JP5162737B2 - 太陽電池の特性評価装置 - Google Patents

Description

本発明は、太陽電池の特性を評価するための技術に関する。

近年、地球環境問題が注目される中、無尽蔵でクリーンなエネルギーである太陽エネルギーを利用した太陽光発電システムの普及が進んでいる。日本は世界の太陽光発電システムの市場で第一位のシェアを持っており、国内においては、地球温暖化対策の一般として２０１０年に４８２万ｋＷの発電量に相当する太陽光システムの導入が目標とされている。

太陽光発電システムが一般家庭へ普及するにつれて、システムの保守・管理技術が重要になってくる。例えば、システムを構成する個々の太陽電池の中には、施工時の配線ミス、近隣の樹木や構造物等による影の影響、あるいは経時劣化など様々な要因により、当初目論んでいた規定の出力が得られない場合がある。ところが、一般に太陽光発電システムの設置場所は屋上であるために、システム購入者は、システム設置後に生じる発電電力の低下に気が付かないことが多い。また、太陽電池の出力は、太陽電池の設置状態（傾斜角等）、季節（太陽高度）、時刻（太陽方位角）、温度など様々な要因によって変動するため、太陽電池の発電出力が正しいかどうかを判断するのは難しい。このため、施工後しばらくしてから異常に気付くことが多い。このため、太陽光発電システムの出力低下を発見し、その箇所を特定する方法が必要になってくる。

これまでに、太陽電池モジュールの出力低下に関する報告があるが、システム化した太陽電池アレイの出力低下の箇所を特定する方法を検討した報告は少ない（非特許文献１参照）。例えば、住宅用太陽光発電システムの施工工事の際、テスターにより開放電圧を確認することがあるが（非特許文献２参照）、この場合、太陽光発電システムの開放電圧が正常であったとしても、出力が低下している場合がある。従って、テスターを利用した方法では、太陽光発電システムの異常を正確に診断することが難しい。

高嶋，他：「太陽電池アレイの故障診断方法の基礎的検討」，太陽／風力発電エネルギー講演論文集，１０５，ｐｐ．４２５−４２８（２００３） 西澤，他：「太陽光発電の初歩と住宅への応用」，理工図書株式会社，ｐ１５９（１９９８）

そこで本発明は、太陽電池の故障診断をより詳細に行うことを可能とする技術を提供することを目的とする。

上述した課題を解決するために、本発明にかかる太陽電池の特性評価装置は、太陽電池の電流−電圧特性を計測する計測部と、上記計測部によって計測された上記電流−電圧特性を所定の基準状態に換算する換算部と、複数の基準特性を記憶するメモリ（記憶部）と、上記基準状態に換算された上記電流−電圧特性と、上記メモリから読み出した上記基準特性のそれぞれとを比較し、上記電流−電圧特性がいずれの上記基準特性に最も近似するか（すなわち、いずれの基準特性との差異が少ないか）を判定する判定部と、を備える。また、特性評価装置が上記判定部による上記判定の内容を表示する表示部を更に備えることも好ましい。

かかる構成では、例えばいくつかの典型的な不具合に対応する電流−電圧特性の基準特性を予め用意しておき、それらの基準特性と実際に太陽電池を計測して得た電流−電圧特性とを比較することにより、不具合の内容が推定される。従って、太陽電池の故障診断をより詳細に行うことが可能となる。

上述した換算部は、上記電流−電圧特性を１ｋＷ／ｍ²、２５℃の基準状態に換算することが好ましい。

これにより、不具合の推定をより高精度に行うことができる。

上述した換算部は、上記太陽電池の裏面温度と日射強度とを取得し、これらに基づいて上記基準状態への換算を行うことが好ましい。

これにより、太陽電池の設置環境による誤差を加味して、基準状態への換算を行うことができるので、不具合の推定をより高精度に行うことができる。

上述した換算部は、上記電流−電圧特性を正規化する処理を更に行うことが好ましい。

これにより、不具合の推定をより高精度に行うことができる。

上述した判定部は、例えば最小二乗法によって上記電流−電圧特性と上記基準特性のそれぞれとの比較を行うことができる。なお、他の曲線回帰法を採用してもよい。

かかる手法を採用すれば、簡便かつ信頼性の高い比較結果が得られる。

上述した計測部は、上記太陽電池の電流の計測を行う以前に開放電圧の計測を行い、上記開放電圧が異常値を示す場合には上記電流の計測へ移行しないことが好ましい。

これにより、電流計測に先立って、太陽電池の逆接続などの異常を検知し、特性評価装置の破損を防止することができる。

上述した計測部は、上記太陽電池の開放電圧を計測して電圧レンジを設定し、次に上記太陽電池に負荷を接続したときの電流を最大レンジで計測し、その値に基づいて電流レンジを設定することが好ましい。

これにより、電流、電圧をオートレンジで計測することが可能となる。

本発明によれば、施工ミス、樹木や建造物等の周辺環境、経時劣化、などによる太陽電池の出力低下を個別に推定し、検出することができる。よって、太陽電池及びこれを用いるシステムの故障診断をより詳細に行うことが可能となる。

以下、本発明の実施の形態について図面を参照しながら説明する。

図１は、一実施形態の太陽電池モジュールの特性評価システムの構成を説明する図である。図１に示す特性評価システム１００は、太陽電池モジュール２００の特性評価を行うためのものであり、特性評価装置１０、コンピュータ１２、温度計１４、２０、日射計１６、リファレンスセル１８、を含んで構成される。

特性評価装置１０は、配線を介して太陽電池モジュール２００と接続されており、太陽電池モジュールの特性を評価し、その結果を表示する。この特性評価装置１０は、例えば、ＵＳＢ（universal Serial Bus）などの有線又は無線の通信手段を用いてコンピュータ１２と接続されており、計測した特性値や評価結果などをコンピュータ１２へ転送することができる。本実施形態の特性評価装置１０は、手に持つことができる程度の大きさであり、電池を装填することにより、外部からの電源供給を受けることなく動作可能である。また、特性評価装置１０は、表示部を備えており、コンピュータ１２等の外部装置による動作制御を受けることなく、単独で太陽電池モジュール２００の特性値の計測、評価及び表示を行うことができる。特性評価装置１０の構成や動作の詳細については更に後述する。

コンピュータ１２は、汎用的なパーソナルコンピュータであり、特性評価装置１０から取得したデータの集計、分析、表示等の情報処理を行う。なお、コンピュータ１２を用いて特性評価装置１０の動作を制御してもよい。また、コンピュータ１２に備わった表示部を用いて、特性評価装置１０による特性評価結果の内容を表示してもよい。

温度計１４は、太陽電池モジュール２００の裏面側に配置され、当該裏面側の温度を検出するために用いられる。ここで「裏面側」とは、太陽電池モジュール２００の受光面（太陽光を受けるべき面）と反対側の面である。温度計１４としては、例えば熱電対が用いられる。温度計１４は、例えば太陽電池モジュール２００の裏面の中央付近に設置される。温度計１４による検出信号（温度検出結果）は配線を介して特性評価装置１０に入力される。

日射計１６は、太陽光の入射状態が太陽電池モジュール２００と同条件になるように、例えば、太陽電池モジュール２００に近接する位置に設置される。日射計１６としては、例えば全天日射計が用いられる。日射計１６による検出信号（日射検出結果）は配線を介して特性評価装置１０に入力される。

リファレンスセル１８は、日射計１６と同様に設置され、用いられる。リファレンスセル１８による検出信号は配線を介して特性評価装置１０に入力される。リファレンスセル１８としては、特に被測定太陽電池と特性の揃ったものを使用することにより、より正確な基準状態への換算を行うことができる。

温度計２０は、太陽電池モジュール２００に近接する位置に設置され、外気温の検出に用いられる。温度計２０としては、例えば放射温度計が用いられる。温度計１４による検出信号（温度検出結果）は配線を介して特性評価装置１０に入力される。

ワイヤレスセンサー変換器２２は、各温度計１４、２０、日射計１６、リファレンスセル１８のそれぞれの出力信号を無線通信用信号に変換し、特性評価装置１０へ送信する。このワイヤレスセンサー変換器２２は、オプションとして用意されているものであり、省略されてもよい。無線通信を利用することにより、各温度計１４、２０、日射計１６、リファレンスセル１８のそれぞれと特性評価装置１０との間に配線が不要となり、より一層、特性評価がしやすくなる利点がある。

図２は、太陽電池モジュール２００の回路構成例について説明する図である。各太陽電池パネル２０１は、１つ又は複数の太陽電池を含んで構成される。各パネル群２０２ａ、２０２ｂは、それぞれ複数の太陽電池パネル２０１を直列に接続して構成される。これらのパネル群２０２ａ、２０２ｂを並列に接続して構成される。本実施形態の太陽電池モジュール２００は、上記のように２つのパネル群２０２ａ、２０２ｂを並列接続して構成したモジュールを１つ又は複数含んで構成される。特性評価装置１０は、このモジュールの両端に接続されて電圧、電流を計測する。なお、太陽電池モジュール２００の回路構成はこれに限定されるものではない。

次に、特性評価装置１０について更に詳細に説明する。

図３は、特性評価装置１０の機能について概略的に説明する図である。図３では、特性評価装置１０の表示部における表示画面例が示されている。本実施形態の特性評価装置１０は、太陽電池モジュール２００について、（１）電流−電圧特性（Ｉ−Ｖ特性）を計測する機能、（２）電力−電圧特性（Ｐ−Ｖ特性）を計測する機能、（３）電流−時間特性（Ｉ−Ｔ特性）を計測する機能、（４）電圧−時間特性（Ｖ−Ｔ特性）を計測する機能、を備えている。そして、図３（Ａ）はＩ−Ｖ特性の表示例、図３（Ｂ）はＰ−Ｖ特性の表示例、図３（Ｃ）はＩ−Ｔ特性の表示例、図３（Ｄ）はＶ−Ｔ特性の表示例、図３（Ｅ）は数値データの表示例、をそれぞれ示している。

図４は、電流−電圧特性（Ｉ−Ｖ特性）について詳細に説明する図である。太陽電池の特性評価基準の１つであるＩ−Ｖ特性とは、太陽電池に光をあて、負荷の電圧を変化させたときに、太陽電池の出力端から得られる電流と電圧の特性をいう。図４に示すように、太陽電池の性能を評価する重要なパラメータとしては、短絡電流Ｉｓｃ、開放電圧Ｖｏｃ、最大出力電力Ｐｍａｘ、などがある。短絡電流Ｉｓｃとは、太陽電池の出力端を短絡させたときに流れる電流をいう。この短絡電流Ｉｓｃの値に基づき、その太陽電池がどれだけ電流を流す能力があるかを評価できる。開放電圧Ｖｏｃとは、太陽電池の出力端に負荷を接続しない状態（無負荷状態）にしたときの電圧をいう。この開放電圧Ｖｏｃの値に基づき、その太陽電池がどれだけ電圧を発生する能力があるかを評価できる。最大出力電力Ｐｍａｘは、Ｉ−Ｖ特性の曲線上において電流と電圧の積である電力Ｐを演算し、電力が最大となる点の出力値をいう。ここで、太陽電池の等価回路を図５に示す。図５に示す太陽電池パネル２０１について、負荷（Ｚ）を変化させながら負荷の両端の電圧ｖを電流ｉを計測することによりＩ−Ｖ特性が得られる。電圧と電流の積算値が電力であるから、この電力値が最大となるところ（図４の点線参照）で太陽電池を動作させると、効率のよい使い方になる。本実施形態の特性評価装置１０は、このＩ−Ｖ特性を計測し、そのデータからＰ−Ｖ特性を算出することによって最大出力電力Ｐｍａｘを算出する。

図６は、特性評価装置１０の詳細構成を説明するためのブロック図である。図６に示す特性評価装置１０は、ＣＰＵ（Central Processing Unit）３０、アナログ−デジタル変換器（Ａ／Ｄ）３２、４８、５０、液晶表示部（ＬＣＤ）３４、容量素子（コンデンサ）３６、抵抗素子３８、トランジスタ４０、４２、オペアンプ４４、４６、メモリ５２、を含んで構成されている。

ＣＰＵ３０は、特性評価装置１０の全体の動作を制御する。ＣＰＵ３０の詳細については更に後述する。

アナログ−デジタル変換器３２は、温度計１４の出力信号（太陽電池裏面温度）、日射計１６の出力信号、温度計２０の出力信号（外気温度）、リファレンスセルの出力信号のそれぞれをデジタル信号に変換する。デジタル信号はＣＰＵ３０に入力される。

液晶表示部３４は、ＣＰＵ３０から画像信号が供給され、当該画像信号に対応する画像を表示する。表示内容の具体例は上述した通りである（図３参照）。なお、液晶以外の表示デバイス（例えば、エレクトロルミネッセンス装置、電気泳動装置等）を用いて表示部が構成されていてもよい。

容量素子３６と抵抗素子３８とは、図示のように直列に接続され、太陽電池モジュール２００の出力端（＋、−）の間に接続されている。本実施形態の特性評価装置１０は、容量素子３６を負荷として用い、この容量素子３６の充電／放電を利用して太陽電池パネルのＩ−Ｖ特性等の各種特性を計測する。

トランジスタ４０は、ゲートがＣＰＵ３０と接続され、ソース、ドレインが容量素子３６の両端にそれぞれ接続されている。このトランジスタ４０は、ＣＰＵ３０からゲートに供給される制御信号を受けてオン状態とオフ状態が切り替わる。

トランジスタ４２は、ゲートがＣＰＵ３０と接続され、ソース−ドレイン経路が容量素子３６と抵抗素子３８との間に直列に接続されている。このトランジスタ４２は、ＣＰＵ３０からゲートに供給される制御信号を受けてオン状態とオフ状態が切り替わることにより、容量素子３６と抵抗素子３８からなる電流経路を開閉するスイッチとして機能する。

オペアンプ４４は、特性評価装置１０の一方の入力端（＋）に表れる電圧を増幅する。増幅された電圧信号はアナログ−デジタル変換器４８によってデジタル信号に変換され、ＣＰＵ３０に取り込まれる。

オペアンプ４６は、抵抗素子３８の一方端（特性評価装置の他方の入力端と接続されていない側の端子）に表れる電圧を増幅する。増幅された電圧信号はアナログ−デジタル変換器５０によってデジタル信号に変換され、ＣＰＵ３０に取り込まれる。

メモリ５２は、ＣＰＵ３０が太陽電池モジュール２００の特性評価を行うために必要な各種データを格納する。このメモリ５２としては、例えばＲＯＭ（Read Only Memory）や、データ保持及び書き換えの可能な不揮発性ＲＡＭ、或いはハードディスク装置などが挙げられる。ここで、本実施形態の特性評価装置１０は、予めメモリ５２に格納しておいた基準特性のデータと、太陽電池モジュール２００から取得したＩ−Ｖ特性のデータとをフィッティングすることにより、特性評価を行う。また、メモリ５２には、上記の基準特性のデータのほか、計測されたＩ−Ｖ特性のデータも格納される。メモリ５２は、例えば、Ｉ−Ｖ特性のデータを３００セット程度格納できる。

図７は、メモリ５２に格納される基準特性のデータについて説明する概念図である。図７（Ａ）は、太陽電池が本来的に有するＩ−Ｖ特性（正常な特性）を示すグラフである。この特性曲線は上記図４と対応している。図７（Ｂ）は、太陽電池モジュール、パネル若しくはパネルを構成する個々の太陽電池セルに断線や短絡が生じている場合の典型的なＩ−Ｖ特性を示すグラフである。この特性曲線は、開放電圧Ｖｏｃ付近で特異的な変化点（折れ線）が生じることに特徴がある（一点鎖線部を参照）。図７（Ｃ）は、太陽電池モジュールの一部に何らかの外因（例えば、障害物等）による影が生じ、当該一部における発電量が低下した場合の典型的なＩ−Ｖ特性を示すグラフである。この特性曲線は、Ｉ−Ｖ特性がある特異的な変化点において落ち込むことで曲線が２段に分かれることに特徴がある（一点鎖線部を参照）。図７（Ｄ）は、太陽電池モジュールに経時劣化による出力低下が生じている場合の典型的なＩ−Ｖ特性を示すグラフである。本来、実線で示したＩ−Ｖ特性であったものが、点線で示すように、発電量が全体的に低下したＩ−Ｖ特性となっている点に特徴がある。なお、出力特性は天候などによって左右されるので、実測時における経年劣化の判断は難しいが、ＪＩＳ規格で記載されている基準状態換算式を用いると、太陽電池モジュールの設置時の特性と現在の特性と比較できるので、劣化状況を把握できる。

なお、上述したＣＰＵ３０、容量素子３６、抵抗素子３８、トランジスタ４０、４２、オペアンプ４４、４６、アナログ−デジタル変換器４８、５０が「計測部」に対応し、ＣＰＵ３０が「換算部」及び「判定部」に対応し、液晶表示部３４が「表示部」に対応する。

本実施形態の太陽電池モジュールの特性評価システムは上述したような構成を有しており、次に、特性評価装置１０の動作についてフローチャートを用いて説明する。図８は、特性評価装置１０の動作手順を説明するフローチャートである。

まず、ＣＰＵ３０は、接続されている太陽電池モジュール２００の開放電圧を測定する（ステップＳ１００）。具体的には、ＣＰＵ３０は、制御信号を供給することによりトランジスタ４２をオフ状態（ソース−ドレイン間が非導通の状態）にする。この状態を保ちながら、ＣＰＵ３０は、アナログ−デジタル変換器４８から出力されるデジタル信号を取り込む。このデジタル信号は、特性評価装置の一方の入力端（＋）に表れた電圧、すなわち開放電圧を示す。

次に、ＣＰＵ３０は、取得した開放電圧の値に基づいて、太陽電池モジュール２００が逆接続されているか否かを判定する（ステップＳ１０１）。具体的には、太陽電池モジュール２００が逆接続されている場合には、開放電圧の値がほぼゼロか、あるいは負の値となるので、ＣＰＵ３０は、例えば開放電圧が正の値であるか否かを判断する。一定のしきい値（正の値で例えば数ボルト程度）を設け、開放電圧が当該しきい値以上である場合に、逆接続されていないと判断してもよい。

太陽電池モジュール２００が逆接続されていた場合には（ステップＳ１０１：ＹＥＳ）、ＣＰＵ３０は、液晶表示部３４に所定の警告画面を表示させる（ステップＳ１０２）。このように、太陽電池モジュール２００が逆接続されている場合には、警告表示を行い、以降の電流計測等を行わないことにより、特性評価装置１０の故障を防止できる。

太陽電池モジュール２００が逆接続されていなかった場合には（ステップＳ１０１：ＮＯ）、ＣＰＵ３０は、電圧レンジの設定を行う（ステップＳ１０３）。電圧レンジの設定では、ＣＰＵ３０の指令によりオペアンプ４４のゲインが設定される。オペアンプ４４のゲインは、例えば、１倍、１／１０倍、１／１００倍のいずれかから選択される。

次に、ＣＰＵ３０は、電流を最大レンジで計測し、この値に基づいて電流レンジを最適に設定する（ステップＳ１０４）。具体的には、ＣＰＵ３０は、制御信号を供給することにより各トランジスタ４０、４２をそれぞれオン状態（ソース−ドレイン間が導通の状態）にする。トランジスタ４０をオン状態とすることにより、太陽電池モジュール２００から出力される電流が容量素子３６を通らずに（すなわち容量素子３６に電荷がチャージされずに）流れる。この状態を保ちながら、ＣＰＵ３０は、アナログ−デジタル変換器５０から出力されるデジタル信号を取り込む。このデジタル信号は、抵抗素子３８の一方端に表れる電位を示しており、当該電位を計測することにより、間接的に電流値が計測される。ここで、電流レンジの設定では、ＣＰＵ３０の指令によりオペアンプ４６のゲインが設定される。オペアンプ４６のゲインは、例えば、１倍、１０倍、１００倍のいずれかから選択される。

次に、ＣＰＵ３０は、Ｉ−Ｖ特性を計測する（ステップＳ１０５）。具体的には、ＣＰＵ３０は、制御信号を供給することによりトランジスタ４０をオフ状態（ソース−ドレイン間が非導通の状態）にするとともに、制御信号を供給することによりトランジスタ４２をオン状態（ソース−ドレイン間が導通の状態）にする。この状態を保ちながら、ＣＰＵ３０は、アナログ−デジタル変換器４８、５０のそれぞれから出力されるデジタル信号を取り込む。このとき、太陽電池モジュール２００からの電荷が容量素子３６に充電され、徐々に開放電圧に近づく。この電圧の変化がオペアンプ４４、アナログ−デジタル変換器４８を介してＣＰＵ３０に順次取り込まれる。また、容量素子３６への充電に伴い、抵抗素子３８を流れる電流は徐々に低下していく。この電流の変化がオペアンプ４６、アナログ−デジタル変換器５０を介してＣＰＵ３０に順次取り込まれる。この電流の値が極めて小さくなった時点（例えば、短絡電流Ｉｓｃの１／１００〜１／１０００倍程度）で、ＣＰＵ３０は、トランジスタ４２をオフ状態に制御し、Ｉ−Ｖ特性の計測を終了する。ＣＰＵ３０は、計測したＩ−Ｖ特性のデータをメモリ５２に格納する。

次に、ＣＰＵ３０は、計測したＩ−Ｖ特性を１ｋＷ／ｍ²、２５℃の基準状態に換算する（ステップＳ１０６）。この換算には、アナログ−デジタル変換器３２を介して取得した太陽電池モジュール２００の裏面温度、日射強度（日射計１６及びリファレンスセル１８に基づいて得られる）、外気温度、が用いられる。換算方法はＪＩＳ−Ｃ８９１３に基づく。具体的にはＩ−Ｖ特性は以下のように換算される。図９に示すように、基準状態での電圧をＶｄ_(stc)、電流をＩｄ_(stc)、日射強度をＥｒ_(stc)、太陽電池温度をＴ_(stc)、測定された電圧をＶｄ、電流をＩｄ、日射強度をＥｒ、太陽電池温度をＴ、短絡電流をＩｓｃとしたとき、以下の換算式を用いることにより、測定結果を基準電圧Ｖｄ_(stc)、基準電流Ｉｄ_(stc)のそれぞれへ換算することができる。
Ｉｄ_(stc)[A]＝Ｉｄ＋Ｉｓｃ（（Ｅｒ_(stc)／Ｅｒ）−１）＋α（Ｔ_(stc)−Ｔ）
Ｖｄ_(stc)[V]＝Ｖｄ＋β（Ｔ_(stc)−Ｔ）−Ｒｓ（Ｉｄ_(stc)−Ｉｄ）−Ｋ・Ｉｄ_(stc)（Ｔ_(stc)−Ｔ）
ただし、Ｒｓ：直列抵抗[Ω]
Ｋ：曲線補正因子
α：電流温度係数[Ａ／℃]
β：電圧温度係数[Ｖ／℃]

次に、ＣＰＵ３０は、基準状態に換算されたＩ−Ｖ特性のデータを、短絡電流Ｉｓｃと開放電圧Ｖｏｃ（図４参照）がそれぞれ１となるように正規化する（ステップＳ１０７）。

次に、ＣＰＵ３０は、メモリ５２に格納された基準特性のデータ（図７参照）を読み出し、これらの基準特性と、ステップＳ１０７において正規化したＩ−Ｖ特性のデータとを比較し、最も誤差の少ない基準特性を選択する処理（カーブフィッティング）を行う（ステップＳ１０８）。各基準特性データと、正規化されたＩ−Ｖ特性のデータとの間の誤差の評価は、例えば最小二乗法を用いて行われる。この結果、例えば、Ｉ−Ｖ特性が図７（Ｂ）に示した基準特性に最も近い（すなわち、誤差が最も少ない）場合には、評価対象となっている太陽電池モジュール２００に含まれるパネル又は太陽電池セルに断線や短絡が生じている、と判定される。ＣＰＵ３０は、この判定結果を液晶表示部３４に表示させる（ステップＳ１０９）。以上で、一連の特性評価処理が終了する。

以上のように本実施形態によれば、施工ミス、樹木や建造物等の周辺環境、経時劣化、などによる太陽電池の出力低下を個別に推定し、検出することができる。よって、太陽電池及びこれを用いるシステムの故障診断をより詳細に行うことが可能となる。

なお、本発明は上述した実施形態に限定されるものではなく、本発明の要旨の範囲内において種々に変形して実施することが可能である。例えば、上述した実施形態の特性評価装置１０は、Ｉ−Ｖ特性の検出方法としてコンデンサ負荷方式を採用していたが、検出方法はこれに限定されるものではなく、Ｘ−Ｙレコーダ方式、バイアス電源方式、電子負荷方式など種々の方式を採用し得る。

一実施形態の太陽電池モジュールの特性評価システムの構成を説明する図である。 太陽電池モジュールの回路構成例について説明する図である。 特性評価装置の機能について概略的に説明する図である。 電流−電圧特性（Ｉ−Ｖ特性）について詳細に説明する図である。 太陽電池の等価回路を示す図である。 特性評価装置の詳細構成を説明するためのブロック図である。 基準特性のデータについて説明する概念図である。 特性評価装置の動作手順を説明するフローチャートである。 Ｉ−Ｖ特性の基準状態への換算について説明するグラフである。

符号の説明

１０…太陽電池の特性評価装置
１２…コンピュータ
１４…温度計
１６…日射計
１８…リファレンスセル
２０…温度計
２２…ワイヤレスセンサー変換器
３２…アナログ−デジタル変換器
３４…液晶表示部
３６…容量素子
３８…抵抗素子
４０…トランジスタ
４２…トランジスタ
４４…オペアンプ
４６…オペアンプ
４８…アナログ−デジタル変換器
５０…アナログ−デジタル変換器
５２…メモリ
１００…太陽電池の特性評価システム
２００…太陽電池モジュール

Claims (8)

1. 太陽電池の電流−電圧特性を計測する計測部と、
   前記計測部によって計測された前記電流−電圧特性を所定の基準状態に換算する換算部と、
   太陽電池に生じるおそれのある個々の不具合に対応した電流−電圧特性に基づく基準特性を複数格納するメモリと、
   前記基準状態に換算された前記電流−電圧特性と、前記メモリから読み出した前記複数の基準特性とを比較し、前記複数の基準特性の中から前記電流−電圧特性に近似する基準特性を選択し、前記選択された基準特性に基づいて、前記電流−電圧特性を計測した前記太陽電池の不具合を判定する判定部と、
   を備える、太陽電池の特性評価装置。
2. 前記判定部による前記判定の内容を表示する表示部を更に備える、請求項１に記載の太陽電池の特性評価装置。
3. 前記換算部は、前記電流−電圧特性を１ｋＷ／ｍ2、２５℃の基準状態に換算する、請求項１に記載の太陽電池の特性評価装置。
4. 前記換算部は、前記太陽電池の裏面温度と日射強度とを取得し、これらに基づいて前記基準状態への換算を行う、請求項１に記載の太陽電池の特性評価装置。
5. 前記換算部は、前記電流−電圧特性を正規化する処理を更に行う、請求項１に記載の太陽電池の特性評価装置。
6. 前記判定部は、最小二乗法によって前記電流−電圧特性と前記複数の基準特性のそれぞれとの比較を行う、請求項１に記載の太陽電池の特性評価装置。
7. 前記計測部は、前記太陽電池の電流の計測を行う以前に開放電圧の計測を行い、前記開放電圧が異常値を示す場合には前記電流の計測へ移行しない、請求項１に記載の太陽電池の特性評価装置。
8. 前記計測部は、前記太陽電池の開放電圧を計測して電圧レンジを設定し、次に前記太陽電池に負荷を接続したときの電流を最大レンジで計測し、その値に基づいて電流レンジを設定する、請求項１に記載の太陽電池の特性評価装置。

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