業者又は保守管理者は、この電流値を手掛かりとして、太陽光発電システムの異常の有無を判断している。太陽光発電システムの建設コストが下がっている近年においては、複数の太陽電池ストリングの合計電流を計測することが一般的であり、電流センサは、複数の太陽電池ストリングからの配線が集約される集電箱又は集電ラックとよばれる設備（以下、集電ラックと記載する）に設置されるのが一般的である。

この複数の太陽電池ストリングの合計電流を用いた太陽光発電システムの診断をするために、一部の太陽電池ストリングの配線を巻回して負値の電流を検出し、残りの正値と合算した電流値を検出し、複数の合算電流を比較することによって、故障を判定する方法が、特許文献１に記されている。特許文献２には、集電ラックの温度を計測し、電流センサの温度による精度低下を補正する方法が記されている。

上記の特許文献１、２の技術によれば、集電ラック内に設置された電流センサによって電流が計測される。集電ラック内の電流センサの計測精度は、集電ラック内の温度によって変動するが、集電ラックには、複数のストリングが集約された配線も存在し、内部の温度分布が大きいため、集電ラック内に温度センサを配置しても、電流センサ周辺の温度を正確に測定することが困難であった。また、計測ノイズの除去のため、ローパスフィルタのカットオフ周波数を低めに設定する必要があり、数ｋＨｚのスイッチング動作によって制御される太陽光発電システムに対して、サンプリング速度が１〜２桁低く設定されるのが一般的である。このため、そのようなサンプリングによって得られた電流計測値を手掛かりに、複数の太陽電池ストリングから故障の判定を行うのは困難であった。

本発明は、上記の事情に鑑み、大規模な太陽光発電システムの集電箱又は集電ラック内に設置された電流センサを用いて、温度変動及びサンプリング不足に左右されない確度の高い故障判定基準を設定することを目的とする。

上記の課題を解決するために、本発明の一形態は、太陽光発電システムの診断システムであって、各々が複数の太陽電池セルを含む複数の太陽電池アレイを並列に接続する集電部と、前記集電部に接続される制御部と、前記太陽光発電システムの診断を行う監視部と、を有し、前記制御部は、前記集電部から入力された前記複数の太陽電池アレイの電流及び電圧をそれぞれ計測する第１の電流計測装置及び第１の電圧計測装置を有し、前記第１の電流計測装置及び前記第１の電圧計測装置が計測した電流値及び電圧値に基づいて、電力最大となるように出力する電流及び電圧を制御し、前記集電部は、各々が前記各太陽電池アレイの電流を計測する複数の第２の電流計測装置を有し、前記監視部は、前記第１の電流計測装置によって計測された電流値、前記第１の電圧計測装置によって計測された電圧値、及び前記複数の第２の電流計測装置によって計測された電流値を保持する記憶部と、前記記憶部に接続される演算部と、を有し、前記演算部は、日射量、動作温度及び太陽電池セル数と出力電流との関係を示す数式を用いて、前記第１の電流計測装置によって計測された電流値及び前記第１の電圧計測装置によって計測された電圧値に基づいて、前記複数の太陽電池アレイの日射量及び動作温度を推定し、前記第１の電流計測装置によって計測された電流値及び前記複数の第２の電流計測装置によって計測された電流値に基づいて、前記数式を用いて、前記推定した日射量及び動作温度を、前記複数の第２の電流計測装置によって計測された電流値に整合する値に補正し、前記補正した日射量及び動作温度に基づいて、前記数式を用いて、前記各太陽電池アレイの電流の理論値を計算することを特徴とする。

本発明の一態様によれば、太陽光発電システムにおいて、複数の太陽電池ストリング内に存在する太陽電池モジュールの故障を高精度に検出することが可能になる。

本発明の実施例１の太陽光発電システムの構成を示すブロック図である。 本発明の実施例１の太陽光発電システムにおける太陽電池モジュールの等価回路を示す説明図である。 本発明の実施例１の太陽電池モジュールに故障が発生した場合の電流経路の説明図である。 本発明の実施例１の電流計測装置の一例を示す説明図である。 本発明の実施例１の電圧計測装置の一例を示す説明図である。 本発明の実施例１の太陽光発電システムにおいて観測される直流電流及び直流電圧の説明図である。 本発明の実施例１の太陽光発電システムにおいて観測される直流電流及び直流電圧の波形及びそれらのサンプリングの説明図である。 本発明の実施例１の電流計測装置の温度特性を示す説明図である。 本発明の実施例１の集電ラックにおいて計測された電流値とパワーコンディショナにおいて計測された電流値との相関の説明図である。 本発明の実施例１の監視装置が温度による計測値の精度低下を対策するために実行する処理を示すフローチャートである。 本発明の実施例１の太陽光発電システムの電流−電圧特性の説明図である。 本発明の実施例１の監視装置がサンプリングによる計測値の精度低下を対策するために実行する処理を示すフローチャートである。 本発明の実施例１の監視装置が実行する故障診断処理の全体を示すフローチャートである。 本発明の実施例２の太陽光発電システムにおける１日の直流電流及び直流電圧の一例を示す説明図である。 本発明の実施例２の監視装置が実行する故障診断処理を示すフローチャートである。 本発明の実施例２の太陽光発電システムにおいて表示される画面の一例の説明図である。

以下、本発明の種々の実施の形態を図面に従い説明する。

第１の実施例は、パワーコンディショナで計測される動作電流と動作電圧から想定日射量と想定温度を求め、算出された想定日射量と想定温度を電流センサ用に変換し、変換された想定日射量と想定温度の条件下での理論電流と電流センサの計測電流を比較し、理論電流と実電力の割合から太陽電池ストリングの故障診断を行う方法に関する実施例である。実施例の説明に先立ち、実施例が適用される太陽光発電システム及び計測の精度低下要因について説明する。

図１は、本発明の実施例１の太陽光発電システムの構成を示すブロック図である。

太陽光発電システムは、複数の太陽電池モジュール１ａを直列接続した太陽電池ストリング１、複数の太陽電池ストリング１を束ねる接続箱２、複数の接続箱２を束ねる集電ラック３、集電ラック３によって束ねられた電流が入力されるパワーコンディショナ４、伝送経路５、及び監視装置６によって構成される。

以下の説明では、主に、最終的に一つの集電ラック３によって束ねられる（すなわち一つのパワーコンディショナ４によって出力を制御される）全ての太陽電池ストリング１からなる太陽電池ストリング群を太陽電池アレイと記載するが、一つの接続箱２によって束ねられる太陽電池ストリング群を部分的な太陽電池アレイと呼ぶこともできる。

接続箱２には、太陽電池ストリングに電流が流れ込むのを防止するための逆流防止ダイオード２ａ、万一大きな電流が流れた場合に、電流経路を遮断するヒューズ２ｂ及び遮断器２ｃが取り付けられている。集電ラック３には、接続場で束ねられた複数のストリングから流れ込む直流電流の合計を計測する電流計測装置３ａ及び直流電圧を計測する電圧計測装置３ｂで構成される。計測された直流電流と直流電圧は、サンプリング処理部３ｃによって標本化処理され、信号変換伝送装置３ｄによって、パラレル−シリアル変換されてから伝送経路５に送信される。

パワーコンディショナ４は、電流計測装置４ａ、直流電圧を計測する電圧計測装置４ｂ、ＭＰＰＴ（Maximum Power Point Tracking）制御を行うＭＰＰＴ制御部４ｇ、及び直流・交流変換部４ｈから構成される。電流計測装置４ａ及び電圧計測装置４ｂによって計測された直流電流及び直流電圧は、サンプリング処理部４ｄによって標本化処理され、制御波形生成部４ｆ及び信号変換伝送装置４ｅに送信される。制御波形生成部４ｆに送信された信号は、ＭＰＰＴ制御の指令信号の生成に使用される。ＭＰＰＴ制御部４ｇは、集電ラック３に集約された多数の太陽電池ストリング群から最大電力を取り出せるように電流及び電圧を制御する。ＭＰＰＴ制御部４ｇで昇圧又は降圧された直流電圧及び直流電流は、直流・交流変換部４ｈによって交流に変換され系統に連系される。一方、サンプリング処理部４ｄから信号変換伝送装置４ｅに送信された信号は、集電ラック３の信号と同様に、信号変換伝送装置４ｅによって、パラレル−シリアル変換されてから伝送経路５に送信される。また、パワーコンディショナ４では、冷却装置４ｃが設置され、内部の温度が一定に保たれるのが一般的である。

伝送経路５は、例えばＰＬＣ（Power Line Communication）のような伝送装置又はインターネット網など、いかなる形態の伝送経路であってもよい。この伝送経路５を介して、複数の集電ラック３で計測される直流電流、直流電圧、パワーコンディショナ４で計測される直流電流、直流電圧の情報は、監視装置６に集約される。

監視装置６は、内部バス６ｅを介して相互に接続されたメモリ６ａ、演算部６ｂ、インターフェイス６ｃ及び結果表示部６ｄを有する。メモリ６ａは、例えば半導体記憶装置等の主記憶装置である。集電ラック３及びパワーコンディショナ４から送信された電流及び電圧を含む発電情報は、インターフェイス６ｃ及び内部バス６ｅを経由して監視装置６内のメモリ６ａに保持される。図１では省略されているが、監視装置６は、内部バス６ｅに接続され、必要に応じて上記の発電情報等を格納するハードディスクドライブ等の補助記憶装置をさらに有してもよい。演算部６ｂは、メモリ６ａに格納された発電情報に基づいて故障診断を行う演算装置であり、例えば、メモリ６ａに格納されたプログラムに従って故障診断の処理を実行する中央処理部（Central Processing Unit：ＣＰＵ）である。結果表示部６ｄは、例えば文字及び図形等を表示する表示装置であり、演算部６ｂによる故障診断の結果を表示する。

図２は、本発明の実施例１の太陽光発電システムにおける太陽電池モジュールの等価回路を示す説明図である。

太陽電池モジュール１ａは、太陽電池セル１２ａを複数枚直列に接続し、それらと並列に接続されたバイパスダイオード１２ｂによって区切られたものとして表すことができる。太陽電池セル１２ａは、電流源１２ｃ、ｐｎ接合ダイオード１２ｄ、シャント抵抗１２ｅ、及び直列抵抗１２ｆから成る等価回路で表すことできる。日射量に比例した電流が、電流源１２ｃから供給される。

図３は、本発明の実施例１の太陽電池モジュールに故障が発生した場合の電流経路の説明図である。

いずれの太陽電池セルも故障していない太陽電池モジュールの電流経路は、図３（ａ）の電流経路１３ａのように、直列に接続された太陽電池セルを経由する。ここで、例えば図３（ｂ）に示すように太陽電池セル１３ｂが故障すると、電流経路１３ａは、故障した太陽電池セル１３ｂを含む太陽電池モジュール内の複数の太陽電池セルを経由せずに、その太陽電池モジュールのバイパスダイオード１２ｄを迂回する電流経路１３ｃとなる。

なお、一つの太陽電池セル１３ｂが故障すると、図３（ｂ）に示すように電流がバイパスダイオード１２ｄを通過することによってその太陽電池モジュールの全ての太陽電池セルを電流が通過しなくなる。すなわち、それらの全ての太陽電池セルが太陽光発電に寄与しなくなるため、以下の説明ではそれらの太陽電池セルが全て故障しているものとして扱われる。

図４は、本発明の実施例１の電流計測装置３ａの一例を示す説明図である。

電流計測装置３ａは、Current Transformer（ＣＴ）センサ３４ａ、バッファ３４ｂ、非反転増幅回路３４ｃ及びアナログ−デジタル（ＡＤ）変換器３４ｄからなる。ＣＴセンサ３４ａによって、電線３４ｅを流れる電流が電圧に変換され、バッファ３４ｂを通してインピーダンス変換され、非反転増幅回路３４ｃを用いてＡＤ変換器３４ｄで処理できるレベルまで電圧信号が増幅される。ＡＤ変換器３４ｄの入力には、ローパスフィルタ（図示省略）が設置されており、これによって電圧信号からリップル成分及び高周波成分のノイズが除去され、計測精度を確保した状態でデジタル値に変換される。

電流計測装置４ａは、図４に示す電流計測装置３ａと同様であるが、計測可能な電流の範囲は異なっていてもよい。このため、後述するように、電流計測装置３ａと電流計測装置４ａのリニアリティが相違する場合がある。

図５は、本発明の実施例１の電圧計測装置３ｂの一例を示す説明図である。

電圧計測装置３ｂは、アイソレーションアンプ３５ａ及びＡＤ変換器３５ｂからなる。アイソレーションアンプ３５ａにが、ＡＤ変換器３５ｂで処理できるレベルまで電圧信号を減衰させ、その電圧信号をＡＤ変換器３５ｂがデジタル信号に変換する。

電圧計測装置４ｂは、電圧計測装置３ｂと同様であるため、説明を省略する。

図６は、本発明の実施例１の太陽光発電システムにおいて観測される直流電流及び直流電圧の説明図である。

図６（ａ）は、ある快晴の日における直流電流の観測値６１を示し、図６（ｂ）は、ある快晴の日における直流電圧の観測値６２を示している。なお、各電流計測装置３ａで観測される直流電流の値は一般には互いに異なるが、それらが同じ日の同じ時間帯に観測されたものであれば、それらの形状は類似する。同様に、各電流計測装置３ａで観測される直流電流の値と、電流計測装置４ａで観測される直流電流の値とは異なるが、それらの形状は類似する。図６（ａ）に示す観測値６１は、各電流計測装置３ａ及び４ａで観測される直流電流を代表する例である。同様に、図６（ｂ）に示す観測値６２は、電圧計測装置３ｂ及び４ｂで観測される直流電圧を代表する例である。

観測値６１及び６２には、日射及び温度の変動に加え、パワーコンディショナ４のＭＰＰＴ制御部４ｇで行われるスイッチング動作に影響されるリップルによる変動が現れる。図６中の時間帯６３の観測値を抜き出して拡大した一例について図７を参照して説明する。

図７は、本発明の実施例１の太陽光発電システムにおいて観測される直流電流及び直流電圧の波形及びそれらのサンプリングの説明図である。

図６に示すように比較的短い時間帯６３に観測された直流電流及び直流電圧を時間軸方向に拡大すると、いずれも類似した波形が観測される。図７（ａ）は、このようにして観測される直流電流及び直流電圧に共通する波形を模式的に示す図である。図７（ａ）に示す波形の変動がリップルである。このリップルは、パワーコンディショナ４のスイッチング速度である数ｋＨｚの振幅として現れ、実際の直流値は、破線７１に示したような値となる。

パワーコンディショナ４における電流及び電圧は、ＭＰＰＴ制御を正確に行い、取り出す電力の効率を上げるために、図７（ｂ）に示すように、スイッチング速度の２倍の間隔でサンプリングして計測されることが一般的あり、サンプリングされたデータの平均、又は、移動平均をプロットしていくと破線７２のような値が得られ、破線７１に示す実際の直流値と同等の値を計測できる。

一方、集電ラック３に設置された電流計測装置３ａの場合は、周辺のノイズ除去のため、ローパスフィルタのカットオフ周波数を低めに設定する必要があり、図７（ｃ）に示すように、数ｋＨｚのスイッチング速度に対して、一桁以上遅い速度でサンプリングされるのが一般的である。よって、図７（ｃ）に示すようなサンプリング間隔で、サンプリングされたデータの平均、又は、移動平均をプロットしていくと破線７３のような値が得られる。この値は、実際の直流値７１の値からは大きく外れ、精度の低下を招く。また、集電ラック３内の電流計測装置３ａ及び電圧計測装置３ｂでは、サンプリングのタイミングをパワーコンディショナ４のスイッチング動作と同期させることができないため、この誤差分は、リップルの振幅レベルに依存することとなる。

図８は、本発明の実施例１の電流計測装置３ａの温度特性を示す説明図である。

図８（ａ）に示すように、電圧源８１及び可変電流８２で構成された安定電流を電流源の設定電流とし、電流計測装置３ａのＡＤ変換前のアナログ電圧を計測電圧値として、図８（ｂ）に示す。直線８４は、２５℃の時の計測結果であり、直線８５は、周辺温度が２５℃より低温になった場合の計測結果である。このように、ＣＴセンサ３４ａのような絶縁性の高い計測手段を用いた場合は、温度によるオフセット８６の変化が大きく、ＡＤ変換できる振幅範囲も限られるため、精度よく計測できる温度範囲が制限される。

以上のことから、集電ラック３に設置された電流計測装置３ａを用いて、故障判定を行う場合、温度とサンプリングによる精度低下の対策技術を導入することで、高精度な判定を実現することになる。

図９は、本発明の実施例１の集電ラック３において計測された電流値とパワーコンディショナ４において計測された電流値との相関の説明図である。

具体的には、図９は、集電ラック３に設置された複数の電流計測装置３ａから得られる複数の計測電流値の和：Ｉ１（図１内のＩ１ａからＩ１ｎの和）とパワーコンディショナ４に設置された計測電流：Ｉ２（図１内のＩ２）との相関を示した図である。直線９１は、相関プロットから得られる回帰直線であり、Ｉ２＝Ａ×Ｉ１＋Ｂで表わされる。Ａは、電流計測装置３ａの持つリニアリティと電流計測装置４ａの持つリニアリティとの比であり、計測装置固有の値となる。一方、Ｂは、計測された電流のオフセット値である。集電ラック３内の温度は管理されていない（すなわち天候及び発電量等に応じて変動し得る）のに対して、パワーコンディショナ４内の温度は冷却装置４ｃによって一定（本実施例では２５℃）に保たれるため、Ｂは、集電ラック３内電流計測装置３ａの周辺温度によって変化する。

図１０は、本発明の実施例１の監視装置６が温度による計測値の精度低下を対策するために実行する処理を示すフローチャートである。

監視装置６の演算部６ｂは、図９の関係を利用し、集電ラック３での計測電流Ｉ１ａ及び計測電圧Ｖ１を補正する。前述のように、Ａは固有値なので、演算部６ｂは、ステップ１０２において、オフセットＢを下記の式（１）によって算出する。

Ｂ＝Ｉ２／Ａ−Ｉ１ ・・・ （１）

前述のように、Ｂの値は電流計測装置３ａの周辺温度によって変化すると考えられるため、電流計測装置３ａの温度依存性をβ［Ａ／℃］とすると、電流計測装置３ａの周辺温度Ｔ１は、下記の式（２）によって表される。演算部６ｂは、ステップ１０４において、式（２）によって電流計測装置３ａの周辺温度Ｔ１を計算する。

Ｔ１＝２９８＋Ｂ／β ・・・ （２）

また、演算部６ｂは、診断対象となる計測電流Ｉ１ａを、後述する計算に用いるために、ステップ１０４において、式（３）によってＩ１ａ’に補正する。

Ｉ１ａ’＝（Ｉ１ａ−Ｂ）／Ａ ・・・ （３）

このＩ１ａ’は、Ｉ１ａに対して、温度によるシフト補正を行い、さらに、パワーコンディショナ４の電流計測装置４ａのリニアリティに補正を行ったものである。言い換えると、式（３）によって算出されたＩ１ａ’は、集電ラック３の電流計測装置３ａがＩ１ａという値を計測したときに、その電流を、２５℃に保たれたパワーコンディショナ４の電流計測装置４ａ、又はそれと同等のリニアリティを有する電流計測装置が計測すればこのような値が得られるであろうという推定値である（ただし、この推定値には、後述するサンプリング不足に起因するオフセットがまだ含まれている）。式（３）にはＩ１ａからＩ１ａ’への補正を示したが、同様の方法で、Ｉ１ａ〜Ｉ１ｎが、それぞれＩ１ａ’〜Ｉ１ｎ’に補正される。これらのステップ１０２から１０４を纏めたステップ１０１を、電流オフセット処理と定義する。

同様に、演算部６ｂは、電圧計測装置３ｂと４ｂのオフセットΔＶをステップ１０５において下記の式（４）によって計算する。ステップ１０５を電圧オフセット処理と定義する。

ΔＶ＝（Ｖ１のサンプリング平均値）−（Ｖ２のサンプリング平均値） ・・・ （４）

オフセットΔＶを式（４）によって計算できるのは、電圧計測装置３ｂ及び４ｂがいずれも同じ電圧を計測していることから、それらの計測値は同一になるはずであり、それらが同一にならないとすれば、その差は図７（ｃ）に示したサンプリングに起因するオフセットであると考えられるためである。

図１２は、本発明の実施例１の監視装置６がサンプリングによる計測値の精度低下を対策するために実行する処理を示すフローチャートである。

図１２のフローの説明のために、太陽電池の特性について述べる。セル数がＮｃｅｌｌで構成される太陽電池ストリング１の式は、Ｉ：出力電流［Ａ］、Ｉｓ：逆方向飽和電流［Ａ］、Ｖ：出力電圧［Ｖ］、Ｉｓｃ：短絡電流［Ａ］、Ｔ：太陽電池素子絶対温度［Ｋ］、ｋ：ボルツマン定数［Ｊ／Ｋ］、Ｒｓ：配線抵抗［Ω］、ｑ：電子の電荷量［Ｃ］、Ｒｓｈ：シャント抵抗［Ω］、ｎｆ：接合定数、ｐ：日射量［ｋＷ／ｍ^２］のパラメータを用いて、式（５）で表すことができる。

I=Isc・p-Is・{exp(q・(V/(Ncell)+Rs・I)/(nf・k・T))}-(V/(Ncell)+Rs・I)/Rsh ・・・（５）

各接続箱２でＭ本の太陽電池ストリング１が束ねられる場合、集電ラック３での計測電流Ｉ１ａは、Ｍ×Ｉ［Ａ］に相当することになる。さらに、集電ラック３にＮ個の接続箱が接続されている場合、集電ラック３のすべての電流計測装置３ａによる計測電流和Ｉ１及びパワーコンディショナ４の電流計測装置４ａによる計測電流Ｉ２は、Ｎ×Ｍ×Ｉ［Ａ］に相当することになる。

図１１は、本発明の実施例１の太陽光発電システムの電流−電圧特性の説明図である。

具体的には、図１１は、上記のＮ×Ｍ×Ｉ［Ａ］とＶ［Ｖ］との関係を示す。パワーコンディショナ４のＭＰＰＴ制御によって、太陽光発電システムは、電力が最大になる点（電圧Ｖｐｍａｘ＿ｂ、電流Ｉｐｍａｘ＿ｂ）で動作する。

本発明の発明者らは、大規模な太陽光発電システムを構成する数万枚におよぶ１００〜２００Ｗクラスの太陽電池モジュールの評価から、太陽電池モジュールの製造ばらつき及び種類によらず、動作電流と短絡電流との相関が非常に高いことを見出した。さらに、本発明の発明者らは、太陽電池モジュール毎に決定される動作電流と短絡電流との比Ｊは、ＭＰＰＴ制御が行われる日射量０．１〜１．０ｋＷ／ｍ^２の範囲及び実使用上の温度範囲において、ほぼ一定に保たれることを見出した。本明細書において、この動作電流と短絡電流の比Ｊを、所定の係数と呼ぶ場合がある。

パワーコンディショナ４の電流計測装置４ａにおいて計測される動作電流をＩｐｍａｘ＿ｂ、標準状態である日射量１．０ｋＷ／ｍ^２、動作温度２５℃における短絡電流及び最大動作電流をそれぞれＩｓｃ＿０及びＩｐｍａｘ＿０と定義し、動作電流Ｉｐｍａｘ＿ｂが計測されたときの動作温度をＴｂ、常温（本実施例では２５℃）をＴａとした時、動作電流Ｉｐｍａｘ＿ｂが計測されたときの日射量ｐｂは、短絡電流の温度係数αを用いて、式（６）〜（８）から算出することが出来る。

Ｊ=Ipmax_0/Isc_0 ・・・ （６）

Isc_0[Tb]=Isc_0+α・(Tb-Ta) ・・・ （７）

pｂ=(Ipmax_b/J)/Isc_0[Tb] ・・・ （８）

ここで、パワーコンディショナ４に集約される複数の太陽電池ストリングを一纏めにした単位で考えると、故障を早期に見つけることを鑑みれば、動作電流と短絡電流の比Ｊは、一定に保たれると考えても問題ない。

以上の関係から、本実施例の故障診断方法においては、まず、サンプリング速度が十分であるパワーコンディショナ４で計測される太陽電池アレイ単位での動作電流と短絡電流との比Ｊを用いて、太陽電池への日射量として想定される値、すなわち想定日射量ｐｂが算出され、次に、パワーコンディショナ７ｃで計測される太陽電池アレイ単位での動作電圧を用いて、太陽電池の動作温度として想定される値、すなわち想定温度Ｔｂが算出される。

通常、太陽電池の温度計測には、熱電対等が用いられるが、一般的に、計測精度が低い。したがって、本実施例の故障診断方法においては、動作温度もパワーコンディショナ４で計測される動作電流Ｉｐｍａｘ＿ｂ及び動作電圧Ｖｐｍａｘ＿ｂのみから算出される。太陽電池の開放電圧の温度係数β１［Ｖ／℃］を用いて、開放電圧：Ｖｏｃ＿ｂは、常温：Ｔａにおける開放電圧をＶｏｃ＿ａとすると、式（９）のように表すことができる。

Voc_b=Voc_a+β1・(Tb−Ta） ・・・ (９)

次に、前述の係数Ｊを用いると、同様に動作温度：Ｔｂの条件において、動作電流Ｉｐｍａｘ＿ｂは、式（１０）のように表すことができる。

Ipmax_b=J・Isc_0[Tb]・pb ・・・ (１０)

ここで、Ｉｓｃ＿０［Ｔｂ］は、温度Ｔｂ、日射量１．０ｋＷ／ｍ^２における短絡電流であり、式（７）から求まる。

動作電圧Ｖｐｍａｘ＿ｂ及び開放電圧Ｖｏｃ＿ｂは、それぞれ式（１１）及び式（１２）で表される。

Vpmax_b=Ncell・(nf・ｋ・Tb)/q・ln{(Isc_0[Tb]・pb-Ipmax_b)/Is} ・・・（１１）

Voc_b=Ncell・(nf・ｋ・Tb)/q・ln{(Isc_0[Tb]・pb)/Is} ・・・（１２）

式（１１）と式（１２）を纏めると、式（１３）が得られる。

Vpmax_b-Voc_b=Ncell・((nf・ｋ・Tb)/q)・ln(1-J) ・・・（１３）

式（１３）に式（９）を代入して、式（１４）が得られる。

Tb=(Vpmax_b-Voc_a-β1・Ta)/（Ncell・(nf・ｋ/q)・ln(1-J)+β1） ・・・（１４）

つまり、１次方程式を解くことによって、パワーコンディショナ４で計測された動作電圧Ｖｐｍａｘ＿ｂと常温時の開放電圧から、太陽電池アレイ動作温度Ｔｂ（＝想定温度）を算出することが可能である。

次に、求めた想定日射量と想定温度をサンプリング不足である集電ラック３の診断用に補正する方法について説明する。集電ラック電流計測の和Ｉ１のオフセットとリニアリティも補正して、Ｉ１’（＝（Ｉ１−Ｂ）／Ａ）とする。図１１のＩｐｍａｘ＿ｂ［Ａ］について、図７で示したように、パワーコンディショナ４での計測電流Ｉ２は、真値に近い。一方、Ｉ１’は、上記のようにオフセットとリニアリティが補正されても、サンプリングの不足に起因する計測誤差をまだ含んでいる。ここで、Ｉ１’及びＩ２は、計測された絶対値については、差分があるものの、図１１に示す電力が最大となる動作点の電流を計測しているという意味合いは同じであるため、両者における動作電流と短絡電流の比は等しく、また、両者の特性上の∂Ｖ／∂Ｉ（図１１における電力最大の動作点の動作電流に対する動作電圧の勾配１１１）が示す値も等しい。補正後の想定日射量をｐｂ’、想定温度をＴｂ’とすると、まず、動作電流と短絡電流の比が等しいという関係から、式（１５）が成立する。

I2/{(Isc_0+α・(Tb-Ta))・pb}=I1’/{(Isc_0+α・(Tb’-298))・pb’} ・・・（１５）

∂Ｖ／∂Ｉについては、式（５）を変形し、かつ、Ｎｃｅｌｌ、ｎｆ、ｑ、ｋが固定値であることを考えると、∂Ｖ／∂Ｉ／（Ｎｃｅｌｌ・（ｎｆ・ｋ／ｑ））が等しいという関係から、式（１６）が成立する。

Tb/{(Isc_0+α・(Tb-Ta))・pb-I2}=Tb’/{(Isc_0+α・(Tb’-Ta))・pb’-I1’} （１６）

式（１５）及び式（１６）を解くことによって、想定温度及び想定日射量は、下記の式（１７）及び式（１８）のように補正される。

Tb’=
(I1’/I2)/{(Isc_0+α・(Tb-Ta))・pb｝-I1’｝・Tb/{(Isc_0+α・(Tb-298))・pb-I1}
・・・（１７）

pb’=
(I1’/I2)/{Isc_0+α・(Tb’-298)}・{(Isc_0+α・(Tb-298))・pb｝ ・・・（１８）

式（６）〜（１４）に示したように、Ｔｂ及びｐｂは、パワーコンディショナの電流計測装置４ａ及び電圧計測装置４ｂの計測値に基づいて計算された想定温度及び想定日射量である。これに対して、式（１５）〜（１８）で計算されるＴｂ’及びｐｂ’は、Ｔｂ及びｐｂを、集電ラックの電流計測装置３ａ及び電圧計測装置３ｂのリニアリティ及びオフセットが補正された計測値に整合するように補正した値、言い換えると、パワーコンディショナの電流計測装置４ａ及び電圧計測装置４ｂの計測値に、集電ラックの電流計測装置３ａ及び電圧計測装置３ｂと同様の、例えば図７（ｃ）に示すようなサンプリング不足に起因する誤差を加えたとしたら、このような想定温度及び想定日射量が計算されるであろう、という値である。このようにして補正されたＴｂ’及びｐｂ’に基づいて計算された理論電流は、リニアリティ及びオフセットが補正されたもののサンプリング不足に起因する誤差がまだ残っているＩ１ａ’等と比較することができる。

以上の数式を参照して、図１２の処理を説明する。最初に、演算部６ｂは、ステップ１２１ａにおいて、式（６）〜（８）によって、想定日射量ｐｂを算出する。この時点でＴｂの値は未知であるため、演算部６ｂは、Ｔｂの初期値をＴａとして想定日射量を算出する。

次に、演算部６ｂは、ステップ１２１ｂにおいて、式（９）〜（１４）を用い、想定温度を算出する。次に、演算部６ｂは、求めた想定温度を用いて、ステップ１２１ｃにおいて、式（７）及び（８）から想定日射量を補正し、もう一度、ステップ１２１ｄにおいて想定温度を計算する。ステップ１２１ｄの処理はステップ１２１ｂと同様に式（９）〜（１４）を用いて行われる。演算部６ｂは、ステップ１２１ｃ及び１２１ｄの処理を所定の回数（例えば３回）繰り返し、計算を収束させる。

演算部６ｂは、ステップ１２１ｅにおいて、ステップ１２１ｃ及び１２１ｄの処理を３回実行したと判定した場合、ステップ１２１ｆを実行する。ステップ１２１ｆにおいて、演算部６ｂは、ステップ１２１ｄまでで計算された想定温度及び想定日射量の条件下で、計測電圧Ｖ２における理論電流を式（５）から算出する。次に、演算部６ｂは、算出した理論電流を、ステップ１２１ｇにおいて計測電流Ｉ２と比較する。ここで、理論電流が計測電流より大きいと判定された場合、演算部６ｂは、ステップ１２１ｈにおいて、式（５）のＮｃｅｌｌの値を変更して、再びステップ１２１ａ〜１２１ｇを実行する。ステップ１２１ｇにおいて理論電流と計測電流が等しいと判定された場合、処理はステップ１２２に進む。ここまでのステップ１２１ａ〜１２１ｈを含むステップ１２１を、想定日射量及び想定温度の算出処理として定義する。

例えば、演算部６ｂは、図１に示す太陽光発電システムの太陽電池アレイに含まれる全太陽電池セル１２ａの数をＮｃｅｌｌの初期値として設定してステップ１２１を実行してもよい。全ての太陽電池セル１２ａが正常に動作している場合には、理論電流と計測電流が等しくなる。一方、一つ以上の太陽電池セル１２ａが故障している場合、計測電流は理論電流より小さくなるため、演算部６ｂは、ステップ１２１ｈにおいてＮｃｅｌｌの値を減らしてステップ１２１ａ〜１２１ｇを実行する。その結果、理論電流と計測電流が等しくなった場合、その時のＮｃｅｌｌの値が、太陽電池アレイで正常に動作している太陽電池セル１２ａの数である。すなわち、太陽電池アレイに含まれる全太陽電池セル１２ａの数と、理論電流と計測電流が等しくなったときのＮｃｅｌｌの値との差が、故障している太陽電池セル１２ａの数（すなわち故障数）である。

なお、実際には、Ｎｃｅｌｌの値が正常に動作している太陽電池セル１２ａの数と同じになっても、理論電流と計測電流は完全に等しくはならない。このため、演算部６ｂは、理論電流と計測電流との関係が所定の条件を満たす場合に、理論電流と計測電流が等しいと判定してもよい。例えば、演算部６ｂは、理論電流と計測電流との差が所定の値より小さい場合、Ｎｃｅｌｌの値を順次減らしながらステップ１２１ａ〜１２１ｇを実行して、初めて計測電流が理論電流以上となった場合、又は、Ｎｃｅｌｌの値を変更しながらステップ１２１ａ〜１２１ｇを複数回実行した中で理論電流と計測電流との差が最も小さい場合に、理論電流と計測電流との関係が所定の条件を満たすと判定してもよい。

次に、演算部６ｂは、ステップ１２２において、式（１７）及び式（１８）を用いて想定温度及び想定日射量を集電ラックの計測値の診断向けに補正する。

図１３は、本発明の実施例１の監視装置６が実行する故障診断処理の全体を示すフローチャートである。

まず、演算部６ｂは、図１０、図１２で述べたステップ１０１、１０５、１２１及び１２２の処理を順に行い、ステップ１３１において、補正された想定日射量ｐｂ’及び想定温度Ｔｂ’の条件下で、計測電圧Ｖ１における理論電流を求める。このとき、演算部６ｂは、計測電圧Ｖ１に式（４）で求めたオフセット電圧ΔＶを加算した電圧を用いて、式（５）から理論電流を求める。

ここで、演算部６ｂは、Ｎｃｅｌｌの値として、太陽電池アレイ全体に含まれる全太陽電池セル１２ａの数を用いることによって、集電ラック３と全ての接続箱２との間の電流の合計値に相当する理論電流（すなわちＩ１ａ〜Ｉ１ｎの合計値に対応する理論電流）を計算することができる。また、演算部６ｂは、Ｎｃｅｌｌの値として、各接続箱２に接続された太陽電池セル１２ａの数を用いることで、各接続箱２との間の電流Ｉ１ａ〜Ｉ１ｎのそれぞれに対応する理論電流を計算することができる。

次に、演算部６ｂは、ステップ１０１において式（２）で算出した集電ラック３内の電流計測装置３ａの周辺温度Ｔ１が、電流計測装置３ａの所望の計測精度を保てる温度範囲に含まれるか否かを確認し（ステップ１３３）、含まれない場合、処理を行わず診断を中止する。これによって、精度の低い計測値に基づく信頼性の低い診断結果を出力することが防止される。

ステップ１３３において、Ｔ１が温度範囲内に含まれると判定された場合、電流計測装置３ａによって計測された電流の値には所定の計測精度が期待できる。このため、演算部６ｂは、式（３）で求めたＩ１ａ’等と理論電流とを比較し、その結果に基づいて故障判定を行う（ステップ１３２）。具体的には、演算部６ｂは、補正された計測電流Ｉ１ａ’〜Ｉ１ｎ’と、計算されたそれぞれの接続箱２に対応する理論電流とを比較する。その結果、例えば、Ｉ１ａ’〜Ｉ１ｎ’のいずれかがそれに対応する理論電流よりも低く、それらの差が所定の値（閾値）以上である場合、演算部６ｂは、その電流が計測された接続箱に接続された太陽電池セル１２ａのいずれかが故障していると判定し、それ以外の接続箱に接続された太陽電池セル１２ａを正常と判定してもよい。

上記のように、実施例１によれば、パワーコンディショナ４において計測された電流及び電圧に基づいて、太陽電池アレイ全体の故障数が推定される。さらに、太陽電池アレイが、それぞれが複数の太陽電池セルを含む複数の部分的な太陽電池アレイ（実施例１では、各区画が、各接続箱２に接続された太陽電池ストリング群に相当する）に分割されている場合に、それぞれの部分ごとに計測された電流及び電圧（実施例１では、集電ラック内で計測された各接続箱の電流及びそれらを並列に接続したときの電圧）に基づいて、部分ごとに故障の判定をすることができる。このとき、それぞれの部分ごとに計測された電流と、それぞれの部分ごとの理論電流とが比較される。

理論電流は、パワーコンディショナ４において計測された電流及び電圧から計算された想定日射量及び想定温度に基づいて計算される。パワーコンディショナ４において計測された電流及び電圧に対して、部分ごとに計測された電流及び電圧は、計測装置のリニアリティに起因する誤差、温度の変動に起因する誤差及びサンプリング不足に起因する誤差を含んでいる。リニアリティ及び温度の変動に起因する誤差は、部分ごとの電流の合計値と、全体の電流と、それぞれの計測装置のリニアリティの固有値とに基づいて補正される。

さらに、集電ラック内で計測された電流及び電圧に基づいて計算された、電力最大の動作点における電流と短絡電流との比、及び、電力最大の動作点における電流に対する電圧の勾配（すなわち∂Ｖ／∂Ｉ）が、それぞれ、パワーコンディショナ４において計測された電流及び電圧に基づいて計算された、電力最大の動作点における電流と短絡電流との比、及び、電力最大の動作点における電流に対する電圧の勾配と同一になるように、集電ラック内で計測された電流及び電圧に基づいて、電力最大の動作点における電流と短絡電流との比、及び、電力最大の動作点における電流に対する電圧の勾配を計算するときに使用する日射量及び動作温度を特定し、特定した日射量及び動作温度を用いて理論電流を計算することによって、サンプリング不足に起因する誤差がキャンセルされる。

これによって、部分ごとに計測された電流の補正値と部分ごとに計算された理論電流とを比較することが可能になるため、特に大規模な太陽電池アレイを有する太陽光発電システムにおいても、故障した太陽電池セルを含む可能性が高い部分を特定することができる。

次に、本発明の第２の実施例を説明する。以下に説明する相違点を除き、実施例２のシステムの各部は、図１〜図１３に示された実施例１の同一の符号を付された各部と同一の機能を有するため、それらの説明は省略する。

使用する電流計測装置３ａによっては、図８（ｂ）のオフセット８６の個体ばらつきが大きいものがあるため、実施例１で述べたＩ１ａ’〜Ｉ１ｎ’とそれぞれに対応する理論電流との差に基づく故障判定（図１３のステップ１３２）の閾値を設定することが難しい場合がある。このような場合の故障診断について説明する。

図１４は、本発明の実施例２の太陽光発電システムにおける１日の直流電流及び直流電圧の一例を示す説明図である。

例えば、晴天の日に太陽電池アレイから出力される直流電流の観測値６１及び直流電圧の観測値６２は、それぞれ図１４（ａ）及び図１４（ｂ）に示すように時刻に応じて（すなわちそれぞれの時刻における日射量に応じて）変化する。このような１日分のデータが監視装置６のメモリ６ａに格納される。演算部６ｂは、例えば時間帯１＿６３ａ及び時間帯２＿６３ｂのように、直流電流の観測値６１が異なる二つの時間帯を選択する。

図１５は、本発明の実施例２の監視装置６が実行する故障診断処理を示すフローチャートである。

まず、演算部６ｂは、二つの時間帯を決定する（ステップ１５０１）。以下、図１４に示す時間帯１＿６３ａ及び時間帯２＿６３ｂが決定された場合を例として説明する。

演算部６ｂは、時間帯１＿６３ａにおける計測値を用いて、図１３のステップ１０１、１０５、１２１及び１２２で構成されるステップ１０３と同じ処理を行い（ステップ１５０２ａ）、次に、図１３のステップ１３１と同じ方法で、時間帯１＿６３ａにおける理論電流を算出する（ステップ１５０３ａ）。

同様に、演算部６ｂは、時間帯２＿６３ｂにおける計測値を用いて、ステップ１０３と同じ処理を行い（ステップ１５０２ｂ）、次に、ステップ１３１と同じ方法で、時間帯２＿６３ｂにおける理論電流を算出する（ステップ１５０３ｂ）。

次に、演算部６ｂは、図１３のステップ１３３と同様の方法で、集電ラック３内の温度が、計測精度を保てる範囲内に含まれるか否かを判定する（ステップ１５０４）。この温度が計測精度を保てる範囲内に含まれない場合、演算部６ｂは、処理を終了する。

ステップ１５０４において、集電ラック３内の温度が計測精度を保てる範囲内に含まれると判定された場合、演算部６ｂは、ステップ１５０３ａで計算された理論電流と、式（３）によって求められた補正後の計測電流との差分を求める（ステップ１５０５ａ）。具体的には、演算部６ｂは、集電ラック３と各接続箱との間を流れる理論電流と、それぞれに対応する補正後の計測電流Ｉ１ａ’〜Ｉ１ｎ’との差分を求める。同様に、演算部６ｂは、ステップ１５０３ｂで計算された理論電流と、式（３）によって求められた補正後の計測電流との差分を求める（ステップ１５０５ｂ）。これらの差分は、常温におけるオフセット値に相当するため、基本的には時間帯１＿６３ａの計測値から計算した差分と時間帯２＿６３ｂの計測値から計算した差分とが同じ値になる。例えば、補正後の計測電流Ｉ１ａ’とそれに対応する理論電流との差分は、時間帯１＿６３ａの計測値に基づいて計算しても、時間帯２＿６３ｂの計測値に基づいて計算しても同じ値になるはずであり、それらが異なるとすれば、計算に用いられるＮｃｅｌｌの値が、実際に動作している（すなわち故障していない）太陽電池セル１２ａの数と異なっているためであると考えられる。

ゆえに、演算部６ｂは、ステップ１５０５ａで計算した差分１と、ステップ１５０５ｂで計算した差分２とが等しいか否かを判定し（ステップ１５０６）、等しくない場合には、式（５）のＮｃｅｌｌの値を変更して、ステップ１５０２ａ及びステップ１５０２ｂ以降の処理を繰り返し実行する。

なお、演算部６ｂは、例えば、差分１と差分２との差が所定の値より小さい場合、又は、上記の処理を繰り返して、差分１と差分２との差が最も小さくなった場合等、差分１と差分２との差が所定の条件を満たす場合に、差分１と差分２とが等しいと判定してもよい。

例えば、ある接続箱２によって束ねられた電流について計算された上記の差分１と差分２とが等しいと判定された場合、その計算に用いたＮｃｅｌｌの値は、その接続箱２に接続されている有効な（すなわち故障していない）太陽電池セル１２ａの数に相当する。すなわち、その接続箱２に接続されている太陽電池セル１２ａの総数とＮｃｅｌｌとの差が故障数、つまり損失にあたる。このため、差分１と差分２とが等しいと判定されたときのＮｃｅｌｌの値に基づいて、各接続箱で束ねられている複数の太陽電池ストリング群における故障数を判定することができる。演算部６ｂは、ステップ１５０６において、ある接続箱２に関して、差分１と差分２との差が所定の条件を満たすと判定された場合に、その時のＮｃｅｌｌの値から計算された故障数を出力してもよい。

図１６は、本発明の実施例２の太陽光発電システムにおいて表示される画面の一例の説明図である。

図１６（ａ）は、集電ラック３に接続された接続箱２ごとの診断結果表示例であり、監視装置６の演算部６ｂが結果表示部６ｄに表示させる。この例では、接続箱２ごとに、診断が行われた（すなわち診断の対象となる電圧及び電流が計測された）日時と、上記の方法で計算された理論電流と、計測電流と、両者から計算される故障損失と、が表示される。故障損失は、例えば、接続箱ごとの理論電流に対する計測電流の減少率であってもよいし、それぞれの接続箱に接続された太陽電池セルの総数に対する、その接続箱について図１５の処理によって計算された故障数の割合であってもよい。

この例では、各診断結果について、さらに「５秒データ表示」の選択を受け付ける欄があり、管理者がこの欄を操作（例えばクリック）すると、図１６（ｂ）に示すように、その診断結果を得るために使用された時間帯１及び時間帯２における５秒ごとの電圧及び電流等のデータが並列に表示される。

なお、実施例１の監視装置６の演算部６ｂも、図１６に示すような診断結果を結果表示部６ｄに表示させることができる。ただし、実施例１では、５秒データ表示の欄が操作された場合、一つの時間帯の５秒ごとのデータが表示される。

なお、本発明は上記した実施例に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば、上記した実施例は本発明のより良い理解のために詳細に説明したのであり、必ずしも説明の全ての構成を備えるものに限定されものではない。また、ある実施例の構成の一部を他の実施例の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施例の構成に他の実施例の構成を加えることが可能である。また、各実施例の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置換をすることが可能である。

また、上記の各構成、機能、処理部、処理手段等は、それらの一部又は全部を、例えば集積回路で設計する等によってハードウェアで実現してもよい。また、上記の各構成、機能等は、プロセッサがそれぞれの機能を実現するプログラムを解釈し、実行することによってソフトウェアで実現してもよい。各機能を実現するプログラム、テーブル、ファイル等の情報は、不揮発性半導体メモリ、ハードディスクドライブ、ＳＳＤ（Ｓｏｌｉｄ Ｓｔａｔｅ Ｄｒｉｖｅ）等の記憶デバイス、または、ＩＣカード、ＳＤカード、ＤＶＤ等の計算機読み取り可能な非一時的データ記憶媒体に格納することができる。

また、制御線及び情報線は説明上必要と考えられるものを示しており、製品上必ずしも全ての制御線及び情報線を示しているとは限らない。実際にはほとんど全ての構成が相互に接続されていると考えてもよい。

１ 太陽電池ストリング
１ａ 太陽電池モジュール
２ 接続箱
２ａ 逆流防止ダイオード
２ｂ ヒューズ
２ｃ 遮断機
３ 集電ラック
３ａ、４ａ 電流計測装置
３ｂ、４ｂ 電圧計測装置
３ｃ、４ｄ サンプリング処理部
３ｄ、４ｅ 信号変換伝送装置
４ パワーコンディショナ
４ｃ 冷却装置
４ｆ 制御波形生成部
４ｇ ＭＰＰＴ制御部
４ｈ 直流−交流変換部
５ 伝送経路
６ 監視装置
６ａ メモリ
６ｂ 演算部
６ｃ インターフェイス
６ｄ 結果表示部
６ｅ 内部バス

Claims (14)

1. 太陽光発電システムの診断システムであって、
   各々が複数の太陽電池セルを含む複数の太陽電池アレイを並列に接続する集電部と、前記集電部に接続される制御部と、前記太陽光発電システムの診断を行う監視部と、を有し、
   前記制御部は、
   前記集電部から入力された前記複数の太陽電池アレイの電流及び電圧をそれぞれ計測する第１の電流計測装置及び第１の電圧計測装置を有し、
   前記第１の電流計測装置及び前記第１の電圧計測装置が計測した電流値及び電圧値に基づいて、電力最大となるように出力する電流及び電圧を制御し、
   前記集電部は、各々が前記各太陽電池アレイの電流を計測する複数の第２の電流計測装置を有し、
   前記監視部は、前記第１の電流計測装置によって計測された電流値、前記第１の電圧計測装置によって計測された電圧値、及び前記複数の第２の電流計測装置によって計測された電流値を保持する記憶部と、前記記憶部に接続される演算部と、を有し、
   前記演算部は、
   日射量、動作温度及び太陽電池セル数と出力電流との関係を示す数式を用いて、前記第１の電流計測装置によって計測された電流値及び前記第１の電圧計測装置によって計測された電圧値に基づいて、前記複数の太陽電池アレイの日射量及び動作温度を推定し、
   前記第１の電流計測装置によって計測された電流値及び前記複数の第２の電流計測装置によって計測された電流値に基づいて、前記数式を用いて、前記推定した日射量及び動作温度を、前記複数の第２の電流計測装置によって計測された電流値に整合する値に補正し、
   前記補正した日射量及び動作温度に基づいて、前記数式を用いて、前記各太陽電池アレイの電流の理論値を計算することを特徴とする診断システム。
2. 請求項１に記載の診断システムであって、
   前記演算部は、前記第１の電流計測装置によって計測された電流値及び前記複数の第２の電流計測装置によって計測された電流値に基づいて、電力最大の動作点における電流と短絡電流との比が一定であり、かつ、電力最大の動作点における電流に対する電圧の勾配が一定であるとの条件を満たすように、前記推定した日射量及び動作温度を、前記複数の第２の電流計測装置によって計測された電流値に整合する値に補正することを特徴とする診断システム。
3. 請求項２に記載の診断システムであって、
   前記演算部は、
   前記複数の第２の電流計測装置によって計測された電流値の合計と、前記第１の電流計測装置によって計測された電流値と、前記各第２の電流計測装置及び前記第１の電流計測装置の直線性の比を示す固有値と、に基づいて、前記各第２の電流計測装置によって計測された電流値を、前記第１の電流計測装置の直線性に整合し、かつ、前記複数の第２の電流計測装置によって計測された電流値と前記第１の電流計測装置によって計測された電流値との間のオフセットが解消するように補正し、
   前記第１の電流計測装置によって計測された電流値及び前記複数の第２の電流計測装置によって計測された電流値を補正した値に基づいて、前記推定した日射量及び動作温度を、前記複数の第２の電流計測装置によって計測された電流値に整合する値に補正し、
   前記各太陽電池アレイの電流の理論値と、前記各第２の電流計測装置によって計測された電流値を補正した値と、を比較することを特徴とする診断システム。
4. 請求項３に記載の診断システムであって、
   前記演算部は、
   前記複数の第２の電流計測装置の温度依存性と、前記複数の第２の電流計測装置によって計測された電流値の合計と、前記第１の電流計測装置によって計測された電流値と、に基づいて推定した前記複数の第２の電流計測装置の周辺温度が、前記複数の第２の電流計測装置の所望の計測精度を維持できる所定の範囲に含まれるか否かを判定し、
   前記推定した周辺温度が前記所定の範囲に含まれる場合、前記各太陽電池アレイの電流の理論値と、前記各第２の電流計測装置によって計測された電流値を補正した値と、を比較し、
   前記推定した周辺温度が前記所定の範囲に含まれない場合、前記各太陽電池アレイの電流の理論値と、前記各第２の電流計測装置によって計測された電流値を補正した値と、を比較しないことを特徴とする診断システム。
5. 請求項３に記載の診断システムであって、
   前記演算部は、
   前記太陽電池アレイごとに、互いに日射量が異なる第１の時間帯及び第２の時間帯のそれぞれにおいて前記第１の電流計測装置によって計測された電流値、前記第１の電圧計測装置によって計測された電流値、及び前記複数の第２の電流計測装置によって計測された電流値を補正した値に基づいて、前記第１の時間帯における前記各太陽電池アレイの電流の理論値と前記各第２の電流計測装置によって計測された電流値を補正した値との第１の差分と、前記第２の時間帯における前記各太陽電池アレイの電流の理論値と前記各第２の電流計測装置によって計測された電流値を補正した値との第２の差分と、を計算し、
   前記第１の差分と前記第２の差分との差が所定の条件を満たすときに計算に用いた前記太陽電池セルの数に基づいて、前記各太陽電池アレイにおける太陽電池セルの故障数を推定することを特徴とする診断システム。
6. 請求項１に記載の診断システムであって、
   前記制御部は、
   所定の周波数でスイッチング動作を行うことによって電力最大となるように出力する電流及び電圧を制御し、
   前記第１の電流計測装置によって計測された電流値及び前記第１の電圧計測装置によって計測された電圧値を前記スイッチング動作の周波数の２倍以上の周波数でサンプリングする第１のサンプリング処理部と、前記第１の電流計測装置及び前記第１の電圧計測装置を含む前記制御部の内部を冷却する冷却装置と、を有し、
   前記集電部は、前記複数の第２の電流計測装置によって計測された電流値を前記スイッチング動作の周波数の２倍より小さい周波数でサンプリングする第２のサンプリング処理部を有し、
   前記監視部の前記記憶部は、前記第１のサンプリング処理部によってサンプリングされた電流値及び電圧値、並びに、前記第２のサンプリング処理部によってサンプリングされた電流値を保持することを特徴とする診断システム。
7. 請求項１に記載の診断システムであって、
   前記各太陽電池アレイは、それぞれが直列に接続された複数の太陽電池セルを含む複数の太陽電池ストリングと、前記複数の太陽電池ストリングを並列に接続する接続部と、を有することを特徴とする診断システム。
8. 太陽光発電システムの診断方法であって、
   前記太陽光発電システムは、各々が複数の太陽電池セルを含む複数の太陽電池アレイと、前記複数の太陽電池アレイを並列に接続する集電部と、前記集電部に接続される制御部と、前記太陽光発電システムの診断を行う監視部と、を有し、
   前記制御部は、
   前記集電部から入力された前記複数の太陽電池アレイの電流及び電圧をそれぞれ計測する第１の電流計測装置及び第１の電圧計測装置を有し、
   前記第１の電流計測装置及び前記第１の電圧計測装置が計測した電流値及び電圧値に基づいて、電力最大となるように出力する電流及び電圧を制御し、
   前記集電部は、各々が前記各太陽電池アレイの電流を計測する複数の第２の電流計測装置を有し、
   前記監視部は、前記第１の電流計測装置によって計測された電流値、前記第１の電圧計測装置によって計測された電圧値、及び前記複数の第２の電流計測装置によって計測された電流値を保持する記憶部と、前記記憶部に接続される演算部と、を有し、
   前記診断方法は、
   前記演算部が、日射量、動作温度及び太陽電池セル数と出力電流との関係を示す数式を用いて、前記第１の電流計測装置によって計測された電流値及び前記第１の電圧計測装置によって計測された電圧値に基づいて、前記複数の太陽電池アレイの日射量及び動作温度を推定する第１手順と、
   前記演算部が、前記第１の電流計測装置によって計測された電流値及び前記複数の第２の電流計測装置によって計測された電流値に基づいて、前記数式を用いて、前記推定した日射量及び動作温度を、前記複数の第２の電流計測装置によって計測された電流値に整合する値に補正する第２手順と、
   前記演算部が、前記補正した日射量及び動作温度に基づいて、前記数式を用いて、前記各太陽電池アレイの電流の理論値を計算する第３手順と、を含むことを特徴とする診断方法。
9. 請求項８に記載の診断方法であって、
   前記第２手順において、前記演算部は、前記第１の電流計測装置によって計測された電流値及び前記複数の第２の電流計測装置によって計測された電流値に基づいて、電力最大の動作点における電流と短絡電流との比が一定であり、かつ、電力最大の動作点における電流に対する電圧の勾配が一定であるとの条件を満たすように、前記推定した日射量及び動作温度を、前記複数の第２の電流計測装置によって計測された電流値に整合する値に補正することを特徴とする診断方法。
10. 請求項９に記載の診断方法であって、
    前記演算部が、前記複数の第２の電流計測装置によって計測された電流値の合計と、前記第１の電流計測装置によって計測された電流値と、前記各第２の電流計測装置及び前記第１の電流計測装置の直線性の比を示す固有値と、に基づいて、前記各第２の電流計測装置によって計測された電流値を、前記第１の電流計測装置の直線性に整合し、かつ、前記複数の第２の電流計測装置によって計測された電流値と前記第１の電流計測装置によって計測された電流値との間のオフセットが解消するように補正する第４手順と、
    前記演算部が、前記各太陽電池アレイの電流の理論値と、前記各第２の電流計測装置によって計測された電流値を補正した値と、を比較する第５手順と、をさらに含み、
    前記第２手順において、前記演算部は、前記第１の電流計測装置によって計測された電流値及び前記複数の第２の電流計測装置によって計測された電流値を補正した値に基づいて、前記推定した日射量及び動作温度を、前記複数の第２の電流計測装置によって計測された電流値に整合する値に補正することを特徴とする診断方法。
11. 請求項１０に記載の診断方法であって、
    前記演算部が、前記複数の第２の電流計測装置の温度依存性と、前記複数の第２の電流計測装置によって計測された電流値の合計と、前記第１の電流計測装置によって計測された電流値と、に基づいて推定した前記複数の第２の電流計測装置の周辺温度が、前記複数の第２の電流計測装置の所望の計測精度を維持できる所定の範囲に含まれるか否かを判定する第６手順をさらに含み、
    前記第５手順は、前記第６手順において、前記推定した周辺温度が前記所定の範囲に含まれる場合に実行され、前記推定した周辺温度が前記所定の範囲に含まれない場合に実行されないことを特徴とする診断方法。
12. 請求項１０に記載の診断方法であって、
    前記演算部が、互いに日射量が異なる第１の時間帯及び第２の時間帯を決定する第６手順と、
    前記演算部が、前記太陽電池アレイごとに、前記第１の時間帯において前記第１の電流計測装置によって計測された電流値、前記第１の電圧計測装置によって計測された電流値、及び前記複数の第２の電流計測装置によって計測された電流値を補正した値に基づいて、前記第１の時間帯における前記各太陽電池アレイの電流の理論値と前記各第２の電流計測装置によって計測された電流値を補正した値との第１の差分を計算する第７手順と、
    前記演算部が、前記太陽電池アレイごとに、前記第２の時間帯において前記第１の電流計測装置によって計測された電流値、前記第１の電圧計測装置によって計測された電流値、及び前記複数の第２の電流計測装置によって計測された電流値を補正した値に基づいて、前記第１の時間帯における前記各太陽電池アレイの電流の理論値と前記各第２の電流計測装置によって計測された電流値を補正した値との第２の差分を計算する第８手順と、
    前記演算部が、前記第１の差分と前記第２の差分との差が所定の条件を満たすときに計算に用いた前記太陽電池セルの数に基づいて、前記各太陽電池アレイにおける太陽電池セルの故障数を推定する第９手順と、をさらに含むことを特徴とする診断方法。
13. 請求項８に記載の診断方法であって、
    前記制御部は、
    所定の周波数でスイッチング動作を行うことによって電力最大となるように出力する電流及び電圧を制御し、
    前記第１の電流計測装置によって計測された電流値及び前記第１の電圧計測装置によって計測された電圧値を前記スイッチング動作の周波数の２倍以上の周波数でサンプリングする第１のサンプリング処理部と、前記第１の電流計測装置及び前記第１の電圧計測装置を含む前記制御部の内部を冷却する冷却装置と、を有し、
    前記集電部は、前記複数の第２の電流計測装置によって計測された電流値を前記スイッチング動作の周波数の２倍より小さい周波数でサンプリングする第２のサンプリング処理部を有し、
    前記監視部の前記記憶部は、前記第１のサンプリング処理部によってサンプリングされた電流値及び電圧値、並びに、前記第２のサンプリング処理部によってサンプリングされた電流値を保持することを特徴とする診断方法。
14. 請求項８に記載の診断方法であって、
    前記各太陽電池アレイは、それぞれが直列に接続された複数の太陽電池セルを含む複数の太陽電池ストリングと、前記複数の太陽電池ストリングを並列に接続する接続部と、を有することを特徴とする診断方法。

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