JP2014223011A - 太陽光発電ユニットの診断装置、診断方法、及び太陽光発電システム - Google Patents

Abstract

【課題】太陽光発電ユニットの出力低下等の不具合の状態を容易に診断できるようにする。【解決手段】診断装置（40）の演算部（42）では、複数の太陽光発電ユニット（20）において発電された発電量のうち、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の発電量と、残りの太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値とが比較され、故障判定が行われる。つまり、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の発電量が残りの太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値よりも低下し且つ所定値以上乖離している場合に、診断対象の太陽光発電ユニット（20）が故障していると判定される。【選択図】図１

Description

本発明は、太陽光発電ユニットの診断装置、診断方法、及び太陽光発電システムに関するものである。

従来より、太陽エネルギーを利用して電力を発生させる太陽光発電装置が知られている。ここで、太陽電池アレイは、家屋に設置されているため、太陽電池アレイが故障したり、太陽電池アレイの初期不良によって出力低下等の不具合が発生しても、ユーザーがその不具合に気付くことは困難である。そのため、保守点検サービスや遠隔監視による故障診断サービス等が求められている。

特許文献１には、モニタ画面に電流電圧特性曲線を描き、その特性曲線のパターンを、太陽電池アレイの電流電圧特性の代表的なパターンと比較することによって、太陽電池アレイが正常に動作しているか否かを診断する太陽光発電システム診断装置が開示されている。

特開２００８−０９１８０７号公報

しかしながら、特許文献１に記載の太陽光発電システム診断装置では、複数の太陽電池アレイのモジュール毎に電流や電圧を計測する必要があるため、その計測作業に手間がかかるとともにコストが増大してしまうという問題がある。

本発明は、かかる点に鑑みてなされたものであり、その目的は、太陽光発電ユニットの出力低下等の不具合の状態を容易に診断できるようにすることにある。

第１の発明は、所定の範囲の地域にそれぞれ設けられた複数の太陽光発電ユニット（20）の発電量をネットワーク（11）を介して取得する発電量取得部（41）と、
前記発電量取得部（41）で取得された複数の発電量に基づいて、診断対象の前記太陽光発電ユニット（20）の故障判定を行う演算部（42）とを備え、
前記演算部（42）は、前記発電量取得部（41）で取得された複数の発電量のうち、診断対象の前記太陽光発電ユニット（20）の発電量と、残りの該太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値とを比較し、診断対象の該太陽光発電ユニット（20）の発電量が残りの該太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値よりも低下し且つ所定値以上乖離している場合に、診断対象の該太陽光発電ユニット（20）が故障していると判定するように構成されていることを特徴とする太陽光発電ユニットの診断装置である。

第１の発明では、所定の範囲の地域にそれぞれ設けられた複数の太陽光発電ユニット（20）において発電された発電量が、ネットワーク（11）を介して発電量取得部（41）で取得される。演算部（42）では、発電量取得部（41）で取得された複数の発電量のうち、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の発電量と、残りの太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値とが比較され、故障判定が行われる。つまり、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の発電量が残りの太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値よりも低下し且つ所定値以上乖離している場合に、診断対象の太陽光発電ユニット（20）が故障していると判定される。

このような構成とすれば、複数の太陽光発電ユニット（20）の発電量を比較するだけで、診断対象の太陽光発電ユニット（20）が故障しているかを判定することができる。これにより、太陽光発電ユニット（20）の初期不良や長期の使用による部品の劣化等の不具合の診断を、短いサンプリングタイムで行うことができる。

第２の発明は、第１の発明において、
前記演算部（42）は、所定の比較期間にわたって、診断対象の前記太陽光発電ユニット（20）の発電量が残りの該太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値よりも低下し且つ所定値以上乖離している場合に、診断対象の該太陽光発電ユニット（20）が故障していると判定するように構成されていることを特徴とするものである。

第２の発明では、演算部（42）において、所定の比較期間にわたって故障判定が行われる。つまり、その比較期間において定常的に、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の発電量が残りの太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値よりも低下し且つ所定値以上乖離している場合に、診断対象の太陽光発電ユニット（20）が故障していると判定される。

このような構成とすれば、所定の比較期間にわたって複数の太陽光発電ユニット（20）の発電量の比較を行うことで、故障判定を精度良く行うことができる。具体的に、太陽光発電ユニット（20）に太陽光が照射されている状態から、木立や建物等の障害物により生じる日陰に覆われた状態に変遷すると、一時的に発電量が低下してしまい、診断対象の太陽光発電ユニット（20）が故障していると誤判定されてしまうおそれがある。

これに対し、本発明では、所定の比較期間において定常的に、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の発電量が残りの太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値よりも低下し且つ所定値以上乖離しているかを判定するようにしたから、日陰の影響による一時的な発電量の低下等を考慮して、故障判定を精度良く行うことができる。

第３の発明は、第１又は第２の発明において、
日射量を示す情報を取得する日射量取得部（41）を備え、
前記演算部（42）は、前記日射量取得部（41）で取得された日射量を示す情報に基づいて、前記複数の太陽光発電ユニット（20）に対して所定値以上の日射量が確保されるか否かを判定する一方、所定値以上の日射量が確保されると判定された場合にのみ、診断対象の前記太陽光発電ユニット（20）の故障判定を行うように構成されていることを特徴とするものである。

第３の発明では、日射量取得部（41）において、日射量を示す情報が取得される。演算部（42）では、日射量取得部（41）で取得された日射量を示す情報に基づいて、複数の太陽光発電ユニット（20）に対して所定値以上の日射量が確保されるか否かが判定され、故障判定を行うか否かが決定される。つまり、所定値以上の日射量が確保されると判定された場合にのみ、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の故障判定が行われる。

このような構成とすれば、日射量が確保できない不安定な天候の場合には故障判定を行わないようにし、故障判定を精度良く行うことができる。例えば、気象庁のデータサーバから日射量を示す情報として気象予報情報を取得し、気象予報情報が晴れであれば、日射状態が安定していると判定して故障判定を行う。一方、気象予報情報が雨や曇りのように、日射量の変化が激しく、日射量が十分に確保できない気象条件であれば、日射量が不安定であると判定して故障判定を行わないようにすればよい。

第４の発明は、第１乃至第３の発明のうち何れか１つにおいて、
前記複数の太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値は、診断対象の該太陽光発電ユニットからの離間距離に応じて重み付けされた発電量に基づいて算出されることを特徴とするものである。

第４の発明では、診断対象の太陽光発電ユニットからの離間距離に応じて複数の太陽光発電ユニット（20）の発電量が重み付けされ、重み付けされた発電量に基づいて複数の発電量の平均値が算出される。

このような構成とすれば、発電量の平均値の精度向上を図ることができる。具体的に、診断対象の太陽光発電ユニット（20）からの離間距離が近い場所に設置された太陽光発電ユニット（20）であるほど、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の日射変動と同じ傾向を示すことから、残りの太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値を算出する際に、離間距離が近い太陽光発電ユニット（20）の影響度が大きくなるように重み付けを行うようにすればよい。

第５の発明は、所定の範囲の地域にそれぞれ設けられた複数の太陽光発電ユニット（20）の発電量をネットワーク（11）を介して取得する発電量取得部（41）と、
前記発電量取得部（41）で取得された複数の発電量に基づいて、日射量に対する複数の回帰式を推定し、診断対象の該太陽光発電ユニット（20）の故障判定を行う演算部（42）とを備え、
前記演算部（42）は、推定された複数の回帰式のうち、診断対象の前記太陽光発電ユニット（20）の回帰式と、残りの該太陽光発電ユニット（20）の回帰式の平均値とを比較し、診断対象の該太陽光発電ユニット（20）の回帰式の傾きが残りの該太陽光発電ユニット（20）の回帰式の平均値の傾きよりも小さく且つ所定値以上乖離している場合に、診断対象の該太陽光発電ユニット（20）が故障していると判定するように構成されていることを特徴とする太陽光発電ユニットの診断装置である。

第５の発明では、演算部（42）において、発電量取得部（41）で取得された複数の発電量に基づいて、日射量に対する複数の回帰式が推定される。そして、推定された複数の回帰式のうち、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の回帰式と、残りの太陽光発電ユニット（20）の回帰式の平均値とが比較され、故障判定が行われる。つまり、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の回帰式の傾きが残りの太陽光発電ユニット（20）の回帰式の平均値の傾きよりも小さく且つ所定値以上乖離している場合に、診断対象の太陽光発電ユニット（20）が故障していると判定される。

このような構成とすれば、発電量と日射量との間には相関関係があるため、複数の太陽光発電ユニット（20）の回帰式を比較するだけで、診断対象の太陽光発電ユニット（20）が故障しているかを判定することができる。

第６の発明は、所定の範囲の地域にそれぞれ設けられた複数の太陽光発電ユニット（20）の発電量をネットワーク（11）を介して取得する工程と、
取得された複数の発電量のうち、診断対象の前記太陽光発電ユニット（20）の発電量と、残りの該太陽光発電ユニットの発電量の平均値とを比較し、診断対象の該太陽光発電ユニット（20）の発電量が残りの該太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値よりも低下し且つ所定値以上乖離している場合に、診断対象の該太陽光発電ユニット（20）が故障していると判定する工程とを備えたことを特徴とする太陽光発電ユニットの診断方法である。

第６の発明では、所定の範囲の地域にそれぞれ設けられた複数の太陽光発電ユニット（20）において発電された発電量がネットワーク（11）を介して取得される。そして、取得された複数の発電量のうち、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の発電量と、残りの太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値とが比較され、故障判定が行われる。つまり、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の発電量が残りの太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値よりも低下し且つ所定値以上乖離している場合に、診断対象の太陽光発電ユニット（20）が故障していると判定される。

このような構成とすれば、複数の太陽光発電ユニット（20）の発電量を比較するだけで、診断対象の太陽光発電ユニット（20）が故障しているかを判定することができる。これにより、太陽光発電ユニット（20）の初期不良や長期の使用による部品の劣化等の不具合の診断を、短いサンプリングタイムで行うことができる。

第７の発明は、所定の範囲の地域にそれぞれ設けられた複数の太陽光発電ユニット（20）と、第１乃至第５の発明のうち何れか１つに記載の診断装置（40）とを備えたことを特徴とする太陽光発電システムである。

第７の発明では、所定の範囲の地域にそれぞれ設けられた複数の太陽光発電ユニット（20）の発電量に基づいて、第１乃至第５の発明のうち何れか１つに記載の診断装置（40）において、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の故障判定が行われる。

このような構成とすれば、複数の太陽光発電ユニット（20）から取得した発電量に基づいて、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の故障判定を行うことができる太陽光発電システムを実現することができる。

本発明によれば、複数の太陽光発電ユニット（20）の発電量を比較するだけで、診断対象の太陽光発電ユニット（20）が故障しているかを判定することができる。これにより、太陽光発電ユニット（20）の初期不良や長期の使用による部品の劣化等の不具合の診断を、短いサンプリングタイムで行うことができる。

本実施形態１に係る太陽光発電システムの構成を示す概略図である。 診断装置の診断手順を説明するフローチャート図である。 診断対象の太陽光発電ユニットと周辺の太陽光発電ユニットとの発電量の乖離状態を示すグラフ図である。 本実施形態２に係る診断装置の診断手順を説明するフローチャート図である。 日射量と発電量との関係を示す回帰式であって、診断対象の太陽光発電ユニットと周辺の太陽光発電ユニットとの回帰式の乖離状態を示すグラフ図である。

以下、本発明の実施形態を図面に基づいて説明する。なお、以下の好ましい実施形態の説明は、本質的に例示に過ぎず、本発明、その適用物或いはその用途を制限することを意図するものではない。

《実施形態１》
図１は、本実施形態１に係る太陽光発電システムの構成を示す概略図である。図１に示すように、太陽光発電システム（10）は、複数の太陽光発電ユニット（20）と、これらの太陽光発電ユニット（20）にネットワーク（11）を介して接続される診断装置（40）とを備えている。

各太陽光発電ユニット（20）は、所定の範囲（例えば１〜５ｋｍ^２）の地域の家屋にそれぞれ設けられている。つまり、各太陽光発電ユニット（20）の周囲の環境条件（日射条件や温度条件等）は、概ね同じ条件となっている。

太陽光発電ユニット（20）は、太陽電池を構成するＰＶ（photovoltaics）アレイ（21）と、パワーコンディショナ（22）と、通信部（23）と、分電盤（24）とを備えている。ＰＶアレイ（21）は、一般家屋等の屋根の表面に取り付けられている。ＰＶアレイ（21）は、太陽光が照射されることで直流電力を発電する。

パワーコンディショナ（22）は、ＰＶアレイ（21）から出力される直流電力を交流電力に変換し、分電盤（24）に送電する。分電盤（24）は、パワーコンディショナ（22）で変換された交流電力を、売買電メータ（15）を介して負荷である電力系統（16）に送電する。

各太陽光発電ユニット（20）の通信部（23）からは、太陽光発電ユニット（20）の発電量を示す信号が出力され、ネットワーク（11）を介して診断装置（40）に伝送される。なお、ネットワーク（11）は、有線であっても無線であってもよい。

診断装置（40）は、通信部（41）と、演算部（42）と、データサーバ（43）とを備えている。診断装置（40）の通信部（41）は、各太陽光発電ユニット（20）の通信部（23）との間でネットワーク（11）を介して双方向に信号を伝送する。

通信部（41）は、各太陽光発電ユニット（20）の通信部（23）から伝送された各太陽光発電ユニット（20）の発電量を示す信号を取得する発電量取得部を構成している。各太陽光発電ユニット（20）の発電量は、データサーバ（43）に記憶される。

また、通信部（41）は、日射量を示す情報を取得する日射量取得部を構成している。具体的に、ネットワーク（11）には、気象庁データサーバ（12）が接続されており、この気象庁データサーバ（12）から日射量を示す情報として気象予報情報を取得する。この日射量を示す情報は、データサーバ（43）に記憶される。

演算部（42）は、データサーバ（43）に記憶された複数の発電量のうち、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の発電量と、残りの太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値とを比較し、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の故障判定を行う。この故障判定の具体的な手順については後述する。

また、演算部（42）は、データサーバ（43）に記憶された日射量を示す気象予報情報に基づいて、各太陽光発電ユニット（20）に対して所定値以上の日射量が確保されるか否かを判定する。つまり、気象予報情報が晴れであれば、日射量が十分に確保されると判定する一方、気象予報情報が雨や曇りであれば、日射量が不足していると判定する。

データサーバ（43）には、各太陽光発電ユニット（20）の発電量、気象予報情報、演算部（42）による故障判定結果が入力されて記憶される。その他にも、各太陽光発電ユニット（20）のＰＶアレイ（21）の定格容量や、ＰＶアレイ（21）の設置場所の経度や緯度情報が入力される。このＰＶアレイ（21）に関する情報は、ユーザー、設置業者、又は製造業者によって入力される。このように、データサーバ（43）は、複数の太陽光発電ユニット（20）の情報を集約する集中管理部を構成している。

図２は、診断装置の診断手順を説明するフローチャート図である。図２に示すように、まず、ステップＳ１０１では、不安定な日射状態であるかを判定する。具体的に、気象庁データサーバ（12）から日射量を示す情報として気象予報情報を取得し、気象予報情報が晴れであれば、日射状態が安定していると判定して、ステップＳ１０２に分岐する。一方、気象予報情報が雨や曇りのように、日射量の変化が激しく、日射量が十分に確保できない気象条件であれば、日射量が不安定であると判定し、ステップＳ１０１の判定を繰り返す。

なお、気象予報情報に基づいて日射量が安定しているかを判定する他にも、例えば、過去Ｎ分間の各太陽光発電ユニット（20）の発電量の標準偏差がＰ［ｋＷ］以下であれば安定していると判定しても構わない。

ステップＳ１０２では、診断対象の太陽光発電ユニット（20）のＰＶアレイ（21）から例えば１ｋｍ以内にある太陽光発電ユニット（20）を複数個抽出し、ステップＳ１０３に進む。

ステップＳ１０３では、計測された発電量［ｋＷ］を定格出力［ｋＷｐ］で除した等価発電量［ｋＷ／ｋＷｐ］と、発電量の時間微分値とを算出し、ステップＳ１０４に進む。

ステップＳ１０４では、診断対象の太陽光発電ユニット（20）からの離間距離に応じて重み付けされた等価発電量の平均値を算出し、ステップＳ１０５に進む。発電量の重み付けは、以下の数式によって行うようにしている。ここで、PkWp_averageは、周辺の太陽光発電ユニット（20）の平均等価発電量、PkWp（n）は、周辺の太陽光発電ユニット（20）の等価発電量、d(n）は、診断対象の太陽光発電ユニット（20）からの離間距離である。

この数式では、日射変動の相関性が離間距離に対して線形であると仮定して重み付けを行っている。つまり、診断対象の太陽光発電ユニット（20）からの離間距離が近い場所に設置された太陽光発電ユニット（20）であるほど、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の日射変動と同じ傾向を示すことから、残りの太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値を算出する際に、離間距離が近い太陽光発電ユニット（20）の影響度が大きくなるように重み付けを行うことで、発電量の平均値の精度向上を図ることができる。なお、非線形であると仮定して、実際の計測値に基づいて任意に重み付けを行うようにしてもよい。

ステップＳ１０５では、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の等価発電量と、残りの太陽光発電ユニット（20）の等価発電量の平均値とを比較して瞬時乖離率を算出し、ステップＳ１０６に進む。ここで、瞬時乖離率とは、一定間隔毎（例えば、１分毎）に発電量を比較したときに、その各時点において、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の等価発電量が残りの太陽光発電ユニット（20）の等価発電量の平均値に対してどの程度乖離しているかを示す乖離率のことである。

ステップＳ１０６では、過去の瞬時乖離率に対して急激な乖離率変化が生じたかを判定する。つまり、このステップＳ１０６では、発電量が低下した原因が、太陽光発電ユニット（20）に太陽光が照射されている状態から、木立や建物等の障害物により生じる日陰に覆われた状態に変遷したこと等、一時的なものであるかを判定している。

ステップＳ１０６での判定が「ＹＥＳ」の場合には、図３の一時的な乖離の例として示すように、日陰が発生してＰＶアレイ（21）への太陽光の照射が一時的に遮られただけであり、診断対象の太陽光発電ユニット（20）は正常であると判断し、ステップＳ１０１に戻る。ステップＳ１０６での判定が「ＮＯ」の場合には、続くステップＳ１０７に分岐する。

ステップＳ１０７では、今回の瞬時乖離率がＤＩＦＦ％以下（例えば、１０％以下）であるかを判定する。ステップＳ１０７での判定が「ＹＥＳ」の場合には、診断対象の太陽光発電ユニット（20）は正常であると判断し、ステップＳ１０１に戻る。ステップＳ１０７での判定が「ＮＯ」の場合には、続くステップＳ１０８に分岐する。

ステップＳ１０８では、発電量の時間微分値、つまり発電量の変化率がＸ％以上（Ｘは任意の整数）のときにのみ、瞬時乖離率がＤＩＦＦ％以上（例えば、１０％以上）であるかを判定する。つまり、このステップＳ１０８では、太陽電池の出力電力（動作点）を最大電力点に近づける最大電力追尾制御（ＭＰＰＴ（maximum power pointtracking control）制御）のミスマッチを判定している。

具体的に、ＭＰＰＴ制御では、太陽電池の出力電圧を異なる動作点で微小変化させ、この変化に伴う太陽電池の出力電力の変化を検出する。検出した出力電力が増大した場合、前回の出力電圧の変化方向（すなわち、増大方向又は減少方向）と同一方向にさらに出力電圧を微小変化させる。また、出力電力が減少した場合、前回の出力電圧の変化方向と逆方向に出力電圧を微小変化させる。以上のようにＭＰＰＴ制御では、太陽電池の出力電圧が最大電力点に近づくように、出力電圧が段階的に制御される。これにより、太陽光発電ユニット（20）の発電効率の向上が図られる。

しかしながら、ＭＰＰＴ制御のように、太陽電池の出力電力を検出しながら出力電圧を調整するものでは、検出した出力電力と実際の出力電力に誤差が生じる場合がある。例えば太陽電池が、日陰に覆われていた状態から太陽光が突然に射し込む状態に変化すると、太陽電池に照射される日射量が急峻に増大する。日射量が急峻に増大すると、これに伴い太陽電池の出力電圧も急峻に増大する。このような状況下において、上述したＭＰＰＴ制御を行うと、出力電圧の変化に起因して出力電力が増大したのか、日射量の急峻な増大に起因して出力電力が増大したのか区別できなくなる。このため、例えば本来であれば、太陽電池の出力電力を最大電力点に近づけるために、出力電圧を増大させなければならないにも拘わらず、出力電圧を減少させる制御が行われ、出力電力が最大電力点からかえって遠ざかってしまうという問題が生じる。これが、ＭＰＰＴのミスマッチである。

そこで、ステップＳ１０８での判定が「ＹＥＳ」の場合には、発電量の乖離率がＤＩＦＦ％以上（例えば、１０％以上）となった要因がＭＰＰＴのミスマッチであり、診断対象の太陽光発電ユニット（20）は正常であると判断し、ステップＳ１０１に戻る。ステップＳ１０８での判定が「ＮＯ」の場合には、診断対象の太陽光発電ユニット（20）が故障していると判断し、処理を終了する。

以上のように、本実施形態１に係る太陽光発電ユニット（20）の診断装置（40）によれば、複数の太陽光発電ユニット（20）の発電量を比較するだけで、診断対象の太陽光発電ユニット（20）が故障しているかを判定することができる。これにより、太陽光発電ユニット（20）の初期不良や長期の使用による部品の劣化等の不具合の診断を、短いサンプリングタイムで行うことができる。

《実施形態２》
図４は、本実施形態２に係る診断装置の診断手順を説明するフローチャート図である。前記実施形態１との違いは、複数の発電量に基づいて日射量に対する回帰式を推定するようにした点であるため、以下、実施形態１と同じ部分については同じ符号を付し、相違点についてのみ説明する。

演算部（42）は、データサーバ（43）に記憶された複数の発電量に基づいて、日射量に対する複数の回帰式を推定する。そして、演算部（42）では、演算部（42）で推定された複数の回帰式（図５参照）のうち、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の回帰式と、残りの太陽光発電ユニット（20）の回帰式の平均値とを比較し、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の故障判定を行う。

図４に示すように、まず、ステップＳ２０１では、診断対象の太陽光発電ユニット（20）のＰＶアレイ（21）から例えば１ｋｍ以上２０ｋｍ未満の範囲内にある太陽光発電ユニット（20）を、離間距離が近い順に複数個抽出し、ステップＳ２０２に進む。

ステップＳ２０２では、気象庁データサーバ（12）から、各太陽光発電ユニット（20）が設置された地域における過去気象データ（日射量Ｊ１、外気温）を取得し、ステップＳ２０３に進む。

ステップＳ２０３では、各太陽光発電ユニット（20）のＰＶアレイ（21）の設置角度や方位に応じた斜面日射量Ｊ２を過去気象データの日射量Ｊ１から算出し、ステップＳ２０４に進む。

ステップＳ２０４では、計測された発電量［ｋＷ］を定格出力［ｋＷｐ］で除した等価発電量［ｋＷ／ｋＷｐ］を算出し、ステップＳ２０５に進む。

ステップＳ２０５では、各太陽光発電ユニット（20）に対して、等価発電量の回帰式Ｗ＝Ａ×Ｊ（傾きＡは定数）を推定し、ステップＳ２０６に進む。ここで、太陽光発電ユニット（20）の発電量は、対応するＰＶアレイ（21）に照射される日射量と、概ね比例関係にある（図５を参照）。従って、所定の時点における各太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値を求めることで、各太陽光発電ユニット（20）が設置される地域における同時点での日射量を推定できる。この回帰式は、例えば、１時間毎の等価発電量に基づいて推定するようにしている。

ステップＳ２０６では、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の回帰式の傾きＡ１と、残りの太陽光発電ユニット（20）の回帰式の傾きＡ２とを比較し、その乖離率がＤＩＦＦ％以上（例えば、１０％以上）であるかを判定する。ステップＳ２０６での判定が「ＹＥＳ」の場合には、診断対象の太陽光発電ユニット（20）が故障していると判断し、続くステップＳ２０７に進む。ステップＳ２０６での判定が「ＮＯ」の場合には、診断対象の太陽光発電ユニット（20）は正常であると判断し、処理を終了する。

ステップＳ２０７では、診断対象の太陽光発電ユニット（20）が故障していると判定し、その情報をサービスセンタへ連絡して処理を終了する。

以上説明したように、本発明は、太陽光発電ユニットの出力低下等の不具合の状態を容易に診断できるという実用性の高い効果が得られることから、きわめて有用で産業上の利用可能性は高い。

10 太陽光発電システム
11 ネットワーク
20 太陽光発電ユニット
40 診断装置
41 通信部（発電量取得部、日射量取得部）
42 演算部

本発明は、太陽光発電ユニットの診断装置、診断方法、及び太陽光発電システムに関するものである。

従来より、太陽エネルギーを利用して電力を発生させる太陽光発電装置が知られている。ここで、太陽電池アレイは、家屋に設置されているため、太陽電池アレイが故障したり、太陽電池アレイの初期不良によって出力低下等の不具合が発生しても、ユーザーがその不具合に気付くことは困難である。そのため、保守点検サービスや遠隔監視による故障診断サービス等が求められている。

特許文献１には、モニタ画面に電流電圧特性曲線を描き、その特性曲線のパターンを、太陽電池アレイの電流電圧特性の代表的なパターンと比較することによって、太陽電池アレイが正常に動作しているか否かを診断する太陽光発電システム診断装置が開示されている。

特開２００８−０９１８０７号公報

しかしながら、特許文献１に記載の太陽光発電システム診断装置では、複数の太陽電池アレイのモジュール毎に電流や電圧を計測する必要があるため、その計測作業に手間がかかるとともにコストが増大してしまうという問題がある。

本発明は、かかる点に鑑みてなされたものであり、その目的は、太陽光発電ユニットの出力低下等の不具合の状態を容易に診断できるようにすることにある。

第１の発明は、太陽光が照射されることで発電するＰＶアレイ（21）と、該ＰＶアレイ（21）の発電量を示す信号を外部のネットワーク（11）に出力する通信部（23）とを備えた太陽光発電ユニット（20）が、所定の範囲の地域に複数設けられており、該複数の太陽光発電ユニット（20）のうち診断対象となる該太陽光発電ユニット（20）の故障判定を行う太陽光発電ユニットの診断装置であって、
前記複数の太陽光発電ユニット（20）の前記通信部（23）からそれぞれ出力された発電量を示す信号を前記ネットワーク（11）を介して取得する発電量取得部（41）と、
前記発電量取得部（41）で取得された複数の発電量に基づいて、診断対象の前記太陽光発電ユニット（20）の故障判定を行う演算部（42）とを備え、
前記演算部（42）は、前記発電量取得部（41）で取得された複数の発電量のうち、診断対象の前記太陽光発電ユニット（20）の発電量と、残りの該太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値とを比較し、診断対象の該太陽光発電ユニット（20）の発電量が残りの該太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値よりも低下し且つ所定値以上乖離している場合に、診断対象の該太陽光発電ユニット（20）が故障していると判定するように構成されていることを特徴とするものである。

第１の発明では、所定の範囲の地域にそれぞれ設けられた複数の太陽光発電ユニット（20）において発電された発電量が、ネットワーク（11）を介して発電量取得部（41）で取得される。演算部（42）では、発電量取得部（41）で取得された複数の発電量のうち、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の発電量と、残りの太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値とが比較され、故障判定が行われる。つまり、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の発電量が残りの太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値よりも低下し且つ所定値以上乖離している場合に、診断対象の太陽光発電ユニット（20）が故障していると判定される。

このような構成とすれば、複数の太陽光発電ユニット（20）の発電量を比較するだけで、診断対象の太陽光発電ユニット（20）が故障しているかを判定することができる。これにより、太陽光発電ユニット（20）の初期不良や長期の使用による部品の劣化等の不具合の診断を、短いサンプリングタイムで行うことができる。

第２の発明は、第１の発明において、
前記演算部（42）は、所定の比較期間にわたって、診断対象の前記太陽光発電ユニット（20）の発電量が残りの該太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値よりも低下し且つ所定値以上乖離している場合に、診断対象の該太陽光発電ユニット（20）が故障していると判定するように構成されていることを特徴とするものである。

第２の発明では、演算部（42）において、所定の比較期間にわたって故障判定が行われる。つまり、その比較期間において定常的に、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の発電量が残りの太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値よりも低下し且つ所定値以上乖離している場合に、診断対象の太陽光発電ユニット（20）が故障していると判定される。

このような構成とすれば、所定の比較期間にわたって複数の太陽光発電ユニット（20）の発電量の比較を行うことで、故障判定を精度良く行うことができる。具体的に、太陽光発電ユニット（20）に太陽光が照射されている状態から、木立や建物等の障害物により生じる日陰に覆われた状態に変遷すると、一時的に発電量が低下してしまい、診断対象の太陽光発電ユニット（20）が故障していると誤判定されてしまうおそれがある。

これに対し、本発明では、所定の比較期間において定常的に、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の発電量が残りの太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値よりも低下し且つ所定値以上乖離しているかを判定するようにしたから、日陰の影響による一時的な発電量の低下等を考慮して、故障判定を精度良く行うことができる。

第３の発明は、第１又は第２の発明において、
日射量を示す情報を取得する日射量取得部（41）を備え、
前記演算部（42）は、前記日射量取得部（41）で取得された日射量を示す情報に基づいて、前記複数の太陽光発電ユニット（20）に対して所定値以上の日射量が確保されるか否かを判定する一方、所定値以上の日射量が確保されると判定された場合にのみ、診断対象の前記太陽光発電ユニット（20）の故障判定を行うように構成されていることを特徴とするものである。

第３の発明では、日射量取得部（41）において、日射量を示す情報が取得される。演算部（42）では、日射量取得部（41）で取得された日射量を示す情報に基づいて、複数の太陽光発電ユニット（20）に対して所定値以上の日射量が確保されるか否かが判定され、故障判定を行うか否かが決定される。つまり、所定値以上の日射量が確保されると判定された場合にのみ、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の故障判定が行われる。

このような構成とすれば、日射量が確保できない不安定な天候の場合には故障判定を行わないようにし、故障判定を精度良く行うことができる。例えば、気象庁のデータサーバから日射量を示す情報として気象予報情報を取得し、気象予報情報が晴れであれば、日射状態が安定していると判定して故障判定を行う。一方、気象予報情報が雨や曇りのように、日射量の変化が激しく、日射量が十分に確保できない気象条件であれば、日射量が不安定であると判定して故障判定を行わないようにすればよい。

第４の発明は、第１乃至第３の発明のうち何れか１つにおいて、
前記複数の太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値は、診断対象の該太陽光発電ユニットからの離間距離に応じて重み付けされた発電量に基づいて算出されることを特徴とするものである。

第４の発明では、診断対象の太陽光発電ユニットからの離間距離に応じて複数の太陽光発電ユニット（20）の発電量が重み付けされ、重み付けされた発電量に基づいて複数の発電量の平均値が算出される。

このような構成とすれば、発電量の平均値の精度向上を図ることができる。具体的に、診断対象の太陽光発電ユニット（20）からの離間距離が近い場所に設置された太陽光発電ユニット（20）であるほど、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の日射変動と同じ傾向を示すことから、残りの太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値を算出する際に、離間距離が近い太陽光発電ユニット（20）の影響度が大きくなるように重み付けを行うようにすればよい。

第５の発明は、太陽光が照射されることで発電するＰＶアレイ（21）と、該ＰＶアレイ（21）の発電量を示す信号を外部のネットワーク（11）に出力する通信部（23）とを備えた太陽光発電ユニット（20）が、所定の範囲の地域に複数設けられており、該複数の太陽光発電ユニット（20）のうち診断対象となる該太陽光発電ユニット（20）の故障判定を行う太陽光発電ユニットの診断方法であって、
前記複数の太陽光発電ユニット（20）の前記通信部（23）からそれぞれ出力された発電量を示す信号を前記ネットワーク（11）を介して取得する工程と、
取得された複数の発電量のうち、診断対象の前記太陽光発電ユニット（20）の発電量と、残りの該太陽光発電ユニットの発電量の平均値とを比較し、診断対象の該太陽光発電ユニット（20）の発電量が残りの該太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値よりも低下し且つ所定値以上乖離している場合に、診断対象の該太陽光発電ユニット（20）が故障していると判定する工程とを備えたことを特徴とするものである。

第５の発明では、所定の範囲の地域にそれぞれ設けられた複数の太陽光発電ユニット（20）において発電された発電量がネットワーク（11）を介して取得される。そして、取得された複数の発電量のうち、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の発電量と、残りの太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値とが比較され、故障判定が行われる。つまり、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の発電量が残りの太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値よりも低下し且つ所定値以上乖離している場合に、診断対象の太陽光発電ユニット（20）が故障していると判定される。

このような構成とすれば、複数の太陽光発電ユニット（20）の発電量を比較するだけで、診断対象の太陽光発電ユニット（20）が故障しているかを判定することができる。これにより、太陽光発電ユニット（20）の初期不良や長期の使用による部品の劣化等の不具合の診断を、短いサンプリングタイムで行うことができる。

第６の発明は、所定の範囲の地域にそれぞれ設けられた複数の太陽光発電ユニット（20）と、第１乃至第４の発明のうち何れか１つに記載の診断装置（40）とを備えたことを特徴とする太陽光発電システムである。

第６の発明では、所定の範囲の地域にそれぞれ設けられた複数の太陽光発電ユニット（20）の発電量に基づいて、第１乃至第５の発明のうち何れか１つに記載の診断装置（40）において、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の故障判定が行われる。

このような構成とすれば、複数の太陽光発電ユニット（20）から取得した発電量に基づいて、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の故障判定を行うことができる太陽光発電システムを実現することができる。

本発明によれば、複数の太陽光発電ユニット（20）の発電量を比較するだけで、診断対象の太陽光発電ユニット（20）が故障しているかを判定することができる。これにより、太陽光発電ユニット（20）の初期不良や長期の使用による部品の劣化等の不具合の診断を、短いサンプリングタイムで行うことができる。

本実施形態に係る太陽光発電システムの構成を示す概略図である。 診断装置の診断手順を説明するフローチャート図である。 診断対象の太陽光発電ユニットと周辺の太陽光発電ユニットとの発電量の乖離状態を示すグラフ図である。 本参考例に係る診断装置の診断手順を説明するフローチャート図である。 日射量と発電量との関係を示す回帰式であって、診断対象の太陽光発電ユニットと周辺の太陽光発電ユニットとの回帰式の乖離状態を示すグラフ図である。

以下、本発明の実施形態を図面に基づいて説明する。なお、以下の好ましい実施形態の説明は、本質的に例示に過ぎず、本発明、その適用物或いはその用途を制限することを意図するものではない。

《実施形態》
図１は、本実施形態に係る太陽光発電システムの構成を示す概略図である。図１に示すように、太陽光発電システム（10）は、複数の太陽光発電ユニット（20）と、これらの太陽光発電ユニット（20）にネットワーク（11）を介して接続される診断装置（40）とを備えている。

各太陽光発電ユニット（20）は、所定の範囲（例えば１〜５ｋｍ^２）の地域の家屋にそれぞれ設けられている。つまり、各太陽光発電ユニット（20）の周囲の環境条件（日射条件や温度条件等）は、概ね同じ条件となっている。

太陽光発電ユニット（20）は、太陽電池を構成するＰＶ（photovoltaics）アレイ（21）と、パワーコンディショナ（22）と、通信部（23）と、分電盤（24）とを備えている。ＰＶアレイ（21）は、一般家屋等の屋根の表面に取り付けられている。ＰＶアレイ（21）は、太陽光が照射されることで直流電力を発電する。

パワーコンディショナ（22）は、ＰＶアレイ（21）から出力される直流電力を交流電力に変換し、分電盤（24）に送電する。分電盤（24）は、パワーコンディショナ（22）で変換された交流電力を、売買電メータ（15）を介して負荷である電力系統（16）に送電する。

各太陽光発電ユニット（20）の通信部（23）からは、太陽光発電ユニット（20）の発電量を示す信号が出力され、ネットワーク（11）を介して診断装置（40）に伝送される。なお、ネットワーク（11）は、有線であっても無線であってもよい。

診断装置（40）は、通信部（41）と、演算部（42）と、データサーバ（43）とを備えている。診断装置（40）の通信部（41）は、各太陽光発電ユニット（20）の通信部（23）との間でネットワーク（11）を介して双方向に信号を伝送する。

通信部（41）は、各太陽光発電ユニット（20）の通信部（23）から伝送された各太陽光発電ユニット（20）の発電量を示す信号を取得する発電量取得部を構成している。各太陽光発電ユニット（20）の発電量は、データサーバ（43）に記憶される。

また、通信部（41）は、日射量を示す情報を取得する日射量取得部を構成している。具体的に、ネットワーク（11）には、気象庁データサーバ（12）が接続されており、この気象庁データサーバ（12）から日射量を示す情報として気象予報情報を取得する。この日射量を示す情報は、データサーバ（43）に記憶される。

演算部（42）は、データサーバ（43）に記憶された複数の発電量のうち、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の発電量と、残りの太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値とを比較し、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の故障判定を行う。この故障判定の具体的な手順については後述する。

また、演算部（42）は、データサーバ（43）に記憶された日射量を示す気象予報情報に基づいて、各太陽光発電ユニット（20）に対して所定値以上の日射量が確保されるか否かを判定する。つまり、気象予報情報が晴れであれば、日射量が十分に確保されると判定する一方、気象予報情報が雨や曇りであれば、日射量が不足していると判定する。

データサーバ（43）には、各太陽光発電ユニット（20）の発電量、気象予報情報、演算部（42）による故障判定結果が入力されて記憶される。その他にも、各太陽光発電ユニット（20）のＰＶアレイ（21）の定格容量や、ＰＶアレイ（21）の設置場所の経度や緯度情報が入力される。このＰＶアレイ（21）に関する情報は、ユーザー、設置業者、又は製造業者によって入力される。このように、データサーバ（43）は、複数の太陽光発電ユニット（20）の情報を集約する集中管理部を構成している。

図２は、診断装置の診断手順を説明するフローチャート図である。図２に示すように、まず、ステップＳ１０１では、不安定な日射状態であるかを判定する。具体的に、気象庁データサーバ（12）から日射量を示す情報として気象予報情報を取得し、気象予報情報が晴れであれば、日射状態が安定していると判定して、ステップＳ１０２に分岐する。一方、気象予報情報が雨や曇りのように、日射量の変化が激しく、日射量が十分に確保できない気象条件であれば、日射量が不安定であると判定し、ステップＳ１０１の判定を繰り返す。

なお、気象予報情報に基づいて日射量が安定しているかを判定する他にも、例えば、過去Ｎ分間の各太陽光発電ユニット（20）の発電量の標準偏差がＰ［ｋＷ］以下であれば安定していると判定しても構わない。

ステップＳ１０２では、診断対象の太陽光発電ユニット（20）のＰＶアレイ（21）から例えば１ｋｍ以内にある太陽光発電ユニット（20）を複数個抽出し、ステップＳ１０３に進む。

ステップＳ１０３では、計測された発電量［ｋＷ］を定格出力［ｋＷｐ］で除した等価発電量［ｋＷ／ｋＷｐ］と、発電量の時間微分値とを算出し、ステップＳ１０４に進む。

ステップＳ１０４では、診断対象の太陽光発電ユニット（20）からの離間距離に応じて重み付けされた等価発電量の平均値を算出し、ステップＳ１０５に進む。発電量の重み付けは、以下の数式によって行うようにしている。ここで、PkWp_averageは、周辺の太陽光発電ユニット（20）の平均等価発電量、PkWp（n）は、周辺の太陽光発電ユニット（20）の等価発電量、d(n）は、診断対象の太陽光発電ユニット（20）からの離間距離である。

この数式では、日射変動の相関性が離間距離に対して線形であると仮定して重み付けを行っている。つまり、診断対象の太陽光発電ユニット（20）からの離間距離が近い場所に設置された太陽光発電ユニット（20）であるほど、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の日射変動と同じ傾向を示すことから、残りの太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値を算出する際に、離間距離が近い太陽光発電ユニット（20）の影響度が大きくなるように重み付けを行うことで、発電量の平均値の精度向上を図ることができる。なお、非線形であると仮定して、実際の計測値に基づいて任意に重み付けを行うようにしてもよい。

ステップＳ１０５では、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の等価発電量と、残りの太陽光発電ユニット（20）の等価発電量の平均値とを比較して瞬時乖離率を算出し、ステップＳ１０６に進む。ここで、瞬時乖離率とは、一定間隔毎（例えば、１分毎）に発電量を比較したときに、その各時点において、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の等価発電量が残りの太陽光発電ユニット（20）の等価発電量の平均値に対してどの程度乖離しているかを示す乖離率のことである。

ステップＳ１０６では、過去の瞬時乖離率に対して急激な乖離率変化が生じたかを判定する。つまり、このステップＳ１０６では、発電量が低下した原因が、太陽光発電ユニット（20）に太陽光が照射されている状態から、木立や建物等の障害物により生じる日陰に覆われた状態に変遷したこと等、一時的なものであるかを判定している。

ステップＳ１０６での判定が「ＹＥＳ」の場合には、図３の一時的な乖離の例として示すように、日陰が発生してＰＶアレイ（21）への太陽光の照射が一時的に遮られただけであり、診断対象の太陽光発電ユニット（20）は正常であると判断し、ステップＳ１０１に戻る。ステップＳ１０６での判定が「ＮＯ」の場合には、続くステップＳ１０７に分岐する。

ステップＳ１０７では、今回の瞬時乖離率がＤＩＦＦ％以下（例えば、１０％以下）であるかを判定する。ステップＳ１０７での判定が「ＹＥＳ」の場合には、診断対象の太陽光発電ユニット（20）は正常であると判断し、ステップＳ１０１に戻る。ステップＳ１０７での判定が「ＮＯ」の場合には、続くステップＳ１０８に分岐する。

ステップＳ１０８では、発電量の時間微分値、つまり発電量の変化率がＸ％以上（Ｘは任意の整数）のときにのみ、瞬時乖離率がＤＩＦＦ％以上（例えば、１０％以上）であるかを判定する。つまり、このステップＳ１０８では、太陽電池の出力電力（動作点）を最大電力点に近づける最大電力追尾制御（ＭＰＰＴ（maximum power pointtracking control）制御）のミスマッチを判定している。

具体的に、ＭＰＰＴ制御では、太陽電池の出力電圧を異なる動作点で微小変化させ、この変化に伴う太陽電池の出力電力の変化を検出する。検出した出力電力が増大した場合、前回の出力電圧の変化方向（すなわち、増大方向又は減少方向）と同一方向にさらに出力電圧を微小変化させる。また、出力電力が減少した場合、前回の出力電圧の変化方向と逆方向に出力電圧を微小変化させる。以上のようにＭＰＰＴ制御では、太陽電池の出力電圧が最大電力点に近づくように、出力電圧が段階的に制御される。これにより、太陽光発電ユニット（20）の発電効率の向上が図られる。

しかしながら、ＭＰＰＴ制御のように、太陽電池の出力電力を検出しながら出力電圧を調整するものでは、検出した出力電力と実際の出力電力に誤差が生じる場合がある。例えば太陽電池が、日陰に覆われていた状態から太陽光が突然に射し込む状態に変化すると、太陽電池に照射される日射量が急峻に増大する。日射量が急峻に増大すると、これに伴い太陽電池の出力電圧も急峻に増大する。このような状況下において、上述したＭＰＰＴ制御を行うと、出力電圧の変化に起因して出力電力が増大したのか、日射量の急峻な増大に起因して出力電力が増大したのか区別できなくなる。このため、例えば本来であれば、太陽電池の出力電力を最大電力点に近づけるために、出力電圧を増大させなければならないにも拘わらず、出力電圧を減少させる制御が行われ、出力電力が最大電力点からかえって遠ざかってしまうという問題が生じる。これが、ＭＰＰＴのミスマッチである。

そこで、ステップＳ１０８での判定が「ＹＥＳ」の場合には、発電量の乖離率がＤＩＦＦ％以上（例えば、１０％以上）となった要因がＭＰＰＴのミスマッチであり、診断対象の太陽光発電ユニット（20）は正常であると判断し、ステップＳ１０１に戻る。ステップＳ１０８での判定が「ＮＯ」の場合には、診断対象の太陽光発電ユニット（20）が故障していると判断し、処理を終了する。

以上のように、本実施形態に係る太陽光発電ユニット（20）の診断装置（40）によれば、複数の太陽光発電ユニット（20）の発電量を比較するだけで、診断対象の太陽光発電ユニット（20）が故障しているかを判定することができる。これにより、太陽光発電ユニット（20）の初期不良や長期の使用による部品の劣化等の不具合の診断を、短いサンプリングタイムで行うことができる。

《参考例》
図４は、本参考例に係る診断装置の診断手順を説明するフローチャート図である。前記実施形態との違いは、複数の発電量に基づいて日射量に対する回帰式を推定するようにした点であるため、以下、実施形態と同じ部分については同じ符号を付し、相違点についてのみ説明する。

演算部（42）は、データサーバ（43）に記憶された複数の発電量に基づいて、日射量に対する複数の回帰式を推定する。そして、演算部（42）では、演算部（42）で推定された複数の回帰式（図５参照）のうち、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の回帰式と、残りの太陽光発電ユニット（20）の回帰式の平均値とを比較し、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の故障判定を行う。

図４に示すように、まず、ステップＳ２０１では、診断対象の太陽光発電ユニット（20）のＰＶアレイ（21）から例えば１ｋｍ以上２０ｋｍ未満の範囲内にある太陽光発電ユニット（20）を、離間距離が近い順に複数個抽出し、ステップＳ２０２に進む。

ステップＳ２０２では、気象庁データサーバ（12）から、各太陽光発電ユニット（20）が設置された地域における過去気象データ（日射量Ｊ１、外気温）を取得し、ステップＳ２０３に進む。

ステップＳ２０３では、各太陽光発電ユニット（20）のＰＶアレイ（21）の設置角度や方位に応じた斜面日射量Ｊ２を過去気象データの日射量Ｊ１から算出し、ステップＳ２０４に進む。

ステップＳ２０４では、計測された発電量［ｋＷ］を定格出力［ｋＷｐ］で除した等価発電量［ｋＷ／ｋＷｐ］を算出し、ステップＳ２０５に進む。

ステップＳ２０５では、各太陽光発電ユニット（20）に対して、等価発電量の回帰式Ｗ＝Ａ×Ｊ（傾きＡは定数）を推定し、ステップＳ２０６に進む。ここで、太陽光発電ユニット（20）の発電量は、対応するＰＶアレイ（21）に照射される日射量と、概ね比例関係にある（図５を参照）。従って、所定の時点における各太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値を求めることで、各太陽光発電ユニット（20）が設置される地域における同時点での日射量を推定できる。この回帰式は、例えば、１時間毎の等価発電量に基づいて推定するようにしている。

ステップＳ２０６では、診断対象の太陽光発電ユニット（20）の回帰式の傾きＡ１と、残りの太陽光発電ユニット（20）の回帰式の傾きＡ２とを比較し、その乖離率がＤＩＦＦ％以上（例えば、１０％以上）であるかを判定する。ステップＳ２０６での判定が「ＹＥＳ」の場合には、診断対象の太陽光発電ユニット（20）が故障していると判断し、続くステップＳ２０７に進む。ステップＳ２０６での判定が「ＮＯ」の場合には、診断対象の太陽光発電ユニット（20）は正常であると判断し、処理を終了する。

ステップＳ２０７では、診断対象の太陽光発電ユニット（20）が故障していると判定し、その情報をサービスセンタへ連絡して処理を終了する。

以上説明したように、本発明は、太陽光発電ユニットの出力低下等の不具合の状態を容易に診断できるという実用性の高い効果が得られることから、きわめて有用で産業上の利用可能性は高い。

10 太陽光発電システム
11 ネットワーク
20 太陽光発電ユニット
21 ＰＶアレイ
23 通信部
40 診断装置
41 通信部（発電量取得部、日射量取得部）
42 演算部

Claims (7)

1. 所定の範囲の地域にそれぞれ設けられた複数の太陽光発電ユニット（20）の発電量をネットワーク（11）を介して取得する発電量取得部（41）と、
   前記発電量取得部（41）で取得された複数の発電量に基づいて、診断対象の前記太陽光発電ユニット（20）の故障判定を行う演算部（42）とを備え、
   前記演算部（42）は、前記発電量取得部（41）で取得された複数の発電量のうち、診断対象の前記太陽光発電ユニット（20）の発電量と、残りの該太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値とを比較し、診断対象の該太陽光発電ユニット（20）の発電量が残りの該太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値よりも低下し且つ所定値以上乖離している場合に、診断対象の該太陽光発電ユニット（20）が故障していると判定するように構成されていることを特徴とする太陽光発電ユニットの診断装置。
2. 請求項１において、
   前記演算部（42）は、所定の比較期間にわたって、診断対象の前記太陽光発電ユニット（20）の発電量が残りの該太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値よりも低下し且つ所定値以上乖離している場合に、診断対象の該太陽光発電ユニット（20）が故障していると判定するように構成されていることを特徴とする太陽光発電ユニットの診断装置。
3. 請求項１又は２において、
   日射量を示す情報を取得する日射量取得部（41）を備え、
   前記演算部（42）は、前記日射量取得部（41）で取得された日射量を示す情報に基づいて、前記複数の太陽光発電ユニット（20）に対して所定値以上の日射量が確保されるか否かを判定する一方、所定値以上の日射量が確保されると判定された場合にのみ、診断対象の前記太陽光発電ユニット（20）の故障判定を行うように構成されていることを特徴とする太陽光発電ユニットの診断装置。
4. 請求項１乃至３のうち何れか１つにおいて、
   前記複数の太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値は、診断対象の該太陽光発電ユニットからの離間距離に応じて重み付けされた発電量に基づいて算出されることを特徴とする太陽光発電ユニットの診断装置。
5. 所定の範囲の地域にそれぞれ設けられた複数の太陽光発電ユニット（20）の発電量をネットワーク（11）を介して取得する発電量取得部（41）と、
   前記発電量取得部（41）で取得された複数の発電量に基づいて、日射量に対する複数の回帰式を推定し、診断対象の該太陽光発電ユニット（20）の故障判定を行う演算部（42）とを備え、
   前記演算部（42）は、推定された複数の回帰式のうち、診断対象の前記太陽光発電ユニット（20）の回帰式と、残りの該太陽光発電ユニット（20）の回帰式の平均値とを比較し、診断対象の該太陽光発電ユニット（20）の回帰式の傾きが残りの該太陽光発電ユニット（20）の回帰式の平均値の傾きよりも小さく且つ所定値以上乖離している場合に、診断対象の該太陽光発電ユニット（20）が故障していると判定するように構成されていることを特徴とする太陽光発電ユニットの診断装置。
6. 所定の範囲の地域にそれぞれ設けられた複数の太陽光発電ユニット（20）の発電量をネットワーク（11）を介して取得する工程と、
   取得された複数の発電量のうち、診断対象の前記太陽光発電ユニット（20）の発電量と、残りの該太陽光発電ユニットの発電量の平均値とを比較し、診断対象の該太陽光発電ユニット（20）の発電量が残りの該太陽光発電ユニット（20）の発電量の平均値よりも低下し且つ所定値以上乖離している場合に、診断対象の該太陽光発電ユニット（20）が故障していると判定する工程とを備えたことを特徴とする太陽光発電ユニットの診断方法。
7. 所定の範囲の地域にそれぞれ設けられた複数の太陽光発電ユニット（20）と、請求項１乃至５のうち何れか１つに記載の診断装置（40）とを備えたことを特徴とする太陽光発電システム。

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