JP2013055132A - Method of fault diagnosis of photovoltaic power generation system - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、多数の太陽電池モジュールで構成される太陽光発電システムの故障診断方法に関する。 The present invention relates to a failure diagnosis method for a photovoltaic power generation system including a large number of solar cell modules.
近年、メガソーラーなどの大規模な太陽光発電システムが注目されている。メガソーラーでは、数千枚〜数万枚におよぶ100〜200Wクラスの太陽電池モジュールが一箇所の発電サイトに配置される。 In recent years, large-scale photovoltaic power generation systems such as mega solar have attracted attention. In the mega solar system, several hundred to several tens of thousands of 100-200 W class solar cell modules are arranged at one power generation site.
太陽電池モジュールの故障を検出する方法として、目視による検査、サーモメーターによる発熱の検査、テスターによる電気的特性の検査が行われている。これらの検査は、太陽電池モジュール1つ1つに対して行われるので、太陽電池モジュールの数が増大すると、検査に要する労力と時間が増大するという課題がある。 As a method for detecting a failure of a solar cell module, visual inspection, inspection of heat generation by a thermometer, and inspection of electrical characteristics by a tester are performed. Since these inspections are performed for each solar cell module, there is a problem that when the number of solar cell modules increases, labor and time required for the inspection increase.
この課題に対し、太陽電池モジュールの状況を迅速に確認することを目的とし、太陽電池モジュール毎に計測手段と通信手段を設けることによって、計測した特性値と太陽電池モジュールの識別子を示す信号を制御装置へ送信する方法が、特許文献1に記されている。
In order to quickly check the status of the solar cell module for this problem, a measurement means and a communication means are provided for each solar cell module, thereby controlling the measured characteristic value and a signal indicating the identifier of the solar cell module. A method of transmitting to an apparatus is described in
さらに、通信手段から送信されてきた結果について、太陽電池に故障が生じたか否かの判断を自動で行うために、送信された結果と閾値を比較することによって故障を判定する方法が、特許文献2に記されている。 Furthermore, in order to automatically determine whether or not a failure has occurred in the solar cell with respect to the result transmitted from the communication means, a method for determining a failure by comparing the transmitted result with a threshold is disclosed in Patent Literature It is written in 2.
しかしながら、上記の先行技術文献の技術を用いることによって、太陽電池モジュール1つ1つを計測するという労力の課題は解決するが、太陽電池モジュール毎に計測手段と通信手段を設けなければならないという新たな課題が生じる。 However, although the problem of the labor of measuring each solar cell module is solved by using the technique of the above-mentioned prior art document, a new measure that a measuring means and a communication means must be provided for each solar cell module. Challenges arise.
上記の事情に鑑み、太陽光発電システムにおいて、余分な計測手段と通信手段を付加せず、時間や労力のかからない故障診断方法を提供することを目的とする。 In view of the above circumstances, an object of the present invention is to provide a failure diagnosis method that does not require extra time and labor in a photovoltaic power generation system without adding extra measurement means and communication means.
上記課題を解決するため、本発明の一態様による太陽光発電システムの故障診断方法は、複数の太陽電池セルが直列接続され、直列接続部の両端の電極に保護ダイオードが接続されたモジュールを一つの太陽電池モジュールの単位として、前記モジュールを直列に接続した太陽電池ストリングと、前記太陽電池ストリングを並列に接続した太陽電池アレイと、前記太陽電池アレイの出力電圧を検出する電圧検出部と、前記太陽電池アレイの出力電流を検出する電流検出部と、日射計測手段とを有する太陽光発電システムの故障診断方法において、前記日射計測手段により計測した日射量pbの環境下における太陽電池アレイの常温における第1の動作電圧及び第1の動作電流を算出するステップと、前記電圧検出部にて検出した第2の動作電圧と前記第1の動作電圧を用いて太陽電池アレイの動作温度Tbを算出するステップと、前記第2の動作電流と前記動作温度Tbを用いて、常温における第3の動作電流を算出するステップと、前記第1の動作電流と前記第3の動作電流を比較するステップと、前記比較した結果をもとに前記太陽電池アレイ内における断線した太陽電池モジュール数を算出するステップと、を備えることを特徴とする。 In order to solve the above problems, a failure diagnosis method for a photovoltaic power generation system according to one aspect of the present invention includes a module in which a plurality of solar cells are connected in series, and a protection diode is connected to electrodes at both ends of the series connection portion. As a unit of two solar cell modules, a solar cell string in which the modules are connected in series, a solar cell array in which the solar cell strings are connected in parallel, a voltage detection unit that detects an output voltage of the solar cell array, and In a failure diagnosis method for a solar power generation system having a current detection unit for detecting an output current of a solar cell array and a solar radiation measurement unit, the solar cell array at room temperature in an environment of the solar radiation amount pb measured by the solar radiation measurement unit Calculating a first operating voltage and a first operating current; and a second operating voltage detected by the voltage detector. Calculating the operating temperature Tb of the solar cell array using the first operating voltage, and calculating the third operating current at room temperature using the second operating current and the operating temperature Tb. Comparing the first operating current and the third operating current, and calculating the number of disconnected solar cell modules in the solar cell array based on the comparison result. Features.
また、複数の太陽電池セルが直列接続され、直列接続部の両端の電極に保護ダイオードが接続されたモジュールを一つの太陽電池モジュールの単位として、前記モジュールを直列に接続した太陽電池ストリングと、前記太陽電池ストリングを並列に接続した太陽電池アレイと、前記太陽電池アレイの出力電圧を検出する電圧検出部と、前記太陽電池アレイの出力電流を検出する電流検出部と、日射計測手段と、前記太陽電池アレイの動作温度を計測する動作温度計測手段とを有する太陽光発電システムの故障診断方法において、前記日射計測手段により計測した日射量pbと前記動作温度計測手段により計測した動作温度Tbの環境下における前記太陽電池アレイの最大動作電圧を算出するステップと、前記最大動作電圧と前記電圧検出部において検出した動作電圧を比較するステップと、前記比較した結果をもとに前記太陽電池アレイ内における断線した太陽電池モジュール数を算出するステップと、を備えることを特徴とする。 Further, a plurality of solar cells are connected in series, a module in which a protection diode is connected to electrodes at both ends of a series connection portion as a unit of one solar cell module, a solar cell string in which the modules are connected in series, A solar cell array in which solar cell strings are connected in parallel, a voltage detector that detects an output voltage of the solar cell array, a current detector that detects an output current of the solar cell array, solar radiation measuring means, and the solar In a failure diagnosis method for a photovoltaic power generation system having an operating temperature measuring means for measuring an operating temperature of a battery array, the solar radiation amount pb measured by the solar radiation measuring means and the operating temperature Tb measured by the operating temperature measuring means Calculating a maximum operating voltage of the solar cell array in the maximum operating voltage and the voltage detector Comparing the detected operating voltage have, characterized in that it comprises the steps of: calculating a number of solar cell modules disconnected within said solar cell array on the basis of the result of the comparison.
本発明により、太陽光発電システムの故障診断方法において、余分な計測手段と通信手段を付加せず、時間や労力をかけずに、従来収集していたデータを利用して太陽電池アレイ内に存在する太陽電池モジュールの故障数を把握することが可能となる。 According to the present invention, in a fault diagnosis method for a photovoltaic power generation system, there is no extra measurement means and communication means, and there is no time or labor, and it is present in a solar cell array using data that has been collected in the past. It becomes possible to know the number of failures of the solar cell module.
以下、実施例により詳細に説明する。 Hereinafter, the embodiment will be described in detail.
図1は、太陽光発電アレイ1の構成図である。太陽電池アレイ1は、太陽電池モジュール2を複数枚直列に並べた太陽電池ストリング3と呼ばれる単位が並列に並べられることによって構成される。各太陽電池モジュール2には、逆バイアスが掛かった時に逆方向電流が流れるのを防止するためのバイパスダイオード4が取り付けられており、各ストリング単位でも、逆方向に電流が流れ込むのを防止するための逆流防止ダイオード5が取り付けられている。スイッチ6を選択することにより、各ストリングの電流経路を選択することも可能である。なお、同一符号は同一構成要素を示す。
FIG. 1 is a configuration diagram of the photovoltaic
図2は、太陽光発電システムの機能構成を示すブロック図である。複数の太陽電池ストリング3は、接続箱7の中で、逆流防止ダイオード5とスイッチ6を介して並列接続される。この並列接続によって構成された太陽電池アレイは、集電ラック8にて、スイッチ9を介して、さらに並列接続される。これら複数の太陽電池アレイが並列接続された大規模な単位の両端電極に、パワーコンディショナ10が接続される。パワーコンディショナ10は、複数並列接続された太陽電池アレイから最大電力が取り出せるように直流電力を制御する制御部10aと、制御によって生成された直流電力を交流信号に変換し出力する直流交流変換部10bによって構成される。
FIG. 2 is a block diagram showing a functional configuration of the photovoltaic power generation system. The plurality of
図3は、パワーコンディショナの直流電力を制御する制御部10aについてのブロック図である。太陽電池アレイから最大電力が取り出せるように直流電力を制御することをMPPT制御(Maximum Power Point Tracking)と呼ぶ。このMPPT制御は、制御部10aにおける電流計20と電圧計21において、計測した直流電力を用いて、DC/DCコンバータ回路を制御することによって達成されるものである。一般に、大規模太陽光発電システムにおいては、MPPT制御中に計測される直流電圧、直流電流と、発電サイトに設置された日射計22によって計測される日射量が、監視モニター10cに送信される。つまり、直流電圧、直流電流に関しては、パワーコンディショナ単位での発電量を監視している。
FIG. 3 is a block diagram of the
太陽電池モジュール2の故障に関しては、図4(a)(b)(c)に示すようなメカニズムで進行する。太陽電池モジュール2は、太陽電池セル11が複数個、直列に接続されていることで構成される。セル間の接続ははんだ付けで行われている。このはんだが剥がれてくると、配線の抵抗成分13が大きくなる。この時、図4(a)の正常状態からホットスポット12bを持った図4(b)の状態に移行する。ホットスポットとは、はんだ剥がれを起こしているセルが周囲に比べて高温になる現象のことであり、サーモカメラ等を用いた故障診断が一般的な手法として用いられている。
The failure of the
さらに、ハンダが剥がれてくると、配線抵抗の値もさらに大きくなり、ホットスポット12bを有する太陽電池モジュール2の電流駆動能力が著しく低下する。この時、バイパスダイオード4が動作する。この状態が、図4(c)である。この現象は、バイパスダイオード4が搭載されているジャンクションボックスの発熱を観測することによって診断されるのが一般的である。なお、符号12cは断線セルを示す。また、14aは正常なストリングを流れる電流、14bはホットスポットを含むストリングを流れる電流、14cは断線セルを含むストリングを流れる電流を示す。
Further, when the solder is peeled off, the value of the wiring resistance is further increased, and the current driving capability of the
ここで、故障(はんだ剥がれと断線)の主要因である配線抵抗と損失の関係を定量化する。配線抵抗をRsとし、損失をPlossとすると、Plossは、式(1)に示すように、ある損失値P0とRsに対する変化(∂Ploss/∂Rs)によって表すことができる。
Ploss = P0 + (∂Ploss/∂Rs)・ΔRs …(1)
図4に示すように、故障したモジュールの配線抵抗Rsが大きくなると、ある時点から電流はバイパスダイオード4を経由して流れる。図5に、この時の太陽電池特性の変化を示す。太陽電池の電流−電圧特性は、配線抵抗Rsが大きくなるにつれて、特性15aから15bに変化し、n個のモジュールが直列接続された太陽電池ストリングのうち、m個のモジュールが断線したとすると、図5に示すように、正常に対して、電流Ipmaxを保ちながら、m/nの割合ほど電圧シフトした特性15cのようになる。この時、損失はm/nであるため、これをP0として設定する。
Here, the relationship between wiring resistance and loss, which is the main cause of failure (solder peeling and disconnection), is quantified. Assuming that the wiring resistance is Rs and the loss is Ploss, Ploss can be expressed by a change (に 対 す る Ploss / ∂Rs) with respect to a certain loss value P0 and Rs, as shown in Expression (1).
Ploss = P0 + (∂Ploss / ∂Rs) ・ ΔRs… (1)
As shown in FIG. 4, when the wiring resistance Rs of the failed module increases, a current flows through the
セル数がNcellで構成される太陽電池モジュールの式は、I :出力電流 [A] Is :逆方向飽和電流[A] V :出力電圧 [V] Isc :短絡電流 [A] T :太陽電池素子絶対温度[K] k :ボルツマン定数[J/K] Rs :配線抵抗[Ω] q :電子の電荷量[C] Rsh :並列抵抗[Ω] nf:接合定数 p:日射強度[kW/m2] のパラメータを用いて、式(2)で表すことができる。
I = Isc ・p − Is・{exp(q・(V/(Ncell) + Rs・I) / (nf・k・T))}
− (V/(Ncell)+Rs・I) / Rsh …(2)
日射強度Ea(1 kW/m2)、常温(Ta = 298K)におけるIa :出力電流 [A] Va :出力電圧 [V] Isca :短絡電流 [A] とRs:配線抵抗[Ω] 、短絡電流の温度係数α[A/℃]、開放電圧の温度係数β[V/℃]、曲線補正因子Kを用いて、日射強度Eb、温度TbにおけるIb:出力電流 [A] とVb:出力電圧 [V]は、式(3)、式(4)を用いて算出することができる。
Ib = Ia + Isca・(Eb/Ea − 1) + α・(Tb − Ta) …(3)
Vb = Va + β・(Tb − Ta) − Rs・(Ib − Ia) − K・Ib・(Tb − Ta) …(4)
n個のモジュールが直列接続された太陽電池ストリングの正常時でのVpmaxは、正常時のRsが十分小さく、かつ漏れ抵抗Rshが十分に大きく無視できるとすると、式(2)を変形して、式(5)と表すことができる。したがって、Pmax は、VpmaxにIpmaxを掛けた式(5)として表すことができる。
Vpmax = n・{Ncell・(nf・k・T)/q・ln((Isc・p − Ipmax)/Is)} …(5)
Pmax = n・{Ncell・(nf・k・T)/q・ln((Isc・p − Ipmax)/Is)}・Ipmax …(6)
一方、n個中、m個のモジュールが断線した太陽電池ストリングの電流Iが流れた時の電圧と電力に関しては、Rs増加による影響が現れるので、式(7)と式(8)として表すことができる。
V = (n−m)・{Ncell・(nf・k・T)/q・ln((Isc・p − I)/Is)}
− m・Ncell ・Rs・I …(7)
P = (n−m)・{Ncell・(nf・k・T)/q・ln((Isc・p − I)/Is)}・I − m・Ncell
・Rs・I2 …(8)
したがって、Plossは、式(9)となり、Rsに対する変化(∂Ploss/∂Rs)は、式(10)として表すことができる。
The formula for a solar cell module composed of Ncells is: I: Output current [A] Is: Reverse saturation current [A] V: Output voltage [V] Isc: Short-circuit current [A] T: Solar cell element Absolute temperature [K] k: Boltzmann constant [J / K] Rs: Wiring resistance [Ω] q: Electron charge [C] Rsh: Parallel resistance [Ω] nf: Junction constant p: Solar radiation intensity [kW / m 2 ] Can be expressed by equation (2).
I = Isc · p – Is · {exp (q · (V / (Ncell) + Rs · I) / (nf · k · T))}
− (V / (Ncell) + Rs · I) / Rsh (2)
Solar radiation intensity Ea (1 kW / m 2 ), normal temperature (Ta = 298K) Ia: Output current [A] Va: Output voltage [V] Isca: Short-circuit current [A] and Rs: Wiring resistance [Ω], Short-circuit current Using the temperature coefficient α [A / ° C], the open circuit voltage coefficient β [V / ° C], and the curve correction factor K, Ib: output current [A] and Vb: output voltage at solar radiation intensity Eb and temperature Tb [ V] can be calculated using Equation (3) and Equation (4).
Ib = Ia + Isca ・ (Eb / Ea − 1) + α ・ (Tb − Ta) (3)
Vb = Va + β ・ (Tb − Ta) − Rs ・ (Ib − Ia) − K ・ Ib ・ (Tb − Ta) (4)
The normal Vpmax of a solar cell string in which n modules are connected in series is normal Rs is sufficiently small and the leakage resistance Rsh is sufficiently large and can be ignored. It can be expressed as equation (5). Therefore, Pmax can be expressed as an equation (5) obtained by multiplying Vpmax by Ipmax.
Vpmax = n · {Ncell · (nf · k · T) / q · ln ((Isc · p − Ipmax) / Is)} (5)
Pmax = n · {Ncell · (nf · k · T) / q · ln ((Isc · p − Ipmax) / Is)} · Ipmax (6)
On the other hand, regarding the voltage and power when the current I of the solar cell string in which m of the n modules are disconnected flows, the effect of increasing Rs appears, so express them as equations (7) and (8). Can do.
V = (n−m) ・ {Ncell ・ (nf ・ k ・ T) / q ・ ln ((Isc ・ p − I) / Is)}
-M · Ncell · Rs · I (7)
P = (n−m) ・ {Ncell ・ (nf ・ k ・ T) / q ・ ln ((Isc ・ p − I) / Is)} ・ I − m ・ Ncell
・ Rs ・ I 2 (8)
Therefore, Ploss becomes Formula (9), and the change (∂Ploss / ∂Rs) with respect to Rs can be expressed as Formula (10).
Ploss = P/Pmax
= {(n−m)・{Ncell・(nf・k・T)/q・ln((Isc・p − I)/Is)}・I − m・Ncell
・Rs・I2} / {n・{Ncell・(nf・k・T)/q・ln((Isc・p − Ipmax)/Is)}・Ipmax}
…(9)
(∂Ploss)/∂Rs
= (− m・I2) / {n・{(nf・k・T)/q・ln((Isc・p − Ipmax)/Is)}・Ipmax}
…(10)
ここで、式(11)のようにRthを定義して、式(10)に代入すると、式(12)のように表すことができる。
Rth = {(nf・k・T)/q・ln((Isc・p − Ipmax)/Is)}/ Ipmax …(11)
(∂Ploss)/∂Rs = (− (m/n))・(I/ Ipmax)2・(1/Rth) …(12)
1つ余分に断線した状態を基準とするため、式(1)において、P0=(m+1)/nとし、 さらに、ΔRs=(Rth−Rs)とすると、Plossは、式(13)のように表すことができる。
Ploss = ((m+1)/n) − (m/n)・(I/ Ipmax)2・(1 − Rs/Rth) …(13)
式(13)において、Rs=Rthとなった時に、P0=(m+1)/nとなる。つまり、RthとはバイパスダイオードがONし始める配線抵抗の閾値であり、バイパスダイオードが動作を開始する地点での損失を基準としたRsについての変化分を算出するによって、直列接続されたパネルの損失を容易に定量化することが可能となる。
Ploss = P / Pmax
= {(n−m) ・ {Ncell ・ (nf ・ k ・ T) / q ・ ln ((Isc ・ p − I) / Is)} ・ I − m ・ Ncell
・ Rs ・ I 2 } / {n ・ {Ncell ・ (nf ・ k ・ T) / q ・ ln ((Isc ・ p − Ipmax) / Is)} ・ Ipmax}
... (9)
(∂Ploss) / ∂Rs
= (− M · I 2 ) / {n · {(nf · k · T) / q · ln ((Isc · p − Ipmax) / Is)} · Ipmax}
... (10)
Here, when Rth is defined as in Expression (11) and substituted into Expression (10), it can be expressed as in Expression (12).
Rth = {(nf.k.T) /q.ln ((Isc.p-Ipmax) / Is)} / Ipmax (11)
(∂Ploss) / ∂Rs = (− (m / n)) ・ (I / Ipmax) 2・ (1 / Rth) (12)
Since one extra disconnection is used as a reference, if P0 = (m + 1) / n and ΔRs = (Rth-Rs) in equation (1), then Ploss is given by equation (13) Can be represented.
Ploss = ((m + 1) / n)-(m / n)-(I / Ipmax) 2- (1-Rs / Rth) ... (13)
In equation (13), when Rs = Rth, P0 = (m + 1) / n. In other words, Rth is the wiring resistance threshold at which the bypass diode starts to turn on, and the loss of the panel connected in series is calculated by calculating the change in Rs based on the loss at the point where the bypass diode starts to operate. Can be easily quantified.
以上より、式(11)と式(13)を用いることによって、損失に応じたRsを量子化することが可能になる。 From the above, it is possible to quantize Rs according to the loss by using the equations (11) and (13).
ここで、図6に太陽電池アレイ1の計算方法を示す。このアレイの計算をアレイ演算と呼ぶこととする。アレイ演算は、ストリング解析とアレイ解析の組み合わせによって実現される。ストリング解析を行うときは、複数のモジュールに流れる電流は共通であるので、図6(a)に示すように、ある電流 I が流れている場合における各太陽電池のモジュール電圧 :V[1]、V[2]、V[3]、・・・ V[N−1]、V[N]を式(2)から求め、その和 Vstring を求める。式(2)から電圧を計算する場合、逆関数となるが、ニュートン法などの繰り返し演算を適用することで簡単に求めることが可能である。モジュールに、はんだ剥がれや断線が掛かると、正常時のモジュール電圧に比べて、電圧が下がり、断線の場合には、バイパスダイオードが機能するため、モジュール電圧≒0として考える。アレイ解析を行うときは、複数のストリングに掛かる電圧は共通であるので、図6(b)に示すように、ある電圧 V が掛かっている場合における各ストリングから取り出される電流: I[1]、I[2]・・・I[N]を式(2)から求め、その和:Iarray を求めればよい。アレイ演算は、ストリング解析とアレイ解析の組み合わせにより太陽電池アレイの電流−電圧特性を求める演算である。
Here, the calculation method of the
診断のために得られる情報は、図7に示すように、太陽電池アレイ1を制御するパワーコンディショナ10内の制御部10aに搭載された電圧計21と電流計20から得られる最大動作電圧:Vpmax_bと最大動作電流: Ipmax_bのログデータと発電サイト内に設置された日射計22から得られる日射強度: pbのログデータ、太陽電池アレイの温度センサ16から得られる動作温度:Tbのログデータである。これらのデータは、監視モニター10cに送信される。
As shown in FIG. 7, the information obtained for the diagnosis is the maximum operating voltage obtained from the
日射計22で計測される日射強度: pbは、式(2)の p:日射強度[kW/m2] に代入すればよい。 The solar radiation intensity measured by the pyranometer 22: pb may be substituted into p: solar radiation intensity [kW / m 2 ] in the equation (2).
温度センサ16で計測される動作温度:Tbに関しては、式(2)の中で、動作温度そのものを示す T :太陽電池素子絶対温度[K] にTbを代入し、温度に対して変化が大きい Isc:短絡電流 [A]、 Is :逆方向飽和電流[A] についての計算を行う。
Regarding the operating temperature Tb measured by the
動作温度:Tb における Isc:短絡電流 [A] は、式(3)の変形である式(14)を用いて求めることが可能である。
Isc = Isca + α・(Tb − Ta) …(14)
ここで、Isca は、常温(Ta = 298K)における短絡電流 [A] であり、α[A/℃]は、短絡電流の温度係数である。
Isc: short circuit current [A] at the operating temperature: Tb can be obtained by using Expression (14), which is a modification of Expression (3).
Isc = Isca + α ・ (Tb − Ta) (14)
Here, Isca is a short circuit current [A] at normal temperature (Ta = 298K), and α [A / ° C.] is a temperature coefficient of the short circuit current.
動作温度:Tb におけるIs :逆方向飽和電流[A]は、開放電圧Voc と開放電圧の温度係数β[V/℃]を介して算出する。まず、常温 Ta における逆方向飽和電流[A]をIsaとして、常温 Ta における開放電圧Voc_a を式(2)から求めると、式(15)のようになる。
Voc_a = n・{Ncell・(nf・k・Ta)/q・ln((Isca・p) /Isa)} …(15)
同様に、アレイの動作温度Tb における開放電圧は、式(16)と式(17)で表される。
Voc = Voc_a + β・(Tb − Ta) …(16)
Voc = n・{Ncell・(nf・k・Tb)/q・ln((Isc・p) /Is)} …(17)
式(15)と(17)を解くことで、常温時の各パラメータ値と計測された動作温度 Tb から、Tbにおける逆方向飽和電流 Is を算出することが可能である。
Is at operating temperature: Tb: Reverse saturation current [A] is calculated via the open-circuit voltage Voc and the open-circuit voltage temperature coefficient β [V / ° C.]. First, when the reverse saturation current [A] at normal temperature Ta is Isa and the open circuit voltage Voc_a at normal temperature Ta is obtained from equation (2), equation (15) is obtained.
Voc_a = n. {Ncell. (Nf.k.Ta) /q.ln ((Isca.p) / Isa)} (15)
Similarly, the open circuit voltage at the operating temperature Tb of the array is expressed by equations (16) and (17).
Voc = Voc_a + β ・ (Tb − Ta) (16)
Voc = n · {Ncell · (nf · k · Tb) / q · ln ((Isc · p) / Is)} (17)
By solving the equations (15) and (17), it is possible to calculate the reverse saturation current Is at Tb from each parameter value at normal temperature and the measured operating temperature Tb.
これら、動作温度 Tb におけるIsc:短絡電流 [A]、Is :逆方向飽和電流[A]の値を用いて、アレイ演算を行うことによって、太陽電池アレイの暴露状態(日射量:pb、動作温度:Tb)におけるIpmaxとVpmaxが算出される。さらに、Ipmax は、式(11)で定義したRth の算出にも用いられる。一旦、Rth が算出されれば、式(13)を用いて、故障に応じたRsの量子化が可能となる。 By performing array calculation using the values of Isc: short-circuit current [A] and Is: reverse saturation current [A] at the operating temperature Tb, the exposure state of the solar cell array (irradiation amount: pb, operating temperature) : Ipmax and Vpmax in Tb) are calculated. Further, Ipmax is also used for calculating Rth defined by the equation (11). Once Rth is calculated, Rs can be quantized according to the failure using equation (13).
以上で述べたアレイ演算、式(2)を構成するパラメータの演算、Rsの量子化、そして、計測した最大動作電圧:Vpmax_bと最大動作電流: Ipmax_bを活用することで、太陽電池アレイ内に存在するモジュール故障数を求めることができる。太陽光発電システムの故障診断方法の手順を示す演算フローを図8(a)、図8(b)に示す。 It exists in the solar cell array by using the array calculation described above, the calculation of the parameters constituting the equation (2), the quantization of Rs, and the measured maximum operating voltage: Vpmax_b and maximum operating current: Ipmax_b. The number of module failures to be performed can be obtained. FIG. 8A and FIG. 8B show a calculation flow showing the procedure of the failure diagnosis method for the photovoltaic power generation system.
太陽電池アレイ内におけるモジュールの故障数の算出は、まず、断線が発生したモジュール数を求め、次に、はんだ剥がれが発生したモジュール数を求めるという順で行っていく。 Calculation of the number of module failures in the solar cell array is performed in the order of obtaining the number of modules in which disconnection has occurred, and then obtaining the number of modules in which solder peeling has occurred.
第1段階として、図8(a)のフローを用いて、断線が発生したモジュール数の求め方を説明する。まず、計測データの日射量:pbと動作温度:Tbを取り込み、暴露条件におけるパラメータを演算する(S801)。次に、アレイ演算を行い、故障がない条件における最大動作電圧Vpmaxを算出する(S802)。ここで、算出したVpmaxから計測した最大動作電圧Vpmax_bを差し引いた値をΔVとする(S803)。次にこのΔVと0とを比較し(S804)、算出値Vpmaxの方が大きければ(ΔV>0)、断線したモジュール数を示すxをインクリメント(S805)、Vpmaxと同じであれば(ΔV=0)、xはそのまま(S806)、Vpmaxの方が小さければ(ΔV<0)、xをデクリメントし(S807)、再度、アレイ演算を行う。アレイ演算において、どのモジュールを断線させるかについては、モンテカルロ法等を用いて無作為に選択する。以上の動作をCountでモニターし(S808)、太陽電池アレイを構成するモジュール数までCountがアップするまで、アレイ演算と断線数の設定を繰り返し行う(S809)。 As a first step, a method of obtaining the number of modules in which a disconnection has occurred will be described using the flow of FIG. First, the solar radiation amount: pb and the operating temperature: Tb of the measurement data are taken in, and the parameters under the exposure conditions are calculated (S801). Next, an array operation is performed to calculate the maximum operating voltage Vpmax under conditions where there is no failure (S802). Here, a value obtained by subtracting the measured maximum operating voltage Vpmax_b from the calculated Vpmax is set as ΔV (S803). Next, ΔV is compared with 0 (S804). If the calculated value Vpmax is larger (ΔV> 0), x indicating the number of disconnected modules is incremented (S805), and if it is equal to Vpmax (ΔV = 0) and x as they are (S806). If Vpmax is smaller (ΔV <0), x is decremented (S807), and the array operation is performed again. In the array operation, which module is to be disconnected is randomly selected using the Monte Carlo method or the like. The above operation is monitored by Count (S808), and the array calculation and the setting of the number of disconnections are repeated until Count is increased up to the number of modules constituting the solar cell array (S809).
第2段階として、図8(b)のフローを用いて、はんだ剥がれが発生したモジュール数の求め方を説明する。まず、図8(a)と同様に、計測データの日射量:pbと動作温度:Tbを取り込み、暴露条件におけるパラメータを演算する(S811)。この演算と同時に、式(11)と式(13)を用いて、モジュール損失が10%となる配線抵抗値 Rs’を設定しておく。次に、図8(a)で設定した断線数xを取り込み、アレイ演算を行う(S812)。断線させるモジュールに関しては、前述のように、モンテカルロ法等を用いて無作為に抽出する。ここでのアレイ演算では、断線の情報を含んだ太陽電池アレイの最大動作電圧Vpmax と最大動作電流 Ipmaxが算出され、これらを掛け合わせることによって最大電力 Pmax が算出される。算出されたPmaxから計測された最大電力Pmax_bを差し引いた値をΔPとする(S813)。次にこのΔPと0とを比較し(S814)、算出値Pmaxの方が大きければ(ΔP>0)、配線抵抗Rs’を有するモジュール数を示すyをインクリメント(S815)、Pmaxと同じであれば(ΔP=0)、yはそのまま(S816)、Pmaxの方が小さければ(ΔP<0)、yをデクリメントし(S817)、再度、アレイ演算を行う。アレイ演算において、どのモジュールの配線抵抗に Rs’を設定するかについては、モンテカルロ法等を用いて無作為に選択する。以上の動作をCountでモニターし(S818)、太陽電池アレイを構成するモジュール数までCountがアップするまで、繰り返し行う(S819)。なお、本実施例ではモジュール損失を10%としたが、必ずしも10%には限定されない。 As a second stage, a method of obtaining the number of modules in which solder peeling has occurred will be described using the flow of FIG. First, as in FIG. 8A, the amount of solar radiation of measurement data: pb and the operating temperature: Tb are taken in, and parameters under exposure conditions are calculated (S811). Simultaneously with this calculation, the wiring resistance value Rs ′ at which the module loss is 10% is set using the equations (11) and (13). Next, the number of breaks x set in FIG. 8A is taken in and array calculation is performed (S812). As described above, the module to be disconnected is randomly extracted using the Monte Carlo method or the like. In the array calculation here, the maximum operating voltage Vpmax and the maximum operating current Ipmax of the solar cell array including the disconnection information are calculated, and the maximum power Pmax is calculated by multiplying them. A value obtained by subtracting the measured maximum power Pmax_b from the calculated Pmax is set as ΔP (S813). Next, this ΔP is compared with 0 (S814). If the calculated value Pmax is larger (ΔP> 0), y indicating the number of modules having the wiring resistance Rs ′ is incremented (S815), and it should be the same as Pmax. If (ΔP = 0), y remains unchanged (S816), and if Pmax is smaller (ΔP <0), y is decremented (S817), and the array operation is performed again. In the array calculation, Rs' is set as the wiring resistance of which module is randomly selected using the Monte Carlo method or the like. The above operation is monitored by Count (S818), and is repeated until Count is increased to the number of modules constituting the solar cell array (S819). In this embodiment, the module loss is 10%, but is not necessarily limited to 10%.
以上のフローから、太陽電池毎に計測手段や通信手段を付加せずとも、太陽電池アレイ内に存在する太陽電池モジュールの故障数を把握することが可能となる。 From the above flow, it is possible to grasp the number of failures of the solar cell modules existing in the solar cell array without adding measuring means and communication means for each solar cell.
本フローを図2の選択スイッチ9が全てオンした状態で適用し、故障数が多いと判断した場合には、選択スイッチ9により、太陽電池アレイ1の単位で故障数のモニタリングを実現することができる。さらに、故障数が多いと判断した太陽電池アレイ1については、図1の選択スイッチ6を切り替えることで、太陽電池ストリング単位での故障検査を行うことができる。
When this flow is applied with all the selection switches 9 in FIG. 2 turned on and it is determined that the number of failures is large, the number of failures can be monitored by the
第2の実施例について図9、図10(a)、図10(b)を用いて説明する。なお、実施例1に記載され本実施例に未記載の事項は特段の事情が無い限り本実施例にも適用することができる。 A second embodiment will be described with reference to FIG. 9, FIG. 10 (a), and FIG. 10 (b). Note that the matters described in the first embodiment but not described in the present embodiment can be applied to the present embodiment as long as there is no particular circumstance.
図9は、診断のために得られる情報として、太陽電池アレイを制御するパワーコンディショナ10内の制御部10aに搭載された電圧計21と電流計20から得られる最大動作電圧:Vpmax_bと最大動作電流: Ipmax_bのログデータと発電サイト内に設置された日射計22から得られる日射強度: pbのログデータのみの場合を示したものである。
FIG. 9 shows, as information obtained for diagnosis, the maximum operating voltage obtained from the
通常、温度センサには、熱電対といったものが用いられるが、一般的に、計測精度が低い。したがって、本実施例では、Vpmax_b、 Ipmax_bと pbのログデータのみから故障を算出する。 Normally, a thermocouple or the like is used as the temperature sensor, but generally the measurement accuracy is low. Therefore, in this embodiment, the failure is calculated only from the log data of Vpmax_b, Ipmax_b, and pb.
まず、開放電圧の温度係数β[V/℃]より、開放電圧:Vocは、常温:Ta における開放電圧をVoc_a とすると、式(18)のように表すことができる。
Voc = Voc_a + β・(Tb − Ta) …(18)
次に、式(2)、式(3)、式(14)により、以下の関係を求めておく。常温:Taの条件においては、
Ipmax_a ≒ j・Isca (j:定数) …(19)
であり、同様に動作温度:Tbの条件においては、
Ipmax ≒ i・Isc (l :定数) …(20)
である。
First, from the temperature coefficient β [V / ° C.] of the open-circuit voltage, the open-circuit voltage: Voc can be expressed as in Expression (18), where the open-circuit voltage at room temperature: Ta is Voc_a.
Voc = Voc_a + β · (Tb − Ta) (18)
Next, the following relationship is obtained from the equations (2), (3), and (14). Room temperature: Under the condition of Ta,
Ipmax_a ≒ j · Isca (j: constant) (19)
Similarly, under the condition of the operating temperature: Tb,
Ipmax ≒ i ・ Isc (l: constant)… (20)
It is.
式(5)と式(17)よりIsを消去し、動作温度Tbとすると、式(21)で表すことができる。
(Vpmax−Voc) / Tb = n・{Ncell・(nf・k・Tb)/q}・ln{(Isc・p − Ipmax)/Isc}
…(21)
常温:Taに関しても同様に求めると、式(22)が得られる。
(Vpmax_a−Voc_a) / Ta = n・{Ncell・(nf・k・Ta)/q}・ln{(Isca・p
− Ipmax_a)/Isca} …(22)
ここで、式(19)、式(20)を用いて、式(21)と式(22)の関係性を求めると、式(23)のように、Vpmax を求めることができる。
Vpmax = {ln (1−i)}/ {ln (1−l)}・{(Vpmax_a−Voc_a) / Ta}・Tb + Voc
…(23)
簡単のため、i = j と仮定すると、式(24)を得る。
Vpmax = {(Vpmax_a−Voc_a) / Ta}・Tb + Voc …(24)
Vpmax を計測値 Vpmax_bとして、式(18)を式(24)に代入すると、
Tb = (Vpmax _b − Voc_a +β・Ta) / {((Vpmax_a−Voc_a) / Ta) +β} …(25)
となり、常温(Ta = 298K)における開放電圧:Voc_a 、開放電圧の温度係数β[V/℃] 、最大動作電圧:Vpmax_a と計測したVpmax_bから、太陽電池アレイの動作温度:Tb を求めることが可能となる。
If Is is eliminated from the equations (5) and (17) and the operating temperature is Tb, it can be expressed by the equation (21).
(Vpmax−Voc) / Tb = n ・ {Ncell ・ (nf ・ k ・ Tb) / q} ・ ln {(Isc ・ p − Ipmax) / Isc}
... (21)
Normal temperature: If it asks similarly about Ta, formula (22) will be obtained.
(Vpmax_a−Voc_a) / Ta = n ・ {Ncell ・ (nf ・ k ・ Ta) / q} ・ ln {(Isca ・ p
− Ipmax_a) / Isca} (22)
Here, when the relationship between the equations (21) and (22) is obtained using the equations (19) and (20), Vpmax can be obtained as in the equation (23).
Vpmax = {ln (1−i)} / {ln (1−l)} ・ {(Vpmax_a−Voc_a) / Ta} ・ Tb + Voc
... (23)
For simplicity, assuming i = j, equation (24) is obtained.
Vpmax = {(Vpmax_a−Voc_a) / Ta} · Tb + Voc (24)
Substituting equation (18) into equation (24) with Vpmax as the measured value Vpmax_b,
Tb = (Vpmax_b−Voc_a + β · Ta) / {((Vpmax_a−Voc_a) / Ta) + β} (25)
The operating temperature of the solar cell array: Tb can be determined from the open voltage at room temperature (Ta = 298K): Voc_a, the temperature coefficient β [V / ° C] of the open voltage, the maximum operating voltage: Vpmax_a and the measured Vpmax_b. It becomes.
Tbを求めた後、式(3)を変形した式(4)より、常温における動作電流Ipmax_a’ が、日射強度:pb、太陽電池アレイの動作温度:Tb、常温:Ta 、常温における短絡電流:Isca 、短絡電流の温度係数αと計測値:Ipmax_b より求まる。
Ipmax_a’= Ipmax_b − Isca・(pb − 1) + α・(Tb − Ta) …(26)
以上の太陽電池アレイの動作温度の計算値 Tb と常温における動作電流の計算値Ipmax_a’を実施例1のフローに組み込む。これにより、パワーコンディショナ内に搭載された電圧計と電流計から得られる最大動作電圧:Vpmax_bと最大動作電流: Ipmax_bのログデータと発電サイト内に設置された日射計から得られる日射強度: pbのログデータのみから太陽電池アレイ内の故障数を算出することが可能になる。太陽光発電システムの故障診断方法の手順を示す演算フローを図10(a)、図10(b)に示す。
After obtaining Tb, the operating current Ipmax_a ′ at room temperature is obtained from the equation (4) obtained by modifying the equation (3). Isca is obtained from the temperature coefficient α of the short circuit current and the measured value: Ipmax_b.
Ipmax_a ′ = Ipmax_b − Isca · (pb − 1) + α · (Tb − Ta) (26)
The calculated value Tb of the operating temperature of the solar cell array and the calculated value Ipmax_a ′ of the operating current at room temperature are incorporated in the flow of the first embodiment. As a result, the maximum operating voltage obtained from the voltmeter and ammeter installed in the inverter and the maximum operating current: Vpmax_b and the maximum operating current: log data of Ipmax_b and the solar radiation intensity obtained from the pyranometer installed in the power generation site: pb The number of failures in the solar cell array can be calculated from only the log data. FIG. 10 (a) and FIG. 10 (b) show a calculation flow showing the procedure of the failure diagnosis method for the photovoltaic power generation system.
太陽電池アレイ内における故障したモジュール数の算出は、実施例1と同様に、まず、断線が発生したモジュール数を求め、次に、はんだ剥がれが発生したモジュール数を求めるという順で行っていく。 The number of failed modules in the solar cell array is calculated in the same order as in the first embodiment, in which the number of modules in which disconnection has occurred is first obtained, and then the number of modules in which solder peeling has occurred is obtained.
第1段階として、図10(a)のフローを用いて、断線が発生したモジュール数の求め方を説明する。まず、計測データの日射量:pb を取り込み、日射量:pb、常温:Ta におけるパラメータを演算する(S101)。次に、アレイ演算を行い、故障がない条件における最大動作電圧 Vpmax_a と最大動作電流 Ipmax_a を算出する(S102)。ここで、算出したVpmax_aと計測した最大動作電圧Vpmax_b、さらに、式(2)やアレイ演算を用いて算出される常温Ta における開放電圧 Voc_a、開放電圧の温度係数βを用いて、式(25)に代入し、太陽電池アレイの動作温度 Tb を算出する(S103)。算出されたTb と計測された最大動作電流 Ipmax_b を式(26)に代入し、常温における動作電流Ipmax_a’を算出する(S104)。Ipmax_a’とアレイ演算により求まるIpmax_a は、共に常温:Ta、日射強度pb kW/m2 の条件のもとでの算出された値であるが、実測では、断線以外の劣化条件も入っていることを考慮すると、計測値から求まる値は、理論値と同等もしくは小さい値になるので、Ipmax_a ≧ Ipmax_a’が成り立つ。ΔI = Ipmax_a − Ipmax_a’とした時(S105)、ΔI > 0 (S106)を満たし、かつ Ipmax_a ≒ Ipmax_a’ (S108)となるまで、断線数xをUPさせ(S107)、動作温度 Tb算出、Ipmax_a’算出の演算を繰り返し行っていく。ΔI < 0 (S106)となった場合は、繰り返し演算の1つ前の状態にxとTbを戻し(S109)、繰り返し演算を終了させることで、ΔI > 0 、かつ Ipmax_a ≒ Ipmax_a’の条件が満たされる。 As a first stage, a method of obtaining the number of modules in which a disconnection has occurred will be described using the flow of FIG. First, the amount of solar radiation of measurement data: pb is taken in, and the parameters at the amount of solar radiation: pb and room temperature: Ta are calculated (S101). Next, array operation is performed to calculate the maximum operating voltage Vpmax_a and the maximum operating current Ipmax_a under the condition that there is no failure (S102). Here, using the calculated Vpmax_a and the measured maximum operating voltage Vpmax_b, the open-circuit voltage Voc_a at the normal temperature Ta calculated using the formula (2) and the array calculation, and the open-circuit voltage temperature coefficient β, the formula (25) And the operating temperature Tb of the solar cell array is calculated (S103). The calculated Tb and the measured maximum operating current Ipmax_b are substituted into equation (26) to calculate the operating current Ipmax_a ′ at room temperature (S104). Ipmax_a 'and Ipmax_a obtained by array calculation are both values calculated under the conditions of room temperature: Ta and solar radiation intensity pb kW / m2. In consideration, the value obtained from the measured value is equal to or smaller than the theoretical value, so that Ipmax_a ≧ Ipmax_a ′ holds. When ΔI = Ipmax_a−Ipmax_a ′ (S105), ΔI> 0 (S106) is satisfied and Ipmax_a≈Ipmax_a ′ (S108), the number of disconnections x is increased (S107), the operating temperature Tb is calculated, and Ipmax_a 'The calculation operation is repeated. When ΔI <0 (S106), x and Tb are returned to the state immediately before the repeated calculation (S109), and the repeated calculation is terminated, so that the condition of ΔI> 0 and Ipmax_a≈Ipmax_a ′ is satisfied. It is filled.
どのクラスタを断線させるについては、実施例1と同様に、モンテカルロ法等の方法を用いて無作為に選択する。 Which cluster is to be disconnected is selected at random using a method such as the Monte Carlo method as in the first embodiment.
次に、第2段階について図10(b)のフローを用いて説明する。このフローは、図8(b)のフローに対して、計測した動作温度:Tbから第1段階で算出した動作温度:Tbに置き換わったのみであり、計算のフローは実施例1と同じである。即ち、図10(b)に示すステップS111〜ステップS119は、それぞれ図8(b)に示すステップS811〜ステップS819に対応する。 Next, the second stage will be described with reference to the flow of FIG. This flow is merely the replacement of the measured operating temperature: Tb with the operating temperature: Tb calculated in the first stage with respect to the flow of FIG. 8B, and the calculation flow is the same as in the first embodiment. . That is, step S111 to step S119 shown in FIG. 10B correspond to step S811 to step S819 shown in FIG. 8B, respectively.
以上のフローから、太陽電池毎に計測手段や通信手段、さらに温度の計測手段を付加せずとも、太陽電池アレイ内に存在する太陽電池モジュールの故障数を把握することが可能となる。 From the above flow, it becomes possible to grasp the number of failures of the solar cell modules existing in the solar cell array without adding measuring means, communication means, and temperature measuring means for each solar cell.
実施例1と同様に、本フローを図2の選択スイッチ9が全てオンした状態で適用し、故障数が多いと判断した場合には、選択スイッチ9により、太陽電池アレイ1の単位で故障数のモニタリングを実現することができる。さらに、故障数が多いと判断した太陽電池アレイ1については、図1の選択スイッチ6を切り替えることで、どのストリングに故障が多く含まれているかまで絞り込むことができる。
As in the first embodiment, this flow is applied with all the selection switches 9 in FIG. 2 turned on, and when it is determined that the number of failures is large, the number of failures in the unit of the
なお、本発明は上記した実施例に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば、上記した実施例は本発明を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある実施例の構成の一部を他の実施例の構成に置き換えることも可能であり、また、ある実施例の構成に他の実施例の構成を加えることも可能である。また、各実施例の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置換をすることが可能である。 In addition, this invention is not limited to an above-described Example, Various modifications are included. For example, the above-described embodiments have been described in detail for easy understanding of the present invention, and are not necessarily limited to those having all the configurations described. Further, a part of the configuration of a certain embodiment can be replaced with the configuration of another embodiment, and the configuration of another embodiment can be added to the configuration of a certain embodiment. Further, it is possible to add, delete, and replace other configurations for a part of the configuration of each embodiment.
計測手段や通信手段を付加せずに、時間や労力のかからない故障診断が、太陽電池システムにおいて可能になる。 A failure diagnosis that does not require time and labor without adding measurement means and communication means is possible in the solar cell system.
1…太陽電池アレイ、2…太陽電池モジュール、3…太陽電池ストリング、4…バイパスダイオード、5…逆流防止ダイオード、6…スイッチ、7…接続箱、8…集電ラック、9…スイッチ、10…パワーコンディショナ、10a…制御部、10b…直流交流変換部、10c…監視モニター、11…太陽電池セル、12b…ホットスポット、12c…断線セル、13…配線抵抗成分、14a…正常なストリングを流れる電流、14b…ホットスポットを含むストリングを流れる電流、14c…断線セルを含むストリングを流れる電流、15a…正常な場合の特性、15b…ホットスポット(はんだ剥がれ)を含む場合の特性、15c…断線セルを含む場合の特性、16…温度センサ、20…電流計、21…電圧計、22…日射計。
DESCRIPTION OF
Claims (12)
前記モジュールを直列に接続した太陽電池ストリングと、
前記太陽電池ストリングを並列に接続した太陽電池アレイと、
前記太陽電池アレイの出力電圧を検出する電圧検出部と、
前記太陽電池アレイの出力電流を検出する電流検出部と、
日射計測手段とを有する太陽光発電システムの故障診断方法において、
前記日射計測手段により計測した日射量pbの環境下における太陽電池アレイの常温における第1の動作電圧及び第1の動作電流を算出するステップと、
前記電圧検出部にて検出した第2の動作電圧と前記第1の動作電圧を用いて太陽電池アレイの動作温度Tbを算出するステップと、
前記第2の動作電流と前記動作温度Tbを用いて、常温における第3の動作電流を算出するステップと、
前記第1の動作電流と前記第3の動作電流を比較するステップと、
前記比較した結果をもとに前記太陽電池アレイ内における断線した太陽電池モジュール数を算出するステップと、を備えることを特徴とする太陽光発電システムの故障診断方法。 As a unit of one solar cell module, a plurality of solar cells are connected in series, and a module in which protective diodes are connected to electrodes at both ends of the series connection part,
A solar cell string in which the modules are connected in series;
A solar cell array in which the solar cell strings are connected in parallel;
A voltage detector for detecting the output voltage of the solar cell array;
A current detector for detecting an output current of the solar cell array;
In a failure diagnosis method for a solar power generation system having solar radiation measuring means,
Calculating a first operating voltage and a first operating current at normal temperature of the solar cell array under an environment of an amount of solar radiation pb measured by the solar radiation measuring means;
Calculating an operating temperature Tb of the solar cell array using the second operating voltage detected by the voltage detector and the first operating voltage;
Calculating a third operating current at room temperature using the second operating current and the operating temperature Tb;
Comparing the first operating current and the third operating current;
Calculating the number of disconnected solar cell modules in the solar cell array based on the comparison result, and a failure diagnosis method for a solar power generation system, comprising:
前記算出された断線した太陽電池モジュール数と前記日射量pbと前記動作温度Tbの条件において算出される太陽電池アレイの第1の最大電力と、前記第2の動作電流と前記第2の動作電圧から算出される第2の最大電力を、前記配線抵抗Rs’を持つ太陽電池モジュール数を可変させながら比較するステップと、
前記比較した結果によって、前記太陽電池アレイ内における前記配線抵抗Rs’を持つ太陽電池モジュール数を算出するステップと、を備えることを特徴とする請求項1に記載の太陽光発電システムの故障診断方法。 Setting a wiring resistance Rs ′ for a predetermined loss of the solar cell module;
The first maximum power of the solar cell array, the second operating current, and the second operating voltage calculated under the conditions of the calculated number of disconnected solar cell modules, the amount of solar radiation pb, and the operating temperature Tb. Comparing the second maximum power calculated from the above while varying the number of solar cell modules having the wiring resistance Rs ′;
The failure diagnosis method for a photovoltaic system according to claim 1, further comprising: calculating a number of solar cell modules having the wiring resistance Rs ′ in the solar cell array according to the comparison result. .
前記選択手段を用いて前記太陽電池アレイを切り替えることによって、各太陽電池アレイに存在する断線した太陽電池モジュール数を算出するステップを備えることを特徴とする請求項1に記載の太陽光発電システムの故障診断方法。 The solar power generation system further includes a plurality of the solar cell arrays connected in parallel, and a selection unit for selecting each of the solar cell arrays,
The solar power generation system according to claim 1, further comprising a step of calculating the number of disconnected solar cell modules existing in each solar cell array by switching the solar cell array using the selection unit. Fault diagnosis method.
前記選択手段を用いて前記太陽電池アレイを切り替えることによって、各太陽電池アレイに存在する前記配線抵抗Rs’を持つ太陽電池モジュール数を算出するステップを備えることを特徴とする請求項2に記載の太陽光発電システムの故障診断方法。 The solar power generation system further includes a plurality of the solar cell arrays connected in parallel, and a selection unit for selecting each of the solar cell arrays,
The method according to claim 2, further comprising: calculating the number of solar cell modules having the wiring resistance Rs ′ present in each solar cell array by switching the solar cell array using the selection unit. Fault diagnosis method for solar power generation system.
前記選択手段を用いて前記太陽電池ストリングを切り替えることによって、各太陽電池ストリングに存在する断線した太陽電池モジュール数を算出するステップを備えることを特徴とする請求項1に記載の太陽光発電システムの故障診断方法。 The solar power generation system further includes selection means for selecting each of the solar cell strings,
2. The solar power generation system according to claim 1, further comprising: calculating the number of disconnected solar cell modules existing in each solar cell string by switching the solar cell strings using the selection unit. Fault diagnosis method.
前記選択手段を用いて前記太陽電池ストリングを切り替えることによって、各太陽電池ストリングに存在する前記配線抵抗Rs’を持つ太陽電池モジュール数を算出するステップを備えることを特徴とする請求項2に記載の太陽光発電システムの故障診断方法。 The solar power generation system further includes selection means for selecting each of the solar cell strings,
The method according to claim 2, further comprising: calculating the number of solar cell modules having the wiring resistance Rs ′ present in each solar cell string by switching the solar cell strings using the selection unit. Fault diagnosis method for solar power generation system.
前記モジュールを直列に接続した太陽電池ストリングと、
前記太陽電池ストリングを並列に接続した太陽電池アレイと、
前記太陽電池アレイの出力電圧を検出する電圧検出部と、
前記太陽電池アレイの出力電流を検出する電流検出部と、
日射計測手段と、
前記太陽電池アレイの動作温度を計測する動作温度計測手段とを有する太陽光発電システムの故障診断方法において、
前記日射計測手段により計測した日射量pbと前記動作温度計測手段により計測した動作温度Tbの環境下における前記太陽電池アレイの最大動作電圧を算出するステップと、
前記最大動作電圧と前記電圧検出部において検出した動作電圧を比較するステップと、
前記比較した結果をもとに前記太陽電池アレイ内における断線した太陽電池モジュール数を算出するステップと、を備えることを特徴とする太陽光発電システムの故障診断方法。 As a unit of one solar cell module, a plurality of solar cells are connected in series, and a module in which protective diodes are connected to electrodes at both ends of the series connection part,
A solar cell string in which the modules are connected in series;
A solar cell array in which the solar cell strings are connected in parallel;
A voltage detector for detecting the output voltage of the solar cell array;
A current detector for detecting an output current of the solar cell array;
Solar radiation measuring means;
In a fault diagnosis method for a photovoltaic power generation system having an operating temperature measuring means for measuring the operating temperature of the solar cell array,
Calculating the maximum operating voltage of the solar cell array in the environment of the solar radiation amount pb measured by the solar radiation measuring means and the operating temperature Tb measured by the operating temperature measuring means;
Comparing the maximum operating voltage with the operating voltage detected by the voltage detector;
Calculating the number of disconnected solar cell modules in the solar cell array based on the comparison result, and a failure diagnosis method for a solar power generation system, comprising:
前記算出された断線した太陽電池モジュール数と前記日射量pbから算出される太陽電池アレイの第1の最大電力と、計測した動作電流と前記動作電圧から算出される第2の最大電力を、前記配線抵抗Rs’を持つ太陽電池モジュール数を可変させながら比較するステップと、
前記比較した結果によって、前記太陽電池アレイ内における前記配線抵抗Rs’を持つ太陽電池モジュール数を算出するステップと、を備えることを特徴とする請求項7に記載の太陽光発電システムの故障診断方法。 Setting a wiring resistance Rs ′ for a predetermined loss of the solar cell module;
The first maximum power of the solar cell array calculated from the calculated number of disconnected solar cell modules and the solar radiation amount pb, and the second maximum power calculated from the measured operating current and the operating voltage, A step of comparing while varying the number of solar cell modules having the wiring resistance Rs ′;
The failure diagnosis method for a photovoltaic system according to claim 7, further comprising: calculating the number of solar cell modules having the wiring resistance Rs ′ in the solar cell array based on the comparison result. .
前記選択手段を用いて前記太陽電池アレイを切り替えることによって、各太陽電池アレイに存在する断線した太陽電池モジュール数を算出するステップを備えることを特徴とする請求項7に記載の太陽光発電システムの故障診断方法。 The solar power generation system further includes a plurality of the solar cell arrays connected in parallel, and a selection unit for selecting each of the solar cell arrays,
The solar power generation system according to claim 7, further comprising a step of calculating the number of disconnected solar cell modules existing in each solar cell array by switching the solar cell array using the selection unit. Fault diagnosis method.
前記選択手段を用いて前記太陽電池アレイを切り替えることによって、各太陽電池アレイに存在する前記配線抵抗Rs’を持つ太陽電池モジュール数を算出するステップを備えることを特徴とする請求項8に記載の太陽光発電システムの故障診断方法。 The solar power generation system further includes a plurality of the solar cell arrays connected in parallel, and a selection unit for selecting each of the solar cell arrays,
The method according to claim 8, further comprising: calculating the number of solar cell modules having the wiring resistance Rs ′ present in each solar cell array by switching the solar cell array using the selection unit. Fault diagnosis method for solar power generation system.
前記選択手段を用いて前記太陽電池ストリングを切り替えることによって、各太陽電池ストリングに存在する断線した太陽電池モジュール数を算出するステップを備えることを特徴とする請求項7に記載の太陽光発電システムの故障診断方法。 The solar power generation system further includes selection means for selecting each of the solar cell strings,
The solar power generation system according to claim 7, further comprising: calculating the number of disconnected solar cell modules existing in each solar cell string by switching the solar cell strings using the selection unit. Fault diagnosis method.
前記選択手段を用いて太陽電池ストリングを切り替えることによって、各太陽電池ストリングに存在する前記配線抵抗Rs’を持つ太陽電池モジュール数を算出するステップを備えることを特徴とする請求項8に記載の太陽光発電システムの故障診断方法。 The solar power generation system further includes selection means for selecting each of the solar cell strings,
The solar cell according to claim 8, further comprising: calculating a number of solar cell modules having the wiring resistance Rs ′ present in each solar cell string by switching the solar cell string using the selection unit. Fault diagnosis method for photovoltaic system.
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