JP2014179464A

JP2014179464A - 太陽光発電システム、異常判断処理装置、異常判断処理方法、およびプログラム

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Publication number: JP2014179464A
Application number: JP2013052438A
Authority: JP
Inventors: Kosuke Tsuruta; 浩輔鶴田; Takuya Nakai; 琢也中井
Original assignee: Omron Corp; Omron Tateisi Electronics Co
Current assignee: Omron Corp
Priority date: 2013-03-14
Filing date: 2013-03-14
Publication date: 2014-09-25
Anticipated expiration: 2033-03-14
Also published as: JP6115764B2; EP2996158A4; EP2996158B8; EP2996158A1; EP2996158B1; US20160019323A1; WO2014141498A1

Abstract

【課題】より正確に異常の発生を判断可能な発電電力推定モデルを構築する。
【解決手段】太陽光を受光して発電を行う太陽光発電モジュールにより発電された発電電力量と、その太陽光発電モジュールに照射される太陽光のエネルギー量との日ごとの相関関係に基づいて、太陽光発電モジュールにより発電されることが期待される期待発電電力量を推定するのに用いられる発電電力推定モデルを構築する。さらに、発電電力推定モデルに基づいて期待発電電力量を推定し、その期待発電電力量と、太陽光発電モジュールにより実際に発電された発電電力量とを比較して、異常が発生したか否かを判定する。本技術は、例えば、太陽光発電システムに適用できる。
【選択図】図９

Description

本開示は、太陽光発電システム、異常判断処理装置、異常判断処理方法、およびプログラムに関し、特に、より正確に異常の発生を判断可能な発電電力推定モデルを構築することができるようにした太陽光発電システム、異常判断処理装置、異常判断処理方法、およびプログラムに関する。

近年、再生可能エネルギーを利用した発電が注目されており、特に、太陽光発電を利用した発電事業者が増加している。また、太陽光発電システムを使用して安定した発電を行い、売電による計画的な収入を得るために、太陽光発電システムの監視および保守を行う必要がある。

例えば、太陽光発電システムで得られる電力は、日射強度に追従して変化し、ユーザは、日射量および発電電力量を確認することで、発電が正常に行われていることを認識することができる。そして、例えば、日射量に対する発電電力の低下が確認された場合には、その原因を特定して対策を行う必要がある。

例えば、日射強度を計測して求められる日射量と、発電電力を計測して求められる発電電力量とを集積し、所定期間の間に求められた日射量および発電電力量を用いて、期待発電量を推定する発電電力推定モデルを構築する。そして、その発電電力推定モデルに基づいて、例えば、所定の日における日射量から推定される、発電されることが期待される期待発電量よりも実際の発電電力量が少なく、発電ロスが発生している場合には、異常が発生したと判断することができる。

例えば、特許文献１には、実際の出力電力と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推定し、その日照状況推定値に基づいて異常発生を判定する異常診断装置が開示されている。

特開２０１１−１８１６１４号公報

ところで、太陽光発電システムの発電電力量は、季節や気象などにより生じる日射変動の影響を大きく受けるため、上述したような発電電力推定モデルを用いて異常発生を判断する場合に、機器に異常が発生していなくても発電ロスが検出されることがあった。そのため、機器に異常が発生していないにもかかわらず異常が発生したと判断されたり、機器に異常が発生しているのに異常が発生していないと判断されたりすることがあり、より正確に異常の発生を検出することが必要となっている。

本開示は、このような状況に鑑みてなされたものであり、より正確に異常の発生を判断可能な発電電力推定モデルを構築することができるようにするものである。

本開示の一側面の太陽光発電システムは、太陽光を受光して発電を行う太陽光発電部と、前記太陽光発電部により発電された発電電力量と前記太陽光発電部に照射される太陽光のエネルギー量との日ごとの相関関係に基づいて、前記太陽光発電部により発電されることが期待される期待発電電力量を推定するのに用いられる発電電力推定モデルを構築するモデル構築部と、前記発電電力推定モデルに基づいて前記期待発電電力量を推定する推定部と、前記期待発電電力量と、前記太陽光発電部により実際に発電された発電電力量とを比較して、異常が発生したか否かを判定する異常判定部とを備える。

本開示の一側面の異常判断処理装置は、太陽光を受光して発電を行う太陽光発電部により発電された発電電力量と前記太陽光発電部に照射される太陽光のエネルギー量との日ごとの相関関係に基づいて、前記太陽光発電部により発電されることが期待される期待発電電力量を推定するのに用いられる発電電力推定モデルを構築するモデル構築部と、前記発電電力推定モデルに基づいて前記期待発電電力量を推定する推定部と、前記期待発電電力量と、前記太陽光発電部により実際に発電された発電電力量とを比較して、異常が発生したか否かを判定する異常判定部とを備える。

本開示の一側面の異常判断処理方法およびプログラムは、太陽光を受光して発電を行う太陽光発電部により発電された発電電力量と前記太陽光発電部に照射される太陽光のエネルギー量との日ごとの相関関係に基づいて、前記太陽光発電部により発電されることが期待される期待発電電力量を推定するのに用いられる発電電力推定モデルを構築し、前記発電電力推定モデルに基づいて前記期待発電電力量を推定し、前記期待発電電力量と、前記太陽光発電部により実際に発電された発電電力量とを比較して、異常が発生したか否かを判定するステップを含む。

本開示の一側面においては、太陽光を受光して発電を行う太陽光発電部により発電された発電電力量と太陽光発電部に照射される太陽光のエネルギー量との日ごとの相関関係に基づいて、太陽光発電部により発電されることが期待される期待発電電力量を推定するのに用いられる発電電力推定モデルが構築され、発電電力推定モデルに基づいて期待発電電力量が推定され、期待発電電力量と、太陽光発電部により実際に発電された発電電力量とを比較して、異常が発生したか否か判定される。

本開示の一側面によれば、より正確に異常の発生を判断可能な発電電力推定モデルを構築することができる。

太陽光発電システムの構成例を示すブロック図である。日射強度データおよび発電電力データの例を示す図である。日射量および発電電力量と期待発電電力量とについて説明する図である。日射強度および発電電力の相関関係の一例を示す図である。日射強度、期待発電電力量、および発電電力を示す図である。異常が発生したか否かの判断について説明する図である。日射の日内変動の影響について説明する図である。ノイズを有する日射強度および発電電力の相関関係を示す図である。本技術を適用した太陽光発電システムの一実施の形態の構成例を示すブロック図である。異常判断処理装置の構成例を示すブロック図である。日射変動判定部による処理を説明する図である。改善された日射強度および発電電力の相関関係を示す図である。異常判断処理装置において行われる処理を説明するフローチャートである。本技術を適用したコンピュータの一実施の形態の構成例を示すブロック図である。

以下、本技術を適用した具体的な実施の形態について、図面を参照しながら詳細に説明する。

まず、図１乃至図８を参照して、太陽光発電システムの構成、および、期待発電量を推定する発電電力推定モデルに基づく異常判断に関する概略的な説明を行う。

図１は、太陽光発電システムの構成例を示すブロック図である。

図１に示すように、太陽光発電システム１１は、太陽光発電モジュール１２、電力計測部１３、インバータ１４、日射計１５、および、異常判断部１６を備えて構成される。そして、太陽光発電システム１１は、太陽からの日射（太陽エネルギー）を入力として、日射を電力（電気エネルギー）に変換し、系統または負荷へ電力を出力する。

太陽光発電モジュール１２は、複数枚の太陽電池パネルを直列で配線した太陽電池ストリングが、所定の出力が得られるように並列に接続されて構成された太陽電池アレイにより構成され、日射強度に応じて発電した電力を出力する。

電力計測部１３は、太陽光発電モジュール１２およびインバータ１４を接続する電力線に配置され、太陽光発電モジュール１２により発電された発電電力を計測する。

インバータ１４は、太陽光発電モジュール１２から出力される電力をDC/AC（Direct Current / Alternating Current）変換して、系統または負荷へ出力する。

日射計１５は、太陽光発電モジュール１２の近傍に配置されており、太陽から照射される日光の日射強度を計測する。

異常判断部１６は、所定の単位時間（例えば、秒または分）ごとに、電力計測部１３により計測された発電電力を読み出して、発電電力の時間的な変化を記録した発電電力データを取得する。同様に、異常判断部１６は、所定の単位時間ごとに、日射計１５により計測された日射強度を読み出して、日射強度の時間的な変化を記録した日射強度データを取得する。異常判断部１６は、太陽光発電システム１１で得られる発電電力が日射強度に追従して変化することに基づき、日射強度データおよび発電電力データを用いて、太陽光発電システム１１に異常が発生したか否かを判断する。

例えば、図２には、異常判断部１６が取得した日射強度データおよび発電電力データについて、ある７日間（一週間）の例が示されている。

図２Ａは、異常判断部１６が取得した日射強度データを示しており、縦軸は日射強度を示し、横軸は計測日時を示している。異常判断部１６は、日射計１５により計測された日射強度から、図２Ａに示すように変化する日射強度データを取得する。

図２Ｂは、異常判断部１６が取得した発電電力データを示しており、縦軸は発電電力を示し、横軸は計測日時を示している。異常判断部１６は、電力計測部１３により計測された発電電力から、図２Ｂに示すように変化する発電電力データを取得する。

そして、異常判断部１６は、１日ごとの日射強度を積算することで１日当たりの日射量を算出し、１日ごとの発電電力を積算することで１日当たりの発電電力量を算出する。

図３を参照して、異常判断部１６により算出された日射量および発電電力量と、日射量（即ち、太陽光発電モジュール１２に照射される太陽光のエネルギー量）から求められる太陽光発電モジュール１２が発電することが期待される期待発電電力量とについて説明する。

図３Ａには、異常判断部１６により算出された日射量および発電電力量が示されており、左側の縦軸は発電電力量を示し、右側の縦軸は日射量を示し、横軸は計測日を示している。図３Ａに示されている日射量は、図２Ａに示した日射強度を日ごとに積算して求められた値であり、発電電力量は、図２Ｂに示した発電電力を日ごとに積算して求められた値である。

このように日射量および発電電力量を管理することによって、日射量が高いから発電が良好であるのか、日射量が低いから発電が良好でないのかなど、日射量に対する発電電力量の妥当性の判断を定性的に行うことができる。

図３Ｂには、図３Ａに示されている日射量および発電電力量に、発電されることが期待される期待発電電力量が加えられて示されている。

図３Ｂに示すように、例えば、２日目および６日目における日射量に対する発電電力量のように、日射量が低いと、その日射量に応じて低い電力量しか発電されていないことより、日射量に対する発電電力量は妥当性であると判断することができる。このように、日射量および発電電力量の集積データを用いて、発電低下の基準となる期待発電電力量を推定することにより、日射量に対する発電電力量の妥当性を判断すること、即ち、期待通りに発電できているか否かを判断することができる。

このような期待発電電力量の推定に用いられる発電電力推定モデルは、日射強度および発電電力の高い相関性に基づいて構築される。

図４は、日射強度および発電電力の相関関係の一例を示す図である。図４において、縦軸は発電電力を示し、横軸は日射強度を示している。

図４では、例えば、図２に示した日射強度および発電電力がプロットされている。このように、日射強度および発電電力には高い相関性があることが示されており、日射強度（ｘ）から発電電力（ｙ）を推定する関数（ｙ＝ｆ（ｘ））が発電電力推定モデルとして求められる。具体的には、図４に示すような線形回帰式（ｙ＝αｘ＋β）が発電電力推定モデルとして求められる。

そして、このようにして求められた発電電力推定モデルを使用して、異常判断部１６は、期待発電量を推定し、推定された期待発電電力量と、実際に計測された発電電力量との差分を発電ロスとして算出する。例えば、異常判断部１６は、期待発電電力量を推定する対象となる対象日の前日における日射強度（ｘ）を発電電力推定モデルに入力して、期待発電電力（ｙ’）を算出する。

例えば、図５Ａに示すような日射強度を発電電力推定モデルに入力することにより、図５Ｂに示すような期待発電電力量が算出される。

その後、図５Ｃに示すように、対象日における発電電力が実際に計測されると、異常判断部１６は、発電電力量と期待発電電力量との差分を、発電ロス（＝発電電力量−期待発電電力量）として算出することで、太陽光発電モジュール１２に異常が発生したか否かを判定することができる。例えば、異常判断部１６は、発電ロスがほぼゼロである（例えば、所定の閾値以下）である場合に、太陽光発電モジュール１２に異常が発生していない、即ち、太陽光発電モジュール１２が正常であると判断することができる。

図６を参照して、太陽光発電モジュール１２に異常が発生したか否かの判断について説明する。

図６には、異常判断部１６が集積した集積データの例が示されている。図６において、左側の縦軸は、発電電力量、期待発電電力量、および発電ロスを示し、右側の縦軸は、日射量を示し、横軸は、計測日を示している。

例えば、図６Ａに示すように、発電ロスがほぼゼロである場合には、異常判断部１６は、太陽光発電モジュール１２が正常であると判断する。

一方、太陽光発電モジュール１２が有する機器が故障すると、図６Ｂに示すように、発電ロスが発生し、異常判断部１６は、太陽光発電モジュール１２に異常が発生したと判断することになる。図６Ｂの例では、５日目において異常が発生したと判断される。

ところが、太陽光発電モジュール１２が有する機器が故障していないにもかかわらず、日射量が十分にあるのに、期待通りの発電電力量が得られないことがある。

即ち、図６Ｃに示すように、発電ロスが検出された４日目以降の６日目に着目すると、６日目の日射量は４日目と同程度であって、６日目には発電ロスが発生していないことより、太陽光発電モジュール１２が有する機器は故障していないと判断される。逆に言うと、太陽光発電モジュール１２が有する機器は故障していないのに、６日目と同様の発電を行うことができる程度の日射量があったのにもかかわらず、４日目には期待通りの発電を行うことができなかったということができる。このことより、４日目に発生した発電ロスは、機械故障以外の要因であると推定される。つまり、４日目の発電ロスから異常が発生したと判断することは、誤検出であるということができる。

このように、太陽光発電モジュール１２が有する機器が故障していないにもかかわらず、同程度の日射量で発電量に差異が発生するのは、日射の日内変動の影響により、１日の日射量に対して、発電電力量が低くなることがあると推定されるためである。

例えば、図７には、ある２日間において測定された、日射強度、太陽光発電モジュール１２から出力される直流電力、およびインバータ１４から出力される交流電力が示されている。

例えば、図７には、１日目の午前中において、日射強度と直流電力および交流電力とがずれていることより、日射の日内変動に発電が追従できていないことが示されている。つまり、１日目の午前中の時間帯の日射と発電との相関性が著しく低くなる。また、２日目には、日射強度と直流電力および交流電力とが略一致していることより、日射の変動に発電が追従できていることが示されている。つまり、２日目は、一日を通して日射と発電との相関性は著しく高くなる。

このように、相関性が著しく低い日射強度および発電電力を、図４に示したようにプロットすると、そのような相関関係から求められる発電電力推定モデルの正確性が低下することになる。

即ち、図８には、相関性が著しく低い日射強度および発電電力も含めてプロットされた日射強度および発電電力の相関関係が示されている。

図８に示すように、日照不足や日射の日内変動（気象の激しい変化）などが要因となって、日射強度および発電電力の相関関係にノイズが発生している。そこで、このようなノイズを排除することにより、発電電力推定モデルの正確性を向上させる必要がある。

図９は、本技術を適用した太陽光発電システムの一実施の形態の構成例を示すブロック図である。

図９に示すように、太陽光発電システム２１は、太陽光発電モジュール２２、日射計２３、異常判断処理装置２４、および電力制御装置２５を備えて構成される。

太陽光発電モジュール２２は、複数枚の太陽電池パネルを直列で配線した太陽電池ストリングが、所定の出力が得られるように並列に接続されて構成された太陽電池アレイにより構成される。そして、太陽光発電モジュール２２は、太陽光を受光して発電を行い、日射強度に応じて得られる電力を電力制御装置２５に供給する。

日射計２３は、太陽光発電モジュール２２の近傍に配置され、太陽から照射される太陽光の日射強度を計測する。

異常判断処理装置２４は、電力制御装置２５と通信を行って、電力制御装置２５において記録された日射強度データおよび発電電力データを取得し、太陽光発電モジュール２２に異常が発生したか否かを判断する。なお、異常判断処理装置２４の詳細な構成については、図１０を参照して後述する。

電力制御装置２５には、電力系統３１、ＡＣ（Alternating Current）負荷３２、並びに、ＤＣ（Direct Current）負荷３３−１および３３−２が接続されている。そして、電力制御装置２５は、太陽光発電モジュール２２による発電電力や、ＡＣ負荷３２並びにＤＣ負荷３３−１および３３−２における消費電力などに従って、ＡＣ負荷３２並びにＤＣ負荷３３−１および３３−２に対する電力の供給、および、電力系統３１への電力の逆潮流を制御する。

また、電力制御装置２５は、AC/DC変換部４１、ＰＶ（Photovoltaic）用DC/DC変換部４２、電力計測部４３、負荷用DC/DC変換部４４−１および４４−２、データ記録部４５、並びに、通信部４６を備えて構成されている。そして、電力制御装置２５の内部では、AC/DC変換部４１、ＰＶ用DC/DC変換部４２、並びに、負荷用DC/DC変換部４４−１および４４−２がＤＣバス４７を介して接続されている。

AC/DC変換部４１は、電力系統３１およびＡＣ負荷３２に接続されており、電力系統３１から供給される電力をAC/DC変換し、ＤＣバス４７を介して負荷用DC/DC変換部４４−１および４４−２に供給する。また、AC/DC変換部４１は、太陽光発電モジュール２２により発電されてＤＣバス４７を介して供給される電力をDC/AC変換して、ＡＣ負荷３２に供給したり、電力系統３１に逆潮流したりする。

ＰＶ用DC/DC変換部４２は、太陽光発電モジュール２２に接続されており、太陽光発電モジュール２２で発電された電力の電圧を、ＤＣバス４７を介して供給可能な電圧にDC/DC変換し、太陽光発電モジュール２２からの電力をＤＣバス４７に出力する。

電力計測部４３は、太陽光発電モジュール２２およびＰＶ用DC/DC変換部４２を接続する電力線に配置され、太陽光発電モジュール２２により発電された発電電力を計測する。

負荷用DC/DC変換部４４−１および４４−２は、AC/DC変換部４１またはＰＶ用DC/DC変換部４２からＤＣバス４７を介して供給される電力の電圧を、それぞれＤＣ負荷３３−１および３３−２の駆動に必要な電圧に変換して出力する。

データ記録部４５は、所定の単位時間（例えば、秒または分）ごとに、日射計２３により計測された日射強度を読み出して、日射強度の時間的な変化を記録した日射強度データを取得する。同様に、データ記録部４５は、所定の単位時間ごとに、電力計測部４３により計測された発電電力を読み出して、発電電力の時間的な変化を記録した発電電力データを取得する。

通信部４６は、無線通信を利用して異常判断処理装置２４と通信を行い、所定期間（例えば、１時間または１日）ごとに、データ記録部４５が記録した日射強度データおよび発電電力データを、異常判断処理装置２４に送信する。

次に、図１０は、異常判断処理装置２４の構成例を示すブロック図である。

図１０に示すように、異常判断処理装置２４は、発電電力保持部５１、日射強度保持部５２、日射変動判定部５３、日射変動判定閾値保持部５４、日射変動判定結果保持部５５、発電電力推定部５６、期待発電電力量保持部５７、機器異常判定部５８、日射不足判定閾値保持部５９、機器異常判定閾値保持部６０、発電ロス保持部６１、異常判定結果保持部６２、モデル更新部６３、および発電電力推定モデル保持部６４を備えて構成される。

発電電力保持部５１は、図９の電力制御装置２５の通信部４６から送信される発電電力データを保持する。

日射強度保持部５２は、電力制御装置２５の通信部４６から送信される日射強度データを保持する。

日射変動判定部５３は、所定の局所区間ごとに、発電電力保持部５１に保持されている発電電力データと、日射強度保持部５２に保持されている日射強度データとの類似性の度合いが高いか否かを判定する。例えば、日射変動判定部５３は、ある局所区間における発電電力データと日射強度データとの相関係数を算出し、算出した相関係数が、所定の日射変動判定閾値より大である場合、その局所区間における発電電力データと日射強度データとの類似性の度合いが高いと判定する。なお、日射変動判定部５３による処理については図１１を参照して後述する。

日射変動判定閾値保持部５４は、日射変動判定部５３が、発電電力データと日射強度データとの類似性の度合いを判定するのに用いる日射変動判定閾値（例えば、０．７などの値）を保持する。

日射変動判定結果保持部５５は、日射変動判定部５３による日射変動の判定結果、即ち、局所区間ごとに発電電力データと日射強度データとの類似性の度合いが高いか否かを示す結果（ＯＫ／ＮＧ）を保持する。

発電電力推定部５６は、日射変動判定部５３による日射変動判定結果が、発電電力データと日射強度データとの類似性の度合いが高いことを示している場合、その局所区間の日射強度データを日射強度保持部５２から読み出す。そして、発電電力推定部５６は、日射強度データを積算して日射量を算出し、発電電力推定モデル保持部６４に保持されている発電電力推定モデルに入力して、期待発電電力量を推定する。

期待発電電力量保持部５７は、発電電力推定部５６により推定された期待発電電力量を保持する。

機器異常判定部５８は、まず、日射強度保持部５２から日射強度データを読み出して１日分の日射量を算出し、その日射量と所定の日射不足判定閾値と比較して、日射不足か否かを判定する。そして、機器異常判定部５８は、日射不足でないと判定された場合、発電電力保持部５１から発電電力データを読み出して発電電力量を算出し、期待発電電力量保持部５７に保持されている期待発電電力量との差分を求めて発電ロスを算出する。機器異常判定部５８は、発電ロスと所定の機器異常判定閾値とを比較して、異常が発生したか否かを判定する。なお、機器異常判定部５８は、日射不足であると判定された場合、異常が発生したか否かの判定を正確に行うことができないと判断して、異常が発生したか否かの判定を行う処理をスキップし、異常が発生したか否かの判定を行わない。

日射不足判定閾値保持部５９は、機器異常判定部５８が日射不足を判定するのに用いる日射不足判定閾値を保持する。

機器異常判定閾値保持部６０は、機器異常判定部５８が異常を判定するのに用いる機器異常判定閾値を保持する。

発電ロス保持部６１は、機器異常判定部５８により算出された発電ロスを保持する。

異常判定結果保持部６２は、機器異常判定部５８による判定結果、即ち、異常が発生したか否かを示す結果を保持する。

モデル更新部６３は、発電電力推定モデル保持部６４に保持されている現在の発電電力推定モデルを構築するのに用いた統計情報（図４に示した日射強度および発電電力の相関関係）に、異常が発生していないと判定された日射強度および発電電力を追加し、統計情報を更新する。そして、モデル更新部６３は、更新された統計情報を用いて新たな発電電力推定モデルを構築する。即ち、モデル更新部６３は、異常が発生していないと判定された発電電力から算出される１日分の発電電力量と、異常が発生していないと判定された日射強度から算出される１日分の日射量との相関関係、即ち、発電電力量と日射量との日ごとの相関関係に基づいて、発電電力推定モデルを構築する。なお、モデル更新部６３は、局所区間ごとの相関関係に基づいて発電電力推定モデルを構築してもよい。

発電電力推定モデル保持部６４は、モデル更新部６３により新たに構築された発電電力推定モデルを保持する。

図１１を参照して、日射変動判定部５３が、所定の局所区間ごとに、発電電力データと日射強度データとの類似性の度合いが高いか否かを判定する処理について説明する。

図１１には、ある一日において発電が行われている任意期間（０４：００〜２０：００）の日射強度データおよび発電電力データが示されている。日射変動判定部５３は、日射強度と発電電力との相関係数を、１日を複数の局所区間に区切った局所区間ごとに算出し、それらの局所区間ごとに判定を行う。

例えば、日射変動判定部５３は、相関係数を求めるために、まず、日射強度データおよび発電電力データを、サンプリング数ｉ（ｉ＝１，２，・・・，Ｉ）を用いて、日射強度ｘ_ｉおよび発電電力ｙ_ｉと定義する。

また、局所区間幅ΔＩは、発電電力データと日射強度データとの類似性の度合いを判定する任意期間Ｉを分割数Ｎで除算ことにより求められる。即ち、局所区間幅ΔＩは、次の式（１）で求められる。

図１１に示すように、分割数Ｎが４である場合、局所区間幅ΔＩは、次の式（２）で求められる。

従って、１番目の局所区間Ｉ_１，２番目の局所区間Ｉ_２，３番目の局所区間Ｉ_３，および４番目の局所区間Ｉ_４は、Ｉ_０＝０とすると、次の式（３）で求められる。

つまり、Ｊ番目の局所区間Ｉ_Ｊは、次の式（４）で求められる。

ここで、サンプリング数ｉは、ｉ＝１，２，・・・，Ｉ_１，Ｉ_１＋１，・・・，Ｉ_２，・・，Ｉ_３，・・，Ｉ_４であり、Ｉ_４＝Ｉである。

そして、日射強度ｘおよび発電電力ｙの相関係数ρ_ｘｙは、日射強度ｘの平均μ_ｘ、発電電力ｙの平均μ_ｙ、日射強度ｘの分散（標準偏差）σ_Ｘ ^２、発電電力ｙの分散（標準偏差）σ_ｙ ^２を用いて、次の式（５）で求められる。

従って、式（５）に基づいて、Ｊ番目の局所区間Ｉ_Ｊにおける日射強度ｘおよび発電電力ｙの相関係数ρ_ｘｙ［Ｉ_Ｊ］は、日射強度ｘの平均μ_ｘ［Ｉ_Ｊ］、発電電力ｙの平均μ_ｙ［Ｉ_Ｊ］、日射強度ｘの分散（標準偏差）σ_Ｘ ^２［Ｉ_Ｊ］、発電電力ｙの分散（標準偏差）σ_ｙ ^２［Ｉ_Ｊ］を用いて、次の式（６）で求められる。

このように、日射変動判定部５３は、Ｊ番目の局所区間Ｉ_Ｊにおける日射強度ｘおよび発電電力ｙの相関係数ρ_ｘｙ［Ｉ_Ｊ］を求めることができる。

そして、日射変動判定部５３は、局所区間ごとの相関係数が、日射変動判定閾値保持部５４に保持されている日射変動判定閾値より大である場合、その局所区間における発電電力データと日射強度データとの類似性の度合いが高いと判定する判定結果（ＯＫ）を出力する。一方、日射変動判定部５３は、局所区間ごとの相関係数が、日射変動判定閾値保持部５４に保持されている日射変動判定閾値以下である場合、その局所区間における発電電力データと日射強度データとの類似性の度合いが低いと判定する判定結果（ＮＧ）を出力する。

例えば、図１１Ａに示されている発電電力データと日射強度データとでは、日射変動判定閾値を０．７とすると、全ての局所区間における判定結果がＯＫとされている。つまり、一日を通して局所区間の相関係数が高いという結果が求められている。

一方、図１１Ｂに示されている発電電力データと日射強度データとでは、日射変動判定閾値を０．７とすると、局所区間Ｉ_１および局所区間Ｉ_２での判定結果がＮＧとされ、局所区間Ｉ_３および局所区間Ｉ_４での判定結果がＯＫとされている。つまり、一日の中で相関係数が低くなる局所区間が存在するという結果が求められている。

従って、判定結果がＮＧとされた局所区間の発電電力データおよび日射強度データを、発電電力推定モデルを構築する際に使用しないことで、発電電力推定モデルの正確性を向上させることができる。

即ち、蓄積された全ての発電電力データおよび日射強度データを使用した場合には、図１２の左側に示すようにノイズが発生するが、判定結果がＮＧとされた局所区間の発電電力データおよび日射強度データを使用しないことにより、図１２の右側に示すように、より相関性が高くない、日射の日内変動の影響を排除することができる。これにより、誤検出を防止することができる。

また、線形回帰式による発電電力推定モデルは、次の式（７）で求められる。

ここで、式（７）において、回帰係数α_Ｊ’および回帰係数β_Ｊ’は、ノイズを除去した後の過去の全てのデータを用いて算出される。

そして、局所区間Ｉ_Ｊの相関係数ρ_ｘｙ［Ｉ_Ｊ］を用いて日射変動判定および発電電力推定が行われる。

例えば、モデル更新部６３は、局所区間Ｉ_Ｊの相関係数ρ_ｘｙ［Ｉ_Ｊ］が、日射変動判定閾値ρ_ｔｈより大である場合（ρ_ｘｙ［Ｉ_Ｊ］＞ρ_ｔｈ）、回帰係数α_Ｊ’および回帰係数β_Ｊ’を更新し、上述の式（７）に基づいて発電電力推定モデルを新たに構築する。

一方、モデル更新部６３は、局所区間Ｉ_Ｊの相関係数ρ_ｘｙ［Ｉ_Ｊ］が、日射変動判定閾値ρ_ｔｈより大でない場合（ρ_ｘｙ［Ｉ_Ｊ］≦ρ_ｔｈ）、回帰係数α_Ｊ’および回帰係数β_Ｊ’の更新は行わない。例えば、この場合、モデル更新部６３は、発電電力の実績値を入力してもよい。

また、発電電力推定部５６は、次の式（８）を用いて、日射強度ｘ_ｉおよび発電電力ｙ_ｉを計測する際のサンプリングレートＳ_Ｒより、日射強度ｘ_ｉから日射量Ｘを求め、発電電力ｙ_ｉから発電電力量Ｙを求め、発電電力ｙ_ｉ’から期待発電電力量Ｙ’を求めることができる。

次に、図１３は、異常判断処理装置２４において行われる処理を説明するフローチャートである。

例えば、発電電力保持部５１および日射強度保持部５２に、発電電力データおよび日射強度データが新たに保持されると処理が開始される。まず、ステップＳ１１において、日射変動判定部５３は、発電電力推定モデルが既に存在し、発電電力推定モデル保持部６４に保持されているか否かを判定する。そして、日射変動判定部５３は、発電電力推定モデルが発電電力推定モデル保持部６４に保持されていると判定した場合、処理はステップＳ１２に進む。

ステップＳ１２において、日射変動判定部５３は、上述した式（６）を用いて、新たに保持された発電電力データおよび日射強度データについて、局所区間ごとに、日射強度および発電電力の相関係数を算出する。

ステップＳ１３において、日射変動判定部５３は、ステップＳ１２で算出した相関係数が、日射変動判定閾値保持部５４に保持されている日射変動判定閾値以下であるか否かを判定する。

ステップＳ１３において、日射変動判定部５３が、相関係数が日射変動判定閾値以下でない（日射変動判定閾値より大である）と判定した場合、処理はステップＳ１４に進む。

ステップＳ１４において、日射変動判定部５３は、発電電力データと日射強度データとの類似性の度合いが高いことを示す判定結果（ＯＫ）を日射変動判定結果保持部５５に保持させる。これに従って、発電電力推定部５６は、日射強度データを積算して日射量を算出し、発電電力推定モデル保持部６４に保持されている発電電力推定モデルに入力して、期待発電電力量を推定し、推定した期待発電電力量を期待発電電力量保持部５７に保持させる。

一方、ステップＳ１３において、日射変動判定部５３が、相関係数が日射変動判定閾値以下であると判定した場合、処理はステップＳ１５に進む。

ステップＳ１５において、日射変動判定部５３は、発電電力データと日射強度データとの類似性の度合いが低いことを示す判定結果（ＮＧ）を日射変動判定結果保持部５５に保持させる。これに従って、発電電力推定部５６は、期待発電電力量を推定することはできないと判断して、例えば、実績の発電電力を期待発電電力量保持部５７に保持させる。

ステップＳ１４またはＳ１５の処理後、処理はステップＳ１６に進み、日射変動判定部５３は、一日分の発電電力データおよび日射強度データについて、相関係数を算出する処理が終了したか否かを判定する。

ステップＳ１６において、日射変動判定部５３が、一日分の相関係数を算出する処理が終了していないと判定した場合、処理はステップＳ１２に戻り、以下、同様の処理が繰り返される。

一方、ステップＳ１６において、日射変動判定部５３が、一日分の相関係数を算出する処理が終了したと判定した場合、処理はステップＳ１７に進む。

ステップＳ１７において、機器異常判定部５８は、発電電力保持部５１から発電電力データを読み出して一日分の発電電力量を算出する。また、機器異常判定部５８は、期待発電電力量保持部５７に保持されている期待発電電力量を読み出して、一日分の期待発電電力量を算出する。

ステップＳ１８において、機器異常判定部５８は、ステップＳ１７で算出した発電電力量と期待発電電力量との差分を求めて発電ロスを算出する。

ステップＳ１９において、機器異常判定部５８は、日射強度保持部５２から日射強度データを読み出して日射量を算出し、その日射量と所定の日射不足判定閾値と比較して、日射不足か否かを判定する。

ステップＳ１９において、日射不足でないと判定した場合、処理はステップＳ２０に進み、機器異常判定部５８は、ステップＳ１８で算出した発電ロスと、機器異常判定閾値保持部６０に保持されている機器異常判定閾値とを比較して、異常が発生したと判断できるか否かを判定する。例えば、発電ロスが機器異常判定閾値以上である場合、異常が発生したと判断できると判定され、発電ロスが機器異常判定閾値以上でない場合、異常が発生したと判断できないと判定される。

ステップＳ２０において、異常が発生したと判断できないと判定された場合、処理はステップＳ２１に進む。

ステップＳ２１において、モデル更新部６３は、発電電力推定モデル保持部６４に保持されている現在の発電電力推定モデルを構築するのに用いた統計情報（図４に示した日射強度および発電電力の相関関係）に、異常が発生していないと判定された日射強度および発電電力を追加し、統計情報を更新する。そして、モデル更新部６３は、更新された統計情報を用いて新たな発電電力推定モデルを構築する。

なお、ステップＳ１１において、発電電力推定モデルが発電電力推定モデル保持部６４に保持されていないと判定された場合も、処理はステップＳ２１に進む。この場合には、モデル更新部６３は、新たに保持された発電電力データおよび日射強度データを用いて発電電力推定モデルを構築して、発電電力推定モデル保持部６４に保持させる。

一方、ステップＳ１９において日射不足であると判定された場合、ステップＳ２０において異常が発生したと判断できると判定された場合、または、ステップＳ２１の処理後、処理は終了される。

以上のように、異常判断処理装置２４では、日射変動に起因して発電電力データと日射強度データとの類似性の度合いが低い場合には、その発電電力データおよび日射強度データが、発電電力推定モデルの構築に使用されることが回避される。従って、類似性の度合いが高い発電電力データおよび日射強度データだけに基づいて発電電力推定モデルを構築することができるので、より正確に異常の発生を判断可能な発電電力推定モデルを構築することができる。

さらに、正確性の高い発電電力推定モデルから期待発電電力量を推定することができるので、発電ロスを正確に算出することができ、異常の発生を確実に検出することができる。これによって、異常の発生を見逃したり、異常が発生していないのに異常が発生したと判断されることが回避され、より適切に太陽光発電システム１１の監視および保守を行うことができる。

また、異常判断処理装置２４は、電力制御装置２５と通信を行ってデータを取得し、異常の発生を判断することができるので、太陽光発電システム１１の監視および保守を遠隔地から行うことができる。

なお、電力制御装置２５が異常判断処理装置２４を内蔵するように構成してもよく、この場合、電力制御装置２５単独で、太陽光発電システム１１の異常の発生を判断することができる。

また、例えば、日射計２３により計測された日射強度を読み出して日射強度の時間的な変化を記録した日射強度データを取得し、電力計測部４３により計測された発電電力を読み出して発電電力の時間的な変化を記録した発電電力データを取得するデータ記録部４５が単独の装置で構成されるようにしてもよい。この場合、データ記録部４５が、日射強度データおよび発電電力データを集積するとともに、異常判断処理装置２４としての機能を備えるようにすることができる。従って、データ記録部４５単独で、太陽光発電システム１１の異常の発生を判断することができる。

なお、本実施の形態においては、太陽光発電モジュール２２を単位として日射強度および発電電力を計測し、期待発電電力量を推定し、異常の発生を判断する処理が行われているが、例えば、太陽光発電モジュール２２を構成する太陽電池パネル、ストリング、またはアレイを単位として、それらの処理が行われるようにしてもよい。例えば、ストリングを単位として、日射強度および発電電力を計測し、期待発電電力量を推定することで、ストリングごとに異常の発生を判断することができる。

また、太陽光発電システム２１では、日射計２３により計測される日射強度から日射量（即ち、太陽光のエネルギー量）を算出する他、例えば、太陽光の照度を計測する照度計を用いて、太陽光発電モジュール２２に照射される太陽光のエネルギー量を算出する構成を採用することができる。または、計測用の太陽電池パネルを用いて、その太陽電池パネルにより発電された電力量から、太陽光発電モジュール２２に照射される太陽光のエネルギー量を算出してもよい。

さらに、例えば、太陽光発電モジュール２２の近傍に設置された日射計１５を用いることなく、地域気象観測システムを構成する複数の気象観測所により観測された日射量のデータを取得してもよい。そして、それらの日射量のデータを用いて、気象観測所および太陽光発電モジュール２２が設置された箇所の位置情報（緯度および経度）に基づき、太陽光発電モジュール２２が設置されている箇所における日射量を推定してもよい。なお、この場合、太陽光発電モジュール２２の近隣に設置されている気象観測所における日射量のデータを使用して日射量を推定することで、より信頼性を向上させることができる。

なお、上述のフローチャートを参照して説明した各処理は、必ずしもフローチャートとして記載された順序に沿って時系列に処理する必要はなく、並列的あるいは個別に実行される処理（例えば、並列処理あるいはオブジェクトによる処理）も含むものである。また、プログラムは、１のCPUにより処理されるものであっても良いし、複数のCPUによって分散処理されるものであっても良い。

また、上述した一連の処理（情報処理方法）は、ハードウエアにより実行することもできるし、ソフトウエアにより実行することもできる。一連の処理をソフトウエアにより実行する場合には、そのソフトウエアを構成するプログラムが、専用のハードウエアに組み込まれているコンピュータ、または、各種のプログラムをインストールすることで、各種の機能を実行することが可能な、例えば汎用のパーソナルコンピュータなどに、プログラムが記録されたプログラム記録媒体からインストールされる。

図１４は、上述した一連の処理をプログラムにより実行するコンピュータのハードウエアの構成例を示すブロック図である。

コンピュータにおいて、CPU（Central Processing Unit）１０１，ROM（Read Only Memory）１０２，RAM（Random Access Memory）１０３は、バス１０４により相互に接続されている。

バス１０４には、さらに、入出力インタフェース１０５が接続されている。入出力インタフェース１０５には、キーボード、マウス、マイクロホンなどよりなる入力部１０６、ディスプレイ、スピーカなどよりなる出力部１０７、ハードディスクや不揮発性のメモリなどよりなる記憶部１０８、ネットワークインタフェースなどよりなる通信部１０９、磁気ディスク、光ディスク、光磁気ディスク、或いは半導体メモリなどのリムーバブルメディア１１１を駆動するドライブ１１０が接続されている。

以上のように構成されるコンピュータでは、CPU１０１が、例えば、記憶部１０８に記憶されているプログラムを、入出力インタフェース１０５及びバス１０４を介して、RAM１０３にロードして実行することにより、上述した一連の処理が行われる。

コンピュータ（CPU１０１）が実行するプログラムは、例えば、磁気ディスク（フレキシブルディスクを含む）、光ディスク（CD-ROM(Compact Disc-Read Only Memory),DVD(Digital Versatile Disc)等）、光磁気ディスク、もしくは半導体メモリなどよりなるパッケージメディアであるリムーバブルメディア１１１に記録して、あるいは、ローカルエリアネットワーク、インターネット、デジタル衛星放送といった、有線または無線の伝送媒体を介して提供される。

そして、プログラムは、リムーバブルメディア１１１をドライブ１１０に装着することにより、入出力インタフェース１０５を介して、記憶部１０８にインストールすることができる。また、プログラムは、有線または無線の伝送媒体を介して、通信部１０９で受信し、記憶部１０８にインストールすることができる。その他、プログラムは、ROM１０２や記憶部１０８に、あらかじめインストールしておくことができる。また、本明細書において、システムとは、複数の装置により構成される装置全体を表すものである。

なお、本実施の形態は、上述した実施の形態に限定されるものではなく、本開示の要旨を逸脱しない範囲において種々の変更が可能である。

１１太陽光発電システム，１２太陽光発電モジュール，１３電力計測部，１４インバータ，１５日射計，１６異常判断部，２１太陽光発電システム，２２太陽光発電モジュール，２３日射計，２４異常判断処理装置，２５電力制御装置，３１電力系統，３２ＡＣ負荷，３３−１および３３−２ＤＣ負荷，４１ AC/DC変換部，４２ＰＶ用DC/DC変換部，４３電力計測部，４４負荷用DC/DC変換部，４５データ記録部，４６通信部，４７ＤＣバス，５１発電電力保持部，５２日射強度保持部，５３日射変動判定部，５４日射変動判定閾値保持部，５５日射変動判定結果保持部，５６発電電力推定部，５７期待発電電力量保持部，５８機器異常判定部，５９日射不足判定閾値保持部，６０機器異常判定閾値保持部，６１発電ロス保持部，６２異常判定結果保持部，６３モデル更新部，６４発電電力推定モデル保持部

Claims

太陽光を受光して発電を行う太陽光発電部と、
前記太陽光発電部により発電された発電電力量と前記太陽光発電部に照射される太陽光のエネルギー量との日ごとの相関関係に基づいて、前記太陽光発電部により発電されることが期待される期待発電電力量を推定するのに用いられる発電電力推定モデルを構築するモデル構築部と、
前記発電電力推定モデルに基づいて前記期待発電電力量を推定する推定部と、
前記期待発電電力量と、前記太陽光発電部により実際に発電された発電電力量とを比較して、異常が発生したか否かを判定する異常判定部と
を備える太陽光発電システム。
１日のうちの発電が行われている所定期間を所定数で分割した局所区間ごとに、前記太陽光発電部による発電電力と、前記取得部により取得されたエネルギー量との相関係数を算出し、前記局所区間ごとの類似性の度合いが高いか否かを判定する判定部
をさらに備え、
前記推定部は、前記判定部により類似性の度合いが高いと判定された前記局所区間において前記期待発電電力量を推定する
請求項１に記載の太陽光発電システム。
前記モデル構築部は、前記判定部により類似性の度合いが高いと判定された前記局所区間における前記発電電力および前記エネルギー量だけを用いて前記発電電力推定モデルを構築する
請求項２に記載の太陽光発電システム。
前記異常判定部は、前記取得部により取得されたエネルギー量から求められる１日分の前記エネルギー量が所定の閾値以下である場合、異常が発生したか否かの判定を行うことを回避する
請求項１に記載の太陽光発電システム。
太陽光を受光して発電を行う太陽光発電部により発電された発電電力量と前記太陽光発電部に照射される太陽光のエネルギー量との日ごとの相関関係に基づいて、前記太陽光発電部により発電されることが期待される期待発電電力量を推定するのに用いられる発電電力推定モデルを構築するモデル構築部と、
前記発電電力推定モデルに基づいて前記期待発電電力量を推定する推定部と、
前記期待発電電力量と、前記太陽光発電部により実際に発電された発電電力量とを比較して、異常が発生したか否かを判定する異常判定部と
を備える異常判断処理装置。
太陽光を受光して発電を行う太陽光発電部により発電された発電電力量と前記太陽光発電部に照射される太陽光のエネルギー量との日ごとの相関関係に基づいて、前記太陽光発電部により発電されることが期待される期待発電電力量を推定するのに用いられる発電電力推定モデルを構築し、
前記発電電力推定モデルに基づいて前記期待発電電力量を推定し、
前記期待発電電力量と、前記太陽光発電部により実際に発電された発電電力量とを比較して、異常が発生したか否かを判定する
ステップを含む異常判断処理方法。
太陽光を受光して発電を行う太陽光発電部により発電された発電電力量と前記太陽光発電部に照射される太陽光のエネルギー量との日ごとの相関関係に基づいて、前記太陽光発電部により発電されることが期待される期待発電電力量を推定するのに用いられる発電電力推定モデルを構築し、
前記発電電力推定モデルに基づいて前記期待発電電力量を推定し、
前記期待発電電力量と、前記太陽光発電部により実際に発電された発電電力量とを比較して、異常が発生したか否かを判定する
ステップを含むプログラム。