JP2011181614A - 異常診断装置および方法 - Google Patents

Abstract

【課題】正確に異常を検出することができる。
【解決手段】ストリングから出力された実際の出力電力と、発電に影響を及ぼす日照状況から出力電力を予測する出力特性モデルとを用いて、発電モジュールごとに実際の出力電力に最も近い日照状況の値を日照状況推定値として推定する日照状況推定部２０４と、着目ストリングに含まれる発電モジュールの日照状況推定値の総和が、着目ストリングの長尺方向の面に隣接する隣接ストリングごとの日照状況推定値の総和で決定される範囲内に収まるように日照状況推定値に補正を行い補正日照状況推定値を得る日照状況空間補正部２０６と、出力特性モデルおよび補正日照状況推定値を用いて算出した発電モジュールで期待される期待出力電力のストリング内の総和と実際の出力電力との差が閾値以上であり、かつ実際の出力電力が期待出力電力よりも小さい場合に、異常発生と判定する出力電力異常判定部２０７と、を具備する。
【選択図】図２

Description

本発明は、発電システムにおける発電モジュールの異常を診断する異常診断装置および方法に関する。

メガソーラープラントと呼ばれる大規模な太陽光発電システムでは、発電モジュールが複数個直列に接続されたストリングと呼ばれる単位で配置されている。このストリング単位で出力電力（電力値または電流値）がセンシングされる。それぞれの発電モジュールは経年劣化によって同じ日照状況でも出力電力が少しずつ減少するが、その他にも製造過程での品質上の問題や物理的損傷などが考えられるため、急激に出力電力が低下することがある。そのような発電モジュールは出力が０に近くなり発電に寄与しないため、早期に修理または交換を行う必要がある。その際、仮に全ての発電モジュールごとに、電流計などの出力電力を検出できるセンサ（以下、出力電力センサ）が接続されていれば、修理または交換する必要がある発電モジュールを検出することはできる。しかし、通常はセンサコストの制約からストリング単位で出力電力センサを接続する。そこで、ストリング単位で出力電力の平均値を計算しておき、この平均値より出力電力が低下した場合にストリングが異常であるとみなす方法がある（例えば、特許文献１参照）。

特開２００５−３４０４６４号公報

家庭用などの小規模な太陽光発電システムでは、ストリングを形成する発電モジュールの数が少ないため、全てのストリングにおいて日照が等しいと仮定しても問題にならない。しかし、ストリングを形成する発電モジュールの数が多い大規模な太陽光発電システムでは、全てのストリングにおいて日照が等しいと仮定することが問題となる。すなわち、小規模な太陽光発電システムとしてストリングを形成する発電モジュールの数が５個である場合を想定し、全ての発電モジュールが発電した場合の最大出力電力を１００％とすると、１つの発電モジュールが故障すれば最大出力電力は８０％となる。ストリングごとの日照に５％の差があったとしても、異常があるストリングの最大出力電力は７５％または８５％になるので、ストリングが異常であると判定する閾値を最大出力電力が８５％以下とすれば、異常があるストリングを検出することができる。
しかし、大規模な太陽光発電システムとしてストリングを形成する発電モジュールの数が２０個である場合では、１つの発電モジュールが故障した場合でも、そのストリングの最大出力電力は９５％となるので、日照に５％の差がある場合や、各ストリングの製造品質に５％以上のばらつきがある場合は、異常であるストリングを正確に検出することができない。よって、日照が均一な場合を選んでストリングの検出を行う必要があり、検出するのに時間がかかる。また、大規模な太陽光発電システムでは、異常であるストリングを特定したとしても、出力電力がストリング単位でしか得られないので、ストリング中のどの発電モジュールに異常が生じているかを確認するのが困難であり、異常が生じた発電モジュールのある程度の位置を特定できることが望ましい。

本発明は、上述の課題を解決するためになされたものであり、正確に異常を検出することができ、さらに異常が生じた発電モジュールの位置を推定することができる異常診断装置および方法を提供することを目的とする。

上述の課題を解決するため、本発明に係る異常診断装置は、発電モジュールが複数個直列に接続された単位を表すストリングごとに、該ストリングから出力された実際の出力電力と、発電に影響を及ぼす日照状況から出力電力を予測する出力特性モデルとを用いて、前記発電モジュールごとに前記実際の出力電力に最も近い日照状況の値を日照状況推定値として推定する日照状況推定部と、着目ストリングに含まれる発電モジュールの日照状況推定値の総和である第１総推定値を算出し、該着目ストリングの長尺方向の面に隣接する第１隣接ストリングごとに、隣接ストリングに含まれる発電モジュールの日照状況推定値の総和である第２総推定値を算出し、該第１総推定値が該第２総推定値のそれぞれで決定される範囲内に収まるように前記日照状況推定値に補正を行い補正日照状況推定値を得る日照状況空間補正部と、前記出力特性モデルおよび前記補正日照状況推定値を用いて算出した発電モジュールで期待される期待出力電力のストリング内の総和と前記実際の出力電力との差が第１閾値以上であり、かつ前記実際の出力電力が前記期待出力電力よりも小さい場合に、異常が発生していると判定する出力電力異常判定部と、を具備することを特徴とする。

本発明の異常診断装置および方法によれば、正確に異常を検出することができ、さらに異常が生じた発電モジュールの位置を推定することができる。

異常診断システムを示す概念図。 異常診断装置を示すブロック図。 異常診断装置の動作を示すフローチャート。 モジュール位置データ格納部に格納されるモジュール位置データの一例を示す図。 （ａ）日照状況の一例と、（ｂ）（ａ）の日照状況における出力電力データ格納部に格納される出力電力データの一例を示す図。 （ａ）出力特性モデルの一例と、（ｂ）出力特性モデル格納部に格納される出力特性モデルの一例を示す図。 （ａ）出力特性モデルの一例と、（ｂ）発電モジュールごとの日照量の一例と、（ｃ）（ｂ）の結果を視覚化した一例と、（ｄ）（ｃ）のパラメータを示す図。 日照状況空間補正部の動作を示すフローチャート。 （ａ）日照状況空間補正部の補正処理の第１処理の一例と、（ｂ）補正処理の第２処理の一例と、（ｃ）補正処理の第３処理の一例と、（ｄ）（ｃ）の補正処理結果を視覚化した一例を示す図。 出力電力異常判定部の動作を示すフローチャート。 （ａ）ストリングごとの期待出力電力の一例と、（ｂ）発電モジュールごとの期待出力電力の一例と、（ｃ）出力特性モデルの一例を示す図。 異常判定処理の結果を視覚化した一例を示す図。 長時間の出力電力データにおける日照状況推定結果を視覚化した一例を示す図。 時系列での日照状況推定結果を視覚化した一例を示す図。

以下、図面を参照しながら本発明の実施形態に係る異常診断装置および方法について詳細に説明する。なお、以下の実施形態では、同一の番号を付した部分については同様の動作を行うものとして、重ねての説明を省略する。
本実施形態に係る異常診断装置を含む太陽光発電システムにおける異常監視システムの一例について図１を参照して説明する。

異常監視システム１００は、発電モジュール１０１、計測装置１０３、制御装置１０４、および異常診断装置１０５を含む。
発電モジュール１０１は、例えば太陽光などの光を受光することにより発電を行う発電パネルであり、発電モジュール１０１を複数個直列に接続して１つのストリング１０２を形成する。図１の例では、５個の発電モジュール１０１を直列に接続して１つのストリング１０２を形成し、複数のストリング１０２が設置される。
計測装置１０３は、ストリング１０２ごとに接続され、ストリング１０２の出力電流または出力電圧を計測する。
制御装置１０４は、複数のストリング１０２の解放電圧などを制御する。
異常診断装置１０５は、各計測装置１０３から計測された複数のストリング１０２の計測値を受け取り、計測値に基づいて異常があるストリング１０２または発電モジュール１０１を判定する。なお、異常診断装置１０５を計測装置１０３に直接接続せずに、サーバ（図示せず）を計測装置１０３に接続して各計測装置１０３からの出力値を蓄積し、遠隔にある異常診断装置１０５がサーバからデータを受け取って判定してもよい。

次に、本実施形態に係る異常診断装置について図２を参照して詳細に説明する。
本実施形態に係る異常診断装置１０５は、モジュール位置データ格納部２０１、出力電力データ格納部２０２、出力特性モデル格納部２０３、日照状況推定部２０４、モジュール日照状況格納部２０５、日照状況空間補正部２０６、および出力電力異常判定部２０７を含む。

モジュール位置データ格納部２０１は、各発電モジュールが設置された位置データをモジュール位置データとして格納する。モジュール位置データについては図４を参照して後述する。

出力電力データ格納部２０２は、ストリング１０２ごとに、一定期間計測した電力値を対応付けて出力電力データとして格納する。なお、出力電力データは電流値または電圧値でもよい。

出力特性モデル格納部２０３は、日照量や気温などの発電に影響を及ぼす日照状況から出力電力を予測することが可能な出力特性モデルが発電モジュール１０１ごとに格納される。なお、出力特性モデルは、日照状況に応じて発電モジュール１０１で想定される出力電力の予測値を示す期待出力電力を算出できればどのようなモデルでもよい。期待出力電力を算出するモデルとしては、例えば、ニューラルネットワークや線形回帰モデルを用いればよい。出力特性モデル格納部２０３に格納される出力特性モデルについては図６を参照して後述する。

日照状況推定部２０４は、出力電力データ格納部２０２から出力電力データを、出力特性モデル格納部２０３から出力特性モデルをそれぞれ受け取り、出力電力データに最も近い日照状況の値を日照状況推定値として推定する。具体的には、出力特性モデルに出力電力データを当てはめた場合の日照量を発電モジュール１０１ごとに日照状況推定値として算出する。

モジュール日照状況格納部２０５は、日照状況推定部２０４から日照状況推定値を受け取って格納する。また、モジュール日照状況格納部２０５は、後述する日照状況空間補正部２０６から補正された日照状況推定値を示す補正日照状況推定値を受け取って格納する。

日照状況空間補正部２０６は、モジュール位置データ格納部２０１からモジュール位置データを、モジュール日照状況格納部２０５から日照状況推定値をそれぞれ受け取る。そして日照状況空間補正部２０６は、モジュール位置データに基づいて隣接する発電モジュール１０１間で日照状況推定値の連続性が向上するように空間補正を行う。日照状況空間補正部２０６の動作については、図８および図９を用いて後述する。

出力電力異常判定部２０７は、出力電力データ格納部２０２から出力電力データを、出力特性モデル格納部２０３から出力特性モデルを、モジュール日照状況格納部２０５から更新された日照状況推定値をそれぞれ受け取る。そして、出力電力異常判定部２０７は、出力特性モデルにより算出された期待出力電力（具体的には、ストリング１０２内の発電モジュール１０１の期待出力電力の総和）と実際の出力電力データとを比較し、出力が低下しており異常があると推定される発電モジュール１０１を判定する。ここで異常とは、完全に故障して発電することができない状態および通常想定される発電量よりも大幅に発電量が低い状態を含む。例えば、通常想定される発電量よりも５割程度の出力電力しか得ることができない場合は、その発電モジュールは異常であるとする。出力電力異常判定部２０７の動作については、図１０および図１１を参照して後述する。

次に、異常診断装置の動作について図３のフローチャートを参照して詳細に説明する。
ステップＳ３０１では、モジュール位置データ格納部２０１にモジュール位置データが、出力特性モデル格納部２０３に出力特性モデルがそれぞれ読み込まれる。さらに、一定期間ごとに計測装置１０３がストリング１０２ごとの出力電力を計測し、出力電力データ格納部２０２に格納する。なお、外部にある読み込み手段により、装置が初めに起動するときまたは周期的にモジュール位置データと出力特性モデルとを読み込み、モジュール位置データ格納部２０１と出力特性モデル格納部２０３とにそれぞれ格納してもよい。

ステップＳ３０２では、日照状況推定部２０４が、出力電力データから発電モジュール１０１ごとの日照状況を推定し、日照状況推定値を算出する。

ステップＳ３０３では、日照状況空間補正部２０６が、発電モジュール１０１ごとの日照状況をモジュール位置データを参照して空間補正する。

ステップＳ３０４では、出力電力異常判定部２０７が、補正された発電モジュール１０１ごとの日照状況推定値を用いて、発電モジュール１０１に異常があるかどうかを判定する。

以下、本実施形態に係る異常診断装置の動作について具体的に説明する。
まず、モジュール位置データの一例について図４を参照して詳細に説明する。
図４（ａ）では、発電モジュール１０１の横一列５個を一組としてストリング１０２が形成される。さらにストリング１０２が縦６列、横３列に並列され、計１８個のストリング（発電モジュール１０１は９０個）が設置されている。各発電モジュール１０１には、１、２、・・・、９０までのＩＤが与えられている。また、各ストリング１０２にグループＩＤが与えられ、例えばＩＤ１から５までの発電モジュール１０１により形成されるストリング１０２のグループＩＤはＡである。以下では、グループＩＤがＡのストリング１０２はストリングＡとも呼ばれる。なお、ここでは１８個のストリングを一例としているが、これに限らず、任意の数および任意の配列を用いてもよい。
図４（ｂ）では、図４（ａ）に示す発電モジュール１０１のＩＤ、グループＩＤ、Ｘ座標およびＹ座標をモジュール位置データ４０１として格納している。なお、Ｘ座標およびＹ座標は、モジュール位置データ４０１のように人工的なグリッド上の位置座標を用いてもよいし、より詳細な緯度および経度の値を用いてもよい。

次に、出力電力データの一例について図５を参照して詳細に説明する。
図５（ａ）は、図４（ａ）に示す配置がされているストリング１０２に、雲５０１による陰５０２がかかった状態での出力電力データを示す。具体的には、ストリングＡ、Ｂ、Ｃ、Ｇ、ＨおよびＩ付近に雲５０１による陰５０２がかかり、さらに、発電モジュール１０１のＩＤが３５および７４（以下、発電モジュール３５、発電モジュール７４という）の発電モジュールに異常があるものとする。

図５（ｂ）は、出力電力データ格納部２０２に格納される図５（ａ）に示す状況でのストリング１０２ごとの出力電力データを示すテーブルである。グループＩＤごとに同一時間内にサンプルされた出力電力がテーブルに格納されている。なお、出力電力データは時間内の平均でもよいし、総和を取ってもよい。図５（ｂ）に示すテーブルを参照すると、陰５０２がかかっている部分の発電モジュール１０１は、陰５０２がない部分の発電モジュール１０１よりも出力電力が低くなっていることがわかる。

次に、出力特性モデルの一例について図６を参照して詳細に説明する。
図６（ａ）は、発電モジュールごとのスケールパラメータｒの値である。このｒを用いることにより、発電モジュールごとの品質差または過去に判明した異常のある発電モジュールの情報を反映させることができる。例えば、平均的な出力電力を有する発電モジュールのｒを１．０とした場合、ｒ＝１．０５という発電モジュールは、平均的な発電モジュールより出力が５％上回る品質であるといえる。さらに、製造時や設置時の試験結果が良い発電モジュールに関しては、あらかじめｒを高めに設定しておけばよい。なお、全てのｒを同じ値にしてもよいし、発電モジュールごとに異なるｒの値でもよい。また、過去に異常が判明し、まだ交換していない発電ジュールは、異常判定処理に用いないためにｒ＝０．０と設定しておけばよい。

図６（ｂ）は、発電モジュールごとのスケールパラメータｒを用いた出力特性モデルの一例であり、日照量に対して出力電力がどのように変化するかを示すグラフである。出力特性モデル６０１は、ｒが１．０の場合の出力特性を示し、これが基本モデルとなる。出力特性モデル６０２はｒが１．０よりも下回る場合の出力特性を示す。この出力特性モデルにより期待出力電力を決定できる。図６の例は、単変量モデルを用いているが、例えば温度も追加した２変量モデルなどを用いればよい。このように発電モジュールごとの状態を表す指標としてスケールパラメータｒとして用意することにより、品質の差や診断済みの異常モジュールを考慮した異常判定を実現できる。

次に、日照状況推定部２０４の推定処理について図７を参照して詳細に説明する。
図７（ａ）は、図６（ａ）のスケールパラメータｒを用いた出力特性を示す。図７（ａ）の出力特性モデルの基本モデルは式（１）で表される。
Ｗ＝２００＊Ｓ ・・・（１）
ここで、Ｗは出力電力、Ｓは日照状況推定値を示す。さらに、発電モジュールｉ（ｉは任意の自然数）のスケールパラメータをｒ（ｉ）とした場合、出力特性モデルは式（２）で表すことができる。
Ｗ（ｉ）＝２００＊ｒ（ｉ）＊Ｓ（ｉ）・・・（２）
図７（ａ）における出力特性モデル７０１は発電モジュール７４の出力特性を示し、出力特性モデル７０２は発電モジュール９０の出力特性を示す。ストリング１０２ごとの出力電力データが与えられた場合、日照状況推定値は式（３）により求められる。
Ｓ（ｉ）＝Ｗ（ｉ）／ｒ（ｉ）／２００・・・（３）
例えば、図５（ｂ）より、発電モジュール７４を含む５個の発電モジュールを直列接続したストリングＯの出力電力は８９０（ｋＷ）であるので、発電モジュール「７４」の日照状況推定値は式（４）のように計算できる。
Ｓ（７４）＝８９０／５／１．１０／２００≒０．８０９・・・（４）
同様に、発電モジュール「９０」は、出力特性モデル７０２を用いればＳ（９０）＝１．００となる。なお、ｒ（ｉ）＝０である場合には異常判定処理に用いないため計算を行わないこととする。

図７（ｂ）は、上記に示した日照状況推定値をストリング１０２ごとに計算した結果である。ブロック７０３および７０４は、それぞれ発電モジュール「７４」および「９０」であることを示す。各発電モジュール１０１の日照状況推定値は、ストリング１０２ごとにしか出力電力が分からないため、ストリング１０２内の発電モジュール１０１の日照状況推定値は均一であるとして推定している。
図７（ｃ）は、図７（ｂ）の結果を日照状況推定値に応じて斜線で視覚的に表現した図であり、図７（ｄ）は、日照状況推定値に対応する斜線の種類を示すテーブルである。図７（ｃ）によれば、ストリングＯの日照状況推定値が周辺のストリングと比較して低いことがわかる。

次に、日照状況空間補正部２０６における空間補正処理について図８のフローチャートおよび図９を参照して詳細に説明する。日照には空間的な連続性があると考えられるので、位置情報を利用して空間的な連続性が向上するように補正する方がより正確な日照状況の推定が可能となる。
ステップＳ８０１では、日照にばらつきが生じているストリング１０２に空間スムージングを行う。ここでは、着目するストリング１０２（以下、着目ストリングという）の日照状況推定値と、着目ストリング１０２を形成する各発電モジュール１０１から着目ストリング１０２以外のストリング１０２を形成する各発電モジュール１０１までの各距離どうしの差が最小で、かつ該距離が最短の発電モジュール１０１を含む、着目ストリング１０２の両側に隣接するストリング１０２（以下、隣接ストリングという）の日照状況推定値とを用いて空間スムージング処理を行う。
ここで、長尺方向の面とは、ストリングが矩形であれば長辺側の面を表し、ストリングが波形である場合は山谷が続く側の面を表す。
具体的には、図７（ｂ）において、ストリングＱの日照状況推定値０．９８２は上側に隣接するストリングＰの日照状況推定値１．０１よりも小さく、下側に隣接するストリングＲの日照状況推定値１．００よりも小さな値である。このようにＶ字型の日照のばらつきが狭い範囲で生じているとは考えにくいため、このような場合、ストリングＰとストリングＲとの平均によってストリングＱの日照状況推定値を式（５）のように補正する。
Ｓ（Ｑ）＝（Ｓ（Ｐ）＋Ｓ（Ｒ））／２＝（１．０１０＋１．０００）／２＝１．００５・・・（５）
ステップＳ８０１の処理を終えたストリング１０２ごとの日照状況推定値を図９（ａ）に示す。なお、Ｖ字型の日照のばらつきだけでなく、３つ隣接したストリング１０２の中心のストリング１０２の日照だけ高い状態である、∧字型の日照のばらつきがある場合にも同様の空間スムージングを行う。

ステップＳ８０２では、着目ストリング１０２の日照状況推定値が、着目ストリング１０２の短尺方向の面に隣接する両側のストリング１０２の日照状況推定値の範囲内にある場合、着目ストリング１０２の日照状況推定値の総和が変化しないように、着目ストリング１０２内で日照状況推定値の再配分を行う。これは、ストリング１０２内の発電モジュールの日照状況推定値は均一であるとして推定しているので、着目ストリング１０２の日照状況推定値の総和を維持したまま着目ストリング１０２内の発電モジュール１０１の日照状況推定値に傾斜をつけることで、日照に関してより空間的な連続性を再現することができるからである。

具体的に再配分の一例を説明する。図９（ａ）において、まず、ストリングＧ９０１（ストリングＡの右隣）の発電モジュールの接続方向と垂直に隣接するストリングＡの日照状況推定値０．１９８に合わせて、ストリングＧ９０１内で最もストリングＡに隣接する発電モジュール「３１」の日照状況推定値を０．１９８にする。次に、ストリングＭの日照状況推定値１．０００に合わせて、ストリングＧ９０１内で最もストリングＭに隣接する発電モジュール「３５」の日照状況推定値を１．０００にする。最後に、ストリングＧ９０１の日照状況推定値の総和は０．４１８＊５＝２．０９であるので、この総和を変化させないように、残りの発電モジュール「３２」「３３」「３４」の日照状況推定値を更新する。ここでは、発電モジュール「３２」および「３３」の日照状況推定値を０．１９８、発電モジュール「３４」の日照状況推定値を０．４９６としてストリング内で傾斜を付ける。なお、基本的に３段階の傾斜処理を適用したが、３段階以上の傾斜計算を適用してもよい。
図９（ａ）の日照状況推定値に対して、ストリング内で発電モジュールの日照状況推定値に傾斜計算を行った結果を図９（ｂ）に示す。

ステップＳ８０３では、発電モジュールごとの空間スムージングを行い、更新された日照状況推定値として最終的に補正日照状況推定値を得る。ステップＳ８０３での空間スムージング処理としては、空間平均や空間メジアン、マルコフ確率場によるスムージングなどを適用すればよい。空間平均を適用して発電モジュールごとに空間スムージングを行った結果を図９（ｃ）に示す。
図９（ｃ）では、発電モジュールに隣接する８個の発電モジュールと自らの推定値の平均値をとることにより、各発電モジュールの補正日照状況推定値を得る。図９（ｄ）は、図９（ｃ）の結果を図７（ｄ）の表記に従って、補正日照状況推定値に応じて斜線で表現した図である。図７（ｃ）に示す空間的な補正を行う前の日照状況推定値と比較すると、空間的な日照状況の連続性が向上していることがわかる。以上で空間補正処理を終了する。このように空間補正処理を行うことで、空間的な連続性が高まった補正日照状況推定値を得ることができる。なお、ストリングの形状が正方形である場合は、ステップＳ８０１およびステップＳ８０２の補正処理を、隣接ストリングにどのように適用してもよい。例えば、ステップＳ８０１の補正処理を行わずに、ステップＳ８０２の補正処理を着目ストリングの上下左右にある隣接ストリングに適用してもよい。

さらに、着目ストリングの両側の２つのストリングで空間補正処理を行ったが、これに限らす、両側のさらに外にあるストリングを複数用いてステップＳ８０１の補正処理を行ってもよい。

次に、出力電力異常判定部２０７における異常判定処理について図１０のフローチャートを参照して詳細に説明する。
ステップＳ１００１では、発電モジュールごとに期待出力電力を算出する。具体的には、発電モジュールｉの値をＳ’（ｉ）とすると、この発電モジュールの期待出力電力Ｗ’（ｉ)は式（６）で表される。
Ｗ’（ｉ）＝２００＊ｒ（ｉ）＊Ｓ’（ｉ）・・・（６）
ステップＳ１００２では、ストリングごとに出力電力と期待出力電力との差である出力差を算出する。なお、出力電力はストリングごとにしか得られていないので、ストリング単位で発電モジュールごとの期待出力電力を足し合わせて出力電力と期待出力電力とを比較する。

ステップＳ１００３では、ストリングごとに、出力電力よりも期待出力電力の方が小さく、かつ出力差が閾値より小さいかどうかを判定する。出力電力よりも期待出力電力の方が小さく、かつ出力差が閾値より小さいストリングが無ければ異常判定処理を終了する。出力電力よりも期待出力電力の方が小さく、かつ出力差が閾値より小さいストリングが１以上あれば、それらを異常ストリングの候補としてステップＳ１００４に進む。

ステップＳ１００４では、ストリングの長尺方向の面に隣接するストリングの出力差を参照して、異常ストリングの候補から削減するかどうかを判定する。具体的には、連続して隣接するストリングの出力差が大きくなっている場合に、それら連続するストリングを候補から削除する。これは、故障が２つの隣接するストリングで生じる可能性は低いと考えられるためである。異常ストリングの候補から削除するべきストリングがある場合には、それらのストリングを候補から削除し、残りのストリングを異常ストリングの候補としてステップＳ１００５に進む。また、異常ストリングの候補から削除するべきストリングがない場合は、そのままステップＳ１００５に進む。また、異常ストリングの候補を削除した結果、候補となるストリングがなくなった場合は異常判定処理を終了する。

ステップＳ１００５では、出力差と発電モジュールごとの期待出力電力を比較して、異常モジュールの位置を特定する。

ここで、出力電力異常判定部２０７の異常判定処理の一例について図１１を参照して詳細に説明する。
図１１（ａ）は、ストリングごとの出力電力、期待出力電力および出力差を対応付けて格納したテーブルであり、図１１（ｂ）は、発電モジュールごとの期待出力電力を示し、図１１（ｃ）は出力特性モデルから算出される期待出力電力の一例であり、ここでは発電モジュール「７４」の例を示す。具体的には、発電モジュール「７４」の期待出力電力は式（７）のようになる。
Ｗ’（７４）＝２００＊１．１０＊０．９８５≒２１７（ｋＷ）・・・（７）
図１０のステップＳ１００３で用いられる閾値Δ＝５０とすると、図１１（ａ）の例では、出力差が−５０よりも小さいストリングＣ，Ｄ，ＧおよびＯが異常ストリング１１０１の候補として抽出される。次に、連続したストリングＣおよびＤが異常ストリング１１０１の候補から削除され、最終的に異常ストリング１１０１はストリングＧおよびＯと判定される。
最後に、異常ストリング１１０１内で異常のある発電モジュール位置を判定する。ストリングＧの場合は、出力差は−９３であり、同時に２つの発電モジュールが故障しないと仮定すると、期待出力電力が９３以下の発電モジュールが故障したという理由ではこの出力差とはならない。よって、発電モジュール３１および３２は候補から除外され、発電モジュール「３３」「３４」「３５」のいずれかが異常のある発電モジュールとなる。ストリングＯの場合は、出力差は-１９４であり、ストリングＯの全ての発電モジュール「８６」から「９０」までが異常である可能性がある。

最終的に出力される異常判定処理の結果表示の一例を図１２に示す。
図１２では、２つの異常ストリングが検出され、１つについては中央から右側の発電モジュールに異常があると判定される。なお、図１２に示すように、異常のある発電モジュールの位置をユーザが視覚的に認識できるようにしてもよいし、異常のある発電モジュールを数値によってユーザに示してもよい。以上に示した異常判定処理は、複数回の判定結果を用いて総合的に判定してもよく、そのような場合には異常のある発電モジュールの位置特定に関し、さらなる精度向上が望める。

ここで、長時間計測した出力電力データを用いて異常判定処理を行った結果を図１３および図１４に示す。
図１３に示すように、日照のばらつきは帯状になると考えられるが、本実施形態では日照のばらつきが連続的であれば形状は問題ではないため、そのような場合でも異常判定ができる。さらに、モジュール日照状況推定用の記憶部を用意し、対応する時間ごとに出力電力データを時系列で格納した場合を図１４に示す。このように、時間的な補正を加えて時空間補正を行った場合には、より高精度な日照の把握を行うことができ、正確な異常判定ができる。

以上に示した実施形態によれば、発電モジュールの出力電力を空間的な連続性が向上するように補正することで正確に異常を検出することができ、さらに異常が生じた発電モジュールの位置を推定することができる。

なお、本発明は上記実施形態そのままに限定されるものではなく、実施段階ではその要旨を逸脱しない範囲で構成要素を変形して具体化できる。また、上記実施形態に開示されている複数の構成要素の適宜な組み合わせにより、種々の発明を形成できる。例えば、実施形態に示される全構成要素から幾つかの構成要素を削除してもよい。さらに、異なる実施形態にわたる構成要素を適宜組み合わせてもよい。

１００・・・異常監視システム１００、１０１・・・発電モジュール、１０２・・・ストリング、１０３・・・計測装置、１０４・・・制御装置、１０５・・・異常診断装置、２０１・・・モジュール位置データ格納部、２０２・・・出力電力データ格納部、２０３・・・出力特性モデル格納部、２０４・・・日照状況推定部、２０５・・・モジュール日照状況格納部、２０６・・・日照状況空間補正部、２０７・・・出力電力異常判定部、４０１・・・モジュール位置データ、５０１・・・雲、５０２・・・陰、６０１，６０２，７０１，７０２・・・出力特性モデル、７０３，７０４・・・ブロック、９０１・・・ストリングＧ、１１０１・・・異常ストリング。

Claims (8)

1. 発電モジュールが複数個直列に接続された単位を表すストリングごとに、該ストリングから出力された実際の出力電力と、発電に影響を及ぼす日照状況から出力電力を予測する出力特性モデルとを用いて、前記発電モジュールごとに前記実際の出力電力に最も近い日照状況の値を日照状況推定値として推定する日照状況推定部と、
   着目ストリングに含まれる発電モジュールの日照状況推定値の総和である第１総推定値を算出し、該着目ストリングの長尺方向の面に隣接する第１隣接ストリングごとに、隣接ストリングに含まれる発電モジュールの日照状況推定値の総和である第２総推定値を算出し、該第１総推定値が該第２総推定値のそれぞれで決定される範囲内に収まるように前記日照状況推定値に補正を行い補正日照状況推定値を得る日照状況空間補正部と、
   前記出力特性モデルおよび前記補正日照状況推定値を用いて算出した発電モジュールで期待される期待出力電力のストリング内の総和と前記実際の出力電力との差が第１閾値以上であり、かつ前記実際の出力電力が前記期待出力電力よりも小さい場合に、異常が発生していると判定する出力電力異常判定部と、を具備することを特徴とする異常診断装置。
2. 前記日照状況空間補正部は、前記第１総推定値が、前記第１隣接ストリングの前記第２総推定値のそれぞれよりも第２閾値以上に小さい場合または第３閾値以上に大きい場合に、前記第１総推定値を複数の前記第２総推定値の平均値に置き換えるとともに、前記平均値または前記第１総推定値が、前記着目ストリングの短尺方向の面に隣接する第２隣接ストリングの第２総推定値のそれぞれで決定される範囲内にある場合、前記平均値または前記第１総推定値を階段状に再配分した値を補正日照状況推定値とすることを特徴とする請求項１に記載の異常診断装置。
3. 前記日照状況空間補正部は、前記着目発電モジュールの補正日照状況推定値と、該着目発電モジュールに隣接する発電モジュールの補正日照状況推定値との平均値を、該着目発電モジュールの新たな補正日照状況推定値とすることを特徴とする請求項２に記載の異常診断装置。
4. 発電モジュールが設置された位置を示すモジュール位置データを格納するモジュール位置データ格納部をさらに具備し、
   前記出力電力異常判定部は、前記モジュール位置データを参照して、異常が発生していると判定されたストリングである異常ストリング内で、前記期待出力電力が前記差以上である発電モジュールを異常発電モジュールと判定することを特徴とする請求項１から請求項３のいずれか１項に記載の異常診断装置。
5. 前記出力電力異常判定部は、前記異常ストリングのうち、前記第１隣接ストリングと前記着目ストリングとが隣接する順番に、２以上のストリングが連続して異常ストリングと判定されている場合は、該隣接するストリングを異常ストリングと判定しないことを特徴とする請求項４に記載の異常診断装置。
6. 前記出力特性モデルは、前記発電モジュール全てに共通の基本モデルと、発電モジュールごとのスケールパラメータとを乗算することにより生成されることを特徴とする請求項１から請求項５のいずれか１項に記載の異常診断装置。
7. 前記日照状況は、前記発電モジュールに対する日照量であるか、または前記日照量および気温であるかのどちらかとすることを特徴とする請求項１から請求項６のいずれか１項に記載の異常診断装置。
8. 発電モジュールが複数個直列に接続された単位を表すストリングごとに、該ストリングから出力された実際の出力電力と、発電に影響を及ぼす日照状況から出力電力を予測する出力特性モデルとを用いて、前記発電モジュールごとに前記実際の出力電力に最も近い日照状況の値を日照状況推定値として推定する工程と、
   着目ストリングに含まれる発電モジュールの日照状況推定値の総和である第１総推定値を算出し、該着目ストリングの長尺方向の面に隣接する第１隣接ストリングごとに、隣接ストリングに含まれる発電モジュールの日照状況推定値の総和である第２総推定値を算出し、該第１総推定値が該第２総推定値のそれぞれで決定される範囲内に収まるように前記日照状況推定値に補正を行い補正日照状況推定値を得る工程と、
   前記出力特性モデルおよび前記補正日照状況推定値を用いて算出した発電モジュールで期待される期待出力電力のストリング内の総和と前記実際の出力電力との差が第１閾値以上であり、かつ前記実際の出力電力が前記期待出力電力よりも小さい場合に、異常が発生していると判定する工程と、
   を具備することを特徴とする異常診断方法。

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