JP2023018970A - 太陽光発電所の汚染評価方法 - Google Patents

Abstract

【課題】発電効率を有効に維持することができる太陽光発電所の汚染評価方法を提供する。【解決手段】太陽光発電所の敷地の所定位置に、光電センサ及び制御部を含む基準太陽光発電モジュールを設置する第１ステップと、所定位置以外の位置に、光電センサ及び制御部を含む評価用太陽光発電モジュールを設置する第２ステップと、太陽光発電モジュールの定格発電パワーと、光照射量と、基準発電モジュール及び評価用発電モジュールの発電量とを用いて、所定の式（１）により基準太陽光発電モジュールの発電効能百分率ＰＲ（０）及び評価用太陽光発電モジュールの発電効能百分率ＰＲ（Ｎ）をそれぞれ算出する第３ステップと、算出された発電効能百分率ＰＲ（１）～ＰＲ（Ｎ）を用いて、別の所定の式（２）により平均発電効能差異百分率を算出する第４ステップと、予め記憶された既存データとを比較することで汚染の程度を評価する第５ステップとを含む。【選択図】図１

Description

本発明は太陽光発電所の汚染評価方法に関するものである。

太陽光発電の発展に伴って、太陽光発電モジュールは消費者に広くに応用されるようになった。しかしながら、環境の要因が太陽光発電モジュールの発電効率に与える影響は莫大であり、例えば、気候、季節、昼夜などは何れも日射量に影響を与えることとなる。また、太陽光発電モジュール上の汚れ又は塵埃も発電量にかなり大きな影響を与えることが知られている。太陽光発電所で発電するための太陽光発電モジュールは少なくとも千枚以上あるため、この影響を太陽光発電所の規模に適用すると、得られる実際の発電量と定格発電量との差は極めて大きくなる。

一般的には、太陽光発電所を建設する際、コスト面も考慮して、太陽光発電所の予定の建設場所に単一の発電評価ステーションを設置することが普通であり、前記発電評価ステーションが得る初期的な発電効率により前記建設場所での発電予測量を評価する。また、十分な発電量を得るために、広い地域に多量の太陽光発電モジュールを設置することが一般的であるが、上述のように、太陽光発電所の建設の初期段階では、単一の発電評価ステーションが得る初期的な発電効率により評価を行うため、太陽光発電所全体の実際の発電効率を正確に反映することができないこととなる。

また、敷地が広い太陽光発電所に、太陽光発電モジュールの発電効率に影響を与える様々な地形が存在することも予想される。例えば、塵埃、葉っぱ、砂土などの汚染物の影響で太陽光発電モジュールが有効な発電を行うことができなくなるが、上記のように、単一の発電評価ステーションが得る初期的な発電効率だけでは太陽光発電所のいずれの箇所が地形の影響を受けるのか、例えば汚染物の量が多くて清掃する必要があるかを判断することができない。更に、太陽光発電所の効率の監視者は、地形の影響、特に汚染物による影響により、太陽光発電モジュールにおける汚染物の堆積の程度を直接観察することができなくなるため、清掃などのフィードバック作業を速やかにすることができない。

上記のように単一の発電評価ステーションを設置する以外に、太陽光発電効率のシミュレーションソフト（例えばＰＶｓｙｓｔｅｍ）により太陽光発電モジュールの発電効率を模擬することで、前記建設場所の発電予測量を得る方法もある。しかしながら、この方法も、敷地が広い太陽光発電所において、各位置にある太陽光発電モジュールのそれぞれが受ける各種の汚染物による汚染の程度を正確に反映することができないため、発電予測量を有効に評価することができない。

以上のように、太陽光発電所の効率の監視者にとって、太陽光発電所における汚染の状況を有効に把握することでフィードバック処理の作業を速やかにすることができる方法が望まれている。

上記の問題に鑑み、本発明者は、敷地が広い太陽光発電所における各太陽光発電モジュールのそれぞれが受けた汚染物による影響の程度を評価することで、太陽光発電所の効率の監視者が汚染物による影響の程度が大きい太陽光発電モジュールに対してフィードバック作業を行い、太陽光発電所の発電効率を有効に維持することができる太陽光発電所の汚染評価方法を提供するよう、鋭意研究開発を行った。そして、試行錯誤を繰り返した結果、本発明者は本発明を完成するに至った。

本発明は、太陽光発電所の敷地の所定位置に、表面がクリーンな状態に維持されかつ光電センサ及び制御部を含む基準太陽光発電モジュールを設置する第１ステップと、前記太陽光発電所の敷地の前記所定位置以外の少なくとも一つの位置に、光電センサ及び制御部を含む評価用太陽光発電モジュールを設置する第２ステップと、前記基準太陽光発電モジュール及び前記評価用太陽光発電モジュールの発電量を取得すると共に、下記式（１）により前記基準太陽光発電モジュールの発電効能百分率ＰＲ（０）及び前記評価用太陽光発電モジュールの発電効能百分率ＰＲ（Ｎ）をそれぞれ算出する第３ステップと、下記式（１）により算出された前記基準太陽光発電モジュール及び前記評価用太陽光発電モジュールの発電効能百分率を用いて、下記式（２）により平均発電効能差異百分率（Ａｖｅｒａｇｅ ＰＲ ＧａＰ、ＡＰＧ）を算出する第４ステップと、前記ＡＰＧの数値と、前記基準太陽光発電モジュールの前記制御部及び前記評価用太陽光発電モジュールの前記制御部に予め記憶された既存データとを比較することで前記太陽光発電所の敷地の汚染の程度を評価する第５ステップと、を含むことを特徴とする太陽光発電所の汚染評価方法を提供する。
[式１]

（ただし、ＰＲは太陽光発電モジュールの発電効能百分率であり、Ｅｎは発電量であり、Ｗｐは太陽光発電モジュールの定格発電パワーであり、ＩＲは単位面積当たりの光照射量である。）
[式２]

（ただし、ＡＰＧは平均発電効能差異百分率であり、ＰＲ（０）は前記基準太陽光発電モジュールの発電効能百分率であり、ＰＲ（１）～ＰＲ（Ｎ）は前記評価用太陽光発電モジュールの発電効能百分率であり、Ｎは前記評価用太陽光発電モジュールの設置数である。）

上記の方法において、前記既存データは、発電効率シミュレーションソフトにより模擬した模擬発電効能差異百分率、又は過去の発電量であってもよい。

上記の方法において、前記評価用太陽光発電モジュールはクリーンシステムを有してもよい。

上記の方法において、前記基準太陽光発電モジュール及び評価用太陽光発電モジュールは、片面型（ｍｏｎｏｆａｃｉａｌ）又は両面型（Ｂｉｆａｃｉａｌ）の太陽光パネルを使用可能である。

上記の方法において、前記光電センサは、前記基準太陽光発電モジュール及び評価用太陽光発電モジュールと一体的に又は別体として設置可能である。

上記の方法において、前記基準太陽光発電モジュール及び評価用太陽光発電モジュールはお互いにデータを伝送してもよい。

本発明の方法によると、敷地が広い太陽光発電所における各太陽光発電モジュールのそれぞれが受けた汚染物による影響の程度を評価することで、太陽光発電所の効率の監視者が汚染物による影響の程度が大きい太陽光発電モジュールに対してフィードバック作業を行うことにより、その場所に太陽光発電所を設置する価値があるか否かを評価すると共に、太陽光発電所の設置後、異なる各位置にある太陽光発電モジュールのそれぞれに対する発電効率を有効に維持することができる。

本発明に係る太陽光発電所の汚染評価方法を説明するための工程図である。 本発明に係る太陽光発電所の汚染評価方法により太陽光発電所を建設する例の図である。

以下、図１及び図２を参照しながら本発明に係る太陽光発電所の汚染評価方法を説明する。図１は本発明に係る太陽光発電所の汚染評価方法を説明するための工程図である。図２は本発明に係る太陽光発電所の汚染評価方法により太陽光発電所を建設する例の図である。

本発明に係る太陽光発電所の汚染評価方法は、太陽光発電所の敷地１００の所定位置に、表面がクリーンな状態に維持されかつ光電センサ１０１及び制御部を含む基準太陽光発電モジュール１０を設置する第１ステップと、前記太陽光発電所の敷地１００の前記所定位置以外の少なくとも一つの位置に、光電センサ２０１及び制御部を含む評価用太陽光発電モジュール２０を設置する第２ステップと、前記基準太陽光発電モジュール１０及び前記評価用太陽光発電モジュール２０の発電量Ｅｎを取得すると共に、下記式（１）により前記基準太陽光発電モジュール１０の発電効能百分率ＰＲ（０）及び前記評価用太陽光発電モジュール２０の発電効能百分率ＰＲ（Ｎ）をそれぞれ算出する第３ステップと、下記式（１）により算出された前記基準太陽光発電モジュール１０及び前記評価用太陽光発電モジュール２０の発電効能百分率を用いて、下記式（２）により平均発電効能差異百分率（Ａｖｅｒａｇｅ ＰＲ ＧａＰ、ＡＰＧ）を算出する第４ステップと、前記ＡＰＧの数値と、前記基準太陽光発電モジュールの前記制御部及び前記評価用太陽光発電モジュールの前記制御部に予め記憶された既存データとを比較することで前記太陽光発電所の敷地の汚染の程度を評価する第５ステップと、を含む。
[式１]

（ただし、ＰＲは太陽光発電モジュールの発電効能百分率であり、Ｅｎは発電量であり、Ｗｐは太陽光発電モジュールの定格発電パワーであり、ＩＲは単位面積当たりの光照射量である。）
[式２]

（ただし、ＡＰＧは平均発電効能差異百分率であり、ＰＲ（０）は前記基準太陽光発電モジュール１０の発電効能百分率であり、ＰＲ（１）～ＰＲ（Ｎ）は前記評価用太陽光発電モジュール２０の発電効能百分率であり、Ｎは前記評価用太陽光発電モジュール２０の設置数である。）

以下、本発明の方法の各ステップについて詳細に説明する。まず、第１ステップを行う。第１ステップにおいて、太陽光発電所の敷地１００の所定位置に、表面がクリーンな状態に維持されかつ光電センサ１０１及び制御部を含む基準太陽光発電モジュール１０を設置する。具体的には、前記基準太陽光発電モジュール１０は、光電センサ１０１及び制御部以外、太陽光パネル及びクリーンシステムを含んでもよいが、これに限定されない。
前記太陽光パネルは、片面型（ｍｏｎｏｆａｃｉａｌ）太陽光パネル又は両面型（Ｂｉｆａｃｉａｌ）太陽光パネルである。前記光電センサ１０１は、前記基準太陽光発電モジュール１０と一体的に又は別体として設置可能である。前記太陽光パネルが両面型太陽光パネルである場合、前記光電センサ１０１は、前記両面型太陽光パネルの受光面及び非受光面に設置されることとなる。また、本発明の光電センサ１０１は、一実施形態において、光電センサの正確度を維持するよう、常にクリーンな状態に保持されている。前記制御部は、得られた発電量Ｅｎ、算出された太陽光発電モジュールの発電効能百分率ＰＲ、単位面積当たりの光照射量ＩＲなどのデータを太陽光発電所の効率の監視者がいる場所のリモートコンピュータに伝送する。

また、前記クリーンシステムは、例えばウォータークリーンシステム、ガスインジェクションシステム、スクラッチ・ブラシシステムなどの汚染物を除去可能な清潔装置であってもよい。

次に、第２ステップを行う。第２ステップにおいて、前記太陽光発電所の敷地１００の前記所定位置以外の少なくとも一つの位置に、光電センサ２０１及び制御部を含む評価用太陽光発電モジュール２０を設置する。具体的には、前記評価用太陽光発電モジュール２０は、太陽光発電所の敷地１００の地形に応じて平均かつ離散的に設置可能である。また、構造的には、前記評価用太陽光発電モジュール２０がクリーンシステムを有しないこと以外、前記基準太陽光発電モジュール１０と同様である。
また、前記評価用太陽光発電モジュール２０は、自身の制御部により前記基準太陽光発電モジュール１０の制御部とデータ伝送を行うことで、前記評価用太陽光発電モジュール２０が得る発電量Ｅｎ、算出される太陽光発電モジュールの発電効能百分率ＰＲ、単位面積当たりの光照射量ＩＲなどのデータを前記基準太陽光発電モジュール１０に伝送する。また、前記データ伝送は、有線伝送又は無線伝送であってもよい。また、無線伝送の方式は、赤外線、ブルートゥース（登録商標）、ＲＦ、マイクロウェーブ、衛星伝送などである。

前記基準太陽光発電モジュール１０及び評価用太陽光発電モジュール２０は、共に最もよい発電効率を得るように設置され、例えば、最もよい発電効率を得るよう、前記太陽光発電所の敷地１００における設置位置の地形に応じて前記太陽光発電モジュールの受光角度及び高さが調整されている。上記第１ステップ及び第２ステップのように前記基準太陽光発電モジュール１０及び前記評価用太陽光発電モジュール２０を設定することで、前記太陽光発電所の敷地１００における各位置の最もよい発電効率を得るようになっている。

次に、第３ステップを行う。第３ステップにおいて、太陽光発電モジュールの定格発電パワーＷｐと、光照射量ＩＲと、前記基準太陽光発電モジュール１０及び前記評価用太陽光発電モジュール２０の発電量Ｅｎとを用いて、下記式（１）により前記基準太陽光発電モジュール１０の発電効能百分率ＰＲ（０）及び前記評価用太陽光発電モジュール２０の発電効能百分率ＰＲ（Ｎ）をそれぞれ算出する。
[式１]

一例として、一つの前記基準太陽光発電モジュール１０及び三つの前記評価用太陽光発電モジュール２０を使用する場合について説明する。また、定格発電パワー３００Ｗの太陽光パネルを前記基準太陽光発電モジュール１０及び前記評価用太陽光発電モジュール２０に用いられる太陽光パネルとする。
次に、所定の時間帯において上記各太陽光発電モジュールの平均発電量を発電量Ｅｎとし、例えば、一日の午前９時から午後３時までの時間帯における平均発電量を前記基準太陽光発電モジュール１０の発電量Ｅｎ（０）及び前記評価用太陽光発電モジュール２０の発電量Ｅｎ（１）～Ｅｎ（３）とする。例えば、Ｅｎ（０）は１２００Ｗｈであり、Ｅｎ（１）は１１８０Ｗｈであり、Ｅｎ（２）は１１３０Ｗｈであり、Ｅｎ（３）は１１６０Ｗｈであり、光照射量ＩＲ（０）は５ｋＷｈ／ｍ^２であり、光照射量ＩＲ（１）は５．１ｋＷｈ／ｍ^２であり、光照射量ＩＲ（２）は４．９ｋＷｈ／ｍ^２であり、光照射量ＩＲ（３）は５．３ｋＷｈ／ｍ^２である場合、上記式（１）により前記基準太陽光発電モジュール１０の発電効能百分率ＰＲ（０）及び前記評価用太陽光発電モジュール２０の発電効能百分率ＰＲ（１）～ＰＲ（３）をそれぞれ算出すると、ＰＲ（０）は８０．０％であり、ＰＲ（１）は７７．１％であり、ＰＲ（２）は７６．９％であり、ＰＲ（３）は７３．０％である。

次に、第４ステップを行う。第４ステップにおいて、上記式（１）により算出された前記基準太陽光発電モジュール１０の発電効能百分率ＰＲ（０）及び前記評価用太陽光発電モジュール２０の発電効能百分率ＰＲ（Ｎ）を用いて、下記式（２）により平均発電効能差異百分率ＡＰＧを算出する。
[式２]

一例として、前記基準太陽光発電モジュール１０の発電効能百分率ＰＲ（０）及び前記評価用太陽光発電モジュール２０の発電効能百分率ＰＲ（１）～ＰＲ（３）を用いて、平均発電効能差異百分率ＡＰＧ、例えば５．４％を算出する。

次に、第５ステップを行う。第５ステップにおいて、前記ＡＰＧの数値と、前記基準太陽光発電モジュール１０の前記制御部及び前記評価用太陽光発電モジュール２０の前記制御部に予め記憶された既存データとを比較することで前記太陽光発電所の敷地１００の汚染の程度を評価する。また、前記既存データは発電効率シミュレーションソフトにより模擬した模擬発電効能差異百分率であってもよい。

以下、上記例の結果に基づいて本発明の効果を説明する。上記式（２）を見ると、平均発電効能差異百分率ＡＰＧの数値が高くなるほど、太陽光発電モジュールが受けた汚染物による影響の程度が大きいことが分る。このため、基準太陽光発電モジュール１０の発電効能百分率ＰＲ（０）と評価用太陽光発電モジュール２０の発電効能百分率ＰＲ（１）～ＰＲ（３）との差が大きくなると、平均発電効能差異百分率ＡＰＧの数値が高くなるので、太陽光発電モジュールが受けた汚染物による影響の程度が大きくなることが推測される。
逆に、平均発電効能差異百分率ＡＰＧの数値が低くなるほど、太陽光発電モジュールが受けた汚染物による影響の程度が小さくなるので、太陽光発電所を建設するのに好適である。本発明において、一例として得られた平均発電効能差異百分率ＡＰＧは、５．４％であり、発電効率シミュレーションソフトにより模擬した模擬発電効能差異百分率、例えば２．３％より高く、模擬の結果より実際の発電結果の損失が多くなることを示すので、太陽光発電モジュールが受けた汚染物による影響の程度が大きくなるおそれがある。或いは、過去の発電量、例えば１２４５Ｗｈと比較すると、本発明の一例としての基準太陽光発電モジュール１０と評価用太陽光発電モジュール２０の発電量Ｅｎが低いため、過去の発電量より実際の発電量が低くなることを示すので、太陽光発電モジュールが受けた汚染物による影響の程度が大きくなるおそれがある。上記の例によると、本発明の一例としての太陽光発電所の敷地１００は、太陽光発電所の建設に適していない地域であるか、又は発電の状況が異常であることを判断できる。

更に、前記基準太陽光発電モジュール１０の発電効能百分率ＰＲ（０）の数値を各前記評価用太陽光発電モジュール２０の発電効能百分率ＰＲ（１）～ＰＲ（３）と比較することで、いずれの箇所における前記評価用太陽光発電モジュール２０が受けた汚染物による影響の程度が大きくなるかを特定することができる。本発明において、一例として前記基準太陽光発電モジュール１０の発電効能百分率ＰＲ（０）及び各前記評価用太陽光発電モジュール２０の発電効能百分率ＰＲ（１）～ＰＲ（３）は、それぞれ８０．０％、７７．１％、７６．９％、７３．０％であるため、ＰＲ（１）とＰＲ（２）がＰＲ（０）に近いが、ＰＲ（３）とＰＲ（０）との差が大きいので、他の位置よりＰＲ（３）である前記評価用太陽光発電モジュール２０の設置位置が汚染物の影響を受けやすいことが分る。これにより、太陽光発電所の効率の監視者がその位置に対して太陽光発電モジュールの設置に適しているか否かを評価でき、汚染物の影響の程度が高い場合、その位置は太陽光発電モジュールの設置に適していないこと、又は追加の清掃或いは検査が必要であることが分る。

本発明の基準太陽光発電モジュール１０及び各評価用太陽光発電モジュール２０の設置が完成すると、発電が開始する。そして、基準太陽光発電モジュール１０及び各評価用太陽光発電モジュール２０のそれぞれの制御部は、各太陽光発電モジュールの発生電量を基準太陽光発電モジュール１０及び各評価用太陽光発電モジュール２０の過去の発電履歴として記録する。これによって、基準太陽光発電モジュール１０及び各評価用太陽光発電モジュール２０に発電異常の状況が発生した場合、前記過去の発電履歴又は発電効率シミュレーションソフトにより模擬した模擬発電効能差異百分率と対比することにより、問題点を見出すことができる。

以上、図面を参照しながら本発明の好適な実施形態について詳細に説明したが、本発明は上記の実施形態に限定されない。当業者であれば、特許請求の範囲に記載された技術的思想の範疇において、各種の変更例を想到しうることは明らかであり、これらについても、当然に本発明の技術的範囲に属するものと理解できる。

本発明の方法によると、敷地が広い太陽光発電所における各太陽光発電モジュールのそれぞれが受けた汚染物による影響の程度を評価することで、太陽光発電所の効率の監視者が汚染物による影響の程度が大きい太陽光発電モジュールに対してフィードバック作業を行うことにより、その場所に太陽光発電所を設置する価値があるか否かを評価すると共に、太陽光発電所の設置後、異なる各位置にある太陽光発電モジュールのそれぞれの発電効率を有効に維持することができる。

１０ 基準太陽光発電モジュール
１０１ 光電センサ
２０ 評価用太陽光発電モジュール
２０１ 光電センサ
１００ 太陽光発電所の敷地
ＡＰＧ 平均発電効能差異百分率
ＰＲ 発電効能百分率
Ｗｐ 定格発電パワー
ＩＲ 光照射量
Ｅｎ 発電量

Claims (6)

1. 太陽光発電所の敷地の所定位置に、表面がクリーンな状態に維持され、かつ光電センサ及び制御部を含む基準太陽光発電モジュールを設置する第１ステップと、
   前記太陽光発電所の敷地の前記所定位置以外の少なくとも一つの位置に、光電センサ及び制御部を含む評価用太陽光発電モジュールを設置する第２ステップと、
   前記基準太陽光発電モジュール及び前記評価用太陽光発電モジュールの発電量を取得すると共に、下記式（１）により前記基準太陽光発電モジュールの発電効能百分率ＰＲ（０）及び前記評価用太陽光発電モジュールの発電効能百分率ＰＲ（Ｎ）をそれぞれ算出する第３ステップと、
   下記式（１）により算出された前記基準太陽光発電モジュール及び前記評価用太陽光発電モジュールの発電効能百分率を用いて、下記式（２）により平均発電効能差異百分率（Ａｖｅｒａｇｅ ＰＲ ＧａＰ、ＡＰＧ）を算出する第４ステップと、
   前記ＡＰＧの数値と、前記基準太陽光発電モジュールの前記制御部及び前記評価用太陽光発電モジュールの前記制御部に予め記憶された既存データとを比較することで前記太陽光発電所の敷地の汚染の程度を評価する第５ステップと、を含むことを特徴とする、
   太陽光発電所の汚染評価方法。
   [式１]
   

   

   ・・・ただし、ＰＲは太陽光発電モジュールの発電効能百分率であり、Ｅｎは発電量であり、Ｗｐは太陽光発電モジュールの定格発電パワーであり、ＩＲは単位面積当たりの光照射量である。
   [式２]
   

   

   ・・・ただし、ＡＰＧは平均発電効能差異百分率であり、ＰＲ（０）は前記基準太陽光発電モジュールの発電効能百分率であり、ＰＲ（１）～ＰＲ（Ｎ）は前記評価用太陽光発電モジュールの発電効能百分率であり、Ｎは前記評価用太陽光発電モジュールの設置数である。
2. 前記既存データは、発電効率シミュレーションソフトにより模擬した模擬発電効能差異百分率、又は過去の発電量であることを特徴とする請求項１に記載の太陽光発電所の汚染評価方法。
3. 前記評価用太陽光発電モジュールは、クリーンシステムを有することを特徴とする請求項１又は２に記載の太陽光発電所の汚染評価方法。
4. 前記基準太陽光発電モジュール及び評価用太陽光発電モジュールは、片面型（ｍｏｎｏｆａｃｉａｌ）又は両面型（Ｂｉｆａｃｉａｌ）の太陽光パネルを有することを特徴とする請求項１又は２に記載の太陽光発電所の汚染評価方法。
5. 前記光電センサは、前記基準太陽光発電モジュール及び評価用太陽光発電モジュールと一体又は別体であることを特徴とする請求項１又は２に記載の太陽光発電所の汚染評価方法。
6. 前記基準太陽光発電モジュール及び評価用太陽光発電モジュールは、お互いにデータを伝送することを特徴とする請求項１又は２に記載の太陽光発電所の汚染評価方法。
   

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