JP6012874B2 - 太陽光発電検査システムおよび太陽光発電検査方法 - Google Patents

Description

本発明は、太陽光発電の技術に関し、特に、太陽電池モジュールやストリングの故障を検出する太陽光発電検査システムおよび太陽光発電検査方法に適用して有効な技術に関するものである。

近年、ＦＩＴ（Feed-in Tariffs：固定価格全量買取制度）の導入などにより、出力１メガワット以上のいわゆるメガソーラーなどの大規模な太陽光発電システムの市場が拡大している。メガソーラーでは、数千枚〜数万枚におよぶ１００Ｗ〜２００Ｗクラスの太陽電池モジュールが一箇所の発電サイトに配置される。

太陽電池モジュールの故障を検出する方法としては、例えば、目視によりセルの劣化を検査する手法や、サーモメーターによりセルの異常な発熱の有無を検出する手法、テスターにより電流−電圧特性などの電気的特性を検査する手法などがとられている。これらの検査は、通常、太陽電池モジュールもしくは太陽電池ストリング（以下では単に「太陽電池モジュール」と総称する場合がある）の１つ１つに対して行われている。

これに関連する技術としては、例えば、特開２０１０−１２３８８０号公報（特許文献１）には、太陽電池モジュールやストリング毎に計測手段と通信手段を設け、計測した特性値と太陽電池モジュールの識別信号を制御装置へ送信し、送信されてきた結果を予め設定した閾値と比較することによって、太陽電池モジュールに故障が生じたか否かの判断を行う技術が記載されている。

また、特開２０１１−１４６４７２号公報（特許文献２）には、太陽電池アレイの表面を赤外線撮影する撮像機と、撮像機を移動させる移動機構と、移動機構によって移動される撮像機で赤外線撮影して得られた画像を表示する監視用モニタと、撮像機の赤外線撮影および移動機構の移動を制御する制御装置により、太陽電池アレイの表面の高温部を故障として判定する技術が記載されている。

特開２０１０−１２３８８０号公報 特開２０１１−１４６４７２号公報

従来技術によれば、太陽光発電システムにおける太陽電池モジュールの故障についてある程度効率的に検出することが可能である。

しかしながら、例えば、特許文献１に記載されたような技術では、太陽電池モジュールやストリング毎に計測手段と通信手段を設ける必要があり、コスト高になるという課題を有する。計測手段や通信手段を、計測対象の太陽電池モジュールに手動で接続して計測し、その後、別の太陽電池モジュールに接続を切り替えて順次計測するという手法をとることも可能であるが、メガソーラーのような大規模システムでは効率が悪く、また、接続切替時にスイッチの入切の切り替え漏れなどのリスクも有する。

また、閾値の設定方法については特に言及されていないが、閾値の設定が大きすぎると故障を検出できない場合が生じ、逆に閾値の設定が小さすぎると正常なのに故障と判断してしまう誤検出が発生する可能性が高くなり、故障検出の精度が低下する。従って、適切な閾値を設定することが必要となるが、太陽電池モジュールの特性は、日射量や温度の変動により変化するため、適切な閾値を設定することは非常に困難である。

また、例えば、特許文献２に記載されたような技術では、赤外線カメラなどの撮像機を移動させる移動機構としてレール等をメガソーラーサイトに設置する必要があり、やはりコスト高になるという課題を有する。また、故障部分が高温部になるといっても、正常な部分との温度の差は５℃程度であり、局所的に観測した場合は５℃程度の温度差でも検出することは可能であるが、特許文献２に記載されたような技術では、この程度の温度差は、特にメガソーラーのように大規模な太陽電池モジュールの場合は、全体での温度分布（一般的には４０℃〜９０℃程度）の中に埋もれてしまい、検出できない場合が生じ得る。

そこで本発明の目的は、検査、点検時のスイッチ等の入切操作を可能な限り排除し、少ない労力で、全体での温度分布の影響を低減させて、太陽電池モジュールやストリングの局所的な劣化を検出して故障を検出する太陽光発電検査システムおよび太陽光発電検査方法を提供することにある。

本発明の前記ならびにその他の目的と新規な特徴は、本明細書の記述および添付図面から明らかになるであろう。

本願において開示される発明のうち、代表的なものの概要を簡単に説明すれば、以下のとおりである。

本発明の代表的な実施の形態による太陽光発電検査システムは、１つもしくは直列接続された複数の太陽電池モジュールからなる太陽電池ストリングが並列接続により複数並べて配置された構成を有する太陽光発電システムにおいて、前記太陽電池ストリングの故障を検出する太陽光発電検査システムであって、第１の太陽電池ストリングの第１の出力電流と、第２の太陽電池ストリングの第２の出力電流をそれぞれ測定する電流検出器と、前記第１の出力電流の値と、前記第２の出力電流の値とに基づいて前記第２の太陽電池ストリングの第２の温度特性を算出し、前記第２の温度特性に基づいて前記第２の太陽電池ストリングの故障の有無を判定する監視部と、を有するものである。

本願において開示される発明のうち、代表的なものによって得られる効果を簡単に説明すれば以下のとおりである。

すなわち、本発明の代表的な実施の形態によれば、検査、点検時のスイッチ等の入切操作を可能な限り排除し、また、測定パラメータの数を減らし、少ない労力で、全体での温度分布の影響を低減させて、太陽電池モジュールやストリングの局所的な劣化を検出して故障を検出することが可能となる。

本発明の実施の形態１である太陽光発電検査システムを有する太陽光発電システムの構成例について概要を示した図である。 本発明の実施の形態１における電流検出器の構成例について概要を示した図である。 本発明の実施の形態１における検査時の構成の具体的な例について概要を模式的に示した図である。 本発明の実施の形態１における並べて配置された複数の太陽電池ストリング３１の電流−電圧特性の温度特性を求める例について示した図である。 本発明の実施の形態１における太陽電池ストリングの故障を検出する手法の例について概要を示した図である。 本発明の実施の形態１における太陽電池ストリングの故障検出の手法を実装する際の処理の流れの例について概要を示したフローチャートである。 本発明の実施の形態２である太陽光発電検査システムを有する太陽光発電システムの構成例について概要を示した図である。 本発明の実施の形態２における太陽電池ストリングの故障検出の手法を実装する際の処理の流れの例を示したフローチャートである。 本発明の実施の形態３である太陽光発電検査システムを有する太陽光発電システムの構成例について概要を示した図である。 本発明の実施の形態３である太陽光発電検査システムを有する太陽光発電システムの構成例について概要を示した図である。 本発明の実施の形態３における検査時の構成の具体的な例について概要を模式的に示した図である。 本発明の実施の形態３における検査時の構成の具体的な例について概要を模式的に示した図である。 太陽光発電システムの構成例について概要を示した図である。 太陽電池ストリングの構成例について概要を示した図である。 従来技術における各太陽電池ストリングの故障を検出する仕組みの例について概要を示した図である。 太陽光発電システムにおける太陽電池ストリングの電流−電圧特性の例について概要を示した図である。

以下、本発明の実施の形態を図面に基づいて詳細に説明する。なお、実施の形態を説明するための全図において、同一部には原則として同一の符号を付し、その繰り返しの説明は省略する。また、以下においては、本発明の特徴を分かり易くするために、従来の技術と比較して説明する。

＜概要＞
図１３は、一般的な太陽光発電システムの構成例について概要を示した図である。太陽光発電システム１’は、複数の太陽電池モジュール３１０が直列に接続された太陽電池ストリング３１が、接続箱２０内での結線を介して１つ以上並列に接続され、さらに集約されて、ＤＣ／ＤＣコンバータ４１およびインバータ４２、もしくはこれらを含む図示しないＰＣＳ（Power Conditioning System）を介して電力系統４３に接続される構成を有する。これにより、各太陽電池ストリング３１が生成した電力を電力系統４３に対して出力することができる。複数の並列接続された太陽電池ストリング３１を並べて配置して太陽電池アレイ３０を構成し、太陽電池アレイ３０毎に接続箱２０を設けるようにしてもよい。なお、接続箱２０内には、各太陽電池ストリング３１で生成された電流の逆流を防止するため、逆流防止ダイオード２１が接続されている。

図１４は、一般的な太陽電池ストリング３１の構成例について概要を示した図である。図の右側に示した太陽電池ストリング３１は、上述したように、複数の太陽電池モジュール３１０が直列に接続された構成を有する。各太陽電池モジュール３１０は、複数の太陽電池セル３１１が直列に接続され、さらにこれと並列に故障時等のためのバイパスダイオード３１２が接続された構成を有する。各太陽電池セル３１１は、太陽光を電力に変換する半導体素子等からなり、いわゆるＰＶ（PhotoVoltaic）セルモデルとして図の左側に示すような等価回路により表される。

図１５は、従来技術における一般的な太陽光発電システム１’において各太陽電池ストリング３１の故障を検出する仕組みの例について概要を示した図である。図１５の例では、接続箱２０内における各太陽電池ストリング３１に対応する端子に、電子負荷と電流計および電圧計が図示するように接続された電流−電圧特性測定器５０を順次接続して、太陽電池ストリング３１毎に電流−電圧特性を測定する構成を示している。従来技術では、このように、各太陽電池ストリング３１について、電流と電圧を測定することで電流−電圧特性を求め、正常時との乖離状態に基づいて故障を検出するという仕組みがとられる。

図１６は、一般的な太陽光発電システム１’における太陽電池ストリング３１の電流−電圧特性の例について概要を示した図である。図中の複数の特性曲線は、温度による特性の相違を示している。電圧軸に示された縦線は、測定基準の電圧を示している。この基準電圧は、例えば、太陽電池ストリング３１における動作電圧とすることができる。ここで、基準電圧を示す縦線との交点が白丸１〜３で示されている実線の曲線は、正常時の電流−電圧特性のパターンを示している。この場合、基準電圧における白丸１〜３で示された範囲の電流値が正常な範囲の電流値であると考えることができる。

一方で、基準電圧を示す縦線との交点が黒丸ａ〜ｃで示されている点線の曲線は、故障や異常、劣化等（以下これらを総称して「故障」と記載する場合がある）における電流−電圧特性のパターンを示している。ここで、黒丸ｂ、ｃに対応する曲線では、基準電圧における電流値が、上記の白丸１〜３で示された正常な範囲の電流値から大きく乖離して低下している。このような明らかな場合には、単純な電流値の比較で故障であることを容易に検出することができる。しかしながら、黒丸ａに対応する曲線では、故障であるにもかかわらず、基準電圧における電流値が、上記の白丸１〜３で示された正常な範囲の電流値と乖離しておらず、電流−電圧特性の測定からは故障を検出するのが困難であることを示している。

これは、電流−電圧特性に温度が影響する、すなわち電流−電圧特性が温度特性を有するためであり、メガソーラーのように広大な面積を持つ大規模なシステムでは、場所によって大きな温度分布の差があり得るため、温度分布の影響をキャンセルしなければ、的確に故障を検出できないことを示している。しかしながら、例えば、正常時の電流−電圧特性を温度毎に保持しておくというような手法では、処理が煩雑となり、必要なデータ量も多くなってしまう。

そこで、本発明の一実施の形態である太陽光発電検査システムは、例えば、太陽光発電システムの各太陽電池ストリング３１について、隣接もしくは近接するものの間で温度特性の差分を求め、これに基づいて各太陽電池ストリング３１の温度特性を算出し、これと想定の温度特性との比較により故障を判断する。隣接もしくは近接している太陽電池ストリング３１間では、温度差は小さく、差分を無視することができるため、メガソーラーのような大規模なシステムであっても、場所による温度分布の差の影響をキャンセルすることができる。また、後述するように、隣接もしくは近接する太陽電池ストリング３１間での温度特性の差分は、各太陽電池ストリング３１の電流のみから算出することができるため、電圧の測定が不要となり、測定を容易にしてコストを低減させつつ、故障検出の精度を向上させることができる。

＜実施の形態１＞
［システム構成］
図１は、本発明の実施の形態１である太陽光発電検査システムを有する太陽光発電システムの構成例について概要を示した図である。本実施の形態の太陽光発電システム１は、図１３に示した一般的な太陽光発電システム１’の構成において、例えば、接続箱２０の内部に各太陽電池ストリング３１の電流を測定して収集するストリングモニタ１０を有している。このストリングモニタ１０は、太陽光発電検査システムの一部もしくは全部を構成する装置であり、接続箱２０の内部で固定的に設置されていてもよいし、可搬型として、故障検出の処理時に接続箱２０の内部に取り付けることが可能なように構成してもよい。

ストリングモニタ１０は、各太陽電池ストリング３１の出力電流を測定する電流検出器１１と、各電流検出器１１において測定される出力電流を一定時間毎に取得するサンプリング処理部１２、サンプリング処理部１２によって取得された電流値を示す信号を所定の出力情報に変換して出力する信号変換伝送装置１３、および信号変換伝送装置１３から伝送された電流値の情報を記録するメモリ１４を有する。

メモリ１４に記録された各太陽電池ストリング３１の電流値の情報は、例えば、ストリングモニタ１０が有する図示しないＵＳＢ（Universal Serial Bus）端子等の外部端子を介して、ＵＳＢメモリ等の外部記憶装置に取り出すことができる。その後、当該外部記憶装置から、ＰＣ（Personal Computer）やサーバ機器等により構成される図示しない監視装置や監視部にデータを取り込んで、後述するような手法により、故障の有無の判断を行うことができる。メモリ１４を介さずに、通信手段により監視装置や監視部に直接データを送信するように構成することも可能である。また、例えば、ストリングモニタ１０上にＣＰＵ（Central Processing Unit）とプログラムを有して、もしくはマイコン等を用いて図示しない監視部を構成し、ストリングモニタ１０上で故障等の判断を行うようにすることも可能である。

図２は、電流検出器１１の構成例について概要を示した図である。電流検出器１１は、例えば、図示するような回路からなる一般的なＣＴ（Current Transformer）センサなどのクランプ型電流計を用いて構成することができ、各太陽電池ストリング３１からの線路を開いて接続するという操作を要さずに電流を測定することができる。

図３は、検査時の構成の具体的な例について概要を模式的に示した図である。接続箱２０の内部には、各太陽電池ストリング３１からの配線には、それぞれ逆流防止ダイオード２１と、ＭＣＣＢ（配線用遮断器）２２が設置されており、また、各太陽電池ストリング３１からの出力電流Ｉ_１〜Ｉ_ｎを測定するＣＴセンサなどの電流検出器１１がそれぞれ設置されている。また、太陽電池アレイ３０に対するＭＣＣＢ２３も設置されている。ストリングモニタ１０は、各電流検出器１１によってそれぞれ測定された電流値を収集し、例えば、ＰＣ等の監視装置１７にデータを出力する。監視装置１７では、取り込んだデータに基づいて、後述する手法によって故障検出を行う。

［故障検出手法］
以下では、ストリングモニタ１０により測定した各太陽電池ストリング３１の電流値から故障を検出する手法について説明する。上述したように、本実施の形態では、並べて配置された複数の太陽電池ストリング３１のうち、隣接するもしくは近接する太陽電池ストリング３１間での温度特性の差分に基づいて各太陽電池ストリング３１の温度特性を求め、これに基づいて故障の有無の判定を行う。

図４は、並べて配置された複数の太陽電池ストリング３１の電流−電圧特性の温度特性を求める例について示した図である。並べて配置された複数の太陽電池ストリング３１について、図中の左端のものから順にそれぞれの電流値をＩ_１、Ｉ_２、Ｉ_３、…、電圧値をＶ_１、Ｖ_２、Ｖ_３、…、温度をＴ_１、Ｔ_２、Ｔ_３、…、とすると、各太陽電池ストリング３１、およびｉ番目の太陽電池ストリング３１についての電流−電圧特性の温度特性は、一般的に、以下の式で表されることが知られている。

上記のｉ番目の太陽電池ストリング３１についての式において、Ｖ_ｉ、Ｉ_ｉ、Ｔ_ｉ、およびＩ_ｓｉは、それぞれ、ｉ番目の太陽電池ストリング３１の電圧、電流、温度、および逆方向の飽和電流である。また、Ｎ_ｃｅｌｌは、太陽電池ストリング３１に含まれる太陽電池セル３１１の数であり、ｎ、ｋ、ｑは定数である。また、Ｉ_ｓｃは標準の短絡電流、ｐ_ａは日射量である。日射量ｐ_ａは、以下の式から推定的に算出することができる。

上記の式において、Ｉ_ｏｐは動作電流、Ｉ_ｓｃは短絡電流であり、これらの比ｊは一定となる。従って、各太陽電池ストリング３１の全体での総電流であるＩ_ｏｐ＿ｔが得られれば、想定での日射量ｐ_ａを算出することができる。

ここで、ｉ番目の太陽電池ストリング３１と、隣接するｉ＋１番目の太陽電池ストリング３１との間における、数１の式に示された電流−電圧特性の温度特性の差分を考える。この場合、図４に示すように、各太陽電池ストリング３１についての温度分布（Ｔ_１、Ｔ_２、Ｔ_３、…）は一様ではないものの、隣接する太陽電池ストリング３１間では、その温度差（Ｔ_２−Ｔ_１、Ｔ_３−Ｔ_２、Ｔ_４−Ｔ_３、…Ｔ_ｉ＋１−Ｔ_ｉ）は無視できる程度に小さいと考えられるため、これを０とみなすことで、温度特性の差分は近似的に以下の式で表される。

上記の式の右辺に示された式には、電圧および温度がパラメータとして含まれておらず、ｉ番目とｉ＋１番目の太陽電池ストリング３１の電流値のみから求めることができる。この値、すなわち、上記の式の左辺に示された温度特性の差分は、ｉ番目およびｉ＋１番目の太陽電池ストリング３１がそれぞれ正常であれば近似的に０となる。

一方で、隣接する太陽電池ストリング３１の一方が故障の太陽電池モジュール３１０を含む場合は、故障を有する太陽電池ストリング３１では正常時よりも高い電圧が検出されることから、上記の式の左辺に示された温度特性の差分の値は０ではなくなる。すなわち、故障を有する太陽電池ストリング３１において検出された電流値を数３の式に代入して得られる値は０ではなくなる。従って、数３の式により得られた値が０ではない場合は、ｉ番目もしくはｉ＋１番目の太陽電池ストリング３１の少なくとも一方に故障が存在し、温度特性が異常になっているものと考えられる。

従って、この温度特性の差分に基づいて、ｉ番目およびｉ＋１番目の太陽電池ストリング３１のそれぞれについて、後述するような手法で、太陽電池セル３１１単位での温度特性を算出し、これを、太陽電池セル３１１単位での想定の温度特性と比較することで、温度特性の乖離の程度を算出する。この乖離の程度が所定の閾値以上である場合には、当該太陽電池ストリング３１のいずれかの太陽電池モジュール３１０もしくは太陽電池セル３１１に故障が発生しているものと推定することができる。なお、ｉ＋１番目の太陽電池ストリング３１は、ｉ番目の太陽電池ストリング３１と必ずしも隣接している必要はなく、温度差が無視できる程度の範囲で複数個離れた近接する太陽電池ストリング３１としてもよい。

図５は、上述した太陽電池ストリング３１の故障を検出する手法の例について概要を示した図である。図の上から１段目には、複数の太陽電池ストリング３１の配列のうち、端部から数えてＮｏ．１〜６までの６つの太陽電池ストリング３１について例示的に図示している。このうち、Ｎｏ．３の太陽電池ストリング３１の一部の太陽電池セル３１１に故障が発生しているものとする。

ここで、ｉ＝１〜６として、各太陽電池ストリング３１において測定された電流値から、上記の数３に示された式に基づいて、隣接する各太陽電池ストリング３１間の電流−電圧特性の温度特性の差分の値を算出した結果を２段目に示している。図５の例では、Ｎｏ．２とＮｏ．３との間の差分（−３［Ｖ／℃］）、およびＮｏ．３とＮｏ．４との間の差分（＋３［Ｖ／℃］）が０ではない状態となっていることを示している。

ここで、図の３段目に示した各太陽電池ストリング３１についての温度特性を求めるにあたり、基準値としての温度特性の差分を０［Ｖ／℃］として、端部のＮｏ．１の太陽電池ストリング３１の温度特性を暫定的に基準値（０［Ｖ／℃］）とするとともに、これに基づいて、他の太陽電池ストリング３１について順次、暫定的な温度特性の値を求める。例えば、図中のＮｏ．２の太陽電池ストリング３１については、Ｎｏ．１の太陽電池ストリング３１の温度特性の暫定値が０［Ｖ／℃］であり、かつ、Ｎｏ．１とＮｏ．２の太陽電池ストリング３１の間の温度特性の差分が０［Ｖ／℃］であることから、Ｎｏ．２の太陽電池ストリング３１の温度特性の暫定値は０［Ｖ／℃］であることになる。

さらに、Ｎｏ．３の太陽電池ストリング３１については、Ｎｏ．２の太陽電池ストリング３１の温度特性の暫定値が０［Ｖ／℃］であり、かつ、Ｎｏ．２とＮｏ．３の太陽電池ストリング３１の間の温度特性の差分が−３［Ｖ／℃］であることから、Ｎｏ．３の太陽電池ストリング３１の温度特性の暫定値は−３［Ｖ／℃］であることになる。また、Ｎｏ．４の太陽電池ストリング３１については、Ｎｏ．３の太陽電池ストリング３１の温度特性の暫定値が−３［Ｖ／℃］であり、かつ、Ｎｏ．３とＮｏ．４の太陽電池ストリング３１の間の温度特性の差分が＋３［Ｖ／℃］であることから、Ｎｏ．４の太陽電池ストリング３１の温度特性の暫定値は０［Ｖ／℃］であることになる。以下、同様の手順で各太陽電池ストリング３１の暫定的な温度特性の値を求めることができる。

このような手順により得られた各太陽電池ストリング３１についての暫定的な温度特性の値を、当該太陽電池ストリング３１に含まれる太陽電池セル３１１の数で除算して、図の４段目に示すように太陽電池セル３１１単位での暫定的な温度特性の値（［ｍＶ／℃］）を算出し、この値にさらに、太陽電池セル３１１での想定の温度特性の値を加えることで、図の５段目に示すように太陽電池セル３１１単位での温度特性の値を算出する。なお、太陽電池セル３１１での想定の温度特性は、以下の式により得ることができる。

上記の式において、Ｖ_ｏｃは太陽電池ストリング３１の開放電圧であり、Ｖ_ｏｃ／Ｎ_ｃｅｌｌは、開放電圧を太陽電池ストリング３１に含まれる太陽電池セル３１１の数で除算したものである。また、Ｅ_ｇｏ／ｑは、バンドギャップリファレンス電圧であり、本実施の形態では約１．２５Ｖとしている。常温（２９８［Ｋ］）での開放電圧Ｖ_ｏｃの値と、太陽電池ストリング３１に含まれる太陽電池セル３１１の数Ｎ_ｃｅｌｌの値は、太陽電池モジュールの仕様書等から知ることができるため、太陽電池セル３１１での想定の温度特性は、予め算出しておいて定数とすることができ、本実施の形態では、例えば、−２．０［ｍＶ／℃］のような値となる。

上記の手順により得られた、各太陽電池ストリング３１についての温度特性の値と、太陽電池セル３１１での想定の温度特性の値とを比較し、乖離が所定の閾値以上である場合に、当該太陽電池ストリング３１は故障の太陽電池モジュール３１０を含むものとして検出することができる。所定の閾値については、特に限定はされないが、例えば、太陽電池セル３１１での想定の温度特性の絶対値の１０％などの値を設定することができる。

このように、隣接もしくは近接する太陽電池ストリング３１における電流−電圧特性の温度特性の差分をとることにより、メガソーラーのような大規模なシステムでの場所による温度分布の差異をキャンセルすることができる。また、電流の測定値のみから温度特性の差分を算出することができるため、電圧を測定する必要がなく、測定にかかる労力や設備のコストを低減させるとともに、多数のパラメータの測定を要することによる検出の精度の低下を抑止することができる。

［処理の流れ］
図６は、上述した太陽電池ストリング３１の故障検出の手法を実装する際の処理の流れの例について概要を示したフローチャートである。まず、ストリングモニタ１０の電流検出器１１により、サンプリング処理部１２からの指示に基づいて、各太陽電池ストリング３１の電流をそれぞれ計測する（Ｓ０１）。計測した電流値は、信号変換伝送装置１３を介してメモリ１４に記録される。

その後、監視装置等では、メモリ１４に記録された電流値を外部記憶装置等を介して、もしくは通信により取得し、電流値に基づいて後述する手順により太陽電池ストリング３１の故障等の有無を判定する。上述したように、監視装置等ではなく、ストリングモニタ１０自身がＣＰＵ等により処理を行うようにしてもよい。ここでは、まず、各太陽電池ストリング３１についての電流値を合計して総電流を算出する（Ｓ０２）。次に、当該総電流の値に基づいて、上述の数２に示した式に基づいて想定の日射量を算出する（Ｓ０３）。

その後、並べて配置された各太陽電池ストリング３１について、上述の数３に示した式に基づいて、隣接する太陽電池ストリング３１間での電流−電圧特性の温度特性の差分をそれぞれ算出する（Ｓ０４）。上述したように、隣接しているものに限らず、例えば、数個おきに間欠的に抽出した近接する太陽電池ストリング３１間について算出するようにしてもよい。

その後、故障検出の対象の全ての太陽電池ストリング３１について順次処理を繰り返すループ処理を開始する。ここでの対象の太陽電池ストリング３１は、ストリングモニタ１０が接続された太陽電池ストリング３１となり、太陽光発電システム１の全ての太陽電池ストリング３１が含まれていなくてもよい。

ループ処理では、まず、処理対象の太陽電池ストリング３１について、その直前の太陽電池ストリング３１について後述するような処理により求められた暫定の温度特性の値と、直前の太陽電池ストリング３１との間の温度特性の差分の値とに基づいて、暫定の温度特性の値を算出する（Ｓ０５）。

具体的には、図５に示したように、直前の太陽電池ストリング３１についての暫定の温度特性の値に、直前の太陽電池ストリング３１との間の温度特性の差分の値を加算することで、処理対象の太陽電池ストリング３１についての暫定の温度特性の値を算出する。なお、処理対象の太陽電池ストリング３１が先頭の太陽電池ストリング３１である場合は、上述したように、暫定的な温度特性についての基準値の値（本実施の形態では０［Ｖ／℃］）を、先頭の太陽電池ストリング３１の暫定の温度特性の値として設定する。

次に、処理対象の太陽電池ストリング３１についてステップＳ０５で算出した暫定の温度特性の値を、処理対象の太陽電池ストリング３１に含まれる太陽電池セル３１１の数で除算し、太陽電池セル３１１あたりの暫定の温度特性の値を算出する（Ｓ０６）。さらに、太陽電池セル３１１あたりの暫定の温度特性の値に、上述の数４に示した式に基づいて算出される太陽電池セル３１１の想定の温度特性の値（本実施の形態では−２．０［ｍＶ／℃］）を加算して、暫定ではない太陽電池セル３１１あたりの温度特性の値を算出する（Ｓ０７）。

その後、ステップＳ０７で算出した太陽電池セル３１１あたりの温度特性の値と、上述の数４に示した式に基づいて算出される想定の温度特性の値（本実施の形態では−２．０［ｍＶ／℃］）との差分を算出し（Ｓ０８）、当該差分の値が所定の閾値未満であるか否かを判定する（Ｓ０９）。所定の閾値未満である場合は、何もせずにループ処理における次の太陽電池ストリング３１の処理に移る。

一方、所定の閾値以上である場合は、その旨を通知するアラームを出力する（Ｓ１０）。アラームの出力形式は特に限定されず、例えば、通知メッセージを監視装置の画面上に表示したり、所定の電子メールアドレスに通知メッセージを送信したりすることができる。音声等により通知するものであってもよい。アラーム出力が完了すると、ループ処理における次の太陽電池ストリング３１の処理に移る。ループ処理にて全ての太陽電池ストリング３１についての処理を繰り返すと、故障検出の処理を終了する。なお、上記の一連の処理は、例えば、ストリングモニタ１０のサンプリング処理部１２からの指示等をトリガとして、定期的に行うのが望ましい。

以上に説明したように、本発明の実施の形態１であるストリングモニタ１０を有する太陽光発電検査システムは、例えば、各太陽電池ストリング３１について、隣接もしくは近接するものの間で電流−電圧特性の温度特性の差分を求め、これに基づいて各太陽電池ストリング３１の温度特性を算出し、これと想定の温度特性との比較により故障を判断する。これにより、メガソーラーのような大規模なシステムでも、場所による温度分布の差の影響をキャンセルすることができる。また、温度特性の差分の値は、各太陽電池ストリング３１の電流のみから算出することができるため、電圧の測定が不要となり、測定を容易にしてコストを低減させつつ、故障検出の精度を向上させることができる。

＜実施の形態２＞
上述した実施の形態１の太陽光発電検査システムでは、隣接もしくは近接する太陽電池ストリング３１間の電流−電圧特性の温度特性の差分を算出する際に必要なパラメータである日射量ｐ_ａを、上述の数２に示した式により、各太陽電池ストリング３１の電流の合計である総電流Ｉ_ｏｐ＿ｔに基づいて算出した想定日射量として取得していた。

これに対し、本発明の実施の形態２である太陽光発電検査システムは、メガソーラー上の場所による日射量の分布の差異の影響を低減し、より故障判定の精度を向上させるため、日射計等により実際に日射量ｐ_ａを測定して取得する。

図７は、本発明の実施の形態２である太陽光発電検査システムを有する太陽光発電システム１の構成例について概要を示した図である。図１に示した実施の形態１の太陽光発電システム１の構成に加えて、本実施の形態のストリングモニタ１０は、さらに、外部装置との間で信号の入出力を行うＩ／Ｏ部１５と、これに接続された日射計１６を有している。これにより、日射計１６で測定した日射量の情報を故障検出の処理時に利用することができる。

図８は、本実施の形態における太陽電池ストリング３１の故障検出の手法を実装する際の処理の流れの例を示したフローチャートである。ここでは、図６に示した実施の形態１の処理手順におけるステップＳ０２およびＳ０３の処理、すなわち、対象の全ての太陽電池ストリング３１の電流の合計である総電流を算出する処理、および当該総電流に基づいて想定での日射量ｐ_ａを算出する処理が、日射計１６により日射量ｐ_ａを実際に測定して取得する処理（Ｓ２０）に置き換えられている。他の処理（Ｓ０１、およびＳ０４〜Ｓ１０）については、図６に示した実施の形態１の処理手順と同様であるため、再度の説明は省略する。

これにより、太陽電池ストリング３１の総電流から算出された想定の日射量ｐ_ａの代わりに、日射計１６により実際に測定された日射量を太陽電池ストリング３１についての日射量ｐ_ａとして用いることで、故障検出の精度を向上させることができる。なお、日射計１６の数は１つに限らず、太陽電池ストリング３１の領域毎に複数の日射計１６を対応させて設置するようにしてもよい。この場合は、各日射計１６により測定された日射量を、対応する領域の太陽電池ストリング３１の日射量ｐ_ａとして用いることができる。

＜実施の形態３＞
上述した実施の形態１および２の太陽光発電検査システムでは、固定もしくは可搬型のストリングモニタ１０によって、各太陽電池ストリング３１の電流値を測定し、測定結果に基づいて、隣接もしくは近接する太陽電池ストリング３１間の電流−電圧特性の温度特性の差分を算出している。しかしながら、この場合は、対象の太陽電池アレイ３０における全ての太陽電池ストリング３１の電流値を測定するための電流検出器１１が必要となり、接続箱２０に固定的に設置する場合には、設置スペースを要する。また、可搬型とする場合でも、ストリングモニタ１０が大きくなるとともに、測定時に多数の電流検出器１１を同時に設置することから設置ミスも生じ易い。

そこで、本発明の実施の形態３である太陽光発電検査システムは、ストリングモニタ１０を可搬型とし、ＣＴセンサなどの電流検出器１１を２つのみ有するものとする。本実施の形態では、２つの電流検出器１１により、１組の隣接もしくは近接する太陽電池ストリング３１の電流値をそれぞれ測定して、上述した手法により、当該組における電流−電圧特性の温度特性の差分を算出する。その後、作業員が、測定対象の太陽電池ストリング３１のペアを１つずらして、同様の測定を行う。これを、測定対象の全ての太陽電池ストリング３１に対して順次行うことで、上述の図６もしくは図８におけるステップＳ０４までの処理と同等の処理を行うことができ、その後は、図６もしくは図８のステップＳ０５以降と同様の処理によって故障検出を行うことができる。

図９、図１０は、本発明の実施の形態３である太陽光発電検査システムを有する太陽光発電システムの構成例について概要を示した図である。上述の実施の形態１の図１における太陽光発電システムとの相違は、ストリングモニタ１０が有する電流測定器１１が２つのみである点である。図９の例では、太陽電池アレイ３０の太陽電池ストリング３１のうち、左側から順に２つの電流値（Ｉ_１およびＩ_２）を測定している状態を示している。また、図１０の例では、図９の例から測定対象の太陽電池ストリング３１のペアを１つずらして電流値（Ｉ_２およびＩ_３）を測定している状態を示している。図１１および図１２は、図９および図１０の例にそれぞれ対応した、検査時の構成の具体的な例について概要を模式的に示した図である。

このように、測定対象の太陽電池ストリング３１のペアを作業員が順次ずらして電流値を測定し、電流−電圧特性の温度特性の差分を算出していくことで、機能的には実施の形態１および２と同様の結果を得ることができる。また、本実施の形態では、電流測定器１１を２つのみ有する可搬型のストリングモニタ１０を用いることで、ストリングモニタ１０の設置スペースを削減し、太陽光発電システムをコンパクトに構成することが可能となる。

以上、本発明者によってなされた発明を実施の形態に基づき具体的に説明したが、本発明は上記の実施の形態に限定されるものではなく、その要旨を逸脱しない範囲で種々変更可能であることはいうまでもない。例えば、上記の実施の形態は本発明を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある実施の形態の構成の一部を他の実施の形態の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施の形態の構成に他の実施の形態の構成を加えることも可能である。また、各実施の形態の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置換をすることが可能である。

また、上記の各構成、機能、処理部、処理手段等は、それらの一部または全部を、例えば、集積回路で設計する等によりハードウェアで実現してもよい。また、上記の各構成、機能等は、プロセッサがそれぞれの機能を実現するプログラムを解釈し、実行することによりソフトウェアで実現してもよい。各機能を実現するプログラム、テーブル、ファイル等の情報は、メモリやハードディスク、ＳＳＤ（Solid State Drive）等の記録装置、またはＩＣカード、ＳＤカード、ＤＶＤ等の記録媒体に置くことができる。

また、上記の各図において、制御線や情報線は説明上必要と考えられるものを示しており、必ずしも実装上の全ての制御線や情報線を示しているとは限らない。実際にはほとんど全ての構成が相互に接続されていると考えてもよい。

本発明は、太陽電池モジュールやストリングの故障を検出する太陽光発電検査システムおよび太陽光発電検査方法に利用可能である。

１、１’…太陽光発電システム、
１０…ストリングモニタ、１１…電流検出器、１２…サンプリング処理部、１３…信号変換伝送装置、１４…メモリ、１５…Ｉ／Ｏ部、１６…日射計、１７…監視装置、
２０…接続箱、２１…逆流防止ダイオード、２２、２３…ＭＣＣＢ、
３０…太陽電池アレイ、３１…太陽電池ストリング、
４１…ＤＣ／ＤＣコンバータ、４２…インバータ、４３…電力系統、
５０…電流−電圧特性測定器、
３１０…太陽電池モジュール、３１１…太陽電池セル、３１２…バイパスダイオード。

Claims (10)

1. １つもしくは直列接続された複数の太陽電池モジュールからなる太陽電池ストリングが並列接続により複数並べて配置された構成を有する太陽光発電システムにおいて、前記太陽電池ストリングの故障を検出する太陽光発電検査システムであって、
   第１の太陽電池ストリングの第１の出力電流と、第２の太陽電池ストリングの第２の出力電流をそれぞれ測定する電流検出器と、
   前記第１の出力電流の値と、前記第２の出力電流の値とに基づいて前記第２の太陽電池ストリングの第２の温度特性を算出し、前記第２の温度特性に基づいて前記第２の太陽電池ストリングの故障の有無を判定する監視部と、
   を有する、太陽光発電検査システム。
2. 請求項１に記載の太陽光発電検査システムにおいて、
   前記監視部は、前記第１の出力電流と、前記第２の出力電流と、前記太陽電池ストリングに対する日射量と、に基づいて、前記第１の太陽電池ストリングの電流−電圧特性の温度特性と、前記第２の太陽電池ストリングの電流−電圧特性の温度特性との差分を算出し、前記差分と、前記第１の太陽電池ストリングの第１の温度特性とに基づいて、前記第２の温度特性を算出する、太陽光発電検査システム。
3. 請求項２に記載の太陽光発電検査システムにおいて、
   前記監視部は、検出対象の全ての前記太陽電池ストリングの出力電流の合計である総電流に基づいて前記日射量を算出する、太陽光発電検査システム。
4. 請求項２に記載の太陽光発電検査システムにおいて、
   さらに、前記日射量を計測する日射計を有する、太陽光発電検査システム。
5. 請求項１に記載の太陽光発電検査システムにおいて、
   前記監視部は、前記第２の太陽電池ストリングに含まれる太陽電池セルあたりの前記第２の温度特性と、太陽電池セルの想定での温度特性との乖離が所定の閾値以上である場合に、前記第２の太陽電池ストリングが故障を有すると判定する、太陽光発電検査システム。
6. 請求項１に記載の太陽光発電検査システムにおいて、
   前記第１の太陽電池ストリングと、前記第２の太陽電池ストリングは、隣接して配置されている、太陽光発電検査システム。
7. １つもしくは直列接続された複数の太陽電池モジュールからなる太陽電池ストリングが並列接続により複数並べて配置された構成を有する太陽光発電システムにおいて、前記太陽電池ストリングの故障を検出する太陽光発電検査方法であって、
   第１の太陽電池ストリングの第１の出力電流と、第２の太陽電池ストリングの第２の出力電流をそれぞれ測定する工程と、
   前記第１の出力電流の値と前記第２の出力電流の値とに基づいて、前記第２の太陽電池ストリングの第２の温度特性を算出する工程と
   前記第２の温度特性に基づいて前記第２の太陽電池ストリングの故障の有無を判定する工程と、
   を有する、太陽光発電検査方法。
8. 請求項７に記載の太陽光発電検査方法において、
   さらに、前記太陽電池ストリングに対する日射量を取得する工程を有し、
   前記第２の温度特性を算出する工程は、
   前記第１の出力電流と、前記第２の出力電流と、前記日射量と、に基づいて、前記第１の太陽電池ストリングの電流−電圧特性の温度特性と、前記第２の太陽電池ストリングの電流−電圧特性の温度特性との差分を算出する工程と、
   前記差分と、前記第１の太陽電池ストリングの第１の温度特性とに基づいて、前記第２の温度特性を算出する工程と、
   を有する、太陽光発電検査方法。
9. 請求項８に記載の太陽光発電検査方法において、
   前記日射量を取得する工程は、検出対象の全ての前記太陽電池ストリングの出力電流の合計である総電流に基づいて前記日射量を算出する、太陽光発電検査方法。
10. 請求項７に記載の太陽光発電検査方法において、
    前記判定する工程は、
    前記第２の太陽電池ストリングに含まれる太陽電池セル１個あたりの前記第２の温度特性を算出する工程と、
    太陽電池セルの想定での温度特性との乖離が所定の閾値以上である場合に、前記第２の太陽電池ストリングが故障を有すると判定する工程と、
    を有する、太陽光発電検査方法。