JP2017153177A - 太陽光発電装置の検査装置および検査方法 - Google Patents

Abstract

【課題】太陽光発電装置を簡便な構成で検査することが可能な検査装置を提供する。
【解決手段】複数の太陽電池モジュール１０２−００〜１０２−ｎｎと、複数の太陽電池モジュール１０２−００〜１０２−ｎｎによって発生した電力を商用電力に変換するパワーコンディショナーＰＣＳを備えた太陽光発電装置の検査装置６００は、複数の太陽電池モジュール１０２−００〜１０２−ｎｎにおける発熱を、トリガ信号ＴＧＳに応答して、撮影する赤外線カメラＩＲＣと、パワーコンディショナーＰＣＳによる変換により生じる、複数の太陽電池モジュール１０２−００〜１０２−ｎｎの電力変化の周期を検出し、検出した周期に同期して、トリガ信号ＴＧＳを形成するコンピュータＰＣを備える。太陽光発電装置は、電力変化の周期に同期して撮影された太陽電池モジュール１０２−００〜１０２−ｎｎにおける発熱像を基にして検査される。
【選択図】図６

Description

本発明は、太陽光発電装置の検査装置および検査方法に関し、特に太陽光発電装置に用いられる太陽電池モジュールの検査に適した検査装置および検査方法に関する。

太陽光発電では、発電に係わる太陽光発電装置等の設備の使用が、２０年以上に想定されているため、設備をメンテナンスする装置および方法が重要である。日本では、エネルギーの買い取り価格を定める助成制度として固定価格買取制度が存在し、１０ＫＷ以上であれば、買い取り期間が、２０年に設定されている。そのため、この買い取り期間において、設備のメンテナンスに要する設備維持費用を低く抑えることにより、設備に対する初期投資の回収期間を短くし、その後の利益を増やすことが可能となる。一方、適切なメンテナンスが行われていない場合には、発電した電力量（発電電力量）が減少し、売電による収益が減少すると言うような状況が発生する。

太陽光発電装置は、太陽光から電力を発電するため、十分な太陽光を受光することが可能となるように、広大な敷地に設置される。広大な敷地に設置されていることを表すために、本明細書では、太陽光発電装置を用いた発電所を、太陽光発電サイトと称する。

太陽光発電装置のメンテナンスを行うために、太陽光発電サイトには、発電電力量を常時モニタリングするモニタリング設備が、導入されることがある。この場合には、モニタリング設備によって、太陽光発電装置の異常や劣化を、原理的には検出することが可能である。しかしながら、異常や劣化が検出された場合であっても、それをメンテナンスすることがよいとは、必ずしも定まらない。例えば、異常や劣化によって生じる発電電力量の低下に伴う売電収入の減少と、メンテナンスを行う場合の出費との兼ね合いで、メンテナンスの要否を決める必要がある。この場合、メンテナンスに要する出費を見積もるには、異常や劣化の有無だけでは、不十分であり、異常や劣化の進行状態を適切に判定することが要求される。

このような異常や劣化の進行状態の適切な判定は、日常的なメンテナンスに対してのみ要求されるものではない。例えば、太陽光発電サイトの売買や売電終了後の太陽光発電サイトの処法を決める際にも、異常や劣化の進行状態を適切に判定することが要求される。すなわち、太陽光発電装置の異常や劣化の進行状態を適切に把握したうえで、売買価格や売電終了後の方針を定め、取り引きが行われるような商いが行われることになる。今後、このような商いは、恒常的に行われるものと想定される。すなわち、電力自由化に伴い発電事業も、電力会社に限定されず、電力会社以外へ開放される。そのため、太陽光発電サイトの売買も行われるようになる。固定価格買取制度により、長期的な収入が約束されるため、太陽光発電サイトも、不動産等のように金融商品として扱われるようになると考えられる。このように考えた場合、取引価格に相当する売買価格を決める主な要因は、今後期待できる売電による収入の期待値である。

また、固定価格買取期間を経過したとき、太陽光発電サイトを、どのように処法するかは、例えばその時点での売電価格と、期待できる発電電力量によって定められるであろう。期待できる発電電力量は、太陽光発電装置の異常や劣化の進行状態によって見積もることが可能であるため、固定価格買取期間を経過した場合には、異常や劣化の進行状態と、太陽光発電サイトから太陽光発電装置を撤去するのに要する費用等の兼ね合いで、太陽光発電サイトの処法が決定されるであろう。

このように、日常的なメンテナンスだけでなく、太陽光発電サイトの処法を決める場合にも、太陽光発電装置における異常や劣化の進行状態を適切に把握することが重要であり、そのための技術が必要である。

太陽光発電装置に用いられる太陽電池の検査装置は、例えば特許文献１に記載されている。

国際公開ＷＯ２０１４／１８１３８８Ａ１号 国際公開ＷＯ２０１１／１５６５２７Ａ１号

太陽光発電装置は、多数の太陽電池（以下、ＰＶとも称する）モジュールを備えている。これらのＰＶモジュールが、太陽光発電サイトの敷地に設置され、それぞれが太陽光を受光し、直流電力に変換する。ＰＶモジュールのそれぞれは、例えばシリコンのような半導体によって構成された複数の太陽電池素子（以下、シリコンセルまたは単にセルとも称する）と、複数のシリコンセル間を接続するタブ配線を備え、複数のシリコンセルとタブ配線は、１個のパッケージに封止されている。

ＰＶモジュールは、太陽光が直接照射される屋外の場所に設置される。そのため、長年の使用により故障や劣化が誘発される。ＰＶモジュールに故障や劣化を誘発する要因としては、次のことが知られている。太陽光の照射により、パッケージを形成する樹脂材料に、変色・劣化が生じる。パッケージの主に裏面樹脂シートを通して侵入する水分により、電極等を形成する金属配線部に腐食が生じる。また、風圧などのストレスによってシリコンセルにクラックが生じる。さらに、カラス等の鳥による投石などにより、パッケージのガラス面に破損等が生じる。

上記した要因以外にも、劣化の要因は存在し、最も主要な劣化の要因は、日夜の気温変化による熱伸縮に伴って生じる配線抵抗の増加である。これはＰＶモジュールを構成する材料の熱膨張係数差によって生じるものである。例えば、シリコンセル間を接続するタブ配線は、主にはんだ被覆配線によって形成されるが、このタブ配線とシリコンセルとの間の接合部が、熱伸縮により剥離する。また、タブ配線とシリコンセルとの間で、良好な電気的コンタクトを得るために、シリコンセル上に形成された銀ペースト電極（バスバー電極）と集電電極（フィンガー電極）との間の接合部が、熱伸縮によって断線する。これらの剥離、断線等によって、ＰＶモジュールは、気温変化により、劣化し、配線抵抗が増加する。

太陽光発電装置のメンテナンスは、発電電力量のモニタリングに基づいて、行われるが、モニタリングでは劣化の進行状態を把握することは難しい。モニタリングによって、発電電力量の瞬時値や実績値の推移を把握し、把握した値を基にして、異常や劣化の有無を検出することはできる。このモニタリングによって、もし異常や劣化が検出された場合、目視や電気特性の測定を行い、その結果に基づき異常や劣化している個所を特定し、メンテナンスを行うことになる。ここで用いられる技術としては、発電電力量のセンシング技術や太陽電池の特性を測定するカーブトレース技術がある。こうした技術では、発電電力量の瞬時値を得ることは出来ても、異常や劣化の有無を検出することは必ずしも容易ではない。これは、太陽光発電装置では、日射量や気温の変化によって、発電電力量が短時間で大きく変化してしまうため、異常や劣化が大きく進行した場合以外、検出することが難しいからである。

また、上記した気温変化によって生じるＰＶモジュールの劣化は、ＰＶモジュール内で起きるため、目視では判別することができない。

高感度な検査方法で、ＰＶモジュールの検査を実施することも考えられる。ここで、高感度な検査方法としては、例えば赤外線（以下、ＩＲとも称する）像や電界発光（以下、ＥＬとも称する）像を用いた検査方法である。これらの高感度な検査方法は、ＰＶモジュールを提供するメーカが、例えばＰＶモジュールの提供前（出荷工程）に、屋内でＰＶモジュールを検査するときに用いる。

このような高感度な検査方法を、太陽光発電サイトのような屋外において、メンテナンスのための検査に用いることも考えられる。このような高感度な検査方法を用いることによって、高感度な劣化検出は可能となるが、劣化の進行状態を知ることは相変わらず困難である。

高感度な検査方法として、ＩＲ像を用いた検査方法の一例を説明する。ここでは、ＩＲ像を取得するために、赤外線サーモグラフィカメラ（以下、ＩＲカメラとも称する）を用いる場合を説明する。ＰＶモジュールにおいて、異常や劣化により、配線抵抗が増加すると、配線抵抗の増加した領域（箇所）での発熱量が増加することになる。ＩＲカメラを用いることによって、ＰＶモジュールにおけるＩＲ像を取得することにより、異常や劣化に基づく発熱を高感度に検出できる。しかしながら、劣化している箇所を特定することは困難であり、劣化原因を推定することも難しい。例えば、ＩＲカメラで検出できる温度変化の検出精度は、一般に１Ｋ（ケルビン）より小さく高感度である。しかしながら屋外において実用的なメンテナンスにＩＲカメラを用いる場合には観察対象が広範囲に及び、熱画像内の温度分布が複雑な様相を呈してしまうことが一般的である。また、発生した熱は、発熱箇所から拡散してしまい、これに伴い赤外線の発光箇所が拡大することになる。そのため、例えば発熱箇所が１箇所なのか複数箇所なのかの特定も困難になる。その結果、検査において、温度変化を捉えられる段階では、劣化箇所の特定が困難になる。劣化箇所の特定が困難であるため、劣化箇所に基づいた劣化の原因の推定も困難となってしまう。

次に、ＥＬ像を用いた検査方法を、屋外で用いる場合を説明する。ＥＬ像は多くの情報を与えてくれるが、その情報の解釈は必ずしも容易ではなく、特に出力劣化と関連付けて議論することは難しい。また、ＥＬを生じさせるためには、発電時とは逆方向に電流を流す必要がある。そのために発電を止め、電源を接続しなければならない等の困難が伴う。従って、ＥＬ像を用いた検査方法は、ＰＶモジュールを出荷する前の検査工程において用いることが現実的である。

先に例示したように、ＰＶモジュールは、劣化すると配線抵抗が増加し、発熱量が増加する。すなわち、劣化や異常は基本的に発熱を伴う。そのため、高感度な発熱検出とその原因を特定することが可能な技術を、太陽光発電装置の検査装置として用いることが望ましいと、本発明者は考えた。また、本発明者は、このような技術として、ロックインサーモグラフィー（Ｌｏｃｋ−ｉｎ Ｔｈｅｒｍｏｇｒａｐｈｙ）が適していると考えた。ロックインサーモグラフィーは、例えば特許文献２に記載されている。現時点ではＬＳＩ（半導体集積回路装置）の故障分析等の様に検査対象が小さな物体の場合には実用的に用いられているが、ＰＶモジュールの様な大きな対象物に対しては研究レベルでの使用に留まっている。

ロックインサーモグラフィーにおいては、物体（試料）に周期的な発熱を生じさせ、その周期と同期してＩＲ像を取得し、物体の熱画像を得る。周期的に取得した複数のＩＲ像の周期性を利用して、データ処理することにより、物体での周期的な発熱のみを極めて高感度に検出することができる。この場合、検出感度はｍＫ（ミリケルビン）に達する。また、時系列で得たＩＲ像の周期的な変化を解析に利用しているため、周囲の温度（環境温度）の影響を排除することが可能となる。また、熱の拡散によって、発熱箇所の周囲の温度が変化しても、発熱個所そのものの温度変化の方が大きいため、発熱の周期を熱拡散の時間スケールよりも早く選ぶことにより発熱個所の温度変化をその周辺の温度変化と区別してとらえることができる。このため、発熱箇所を極めて局所的に特定することが可能となる。発熱箇所を特定することにより、発熱原因の推定が容易となる。また、発熱箇所の特定が可能であるため、例えば発熱箇所の個数を把握することも可能となり、劣化の進行状態を診断するのにも適している。しかしながら、本発明者が検討したところでは、太陽光発電サイトで、ロックインサーモグラフィーの技術を用いるのには、幾つかの課題が存在することが判明した。

すなわち、ロックインサーモグラフィーにおいては、物体に周期的な発熱を生じさせるために、物体に対して周期的な通電や周期的な赤外線の照射が行われる。太陽光発電サイトに適用する場合、発電を停止した状態で、ＰＶモジュール１枚に周期的な通電若しくは赤外線を始めとした光照射を行い、ＩＲ像を取得することが必要とされる。もしくは、発電動作中に、ＩＲ像を取得するのであれば、ＰＶモジュール１５枚から２０枚程度が直列に接続されたストリングと呼ばれる単位に対して、同様に、周期的な通電を行うか光照射を行い、ＩＲ像を取得することが必要とされる。この場合でも、周期的な通電を用いるのであれば、一端発電を停止した状態で、周期的な通電を行う電源を、ストリングに接続することが必要とされる。ＰＶモジュールあるいはストリングに、周期的な通電を行った場合には、ＩＲ像を取得した後で、発電を再開する必要がある。また、多数のＰＶモジュールに対して通電する必要がある為、検査装置として、大容量電源が必要となる。

一方、周期的な通電ではなく、周期的な光照射であれば、発電を停止する必要はない。しかしながら、この場合には、複数のＰＶモジュールによって形成される大面積に、均一な光（例えば赤外線）を照射することが必要とされる。そのため、検査装置としては、大がかりで高価な装置となってしまう。

このように太陽光発電サイトで、ロックインサーモグラフィーを適用する場合には、一度、発電を停止して、周期的な通電を行う電源を接続しなければならない、また、大容量の電源が必要となる。あるいは、大がかりな検査装置を用いて、光照射しなければならないなどの課題がある。

なお、特許文献１には、磁気センサを用いた断線異常個所特定技術が示されているが、熱検出を用いたＰＶモジュールの検査装置は記載されていない。

本発明の目的は、太陽光発電装置を簡便な構成で検査することが可能な検査装置を提供することにある。

本発明の前記ならびにそのほかの目的と新規な特徴は、本明細書の記述および添付図面から明らかになるであろう。

本願において開示される発明のうち、代表的なものの概要を簡単に説明すれば、次のとおりである。

一実施の形態によれば、複数の太陽電池モジュールと複数の太陽電池モジュールによって発生した電力を商用電力に変換する変換装置とを備えた太陽光発電装置の検査装置は、複数の太陽電池モジュールにおける発熱を、トリガ信号に応答して、撮影する撮影装置と、変換装置による変換により生じる、複数の太陽電池モジュールの電力変化の周期を検出し、検出した周期に同期して、トリガ信号を形成するトリガ信号形成装置を備える。電力変化の周期に同期して撮影された複数の太陽電池モジュールにおける発熱像を基にして、太陽光発電装置の検査が行われる。

変換装置により、太陽電池モジュールによって発生した直流電力を、商用電力に変換する際、変換装置が有する所定の周波数に応じた周期で、太陽電池モジュールの直流電力が変化する。この電力変化が、太陽電池モジュールに波及し、太陽電池モジュールは、電力変化の周期に応じて発熱する。従って、太陽電池モジュールは、変換装置が有する所定の周波数に同期して、周期的に発熱することになる。電力変化の周期を検出し、検出した周期に同期したトリガ信号によって、撮影装置により太陽電池モジュールにおける発熱像を撮影することにより、太陽電池モジュールにおける周期的な発熱に同期した周期性のある発熱像を取得することが可能となる。この場合、太陽電池モジュールの電力変化が、発熱のための電力として用いられるため、発電を停止する必要はなく、太陽光モジュールを発熱させるために周期的な通電を行う電源も必要とされない。そのため、簡便な検査装置で、太陽光発電装置を検査することが可能となる。

また、一実施の形態によれば、複数の太陽電池モジュールと、複数の太陽電池モジュールによって発生した電力を商用電力に変換する変換装置とを備えた太陽光発電装置の検査装置は、複数の太陽電池モジュールにおける発熱を、トリガ信号に応答して、撮影する撮影装置と、変換装置による変換により生じる、複数の太陽電池モジュールの電力変化の周期に同期して、トリガ信号を形成するトリガ信号形成装置を備える。電力変化の周期に同期して撮影された複数の太陽電池モジュールにおける発熱像を基にして、太陽光発電装置の検査が行われる。

太陽電池モジュールは、変換装置が有する所定の周波数に同期して、周期的に発熱することになる。この周期に同期したトリガ信号によって、撮影装置により太陽電池モジュールにおける発熱像を撮影することにより、太陽電池モジュールにおける周期的な発熱に同期した周期性のある発熱像を取得することが可能となる。この場合も、太陽電池モジュールの電力変化が、発熱のための電力として用いられるため、発電を停止する必要はなく、太陽光モジュールを発熱させるために周期的な通電を行う電源も必要とされない。そのため、簡便な検査装置で、太陽光発電装置を検査することが可能となる。

さらに、一実施の形態によれば、複数の太陽電池モジュールと、複数の太陽電池モジュールによって発生した電力を商用電力に変換する変換装置とを備えた太陽光発電装置の検査方法は、変換装置による変換により生じる、複数の太陽電池モジュールの電力変化の周期に同期したトリガ信号を形成する形成工程と、複数の太陽電池モジュールにおける発熱を、トリガ信号に同期して撮影装置により撮影する撮影工程を備える。

形成工程で、太陽電池モジュールの電力変化の周期に同期したトリガ信号が形成され、撮影工程で、トリガ信号に同期して、太陽電池モジュールの発熱が撮影される。これにより、発電を停止することなく、太陽光モジュールを発熱させるために周期的な通電を行うこともなしで、簡便に太陽光発電装置を検査することが可能となる。

本願において開示される発明のうち、代表的なものによって得られる効果を簡単に説明すれば、以下のとおりである。

太陽光発電装置を簡便な構成で検査することが可能な検査装置を提供することができる。

実施の形態１に係わる太陽光発電装置の構成を示すブロック図である。 太陽電池アレイの構成を示すブロック図である。 太陽電池モジュールの構成を示す平面図である。 パワーコンディショナーの構成を示す回路図である。 直流電力配線を流れる電流波形を示す波形図である。 実施の形態１に係わる検査装置の構成を示すブロック図である。 （Ａ）〜（Ｄ）は、実施の形態１に係わる検査装置の動作を示す波形図である。 （Ａ）〜（Ｄ）は、実施の形態１の変形例１に係わる検査装置の動作を示す波形図である。 （Ａ）〜（Ｄ）は、実施の形態１の変形例２に係わる検査装置の動作を示す波形図である。 （Ａ）〜（Ｄ）は、実施の形態１の変形例２に係わる検査装置の動作を示す波形図である。 実施の形態２に係わる検査装置の構成を示すブロック図である。 （Ａ）〜（Ｅ）は、実施の形態２に係わる検査装置の動作を示す波形図である。

以下、本発明の実施の形態を図面に基づいて詳細に説明する。なお、実施の形態を説明するための全図において、同一部分には原則として同一の符号を付し、その繰り返しの説明は、原則として省略する。

（実施の形態１）
＜太陽光発電装置の構成＞
図１は、実施の形態１に係わる太陽光発電装置の構成を示すブロック図である。図１において、１００は、太陽光発電装置を示しており、ＡＣＡは、太陽光発電装置によって発電された商用電力が供給される系統を示している。この系統ＡＣＡには、複数の需要家の受電設備が含まれており、太陽光発電装置１００によって発電された商用電力が、系統ＡＣＡ内の複数の受電設備に給電される。

太陽光発電装置１００は、複数のＰＶアレイ１０１−１〜１０１−ｎと、パワーコンディショナー（Ｐｏｗｅｒ Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｉｎｇ Ｓｙｓｔｅｍ、以下、ＰＣＳ装置または変換装置とも称する）ＰＣＳと、絶縁トランスＴＴを備えている。尚、絶縁トランスを備えていない太陽光発電装置も存在し、その有無は本発明とは無関係である。

複数のＰＶアレイ１０１−１〜１０１−ｎは、特に制限されないが、互いに同じ構成を有しており、直流電力配線ＤＣＬを介して、ＰＣＳ装置ＰＣＳに並列的に接続されている。ＰＶアレイ１０１−１〜１０１−ｎは、互いに同じ構成を有しているため、ＰＶアレイ１０１−１を代表として、構成を説明する。ＰＶアレイ１０１−１は、後で図２および図３を用いて説明するＰＶモジュール１０２−００〜１０２−ｎｎの集合体を有している。この実施の形態１においては、ＰＶモジュール１０２−００〜１０２−ｎｎのそれぞれが太陽光を受光するように、太陽光発電サイトの敷地において行列状に配置されている。ＰＶモジュール１０２−００〜１０２−ｎｎのそれぞれは、照射された太陽光から直流電力を発電する。それぞれのＰＶモジュールによって発電された直流電力は、直流電力配線ＤＣＬを介して、ＰＣＳ装置ＰＣＳに給電される。

残りのＰＶアレイ１０１−２〜１０１−ｎのそれぞれも、ＰＶアレイ１０１−１と同様に、それぞれのＰＶアレイに含まれているＰＶモジュールによって発電された直流電力を、直流電力配線ＤＣＬを介して、ＰＣＳ装置ＰＣＳへ給電する。これにより、ＰＣＳ装置ＰＣＳには、ＰＶアレイ１０１−１〜１０１−ｎのそれぞれから、並列的に直流電力が給電される。

ＰＣＳ装置ＰＣＳの構成は、後で図４を用いて説明するが、ＰＣＳ装置ＰＣＳは、直流電力配線ＤＣＬを介して給電された直流電力を、商用電力に変換して、交流電力配線（給電線）ＡＣＬ１へ給電する。商用電力は、所定の周波数を有する交流電力であり、例えば日本では、５０Ｈｚまたは６０Ｈｚの周波数を有する交流電力である。特に制限されないが、実施の形態１においては、交流電力配線ＡＣＬ１は、絶縁トランスＴＴに接続され、絶縁トランスＴＴは、交流電力配線（給電線）ＡＣＬ２を介して系統ＡＣＡに接続されている。すなわち、絶縁トランスＴＴによって、交流電力配線ＡＣＬ１とＡＣＬ２との間が電気に絶縁された状態で、商用電力が、交流電極配線ＡＣＬ１から交流電力配線ＡＣＬ２に給電され、さらに系統ＡＣＡへ給電される。

発電された直流電力が、ＰＣＳ装置ＰＣＳによって、所定の周波数（例えば５０Ｈｚまたは６０Ｈｚ）を有する交流電力に変換される。太陽光発電装置１００が、直流電力を処理する直流回路と、交流電力を処理する交流回路によって構成されていると見なした場合、直流回路は、直流電力配線ＤＣＬによって接続された複数のＰＶアレイ１０１−１〜１０１−ｎとＰＣＳ装置ＰＣＳの一部によって構成されていると見なすことができる。この場合、交流回路は、絶縁トランスＴＴと、交流電力配線ＡＣＬ１により絶縁トランスＴＴに接続されたＰＣＳ装置ＰＣＳの一部と、交流電力配線ＡＣＬ２によって絶縁トランスＴＴに接続された系統ＡＣＡによって構成されていると見なすことができる。なお、実施の形態１では、絶縁トランスＴＴが設置されている例を示しているが、絶縁トランスＴＴは設置しなくてもよい。

これにより、ＰＶアレイ１０１−１〜１０１−ｎによって発電された直流電力は、ＰＣＳ装置ＰＣＳによって、交流電力である商用電力に変換され、商用電力が、系統ＡＣＡ内の複数の受電設備へ給電されることになる。

＜ＰＶアレイの構成＞
次に、ＰＶアレイ１０１−１〜１０１−ｎの構成を説明する。図２は、ＰＶアレイの構成を示すブロック図である。ここでは、図１に示したＰＶアレイ１０１−１の構成が、図２に示されている。

図１で述べたように、ＰＶアレイ１０１−１は、行列状に配置されたＰＶモジュール１０２−００〜１０２−ｎｎを備えている。直流電力配線ＤＣＬは、図１では１本の配線として示したが、正極の直流電力を給電する直流電力配線（以下、正極電力配線とも称する）ＤＣＬ（＋）と、負極の直流電力を給電する直流電力配線（以下、負極電力配線とも称する）ＤＣＬ（−）を備えている。ＰＶアレイ１０１−１を構成するＰＶモジュール１０２−００〜１０２−ｎｎは、この正極電力配線ＤＣＬ（＋）と負極電力配線ＤＣＬ（−）との間に接続されている。

特に制限されないが、図２において、同じ列に配置された複数のＰＶモジュール（例えば１０２−００〜１０２−０ｎと、１０２−ｎ０〜１０２−ｎｎ）は、正極電力配線ＤＣＬ（＋）と負極電力配線ＤＣＬ（−）との間に、互いに直列的に接続されている。本明細書においては、このように直列的に接続されたＰＶモジュールをストリングＰＶＳと称する。ＰＶアレイ１０１−１は、０〜ｎ−１の列を有しているため、０列に配置されたＰＶモジュール１０２−００〜１０２−０ｎによって構成されたストリングＰＶＳ−０からｎ−１列に配置されたＰＶモジュール１０２−ｎ０〜１０２−ｎｎによって構成されたストリングＰＶＳ−ｎまでのｎ個のストリングＰＶＳを有していることになる。図２では、互いに直列的に接続されたＰＶモジュール１０２−ｎ０〜１０２−ｎｎによって構成されたストリングＰＶＳ−ｎが、破線で明示されている。言い換えるならば、ストリングＰＶＳ−０〜ＰＶＳ−ｎが、正極電力配線ＤＣＬ（＋）と負極電力配線ＤＣＬ（−）との間に、互いに並列的に接続され、ストリングＰＶＳの集合体として、ＰＶＳアレイ１０１−１が構成されている。

ストリングＰＶＳを構成するＰＶモジュールの個数または／および並列的に接続されるストリングの個数は、太陽光発電サイト毎に定められる。後で図３を用いて説明するが、ＰＶモジュール１０２−００〜１０２−ｎｎのそれぞれは、互いに直列的に接続された複数のシリコンセルを有している。これらのシリコンセルのそれぞれが、太陽光を受光することにより、直流電力を発電する。一例を述べると、ＰＶモジュール１０２−００〜１０２−ｎｎのそれぞれは、産業用として最も代表的な１５０ｍｍ角のポリシリコンセルを６０枚備えている。この場合、それぞれのＰＶモジュールの開放電圧は、およそ３６〜３８Ｖとなり、短絡電流が８〜９Ａとなる。

このようなＰＶモジュールが、システム設計に応じて決まる枚数（例えば１４〜１６枚）が直列的に接続され、１個のストリングＰＶＳが構成される。この場合、ストリングＰＶＳの開放電圧は、およそ５００〜６００Ｖとなり、短絡電流は８〜９Ａとなる。最大電力を出力するような動作点で、ストリングを運転する場合、ストリングＰＶＳは、４００〜５００Ｖ程度の電圧で、８Ａ程度の電流を出力する。このようなストリングＰＶＳが、図２に示すように、正極電力配線ＤＣＬ（＋）と負極電力配線ＤＣＬ（−）との間に並列的に接続される。これにより、８Ａ×並列数の電流が、直流電力配線ＤＣＬを介してＰＣＳ装置ＰＣＳに供給されることになる。

特に制限されないが、実施の形態１では、ＰＶモジュールが１４枚直列的に接続されたストリングＰＶＳが、１６個並列接続され、出力電力が５０ｋＷの太陽光発電サイトを例にして、述べる。

ＰＶアレイ１０１−１を例にして説明したが、他のＰＶアレイ１０１−２〜１０１−ｎのそれぞれも同様な構成であるので、説明は省略する。

＜ＰＶモジュールの構成＞
次に、ＰＶモジュール１０２−００〜１０２−ｎｎの構成を説明する。ＰＶモジュール１０２−００〜１０２−ｎｎの構成は、互いに同じ構成を有しているため、ここでは、１枚のＰＶモジュールについてのみ説明する。なお、説明するＰＶモジュールの符号は１０２とする。図３は、ＰＶモジュール１０２の構成を示す平面図である。先に説明したように、ＰＶモジュール１０２は、複数の太陽電池素子（シリコンセル）と、複数のシリコンセル間を接続するタブ配線を備え、複数のシリコンセルとタブ配線は、１個のパッケージに封止されている。

特に制限されないが、この実施の形態１において、ＰＶモジュール１０２には、６０個のシリコンセルが、１０行×６列の行列状に配置されている。行列状に配置されているため、６０個のシリコンセルによってアレイが構成されていると見なすことができる。図３は、太陽光が照射される面を、太陽光が照射する方向から見た平面図である。図３において、ＰＶＣ−０〜ＰＶＣ−５９のそれぞれが、シリコンセルを示している。同図では、図面が複雑になるのをさけるために、アレイの左右（１列目と６列目）に配置されたシリコンセルについてのみ、符号ＰＶＣ−０〜ＰＶＣ−９と、符号ＰＶＣ−５０〜ＰＶＣ−５９が付されている。シリコンセルＰＶＣ−０〜ＰＶＣ−５９は、互いに同じ構成を有しているため、ここではシリコンセルＰＶＣ−０を代表にして、説明する。

シリコンセルＰＶＣ−０は、主面と主面に対向した裏面とを有しており、主面と裏面との間に、例えば互いに導電型の異なる第１シリコン層と第２シリコン層が積層されている。この場合、第１シリコン層の主面が、シリコンセルＰＶＣ−０の主面となり、第１シリコン層の裏面は、第２シリコン層の主面に積層され、第２シリコン層の裏面が、シリコンセルＰＶＣ−０の裏面となる。シリコンセルＰＶＣ−０の主面および裏面のそれぞれには、互いに平行して複数の集電電極（フィンガー電極）が形成されている。また、シリコンセルＰＶＣ−０の主面には、複数のフィンガー電極間を接続するバスバー電極（銀ペースト電極）が形成されている。

図３では、シリコンセルＰＶＣ−０〜ＰＶＣ−５９のそれぞれの主面が見えている。シリコンセルＰＶＣ−０について説明すると、図３には、シリコンセルＰＶＣ−０の主面において、横方向に延在し、縦方向に互いに平行に配置されたフィンガー電極が形成されている。図３では、この主面に形成されたフィンガー電極が破線で示されている。なお、図面が複雑になるのを避けるために、図３では、最も上側および下側に配置されたフィンガー電極に対してだけ、符号ＦＧＤが付されている。また、図３において、シリコンセルＰＶＣ−０の主面に形成されたバスバー電極ＢＢＤは、縦方向に延在し、横方向に互いに平行に形成されている。このバスバー電極ＢＢＤとフィンガー電極ＦＧＤは、その交差する部分において、接続されている。

シリコンセルＰＶＣ−０の裏面においては全面に電極が形成されているものが一般的である。他のシリコンセルＰＶＣ−１〜ＰＶＣ５９についても、シリコンセルＰＶＣ−０と同様である。

図３において、ＴＢＤ−１〜ＴＢＤ−７のそれぞれは、タブ配線を示している。この実施の形態１においては、タブ配線ＴＢＤ−１とＴＢＤ−７との間に、シリコンセルＰＶＣ−０〜ＰＶＣ−５９が直列的に接続されている。すなわち、タブ配線ＴＢＤ−１から縦方向に平行に配置されたタブ配線が、シリコンセルＰＶＣ−０の主面に形成されたバスバー電極ＢＢＤ上に、はんだを介して接続されており、シリコンセルＰＶＣ−０の裏面電極に接続されたタブ配線がシリコンセルＰＶＣ０、ＰＶＣ１間を通してシリコンセルＰＶＣ−１の主面に配線され、ＰＶＣ−１上に形成されたバスバー電極ＢＢＤに、はんだを介して接続されている。また、シリコンセルＰＶＣ−１の裏面にはんだを介して接続されたタブ配線はシリコンセルＰＶＣ１とＰＶＣ２の間を通して、シリコンセルＰＶＣ−２の主面に配線され、シリコンセルＰＶＣ−２の主面上に形成されたバスバー電極ＢＢＤに、はんだを介して接続されている。

以降、同様にしてシリコンセルＰＶＣ−３〜ＰＶＣ−５９のそれぞれの主面に形成されたバスバー電極ＢＢＤは、タブ配線を介して、直列接続されるシリコンセルの裏面に形成された電極に接続されている。タブ配線ＴＢＤ−２〜ＴＢＤ−６は、シリコンセルに形成されたバスバー電極の上に接続されているタブ配線間を接続するために用いられる。シリコンセルＰＶＣ−５０の裏面電極とタブ配線ＴＢＤ−７が接続される。シリコンセルＰＶＣ−０〜ＰＶＣ−５９が直列的に接続されているため、それぞれのシリコンセルで発電した直流電力が加算され、タブ配線ＴＢＤ−１とＴＢＤ−７との間に発生することになる。

タブ配線ＴＢＤ−１とＴＢＤ−７は、ＰＶモジュール裏面に配置されたジャンクションボックスと一般的に称される電極取り出し機構を介してモジュール外部に配置された正極及び負極に対応する２本の電極ケーブルとそれぞれ接続されている。この電極ケーブルを通してＰＶモジュールにおいて発電した直流電力が取り出される。例えば、図３に示したＰＶモジュールが、図２に示したＰＶモジュール１０２−００であった場合、例えばタブ配線ＴＢＤ−１は、電極ケーブルを通して正極電力配線ＤＣＬ（＋）に接続される。また、タブ配線ＴＢＤ−７は、電極ケーブルを通してＰＶモジュール１０２−００の隣に配置されたＰＶモジュール１０２−０１（図２では符号なし）内のタブ配線ＴＢＤ−１に接続される。このようにして、ストリングＰＶＳ−０に配置されたＰＶモジュール１０２−００〜１０２−０ｎ内のシリコンセルが、正極電力配線ＤＣＬ（＋）と負極電力配線ＤＣＬ（−）との間に、直列的に接続される。他のストリングについても同様である。

正極電力配線ＤＣＬ（＋）と負極電力配線ＤＣＬ（−）との間に発生した直流電力は、ＰＣＳ装置ＰＣＳに入力される。ＰＣＳ装置ＰＣＳは、インバーター回路を有しており、このインバーター回路によって、入力された直流電力を商用電力（交流電力）に変換する。インバーター回路を介して直流電力配線ＤＣＬと交流電力配線ＡＣＬ１は電気的に接続されているため、インバーター回路の動作周波数に同期したリプルノイズが、直流電力配線ＤＣＬにも重畳することになる。

＜ＰＣＳ装置の構成＞
図４は、ＰＣＳ装置ＰＣＳの基本的な構成を示す回路図である。ＰＣＳ装置ＰＣＳは、複数の回路ブロックを備えているが、図４には、これらの回路ブロックのうち直流電力を商用電力へ変換するインバーター回路の部分のみが破線ＩＶＣで示されている。

インバーター回路ＩＶＣは、発振回路ＯＳＣと、絶縁ゲートバイポーラトランジスタ（以下、ＩＧＢＴまたは単にトランジスタとも称する）Ｔ１〜Ｔ４を備えている。なお、図１では、交流電力配線ＡＣＬ１が１個の電源配線で示されていたが、図４では、交流電力配線ＡＣＬ１は、一対の交流電力配線ＡＣＬ１−Ａ、ＡＣＬ１−Ｂとして示されている。

トランジスタＴ１は、正極電力配線ＤＣＬ（＋）と交流電力配線ＡＣＬ１−Ａとの間に接続され、トランジスタＴ２は、負極電力配線ＤＣＬ（−）と交流電力配線ＡＣＬ１−Ａとの間に接続されている。また、トランジスタＴ３は、正極電力配線ＤＣＬ（＋）と交流電力配線ＡＣＬ１−Ｂとの間に接続され、トランジスタＴ４は、負極電力配線ＤＣＬ（−）と交流電力配線ＡＣＬ１−Ｂとの間に接続されている。インバーター回路の制御モードに応じて各ＩＧＢＴに直列、若しくは並列にダイオードが接続されることがある。

ダイオードが、直列に接続される場合、Ｔ１、Ｔ３のコレクタ（図では、Ｔ１−Ｃ、Ｔ３−Ｃ）とＤＣＬ（＋）との間に、電流がＩＧＢＴに流れ込む向きに、それぞれダイオードが接続される。またＴ２、Ｔ４のエミッタ（図では、Ｔ２−Ｅ、Ｔ４−Ｅ）とＤＣＬ（−）の間にＩＧＢＴから電流が流れだす向きに、それぞれダイオードが接続される。

これに対して、ダイオードが、並列に接続される場合には、各ＩＧＢＴのエミッタ（図では、Ｔ１−Ｅ〜Ｔ４−Ｅ）とコレクタ（Ｔ１−Ｃ〜Ｔ４−Ｃ）の間にコレクタ側からエミッタ側へ電流が流れないような向きで、それぞれダイオードが接続される。更に、インバーター回路の制御モードに応じて出力を平滑化するためのリアクトルや容量がＡＣＬ１に接続されることもある。これらのダイオードやリアクトルは図４では省略した。発振回路ＯＳＣは、商用電源の周波数と同一の周波数を持つ基準正弦波とこれよりも高い周波数を有する変調波（インバーター回路の動作周波数で、以下、インバーター周波数とも称する）からパルス幅変調（ＰＷＭ）制御のためのＰＷＭ信号を生成する。発振回路ＯＳＣでは更にＰＷＭ信号からインバーターのスイッチング素子であるＩＧＢＴを駆動するためのクロック信号ＩＣ１、ＩＣ２、／ＩＣ１および／ＩＣ２を形成する。ここで、クロック信号／ＩＣ１は、クロック信号ＩＣ１を位相反転したクロック信号であり、クロック信号／ＩＣ２は、クロック信号ＩＣ２を位相反転したクロック信号である。

発振回路ＯＳＣが形成するクロック信号ＩＣ１、／ＩＣ１によって、トランジスタ（スイッチ）Ｔ１およびＴ２は、交互にオン状態となるようにスイッチ制御される。また、発振回路ＯＳＣが形成するクロック信号ＩＣ２、／ＩＣ２によって、トランジスタ（スイッチ）Ｔ３およびＴ４は、交互にオン状態となるようにスイッチ制御される。その結果、インバーター周波数を有するクロック信号ＩＣ１、／ＩＣ１に同期して、交流電力配線ＡＣＬ１−Ａは、トランジスタＴ１またはＴ２を介して電気的に、正極電力配線ＤＣＬ（＋）または負極電力配線ＤＣＬ（−）に接続されることになる。同様に、インバーター周波数を有するクロック信号ＩＣ２、／ＩＣ２に同期して、交流電力配線ＡＣＬ１−Ｂは、トランジスタＴ３またはＴ４を介して電気的に、正極電力配線ＤＣＬ（＋）または負極電力配線ＤＣＬ（−）に接続されることになる。

これにより、例えば正極電力配線ＤＣＬ（＋）に供給されている直流電力は、トランジスタＴ１またはＴ３を介して、交流電力配線ＡＣＬ１−ＡまたはＡＣＬ１−Ｂに伝達されることになる。このとき、負極電力配線ＤＣＬ（−）に供給されている直流電力は、トランジスタＴ２またはＴ４を介して、交流電力配線ＡＣＬ１−ＡまたはＡＣＬ１−Ｂに伝達されることになる。その結果、インバーター周波数に同期して、直流電力が交流電力に変換され、交流電量配線ＡＣＬ１−Ａ、ＡＣＬ１−Ｂに供給されることになる。

インバーター周波数に同期して、トランジスタＴ１〜Ｔ４がオン状態になるため、直流電力配線ＤＣＬ（ＤＣＬ（＋）、ＤＣＬ（−））は、インバーター周波数に同期して、交流電力配線ＡＣＬ１（ＡＣＬ１−Ａ、ＡＣＬ１−Ｂ）に電気的に接続されることになり、インバーター周波数に同期したリプルノイズが、直流電力配線ＤＣＬ（ＤＣＬ（＋）、ＤＣＬ（−））に重畳されることになる。

リプルノイズが、直流電力配線ＤＣＬに重畳されることを確認するために、直流電力配線ＤＣＬのうち、正極電力配線ＤＣＬ（＋）において、図２の符号Ａとして示したノードにおける電流を計測した。図５は、図２に示したノードＡの電流波形を示す波形図である。同図において、横軸は時間を示し、縦軸は電流を示している。

この計測は、正極電力配線ＤＣＬ（＋）のノードＡの部分を、クランプ電流計の計測部で挟み込むことにより行っている。このとき、太陽光発電装置は、発電を継続しており、停止させていない。インバーター回路ＩＶＣにおけるインバーター周波数は、例えば数ｋＨｚの周波数であり、正確な周波数の商用電力を形成するために、安定した周波数となっている。クランプ電流計としては、インバーター周波数（数ｋＨｚ）を測定することが可能な、比較的高い周波数まで追従するものを選択している。

図５を見ると、ノードＡにおける電流は、周期的に変化しており、インバーター周波数に同期したリプルノイズによって変化しているのが分かる。図５に示した電流波形の周期から、測定した太陽発電サイトで用いているＰＣＳ装置ＰＣＳのインバーター回路ＩＶＣにおけるインバーター周波数は、４ｋＨｚであることが分かる。

＜検査装置＞
図６は、実施の形態１に係わる検査装置の構成を示すブロック図である。同図には、説明の都合上、図１に示した太陽光発電装置１００の一部も示されている。すなわち、図６において、１０１−１〜１０１−ｎ、ＰＣＳ、ＤＣＬおよびＡＣＬ１は、図１に示したＰＶアレイ１０１−１〜１０１−ｎ、ＰＣＳ装置ＰＣＳ、直流電力配線ＤＣＬおよび交流電力配線ＡＣＬ１にそれぞれ対応する。これらは既に説明しているので、原則、説明は省略する。

図６において、６００は、太陽光発電装置１００を検査する検査装置を示している。検査装置６００は、クランプ電流計ＫＤＴ、コンピュータＰＣ、ＩＲカメラ（赤外線サーモグラフィ―カメラ、撮影装置）ＩＲＣおよび入出力ボードＩＯＢ１、ＩＯＢ２を備えている。

クランプ電流計ＫＤＴは、直流電力配線ＤＣＬを挟み込むように配置されている。直流電力配線ＤＣＬは、図２で示したように正極電力配線ＤＣＬ（＋）と負極電力配線ＤＣＬ（−）を備えているが、この実施の形態１においては、図２で説明したのと同様に、クランプ電流計ＫＤＴは、正極電力配線ＤＣＬ（＋）の所定の箇所を挟み込んでいる。太陽光発電装置１００は発電を行っているとき、ＰＣＳ装置ＰＣＳのインバーター回路ＩＶＣのインバーター周波数に同期したリプルノイズが、正極電力配線ＤＣＬ（＋）において重畳される。クランプ電流計ＫＤＴは、正極電力配線ＤＣＬ（＋）における電流の変化に同期した検出電流ＩＤＴを出力する。

入出力ボードＩＯＢ１は、アナログ信号である検出電流ＩＤＴを受け、デジタル信号に変換して、コンピュータＰＣへ供給する。入出力ボードＩＯＢ１は、特に制限されないが、デジタルフィルタを有している。このデジタルフィルタによって、入力した検出電流ＩＤＴの高周波成分のみを抽出し、抽出した高周波成分に対応したパルス信号を、検出電流ＩＤＴに対応したデジタル信号として、コンピュータＰＣへ供給する。検出電流ＩＤＴから高周波成分を抽出することにより、検出電流ＩＤＴにおける電流の変化を抽出することが可能となる。これにより、入出力ボードＩＯＢ１からコンピュータＰＣへ供給されるパルス信号は、クランプ電流計ＫＤＴによって測定した電流変化と同期し、パルス信号の周波数は、クランプ電流計ＫＤＴによって測定した電流変化の周波数に対応することになる。すなわち、入出力ボードＩＯＢ１からコンピュータＰＣへ供給されるパルス信号の周波数は、ＰＣＳ装置ＰＣＳにおけるインバーター周波数と対応することになる。

コンピュータＰＣは、入出力ボードＩＯＢ１から供給されたパルス信号に対応した周波数の起動信号を入出力ボードＩＯＢ２へ供給する。入出力ボードＩＯＢ２は、供給された起動信号の周波数に対応し、ＩＲカメラＩＲＣのトリガ入力のレベル等に合わせたパルス信号をトリガ信号ＴＧＳとして、ＩＲカメラＩＲＣへ供給する。

ＩＲカメラＩＲＣは、トリガ信号ＴＧＳに応答して、ＰＶアレイ１０１−１〜１０１−ｎにおける像を撮影する。すなわち、トリガ信号ＴＧＳの周期に同期して、ＩＲカメラＩＲＣは、ＰＶアレイ１０１−１〜１０１−ｎにおける発熱像を撮影する。撮影により得たＰＶアレイ１０１−１〜１０１−ｎにおける発熱像に関するデータは、コンピュータＰＣへ供給される。コンピュータＰＣによって、発熱像に関するデータは処理され、処理により得られたデータに基づいて、太陽光発電装置１００における異常・劣化の有無および進行状態が検査される。実施の形態１においては、太陽光発電装置１００におけるＰＶアレイ１０１−１〜１０１−ｎが、特に検査装置６００によって検査される。なお、入出力ボードＩＯＢ１とＩＯＢ２は、１個の入出力ボードを兼用するようにしてもよいし、入出力ボードＩＯＢ１、ＩＯＢ２の機能を、コンピュータＰＣに設けるようにしてもよい。

既に述べたように、ＰＶアレイを構成するＰＶモジュールは、劣化すると配線抵抗が増加し、発熱量が増加する。すなわち、劣化や異常は基本的に発熱を伴う。

実施の形態１によれば、太陽光発電サイトで、発電を止めることなく、ＰＶモジュールの劣化の進行状態を、ＰＶモジュールにおける発熱を用いて検査（診断）することが可能となる。

太陽光発電では得られた直流電力を利用するために、系統（電力系統）ＡＣＡへ電力を供給する。その際、ＰＣＳ装置ＰＣＳにより直流電力を商用周波数の交流電力へ変換する。この変換は、直流回路と交流回路の間に接続されたインバーター回路ＩＶＣが高速にスイッチング動作することにより行われる。そのためインバーター回路ＩＶＣに電気的に接続されている直流回路にもスイッチング動作による影響が及ぶことになる。この影響は、スイッチング動作を行うためのインバーター周波数を有するリプルノイズの重畳となって現れる。ＰＣＳ装置ＰＣＳには多数のＰＶモジュールの出力が集まり大電力を扱うため、インバーター回路ＩＶＣから直流電力配線ＤＣＬに重畳されるリプルノイズも大きなものとなる。

例えば、出力２５０Ｗ程度のシリコン系のＰＶモジュールが最適動作点で動作している場合、ＰＶモジュールが直列に接続されたストリングに流れる電流は、晴天時には７〜８Ａであるが、重畳されるリプルノイズは１Ａ程度に及ぶこともある。このときＰＶモジュールの端子間電圧は３０Ｖ程度であるので、３０Ｗ程度の電力変動（電力変化または直流電力変化）が生じていることになり、ＰＶモジュールの出力の１０％にも及ぶことになる。この電力変化（電力変動、直流電力変化）は、ＰＶモジュールが最適動作点からずれた状態で動作する原因となり、結果としてＰＶモジュールに入射する太陽光のエネルギーのうち、リプルノイズによる電力変動分のエネルギーについては、電気と熱への変換割合が周期的に変化することになる。ＰＣＳ装置ＰＣＳによる変換動作によって生じるリプルノイズにより発生する電力変化が、ＰＶモジュールの電力変化（直流電力変化）となる。この場合、ＰＶモジュールの電力変化の周期は、リプルノイズの周期と同期し、同じ周波数となる。

ＰＶモジュール当たり３０Ｗの熱エネルギーは大きく、定常状態で３０Ｗの発熱量差があるＰＶモジュールが２枚並んでいれば、発熱しているＰＶモジュールをＩＲカメラで十分検知して、特定することが可能である。発熱は、インバーター回路ＩＶＣのインバーター周波数に同期して変動するため、インバーター回路ＩＶＣのインバーター周波数とは無関係に撮影を行うＩＲカメラでは、発熱量差を検出することは極めて困難である。

インバーター回路ＩＶＣよって重畳されるリプルノイズは、インバーター回路ＩＶＣのインバーター周波数に一致する。そのため図５に示したように、リプルノイズの周波数は安定している。実施の形態１においては、このリプルノイズを、直流回路側で検出し、ＩＲカメラＩＲＣで撮影を行うトリガ信号として使い、撮影された発熱像のデータを基にして検査を行うようにしている。すなわち、直流回路側で検出したリプルノイズを、ロックインサーモグラフィーの同期信号として使用している。これにより、リプルノイズによって生じるＰＶモジュールにおける周期的発熱を、リプルノイズの周波数を同期信号としたロックインサーモグラフィーにより検出することができる。

リプルノイズによって生じる電力変化が、ＰＶモジュールを周期的に発熱させるための電力として用いられるため、太陽光発電サイトで発電を停止する必要はない。すなわち、発電を継続した状態で、ロックインサーモグラフィーの技術を用いた検査を行うことが可能である。これを行うために、実施の形態１では、太陽光発電サイトの直流回路に重畳されるリプルノイズからトリガ信号ＴＧＳを生成して、ＩＲカメラＩＲＣへの同期信号として入力し、一定周期で複数のＩＲ像を取得する。得られた複数のＩＲ像を、通常のロックインサーモグラフィー技術に従いデータ処理することによりロックインサーモグラフィー像を得ることが出来る。

＜＜ＩＲカメラの構成＞＞
実施の形態１に係わるＩＲカメラＩＲＣは、トリガ信号ＴＧＳに応答して、赤外線像を撮影する。ＩＲカメラＩＲＣは、トリガ信号が供給されるトリガ入力端子と、センサと、当該センサからの画像信号を処理する処理回路を備えている。例えば、トリガ入力端子に供給されるトリガ信号ＴＧＳが、ロウレベルからハイレベルへ立ち上がるのに応答して、センサは、そのとき照射されている赤外線の像に応じた画像信号を処理回路に供給し、画像信号は処理回路で処理され、赤外線像としてコンピュータＰＣへ供給される。

ＩＲカメラＩＲＣにおいては、センサの最小感度を上回る赤外線のシグナルを取り込むための時間が必要とされる。本明細書においては、この時間をＩＲカメラＩＲＣの時定数（Ｔｉｍｅ ｃｏｎｓｔａｎｔ）と称する。また、センサによって取り込まれたシグナルを、赤外線像を構成する画素毎のデータとして、ＩＲカメラＩＲＣからコンピュータＰＣへ転送する時間も必要とされる。取り込んだシグナルを画素毎のデータとして転送する時間を、本明細書では、ＩＲカメラＩＲＣのデータ転送時間（Ｉｎｔｅｇｒａｔｉｏｎ ｔｉｍｅ）と称する。実施の形態１で用いるＩＲカメラＩＲＣは、その時定数が、上記したリプルノイズの周波数の周期よりも短いことが望ましい。また、供給されるトリガ信号に同期して撮影を行う撮影機能が必要とされる。さらに、ＩＲカメラＩＲＣのフレームレートは、高速であることが望ましい。

ＩＲカメラＩＲＣが備えるセンサ（赤外線センサ）としては、大別すると、量子型（冷却型）と熱型（非冷却型）が存在する。熱型は、照射された赤外線による温度変化を検知する。この熱型のセンサの例としては、アモルファスシリコンを用いたセンサ（ボロメータ）が挙げられる。一方、量子型は、照射された赤外線による電気現象を検知する。量子型のセンサの例としては、化合物半導体を用いたセンサが挙げられる。熱型のセンサを用いたＩＲカメラでは、赤外線の照射によって生じる温度変化を検知することが必要とされるため、量子型のセンサに比べると、シグナルを取り込む時間、すなわちＩＲカメラの時定数が長くなる。そのため、実施の形態１においては、ＩＲカメラＩＲＣの時定数を短くするために、量子型のセンサを備えたＩＲカメラを用いることが望ましい。ただし、ロックインサーモグラフィーに必要な周波数に追従して動作するものであれば熱型のセンサを用いたＩＲカメラであっても構わない。

＜検査装置の動作＞
図７は、図６に示した検査装置６００の動作を示す波形図である。図７において、横軸は時間を示している。ここで、図７（Ａ）は、クランプ電流計ＫＤＴによって測定された直流電力配線における電流を示している。この電流は、リプルノイズに従って変化するため、図７（Ａ）では、リプルノイズの波形として示している。図７（Ａ）の縦軸は、電流を示している。図７（Ａ）において、ＩＳは、リプルノイズが重畳されていないときの直流電力配線ＤＣＬの電流値（直流電流）を示している。リプルノイズが重畳されることにより、直流電力配線ＤＣＬにおける電流値は、電流値ＩＳを基準値（以下、基準値ＩＳとも称する）として、リプルノイズに同期して増減する。図７（Ａ）では、電流値が増加したときのピーク値が、ＩＳ−Ｕとして示され、電流値が減少したときのピーク値が、ＩＳ−Ｄとして示されている。直流電力配線ＤＣＬにおける電流の増減は、リプルノイズに同期して周期的に発生する。図７（Ａ）では、直流電力配線ＤＣＬにおける周期的な電流の変化に関して、周期がＴとして示されている。

図７（Ｂ）は、入出力ボードＩＯＢ２から出力されるトリガ信号ＴＧＳの波形を示しており、縦軸は電圧を示している。また、図７（Ｃ）は、ＩＲカメラＩＲＣの時定数を模式的に示しており、図７（Ｄ）は、ＩＲカメラＩＲＣのデータ転送時間を模式的に示している。

直流電力配線ＤＣＬにおける電流が、リプルノイズによって変化すると、クランプ電流計ＫＤＴからの検出電流ＩＤＴは、図７（Ａ）に示すように変化する。検出電流ＩＤＴが、時刻ｔ０において、基準値ＩＳよりも高くなると、入出力ボードＩＯＢ１から検出信号が出力され、この検出信号に基づいて、コンピュータＰＣおよび入出力ボードＩＯＢ２が、トリガ信号ＴＧＳをロウレベルからハイレベルへ変化させる。

ＩＲカメラＩＲＣは、トリガ入力端子に供給されているトリガ信号ＴＧＳがロウレベルからハイレベルへ変化するのに応答して、時刻ｔ０よりも僅かに時間遅れした時刻ｔ１から撮影を開始する。センサによる赤外線の取り込みは、ＩＲカメラＩＲＣの時定数の期間（時刻ｔ１とｔ２の間の時間）も継続して行われる。時定数が経過したタイミング（時刻ｔ２）において、画素のデータが、センサからコンピュータＰＣへ転送される。すなわち、図７（Ｄ）において時刻ｔ２から時刻ｔ３の間のデータ転送期間において、画素のデータが、コンピュータＰＣへ供給されることになる。

図７に示した波形の例では、直流電力配線ＤＣＬにおける電流が、基準値ＩＳよりも高くなるたびに、上記した動作が繰り返される。これにより、コンピュータＰＣには、リプルノイズの周期Ｔに同期して撮影された赤外線像が、供給されることになる。すなわち、リプルノイズの周期に同期し、時系列的に変化した複数の赤外線像が、コンピュータＰＣに供給されることになる。時系列的に供給された複数の赤外線像を、コンピュータＰＣにおいて調べることにより、ＰＶモジュールの検査を行うことが可能となる。

この場合、ＰＶモジュールには、基準値ＩＳに対して変化する電流が供給されることになる。そのため、ＰＶモジュールを周期的に発熱させるような電源を設けなくても、検査を行うことが可能となる。

ＩＲカメラＩＲＣの時定数が、リプルノイズの１周期よりも長くなると、ＩＲカメラＩＲＣによって撮影された赤外線像は、リプルノイズの複数周期によって発熱されたＰＶモジュールの像となってしまう。そのため、ＩＲカメラＩＲＣの時定数は、リプルノイズの１周期よりも短いことが要求されることになる。この実施の形態１では、上記したように量子型のセンサを備えたＩＲカメラを使うことによって、ＩＲカメラＩＲＣの時定数が短くなるようにされている。

ＩＲカメラＩＲＣのデータ転送時間も、短いことが望ましいが、リプルノイズの１周期よりも短いことは必須ではない。例えば、ＩＲカメラＩＲＣに、記憶回路を設け、センサが時定数の期間に取り込んだ赤外線像を、記憶回路に順次格納する。記憶回路に格納された赤外線像を、後で、コンピュータＰＣに供給し、コンピュータＰＣで検査を実行する。このようにすることにより、センサで取り込んだ赤外線像を、順次コンピュータＰＣへ供給することが必要とされなくなり、ＩＲカメラＩＲＣのデータ転送時間を、リプルノイズの１周期よりも短くすることは必須とされない。

＜変形例１＞
図７では、リプルノイズが、立ち上がるたびに、ＩＲカメラＩＲＣによって赤外線像を撮影する場合を示している。すなわち、リプルノイズの全周期において、赤外線像を撮影する場合を示している。ＩＲカメラＩＲＣのフレームレートは、一般的に、リプルノイズの周波数に比べて、１桁から２桁低い。この場合、例えばコンピュータＰＣによって、トリガ信号ＴＧＳの周波数が、ＩＲカメラＩＲＣのフレームレートに比べて低くなるように設定される。この変形例１においては、トリガ信号ＴＧＳの周波数が、ＩＲカメラＩＲＣのフレームレートよりも低くされる。

図８は、変形例１に係わる検査装置６００の動作を示す波形図である。図８（Ａ）は、図７（Ａ）と同様に、リプルノイズの波形を示す波形図である。図８（Ａ）は、図７（Ａ）と同じであるため、説明は省略する。図８（Ｂ）は、コンピュータＰＣおよび入出力ボードＩＯＢ２によって形成されるトリガ信号ＴＧＳの波形を示し、図８（Ｃ）は、時定数を模式的に示し、図８（Ｄ）は、データ転送時間を模式的に示している。

変形例１では、リプルノイズの２周期ごとに、コンピュータＰＣが、トリガ信号を形成する。すなわち、図８において、リプルノイズの１周期目（０〜１Ｔ）と、３周期目（２Ｔ〜３Ｔ）において、トリガ信号ＴＧＳを形成し、２周期目（１Ｔ〜２Ｔ）のときには、コンピュータＰＣは、トリガ信号ＴＧＳを形成しない。これにより、ＩＲカメラＩＲＣのフレームレートよりも低い周波数のトリガ信号を形成することが可能となり、周期的に赤外線像を取得することが可能となる。

ここでは、２周期ごとにトリガ信号を形成する例を説明したが、図８に示した２周期目（１Ｔ〜２Ｔ）を増やすことにより、トリガ信号の形成される周期をさらに長くすることが可能である。この場合であっても、トリガ信号は、リプルノイズに同期していることになる。

また、コンピュータＰＣによって、トリガ信号ＴＧＳの周期を長くすることを説明したが、これに限定されるものではない。例えば、入出力ボードＩＯＢ１、ＩＯＢ２によって、トリガ信号ＴＧＳの周期を長くするようにしてもよい。

＜変形例２＞
ロックインサーモグラフィーの技術を用いる場合、検査対象の熱を変化させている１周期の期間において、複数の赤外線像を取得することが望ましい。このようにして取得した複数の赤外線像を重ね合わせることにより、周期性を有さないノイズを低減することが可能となるためである。

図９は、リプルノイズの１周期において、複数の赤外線像を取得する場合の波形を示す波形図である。図９において、横軸は時間を示している。図９（Ａ）は、図７（Ａ）と同様に、リプルノイズの波形を示す波形図である。図７（Ａ）とは異なり、説明の都合上、図９（Ａ）には、リプルノイズの１周期Ｔの波形が示されている。このリプルノイズの１周期Ｔにおいて、コンピュータＰＣおよび入出力ボードＩＯＢ２が、複数のトリガ信号ＴＧＳを形成する。

例えば、リプルノイズの１周期において、３０度ずつ位相が異なる６個のトリガ信号が、図９（Ｂ）に示されているように形成される。それぞれのトリガ信号に対して、図９（Ｃ）に示した時定数の期間において、そのときの赤外線像が取り込まれる。取り込まれた赤外線像は、図９（Ｄ）に示したデータ転送時間において、コンピュータＰＣへ転送される。これにより、リプルノイズの１周期Ｔの期間において、複数の赤外線像を取得することが可能となり、これらを、コンピュータＰＣにおいてロックインサーモグラフィー法に基づいて重ね合わせる処理を行うことによって、周期性を有さないノイズを除去することが可能となる。

変形例１で述べたように、ＩＲカメラＩＲＣのフレームレートが、リプルノイズの周波数に比べて低い場合には、図９に示したように、リプルノイズの１周期の期間において、複数の赤外線像を取得することが困難となる。すなわち、ＩＲカメラＩＲＣのフレームレートが、リプルノイズの周波数に追従できない場合には、複数の赤外線像を、リプルノイズの１周期の間に取得することが困難となる。この場合には、リプルノイズの複数の周期において、互いに異なるタイミングにおける複数の赤外線像を取得し、取得した複数の赤外線像を、リプルノイズの１周期における複数の赤外線像と等価的なデータとすればよい。

図１０は、ＩＲカメラＩＲＣのフレームレートが、リプルノイズの周波数に追従できない場合の動作を示す波形図である。図１０においても、横軸は時間を示している。図１０（Ａ）は、図７（Ａ）と同様に、リプルノイズの波形を示している。図１０（Ｂ）は、トリガ信号の波形を示し、図１０（Ｃ）は、時定数を模式的に示し、図１０（Ｄ）は、データ転送時間を模式的に示している。

この変形例２においては、コンピュータＰＣが、入出力ボードＩＯＢ１からの検出信号によって示されるリプルノイズの立ち上がりタイミングに対して、所定の遅延時間を、順次加える処理を行い、所定の遅延時間を加えることにより得られたタイミングで、トリガ信号を順次形成している。

ここでは、説明を容易にするために、リプルノイズの周期とＩＲカメラＩＲＣのフレームレートの周期とが同じである場合を説明する。

コンピュータによって、所定の遅延時間が加えられない場合、コンピュータＰＣと入出力ボードＩＯＢ２により形成されるトリガ信号は、図１０（Ｂ）において、時刻ｔ０、時刻１Ｔ、時刻２Ｔのそれぞれのタイミングで形成されることになる。一方、この変形例２においては、所定の遅延時間ａが、順次加えられることになる。すなわち、トリガ信号は、時刻ｔ０のタイミングで形成された後、時刻１Ｔに所定の遅延時間ａを加えたタイミング（１Ｔ＋ａ）で、トリガ信号が形成される。次に、タイミング（１Ｔ＋ａ）に１周期Ｔと所定の遅延時間ａを加えたタイミング（２Ｔ＋２ａ）で、トリガ信号が形成されることになる。

これにより、１周期目では、時刻ｔ１〜ｔ２の間で、赤外線像がセンサにより取得されるのに対して、２周期目では、遅延時間ａをオフセット時間とし、オフセット時間（遅延時刻ａ）だけ遅れた時刻ｔ１〜ｔ２の間で、赤外線像がセンサによって取得されることになる。また、３周期目では、遅延時間２ａをオフセット時間とし、このオフセット時間だけ遅れた時刻ｔ１〜ｔ２の間で、赤外線像がセンサによって取得されることになる。すなわち、所定の遅延時間をオフセットとして、オフセットの時間ずつずれたタイミングで、リプルノイズによって発熱しているときの赤外線像が得られることになる。このようにして得られた複数個（図１０では３個）の赤外線像を、１周期のリプルノイズの期間に取得した複数の赤外線像と等価として処理する。これにより、周期性のないノイズを低減することが可能となる。

説明の都合上、リプルノイズの周期と、ＩＲカメラＩＲＣのフレームレートの周期が同じとしたが、これらの周期が異なる場合にも同様に、遅延時間をオフセットとし、オフセットの時間ずつすれたタイミングの赤外線像を取得することが可能であり、周期性のないノイズの低減を図ることが可能となる。

また、コンピュータＰＣによって所定の遅延時間を加える例を説明したが、これに限定されるものではない。例えば、入出力ボードＩＯＢ１、ＩＯＢ２によって、所定の遅延時間を加えるようにしてもよい。

さらに、所定の遅延時間を加えるのではなく、変形例１で説明したように、トリガ信号を発生しない周期を加える（導入する）ようにしてもよい。例えば、トリガ信号を発生しない周期を、順次増加するようにしてもよい。この場合、繰り返されるリプルノイズにおいて、互いに異なるタイミングのときに、トリガ信号を発生する周期が存在するように、トリガ信号を発生しない周期が追加されるようにする。

ＩＲカメラＩＲＣのフレームレートが、リプルノイズの周波数よりも低い場合を説明したが、これに限定されるものではない。例えば、リプルノイズの周波数よりも、ＩＲカメラＩＲＣのフレームレートが高い場合であって、リプルノイズの１周期において取得する赤外線像の数を増やす場合には、リプルノイズの複数周期において、互いに異なるタイミングで複数の赤外線像を取得するようにする。このようにして取得した複数の赤外線像を等価的に１周期のリプルノイズにおける赤外線像として扱うようにしてもよい。

コンピュータＰＣに転送された赤外線像のデータは、コンピュータＰＣにおいてデータ処理されるが、このデータ処理は、通常のロックインサーモグラフィーと同様に行えばよい。ロックインサーモグラフィーでの処理は、例えば特許文献２に記載されている。

なお、コンピュータＰＣに転送されたデータは、リプルノイズに同期してＰＶモジュールが発熱したときの赤外線像を、リプルノイズに同期したタイミングで観察したものに相当する。

この実施の形態１においては、リプルノイズの周期が検出され、リプルノイズの周期と所定の関係にある周期を有するトリガ信号ＴＧＳによって、赤外線像の撮影が行われる。リプルノイズによるＰＶモジュールの発熱と、赤外線像の撮影が同期していればよいため、リプルノイズの周期とトリガ信号ＴＧＳの周期は、同じであることは必要とされない。すなわち、図７では、リプルノイズの周期とトリガ信号ＴＧＳの周期が同じ場合を示したが、図８〜図１０に示したように、ルプルノイズの周期とトリガ信号の周期とは、所定の関係にあればよい。言い換えるならば、リプルノイズの周期に対応した周期のタイミング信号をトリガ信号ＴＧＳとして用いてもよいし、このタイミング信号に基づいた信号を形成し、これをトリガ信号ＴＧＳとして用いてもよい。

（実施の形態２）
図１１は、実施の形態２に係わる太陽光発電装置の検査装置を示すブロック図である。実施の形態１においては、直流電力配線ＤＣＬに重畳され、直流回路へ伝達されるリプルノイズを測定して、ＩＲカメラＩＲＣのトリガ信号を形成する例を説明した。リプルノイズは、図４で説明した発振回路ＯＳＣによって生じる。商用電力の周波数を安定にするために、発振回路ＯＳＣによって形成されるクロック信号のインバーター周波数は、安定した所定の周波数に設定される。そのため、リプルノイズの周波数も安定した周波数となっている。この実施の形態２においては、このリプルノイズの周波数が、事前に計測される。この事前に計測されたリプルノイズの周波数を用いて、ＩＲカメラＩＲＣのトリガ信号が形成される。そのため、実施の形態２においては、太陽光発電装置を検査する際に、直流回路へ伝達されるリプルノイズを測定する必要がなくなる。

図１１において、６００−２は、太陽光発電装置を検査する検査装置を示している。図１１にも、図６と同様に、太陽光発電装置の一部が示されている。すなわち、図１１において、１０１−１〜１０１−ｎ、ＰＣＳ、ＤＣＬおよびＡＣＬ１は、図１に示したＰＶアレイ１０１−１〜１０１−ｎ、ＰＣＳ装置ＰＣＳ、直流電力配線ＤＣＬおよび交流電力配線ＡＣＬ１にそれぞれ対応する。これらは既に説明しているので、原則、説明は省略する。

検査装置６００−２は、コンピュータＰＣ、入出力ボードＩＯＢ２およびＩＲカメラＩＲＣを備えている。

コンピュータＰＣには、事前に測定されたリプルノイズの周波数が設定されている。例えば、太陽光発電サイトにおいて、直流回路に供給されるリプルノイズの周波数が測定される。これは、例えば、図６に示したようにクランプ電流計ＫＤＴによって、直流電力配線ＤＣＬを流れる電流を測定する。測定の結果はロガーに記録される。ロガーによって、リプルノイズの１周期を求め、求めた１周期の時間から、リプルノイズの周波数を求めて、コンピュータＰＣに設定する。リプルノイズの周波数を測定する構成はこれに限定されるものではない。例えばロガーが、フーリエ変換機能等を有していれば、測定の結果をフーリエ変換機能によって変換し、リプルノイズの周波数を求めるようにしてもよい。

コンピュータＰＣは、設定されたリプルノイズの周波数に同期した起動信号を形成する。起動信号は、入出力ボードＩＯＢ２によって、ＩＲカメラＩＲＣに整合するように調整され、入出力ボードＩＯＢ２からトリガ信号ＴＧＳとして出力される。ＩＲカメラＩＲＣは、トリガ信号ＴＧＳに応答して、複数のＰＶモジュールにおける赤外線像を撮影し、撮影により得たデータをコンピュータＰＣへ供給する。コンピュータＰＣにおいては、供給されたデータに対してデータ処理を行う。データ処理の結果を基にして、太陽光発電装置（ＰＶモジュール）の検査が行われる。

この実施の形態２においては、特に制限されないが、コンピュータＰＣが、プログラムに従ってタイミングを計測し、設定されたリプルノイズの周波数に合わせたタイミングで起動信号を形成する。そのため、新たなハードウェアを準備しなくても、プログラムを変更することにより、起動信号の周波数を調整したり、遅延時間を加えることも容易に行うことが可能となっている。

勿論、トリガ信号ＴＧＳは、コンピュータＰＣおよび入出力ボードＩＯＢ２を用いずに発生してもよい。例えば、太陽光発電装置とは独立に動作するトリガ生成装置を用いるようにしてもよい。この場合、トリガ生成装置としては、例えばリプルノイズと同じ周波数のトリガ信号を発生するファンクションジェネレータによって構成してもよいし、このようなトリガ信号を発生するパルス生成回路を自作し、自作したパルス生成回路によって、トリガ生成装置を構成してもよい。ファンクションジェネレータを動作させる電源が確保できれば、ファンクションジェネレータを用いる構成は、最も容易な方法である。また、電池で動作するパルス生成回路であれば、小型化を図ることが可能である。

図１２は、実施の形態２に係わる検査装置の動作を示す波形図である。図１２においても、横軸は時間を示している。図１２（Ａ）は、図７（Ａ）と同様に、直流電力配線ＤＣＬにおける電流を示している。直流電力配線ＤＣＬを流れる電流は、基準値ＩＳにリプルノイズが重畳され、リプルノイズによって、周期的に変化している。図１２（Ｂ）〜図１２（Ｅ）のそれぞれは、トリガ信号ＴＧＳの波形を示している。実施の形態２においては、直流電力配線ＤＣＬにおける電流の変化として表れるリプルノイズとは、無関係にトリガ信号ＴＧＳが生成される。そのため、リプルノイズとトリガ信号との間の位相差は制御することができない。すなわち、実施の形態１においては、リプルノイズを検出して、トリガ信号を形成していたため、リプルノイズとトリガ信号との間の位相差を制御することが可能であったが、実施の形態２では、この位相差を制御することが困難である。

そのため、実施の形態２においては、検査装置６００−２で検査を開始したタイミングに依存して、図１２（Ｂ）〜図１２（Ｅ）に示すように、種々の位相を有するトリガ信号が形成されることになる。例えば、図１２（Ｂ）では、図７（Ｂ）と同様に、リプルノイズが、立ち上がるタイミングで、そのときの赤外線像が撮影される。これに対して、図１２（Ｃ）では、リプルノイズの振幅が正のピーク値（ＩＳ−Ｕ）近傍のタイミングでトリガ信号が発生し、そのときの赤外線像が撮影されることになる。また、図１２（Ｄ）では、リプルノイズの振幅が負のピーク値（ＩＳ−Ｕ）近傍のタイミングでトリガ信号が発生し、そのときの赤外線像が撮影されることになる。さらに、図１２（Ｅ）では、リプルノイズの振幅が基準値（ＩＳ）近傍のタイミングでトリガ信号が発生し、そのときの赤外線像が撮影されることになる。すなわち、任意のタイミングで、撮影されることになる。

しかしながら、ロックインサーモグラフィーの観点からは、いずれのタイミングにおいても、赤外線像を取得することが可能であり、特に問題は生じない。すなわち、いずれのタイミングにおいても、ＰＶモジュールでは、そのときの直流電力配線ＤＣＬにおけるリプルノイズに起因した発熱（熱の生成）もしくは散逸が生じていることになり、そのときの赤外線像が取得されることになる。また、再度、撮影を実施すれば、トリガ信号とリプルノイズとの間の位相差を変えることが可能であるため、必要に応じて、再度撮影を実施するようにしてもよい。さらに、図１０で説明したように、トリガ信号に所定の遅延時間を加えるようにしてもよい。このように、遅延時間を加えることにより、トリガ信号とリプルノイズとの間の位相差を変更することが可能である。この場合、図１０とは異なり、加える所定の遅延時間は可変にしてもよい。

この実施の形態２に係わる検査装置６００−２に対しても、実施の形態１の変形例１および変形例２と同様な変形を行うことが可能である。例えば、フレームレートとリプルノイズの周波数の大小関係から、図８で説明したようにトリガ信号の周波数をリプルノイズの周波数より低く設定してもよい。また、図１０で説明したようにトリガ信号に所定の遅延時間を設定して、リプルノイズの複数周期にわたって、周期内の異なる時間位置で赤外線像を取得し、１周期内で複数画像を取り込んだ場合と等価なデータとして取り扱うようにしてもよい。ただし、実施の形態２においては、リプルノイズを基準とするのではなく、トリガ信号を独立に生成する構成であるため、トリガ信号を生成しない周期を決めたり、遅延時間を挿入することが必要である。

得られたデータは実施の形態１と同様に、通常のロックインサーモグラフィーに則りデータ処理を行い、ロックインサーモグラフィー像を得ることが出来る。

（実施の形態３）
この実施の形態３においては、無人航空機（Ｕｎｍａｎｎｅｄ ａｅｒｉａｌ ｖｅｈｉｃｌｅ：以下、ＵＡＶとも称する）を用いて、太陽光発電サイトで、ＰＶモジュールの検査が実施される。太陽光発電サイトは、広大な敷地であるため、ＵＡＶを用いて、検査を行うことが望ましい。

実施の形態２で説明したように、太陽光発電装置における直流電力配線ＤＣＬを流れる電流を計測しなくても、リプルノイズと同じ周波数を有するトリガ信号を、独立的に形成することができる。この独立的に形成したトリガ信号により、ＩＲカメラＩＲＣによって赤外線像を撮影することが可能である。

この実施の形態３においては、図１１に示したコンピュータＰＣ、入出力ボードＩＯＢ２、ＩＲカメラＩＲＣおよびこれらの装置に電源を給電する充電池が、ＵＡＶに搭載される。

ＵＡＶの搭載可能な最大重量（ペイロード）は、例えば６ｋｇである。コンピュータＰＣとしては、例えば軽量のノードパソコンであれば１ｋｇ程度である。また、ＩＲカメラＩＲＣとしては、例えばオートフォーカスの機能を有し、フレームレートが１００Ｈｚで撮影が可能なものが、３．８ｋｇ程度である。充電池としては、１５０Ｗｈの容量のもので、１．１７ｋｇ程度のものが存在する。ＩＲカメラＩＲＣの消費電力を３０Ｗとした場合、充電池にフルに充電を行った場合、３０分程度の撮影が期待できる。入出力ボードＩＯＢ２は、例えばノートパソコンに装着可能なカード型の入出力装置によって構成する。カード型の入出力装置は軽量であるため、これらの装置を、ＵＡＶに搭載しても、ペイロードを超えない重量とすることが可能である。これらの装置を搭載したＵＡＶを太陽光発電サイトの上空を飛行させ、飛行している期間において、実施の形態２で説明したようにして、ＰＶモジュールにおける赤外線像をＩＲカメラＩＲＣによって撮影する。なお、ＩＲカメラＩＲＣの撮影がコンピュータＰＣによって形成された起動信号により制御されるため、コンピュータＰＣは、制御装置と見なすこともできる。

なお、重量的に安定した飛行が期待できない場合は、例えば充電池を軽量のものに変更する。赤外線像の取得も実施の形態２と同様に行えばよい。取得した複数の赤外線像をノートパソコンに取り込み、通常のロックインサーモグラフィーと同様にして所望の赤外線像を得ることが出来る。また、飛行後にＩＲカメラＩＲＣを回収して、データ処理を行うようにしてもよい。

このようにして、太陽光発電サイトの上空からロックインサーモグラフィー技術を適用し、ＰＶモジュールの劣化の進行状態を判定することができる。

直流電力配線ＤＣＬにおける電流を検出する例として、クランプ電流計を例にして説明したが、これに限定されるものではない。電流を検出する構成としては、例えばホール素子を用いた電流検出センサまたは電流トランス式の電流検出センサ等を用いることができる。

ＰＶモジュールは直流電力を発電し、直流電力配線ＤＣＬは直流電力を伝達するため、複数のＰＶモジュールと直流電力配線によって直流回路が構成されていると見なすことができる。この場合、交流電力配線ＡＣＬ１、ＡＣＬ２は交流電力を伝達するため、交流電力配線ＡＣＬ１、ＡＣＬ２によって交流回路が構成されていると見なすことができる。このように見なした場合、ＰＣＳ装置は、直流回路を交流回路に接続する電力変換装置であると見なすことができる。

このように見なした場合、一実施の形態は、複数の太陽電池モジュールからなる直流回路と、前記直流回路を交流回路に接続するための電力変換装置を備えた太陽光発電装置の検査装置を開示している。この場合、検査装置は、太陽光発電装置の直流電流を検出するホール素子乃至電流トランス式の電流検出センサ（例えばクランプ電流計ＫＤＴ）と、電流検出センサの出力を入力としてパルス信号（トリガ信号）を生成するパルス信号生成装置（例えば、コンピュータＰＣと入出力ボードＩＯＢ１、ＩＯＢ２）と、パルス信号（トリガ信号）を撮影トリガとして動作する、赤外線検出器を撮像素子（センサ）として有する撮像装置（ＩＲカメラＩＲＣ）を備える。電力変換装置の動作に伴って直流回路に発生する周期的な電力変動を電流検出センサで検出し、パルス信号生成装置から出力されるパルス信号を撮影トリガとして周期的電力変動に同期して撮影された太陽電池モジュールの赤外線像を基に太陽光発電装置の検査が行われる。

また、実施の形態に記載した検査装置を、検査方法の観点で見た場合、実施の形態には、複数のＰＶモジュールと、複数のＰＶモジュールによって発生した電力を商用電力に変換する変換装置（ＰＣＳ装置ＰＣＳ）とを備えた太陽光発電装置の検査方法が開示されていることになる。この場合、検査方法は、トリガ信号ＴＧＳを形成する形成工程と撮影を行う撮影工程を備えている。ここで、形成工程は、変換装置（ＰＣＳ装置ＰＣＳ）による変換により生じる複数のＰＶモジュール１０２−００〜１０２−ｎｎの電力変化の周期に同期したトリガ信号ＴＧＳを形成する。また、撮影工程では、複数のＰＶモジュール１０２−００〜１０２−ｎｎにおける発熱を、トリガ信号ＴＧＳに同期して、撮影装置（ＩＲカメラＩＲＣ）により撮影することになる。

検査方法の観点で見た場合、形成工程は、ＰＶモジュールの電力変化の周期を検出する検出工程を備えていると見なすことができる。また、実施の形態３では、検査方法が、無人航空機において実施されることになる。

実施の形態では、ＩＲカメラＩＲＣに供給されるトリガ信号ＴＧＳを形成するトリガ信号形成装置として、コンピュータＰＣおよび入出力ボードＩＯＢ２を用いる例を説明したが、これに限定されるものではない。

以上、本発明者によってなされた発明を実施の形態に基づき具体的に説明したが、本発明は前記実施の形態に限定されるものではなく、その要旨を逸脱しない範囲で種々変更可能であることはいうまでもない。

１００ 太陽光発電装置
１０１−１〜１０１−ｎ 太陽電池アレイ
１０２−００〜１０２−ｎｎ 太陽電池モジュール
６００ 検査装置
ＡＣＡ 系統
ＡＣＬ１、ＡＣＬ２ 交流電力配線
ＤＣＬ 直流電力配線
ＩＯＢ１、ＩＯＢ２ 入出力ボード
ＩＲＣ 赤外線カメラ
ＫＤＴ クランプ電流計
ＰＣ コンピュータ
ＰＣＳ パワーコンディショナー
ＴＧＳ トリガ信号

Claims (10)

1. 複数の太陽電池モジュールと、前記複数の太陽電池モジュールによって発生した電力を商用電力に変換する変換装置とを備えた太陽光発電装置の検査装置であって、
   前記複数の太陽電池モジュールにおける発熱を、トリガ信号に応答して、撮影する撮影装置と、
   前記変換装置による変換により生じる、前記複数の太陽電池モジュールの電力変化の周期を検出し、検出した周期に同期して、前記トリガ信号を形成するトリガ信号形成装置と、
   を備え、
   前記電力変化の周期に同期して撮影された前記複数の太陽電池モジュールにおける発熱像を基にして、前記太陽光発電装置を検査する、太陽光発電装置の検査装置。
2. 請求項１に記載の太陽光発電装置の検査装置において、
   前記トリガ信号形成装置は、検出した周期と同じ周期の信号を、前記トリガ信号として形成する、太陽光発電装置の検査装置。
3. 請求項１に記載の太陽光発電装置の検査装置において、
   前記トリガ信号形成装置は、検出した周期と所定の関係にある周期の信号を、前記トリガ信号として形成する、太陽光発電装置の検査装置。
4. 請求項１に記載の太陽光発電装置の検査装置において、
   前記変換装置は、前記複数の太陽電池モジュールと、前記商用電力が給電される給電線との間に接続され、所定の周期でスイッチ制御される複数のスイッチとを備える、太陽光発電装置の検査装置。
5. 請求項１に記載の太陽光発電装置の検査装置において、
   周期的な前記電力変化による前記複数の太陽電池モジュールにおける発熱が、ロックインサーモグラフィーにおける試料の周期的な発熱に相当し、前記トリガ信号に応答した発熱像の撮影が、前記ロックインサーモグラフィーにおける赤外線像の取得に相当する、太陽光発電装置の検査装置。
6. 複数の太陽電池モジュールと、前記複数の太陽電池モジュールによって発生した電力を商用電力に変換する変換装置とを備えた太陽光発電装置の検査装置であって、
   前記複数の太陽電池モジュールにおける発熱を、トリガ信号に応答して、撮影する撮影装置と、
   前記変換装置による変換により生じる、前記複数の太陽電池モジュールの電力変化の周期に同期して、前記トリガ信号を形成するトリガ信号形成装置と、
   を備え、
   前記電力変化の周期に同期して撮影された前記複数の太陽電池モジュールにおける発熱像を基にして、前記太陽光発電装置を検査する、太陽光発電装置の検査装置。
7. 請求項６に記載の太陽光発電装置の検査装置において、
   前記検査装置は、無人航空機に搭載され、
   前記検査装置は、前記撮影装置を制御する制御装置と、前記撮影装置、前記トリガ信号形成装置および前記制御装置を動作させる充電池とを備える、太陽光発電装置の検査装置。
8. 複数の太陽電池モジュールと、前記複数の太陽電池モジュールによって発生した電力を商用電力に変換する変換装置とを備えた太陽光発電装置の検査方法であって、
   前記変換装置による変換により生じる、前記複数の太陽電池モジュールの電力変化の周期に同期したトリガ信号を形成する形成工程と、
   前記複数の太陽電池モジュールにおける発熱を、形成された前記トリガ信号に同期して、撮影装置により撮影する撮影工程と、
   を備える、検査方法。
9. 請求項８に記載の検査方法において、
   前記形成工程は、前記複数の太陽電池モジュールの電力変化の周期を検出する検出工程を備える、検査方法。
10. 請求項８に記載の検査方法において、
    前記検査方法は、無人航空機おいて実施される、検査方法。

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