JP2019216547A - 電力制御装置、太陽光発電システム、太陽光発電設備の不具合診断方法 - Google Patents

Abstract

【課題】太陽光発電設備の不具合診断のため、外部からの操作により太陽光発電設備の発電電圧を切り換える。【解決手段】太陽光発電設備用の電力制御装置５０であって、前記太陽光発電設備１から供給される電力を直流から交流に変換して出力するインバータ回路５３と、前記太陽光発電設備１の発電出力が最大電力点に追従するように、前記インバータ回路５３を用いて、前記太陽光発電設備１の発電出力を最大電力点追従制御する制御部６３と、外部から操作する操作部７０と、を備え、前記制御部６３は、前記操作部７０の操作に応答して、前記電力制御装置５０の出力電力の制限値を設定し、最大電力点追従制御による出力電力が制限値を超える期間、前記電力制御装置５０の出力電力を制限することにより、前記太陽光発電設備１の発電電圧Ｖを最大電力点追従制御時の第１電圧Ｖ１から不具合診断用の第２電圧Ｖ２に変化させる。【選択図】図２

Description

本発明は、太陽光発電設備の不具合を診断する技術に関する。

太陽電池パネルは、外的要因や内的要因により、経年劣化や故障が発生する。また、草木の成長により太陽電池パネルに光が届かず発電できない状況が生まれる。太陽電池パネルの不具合を診断する手法として、太陽電池パネルの表面温度を赤外線カメラで測定し、パネルの発熱状態から判断する方法がある。この方法に関連する文献として、下記の特許文献１がある。しかし、赤外線カメラによる故障診断は、反射光などの影響から、太陽電池パネルの表面温度が正確に測定できない場合があり、また、草木の影による不具合も診断できないなど、診断精度が低いという問題がある。また、メガソーラなどの大規模発電システムでは、赤外線カメラで、多大な枚数の太陽電池パネルを全数検査する必要があり、検査工数が増大する。

また、太陽電池パネルの不具合を診断する別の方法として、専用の測定器で太陽電池パネル単体の発電電圧、発電電流を測定し、測定により得られたＩ−Ｖ特性を、正常時のＩ−Ｖ特性と比較することで、太陽電池パネルの不具合を診断する方法がある。太陽電池パネルは、パワーコンディショナなどの電力制御装置を介して、交流系統と連係している。専用の測定器は、太陽電池パネルの配線を外して単体の状態にしないと、接続できない。そのため、この方法の場合、不具合の診断を行うためには、電力制御装置を止めて、太陽電池パネルによる発電を中断する必要があった。

特開２０１１−１４６４７２号公報

ところで、パワーコンディショナなどの電力制御装置は、発電出力が最大電力点に追従するように、インバータ回路を用いて、太陽光発電設備の発電出力を最大電力点追従制御している。そのため、太陽光発電設備の不具合を診断するために、パワーコンディショナ単位の出力を切り換えようとしても、最大電力点追従制御中は、外部から変更することができない仕組みになっており、太陽光発電設備の発電電圧についても、変更できなかった。

本発明は上記のような事情に基づいて完成されたものであって、太陽光発電設備の不具合を診断するため、外部からの操作により太陽光発電設備の発電電圧を調整できる機能を、電力制御装置に対して付加することを目的とする。

太陽光発電設備用の電力制御装置であって、前記太陽光発電設備から供給される電力を直流から交流に変換して出力するインバータ回路と、前記太陽光発電設備の発電出力が最大電力点に追従するように、前記インバータ回路を用いて、前記太陽光発電設備の発電出力を最大電力点追従制御する制御部と、外部から操作する操作部と、を備え、前記制御部は、前記操作部の操作に応答して、前記電力制御装置の出力電力の制限値を設定し、最大電力点追従制御による出力電力が制限値を超える期間、前記電力制御装置の出力電力を制限することにより、前記太陽光発電設備の発電電圧を最大電力点追従制御時の第１電圧から不具合診断用の第２電圧に変化させる。

この電力制御装置によれば、操作部への操作により、電力制御装置の出力を制限し、太陽光発電設備の発電電圧を最大電力点追従制御時の第１電圧から不具合診断用の第２電圧に変化させることが出来る。

太陽光発電システムであって、太陽光発電設備と、電力制御装置と、前記太陽光発電設備の状態を監視する監視装置と、を備え、前記太陽光発電装備は、並列に接続された複数の太陽電池パネル群と、前記複数の太陽電池パネル群の配線を集約して前記電力制御装置に接続する１又は複数の接続箱と、を備え、前記太陽電池パネル群は、直列に接続された複数の太陽電池パネルであり、前記接続箱は、前記太陽電池パネル群毎に電流センサを備え、前記電力制御装置は、前記操作部への操作に応答して、前記電力制御装置の出力電力の制限値を設定し、前記電流センサは、少なくとも前記電力制御装置の出力電力が前記制限値に制限されている期間に、各太陽電池パネル群の発電電流を計測し、前記電流センサにより計測した各太陽電池パネル群の電流値を前記接続箱から前記監視装置に送信する。

この太陽光発電システムによれば、太陽光発電設備の不具合を診断するために必要なデータ、すなわち、電力制御装置の出力電力を制限値に制限している期間中における各太陽電池パネル群の電流を、接続箱に設けられた電流センサで一度に計測することが出来る。そのため、太陽光発電設備の不具合診断に必要となるデータを少ない工数で収集出来る。また、計測した各太陽電池パネル群の電流のデータは、接続箱から監視装置に送信され、監視装置に集められる。そのため、監視装置にて、各太陽電池パネル群の電流のデータを表示したり、比較することにより、太陽光発電設備の不具合の有無を診断することが出来る。

並列に接続された複数の太陽電池パネル群を有する太陽光発電設備の不具合診断方法であって、前記太陽電池パネル群は、直列に接続された複数の太陽電池パネルであり、最大電力点追従制御による出力電力が制限値を超える期間、前記電力制御装置の出力電力を前記制限値に制限し、前記電力制御装置の出力電力が前記制限値に制限されている期間に、各太陽電池パネル群の発電電流を電流センサで計測し、計測した各太陽電池パネル群の電流値に基づいて、前記各太陽電池パネル群について不具合の有無を診断する。

この不具合診断方法では、太陽光発電設備の発電を停止することなく、多少の発電効率を下げるのみで、太陽光発電設備の不具合を診断できる。また、赤外線カメラを使用して太陽光発電設備の不具合を診断する場合に比べて、検査工数が大幅に削減できるというメリットがある。更に、太陽光発電設備の不具合の有無を精度よく診断できるというメリットがある。つまり、電力制御装置の出力電力を制限値に制限している期間は、制限しない場合に比べて、健全な太陽電池パネル群と不具合が起きている太陽電池パネル群で、発電電流に顕著な差が現れる。そのため、不具合の診断に適したデータを取得することが可能であり、各太陽電池パネル群について不具合の有無を精度よく診断することが出来る。

本発明によれば、太陽光発電設備の不具合を診断することを目的として、外部からの操作により、太陽光発電設備の発電電圧を切り換えることが出来る。また、本発明によれば、太陽光発電設備の不具合の有無を精度よく診断できる。

実施形態１における太陽光発電システムの概念図 太陽光発電システムのブロック図 太陽電池パネルの日射強度別のＩ−Ｖ特性曲線 最大電力点追従制御の説明図 太陽電池パネルの等価回路図 太陽電池パネルのＩ−Ｖ特性曲線を示すグラフ ストリングのＩ−Ｖ特性曲線を示すグラフ ＭＰＰＴ制御時における１日あたりの各データを示すグラフ 健全なストリングと不具合が発生したストリングの電流値を示すグラフ 出力制限時における１日あたりの各データを示すグラフ 健全なストリングと不具合が発生したストリングの電流値を示すグラフ パワーコンディショナの出力制限処理の流れを示すフローチャート図 太陽光発電設備の不具合診断処理の流れを示すフローチャート図 電流減少値Ｇの倍率Ｇ／Ｇｏのグラフ 電流減少率Ｈの倍率Ｈ／Ｈｏのグラフ

＜実施形態１＞
１．太陽光発電システムの全体構成
図１は太陽光発電システムＵ１の概念図である。図２は太陽光発電システムＵ１のブロック図である。太陽光発電システムＵ１は、太陽光発電設備１と、パワーコンディショナ５０と、監視装置１００と、から構成されている。パワーコンディショナ５０は、変電設備８０を介して、電力会社の電力系統９０に接続されている。パワーコンディショナ５０は、本発明の「電力制御装置」の一例である。

太陽光発電設備１は、複数枚の太陽電池パネルＰを直列に接続した太陽電池パネル群（以下、ストリング）１０と、複数の接続箱２０と、複数の集電箱３０と、を備えている。接続箱２０は複数のストリング１０を集約し、集電箱３０は、接続箱２０に集約された複数のストリング１０を更に集約してパワーコンディショナ５０に接続する。パワーコンディショナ５０には、複数のストリング１０が、接続箱２０及び集電箱３０を介して、並列に接続されている。尚、図２は、太陽光発電設備１を簡略化して、１つの接続箱２０に対して、１０Ａ〜１０Ｃの３つのストリングが並列に接続された状態を示している。

パワーコンディショナ５０は、太陽光発電設備１により発電された電力を直流から交流に変換して変電設備８０に出力する装置であり、図２に示すように、第１計測部５１と、インバータ回路５３と、交流フィルタ部５５と、第２計測部５７と、ＰＷＭ制御部６１と、電力制御部６３と、通信Ｉ／Ｆ６５と、表示操作パネル６７と、不具合診断パネル７０を備える。電力制御部６３が、本発明の「制御部」の一例である。

インバータ回路５３は、ＩＧＢＴなどの半導体スイッチから構成されている。インバータ回路５３は、入力される電力を、直流から交流に変換して出力する。交流フィルタ部５５は、インバータ回路５３の出力側に位置している。インバータ回路５３の出力は、交流フィルタ部５５により高調波成分が除去された後、変電設備８０に対して出力される。

第１計測部５１はパワーコンディショナ５０の入力段に位置し、第２計測部５７はパワーコンディショナ５０の出力段に位置する。第１計測部５１は、パワーコンディショナ５０の入力電圧Ｖｉｎと入力電流Ｉｉｎを計測する。第２計測部５７は、パワーコンディショナ５０の出力電圧Ｖｏｕｔと出力電流Ｉｏｕｔを計測する。

電力制御部６３は、第１計測部５１や第２計測部５７の計測値に基づいて、ＰＷＭ制御部６１を介してインバータ回路５３を制御することにより、太陽光発電設備１の出力状態を制御する。具体的には、太陽光発電設備１が最大出力になるように、太陽光発電設備１の動作点Ｍを最適動作点Ｍｖに追従させる最大電力点追従制御（ＭＰＰＴ）を行う。

通信Ｉ／Ｆ６５は、監視装置１００との間で通信を行うために設けられている。表示操作パネル６７は、第１計測部５１や第２計測部５７の計測値を表示したり、監視員が各種の入力操作を行うために設けられている。

不具合診断パネル７０は、不具合診断スイッチ７１と、調整ボリューム７５とを備える。不具合診断スイッチ７１は、監視員が外部から操作するスイッチであり、太陽光発電設備１の不具合診断を行う時に操作するスイッチである。また、調整ボリューム７５は、不具合診断時に、パワーコンディショナ５０の出力電力（≒太陽光発電設備１の発電出力）を調整するために設けられている。これら不具合診断スイッチ７１と調整ボリューム７５は、監視員が手入力で外部から操作可能であるほか、監視装置１００から指令を送ることで外部から遠隔操作することが可能である。尚、「外部から操作」とは、パワーコンディショナ５０に対してその外部から操作が出来るという意味である。また、不具合診断スイッチ７１は、本発明の「操作部」の一例であり、調整ボリューム７５は、本発明の「調整部」の一例である。

監視装置１００は、演算部１１１と、記憶部１１３と、モニタ１１５と、入力部１１７を備える。入力部１１７は監視員が各種の入力操作を行うために設けられている。監視装置１００は、通信線を介して、各接続箱２０と接続されている。接続箱２０にはストリング１０の電流を計測する電流センサ２５が設けられている。接続箱２０から監視装置１００に対して各ストリング１０の発電電流Ｉのデータが送信されるようになっている。

監視装置１００は、通信線を介して、パワーコンディショナ５０と接続されている。パワーコンディショナ５０から監視装置１００に対して、パワーコンディショナ５０の入力電流Ｉｉｎ、入力電圧Ｖｉｎ、出力電流Ｉｏｕｔ、出力電圧Ｖｏｕｔのデータが送信されるようになっている。

監視装置１００は、通信線を介して、気象計１２０と接続されている。気象計１２０から監視装置１００に対して、太陽光発電設備１の設置個所の気象情報のデータが送信される。

監視装置１００の演算部１１１は、以下の情報に基づいて、太陽光発電設備１の発電状態を監視する。具体的には、ストリング単位の発電電流Ｉ、発電電圧Ｖ、電力値を監視する。
（ａ）各ストリングの発電電流Ｉ
（ｂ）パワーコンディショナの入力電流Ｉｉｎ、入力電圧Ｖｉｎ、出力電流Ｉｏｕｔ、出力電圧Ｖｏｕｔ
（ｃ）太陽光発電設備１の設置個所の気象情報

尚、ストリング１０は並列接続されているため、ストリング１０の発電電圧Ｖと太陽光発電設備１の発電電圧Ｖは同じであり、太陽光発電設備１の発電電圧Ｖはパワーコンディショナ５０の入力電圧Ｖｉｎと等しい。また、全ストリング１０の発電電流Ｉの合計値が太陽光発電設備１の発電電流Ｉであり、太陽光発電設備１の発電電流Ｉはパワーコンディショナ５０の入力電流Ｉｉｎに等しい。

２．太陽電池パネルＰのＩ−Ｖ特性と最大電力点追従制御
図３は、太陽電池パネルＰの日射強度別のＩ−Ｖ特性曲線であり、横軸は太陽電池パネルＰの発電電圧Ｖ[Ｖ]、縦軸は太陽電池パネルＰの発電電流Ｉ[Ａ]を示している。太陽電池パネルＰのＩ−Ｖ特性曲線は、発電電圧Ｖがゼロから所定値（一例として約３０Ｖ）までの間は発電電流Ｉが概ね一定である。そして、発電電圧Ｖが所定値を超えると、電流値が急激に垂下する特性である。

太陽電池パネルＰの発電電流Ｉは、日射強度が高いほど大きいが、発電電圧Ｖが所定値を超えると、電流値が急激に垂下する特性であることは、日射強度に関係なく、共通している。以下、Ｉ−Ｖ特性曲線が平坦な領域を第１領域Ｆ１とし、Ｉ−Ｖ特性曲線が垂下する領域を第２領域Ｆ２とする。尚、Ｉ−Ｖ特性曲線が２つの領域Ｆ１、Ｆ２を有する点は、ストリング１０のＩ−Ｖ特性曲線も同じである。

図４は、最大電力点追従制御（ＭＰＰＴ）の説明図であり、ストリング１０のＩ−Ｖ特性曲線Ｌａと、Ｐ−Ｖ特性曲線Ｌｂを示している。図４において、横軸はストリング１０の発電電圧Ｖ[Ｖ]、左縦軸はストリング１０の発電電流Ｉ[Ａ]、右縦軸は電力Ｐ[Ｗ]である。尚、「Ｌａ１」は日射強度小の時のＩ−Ｖ特性曲線、「Ｌａ２」は日射強度大の時のＩ−Ｖ特性曲線である。また、「Ｌｂ１」は日射強度小の時のＰ−Ｖ特性曲線、「Ｌｂ２」は日射強度大の時のＰ−Ｖ特性曲線である。

最大電力点追従制御は、太陽光発電設備１の発電時に、出力を最大化できる最適動作点Ｍｖを自動で求める制御である。ストリング１０のＰ−Ｖ特性曲線Ｌｂは、図４に示すように概ねフの字型の曲線となり、Ｐ−Ｖ特性曲線の頂点が最適動作点Ｍｖである。

最大電力点追従制御では、図４に示すＰ−Ｖ特性曲線において、発電電圧Ｖを一方向（増加又は減少）に変化させていき、電力Ｐが増加から減少に転換すると、発電電圧Ｖを変化させる方向を逆方向にする。これを繰り返すことにより、電力Ｐが常に最大となる最適動作点Ｍｖに制御することが出来る。

太陽光発電設備１の発電電圧Ｖｉｎ、発電電流Ｉｉｎは、パワーコンディショナ５０による最大電力点追従制御により、図４に示すようにＩ−Ｖ特性曲線において、第１領域Ｆ１と第２領域Ｆ２の境界付近の動作点（最適動作点Ｍｖ）に制御される。尚、「Ｍｖ１」は日射強度小の時の最適動作点、「Ｍｖ２」は日射強度大の時の最適動作点である。また、曲線Ｌｍは、日射変化に伴う最適動作点Ｍｖの変化曲線（Ｍｖ１→Ｍｖ２）を示している。

３．太陽電池パネルの特性
図５は、太陽電池パネルＰの等価回路図である。図５の等価回路は、１枚の太陽電池パネルＰを、３つの電池セルＣにより置き換えている。太陽電池パネルＰは、電池セルＣごとに、バイパスダイオードＢＰＤを備えている。バイパスダイオードＢＰＤは、電池セルＣと並列に接続されている。バイパスダイオードＢＰＤは、故障した電池セルＣや草木の影になった電池セルＣをバイパスすることで、太陽電池パネルＰの発電不能（断線）を抑制すると共に、太陽電池パネルＰの異常発熱を防止するために設けられている。

図６は、太陽電池パネルＰのＩ−Ｖ特性曲線Ｌｃであり、横軸は太陽電池パネルＰの発電電圧Ｖ[Ｖ]、縦軸は太陽電池パネルＰの発電電流Ｉ[Ａ]を示している。「Ｌｃ０」は健全時の太陽電池パネルＰのＩ−Ｖ特性曲線である。健全時とは、太陽電池パネルＰが正常に発電出来ている状態である。「Ｌｃ１」は、バイパスダイオードＢＰＤが１つ動作した時の太陽電池パネルＰのＩ−Ｖ特性曲線である。

４．太陽光発電設備１の不具合診断
太陽光発電設備１に不具合が発生している状態とは、一部の太陽電池パネルＰにて発電量が下がり、太陽光発電設備１の発電効率が低下している状態である。不具合が発生する理由としては、一部の太陽電池パネルＰが劣化や故障している場合がある。また、一部の太陽電池パネルＰが、草木や雲の影になって発電出来ていない場合がある。不具合が発生していると、上記したように、バイパスダイオードＢＰＤが働く場合がある。

図７は、ストリング１０のＩ−Ｖ特性曲線Ｌｄであり、横軸はストリング１０の発電電圧Ｖ[Ｖ]、縦軸はストリング１０の発電電流Ｉ[Ａ]を示している。図中のＢＰＤはバイパスダイオードを示す（図１２、１３も同様）。「Ｌｄ０」は健全なストリング１０のＩ−Ｖ特性曲線である。また「Ｌｄ１」〜「Ｌｄ３」は不具合が発生したストリング１０のＩ−Ｖ特性曲線である。「Ｌｄ１」〜「Ｌｄ３」は、不具合発生に伴って、バイパスダイオードＢＰＤが１〜３個動作したストリング１０のＩ−Ｖ特性曲線である。

図７に示す電流差ΔＩは、健全なストリング１０の発電電流Ｉ[Ａ]と、バイパスダイオードＢＰＤが動作したストリング１０の発電電流Ｉ[Ａ]の差である。電流差ΔＩは、ストリング１０の発電電圧がＶ１、Ｖ２、Ｖ３と高くなることで、大きくなる傾向を示す。

太陽光発電設備１の最大電力点追従制御中（自動運転中）は、太陽光発電設備１の発電電圧Ｖｉｎは、第１領域Ｆ１と第２領域Ｆ２の境界付近の第１電圧Ｖ１に制御される。境界付近の第１電圧Ｖ１では、電流差ΔＩが小さく、健全なストリング１０と、一部の太陽電池パネルＰに不具合が起きているストリング１０の判断が難しい場合がある。

パワーコンディショナ５０は、不具合診断スイッチ７１に対する操作により、出力電力Ｐｏｕｔを、制限値Ｐｒに制限する機能を有している。この制限値Ｐｒは、パワーコンディショナ５０を通日、最大電力点追従制御した時の出力電力Ｐｏｕｔのピーク値Ｐｍａｘよりも小さな値（図８Ａ参照）である。出力電力Ｐｏｕｔ−発電電圧Ｖｉｎは日射が一定であれば、一意の相関性（図４に示すＰ−Ｖ特性曲線Ｌｂ参照）があり、制限値Ｐｒは第２電圧Ｖ２と対応する。パワーコンディショナ５０の出力電力Ｐｏｕｔを制限値Ｐｒに制限することにより、発電電圧Ｖｉｎは、最大電力点追従制御時の第１電圧Ｖ１から上昇し、電流が垂下する第２領域Ｆ２内の第２電圧Ｖ２に変化する。

太陽光発電設備１の発電電圧Ｖｉｎを変化させることで、健全なストリング１０と不具合を生じているストリング１０間で、大きな電流差ΔＩが得られることから、発電電圧Ｖｉｎを変化させない場合に比べて、太陽光発電設備１の不具合の有無を精度よく判断することが出来る。

図７に示すように、ストリング１０のＩ−Ｖ特性曲線Ｌｄ０において、第１領域Ｆ１と第２領域Ｆ２の境界電圧は、約３８０[Ｖ]である。最大電力点追従制御時の第１電圧Ｖ１は一例として３６０[Ｖ]、不具合診断用の第２電圧Ｖ２は一例として４１０[Ｖ]である。

図８Ａは、通日最大電力点追従制御した場合における、各データの１日の変化を示すグラフである。図８Ａは、晴天時のデータであり、Ｓは日射強度、Ｖｉｎは太陽光発電設備１の発電電圧、Ｉｉｎは太陽光発電設備１の発電電流、Ｐｏｕｔはパワーコンディショナ５０の出力電力を示している。

図８Ｂは、図８Ａのデータ取得時（晴天、通日最大電力点追従制御）における、ストリング１０の１日の電流変化グラフであり、横軸は時間[ｓ]、縦軸はストリング１０の発電電流Ｉ[Ａ]を示す。Ｉｄ０は健全なストリング１０のデータ、Ｉｄ１はバイパスダイオードＢＰＤが１つ動作したストリング１０のデータである。

図８Ｂから明らかなように、バイパスダイオードＢＰＤが１個動作した状態では、健全なストリング１０と、不具合が発生したストリング１０の発電電流Ｉ[Ａ]の差が微小であり、不具合の有無を判断することが出来ない。図８Ａ、図８Ｂは、太陽電池パネルＰの設置から１年程度のデータであり、今後、時間と共に、太陽電池パネルＰが劣化し発電電流値が下がり、個々の性能に差が生まれた場合には、さらに、不具合判別ができなくなることが予想される。

図９Ａは、最大電力点追従制御を行いつつ、発電量が高い日中のＴ期間は出力電力Ｐｏｕｔを制限値Ｐｒに制限した時における、各データの１日の変化を示すグラフである。図９Ａは、晴天時のデータであり、Ｓは日射強度、Ｖｉｎは太陽光発電設備１の発電電圧、Ｉｉｎは太陽光発電設備１の発電電流、Ｐｏｕｔはパワーコンディショナ５０の出力電力を示している。

図９Ｂは、図９Ａのデータ取得時（晴天、Ｔ区間の出力制限）における、ストリング１０の１日の電流変化グラフであり、横軸は時間[ｓ]、縦軸はストリング１０の発電電流Ｉ[Ａ]を示す。Ｉｄ０は健全なストリング１０のデータ、Ｉｄ１はバイパスダイオードＢＰＤが１つ動作したストリング１０のデータである。

図９Ｂから明らかなように、出力電力Ｐｏｕｔを制限している日中のＴ区間は、バイパスダイオードＢＰＤが１個動作した状態であっても、健全なストリング１０と、不具合が発生したストリング１０の発電電流Ｉ[Ａ]の差が大きくなり、不具合の有無を判断することが出来る。健全なストリング１０は、昼１２時を最大に日射量が増えた場合でも、発電電流Ｉ[Ａ]は一定を保つが、不具合が発生したストリング１０は、日射量が増えると、健全なストリング１０との差が大きくなる傾向を示す。

このように、パワーコンディショナ５０の出力電力Ｐｏｕｔを制限することで、健全なストリング１０と不具合が起きているストリング１０の発電電流Ｉの電流差ΔＩが大きくなることから、太陽光発電設備１の各ストリング１０について、不具合の有無が判断し易くなることが理解できる。

次に太陽光発電設備１の不具合診断時に実行される、パワーコンディショナ５０の出力制限処理の流れを、図１０を参照して説明する。

日の出により太陽光発電設備１が発電を開始すると（Ｓ１０）、パワーコンディショナ５０は、自動運転状態となり、電力制御部６３は、最大電力点追従制御（ＭＰＰＴ）を実行する。これにより、発電開始後、太陽光発電設備１の発電電圧Ｖｉｎは、第１領域Ｆ１と第２領域Ｆ２の境界付近の第１電圧Ｖ１に制御される。

発電開始後、日射量の増加により発電量が増加するため、パワーコンディショナ５０の出力電力Ｐｏｕｔは増加してゆく。

監視員が、診断日の午前に、監視装置１００から指令を送り、不具合診断パネル７０の不具合診断スイッチ７１をオンすると（Ｓ２０）、パワーコンディショナ５０の電力制御部６３は、パワーコンディショナ５０の出力電力Ｐｏｕｔにリミッタ（制限値Ｐｒ）を設定する（Ｓ３０）。

例えば、図８Ａに示すように、その日の日射量や日射強度などから推測される出力電力Ｐｏｕｔのピーク値Ｐｍａｘより少なくとも低い値を制限値Ｐｒとして設定する。本実施形態では、昼１２時あたりの最大日射強度（所定の日射強度）において、太陽光発電設備１の発電電圧Ｖｉｎが不具合診断用の第２電圧Ｖ２に変化するように制限値Ｐｒの大きさを設定している。

その後、発電量の増加に伴って、パワーコンディショナ５０の出力電力Ｐｏｕｔが制限値Ｐｒに到達すると、電力制御部６３は、インバータ回路５３を用いて、パワーコンディショナ５０の出力電力Ｐｏｕｔを制限値Ｐｒに制限する。具体的には、太陽光発電設備１の発電電圧Ｖｉｎを最大電力点追従制御時の第１電圧Ｖ１からそれよりも高い電圧に変化させることにより、パワーコンディショナ５０の出力電力Ｐｏｕｔを絞って、制限値Ｐｒに制限する。それ以降、パワーコンディショナ５０の出力電力Ｐｏｕｔは、制限値Ｐｒにて一定値に制御される（Ｓ４０）。

パワーコンディショナ５０の出力電力Ｐｏｕｔを制限値Ｐｒに制限することで、太陽光発電設備１の発電電圧Ｖｉｎは、第１領域Ｆ１と第２領域Ｆ２の境界付近の第１電圧Ｖ１から上昇し、昼１２時を含むその前後の時間帯（日射強度が概ね最大値をキープする時間帯）に、第２電圧Ｖ２に変化した状態となる。

その後、日射量の減少に伴い発電量が減少して、パワーコンディショナ５０の出力電力Ｐｏｕｔが制限値Ｐｒを下回る状態になると、出力電力Ｐｏｕｔの制限が解除される（Ｓ５０）。それ以降、電力制御部６３は、再び、最大電力点追従制御（ＭＰＰＴ）を実行する。これにより、太陽光発電設備１の発電電圧Ｖｉｎは、再び、第１領域Ｆ１と第２領域Ｆ２の境界付近の第１電圧Ｖ１に制御される。そして、日没になると、その日の発電は終了する（Ｓ６０）。

次に太陽光発電設備１の不具合診断処理の手順を、図１１を参照して説明する。
太陽光発電設備１の各ストリング１０の発電電流Ｉは、接続箱２０の電流センサ２５により、所定の計測周期で計測される。

そして例えば、１日分のデータ計測が終了すると、接続箱２０から監視装置１００に対して、各ストリング１０の発電電流Ｉの１日分の計測データが、送信される（Ｓ１００）。

あとは、監視装置１００の演算部１１１にて、出力電力Ｐｏｕｔを制限している期間Ｔのうち昼１２時前後の時間帯（太陽光発電設備１の発電電圧Ｖｉｎが第２電圧Ｖ２に変化している時間帯）について、ストリング間で発電電流Ｉを比較することにより、太陽光発電設備１の不具合の有無を判断することが出来る（Ｓ１１０）。例えば、昼１２時前後の時間帯について、全ストリング１０の発電電流Ｉの平均値Ｉａｖを求める。そして更に、各ストリング１０について、平均値Ｉａｖに対する発電電流Ｉの電流差ΔＩを求め、それを閾値と比較する。

電流差ΔＩが閾値未満の場合、太陽光発電設備１は不具合なし、すなわち、ストリング１０は全て健全であると、判断できる。一方、電流差ΔＩが閾値を超えているストリング１０が存在する場合、電流差ΔＩが閾値を超えているストリング１０に、不具合が発生していると判断できる。

尚、この例では、各ストリング１０の発電電流Ｉを平均値Ｉａｖと比較して不具合の有無を判断しているが、平均値Ｉａｖは健全なストリング１０の発電電流Ｉを代用する値である。各ストリング１０の発電電流Ｉのデータから、健全なストリング１０を見分けることが出来る場合（例えば、健全なストリングは電流値がほぼ一致するため、電流値がほぼ一致するストリングを健全なストリング１０と判断することが出来る）、そのデータ（健全なストリング１０の発電電流Ｉ）を比較対象としてもよい。

そして、不具合なしと判断した場合（Ｓ１１０：ＹＥＳ）、処理は終了する。一方、不具合有りと判断した場合（Ｓ１１０：ＮＯ）、監視装置１００は、モニタ１１５にエラーメッセージを表示するなど、不具合の発生を報知する処理を行う（Ｓ１２０）。

その後、作業者は、不具合が発生しているストリング１０を対象に、一般化している手法を用いて、不具合の原因となっている太陽電池パネルＰを特定する作業を行い、そのパネルＰを交換する作業を行う。これにより、太陽光発電設備１の不具合を取り除くことが出来る。

尚、図１１に示す不具合診断は、晴天日の計測データを用いて、判断することが好ましい。例えば、不具合診断用に１日分の計測データを取集した場合でも、出力電力Ｐｏｕｔを制限する期間Ｔにおいて、天気が安定せず、途中で曇りになった場合、そのデータは使用せず、少なくとも期間Ｔは、晴天の状態が続いている日に、データを再計測して判断することが好ましい。晴天日のデータを使用することで、信頼性の高い診断結果が得られる。晴天時、太陽光発電設備１の発電データ（発電電圧Ｖｉｎや発電電流Ｉｉｎ）は概ね安定し、非晴天時は、時間に対する変化が大きい。そのため、晴天の判断は、太陽光発電設備１の発電データ（発電電圧Ｖｉｎや発電電流Ｉｉｎ）の時間に対する変化量の大きさから判断するとよい。また、日射量から判断してもよい。

また、健全なストリング１０と不具合を生じているストリング１０の電流差ΔＩは、不具合の程度や規模に依存している。そのため、パワーコンディショナ５０の出力電力Ｐｏｕｔを制限値Ｐｒに絞っただけでは、診断に適した電流差ΔＩが得られない場合がある。

このような場合、不具合の有無を改めて再診断するときに、監視装置１００から不具合診断スイッチ７１を遠隔操作するのと同時に、調整ボリューム７５を用いて、パワーコンディショナ５０の出力電力Ｐｏｕｔの制限値Ｐｒを初期値から減少調整することが出来る。制限値Ｐｒを減少調整して出力制限時にパワーコンディショナ５０の出力電力Ｐｏｕｔを電力制御部６３にて更に絞ることで、太陽光発電設備１の発電電圧Ｖｉｎを、第２電圧Ｖ２からそれより高い第３電圧Ｖ３に調整することが出来る。尚、初期値は、制限値Ｐｒの初期設定値であり、不具合診断スイッチ７１に対する操作に応答して設定される値である。

太陽光発電設備１の発電電圧Ｖｉｎを第２電圧Ｖ２よりも高い第３電圧Ｖ３に切り換えることで、電流差ΔＩが更に拡大して大きくなるため（図７：ΔＩ２⇒ΔＩ３）、不具合の程度や規模が小さい場合でも、太陽光発電設備１の不具合の有無を、精度よく判断することが出来る。

図１２は電流減少値Ｇの倍率Ｇ／Ｇｏを示すグラフである。電流減少値Ｇは、出力制限中（第１電圧Ｖ１から電圧を高い方向に変化させた時）の電流減少値であり、以下の（１）式により定義される。電流減少値Ｇｏは最大電力点追従制御時（第１電圧Ｖ１時）の電流減少値である。ＧｏもＧと同様に（１）式で定義される。

Ｇ＝ΔＩ＝Ｉｏ−Ｉｎ・・・・・・・・・・・・・・（１）
ΔＩは健全なストリング１０の発電電流Ｉｏと、不具合が発生（バイパスダイオードＢＰＤが動作）したストリング１０の発電電流Ｉｎ（Ｉｎ＝Ｉ１、Ｉ２、・・・）の差である。ｎは、バイパスダイオードＢＰＤの動作数である。

図１２に示すように、電流減少値Ｇの倍率Ｇ／Ｇｏは、ストリング１０の発電電圧Ｖに比例して大きくなる。そのため、発電電圧Ｖを大きくすることで、大きな電流差ΔＩが得られることが理解できる。

図１３は電流減少率Ｈの倍率Ｈ／Ｈｏを示すグラフである。電流減少率Ｈは、出力制限中（第１電圧Ｖ１から電圧を高い方向に変化させた時）の電流減少率であり、以下の（２）式により定義される。Ｈｏは、最大電力点追従制御時（第１電圧Ｖ１時）の電流減少率であり、以下の（３）式により定義される。

Ｈ＝ΔＩ／Ｉｎ＝（Ｉｏ−Ｉｎ）／Ｉｎ・・・・・（２）
Ｈｏ＝ΔＩ／Ｉｏ＝（Ｉｏ−Ｉｎ）／Ｉｏ・・・・（３）
ΔＩは健全なストリング１０の発電電流Ｉｏと、不具合が発生（バイパスダイオードＢＰＤが動作）したストリング１０の発電電流Ｉｎ（Ｉｎ＝Ｉ１、Ｉ２、・・・）の差である。ｎは、バイパスダイオードＢＰＤの動作数である。

図１３に示すように、電流減少率Ｈの倍率Ｈ／Ｈｏは、ストリング１０の発電電圧Ｖに比例して、大きくなる。そのため、発電電圧Ｖを大きくすることで、大きな電流差ΔＩが得られることが理解できる。

第１電圧Ｖ１と第２電圧Ｖ２の両電圧（ＭＰＰＴ制御時と出力制限時の双方）で、各ストリング１０の電流を計測すれば、上記した電流減少値Ｇの倍率Ｇ／Ｇｏや電流減少率Ｈの倍率Ｈ／Ｈｏを求めることが可能であり、これを、不具合診断に用いることもできる。

例えば、電流減少値Ｇの倍率Ｇ／Ｇｏや電流減少率Ｈの倍率Ｈ／Ｈｏのデータを、監視装置１００のモニタ１１５に表示して、その値から、監視員に太陽光発電設備１の不具合の有無を判断させることが出来る。また、電流減少値Ｇの倍率Ｇ／Ｇｏや電流減少率Ｈの倍率Ｈ／Ｈｏを閾値と比較することにより、太陽光発電設備１の不具合の有無を判断することが出来る。尚、Ｈｏの分母はＩｏ（健全なストリング１０の発電電流）、Ｈの分母はＩｎ（不具合を生じたストリング１０の発電電流）であり、Ｈｏ、Ｈは意図的に分母を変えている。このようにすることで、ＨｏとＨの分母をＩｏやＩｎのいずれかで統一する場合に比べて、不具合を生じたストリング１０があったとき、倍率Ｈ／Ｈｏは拡大（増幅）され、変化が大きくなる。そのため、電流減少率Ｈの倍率Ｈ／Ｈｏを不具合診断に用いることが好ましい。

５．効果
最大電力点追従制御による出力電力Ｐｏｕｔが制限値Ｐｒを超える期間、パワーコンディショナ５０の出力電力Ｐｏｕｔを制限値Ｐｒに制限することで、太陽光発電設備１の発電電圧Ｖｉｎを最大電力点追従制御時の第１電圧Ｖ１から不具合診断用の第２電圧Ｖ２に変化させることが出来る。健全なストリング１０と不具合が起きているストリング１０の電流差ΔＩは、最大電力点追従制御時の第１電圧Ｖ１に比べて、不具合診断用の第２電圧Ｖ２の方が大きい。そのため、太陽光発電設備１の不具合の有無を精度よく判断することが出来る。

また、各ストリング１０の発電電流Ｉを、接続箱２０に設けられた電流センサ２５で、一度に計測することが出来る。そのため、太陽光発電設備１の不具合を診断するために必要なデータを少ない工数で収集出来る。また、計測した各ストリング１０の発電電流Ｉのデータは、接続箱２０から監視装置１００に送信され、監視装置１００に集められる。そのため、監視装置１００にて、各ストリング１０の発電電流Ｉのデータを比較することにより、太陽光発電設備１の不具合の有無を診断することが出来る。

特に、メガソーラなど大型の太陽光発電設備１は、ストリング１０の並列接続数が多く、膨大な枚数の太陽電池パネルＰを使用している。そのため、赤外線カメラを用いて太陽電池パネルＰの温度を検出して不具合診断を行う場合、検査に莫大な工数が必要である。また、専用の測定器を用いて、太陽電池パネルＰのＩ−Ｖ特性曲線を求めて不具合診断を行う場合も同様である。実施形態１で開示した不具合診断方法は、こうした他の不具合診断方法に比べて、検査工数が大幅に削減できるというメリットがある。

また、ストリング１０や太陽電池パネルＰの配線を繋げたままの状態で、不具合診断に必要なデータを収集することが出来る。そのため、発電を止めずに、太陽光発電設備１の不具合の有無を判断することが出来る。

＜他の実施形態＞
本発明は上記記述及び図面によって説明した実施形態に限定されるものではなく、例えば次のような実施形態も本発明の技術的範囲に含まれる。
（１）上記実施形態では、監視装置１００からの遠隔操作でパワーコンディショナ５０の不具合診断スイッチ７１を操作した例を示したが、作業者が手動で不具合診断スイッチ７１を操作してもよい。

（２）上記実施形態では、不具合診断パネル７０に、不具合診断スイッチ７１と調整ボリューム７５を設けた例を示したが、調整ボリューム７５は無くてもよい。

（３）上記実施形態では、ストリング１０の発電電流Ｉのデータを１日分計測し、その後、太陽光発電設備１の不具合診断を行った。太陽光発電設備１の不具合診断は、リアルタイムで行ってもよい。具体的には、接続箱２０から監視装置１００に対して、各ストリング１０の発電電流Ｉの計測データをリアルタイムで送信する。そして、太陽光発電設備１の出力電力Ｐｏｕｔを制限している期間Ｔに、リアルタイムで送信される各ストリング１０の発電電流Ｉに基づいて、不具合の有無を診断するようにしてもよい。また、不具合の有無の判断主体は、監視装置１００でもいいし、監視員でもよい。例えば、監視装置１００のモニタ１１５に各ストリング１０の発電電流Ｉのデータを数字やグラフで表示し、表示されたデータから、出力電力Ｐｏｕｔを制限している期間Ｔにおいて、電流差ΔＩを読み取って、その大きさから監視員が判断してもよい。

（４）太陽光発電設備１の不具合診断は、出力電力Ｐｏｕｔを制限している期間Ｔのうち昼１２時前後の時間帯（太陽光発電設備１の発電電圧Ｖｉｎが第２電圧Ｖ２に変化している時間帯）に、計測される各ストリング１０の発電電流Ｉに基づいて行うものであれば、どのような方法でもよい。実施形態１で説明したように、各ストリング１０の発電電流Ｉを平均値Ｉａｖと比較する方法でもいいし、各ストリング１０の発電電流Ｉを健全と判断されるストリング１０の発電電流Ｉと比較する方法でもよい。

（５）上記実施形態では、接続箱２０から監視装置１００に対して、電流センサ２５で計測した各ストリング１０の１日分の発電電流Ｉのデータをまとめて送った。接続箱２０から監視装置１００に対して各ストリング１０の発電電流Ｉのデータをリアルタイムで送る場合、監視員は、そのデータから、診断に適した電流差ΔＩが得られているか、リアルタイムで判断できる。そのため、診断に適した電流差ΔＩが得られていないような場合、不具合診断のため、パワーコンディショナ５０の出力電力Ｐｏｕｔを制限値Ｐｒに制限している期間Ｔに、監視装置１００から調整ボリューム７５を遠隔操作して、診断に適した電流差ΔＩが得られるように、制限値Ｐｒを初期値より小さい値に減少調整してもよい。

（６）本明細書で開示する技術は、砂漠や宇宙ステーションなどに設置された太陽光発電設備１に対して、適用することも可能である。

１...太陽光発電設備
１０...ストリング（本発明の「太陽電池パネル群」の一例）
２０...接続箱
２５...電流センサ
５０...パワーコンディショナ（本発明の「電力制御装置」の一例）
５３...インバータ回路
６１...ＰＷＭ制御部
６３...電力制御部（本発明の「制御部」の一例）
７０...不具合診断パネル
７１...不具合診断スイッチ（本発明の「操作部」の一例）
７５...調整ボリューム（本発明の「調整部」の一例）
８０...変電設備
１００...監視装置
Ｐ...発電電池パネル
Ｕ１...太陽光発電システム

Claims (6)

1. 太陽光発電設備用の電力制御装置であって、
   前記太陽光発電設備から供給される電力を直流から交流に変換して出力するインバータ回路と、
   前記太陽光発電設備の発電出力が最大電力点に追従するように、前記インバータ回路を用いて、前記太陽光発電設備の発電出力を最大電力点追従制御する制御部と、
   外部から操作する操作部と、を備え、
   前記制御部は、
   前記操作部の操作に応答して、前記電力制御装置の出力電力の制限値を設定し、最大電力点追従制御による出力電力が制限値を超える期間、前記電力制御装置の出力電力を制限することにより、前記太陽光発電設備の発電電圧を最大電力点追従制御時の第１電圧から不具合診断用の第２電圧に変化させる、電力制御装置。
2. 請求項１に記載の電力制御装置であって、
   外部からの操作に応答して、前記制限値を初期値よりも減少方向に調整する調整部を備える、電力制御装置。
3. 請求項１又は請求項２に記載の電力制御装置であって、
   前記太陽光発電設備は、
   並列に接続された複数の太陽電池パネル群を備え、
   前記太陽電池パネル群は、直列に接続された複数の太陽電池パネルであり、
   前記太陽電池パネル群の発電電圧Ｖに対する発電電流Ｉの変化を示すＩ−Ｖ特性曲線は、発電電流Ｉが平坦な第１領域と、前記発電電流Ｉが垂下する第２領域と、を有する特性であり、
   前記第２電圧は、最大電力点追従制御時の前記第１電圧よりも高く、前記第２領域内の電圧である、電力制御装置。
4. 太陽光発電システムであって、
   太陽光発電設備と、
   請求項１〜請求項３のいずれか一項に記載の電力制御装置と、
   前記太陽光発電設備の状態を監視する監視装置と、を備え、
   前記太陽光発電装備は、
   並列に接続された複数の太陽電池パネル群と、
   前記複数の太陽電池パネル群の配線を集約して前記電力制御装置に接続する１又は複数の接続箱と、を備え、
   前記太陽電池パネル群は、直列に接続された複数の太陽電池パネルであり、
   前記接続箱は、前記太陽電池パネル群毎に電流センサを備え、
   前記電力制御装置は、前記操作部への操作に応答して、前記電力制御装置の出力電力の制限値を設定し、
   前記電流センサは、少なくとも前記電力制御装置の出力電力が前記制限値に制限されている期間に、各太陽電池パネル群の発電電流を計測し、
   前記電流センサにより計測した各太陽電池パネル群の電流値を前記接続箱から前記監視装置に送信する、太陽光発電システム。
5. 請求項４に記載の太陽光発電システムであって、
   前記監視装置は、前記電力制御装置の出力電力が前記制限値に制限されている期間に計測された各太陽電池パネル群の電流値に基づいて、各太陽電池パネル群について不具合の有無を診断する、太陽光発電システム。
6. 並列に接続された複数の太陽電池パネル群を有する太陽光発電設備の不具合診断方法であって、
   前記太陽電池パネル群は、直列に接続された複数の太陽電池パネルであり、
   最大電力点追従制御による出力電力が制限値を超える期間、電力制御装置の出力電力を前記制限値に制限し、
   前記電力制御装置の出力電力が前記制限値に制限されている期間に、各太陽電池パネル群の発電電流を電流センサで計測し、
   計測した各太陽電池パネル群の電流値に基づいて、前記各太陽電池パネル群について不具合の有無を診断する、太陽光発電設備の不具合診断方法。

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