WO2020122105A1 - 太陽電池モジュール内の太陽電池セルの動作電圧の推定方法および太陽電池セル動作電圧推定システム - Google Patents

太陽電池モジュール内の太陽電池セルの動作電圧の推定方法および太陽電池セル動作電圧推定システム Download PDF

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WO2020122105A1
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light
solar cell
operating voltage
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小林　靖之
純祐 金須
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学校法人帝京大学
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    • H02S50/00—Monitoring or testing of PV systems, e.g. load balancing or fault identification
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
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    • G01R31/382—Arrangements for monitoring battery or accumulator variables, e.g. SoC
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Definitions

  • the present invention relates to a method for estimating an operating voltage of a solar cell in a solar cell module and a solar cell operating voltage estimation system.
  • the present application claims priority based on Japanese Patent Application No. 2018-233647 filed in Japan on December 13, 2018, the contents of which are incorporated herein by reference.
  • a solar cell module abnormality determination system and method capable of accurately determining which of the plurality of solar cells connected in series is in an abnormal state are known (for example, , Patent Document 1).
  • the abnormality determination system for a solar cell module described in Patent Document 1 performs abnormality determination for a solar cell module including a plurality of solar cells connected in series. More specifically, the abnormality determination system for a solar cell module includes a modulated light irradiator that irradiates one of the plurality of solar cells with modulated light, a signal indicating the power generation output of the solar cell module, and a modulation signal.
  • phase detection unit Based on a reference signal indicating the phase (frequency) of light, a phase detection unit that outputs a signal according to the state of one solar battery cell, and one solar battery cell based on the output signal from the phase detection unit And a determination unit that determines whether or not is an abnormal state.
  • the solar cell module abnormality determination system described in Patent Document 1 can determine whether or not the solar cells in the solar cell module are in an abnormal state, they are connected in series in the solar cell module. The operating voltage of the solar cell cannot be estimated.
  • the present invention provides a method for estimating an operating voltage of a solar cell in a solar cell module capable of estimating an operating voltage of a series-connected solar cell in the solar cell module, and a solar cell.
  • An object is to provide an operating voltage estimation system.
  • One aspect of the present invention is a method of estimating the operating voltage of each of m (m is an integer of 2 or more) solar cells that are connected in series to form a solar cell module.
  • a first step in which a first solar cell, which is one of the cells, is shielded from light; and a modulated light is emitted to the first solar cell in a state where the first solar cell is shielded from light.
  • a second solar cell that is a solar cell whose operating voltage is to be estimated among the m solar cells is modulated.
  • a seventh step of irradiating light and detecting a minute change in the output current of the solar cell module, and a state in which none of the m solar cells are shielded from light The eighth step of irradiating the third solar cells, which are solar cells other than the second solar cells, with modulated light and detecting a minute change in the output current of the solar cell module;
  • a twelfth step of calculating a fourth point which is a point on the second calibration curve that becomes a value of the relative ratio of the resistance of the second solar cell, and a value of the first axis of the fourth point, The thirteenth that is calculated as the operating voltage of the two solar cells
  • the value of the first axis of the first point is calculated from the operating voltage of the solar cell module in the state where the first solar cell is shielded from the open circuit voltage of each of the (m-1) solar cell.
  • the value of the second axis of the first point is the maximum value of the relative ratio of the resistance, and the second point of the first solar cell is shielded from light.
  • the relationship between the value of the operating voltage of any of the (m-1) solar cells in the state and the value of the relative ratio of the resistance is shown, and the value of the first axis at the second point is The open-circuit voltage of each of the (m-1) solar cells, the value of the second axis of the second point is the minimum value of the relative ratio of the resistance, and the value of the third point of the third point.
  • the value on one axis is the sum of the open-circuit voltage of each of the (m-1) solar cells from the operating voltage of the solar module in a state where none of the m solar cells is shielded from light.
  • the value of the second axis at the third point is the maximum value of the relative ratio of the resistance, and is a method of estimating the operating voltage of the solar battery cell in the solar battery module.
  • the relative ratio of the resistance is the value of the differential resistance of any of the (m-1) solar cells, and the total value of the differential resistance of all the m solar cells. And a load resistance value connected in series to the solar cell module.
  • a minute change in the output current of the solar cell module in a state in which the first solar cells are shielded from light, and the state in which none of the m solar cells are shielded from light is detected by the output voltage of the phase detector or lock-in amplifier, and in the eleventh step, the phase detector is used as the value of the relative ratio of the resistance of the second solar cell.
  • the value of the ratio of the output voltage of the lock-in amplifier (this is referred to as the lock-in amplifier ratio) may be calculated.
  • a standardized value is calculated as a value of the relative ratio of the resistance of the second solar cell, and the standardized value is the (m-1)
  • the value of the differential resistance of any one of the solar cells may be divided by the maximum value of the differential resistance of the first solar cells in the light-shielded state.
  • a standardized value is calculated as a value of the relative ratio of the resistance of the second solar cell, and the standardized value is the (m-1)
  • the value of the differential resistance of any one of the solar cells is defined as the maximum value of the differential resistance of the first solar cell in the light-shielded state and the differential resistance of any one of the (m-1) solar cells. It may be divided by the sum of the values.
  • a mask may be attached to the first solar battery cells so that the first solar battery cells are shielded from light.
  • the light may be shielded except for a part of the light-receiving surface of the cell or the modulated light irradiation portion.
  • a net may be attached to the first solar cells to make the first solar cells shielded from light.
  • light may be shielded with a net so that the light-receiving surface of the cell has an opening.
  • the first solar cells may be shielded by disposing a light shield.
  • the light In order to irradiate the first solar cell in the light-shielded state with the modulated light, the light may be shielded except for a part of the light-receiving surface of the cell or the modulated light irradiation portion.
  • the irradiation state of the modulated light may be adjusted such that the values of the photo-generated currents in the equivalent circuits of the (m-1) solar cells are equal to each other.
  • One embodiment of the present invention is a system for estimating the operating voltage of each of m (m is an integer of 2 or more) solar cells that are connected in series to form a solar cell module, and the m solar cells are provided.
  • a modulated light irradiation unit that irradiates any of the cells with modulated light
  • a light shielding state setting unit that sets the first solar battery cell, which is one of the m solar battery cells, to the light shielded state
  • an output current micro change detection unit that irradiates the first solar cell with modulated light and detects a micro change in the output current of the solar cell module while the first solar cell is shielded.
  • the modulated light irradiation unit removes the first solar battery cell from the m solar battery cells in a state where the first solar battery cell is shielded by the light shielding state setting unit (m-1 ) A state in which each of the solar cells is irradiated with modulated light, and the output current minute change detection unit detects a minute change in the output current of the solar cell module, and the first solar cells are shielded from light.
  • a solar cell module operating voltage detector that detects the operating voltage of the solar cell module, a first axis that is one axis is set to voltage, and a second axis that is the other axis is set to a relative ratio of resistance.
  • the method further comprises: a calibration curve generation unit that generates a first calibration curve by connecting the first point and the second point while plotting the first point and the second point on the defined coordinate axis, and
  • the state setting unit sets a state in which none of the m solar cells is shielded from light, and in a state in which none of the m solar cells is shielded from light, the modulated light irradiation unit is
  • the second solar battery cell which is a solar battery cell whose operating voltage is to be estimated among the m solar battery cells, is irradiated with the modulated light, and the output current micro-change detector detects the output current of the solar battery module.
  • the modulated light irradiation unit irradiates the third solar cells, which are solar cells other than the second solar cells, of the m solar cells with the modulated light.
  • the output current minute change detection unit detects a minute change in the output current of the solar cell module
  • the solar cell module operating voltage detection unit detects the operating voltage of the solar cell module
  • the calibration The line generation unit generates a second calibration curve by connecting the third point and the second point plotted on the coordinate axis, and calculates the value of the relative ratio of the resistance of the second solar battery cell.
  • a solar cell operating voltage calculating section for calculating a voltage
  • the solar cell operating voltage calculating section is the second solar cell in which the value of the second axis is calculated by the resistance relative ratio calculating section.
  • the fourth point which is a point on the second calibration curve that becomes the value of the relative ratio of the resistance of, is calculated, and then the value of the first axis of the fourth point is calculated as the operating voltage of the second solar cell.
  • the first point indicates the relationship between the value of the operating voltage of the first photovoltaic cell and the value of the relative ratio of the resistance in a state where the first photovoltaic cell is shielded from light
  • the value of the first axis at the first point is calculated from the operating voltage of the solar battery module in the state where the first solar battery cells are shielded from the open circuit voltage of each of the (m-1) solar battery cells.
  • the total value is subtracted, the value of the second axis of the first point is the maximum value of the relative ratio of the resistance, and the second point is the state where the first solar cell is shielded from light.
  • 3 shows the relationship between the value of the operating voltage of any of the (m-1) solar cells in FIG.
  • the value of the axis is the total value of the open voltage of each of the (m-1) solar cells from the operating voltage of the solar module in a state where none of the m solar cells is shielded from light.
  • the value of the second axis at the third point is the maximum value of the relative ratio of the resistance in the solar cell operating voltage estimation system.
  • the operating voltage estimation method of the photovoltaic cell in a photovoltaic module and the photovoltaic cell operating voltage estimation system which can estimate the operating voltage of the photovoltaic cell connected in series in a photovoltaic module are provided. Can be provided.
  • FIG. 11 is a diagram corresponding to FIG. 10 of Patent Document 1. It is a figure which shows an example of an IV curve for demonstrating the operation principle of the solar cell operating voltage estimation system of this invention. It is a figure which shows the measured data of a verification experiment. It is a figure which shows an example of a sigmoid curve. It is a figure which shows an example of a structure of the photovoltaic cell operating voltage estimation system of 1st Embodiment. It is a figure for explaining an example of the 1st point, the 2nd point, etc. which are plotted by a calibration curve generation part. It is a flowchart for demonstrating an example of the process performed in the solar cell operating voltage estimation system of 1st Embodiment. 5 is a diagram showing measurement data of Example 2. FIG. FIG. 6 is a diagram showing measurement data of Example 3. FIG. 8 is a diagram showing measurement data of Example 4. FIG. 11 is a diagram showing other measurement data of Example 4.
  • FIG. 1 is a diagram corresponding to FIG. 10 of Patent Document 1.
  • the synchronization signal with the modulated light ML is mixed into the output current of the solar cell module M in a very small amount according to the operating voltage of the solar cell C3.
  • a very small synchronizing signal mixed in the output current of the solar cell module M is generated by an AC current clamp sensor which is electrically non-contact with the wiring connected to the solar cell module M, a phase detector or a lock-in amplifier (here, phase detection). And the lock-in amplifier are simply referred to as "lock-in amplifier”).
  • FIG. 2 is a diagram showing an example of an IV curve for explaining the operating principle of the solar cell operating voltage estimation system of the present invention.
  • the horizontal axis represents the operating voltage of the solar cell C3 (see FIG. 1)
  • the vertical axis represents the output current of the solar cell module M (see FIG. 1).
  • the slope of the IV curve decreases.
  • the solar cell operating voltage estimation system of the present invention can estimate the operating voltage of the solar cell C3 based on the amplitude of the synchronization signal extracted by the lock-in amplifier.
  • the minute change ⁇ I in the output current of the solar cell module M is expressed by the following equations (1) and (2).
  • the minute change ⁇ I in the output current of the solar cell module M is the photo-generated current (amplitude of modulated light) ⁇ I ph derived from the modulated light
  • the solar cell i in the solar cell module M (the solar cell i Is the reciprocal of the slope of the IV curve (differential resistance) at the cell voltage (operating voltage) V i of the solar cell (in the example shown in FIG. 1, the solar cell C3) irradiated with modulated light.
  • R i and the resistance value R of the load resistance RL (see FIG. 1) connected in series to the solar cell module M are represented by the formula (2).
  • n is the diode factor of the solar cell i
  • k is the Boltzmann constant
  • T is the absolute temperature
  • q is the elementary charge
  • I 0 is the saturation current value of the diode of the solar cell i.
  • the differential resistance R i of the solar battery cell i changes as the voltage of the solar battery cell i (operating voltage V i ) changes.
  • the minute change ⁇ I in the output current of the solar cell module M is proportional to the amplitude ⁇ I ph of the modulated light. Therefore, the value of the minute change ⁇ I in the output current of the solar cell module M is affected by the incident condition of the modulated light.
  • the inventors of the present invention have earnestly studied, for example, by using a measurement signal (a slight change in the output current of the solar cell module M) ⁇ I output from the lock-in amplifier shown in FIG. It has been found that the operating voltage of the battery cell C3 can be quantitatively estimated.
  • a solar battery module M in which m (m is an integer of 2 or more) solar battery cells C1, C2, C3, C4, C5 as shown in FIG. 1 are connected in series. Further, let us consider a state in which one of the m solar cells C1, C2, C3, C4, and C5 is shielded from light (shielded state).
  • the value of the operating voltage of the solar cell module M in the light-shielded state is V S.
  • the operating voltage of the solar cells C2, C3, C4, C5 other than the light-shielded solar cell C1 is almost equal to the open voltage v OC (solar cell The maximum operating voltage of the cells C1, C2, C3, C4, C5).
  • the operating voltage of the light-shielded solar cell C1 is the value V S ⁇ (m ⁇ 1)v OC .
  • the operating voltage of the solar battery module M which is the total value of the operating voltages of the solar battery cells C1, C2, C3, C4, and C5, is represented by formula (2A).
  • Non-Patent Document 1 A detailed description of this mechanism is given in Non-Patent Document 1. That is, in the light-shielded solar cell module M, the operating voltage V S ⁇ (m ⁇ 1)v OC of the light-shielded solar cell C1 does not need to be directly measured, and the operating voltage V S of the light-shielded solar cell module M is not required. It can be estimated from S and the open circuit voltage v OC of each of the solar cells C2, C3, C4, and C5. Further, by modifying the equation (2), a value ⁇ I/ ⁇ which is the ratio of the minute change ⁇ I in the output current of the solar cell module M and the light generation current (amplitude of the modulated light) ⁇ I ph derived from the modulated light.
  • I ph is a differential resistance R i of the estimation target solar cell i of the operating voltage, and all of the solar cells C1, C2, C3, C4, C5 sum .SIGMA.R j of differential resistance of the solar cell module M, It can be expressed as a relative ratio r of the resistance divided by the sum ( ⁇ R j +R) of the resistance value R of the load resistance RL.
  • the value ⁇ I/ ⁇ I ph also changes if the value of the relative ratio r does not change. It does not change.
  • differential resistances R i of the solar cells C2, C3, C4, and C5 other than the solar cell C1 (light-shielding cell s) are minimized as shown by the following formula (2C).
  • C5 value ⁇ I/ ⁇ I ph r min .
  • the value V S of the operating voltage of the solar cell module M in the light-shielded state is arbitrary. Therefore, the relationship between the operating voltage v and the value ⁇ I/ ⁇ I ph of the light-shielded solar battery cell C1 (light-shielding cell s) in the light-shielded state of various operating voltages V of the solar battery module M, and the solar battery cell
  • the relationship between the operating voltage v of solar cells C2, C3, C4, and C5 other than C1 (light-shielding cells s) and the value ⁇ I/ ⁇ I ph is shown in the graph of (v, ⁇ I/ ⁇ I ph ) below. It can be represented by a line segment having two points in the formula (3) as both ends.
  • the value ⁇ I/ ⁇ I ph takes a value in the range of r min to r max .
  • the solar battery cells in various states in the solar battery module M for example, the light-shielded solar battery cell C1 (light-shielding cell s), the solar battery cell C1 (light-shielding cell)
  • the points (v, ⁇ I/ ⁇ I ph ) showing the relationship between the operating voltage v of the solar cells C2, C3, C4, C5, etc. other than s) and the value ⁇ I/ ⁇ I ph are expressed by the formula (3).
  • the present inventor verified experimentally the validity of these assumptions in the earnest research.
  • the operating voltage of each of the solar cells C1, C2, C3, C4, C5 in the solar cell module M was directly measured by another method while performing the measurement using the system in FIG.
  • FIG. 3 is a diagram showing the measurement data of the verification experiment.
  • the horizontal axis of FIG. 3 represents the average operating voltage [V] of the solar cells C1, C2, C3, C4, and C5, and the vertical axis represents the lock-in amplifier ratio (ratio of the lock-in amplifier output voltage) r ⁇ I Is shown.
  • a line segment in FIG. 3 showing a calibration curve with a mask when a load resistance RL (see FIG. 1) having a resistance value R of 0.3 [ ⁇ ] was used.
  • the line segment on the left) was estimated. Since it was confirmed that the other measurement data indicated by “ ⁇ ” and “ ⁇ ” were almost on the line segment, it was judged that the above-mentioned assumption was generally valid.
  • the present inventor in earnest research, verified the validity of the above-described assumption by using a simple equivalent circuit model of a solar battery cell. As a result, it was confirmed that when the value of the lock-in amplifier ratio r ⁇ I is not close to 1 or 0, the curve of the lock-in amplifier ratio r ⁇ I can be approximated as a line segment with respect to the operating voltage v i of the photovoltaic cell. ..
  • the differential resistance R i of a certain photovoltaic cell (the operating voltage of the photovoltaic cell is the value v i ) is represented by the following equation (11).
  • the differential resistance R m-1 of the remaining (m-1) solar cells combined (the operating voltage of the combined is V m -v i ) is represented by the following formula (12).
  • the ratio r ⁇ I of the differential resistance of a certain solar cell is expressed by the following equation (13) (for simplicity, the resistance of the load resistance RL of the denominator). Ignore the value R).
  • Equation (13) represents a sigmoid curve.
  • FIG. 4 is a diagram showing an example of a sigmoid curve.
  • FIG. 5 is a figure which shows an example of a structure of the photovoltaic cell operating voltage estimation system 1 of 1st Embodiment.
  • the solar cell operating voltage estimation system 1 of the first embodiment is applied to the solar cell module M.
  • the solar battery module M includes a plurality of solar battery cells C1, C2, C3, C4, C5 connected in series.
  • the solar cell module M is connected to the load resistance RL.
  • the solar battery module M is composed of five solar battery cells C1, C2, C3, C4, C5, but in another example, the solar battery modules M are connected in series. It may be configured by an arbitrary number (m (m is an integer of 2 or more)) of solar cells other than five.
  • the photovoltaic cell operating voltage estimation system 1 includes a modulated light irradiation unit 11, an output current slight change detection unit 12, a light shielding state setting unit 13, and a solar battery module operating voltage detection unit 14.
  • a calibration curve generation unit 15, a resistance relative ratio calculation unit 16, a solar cell operating voltage calculation unit 17, and an AC current clamp sensor 18 are provided.
  • the modulated light irradiation unit 11 includes a laser light irradiation unit 111, a light chopper unit 112, a chopper control unit 113, a reflector 114, and a filter 115.
  • the laser light irradiation unit 111 irradiates a laser light such as a He—Ne laser.
  • the modulated light irradiation unit 11 includes the laser light irradiation unit 111 as described above, but in another example, the modulated light irradiation unit 11 irradiates light other than the laser light. It may have a section.
  • the light chopper unit 112 modulates the laser light emitted from the laser light emitting unit 111 into the modulated light ML having a predetermined phase (frequency).
  • the chopper control unit 113 controls the light chopper unit 112.
  • the chopper control unit 113 also outputs a reference signal RS indicating the phase (frequency) of the modulated light ML modulated by the light chopper unit 112.
  • the filter 115 attenuates the modulated light ML modulated by the light chopper unit 112.
  • the filter 115 is, for example, an ND (Neutral Density) filter.
  • the reflector 114 reflects the modulated light ML attenuated by the filter 115.
  • the modulated light ML reflected by the reflector 114 is applied to the solar cell C3.
  • the modulated light ML reflected by the reflector 114 is applied to the solar battery cell C3, but in other examples, the modulated light ML reflected by the reflector 114 is instead used as the solar battery cell C3.
  • the solar cells C1, C2, C4, and C5 other than the above may be irradiated.
  • the light chopper unit 112, the filter 115, and the reflector 114 are arranged in the order of the light chopper unit 112, the filter 115, and the reflector 114. ..
  • the light chopper section 112, the filter 115, and the reflector 114 may be arranged in a different order instead.
  • the output current slight change detection unit 12 includes a lock-in amplifier 12a.
  • the lock-in amplifier 12a is connected to an AC current clamp sensor 18 that is electrically non-contact with the wiring connected to the solar cell module M.
  • the output current micro change detection unit 12 uses the AC current clamp sensor 18 and the lock-in amplifier 12a to output a micro change in the output current of the solar cell module M (to the operating voltage of the solar cells C1, C2, C3, C4, C5.
  • the change in the magnitude of the relevant weak signal is detected by the output voltage of the lock-in amplifier 12a.
  • the reference signal RS output from the chopper control unit 113 is input to the lock-in amplifier 12a. That is, the reference signal RS input to the lock-in amplifier 12a indicates the phase (frequency) of the modulated light ML irradiated from the modulated light irradiation unit 11 to the solar cell C3.
  • the light-shielding state setting unit 13 sets the state of the solar cell module M to one solar cell (for example, the solar cell C1) among the solar cells C1, C2, C3, C4, and C5. Set it in a light-shielded state.
  • the solar battery module operating voltage detector 14 detects the operating voltage V S of the solar battery module M in a state where the solar battery cell C1 is shielded from light, for example.
  • the calibration curve generation unit 15 plots two points on a coordinate axis (see FIG. 6) in which the horizontal axis is set to voltage and the vertical axis is set to the relative resistance ratio, and the calibration curve is generated by connecting them. To do.
  • the resistance relative ratio calculation unit 16 calculates the relative ratio of the resistance of the solar battery cell (for example, the solar battery cell C3) whose operating voltage is to be estimated among the solar battery cells C1, C2, C3, C4, and C5.
  • the solar cell operating voltage calculation unit 17 calculates the operating voltage of the estimation target solar cell Ck (for example, the solar cell C3).
  • the light blocking state setting unit 13 causes the solar cell module M (specifically, during operation).
  • the state of the solar cell module M) is a state in which one of the solar cell C1, C2, C3, C4, C5 is shielded from light (for example, the solar cell C1) (shield state of the solar cell module M). ).
  • the photo-generated current of the solar cell C1 is lower than the photo-generated currents of the other solar cells C2, C3, C4, C5.
  • the light-shielding state setting unit 13 attaches a mask (not shown) to the solar cell C1 to change the state of the solar cell module M to the solar cell C1. Keep the light shielded.
  • the light-shielding state setting unit 13 attaches a mesh (not shown) to the solar cell C1 to change the state of the solar cell module M to the solar cell The cell C1 is in a light-shielded state.
  • the light shielding state setting unit 13 arranges a light shielding object (not shown) so that the state of the solar battery module M is shielded by the solar cell C1. Turn it on.
  • the modulated light irradiation unit 11 then irradiates the solar battery cell C1 with the modulated light ML in a state where the solar battery cell C1 is shielded from light. Further, in a state where the solar battery cell C1 is shielded from light and the modulated light irradiation unit 11 irradiates the solar battery cell C1 with the modulated light ML, the output current micro change detection unit 12 causes the solar battery module M The small change ⁇ I s in the output current of is detected.
  • the modulated light irradiation unit 11 causes the solar battery cell C1 among the solar battery cells C1, C2, C3, C4, and C5 excluding the solar battery cell C1.
  • the modulated light ML is applied to each of the cells C2, C3, C4, and C5.
  • the modulated light ML is irradiated so that the values of the photo-generated currents (amplitude of the modulated light) ⁇ I ph derived from the modulated light in the equivalent circuits of the solar cells C2, C3, C4, and C5 are equal to each other.
  • the state is adjusted.
  • the small change ⁇ I in the output current of the solar cell module M is also proportional to the photo-generated current derived from the modulated light (amplitude of the modulated light) ⁇ I ph .
  • the light generation current (amplitude of the modulated light) ⁇ I ph derived from the modulated light changes depending on the irradiation state of the modulated light ML. Therefore, it is difficult to compare the minute change ⁇ I in the output current of the solar cell module M unless the photo-generated current derived from the modulated light (amplitude of the modulated light) ⁇ I ph is kept constant.
  • C5 operating voltage is the open circuit voltage v OC
  • solar cell modules in the same open-circuit voltage v OC If one solar battery cell for which the irradiation state of the modulated light ML is shielded is sequentially replaced and adjusted so that the minute change ⁇ I of the output current of M becomes equal, the adjusted solar battery cells C1, C2, C3, C4 are adjusted. , C5 can be equalized with each other in the photo-generated current (amplitude of modulated light) ⁇ I ph derived from the modulated light.
  • the modulated light irradiation unit 11 irradiates the modulated light ML to any of the solar battery cells C2, C3, C4, and C5 in a state where the solar battery cell C1 is shielded from light.
  • the output current micro change detection unit 12 detects the micro change ⁇ I i of the output current of the solar cell module M.
  • the output current small change detecting unit 12 causes the solar battery A slight change ⁇ I i in the output current of the module M is detected.
  • the output current small change detecting unit 12 causes the solar battery module M The small change ⁇ I i of the output current of is detected. Further, in a state where the solar battery cell C1 is shielded from light and the modulated light irradiating unit 11 irradiates the solar battery cell C4 with the modulated light ML, the output current small change detecting unit 12 causes the solar battery module M The small change ⁇ I i of the output current of is detected.
  • the output current slight change detecting unit 12 causes the solar battery module M The small change ⁇ I i of the output current of is detected.
  • the solar cell module operating voltage detector 14 controls the operating voltage V S of the solar cell module M (voltage at the output terminal of the solar cell module M) in a state where the solar cell C1 is shielded from light. To detect.
  • the calibration curve generation unit 15 estimates the operating voltage of the solar cells C1, C2, C3, C4, C5 based on the principle described above. Further, the calibration curve generation unit 15 plots the first point P1 and the second point P2 on the coordinate axis whose horizontal axis is set to voltage and whose vertical axis is set to the relative ratio of resistance, for example.
  • FIG. 6 is a diagram for explaining an example of the first point P1, the second point P2, etc. plotted by the calibration curve generation unit 15.
  • the first point P1 is the value V S ⁇ (m ⁇ 1)v OC of the operating voltage v (cell voltage) of the light-shielded solar cell C1 (light-shielding cell s) in the light-shielded state of the solar cell module M.
  • the value V S ⁇ (m ⁇ 1)v OC on the horizontal axis of the first point P1 is calculated from the operating voltage V S of the solar cell module M in the state where the solar cell C1 is shielded from the solar cells C2, C3, C4. , C5, which is the sum of the open circuit voltage v OC (m-1) v OC .
  • the value r ⁇ Is the longitudinal axis of the first point P1 is the maximum value r max of the solar cells C1, C2, C3, C4, C5 of the resistance of the relative ratio r ⁇ I.
  • the value v OC on the horizontal axis of the second point P2 is the open circuit voltage v OC of each of the solar cells C2, C3, C4, C5.
  • the value r ⁇ Ii of the longitudinal axis of the second point P2 is the minimum value r min of the solar cells C1, C2, C3, C4, C5 of the resistance of the relative ratio r ⁇ I.
  • the calibration curve generator 15 determines the first point P1(V S ⁇ (m ⁇ 1)v OC ,r ⁇ Is ) and the second point P2(v OC ,r ⁇ Ii ).
  • a first calibration curve L1 (see FIG. 6) is generated by connecting
  • the light-shielding state setting unit 13 changes the state of the solar battery module M to a state in which none of the solar battery cells C1, C2, C3, C4, and C5 is shielded from light (normal state).
  • the modulated light irradiation unit 11 changes the operating voltage of the solar cells C1, C2, C3, C4, C5.
  • the estimated light solar cell Ck (for example, the solar cell C3) is irradiated with the modulated light ML.
  • the modulated light irradiation unit 11 operates the operating voltage of the solar cells C1, C2, C3, C4, C5.
  • the output current small change detection unit 12 detects the small change ⁇ I k of the output current of the solar battery module M. To detect.
  • the modulated light irradiation unit 11 changes the operating voltage of the solar battery cells C1, C2, C3, C4, C5.
  • the modulated light ML is applied to the solar battery cells Cj ⁇ k (for example, any of the solar battery cells C1, C2, C4, and C5) other than the estimation target solar battery cell Ck (for example, the solar battery cell C3). Furthermore, in a state where none of the solar cells C1, C2, C3, C4, C5 are shielded from light, the modulated light irradiation unit 11 operates the operating voltage of the solar cells C1, C2, C3, C4, C5. In the state where the modulated light ML is applied to the solar cell Cj ⁇ k (for example, any one of the solar cells C1, C2, C4, and C5) other than the estimation target solar cell Ck (for example, the solar cell C3).
  • the output current micro change detection unit 12 detects a micro change ⁇ I j ⁇ k in the output current of the solar cell module M.
  • the solar cell module operating voltage detection unit 14 operates the operating voltage V of the solar cell module M in a state where none of the solar cells C1, C2, C3, C4, and C5 are shielded from light. Detect N.
  • the calibration curve generation unit 15 plots the third point P3 on the coordinate axes shown in FIG.
  • the value V N ⁇ (m ⁇ 1)v OC on the horizontal axis of the third point P3 is in a state in which none of the solar cells C1, C2, C3, C4, and C5 is shielded from light. It is obtained by subtracting the total value (m-1)v OC of the open-circuit voltage v OC of each of the solar battery cells C2, C3, C4, C5 from the operating voltage V N of the solar battery module M.
  • the value r ⁇ Is the longitudinal axis of the third point P3 is the maximum value r max of the solar cells C1, C2, C3, C4, C5 of the resistance of the relative ratio r ⁇ I. That is, the value r ⁇ Is the longitudinal axis of the third point P3 is equal to the value r ⁇ Is the longitudinal axis of the first point P1.
  • the calibration curve generation unit 15 determines the third point P3(V N ⁇ (m ⁇ 1)v OC ,r ⁇ Is ) and the second point P2(v OC ,r ⁇ Ii ).
  • the second calibration curve L2 (see FIG. 6) is generated by connecting Then, the resistance relative ratio calculation unit 16 calculates a value r ⁇ Ik relative ratio r of the resistance estimation target solar cell Ck operating voltage.
  • the resistance relative ratio calculation unit 16 as the value r ⁇ Ik relative ratio r of the resistance estimation target solar cell Ck operating voltage
  • the differential resistance value R k of the solar cell Ck (any of the solar cells C2, C3, C4, C5) of which the operating voltage is to be estimated is calculated from all the differentials of the solar cells C1, C2, C3, C4, C5.
  • the sum ( ⁇ R j +R) of the total resistance value ⁇ R j and the resistance value R of the load resistance RL connected in series to the solar cell module M (R k / ⁇ R j +R) is calculated.
  • the minute change ⁇ I i in the output current of the solar cell module M in the state where the solar cell C1 is shielded from light, and the solar cell C1 A small change ⁇ I k in the output current of the solar cell module M in a state where none of C2, C3, C4, and C5 is shielded from light is detected by the lock-in amplifier 12a of the output current small change detection unit 12.
  • the resistance relative ratio calculation unit 16 as the value r ⁇ Ik relative ratio r of the resistance estimation target solar cell Ck operating voltage, the lock-in amplifier ratio r ⁇ I (detail, in a solar cell Ck The value ( ⁇ I k /( ⁇ I k + ⁇ j ⁇ k ⁇ I j )) of the lock-in amplifier ratio r ⁇ I ) with respect to the minute change ⁇ I in the output current of the solar cell module M is calculated.
  • the calibration curve generation unit 15 calculates a value ( ⁇ I s /( ⁇ I s + ⁇ i ⁇ s ⁇ I i )) as the value on the vertical axis of the first point P1 (see FIG. 6).
  • the calibration curve generation unit 15 calculates the value ( ⁇ I i /( ⁇ I s + ⁇ i ⁇ s ⁇ I i )) as the value on the vertical axis of the second point P2 (see FIG. 6).
  • the resistance relative ratio calculation unit 16 calculates a value ( ⁇ I k /( ⁇ I k + ⁇ j ⁇ k ⁇ I j )) as a value that becomes the value on the vertical axis of the fourth point P4 (see FIG. 6) described later. To do. In the second example of the photovoltaic cell operating voltage estimation system 1 of the first embodiment, it is not necessary to obtain in advance the total value ⁇ R j of all the differential resistances of the photovoltaic cells C1, C2, C3, C4, C5.
  • the total value ⁇ R j of all the differential resistances of the solar cells C1, C2, C3, C4, C5 is the load resistance. There is no problem because it is larger than the resistance value R of RL.
  • the resistance relative ratio calculation unit 16 calculates the normalized value.
  • the normalized value is the differential resistance value R i ( ⁇ I) of one of the solar cells C2, C3, C4, and C5, which is the maximum value of the differential resistance of the solar cell C1 in the light-shielded state ( It is ( ⁇ I/maximum ⁇ I shown by the light-shielding cell) divided by the maximum ⁇ I shown.
  • the resistance relative ratio calculation unit 16 as the value r ⁇ Ik relative ratio r of the resistance estimation target solar cell Ck operating voltage, A standardized value (specifically, an improved standardized value) is calculated.
  • the improved standardized value is the differential resistance value R i ( ⁇ I) of any one of the solar cells C2, C3, C4, and C5, and the maximum value of the differential resistance of the solar cell C1 in the light-shielded state ( What is divided by the sum of the maximum ⁇ I indicated by the light-shielding cell and the value of the differential resistance of any one of the solar cells C2, C3, C4, C5 ( ⁇ I/(maximum ⁇ I+(m-indicated by the light-shielding cell 1) ⁇ I)) of one cell having an open circuit voltage v OC .
  • the solar cell operating voltage calculation unit 17 the value of the vertical axis, the second to a value r ⁇ Ik relative ratio r of the resistance estimation target solar cell Ck operating voltage
  • a fourth point P4 (see FIG. 6), which is a point on the calibration curve L2, is calculated.
  • the solar cell operating voltage calculation unit 17, the value of the horizontal axis of the fourth point P4, is calculated as the operating voltage v k of the solar cell Ck to be estimated.
  • FIG. 7 is a flowchart for explaining an example of processing executed in the solar cell operating voltage estimation system 1 of the first embodiment.
  • the light-shielding state setting unit 13 sets the state of the solar battery module M to one of the solar battery cells C1, C2, C3, C4, and C5 (for example, solar battery).
  • the cell C1) is brought into a light-shielded state (light-shielding state of the solar cell module M).
  • the modulated light irradiation unit 11 irradiates the solar battery cell C1 with the modulated light ML, and the output current small change detection unit 12 causes the solar battery module M to operate.
  • step S3 while the solar battery cell C1 is shielded from light, the modulated light irradiation unit 11 irradiates any of the solar battery cells C2, C3, C4, and C5 with the modulated light ML, and detects a slight change in the output current.
  • the unit 12 detects a minute change ⁇ I i in the output current of the solar cell module M.
  • step S4 in a state where the solar cell C1 is shielded, the solar cell module operating voltage detecting unit 14 detects the operating voltage V S of the solar cell module M.
  • step S5 the calibration curve generation unit 15 plots the first point P1 and the second point P2 on the coordinate axis in which the horizontal axis is set to voltage and the vertical axis is set to the relative ratio of resistance, and
  • the first calibration curve L1 is generated by connecting the one point P1 and the second point P2.
  • step S6 the light shielding state setting unit 13 sets the state of the solar battery module M to a state in which none of the solar battery cells C1, C2, C3, C4, and C5 is shielded from light (normal state).
  • step S7 the modulated light irradiating unit 11 controls the solar cell C1, C2, C3, C4, C5 among the solar cells C1, C2, C3, C4, C5 in a state in which none of the solar cells C1, C2, C3, C4, C5 is shielded.
  • the solar battery cell Ck (for example, the solar battery cell C3) whose operating voltage is to be estimated is irradiated with the modulated light ML, and the output current micro change detection unit 12 detects the micro change ⁇ I k of the output current of the solar cell module M. To do.
  • the modulated light irradiating unit 11 controls the solar cell C1, C2, C3, C4, C5 among the solar cells C1, C2, C3, C4, C5 in a state where no light is shielded.
  • the output current micro change detection unit 12 detects a micro change ⁇ I j ⁇ k in the output current of the solar cell module M. Then, in step S9, in a state in which the solar cells C1, C2, C3, C4, C5 none of not shielded from light, the solar cell module operating voltage detection unit 14, detects the operating voltage V N of the solar battery module M To do.
  • the calibration curve generation unit 15 plots the third point P3 on the coordinate axis and connects the third point P3 and the second point P2 to generate the second calibration curve L2.
  • step S11 the resistance relative ratio calculation unit 16 calculates a value r ⁇ Ik relative ratio r of the resistance estimation target solar cell Ck operating voltage.
  • step S12 the solar cell operating voltage calculation unit 17, the value of the vertical axis, a value r ⁇ Ik relative ratio r of the resistance estimation target solar cell Ck operating voltage second calibration line L2
  • the fourth point P4 which is the upper point, is calculated.
  • step S13 the solar cell operating voltage calculating unit 17, the value of the horizontal axis of the fourth point P4, is calculated as the operating voltage v k of the solar cell Ck to be estimated.
  • the solar cells C1 and C2 connected in series in the solar cell module M which cannot be grasped conventionally, are provided.
  • the operating voltage v k of C3, C4, C5 can be estimated.
  • the solar cell operating voltage estimation system 1 of the second embodiment is configured similarly to the solar cell operating voltage estimation system 1 of the above-described first embodiment, except for the points described below. Therefore, according to the solar cell operating voltage estimation system 1 of the second embodiment, the same effects as those of the solar cell operating voltage estimation system 1 of the above-described first embodiment can be obtained, except for the points described below.
  • the modulated light ML reflected by the reflector 114 of the modulated light irradiation unit 11 is applied to the solar cells C1, C2, C3, C4, C5. That is, in the solar cell operating voltage estimation system 1 of the first embodiment, the irradiation direction of the modulated light ML is controlled by the reflector 114.
  • a plurality of solar cells C1, C2, C3, C4, C5 connected in series are linearly formed. It is arranged.
  • the modulated light irradiation unit 11 includes a 3D (three-dimensional) laser scanner (not shown). That is, in the solar cell operating voltage estimation system 1 according to the second embodiment, the irradiation direction (emission direction) of the modulated light ML is controlled by the 3D laser scanner. Further, in the application example of the solar cell operating voltage estimation system 1 of the second embodiment, a plurality of solar cells connected in series are arranged in an array (grid).
  • the 3D laser scanner measures the distance using the Time of Flight (TOF) method, which measures the time it takes for the laser pulse to reciprocate between the measurement target point and the sensor, and at the same time measures the laser beam emission direction as well. Get the 3D coordinates of a point. A large number of data points can be obtained by scanning once. Recently, 3D laser scanners have been applied to three-dimensional measurement of various topography and buildings.
  • TOF Time of Flight
  • a plurality of solar cell modules M constitutes a solar cell module group.
  • the solar battery module group includes a plurality of solar battery cells (solar battery cell group) arranged in an array.
  • a 3D laser scanner of the TOF method is applied to irradiate the plurality of solar cells (solar cell group) with the modulated light ML.
  • the TOF method 3D laser scanner repeatedly irradiates a plurality of solar cells (a group of solar cells) with pulses to measure (pulses). Example of repetition rate: 100 kHz to 1 MHz).
  • a database in which the pulse irradiation direction and the irradiation time are recorded, and an alternating current connected to the output wiring from the solar cell array (solar cell group) It is combined with a database that records the output of the lock-in amplifier 12a to which the signal of the clamp sensor 18 is input. That is, the position of the solar battery cell scanned by the 3D laser scanner and the output of the lock-in amplifier 12a are associated with each other. As a result, it is possible to grasp (measure) the operating voltage of each solar cell that constitutes the solar cell group.
  • the laser light that can be absorbed by the photovoltaic cells is emitted by the 3D laser scanner.
  • a band gap of silicon about 1. In consideration of 2 eV
  • laser light having a wavelength of about 1030 nm or less that can be absorbed by silicon is emitted from a 3D laser scanner.
  • the laser emitted from the 3D laser scanner is secured in order to secure the reflected light intensity from the silicon solar battery cell to the 3D laser scanner.
  • the light intensity is set to a large value.
  • the operating voltage of C5 can be quantitatively estimated.
  • Example 1 NF circuit block LI-575
  • Example 2 Sensitivity 1 mV, time constant 1.25 s, current clamped in a non-contact manner by a 32-turn coil in series with a load resistor Clamp sensor input
  • Example 4 Sensitivity 10 mV, time constant 1.25 s, load resistance voltage (module voltage) is directly input to the lock-in amplifier.
  • He-Ne laser JDSU NOVETTE 0.5mW random polarization, ND1 filter ⁇ Chopper frequency: about 330Hz ⁇
  • FIG. 3 shows the measurement result of the first embodiment.
  • FIG. 8 is a diagram showing the measurement data of the second embodiment.
  • the horizontal axis of FIG. 8 represents the average operating voltage [V] of the solar battery cell, and the vertical axis represents the lock-in amplifier value ⁇ I (lock-in amplifier voltage (au)).
  • ⁇ I lock-in amplifier voltage (lock-in amplifier voltage (au)
  • the calibration curve based on the value ⁇ I (normalized value ⁇ I) standardized by the maximum value of the lock-in amplifier value ⁇ I at the module voltage of 0.05 V was estimated, the actual measurement data “ ⁇ ” was compared with Example 1. A deviation was found in the estimated calibration curve for both (module voltage 0.08 to 0.09 V) and the actual measurement data “ ⁇ ” (module voltage 1.29 V).
  • the standardized value ⁇ I is used as an alternative when the lock-in amplifier value ⁇ I of all cells cannot be measured. I think that a calibration curve can be used. In Example 3 below, the calibration curve based on the standardized value ⁇ I was well estimated, so it is necessary to further study the conditions under which the standardized value ⁇ I calibration curve can be used successfully.
  • FIG. 9 is a diagram showing measurement data of Example 3.
  • the horizontal axis of FIG. 9 represents the average operating voltage [V] of the solar battery cell, and the vertical axis represents the lock-in amplifier value ⁇ I (lock-in amplifier voltage (au)).
  • the calibration curve based on the value ⁇ I (normalized value ⁇ I) standardized by the maximum value of the lock-in amplifier ⁇ I at the module voltage 0.56V was estimated, the measured data “ ⁇ ” (module voltage 1.09V ), an estimated value of "x" appeared.
  • ⁇ I normalized value ⁇ I
  • FIG. 10 is a diagram showing the measurement data of Example 4.
  • 11 is a figure which shows the other measurement data of Example 4.
  • the horizontal axis of each of FIGS. 10 and 11 represents the average operating voltage [V] of the solar battery cell, and the vertical axis represents the lock-in amplifier ratio r ⁇ I .
  • V the average operating voltage
  • r ⁇ I the lock-in amplifier ratio
  • all or part of the solar cell operating voltage estimation system 1 in the above embodiment may be realized by dedicated hardware, or may be realized by a memory and a microprocessor. Good. All or part of the solar cell operating voltage estimation system 1 is configured by a memory and a CPU (central processing unit), and a program for realizing the function of each unit included in each system is loaded into the memory and executed. The function may be realized by doing so. In addition, a program for realizing all or a part of the functions of the solar cell operating voltage estimation system 1 is recorded in a computer-readable recording medium, and the program recorded in the recording medium is read by the computer system. You may perform the process of each part by performing.
  • the “computer system” mentioned here includes an OS and hardware such as peripheral devices.
  • the “computer system” also includes a homepage providing environment (or display environment) if a WWW system is used.
  • the “computer-readable recording medium” refers to a portable medium such as a flexible disk, a magneto-optical disk, a ROM, a CD-ROM, or a storage device such as a hard disk built in a computer system.
  • the "computer-readable recording medium” means to hold a program dynamically for a short time like a communication line when transmitting the program through a network such as the Internet or a communication line such as a telephone line.
  • a volatile memory inside a computer system that serves as a server or a client in that case holds a program for a certain period of time.
  • the program may be for realizing a part of the above-described functions, and may be a program for realizing the above-mentioned functions in combination with a program already recorded in the computer system.
  • SYMBOLS 1 Solar cell operating voltage estimation system, 11... Modulated light irradiation part, 111... Laser light irradiation part, 112... Light chopper part, 113... Chopper control part, 114... Reflector, 115... Filter, 12... Output current minute change Detecting unit, 12a... Lock-in amplifier, 13... Shading state setting unit, 14... Solar cell module operating voltage detecting unit, 15... Calibration curve generating unit, 16... Resistance relative ratio calculating unit, 17... Solar battery cell operating voltage calculating unit , 18... AC current clamp sensor, M... Solar cell module, C1, C2, C3, C4, C5... Solar cell, RL... Load resistance, L1... First calibration curve, L2... Second calibration curve, P1... 1 point, P2... 2nd point, P3... 3rd point, P4... 4th point

Landscapes

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Abstract

セルの動作電圧の推定方法は１つのセルが遮光された状態にし、その状態のモジュールの出力電流の微小変化を検出し、その状態で他のセルに変調光を照射して出力電流の微小変化を検出し、その状態でモジュールの動作電圧を検出し、電圧と、抵抗の相対比率（ｒ△Ｉ）とが設定された座標軸にプロットされた第１点（Ｐ１）と第２点（Ｐ２）とを結ぶことによって第１検量線（Ｌ１）を生成し、セルのいずれもが遮光されていない状態で動作電圧の推定対象のセルに変調光を照射すると共に、モジュールの出力電流の微小変化を検出し、その状態でモジュールの動作電圧を検出し、座標軸にプロットされた第３点（Ｐ３）と第２点（Ｐ２）とを結ぶことによって第２検量線（Ｌ２）を生成し、動作電圧の推定対象のセルの抵抗の相対比率の値を算出し、その抵抗の相対比率の値になる第２検量線（Ｌ２）上の点である第４点（Ｐ４）の電圧の値を推定対象のセルの動作電圧として算出する。

Description

太陽電池モジュール内の太陽電池セルの動作電圧の推定方法および太陽電池セル動作電圧推定システム
　本発明は、太陽電池モジュール内の太陽電池セルの動作電圧の推定方法および太陽電池セル動作電圧推定システムに関する。
　本願は、２０１８年１２月１３日に、日本に出願された特願２０１８－２３３６４７号に基づき優先権を主張し、その内容をここに援用する。
　従来から、直列接続された複数の太陽電池セルのうちの、どの太陽電池セルが異常状態であるかを正確に判定することができる太陽電池モジュールの異常判定システムおよび方法が知られている（例えば、特許文献１を参照）。
　特許文献１に記載された太陽電池モジュールの異常判定システムは、直列接続された複数の太陽電池セルを含む太陽電池モジュールの異常判定を行う。詳細には、太陽電池モジュールの異常判定システムは、複数の太陽電池セルのうちの１つの太陽電池セルに変調光を照射する変調光照射部と、太陽電池モジュールの発電出力を示す信号と、変調光の位相（周波数）を示す参照信号とに基づいて、１つの太陽電池セルの状態に応じた信号を出力する位相検波部と、位相検波部からの出力信号に基づいて、１つの太陽電池セルが異常状態であるか否かを判定する判定部とを備える。
国際公開第２０１８／１３５１２３号
高羽晃平、山中三四郎、青山泰宏、西戸雄輝、小林浩、「ＰＶモジュールのセルの発熱に関する研究」太陽／風力エネルギー講演論文集(2016), pp. 315-318
　特許文献１に記載されている太陽電池モジュールの異常判定システムは、太陽電池モジュール内の太陽電池セルが異常状態であるか否かを判定することができるものの、太陽電池モジュール内の直列接続された太陽電池セルの動作電圧を推定することができない。
　上述した問題点に鑑み、本発明は、太陽電池モジュール内の直列接続された太陽電池セルの動作電圧を推定することができる太陽電池モジュール内の太陽電池セルの動作電圧の推定方法および太陽電池セル動作電圧推定システムを提供することを目的とする。
　本発明の一態様は、太陽電池モジュールを構成する直列接続されたｍ（ｍは２以上の整数）個の太陽電池セルのそれぞれの動作電圧を推定する方法であって、前記ｍ個の太陽電池セルのうちの１つの太陽電池セルである第１太陽電池セルが遮光された状態にする第１ステップと、前記第１太陽電池セルが遮光された状態で、前記第１太陽電池セルに変調光を照射すると共に、前記太陽電池モジュールの出力電流の微小変化を検出する第２ステップと、前記第１太陽電池セルが遮光された状態で、前記ｍ個の太陽電池セルのうちの前記第１太陽電池セルを除く（ｍ－１）個の太陽電池セルのそれぞれに変調光を照射すると共に、前記太陽電池モジュールの出力電流の微小変化を検出する第３ステップと、前記第１太陽電池セルが遮光された状態で、前記太陽電池モジュールの動作電圧を検出する第４ステップと、一方の軸である第１軸が電圧に設定され、他方の軸である第２軸が抵抗の相対比率に設定された座標軸にプロットされた第１点と第２点とを結ぶことによって、第１検量線を生成する第５ステップと、前記ｍ個の太陽電池セルのいずれもが遮光されていない状態にする第６ステップと、前記ｍ個の太陽電池セルのいずれもが遮光されていない状態で、前記ｍ個の太陽電池セルのうちの動作電圧の推定対象の太陽電池セルである第２太陽電池セルに変調光を照射すると共に、前記太陽電池モジュールの出力電流の微小変化を検出する第７ステップと、前記ｍ個の太陽電池セルのいずれもが遮光されていない状態で、前記ｍ個の太陽電池セルのうちの前記第２太陽電池セル以外の太陽電池セルである第３太陽電池セルに変調光を照射すると共に、前記太陽電池モジュールの出力電流の微小変化を検出する第８ステップと、前記ｍ個の太陽電池セルのいずれもが遮光されていない状態で、前記太陽電池モジュールの動作電圧を検出する第９ステップと、前記座標軸にプロットされた第３点と前記第２点とを結ぶことによって、第２検量線を生成する第１０ステップと、前記第２太陽電池セルの前記抵抗の相対比率の値を算出する第１１ステップと、前記第２軸の値が、前記第１０ステップにおいて算出された前記第２太陽電池セルの前記抵抗の相対比率の値になる前記第２検量線上の点である第４点を算出する第１２ステップと、前記第４点の前記第１軸の値を、前記第２太陽電池セルの動作電圧として算出する第１３ステップとを備え、前記第１点は、前記第１太陽電池セルが遮光された状態における前記第１太陽電池セルの動作電圧の値と前記抵抗の相対比率の値との関係を示しており、前記第１点の前記第１軸の値は、前記第１太陽電池セルが遮光された状態における前記太陽電池モジュールの動作電圧から、前記（ｍ－１）個の太陽電池セルのそれぞれの開放電圧の合計値を減じたものであり、前記第１点の前記第２軸の値は、前記抵抗の相対比率の最大値であり、前記第２点は、前記第１太陽電池セルが遮光された状態における前記（ｍ－１）個の太陽電池セルのいずれかの動作電圧の値と前記抵抗の相対比率の値との関係を示しており、前記第２点の前記第１軸の値は、前記（ｍ－１）個の太陽電池セルのそれぞれの開放電圧であり、前記第２点の前記第２軸の値は、前記抵抗の相対比率の最小値であり、前記第３点の前記第１軸の値は、前記ｍ個の太陽電池セルのいずれもが遮光されていない状態における前記太陽電池モジュールの動作電圧から、前記（ｍ－１）個の太陽電池セルのそれぞれの開放電圧の合計値を減じたものであり、前記第３点の前記第２軸の値は、前記抵抗の相対比率の最大値である、太陽電池モジュール内の太陽電池セルの動作電圧の推定方法である。
　本発明の一態様では、前記抵抗の相対比率は、前記（ｍ－１）個の太陽電池セルのいずれかの微分抵抗の値を、前記ｍ個の太陽電池セルのすべての微分抵抗の合計値と、前記太陽電池モジュールに直列接続された負荷抵抗の値との和によって除したものであってもよい。
　本発明の一態様では、前記第１太陽電池セルが遮光された状態における前記太陽電池モジュールの出力電流の微小変化、および、前記ｍ個の太陽電池セルのいずれもが遮光されていない状態における前記太陽電池モジュールの出力電流の微小変化が位相検波器もしくはロックインアンプの出力電圧によって検出され、前記第１１ステップでは、前記第２太陽電池セルの前記抵抗の相対比率の値として、前記位相検波器もしくは前記ロックインアンプの出力電圧の比率（これをロックインアンプ比率と称する）の値が算出されてもよい。
　本発明の一態様では、前記第１１ステップでは、前記第２太陽電池セルの前記抵抗の相対比率の値として、規格化値が算出され、前記規格化値は、前記（ｍ－１）個の太陽電池セルのいずれかの微分抵抗の値を、遮光された状態の前記第１太陽電池セルの微分抵抗の最大値によって除したものであってもよい。
　本発明の一態様では、前記第１１ステップでは、前記第２太陽電池セルの前記抵抗の相対比率の値として、規格化値が算出され、前記規格化値は、前記（ｍ－１）個の太陽電池セルのいずれかの微分抵抗の値を、遮光された状態の前記第１太陽電池セルの微分抵抗の最大値と、前記（ｍ－１）個の太陽電池セルのいずれかの微分抵抗の値との和によって除したものであってもよい。
　本発明の一態様では、前記第１太陽電池セルに対してマスクを貼り付けることによって、前記第１太陽電池セルが遮光された状態にしてもよい。この遮光された状態の前記第１太陽電池セルに変調光を照射するため、セルの受光面の一部もしくは変調光照射部を除いて遮光すればよい。
　本発明の一態様では、前記第１太陽電池セルに対して網を貼り付けることによって、前記第１太陽電池セルが遮光された状態にしてもよい。この遮光された状態の前記第１太陽電池セルに変調光を照射するため、セルの受光面に開口部があるように網で遮光すればよい。
　本発明の一態様では、遮光物を配置することによって、前記第１太陽電池セルが遮光された状態にしてもよい。この遮光された状態の前記第１太陽電池セルに変調光を照射するため、セルの受光面の一部もしくは変調光照射部を除いて遮光すればよい。
　本発明の一態様では、前記（ｍ－１）個の太陽電池セルのそれぞれの等価回路における光発生電流の値が互いに等しくなるように、変調光の照射状態が調整されてもよい。
　本発明の一態様は、太陽電池モジュールを構成する直列接続されたｍ（ｍは２以上の整数）個の太陽電池セルのそれぞれの動作電圧を推定するシステムであって、前記ｍ個の太陽電池セルのいずれかに変調光を照射する変調光照射部と、前記ｍ個の太陽電池セルのうちの１つの太陽電池セルである第１太陽電池セルが遮光された状態に設定する遮光状態設定部と、前記第１太陽電池セルが遮光された状態で、前記第１太陽電池セルに変調光を照射すると共に、前記太陽電池モジュールの出力電流の微小変化を検出する出力電流微小変化検出部とを備え、前記遮光状態設定部によって前記第１太陽電池セルが遮光された状態で、前記変調光照射部が、前記ｍ個の太陽電池セルのうちの前記第１太陽電池セルを除く（ｍ－１）個の太陽電池セルのそれぞれに変調光を照射すると共に、前記出力電流微小変化検出部が、前記太陽電池モジュールの出力電流の微小変化を検出し、前記第１太陽電池セルが遮光された状態で、前記太陽電池モジュールの動作電圧を検出する太陽電池モジュール動作電圧検出部と、一方の軸である第１軸が電圧に設定され、他方の軸である第２軸が抵抗の相対比率に設定された座標軸に第１点と第２点とをプロットすると共に、前記第１点と前記第２点とを結ぶことによって、第１検量線を生成する検量線生成部とを更に備え、前記遮光状態設定部は、前記ｍ個の太陽電池セルのいずれもが遮光されていない状態に設定し、前記ｍ個の太陽電池セルのいずれもが遮光されていない状態で、前記変調光照射部が、前記ｍ個の太陽電池セルのうちの動作電圧の推定対象の太陽電池セルである第２太陽電池セルに変調光を照射すると共に、前記出力電流微小変化検出部が、前記太陽電池モジュールの出力電流の微小変化を検出し、かつ、前記変調光照射部が、前記ｍ個の太陽電池セルのうちの前記第２太陽電池セル以外の太陽電池セルである第３太陽電池セルに変調光を照射すると共に、前記出力電流微小変化検出部が、前記太陽電池モジュールの出力電流の微小変化を検出し、かつ、前記太陽電池モジュール動作電圧検出部が、前記太陽電池モジュールの動作電圧を検出し、前記検量線生成部は、前記座標軸にプロットされた第３点と前記第２点とを結ぶことによって、第２検量線を生成し、前記第２太陽電池セルの前記抵抗の相対比率の値を算出する抵抗相対比率算出部と、前記第２太陽電池セルの動作電圧を算出する太陽電池セル動作電圧算出部とを更に備え、前記太陽電池セル動作電圧算出部は、前記第２軸の値が、前記抵抗相対比率算出部によって算出された前記第２太陽電池セルの前記抵抗の相対比率の値になる前記第２検量線上の点である第４点を算出し、次いで、前記第４点の前記第１軸の値を、前記第２太陽電池セルの動作電圧として算出し、前記第１点は、前記第１太陽電池セルが遮光された状態における前記第１太陽電池セルの動作電圧の値と前記抵抗の相対比率の値との関係を示しており、前記第１点の前記第１軸の値は、前記第１太陽電池セルが遮光された状態における前記太陽電池モジュールの動作電圧から、前記（ｍ－１）個の太陽電池セルのそれぞれの開放電圧の合計値を減じたものであり、前記第１点の前記第２軸の値は、前記抵抗の相対比率の最大値であり、前記第２点は、前記第１太陽電池セルが遮光された状態における前記（ｍ－１）個の太陽電池セルのいずれかの動作電圧の値と前記抵抗の相対比率の値との関係を示しており、前記第２点の前記第１軸の値は、前記（ｍ－１）個の太陽電池セルのそれぞれの開放電圧であり、前記第２点の前記第２軸の値は、前記抵抗の相対比率の最小値であり、前記第３点の前記第１軸の値は、前記ｍ個の太陽電池セルのいずれもが遮光されていない状態における前記太陽電池モジュールの動作電圧から、前記（ｍ－１）個の太陽電池セルのそれぞれの開放電圧の合計値を減じたものであり、前記第３点の前記第２軸の値は、前記抵抗の相対比率の最大値である、太陽電池セル動作電圧推定システムである。
　本発明によれば、太陽電池モジュール内の直列接続された太陽電池セルの動作電圧を推定することができる太陽電池モジュール内の太陽電池セルの動作電圧の推定方法および太陽電池セル動作電圧推定システムを提供することができる。
特許文献１の図１０に相当する図である。 本発明の太陽電池セル動作電圧推定システムの動作原理を説明するためのＩ－Ｖ曲線の一例を示す図である。 検証実験の測定データを示す図である。 シグモイド曲線の一例を示す図である。 第１実施形態の太陽電池セル動作電圧推定システムの構成の一例を示す図である。 検量線生成部によってプロットされる第１点、第２点などの一例を説明するための図である。 第１実施形態の太陽電池セル動作電圧推定システムにおいて実行される処理の一例を説明するためのフローチャートである。 実施例２の測定データを示す図である。 実施例３の測定データを示す図である。 実施例４の測定データを示す図である。 実施例４の他の測定データを示す図である。
　本発明の太陽電池モジュール内の太陽電池セルの動作電圧の推定方法および太陽電池セル動作電圧推定システムの実施形態を説明する前に、本発明の太陽電池セル動作電圧推定システムの動作原理などについて説明する。
　図１は特許文献１の図１０に相当する図である。
　図１に示すシステムでは、発電中の太陽電池モジュールＭ内のある太陽電池セルＣ３だけへ、太陽電池セルＣ３の動作電圧が変化しない程度の弱い変調光ＭＬが照射される。変調光ＭＬとの同期信号は、太陽電池セルＣ３の動作電圧に応じて、太陽電池モジュールＭの出力電流にごく小さく混入する。太陽電池モジュールＭの出力電流に混入するごく小さい同期信号は、太陽電池モジュールＭに接続された配線に電気的に非接触な交流電流クランプセンサと、位相検波器またはロックインアンプ（ここでは位相検波器およびロックインアンプを単に「ロックインアンプ」と称する）とを用いることによって抽出される。
　図２は本発明の太陽電池セル動作電圧推定システムの動作原理を説明するためのＩ－Ｖ曲線の一例を示す図である。図２において、横軸は太陽電池セルＣ３（図１参照）の動作電圧を示しており、縦軸は太陽電池モジュールＭ（図１参照）の出力電流を示している。
　図２に示すように、太陽電池セルＣ３（図１参照）の動作電圧が低下し負電圧の絶対値が大きくなる（図２の左側部分）ほど、Ｉ－Ｖ曲線の傾きが小さくなる。変調光由来の微小光発生電流が一定振幅であるとき、Ｉ－Ｖ曲線の傾きの逆数に比例して太陽電池セルＣ３内の電圧変化、つまり変調光との同期信号の振幅が増加する。この電圧変化の増加に応じて太陽電池モジュールＭの出力電流の微小変化△Ｉも増加する。そのため、本発明の太陽電池セル動作電圧推定システムは、ロックインアンプによって抽出された同期信号の振幅に基づいて、太陽電池セルＣ３の動作電圧を推定することができる。
　太陽電池モジュールＭの出力電流の微小変化△Ｉは下記の式（１）および式（２）によって表される。詳細には、太陽電池モジュールＭの出力電流の微小変化△Ｉは、変調光由来の光発生電流（変調光の振幅）△Ｉｐｈ、太陽電池モジュールＭ内の太陽電池セルｉ（太陽電池セルｉは、変調光が照射されている太陽電池セル（図１に示す例では、太陽電池セルＣ３）である。）のセル電圧（動作電圧）ＶｉにおけるＩ－Ｖ曲線の傾きの逆数（微分抵抗）Ｒｉ、および、太陽電池モジュールＭに直列接続される負荷抵抗ＲＬ（図１参照）の抵抗値Ｒを用いることによって、式（２）で表される。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
　式（１）および式（２）において、ｎは太陽電池セルｉのダイオード因子であり、ｋはボルツマン定数であり、Ｔは絶対温度である。ｑは素電荷であり、Ｉ０は太陽電池セルｉのダイオードの飽和電流値である。
　太陽電池セルｉの電圧（動作電圧Ｖｉ）の変化に伴って、太陽電池セルｉの微分抵抗Ｒｉは変化する。一方、式（２）に示すように、太陽電池モジュールＭの出力電流の微小変化△Ｉは、変調光の振幅△Ｉｐｈに比例する。そのため、太陽電池モジュールＭの出力電流の微小変化△Ｉの値は、変調光の入射条件の影響を受ける。
　本発明者は、鋭意研究において、例えば図１に示すロックインアンプから出力される測定信号（太陽電池モジュールＭの出力電流の微小変化）△Ｉを用いることによって、変調光が照射されている太陽電池セルＣ３の動作電圧を定量的に推定できることを見い出したのである。
　例えば図１に示すようなｍ（ｍは２以上の整数）個の太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５が直列接続されている太陽電池モジュールＭを考える。また、ｍ個の太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のうちの１つの太陽電池セルＣ１が遮光された状態（遮光状態）を考える。遮光状態の太陽電池モジュールＭの動作電圧の値をＶＳとする。
　ｍ個の太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のうちの遮光された太陽電池セルＣ１以外の太陽電池セルＣ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５の動作電圧は、ほぼ開放電圧ｖＯＣ（太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５の動作電圧の最大値）となる。一方、遮光された太陽電池セルＣ１の動作電圧は、値ＶＳ－（ｍ－１）ｖＯＣとなる。太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５の動作電圧の合計値である太陽電池モジュールＭの動作電圧は、式（２Ａ）によって表される。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000002
　この機構の詳細説明は、非特許文献１に記載されている。つまり、遮光状態の太陽電池モジュールＭでは、遮光された太陽電池セルＣ１の動作電圧ＶＳ－（ｍ－１）ｖＯＣを、直接測定する必要なく、遮光状態の太陽電池モジュールＭの動作電圧ＶＳと、太陽電池セルＣ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のそれぞれの開放電圧ｖＯＣとから、推定することができる。
　また、式（２）を変形すると、太陽電池モジュールＭの出力電流の微小変化△Ｉと、変調光由来の光発生電流（変調光の振幅）△Ｉｐｈとの比である値△Ｉ／△Ｉｐｈは、動作電圧の推定対象の太陽電池セルｉの微分抵抗Ｒｉを、太陽電池モジュールＭのすべての太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５の微分抵抗の合計値ΣＲｊと、負荷抵抗ＲＬの抵抗値Ｒとの和（ΣＲｊ＋Ｒ）で除したものである抵抗の相対比率ｒとして表すことができる。つまり、太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５の動作電圧や太陽電池モジュールＭの動作電圧が変化しても、相対比率ｒの値が変化しなければ、値△Ｉ／△Ｉｐｈも変化しない。
　式（１）から、遮光状態では、遮光された太陽電池セルＣ１（遮光セルｓ）の微分抵抗Ｒｉが、下記の式（２Ｂ）で示すように、最大になる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000003
　また、太陽電池セルＣ１（遮光セルｓ）以外の太陽電池セルＣ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５の微分抵抗Ｒｉが、下記の式（２Ｃ）で示すように、最小になる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000004
　よって、遮光状態では、遮光された太陽電池セルＣ１（遮光セルｓ）の値△Ｉ／△Ｉｐｈ＝ｒｍａｘとなり、太陽電池セルＣ１（遮光セルｓ）以外の太陽電池セルＣ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５の値△Ｉ／△Ｉｐｈ＝ｒｍｉｎとなる。
　まとめると、遮光状態の太陽電池モジュールＭでは、遮光された太陽電池セルＣ１（遮光セルｓ）の動作電圧ｖと値△Ｉ／△Ｉｐｈとの関係が、（ｖ，△Ｉ／△Ｉｐｈ）＝（ＶＳ－（ｍ－１）ｖＯＣ，ｒｍａｘ）となる。また、太陽電池セルＣ１（遮光セルｓ）以外の太陽電池セルＣ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５の動作電圧ｖと値△Ｉ／△Ｉｐｈとの関係が、（ｖ，△Ｉ／△Ｉｐｈ）＝（ｖＯＣ，ｒｍｉｎ）となる。
　遮光状態の太陽電池モジュールＭの動作電圧の値ＶＳは任意である。従って、太陽電池モジュールＭの様々な動作電圧Ｖの遮光状態における、遮光された太陽電池セルＣ１（遮光セルｓ）の動作電圧ｖと値△Ｉ／△Ｉｐｈとの関係、および、太陽電池セルＣ１（遮光セルｓ）以外の太陽電池セルＣ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５の動作電圧ｖと値△Ｉ／△Ｉｐｈとの関係は、（ｖ，△Ｉ／△Ｉｐｈ）のグラフにおいて下記の式（３）の２点を両端とする線分で表せる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000005
　太陽電池モジュールＭが遮光状態ではない場合、値△Ｉ／△Ｉｐｈは、ｒｍｉｎ～ｒｍａｘの範囲の値をとる。
　太陽電池モジュールＭの動作電圧が値Ｖである場合、太陽電池モジュールＭ内の様々な状態の太陽電池セル（例えば、遮光された太陽電池セルＣ１（遮光セルｓ）、太陽電池セルＣ１（遮光セルｓ）以外の太陽電池セルＣ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５等）の動作電圧ｖと値△Ｉ／△Ｉｐｈとの関係を示す点（ｖ，△Ｉ／△Ｉｐｈ）が、式（３）の２点を両端とする線分に乗ると仮定する。
　また、太陽電池モジュールＭの動作電圧が値Ｖとは異なる値Ｖ’である場合、太陽電池モジュールＭ内の様々な状態の太陽電池セルの動作電圧ｖと値△Ｉ／△Ｉｐｈとの関係を示す点（ｖ，△Ｉ／△Ｉｐｈ）が、点（Ｖ’－（ｍ－１）ｖＯＣ，ｒｍａｘ）と点（ｖＯＣ，ｒｍｉｎ）とを両端とする線分に乗ると仮定する。
　本発明者は、鋭意研究において、これらの仮定の妥当性を実験で検証した。実験では、図１にシステムを用いて測定を行いながら、太陽電池モジュールＭ内の各太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５の動作電圧を別法で直接測定した。
　図３は検証実験の測定データを示す図である。図３の横軸は太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５の平均動作電圧［Ｖ］を示しており、縦軸はロックインアンプ比率（ロックインアンプの出力電圧の比率）ｒ△Ｉを示している。
　検証実験では、「●」で示す測定データから、抵抗値Ｒが０．３［Ω］の負荷抵抗ＲＬ（図１参照）を用いた場合のマスクあり検量線を示す線分（図３中の左側の線分）を推定した。「▲」および「〇」で示す他の測定データが、その線分にほぼ乗ることが確認できたため、上述した仮定が概ね妥当であると判断できた。
　また、本発明者は、鋭意研究において、上述した仮定の妥当性について、太陽電池セルの簡易的な等価回路モデルを用いて検証した。その結果、ロックインアンプ比率ｒ△Ｉの値が１や０に近くない場合に、ロックインアンプ比率ｒ△Ｉの曲線は太陽電池セルの動作電圧ｖｉについて線分として近似できることが確認できた。
　この検証では、ｍ（ｍは２以上の整数）個の太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５が直列接続されている太陽電池モジュールＭ（太陽電池モジュールＭの動作電圧は値Ｖｍ）を考える。１つの太陽電池セルのＩ－Ｖ特性を下記の式（７）で近似し、残りの（ｍ－１）個の太陽電池セルを合成したもののＩ－Ｖ特性を下記の式（８）で近似する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000006
　この検証では、光発生電流（変調光の振幅）△Ｉｐｈと、ダイオード因子ｎとが、各太陽電池セルで等しいとする。式（７）および式（８）において、Ｉ０は１つの太陽電池セルのダイオードの飽和電流値であり、Ｉ’０は合成した太陽電池セルのダイオードの飽和電流値である。
　ある１つの太陽電池セルが開放状態（Ｉ＝０）である場合に、その太陽電池セルの開放電圧ｖＯＣは、下記の式（９）によって表される。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000007
　残りの（ｍ－１）個の太陽電池セルを合成したものの開放電圧は概略値（ｍ－１）ｖＯＣであるため、式（８）中の合成した太陽電池セルのダイオードの飽和電流値Ｉ’０は、下記の式（１０）によって表される。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000008
　ある１つの太陽電池セル（太陽電池セルの動作電圧は値ｖｉ）の微分抵抗Ｒｉは、下記の式（１１）によって表される。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000009
　残りの（ｍ－１）個の太陽電池セルを合成したもの（合成したものの動作電圧は値Ｖｍ－ｖｉ）の微分抵抗Ｒｍ－１は、下記の式（１２）によって表される。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000010
　式（９）～式（１２）を用い、ある１つの太陽電池セルの微分抵抗の比率ｒ△Ｉは、下記の式（１３）によって表される（簡単のために分母の負荷抵抗ＲＬの抵抗値Ｒを無視する）。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000011
　ある１つの太陽電池セルの動作電圧ｖｉはｖｉ＝Ｖｍ－（ｍ－１）ｖＯＣ～ｖＯＣの範囲をとるため、式（１３）で示す太陽電池セルの微分抵抗の比率ｒ△Ｉの値の範囲は、下記の式（１４）によって表される。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000012
　式（１３）は、シグモイド曲線を表す。
　図４はシグモイド曲線の一例を示す図である。
　式（１４）によって表される太陽電池セルの微分抵抗の比率ｒ△Ｉの値の範囲は、図４に示すシグモイド曲線と図４の縦軸との交点に関して対称に存在する。図４の縦軸の値ｘ＝０の近傍では、シグモイド曲線が線分として近似できる。
　よって、｜Ｖｍ－ｍｖＯＣ｜が小さい範囲、つまり、図４の縦軸に相当する太陽電池セルの微分抵抗の比率ｒ△Ｉの値が１や０に近くない範囲（具体的には、ｒ△Ｉ＝０．２～０．８）であれば、太陽電池セルの微分抵抗の比率ｒ△Ｉを示す曲線は、太陽電池セルの動作電圧ｖｉについて線分として近似できる。
　以下、本発明の太陽電池モジュール内の太陽電池セルの動作電圧の推定方法および太陽電池セル動作電圧推定システムの実施形態について説明する。
［第１実施形態］
　図５は第１実施形態の太陽電池セル動作電圧推定システム１の構成の一例を示す図である。
　図５に示す例では、第１実施形態の太陽電池セル動作電圧推定システム１が、太陽電池モジュールＭに適用される。太陽電池モジュールＭは、直列接続された複数の太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５を含む。太陽電池モジュールＭは、負荷抵抗ＲＬに接続されている。
　図５に示す例では、太陽電池モジュールＭが５個の太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５によって構成されているが、他の例では、太陽電池モジュールＭが、直列接続された、５個以外の任意の個数（ｍ個（ｍは２以上の整数））の太陽電池セルによって構成されていてもよい。
　図５に示す例では、太陽電池セル動作電圧推定システム１は、変調光照射部１１と、出力電流微小変化検出部１２と、遮光状態設定部１３と、太陽電池モジュール動作電圧検出部１４と、検量線生成部１５と、抵抗相対比率算出部１６と、太陽電池セル動作電圧算出部１７と、交流電流クランプセンサ１８とを備えている。変調光照射部１１は、レーザ光照射部１１１と、ライトチョッパ部１１２と、チョッパ制御部１１３と、リフレクタ１１４と、フィルタ１１５とを備えている。レーザ光照射部１１１は、例えばＨｅ－Ｎｅレーザのようなレーザ光を照射する。
　図５に示す例では、上述したように、変調光照射部１１がレーザ光照射部１１１を備えているが、他の例では、変調光照射部１１が、レーザ光以外の光を照射する照射部を備えていてもよい。
　図５に示す例では、ライトチョッパ部１１２は、レーザ光照射部１１１から照射されたレーザ光を所定の位相（周波数）の変調光ＭＬに変調する。チョッパ制御部１１３は、ライトチョッパ部１１２を制御する。また、チョッパ制御部１１３は、ライトチョッパ部１１２によって変調された変調光ＭＬの位相（周波数）を示す参照信号ＲＳを出力する。フィルタ１１５は、ライトチョッパ部１１２によって変調された変調光ＭＬを減光する。フィルタ１１５は、例えばＮＤ（Ｎｅｕｔｒａｌ　Ｄｅｎｓｉｔｙ）フィルタである。リフレクタ１１４は、フィルタ１１５によって減光された変調光ＭＬを反射する。リフレクタ１１４によって反射された変調光ＭＬは、太陽電池セルＣ３に照射される。
　図５に示す例では、リフレクタ１１４によって反射された変調光ＭＬが太陽電池セルＣ３に照射されるが、他の例では、代わりに、リフレクタ１１４によって反射された変調光ＭＬが、太陽電池セルＣ３以外の太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ４、Ｃ５のいずれかに照射されてもよい。
　図５に示す例では、レーザ光照射部１１１と太陽電池モジュールＭとの間において、ライトチョッパ部１１２、フィルタ１１５およびリフレクタ１１４が、ライトチョッパ部１１２、フィルタ１１５、リフレクタ１１４の順に配列されている。他の例では、代わりに、ライトチョッパ部１１２、フィルタ１１５およびリフレクタ１１４の配列の順序を異ならせてもよい。
　図５に示す例では、出力電流微小変化検出部１２が、ロックインアンプ１２ａを備えている。ロックインアンプ１２ａは、太陽電池モジュールＭに接続された配線に対して電気的に非接触な交流電流クランプセンサ１８に接続されている。
　出力電流微小変化検出部１２は、交流電流クランプセンサ１８およびロックインアンプ１２ａを介して、太陽電池モジュールＭの出力電流の微小変化（太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５の動作電圧に関係する微弱信号の大きさの変化）を検出する。詳細には、太陽電池モジュールＭの出力電流の微小変化は、ロックインアンプ１２ａの出力電圧によって検出される。
　ロックインアンプ１２ａには、チョッパ制御部１１３から出力された参照信号ＲＳが入力される。つまり、ロックインアンプ１２ａに入力される参照信号ＲＳは、変調光照射部１１から太陽電池セルＣ３に照射される変調光ＭＬの位相（周波数）を示す。
　図５に示す例では、遮光状態設定部１３が、太陽電池モジュールＭの状態を、太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のうちの１つの太陽電池セル（例えば太陽電池セルＣ１）が遮光された状態に設定する。
　太陽電池モジュール動作電圧検出部１４は、例えば太陽電池セルＣ１が遮光された状態で、太陽電池モジュールＭの動作電圧ＶＳを検出する。
　検量線生成部１５は、例えば横軸が電圧に設定され、縦軸が抵抗の相対比率に設定された座標軸（図６参照）に２つの点をプロットし、それらを結ぶことによって検量線を生成する。
　抵抗相対比率算出部１６は、太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のうちの、動作電圧の推定対象の太陽電池セル（例えば太陽電池セルＣ３）の抵抗の相対比率を算出する。
　太陽電池セル動作電圧算出部１７は、推定対象の太陽電池セルＣｋ（例えば太陽電池セルＣ３）の動作電圧を算出する。
　図５に示す例では、太陽電池セル動作電圧推定システム１が例えば太陽電池セルＣ３の動作電圧を推定する場合に、まず、遮光状態設定部１３が、太陽電池モジュールＭ（詳細には、動作中の太陽電池モジュールＭ）の状態を、太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のうちの１つの太陽電池セル（例えば太陽電池セルＣ１）が遮光された状態（太陽電池モジュールＭの遮光状態）にする。その結果、太陽電池セルＣ１の光発生電流は、他の太陽電池セルＣ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５の光発生電流よりも低下する。
　太陽電池セル動作電圧推定システム１の一例では、遮光状態設定部１３が、太陽電池セルＣ１に対してマスク（図示せず）を貼り付けることによって、太陽電池モジュールＭの状態を、太陽電池セルＣ１が遮光された状態にする。
　太陽電池セル動作電圧推定システム１の他の例では、遮光状態設定部１３が、太陽電池セルＣ１に対して網（図示せず）を貼り付けることによって、太陽電池モジュールＭの状態を、太陽電池セルＣ１が遮光された状態にする。
　太陽電池セル動作電圧推定システム１の更に他の例では、遮光状態設定部１３が、遮光物（図示せず）を配置することによって、太陽電池モジュールＭの状態を、太陽電池セルＣ１が遮光された状態にする。
　図５に示す例では、次いで、太陽電池セルＣ１が遮光された状態で、変調光照射部１１が、太陽電池セルＣ１に変調光ＭＬを照射する。
　また、太陽電池セルＣ１が遮光された状態であって、変調光照射部１１が太陽電池セルＣ１に変調光ＭＬを照射している状態で、出力電流微小変化検出部１２が、太陽電池モジュールＭの出力電流の微小変化△Ｉｓを検出する。
　図５に示す例では、次いで、太陽電池セルＣ１が遮光された状態で、変調光照射部１１が、太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のうちの太陽電池セルＣ１を除く太陽電池セルＣ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のそれぞれに変調光ＭＬを照射する。詳細には、太陽電池セルＣ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のそれぞれの等価回路における変調光由来の光発生電流（変調光の振幅）△Ｉｐｈの値が互いに等しくなるように、変調光ＭＬの照射状態は調整される。
　太陽電池モジュールＭの出力電流の微小変化△Ｉは、変調光由来の光発生電流（変調光の振幅）△Ｉｐｈにも比例する。変調光ＭＬの照射状態によって、変調光由来の光発生電流（変調光の振幅）△Ｉｐｈは変化する。そのため、変調光由来の光発生電流（変調光の振幅）△Ｉｐｈを一定にしなければ、太陽電池モジュールＭの出力電流の微小変化△Ｉの比較は難しい。そこで、遮光状態の太陽電池モジュールＭ内の遮光されていない太陽電池セルＣ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５の動作電圧が開放電圧ｖＯＣであることを利用し、同じ開放電圧ｖＯＣでの太陽電池モジュールＭの出力電流の微小変化△Ｉが等しくなるように変調光ＭＬの照射状態を遮光される太陽電池セル１個を順次置換して調整すれば、調整した太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５同士の変調光由来の光発生電流（変調光の振幅）△Ｉｐｈを等しくできる。
　また、図５に示す例では、太陽電池セルＣ１が遮光された状態であって、変調光照射部１１が太陽電池セルＣ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のいずれかに変調光ＭＬを照射している状態で、出力電流微小変化検出部１２は、太陽電池モジュールＭの出力電流の微小変化△Ｉｉを検出する。
　詳細には、太陽電池セルＣ１が遮光された状態であって、変調光照射部１１が太陽電池セルＣ２に変調光ＭＬを照射している状態で、出力電流微小変化検出部１２は、太陽電池モジュールＭの出力電流の微小変化△Ｉｉを検出する。また、太陽電池セルＣ１が遮光された状態であって、変調光照射部１１が太陽電池セルＣ３に変調光ＭＬを照射している状態で、出力電流微小変化検出部１２は、太陽電池モジュールＭの出力電流の微小変化△Ｉｉを検出する。また、太陽電池セルＣ１が遮光された状態であって、変調光照射部１１が太陽電池セルＣ４に変調光ＭＬを照射している状態で、出力電流微小変化検出部１２は、太陽電池モジュールＭの出力電流の微小変化△Ｉｉを検出する。また、太陽電池セルＣ１が遮光された状態であって、変調光照射部１１が太陽電池セルＣ５に変調光ＭＬを照射している状態で、出力電流微小変化検出部１２は、太陽電池モジュールＭの出力電流の微小変化△Ｉｉを検出する。
　また、図５に示す例では、太陽電池セルＣ１が遮光された状態で、太陽電池モジュール動作電圧検出部１４が、太陽電池モジュールＭの動作電圧ＶＳ（太陽電池モジュールＭの出力端子の電圧）を検出する。
　次いで、検量線生成部１５は、上述した原理に基づいて、太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５の動作電圧を推定する。また、検量線生成部１５は、例えば横軸が電圧に設定され、縦軸が抵抗の相対比率に設定された座標軸に第１点Ｐ１と第２点Ｐ２とをプロットする。
　図６は検量線生成部１５によってプロットされる第１点Ｐ１、第２点Ｐ２などの一例を説明するための図である。図６において横軸は太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５の動作電圧ｖを示しており、縦軸は太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５の抵抗の相対比率ｒ△Ｉ（＝△Ｉ／△Ｉｐｈ）を示している。
　図６において、第１点Ｐ１は、太陽電池モジュールＭの遮光状態における遮光された太陽電池セルＣ１（遮光セルｓ）の動作電圧ｖ（セル電圧）の値ＶＳ－（ｍ－１）ｖＯＣと、抵抗の相対比率ｒ△Ｉの値ｒｍａｘ（＝ｒ△Ｉｓ）との関係を示している。つまり、第１点Ｐ１の座標は、（ＶＳ－（ｍ－１）ｖＯＣ，ｒｍａｘ）である。
　第１点Ｐ１の横軸の値ＶＳ－（ｍ－１）ｖＯＣは、太陽電池セルＣ１が遮光された状態における太陽電池モジュールＭの動作電圧ＶＳから、太陽電池セルＣ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のそれぞれの開放電圧ｖＯＣの合計値（ｍ－１）ｖＯＣを減じたものである。
　第１点Ｐ１の縦軸の値ｒ△Ｉｓは、太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５の抵抗の相対比率ｒ△Ｉの最大値ｒｍａｘである。
　また、第２点Ｐ２は、太陽電池モジュールＭの遮光状態における遮光されていない太陽電池セル（例えば太陽電池セルＣ３）の動作電圧ｖ（セル電圧ｖｉ）の値ｖＯＣと、抵抗の相対比率ｒ△Ｉの値ｒｍｉｎ（＝ｒ△Ｉｉ）との関係を示している。つまり、第２点Ｐ２の座標は、（ｖＯＣ，ｒｍｉｎ）である。
　第２点Ｐ２の横軸の値ｖＯＣは、太陽電池セルＣ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のそれぞれの開放電圧ｖＯＣである。
　第２点Ｐ２の縦軸の値ｒ△Ｉｉは、太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５の抵抗の相対比率ｒ△Ｉの最小値ｒｍｉｎである。
　図５に示す例では、次いで、検量線生成部１５が、第１点Ｐ１（ＶＳ－（ｍ－１）ｖＯＣ，ｒ△Ｉｓ）と第２点Ｐ２（ｖＯＣ，ｒ△Ｉｉ）とを結ぶことによって第１検量線Ｌ１（図６参照）を生成する。
　図５に示す例では、次いで、遮光状態設定部１３が、太陽電池モジュールＭの状態を、太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のいずれもが遮光されていない状態（通常状態）に設定する。
　次いで、太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のいずれもが遮光されていない状態で、変調光照射部１１は、太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のうちの動作電圧の推定対象の太陽電池セルＣｋ（例えば太陽電池セルＣ３）に変調光ＭＬを照射する。
　更に、太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のいずれもが遮光されていない状態であって、変調光照射部１１が太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のうちの動作電圧の推定対象の太陽電池セルＣｋ（例えば太陽電池セルＣ３）に変調光ＭＬを照射している状態で、出力電流微小変化検出部１２は、太陽電池モジュールＭの出力電流の微小変化△Ｉｋを検出する。
　また、太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のいずれもが遮光されていない状態で、変調光照射部１１は、太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のうちの動作電圧の推定対象の太陽電池セルＣｋ（例えば太陽電池セルＣ３）以外の太陽電池セルＣｊ≠ｋ（例えば太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ４、Ｃ５のいずれか）に変調光ＭＬを照射する。
　更に、太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のいずれもが遮光されていない状態であって、変調光照射部１１が太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のうちの動作電圧の推定対象の太陽電池セルＣｋ（例えば太陽電池セルＣ３）以外の太陽電池セルＣｊ≠ｋ（例えば太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ４、Ｃ５のいずれか）に変調光ＭＬを照射している状態で、出力電流微小変化検出部１２は、太陽電池モジュールＭの出力電流の微小変化△Ｉｊ≠ｋを検出する。
　また、図５に示す例では、太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のいずれもが遮光されていない状態で、太陽電池モジュール動作電圧検出部１４が、太陽電池モジュールＭの動作電圧ＶＮを検出する。
　次いで、検量線生成部１５は、図６に示す座標軸に第３点Ｐ３をプロットする。
　図６に示すように、第３点Ｐ３の横軸の値ＶＮ－（ｍ－１）ｖＯＣは、太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のいずれもが遮光されていない状態における太陽電池モジュールＭの動作電圧ＶＮから、太陽電池セルＣ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のそれぞれの開放電圧ｖＯＣの合計値（ｍ－１）ｖＯＣを減じたものである。
　第３点Ｐ３の縦軸の値ｒ△Ｉｓは、太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５の抵抗の相対比率ｒ△Ｉの最大値ｒｍａｘである。つまり、第３点Ｐ３の縦軸の値ｒ△Ｉｓは、第１点Ｐ１の縦軸の値ｒ△Ｉｓと等しい。
　図５に示す例では、次いで、検量線生成部１５が、第３点Ｐ３（ＶＮ－（ｍ－１）ｖＯＣ，ｒ△Ｉｓ）と第２点Ｐ２（ｖＯＣ，ｒ△Ｉｉ）とを結ぶことによって第２検量線Ｌ２（図６参照）を生成する。
　次いで、抵抗相対比率算出部１６は、動作電圧の推定対象の太陽電池セルＣｋの抵抗の相対比率ｒの値ｒ△Ｉｋを算出する。
　第１実施形態の太陽電池セル動作電圧推定システム１の第１例では、抵抗相対比率算出部１６が、動作電圧の推定対象の太陽電池セルＣｋの抵抗の相対比率ｒの値ｒ△Ｉｋとして、動作電圧の推定対象の太陽電池セルＣｋ（太陽電池セルＣ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のいずれか）の微分抵抗の値Ｒkを、太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のすべての微分抵抗の合計値ΣＲｊと、太陽電池モジュールＭに直列接続された負荷抵抗ＲＬの抵抗値Ｒとの和（ΣＲｊ＋Ｒ）によって除したもの（Ｒk／ΣＲｊ＋Ｒ）を算出する。
　第１実施形態の太陽電池セル動作電圧推定システム１の第２例では、太陽電池セルＣ１が遮光された状態における太陽電池モジュールＭの出力電流の微小変化△Ｉｉ、および、太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のいずれもが遮光されていない状態における太陽電池モジュールＭの出力電流の微小変化△Ｉｋが、出力電流微小変化検出部１２のロックインアンプ１２ａによって検出される。
　また、抵抗相対比率算出部１６は、動作電圧の推定対象の太陽電池セルＣｋの抵抗の相対比率ｒの値ｒ△Ｉｋとして、ロックインアンプ比率ｒ△Ｉ（詳細には、太陽電池セルＣｋにおける太陽電池モジュールＭの出力電流の微小変化△Ｉに対するロックインアンプ比率ｒ△Ｉ）の値（△Ｉｋ／（△Ｉｋ＋Σｊ≠ｋ△Ｉｊ））を算出する。
　詳細には、検量線生成部１５は、第１点Ｐ１（図６参照）の縦軸の値として、値（△Ｉｓ／（△Ｉｓ＋Σｉ≠ｓ△Ｉｉ））を算出する。
　また、検量線生成部１５は、第２点Ｐ２（図６参照）の縦軸の値として、値（△Ｉｉ／（△Ｉｓ＋Σｉ≠ｓ△Ｉｉ））を算出する。
　抵抗相対比率算出部１６は、後述する第４点Ｐ４（図６参照）の縦軸の値になる値として、値（△Ｉｋ／（△Ｉｋ＋Σｊ≠ｋ△Ｉｊ））を算出する。
　第１実施形態の太陽電池セル動作電圧推定システム１の第２例では、太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のすべての微分抵抗の合計値ΣＲｊを事前に得る必要がない。太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５の動作電圧が開放電圧ｖＯＣ付近でなければ、太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のすべての微分抵抗の合計値ΣＲｊは負荷抵抗ＲＬの抵抗値Ｒより大きく、問題ない。
　第１実施形態の太陽電池セル動作電圧推定システム１の第３例では、抵抗相対比率算出部１６が、動作電圧の推定対象の太陽電池セルＣｋの抵抗の相対比率ｒの値ｒ△Ｉｋとして、規格化値を算出する。
　規格化値は、太陽電池セルＣ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のいずれかの微分抵抗の値Ｒｉ（△Ｉ）を、遮光された状態の太陽電池セルＣ１の微分抵抗の最大値（遮光セルの示す最大△Ｉ）によって除したもの（△Ｉ／遮光セルの示す最大△Ｉ）である。
　第１実施形態の太陽電池セル動作電圧推定システム１の第４例では、抵抗相対比率算出部１６が、動作電圧の推定対象の太陽電池セルＣｋの抵抗の相対比率ｒの値ｒ△Ｉｋとして、規格化値（詳細には、改良された規格化値）を算出する。
　改良された規格化値は、太陽電池セルＣ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のいずれかの微分抵抗の値Ｒｉ（△Ｉ）を、遮光された状態の太陽電池セルＣ１の微分抵抗の最大値（遮光セルの示す最大△Ｉ）と、太陽電池セルＣ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のいずれかの微分抵抗の値との和によって除したもの（△Ｉ／（遮光セルの示す最大△Ｉ＋（ｍ－１）×開放電圧ｖＯＣの１セルの示す△Ｉ））である。
　図５に示す例では、次いで、太陽電池セル動作電圧算出部１７は、縦軸の値が、動作電圧の推定対象の太陽電池セルＣｋの抵抗の相対比率ｒの値ｒ△Ｉｋになる第２検量線Ｌ２上の点である第４点Ｐ４（図６参照）を算出する。
　次いで、太陽電池セル動作電圧算出部１７は、第４点Ｐ４の横軸の値を、推定対象の太陽電池セルＣｋの動作電圧ｖｋとして算出する。
　図７は第１実施形態の太陽電池セル動作電圧推定システム１において実行される処理の一例を説明するためのフローチャートである。
　図７に示す例では、ステップＳ１において、遮光状態設定部１３が、太陽電池モジュールＭの状態を、太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のうちの１つの太陽電池セル（例えば太陽電池セルＣ１）が遮光された状態（太陽電池モジュールＭの遮光状態）にする。
　次いで、ステップＳ２において、太陽電池セルＣ１が遮光された状態で、変調光照射部１１が太陽電池セルＣ１に変調光ＭＬを照射すると共に、出力電流微小変化検出部１２が、太陽電池モジュールＭの出力電流の微小変化△Ｉｓを検出する。
　次いで、ステップＳ３において、太陽電池セルＣ１が遮光された状態で、変調光照射部１１が太陽電池セルＣ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のいずれかに変調光ＭＬを照射すると共に、出力電流微小変化検出部１２が、太陽電池モジュールＭの出力電流の微小変化△Ｉｉを検出する。
　次いで、ステップＳ４において、太陽電池セルＣ１が遮光された状態で、太陽電池モジュール動作電圧検出部１４は、太陽電池モジュールＭの動作電圧ＶＳを検出する。
　次いで、ステップＳ５において、検量線生成部１５が、例えば横軸が電圧に設定され、縦軸が抵抗の相対比率に設定された座標軸に第１点Ｐ１と第２点Ｐ２とをプロットし、第１点Ｐ１と第２点Ｐ２とを結ぶことによって第１検量線Ｌ１を生成する。
　次いで、ステップＳ６において、遮光状態設定部１３は、太陽電池モジュールＭの状態を、太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のいずれもが遮光されていない状態（通常状態）に設定する。
　次いで、ステップＳ７において、太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のいずれもが遮光されていない状態で、変調光照射部１１が太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のうちの動作電圧の推定対象の太陽電池セルＣｋ（例えば太陽電池セルＣ３）に変調光ＭＬを照射すると共に、出力電流微小変化検出部１２は、太陽電池モジュールＭの出力電流の微小変化△Ｉｋを検出する。
　次いで、ステップＳ８において、太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のいずれもが遮光されていない状態で、変調光照射部１１が太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のうちの動作電圧の推定対象の太陽電池セルＣｋ（例えば太陽電池セルＣ３）以外の太陽電池セルＣｊ≠ｋ（例えば太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ４、Ｃ５のいずれか）に変調光ＭＬを照射すると共に、出力電流微小変化検出部１２は、太陽電池モジュールＭの出力電流の微小変化△Ｉｊ≠ｋを検出する。
　次いで、ステップＳ９において、太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５のいずれもが遮光されていない状態で、太陽電池モジュール動作電圧検出部１４が、太陽電池モジュールＭの動作電圧ＶＮを検出する。
　次いで、ステップＳ１０において、検量線生成部１５が、座標軸に第３点Ｐ３をプロットし、第３点Ｐ３と第２点Ｐ２とを結ぶことによって第２検量線Ｌ２を生成する。
　次いで、ステップＳ１１において、抵抗相対比率算出部１６は、動作電圧の推定対象の太陽電池セルＣｋの抵抗の相対比率ｒの値ｒ△Ｉｋを算出する。
　次いで、ステップＳ１２において、太陽電池セル動作電圧算出部１７は、縦軸の値が、動作電圧の推定対象の太陽電池セルＣｋの抵抗の相対比率ｒの値ｒ△Ｉｋになる第２検量線Ｌ２上の点である第４点Ｐ４を算出する。
　次いで、ステップＳ１３において、太陽電池セル動作電圧算出部１７が、第４点Ｐ４の横軸の値を、推定対象の太陽電池セルＣｋの動作電圧ｖｋとして算出する。
　上述したように、第１実施形態の太陽電池セル動作電圧推定システム１によれば、従来においては把握することができなかった、太陽電池モジュールＭ内の直列接続された太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５の動作電圧ｖｋを推定することができる。
［第２実施形態］
　以下、本発明の太陽電池モジュール内の太陽電池セルの動作電圧の推定方法および太陽電池セル動作電圧推定システムの第２実施形態について説明する。
　第２実施形態の太陽電池セル動作電圧推定システム１は、後述する点を除き、上述した第１実施形態の太陽電池セル動作電圧推定システム１と同様に構成されている。従って、第２実施形態の太陽電池セル動作電圧推定システム１によれば、後述する点を除き、上述した第１実施形態の太陽電池セル動作電圧推定システム１と同様の効果を奏することができる。
　第１実施形態の太陽電池セル動作電圧推定システム１では、変調光照射部１１のリフレクタ１１４によって反射された変調光ＭＬが、太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５に照射される。つまり、第１実施形態の太陽電池セル動作電圧推定システム１では、変調光ＭＬの照射方向が、リフレクタ１１４によって制御される。また、第１実施形態の太陽電池セル動作電圧推定システム１の適用例（図５に示す例）では、直列接続された複数の太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５が、直線状に配列されている。
　一方、第２実施形態の太陽電池セル動作電圧推定システム１では、変調光照射部１１が、３Ｄ（３次元）レーザスキャナ（図示せず）を備えている。つまり、第２実施形態の太陽電池セル動作電圧推定システム１では、変調光ＭＬの照射方向（発射方向）が、３Ｄレーザスキャナによって制御される。また、第２実施形態の太陽電池セル動作電圧推定システム１の適用例では、直列接続された複数の太陽電池セルが、アレイ状（グリッド状）に配列されている。
　３Ｄレーザスキャナは、計測対象点とセンサの間をレーザパルスが往復する時間を計測するＴｉｍｅ　Ｏｆ　Ｆｌｉｇｈｔ（ＴＯＦ）法等を用いて距離を計測し、同時にレーザビームの発射方向も計測して計測対象点の３次元座標を得る。一度のスキャニングで大量のデータ点を得られる。昨今、３Ｄレーザスキャナは様々な地形や建造物等の３次元計測に応用されている。
　第２実施形態の太陽電池セル動作電圧推定システム１の適用例では、複数の太陽電池モジュールＭによって太陽電池モジュール群が構成されている。太陽電池モジュール群には、アレイ状に配列された複数の太陽電池セル（太陽電池セル群）が含まれている。複数の太陽電池セル（太陽電池セル群）に対する変調光ＭＬの照射に、例えばＴＯＦ法の３Ｄレーザスキャナが適用される。
　第２実施形態の太陽電池セル動作電圧推定システム１の適用例では、ＴＯＦ法の３Ｄレーザスキャナが、複数の太陽電池セル（太陽電池セル群）に対して、パルスを繰り返し照射して計測（パルス繰り返しレートの例：１００ｋＨｚ～１ＭＨｚ）する。
　第２実施形態の太陽電池セル動作電圧推定システム１の適用例では、パルスの照射方向と照射時刻を記録したデータベースと、太陽電池セルアレイ（太陽電池セル群）からの出力配線に接続された交流電流クランプセンサ１８の信号が入力されるロックインアンプ１２ａの出力を記録したデータベースとが組み合わされる。つまり、３Ｄレーザスキャナによってスキャンされた太陽電池セルの位置と、ロックインアンプ１２ａの出力とが紐付けられる。その結果、太陽電池セル群を構成する個々の太陽電池セルの動作電圧を把握（測定）することができる。
　詳細には、第２実施形態の太陽電池セル動作電圧推定システム１の適用例では、太陽電池セルが吸収できるレーザ光が、３Ｄレーザスキャナによって照射される。太陽電池セルとしてシリコン太陽電池セルが用いられている太陽電池モジュール群に、太陽電池セル動作電圧推定システム１が適用される場合には、シリコン太陽電池セルを構成するシリコンのバンドギャップ（約１．２ｅＶ）を考慮し、シリコンが吸収できる約１０３０ｎｍ以下の波長のレーザ光が、３Ｄレーザスキャナから照射される。また、３Ｄレーザスキャナから照射されるレーザ光の一部がシリコン太陽電池セルに吸収されるため、シリコン太陽電池セルから３Ｄレーザスキャナへの反射光強度を確保すべく、３Ｄレーザスキャナからの照射レーザ光強度が大きい値に設定される。
　上述したように、第１および第２実施形態の太陽電池セル動作電圧推定システム１によれば、動作中の太陽電池モジュールＭの内部に密封されている太陽電池セルＣ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５の動作電圧を定量的に推定することができる。
　次に実施例を示して本発明を更に詳細に説明するが、本発明は何らこれらに限定されるものではなく、その要旨を逸脱しない範囲で適宜変更して実施することができる。
　実施例では共通して以下の実験機材を用いた。
・ロックインアンプ：ＮＦ回路ブロック製　ＬＩ－５７５実施例１、実施例２、実施例３：感度１ｍＶ、時定数１．２５ｓ、負荷抵抗と直列の３２回巻きコイルに非接触でクランプさせた電流クランプセンサ入力実施例４：感度１０ｍＶ、時定数１．２５ｓ、負荷抵抗の電圧（モジュール電圧）をロックインアンプへ直接入力
・Ｈｅ－Ｎｅレーザ：ＪＤＳＵ　ＮＯＶＥＴＴＥ　０．５ｍＷ　ランダム偏光、ＮＤ１フィルタ
・チョッパ周波数：約３３０Ｈｚ
・各種の電圧測定：キーエンス製　データロガーＮＲ－６００の高速アナログ計測ユニットＮＲ－ＨＡ０８
・太陽電池：中国製　ＥＴＭＰ　２５０－０．５Ｖ　５個を直列接続したモジュール（各セルの開放電圧ｖＯＣ＝０．５０Ｖと仮定）
・模擬太陽光：Ｓｕｎｗａｙ製ＬＥＤライトにより
実施例１、実施例２、実施例３で約１４０Ｗ／ｍ２
実施例４で約１００Ｗ／ｍ２
［実施例１］
　モジュールの電圧Ｖｍ＝０．０５，０．０８～０．０９，１．２９Ｖにおいて各セルの平均セル電圧とロックインアンプ比率ｒ△Ｉを測定した。上述した図３が実施例１の測定結果を示している。
　モジュールの電圧Ｖｍ＝０．０５Ｖでは検量線作成のために十分な遮光マスクを施し、モジュールの電圧Ｖｍ＝０．０８～０．０９Ｖでは不十分な遮光マスクあるいは遮光マスクなしとして各セルの電圧を変化させ、さらにモジュールの電圧Ｖｍ＝１．２９Ｖでは遮光マスクなしに加えて負荷抵抗を増加してモジュール電圧を増加した。
　図３に示すように、検量線を作成したモジュールの電圧Ｖｍ＝０．０５Ｖのデータについて、セル電圧の予測値（Ｖｍ－４ｖＯＣ，ｖＯＣ）＝（１．９５Ｖ，０．５Ｖ）は実測データの最小・最大電圧（－１．８９Ｖ，０．４９Ｖ）に近かった。
　さらに、モジュール電圧０．０５Ｖでのロックインアンプ比率ｒ△Ｉとセルの開放電圧ｖＯＣ＝０．５０Ｖを用いて、任意のモジュール電圧での検量線を推定したところ、実測データ「○」（モジュール電圧１．２９Ｖ），「▲」（モジュール電圧０．０８～０．０９Ｖ）のロックインアンプ比率ｒ△Ｉに相当する推定電圧が実測データの電圧に近かった。これは本発明の妥当性を示していると考える。
［実施例２］
　図８は実施例２の測定データを示す図である。図８の横軸は太陽電池セルの平均動作電圧［Ｖ］を示しており、縦軸はロックインアンプの値△Ｉ（ロックインアンプ電圧（ａ．ｕ．））を示している。
　実施例２では、実施例１のデータを用いて、遮光マスク付きモジュールの電圧Ｖｍ＝０．０５，０．０８～０．０９，１．２９Ｖにおいて各セルの平均セル電圧とロックインアンプの値△Ｉを図８にまとめた。
　検量線を作成したモジュールの電圧Ｖｍ＝０．０５Ｖのデータについて、セル電圧の予測値（Ｖｍ－４ｖＯＣ，ｖＯＣ）＝（１．９５Ｖ，０．５０Ｖ）は実測データの最大・最小電圧（－１．８９Ｖ，０．４９Ｖ）に近かった。
　モジュール電圧０．０５Ｖでのロックインアンプの値△Ｉの最大値で規格化した値△Ｉ（規格化値△Ｉ）による検量線を推定したところ、実施例１と比べて実測データ「▲」（モジュール電圧０．０８～０．０９Ｖ）と実測データ「○」（モジュール電圧１．２９Ｖ）ともに推定検量線にズレが見られた。
　ロックインアンプ比率ｒ△Ｉによる検量線よりも、規格化値△Ｉによる検量線は劣っているが、全セルのロックインアンプの値△Ｉが測定できない場合の代替として規格化値△Ｉによる検量線を使用できると考える。次の実施例３では規格化値△Ｉによる検量線でよく推定できていたので、規格化値△Ｉの検量線がうまく利用できる条件をさらに検討する必要がある。
［実施例３］
　図９は実施例３の測定データを示す図である。図９の横軸は太陽電池セルの平均動作電圧［Ｖ］を示しており、縦軸はロックインアンプの値△Ｉ（ロックインアンプ電圧（ａ．ｕ．））を示している。
　実施例３では、モジュールの電圧Ｖｍ＝０．５６，１．０９Ｖにおいて各セルの平均セル電圧とロックインアンプの値△Ｉを図９にまとめた。
　モジュールの電圧Ｖｍ＝０．５６Ｖでは検量線作成のために十分な遮光マスクを施したが、モジュールの電圧Ｖｍ＝１．０９Ｖでは遮光マスクなしとして各セルの電圧を変化させた。
　検量線を作成したモジュールの電圧Ｖｍ＝０．５６Ｖのデータについて、セル電圧の予測値（Ｖｍ－４ｖＯＣ，ｖＯＣ）＝（１．４４Ｖ，０．５０Ｖ）は実測データの最小・最大電圧（－１．３８Ｖ，０．４７Ｖ）に近かった。
　モジュール電圧０．５６Ｖでのロックインアンプの値△Ｉの最大値で規格化した値△Ｉ（規格化値△Ｉ）による検量線を推定したところ、実測データ「○」（モジュール電圧１．０９Ｖ）に近い推定値「×」が出ていた。
　しかし、実施例２ではうまく推定できなかったので、規格化値△Ｉの検量線がうまく利用できる条件をさらに検討する必要がある。
［実施例４］
　図１０は実施例４の測定データを示す図である。図１１は実施例４の他の測定データを示す図である。図１０および図１１の横軸は太陽電池セルの平均動作電圧［Ｖ］を示しており、縦軸はロックインアンプ比率ｒ△Ｉを示している。
　実施例４では、モジュールの電圧１．２１，１．４２Ｖにおいて各セルの平均セル電圧とロックインアンプ比率ｒ△Ｉを測定した。
　モジュールの電圧Ｖｍ＝１．２１Ｖでは検量線作成のために十分に遮光マスクを施したが、モジュールの電圧Ｖｍ＝１．４２Ｖでは遮光マスクなしとして各セルの電圧を変化させた。
　検量線を作成したモジュールの電圧Ｖｍ＝１．２１Ｖのデータについて、セル電圧の予測値（Ｖｍ－４ｖＯＣ，ｖＯＣ）＝（－０．７９Ｖ，０．５０Ｖ）は実測データの両端電圧（－０．４２Ｖ，０．４２Ｖ）となりズレがあった。
　そこで、実際の開放電圧ｖＯＣ＝０．４２Ｖとすると、セル電圧の予測値（Ｖｍ－４ｖＯＣ，ｖＯＣ）＝（－０．４７Ｖ，０．４２Ｖ）は実測データの両端電圧（－０．４２Ｖ，０．４２Ｖ）に近かった。
　この開放電圧ｖＯＣ＝０．４２Ｖを仮定した検量線を推定した結果は図１０のとおりで、モジュール電圧１．４２Ｖでの実測データの電圧「○」に近い推定値「×」が出ていた。
　ちなみに、開放電圧ｖＯＣ＝０．５０Ｖでのセル電圧の予測値（Ｖｍ－４ｖＯＣ，ｖＯＣ）＝（－０．７９Ｖ，０．５０Ｖ）を仮定した検量線で推定した結果は図１１のとおりで推定検量線は実測データから大きくずれていた。模擬太陽光の強度低下により開放電圧ｖＯＣが若干低下することが原因と考えられる。これより、事前にできるだけ正確な開放電圧ｖＯＣを与える必要がある。
　以上、本発明の実施形態を図面を参照して詳述してきたが、具体的な構成はこの実施形態に限られるものではなく、本発明の趣旨を逸脱しない範囲で適宜変更を加えることができる。上述した各実施形態および各例に記載の構成を組み合わせてもよい。
　なお、上記の実施形態における太陽電池セル動作電圧推定システム１の全部または一部は、専用のハードウェアにより実現されるものであってもよく、また、メモリおよびマイクロプロセッサにより実現させるものであってもよい。
　なお、太陽電池セル動作電圧推定システム１の全部または一部は、メモリおよびＣＰＵ（中央演算装置）により構成され、各システムが備える各部の機能を実現するためのプログラムをメモリにロードして実行することによりその機能を実現させるものであってもよい。
　なお、太陽電池セル動作電圧推定システム１の全部または一部の機能を実現するためのプログラムをコンピュータ読み取り可能な記録媒体に記録して、この記録媒体に記録されたプログラムをコンピュータシステムに読み込ませ、実行することにより各部の処理を行ってもよい。なお、ここでいう「コンピュータシステム」とは、ＯＳや周辺機器等のハードウェアを含むものとする。また、「コンピュータシステム」は、ＷＷＷシステムを利用している場合であれば、ホームページ提供環境（あるいは表示環境）も含むものとする。
　また、「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、フレキシブルディスク、光磁気ディスク、ＲＯＭ、ＣＤ－ＲＯＭ等の可搬媒体、コンピュータシステムに内蔵されるハードディスク等の記憶装置のことをいう。さらに「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、インターネット等のネットワークや電話回線等の通信回線を介してプログラムを送信する場合の通信線のように、短時間の間、動的にプログラムを保持するもの、その場合のサーバやクライアントとなるコンピュータシステム内部の揮発性メモリのように、一定時間プログラムを保持しているものも含むものとする。また上記プログラムは、前述した機能の一部を実現するためのものであっても良く、さらに前述した機能をコンピュータシステムにすでに記録されているプログラムとの組み合わせで実現できるものであっても良い。
１…太陽電池セル動作電圧推定システム、１１…変調光照射部、１１１…レーザ光照射部、１１２…ライトチョッパ部、１１３…チョッパ制御部、１１４…リフレクタ、１１５…フィルタ、１２…出力電流微小変化検出部、１２ａ…ロックインアンプ、１３…遮光状態設定部、１４…太陽電池モジュール動作電圧検出部、１５…検量線生成部、１６…抵抗相対比率算出部、１７…太陽電池セル動作電圧算出部、１８…交流電流クランプセンサ、Ｍ…太陽電池モジュール、Ｃ１、Ｃ２、Ｃ３、Ｃ４、Ｃ５…太陽電池セル、ＲＬ…負荷抵抗、Ｌ１…第１検量線、Ｌ２…第２検量線、Ｐ１…第１点、Ｐ２…第２点、Ｐ３…第３点、Ｐ４…第４点

Claims (10)

  1. 　太陽電池モジュールを構成する直列接続されたｍ（ｍは２以上の整数）個の太陽電池セルのそれぞれの動作電圧を推定する方法であって、
    　前記ｍ個の太陽電池セルのうちの１つの太陽電池セルである第１太陽電池セルが遮光された状態にする第１ステップと、
    　前記第１太陽電池セルが遮光された状態で、前記第１太陽電池セルに変調光を照射すると共に、前記太陽電池モジュールの出力電流の微小変化を検出する第２ステップと、
    　前記第１太陽電池セルが遮光された状態で、前記ｍ個の太陽電池セルのうちの前記第１太陽電池セルを除く（ｍ－１）個の太陽電池セルのそれぞれに変調光を照射すると共に、前記太陽電池モジュールの出力電流の微小変化を検出する第３ステップと、
    　前記第１太陽電池セルが遮光された状態で、前記太陽電池モジュールの動作電圧を検出する第４ステップと、
    　一方の軸である第１軸が電圧に設定され、他方の軸である第２軸が抵抗の相対比率に設定された座標軸にプロットされた第１点と第２点とを結ぶことによって、第１検量線を生成する第５ステップと、
    　前記ｍ個の太陽電池セルのいずれもが遮光されていない状態にする第６ステップと、
    　前記ｍ個の太陽電池セルのいずれもが遮光されていない状態で、前記ｍ個の太陽電池セルのうちの動作電圧の推定対象の太陽電池セルである第２太陽電池セルに変調光を照射すると共に、前記太陽電池モジュールの出力電流の微小変化を検出する第７ステップと、
    　前記ｍ個の太陽電池セルのいずれもが遮光されていない状態で、前記ｍ個の太陽電池セルのうちの前記第２太陽電池セル以外の太陽電池セルである第３太陽電池セルに変調光を照射すると共に、前記太陽電池モジュールの出力電流の微小変化を検出する第８ステップと、
    　前記ｍ個の太陽電池セルのいずれもが遮光されていない状態で、前記太陽電池モジュールの動作電圧を検出する第９ステップと、
    　前記座標軸にプロットされた第３点と前記第２点とを結ぶことによって、第２検量線を生成する第１０ステップと、
    　前記第２太陽電池セルの前記抵抗の相対比率の値を算出する第１１ステップと、
    　前記第２軸の値が、前記第１０ステップにおいて算出された前記第２太陽電池セルの前記抵抗の相対比率の値になる前記第２検量線上の点である第４点を算出する第１２ステップと、
    　前記第４点の前記第１軸の値を、前記第２太陽電池セルの動作電圧として算出する第１３ステップとを備え、
    　前記第１点は、前記第１太陽電池セルが遮光された状態における前記第１太陽電池セルの動作電圧の値と前記抵抗の相対比率の値との関係を示しており、
    　前記第１点の前記第１軸の値は、前記第１太陽電池セルが遮光された状態における前記太陽電池モジュールの動作電圧から、前記（ｍ－１）個の太陽電池セルのそれぞれの開放電圧の合計値を減じたものであり、
    　前記第１点の前記第２軸の値は、前記抵抗の相対比率の最大値であり、
    　前記第２点は、前記第１太陽電池セルが遮光された状態における前記（ｍ－１）個の太陽電池セルのいずれかの動作電圧の値と前記抵抗の相対比率の値との関係を示しており、
    　前記第２点の前記第１軸の値は、前記（ｍ－１）個の太陽電池セルのそれぞれの開放電圧であり、
    　前記第２点の前記第２軸の値は、前記抵抗の相対比率の最小値であり、
    　前記第３点の前記第１軸の値は、前記ｍ個の太陽電池セルのいずれもが遮光されていない状態における前記太陽電池モジュールの動作電圧から、前記（ｍ－１）個の太陽電池セルのそれぞれの開放電圧の合計値を減じたものであり、
    　前記第３点の前記第２軸の値は、前記抵抗の相対比率の最大値である、
    　太陽電池モジュール内の太陽電池セルの動作電圧の推定方法。
  2. 　前記抵抗の相対比率は、前記（ｍ－１）個の太陽電池セルのいずれかの微分抵抗の値を、前記ｍ個の太陽電池セルのすべての微分抵抗の合計値と、前記太陽電池モジュールに直列接続された負荷抵抗の値との和によって除したものである、
    　請求項１に記載の太陽電池モジュール内の太陽電池セルの動作電圧の推定方法。
  3. 　前記第１太陽電池セルが遮光された状態における前記太陽電池モジュールの出力電流の微小変化、および、前記ｍ個の太陽電池セルのいずれもが遮光されていない状態における前記太陽電池モジュールの出力電流の微小変化が位相検波器もしくはロックインアンプの出力電圧によって検出され、
    　前記第１１ステップでは、前記第２太陽電池セルの前記抵抗の相対比率の値として、前記位相検波器もしくは前記ロックインアンプの出力電圧の比率の値が算出される、
    　請求項１に記載の太陽電池モジュール内の太陽電池セルの動作電圧の推定方法。
  4. 　前記第１１ステップでは、前記第２太陽電池セルの前記抵抗の相対比率の値として、規格化値が算出され、
    　前記規格化値は、前記（ｍ－１）個の太陽電池セルのいずれかの微分抵抗の値を、遮光された状態の前記第１太陽電池セルの微分抵抗の最大値によって除したものである、
    　請求項１に記載の太陽電池モジュール内の太陽電池セルの動作電圧の推定方法。
  5. 　前記第１１ステップでは、前記第２太陽電池セルの前記抵抗の相対比率の値として、規格化値が算出され、
    　前記規格化値は、前記（ｍ－１）個の太陽電池セルのいずれかの微分抵抗の値を、遮光された状態の前記第１太陽電池セルの微分抵抗の最大値と、前記（ｍ－１）個の太陽電池セルのいずれかの微分抵抗の値との和によって除したものである、
    　請求項１に記載の太陽電池モジュール内の太陽電池セルの動作電圧の推定方法。
  6. 　前記第１太陽電池セルに対してマスクを貼り付けることによって、前記第１太陽電池セルが遮光された状態にする、
    　請求項１に記載の太陽電池モジュール内の太陽電池セルの動作電圧の推定方法。
  7. 　前記第１太陽電池セルに対して網を貼り付けることによって、前記第１太陽電池セルが遮光された状態にする、
    　請求項１に記載の太陽電池モジュール内の太陽電池セルの動作電圧の推定方法。
  8. 　遮光物を配置することによって、前記第１太陽電池セルが遮光された状態にする、
    　請求項１に記載の太陽電池モジュール内の太陽電池セルの動作電圧の推定方法。
  9. 　前記（ｍ－１）個の太陽電池セルのそれぞれの等価回路における光発生電流の値が互いに等しくなるように、変調光の照射状態が調整される、
    　請求項１に記載の太陽電池モジュール内の太陽電池セルの動作電圧の推定方法。
  10. 　太陽電池モジュールを構成する直列接続されたｍ（ｍは２以上の整数）個の太陽電池セルのそれぞれの動作電圧を推定するシステムであって、
    　前記ｍ個の太陽電池セルのいずれかに変調光を照射する変調光照射部と、
    　前記ｍ個の太陽電池セルのうちの１つの太陽電池セルである第１太陽電池セルが遮光された状態に設定する遮光状態設定部と、
    　前記第１太陽電池セルが遮光された状態で、前記第１太陽電池セルに変調光を照射すると共に、前記太陽電池モジュールの出力電流の微小変化を検出する出力電流微小変化検出部とを備え、
    　前記遮光状態設定部によって前記第１太陽電池セルが遮光された状態で、前記変調光照射部が、前記ｍ個の太陽電池セルのうちの前記第１太陽電池セルを除く（ｍ－１）個の太陽電池セルのそれぞれに変調光を照射すると共に、前記出力電流微小変化検出部が、前記太陽電池モジュールの出力電流の微小変化を検出し、
    　前記第１太陽電池セルが遮光された状態で、前記太陽電池モジュールの動作電圧を検出する太陽電池モジュール動作電圧検出部と、
    　一方の軸である第１軸が電圧に設定され、他方の軸である第２軸が抵抗の相対比率に設定された座標軸に第１点と第２点とをプロットすると共に、前記第１点と前記第２点とを結ぶことによって、第１検量線を生成する検量線生成部とを更に備え、
    　前記遮光状態設定部は、前記ｍ個の太陽電池セルのいずれもが遮光されていない状態に設定し、
    　前記ｍ個の太陽電池セルのいずれもが遮光されていない状態で、前記変調光照射部が、前記ｍ個の太陽電池セルのうちの動作電圧の推定対象の太陽電池セルである第２太陽電池セルに変調光を照射すると共に、前記出力電流微小変化検出部が、前記太陽電池モジュールの出力電流の微小変化を検出し、かつ、前記変調光照射部が、前記ｍ個の太陽電池セルのうちの前記第２太陽電池セル以外の太陽電池セルである第３太陽電池セルに変調光を照射すると共に、前記出力電流微小変化検出部が、前記太陽電池モジュールの出力電流の微小変化を検出し、かつ、前記太陽電池モジュール動作電圧検出部が、前記太陽電池モジュールの動作電圧を検出し、
    　前記検量線生成部は、前記座標軸にプロットされた第３点と前記第２点とを結ぶことによって、第２検量線を生成し、
    　前記第２太陽電池セルの前記抵抗の相対比率の値を算出する抵抗相対比率算出部と、
    　前記第２太陽電池セルの動作電圧を算出する太陽電池セル動作電圧算出部とを更に備え、
    　前記太陽電池セル動作電圧算出部は、前記第２軸の値が、前記抵抗相対比率算出部によって算出された前記第２太陽電池セルの前記抵抗の相対比率の値になる前記第２検量線上の点である第４点を算出し、次いで、前記第４点の前記第１軸の値を、前記第２太陽電池セルの動作電圧として算出し、
    　前記第１点は、前記第１太陽電池セルが遮光された状態における前記第１太陽電池セルの動作電圧の値と前記抵抗の相対比率の値との関係を示しており、
    　前記第１点の前記第１軸の値は、前記第１太陽電池セルが遮光された状態における前記太陽電池モジュールの動作電圧から、前記（ｍ－１）個の太陽電池セルのそれぞれの開放電圧の合計値を減じたものであり、
    　前記第１点の前記第２軸の値は、前記抵抗の相対比率の最大値であり、
    　前記第２点は、前記第１太陽電池セルが遮光された状態における前記（ｍ－１）個の太陽電池セルのいずれかの動作電圧の値と前記抵抗の相対比率の値との関係を示しており、
    　前記第２点の前記第１軸の値は、前記（ｍ－１）個の太陽電池セルのそれぞれの開放電圧であり、
    　前記第２点の前記第２軸の値は、前記抵抗の相対比率の最小値であり、
    　前記第３点の前記第１軸の値は、前記ｍ個の太陽電池セルのいずれもが遮光されていない状態における前記太陽電池モジュールの動作電圧から、前記（ｍ－１）個の太陽電池セルのそれぞれの開放電圧の合計値を減じたものであり、
    　前記第３点の前記第２軸の値は、前記抵抗の相対比率の最大値である、
    　太陽電池セル動作電圧推定システム。
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