DE102014218165A1

DE102014218165A1 - Störungsdiagnoseverfahren und störungsdiagnosesystem für eine photovoltaik-anlage

Info

Publication number: DE102014218165A1
Application number: DE201410218165
Authority: DE
Inventors: Ltd. Kouno Toru c/o Hitachi; c/o Hitachi Ltd. Ohya Tetsuharu; Ltd. Nagayama Yuuichi c/o Hitachi; Ltd. Nakamura Tomoharu c/o Hitachi; c/o Tokyo Electric Power Comp. Morikawa Koki; c/o Tokyo Electric Power Comp. Miyazaki Satoshi
Original assignee: Hitachi Ltd
Current assignee: Hitachi Ltd
Priority date: 2013-09-27
Filing date: 2014-09-11
Publication date: 2015-04-02
Anticipated expiration: 2034-09-12
Also published as: US9998071B2; JP6209412B2; DE102014218165B4; JP2015068690A; US20150094967A1

Abstract

Ein Störungsdiagnosesystem ist konfiguriert, um Folgendes zu berechnen: eine geschätzte Einstrahlung an einem ersten Photovoltaik-Strang und eine geschätzte Betriebstemperatur des ersten Photovoltaik-Strangs auf der Grundlage eines Kurzschlussstroms und einer Leerlaufspannung auf einer Strom-Spannungs-Kennlinie des ersten Photovoltaik-Strangs und des Ausgangsspannungswertes der Anordnung und des Ausgangsstromwertes der Anordnung, die von der Anordnungs-Messvorrichtung gemessen werden. Das Störungsdiagnosesystem ist konfiguriert, um einen geschätzten Stromwert des ersten Photovoltaik-Strangs auf der Grundlage der geschätzten Einstrahlung, der geschätzten Betriebstemperatur und der Strom-Spannungs-Kennlinie zu berechnen. Das Störungsdiagnosesystem ist konfiguriert, um eine Verschlechterung des ersten Photovoltaik-Strangs durch den Vergleich zwischen dem gemessenen Stromwert des ersten Photovoltaik-Strangs und dem geschätzten Stromwert zu diagnostizieren.

Description

PRIORITÄTSANSPRUCH
Die vorliegende Anmeldung beansprucht die Priorität der japanischen Patentanmeldung JP2013-201812 , eingereicht am 27. September 2013, deren Inhalt hiermit durch Verweis auf selbige in die vorliegende Anmeldung aufgenommen ist.
HINTERGRUND
Die vorliegende Erfindung betrifft eine Störungsdiagnosetechnologie zum Diagnostizieren einer Störung in einer Photovoltaik-Anlage mit einer großen Anzahl von Photovoltaik-Modulen.
Eine große Photovoltaik-Anlage, wie sie eine Mega-Solaranlage darstellt, weist mehrere Tausend bis Hunderttausend 100- bis 200-Watt-Photovoltaik-Module auf, die in einem Kraftwerk angeordnet sind, und erfordert Störungserkennungs- und Instandhaltungstechnologien. Im Lauf der Zeit nimmt die Leistung jedes einzelnen Photovoltaik-Moduls unter denselben Einstrahlungs- und Temperaturbedingungen allmählich ab. Allerdings fällt die Leistung einiger Module durch Herstellungsmängel oder durch physische Beschädigung plötzlich ab. Ein Zustand, in dem die Leistung plötzlich abfällt, wird als „Störung” bezeichnet.
Je nach den Umweltbedingungen, z. B. der Einstrahlungsintensität, schwanken die Leistungsparameter der Photovoltaik-Anlage erheblich. Selbst wenn die normale Leistung infolge einer Störung oder einer Verschlechterung der Photovoltaik-Module in einem Photovoltaik-Panel nicht erreicht wird, ist es daher schwierig, den Leistungsabfall infolge einer Störung oder Verschlechterung von jenem zu unterscheiden, der durch Umweltbedingungen bedingt ist. Als Verfahren zur Störungserkennung am Photovoltaik-Modul wurden bisher Sichtprüfungen, eine Wärmeerzeugungsprüfung mittels Thermometer und eine Überprüfung der elektrischen Eigenschaften mittels Prüfgerät durchgeführt. Allerdings werden die oben erwähnten Prüfungen für jedes der Photovoltaik-Module durchgeführt. Bei der Mega-Solaranlage, die Hunderttausende von Photovoltaik-Modulen aufweist, ergibt sich daraus das Problem, dass der Aufwand und die Kosten für die erforderliche Überprüfung unvorteilhaft erhöht sind.
Zur Lösung des oben beschriebenen Problems ist in JP 2010-123880 A das nachfolgende Verfahren offengelegt. Gemäß diesem Verfahren werden für jedes Photovoltaik-Modul Messeinrichtungen und Kommunikationseinrichtungen bereitgestellt. Um automatisch feststellen zu können, ob in dem Photovoltaik-Modul eine Störung vorliegt, wird das Messergebnis von der Kommunikationseinrichtung übertragen und mit einem Schwellenwert verglichen.
JP 2010-123880 A legt das Verfahren offen, bei dem für jedes der Photovoltaik-Module die Messeinrichtung und die Kommunikationseinrichtung bereitgestellt werden. Für die Messeinrichtung und die Kommunikationseinrichtung, die an jedem der Photovoltaik-Module anzubringen sind, werden zusätzlich Einrichtungen zum Installieren der Messeinrichtungen und der Kommunikationseinrichtungen benötigt. Die Einrichtungen für die Installation müssen eine Lebensdauer von 10 bis 20 Jahren haben. Dadurch entstehen extrem hohe Installationskosten. Darüber hinaus schwanken die Leistungsparameter der Photovoltaik-Anlage je nach den Umweltbedingungen, z. B. der Einstrahlungsintensität, erheblich. Somit war es bislang schwierig, einen Schwellenwert für die Feststellung eines Leistungsabfalls des Photovoltaik-Moduls aufgrund einer Störung oder einer Verschlechterung festzulegen.
KURZDARSTELLUNG
In Anbetracht dessen besteht ein Ziel der vorliegenden Erfindung darin, ein Störungsdiagnoseverfahren bereitzustellen, welches die Störungserkennung in einer Photovoltaik-Anlage mit hoher Genauigkeit umsetzt.
Ein repräsentatives Beispiel für diese Erfindung stellt ein Störungsdiagnosesystem für eine Photovoltaik-Anlage dar, das eine PhotovoltaikAnordnung umfasst, welche durch Parallelschaltung einer Vielzahl von Photovoltaik-Strängen gebildet wird, wobei jeder aus der Vielzahl der Photovoltaik-Stränge durch Reihenschaltung einer Vielzahl von Photovoltaik-Modulen entsteht. Das Störungsdiagnosesystem umfasst: eine Anordnungs-Messvorrichtung, die so konfiguriert ist, dass sie eine Ausgangsspannung und ein Ausgangsstrom der Photovoltaik-Anordnung misst, eine Strang-Strommessvorrichtung, die so konfiguriert ist, dass die Ausgangsströme der Vielzahl von Photovoltaik-Strängen misst, und eine Überwachungsvorrichtung. Die Überwachungsvorrichtung ist konfiguriert, um Folgendes zu berechnen: eine geschätzte Einstrahlung an einem ersten Photovoltaik-Strang aus der Vielzahl der Photovoltaik-Stränge und eine geschätzte Betriebstemperatur des ersten Photovoltaik-Strangs auf der Grundlage eines Kurzschlussstroms und einer Leerlaufspannung auf einer Strom-Spannungs-Kennlinie des ersten Photovoltaik-Strangs und des Ausgangsspannungswertes der Anordnung und des Ausgangsstromwertes der Anordnung, die von der Anordnungs-Messvorrichtung gemessen werden. Die Überwachungsvorrichtung ist konfiguriert, um einen geschätzten Stromwert des ersten Photovoltaik-Strangs auf der Grundlage der geschätzten Einstrahlung, der geschätzten Betriebstemperatur und der Strom-Spannungs-Kennlinie zu berechnen. Die Überwachungsvorrichtung ist konfiguriert, um eine Verschlechterung des ersten Photovoltaik-Strangs durch den Vergleich zwischen dem gemessenen Stromwert des ersten Photovoltaik-Strangs, der von der Strangstrom-Messvorrichtung gemessen wird, und dem geschätzten Stromwert zu diagnostizieren.
Nach einer Ausführungsform der Erfindung ist es möglich, in der Photovoltaik-Anlage eine Störungserkennung mit hoher Genauigkeit durchzuführen.
KURZBESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN
1 ist ein Diagramm, das ein Konfigurationsbeispiel eines Mega-Solarkraftwerks gemäß jeder Ausführungsform verdeutlicht.
2 ist ein Diagramm, das ein Konfigurationsbeispiel eines Photovoltaik-Strangs und der Verkabelung gemäß jeder Ausführungsform verdeutlicht.
3 ist ein Diagramm, das eine Konfiguration für die Überwachung von Kennlinien des Photovoltaik-Strangs in einem Anschlusskasten einer Photovoltaik-Anlage gemäß jeder Ausführungsform veranschaulicht.
4A ist ein Diagramm, das ein Beispiel einer Konfiguration zum Erkennen eines durch den Photovoltaik-Strang nach jeder Ausführungsform fließenden Stroms veranschaulicht.
4B ist ein Diagramm, das ein weiteres Beispiel der Konfiguration zum Erkennen des durch den Photovoltaik-Strang fließenden Stroms gemäß jeder Ausführungsform fließenden Stroms veranschaulicht.
5A ist ein Diagramm, das den Stromweg im Falle einer Störung des Photovoltaik-Moduls gemäß jeder Ausführungsform veranschaulicht.
5B ist ein anderes Diagramm, das den Stromweg im Falle einer Störung des Photovoltaik-Moduls gemäß jeder Ausführungsform veranschaulicht.
5C ist ein weiteres Diagramm, das den Stromweg im Falle einer Störung des Photovoltaik-Moduls gemäß jeder Ausführungsform veranschaulicht.
6A ist eine Grafik, die eine charakteristische Veränderung im Falle einer Störung des Photovoltaik-Moduls gemäß jeder Ausführungsform veranschaulicht.
7A ist eine Grafik, die eine Korrelation zwischen einem Ausgangsstrom und einer Ausgangsspannung des Photovoltaik-Moduls gemäß jeder Ausführungsform veranschaulicht.
7B ist eine andere Grafik, die eine Korrelation zwischen einem Kurzschlussstrom und einem Betriebsstrom gemäß jeder Ausführungsform veranschaulicht.
8 ist eine Grafik, die die charakteristische Veränderung des Photovoltaik-Strangs im Falle einer Störung eines der Photovoltaik-Module im Photovoltaik-Strang gemäß jeder Ausführungsform zeigt.
9 ist ein Diagramm, das ein Konfigurationsbeispiel einer Überwachungsvorrichtung gemäß jeder Ausführungsform verdeutlicht.
10A ist ein Ablaufdiagramm, das die Details eines Hauptteils eines Algorithmus-Beispiels zum Feststellen einer Störung des Photovoltaik-Strangs nach einem ersten Beispiel zeigt.
10B ist ein Ablaufdiagramm, das die Details eines Verarbeitungsbeispiels zum Berechnen einer Einstrahlung und einer Betriebstemperatur einer Photovoltaik-Anordnung nach dem ersten Beispiel zeigt.
11 ist ein Ablaufdiagramm, das ein Verarbeitungsbeispiel zeigt, bei dem die Anzahl fehlerhafter Photovoltaik-Module in dem Photovoltaik-Strang nach einem zweiten Beispiel berechnet wird.
12A ist eine Grafik, die eine charakteristische Veränderung im Falle einer Verschlechterung einer Photovoltaik-Zelle in dem Photovoltaik-Modul bei starker Einstrahlung nach einem dritten Beispiel zeigt.
12B ist eine Grafik, die eine charakteristische Veränderung im Falle einer Verschlechterung einer Photovoltaik-Zelle in dem Photovoltaik-Modul bei geringer Einstrahlung nach dem dritten Beispiel zeigt.
13A ist eine Grafik, die eine zeitweilige Veränderung der Betriebsspannung einer Photovoltaik-Anordnung der Photovoltaik-Anlage im Falle der Verschlechterung der Photovoltaik-Zelle im Photovoltaik-Modul nach dem dritten Beispiel zeigt.
13B ist eine Grafik, die eine zeitweilige Veränderung des Betriebsstroms der Photovoltaik-Anlage im Falle der Verschlechterung der Photovoltaik-Zelle im Photovoltaik-Modul nach dem dritten Beispiel zeigt.
14 ist eine Grafik, die eine Korrelation zwischen einem Wert, der sich durch Subtrahieren einer atmosphärischen Temperatur von einer Betriebstemperatur einer Photovoltaik-Anordnung ergibt, und der Einstrahlung nach dem dritten Beispiel zeigt.
15 ist ein Ablaufdiagramm, das ein Verarbeitungsbeispiel zum Feststellen einer Störung des Photovoltaik-Strangs nach dem dritten Beispiel veranschaulicht.
DETAILLIERTE BESCHREIBUNG VON AUSFÜHRUNGSFORMEN
Nachstehend werden unter Bezugnahme auf die beiliegenden Zeichnungen Ausführungsformen beschrieben. Es sollte darauf hingewiesen werden, dass die Ausführungsformen lediglich Beispiele für die Umsetzung der vorliegenden Erfindung darstellen und den technischen Schutzumfang der Erfindung nicht eingrenzen sollen. In den Zeichnungen sind gemeinsam genutzte Elemente durchweg mit denselben Bezugszeichen gekennzeichnet.
In den nachstehend beschriebenen Ausführungsformen ergibt sich die Einstrahlung auf eine Photovoltaik-Anordnung aus einem Betriebsstrom der Photovoltaik-Anordnung durch Anwendung eines vorher festgelegten Koeffizienten erhalten. Eine Betriebstemperatur der Photovoltaik-Anordnung wird mithilfe der Betriebsspannung und der Einstrahlung berechnet. Mit der errechneten Betriebstemperatur und der Einstrahlung wird eine Störung eines Photovoltaik-Strangs diagnostiziert. Vor der Beschreibung der Ausführungsformen wird eine Photovoltaik-Anlage in einem Mega-Solarkraftwerk erörtert, bei dem die Ausführungsformen Anwendung finden sollen.
1 ist ein Diagramm, das eine Konfiguration einer Mega-Solaranlage veranschaulicht, die in einem Mega-Solarkraftwerk installiert ist. Die Mega-Solaranlage (Photovoltaik-Anlage) 1 umfasst eine PhotovoltaikAnordnung 16, eine Vielzahl von Anschlusskästen 12 und ein PowerConditioner-System (PCS) 13. Die Photovoltaik-Anordnung 16 weist eine Vielzahl von Photovoltaik-Stranggruppen 11 auf. Jede der Photovoltaik-Stranggruppen 11 ist an einen entsprechenden Anschlusskasten 12 angeschlossen. Die Photovoltaik-Stranggruppen 11 sind parallel miteinander verschaltet an die entsprechenden Anschlusskästen 12 angeschlossen. In den Anschlusskästen 12 befinden sich die Kabel der Photovoltaik-Stranggruppen 11, über die ein Gleichstrom zum Power-Conditioner-System 13 übertragen wird.
Das Power-Conditioner-System (PCS) 13 umfasst einen Gleichspannungswandler 14 und einen A/D-Wandler 15. Der Gleichspannungswandler 14 dient auch der Stromgewinnung. Die Regelung eines Arbeitspunktes der Photovoltaik-Anordnung 16 derart, dass die maximale elektrische Leistung aus der mit dem Gleichspannungswandler 14 verschalteten Photovoltaik-Anordnung 16 gewonnen werden kann, wird als „Maximum Power Point Tracking”-(MPPT)-Steuerung bezeichnet.
Erreicht wird die MPPT-Steuerung durch Nutzung eines Gleichspannungsstroms, gemessen von einem Strommesser und einem Spannungsmesser, die im Gleichspannungswandler 14 enthalten sind, um einen Strom oder eine Spannung der Photovoltaik-Anordnung 16 zu regeln. Das Power-Conditioner-System 13 verwendet den Gleichspannungswandler 14, bei dem es sich um einen DC-Aufwärtswandler handelt, mit dem eine Gleichspannung von der Photovoltaik-Anordnung 16 erhöht und die erhöhte Spannung dem A/D-Wandler (15) zugeführt wird. Das Power-Conditioner-System 13 gibt eine Wechselspannung und einen Wechselstrom, die durch Wandlung mittels AC-DC-Wandler 15 entstanden sind, an ein Stromnetz ab.
Im Mega-Solarkraftwerk sind ein Pyranometer 101 und ein Thermometer 102 vorhanden. Eine Schnittstelle 103 wandelt Signale vom Pyranometer 101 und vom Thermometer 102 in Stromsignale auf 4 bis 20 Milliampere um und sendet die Stromsignale an den Gleichspannungswandler 14.
Der Gleichspannungswandler 14 überträgt die Informationen des Gleichstromwerts und des Gleichspannungswerts der Photovoltaik-Anordnung 16, einer Einstrahlung und einer Temperatur, die miteinander synchronisiert sind, an eine Überwachungsvorrichtung 110. Jeder der Anschlusskästen 12 enthält eine Messvorrichtung und überträgt einen Gleichstromwert und einen Gleichspannungswert, die für jeden Photovoltaik-Strang gemessen werden, auf einem Übertragungsweg an die Überwachungsvorrichtung 110. Konkret erhält die Überwachungsvorrichtung 110 Informationen über die Einstrahlung und die Temperatur des Mega-Solarkraftwerks, den Gleichstromwert und den Gleichspannungswert der Photovoltaik-Anordnung 16 und den Gleichstromwert und den Gleichspannungswert von jedem der Photovoltaik-Stränge.
2 veranschaulicht schematisch ein Konfigurationsbeispiel von Photovoltaik-Zellen 26, Photovoltaik-Modulen 27 und einem Photovoltaik-Strang 28. Die Photovoltaik-Module 27 sind Bestandteile des Photovoltaik-Strangs 28. Im Photovoltaik-Strang 28 ist eine Vielzahl von Photovoltaik-Modulen 27 in Reihe verschaltet.
Wie in 2 abgebildet, weist das Photovoltaik-Modul 27 eine Gruppe in Reihe verschalteter Photovoltaik-Zellen 26 und eine Bypass-Diode 25 auf, die parallel mit beiden Enden der Gruppe von Photovoltaik-Zellen 26 geschaltet ist. Wenn eine Sperrvorspannung an das Photovoltaik-Modul 27 angelegt wird, verhindert die Bypass-Diode 25, dass ein Strom in die entgegengesetzte Richtung fließt.
Die Photovoltaik-Zelle 26 kann durch einen gleichwertigen Stromkreis mit einer Stromquelle 21, einer p-n-Übergangsdiode 22, einem Parallelwiderstand 23 und einem Reihenwiderstand 24 dargestellt werden. Die Stromquelle 21 führt in Abhängigkeit von der Einstrahlung einen Strom zu.
3 zeigt schematisch ein Konfigurationsbeispiel des Anschlusskastens 12 und einer Vielzahl von Photovoltaik-Strängen 28, die mit dem Anschlusskasten 12 verschaltet sind. Die Vielzahl der Photovoltaik-Stränge 28 ist parallel verschaltet an den Anschlusskasten 12 angeschlossen. Eine Rückfluss-Verhinderungsdiode 32, die verhindert, dass ein Strom in die entgegengesetzte Richtung fließt, ist an jedem der Photovoltaik-Stränge 28 montiert.
Der Anschlusskasten 12 enthält eine Strang-Messvorrichtung 34. Die Strang-Messvorrichtung 34 weist eine Vielzahl von Strangstrom-Messvorrichtungen 35 und eine Spannungs-Messvorrichtung 36 auf. Jede der Strangstrom-Messvorrichtungen 35 misst einen Gleichstrom, der durch einen entsprechenden der Photovoltaik-Stränge 28 fließt. Die Spannungs-Messvorrichtung 36 misst die Gleichspannungen der Photovoltaik-Stränge 28. Die Gleichspannungen der Vielzahl von Photovoltaik-Strängen 28 sind gleich.
Der Anschlusskasten 12 umfasst weiterhin einen Abtast-Verarbeitungsteil 37 und eine Signalwandlungs- und -übertragungsvorrichtung 38. Der Abtast-Verarbeitungsteil 37 führt eine Abtast-Verarbeitung an dem Gleichspannungswert, der von der Strang-Messvorrichtung 34 gemessen wird, und an den Gleichstromwerten der jeweiligen Photovoltaik-Stränge 28 aus. Die Signalwandlungs- und -übertragungsvorrichtung 38 führt eine Parallel-Reihen-Wandlung an den Ausgabewerten vom Abtast-Verarbeitungsteils 37 aus und sendet die Ergebnisse der Umwandlung an die Überwachungsvorrichtung 110.
4A stellt schematisch ein Konfigurationsbeispiel der Strangstrom-Messvorrichtung 35 dar. Die Strangstrom-Messvorrichtung 35 weist einen Parallelwiderstand 41 auf, der einen durch den Photovoltaik-Strang 28 fließenden Strom in eine Spannung wandelt. Eine Umkehr-Verstärkerschaltung 43 verstärkt das Spannungssignal, das durch Umwandlung mittels Parallelwiderstand 41 entsteht, auf einen Wert, der von einem A-D-Wandler 42 verarbeitet werden kann. An einem Eingang des A-D-Wandlers 42 ist ein Tiefpassfilter vorgesehen, um eine Wechselstromkomponente oder eine Hochfrequenzkomponente vom Wärmerauschen des Parallelwiderstands 41 zu entfernen.
4B stellt schematisch ein weiteres Konfigurationsbeispiel der Strangstrom-Messvorrichtung 35 dar. Bei diesem Konfigurationsbeispiel umfasst die Strangstrom-Messvorrichtung 35 einen CT-Sensor 51 und einen Puffer 52. Der CT-Sensor 51 wandelt den Strom, der durch den Photovoltaik-Strang 28 fließt, in die Spannung um. Anschließend führt der Puffer eine Impedanzwandlung an der Spannung aus. Eine nicht invertierende Verstärkerschaltung 53 verstärkt das Spannungssignal aus dem Puffer 52 auf einen Wert, der von einem A-D-Wandler 54 verarbeitet werden kann.
Normalerweise sind im Mega-Solarkraftwerk jeweils ein Pyranometer 101 und ein Thermometer 102 installiert, mitunter sind es auch drei bis vier. Die große Photovoltaik-Anlage befindet sich auf einem großflächigen Gelände, weshalb die Einstrahlung unterschiedlich verteilt ist. Daher ist die vom Pyranometer 101 gemessene Einstrahlung nicht immer identisch mit jener an der Photovoltaik-Anordnung 16 in einem bestimmten Abschnitt. Darüber hinaus benötigt das Pyranometer 101 einige Sekunden Reaktionszeit auf eine Änderung der Einstrahlung. Die Länge der Reaktionszeit wird zu einem Faktor, der zu Fehlern bei der Einstrahlungsmessung führt.
Des Weiteren unterscheidet sich die vom Thermometer 102 gemessene Temperatur von der Temperatur, bei der die Photovoltaik-Anordnung 16 tatsächlich arbeitet (Betriebstemperatur der Photovoltaik-Anordnung 16). In JIS C 8907 ist beispielsweise ein Verfahren zum Schätzen der Temperatur der Photovoltaik-Anordnung 16 mit Trägerkonstruktion offengelegt, wobei zu der vom Thermometer 102 gemessenen Temperatur 18,4°C hinzuaddiert werden. Allerdings ist das Schätzverfahren durch eine geringe Genauigkeit gekennzeichnet, was wiederum ein Faktor bei Temperaturmessfehlern ist.
Angesichts dessen ist es für eine genaue Störungsdiagnose an der Photovoltaik-Anlage, speziell bei einer großen Photovoltaik-Anlage, wichtig, die Einstrahlung und die Betriebstemperatur der Photovoltaik-Anordnung 16 mit höherer Genauigkeit mit einem Verfahren zu ermitteln, das ohne das Pyranometer 101 und das Thermometer 102 auskommt. Als ein solches Verfahren ist es effektiv, die Einstrahlung und die Temperatur der Photovoltaik-Anordnung ausgehend vom gemessenen Gleichspannungswert und Gleichstromwert der Photovoltaik-Anordnung 16 zu schätzen.
Als Nächstes wird unter Bezugnahme auf die 2, 5A bis 5C und 6 ein Prozess beschrieben, bei dem eine Störung des Photovoltaik-Moduls 27 verursacht wird. Die Störung des Photovoltaik-Moduls 27 nimmt seinen Verlauf wie in den 5A bis 5C dargestellt.
Wie in 5A abgebildet, weist das Photovoltaik-Modul 27 eine Vielzahl von in Reihe geschalteten Photovoltaik-Zellen 26 auf. Dazu werden die Photovoltaik-Zellen 26 miteinander verlötet. Wenn sich das Lötmetall zwischen den Photovoltaik-Zellen 26 ablöst, nimmt eine Kabelwiderstandskomponente wie der Reihenwiderstand 24 in der Photovoltaik-Zelle 26 zu, wie in 2 dargestellt. Konkret erhöht sich eine Kabelwiderstandskomponente des Photovoltaik-Moduls 27. Im Ergebnis dessen geht das Photovoltaik-Modul 27 von einem Normalzustand wie in 5A in einen Zustand wie in 5B über, wo eine lokale Überhitzung (ein Hot Spot) 61 entsteht.
Der Zustand, in dem der Hot Spot 61 entsteht, entspricht einem Zustand, in dem sich das Lötmetall von der Photovoltaik-Zelle 26 ablöst oder dergleichen erfolgt und ein Teil, in dem sich das Lötmetall abgelöst hat, eine höhere Temperatur hat als der Randbereich. Als generelles Verfahren zum Erkennen des Hot Spots kommt eine Störungsdiagnose mithilfe einer Wärmebildkamera oder Ähnlichem zum Einsatz.
Wenn sich Lötmetall in größerem Umfang ablöst, nimmt der Wert der Kabelwiderstandskomponente (Reihenwiderstand 24) der Photovoltaik-Zelle 26 weiter zu. Dadurch nimmt die Stromsteuerungsfähigkeit des Photovoltaik-Moduls 27 mit dem Hot Spot 61 beträchtlich ab, so dass die Bypass-Diode 25 den Betrieb aufnimmt. 5C zeigt einen Zustand, in dem die Bypass-Diode 25 in Betrieb ist.
Im Allgemeinen wird der oben erwähnte Zustand diagnostiziert, indem eine Wärmeerzeugung von einem Anschlusskasten beobachtet wird, in dem die Bypass-Diode 25 angebracht ist. Wenn konkret der Kabelwiderstand des fehlerhaften Photovoltaik-Moduls 27 zunimmt, beginnt der Strom ab einem bestimmten Zeitpunkt durch die Bypass-Diode 25 zu fließen.
6 zeigt eine Veränderung der Strom-Spannungs-Kennlinie (Verhältnis zwischen Ausgangsstrom und Ausgangsspannung) entsprechend der Zustandsänderung des Photovoltaik-Moduls 27, die in den 5A bis 5C dargestellt ist. Es wird angenommen, dass die Einstrahlung und die Betriebstemperatur konstant sind. Wenn die Kabelwiderstandskomponente größer wird, verändert sich die Strom-Spannungs-Kennlinie des Photovoltaik-Moduls 27, die ursprünglich wie Kurve 71 verläuft, in der von der Kurve 72 angegebenen Weise.
Wenn die Kabelwiderstandskomponente des Photovoltaik-Moduls 27 weiter ansteigt, so dass die Bypass-Diode 25 den Betrieb aufnimmt, ändert sich die Strom-Spannungs-Kennlinie des Photovoltaik-Moduls 27 von der Kurve 72 zur Kurve 73. Die Kurve 73 stellt die Strom-Spannungs-Kennlinie dar, in der sich die Spannung im Normalzustand und bei maximalem Betriebsstrom ändert. In dem Prozess, bei dem sich die Strom-Spannungs-Kennlinie von der Kurve 71 über die Kurve 72 bis hin zur Kurve 73 ändert, ändert sich der Leistungsmaximumspunkt 79 wie durch die Pfeile 74 und 75 angegeben.
Nachstehend wird ein Verfahren zum Berechnen (Schätzen) der Einstrahlung auf den Photovoltaik-Strang 28 und der Betriebstemperatur des Photovoltaik-Strangs 28 ausgehend von den Messwerten durch das Power-Conditioner-System 13 beschrieben. Die zu berechnende Einstrahlung ist die Einstrahlung pro Flächeneinheit. Wenn die Konfigurationen sämtlicher Photovoltaik-Stränge 28 gleich sind, sind auch die geschätzte Einstrahlung und die geschätzte Betriebstemperatur bei allen Photovoltaik-Strängen 28 der Photovoltaik-Anordnung 16 gleich.
Die Kurve 8 in 7A stellt eine statische Kennlinie des Photovoltaik-Moduls 27 dar. Der Strom zu einem Zeitpunkt, wenn die Ausgangsspannung des Photovoltaik-Moduls 27 null ist, konkret wenn zwei Enden des Photovoltaik-Moduls 27 kurzgeschlossen sind, wird als „Kurzschlussstrom” bezeichnet. Demgegenüber wird eine Spannung zu dem Zeitpunkt, wenn der Ausgangsstrom des Photovoltaik-Moduls 27 null ist, konkret wenn zwei Enden des Photovoltaik-Moduls 27 offen sind, als „Leerlaufspannung” bezeichnet. Der Ausgangsstrom und die Ausgangsspannung an einem Arbeitspunkt 81, an dem die maximale Leistung aus dem Photovoltaik-Modul 27 bezogen werden kann, werden als „maximaler Betriebsstrom” bzw. als „maximale Betriebsspannung” bezeichnet.
Die Erfinder werteten mehrere Zehntausend Photovoltaik-Module der 100- bis 200-Watt-Klasse für die Konstruktion der großen Photovoltaik-Anlage aus. Im Ergebnis stellten die Erfinder fest, dass das Photovoltaik-Modul 27 unabhängig vom Typ des Photovoltaik-Moduls 27 und den Abweichungen bei der Fertigung eine außerordentlich starke Korrelation zwischen dem maximalen Betriebsstrom und dem Kurzschlussstrom aufweist, wie in 7B abgebildet.
Weiterhin stellten die Erfinder fest, dass das Verhältnis J des maximalen Betriebsstroms zum Kurzschlussstrom (maximaler Betriebsstrom/Kurzschlussstrom) des Photovoltaik-Moduls 27 innerhalb eines Einstrahlungsbereichs von 0,1 Kilowatt/m² bis 1,0 Kilowatt/m², in dem die MPPT-Steuerung erfolgt, und in einem im Gebrauch tatsächlich auftretenden Temperaturbereich im Wesentlichen konstant blieb. Das Verhältnis J des maximalen Betriebsstroms zum Kurzschlussstrom bleibt während der MPPT-Steuerung sogar im Photovoltaik-Strang 28 und in der Photovoltaik-Anordnung 16 konstant. Das Verhältnis J des maximalen Betriebsstroms zum Kurzschlussstrom des Photovoltaik-Moduls 27 wird hier in einigen Fällen auch als „vorbestimmter Koeffizient” bezeichnet.
Wie oben beschrieben, ist das Verhältnis J des maximalen Betriebsstroms zum Kurzschlussstrom des Photovoltaik-Moduls 27 unabhängig von der Einstrahlung und der Betriebstemperatur im Wesentlichen konstant. Wenn wie in 6 eine Störung oder eine Verschlechterung auftritt oder ein Leuchteffekt im Photovoltaik-Modul 27 erzeugt wird, verändert sich allerdings das Verhältnis J des Photovoltaik-Moduls 27. Diese Veränderung tritt ebenso im Photovoltaik-Strang 28 mit dem fehlerhaften Photovoltaik-Modul 27 auf.
8 zeigt eine Änderung in der Strom-Spannungs-Kennlinie des Photovoltaik-Strangs 28 in dem Fall, dass eine Unterbrechung in einem der Photovoltaik-Module 27 des Photovoltaik-Strangs 28 mit den beispielhaft angeführten vierzehn Photovoltaik-Modulen 27 auftritt. Die Strom-Spannungs-Kennlinie des Photovoltaik-Strangs 28, ursprünglich durch die Kurve 91 angegeben, ändert sich infolge einer Unterbrechung in einem der Photovoltaik-Module 27, wie durch Kurve 92 dargestellt.
Im Ergebnis verändert sich Verhältnis J des maximalen Betriebsstroms zum Kurzschlussstrom des Photovoltaik-Strangs 28. Wenn sich die Betriebsspannung der Photovoltaik-Anordnung 16 nicht vom Spannungswert am maximalen Leistungspunkt 95 auf der Kurve 91 ändert, fällt der Ausgangsstrom des Photovoltaik-Strangs 28 ab.
Im Hinblick auf die Leistung der gesamten Photovoltaik-Anordnung 16, die im Power-Conditioner-System 13 gewonnen wird, sind die Effekte des Leistungsabfalls des Photovoltaik-Moduls 27 auf die Leistung der Photovoltaik-Anordnung 16 jedoch gering. Zudem wird frühzeitig festgestellt, welcher Photovoltaik-Strang 28 das fehlerhafte Photovoltaik-Modul 27 beinhaltet. Angesichts dessen kann davon ausgegangen werden, dass das Verhältnis J des maximalen Betriebsstroms zum Kurzschlussstrom der Photovoltaik-Anordnung 16 konstant bleibt.
Auf der Grundlage des oben beschriebenen Verhältnisses berechnet die Überwachungsvorrichtung 110 die geschätzte Einstrahlung auf den Photovoltaik-Strang 28 aus dem maximalen Betriebsstrom der Photovoltaik-Anordnung 16, die vom Power-Conditioner-System 13 gemessen wird. Die geschätzte Einstrahlung, die zu berechnen ist, gibt einen Wert pro Flächeneinheit an.
Bei dem folgenden Beispiel wird ein Durchschnittswert der maximalen Betriebsströme der Photovoltaik-Stränge 28 aus dem Messwert des maximalen Betriebsstroms der Photovoltaik-Anordnung 16 errechnet, wohingegen die Einstrahlung auf den Photovoltaik-Strang 28 vom Wert des maximalen Betriebsstroms des Photovoltaik-Strangs 28 ausgehend geschätzt wird.
Weiterhin verwendet die Überwachungsvorrichtung 110 die maximale Betriebsspannung der Photovoltaik-Anordnung 16, die vom Power-Conditioner-System 13 gemessen wird, um eine geschätzte Betriebstemperatur des Photovoltaik-Strangs 28 (Photovoltaik-Anordnung 16) zu berechnen. Die maximale Betriebsspannung der Photovoltaik-Anordnung 16 ist identisch mit der Betriebsspannung, die an die Photovoltaik-Stränge 28 anzulegen ist. Die Überwachungsvorrichtung 110 verwendet die berechnete geschätzte Einstrahlung und die geschätzte Betriebstemperatur für die Störungsdiagnose von jedem der Photovoltaik-Stränge 28.
Der maximale Betriebsstrom der Photovoltaik-Stränge 28, der aus dem im Power-Conditioner-System 13 gemessenen maximalen Betriebsstrom der Photovoltaik-Anordnung 16 errechnet wird, ist als Ipmax_b definiert. Ein Wert von Ipmax_b entsteht durch Dividieren des Messwerts des maximalen Betriebsstroms der Photovoltaik-Anordnung 16 durch die Anzahl von Photovoltaik-Strängen 28.
Der Kurzschlussstrom und der maximale Betriebsstrom der Photovoltaik-Stränge 28 im standardmäßigen Zustand sind als Isc_0 bzw. Ipmax_0 definiert. Der Standardzustand entspricht einem Zustand mit einer Einstrahlung von 1,0 Kilowatt/m² bei einer Betriebstemperatur von 25°C. Weiterhin sind Isc_0 und Ipmax_0 voreingestellte Nennwerte.
Weiterhin sind die geschätzte Betriebstemperatur und die geschätzte Einstrahlung zum Zeitpunkt der Messung des maximalen Betriebsstroms Ipmax_b als Tb bzw. pb definiert. Die geschätzte Einstrahlung pb kann mit den Ausdrücken (1) und (2) angemessen berechnet werden. J = Ipmax_0/Isc_0 (1) pb = (Ipmax_b/J)/Isc_0 (2)
Ein Verfahren zum Berechnen der geschätzten Betriebstemperatur Tb wird später beschrieben. Die Ausdrücke (1) und (2) gelten auch für das Photovoltaik-Modul 27 und die Photovoltaik-Anordnung 16. Im Ausdruck (2) wird Isc_0 als Näherungswert des Kurzschlussstroms bei einer Einstrahlung von 1,0 Kilowatt/m² und der geschätzten Betriebstemperatur Tb verwendet.
Hier kann das Verhältnis zwischen dem Ausgangsstrom I und der Ausgangsspannung V des Photovoltaik-Moduls 27 mit Ncell Photovoltaik-Zellen durch den Ausdruck (3) angegeben werden. I = Isc_0·p – Is·{exp(q·(V/(Ncell) + Rs·I)/(nf·k·T))} – (V/(Ncell) + Rs·I)/Rsh (3)
Im Ausdruck (3) ist I der Ausgangsstrom [A], Isc_0 ist der Kurzschlussstrom [A] im standardmäßigen Zustand, p ist die Einstrahlung [Kilowatt/m²], Is ist ein Sättigungsstrom [A] in der entgegengesetzten Richtung und eine Funktion der Betriebstemperatur T, V ist die Ausgangsspannung [V], T ist die Betriebstemperatur [K], k ist eine Boltzmann-Konstante [J/K], Rs ist ein Kabelwiderstandswert [Ω] der Photovoltaik-Zelle 26, q ist die Ladung [C] eines Elektrons, Rsh ist ein Parallelwiderstandswert [Ω] der Photovoltaik-Zelle 26, und nf ist eine Anschluss-Konstante. Der Ausdruck (3) ist auch auf den Photovoltaik-Strang 28 anwendbar, wenn die Anzahl von Photovoltaik-Zellen, die in dem Photovoltaik-Strang 28 enthalten sind, als die Anzahl von Photovoltaik-Zellen Ncell genutzt wird.
Als Nächstes wird ein Verfahren zum Berechnen der Strom-Spannungs-Kennlinie der Photovoltaik-Anordnung 16 beschrieben. Eine Berechnung der Strom-Spannungs-Kennlinie der Photovoltaik-Anordnung 16 wird in der vorliegenden Beschreibung als „Anordnungs-Berechnung” bezeichnet. Die Anordnungs-Berechnung erfolgt durch die Kombination aus einer Strang-Analyse und einer Anordnungs-Analyse.
Die Strang-Analyse ist eine Analyse des Photovoltaik-Strangs 28. Bei der Strang-Analyse sind die Ströme I, die durch die Vielzahl der Photovoltaik-Module 27 im Photovoltaik-Strang 28 fließen, gleich. Wenn der Strom I durch den Photovoltaik-Strang 28 fließt, kann die Überwachungsvorrichtung 110 mithilfe des Ausdrucks (3) die Spannungen V[1], V[2], V[3], .... V[N – 1] und V[N] der jeweiligen Photovoltaik-Module 27 ermitteln.
Die Summe der Spannungen V aller Photovoltaik-Module 27 ist die Spannung Vstring des Photovoltaik-Strangs 28. Die Überwachungsvorrichtung 110 kann die Strom-Spannungs-Kennlinie des Photovoltaik-Strangs 28 berechnen, indem ein Wert des durch die Photovoltaik-Module 27 fließenden Stroms I geändert wird.
Ausdruck (3) ist eine Umkehrfunktion der Ausgangsspannung V. Durch wiederholte Ausführung z. B. des Newton-Verfahrens kann die Überwachungsvorrichtung 110 ohne weiteres aus dem Ausdruck (3) die Ausgangsspannung V ermitteln. Wie oben anhand von 6 beschrieben, fällt die Ausgangsspannung (Modulspannung) des Photovoltaik-Moduls 27 beim Ablösen des Lötmetalls oder bei einer Unterbrechung im Photovoltaik-Modul 27 von der Modulspannung im Normalzustand ab. Wenn die Unterbrechung im Photovoltaik-Modul 27 auftritt, geht die Bypass-Diode 25 in Betrieb. Daher kann die Modulspannung als näherungsweise null angenommen werden.
Die Anordnungs-Analyse ist eine Analyse der Photovoltaik-Anordnung 16. Bei der Anordnungs-Analyse sind die Spannungen, die an die Vielzahl der Photovoltaik-Stränge 28 in der Photovoltaik-Anordnung 16 angelegt sind, gleich. Wenn die Spannung V an die Photovoltaik-Anordnung 16 (an jeden Photovoltaik-Strang 28) angelegt ist, kann die Überwachungsvorrichtung 110 die aus den jeweiligen Photovoltaik-Strängen 28 extrahierten Ströme I[1], I[2] ... I[N] aus der Strom-Spannungs-Kennlinie ableiten, die aus der oben beschriebenen Strang-Analyse abgeleitet wurde.
Die Summe der Ausgangsströme/aller Photovoltaik-Stränge 28, die von der Überwachungsvorrichtung 110 berechnet wird, ist der Strom Iarray der Photovoltaik-Anordnung 16. Wie oben beschrieben, kann die Anordnungs-Berechnung die Strom-Spannungs-Kennlinie der Photovoltaik-Anordnung 16 durch eine Kombination aus Strang-Analyse und Anordnungs-Analyse ableiten. Die Überwachungsvorrichtung 110 kann den Strom des Photovoltaik-Strangs 28 aus dem Ausdruck (3) für den Photovoltaik-Strang 28 ermitteln.
Ein Thermoelement, das häufig als Temperaturfühler eingesetzt wird, weist im Allgemeinen eine geringe Messgenauigkeit auf. Die Überwachungsvorrichtung 110 berechnet die geschätzte Betriebstemperatur des Photovoltaik-Strangs 28 aus dem maximalen Betriebsstrom Ipmax_b des Photovoltaik-Strangs 28, der aus dem maximalen Betriebsstrom der Photovoltaik-Anordnung 16 berechnet wird, und einer maximalen Betriebsspannung Vpmax_b des Photovoltaik-Strangs 28, der vom Power-Conditioner-System 13 gemessen wird. Der maximale Betriebsstrom und die maximale Betriebsspannung der Photovoltaik-Anordnung 16, die durch das Power-Conditioner-System 13 gemessen werden, werden auch als „PCS-Strom” und „PCS-Spannung” bezeichnet.
Eine Leerlaufspannung Voc_b des Photovoltaik-Strangs 28 mit der geschätzten Einstrahlung pb bei der geschätzten Betriebstemperatur Tb kann durch den Ausdruck (4) mithilfe der geschätzten Einstrahlung pb, einer Leerlaufspannung Voc_a bei einer Umgebungstemperatur Ta, die eine Referenztemperatur darstellt, und eines Temperaturkoeffizienten β [Volt/°C] der Leerlaufspannung ausgedrückt werden. Die Referenztemperatur der Leerlaufspannung muss nicht unbedingt die Umgebungstemperatur sein. Voc_b = Voc_a + β·(Tb – Ta) (4)
Durch Anwendung des oben erwähnten Koeffizienten J gilt der Ausdruck (5) auch für die geschätzte Betriebstemperatur Tb. Imax_b = J·Isc_0·pb (5)
Die maximale Betriebsspannung Vpmax_b und die Leerlaufspannung Voc_b werden durch Ausdruck (6) bzw. Ausdruck (7) angegeben. In den Ausdrücken (6) und (7) ist Ncell die Anzahl von Photovoltaik-Zellen im Photovoltaik-Strang 28. Vpmax_b = Ncell·(nf·k·Tb)/q·In{(Isc_0·pb – Ipmax_b)/Is} (6) Voc_b = Ncell·(nf·k·Tb)/q·In{(Isc_0·pb)/Is} (7)
Durch Kombination von Ausdruck (6) und Ausdruck (7) unter Anwendung des oben erwähnten Koeffizienten J wird Ausdruck (8) erfüllt. Vpmax_b – Voc_b = Ncell·((nf·k·Tb)/q)·In(1 – J) (8)
Durch Ersetzen von Ausdruck (4) in Ausdruck (8) entsteht Ausdruck (9). Tb = (Vpmax_b – Voc_a – β·Ta)/(Ncell·(nf·k/q)·In(1 – J) + β) (9)
Konkret kann die geschätzte Betriebstemperatur Tb des Photovoltaik-Strangs 28 mithilfe von Ausdruck (9) aus der maximalen Betriebsspannung Vpmax_b, die vom Power-Conditioner-System 13 gemessen wird, und der Leerlaufspannung Voc_a mit der geschätzten Einstrahlung pb bei Umgebungstemperatur berechnet werden. Die Leerlaufspannung Voc_a ergibt sich beispielsweise durch Berechnung der Summe der Modulspannungen, die durch Substituierung der geschätzten Einstrahlung pb, der Umgebungstemperatur Ta, und des Ausgangsstroms 0 in Ausdruck (3) ermittelt werden.
9 veranschaulicht schematisch ein Konfigurationsbeispiel der Überwachungsvorrichtung 110 nach den Ausführungsformen. Die Überwachungsvorrichtung 110 weist die Konfiguration eines allgemeinen Rechners auf. Konkret umfasst die Überwachungsvorrichtung 110 einen Prozessor 111, einen Speicher 112, eine Schnittstelle 113, eine Eingabe-/AusgabeVorrichtung 114 und eine zweite Speichervorrichtung 115. Die oben erwähnten Komponenten sind über einen Bus miteinander verschaltet, so dass eine Kommunikation zwischen ihnen möglich ist. Die Eingabe-/Ausgabe-Vorrichtung 114 weist eine Eingabevorrichtung und eine Ausgabevorrichtung auf.
Der Prozessor 111 setzt die vorbestimmten Funktionen der Überwachungsvorrichtung 110 um, indem er die im Speicher 112 gespeicherten Programme ausführt. Der Speicher 112 speichert die Programme, die vom Prozessor 111 auszuführen sind, und die zum Ausführen der Programme notwendigen Informationen. Wie in 9 abgebildet, sind im Speicher 112 ein Photovoltaikanlagen-Störungsdiagnoseprogramm 170 und Informationen 180 enthalten, die neben dem Betriebssystem (OS) (nicht abgebildet) auch vom Photovoltaikanlagen-Störungsdiagnoseprogramm 170 genutzt werden.
Das Photovoltaikanlagen-Störungsdiagnoseprogramm 170 enthält ein Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 und ein Störungsdiagnoseprogramm 172 für potentialinduzierte Verschlechterung (PIV). Der Betrieb des Photovoltaikanlagen-Störungsdiagnoseprogramms 170 wird später beschrieben. Die Informationen 180 enthalten den PCS-Spannungswert und den PCS-Stromwert 181 sowie Informationen 182 zur Einstrahlung und atmosphärischen Temperatur. Die Informationen 182 zur Einstrahlung und atmosphärischen Temperatur geben die Messwerte des Pyranometers 101 und des Thermometers 102 an.
Darüber hinaus enthalten die Informationen 180 die gemessenen Spannungswerte 184_1 bis 184_n der jeweiligen Photovoltaik-Stränge 28 und die Konfigurationsinformationen 183 der Photovoltaik-Anordnung 16.
Die Überwachungsvorrichtung 110 erhält den PCS-Spannungswert und den PCS-Stromwert 181 sowie die Informationen 182 zur Einstrahlung und atmosphärischen Temperatur vom Power-Conditioner-System 13 über die Schnittstelle 113. Über die Schnittstelle 113 erhält die Überwachungsvorrichtung 110 weiterhin die gemessenen Stromwerte und die gemessenen Spannungswerte 184_1 bis 184_n der jeweiligen Photovoltaik-Stränge 28 aus den Anschlusskästen 12.
Die Konfigurationsinformationen 183 zur Photovoltaik-Anordnung enthalten Informationen über die voreingestellte Photovoltaik-Anordnung 16. Konkret enthalten die Konfigurationsinformationen 183 zur Photovoltaik-Anordnung Konfigurationsinformationen über jeden der Photovoltaik-Stränge 28 in der Photovoltaik-Anordnung 16. Die Konfigurationsinformationen zu den Photovoltaik-Strängen 28 umfassen Informationen über die Nennwerte des Photovoltaik-Strangs 28 und jedes einzelnen darin befindlichen Photovoltaik-Moduls 27 sowie Informationen über die konstanten Parameter, die in den Ausdrücken (1) bis (9) verwendet werden. Die Konfigurationsinformationen 183 zur Photovoltaik-Anordnung können zudem Informationen über eine Störung jedes der Photovoltaik-Stränge 28 und Informationen über die Anzahl effektiver Zellen in jedem der Photovoltaik-Stränge 28 enthalten.
Wenngleich das Photovoltaikanlagen-Störungsdiagnoseprogramm 170 und die Informationen 180 in 9 zum besseren Verständnis so dargestellt sind, als lägen sie im Speicher 112 vor, werden das Photovoltaikanlagen-Störungsdiagnoseprogramm 170 und die Informationen 180 normalerweise aus der zweiten Speichervorrichtung 115 in den Speicher 112 geladen. Die zweite Speichervorrichtung 115 ist eine Speichervorrichtung mit einem nicht-flüchtigen, nicht-transitorischen Speichermedium, welches Programme und Informationen speichert, die für die Umsetzung vorbestimmter Funktionen der Überwachungsvorrichtung 110 notwendig sind. Die zweite Speichervorrichtung 115 und die Eingabe-/Ausgabe-Vorrichtung 114 können über ein Netzwerk miteinander verbunden werden.
Von einem Prozessor wird ein Programm ausgeführt, um eine bestimmte Verarbeitung mithilfe einer Speichervorrichtung und einer Schnittstelle vorzunehmen. Dementsprechend kann eine Beschreibung, in der „Programm” das Subjekt bildet, als Beschreibung aufgefasst werden, in der „Prozessor” das Subjekt ist. Anders ausgedrückt, eine von einem Programm vorgenommene Verarbeitung ist eine Verarbeitung, die von einem Rechner oder einem Rechnersystem ausgeführt wird, auf dem das Programm läuft.
<Erstes Beispiel>
Nachstehend wird nun ein Beispiel für die Störungsdiagnose an dem Photovoltaik-Strang 28 mithilfe des Strangstörungs-Diagnoseprogramms 171 beschrieben. 10A ist ein beispielhaftes Ablaufdiagramm für die Feststellung durch das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 an jedem der Photovoltaik-Stränge 28, ob eine Störung vorliegt oder nicht. 10B verdeutlicht die Einzelheiten von Schritt S101 aus 10A.
10A veranschaulicht eine Diagnose für den einzelnen Photovoltaik-Strang 28, konkret ein Beispiel für die Diagnose des Photovoltaik-Strangs 28, der als Strang k gekennzeichnet ist. Das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 vollzieht den Ablauf, wie in 10A für jeden der Photovoltaik-Stränge 28 in der Photovoltaik-Anordnung 16 abgebildet. Das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 überwacht eine Störung der Photovoltaik-Anordnung 16 und wiederholt den Ablauf aus 10A für jeden der Photovoltaik-Stränge 28 beispielsweise regelmäßig.
Wie in 10A dargestellt, berechnet das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 die geschätzte Einstrahlung pb am Photovoltaik-Strang 28 und die geschätzte Betriebstemperatur Tb des Photovoltaik-Strangs 28 (S101).
Wie oben anhand der Ausdrücke (1) bis (9) beschrieben, kann das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 die geschätzte Einstrahlung pb und die geschätzte Betriebstemperatur Tb aus dem PCS-Stromwert und dem PCS-Spannungswert errechnen, die mit dem Power-Conditioner-System 13 gemessen werden. Bei dem PCS-Stromwert bzw. dem PCS-Spannungswert handelt es sich, wie oben beschrieben, um den maximalen Betriebsstrom bzw. die maximale Betriebsspannung der Photovoltaik-Anordnung 16.
Bei dem oben beschriebenen Beispiel verwendet die Überwachungsvorrichtung 110 Durchschnittswerte der in der Photovoltaik-Anordnung 16 enthaltenen Photovoltaik-Stränge 28 als die Parameter in den Ausdrücken (1) bis (9) zur Berechnung der geschätzten Einstrahlung pb und der geschätzten Betriebstemperatur Tb. Daher sind die geschätzte Einstrahlung pb und die geschätzte Betriebstemperatur Tb, die für den Photovoltaik-Strang 28 berechnet werden, für alle Photovoltaik-Stränge 28 und die Photovoltaik-Anordnung 16 gleich. Die Einzelheiten von Schritt S101 werden später anhand von 10B beschrieben.
Als Nächstes nutzt das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 die berechnete geschätzte Einstrahlung pb und die geschätzte Betriebstemperatur Tb für die Berechnung eines geschätzten Stromwerts (geschätzter Strang-Stromwert k) des Strangs k, bei dem es sich um den zu diagnostizierenden Photovoltaik-Strang 28 handelt (S102).
Zum Beispiel substituiert das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 die geschätzte Einstrahlung pb und die geschätzte Betriebstemperatur Tb in den Ausdruck (3), um die oben erwähnte Strang-Analyse durchzuführen und somit den geschätzten Strangstromwert k zu errechnen. Mit Ausnahme von p und T sind die anderen Parameter aus Ausdruck (3) in den Konfigurationsinformationen 183 zur Photovoltaik-Anordnung gespeichert. Die anzuwendenden Parameter sind jene für den Strang k.
Auf die oben beschriebene Art und Weise kann das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 die Strom-Spannungs-Kennlinie von Strang k mit der geschätzten Einstrahlung pb bei der geschätzten Betriebstemperatur Tb ermitteln. Das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 berechnet den geschätzten Strangstromwert k aus der erhaltenen Strom-SpannungsKennlinie und dem PCS-Spannungswert. Wenn die von Ausdruck (3) angegebene Strom-Spannungs-Kennlinie im Vorhinein für den Strang k festgelegt ist, kann Ausdruck (3) verwendet werden. Dieser Punkt gilt auch für den später beschriebenen Fall, in dem Ausdruck (3) verwendet wird.
Als Nächstes vergleicht das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 den gemessenen Stromwert für Strang k (Strangstromwert k) mit dem geschätzten Strangstromwert k, um einen Zustand des geschätzten Strangstromwertes k festzustellen (S103). Der gemessene Stromwert für den Strang k ist ein Wert für den Strangstrom, der von der Strangstrom-Messvorrichtung 35 von Strang k gemessen wurde. Bei diesem Beispiel berechnet das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 eine Verschlechterungsrate von Strang k mittels eines Verhältnisses zwischen dem gemessenen Stromwert und dem geschätzten Stromwert von Strang k.
Nachfolgend vergleicht das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 die errechnete Verschlechterungsrate und einen vorbestimmten Störungs-Schwellenwert, um festzustellen, ob der Strang k fehlerhaft ist oder nicht (S104). Der Störungs-Schwellenwert kann zum Beispiel bei 2,0% liegen. Wenn die Verschlechterungsrate über dem Störungs-Schwellenwert liegt, stellt das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 fest, dass der Strang k fehlerhaft ist (S106). Wenn die Verschlechterungsrate auf oder unter dem Störungs-Schwellenwert liegt, stellt das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 fest, dass sich der Strang k in einem normalen Zustand befindet (S105).
Wird festgestellt, dass der Strang k fehlerhaft ist, erzeugt das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 ein Bild, das die Störung von Strang k darstellt, und gibt das erzeugte Bild an die Eingabe-/Ausgabe-Vorrichtung 114 aus. Das Bild kann beispielsweise einen Identifizierer von Strang k, Informationen, die das Auftreten der Störung anzeigen, und die Verschlechterungsrate enthalten.
Anhand von 10B werden die Einzelheiten von Schritt S101 aus 10A beschrieben. Wie oben beschrieben, werden in Schritt S101 die geschätzte Einstrahlung pb am Photovoltaik-Strang 28 und die geschätzte Betriebstemperatur Tb des Photovoltaik-Strangs 28 berechnet. Wie zudem beschrieben wurde, sind die in jedem der Ausdrücke verwendeten Parameter Durchschnittswerte der in der Photovoltaik-Anordnung 16 enthaltenen Photovoltaik-Stränge 28. Die Überwachungsvorrichtung 110 kann andere Parameter nutzen, die den in der Photovoltaik-Anordnung 16 enthaltenen Photovoltaik-Strängen 28 gemeinsam sind.
Wie in 10B abgebildet, errechnet das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 aus dem PCS-Stromwert die geschätzte Einstrahlung pb (Schritt 111). Den PCS-Stromwert dividiert das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 durch die Anzahl von Photovoltaik-Strängen, um dadurch einen durchschnittlichen maximalen Betriebsstromwert der Photovoltaik-Stränge 28 zu berechnen. Das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 ersetzt den errechneten durchschnittlichen maximalen Betriebsstromwert in Ipmax_b aus Ausdruck (2), um die geschätzte Einstrahlung pb an jedem der Photovoltaik-Stränge 28 zu berechnen.
Als Nächstes errechnet das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 die Leerlaufspannung Voc_a jedes Photovoltaik-Strangs 28 mit der geschätzten Einstrahlung pb bei Umgebungstemperatur (S112). Das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 setzt die geschätzte Einstrahlung pb und die Umgebungstemperatur Ta im Ausdruck (3) ein, um die Leerlaufspannung des Photovoltaik-Moduls 27 mit I = 0 zu berechnen. Aus den Werten der Leerlaufspannungen kann die Leerlaufspannung Voc_a des Photovoltaik-Strangs 28 errechnet werden.
Als Nächstes berechnet das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 aus Ausdruck (9) die geschätzte Betriebstemperatur Tb von jedem der Photovoltaik-Stränge 28 (S113). Das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 nutzt den PCS-Spannungswert Vpmax_b und setzt den PCS-Spannungswert und die errechnete geschätzte Einstrahlung pb und die Leerlaufspannung Voc_a im Ausdruck (9) ein.
Daraufhin berechnet das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 einen geschätzten PCS-Stromwert mit Ausdruck (3) und führt die oben beschriebene Anordnungs-Berechnung durch (S114). Das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 berechnet den geschätzten PCS-Stromwert durch Berechnen des geschätzten Strangstromwertes des Photovoltaik-Strangs 28 und danach Berechnen eines Produkts aus dem berechneten geschätzten Strangstromwert und der Stranganzahl.
Wie oben beschrieben, kann das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 mithilfe von Ausdruck (3) und der Strang-Analyse die Strom-Spannungs-Kennlinie von Photovoltaik-Strang 28 mit der geschätzten Einstrahlung pb auf der geschätzten Betriebstemperatur Tb ermitteln. Das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 kann den geschätzten Strangstromwert aus der erhaltenen Strom-Spannungs-Kennlinie und dem PCS-Spannungswert berechnen.
Das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 vergleicht den berechneten geschätzten PCS-Stromwert und den gemessenen PCS-Stromwert miteinander (S115). Wenn der gemessene PCS-Stromwert genauso groß oder größer ist als der geschätzte PCS-Stromwert (S115: JA), dann speichert das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 die geschätzte Einstrahlung pb am Strang k, die in Schritt S111 berechnet wird, und die geschätzte Betriebstemperatur Tb von Strang k, die in Schritt S113 berechnet wird, und schreitet mit dem nachfolgenden Schritt S102 fort.
Wenn der gemessene PCS-Stromwert niedriger ist als der geschätzte PCS-Stromwert (S115: NEIN), dann stellt das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 fest, dass die Photovoltaik-Anordnung 16 eine große Anzahl von Photovoltaik-Modulen 27 aufweist, in denen eine Unterbrechung vorliegt, und passt deshalb die Anzahl effektiver Zellen in der Photovoltaik-Anordnung 16 (im Photovoltaik-Strang 28) entsprechend an (S116). Das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 kann die Ergebnisse der Anpassung in den Konfigurationsinformationen zur Photovoltaik-Anordnung 183 speichern.
Das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 senkt die Anzahl effektiver Zellen in der Photovoltaik-Anordnung 16 um eine vorbestimmte. Anzahl. Bei der Neuberechnung der geschätzten Einstrahlung pb können die geschätzte Betriebstemperatur Tb und der geschätzte PCS-Stromwert, ein Wert, der durch Division der vorbestimmten Anzahl durch die Stranganzahl entsteht, als ein Wert genutzt werden, der die Anzahl von Zellen angibt, die von den effektiven Zellen im Photovoltaik-Strang 28 abgezogen wird.
Danach geht das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 zu Schritt S112 zurück, um die Schritte S112 bis S115 mit der angepassten Anzahl effektiver Zellen auszuführen. Das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 wiederholt die Schritte S112 bis S116 solange, bis der PCS-Stromwert genauso groß wie oder größer also der geschätzte PCS-Stromwert wird.
Das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 nutzt die angepasste Anzahl effektiver Zellen bei der Berechnung der geschätzten Einstrahlung pb und der geschätzten Betriebstemperatur Tb, verwendet die angepasste Zahl effektiver Zellen jedoch nicht in Schritt S102. Bei der Berechnung des geschätzten Strangstromwerts k in Schritt S102 verwendet das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 die nicht angepasste Zahl von Zellen, die in den Konfigurationsinformationen über Strang k enthalten ist.
Wie oben beschrieben, gehen die Ausdrücke (1) bis (9) von der Annahme aus, dass die Effekte des Leistungsabfalls des Photovoltaik-Moduls 27 auf die im Power-Conditioner-System 13 gewonnene Leistung der Photovoltaik-Anordnung 16 gering sind. Bei einer Unterbrechungsstörung des Photovoltaik-Moduls 27 wird jedoch eine große Zahl von Photovoltaik-Zellen 26 betriebsuntüchtig, wie in 5C und 6 abgebildet. Dadurch wird die Veränderung der Kennlinie des Photovoltaik-Moduls 27 größer. Durch Anpassung der Anzahl effektiver Zellen kann die geschätzte Betriebstemperatur Tb genauer berechnet werden. Die Schritte S114 bis S116 können entfallen.
Für die oben erwähnte Ermittlung des PCS-Stromwerts kann ein PCS-Stromwert pro Strang genutzt werden. Bei der Berechnung der geschätzten Einstrahlung pb und der geschätzten Betriebstemperatur Tb kann die Überwachungsvorrichtung 110 die Einstrahlung an jedem der Photovoltaik-Stränge 28 und deren Betriebstemperatur berechnen, indem wirkliche Parameter von jedem der Photovoltaik-Stränge 28 verwendet werden und anschließend die Durchschnittswerte der geschätzten Einstrahlung pb und der geschätzten Betriebstemperatur Tb berechnet werden. In diesem Fall kann die Überwachungsvorrichtung 110 die Anzahl effektiver Zellen für jeden der Photovoltaik-Stränge 28 anpassen.
Durch den oben beschriebenen Verarbeitungsablauf können bei dieser Ausführungsform die Einstrahlung auf den Photovoltaik-Strang und dessen Betriebstemperatur mit guter Genauigkeit geschätzt werden. Daher ist die Verschlechterung oder Störung des Photovoltaik-Strangs genau bekannt.
<Zweites Beispiel>
Als Nächstes wird ein Beispiel für die Ermittlung der Anzahl fehlerhafter Photovoltaik-Module 27 im Photovoltaik-Strang 28 beschrieben. 11 ist ein Ablaufdiagramm, das ein Verfahren zum Berechnen der Anzahl fehlerhafter Photovoltaik-Module 27 im Photovoltaik-Strang 28 zeigt. Das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 arbeitet gemäß dem Ablaufdiagramm aus 11. Das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 führt die Verarbeitung gemäß Ablaufdiagramm aus 11 für beispielsweise den Photovoltaik-Strang 28 aus, der in 10A als fehlerhaft ermittelt ist.
Wie in 11 verdeutlicht, berechnet das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 die geschätzte Einstrahlung pb und die geschätzte Betriebstemperatur Tb für den zu diagnostizierenden Photovoltaik-Strang 28 (Strang k) (S201). Schritt S201 ist identisch mit Schritt S101 der Verarbeitung, wie sie in 10A und 10B dargestellt ist.
Als Nächstes berechnet das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 den geschätzten Stromwert von Strang k (geschätzter Strangstromwert k) aus der geschätzten Einstrahlung pb und der geschätzten Betriebstemperatur Tb (S202). Schritt S202 ähnelt Schritt S102 aus 10A.
Als erste Stufe berechnet das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 anschließend die Anzahl von Photovoltaik-Modulen, in denen es zu Unterbrechungen kommt. Zuerst vergleicht das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 den Strangstromwert k, der von der Strangstrom-Messvorrichtung 35 gemessen wurde, mit dem geschätzten Strangstromwert k und errechnet die Differenz Δ/k zwischen ihnen (S203).
Wenn der gemessene Stromwert k kleiner ist als der geschätzte Strangstromwert k, konkret wenn die Differenz ΔIk kleiner ist als 0 (S204: NEIN), dann verringert das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 die Anzahl effektiver Zellen im Strang k um die Anzahl von Photovoltaik-Zellen, die eine ausgewählte, vorher festgelegte Anzahl von Photovoltaik-Modulen 27 bilden (S205). Zum Beispiel wird die Anzahl effektiver Zellen, die im Strang k enthalten sind, um die Anzahl von Photovoltaik-Zellen reduziert, die ein Photovoltaik-Modul 27 bilden. Die vorher festgelegte Anzahl gibt die Anzahl der Photovoltaik-Module 27 an, in denen die Unterbrechung vorliegt (die Anzahl von Unterbrechungen). Im Photovoltaik-Strang 28 können Photovoltaik-Module mit unterschiedlicher Zellenanzahl enthalten sein.
Das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 führt dann die Schritte S202 bis S204 mit der zurückgesetzten Anzahl effektiver Zellen aus. Das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 wiederholt die Schritte S202 bis S205 solange, bis der gemessene Strangstromwert k genauso groß wie oder größer als der geschätzte Strangstromwert k wird.
Wenn der gemessene Strangstromwert k und der geschätzte Strangstromwert k übereinstimmen, konkret, wenn die Differenz ΔIk gleich 0 ist (Schritt S204: JA, S206: Ja), dann beendet das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 den Ablauf.
Wenn der gemessene Strangstromwert k kleiner ist als der geschätzte Strangstromwert k, konkret, wenn die Differenz ΔIk kleiner ist als 0 (Schritt S204: JA, S206: NEIN), dann setzt das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 die eingestellte Anzahl von Unterbrechungen um 1 herab (S207). Das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 wählt ein Photovoltaik-Modul aus den Photovoltaik-Modulen 27 aus, die als solche mit Unterbrechung eingestellt sind, und erhöht die Anzahl effektiver Zellen im Strang k um die Anzahl von Zellen, die im ausgewählten Photovoltaik-Modul 27 enthalten sind.
Das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 führt die Schritte S208 bis S210 mit der zurückgesetzten Anzahl effektiver Zellen (Anzahl fehlerfreier Module) aus. Die Schritte S208 bis S210 sind jeweils ähnlich mit den Schritten S202 bis S204.
Wenn in Schritt S210 der gemessene Strangstromwert k genauso groß wie oder größer als der geschätzte Strangstromwert k ist (S210: JA), dann beendet das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 den Ablauf. Wenn andererseits in Schritt S210 der gemessene Strangstromwert k kleiner als der geschätzte Strangstromwert k ist (S210: NEIN), stellt das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 die Anzahl des Auftretens von Lötmetallablösungen als zweite Stufe ein (S211).
Unter den fehlerfreien Photovoltaik-Modulen 27, die zum Einstellen der Anzahl von Unterbrechungen ausgewählt wurden, erhöht das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 die Anzahl der Photovoltaik-Module 27, bei denen geschätzt wird, dass sich Lötmetall abgelöst hat, und kehrt dann zu Schritt S208 zurück.
Hier hat das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 im Voraus einen Wert Rs1 des Reihenwiderstandswertes Rs (Reihenwiderstand 24 aus 2), der den Ausgangsstrom des Photovoltaik-Moduls 27 aus dem Ausdruck (3) um einen vorher bestimmten Wert, z. B. 10%, verringert. Das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 stellt den Reihenwiderstandswert Rs des Photovoltaik-Moduls 27, in dem geschätzt wird, dass sich Lötmetall abgelöst hat, auf Rs1 ein. Den Wert Rs1 verwendet das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 als den Reihenwiderstandswert Rs des Photovoltaik-Moduls 27, in dem bei der Berechnung gemäß Ausdruck (3) geschätzt wurde, dass es zum Ablösen des Lötmetalls gekommen ist.
Das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 wiederholt die Schritte S208 bis S211 solange, bis der gemessene Strangstromwert k genauso groß wie oder größer als der geschätzte Strangstromwert k wird.
Durch den oben beschriebenen Verarbeitungsablauf können bei dem zweiten Beispiel die Einstrahlung auf den Photovoltaik-Strang und dessen Betriebstemperatur mit guter Genauigkeit geschätzt werden. Dadurch kann die Anzahl fehlerhafter Photovoltaik-Module 27 im Photovoltaik-Strang 28 geschätzt werden.
<Drittes Beispiel>
Nun wird ein Störungsdiagnoseverfahren für die Photovoltaik-Anlage 1 gemäß einem dritten Beispiel der Erfindung beschrieben. Bei dem dritten Beispiel wird ein Fall beschrieben, bei dem eine große Zahl von Arbeitspunkten der Photovoltaik-Module 27, welche die Photovoltaik-Anordnung 16 bilden, aufgrund der Verschlechterung der Photovoltaik-Zellen 26, auch „PID” genannt, stark vom Arbeitspunkt während des Normalbetriebs abweichen. Es gibt mehrere mögliche Faktoren für das Auftreten der PID. Allerdings nimmt in jedem Fall bei einer Rekombination im p-n-Übergangsbereich der die Photovoltaik-Zelle 26 bildet der Wert des Parallelwiderstands 23 der Photovoltaik-Zelle 26 ab. Im Ergebnis wird die Photovoltaik-Zelle 26 ohmsch.
Wenn wie im Fall aus 12A bei großer Einstrahlung der Parallelwiderstand abfällt, ändert sich die Strom-Spannungs-Kennlinie des Photovoltaik-Moduls 27, ursprünglich wie durch die Kurve 121 angegeben, wie zunächst durch die Kurve 122 und danach durch die Kurve 123 angegeben. Wenn wie im Fall aus 12B die Einstrahlung gering ist, wird aus der Kurve 124, die die Strom-Spannungs-Kennlinie des Photovoltaik-Moduls 27 darstellt, zunächst die Kurve 125 und anschließend Kurve 126. Demzufolge wird die Verschiebung des Arbeitspunktes bei kleiner werdender Einstrahlung größer.
13A zeigt eine zeitweilige Änderung der PCS-Spannung in dem Fall, da die Photovoltaik-Zelle 26 durch Verschlechterung ohmsch wird, und 13B zeigt eine zeitweilige Änderung des PCS-Stroms. Eine Kurve 131 stellt die PCS-Spannung während des Normalbetriebs dar, während die Kurve 132 die PCS-Spannung bei Verschlechterung der Photovoltaik-Zelle zeigt. Ähnlich stellt eine Kurve 133 den PCS-Strom während des Normalbetriebs dar, während die Kurve 134 den PCS-Strom bei Verschlechterung der Photovoltaik-Zelle zeigt. Wie aus den oben erwähnten Veränderungen deutlich wird, ändert sich sowohl die maximale Betriebsspannung als auch der maximale Betriebsstrom im Vergleich zu denen im Normalbetrieb sehr stark. Daher wird der Wert von J aus dem Ausdruck (1) nicht konstant.
Wenn die Änderung der Kennlinie der Photovoltaik-Anordnung 16 wie oben beschrieben groß ist, verwendet die Überwachungsvorrichtung 110 die vom Pyranometer 101 gemessene Einstrahlung und die vom Thermometer 102 gemessene atmosphärische Temperatur als Referenzwerte. Wie oben beschrieben, offenbart JIS C 8907 das Verfahren zum Schätzen der Temperatur, die man durch Hinzuaddieren von 18,4°C zu der vom Thermometer 102 gemessenen atmosphärischen Temperatur erhält, als die Temperatur der Photovoltaik-Anordnung 16 mit Trägerkonstruktion. Allerdings bietet das Verfahren eine geringe Genauigkeit.
Durch Auswertung der erzeugten Strommenge der großen Photovoltaik-Anlage 1 stellten die Erfinder fest, dass ein Wert, der sich durch Subtrahieren der atmosphärischen Temperatur von der Temperatur der Photovoltaik-Anordnung ergab, eine große Korrelation zu der Einstrahlung aufwies. Beispielhaft ist dieses Verhältnis durch den Ausdruck (10) angegeben. Tb – T1 = 26·p1 + 0.8 (10), wobei T1 die atmosphärische Temperatur ist. Wie oben beschrieben, wird der Wert, der sich durch Subtrahieren der atmosphärischen Temperatur von der Temperatur der Photovoltaik-Anordnung ergibt, näherungsweise durch einen primären Ausdruck der Einstrahlung angegeben.
Speziell wenn die vom Pyranometer 101 gemessene Einstrahlung p1 ist und die vom Thermometer 102 gemessene atmosphärische Temperatur T1 ist, kann mit dem Ausdruck (10) die geschätzte Betriebstemperatur Tb der Photovoltaik-Anordnung 16 (der jeweiligen Photovoltaik-Stränge 28) mit einer gewissen Genauigkeit berechnet werden. Wenn eine große Anzahl der Arbeitspunkte der Photovoltaik-Module 27, die die Photovoltaik-Anordnung 16 bilden, stark von denen im Normalbetrieb abweicht, wie im Falle der PID, können der Normalzustand und der Zustand des Leistungsabfalls sogar mit einer gewissen Genauigkeit voneinander unterschieden werden, ohne dass sie zu hoch sein muss.
15 ist ein Ablaufdiagramm eines Beispiels der Störungsdiagnose für den Photovoltaik-Strang 28, für den Fall bei dem sich die Kennlinie der Photovoltaik-Anordnung 16 wie im Falle einer PID erheblich verändert. Das PID-Störungsdiagnoseprogramm 172 und das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 arbeiten gemäß Ablaufdiagramm aus 15. Die im Ablaufdiagramm abgebildete Verarbeitung erfolgt beispielsweise periodisch.
Wie in 15 gezeigt, erhält das PID-Störungsdiagnoseprogramm 172 Informationen über die vom Pyranometer 101 gemessene Einstrahlung und die vom Thermometer 102 gemessene atmosphärische Temperatur und berechnet mit dem Ausdruck (10) die geschätzte Betriebstemperatur Tb des Photovoltaik-Strangs 28 (S301).
Des Weiteren erhält das PID-Störungsdiagnoseprogramm 172 den Parallelwiderstandswert Rsh der im Photovoltaik-Modul 27 enthaltenen Photovoltaik-Zellen 26 mithilfe der gemessenen Einstrahlung, der geschätzten Betriebstemperatur Tb, des von der Strangstrom-Messvorrichtung 35 gemessenen Strangstromwerts, des PCS-Spannungswerts und des Ausdrucks (3) (S302). Hierbei wird davon ausgegangen, dass die Parallelwiderstandswerte aller Photovoltaik-Module 27 im Photovoltaik-Strang 28 gleich sind.
Das PID-Störungsdiagnoseprogramm 172 speichert einen Schwellenwert des Parallelwiderstands, der für die Ermittlung der PID verwendet wird. Anschließend vergleicht das PID-Störungsdiagnoseprogramm 172 den Parallelwiderstandswert Rsh mit dem Schwellenwert (S303).
Wenn der Parallelwiderstandswert Rsh kleiner ist als der Schwellenwert (S303: JA), stellt das PID-Störungsdiagnoseprogramm 172 fest, dass im Photovoltaik-Strang 28 eine PID vorliegt (S310).
Wenn der Parallelwiderstandswert Rsh genauso groß wie oder größer ist als der Schwellenwert (S303: NEIN), ruft das PID-Störungsdiagnoseprogramm 172 das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 auf. Das Strangstörungs-Diagnoseprogramm 171 führt die Schritte S304 bis S309 aus. Die Schritte S304 bis S309 entsprechen jeweils den Schritten S101 bis S06 aus 10A.
Gemäß den oben beschriebenen Ausführungsformen kann die Störungsdiagnose in der großen Photovoltaik-Anlage ohne zusätzliche Messeinrichtungen und Kommunikationseinrichtungen zu niedrigen Kosten realisiert werden.
Die vorliegende Erfindung ist nicht auf die oben beschriebenen Ausführungsformen begrenzt, sondern umfasst verschiedene Modifizierungen. Die oben beschriebenen Ausführungsformen sind zum besseren Verständnis der Erfindung erörtert worden und sind nicht auf selbige mit all den oben beschriebenen Konfigurationen beschränkt. Ein Teil der Konfiguration einer Ausführungsform kann durch den einer anderen Ausführungsform ersetzt werden; die Konfiguration einer Ausführungsform kann in die Konfiguration einer anderen Ausführungsform eingefügt werden. Ein Teil der Konfiguration jeder Ausführungsform kann zu einer anderen Konfiguration hinzugefügt, weggelassen oder durch den einer anderen Konfiguration ersetzt werden.
Die oben beschriebenen Konfigurationen, Funktionen, Verarbeitungsmodule und Verarbeitungseinrichtungen können insgesamt oder teilweise durch Hardware implementiert werden: beispielsweise durch die Erstellung eines integrierten Schaltkreises. Die oben beschriebenen Konfigurationen und Funktionen können durch Software implementiert werden, das heißt, ein Prozessor interpretiert Programme, die die Funktionen bereitstellen, und führt sie aus. Die Informationen aus den Programmen, Tabellen und Dateien, mit denen die Funktionen implementiert werden, können in einer Speichervorrichtung gespeichert werden, z. B. in einem Speicher, einer Festplatte oder einer SSD (Solid State Drive) oder einem Speichermedium wie beispielsweise einer IC-Karte oder einer SD-Karte. Die Zeichnungen bilden Steuerungsleitungen und Informationsleitungen ab, die für die Erläuterung als notwendig erachtet werden, zeigen jedoch nicht sämtliche Steuerungs- oder Informationsleitungen in den Produkten. Es kann davon ausgegangen werden, dass fast alle Komponenten miteinander verschaltet sind.
ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
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Zitierte Patentliteratur

JP 2013-201812 [0001]
JP 2010-123880 A [0005, 0006]

Zitierte Nicht-Patentliteratur

JIS C 8907 [0048]
JIS C 8907 [0137]

Claims

Ein Störungsdiagnosesystem für eine Photovoltaik-Anlage, das eine Photovoltaik-Anordnung umfasst, die durch Parallelschaltung einer Vielzahl von Photovoltaik-Strängen gebildet wird, wobei jeder aus der Vielzahl der Photovoltaik-Stränge gebildet wird, indem eine Vielzahl von Photovoltaik-Modulen in Reihe geschaltet ist, wobei das Störungsdiagnosesystem umfasst: eine Anordnungs-Messvorrichtung, die konfiguriert ist zum Messen einer Ausgangsspannung und eines Ausgangsstroms der Photovoltaik-Anordnung; eine Strangstrom-Messvorrichtung, die konfiguriert ist zum Messen der Ausgangsströme der Vielzahl von Photovoltaik-Strängen; und eine Überwachungsvorrichtung, wobei die Überwachungsvorrichtung konfiguriert ist zum Berechnen einer geschätzten Einstrahlung an einem ersten Photovoltaik-Strang aus der Vielzahl der Photovoltaik-Stränge und einer geschätzten Betriebstemperatur des ersten Photovoltaik-Strangs auf der Grundlage eines Kurzschlussstroms und einer Leerlaufspannung auf einer Strom-Spannungs-Kennlinie des ersten Photovoltaik-Strangs und des Ausgangsspannungswertes der Anordnung und des Ausgangsstromwertes der Anordnung, die von der Anordnungs-Messvorrichtung gemessen werden; Berechnen eines geschätzten Stromwertes des ersten Photovoltaik-Strangs auf der Grundlage der geschätzten Einstrahlung, der geschätzten Betriebstemperatur und der Strom-Spannungs-Kennlinie; und Diagnostizieren einer Verschlechterung des ersten Photovoltaik-Strangs durch den Vergleich zwischen dem gemessenen Stromwert des ersten Photovoltaik-Strangs, der von der Strangstrom-Messvorrichtung gemessen wird, und dem geschätzten Stromwert.
Das Störungsdiagnosesystem nach Anspruch 1, wobei die Überwachungsvorrichtung konfiguriert ist zum Schätzen einer Anzahl fehlerhafter Module im ersten Photovoltaik-Strang auf der Grundlage einer Differenz zwischen dem geschätzten Stromwert und dem gemessenen Stromwert; und Ausgeben eines Ergebnisses der Diagnose für den ersten Photovoltaik-Strang, welcher die Anzahl fehlerhafter Module aufweist, an eine Ausgabevorrichtung.
Das Störungsdiagnosesystem nach Anspruch 1, wobei die Überwachungsvorrichtung konfiguriert ist zum Berechnen der geschätzten Einstrahlung auf der Grundlage des Ausgangsstromwertes der Anordnung und eines Verhältnisses eines maximalen Betriebsstroms zum Kurzschlussstrom des ersten Photovoltaik-Strangs.
Das Störungsdiagnosesystem nach Anspruch 3, wobei die Überwachungsvorrichtung konfiguriert ist zum Berechnen der geschätzten Betriebstemperatur auf der Grundlage des Ausgangsspannungswertes der Anordnung, der Leerlaufspannung des ersten Photovoltaik-Strangs mit der geschätzten Einstrahlung bei einer Referenztemperatur, einer Temperaturkennlinie der Leerlaufspannung und des Verhältnisses.
Ein Störungsdiagnosesystem für eine Photovoltaik-Anlage, das eine Photovoltaik-Anordnung umfasst, die durch Parallelschaltung einer Vielzahl von Photovoltaik-Strängen gebildet wird, wobei jeder aus der Vielzahl der Photovoltaik-Stränge gebildet wird, indem eine Vielzahl von Photovoltaik-Modulen in Reihe geschaltet ist, wobei das Störungsdiagnosesystem umfasst: eine Anordnungs-Messvorrichtung, die konfiguriert ist, um eine Ausgangsspannung der Photovoltaik-Anordnung zu messen; eine Strangstrom-Messvorrichtung, die konfiguriert ist, um Ausgangsströme der Vielzahl von Photovoltaik-Strängen zu messen; eine Einstrahlungs-Messvorrichtung, die konfiguriert ist, um eine Einstrahlung zu messen; eine Messvorrichtung für die atmosphärische Temperatur, die konfiguriert ist, um eine atmosphärische Temperatur zu messen; und eine Überwachungsvorrichtung, wobei die Überwachungsvorrichtung konfiguriert ist zum Berechnen einer geschätzten Betriebstemperatur auf der Grundlage von Informationen über die Einstrahlung, die von der Einstrahlungs-Messvorrichtung gemessen wird, und über die atmosphärische Temperatur, die von der Messvorrichtung für die atmosphärische Temperatur gemessen wird, und eines vorbestimmten linearen Ausdrucks des Verhältnisses zwischen der Einstrahlung und einer Differenz zwischen einer Betriebstemperatur der Vielzahl von Photovoltaik-Strängen und der atmosphärischen Temperatur, Berechnen eines geschätzten Parallelwiderstandswertes eines ersten Photovoltaik-Strangs in der Vielzahl von Photovoltaik-Strängen aus einer Strom-Spannungs-Kennlinie des ersten Photovoltaik-Strangs auf der Grundlage des Ausgangsstromwertes des ersten Photovoltaik-Strangs, der von der Strangstrom-Messvorrichtung gemessen wird, des Ausgangsspannungswertes des ersten Photovoltaik-Strangs, der von der Anordnungs-Messvorrichtung gemessen wird, der gemessenen Einstrahlung und der geschätzten Betriebstemperatur; und Diagnostizieren der Verschlechterung des ersten Photovoltaik-Strangs durch den Vergleich zwischen dem geschätzten Parallelwiderstandswert und einem Schwellenwert.
Das Störungsdiagnosesystem nach Anspruch 5, wobei die Anordnungs-Messvorrichtung konfiguriert ist, um einen Ausgangsstrom der Photovoltaik-Anordnung zu messen; und wenn beim Vergleich zwischen dem geschätzten Parallelwiderstandswert und dem Schwellenwert festgestellt wird, dass der erste Photovoltaik-Strang keine Verschlechterung aufweist, die Überwachungsvorrichtung konfiguriert ist zum: Berechnen einer geschätzten Einstrahlung des ersten Photovoltaik-Strangs und einer zweiten geschätzten Betriebstemperatur des ersten Photovoltaik-Strangs auf der Grundlage eines Kurzschlussstroms und einer Leerlaufspannung auf der Strom-Spannungs-Kennlinie des ersten Photovoltaik-Strangs und des Ausgangsspannungswertes der Anordnung und des Ausgangsstromwertes der Anordnung, die von der Anordnungs-Messvorrichtung gemessen werden; Berechnen eines geschätzten Stromwerts des ersten Photovoltaik-Strangs auf der Grundlage der geschätzten Einstrahlung, der zweiten geschätzten Betriebstemperatur und der Strom-Spannungs-Kennlinie; und Diagnostizieren der Verschlechterung des ersten Photovoltaik-Strangs durch den Vergleich zwischen dem gemessenen Stromwert des ersten Photovoltaik-Strangs, der von der Strangstrom-Messvorrichtung gemessen wird, und dem geschätzten Stromwert.
Das Störungsdiagnosesystem nach Anspruch 6, wobei die Überwachungsvorrichtung konfiguriert ist, um: eine Anzahl fehlerhafter Module in dem ersten Photovoltaik-Strang auf der Grundlage einer Differenz zwischen dem geschätzten Stromwert und dem gemessenen Stromwert zu schätzen; und ein Ergebnis der Diagnose für den ersten Photovoltaik-Strang, welcher die Anzahl fehlerhafter Module aufweist, an eine Ausgabevorrichtung auszugeben.
Ein Störungsdiagnoseverfahren für eine Photovoltaik-Anlage, das eine Photovoltaik-Anordnung umfasst, die durch Parallelschaltung einer Vielzahl von Photovoltaik-Strängen gebildet wird, wobei jeder aus der Vielzahl der Photovoltaik-Stränge durch Reihenschaltung einer Vielzahl von Photovoltaik-Modulen gebildet wird, wobei das Störungsdiagnoseverfahren Folgendes umfasst: Berechnen einer geschätzten Einstrahlung an einem ersten Photovoltaik-Strang in der Vielzahl von Photovoltaik-Strängen und einer zweiten geschätzten Betriebstemperatur des ersten Photovoltaik-Strangs auf der Grundlage eines Kurzschlussstroms und einer Leerlaufspannung auf einer Strom-Spannungs-Kennlinie des ersten Photovoltaik-Strangs und eines Ausgangsspannungswertes der Anordnung und eines Ausgangsstromwertes der Anordnung, die von einer Anordnungs-Messvorrichtung gemessen werden; Berechnen eines geschätzten Stromwerts des ersten Photovoltaik-Strangs auf der Grundlage der geschätzten Einstrahlung, der zweiten geschätzten Betriebstemperatur und der Strom-Spannungs-Kennlinie; und Diagnostizieren einer Verschlechterung des ersten Photovoltaik-Strangs durch den Vergleich zwischen dem gemessenen Stromwert des ersten Photovoltaik-Strangs, der von einer Strangstrom-Messvorrichtung gemessen wird, und dem geschätzten Stromwert.
Das Störungsdiagnoseverfahren nach Anspruch 8, ferner umfassend: Schätzen einer Anzahl fehlerhafter Module in dem ersten Photovoltaik-Strang auf der Grundlage einer Differenz zwischen dem geschätzten Stromwert und dem gemessenen Stromwert; und Ausgeben eines Ergebnisses der Diagnose für den ersten Photovoltaik-Strang, welcher die Anzahl fehlerhafter Module aufweist, an eine Ausgabevorrichtung.
Das Störungsdiagnoseverfahren nach Anspruch 8, ferner umfassend das Berechnen der geschätzten Einstrahlung auf der Grundlage des Ausgangsstromwertes der Anordnung und eines Verhältnisses zwischen einem maximalen Betriebsstrom und dem Kurzschlussstrom des ersten Photovoltaik-Strangs.
Das Störungsdiagnoseverfahren nach Anspruch 10, ferner umfassend das Berechnen der zweiten geschätzten Betriebstemperatur auf der Grundlage des Ausgangsspannungswertes der Anordnung, der Leerlaufspannung des ersten Photovoltaik-Strangs mit der geschätzten Einstrahlung bei einer Referenztemperatur, einer Temperaturkennlinie der Leerlaufspannung und des Verhältnisses.
Ein Störungsdiagnoseverfahren für eine Photovoltaik-Anlage, das eine Photovoltaik-Anordnung umfasst, die durch Parallelschaltung einer Vielzahl von Photovoltaik-Strängen gebildet wird, wobei jeder aus der Vielzahl der Photovoltaik-Stränge durch Reihenschaltung einer Vielzahl von Photovoltaik-Modulen gebildet wird, wobei das Störungsdiagnoseverfahren umfasst: Berechnen einer geschätzten Betriebstemperatur auf der Grundlage von Informationen über eine Einstrahlung, die von einer Einstrahlungs-Messvorrichtung gemessen wird, und über eine atmosphärische Temperatur, die von einer Messvorrichtung für die atmosphärische Temperatur gemessen wird, und eines vorbestimmten linearen Ausdrucks des Verhältnisses der Einstrahlung und einer Differenz zwischen einer Betriebstemperatur der Vielzahl von Photovoltaik-Strängen und der atmosphärischen Temperatur; Berechnen eines geschätzten Parallelwiderstandswertes eines ersten Photovoltaik-Strangs in der Vielzahl von Photovoltaik-Strängen aus einer Strom-Spannungs-Kennlinie des ersten Photovoltaik-Strangs auf der Grundlage eines Ausgangsstromwertes des ersten Photovoltaik-Strangs, der von einer Strangstrom-Messvorrichtung gemessen wird, eines Ausgangsspannungswertes des ersten Photovoltaik-Strangs, der von einer Anordnungs-Messvorrichtung gemessen wird, der gemessenen Einstrahlung und der geschätzten Betriebstemperatur; und Diagnostizieren einer Verschlechterung des ersten Photovoltaik-Strangs durch den Vergleich zwischen dem geschätzten Parallelwiderstandswert und einem Schwellenwert.
Das Störungsdiagnoseverfahren nach Anspruch 12, ferner umfassend, wenn durch den Vergleich zwischen dem geschätzten Parallelwiderstandswert und dem Schwellenwert festgestellt wird, dass der erste Photovoltaik-Strang keine Verschlechterung aufweist. Berechnen einer geschätzten Einstrahlung des ersten Photovoltaik-Strangs und einer zweiten geschätzten Betriebstemperatur des ersten Photovoltaik-Strangs auf der Grundlage eines Kurzschlussstroms und einer Leerlaufspannung auf der Strom-Spannungs-Kennlinie des ersten Photovoltaik-Strangs und eines Ausgangsspannungswertes der Anordnung und eines Ausgangsstromwertes der Anordnung, die von der Anordnungs-Messvorrichtung gemessen werden; Berechnen eines geschätzten Stromwerts des ersten Photovoltaik-Strangs auf der Grundlage der geschätzten Einstrahlung, der zweiten geschätzten Betriebstemperatur und der Strom-Spannungs-Kennlinie; und Diagnostizieren der Verschlechterung des ersten Photovoltaik-Strangs durch den Vergleich zwischen dem gemessenen Stromwert des ersten Photovoltaik-Strangs, der von der Strangstrom-Messvorrichtung gemessen wird, und dem geschätzten Stromwert.
Störungsdiagnoseverfahren nach Anspruch 13, ferner umfassend: Schätzen einer Anzahl fehlerhafter Module in dem ersten Photovoltaik-Strang auf der Grundlage einer Differenz zwischen dem geschätzten Stromwert und dem gemessenen Stromwert; und Ausgeben eines Ergebnisses der Diagnose für den ersten Photovoltaik-Strang, welcher die Anzahl fehlerhafter Module aufweist, an eine Ausgabevorrichtung.