JP2013187496A - 発電制御装置、発電制御システム、および発電制御方法 - Google Patents

発電制御装置、発電制御システム、および発電制御方法 Download PDF

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Abstract

【課題】太陽光パネルの故障診断を容易に実行できる発電制御装置を提供する。
【解決手段】本発電制御置は、ＰＶパネル１０の発電量を制御するパネルコントローラ２０であって、ＰＶパネル１０の出力を第１の範囲において制御するＭＰＰＴ部２１０と、所定の信号を処理する通信部２２０と、を備える。ＭＰＰＴ部２１０は、所定の信号に基づいて、ＰＶパネル１０の出力の範囲を、第１の範囲よりも広い第２の範囲に変更する。
【選択図】図２

Description

本発明は、発電制御装置、発電制御システム、および発電制御方法に関する。
従来、太陽光パネル（ＰＶ（Ｐｈｏｔｏ Ｖｏｌｔａｉｃ）パネル）を利用し、太陽光のエネルギーを電気エネルギーに変換する太陽光発電が普及している。太陽光発電では、発電時に廃棄物、排水、騒音、振動などが発生せず、非常用電源としても活用が期待されることから、近年特に注目されている。
一方、ＰＶパネルは、発電量を大きくするために、屋上などの屋外に設置されることが多い。そのため、風、雨、雪などの自然現象の影響、またその他の影響を直接的に受けやすい。自然現象の影響やその他の要因が長年蓄積することで、太陽光パネルが故障することがある。
ＰＶパネルの故障診断を行う方法として、特許文献１の技術が知られている。特許文献１では、ＰＶパネルの電流−電圧特性を計測し、その電流−電圧特性を基準状態に換算し、複数の基準特性のうちのいずれの基準特性に最も近似するか判定することが開示されている。これにより、ＰＶパネルの故障診断を詳細に行うことができる。
特開２００７−３１１４８７号公報
しかしながら、特許文献１の技術では、作業員がＰＶパネルの設置場所へ直接出向き、特性評価装置をＰＶパネルへ直接接続して故障診断を行わなければならず、手間がかかっていた。特に、ＰＶパネルが屋根に設置されている場合には、高電圧下においての高所作業となり、危険を伴っていた。さらに、ＰＶパネルの設置場所へ出向く必要があるために故障の発見が遅れやすく、故障発生から故障発見までの間に発電量のロスが生じていた。
本発明は、上記事情に鑑みてなされたものであって、太陽光パネルの故障診断を容易に実行できる発電制御装置、発電制御システム、および発電制御方法を提供することを目的とする。
本発明の発電制御装置は、太陽光パネルの発電量を制御する発電制御装置であって、前記太陽光パネルの出力を第１の範囲において制御する制御部と、所定の信号を処理する信号処理部と、前記所定の信号に基づいて、前記制御部が制御する前記太陽光パネルの出力の範囲を、前記第１の範囲よりも広い第２の範囲に変更する出力範囲変更部と、を備える。
この構成によれば、通常動作時（例えば最大動作点追従制御（ＭＰＰＴ制御）の動作時）よりも広い太陽光パネルの出力範囲において、太陽光パネルの出力特性を探索できる。従って、太陽光パネルの故障診断を容易に実行できる。また、故障診断に際して、高所作業の必要もなく、危険もない。また、例えばＭＰＰＴ制御を実行する制御部を用いて故障診断できるので、故障診断専用の装置は不要である。
また、本発明の発電制御装置は、前記太陽光パネルの出力は、前記太陽光パネルの出力電圧又は出力電流を含んでもよい。
この構成によれば、太陽光パネルの出力電圧又は出力電流に基づいて、故障診断を容易に実行できる。
また、本発明の発電制御装置は、前記太陽光パネルの出力電圧を測定する電圧測定部と、前記太陽光パネルの出力電流を測定する電流測定部と、前記電圧測定部及び前記電流測定部による測定結果に基づいて、前記太陽光パネルの発電情報を送信する送信部と、を備えてもよい。
この構成によれば、例えば、他の装置において、太陽電池パネルの発電情報を蓄積し、分析できる。従って、他の装置により太陽電池パネルの故障の有無を判別できる。
また、本発明の発電制御装置は、前記制御部が、前記太陽光パネルの出力を直流入力し、直流変換し、直流出力する直流変換部を備え、前記制御部が、前記直流変換部の直流出力を一定に制御した状態において、前記太陽光パネルの出力を制御してもよい。
この構成によれば、他のＰＶパネルへ電気的な影響を与えずに、故障診断を容易に実行できる。
また、本発明の発電制御装置は、前記直流変換部の出力が、前記直流変換部の出力電圧又は出力電流を含んでもよい。
この構成によれば、直流変換部の出力電圧、出力電流の少なくとも一方を一定にして、太陽光パネルの故障診断を実行できる。
また、本発明の発電制御装置は、前記制御部が、前記直流変換部の直流出力を、前記太陽光パネルとは異なる他の太陽光パネルの発電量を制御する他の発電制御装置が備える直流変換部の直流出力と同一、かつ一定に制御してもよい。
この構成によれば、他の発電制御装置と相互に電気的な影響を与えないよう協調して、故障診断を実行できる。従って、故障診断の精度が向上する。
また、本発明の発電制御装置は、前記所定の信号が、前記太陽光パネルの故障の有無を判別する診断動作を要求する診断動作要求信号を含んでもよい。
この構成によれば、例えば、発電制御装置へのユーザによるボタン操作、診断動作のスケジューリング、他の装置からの診断動作要求に基づいて、故障診断を実行できる。
また、本発明の発電制御システムは、直列又は並列に接続された複数の太陽光パネルの発電量を制御する発電制御装置を複数備える発電制御システムであって、各発電制御装置は、前記太陽光パネルの出力を第１の範囲において制御する制御部と、所定の信号を処理する信号処理部と、前記所定の信号に基づいて、前記制御部が制御する前記太陽光パネルの出力の範囲を、前記第１の範囲よりも広い第２の範囲に変更する出力範囲変更部と、を備える。
この構成によれば、通常動作時（例えばＭＰＰＴ制御の動作時）よりも広い太陽光パネルの出力範囲において、太陽光パネルの出力特性を探索できる。従って、太陽光パネルの故障診断を容易に実行できる。また、故障診断に際して、高所作業の必要もなく、危険もない。また、例えばＭＰＰＴ制御を実行する制御部を用いて故障診断できるので、故障診断専用の装置は不要である。
また、本発明の発電制御システムは、各発電制御装置は、前記太陽光パネルの出力を第１の範囲において制御する制御部と、所定の信号を処理する信号処理部と、前記所定の信号に基づいて、前記制御部が制御する前記太陽光パネルの出力の範囲を、前記第１の範囲よりも広い第２の範囲に変更する出力範囲変更部と、を備えてもよい。
この構成によれば、発電制御システム内の各発電制御装置が相互に電気的な影響を与えないよう協調して、故障診断を実行できる。従って、故障診断の精度が向上する。
また、本発明の発電制御方法は、太陽光パネルの発電量を制御する発電制御方法であって、前記太陽光パネルの出力を第１の範囲において制御するステップと、所定の信号を処理するステップと、前記所定の信号に基づいて、前記太陽光パネルの出力の範囲を、前記第１の範囲よりも広い第２の範囲に変更するステップと、を有する。
この方法によれば、通常動作時（例えばＭＰＰＴ制御の動作時）よりも広い太陽光パネルの出力範囲において、太陽光パネルの出力特性を探索できる。従って、太陽光パネルの故障診断を容易に実行できる。また、故障診断に際して、高所作業の必要もなく、危険もない。また、例えばＭＰＰＴ制御を実行する制御部を用いて故障診断できるので、故障診断専用の装置は不要である。
本発明によれば、太陽光パネルの故障診断を容易に実行できる。
本発明の実施形態における太陽光発電システムの概略を示すブロック図 本発明の実施形態におけるパネルコントローラ（子機）の構成例を示すブロック図 本発明の実施形態におけるパネルコントローラ（親機）が内蔵されたパワーコンディショナな構成例を示す図 本発明の実施形態におけるＭＰＰＴ制御時のＰＶパネルのＩ−Ｖ特性の一例を示す図 本発明の実施形態における故障診断処理時のＰＶパネルのＩ−Ｖ特性の一例を示す図 本発明の第１の実施形態におけるパネルコントローラ（子機）による故障診断処理時の第１動作例を示すフローチャート 本発明の第１の実施形態におけるパネルコントローラ（子機）による故障診断処理時の第２動作例を示すフローチャート 本発明の第１の実施形態におけるパネルコントローラ（親機）による故障診断処理時の動作例を示すフローチャート 本発明の第２の実施形態における太陽光発電システムによる協調診断処理時の動作例を示すシーケンス図 図１に示した太陽光発電システムにおけるＰＶストリング周辺を拡大した図
以下、本発明の実施形態について、図面を用いて説明する。
（第１の実施形態）
図１は、本発明の第１の実施形態における太陽光発電システム１の構成例を示す図である。太陽光発電システム１は、太陽光発電（ＰＶ：Ｐｈｏｔｏ Ｖｏｌｔａｉｃ）パネル１０、パネルコントローラ２０、接続箱３０、パワーコンディショナ４０、パネルコントローラ５０、およびサーバ６０を備える。太陽光発電システムは、発電制御システムの一例である。
ＰＶパネル１０は、光電効果により、光エネルギーを電力に変換する太陽電池を含むパネルである。ここでのＰＶパネル１０とは、太陽電池単体である太陽電池セルであってもよいし、複数の太陽電池が組み合わされた太陽電池モジュールであってもよい。ＰＶパネル１０は、電力線ＰＬに対して直列に接続される。各ＰＶパネル１０は、各パネルコントローラ２０と１対１で対応している。
図１の例では、各ＰＶパネル１０が電力線ＰＬを介して直列に接続された太陽電池ストリング（ＰＶストリング）１１として構成され、さらに各太陽電池ストリング１１が電力線ＰＬを介して接続箱３０において並列に接続され、太陽電池アレイ（ＰＶアレイ）として構成されている。なお、ＰＶパネル１０が４個直列に接続されてＰＶストリングが構成されているが、この数はこれに限られない。また、ＰＶストリングが４個並列に接続されてＰＶアレイが構成されているが、この数はこれに限られない。
パネルコントローラ２０は、ＰＶパネル１０の発電量を制御する。パネルコントローラ２０は、対応するＰＶパネル１０の発電電力を入力し、この発電電力が所望の電力となるように制御する。所望の電力は、パワーコンディショナ４０からの発電に関する制御信号（電圧、電流等の情報を含む信号）により決定され、日照条件等に伴ってパネルコントローラ２０毎に異なることがある。つまり、パネルコントローラ２０は、ＰＶパネル１０の発電量を制御する。また、パネルコントローラ２０は、パネルコントローラ５０との間で、電力線ＰＬを介して相互に通信する。
また、パネルコントローラ２０は、パネルコントローラ５０の子機として動作する。パネルコントローラ２０は、他のパネルコントローラ２０またはパネルコントローラ５０との間で、有線または無線を用いて通信する。また、有線および無線の両方を用いて通信してもよい。有線通信では、例えば電力線ＰＬを用いて通信を行い、例えば２〜３０ＭＨｚの通信周波数帯を利用する。無線通信では、例えば１．９ＧＨｚの通信周波数帯を利用する。
また、パネルコントローラ２０は、最大電力点追従制御（ＭＰＰＴ：Ｍａｘｉｍｕｍ Ｐｏｗｅｒ Ｐｏｉｎｔ Ｔｒａｃｋｉｎｇ）（以下、ＭＰＰＴ制御ともいう）に関する処理を実行する。ＭＰＰＴ制御とは、太陽光発電による発電電力を太陽光発電システム１全体で最大にするための制御である。また、パネルコントローラ２０は、ＰＶパネル１０の故障の有無を判別する故障診断処理に関する処理を実行する。
接続箱３０は、複数のＰＶパネル１０が直列に接続されて構成されるＰＶストリング１１単位で配線としての電力線ＰＬをまとめて、パワーコンディショナ４０に接続する。接続箱３０には、電力線ＰＬを接続するための端子、点検や保守の際に使用されるスイッチ、避雷素子、電気の逆流を防止するための逆流防止ダイオード、などが含まれている。
また、接続箱３０は、パワーコンディショナ４０と一体化されてもよい。また、接続箱３０は、省略されてもよい。
パワーコンディショナ４０は、パネルコントローラ２０から出力された各ＰＶパネル１０による発電電力に相当する直流電力を、交流電力に変換する。パワーコンディショナ４０は、例えば分電盤（不図示）に接続される。
また、パワーコンディショナ４０は、ＭＰＰＴ制御に関する処理を実行する。ＭＰＰＴ制御とは、太陽光発電による発電電力を太陽光発電システム１全体で最大にするための制御である。また、ＰＶパネル１０の故障の有無を判別する故障診断処理に関する処理を実行する。
パネルコントローラ５０は、複数のパネルコントローラ２０の親機として動作する。また、パネルコントローラ５０は、故障診断処理に関する処理を実行する。例えば、パネルコントローラ２０による測定値（例えば、電流、電圧、電力の測定値）をパネルコントローラ２０から受信し、ＰＶパネル１０の発電量を常時監視する。
パネルコントローラ５０の設置場所は、特に限定しない。例えば、パワーコンディショナ４０内に設置されてもよいし、接続箱３０内に設置されてもよいし、電力線ＰＬ上のどこかに設置されてもよい。さらに、パネルコントローラ２０と無線通信を行う場合には、通信回線に接続された場所であればよい。図１では一例として、パネルコントローラ５０がパワーコンディショナ４０に内蔵されている。
サーバ６０は、パネルコントローラ５０などの他の通信装置との間で通信してデータを取得し、蓄積し、解析する。また、パネルコントローラ５０は、故障診断処理に関する処理を実行する。
サーバ６０は、ＰＶパネル１０の所有者が所有するローカルに設置されたサーバであってもよいし、ＰＶパネル１０のメーカや保守業者が所有する遠隔地に設置されたサーバであってもよい。
次に、パネルコントローラ２０の詳細な構成例について説明する。
図２はパネルコントローラ２０の構成例を示す図である。パネルコントローラ２０は、ＭＰＰＴ部２１０、通信部２２０、コイル部２４０、およびカプラ２５０を備える。
ＭＰＰＴ部２１０は、ＭＰＰＴ制御を実行する。また、ＭＰＰＴ部２１０は、ＰＶパネル１０に対して直列に接続されており、ＰＶパネル１０の発電電力が最大となるように、ＰＶパネル１０の端子間電圧を制御する。ＭＰＰＴ部２１０の詳細な構成については後述する
また、ＭＰＰＴ部２１０は、パネルコントローラ２０に接続されたＰＶパネル１０の故障診断処理を行う。故障診断処理の詳細については後述する。
通信部２２０は、ＰＶパネル１０に対して並列に接続されており、電力線ＰＬを介して各種情報を通信する。例えば、通信部２２０は、パワーコンディショナ４０との間で、ＰＶパネル１０による発電に関する制御信号を通信する。通信部２２０の詳細な構成については後述する。
コイル部２４０は、ＰＶパネル１０に対して直列に接続されており、１組の電力線ＰＬの各々にコイル２４１，２４２が配設されている。コイル部２４０は、制御信号が伝送される周波数帯域を遮断し直流電力が伝送される周波数帯域を通過させる第１のフィルタ部として作用する。コイル部２４０を備えることで、信号帯域である高周波帯域の信号を遮断し、ＰＶパネル１０へ制御信号が伝送されることを防止できる。
カプラ２５０は、通信部２２０に対して直列に接続されており、コイルトランス２５１、及びカップリング用コンデンサ２５２ａ，２５２ｂを含んで構成される。カプラ２５０は、制御信号が伝送される周波数帯域を通過させ直流電力が伝送される周波数帯域を遮断する第２のフィルタ部として作用する。
カプラ２５０を備えることで、直流電圧が通信部２２０に印加されないように（つまりＤＣ成分をカット）するとともに、制御信号が伝送される信号帯域の信号を通過させることができる。
また、カップリング用コンデンサ２５２ａ，２５２ｂはノイズフィルタとしても作用する。従って、ＰＶパネル１０からパネルコントローラ２０へ伝送されるノイズや、ＭＰＰＴ部２１０のＤＣ／ＤＣコンバータ２１３において発生するスイッチングノイズが、通信部２２０へ伝送されることを抑制できる。
なお、カプラ２５０がコンデンサおよびトランスにより構成されることを例示したが、これ以外の構成であってもよい。
また、パネルコントローラ２０が無線通信を行う場合には、カプラ２５０は不要である。図２では、一例として、パネルコントローラ２０が電力線ＰＬを介して通信することを想定している。
ＭＰＰＴ部２１０は、第１電圧センサ２１１、電流センサ２１２、ＤＣ／ＤＣコンバータ２１３、第２電圧センサ２１４、およびマイクロプロセッサ（ＭＰＵ：Ｍｉｃｒｏ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎｉｔ）２１５を備える。
第１電圧センサ２１１は、パネルコントローラ２０に接続されたＰＶパネル１０の出力電圧（端子間電圧）を検出する。以下、第１電圧センサ２１１により検出された電圧を、第１検出電圧とも称する。
電流センサ２１２は、パネルコントローラ２０に接続されたＰＶパネル１０の出力電流を検出する。以下、電流センサ２１２により検出された電流を、第１検出電流とも称する。
ＤＣ／ＤＣコンバータ２１３は、電力変換用のスイッチング素子を有するスイッチ部２１３Ｓを備える。スイッチ部２１３Ｓは、オンとオフを適時切り替えることにより、電力線ＰＬを介して電源としてのＰＶパネル１０から供給される供給電力を制御する。
ＤＣ／ＤＣコンバータ２１３は、パネルコントローラ２０に接続されたＰＶパネル１０の出力電圧を入力し、スイッチ部２１３Ｓを用いて、入力された電圧を変圧する。また、スイッチ部２１３Ｓは、ＭＰＵ２１５からのＰＷＭ（Ｐｕｌｓｅ Ｗｉｄｔｈ Ｍｏｄｕｌａｔｉｏｎ）信号に応じて、オンオフ制御される。
第２電圧センサ２１４は、ＤＣ／ＤＣコンバータ２１３の出力電圧（変圧後の電圧）を検出する。以下、第２電圧センサ２１４により検出された電圧を、第２検出電圧とも称する。
ＭＰＵ２１５は、第１検出電圧又は第２検出電圧が所定の電圧値となるよう、ＤＣ／ＤＣコンバータ２１３を制御する。例えば、所定の電圧とは、通信部２２０により受信された制御信号により指示される電圧値である。また、ＤＣ／ＤＣコンバータ２１３の制御とは、ＤＣ／ＤＣコンバータ２１３のスイッチ部２１３Ｓのデューティ比を制御することである。
通信部２２０は、メインＩＣ（Ｉｎｔｅｇｒａｔｅｄ Ｃｉｒｃｕｉｔ）２２１、メモリ２２８、ローパスフィルタ（ＬＰＦ）２２９、バンドパスフィルタ（ＢＰＦ）２３０、およびドライバＩＣ２３１を備える。
メインＩＣ２２１は、ＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎｉｔ）２２２およびＰＬＣ・ＭＡＣ（Ｐｏｗｅｒ Ｌｉｎｅ Ｃｏｍｍｕｎｉｃａｔｉｏｎ Ｍｅｄｉａ Ａｃｃｅｓｓ Ｃｏｎｔｒｏｌ ｌａｙｅｒ）ブロック２２３を備える。また、メインＩＣ２２１は、ＰＬＣ・ＰＨＹ（Ｐｏｗｅｒ Ｌｉｎｅ Ｃｏｍｍｕｎｉｃａｔｉｏｎ・Ｐｈｙｓｉｃａｌ ｌａｙｅｒ）ブロック２２４およびＤＡ変換器（ＤＡＣ；Ｄ／Ａ Ｃｏｎｖｅｒｔｅｒ）２２５を備える。また、メインＩＣ２２１は、ＡＤ変換器（ＡＤＣ；Ａ／Ｄ Ｃｏｎｖｅｒｔｅｒ）２２６および可変増幅器（ＶＧＡ；Ｖａｒｉａｂｌｅ Ｇａｉｎ Ａｍｐｌｉｆｉｅｒ）２２７を備える。
メインＩＣ２２１は、電力線通信を行う制御回路として機能する集積回路である。メインＩＣ２２１は、ＭＰＰＴ部２１０のＭＰＵ２１５と接続され、シリアル通信によりデータの送受を行う。
ＣＰＵ２２２は、例えば８ビットのＲＩＳＣ（Ｒｅｄｕｃｅｄ Ｉｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎ Ｓｅｔ Ｃｏｍｐｕｔｅｒ）プロセッサを実装している。ＰＬＣ・ＭＡＣブロック２２３は、送受信信号のＭＡＣ層（Ｍｅｄｉａ Ａｃｃｅｓｓ Ｃｏｎｔｒｏｌ ｌａｙｅｒ）を管理する。ＰＬＣ・ＰＨＹブロック２２４は、送受信信号のＰＨＹ層（Ｐｈｙｓｉｃａｌ ｌａｙｅｒ）を管理する。
ＤＡ変換器２２５は、デジタル信号をアナログ信号に変換する。ＡＤ変換器２２６は、アナログ信号をデジタル信号に変換する。可変増幅器２２７は、ＢＰＦ２４０から入力される信号を増幅する。
メモリ２２８は、ＲＡＭ（Ｒａｎｄｏｍ Ａｃｃｅｓｓ Ｍｅｍｏｒｙ）やＲＯＭ（Ｒｅａｄ Ｏｎｌｙ Ｍｅｍｏｒｙ）等の半導体記憶装置である。ＬＰＦ２２９は、ＤＡ変換器２２５から入力される信号のうち低周波成分を通過させ、それ以外の成分を遮断する。ＢＰＦ２３０は、カプラ２５０から入力される信号のうち所定周波数帯成分を通過させ、それ以外の成分を遮断する。ドライバＩＣ２３１は、所定機器を動作させるためのＩＣである。
ＣＰＵ２２２は、メモリ２２８に記憶されたデータを利用して、ＰＬＣ・ＭＡＣブロック２２３及びＰＬＣ・ＰＨＹブロック２２４の動作を制御するとともに、通信部２２０全体の制御も行う。
通信部２２０による通信は、概略次のように行われる。メモリ２２８等に記憶された送信すべきデータは、メインＩＣ２２１に送られる。メインＩＣ２２１は、データに対してデジタル信号処理を施すことによってデジタル送信信号を生成する。生成されたデジタル送信信号は、ＤＡ変換器２２５によってアナログ信号に変換され、ローパスフィルタ２２９、ドライバＩＣ２３１、カプラ２５０、を介して電力線ＰＬに出力される。
電力線ＰＬから受信された信号は、カプラ２５０を経由してバンドパスフィルタ２３０に送られ、可変増幅器２２７によりゲイン調整された後、ＡＤ変換器２２６によりデジタル信号に変換される。変換されたデジタル信号は、デジタル信号処理を施すことによって、デジタルデータに変換される。変換されたデジタルデータは、例えばメモリ２２８に記憶される。
次に、メインＩＣ２２１によって実現されるデジタル信号処理の一例について説明する。通信部２２０は、シングルキャリア信号を伝送用の信号として使用するものである。通信部２２０は、送信対象のデータをシングルキャリア送信信号に変換して出力すると共に、シングルキャリア受信信号を処理して受信データに変換する。これらの変換のためのデジタル信号処理は、主としてＰＬＣ・ＰＨＹブロック２２４により行われる。
次に、パワーコンディショナ４０の詳細な構成例について説明する。
図３は、パワーコンディショナ４０の構成例を示す図である。パワーコンディショナ４０は、ＭＰＰＴ部４１０、通信部４２０、コイル部４４０、カプラ４５０、およびＤＣ／ＡＣコンバータ４６０を備える。図３の例では、ＭＰＰＴ部４１０および通信部４２０は、パネルコントローラ５０に含まれる。
ＭＰＰＴ部４１０は、パネルコントローラ２０のＭＰＰＴ部２１０と符号が２００だけ異なるが、同様の構成及び機能を有するので、説明を省略する。ＭＰＰＴ部４１０内の詳細構成（例えばＭＰＵ４１５）についても、パネルコントローラ２０のＭＰＰＴ部２１０内の詳細構成（例えばＭＰＵ２１５）と符号が２００だけ異なるが、同様の構成及び機能を有するので、説明を省略する。
なお、以下、第１電圧センサ４１１により検出された電圧を、第３検出電圧とも称する。また、第２電圧センサ４１４により検出された電圧を、第４検出電圧とも称する。また、電流センサ４１２により検出された電流を、第２検出電流とも称する。
通信部４２０は、パネルコントローラ２０の通信部２２０と符号が２００だけ異なるが、同様の構成及び機能を有するので、説明を省略する。通信部４２０内の詳細構成（例えばＣＰＵ４２２）についても、パネルコントローラ２０の通信部２２０内の詳細構成（例えばＣＰＵ２２２）と符号が２００だけ異なるが、同様の構成及び機能を有するので、説明を省略する。
コイル部４４０は、パネルコントローラ２０のコイル部２４０と符号が２００だけ異なるが、同様の構成及び機能を有するので、説明を省略する。
カプラ４５０は、パネルコントローラ２０のカプラ２５０と符号が２００だけ異なるが、同様の構成及び機能を有するので、説明を省略する。
ＤＣ／ＡＣコンバータ４６０は、パネルコントローラ２０から出力された各ＰＶパネル１０による発電電力に相当する直流電力を、交流電力に変換する。
なお、パワーコンディショナ４０がパネルコントローラ５０に内蔵されていない場合であっても、パワーコンディショナ４０はＭＰＰＴ部４１０および通信部４２０を備える。
なお、サーバ６０は、一般的なサーバと同様の構成部を備えている。例えば、サーバ６０は、有線通信又は無線通信の機能を有する通信部を備え、パネルコントローラ５０などの他の通信装置との間で通信する。
また、サーバ６０は、メモリ、ＣＰＵなどを備え、ＣＰＵがメモリに格納されたプログラムを実行することで、所定の機能を実現できる。例えば、サーバ６０は、パネルコントローラ２０からの情報に基づいて、ＰＶパネル１０の故障の有無を判別する。
次に、太陽光発電システム１におけるＭＰＰＴ制御の一例について説明する。
パネルコントローラ２０およびパワーコンディショナ４０が、相互にＭＰＰＴ制御のためのデータを通信する。
まず、パワーコンディショナ４０の通信部４２０は、電力線ＰＬを介して、電圧情報および電流情報を含む制御信号を、パネルコントローラ２０から受信する。電圧情報とは、第１検出電圧又は第２検出電圧の情報である。電流の情報とは、第１検出電流の情報である。
続いて、パワーコンディショナ４０の通信部４２０は、パネルコントローラ２０の電圧情報及び電流情報に基づいて、ＰＶパネル１０において最適なＰＶパネル１０の電圧値、ＰＶパネル１０の電流値を算出する。ＭＰＰＴ制御における最適な電圧値、電流値とは、複数のＰＶパネル１０全体での電力が最大となる各ＰＶパネル１０の電圧値、電流値である。この最適な電圧値及び電流値は、ＰＶパネル１０の向き、ＰＶパネル１０の設置場所、天候等に依存するため、ＰＶパネル１０毎に異なることがある。
続いて、パワーコンディショナ４０の通信部４２０は、算出されたＰＶパネル１０の電圧値及び電流値を最適電圧情報及び最適電流情報に含めて制御信号を生成する。通信部４２０は、電力線ＰＬを介して、ＰＶパネル１０に対応するパネルコントローラ２０へ、この制御信号を送信する。また、通信部４２０は、最適電圧情報及び最適電流情報から最適な電力を算出して最適電流情報に含め、最適電力情報を制御信号に含めてパネルコントローラ２０へ送信してもよい。
続いて、パネルコントローラ２０の通信部２２０は、パワーコンディショナ４０から最適電圧情報及び最適電流情報を受信する。そして、パネルコントローラ２０のＭＰＰＴ部２１０は、受信された最適電圧情報に含まれる電圧値及び最適電流情報に含まれる電流値となるように、ＤＣ／ＤＣコンバータ２１３のスイッチ部２１３Ｓのオンオフ制御を行う。
具体的には、ＭＰＵ２１５は、第１検出電圧又は第２検出電圧が最適電圧情報に含まれる電圧値となるよう、スイッチ部２１３Ｓのオンオフ制御を行う。また、ＭＰＵ２１５は、第１検出電流が最適電流情報に含まれる電流値となるよう、スイッチ部２１３Ｓのオンオフ制御を行ってもよい。
なお、ＤＣ／ＤＣコンバータ２１３の入力側よりも出力側の方が、ノイズの影響がより多く含まれることが予想されることから、第１検出電圧を最適電圧とすることが好ましい。
また、ここでは、パワーコンディショナ４０が最適な電圧及び電流の情報をパネルコントローラ２０へ指示することを想定した。この代わりに、パネルコントローラ２０のＭＰＵ２１５が自ら、第１検出電圧及び第２検出電圧に基づいて、最適電圧情報及び最適電流情報を求めてもよい。また、パワーコンディショナ４０が、パワーコンディショナ４０において検出された第３検出電圧、第４検出電圧、又は第２検出電流に基づいて、ＭＰＰＴ制御を実行してもよい。
図４は、ＭＰＰＴ制御時のＰＶパネル１０の出力電圧及び出力電流の特性（Ｉ−Ｖ特性）の一例を示す図である。ＰＶパネル１０のＩ−Ｖ特性は、図４のラインＬ１〜Ｌ３に示すように、日照量によって変化する。日照量が多い順に、ラインＬ１→Ｌ２→Ｌ３である。パネルコントローラ２０又はパワーコンディショナ４０は、ＭＰＰＴ制御を行う場合、各日照量において、電力が最大となるようにＰＶパネル１０の出力電圧及び出力電流を制御する。図４では、制御結果の動作点を各符号Ｄ１により示している。
次に、太陽光発電システム１における故障診断処理について説明する。
故障診断処理は、パネルコントローラ２０のＭＰＰＴ部２１０又はパワーコンディショナ４０のＭＰＰＴ部４１０を用いて実行される。故障診断処理では、ＰＶパネル１０の各動作点におけるＩ−Ｖ特性に基づいて、ＰＶパネル１０の故障の有無が個別に判別される。
故障診断処理で用いるＰＶパネル１０のＩ−Ｖ特性の取得方法は、例えば以下の２通り考えられる。故障診断処理では、パネルコントローラ２０のＭＰＰＴ部２１０が、最大動作点以外にも様々な動作点を広く取得できる。
第１の取得方法では、パネルコントローラ２０のＭＰＰＴ部２１０が、故障診断対象のＰＶパネル１０の動作点を順次変化させ、各動作点におけるＰＶパネル１０のＩ−Ｖ特性を取得する。
第２の取得方法では、パワーコンディショナ４０のＭＰＰＴ部４１０が、パワーコンディショナ４０への入力電圧及び入力電流を順次変化させる。この変化に連動して、各ＰＶパネル１０の動作点が変化する。パネルコントローラ２０のＭＰＰＴ部２１０は、ＰＶパネル１０の各動作点におけるＰＶパネル１０のＩ−Ｖ特性を取得する。
パネルコントローラ２０により取得されるＰＶパネル１０の出力電圧又は出力電流は、第１検出電圧、第２検出電圧、又は第１検出電流に相当する。また、パネルコントローラ２０が調整する動作点の数は特に限定しない。多くの動作点のＩ−Ｖ特性を取得することで、より正確な故障診断ができる。
また、パネルコントローラ２０は、ＰＶパネル１０のＩ−Ｖ特性の取得日時を変更して、複数回取得し、統計をとってもよい。例えば、パネルコントローラ２０は、取得された複数個のＩ−Ｖ特性の平均値を故障診断処理に用いてもよい。これにより、１回目の特性取得時が日陰であったなど、様々な日照条件や環境条件に対応でき、誤判定を防止できる。
サーバ６０は、パネルコントローラ５０を介して、各パネルコントローラ２０により取得されたＰＶパネル１０のＩ−Ｖ特性の情報を収集し、蓄積する。つまり、サーバ６０に蓄積される電圧及び電流の情報は、第１検出電圧、第２検出電圧、第１検出電流の情報の少なくとも１つを含む。
サーバ６０は、パネルコントローラ２０から取得したＰＶパネル１０のＩ−Ｖ特性に基づいて、故障の有無を判別する。
例えば、サーバ６０は、ＰＶパネル１０のＩ−Ｖ特性をパネル毎に蓄積し、所定の１つのＰＶパネル１０のＩ−Ｖ特性と他のＰＶパネル１０のＩ−Ｖ特性との差分（例えば偏差）を算出する。サーバ６０は、算出された差分が所定以上である場合に、故障ありと判別してもよい。
また、例えば、サーバ６０は、あらかじめＰＶパネル１０のメーカ等が所有するＩ−Ｖ特性の情報（正常時のＩ−Ｖ特性の情報）を保持しておき、正常時のＩ−Ｖ特性とパネルコントローラ２０から取得したＩ−Ｖ特性とを比較する。サーバ６０は、比較の結果、所定以上の乖離があれば、故障ありと判別してもよい。
また、例えば、サーバ６０は、過去に故障ありと判別されたＩ−Ｖ特性の情報を蓄積しておき、このＩ−Ｖ特性とパネルコントローラ２０から取得したＩ−Ｖ特性とを比較する。サーバ６０は、比較の結果、所定以上の類似度があれば、故障ありと判別してもよい。
また、サーバ６０は、蓄積されたデータを、Ｗｅｂ画面などを表示する表示装置に、ＰＶパネル１０のＩ−Ｖ特性や、Ｐ（電力）−Ｖ（電圧）特性の情報を表示させてもよい。電力については、サーバ６０は、第１検出電圧又は第２検出電圧及び第１検出電流に基づいて算出できる。表示装置については、サーバ６０が備えてもよいし、別体であってもよい。ＰＶパネル１０の特性を可視化することで、故障診断が更に容易になる。
また、サーバ６０は、故障診断処理の結果、ＰＶパネル１０に故障ありと判別した場合、Ｗｅｂ画面、メール、音声などを用いてユーザに通知してもよい。ユーザとは、例えば、故障ありと診断されたＰＶパネル１０の所有者、メーカ、保守業者である。
次に、故障診断処理の具体例について説明する。
図５は、故障診断処理時のＰＶパネル１０のＩ−Ｖ特性の一例を示す図である。図５では、故障診断処理において順次変更された各動作点を示している。図４に示したＭＰＰＴ制御時のＩ−Ｖ特性と比較すると、故障診断処理時の動作点Ｄ３，Ｄ４の分布範囲が広いことが理解できる。故障診断処理では、意図的に動作点の分布範囲を広げてもよい。
サーバ６０は、例えば、内部のメモリに正常時のＰＶパネル１０の動作点分布の情報をあらかじめ保持しておく。サーバ６０は、例えば正常時の動作点分布Ｄ２と故障診断処理において取得された動作点分布Ｄ３，Ｄ４に所定基準以上の乖離があると判別した場合に、ＰＶパネル１０に故障ありと判別する。故障診断処理は、ＰＶパネル１０毎に実行される。
図５におけるラインＬ４は、所定の日照量におけるＰＶパネル１０の正常時（非故障時）のＩ−Ｖ特性を示している。サーバ６０がパネルコントローラ２０から図５において△印で示された各動作点Ｄ３の情報を取得した場合、各動作点Ｄ３は、ラインＬ４上に並んでいる。従って、サーバ６０は、各動作点Ｄ３の情報を取得した場合，ＰＶパネル１０に故障なしと判別する。
一方、サーバ６０がパネルコントローラ２０から図５において○印で示された各動作点Ｄ４を取得した場合、動作点Ｄ４の一部がラインＬ４から離れている。従って、サーバ６０は、各動作点Ｄ４の情報を取得した場合、各動作点Ｄ４を通る軌跡であるラインＬ５がラインＬ４から所定基準以上乖離している場合、ＰＶパネル１０に故障ありと判別する。
次に、故障診断処理を開始するタイミングについて説明する。
故障診断処理の開始タイミングとしては、例えば、手動により故障診断処理を開始することが考えられる。これにより開始される故障診断処理を手動診断とも称する。また、例えば、あらかじめ設定された情報に基づいて故障診断処理を開始することが考えられる。これにより開始される故障診断処理を自動診断とも称する。
手動診断では、太陽光発電システム１は、例えば、いずれかの装置に設けられた物理的な診断ボタンやＷｅｂ画面上に表示された診断ボタンの押下を検出して、故障診断処理を開始する。例えば、パネルコントローラ５０が、診断ボタンの押下を検出して、故障診断処理の開始を指示する。物理的な診断ボタンが設けられる装置は、例えば、パネルコントローラ５０、パワーコンディショナ４０、又はその他の専用端末を含む。
自動診断では、太陽光発電システム１は、例えば、いずれかの装置があらかじめ故障診断処理を実行するための時間情報を保持しておき、時間情報に対応する日時に、故障診断処理を開始する。
例えば、パネルコントローラ２０がスケジューリングされた情報を保持しておき、図示しないタイマがスケジューリングされた日時に一致したときに、故障診断処理の開始を指示する。時間情報は、例えば、故障診断処理を実行する間隔、故障診断処理を実行する日時の情報を含む。
また、自動診断では、太陽光発電システム１は、例えば、ＰＶパネル１０の発電に関する情報に基づいて、故障診断処理を開始する。
例えば、太陽光発電システム１は、所定のＰＶパネル１０の発電量が継続的に他のＰＶパネル１０の発電量よりも低い場合、所定のＰＶパネル１０についての故障診断処理を開始する。
また、例えば、太陽光発電システム１は、ＰＶパネル１０の発電量が安定している場合又は発電量が所定量以上である場合に、故障診断処理を開始する。発電量が安定しているかどうかは、サーバ６０に蓄積される第１検出電圧、第２検出電圧、又は第１検出電流をモニタリングし、変動量が所定範囲内であるかどうかに基づいて判断できる。変動量が所定範囲内にある場合には、発電量が安定していると判断される。これにより、故障診断の精度が向上する。
また、手動診断及び自動診断とは別に、パワーコンディショナ４０、パネルコントローラ５０、又はパネルコントローラ２０の起動時に、太陽光発電システム１が故障診断処理を開始してもよい。
パワーコンディショナ４０又はパネルコントローラ２０は、電源ＯＦＦからＯＮとされると、最大電力動作点での発電を行うべく、ＭＰＰＴ制御の開始を指示する。ＭＰＰＴ制御では、最大電力点と予想される点を中心にＰＶパネル１０の動作点を変更する。通常、ＭＰＰＴ制御における動作点は、ＰＶパネル１０の出力電圧の最大値側から順に変更される。従って、図４を参照すると理解できるように、ＰＶパネル１０の動作点の変移量はあまり大きくならない。
パワーコンディショナ４０又はパネルコントローラ２０の起動時に故障診断処理を実行する場合には、ＭＰＰＴ制御とともに故障診断処理を開始する。つまり、パネルコントローラ２０は、故障診断対象のＰＶパネル１０の出力電圧の最大値側から最大電力動作点近傍まででなく、さらに最小値側へ電圧を遷移させ、ＰＶパネル１０の広範囲に渡る各動作点のＩ−Ｖ特性を取得する。
このようなパワーコンディショナ４０、パネルコントローラ５０、又はパネルコントローラ２０の起動時の動作は、リセット時（再起動時）にも同様に適用可能である。パワーコンディショナ４０又はパネルコントローラ２０のリセット動作は、例えばパネルコントローラ５０により指示される。
なお、手動診断、自動診断、上記の起動又はリセットによる故障診断処理の開始を指示した装置は、故障診断処理の開始を要求するための診断動作要求を生成する。この装置がパネルコントローラ２０以外である場合には、故障診断対象のＰＶパネル１０に対応するパネルコントローラ２０へ診断動作要求を送信する。
次に、太陽光発電システム１による故障診断処理時の動作例について説明する。
図６は、パネルコントローラ２０による故障診断処理時の第１動作例を示すフローチャートである。図６では、ＭＰＰＴ制御において遷移する各動作点を利用して故障診断処理を実行することを想定している。
まず、ＭＰＰＴ部２１０のＭＰＵ２１５は、各変数に初期値を設定する（ステップＳ１０１）。具体的には、ＭＰＵ２１５は、ＤＣ／ＤＣコンバータ２１３のスイッチ部２１３Ｓの制御に用いるＤｕｔｙ値の変数Ｄ１に、初期値（例えば５０％）を設定する。また、ＭＰＵ２１５は、送信間隔の変数ｔ１に、初期値（例えば１分）を設定する。また、ＭＰＵ２１５は、Ｄｕｔｙ変化間隔の変数△ｄ１に、初期値（例えば１００％／１０２４）を設定する。送信間隔とは、パネルコントローラ２０がパネルコントローラ５０にＰＶパネル１０のＩ−Ｖ特性の情報を定期的に送信する間隔を示す。Ｄｕｔｙ値は、例えば１０２４段階変更可能である。
続いて、第１電圧センサ２１１又は第２電圧センサ２１４が、電圧Ｖ１を計測（検出）する。また、電流センサ２１２が、電流Ｉ１を計測（検出）する（ステップＳ１０２）。
なお、ＤＣ／ＤＣコンバータ２１３の入力側よりも出力側の方が、ノイズの影響がより多く含まれることが予想されることから、第１検出電圧を計測値とすることが好ましい。
続いて、ＭＰＵ２１５が、計測された電圧Ｖ１及び電流Ｉ１に基づいて電力Ｐ１を算出する（ステップＳ１０３）。なお、電力センサを別途設けて直接電力Ｐ１を計測（検出）してもよい。
続いて、ＭＰＵ２１５が、パネルコントローラ５０から診断動作要求を受信したかどうかを判別する（ステップＳ１０４）。診断動作要求は、通信部２２０により受信される。例えば、パワーコンディショナ４０の起動時又はリセット時に、パワーコンディショナ４０がパネルコントローラ５０へ診断動作要求を送信する。パネルコントローラ５０は、診断動作要求をパネルコントローラ２０へ転送する。
パネルコントローラ２０は、通信部２２０により診断動作要求を受信した場合、故障診断処理を実行する（ステップＳ１０５）。故障診断開始要求に応じた故障診断処理時の動作については、図７を用いて後に説明する。なお、診断動作要求については、所定のタイミングにおいてパネルコントローラ２０のＭＰＵ２１５が自ら生成することもある。
パネルコントローラ２０は、ステップＳ１０５の故障診断処理を開始するに際し、ＭＰＵ２１５は、ＰＶパネル１０の出力の範囲を、第１の範囲よりも広い第２の範囲に変更する。第１の範囲は、図６の第１動作例において用いる動作点の範囲であり、第２の範囲は、図７の第２動作例において用いる動作点の範囲である。
一方、通信部２２０により診断動作要求を受信していない場合、ＭＰＵ２１５は、Ｄｕｔｙ値Ｄ１にΔｄ１を加算する。つまり、Ｄ１←Ｄ１＋△ｄ１とする（ステップＳ１０６）。なお、「←」（図６，７では「＝」）は代入を意味する。
続いて、第１電圧センサ２１１又は第２電圧センサ２１４が、ステップＳ１０６においてＤｕｔｙ値Ｄ１が変更された後の電圧Ｖ２を計測する。また、電流センサ２１２が、ステップＳ１０６においてＤｕｔｙ値Ｄ１が変更された後の電流Ｉ２を計測する（ステップＳ１０７）。
続いて、ＭＰＵ２１５が、計測された電圧Ｖ２及び電流Ｉ２に基づいて、ステップＳ１０６においてＤｕｔｙ値Ｄ１が変更された後の電力Ｐ２を算出する（ステップＳ１０８）。なお、電力センサを別途設けて直接電力Ｐ２を計測してもよい。
続いて、ＭＰＵ２１５が、電力Ｐ２が電力Ｐ１よりも大きい（Ｐ２＞Ｐ１）かどうかを判別する（ステップＳ１０９）。
Ｐ２＞Ｐ１である場合には、ＭＰＵ２１５は、今回計測された各情報を前回分の情報として扱う（ステップＳ１１０）。例えば、ＭＰＵ２１５は、今回計測された電力Ｐ２を前回分の電力として扱う。つまり、Ｐ１←Ｐ２とする。また、ＭＰＵ２１５は、今回計測された電圧Ｖ２を前回分の電圧として扱う。つまり、Ｖ１←Ｖ２とする。また、ＭＰＵ２１５は、今回計測された電流Ｉ２を前回分の電流として扱う。つまり、Ｉ１←Ｉ２とする。
つまり、Ｐ２＞Ｐ１である場合には、前回計測の電力Ｐ１が今回計測の電力Ｐ２未満であるので、ＭＰＵ２１５は、順調に最大動作点に接近していると判断し、動作点の遷移方向を同一方向のまま、次回計測の準備を行う。
一方、Ｐ１≦Ｐ２である場合には、Ｄｕｔｙ変化間隔Δｄ１の正負の符号を反転させる（ステップＳ１１１）。つまり、△ｄ１←−△ｄ１とする。つまり、前回計測の電力Ｐ１が今回計測の電力Ｐ２以上であるので、ＭＰＵ２１５は最大動作点を通過したと判断し、動作点の遷移方向を最大動作点の方向とする。
続いて、ＭＰＵ２１５は、Ｄｕｔｙ値Ｄ１に正負の符号が反転されたΔｄ１を加算する。つまり、Ｄ１←Ｄ１＋△ｄ１とする（ステップＳ１１２）。
続いて、通信部２２０は、送信間隔ｔ１毎に、電圧Ｖ１及び電流Ｉ１の値をパネルコントローラ５０へ送信する（ステップＳ１１３）。これにより、パネルコントローラ５０は、ＰＶパネル１０の最大動作点付近のＩ−Ｖ特性の情報を管理できる。このＩ−Ｖ特性は、サーバ６０によるＰＶパネル１０の故障の有無の判別に用いられる。
パネルコントローラ２０は、ステップＳ１１３の処理後、ステップＳ１０４に進む。
なお、図６のように、ＭＰＰＴ制御とともに故障診断処理を実行した場合、動作点の遷移範囲は、例えば、電圧が４５（Ｖ）〜４７（Ｖ）の範囲（第１の範囲）である。ただし、これに限定されるものではない。
図６の故障診断処理によれば、ＭＰＰＴ制御を実行するだけで、ＰＶパネル１０の故障診断もできる。
図７は、パネルコントローラ２０による故障診断処理時の第２動作例を示すフローチャートである。図７では、ＭＰＰＴ制御において遷移する各動作点よりも広い電圧範囲において、故障診断処理を実行することを想定している。図７では、動作点を遷移させる電圧範囲を規定する。
まず、ＭＰＰＴ部２１０のＭＰＵ２１５は、各変数に初期値を設定する（ステップＳ２０１）。具体的には、ＭＰＵ２１５は、Ｄｕｔｙ値の変数Ｄ２に、初期値（例えば５０％）を設定する。また、ＭＰＵ２１５は、Ｄｕｔｙ変化間隔の変数△ｄ２に、初期値（例えば１００％／１０２４）を設定する。また、ＭＰＵ２１５は、Ｄｕｔｙ最小値の変数Ｄ＿ｍｉｎに、初期値（例えば１０％）を設定する。また、ＭＰＵ２１５は、Ｄｕｔｙ最大値の変数Ｄ＿ｍａｘに、初期値（例えば９０％）を設定する。また、ＭＰＵ２１５は、変数Ｙ１に初期値「０」を設定する。
続いて、第１電圧センサ２１１又は第２電圧センサ２１４が、電圧Ｖ３を計測（検出）する。また、電流センサ２１２が、電流Ｉ１を計測（検出）する（ステップＳ２０２）。
続いて、通信部２２０は、計測された電圧Ｖ３及び電流Ｉ３の値をパネルコントローラ５０へ送信する（ステップＳ２０３）。つまり、通信部２２０は、電圧Ｖ３の動作点におけるＰＶパネル１０のＩ−Ｖ特性の情報を送信する。なお、通信部２２０は、電圧Ｖ３及び電流Ｉ３の計測の都度送信するのではなく、頻度を小さくして送信してもよい。また、ＭＰＰＴ部２１０が複数回計測された電圧Ｖ３及び電流Ｉ３の値の平均値を算出して、通信部２２０が平均値の情報を送信してもよい。
続いて、ＭＰＵ２１５は、Ｄｕｔｙ値Ｄ２にΔｄ２を加算する。つまり、Ｄ２←Ｄ２＋△ｄ２とする（ステップＳ２０４）。
続いて、ＭＰＵ２１５は、Ｄｕｔｙ値Ｄ２がＤｕｔy最小値Ｄ＿ｍｉｎより大きい（Ｄ２＞Ｄ＿ｍｉｎ）かどうか、又は、Ｄｕｔｙ値Ｄ２がＤｕｔy最大値Ｄ＿ｍａｘより小さい（Ｄ２＜Ｄ＿ｍａｘ）かどうか、を判別する（ステップＳ２０５）。つまり、ＭＰＵ２１５は、Ｄ＿ｍｉｎ＜Ｄ２＜Ｄ＿ｍａｘを満たすかどうか判別する。
Ｄ＿ｍｉｎ＜Ｄ２＜Ｄ＿ｍａｘの条件を満たす場合、ＭＰＵ２１５は、Ｄｕｔｙ値が遷移させる電圧範囲に属していると判断し、変数Ｙ１が「１」である（Ｙ１＝１）かどうかを判別する（ステップＳ２０６）。
Ｙ１＝１でない場合、ＭＰＵ２１５は、Ｄｕｔｙ変化間隔△ｄ２の正負の符号を反転させる。また、ＭＰＵ２１５は、Ｄｕｔｙ値Ｄ２を初期値に戻す。また、ＭＰＵ２１５は、変数Ｙ１に１を加算する。つまり、Ｙ１←Ｙ１＋１とする（ステップＳ２０７）。
つまり、ＭＰＵ２１５は、Ｄｕｔｙ値が遷移させる電圧範囲の一方の端（Ｄｕｔｙ最小値，Ｄｕｔy最大値のいずれか一方）に初めて到達したと判断し、他方の端に向けてＤｕｔｙ値を変更すべく準備する。
パネルコントローラ２０は、ステップＳ２０７の処理後、ステップＳ２０２の処理に進む。
Ｙ１＝１である場合、パネルコントローラ２０は、図７の処理を終了する。つまり、ＭＰＵ２１５は、Ｄｕｔｙ値が遷移させる電圧範囲の一方及び他方の端（Ｄｕｔｙ最小値及びＤｕｔy最大値の双方）に到達したと判断し、処理を終了する。
なお、図７の故障診断処理を実行した場合、動作点の遷移範囲は、例えば電圧が２０（Ｖ）〜５５（Ｖ）の範囲（第２の範囲）である。ただし、これに限定されるものではない。
図７の故障診断処理によれば、ＭＰＰＴ制御を実行するときの電圧範囲よりも広い所定の電圧範囲において、ＰＶパネル１０の各動作点におけるＩ−Ｖ特性を取得できる。また、Ｉ−Ｖ特性の情報をパネルコントローラ５０へ送信するので、パネルコントローラ５０は、ＰＶパネル１０の所定の電圧範囲におけるＩ−Ｖ特性の情報を管理できる。
なお、図６，図７では、パネルコントローラ２０のＭＰＰＴ部２１０が、動作点の変更及びセンサによる計測の双方を行うことを例示した。この代わりに、パワーコンディショナ４０が動作点を変更し、パネルコントローラ２０のＭＰＰＴ部２１０が、センサによる計測を行ってもよい。
図８は、パネルコントローラ５０による故障診断処理時の動作例を示すフローチャートである。図８では、パネルコントローラ５０の通信部４２０のＣＰＵ４２２が、通信状況を監視している。
通信部４２０のＣＰＵ４２２は、サーバ６０から診断動作要求を受信したかどうかを判別する（ステップＳ３０１）。診断動作要求を受信した場合、通信部４２０は、パネルコントローラ２０へ診断動作要求を転送する（ステップＳ３０２）。
また、ＣＰＵ４２２は、パネルコントローラ２０からデータを受信したかどうかを判別する（ステップＳ３０３）。データには、例えば、パネルコントローラ２０がＭＰＰＴ制御又は故障診断処理において取得したＰＶパネル１０のＩ−Ｖ特性の情報が含まれる。パネルコントローラ２０からデータを受信した場合、通信部２２０は、そのデータをサーバ６０へ転送する（ステップＳ３０４）。
このように、本実施形態のパネルコントローラ２０は、ＭＰＰＴ部２１０が、ＰＶパネル１０の出力を第１の範囲において制御する制御部としての機能を有する。また、ＭＰＰＴ部２１０が、ＰＶパネル１０の出力の範囲を、第１の範囲よりも広い第２の範囲に変更する出力範囲変更部としての機能を有する。
これにより、ＭＰＰＴ制御時よりも広いＰＶパネル１０の出力範囲において、ＰＶパネル１０の出力特性を探索できる。従って、ＰＶパネル１０の故障診断を容易に実行できる。また、故障診断に際して、高所作業の必要もなく、危険もない。また、一般的なＭＰＰＴ制御を実行するモジュールを用いて故障診断できるので、故障診断専用の装置は不要である。
（第２の実施形態）
第２の実施形態では、ＰＶストリング１１に含まれるＰＶパネル１０が協調して故障診断処理（協調診断処理）を実行することについて説明する。第２の実施形態における太陽光発電システム１の構成は、第１の実施形態と同様であるので、説明を省略する。
協調診断処理では、ＰＶストリング１１内の１つのパネルコントローラ２０が対応するＰＶパネル１０の故障診断処理を行う場合、ＰＶストリング１１内の全てのパネルコントローラ２０の出力電圧が一定となるよう制御する。ここでは、出力電圧を一定とすることを例示するが、出力電流を一定としてもよい。
図９は、太陽光発電システム１による協調診断処理時の動作例を示すシーケンス図である。図９では、故障診断処理として協調診断処理を実行することが予め設定されていることを想定する。また、図１０は、図１に示したＰＶストリング１１周辺を拡大した図である。
まず、パネルコントローラ５０の通信部４２０のＣＰＵ４２２が、所定の協調診断動作要求を検出し、ＰＶパネル１０Ａに対する診断動作要求を検出したとする。パネルコントローラ５０の通信部４２０は、ＰＶパネル１０Ａが含まれるＰＶストリング１１内のＰＶパネル１０（１０Ａ〜１０Ｄ）に対応する全パネルコントローラ２０（２０Ａ〜２０Ｄ）に対して、出力電圧値固定指令を送信する（ステップＳ４０１）。出力電圧値固定指令は、全パネルコントローラ２０の出力電圧を一定とするための制御信号である。
各パネルコントローラ２０（２０Ａ〜２０Ｄ）は、通信部２２０が、パネルコントローラ５０から出力電圧値固定指令を受信すると、ＭＰＰＴ部２１０が、出力電圧値固定動作を実行する（ステップＳ４０２）。具体的には、パネルコントローラ２０の出力電圧を一定にするため、ＭＰＵ２１５は、第２電圧センサの出力値を監視し、第２検出電圧が一定になるよう制御する。第２検出電圧が一定に維持されても、第１検出電圧及び第２検出電圧の値は変動可能である。出力電圧値固定動作については、パネルコントローラ２０Ａだけでなく、他のパネルコントローラ２０Ｂ〜２０Ｄも実行する。
続いて、パネルコントローラ２０Ａは、ＰＶパネル１０Ａの第１の動作点において、第１電圧センサ２１１が第１検出電圧を計測し、電流センサ２１２が第１検出電流を計測する（ステップＳ４０３）。第１の動作点は、例えば図６，図７においてＭＰＵ２１５が用いるＤｕｔｙ値の初期値により定まる。
続いて、パネルコントローラ２０Ａの通信部２２０は、計測された電圧値及び電流値（計測値）の情報をパネルコントローラ５０へ送信する（ステップＳ４０４）。計測値は、ＰＶパネル１０の第１の動作点におけるＩ−Ｖ特性の情報に相当する。
続いて、パネルコントローラ５０の通信部４２０は、パネルコントローラ２０Ａからの計測値の情報をサーバ６０へ転送する（ステップＳ４０５）。サーバ６０は、パネルコントローラ５０からの計測値の情報を受信し、蓄積する。
パネルコントローラ２０Ａは、前回の動作点における計測（例えばステップＳ４０３における計測）が終了すると、次の動作点に変更する。具体的には、ＭＰＵ２１５が、Ｄｕｔｙ値を変更することで、パネルコントローラ２０Ａへの入力電圧及び入力電流を変更する（ステップＳ４０６）。
続いて、パネルコントローラ２０Ａは、ＰＶパネル１０Ａの変更後の動作点において、第１電圧センサ２１１が第１検出電圧を計測し、電流センサ２１２が第１検出電流を計測する（ステップＳ４０７）。
続いて、パネルコントローラ２０Ａの通信部２２０は、計測された電圧値及び電流値（計測値）の情報をパネルコントローラ５０へ送信する（ステップＳ４０８）。計測値は、ＰＶパネル１０の変更後の動作点におけるＩ−Ｖ特性の情報に相当する。
続いて、パネルコントローラ５０の通信部４２０は、パネルコントローラ２０Ａからの計測値の情報をサーバ６０へ転送する（ステップＳ４０９）。サーバ６０は、パネルコントローラ５０からの計測値の情報を受信し、蓄積する。
以降、ステップＳ４０６〜Ｓ４０９の処理を繰り返す。これにより、サーバ６０は、ＰＶパネル１０Ａの各動作点におけるＩ−Ｖ特性の情報を蓄積できる。従って、サーバ６０は、ＰＶパネル１０Ａの故障の有無を判別できる。
このように、パネルコントローラ２０のＭＰＰＴ部２１０は、ＤＣ／ＤＣコンバータ２１３の直流出力を一定に制御した状態において、ＰＶパネル１０の出力を制御する。また、パネルコントローラ２０は、他のパネルコントローラ２０と協調して、全パネルコントローラ２０のＤＣ／ＤＣコンバータ２１３の直流出力が同一となるよう制御する。
図９の協調診断処理によれば、ＰＶパネル１０Ａの故障診断処理において動作点の変更を行っても、ＰＶストリング１１に含まれる他のＰＶパネル１０Ｂ〜１０Ｄに対する電気負荷は一定となる。従って、他のＰＶパネル１０Ｂ〜１０Ｄに電気的な影響を及ぼすことなく、故障診断処理を実行できる。
なお、本発明は、上記実施形態の構成に限られるものではなく、特許請求の範囲で示した機能、または本実施形態の構成が持つ機能が達成できる構成であればどのようなものであっても適用可能である。
上記実施形態では、パワーコンディショナ４０とパネルコントローラ５０とを別装置として設けてもよい。この場合、ＭＰＰＴ制御及び故障診断処理にパワーコンディショナ４０のＭＰＰＴ部４１０を用いない場合、ＭＰＰＴ部４１０は省略可能である。これにより、パワーコンディショナ４０を簡単な構成にできる。
また、上記実施形態では、複数のＰＶパネル１０は、並列に接続されてＰＶストリングを構成してもよい。これにより、所定のＰＶパネル１０が影などの影響により発電電流が減少した場合でも、その他のＰＶパネル１０への影響を抑制できる。
また、上記実施形態では、パワーコンディショナ４０の代わりに蓄電池を設置してもよい。これにより発電電力を即時に屋内等に提供するのではなく、発電電力を一時的に蓄積できる。
また、上記実施形態では、パネルコントローラ２０が、ＭＰＰＴ部２１０の後段にＤＣ／ＡＣコンバータを備え、発電電力を交流電力に変換してもよい。これにより、ＤＣ／ＡＣ変換を実行するパワーコンディショナ４０を省略でき、太陽光発電システム１の構成を簡素化できる。また、電力線ＰＬにおいて交流電力が伝送されるので、電力損失を低減できる。
上記実施形態では、サーバ６０に代わり、パネルコントローラ５０が、故障診断処理に関する情報を蓄積し、ＰＶパネル１０の故障の有無を判別してもよい。
本発明は、太陽光パネルの故障診断を容易に実行できる発電制御装置、発電制御システム、および発電制御方法等に有用である。
１ 太陽光発電システム
１０、１０Ａ〜１０Ｄ ＰＶパネル
２０、２０Ａ〜２０Ｄ パネルコントローラ（子機）
３０ 接続箱
４０ パワーコンディショナ
５０ パネルコントローラ（親機）
２１０，４１０ ＭＰＰＴ部
２１１，４１１ 第１電圧センサ
２１２，４１２ 電流センサ
２１３，４１３ ＤＣ／ＤＣコンバータ
２１３Ｓ，４１３Ｓ スイッチ部
２１４，４１４ 第２電圧センサ
２１５，４１５ ＭＰＵ
２２０，４２０ 通信部
２２１，４２１ メインＩＣ
２２２，４２２ ＣＰＵ
２２３，４２３ ＰＬＣ・ＭＡＣブロック
２２４，４２４ ＰＬＣ・ＰＨＹブロック
２２５，４２５ ＤＡＣ
２２６，４２６ ＡＤＣ
２２７，４２７ ＶＧＡ
２２８，４２８ メモリ
２２９，４２９ ＬＤＦ
２３０，４３０ ＢＰＦ
２３１，４３１ ドライバＩＣ
２４０，４４０ コイル部
２４１，２４２，４４１，４４２ コイル
２５０，４５０ カプラ
２５１，４５１ コイルトランス
２５２ａ，２５２ｂ，４５２ａ，４５２ｂ カップリング用コンデンサ
４６０ ＤＣ／ＡＣコンバータ
ＰＬ 電力線

Claims (10)

  1. 太陽光パネルの発電量を制御する発電制御装置であって、
    前記太陽光パネルの出力を第１の範囲において制御する制御部と、
    所定の信号を処理する信号処理部と、
    前記所定の信号に基づいて、前記制御部が制御する前記太陽光パネルの出力の範囲を、前記第１の範囲よりも広い第２の範囲に変更する出力範囲変更部と、
    を備える発電制御装置。
  2. 請求項１に記載の発電制御装置であって、
    前記太陽光パネルの出力は、前記太陽光パネルの出力電圧又は出力電流を含む発電制御装置。
  3. 請求項２に記載の発電制御装置であって、更に、
    前記太陽光パネルの出力電圧を測定する電圧測定部と、
    前記太陽光パネルの出力電流を測定する電流測定部と、
    前記電圧測定部及び前記電流測定部による測定結果に基づいて、前記太陽光パネルの発電情報を送信する送信部と、
    を備える発電制御装置。
  4. 請求項１に記載の発電制御装置であって、
    前記制御部は、前記太陽光パネルの出力を直流入力し、直流変換し、直流出力する直流変換部を備え、
    前記制御部は、前記直流変換部の直流出力を一定に制御した状態において、前記太陽光パネルの出力を制御する発電制御装置。
  5. 請求項４に記載の発電制御装置であって、
    前記直流変換部の出力は、前記直流変換部の出力電圧又は出力電流を含む発電制御装置。
  6. 請求項５に記載の発電制御装置であって、
    前記制御部は、前記直流変換部の直流出力を、前記太陽光パネルとは異なる他の太陽光パネルの発電量を制御する他の発電制御装置が備える直流変換部の直流出力と同一、かつ一定に制御する発電制御装置。
  7. 請求項１ないし６のいずれか１項に記載の発電制御装置であって、
    前記所定の信号は、前記太陽光パネルの故障の有無を判別する診断動作を要求する診断動作要求信号を含む発電制御装置。
  8. 直列又は並列に接続された複数の太陽光パネルの発電量を制御する発電制御装置を複数備える発電制御システムであって、
    各発電制御装置は、
    前記太陽光パネルの出力を第１の範囲において制御する制御部と、
    所定の信号を処理する信号処理部と、
    前記所定の信号に基づいて、前記制御部が制御する前記太陽光パネルの出力の範囲を、前記第１の範囲よりも広い第２の範囲に変更する出力範囲変更部と、
    を備える発電制御システム。
  9. 請求項８に記載の発電制御システムであって、
    各発電制御装置の前記制御部は、前記太陽光パネルの出力を直流入力し、直流変換し、直流出力する直流変換部を備え、
    各発電制御装置の前記制御部は、前記直流変換部の直流出力を、前記他の発電制御装置の前記直流変換部の直流出力と同一、かつ一定に制御した状態において、前記太陽光パネルの出力を制御する発電制御システム。
  10. 太陽光パネルの発電量を制御する発電制御方法であって、
    前記太陽光パネルの出力を第１の範囲において制御するステップと、
    所定の信号を処理するステップと、
    前記所定の信号に基づいて、前記太陽光パネルの出力の範囲を、前記第１の範囲よりも広い第２の範囲に変更するステップと、
    を有する発電制御方法。
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