JP2018108025A - 発電設備の診断システム - Google Patents

Abstract

【課題】発電設備における過去の発電データや他の発電設備の発電データ等に基づいて発電設備の異常を的確に診断する。【解決手段】発電量を計測する計測部４１と、Ａ：計測部により得られた計測値、Ｂ：出力可能な最大発電量として、Ａ／Ｂの計算式を基に演算して演算値を求める演算部５２と、計測部４１により得られた計測値及び演算部５２で演算された演算値の少なくとも一を過去から現在に至って記録する記録手段５３と、記録手段５３に記録された計測値から求められた演算値、または記録手段５３に記録された演算値から、所定期間のピーク値を算出する算出手段５４と、算出手段５４により算出された第１ピーク値と、該第１ピーク値と異なる第２ピーク値とを比較して発電設備１１を診断する診断手段５５とを備えた。【選択図】図１

Description

本発明は、太陽光発電等の発電設備における異常の有無を診断する発電設備の診断システムに関するものである。

太陽光、風力、波力、流水、地熱等の再生可能エネルギーによる発電が促進されているなか、太陽光発電等の発電設備に異常が生じていると、良好な発電を維持できない。そこで、特許文献１に、破損または故障による太陽光発電パネルの発電量を検知し、異常を警告する太陽光発電システムが提案されている。特許文献１の太陽光発電システムでは、発電量測定手段によって太陽光発電パネルが発電する発電量を測定し、測定された発電量を発電量履歴記憶手段によって履歴として記憶し、記憶された太陽光発電パネルの単位面積あたりの発電量から、現在時刻に近い第１の期間の発電量の平均値と、第１の期間より過去の第２の期間の発電量の平均値とを比較する。そして、第１の期間の発電量の平均値が第２の期間の発電量の平均値に比べて予め定められた所定値より小さい値であったら、通知先に太陽光発電パネルの異常または汚れに係わる警告を通知する。

なお、特許文献１に記載の太陽光発電パネルの異常を検知する手段は、同一の発電設備におけるパネルの異常を検知する場合に限らず、他発電設備から送信された発電量データと比較して自発電設備のパネルの異常を検知する場合にも適用できる。

特開２０１４−６０３６５号公報

しかし、特許文献１の太陽光発電システムは、単位面積あたりの太陽光発電パネルの発電量を算出してはいるが、第１の期間の発電量の平均値と第２の期間の発電量の平均値とを比較するものであるから、過去の例えば１年前の第２の期間が雨や曇りの日が多くその期間に限って例年より全般に日射量が少なかった場合は、第２の期間の平均発電量は例年に比べて小さくなるので、このように発電環境が異なる場合などでは比較基準が同一でないため、単に、第１の期間の平均発電量と第２の期間の平均発電量とを比較したのでは誤診断となる。

また、太陽光発電設備全体としての異常の有無を、特許文献１の前述した手段により診断すると、過去の第２の期間経過後に、パネルの能力向上、パワーコンディショナーの入れ替えによる能力アップなどによって設備環境を変更した場合には、設備環境が変わっているので、同様に、単に、第１の期間の発電量と第２の期間の発電量とを比較することはできず、前記診断手段では設備変更があった場合に対応することができない。

これらの不具合は、他発電設備から送信された発電量データと比較して自発電設備の太陽光発電パネル等の異常を検知する場合でも同様に生じ得るし、太陽光発電設備以外の発電設備においても同様に生じ得る。

そこで、本発明は、発電設備における過去の発電データや他の発電設備の発電データ等に基づいて発電設備の異常を的確に診断できる発電設備の診断システムの提供を課題とする。

請求項１の発電設備の診断システムは、直流電力を発電する発電源と該発電源からの電力を直流から交流に変換するパワーコンディショナーとを備えた発電設備を診断するものであって、
発電量を計測する計測部と、
Ａ：計測部により得られた計測値
Ｂ：出力可能な最大発電量
として、Ａ／Ｂの計算式を基に演算して演算値を求める演算部と、
前記計測部により得られた計測値及び前記演算部で演算された演算値の少なくとも一を過去から現在に至って記録する記録手段と、
前記記録手段に記録された前記計測値から求められた演算値、または前記記録手段に記録された演算値から、所定期間のピーク値を算出する算出手段と、
前記算出手段により算出された第１ピーク値と、該第１ピーク値と異なる第２ピーク値とを比較して前記発電設備を診断する診断手段と
を備える。

ここで、「所定期間」とは、その期間内であれば比較において同じような最良の発電状態にある日が存在し得る期間を意味する。最良の発電状態とは、例えば太陽光発電設備の場合、晴天で太陽光発電パネルの機能が十分発揮される日照条件が揃っており、最も発電量が得られる状態のことを意味する。
また、「記録手段に記録された計測値から求められた演算値」とは、記録手段から記録されている計測値を取り出した後に演算された演算値のことであり、「記録された演算値」とは、演算部で既に演算され記録手段に記録されている演算値のことである。

そして、請求項１の発電設備の診断システムは、特に、第２ピーク値が、記録手段により記録された一年前の期間のピーク値である。

請求項２の発電設備の診断システムは、診断手段により第１ピーク値と第２ピーク値とを比較して、前記第１ピーク値が前記第２ピーク値から予め定められた値より小さいと判断された場合に、発電設備の異常を登録された通知先に通知する通知手段を更に備えたものである。

請求項１の発明は、所定期間における発電のピーク値同士を比較して発電設備を診断するのであるから、比較対象がいずれも同じような最良の発電状態の下で比較される。したがって、各種発電環境条件等の相違に基づいて誤差を生じることのない判定結果を得ることができる。
また、測定された発電量に対して、Ａ／Ｂの計算式を基に演算した値によって判定する、すなわち絶対的な発電量ではなく、出力可能な最大発電量Ｂに対する計測値たる相対的な発電量の割合を基にして判定するから、発電設備に太陽光発電パネルの追加、パワーコンディショナーの変更などが生じても、実際の発電量は追加、変更後の出力可能な最大発電量の変化に比例して増減するだけであり、Ａ／Ｂの値は前記追加、変更によって変化するわけではない。したがって、途中で設備上の追加、変更等が生じても補正などの手段を講じることなくそのまま対応して比較、診断することができる。
これらのことから、発電設備における過去の発電データや他の発電設備の発電データ等に基づいて発電設備の異常を的確に診断できる。

そして、特に、第２ピーク値が、記録手段により記録された一年前の期間のピーク値であるから、第１ピーク値及び第２ピーク値の季節等の発電環境を同一のものに揃えることができ、比較結果に誤差を生じるのを防止できる。また、同一発電設備内において異常を診断することもできる。

請求項２の発明は、第１ピーク値が第２ピーク値から予め定められた値より小さいと判断された場合に、発電設備の異常を通知先に通知する通知手段を備えているから、通知先は直ちに異常状態にあることを確認し、速やかに発電設備の修理、保全等の対応に着手することができる。

本発明の実施形態の発電設備の診断システムを示すブロック図である。 図１と別の発電設備の診断システムを示すブロック図である。 Ａ発電所の所定期間及び一日の発電量及び発電効率を示す表である。 Ａ発電所の所定期間及び一日の発電効率を示すグラフである。 Ｂ発電所の所定期間及び一日の発電量及び発電効率を示す表である。 Ｂ発電所の所定期間及び一日の発電効率を示すグラフである。 Ｃ発電所の所定期間の発電量を示す表である。 Ｃ発電所の所定期間の発電効率を示す表である。 Ｃ発電所の一日の発電量を示す表である。 Ｃ発電所の一日の発電効率を示す表である。 Ｃ発電所の所定期間及び一日の発電系統全体の発電効率を示すグラフである。

以下、本発明の実施形態の発電設備の診断システムを説明する。本実施形態では、発電設備が太陽光発電設備である場合を例示する。
図１において、発電設備１１としての発電所は、１つの発電系統２１を備え、発電源２２の太陽光発電パネル２４によって発電された電力が、工場や店舗等で使用される電力、商用電力源に売電される電力、あるいはバッテリーに蓄電される電力として利用される。一方、発電設備１１の異常を診断するために診断システム３１が設けられている。これら発電設備１１と診断システム３１とによって発電設備の診断システム１Ａが構築されている。なお、図１の発電設備の診断システム１Ａにおける発電設備１１は、東海地方における異なる２つの地域のＡ発電所及びＢ発電所の場合を例示する。

まず、発電設備１１は、太陽光による発電源２２と、発電源２２から出力された電力を直流から交流に変換するパワーコンディショナー２５とを備えている。発電源２２は、複数の太陽電池アレイ２３が並列に接続され、更に太陽電池アレイ２３は、複数の太陽光発電パネル２４が直列に接続されてなる。パワーコンディショナー２５は、太陽光発電パネル２４の直流電力を三相交流電力に調整して出力する。

一方、発電設備１１の異常を診断する診断システム３１には、発電設備１１から出力された電力の実際の発電量を計測する計測部４１が設けられている。計測部４１は、電力量計等の機器を用いて構成されている。計測部４１には、計測された計測値をインターネットや専用のＬＡＮを介して内部、外部のサーバー５１に送信する送信手段が設けられている。

サーバー５１は、所定のプログラムを実行することで、「計測部から得られた計測値を演算する演算部５２」、「計測値や演算値を記録する記録手段５３」、「演算値から所定期間のピーク値を算出する算出手段５４」、「算出手段５４により算出されたピーク値を比較して発電設備１１を診断する診断手段５５」として機能し、また、「診断手段５５により発電設備１１に異常があると判断されたときに、その異常を登録された通知先に通知する通知手段５６」として機能する。

演算部５２は、Ａ：計測部により得られた計測値、Ｂ：出力可能な最大発電量として、「Ａ／Ｂ」の計算式を基に演算する。
記録手段５３は、計測値及び前記演算部５２で演算された演算値の少なくとも一を過去から現在に至るまで記録する。
算出手段５４は、記録手段５３に記録された計測値から求められた演算値、または記録手段５３に記録された演算値から、所定期間におけるピーク値を算出する。
診断手段５５は、算出手段５４により算出された第１ピーク値と、第１ピーク値と異なる第２ピーク値とを比較して発電設備１１を診断する。
通知手段５６は、診断手段５５により、第１ピーク値と第２ピーク値とを比較して、第１ピーク値が第２ピーク値に対して予め定められた値より小さいと判断された場合に、発電設備１１の異常を登録された設備管理者等の通知先に通知する。
診断システム３１は、計測部４１とサーバー５１内の前記各構成部とによって構成されている。

次に、図１に示した発電設備の診断システム１Ａは、発電設備１１の発電系統が１つの場合であるが、図２は、発電設備１１の発電系統が複数の場合の発電設備の診断システム１Ｂを示す。図２の発電設備の診断システム１Ｂについては、図１の発電設備の診断システム１Ａと異なる点を中心に説明する。

図２において、発電設備１１は、第１〜５系統２１ａ〜２１ｅの５つの発電系統２１を備え、第１〜５系統２１ａ〜２１ｅの発電系統２１毎に、発電源２２とパワーコンディショナー２５とを備えている。各発電源２２は、複数の太陽電池アレイ２３が並列に接続され、更に太陽電池アレイ２３は、複数の太陽光発電パネル２４が直列に接続されている。

一方、発電設備１１の異常を診断する診断システム３１には、第１〜５系統２１ａ〜２１ｅの各発電系統２１から出力された電力の実際の発電量を計測する計測部４１が設けられている。計測部４１は、第１〜５系統２１ａ〜２１ｅの発電系統２１毎に実際の発電量を計測する系統計測部４２が設けられており、また、発電設備１１全体の発電量を計測する全体計測部４３が設けられている。計測部４１の各系統計測部４２及び全体計測部４３には、計測された計測値をインターネットや専用のＬＡＮを介して内部、外部のサーバー５１に送信する送信手段が設けられている。

サーバー５１は、所定のプログラムを実行することで、図１のサーバー５１と同じく、演算部５２、記録手段５３、算出手段５４、診断手段５５、通知手段５６として機能する。
なお、図２の発電設備の診断システム１Ｂにおける発電設備１１は、関東地方の１つの地域のＣ発電所の場合を示す。

ここで、発電源２２及びパワーコンディショナー２５の発電能力について説明する。
太陽光発電パネル２４で構成された発電源２２の能力である最大発電電力が大きくても、パワーコンディショナー２５の能力である出力可能な最大電力すなわち定格出力が小さければ、パワーコンディショナー２５から出力される電力はパワーコンディショナー２５の能力に制約される。一方、パワーコンディショナー２５の能力がいくら大きくても、発電源２２で発電された電力が小さければ、当然、発電源２２で発電された電力以上の電力はパワーコンディショナー２５から出力されない。したがって、発電系統２１としての能力は、発電源２２及びパワーコンディショナー２５のうちの小さい方の発電能力となる。例えば、図５に示す東海地方のＢ発電所では、発電源２２の最大発電電力は２４５．２８ｋＷであり、パワーコンディショナー２５の出力可能な最大電力は２５０ｋＷであるから、発電系統２１の能力は、２４５．２８ｋＷである。

なお、発電源２２とパワーコンディショナー２５との能力差からシステムとして無駄が存在するのを知ることができ、両者間で大きな能力差がある場合は、いずれか一方の能力に対して過剰分が発生し、効率的ではないから、発電源２２及びパワーコンディショナー２５の設定、選定においては、能力差が大きくならないようにすべきである。

次に、このように構成された本実施形態の発電設備の診断システムによる発電設備１１である発電所の診断について説明する。

〈他の発電所の値との比較による診断〉
診断したい発電所について異なる地域の発電所の発電データと比較することにより異常の有無を診断する例である。
最初に、図３及び図４に表された数値、グラフと図５及び図６に表された数値、グラフとを比較して診断する場合を説明する。なお、これら図３〜図６や後述する図７〜図１１に表示されている表、グラフの各種データは、サーバー５１の記録手段５３に記録されている。
図３は東海地方のＡ発電所の所定期間及び一日の発電量及び発電効率を示す表であり、図４はそれらに関連する折れ線グラフである。一方、図５は東海地方においてＡ発電所から少し離れた地域にあるＢ発電所の所定期間及び一日の発電量及び発電効率を示す表であり、図６はそれらに関連する折れ線グラフである。ここで、所定期間とは、いずれも２０１４年１月１日から３１日までの３１日間である。

図３(a)及び図５(a)の表は、上記期間中に計測部４１により計測された日毎の実際の発電量及び発電効率のデータを示す。ここで、表中の「発電効率」は、Ａ：実測された一日の発電量(ｋＷｈ)、Ｂ：単位時間に出力可能な最大発電量(ｋＷｈ)として、「((Ａ／２４)／Ｂ)×１０００」の計算式で演算された演算値である。Ａを２４(ｈ)で除しているのは、単位時間当たりの発電量を求めたものである。なお、「発電効率」は、出力可能な最大発電量に対して実際に出力された発電量の割合を示す相対値であり、一般には％として表示されるのであるが、図３(a)、図５(a)及び後述の図８では、〈出力可能な最大発電量１ｋＷｈ〉に対する〈出力された単位時間の実際の発電量(Ａ／２４）〉を「発電効率」として表示している。単位は(ｋＷｈ)でなく(Ｗｈ)で表示しているから、((Ａ／２４)／Ｂ)の値を１０００倍した数値が表示されている。

なお、Ａ発電所の〈単位時間に出力可能な最大発電量Ｂ〉は、発電源２２の最大発電電力が２０５．８ｋＷであり、パワーコンディショナー２５の出力可能な最大電力は２５０ｋＷであるから、小さい方の２０５．８ｋＷ×１ｈ＝２０５．８ｋＷｈである。そして、Ｂ発電所の〈単位時間に出力可能な最大発電量Ｂ〉は、前述した、２４５．２８ｋＷ×１ｈ＝２４５．２８ｋＷｈである。

発電効率の演算例を示すと、図３(a)において、２０１４年１月２９日の発電効率(Ｗｈ)は、Ａ：９９４．２ｋＷｈ、Ｂ：２０５．８ｋＷｈであるから、((Ａ／２４)／Ｂ)×１０００＝（(９９４．２／２４)／２０５．８）×１０００＝２０１．２９（小数点以下第３位を四捨五入）として求められる。単位は、(Ｗｈ)である。この発電効率は、サーバー５１の演算部５２によって演算される。

図３(b)及び図５(b)の表は、それぞれ図３(a)、図５(a)の所定期間である２０１４年１月１日〜３１日のうち最大の発電量すなわちピーク値を示したいずれも１月２９日における３０分間隔の時刻毎の発電量及び発電効率の数値示す。時刻毎の発電量を一日について合計した総量が図３(a)、図５(a)の１月２９日の発電量に該当する。表中、各時刻の発電量及び発電効率は、例えば、１０：００の時刻の数値について言えば、１０：００〜１０：３０の３０分間の発電量及び発電効率を示す。ここで、表中の「発電効率(Ｗｈ)」は、Ａ’：実測された３０分間の発電量(ｋＷｈ)、Ｂ：単位時間に出力可能な最大発電量(ｋＷｈ)として、「((Ａ’×２)／Ｂ)×１０００」の計算式で演算された演算値である。ここで、Ａ’に２を乗じているのは、単位時間当たりの発電量を求めたものである。なお、「発電効率」は、図３(a)、図５(a)の場合と同様に、出力可能な最大発電量に対して実際に出力された発電量の割合を示す相対値であり、一般には％として表示されるのであるが、図３(b)、図５(b)及び後述の図１０では、〈出力可能な最大発電量１ｋＷｈ〉に対する〈出力された単位時間の実際の発電量(Ａ’×２）〉を「発電効率」として表示している。単位は(ｋＷｈ)でなく(Ｗｈ)で表示しているから、((Ａ’×２)／Ｂ)の値を１０００倍した数値が表示されている。

図４(a)、図６(a)のグラフは、横軸に２０１４年１月１日から３１日までの日をとり、縦軸に図３(a)、図５(a)の発電効率をとっている。発電効率は、(Ｗｈ)を単位としているが、前述のように、〈出力可能な最大発電量１ｋＷｈ〉に対する〈出力された単位時間の実際の発電量(Ｗｈ)〉で相対値として表示している。

図４(b)、図６(b)のグラフは、横軸にいずれも発電量のピーク値を示した２０１４年１月２９日の一日における時刻をとり、縦軸に図３(b)、図５(b)の発電効率をとっている。発電効率は、図４(a)、図６(a)と同様に(Ｗｈ)を単位として表示している。

そこで、これら図３〜図６に表示された数値データから発電設備１１に異常があるかを診断してみる。診断は、特に図４(a)のグラフにおけるピーク値と図６(a)のグラフにおけるピーク値とを比較して行なう。グラフから明らかなように、図４(a)及び図６(a)ではいずれも２０１４年１月２９日にピーク値を示していることが分かる。また、図６(a)のピーク値は図４(a)のピーク値に比べてかなり小さいことが分かる。実際に図３(a)、図５(a)の表から確認しても、図４(a)のグラフの数値を表示する図３(a)のピーク値は、発電効率が２０１．２９Ｗｈであるのに対し、図６(a)のグラフの数値を表示する図５(a)のピーク値は、１５３．２１Ｗｈであり、その差は、４８．０８Ｗｈである（いずれも少数点以下第３位を四捨五入）。これにより、所定期間のピーク値同士を比較することによって、図５、図６の数値を示した東海地方のＢ発電所は数値がかなり小さく何らかの異常が生じているおそれのあることが分かる。

なお、所定期間の全体をみても、図６(a)のグラフで示される発電効率は、図４(a)のグラフで示される発電効率と比較して全体的に小さいことが参照される。また、図５(b)の２０１４年１月２９日の一日の数値をグラフ化した図６(b)に示される発電効率は、一日全体の曲線が、図３(b)の２０１４年１月２９日の一日の数値をグラフ化した図４(b)に示される発電効率の一日全体の曲線より全体に下がった位置にあることが参照される。

今、比較時において、図３、図４の数値が示された東海地方のＡ発電所の発電状態は、建設当初の発電効率や他の発電所の発電効率等から「正常」であると判断されているとし、Ａ発電所のある所定期間におけるピーク値を「第２ピーク値」とする。一方、今回、図５、図６の数値が示された東海地方のＢ発電所を診断対象とし、Ｂ発電所におけるＡ発電所の所定期間と同一期間におけるピーク値を「第１ピーク値」とする。ここで、Ａ発電所の「第２ピーク値」から判断する際の閾値を予め設定しておけば、「第１ピーク値」がこれより小さい値のとき、診断されるＢ発電所は「異常」状態にあると判断することができる。閾値としては、例えば第２ピーク値より２０％あるいは３０％小さい値を設定することができる。

そこで、前述のＢ発電所について診断してみると、Ｂ発電所の「第１ピーク値」は１５３．２１Ｗｈであり、「正常」と判断されているＡ発電所の「第２ピーク値」である２０１．２９Ｗｈより２３．９％小さい。今、「第２ピーク値」から予め定められた閾値が、「第２ピーク値」より２０％小さい値であるとすると、「第１ピーク値」はそれ以上に小さいので、Ｂ発電所の発電状態は「異常」であると判断される。なお、診断において比較の基準となるＡ発電所が「異常」と判断されている場合は、Ｂ発電所の「第１ピーク値」はＡ発電所の「第２ピーク値」より更に小さいので、Ｂ発電所は言うまでもなく「異常」が発生していると判断される。その意味で、比較の基準となる発電所は、当然ながら「正常」と判断されていることが必要である。

Ｂ発電所の発電状態が「異常」であると判断されると、自動的に「異常」の情報がサーバー５１の通知手段５６によって予め登録された通知先に通知される。通知先は、Ｂ発電所の管理者等であるが、これ以外の者であってもよい。これにより、Ｂ発電所の設備担当部門は直ちに異常箇所等を確認し、速やかに発電所の修理、保全に着手することができる。

次に、東海地方のＡ発電所の発電状態が「正常」であるとし、このＡ発電所を比較の基準となる発電所と設定して、図３及び図４に表されたＡ発電所の所定期間のピーク値と比較することにより、関東地方のＣ発電所を診断する場合を説明する。ここにおいて、Ａ発電所における所定期間のピーク値は「第２ピーク値」、診断対象のＣ発電所における所定期間のピーク値は「第１ピーク値」となる。所定期間は、いずれも２０１４年１月１日から３１日までの３１日間である。

Ｃ発電所では、発電系統２１は第１〜５系統の５つがあり、図７の表には、２０１４年１月１日から３１日までの日毎に、発電系統２１毎の発電量とこれらを合計した全体発電量とが表示されている。図９の表には、ピーク値が発生した日における３０分間隔の各時刻について、発電系統２１毎の発電量とこれらを合計した全体発電量とが表示されている。

発電効率は、発電系統２１毎及び発電系統２１全体について演算される。ここで、Ｃ発電所の各発電系統２１の〈出力可能な最大発電量Ｂ〉は、いずれも発電源２２の最大発電電力が９．９ｋＷであり、パワーコンディショナー２５の出力可能な最大電力は１０．２９ｋＷであるから、小さい方の９．９ｋＷ×１ｈ＝９．９ｋＷｈである。Ｃ発電所の発電系統２１全体の〈出力可能な最大発電量Ｂ〉は、最大発電電力が４９．５ｋＷであり、パワーコンディショナー２５の出力可能な最大電力は５１．４５ｋＷであるから、小さい方の４９．５ｋＷ×１ｈ＝４９．５ｋＷｈである。一方、Ａ発電所の〈出力可能な最大発電量Ｂ〉は、前述のように、２０５．８ｋＷｈである。

演算部５２による演算の結果として、所定期間の各日における発電系統２１毎及び発電系統２１全体の発電効率は、図８に表示され、一日の各時刻における発電系統２１毎及び発電系統２１全体の発電効率は、図１０に表示されている。これらの発電効率の数値データをグラフ化したものが図１１に表されており、図１１(a)には、前記期間における各日の発電系統２１全体の発電効率が示され、図１１(b)には、ピーク値を発生した日における時刻毎の発電系統２１全体の発電効率が示されている。

これら図７〜図１１の表の数値やグラフからＣ発電所の発電状態を診断してみる。２０１４年１月１日から３１日までの期間におけるＣ発電所の発電効率のピーク値である「第１ピーク値」は、図８及び図１１(a)から１月３１日に発生しているのが分かる。その発電効率の値は図８の表から１９６．３８Ｗｈである。一方、「正常」な発電状態にあると判断されているＡ発電所の発電効率の「第２ピーク値」は、前述のように図３から１月２９日の２０１．２９Ｗｈである。そこで、「第２ピーク値」から予め定められた閾値が「第２ピーク値」より２０％小さい値すなわち２０１．２９×０．８＝１６１．０３Ｗｈであるとして両者を比較すると、Ｃ発電所の「第１ピーク値」は閾値である１６１．０３Ｗｈより十分に大きいので、Ｃ発電所の発電状態は「正常」であると判断される。なお、診断対象のＣ発電所の発電状態は「正常」であると判断されたから、予め登録された通知先へは必ずしも通知する必要はないが、診断の都度、「正常」の結果をも通知するのが望ましい。

この関東地方のＣ発電所は東海地方のＡ発電所からかなり離れた距離にあるものの、所定期間である２０１４年１月１日から３１日までの同一期間における「第１ピーク値」と「第２ピーク値」とのピーク値同士を比較しているので、これらのピーク値を発生した日の各発電所における気象条件、日照条件はほとんど同じ晴れの最良の条件にあり、したがって、ほとんど同条件下で比較されることになる。

〈過去の所定期間の値との比較による診断〉
次に、同一の発電所において、過去の所定期間の発電データとを比較して現在の自発電所における異常を診断する例を説明する。発電所の診断においては、前述のように、他の発電所の発電データと比較して診断することもできるが、自発電所の過去の所定期間の発電データと比較して診断することもできる。例えば、比較の基準となる「第２ピーク値」が、診断対象の「第１ピーク値」より過去の所定期間におけるピーク値であって、記録手段５３に記録された一年前の所定期間におけるピーク値である場合を例示することができる。一年前であるから「第２ピーク値」は、「第１ピーク値」と季節的に同時期にあり、気象条件、日照条件等もほとんど同一条件下で出力されたピーク値となる。加えて、ピーク値同士での比較であるから、所定期間において同じ晴れの最良の発電状態における発電効率同士の比較となる。これらのことから、現在の自発電所は過去の自発電所とほとんど同じ条件下で比較することになるから、的確に診断することができる。その際、「第１ピーク値」の発電効率と「第２ピーク値」の発電効率との差が予め定められた閾値例えば２０％あるいは３０％を超えていれば「異常」と判断する。

なお、上記は、同一の自発電所における過去の所定期間の「第２ピーク値」と比較して現在の自発電所を診断しており、通常はこの診断手法によって発電所を的確に診断することが可能であるが、これに加えて、自発電所の記録手段５３に記録された過去の「第２ピーク値」と今回の「第１ピーク値」とを比較した経時変化値と、他発電所の記録手段５３に記憶された過去の「第２ピーク値」と今回の「第１ピーク値」とを比較した経時変化値とを比較してもよい。これは、仮に、自発電所において今回の「第１ピーク値」が過去の「第２ピーク値」よりかなり低下していても、他発電所においても同様に今回の「第１ピーク値」が過去の「第２ピーク値」よりかなり低下していることもあり得るからである。

すなわち、両発電所の「第１ピーク値」がともに大きく低下する要因としては、今回の所定期間における気象条件が例年と異なり、例えば、本年に限って梅雨が長引いて全般に雨天、曇天の日が続いたり、本年が冷夏であったり、台風の接近、上陸回数が多かったり、豪雪で晴天がほとんどなかったなど、発電設備１１そのものより気象条件の異常が大きく影響していることが考えられる。このような場合は、自発電所の「第１ピーク値」がかなり低下していても他発電所の「第１ピーク値」も同様にかなり低下しているという現象が生じているのであるから、直ちに自発電所の発電システムは「異常」が発生しているとは言い切れず、場合によっては、「正常」であると判断されることもあり得る。したがって、他発電所における経時変化値も併せて比較すれば、更に的確に診断することができる。

次に、本実施形態の発電設備の診断システムの作用を説明する。
従来の診断システムのような、ある期間の発電設備の発電量の「平均値」同士を比較して診断するものであると、例えば関東地方の発電所の発電データとここから離れた東海地方の発電所の発電データとを比較することにより関東地方の発電所を診断する場合、一方の発電所の地域のみがその期間に限って雨や曇りの日が多く全般に日射量が少なかったときなどには、比較基準が相当異なるため、単純に「平均発電量」同士を比較すると誤診断となる。しかし、本実施形態の診断システムは、各発電所とも所定期間である２０１４年１月１日から３１日までの同一期間における発電の「ピーク値」同士を比較している。「ピーク値」は気候条件、日照条件等が晴れの最良の発電条件において出力される発電量であるから、「ピーク値」が発生した日の両発電所の発電データは、ほとんど同じ条件下で発電された数値である。そして、「ピーク値」は所定期間中に少なくとも１回は発生し得る。したがって、「ピーク値」を用いた診断手法によれば、各種発電環境条件等の相違に基づく誤差がほとんどない判定結果を得ることができる。

加えて、従来の診断システムでは、途中で発電所の太陽光発電パネル等の発電システムを追加したり変更すると、電圧値、電力値、出力可能な最大発電量は変化し、それに伴って実際の発電量も変化するため、単純に発電量同士を比較して判定する方法では、発電システムの追加、変更にそのまま対応して比較することはできず、正確な診断を行なうには、別途に何らかの補正等の措置を講じることが必要となっていた。しかし、本実施形態の診断システムは、測定された発電量に対して、Ａ：計測部により得られた計測値、Ｂ：出力可能な最大発電量として、「Ａ／Ｂ」の計算式を基に演算した値を比較することによって判断する、すなわち絶対値である発電量ではなく、出力可能な最大発電量Ｂに対する実際の計測値Ａたる相対値を基にして判断する。このため、途中で発電所の設備システムに太陽光発電パネル２４の追加や太陽光発電パネル２４の機種、パワーコンディショナー２５の容量等の変更などが生じても、〈Ａ：実際の発電量〉は、発電システムの追加、変更後の〈Ｂ：出力可能な最大発電量〉の変化に比例して増減するから、その追加、変更によってＡ／Ｂの値が変化することはない。したがって、発電設備１１に追加、変更が生じても格別の手段を講じることなくそのまま対応して比較することができる。

これらのことから、本実施形態の診断システムによれば、同一期間における他の発電所の発電データあるいは自発電所における過去の発電データ等に基づいて比較誤差がほとんどない的確な診断を行なうことができる。

ところで、上記各実施形態において、発電量は、気象条件、日照条件が同一であっても、太陽光発電パネル２４の設置箇所、設置角度等によって変化するので、演算部５２によって求められる演算値には、太陽光発電パネル２４の設置箇所、設置角度等に基づく補正値を加えてもよい。

また、自発電所と他発電所との比較における所定期間として、２０１４年１月の１ヶ月間が設定されている。これは、通常、１ヶ月程度の期間であれば同じような晴天の日が存在し得ることに基づく。但し、所定期間はこれに限られるものではなく、週単位、季節単位などの期間とすることも可能である。

更に、本実施形態の「ピーク値」は、所定期間における最も大きい１点の発電効率の値としているが、必ずしもこれに限られるものではなく、所定期間内の最大級の発電効率を出した上位２〜３日の値の平均値を「ピーク値」としてもよい。

また、過去の数値を「第２ピーク値」とする場合、前述のように一年前の所定期間におけるピーク値を「第２ピーク値」とすることができるが、太陽光発電パネル２４の劣化速度は一般に遅く発電能力の変化はかなり緩やかである事情などから、過去の実測データの蓄積から経験的にピーク値を予測できる場合は、過去の経験から予め設定した値を「第２ピーク値」としてもよい。

加えて、本実施形態の診断では、２基の発電所の間で「第１ピーク値」と「第２ピーク値」との２つのピーク値同士を比較しているが、３基以上の発電所間での計３つ以上のピーク値同士を同時に比較してもよい。

なお、本実施形態の診断の一つとして、「第１ピーク値」と一年前の「第２ピーク値」とを比較することにより発電所のシステムを診断しているが、これに加えて、発電所の初期のピーク値とも比較することにより、各ピーク値の経時変化から太陽光発電パネル２４の劣化状態を確認することもできる。

本実施形態では、発電設備１１として太陽光発電所を例示したが、本発明は、風力発電所、地熱発電所等他の発電設備１１にも同様に適用することができる。

１Ａ、１Ｂ 発電設備の診断システム ４３ 全体計測部
１１ 発電設備 ５２ 演算部
２２ 発電源 ５３ 記録手段
２４ 太陽光発電パネル ５４ 算出手段
２５ パワーコンディショナー ５５ 診断手段
３１ 診断システム ５６ 通知手段
４１ 計測部 Ａ 計測部により得られた計測値
４２ 系統計測部 Ｂ 出力可能な最大発電量

Claims (2)

1. 直流電力を発電する発電源と該発電源からの電力を直流から交流に変換するパワーコンディショナーとを備えた発電設備を診断する発電設備の診断システムであって、
   発電量を計測する計測部と、
   Ａ：計測部により得られた計測値
   Ｂ：出力可能な最大発電量
   として、Ａ／Ｂの計算式を基に演算して演算値を求める演算部と、
   前記計測部により得られた計測値及び前記演算部で演算された演算値の少なくとも一を過去から現在に至って記録する記録手段と、
   前記記録手段に記録された計測値から求められた演算値、または前記記録手段に記録された演算値から、所定期間のピーク値を算出する算出手段と、
   前記算出手段により算出された第１ピーク値と、該第１ピーク値と異なる第２ピーク値とを比較して前記発電設備を診断する診断手段と
   を備え、
   前記第２ピーク値は、前記記録手段により記録された一年前の期間のピーク値であることを特徴とする発電設備の診断システム。
2. 前記診断手段により前記第１ピーク値と前記第２ピーク値とを比較して、該第１ピーク値が該第２ピーク値から予め定められた値より小さいと判断されたときに、前記発電設備の異常を登録された通知先に通知する通知手段を備えたことを特徴とする請求項１に記載の発電設備の診断システム。

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