JP6209412B2 - 太陽光発電システムの故障診断システム及び故障診断方法 - Google Patents

Description

本発明は、多数の太陽電池モジュールを含む太陽光発電システムにおいて故障を診断する故障診断技術に関する。

メガソーラに代表される大規模な太陽光発電システムでは、数千枚〜数＋万枚におよぶ１００〜２００ｗ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，故障検出技術やメンテナンス技術が必要とされている。それぞれの太陽電池モジュールは、経年劣化により、同じ日射量、温度条件における出力が徐々に低下するが、一部のモジュールは、製造上の品質や物理的な損傷により、出力が急激に低下する。出力が急激に低下した状態を故障と呼ぶ。

太陽光発電システムの出力特性は日射量などの環境条件によって大きく変動する。このため、太陽電池パネルを構成する太陽電池モジュールの故障や劣化によって本来の出力が得られていない場合でも、出力低下を環境条件の影響によるものと区別することが困難である。太陽電池モジュールの故障を検出する方法として、目視による検査、サーモメーターによる発熱の検査、テスターによる電気的特性の検査が行われているが、太陽電池モジュール１つ１つに対して行われるので、モジュール数が数十万枚に及ぶメガソーラにおいては、検査に要する労力とコストが増大するという課題がある。

この課題に対し、太陽電池モジュール毎に計測手段と通信手段を設け、太陽電池モジュールに故障が生じたか否かの判断を自動で行うために、通信手段から送信された結果と閾値を比較する方法が、特許文献１に記されている。

特開２０１０−１２３８８０号公報

特許文献１には、太陽電池モジュール毎に計測手段と通信手段を設ける方法が記載されている。太陽電池モジュール一つ一つに搭載する計測手段や通信手段は、それらを設置するための手段を新たに用意する必要がある。この設置のための手段には、１０〜２０年といった耐用年数のものをする必要があり、非常に大きな設置コストになる。また、日射量などの環境条件によって太陽電池モジュールの出力特性が大きく変動するため、故障や劣化による太陽電池モジュールの出力低下を判断する閾値を設定することは困難であった。

本発明の目的の一つは、上記の事情に鑑み、太陽光発電システムにおいて、精度の高い故障検出を実現する故障診断方法を提供することにある。

本発明の一態様は、複数の太陽電池モジュールを直列接続することによって構成される太陽電池ストリングと、前記複数の太陽電池ストリングを並列接続することによって構成される太陽電池アレイと、を含む太陽光発電システムの故障診断システムである。前記故障診断システムは、前記太陽電池アレイの出力電圧及び出力電流を計測するアレイ計測装置と、前記複数の太陽電池ストリングのそれぞれの出力電流を計測するストリング電流計測装置と、監視装置と、を含む。前記監視装置は、前記複数の太陽電池ストリングに含まれる第１太陽電池ストリングの電流−電圧特性における短絡電流及び開放電圧と、前記アレイ計測装置で計測されたアレイ出力電圧値及びアレイ出力電流値と、に基づき、前記第１太陽電池ストリングの推定日射量と推定動作温度とを算出する。前記監視装置は、前記推定日射量、前記推定動作温度及び前記電流−電圧特性を使用して、前記第１太陽電池ストリングの推定電流値を算出する。前記監視装置は、前記ストリング電流計測装置において計測された前記第１太陽電池ストリングの計測電流値と前記推定電流値とを比較して、前記第１太陽電池ストリングの劣化を診断する。

本発明の一態様によれば、太陽光発電システムにおいて精度の高い故障検出を実現することができる。

各実施例に係る、メガソーラ発電サイトの構成の一例を示す図である。 各実施例に係る、太陽電池ストリングと配線の一構成例を示す図である。 各実施例に係る、太陽光発電システムの接続箱内において、太陽電池ストリング特性をモニターするための構成を示す図である。 各実施例に係る、太陽電池ストリングに流れる電流を検出するための構成の一例を示す図である。 各実施例に係る、太陽電池ストリングに流れる電流を検出するための構成の一例を示す図である。 各実施例に係る、太陽電池モジュールが故障した場合の電流経路を説明するための図である。 各実施例に係る、太陽電池モジュールが故障した場合の電流経路を説明するための図である。 各実施例に係る、太陽電池モジュールが故障した場合の電流経路を説明するための図である。 各実施例に係る、太陽電池モジュールが故障した場合の特性変化を説明するための図である。 各実施例に係る、短絡電流と動作電流の相関関係を説明するための図である。 各実施例に係る、短絡電流と動作電流の相関関係を説明するための図である。 各実施例に係る、太陽電池ストリング内の１部の太陽電池モジュールが故障した場合の太陽電池ストリングの特性変化を説明するための図である。 各実施例に係る、監視装置の構成例を模式的に示す図である。 実施例１に係る、太陽電池ストリングの故障を判定するアルゴリズム例の主要部の詳細を示したフローチャートである。 実施例１に係る、太陽電池アレイに照射される日射量と動作温度を算出する処理例の詳細を示したフローチャートである。 実施例２に係る、太陽電池ストリング内の太陽電池モジュールの故障数を算出する処理例を示したフローチャートである。 実施例３に係る、高い日射量の条件下において、太陽電池モジュールの太陽電池セルが劣化した場合の特性変化を説明するための図である。 実施例３に係る、低い日射量の条件下において、太陽電池モジュールの太陽電池セルが劣化した場合の特性変化を説明するための図である。 実施例３に係る、太陽電池モジュールの太陽電池セルが劣化した場合において、太陽光発電システムの太陽電池アレイ動作電圧の時間変化を説明するための図である。 実施例３に係る、太陽電池モジュールの太陽電池セルが劣化した場合において、太陽光発電システムの太陽電池アレイ動作電流の時間変化を説明するための図である。 実施例３に係る、太陽電池アレイの動作温度から気温を引いた値と日射量の相関関係を説明するための図である。 実施例３に係る、太陽電池ストリングの故障を判定する処理例を示したフローチャートである。

以下、添付図面を参照して本発明の実施例を説明する。以下の実施例は本発明を実現するためのいくつかの例に過ぎず、本発明の技術的範囲を限定するものではないことに注意すべきである。各図において共通の構成については同一の参照符号が付されている。

以下に説明する実施例は、太陽電池アレイの動作電流から所定の係数を用いて太陽電池アレイに照射される日射量を求め、動作電圧と日射量を用いて太陽電池アレイの動作温度を算出し、算出した動作温度と日射量を用いて、太陽電池ストリングの故障診断を行う。実施例の説明に先立ち、実施例が適用されるメガソーラ発電サイトにおける太陽光発電システムについて説明する。

図１は、メガソーラサイトに設置されているメガソーラ発電システムの構成を示す図である。メガソーラ発電システム（太陽光発電システム）１は、太陽電池アレイ１６、複数の接続箱１２及びパワーコンディショナシステム（ＰＣＳ）１３を含む。太陽電池アレイ１６は、複数の太陽電池ストリング群１１で構成されている。各太陽電池ストリング群１１は、対応する接続箱１２に接続されている。太陽電池ストリング群１１は、対応する接続箱１２において並列接続されている。接続箱１２は、太陽電池ストリング群１１からの配線を集約し、直流電力をパワーコンディショナシステム１３へ送る。

パワーコンディショナ（ＰＣＳ）１３は、集電を兼ねるＤＣ／ＤＣコンバータ１４とＡＣ／ＤＣインバータ１５とを含む。ＤＣ／ＤＣコンバータ１４に接続された太陽電池アレイ１６から最大電力を取り出せるよう太陽電池アレイ１６の動作点を制御することを、ＭＰＰＴ制御（Ｍａｘｉｍｕｍ Ｐｏｗｅｒ Ｐｏｉｎｔ Ｔｒａｃｋｉｎｇ）と呼ぶ。

ＭＰＰＴ制御は、ＤＣ／ＤＣコンバータ１４内部の電流計と電圧計において計測された直流電力を用い、太陽電池アレイ１６の電流又はで電圧を制御することによって達成されるものである。パワーコンディショナシステム１３は、直流昇圧コンバータであるＤＣ／ＤＣコンバータ１４によって太陽電池アレイ１６からの直流電圧を昇圧し、昇圧した電圧をＡＣ／ＤＣインバータ１５に供給する。パワーコンディショナシステム１３は、ＡＣ／ＤＣインバータ１５により変換された交流電圧、交流電流を電力系統に出力する。

メガソーラサイトには、日射計１０１及び気温計１０２が配置されている。インタフェース１０３は、日射計１０１及び気温計１０２からの信号を４〜２０ｍＡの電流信号に変換し、ＤＣ／ＤＣコンバータ１４に送信する。

ＤＣ／ＤＣコンバータ１４は、同期化された、太陽電池アレイ１６の直流電流値及び直流電圧値、日射量及び気温、の情報を、監視装置１１０に送信する。また、各接続箱１２は計測装置を含み、太陽電池ストリング毎に計測された直流電流値と直流電圧値とを、伝送経路を介して、監視装置１１０に送信する。つまり、監視装置１１０は、メガソーラサイトの日射量と気温、太陽電池アレイ１６の直流電圧値と直流電流値、各太陽電池ストリングの直流電流値と直流電圧値、の情報を取得する。

図２は、太陽電池セル２６、太陽電池モジュール２７及び太陽電池ストリング２８の構成例を模式的に示す。太陽電池モジュール２７は太陽電池ストリング２８の構成要素であり、複数の太陽電池モジュール２７が太陽電池ストリング２８において直列に接続されている。

図２に示すように、太陽電池モジュール２７は、直列接続された太陽電池セル２６群と、当該太陽電池セル２６群の両端において並列接続されたバイパスダイオード２５とを含む。バイパスダイオード２５は、太陽電池モジュール２７に逆バイアスが掛かった時、逆方向電流が流れるのを防止する。

太陽電池セル２６は、電流源２１、ｐｎ接合ダイオード２２、シャント抵抗２３、直列抵抗２４から成る等価回路で表すことができる。電流源２１は、日射量に比例した電流を供給する。

図３は、接続箱１２及び当該接続箱１２に接続されている複数の太陽電池ストリング２８の構成例を模式的に示している。複数の太陽電池ストリング２８は、接続箱１２において並列接続されている。太陽電池ストリング２８には、逆方向に電流が流れ込むのを防止するための逆流防止ダイオード３２が取り付けられている。

接続箱１２は、ストリング計測装置３４を含む。ストリング計測装置３４は、複数のストリング電流計測装置３５と、電圧計測装置３６と、を含む。各ストリング電流計測装置３５は、対応する太陽電池ストリング２８に流れる直流電流を計測する。電圧計測装置３６は、太陽電池ストリング２８の直流電圧を測定する。複数太陽電池ストリング２８の直流電圧は同一である。

接続箱１２は、さらに、サンプリング処理部３７及び信号変換伝送装置３８を含む。サンプリング処理部３７は、ストリング計測装置３４で計測された直流電圧値及び各太陽電池ストリング２８の直流電流値を、標本化処理する。信号変換伝送装置３８は、サンプリング処理部３７からの出力を、パラレルーシリアル変換し、監視装置１１０に送信する。

図４Ａは、ストリング電流計測装置３５の構成例を模式的に示す。ストリング電流計測装置３５は、シャント抵抗４１にて太陽電池ストリング２８に流れる電流を電圧に変換する。反転増幅回路４３は、シャント抵抗４１により変換された電圧を、ＡＤ変換器４２で処理できるレベルまで電圧信号を増幅する。ＡＤ変換器４２の入力にはローパスフィルタが配置されており、リップル成分やシャント抵抗４１の熱雑音の高周波成分を除去する。

図４Ｂは、ストリング電流計測装置３５の他の構成例を模式的に示す。ストリング電流計測装置３５は、ＣＴセンサ５１にて、太陽電池ストリング２８に流れる電流を電圧に変換し、バッファ５２によりインピーダンス変換を行う。非反転増幅回路５３は、バッファ５２からの電圧信号を、ＡＤ変換器５４で処理できるレベルまで増幅する。

サイトに設置される日射計１０１及び気温計１０２の数は、通常１つであり、３から４個のこともある。大規模な太陽光発電システムは広大な面積の土地に配置されるため、日射分布が発生する。そのため、日射計１０１が計測した日射量が、ある区画の太陽電池アレイ１６に照射されている日射量が同じになるとは限らない。また、日射計１０１は、日射の変化に対して数秒間の応答時間を要する。この応答時間の長さは、日射量の測定誤差の原因となる。

気温計１０２が測定する気温と太陽電池アレイ１６が実際に動作している温度（太陽電池アレイの動作温度）とは、異なる。例えば、ＪＩＳＣ８９０７は、架台設置型の太陽電池アレイ１６の温度を、気温計１０２で測定された気温に１８．４℃を加算した温度と推定する方法を記載している。しかし、この推定方法は精度が低いため、気温の測定誤差の原因となる。

以上のことから、太陽光発電システム、特に大規模な太陽光発電システムの正確な故障診断を実現するためには、日射計１０１及び気温計１０２を用いた測定とは異なる方法により、高精度に太陽電池アレイ１６の日射量及び動作温度を決定することが重要である。その方法として、計測された太陽電池アレイ１６の直流電圧値及び直流電流値から、日射量及び太陽電池アレイ温度を推定することが有効である。

次に、図２、図５Ａ〜図５Ｃ、図６を用いて、太陽電池モジュール２７が故障に至るケースを説明する。太陽電池モジュール２７の故障は、図５Ａ〜図５Ｃに示すようなメカニズムで進行する。

図５Ａに示すように、太陽電池モジュール２７は、直列に接続された複数個の太陽電池セル２６を含む。太陽電池セル２６間の接続のために、半田付けが使用される。太陽電池セル２６間の半田が剥がれてくると、太陽電池セル２６における配線抵抗成分２４（図２参照）が増加する。つまり、太陽電池モジュール２７の配線抵抗成分が増加する。これにより、太陽電池モジュール２７は、図５Ａに示す正常状態から、図５Ｂに示すホットスポット６１を有する状態に移行する。

ホットスポットを有する状態とは、太陽電池セル２６等が半田剥がれを起こしており、周囲に比べて高温である状態である。ホットスポットの検出のためには、サーモカメラ等を用いた故障診断が一般的な手法として用いられている。

さらに多くの半田が剥がれると、太陽電池セル２６の配線抵抗成分２４の値もさらに増加する。これにより、ホットスポット６１を有する太陽電池モジュール２７の電流駆動能力が著しく低下し、バイパスダイオード２５が動作する。図５Ｃは、バイパスダイオード２５が動作している状態を示している。

この状態は、バイパスダイオード２５が搭載されているジャンクションボックスの発熱を観測することによって診断されるのが一般的である。つまり、故障した太陽電池モジュール２７の配線抵抗が増加すると、ある時点から電流はバイパスダイオード２５を経由して流れる。

図６は、図５Ａ〜図５Ｃに示す太陽電池モジュール２７の状態変化に対応する、電流−電圧特性（出力電流と出力電圧との関係）の変化を示す。日射量及び動作温度は一定であるとする。太陽電池モジュール２７の電流−電圧特性は、配線抵抗成分が増加するにつれて、曲線７１から曲線７２に変化する。

さらに太陽電池モジュール２７の配線抵抗成分が増加して、バイパスダイオード２５が動作する場合、太陽電池モジュール２７の電流−電圧特性は、曲線７２から曲線７３に変化する。曲線７３は、正常の状態及び最大動作電流を保ちながら電圧をシフトしたような、電流−電圧特性を示している。電流−電圧特性が曲線７１から曲線７２を介して曲線７３に変化していく課程において、最大電力点７９は、矢印７４、７５が示すように変化する。

以下において、パワーコンディショナシステム１３での計測値から、太陽電池ストリング２８に照射されている日射量及び太陽電池ストリング２８の動作温度を算出する（推定する）方法を説明する。算出される日射量は、単位面積当たりの日射量である。また、全ての太陽電池ストリング２８の構成が同一である場合は、推定日射量及び推定動作温度は、太陽電池アレイ１６の全ての太陽電池ストリング２８に共通である。

図７Ａの曲線８は、太陽電池モジュール２７の静特性を示している。太陽電池モジュール２７の出力電圧が０、つまり太陽電池モジュール２７の両端が短絡されるときの電流を短絡電流と呼ぶ。太陽電池モジュール２７の出力電流が０、つまり、太陽電池モジュール２７の両端が開放される時の電圧を開放電圧と呼ぶ。太陽電池モジュール２７の最大電力を取り出すことができる動作点８１の出力電流及び出力電圧を、それぞれ最大動作電流及び最大動作電圧と呼ぶ。

発明者らは、大規模な太陽光発電システムを構成する数万枚におよぶ１００〜２００ｗクラスの太陽電池モジュールを評価した。その結果、発明者らは、図７Ｂに示すように、太陽電池モジュール２７において、その種類や製造ばらつきによらず、最大動作電流と短絡電流の相関が非常に高いことを見出した。

さらに、発明者らは、太陽電池モジュール２７の最大動作電流と短絡電流の比Ｊ（最大動作電流／短絡電流）は、ＭＰＰＴ制御が行われる日射量０．１〜１．０ｋＷ／ｍ²の範囲や実使用上の温度範囲において、ほぼ一定に保たれることを見出した。最大動作電流と短絡電流の比ＪがＭＰＰＴ制御において一定に保たれることは、太陽電池ストリング２８及び太陽電池アレイ１６においても成立する。なお、本明細書において、太陽電池モジュール２７の最大動作電流と短絡電流の比Ｊを、所定の係数と呼ぶ場合がある。

上述のように、太陽電池モジュール２７の最大動作電流と短絡電流の比Ｊは、日射量及び動作温度によらず、ほぼ一定である。しかし、図６に示したように太陽電池モジュール２７において故障・劣化、又は光照射効果が発生した場合、当該太陽電池モジュール２７の比Ｊが変化する。これは、故障した太陽電池モジュール２７を有する太陽電池ストリング２８についても同様である。

図８は、例として、１４個の太陽電池モジュール２７からなる太陽電池ストリング２８において、１つの太陽電池モジュール２７が断線した場合における、太陽電池ストリング２８の電流−電圧特性の変化を示す。太陽電池ストリング２８の電流−電圧特性は、１つの太陽電池モジュール２７の断線により、曲線９１から曲線９２に変化する。

このため、当該太陽電池ストリング２８の最大動作電流と短絡電流の比Ｊは変化する。太陽電池アレイ１６の動作電圧が、曲線９１の最大電力点９５における電圧値から変化しない場合、当該太陽電池ストリング２８の出力電流は低下する。

しかし、パワーコンディショナシステム１３に集約される太陽電池アレイ１６のレベルで考えると、太陽電池モジュール２７の出力低下が太陽電池アレイ１６の出力に及ぼす影響は小さい。さらに、故障した太陽電池モジュール２７を含む太陽電池ストリング２８は、早期に見つけられる。これらの観点から、太陽電池アレイ１６の最大動作電流と短絡電流の比Ｊは、一定に保たれると考えて問題ない。

以上の関係から、監視装置１１０は、パワーコンディショナシステム１３で計測される太陽電池アレイ１６の最大動作電流から、太陽電池ストリング２８の推定日射量を算出する。算出される推定日射量は単位面積当たりの値を示す。

下記の例は、太陽電池アレイ１６の最大動作電流の計測値から、太陽電池ストリング２８の最大動作電流の平均値を算出し、当該太陽電池ストリング２８の最大動作電流値から、太陽電池ストリング２８の日射量を推定する。

さらに、監視装置１１０は、パワーコンディショナシステム１３で計測される太陽電池アレイ１６の最大動作電圧を用いて、太陽電池ストリング２８（太陽電池アレイ１６）の推定動作温度を算出する。太陽電池アレイ１６の最大動作電圧は、太陽電池ストリング２８に印加される動作電圧と一致する。監視装置１１０は、算出された推定日射量と推定動作温度を使用して、各太陽電池ストリング２８の故障診断を行う。

パワーコンディショナシステム１３で計測される太陽電池アレイ１６の最大動作電流から算出された太陽電池ストリング２８の最大動作電流を、Ｉｐｍａｘ＿ｂと定義する。この値は、太陽電池アレイ１６の最大動作電流の計測値を、太陽電池ストリング２８の数で割ること出られる。

標準状態における太陽電池ストリング２８の短絡電流及び最大動作電流を、それぞれ、Ｉｓｃ＿０及びＩｐｍａｘ＿０と定義する。標準状態は、日射量１．０ｋＷ／ｍ²、動作温度２５℃の状態である。Ｉｓｃ＿０及びＩｐｍａｘ＿０は予め設定された定格値である。

さらに、最大動作電流Ｉｐｍａｘ＿ｂの計測時の推定動作温度及び推定日射量を、それぞれ、Ｔｂ、ｐｂと定義する。推定日射量ｐｂは、式（１）、（２）を使用することで、適切に算出することができる。
Ｊ＝Ｉｐｍａｘ＿０／Ｉｓｃ＿０ ・・・（１）
ｐｂ＝（Ｉｐｍａｘ＿ｂ／Ｊ）／Ｉｓｃ＿０ ・・・（２）

推定動作温度Ｔｂの算出方法は後述する。式（１）、（２）は、太陽電池モジュール２７及び太陽電池アレイ１６においても成立する。式（２）において、Ｉｓｃ＿０は、日射量１．０ｋＷ／ｍ²及び推定動作温度Ｔｂにおける短絡電流の近似値として使用されている。

ここで、セル数がＮｃｅｌｌである太陽電池モジュール２７の出力電流Ｉと出力電圧Ｖとの関係は、式（３）で表すことができる。
Ｉ＝Ｉｓｃ＿０・ｐ−Ｉｓ・｛ｅｘｐ（ｑ・（Ｖ／（Ｎｃｅｌｌ）＋Ｒｓ・Ｉ）／
（ｎｆ・ｋ・Ｔ））｝−（Ｖ／（Ｎｃｅｌｌ）＋Ｒｓ・Ｉ）／Ｒｓｈ・・・（３）

Ｉは出力電流［Ａ］、Ｉｓｃ＿０は標準状態での短絡電流［Ａ］、ｐは日射量［ｋＷ／ｍ²］、Ｉｓは逆方向飽和電流［Ａ］であり動作温度Ｔの関数である。Ｖは出力電圧［Ｖ］、Ｔは動作温度［Ｋ］、ｋはボルツマン定数［Ｊ／Ｋ］である。Ｒｓは太陽電池セル２６の配線抵抗［Ω］、ｑは電子の電荷量［Ｃ］、Ｒｓｈは太陽電池セル２６のシャント抵抗［Ω］、ｎｆは接合定数、である。なお、式（３）は、セル数Ｎｃｅｌｌを太陽電池ストリング２８のセル数変更することで、太陽電池ストリング２８にも適用することができる。

次に、太陽電池アレイ１６の電流−電圧特性を計算する方法を説明する。本明細書において、太陽電池アレイ１６の電流−電圧特性の計算をアレイ演算と呼ぶ。アレイ演算は、ストリング解析とアレイ解析の組み合わせによって実現される。

ストリング解析は、太陽電池ストリング２８の解析である。ストリング解析において、それに含まれる複数の太陽電池モジュール２７に流れる電流Ｉは共通である。監視装置１１０は、太陽電池ストリング２８に電流Ｉが流れている場合、各太陽電池モジュール２７の電圧Ｖ［１］、Ｖ［２］、Ｖ［３］、・・・Ｖ［Ｎ−１］、Ｖ［Ｎ］を、それぞれ、式（４）から求めることができる。

全て太陽電池モジュール２７の電圧Ｖの総和が、太陽電池ストリング２８の電圧Ｖｓｔｒｉｎｇである。監視装置１１０は、太陽電池モジュール２７に流れる電流Ｉの値を変化させることで、太陽電池ストリング２８の電流−電圧特性を計算することができる。

式（３）は、出力電圧Ｖの逆関数である。監視装置１１０は、繰り返し演算、例えばニュートン法を使用して、出力電圧Ｖを式（３）から簡単に求めることができる。図６を参照して説明したように、太陽電池モジュール２７に、はんだ剥がれや断線が掛かると、太陽電池モジュール２７の出力電圧（モジュール電圧）は、正常状態でのモジュール電圧から低下する。太陽電池モジュール２７において断線が発生している場合、バイパスダイオード２５が動作するため、当該モジュール電圧を０と近似できる。

アレイ解析は、太陽電池アレイ１６の解析である。アレイ解析において、それに含まれる複数の太陽電池ストリング２８に係る電圧は共通である。監視装置１１０は、太陽電池アレイ１６（各太陽電池ストリング２８）に電圧Ｖが掛かっている場合、各太陽電池ストリング２８から取り出される電流Ｉ［１］、Ｉ［２］・・・Ｉ［Ｎ］を、それぞれ、上記ストリング解析で得られる電流−電圧特性から求めることができる。

監視装置１１０は、算出する。全ての太陽電池ストリング２８の出力電流Ｉの総和が、太陽電池アレイ１６の電流Ｉａｒｒａｙである。このように、アレイ演算は、ストリング解析とアレイ解析の組み合わせにより、太陽電池アレイ１６の電流−電圧特性を求めることができる。監視装置１１０は、太陽電池ストリング２８を表す式（３）から、太陽電池ストリング２８の電流を計算してもよい。

温度センサとして多く使用される熱電対は、一般に計測精度が低い。監視装置１１０は、パワーコンディショナシステム１３で計測される、太陽電池アレイ１６の最大動作電流から算出される太陽電池ストリング２８の最大動作電流Ｉｐｍａｘ＿ｂ、及び、太陽電池ストリング２８の最大動作電圧Ｖｐｍａｘ＿ｂから、太陽電池ストリング２８の推定動作温度を算出する。パワーコンディショナシステム１３で計測される太陽電池アレイ１６の最大動作電流及び最大電圧を、それぞれ、ＰＣＳ電流及びＰＣＳ電圧と呼ぶことがある。

推定日射量ｐｂ、推定動作温度Ｔｂにおける太陽電池ストリング２８の開放電圧Ｖｏｃ＿ｂは、推定日射量ｐｂ、基準温度である常温Ｔａにおける開放電圧をＶｏｃ＿ａ、開放電圧の温度係数β［Ｖ／℃］を用いて、式（４）で表すことができる。開放電圧の基準温度は常温でなくてもよい。
Ｖｏｃ＿ｂ＝Ｖｏｃ＿ａ＋β・（Ｔｂ−Ｔａ）・・・（４）

前述の係数Ｊを用いると、同様に推定動作温度Ｔｂにおいて、式（５）が成立する。
Ｉｐｍａｘ＿ｂ＝Ｊ・Ｉｓｃ＿０・ｐｂ・・・（５）

最大動作電圧Ｖｐｍａｘ＿ｂ、開放電圧Ｖｏｃ＿ｂは、それぞれ式（６）式（７）で表される。Ｎｃｅｌｌは、太陽電池ストリング２８のセル数である。
Ｖｐｍａｘ＿ｂ＝Ｎｃｅｌｌ・（ｎｆ・ｋ・Ｔｂ）／ｑ・ｌｎ｛（Ｉｓｃ＿０・ｐｂ−Ｉｐｍａｘ＿ｂ）／Ｉｓ｝・・・（６）
Ｖｏｃ＿ｂ＝Ｎｃｅｌｌ・（ｎｆ・ｋ・Ｔｂ）／ｑ・ｌｎ｛（Ｉｓｃ＿０・ｐｂ）／Ｉｓ｝・・・（７）

前述の係数Ｊを用いて式（６）と式（７）を纏めると、式（８）が成立する。
Ｖｐｍａｘ＿ｂ‐Ｖｏｃ＿ｂ＝Ｎｃｅｌｌ・（（ｎｆ・ｋ・Ｔｂ）／ｑ）・ｌｎ（１−Ｊ）・・・（８）

式（８）に式（４）を代入して、式（９）を得ることができる。
Ｔｂ＝（Ｖｐｍａｘ＿ｂ−Ｖｏｃ＿ａ−β・Ｔａ）／（Ｎｃｅｌｌ・（ｎｆ・ｋ／ｑ）・ｌｎ（１‐Ｊ）＋β）・・・（９）

つまり、式（９）を使用して、パワーコンディショナシステム１３で計測された最大動作電圧Ｖｐｍａｘ＿ｂ及び推定日射量ｐｂかつ常温時の開放電圧Ｖｏｃ＿ａから、太陽電池ストリング２８の推定動作温度Ｔｂを算出することができる。開放電圧Ｖｏｃ＿ａは、例えば、式（３）において、推定日射量ｐｂ、常温Ｔａ、出力電流０を代入して得られるモジュール電圧の総和を計算することで得ることができる。

図９は、本実施形態の監視装置１１０の構成例を模式的に示している。監視装置１１０は、一般的な計算機の構成を有している。具体的には、監視装置１１０は、プロセッサ１１１、メモリ１１２、インタフェース１１３、入出力デバイス１１４及び二次記憶デバイス１１５を含む。これらは、バスにより通信可能に接続されている。入出力デバイス１１４は、入力デバイス及び出力デバイスを含む。

プロセッサ１１１は、メモリ１１２に記憶されているプログラムを実行することによって、監視装置１１０の所定の機能を実現する。メモリ１１２は、プロセッサ１１１によって実行されるプログラム、及び、プログラムの実行に必要な情報を記憶する。図９に示すように、メモリ１１２は、不図示のＯＳ（Ｏｐｅｒａｔｉｎｇ Ｓｙｓｔｅｍ）の他、太陽光発電システム故障診断プログラム１７０及び太陽光発電システム故障診断プログラム１７０が使用する情報１８０を保持している。

太陽光発電システム故障診断プログラム１７０は、ストリング故障診断プログラム１７１及びＰＩＤ（Ｐｏｔｅｎｔｉａｌ Ｉｎｄｕｃｅｄ Ｄｅｇｒａｄａｔｉｏｎ）故障診断プログラム１７２を含む。太陽光発電システム故障診断プログラム１７０の動作については後述する。情報１８０は、ＰＣＳ電圧値及びＰＣＳ電流値１８１、日射量及び気温情報１８２を含む。日射量及び気温情報１８２は、日射計１０１及び気温計１０２による計測値を示す。

情報１８０は、さらに、各太陽電池ストリング２８の計測電流値及び計測電圧値１８４＿１〜１８４＿ｎ、そして太陽電池アレイ１６の構成情報１８３を含む。

監視装置１１０は、インタフェース１１３を介して、パワーコンディショナシステム１３から、ＰＣＳ電圧値及びＰＣＳ電流値１８１並びに日射量及び気温情報１８２を受信する。監視装置１１０は、インタフェース１１３を介して、各接続箱１２から、各太陽電池ストリング２８の計測電流値及び計測電圧値１８４＿１〜１８４＿ｎを受信する。

太陽電池アレイ構成情報１８３は、予め設定された太陽電池アレイ１６についての情報を含む。具体的には、太陽電池アレイ１６に含まれる各太陽電池ストリング２８の構成情報を含む。太陽電池ストリング２８の構成情報は、太陽電池ストリング２８及びその各太陽電池モジュール２７の定格値の情報及び式（１）〜（９）で使用される定数パラメータの情報を含む。太陽電池アレイ構成情報１８３は、さらに、各太陽電池ストリング２８の故障について情報や有効セル数の情報等を含んでいてもよい。

図９において、説明の便宜上、プログラム１７０及び情報１８０はメモリ１１２内に示されているが、典型的には、プログラム１７０及び情報１８０は、二次記憶デバイス１１５からメモリ１１２にロードされる。二次記憶デバイス１１５は、監視装置１１０の所定の機能を実現するために必要なプログラム及び情報を格納する、不揮発性の非一時的記憶媒体を備える記憶デバイスである。二次記憶デバイス１１５及び入出力デバイス１１４は、ネットワークを介して接続されたデバイスでもよい。

プログラムはプロセッサによって実行されることで、定められた処理を記憶デバイス及びインタフェースを用いながら行う。従って、本明細書においてプログラムを主語とする説明は、プロセッサを主語とした説明でもよい。若しくは、プログラムが実行する処理は、そのプログラムが動作する計算機及び計算機システムが行う処理である。

＜実施例１＞
以下において、ストリング故障診断プログラム１７１による、太陽電池ストリング２８の故障診断の例を説明する。図１０Ａは、ストリング故障診断プログラム１７１が、各太陽電池ストリング２８の故障の有無を判定するフローチャート例を示す。図１０Ｂは、図１０ＡにおけるステップＳ１０１の詳細を示す。

図１０Ａは、一つの太陽電池ストリング２８についての診断を示しており、具体的には、ストリングｋで同定される太陽電池ストリング２８についての診断の例を示している。ストリング故障診断プログラム１７１は、太陽電池アレイ１６の太陽電池ストリング２８のそれぞれについて、図１０Ａのフローを実行する。ストリング故障診断プログラム１７１は、太陽電池アレイ１６の故障を監視し、各太陽電池ストリング２８について、例えば定期的に、図１０Ａのフローを繰り返す。

図１０Ａに示すように、ストリング故障診断プログラム１７１は、太陽電池ストリング２８に照射されている推定日射量ｐｂと太陽電池ストリング２８の推定動作温度Ｔｂを算出する（Ｓ１０１）。

式（１）〜（９）を参照して説明したように、ストリング故障診断プログラム１７１は、パワーコンディショナシステム１３で計測されたＰＣＳ電流値及びＰＣＳ電圧値から、推定日射量ｐｂ及び推定動作温度Ｔｂを算出することができる。上述のように、ＰＣＳ電流値及びＰＣＳ電圧値は、それぞれ、太陽電池アレイ１６の最大動作電流及び最大動作電圧である。

また、以下に説明する例において、監視装置１１０は、推定日射量ｐｂ及び推定動作温度Ｔｂの算出において、式（１）〜式（９）のパラメータとして、太陽電池アレイ１６内における平均値を使用する。したがって、太陽電池ストリング２８について算出される推定日射量ｐｂ及び推定動作温度Ｔｂは、全太陽電池ストリング２８及び太陽電池アレイ１６に共通である。ステップＳ１０１の詳細は、図１０Ｂを参照して後述する。

次に、ストリング故障診断プログラム１７１は、算出した推定日射量ｐｂ及び推定動作温度Ｔｂを使用して、診断対象の太陽電池ストリング２８であるストリングｋの推定電流値（ストリング推定電流値ｋ）を算出する（Ｓ１０２）。

例えば、ストリング故障診断プログラム１７１は、推定日射量ｐｂ及び推定動作温度Ｔｂを式（３）に代入し、上記ストリング解析を行うことで、ストリング推定電流値ｋを算出する。式（３）におけるｐ及びＴ以外のパラメータは、太陽電池アレイ構成情報１８３に格納されており、使用されるパラメータは、ストリングｋのパラメータである。

これにより、ストリング故障診断プログラム１７１は、推定日射量ｐｂ及び推定動作温度Ｔｂにおける、ストリングｋの電流−電圧特性を取得することができる。ストリング故障診断プログラム１７１は、当該電流−電圧特性とＰＣＳ電圧値とから、ストリング推定電流値ｋを算出する。ストリングｋについて式（３）で表される電流−電圧特性が予め与えられている場合には、その式を使用できる。この点は、以下において式（３）を使用する場合において同様である。

次に、ストリング故障診断プログラム１７１は、ストリングｋの計測電流値（ストリング電流値ｋ）とストリング推定電流値ｋとを比較して、ストリング推定電流値ｋの状態を決定する（Ｓ１０３）。ストリングｋの計測電流値は、ストリングｋのストリング電流計測装置３５により計測されたストリング電流の値である。本例において、ストリング故障診断プログラム１７１は、ストリングｋの計測電流値と推定電流値との比により、ストリングｋの劣化率を算出する。

次に、ストリング故障診断プログラム１７１は、算出した劣化率と所定の故障閾値とを比較して、ストリングｋが故障しているか否かを判定する（Ｓ１０４）。例えば、故障閾値の値は２．０％であり、劣化率が故障閾値より大きい場合、ストリング故障診断プログラム１７１は、ストリングｋが故障であると判定する（Ｓ１０６）。劣化率が故障閾値以下である場合、ストリング故障診断プログラム１７１は、ストリングｋが正常であると判定する（Ｓ１０５）。

ストリングｋが故障であると判定した場合、ストリング故障診断プログラム１７１は、ストリングｋの故障を提示するための画像を生成し、入出力デバイス１１４に出力する。例えば、当該画像は、ストリングｋの識別子、故障が生じていることを示す情報及び劣化率を含んでいてもよい。

図１０Ｂを参照して、図１０ＡにおけるステップＳ１０１の詳細を説明する。上述のように、ステップＳ１０１は、太陽電池ストリング２８に照射されている推定日射量ｐｂと太陽電池ストリング２８の推定動作温度Ｔｂを算出する。上述のように、各式で使用されるパラメータは、太陽電池アレイ１６内における平均値である。監視装置１１０は、太陽電離アレイ１６内で共通の他のパラメータを使用してもよい。

図１０Ｂに示すように、ストリング故障診断プログラム１７１は、推定日射量ｐｂを、ＰＣＳ電流値から算出する（Ｓ１１１）。ストリング故障診断プログラム１７１は、ＰＣＳ電流値を太陽電池ストリング数で割り、太陽電池ストリング２８の平均最大動作電流値を算出する。ストリング故障診断プログラム１７１は、式（２）のＩｐｍａｘ＿ｂに算出した平均最大動作電流値を代入し、各太陽電池ストリング２８の推定日射量ｐｂを算出する。

次に、ストリング故障診断プログラム１７１は、推定日射量ｐｂ、常温における、各太陽電池ストリング２８の開放電圧Ｖｏｃ＿ａを算出する（Ｓ１１２）。ストリング故障診断プログラム１７１は、推定日射量ｐｂ、常温Ｔａを式（３）に代入することで、Ｉ＝０における太陽電池モジュール２７の開放電圧を算出し、それらの値から太陽電池ストリング２８の開放電圧Ｖｏｃ＿ａを算出することができる。

次に、ストリング故障診断プログラム１７１は、式（９）から、各太陽電池ストリング２８の推定動作温度Ｔｂを算出する（Ｓ１１３）。ストリング故障診断プログラム１７１は、ＰＣＳ電圧値をＶｐｍａｘ＿ｂとして使用し、ＰＣＳ電圧値並びに算出した推定日射量ｐｂ及び開放電圧Ｖｏｃ＿ａを、式（９）に代入する。

次に、ストリング故障診断プログラム１７１は、式（３）及び上記アレイ演算により、ＰＣＳ推定電流値を算出する（Ｓ１１４）。ストリング故障診断プログラム１７１は、太陽電池ストリング２８のストリング推定電流値を算出し、その値とストリング数の積とを計算することでＰＣＳ推定電流値を算出する。

上述のように、ストリング故障診断プログラム１７１は、式（３）及びストリング解析から、推定日射量ｐｂ及び推定動作温度Ｔｂにおける、太陽電池ストリング２８のストリングの電流−電圧特性を取得することができる。ストリング故障診断プログラム１７１は、当該電流−電圧特性とＰＣＳ電圧値とから、ストリング推定電流値を算出できる。

ストリング故障診断プログラム１７１は、算出したＰＣＳ推定電流値と計測されたＰＣＳ電流値とを比較する（Ｓ１１５）。計測されたＰＣＳ電流がＰＣＳ推定電流値以上である場合（Ｓ１１５：Ｙｅｓ）、ストリング故障診断プログラム１７１は、ステップＳ１１１及びステップＳ１１３でそれぞれ算出したストリングｋの推定日射量ｐｂ及び推定動作温度Ｔｂを保持して、次のステップＳ１０２に進む。

計測されたＰＣＳ電流がＰＣＳ推定電流値よりも低い場合（Ｓ１１５：Ｎｏ）、ストリング故障診断プログラム１７１は、太陽電池アレイ１６内に多数の断線故障した太陽電池モジュール２７が存在すると判定し、太陽電池アレイ１６（太陽電池ストリング２８）内の有効セル数を調整する（Ｓ１１６）。ストリング故障診断プログラム１７１は、調整後の結果を太陽電池アレイ構成情報１８３に格納してもよい。

ストリング故障診断プログラム１７１は、太陽電池アレイ１６内の有効セル数を、所定数だけ減少させる。推定日射量Ｐｂ、推定動作温度Ｔｂ及びＰＣＳ推定電流値の再計算において、太陽電池ストリング２８の有効セル数の減少値は、当該所定数をストリング数で割った値を使用することができる。

ストリング故障診断プログラム１７１は、ステップＳ１１２に戻り、調整後の有効セル数でステップＳ１１２からステップＳ１１５を実行する。ストリング故障診断プログラム１７１は、ＰＣＳ電流値がＰＣＳ推定電流値以上となるまで、ステップＳ１１２からステップＳ１１６を繰り返す。

ストリング故障診断プログラム１７１は、調整後の有効セル数を、推定日射量ｐｂ及び推定動作温度Ｔｂの算出において使用し、ステップＳ１０２においては使用しない。ストリング故障診断プログラム１７１は、ステップＳ１０２におけるストリング推定電流値ｋの算出においては、当該ストリングｋの構成情報における、調整されていないセル数を使用する。

前述のように、式（１）から式（９）は、パワーコンディショナシステム１３に集約される太陽電池アレイ１６に対して、太陽電池モジュール２７の出力低下が及ぼす影響が低いことを前提としている。しかし、太陽電池モジュール２７が断線故障した場合などは、図５Ｃ、図６に示すように、多数の太陽電池セル２６の動作が無効になり、太陽電池モジュール２７の特性の変化が大きくなる。有効セル数を調整することで、推定動作温度Ｔｂをより正確に算出することができる。ステップＳ１１４からステップＳ１１６を省略してもよい。

上記ＰＣＳ電流値についての判定は、ＰＣＳ電流値のストリング当たりの値を使用してもよい。監視装置１１０は、推定日射量ｐｂ及び推定動作温度Ｔｂの算出において、各太陽電池ストリング２８の固有パラメータを使用して各太陽電池ストリング２８の日射量及び動作温度を算出し、それらの平均値を算出してもよい。この場合、監視装置１１０は、太陽電池ストリング毎に有効セル数を調整してもよい。

以上説明した処理フローから、本実施例は、太陽電池に照射されている日射量と動作温度を精度よく推定することができ、太陽電池ストリングの劣化や故障を高い精度で把握することができる。

＜実施例２＞
次に、太陽電池ストリング２８における太陽電池モジュール２７の故障数を判定する例を説明する。図１１は、太陽電池ストリング２８内の太陽電池モジュール故障数を算出する方法のフローチャートを示す。ストリング故障診断プログラム１７１は、図１１のフローチャートに従って動作する。ストリング故障診断プログラム１７１は、例えば、図１０Ａにおいて故障と判定した太陽電池ストリング２８について、図１１のフローチャートの処理を実行する。

図１１に示すように、ストリング故障診断プログラム１７１は、診断対象の太陽電池ストリング２８（ストリングｋ）について、推定日射量ｐｂと推定動作温度Ｔｂとを算出する（Ｓ２０１）。ステップＳ２０１は、図１０Ａ及び図１０ＢにおけるステップＳ１０１と同様である。

次に、ストリング故障診断プログラム１７１は、推定日射量ｐｂと推定動作温度Ｔｂから、ストリングｋの推定電流値（ストリング推定電流値ｋ）を算出する（Ｓ２０２）。ステップＳ２０２は、図１０ＡにおけるステップＳ１０２と同様である。

次に、第１段階として、ストリング故障診断プログラム１７１は、断線が発生している太陽電池モジュール数を算出する。まず、ストリング故障診断プログラム１７１は、ストリング電流計測装置３５で計測されたストリング電流値ｋと、ストリング推定電流値ｋと、を比較し、それらの差分ΔＩｋを算出する（Ｓ２０３）。

計測されたストリング電流値ｋが推定ストリング電流値ｋよりも小さい場合、つまり、ΔＩｋが０よりも小さい場合（Ｓ２０４：ＮＯ）、ストリング故障診断プログラム１７１は、ストリングｋの有効セル数を、選択した所定数の太陽電池モジュール２７を構成する太陽電池セル数ほど、小さくする（Ｓ２０５）。例えば、ストリングｋの有効セル数は、一つの太陽電池モジュール２７を構成する太陽電池セル数だけ小さくされる。上記所定数が、断線した太陽電池モジュール２７の数（断線数）を示す。なお、太陽電池ストリング２８内に、異なるセル数の太陽電池モジュールが存在していてもよい。

ストリング故障診断プログラム１７１は、再設定した有効セル数により、ステップＳ２０２からステップＳ２０４を実行する。計測されたストリング電流値ｋがストリング推定電流値ｋ以上になるまで、ストリング故障診断プログラム１７１は、ステップＳ２０２からステップＳ２０５を繰り返す。

次に、計測されたストリング電流値ｋとストリング推定電流値ｋとが一致する場合、つまり、ΔＩｋが０である場合（Ｓ２０４：Ｙｅｓ、Ｓ２０６：ＹＥＳ）、ストリング故障診断プログラム１７１は、当該フローを終了する。

計測されたストリング電流値ｋがストリング推定電流値ｋ以上である場合、つまり、ΔＩｋが０以上である場合（Ｓ２０４Ｙｅｓ、Ｓ２０６：Ｎｏ）、ストリング故障診断プログラム１７１は、設定されている断線数を１だけ小さくする（Ｓ２０７）。ストリング故障診断プログラム１７１は、断線と設定した太陽電池モジュール２７から一つを選択し、選択した太陽電池モジュール２７のセル数だけ、ストリングｋの有効セル数を増加させる。

ストリング故障診断プログラム１７１は、再設定した有効セル数（有効モジュール数）により、ステップＳ２０８からステップＳ２１０を実行する。ステップＳ２０８からステップＳ２１０は、それぞれ、ステップＳ２０２からステップ２０４と同様である。

ステップＳ２１０において、計測されたストリング電流値ｋがストリング推定電流値ｋ以上である場合（Ｓ２１０：Ｙｅｓ）、ストリング故障診断プログラム１７１は、当該フローを終了する。ステップＳ２１０において、計測されたストリング電流値ｋがストリング推定電流値ｋ未満である場合（Ｓ２１０：Ｎｏ）、ストリング故障診断プログラム１７１は、第２段階として、半田剥がれ数を設定する（Ｓ２１１）。

ストリング故障診断プログラム１７１は、断線数の設定において選択された有効な太陽電池モジュール２７において、半田剥がれが発生していると推定する太陽電池モジュール２７の数をインクリメントし、ステップＳ２０８に戻る。

ここで、ストリング故障診断プログラム１７１は、式（３）から太陽電池モジュール２７の出力電流が所定割合、例えば１０％、ダウンする直列抵抗Ｒｓ（図２における直列抵抗２４）の値Ｒｓ１を予め有している。ストリング故障診断プログラム１７１は、半田剥がれが発生していると推定する太陽電池モジュール２７の直列抵抗Ｒｓを、Ｒｓ１に設定する。ストリング故障診断プログラム１７１は、式（３）の計算において、半田剥がれが発生していると推定した太陽電池モジュール２７の直列抵抗Ｒｓとして、Ｒｓ１を使用する。

ストリング故障診断プログラム１７１は、計測されたストリング電流値ｋがストリング推定電流値ｋ以上になるまで、ステップＳ２０８からステップＳ２１１を繰り返す。

以上説明した処理フローから、本実施例は、太陽電池に照射されている日射量と動作温度を精度よく推定することができ、太陽電池ストリング２８内に存在する太陽電池モジュール２７の故障数を推定することができる。

＜実施例３＞
太陽光発電システム１の故障診断方法の第３の実施例を説明する。本実施例は、ＰＩＤと呼ばれる太陽電池セル２６の劣化により、太陽電池アレイ１６を構成する太陽電池モジュール２７の多くの動作点が正常時の動作点から大きく変化する場合を説明する。ＰＩＤの発生要因として多くの説がある。しかし、いずれにせよ、太陽電池セル２６を構成するｐｎ接合部において再結合が発生した場合、太陽電池セル２６のシャント抵抗２３の値が減少し、太陽電池セル２６がオーミック化していく。

日射量が高い場合において、シャント抵抗が減少すると、図１２Ａに示すように、太陽電池モジュール２７の電流−電圧特性は、曲線１２１から曲線１２２、曲線１２２から曲線１２３へと変化する。日射量が低いと、曲線１２４から曲線１２５、曲線１２５から曲線１２６へと変化する。したがって、日射量が低い方が、動作点の変動が大きくなる。

図１３Ａは太陽電池セル２６の劣化により、オーミック化に向かっている場合のＰＣＳ電圧の時間変化を示し、図１３ＢはＰＣＳ電流の時間変化を示す。曲線１３１は、正常時のＰＣＳ電圧を示し、曲線１３２は、太陽電池セル劣化時のＰＣＳ電圧を示す。同様に、曲線１３３は、正常時のＰＣＳ電流を示し、曲線１３４は、太陽電池セル劣化時のＰＣＳ電圧を示す。これらの変化から分かるように、最大動作電圧も最大動作電流も正常時に比べ大きく変化するので、式（１）で示すＪの値が一定ではなくなる。

このように、太陽電池アレイ１６の特性変化が大きい場合は、監視装置１１０は、日射計１０１、気温計１０２で計測される日射量と気温をリファレンス値として用いる。前述のように、ＪＩＳＣ８９０７において、架台設置型の太陽電池アレイ１６については、気温計１０２で計測された気温に１８．４℃を加算したものを太陽電池アレイ温度と推定する方法が記載されているが、精度が低い。

発明者らは、大規模な太陽光発電システム１の発電量評価から、太陽電池アレイ温度から気温を引いた値は、日射量との相関が非常に高いことを見出した。この関係は、例として、式（１０）で表される。
Ｔｂ−Ｔ１＝２６＊ｐ１＋０．８・・・（１０）
Ｔ１は気温である。このように、太陽電池アレイ温度から気温を引いた値は、日射量の一次式で近似される。

つまり、日射計１０１で計測された日射量をｐ１、気温計１０２で計測される気温をＴ１とすれば、式（１０）より、太陽電池アレイ１６（各太陽電池ストリング２８）の推定動作温度Ｔｂを、ある程度の精度で算出することができる。ＰＩＤのように、太陽電池アレイ１６を構成する太陽電池モジュール２７の多くの動作点が、正常時の動作点から大きく変化する場合においては、高い精度ではなく、ある程度の精度で推定できれば、正常状態と出力低下状態を区別することができる。

図１５は、ＰＩＤといった太陽電池アレイ１６の特性が大きく変化する場合を鑑みた太陽電池ストリング２８の故障診断の一例のフローチャートを示す。ＰＩＤ故障診断プログラム１７２及びストリング故障診断プログラム１７１は、図１５のフローチャートに従って動作する。当該フローチャートは、例えば、定期的に実行される。

図１５に示すように、ＰＩＤ故障診断プログラム１７２は、日射計１０１、気温計１０２により計測される日射量と気温の情報を取得し、式（１０）を用いて、太陽電池ストリング２８の推定動作温度Ｔｂを算出する（Ｓ３０１）。

ＰＩＤ故障診断プログラム１７２は、さらに、計測日射量、推定動作温度Ｔｂ、ストリング電流計測装置３５で計測されたストリング電流値、ＰＣＳ電圧値、式（３）を用いて、太陽電池モジュール２７における太陽電池セル２６のシャント抵抗Ｒｓｈを求める（Ｓ３０２）。ここでは、太陽電池ストリング２８における全ての太陽電池モジュール２７のシャント抵抗値は同一であるとする。

ＰＩＤ故障診断プログラム１７２は、ＰＩＤの判定に使用するシャント抵抗の閾値を保持している。ＰＩＤ故障診断プログラム１７２は、シャント抵抗Ｒｓｈと閾値とを比較する（Ｓ３０３）。

シャント抵抗Ｒｓｈが閾値よりも小さい場合（Ｓ３０３：Ｙｅｓ）、ＰＩＤ故障診断プログラム１７２は、当該太陽電池ストリング２８においてＰＩＤが発生していると判定する（Ｓ３１０）。

シャント抵抗Ｒｓｈが閾値以上である場合（Ｓ３０３：Ｎｏ）、ＰＩＤ故障診断プログラム１７２は、ストリング故障診断プログラム１７１を呼び出す。ストリング故障診断プログラム１７１ステップＳ３０４からＳ３０９を実行する。ステップＳ３０４からステップＳ３０９は、それぞれ、図１０Ａにおけるステップ１０１からステップＳ１０６と同様である。

以上説明した本実施形態によれば、計測手段や通信手段を付加しない低コスト故障診断が、大規模太陽電池システムにおいて実現できる。

なお、本発明は上記例に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば、上記例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、必ずしも説明したすべての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある例の構成の一部を他の例の構成に置き換えることが可能であり、また、ある例の構成に他の例の構成を加えることも可能である。また、各例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・処理部等は、それらの一部又は全部を、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カード等の記録媒体に置くことができる。

１ 太陽光発電システム、１１ 太陽電池ストリング群、１２ 接続箱、１３ パワーコンディショナシステム（ＰＣＳ）、１６ 太陽電池アレイ、２１ 電流源、２２ ｐｎ接合ダイオード、２３ シャント抵抗、２４ 直列抵抗、２５ バイパスダイオード、２６ 太陽電池セル、２７ 太陽電池モジュール、２８ 太陽電池ストリング、３５ ストリング電流計測装置、３６ 電圧計測装置、１０１ 日射計、１０２ 気温計、１１１ プロセッサ、１１２ メモリ、１１３ インタフェース、１１４ 入出力デバイス、１１５ 二次記憶デバイス、１７０ 太陽光発電システム故障診断プログラム、１７１ ストリング故障診断プログラム、１７２ ＰＩＤ故障診断プログラム情報、１８０、１８２ 日射量及び気温情報、１８１ ＰＣＳ電圧値及びＰＣＳ電流値、１８３ 太陽電池アレイ構成情報、１８４＿１〜１８４＿ｎ 太陽電池ストリングの計測電流値及び計測電圧値

Claims (14)

1. 複数の太陽電池モジュールを直列接続することによって構成される太陽電池ストリングと、複数の前記太陽電池ストリングを並列接続することによって構成される太陽電池アレイと、を含む太陽光発電システムの故障診断システムであって、
   前記太陽電池アレイの出力電圧及び出力電流を計測するアレイ計測装置と、
   前記複数の太陽電池ストリングのそれぞれの出力電流を計測するストリング電流計測装置と、
   監視装置と、を含み、
   前記監視装置は、
   前記アレイ計測装置で計測された最大動作電圧値を、前記太陽電池アレイにおける太陽電池ストリング当たりの最大動作電圧値と決定し、
   前記アレイ計測装置で計測された最大動作電流値を前記複数の前記太陽電池ストリングの数で割った値を、前記太陽電池アレイにおける太陽電池ストリング当たりの最大動作電流値と決定し、
   前記複数の太陽電池ストリングに含まれる第１太陽電池ストリングの電流−電圧特性における短絡電流及び開放電圧と、前記太陽電池ストリング当たりの最大動作電圧値及び最大動作電流値と、に基づき、前記第１太陽電池ストリングの推定日射量と推定動作温度とを算出し、
   前記推定日射量、前記推定動作温度及び前記電流−電圧特性を使用して、前記第１太陽電池ストリングの推定電流値を算出し、
   前記ストリング電流計測装置において計測された前記第１太陽電池ストリングの計測電流値と前記推定電流値とを比較して、前記第１太陽電池ストリングの劣化を診断する、故障診断システム。
2. 請求項１に記載の故障診断システムであって、
   前記監視装置は、
   前記推定電流値と前記計測電流値との差に基づき、前記第１太陽電池ストリングにおける故障モジュール数を推定し、
   前記故障モジュール数を含む前記第１太陽電池ストリングの診断の結果を出力デバイスに出力する、故障診断システム。
3. 請求項１に記載の故障診断システムであって、
   前記監視装置は、前記太陽電池ストリング当たりの最大動作電流値と、前記第１太陽電池ストリングの予め定められた標準状態における最大動作電流と短絡電流との比と、を用いて、前記推定日射量を算出する、故障診断システム。
4. 請求項３に記載の故障診断システムであって、
   前記監視装置は、前記太陽電池ストリング当たりの最大動作電圧値と、前記推定日射量及び基準温度における前記第１太陽電池ストリングの開放電圧と、前記開放電圧の温度特性と、前記比と、を用いて、前記推定動作温度を算出する、故障診断システム。
5. 複数の太陽電池モジュールを直列接続することによって構成される太陽電池ストリングと、複数の前記太陽電池ストリングを並列接続することによって構成される太陽電池アレイと、を含む太陽光発電システムの故障診断システムであって、
   前記太陽電池アレイの出力電圧を計測するアレイ計測装置と、
   前記複数の太陽電池ストリングのそれぞれの出力電流を計測するストリング電流計測装置と、
   日射量を計測する日射量計測装置と、
   気温を計測する気温計測装置と、
   監視装置と、を含み、
   前記監視装置は、
   前記日射量計測装置で計測された日射量及び前記気温計測装置で計測された気温の情報と、予め定められている、前記日射量と前記複数の太陽電池ストリングの動作温度と気温の差分の線形関係式と、に基づき推定動作温度を算出し、
   前記ストリング電流計測装置において計測された前記複数の太陽電池ストリングに含まれる第１太陽電池ストリングの出力電流値と、前記アレイ計測装置で計測された出力電圧値と、前記計測された日射量と、前記推定動作温度と、を使用して、前記第１太陽電池ストリングの電流−電圧特性から、前記第１太陽電池ストリングの推定シャント抵抗値を算出し、
   前記推定シャント抵抗値と閾値とを比較して、前記第１太陽電池ストリングの劣化を診断する、故障診断システム。
6. 請求項５に記載の故障診断システムであって、
   前記アレイ計測装置は、前記太陽電池アレイの出力電流を計測し、
   前記監視装置は、前記推定シャント抵抗値と前記閾値との比較において、前記第１太陽電池ストリングが劣化していないと判定した場合に、
   前記第１太陽電池ストリングの電流−電圧特性における短絡電流及び開放電圧と、前記アレイ計測装置で計測されたアレイ出力電圧値及びアレイ出力電流値と、に基づき、前記第１太陽電池ストリングの推定日射量と第２推定動作温度とを算出し、
   前記推定日射量、前記第２推定動作温度及び前記電流−電圧特性を使用して、前記第１太陽電池ストリングの推定電流値を算出し、
   前記ストリング電流計測装置において計測された前記第１太陽電池ストリングの計測電流値と前記推定電流値とを比較して、前記第１太陽電池ストリングの劣化を診断する、故障診断システム。
7. 請求項６に記載の故障診断システムであって、
   前記監視装置は、
   前記推定電流値と前記計測電流値との差に基づき、前記第１太陽電池ストリングにおける故障モジュール数を推定し、
   前記故障モジュール数を含む前記第１太陽電池ストリングの診断の結果を出力デバイスに出力する、故障診断システム。
8. 複数の太陽電池モジュールを直列接続することによって構成される太陽電池ストリングと、複数の前記太陽電池ストリングを並列接続することによって構成される太陽電池アレイと、を含む太陽光発電システムの故障診断方法であって、
   前記太陽電池アレイの出力電圧及び出力電流を計測するアレイ計測装置で計測された前記太陽電池アレイの最大動作電圧値を、前記太陽電池アレイにおける太陽電池ストリング当たりの最大動作電圧値と決定し、
   前記アレイ計測装置で計測された前記太陽電池アレイの最大動作電流値を前記複数の前記太陽電池ストリングの数で割った値を、前記太陽電池アレイにおける太陽電池ストリング当たりの最大動作電流値と決定し、
   前記複数の太陽電池ストリングに含まれる第１太陽電池ストリングの電流−電圧特性における短絡電流及び開放電圧と、前記太陽電池ストリング当たりの最大動作電圧値及び最大動作電流値と、に基づき、前記第１太陽電池ストリングの推定日射量と推定動作温度とを算出し、
   前記推定日射量、前記推定動作温度及び前記電流−電圧特性を使用して、前記第１太陽電池ストリングの推定電流値を算出し、
   ストリング電流計測装置において計測された前記第１太陽電池ストリングの計測電流値と前記推定電流値とを比較して、前記第１太陽電池ストリングの劣化を診断する、故障診断方法。
9. 請求項８に記載の故障診断方法であって、
   前記推定電流値と前記計測電流値との差に基づき、前記第１太陽電池ストリングにおける故障モジュール数を推定し、
   前記故障モジュール数を含む前記第１太陽電池ストリングの診断の結果を出力デバイスに出力する、故障診断方法。
10. 請求項８に記載の故障診断方法であって、
    前記太陽電池ストリング当たりの最大動作電流値と、前記第１太陽電池ストリングの予め定められた標準状態における最大動作電流と短絡電流との比と、を用いて、前記推定日射量を算出する、故障診断方法。
11. 請求項１０に記載の故障診断方法であって、
    前記太陽電池ストリング当たりの最大動作電圧値と、前記推定日射量及び基準温度における前記第１太陽電池ストリングの開放電圧と、前記開放電圧の温度特性と、前記比と、を用いて、前記推定動作温度を算出する、故障診断方法。
12. 複数の太陽電池モジュールを直列接続することによって構成される太陽電池ストリングと、複数の前記太陽電池ストリングを並列接続することによって構成される太陽電池アレイと、を含む太陽光発電システムの故障診断方法であって、
    日射計測器で計測された日射量及び気温計測器で計測された気温の情報と、予め定められている、前記日射量と前記複数の太陽電池ストリングの動作温度と気温の差分の線形関係式と、に基づき推定動作温度を算出し、
    ストリング電流計測装置において計測された前記複数の太陽電池ストリングに含まれる第１太陽電池ストリングの出力電流値と、アレイ計測装置で計測された出力電圧値と、前記計測された日射量と、前記推定動作温度と、を使用して、前記第１太陽電池ストリングの電流−電圧特性から、前記第１太陽電池ストリングの推定シャント抵抗値を算出し、
    前記推定シャント抵抗値と閾値とを比較して、前記第１太陽電池ストリングの劣化を診断する、故障診断方法。
13. 請求項１２に記載の故障診断方法であって、
    前記推定シャント抵抗値と前記閾値との比較において、前記第１太陽電池ストリングが劣化していないと判定した場合に、
    前記第１太陽電池ストリングの電流−電圧特性における短絡電流及び開放電圧と、前記アレイ計測装置で計測されたアレイ出力電圧値及びアレイ出力電流値と、に基づき、前記第１太陽電池ストリングの推定日射量と第２推定動作温度とを算出し、
    前記推定日射量、前記第２推定動作温度及び前記電流−電圧特性を使用して、前記第１太陽電池ストリングの推定電流値を算出し、
    前記ストリング電流計測装置において計測された前記第１太陽電池ストリングの計測電流値と前記推定電流値とを比較して、前記第１太陽電池ストリングの劣化を診断する、故障診断方法。
14. 請求項１３に記載の故障診断方法であって、
    前記推定電流値と前記計測電流値との差に基づき、前記第１太陽電池ストリングにおける故障モジュール数を推定し、
    前記故障モジュール数を含む前記第１太陽電池ストリングの診断の結果を出力デバイスに出力する、故障診断方法。

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