JP5576215B2 - Photovoltaic power generation diagnostic device - Google Patents

Photovoltaic power generation diagnostic device Download PDF

Info

Publication number
JP5576215B2
JP5576215B2 JP2010195801A JP2010195801A JP5576215B2 JP 5576215 B2 JP5576215 B2 JP 5576215B2 JP 2010195801 A JP2010195801 A JP 2010195801A JP 2010195801 A JP2010195801 A JP 2010195801A JP 5576215 B2 JP5576215 B2 JP 5576215B2
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
power generation
solar radiation
information
amount
solar
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
JP2010195801A
Other languages
Japanese (ja)
Other versions
JP2012054401A (en
Inventor
豊成 島陰
宏ニ郎 西岡
宏 山根
満 工藤
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
NTT Facilities Inc
Original Assignee
NTT Facilities Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by NTT Facilities Inc filed Critical NTT Facilities Inc
Priority to JP2010195801A priority Critical patent/JP5576215B2/en
Publication of JP2012054401A publication Critical patent/JP2012054401A/en
Application granted granted Critical
Publication of JP5576215B2 publication Critical patent/JP5576215B2/en
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02EREDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50Photovoltaic [PV] energy

Landscapes

  • Photovoltaic Devices (AREA)

Description

本発明は、太陽光発電システムの故障を診断する太陽光発電診断装置に関する。   The present invention relates to a photovoltaic power generation diagnostic apparatus that diagnoses a failure of a photovoltaic power generation system.

近年、化石燃料の使用に伴う二酸化炭素等の排出による地球の温暖化、原子力発電所の事故や放射性廃棄物による放射能汚染など、地球環境とエネルギーに対する関心が高まっている。このような状況の下、太陽の入射光を利用した光電変換素子である太陽電池は無尽蔵かつクリーンなエネルギー源として注目されている。   In recent years, there has been a growing interest in the global environment and energy, such as global warming due to carbon dioxide emissions from the use of fossil fuels, nuclear power plant accidents and radioactive contamination due to radioactive waste. Under such circumstances, solar cells, which are photoelectric conversion elements using incident light from the sun, are attracting attention as inexhaustible and clean energy sources.

太陽光発電システムの一つに、図1に示すような、系統連系型のシステムがある。太陽電池アレイ10にて発電される電力は、パワーコンディショナ20を介して、商用系統などの電力系統へ供給される。パワーコンディショナ20は、DC/AC変換を行い、効率的に電力を取り出す。   One type of photovoltaic power generation system is a grid-connected system as shown in FIG. The electric power generated by the solar cell array 10 is supplied to a power system such as a commercial system via the power conditioner 20. The power conditioner 20 performs DC / AC conversion and efficiently extracts power.

ところで、太陽電池アレイ10は、一辺が1〜2m程度の太陽電池モジュール11で構成されている。太陽電池モジュール11は、一辺が10cm程度の太陽電池セル12を縦横に並べて構成されている。太陽電池モジュール11を直列に接続したものを太陽電池ストリング13と呼ぶ。   By the way, the solar cell array 10 is comprised by the solar cell module 11 whose one side is about 1-2 m. The solar cell module 11 is configured by vertically and horizontally arranging solar cells 12 each having a side of about 10 cm. What connected the solar cell module 11 in series is called the solar cell string 13. FIG.

このとき、例えば太陽電池ストリング13を構成する太陽電池モジュール11の一つが故障すると、その分だけ、該当する太陽電池ストリング13からの発電量は小さくなり、太陽電池アレイ10全体の発電量が小さくなる。   At this time, for example, when one of the solar cell modules 11 constituting the solar cell string 13 breaks down, the power generation amount from the corresponding solar cell string 13 decreases accordingly, and the power generation amount of the entire solar cell array 10 decreases. .

ところが、太陽光発電システムにおける発電量は、日射量によっても大きく変化するため、発電量が低下したとしても、太陽電池モジュール11などの故障による発電量の低下なのか、日射量の低下による発電量の低下なのか、の判断は容易ではない。   However, since the amount of power generation in the solar power generation system varies greatly depending on the amount of solar radiation, even if the amount of power generation decreases, the amount of power generation due to the failure of the solar cell module 11 or the like, It is not easy to determine whether this is a drop in

これを解決するための技術として、複数の太陽電池アレイについて所定の日照時刻に対する標準出力電力値を予め記憶し、その日照時刻における太陽電池アレイの実際の出力電力値の標準出力電力値に対する比を算出して、太陽電池アレイ間で比較するという診断装置が提案されている(例えば、特許文献1参照)。   As a technique for solving this, the standard output power value for a predetermined sunshine time is stored in advance for a plurality of solar cell arrays, and the ratio of the actual output power value of the solar cell array at the sunshine time to the standard output power value is calculated. There has been proposed a diagnostic device for calculating and comparing solar cell arrays (for example, see Patent Document 1).

特開2005−340464号公報JP 2005-340464 A

しかしながら、特許文献1に記載される方法は、太陽電池アレイ間の比較を行うものであるため、比較的大型の太陽光発電システムを前提としており、単一の太陽電池アレイでは診断を行うことができない。   However, since the method described in Patent Document 1 is a comparison between solar cell arrays, it is premised on a relatively large photovoltaic power generation system, and a single solar cell array can perform diagnosis. Can not.

本発明は、上述した問題を解決するためになされたものであり、比較的簡単な構成で、より確実な故障診断が可能な太陽光発電診断装置を提供することを目的とする。   The present invention has been made to solve the above-described problems, and an object of the present invention is to provide a photovoltaic power generation diagnostic apparatus capable of more reliable failure diagnosis with a relatively simple configuration.

上述した目的を達成するためになされた請求項1に記載の太陽光発電診断装置は、情報取得部と、記憶部と、診断部とを備えている。
情報取得部は、太陽光発電システムに具備される計測器から発電情報、日射情報、及び、温度情報を取得する。発電情報は、発電量を導出するための情報である。例えば太陽電池アレイで発電される電力は数秒ごとにサンプリングされ、これらサンプリングデータを基に1分間の平均発電量を発電情報とすることが考えられる。日射情報は、実際の日射量を導出するための情報であり、温度情報は、太陽電池を構成するパネルの温度を推定可能な情報である。日射情報は、例えばサンプリングデータを基にする数分〜数十分の平均日射量であってもよいし、例えばあるタイミングにおける日射量であってもよい。この点について、温度情報も同様である。また、温度情報は、パネルの温度そのものであってもよいし、パネル周りの気温であってもよい。
The photovoltaic power generation diagnostic apparatus according to claim 1 made to achieve the above-described object includes an information acquisition unit, a storage unit, and a diagnostic unit.
The information acquisition unit acquires power generation information, solar radiation information, and temperature information from a measuring instrument provided in the solar power generation system. The power generation information is information for deriving the power generation amount. For example, the electric power generated by the solar cell array is sampled every few seconds, and it can be considered that the average power generation amount per minute is used as the power generation information based on these sampling data. The solar radiation information is information for deriving the actual solar radiation amount, and the temperature information is information capable of estimating the temperature of the panel constituting the solar cell. The solar radiation information may be an average solar radiation amount of several minutes to several tens of minutes based on sampling data, for example, or may be an solar radiation amount at a certain timing, for example. This also applies to temperature information. The temperature information may be the panel temperature itself or the temperature around the panel.

記憶部は、情報取得部にて取得される各情報を過去から現在にわたって記憶する。また、太陽光発電システムの定格容量であるシステム定格容量を少なくとも記憶している。
そして、診断部により、記憶部に記憶された情報に基づき、演算処理、予測式導出処理、判断処理が実行される。
The storage unit stores each piece of information acquired by the information acquisition unit from the past to the present. Moreover, the system rated capacity which is the rated capacity of a solar power generation system is memorize | stored at least.
And a calculation process, a prediction formula derivation process, and a judgment process are performed by the diagnosis part based on the information memorize | stored in the memory | storage part.

演算処理は、記憶部に記憶される発電情報、日射情報、システム定格容量、及び、予め設定される基準日射量に基づき、診断時間帯におけるシステム出力係数を演算するものである。ここで、システム定格容量は、太陽電池アレイ出力とも呼ばれる。また、基準日射量は、標準試験条件における日射強度である。   The calculation process is to calculate a system output coefficient in a diagnosis time zone based on power generation information, solar radiation information, system rated capacity, and a preset reference solar radiation amount stored in the storage unit. Here, the system rated capacity is also called a solar cell array output. The reference solar radiation amount is the solar radiation intensity under standard test conditions.

このとき、発電情報に基づく発電量をシステム定格容量で除した等価発電時間を、日射情報に基づくアレイ面日射量(傾斜日射量)を基準日射量で除した等価日照時間で除して、システム出力係数を求めることが考えられる。また、システム定格容量と日射情報に基づくアレイ面日射量の積を基準日射量で除することで求められる理想発電量で、発電情報に基づく発電量を除することでも算出できる。
このシステム出力係数は、太陽光発電システムの性能を示す。なお、「診断時間帯」は、例えば9時〜11時といった数時間程度の時間帯であることが考えられる。ただし、診断時間帯は、任意に設定すればよく、例えば半日であってもよいし、1日であってもよい。また、数日〜数ヶ月という時間帯を設定してもよい。
At this time, the equivalent power generation time obtained by dividing the power generation amount based on the power generation information by the system rated capacity is divided by the equivalent solar time obtained by dividing the array surface solar radiation amount (tilted solar radiation amount) based on the solar radiation information by the reference solar radiation amount, and the system It is conceivable to obtain an output coefficient. It can also be calculated by dividing the power generation amount based on the power generation information by the ideal power generation amount obtained by dividing the product of the system rated capacity and the array surface solar radiation amount based on the solar radiation information by the reference solar radiation amount.
This system output coefficient indicates the performance of the photovoltaic power generation system. The “diagnosis time zone” may be a time zone of about several hours such as 9 o'clock to 11 o'clock. However, the diagnosis time zone may be arbitrarily set, and may be, for example, half a day or one day. Moreover, you may set the time slot | zone of several days-several months.

予測式導出処理は、演算処理にて演算されるシステム出力係数と当該システム出力係数に対応づけられる温度情報とをサンプルとし、複数のサンプルのうち、診断時間帯における日射情報に基づく日射量と予め設定される設定日射量とを比較し、日射量が設定日射量を超えたと判断された場合の温度情報であるサンプルを用いてシステム出力係数の予測式を導出するものである。サンプルの数は、例えば30日分の30個とすることが考えられる。予測式は、例えば、温度情報を説明変数とし、システム出力係数を目的変数として、最小二乗法により導出される。もちろん、他の近似手法を用いて予測式を導出するようにしてもよい。 The prediction formula derivation process uses the system output coefficient calculated in the calculation process and the temperature information associated with the system output coefficient as samples, and among the plurality of samples , the amount of solar radiation based on the solar radiation information in the diagnosis time zone is determined in advance. A set output solar radiation amount is compared, and a prediction formula of a system output coefficient is derived using a sample which is temperature information when it is determined that the solar radiation amount exceeds the set solar radiation amount . The number of samples may be 30 for 30 days, for example. The prediction formula is derived by, for example, the least square method using temperature information as an explanatory variable and a system output coefficient as an objective variable. Of course, the prediction formula may be derived using another approximation method.

そして、判断処理により、診断対象の診断時間帯において、予測式を用いて温度情報から得られる予測システム出力係数と演算処理にて得られる実績システム出力係数との差分が一定以上になると、太陽光発電システムが故障したと判断される。   Then, when the difference between the predicted system output coefficient obtained from the temperature information using the prediction formula and the actual system output coefficient obtained by the calculation process is greater than or equal to a certain level in the diagnosis time zone of the diagnosis target, It is determined that the power generation system has failed.

つまり、本発明では、発電情報に基づく実際の発電量及び日射情報に基づく実際の日射量を用い、診断時間帯における太陽光発電システムの性能を「システム出力係数」として数値化した。そして、複数のサンプルを基に温度情報からシステム出力係数を算出するための予測式を導出し、予測式から算出される予測システム出力係数と実績システム出力係数とを比較して、差分が一定以上の場合に、太陽光発電システムが故障したと判断する。   That is, in the present invention, the actual power generation amount based on the power generation information and the actual solar radiation amount based on the solar radiation information are used, and the performance of the photovoltaic power generation system in the diagnosis time zone is quantified as a “system output coefficient”. Then, a prediction formula for calculating the system output coefficient from the temperature information based on a plurality of samples is derived, and the predicted system output coefficient calculated from the prediction formula is compared with the actual system output coefficient. In this case, it is determined that the photovoltaic power generation system has failed.

このように、発電情報と日射情報とを用いて算出されるシステム出力係数は、当該太陽光発電システムの設置環境等に起因する固有事象や太陽電池の劣化など各種の発電損失要因を含むものとなっている。したがって、予測式から算出される予測システム出力係数と実績システム出力係数とを比較すれば、各種の発電損失要因を含め、比較的簡単な構成で、より確実な故障診断を行うことができる。   As described above, the system output coefficient calculated using the power generation information and the solar radiation information includes various power generation loss factors such as inherent events due to the installation environment of the solar power generation system and deterioration of the solar cell. It has become. Therefore, if the predicted system output coefficient calculated from the prediction formula and the actual system output coefficient are compared, more reliable fault diagnosis can be performed with a relatively simple configuration including various power generation loss factors.

なお、診断時間帯における発電量は、積算処理されたものとしてもよいし、平均処理されたものとしてもよい。このように、発電情報から診断時間帯における発電量を算出する際、積算処理や平均処理が必要なことを考えると、上述した記憶部には、積算処理や平均処理される前のデータを記憶するようにしてもよいし、積算処理や平均処理された後のデータを記憶するようにしてもよい。
太陽光発電システムが劣化すると、上述した予測式の傾きと切片が変化する。そこで、予測式の傾きと切片の経時変化から太陽光発電システムの劣化傾向を把握する構成としてもよい。このようにすれば、太陽光発電システムの故障だけでなく、その劣化傾向まで管理することができる。
It should be noted that the power generation amount in the diagnosis time zone may be integrated or may be averaged. As described above, when calculating the power generation amount in the diagnosis time period from the power generation information, considering the necessity of integration processing and averaging processing, the storage unit described above stores data before the integration processing and averaging processing. Alternatively, the data after the integration process or the average process may be stored.
When the solar power generation system deteriorates, the slope and intercept of the prediction formula described above change. Therefore, a configuration may be adopted in which the deterioration tendency of the photovoltaic power generation system is grasped from the inclination of the prediction formula and the change in intercept over time. In this way, it is possible to manage not only the failure of the photovoltaic power generation system but also its deterioration tendency.

また、診断時間帯におけるシステム出力係数と当該システム出力係数に対応づけられる温度情報とをサンプルとして予測式を導出することから、請求項2に示すように、演算処理にて演算されるシステム出力係数及び、当該システム出力係数に対応づけられる温度情報を蓄積する蓄積部を備える構成としてもよい。この場合、予測式導出処理では、蓄積部に蓄積されたデータを用いることになる。   Further, since the prediction formula is derived by using the system output coefficient in the diagnosis time zone and the temperature information associated with the system output coefficient as a sample, the system output coefficient calculated by the arithmetic processing as shown in claim 2 And it is good also as a structure provided with the storage part which accumulate | stores the temperature information matched with the said system output coefficient. In this case, in the prediction formula derivation process, data stored in the storage unit is used.

なお、診断時間帯における実際の発電量及び日射量を用いてシステム出力係数を算出して予測式を導出するため曇天時であっても予測システム出力係数を妥当なものとすることができるが、晴天時に比べると予測システム出力係数と実績システム出力係数とのずれが大きくなる虞がある。   In addition, since the system output coefficient is calculated using the actual power generation amount and solar radiation amount in the diagnosis time zone and the prediction formula is derived, the prediction system output coefficient can be made reasonable even during cloudy weather, There is a possibility that the difference between the predicted system output coefficient and the actual system output coefficient becomes larger than that in clear weather.

そこで、請求項3に示すように、診断時間帯における日射情報に基づく日射量と予め設定される設定日射量とを比較し、日射量が設定日射量に満たない場合、当該診断時間帯におけるシステム出力係数をサンプルから外すことが考えられる。このようにすれば、日射量が十分な条件下で算出されたシステム出力係数から予測式が導出されるため、予測式が妥当なものとなり、予測システム出力係数が妥当なものとなる。   Therefore, as shown in claim 3, when the amount of solar radiation based on the solar radiation information in the diagnosis time zone is compared with a preset amount of solar radiation set in advance, if the amount of solar radiation is less than the set amount of solar radiation, the system in the diagnostic time zone It is conceivable to remove the output coefficient from the sample. In this way, since the prediction formula is derived from the system output coefficient calculated under the condition that the amount of solar radiation is sufficient, the prediction formula becomes valid and the prediction system output coefficient becomes valid.

そして、日射量が十分な条件下で予測式が導出されることを前提すれば、次のような構成を採用することが考えられる。
すなわち、請求項4に示すように、診断部が、診断対象の診断時間帯における日射情報に基づく日射量と予め設定される設定日射量とを比較して、判断処理の信頼度を判定する構成を採用することが考えられる。例えば、設定日射量よりも実際の日射量が大きい場合、信頼度が高い旨を示す情報を出力するという具合である。また例えば、設定日射量よりも実際の日射量が小さい場合、信頼度が低い旨を示す情報を出力するという具合である。なお、信頼度は、「高い」、「低い」といった情報であってもよいし、設定日射量との離れ具合を示す数値などの情報であってもよい。このようにすれば、単に故障の診断が行われる構成と比べて、故障診断の正当性まで判断することができる。
And if it assumes that a prediction formula will be derived | led-out under the conditions with sufficient solar radiation, it is possible to employ | adopt the following structures.
That is, as shown in claim 4, the diagnosis unit determines the reliability of the determination process by comparing the amount of solar radiation based on the solar radiation information in the diagnosis time zone of the diagnosis target with a preset amount of solar radiation set in advance. Can be considered. For example, when the actual solar radiation amount is larger than the set solar radiation amount, information indicating that the reliability is high is output. For example, when the actual solar radiation amount is smaller than the set solar radiation amount, information indicating that the reliability is low is output. The reliability may be information such as “high” or “low”, or may be information such as a numerical value indicating how far away from the set solar radiation amount. In this way, it is possible to determine the correctness of failure diagnosis as compared to a configuration in which failure diagnosis is simply performed.

また、請求項5に示すように、診断部が、診断対象の診断時間帯における日射情報に基づく日射量と予め設定される設定日射量とを比較して、判断処理の実行の有無を決定する構成を採用することが考えられる。例えば、設定日射量よりも実際の日射量が大きい場合に、判断処理を実行するという具合である。また例えば、設定日射量よりも実際の日射量が小さい場合に、判断処理を実行しないという具合である。このようにすれば、上述した故障診断の正当性が不十分な場合、故障診断自体をキャンセルすることができる。   In addition, as shown in claim 5, the diagnosis unit compares the amount of solar radiation based on the solar radiation information in the diagnosis time zone to be diagnosed with a preset amount of solar radiation to determine whether or not to execute the determination process. It is conceivable to adopt a configuration. For example, when the actual solar radiation amount is larger than the set solar radiation amount, the determination process is executed. For example, when the actual solar radiation amount is smaller than the set solar radiation amount, the determination process is not executed. In this way, when the justification of the above-described failure diagnosis is insufficient, the failure diagnosis itself can be canceled.

なお、日射量が十分な場合に故障診断の正当性が高くなることに鑑み、請求項6に示すように、診断時間帯が太陽の南中時刻を含むようにするとよい。このようにすれば、故障診断の正当性が高くなる。   In view of the fact that the correctness of the failure diagnosis becomes high when the amount of solar radiation is sufficient, as shown in claim 6, it is preferable that the diagnosis time zone includes the solar time in the sun. In this way, the correctness of the failure diagnosis is increased.

また、予測式の導出に用いるサンプルの数は、例えば30日分の30個とすることが考えられるが、請求項7に示すように、設定変更可能にしてもよい。例えば季節などで異なる日射量を考慮して妥当なサンプル数を設定すれば、確実な故障診断に寄与する。また、上記請求項3に示すようにシステム出力係数がサンプルから除外される場合、サンプル数を減らしてもよいし、サンプル数が同じになるように過去に遡ってデータ取得するようにしてもよい。   Further, the number of samples used for deriving the prediction formula may be 30 for 30 days, for example. However, as shown in claim 7, the setting may be changed. For example, if an appropriate number of samples is set in consideration of the amount of solar radiation that varies depending on the season, it contributes to reliable failure diagnosis. Further, when the system output coefficient is excluded from the samples as described in claim 3, the number of samples may be reduced, or data may be acquired retrospectively so that the number of samples is the same. .

ところで、請求項8に示すように、判断処理によって故障したと判断された回数が予め設定された設定回数を越えると、通知部が、太陽光発電システムの故障を外部へ通知するようにしてもよい。このようにすれば、例えば利用者以外の第三者が故障を管理することもできるため、確実な故障の発見につながる。   By the way, as shown in claim 8, when the number of times determined to have failed by the determination processing exceeds a preset number of times, the notification unit notifies the outside of the failure of the photovoltaic power generation system. Good. In this way, for example, a third party other than the user can manage the failure, which leads to the reliable discovery of the failure.

また、請求項9に示すように、情報取得部にて取得される情報に欠損があった場合、当該情報に基づくデータを除外するようにしてもよい。例えば、日射情報があるにもかかわらず発電情報が「0」であるような場合、当該発電情報を用いた積算データや平均データを除外するという具合である。このようにすれば、異常値をとるデータが除外されるため、妥当な診断を行うことができる。   In addition, as described in claim 9, when there is a deficiency in information acquired by the information acquisition unit, data based on the information may be excluded. For example, when the power generation information is “0” despite the presence of solar radiation information, the integrated data and average data using the power generation information are excluded. In this way, since data having an abnormal value is excluded, an appropriate diagnosis can be performed.

太陽光発電システムを模式的に示す説明図である。It is explanatory drawing which shows a solar energy power generation system typically. 太陽光発電診断装置を示す機能ブロック図である。It is a functional block diagram which shows a solar power generation diagnostic apparatus. 診断処理の一例を示すフローチャートである。It is a flowchart which shows an example of a diagnostic process. 予測式の一例を示す説明図である。It is explanatory drawing which shows an example of a prediction formula. 診断処理の別例を示すフローチャートである。It is a flowchart which shows another example of a diagnostic process. システム出力係数算出蓄積の別例を示すフローチャートである。It is a flowchart which shows another example of system output coefficient calculation accumulation | storage. 診断処理の別例を示すフローチャートである。It is a flowchart which shows another example of a diagnostic process.

以下、実施形態を図面に基づいて説明する。図2は、太陽光発電診断装置の機能ブロック図である。
図2に示すように、太陽光発電診断装置30は、太陽電池アレイ10及びパワーコンディショナ(以下「PCS」という)20とを備えた太陽光発電システムに対して用いられる。図1に示したように、太陽電池アレイ10にて発電される電力はPCS20にて取り出されて商用系統などの電力系統へ供給される。
Hereinafter, embodiments will be described with reference to the drawings. FIG. 2 is a functional block diagram of the photovoltaic power generation diagnostic apparatus.
As shown in FIG. 2, the photovoltaic power generation diagnostic device 30 is used for a photovoltaic power generation system including a solar cell array 10 and a power conditioner (hereinafter referred to as “PCS”) 20. As shown in FIG. 1, the electric power generated by the solar cell array 10 is taken out by the PCS 20 and supplied to an electric power system such as a commercial system.

太陽光発電診断装置30は、計測データ受信部31、実績履歴DB部32、ユーザ設定部33、診断部34、表示部35、及び、送信部36を備えている。
計測データ受信部31は、太陽光発電システム側の計測器50から各種の情報を取得するための構成である。例えば、コンピュータシステムの入力ポートとして具現化される。なお、計測器50からの情報は、有線で取得されるようにしてもよいし、無線で取得されるようにしてもよい。
The photovoltaic power generation diagnosis device 30 includes a measurement data receiving unit 31, a performance history DB unit 32, a user setting unit 33, a diagnosis unit 34, a display unit 35, and a transmission unit 36.
The measurement data receiving unit 31 is a configuration for acquiring various types of information from the measuring instrument 50 on the photovoltaic power generation system side. For example, it is embodied as an input port of a computer system. Note that the information from the measuring instrument 50 may be acquired by wire or may be acquired wirelessly.

計測器50は、日射/温度計測部51と、電力計測部52とを有している。日射/温度計測部51は、日射情報及び温度情報を送信する。一方、電力計測部52は、発電情報を送信する。なお、電力計測部42はPCS20の機能として実現されるが、計測器50自体がPCS20の機能として実現されることもある。   The measuring instrument 50 includes a solar radiation / temperature measuring unit 51 and a power measuring unit 52. The solar radiation / temperature measurement unit 51 transmits solar radiation information and temperature information. On the other hand, the power measuring unit 52 transmits power generation information. In addition, although the electric power measurement part 42 is implement | achieved as a function of PCS20, the measuring device 50 itself may be implement | achieved as a function of PCS20.

発電情報は、1分間の平均発電量となっている。詳しく言うと、電力計測部52は、太陽電池アレイ10にて発電される電力を所定秒(例えば6秒)ごとにサンプリングし、1分間の平均の発電量を発電情報として送信する。   The power generation information is an average power generation amount per minute. More specifically, the power measurement unit 52 samples the power generated by the solar cell array 10 every predetermined seconds (for example, 6 seconds), and transmits the average power generation amount per minute as power generation information.

日射/温度計測部51は、電力計測部42と同一の間隔で、あるいは所定間隔(例えば10分間隔)で、日射情報及び温度情報を送信する。後述するように発電量は、診断時間帯に合わせて時積算されるため、少なくとも1時間毎の発電量に対応する日射情報及び温度情報が分かればよく、60分以下の間隔で日射情報及び温度情報を送信すれば足りる。ここでは、10分間隔で、その時点での日射量及び太陽電池アレイ10のパネル周りの気温が送信されるものとする。もちろん、所定期間における平均日射量や平均温度を送信するようにしてもよい。また、温度情報は、気温でなく、パネルの温度そのものとしてもよい。パネルの温度の場合、通常、パネルの裏面温度となる。   The solar radiation / temperature measurement unit 51 transmits solar radiation information and temperature information at the same interval as the power measurement unit 42 or at a predetermined interval (for example, every 10 minutes). As will be described later, since the power generation amount is time-integrated according to the diagnosis time zone, it is only necessary to know the solar radiation information and temperature information corresponding to the power generation amount at least every hour, and the solar radiation information and temperature at intervals of 60 minutes or less. Sending information is enough. Here, the solar radiation amount at that time and the temperature around the panel of the solar cell array 10 are transmitted at intervals of 10 minutes. Of course, you may make it transmit the average solar radiation amount and average temperature in a predetermined period. Further, the temperature information may be not the temperature but the panel temperature itself. In the case of the panel temperature, it is normally the back surface temperature of the panel.

計測データ受信部31にて受信された情報は、実績履歴DB部32に記憶される。上述したように、発電情報は1分間の平均発電量であり、日射情報及び温度情報は、10分ごとの日射量及び気温である。   Information received by the measurement data receiving unit 31 is stored in the result history DB unit 32. As described above, the power generation information is an average power generation amount per minute, and the solar radiation information and temperature information are the solar radiation amount and the air temperature every 10 minutes.

また、実績履歴DB部32には、ユーザ設定部33にて設定される各種のパラメータが記憶されている。本実施形態では、少なくとも太陽光発電システムの定格容量(システム定格容量)が記憶されているものとする。   In addition, the performance history DB unit 32 stores various parameters set by the user setting unit 33. In the present embodiment, it is assumed that at least the rated capacity (system rated capacity) of the photovoltaic power generation system is stored.

診断部34は、演算処理部37、PR履歴DB部38、予測式導出処理部39、及び、判断処理部40を有している。
演算処理部37は、診断時間帯におけるシステム出力係数を演算する。本実施形態では、診断時間帯は、12時〜13時の太陽の南中時刻を含む時間帯である。演算処理部37は、実績履歴DB部32に記憶された1分間の発電量を基に、積算処理を行い、診断時間帯の発電量を求める。そして、この発電量をシステム定格容量で除して、等価発電時間を求める。また、演算処理部37は、実績履歴DB部32に記憶された10分ごとの日射量を基に、診断時間帯における平均日射量(アレイ面日射量)を求める。そして、この平均日射量を基準日射量(標準試験条件における日射強度)で除して、等価日照時間を求める。さらにまた、演算処理部37は、等価発電時間を等価日照時間で除して、システム出力係数を求める。システム出力係数は、太陽光発電システムの性能を示すものであり、PR(Performance Ratio )とも呼ばれる。また、演算処理部37は、実績履歴DB部32に記憶された10分ごとの気温を基に、診断時間帯における平均の気温を求める。さらにまた、演算処理部37は、診断時間帯におけるシステム出力係数と気温とを対にして、PR履歴DB部に記憶する。
The diagnosis unit 34 includes an arithmetic processing unit 37, a PR history DB unit 38, a prediction formula derivation processing unit 39, and a determination processing unit 40.
The arithmetic processing unit 37 calculates a system output coefficient in the diagnosis time zone. In the present embodiment, the diagnosis time zone is a time zone including the solar time in the sun from 12:00 to 13:00. The arithmetic processing unit 37 performs integration processing based on the power generation amount for one minute stored in the result history DB unit 32 to obtain the power generation amount in the diagnosis time zone. Then, the power generation amount is divided by the system rated capacity to obtain the equivalent power generation time. Further, the arithmetic processing unit 37 obtains an average solar radiation amount (array surface solar radiation amount) in the diagnosis time zone based on the solar radiation amount every 10 minutes stored in the result history DB unit 32. Then, the average solar radiation amount is divided by the reference solar radiation amount (the solar radiation intensity under the standard test conditions) to obtain the equivalent solar radiation time. Furthermore, the arithmetic processing unit 37 obtains a system output coefficient by dividing the equivalent power generation time by the equivalent sunshine time. The system output coefficient indicates the performance of the photovoltaic power generation system, and is also called PR (Performance Ratio). Moreover, the arithmetic processing part 37 calculates | requires the average temperature in a diagnostic time slot | zone based on the temperature for every 10 minutes memorize | stored in the performance log | history DB part 32. FIG. Furthermore, the arithmetic processing unit 37 stores a pair of the system output coefficient and the temperature in the diagnosis time zone in the PR history DB unit.

PR履歴DB部38は、ハードディスク装置などの記憶媒体として具現化される。このPR履歴DB部38には、日ごとに、システム出力係数及び気温が対になって記憶される。   The PR history DB unit 38 is embodied as a storage medium such as a hard disk device. In this PR history DB unit 38, the system output coefficient and the temperature are stored in pairs for each day.

予測式導出処理部39は、システム出力係数及び気温を複数のサンプルとして読み出し、気温を説明変数とし、システム出力係数を目的変数として、システム出力係数の予測式を最小二乗法によって導出する。本実施形態において、サンプル数は、診断対象となる日から遡って30日分の30個とする。例えば8月31日が診断対象となる日であれば、8月1日〜30日までの30個のデータがサンプルとなる。   The prediction formula derivation processing unit 39 reads the system output coefficient and the temperature as a plurality of samples, derives a prediction formula of the system output coefficient by the least square method using the temperature as an explanatory variable and the system output coefficient as an objective variable. In the present embodiment, the number of samples is 30 for 30 days going back from the date to be diagnosed. For example, if August 31 is a date to be diagnosed, 30 data from August 1 to 30 are samples.

判断処理部40は、予測式導出処理部39によって導出された予測式を用い、診断対象となる日の診断時間帯における気温から、予測システム出力係数を算出する。また、PR履歴DB部38に記憶された診断対象となる日の診断時間帯におけるシステム出力係数を実績システム出力係数として読み出す。そして、予測システム出力係数と実績システム出力係数との差分に基づき、太陽光発電システムの故障を診断する。   The judgment processing unit 40 uses the prediction formula derived by the prediction formula derivation processing unit 39 to calculate a prediction system output coefficient from the temperature in the diagnosis time zone of the day to be diagnosed. Further, the system output coefficient in the diagnosis time zone of the day to be diagnosed stored in the PR history DB unit 38 is read as the actual system output coefficient. Then, based on the difference between the predicted system output coefficient and the actual system output coefficient, a failure of the photovoltaic power generation system is diagnosed.

表示部35は、例えば液晶表示装置として具現化される。表示部35には、判断処理部40によって太陽光発電システムが故障したとの判断がなされた場合、その旨が表示される。また、送信部36は、コンピュータシステムの出力ポートとして具現化され、所定条件成立時に、外部コンピュータシステムへ、太陽光発電システムが故障したことを通知する。   The display unit 35 is embodied as a liquid crystal display device, for example. When the determination processing unit 40 determines that the solar power generation system has failed, the display unit 35 displays that fact. The transmission unit 36 is embodied as an output port of the computer system, and notifies the external computer system that the solar power generation system has failed when a predetermined condition is satisfied.

次に、診断処理の一例を、図3のフローチャートに基づいて説明する。
最初のS100では、発電情報、日射情報、及び、温度情報を取得する。この処理は、図2中の計測器50からの情報を、計測データ受信部31にて取得するものである。
Next, an example of the diagnosis process will be described based on the flowchart of FIG.
In the first S100, power generation information, solar radiation information, and temperature information are acquired. In this process, the measurement data receiving unit 31 acquires information from the measuring instrument 50 in FIG.

続くS110では、各種情報を記憶する。この処理は、S100にて受信した情報を、図2中の実績履歴DB部32に記憶するものである。これにより、上述したように、1分間の平均発電量、10分ごとの日射量及び気温が記憶されることになる。   In subsequent S110, various information is stored. In this process, the information received in S100 is stored in the record history DB unit 32 in FIG. Thereby, as above-mentioned, the average amount of electric power generation for 1 minute, the solar radiation amount for every 10 minutes, and temperature are memorize | stored.

次のS120では、診断時間帯におけるシステム出力係数を算出して蓄積する。この処理は、図2中の演算処理部37の機能として実現される。これにより、上述したように、PR履歴DB部38に、診断時間帯のシステム出力係数及び気温が記憶されることになる。   In the next S120, the system output coefficient in the diagnosis time zone is calculated and stored. This processing is realized as a function of the arithmetic processing unit 37 in FIG. As a result, as described above, the PR history DB unit 38 stores the system output coefficient and temperature in the diagnosis time zone.

続くS130では、予測式の導出を行う。この処理は、図2中の予測式導出処理部39の機能として実現される。すなわち、サンプルとなるシステム出力係数及び気温から、気温を説明変数としシステム出力係数を目的変数とするシステム出力係数の予測式が導出される。この予測式は、例えば図4に示すような右下がりの直線で示される。   In subsequent S130, a prediction formula is derived. This processing is realized as a function of the prediction formula derivation processing unit 39 in FIG. That is, from the sampled system output coefficient and temperature, a prediction formula for the system output coefficient with the temperature as an explanatory variable and the system output coefficient as an objective variable is derived. This prediction formula is indicated by a straight line that descends to the right as shown in FIG.

次のS140では、予測システム出力係数を算出する。この処理は、S130にて導出された予測式を用い、診断対象となる日の診断時間帯における気温から、予測システム出力係数を算出するものである。例えば図4の例では、気温が15℃であるとすれば、記号Aで示す位置に予測システム出力係数が示される。   In the next S140, a prediction system output coefficient is calculated. In this process, the prediction system output coefficient is calculated from the temperature in the diagnosis time zone of the day to be diagnosed using the prediction formula derived in S130. For example, in the example of FIG. 4, if the air temperature is 15 ° C., the predicted system output coefficient is indicated at the position indicated by the symbol A.

続くS150では、実績システム出力係数を読み出す。この処理は、PR履歴DB部38から、診断対象となる日の診断時間帯におけるシステム出力係数を実績システム出力係数として読み出すものである。例えば図4の例では、記号Bで示す位置に実績システム出力係数が示されるという具合である。   In subsequent S150, the actual system output coefficient is read. In this process, the system output coefficient in the diagnosis time zone of the day to be diagnosed is read from the PR history DB unit 38 as the actual system output coefficient. For example, in the example of FIG. 4, the actual system output coefficient is indicated at the position indicated by the symbol B.

そして、S160では、予測システム出力係数と実績システム出力係数との差分が一定以上であるか否かを判断する。この処理は、予測システム出力係数と実績システム出力係数との差分値が予め定められた閾値以上となっているか否かを判断するものである。図4の例では、記号Aで示した予測システム出力係数と記号Bで示した実績システム出力係数との差分値が一定以上となっているか否かを判断することになる。もちろん、差分値に代えて差分率を計算し、当該差分率が予め定められた閾値以上となっているか否かを判断するようにしてもよい。ここで差分が一定以上であると判断された場合(S160:YES)、S170にて太陽光発電システムが故障したことを表示部35に表示し、S180にて故障回数をインクリメントして、S190へ移行する。故障回数は、故障判断が累積して何回なされたかを示すものである。一方、差分が一定以上でないと判断された場合(S160:NO)、以降の処理を実行せず、診断処理を終了する。   In S160, it is determined whether or not the difference between the predicted system output coefficient and the actual system output coefficient is greater than or equal to a certain value. In this process, it is determined whether or not the difference value between the prediction system output coefficient and the actual system output coefficient is equal to or greater than a predetermined threshold value. In the example of FIG. 4, it is determined whether or not the difference value between the predicted system output coefficient indicated by the symbol A and the actual system output coefficient indicated by the symbol B is greater than or equal to a certain value. Of course, the difference rate may be calculated instead of the difference value, and it may be determined whether the difference rate is equal to or higher than a predetermined threshold. If it is determined that the difference is greater than or equal to a certain value (S160: YES), it is displayed on S35 that the photovoltaic power generation system has failed in S170, the number of failures is incremented in S180, and the process proceeds to S190. Transition. The number of failures indicates how many times failure determinations have been made. On the other hand, when it is determined that the difference is not equal to or greater than a certain value (S160: NO), the subsequent processing is not executed and the diagnosis processing is terminated.

S190では、故障回数が予め設定される設定回数を越えたか否かを判断する。ここで設定回数を越えたと判断された場合(S190:YES)、S200にて太陽光発電システムが故障したことを送信部36から外部へ通知し、その後、診断処理を終了する。故障診断結果及び故障回数は、例えば図2に示すように、実績履歴DB部32に記憶しておくことが考えられる。一方、設定回数を越えていないと判断された場合(S190:NO)、S200の処理を実行せず、診断処理を終了する。   In S190, it is determined whether or not the number of failures exceeds a preset number of times. If it is determined that the set number of times has been exceeded (S190: YES), the transmitting unit 36 notifies the outside that the solar power generation system has failed in S200, and then the diagnosis process is terminated. For example, as shown in FIG. 2, the failure diagnosis result and the number of failures may be stored in the record history DB unit 32. On the other hand, when it is determined that the set number of times has not been exceeded (S190: NO), the process of S200 is not executed and the diagnosis process is terminated.

次に、太陽光発電診断装置30の発揮する効果を説明する。
本実施形態では、発電情報、日射情報及び温度情報を取得し(図3中のS100)、これらの情報を記憶しておき(S110)、診断時間帯におけるシステム出力係数を算出し、診断時間帯における気温と共に蓄積する(S120)。診断対象となる日以前のシステム出力係数から予測式を導出し(S130)、当該予測式を用い、診断対象となる日の診断時間帯の気温から、予測システム出力係数を算出する(S140)。また、診断対象となる日のシステム出力係数を実績システム出力係数として読み出す(S150)。そして、予測システム出力係数と実績システム出力係数との差分が一定以上になると(S160:YES)、太陽光発電システムが故障したと診断して表示する(S170)。システム出力係数は各種の発電損失要因を含むため、このように予測式から算出される予測システム出力係数と実績システム出力係数とを比較すれば、各種の発電損失要因を含め、比較的簡単な構成で、より確実な故障診断を行うことができる。
Next, the effect exhibited by the photovoltaic power generation diagnostic device 30 will be described.
In the present embodiment, power generation information, solar radiation information, and temperature information are acquired (S100 in FIG. 3), these pieces of information are stored (S110), a system output coefficient in the diagnosis time zone is calculated, and the diagnosis time zone is calculated. It accumulates with the temperature in (S120). A prediction formula is derived from the system output coefficient before the day to be diagnosed (S130), and the prediction system output coefficient is calculated from the temperature in the diagnosis time zone on the day to be diagnosed using the prediction formula (S140). Further, the system output coefficient of the day to be diagnosed is read as the actual system output coefficient (S150). When the difference between the predicted system output coefficient and the actual system output coefficient is greater than or equal to a certain value (S160: YES), it is diagnosed and displayed that the solar power generation system has failed (S170). Since the system output coefficient includes various power generation loss factors, comparing the predicted system output coefficient calculated from the prediction formula and the actual system output coefficient in this way, a relatively simple configuration including various power generation loss factors. Thus, more reliable failure diagnosis can be performed.

例えば、太陽電池アレイ10の劣化などは、予測式の傾きや切片として現れるため、当該劣化を含めて故障診断ができる。また、予測式の傾きや切片が徐々に変わっていくことで劣化度合いを知ることができる。   For example, the deterioration of the solar cell array 10 appears as a slope or intercept of the prediction formula, so that failure diagnosis including the deterioration can be performed. In addition, the degree of deterioration can be known by gradually changing the slope and intercept of the prediction formula.

また、本実施形態では、診断時間帯が12時〜13時となっており、太陽の南中時刻が含まれる。これにより、日射量が十分となる可能性が高くなり、故障診断の正当性が高くなる。   In the present embodiment, the diagnosis time zone is from 12:00 to 13:00, and includes the solar time in the sun. This increases the possibility that the amount of solar radiation will be sufficient, increasing the validity of failure diagnosis.

さらにまた、本実施形態では、故障回数をインクリメントし(図3中のS180)、予め設定される設定回数を故障回数が越えた場合(S190:YES)、外部へ通知する(S200)。これにより、例えば利用者以外の第三者が故障を管理することもできるため、確実な故障の発見につながる。   Furthermore, in the present embodiment, the number of failures is incremented (S180 in FIG. 3), and when the number of failures exceeds a preset number of times (S190: YES), notification is made to the outside (S200). As a result, for example, a third party other than the user can manage the failure, which leads to the reliable discovery of the failure.

なお、本実施形態における太陽電池アレイ10及びPCS20が「太陽光発電システム」を構成し、計測器50が「太陽光発電システムに具備される計測器」に相当する。
また、本実施形態における太陽光発電診断装置30が「太陽光発電診断装置」に相当し、計測データ受信部31が「情報取得部」に相当し、実績履歴DB部32が「記憶部」に相当し、診断部34が「診断部」に相当し、送信部36が「通知部」に相当する。
Note that the solar cell array 10 and the PCS 20 in this embodiment constitute a “solar power generation system”, and the measuring instrument 50 corresponds to “a measuring instrument provided in the solar power generation system”.
Further, the photovoltaic power generation diagnostic device 30 in the present embodiment corresponds to a “photovoltaic power generation diagnostic device”, the measurement data reception unit 31 corresponds to an “information acquisition unit”, and the result history DB unit 32 serves as a “storage unit”. The diagnosis unit 34 corresponds to the “diagnosis unit”, and the transmission unit 36 corresponds to the “notification unit”.

さらにまた、演算処理部37の機能としての処理が「演算処理」に相当し、予測式導出処理部38の機能としての処理が「予測式導出処理」に相当し、判断処理部40の機能としての処理が「判断処理」に相当する。また、PR履歴DB部38が「蓄積部」に相当する。   Furthermore, the processing as the function of the arithmetic processing unit 37 corresponds to “calculation processing”, the processing as the function of the prediction formula derivation processing unit 38 corresponds to “prediction formula derivation processing”, and the function of the determination processing unit 40 This process corresponds to the “determination process”. The PR history DB unit 38 corresponds to an “accumulation unit”.

以上、本発明は、上述した実施形態に何ら限定されるものではなく、その要旨を逸脱しない範囲において種々なる形態で実施できる。
(イ)診断処理の別例を図5のフローチャートに基づいて説明する。
As mentioned above, this invention is not limited to embodiment mentioned above at all, In the range which does not deviate from the summary, it can implement with various forms.
(A) Another example of the diagnostic process will be described based on the flowchart of FIG.

S300,S310の処理は、図3に示した診断処理におけるS100,110の処理と同様である。また、S330〜S360の処理は、図3に示した診断処理におけるS130〜S160の処理と同様である。   The processes of S300 and S310 are the same as the processes of S100 and 110 in the diagnostic process shown in FIG. Further, the processing of S330 to S360 is the same as the processing of S130 to S160 in the diagnosis processing shown in FIG.

S320では、診断時間帯におけるシステム出力係数を算出してPR履歴DB部38に蓄積するのであるが、当該診断時間帯の日射量が予め設定される設定日射量に満たない場合、当該診断時間帯のシステム出力係数をサンプルから外す。例えば図6に示すごとくである。   In S320, the system output coefficient in the diagnostic time zone is calculated and stored in the PR history DB unit 38. If the solar radiation amount in the diagnostic time zone is less than the preset solar radiation amount, the diagnostic time zone is calculated. Remove the system output factor from the sample. For example, as shown in FIG.

図6中のS321では、日射量が十分か否かを判断する。例えば、基準となる日射量を設定日射量として予め記憶しておき、この設定日射量との比較によって判断するという具合である。ここで日射量が十分であると判断された場合(S321:YES)、S322にて診断時間帯におけるシステム出力係数を算出し、S323にて診断時間帯の気温を算出し、S324にてシステム出力係数と気温とを対にしてPR履歴DB部38に記憶する。一方、日射量が十分でないと判断された場合(S321:NO)、以降の処理を実行せず、システム出力係数の算出蓄積処理を終了する。このとき、S330では、例えば、診断対象となる日以前でサンプルとして蓄積されている30日分のシステム出力係数から、予測式を導出するという具合である。   In S321 in FIG. 6, it is determined whether the amount of solar radiation is sufficient. For example, the reference solar radiation amount is stored in advance as a set solar radiation amount, and is determined by comparison with the set solar radiation amount. If it is determined that the amount of solar radiation is sufficient (S321: YES), the system output coefficient in the diagnostic time zone is calculated in S322, the temperature in the diagnostic time zone is calculated in S323, and the system output is output in S324. The coefficient and the temperature are stored in the PR history DB unit 38 as a pair. On the other hand, if it is determined that the amount of solar radiation is not sufficient (S321: NO), the subsequent processing is not executed, and the system output coefficient calculation accumulation processing is terminated. At this time, in S330, for example, the prediction formula is derived from the system output coefficients for 30 days accumulated as a sample before the date to be diagnosed.

このようにするのは、曇天時においては、晴天時に比べ、予測システム出力係数と実績システム出力係数とのずれが大きくなる虞があるためである。このようにすれば、日射量が十分な条件下で算出されたシステム出力係数から予測式が導出されるため、予測式が妥当なものとなり、予測システム出力係数が妥当なものとなる。   This is because the difference between the predicted system output coefficient and the actual system output coefficient may be larger in cloudy weather than in clear weather. In this way, since the prediction formula is derived from the system output coefficient calculated under the condition that the amount of solar radiation is sufficient, the prediction formula becomes valid and the prediction system output coefficient becomes valid.

また、図5に示す診断処理では特に、S360で肯定判断された場合に移行するS370にて、日射量が十分か否かを判断する。この処理は、図6中のS321と同様のものである。ここで日射量が十分であると判断された場合(S370:YES)、S380にて、故障したことを表示すると共に、故障診断の信頼度が高い旨を表示する。一方、日射量が十分でないと判断された場合(S370:NO)、故障したことを表示すると共に、故障診断の信頼度が低い旨を表示する。このようにすれば、上記実施形態の装置と同様の効果が奏されるとともに、単に故障の診断が行われる構成と比べて、故障診断の正当性まで判断することができる。   In the diagnostic processing shown in FIG. 5, in particular, it is determined whether or not the amount of solar radiation is sufficient in S370 that is shifted to when the determination is affirmative in S360. This process is the same as S321 in FIG. If it is determined that the amount of solar radiation is sufficient (S370: YES), it is displayed in S380 that a failure has occurred and that the reliability of failure diagnosis is high. On the other hand, when it is determined that the amount of solar radiation is not sufficient (S370: NO), it is displayed that a failure has occurred and that the reliability of failure diagnosis is low. In this way, the same effects as those of the apparatus of the above-described embodiment can be obtained, and it is possible to determine the validity of failure diagnosis as compared with a configuration in which failure diagnosis is simply performed.

なお、ここでは、信頼度が高い旨、信頼度が低い旨のいずれかを表示するようにしたが(図5中のS380,S390)、例えば設定日射量との離れ具合などを数値として表示するようにしてもよい。   In this example, either high reliability or low reliability is displayed (S380, S390 in FIG. 5). For example, the distance from the set solar radiation amount is displayed as a numerical value. You may do it.

(ロ)診断処理の別例を図7のフローチャートに基づいて説明する。
S400〜S430の処理は、図5に示した診断処理におけるS300〜S330の処理と同様である。したがって、この場合も、診断時間帯の日射量が十分でない場合、当該診断時間帯におけるシステム出力係数がサンプルから外される。また、S450〜S470の処理は、図5に示した診断処理におけるS340〜S360の処理と同様である。
(B) Another example of the diagnosis process will be described based on the flowchart of FIG.
The processing of S400 to S430 is the same as the processing of S300 to S330 in the diagnostic processing shown in FIG. Therefore, also in this case, when the amount of solar radiation in the diagnosis time zone is not sufficient, the system output coefficient in the diagnosis time zone is excluded from the sample. Moreover, the process of S450-S470 is the same as the process of S340-S360 in the diagnostic process shown in FIG.

図7に示す診断処理では特に、S430に続くS440にて、日射量が十分か否かを判断する。この処理は、図5中のS370の処理と同様のものである。ここで日射量が十分であると判断された場合(S440:YES)、S450からの処理を実行する。一方、日射量が十分でないと判断された場合(S440:NO)、以降の処理を実行せずに、診断処理を終了する。つまり、日射量が不十分である場合には、診断処理を中止するのである。   In the diagnostic process shown in FIG. 7, in particular, it is determined whether or not the amount of solar radiation is sufficient in S440 following S430. This process is the same as the process of S370 in FIG. If it is determined that the amount of solar radiation is sufficient (S440: YES), the processing from S450 is executed. On the other hand, when it is determined that the amount of solar radiation is not sufficient (S440: NO), the diagnostic processing is terminated without executing the subsequent processing. That is, if the amount of solar radiation is insufficient, the diagnostic process is stopped.

このようにすれば、上記実施形態と同様の効果が奏されると共に、故障診断の正当性が不十分な場合、故障診断自体をキャンセルすることができる。
(ハ)上記実施形態では、診断時間帯を12時〜13時の1時間としているが、例えば1時間を上回る時間帯を設定してももちろんよい。半日、あるいは、1日を診断時間帯とすることも考えられる。また、上記実施形態では診断時間帯の発電量を積算処理しているが、診断時間帯の平均の発電量を用いてシステム出力係数を算出するようにしてもよい。
In this way, the same effects as those of the above-described embodiment can be obtained, and the failure diagnosis itself can be canceled when the validity of the failure diagnosis is insufficient.
(C) In the above embodiment, the diagnosis time zone is 1 hour from 12:00 to 13:00. However, for example, a time zone exceeding 1 hour may be set. A half day or a day may be considered as the diagnosis time zone. In the above embodiment, the power generation amount in the diagnosis time zone is integrated. However, the system output coefficient may be calculated using the average power generation amount in the diagnosis time zone.

(ニ)上記実施形態では、計測器50から送信される情報をそのまま実績履歴DB32に記憶しているが、上記(ハ)に示すような診断時間帯に合わせて積算処理をした後のデータを実績履歴DB部32に記憶するようにしてもよい。この場合、図2に破線で示すように、計測データ受信部31にて受信された情報を、データ処理部41によって前処理することが例示される。   (D) In the above embodiment, the information transmitted from the measuring instrument 50 is stored in the result history DB 32 as it is. However, the data after the integration processing is performed in accordance with the diagnosis time zone as shown in (C) above. You may make it memorize | store in the performance log | history DB part 32. FIG. In this case, as indicated by a broken line in FIG. 2, the information received by the measurement data receiving unit 31 is preprocessed by the data processing unit 41.

(ホ)計測データ受信部31にて取得される情報に欠損があった場合、当該情報に基づくデータを除外するようにしてもよい。例えば、日射情報があるにもかかわらず発電情報が「0」であるような場合、当該発電情報を用いた積算データを除外するという具合である。この場合、図2に破線で示したデータ処理部41にてデータを除外するようにしてもよいし、診断部34における処理に際しデータを除外するようにしてもよい。   (E) When there is a defect in the information acquired by the measurement data receiving unit 31, data based on the information may be excluded. For example, when the power generation information is “0” despite the presence of solar radiation information, the integrated data using the power generation information is excluded. In this case, data may be excluded by the data processing unit 41 indicated by a broken line in FIG. 2, or data may be excluded during the processing in the diagnosis unit 34.

(ヘ)上記実施形態では等価発電時間を等価日照時間で除してシステム出力係数を求めたが、システム出力係数は、システム定格容量と日射情報に基づくアレイ面日射量の積を基準日射量で除することで求められる理想発電量で、発電情報に基づく発電量を除することでも算出できる。   (F) In the above embodiment, the system output coefficient is obtained by dividing the equivalent power generation time by the equivalent sunshine time. However, the system output coefficient is the product of the array surface solar radiation amount based on the system rated capacity and the solar radiation information as the reference solar radiation amount. It can also be calculated by dividing the power generation amount based on the power generation information by the ideal power generation amount obtained by dividing.

(ト)上記実施形態では、系統連系システムを例に挙げたが、系統連系しない独立型の太陽光発電システムでも、同様に適当することができる。   (G) In the above embodiment, the grid interconnection system is taken as an example, but an independent solar power generation system that is not grid interconnection can be similarly applied.

10:太陽電池アレイ
11:太陽電池モジュール
12:太陽電池セル
13:太陽電池ストリング
20:パワーコンディショナ(PCS)
30:太陽光発電診断装置
31:計測データ受信部
32:実績履歴DB部
33:ユーザ設定部
34:診断部
35:表示部
36:送信部
37:演算処理部
38:PR履歴DB部
39:予測式導出処理部
40:判断処理部
41:データ処理部
50:計測器
51:日射/温度計測部
52:電力計測部
10: Solar cell array 11: Solar cell module 12: Solar cell 13: Solar cell string 20: Power conditioner (PCS)
30: Photovoltaic power generation diagnosis device 31: Measurement data receiving unit 32: Performance history DB unit 33: User setting unit 34: Diagnosis unit 35: Display unit 36: Transmission unit 37: Calculation processing unit 38: PR history DB unit 39: Prediction Expression derivation processing unit 40: Judgment processing unit 41: Data processing unit 50: Measuring instrument 51: Solar radiation / temperature measurement unit 52: Power measurement unit

Claims (9)

太陽光発電システムに具備される計測器から、発電量を導出するための発電情報、日射量を導出するための日射情報、及び、太陽電池を構成するパネルの温度を推定可能な温度情報を取得する情報取得部と、
前記情報取得部にて取得される各情報を過去から現在にわたって記憶すると共に、前記太陽光発電システムの定格容量であるシステム定格容量を少なくとも記憶する記憶部と、
前記記憶部に記憶される前記発電情報、前記日射情報、前記システム定格容量、及び、予め設定される基準日射量に基づき、診断時間帯におけるシステム出力係数を演算する演算処理、
前記演算処理にて演算される前記システム出力係数と当該システム出力係数に対応づけられる前記温度情報とをサンプルとし、複数のサンプルのうち、前記診断時間帯における前記日射情報に基づく日射量と予め設定される設定日射量とを比較し、前記日射量が前記設定日射量を超えたと判断された場合の前記温度情報であるサンプルを用いて前記システム出力係数の予測式を導出する予測式導出処理、
診断対象の前記診断時間帯において、前記予測式を用いて前記温度情報から得られる予測システム出力係数と前記演算処理にて得られる実績システム出力係数との差分が一定以上になると、前記太陽光発電システムが故障したと判断する判断処理、
前記予測式の傾きと切片の経時変化から前記太陽光発電システムの劣化傾向を把握する処理、
を実行可能な診断部と、
を備えていることを特徴とする太陽光発電診断装置。
Acquire power generation information for deriving the amount of power generation, solar radiation information for deriving the amount of solar radiation, and temperature information that can estimate the temperature of the panels that make up the solar cell, from the measuring instrument provided in the solar power generation system An information acquisition unit to
While storing each piece of information acquired by the information acquisition unit from the past to the present, a storage unit that stores at least a system rated capacity that is a rated capacity of the photovoltaic power generation system,
A calculation process for calculating a system output coefficient in a diagnosis time zone based on the power generation information stored in the storage unit, the solar radiation information, the system rated capacity, and a preset reference solar radiation amount,
The system output coefficient calculated in the calculation process and the temperature information associated with the system output coefficient are used as samples, and a solar radiation amount based on the solar radiation information in the diagnostic time zone is set in advance among a plurality of samples. A prediction formula deriving process for deriving a prediction formula for the system output coefficient using a sample that is the temperature information when it is determined that the solar radiation amount exceeds the set solar radiation amount ,
When the difference between the predicted system output coefficient obtained from the temperature information using the prediction formula and the actual system output coefficient obtained by the calculation process is greater than or equal to a certain value in the diagnostic time zone to be diagnosed, the photovoltaic power generation Judgment process to determine that the system has failed,
A process of grasping the deterioration tendency of the photovoltaic power generation system from the change of the slope of the prediction formula and the intercept over time,
A diagnostic unit capable of executing
A photovoltaic power generation diagnostic apparatus characterized by comprising:
請求項1に記載の太陽光発電診断装置において、
前記演算処理にて演算される前記システム出力係数及び、当該システム出力係数に対応づけられる前記温度情報を蓄積する蓄積部を備えていること
を特徴とする太陽光発電診断装置。
In the solar power generation diagnostic device according to claim 1,
A photovoltaic power generation diagnostic apparatus comprising: an accumulation unit that accumulates the system output coefficient calculated in the calculation process and the temperature information associated with the system output coefficient.
請求項1又は2に記載の太陽光発電診断装置において、
前記診断時間帯における前記日射情報に基づく日射量と予め設定される設定日射量とを比較し、前記日射量が前記設定日射量に満たない場合、当該診断時間帯における前記システム出力係数を前記サンプルから外すこと
を特徴とする太陽光発電診断装置。
In the solar power generation diagnostic device according to claim 1 or 2,
The amount of solar radiation based on the solar radiation information in the diagnostic time zone is compared with a preset amount of solar radiation set in advance, and when the amount of solar radiation is less than the set amount of solar radiation, the system output coefficient in the diagnostic time zone is sampled. A photovoltaic power generation diagnostic device characterized by being removed from the above.
請求項3に記載の太陽光発電診断装置において、
前記診断部は、前記診断対象の前記診断時間帯における前記日射情報に基づく日射量と前記設定日射量とを比較して、前記判断処理の信頼度を判定すること
を特徴とする太陽光発電診断装置。
In the solar power generation diagnostic device according to claim 3,
The diagnostic unit compares the solar radiation amount based on the solar radiation information in the diagnostic time zone of the diagnosis target with the set solar radiation amount, and determines the reliability of the determination process. apparatus.
請求項3に記載の太陽光発電診断装置において、
前記診断部は、前記診断対象の前記診断時間帯における前記日射情報に基づく日射量と前記設定日射量とを比較して、前記判断処理の実行の有無を決定すること
を特徴とする太陽光発電診断装置。
In the solar power generation diagnostic device according to claim 3,
The diagnostic unit compares the solar radiation amount based on the solar radiation information in the diagnostic time zone of the diagnosis target with the set solar radiation amount, and determines whether or not to execute the determination process. Diagnostic device.
請求項1〜5のいずれか一項に記載の太陽光発電診断装置において、
前記サンプルの数は、設定変更可能となっていること
を特徴とする太陽光発電診断装置。
In the solar power generation diagnostic device according to any one of claims 1 to 5,
The photovoltaic power generation diagnostic apparatus characterized in that the number of samples can be changed.
請求項1〜6のいずれか一項に記載の太陽光発電診断装置において、
前記診断時間帯は、南中時刻を含む時間帯であること
を特徴とする太陽光発電診断装置。
In the solar power generation diagnostic device according to any one of claims 1 to 6,
The diagnosis time zone is a time zone including a South-Central time.
請求項1〜7のいずれか一項に記載の太陽光発電診断装置において、
前記判断処理によって故障したと判断された回数が予め設定された設定回数を越えると、前記太陽光発電システムの故障を外部へ通知する通知部を備えていること
を特徴とする太陽光発電診断装置。
In the solar power generation diagnostic device according to any one of claims 1 to 7,
When the number of times that the failure is determined by the determination process exceeds a preset number of times, the photovoltaic power generation diagnostic device includes a notification unit that notifies the failure of the solar power generation system to the outside .
請求項1〜8のいずれか一項に記載の太陽光発電診断装置において、
前記情報取得部にて取得される各情報に欠損があった場合、当該情報に基づくデータを除外すること
を特徴とする太陽光発電診断装置。
In the solar power generation diagnostic device according to any one of claims 1 to 8,
If each piece of information acquired by the information acquisition unit is missing, data based on the information is excluded.
JP2010195801A 2010-09-01 2010-09-01 Photovoltaic power generation diagnostic device Active JP5576215B2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2010195801A JP5576215B2 (en) 2010-09-01 2010-09-01 Photovoltaic power generation diagnostic device

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2010195801A JP5576215B2 (en) 2010-09-01 2010-09-01 Photovoltaic power generation diagnostic device

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JP2012054401A JP2012054401A (en) 2012-03-15
JP5576215B2 true JP5576215B2 (en) 2014-08-20

Family

ID=45907426

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2010195801A Active JP5576215B2 (en) 2010-09-01 2010-09-01 Photovoltaic power generation diagnostic device

Country Status (1)

Country Link
JP (1) JP5576215B2 (en)

Families Citing this family (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2013179655A1 (en) * 2012-05-29 2013-12-05 東京エレクトロン株式会社 Solar power generation monitoring method and solar power generation monitoring system used for said method
KR101410333B1 (en) 2012-12-24 2014-06-25 전자부품연구원 System and method for monitering of solar cell
JP5957741B2 (en) * 2013-03-08 2016-07-27 株式会社 日立産業制御ソリューションズ Solar cell deterioration diagnosis device
JP6252149B2 (en) * 2013-12-09 2017-12-27 オムロン株式会社 Solar cell evaluation apparatus, evaluation method, and solar power generation system
JP6295724B2 (en) * 2014-02-28 2018-03-20 オムロン株式会社 Solar cell evaluation apparatus, evaluation method, and solar power generation system
JP2016054632A (en) * 2014-09-04 2016-04-14 パナソニックIpマネジメント株式会社 Management device for solar battery, photovoltaic power generation system and program
JP2016201921A (en) * 2015-04-10 2016-12-01 株式会社東芝 Method, device and program for detecting reduction in power generation amount of photovoltaic power generation facility
JPWO2016166991A1 (en) * 2015-04-17 2017-12-28 パナソニックIpマネジメント株式会社 Diagnostic system and program for photovoltaic power generation facilities
JP6474305B2 (en) 2015-04-23 2019-02-27 株式会社日立製作所 Diagnostic method and monitoring device for photovoltaic power generation system
KR102068014B1 (en) * 2019-06-17 2020-01-20 한양전공주식회사 Monitoring system for communicating different type of channels
EP3846338A1 (en) 2019-12-31 2021-07-07 MARICI Holdings The Netherlands B.V. A method of detecting and identifying a malfunction of a photovoltaic installation
KR102162964B1 (en) * 2020-03-25 2020-10-07 인피니티에너지주식회사 Solar module panel cleaning apparatus
JP2023018970A (en) * 2021-07-28 2023-02-09 艾思特能源股▲分▼有限公司 Contamination evaluation method for photovoltaic power plant

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH07123594A (en) * 1993-10-22 1995-05-12 Omron Corp Abnormality detector for solar cell
JP2001326375A (en) * 2000-03-10 2001-11-22 Sanyo Electric Co Ltd Method and apparatus for diagnosis of solar light power generation system
JP4169456B2 (en) * 2000-06-09 2008-10-22 シャープ株式会社 Photovoltaic power generator and its management system
JP2008021683A (en) * 2006-07-10 2008-01-31 Ntt Facilities Inc Photovoltaic power generator and power generation method
JP2008098252A (en) * 2006-10-06 2008-04-24 Eko Instruments Trading Co Ltd Information processing device for characteristic evaluation of solar cell, program for characteristic evaluation of solar cell and characteristic evaluation system for solar cell
US9048693B2 (en) * 2007-09-06 2015-06-02 Enphase Energy, Inc. Method and apparatus for detecting impairment of a solar array
JP2010123880A (en) * 2008-11-21 2010-06-03 Ntt Facilities Inc Fault determination system, fault determination method, and computer program

Also Published As

Publication number Publication date
JP2012054401A (en) 2012-03-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP5576215B2 (en) Photovoltaic power generation diagnostic device
JP5524769B2 (en) Photovoltaic power generation diagnostic device
JP5638918B2 (en) Photovoltaic power generation diagnostic device
JP5606882B2 (en) Photovoltaic power generation diagnostic device
US20110066401A1 (en) System for and method of monitoring and diagnosing the performance of photovoltaic or other renewable power plants
Nordmann et al. Understanding temperature effects on PV system performance
JP5856294B2 (en) Photovoltaic power generation monitoring method and solar power generation monitoring system used for the method
US6892165B2 (en) Diagnosis method and diagnosis apparatus of photovoltaic power system
JP5330438B2 (en) Abnormality diagnosis apparatus and method, and computer program
JP2011134862A (en) Photovoltaic power generation system
WO2014141498A1 (en) Solar power system, anomaly determination processing device, anomaly determination processing method, and program
JP2011216811A (en) Solar cell abnormality diagnosis system, solar cell abnormality diagnosis apparatus and solar cell abnormality diagnosis method
KR20080011979A (en) On-line monitoring system and method for solar cell module
JP2012138448A (en) Output drop detector and detection method of photovoltaic power generation
JP2016019404A (en) Failure determination device
JP2017184472A (en) Generation diagnostic method and generation diagnostic device of solar power generation system
JP2006067738A (en) Photovoltaic power generating system
KR20170126623A (en) photovoltaic power generation equipment efficiency detection system based on multi variables
Copper et al. Australian technical guidelines for monitoring and analysing photovoltaic systems
Adler et al. Degradation analysis of utility-scale PV plants in different climate zones
JP2002289883A (en) System for diagnosing solar cell panel
Hadj Mahammed et al. Impact of the desert climate on the degradation of photovoltaic modules characteristics: a case study
JP2012138555A (en) Solar cell module monitor system
Sun et al. In-situ self-monitoring of real-time photovoltaic degradation only using maximum power point: the suns-vmp method
JP6664027B1 (en) Deterioration detection method, degradation detection system, and degradation detection device for solar cell string

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20130604

A977 Report on retrieval

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007

Effective date: 20131129

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20140422

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20140602

TRDD Decision of grant or rejection written
A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

Effective date: 20140701

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20140703

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Ref document number: 5576215

Country of ref document: JP

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250

S111 Request for change of ownership or part of ownership

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313111

R350 Written notification of registration of transfer

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350

R250 Receipt of annual fees

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250