JP2018166370A - 発電状態判定装置 - Google Patents

Abstract

【課題】太陽光発電システムにおける発電状態の判定にあたり、保守作業員による無駄な現場対応の回数を低減できる発電状態判定装置を提供する。【解決手段】本開示は、複数の発電ストリングを備える太陽光発電システムにおける発電状態を判定する発電状態判定装置であって、発電量低下判定部と、変動量判定部と、変化状態判定部と、相関関係判定部と、第１要因判定部と、第２要因判定部と、第３要因判定部と、第４要因判定部と、を備える。このようにして発電量低下要因を判定する発電状態判定装置を用いることで、保守作業員は、判定された発電量低下要因に基づいて太陽光発電システムの現場対応が必要か否かを判定できる。よって、発電状態判定装置は、発電量低下時における不必要な現場対応の回数を低減できる。【選択図】図２

Description

本開示は、複数の発電ストリングを備える太陽光発電システムにおける発電状態を判定する発電状態判定装置に関する。

複数の発電ストリングを備える太陽光発電システムが知られている。発電ストリングは、太陽光により発電する複数の太陽光発電パネルが直列接続されて構成されている。
このような太陽光発電システムにおける発電状態判定装置として、発電ストリングにて実際に計測した計測電流値と、推定日射量などに基づき推定した推定電流値と、を比較して、発電ストリングの劣化を診断するものがある（特許文献１）。この発電状態判定装置は、発電ストリング（あるいは、太陽光発電パネル）の劣化に伴う発電量低下を検出できる。

なお、発電状態判定装置で発電量低下が検出されると、太陽光発電システムの状態確認や復旧作業などのために、保守作業員が現場対応を行う。

特開２０１５−０６８６９０号公報

しかし、太陽光発電システムの発電量低下要因は、発電ストリングの劣化に限られず、他の要因もあり、要因によっては保守作業員の現場対応が不要な場合もある。
例えば、発電量低下要因が、構造物（ビル、看板、電柱など）の影の影響による発電ストリングへの日射量の低下である場合には、一時的に発電量が低下しているに過ぎず、保守作業員の現場対応は不要である。

このため、発電量低下時に常に保守作業員が現地訪問する体制を採る場合には、発電量低下要因の種類によっては現場対応が不要な場合もあるため、無駄な現場対応が発生する可能性がある。

そこで、本開示は、太陽光発電システムにおける発電状態の判定にあたり、保守作業員による無駄な現場対応の回数を低減できる発電状態判定装置を提供することを目的とする。

本開示の１つの局面は、複数の発電ストリングを備える太陽光発電システムにおける発電状態を判定する発電状態判定装置であって、発電量低下判定部と、変動量判定部と、変化状態判定部と、相関関係判定部と、第１要因判定部と、第２要因判定部と、第３要因判定部と、第４要因判定部と、を備える。

発電量低下判定部は、複数の発電ストリングにおける最大発電量に基づき定められる低下判定閾値を用いて、複数の発電ストリングのうち低下判定閾値よりも発電量が低い発電量低下ストリングの有無を判定する。

変動量判定部は、発電量低下判定部で発電量低下ストリングが有りと判定された場合に、発電量低下ストリングにおける単位時間毎（例えば、１時間毎）の発電量のうち１日の中での最大値と最小値との差分値を算出し、差分値が予め定められた変動量閾値よりも大きいか否かを判定する。なお、単位時間毎とは、例えば、１時間毎である。

変化状態判定部は、変動量判定部において差分値が変動量閾値よりも大きいと判定された場合に、発電量低下ストリングにおける発電量の時間変化状態が、過去の同一日付での時間変化状態を少なくとも用いて定められた許容範囲に含まれるか否かを判定する。

なお、「発電量低下ストリングにおける発電量の時間変化状態」とは、差分値が変動量閾値よりも大きいと判定された日付（以下、判定日付ともいう）での発電量の時間変化状態のみでもよいし、少なくとも判定日付を含む複数日におけるそれぞれの発電量の時間変化状態を平均することで得られる時間変化状態であってもよい。

また、「過去の同一日付での時間変化状態」とは、例えば、判定日付を基準として、１年前の同一日付での時間変化状態、複数年の同一日付での時間変化状態の平均値などが挙げられる。また、許容範囲は、少なくとも「過去の同一日付での時間変化状態」を用いて定められるものであり、過去の同一日付を含む一定期間での時間変化状態の平均値を用いて定めてもよい。過去の同一日付を含む一定期間は、例えば、過去の同一日付に対して前後それぞれに１週間を加えた期間、過去の同一日付に対して前に１週間と後に２週間を加えた期間、過去の同一日付を含む１ヶ月の期間などが挙げられる。

相関関係判定部は、変動量判定部において差分値が変動量閾値以下と判定された場合に、発電量低下ストリングの電力最大点追従機能制御時（ＭＰＰＴ動作時）における制御電圧値と制御発電量との相関関係が、正常な前記発電ストリングの前記相関関係と比べて前記制御電圧値に対する前記制御発電量が低い値となる異常相関関係であるか否かを判定する。

第１要因判定部は、変化状態判定部において時間変化状態が許容範囲に含まれると判定された場合に、固定構造物（ビル、家屋、電柱など）の影の影響が発電量低下ストリングの発電量低下要因であると判定する。第２要因判定部は、変化状態判定部において時間変化状態が許容範囲に含まれないと判定された場合に、変動構造物の影の影響または発電量低下ストリングの故障が発電量低下要因であると判定する。第３要因判定部は、相関関係判定部において相関関係が異常相関関係であると判定された場合に、セル故障等による発電量低下ストリングの故障による発電ストリングの開放電圧低下が発電量低下要因であると判定する。第４要因判定部は、相関関係判定部において相関関係が異常相関関係ではないと判定された場合に、太陽光発電システムにおける発電ストリングの開放電圧低下以外の故障が発電量低下要因であると判定する。なお、発電ストリングの開放電圧低下以外の故障としては、例えば、電力配線の異常等による抵抗増加等の故障が挙げられる。

このようにして発電量低下要因を判定する発電状態判定装置を用いることで、保守作業員は、判定された発電量低下要因に基づいて太陽光発電システムの現場対応が必要か否かを判定できる。よって、発電状態判定装置は、発電量低下時における不必要な現場対応の回数を低減できる。

上記の発電状態判定装置においては、変動量判定部は、発電量低下ストリングの発電量として、発電量低下ストリングの発電量を最大発電量で除算した相対発電量を用いてもよい。

最大発電量で除算した相対発電量は、気象条件などに起因して日射量の変化が生じた場合でも、日射量の影響による発電量の変動が抑制された値を示す。このため、変動量判定部での判定にあたり、相対発電量を用いて差分値を算出し、差分値と変動領域値とを比較することで、日射量の影響による誤差を抑制しつつ判定を行うことができる。なお、相対発電量は、最大発電量に基づいて正規化された発電量ともいえる。

上記の発電状態判定装置においては、変化状態判定部は、発電量低下ストリングの発電量として、発電量低下ストリングの発電量を最大発電量で除算した相対発電量を用いてもよい。

最大発電量で除算した相対発電量は、気象条件などに起因して日射量の変化が生じた場合でも、日射量の影響による発電量の変動が抑制された値を示す。このため、変化状態判定部での判定にあたり、相対発電量を用いて発電量の時間変化状態を検出し、その時間変化状態が許容範囲に含まれるか否かを判定することで、日射量の影響による誤差を抑制しつつ判定を行うことができる。

上記の発電状態判定装置においては、相関関係判定部は、発電量低下ストリングの制御発電量として、発電量低下ストリングの発電量を最大発電量で除算した相対発電量を用いてもよい。

最大発電量で除算した相対発電量は、気象条件などに起因して日射量の変化が生じた場合でも、日射量の影響による発電量の変動が抑制された値を示す。このため、相関関係判定部での判定にあたり、相対発電量を用いて制御電圧値と制御発電量との相関関係を検出し、その相関関係が異常相関関係であるか否かを判定することで、日射量の影響による誤差を抑制しつつ判定を行うことができる。

上記の発電状態判定装置においては、低下量判定部を備えてもよい。低下量判定部は、変化状態判定部において、時間変化状態が許容範囲に含まれないと判定された場合に、予め定められた低下判定期間における前記発電量低下ストリングの１日発電量の低下量が、予め定められた低下閾値以上であるか否かを判定する。

そして、第２要因判定部は、低下量判定部において１日発電量の低下量が低下閾値以上と判定された場合には、変動構造物の影の影響が発電量低下要因であると判定し、低下量判定部において１日発電量の低下量が低下閾値よりも小さいと判定された場合には、発電量低下ストリングの故障が発電量低下要因であると判定する。

よって、この発電状態判定装置は、低下量判定部での判定結果に基づいて、変動構造物（草、木など）の影の影響による発電量低下であるか、発電ストリングの故障による発電量低下であるかを判別できる。

上記の発電状態判定装置においては、比例関係判定部と、第５要因判定部と、を備えても良い。比例関係判定部は、発電量低下判定部で発電量低下ストリングが有りと判定された場合に、太陽光発電システムの設置エリアで計測された日射量と太陽光発電システムの全体発電量とに比例関係があるか否かを判定する。第５要因判定部は、比例関係判定部において日射量と全体発電量とに比例関係が無いと判定された場合に、発電量低下ストリングに堆積した堆積物の影響が発電量低下要因であると判定する。

また、この発電状態判定装置においては、変動量判定部は、発電量低下判定部で発電量低下ストリングが有りと判定され、かつ、比例関係判定部において日射量と全体発電量とに比例関係があると判定された場合に、差分値が変動量閾値よりも大きいか否かを判定してもよい。

このような構成の発電状態判定装置は、発電量低下要因を判定するにあたり、発電ストリングに堆積した堆積物の影響による発電量低下であるか否かを判定できる。なお、堆積物としては、例えば、雪、火山灰、黄砂などが挙げられる。

また、この発電状態判定装置においては、変動量判定部は、発電量低下判定部で発電量低下ストリングが有りと判定された場合ではなく、「発電量低下判定部で発電量低下ストリングが有りと判定され、かつ比例関係判定部で比例関係があると判定された場合」に、差分値が変動量閾値よりも大きいか否かを判定する。これにより、比例関係判定部において日射量と全体発電量とに比例関係が無いと判定された場合には、診断時における変動量判定部での判定を省略することができる。

上記の比例関係判定部および第５要因判定部を備える発電状態判定装置においては、第６要因判定部を備えてもよい。この場合、比例関係判定部は、日射量と全体発電量とに比例関係があるか否かに加えて、前回診断時に発電量低下ストリングの故障または発電量低下ストリング以外の故障が要因の故障発電量低下と判定されたか否かを判定し、第５要因判定部は、比例関係判定部において、日射量と全体発電量とに比例関係が無い、かつ、前回診断時の発電量低下要因が故障発電量低下ではないと判定された場合に、発電量低下ストリングに堆積した堆積物の影響が発電量低下要因であると判定してもよい。

第６要因判定部は、比例関係判定部において、日射量と全体発電量とに比例関係が無い、かつ、前回診断時の発電量低下要因が故障発電量低下であると判定された場合に、前回診断時と同一の故障が発電量低下要因であると判定する。

このような構成の発電状態判定装置は、発電量低下要因を判定するにあたり、堆積物による発電量低下か、前回診断時と同一の故障による発電量低下かを判定できる。つまり、日射量と全体発電量とに比例関係がないと判定された場合であっても、前回診断時に故障と判定されている場合には、堆積物の影響ではなく、前回診断時と同一の故障による発電量低下と判定する。よって、この発電状態判定装置によれば、発電量低下要因をより詳細に判定することができる。

発電状態判定装置を備える太陽光発電システムの概略全体構成を表す説明図である。 発電状態判定処理のフローチャートである。 日射量と全体発電量との相関関係を測定した測定結果を示す説明図である。 予想全体発電量と実際の全体発電量との乖離率を表した説明図である。 昼間の所定時間帯において、状態の異なる３種類の発電ストリングにおけるそれぞれの発電量（相対発電量）の変化状態を表す説明図である。 所定期間において、状態の異なる３種類の発電ストリングにおけるそれぞれの１日発電量の変化状態を表す説明図である。 電力最大点追従機能制御時（ＭＰＰＴ動作時）における制御電圧値と制御発電量との相関関係を表す説明図である。

以下、本開示が適用された実施形態について、図面を用いて説明する。
尚、本開示は、以下の実施形態に何ら限定されるものではなく、本開示の技術的範囲に属する限り種々の形態を採り得ることはいうまでもない。

［１．第１実施形態］
［１−１．全体構成］
図１に示すように、太陽光発電システム１は、発電セル３１で発電した電力を、変圧装置５を介して商用電力系統７に送電するように構成されている。

太陽光発電システム１は、発電状態判定装置１１と、日射計１５と、パワーコンディショナ装置２１（以下、パワコン２１あるいはＰＣＳ２１ともいう）と、複数の接続箱２３（２個の接続箱２３ａ，２３ｂ）と、複数の発電ストリング３７と、を備えている。

１個の接続箱２３には、６個の発電ストリング３７（３７ａ，３７ｂ，３７ｃ，３７ｄ，３７ｅ，３７ｆ）が個別に接続されている。
接続箱２３は、情報転送装置２４と、配線保護用の主遮断器２５（ＭＣＣＢ２５）と、複数の電流電圧計２７と、複数の配線保護用の個別遮断器２９と、を備える。電流電圧計２７および個別遮断器２９は、それぞれ、１個の発電ストリング３７に対応して１個ずつ備えられている。

主遮断器２５および個別遮断器２９は、過電流あるいは過電圧が発生した場合に、電力経路を遮断することで、電力経路に接続されている各種電気機器を保護するための機器である。電流電圧計２７は、発電ストリング３７で発電された電力の電流値および電圧値を検出し、検出結果を情報転送装置２４に送信する装置である。

複数の発電ストリング３７で発電された電力は、複数の個別遮断器２９、複数の電流電圧計２７，主遮断器２５を介して、パワコン２１に供給される。
パワコン２１は、発電ストリング３７で発電された直流電力を交流電力に変換して、変換後の交流電力を商用電力系統７に送電するための装置である。パワコン２１は、直流電力の電流値、直流電力の電圧値、交流電力の電流値、交流電力の電圧値を少なくとも含む送電関連情報を発電状態判定装置１１に送信する。

１個の発電ストリング３７は、複数（本実施形態では１２個）の発電パネル３５を備えている。１個の発電パネル３５は、複数（本実施形態では３個）の発電クラスタ３３を備えている。１個の発電クラスタ３３は、複数（本実施形態では１６個）の発電セル３１を備えている。

情報転送装置２４は、複数の電流電圧計２７から電流値および電圧値を受信し、少なくとも受信した電流値および電圧値を含む発電関連情報を発電状態判定装置１１に送信する装置である。

［１−２．発電状態判定装置］
発電状態判定装置１１は、外部から受信した各種情報に基づいて複数の発電ストリング３７における発電状態を判定する装置である。

発電状態判定装置１１は、外部からの各種情報として、日射計１５からの日射量と、情報転送装置２４からの発電関連情報と、パワコン２１からの送電情報と、を少なくとも受信する。

発電状態判定装置１１は、ＣＰＵ１１ａ（中央演算処理ユニット１１ａ）、ＲＯＭ１１ｂ、ＲＡＭ１１ｃ、ハードディスク１１ｄ、入出力インタフェース１１ｅなどを有するコンピュータシステムである。ＲＯＭ１１ｂなどに記憶されている制御プログラムは、ＣＰＵ１１ａを各種情報の演算を行うための指示部として少なくとも機能させるものであり、入出力インタフェース１１ｅなどを取得部および出力部として機能させるものであり、ハードディスク１１ｄなどを外部から入力された各種情報が記憶される記憶部として機能させるものである。

発電状態判定装置１１は、各種処理を実行するコンピュータシステムであり、各種処理の１つとして発電状態判定処理を実行するように構成されている。
［１−３．発電状態判定処理］
次に、発電状態判定装置１１が実行する発電状態判定処理について、図２のフローチャートを用いて説明する。なお、発電状態判定装置１１は、予め定められた実行周期（例えば、１時間毎）で発電状態判定処理を実行する。

まず、Ｓ１１０（Ｓはステップを表す。）で、発電状態判定装置１１（詳細には、ＣＰＵ１１ａ）は、複数の発電ストリング３７の中に、発電量が低下した発電量低下ストリングがあるか否かを判定する。

具体的には、全ての発電ストリング３７のうち発電量Ｗが低下判定閾値ＤＥよりも低いものを発電量低下ストリングと判定する。なお、低下判定閾値ＤＥは、全ての発電ストリング３７の発電量Ｗのうち最大値（最大発電量Ｗｍａｘ）に基づき定められる。本実施形態では、低下判定閾値ＤＥは、最大発電量Ｗｍａｘに対して予め定められた低下判定割合ＲＥ（本実施形態では、０．９０（９０％））を乗算した値（ＤＥ＝Ｗｍａｘ×ＲＥ）が設定されている。

発電状態判定装置１１は、Ｓ１１０で発電量低下ストリングが無いと判定（否定判定）した場合には、Ｓ１２０へ移行し、発電ストリング３７の全てが正常（現場対応：不要）と判定する。

一方、発電状態判定装置１１は、Ｓ１１０で発電量低下ストリングありと判定（肯定判定）した場合には、Ｓ１３０へ移行し、日射量Ａｉと全体発電量Ｗｓとに比例関係があるか否かを判定する。

具体的には、日射計１５で検出した日射量Ａｉと、全ての発電ストリング３７の発電量Ｗを合計した全体発電量Ｗｓとを用いて、両者に比例関係があるか否かを判定する。
図３に示すように、発電ストリング３７（発電パネル３５）に堆積物（雪）が堆積していない場合（１月積雪前、５月、９月の測定データ）には、日射量Ａｉと全体発電量Ｗｓとに比例関係があることが判る。しかし、発電ストリング３７に堆積物（雪）が堆積している場合（１月積雪後の測定データ）には、日射量Ａｉと全体発電量Ｗｓとに比例関係がないことが判る。

図４に示すように、日射量Ａｉに基づき予想される予想全体発電量Ｗａｉと、実際の全体発電量Ｗｓとの乖離率Ｄｉ（＝（Ｗｓ−Ｗａｉ）／Ｗａｉ）は、発電ストリング３７に堆積物（雪）が堆積していない場合（１月積雪前、５月、９月の測定データ）には、−１０％を下回ることはない。しかし、発電ストリング３７に堆積物（雪）が堆積している場合（１月積雪後の測定データ）には、乖離率Ｄｉが−２０％を下回ることがある。なお、図４では、各乖離率Ｄｉの発生割合を表しており、１月積雪後の測定データは、乖離率Ｄｉが−６０％を下回る時の発生割合が３０％を超えており、高い値を示している。

本実施形態のＳ１３０では、予想全体発電量Ｗａｉと全体発電量Ｗｓとの乖離率Ｄｉが−２０％よりも大きい場合に、日射量Ａｉと全体発電量Ｗｓとに比例関係があると判定し（肯定判定）、乖離率Ｄｉが−２０％以下である場合に、日射量Ａｉと全体発電量Ｗｓとに比例関係がないと判定（否定判定）する。

発電状態判定装置１１は、Ｓ１３０で否定判定した場合には、Ｓ１４０へ移行し、前回診断時（前回の発電状態判定処理の実行時）に、故障判定（具体的には、発電量低下ストリングが有り、かつ、その発電量低下要因が故障と判定）したか否かを判定する。

発電状態判定装置１１は、Ｓ１４０で肯定判定（前回診断時に故障判定したと判定）した場合には、Ｓ１５０へ移行し、今回の発電状態を「発電量低下」と判定し、発電量低下要因を「前回の故障要因と同じ」と判定し、現場対応の要否を「必要」と判定する。

発電状態判定装置１１は、Ｓ１４０で否定判定（前回診断時に故障判定していないと判定）した場合には、Ｓ１６０へ移行し、今回の発電状態を「発電量低下」と判定し、発電量低下要因を「堆積物（積雪、火山灰など）」と判定し、現場対応の要否を「不要」と判定する。

発電状態判定装置１１は、Ｓ１３０で肯定判定した場合には、Ｓ１７０へ移行し、発電量低下ストリングと判定された発電ストリング３７における単位時間毎（１時間毎）の発電量Ｗ（単位発電量ＷＤ）のうち１日の中での最大値ＷＤｍａｘと最小値ＷＤｍｉｎとの差分値ＤＷ（＝ＷＤｍａｘ−ＷＤｍｉｎ）を算出し、差分値ＤＷが予め定められた変動量閾値Ｄｔｈよりも大きいか否かを判定する。

図５に示すように、昼間の所定時間帯（８時から１５時まで）において、状態の異なる３種類（正常、発電量低下（草の影の影響）、発電量低下（クラスタ故障））の発電ストリング３７におけるそれぞれの発電量Ｗは、変化状態がそれぞれ異なる。図５では、発電ストリング３７の発電量Ｗを、実測値そのものではなく、実測値を最大発電量Ｗｍａｘで除算した値（相対発電量ＷＣＧ［％］）で表している。図５では、異なる３年（２０１４年、２０１５年、２０１６年）のそれぞれの同一日付における発電量の変化状態を表している。

同一年の所定時間帯における単位発電量ＷＤの最大値ＷＤｍａｘと最小値ＷＤｍｉｎとの差分値ＤＷに関しては、正常状態における差分値ＤＷ（第１差分値ＤＷ１）は小さく（少なくとも１０％以下）、発電量低下状態（草の影の影響）における差分値ＤＷ（第２差分値ＤＷ２）および発電量低下状態（クラスタ故障）における差分値ＤＷ（第３差分値ＤＷ３）がそれぞれ大きい（１０％より大きい）。

本実施形態では、相対発電量ＷＣＧに基づき判定するための変動量閾値Ｄｔｈが１０％に設定されており、Ｓ１７０では、差分値ＤＷが変動量閾値Ｄｔｈよりも大きい場合に肯定判定し、差分値ＤＷが変動量閾値Ｄｔｈ以下の場合に否定判定する。

発電状態判定装置１１は、Ｓ１７０で肯定判定した場合には、Ｓ１８０へ移行し、発電量低下ストリングと判定された発電ストリング３７に関して、今回の単位発電量ＷＤ（今回単位発電量ＷＤａ）が過去（例えば、１年前）の同一日付の単位発電量ＷＤ（過去単位発電量ＷＤＬ）と同様の変化状態であるか否かを判定する。

具体的には、Ｓ１８０では、今回単位発電量ＷＤａと過去単位発電量ＷＤＬとの乖離率ＤＷＤ（＝（ＷＤＬ−ＷＤａ）／ＷＤＬ）の絶対値が予め定められた許容値ＲＡ（例えば、２０％）以下である場合（｜ＤＷＤ｜≦ＲＡ）に、同様の変化状態であると判定（肯定判定）し、乖離率ＤＷＤの絶対値が許容値ＲＡよりも大きい場合（｜ＤＷＤ｜＞ＲＡ）には、同様の変化状態ではないと判定（否定判定）する。図５においては、発電量低下状態（草の影の影響）における乖離率ＤＷＤ（第２乖離率ＤＷＤ２）および発電量低下状態（クラスタ故障）における乖離率ＤＷＤ（第３乖離率ＤＷＤ３）の概念の一例を図示している。なお、本実施形態では、今回単位発電量ＷＤａおよび過去単位発電量ＷＤＬとして、発電量Ｗの実測値そのものではなく、実測値を最大発電量Ｗｍａｘで除算した値（相対発電量ＷＣＧ［％］）を用いている。

発電状態判定装置１１は、Ｓ１８０で肯定判定した場合には、Ｓ１９０へ移行し、今回の発電状態を「発電量低下」と判定し、発電量低下要因を「固定構造物（ビル、電柱など）の影」と判定し、現場対応の要否を「不要」と判定する。

発電状態判定装置１１は、Ｓ１８０で否定判定した場合には、Ｓ２００へ移行し、発電量低下ストリングと判定された発電ストリング３７に関して、予め定められた低下判定期間ＴＲにおける発電量低下ストリング３７の１日発電量ＷＦの低下量ＤＦが、予め定められた低下閾値ＤＦｔ以上であるか否かを判定する。

本実施形態では、低下判定期間ＴＲが１０日間に設定されており、低下閾値ＤＦｔが１．０［％／日］に設定されている。
図６に示すように、ある年の所定期間（３月１日から５月２０日までの期間）において、状態の異なる３種類（正常、発電量低下（草の影の影響）、発電量低下（クラスタ故障））の発電ストリング３７におけるそれぞれの１日発電量ＷＦは、変化状態がそれぞれ異なる。図６では、発電ストリング３７の１日発電量ＷＦを、実測値そのものではなく、実測値を最大発電量Ｗｍａｘで除算した値（相対発電量ＷＣＧ［％］）で表している。図６では、４月２５日から５月２０日までの期間における発電量低下（草の影の影響）の１日発電量ＷＦ（相対発電量ＷＣＧ）に基づいて作製した「１日発電量ＷＦの変化状態の近似曲線」を表している。図６では、近似曲線に基づいて、５月２０日時点での低下量ＤＦおよび低下判定期間ＴＲを図示している。

本実施形態では、低下閾値ＤＦｔが１０％に設定されている。この低下閾値ＤＦｔは、低下判定期間ＴＲにおける１日あたりの低下割合（換言すれば、１日発電量ＷＦの低下量ＤＦの１日あたりの平均値）が１．０［％／日］となる基準に基づいて設定されている。Ｓ２００では、低下量ＤＦが低下閾値ＤＦｔ以上である場合に肯定判定し、低下量ＤＦが低下閾値ＤＦｔよりも小さい場合に否定判定する。

発電状態判定装置１１は、Ｓ２００で肯定判定した場合には、Ｓ２１０へ移行し、今回の発電状態を「発電量低下」と判定し、発電量低下要因を「変動構造物（草、樹木など）の影」と判定し、現場対応の要否を「必要」と判定する。

発電状態判定装置１１は、Ｓ２００で否定判定した場合には、Ｓ２２０へ移行し、今回の発電状態を「発電量低下」と判定し、発電量低下要因を「発電ストリング３７の開放電圧低下またはクラスタ故障」と判定し、現場対応の要否を「必要」と判定する。

発電状態判定装置１１は、Ｓ１７０で否定判定した場合には、Ｓ２３０へ移行し、発電量低下ストリング３７の電力最大点追従機能制御時（ＭＰＰＴ（Maximum Power Point Tracking）動作時）における制御電圧値Ｖｍｃと制御発電量Ｗｍｃとの相関関係が、予め定められた異常相関関係であるか否かを判定する。

図７に示すように、電力最大点追従機能制御時（ＭＰＰＴ動作時）における制御電圧値Ｖｍｃと制御発電量Ｗｍｃとの相関関係は、正常な発電ストリング３７では実線で示す相関関係（正常相関関係）のようになり、クラスタ故障状態の発電ストリング３７では点線で示す相関関係（異常相関関係）のようになる。制御電圧値Ｖｍｃが第１電圧Ｖ１である時の制御発電量Ｗｍｃは、正常相関関係および異常相関関係のいずれも、制御可能範囲における最大値であり互いに同一値である（ＭＰＰＴ最大動作点）。

これに対して、制御電圧値Ｖｍｃが第１電圧Ｖ１よりも大きい第２電圧Ｖ２である時には、正常相関関係での制御発電量Ｗｍｃに比べて、異常相関関係での制御発電量Ｗｍｃが小さくなる。さらに、制御電圧値Ｖｍｃが大きくなるに従い、正常相関関係での制御発電量Ｗｍｃと異常相関関係での制御発電量Ｗｍｃとの差分値ΔＷｍが小さくなる。換言すれば、差分値ΔＷｍに関して、制御電圧値Ｖｍｃが第３電圧Ｖ３である時の第３差分値ΔＷｍ３は、制御電圧値Ｖｍｃが第２電圧Ｖ２である時の第２差分値ΔＷｍ２に比べて大きくなる（ΔＷｍ３＞ΔＷｍ２）。

なお、相関関係での開放電圧（制御発電量Ｗｍｃが０［Ｗ］となる時の制御電圧値Ｖｍｃ）に関して、図では、正常相関関係での開放電圧は第５電圧Ｖ５であり、異常相関関係での開放電圧は第４電圧Ｖ４である。

Ｓ２３０での処理に用いる異常相関関係は、ＭＰＰＴ最大動作点よりも制御電圧値Ｖｍｃが高くなる電圧範囲において、正常相関関係に比べて、制御電圧値Ｖｍｃが大きくなるに従い制御発電量Ｗｍｃどうしの差分値ΔＷｍが大きくなる相関関係が設定されている。具体的には、Ｓ２３０では、第２電圧Ｖ２および第３電圧Ｖ３を予め定めておき、第３差分値ΔＷｍ３が第２差分値ΔＷｍ２よりも大きくなる場合（ΔＷｍ３＞ΔＷｍ２）に異常相関関係であると判定し（肯定判定）、第３差分値ΔＷｍ３が第２差分値ΔＷｍ２以下である場合（ΔＷｍ３≦ΔＷｍ２）に異常相関関係ではないと判定する（否定判定）。

発電状態判定装置１１は、Ｓ２３０で肯定判定した場合には、Ｓ２２０へ移行し、今回の発電状態を「発電量低下」と判定し、発電量低下要因を「開放電圧低下またはクラスタ故障」と判定し、現場対応の要否を「必要」と判定する。

発電状態判定装置１１は、Ｓ２３０で否定判定した場合には、Ｓ２４０へ移行し、今回の発電状態を「発電量低下」と判定し、発電量低下要因を「その他の故障」と判定し、現場対応の要否を「必要」と判定する。なお、ここでの「その他の故障」とは、太陽光発電システム１のうち発電ストリング３７ではない構成での故障（例えば、電力配線の異常等による抵抗増加等の故障）を意味している。

発電状態判定装置１１は、Ｓ１２０，Ｓ１５０，Ｓ１６０，Ｓ１９０，Ｓ２１０，Ｓ２２０，Ｓ２４０の何れかの処理が終了して、診断結果（判定結果）を特定すると、発電状態判定処理を終了する。

［１−４．効果］
以上説明したように、本実施形態の太陽光発電システム１に備えられる発電状態判定装置１１は、複数の発電ストリング３７を備える太陽光発電システム１における発電状態を判定するものであり、発電量が低下した発電ストリング３７（発電量低下ストリング３７）の発電量低下要因を判定するように構成されている。

発電状態判定装置１１は、まず、発電状態判定処理のＳ１１０にて、発電量低下ストリング３７の有無を判定し、発電量低下ストリング３７が無いと判定（否定判定）した場合には、発電ストリング３７の全てが正常（現場対応：不要）と判定する（Ｓ１２０）。

発電状態判定装置１１は、Ｓ１１０にて、発電量低下ストリング３７がありと判定（肯定判定）した場合には、Ｓ１３０に移行し、その後、Ｓ１３０、Ｓ１４０、Ｓ１７０、Ｓ１８０、Ｓ２００、Ｓ２３０の各判定ステップでの判定結果に基づいて処理が遷移する。そして、発電状態判定装置１１は、Ｓ１３０、Ｓ１４０、Ｓ１７０、Ｓ１８０、Ｓ２００、Ｓ２３０の各判定ステップでの判定結果に応じて、Ｓ１５０、Ｓ１６０、Ｓ１９０、Ｓ２１０、Ｓ２２０、Ｓ２４０のいずれかにおいて発電量低下要因の種類を判定する。

発電量低下要因の判定結果に関しては、例えば、Ｓ１５０では「前回の故障要因と同じ」、Ｓ１６０では「堆積物（積雪、火山灰など）」、Ｓ１９０では「固定構造物（ビル、電柱など）の影」、Ｓ２１０で「変動構造物（草、樹木など）の影」、Ｓ２２０では「開放電圧低下またはクラスタ故障」、Ｓ２４０では「その他の故障」とそれぞれ判定する。また、現場対応の要否に関しては、Ｓ１６０，Ｓ１９０では「不要」と判定し、Ｓ１５０，Ｓ２１０，Ｓ２２０，Ｓ２４０では「不要」と判定する。

このようにして発電量低下要因の種類を判定する発電状態判定装置１１を用いることで、保守作業員は、判定された発電量低下要因の種類に基づいて太陽光発電システム１の現場対応が必要か否かを判定できる。よって、発電状態判定装置１１は、発電量低下時における不必要な現場対応の回数を低減できる。

次に、発電状態判定装置１１は、Ｓ１７０，Ｓ１８０，Ｓ２００などでの処理において、発電ストリング３７の発電量Ｗを、実測値そのものではなく、実測値を最大発電量Ｗｍａｘで除算した値（相対発電量ＷＣＧ［％］）で表している。

最大発電量Ｗｍａｘで除算した相対発電量ＷＣＧは、気象条件などに起因して日射量の変化が生じた場合でも、日射量の影響による発電量の変動が抑制された値を示す。このため、発電状態判定処理の各ステップでの判定にあたり、発電量Ｗの実測値そのものではなく相対発電量ＷＣＧを用いることで、日射量の影響による誤差を抑制しつつ判定を行うことができる。

次に、発電状態判定装置１１は、Ｓ２００にて、低下判定期間ＴＲにおける発電量低下ストリング３７の１日発電量ＷＦの低下量ＤＦが、低下閾値ＤＦｔ以上であるか否かを判定する。これにより、発電状態判定装置１１は、Ｓ２００での判定結果に基づいて、変動構造物（草、木など）の影の影響による発電量低下である（Ｓ２１０）のか、発電ストリング３７の故障による発電量低下である（Ｓ２２０）のかを判別できる。

次に、発電状態判定装置１１は、Ｓ１３０にて、日射量Ａｉと全体発電量Ｗｓとに比例関係があるか否かを判定する。これにより、発電状態判定装置１１は、発電量低下要因を判定するにあたり、発電ストリング３７に堆積した堆積物（例えば、雪、火山灰、黄砂など）の影響による発電量低下であるか否かを判定できる。

また、発電状態判定装置１１は、Ｓ１７０以降の判定処理を実行するか否かに関して、Ｓ１１０での肯定判定（発電量低下ストリングが有りと判定）のみではなく、さらにＳ１３０で肯定判定（日射量Ａｉと全体発電量Ｗｓとに比例関係がありと判定）される場合に、Ｓ１７０以降の判定処理を実行するように構成されている。これにより、Ｓ１１０で肯定判定（発電量低下ストリングが有りと判定）された場合でも、Ｓ１３０で否定判定された場合（日射量Ａｉと全体発電量Ｗｓとに比例関係が無いと判定）された場合には、Ｓ１７０以降の判定処理を省略することができる。

次に、発電状態判定装置１１は、Ｓ１３０で否定判定された場合に直ちにＳ１６０に移行する構成ではなく、Ｓ１３０で否定された後にＳ１４０での判定を行い、Ｓ１４０での判定結果に基づいてＳ１５０またはＳ１６０に移行するように構成されている。つまり、Ｓ１３０で否定判定され、かつＳ１４０で肯定判定された場合には、Ｓ１５０に移行して発電量低下要因を「前回の故障要因と同じ」と判定し、Ｓ１３０で否定判定され、かつＳ１４０で否定判定された場合には、Ｓ１６０に移行して発電量低下要因を「堆積物（積雪、火山灰など）」と判定する。

このような構成の発電状態判定装置１１は、発電量低下要因を判定するにあたり、堆積物による発電量低下か、前回診断時と同一の故障による発電量低下かを判定できる。つまり、日射量Ａｉと全体発電量Ｗｓとに比例関係がないと判定（Ｓ１３０で否定判定）された場合であっても、前回診断時に故障と判定されている場合には（Ｓ１４０で肯定判定）、堆積物の影響ではなく、前回診断時と同一の故障による発電量低下と判定する（Ｓ１５０）。

よって、発電状態判定装置１１によれば、Ｓ１３０での判定結果のみに基づいて直ちに「発電量低下要因は堆積物」と判定するのではなく、「前回診断時と同一の故障要因」であるか否かを判定するため、発電量低下要因をより詳細に判定することができる。

次に、発電状態判定装置１１は、Ｓ２３０での判定処理において、電力最大点追従機能制御時（ＭＰＰＴ動作時）における開放電圧（制御発電量Ｗｍｃが０［Ｗ］となるときの制御電圧値Ｖｍｃ）ではなく、制御発電量Ｗｍｃが０［Ｗ］ではない場合の制御電圧値Ｖｍｃに基づいて判定を行う。開放電圧に基づいて判定する場合には、制御発電量を０［Ｗ］にするために電力最大点追従機能制御を一時的に停止する必要があるが、本実施形態では、そのような一時的な制御停止が不要であるという利点がある。

［１−５．文言の対応関係］
ここで、文言の対応関係について説明する。
太陽光発電システム１が太陽光発電システムの一例に相当し、発電状態判定装置１１が発電状態判定装置の一例に相当し、発電ストリング３７が発電ストリングの一例に相当する。

Ｓ１１０を実行する発電状態判定装置１１（詳細には、ＣＰＵ１１ａ）が発電量低下判定部の一例に相当し、Ｓ１７０を実行する発電状態判定装置１１（ＣＰＵ１１ａ）が変動量判定部の一例に相当し、Ｓ１８０を実行する発電状態判定装置１１（ＣＰＵ１１ａ）が変化状態判定部の一例に相当し、Ｓ２３０を実行する発電状態判定装置１１（ＣＰＵ１１ａ）が相関関係判定部の一例に相当する。

Ｓ１９０を実行する発電状態判定装置１１（ＣＰＵ１１ａ）が第１要因判定部の一例に相当し、Ｓ２１０または２２０を実行する発電状態判定装置１１（ＣＰＵ１１ａ）が第２要因判定部の一例に相当し、Ｓ２２０を実行する発電状態判定装置１１（ＣＰＵ１１ａ）が第３要因判定部の一例に相当し、Ｓ２４０を実行する発電状態判定装置１１（ＣＰＵ１１ａ）が第４要因判定部の一例に相当する。

Ｓ２００を実行する発電状態判定装置１１（ＣＰＵ１１ａ）が低下量判定部の一例に相当する。
Ｓ１３０およびＳ１４０を実行する発電状態判定装置１１（ＣＰＵ１１ａ）が比例関係判定部の一例に相当し、Ｓ１６０を実行する発電状態判定装置１１（ＣＰＵ１１ａ）が第５要因判定部の一例に相当し、Ｓ１５０を実行する発電状態判定装置１１（ＣＰＵ１１ａ）が第６要因判定部の一例に相当する。

［２．他の実施形態］
以上、本開示の実施形態について説明したが、本開示は上記実施形態に限定されるものではなく、本開示の要旨を逸脱しない範囲において、様々な態様にて実施することが可能である。

発電状態判定装置が実行する発電状態判定処理は、上記内容に限定されることはなく、例えば、Ｓ１３０，Ｓ１４０，Ｓ１５０，Ｓ１６０，Ｓ２００を省略した構成であっても良い。この場合、Ｓ１１０で肯定判定されるとＳ１７０に移行し、Ｓ１８０で否定判定されるとＳ２１０に移行し、Ｓ２１０での判定内容にＳ２２０の判定内容を追加した構成にすると良い。このような構成の発電状態判定処理を実行する場合にも、Ｓ１９０，Ｓ２１０，Ｓ２２０，Ｓ２４０のいずれに移行するかに基づき発電量低回要因の種類を判定することができ、保守作業員による現場対応が必要か否かを判定できるため、発電量低下時における不必要な現場対応の回数を低減できる。

また、発電状態判定処理は、例えば、Ｓ１３０，Ｓ１４０，Ｓ１５０，Ｓ１６０を省略し、Ｓ１１０で肯定判定されるとＳ１７０に移行する構成であっても良い。この構成によれば、Ｓ２００での判定処理を実行することで、発電量低下要因が「変動構造物（草、樹木など）の影」であるか「開放電圧低下またはクラスタ故障」であるかを判定できる。

さらに、発電状態判定処理は、例えば、Ｓ１４０，Ｓ１５０を省略し、Ｓ１３０で否定判定されるとＳ１６０に移行する構成であっても良い。この構成によれば、Ｓ１３０で否定判定されると、直ちに発電量低下要因を「堆積物（積雪、火山灰など）」と判定できる。また、この構成によれば、Ｓ１４０での判定処理を省略できるため、発電状態判定処理（詳細には、ＣＰＵ）での処理負荷の軽減を図ることができる。

次に、上記実施形態では、Ｓ１８０での判定に用いる今回単位発電量ＷＤａがＳ１７０で肯定判定された日付（判定日付）での単位発電量ＷＤであり、Ｓ１８０での判定に用いる過去単位発電量ＷＤＬが１年前の同一日付の単位発電量ＷＤである形態について説明したが、このような形態に限られることはない。例えば、今回単位発電量ＷＤａは、判定日付を含む複数日におけるそれぞれの単位発電量ＷＤの平均値であってもよい。また、過去単位発電量ＷＤＬは、過去複数年のそれぞれの判定日付と同一日付における単位発電量ＷＤの平均値であってもよいし、あるいは、１年前の同一日付を含む一定期間（例えば、前後１週間、前後１ヶ月など）での単位発電量ＷＤの平均値であってもよい。

次に、上記各実施形態における１つの構成要素が有する機能を複数の構成要素に分担させたり、複数の構成要素が有する機能を１つの構成要素に発揮させたりしてもよい。また、上記各実施形態の構成の一部を、省略してもよい。また、上記各実施形態の構成の少なくとも一部を、他の上記実施形態の構成に対して付加、置換等してもよい。なお、特許請求の範囲に記載の文言から特定される技術思想に含まれるあらゆる態様が本開示の実施形態である。

上述したコンピュータシステムの他、当該コンピュータシステムを構成要素とする上位システム、当該コンピュータシステムとしてコンピュータを機能させるためのプログラム、このプログラムを記録した半導体メモリ等の非遷移的実態的記録媒体、濃度算出方法など、種々の形態で本開示を実現することもできる。

１…太陽光発電システム、５…変圧装置、７…商用電力系統、１１…発電状態判定装置、１１ａ…中央演算処理ユニット（ＣＰＵ）、１１ｂ…ＲＯＭ、１１ｃ…ＲＡＭ、１１ｄ…ハードディスク、１１ｅ…入出力インタフェース、１５…日射計、２１…パワーコンディショナ装置、２３…接続箱、２４…情報転送装置、２５…主遮断器、２７…電流電圧計、２９…個別遮断器、３１…発電セル、３３…発電クラスタ、３５…発電パネル、３７…発電ストリング、３７…発電量低下ストリング。

Claims (7)

1. 複数の発電ストリングを備える太陽光発電システムにおける発電状態を判定する発電状態判定装置であって、
   前記複数の発電ストリングにおける最大発電量に基づき定められる低下判定閾値を用いて、前記複数の発電ストリングのうち前記低下判定閾値よりも発電量が低い発電量低下ストリングの有無を判定する発電量低下判定部と、
   前記発電量低下判定部で前記発電量低下ストリングが有りと判定された場合に、前記発電量低下ストリングにおける単位時間毎の発電量のうち１日の中での最大値と最小値との差分値を算出し、前記差分値が予め定められた変動量閾値よりも大きいか否かを判定する変動量判定部と、
   前記変動量判定部において前記差分値が前記変動量閾値よりも大きいと判定された場合に、前記発電量低下ストリングにおける前記発電量の時間変化状態が、過去の同一日付での時間変化状態を少なくとも用いて定められた許容範囲に含まれるか否かを判定する変化状態判定部と、
   前記変動量判定部において前記差分値が前記変動量閾値以下と判定された場合に、前記発電量低下ストリングの電力最大点追従機能制御時における制御電圧値と制御発電量との相関関係が、正常な前記発電ストリングの前記相関関係と比べて前記制御電圧値に対する前記制御発電量が低い値となる異常相関関係であるか否かを判定する相関関係判定部と、
   前記変化状態判定部において前記時間変化状態が前記許容範囲に含まれると判定された場合に、固定構造物の影の影響が前記発電量低下ストリングの発電量低下要因であると判定する第１要因判定部と、
   前記変化状態判定部において前記時間変化状態が前記許容範囲に含まれないと判定された場合に、変動構造物の影の影響または前記発電量低下ストリングの故障が前記発電量低下要因であると判定する第２要因判定部と、
   前記相関関係判定部において前記相関関係が前記異常相関関係であると判定された場合に、前記発電量低下ストリングの故障による前記発電ストリングの開放電圧低下が前記発電量低下要因であると判定する第３要因判定部と、
   前記相関関係判定部において前記相関関係が前記異常相関関係ではないと判定された場合に、前記太陽光発電システムにおける前記発電ストリングの開放電圧低下以外の故障が前記発電量低下要因であると判定する第４要因判定部と、
   を備える発電状態判定装置。
2. 前記変動量判定部は、前記発電量低下ストリングの発電量として、前記発電量低下ストリングの発電量を前記最大発電量で除算した相対発電量を用いる、
   請求項１に記載の発電状態判定装置。
3. 前記変化状態判定部は、前記発電量低下ストリングの発電量として、前記発電量低下ストリングの発電量を前記最大発電量で除算した相対発電量を用いる、
   請求項１または請求項２に記載の発電状態判定装置。
4. 前記相関関係判定部は、前記発電量低下ストリングの制御発電量として、前記発電量低下ストリングの発電量を前記最大発電量で除算した相対発電量を用いる、
   請求項１から請求項３のうちいずれか一項に記載の発電状態判定装置。
5. 前記変化状態判定部において、前記時間変化状態が前記許容範囲に含まれないと判定された場合に、予め定められた低下判定期間における前記発電量低下ストリングの１日発電量の低下量が、予め定められた低下閾値以上であるか否かを判定する低下量判定部を備え、
   前記第２要因判定部は、前記低下量判定部において前記１日発電量の低下量が前記低下閾値以上と判定された場合には、前記変動構造物の影の影響が前記発電量低下要因であると判定し、前記低下量判定部において前記１日発電量の低下量が前記低下閾値よりも小さいと判定された場合には、前記発電量低下ストリングの故障が前記発電量低下要因であると判定する、
   請求項１から請求項４のうちいずれか一項に記載の発電状態判定装置。
6. 前記発電量低下判定部で前記発電量低下ストリングが有りと判定された場合に、前記太陽光発電システムの設置エリアで計測された日射量と前記太陽光発電システムの全体発電量とに比例関係があるか否かを判定する比例関係判定部と、
   前記比例関係判定部において前記日射量と前記全体発電量とに比例関係が無いと判定された場合に、前記発電量低下ストリングに堆積した堆積物の影響が前記発電量低下要因であると判定する第５要因判定部と、
   を備え、
   前記変動量判定部は、前記発電量低下判定部で前記発電量低下ストリングが有りと判定され、かつ、前記比例関係判定部において前記日射量と前記全体発電量とに比例関係があると判定された場合に、前記差分値が前記変動量閾値よりも大きいか否かを判定する、
   請求項１から請求項５のうちいずれか一項に記載の発電状態判定装置。
7. 前記比例関係判定部は、前記日射量と前記全体発電量とに比例関係があるか否かに加えて、前回診断時に前記発電量低下ストリングの故障または前記発電量低下ストリング以外の故障が要因の故障発電量低下と判定されたか否かを判定し、
   前記第５要因判定部は、前記比例関係判定部において、前記日射量と前記全体発電量とに比例関係が無い、かつ、前回診断時の前記発電量低下要因が前記故障発電量低下ではないと判定された場合に、前記発電量低下ストリングに堆積した堆積物の影響が前記発電量低下要因であると判定し、
   当該発電状態判定装置は、さらに、前記比例関係判定部において、前記日射量と前記全体発電量とに比例関係が無い、かつ、前回診断時の前記発電量低下要因が前記故障発電量低下であると判定された場合に、前回診断時と同一の故障が前記発電量低下要因であると判定する第６要因判定部を備える、
   請求項６に記載の発電状態判定装置。