JP5953110B2 - 太陽光発電故障検出装置、太陽光発電故障検出方法及び太陽光発電装置 - Google Patents

Description

本発明は、太陽光発電故障検出装置、太陽光発電故障検出方法及び太陽光発電装置に関する。

現代社会において、地球温暖化の原因と考えられている二酸化炭素排出量の削減が大きな課題になっている。そして、二酸化炭素排出量削減の手段として、風力発電や太陽光発電などの再生可能エネルギーを利用した発電システムの導入が盛んになってきている。その中でも、太陽光発電は、各家庭に設置することなどが可能であり、低炭素社会の実現に向けて、太陽光発電の大量導入に向けた動きが活発化してきている。以下では、太陽光発電を、「ＰＶ（PhotoVoltaic power generation）」と呼ぶ場合がある。

太陽光発電システムは以下のような構成を有する。例えば、シリコンなどの半導体基板に、ＰＮ接合を形成し電極付けなどの処理を行って作成した太陽電池の最小ユニットである太陽電池セルがある。そして、複数個の太陽電池セルを直並列に結線し、規定の電圧電流特性を持たせることで、ＰＶモジュールが形成される。さらに、複数個のＰＶモジュールを専用架台に設置し、所要出力容量とすることでＰＶアレイが形成される。太陽光発電システムは、ＰＶアレイから発生した電力を使用することになる。

このような太陽光発電システムは、屋外環境下で長期にわたり使用される。そのため、太陽光発電システムでは、ＰＶアレイの故障や劣化の発生のおそれがある。例えば、ＰＶアレイに含まれるＰＶモジュールの故障や劣化により、ＰＶアレイの故障や劣化が発生することが考えられる。

ＰＶアレイの故障の規模が大きくなれば、発電量が大きく下がるなど不具合が顕著になるため、故障を検出することは容易にできる。ここで、規模の大きい故障とは、ＰＶアレイの発電量が大きく下がる程度の故障を指し、例えば、配線の劣化などによりＰＶモジュール内部抵抗が２０（Ω）〜５０（Ω）程度増加する程度の故障である。これに対して、規模の小さい故障とは、発電量が大きく下がるなどの顕著な現象が発生しない程度の故障であり、故障により発生するＰＶモジュール内部抵抗の増加が２０（Ω）以下となる場合である。例えば、ＰＶモジュール内部抵抗の負荷の増加が５（Ω）程度の場合などである。このようにＰＶアレイの故障の規模が小さい場合、単に太陽光発電システムの動作を監視するだけでは、動作の変化が故障に起因するのか環境の影響に起因するのかの切り分けなどが困難であり、適切に故障を検出することは難しい。

従来、太陽光発電システムにおける故障検出の技術として、複数の太陽光発電装置の発電のデータを比較して異常のある太陽光発電を検出する技術が提案されている。また、ＰＶモジュールから出力された電力を測定して、ＰＶモジュール毎の故障を検出する技術が提案されている。

特開２０１１−１４７３４０号公報 特開２０１１−２３３５８４号公報

しかしながら、太陽光発電装置毎の発電のデータを比較する従来技術を用いても、小規模の故障は太陽光発電装置毎の誤差に含まれるおそれがあり、小規模な故障を適切に検出することは困難である。また、ＰＶモジュールの出力電力から故障を判定する従来技術では、ＰＶモジュール１つ１つについて検査を行う必要があり、多数のＰＶモジュールを有するＰＶアレイの故障を検出するには多くの処理が必要となり、容易に故障を検出することは困難である。

開示の技術は、上記に鑑みてなされたものであって、太陽光発電アレイにおける小規模な故障を容易に検出する太陽光発電故障検出装置、太陽光発電故障検出方法及び太陽光発電装置を提供することを目的とする。

本願の開示する太陽光発電故障検出装置、太陽光発電故障検出方法及び太陽光発電装置は、一つの態様において、電流電圧特性取得部は、複数の太陽電池を含む太陽光発電アレイの出力電流から前記太陽光発電アレイの電流電圧特性を求める。拡大処理部は、前記電流電圧特性取得部が求めた前記電流電圧特性の変化を拡大する処理を行う。故障検出部は、前記拡大処理部により拡大された前記電流電圧特性の２階微分の最大値が、前記太陽光発電アレイ内部の直列抵抗が５Ω以上増加した場合の２階微分の最大値である最大所定値以上であるか否かにより前記太陽光発電アレイの故障を検出する。

本願の開示する太陽光発電故障検出装置、太陽光発電故障検出方法及び太陽光発電装置の一つの態様によれば、太陽光発電アレイにおける小規模な故障を容易に検出することができるという効果を奏する。

図１は、太陽光発電システムのシステム構成の概略図である。 図２は、モジュール等価回路の一例の図である。 図３は、ＰＣＳの詳細を表すブロック図である。 図４は、ＰＶモジュールに故障が無い場合のＩ−Ｖ特性の２階微分の結果を説明するための図である。 図５は、ＰＶモジュールに故障が発生している場合のＩ−Ｖ特性の２階微分の結果を説明するための図である。 図６Ａは、ＰＶアレイ故障時の２階微分の最大値の変化を表す図である。 図６Ｂは、ＰＶアレイ故障時の２階微分の最小値の変化を表す図である。 図７は、部分影が発生した場合のＩ−Ｖ特性の２階微分の結果を説明するための図である。 図８Ａは、部分影発生時の２階微分の最大値の変化を表す図である。 図８Ｂは、部分影発生時の２階微分の最小値の変化を表す図である。 図９は、実施例に係る太陽光発電システムにおける故障検出の処理のフローチャートである。

以下に、本願の開示する太陽光発電故障検出装置、太陽光発電故障検出方法及び太陽光発電装置の実施例を図面に基づいて詳細に説明する。なお、以下の実施例により本願の開示する太陽光発電故障検出装置、太陽光発電故障検出方法及び太陽光発電装置が限定されるものではない。

図１は、太陽光発電システムのシステム構成の概略図である。本実施例に係る太陽光発電システムは、住宅用のシステムを例に説明する。ただし、本実施例に係る太陽光発電故障検出装置は、住宅用に限らず産業用など他の施設で用いられる太陽光発電システムにおいても利用可能である。以下の説明では、劣化も故障の一態様であるものとして説明する。

本実施例に係る太陽光発電システムは、図１に示すように、ＰＶアレイ１、ＰＣＳ（Power Conditioning Subsystem）２、分電盤３を有している。そして、分電盤３から家庭内で使用される電気製品４や電力会社５に接続されている。

ＰＣアレイ１は、複数のＰＶモジュール１０を有している。ＰＶモジュール１０は、複数個の太陽電池セルが直列に結線されており、規定の電圧電流特性を有している。ＰＣアレイ１は、ＰＣＳ２に接続されている。ここで、ＰＶモジュール１０は、図２に示すモジュール等価回路のように表される。図２は、モジュール等価回路の一例の図である。

ここで、ＰＶモジュール１０の等価回路について説明する。モジュール等価回路は、図２に示すように、直列抵抗１１、直流電源１２、ダイオード１３及び並列抵抗１４を組み合わせた複数のセル１０１、並びに、バイパスダイオード１５を有している。直列抵抗１１、直流電源１２、ダイオード１３及び並列抵抗１４を組み合わせた複数のセル１０１は直列に配置されている。モジュール等価回路は、前段に接続されているＰＶモジュール１０が発電した直流電流の入力を受ける。各直流電源１２で発生した直流電流は他のＰＶモジュール１０から入力された直流電流とともに直列抵抗１１を通過して出力される。また、複数のセル１０１の内のいずれかのセル１０１で故障が発生した場合などには、他のＰＶモジュール１０から入力された直流電流はバイパスダイオード１５を経由して後段に接続されているＰＶモジュール１０へ出力される。このような回路構成を有するモジュール等価回路が、ＰＶモジュール１０と等価とみなすことができる。ここで、図２では、セル１０１は２つしか記載していないが、セル１０１の個数に特に制限はなく、等価回路の元となるＰＶモジュール１０の性能によってセル１０１の数が決まる。

ＰＣＳ２は、ＰＶアレイ１から直流電流の入力を受ける。そして、ＰＣＳ２は、直流電流を安定させるなどの処理を行った後、交流に変換して分電盤３へ出力する。ＰＣＳ２の機能及び動作については、後で詳細に説明する。

分電盤３は、ＰＣＳ２から入力された交流電流を、電気製品４や電力会社５へ出力する。ここで、本実施例では、住宅用の太陽光発電システムの一例として図１の構成を示したが、太陽光発電システムの構成はこれに限られない。例えば、電力会社５に発電した電気を送信しない構成でもよい。

図３は、ＰＣＳの詳細を表すブロック図である。図３に示すように、ＰＣＳ２は、ＤＣ（Direct Current）／ＤＣコンバータ２１、インバータ制御部２２、拡大処理部２３、故障検出部２４及び故障報知部２５を有している。

ＤＣ／ＤＣコンバータ２１は、電流電圧特性取得部２１０を有している。ＤＣ／ＤＣコンバータ２１は、ＰＶアレイ１から直流電流の入力を受ける。そして、電流電圧特性取得部２１０は、入力される電流に対する負荷の値を変化させて、各電流値に対する電圧値を計測する。そして、電流電圧特性取得部２１０は、計測結果を基に、直流電流のＩ−Ｖ特性（電流−電圧特性）を求める。ＤＣ／ＤＣコンバータ２１は、電流電圧特性取得部２１０によって求められたＩ−Ｖ特性を用いてＭＭＴＰ（Maximum Power Point Tracker）制御などを行う。また、ＤＣ／ＤＣコンバータ２１は、ＰＶアレイ１から入力された直流電流の変圧などを行う。ＤＣ／ＤＣコンバータ２１によって、ＰＶアレイ１から入力された不安定な直流電流が安定した直流電流に変換される。ＤＣ／ＤＣコンバータ２１は、直流電流をインバータ制御部２２へ出力する。さらに、電流電圧特性取得部２１０は、求めたＩ−Ｖ特性を拡大処理部２３へ出力する。

インバータ制御部２２は、直流電流の入力をＤＣ／ＤＣコンバータ２１から受ける。そして、インバータ制御部２２は、入力された直流電流を交流に変換する。そして、インバータ制御部２２は、交流に変換した電流を分電盤３に供給する。

拡大処理部２３は、Ｉ−Ｖ特性の入力をＤＣ／ＤＣコンバータ２１から受ける。そして、拡大処理部２３は、Ｉ−Ｖ特性における変化を大きく見せるための処理をＩ−Ｖ特性に対して行う。例えば、本実施例では、拡大処理部２３は、受信したＩ−Ｖ特性を２階微分する。そして、拡大処理部２３は、Ｉ−Ｖ特性の２階微分の結果を故障検出部２４へ出力する。

ここで、拡大処理部２３がＩ−Ｖ特性を２階微分した場合の結果について、図４及び図５を参照して具体的に説明する。図４は、ＰＶモジュールに故障が無い場合のＩ−Ｖ特性の２階微分の結果を説明するための図である。図５は、ＰＶモジュールに故障が発生している場合のＩ−Ｖ特性の２階微分の結果を説明するための図である。ここでは、太陽光発電システムとして、住宅用（４．５（ｋＷ））を選定し、モジュール故障を模擬したシミュレーションにより、ＰＶアレイ１のＩ−Ｖ特性を求めた。このシミュレーションでは、ＰＶモジュール１０は図２に示したモジュール等価回路とした。そして、故障のほとんどにおいてＰＶアレイ１における直列抵抗の増加が発生するので、ＰＶモジュール１０の内部の直列抵抗の増加により故障を模擬した。モジュール１０は、定格１９０（Ｗ）のシリコン他結晶モジュールとし、故障モジュール数は１枚とした。シミュレーションの具体的な方法としては、小林・武田：「太陽電池アレイの構成方法（種々の影パターンを考慮した最適構成法の検討）」、電中研研究報告 １８３０１１に記載されているＰＶアレイＩ−Ｖ特性解析プログラムによるシミュレーションなどがある。

図４におけるグラフ３０１は、ＰＶモジュール１０に故障が無い場合のＰＶアレイのＩ−Ｖ特性を表している。グラフ３０１の縦軸は、電流を表しており、横軸は電圧を表している。グラフ３０１は、ＰＶモジュール１０に故障発生しておらずパスダイオードの動作などがないため、滑らかなカーブとなっている。

グラフ３０２は、グラフ３０１のＩ−Ｖ特性を微分した結果を表すグラフである。グラフ３０１の縦軸は、電流の微分を表しており、横軸は電圧を表している。グラフ３０１が滑らかであるため、微分結果であるグラフ３０１も滑らかなカーブとなっている。

グラフ３０３は、グラフ３０２をさらに微分した結果を表すグラフである。すなわち、グラフ３０３は、グラフ３０１のＩ−Ｖ特性を２階微分した結果を表すグラフである。グラフ３０３の縦軸は、電流の２階微分を表しており、横軸は電圧を表している。１階微分の結果であるグラフ３０２が滑らかであるため、グラフ３０３も、滑らかなカーブとなっている。

これに対して、図５のグラフ３１１は、ＰＶモジュール１０に故障がある場合のＰＶアレイ１のＩ−Ｖ特性を表すグラフである。グラフ３１１の縦軸は、電流を表しており、横軸は電圧を表している。ＰＶモジュール１０に故障がある場合には、バイパスダイオードの動作が発生する。そのため、バイパスダイオードが動作する点でＩ−Ｖ特性のカーブが乱れ、その部分でＩ−Ｖ特性のカーブが滑らかでなくなる。グラフ３１１では、領域３２１で囲われる部分でＩ−Ｖ特性のカーブが乱れている。ただし、故障の範囲が小さい場合、グラフ３１１のように、Ｉ−Ｖ特性だけではカーブの乱れ、すなわち故障発生の影響によるＩ−Ｖ特性の変化が小さくしか表れない。そのため、ＰＶアレイ１のＩ−Ｖ特性そのものから故障発生の影響による変化を検出することは困難である。

グラフ３１２は、グラフ３１１のＩ−Ｖ特性を微分した結果を表すグラフである。グラフ３１２の縦軸は、電流の微分を表しており、横軸は電圧を表している。グラフ３１１のＩ−Ｖ特性を微分することにより、グラフ３１１のカーブが滑らかでない部分の変化が拡大される。すなわち、グラフ３１１のＩ−Ｖ特性を微分することで、グラフ３１２では故障発生の影響によるＩ−Ｖ特性の変化が拡大して表される。グラフ３１１の領域３２１に囲われた部分を微分した結果は、グラフ３１２の領域３２２で囲われた部分にあたる。

グラフ３１３は、グラフ３１２をさらに微分した結果を表すグラフである。すなわち、グラフ３１３は、グラフ３１１のＩ−Ｖ特性を２階微分した結果を表すグラフである。グラフ３１３の縦軸は、電流の２階微分を表しており、横軸は電圧を表している。グラフ３１２をさらに微分することにより、グラフ３１３ではグラフ３１２のカーブの滑らかでない部分の変化がさらに拡大される。すなわち、グラフ３１３では、グラフ３１１における故障発生の影響によるＩ−Ｖ特性の変化がさらに拡大されて表されている。グラフ３１２の領域３２２に囲われた部分を微分した結果は、グラフ３１３の領域３２３にあたる。すなわち、グラフ３１１の領域３２１に囲われた部分の２階微分の結果が、グラフ３１３の領域３２３で表されている。グラフ３１３に示すように、故障発生の影響によるＩ−Ｖ特性のカーブの変化が大きく表れている。

このように、拡大処理部２３は、ＰＶアレイ１のＩ−Ｖ特性を２階微分することで、故障が発生している場合の、故障発生の影響によるＩ−Ｖ特性のカーブの変化を拡大する。ここで、本実施例では２階微分により故障発生の影響によるＩ−Ｖ特性のカーブの変化を拡大しているが、例えばＩ−Ｖ特性を１階微分で故障発生の影響によるＩ−Ｖ特性のカーブの変化が十分検出できるならば、拡大処理部２３は１階微分を行うだけでもよい。

故障検出部２４は、故障判定用閾値及び部分影除外用閾値を記憶している。本実施例では、故障検出部２４は、故障判定用閾値として、０．１（Ａ／Ｖ^２）を記憶している。また、故障検出部２４は、部分影除外用閾値として、−０．０３５（Ａ／Ｖ^２）を記憶している。故障検出部２４は、ＰＶアレイ１のＩ−Ｖ特性を２階微分した結果の入力を拡大処理部２３から受ける。そして、故障検出部２４は、受信したＰＶアレイ１のＩ−Ｖ特性を２階微分した結果の最大値が故障判定用閾値以上か否かを判定する。さらに、故障検出部２４は、受信したＰＶアレイ１のＩ−Ｖ特性を２階微分した結果の最小値が部分影除外用閾値以上か否かを判定する。最大値が故障判定用閾値以上で、且つ最小値が部分影除外用閾値以上の場合、故障検出部２４は、いずれかのＰＶモジュール１０に故障が発生していると判定する。これにより、故障検出部２４は、ＰＶアレイ１の故障を検出することができる。

ここで、図６Ａ及び図６Ｂを参照して、故障閾値によるＰＶアレイ１の故障検出について説明する。ここでは、受信したＰＶアレイ１のＩ−Ｖ特性を２階微分した結果の最大値を、単に「２階微分の最大値」と呼ぶ。また、受信したＰＶアレイ１のＩ−Ｖ特性を２階微分した結果の最小値を、単に「２階微分の最小値」と呼ぶ。図６Ａは、ＰＶアレイ故障時の２階微分の最大値の変化を表す図である。図６Ｂは、ＰＶアレイ故障時の２階微分の最小値の変化を表す図である。ここでも、太陽光発電システムとして、住宅用（４．５（ｋＷ））を選定し、モジュール故障を模擬したシミュレーションにより、ＰＶアレイ１のＩ−Ｖ特性を求めた。このシミュレーションでは、ＰＶモジュール１０は図２に示したモジュール等価回路とした。そして、ＰＶモジュール１０の内部の直列抵抗の増加により故障を模擬した。ＰＶモジュール１０は、定格１９０（Ｗ）のシリコン多結晶モジュールとし、故障モジュール数は１枚とした。

図６Ａの縦軸は２階微分（ｄ^２Ｉ／ｄ^２Ｖ）の最大値を表している。また、図６Ａの横軸はＰＶモジュール１０内部の直列抵抗を表している。図６Ａに示すように、ＰＶモジュール内部の直列抵抗が大きくなると、２階微分の最大値は一定以上の値をとる。具体的には、図６Ａの点４１２に示すように、ＰＶモジュール１０の内部抵抗がおよそ５（Ω）以上の場合、２階微分の最大値は０．１（Ａ／Ｖ^２）以上となる。ここで、ＰＶモジュール１０は、故障が発生した場合のほとんどで、ＰＶモジュール１０の内部の直列抵抗が増加する。そして、故障の度合いが大きいほど、ＰＶモジュール１０の内部の直列抵抗は増加していく。そして、ＰＶアレイ１の故障がＰＶアレイ１の動作を確認するだけで発見できる通常の故障は、ＰＶアレイ１内において直列抵抗が２０〜５０（Ω）増加した場合と考えられる。そこで、２階微分の最大値の適当な値を故障判定閾値とすることで、故障検出部２４は、故障判定閾値を超えた場合をＰＶモジュール１０の故障として検出することができる。例えば、閾値４１１のように故障判定閾値を０．１（Ａ／Ｖ^２）とすることで、故障検出部２４は、ＰＶモジュール１０の内部の直列抵抗が５（Ω）以上増加した場合に故障が検出でき、通常の故障と比較して軽微な故障を検出することができる。ここで、本実施例では、故障判定閾値を０．１（Ａ／Ｖ^２）としたが、検出が要求される故障の範囲がある程度大きい範囲まで許容されるのであれば、故障判定閾値を０．１（Ａ／Ｖ^２）よりも高く設定することができる。また、より小さい範囲の故障の検出が求められる場合には、故障判定閾値を０．１（Ａ／Ｖ^２）よりも低く設定することが好ましい。このように、故障判定閾値は、検出する故障の範囲に応じて決定することが好ましい。

また、図６Ｂの縦軸は２階微分（ｄ^２Ｉ／ｄ^２Ｖ）の最小値を表している。また、図６Ｂの横軸はＰＶモジュール１０内部の直列抵抗を表している。図６Ｂに示すように、故障が発生しＰＶモジュール１０の内部抵抗が増加しても、２階微分の最小値は大きな増減が発生しない。

ここで、図７を参照して、部分影が発生した場合のＩ−Ｖ特性の変化及びその２階微分の結果について説明する。図７は、部分影が発生した場合のＩ−Ｖ特性の２階微分の結果を説明するための図である。部分影とは、建物の影や積雪などによりＰＶアレイ１の一部が影になっている状態である。部分影になった場合にも影になっているＰＶモジュール１０の出力が変化するため、ＰＶアレイ１のＩ−Ｖ特性のカーブに変化が現れる。そのため、ＰＣアレイ１の故障を検出する場合には、部分影が発生した場合との切り分けを行うことが好ましい。

図７のグラフ５０１は、部分影が発生した場合のＰＶアレイ１のＩ−Ｖ特性を表すグラフである。グラフ５０１は、ＰＶアレイ１の出力が４．５（ｋＷ）であり、影濃度を６０（％）とし、１つのＰＶモジュール１０が日陰になった場合のシミュレーション結果を表している。グラフ５０１の縦軸は、電流を表しており、横軸は電圧を表している。部分影が発生した場合には、日陰になったＰＶモジュール１０の出力が下がるためＰＶアレイ１のＩ−Ｖ特性のカーブが乱れ、その部分でＩ−Ｖ特性のカーブが滑らかでなくなる。グラフ５０１では、例えば、領域５１１で囲われる部分でＩ−Ｖ特性のカーブが乱れている。

グラフ５０２は、グラフ５０１のＩ−Ｖ特性を微分した結果を表すグラフである。グラフ５０２の縦軸は、電流の微分を表しており、横軸は電圧を表している。グラフ５０２に示すように、部分影が発生した場合のＰＶアレイ１のＩ−Ｖ特性の微分結果は２箇所で大きな変化が現れている。

グラフ５０３は、グラフ５０２をさらに微分した結果を表すグラフである。すなわち、グラフ５０３は、グラフ５０１のＩ−Ｖ特性を２階微分した結果を表すグラフである。グラフ５０３の縦軸は、電流の２階微分を表しており、横軸は電圧を表している。グラフ５０３では、グラフ５０１における部分影の発生によるＩ−Ｖ特性の変化が、さらに拡大されて表されている。グラフ５０３では、２００（Ｖ）付近の点５１３において２階微分の値が下がっている。そこで、部分影が発生した場合のＰＶアレイ１のＩ−Ｖ特性の２階微分の値がＰＶアレイ１の故障の場合と比べて下がることを利用して、部分影発生の場合とＰＶアレイ１の故障の場合とを切り分ける。

次に、図８Ａ及び図８Ｂを参照して、部分影除去閾値によるＰＶアレイ１の故障検出について説明する。図８Ａは、部分影発生時の２階微分の最大値の変化を表す図である。図８Ｂは、部分影発生時の２階微分の最小値の変化を表す図である。ここでも、図６Ａ及び図６Ｂの各グラフを求めた場合と同様の条件を用いてシミュレーションを行った。

図８Ａの縦軸は２階微分（ｄ^２Ｉ／ｄ^２Ｖ）の最大値を表している。また、図８Ａの横軸は部分影の濃度を表している。ＰＶアレイ１に部分影ができると、部分影となった部分の出力電流が低下し、ＰＶアレイ１のＩ−Ｖ特性のカーブが変化してしまう。そして、図８Ａに示すように、部分影の濃度が高くなると、２階微分の最大値は徐々に増加していく。そのため、部分影の濃度が高くなった場合でも、故障検出部２４は、２階微分の最大値が故障判定閾値を超えたことを検出してしまう。具体的には、図８Ａの点６１２に示すように、部分影の濃度が５０〜６０（％）の間において、２階微分の最大値は０．１（Ａ／Ｖ^２）以上となる。そのため、故障判定閾値６１１を０．１（Ａ／Ｖ^２）とした場合、故障検出部２４は、部分影の濃度が点６１２の値を超えると故障と判定してしまう。このように故障判定閾値を用いた場合、故障検出部２４は、部分影による影響をＰＶモジュール１０の故障と判定してしまう可能性がある。そこで、本実施例では、故障検出部２４は、次に説明する部分影除去閾値を用いて、部分影発生の場合とＰＶモジュール１０の故障発生の場合とを切り分ける。

図８Ｂの縦軸は２階微分（ｄ^２Ｉ／ｄ^２Ｖ）の最小値を表している。また、図８Ｂの横軸は部分影の濃度を表している。図８Ｂに示すように、部分影が発生した場合、部分影の濃度が濃くなるにしたがい、２階微分の最小値は徐々に減っていく。そして、部分影の濃度が濃くなると、ＰＶモジュール１０に故障が発生している場合に比べて２階微分の最小値が小さくなる。そこで、２階微分の最小値の適当な値を部分影除去閾値とすることで、部分影発生の場合とＰＶモジュール１０の故障発生の場合とを切り分けることができる。すなわち、故障検出部２４は、２階微分の最小値が部分除去閾値以上の場合を故障として検出することで、故障の検出から部分影が発生している場合を除くことができる。例えば、図８Ｂでは、部分影の濃度がおよそ４０（％）以上で２階微分の最小値は−０．０１（Ａ／Ｖ^２）以下となる。そこで、図８Ｂのように、部分影除去閾値６２１を−０．０１（Ａ／Ｖ^２）とした場合、故障検出部２４は、点６２２より影が濃い場合を故障として検出しなくなる。これにより、点６２２は点６２１よりも影の濃度が薄い点であるので、故障検出部２４は、故障と判定された図８Ａの点６１２以上の場合を故障として検出しなくなる。ここで、本実施例では、部分影除去閾値を−０．０１（Ａ／Ｖ^２）としたが、この値は以下の２つの条件を満たすものであればよい。第１の条件は、部分影除去閾値は、ＰＶモジュール１０に故障が発生している場合の２階微分の最小値よりも小さい。第２の条件は、部分影除去閾値と２階微分の最小値が一致する部分影の濃度における２階微分の最大値が故障判定閾値を下回ることである。このように、故障判定閾値は、ＰＶモジュール１０の性能や部分影の影響の状態に応じて決定することが好ましい。

図３に戻って説明を続ける。故障検出部２４は、故障を検出した場合、故障報知部２５に故障の発生を通知する。

故障報知部２５は、故障の発生の通知を故障検出部２４から受ける。そして、故障報知部２５は、例えば、故障が発生した旨をディスプレイに表示するなどして、利用者にＰＶアレイ１の故障発生を報知する。

本実施例に係る太陽光発電システムは、以上に説明した故障検出処理を定期的に行う。具体的には、一定期間が過ぎると、拡大処理部２３、故障検出部２４及び故障報知部２５が動作して、故障の検出及び報知を行う。ここで、本実施例に係る太陽光発電故障判定方法では、故障検出を周期的に行うとしたが、故障検出は晴れたときに行うことが重要であり、実行のタイミングは特に制限は無い。

次に、図９を参照して、本実施例に係る故障検出の処理の流れについて説明する。図９は、実施例に係る太陽光発電システムにおける故障検出の処理のフローチャートである。

ＰＣＳ２は、ＰＶアレイ１で発生した直流電流の入力をうける。そして、ＤＣ／ＤＣコンバータ２１の電流電圧特性取得部２１０は、受信したＰＣアレイ１が出力した直流電流を基に、ＰＶアレイ１のＩ−Ｖ特性を求める（ステップＳ１０１）。そして、電流電圧特性取得部２１０は、拡大処理部２３へ出力する。

拡大処理部２３は、ＰＶアレイ１のＩ−Ｖ特性の入力を電流電圧特性取得部２１０から受ける。拡大処理部２３は、取得したＰＶアレイ１のＩ−Ｖ特性を２階微分する（ステップＳ１０２）。そして、拡大処理部２３は、２階微分の結果を故障検出部２４に出力する。

故障検出部２４は、２階微分の結果を拡大処理部２３から受信する。そして、故障検出部２４は、２階微分の最大値が故障判定閾値以上か否かを判定する（ステップＳ１０３）。２階微分の最大値が故障判定閾値未満の場合（ステップＳ１０３：否定）、故障検出部２４は、故障が発生していないと判定し、故障検出処理を終了する。

これに対して、２階微分の最大値が故障判定閾値以上の場合（ステップＳ１０３：肯定）、故障検出部２４は、２階微分の最小値が部分影除去閾値以上か否かを判定する（ステップＳ１０４）。２階微分の最小値が部分影除去閾値未満の場合（ステップＳ１０４：否定）、故障検出部２４は、故障が発生していないと判定し、故障検出処理を終了する。

これに対して、２階微分の最小値が故障判定閾値以上の場合（ステップＳ１０４：肯定）、故障検出部２４は、故障が発生していると判定し、故障報知部２５に故障の発生を通知する。故障報知部２５は、故障の発生の通知を受けて、利用者にＰＶアレイ１に故障が発生した旨を報知する（ステップＳ１０５）。

本実施例に係る太陽光発電故障判定装置では、ＤＣ／ＤＣコンバータ２１を用いてＰＶアレイ１のＩ−Ｖ特性を取得したが、これは他の方法でもよく、例えば、ＰＶアレイ１の出力をＤＣ／ＤＣコンバータ２１とは別に計測して、ＰＶアレイ１のＩ−Ｖ特性を求めてもよい。

また、本実施例に係る太陽光発電故障装置は、太陽光発電システムのＰＣＳ２に故障検出の機能を持たせる場合で説明したが、太陽光発電故障検出装置の構成はこれに限らない。例えば、太陽光発電故障検出装置を、拡大処理部２３、故障検出部２４及び故障報知部２５を有する装置であり、太陽光発電システムとは別の装置としてもよい。そして、その太陽光発電故障検出装置を、太陽光発電システムのＰＣＳ２に接続し、ＤＣ／ＤＣコンバータ２１からＰＶアレイ１のＩ−Ｖ特性を取得して、取得したＩ−Ｖ特性の変化を拡大し、故障を検出するように構成してもよい。

以上に説明したように、本実施例に係る太陽光発電故障装置は、ＰＶアレイのＩ−Ｖ特性を２階微分することで変化が大きく見えるように処理する。そして、本実施例に係る太陽光発電故障装置は、２階微分結果の最大値が故障判定閾値以上であり、且つ２階微分結果の最小値が部分影除去閾値以上であるかを判定することによりＰＶアレイの故障を検出する。これにより、ＰＶアレイにおける小規模な故障を容易に検出することができ、ＰＶアレイの故障への迅速な対処に寄与できる。

また、ＰＳＣに太陽光発電故障装置を組み込むことで、作業員が現地に赴いて保守や診断を行わなくとも、故障の検出を行うことができる。

１ ＰＶアレイ
２ ＰＣＳ
３ 分電盤
４ 電気製品
５ 電力会社
１０ ＰＶモジュール
２１ ＤＣ／ＤＣコンバータ
２２ インバータ制御部
２３ 拡大処理部
２４ 故障検出部
２５ 故障報知部
２１０ 電流電圧特性取得部

Claims (5)

1. 複数の太陽電池を含む太陽光発電アレイの出力電流から前記太陽光発電アレイの電流電圧特性を求める電流電圧特性取得部と、
   前記電流電圧特性取得部が求めた前記電流電圧特性の変化を拡大する処理を行う拡大処理部と、
   前記拡大処理部により拡大された前記電流電圧特性の２階微分の最大値が、前記太陽光発電アレイ内部の直列抵抗が５Ω以上増加した場合の２階微分の最大値である最大所定値以上であるか否かにより前記太陽光発電アレイの故障を検出する故障検出部と
   を備えたことを特徴とする太陽光発電故障検出装置。
2. 前記故障検出部は、前記電流電圧特性の２階微分の最大値が最大所定値以上で、且つ前記電流電圧特性の２階微分の最小値が最小所定値以上である場合に故障と判定することを特徴とする請求項１に記載の太陽光発電故障検出装置。
3. 前記故障検出部により前記太陽光発電アレイの故障が検出された場合、故障の発生を報知する故障報知部をさらに備えたことを特徴とする請求項１または２に記載の太陽光発電故障検出装置。
4. 複数の太陽電池を有する太陽光発電アレイと、
   前記太陽光発電アレイの出力電流から前記太陽光発電アレイの電流電圧特性を求める電流電圧特性取得部と、
   前記電流電圧特性取得部が求めた前記電流電圧特性の変化を拡大する処理を行う拡大処理部と、
   前記拡大処理部により拡大された前記電流電圧特性の２階微分の最大値が、前記太陽光発電アレイ内部の直列抵抗が５Ω以上増加した場合の２階微分の最大値である最大所定値以上であるか否かにより前記太陽光発電アレイの故障を検出する故障検出部と
   を備えたことを特徴とする太陽光発電装置。
5. 複数の太陽電池を有する太陽光発電アレイの出力電流から前記太陽光発電アレイの電流電圧特性を求める電流電圧特性取得ステップと、
   前記電流電圧特性取得ステップで求めた前記電流電圧特性の変化を拡大する処理を行う拡大処理ステップと、
   前記拡大処理ステップで拡大した前記電流電圧特性の２階微分の最大値が、前記太陽光発電アレイ内部の直列抵抗が５Ω以上増加した場合の２階微分の最大値である最大所定値以上であるか否かにより前記太陽光発電アレイの故障を検出する故障検出ステップと
   を有することを特徴とする太陽光発電故障検出方法。

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