JP2017103892A - 太陽電池モジュールの評価装置、評価方法および評価プログラム - Google Patents
太陽電池モジュールの評価装置、評価方法および評価プログラム Download PDFInfo
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Abstract
【課題】太陽電池モジュールの評価を精度良く行うことができる太陽電池モジュールの評価装置などを提供する。【解決手段】太陽電池モジュールに関して、非発電状態における推定出力値と、発電状態における出力値との差について判定を行う判定部を備える、太陽電池モジュールの評価装置である。【選択図】図１
Description
本発明は、太陽電池モジュールの評価装置、評価方法および評価プログラムに関する。
太陽電池（セル）が知られている。複数枚の太陽電池が接続された集合体が太陽電池モジュールと呼ばれる。複数枚の太陽電池モジュールが直列または並列に接続された集合体が太陽電池ストリングまたは太陽電池アレイと呼ばれる。太陽電池発電所は、例えば、複数の太陽電池ストリングまたは太陽電池アレイが並列に接続されたシステムを備える。
例えば、太陽電池パネルの電源監視システム（特許文献１参照。）、太陽電池の特性演算方法等（参照文献２参照。）、および太陽電池モジュールの故障診断装置（特許文献３参照。）が知られている。
特許文献１に記載された電源監視システムでは、子局が、複数の太陽電池パネルの発電電圧の測定値が所定値以下となったとき、または、複数の太陽電池パネルの発電電圧の差の測定値が所定値以上となったときに、異常信号を親局に送信する。
特許文献２に記載された特性演算方法等では、基準状態の温度と日射強度における太陽電池の短絡電流、開放電圧、動作電圧、および動作電流を示すデータの入力を受け、前記データを用いて前記太陽電池ごとに、前記基準状態における前記太陽電池の特性を決定するものであって前記太陽電池ごとにばらつきをもつパラメータを算出し、前記算出されたパラメータを用いて、前記開放電圧の温度特性と逆方向飽和電流の温度特性を算出し、前記開放電圧の温度特性と前記逆方向飽和電流の温度特性から、所定の温度における前記短絡電流、前記開放電圧、前記動作電圧、および前記動作電流を算出する。
特許文献３に記載された故障診断装置では、太陽光または人工光のスペクトル状態に対応して太陽電池の故障診断を行うことと、検査光に対応して太陽電池の故障診断を行うことを選択的に行う。
特許文献１に記載された電源監視システムでは、子局が、複数の太陽電池パネルの発電電圧の測定値が所定値以下となったとき、または、複数の太陽電池パネルの発電電圧の差の測定値が所定値以上となったときに、異常信号を親局に送信する。
特許文献２に記載された特性演算方法等では、基準状態の温度と日射強度における太陽電池の短絡電流、開放電圧、動作電圧、および動作電流を示すデータの入力を受け、前記データを用いて前記太陽電池ごとに、前記基準状態における前記太陽電池の特性を決定するものであって前記太陽電池ごとにばらつきをもつパラメータを算出し、前記算出されたパラメータを用いて、前記開放電圧の温度特性と逆方向飽和電流の温度特性を算出し、前記開放電圧の温度特性と前記逆方向飽和電流の温度特性から、所定の温度における前記短絡電流、前記開放電圧、前記動作電圧、および前記動作電流を算出する。
特許文献３に記載された故障診断装置では、太陽光または人工光のスペクトル状態に対応して太陽電池の故障診断を行うことと、検査光に対応して太陽電池の故障診断を行うことを選択的に行う。
従来の技術では、太陽電池モジュールの評価が精度良く行われない場合があった。
本発明は、このような事情を考慮してなされたもので、太陽電池モジュールの評価を精度良く行うことができる太陽電池モジュールの評価装置、評価方法および評価プログラムを提供することを課題とする。
一態様として、太陽電池モジュールに関して、非発電状態における推定出力値と、発電状態における出力値との差について判定を行う判定部を備える、太陽電池モジュールの評価装置である。
一態様として、太陽電池モジュールの評価装置において、前記推定出力値と前記出力値とを比較して、前記差を取得する比較部を備える。
一態様として、太陽電池モジュールの評価装置において、前記推定出力値を演算するために使用される測定値を所定の基準に基づいて換算し、前記出力値を演算するために使用される測定値を所定の基準に基づいて換算する換算部を備え、前記比較部は、前記換算部により換算された結果に基づいて前記推定出力値および前記出力値を演算する。
一態様として、太陽電池モジュールの評価装置において、前記推定出力値を演算するために使用される測定値は、開放電圧値、短絡電流値、日射量、および盤面温度の値を含み、 前記出力値を演算するために使用される測定値は、電圧値、電流値、日射量および盤面温度を含み、前記推定出力値を演算するために使用される測定値および前記出力値を演算するために使用される測定値は、前記太陽電池モジュールに関する所定の測定単位ごとに測定された値である。
一態様として、太陽電池モジュールの評価装置において、絶縁抵抗値の測定値に基づいて、当該絶縁抵抗値が不良であるか否かを判定する絶縁抵抗不良判定部を備える。
一態様として、太陽電池モジュールの評価装置において、前記推定出力値と前記出力値とを比較して、前記差を取得する比較部を備える。
一態様として、太陽電池モジュールの評価装置において、前記推定出力値を演算するために使用される測定値を所定の基準に基づいて換算し、前記出力値を演算するために使用される測定値を所定の基準に基づいて換算する換算部を備え、前記比較部は、前記換算部により換算された結果に基づいて前記推定出力値および前記出力値を演算する。
一態様として、太陽電池モジュールの評価装置において、前記推定出力値を演算するために使用される測定値は、開放電圧値、短絡電流値、日射量、および盤面温度の値を含み、 前記出力値を演算するために使用される測定値は、電圧値、電流値、日射量および盤面温度を含み、前記推定出力値を演算するために使用される測定値および前記出力値を演算するために使用される測定値は、前記太陽電池モジュールに関する所定の測定単位ごとに測定された値である。
一態様として、太陽電池モジュールの評価装置において、絶縁抵抗値の測定値に基づいて、当該絶縁抵抗値が不良であるか否かを判定する絶縁抵抗不良判定部を備える。
一態様として、太陽電池モジュールに関して、非発電状態における推定出力値と、発電状態における出力値との差について判定を行う、太陽電池モジュールの評価方法である。
一態様として、太陽電池モジュールに関して、非発電状態における推定出力値と、発電状態における出力値との差について判定を行うステップ、をコンピュータに実行させるための評価プログラムである。
一態様として、太陽電池モジュールに関して、非発電状態における推定出力値と、発電状態における出力値との差について判定を行うステップ、をコンピュータに実行させるための評価プログラムである。
本発明によれば、太陽電池モジュールの評価を精度良く行うことができる。
本発明の実施形態について図面を参照して詳細に説明する。
＜システムの概要＞
図１は、本発明の一実施形態に係る太陽電池システム１１を示し、評価システム１２の概略的な構成を示すブロック図である。
太陽電池システム１１は、屋外に設置されている。
評価システム１２は、測定部３１と、評価装置２１と、記憶部３６を備える。
評価装置２１は、絶縁抵抗不良判定部３２と、換算部３３と、比較部３４と、判定部３５を備える。
図１は、本発明の一実施形態に係る太陽電池システム１１を示し、評価システム１２の概略的な構成を示すブロック図である。
太陽電池システム１１は、屋外に設置されている。
評価システム１２は、測定部３１と、評価装置２１と、記憶部３６を備える。
評価装置２１は、絶縁抵抗不良判定部３２と、換算部３３と、比較部３４と、判定部３５を備える。
図２は、本発明の一実施形態に係る太陽電池システム１１の概略的な構成を示すブロック図である。
太陽電池システム１１は、接続箱１０１と、複数の太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎを備える（ｎは２以上の整数）。
接続箱１０１は、複数の太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎの配線を幾つかにまとめて、パワーコンディショナ（図示せず）に接続する機能を有する。
太陽電池システム１１は、接続箱１０１と、複数の太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎを備える（ｎは２以上の整数）。
接続箱１０１は、複数の太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎの配線を幾つかにまとめて、パワーコンディショナ（図示せず）に接続する機能を有する。
本実施形態では、ｎ個の太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎから太陽電池ストリング１２１−１が構成されている。同様に、ｎ個の太陽電池モジュール１１２−１〜１１２−ｎから太陽電池ストリング１２１−２が構成されており、ｎ個の太陽電池モジュール１１３−１〜１１３−ｎから太陽電池ストリング１２１−３が構成されている。また、接続箱１０１には、Ｎ個の太陽電池ストリング１２１−１〜１２１−Ｎが接続されている（Ｎは２以上の整数）。本実施形態では、Ｎ＝３である。
なお、本実施形態では、太陽電池ストリング１２１−１〜１２１−３において、複数の太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎが直列に接続されるが、他の構成例として、並列に接続されてもよい。
また、他の構成例として、太陽電池モジュールの接続数が異なる複数の太陽電池ストリングが用いられてもよい。この場合、例えば、ＤＣ（Ｄｉｒｅｃｔ Ｃｕｒｒｅｎｔ）−ＤＣコンバータを使用して、複数の太陽電池ストリングについて、電圧を揃える機能が備えられてもよい。
また、他の構成例として、太陽電池モジュールの接続数が異なる複数の太陽電池ストリングが用いられてもよい。この場合、例えば、ＤＣ（Ｄｉｒｅｃｔ Ｃｕｒｒｅｎｔ）−ＤＣコンバータを使用して、複数の太陽電池ストリングについて、電圧を揃える機能が備えられてもよい。
本実施形態では、太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎを診断する場合に、個々の太陽電池ストリング１２１−１、１２１−２、１２１−３ごとを測定単位として、評価システム１２が測定および判定などを行う。
なお、他の測定単位が用いられてもよい。
なお、他の測定単位が用いられてもよい。
ここで、本実施形態では、評価システム１２が、ＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎｉｔ）などのプロセッサにより、記憶部３６に記憶されたプログラムを実行することで、太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎの診断処理を（自動的に）行う場合を示す。
他の構成例として、評価システム１２が複数の装置から構成されてもよく、この場合、評価システム１２が有する機能が当該複数の装置に分散される。また、この場合、任意の装置が人により操作される構成、任意の装置により得られた情報が人により他の任意の装置に入力される構成、任意の装置を備える代わりに当該装置の機能と同等な処理を人により行う構成のうちの１以上が用いられてもよい。
このように、本実施形態では、評価システム１２が診断処理を自動的に行う場合を示すが、他の構成例として、任意の数の装置により同等な診断処理が行われてもよく、また、人の作業により行われる処理が含まれてもよい。
他の構成例として、評価システム１２が複数の装置から構成されてもよく、この場合、評価システム１２が有する機能が当該複数の装置に分散される。また、この場合、任意の装置が人により操作される構成、任意の装置により得られた情報が人により他の任意の装置に入力される構成、任意の装置を備える代わりに当該装置の機能と同等な処理を人により行う構成のうちの１以上が用いられてもよい。
このように、本実施形態では、評価システム１２が診断処理を自動的に行う場合を示すが、他の構成例として、任意の数の装置により同等な診断処理が行われてもよく、また、人の作業により行われる処理が含まれてもよい。
＜処理フローの概要＞
図３は、本発明の一実施形態に係る太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎの診断処理の手順の一例を示すフローチャートである。
図３は、本発明の一実施形態に係る太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎの診断処理の手順の一例を示すフローチャートである。
（ステップＳ１）
評価システム１２では、太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎの診断処理を開始する。この開始のタイミングは、例えば、定期的なタイミング、または、人により指示されたときのタイミングなどのうちの１以上であってもよい。
ステップＳ２の処理へ移行する。
評価システム１２では、太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎの診断処理を開始する。この開始のタイミングは、例えば、定期的なタイミング、または、人により指示されたときのタイミングなどのうちの１以上であってもよい。
ステップＳ２の処理へ移行する。
（ステップＳ２）
評価システム１２では、フィールド上での実測を行う。
測定部３１は、屋外に設置されている太陽電池システム１１の測定単位（本実施形態では、太陽電池ストリング１２１−１〜１２１−３）ごとに、測定した開放電圧値Ｖ１（＝Ｖ１、とする）［Ｖ：ボルト］、測定した短絡電流値Ｉ１（＝Ｉ１、とする）［Ａ：アンペア］、絶縁抵抗値Ｍ１（＝Ｍ、とする）［Ω：オーム］、日射量（放射照度）Ｓ１（＝Ｓｕ、とする）［Ｗ／ｍ２］、盤面温度（太陽電池モジュールの温度）Ｔ１（＝Ｔｂ、とする）［℃］を測定する。なお、日射量Ｓｕ、盤面温度Ｔｂのうちの１以上は、例えば、複数の測定単位に共通に測定されてもよい。
また、測定部３１は、測定単位ごとに、発電状態（測定単位が発電している状態）における電圧値Ｖｐｍａｘ［Ｖ］および電流値Ｉｐｍａｘ［Ａ］を測定する。なお、本実施形態では、電圧値Ｖｐｍａｘおよび電流値Ｉｐｍａｘとして、これらを乗算して得られる電力値をＳＴＣ補正した最大（または、略最大）となる値が用いられている。
また、測定部３１は、太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎについて、接続されている直列モジュール枚数ｎｓおよび並列モジュール枚数ｎｐを測定する。なお、直列モジュール枚数ｎｓおよび並列モジュール枚数ｎｐが記憶部３６に記憶されている場合などのように把握されているときには、その測定が行われなくてもよい。
これらの測定項目について測定部３１により測定された結果の情報は、記憶部３６に記憶される。
ステップＳ３の処理へ移行する。
評価システム１２では、フィールド上での実測を行う。
測定部３１は、屋外に設置されている太陽電池システム１１の測定単位（本実施形態では、太陽電池ストリング１２１−１〜１２１−３）ごとに、測定した開放電圧値Ｖ１（＝Ｖ１、とする）［Ｖ：ボルト］、測定した短絡電流値Ｉ１（＝Ｉ１、とする）［Ａ：アンペア］、絶縁抵抗値Ｍ１（＝Ｍ、とする）［Ω：オーム］、日射量（放射照度）Ｓ１（＝Ｓｕ、とする）［Ｗ／ｍ２］、盤面温度（太陽電池モジュールの温度）Ｔ１（＝Ｔｂ、とする）［℃］を測定する。なお、日射量Ｓｕ、盤面温度Ｔｂのうちの１以上は、例えば、複数の測定単位に共通に測定されてもよい。
また、測定部３１は、測定単位ごとに、発電状態（測定単位が発電している状態）における電圧値Ｖｐｍａｘ［Ｖ］および電流値Ｉｐｍａｘ［Ａ］を測定する。なお、本実施形態では、電圧値Ｖｐｍａｘおよび電流値Ｉｐｍａｘとして、これらを乗算して得られる電力値をＳＴＣ補正した最大（または、略最大）となる値が用いられている。
また、測定部３１は、太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎについて、接続されている直列モジュール枚数ｎｓおよび並列モジュール枚数ｎｐを測定する。なお、直列モジュール枚数ｎｓおよび並列モジュール枚数ｎｐが記憶部３６に記憶されている場合などのように把握されているときには、その測定が行われなくてもよい。
これらの測定項目について測定部３１により測定された結果の情報は、記憶部３６に記憶される。
ステップＳ３の処理へ移行する。
ここで、本実施形態では、非発電状態（測定単位が発電していない状態）における開放電圧値Ｖｏｃおよび短絡電流値Ｉｓｃを測定し、また、発電状態における電圧値Ｖｐｍａｘおよび電流値Ｉｐｍａｘを測定する。例えば、非発電状態では負荷が接続されず、発電状態では負荷が接続される。なお、開放電圧値Ｖｏｃは、太陽電池モジュールの回路構成をしていない状態で電圧値を測定した場合の測定値を示す。
また、上記の値を測定する方法および測定する機器等に関しては、特に制限はなく、公知の方法あるいは公知の装置等が使用されてもよい。例えば、フィールドにおいて人力で測定する方法、または、あらかじめ自動的に測定を行う装置を設置しておき、自動的に測定を行う方法等が使用されてもよい。
また、上記の値を測定する方法および測定する機器等に関しては、特に制限はなく、公知の方法あるいは公知の装置等が使用されてもよい。例えば、フィールドにおいて人力で測定する方法、または、あらかじめ自動的に測定を行う装置を設置しておき、自動的に測定を行う方法等が使用されてもよい。
（ステップＳ３）
絶縁抵抗不良判定部３２は、測定部３１により測定された結果の情報に基づいて、絶縁抵抗値Ｍが不良であるか否かを判定する。
本実施形態では、絶縁抵抗不良判定部３２は、絶縁抵抗値Ｍが所定の基準内である場合には、絶縁抵抗値Ｍは良好であると判定する。この場合、ステップＳ４の処理へ移行する。
一方、本実施形態では、絶縁抵抗不良判定部３２は、絶縁抵抗値Ｍが所定の基準外である場合には、絶縁抵抗値Ｍは不良であると判定する。この場合、ステップＳ７の処理へ移行する。つまり、絶縁抵抗値Ｍは不良であると判定した場合には、本処理を終了する。
ここで、この判定では、所定の基準を定める所定の基準情報が用いられる。当該基準情報は、記憶部３６に記憶されている。
この判定の結果の情報は、記憶部３６に記憶される。
絶縁抵抗不良判定部３２は、測定部３１により測定された結果の情報に基づいて、絶縁抵抗値Ｍが不良であるか否かを判定する。
本実施形態では、絶縁抵抗不良判定部３２は、絶縁抵抗値Ｍが所定の基準内である場合には、絶縁抵抗値Ｍは良好であると判定する。この場合、ステップＳ４の処理へ移行する。
一方、本実施形態では、絶縁抵抗不良判定部３２は、絶縁抵抗値Ｍが所定の基準外である場合には、絶縁抵抗値Ｍは不良であると判定する。この場合、ステップＳ７の処理へ移行する。つまり、絶縁抵抗値Ｍは不良であると判定した場合には、本処理を終了する。
ここで、この判定では、所定の基準を定める所定の基準情報が用いられる。当該基準情報は、記憶部３６に記憶されている。
この判定の結果の情報は、記憶部３６に記憶される。
具体例として、絶縁抵抗値Ｍを所定の定格絶縁抵抗値Ｍ２と比較して、絶縁抵抗値Ｍが定格絶縁抵抗値Ｍ２以上であるか否かを判定する。本例では、定格絶縁抵抗値Ｍ２以上が基準内となり、定格絶縁抵抗値Ｍ２未満が基準外となる。この判定の結果、絶縁抵抗値Ｍが定格絶縁抵抗値Ｍ２未満である場合には、直ちに、太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎに故障あるいは劣化があると判定することができる。
ここで、定格絶縁抵抗値Ｍ２は、所定の基準情報により定められている。所定の基準情報は、例えば、ＪＩＳ規格などの情報であってもよく、または、太陽電池モジュールメーカーにおいて太陽電池モジュールについて規定されている情報であってもよい。
ここで、定格絶縁抵抗値Ｍ２は、所定の基準情報により定められている。所定の基準情報は、例えば、ＪＩＳ規格などの情報であってもよく、または、太陽電池モジュールメーカーにおいて太陽電池モジュールについて規定されている情報であってもよい。
（ステップＳ４）
換算部３３は、測定部３１により測定された結果の情報を、基準値（ＳＴＤ値）へ換算（補正）する。
ここで、この換算では、所定の固有パラメータが用いられる。この固有パラメータは、日射量Ｓｕ［Ｗ／ｍ２］の基準値Ｓ２、盤面温度Ｔｂ［℃］の基準値Ｔ２、電圧温度係数β、電流温度係数αである。当該固有パラメータは、記憶部３６に記憶されている。
この換算の結果の情報は、記憶部３６に記憶される。
ステップＳ５の処理へ移行する。
換算部３３は、測定部３１により測定された結果の情報を、基準値（ＳＴＤ値）へ換算（補正）する。
ここで、この換算では、所定の固有パラメータが用いられる。この固有パラメータは、日射量Ｓｕ［Ｗ／ｍ２］の基準値Ｓ２、盤面温度Ｔｂ［℃］の基準値Ｔ２、電圧温度係数β、電流温度係数αである。当該固有パラメータは、記憶部３６に記憶されている。
この換算の結果の情報は、記憶部３６に記憶される。
ステップＳ５の処理へ移行する。
ここで、換算式の具体例を示す。
まず、短絡電流値Ｉｓｃの換算に関して説明する。
測定された日射量Ｓｕ、短絡電流値Ｉ１および盤面温度Ｔｂの値を式（１）に代入して、補正電流値Ｉ２ｃａｌを算出する。
まず、短絡電流値Ｉｓｃの換算に関して説明する。
測定された日射量Ｓｕ、短絡電流値Ｉ１および盤面温度Ｔｂの値を式（１）に代入して、補正電流値Ｉ２ｃａｌを算出する。
［数１］
Ｉ２ｃａｌ
＝Ｉ１＋Ｉｓｃ・［（Ｓ２／Ｓｕ）−１］＋α・（Ｔ２−Ｔｂ）
・・（１）
Ｉ２ｃａｌ
＝Ｉ１＋Ｉｓｃ・［（Ｓ２／Ｓｕ）−１］＋α・（Ｔ２−Ｔｂ）
・・（１）
式（１）において、短絡電流値Ｉ１、日射量Ｓｕおよび盤面温度Ｔｂは実測値である。Ｓ２＝１０００［Ｗ／ｍ２］であり、Ｔ２は２５［℃］である。
ここで、電流温度係数αは、例えば、ＪＩＳ Ｃ ８９１６に準拠し、ステップＳ２の処理において測定された並列に接続された太陽電池モジュール枚数ｎｐを使用して算出される。通常、電流温度係数αの値は、太陽電池モジュールメーカーから太陽電池モジュールに関して公表されている。電流温度係数αが、メーカーから公表されている場合または他の手法により把握されている場合には、ステップＳ２の処理において、太陽電池モジュール枚数ｎｐを測定しなくてもよい。
ここで、電流温度係数αは、例えば、ＪＩＳ Ｃ ８９１６に準拠し、ステップＳ２の処理において測定された並列に接続された太陽電池モジュール枚数ｎｐを使用して算出される。通常、電流温度係数αの値は、太陽電池モジュールメーカーから太陽電池モジュールに関して公表されている。電流温度係数αが、メーカーから公表されている場合または他の手法により把握されている場合には、ステップＳ２の処理において、太陽電池モジュール枚数ｎｐを測定しなくてもよい。
次に、開放電圧値Ｖｏｃの換算に関して説明する。
測定された開放電圧値Ｖ１、短絡電流値Ｉｓｃおよび盤面温度Ｔｂの値を式（２）に代入して、補正電圧値Ｖ２ｃａｌを算出する。
測定された開放電圧値Ｖ１、短絡電流値Ｉｓｃおよび盤面温度Ｔｂの値を式（２）に代入して、補正電圧値Ｖ２ｃａｌを算出する。
［数２］
Ｖ２ｃａｌ
＝Ｖ１＋β・（Ｔ２−Ｔｂ）−Ｒｓ・（Ｉ２−Ｉｓｃ）−Ｋ・Ｉ２・（Ｔ２−Ｔｂ）
・・（２）
Ｖ２ｃａｌ
＝Ｖ１＋β・（Ｔ２−Ｔｂ）−Ｒｓ・（Ｉ２−Ｉｓｃ）−Ｋ・Ｉ２・（Ｔ２−Ｔｂ）
・・（２）
式（２）において、開放電圧値Ｖ１、短絡電流値Ｉ２および盤面温度Ｔｂは実測値である。Ｔ２は２５［℃］であり、Ｉ２は盤面温度ＴｂがＴ２＝２５［℃］で日射量ＳｕがＳ２＝１０００［Ｗ／ｍ２］である条件下（基準状態）における短絡電流値（定格電流値）である。計算式上では、Ｉ２は、Ｉｓｃに対する基準状態の換算値となる。また、Ｒｓは所定の直流抵抗値であり、Ｋは所定の曲線補正因子である。短絡電流値Ｉ２、直流抵抗値Ｒｓ、曲線補正因子Ｋの値は記憶部３６に記憶されている。
ここで、電圧温度係数βは、例えば、ＪＩＳ Ｃ ８９１６に準拠し、ステップＳ２の処理において測定された直列に接続された太陽電池モジュール枚数ｎｓを使用して算出される。また、直流抵抗値Ｒｓおよび曲線補正因子Ｋの値は、いずれも、例えば、ＪＩＳ Ｃ ８９１３に準拠して測定することができる。通常、短絡電流値Ｉ２、電圧温度係数β、直流抵抗値Ｒｓおよび曲線補正因子Ｋの値は、いずれも、太陽電池モジュールメーカーから太陽電池モジュールに関して公表されている。電圧温度係数βが、メーカーから公表されている場合または他の手法により把握されている場合には、ステップＳ２の処理において、太陽電池モジュール枚数ｎｓを測定しなくてもよい。
次に、電流値Ｉｐｍａｘの換算に関して説明する。
ステップＳ２の処理において測定された発電状態における電流値Ｉｐｍａｘを、式（３）に代入して、補正した電流値Ｉｐｍａｘｃａｌを算出する。なお、式（３）は、式（１）と同様な式である。
ステップＳ２の処理において測定された発電状態における電流値Ｉｐｍａｘを、式（３）に代入して、補正した電流値Ｉｐｍａｘｃａｌを算出する。なお、式（３）は、式（１）と同様な式である。
［数３］
Ｉｐｍａｘｃａｌ
＝Ｉｐｍａｘ＋Ｉ２ｃａｌ・［（Ｓ２／Ｓｕ）−１］＋α・（Ｔ２−Ｔｂ）
・・（３）
Ｉｐｍａｘｃａｌ
＝Ｉｐｍａｘ＋Ｉ２ｃａｌ・［（Ｓ２／Ｓｕ）−１］＋α・（Ｔ２−Ｔｂ）
・・（３）
次に、電圧値Ｖｐｍａｘの換算に関して説明する。
ステップＳ２の処理において測定された発電状態における電圧値Ｖｐｍａｘを、式（４）に代入して、補正した電圧値Ｖｐｍａｘｃａｌを算出する。なお、式（４）は、式（２）と同様な式である。
ステップＳ２の処理において測定された発電状態における電圧値Ｖｐｍａｘを、式（４）に代入して、補正した電圧値Ｖｐｍａｘｃａｌを算出する。なお、式（４）は、式（２）と同様な式である。
［数４］
Ｖｐｍａｘｃａｌ
＝Ｖｐｍａｘ＋β・（Ｔ２−Ｔｂ）−Ｒｓ・（Ｉ２ｃａｌ−Ｉｐｍａｘ）
−Ｋ・Ｉ２ｃａｌ・（Ｔ２−Ｔｂ）
・・（４）
Ｖｐｍａｘｃａｌ
＝Ｖｐｍａｘ＋β・（Ｔ２−Ｔｂ）−Ｒｓ・（Ｉ２ｃａｌ−Ｉｐｍａｘ）
−Ｋ・Ｉ２ｃａｌ・（Ｔ２−Ｔｂ）
・・（４）
ここで、非発電状態に関する式（１）および式（２）の演算で用いられる日射量Ｓｕ（測定値）と、発電状態に関する式（３）および式（４）の演算で用いられる日射量Ｓｕ（測定値）とは、例えば、同じ値（共通な測定値）が用いられてもよく、または、異なる値（それぞれについての測定値）が用いられてもよい。
また、非発電状態に関する式（１）および式（２）の演算で用いられる盤面温度Ｔｂ（測定値）と、発電状態に関する式（３）および式（４）の演算で用いられる盤面温度Ｔｂ（測定値）とは、例えば、同じ値（共通な測定値）が用いられてもよく、または、異なる値（それぞれについての測定値）が用いられてもよい。
また、非発電状態に関する式（１）および式（２）の演算で用いられる盤面温度Ｔｂ（測定値）と、発電状態に関する式（３）および式（４）の演算で用いられる盤面温度Ｔｂ（測定値）とは、例えば、同じ値（共通な測定値）が用いられてもよく、または、異なる値（それぞれについての測定値）が用いられてもよい。
（ステップＳ５）
比較部３４は、換算部３３により換算された値について比較を行う。
比較部３４は、非発電状態における測定値が換算された値と、発電状態における測定値が換算された値とを比較する。これにより、本実施形態では、精度の良い評価を図る。
また、本実施形態では、それ以外の評価として、比較部３４は、換算部３３により換算された値を所定の基準値と比較する。所定の基準値としては、本実施形態では、工場出荷時の基準値が用いられる。この基準値は、開放電圧値ＶＯＣ［Ｖ］の基準値、短絡電流値Ｉｓｃ［Ａ］の基準値を含み、さらに、最大出力値Ｐｍａｘ［Ｗ］、最大動作電圧値Ｖｍｐｐ［Ｖ］、最大動作電流値Ｉｍｐｐ［Ａ］を含む。これらの基準値は、記憶部３６に記憶されている。
これらの比較の結果の情報は、記憶部３６に記憶される。
ステップＳ６の処理へ移行する。
比較部３４は、換算部３３により換算された値について比較を行う。
比較部３４は、非発電状態における測定値が換算された値と、発電状態における測定値が換算された値とを比較する。これにより、本実施形態では、精度の良い評価を図る。
また、本実施形態では、それ以外の評価として、比較部３４は、換算部３３により換算された値を所定の基準値と比較する。所定の基準値としては、本実施形態では、工場出荷時の基準値が用いられる。この基準値は、開放電圧値ＶＯＣ［Ｖ］の基準値、短絡電流値Ｉｓｃ［Ａ］の基準値を含み、さらに、最大出力値Ｐｍａｘ［Ｗ］、最大動作電圧値Ｖｍｐｐ［Ｖ］、最大動作電流値Ｉｍｐｐ［Ａ］を含む。これらの基準値は、記憶部３６に記憶されている。
これらの比較の結果の情報は、記憶部３６に記憶される。
ステップＳ６の処理へ移行する。
これらの比較の処理について、より詳しく説明する。
ステップＳ４の処理において算出された補正電圧値Ｖ２ｃａｌおよび補正電流値Ｉ２ｃａｌを式（５）に代入して、推定出力値Ｐｍａｘｃａｌを算出する。
ステップＳ４の処理において算出された補正電圧値Ｖ２ｃａｌおよび補正電流値Ｉ２ｃａｌを式（５）に代入して、推定出力値Ｐｍａｘｃａｌを算出する。
［数５］
Ｐｍａｘｃａｌ＝Ｖ２ｃａｌ・Ｉ２ｃａｌ・ＦＦ
・・（５）
Ｐｍａｘｃａｌ＝Ｖ２ｃａｌ・Ｉ２ｃａｌ・ＦＦ
・・（５）
式（５）は、ＪＩＳ Ｃ ８９１３．６．４（４）の式を等価的に変形して得たものである。式（５）において、Ｐｍａｘｃａｌは補正された推定出力値であり、Ｖ２ｃａｌはＶｏｃの補正値であり、Ｉ２ｃａｌはＩｓｃの補正値である。また、ＦＦは曲線因子を表し、この値は記憶部３６に記憶されている。曲線因子ＦＦの値は、通常、太陽電池モジュールメーカーから太陽電池モジュールに関して公表されており、その値を用いることができる。なお、曲線因子ＦＦの値として、他の値が用いられてもよい。
また、ステップＳ２の処理において測定された発電状態における電圧値Ｖｐｍａｘおよび電流値Ｉｐｍａｘが換算された補正電圧値Ｖｐｍａｘｃａｌおよび補正電流値Ｉｐｍａｘｃａｌを、式（６）に代入して、発電状態における補正した出力値Ｐｍａｘを算出する。
［数６］
Ｐｍａｘ＝Ｖｐｍａｘｃａｌ・Ｉｐｍａｘｃａｌ
・・（６）
Ｐｍａｘ＝Ｖｐｍａｘｃａｌ・Ｉｐｍａｘｃａｌ
・・（６）
そして、式（５）で算出された非発電状態（発電していない状態）における推定出力値Ｐｍａｘｃａｌと、式（６）で算出された発電状態における出力値Ｐｍａｘとを比較して、これらの誤差を取得する。
また、本実施形態では、式（２）により算出された補正電圧値Ｖ２ｃａｌ、式（１）により算出された補正電流値Ｉ２ｃａｌ、および、式（５）により算出された推定出力値Ｐｍａｘｃａｌの各々の値を、それぞれ、定格電圧値Ｖ２、定格電流値Ｉ２、および、定格出力値Ｐ２ｍａｘの各々の値と比較して、その誤差を評価する。定格電圧値Ｖ２は盤面温度ＴｂがＴ２＝２５［℃］で日射量ＳｕがＳ２＝１０００［Ｗ／ｍ２］である条件下（基準状態）における開放電圧値である。計算式上では、定格電圧値Ｖ２は、開放電圧値Ｖｏｃに対する基準状態の換算値となる。定格出力値Ｐ２ｍａｘは盤面温度ＴｂがＴ２＝２５［℃］で日射量ＳｕがＳ２＝１０００［Ｗ／ｍ２］である条件下（基準状態）における最大出力値である。
ここで、定格電圧値Ｖ２、定格電流値Ｉ２、および、定格出力値Ｐ２ｍａｘの各々の値は、いずれも、例えば、太陽電池モジュールメーカーにおいて太陽電池モジュールについて規定されており、その値を用いることができる。なお、これらの値として、他の値が用いられてもよい。
また、算出された発電状態における補正電圧値Ｖｐｍａｘｃａｌ、補正電流値Ｉｐｍａｘｃａｌ、および、補正した出力値Ｐｍａｘの各々の値と、定格電圧値Ｖ２、定格電流値Ｉ２、および、定格出力値Ｐ２ｍａｘの各々の値とを比較して、その誤差を評価してもよい。
ここで、定格電圧値Ｖ２、定格電流値Ｉ２、および、定格出力値Ｐ２ｍａｘの各々の値は、いずれも、例えば、太陽電池モジュールメーカーにおいて太陽電池モジュールについて規定されており、その値を用いることができる。なお、これらの値として、他の値が用いられてもよい。
また、算出された発電状態における補正電圧値Ｖｐｍａｘｃａｌ、補正電流値Ｉｐｍａｘｃａｌ、および、補正した出力値Ｐｍａｘの各々の値と、定格電圧値Ｖ２、定格電流値Ｉ２、および、定格出力値Ｐ２ｍａｘの各々の値とを比較して、その誤差を評価してもよい。
（ステップＳ６）
判定部３５は、比較部３４による比較の結果の情報に基づいて、所定の基準情報に従って、当該結果が所定の基準内であるか否かを判定する。当該所定の基準情報は、例えば、記憶部３６に記憶されている。
この判定の結果の情報は、記憶部３６に記憶される。
ステップＳ７の処理へ移行する。
判定部３５は、比較部３４による比較の結果の情報に基づいて、所定の基準情報に従って、当該結果が所定の基準内であるか否かを判定する。当該所定の基準情報は、例えば、記憶部３６に記憶されている。
この判定の結果の情報は、記憶部３６に記憶される。
ステップＳ７の処理へ移行する。
この判定の処理について、より詳しく説明する。
式（５）で算出された非発電状態（発電していない状態）における推定出力値Ｐｍａｘｃａｌと、式（６）で算出された発電状態における出力値Ｐｍａｘとを比較した結果について、これらの誤差に関する判定を行う。すなわち、当該誤差が所定の閾値以下である（所定の基準内である）場合には、太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎの故障あるいは劣化が発生していないと推測され、そのように判定する。一方、当該誤差が所定の閾値より大きい（所定の基準外である）場合には、太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎの故障あるいは劣化が発生していると推測され、そのように判定する。
式（５）で算出された非発電状態（発電していない状態）における推定出力値Ｐｍａｘｃａｌと、式（６）で算出された発電状態における出力値Ｐｍａｘとを比較した結果について、これらの誤差に関する判定を行う。すなわち、当該誤差が所定の閾値以下である（所定の基準内である）場合には、太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎの故障あるいは劣化が発生していないと推測され、そのように判定する。一方、当該誤差が所定の閾値より大きい（所定の基準外である）場合には、太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎの故障あるいは劣化が発生していると推測され、そのように判定する。
また、本実施形態では、定格電圧値Ｖ２、定格電流値Ｉ２、および、定格出力値Ｐ２ｍａｘの各々の値に関する比較の結果、すべての誤差の値が、所定の基準内である場合には、太陽電池モジュールの故障および劣化が無いと判定する。一方、いずれか一つの値について、所定の基準外である場合には、太陽電池モジュールに故障あるいは劣化があると判定する。ここで、例えば、所定の基準内は所定の閾値以下であり、所定の基準外は所定の閾値より大きいことであり、閾値は各値（定格電圧値Ｖ２、定格電流値Ｉ２、および、定格出力値Ｐ２ｍａｘ）ごとに異なっていてもよい。
（ステップＳ７）
評価システム１２では、本処理を終了する。
評価システム１２では、本処理を終了する。
ここで、ステップＳ３の処理で用いられる基準情報およびステップＳ６の処理で用いられる基準情報として、一例として、ＪＩＳ８９１８ ７に記載された基準情報が用いられてもよい。これは、ＪＩＳ Ｃ ８９９０の１０．６［基準状態（ＳＴＣ）及びＮＯＣＴにおける特性］の基準状態による。
具体的には、次の基準である。
開放電圧の値は、公称開放電圧の値の±１０％以内であることが基準である。
短絡電流の値は、公称短絡電流の値の９０％以上であることが基準である。
最大出力の値は、公称最大出力の値の９０％以上であることが基準である。
内線規程（ＪＥＡＣ８００１−２０００）１３４５を考慮する。
絶縁抵抗の値は、３００Ｖ以下のときは０．２ＭΩ以上であることが基準であり、３００Ｖ以上のときは０．４ＭΩ以上であることが基準である。
なお、基準情報としては、これに限られず、任意の値が用いられてもよい。
具体的には、次の基準である。
開放電圧の値は、公称開放電圧の値の±１０％以内であることが基準である。
短絡電流の値は、公称短絡電流の値の９０％以上であることが基準である。
最大出力の値は、公称最大出力の値の９０％以上であることが基準である。
内線規程（ＪＥＡＣ８００１−２０００）１３４５を考慮する。
絶縁抵抗の値は、３００Ｖ以下のときは０．２ＭΩ以上であることが基準であり、３００Ｖ以上のときは０．４ＭΩ以上であることが基準である。
なお、基準情報としては、これに限られず、任意の値が用いられてもよい。
また、上記した各値の算出、比較、判定などの処理では、例えば、各値をフィールドにおいて人力で測定する方法を採用した場合には、各値をコンピュータに入力して算出、比較、判定などすることが可能である。また、例えば、あらかじめ自動的に測定を行う装置を設置しておき、自動的に測定を行う方法を採用した場合には、各値を自動的にコンピュータに入力して算出、比較、判定などすることが可能である。いずれの方法においても、太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎの故障および劣化の有無の診断をコンピュータにより実施することができる。また、計算結果の値などをグラフ等に表示して診断することも可能である。
＜太陽電池モジュールの診断処理の具体例＞
（第１の具体例）
図４および図５を参照して、太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎに故障等が無い場合について具体例を示す。
本例では、下記の値を用いている。
電流温度係数α＝＋０．０１２５［Ａ／℃］
電圧温度係数β＝−０．１２［Ａ／℃］
直流抵抗値Ｒｓ＝０．３５［Ω］
曲線補正因子Ｋ＝０．０００１
曲線因子ＦＦ＝７４
盤面温度Ｔｂ＝２２．５［℃］
（第１の具体例）
図４および図５を参照して、太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎに故障等が無い場合について具体例を示す。
本例では、下記の値を用いている。
電流温度係数α＝＋０．０１２５［Ａ／℃］
電圧温度係数β＝−０．１２［Ａ／℃］
直流抵抗値Ｒｓ＝０．３５［Ω］
曲線補正因子Ｋ＝０．０００１
曲線因子ＦＦ＝７４
盤面温度Ｔｂ＝２２．５［℃］
図４は、本発明の一実施形態に係る測定結果テーブル１００１の第１の例（故障等が無い場合）を示す図である。測定結果テーブル１００１の情報は、記憶部３６に記憶される。
本例の測定結果テーブル１００１では、測定単位の番号（Ｎｏ．）に対応付けられて、開放電圧値Ｖ１、短絡電流値Ｉ１、絶縁抵抗値Ｍ、日射量Ｓｕが格納される。さらに、本例の測定結果テーブル１００１では、測定単位の番号（Ｎｏ．）に対応付けられて、発電状態における電圧値Ｖｐｍａｘ、電流値Ｉｐｍａｘ、および日射量Ｓｕ（当該日射量Ｓｕは省略されてもよい。）が格納される。
本例の測定結果テーブル１００１では、測定単位の番号（Ｎｏ．）に対応付けられて、開放電圧値Ｖ１、短絡電流値Ｉ１、絶縁抵抗値Ｍ、日射量Ｓｕが格納される。さらに、本例の測定結果テーブル１００１では、測定単位の番号（Ｎｏ．）に対応付けられて、発電状態における電圧値Ｖｐｍａｘ、電流値Ｉｐｍａｘ、および日射量Ｓｕ（当該日射量Ｓｕは省略されてもよい。）が格納される。
図５は、本発明の一実施形態に係る算出結果テーブル１００２の第１の例（故障等が無い場合）を示す図である。算出結果テーブル１００２の情報は、記憶部３６に記憶される。
本例の算出結果テーブル１００２では、測定単位の番号（Ｎｏ．）に対応付けられて、補正電圧値Ｖ２ｃａｌ、補正電流値Ｉ２ｃａｌ、推定出力値Ｐｍａｘｃａｌ、発電状態における出力値Ｐｍａｘが格納される。
本例の算出結果テーブル１００２では、測定単位の番号（Ｎｏ．）に対応付けられて、補正電圧値Ｖ２ｃａｌ、補正電流値Ｉ２ｃａｌ、推定出力値Ｐｍａｘｃａｌ、発電状態における出力値Ｐｍａｘが格納される。
ここで、図４に示される測定結果テーブル１００１および図５に示される算出結果テーブル１００２に示される数値は、一例であり、これに限定されない。
本例では、それぞれの測定単位ごとに、推定出力値Ｐｍａｘｃａｌと発電状態における出力値Ｐｍａｘとの誤差が許容される範囲で小さい。このため、太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎに故障等が無いと判定される。
なお、図４および図５に示される数値は、このような判定結果の一例（特に、推定出力値Ｐｍａｘｃａｌおよび発電状態における出力値Ｐｍａｘの一例）を説明するための例であり、実際の数値を限定するものではない。
本例では、それぞれの測定単位ごとに、推定出力値Ｐｍａｘｃａｌと発電状態における出力値Ｐｍａｘとの誤差が許容される範囲で小さい。このため、太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎに故障等が無いと判定される。
なお、図４および図５に示される数値は、このような判定結果の一例（特に、推定出力値Ｐｍａｘｃａｌおよび発電状態における出力値Ｐｍａｘの一例）を説明するための例であり、実際の数値を限定するものではない。
（第２の具体例）
図６および図７を参照して、太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎに故障等がある場合について具体例を示す。
本例では、下記の値を用いている。
電流温度係数α＝＋０．０１［Ａ／℃］
電圧温度係数β＝−０．１１５８［Ａ／℃］
直流抵抗値Ｒｓ＝０．３６［Ω］
曲線補正因子Ｋ＝０．００００１
曲線因子ＦＦ＝７４
盤面温度Ｔｂ＝３５．０［℃］
図６および図７を参照して、太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎに故障等がある場合について具体例を示す。
本例では、下記の値を用いている。
電流温度係数α＝＋０．０１［Ａ／℃］
電圧温度係数β＝−０．１１５８［Ａ／℃］
直流抵抗値Ｒｓ＝０．３６［Ω］
曲線補正因子Ｋ＝０．００００１
曲線因子ＦＦ＝７４
盤面温度Ｔｂ＝３５．０［℃］
図６は、本発明の一実施形態に係る測定結果テーブル１０１１の第２の例（故障等がある場合）を示す図である。測定結果テーブル１０１１の情報は、記憶部３６に記憶される。
本例の測定結果テーブル１０１１では、図４に示される測定結果テーブル１００１と同じ項目の情報を格納する。
なお、図６において、“＞１９９”は、１９９よりも値が大きいことを表わしている。
本例の測定結果テーブル１０１１では、図４に示される測定結果テーブル１００１と同じ項目の情報を格納する。
なお、図６において、“＞１９９”は、１９９よりも値が大きいことを表わしている。
図７は、本発明の一実施形態に係る算出結果テーブル１０１２の第２の例（故障等がある場合）を示す図である。算出結果テーブル１０１２の情報は、記憶部３６に記憶される。
本例の算出結果テーブル１０１２では、図５に示される算出結果テーブル１００２と同じ項目の情報を格納する。
本例の算出結果テーブル１０１２では、図５に示される算出結果テーブル１００２と同じ項目の情報を格納する。
ここで、図６に示される測定結果テーブル１０１１および図７に示される算出結果テーブル１０１２に示される数値は、一例であり、これに限定されない。
本例では、それぞれの測定単位ごとに、推定出力値Ｐｍａｘｃａｌと発電状態における出力値Ｐｍａｘとの誤差が許容される範囲と比べて大きい。このため、太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎに故障等が発生していると判定される。
なお、図６および図７に示される数値は、このような判定結果の一例（特に、推定出力値Ｐｍａｘｃａｌおよび発電状態における出力値Ｐｍａｘの一例）を説明するための例であり、実際の数値を限定するものではない。
本例では、それぞれの測定単位ごとに、推定出力値Ｐｍａｘｃａｌと発電状態における出力値Ｐｍａｘとの誤差が許容される範囲と比べて大きい。このため、太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎに故障等が発生していると判定される。
なお、図６および図７に示される数値は、このような判定結果の一例（特に、推定出力値Ｐｍａｘｃａｌおよび発電状態における出力値Ｐｍａｘの一例）を説明するための例であり、実際の数値を限定するものではない。
＜実施形態のまとめ＞
以上のように、本実施形態に係る評価システム１２では、非発電状態における推定出力値Ｐｍａｘｃａｌと、発電状態における出力値Ｐｍａｘとを比較して、これらの値の差が小さい場合には正常と判定し、これらの値の差が大きい場合には異常と判定する。これにより、太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎの診断を精度良く行うことができる。
ここで、異常となる原因としては、例えば、太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎのモジュールに物体（例えば、植物の葉、黄砂など）または影が載っていること、当該モジュールが割れたこと、または、太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎが劣化したこと、などがあり得る。なお、通常、モジュールが割れると、絶縁抵抗値Ｍが低下し出力も低下する。また、通常、モジュールに黄砂などが載ると、透過率が低下し出力が低下する。
以上のように、本実施形態に係る評価システム１２では、非発電状態における推定出力値Ｐｍａｘｃａｌと、発電状態における出力値Ｐｍａｘとを比較して、これらの値の差が小さい場合には正常と判定し、これらの値の差が大きい場合には異常と判定する。これにより、太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎの診断を精度良く行うことができる。
ここで、異常となる原因としては、例えば、太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎのモジュールに物体（例えば、植物の葉、黄砂など）または影が載っていること、当該モジュールが割れたこと、または、太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎが劣化したこと、などがあり得る。なお、通常、モジュールが割れると、絶縁抵抗値Ｍが低下し出力も低下する。また、通常、モジュールに黄砂などが載ると、透過率が低下し出力が低下する。
また、本実施形態に係る評価システム１２では、実測時に測定された絶縁抵抗値Ｍが定格絶縁抵抗値Ｍ２未満であると判定された場合には、異常と判定し、以降の診断処理を中止する。これにより、絶縁抵抗値Ｍの異常時に太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎの診断処理を中止することで、中止しない場合と比べて、診断処理を効率化することができる。
例えば、従来では、絶縁抵抗値Ｍの測定は、絶縁抵抗値Ｍ以外の測定値（例えば、開放電圧値Ｖｏｃ、短絡電流値Ｉｓｃなど）の測定とは別に１年に１回行われている場合があるが、本実施形態では、一例として、絶縁抵抗値Ｍ以外の測定値（例えば、開放電圧値Ｖｏｃ、短絡電流値Ｉｓｃなど）の測定と一緒に、絶縁抵抗値Ｍを測定する。
例えば、従来では、絶縁抵抗値Ｍの測定は、絶縁抵抗値Ｍ以外の測定値（例えば、開放電圧値Ｖｏｃ、短絡電流値Ｉｓｃなど）の測定とは別に１年に１回行われている場合があるが、本実施形態では、一例として、絶縁抵抗値Ｍ以外の測定値（例えば、開放電圧値Ｖｏｃ、短絡電流値Ｉｓｃなど）の測定と一緒に、絶縁抵抗値Ｍを測定する。
本実施形態に係る評価システム１２では、絶縁抵抗値Ｍ以外の測定値（例えば、開放電圧値Ｖｏｃ、短絡電流値Ｉｓｃなど）の情報と、絶縁抵抗値Ｍの情報と、を含むデータ構造を有するデータを記憶、計算処理、または画面表示などすることが可能である。
なお、本実施形態では、絶縁抵抗値Ｍに関する測定および判定の処理が、太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎの診断処理に含められたが、他の構成例として、含められなくてもよい。
本実施形態に係る評価システム１２では、例えば、太陽電池システム１１のメンテナンス時に評価を行うことも可能である。
また、本実施形態に係る評価システム１２では、太陽電池システム１１に含まれる太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎの単位または太陽電池ストリング１２１−１〜１２１−３の単位などで、評価結果の情報を記憶または画面表示などすることも可能である。
また、本実施形態に係る評価システム１２では、太陽電池システム１１に含まれる太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎの単位または太陽電池ストリング１２１−１〜１２１−３の単位などで、評価結果の情報を記憶または画面表示などすることも可能である。
ここで、本実施形態では、測定装置を実施することが可能である。
一例として、測定装置（ここの説明で、便宜上、測定装置Ａ１と呼ぶ。）は、本実施形態において測定対象として説明した値のうちの任意の１以上を測定する機能を有する。一例として、測定装置Ａ１は、さらに、測定された値について所定の基準に基づいて換算（本実施形態で説明した換算）を行う機能を有してもよい。ここで、測定装置Ａ１は、絶縁抵抗値Ｍを測定する機能を含んでもよい。さらに、測定装置Ａ１は、絶縁抵抗値Ｍについて良好または不良の判定を行う機能を含んでもよい。さらに、測定装置Ａ１は、測定した結果または判定した結果のうちの１以上の情報を画面または音声などにより出力する機能を含んでもよい。
なお、判定の結果の情報を出力する態様として、例えば、異常または不良が判定された場合に警告の表示または音などを出力する態様が用いられてもよい。
一例として、測定装置（ここの説明で、便宜上、測定装置Ａ１と呼ぶ。）は、本実施形態において測定対象として説明した値のうちの任意の１以上を測定する機能を有する。一例として、測定装置Ａ１は、さらに、測定された値について所定の基準に基づいて換算（本実施形態で説明した換算）を行う機能を有してもよい。ここで、測定装置Ａ１は、絶縁抵抗値Ｍを測定する機能を含んでもよい。さらに、測定装置Ａ１は、絶縁抵抗値Ｍについて良好または不良の判定を行う機能を含んでもよい。さらに、測定装置Ａ１は、測定した結果または判定した結果のうちの１以上の情報を画面または音声などにより出力する機能を含んでもよい。
なお、判定の結果の情報を出力する態様として、例えば、異常または不良が判定された場合に警告の表示または音などを出力する態様が用いられてもよい。
具体例として、測定装置（ここの説明で、便宜上、測定装置Ｂ１と呼ぶ。）は、式（１）、式（２）および式（５）の演算を行うために必要な値を測定する機能、当該演算を行うために必要な基準となる情報（例えば、パラメータの情報）を取得する機能、当該演算を行う機能、当該演算の結果の情報を画面または音声などにより出力する機能を含んでもよい。なお、基準となる情報は、例えば、測定装置の記憶部に記憶されていて、当該記憶部から取得されてもよく、または、測定装置の外部の記憶部に記憶されていて、当該記憶部から取得されてもよい。
具体例として、測定装置（ここの説明で、便宜上、測定装置Ｂ２と呼ぶ。）は、式（２）、式（３）および式（６）の演算を行うために必要な値を測定する機能、当該演算を行う機能、当該演算の結果の情報を画面または音声などにより出力する機能を含んでもよい。
具体例として、測定装置（ここの説明で、便宜上、測定装置Ｂ２と呼ぶ。）は、式（２）、式（３）および式（６）の演算を行うために必要な値を測定する機能、当該演算を行う機能、当該演算の結果の情報を画面または音声などにより出力する機能を含んでもよい。
具体例として、測定装置（ここの説明で、便宜上、測定装置Ｃ１と呼ぶ。）は、測定装置Ｂ１の機能と、測定装置Ｂ２の機能の両方を有してもよい。さらに、測定装置Ｃ１は、式（５）の結果と式（６）の結果との比較を行う機能を有してもよい。さらに、測定装置Ｃ１は、式（５）の結果と式（６）の結果との比較を行った結果に基づいて、これらの誤差について判定を行う機能を有してもよい。さらに、測定装置Ｃ１は、当該判定の結果の情報を画面または音声などにより出力する機能を含んでもよい。
具体例として、測定装置Ｂ１、測定装置Ｂ２、または測定装置Ｃ１は、絶縁抵抗値Ｍを測定する機能を含んでもよい。さらに、測定装置Ｂ１、測定装置Ｂ２、または測定装置Ｃ１は、絶縁抵抗値Ｍについて良好または不良の判定を行う機能を含んでもよい。さらに、測定装置Ｂ１、測定装置Ｂ２、または測定装置Ｃ１は、測定した結果または判定した結果のうちの１以上の情報を画面または音声などにより出力する機能を含んでもよい。さらに、測定装置Ｂ１、測定装置Ｂ２、または測定装置Ｃ１は、絶縁抵抗値Ｍについて不良であることが判定された場合に、以降の処理を中止する機能を含んでもよい。
なお、判定の結果の情報を出力する態様として、例えば、異常または不良が判定された場合に警告の表示または音などを出力する態様が用いられてもよい。
なお、判定の結果の情報を出力する態様として、例えば、異常または不良が判定された場合に警告の表示または音などを出力する態様が用いられてもよい。
一例として、評価システム１２の機能が、接続箱１０１に備えられてもよい。
他の一例として、評価システム１２の機能が、接続箱１０１以外の装置（一体化された装置）として備えられてもよい。
他の一例として、評価システム１２の機能が、接続箱１０１以外の装置（一体化された装置）として備えられてもよい。
本実施形態では、評価装置２１は、絶縁抵抗不良判定部３２と、換算部３３と、比較部３４と、判定部３５を備える構成を示したが、他の構成が用いられてもよい。
一例として、評価装置２１は、記憶部３６の機能の一部または全部を備えてもよい。
一例として、評価装置２１は、絶縁抵抗不良判定部３２の機能を備えなくてもよい。
一例として、評価装置２１は、換算部３３の機能を備えなくてもよい。
一例として、評価装置２１は、絶縁抵抗不良判定部３２および換算部３３の機能を備えずに、比較部３４および判定部３５の機能を備えてもよい。
一例として、評価装置２１は、絶縁抵抗不良判定部３２、換算部３３および比較部３４の機能を備えずに、判定部３５の機能を備えてもよい。
一例として、評価装置２１は、記憶部３６の機能の一部または全部を備えてもよい。
一例として、評価装置２１は、絶縁抵抗不良判定部３２の機能を備えなくてもよい。
一例として、評価装置２１は、換算部３３の機能を備えなくてもよい。
一例として、評価装置２１は、絶縁抵抗不良判定部３２および換算部３３の機能を備えずに、比較部３４および判定部３５の機能を備えてもよい。
一例として、評価装置２１は、絶縁抵抗不良判定部３２、換算部３３および比較部３４の機能を備えずに、判定部３５の機能を備えてもよい。
一構成例として、太陽電池モジュールの評価装置２１では、太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎに関して、非発電状態における推定出力値Ｐｍａｘｃａｌと、発電状態における出力値Ｐｍａｘとの差について判定を行う判定部３５を備える。
一構成例として、評価装置２１では、推定出力値Ｐｍａｘｃａｌと出力値Ｐｍａｘとを比較して、差を取得する比較部３４を備える。
一構成例として、評価装置２１では、推定出力値Ｐｍａｘｃａｌを演算するために使用される測定値を所定の基準に基づいて換算し、出力値Ｐｍａｘを演算するために使用される測定値を所定の基準に基づいて換算する換算部３３を備える。また、比較部３４は、換算部３３により換算された結果に基づいて推定出力値Ｐｍａｘｃａｌおよび出力値Ｐｍａｘを演算する。
一構成例として、評価装置２１では、推定出力値Ｐｍａｘｃａｌを演算するために使用される測定値は、開放電圧値Ｖｏｃ、短絡電流値Ｉｓｃ、日射量Ｓｕ、および盤面温度Ｔｂの値を含む。また、出力値Ｐｍａｘを演算するために使用される測定値は、電圧値Ｖｐｍａｘ、電流値Ｉｐｍａｘ、日射量Ｓｕおよび盤面温度Ｔｂを含む。また、推定出力値Ｐｍａｘｃａｌを演算するために使用される測定値および出力値Ｐｍａｘを演算するために使用される測定値は、太陽電池モジュールに関する所定の測定単位ごとに測定された値である。
一構成例として、評価装置２１では、絶縁抵抗値Ｍの測定値に基づいて、当該絶縁抵抗値Ｍが不良であるか否かを判定する絶縁抵抗不良判定部３２を備える。
一構成例として、評価装置２１では、推定出力値Ｐｍａｘｃａｌと出力値Ｐｍａｘとを比較して、差を取得する比較部３４を備える。
一構成例として、評価装置２１では、推定出力値Ｐｍａｘｃａｌを演算するために使用される測定値を所定の基準に基づいて換算し、出力値Ｐｍａｘを演算するために使用される測定値を所定の基準に基づいて換算する換算部３３を備える。また、比較部３４は、換算部３３により換算された結果に基づいて推定出力値Ｐｍａｘｃａｌおよび出力値Ｐｍａｘを演算する。
一構成例として、評価装置２１では、推定出力値Ｐｍａｘｃａｌを演算するために使用される測定値は、開放電圧値Ｖｏｃ、短絡電流値Ｉｓｃ、日射量Ｓｕ、および盤面温度Ｔｂの値を含む。また、出力値Ｐｍａｘを演算するために使用される測定値は、電圧値Ｖｐｍａｘ、電流値Ｉｐｍａｘ、日射量Ｓｕおよび盤面温度Ｔｂを含む。また、推定出力値Ｐｍａｘｃａｌを演算するために使用される測定値および出力値Ｐｍａｘを演算するために使用される測定値は、太陽電池モジュールに関する所定の測定単位ごとに測定された値である。
一構成例として、評価装置２１では、絶縁抵抗値Ｍの測定値に基づいて、当該絶縁抵抗値Ｍが不良であるか否かを判定する絶縁抵抗不良判定部３２を備える。
一構成例として、太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎに関して、非発電状態における推定出力値Ｐｍａｘｃａｌと、発電状態における出力値Ｐｍａｘとの差について判定を行う、太陽電池モジュールの評価方法である。
一構成例として、太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎに関して、非発電状態における推定出力値Ｐｍａｘｃａｌと、発電状態における出力値Ｐｍａｘとの差について判定を行うステップ、をコンピュータに実行させるためのプログラムである。
一構成例として、太陽電池モジュール１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎに関して、非発電状態における推定出力値Ｐｍａｘｃａｌと、発電状態における出力値Ｐｍａｘとの差について判定を行うステップ、をコンピュータに実行させるためのプログラムである。
なお、本実施形態におけるシステム（例えば、評価システム１２）または装置（例えば、評価装置２１）の一部、例えば、制御を行う機能部をコンピュータで実現するようにしてもよい。この場合、この制御の機能を実現するためのプログラムをコンピュータ読み取り可能な記録媒体（記憶媒体）に記録（記憶）して、この記録媒体に記録されたプログラムをコンピュータシステムに読み込ませ、実行することによって実現してもよい。なお、ここでいう「コンピュータシステム」とは、装置に内蔵されたコンピュータシステムであって、オペレーティングシステム（ＯＳ：Ｏｐｅｒａｔｉｎｇ Ｓｙｓｔｅｍ）および周辺機器等のハードウェアを含むものとする。また、「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、フレキシブルディスク、光磁気ディスク、ＲＯＭ（Ｒｅａｄ Ｏｎｌｙ Ｍｅｍｏｒｙ）、ＣＤ（Ｃｏｍｐａｃｔ Ｄｉｓｃ）−ＲＯＭ等の可搬媒体、コンピュータシステムに内蔵されるハードディスク等の記憶装置のことをいう。さらに「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、インターネット等のネットワークあるいは電話回線等の通信回線を介してプログラムを送信する場合の通信線のように、短時間、動的にプログラムを保持するもの、その場合のサーバあるいはクライアントとなるコンピュータシステム内部の揮発性メモリのように、一定時間プログラムを保持しているものを含んでもよい。また、上記のプログラムは、前述した機能の一部を実現するためのものであってもよく、さらに前述した機能をコンピュータシステムに既に記録されているプログラムとの組み合わせで実現できるものであってもよい。
また、上述した実施形態における装置の一部、または全部を、ＬＳＩ（Ｌａｒｇｅ Ｓｃａｌｅ Ｉｎｔｅｇｒａｔｉｏｎ）等の集積回路として実現してもよい。各機能ブロックは個別にプロセッサ化してもよいし、一部、または全部を集積してプロセッサ化してもよい。また、集積回路化の手法は、ＬＳＩに限られず、専用回路、または汎用プロセッサで実現してもよい。また、半導体技術の進歩によりＬＳＩに代替する集積回路化の技術が出現した場合、当該技術による集積回路を用いてもよい。
以上、図面を参照してこの発明の一実施形態について詳しく説明してきたが、具体的な構成は上述のものに限られることはなく、この発明の要旨を逸脱しない範囲内において様々な設計変更等をすることが可能である。
１１…太陽電池システム、１２…評価システム、２１…評価装置、３１…測定部、３２…絶縁抵抗不良判定部、３３…換算部、３４…比較部、３５…判定部、３６…記憶部、１０１…接続箱、１１１−１〜１１１−ｎ、１１２−１〜１１２−ｎ、１１３−１〜１１３−ｎ…太陽電池モジュール、１２１−１〜１２１−３…太陽電池ストリング、１００１〜１００２、１０１１〜１０１２…テーブル
Claims (7)
- 太陽電池モジュールに関して、非発電状態における推定出力値と、発電状態における出力値との差について判定を行う判定部を備える、
太陽電池モジュールの評価装置。 - 前記推定出力値と前記出力値とを比較して、前記差を取得する比較部を備える、
請求項１に記載の太陽電池モジュールの評価装置。 - 前記推定出力値を演算するために使用される測定値を所定の基準に基づいて換算し、前記出力値を演算するために使用される測定値を所定の基準に基づいて換算する換算部を備え、
前記比較部は、前記換算部により換算された結果に基づいて前記推定出力値および前記出力値を演算する、
請求項２に記載の太陽電池モジュールの評価装置。 - 前記推定出力値を演算するために使用される測定値は、開放電圧値、短絡電流値、日射量、および盤面温度の値を含み、
前記出力値を演算するために使用される測定値は、電圧値、電流値、日射量および盤面温度を含み、
前記推定出力値を演算するために使用される測定値および前記出力値を演算するために使用される測定値は、前記太陽電池モジュールに関する所定の測定単位ごとに測定された値である、
請求項３に記載の太陽電池モジュールの評価装置。 - 絶縁抵抗値の測定値に基づいて、当該絶縁抵抗値が不良であるか否かを判定する絶縁抵抗不良判定部を備える、
請求項１から請求項４のいずれか１項に記載の太陽電池モジュールの評価装置。 - 太陽電池モジュールに関して、非発電状態における推定出力値と、発電状態における出力値との差について判定を行う、
太陽電池モジュールの評価方法。 - 太陽電池モジュールに関して、非発電状態における推定出力値と、発電状態における出力値との差について判定を行うステップ、
をコンピュータに実行させるための評価プログラム。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
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| JP2015234746A JP2017103892A (ja) | 2015-12-01 | 2015-12-01 | 太陽電池モジュールの評価装置、評価方法および評価プログラム |
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| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108551330A (zh) * | 2018-06-22 | 2018-09-18 | 浙江源控节能科技有限公司 | 一种光伏组件阵列监测系统及监测方法 |
| KR102182820B1 (ko) * | 2020-06-01 | 2020-11-25 | 주식회사 코텍에너지 | 태양광 모듈의 고장 및 열화 상태 진단 기능을 갖는 태양광 발전장치 및 그 발전 관리방법 |
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2015
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| CN108551330B (zh) * | 2018-06-22 | 2024-06-04 | 浙江源控节能科技有限公司 | 一种光伏组件阵列监测系统及监测方法 |
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