JP2019080463A - 太陽電池診断装置および太陽電池診断方法 - Google Patents

Abstract

【課題】ＭＰＰＴ制御下において少ない測定データで出力診断が可能な太陽電池診断装置を得ること。【解決手段】太陽電池診断装置１は、時間的に同期して測定された日射強度、太陽電池ストリングの出力電圧値および出力電流値と、出力電圧値の温度係数または太陽電池ストリングの出力電力値の温度係数とに基づいて、太陽電池ストリングの温度推定値を求める温度推定部１１と、温度推定値を用いて、基準日射強度および基準温度である基準条件における太陽電池ストリングの出力性能を診断する出力診断部１２と、を備え、出力電圧値および出力電流値は、太陽電池ストリングに接続されたパワーコンディショナが最大電力点追従制御を実行している状態において測定された値である。【選択図】図２

Description

本発明は、太陽電池モジュールの発電性能を診断する太陽電池診断装置および太陽電池診断方法に関する。

太陽光発電システムにおける太陽電池アレイは、複数の太陽電池モジュールの直並列構成からなる太陽電池ストリングを複数備えて構成される。接続箱を介した太陽電池アレイからパワーコンディショナへの入力電圧は、ＤＣ（Direct Current）数百ＶからＤＣ１０００Ｖの高電圧になる。このような構成の太陽光発電システムの太陽電池アレイの性能診断においては、接続箱などにおいて切替え接続させたＩ−Ｖ特性性能測定器に各太陽電池ストリングの性能を測定させる。そして、この測定で得られた太陽電池ストリングのＩ−Ｖ特性曲線カーブ形状と、日射計が測定した日射量と、太陽電池ストリングの温度測定値とを用いて太陽電池ストリングの性能を診断し、太陽電池アレイの性能診断をする方法が一般的であった。

太陽電池モジュールの性能を正確に診断するには、ＪＩＳ（Japanese Industrial Standards）等で定めた方法にて、ソーラーシミュレータ装置を用い、測定の基準条件である日射強度１０００Ｗ／ｍ²で且つ太陽電池モジュールの温度が２５℃で測定することが必要である。そして、各太陽電池モジュールは、２５年間といった長期間の出力性能保証がされて提供されている。近年では、太陽電池モジュールの発電性能としては、初期公称出力値を保証するとともに、設置２０年後に公称出力値との比で８０％といった長期間の出力値を保証する事が一般的となっている。このように、太陽電池モジュールの設置環境下での性能測定には日射量変動と太陽電池モジュール温度変動による影響が大きいことから、設置された太陽電池モジュールの性能測定ではＩ−Ｖ特性性能測定器を用いた簡易診断をおこない、大きな出力低下が認められた時のみ太陽電池モジュールを取り外し、ソーラーシミュレータ装置による出力保証値との比較診断をしている状況がある。したがって、設置環境下での高精度な太陽電池ストリングの出力性能診断方法が要望されてきた。

特許文献１に記載の太陽電池の特性評価装置は、コンデンサ充電法によりＩ−Ｖ特性の測定を行った上で、日射量に加えて太陽電池モジュールの温度を測定することで、測定により得られる出力を上記した基準条件における出力に換算して、太陽電池の劣化状況を診断している。

特許第５１６２７３７号公報

しかしながら、特許文献１に記載されたような従来の太陽電池の特性評価方法において、変動する日射量の下での太陽電池モジュールのＩ−Ｖ特性曲線を高い精度で測定するためには、２００ｍｓｅｃ以下でデータを取得する必要があることが一般に知られている。さらに、太陽電池モジュールの出力電流値は日射量に比例するため、コンデンサ充電法によるＩ−Ｖ特性では充電時間が日射量に応じて変化するので、低日射強度の場合は、高日射強度の場合に比べて非常に大きな測定時間窓での測定が必要になってしまう。したがって、低日射量から高日射量の、測定時間差は１０倍以上になり、最大出力動作時の電圧値および電流値を高い精度で得るには高速且つ高精度なデータサンプリングおよびこれにより発生する大量なデータ処理が必要であった。

本発明は、上記に鑑みてなされたものであって、パワーコンディショナの最大電力点追従制御（以下、ＭＰＰＴ（Maximum Power Point Tracking）制御と称する）下において少ない測定データで出力診断が可能な太陽電池診断装置を得ることを目的とする。

上述した課題を解決し、目的を達成するために、本発明は、時間的に同期して測定された日射強度、太陽電池ストリングの出力電圧値および出力電流値と、出力電圧値の温度係数または出力電力値の温度係数とに基づいて、太陽電池ストリングの温度推定値を求める温度推定部を備える。さらに、本発明は、温度推定値を用いて、基準日射強度および基準温度である基準条件における太陽電池ストリングの出力性能を診断する出力診断部を備える。そして、本発明は、出力電圧値および出力電流値は、太陽電池ストリングに接続されたパワーコンディショナがＭＰＰＴ制御を実行している状態において測定された値であることを特徴とする。

本発明によれば、パワーコンディショナのＭＰＰＴ制御下において少ない測定データで出力診断が可能な太陽電池診断装置を得るという効果を奏する。

本発明の実施の形態１にかかる太陽光発電システムの構成を示す図 実施の形態１にかかる太陽電池診断装置の構成を示す図 実施の形態１にかかる太陽電池ストリングを構成する太陽電池モジュールの基準日射強度１０００Ｗ／ｍ²における出力Ｉ−Ｖ（電流−電圧）特性の温度依存性を説明する図 実施の形態１にかかる太陽電池ストリングを構成する太陽電池モジュールの基準日射強度１０００Ｗ／ｍ²における出力Ｐ−Ｖ（電力−電圧）特性の温度依存性を説明する図 実施の形態１にかかる太陽電池ストリングを構成する太陽電池モジュールの基準温度２５℃における出力Ｉ−Ｖ（電流−電圧）特性の温度依存性を説明する図 実施の形態１にかかる太陽電池ストリングを構成する太陽電池モジュールの基準温度２５℃における出力Ｐ−Ｖ（電力−電圧）特性の温度依存性を説明する図 実施の形態１にかかる最大出力動作電圧変化量ΔＶｐｍ（Ｖ／Ｗ）を求めるためのデータを示す図 実施の形態１にかかる太陽光発電システムの構成を示す図 本発明の実施の形態２にかかる太陽光発電システムの構成を示す図 実施の形態１および２にかかる太陽電池診断装置の機能をコンピュータシステムで実現する場合のハードウェア構成を示す図

以下に、本発明の実施の形態にかかる太陽電池診断装置および太陽電池診断方法を図面に基づいて詳細に説明する。なお、この実施の形態によりこの発明が限定されるものではない。

実施の形態１．
図１は、本発明の実施の形態１にかかる太陽光発電システム１００の構成を示す図である。系統連系型の太陽光発電システム１００は、太陽電池ストリング２および太陽電池ストリング３と、接続箱５および接続箱６と、系統電源１０に接続されたパワーコンディショナ４と、パワーコンディショナ４に接続された信号変換器９と、日射量を測定する光電式の日射計７と、日射計７に接続された信号変換器８と、を備える。太陽電池ストリング２および太陽電池ストリング３は太陽電池アレイ２０を構成する。太陽電池ストリング２，３は接続箱５，６を介してパワーコンディショナ４に接続されており、パワーコンディショナ４は系統電源１０に対し、太陽電池アレイ２０による発電電力を交流電力として逆潮流するように構成されている。

実施の形態１にかかる太陽電池診断方法を実施して太陽電池ストリング２，３の出力性能を診断する太陽電池診断装置１は、信号変換器８および信号変換器９と通信可能である。最大電力点追従制御すなわちＭＰＰＴ制御を実行するパワーコンディショナ４は、太陽電池ストリング２，３それぞれからの入力に対して個々にＭＰＰＴ制御可能なマルチ入力構成になっており、ＭＰＰＴ制御を実行するＭＰＰＴ制御部４ａ，４ｂを備える。ＭＰＰＴ制御とは、太陽光発電において、出力を最大化できる最適な電流値および電圧値、すなわち最大電力点を自動的に求める制御である。ＭＰＰＴ制御においては、電圧および電流を適切なバランスで制御することによって取り出せる電力の値を最大化することができる。なお、図１は太陽電池アレイ２０を構成する太陽電池ストリングが２つでパワーコンディショナ４がこれら２つの太陽電池ストリングからの入力それぞれを受け付ける例を示しているが、太陽電池ストリングの数およびパワーコンディショナ４が受け付ける入力の数はこれに限定されない。

図１の太陽光発電システム１００は、パーソナルコンピュータまたはタブレット端末などである太陽電池診断装置１と、接続された日射計７および信号変換器８とをサービスマンが持参して、太陽電池アレイ２０が設置された現場に赴いて性能診断を行う状況などを想定している。

日射計７は、太陽電池アレイ２０の傍、具体的には、診断対象となる太陽電池ストリング２，３が設置される架台の傾斜面に太陽電池ストリング２，３とほぼ同じ位置で且つ同じ傾斜角となるように設置され、全天日射量をリアルタイムに計測することが可能になっている。光電式の日射計７は、日射変化に対する測定出力の応答性が太陽電池ストリング２，３を構成する太陽電池モジュールの太陽電池と同等以上であり、上記太陽電池モジュールの分光感度を近似した分光感度を有する。

そして、太陽電池診断装置１は、診断対象となる太陽電池ストリング２，３が接続されたパワーコンディショナ４からＭＰＰＴ制御データを取得する。ＭＰＰＴ制御データは、ＭＰＰＴ制御が動作中にパワーコンディショナ４が測定している各種の制御状態データであり、具体的には、ＭＰＰＴ制御動作中の太陽電池ストリング２，３の電圧値、電流値、および各種出力抑制の有無といった制御状態データが含まれる。太陽電池診断装置１は、診断対象となる太陽電池ストリング２，３の温度推定を行うので、太陽光発電システム１００において、太陽電池ストリング２，３を構成する太陽電池モジュールの温度を実測定する機能は不要である。

太陽電池ストリング２，３のそれぞれは、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を２並列化した構成となっている。具体的には、太陽電池ストリング２は、複数の太陽電池モジュール１１０が直列接続したＳｔｒｉｎｇ１−１と、複数の太陽電池モジュール１２０が直列接続したＳｔｒｉｎｇ１−２とから構成される。Ｓｔｒｉｎｇ１−１およびＳｔｒｉｎｇ１−２は接続箱５において並列接続され、さらにＭＰＰＴ制御部４ａに接続される。太陽電池ストリング３は、複数の太陽電池モジュール２１０が直列接続したＳｔｒｉｎｇ２−１と、複数の太陽電池モジュール２２０が直列接続したＳｔｒｉｎｇ２−２とから構成される。Ｓｔｒｉｎｇ２−１およびＳｔｒｉｎｇ２−２は接続箱６において並列接続され、さらにＭＰＰＴ制御部４ｂに接続される。

実施の形態１にかかる太陽電池診断装置１は、太陽光発電システム１００で使用されるパワーコンディショナ４が、太陽電池ストリング２，３の発電出力が最大出力電力値Ｐｍ_ｍｐｐｔとなるようにＭＰＰＴ制御で発電していることに着目する。すなわち、太陽電池診断装置１は、太陽電池アレイ２０の出力性能診断に、パワーコンディショナ４のＭＰＰＴ制御下で発電中の太陽電池アレイ２０の出力が最大出力電力値Ｐｍ_ｍｐｐｔであるときにおける太陽電池アレイ２０の出力電圧値および出力電流値である最大出力動作電圧値Ｖｐｍ_ｍｐｐｔおよび最大出力動作電流値Ｉｐｍ_ｍｐｐｔと、これらのデータの測定時間と時間的に同期したタイミングで日射計７が測定した日射量測定値のデータを用いる。日射計７が測定した日射量測定値から単位面積当たりの日射強度が得られるので、日射計７は日射強度を測定しているとも言える。日射量測定値から日射強度への換算は太陽電池診断装置１が行ってもよい。最大出力動作電圧値Ｖｐｍ_ｍｐｐｔおよび最大出力動作電流値Ｉｐｍ_ｍｐｐｔは、ＭＰＰＴ制御データに含まれる。

太陽電池診断装置１は、時間的に同期したタイミングで測定された日射強度、ＭＰＰＴ制御下における最大出力動作電圧値Ｖｐｍ_ｍｐｐｔおよび最大出力動作電流値Ｉｐｍ_ｍｐｐｔを取得する。具体的には、太陽電池診断装置１は、信号変換器８を介して日射計７において測定された日射強度を取得し、信号変換器９を介してパワーコンディショナ４において測定されたＭＰＰＴ制御データを取得する。太陽電池診断装置１は、信号変換器９を介してマルチ入力構成のパワーコンディショナ４のＭＰＰＴ制御部４ａ，４ｂそれぞれに対応したＭＰＰＴ制御データを取得する。ここで、時間的に同期したタイミングとは、上記ＭＰＰＴ制御データのパワーコンディショナ４による測定時と日射計７による日射量の測定時との時間差が、日射変動などを考慮して好ましくは５０ｍｓｅｃ以下であることを意味する。

太陽電池診断装置１は、マルチ入力に対応したパワーコンディショナ４のＭＰＰＴ制御データに対して、各マルチ入力となる太陽電池ストリング２，３の太陽電池モジュールの構成情報およびケーブル線についての情報を予め保持している。さらに上述のように、太陽電池診断装置１は、太陽の位置または雲の状況などに依存して刻々と変動する日射下での日射強度と、日射強度測定時における太陽電池ストリング毎の最大出力動作電圧値Ｖｐｍ_ｍｐｐｔ、最大出力動作電流値Ｉｐｍ_ｍｐｐｔおよび最大出力電力値Ｐｍ_ｍｐｐｔといったＭＰＰＴ制御データを得る。そして以下に詳述するように、太陽電池診断装置１は、予め保持している上記情報と、日射強度およびＭＰＰＴ制御データに基づいて、太陽電池ストリング２，３の温度を計算によって推定し、基準条件（日射強度１０００Ｗ／ｍ²，温度２５℃）における太陽電池ストリング２，３の最大出力電力値を算出することで、太陽電池ストリング２，３の出力性能を診断する。これにより、変動する日射環境下においても高い精度の診断が可能となる。上記基準条件の日射強度１０００Ｗ／ｍ²を基準日射強度とし、基準条件の温度２５℃を基準温度とする。

太陽電池モジュールは、公称定格値として基準条件（日射強度１０００Ｗ／ｍ²，温度２５℃）における、公称最大出力電力値Ｐｍ（Ｗ）、公称最大出力動作電圧値Ｖｐｍ（Ｖ）、公称最大出力動作電流値Ｉｐｍ（Ａ）、公称開放電圧値Ｖｏｃ（Ｖ）、公称短絡電流値Ｉｓｃ（Ａ）といった主要定格値を有する。太陽電池モジュールの主要な温度特性値として、最大出力温度係数αＰｍａｘ（％／℃）が−０．２〜−０．５（％／℃）、開放電圧の出力電圧温度係数β（％／℃）が−０．２〜−０．５（％／℃）、短絡電流の出力電流温度係数α（％／℃）が約＋０．０５（％／℃）レベルの結晶系太陽電池が市販されている。また、公称最大出力動作電圧値Ｖｐｍ_０も温度係数である最大出力動作電圧温度係数αＶｐｍ（％／℃）を有している。最大出力動作電圧温度係数αＶｐｍは最大出力温度係数αＰｍａｘの測定時に同時測定される温度係数であることから、太陽電池モジュールの製造メーカにとってはカタログまたは納入仕様書に記載することが容易な温度係数である。

図２は、実施の形態１にかかる太陽電池診断装置１の構成を示す図である。太陽電池診断装置１は、太陽電池ストリング２，３の温度を推定する温度推定部１１と、基準条件における最大出力電力値を算出して太陽電池ストリング２，３の出力性能を診断する出力診断部１２と、を備える。太陽電池診断装置１は、パワーコンディショナ４によるＭＰＰＴ制御の単位となる太陽電池ストリング毎に分析して診断を実行する。温度推定部１１は、太陽電池ストリング２および太陽電池ストリング３それぞれを構成する太陽電池モジュールのＭＰＰＴ制御データおよび太陽電池モジュールの直並列接続数の情報に基づいて、太陽電池ストリング２，３の温度を推定する。具体的には、温度推定部１１は、ＭＰＰＴ制御データおよび太陽電池モジュールの直並列接続数の情報に加えて、各太陽電池ストリングの基準条件下の公称最大出力電力値Ｐｍ_０および公称最大出力動作電圧値Ｖｐｍ_０と温度特性値とを用いることで、診断対象となる太陽電池ストリングの温度を推定する。温度推定部１１が推定した太陽電池ストリングの温度を用いて、出力診断部１２は、基準条件下での最大出力電力値を求めることにより、太陽電池診断装置１の診断精度を向上させることができる。

上述したように、太陽電池診断装置１は、同時刻の日射強度、最大出力動作電圧値Ｖｐｍ_ｍｐｐｔ、最大出力動作電流値Ｉｐｍ_ｍｐｐｔおよび最大出力電力値Ｐｍ_ｍｐｐｔを得る。しかし、太陽電池モジュールの最大出力電力値Ｐｍ_ｍｐｐｔの温度係数である最大出力温度係数αＰｍａｘ（％／℃）は、具体的には−０．４（％／℃）程度と比較的大きな値である。晴天日射下では太陽電池モジュールの温度も７０℃程度になることもあり、この温度での太陽電池ストリングの最大出力電力値Ｐｍは、太陽電池モジュールの基準温度２５℃での最大出力電力値Ｐｍに対して、αＰｍａｘ×（７０℃―２５℃）＝−０．４（％／℃）×（７０℃―２５℃）＝−１８％の出力低下した値になる。したがって、実施の形態１にかかる太陽電池診断方法においては、太陽電池ストリングの平均温度推定を行うことで、最大出力電力値Ｐｍ_ｍｐｐｔに対して以下のように温度補正を実施する。

図３は、実施の形態１にかかる太陽電池ストリングを構成する太陽電池モジュールの基準日射強度１０００Ｗ／ｍ²における出力Ｉ−Ｖ（電流−電圧）特性の温度依存性を説明する図である。図４は、実施の形態１にかかる太陽電池ストリングを構成する太陽電池モジュールの基準日射強度１０００Ｗ／ｍ²における出力Ｐ−Ｖ（電力−電圧）特性の温度依存性を説明する図である。図３および図４は、それぞれ太陽電池モジュールの測定の基準条件である基準日射強度１０００Ｗ／ｍ²時の特性を太陽電池モジュールの温度が０℃、２５℃および５０℃である場合について示している。

図５は、実施の形態１にかかる太陽電池ストリングを構成する太陽電池モジュールの基準温度２５℃における出力Ｉ−Ｖ（電流−電圧）特性の温度依存性を説明する図である。図６は、実施の形態１にかかる太陽電池ストリングを構成する太陽電池モジュールの基準温度２５℃における出力Ｐ−Ｖ（電力−電圧）特性の温度依存性を説明する図である。図５および図６は、それぞれ太陽電池モジュールの測定の基準条件であるモジュール温度２５℃における日射量が日射強度１０００Ｗ／ｍ²、８００Ｗ／ｍ²、６００Ｗ／ｍ²、４００Ｗ／ｍ²および２００Ｗ／ｍ²であるときの特性を示している。

図６から、日射量に応じて最大出力電力値Ｐｍ_ｍｐｐｔが変化し、最大出力電力値Ｐｍ_ｍｐｐｔに対応した最大出力動作電圧値Ｖｐｍ_ｍｐｐｔは一定電圧値ではなく、最大出力電力値Ｐｍ_ｍｐｐｔに対して変化量関係式にて表現できることがわかる。ここでは、簡単のため最大出力電力値Ｐｍ_ｍｐｐｔの変化量と最大出力動作電圧値Ｖｐｍ_ｍｐｐｔの変化量との関係が１次式で近似できるとして説明するが、評価精度を高めるためには多項式で近似するのが望ましい。１次式で近似したときの、最大出力電力値Ｐｍ_ｍｐｐｔの変化量に対する最大出力動作電圧値Ｖｐｍ_ｍｐｐｔの変化量の比を最大出力動作電圧変化量ΔＶｐｍ（Ｖ／Ｗ）とする。

図７は、実施の形態１にかかる最大出力動作電圧変化量ΔＶｐｍ（Ｖ／Ｗ）を求めるためのデータを示す図である。図７は、図６における最大出力点Ａおよび最大出力点Ｂのデータを纏めた表になっている。最大出力点Ａは、日射強度１０００Ｗ／ｍ²において最大出力になったときの最大出力電力値Ｐｍおよび最大出力動作電圧値Ｖｐｍを示す点であり、最大出力点Ｂは、日射強度２００Ｗ／ｍ²において最大出力になったときの最大出力電力値Ｐｍおよび最大出力動作電圧値Ｖｐｍを示す点である。この二つの最大出力点より、モジュール温度が２５℃であるときにおける最大出力動作電圧変化量ΔＶｐｍ＝０．００６９（Ｖ／Ｗ）が求められる。

すなわち、太陽電池モジュールが温度２５℃の下では、任意の日射強度の下での最大出力電力値Ｐｍと最大出力動作電圧値Ｖｐｍとの関係は一義的であり、両数値のモジュール温度に対する温度係数を予め測定しておくことにより、当該温度係数が適用できる範囲では、任意のモジュール温度における任意の日射強度下において太陽電池モジュールが最大動作電力点で発電しているならば、その発生電圧を計算できる事が理解できる。

さらに、モジュール温度が２５℃以外の温度の下での最大出力動作電圧値Ｖｐｍと最大出力電力値Ｐｍとの変化量関係式はモジュール温度が２５℃のときの変化量関係式とは異なる。しかし、太陽電池モジュールを屋外に設置して異なる周囲温度下にてモジュール温度を２５℃から変化させ、各モジュール温度のそれぞれの場合について変動する日射量下、すなわち日射強度下においてＩ−Ｖカーブ測定器を用いて最大出力電力点での最大出力動作電圧値Ｖｐｍ_ｍｐｐｔおよび最大出力電力値Ｐｍ_ｍｐｐｔを測定することで、モジュール温度別の最大出力動作電圧変化量ΔＶｐｍを実測して、診断精度を向上させる事も容易に可能である。

太陽電池モジュールの温度が不明の状態で、日射強度１０００Ｗ／ｍ²において最大出力電力値Ｐｍ_ｍｐｐｔおよび最大出力動作電圧値Ｖｐｍ_ｍｐｐｔが測定された場合、以上説明した原理も利用して、温度推定部１１は、基準条件のモジュール温度２５℃に対する実際のモジュール温度の差を計算する。具体的には、温度推定部１１は、測定された最大出力動作電圧値Ｖｐｍ_ｍｐｐｔと公称最大出力動作電圧値Ｖｐｍ_０との差分を最大出力動作電圧温度係数αＶｐｍ（％／℃）によって除算する事で、基準条件のモジュール温度２５℃と実際のモジュール温度の推定値との温度差を計算する。温度推定部１１は、この温度差を計算することにより、実際のモジュール温度を推定していることになる。

そして、出力診断部１２は、温度推定部１１が求めたモジュール温度の温度差と、最大出力温度係数αＰｍａｘ（％／℃）とを用いて、測定した最大出力電力値Ｐｍ_ｍｐｐｔを基準条件であるモジュール温度２５℃における日射強度１０００Ｗ／ｍ²での最大出力電力値Ｐｍ_ｍｐｐｔ（ａｔ２５℃）に換算する。この値と太陽電池モジュールの公称最大出力電力値Ｐｍ_０とを比較する事で、太陽電池診断装置１は、太陽電池モジュールの温度を実際に測定することを要さずに、公称最大出力電力値Ｐｍ_０に対する太陽電池モジュールの出力性能の診断を実行することが可能となる。

なお、日射強度が１０００Ｗ／ｍ²と異なる場合は、最大出力電力値Ｐｍ_ｍｐｐｔの測定値も図６に示すように日射強度に対し比例して変化する。そして、日射強度が１０００Ｗ／ｍ²の場合の最大出力点Ａと、日射強度が２００Ｗ／ｍ²の場合の最大出力点Ｂとを比べればわかるように、最大出力動作電圧値Ｖｐｍ_ｍｐｐｔも最大出力動作電圧変化量ΔＶｐｍ（Ｖ／Ｗ）に比例して変化する。

日射強度と最大出力電力値Ｐｍ_ｍｐｐｔとの関係は、太陽電池モジュールの分光感度特性が影響を受ける夕方といった時間帯を除けば、一般には１次式の関係を有している。したがって、日射強度が２００Ｗ／ｍ²での最大出力電力値Ｐｍ_ｍｐｐｔの測定値を、基準条件である日射強度１０００Ｗ／ｍ²における最大出力電力値Ｐｍ_ｍｐｐｔ（ａｔ１０００Ｗ／ｍ²）に換算するには、５倍（＝１０００／２００）すれば良い。また、最大出力動作電圧値Ｖｐｍ_ｍｐｐｔの測定値についても、日射強度１０００Ｗ／ｍ²下での値として換算が必要である。診断対象となる太陽電池モジュールの日射強度１０００Ｗ／ｍ²における最大出力電力値Ｐｍ_ｍｐｐｔ（ａｔ１０００Ｗ／ｍ²）と測定された日射強度での最大出力電力値Ｐｍ_ｍｐｐｔの測定値との差分に最大出力動作電圧変化量ΔＶｐｍ＝０．００６９（Ｖ／Ｗ）を乗算して、測定された日射強度での最大出力動作電圧値Ｖｐｍ_ｍｐｐｔの測定値に加算することで、日射強度１０００Ｗ／ｍ²下での最大出力動作電圧値Ｖｐｍ_ｍｐｐｔ（ａｔ１０００Ｗ／ｍ²）に換算することができる。

以上のように、与えられた日射強度下において測定された最大出力電力値Ｐｍ_ｍｐｐｔおよび最大出力動作電圧値Ｖｐｍ_ｍｐｐｔを日射強度１０００Ｗ／ｍ²における最大出力電力値Ｐｍ_ｍｐｐｔ（ａｔ１０００Ｗ／ｍ²）および最大出力動作電圧値Ｖｐｍ_ｍｐｐｔ（ａｔ１０００Ｗ／ｍ²）に換算することができる。温度推定部１１は、これらの数値を用いることにより、上述したように太陽電池モジュールの温度の推定を実行する。さらに、このようにして求めた太陽電池モジュールの温度推定値が、上で用いた最大出力動作電圧変化量ΔＶｐｍが求められた温度からの差異が大きい値となる場合がある。上では、例として基準条件の温度である２５℃における最大出力動作電圧変化量ΔＶｐｍ＝０．００６９（Ｖ／Ｗ）を用いたので、温度推定部１１が求めた推定温度の２５℃からの差異が大きい値になった場合がこれにあたる。このような場合は、温度推定部１１が求めた推定温度で適用できるように予め求めておいた最大出力動作電圧変化量ΔＶｐｍを用いて、上述のようにして再び太陽電池モジュールの温度を温度推定部１１が推定することにより、推定温度の誤差を低減することが可能である。したがって、この作業による温度推定を繰り返し実行して温度推定値を収束値に漸近させることも可能である。

なお、太陽電池モジュールの公称値を得るための出力性能測定ではソーラーシミュレータによって日射強度に対する出力性能測定を実行するが、この測定方法は日没時等での太陽光スペクトルの変化に対する太陽電池モジュールの分光感度を考慮していない。したがって、太陽電池の性能を、屋外環境等で測定した上で、設置地域の緯度および経度情報、季節および時刻に依存した太陽位置を考慮して、測定条件として一定以上の日射量または太陽位置条件によって制限を加えることが行われていた。しかし、設置された太陽電池モジュールと同一分光感度のセルを用いた日射センサを光電式の日射計７に用いて日射量測定を実施することにより上記制限の条件を緩和することが可能である。すなわち、太陽の位置によるスペクトル変動または太陽電池モジュールのスペクトル感度による誤差を縮小する為に、設置された太陽電池モジュールと同一分光感度のセルを用いた日射センサを日射計７に用いる事で日射量の測定値の測定環境による誤差の縮小も可能である。そして、日射に対する応答速度が例えば１ｍｓｅｃ以下のように、太陽電池モジュールと同等レベルの高応答速度を有する日射計７を使用することで、雲の動きといった日射変動条件下の性能診断精度の向上が可能になる。

実施の形態１にかかる太陽電池診断装置１による太陽電池診断方法に対する理解を助けるために、図１より簡単な構成の太陽光発電システムを用いて、以下では具体的に説明する。図８は、実施の形態１にかかる太陽光発電システム１０１の構成を示す図である。太陽光発電システム１０１は、図１の太陽光発電システム１００を簡素化した構成であり、太陽電池ストリング３および接続箱６が省かれている。さらに、太陽光発電システム１０１の太陽電池ストリング２は４つの太陽電池モジュール１１１が直列接続したＳｔｒｉｎｇ１のみからなる。図８の太陽電池診断装置１は、パワーコンディショナ４のＭＰＰＴ制御部４ａより、信号変換器９を介してＭＰＰＴ制御データを取得する。また、太陽電池診断装置１は、太陽電池ストリング２への日射強度を、太陽電池ストリング２への日射強度と日射強度が同一であるとみなせる箇所に設置された日射計７より信号変換器８を介して上記ＭＰＰＴ制御データと時間同期して取得する。

太陽電池診断装置１は、診断対象となる太陽電池ストリング２を構成する太陽電池モジュール１１１の公称最大出力値Ｐｍ_ｍｏｄより、太陽電池ストリング２の構成に応じた、基準条件（日射強度１０００Ｗ／ｍ²，温度２５℃）における太陽電池ストリング２の公称最大出力電力値ＳｔｒＰｍａｘを性能診断における判断基準となる公称定格値として算出しておく。太陽電池診断装置１は、取得した上記ＭＰＰＴ制御データ、上記日射強度および診断対象となる太陽電池ストリング２の構成情報に基づいて、太陽電池ストリング２の温度測定を実施することなく、太陽電池ストリング２の基準条件（日射強度１０００Ｗ／ｍ²，温度２５℃）における最大出力電力値を算出し、太陽電池ストリング２の公称最大出力電力値ＳｔｒＰｍａｘと比較することで太陽光発電システム１０１の性能診断を以下の方法で実施する。

また、太陽電池ストリング２とパワーコンディショナ４との間を接続するケーブル線５０による導体抵抗損失を補正するために、ケーブル線仕様およびケーブル長を考慮に入れること、総延長距離の明確化、接続箱５の使用の有無による損失計算も性能診断の高精度化には有効である。

診断対象となる図８の太陽電池ストリング２の構成および公称定格値を以下に纏めて示す。
（１）ストリング構成
太陽電池モジュール１１１の型名：Ｐｖｍｏｄｕｌｅ
接続構成：Ｐｖｍｏｄｕｌｅの４直列接続
太陽電池ストリング２とパワーコンディショナ４との間のケーブル線仕様
：Ｈ-ＣＶ線 ３．５ｍｍ２線、延長距離２５ｍ（往復５０ｍ）
（２）基準条件（日射強度１０００Ｗ／ｍ²，温度２５℃）における太陽電池モジュール（型名：Ｐｖｍｏｄｕｌｅ）公称定格値および温度係数
公称最大出力値Ｐｍ_ｍｏｄ：２４５（Ｗ）
公称最大出力動作電圧値Ｖｐｍ_ｍｏｄ：２６．６（Ｖ）
公称最大出力動作電流値Ｉｐｍ_ｍｏｄ：９．２２（Ａ）
公称開放電圧Ｖｏｃ：３２．７（Ｖ）
公称短絡電流Ｉｓｃ：９．７９（Ａ）
最大出力温度係数αＰｍａｘ：−０．４２（％／℃）
最大出力動作電圧温度係数αＶｐｍ：−０．４０（％／℃）
最大出力動作電圧変化量ΔＶｐｍ：０．００６９（Ｖ／Ｗ）
（３）上記（１）および（２）のデータより計算される診断対象となる太陽電池ストリング２の基準条件における公称定格値および温度係数
公称最大出力電力値ＳｔｒＰｍａｘ：２４５（Ｗ）×４枚＝９８０（Ｗ）
公称最大出力動作電圧値ＳｔｒＶｐｍ：２６．６（Ｖ）×４枚＝１０６．４（Ｖ）
最大出力温度係数αＰｍａｘ：−０．４２（％／℃）
最大出力動作電圧温度係数αＶｐｍ：−０．４０（％／℃）
最大出力動作電圧変化量ΔＶｐｍ：０．００６９（Ｖ／Ｗ）

図８の太陽電池ストリング２の構成は太陽電池モジュール１１１の４直列１並列構成である事から、太陽電池ストリング２の公称最大出力電力値ＳｔｒＰｍａｘは、単純に計算が可能である。なお、最大出力動作電圧変化量ΔＶｐｍは、太陽電池モジュール１１１が並列構成ならば値が変化する。具体的には、４直列１並列構成が４直列２並列構成になると、出力電力が２倍化することから、最大出力動作電圧変化量ΔＶｐｍは、上記した値の１／２の０．００３４５（Ｖ／Ｗ）となる。

次に、実際の測定結果に基づいて、実施の形態１にかかる太陽光発電システム１０１が実行する太陽電池診断方法における計算手法を、太陽電池ストリング２を設置した直後の初期性能測定結果値を用いて説明する。

まず、日射計７が日射強度を測定すると共に、パワーコンディショナ４がＭＰＰＴ制御を実行している状態での太陽電池ストリング２の最大出力動作電圧値Ｖｐｍ_ｍｐｐｔおよび最大出力動作電流値Ｉｐｍ_ｍｐｐｔを日射強度の測定と時間的に同期したタイミングにおいて測定する。以下が測定結果である。
日射強度：７００Ｗ／ｍ²
ＭＰＰＴ制御下での最大出力動作電圧値Ｖｐｍ_ｍｐｐｔ：８４．９（Ｖ）
ＭＰＰＴ制御下での最大出力動作電流値Ｉｐｍ_ｍｐｐｔ：６．５５（Ａ）

また、太陽電池ストリング２の温度推定の誤差を減らすために、ケーブル線５０での電力損失による電圧降下を考慮する。したがって、ケーブル線５０のケーブル種類に基づいた抵抗値５．２（Ω／ｋｍ）と、前述した（１）ストリング構成におけるケーブル線仕様とから、以下のようにケーブル線５０の抵抗値であるケーブル抵抗Ｒｃを求める。

Ｒｃ＝５．２（Ω／ｋｍ）×（５０ｍ／１０００ｍ）（ｋｍ）＝０．２６（Ω）

以上のＶｐｍ_ｍｐｐｔ、Ｉｐｍ_ｍｐｐｔおよびＲｃから、上記電圧降下による電圧降下の値をＶｐｍ_ｍｐｐｔに加算して補正することにより太陽電池ストリング２の最大出力動作電圧値Ｖｐｍ_{ｍｅａｓｕｒｅ}が以下のように求まる。

Ｖｐｍ_{ｍｅａｓｕｒｅ}＝Ｖｐｍ_ｍｐｐｔ＋Ｒｃ＊Ｉｐｍ_ｍｐｐｔ＝８４．９＋０．２６＊６．５５＝８６．６０３（Ｖ）

そして、上で求めたＶｐｍ_{ｍｅａｓｕｒｅ}に基づいて、太陽電池ストリング２の最大出力電力値ＳｔｒＰｍａｘ_{ｍｅａｓｕｒｅ}が以下のように求まる。

ＳｔｒＰｍａｘ_{ｍｅａｓｕｒｅ}＝Ｖｐｍ_{ｍｅａｓｕｒｅ}＊Ｉｐｍ_ｍｐｐｔ＝Ｖｐｍ_ｍｐｐｔ＊Ｉｐｍ_ｍｐｐｔ＋Ｒｃ＊Ｉｐｍ_ｍｐｐｔ＊Ｉｐｍ_ｍｐｐｔ＝５６７．２５（Ｗ）

さらに、上で求めた日射強度が７００Ｗ／ｍ²時の太陽電池ストリング２の最大出力電力値ＳｔｒＰｍａｘ_{ｍｅａｓｕｒｅ}を、以下のように日射強度が１０００Ｗ／ｍ²時の太陽電池ストリング２の最大出力電力値ＳｔｒＰｍａｘ_{ｃａｌｃ１０００}に換算する。

ＳｔｒＰｍａｘ_{ｃａｌｃ１０００}＝ＳｔｒＰｍａｘ_{ｍｅａｓｕｒｅ}×（１０００／測定された日射強度）＝５６７．２５（Ｗ）×１０００／７００＝８１０．３６（Ｗ）

上で求めたＳｔｒＰｍａｘ_{ｃａｌｃ１０００}から、上記（３）で示した公称最大出力電力値ＳｔｒＰｍａｘおよび最大出力動作電圧変化量ΔＶｐｍを用いて、以下のように日射強度が１０００Ｗ／ｍ²時の太陽電池ストリング２の最大出力動作電圧値Ｖｐｍ_{ｃａｌｃ１０００}を求めることができる。

Ｖｐｍ_{ｃａｌｃ１０００}＝Ｖｐｍ_{ｍｅａｓｕｒｅ}＋ΔＶｐｍ×（ＳｔｒＰｍａｘ−ＳｔｒＰｍａｘ_{ｃａｌｃ１０００}）＝８６．６０３（Ｖ）＋０．００６９（Ｖ／Ｗ）×（９８０（Ｗ）−８１０．３６（Ｗ））＝８７．７７４（Ｖ）

なお、ケーブル線５０による電圧降下が無視できる場合は、Ｖｐｍ_{ｍｅａｓｕｒｅ}の代りに、Ｖｐｍ_ｍｐｐｔを用いて上記計算を実行してもよい。上で求めたＶｐｍ_{ｃａｌｃ１０００}から、上記（３）で示した太陽電池ストリング２の公称最大出力動作電圧値ＳｔｒＶｐｍおよび最大出力動作電圧温度係数αＶｐｍを用いて、温度推定部１１は太陽電池ストリング２の温度推定値ＳｔｒＴｍ（℃）を求める。具体的には、Ｖｐｍ_{ｃａｌｃ１０００}の公称最大出力動作電圧値ＳｔｒＶｐｍからの変化比を求めて、最大出力動作電圧温度係数αＶｐｍを用いて、以下のように温度推定値ＳｔｒＴｍ（℃）を求める。

ＳｔｒＴｍ（℃）＝（（Ｖｐｍ_{ｃａｌｃ１０００}―ＳｔｒＶｐｍ）／ＳｔｒＶｐｍ）／αＶｐｍ＋基準条件の温度
＝（（８７．７７４（Ｖ）−１０６．４（Ｖ））／１０６．４（Ｖ））／（−０．００４（／℃））＋２５℃
＝６８．８℃

なお、上記の結果では、太陽電池ストリング２の温度推定値ＳｔｒＴｍ（℃）と、Ｖｐｍ_{ｃａｌｃ１０００}を求めるときに用いた最大出力動作電圧変化量ΔＶｐｍを求めた基準条件の温度２５℃との温度差が大きい。したがって、最大出力動作電圧変化量ΔＶｐｍの値を上で求めた温度推定値ＳｔｒＴｍである６８．８℃時の最大出力動作電圧変化量の値にしてＶｐｍ_{ｃａｌｃ１０００}の値を再計算して、温度推定値ＳｔｒＴｍを再び求めて、温度推定値ＳｔｒＴｍと、最大出力動作電圧変化量ΔＶｐｍの適用温度との差が小さくなるようにして、推定精度を高めても良い。

また、上記では、電力差である（ＳｔｒＰｍａｘ−ＳｔｒＰｍａｘ_{ｃａｌｃ１０００}）＝（９８０（Ｗ）−８１０．３６（Ｗ））から最大出力動作電圧値Ｖｐｍ_{ｃａｌｃ１０００}を求めて、太陽電池ストリング２の出力電圧値の温度係数である最大出力動作電圧温度係数αＶｐｍを用いて温度推定値ＳｔｒＴｍを求めた。しかし、ＳｔｒＰｍａｘおよびＳｔｒＰｍａｘ_{ｃａｌｃ１０００}から太陽電池ストリング２の出力電力値の温度係数である最大出力温度係数αＰｍａｘを用いて温度推定値ＳｔｒＴｍを求めることもできる。

上記したように、温度推定部１１は、太陽電池ストリング２の温度推定値ＳｔｒＴｍ（℃）の基準条件の温度２５℃との温度差を求めることにより、温度推定値ＳｔｒＴｍ（℃）を求める。したがって、温度推定部１１は、測定された日射強度、最大出力動作電圧値Ｖｐｍ_ｍｐｐｔおよび最大出力動作電流値Ｉｐｍ_ｍｐｐｔに基づいて、温度推定値ＳｔｒＴｍ（℃）を求めるまでの上記計算を自らが全て実行してもよい。

温度推定部１１が求めたＳｔｒＴｍと、上記（３）で示した最大出力温度係数αＰｍａｘとを用いて、出力診断部１２は、上で求めたＳｔｒＰｍａｘ_{ｃａｌｃ１０００}を、以下のように診断対象の太陽電池ストリング２が２５℃時における出力、すなわち基準条件（日射強度１０００Ｗ／ｍ²，温度２５℃）における太陽電池ストリング２の最大出力電力値に換算する。
ＳｔｒＰｍａｘ_{ｃａｌｃ１０００}／（１＋（αＰｍａｘ）＊（ＳｔｒＴｍ−２５））
＝８１０．３６（Ｗ）／（１−０．００４２（／℃）×（６８．８℃−２５℃））
＝９９３．０（Ｗ）

太陽電池診断装置１は、出力診断部１２が求めた基準条件における太陽電池ストリング２の最大出力電力値９９３．０（Ｗ）の上記（３）で示した公称最大出力電力値ＳｔｒＰｍａｘ＝９８０（Ｗ）との出力性能比を求めることができる。
９９３．０（Ｗ）／９８０（Ｗ）＝１０１．３％

太陽電池診断装置１は、上で求めた出力性能比に基づいて、太陽電池ストリング２の出力劣化の診断が可能となる。上記の例は、基準条件における太陽電池ストリング２の最大出力電力値が公称定格値よりやや上昇していることを示している。

以上説明したように、実施の形態１にかかる太陽電池診断装置１によれば、測定された日射強度、パワーコンディショナ４がＭＰＰＴ制御下での最大出力動作電圧値Ｖｐｍ_ｍｐｐｔおよび最大出力動作電流値Ｉｐｍ_ｍｐｐｔの３つの測定データに基づいて、太陽電池ストリング２の性能診断が可能である。このように実施の形態１にかかる太陽電池診断方法は、太陽電池ストリング２の温度測定を必要とせずに太陽電池ストリング２の温度を推定して性能を診断する簡便な手法である。したがって、太陽光発電システム１００の測定機器を簡素化することができ、保守も容易になる。

実施の形態１にかかる太陽電池診断方法は、一回の診断で必要となる測定データのデータ量が少ないので、長時間にわたって測定した場合のデータ量も少なくなる。したがって、さまざまな日射条件下での測定データに基づいた統計的処理による診断の高精度化が可能となる。具体的には、長時間観測をおこなうことで、日射量または出力性能比の記録に対し、変動が少ない領域を抽出するといった統計的処理を実施して、出力性能比の高精度化を図ることが容易に可能となる。さらに、太陽電池診断装置１にこれら統計処理の記録機能および診断結果の表示機能を設けることが可能である。

また、太陽電池診断装置１が精度の高い診断をするためには、日射計７により測定された日射量の値が高く且つ測定した日射量の変動が小さい時間帯が好適である。したがって、温度推定部１１が太陽電池ストリング２の温度推定値ＳｔｒＴｍを推定するよりも前に測定された日射強度に基づいて、太陽電池診断装置１は、温度推定値ＳｔｒＴｍを求めるために用いる日射強度、最大出力動作電圧値Ｖｐｍ_ｍｐｐｔおよび最大出力動作電流値Ｉｐｍ_ｍｐｐｔを測定するのに適した時間帯を設定する。そして、太陽電池診断装置１は、当該時間帯に測定された測定結果に基づいて温度推定値ＳｔｒＴｍを推定して出力診断を実行することができる。また、日射強度が安定した条件等の測定条件設定を追加したり、測定結果に対して同様な条件での統計処理を加えた出力診断も容易である。

なお、太陽光発電システム１００のシステム設計では、年間発電量を予測計算するために、太陽光発電システム１００の緯度および経度からなる設置位置情報、各太陽電池ストリングの設置方位角および設置傾斜角といった設置情報を使用する。したがって、これらの設置情報に対応する太陽電池ストリング２，３が接続されるパワーコンディショナ４のＭＰＰＴ制御部４ａ，４ｂの入力チャンネル番号を当該設置情報と関連づけて太陽電池診断装置１に登録し、さらには日射計７の設置方位角および設置傾斜角も利用することにより、太陽電池ストリング毎の性能診断も可能となる。具体的には、太陽電池診断装置１は、各太陽電池ストリングの設置方位角および設置傾斜角といった設置情報と、日射計７の設置方位角および設置傾斜角といった設置情報と、に基づいて、各太陽電池ストリングにおける日射強度を近似するように日射計７の測定値から得た日射強度の値を補正する。すなわち、太陽電池診断装置１によれば、複数の太陽電池ストリング２，３が異なる方位面に設置されていても、一つの日射計７の測定データに基づいて各太陽電池ストリング２，３の受光面における日射強度への換算が可能である。したがって、実施の形態１にかかる太陽電池診断方法は、寄棟住宅などのように多面にわたって太陽電池ストリング２，３を設置している太陽光発電システム１００の性能診断に適用することも容易である。なお、複数の日射計７を太陽電池ストリング２，３の傍にそれぞれ備えるようにして、診断性能の高精度化を図ってもかまわない。

また、太陽電池診断装置１は様々な種類の太陽光発電システム１００に用いられるので、使用されるパワーコンディショナ４は、機種に依存したＭＰＰＴ制御の固有の時間応答性を有し、日射量が少ない領域などにおいてトラッキング誤差が発生する機種も存在する。これらの情報はＭＰＰＴ制御性能値として、パワーコンディショナ機種情報と共に太陽電池診断装置１に登録しておき、取得した日射強度および日射強度変動値に対し、ＭＰＰＴ制御性能値に基づいたデータフィルタリングを実行し、変動している日射量の下でも出力性能比を求めることができる機能を太陽電池診断装置１に搭載することも可能である。

以上のように、実施の形態１にかかる太陽電池診断装置１が実施する、パワーコンディショナ４のＭＰＰＴ制御データおよび日射量測定データを用いた太陽電池診断方法は、性能診断に要するハードウェア量およびデータ量を従来技術に比べて低減することができる。すなわち、実施の形態１にかかる太陽電池診断方法は、組込みおよび運用が容易で低コストな手法であり、多数の太陽光発電システムからなる太陽光発電運用システムの中央診断装置に適用することも可能である。

実施の形態１にかかる太陽電池診断方法を実現するために従来の太陽光発電システムへの追加が必要となる計測器は日射量の測定計器のみであり、利用する情報はパワーコンディショナ４がモニタしているＭＰＰＴ制御データであることから診断のための追加的なコストが低く、また必要となる測定データのデータ量も少ない。すなわち、実施の形態１にかかる太陽電池診断方法は、系統連系動作中のパワーコンディショナ４の制御機能および制御時のデータを利用することで安価に実現可能な方法である。

また、実施の形態１にかかる太陽電池診断方法によれば、変動する日射量の下でのリアルタイム診断が可能である。したがって、太陽電池モジュールのガラス面清掃の前後の基準条件における太陽電池ストリングの最大出力電力値を求めることにより、ガラス面清掃による出力改善効果が短時間で検証することができる。これを利用して、複数の太陽電池モジュールの一部についてガラス面清掃前後の出力改善効果を実施の形態１にかかる太陽電池診断方法を用いて比較することにより、作業の費用対効果によるメンテナンス実施判断に応用することも可能になる。すなわち、太陽電池モジュールのガラス面清掃前後による性能診断からガラス面清掃による出力改善効果が定量的にわかるので、この結果に基づいて、保守計画を立案することが可能となる。

以上説明したように、実施の形態１にかかる太陽電池診断方法によれば、太陽電池ストリングの温度測定を実施せずに少ない測定データに基づいて、高い精度で出力性能判断が可能な太陽電池診断装置１を安価に得る事ができる。また、実施の形態１にかかる太陽電池診断装置１によれば、リモート監視および効率的なデータ記録が可能となることから、長期間にわたる保守データ管理が容易である。

実施の形態２．
図９は、本発明の実施の形態２にかかる太陽光発電システム２００の構成を示す図である。図１に示した実施の形態１にかかる太陽光発電システム１００との違いは、信号変換器８が省かれて、日射計７が信号変換器９に接続されていることである。図９の太陽電池診断装置１は中央診断装置であり、図９の太陽光発電システム２００は、太陽電池診断装置１によりリモート監視される。太陽電池診断装置１は有線または無線の通信機能を有し、インターネットなどを介して信号変換器９と接続する。実施の形態２にかかる太陽電池診断装置１が実施する太陽電池診断方法は実施の形態１と同じである。したがって、１つの太陽電池診断装置１に対して、診断対象となる複数の太陽光発電システム２００が存在してもかまわない。

図９に示すように、太陽光発電システム２００において、信号変換器９に日射量を含む測定データの通信機能を備えさせることにより、太陽電池診断装置１を太陽光発電システム２００の設置現場に設けなくて済む。これにより、太陽光発電システム２００の設置現場と通信で接続された中央診断装置である太陽電池診断装置１において、大規模かつ複数の太陽光発電システム２００の集中リモート監視による性能診断を実施する事が可能となる。実施の形態１でも述べたように、実施の形態２にかかる太陽電池診断装置１が実施する太陽電池診断方法は、一回の診断で必要となる測定データのデータ量が少ないので、リモート監視における通信量も少なくて済むので、太陽光発電システム２００の設置システム情報を太陽電池診断装置１において一括管理し、診断時においては、太陽光発電システム２００からの測定データを用いることができる。すなわち、太陽電池診断装置１は、太陽光発電システム２００を常時監視し、さらに、経年的な監視および診断に必要な診断データを管理するのに好適である。

実施の形態２にかかる太陽電池診断装置１においては、太陽電池ストリング２，３それぞれの公称最大出力電力値と出力診断部１２が求めた基準条件における太陽電池ストリング２，３の最大出力電力値とを比較する。太陽電池診断装置１は、出力診断部１２が求めた基準条件における太陽電池ストリング２，３の最大出力電力値を公称最大出力電力値に対する百分率表示にて出力性能の診断結果として太陽電池診断装置１の表示装置に時系列で表示させて経年劣化診断を行うことができる。また、太陽電池診断装置１は、気象情報を利用して降雨前後の太陽電池ストリング２，３の出力性能の変化を求めたり、太陽電池モジュールのガラス面の洗浄前後の出力性能差の結果に基づいて太陽電池ストリング２，３の洗浄メンテナンスの要否判断をするといった各種機能を備えることが可能である。さらに、太陽電池診断装置１は、好適な測定時間帯を設定する測定設定機能および測定結果のダウンロード機能など容易に組込み可能な構成をとる。

なお、太陽電池診断装置１として汎用コンピュータを採用し、パワーコンディショナ４および日射計７と信号変換器９を介した通信手段により接続する構成においては、太陽電池モジュール毎に公称定格値などから作成した太陽電池モジュール等価回路モデルを準備することも容易である。そして、回路ＣＡＥ（Computer Aided Engineering）環境において、太陽電池診断装置１に太陽電池ストリング２の公称定格出力およびケーブル損失などを太陽電池モジュールの接続構成に応じて計算する方法を容易に実装することができる。さらに、汎用コンピュータによる太陽電池診断装置１においては、太陽電池モジュールの経年変化によって温度係数が想定した値から変化してしまった場合の補正への対応も可能である。そして、インターネット通信網を利用した太陽電池診断装置１によるリモート監視といった応用も可能になることは言うまでもない。

上述したように実施の形態１および２にかかる太陽電池診断装置１は、パーソナルコンピュータ、タブレット端末または汎用コンピュータといったコンピュータシステムにより実現される。図１０は、実施の形態１および２にかかる太陽電池診断装置１の機能をコンピュータシステムで実現する場合のハードウェア構成を示す図である。太陽電池診断装置１の機能をコンピュータシステムで実現する場合、太陽電池診断装置１の温度推定部１１および出力診断部１２を含む機能は、図１０に示すようにＣＰＵ（Central Processing Unit）２０１、メモリ２０２、記憶装置２０３、表示装置２０４および入力装置２０５により実現される。太陽電池診断装置１が実行する太陽電池診断方法の機能は、ソフトウェア、ファームウェア、またはソフトウェアとファームウェアとの組み合わせにより実現される。ソフトウェアまたはファームウェアは、プログラムとして記述されて記憶装置２０３に格納される。ＣＰＵ２０１は、記憶装置２０３に記憶されたソフトウェアまたはファームウェアをメモリ２０２に読み出して実行することにより、太陽電池診断装置１の機能を実現する。すなわち、コンピュータシステムは、太陽電池診断装置１の機能がＣＰＵ２０１により実行されるときに、実施の形態１および２にかかる太陽電池診断方法を実施するステップが結果的に実行されることになる太陽電池診断装置１のプログラムを格納するための記憶装置２０３を備える。また、これらのプログラムは、太陽電池診断装置１の機能が実現する処理をコンピュータに実行させるものであるともいえる。メモリ２０２は、ＲＡＭといった揮発性の記憶領域が該当する。記憶装置２０３は、ＲＯＭ、フラッシュメモリといった不揮発性または揮発性の半導体メモリ、磁気ディスクが該当する。表示装置２０４の具体例は、モニタ、ディスプレイである。太陽電池診断装置１の表示部は、表示装置２０４により実現される。入力装置２０５の具体例は、キーボード、マウス、タッチパネルである。

以上の実施の形態に示した構成は、本発明の内容の一例を示すものであり、別の公知の技術と組み合わせることも可能であるし、本発明の要旨を逸脱しない範囲で、構成の一部を省略、変更することも可能である。

１ 太陽電池診断装置、２，３ 太陽電池ストリング、４ パワーコンディショナ、４ａ，４ｂ ＭＰＰＴ制御部、５，６ 接続箱、７ 日射計、８，９ 信号変換器、１０ 系統電源、１１ 温度推定部、１２ 出力診断部、２０ 太陽電池アレイ、１００，１０１，２００ 太陽光発電システム、１１０，１１１，１２０，２１０，２２０ 太陽電池モジュール、２０１ ＣＰＵ、２０２ メモリ、２０３ 記憶装置、２０４ 表示装置、２０５ 入力装置。

Claims (8)

1. 時間的に同期して測定された日射強度、太陽電池ストリングの出力電圧値および出力電流値と、前記出力電圧値の温度係数または前記太陽電池ストリングの出力電力値の温度係数とに基づいて、前記太陽電池ストリングの温度推定値を求める温度推定部と、
   前記温度推定値を用いて、基準日射強度および基準温度である基準条件における前記太陽電池ストリングの出力性能を診断する出力診断部と、
   を備え、
   前記出力電圧値および前記出力電流値は、前記太陽電池ストリングに接続されたパワーコンディショナが最大電力点追従制御を実行している状態において測定された値である
   ことを特徴とする太陽電池診断装置。
2. 前記出力診断部は、前記温度推定値を用いて、前記基準条件における前記太陽電池ストリングの最大出力電力値を求める
   ことを特徴とする請求項１に記載の太陽電池診断装置。
3. 前記温度推定部は、前記日射強度に基づいて、前記出力電圧値および前記出力電流値から求めた電力値を前記基準日射強度における電力値に換算し、前記基準日射強度における電力値と、前記基準条件における前記太陽電池ストリングの公称最大出力電力値と、前記最大電力点追従制御の下での最大電力の変化量に対する最大電圧の変化量の比と、に基づいて、前記出力電圧値を補正する
   ことを特徴とする請求項１または２に記載の太陽電池診断装置。
4. 前記温度推定部は、前記太陽電池ストリングと前記パワーコンディショナとの間を接続するケーブル線の抵抗値および前記出力電流値から求めた電圧降下の値により前記出力電圧値を補正する
   ことを特徴とする請求項１から３のいずれか１つに記載の太陽電池診断装置。
5. 前記日射強度の測定時と、前記出力電圧値および前記出力電流値の測定時との時間差が５０ｍｓｅｃ以下である
   ことを特徴とする請求項１から４のいずれか１つに記載の太陽電池診断装置。
6. 前記太陽電池ストリングの設置情報と、前記日射強度を測定する日射計の設置情報と、に基づいて、前記日射強度の値を補正する
   ことを特徴とする請求項１から５のいずれか１つに記載の太陽電池診断装置。
7. 前記温度推定部が前記温度推定値を求めるより前に測定された日射強度に基づいて、前記温度推定値を求めるために用いる前記日射強度、前記出力電圧値および前記出力電流値を測定する時間帯を設定する
   ことを特徴とする請求項１から６のいずれか１つに記載の太陽電池診断装置。
8. 時間的に同期して測定された日射強度、太陽電池ストリングの出力電圧値および出力電流値と、前記出力電圧値の温度係数または前記太陽電池ストリングの出力電力値の温度係数とに基づいて、前記太陽電池ストリングの温度推定値を求めるステップと、
   前記温度推定値を用いて、基準日射強度および基準温度である基準条件における前記太陽電池ストリングの出力性能を診断するステップと、
   を含み、
   前記出力電圧値および前記出力電流値は、前記太陽電池ストリングに接続されたパワーコンディショナが最大電力点追従制御を実行している状態において測定された値である
   ことを特徴とする太陽電池診断方法。

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