JP2020167836A - 太陽電池診断装置および太陽電池診断方法 - Google Patents

Abstract

【課題】屋外設置下において太陽電池ストリングの出力性能を精度よく診断することができる太陽電池診断装置を得ること。【解決手段】太陽電池診断装置１０は、取得部３１および性能診断部３３を備える。取得部３１は、太陽電池ストリング２に接続されたパワーコンディショナ３が最大電力点追従制御を実行している状態で得られる太陽電池ストリング２の出力電流値Ｉｍｐｐｔおよび出力電圧値Ｖｍｐｐｔと、日射計７で測定される日射強度ＩＲとを取得する。性能診断部３３は、取得部３１によって取得された出力電流値Ｉｍｐｐｔ、出力電圧値Ｖｍｐｐｔ、および日射強度ＩＲと、太陽電池ストリング２の温度と、最大電力点追従制御の効率であるＭＰＰＴ効率ηｍｐｐｔとに基づいて、太陽電池ストリング２の出力性能を診断する。【選択図】図１

Description

本発明は、太陽光発電システムを構成し且つ屋外に設定される太陽電池ストリングの出力性能を診断する太陽電池診断装置および太陽電池診断方法に関する。

従来、太陽光発電システムの性能を診断する技術が知られている。例えば、特許文献１には、太陽電池アレイに接続されたパワーコンディショナが最大電力点追従制御を実行している状態で測定される太陽電池アレイの出力電圧値および出力電流値に基づいて、太陽電池アレイの性能劣化を診断する技術が開示されている。

特開２０１４−４５０７３号公報

上記特許文献１に記載の技術では、最大電力点追従制御が実行されている状態で測定される太陽電池アレイの出力電圧値および出力電流値を用いるが、太陽電池アレイを診断する際に、最大電力点追従制御の追従性能は考慮されていない。そのため、特許文献１に記載の技術を用いて太陽電池ストリングの出力性能を診断する場合、かかる診断で得られる出力性能には、パワーコンディショナにおける最大電力点追従制御の追従性能による誤差が含まれるため、診断の精度に課題がある。

本発明は、上記に鑑みてなされたものであって、屋外設置下において太陽電池ストリングの出力性能を精度よく診断することができる太陽電池診断装置を得ることを目的とする。

上述した課題を解決し、目的を達成するために、本発明の太陽電池診断装置は、取得部と、性能診断部とを備える。取得部は、太陽電池ストリングに接続されたパワーコンディショナが最大電力点追従制御を実行している状態で得られる太陽電池ストリングの出力電流値および出力電圧値と、日射計で測定される日射強度とを取得する。性能診断部は、取得部によって取得された出力電流値、出力電圧値、および日射強度と、太陽電池ストリングの温度と、最大電力点追従制御の効率である最大電力点追従効率とに基づいて、太陽電池ストリングの出力性能を診断する。

本発明によれば、屋外設置下において太陽電池ストリングの出力性能を精度よく診断することができる、という効果を奏する。

本発明の実施の形態１にかかる太陽光発電システムに設けられた太陽電池ストリングの出力性能を診断する太陽電池診断装置を説明するための図 実施の形態１にかかる太陽光発電システムの構成例を示す図 実施の形態１にかかる太陽電池診断装置の構成例を示す図 実施の形態１にかかる太陽電池ストリングを構成する太陽電池モジュールの基準日射強度における電流−電圧の出力特性の温度依存性を説明する図 実施の形態１にかかる太陽電池ストリングを構成する太陽電池モジュールの基準日射強度における電圧−電力の出力特性の温度依存性を説明する図 実施の形態１にかかる太陽電池ストリングを構成する太陽電池モジュールの基準温度時における電流−電圧の出力特性の日射強度依存性を説明する図 実施の形態１にかかる太陽電池ストリングを構成する太陽電池モジュールの基準温度時における電圧−電力の出力特性の日射強度依存性を説明する図 実施の形態１にかかる太陽電池モジュールの性能に対応した等価回路モデルを用いて算出した基準温度時における電圧−電力の出力特性の日射強度依存性を説明するための図 実施の形態１にかかる太陽電池モジュールの性能に対応した等価回路モデルを用いて算出した基準温度時における日射強度に応じた最大出力電力値、最大出力動作電圧値、および最大出力動作電流値を説明するための図 図９に示す表から抽出された日射強度毎の最大出力電力値と最大出力動作電圧値との組み合わせをプロットした図 図９に示す表から抽出された日射強度毎の最大出力動作電圧値と最大出力動作電流値との組み合わせがプロットされ、且つプロットされた点から求められる最大出力動作電圧値と最大出力動作電流値との関係を示す近似式を示す図 実施の形態１にかかる太陽電池ストリングを構成する太陽電池モジュールの定格値を示すモジュール定格情報を説明するための図 実施の形態１にかかる太陽電池ストリングを構成する太陽電池モジュールの基準温度時における日射強度に応じた最大出力電力値、最大出力動作電圧値、および最大出力動作電流値を説明するための図 実施の形態１にかかる太陽電池ストリングを構成する太陽電池モジュールの日射強度毎の最大出力電圧値と最大出力動作電流値との組み合わせをプロットした図 実施の形態１にかかる日射計で測定される日射強度の時間推移の一例を示す図 実施の形態１にかかる太陽電池ストリングの出力電力値の時間推移の一例を示す図 実施の形態１にかかる太陽電池ストリングへの日射強度と太陽電池ストリングの出力電力値の測定値による相関グラフを示す図 実施の形態１にかかる太陽電池モジュールの特性値、太陽電池ストリングの定格出力値、および太陽電池ストリングの出力初期値を示す図 実施の形態１にかかる測定値と推定値との関係を示す図 図１９に示す測定値と推定値とによって得られる日射強度と出力電力値との相関を示す相関グラフを示す図 実施の形態１にかかるＭＰＰＴ効率による補正がない場合の出力性能診断値の一例を示す図 ＥＮ５０５３０規定のテスト方法でのパワーコンディショナのＭＰＰＴ効率の例を示す図 実施の形態１にかかるＭＰＰＴ効率での補正がある場合の出力性能診断値の一例を示す図 実施の形態１にかかる太陽電池診断装置の処理の一例を示すフローチャート 本発明の実施の形態２にかかる太陽電池診断装置の構成例を示す図 実施の形態２にかかる太陽電池ストリングの構成例を示す図 図２６に示す構成の太陽電池ストリングにおいて太陽電池モジュール内部の太陽電池セル間を接続するインターコネクタに部分断線が生じた状態を示す図 実施の形態２にかかる太陽電池ストリングの日射強度に対応したＰｍ−Ｖ特性であって部分断線が生じる前と後の状態を示す図 実施の形態２にかかる太陽電池ストリングの部分断線が生じる前と後の日射強度に対応した出力電圧値、出力電圧値の変化、および推定温度誤差を示す図 実施の形態２にかかる太陽電池ストリングにおける太陽電池モジュールの直列接続数と太陽電池セルストリングの部分断線とによる影響を推定温度誤差として表現した図 実施の形態２にかかる太陽電池診断装置の故障判定処理の一例を示すフローチャート 本発明の実施の形態３にかかる太陽光発電システムの構成例を示す図 実施の形態３にかかる太陽電池診断装置の構成例を示す図 実施の形態３にかかる性能保証判定部の構成例を示す図 実施の形態３にかかる太陽光発電システムの年間推定発電電力量をＪＩＳに準拠して求める場合の例を説明するための図 実施の形態３にかかる太陽光発電システムを測定した結果に基づいた太陽光発電システムの発電性能の検証の例を示す図 実施の形態３にかかる太陽電池診断装置の発電性能検証処理の一例を示すフローチャート 実施の形態１から３にかかる太陽電池診断装置の機能をコンピュータシステムで実現する場合のハードウェア構成を示す図

以下に、本発明の実施の形態にかかる太陽電池診断装置および太陽電池診断方法を図面に基づいて詳細に説明する。なお、この実施の形態によりこの発明が限定されるものではない。

実施の形態１．
図１は、本発明の実施の形態１にかかる太陽光発電システムに設けられた太陽電池ストリングの出力性能を診断する太陽電池診断装置を説明するための図である。図１に示すように、実施の形態１にかかる太陽光発電システム１００は、直列に接続された複数の太陽電池モジュールを有する太陽電池ストリング２と、太陽電池ストリング２に接続されたパワーコンディショナ３とを備える。また、太陽光発電システム１００は、太陽電池ストリング２の周囲に配置され、日射強度ＩＲを測定する日射計７と、太陽電池診断装置１０とを備える。

パワーコンディショナ３は、太陽電池ストリング２で発電された直流電力を交流電力に変換し、変換した直流電力を電力系統４へ出力する。かかるパワーコンディショナ３は、太陽電池ストリング２の出力電力を最大化する最大電力点追従制御を実行する。以下、最大電力点追従制御をＭＰＰＴ（Maximum Power Point Tracking）制御と記載する。

ＭＰＰＴ制御では、太陽電池ストリング２の出力電力を最大化できる最適な電流値および電圧値の組み合わせで特定される最大電力点を求め、かかる最大電力点に太陽電池ストリング２の出力電圧と出力電流とを追従させる制御が行われる。パワーコンディショナ３は、かかるＭＰＰＴ制御を実行することで、太陽電池ストリング２が供給可能な最大の直流電力に対応する交流電力を出力することができる。以下、パワーコンディショナ３がＭＰＰＴ制御を実行している状態で太陽電池ストリング２から出力される電圧の値および電流の値を出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔおよび出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔと記載する。

太陽電池診断装置１０は、日射強度ＩＲ、出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔ、出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔ、ＭＰＰＴ効率η_ｍｐｐｔ、および太陽電池ストリング２の温度Ｔに基づいて、太陽電池ストリング２の出力性能を診断する。ＭＰＰＴ効率η_ｍｐｐｔは、最大電力点追従効率であり、太陽電池ストリング２の出力可能最大電力値Ｐｍａｘに対する、ＭＰＰＴ制御時における太陽電池ストリング２の出力電力値Ｐ_ｍｐｐｔの比である。出力可能最大電力値Ｐｍａｘは、日射強度および太陽電池温度下における太陽電池ストリング２が供給可能な最大の出力電力であり、照射される日射強度および設置下での太陽電池ストリング２の温度にて変化する特性を持つ。出力電力値Ｐ_ｍｐｐｔは、ＭＰＰＴ制御時において太陽電池ストリング２からパワーコンディショナ３に供給される出力電力である。

太陽電池診断装置１０は、取得部３１と、性能診断部３３とを備える。取得部３１は、日射計７によって測定された日射強度ＩＲを取得し、測定器６０によって測定された出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔおよび出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔを取得する。また、取得部３１は、パワーコンディショナ３からＭＰＰＴ効率η_ｍｐｐｔを取得するか、またはパワーコンディショナ３の動作状態に応じたＭＰＰＴ効率η_ｍｐｐｔ値を取得部３１にあらかじめ記憶させておき選定をする。

性能診断部３３は、取得部３１によって取得された日射強度ＩＲ、出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔ、出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔ、ＭＰＰＴ効率η_ｍｐｐｔ、および太陽電池ストリング２の温度に基づいて、太陽電池ストリング２の出力性能を診断する。

例えば、性能診断部３３は、出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔおよび出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔから出力電力値Ｐ_ｍｐｐｔを算出する。そして、性能診断部３３は、下記式（１）の演算によって、出力電力値Ｐ_ｍｐｐｔを出力電力値Ｐｍ_{ｃａｌｃ２５}に換算する。出力電力値Ｐｍ_{ｃａｌｃ２５}は、出力電力値Ｐ_ｍｐｐｔを推定太陽電池ストリング温度Ｔ_ｃａｌｃにより、基準温度である２５度時の電力値へ換算した値である。なお、下記式（１）において、α_Ｐｍａｘは、太陽電池ストリング２を構成する太陽電池モジュールの温度係数である。
Ｐｍ_{ｃａｌｃ２５}＝Ｐ_ｍｐｐｔ／｛１＋α_Ｐｍａｘ×（Ｔ_ｃａｌｃ−２５）｝
・・・（１）

次に、性能診断部３３は、下記式（２）の演算によって、太陽電池ストリング２の最大出力電力値Ｐｍ_ＩＲを求める。下記式（２）において、「１０００」は基準日射強度であり、単位は、Ｗ／ｍ²である。また、下記式（２）において、「Ｐｍ_０」は、太陽電池ストリング２の公称最大出力電力値であり、基準日射強度且つ基準温度での最大出力電力値である。「Ｐｍ_ＩＲ」は、基準温度時且つ日射強度ＩＲ時における太陽電池ストリング２の最大出力電力値である。
Ｐｍ_ＩＲ＝Ｐｍ_０×ＩＲ／１０００ ・・・（２）

次に、性能診断部３３は、下記式（３）の演算によって、太陽電池ストリング２の出力性能を求める。すなわち、性能診断部３３は、基準温度で換算した出力電力値Ｐｍ_{ｃａｌｃ２５}を太陽電池ストリング２の最大出力電力値Ｐｍ_ＩＲで除算し、かかる除算結果をさらにＭＰＰＴ効率η_ｍｐｐｔで除算することで、太陽電池ストリング２の出力性能診断値を求める。このようにＭＰＰＴ効率η_ｍｐｐｔを用いることで、ＭＰＰＴ制御の追従性能による誤差を抑制することができる。かかる出力性能診断値は、太陽電池ストリング２における定格の出力電力性能に対する診断時の出力電力性能の比である。すなわち、性能診断値は、太陽電池ストリング２の診断時の出力電力性能を、太陽電池ストリング２の定格の出力電力性能で除算した値であり、太陽電池ストリング２の出力電力性能の劣化度と言うこともできる。
出力性能診断値＝Ｐｍ_{ｃａｌｃ２５}／（Ｐｍ_ＩＲ×η_ｍｐｐｔ） ・・・（３）

なお、性能診断部３３は、日射強度ＩＲ、出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔ、出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔ、および太陽電池ストリング２の温度Ｔに基づいて、最大出力電力値Ｐｍ_ＩＲに対する出力電力値Ｐｍ_{ｃａｌｃ２５}の比を演算する構成であればよい。すなわち、性能診断部３３は上述した演算以外の方法で最大出力電力値Ｐｍ_ＩＲに対する出力電力値Ｐｍ_{ｃａｌｃ２５}の比を求める構成であってもよい。

このように、性能診断部３３は、最大出力電力値Ｐｍ_ＩＲに対する出力電力値Ｐｍ_{ｃａｌｃ２５}の比をＭＰＰＴ効率η_ｍｐｐｔに基づいて補正することで、太陽電池ストリング２の出力性能診断値を求める。そのため、太陽電池診断装置１０では、屋外設置下において太陽電池ストリング２の出力性能を精度よく診断することができる。

以下、太陽光発電システムの構成例を具体的に説明する。図２は、実施の形態１にかかる太陽光発電システムの構成例を示す図である。図２に示す太陽光発電システム１００は、太陽電池アレイ１と、太陽電池アレイ１に接続されたパワーコンディショナ３と、第１中継ケーブル５ａ，５ｂと、第２中継ケーブル６ａ，６ｂと、日射計７と、測定機能内蔵データロガー８と、信号変換器９とを備える。

第１中継ケーブル５ａ，５ｂ、第２中継ケーブル６ａ，６ｂ、日射計７、測定機能内蔵データロガー８、信号変換器９、および太陽電池診断装置１０は、例えば、太陽電池アレイ１の診断の際に、サービスマンが持参し、サービスマンによって取り付けられる。なお、測定機能内蔵データロガー８と太陽電池診断装置１０とは有線または無線によって通信可能に接続され、パワーコンディショナ３と信号変換器９とは有線または無線によって通信可能に接続される。また、信号変換器９と太陽電池診断装置１０とは有線または無線によって通信可能に接続される。

太陽電池アレイ１は、直列に接続された複数の太陽電池モジュール７０を各々有する太陽電池ストリング２ａ，２ｂを備える。なお、以下において、太陽電池ストリング２ａ，２ｂの各々を区別せずに示す場合、太陽電池ストリング２と記載する場合がある。

パワーコンディショナ３は、太陽電池アレイ１の発電電力を交流電力に変換し、電力系統４へ逆潮流する。かかるパワーコンディショナ３は、コンバータ２１ａ，２１ｂと、インバータ２２と、電流検出部２３ａ，２３ｂ，２５と、電圧検出部２４ａ，２４ｂ，２６と、制御部２７とを備える。

コンバータ２１ａは、制御部２７によって制御され、太陽電池ストリング２ａから入力された直流電力の電圧を電力系統４の電圧振幅よりも高い電圧へ昇圧する。コンバータ２１ｂは、制御部２７によって制御され、太陽電池ストリング２ｂから入力された直流電力の電圧を電力系統４の電圧振幅よりも高い電圧へ昇圧する。コンバータ２１ａ，２１ｂは、例えば、昇圧チョッパ回路であるが、トランス方式のＤＣ（Direct Current）−ＤＣコンバータなどであってもよい。なお、以下において、コンバータ２１ａ，２１ｂを各々区別せずに示す場合、コンバータ２１と記載する場合がある。

インバータ２２は、制御部２７によって制御され、コンバータ２１ａ，２１ｂから入力された直流電力を交流電力へ変換する。かかるインバータ２２は、例えば、フルブリッジ接続された不図示の複数のスイッチング素子を備える。各スイッチング素子が制御部２７からの複数の駆動信号のうち対応する制御信号に従ってオンオフを繰り返すことで、コンバータ２１ａ，２１ｂからの直流電力が交流電力へ変換される。なお、スイッチング素子は、ＭＯＳＦＥＴ（Metal−Oxide−Semiconductor Field−Effect Transistor）、またはＩＧＢＴ（Insulated Gate Bipolar Transistor）などの半導体スイッチング素子である。

電流検出部２３ａは、太陽電池ストリング２ａからコンバータ２１ａへ入力される電流の値を検出する。電流検出部２３ｂは、太陽電池ストリング２ｂからコンバータ２１ｂへ入力される電流の値を検出する。

電圧検出部２４ａは、太陽電池ストリング２ａからコンバータ２１ａへ入力される電圧の値を検出する。電圧検出部２４ｂは、太陽電池ストリング２ｂからコンバータ２１ｂへ入力される電圧の値を検出する。電流検出部２５は、インバータ２２から電力系統４へ入力される交流電力の電流の値である交流電流値Ｉａｃを検出する。電圧検出部２６は、インバータ２２から電力系統４へ入力される交流電力の電圧の値である交流電圧値Ｖａｃを検出する。

制御部２７は、コンバータ２１ａ，２１ｂを制御するＭＰＰＴ制御部２８ａ，２８ｂと、インバータ２２を制御するインバータ制御部２９とを備える。ＭＰＰＴ制御部２８ａは、電流検出部２３ａの検出結果および電圧検出部２４ａの検出結果に基づいて、コンバータ２１ａを制御し、太陽電池ストリング２ａからの入力に対してＭＰＰＴ制御を行う。ＭＰＰＴ制御部２８ｂは、電流検出部２３ｂの検出結果および電圧検出部２４ｂの検出結果に基づいて、コンバータ２１ｂを制御し、太陽電池ストリング２ｂからの入力に対してＭＰＰＴ制御を行う。なお、ＭＰＰＴ制御部２８ａ，２８ｂを各々区別せずに示す場合、ＭＰＰＴ制御部２８と記載する場合がある。

なお、図２に示す例では、太陽電池アレイ１が２つの太陽電池ストリング２ａ，２ｂで構成されるが、かかる太陽電池ストリング２の数は、図２に示す例に限定されない。すなわち、太陽電池ストリング２の数、コンバータ２１の数およびＭＰＰＴ制御部２８の数は、各々数個以上であってもよい。また、複数列の太陽電池ストリング出力を、開閉器を介し並列化し接続箱にて太陽電池アレイ化する構成においては、太陽電池アレイ出力が上述の太陽電池ストリングに相当し、接続箱内の開閉器を開閉することで、個々の太陽電池ストリング出力として分割する構成であってもよい。

インバータ制御部２９は、電流検出部２５の検出結果および電圧検出部２６の検出結果に基づいてインバータ２２を制御することで、コンバータ２１ａ，２１ｂからの直流電力をインバータ２２に交流電力へ変換させる。

第１中継ケーブル５ａは、太陽電池ストリング２ａの出力ケーブル５１ａに一端が接続され、パワーコンディショナ３におけるコンバータ２１ａの入力ケーブル５３ａに他端が接続されるシャント抵抗５５ａを有する。シャント抵抗５５ａの一端と他端は、測定機能内蔵データロガー８に接続される。第２中継ケーブル６ａは、太陽電池ストリング２ａの出力ケーブル５２ａとパワーコンディショナ３におけるコンバータ２１ａの入力ケーブル５４ａとの間に挿入される。

第１中継ケーブル５ｂは、太陽電池ストリング２ｂの出力ケーブル５１ｂに一端が接続され、パワーコンディショナ３におけるコンバータ２１ｂの入力ケーブル５３ｂに他端が接続されるシャント抵抗５５ｂを有する。シャント抵抗５５ｂの一端と他端は、測定機能内蔵データロガー８に接続される。第２中継ケーブル６ｂは、太陽電池ストリング２ｂの出力ケーブル５２ｂとパワーコンディショナ３におけるコンバータ２１ｂの入力ケーブル５４ｂとの間に挿入される。

日射計７は、日射強度ＩＲを測定する。かかる日射計７は、太陽電池アレイ１の傍、具体的には、診断対象となる太陽電池ストリング２ａ，２ｂが設置される架台の傾斜面に太陽電池ストリング２ａ，２ｂと実質的に同じ位置で且つ同じ傾斜角となるように設置される。そのため、日射計７は、太陽電池ストリング２ａ，２ｂに入射する斜面日射量である日射強度ＩＲをリアルタイムに測定することができる。

なお、日射計７として、日射変動に対する測定出力の応答速度性が太陽電池ストリング２ａ，２ｂを構成する太陽電池モジュール７０の太陽電池と同等レベルの半導体式日射計などを用いることが望ましい。また、日射計７の分光感度は、太陽電池モジュール７０の分光感度に近似した分光感度であることが好ましい。このように、日射計７として、太陽電池モジュール７０の応答速度および分光感度特性に近似した半導体式日射計を選定することが好ましい。これにより、日射変動に対する応答速度性能とともに、太陽光スペクトルが天頂時に比べ変化する朝方および夕方における波長変化による誤差を小さくすることができる。

また、太陽電池ストリング２の表面である太陽電池ストリング面の平均斜面日射量を高精度測定するために、太陽光発電システム１００は、太陽電池ストリング面の各位置に複数台設置された日射計７を有する構成であってもよい。この場合、太陽光発電システム１００は、これら複数の日射計７で測定される斜面日射強度の平均値である平均日射強度を日射強度ＩＲとして取得することができる。

測定機能内蔵データロガー８は、出力電圧値Ｖ_{ｍｐｐｔ１}，Ｖ_{ｍｐｐｔ２}および出力電流値Ｉ_{ｍｐｐｔ１}，Ｉ_{ｍｐｐｔ２}を繰り返し測定する。具体的には、測定機能内蔵データロガー８は、第１中継ケーブル５ａと第２中継ケーブル６ａとの間の電圧に基づいて出力電圧値Ｖ_{ｍｐｐｔ１}を検出し、第１中継ケーブル５ｂと第２中継ケーブル６ｂとの間の電圧に基づいて出力電圧値Ｖ_{ｍｐｐｔ２}を検出する。また、測定機能内蔵データロガー８は、シャント抵抗５５ａの端子間電圧に基づいて出力電流値Ｉ_{ｍｐｐｔ１}を検出し、シャント抵抗５５ｂの端子間電圧に基づいて出力電流値Ｉ_{ｍｐｐｔ２}を検出する。なお、測定機能内蔵データロガー８、第１中継ケーブル５ａ，５ｂ、および第２中継ケーブル６ａ，６ｂを含む構成が図１に示す測定器６０に対応する。以下、出力電圧値Ｖ_{ｍｐｐｔ１}，Ｖ_{ｍｐｐｔ２}を各々区別せずに示す場合、出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔと記載する場合がある。また、出力電流値Ｉ_{ｍｐｐｔ１}，Ｉ_{ｍｐｐｔ２}を各々区別せずに示す場合、出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔと記載する場合がある。

また、測定機能内蔵データロガー８は、出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔおよび出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔの測定タイミングに同期したタイミングである同時刻タイミングで日射計７において測定された日射強度ＩＲを繰り返し取得する。測定機能内蔵データロガー８は、同時刻タイミングで測定された出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔ、出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔ、および日射強度ＩＲを含む測定データを生成し、生成した測定データを太陽電池診断装置１０へ出力する。

同時刻タイミングは、例えば、少なくとも、日射強度ＩＲ、出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔ、および出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔの間の測定時間の差が、数１０ｍ秒以下に設定される。これにより、太陽電池診断装置１０による太陽電池ストリング２の出力性能の診断において日射量変動速度の影響を抑制することができる。

このように、測定機能内蔵データロガー８を用い、同時刻タイミングで測定された出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔ、出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔ、および日射強度ＩＲを含む測定データを生成するため、太陽電池診断装置１０において同時刻タイミングを管理する必要性がない。なお、出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔ、出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔを、パワーコンディショナ３内蔵の電圧検出部２４ａ，２４ｂ、電流検出部２３ａ，２３ｂの測定データを用いる構成とする場合では、日射強度ＩＲとの測定時間差を考慮した同時刻タイミング処理を実施することになる。

信号変換器９は、パワーコンディショナ３に接続される。パワーコンディショナ３から取得したデータを太陽電池診断装置１０で受信可能なデータに変換し、変換したデータを太陽電池診断装置１０へ送信する。パワーコンディショナ３から信号変換器９によって取得されるデータは、パワーコンディショナ３の制御データであり、かかる制御データは、例えば、各ＭＰＰＴ制御部２８ａ，２８ｂのＭＰＰＴ制御データを含む。ＭＰＰＴ制御データには、例えば各ＭＰＰＴ制御部２８ａ，２８ｂのＭＰＰＴ効率η_ｍｐｐｔが含まれる。なお、制御データには、パワーコンディショナ３から出力される交流電力値である交流発電電力値のデータが含まれてもよい。また、ＭＰＰＴ制御データには、各コンバータ２１へ入力される電圧、電流、および電力の値である太陽電池入力電流値、太陽電池入力電圧値、および太陽電池入力電力値などが含まれてもよい。

なお、太陽電池診断装置にパワーコンディショナ３のＭＰＰＴ効率η_ｍｐｐｔが、出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔ、および出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔに対応して選択可能なように記憶設定する構成をとるならば、信号変換器９でパワーコンディショナ３に接続する必要性はない。

太陽電池診断装置１０は、太陽電池ストリング２の出力性能の診断を行う。図３は、実施の形態１にかかる太陽電池診断装置の構成例を示す図である。図３に示すように、太陽電池診断装置１０は、通信部１１と、記憶部１２と、処理部１３と、入力部１４と、表示部１５とを備える。

通信部１１は、測定機能内蔵データロガー８および信号変換器９と有線または無線によって通信を行う。記憶部１２は、太陽電池ストリング２の特性情報などを記憶する。処理部１３は、通信部１１を介して、測定機能内蔵データロガー８および信号変換器９から取得した情報および記憶部１２に記憶された情報に基づいて、太陽電池ストリング２の出力性能の診断を行う。処理部１３は、例えば、入力部１４への操作が特定の操作である場合に、太陽電池ストリング２の出力性能の診断を行い、かかる診断結果を表示部１５に表示する。

処理部１３は、取得部３１と、温度推定部３２と、性能診断部３３とを備える。取得部３１は、測定機能内蔵データロガー８から測定データを取得する。かかる測定データには、上述したように、同時刻タイミングで測定された出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔ、出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔ、および日射強度ＩＲが含まれる。また、取得部３１は、信号変換器９からパワーコンディショナ３の制御データを取得する。かかる制御データには、上述したように、ＭＰＰＴ効率η_ｍｐｐｔを含むＭＰＰＴ制御データなどが含まれる。

温度推定部３２は、太陽電池モジュール７０の公称定格出力の等価回路から計算した診断対象となる太陽電池ストリング２の基準温度時における最大出力動作電圧値Ｖｐｍと最大出力動作電流値Ｉｐｍとの関係を示すＶｐｍ−Ｉｐｍ特性と、取得部３１によって取得された出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔとに基づいて、出力電圧値Ｖｐｍ_{ｃａｌｃ２５}を推定する。出力電圧値Ｖｐｍ_{ｃａｌｃ２５}は、基準温度でのＭＰＰＴ動作時における太陽電池ストリング２の最大出力動作電圧値Ｖｐｍの推定値である。なお、太陽電池ストリング２ａの出力電圧値Ｖｐｍ_{ｃａｌｃ２５}は、出力電流値Ｉ_{ｍｐｐｔ１}を用いて推定され、太陽電池ストリング２ｂの出力電圧値Ｖｐｍ_{ｃａｌｃ２５}は、出力電流値Ｉ_{ｍｐｐｔ２}を用いて推定される。

温度推定部３２は、取得部３１によって取得された出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔと、推定した出力電圧値Ｖｐｍ_{ｃａｌｃ２５}と、最大出力動作電圧値Ｖｐｍの温度係数である最大出力動作電圧温度係数β_Ｖｐｍに基づいて、各太陽電池ストリング２の温度を推定する。例えば、温度推定部３２は、下記式（４）の演算によって、太陽電池ストリング２の温度の推定値である推定太陽電池ストリング温度Ｔ_ｃａｌｃを求めることができる。
Ｔ_ｃａｌｃ＝（Ｖｐｍ_{ｃａｌｃ２５}−Ｖ_ｍｐｐｔ）／β_Ｖｐｍ＋２５ ・・・（４）

なお、上記式（４）の最大出力動作電圧温度係数β_Ｖｐｍは、太陽電池モジュールの最大出力電力値の温度係数である最大出力温度係数α_Ｐｍａｘがほぼ同値の製品においては、温度推定部３２は、出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔと、出力電圧値Ｖｐｍ_{ｃａｌｃ２５}と、最大出力温度係数α_Ｐｍａｘに基づいて、下記式（５）の演算によって、太陽電池ストリング２の温度を推定することもできる。
Ｔ_ｃａｌｃ＝（Ｖｐｍ_{ｃａｌｃ２５}−Ｖ_ｍｐｐｔ）／α_Ｐｍａｘ＋２５ ・・・（５）

なお、太陽電池ストリング２ａの推定太陽電池ストリング温度Ｔ_ｃａｌｃは、出力電流値Ｉ_{ｍｐｐｔ１}から得られる出力電圧値Ｖｐｍ_{ｃａｌｃ２５}と出力電圧値Ｖ_{ｍｐｐｔ１}とを用いて算出される。また、太陽電池ストリング２ｂの推定太陽電池ストリング温度Ｔ_ｃａｌｃは、出力電流値Ｉ_{ｍｐｐｔ２}から得られる出力電圧値Ｖｐｍ_{ｃａｌｃ２５}と出力電圧値Ｖ_{ｍｐｐｔ２}とを用いて算出される。また、上述した例では、温度推定部３２は、取得部３１によって取得された出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔを用いたが、かかる例に限定されない。例えば、パワーコンディショナ３に接続されている太陽電池ストリング２が１列の構成では、温度推定部３２は、取得部３１に取得されるパワーコンディショナ３の制御データに交流発電電力値および太陽電池入力電圧値が含まれている場合、これらの情報とパワーコンディショナ３の直流―交流変換効率とＭＰＰＴ効率η_ｍｐｐｔから太陽電池ストリング２の出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔを推定することができる。そして、温度推定部３２は、推定した出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔに基づいて、出力電圧値Ｖｐｍ_{ｃａｌｃ２５}を推定することができる。

ここで、太陽電池ストリング２を構成する太陽電池モジュール７０の特性について説明する。太陽電池モジュール７０のカタログまたは納入仕様書には、基準条件における主要な定格値である公称定格値が明示されている。基準条件は、例えば、日射強度が基準日射強度であり且つ温度が基準温度であるという条件である。基準日射強度は、１０００Ｗ／ｍ²であり、基準温度は、２５℃であるが、基準日射強度は、１０００Ｗ／ｍ²に限定されず、基準温度は２５℃に限定されない。

また、公称定格値には、基準条件における最大出力電力値Ｐｍである公称最大出力電力値Ｐｍ_ｍ、基準条件における最大出力動作電圧値Ｖｐｍである公称最大出力動作電圧値Ｖｐｍ_ｍ、および基準条件における最大出力動作電流値Ｉｐｍである公称最大出力動作電流値Ｉｐｍ_ｍが含まれる。公称最大出力電力値Ｐｍ_ｍの単位はワットであり、公称最大出力動作電圧値Ｖｐｍ_ｍの単位はボルトであり、公称最大出力動作電流値Ｉｐｍ_ｍの単位はアンペアである。

また、太陽電池モジュール７０のカタログまたは納入仕様書には、最大出力温度係数α_Ｐｍａｘ、開放電圧温度係数β、および短絡電流温度係数αなどの主要な温度特性値が明示されている。最大出力温度係数α_Ｐｍａｘは、太陽電池モジュール７０の温度が１℃上昇した場合に最大出力電力値Ｐｍが変化する割合であり、単位は例えば［％／℃］である。

最大出力温度係数α_Ｐｍａｘは、最大出力動作電圧温度係数β_Ｖｐｍ、および最大出力動作電流温度係数α_Ｉｐｍからなる。最大出力動作電圧温度係数β_Ｖｐｍは、太陽電池モジュール７０の温度が１℃上昇した場合に最大出力動作電圧値Ｖｐｍが変化する割合であり、単位は例えば［％／℃］である。また、最大出力動作電流温度係数α_Ｉｐｍは、太陽電池モジュール７０の温度が１℃上昇した場合に最大出力動作電流値Ｉｐｍが変化する割合であり、単位は例えば［％／℃］である。

最大出力動作電圧温度係数β_Ｖｐｍは、最大出力動作電流温度係数α_Ｉｐｍに比べて大きく、最大出力温度係数α_Ｐｍａｘに対する寄与率が大きい温度係数値である。例えば、結晶系太陽電池モジュールにおける最大出力温度係数α_Ｐｍａｘは、−０．２〜−０．５［％／℃］であり、最大出力動作電圧温度係数β_Ｖｐｍは、−０．２〜−０．５［％／℃］であり、最大出力動作電流温度係数α_Ｉｐｍは、−０．０２［％／℃］である。

このように、最大出力動作電流温度係数α_Ｉｐｍは、最大出力動作電圧温度係数β_Ｖｐｍに比べて小さいため、不明の温度下で測定した太陽電池ストリング２の出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔを、基準温度時における最大出力動作電流値Ｉｐｍと同値として扱うことができる。そこで、温度推定部３２は、上述したように、最大出力動作電流温度係数α_Ｉｐｍを用いることなく、上記式（４）を用いて、推定太陽電池ストリング温度Ｔ_ｃａｌｃを求めるようにしている。

なお、最大出力動作電圧温度係数β_Ｖｐｍおよび最大出力動作電流温度係数α_Ｉｐｍは最大出力温度係数α_Ｐｍａｘの測定時に同時測定される温度係数であることから、太陽電池モジュール７０の製造メーカにとってはカタログまたは納入仕様書に記載することが容易な温度係数である。なお、結晶系太陽電池モジュールにおける最大出力温度係数α_Ｐｍａｘと最大出力動作電圧温度係数β_Ｖｐｍとの差は小さい。そのため、カタログまたは納入仕様書に最大出力動作電圧温度係数β_Ｖｐｍの記載がない場合、上記式（５）に示すように、最大出力動作電圧温度係数β_Ｖｐｍに代えて最大出力温度係数α_Ｐｍａｘを用いて推定太陽電池ストリング温度Ｔ_ｃａｌｃを求めることができる。

晴天時において、太陽電池モジュール７０の温度は夏期では７０℃程度になる場合がある。β_Ｖｐｍ＝−０．４［％／℃］であるとすると、７０℃での太陽電池ストリング２の最大出力電力値Ｐｍは、太陽電池モジュール７０の基準温度での最大出力電力値Ｐｍよりも−１８［％］の値になる。そのため、太陽電池診断装置１０では、後述するように、太陽電池ストリング２の温度を用いて太陽電池ストリング２の出力性能の診断を行うようにしている。

次に、太陽電池ストリング２の特性について説明する。図４は、実施の形態１にかかる太陽電池ストリングを構成する太陽電池モジュールの基準日射強度における電流−電圧の出力特性の温度依存性を説明する図である。図５は、実施の形態１にかかる太陽電池ストリングを構成する太陽電池モジュールの基準日射強度における電圧−電力の出力特性の温度依存性を説明する図である。図４および図５は、基準日射強度において太陽電池モジュール７０の温度が０℃、２５℃および５０℃である場合における太陽電池モジュール７０の特性を示している。

図６は、実施の形態１にかかる太陽電池ストリングを構成する太陽電池モジュールの基準温度時における電流−電圧の出力特性の日射強度依存性を説明する図である。図７は、実施の形態１にかかる太陽電池ストリングを構成する太陽電池モジュールの基準温度時における電圧−電力の出力特性の日射強度依存性を説明する図である。図６および図７は、基準温度時における日射強度が日射強度１０００Ｗ／ｍ²、８００Ｗ／ｍ²、６００Ｗ／ｍ²、４００Ｗ／ｍ²、および２００Ｗ／ｍ²であるときの太陽電池モジュール７０の特性を示している。

図６に示すように、太陽電池モジュール７０は、日射強度ＩＲの大きさに応じて電流−電圧の出力特性は変化する。最大電力点Ｐｍに対応するところの最大出力動作電圧値Ｖｐｍおよび最大出力動作電流値Ｉｐｍが変化し、最大出力動作電流値Ｉｐｍに対応する最大出力動作電圧値Ｖｐｍは日射強度ＩＲの大きさに応じて変わる。最大出力動作電圧値Ｖｐｍと最大出力動作電流値Ｉｐｍとの関係は太陽電池ストリング２を構成する太陽電池モジュール７０の数および種類によって変化する。そこで、太陽電池診断装置１０は、太陽電池ストリング２の構成、すなわち太陽電池ストリング２における太陽電池モジュール７０の数および種類に応じたＶｐｍ−Ｉｐｍ特性を示すＶｐｍ−Ｉｐｍ関係式の情報を記憶している。Ｖｐｍ−Ｉｐｍ関係式は、基準温度時における最大出力動作電圧値Ｖｐｍと最大出力動作電流値Ｉｐｍとの関係を示す関数であり、例えば、多項式である。

図７に示すように、太陽電池モジュール７０は、日射強度ＩＲの大きさに応じて最大出力電力値Ｐｍが変化し、最大出力電力値Ｐｍに対応する最大出力動作電圧値Ｖｐｍは日射強度の大きさに応じて変わる。例えば、図７に示すように、日射強度１０００Ｗ／ｍ²での最大出力電力値Ｐｍである最大動作電力点Ａに対応する最大出力動作電圧値Ｖｐｍは、日射強度２００Ｗ／ｍ²での最大出力電力値Ｐｍである最大動作電力点Ｂに対応する最大出力動作電圧値Ｖｐｍと異なる。かかる最大出力動作電圧値Ｖｐｍは、基準温度時における最大出力電力値Ｐｍを変数とする関数によって表現することができる。

最大出力電力値Ｐｍと最大出力動作電圧値Ｖｐｍとの関係は太陽電池ストリング２を構成する太陽電池モジュール７０の数および種類によって変化する。そこで、太陽電池診断装置１０は、太陽電池ストリング２の構成、すなわち太陽電池ストリング２における太陽電池モジュール７０の数および種類に応じたＰｍ−Ｖｐｍ特性を示すＰｍ−Ｖｐｍ関係式の情報を記憶している。Ｐｍ−Ｖｐｍ関係式は、基準温度時における最大出力電力値Ｐｍと最大出力動作電圧値Ｖｐｍとの関係を示す関数であり、例えば、多項式である。

Ｖｐｍ−Ｉｐｍ関係式およびＰｍ−Ｖｐｍ関係式は、太陽電池モジュール７０の性能に対応した等価回路モデルを用い、太陽電池ストリング２の構成毎に求めることができる。かかるＶｐｍ−Ｉｐｍ関係式およびＰｍ−Ｖｐｍ関係式は、太陽電池ストリング２の構成毎に、日射強度ＩＲに応じた最大出力電力値Ｐｍ、最大出力動作電圧値Ｖｐｍ、および最大出力動作電流値Ｉｐｍを演算し、かかる演算結果に基づいて作成することができる。

図８は、実施の形態１にかかる太陽電池モジュールの性能に対応した等価回路モデルを用いて算出した基準温度時における電圧−電力の出力特性の日射強度依存性を説明するための図である。図９は、実施の形態１にかかる太陽電池モジュールの性能に対応した等価回路モデルを用いて算出した基準温度時における日射強度に応じた最大出力電力値、最大出力動作電圧値、および最大出力動作電流値を説明するための図である。図８および図９は、基準温度時における日射強度が日射強度１０００Ｗ／ｍ²、８００Ｗ／ｍ²、６００Ｗ／ｍ²、４００Ｗ／ｍ²、および２００Ｗ／ｍ²であるときの太陽電池モジュール７０の特性を示している。

図１０は、図９に示す表から抽出された日射強度毎の最大出力電力値と最大出力動作電圧値との組み合わせをプロットした図である。かかる図１０によって、最大出力電力値Ｐｍと最大出力動作電圧値Ｖｐｍとの関係が容易に理解できる。

図１１は、図９に示す表から抽出された日射強度毎の最大出力動作電圧値と最大出力動作電流値との組み合わせがプロットされ、且つプロットされた点から求められる最大出力動作電圧値と最大出力動作電流値との関係を示す近似式を示す図である。図１１に示す近似式は、５つの点に基づく近似式であるため、４次の多項式ｙ（ｘ）である。かかる多項式ｙ（ｘ）が上述したＶｐｍ−Ｉｐｍ関係式である。

このように、太陽電池モジュール７０が基準温度下である場合、任意の日射強度下において太陽電池ストリング２の構成毎の最大出力電力値Ｐｍと最大出力動作電圧値Ｖｐｍとの関係式を、太陽電池モジュール７０の等価回路を用いることで得ることができる。かかる関係式によって、任意の日射強度下において、太陽電池ストリング２が最大動作電力点で発電している場合、出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔによって出力電力値Ｐ_ｍｐｐｔを算出することができる。

また、最大出力動作電圧値Ｖｐｍと最大出力動作電流値Ｉｐｍとの関係式によって、任意の日射強度下において、太陽電池ストリング２が最大動作電力点で発電している場合、出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔによって出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔを算出することができる。

太陽電池診断装置１０の記憶部１２は、各太陽電池ストリング２におけるＶｐｍ−Ｉｐｍ関係式の情報とＰｍ−Ｖｐｍ関係式の情報とを含む太陽電池ストリング２の特性情報を予め記憶している。処理部１３の温度推定部３２は、記憶部１２に記憶されるＶｐｍ−Ｉｐｍ関係式の情報から出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔに対応する基準温度時における出力電圧値Ｖｐｍ_{ｃａｌｃ２５}を演算することができる。例えば、Ｖｐｍ−Ｉｐｍ関係式が図１１に示す４次の多項式ｙ（ｘ）である場合、かかる多項式ｙ（ｘ）において出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔを「ｘ」として入力することで、ｙ（ｘ）の演算結果を出力電圧値Ｖｐｍ_{ｃａｌｃ２５}として求めることができる。

なお、上述した例では、推定太陽電池ストリング温度Ｔ_ｃａｌｃを求める際に、太陽電池モジュール７０における最大出力動作電流温度係数α_Ｉｐｍをゼロとしているが、かかる例に限定されない。夏場における太陽電池モジュール７０は７０℃以上に達する状態もあり、α_Ｉｐｍが−０．０２［％／℃］である場合、７０℃における推定温度誤差は、−０．９％になる。かかる推定温度誤差を縮小する方法として、上記式（４）または上記式（５）においてα_Ｉｐｍ＝０として求めた推定太陽電池ストリング温度Ｔ_ｃａｌｃを最大出力動作電流温度係数α_Ｉｐｍに基づいて再計算する方法を用いることもできる。

例えば、温度推定部３２は、上記式（４）または上記式（５）によって求めた推定太陽電池ストリング温度Ｔ_ｃａｌｃと最大出力動作電流温度係数α_Ｉｐｍとを用いて、基準温度時の出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔである出力電流値Ｉｐｍ_{ｃａｌｃ２５}を計算する。温度推定部３２は、例えば、推定太陽電池ストリング温度Ｔ_ｃａｌｃが７０℃である場合、取得部３１によって取得された出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔを−０．９％だけ減少させた値を出力電流値Ｉｐｍ_{ｃａｌｃ２５}とする。そして、温度推定部３２は、Ｖｐｍ−Ｉｐｍ関係式から出力電流値Ｉｐｍ_{ｃａｌｃ２５}に対応する出力電圧値Ｖｐｍ_{ｃａｌｃ２５}を求める。その後、温度推定部３２は、再計算した出力電圧値Ｖｐｍ_{ｃａｌｃ２５}を用いて上記式（４）または上記式（５）の演算を行うことで、推定太陽電池ストリング温度Ｔ_ｃａｌｃを再計算することができる。これにより、最大出力動作電流温度係数α_Ｉｐｍに関する推定温度誤差を縮小することができる。

次に、太陽電池診断装置１０における処理部１３の性能診断部３３について説明する。性能診断部３３は、取得部３１によって取得された日射強度ＩＲ、出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔ、出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔ、ＭＰＰＴ効率η_ｍｐｐｔ、および太陽電池ストリング２の温度に基づいて、太陽電池ストリング２の出力性能を診断する。

まず、性能診断部３３は、出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔと出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔとを乗算することで出力電力値Ｐ_ｍｐｐｔを算出する。そして、性能診断部３３は、上記式（１）の演算によって、出力電力値Ｐ_ｍｐｐｔを出力電力値Ｐｍ_{ｃａｌｃ２５}に換算する。次に、性能診断部３３は、上記式（２）の演算によって、太陽電池ストリング２の最大出力電力値Ｐｍ_ＩＲを求める。そして、性能診断部３３は、上記式（３）の演算によって、太陽電池ストリング２毎の出力性能を求める。太陽電池ストリング２ａの出力性能は、出力電圧値Ｖ_{ｍｐｐｔ１}および出力電流値Ｉ_{ｍｐｐｔ１}から算出される出力電力値Ｐ_{ｍｐｐｔ１}が用いられ、太陽電池ストリング２ｂの出力性能は、出力電圧値Ｖ_{ｍｐｐｔ２}および出力電流値Ｉ_{ｍｐｐｔ２}から算出される出力電力値Ｐ_{ｍｐｐｔ２}が用いられる。

なお、性能診断部３３は、出力性能の診断において、パワーコンディショナ３からのＭＰＰＴ制御データに基づいて、上記式（３）の演算を行っているが、かかる例に限定されない。例えば、性能診断部３３は、太陽光発電システム１００の発電環境などからＭＰＰＴ制御動作が安定しているような場合、パワーコンディショナ３からのＭＰＰＴ制御データを用いることなく、予め設定されたＭＰＰＴ効率η_ｍｐｐｔに基づいて、上記式（３）の演算により出力性能診断を行うことができる。

また、日射強度の測定精度は、出力性能診断において重要である。太陽電池ストリング２の出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔを用いて日射強度を推定する方法は、最大出力動作電流値Ｉｐｍが性能劣化の主要値であることからも適当ではない。一方、実施の形態１にかかる太陽光発電システム１００では、日射強度ＩＲを測定する日射計７として、例えば、太陽電池モジュール７０の分光感度特性および応答速度に近似した半導体式日射計が選定される。これにより、日射変動に対する応答速度性能とともに、太陽光スペクトルが天頂時より変化する朝方および夕方における波長変化による誤差を小さくすることができる。

また、パワーコンディショナ３の性能によっては制御時定数による制御応答速度などの誤差によって、変動日射下での診断精度は日射強度の変動量で変化する場合がある。そのため、日射変動の少ない状態で出力性能診断を行うことで、出力性能診断値の精度を向上させることができる。また、出力性能診断値の精度の向上と出力性能診断値のばらつきの測定を行うために、統計的手法による性能診断が有効である。性能診断部３３は、一定時間にわたり複数回の測定によって得られる測定データを用いて、変化する日射量帯に対する出力性能診断値の相関近似式を演算することで、高精度な出力性能診断値を得ることもできる。また、性能診断部３３は、出力変動が小さい時間帯での測定データを選択的に用いることや日射強度が低く出力の相対効率が低下する領域を除外するなどの、高精度な出力性能診断値を得ることもできる。

以下、実施の形態１にかかる太陽電池診断装置１０による太陽電池診断方法への理解を助けるために、太陽光発電システムの診断方法をさらに具体的に説明する。以下においては、直列接続される太陽電池モジュール７０の数が１０枚である太陽電池ストリング２の診断方法を一例に挙げて説明する。

図１２は、実施の形態１にかかる太陽電池ストリングを構成する太陽電池モジュールの定格値を示すモジュール定格情報を説明するための図である。図１３は、実施の形態１にかかる太陽電池ストリングを構成する太陽電池モジュールの基準温度時における日射強度に応じた最大出力電力値、最大出力動作電圧値、および最大出力動作電流値を説明するための図である。図１４は、実施の形態１にかかる太陽電池ストリングを構成する太陽電池モジュールの日射強度毎の最大出力電圧値と最大出力動作電流値との組み合わせをプロットした図である。

図１２に示すモジュール定格情報から太陽電池モジュール７０の等価回路モデルを作成することができる。また、作成した太陽電池モジュール７０の等価回路モデルに基づいて、図１３に示すように、日射強度に応じた最大出力電力値、最大出力動作電圧値、および最大出力動作電流値を求めることができる。そして、図１３に示す情報に基づいて、図１４に示すように、最大出力動作電圧値Ｖｐｍと最大出力動作電流値Ｉｐｍとの関係を示す近似式である多項式ｙ（ｘ）を得ることができる。

図１５は、実施の形態１にかかる日射計で測定される日射強度の時間推移の一例を示す図であり、図１６は、実施の形態１にかかる太陽電池ストリングの出力電力値の時間推移の一例を示す図である。図１５に示す日射強度ＩＲの時間推移と図１６に示す出力電力値Ｐ_ｍｐｐｔの時間推移とは同じ期間での測定結果を示している。

図１５に示す日射強度ＩＲのデータと図１６に示す出力電力値Ｐ_ｍｐｐｔのデータとに基づいて、日射強度ＩＲと出力電力値Ｐ_ｍｐｐｔとの相関グラフを作成することができる。図１７は、実施の形態１にかかる太陽電池ストリングへの日射強度と太陽電池ストリングの出力電力値の測定値による相関グラフを示す図である。図１７に示す相関グラフによって、日射強度ＩＲと出力電力値Ｐ_ｍｐｐｔの相関性を確認することができる。図１７に示す相関グラフにおける全プロット点から得られる近似直線によって、日射強度ＩＲに対する出力電力値Ｐ_ｍｐｐｔを得ることができるが、図１７に示す近似直線では、太陽電池モジュール７０の温度およびパワーコンディショナ３のＭＰＰＴ効率η_ｍｐｐｔによる補正が行われていない。そのため、図１７に示す近似直線を用いて出力性能診断を行う場合、診断精度が悪くなる。

そこで、性能診断部３３は、日射強度ＩＲ、出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔおよび出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔに加え、ＭＰＰＴ効率η_ｍｐｐｔおよび太陽電池ストリング２の温度を用いて、太陽電池ストリング２の出力性能を診断する。

図１８は、実施の形態１にかかる太陽電池モジュールの特性値、太陽電池ストリングの定格出力値、および太陽電池ストリングの出力初期値を示す図である。図１８に示す太陽電池モジュール７０の特性値は、図１２に示す太陽電池モジュール７０の特性値であり、最大出力温度係数α_Ｐｍａｘおよび最大出力動作電圧温度係数β_Ｖｐｍである。図１８に示す太陽電池ストリング２の定格出力値は、図１２に示す太陽電池モジュール７０の公称最大出力電力値Ｐｍ_ｍに太陽電池ストリング２を構成する太陽電池モジュール７０の数を乗算して得られる。図１８に示す太陽電池ストリング２の出力初期値は、各太陽電池モジュール７０の出荷時に測定された基準日射強度時および基準温度時における各太陽電池モジュール７０の最大出力電力値Ｐｍを合計して得られる。

図１９は、実施の形態１にかかる測定値と推定値との関係を示す図である。図１９に示す例では、時刻毎に測定値と推定値とが関連付けられている。測定値は、出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔ、出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔ、日射強度ＩＲ、および、出力電力値Ｐ_ｍｐｐｔである。出力電力値Ｐ_ｍｐｐｔは、出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔと出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔとを乗算することによって求められる。

性能診断部３３は、記憶部１２に記憶されるＶｐｍ−Ｉｐｍ関係式に出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔを代入して、図１９に示す出力電圧値Ｖｐｍ_{ｃａｌｃ２５}を算出することができる。出力電圧値Ｖｐｍ_{ｃａｌｃ２５}は、基準温度でのＭＰＰＴ動作時における太陽電池ストリング２の最大出力動作電圧値Ｖｐｍである。そして、性能診断部３３は、出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔ、出力電圧値Ｖｐｍ_{ｃａｌｃ２５}、および最大出力動作電圧温度係数β_Ｖｐｍに基づいて、上記式（４）の演算によって、図１９に示す推定太陽電池ストリング温度Ｔ_ｃａｌｃを求めることができる。また、性能診断部３３は、上記式（１）に、図１９に示す値の出力電力値Ｐ_ｍｐｐｔ、図１９に示す値の推定太陽電池ストリング温度Ｔ_ｃａｌｃ、および最大出力温度係数α_Ｐｍａｘを代入することで、図１９に示す出力電力値Ｐｍ_{ｃａｌｃ２５}を算出することができる。出力電力値Ｐｍ_{ｃａｌｃ２５}は、上述したように、出力電力値Ｐ_ｍｐｐｔを基準温度である２５度時の電力へ換算した値である。

図２０は、図１９に示す測定値と推定値とによって得られる日射強度と出力電力値との相関を示す相関グラフを示す図である。図２０に示す例では、日射強度ＩＲに対応する出力電力は、出力電力値Ｐ_ｍｐｐｔを基準温度である２５度時の電力へ換算した出力電力値Ｐｍ_{ｃａｌｃ２５}である。図２０に示す相関グラフは、図１７に示す相関グラフに比べ、日射強度ＩＲに対する出力電力値のばらつきが温度補正により縮小されていることを示している。

図２１は、実施の形態１にかかるＭＰＰＴ効率による補正がない場合の出力性能診断値の一例を示す図である。性能診断部３３は、太陽電池ストリング２の公称最大出力電力値Ｐｍ_０を、測定時の日射強度ＩＲでの電力値に換算した最大出力電力値Ｐｍ_ＩＲを上記式（２）の演算によって求める。なお、太陽電池ストリング２の公称最大出力電力値Ｐｍ_０は、図１８に示す太陽電池ストリング２の定格出力値であり、記憶部１２に記憶される。性能診断部３３は、記憶部１２に記憶される公称最大出力電力値Ｐｍ_０を用いて最大出力電力値Ｐｍ_ＩＲを求めることができる。

図２１に示す「定格値比」は、太陽電池ストリング２の定格出力値に対する測定時の太陽電池ストリング２の出力値の比である。かかる「定格値比」は、基準温度での出力電力に換算した出力電力値Ｐｍ_{ｃａｌｃ２５}を、最大出力電力値Ｐｍ_ＩＲで除算することによって求められる。例えば、性能診断部３３は、図１８に示す太陽電池ストリング２の定格出力値で測定時の日射強度ＩＲでの電力値に換算した最大出力電力値Ｐｍ_ＩＲを、上記式（２）の演算によって求めることができる。そして、性能診断部３３は、下記式（６）の演算によって、太陽電池ストリング２の定格出力値に対する測定時の太陽電池ストリング２の出力電力値の比を定格値比として演算することができる。
定格値比＝Ｐｍ_{ｃａｌｃ２５}／Ｐｍ_ＩＲ ・・・（６）

また、図２１に示す「初期値比」は、太陽電池ストリング２の出力初期値に対する測定時の太陽電池ストリング２の出力値の比である。かかる「初期値比」は、図１８に示す太陽電池ストリング２の出力初期値を測定時の日射強度ＩＲでの電力値に換算した最大出力電力値Ｐｍ_ＩＲ’で出力電力値Ｐｍ_{ｃａｌｃ２５}を除算することによって求められる。例えば、性能診断部３３は、図１８に示す太陽電池ストリング２の出力初期値で測定時の日射強度ＩＲでの電力値に換算した最大出力電力値Ｐｍ_ＩＲ’を、下記式（７）の演算によって求めることができる。下記式（７）における「Ｐｍ_０’」は、図１８に示す太陽電池ストリング２の出力初期値である。そして、性能診断部３３は、下記式（８）の演算によって、太陽電池ストリング２の出力初期値に対する測定時の太陽電池ストリング２の出力値の比を初期値比として演算することができる。
Ｐｍ_ＩＲ’＝Ｐｍ_０’×ＩＲ／１０００ ・・・（７）
初期値比＝Ｐｍ_{ｃａｌｃ２５}／Ｐｍ_ＩＲ’ ・・・（８）

図２１に示す出力性能診断値は、パワーコンディショナ３のＭＰＰＴ効率η_ｍｐｐｔが１００％であれば、太陽電池ストリング２の出力性能診断値である。しかし、パワーコンディショナ３においてＭＰＰＴ効率η_ｍｐｐｔを１００％にすることは困難であり、ＭＰＰＴ効率η_ｍｐｐｔは、１００％未満の値である。例えば、欧州規格ＥＮ（European Standard）５０５３０に基づく静的／動的ＭＰＰＴテスト方法による測定方法において測定条件に応じてＭＰＰＴ効率が９５％〜９９．８％の性能差の製品が市販されている。図２２は、ＥＮ５０５３０規定のテスト方法でのパワーコンディショナのＭＰＰＴ効率の例を示す図である。

したがって、図２１に示す出力性能診断値は、太陽電池ストリング２の出力電力性能にパワーコンディショナ３のＭＰＰＴ効率η_ｍｐｐｔが乗算された数値になっている。そのため、正確な太陽電池ストリング２の最大出力電力性能を得るためには、図２１に示す出力性能診断値をパワーコンディショナ３のＭＰＰＴ効率η_ｍｐｐｔによって補正する必要がある。

図２３は、実施の形態１にかかるＭＰＰＴ効率での補正がある場合の出力性能診断値の一例を示す図である。性能診断部３３は、図２１に示す「定格値比」をＭＰＰＴ効率η_ｍｐｐｔで除算することによって、図２３に示す「定格値比」を出力性能診断値として演算することができる。また、性能診断部３３は、図２１に示す「初期値比」をＭＰＰＴ効率η_ｍｐｐｔで除算することによって、図２３に示す「初期値比」を出力性能診断値として演算することができる。なお、性能診断部３３は、測定条件内においてＭＰＰＴ効率η_ｍｐｐｔが同一値とみなせる場合、図２１に示す「定格値比」または「初期値比」の平均値をＭＰＰＴ効率η_ｍｐｐｔで除算することで出力性能診断値を簡易に求めることもできる。

つづいて、太陽電池診断装置１０の動作を、フローチャートを用いて説明する。図２４は、実施の形態１にかかる太陽電池診断装置の処理の一例を示すフローチャートである。図２４に示す処理は、例えば、入力部１４への操作が特定の操作である場合に処理部１３によって実行される処理である。

図２４に示すように、太陽電池診断装置１０の処理部１３における取得部３１は、同時刻タイミングで測定された日射強度ＩＲ、出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔ、および出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔを測定機能内蔵データロガー８から取得する（ステップＳ１０）。また、取得部３１は、パワーコンディショナ３から信号変換器９を介してパワーコンディショナ３のＭＰＰＴ効率η_ｍｐｐｔを取得する（ステップＳ１１）。

次に、処理部１３の温度推定部３２は、Ｖｐｍ−Ｉｐｍ特性と、取得部３１によって取得された出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔとに基づいて、出力電圧値Ｖｐｍ_{ｃａｌｃ２５}を推定する（ステップＳ１２）。Ｖｐｍ−Ｉｐｍ特性は、基準温度時における最大出力動作電圧値Ｖｐｍと最大出力動作電流値Ｉｐｍとの関係を示す情報である。また、出力電圧値Ｖｐｍ_{ｃａｌｃ２５}は、基準温度でのＭＰＰＴ動作時における太陽電池ストリング２の最大出力動作電圧値Ｖｐｍである。

次に、温度推定部３２は、取得部３１によって取得された出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔと、推定した出力電圧値Ｖｐｍ_{ｃａｌｃ２５}と、最大出力動作電圧温度係数β_Ｖｐｍに基づいて、推定太陽電池ストリング温度Ｔ_ｃａｌｃを算出する（ステップＳ１３）。推定太陽電池ストリング温度Ｔ_ｃａｌｃは、太陽電池ストリング２の温度の推定値である。

次に、処理部１３の性能診断部３３は、出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔおよび出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔから出力電力値Ｐ_ｍｐｐｔを算出し、算出した出力電力値Ｐ_ｍｐｐｔを出力電力値Ｐｍ_{ｃａｌｃ２５}に換算する（ステップＳ１４）。

次に、性能診断部３３は、公称最大出力電力値Ｐｍ_０と取得部３１によって取得された日射強度ＩＲとに基づいて、太陽電池ストリング２の最大出力電力値Ｐｍ_ＩＲを算出する（ステップＳ１５）。最大出力電力値Ｐｍ_ＩＲは、基準温度時且つ日射強度ＩＲ時における太陽電池ストリング２の最大出力電力値Ｐｍである。

次に、性能診断部３３は、出力電力値Ｐｍ_{ｃａｌｃ２５}、最大出力電力値Ｐｍ_ＩＲ、および取得部３１によって取得されたＭＰＰＴ効率η_ｍｐｐｔに基づいて、太陽電池ストリング２の出力性能診断値を算出する（ステップＳ１６）。性能診断部３３は、算出した出力性能診断値を表示部１５に表示し（ステップＳ１７）、図２４に示す処理を終了する。

以上のように、実施の形態１にかかる太陽電池診断装置１０は、取得部３１と、性能診断部３３とを備える。取得部３１は、太陽電池ストリング２に接続されたパワーコンディショナ３が最大電力点追従制御を実行している状態で得られる太陽電池ストリング２の出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔおよび出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔと、日射計７で測定される日射強度ＩＲとを取得する。性能診断部３３は、取得部３１によって取得された出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔ、出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔ、および日射強度ＩＲと、太陽電池ストリング２の温度と、最大電力点追従制御の効率であるＭＰＰＴ効率η_ｍｐｐｔとに基づいて、太陽電池ストリング２の出力性能を診断する。これにより、パワーコンディショナ３における最大電力点追従制御の追従性能による影響を低減または排除できることから、屋外設置下において太陽電池ストリング２の出力性能を精度よく診断することができる。なお、上述した例では、性能診断部３３は、太陽電池ストリング２の出力性能として出力性能診断値を算出したが、出力電力値Ｐｍ_{ｃａｌｃ２５}をＭＰＰＴ効率η_ｍｐｐｔで除算した値を太陽電池ストリング２の出力性能として算出することもできる。

また、太陽電池診断装置１０は、温度推定部３２を備える。温度推定部３２は、取得部３１によって取得された出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔおよび出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔと、出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔの温度係数である最大出力動作電圧温度係数β_Ｖｐｍまたは出力電力値Ｐ_ｍｐｐｔの温度係数である最大出力温度係数α_Ｐｍａｘとに基づいて、太陽電池ストリング２の温度を推定する。性能診断部３３は、取得部３１によって取得された出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔ、出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔ、および日射強度ＩＲと、温度推定部３２によって推定された太陽電池ストリング２の温度と、ＭＰＰＴ効率η_ｍｐｐｔとに基づいて、太陽電池ストリング２の出力性能を診断する。したがって、太陽電池診断装置１０では、太陽電池ストリング２の温度を測定する必要がないため、温度計が不要となり、太陽電池ストリング２の出力性能の診断に用いる測定器を少なくすることができ、保守も容易になる。

性能診断部３３は、１回の診断で必要となる測定データのデータ量が少なくない。そのため、太陽電池診断装置１０の性能診断部３３は、様々な日射条件下での測定データに基づいた統計処理を行うことで、出力性能の診断を高精度に行うことができる。例えば、性能診断部３３は、長時間の観測結果により得られる時系列の日射量または出力性能診断値のデータを記憶部１２に記憶し、記憶部１２に記憶したデータに基づき、変動が少ない期間のデータを抽出するといった統計処理を実施することができる。これにより、出力性能の診断を高精度に行うことができる。また、性能診断部３３は、記憶部１２に記憶したデータに基づき、時系列の出力性能診断値の平均値を最終的な出力性能診断値とすることもできる。また、性能診断部３３は、かかる統計処理の結果を記憶部１２に記憶したり表示部１５に表示したりすることもできる。

なお、性能診断部３３は、日射量の変動が小さい時間帯で日射計７により測定され、かつ値が高い日射強度ＩＲを用いて出力性能診断値を算出することで、精度の高い診断をすることができる。すなわち、天気予測などに基づいて日射量の変動が小さく値が高い日射強度ＩＲが得られる時間帯を選択し、かかる時間帯で太陽光発電システム１００の性能診断を行うことで、精度の高い診断をすることができる。また、入力部１４への操作によって、日射強度ＩＲが安定していることを診断条件または測定条件として性能診断部３３に設定することもできる。「日射強度が安定している」とは、例えば、日射強度ＩＲの変動範囲が予め設定された範囲内であることである。これにより、性能診断部３３は、日射計７の測定結果に対して同様な条件での統計処理を加えた出力診断を行うことができる。

また、実施の形態１にかかる太陽電池診断方法では、取得ステップと、性能診断ステップと、を含む。取得ステップは、太陽電池ストリング２に接続されたパワーコンディショナ３が最大電力点追従制御を実行している状態で得られる太陽電池ストリング２の出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔおよび出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔと、日射計７で測定される日射強度ＩＲとを取得する。性能診断ステップは、取得ステップで取得された出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔ、出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔ、および日射強度ＩＲと、太陽電池ストリング２の温度と、ＭＰＰＴ効率η_ｍｐｐｔとに基づいて、太陽電池ストリング２の出力性能を診断する。これにより、パワーコンディショナ３における最大電力点追従制御の追従性能による影響を低減または排除できることから、屋外設置下において太陽電池ストリング２の出力性能を精度よく診断することができる。

また、上述した例では、パワーコンディショナ３とは別に、第１中継ケーブル５ａ，５ｂ、第２中継ケーブル６ａ，６ｂ、測定機能内蔵データロガー８、および信号変換器９などを用いることで、パワーコンディショナ３として、汎用的なパワーコンディショナを用いることができる。なお、パワーコンディショナ３は、第１中継ケーブル５ａ，５ｂ、第２中継ケーブル６ａ，６ｂ、測定機能内蔵データロガー８、および信号変換器９などの機能を内蔵する構成であってもよい。すなわち、パワーコンディショナ３は、出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔおよび出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔを測定する機能を有してもよく、また日射計７から直接日射強度ＩＲを取得する構成であってもよい。また、クラウドサーバで太陽電池診断装置１０を機能させることもでき、この場合、太陽電池診断装置１０は、パワーコンディショナ３、測定機能内蔵データロガー８、および信号変換器９とはインターネットを介して接続される。これにより、太陽電池診断装置１０は、インターネットを経由したリモートセンシングによる太陽光発電システム１００の出力性能診断を実行することができる。

実施の形態２．
実施の形態２にかかる太陽電池診断装置は、太陽電池ストリングを構成する太陽電池モジュール内部の太陽電池セル間を接続するインターコネクタの部分断線による電圧低下故障を検出することができる点で、実施の形態１にかかる太陽電池診断装置と異なる。以下においては、実施の形態１と同様の機能を有する構成要素については同一符号を付して説明を省略し、実施の形態１の太陽電池診断装置１０と異なる点を中心に説明する。

図２５は、本発明の実施の形態２にかかる太陽電池診断装置の構成例を示す図である。図２５に示すように、実施の形態２にかかる太陽電池診断装置１０Ａは、通信部１１と、記憶部１２と、処理部１３Ａと、入力部１４と、表示部１５とを備える。処理部１３Ａは、取得部３１と、温度推定部３２と、性能診断部３３Ａとを備える。性能診断部３３Ａは、各太陽電池ストリング２の出力性能診断値を算出する診断値算出部３４と、各太陽電池ストリング２の故障を判定する故障判定部３５とを備える。診断値算出部３４は、上述した性能診断部３３と同様の処理を行う。

故障判定部３５は、太陽電池アレイ１を構成する複数の太陽電池ストリング２間で出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔを比較し、各太陽電池ストリング２の故障を判定することができる。ここで、太陽電池アレイ１を構成する複数の太陽電池ストリング２が図１に示す２つの太陽電池ストリング２ａ，２ｂであるとする。そして、２つの太陽電池ストリング２ａ，２ｂが互いに同一仕様であるとする。すなわち、複数の２つの太陽電池ストリング２ａ，２ｂは共に、同一仕様の太陽電池モジュール７０が同じ数だけ直列に接続された構成であるとして説明する。

この場合、故障判定部３５は、下記式（９）を満たす場合に、太陽電池ストリング２ａが故障していると判定し、下記式（１０）を満たす場合に、太陽電池ストリング２ｂが故障していると判定することができる。下記式（９），（１０）に示す「ΔＶｔｈ」は、故障を判定するための閾値であり、例えば、太陽電池モジュール７０内の太陽電池セルストリングにおけるインターコネクタの部分断線による出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔの降下電圧値に設定される。
Ｖ_{ｍｐｐｔ２}−Ｖ_{ｍｐｐｔ１}≧ΔＶｔｈ ・・・（９）
Ｖ_{ｍｐｐｔ１}−Ｖ_{ｍｐｐｔ２}≧ΔＶｔｈ ・・・（１０）

また、故障判定部３５は、温度推定部３２によって推定された推定太陽電池ストリング温度Ｔ_{ｃａｌｃ１}と推定太陽電池ストリング温度Ｔ_{ｃａｌｃ２}との差に基づいて、太陽電池ストリング２ａ，２ｂの故障を判定することができる。推定太陽電池ストリング温度Ｔ_{ｃａｌｃ１}は、太陽電池ストリング２ａの推定太陽電池ストリング温度Ｔ_ｃａｌｃであり、推定太陽電池ストリング温度Ｔ_{ｃａｌｃ２}は、太陽電池ストリング２ｂの推定太陽電池ストリング温度Ｔ_ｃａｌｃである。

この場合、故障判定部３５は、下記式（１１）を満たす場合に、太陽電池ストリング２ａが故障していると判定し、下記式（１２）を満たす場合に、太陽電池ストリング２ｂが故障していると判定することができる。下記式（１１），（１２）に示す「ΔＴｔｈ」は、故障を判定するための閾値であり、例えば、太陽電池モジュール７０内の太陽電池セルストリングにおけるインターコネクタの部分断線による太陽電池ストリング２における推定太陽電池ストリング温度Ｔ_ｃａｌｃの上昇温度値に設定される。
Ｔ_{ｃａｌｃ１}−Ｔ_{ｃａｌｃ２}≧ΔＴｔｈ ・・・（１１）
Ｔ_{ｃａｌｃ２}−Ｔ_{ｃａｌｃ１}≧ΔＴｔｈ ・・・（１２）

また、故障判定部３５は、温度推定部３２によって推定された推定太陽電池ストリング温度Ｔ_ｃａｌｃと不図示の温度計で上述した同時刻タイミングで測定された太陽電池ストリング２の温度との差に基づいて、太陽電池ストリング２の故障を判定することができる。不図示の温度計によって測定される太陽電池ストリング２の温度は、取得部３１によって不図示の温度計によって上述した同時刻タイミングで測定されて取得される。以下、不図示の温度計によって測定される太陽電池ストリング２の温度を太陽電池ストリング２の代表温度と記載する場合がある。

また、取得部３１は、複数の温度計から太陽電池ストリング２の温度を取得することもできる。この場合、故障判定部３５は、複数の温度計から取得される太陽電池ストリング２の温度の平均値を太陽電池ストリング２の代表温度とすることができる。故障判定部３５は、太陽電池ストリング２の代表温度である太陽電池ストリング２の温度の平均値と推定太陽電池ストリング温度Ｔ_ｃａｌｃとの差に基づいて、太陽電池ストリング２の故障を判定することができる。

例えば、故障判定部３５は、下記式（１３）を満たす場合に、太陽電池ストリング２ａが故障していると判定し、下記式（１４）を満たす場合に、太陽電池ストリング２ｂが故障していると判定することができる。下記式（１３），（１４）に示す「Ｔａ」は、不図示の温度計で測定された太陽電池ストリング２の温度である。また、下記式（１３），（１４）に示す「ΔＴｔｈ」は、上記式（１１），（１２）に示す「ΔＴｔｈ」と同じである。
Ｔ_{ｃａｌｃ１}−Ｔａ≧ΔＴｔｈ ・・・（１３）
Ｔ_{ｃａｌｃ２}−Ｔａ≧ΔＴｔｈ ・・・（１４）

また、２つの太陽電池ストリング２ａ，２ｂが互いに異なる数の太陽電池モジュール７０を有しているとする。この場合、故障判定部３５は、太陽電池ストリング２ａの出力電圧値Ｖ_{ｍｐｐｔ１}と太陽電池ストリング２ｂの出力電圧値Ｖ_{ｍｐｐｔ２}との比較において、太陽電池モジュール直列数に応じた調整を行って、太陽電池ストリング２ａ，２ｂが故障しているか否かを判定する。例えば、太陽電池ストリング２ａの太陽電池モジュール直列数がｎ_１個であり、太陽電池ストリング２ｂの太陽電池モジュール直列数がｎ_２個であるとする。ｎ_１，ｎ_２は、２以上の整数である。この場合、故障判定部３５は、下記式（１５）を満たす場合に、太陽電池ストリング２ａが故障していると判定し、下記式（１６）を満たす場合に、太陽電池ストリング２ｂが故障していると判定することができる。
Ｖ_{ｍｐｐｔ１}−Ｖ_{ｍｐｐｔ２}×ｎ_１／ｎ_２≧ΔＶｔｈ ・・・（１５）
Ｖ_{ｍｐｐｔ２}−Ｖ_{ｍｐｐｔ１}×ｎ_２／ｎ_１≧ΔＶｔｈ ・・・（１６）

ここで、太陽電池ストリング２を構成する太陽電池モジュール７０内部の太陽電池セル間を接続するインターコネクタ部分断線による電圧低下故障について説明する。図２６は、実施の形態２にかかる太陽電池ストリングの構成例を示す図である。図２６に示す太陽電池ストリング２は、直列に接続された太陽電池モジュール７０_１〜７０_６を備える。

また、図２６に示す例では、太陽電池モジュール７０_１内部における太陽電池セルの接続を等価回路にて表現している。図２６に示すように、太陽電池モジュール７０_１は、直列に接続された太陽電池セルストリング７１_１〜７１_５と、バイパスダイオード７２_１〜７２_３とを備える。太陽電池セルストリング７１_１〜７１_５は、例えば、複数の太陽電池セルが導線によって直列接続された構成を有している。なお、太陽電池モジュール７０_２〜７０_６も、太陽電池モジュール７０_１と同様の構成である。以下、太陽電池セルストリング７１_１〜７１_５の各々を区別せずに示す場合、太陽電池セルストリング７１と記載する場合がある。また、バイパスダイオード７２_１〜７２_３の各々を区別せずに示す場合、バイパスダイオード７２と記載する場合がある。

図２７は、図２６に示す構成の太陽電池ストリングにおいて太陽電池モジュール内部の太陽電池セル間を接続するインターコネクタに部分断線が生じた状態を示す図である。図２７に示す例では、太陽電池モジュール７０_１内部の太陽電池セルストリング７１_２と太陽電池セルストリング７１_３との間を接続するインターコネクタにおいて断線部７４により部分断線が生じている。この場合、図２７において矢印で示すように、太陽電池ストリング２の他部分の発電電力は、部分破断を生じた太陽電池セルストリング７１_２に並列に接続されたバイパスダイオード７２_１を介してパワーコンディショナ３に供給される。かかる部分断線は、太陽電池ストリング２における故障の最小単位である。

図２７に示す状態である場合、バイパスダイオード７２_１によって２つの太陽電池セルストリング７１_１，７１_２がバイパスされている。そのため、太陽電池ストリング２の出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔは、２つの太陽電池セルストリング７１_１，７１_２分の電圧がバイパスダイオード７２_１に置き換わり、低下する。また、太陽電池ストリング２の出力電力値Ｐ_ｍｐｐｔは、２つの太陽電池セルストリング７１_１，７１_２だけ電力値が低下する。このように、太陽電池ストリング２の出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔおよび出力電力値Ｐ_ｍｐｐｔの低下は、バイパスダイオード７２によってバイパスされる２つの太陽電池セルストリング７１単位で生じる。なお、太陽電池セルストリング７１毎に１つのバイパスダイオード７２が並列に設けられている場合、出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔおよび出力電力値Ｐ_ｍｐｐｔの低下は、太陽電池セルストリング７１単位で生じる。

太陽電池ストリング２を構成する太陽電池モジュール７０の数が多い場合、部分断線による出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔおよび出力電力値Ｐ_ｍｐｐｔの減少値が小さい。そのため、故障判定部３５は、太陽電池モジュール７０における部分破断を検出できない場合、誤差がある故障診断結果を出力してしまうことになる。そこで、故障判定部３５は、上述したように、太陽電池セルストリング７１における部分破断によって生じる電圧低下値および温度上昇値をΔＶｔｈおよびΔＴｔｈを用いて検出して太陽電池ストリング２の故障を判定する。これにより、太陽電池セルストリング７１に部分破断が生じた場合でも、屋外設置下において太陽電池ストリング２の故障を検出することができる。

図２８は、実施の形態２にかかる太陽電池ストリングの日射強度に対応したＰｍ−Ｖ特性であって部分断線が生じる前と後の状態を示す図である。図２９は、実施の形態２にかかる太陽電池ストリングの部分断線が生じる前と後の日射強度に対応した出力電圧値、出力電圧値の変化、および推定温度誤差を示す図である。図２９に示す推定温度誤差は、太陽電池セルストリング７１に部分断線が生じる前と後での推定太陽電池ストリング温度Ｔ_ｃａｌｃの差である。

図２９に示す例では、故障の最小単位である太陽電池セルストリング７１の部分断線が生じた場合、太陽電池ストリング２の出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔは、１０Ｖ程度低下し、推定太陽電池ストリング温度Ｔ_ｃａｌｃは１７℃程度上昇している。この場合、上述したΔＶｔｈは、太陽電池セルストリング７１の部分断線によって生じる出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔの低下を検出することができるように設定される。また、上述したΔＴｔｈは、太陽電池セルストリング７１の部分断線によって生じる推定太陽電池ストリング温度Ｔ_ｃａｌｃの上昇が検出できるように設定される。

図３０は、実施の形態２にかかる太陽電池ストリングにおける太陽電池モジュールの直列接続数と太陽電池セルストリングの部分断線とによる影響を推定温度誤差として表現した図である。図３０に示す推定温度誤差は、図２９に示す推定温度誤差と同様に、太陽電池セルストリング７１に部分断線が生じる前と後での推定太陽電池ストリング温度Ｔ_ｃａｌｃの差である。

図３０に示すように、太陽電池ストリング２における太陽電池モジュール７０の直列接続数に応じて、太陽電池セルストリング７１の部分断線時における推定温度誤差が変化する。そこで、故障判定部３５は、太陽電池ストリング２における太陽電池モジュール７０の直列接続数に応じて上述したΔＴｔｈの値を変化させており、これにより、太陽電池ストリング２の故障に対する判定精度を向上させることができる。

また、上述した例では、故障判定部３５は、不図示の温度計で上述した同時刻タイミングで測定された太陽電池ストリング２の温度を用いたが、かかる例に限定されない。例えば、太陽電池ストリング２の代表温度をサーモビューワーなどによる画像計測によって得ることもできる。

また、太陽電池診断装置１０Ａの故障判定部３５は、不図示の温度計から太陽電池ストリング２の代表温度を取得できない場合、上記式（９），（１０）の演算または上記式（１１），（１２）の演算を行う。また、太陽電池診断装置１０Ａの故障判定部３５は、不図示の温度計から太陽電池ストリング２の代表温度を取得できる場合、上記式（１３），（１４）の演算を行うことができる。これにより、例えば、劣化の疑問が生じた太陽電池ストリング２の詳細診断時においては、太陽電池ストリング２の代表温度を測定し、推定温度との誤差診断を行うことで安価な診断と高精度診断の２段階設定が容易な構成をとることができる。

また、太陽電池モジュール７０の部分断線による電圧低下と同様の電圧低下は、バイパスダイオード７２が雷サージなどにより短絡故障した場合も同一現象として発生する。したがって、上述したΔＶｔｈまたはΔＴｔｈなどを調整することで、上記式（９）〜（１４）の演算によって、故障判定部３５によって太陽電池ストリング２におけるバイパスダイオード７２の短絡故障を診断することもできる。すなわち、故障判定部３５は、太陽電池ストリング２間の出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔの差または推定太陽電池ストリング温度Ｔ_ｃａｌｃの差、あるいは推定太陽電池ストリング温度Ｔ_ｃａｌｃと太陽電池ストリング２の代表温度との差に基づいて、バイパスダイオード７２の短絡故障を診断することができる。

また、推定太陽電池ストリング温度Ｔ_ｃａｌｃと太陽電池ストリング２の代表温度との差による故障判定は、太陽電池ストリング２間の開放電圧を比較することによる故障判定に比べ、比較する太陽電池ストリング２が少ない場合でも適切に適用できる。また、推定太陽電池ストリング温度Ｔ_ｃａｌｃと太陽電池ストリング２の代表温度との差による故障判定は、各太陽電池ストリング２が互いに異なる日射面または異なる冷却環境に設置され、各太陽電池ストリング２間の温度差がある場合でも適用が可能である。

つづいて、太陽電池診断装置１０Ａの動作を、フローチャートを用いて説明する。図３１は、実施の形態２にかかる太陽電池診断装置の故障判定処理の一例を示すフローチャートである。なお、図３１に示す例では、太陽電池ストリング２ａに故障の判定処理のみを示している。図３１に示す処理は、例えば、入力部１４への操作が特定の操作である場合に処理部１３Ａの故障判定部３５によって実行される処理である。例えば、故障判定部３５によって太陽電池ストリング２の故障がないと判定された場合に、診断値算出部３４によって太陽電池ストリング２の出力性能の診断が開始される。

図３１に示すように、処理部１３Ａにおける取得部３１は、太陽電池ストリング２ａ，２ｂの出力電圧値Ｖ_{ｍｐｐｔ１}，Ｖ_{ｍｐｐｔ２}を測定機能内蔵データロガー８から取得する（ステップＳ２０）。次に、処理部１３Ａにおける故障判定部３５は、｜Ｖ_{ｍｐｐｔ１}−Ｖ_{ｍｐｐｔ２}｜≧ΔＶｔｈであるか否かを判定する（ステップＳ２１）。故障判定部３５は、｜Ｖ_{ｍｐｐｔ１}−Ｖ_{ｍｐｐｔ２}｜≧ΔＶｔｈであると判定した場合（ステップＳ２１：Ｙｅｓ）、出力電圧値Ｖ_{ｍｐｐｔ１}と出力電圧値Ｖ_{ｍｐｐｔ２}の差異に対応した太陽電池ストリング２ａもしくは太陽電池ストリング２ｂに故障が発生したことを示す情報を表示部１５に表示する（ステップＳ２２）。

処理部１３Ａは、ステップＳ２２の処理が終了した場合、または｜Ｖ_{ｍｐｐｔ１}−Ｖ_{ｍｐｐｔ２}｜≧ΔＶｔｈではないと判定した場合（ステップＳ２１：Ｎｏ）、図３１に示す処理を終了する。

以上のように、実施の形態２にかかる太陽電池診断装置１０Ａの取得部３１は、太陽電池ストリング２ａおよび太陽電池ストリング２ｂの各々の出力電圧値Ｖ_{ｍｐｐｔ１}，Ｖ_{ｍｐｐｔ２}を取得する。太陽電池ストリング２ａ，２ｂは、第１の太陽電池ストリングおよび第２の太陽電池ストリングの一例である。性能診断部３３Ａは、太陽電池ストリング２ａの出力電圧値Ｖ_{ｍｐｐｔ１}と太陽電池ストリング２ｂの出力電圧値Ｖ_{ｍｐｐｔ２}との差に基づいて、太陽電池ストリング２ａの故障を診断する。これにより、例えば、太陽電池セルストリング７１の部分断線によって生じる出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔの低下を検出することができる。また、太陽電池ストリング２の温度測定を実施することなく、少ない測定データに基づいて、高い精度で太陽電池ストリング２の故障を判定することができる。

また、取得部３１は、太陽電池ストリング２ａ，２ｂの出力電流値Ｉ_{ｍｐｐｔ１}，Ｉ_{ｍｐｐｔ２}および出力電圧値Ｖ_{ｍｐｐｔ１}，Ｖ_{ｍｐｐｔ２}を取得する。温度推定部３２は、取得部３１によって取得された出力電流値Ｉ_{ｍｐｐｔ１}，Ｉ_{ｍｐｐｔ２}および出力電圧値Ｖ_{ｍｐｐｔ１}，Ｖ_{ｍｐｐｔ２}と、最大出力温度係数α_Ｐｍａｘまたは最大出力動作電圧温度係数β_Ｖｐｍに基づいて、太陽電池ストリング２ａ，２ｂの温度を推定する。性能診断部３３Ａは、温度推定部３２によって推定される太陽電池ストリング２ａの温度と、温度推定部３２によって推定される太陽電池ストリング２ｂの温度との差に基づいて、太陽電池ストリング２ａ，２ｂの故障を診断する。これにより、例えば、太陽電池セルストリング７１の部分断線によって生じる出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔの低下を検出することができる。また、太陽電池ストリング２の温度測定を実施することなく、少ない測定データに基づいて、高い精度で太陽電池ストリング２の故障を判定することができる。

また、取得部３１は、太陽電池ストリング２の温度の測定値である温度測定値を取得する。性能診断部３３Ａは、温度推定部３２によって推定される太陽電池ストリング２の温度と、温度測定値との差に基づいて、太陽電池ストリング２の故障を診断する。これにより、例えば、太陽電池セルストリング７１の部分断線によって生じる出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔの低下を検出することができる。また、温度測定値を用いることで、診断対象の太陽電池ストリング２を他の太陽電池ストリング２と比較することなく、診断対象の太陽電池ストリング２の診断を行うことができる。

また、上述した実施の形態２では、実施の形態１と同様に、パワーコンディショナ３とは別に、第１中継ケーブル５ａ，５ｂ、第２中継ケーブル６ａ，６ｂ、測定機能内蔵データロガー８、および信号変換器９などを用いる。そのため、パワーコンディショナ３として汎用的なパワーコンディショナを用いることができる。なお、パワーコンディショナ３は、第１中継ケーブル５ａ，５ｂ、第２中継ケーブル６ａ，６ｂ、測定機能内蔵データロガー８、および信号変換器９などの機能を内蔵する構成であってもよい。また、クラウドサーバで太陽電池診断装置１０Ａを機能させることもできる。

また、太陽電池診断装置１０Ａにおいて、設置環境下における太陽電池ストリング２の出力性能を性能基準値とすることで、かかる性能基準値を太陽電池ストリング２の保証期限内での出力性能保証に用いることができる。例えば、太陽電池診断装置１０Ａは、太陽電池ストリング２の経年製品の再販売における出力性能保証などに用いることができる。

実施の形態３．
実施の形態３にかかる太陽電池診断装置は、予め設定された期間における太陽光発電システムの実発電電力量が発電電力量設計値を満たすか否かを判定することができる点で、実施の形態１，２にかかる太陽電池診断装置と異なる。以下においては、実施の形態１と同様の機能を有する構成要素については同一符号を付して説明を省略し、実施の形態１の太陽電池診断装置１０と異なる点を中心に説明する。

図３２は、本発明の実施の形態３にかかる太陽光発電システムの構成例を示す図である。図３２に示すように、実施の形態３にかかる太陽光発電システム１００Ｂは、太陽電池診断装置１０に代えて、太陽電池診断装置１０Ｂを備える点以外は、太陽光発電システム１００と同様の構成である。

図３３は、実施の形態３にかかる太陽電池診断装置の構成例を示す図である。図３３に示すように、実施の形態３にかかる太陽電池診断装置１０Ｂは、通信部１１と、記憶部１２と、処理部１３Ｂと、入力部１４と、表示部１５とを備える。処理部１３Ｂは、取得部３１と、温度推定部３２と、性能診断部３３Ｂとを備える。性能診断部３３Ｂは、診断値算出部３４と、故障判定部３５と、性能保証判定部３６とを備える。性能診断部３３Ｂにおける診断値算出部３４および故障判定部３５は、性能診断部３３Ａにおける診断値算出部３４および故障判定部３５と同じである。

性能保証判定部３６は、太陽光発電システム１００Ｂにおける予め設定された期間における実発電電力量が太陽光発電システム１００Ｂの予め設定された期間における発電電力量設計値を満たすか否かを判定する。これにより、太陽光発電システム１００Ｂの発電性能コミッショニングを行うことができ、太陽光発電システム１００Ｂの保証期間中において実発電電力量が発電性能設計値を満たすか否かを判定することができる。

太陽光発電システム１００Ｂの発電性能設計値として、太陽光発電システム１００Ｂの設置環境での発電電力量推定値を用いる方法がある。かかる発電電力量推定値は、例えば、ＪＩＳ（Japanese Industrial Standards）Ｃ８９０７：２００５ 「太陽光発電システムの発電電力量推定方法」で定められた方法により求めることができる。具体的には、発電電力推定量は、太陽電池アレイ１の出力性能、パワーコンディショナ３などの電力変換機器の性能、太陽電池アレイ１の方位、傾斜角、屋根設置または架台設置などの設置条件、および測定拠点場所の日射量、気温、風速、および風向などの環境条件を用いて求められる。なお、測定拠点場所の日射量、気温、風速、および風向などの環境条件は、過去の日射量、気温、風速、および風向などの気象データを記憶するデータベースを用いて設定される。

しかしながら、発電電力量設計値として用いられる発電電力量推定値は、過去の気象データからの発電電力量期待値であり、実際の設置環境下での太陽光発電システム１００Ｂの発電出力は日射量と太陽電池モジュール７０の温度により変動する。したがって、このように日射量と温度が異なる環境条件下で得られる太陽光発電システム１００Ｂの実発電電力量と発電電力量推定値とを単純に比較しても、太陽光発電システム１００Ｂの発電性能が設計値を満たすか否かを判断することは難しい。

そこで、性能保証判定部３６は、太陽光発電システム１００Ｂへの実際の日射量および温度に基づいて、太陽光発電システム１００Ｂの実発電電力量を、発電電力量推定値を得るために用いられた環境条件での発電電力値に換算する。そして、性能保証判定部３６は、換算した発電電力量と発電電力量推定値とを比較することで、実発電電力量が発電電力量設計値を満たすか否かを判定する。これにより、安価且つ高確度な発電性能の検証を行うことができる。なお、発電電力量推定値は、例えば、予め設定された期間における太陽光発電システム１００Ｂの発電電力量の推定値であり、予め設定された期間は、例えば、１ヶ月、または１年などの期間である。

図３４は、実施の形態３にかかる性能保証判定部の構成例を示す図である。図３４に示すように、性能保証判定部３６は、温度差演算部４１と、日射量比演算部４２と、換算部４３と、判定部４４とを備える。なお、発電電力量推定値の情報は、記憶部１２に記憶されている。

温度差演算部４１は、太陽光発電システム１００Ｂを構成する太陽電池ストリング２の平均温度の期待値である温度期待値と、太陽電池ストリング２の平均温度の推定値または測定値との差である平均温度差と演算する。例えば、温度差演算部４１は、設計時の加重平均太陽電池ストリング温度である加重平均太陽電池ストリング温度Ｔ_ＣＲを温度期待値として用いる。

また、温度差演算部４１は、下記式（１７）の演算によって、推定太陽電池ストリング温度Ｔ_ｃａｌｃから得られる加重平均太陽電池ストリング温度である推定加重平均太陽電池ストリング温度Ｔ_{ｃａｌｃａｖ}を求める。下記式（１７）において、Ｔ_ｃａｌｃ（ｔ_ｉ）は、測定時刻ｔ_ｉにおける推定太陽電池ストリング温度Ｔ_ｃａｌｃであり、ＩＲ（ｔ_ｉ）は、測定時刻ｔ_ｉにおける日射強度ＩＲである。推定太陽電池ストリング温度Ｔ_ｃａｌｃは、温度推定部３２によって算出される。なお、太陽電池ストリング２の温度を測定する温度計から測定値を取得できる場合、温度差演算部４１は、推定太陽電池ストリング温度Ｔ_ｃａｌｃに代えて、太陽電池ストリング２の温度の測定値を用いて下記式（１７）の演算を行うこともできる。
Ｔ_{ｃａｌｃａｖ}＝｛Σ（Ｔ_ｃａｌｃ（ｔ_ｉ）×ＩＲ（ｔ_ｉ））／Σ（ＩＲ（ｔ_ｉ））｝
・・・（１７）

そして、温度差演算部４１は、下記式（１８）の演算によって、加重平均太陽電池ストリング温度Ｔ_ＣＲと推定加重平均太陽電池ストリング温度Ｔ_{ｃａｌｃａｖ}との差である平均温度差ΔＴＭを求める。
ΔＴＭ＝Ｔ_{ｃａｌｃａｖ}−Ｔ_ＣＲ ・・・（１８）

日射量比演算部４２は、太陽電池ストリング２への日射量の期待値である日射量期待値と、太陽電池ストリング２への日射量の測定値である日射量測定値との差である日射量比と演算する。例えば、日射量比演算部４２は、設計時に用いられた月平均日傾斜面日射量Ｈｓを日射量期待値として用い、測定日の１日あたりの傾斜面日射量である傾斜面日射量Ｈｍｅａｓを日射量測定値として用いる。日射量比演算部４２は、取得部３１によって取得される日射強度ＩＲに基づいて傾斜面日射量Ｈｍｅａｓを算出することができる。

日射量比演算部４２は、例えば、下記式（１９）の演算によって、日射量期待値である月平均日傾斜面日射量Ｈｓに対する日射量測定値である傾斜面日射量Ｈｍｅａｓの比である日射量比Ｈｒを求める。
Ｈｒ＝Ｈｍｅａｓ／Ｈｓ・・・（１９）

換算部４３は、温度差演算部４１で算出された平均温度差ΔＴＭと日射量比演算部４２によって算出された日射量比Ｈｒとに基づいて、出力影響率Ｐ_ｒａｔｅを算出する。出力影響率Ｐ_ｒａｔｅは、太陽光発電システム１００Ｂの発電電力量の測定値を太陽光発電システム１００Ｂの設計時における環境条件下での値に換算するための変数である。例えば、換算部４３は、下記式（２０）の演算によって、出力影響率Ｐ_ｒａｔｅ［％］を求める。
Ｐ_ｒａｔｅ＝｛１＋（ΔＴＭ×α_Ｐｍａｘ）｝×Ｈｒ ・・・（２０）

また、換算部４３は、取得部３１によって取得される各太陽電池ストリング２の出力電流値Ｉ_ｍｐｐｔおよび出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔに基づいて、各太陽電池ストリング２の出力電力値Ｐ_ｍｐｐｔを算出する。換算部４３は、各太陽電池ストリング２の出力電力値Ｐ_ｍｐｐｔを積算し合計することで、太陽光発電システム１００Ｂの実発電電力量Ｐを算出する。

換算部４３は、下記式（２１）の演算によって、太陽光発電システム１００Ｂの発電電力量の測定値である実発電電力量Ｐと出力影響率Ｐ_ｒａｔｅとから、太陽光発電システム１００Ｂの設計時における環境条件下での値である換算電力量Ｐｘを求める。なお、「設計時における環境条件下」とは、発電電力量推定値を算出する際に使用された環境条件であり、日射量および太陽電池モジュール７０の温度の条件である。
Ｐｘ＝Ｐ÷Ｐ_ｒａｔｅ ・・・（２１）

判定部４４は、換算部４３によって算出された換算電力量Ｐｘと発電電力量設計値の一例である発電電力量推定値とを比較し、実発電電力量が発電電力量設計値を満たすか否かを判定する。例えば、判定部４４は、換算電力量Ｐｘが発電電力量推定値以上であれば、実発電電力量が発電電力量設計値を満たすと判定し、換算電力量Ｐｘが発電電力量推定値未満であれば、実発電電力量が発電電力量設計値を満たさないと判定することができる。

また、判定部４４は、換算電力量Ｐｘを発電電力量推定値で除算することによって、発電電力量設計値に対する発電実績の充足率を求めることもできる。判定部４４による判定結果は、表示部１５に表示される。

このように、性能保証判定部３６は、設計時の期待日射量と検証時の測定日射量との差である日射量比の影響と、設計時の期待平均温度と検証時の推定平均温度または測定平均温度との差である平均温度差の影響とによる発電電力量への影響率である出力影響率Ｐ_ｒａｔｅを算出する。そして、性能保証判定部３６は、かかる出力影響率Ｐ_ｒａｔｅを用いて、実発電電力量が発電電力量設計値を満たすか否かを判定する。これにより、日射量の差と、気温および風速などで変化する太陽電池モジュール７０の温度差の影響を排除することができ、設置環境下且つ保証期間中の太陽光発電システム１００Ｂの発電性能の検証を安価且つ高確度に行うことができる。

なお、上述した例では、太陽光発電システム１００Ｂの設計値において１日あたりの傾斜面日射量を基本測定単位としている。そのため、太陽光発電システム１００Ｂのメンテナンスなどで測定データの収集ができない日があっても、測定データが確実に取得できた日のデータを用いればよく、これにより、発電性能の検証を月別に実施することができる。

また、太陽光発電システム１００Ｂでは、日射量、気温、風速、および風向などの影響を換算することで、発電性能から季節の影響を除外することができ、また１日あたりの傾斜面日射量と発電電力量を測定単位とすることができる。そのため、太陽光発電システム１００Ｂにおける発電性能の検証では連続的な常時の監視測定が必須ではなく、発電性能の検証に用いる測定機材を必要時のみ設置することができ、運用が容易である。なお、発電性能の検証に用いる測定機材とは、上述した第１中継ケーブル５ａ，５ｂ、第２中継ケーブル６ａ，６ｂ、日射計７、測定機能内蔵データロガー８、信号変換器９、および太陽電池診断装置１０Ｂなどである。

図３５は、実施の形態３にかかる太陽光発電システムの年間推定発電電力量をＪＩＳに準拠して求める場合の例を説明するための図である。ここでは、裏面開放型で架台設置に太陽電池ストリング２が設定されているとしている。また、太陽電池アレイ１の定格が２．２［ｋＷ］であり、太陽電池モジュール７０の最大出力温度係数α_Ｐｍａｘが−０．４７８［％／℃］であり、パワーコンディショナ３のＭＰＰＴ効率η_ｍｐｐｔが９８．９［％］である。

図３５において、日射量年変動補正係数Ｋ_ＨＤは、推定した期間日射量の確からしさを表す補正係数であり、経時変化補正係数Ｋ_ＰＤは、太陽電池モジュール７０の汚れ、効率劣化、およびガラス面反射などを考慮した補正係数である。月平均気温Ｔ_ＡＶは、月間の平均気温である。温度補正係数Ｋ_ＰＴは、太陽電池モジュール７０の温度による出力電力量の増減を補正する係数である。かかる温度補正係数Ｋ_ＰＴは、太陽光発電システム１００Ｂの設置場所における加重平均太陽電池モジュール温度Ｔ_ＣＲｍと最大出力温度係数α_Ｐｍａｘとから求められる。なお、加重平均太陽電池モジュール温度Ｔ_ＣＲｍは月平均気温Ｔ_ＡＶに太陽電池モジュール７０の設置形態別の温度上昇値を加算して計算される。

また、アレイ負荷整合補正係数Ｋ_ＰＭは、太陽光発電システム１００Ｂに負荷を接続した場合に、パワーコンディショナ３の出力電圧値Ｖ_ｍｐｐｔが最大出力動作電圧値Ｖｐｍからずれることによって生じる出力電力量の減少を補正する係数である。アレイ回路補正係数Ｋ_ＰＡは、太陽電池アレイ１の配線抵抗などによって生じる抵抗損失および逆流防止デバイスによる損失を補正するための係数である。インバータ実効効率η_ＩＮＯは、インバータ２２の電力変換の実効効率である。

月別総合補正係数Ｋは、日射量年変動補正係数Ｋ_ＨＤ、経時変化補正係数Ｋ_ＰＤ、月平均気温Ｔ_ＡＶ、温度補正係数Ｋ_ＰＴ、アレイ負荷整合補正係数Ｋ_ＰＭ、アレイ回路補正係数Ｋ_ＰＡ、およびインバータ実効効率η_ＩＮＯを乗算することによって求められる。なお、月平均気温Ｔ_ＡＶおよび月平均日傾斜面日射量Ｈｓは、例えば、気象データベースによる設置場所近傍の気象データ値から得ることができる。

そして、月別総合補正係数Ｋと、月平均日傾斜面日射量Ｈｓと、基準日射強度Ｇｓと、標準状態における太陽電池アレイ１の定格出力値とから、下記式（２２），（２３）の演算により月平均日システム発電電力量Ｅ_Ｐｄと月間システム発電電力量Ｅ_Ｐｍが求められる。なお、基準日射強度Ｇｓは、１ｋＷ／ｍ_２である。
Ｅ_Ｐｄ＝太陽電池アレイ定格×Ｋ×Ｈｓ／Ｇs ・・・（２２）
Ｅ_Ｐｍ＝太陽電池アレイ定格×Ｋ×Ｈｓ×Ｄ／Ｇs ・・・（２３）

図３６は、実施の形態３にかかる太陽光発電システムを測定した結果に基づいた太陽光発電システムの発電性能の検証の例を示す図である。図３６に示す測定日数は、日射量が一定以上であり且つ測定記録を太陽電池診断装置１０Ｂの取得部３１が欠損なく取得できた日数値であり、設備メンテナンスなどによる停電の影響が除外されている。そのため、太陽電池診断装置１０Ｂの性能保証判定部３６は、１日あたりの実発電電力量である発電実績値を、太陽電池モジュール７０の温度と日射量による出力影響率Ｐ_ｒａｔｅによって除算することで、設計時の１日あたりの発電成績値を算出することができる。

図３６に示す例では、性能保証判定部３６による判定結果として、年間発電実績値が設計値比１２０％であることが示されている。温度影響度が−２．８％であるが、日射量影響度が１１９％であり、日射量影響度が高いため、年間発電実績値が設計値比１２０％となっている。性能保証判定部３６は、太陽光発電システム１００Ｂの発電性能として、設計値に対し１０４％の成績であったと診断することができる。また、性能保証判定部３６は、太陽電池ストリング２の出力電力値Ｐ_ｍｐｐｔから太陽光発電システム１００Ｂの発電性能を判定するため、太陽電池ストリング２の出力性能の影響を分析することができる。

また、太陽光発電システム１００Ｂでは、日射量、気温、風速、および風向などの影響を除外して発電性能の検証を行うことができる。そのため、例えば、設計における経時変化補正係数Ｋ_ＰＤを複数の異なる時間点に設定し、初期値保証をシステム機器定格の公差下限値で診断を実施し、保証期間中は初期保証値に経年劣化保証分を加えた値を経時変化補正係数Ｋ_ＰＤとして発電性能の検証を行うことで、長期にわたる太陽光発電システム１００Ｂの性能保証を行うことができる。

つづいて、太陽電池診断装置１０Ｂの動作を、フローチャートを用いて説明する。図３７は、実施の形態３にかかる太陽電池診断装置の発電性能検証処理の一例を示すフローチャートである。図３７に示す処理は、例えば、入力部１４への操作が特定の操作である場合に処理部１３Ｂの性能保証判定部３６によって実行される処理である。

図３７に示すように、処理部１３Ｂの性能保証判定部３６は、設計時の加重平均太陽電池ストリング温度Ｔ_ＣＲと推定加重平均太陽電池ストリング温度Ｔ_{ｃａｌｃａｖ}との差である平均温度差ΔＴＭを算出する（ステップＳ３０）。また、性能保証判定部３６は、日射量期待値と日射量測定値との差である日射量比を算出する（ステップＳ３１）。そして、性能保証判定部３６は、実発電電力量Ｐと、平均温度差ΔＴＭと、日射量比とに基づいて、換算電力量Ｐｘを算出する（ステップＳ３２）。

性能保証判定部３６は、実発電電力量が発電電力量設計値を満たすか否かを判定する（ステップＳ３３）。性能保証判定部３６は、ステップＳ３３での判定結果を表示部１５に表示し（ステップＳ３４）、図３７に示す処理を終了する。

以上のように、実施の形態３にかかる太陽電池診断装置１０Ｂでは、太陽電池ストリング２を含む太陽光発電システム１００Ｂの実発電電力量が発電電力量設計値を満たすか否かを判定する性能保証判定部３６を備える。かかる性能保証判定部３６は、太陽電池ストリング２を含む太陽光発電システム１００Ｂにおける予め設定された期間における実発電電力量が太陽光発電システム１００Ｂの予め設定された期間における発電電力量設計値を満たすか否かを判定する。予め設定された期間は、例えば、１ヶ月、または１年などの期間である。性能保証判定部３６は、温度差演算部４１と、日射量比演算部４２と、換算部４３と、判定部４４とを備える。温度差演算部４１は、太陽電池ストリング２の平均温度の期待値である温度期待値と、太陽電池ストリング２の平均温度の推定値または測定値との差である平均温度差ΔＴＭと演算する。日射量比演算部４２は、太陽電池ストリング２への日射量の期待値である日射量期待値と、太陽電池ストリング２への日射量の測定値である日射量測定値との差である日射量比と演算する。換算部４３は、平均温度差ΔＴＭと日射量比とに基づいて、太陽光発電システム１００Ｂの発電電力量の測定値を太陽光発電システム１００Ｂの設計条件下での値である換算電力量Ｐｘに換算する。判定部４４は、換算部４３による換算結果に基づいて、太陽光発電システム１００Ｂの実発電電力量が発電電力量設計値を満たすか否かを判定する。これにより、安価且つ高確度な発電性能の検証を行うことができる。また、太陽電池ストリング２の平均温度の推定値である推定太陽電池ストリング温度Ｔ_ｃａｌｃを用いることで、温度測定を行うことなく、安価且つ高確度な発電性能の検証を行うことができる。

また、実施の形態３にかかる太陽光発電システム１００Ｂの性能検証方法では、平均温度演算ステップと、日射量比差演算ステップと、換算ステップと、判定ステップとを含む。平均温度演算ステップは、太陽光発電システム１００Ｂを構成する太陽電池ストリング２の平均温度の期待値である温度期待値と、太陽電池ストリング２の平均温度の推定値または測定値との差である平均温度差ΔＴＭとを演算する。日射量比差演算ステップは、太陽電池ストリング２への日射量の期待値である日射量期待値と、太陽電池ストリング２への日射量の測定値である日射量測定値との比である日射量比とを演算する。換算ステップでは、平均温度差ΔＴＭと日射量比とに基づいて、太陽光発電システム１００Ｂの発電電力量の測定値を太陽光発電システム１００Ｂの設計時における環境条件下での値である換算電力量Ｐｘに換算する。判定ステップは、換算ステップによる換算結果に基づいて、太陽光発電システム１００Ｂの実発電電力量が発電電力量設計値を満たすか否かを判定する。これにより、安価且つ高確度な発電性能の検証を行うことができる。また、太陽電池ストリング２の平均温度の推定値である推定太陽電池ストリング温度Ｔ_ｃａｌｃを用いることで、温度測定を行うことなく、安価且つ高確度な発電性能の検証を行うことができる。

また、実施の形態３にかかる太陽光発電システム１００Ｂの発電性能の検証方法は、1日あたりの発電電力量を基本単位とする方法である。そのため、太陽光発電システム１００Ｂにおいて発電性能の検証が必要な場合に容易に発電性能の検証を行うことができる。

上述した太陽電池診断装置１０，１０Ａ，１０Ｂは、パーソナルコンピュータ、タブレット端末または汎用コンピュータといったコンピュータシステムにより実現される。図３８は、実施の形態１から３にかかる太陽電池診断装置の機能をコンピュータシステムで実現する場合のハードウェア構成を示す図である。太陽電池診断装置１０，１０Ａ，１０Ｂの機能をコンピュータシステムで実現する場合、太陽電池診断装置１０，１０Ａ，１０Ｂの取得部３１、温度推定部３２、および性能診断部３３，３３Ａ，３３Ｂを含む機能は、ＣＰＵ（Central Processing Unit）２０１、メモリ２０２、および記憶装置２０３により実現される。太陽電池診断装置１０，１０Ａ，１０Ｂが実行する太陽電池診断方法および性能検証方法の機能は、ソフトウェア、ファームウェア、またはソフトウェアとファームウェアとの組み合わせにより実現される。ソフトウェアまたはファームウェアは、プログラムとして記述されて記憶装置２０３に格納される。ＣＰＵ２０１は、記憶装置２０３に記憶されたソフトウェアまたはファームウェアをメモリ２０２に読み出して実行することにより、太陽電池診断装置１０，１０Ａ，１０Ｂの機能を実現する。すなわち、コンピュータシステムは、太陽電池診断装置１０，１０Ａ，１０Ｂの機能がＣＰＵ２０１により実行されるときに、実施の形態１から３にかかる太陽電池診断方法および性能検証方法を実施するステップが結果的に実行されることになる太陽電池診断装置１０，１０Ａ，１０Ｂのプログラムを格納するための記憶装置２０３を備える。また、これらのプログラムは、太陽電池診断装置１０，１０Ａ，１０Ｂの機能が実現する処理をコンピュータに実行させるものであるともいえる。メモリ２０２は、ＲＡＭといった揮発性の記憶領域が該当する。記憶装置２０３は、ＲＯＭ、フラッシュメモリといった不揮発性または揮発性の半導体メモリ、磁気ディスクが該当する。表示装置２０４の具体例は、モニタ、ディスプレイである。太陽電池診断装置１０，１０Ａ，１０Ｂの表示部１５は、表示装置２０４により実現される。太陽電池診断装置１０，１０Ａ，１０Ｂの入力部１４は、入力装置２０５により実現される。入力装置２０５の具体例は、キーボード、マウス、タッチパネルである。

なお、太陽電池診断装置１０，１０Ａ，１０Ｂを上記コンピュータシステムにより実現する場合、太陽電池モジュール７０毎に公称定格値などから作成した太陽電池モジュール等価回路モデルを準備することも容易である。とくに、太陽電池モジュール７０の最大出力点の近傍はＰｍ−Ｖｐｍ特性の変化が緩慢であることから、太陽電池モジュール７０の公称定格値より作成した太陽電池モジュール７０の等価回路モデルによる計算精度が高く、多様な種類の太陽電池モジュール７０に対応することができる。さらに、太陽電池モジュール７０の等価回路モデルを用いることで、太陽電池診断装置１０，１０Ａ，１０Ｂにより、Ｐｍ−Ｖｐｍ特性およびＶｐｍ−Ｉｐｍ特性などの演算を容易に行うことができる。例えば、太陽電池診断装置１０，１０Ａ，１０Ｂは、回路ＣＡＥ（Computer Aided Engineering）環境下において、太陽電池ストリング２の公称定格出力およびケーブル損失などを太陽電池モジュール７０の接続構成に応じて計算するプログラムや低照度化における出力補正などを容易に実装することができる。なお、太陽電池診断装置１０，１０Ａ，１０Ｂは、太陽電池モジュール等価回路モデルから事前に計算した結果を記憶部１２に記憶することもでき、この場合、性能診断部３３，３３Ａ，３３Ｂは、記憶部１２に記憶された計算結果を用いて診断を行うことができる。また、太陽電池診断装置１０，１０Ａ，１０Ｂとしてコンピュータシステムを用いることで、太陽電池モジュール７０の経年変化によって温度係数が想定した値から変化してしまった場合の補正への対応も容易に行うことができる。そして、インターネット通信網を利用した太陽電池診断装置１０，１０Ａ，１０Ｂによるリモート監視といった応用も可能である。

以上の実施の形態に示した構成は、本発明の内容の一例を示すものであり、別の公知の技術と組み合わせることも可能であるし、本発明の要旨を逸脱しない範囲で、構成の一部を省略、変更することも可能である。

１ 太陽電池アレイ、２，２ａ，２ｂ 太陽電池ストリング、３ パワーコンディショナ、４ 電力系統、５ａ，５ｂ 第１中継ケーブル、６ａ，６ｂ 第２中継ケーブル、７ 日射計、８ 測定機能内蔵データロガー、９ 信号変換器、１０，１０Ａ，１０Ｂ 太陽電池診断装置、１１ 通信部、１２ 記憶部、１３，１３Ａ，１３Ｂ 処理部、１４ 入力部、１５ 表示部、２１，２１ａ，２１ｂ コンバータ、２２ インバータ、２３ａ，２３ｂ，２５ 電流検出部、２４ａ，２４ｂ，２６ 電圧検出部、２７ 制御部、２８，２８ａ，２８ｂ ＭＰＰＴ制御部、２９ インバータ制御部、３１ 取得部、３２ 温度推定部、３３，３３Ａ，３３Ｂ 性能診断部、３４ 診断値算出部、３５ 故障判定部、３６ 性能保証判定部、４１ 温度差演算部、４２ 日射量比演算部、４３ 換算部、４４ 判定部、５１ａ，５１ｂ，５２ａ，５２ｂ 出力ケーブル、５３ａ，５３ｂ，５４ａ，５４ｂ 入力ケーブル、５５ａ，５５ｂ シャント抵抗、６０ 測定器、７０，７０_１〜７０_６ 太陽電池モジュール、７１，７１_１〜７１_５ 太陽電池セルストリング、７２，７２_１〜７２_３ バイパスダイオード、７４ 断線部、１００，１００Ｂ 太陽光発電システム、ＩＲ 日射強度、Ｉ_ｍｐｐｔ，Ｉ_{ｍｐｐｔ１，}Ｉ_{ｍｐｐｔ２} 出力電流値、Ｐ_ｍｐｐｔ 出力電力値、Ｐ_ｒａｔｅ 出力影響率、Ｐｘ 換算電力量、Ｔ_ｃａｌｃ，Ｔ_{ｃａｌｃ１}，Ｔ_{ｃａｌｃ２} 推定太陽電池ストリング温度、Ｖ_ｍｐｐｔ，Ｖ_{ｍｐｐｔ１，}Ｖ_{ｍｐｐｔ２} 出力電圧値、α_Ｐｍａｘ 最大出力温度係数、β_Ｖｐｍ 最大出力動作電圧温度係数、η_ｍｐｐｔ ＭＰＰＴ効率。

Claims (7)

1. 太陽電池ストリングに接続されたパワーコンディショナが最大電力点追従制御を実行している状態で得られる前記太陽電池ストリングの出力電流値および出力電圧値と、日射計で測定される日射強度とを取得する取得部と、
   前記取得部によって取得された前記出力電流値、前記出力電圧値、および前記日射強度と、前記太陽電池ストリングの温度と、前記最大電力点追従制御の効率である最大電力点追従効率とに基づいて、前記太陽電池ストリングの出力性能を診断する性能診断部と、を備える
   ことを特徴とする太陽電池診断装置。
2. 前記取得部によって取得された前記出力電流値および前記出力電圧値と、前記太陽電池ストリングの前記最大電力点追従制御における出力電圧値の温度係数または前記太陽電池ストリングの前記最大電力点追従制御における出力電力値の温度係数とに基づいて、前記太陽電池ストリングの温度を推定する温度推定部を備え、
   前記性能診断部は、
   前記取得部によって取得された前記出力電流値、前記出力電圧値、および前記日射強度と、前記温度推定部によって推定された前記太陽電池ストリングの温度と、前記最大電力点追従効率とに基づいて、前記太陽電池ストリングの出力性能を診断する
   ことを特徴とする請求項１に記載の太陽電池診断装置。
3. 前記取得部は、
   第１の太陽電池ストリングと第２の太陽電池ストリングとを含む複数の前記太陽電池ストリングの各々の前記出力電圧値を取得し、
   前記性能診断部は、
   前記第１の太陽電池ストリングの前記出力電圧値と前記第２の太陽電池ストリングの前記出力電圧値との差に基づいて、前記第１の太陽電池ストリングの故障を診断する
   ことを特徴とする請求項１または２に記載の太陽電池診断装置。
4. 前記取得部は、
   第１の太陽電池ストリングと第２の太陽電池ストリングとを含む複数の前記太陽電池ストリングの各々の前記出力電流値および前記出力電圧値を取得し、
   前記温度推定部は、
   前記取得部によって取得された前記出力電流値および前記出力電圧値と、前記温度係数とに基づいて、前記第１の太陽電池ストリングの温度および前記第２の太陽電池ストリングの温度を推定し、
   前記性能診断部は、
   前記温度推定部によって推定される前記第１の太陽電池ストリングの温度と、前記温度推定部によって推定される前記第２の太陽電池ストリングの温度との差に基づいて、前記第１の太陽電池ストリングの故障を診断する
   ことを特徴とする請求項２に記載の太陽電池診断装置。
5. 前記取得部は、
   前記太陽電池ストリングの温度の測定値である温度測定値を取得し、
   前記性能診断部は、
   前記温度推定部によって推定される前記太陽電池ストリングの温度と、前記温度測定値との差に基づいて、前記太陽電池ストリングの故障を診断する
   ことを特徴とする請求項２に記載の太陽電池診断装置。
6. 前記太陽電池ストリングを含む太陽光発電システムにおける予め設定された期間における実発電電力量が前記太陽光発電システムの前記予め設定された期間における発電電力量設計値を満たすか否かを判定する性能保証判定部を備え、
   前記性能保証判定部は、
   前記太陽電池ストリングの平均温度の期待値である温度期待値と、前記太陽電池ストリングの平均温度の推定値または測定値との差である平均温度差とを演算する温度差演算部と、
   前記太陽電池ストリングへの日射量の期待値である日射量期待値と、前記太陽電池ストリングへの日射量の測定値である日射量測定値との差である日射量比とを演算する日射量比演算部と、
   前記平均温度差と前記日射量比とに基づいて、前記太陽光発電システムの発電電力量の測定値を前記太陽光発電システムの設計条件下での値に換算する換算部と、
   前記換算部による換算結果に基づいて、前記実発電電力量が前記発電電力量設計値を満たすか否かを判定する判定部と、を備える
   ことを特徴とする請求項１から５のいずれか一つに記載の太陽電池診断装置。
7. コンピュータが実行する太陽電池診断方法であって、
   太陽電池ストリングに接続されたパワーコンディショナが最大電力点追従制御を実行している状態で得られる前記太陽電池ストリングの出力電流値および出力電圧値と、日射計で測定される日射強度とを取得する取得ステップと、
   前記取得ステップで取得された前記出力電流値、前記出力電圧値、および前記日射強度と、前記太陽電池ストリングの温度と、前記最大電力点追従制御の効率である最大電力点追従効率とに基づいて、前記太陽電池ストリングの出力性能を診断する性能診断ステップと、を含む
   ことを特徴とする太陽電池診断方法。

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