KR101535056B1 - Fault Detection And Diagnosis Apparatus Of Grid-Connected Photovoltaic System And Method thereof - Google Patents

Abstract

본 발명은 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단 장치 및 그 방법에 관한 것으로서, 태양광발전 어레이 및 태양광발전 인버터를 포함하는 태양광발전 시스템의 정상 상태 또는 고장 상태를 진단하는 고장 검출 진단 장치에 의해 수행되는 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단방법에 있어서, 상기 태양광발전 시스템의 직류전력, 교류전력, 일사강도, 온도 또는 풍속값을 포함하는 운전 데이터를 저장하는 성능데이터베이스에 수집된 상기 일사강도, 직류전력 및 교류전력의 실측값을 각각 태양 등가 가동시간(Y_r,meas), 태양광발전 어레이 등가 가동시간(Y_a,meas) 및 태양광발전 시스템 등가 가동시간(Y_p,meas)으로 변환하여 산출하는 단계; 상기 등가 가동시간(Y_r,meas, Y_a,meas, Y_p,meas), 상기 태양광발전 어레이 표면온도(T_m.meas) 및 상기 태양광발전 어레이 직류전류(I_a,meas)를 기초로 하여 태양광발전 어레이 최대 등가 가동시간의 실측값(Y_am), 태양광발전 어레이 최적 등가 가동시간의 실측값(Y_ao,meas) 및 태양광발전 어레이 온도 보정 후 등가 가동시간의 실측값(Y_at,meas)을 산출하는 단계; 상기 태양 등가 가동시간(Y_r,meas)과 상기 태양광발전 어레이 표면온도(T_m.meas) 및 상기 태양광발전 어레이의 직류전류의 예측값(I_a,esti)을 기초로 하여 태양광발전 어레이 최적 등가 가동시간의 예측값(Y_ao,esti), 태양광발전 어레이 온도보정 후 등가 가동시간의 예측값(Y_at,esti), 태양광발전 어레이 등가 가동시간의 예측값(Y_a,esti) 및 태양광발전 시스템 등가 가동시간의 예측값(Y_p,esti)을 산출하는 단계; 상기 등가 가동시간(Y_r,meas, Y_am, Y_ao,meas), 상기 태양광발전 어레이 표면온도(T_m.meas) 및 상기 태양광발전 어레이 직류전류(I_a,meas)를 기초로 하여 태양광발전 시스템 손실의 실측값(Y_lo,meas, Y_lm,meas, Y_lt,meas, Y_la,meas, Y_lp,meas)을 산출하는 단계; 상기 태양 등가 가동시간(Y_r,meas) 및 상기 태양광발전 어레이 표면온도(T_m.meas) 및 상기 태양광발전 어레이의 직류전류의 예측값(I_a,esti)을 기초로 태양광발전 시스템 손실의 예측값(Y_lo,esti, Y_lm,esti, Y_lt,esti, Y_la,esti, Y_lp,esti)을 산출하는 단계; 상기 태양광발전 시스템 손실의 실측값(Y_lo,meas, Y_lm,meas, Y_lt,meas, Y_la,meas, Y_lp,meas)과 각각의 상기 태양광발전 시스템 손실의 예측값(Y_lo,esti, Y_lm,esti, Y_lt,esti, Y_la,esti, Y_lp,esti)의 차이값(Y_lo,resi, Y_lm,resi, Y_lt,resi, Y_la,resi, Y_lp,resi)을 산출하는 단계; 및 상기 태양 등가 가동시간(Y_r,meas), 상기 차이값(Y_lo,resi, Y_lm,resi, Y_lt,resi, Y_la,resi, Y_lp,resi), 상기 태양광발전 시스템 등가 가동시간(Y_p,meas) 및 발생 횟수(F_req)가 미리 설정된 기준을 만족하는지를 비교하여 태양광발전 시스템의 고장 여부를 판단한 후에 고장 상태에 대응하는 고장 모드를 출력하는 단계를 포함한다. 따라서, 본 발명은 일사강도, 온도 및 풍속 등의 주변 환경의 변화뿐만 아니라 옥외에서 운전중인 태양광발전 시스템의 정상 혹은 고장 유무에 대해 진단할 수 있어 태양광발전 시스템의 고장에 따른 에너지 손실을 최소화할 수 있고, 태양광발전 시스템의 수명이 완료될 때까지 최대 성능을 장기간 유지할 수 있는 성능과 품질의 보증이 가능해질 수 있다. The present invention relates to an apparatus and method for detecting and diagnosing a fault in a grid-connected solar power generation system, and more particularly, to a system and method for detecting and diagnosing a fault in a solar power generation system including a solar power generation array and a solar power inverter, A method for diagnosing a fault in a grid-connected photovoltaic power generation system performed by an apparatus, the method comprising the steps of: generating a performance database for storing operation data including a DC power, an AC power, a solar radiation intensity, ( _{Y.sub.r, meas} ), the photovoltaic power generation array equivalent operation time ( _{Y.sub.a, meas} ), and the photovoltaic power generation system equivalent operation time (Y _{p, meas} ); The equivalent running time based on _{(Y r, meas, Y a} , meas, Y p, meas), the PV array surface temperature (T _m.meas) and the solar array, a direct current (I _{a, meas)} to the PV array up to the actually measured value of the equivalent running time (Y _am), PV array optimal equivalent measured value of the operating time (Y _{ao, meas)} and the PV array temperature correction after the actually measured value of the equivalent running time ( Y _{at, meas} ); Based on the solar equivalent operating time ( _{Yr , meas} ), the solar power generation array surface temperature ( _Tm.meas ) and the predicted value ( _{Ia, esti} ) of the direct current of the solar power generation array, Estimated values (Y _{ao, esti} ) of the optimum equivalent operating time, predicted values (Y _{at, esti} ) of the equivalent operating time after the photovoltaic array temperature correction, predicted values (Y _{a, esti} ) Calculating a predicted value (Y _{p, esti} ) of the generation system equivalent running time; On the _{basis of} the equivalent operating time (Y _{r, meas} , Y _am , Y _{ao, meas} ), the PV array surface temperature (T _m.meas ) and the photovoltaic array direct current (I _{a, meas} ) Measured values (Y _{lo, meas} , Y _{lm, meas} , Y _{lt, meas} , Y _{la, meas} , Y _{lp, meas} ); Based on the solar equivalent operating time ( _{Yr , meas} ) and the solar cell array surface temperature ( _Tm.meas ) and the predicted value ( _{Ia, esti} ) of the direct current of the solar power generation array _{, Esti} , _{Ylp , esti , Ylp , esti} ) of the input image _{(Ylo, esti, Ylm, esti, Ylt, esti, Yla, esti, Ylp, esti} ) Measured values (Y _{lo, meas} , Y _{lm, meas} , Y _{lt, meas} , Y _{la, meas} , ( _{Ylo , resi , Ylp , meas} ) between the predicted values ( _{Ylo , esti , Ylm , esti , Ylot, esti, Yla, esti, Ylp, esti} ) _{Ylm, resi, Ylt, resi} , _{Yla , resi} , _{Ylp, resi} ); And the solar equivalent operation time ( _{Yr, meas} ), the difference value ( _{Ylo, resi} , _{Ylm, resi , Ylt , resi} , _{Yla, resi, Ylp, resi} ) And comparing the time (Y _{p, meas} ) and the occurrence frequency (F _req ) with each other to determine whether or not the photovoltaic power generation system has failed, and then outputting a failure mode corresponding to the failure state. Accordingly, the present invention can diagnose whether the solar power generation system in operation is out of order or not, as well as changes in surrounding environment such as solar radiation intensity, temperature and wind speed, thereby minimizing energy loss due to failure of the solar power generation system , And can guarantee performance and quality to maintain maximum performance for long periods of time until the lifetime of the PV system is completed.

Description

계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단 장치 및 그 방법{Fault Detection And Diagnosis Apparatus Of Grid-Connected Photovoltaic System And Method thereof}TECHNICAL FIELD [0001] The present invention relates to a fault diagnosis and diagnosis method for a grid-connected photovoltaic power generation system,

본 발명은 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단 장치 및 그 방법에 관한 것으로, 더욱 상세하게는 태양광발전 시스템에서 발생되는 손실의 실측값과 손실의 예측값을 비교하여 태양광발전 시스템의 고장을 조기에 검출하고, 고장의 발생 원인과 위치를 진단하여 신속하게 태양광발전 시스템에 대한 운전복구 및 유지보수 결정을 할 수 있는 진단정보를 사용자에게 제공할 수 있는 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단 장치 및 그 방법에 관한 것이다.
The present invention relates to an apparatus and method for detecting and diagnosing a fault in a grid-connected photovoltaic power generation system, and more particularly, Based photovoltaic power generation system capable of detecting and diagnosing the cause and location of a fault in advance and providing diagnosis information to the user in order to promptly make operation recovery and maintenance decisions for the photovoltaic power generation system And more particularly, to a fault diagnosis and diagnosis method and a method thereof.

태양광발전 시스템은 발전한 전력의 이용방법에 따라 발전 전력을 축전지에 저장하여 필요한 시간에 전력을 공급하는 독립형 발전시스템과 발전 전력을 부하에 공급하고 잉여전력을 계통에 공급하는 계통연계형 발전시스템으로 구분된다. 이중 계통연계형 발전시스템이 기존의 발전소를 대체하는 분산전원으로서 각광을 받고 있다.Solar power generation system is a grid-based power generation system that supplies power to loads and supplies surplus power to the grid. Respectively. The dual grid-connected power generation system is attracting attention as a distributed power source replacing existing power plants.

계통연계형 발전시스템은 복수의 태양광발전 모듈들이 직렬로 연결된 복수의 태양광발전 패널들을 포함하고 있어 입력에너지인 일사 강도를 직류 출력으로 변환하는 태양광발전 어레이, 상기 태양광발전 패널들로부터 출력되는 직류전력들을 병합하여 출력하는 출력부 및 상기 출력부로부터 출력되는 직류전력을 교류전력으로 변환하여 부하 또는 사용계통에 공급하는 태양광발전 인버터를 포함한다.The grid-connected power generation system includes a plurality of solar power generation modules each including a plurality of solar power generation modules connected in series to convert a solar radiation intensity, which is input energy, into a DC output, And a photovoltaic inverter for converting DC power output from the output unit into AC power and supplying the DC power to a load or a using system.

이러한 태양광발전 모듈, 태양광발전 어레이 및 태양광발전 인버터는 전력 손실, 온도 및 풍속 등의 주변 환경의 영향에 민감한 부품들로 구성되어 있다. 따라서, 태양광발전 모듈, 태양광발전 어레이 또는 태양광발전 인버터 등의 고장 발생시 태양광발전 시스템의 발전 성능이 일정하지 않고 기대치 이하의 성능이 나오는 경우가 종종 발생한다. 또한, 태양광발전 모듈, 태양광발전 어레이 및 태양광발전 인버터가 고장 발생시, 태양광발전 시스템의 내구수명이 단축될 수 있어 태양광발전 시스템에 미치는 파급효과를 최소화할 필요가 있다. These PV modules, PV arrays and PV inverters are made up of components that are sensitive to environmental influences such as power loss, temperature and wind speed. Accordingly, when a failure occurs in a solar power generation module, a solar power generation array, or a solar power generation inverter, the power generation performance of the solar power generation system is not constant, and the performance below the expected value often occurs. In addition, when a solar power generation module, a solar power generation array, and a solar power inverter fail, the durability life of the solar power generation system can be shortened, so that the ripple effect on the solar power generation system needs to be minimized.

태양광발전 시스템에 고장이 발생할 경우에, 고장의 발생 원인과 위치에 대해 정확하고 신속한 규명이 어렵기 때문에 고생 발생 원인과 위치를 확인하기 위해 소요되는 시간적, 경제적 비용이 증가하게 되고, 시스템의 감시 및 운영기법이 복잡해짐에 따라 태양광발전 시스템에서 발생되는 고장으로 인해 시스템에 미치는 영향을 파악하기는 더욱 어렵다는 문제점이 있다. Since it is difficult to accurately and quickly identify the cause and location of a fault in the event of a fault in the PV system, the time and economic costs required to identify the cause and location of the fault are increased, And the complexity of the operation technique, it is more difficult to grasp the influence on the system due to the failure occurring in the photovoltaic power generation system.

따라서, 태양광발전 시스템의 고장으로 출력이 떨어지는 경우에, 고장 발생을 조기에 검출하고 고장의 발생 원인과 위치를 진단한 후에 신속하고 보다 쉽게 태양광발전 시스템에 대한 운전 복구 및 유지보수 결정할 수 있도록 진단정보를 제공함으로써 신뢰성과 유용성을 가지는 고장 검출 진단 기술의 개발이 절실하게 요구되고 있다.
Therefore, in case that the output drops due to the failure of the photovoltaic power generation system, it is possible to detect the occurrence of the failure early and to diagnose the cause and position of the failure and to quickly and easily determine the operation recovery and maintenance for the photovoltaic power generation system There is an urgent need to develop a fault detection diagnostic technology having reliability and usefulness by providing diagnostic information.

본 발명은 계통연계형 태양광발전 시스템의 운전데이터를 손실을 이용한 산출모델에 적용하여 손실의 실측값과 손실의 예측값을 비교 판단하여 태양광발전 시스템의 고장 여부를 조기에 검출하고, 고장 발생시 발생 원인과 위치에 따라 결정되는 고장 모드를 진단한 진단정보를 사용자에게 제공함으로써 사용자가 보다 쉽고 편리하게 태양광발전 시스템에 대한 운전복구 및 유지보수 결정을 할 수 있도록 하는 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단장치 및 그 방법을 제공한다. The present invention applies the operation data of the grid-connected photovoltaic power generation system to the calculation model using the loss to compare the measured value of the loss and the predicted value of the loss to detect the failure of the photovoltaic power generation system early, A grid-connected photovoltaic power generation system that allows the user to easily and conveniently make operation recovery and maintenance decisions for the photovoltaic generation system by providing diagnostic information diagnosing the failure mode determined according to the cause and location A fault detection diagnostic apparatus and method are provided.

또한, 본 발명은 진단정보를 이용하여 태양광발전 시스템의 효율적인 사후 유지 관리체계의 구축으로 성능과 품질 보증이 가능하고, 에너지 이용효율의 개선과 함께 장시간 운전 유지를 수행할 수 있어 비용을 경제적으로 개선할 수 있는 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단 장치 및 그 방법을 제공한다. In addition, the present invention enables performance and quality assurance by constructing an efficient after-maintenance system of a photovoltaic power generation system using diagnostic information, and it is possible to perform long-time operation maintenance with improvement of energy utilization efficiency, The present invention provides a fault detection and diagnosis apparatus and method for a grid-connected photovoltaic power generation system capable of improving the reliability of a grid-connected photovoltaic power generation system.

실시예들 중에서, 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단방법은, 태양광발전 어레이 및 태양광발전 인버터를 포함하는 태양광발전 시스템의 정상 상태 또는 고장 상태를 진단하는 고장 검출 진단 장치에 의해 수행되는 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단방법에 있어서, 상기 태양광발전 시스템의 일사강도, 직류전력 및 교류전력값을 각각 등가 가동시간(Y_{r , meas}, Y_{a , meas}, Y_{p , meas})으로 변환하여 산출하는 단계; 상기 등가 가동시간(Y_{r , meas}, Y_{a , meas}, Y_{p , meas}), 상기 태양광발전 어레이의 표면온도(T_m,meas) 및 상기 태양광발전 어레이의 직류전류(I_a,meas)를 기초로 하여 태양광발전 시스템의 실측값(Y_am,meas, Y_ao,meas, Y_at,meas)을 산출하는 단계; 상기 태양 등가 가동시간(Y_r,meas)과 상기 태양광발전 어레이의 표면온도(T_m,meas) 및 상기 태양광발전 어레이의 직류전류(I_{a , esti})를 기초로 하여 태양광발전 시스템의 등가 가동시간(Y_ao,esti, Y_at,esti, Y_a,esti, Y_p,esti)을 예측하는 단계; 상기 등가 가동시간(Y_{r . meas}, Y_a.meas, Y_{p . meas}), 상기 태양광발전 어레이의 표면온도(T_{m . meas}) 및 상기 태양광발전 어레이의 직류전류(I_{a , meas})를 기초로 하여 태양광발전 시스템의 손실의 실측값(Y_{lo , meas}, Y_lm,meas, Y_lt,meas, Y_la,meas, Y_lp,meas)을 산출하는 단계; 상기 태양 등가 가동시간(Y_r,meas) 및 상기 태양광발전 어레이의 표면온도(T_{m , meas}) 및 상기 태양광발전 어레이의 직류전류(I_{a , esti})를 기초로 하여 태양광발전 시스템의 손실의 예측값(Y_{lo . esti}, Y_{lm . esti}, Y_lt.esti, Y_{la . esti}, Yl_{p . esti})을 산출하는 단계; 상기 태양광발전 시스템의 손실의 실측값(Y_lo,meas, Y_lm,meas, Y_lt,meas, Y_la,meas, Y_lp,meas)과 각각의 상기 태양광발전 시스템의 손실의 예측값(Y_{lo , esti}, Y_{lm , esti}, Y_{lt , esti}, Y_{la , esti}, Y_{lp , esti})의 차이값(Y_{lo , resi}, Y_{la , resi}, Y_{lm , resi}, Y_lt,resi, Y_{lp , resi})을 산출하는 단계; 및 상기 태양 등가 가동시간(Y_{r . meas}), 상기 차이값(Y_lo,resi, Y_la,resi, Y_lm,resi, Y_lt,resi, Y_lp,resi), 상기 태양광발전 시스템의 등가 가동시간(Y_{p , meas}) 및 발생 횟수(F_req)가 미리 설정된 기준을 만족하는지를 비교하여 태양광발전 시스템의 고장 여부를 판단한 후에 고장 상태에 대응하는 고장 모드를 출력하는 단계를 포함한다.Among the embodiments, the fault diagnosis diagnosis method of the grid-connected photovoltaic power generation system is a fault diagnosis diagnosis apparatus for diagnosing a steady state or a fault state of a solar power generation system including a solar power generation array and a solar power generation inverter (Y _{r , meas} , Y _{a , meas} , Y _p , Y _p , and Y _{p) of} the solar power generation system in the grid-connected solar photovoltaic power generation system, _{, meas} ); The equivalent running time _{(Y r, meas, Y a} , meas, Y p, meas), the sun's surface temperature of the PV array (T _{m, meas)} and the DC current of the PV array (I _{a, meas)} Measured values (Y _{am, meas} , Y _{ao, meas} , Y _{at, meas} ); ( _{Ia , esti} ) of the photovoltaic array according to the solar equivalent operating time ( _{Yr, meas} ), the surface temperature ( _{Tm, meas} ) Estimating the equivalent operating time ( _Yao , _{esti , Yat} , _esti , Ya _{, esti, Yp, esti} ); The equivalent running time _{(Y r. Meas, Y a.meas} , Y p. Meas), the surface temperature of the PV array (T _{m. Meas)} and the DC current of the PV array (I _{a, meas)} and on the basis of the actually measured value of the loss of the solar power system _{(Y lo, meas, Y lm} , meas, Y lt, meas, Y la, meas, Y _{lp, meas} ); On the basis of the solar equivalent running time (Y _{r, meas)} and the surface temperature (T _{m, meas)} and direct current (I _{a, esti)} of the photovoltaic array of the photovoltaic array of the photovoltaic power generation system calculating a predicted value of the loss _{(Y lo esti, Y lm esti} , Y lt.esti, Y la esti, Yl p esti....); Measured values (Y _{lo, meas} , Y _{lm, meas} , Y _{lt, meas} , Y _{la, meas} , Y _{lp, meas)} and the difference value of each of the prediction values of the loss of the solar power system _{(Y lo, esti, Y lm} , esti, Y lt, esti, Y la, esti, Y lp, esti) (Y lo, calculating a _{resi, Y la, resi, Y} lm, resi, Y lt, resi, Y lp, resi); And the solar equivalent operation time (Y _{r . Meas} ), the difference value (Y _{lo, resi} , Y _{la, resi} , Y _{lm, resi} , Y _{lt, resi} , Y _{lp, resi} ) And comparing the operation time (Y _{p , meas} ) and the occurrence frequency (F _req ) with each other to determine whether or not the photovoltaic power generation system has failed, and then outputting a failure mode corresponding to the failure state.

상기 고장 검출 진단 장치는, 상기 태양광 발전 시스템의 고장 상태에 대응하는 상기 태양 등가 가동시간, 태양광발전 시스템의 등가 가동시간, 상기 차이값과 발생 횟수(F_req)에 대한 데이터들을 고장 데이터베이스에 각 고장 모드별로 저장할 수 있다.The fault diagnosis and diagnosis apparatus includes data on the solar equivalent operation time corresponding to the fault state of the solar power generation system, the equivalent operation time of the solar power generation system, the difference value and the occurrence frequency (F _req ) It can be saved for each failure mode.

상기 태양 등가 가동시간(Y_r.meas), 상기 차이값(Y_lo,resi, Y_la,resi, Y_lm,resi, Y_lt,resi, Y_{lp , resi}), 상기 태양광발전 시스템의 등가 가동시간(Y_{p , meas}) 및 발생 횟수(F_req)가 미리 설정된 기준을 만족하는지를 비교하는 단계는, 상기 차이값(Y_{lo , resi}, Y_la,resi, Y_{lm , resi}, Y_{lt , resi}, Y_{lp , resi})과 상기 태양광발전 시스템의 등가 가동시간(Y_{p , meas}) 값을 상기 고장 데이터베이스에 저장된 미리 설정된 기준과 순차적으로 비교하고, 상기 차이값(Y_{lo , resi}, Y_{la , resi}, Y_{lm , resi}, Y_{lt , resi}, Y_{lp , resi})과 상기 태양광발전 시스템의 등가 가동시간(Y_{p , meas}) 값을 모두 만족하는 발생 횟수(F_req)가 미리 설정된 기준을 만족할 경우에 해당되는 고장모드를 출력하도록 한다.The solar equivalent operation time (Y _r.meas ), the difference value (Y _{lo, resi} , Y _{la, resi} , Y _{lm, resi} , Y _{lt, resi} , Y _{lp , resi} ) time (Y _{p, meas)} and the occurrence frequency (F _req) comparing whether there is satisfied a predetermined criterion, the difference value (Y _{lo, resi,} Y _{la, resi,} Y _{lm, resi,} Y _{lt, resi,} Y _{lp , resi} ) and the equivalent operation time (Y _{p , meas} ) of the photovoltaic power generation system sequentially with a preset reference stored in the fault database, and the difference values (Y _{lo , resi} , Y _{la , resi If, Y lm, resi, Y lt} , resi, Y lp, resi) and the occurrence frequency (F _req), which meet all of the equivalent running time (Y _{p, meas)} the value of the photovoltaic generation system is satisfied with a predetermined reference And outputs the failure mode corresponding to the failure mode.

이때, 상기 차이값(Y_lo,resi, Y_la,resi, Y_lm,resi, Y_lt,resi, Y_lp,resi)과 상기 태양광발전 시스템의 등가 가동시간(Y_p,meas) 값을 상기 고장 데이터베이스에 저장된 미리 설정된 기준을 만족하지 않는 경우, 상기 태양 등가 가동시간(Y_r,meas), 상기 차이값(Y_lo,resi, Y_la,resi, Y_lm,resi, Y_lt,resi, Y_lp,resi)과 상기 태양광발전 시스템의 등가 가동시간(Y_p,meas) 값을 상기 고장 데이터베이스에 저장된 미리 설정된 기준, 발생 횟수(F_req) 및 과거의 정상운전 데이터에 기초하여 미지고장 유무를 진단할 수 있다.The value of the equivalent operation time (Y _{p, meas} ) of the photovoltaic power generation system and the difference value (Y _{lo, resi} , Y _{la, resi} , Y _{lm, resi} , Y _{lt, resi} , Y _{lp, resi} ) If it does not meet the stored preset criteria in the fault database, the solar equivalent running time (Y _{r, meas),} the difference value (Y _{lo, resi,} Y _{la, resi,} Y _{lm, resi,} Y _{lt, resi,} Y _{lp, resi} ) and the equivalent operation time (Y _{p, meas} ) value of the solar power generation system based on the preset reference, the number of occurrences (F _req ) stored in the fault database and the past normal operation data Can be diagnosed.

그리고, 상기 미지 고장이 발생한 경우에, 상기 미지 고장의 진단 결과, 상기 태양 등가 가동 시간(Y_r,meas), 상기 차이값(Y_lo,resi, Y_la,resi, Y_lm,resi, Y_lt,resi, Y_lp,resi), 상기 태양광발전 시스템의 등가 가동시간(Y_p,meas) 및 발생 횟수(F_req)값을 상기 고장 데이터베이스에 데이터베이스화하여 이력 관리를 수행하는 단계를 더 포함할 수 있다.In addition, when the unknown failure occurs, the solar equivalent operation time (Y _{r, meas} ), the difference value (Y _{lo, resi} , Y _{la, resi} , Y _{lm, resi} , Y _{lt , resi} , Y _{lp, resi} ), the equivalent operation time (Y _{p, meas} ) and the number of occurrences (F _req ) of the photovoltaic power generation system into the failure database and performing history management .

한편, 상기 태양광발전 시스템의 고장 여부를 판단한 후에 고장 상태에 대응하는 고장 모드를 출력하는 단계는, 상기 고장 데이터베이스에 저장된 고장 모드와 대응되는 진단결과를 표시하도록 하는 단계를 더 포함할 수 있다. The step of outputting the failure mode corresponding to the failure state after determining the failure of the photovoltaic power generation system may further include displaying the diagnosis result corresponding to the failure mode stored in the failure database.

상기 태양광발전 시스템의 손실의 실측값들 중에서 태양광발전 어레이의 기타 손실(Y_lo.meas)의 실측값은 하기 수학식 4에 의해 미리 설정된 시간 간격별로 산출할 수 있다.An actual measured value of the other loss (Y _lo.meas ) of the photovoltaic power generation array among actual measured values of the loss of the photovoltaic power generation system can be calculated by a predetermined time interval according to the following equation (4).

상기 태양광발전 시스템의 손실의 실측값들 중에서 태양광발전 어레이의 직류회로 손실(Y_{la , meas})의 실측값은 하기 수학식 5에 의해 미리 설정된 시간 간격별로 산출할 수 있다. The DC circuit actually measured value of the loss (Y _{la, meas)} of the sun loss PV array from the actually measured value of the power generation system can be calculated by a predetermined time interval by means of the following equation (5).

상기 태양광발전 시스템의 손실의 실측값들 중에서 태양광발전 어레이의 직류회로 부정합 손실(Y_lm,meas)의 실측값은 하기 수학식 6에 의해 미리 설정된 시간 간격별로 산출할 수 있다. The measured value of the DC circuit mismatch loss (Y _{lm, meas} ) of the photovoltaic power generation array among the measured values of the loss of the photovoltaic power generation system can be calculated at predetermined time intervals according to the following equation (6).

상기 태양광발전 시스템의 손실의 실측값들 중에서 태양광발전 어레이의 온도상승 손실(Y_lt,meas)의 실측값은 하기 수학식 7에 의해 미리 설정된 시간 간격별로 산출할 수 있다. An actual measured value of the temperature rise loss ( _{Ylt, meas} ) of the photovoltaic power generation array among actual measured values of the loss of the photovoltaic power generation system can be calculated at predetermined time intervals according to Equation (7).

상기 태양광발전 시스템의 손실의 실측값들 중에서 태양광발전 인버터의 손실(Y_lp,meas)의 실측값은 하기 수학식 8에 의해 미리 설정된 시간 간격별로 산출할 수 있다. An actual measured value of the loss (Y _{lp, meas} ) of the photovoltaic inverter among actual measured values of the loss of the photovoltaic power generation system can be calculated for each predetermined time interval by the following equation (8).

상기 태양광발전 시스템의 손실의 예측값들 중에서 태양광발전 어레이의 기타 손실(Y_{lo , esti})의 예측값은 하기 수학식 10에 의해 미리 설정된 시간 간격별로 산출할 수 있다. The predicted values of the other losses (Y _{lo , esti} ) of the photovoltaic power generation array among the predicted values of the losses of the photovoltaic power generation system can be calculated at predetermined time intervals according to the following equation (10).

상기 태양광발전 시스템의 손실의 예측값들 중에서 태양광발전 어레이의 직류전류 손실(Y_la,esti)의 예측값은 하기 수학식 11에 의해 미리 설정된 시간 간격별로 산출할 수 있다. A predicted value of the DC current loss ( _{Yla, esti} ) of the photovoltaic power generation array among the predicted values of the loss of the photovoltaic power generation system can be calculated at predetermined time intervals according to the following equation (11).

상기 태양광발전 시스템의 손실의 예측값들 중에서 태양광발전 어레이의 부정합 손실(Y_lm,esti)의 예측값은 하기 수학식 12에 의해 미리 설정된 시간 간격별로 산출할 수 있다. The predicted value of the mismatch loss (Y _{lm, esti} ) of the photovoltaic power generation array among the predicted values of the loss of the photovoltaic power generation system can be calculated by a predetermined time interval according to the following equation (12).

상기 태양광발전 시스템의 손실의 예측값들 중에서 태양광발전 어레이의 온도상승 손실(Y_lt,esti)의 예측값은 하기 수학식 13에 의해 미리 설정된 시간 간격별로 산출할 수 있다. The predicted value of the temperature rise loss ( _{Ylt, esti} ) of the photovoltaic power generation array among the predicted values of the loss of the photovoltaic power generation system can be calculated for each predetermined time interval according to the following equation (13).

상기 태양광발전 시스템의 손실의 예측값들 중에서 태양광발전 인버터의 손실(Y_lp,esti)의 예측값은 하기 수학식 14에 의해 미리 설정된 시간 간격별로 산출할 수 있다. A predicted value of the loss (Y _{lp, esti} ) of the photovoltaic inverter among the predicted values of the loss of the photovoltaic power generation system can be calculated by a predetermined time interval according to the following equation (14).

상기 태양광발전 시스템의 손실의 실측값(Y_lo.meas, Y_lm,meas, Y_lt,meas, Y_la,meas, Y_lp,meas)과 각각의 상기 태양광발전 시스템의 손실의 예측값(Y_lo,esti, Y_lm,esti, Y_lt,esti, Y_la,esti, Y_{lp , esti})의 차이값(Y_{lo , resi}, Y_{la , resi}, Y_{lm , resi}, Y_{lt , resi}, Y_{lp , resi})을 산출하는 단계는, 하기 수학식 15에 의해 미리 설정된 시간간격별로 산출할 수 있다. Measured values (Y _lo.meas , Y _{lm, meas} , Y _{lt, meas} , Y _{la, meas} , Y _{lp, meas)} and the difference value of each of the prediction values of the loss of the solar power system _{(Y lo, esti, Y lm} , esti, Y lt, esti, Y la, esti, Y lp, esti) (Y lo, calculating a _resi, Y _{la, resi,} Y _{lm, resi,} Y _{lt, resi,} Y _{lp, resi)} is to can be calculated previously by a set time interval by the equation (15).

실시예들 중에서, 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단장치는, 태양광발전 어레이 및 태양광발전 인버터를 포함하는 태양광발전 시스템의 직류전력, 교류 저력, 일사강도, 온도 및 풍속값을 포함하는 운전 데이터를 저장하는 성능 데이터베이스; 상기 태양광발전 시스템의 고장 상태에 대응하는 태양 등가 가동시간, 태양광발전 시스템의 등가 가동시간, 상기 태양광발전 시스템의 손실 실측값과 각 손실 예측값의 차이값 및 발생 횟수(F_req)를 포함하는 데이터들을 각 고장 모드별로 저장하는 고장 데이터베이스; 및 상기 운전 데이터를 기초로 손실을 이용한 산출 모델을 수행하여 태양광발전 시스템의 등가 가동시간, 태양광발전 시스템의 실측값, 태양광발전 시스템의 손실 실측값, 태양광발전 시스템의 손실 예측값 및 차이값을 각각 산출하고, 상기 산출한 태양 등가 가동시간, 태양광발전 시스템의 등가 가동시간, 차이값과 발생 횟수(F_req)를 상기 고장 데이터베이스에 저장된 미리 설정된 기준과 비교하여 상기 태양광발전 시스템의 정상 상태 또는 고장 상태를 판단한 후에 고장 상태에 대응하는 고장 모드를 출력하는 고장 검출 진단부를 포함한다.Among the embodiments, the fault diagnosis and diagnosis apparatus of the grid-connected solar power generation system is characterized in that the DC power, the AC power, the solar radiation intensity, the temperature and the wind speed of the solar power generation system including the solar power generation array and the solar power generation inverter A performance database for storing operation data to be included; The equivalent operation time of the solar power generation system corresponding to the failure state of the solar power generation system, the difference between the actually measured loss value of the solar power generation system and each loss predicted value, and the occurrence frequency (F _req ) A failure database for storing data for each failure mode; And an output model using loss based on the operation data to calculate an equivalent operation time of the solar power generation system, a measured value of the solar power generation system, a measured loss value of the solar power generation system, a predicted loss value of the solar power generation system, And comparing the calculated solar equivalent operation time, the equivalent operation time of the solar power generation system, the difference value and the number of occurrences (F _req ) with a preset reference stored in the failure database, And outputs a failure mode corresponding to the failure state after determining the normal state or the failure state.

이때, 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단 장치는, 상기 고장 검출 진단부에서 출력되는 고장모드를 수신하여 상기 고장 데이터베이스에 저장된 고장모드와 대응되는 진단결과를 표시하는 진단결과 표시부; 및 상기 운전 데이터, 태양광발전 시스템의 손실 실측값, 태양광발전 시스템의 손실 예측값에 대한 정보를 저장하는 메모리를 더 포함할 수 있다. The fault diagnosis and diagnosis apparatus of the grid-connected photovoltaic power generation system may include a diagnosis result display unit receiving a failure mode output from the failure detection diagnosis unit and displaying a diagnosis result corresponding to the failure mode stored in the failure database; And a memory for storing information on the operation data, actual measured values of the photovoltaic power generation system, and predicted loss values of the photovoltaic power generation system.

상기 고장 검출 진단부는, 상기 산출한 태양 등가 가동시간, 태양광발전 시스템의 등가 가동시간, 차이값과 발생 횟수(F_req)를 상기 고장 데이터베이스에 저장된 미리 설정된 기준과 순차적으로 비교하고, 상기 산출한 태양 등가 가동시간, 태양광발전 시스템의 등가 가동시간, 차이값을 모두 만족하는 횟수인 발생 횟수(F_req) 가 상기 고장 데이터베이스에 미리 설정된 기준을 만족할 경우에 해당되는 고장모드를 출력하도록 할 수 있다.The failure detection diagnosis unit sequentially compares the calculated solar equivalent operation time, the equivalent operation time of the solar power generation system, the difference value and the occurrence frequency (F _req ) with a preset reference stored in the failure database, The equivalent operation time of the solar photovoltaic system, and the failure mode corresponding to the case where the generation frequency (F _req ), which is the number of times that the difference value is satisfied, satisfies the criteria set in advance in the failure database, can be output .

상기 고장 검출 진단부는, 상기 산출한 태양 등가 가동시간, 태양광발전 시스템의 등가 가동시간, 차이값과 발생 횟수(F_req)를 상기 고장 데이터베이스에 저장된 미리 설정된 기준을 만족하지 않는 경우에, 상기 산출한 등가 가동시간, 태양광발전 시스템의 등가 가동시간, 차이값과 발생 횟수(F_req)의 데이터와 과거의 정상 운전 데이터에 기초하여 미지고장 유무를 진단하고, 상기 진단한 미지 고장의 결과, 상기 산출한 태양 등가 가동시간, 태양광발전 시스템의 등가 가동시간, 차이값과 발생 횟수(F_req)를 상기 고장 데이터베이스에 데이터베이스화하여 저장하도록 하는 이력관리부를 더 포함할 수 있다. Wherein the failure detection diagnosis unit calculates the solar equivalent operating time, the equivalent operation time of the solar power generation system, the difference value and the number of occurrences (F _req ), if the calculated solar equivalent operating time does not satisfy the preset reference stored in the failure database The system is configured to diagnose whether there is an unknown failure based on one equivalent operating time, the equivalent operating time of the solar power generation system, the difference value and the number of occurrences (F _req ) and past normal operation data, The system may further include a history management unit configured to store the calculated solar equivalent operation time, the equivalent operation time of the solar power generation system, the difference value, and the occurrence frequency (F _req ) in a database in the failure database.

상기 고장 검출 진단부는, 상기 태양광발전 시스템의 손실 실측값과 각각의 상기 손실 예측값의 차이값을 하기 수학식 15에 의해 미리 설정된 시간간격별로 산출할 수 있다.
The failure detection diagnosis unit may calculate a difference value between the loss actual value of each of the photovoltaic power generation systems and each of the loss predicted values for each predetermined time interval according to Equation (15).

본 발명의 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단 장치 및 그 방법은 일사강도, 온도 및 풍속 등의 주변 환경의 변화뿐만 아니라 옥외에서 운전중인 태양광발전 시스템의 정상 혹은 고장 유무에 대해 진단할 수 있어 태양광발전 시스템의 고장에 따른 에너지 손실을 최소화할 수 있고, 태양광발전 시스템의 수명이 완료될 때까지 최대 성능을 장기간 유지할 수 있는 성능과 품질의 보증이 가능해질 수 있는 효과가 있다. The apparatus and method for detecting and diagnosing faults in a grid-connected photovoltaic power generation system of the present invention can diagnose a normal or malfunction of a photovoltaic power generation system operating in the outdoors as well as a change in ambient conditions such as solar radiation intensity, temperature and wind speed It is possible to minimize the energy loss due to the failure of the photovoltaic power generation system and guarantee the performance and the quality that can maintain the maximum performance for a long time until the life of the photovoltaic power generation system is completed.

또한, 본 발명의 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단 장치 및 그 방법은 태양광발전 시스템의 운전 현황을 실시간으로 감시하여 사용자에게 고장 유무에 대한 구체적이고 편리한 진단정보를 제공할 수 있기 때문에 향후 태양광발전 시스템의 발전 단가 개선 및 장기간의 유지보수에 따른 경제적 비용을 절감할 수 있는 효과도 있다.
The apparatus and method for detecting and diagnosing faults in a grid-connected photovoltaic power generation system according to the present invention can provide detailed and convenient diagnostic information on the presence or absence of a fault to a user by monitoring the operation status of the photovoltaic power generation system in real time It is possible to reduce the economic cost due to the improvement of the power generation cost of the photovoltaic power generation system and maintenance and maintenance for the long term.

도 1은 본 발명의 일실시예에 따른 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단 장치의 블럭도이다.
도 2는 본 발명의 일실시 예에 따른 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단 방법을 설명하는 순서도이다.
도 3은 도 2에 의해 산출된 계통연계형 태양광발전 시스템의 손실의 실측값을 도시한 그래프이다.
도 4는 도 2에 의해 산출된 계통연계형 태양광발전 시스템의 손실의 예측값을 도시한 그래프이다.
도 5는 도 2에 의해 산출된 태양광발전 어레이의 기타 손실, 태양광발전 어레이의 직류회로 손실, 태양광발전 어레이의 부정합 손실, 태양광발전 어레이의 온도상승 손실 및 태양광발전 인버터 손실의 실측값과 예측값의 차이값을 도시한 그래프이다.
도 6은 도 2에 의해 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장모드를 산출한 결과를 도시한 그래프이다.1 is a block diagram of a fault detection and diagnosis apparatus of a grid-connected photovoltaic generation system according to an embodiment of the present invention.
2 is a flowchart illustrating a fault detection diagnosis method of a grid-connected solar power generation system according to an embodiment of the present invention.
Fig. 3 is a graph showing actual measured values of the grid-connected solar power generation system calculated by Fig. 2. Fig.
FIG. 4 is a graph showing a predicted value of loss in the grid-connected solar power generation system calculated by FIG.
FIG. 5 is a graph showing the other losses of the solar power generation arrays calculated by FIG. 2, the DC circuit losses of the solar power generation arrays, the mismatch loss of the solar power generation arrays, the temperature rise loss of the solar power generation arrays, And a difference value between the predicted value and the predicted value.
FIG. 6 is a graph showing the result of calculating the failure mode of the grid-connected photovoltaic power generation system according to FIG.

본 발명에 관한 설명은 구조적 내지 기능적 설명을 위한 실시예에 불과하므로, 본 발명의 권리범위는 본문에 설명된 실시예에 의하여 제한되는 것으로 해석되어서는 아니 된다. 즉, 실시예는 다양한 변경이 가능하고 여러 가지 형태를 가질 수 있으므로 본 발명의 권리범위는 기술적 사상을 실현할 수 있는 균등물들을 포함하는 것으로 이해되어야 한다. 또한, 본 발명에서 제시된 목적 또는 효과는 특정 실시예가 이를 전부 포함하여야 한다거나 그러한 효과만을 포함하여야 한다는 의미는 아니므로, 본 발명의 권리범위는 이에 의하여 제한되는 것으로 이해되어서는 아니 될 것이다.The description of the present invention is merely an example for structural or functional explanation, and the scope of the present invention should not be construed as being limited by the embodiments described in the text. That is, the embodiments are to be construed as being variously embodied and having various forms, so that the scope of the present invention should be understood to include equivalents capable of realizing technical ideas. Also, the purpose or effect of the present invention should not be construed as limiting the scope of the present invention, since it does not mean that a specific embodiment should include all or only such effect.

한편, 본 발명에서 서술되는 용어의 의미는 다음과 같이 이해되어야 할 것이다.Meanwhile, the meaning of the terms described in the present invention should be understood as follows.

"제1", "제2" 등의 용어는 하나의 구성요소를 다른 구성요소로부터 구별하기 위한 것으로, 이들 용어들에 의해 권리범위가 한정되어서는 아니 된다. 예를 들어, 제1 구성요소는 제2 구성요소로 명명될 수 있고, 유사하게 제2 구성요소도 제1 구성요소로 명명될 수 있다.The terms "first "," second ", and the like are intended to distinguish one element from another, and the scope of the right should not be limited by these terms. For example, the first component may be referred to as a second component, and similarly, the second component may also be referred to as a first component.

어떤 구성요소가 다른 구성요소에 "연결되어"있다고 언급된 때에는, 그 다른 구성요소에 직접적으로 연결될 수도 있지만, 중간에 다른 구성요소가 존재할 수도 있다고 이해되어야 할 것이다. 반면에, 어떤 구성요소가 다른 구성요소에 "직접 연결되어"있다고 언급된 때에는 중간에 다른 구성요소가 존재하지 않는 것으로 이해되어야 할 것이다. 한편, 구성요소들 간의 관계를 설명하는 다른 표현들, 즉 "~사이에"와 "바로 ~사이에" 또는 "~에 이웃하는"과 "~에 직접 이웃하는" 등도 마찬가지로 해석되어야 한다.It is to be understood that when an element is referred to as being "connected" to another element, it may be directly connected to the other element, but there may be other elements in between. On the other hand, when an element is referred to as being "directly connected" to another element, it should be understood that there are no other elements in between. On the other hand, other expressions that describe the relationship between components, such as "between" and "between" or "neighboring to" and "directly adjacent to" should be interpreted as well.

단수의 표현은 문맥상 명백하게 다르게 뜻하지 않는 한 복수의 표현을 포함하는 것으로 이해되어야 하고, "포함하다"또는 "가지다" 등의 용어는 설시된 특징, 숫자, 단계, 동작, 구성요소, 부분품 또는 이들을 조합한 것이 존재함을 지정하려는 것이며, 하나 또는 그 이상의 다른 특징이나 숫자, 단계, 동작, 구성요소, 부분품 또는 이들을 조합한 것들의 존재 또는 부가 가능성을 미리 배제하지 않는 것으로 이해되어야 한다.It should be understood that the singular " include "or" have "are to be construed as including a stated feature, number, step, operation, component, It is to be understood that the combination is intended to specify that it does not preclude the presence or addition of one or more other features, integers, steps, operations, elements, components, or combinations thereof.

각 단계들에 있어 식별부호(예를 들어, a, b, c 등)는 설명의 편의를 위하여 사용되는 것으로 식별부호는 각 단계들의 순서를 설명하는 것이 아니며, 각 단계들은 문맥상 명백하게 특정 순서를 기재하지 않는 이상 명기된 순서와 다르게 일어날 수 있다. 즉, 각 단계들은 명기된 순서와 동일하게 일어날 수도 있고 실질적으로 동시에 수행될 수도 있으며 반대의 순서대로 수행될 수도 있다.In each step, the identification code (e.g., a, b, c, etc.) is used for convenience of explanation, the identification code does not describe the order of each step, Unless otherwise stated, it may occur differently from the stated order. That is, each step may occur in the same order as described, may be performed substantially concurrently, or may be performed in reverse order.

여기서 사용되는 모든 용어들은 다르게 정의되지 않는 한, 본 발명이 속하는 분야에서 통상의 지식을 가진 자에 의해 일반적으로 이해되는 것과 동일한 의미를 가진다. 일반적으로 사용되는 사전에 정의되어 있는 용어들은 관련 기술의 문맥상 가지는 의미와 일치하는 것으로 해석되어야 하며, 본 발명에서 명백하게 정의하지 않는 한 이상적이거나 과도하게 형식적인 의미를 지니는 것으로 해석될 수 없다.

도 1은 본 발명의 일실시예에 따른 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단장치의 블럭도이다.
도 1을 참조하면, 본 발명의 일실시예에 따른 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단 장치(200)는 성능 데이터베이스(210), 고장 검출 진단부(220), 고장 데이터베이스(230), 진단결과 표시부(240), 메모리(250), 이력 관리부(260)를 포함한다.
성능 데이터베이스(210)는 태양광발전 시스템(100)의 직류전력, 교류전력, 일사강도, 온도 및 풍속값을 포함하는 운전데이터를 저장한다. 이때, 운전데이터는 매 2초 단위의 샘플링주기로 측정하여 매 분별, 매 5분별 매 10분별 또는 매 15분별 등의 시간 단위로 저장되도록 하는 것이 바람직하다.
고장 검출 진단부(220)는 성능 데이터베이스(210)에서 운전 데이터를 불러와 손실을 이용한 산출모델을 이용하여 태양광발전 시스템(100)의 정상 혹은 고장 유무를 비교 판단한 후 고장 모드를 출력한다.
고장 데이터베이스(230)는 태양광발전 시스템(100)의 고장 모드에 대응하는 태양 등가 가동시간(Y_r,meas), 차이값(Y_lo,resi, Y_la,resi, Y_lm,tesi, Y_lt,resi, Y_lp,resi), 태양광발전 시스템 등가 가동시간(Y_p,meas) 및 발생 빈도(F_req)값에 대한 데이터를 저장한다.
진단결과 표시부(240)는 고장 검출 진단부(200)는 고장 모드를 출력할 경우에, 고장 데이터베이스(230)에 저장된 고장 모드와 대응되는 진단 결과를 표시하고, 메모리(250)는 성능 데이터베이스(210)에 수집된 운전 데이터와 실측값 및 예측값에 대한 정보를 저장한다.
이력 관리부(260)는 실측값, 차이값 및 발생 횟수(F_req)값이 고장 데이터베이스(230)에 저장된 미리 설정된 기준을 만족하지 않는 경우에 미지고장이 발생하였다고 판단하고, 미지고장의 진달 결과, 미지고장에 대응되는 실측값, 차이값 및 발생 횟수(F_req)값을 고장 데이터베이스(230)에 데이터베이스화하여 저장한다.

도 2는 본 발명의 일실시 예에 따른 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단 방법을 설명하는 순서도이다.
도 2를 참조하면, 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단 방법은, 고장 검출 진단부(220)가 성능 데이터베이스(210)를 통해 수집한 일사강도, 직류전력 및 교류전력값을 태양 등가 가동시간(Y_r,meas), 태양광발전 어레이(20) 등가 가동시간(Y_a,meas) 및 태양광발전 시스템(100) 등가 가동시간(Y_p,meas)으로 변환한다(S10).
여기서, 태양 등가 가동시간(Y_r,meas), 태양광발전 어레이(20) 등가 가동시간(Y_a,meas) 및 태양광발전 시스템 등가 가동시간(Y_p,meas)의 실측값은 태양광발전 시스템(100)의 일사강도, 직류전력 및 교류전력값을 이용하여 수학식 1에 의해 매 분별, 매 5분별, 매 10분별 또는 매 15분별로 산출된다.

수학식 1에서, Y_r,meas는 태양 등가 가동시간, G_a,meas는 경사면 일사강도 (W/m²), G_a,ref는 일사강도 1,000(W/m²), Y_a,meas는 태양광발전 어레이 등가 가동시간 실측값, Y_p,meas는 태양광발전 시스템 등가 가동시간 실측값, P_a,meas는 태양광발전 어레이 출력(W), P_p,meas는 태양광발전 시스템 출력[W], P_as는　표준시험조건(STC, Standard Test Conditions)인 일사강도 1kW/m², 태양광발전 어레이 표면온도 25^oC 및 AM(Air mass) 1.5에서의 태양광발전 어레이 설치용량(W), T_min는 시간 간격(분)을 각각 나타낸다.
고장 검출 진단부(220)는 태양 등가 가동시간(Y_r,meas)을 기초로 하여 입사각 변동, 오염, 적설 및 노화 중 적어도 어느 하나 이상을 고려한 태양광발전 어레이(20) 최대 등가 가동시간(Y_am), 태양광발전 어레이 최대 등가 가동시간(Y_am) 및 성능데이터베이스(210)에 수집된 태양광발전 어레이 직류전류(I_a,meas)을 기초로 하여 태양광발전 어레이의 직류선로 저항을 고려한 태양광발전 어레이(20) 최적 등가 가동시간(Y_ao,meas), 태양광발전 어레이(20) 최적 등가 가동시간(Y_ao,meas) 및 성능데이터베이스(210)에 수집된 태양광 발전 어레이 표면온도(T_m.meas)를 기초로 하여 태양광발전 어레이의 직병렬 불균형 및 최대 출력점 변동 중 적어도 어느 하나 이상을 고려한 태양광발전 어레이(20) 온도 보정 후 등가 가동시간의 실측값(Y_at,meas)이 매 분별, 매 5분별, 매 10분별 또는 매 15분별로 하기 수학식 2에 의해서 산출된다.(S20)

수학식 2에서, Y_am은 태양광발전 어레이 최대 등가 가동시간, Y_ao,meas는 태양광발전 어레이 최적 등가 가동시간 실측값, Y_at,meas는 태양광발전 어레이 온도보정후 등가 가동시간 실측값, I_a,meas는 태양광발전 어레이 직류전류 실측값, R_a 는 태양광발전 어레이 직류선로 저항, T_m,meas는 태양광발전 어레이 표면온도 실측값,

는 태양광발전 어레이 최대성능계수,

태양광발전 어레이 온도보정계수,

는 운전년수별 태양광발전 어레이 감쇄계수,

는 운전년수별 태양광발전 어레이 노화계수, n는 운전년수, T_min는 시간 간격(분)을 각각 나타낸다.
고장 검출 진단부(220)는 태양광발전 어레이(20) 직류전류의 예측값(I_a,esti)를 수학식 1에 의해 산출된 태양 등가 가동시간(Y_r,meas)으로부터 태양광발전 어레이(20) 직류전류의 예측값(I_a,esti)이 매 분별, 매 5분별, 매 10분별 또는 매 15분별로 하기 수학식 3에 의해서 산출한다.

수학식 3에서, I_a,esti는 태양광발전 어레이(20) 직류전류 예측값, Y_r,meas는 태양 등가 가동시간 실측값,

및

는 태양광발전 어레이 직류전류 보정계수,

는 운전년수별 태양광발전 어레이 감쇄계수,

는 운전년수별 태양광발전 어레이 노화계수, n는 운전년수, T_min는 시간 간격(분)을 각각 나타낸다.
고장 검출 진단부(220)는 태양광발전 어레이(20) 최대 등가 가동시간(Y_am) 및 수학식 3에서 산출된 태양광발전 어레이(20) 직류전류의 예측값(I_a,esti)을 기초로 하여 태양광발전 어레이(20)의 직류선로 저항을 고려한 태양광발전 어레이(20) 최적 등가 가동시간(Y_ao,esti), 태양광발전 어레이(20) 최적 등가 가동시간(Y_ao,esti) 및 성능데이터베이스(210)에 수집된 태양광 발전 어레이(20) 표면온도(T_m.meas)를 기초로 하여 태양광발전 어레이(20)의 직병렬 불균형 및 최대 출력점 변동 중 적어도 어느 하나 이상을 고려한 태양광발전 어레이(20) 온도 보정 후 등가 가동시간(Y_at,esti), 태양광발전 어레이(20)의 표면온도 상승을 고려한 태양광발전 어레이(20) 등가 가동시간(Y_a,esti) 및 태양광발전 인버터(30)의 변환효율 감소 및 대기상태 증 적어도 어느 하나 이상에 고려한 태양광발전 시스템(100) 등가 가동시간의 예측값(Y_p,esti)이 매 분별, 매 5분별, 매 10분별 또는 매 15분별로 하기 수학식 4에 의해서 산출한다.(S30)

수학식 4에서, Y_am은 태양광발전 어레이 최대 등가 가동시간, Y_ao,esti는 태양광발전 어레이 최적 등가 가동시간 예측값, I_a,esti는 태양광발전 어레이 직류전류 예측값, R_a 는 태양광발전 어레이 직류선로 저항, Y_at,esti는 태양광발전 어레이 온도보정후 등가 가동시간 예측값, Y_r,meas는 태양 등가 가동시간 실측값, Y_a,esti는 태양광발전 어레이 등가 가동시간 예측값, Y_p,esti는 태양광발전 시스템 등가 가동시간 예측값,

는 태양광발전 어레이 최대성능계수,

는 태양광발전 어레이 온도보정계수,

,

는 태양광발전 어레이 온도계수,

,

,

는 태양광발전 시스템 출력계수,

는 운전년수별 태양광발전 어레이 감쇄계수,

는 운전년수별 태양광발전 어레이 노화계수, n는 운전년수, T_min는 시간 간격(분)을 각각 나타낸다.
고장 검출 진단부(220)는 수학식 1 및 수학식 2에서 산출한 태양 등가 가동시간(Y_r,meas), 태양광발전 어레이(20) 최대 등가 가동시간(Y_am), 태양광발전 어레이(20) 최적 등가 가동시간(Y_ao,meas) 및 태양광발전 어레이(20) 온도보정 후 등가 가동시간(Y_at,meas), 태양광발전 어레이(20) 등가 가동시간(Y_a,meas), 태양광발전 시스템(100) 등가 가동시간(Y_p,meas), 상기 태양광발전 어레이 표면온도(T_m.meas) 및 성능데이터베이스에 수집된 태양광발전 어레이 직류전류(I_a,meas)를 기초로 하여 입사각변동, 오염, 적설 및 노화 중 적어도 어느 하나 이상에 따른 손실인 태양광발전 어레이 기타 손실의 실측값(Y_lo,meas), 태양광발전 어레이(20)의 직류선로 저항에 따른 손실인 태양광발전 어레이 직류선로 손실의 실측값(Y_la,meas), 태양광발전 어레이(20)의 직병렬 불균형 및 최대 출력점 변동 중 적어도 어느 하나 이상에 따른 손실인 태양광발전 어레이 부정합 손실의 실측값(Y_lm.meas), 태양광발전 어레이(20)의 표면온도 상승에 따른 손실인 태양광발전 어레이 온도상승 손실의 실측값(Y_lt.meas), 태양광발전 인버터의 변환효율 감소 및 대기상태 증 적어도 어느 하나 이상에 따른 손실인 태양광발전 인버터 손실의 실측값(Y_lp.meas)을 각각 산출한다.(S40)
고장 검출 진단부(220)는 입사각변동, 오염, 적설 및 노화 중 적어도 어느 하나 이상에 따른 손실인 태양광발전 어레이(20)의 기타 손실의 실측값(Y_lo,meas)을 수학식 1 및 수학식 2에서 산출된 태양 등가 가동시간(Y_r,meas)과 태양광발전 어레이(20) 최대 등가 가동시간(Y_am)으로부터 태양광발전 어레이(20) 기타 손실의 실측값(Y_lo,meas)이 매 분별, 매 5분별, 매 10분별 또는 매 15분별로 하기 수학식 5에 의해서 비교 판단하여 산출한다.

경우;

수학식 5에서, Y_ao,meas는 태양광발전 어레이 최적 등가 가동시간 실측값, Y_at,meas는 태양광발전 어레이 온도보정 후 등가 가동시간 실측값, Y_am은 태양광발전 어레이 최대 등가 가동시간, Y_r,meas는 태양 등가 가동시간 실측값,

는 운전년수 1년 태양광발전 어레이 감쇄계수,

는 운전년수 n년 태양광발전 어레이 감쇄계수,

는 태양광발전 어레이 최대성능계수, Y_lo,meas는 태양광발전 어레이 기타손실 실측값, T_min는 시간 간격(분)을 각각 나타낸다.
고장 검출 진단부(220)는 태양광발전 어레이의 직류선로 저항에 따른 손실인 태양광발전 어레이(20) 직류선로 손실(Y_la,meas)을 수학식 2에서 산출된 태양광발전 어레이(20) 최대 등가 가동시간(Y_am) 및 태양광발전 어레이(20) 최적 등가 가동시간(Y_ao,meas)으로부터 태양광발전 어레이(20) 직류선로 손실의 실측값(Y_la,meas)이 매 분별, 매 5분별, 매 10분별 또는 매 15분별로 하기 수학식 6에 의해서 산출한다.

수학식 6에서, Y_am는 태양광발전 어레이(20) 최적 등가 가동시간, Y_ao,meas는 태양광발전 어레이(20) 최대 등가 가동시간 실측값, Y_la,meas는 태양광발전 어레이 직류선로 손실 실측값, T_min는 시간 간격(분)을 각각 나타낸다.
고장 검출 진단부(220)는 태양광발전 어레이(20)의 직병렬불균형 및 최대 출력점 변동 중 적어도 어느 하나 이상에 따른 손실인 태양광발전 어레이(20) 부정합 손실의 실측값(Y_lm,meas)을 수학식 2를 통해 산출된 태양광발전 어레이(20) 최적 등가 가동시간(Y_ao,meas)과 태양광발전 어레이(20) 온도 보정 후 등가 가동시간(Y_at,meas)으로부터 태양광발전 어레이(20) 부정합 손실의 실측값(Y_lm,meas)이 매 분별, 매 5분별, 매 10분별 또는 매 15분별로 하기 수학식 7에 의해서 비교 판단하여 산출한다.

경우 :

수학식 7에서, Y_ao,meas는 태양광발전 어레이 최적 등가 가동시간 실측값, Y_at,meas는 태양광발전 어레이 온도보정 후 등가 가동시간 실측값, Y_lm,meas는 태양광발전 어레이 부정합 손실 실측값, T_min는 시간 간격(분)을 각각 나타낸다.
고장 검출 진단부(220)는 태양광발전 어레이(20)의 표면온도 상승에 따른 손실인 태양광발전 어레이(20) 온도상승 손실의 실측값(Y_lt,meas)을 수학식 1 및 수학식 2에서 산출된 태양광발전 어레이(20) 온도보정 후 등가 가동시간(Y_at,meas)과 태양광발전 어레이(20) 등가 가동시간(Y_a,meas)으로부터 태양광발전 어레이(20) 온도상승 손실의 실측값(Y_lt.meas)이 매 분별, 매 5분별, 매 10분별 또는 매 15분별로 하기 수학식 8에 의해서 산출한다.

수학식 8에서, Y_at,meas는 태양광발전 어레이 온도 보정 후 등가 가동시간 실측값, Y_a,meas는 태양광발전 어레이 등가 가동시간 실측값, Y_lt,meas는 태양광발전 어레이 온도상승 손실 실측값, T_min는 시간 간격(분)을 각각 나타낸다.
고장 검출 진단부(220)는 태양광발전 인버터(30)의 변환효율 감소 및 대기상태 증 적어도 어느 하나 이상에 따른 손실인 태양광발전 인버터(30) 손실의 실측값(Y_lp,meas)을 수학식 1에서 산출된 태양광발전 어레이(20) 등가 가동시간(Y_a,meas)과 태양광발전 시스템(100) 등가 가동시간(Y_p,meas)으로부터 태양광발전 인버터(30) 손실의 실측값(Y_lp,meas)이 매 분별, 매 5분별, 매 10분별 또는 매 15분별로 하기 수학식 9에 의해서 비교판단 산출한다.

경우 ;

수학식 9에서, Y_a,meas는 태양광발전 어레이 등가 가동시간 실측값, Y_p,meas는 태양광발전 시스템 등가 가동시간 실측값, Y_r,meas는 태양 등가 가동시간 실측값, Y_lp,meas는 태양광발전 인버터 손실 실측값, T_min는 시간 간격(분)을 각각 나타낸다.
고장 검출 진단부(220)는 태양 등가 가동시간(Y_r,meas), 태양광발전 어레이(20) 최대 등가 가동시간(Y_am), 태양광발전 어레이(20) 최적 등가 가동시간(Y_ao,esti), 태양광발전(20) 어레이 온도보정 후 등가 가동시간(Y_at,esti), 태양광발전 어레이(20) 등가 가동시간(Y_a,esti), 태양광발전 시스템(100) 등가 가동시간(Y_p,esti), 태양광발전 어레이(20) 표면온도(T_m.meas) 및 태양광발전 어레이(20) 직류전류의 예측값(I_a,esti)를 기초로 하여 입사각 변동, 오염, 적설 및 노화 중 적어도 어느 하나 이상에 따른 손실인 태양광발전 어레이(20) 기타 손실의 예측값(Y_lo,esti), 태양광발전 어레이(20)의 직류선로 저항에 따른 손실인 태양광발전 어레이(20) 직류선로 손실의 예측값(Y_la,esti), 태양광발전 어레이(20)의 직병렬 불균형 및 최대 출력점 변동중 적어도 어느 하나 이상에 손실인 태양광발전 어레이(20) 부정합 손실의 예측값(Y_lm.esti), 태양광발전 어레이(20)의 표면온도 상승에 따른 손실인 태양광발전 어레이(20) 온도상승 손실의 예측값(Y_lt.esti), 태양광발전 인버터(30)의 변환효율 감소 및 대기상태 증 적어도 어느 하나 이상에 따른 손실인 태양광발전 인버터(30) 손실의 예측값(Y_lp.esti)을 각각 산출한다.(S50)
고장 검출 진단부(220)는 입사각 변동, 오염, 적설 및 노화 중 적어도 어느 하나 이상에 따른 손실인 태양광발전 어레이(20)의 기타 손실의 예측값(Y_lo.esti)을 수학식 1에 의해 산출된 태양 등가 가동시간(Y_r,meas)과 수학식 2 및 수학식 4에서 산출된 태양광발전 어레이(20) 최대 등가 가동시간(Y_am)과 태양광발전 어레이(20) 온도 보정 후 등가 가동시간의 예측값(Y_at,esti)으로부터 태양광발전 어레이(20) 기타 손실의 예측값(Y_lo.esti)이 매 분별, 매 5분별 매 10분별 또는 매 15분별로 하기 수학식 10에 의해서 비교 판단하여 산출한다.

경우 ;

수학식 10에서, Y_ao,esti는 태양광발전 어레이 최적 등가 가동시간 예측값, Y_at,esti는 태양광발전 어레이 온도 보정 후 등가 가동시간 예측값, Y_am은 태양광발전 어레이 최대 등가 가동시간, Y_r,meas는 태양 등가 가동시간 실측값, d_a1는 운전년수 1년 태양광발전 어레이 감쇄계수,

는 운전년수 n년 태양광발전 어레이 감쇄계수,

는 태양광발전 어레이 최대성능계수, Y_lo,esti는 태양광발전 어레이 기타손실 예측값, T_min는 시간 간격(분)을 각각 나타낸다.
고장 검출 진단부(220)는 태양광발전 어레이(20)의 직류선로 저항에 따른 손실인 태양광발전 어레이(20) 직류선로 손실의 예측값(Y_la.esti)을 수학식 2, 수학식 3 및 수학식 4에서 산출한 태양광발전 어레이(20) 직류 전류의 예측값(I_a,esti), 태양광발전 어레이 최대 등가 가동시간(Y_am) 및 태양광발전 어레이 최적 등가 가동시간(Y_ao,esti)을 기초로 하여 태양광발전 어레이(20) 직류선로 손실의 예측값(Y_la.esti)이 매 분별, 매 5분별 매 10분별 또는 매 15분별로 하기 수학식 11에 의해서 산출한다.

수학식 11에서, Y_am는 태양광발전 어레이(20) 최적 등가 가동시간, Y_ao,esti는 태양광발전 어레이(20) 최대 등가 가동시간 예측값, Y_la,esti는 태양광발전 어레이 직류선로 손실 예측값, T_min는 시간 간격(분)을 각각 나타낸다.
고장 검출 진단부(220)는 태양광발전 어레이(20)의 직병렬 불균형 및 최대 출력점 변동 중 적어도 어느 하나 이상에 따른 손실인 태양광발전 어레이(20) 부정합 손실의 예측값(Y_lm.esti)을 수학식 4에서 산출한 태양광발전 어레이(20)의 최적 등가 가동시간(Y_ao,esti)과 태양광발전 어레이(20)의 온도 보정 후 등가 가동시간(Y_at,esti)을 기초로 하여 태양광발전 어레이(20)의 부정합 손실의 예측값(Y_lm,esti)이 매 분별, 매 5분별 매 10분별 또는 매 15분별로 하기 수학식 12에 의해서 비교 판단하여 산출한다.

경우;

수학식 12에서, Y_ao,esti는 태양광발전 어레이 최적 등가 가동시간 예측값, Y_at,esti는 태양광발전 어레이 온도보정 후 등가 가동시간 예측값, Y_lm,esti는 태양광발전 어레이 부정합 손실 예측값, T_min는 시간 간격(분)을 각각 나타낸다.
고장 검출 진단부(220)는 태양광발전 어레이(20)의 표면온도 상승에 따른 손실인 태양광발전 어레이(20) 온도상승 손실의 예측값(Y_lt,esti)을 수학식 4에 의해 산출한 태양광발전 어레이(20) 온도 보정 후 등가 가동시간(Y_at,esti) 및 태양광발전 어레이(20) 등가 가동시간(Y_a,esti)을 기초로 하여 태양광발전 어레이(20) 등가 가동시간의 예측값(Y_a,esti)이 매 분별, 매 5분별 매 10분별 또는 매 15분별로 하기 수학식 13에 의해서 산출한다.

수학식 13에서, Y_at,esti는 태양광발전 어레이 온도보정 후 등가 가동시간 예측값, Y_a,esti는 태양광발전 어레이 등가 가동시간 예측값, Y_lt,esti는 태양광발전 어레이 온도상승 손실 예측값, T_min는 시간 간격(분)을 각각 나타낸다.
고장 검출 진단부(220)는 태양광발전 인버터(30)의 변환효율 감소 및 대기상태 증 적어도 어느 하나 이상에 따른 손실인 태양광발전 인버터(30) 손실의 예측값(Y_lp,esti)을 수학식 4에 의해 산출된 태양광발전 어레이(20) 등가 가동시간(Y_a,esti)과 태양광발전 시스템 등가 가동시간(Y_p,esti)으로부터 태양광발전 인버터(30) 손실의 예측값(Y_lp,esti)이 매 분별, 매 5분별 매 10분별 또는 매 15분별로 하기 수학식 14에 의해서 비교 판단하여 산출한다.

수학식 14에서, Y_a,esti는 태양광발전 어레이 등가 가동시간 예측값, Y_p,esti는 태양광발전 시스템 등가 가동시간 예측값, Y_p,meas는 태양광발전 시스템 등가 가동시간 실측값, Y_r,meas는 태양 등가 가동시간 실측값, Y_lp,esti는 태양광발전 인버터 손실 예측값, T_min는 시간 간격(분)을 각각 나타낸다.
고장 검출 진단부(220)는 수학식 4 내지 14에서 산출된 태양광발전 시스템(100)의 각 손실의 실측값(Y_lo,meas, Y_la,meas, Y_lm,meas, Y_lt,meas, Y_lp,meas)과 각각의 손실의 예측값(Y_lo,esti, Y_la,esti, Y_lm,esti, Y_lt,esti, Y_lp,esti)에 대한 각 차이값(Y_lo,resi, Y_la,resi, Y_lm,resi, Y_lt,resi, Y_lp,resi)을 산출한다. 일 실시예에서, 고장 검출 진단부(220)는 하기 수학식 15에 의해서 차이값(Y_lo,resi, Y_la,resi, Y_lm,resi, Y_lt,resi, Y_lp,resi)을 산출한다.

수학식 15에서, Y_lo,resi는 태양광발전 어레이(20) 기타 손실 차이값, Y_la,resi는 태양광발전 어레이 직류선로 손실 차이값, Y_lm,resi는 태양광발전 어레이(20) 부정합 손실 차이값, Y_lt,resi는 태양광발전 어레이(20) 온도상승 손실 차이값, Y_lp,resi는 태양광발전 인버터 손실 차이값을 각각 나타낸다.
고장 데이터베이스(230)는 태양광발전 시스템의 각 실측값, 차이값 및 발생 횟수(F_req)에 대해서 미리 설정된 기준에 따라 태양광발전 시스템(100)이 정상 혹은 고장 유무에 대해서 비교 판단할 수 있도록 정상 혹은 고장에 따른 실측값, 차이값 및 발생횟수(F_req)와 고장 모드(표 1) 및 고장모드에 대응하는 진단결과(표 2)에 대한 데이터를 포함하여 저장한다.
고장 검출 진단부(220)는 태양 등가 가동시간(Y_r,meas), 차이값 및 태양광발전 시스템 등가 가동시간(Y_p,meas)이 고장 데이터베이스(230)에 저장된 미리 설정된 기준과 비교하여 미리 설정된 기준을 만족하는 경우에 해당 고장모드를 출력한다.(S60 및 S70) 그리고, 진단결과 표시부(240)는 고장모드를 수신하여 고장모드에 대응하는 진단결과를 디스플레이 한다.(S80)
즉, 고장 검출 진단부(220)는 고장 데이터베이스(230)에 저장된 데이터를 기초로 태양 등가 가동시간(Y_r,meas), 태양광발전 시스템 등가 가동시간(Y_p,meas) 및 차이값이 미리 설정된 기준을 만족하는지 비교하여 정상 상태인지, 고장 상태인지를 판단한다.(S60)
일 실시예에서, 고장 검출 진단부(220)는 Y_r,meas, Y_lo,resi, Y_la,resi, Y_lm,resi, Y_lt,resi, Y_lp,resi, Y_r,meas 값을 고장 데이터베이스(230)에 저장된 미리 설정된 기준과 순차적으로 비교하되, Y_r,meas, Y_lo,resi, Y_la,resi, Y_lm,resi, Y_lt,resi, Y_lp,resi, Y_r,meas값을 모두 만족하는 횟수인 발생 횟수(F_req)가 고장 데이터베이스(230)에 미리 설정된 기준을 만족하는 것을 특징으로 할 수 있다.
예를 들어 표 1을 참조하면, 고장 검출 진단부(220)는 Y_r,meas값이 0.3보다 작고, Y_lo,resi값이 0.05보다 크고, Y_lp,resi값이 -0.5보다 작고, Y_p,meas값이 0.01보다 작으며, 상기와 같은 조건을 모두 만족하는 횟수 즉, 발생횟수(F_req)가 8번 이상이면, ‘고장모드 2’을 출력한다.
이 경우, 표 2를 참조하면, ‘고장모드 2’에 대응하는 진단결과는 ‘태양광발전 시스템 정지’가 되는데, 진단결과 표시부(240)는 고장 검출 진단부(220)로부터 해당 고장모드 신호를 수신하여 ‘고장모드 2’ 및 ‘태양광발전 시스템 정지’를 디스플레이 한다.
또 다른 예에서, 표 1을 참조하면, 고장 검출 진단부(220)는 Y_r,meas값이 0.3보다 크고, Y_lm,resi값이 -0.06보다 작고, Y_lp,resi값이 0보다 작고, Y_p,meas값이 0.01보다 크면, ‘고장모드 8’을 출력한다. 이 경우에 표 2를 참조하면, ‘고장모드 8’에 대응하는 진단결과는 ‘태양광발전 인버터 최대출력추종 오류’가 되고, 진단결과 표시부(240)는 고장 검출 진단부(220)로부터 해당 고장모드 신호를 수신하여 ‘고장모드 8’ 및 이에 대응되는 ‘태양광발전 인버터 최대출력추종 오류’를 디스플레이 한다.

이력 관리부(260)는 미지고장 유무를 진단하고, 진단결과에 따라 미지고장이 발생하는 경우의 예측값, 차이값 및 발생 횟수(F_req)와 고장모드 및 이에 대응하는 진단결과를 고장 데이터베이스(230)에 데이터베이스화한다.(S90)
구체적으로, 이력 관리부(260)는 Y_r,meas, Y_lo,resi, Y_la,resi, Y_lm,resi, Y_lt,resi, Y_lp,resi, Y_p,meas 및 발생 횟수(F_req)값이 고장 데이터베이스(230)에 미리 설정된 기준을 만족하지 않는 경우, Y_r,meas, Y_lo,resi, Y_la,resi, Y_lm,resi, Y_lt,resi, Y_lp,resi, Y_p,meas 및 발생 횟수(F_req)값 및 과거의 정상운전 데이터에 기초하여, 미지고장 유무를 진단하고, 상기 진단결과 및 Y_r,meas, Y_lo,resi, Y_la,resi, Y_lm,resi, Y_lt,resi, Y_lp,resi, Y_p,meas 및 발생 횟수(F_req)값과 새로운 고장모드 및 이에 대응하는 진단 결과를 고장 데이터베이스(230)에 데이터베이스화한다.

도 3은 본 발명의 일실시 예에 따른 계통연계형 태양광발전 시스템의 등가 가동시간을 도시한 그래프이다.
도 3을 참고하면, 수학식 1 내지 수학식 2을 사용하여 태양 등가 가동시간(10), 태양광발전 어레이(20) 최대 등가 가동시간(20), 태양광발전 어레이(20) 최적 등가 가동시간, 태양광발전 어레이(20) 온도보정 후 등가 가동시간상, 태양광발전 어레이(20) 등가 가동시간 및 태양광발전 시스템(200) 등가 가동시간 실측값을 매 5분별로 측정한 것이다.

도 4은 도 2에 의해 산출된 계통연계형 태양광발전 시스템의 손실의 실측값을 도시한 그래프이다.
도 4를 참고하면, 수학식 1, 수학식 2, 수학식 5 내지 수학식 9을 사용하여 태양광발전 어레이(20)의 기타 손실, 태양광발전 어레이(20)의 직류선로 손실, 태양광발전 어레이(20)의 부정합 손실, 태양광발전 어레이(20)의 온도상승 손실 및 태양광발전 인버터 손실의 실측값을 매 15분별로 측정한 것이다.

도 5는 도 2에 의해 산출된 계통연계형 태양광발전 시스템의 손실의 예측값을 도시한 그래프이다.
도 5는 수학식 1, 수학식 3, 수학식 4, 수학식 11 내지 수학식 14를 사용하여 태양광발전 어레이(20) 기타 손실, 태양광발전 어레이(20) 직류선로 손실, 태양광발전 어레이(20) 부정합 손실, 태양광발전 어레이(20) 온도상승 손실 및 태양광발전 인버터 손실의 예측값을 매 15분별로 측정한 것이다.

도 6은 도 2에 의해 산출된 태양광발전 어레이 기타 손실, 태양광발전 어레이 직류선로 손실, 태양광발전 어레이 부정합 손실, 태양광발전 어레이 온도상승 손실 및 태양광발전 인버터 손실의 실측값과 예측값의 차이값을 도시한 그래프이다.
도 6은 수학식 14 및 수학식 15를 사용하여 태양광발전 어레이의 기타 손실, 태양광발전 어레이(20)의 직류선로 손실, 태양광발전 어레이(20)의 부정합 손실, 태양광발전 어레이(20)의 온도상승 손실 및 태양광발전 인버터 손실의 실측값과 예측값의 차이값을 매 15분별로 측정한 것이다.

도 7은 도 2에 의해 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장모드를 산출한 결과를 도시한 그래프이다.
도 7은 수학식 1 내지 수학식 15를 사용하여 태양광발전 시스템(100)의 실측값, 차이값 및 발생횟수(F_req)부터 고장 검출 진단 방법에 의해 태양광발전 시스템의 고장모드의 산출 결과를 매 15분별로 측정한 것이다.
도 7을 참고하면, 태양광발전 시스템의 운전 현황을 감시하여 정상상태인지 고장상태인지를 시간대별로 실시간으로 확인할 수 있고, 고장발생시 고장의 발생원인과 위치를 자동으로 진단한 후 표 1에 의한 고장모드 및 표 2에 의한 고장모드에 대응한 진단결과 정보를 사용자에게 보다 쉽고 신속하게 제공할 수 있어 태양광발전 시스템의 운전 복구 및 유지보수에 소요되는 시간적, 경제적 비용을 절감할 수 있다.
All terms used herein have the same meaning as commonly understood by one of ordinary skill in the art to which this invention belongs, unless otherwise defined. Commonly used predefined terms should be interpreted to be consistent with the meanings in the context of the related art and can not be interpreted as having ideal or overly formal meaning unless explicitly defined in the present invention.

1 is a block diagram of a fault detection and diagnosis apparatus of a grid-connected photovoltaic generation system according to an embodiment of the present invention.
Referring to FIG. 1, a fault diagnosis and diagnosis apparatus 200 of a grid-connected photovoltaic generation system according to an embodiment of the present invention includes a performance database 210, a fault detection and diagnosis unit 220, a fault database 230, A diagnosis result display unit 240, a memory 250, and a history management unit 260. [
The performance database 210 stores operation data including the DC power, the AC power, the solar radiation intensity, the temperature, and the wind speed values of the solar power generation system 100. At this time, it is preferable that the operation data is measured at a sampling period of every 2 seconds and stored in units of time such as every minute, every 10 minutes, every 15 minutes, or the like.
The failure detection and diagnosis unit 220 retrieves operation data from the performance database 210, compares the normal or failure status of the solar cell 100 with an output model using loss, and outputs a failure mode.
Failure database 230 is a solar equivalent running time corresponding to the failure mode of the solar power generation system _{(100) (Y r, meas} ), the difference value _{(Y lo, resi, Y la} , resi, Y lm, tesi, Y lt _{, resi} , Y _{lp, resi} ), solar power system equivalent operation time (Y _{p, meas} ) and frequency of occurrence (F _req ).
The diagnosis result display unit 240 displays the diagnosis result corresponding to the failure mode stored in the failure database 230 when the failure detection diagnosis unit 200 outputs the failure mode and the memory 250 displays the diagnosis result corresponding to the failure mode stored in the performance database 210 ), And information on the measured value and the predicted value.
The history management unit 260 determines that an unknown failure has occurred when the measured value, the difference value, and the occurrence frequency F _req do not satisfy the preset criteria stored in the failure database 230, Difference value and the number of occurrences (F _req ) corresponding to the unknown failure are stored in the failure database 230 in the form of a database.

2 is a flowchart illustrating a fault detection diagnosis method of a grid-connected solar power generation system according to an embodiment of the present invention.
Referring to FIG. 2, the fault detection diagnosis method of the grid-connected photovoltaic power generation system comprises the steps of: comparing the solar radiation intensity, the DC power, and the AC power value collected by the failure detection diagnosis unit 220 through the performance database 210, is transformed to the time (Y _{r, meas),} the sun equivalent photovoltaic array 20 operating time (Y _{a, meas)} and the photovoltaic power generation system equivalent 100 uptime (Y _{p, meas)} (S10).
Here, the actually measured value of solar equivalent running time (Y _{r, meas),} the sun equivalent photovoltaic array 20 operating time (Y _{a, meas)} and the solar power system equivalent running time (Y _{p, meas)} is PV Every 5 minutes, every 10 minutes, or every 15 minutes according to Equation (1) using the solar radiation intensity, DC power, and AC power value of the system (100).

In Equation _1, Y _{r, meas} is the sun equivalent running time, G _{a, meas} is the inclined surface a solar radiation intensity ^{(W / m 2), G} a, ref is the solar radiation intensity ^{1,000 (W / m 2),} Y a, meas is PV array equivalent running time measured value, Y _{p, meas} is a solar power system equivalent running time measured value, P _{a, meas} is PV array output _{(W), P p, meas} is a solar power system output [ W], P _as is the solar power generation array installation capacity (W) in standard test conditions (STC, Standard Test Conditions), 1 kW / m ² , PV surface temperature of 25 ^o C and AM ), And T _min represents a time interval (minute), respectively.
The failure detection diagnosis unit 220 calculates the maximum equivalent operating time Y of the photovoltaic power generation array 20 considering at least one of incident angle variation, contamination, snowfall, and aging based on the solar equivalent operation time Y _{r, am),} PV array up to the equivalent running time (Y _am) and a performance database 210 on the basis of the PV array, a direct current (I _{a, meas)} collected in consideration of the DC line resistance of the PV array PV array 20 optimal equivalence operation time (Y _{ao, meas),} PV array 20 optimal equivalence operation time (Y _{ao, meas)} and a performance database that PV array surface temperature collected in 210 ( _{Y at} , T _m.meas ) of the photovoltaic power generation array 20 considering the at least one of the series-parallel unbalance and the maximum output point variation of the photovoltaic power generation array _{, meas)} is every sensible, sensible of every five, every 10 minutes Or sheet to 15 to fractionation is calculated by Equation 2. (S20)

In Equation 2, Y _am is the maximum equivalent operating time of the photovoltaic array, Y _{ao, meas} is the actual equivalent operating time of the photovoltaic array, Y _{at, meas} is the measured equivalent operating time after the photovoltaic array temperature correction , I _{a, meas} is the measured DC current of the photovoltaic array, R _a is the photovoltaic array DC line resistance, T _{m, meas} is the measured value of the photovoltaic array surface temperature,

The maximum performance coefficient of the solar array,

PV array temperature correction factor,

The photovoltaic array attenuation coefficient,

Is the aging factor of the photovoltaic array for each year of operation, n is the number of years of operation, and T _min is the time interval in minutes.
The failure detection diagnosis unit 220 calculates the predicted value _{Ia and esti} of the direct current of the photovoltaic power generation array 20 from the solar equivalent operation time _{Yr and meas} calculated by the equation (1) ) The predicted value (I _{a, esti} ) of the direct current is calculated by the following equation (3) for every fraction, every 5 minutes, every 10 minutes, or every 15 minutes.

In Equation (3), I _{a, esti} is the predicted direct current value of the photovoltaic array 20, Y _{r, meas} is the observed solar equivalent operating time,

And

Is the photovoltaic array direct current correction factor,

The photovoltaic array attenuation coefficient,

Is the aging factor of the photovoltaic array for each year of operation, n is the number of years of operation, and T _min is the time interval in minutes.
The failure detection diagnosis unit 220 calculates a failure diagnosis based on the maximum equivalent operation time Y _am of the photovoltaic power generation array 20 and the predicted value I _{a, esti} of the direct current of the photovoltaic power generation array 20 calculated in Equation 3 the PV array 20 optimal equivalence operation time (Y _{ao, esti),} PV array 20 optimal equivalence operation time (Y _{ao, esti)} considering the direct current line resistance of the PV array 20 and Based on at least one of the series-parallel unbalance and the maximum output point variation of the solar power generation array 20 based on the surface temperature ( _Tm.meas ) of the solar power generation array 20 collected in the performance database 210 PV array 20 after temperature correction equivalent operation time (Y _{at, esti),} PV array 20 considering the surface temperature rise PV array 20 equivalent running time of (Y _{a, esti)} and Considering at least one of the reduction of the conversion efficiency and the atmospheric state increase of the solar power inverter (30) Estimated value (Y _{p, esti} ) of the equivalent operation time of the solar power generation system 100 is calculated by the following equation (4) for every fraction, every 5 minutes, every 10 minutes, or every 15 minutes.

In Equation 4, Y _am the PV array up to the equivalent running time, Y _{ao, esti} the PV array optimal equivalent running time prediction value, I _{a, esti} the PV array direct current prediction value, R _a is a PV Y a _{, esti} is the predicted value of the equivalent operation time after the temperature correction of the photovoltaic power generation array, Y _{r, meas} is the observed value of the solar equivalent operation time, Y _{a, esti} is the predicted value of the equivalent operation time of the photovoltaic power generation array, Y _{p, esti} is the predicted value of the solar power system equivalent operation time,

The maximum performance coefficient of the solar array,

The solar power generation array temperature correction coefficient,

,

Solar array thermometer,

,

,

Is the solar power system output coefficient,

The photovoltaic array attenuation coefficient,

Is the aging factor of the photovoltaic array for each year of operation, n is the number of years of operation, and T _min is the time interval in minutes.
The failure detection diagnosis unit 220 calculates the solar equivalent operation time Y _{r, meas} calculated in Equations 1 and 2, the maximum equivalent operation time Y _am of the solar power generation array 20, (Y _{ao, meas} ) and the equivalent operation time (Y _{at, meas} ) after the temperature correction of the photovoltaic array 20, the equivalent operation time (Y _{a, meas} ) Based on the solar power generation system 100 equivalent running time (Y _{p, meas} ), the solar power generation array surface temperature (T _m.meas ), and the photovoltaic array direct current (I _{a, meas} ) (Y _{lo, meas} ) of the photovoltaic power generation array and other losses, which is a loss due to at least one of the incident angle variation, the contamination, the snowfall and the aging, and the loss due to the DC line resistance of the photovoltaic array 20 (Y _{la, meas} ) of solar cell array DC line losses, the series-parallel unbalance of PV array 20 and the maximum (Y _lm.meas ) of the photovoltaic array mismatch loss, which is a loss due to at least one of the output power and the output point fluctuation, the solar power generation temperature rise loss ( _Ylp.meas ) of the photovoltaic power generation inverter loss, which is a loss in accordance with at least one of the measured value ( _Ylt.meas ) of the photovoltaic power generation inverter S40)
The failure detection diagnosis unit 220 calculates actual measured values (Y _{lo, meas} ) of other losses of the photovoltaic power generation array 20, which is a loss due to at least one of incident angle variation, contamination, snowfall and aging, (Y _{lo, meas} ) of the other losses of the photovoltaic power generation array 20 from the solar equivalent operation time (Y _{r, meas} ) calculated in Equation 2 and the maximum equivalent operation time (Y _am ) Is calculated for each fraction, every 5 minutes, every 10 minutes, or every 15 minutes according to the following equation (5).

Occation;

In Equation (5), Y _{ao, meas} is the actual equivalent operating time of the photovoltaic array, Y _{at, meas} is the measured equivalent operating time after the photovoltaic array temperature correction, Y _am is the maximum equivalent operating time of the photovoltaic array , Y _{r, meas} is the solar equivalent operating time measured value,

Year driving years Photovoltaic power generation array attenuation coefficient,

The number of years of driving, the solar cell attenuation coefficient,

Is the maximum performance coefficient of the photovoltaic array, Y _{lo, meas} is the photovoltaic power generation array and other measured actual values, and T _min is the time interval in minutes.
The failure detection diagnosis unit 220 calculates the DC line loss _{Yla, meas} of the photovoltaic power generation array 20, which is a loss due to the DC line resistance of the photovoltaic power generation array _, from the photovoltaic power generation array 20, Measured values ( _{Yla, meas} ) of the DC line loss of the photovoltaic power generation array (20) from the maximum equivalent operation time (Y _am ) and the optimal equivalent operation time (Y _{ao, meas} ) Every 5 minutes, every 10 minutes, or every 15 minutes.

In Equation 6, Y _am is the optimum equivalent operating time of the solar array 20, Y _{ao, meas} is the measured maximum equivalent operating time of the solar array 20, Y _{la, meas} is the solar power array direct current line And T _min represents the time interval (minutes), respectively.
The failure detection diagnosis unit 220 calculates an actual value (Y _{lm, meas} ) of the mismatch loss of the photovoltaic power generation array 20 that is a loss in accordance with at least one of the series-parallel unbalance and the maximum output point variation of the photovoltaic array 20 ) From the equivalent equivalent operation time (Y _{ao, meas} ) of the photovoltaic power generation array 20 calculated by the equation (2) and the equivalent operation time (Y _{at, meas} ) after the temperature correction of the photovoltaic power generation array 20 The measured value (Y _{lm, meas} ) of the mismatch loss of the array 20 is compared and determined by each of the minutes, 5 minutes, 10 minutes, or 15 minutes by the following formula (7).

Occation :

In Equation (7), Y _{ao, meas} is the actual equivalent operating time of the photovoltaic array, Y _{at, meas} is the measured equivalent operating time after the photovoltaic array temperature correction, Y _{lm, meas} is the photovoltaic array incoincidence loss And T _min represents a time interval (minutes), respectively.
The failure detection and diagnosis unit 220 calculates the actual value ( _{Ylt, meas} ) of the temperature rise loss of the photovoltaic power generation array 20, which is the loss due to the surface temperature rise of the photovoltaic power generation array 20, the solar after power array 20 temperature compensation equivalent operation time (Y _{at, meas)} and the PV array 20 is equivalent to up-time (Y _{a, meas)} from a PV array 20 temperature increase loss calculated in Is calculated by the following equation (8) for every fraction, every 5 _minutes , every 10 _minutes , or every 15 _minutes .

In Equation (8), Y _{at, meas} is the measured value of the equivalent operation time after the temperature correction of the photovoltaic array, Y _{a, meas} is the measured value of the equivalent operation time of the photovoltaic power generation array, Y _lt, And T _min represents a time interval (minutes), respectively.
The failure detection diagnosis unit 220 calculates an actual value (Y _{lp, meas} ) of the loss of the solar-cell inverter 30, which is a loss due to at least one of the reduction in the conversion efficiency of the solar- The measured value of the loss of the solar power inverter 30 from the equivalent operation time (Y _{a, meas} ) of the photovoltaic power generation array 20 calculated in Equation 1 and the equivalent operation time (Y _{p, meas} ) (Y _{lp, meas} ) is calculated for each fraction, every 5 minutes, every 10 minutes, or every 15 minutes by the following equation (9).

Occation ;

In Equation (9), Y _{a, meas} is a solar power generation array equivalent running time actual value, Y _{p, meas} is a solar power generation system equivalent running time actual measured value, Y _{r, meas} is a solar equivalent running time actual measured value _{, meas} is the measured value of the PV inverter loss, and T _min is the time interval (minutes).
Fault diagnosis unit 220 includes a movable solar equivalent time (Y _{r, meas),} PV array 20 up to the equivalent running time (Y _am), PV array 20 optimal equivalence operation time (Y _{ao, esti),} PV 20, the equivalent running time after correction array temperature (Y _{at, esti),} PV array 20 equivalent running time (Y _{a, esti),} solar power system 100 is equivalent to up-time (I _{p, est i} ), the surface temperature (T _m.meas ) of the photovoltaic array 20, and the predicted value (I _{a, esti} ) of the direct current of the photovoltaic array 20, Which is a loss due to the DC line resistance of the photovoltaic array 20, _and a predicted value ( _{Ylo, esti} ) of other losses of the photovoltaic array 20, which is loss due to at least one of aging ) The predicted value of the DC line loss ( _{Yla, esti} ), A predicted value (Y _lm.esti ) of the mismatch loss of the photovoltaic power generation array 20 that is at least one of the series-parallel unbalance and the maximum output point variation of the photovoltaic array 20, Which is a loss due to at least one of at least one of a predicted value (Y _lt.esti ) of the temperature rise loss of the photovoltaic power generation array 20 which is a loss due to an increase in the surface temperature, a reduction in the conversion efficiency of the photovoltaic inverter 30, (Y _lp.esti ) of the loss of the photovoltaic inverter 30 are calculated. (S50)
The failure detection diagnosis unit 220 calculates a predicted value (Y _lo.esti ) of other losses of the photovoltaic array 20, which is a loss according to at least one of incident angle variation, contamination, snowfall, and aging, (Y _{r, meas} ) and the maximum equivalent operating time (Y _am ) of the photovoltaic array array 20 calculated from the mathematical formulas 2 and 4 and the equivalent operation after the temperature correction of the photovoltaic array 20 The predicted value (Y _lo.esti ) of the other photovoltaic power generation array 20 from the predicted value (Y _{at, esti} ) of the time is compared and judged by the following equation (10) for every 5 _minutes , every 10 _minutes , .

Occation ;

In Equation (10), Y _{ao, esti represents} the optimal equivalent operating time of the photovoltaic array, Y _{at, esti represents the} estimated equivalent operating time after the photovoltaic array temperature correction, Y _am represents the maximum equivalent operating time of the photovoltaic array, Y _{r, meas} is the solar equivalent operating time measured value, d _a1 is the number of years of operation 1 year Photovoltaic array attenuation coefficient,

The number of years of driving, the solar cell attenuation coefficient,

Is the maximum performance coefficient of the photovoltaic array, Y _{lo, esti} is the predicted value of the photovoltaic array and other losses, and T _min is the time interval in minutes.
The failure detection diagnosis unit 220 calculates the predicted value Y _la.esti of the DC line loss of the photovoltaic power generation array 20 which is a loss due to the DC line resistance of the photovoltaic power generation array 20 using Equations 2, ( _{Ia, esti} ) of the photovoltaic power generation array 20 calculated in the formula (4), the maximum equivalent operating time (Y _am ) of the photovoltaic array and the optimum equivalent operating time (Y _{ao, esti} (Y _la.esti ) of the DC line loss of the photovoltaic power generation array 20 is calculated by the following equation (11) for every fraction, every 5 _minutes , every 10 _minutes , or every 15 _minutes .

In Equation 11, Y _am is the optimal equivalent operating time of the photovoltaic array 20, Y _{ao, esti} is the maximum equivalent operating time predicted value of the photovoltaic array 20, Y _{la, esti} is the photovoltaic array DC line loss And T _min represents a time interval (minutes), respectively.
The failure detection diagnosis unit 220 calculates a predicted value (Y _lm.esti ) of the mismatch loss of the photovoltaic power generation array 20, which is a loss due to at least one of the series-parallel unbalance and the maximum output point variation of the photovoltaic power generation array 20, (Y _{ao, esti} ) of the photovoltaic array 20 calculated in the equation (4) and the equivalent operating time (Y _{at, esti} ) after the temperature correction of the photovoltaic array 20 (Y _{lm, esti} ) of the mismatch loss of the photovoltaic power generation array 20 are compared and determined by the following equation (12) for every _minute , every 10 minutes, or every 15 minutes.

Occation;

In Equation (12), Y _{ao, esti} is the estimated equivalent operating time of the solar array, Y _{at, esti} is the predicted equivalent operating time after the temperature correction of the photovoltaic array, Y _{lm, esti} is the predicted value of the photovoltaic array mismatch loss, T _min represents a time interval (minutes), respectively.
The failure detection diagnosis unit 220 calculates the predicted value ( _{Ylt, esti} ) of the temperature rise loss of the photovoltaic array 20, which is a loss due to an increase in the surface temperature of the photovoltaic power generation array 20, Based on the equivalent operation time (Y _{at, esti} ) after temperature correction of the photovoltaic array 20 and the equivalent operation time (Y _{a, esti} ) of the photovoltaic array 20, The predicted value (Y _{a, esti} ) is calculated by the following equation (13) for every fraction, every 5 minutes, every 10 minutes, or every 15 minutes.

In Equation (13), Y _{at, esti} is the predicted equivalent operating time of the photovoltaic array array after temperature correction, Y _{a, esti} is the photovoltaic array equivalent operating time predicted value, Y _lt , T _min represents a time interval (minutes), respectively.
The failure detection diagnosis unit 220 calculates the predicted value (Y _{lp, esti} ) of the loss of the solar power inverter 30, which is a loss due to at least one of the decrease in the conversion efficiency of the solar power inverter 30 and the increase in the atmospheric state, (Y _{lp, esti} ) of the photovoltaic power generation inverter 20 from the equivalent operation time (Y _{a, esti} ) of the photovoltaic power generation array 20 calculated by the photovoltaic power generation system 20 and the equivalent operation time (Y _{p, esti} ) _esti ) is calculated and compared with each fraction, every 5 minutes, every 10 minutes, or every 15 minutes by the following expression (14).

In Equation _14, Y _{a, esti} the PV array equivalent running time prediction value, Y _{p, esti} the solar power system equivalent running time prediction value, Y _{p, meas} is a solar power system equivalent running time measured value, Y _{r , meas} is the solar equivalent operation time measured value, Y _{lp, esti} is the predicted value of the PV inverter loss, and T _min is the time interval (minute), respectively.
The failure detection diagnosis unit 220 calculates the actual values ( _{Ylo, meas , Yla} , _meas , _{Ylm, meas , Ylt} , _meas , Y _{lp, meas} ) and the difference values (Y _{lo, resi} , Y _{la , est} ) of the respective losses (Y _{lo, esti} , Y _{la, esti} , Y _{lm, esti} , Y _{lt, esti} , Y _{lp, esti} ) _{, resi} , Y _{lm, resi} , Y _{lt, resi} , Y _{lp, resi} ). In one embodiment, the failure detection diagnosis unit 220 calculates difference values (Y _{lo, resi} , Y _{la, resi} , Y _{lm, resi} , Y _{lt, resi} , Y _{lp, resi} ) .

_{Yla, resi} is the difference value of the other photovoltaic power generation array 20 _{, Yla, resi} is the photovoltaic array DC line loss difference value, _{Ylm, resi} is the photovoltaic array 20 misalignment Loss difference value, Y _{lt, resi} is the temperature rise loss difference value of the photovoltaic array 20, and Y _{lp and resi} are the difference values of the solar power inverter loss.
The failure database 230 may be configured to allow the solar power generation system 100 to compare and determine whether the solar power generation system 100 is normal or faulty according to a preset reference for each actual value, difference value, and occurrence frequency F _req of the solar power generation system (F _req ), the failure mode (Table 1), and the diagnosis results corresponding to the failure mode (Table 2) based on the normal or failure.
The failure detection diagnosis unit 220 compares the solar equivalent operation time ( _{Yr, meas} ), the difference value and the solar power generation system equivalent operation time (Y _{p, meas} ) with a preset reference stored in the failure database 230 (S60 and S70), the diagnosis result display unit 240 receives the failure mode and displays the diagnosis result corresponding to the failure mode (S80).
That is, the failure detection diagnosis unit 220 calculates the solar equivalent operation time ( _{Yr, meas} ), the solar power generation system equivalent operation time ( _{Yp, meas} ), and the difference value based on the data stored in the failure database It is judged whether it is a normal state or a fault state by comparing whether it meets a set criterion (S60)
In one embodiment, the failure detection diagnosis unit 220 may fail to detect the values of Y _{r, meas} , Y _{lo, resi} , Y _{la, resi} , Y _{lm, resi} , Y _{lt, resi} , Y _{lp, resi} , Y _r, stored in the database 230 in advance, but compared with a preset reference and _{sequentially, Y r, meas, Y lo} , resi, Y la, resi, Y lm, resi, Y lt, resi, Y lp, resi, Y r, meas value The number of occurrences F _req that is the number of times that both of the number of times of satisfying all of the conditions are satisfied in the failure database 230. [
For example, referring to Table 1, the fault diagnosis unit 220 is Y _{r, meas} is smaller than the value 0.3, Y _{lo, resi} value is greater than 0.05, Y _{lp, resi} value is less than -0.5, Y _{p , and if the meas} value is less than 0.01 and the number of times that the above conditions are all satisfied, that is, the number of occurrences F _req is equal to or more than 8, a 'failure mode 2' is output.
In this case, referring to Table 2, the diagnosis result corresponding to 'failure mode 2' is 'solar power generation system stop', and the diagnosis result display unit 240 displays the corresponding failure mode signal from the failure detection diagnosis unit 220 And displays 'fault mode 2' and 'solar power generation system stop'.
In another example, referring to Table 1, the failure detection diagnosis unit 220 determines whether or not the value of Y _{r, meas} is larger than 0.3 _{, the} value of Y _{lm, resi} is smaller than -0.06 _{, the} value of Y _{lp and resi} is smaller than 0, If Y _{p and meas} are greater than 0.01, 'fault mode 8' is output. In this case, referring to Table 2, the diagnosis result corresponding to 'failure mode 8' becomes 'PV power inverter maximum output follow-up error', and the diagnosis result display unit 240 displays the diagnosis result corresponding to the failure Mode signal to display the 'failure mode 8' and the 'solar power inverter maximum output follow-up error' corresponding thereto.

The history management unit 260 diagnoses whether there is an unknown failure, and outputs the predicted value, the difference value, the number of occurrences (F _req ), the failure mode, and the diagnosis result corresponding to the unknown failure, (S90)
Specifically, the history management unit 260 is Y _{r, meas,} Y _{lo, resi,} Y _{la, resi,} Y _{lm, resi,} Y _{lt, resi,} Y _{lp, resi,} Y _{p, meas} and time of occurrence (F _req) If the values do not meet the predetermined criteria in the fault database _{(230), Y r, meas} , Y lo, resi, Y la, resi, Y lm, resi, Y lt, resi, Y lp, resi, Y p, Y _{r, meas} , Y _{lo, resi} , Y _{la, resi} , Y _{lm, resi} , and _meas, and the number of occurrences (F _req ) Y _lt, Chemistry and _resi, Y _{lp, resi, p Y,} the database on _meas and time of occurrence (F _req) value and new failure modes and failure database 230, the diagnosis result corresponding to this.

3 is a graph showing the equivalent operation time of the grid-connected photovoltaic power generation system according to an embodiment of the present invention.
3, the solar equivalent operating time 10, the maximum equivalent operating time 20 of the solar power generation array 20, the optimal equivalent operating time 20 of the solar power generation array 20, , The equivalent operating time after the temperature correction of the photovoltaic power generation array 20, the equivalent operating time of the photovoltaic power generation array 20 and the equivalent operating time of the photovoltaic power generation system 200 are measured every 5 minutes.

Fig. 4 is a graph showing actual measured values of the grid-connected solar power generation system calculated by Fig. 2. Fig.
Referring to FIG. 4, other losses of the photovoltaic array 20, loss of DC line of the photovoltaic array 20, loss of photovoltaic power generation 10 using Equations 1, 2 and 5 to 9, The measured values of the mismatch loss of the array 20, the temperature rise loss of the solar cell array 20, and the solar power inverter loss are measured every 15 minutes.

FIG. 5 is a graph showing a predicted value of loss in the grid-connected solar power generation system calculated by FIG.
FIG. 5 is a graph showing the relationship between the equations (1), (3) Equation 4, (20) other losses, solar power generation array (20) DC line loss, solar power generation array (20) mismatch loss, solar power generation array (20) temperature rise Loss and PV inverter loss are measured every 15 minutes.

FIG. 6 is a graph showing the relationship between the measured value and the predicted value of the photovoltaic array other losses, the photovoltaic array DC line loss, the photovoltaic array mismatch loss, the photovoltaic array temperature rise loss, Fig.
FIG. 6 is a graph illustrating the other losses of the photovoltaic array, the DC line loss of the photovoltaic array 20, the mismatch loss of the photovoltaic array 20, the photovoltaic array 20 ) And the difference between the measured value and the predicted value of the loss of the PV inverter are measured every 15 minutes.

FIG. 7 is a graph showing a result of calculating the failure mode of the grid-connected photovoltaic power generation system according to FIG.
7 shows the calculation result of the failure mode of the photovoltaic power generation system from the measured value, the difference value, and the occurrence frequency (F _req ) of the photovoltaic power generation system 100 using the equations (1) to For every 15 minutes.
7, it is possible to monitor the operation status of the photovoltaic power generation system in real time by checking whether there is a normal state or a fault state in real time, and automatically diagnose the cause and location of a fault when a fault occurs, And the diagnosis result information corresponding to the failure mode according to Table 2 can be provided to the user more easily and promptly, thereby saving time and cost for operating recovery and maintenance of the photovoltaic power generation system.

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

삭제delete

10 : 태양 100 : 태양광발전 시스템
20 : 태양광발전 어레이 30 : 태양광발전 인버터
200 : 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단 장치
210 : 성능 데이터베이스 220 : 고장 검출 진단부
230 : 고장 데이터베이스 240 : 진단결과 표시부
250 : 메모리 260 : 이력관리부10: Solar 100: Solar power system
20: PV array 30: PV inverter
200: Fault Detection Diagnostic System of Grid-Connect Photovoltaic Generation System
210: performance database 220: failure detection diagnosis unit
230: Failure database 240: Diagnosis result display part
250: memory 260: history management unit

Claims (22)

태양광발전 어레이 및 태양광발전 인버터를 포함하는 태양광발전 시스템의 정상 상태 또는 고장 상태를 진단하는 고장 검출 진단 장치에 의해 수행되는 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단방법에 있어서,
상기 태양광발전 시스템의 직류전력, 교류전력, 일사강도, 온도 또는 풍속값을 포함하는 운전 데이터를 저장하는 성능데이터베이스에 수집된 상기 일사강도, 직류전력 및 교류전력의 실측값을 각각 태양 등가 가동시간(Y_r,meas), 태양광발전 어레이 등가 가동시간(Y_a,meas) 및 태양광발전 시스템 등가 가동시간(Y_p,meas)으로 변환하여 산출하는 단계;
상기 태양 등가 가동시간(Y_r,meas)을 기초로 하여 입사각 변동, 오염, 적설 또는 노화 중 적어도 어느 하나 이상을 고려한 태양광발전 어레이 최대 등가 가동시간(Y_am)의 실측값을 산출하는 단계;
상기 태양광발전 어레이 최대 등가 가동시간(Y_am) 및 상기 성능데이터베이스에 수집된 태양광발전 어레이 직류전류(I_a,meas)를 기초로 하여 태양광발전 어레이의 직류선로 저항을 고려한 태양광발전 어레이 최적 등가 가동시간의 실측값(Y_ao,meas)을 산출하는 단계;
상기 태양광발전 어레이 최적 등가 가동시간(Y_ao,meas) 및 상기 성능데이터베이스에 수집된 태양광 발전 어레이 표면온도(T_m.meas)를 기초로 하여 태양광발전 어레이의 직병렬 불균형 및 최대 출력점 변동 중 적어도 어느 하나 이상을 고려한 태양광발전 어레이 온도 보정 후 등가 가동시간의 실측값(Y_at,meas)을 산출하는 단계;
상기 태양 등가 가동시간(Y_r,meas)을 기초로 하여 태양광발전 어레이 직류전류의 예측값(I_a,esti)을 산출하는 단계 ;
상기 태양광발전 어레이 최대 등가 가동시간(Y_am) 및 상기 태양광발전 어레이 직류전류의 예측값(I_a,esti)으로부터 태양광발전 어레이의 직류선로 저항을 고려한 태양광발전 어레이 최적 등가 가동시간의 예측값(Y_ao,esti)을 산출하는 단계;
상기 태양광발전 어레이 최적 등가 가동시간의 예측값(Y_ao,esti) 및 상기 태양광 발전 어레이 표면온도(T_m.meas)를 기초로 하여 태양광발전 어레이의 직병렬 불균형 및 최대 출력점 변동 중 적어도 어느 하나 이상을 고려한 태양광발전 어레이 온도보정 후 등가 가동시간의 예측값(Y_at,esti), 태양광발전 어레이의 표면온도 상승을 고려한 태양광발전 어레이 등가 가동시간의 예측값(Y_a,esti), 태양광발전 인버터의 변환효율 감소 및 대기상태 증 적어도 어느 하나 이상에 고려한 태양광발전 시스템 등가 가동시간의 예측값(Y_p,esti)을 각각 산출하는 단계;
상기 태양 등가 가동시간(Y_r,meas), 상기 태양광발전 어레이 최대 등가 가동시간(Y_am), 상기 태양광발전 어레이 최적 등가 가동시간(Y_ao,meas) 및 상기 태양광발전 어레이 온도보정 후 등가 가동시간(Y_at,meas), 상기 태양광발전 어레이 등가 가동시간(Y_a,meas), 상기 태양광발전 시스템 등가 가동시간(Y_p,meas), 상기 태양광발전 어레이 표면온도(T_m.meas) 및 상기 성능데이터베이스에 수집된 태양광발전 어레이 직류전류(I_a,meas)를 기초로 하여 입사각변동, 오염, 적설 또는 노화 중 적어도 어느 하나 이상에 의한 손실인 태양광발전 어레이 기타 손실의 실측값(Y_lo,meas), 상기 태양광발전 어레이의 직류선로 저항에 따른 손실인 태양광발전 어레이 직류선로 손실의 실실측값(Y_la,meas), 태양광발전 어레이의 직병렬 불균형 및 최대 출력점 변동 중 적어도 어느 하나 이상에 의한 손실인 태양광발전 어레이 부정합 손실의 실측값(Y_lm.meas), 상기 태양광발전 어레이의 표면온도 상승에 의한 손실인 태양광발전 어레이 온도상승 손실의 실측값(Y_lt.meas), 상기 태양광발전 인버터의 변환효율 감소 또는 대기상태 중 적어도 어느 하나 이상에 의한 손실인 태양광발전 인버터 손실의 실측값(Y_lp.meas)을 각각 산출하는 단계;
상기 태양 등가 가동시간(Y_r,meas), 상기 태양광발전 어레이 최대 등가 가동시간(Y_am), 상기 태양광발전 어레이 최적 등가 가동시간(Y_ao,esti) 및 상기 태양광발전 어레이 온도보정 후 등가 가동시간(Y_at,esti), 상기 태양광발전 어레이 등가 가동시간(Y_a,esti), 상기 태양광발전 시스템 등가 가동시간(Y_p,esti), 상기 태양광발전 어레이 표면온도(T_m.meas) 및 태양광발전 어레이 직류전류의 예측값(I_a,esti)를 기초로 하여 입사각 변동, 오염, 적설 또는 노화 중 적어도 어느 하나 이상에 따른 손실인 태양광발전 어레이 기타 손실의 예측값(Y_lo,esti), 상기 태양광발전 어레이의 직류선로 저항에 따른 손실인 태양광발전 어레이 직류선로 손실의 예측값(Y_la,esti), 상기 태양광발전 어레이의 직병렬 불균형 또는 최대 출력점 변동 중 적어도 어느 하나 이상에 의한 손실인 태양광발전 어레이 부정합 손실의 예측값(Y_lm.esti), 태양광발전 어레이의 표면온도 상승에 따른 손실인 태양광발전 어레이 온도상승 손실의 예측값(Y_lt.esti), 상기 태양광발전 인버터의 변환효율 감소 또는 대기상태 중 적어도 어느 하나 이상에 의한 손실인 태양광발전 인버터 손실의 예측값(Y_lp.esti)을 각각 산출하는 단계;
상기 태양광발전 어레이 기타 손실의 실측값(Y_lo,meas), 상기 태양광발전 어레이 부정합 손실의 실측값(Y_lm,meas), 상기 태양광발전 어레이 온동상승 손실의 실측값(Y_lt,meas), 상기 태양광 발전 어레이 직류선로 손실의 실측값(Y_la,meas), 상기 태양광발전 인버터 손실의 실측값(Y_lp,meas)과 상기 태양광발전 어레이 기타 손실의 예측값(Y_lo,esti) 태양광발전 어레이 부정합 손실의 예측값(Y_lm,esti) 상기 태양광발전 어레이 온동상승 손실의 예측값(Y_lt,esti), 상기 태양광 발전 어레이 직류선로 손실의 실측값(Y_la,esti), 상기 태양광발전 인버터 손실의 예측값(Y_lp,esti)을 이용하여 상기 태양광발전 어레이 기타 손실 차이값(Y_lo,resi), 태양광발전 어레이 직류선로 손실 차이값(Y_la,resi), 태양광발전 어레이 부정합 손실 차이값(Y_lm,resi), 태양광발전 어레이 온도상승 손실 차이값(Y_lt,resi), 태양광발전 인버터 손실 차이값(Y_lp,resi)을 각각 산출하는 단계;
상기 태양 등가 가동시간(Y_r,meas), 상기 태양광발전 어레이 기타 손실 차이값(Y_lo,resi), 태양광발전 어레이 직류선로 손실 차이값(Y_la,resi), 태양광발전 어레이 부정합 손실 차이값(Y_lm,resi), 태양광발전 어레이 온도상승 손실 차이값(Y_lt,resi), 태양광발전 인버터 손실 차이값(Y_lp,resi), 상기 태양광발전 시스템 등가 가동시간(Y_p,meas) 및 발생 횟수(F_req)가 미리 설정된 기준을 만족하는지를 비교하여 태양광발전 시스템의 고장 여부를 판단한 후에 고장 상태에 대응하는 고장 모드를 출력하는 단계를 포함하는 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단방법.
A fault detection and diagnosis method of a grid-connected photovoltaic power generation system, which is performed by a fault detection diagnosis apparatus for diagnosing a steady state or a fault state of a solar power generation system including a solar power generation array and a solar power generation inverter,
The actual values of the solar radiation intensity, the DC power, and the AC power collected in the performance database storing the operation data including the DC power, the AC power, the solar radiation intensity, the temperature or the wind speed of the solar photovoltaic system, (Y _{r, meas} ), a photovoltaic power generation array equivalent running time (Y _{a, meas} ), and a photovoltaic power generation system equivalent running time (Y _{p, meas} );
Calculating an actual value of the photovoltaic array maximum equivalent operating time (Y _am ) taking into consideration at least one of incident angle variation, contamination, snowfall, and aging based on the solar equivalent operation time (Y _{r, meas} );
The PV array up to the equivalent running time (Y _am) and PV array on the basis of the performance database, the PV array direct current (I _{a, meas)} collected in consideration of the DC line resistance of the PV array Calculating an actual value (Y _{ao, meas} ) of the optimum equivalent operation time;
Parallel imbalance and maximum output point of the photovoltaic power generation array based on the photovoltaic array optimum operating time ( _{Yao, meas} ) and the photovoltaic array surface temperature ( _Tm.meas ) collected in the performance database (Y _{at, meas} ) of the equivalent operation time after the temperature correction of the photovoltaic array in consideration of at least any one of the variations (Y _{at, meas} );
Calculating _a predicted value (I _{a, esti} ) of the photovoltaic array direct current based on the solar equivalent operation time (Y _{r, meas} );
A predicted value (I _{a, est i} ) of the solar generator array maximum equivalent operating time (Y _am ) and a direct current line resistance of the solar generator array (Y _{ao, esti} );
Parallel unbalance of the photovoltaic power generation array and the maximum output point variation among the variations of the maximum power point on the basis of the predicted value (Y _{ao, esti} ) of the optimum photovoltaic array equivalent operating time and the surface temperature (T _m.meas ) any PV array temperature prediction value of the equivalent running time after the correction in consideration one or more of (Y _{at, esti),} PV array, a predicted value of the equivalent running time taking into account the surface temperature rise of the solar array (Y _{a, esti),} Calculating a predicted value (Y _{p, esti} ) of the equivalent operation time of the photovoltaic power generation system considering at least any one of the reduction of conversion efficiency and the atmospheric state of the solar power inverter;
The solar equivalent running time (Y _{r, meas),} the PV array up to the equivalent running time (Y _am), the PV arrays optimal equivalent running time (Y _{ao, meas),} and after the temperature compensation the PV array equivalent operation time (Y _{at, meas),} the PV array equivalent running time (Y _{a, meas),} the solar power system equivalent running time (Y _{p, meas),} the PV array surface temperature (T _{m .meas)} and the performance database, the PV array direct current (I _{a, meas)} loss of solar array according to the above at least one of an incident angle change, pollution, aging or snow collection on the basis of the loss of other the actually measured value (Y _{lo, meas),} the actually measured value of the room solar loss of photovoltaic array in accordance with the direct current resistance of the power line array DC line loss (Y _{la, meas),} (Y _lm.meas ) of a photovoltaic power generation array mismatch loss which is a loss due to at least one of a series-parallel unbalance and a maximum output point variation of the photovoltaic power generation array, a loss a PV array actually measured value of the temperature increase loss (Y _lt.meas), the solar power conversion efficiency decreases or the standby state of the at least one measured value of the loss of the PV inverter loss by at least one inverter (Y _{lp .meas.} ), respectively;
The solar equivalent running time (Y _{r, meas),} the PV array up to the equivalent running time (Y _am), the PV arrays optimal equivalent running time (Y _{ao, esti)} and after the temperature compensation the PV array equivalent operation time (Y _{at, esti),} the PV array equivalent running time (Y _{a, esti),} the solar power system equivalent running time (Y _{p, esti),} the PV array surface temperature (T _{m .meas)} and PV array DC prediction value of the current (I _{a, esti)} on the basis of the variation with angle of incidence, the predicted value of the loss of the PV array and other losses due to contamination, for at least one of a snow cover or aging (Y _{lo , esti} ), a predicted value ( _{Yla, esti} ) of the loss of the direct current line of the photovoltaic array _{, which} is loss due to the direct current line resistance of the photovoltaic array, at least one of the series parallel unbalance or the maximum output point variation Hand by one or more A predicted value of the solar photovoltaic array mismatch loss (Y _lm.esti), the predicted value (Y _lt.esti) loss of the PV array temperature increase loss due to the surface temperature rise of the photovoltaic array, the photovoltaic inverter Calculating a predicted value (Y _lp.esti ) of the loss of the photovoltaic inverter, which is a loss due to at least one of a reduction in conversion efficiency or a standby state;
Measured values of the PV array and other losses (Y _{lo, meas),} the PV array mismatch actually measured value (Y _{lm, meas)} of the loss, the PV array ondong actually measured value of the rising loss (Y _{lt, meas} ), the PV array actually measured value of the direct-current line loss (Y _{la, meas),} the actually measured value of the PV inverter loss (Y _{lp, meas)} and the sun predicted value of the photovoltaic array and other losses (Y _{lo, esti} ) Estimated value (Y _{lm, esti} ) of photovoltaic power generation array mismatch loss (Y _{lm, esti} ) A predicted value (Y _{lt, esti} ) of the solar power generation array _warm- ( _{Ylo , resi} ), the photovoltaic array DC line loss difference value ( _{Yla, resi} ), the photovoltaic array line loss difference value ( _{Yla, resi} ) Photovoltaic array mismatch loss difference value (Y _{lm, resi} ), PV array temperature rise Calculating a loss difference value ( _{Ylt, resi} ) and a PV power loss difference value ( _{Ylp, resi} ), respectively;
The method of _claim 1, wherein the solar equivalent operating time (Y _{r, meas} ), the solar power generation array other loss difference value (Y _{lo, resi} ), the solar power generation array DC line loss difference value (Y _{la, resi} ), the photovoltaic power generation array mismatch loss difference value (Y _{lm, resi),} PV array temperature increase loss difference value (Y _{lt, resi),} PV inverter loss difference value (Y _{lp, resi),} the solar power system equivalent running time (Y _{p , meas} ) and the number of occurrences (F _req ) satisfy a predetermined criterion to determine whether the photovoltaic power generation system is faulty, and then outputting a failure mode corresponding to the fault state. Fault detection and diagnosis method.
제1항에 있어서, 상기 고장 검출 진단 장치는,
상기 태양광 발전 시스템의 고장 상태에 대응하는 상기 태양 등가 가동시간(Y_r,meas), 태양광발전 시스템 등가 가동시간(Y_p,meas), 상기 태양광발전 어레이 기타 손실 차이값(Y_lo,resi), 태양광발전 어레이 직류선로 손실 차이값(Y_la,resi), 태양광발전 어레이 부정합 손실 차이값(Y_lm,resi), 태양광발전 어레이 온도상승 손실 차이값(Y_lt,resi), 태양광발전 인버터 손실 차이값(Y_lp,resi)과 발생 횟수(F_req)에 대한 데이터들을 고장 데이터베이스에 각 고장 모드별로 저장하는 것을 특징으로 하는 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단방법.
The fault diagnosis apparatus according to claim 1,
(Y _{r, meas} ) corresponding to a failure state of the solar power generation system, a solar power generation system equivalent operation time (Y _{p, meas} ), the solar power generation array and other loss difference values (Y _{lo, resi} ), the photovoltaic array DC line loss difference value ( _{Yla, resi} ), the photovoltaic power generation array mismatch loss difference value ( _{Ylm, resi} ), the photovoltaic power generation array temperature rise loss difference value ( _{Ylt, resi} ) _Wherein the data of the solar power inverter loss difference value (Y _{lp, resi} ) and the occurrence frequency (F _req ) are stored in the failure database for each failure mode.
제2항에 있어서,
상기 태양 등가 가동시간(Y_r,meas), 상기 태양광발전 어레이 기타 손실 차이값(Y_lo,resi), 태양광발전 어레이 직류선로 손실 차이값(Y_la,resi), 태양광발전 어레이 부정합 손실 차이값(Y_lm,resi), 태양광발전 어레이 온도상승 손실 차이값(Y_lt,resi), 태양광발전 인버터 손실 차이값(Y_lp,resi), 상기 태양광발전 시스템 등가 가동시간(Y_p,meas) 및 발생 횟수(F_req)가 미리 설정된 기준을 만족하는지를 비교하는 단계는,
상기 태양광발전 어레이 기타 손실 차이값(Y_lo,resi), 태양광발전 어레이 직류선로 손실 차이값(Y_la,resi), 태양광발전 어레이 부정합 손실 차이값(Y_lm,resi), 태양광발전 어레이 온도상승 손실 차이값(Y_lt,resi), 태양광발전 인버터 손실 차이값(Y_lp,resi)과 상기 태양광발전 시스템 등가 가동시간(Y_p,meas) 값을 상기 고장 데이터베이스에 저장된 미리 설정된 기준과 순차적으로 비교하고, 상기 차이값(Y_lo,resi, Y_la,resi, Y_lm,resi, Y_lt,resi, Y_lp,resi)과 상기 태양광발전 시스템 등가 가동시간(Y_p,meas) 값을 모두 만족하는 발생 횟수(F_req)가 미리 설정된 기준을 만족할 경우에 해당되는 고장모드를 출력하도록 하는 것을 특징으로 하는 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단방법.
3. The method of claim 2,
The method of _claim 1, wherein the solar equivalent operating time (Y _{r, meas} ), the solar power generation array other loss difference value (Y _{lo, resi} ), the solar power generation array DC line loss difference value (Y _{la, resi} ), the photovoltaic power generation array mismatch loss difference value (Y _{lm, resi),} PV array temperature increase loss difference value (Y _{lt, resi),} PV inverter loss difference value (Y _{lp, resi),} the solar power system equivalent running time (Y _{p , meas} ) and the number of occurrences (F _req ) satisfy a preset criterion,
The solar power generation array and other loss difference values _{Ylo and resi} , the solar power generation array DC line loss difference values _{Yla and resi} , the photovoltaic array mismatch loss difference values _{Ylm and resi} , (Y _{p, meas} ) values stored in the failure database and the array temperature rise loss difference value (Y _{lt, resi} ), the solar power generation inverter loss difference value (Y _{lp, resi} ) and the solar power generation system equivalent operation time compared by the sequence, the difference value (Y _{lo, resi,} Y _{la, resi,} Y _{lm, resi,} Y _{lt, resi,} Y _{lp, resi)} and the solar power system equivalent running time (Y _{p, meas} (F _req ) satisfying a predetermined criterion is output, the failure mode corresponding to the number of occurrences (F _req ) satisfying all the values of the failure mode is outputted.
제3항에 있어서,
상기 태양광발전 어레이 기타 손실 차이값(Y_lo,resi), 태양광발전 어레이 직류선로 손실 차이값(Y_la,resi), 태양광발전 어레이 부정합 손실 차이값(Y_lm,resi), 태양광발전 어레이 온도상승 손실 차이값(Y_lt,resi), 태양광발전 인버터 손실 차이값(Y_lp,resi)과 상기 태양광발전 시스템 등가 가동시간(Y_p,meas) 값을 상기 고장 데이터베이스에 저장된 미리 설정된 기준을 만족하지 않는 경우,
상기 태양 등가 가동 시간(Y_r,meas), 상기 태양광발전 어레이 기타 손실 차이값(Y_lo,resi), 태양광발전 어레이 직류선로 손실 차이값(Y_la,resi), 태양광발전 어레이 부정합 손실 차이값(Y_lm,resi), 태양광발전 어레이 온도상승 손실 차이값(Y_lt,resi), 태양광발전 인버터 손실 차이값(Y_lp,resi)과 상기 태양광발전 시스템 등가 가동시간(Y_p,meas) 값을 상기 고장 데이터베이스에 저장된 미리 설정된 기준, 발생 횟수(F_req) 및 과거의 정상운전 데이터에 기초하여 미지고장 유무를 진단하는 것을 특징으로 하는 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단방법.
The method of claim 3,
The solar power generation array and other loss difference values _{Ylo and resi} , the solar power generation array DC line loss difference values _{Yla and resi} , the photovoltaic array mismatch loss difference values _{Ylm and resi} , (Y _{p, meas} ) values stored in the failure database and the array temperature rise loss difference value (Y _{lt, resi} ), the solar power generation inverter loss difference value (Y _{lp, resi} ) and the solar power generation system equivalent operation time If the criterion is not satisfied,
The method of _claim 1, wherein the solar equivalent operating time (Y _{r, meas} ), the solar power generation array other loss difference value (Y _{lo, resi} ), the solar power generation array DC line loss difference value (Y _{la, resi} ), the photovoltaic power generation array mismatch loss difference value (Y _{lm, resi),} PV array temperature increase loss difference value (Y _{lt, resi),} PV inverter loss difference value (Y _{lp, resi)} and the solar power system equivalent running time (Y _{p , meas} ) is diagnosed based on a preset criterion, the number of occurrences (F _req ) stored in the fault database, and the past normal operation data to determine whether there is an unknown fault. Way.
제4항에 있어서,
상기 미지 고장이 발생한 경우에, 상기 미지 고장의 진단 결과, 상기 태양 등가 가동 시간(Y_r,meas), 상기 태양광발전 어레이 기타 손실 차이값(Y_lo,resi), 태양광발전 어레이 직류선로 손실 차이값(Y_la,resi), 태양광발전 어레이 부정합 손실 차이값(Y_lm,resi), 태양광발전 어레이 온도상승 손실 차이값(Y_lt,resi), 태양광발전 인버터 손실 차이값(Y_lp,resi), 상기 태양광발전 시스템 등가 가동시간(Y_p,meas) 및 발생 횟수(F_req)값을 상기 고장 데이터베이스에 데이터베이스화하여 이력 관리를 수행하는 단계를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단방법.
5. The method of claim 4,
(Y _{r, meas} ), the solar power generation array and other loss difference values (Y _{lo, resi} ), the photovoltaic array DC line loss difference value (Y _{la, resi),} PV array mismatch loss difference value (Y _{lm, resi),} PV array temperature increase loss difference value (Y _{lt, resi),} PV inverter loss difference value (Y _{lp , resi} ), the solar power generation system equivalent operation time (Y _{p, meas} ) and the occurrence frequency (F _req ) into the failure database and performing history management Fault detection and diagnosis method for solar photovoltaic system.
제2항에 있어서,
상기 태양광발전 시스템의 고장 여부를 판단한 후에 고장 상태에 대응하는 고장 모드를 출력하는 단계는,
상기 고장 데이터베이스에 저장된 고장 모드와 대응되는 진단결과를 표시하도록 하는 단계를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단방법.
3. The method of claim 2,
Wherein the step of outputting the failure mode corresponding to the failure state after determining the failure of the photovoltaic power generation system comprises:
And displaying a diagnosis result corresponding to the failure mode stored in the failure database.
제1항에 있어서,
상기 태양광발전 시스템 손실의 실측값들 중에서 상기 태양광발전 어레이 기타 손실의 실측값(Y_lo,meas)은 하기 수학식 1에 의해 미리 설정된 시간 간격별로 산출하는 것을 특징으로 하는 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단방법.
수학식 1.

경우 ;

경우

여기서, Y_ao,meas : 태양광발전 어레이 최적 등가 가동시간 실측값
Y_at,meas : 태양광발전 어레이 온도 보정 후 등가 가동시간 실측값
Y_r,meas : 태양 등가 가동시간 실측값
Y_am : 태양광발전 어레이 최대 등가 가동시간
d_a1 : 운전년수 1년 태양광발전 어레이 감쇄계수
d_an : 운전년수 n년 태양광발전 어레이 감쇄계수
Y_lo,meas : 태양광발전 어레이 기타손실 실측값
T_min : 시간 간격(분)
The method according to claim 1,
(Y _{lo, meas} ) of the photovoltaic power generation array and other losses among actual measured values of the photovoltaic power generation system loss is calculated for each predetermined time interval according to the following equation (1) Fault detection diagnosis method of power generation system.
Equation 1

Occation ;

Occation

Here, Y _{ao, meas is the} actual equivalent operating time of the photovoltaic array
Y _{at, meas} : Equivalent running time measured after photovoltaic array temperature correction
Y _{r, meas} : Actual value of solar equivalent operation time
Y _am : Photovoltaic array maximum equivalent uptime
d _a1 : Number of years of operation 1 year Photovoltaic power generation array attenuation coefficient
d _an : Number of years of operation n Year Photovoltaic array attenuation coefficient
Y _{lo, meas} : Photovoltaic power generation array Other measured values
T _min : Time interval (minutes)
제1항에 있어서,
상기 태양광발전 시스템 손실의 실측값들 중에서 상기 태양광발전 어레이 직류선로 손실의 실측값(Y_la,meas)은 하기 수학식 2에 의해 미리 설정된 시간 간격별로 산출하는 것을 특징으로 하는 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단방법.
수학식 2.

여기서, Y_am : 태양광발전 어레이 최적 등가 가동시간
Y_ao,meas : 태양광발전 어레이 최대 등가 가동시간 실측값
Y_la,meas : 태양광발전 어레이 직류선로 손실 실측값
I_a,meas : 태양광발전 어레이 직류전류 실측값
R_a : 태양광발전 어레이 직류선로 저항
T_min : 시간 간격(분)
The method according to claim 1,
( _{Yla, meas} ) of the photovoltaic array DC line loss among measured values of the photovoltaic power generation system loss is calculated for each predetermined time interval according to the following equation (2) Fault detection diagnosis method of photovoltaic system.
(2)

Here, Y _am : optimal photovoltaic array equivalent operating time
Y _{ao, meas} : Photovoltaic array maximum equivalent running time Actual value
Y _{la, meas} : measured value of photovoltaic array DC line loss
I _{a, meas} : Photovoltaic array DC current measured value
R _a : PV array DC line resistance
T _min : Time interval (minutes)
제1항에 있어서,
상기 태양광발전 시스템 손실의 실측값들 중에서 상기 태양광발전 어레이의 부정합 손실의 실측값(Y_lm,meas)은 하기 수학식 3에 의해 미리 설정된 시간 간격별로 산출하는 것을 특징으로 하는 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단방법.
수학식 3.

경우 :

경우 :

여기서, Y_ao,meas : 태양광발전 어레이 최적 등가 가동시간 실측값
Y_at,meas : 태양광발전 어레이 온도 보정 후 등가 가동시간 실측값
Y_lm,meas : 태양광발전 어레이 부정합 손실 실측값
T_min : 시간 간격(분)
The method according to claim 1,
(Y _{lm, meas} ) of the mismatch loss of the photovoltaic power generation array among actual measured values of the photovoltaic power generation system loss is calculated for each predetermined time interval according to the following equation (3) Fault detection diagnosis method of photovoltaic system.
(3)

Occation :

Occation :

Here, Y _{ao, meas is the} actual equivalent operating time of the photovoltaic array
Y _{at, meas} : Equivalent running time measured after photovoltaic array temperature correction
Y _{lm, meas} : Photovoltaic array mismatch loss measured value
T _min : Time interval (minutes)
제1항에 있어서,
상기 태양광발전 시스템 손실의 실측값들 중에서 상기 태양광발전 어레이 온도상승 손실의 실측값(Y_lt,meas)은 하기 수학식 4에 의해 미리 설정된 시간 간격별로 산출하는 것을 특징으로 하는 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단방법.
수학식 4.

여기서, Y_at,meas: 태양광발전 어레이 온도 보정 후 등가 가동시간 실측값
Y_a,meas: 태양광발전 어레이 등가 가동시간 실측값,
Y_lt,meas: 태양광발전 어레이 온도상승 손실 실측값,
T_min: 시간 간격(분)
The method according to claim 1,
Wherein the actually measured value (Y _{lt, meas} ) of the temperature rise loss of the solar power generation array among actual measured values of the solar power generation system loss is calculated for each predetermined time interval by the following equation (4) Fault detection diagnosis method of photovoltaic system.
Equation 4.

Here, Y _{at, meas} : measured value of equivalent operation time after photovoltaic array temperature correction
Y _{a, meas} : equivalent value of solar power generation array operating time,
Y _{lt, meas} : PV array temperature rising loss actual value,
T _min : Time interval (minutes)
제1항에 있어서,
상기 태양광발전 시스템 손실의 실측값들 중에서 상기 태양광발전 인버터 손실의 실측값(Y_lp,meas)은 하기 수학식 5에 의해 미리 설정된 시간 간격별로 산출하는 것을 특징으로 하는 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단방법.
수학식 5.

경우 :

경우 :

여기서, Y_a,meas: 태양광발전 어레이 등가 가동시간 실측값
Y_p,meas: 태양광발전 시스템 등가 가동시간 실측값
Y_r,meas: 태양 등가 가동시간 실측값
Y_lp,meas : 태양광발전 인버터 손실 실측값
T_min: 시간 간격(분)
The method according to claim 1,
_Wherein an actual value (Y _{lp, meas} ) of the loss of the photovoltaic inverter among actual measured values of the photovoltaic power generation system loss is calculated for each predetermined time interval according to the following equation (5) Fault detection diagnosis method of system.
Equation (5)

Occation :

Occation :

Here, Y _{a, meas} : Actual value of solar power generation array equivalent operation time
Y _{p, meas} : Actual value of solar power system equivalent operation time
Y _{r, meas} : Actual value of solar equivalent operation time
Y _{lp, meas} : Loss of photovoltaic power generator actual measured value
T _min : Time interval (minutes)
제1항에 있어서,
상기 태양광발전 시스템 손실의 예측값들 중에서 상기 태양광발전 어레이 기타 손실의 예측값(Y_lo,esti)은 하기 수학식 6에 의해 미리 설정된 시간 간격별로 산출하는 것을 특징으로 하는 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단방법.
수학식 6.

경우 ;

경우 ;

여기서, Y_ao,esti : 태양광발전 어레이 최적 등가 가동시간 예측값
Y_at,esti : 태양광발전 어레이 온도 보정 후 등가 가동시간 예측값
Y_am : 태양광발전 어레이 최대 등가 가동시간
Y_r,meas : 태양 등가 가동시간 실측값

: 운전년수 1년 태양광발전 어레이 감쇄계수

: 운전년수 n년 태양광발전 어레이 감쇄계수
Y_lo,esti : 태양광발전 어레이 기타손실 예측값
T_min : 시간 간격(분)
The method according to claim 1,
Wherein the predicted value ( _{Ylo, esti} ) of the photovoltaic power generation array and other losses among predicted values of the photovoltaic power generation system loss is calculated for each predetermined time interval according to Equation (6) below: Fault detection and diagnosis method.
≪ / RTI >

Occation ;

Occation ;

Here, Y _{ao, esti} : solar power generation array optimal equivalent operating time predicted value
Y _{at, esti} : Estimated equivalent running time after PV array temperature compensation
Y _am : Photovoltaic array maximum equivalent uptime
Y _{r, meas} : Actual value of solar equivalent operation time

: Driving years 1 year Photovoltaic power generation array attenuation coefficient

: Number of years of operation n Year Photovoltaic array attenuation coefficient
Y _{lo, esti} : PV array Other loss estimates
T _min : Time interval (minutes)
제1항에 있어서,
상기 태양광발전 시스템 손실의 예측값들 중에서 상기 태양광발전 어레이 직류전류 손실의 예측값(Y_la,esti)은 하기 수학식 7에 의해 미리 설정된 시간 간격별로 산출하는 것을 특징으로 하는 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단방법.
수학식 7.

여기서, Y_am : 태양광발전 어레이 최적 등가 가동시간 예측값
Y_ao,esti : 태양광발전 어레이 최대 등가 가동시간 예측값
Y_la,,esti: 태양광발전 어레이 직류선로 손실 예측값

: 태양광발전 어레이 전류 보정계수

: 태양광발전 어레이 전류 보정계수

: 운전년수 1년 태양광발전 어레이 감쇄계수

: 운전년수 n년 태양광발전 어레이 감쇄계수

: 운전년수 1년 태양광발전 어레이 노화계수

: 운전년수 n년 태양광발전 어레이 노화계수
I_a,,esti: 태양광발전 어레이 직류전류 예측값
R_a,,esti: 태양광발전 어레이 직류선로 저항
T_min : 시간 간격(분)
The method according to claim 1,
( _{Yla, esti} ) of the photovoltaic array direct current loss among predicted values of the photovoltaic power generation system loss is calculated for each time interval set in advance by the following equation (7) Fault detection diagnosis method of system.
Equation (7)

Here, Y _am : solar power generation array optimum equivalent operation time predicted value
Y _{ao, esti} : PV array maximum equivalent uptime predicted value
Y _{la ,, esti} : Solar power generation array DC line loss prediction value

: Photovoltaic array current correction factor

: Photovoltaic array current correction factor

: Driving years 1 year Photovoltaic power generation array attenuation coefficient

: Number of years of operation n Year Photovoltaic array attenuation coefficient

: Driving years 1 year Photovoltaic array Aging factor

: Number of years of operation n Year PV array Aging factor
I _{a ,, esti} : Estimated value of photovoltaic array DC current
R _{a ,, esti} : PV array DC line resistance
T _min : Time interval (minutes)
제1항에 있어서,
상기 태양광발전 시스템 손실의 예측값들 중에서 상기 태양광발전 어레이 부정합 손실의 예측값(Y_lm,esti)은 하기 수학식 8에 의해 미리 설정된 시간 간격별로 산출하는 것을 특징으로 하는 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단방법.
수학식 8.

경우 :

경우 :

여기서, Y_ao,esti : 태양광발전 어레이 최적 등가 가동시간 예측값
Y_at,esti : 태양광발전 어레이 온도 보정 후 등가 가동시간 예측값
Y_lm,esti : 태양광발전 어레이 부정합 손실 예측값
T_min : 시간 간격(분)
The method according to claim 1,
Wherein the predicted value (Y _{lm, esti} ) of the photovoltaic array mismatch loss among predicted values of the photovoltaic power generation system loss is calculated for each predetermined time interval by the following equation (8) Fault detection and diagnosis method.
Equation (8)

Occation :

Occation :

Here, Y _{ao, esti} : solar power generation array optimal equivalent operating time predicted value
Y _{at, esti} : Estimated equivalent running time after PV array temperature compensation
Y _{lm, esti} : PV array mismatch loss predicted value
T _min : Time interval (minutes)
제1항에 있어서,
상기 태양광발전 시스템 손실의 예측값들 중에서 상기 태양광발전 어레이 온도상승 손실의 예측값(Y_lt,esti)은 하기 수학식 9에 의해 미리 설정된 시간 간격별로 산출하는 것을 특징으로 하는 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단방법.
수학식 9.

여기서, Y_at,esti : 태양광발전 어레이 온도 보정 후 등가 가동시간 예측값
Y_a,esti : 태양광발전 어레이 등가 가동시간 예측값
Y_lt,esti : 태양광발전 어레이 온도상승 손실 예측값
T_min : 시간 간격(분)
The method according to claim 1,
Wherein a predicted value ( _{Ylt, esti} ) of the solar power generation temperature rise loss of the solar power generation system loss is calculated for each predetermined time interval according to the following equation (9) Fault detection diagnosis method of system.
Equation (9)

Here, Y _{at, esti} : predicted equivalent operating time after the photovoltaic array temperature correction
Y _{a, esti} : Solar power generation array equivalent running time predicted value
Y _{lt, esti} : PV array temperature rise loss estimate
T _min : Time interval (minutes)
제1항에 있어서,
상기 태양광발전 시스템 손실의 예측값들 중에서 상기 태양광발전 인버터 손실의 예측값(Y_lp,esti)은 하기 수학식 10에 의해 미리 설정된 시간 간격별로 산출하는 것을 특징으로 하는 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단방법.
수학식 10.

경우 :

경우 :

여기서, Y_a,esti : 태양광발전 어레이 등가 가동시간 예측값
Y_p,esti : 태양광발전 시스템 등가 가동시간 예측값
Y_p,meas : 태양광발전 시스템 등가 가동시간 실측값
Y_r,meas : 태양 등가 가동시간 실측값
Y_lp,esti : 태양광발전 인버터 손실 예측값
T_min : 시간 간격(분)
The method according to claim 1,
_Wherein a predicted value (Y _{lp, esti} ) of the loss of the photovoltaic inverter among predicted values of the photovoltaic power generation system loss is calculated for each predetermined time interval according to Equation (10) below. Fault detection diagnostic method.
Equation 10.

Occation :

Occation :

Here, Y _{a, esti} : solar power generation array equivalent operating time predicted value
Y _{p, esti} : Solar power system equivalent operating time predicted value
Y _{p, meas} : Actual value of solar power system equivalent operation time
Y _{r, meas} : Actual value of solar equivalent operation time
Y _{lp, esti} : Solar power inverter loss estimate
T _min : Time interval (minutes)
제1항에 있어서,
상기 태양광발전 어레이 기타 손실 차이값(Y_lo,resi), 태양광발전 어레이 직류선로 손실 차이값(Y_la,resi), 태양광발전 어레이 부정합 손실 차이값(Y_lm,resi), 태양광발전 어레이 온도상승 손실 차이값(Y_lt,resi), 태양광발전 인버터 손실 차이값(Y_lp,resi)은, 하기 수학식 11에 의해 미리 설정된 시간간격별로 각각 산출하는 것을 특징으로 하는 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단방법.
수학식 11.

여기서, Y_lo,resi : 태양광발전 어레이 기타 손실 차이값
Y_la,resi : 태양광발전 어레이 직류선로 손실 차이값
Y_lm,resi : 태양광발전 어레이 부정합 손실 차이값
Y_lt,resi : 태양광발전 어레이 온도상승 손실 차이값
Y_lp,resi : 태양광발전 인버터 손실 차이값
The method according to claim 1,
The solar power generation array and other loss difference values _{Ylo and resi} , the solar power generation array DC line loss difference values _{Yla and resi} , the photovoltaic array mismatch loss difference values _{Ylm and resi} , The array temperature rise loss difference value ( _{Ylt, resi} ), and the photovoltaic generation inverter loss value ( _{Ylp, resi} ) are calculated for each time interval set in advance by the following equation (11) Fault detection diagnosis method of photovoltaic system.
Equation (11)

Here, Y _{lo, resi} : PV array other loss difference value
Y _{la, resi} : Solar power generation array DC line loss difference value
Y _{lm, resi} : Photovoltaic array mismatch loss difference value
Y _{lt, resi} : PV array temperature rise loss difference value
Y _{lp, resi} : Solar power inverter loss difference value
태양광발전 어레이 및 태양광발전 인버터를 포함하는 태양광발전 시스템의 직류전력, 교류전력, 일사강도, 온도 및 풍속값을 포함하는 운전 데이터를 저장하는 성능 데이터베이스;
상기 태양광발전 시스템의 고장 상태에 대응하는 태양 등가 가동시간, 태양광발전시스템의 등가 가동시간, 상기 태양광발전 시스템의 손실 실측값, 상기 태양광 발전 시스템의 손실 예측값, 상기 태양광 발전 시스템의 손실 실측값과 손실 예측값에 대한 차이값 및 발생 횟수(F_req)를 포함하는 데이터들을 각 고장 모드별로 저장하는 고장 데이터베이스;
상기 운전 데이터를 기초로 손실을 이용한 산출 모델을 수행하여 태양광발전 시스템의 등가 가동시간, 태양광발전 시스템의 실측값, 태양광발전 시스템의 손실 실측값, 태양광발전 시스템의 손실 예측값, 상기 태양광 발전 시스템의 손실 실측값과 손실 예측값에 대한 차이값을 각각 산출하고, 상기 산출한 태양 등가시간, 태양광발전 시스템의 등가 가동시간, 상기 태양광 발전 시스템의 손실 실측값과 손실 예측값에 대한 차이값과 발생 횟수(F_req)를 상기 고장 데이터베이스에 저장된 미리 설정된 기준과 비교하여 상기 태양광발전 시스템의 정상 상태 또는 고장 상태를 판단한 후에 고장 상태에 대응하는 고장 모드를 출력하는 고장 검출 진단부를 포함하는 것을 특징으로 하는 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단장치.
A performance database for storing operation data including a DC power, an AC power, a solar radiation intensity, a temperature, and a wind speed value of a solar power generation system including a solar power generation array and a solar power inverter;
An equivalent operation time of the solar photovoltaic system, an actual loss value of the solar photovoltaic system, a loss predicted value of the solar photovoltaic power generation system, A failure database for storing data including a difference value between the actual loss value and the loss predicted value and the occurrence frequency (F _req ) for each failure mode;
And calculating an actual loss value of the solar power generation system, a loss predicted value of the solar power generation system, an estimated loss value of the solar power generation system, Calculating a difference between an actually measured loss value of the photovoltaic power generation system and a predicted loss value of each of the photovoltaic power generation system, and calculating a difference between the calculated solar equivalent time, the equivalent operation time of the photovoltaic power generation system, And a failure detection diagnosis unit for comparing a value and a frequency of occurrence (F _req ) with a predetermined reference stored in the failure database to determine a normal state or a failure state of the solar power generation system and then outputting a failure mode corresponding to the failure state Wherein the fault detection and diagnosis apparatus comprises:
제18항에 있어서,
상기 고장 검출 진단부에서 출력되는 고장모드를 수신하여 상기 고장 데이터베이스에 저장된 고장모드와 대응되는 진단결과를 표시하는 진단결과 표시부; 및
상기 운전 데이터, 태양광발전 시스템의 손실 실측값, 태양광발전 시스템의 손실 예측값에 대한 정보를 저장하는 메모리를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단장치.
19. The method of claim 18,
A diagnostic result display unit receiving a failure mode output from the failure detection diagnosis unit and displaying a diagnosis result corresponding to a failure mode stored in the failure database; And
Further comprising a memory for storing information on the operation data, a measured loss value of the solar power generation system, and a predicted loss value of the solar power generation system.
제18항에 있어서,
상기 고장 검출 진단부는,
상기 산출한 태양 등가 가동시간, 태양광발전 시스템의 등가 가동시간, 차이값과 발생 횟수(F_req)를 상기 고장 데이터베이스에 저장된 미리 설정된 기준과 순차적으로 비교하고, 상기 산출한 태양 등가 가동시간, 태양광발전 시스템의 등가 가동시간, 상기 태양광 발전 시스템의 손실 실측값과 손실 예측값에 대한 차이값을 모두 만족하는 횟수인 발생 횟수(F_req)가 상기 고장 데이터베이스에 미리 설정된 기준을 만족할 경우에 해당되는 고장모드를 출력하도록 하는 것을 특징으로 하는 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단장치.
19. The method of claim 18,
Wherein the failure detection diagnosis unit comprises:
The calculated solar equivalent operating time, the equivalent operating time of the solar power generation system, the difference value and the number of occurrences (F _req ) sequentially with a preset reference stored in the failure database, and the calculated solar equivalent operating time, When the number of occurrences (F _req ), which is the number of times that both the equivalent operation time of the photovoltaic system and the difference between the loss actual value of the photovoltaic power generation system and the loss predicted value are all satisfied, And outputs a failure mode to the fault detection and diagnosis apparatus.
제18항에 있어서,
상기 고장 검출 진단부는,
상기 산출한 태양 등가시간, 태양광발전 시스템의 등가 가동시간, 상기 태양광 발전 시스템의 손실 실측값과 손실 예측값에 대한 차이값과 발생 횟수(F_req)를 상기 고장 데이터베이스에 저장된 미리 설정된 기준을 만족하지 않는 경우에,
상기 산출한 태양 등가시간, 태양광발전 시스템의 등가 가동시간, 상기 태양광 발전 시스템의 손실 실측값과 손실 예측값에 대한 차이값과 발생 횟수(F_req)의 데이터와 과거의 정상 운전 데이터에 기초하여 미지고장 유무를 진단하고, 상기 진단한 미지 고장의 결과, 상기 산출한 태양 등가 가동시간, 태양광발전 시스템의 등가 가동시간, 상기 태양광 발전 시스템의 손실 실측값과 손실 예측값에 대한 차이값과 발생 횟수(F_req)를 상기 고장 데이터베이스에 데이터베이스화하여 저장하도록 하는 이력관리부를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단장치.
19. The method of claim 18,
Wherein the failure detection diagnosis unit comprises:
The calculated equivalent solar time, the equivalent operating time of the solar power generation system, the difference between the actually measured loss value of the solar power generation system and the loss estimated value, and the number of occurrences F _req satisfy predetermined criteria stored in the failure database If not,
Based on the calculated solar equivalent time, the equivalent operation time of the solar power generation system, the difference between the actually measured loss value of the solar power generation system and the loss estimated value, and the frequency of occurrence (F _req ) And a difference value between the calculated solar equivalent operation time, the equivalent operation time of the solar power generation system, the actual loss value of the solar power generation system, and the loss predicted value, Further comprising a history management unit configured to store the number of times (F _req ) in a database in the failure database.
제18항에 있어서,
상기 고장 검출 진단부는,
상기 태양 등가 가동시간(Y_r,meas), 상기 태양광발전 어레이 최대 등가 가동시간(Y_am), 상기 태양광발전 어레이 최적 등가 가동시간(Y_ao,meas) 및 상기 태양광발전 어레이 온도보정 후 등가 가동시간(Y_at,meas), 상기 태양광발전 어레이 등가 가동시간(Y_a,meas), 상기 태양광발전 시스템 등가 가동시간(Y_p,meas), 상기 태양광발전 어레이 표면온도(T_m.meas) 및 상기 성능데이터베이스에 수집된 태양광발전 어레이 직류전류(I_a,meas)를 기초로 하여 입사각변동, 오염, 적설 또는 노화 중 적어도 어느 하나 이상에 의한 손실인 태양광발전 어레이 기타 손실의 실측값(Y_lo,meas), 상기 태양광발전 어레이의 직류선로 저항에 따른 손실인 태양광발전 어레이 직류선로 손실(Y_la,meas), 태양광발전 어레이의 직병렬 불균형 및 최대 출력점 변동 중 적어도 어느 하나 이상에 의한 손실인 태양광발전 어레이 부정합 손실의 실측값(Y_lm.meas), 상기 태양광발전 어레이의 표면온도 상승에 의한 손실인 태양광발전 어레이 온도상승 손실의 실측값(Y_lt.meas), 상기 태양광발전 인버터의 변환효율 감소 또는 대기상태 중 적어도 어느 하나 이상에 의한 손실인 태양광발전 인버터 손실의 실측값(Y_lp.meas)을 각각 산출하고,
상기 태양 등가 가동시간(Y_r,meas), 상기 태양광발전 어레이 최대 등가 가동시간(Y_am), 상기 태양광발전 어레이 최적 등가 가동시간(Y_ao,esti) 및 상기 태양광발전 어레이 온도보정 후 등가 가동시간(Y_at,esti), 상기 태양광발전 어레이 등가 가동시간(Y_a,esti), 상기 태양광발전 시스템 등가 가동시간(Y_p,esti), 상기 태양광발전 어레이 표면온도(T_m.meas) 및 태양광발전 어레이 직류전류의 예측값(I_a,esti)를 기초로 하여 입사각 변동, 오염, 적설 또는 노화 중 적어도 어느 하나 이상에 따른 손실인 태양광발전 어레이 기타 손실의 예측값(Y_lo,esti), 상기 태양광발전 어레이의 직류선로 저항에 따른 손실인 태양광발전 어레이 직류선로 손실의 예측값(Y_la,esti), 상기 태양광발전 어레이의 직병렬 불균형 또는 최대 출력점 변동 중 적어도 어느 하나 이상에 의한 손실인 태양광발전 어레이 부정합 손실의 예측값(Y_lm.esti), 태양광발전 어레이의 표면온도 상승에 따른 손실인 태양광발전 어레이 온도상승 손실의 예측값(Y_lt.esti), 상기 태양광발전 인버터의 변환효율 감소 또는 대기상태 중 적어도 어느 하나 이상에 의한 손실인 태양광발전 인버터 손실의 예측값(Y_lp.esti)을 각각 산출하며,
상기 태양광발전 어레이 기타 손실 차이값(Y_lo,resi), 태양광발전 어레이 직류선로 손실 차이값(Y_la,resi), 태양광발전 어레이 부정합 손실 차이값(Y_lm,resi), 태양광발전 어레이 온도상승 손실 차이값(Y_lt,resi), 태양광발전 인버터 손실 차이값(Y_lp,resi)을 하기 수학식 11에 의해 미리 설정된 시간간격별로 산출하는 것을 특징으로 하는 계통연계형 태양광발전 시스템의 고장 검출 진단장치.
수학식 11.

여기서, Y_lo,resi : 태양광발전 어레이의 기타 손실 차이값
Y_la,resi : 태양광발전 어레이 직류선로 손실 차이값
Y_lm,resi: 태양광발전 어레이 부정합 손실 차이값
Y_lt,resi : 태양광발전 어레이 온도상승 손실 차이값
Y_lp,resi : 태양광발전 인버터 손실 차이값
19. The method of claim 18,
Wherein the failure detection diagnosis unit comprises:
The solar equivalent running time (Y _{r, meas),} the PV array up to the equivalent running time (Y _am), the PV arrays optimal equivalent running time (Y _{ao, meas),} and after the temperature compensation the PV array equivalent operation time (Y _{at, meas),} the PV array equivalent running time (Y _{a, meas),} the solar power system equivalent running time (Y _{p, meas),} the PV array surface temperature (T _{m .meas)} and the performance database, the PV array direct current (I _{a, meas)} loss of solar array according to the above at least one of an incident angle change, pollution, aging or snow collection on the basis of the loss of other A measured value (Y _{lo, meas} ), a loss (Y _{la, meas} ) of the photovoltaic array array DC line loss which is a loss due to the DC line resistance of the photovoltaic array, (Y _lm.meas ) of a photovoltaic power generation array mismatch loss which is a loss due to at least one of a series-parallel unbalance and a maximum output point variation of the photovoltaic power generation array, a loss a PV array actually measured value of the temperature increase loss (Y _lt.meas), the solar power conversion efficiency decreases or the standby state of the at least one measured value of the loss of the PV inverter loss by at least one inverter (Y _{lp .meas.} ), respectively,
The solar equivalent running time (Y _{r, meas),} the PV array up to the equivalent running time (Y _am), the PV arrays optimal equivalent running time (Y _{ao, esti)} and after the temperature compensation the PV array equivalent operation time (Y _{at, esti),} the PV array equivalent running time (Y _{a, esti),} the solar power system equivalent running time (Y _{p, esti),} the PV array surface temperature (T _{m .meas)} and PV array DC prediction value of the current (I _{a, esti)} on the basis of the variation with angle of incidence, the predicted value of the loss of the PV array and other losses due to contamination, for at least one of a snow cover or aging (Y _{lo , esti} ), a predicted value ( _{Yla, esti} ) of the loss of the direct current line of the photovoltaic array _{, which} is loss due to the direct current line resistance of the photovoltaic array, at least one of the series parallel unbalance or the maximum output point variation Hand by one or more A predicted value of the solar photovoltaic array mismatch loss (Y _lm.esti), the predicted value (Y _lt.esti) loss of the PV array temperature increase loss due to the surface temperature rise of the solar array, the PV inverter (Y _lp.esti ) of the loss of the photovoltaic inverter, which is a loss due to at least one of the reduction in conversion efficiency or the standby state,
The solar power generation array and other loss difference values _{Ylo and resi} , the solar power generation array DC line loss difference values _{Yla and resi} , the photovoltaic array mismatch loss difference values _{Ylm and resi} , The array temperature rise loss difference value ( _{Ylt, resi} ), and the photovoltaic generation inverter loss value ( _{Ylp, resi} ) are calculated for each time interval set in advance by the following equation (11) Fault detection diagnostic system of system.
Equation (11)

Here, Y _{lo, resi} : other loss difference value of PV array
Y _{la, resi} : Solar power generation array DC line loss difference value
Y _{lm, resi} : Photovoltaic array mismatch loss difference value
Y _{lt, resi} : PV array temperature rise loss difference value
Y _{lp, resi} : Solar power inverter loss difference value

Images