JP2023009783A - Determination device and determination method - Google Patents
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Abstract
Description
本開示は、判定装置および判定方法に関する。 The present disclosure relates to a determination device and a determination method.
近年、建造物または部品の変形等の物理現象を検出するための技術が開発されている。たとえば、国際公開第2018/047833号公報(特許文献1)には、以下のようなセンサ構造が開示されている。すなわち、センサ構造は、第一導電材で構成され、互いに間隔を存して配置される複数の高抵抗部分通電区95Tと、第一導電材と比較して電気抵抗率が小さい第二導電材によって構成され、各々が、対となる当該高抵抗部分通電区95Tを繋ぐように配置されると共に、互いに間隔を存して配置される複数の低抵抗部分通電区95Qとを備え、高抵抗部分通電区95T及び低抵抗部分通電区95Qの双方を含む範囲の電気抵抗値の変化によって、物理現象を検出する。 In recent years, techniques have been developed to detect physical phenomena such as deformation of buildings or parts. For example, International Publication No. 2018/047833 (Patent Document 1) discloses the following sensor structure. That is, the sensor structure is composed of a first conductive material and includes a plurality of high-resistance partial current-carrying sections 95T that are spaced apart from each other, and a second conductive material that has a smaller electrical resistivity than the first conductive material. each of which is arranged to connect the paired high-resistance partial current-carrying sections 95T and has a plurality of low-resistance partial current-carrying sections 95Q arranged at intervals from each other, the high-resistance section A physical phenomenon is detected by a change in electrical resistance in a range including both the energized section 95T and the low-resistance partial energized section 95Q.
太陽光発電システムにおいては、地震、積雪または台風等の影響により、発電部が設置される架台、または発電部のパネル面自体に歪が生じることがある。このような歪を検出するためには、現地調査により発電部を実際に目視するか、または架台に歪センサ等、物理現象を検出するセンサを取り付ける方法が考えられる。しかしながら、このような方法では、多くの手間を要したり、コストが上昇したりする等の問題がある。 In a photovoltaic power generation system, the frame on which the power generation unit is installed or the panel surface of the power generation unit itself may be distorted due to the influence of an earthquake, snowfall, typhoon, or the like. In order to detect such strain, it is conceivable to actually visually inspect the power generating unit during a field survey, or to install a sensor that detects a physical phenomenon, such as a strain sensor, on the frame. However, such a method has problems such as requiring much labor and increasing costs.
この発明は、上述の課題を解決するためになされたもので、その目的は、太陽光発電システムにおける発電部のパネル面に生じた歪を、容易かつ低コストで検出することができる判定装置および判定方法を提供することである。 SUMMARY OF THE INVENTION The present invention has been made to solve the above-described problems, and an object of the present invention is to provide a determination device and a device capable of easily and inexpensively detecting distortion occurring on a panel surface of a power generation unit in a photovoltaic power generation system. It is to provide a judgment method.
本開示の判定装置は、太陽電池パネルを含む発電部を備える太陽光発電システムに用いられる判定装置であって、前記発電部の出力電流の計測結果を示す計測情報を取得する取得部と、前記取得部により取得された前記計測情報に基づいて、判定対象の前記発電部である対象発電部の出力電流に基づく値であって、1日のうちの時間順の第1時間帯、第2時間帯および第3時間帯のうちの少なくともいずれか1つの時間帯における値である統計値を算出し、算出した前記統計値に基づいて前記対象発電部における前記太陽電池パネルの面の歪を判定する判定処理を行う判定部とを備える。 A determination device of the present disclosure is a determination device used in a photovoltaic power generation system including a power generation unit including a solar cell panel, the acquisition unit acquiring measurement information indicating the measurement result of the output current of the power generation unit; A value based on the output current of the target power generation unit, which is the power generation unit to be determined, based on the measurement information acquired by the acquisition unit, and is a first time zone and a second time in a day in chronological order. calculating a statistic value that is a value in at least one of the time period and the third time period, and determining the distortion of the surface of the solar cell panel in the target power generation section based on the calculated statistic value and a determination unit that performs determination processing.
本開示の判定方法は、太陽電池パネルを含む発電部を備える太陽光発電システムに用いられる判定装置における判定方法であって、前記発電部の出力電流の計測結果を示す計測情報を取得するステップと、取得した前記計測情報に基づいて、判定対象の前記発電部である対象発電部の出力電流に基づく値であって、1日のうちの時間順の第1時間帯、第2時間帯および第3時間帯のうちの少なくともいずれか1つの時間帯における値である統計値を算出するステップと、算出した前記統計値に基づいて前記対象発電部における前記太陽電池パネルの面の歪を判定する判定処理を行うステップとを含む。 A determination method of the present disclosure is a determination method in a determination device used in a photovoltaic power generation system including a power generation unit including a solar cell panel, the step of acquiring measurement information indicating a measurement result of an output current of the power generation unit; , a value based on the output current of the target power generation unit, which is the power generation unit to be determined, based on the acquired measurement information, and is a first time zone, a second time zone, and a second time zone in a day in chronological order. calculating a statistical value that is a value in at least one of the three time periods; and determining the distortion of the surface of the solar cell panel in the target power generation section based on the calculated statistical value. and performing processing.
本開示は、このような特徴的な処理部を備える判定装置として実現され得るだけでなく、かかる特徴的な処理をコンピュータに実行させるためのプログラムとして実現され得る。また、本開示は、判定装置の一部または全部を実現する半導体集積回路として実現され得たり、判定装置を含む判定システムとして実現され得る。 The present disclosure can be implemented not only as a determination device including such a characteristic processing unit, but also as a program for causing a computer to execute such characteristic processing. Also, the present disclosure can be implemented as a semiconductor integrated circuit that implements part or all of the determination device, or as a determination system that includes the determination device.
本開示によれば、太陽光発電システムにおける発電部のパネル面に生じた歪を、容易かつ低コストで検出することができる。 Advantageous Effects of Invention According to the present disclosure, it is possible to easily and at low cost detect distortion occurring in a panel surface of a power generation unit in a photovoltaic power generation system.
最初に、本開示の実施形態の内容を列記して説明する。
(1)本開示の実施の形態に係る判定装置は、太陽電池パネルを含む発電部を備える太陽光発電システムに用いられる判定装置であって、前記発電部の出力電流の計測結果を示す計測情報を取得する取得部と、前記取得部により取得された前記計測情報に基づいて、判定対象の前記発電部である対象発電部の出力電流に基づく値であって、1日のうちの時間順の第1時間帯、第2時間帯および第3時間帯のうちの少なくともいずれか1つの時間帯における値である統計値を算出し、算出した前記統計値に基づいて前記対象発電部における前記太陽電池パネルの面の歪を判定する判定処理を行う判定部とを備える。
First, the contents of the embodiments of the present disclosure will be listed and described.
(1) A determination device according to an embodiment of the present disclosure is a determination device used in a photovoltaic power generation system including a power generation unit including a solar cell panel, and is measurement information indicating a measurement result of an output current of the power generation unit. and a value based on the output current of the target power generation unit, which is the power generation unit to be determined, based on the measurement information acquired by the acquisition unit, in chronological order of one day calculating a statistical value that is a value in at least one of a first time period, a second time period, and a third time period; and based on the calculated statistical value, the solar cell in the target power generation unit a determination unit that performs determination processing for determining distortion of the surface of the panel.
このような構成により、現地調査により発電部を実際に目視したり、架台に歪センサ等を取り付けたりすることなく、発電部のパネル面における歪を検出することができる。したがって、太陽光発電システムにおける発電部のパネル面に生じた歪を、容易かつ低コストで検出することができる。 With such a configuration, it is possible to detect the strain on the panel surface of the power generation unit without actually visually inspecting the power generation unit by field survey or without attaching a strain sensor or the like to the frame. Therefore, it is possible to easily detect the distortion occurring in the panel surface of the power generation unit in the photovoltaic power generation system at low cost.
また、第1時間帯、第2時間帯および第3時間帯のうちの少なくともいずれか1つの時間帯における、対象発電部の出力電流に基づく統計値を用いる構成により、対象発電部の出力電力に明確な変化が表れない程度の歪が生じている場合であっても、当該歪を早期に発見することができる。 In addition, with the configuration using the statistical value based on the output current of the target power generation unit in at least one of the first time zone, the second time zone, and the third time zone, the output power of the target power generation unit Even if there is distortion to the extent that no clear change appears, it is possible to detect the distortion at an early stage.
(2)好ましくは、前記太陽光発電システムにおいて、複数の前記発電部からの出力ラインを集約する接続部が設置され、前記判定部は、前記第1時間帯、前記第2時間帯および前記第3時間帯のうちの少なくともいずれか1つの時間帯における、前記接続部に属する複数の前記発電部の出力電流に基づく値である基準値と、前記接続部に属する前記対象発電部の前記統計値との比較結果に基づいて、前記判定処理を行う。 (2) Preferably, in the photovoltaic power generation system, a connection unit is provided to aggregate output lines from the plurality of power generation units, and the determination unit includes the first time period, the second time period and the second time period. a reference value based on the output currents of the plurality of power generation units belonging to the connection section in at least one of three time periods; and the statistical value of the target power generation section belonging to the connection section. The determination process is performed based on the result of comparison with.
このように、接続部に属する複数の発電部の出力電流に基づく基準値と、対象発電部の出力電流に基づく統計値とを比較する構成により、歪によって生じる当該統計値の現象を容易に特定することができる。 In this way, by comparing the reference value based on the output currents of the plurality of power generation units belonging to the connection section and the statistical value based on the output current of the target power generation unit, the phenomenon of the statistical value caused by distortion can be easily identified. can do.
(3)より好ましくは、前記判定部は、前記判定処理において、前記第1時間帯または前記第3時間帯における前記統計値が、対応する時間帯の前記基準値よりも小さいか否かの比較を行う。 (3) More preferably, in the determination process, the determination unit compares whether the statistical value in the first time period or the third time period is smaller than the reference value in the corresponding time period. I do.
たとえば、太陽電池パネルの長手方向が東西方向に沿うように設けられている場合であり、かつ当該太陽電池パネルの西側または東側の端部に歪が生じている場合、第1時間帯または第3時間帯において、対象発電部の出力電流に基づく統計値は基準値よりも小さくなる。このため、上記のような構成により、太陽電池パネルの西側または東側の端部に歪が生じているか否かを容易に判定することができる。 For example, when the longitudinal direction of the solar cell panel is provided along the east-west direction, and when the edge of the solar cell panel on the west side or the east side is distorted, the first time zone or the third time zone During the time period, the statistical value based on the output current of the target power generation unit is smaller than the reference value. Therefore, with the configuration as described above, it is possible to easily determine whether or not the edge portion on the west side or the east side of the solar cell panel is distorted.
(4)より好ましくは、前記判定部は、前記判定処理において、前記第1時間帯および前記第3時間帯の各時間帯における前記統計値が、対応する時間帯の前記基準値よりも小さいか否かの比較、ならびに前記第2時間帯における前記統計値が、前記第2時間帯における前記基準値よりも大きいか否かの比較を行う。 (4) More preferably, in the determination process, the determination unit determines whether the statistical value in each time slot of the first time slot and the third time slot is smaller than the reference value in the corresponding time slot. and whether the statistical value in the second time period is greater than the reference value in the second time period.
たとえば、太陽電池パネルの長手方向が東西方向に沿うように設けられている場合であり、かつ当該太陽電池パネルの長手方向における中央部分に歪が生じている場合、第1時間帯および第3時間帯において、対象発電部の出力電流に基づく統計値は基準値よりも小さくなり、第2時間帯において、当該統計値は基準値よりも大きくなる。このため、上記のような構成により、太陽電池パネルの長手方向における中央部分に歪が生じているか否かを容易に判定することができる。 For example, when the longitudinal direction of the solar cell panel is along the east-west direction, and when the central portion in the longitudinal direction of the solar cell panel is distorted, the first time period and the third time period In the period, the statistical value based on the output current of the target power generation unit is smaller than the reference value, and in the second time period, the statistical value is larger than the reference value. Therefore, with the configuration as described above, it is possible to easily determine whether or not the central portion in the longitudinal direction of the solar cell panel is distorted.
(5)より好ましくは、前記判定部は、前記判定処理において、前記第2時間帯における前記統計値が、前記第2時間帯における前記基準値よりも小さいか否かの比較を行う。 (5) More preferably, in the determination process, the determination unit compares whether the statistical value in the second time period is smaller than the reference value in the second time period.
たとえば、太陽電池パネルの長手方向が東西方向に沿うように設けられている場合であり、かつ当該太陽電池パネルの西側および東側の両端部に歪が生じている場合、第2時間帯において、対象発電部の出力電流に基づく統計値は基準値よりも小さくなる。このため、上記のような構成により、太陽電池パネルの西側および東側の両端部に歪が生じているか否かを容易に判定することができる。 For example, when the longitudinal direction of the solar cell panel is along the east-west direction, and when distortion occurs at both ends of the solar cell panel on the west and east sides, in the second time zone, the target A statistical value based on the output current of the power generation unit is smaller than the reference value. Therefore, with the configuration as described above, it is possible to easily determine whether or not the both ends of the solar cell panel on the west and east sides are distorted.
(6)より好ましくは、前記判定部は、前記判定処理における比較の結果に基づいて、前記発電部の歪の種別を判定する。 (6) More preferably, the determination unit determines the type of distortion of the power generation unit based on a comparison result in the determination process.
対象発電部の出力電流に基づく統計値と基準値との差分は、第1時間帯、第2時間帯および第3時間帯の各時間帯において、歪の種別に応じて変化する。このため、上記のように、各時間帯における統計値と基準値との比較の結果を用いる構成により、発電部の歪の種別を容易に判定することができる。 The difference between the statistic value based on the output current of the target power generation unit and the reference value changes according to the type of distortion in each of the first time period, the second time period, and the third time period. Therefore, as described above, the type of distortion of the power generation section can be easily determined by using the result of comparison between the statistical value and the reference value in each time period.
(7)より好ましくは、前記判定部は、前記発電部の歪の種別として、前記太陽電池パネルの面の、東端部の歪、西端部の歪、および中央部分の歪のうちの少なくともいずれか1つを判定する。 (7) More preferably, the determination unit selects at least one of distortion in the east edge, distortion in the west edge, and distortion in the central portion of the surface of the solar cell panel as the type of distortion in the power generation unit. judge one.
このような構成により、管理者等において歪が生じている箇所を把握して、より適切な対応を行うことができる。 With such a configuration, it is possible for the administrator or the like to grasp the location where the distortion occurs and take more appropriate measures.
(8)好ましくは、前記判定部は、前記発電部の出力電流に基づく値の複数の前記発電部間における最大値である発電部間最大値、のうちの1日における最大値、および前記発電部間最大値の時間的変化が所定の条件を満たす日について選択的に前記判定処理を行う。 (8) Preferably, the determination unit determines the maximum value in one day of a maximum value among the power generation units, which is the maximum value among the plurality of power generation units based on the output current of the power generation unit, and the power generation unit The judging process is selectively performed for days on which the temporal change in the inter-part maximum value satisfies a predetermined condition.
このような構成により、たとえば、1日を通して出力電力の変動が少なく、かつ太陽光発電システムにおいて基準性能値以上の電力を発電することのできる日など、対象発電部の出力電流に基づく統計値において、歪による現象が表れやすい日に判定処理を行うことができるため、より正確な判定結果を得ることができる。 With such a configuration, for example, the statistical value based on the output current of the target power generation unit, such as a day when the output power fluctuates little throughout the day and the solar power generation system can generate power equal to or higher than the standard performance value Since the determination process can be performed on a day when the phenomenon due to distortion is likely to appear, more accurate determination results can be obtained.
(9)本開示の実施の形態に係る判定方法は、太陽電池パネルを含む発電部を備える太陽光発電システムに用いられる判定装置における判定方法であって、前記発電部の出力電流の計測結果を示す計測情報を取得するステップと、取得した前記計測情報に基づいて、判定対象の前記発電部である対象発電部の出力電流に基づく値であって、1日のうちの時間順の第1時間帯、第2時間帯および第3時間帯のうちの少なくともいずれか1つの時間帯における値である統計値を算出するステップと、算出した前記統計値に基づいて前記対象発電部における前記太陽電池パネルの面の歪を判定する判定処理を行うステップとを含む。 (9) A determination method according to an embodiment of the present disclosure is a determination method in a determination device used in a photovoltaic power generation system including a power generation unit including a solar cell panel, wherein the measurement result of the output current of the power generation unit is a value based on the output current of the target power generation unit, which is the power generation unit to be determined, based on the acquired measurement information, the first hour in time order of one day calculating a statistical value that is a value in at least one of a time period, a second time period, and a third time period; and based on the calculated statistical value, the solar cell panel in the target power generation unit. and performing a determination process for determining the distortion of the surface of the .
このような方法により、現地調査により発電部を実際に目視したり、架台に歪センサ等を取り付けたりすることなく、発電部のパネル面における歪を検出することができる。したがって、太陽光発電システムにおける発電部のパネル面に生じた歪を、容易かつ低コストで検出することができる。 With such a method, it is possible to detect the strain on the panel surface of the power generation unit without actually visually observing the power generation unit by field survey or without attaching a strain sensor or the like to the frame. Therefore, it is possible to easily detect the distortion occurring in the panel surface of the power generation unit in the photovoltaic power generation system at low cost.
また、第1時間帯、第2時間帯および第3時間帯のうちの少なくともいずれか1つの時間帯における、対象発電部の出力電流に基づく統計値を用いる方法により、対象発電部の出力電力に明確な変化が表れない程度の歪が生じている場合であっても、当該歪を早期に発見することができる。 In addition, by using a statistical value based on the output current of the target power generation unit in at least one of the first time period, the second time period, and the third time period, the output power of the target power generation unit Even if there is distortion to the extent that no clear change appears, it is possible to detect the distortion at an early stage.
以下、本開示の実施の形態について図面を用いて説明する。なお、図中同一または相当部分には同一符号を付してその説明は繰り返さない。また、以下に記載する実施の形態の少なくとも一部を任意に組み合わせてもよい。 Embodiments of the present disclosure will be described below with reference to the drawings. The same or corresponding parts in the drawings are denoted by the same reference numerals, and the description thereof will not be repeated. Moreover, at least part of the embodiments described below may be combined arbitrarily.
<構成および基本動作>
[太陽光発電システムの構成]
図1は、本開示の実施の形態に係る太陽光発電システムの構成を示す図である。
<Configuration and basic operation>
[Configuration of photovoltaic power generation system]
FIG. 1 is a diagram showing the configuration of a photovoltaic power generation system according to an embodiment of the present disclosure.
図1を参照して、太陽光発電システム401は、4つのPCS(Power Conditioning Subsystem)ユニット80と、キュービクル6とを備える。キュービクル6は、銅バー73を含む。
Referring to FIG. 1 , solar
図1では、4つのPCSユニット80を代表的に示しているが、さらに多数または少数のPCSユニット80が設けられてもよい。
Although four
図2は、本開示の実施の形態に係るPCSユニットの構成を示す図である。 FIG. 2 is a diagram showing the configuration of a PCS unit according to the embodiment of the present disclosure.
図2を参照して、PCSユニット80は、4つの集電ユニット60と、PCS(電力変換装置)8とを備える。PCS8は、銅バー7と、電力変換部9とを含む。
Referring to FIG. 2,
図2では、4つの集電ユニット60を代表的に示しているが、さらに多数または少数の集電ユニット60が設けられてもよい。
FIG. 2 representatively shows four
図3は、本開示の実施の形態に係る集電ユニットの構成を示す図である。 FIG. 3 is a diagram showing the configuration of a current collecting unit according to an embodiment of the present disclosure.
図3を参照して、集電ユニット60は、4つの太陽電池ユニット74と、集電箱71とを含む。集電箱71は、銅バー72を有する。
Referring to FIG. 3 ,
図3では、4つの太陽電池ユニット74を代表的に示しているが、さらに多数または少数の太陽電池ユニット74が設けられてもよい。
FIG. 3 representatively shows four
図4は、本開示の実施の形態に係る太陽電池ユニットの構成を示す図である。 FIG. 4 is a diagram showing the configuration of a solar cell unit according to an embodiment of the present disclosure.
図4を参照して、太陽電池ユニット74は、4つの発電部78と、接続箱(接続部)76とを含む。発電部78は、太陽電池パネルを有する。接続箱76は、銅バー77を有する。
Referring to FIG. 4 ,
図4では、4つの発電部78を代表的に示しているが、さらに多数または少数の発電部78が設けられてもよい。
Although four
発電部78は、この例では4つの太陽電池パネル79A,79B,79C,79Dが直列接続されたストリングである。以下、太陽電池パネル79A,79B,79C,79Dの各々を、太陽電池パネル79とも称する。
The
図4では、4つの太陽電池パネル79を代表的に示しているが、さらに多数または少数の太陽電池パネル79が設けられてもよい。 Although four solar panels 79 are representatively shown in FIG. 4, more or fewer solar panels 79 may be provided.
太陽光発電システム401では、複数の発電部78からの出力ラインおよび集約ラインすなわち電力線がそれぞれキュービクル6に電気的に接続される。
In the photovoltaic
より詳細には、発電部78の出力ライン1は、発電部78に接続された第1端と、銅バー77に接続された第2端とを有する。各出力ライン1は、銅バー77を介して集約ライン5に集約される。銅バー77は、たとえば接続箱76の内部に設けられている。
More specifically, the
発電部78は、太陽光を受けると、受けた太陽光のエネルギーを直流電力に変換し、変換した直流電力を出力ライン1へ出力する。
Upon receiving sunlight, the
図3および図4を参照して、集約ライン5は、対応の太陽電池ユニット74における銅バー77に接続された第1端と、銅バー72に接続された第2端とを有する。各集約ライン5は、銅バー72を介して集約ライン2に集約される。銅バー72は、たとえば集電箱71の内部に設けられている。
3 and 4,
図1~図4を参照して、太陽光発電システム401では、上述のように複数の発電部78からの各出力ライン1が集約ライン5に集約され、各集約ライン5が集約ライン2に集約され、各集約ライン2が集約ライン4に集約され、各集約ライン4がキュービクル6に電気的に接続される。
1 to 4, in solar
より詳細には、各集約ライン2は、対応の集電ユニット60における銅バー72に接続された第1端と、銅バー7に接続された第2端とを有する。PCS8において、内部ライン3は、銅バー7に接続された第1端と、電力変換部9に接続された第2端とを有する。
More specifically, each
PCS8において、電力変換部9は、たとえば、各発電部78において発電された直流電力を出力ライン1、銅バー77、集約ライン5、銅バー72、集約ライン2、銅バー7および内部ライン3経由で受けると、受けた直流電力を交流電力に変換して集約ライン4へ出力する。
In the
集約ライン4は、電力変換部9に接続された第1端と、銅バー73に接続された第2端とを有する。
キュービクル6において、各PCS8における電力変換部9から各集約ライン4へ出力された交流電力は、銅バー73を介して系統へ出力される。
In the
[監視システムの構成]
図5は、本開示の実施の形態に係る監視システムの構成を示す図である。
[Surveillance system configuration]
FIG. 5 is a diagram showing the configuration of a monitoring system according to an embodiment of the present disclosure.
図5を参照して、監視システム301は、太陽光発電システム401に用いられる。監視システム301は、1または複数の判定装置101と、複数の監視装置111と、複数の収集装置151とを含む。図5では、一例として、監視システム301は、1つの判定装置101を含む。
Referring to FIG. 5,
図5では、1つの集電ユニット60に対応して設けられた4つの監視装置111を代表的に示しているが、さらに多数または少数の監視装置111が設けられてもよい。
FIG. 5 representatively shows four
監視システム301では、子機である監視装置111におけるセンサの情報が、収集装置151へ定期的または不定期に伝送される。
In the
監視装置111は、たとえば集電ユニット60に設けられている。より詳細には、監視装置111は、4つの太陽電池ユニット74にそれぞれ対応して4つ設けられている。各監視装置111は、たとえば、対応の出力ライン1および集約ライン5に電気的に接続されている。
The
監視装置111は、対応の太陽電池ユニット74における各出力ライン1の電流をセンサにより計測する。また、監視装置111は、対応の太陽電池ユニット74における各出力ライン1の電圧をセンサにより計測する。
The
収集装置151は、たとえばPCS8の近傍に設けられている。より詳細には、収集装置151は、PCS8に対応して設けられ、信号線46を介して銅バー7に電気的に接続されている。
The
監視装置111および収集装置151は、集約ライン2,5を介して電力線通信(PLC:Power Line Communication)を行うことにより情報の送受信を行う。
The
より詳細には、各監視装置111は、対応の出力ラインの電流および電圧の計測結果を示す監視情報を送信する。収集装置151は、各監視装置111の計測結果を収集する。
More specifically, each
[監視装置の構成]
図6は、本開示の実施の形態に係る監視システムにおける監視装置の構成を示す図である。図6では、出力ライン1、集約ライン5および銅バー77がより詳細に示されている。
[Configuration of monitoring device]
FIG. 6 is a diagram showing the configuration of a monitoring device in the monitoring system according to the embodiment of the present disclosure. In FIG. 6
図6を参照して、出力ライン1は、プラス側出力ライン1pと、マイナス側出力ライン1nとを含む。集約ライン5は、プラス側集約ライン5pと、マイナス側集約ライン5nとを含む。銅バー77は、プラス側銅バー77pと、マイナス側銅バー77nとを含む。
Referring to FIG. 6,
図示しないが、図3に示す集電箱71における銅バー72は、プラス側集約ライン5pおよびマイナス側集約ライン5nにそれぞれ対応して、プラス側銅バー72pおよびマイナス側銅バー72nを含む。
Although not shown, copper bars 72 in
プラス側出力ライン1pは、対応の発電部78に接続された第1端と、プラス側銅バー77pに接続された第2端とを有する。マイナス側出力ライン1nは、対応の発電部78に接続された第1端と、マイナス側銅バー77nに接続された第2端とを有する。
The plus
プラス側集約ライン5pは、プラス側銅バー77pに接続された第1端と、集電箱71におけるプラス側銅バー72pに接続された第2端とを有する。マイナス側集約ライン5nは、マイナス側銅バー77nに接続された第1端と、集電箱71におけるマイナス側銅バー72nに接続された第2端とを有する。
The plus side
監視装置111は、検出処理部11と、4つの電流センサ16と、電圧センサ17と、通信部14とを備える。なお、監視装置111は、出力ライン1の数に応じて、さらに多数または少数の電流センサ16を備えてもよい。
The
監視装置111は、たとえば、発電部78の近傍に設けられている。具体的には、監視装置111は、たとえば、計測対象の出力ライン1が接続された銅バー77が設けられた接続箱76の内部に設けられている。なお、監視装置111は、接続箱76の外部に設けられてもよい。
監視装置111は、たとえば、プラス側集約ライン5pおよびマイナス側集約ライン5nとそれぞれプラス側電源線26pおよびマイナス側電源線26nを介して電気的に接続されている。以下、プラス側電源線26pおよびマイナス側電源線26nの各々を、電源線26とも称する。
各監視装置111は、対応の発電部78に関する計測結果を示す監視情報を、自己および収集装置151に接続される電力線を介して送信する。
Each
詳細には、監視装置111における通信部14は、集約ラインを介した電力線通信を、複数の監視装置111の計測結果を収集する収集装置151と行うことが可能である。より詳細には、通信部14は、集約ライン2,5経由で情報を送受信することが可能である。具体的には、通信部14は、電源線26および集約ライン2,5を介して収集装置151と電力線通信を行う。
Specifically, the
検出処理部11は、たとえば、対応の出力ライン1の電流および電圧の計測結果を示す監視情報を所定時間ごとに作成するように設定されている。
The
電流センサ16は、出力ライン1の電流を計測する。より詳細には、電流センサ16は、たとえば、ホール素子タイプの電流プローブである。電流センサ16は、監視装置111の図示しない電源回路から受けた電力を用いて、対応のマイナス側出力ライン1nを通して流れる電流を計測し、計測結果を示す信号を検出処理部11へ出力する。なお、電流センサ16は、プラス側出力ライン1pを通して流れる電流を計測してもよい。
A
電圧センサ17は、出力ライン1の電圧を計測する。より詳細には、電圧センサ17は、プラス側銅バー77pおよびマイナス側銅バー77n間の電圧を計測し、計測結果を示す信号を検出処理部11へ出力する。
A
検出処理部11は、たとえば、所定時間ごとに、各電流センサ16および電圧センサ17から受けた各計測信号に対して平均化およびフィルタリング等の信号処理を行った信号をデジタル信号に変換する。
For example, the
検出処理部11は、作成した各デジタル信号の示す計測値、対応の電流センサ16のID(以下、電流センサIDとも称する。)、電圧センサ17のID(以下、電圧センサIDとも称する。)、および自己の監視装置111のID(以下、監視装置IDとも称する。)を含む監視情報を作成する。
The
検出処理部11は、送信元IDが自己の監視装置IDであり、送信先IDが収集装置151のIDであり、データ部分が監視情報である監視情報パケットを作成する。そして、検出処理部11は、作成した監視情報パケットを通信部14へ出力する。なお、検出処理部11は、監視情報パケットにシーケンス番号を含めてもよい。
The
通信部14は、検出処理部11から受ける監視情報パケットを収集装置151へ送信する。
The
再び図5を参照して、収集装置151は、集約ライン2,5経由で情報を送受信することが可能である。具体的には、収集装置151は、たとえば、信号線46および集約ライン2,5を介して監視装置111と電力線通信を行い、監視情報パケットを複数の監視装置111から受信する。
Referring again to FIG. 5,
収集装置151は、カウンタおよび記憶部を有しており、監視装置111から監視情報パケットを受信すると、受信した監視情報パケットから監視情報を取得するとともに、カウンタにおけるカウント値を受信時刻として取得する。そして、収集装置151は、受信時刻を監視情報に含めた後、図示しない記憶部に当該監視情報を保存する。
The
[判定装置の構成]
図7は、本開示の実施の形態に係る監視システムにおける判定装置の構成を示す図である。
[Configuration of determination device]
FIG. 7 is a diagram showing the configuration of a determination device in the monitoring system according to the embodiment of the present disclosure.
図7を参照して、判定装置101は、歪判定部81と、天候判定部82と、通信処理部(取得部)84と、記憶部85とを備える。歪判定部81、天候判定部82および通信処理部84は、たとえば、CPU(Central Processing Unit)およびDSP(Digital Signal Processor)等のプロセッサにより実現される。記憶部85は、たとえば不揮発性メモリである。
Referring to FIG. 7 ,
判定装置101における記憶部85には、たとえば、管理対象の監視装置111のIDすなわち監視装置IDが登録されている。また、記憶部85には、監視装置IDと当該監視装置IDを有する監視装置111に含まれる各センサのIDすなわち電流センサIDおよび電圧センサIDとの対応関係R1が登録されている。
For example, the ID of the
判定装置101は、たとえばサーバであり、監視情報を収集装置151から定期的に取得し、取得した監視情報を処理する。たとえば、判定装置101は、複数の収集装置151のうちの一部または全部から監視情報を受信し、PCSユニット80ごとに、対応する監視情報を順次処理する。なお、判定装置101は、たとえば収集装置151に内蔵される構成であってもよい。
The
より詳細には、判定装置101における通信処理部84は、ネットワークを介して、収集装置151等の他の装置と情報の送受信を行う。
More specifically, the
通信処理部84は、指定された日毎処理タイミング、たとえば毎日の午前0時において各発電部78の出力電流および出力電圧の計測結果を示す計測情報(以下、「監視情報」とも称する。)を取得する。なお、判定装置101を収集装置151に内蔵する構成にすれば、より短い間隔で監視情報を容易に収集することができる。
The
より詳細には、通信処理部84は、日毎処理タイミングが到来すると、記憶部85に登録されている各監視装置IDを参照し、参照した各監視装置IDに対応し、日毎処理タイミングの24時間前から当該日毎処理タイミングまで(以下、処理日とも称する。)に属する受信時刻を含む監視情報を要求するための監視情報要求を収集装置151へ送信する。
More specifically, when the daily processing timing arrives, the
収集装置151は、判定装置101から監視情報要求を受信すると、受信した監視情報要求に従って、監視情報要求の内容を満足する1または複数の監視情報を判定装置101へ送信する。
When the monitoring information request is received from the
図8は、本開示の実施の形態に係る監視システムにおける判定装置が保持する監視情報の一例を示す図である。 FIG. 8 is a diagram illustrating an example of monitoring information held by a determination device in the monitoring system according to the embodiment of the present disclosure;
図8を参照して、監視情報は、監視装置IDと、監視装置111における各電流センサ16の電流センサIDと、各電流センサ16の計測値である電流値と、電圧センサ17の電圧センサIDと、電圧センサ17の計測値である電圧値と、受信時刻とを含む。受信時刻は、収集装置151が監視装置111から送信された監視情報を受信した時刻である。
8, the monitoring information includes a monitoring device ID, a current sensor ID of each
通信処理部84は、監視情報要求の応答として収集装置151から1または複数の監視情報を受信すると、受信した各監視情報を記憶部85に保存するとともに、処理完了通知を天候判定部82へ出力する。
When receiving one or a plurality of pieces of monitoring information from the collecting
再び図7を参照して、天候判定部82は、通信処理部84から処理完了通知を受けると、各発電部78の監視情報の示す計測結果に基づいて、処理日の天候が所定条件を満たすか否かを判定する天候判定処理を行い、天候判定処理の判定結果を歪判定部81へ出力する。たとえば、天候判定部82は、天候判定処理により処理日が快晴であると判定した場合、当該処理日の天候が所定条件を満たす旨の判定結果を歪判定部81へ出力する。
Referring to FIG. 7 again, upon receiving the processing completion notification from the
歪判定部81は、処理日の天候が所定条件を満たすことを示す判定結果を天候判定部82から受けた場合、記憶部85に保存されている各発電部78の出力電流に基づいて、発電部78におけるパネル面における歪を判定する歪判定処理を行う。
When receiving from the weather determination unit 82 a determination result indicating that the weather on the processing day satisfies a predetermined condition, the
具体的には、歪判定部81は、接続箱76ごとに、当接続箱76に属する複数の発電部78の同一の受信時刻における出力電流に基づく統計値を算出する。そして、歪判定部81は、算出した統計値と、当該接続箱76の属する発電部78の出力電流に基づく値とを用いて、当該発電部78に対する歪判定処理を行い、判定結果を通信処理部84に通知する。
Specifically, the
[天候判定部による天候判定処理]
(第1天候判定処理)
図9は、本開示の実施の形態に係る判定装置における天候判定部による第1天候判定処理を説明するための図である。図9において、横軸は時間を示し、縦軸は出力電力を示す。
[Weather Judgment Processing by Weather Judgment Unit]
(First weather determination process)
FIG. 9 is a diagram for explaining first weather determination processing by the weather determination unit in the determination device according to the embodiment of the present disclosure. In FIG. 9, the horizontal axis indicates time and the vertical axis indicates output power.
図9を参照して、天候判定部82は、通信処理部84から処理完了通知を受けると、通信処理部84により取得された監視情報の示す出力電流および出力電圧に基づいて、第1天候判定処理を行う。
Referring to FIG. 9, upon receiving the processing completion notification from
より詳細には、天候判定部82は、対応関係R1を参照して、記憶部85から各監視装置111の監視情報に含まれる各電流センサ16の計測値である電流値、および対応の電圧センサ17の計測値である電圧値を取得する。
More specifically, the
そして、天候判定部82は、取得した電流値および電圧値の複数の組の各々において電流値および電圧値を乗じることにより、監視情報に含まれる受信時刻における複数の発電部78の各々の出力電力を算出する。
Then,
また、天候判定部82は、たとえば、受信時刻ごとに、算出した複数の発電部78の各々の出力電力のうちの最大値(以下、「発電部間最大値」とも称する。)を特定し、特定した発電部間最大値の時間的変化を示すグラフGp1を作成する。
In addition, for example, the
そして、天候判定部82は、作成したグラフGp1を参照して、発電部間最大値が第1の所定条件を満たすか否かを判定する。具体的には、天候判定部82は、グラフGp1の最大値、すなわち各時刻における発電部間最大値のうちの1日における最大値が所定の閾値Pt以上であるか否かを確認し、グラフGp1の最大値が所定の閾値Pt以上である場合、第1の所定条件を満たすと判定する。
Then, the
閾値Ptは、たとえば、太陽光発電システム401全体の出力電力の基準性能値に基づく値である。
The threshold Pt is, for example, a value based on the reference performance value of the output power of the entire photovoltaic
(第2天候判定処理)
図10は、本開示の実施の形態に係る判定装置における天候判定部による第2天候判定処理を説明するための図である。図10において、横軸は時間を示し、縦軸は天候変化の激しさを示す。
(Second weather determination process)
FIG. 10 is a diagram for explaining second weather determination processing by the weather determination unit in the determination device according to the embodiment of the present disclosure. In FIG. 10, the horizontal axis indicates time, and the vertical axis indicates severity of weather change.
図9および図10を参照して、天候判定部82は、上述した第1天候判定処理において、発電部間最大値が第1の所定条件を満たすと判定した場合、処理日における発電部間最大値の時間的変化が第2の所定条件を満たすか否かを判定する第2天候判定処理を行う。
9 and 10, when
より詳細には、天候判定部82は、図9に示すグラフGp1の波形を時間微分することにより、グラフGp1の傾きの時間的変化を示すグラフを作成する。そして、天候判定部82は、当該グラフの波形をさらに時間微分することにより、図10に示すように、当該グラフの傾きの時間的変化を示すグラフGdを作成する。すなわち、天候判定部82は、図9に示すグラフGp1の波形に対して2回時間微分を行うことにより、天候変化の激しさを示すグラフGdを作成する。
More specifically, the
そして、天候判定部82は、作成したグラフGdの示す値の最大値の絶対値および最小値の絶対値の各々が所定の閾値Dt以下であるか否かを確認する。そして、天候判定部82は、最大値の絶対値および最小値の絶対値がいずれも閾値Dt以下である場合、処理日における発電部間最大値の時間的変化が第2の所定条件を満たすと判定する。
Then, the
閾値Dtは、たとえば、太陽光発電システム401全体の出力電力の基準性能値、および所定の変化率に基づいて設定される値である。
The threshold Dt is, for example, a value set based on the reference performance value of the output power of the entire photovoltaic
このように、天候判定部82は、天候処理判定を行うことにより、処理日が、1日を通して出力電力の変動が少なく、かつ太陽光発電システム401において基準性能値以上の電力を発電することのできる日(以下、「快晴日」とも称する。)であるか否かを確認することができる。
In this way, the
なお、天候判定部82は、第2天候判定処理において、グラフGp1の示す波形に対して2回時間微分を行う代わりに、当該波形に対して1回時間微分を行い、算出結果を用いて所定条件の判定を行う構成であってもよい。
Note that, in the second weather determination process, the
また、天候判定部82は、グラフGp1の示す波形に対して1回時間微分または2回時間微分を行う代わりに、ハイパスフィルタ等を用いて、当該波形における時間的変化の大きい部分を抽出し、抽出結果を用いて所定条件の判定を行う構成であってもよい。
In addition, the
また、天候判定部82は、上述した第1天候判定処理および第2天候判定処理に加えて、さらに他の天候判定処理を行う構成であってもよい。たとえば、天候判定部82は、朝方、昼間、夕方の時間帯別に、複数の発電部78の出力電力のうちの上位4分の1の出力電力の平均値を算出する。そして、天候判定部82は、算出した時間帯別の平均値のうちの少なくともいずれか1つが所定の閾値以下である場合、処理日の天候が所定条件を満たさないと判定してもよい。
Further, the
このような判定を行うことにより、たとえば、1つの発電部78の出力電力のみが大きい値であることに起因して処理日が快晴日であると誤判定されること、を防ぐことができる。
By making such determination, for example, it is possible to prevent erroneous determination that the processing day is a sunny day due to a large value of the output power of only one
[歪判定部による歪判定処理]
(課題の説明)
図11は、本開示の実施の形態に係る太陽光発電システムにおける発電部の出力電力の時間的変化を示す図である。図11において、横軸は時間を示し、縦軸は出力電力を示す。
[Distortion Judgment Processing by Distortion Judging Unit]
(Description of assignment)
FIG. 11 is a diagram showing temporal changes in the output power of the power generation unit in the photovoltaic power generation system according to the embodiment of the present disclosure. In FIG. 11, the horizontal axis indicates time, and the vertical axis indicates output power.
図11を参照して、実線で示すグラフGp2aは、パネル面に歪が生じている発電部78の処理日における出力電力の時間的変化を示す。破線で示すグラフGp2bは、歪が生じていない正常な発電部78の処理日における出力電力の時間的変化を示す。
Referring to FIG. 11, a graph Gp2a indicated by a solid line shows a temporal change in the output power of
グラフGp2a,Gp2bに示すように、歪が生じている発電部78と正常な発電部78との間において、出力電力の時間的変化に明確な差が表れないため、各発電部78の出力電力に着目したとしても、歪が生じている発電部78を特定することは困難である。
As shown in the graphs Gp2a and Gp2b, there is no clear difference in the temporal change in the output power between the distorted
一方、正常な発電部78と比較して、出力電力に明確な差が表れる程度に歪が生じる場合、出力電力に着目することで歪が生じている発電部78を特定することができる。しかしながら、この段階では歪が重度であるため、地絡、感電事故または火災等の二次災害が発生する可能性があり、歪の早期発見が望まれる。
On the other hand, when distortion occurs to the extent that a clear difference appears in the output power compared to the normal
(歪の発生箇所に応じた現象)
(例1)中央部分に歪が生じている場合
図12は、本開示の実施の形態に係る太陽光発電システムにおける、パネル面の中央部分における歪によって生じる現象を説明するための図である。図12において、横軸は時間を示し、縦軸は出力電流の差分を示す。
(Phenomenon depending on the location where strain occurs)
(Example 1) When distortion occurs in the central portion FIG. 12 is a diagram for explaining a phenomenon caused by distortion in the central portion of the panel surface in the photovoltaic power generation system according to the embodiment of the present disclosure. In FIG. 12, the horizontal axis indicates time, and the vertical axis indicates the difference in output current.
ここでは、各発電部78における太陽電池パネル79は、長手方向が東西方向に沿うように設けられているとする。図12を参照して、発電部78のパネル面における長手方向の中央部分に歪またはくぼみ等が生じている場合、当該発電部78が接続されている接続箱76に属する複数の発電部78の出力電流の統計値(以下、「発電部間統計値」とも称する。)と、当該発電部78の出力電流との差分は、グラフGx1に示すように遷移する。パネル面の中央部分に歪が生じている発電部78を、以下「中央歪発電部78」とも称する。発電部間統計値は、複数の発電部78の出力電流の中央値または平均値などである。
Here, it is assumed that the solar cell panel 79 in each
ここでは、1日のうちの朝方から夕方までの時間を、時間順に並ぶ朝方(第1時間帯)、昼間(第2時間帯)および夕方(第3時間帯)に分けて説明する。具体的には、昼間は、南中時刻を中心とした前後2時間を含む時間帯であり、朝方は、日の出時刻から昼間の時間帯の直前までの時間帯であり、夕方は、昼間の時間帯の直後から日の入り時刻までの時間帯である。 Here, the time from morning to evening in one day is divided into morning (first time zone), daytime (second time zone), and evening (third time zone) arranged chronologically. Specifically, daytime is a time period that includes two hours before and after Nanchu time, morning is a time period from sunrise to just before daytime, and evening is daytime. It is the time period from immediately after the period to the time of sunset.
なお、昼間の時間帯は、南中時刻を中心とした前後2時間の時間帯に限らず、たとえば南中時刻を中心とした前後1時間または前後3時間など、太陽光発電システム401が設けられている場所および季節等に応じて変動してもよい。
Note that the daytime time zone is not limited to the time zone of two hours before and after Nanchu time, but may be, for example, one hour before or after Nanchu time or three hours before or after Nanchu time, in which solar
中央歪発電部78の朝方および夕方の各時間帯における出力電流は、対応する時間帯における発電部間統計値よりも小さい値となる。また、中央歪発電部78の昼間における出力電流は、昼間における発電部間統計値よりも大きい値となる。
The output current of the central distortion
一方、歪が生じていない正常な発電部78の出力電流と、発電部間統計値との差分は、グラフGx2に示すように遷移する。すなわち、正常な発電部78の出力電流は、朝方、昼間および夕方のすべての時間帯において、発電部間統計値と同等の値となる。
On the other hand, the difference between the output current of normal
(例2)西端部に歪が生じている場合
図13は、本開示の実施の形態に係る太陽光発電システムにおける、パネル面の西側の端部における歪によって生じる現象を説明するための図である。図13において、横軸は時間を示し、縦軸は出力電流の差分を示す。
(Example 2) When distortion occurs at the western edge FIG. 13 is a diagram for explaining a phenomenon caused by distortion at the western edge of the panel surface in the photovoltaic power generation system according to the embodiment of the present disclosure. be. In FIG. 13, the horizontal axis indicates time, and the vertical axis indicates the difference in output current.
図13を参照して、正常な場合と比較して発電部78のパネル面の西側端部が下がっているなど、発電部78のパネル面における西側の端部において歪が生じている場合、当該発電部78が接続されている接続箱76の発電部間統計値と、当該発電部78の出力電流との差分は、グラフGx3に示すように遷移する。パネル面の西側の端部において歪が生じている発電部78を、以下「西端歪発電部78」とも称する。
Referring to FIG. 13 , when the western edge of the panel surface of
すなわち、西端歪発電部78の朝方における出力電流は、朝方における発電部間統計値よりも小さい値となる。また、西端歪発電部78の昼間および夕方の各時間帯における出力電流は、対応する時間帯における発電部間統計値と同等の値となる。
That is, the output current in the morning of the western end distortion
(例3)東端部に歪が生じている場合
図14は、本開示の実施の形態に係る太陽光発電システムにおける、パネル面の東側の端部における歪によって生じる現象を説明するための図である。図14において、横軸は時間を示し、縦軸は出力電流の差分を示す。
(Example 3) When distortion occurs at the east end FIG. 14 is a diagram for explaining a phenomenon caused by distortion at the east end of the panel surface in the photovoltaic power generation system according to the embodiment of the present disclosure. be. In FIG. 14, the horizontal axis indicates time, and the vertical axis indicates the difference in output current.
図14を参照して、正常な場合と比較して発電部78のパネル面の東側端部が下がっているなど、発電部78のパネル面における東側の端部において歪が生じている場合、当該発電部78が接続されている接続箱76の発電部間統計値と、当該発電部78の出力電流との差分は、グラフGx4に示すように遷移する。パネル面の東側の端部において歪が生じている発電部78を、以下「東端歪発電部78」とも称する。
Referring to FIG. 14, when the east end of the panel surface of
すなわち、東端歪発電部78の朝方および昼間の各時間帯における出力電流は、対応する時間帯における発電部間統計値と同等の値となる。また、東端歪発電部78の夕方における出力電流は、夕方における発電部間統計値よりも小さい値となる。
That is, the output current of the east end distortion
(例4)両端部に歪が生じている場合
図15は、本開示の実施の形態に係る太陽光発電システムにおける、パネル面の両端部における歪によって生じる現象を説明するための図である。図15において、横軸は時間を示し、縦軸は出力電流の差分を示す。
(Example 4) When Distortion Occurs at Both Ends FIG. 15 is a diagram for explaining a phenomenon caused by distortion at both ends of the panel surface in the photovoltaic power generation system according to the embodiment of the present disclosure. In FIG. 15, the horizontal axis indicates time, and the vertical axis indicates the difference in output current.
図15を参照して、正常な場合と比較して発電部78のパネル面の東側および西側の両端部が下がっているなど、発電部78のパネル面における東側および西側の両端部において歪が生じている場合、当該発電部78が接続されている接続箱76の発電部間統計値と、当該発電部78の出力電流との差分は、グラフGx5に示すように遷移する。パネル面の両端部において歪が生じている発電部78を、以下「両端歪発電部78」とも称する。
Referring to FIG. 15, distortion occurs at both the east and west ends of the panel surface of
すなわち、両端歪発電部78の朝方および夕方の各時間帯における出力電流は、対応する時間帯における発電部間統計値よりもやや小さい値または同等の値となる。また、両端歪発電部78の昼間における出力電流は、昼間における発電部間統計値よりも小さい値となる。
That is, the output current of the both-ends strain
図16は、図12から図15に示す歪の発生箇所に応じた現象の一覧である。 FIG. 16 is a list of phenomena corresponding to the locations of distortion shown in FIGS. 12 to 15 .
図16を参照して、歪が生じている発電部78の出力電流と、発電部間統計値との差分は、朝方、昼間および夕方の各時間帯において、歪の発生箇所、すなわち歪の種別に応じて変化する。このため、判定装置101における歪判定部81は、各時間帯における当該差分を確認することにより、発電部78のパネル面の歪の種別を判定することができる。以下、歪判定部81による歪判定処理の詳細について説明する。
Referring to FIG. 16, the difference between the output current of
(歪判定処理の詳細)
歪判定部81は、処理日の天候が所定条件を満たす日について選択的に歪判定処理を行う。たとえば、歪判定部81は、上述のとおり、処理日の天候が所定条件を満たす旨の判定結果を天候判定部82から受けた場合、すなわち処理日が快晴日である場合、発電部78の出力電流に基づいて、当該発電部78のパネル面の歪を判定する歪判定処理を行う。
(Details of distortion determination processing)
The
詳細には、歪判定部81は、たとえば、受信時刻ごとに、判定対象の発電部78が接続されている接続箱76の発電部間統計値を算出する。そして、歪判定部81は、たとえば、朝方、昼間および夕方のうちの少なくともいずれか1つの時間帯における発電部間統計値の時間平均値を算出する。
Specifically, the
また、歪判定部81は、朝方、昼間、夕方のうちの少なくともいずれか1つの時間帯における、判定対象の発電部78の出力電流の時間平均値を算出する。そして、歪判定部81は、算出した発電部間統計値の時間平均値と、算出した判定対象の発電部78の出力電流の時間平均値との大小関係を確認する。
Moreover, the
ここでは、歪判定部81が、朝方、昼間および夕方の各時間帯の、発電部間統計値の時間平均値、および判定対象の発電部78の出力電流の時間平均値を算出する場合における、歪判定処理のより詳細な内容について説明する。
Here, when the
より詳細には、歪判定部81は、たとえば、朝方に含まれる各受信時刻の発電部間統計値の時間平均値(以下、「第1基準値C1」とも称する。)と、判定対象となる発電部78の朝方における出力電流の時間平均値(以下、「第1対象値E1」とも称する。)とを比較する。
More specifically, the
また、歪判定部81は、たとえば、昼間についても同様に、第2時間帯に含まれる各受信時刻の発電部間統計値の時間平均値(以下、「第2基準値C2」とも称する。)と、判定対象となる発電部78の第2時間帯における出力電流の時間平均値(以下、「第2対象値E2」とも称する。)とを比較する。
Similarly, for example, during the daytime, the
また、歪判定部81は、たとえば、夕方についても同様に、夕方に含まれる各受信時刻の発電部間統計値の時間平均値(以下、「第3基準値C3」とも称する。)と、判定対象となる発電部78の夕方における出力電流の時間平均値(以下、「第3対象値E3」とも称する。)とを比較する。
Similarly, in the evening, for example, the
以下、第1基準値C1、第2基準値C2および第3基準値C3の各々を、単に「基準値C」とも称する。また、第1対象値E1、第2対象値E2および第3対象値E3の各々を、単に「対象値E」とも称する。 Hereinafter, each of the first reference value C1, the second reference value C2 and the third reference value C3 is also simply referred to as "reference value C". Further, each of the first target value E1, the second target value E2 and the third target value E3 is also simply referred to as "target value E".
歪判定部81は、上述した大小関係の比較結果に基づいて、歪の種別を判定することができる。たとえば、歪判定部81は、大小関係の比較において、たとえば2つの閾値Th1,Th2を用いる。閾値Th1は負の値であり、閾値Th2は正の値であるとする。
The
具体的には、第1対象値E1から第1基準値C1を引いた値、第2対象値E2から第2基準値C2を引いた値、および第3対象値E3から第3基準値C3を引いた値がいずれも閾値Th1から閾値Th2の範囲内であるとする。すなわち、歪判定部81は、以下の式(11)~式(13)を満たす場合、図12のグラフGx2に示すように、判定対象である発電部78は歪が生じていない正常な発電部78であると判定する。
Th1 ≦ E1-C1 ≦ Th2 ・・・(11)
Th1 ≦ E2-C2 ≦ Th2 ・・・(12)
Th1 ≦ E3-C3 ≦ Th2 ・・・(13)
Specifically, the value obtained by subtracting the first reference value C1 from the first target value E1, the value obtained by subtracting the second reference value C2 from the second target value E2, and the third reference value C3 from the third target value E3 Assume that the subtracted values are all within the range from threshold Th1 to threshold Th2. That is, when the following equations (11) to (13) are satisfied, the
Th1 ≤ E1-C1 ≤ Th2 (11)
Th1≦E2−C2≦Th2 (12)
Th1 ≤ E3-C3 ≤ Th2 (13)
また、第1対象値E1から第1基準値C1を引いた値が閾値Th1以下であり、第2対象値E2から第2基準値C2を引いた値が閾値Th2以上であり、第3対象値E3から第3基準値C3を引いた値が閾値Th1以下であるとする。すなわち、歪判定部81は、以下の式(21)~式(23)を満たす場合、図12のグラフGx1に示すように、判定対象である発電部78においてパネル面の中央部分に歪が生じていると判定する。
E1-C1 ≦ Th1 ・・・(21)
Th2 ≦ E2-C2 ・・・(22)
E3-C3 ≦ Th1 ・・・(21)
Further, the value obtained by subtracting the first reference value C1 from the first target value E1 is equal to or less than the threshold Th1, the value obtained by subtracting the second reference value C2 from the second target value E2 is equal to or greater than the threshold Th2, and the third target value Assume that the value obtained by subtracting the third reference value C3 from E3 is equal to or less than the threshold Th1. That is, when the following equations (21) to (23) are satisfied, the
E1-C1≤Th1 (21)
Th2≦E2−C2 (22)
E3-C3≤Th1 (21)
また、第1対象値E1から第1基準値C1を引いた値が閾値Th1以下であり、第2対象値E2から第2基準値C2を引いた値、および第3対象値E3から第3基準値C3を引いた値がいずれも閾値Th1から閾値Th2の範囲内であるとする。すなわち、歪判定部81は、以下の式(31)~式(33)を満たす場合、図13のグラフGx3に示すように、判定対象である発電部78においてパネル面の西側の端部において歪が生じていると判定する。
E1-C1 ≦ Th1 ・・・(31)
Th1 ≦ E2-C2 ≦ Th2 ・・・(32)
Th1 ≦ E3-C3 ≦ Th2 ・・・(33)
Further, the value obtained by subtracting the first reference value C1 from the first target value E1 is less than or equal to the threshold value Th1, the value obtained by subtracting the second reference value C2 from the second target value E2, and the third reference value from the third target value E3. Assume that all the values obtained by subtracting the value C3 are within the range from the threshold Th1 to the threshold Th2. That is, when the following equations (31) to (33) are satisfied, the
E1-C1≤Th1 (31)
Th1≤E2-C2≤Th2 (32)
Th1≤E3-C3≤Th2 (33)
また、第1対象値E1から第1基準値C1を引いた値、および第2対象値E2から第2基準値C2を引いた値がいずれも閾値Th1から閾値Th2の範囲内であり、第3対象値E3から第3基準値C3を引いた値が閾値Th1以下であるとする。すなわち、歪判定部81は、以下の式(41)~式(43)を満たす場合、図14のグラフGx4に示すように、判定対象である発電部78においてパネル面の東側の端部において歪が生じていると判定する。
Th1 ≦ E1-C1 ≦ Th2 ・・・(41)
Th1 ≦ E2-C2 ≦ Th2 ・・・(42)
E3-C3 ≦ Th1 ・・・(43)
Further, the value obtained by subtracting the first reference value C1 from the first target value E1 and the value obtained by subtracting the second reference value C2 from the second target value E2 are both within the range of the threshold Th1 and the threshold Th2, and the third Assume that the value obtained by subtracting the third reference value C3 from the target value E3 is equal to or less than the threshold Th1. That is, when the following equations (41) to (43) are satisfied, the
Th1 ≤ E1-C1 ≤ Th2 (41)
Th1≤E2-C2≤Th2 (42)
E3-C3≤Th1 (43)
また、歪判定部81は、パネル面の東側の端部の歪、西側の端部の歪、および中央部分の歪のうちの2つ以上の組み合わせを判定可能である。たとえば、歪判定部81は、パネル面の東側および西側の両端部における歪を判定することができる。
Moreover, the
具体的には、第1対象値E1から第1基準値C1を引いた値、および第3対象値E3から第3基準値C3を引いた値がいずれも閾値Th1から閾値Th2の範囲内であり、第2対象値E2から第2基準値C2を引いた値が閾値Th1以下であるとする。すなわち、歪判定部81は、以下の式(51)~式(53)を満たす場合、図15のグラフGx5に示すように、判定対象である発電部78においてパネル面の東側および西側の両端部において歪が生じていると判定する。
Th1 ≦ E1-C1 ≦ Th2 ・・・(51)
E2-C2 ≦ Th1 ・・・(52)
Th1 ≦ E3-C3 ≦ Th2 ・・・(53)
Specifically, the value obtained by subtracting the first reference value C1 from the first target value E1 and the value obtained by subtracting the third reference value C3 from the third target value E3 are both within the range of the threshold Th1 to the threshold Th2. , the value obtained by subtracting the second reference value C2 from the second target value E2 is equal to or less than the threshold Th1. That is, when the following equations (51) to (53) are satisfied, the
Th1 ≤ E1-C1 ≤ Th2 (51)
E2-C2≤Th1 (52)
Th1≤E3-C3≤Th2 (53)
なお、朝方および昼間において、いずれの時間帯にも含まれない時間があってもよいし、両方の時間帯に含まれる時間があってもよい。また、昼間および夕方の間において、いずれの時間帯にも含まれない時間があってもよいし、両方の時間帯に含まれる時間があってもよい。 In the morning and daytime, there may be times that are not included in either time zone, or there may be times that are included in both time zones. Also, between the daytime and the evening, there may be times that are not included in either time zone, or times that are included in both time zones.
また、歪判定部81は、対象値Eとして、判定対象となる発電部78の各時間帯における出力電流の中央値など、時間平均値以外の統計値を用いてもよい。
Moreover, the
また、歪判定部81は、各発電部78の出力電流に基づく値として、出力電流自体を用いる代わりに、当該出力電流に基づく値として、たとえば出力電力を用いて歪判定処理を行う構成であってもよい。すなわち、歪判定部81は、発電部間統計値として、複数の発電部78の出力電力の統計値を算出してもよい。この場合、歪判定部81は、対象値Eとして、判定対象となる発電部78の各時間帯における出力電力の中央値または平均値等を用いる。
Further, instead of using the output current itself as a value based on the output current of each
また、判定装置101は、天候判定部82を備えない構成であってもよい。この場合、歪判定部81は、たとえば、図12から図15に示すような、複数の発電部78の出力電流の統計値と、判定対象の発電部78の出力電流との差分を示すグラフの波形に対して、ローパスフィルタを用いたり、移動平均値を抽出したりすることにより、波形の平滑化を行い、平滑化後の波形を用いて歪の判定を行う。これにより、処理日が快晴日ではない場合であっても、歪判定処理において正確な判定結果を得ることができる。
Moreover, the
[歪判定の判定結果の警報]
通信処理部84は、歪判定部81から歪判定処理の結果の通知を受けると、たとえば、当該通知の内容に基づいて、警報を出力するか否かを判断する。
[Warning of distortion judgment result]
When the
たとえば、通信処理部84は、判定対象の発電部78が、歪が生じていない正常な発電部78である旨の通知を受けた場合、警報の出力を行わないと判断する。
For example, when the
一方、通信処理部84は、判定対象の発電部78に歪が生じている旨の通知を受けた場合、管理者等に対して警報を出力する。たとえば、通信処理部84は、当該発電部78のID、および歪の種別等を、モニタに表示したり、メールで送信したりする。
On the other hand, when the
なお、歪判定部81は、歪の種別の判定を行わない構成であってもよい。この場合、歪判定部81は、たとえば、歪の有無を示す判定結果を通信処理部84に通知する。そして、通信処理部84は、歪が生じている旨の判定結果の通知を歪判定部81から受けると、たとえば、当該異常発電部78のID等をモニタに表示したり、メールで送信したりする。
Note that the
<動作の流れ>
監視システム301における各装置は、メモリを含むコンピュータを備え、当該コンピュータにおけるCPU等の演算処理部は、以下のフローチャートの各ステップの一部または全部を含むプログラムを当該メモリから読み出して実行する。これら複数の装置のプログラムは、それぞれ、外部からインストールすることができる。これら複数の装置のプログラムは、それぞれ、記録媒体に格納された状態で流通する。
<Flow of operation>
Each device in the
図17は、本開示の実施の形態に係る判定装置が歪判定処理を行う際の動作手順を定めたフローチャートである。 FIG. 17 is a flowchart that defines an operation procedure when the determination device according to the embodiment of the present disclosure performs distortion determination processing.
図17を参照して、まず、通信処理部84は、1または複数の監視情報を取得すると、取得した各監視情報を記憶部85に保存するとともに、処理完了通知を天候判定部82へ出力する(ステップS10)。
Referring to FIG. 17 , first,
次に、天候判定部82は、通信処理部84から処理完了通知を受けると、通信処理部84により取得された監視情報の示す出力電流および出力電圧に基づいて、複数の発電部78の各々の出力電力のうちの最大値である発電部間最大値の時間的変化を示すグラフGp1を作成する。
Next, upon receiving the processing completion notification from the
そして、天候判定部82は、作成したグラフGp1の最大値が所定の閾値Pt以上であるか否かを確認することにより、発電部間最大値が第1の所定条件を満たすか否かを判定する第1天候判定処理を行う(ステップS11)。
Then, the
次に、天候判定部82は、発電部間最大値が第1の所定条件を満たす場合、たとえば、グラフGp1の波形に対して2回時間微分を行う。そして、天候判定部82は、2回時間微分により得られた波形の示す最大値の絶対値および最小値の絶対値の各々が所定の閾値Dt以下であるか否かを確認することにより、発電部間最大値の時間的変化が第2の所定条件を満たすか否かを判定する第2天候判定処理を行う(ステップS12)。
Next, when the maximum value between power generation units satisfies a first predetermined condition,
次に、歪判定部81は、発電部間最大値が第1の所定条件を満たし、かつ発電部間最大値の時間的変化が第2の所定条件を満たす旨の判定結果、すなわち処理日の天候が所定条件を満たす旨の判定結果を天候判定部82から受けたとする。この場合、歪判定部81は、朝方、昼間および夕方の各時間帯について、複数の発電部78の出力電流の統計値である発電部間統計値を算出し、算出した発電部間統計値の時間平均値、すなわち基準値Cを算出する(ステップS13)。
Next, the
次に、歪判定部81は、朝方、昼間および夕方の各時間帯について、判定対象の発電部78の出力電流の時間平均値、すなわち対象値Eを算出する(ステップS14)。
Next, the
次に、歪判定部81は、朝方、昼間および夕方の時間帯ごとに、基準値Cと対象値Eとの比較を行うことにより、判定対象である発電部78の歪の種別を判定し、判定結果を通信処理部84に通知する(ステップS15)。
Next, the
次に、通信処理部84は、歪判定部81から歪判定処理の結果の通知を受けると、たとえば、当該通知の内容に基づいて、警報を出力するか否かを判断する。たとえば、通信処理部84は、歪が生じている発電部78が存在する旨の通知を受けた場合、管理者等に対して警報を出力する(ステップS16)。
Next, when the
なお、歪判定部81による基準値Cの算出(ステップS13)は、対象値Eの算出(ステップS14)の後に行われてもよい。 Note that the calculation of the reference value C by the distortion determination unit 81 (step S13) may be performed after the calculation of the target value E (step S14).
また、歪判定部81は、朝方、昼間および夕方のうちの1つまたは2つの時間帯について、発電部間統計値の時間平均値、および判定対象の発電部78の出力電流の時間平均値を算出する構成であってもよい。
Further, the
たとえば、歪判定部81は、朝方、昼間および夕方のうち、朝方の時間帯について基準値Cおよび対象値Eの算出を行い、朝方の対象値Eが朝方の基準値Cよりも小さいか否かの比較を行うことにより、発電部78のパネル面の西側端部に歪が生じているか否かを判定することができる。
For example, the
また、たとえば、歪判定部81は、朝方、昼間および夕方のうち、夕方の時間帯について基準値Cおよび対象値Eの算出を行い、夕方の対象値Eが夕方の基準値Cよりも小さいか否かの比較を行うことにより、発電部78のパネル面の東側端部に歪が生じているか否かを判定することができる。
Further, for example, the
また、たとえば、歪判定部81は、朝方、昼間および夕方のうち、昼間の時間帯について基準値Cおよび対象値Eの算出を行い、昼間の対象値Eが昼間の基準値Cよりも小さいか否かの比較を行うことにより、発電部78のパネル面の両側端部に歪が生じているか否かを判定することができる。
Further, for example, the
また、歪判定部81は、対象値Eと基準値Cとの大小関係の比較を行う構成に限らず、朝方、昼間および夕方のうちの少なくともいずれか1つの時間帯における対象値Eを用いた他の方法により、発電部78のパネル面の歪を判定する構成であってもよい。
In addition, the
ところで、太陽光発電システムにおいては、地震、積雪または台風等の影響により、発電部が設置される架台、または発電部のパネル面自体に歪が生じることがある。このような歪を検出するためには、現地調査により発電部を実際に目視するか、または架台に歪センサ等、物理現象を検出するセンサを取り付ける方法が考えられる。しかしながら、このような方法では、多くの手間を要したり、コストが上昇したりする等の問題がある。 By the way, in a photovoltaic power generation system, the frame on which the power generation unit is installed or the panel surface of the power generation unit itself may be distorted due to the influence of an earthquake, snowfall, typhoon, or the like. In order to detect such strain, it is conceivable to actually visually inspect the power generating unit during a field survey, or to install a sensor that detects a physical phenomenon, such as a strain sensor, on the frame. However, such a method has problems such as requiring much labor and increasing costs.
これに対して、本開示の実施の形態に係る判定装置101および判定方法では、上記のような構成および方法により、太陽光発電システム401における発電部78のパネル面に生じた歪を、容易かつ低コストで検出することができる。
On the other hand, with the
上記実施の形態は、すべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本開示の範囲は、上記説明ではなく特許請求の範囲によって示され、特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。 The above-described embodiments should be considered as illustrative in all respects and not restrictive. The scope of the present disclosure is indicated by the scope of the claims rather than the above description, and is intended to include all changes within the meaning and scope of equivalents of the scope of the claims.
以上の説明は、以下に付記する特徴を含む。
[付記1]
太陽電池パネルを含む発電部を備える太陽光発電システムに用いられる判定装置であって、
前記発電部の出力電流の計測結果を示す計測情報を取得する取得部と、
前記取得部により取得された前記計測情報に基づいて、判定対象の前記発電部である対象発電部の出力電流に基づく値であって、1日のうちの時間順の第1時間帯、第2時間帯および第3時間帯のうちの少なくともいずれか1つの時間帯における値である統計値を算出し、算出した前記統計値に基づいて前記対象発電部における前記太陽電池パネルの面の歪を判定する判定処理を行う判定部とを備え、
前記統計値は、前記対象発電部の出力電流または出力電力であり、
前記太陽電池パネルは、前記太陽電池パネルの長手方向が東西方向に沿うように設けられ、
前記判定部は、前記太陽電池パネルにおける歪の発生箇所が、西側端部、東側端部、西側および東側の両端部、ならびに長手方向における中央部分のいずれの箇所であるかを判定する、判定装置。
The above description includes the features appended below.
[Appendix 1]
A determination device used in a photovoltaic power generation system comprising a power generation unit including a solar panel,
an acquisition unit that acquires measurement information indicating a measurement result of the output current of the power generation unit;
Based on the measurement information acquired by the acquisition unit, a value based on the output current of the target power generation unit, which is the power generation unit to be determined, in a first time period in a day, a second calculating a statistic value that is a value in at least one of the time period and the third time period, and determining the distortion of the surface of the solar cell panel in the target power generation unit based on the calculated statistic value and a determination unit that performs determination processing to
The statistical value is the output current or output power of the target power generation unit,
The solar panel is provided such that the longitudinal direction of the solar panel extends along the east-west direction,
The judging device, wherein the judging unit judges which of the western edge, the eastern edge, the western and eastern edges, and the central portion in the longitudinal direction is where the distortion occurs in the solar cell panel. .
1 出力ライン
2,4,5 集約ライン
3 内部ライン
6 キュービクル
7 銅バー
8 PCS
9 電力変換部
11 検出処理部
14 通信部
16 電流センサ
17 電圧センサ
26 電源線
46 信号線
60 集電ユニット
71 集電箱
72,73,77 銅バー
74 太陽電池ユニット
76 接続箱(接続部)
78 発電部
79,79A~79D 太陽電池パネル
80 PCSユニット
81 歪判定部
82 天候判定部
84 通信処理部(取得部)
85 記憶部
101 判定装置
111 監視装置
151 収集装置
301 監視システム
401 太陽光発電システム
1
9
78
85
Claims (9)
前記発電部の出力電流の計測結果を示す計測情報を取得する取得部と、
前記取得部により取得された前記計測情報に基づいて、判定対象の前記発電部である対象発電部の出力電流に基づく値であって、1日のうちの時間順の第1時間帯、第2時間帯および第3時間帯のうちの少なくともいずれか1つの時間帯における値である統計値を算出し、算出した前記統計値に基づいて前記対象発電部における前記太陽電池パネルの面の歪を判定する判定処理を行う判定部とを備える、判定装置。 A determination device used in a photovoltaic power generation system comprising a power generation unit including a solar panel,
an acquisition unit that acquires measurement information indicating a measurement result of the output current of the power generation unit;
Based on the measurement information acquired by the acquisition unit, a value based on the output current of the target power generation unit, which is the power generation unit to be determined, in a first time period in a day, a second calculating a statistic value that is a value in at least one of the time period and the third time period, and determining the distortion of the surface of the solar cell panel in the target power generation unit based on the calculated statistic value A determination device comprising a determination unit that performs determination processing to determine whether the
前記判定部は、前記第1時間帯、前記第2時間帯および前記第3時間帯のうちの少なくともいずれか1つの時間帯における、前記接続部に属する複数の前記発電部の出力電流に基づく値である基準値と、前記接続部に属する前記対象発電部の前記統計値との比較結果に基づいて、前記判定処理を行う、請求項1に記載の判定装置。 In the photovoltaic power generation system, a connection unit is installed to aggregate output lines from the plurality of power generation units,
The determination unit determines a value based on output currents of the plurality of power generation units belonging to the connection unit in at least one of the first time period, the second time period, and the third time period. 2 . The determination device according to claim 1 , wherein the determination process is performed based on a comparison result between a reference value that is , and the statistical value of the target power generation unit belonging to the connection unit.
前記発電部の出力電流の計測結果を示す計測情報を取得するステップと、
取得した前記計測情報に基づいて、判定対象の前記発電部である対象発電部の出力電流に基づく値であって、1日のうちの時間順の第1時間帯、第2時間帯および第3時間帯のうちの少なくともいずれか1つの時間帯における値である統計値を算出するステップと、
算出した前記統計値に基づいて前記対象発電部における前記太陽電池パネルの面の歪を判定する判定処理を行うステップとを含む、判定方法。 A determination method in a determination device used in a photovoltaic power generation system including a power generation unit including a solar cell panel,
a step of acquiring measurement information indicating a measurement result of the output current of the power generation unit;
Based on the acquired measurement information, values based on the output current of the target power generation unit, which is the power generation unit to be determined, are the first time zone, the second time zone, and the third time zone in chronological order of one day. calculating a statistical value that is a value in at least one of the time slots;
and performing a determination process of determining the distortion of the surface of the solar cell panel in the target power generation unit based on the calculated statistical value.
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