JP2014232770A - 太陽光発電システム装置 - Google Patents

Abstract

【課題】系統連系型太陽光発電システムの発電量の妥当性の確認を高精度に行うことができる太陽光発電システム装置を得ること。【解決手段】太陽光発電システム装置は、第１の太陽電池モジュールと前記第１の太陽電池モジュールで発生した直流電力を交流電力に変換する逆変換装置とを有し、交流系統と系統連系を行う系統連系型太陽光発電システムと、前記系統連系型太陽光発電システムとは独立した第２の太陽電池モジュールを有し、前記系統連系型太陽光発電システムの発電電気特性と前記第２の太陽電池モジュールの電気特性とを計測する計測手段とを備える。【選択図】図１

Description

本発明は、太陽光発電システム装置に関する。

太陽光発電システムでは、直流で発電した太陽電池の出力を商用系統や発電機等の交流系統と連系運転させるために、逆変換装置により直流電力を連系系統と電圧や周波数を同期させた交流電力に変換し、系統連系運転をおこなっている。この太陽光発電システムでは、具備される測定機器により、日射情報や温度情報を取得し、発電量を予測し、太陽光発電の運転状態の診断、妥当性を確認することがある。

特許文献１には、太陽光発電システムにおいて、日射／温度計測部が日射情報及び温度情報を太陽光発電診断装置へ送信し、電力計測部が電力情報を太陽光発電診断装置へ送信し、太陽光発電診断装置が、日射情報及び電力情報から実績システム出力係数を演算し、温度情報から予測システム出力係数を演算し、予測システム出力係数と実績システム出力係数との差分が一定以上になると太陽光発電システムが故障したと診断して表示することが記載されている。これにより、特許文献１によれば、各種の発電損失要因を含め、比較的簡単な構成で、より確実な故障診断を行うことができるとされている。

なお、太陽電池モジュールは、日射を受けて直流電力を発電する装置であり、太陽電池パネルとも呼ばれることもある。また、逆変換装置は、直流で発電した太陽電池の出力を、交流に変換し、交流系統と系統連系を行うための装置であり、インバータやパワーコンディショナと呼ばれることもある。

特開２０１２−５４４０１号公報

特許文献１に記載の技術は、太陽光発電システムの運転状態の診断、妥当性を確認するために、発電電力または発電量を予測し、実際の発電電力が予測値通りに出ているかを比較する方法であると考えられる。特許文献１に記載の技術では、発電量を予測するために、日射計や温度測定素子などの日射や温度等の測定機器が必要となるが、これらの測定機器を使用する場合には、そのまま計測装置へ接続できずに、途中に信号変換器を要すると考えられる。この場合、それぞれの測定機器の測定精度の誤差や信号変換精度の誤差が計測誤差として積み上がるため、計測精度を悪化させるポイントが多い複雑な計測になる可能性が高い。これにより、太陽光発電システムの発電量の妥当性を確認する際の精度も低下する傾向にある。

また、特許文献１に記載の技術では、太陽電池モジュールが日射を直接電気に変換して発電することに対して、日射計が日射を熱として検知し、その熱量から温度を用いて求められた日射強度を換算することで発電量としており、発電量の捉え方が太陽電池モジュールと異なる他、応答速度も大きく異なるため、やはり計測精度を悪化させる要因となる。これにより、太陽光発電システムの発電量の妥当性を確認する際の精度も低下する傾向にある。

本発明は、上記に鑑みてなされたものであって、系統連系型太陽光発電システムの発電量の妥当性の確認を高精度に行うことができる太陽光発電システム装置を得ることを目的とする。

上述した課題を解決し、目的を達成するために、本発明の１つの側面にかかる太陽光発電システム装置は、第１の太陽電池モジュールと前記第１の太陽電池モジュールで発生した直流電力を交流電力に変換する逆変換装置とを有し、交流系統と系統連系を行う系統連系型太陽光発電システムと、前記系統連系型太陽光発電システムとは独立した第２の太陽電池モジュールを有し、前記系統連系型太陽光発電システムの発電電気特性と前記第２の太陽電池モジュールの電気特性とを計測する計測手段とを備えたことを特徴とする。

本発明によれば、第１の太陽電池モジュールと等価な仕様（例えば、同様な仕様）の第２の太陽電池モジュールの電気特性を測定することができるため、実際に発電している太陽電池モジュールと等価な電気特性（例えば、電流）から発電電力の実績値及び予測値に相当する量を求めることができる。これにより、発電電力の実績値に相当する量及び発電電力の予測値に相当する量をそれぞれ高精度に求めることができ、系統連系型太陽光発電システムの発電量の妥当性の確認を高精度に行うことができる。

図１は、実施の形態１にかかる太陽光発電システム装置の構成を示す図である。 図２は、実施の形態２にかかる太陽光発電システム装置の構成を示す図である。 図３は、基本の形態にかかる太陽光発電システム装置の構成を示す図である。

以下に、本発明にかかる太陽光発電システム装置の実施の形態を図面に基づいて詳細に説明する。なお、この実施の形態によりこの発明が限定されるものではない。

実施の形態１．
実施の形態１にかかる太陽光発電システム装置１００について説明する前に、基本の形態にかかる太陽光発電システム装置１について図３を用いて説明する。図３は、基本の形態にかかる太陽光発電システム装置１の構成を示す図である。

太陽光発電システム装置１は、図３に示すように、系統連系型太陽光発電システム１０及び計測手段２０を備える。系統連系型太陽光発電システム１０は、太陽電池アレイ１１によって得た直流電力を逆変換装置（パワーコンディショナ）１２によって交流電力に変換し、受変電設備（交流系統）ＡＣＳと系統連系を行う。計測手段２０は、系統連系型太陽光発電システム１０の発電電気特性を計測し、系統連系型太陽光発電システム１０の発電出力の確認をする。

太陽光発電システム装置１は、系統連系型太陽光発電システム１０の発電量の妥当性を検証する。太陽電池アレイ１１では、例えば、ｎ枚の太陽電池モジュール（第１の太陽電池モジュール）１３−１〜１３−ｎが例えば直列に接続された太陽電池ストリング１４が設けられており、太陽電池ストリング１４の両端からｎ枚の太陽電池モジュール１３−１〜１３−ｎの合計の直流電力が出力される。例えば、メガソーラでは、数千枚以上（ｎ≧数千）の太陽電池モジュール１３を使用する。

太陽電池モジュール１３の電気特性には、一般的なものとして、開放電圧、短絡電流、動作電圧、動作電流、最大出力、最大出力動作電圧、最大出力動作電流などがある。またこれらの電気特性には、温度によって変化する温度特性がある。

系統連系型太陽光発電システム１０においては、例えば、同一仕様の太陽電池モジュール１３−１〜１３−ｎを直列に接続した太陽電池ストリング１４を、各太陽電池ストリング１３−１〜１３−ｎに対応する接続箱１５−１〜１５−ｎで並列に組み合わせて太陽電池アレイ１１が構成される。すなわち、太陽電池ストリング１４は、複数の接続箱１５−１〜１５−ｎを含む集電箱１６を介して逆変換装置１２へ接続される。なお、場合によっては、集電箱１６において、接続箱１５−１〜１５−ｎがさらに並列に組み合わせられていてもよい。

逆変換装置１２は、電力変換部１７及び信号変換部１８を有する。電力変換部１７は、太陽電池アレイ１１から出力された直流電力を交流電力に変換し受変電設備（交流系統）ＡＣＳへ供給する。また、信号変換部１８は、太陽電池アレイ１１側から逆変換装置１２に入力される動作電流（直流電流）を示す動作電流信号（アナログ信号）にＡ／Ｄ変換等の信号処理を施し動作電流データ（デジタル信号）を生成して計測手段２０へ供給する。

系統連系型太陽光発電システム１０の場合、逆変換装置１２により通常はＭＰＰＴ制御（最大電力追従制御）がなされているため、太陽電池モジュール１３を複数枚直並列とした太陽電池アレイ１１として、最大出力となるような、最大出力動作電圧および最大出力動作電流にて運転を行っている。

太陽電池モジュール１３の直並列のシステム構成を行う場合には、太陽電池モジュール１３の直列枚数を合わせることで、太陽電池ストリング１４の電圧を揃えるようにすることが一般的で、同一仕様の太陽電池モジュール１３であるため、これにより、太陽電池モジュール１３の個々から最大出力に近い出力が取出せることになる。

基本の形態では、計測手段２０が、系統連系型太陽光発電システム１０の発電電気特性を計測する。また、計測手段２０は、具備された測定機器により、日射情報や温度情報を取得し、系統連系型太陽光発電システム１０の発電量を予測し、太陽光発電の運転状態の診断、妥当性を確認する。

例えば、計測手段２０は、日射計２１、温度計２２、信号変換器２３、信号変換器２４、及び計測装置（データ収集装置）２５を有する。

日射計２１は、例えば、太陽電池アレイ１１の周辺であって日光を受光可能な場所に設置される。日射計２１は、太陽電池アレイ１１の付近の日射量を測定し、測定された日射量を示す日射量信号（アナログ信号）を信号変換器２３へ供給する。

温度計２２は、例えば、太陽電池アレイ１１の周辺であって日光が直接当たらない場所に設置される。温度計２２は、温度を測定し、測定された温度を示す温度信号（アナログ信号）を信号変換器２４へ供給する。

信号変換器２３は、日射量信号（アナログ信号）を日射計２１から受ける。信号変換器２３は、日射量信号にＡ／Ｄ変換等の信号処理を施し日射量データ（デジタル信号）を生成する。信号変換器２３は、生成された日射量データを計測装置２５へ供給する。

信号変換器２４は、温度信号（アナログ信号）を温度計２２から受ける。信号変換器２４は、温度信号にＡ／Ｄ変換等の信号処理を施し温度データ（デジタル信号）を生成する。信号変換器２４は、生成された温度データを計測装置２５へ供給する。

計測装置２５は、日射量データを信号変換器２３経由で日射計２１から取得し、温度データを信号変換器２４経由で温度計２２から取得する。また、計測装置２５は、太陽電池アレイ１１側から逆変換装置１２に入力される動作電流を示す動作電流データ（デジタル信号）を逆変換装置１２から取得する。

計測装置２５は、動作電流データに基づいて、系統連系型太陽光発電システム１０の発電量を求める。例えば、計測装置２５は、予め実験的に取得された係数を動作電流データに乗算することなどにより、系統連系型太陽光発電システム１０の発電電力量を発電電力量の実績値として求める。

計測装置２５は、日射量データ及び温度データに基づいて、日射強度を求める。例えば、計測装置２５は、日射量データから日射による熱量を求め、求められた熱量に、温度データに応じた係数を乗算することなどにより、日射強度を求める。計測装置２５は、求められた日射強度に、予め実験的に取得された係数を乗算することなどにより、系統連系型太陽光発電システム１０の発電電力量を発電電力量の予測値として求める。

計測装置２５は、系統連系型太陽光発電システム１０の発電電力量の実績値と発電電力量の予測値とを比較することで、系統連系型太陽光発電システム１０の太陽光発電の運転状態の診断、妥当性を確認する。例えば、計測装置２５は、系統連系型太陽光発電システム１０の発電電力量の実績値と発電電力量の予測値との差が閾値範囲内に収まっていれば、系統連系型太陽光発電システム１０の太陽光発電の運転状態が妥当であると診断できる。例えば、系統連系型太陽光発電システム１０の発電電力量の実績値と発電電力量の予測値との差が閾値範囲から外れていれば、系統連系型太陽光発電システム１０の太陽光発電の運転状態が妥当でないと診断できる。

基本の形態では、系統連系型太陽光発電システム１０の運転状態の診断、妥当性を確認するために、発電電力または発電量を予測し、実際の発電電力が予測値通りに出ているかを比較する。すなわち、発電量を予測するために、日射計２１や温度計２２などの日射や温度等の測定機器が必要となるが、これらの測定機器を使用する場合には、そのまま計測装置２５へ接続できずに、途中に信号変換器２３，２４が必要になる。この場合、日射計２１の測定精度の誤差、温度計２２の測定精度の誤差、信号変換器２３の信号変換精度の誤差、信号変換器２４の信号変換精度の誤差が計測誤差として積み上がるため、計測手段２０における計測精度が低下しやすい。これにより、系統連系型太陽光発電システム１０の発電量の妥当性を確認する際の精度も低下する傾向にある。

また、基本の形態では、太陽電池モジュール１３が日射を直接電気に変換して発電することに対して、日射計２１が日射を熱として検知し、その熱量から温度計２２で測定された温度を用いて求められた日射強度を換算することで発電量としており、発電量の捉え方が太陽電池モジュール１３と異なる。また、太陽電池モジュール１３で発電されてから計測手段２０により系統連系型太陽光発電システム１０の発電電気特性（例えば、動作電流）が計測されるまでの応答速度と、日射計２１及び温度計２２で測定されてから計測手段２０により系統連系型太陽光発電システム１０の電気特性（例えば、発電量）が予測されるまでの応答速度とが大きく異なる。このことも、やはり、計測手段２０における計測精度を低下させる要因となる。これにより、系統連系型太陽光発電システム１０の発電量の妥当性を確認する際の精度も低下する傾向にある。

そこで、実施の形態１では、図１に示すように、太陽光発電システム装置１００において、以下の工夫を行うことで、系統連系型太陽光発電システム１０の発電量の妥当性の確認を高精度に行うことを目指す。図１は、実施の形態１にかかる太陽光発電システム装置１００の構成を示す図である。以下では、基本の形態と異なる部分を中心に説明する。

具体的には、太陽光発電システム装置１００は、計測手段２０（図３参照）に代えて、計測手段１２０を備える。計測手段１２０は、太陽電池アレイ１３１、電気特性計測装置１３２、及び計測装置（データ収集装置）１２５を有する。

太陽電池アレイ１３１では、例えば、ｋ枚の太陽電池モジュール（第２の太陽電池モジュール）１３３−１〜１３３−ｋが例えば直列に接続された太陽電池ストリング１３４が設けられており、太陽電池ストリング１３４の両端からｋ枚の太陽電池モジュール１３３−１〜１３３−ｋの合計の直流電力が出力される。

電気特性計測装置１３２は、太陽電池アレイ１３１の電気特性（例えば、短絡電流等）を測定し、測定された電気特性を示す電気特性信号（アナログ信号）にＡ／Ｄ変換等の信号処理を施し電気特性データ（デジタル信号）を生成する。電気特性計測装置１３２は、生成された電気特性データを計測装置１２５へ供給する。

太陽電池アレイ１３１における各太陽電池モジュール１３３−１〜１３３−ｋは、例えば、太陽電池アレイ１１における各太陽電池モジュール１３−１〜１３−ｎと同一仕様のものが用いられる。すなわち、太陽電池アレイ１３１における太陽電池モジュール１３３−１〜１３３−ｋは、系統連系型太陽光発電システム１０とは独立した太陽電池モジュールであり、太陽電池アレイ１１における各太陽電池モジュール１３−１〜１３−ｎのリファレンスとして設けられている。

また、太陽電池アレイ１３１における太陽電池モジュール１３３−１〜１３３−ｋの個数は、例えば、太陽電池アレイ１１における各太陽電池モジュール１３−１〜１３−ｎの個数より小さくなる（ｋ＜ｎになる）ように決められている。

例えば、メガソーラでは、太陽電池アレイ１１において数千枚以上（ｎ≧数千）の太陽電池モジュール１３を使用するのに対して、太陽電池アレイ１３１において数枚（例えば、ｋ＝２〜３）の太陽電池モジュール１３３−１〜１３３−ｋを使用する。このように、メガソーラでは、例えば、数千枚以上（ｎ≧数千）の太陽電池モジュール（第１の太陽電池モジュール）１３を使用するため、数枚の太陽電池モジュール（第２の太陽電池モジュール）１３３の追加で、シンプルにより妥当な検証ができることは、有用である。

先に記載したように、太陽電池モジュール１３，１３３には、温度特性がある。太陽電池モジュール１３，１３３の温度が上昇すると、その出力電圧は小さくなる方向であり、その出力電流は大きくなる方向であるが、出力電流の変動は比較的少ない。例えば、シリコン結晶系の場合、例えば、短絡電流の変動は０．０４％／℃程度であり、動作電流の変動は０．０１％／℃程度である。

太陽電池モジュール１３，１３３の公称値は、モジュール温度２５℃における数値であるが、実際の運転状態では、直射日光を受けるため２５℃以上の温度となる。例えば、仮に、２５℃に対して４０℃だけ太陽電池モジュール１３の温度が上昇したとすると、短絡電流の場合に１．６％程度、動作電流の場合に０．４％程度、公称値に対して出力電流が増えることになる。

計測装置（データ収集装置）１２５は、系統連系型太陽光発電システム１０の発電電気特性として、逆変換装置１２から取得された動作電流データに基づいて、太陽電池アレイ１１側から逆変換装置１２に入力される動作電流を計測する。それとともに、計測手段１２０は、電気特性計測装置１３２から取得された電気特性データに基づいて、太陽電池モジュール（第２の太陽電池モジュール）１３３−１〜１３３−ｋの電気特性（例えば、短絡電流）を計測する。すなわち、計測手段１２０は、系統連系型太陽光発電システム１０の発電電気特性と、系統連系型太陽光発電システム１０とは独立した太陽電池モジュール（第２の太陽電池モジュール）１３３−１〜１３３−ｋの電気特性とを、並行して計測する。

そして、計測装置１２５は、太陽電池モジュール１３−１〜１３−ｋの最大出力動作電流と太陽電池モジュール１３３−１〜１３３−ｋの短絡電流との差と、システム容量（並列数）を加味して比較する。これにより、計測装置１２５は、モジュール温度補正を行わなくても１％程度の誤差で、系統連系型太陽光発電システム１０の発電量の妥当性の確認ができることになる。

例えば、太陽電池モジュール１３，１３３の仕様として、短絡電流９Ａ、最大出力動作電流８Ａとした場合に、系統連系型太陽光発電システム１０が１４直列１００並列でシステムが組まれているとすると、独立した太陽電池モジュール１３３の短絡電流測定値が仮に４．５Ａであれば、８Ａ／９Ａ×４．５Ａ×１００並列＝４００Ａが、系統連系型太陽光発電システム１０の発電電気特性として予測される動作電流である。この動作電流の予測値を動作電流の計測値と比較することで、日射量や温度などを計測せずに系統連系型太陽光発電システム１０の運転状況の妥当性を確認できる。

図３に示す基本の形態の場合、日射計２１を用いており、クラスにより測定精度は大きくかわるが、小さくみても２％程度の誤差を含んでおり、温度計測による誤差、信号変換による誤差などもあり、発電電力や電力量を予測した場合には、かなりの誤差を含んでいることになる。

それに対して、図１に示す実施の形態１の場合、等価な電気特性（例えば、電流）同士を計測し、比較することで妥当性を確認するため、変換誤差等も少なくなる。

系統連系型太陽光発電システム１０の発電電気特性としては、逆変換装置１２からの交流電力、交流電流、交流電圧の他、太陽電池アレイ１１側から逆変換装置１２へ入力される、直流電力、直流電圧、直流電流（動作電流）などがある。

独立した太陽電池モジュール１３３の電気特性としては、負荷がないため、直流開放電圧、直流短絡電流となるが、測定機器（電気特性計測装置１３２）により電流電圧カーブ（Ｉ−Ｖカーブ）として計測を行えば、最大出力（直流電力）や最大出力動作電圧、最大出力動作電流も計測できる。

最大出力を計測できれば、そのまま、系統連系型太陽光発電システム１０の太陽電池モジュール１３の枚数（＝ｎ）を乗じると、その時点での妥当性を確認するための予測発電量となる。

現実的には、最大出力を計測するシステムの構築が難しいため、短絡電流や開放電圧の計測をするシステムとなる。

開放電圧は、ある程度の日射強度に対しての変化率が一定ではなく、また、温度によっても大きく変動するが、短絡電流は、日射強度に対して略比例して変化する他、温度による変化も比較的小さい。このため、独立した太陽電池モジュール１３３から、短絡電流を計測すれば、温度の影響が殆どない、日射強度に応じた電流値となり、系統連系型太陽光発電システム１０の電気特性の予測が容易である。

系統連系型太陽光発電システム１０では、逆変換装置１２で運転しているため、短絡電流の計測はできないが、通常はＭＰＰＴ制御により運転しているため、最大出力動作電流の計測は可能となる。

このように、独立した太陽電池モジュール１３３の短絡電流と、系統連系型太陽光発電システム１０の最大出力動作電流とを同時並行的に計測するシステム構成は、それらの比較により、発電電力または発電量の妥当性の高精度且つ高速の確認を可能にする。

以上のように、実施の形態１では、太陽光発電システム装置１００において、系統連系型太陽光発電システム１０が、太陽電池モジュール（第１の太陽電池モジュール）１３−１〜１３−ｎで発生した直流電力を交流電力に変換して交流系統と系統連系を行う。計測手段１２０は、系統連系型太陽光発電システム１０の発電電気特性と、系統連系型太陽光発電システム１０とは独立した太陽電池モジュール（第２の太陽電池モジュール）１３３−１〜１３３−ｋの電気特性とを並行して計測する。これにより、系統連系型太陽光発電システム１０の太陽電池モジュールと等価な仕様（例えば、同様な仕様）の太陽電池モジュールの電気特性を測定することができるため、実際に発電している太陽電池モジュールと等価な電気特性（例えば、電流）から発電電力の実績値及び予測値に相当する量を求めることができる。これにより、発電電力の実績値に相当する量及び発電電力の予測値に相当する量をそれぞれ高精度に求めることができ、系統連系型太陽光発電システム１０の発電量の妥当性の確認を高精度に行うことができる。

例えば、基本の形態では、日射計２１の計測と太陽電池モジュール１３の発電電力の計測は応答時間が大きく異なり、また、日射計２１の劣化特性と太陽電池モジュール１３の劣化特性とが大きく異なる等、ずれる要因を多く含んでいる。

それに対して、実施の形態１では、例えば、太陽電池電流値について温度係数が小さいことに着目し、太陽光発電システム装置１００において、計測手段１２０が、系統連系型太陽光発電システム１０の発電電気特性として、太陽電池モジュール１３−１〜１３−ｎ側から逆変換装置１２へ入力される電流（動作電流）を計測する。また、計測手段１２０が、独立した太陽電池モジュール１３３の電気特性として短絡電流を計測する。そして、計測手段１２０が、系統連系型太陽光発電システム１０の動作電流と、独立した太陽電池モジュール１３３の短絡電流とを比較する。これにより、日射強度や温度特性も加味した太陽電池モジュールの出力比較評価を容易に行うことができ、基本の形態のような日射計２１や温度計２２を使用せずに、系統連系型太陽光発電システム１０の運転状況の妥当性の確認を高精度に行うことが可能となる。また、日射計２１や温度計２２を使用する基本の形態に比べて、測定点数も少ないため、計測誤差なども少なくでき、信頼性の高い確認が可能となる。

また、実施の形態１では、太陽光発電システム装置１００において、計測手段１２０が、独立した太陽電池モジュール１３３−１〜１３３−ｎの電気特性を、同時に複数枚分計測する。すなわち、独立した太陽電池モジュール１３３は、発電電力または発電量の妥当性を確認するためのリファレンスモジュールとなるが、リファレンスモジュール自体が異常となってしまうと、妥当性の確認ができなくなることが考えられることから、複数枚の太陽電池モジュール１３３−１〜１３３−ｋを設置することで、その状況を回避しやすくなる。

なお、実施の形態１では、独立した太陽電池モジュール１３３は、系統連系型太陽光発電システム１０の太陽電池モジュール１３と同等仕様の場合を例示しているが、必ずしも同じ形名の太陽電池モジュールということではなく、電気特性を把握していれば、同じ種類の太陽電池セルを使用して作成した小型の太陽電池モジュール１３３’（図示せず）等でもよい。

基本の形態（図３参照）のように日射計２１を用いる場合は非常に高価であるが、実施の形態１の上記変形例にように小型の太陽電池モジュール１３３’を用いる場合は、安価に用意できる可能性もあり、費用面でも有効な手段となる。

実施の形態１においては、複数枚の太陽電池モジュール１３３−１〜１３３−ｋを設置することで、リファレンスモジュールに冗長性を持たせ、妥当性の確認ができなくなる状況を回避しているが、妥当性の確認ができなくなる状況を回避するために他の対策を行ってもよい。

例えば、リファレンスモジュールは系統連系型太陽光発電システム１０の太陽電池モジュールと一緒に劣化をしていくため、劣化を加味してのモジュールとしての妥当性確認としては問題ないが、日射に対しての発電量絶対値としての評価をするためには、次のような対策が考えられる。例えば、ある程度の期間（保証期間）を経過したらリファレンスモジュール（第２の太陽電池モジュール）を測定し直し、その劣化度合いを考慮した補正係数を求め、リファレンスモジュールの測定値をその補正係数で補正しながら用いる対策が考えられる。あるいは、例えば、ある程度の期間（保証期間）を経過したら新しいリファレンスモジュールを増設していき、その新しいリファレンスモジュールの測定値を優先的に用いる対策が考えられる。あるいは、例えば、ある程度の期間（保証期間）を経過したらリファレンスモジュールを新しいリファレンスモジュールに交換する対策が考えられる。

また、発電電力または発電量の妥当性確認においては、リファレンスモジュールも系統連系型太陽光発電システム１０の太陽電池モジュールと同等の設置条件であることが好ましいことから、太陽電池アレイ１１における各太陽電池モジュール１３−１〜１３−ｎと、太陽電池アレイ１３１における各太陽電池モジュール１３３−１〜１３３−ｋとは、方位角度が互いに均等であり、傾斜角度が互いに均等であることが望ましい。

また、発電電力または発電量の妥当性確認においては、リファレンスモジュールも系統連系型太陽光発電システム１０の太陽電池モジュールと同等の負荷条件であることが好ましいことから、太陽電池アレイ１１における各太陽電池モジュール１３−１〜１３−ｎの出力インピーダンスと、太陽電池アレイ１３１における各太陽電池モジュール１３３−１〜１３３−ｋの出力インピーダンスとが互いに均等になるように、例えば、電気特性計測装置１３２の回路インピーダンスが調整されていてもよい。

あるいは、計測装置１２５は、系統連系型太陽光発電システム１０とは独立した太陽電池モジュール１３３の電気特性（例えば、短絡電流）から、系統連系型太陽光発電システム１０の発電電力の推定値を演算する機能を有していてもよい。この場合、計測装置１２５は、例えば、系統連系型太陽光発電システム１０の動作電流から、系統連系型太陽光発電システム１０の発電電力の実績値を演算する。そして、計測装置１２５は、系統連系型太陽光発電システム１０の発電電力の実績値と推定値とを比較する。この場合も、等価な電気特性（例えば、電流）から発電電力の実績値及び発電電力の予測値をそれぞれ高精度に求めることができ、系統連系型太陽光発電システム１０の発電量の妥当性の確認を高精度に行うことができる。

実施の形態２．
次に、実施の形態２にかかる太陽光発電システム装置２００について説明する。以下では、実施の形態１と異なる部分を中心に説明する。

系統連系型太陽光発電システム１０と独立した太陽電池モジュール１３３の電気特性は、それぞれに計測を行い、時間データ等でデータを同期させて比較することができれば、必ずしも同一の計測装置でなくても一緒に計測したことになるため、定期点検のときなど、一時的に太陽光発電システム装置２００の構成を構築して計測することも可能である。

そこで、実施の形態２では、系統連系型太陽光発電システム１０の発電量の妥当性の確認を定期点検のときなどに一時的に行う場合について例示的に説明する。

具体的には、太陽光発電システム装置２００は、計測手段１２０（図１参照）に代えて、計測手段２２０を備える。計測手段２２０は、計測装置１２５（図１参照）に代えて、計測装置２２５，２２６及び計測タイミング同期化手段２２７を有する。

計測装置２２６は、系統連系型太陽光発電システム１０に接続されており、例えば、系統連系型太陽光発電システム１０の発電電気特性を定常的に計測する。計測装置２２６は、例えば、図２に示すように、太陽電池アレイ１３１、電気特性計測装置１３２、計測装置２２５、及び計測タイミング同期化手段２２７を含む構成２２８が着脱可能なように構成されている。例えば、計測装置２２６は、接続インターフェース２２６ａ，２２６ｂを有する。

例えば、定常時には、計測装置２２６に構成２２８が接続されていないが、定期点検のときなどのメンテナンス時に、計測装置２２６に構成２２８が接続される。計測装置２２６に構成２２８が接続されると、計測タイミング同期化手段２２７（例えば、クロックジェネレータ）から計測装置２２５，２２６に同期化信号（例えば、クロック信号）が送信され、計測装置２２５，２２６のそれぞれにおいて同期化動作が行われる。

例えば、計測装置２２６は、同期化信号を認識すると、定常モードからメンテナンスモードに切り換わり、同期化信号に同期して系統連系型太陽光発電システム１０の発電電気特性の計測を開始する。計測装置２２５は、同期化信号に同期して、太陽電池アレイ１３１における各太陽電池モジュールの電気特性の計測を開始する。なお、このとき、太陽電池アレイ１３１及び電気特性計測装置１３２は、実施の形態１と同様に動作する。

例えば、メンテナンス時から定常時に戻る際に、計測装置２２６から構成２２８が外される。このとき、例えば、計測装置２２６は、同期化信号が閾値時間以上受信されないことに応じて、メンテナンスモードから定常モードに切り換わり、例えば、系統連系型太陽光発電システム１０の発電電気特性を定常的に計測する。

以上のように、実施の形態２では、定期点検のときなどのメンテナンス時に、系統連系型太陽光発電システム１０の発電電気特性と独立した太陽電池モジュール１３３の電気特性とを並行して計測する計測手段２２０を一時的に構成できる。これにより、計測手段２２０のためのスペースを定常的にコンパクトなものに低減できる。

以上のように、本発明にかかる太陽光発電システム装置は、太陽光発電に有用である。

１，１００，２００ 太陽光発電システム装置、１０ 系統連系型太陽光発電システム、２０，１２０，２２０ 計測手段。

Claims (7)

1. 第１の太陽電池モジュールと前記第１の太陽電池モジュールで発生した直流電力を交流電力に変換する逆変換装置とを有し、交流系統と系統連系を行う系統連系型太陽光発電システムと、
   前記系統連系型太陽光発電システムとは独立した第２の太陽電池モジュールを有し、前記系統連系型太陽光発電システムの発電電気特性と前記第２の太陽電池モジュールの電気特性とを並行して計測する計測手段と、
   を備えたことを特徴とする太陽光発電システム装置。
2. 前記計測手段は、前記系統連系型太陽光発電システムの発電電気特性として、前記第１の太陽電池モジュール側から前記逆変換装置へ入力される電流を計測する
   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装置。
3. 前記計測手段は、前記第２の太陽電池モジュールの電気特性として短絡電流を計測する
   ことを特徴とする請求項１又は２に記載の太陽光発電システム装置。
4. 前記計測手段は、前記第２の太陽電池モジュールの電気特性を、同時に複数枚分計測する
   ことを特徴とする請求項１から３のいずれか１項に記載の太陽光発電システム装置。
5. 前記計測手段は、前記第２の太陽電池モジュールの電気特性から、前記系統連系型太陽光発電システムの発電電力の予測値を演算する
   ことを特徴とする請求項１から４のいずれか１項に記載の太陽光発電システム装置。
6. 前記第２の太陽電池モジュールは、保証期間を経過した際に増設又は交換される
   ことを特徴とする請求項１から５のいずれか１項に記載の太陽光発電システム装置。
7. 前記第１の太陽電池モジュールと前記第２の太陽電池モジュールとは、方位角度が互いに均等であり、傾斜角度が互いに均等である
   ことを特徴とする請求項１から６のいずれか１項に記載の太陽光発電システム装置。

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