JP6295724B2 - 太陽電池の評価装置、評価方法及び、太陽光発電システム - Google Patents

Description

本発明は、太陽電池の出力特性を評価する評価装置、評価方法及び、出力特性を評価する評価装置を備える太陽光発電システムに関する。

近年、地球環境問題が注目される中、クリーンなエネルギーである太陽光エネルギーを利用した太陽光発電システムの普及が進んでいる。この太陽光発電システムにおいては、システム自体を屋外に設置した状態で、太陽電池の出力特性の異常を評価する必要がある。この評価においては、太陽電池の直流電圧に対応した直流電流を測定し、これから図１９に示すような、直流電流と直流電圧との関係のカーブ（以下、Ｉ−Ｖカーブともいう。）を計測し、評価者が計測結果を確認することで太陽光発電システムが正常か異常かを判断する。図１９において、電圧が０Ｖにおける電流値は短絡電流と呼ばれ、電流が流れていない時の電圧値は開放電圧と呼ばれる。また、電流値と電圧値の積が最大となる点は最大の電力が得られる点であり最大動作点（または最大出力点）と呼ばれる。

しかしながら、図２０に示すように、Ｉ−Ｖカーブの計測時の天候によって、取得されるＩ−Ｖカーブが全く異なってしまうため、定量的な評価は困難になっている。このＩ−Ｖカーブの評価方法としては、出力係数ＰＲを数式（１）のように定義し、Ｉ−Ｖカーブの計測値から最大出力の計測値を算出し、基準となる日射強度１ｋＷ／ｍ^２という条件の下での出力を表す指標が提案されている（例えば、非特許文献１を参照）。

Ｐｍａｘ：最大出力の計測値、Ｐｍｏ：太陽電池の定格出力、Ｇ：日射強度の計測値（ｋＷ／ｍ^２）、Ｇ_ＳＴＣ：基準日射強度＝１（ｋＷ／ｍ^２）

しかしながら、太陽電池や日射計では同じ日射条件の下でも日射量が増加していくときの応答時間と日射量が低下していくときの応答速度が異なる場合がある。さらに、太陽電池と日射計とでは、日射量が増加していくときと日射量が低下していくときの応答速度の変化幅が異なる場合がある。これらのことから、最大出力の計測値と日照強度の計測値のピーク位置がずれる場合があった。また、各波形の形状が相似的にならないことから、太陽電池と日射計の間で同期を取るなどの補正は困難であった。

これらの事情により、太陽電池のＩ−Ｖカーブの計測値と日射計による日射強度の計測値とから上記の出力係数を算出する際には大きな誤差を含んでしまい、正しい評価ができない場合があった。図２１には、太陽電池と日射計の応答速度の相違による出力係数の精度の低下について示す。図２１（ａ）は、Ｉ−Ｖカーブの最大動作点における出力値から得られる太陽電池の最大出力と、日射計による日射強度の変化を示す。また、図２１（ｂ）には、算出された出力係数の変化を示す。

図２１（ａ）中、四角形でプロットされたのは日射計による日射強度を示す。また、ひし形でプロットされたのは太陽電池の最大出力を示す。図２１（ａ）からも分かるように、日射計の出力と太陽電池の最大出力との間にはタイムラグが生じており、上記の数式（１）で出力係数を算出した場合に、図２１（ｂ）に示すようにシステムが正常であるにも
拘わらず何箇所かの特異点が生じ、故障と誤判断されてしまう虞があった。

このように、従来の太陽電池の評価においては、太陽電池のＩ−Ｖカーブの計測値と日射計による日射強度の計測値とから上記の出力係数を算出していたため、太陽電池の出力特性の評価の精度が低下してしまう虞があった。また、日射強度を測定する日射計は非常に高価であるため、太陽電池の出力特性の評価のための装置全体のコストダウンの妨げになる虞があった。結果として、太陽光発電システムの自動故障診断技術の普及を妨げる要因にもなっていた。

戸田光昭、他３名、「各種太陽電池の長期曝露試験による出力劣化特性評価」、平成２３年電気学会全国大会、７−０５２、平成２３年３月

本発明は、上記の従来技術に鑑みて発明されたものであり、その目的は、屋外における太陽電池の出力特性の評価の精度を向上することができ、または、太陽電池の評価装置のコストダウンを促進することができる技術を提供することである。

上記課題を解決するための本発明は、太陽電池の出力電圧と出力電流の関係から得られた、太陽電池の最大出力点における電力値と太陽電池の短絡電流値と、に基づいて太陽電池の出力特性を評価する際に、太陽電池の出力電圧と出力電流の関係の変動に基づく、太陽電池の出力特性の変動を緩和する安定化手段を有することを最大の特徴とする。

より詳しくは、太陽電池の出力電圧と出力電流の関係を取得する取得手段と、
前記取得手段により取得された前記太陽電池の出力電圧と出力電流の関係から得られた、前記太陽電池の最大出力点における電力値と前記太陽電池の短絡電流値と、に基づいて前記太陽電池の出力特性を評価する評価手段と、を備え、
前記評価手段は、前記取得手段により取得された前記太陽電池の出力電圧と出力電流の関係の変動に基づく、前記太陽電池の出力特性の変動を緩和する安定化手段を有することを特徴とする。

すなわち、本発明においては、取得手段により取得された太陽電池の出力電圧と出力電流の関係から得られた、太陽電池の最大出力点における電力値と太陽電池の短絡電流値とに基づいて、太陽電池の出力特性を評価する。そして、取得手段により取得された太陽電池の出力電圧と出力電流の関係に取得機会毎の変動があり、これに基づいて太陽電池の出力特性の変動が生じる場合には、安定化手段によって太陽電池の出力特性の変動を緩和させる。

本発明においては、太陽電池の出力電圧と出力電流の関係を取得する他には、日射強度ではなく太陽電池の短絡電流値を取得することで、太陽電池の出力特性を評価している。従って、高額な日射計が不要となり装置のコストダウンを促進することができる。また、安定化手段によって、太陽電池の出力特性の変動を緩和することで、太陽電池の出力特性の評価をより円滑に精度よく行うことが可能となる。

この安定化手段は、例えば、得られる太陽電池の出力特性が太陽電池の出力係数である場合には、この出力係数の時間的な変動に特異点があった場合に、当該特異点に関わる出力係数を評価から除外するものであってもよい。より具体的には、取得された出力係数の
値が前回の取得機会において取得された出力係数の値に対して所定割合以上異なっている場合には、当該出力係数の値を評価から除外するようにしてもよい。また、出力係数の算出結果において例えば、大きい方から所定数個の出力係数の値と、小さい方から所定数の出力係数の値を評価から除外しても構わない。さらに、出力係数の算出結果において、常に所定数の出力係数の平均値を評価に用いても構わない。

また、上記課題を解決するための本発明は、太陽電池の出力電圧と出力電流の関係から得られた、太陽電池の最大出力点における電力値と短絡電流値と、に基づいて太陽電池の出力特性を評価する際に、
太陽電池の出力電圧と出力電流の関係を複数回取得し、複数回取得した太陽電池の出力電圧と出力電流の関係における最大出力点での電力値のうちの所定回数分の平均値である平均最大出力値と、複数回取得した太陽電池の短絡電流値の所定回数分の平均値である平均短絡電流値とを算出し、
平均最大出力値と平均短絡電流値とに基づいて定められる平均出力係数と、出力係数についての所定の閾値とを比較することで、太陽電池の出力特性を評価することを特徴とする。

より詳細には、前記安定化手段は、
前記太陽電池の出力電圧と出力電流の関係を複数回取得し、複数回取得した太陽電池の出力電圧と出力電流の関係から得られた前記太陽電池の最大出力点における電力値のうちの所定回数分の平均値である平均最大出力値と、複数回取得した前記太陽電池の短絡電流値の前記所定回数分の平均値である平均短絡電流値とを算出する平均値算出部を有し、
前記評価手段は、
前記平均最大出力値と前記平均短絡電流値とに基づいて定められる平均出力係数と、出力係数についての所定の閾値とを比較して、太陽電池の出力特性を評価する出力係数評価部を有することを特徴とすることを特徴とする。

すなわち本発明においては、評価手段が、取得手段により取得された太陽電池の出力電圧と出力電流の関係から得られた、太陽電池の最大出力点における電力値と太陽電池の短絡電流値とに基づいて太陽電池の出力特性を評価する。その際、太陽電池の出力電圧と出力電流の関係が複数回取得され、複数回取得した太陽電池の出力電圧と出力電流の関係から得られた、太陽電池の最大出力点における電力値のうちの所定回数分の平均値である平均最大出力値と、太陽電池の短絡電流値の前記所定回数分の平均値である平均短絡電流値とを算出する。そして、平均最大出力値と平均短絡電流値とに基づいて平均出力係数を算出する。

すなわち、先述の数式（１）で表わされる出力係数において、最大出力の計測値Ｐｍａｘの代わりに平均最大出力値を使用し、また、Ｇの代わりに短絡電流値Ｉｓｃの平均値である平均短絡電流値を使用し、Ｇ_ＳＴＣの代わりに基準となる短絡電流値である基準短絡電流値Ｉｓｃｍｏを使用し、平均出力係数を算出する。これによれば、太陽電池の出力特性を示す出力係数の変動を抑制することができ、安定した平均出力特性を得ることができる。従って、閾値との比較判断も容易になり、太陽電池の出力特性の評価の精度を向上させることができる。また、日射強度を太陽電池の出力特性の評価に使用しないので、日射計を必要とせず、評価装置のコストダウンを促進することが可能となる。

なお、本発明では、太陽電池の出力電圧と出力電流の関係を連続的に取得し、そのデータから安定した評価基準を得ることが可能であるので、太陽光発電システムの評価効率を向上させることができ、または、システムの制御を簡略化することができる。

また、本発明においては、前記最大出力点における電力値と前記短絡電流値とに基づい
て算出される出力係数の標準偏差に基づいて前記所定回数を定める標準偏差判断手段と、
前記出力係数の標準偏差がそれ以下の場合に、充分に安定した前記平均出力係数の値が得られると考えられる前記標準偏差の閾値を記憶する閾値記憶手段と、
をさらに備え、
前記標準偏差判断手段は、
前記安定化手段が前記太陽電池の出力電圧と出力電流の関係を複数回取得した際の各取得機会において取得された、前記最大出力点における電力値と前記短絡電流値とから、各取得機会における出力係数を算出する出力係数算出部と、
前記出力係数算出部において算出された複数の出力係数のデータについての標準偏差を算出する標準偏差算出部と、
前記標準偏差算出部によって算出された標準偏差が、前記閾値記憶手段に記憶された前記標準偏差の閾値以下になるときの前記出力係数のデータ数を算出するデータ数算出部と、を備え、
前記データ数算出部によって算出されたデータ数を、前記平均値算出部が平均最大出力値と平均短絡電流値とを算出する際の所定回数として設定するようにしてもよい。

本発明は、評価手段が、複数回取得した太陽電池の出力電圧と出力電流の関係から得られた、太陽電池の最大出力点における電力値のうちの所定回数分の平均値である平均最大出力値と太陽電池の短絡電流値のうちの所定回数分の平均値である平均短絡電流値と、を算出する際の、所定回数について規定するものである。ここで、太陽電池の出力電圧と出力電流の関係をＮ回行って出力係数をＮ回算出した場合について考えると、Ｎ数が増加するにつれて、出力係数の標準偏差は減少していく。そこで、本発明においては、Ｎ数を増加させていき、出力係数の標準偏差が閾値以下になった場合に、そのようなＮ数を所定回数として平均最大出力、平均短絡電流値及び、平均出力係数を算出するものである。

これによれば、より確実に、平均出力係数の値を安定化することができ、より確実に閾値との比較判断を容易にすることができ、太陽電池の出力特性の評価の精度を向上させることができる。また、Ｎ数を必要以上に増加させることを抑制できるので、より効率的に太陽電池の出力特性の評価を行うことが可能となる。

また、本発明においては、前記閾値記憶手段に記憶される前記標準偏差の閾値は、太陽電池の出力係数の値の信頼区間に基づいて定められるようにしてもよい。すなわち、前記標準偏差の閾値を信頼区間に基づいて定めるようにすれば、出力係数がどのような範囲に存在するかを確率的に推測することができ、統計学的手法に基づいてより確実に、出力係数の標準偏差の閾値を設定することができ、最終的にはより確実に、平均出力係数の値を安定化することが可能となる。

また、本発明においては、前記太陽電池の出力特性の評価結果を表示する表示手段をさらに備えるようにしてもよい。これによれば、別途ＰＣのディスプレイを準備することなどなく、出力係数や平均出力係数の評価結果を確認することができ、本発明を適用した評価装置を製品として流通させることを考慮した場合には、より使用し易い態様を実現することができる。

また、本発明においては、前記取得手段は、さらに太陽電池の温度を取得し、
前記評価手段は、前記太陽電池の出力電圧と出力電流の関係、前記太陽電池の最大出力点における電力値及び短絡電流値の少なくとも一つを、前記取得手段によって取得された前記太陽電池の温度に基づいて補正した上で、前記太陽電池の出力特性を評価するようにしてもよい。これによれば、太陽電池の温度の平均出力係数への影響を除外することができ、より精度よく、太陽電池の出力特性の評価を行うことが可能である。

また、本発明においては、前記取得手段と、前記評価手段のうち、少なくとも一つを、可搬性の筐体内に収納してもよい。あるいは、前記取得手段段と、前記評価手段と、前記標準偏差判断手段と、前記閾値記憶手段のうち、少なくとも一つを、可搬性の筐体内に収納してもよい。これによれば、例えば、本発明を適用したハンディタイプの評価装置が実現可能であり、本発明を適用した評価装置を製品として流通させることを考慮した場合には、より使用し易い態様を実現することができる。また、本発明は、上記の太陽電池の評価装置における前記取得手段と、前記評価手段のうちの少なくとも一つと、ＤＣ／ＤＣコンバータと、インバータと、を有するパワーコンディショナであってもよい。また、上記の太陽電池の評価装置における前記取得手段と、前記評価手段と、前記標準偏差判断手段と、前記閾値記憶手段のうちの少なくとも一つと、ＤＣ／ＤＣコンバータと、インバータと、を有するパワーコンディショナであってもよい。

また、本発明は、太陽電池モジュールと、上記の太陽電池の評価装置と、太陽電池モジュールの出力を昇圧するとともに直流電力を交流電力に変換するパワーコンディショナと、を備える太陽光発電システムであってもよい。また、その際は、取得手段と、評価手段のうち、少なくとも一つを、前記パワーコンディショナ内に組み込むようにしてもよい。

また、本発明は、太陽電池モジュールと、
上記の太陽電池の評価装置と、
太陽電池モジュールの出力を昇圧するとともに直流電力を交流電力に変換するパワーコンディショナと、を備え
前記取得手段と、前記評価手段と、前記標準偏差判断手段と、前記閾値記憶手段のうち、少なくとも一つを、前記パワーコンディショナ内に組み込んだことを特徴とする太陽光発電システムであってもよい。

また、本発明は、太陽電池の出力電圧と出力電流との関係を取得し、
前記太陽電池の出力電圧と出力電流との関係から得られた、前記太陽電池の最大出力点における電力値と前記太陽電池の短絡電流値とに基づいて前記太陽電池の出力特性を評価する、太陽電池の評価方法であって、
前記太陽電池の出力電圧と出力電流との関係を複数回取得し、複数回取得した太陽電池の出力電圧と出力電流との関係から得られた、前記最大出力点における電力値のうちの所定回数分の平均値である平均最大出力値と、前記太陽電池の短絡電流値のうちの前記所定回数分の平均値である平均短絡電流値とを算出し、
前記平均最大出力値と前記平均短絡電流値とに基づいて定められる平均出力係数と、出力係数についての所定の閾値とを比較することで、太陽電池の出力特性を評価することを特徴とする太陽電池の評価方法であってもよい。

また、その際には、前記太陽電池の出力電圧と出力電流との関係を複数回取得した際の、各取得機会において取得された前記最大出力点における電力値と前記短絡電流値とから、各取得機会における出力係数を算出し、
算出された各取得機会における出力係数についての標準偏差を算出し、
前記算出された標準偏差が、所定の閾値以下になるときの、前記太陽電池の出力電圧と出力電流との関係の取得回数を算出し、
前記取得回数を、前記平均最大出力値と平均短絡電流値とを算出する際の所定回数として設定するようにしてもよい。また、その際の所定の閾値は、太陽電池の出力の値の信頼区間に基づいて定められるようにしてもよい。

また、本発明は、太陽電池の出力電圧と出力電流の関係を取得する取得手段と、
前記取得手段により取得された前記太陽電池の出力電圧と出力電流の関係に基づいて、前記太陽電池の出力特性を導出する特性導出手段と、
前記太陽電池の出力特性を閾値と比較することで評価する特性評価手段と、
を備え、
前記取得手段は前記太陽電池の出力電圧と出力電流の関係を複数回取得するとともに、前記特性導出手段は前記太陽電池の出力特性を複数回導出し、
前記特性評価手段は、前記取得手段によって連続して取得された前記太陽電池の出力電圧と出力電流の関係が所定程度以上に変動している場合または、前記特性導出手段によって連続して導出された前記太陽電池の出力特性が所定程度以上に変動している場合には、前記太陽電池の出力電圧と出力電流の関係または前記太陽電池の出力特性を排除するフィルタ手段を有することを特徴とする太陽電池の評価装置であってもよい。

この発明では、取得手段により取得された太陽電池の出力電圧と出力電流の関係の変動に基づく、太陽電池の出力特性の変動を緩和するために特異な情報をフィルタリングするフィルタ手段を有する。このフィルタ手段は、特に、取得手段によって連続して取得された太陽電池の出力電圧と出力電流の関係が所定程度以上に変動している場合または、特性導出手段によって連続して導出された太陽電池の出力特性が所定程度以上に変動している場合に、当該太陽電池の出力電圧と出力電流の関係または当該太陽電池の出力特性を排除する。このことによっても、取得手段により取得された太陽電池の出力電圧と出力電流の関係の変動または、それに起因する太陽電池の出力特性の変動により、太陽電池の出力特性の評価の精度が低下することを抑制できる。

この場合、特性導出手段は、前記取得手段により取得された前記太陽電池の出力電圧と出力電流の関係から得られた前記太陽電池の最大出力点における電力値と、前記太陽電池の短絡電流または日射強度とに基づいて、前記太陽電池の出力特性を導出するようにしてもよい。また、この場合、太陽電池の出力特性の評価結果を表示する表示手段をさらに備えるようにしてもよい。また、前記取得手段は、さらに太陽電池の温度を取得し、前記特性導出手段は、前記太陽電池の出力電圧と出力電流の関係、前記太陽電池の最大出力点における電力値または、前記太陽電池の短絡電流値を、前記取得手段によって取得された前記太陽電池の温度に基づいて補正した上で、前記太陽電池の出力特性を導出するようにしてもよい。

また、本発明は、前記取得手段と前記特性導出手段と前記特性評価手段のうち、少なくとも一つを、可搬性の筐体内に収納してもよい。また、上記の電池の評価装置における前記取得手段と前記特性導出手段と前記特性評価手段のうちの少なくとも一つと、ＤＣ／ＤＣコンバータと、インバータと、を有するパワーコンディショナであってもよい。また、太陽電池モジュールと、上記の太陽電池の評価装置と、太陽電池モジュールの出力を昇圧するとともに直流電力を交流電力に変換するパワーコンディショナと、を備える太陽光発電システムであってもよい。また、前記取得手段と前記特性導出手段と前記特性評価手段のうち、少なくとも一つを、パワーコンディショナ内に組み込んだ太陽光発電システムであってもよい。

また、本発明は、太陽電池の出力電圧と出力電流との関係を取得し、
前記太陽電池の出力電圧と出力電流との関係に基づいて前記太陽電池の出力特性を評価する、太陽電池の評価方法であって、
前記太陽電池の出力電圧と出力電流の関係を複数回取得するとともに、前記太陽電池の出力特性を複数回取得し、
連続して取得された前記太陽電池の出力電圧と出力電流の関係が類似していない場合または、連続して導出された前記太陽電池の出力特性が類似していない場合には、該前記太陽電池の出力電圧と出力電流の関係または該太陽電池の出力特性を排除することを特徴とする太陽電池の評価方法であってもよい。

また、上記太陽電池の評価方法では、前記太陽電池の出力電圧と出力電流との関係から得られた前記太陽電池の最大出力点における電力値と、前記太陽電池の短絡電流または日射強度とに基づいて前記太陽電池の出力特性を評価するようにしてもよい。

なお、上記した課題を解決するための手段は、可能な限り組み合わせて使用することが可能である。

本発明によれば、屋外における太陽電池の出力特性の評価の精度を向上することが可能となり、または、太陽電池の評価装置のコストダウンを促進することが可能となる。

太陽電池と日射計の応答時間の相違と、本発明の実施例における平均出力係数との関係について示す図である。 本発明の実施例１におけるＩ−Ｖカーブ評価ルーチンのフローチャートである。 本発明の実施例１における太陽電池評価システムの概略構成を示す図である。 本発明の実施例２における平均出力係数を算出する際のデータ数Ｎと、各データに基づくＮ個の出力係数の標準偏差との関係を示すグラフである。 本発明の実施例２におけるＩ−Ｖカーブ評価ルーチン２のフローチャートである。 本発明の実施例３における出力係数の値とその信頼区間についての概念図である。 本発明の実施例３におけるＩ−Ｖカーブ評価ルーチン３についてのフローチャートである。 本発明の実施例２及び３における陽電池評価システムの概略構成を示す図である。 本発明の実施例４におけるＩ−Ｖカーブ評価ルーチン４についてのフローチャートである。 本発明の実施例４における温度補正前後のＩ−Ｖカーブの変化を示すグラフである。 本発明の実施例４における陽電池評価システムの概略構成を示す図である。 本発明の実施例４におけるＩ−Ｖカーブ評価ルーチン５についてのフローチャートである。 本発明の実施例５における陽電池評価システムの第１の態様の概略構成を示す図である。 本発明の実施例５における陽電池評価システムの第２の態様の概略構成を示す図である。 本発明の実施例５における陽電池評価システムの第３の態様の概略構成を示す図である。 本発明の実施例５における陽電池評価システムの第４の態様の概略構成を示す図である。 本発明の実施例５における陽電池評価システムの第５の態様の概略構成を示す図である。 本発明の実施例７における太陽電池の直流電流と直流電圧との関係を示す２本のＩ−Ｖカーブの間の距離について説明するためのグラフである。 太陽電池の直流電流と直流電圧との関係を示すＩ−Ｖカーブの一例のグラフである。 Ｉ−Ｖカーブの計測時の天候によって、取得されるＩ−Ｖカーブが異なることを示すグラフである。 太陽電池と日射計の応答時間の相違による出力係数の精度の低下について示すグラフである。

以下に図面を参照して、この発明を実施するための形態を例示的に詳しく説明する。

＜実施例１＞
太陽電池のＩ−Ｖカーブの評価方法としては、出力係数ＰＲを先述の数式（１）のように定義し、基準となる日射強度１ｋＷ／ｍ^２という条件の下での出力を表す指標が提案されていた。しかしながら、太陽電池と日射計では応答時間が異なるため、出力係数を算出する際には大きな誤差を含んでしまい、正しい評価ができない場合があった。

それに対し、太陽電池のＩ−Ｖカーブの特性を、数式（２）で表される平均出力係数で評価することが提案されている。

図１には、図２１に示したのと同じ日射強度及び太陽電池の最大出力に対して算出した、数式（２）に基づく平均出力係数のグラフを示す。図１（ａ）は、Ｉ−Ｖカーブの最大動作点における出力値から得られる太陽電池の最大出力と、日射計による日射強度の変化である。また、図１（ｂ）は、算出された平均出力係数の変化である。ここで、最大出力の計測値平均と日射強度の計測値平均を算出する際のデータ数Ｎは２０としている。図１（ｂ）に示すように、太陽電池の出力と日射計の出力との間に応答時間の差があったとしても、平均出力係数の値は安定している。このように、最大出力の計測値の平均値及び日射強度の計測値の平均値を用いて平均出力係数を算出し、この平均出力係数を用いて太陽電池の出力特性を評価することで、太陽電池の出力特性を安定的に評価することが可能となる。

しかしながら、数式（２）における日射強度の計測値平均を取得するためには、日射計により日射強度を計測する必要があるが、この日射計は非常に高価であり、例えば家庭用の太陽光発電システムに使用するには不適切であった。一方、Ｉ−Ｖカーブから得られる太陽電池の短絡電流値は、日射強度に対して非常に高い相関を有することが分かっている。

そこで、本発明においては、数式（２）における日射強度の計測値平均と、基準日射強度の代わりに、太陽電池の短絡電流値の平均と、基準短絡電流値を使用することとした。その場合の、平均出力係数を数式（３）に示す。

次に、図２には、本実施例においてＩ−Ｖカーブを評価する際に実行されるＩ−Ｖカーブ評価ルーチンについてのフローチャートを示す。本ルーチンは太陽光発電システムが有する図示しないメモリーに記憶されたプログラムであり、太陽光発電システムが有する図示しないＣＰＵにより実行される。本ルーチンが実行されるとまず、Ｓ１０１において太陽電池のＩ−Ｖカーブが計測される。Ｓ１０１の処理が終了するとＳ１０２に進む。

Ｓ１０２においては、計測回数がＮ回より多いかどうかが判定される。ここで、計測回数がＮ回以下であると判定された場合には、まだ、平均出力係数を算出するための計測値が揃っていないと判定されるのでＳ１０１の処理の前に戻る。一方、Ｓ１０２で計測回数がＮ回より多いと判定された場合には、平均出力係数を算出するための計測値が揃ったと判定されるのでＳ１０３に進む。なお、ここで閾値Ｎは、予め実験的または理論的に、計測値がこれより多かった場合には、平均出力係数の値が充分に安定すると判断できる計測回数である。

Ｓ１０３においては、数式（４）及び（５）に従い、Ｉ−Ｖカーブの最大出力の平均値と、短絡電流値の平均値とを算出する。

Ｓ１０３の処理が終了するとＳ１０４に進む。

Ｓ１０４においては、Ｓ１０３で算出されたＩ−Ｖカーブの最大出力の平均値と、短絡電流値の平均値とから、数式（３）で示した平均出力係数を算出する。Ｓ１０４の処理が終了するとＳ１０５に進む。Ｓ１０５においては、平均出力係数によって太陽電池の性能を確認する。より具体的には平均出力係数が性能確認用閾値以下か否かが確認され、平均出力係数が性能確認用閾値以下であれば異常、平均出力係数が性能確認用閾値より大きければ正常と判定される。Ｓ１０５の処理が終了するとＳ１０６に進む。Ｓ１０６においては評価結果が表示器に表示される。Ｓ１０６の処理が終了すると本ルーチンを一旦終了する。

以上のように、本実施例においては、太陽電池の出力特性を評価する際に、太陽電池のＩ−Ｖカーブの最大出力と、短絡電流値のリアルタイムの計測値を使用する代わりに、太陽電池のＩ−Ｖカーブの最大出力のＮ個の計測値の平均値と、短絡電流値のＮ個の計測値の平均値とを用いることとした。これにより、出力特性の値の変動を緩和することができ、より安定して精度のよいＩ−Ｖカーブの評価を行うことが可能となる。

図３には、本実施例における太陽電池評価システム１の概略構成を示す。太陽電池評価システム１においては、太陽電池２が電流電圧特性計測部３に接続されており、太陽電池２の出力が電流電圧特性計測部３に入力されるようになっている。従って、太陽電池２のＩ−Ｖカーブの特性については電流電圧特性計測部３によって計測される。電流電圧特性計測部３の出力は取得手段の一例である計測データ取得部５に入力される。計測データ取得部５に入力された電流電圧特性計測部３の計測値は計測データ取得部５に設けられた図示しないメモリーに保存される。

計測データ取得部５において取得されたデータは演算部６に入力される。演算部６においては、電流電圧特性計測部３で計測されたＩ−Ｖカーブより、その最大出力点における電力値と短絡電流値とが算出される。演算部６の出力は評価手段の一例である評価部８に接続されており、演算部６で算出された最大出力点における電力値と短絡電流値とは評価部８に入力される。評価部８においては、数式（３）に基づく平均出力係数が演算される。また、この平均出力係数の値と性能確認用閾値とが比較され、太陽電池の出力のＩ−Ｖカーブが正常か異常かが判定される。評価部８は表示手段の一例である表示器８ａに接続されており、平均出力係数の値と、太陽電池２のＩ−Ｖカーブの評価結果が表示器８ａに入力され表示される。

以上、説明したように、本実施例では、太陽電池の出力特性を評価する際に、数式（１）や数式（２）で示される最大出力の平均値と日射強度の平均値とによる平均出力係数でなく、数式（３）で示される最大出力の平均値と短絡電流値の平均値による平均出力係数を用いることとした。これにより、出力特性の評価基準を安定化させることができ、より精度よく、太陽電池の出力特性を評価することが可能になる。また、本実施例では、太陽電池の出力特性の評価に日射強度を計測する必要がなくなるので、評価装置のコストダウンを推進することが可能である。

また、本実施例では、太陽電池のＩ−Ｖカーブを取得しつつリアルタイムにデータの安定化を図り、太陽電池の出力特性を動的に評価することが可能となる。従って、より効率的に太陽電池の出力特性を評価することが可能となる。なお、本実施例においては、Ｓ１０４及びＳ１０５の処理を実施する図示しないＣＰＵは、平均値算出部及び出力係数評価部に相当する。また、Ｉ−Ｖカーブ評価ルーチンを実行させるＣＰＵは安定化手段に相当する。

なお、上記の実施例では、太陽電池のＩ−Ｖカーブを計測し、各々のカーブの最大出力の計測値の平均値と、短絡電流値の計測値の平均値とを用いて、太陽電池の平均出力係数を評価した。しかしながら、最大出力の平均値の算出方法はこれに限られない。例えば、複数のＩ−Ｖカーブを計測し、そのプロットのデータより、Ｉ−Ｖカーブの平均カーブを先に導出し、その平均カーブにおける最大出力を算出することで最大出力の平均値を算出しても構わない。

＜実施例２＞
次に、本発明の実施例２について説明する。実施例１においては、太陽電池のＩ−Ｖカーブの最大出力のＮ個の計測値の平均値と、太陽電池の短絡電流値のＮ個の計測値の平均値とを用いて、太陽電池の平均出力係数を評価した。また、Ｎの値は予め定められた一定値とすることが前提であった。これに対し本実施例においては、太陽電池のＩ−Ｖカーブの最大出力と短絡電流値の各計測機会において出力係数を算出し、この出力係数の標準偏差を算出し、この標準偏差が所定の閾値より小さくなる際の測定データ数を、平均値の算出に使用するデータ数Ｎとする。

先述のように、太陽電池のＩ−Ｖカーブの最大出力のＮ個の計測値の平均値と、短絡電流値のＮ個の計測値の平均値を用いて、太陽電池の平均出力係数を算出することで、太陽電池の出力特性のばらつきを緩和することができ、太陽電池の出力特性の評価の精度を向上させることができる。しかしながら、各々の平均値の算出に用いられるデータ数Ｎが多すぎると、測定感度が低下するとともに演算負荷や演算時間が増加する。よって、各々の平均値の算出に用いられるデータ数Ｎは必要最低限とすべきである。

これに対し、本実施例においては、Ｉ−Ｖカーブにおける最大出力と短絡電流値とをＮ回ずつ測定し、平均出力係数を算出するとともに、Ｎ個の各データにより算出したＮ個の出力係数の標準偏差を算出する。そして、Ｉ−Ｖカーブにおける最大出力と短絡電流値を繰り返し測定してＮの値を増加させ、各出力係数の標準偏差の値が所定の閾値以下となった場合に、その時のデータ数Ｎを採用して平均出力係数を算出し、太陽電池の出力特性の評価を行うことにした。

図４には、平均出力係数を算出する際のデータ数Ｎと、各データに基づくＮ個の出力係数の標準偏差との関係のグラフを示す。図４から分かるように、データ数Ｎが増加するにつれて出力係数の標準偏差は減少し、図４ではＮ＝２５で標準偏差が閾値以下となっている。このように、標準偏差が閾値より小さくなるようなデータ数Ｎを用いて平均出力係数を算出することで、必要最低限のデータ数を用いて平均出力係数を算出し、太陽電池の出力特性を評価することが可能になる。なお、標準偏差についての閾値は、標準偏差がこの値以下となった場合には、充分に安定した平均出力係数の値が得られる標準偏差の値であり、予め理論的あるいは実験的に求めておいてもよい。

次に、図５には、本実施例におけるＩ−Ｖカーブ評価ルーチン２のフローチャートを示す。本ルーチンが実行されるとまず、Ｓ２０１において、出力係数の標準偏差の閾値が設定される。この閾値については上述のように予め実験的または理論的に適切な一定値に定めておいてもよい。Ｓ２０１の処理が終了するとＳ２０２に進む。Ｓ２０２においては太陽電池２のＩ−Ｖカーブが計測される。Ｓ２０２の処理が終了するとＳ２０３に進む。

Ｓ２０３においては、数式（４）及び（５）を用いて、Ｉ−Ｖカーブの最大出力の平均値と短絡電流値の平均値とが算出される。続いて、Ｓ２０４においては、Ｓ２０３で算出されたＩ−Ｖカーブの最大出力の平均値と、短絡電流値の平均値とから、数式（３）で示した平均出力係数が算出される。このＳ２０３及びＳ２０４の処理は、図２に示したＳ１０３及びＳ１０４の処理と同等であるので、詳細な説明は省略する。Ｓ２０４の処理が終了するとＳ２０５に進む。

Ｓ２０５においては、本ルーチンの実行開始後、Ｓ２０２において計測されたＮ個の、Ｉ−Ｖカーブの最大出力とＮ個の短絡電流値から各々算出された、データ数Ｎの出力係数（平均出力係数ではない）の標準偏差が算出される。より具体的には、Ｓ２０５の処理が実行される度に、直近のＳ２０２の処理で計測された、Ｉ−Ｖカーブの最大出力と短絡電流値から出力係数を算出し、Ｎ番目の出力係数としてメモリーに記憶し、前回のＳ２０５の処理までに記憶されているＮ−１個の出力係数と最新の出力係数とを用いて出力係数の標準偏差を算出してもよい。Ｓ２０５の処理が終了するとＳ２０６に進む。

Ｓ２０６においては、Ｓ２０５で算出したＮ個の出力係数の標準偏差が閾値以下かどうかが判定される。ここで、標準偏差が閾値より大きいと判定された場合には、さらにデータ数Ｎを増やして標準偏差を下げる必要があると判断されるのでＳ２０２の処理の前に戻る。一方、標準偏差が閾値以下と判定された場合には、この時点でのデータ数Ｎが充分な数であると判断されるので、Ｓ２０７に進む。

Ｓ２０７においては、Ｓ２０４で算出したＮ個のデータによる平均出力係数により太陽電池の出力特性を確認する。具体的には、Ｎ個のＩ−Ｖカーブの最大出力の平均値とＮ個の短絡電流値の平均値を用いて算出された平均出力係数に基づき、平均出力係数が性能確認用閾値以下かどうかが確認される。Ｓ２０７の処理が終了すると評価結果が表示器８ａで表示された上で、本ルーチンが一旦終了される。

以上のように、本実施例においては、太陽電池の出力係数の評価において、太陽電池のＩ−Ｖカーブにおける最大出力のＮ個の計測値の平均値と、短絡電流値のＮ個の計測値の平均値を用いて平均出力係数を算出する場合に、データ数Ｎを、各出力係数の標準偏差が閾値以下となるように決定することとした。これにより、充分に安定した平均出力係数が得られるとともに、データ数Ｎが過剰に大きくなることを抑制できるので、システムの演算負荷及び演算時間を抑制し、評価時間の短縮化を促進することが可能となる。

なお、本実施例において、Ｉ−Ｖカーブ評価ルーチン２の特にＳ２０５の処理を実行するＣＰＵは、出力係数算出部と標準偏差算出部に相当する。また、特にＳ２０６の処理を実行してデータ数Ｎを確定するＣＰＵはデータ数算出部に相当する。

なお、本実施例においては、太陽電池のＩ−Ｖカーブにおける最大出力のＮ個の計測値の平均値と、短絡電流値のＮ個の計測値の平均値を用いて平均出力係数を算出する場合に、データ数Ｎを、各出力係数の標準偏差が閾値以下となるように決定することとした。これに対し、充分に安定した平均出力係数を得るとともに、データ数Ｎが過剰に大きくなることを抑制するより簡便な方法としては、各出力係数の標準偏差が閾値以下となるように決定するのでなく、Ｎ個のＩ−Ｖカーブを取得した際に、例えばＮ個の短絡電流値の標準偏差を算出し、その短絡電流値の標準偏差が閾値以下となるようにＮ数を決定してもよい。同様に、Ｎ個の最大出力値の標準偏差が閾値以下となるようにＮ数を決定してもよい。

＜実施例３＞
次に、実施例３について説明する。本実施例では、実施例２で説明したＩ−Ｖカーブ評価ルーチン２における標準偏差の閾値を、出力係数の信頼区間に基づいて決定する例について説明する。

次に、上記のＩ−Ｖカーブ評価ルーチン２における標準偏差の閾値の決定方法について説明する。図６には、出力係数の値とその信頼区間についての概念図を示す。棒グラフで示すのはある出力係数の値であり、実線で表されている出力係数の範囲は例えば±５％の信頼区間である。ここで、ある信頼区間が３σに相当する信頼度９９．７３％を有するためには、以下の数式（６）が成り立つ必要がある。

従って、この範囲が±５％以内となるためには、以下の式（７）を満たす必要がある。

従って、満足すべき標準偏差の範囲は、式（８）のようになる。

すなわち、この場合は標準偏差の閾値を５√Ｎ／３と定めればよいことになる。このように、信頼区間から閾値を決めてもよいが、この場合には閾値はＮの値に応じて変化することとなる。

図７には、本実施例におけるＩ−Ｖカーブ評価ルーチン３についてのフローチャートを示す。本ルーチンが実行されると、Ｓ３０１において出力係数の信頼区間の幅が設定される。本実施例では±５％と設定したが、この値に限定する趣旨ではない。Ｓ３０１の処理が終了するとＳ３０２に進む。

Ｓ３０２においては、Ｓ３０１において設定された信頼区間の幅より、式（６）〜（８）に示したのと同様の計算をすることにより、標準偏差の閾値を算出する。Ｓ３０２の処理が終了すると、Ｓ３０３に進む。本ルーチンにおけるＳ３０３〜Ｓ３０８の処理の内容は、Ｉ−Ｖカーブ評価ルーチン２におけるＳ２０２〜Ｓ２０７の処理と同等であるので、ここでは詳細な説明は省略する。

以上のように、本実施例においては、まず、出力係数の適切な信頼区間の幅を設定し、その信頼区間が±３σ相当となるように、標準偏差の閾値を定めた。従って、閾値の値を統計学に基づいたより信頼性の高い値に設定することが可能となり、より確実に、平均出力係数の値の精度を向上させ、太陽電池の出力特性をより精度よく評価することが可能になる。

図８には、本実施例及び実施例２における太陽電池評価システム１０の概略構成を示す。太陽電池評価システム１０と、図３に示した太陽電池評価システム１との相違点は、太陽電池評価システム１０は、演算部６と、評価部８の間に、標準偏差判断手段の一例である標準偏差判断部１７を備えている点である。また、標準偏差判断部１７には閾値記憶手段の一例である閾値記憶部１９が接続されており、閾値記憶部１９が記憶している閾値の値が標準偏差判断部１７に入力されるようになっている点である。

本実施例及び実施例２における標準偏差判断部１７においてはＮ個の、Ｉ−Ｖカーブの最大出力とＮ個の短絡電流値から各々算出された、データ数Ｎの出力係数（平均出力係数ではない）の標準偏差が算出され、標準偏差が閾値記憶部１９から入力される閾値以下と判定される、データ数Ｎが算出される。そして、評価部８においては、標準偏差判断部１７で算出されたデータ数Ｎと数式（３）とに基づいて、平均出力係数が演算される。また、この平均出力係数の値と性能確認用閾値とが比較され、太陽電池の出力のＩ−Ｖカーブが正常か異常かが判定される。

なお、閾値記憶部１９に記憶されている閾値に関して、実施例２においては、単に実験的または理論的に求められているのに対し、実施例３においては、出力係数の信頼区間に基づき数式（６）〜（８）を用いて求められる点が異なる。

＜実施例４＞
次に、本発明の実施例４について説明する。本実施例では、太陽電池のＩ−Ｖカーブ、短絡電流の他に太陽電池の温度を取得して、太陽電池の出力特性の計測値を補正する例について説明する。

ここで、太陽電池のＩ−Ｖカーブにおける電流値及び電圧値は、太陽電池の温度によって変化してしまうことが分かっている。よって、例えば、（１）太陽電池の温度が２５℃±２℃の条件と、（２）日射強度が１０００±１０Ｗ／ｍ^２の条件を基準条件とし、この基準条件下以外の環境においては、計測された電流値及び電圧値を、標準条件すなわち例えば日射強度１ｋＷ／ｍ^２、太陽電池の温度が２５℃の基準条件下における値に補正することで、太陽電池の出力特性の評価の精度をより向上させることが可能である。なお、以下においては、日射強度ではなく、日射強度と相関の高い短絡電流値を用いて補正する。

基準状態での短絡電流値、太陽電池の温度、電圧値及び電流値をそれぞれＩｓｃ２、Ｔ２、Ｖ２及びＩ２とし、短絡電流値、太陽電池の温度、電圧値、電流値の計測値をそれぞれ、Ｉｓｃ１、Ｔ１、Ｖ１、Ｉ１とした場合に、基準状態における電流値及び電圧値は、例えば、以下の数式（９ａ）、（９ｂ）のように表わせる。本実施例においては、数式（９ａ）、（９ｂ）を用いて、太陽電池の出力特性の計測値を補正する。

Ｉ２＝Ｉ１＋Ｉｓｃ１（Ｉｓｃ２／Ｉｓｃ１−１）＋α（Ｔ２−Ｔ１）・・・・・・（９ａ）
Ｖ２＝Ｖ１＋β（Ｔ２−Ｔ１）−Ｒｓ・（Ｉ２−Ｉ１）−Ｋ・Ｉ２（Ｔ２−Ｔ１）・・（９ｂ）

α：１℃の温度上昇による短絡電流Ｉｓｃの変動値（Ａ／℃）、β：１℃の温度上昇による開放電圧Ｖｏｃの変動値（Ｖ／℃）、Ｒｓ：太陽電池の直列抵抗（Ω）、Ｋ：曲線補正因子（Ω／℃）

図９には、本実施例における本実施例におけるＩ−Ｖカーブ評価ルーチン４についてのフローチャートを示す。本ルーチンが実行されるとまず、Ｓ２０１において、出力係数の標準偏差の閾値が設定される。次に、Ｓ２１２においては太陽電池２のＩ−Ｖカーブ及び太陽電池２のパネル温度が計測される。なお、Ｉ−Ｖカーブが計測される際に、自動的に短絡電流値も計測される。Ｓ２１２の処理が終了するとＳ２１３に進む。

Ｓ２１３においては、Ｉ−Ｖカーブ、太陽電池の温度（パネル温度ともいう。）の平均値が算出される。ここで、Ｉ−Ｖカーブの平均値が算出される際には、各計測Ｉ−Ｖカーブを電圧（または電流）で等間隔に分割し、各々の電圧（または電流）において各計測Ｉ−Ｖカーブの電流（または電圧）を平均することで、平均Ｉ−Ｖカーブが求められる。また、短絡電流値の平均値は先述の数式（５）によって求められる。さらに、太陽電池の温度Ｔの平均値は、以下の数式（１０）によって求められる。

Ｓ２１３の処理が終了するとＳ２１４に進む。

続いて、Ｓ２１４においては、Ｓ２０３で算出された平均Ｉ−Ｖカーブの各点（ｊ＝１〜Ｍ）の電流Ｉｊの平均値及び電圧Ｖｊの平均値が、太陽電池２のパネル温度の平均値を用いて、以下の数式（１１）及び（１２）に基づいて補正される。なお、数式（１１）においてＩｓｃは短絡電流である。

Ｓ２１４の処理が終了すると、Ｓ２１５に進む。

そして、Ｓ２１５においては、補正後の平均Ｉ−Ｖカーブにおける最大出力値と定格出力Ｐｍｏとから平均出力係数ＰＲａｖｅが数式（１３）に基づいて算出される。

Ｓ２１５の処理が終了するとＳ２０５からＳ２０７の処理が実行されるが、この処理は、Ｉ−Ｖカーブ評価ルーチン２におけるＳ２０５からＳ２０７までの処理と同等であるので、詳細な説明は省略する。なお、平均出力係数ＰＲａｖｅを表す数式（１３）は、数式（３）とは異なっているが、これは、短絡電流Ｉｓｃの平均値と短絡電流の定格値Ｉｓｃｍｏの比の項については、Ｉ−Ｖカーブ評価ルーチン４では数式（１１）で考慮されているからである。従って、Ｓ２１４の処理における数式（１１）で、短絡電流Ｉｓｃの平均値と短絡電流の定格値Ｉｓｃｍｏの比の項を考慮することを止め、その代わりに、Ｓ２１５では数式（３）を用いて平均出力係数ＰＲａｖｅを求めるようにしても構わない。

図１０には、温度補正前後のＩ−Ｖカーブの変化の例を示す。また、図１１には本実施例における太陽電池評価システム２０の概略構成を示す。太陽電池評価システム２０の、太陽電池評価システム１０との相違点は、センサとして、温度取得手段の一例としての温度計２４ａを備えており、温度計２４ａによって太陽電池２の温度を取得し、Ｉ−Ｖカーブを補正する点である。

なお、図１２には、Ｉ−Ｖカーブ評価ルーチン４と同じ目的を果たすための別ルーチンである、Ｉ−Ｖカーブ評価ルーチン５についてのフローチャートを示す。このルーチンでは、Ｉ−Ｖカーブ評価ルーチン４のように、Ｉ−Ｖカーブの平均を求めるのではなく、各々のＩ−Ｖカーブにおける最大出力点の電流と電圧とを求め、その値の平均値を算出する点が異なる。

本ルーチンにおいては、Ｓ２１２において、太陽電池２のＩ−Ｖカーブ及び太陽電池２の温度が計測されると、Ｓ２２３に進む。Ｓ２２３では、各Ｉ−Ｖカーブの最大出力点の電流及び電圧の平均値と、太陽電池の温度の平均値と、短絡電流の平均値が算出される。ここで、各Ｉ−Ｖカーブの最大出力点の電流及び電圧の平均値は、より具体的には、まず、各Ｉ−Ｖカーブの最大出力点の電流Ｉｐｍと電圧Ｖｐｍが抽出され、以下の数式（１４）及び（１５）に従って算出される。

また、太陽電池の温度の平均値は先述の数式（１０）により、短絡電流の平均値は数式（
５）により算出される。

Ｓ２２３の処理が終了するとＳ２２４に進む。Ｓ２２４においては、各Ｉ−Ｖカーブの最大出力点の電流及び電圧である、最大出力電流Ｉｐｍと最大出力電圧Ｖｐｍの平均値が、短絡電流Ｉｓｃの平均値と、太陽電池の温度Ｔの平均値を用いて補正される。より具体的には、以下の数式（１６）及び（１７）を用いて補正される。

Ｓ２２４の処理が終了するとＳ２２５に進む。Ｓ２２５においては、以下の数式（１８）に示すように補正後の最大出力電流と最大出力電圧の平均値を乗積することにより、補正後の最大出力の平均値が算出され、さらに、先述の数式（１３）を用いて平均出力係数ＰＲａｖｅが算出される。

Ｓ２２５の処理が終了すると、Ｓ２０５〜Ｓ２０７の処理が実行されるが、これらの処理はＩ−Ｖカーブ評価ルーチン２と同等であるので、ここでは説明は省略する。なお、ここでも、数式（３）とは異なる平均出力係数の数式（１３）が用いられるのは、短絡電流Ｉｓｃの平均値と短絡電流の定格値Ｉｓｃｍｏの比の項について、Ｉ−Ｖカーブ評価ルーチン５では数式（１６）で考慮されているからである。従って、Ｓ２２４の処理における数式（１６）では、短絡電流Ｉｓｃの平均値と短絡電流の定格値Ｉｓｃｍｏの比の項について考慮すること止め、その代わりに、Ｓ２２５では先述の数式（３）を用いて平均出力係数を求めるようにしてもよい。

以上のように、本実施例においては、温度計２４ａによって太陽電池２の温度を取得し、温度によってＩ−Ｖカーブを補正することにしたので、より精度良く太陽電池の出力特性の評価を行うことが可能である。

＜実施例５＞
次に、実施例５について説明する。本実施例においては、太陽電池評価システムの構成の様々な態様について説明する。

図１３には、本実施例における太陽電池評価システム３０の態様について示す。この態様における構成要素の太陽電池２、電流電圧特性計測部３、温度計２４ａ、演算部６、標準偏差判断部１７、閾値記憶部１９、評価部８、表示器８ａについては、各々、図１１の太陽電池評価システム２０に示した構成と同等である。一方、この態様においては、計測データ取得部３５が、ＤＣ／ＤＣコンバータ３４ａ、インバータ３４ｂとともにパワーコンディショナ３４内に配置されている点が異なる。また、パワーコンディショナ３４は、負荷３６に接続されている。

次に、図１４には、本実施例における太陽電池評価システム４０の態様について示す。この態様における構成要素のうち太陽電池２、電流電圧特性計測部３、温度計２４ａ、表示器８ａ，負荷３６については、各々、図１３に示した対応する構成と同等である。この
態様においては、計測データ取得部４５、演算部４６、標準偏差判断部４７、評価部４８、閾値記憶部４９が、ＤＣ／ＤＣコンバータ４４ａ、インバータ４４ｂとともにパワーコンディショナ４４内に構成されている。

次に、図１５には、本実施例における太陽電池評価システム５０の態様について示す。この態様における構成要素のうち太陽電池２、電流電圧特性計測部３、温度計２４ａについては、各々、図１４に示した対応する構成と同等である。この態様においては、計測データ取得部５５、演算部５６、標準偏差判断部５７、評価部５８、表示部５８ａ，閾値記憶部５９が、パワーコンディショナとは独立して、ハンディタイプのＩ−Ｖ特性計測装置５４内に構成されている。これによれば、評価者が太陽光発電システム５０の評価に現場に向かう際に、ハンディタイプのＩ−Ｖ特性計測装置５４を持参し、設置した上で、適切な期間だけ放置して評価を継続的に行うなどの運用が可能になる。

次に、図１６には、本実施例における太陽電池評価システム６０の態様について示す。この態様における電流電圧特性計測部３、温度計２４ａ、計測データ取得部４５、演算部４６、標準偏差判断部４７、評価部４８、閾値記憶部４９、ＤＣ／ＤＣコンバータ４４ａ、インバータ４４ｂ、表示器８ａ、負荷３６については、各々、図１４に示した対応する構成と同等である。この態様においては、複数の太陽電池６２ａ、６２ｂがパワーコンディショナ６４に接続されており、電流電圧特性計測部３に入力されている。そして、スイッチ６３ａ及び６３ｂによって、電流電圧特性計測部３への入力が切り替えられるようになっている。この態様によれば、複数の太陽電池について、出力特性の評価を行うことが可能である。

次に、図１７には、本実施例における太陽電池評価システム７０の態様について示す。この態様における構成要素の太陽電池２、温度計２４ａ、計測データ取得部５、演算部６、標準偏差判断部１７、閾値記憶部１９、評価部８、表示器８ａについては、各々、図１１の太陽電池評価システム２０に示した構成と同等である。一方、この態様においては、電流電圧特性計測部７３が、ＤＣ／ＤＣコンバータ７４ａ、インバータ７４ｂとともにパワーコンディショナ７４内に配置されている点が異なる。

このように、本発明における太陽電池評価システムにおいては、いずれの構成をパワーコンディショナに組み込むかという点について様々な組み合わせが考えられ、システム全体としての利便性に応じて適宜決定すればよい。この組み合わせについては上記の態様に限定する趣旨ではない。また、いずれの構成をハンディタイプのＩ−Ｖ特性計測装置に組み込むかという点についても同様である。

＜実施例６＞
次に、本発明の実施例６について説明する。実施例１〜実施例５においては、太陽電池の出力特性を評価する際に、平均出力係数を用いることを前提としていたが、本実施例においては、平均出力係数を用いない例について説明する。

本実施例においては、数式（３）で示される平均出力係数を用いて太陽電池の出力特性を評価するのではなく、数式（１９）で示される出力係数を用いて太陽電池の出力特性を評価する。

そして、図２１に示したように出力係数のグラフに特異点が現れた場合には、特異点に相当するデータを排除する。より具体的には、横軸に計測回数、縦軸に出力係数をとった図２１（ｂ）のようなグラフにおいて、前回の値に対して出力係数が例えば±２０％以上変化した値が現れた場合には、その値を削除してもよい。

あるいは、出力係数のデータの中で、例えば大きい方から３点、小さい方から３点のデータを削除してもよい。もちろん、この３点という数値は出力係数のばらつきの大きさを考慮しつつ、適宜変更してもよい。さらに、太陽電池の出力特性の評価に用いる指標を、例えば、連続する１０個の出力係数の平均値（出力係数自体の平均値であり平均出力係数とは異なる）ということにしても構わない。ここでも、この１０個という数値は出力係数のばらつきの大きさを考慮しつつ、適宜変更してもよい。

以上のように、本実施例においては、太陽電池の出力特性の評価のために、平均出力係数でなく、あくまで出力係数を用いた上で、出力係数の変動を緩和することにした。これによっても、太陽電池の出力特性の評価の精度を向上させることが可能である。なお、本実施例において説明した処理は、太陽光発電システムに設けられた図示しないＣＰＵの指令により自動的に実施される。この意味で太陽光発電システムに設けられたＣＰＵは安定化手段に相当する。

＜実施例７＞
次に、本発明の実施例７について説明する。本実施例においては、数式（３）で示される平均出力係数を用いて太陽電池の出力特性を評価するのではなく、数式（１９）で示される出力係数を用いて太陽電池の出力特性を評価する例について説明する。本実施例における太陽光発電システムのハード構成は、図３に示すものとして説明するが、実施例１〜６において説明したいずれのハード構成を適用しても構わない。

本実施例においては、電流電圧特性計測部３によって太陽電池２のＩ−Ｖカーブを所定の時間間隔で繰り返し取得する。そして、Ｎ本目に取得したＩ−Ｖカーブと、Ｎ＋１本目に取得したＩ−Ｖカーブの距離Ｅを算出し、この距離Ｅが閾値以上の場合には、Ｎ本目のＩ−Ｖカーブは排除する。そして、Ｎ＋２本目のＩ−Ｖカーブを取得し、Ｎ＋１本目に取得したＩ−Ｖカーブと、Ｎ＋２本目に取得したＩ−Ｖカーブの距離Ｅを算出して再度閾値とを比較する。そして、その際の距離Ｅが閾値未満であった場合には、Ｎ＋１本目またはＮ＋２本目のＩ−Ｖカーブを、安定化した後のＩ−Ｖカーブとして採用し、これを用いて太陽電池の出力特性を評価する。

図１８には、本実施例におけるＩ−Ｖカーブの変動のフィルタ処理について説明するための図を示す。図１８においては、Ｎ本目に取得されたＩ−Ｖカーブと、Ｎ＋１本目に取得されたＩ−Ｖカーブとの間の距離Ｅは、例えば、数式（２０）に示すように、等間隔の電圧Ｖ毎の、２本のＩ−Ｖカーブにおける電流値Ｉの差の合計値とする。この場合は、もちろん、電圧測定数で除することで、距離Ｅを、等間隔の電圧Ｖ毎の、２本のカーブにおける電流値Ｉの差の平均値としても構わない。

あるいは、Ｎ本目に取得されたＩ−Ｖカーブと、Ｎ＋１本目に取得されたＩ−Ｖカーブとの間の距離Ｅは、数式（２１）に示すように、２本のＩ−Ｖカーブの電流値Ｉの差が最大である電圧値における、電流値Ｉの差の値としてもよい。

あるいは、Ｎ本目に取得されたＩ−Ｖカーブと、Ｎ＋１本目に取得されたＩ−Ｖカーブとの間の距離Ｅは、数式（２２）に示すように、各Ｉ−Ｖカーブにおける電流値Ｉの平均値の差の値としてもよい。

あるいは、Ｎ本目に取得されたＩ−Ｖカーブと、Ｎ＋１本目に取得されたＩ−Ｖカーブとの間の距離Ｅは、２本のＩ−Ｖカーブのうちの特定の点間の距離としてもよい。より具体的には、数式（２３）に示すように、２本のＩ−Ｖカーブにおける短絡電流値の差としてもよい。

あるいは、Ｎ本目に取得されたＩ−Ｖカーブと、Ｎ＋１本目に取得されたＩ−Ｖカーブとの間の距離Ｅは、数式（２４）に示すように、２本のＩ−Ｖカーブの開放電圧における電流値の差としてもよい。

あるいは、Ｎ本目に取得されたＩ−Ｖカーブと、Ｎ＋１本目に取得されたＩ−Ｖカーブとの間の距離Ｅは、数式（２５）に示すように、２本のＩ−Ｖカーブの最大出力点における電流値の差としてもよい。

以上のように、本実施例においては、Ｉ−Ｖカーブを取得する際に、連続して取得された２本のＩ−Ｖカーブの間の距離が閾値より大きい場合には、いずれかのＩ−Ｖカーブが取得された際に、太陽電池に雲の影がかかる等の不安定化要因が作用したと判断し、その際のＩ−Ｖカーブの情報は太陽電池の出力特性の評価には採用しない。一方、連続して取得された２本のＩ−Ｖカーブの間の距離が閾値未満であった場合には、少なくとも安定した取得条件下で２本のＩ−Ｖカーブが取得されたと判断し、当該Ｉ−Ｖカーブに基づいて太陽電池の出力特性を評価する。従って本実施例によれば、数式（３）で示される平均出力係数を用いずに、数式（１９）で示される出力係数を用いて、充分に安定化した出力特性を得ることができ、太陽電池の出力特性の精度を向上させることが可能となる。ここで
本実施例における閾値は、連続して取得された２本のＩ−Ｖカーブにおける、各定義式に従った距離Ｅが、この値未満であれば、前記２本のＩ−Ｖカーブは安定した取得条件下で取得され信頼性が高いと判断できる値であり、予め実験的または理論的に定められるものである。

なお、本実施例の説明では、上述したように、連続して取得された２本のＩ−Ｖカーブの間の距離が閾値より小さくなることをもって、Ｉ−Ｖカーブの取得条件が安定していると判断したが、これを、連続した３本以上の全てのＩ−Ｖカーブの距離が閾値より小さくなることをもって、Ｉ−Ｖカーブの取得条件が安定していると判断してもよい。これにより、簡単な処理でより安定したＩ−Ｖカーブを用いて太陽電池の出力特性の評価を行うことが可能となる。

なお、本実施例において取得手段は、図３における計測データ取得部５を含んで構成される。また、本実施例においては、図３の評価部８において数式（１９）に基づく出力係数が演算され、この出力係数の値と性能確認用閾値とが比較され、太陽電池の出力のＩ−Ｖカーブが正常か異常かが判定されるので、評価部８が、特性導出手段及び特性評価手段に相当する。また、図３における表示器８ａは本実施例における表示手段に相当する。

また、本実施例では、図３の演算部６において、電流電圧特性計測部３で計測されたＩ−Ｖカーブより、その最大出力点における電力値と短絡電流値とが算出されるとともに、上記した２本のＩ−Ｖカーブの距離Ｅの算出及び閾値との比較、Ｉ−Ｖカーブの情報の排除または採用の判定を行うので、演算部６が本実施例におけるフィルタ手段に相当する。実際には、図示しないＣＰＵの指令により上記の処理が実行されるので、本実施例においては、このＣＰＵがフィルタ手段に相当するとも言える。また、本実施例に置いて２本のＩ−Ｖカーブの距離Ｅが閾値以上となることは、連続して取得された前記太陽電池の出力電圧と出力電流の関係が所定程度以上に変動していることに相当する。

なお、本実施例では、太陽電池の出力特性の評価に数式（１９）を用いることを前提としたが、この出力係数としては、数式（１）を用いてもよい。すなわち、太陽電池の出力特性の評価には、太陽電池のＩ−Ｖカーブから得られる最大出力値と、太陽電池の短絡電流値を用いるのではなく、太陽電池のＩ−Ｖカーブから得られる最大出力値と、日射計を用いて測定した日射強度を用いて評価をしても構わない。また、本実施例においては、取得されたＩ−Ｖカーブの情報、最大出力点における電力値、短絡電流値を、先述のように太陽電池の温度によって補正してもよいことは当然である。

１、１０、２０、３０、４０、５０、６０、７０・・・太陽光発電システム
２、６２ａ、６２ｂ・・・太陽電池
３、・・・電流電圧特性計測部
５、３５、４５、５５・・・計測データ取得部
６、４６、５６・・・演算部
８、４８、５８・・・評価部
８ａ、５８ａ・・・表示器
１７、４７、５７・・・標準偏差判断部
１９、４９、５９・・・閾値記憶部
２４ａ・・・温度計
３４、４４、６４、７４・・・パワーコンディショナ
３４ａ、４４ａ、７４ａ・・ＤＣ／ＤＣコンバータ
３４ｂ、４４ｂ、７４ｂ・・・インバータ
３６・・・負荷
５４・・・Ｉ−Ｖ特性計測装置
６３ａ、６３ｂ・・・スイッチ

Claims (23)

1. 太陽電池の出力電圧と出力電流の関係を取得する取得手段と、
   前記取得手段により取得された前記太陽電池の出力電圧と出力電流の関係から得られた、前記太陽電池の最大出力点における電力値と前記太陽電池の短絡電流値と、に基づいて前記太陽電池の出力特性を評価する評価手段と、を備え、
   前記評価手段は、前記取得手段により取得された前記太陽電池の出力電圧と出力電流の関係の変動に基づく、前記太陽電池の出力特性の変動を緩和する安定化手段を有し、
   前記安定化手段は、
   前記太陽電池の出力電圧と出力電流の関係を複数回取得し、複数回取得した太陽電池の出力電圧と出力電流の関係から得られた前記太陽電池の最大出力点における電力値のうちの所定回数分の平均値である平均最大出力値と、複数回取得した前記太陽電池の短絡電流値の前記所定回数分の平均値である平均短絡電流値とを算出する平均値算出部を有し、
   前記評価手段は、
   前記平均最大出力値と前記平均短絡電流値とに基づいて定められる平均出力係数と、出力係数についての所定の閾値とを比較して、太陽電池の出力特性を評価する出力係数評価部を有し、
   前記最大出力点における電力値と前記短絡電流値とに基づいて算出される出力係数の標準偏差に基づいて前記所定回数を定める標準偏差判断手段と、
   前記出力係数の標準偏差がそれ以下の場合に、充分に安定した前記平均出力係数の値が得られると考えられる前記標準偏差の閾値を記憶する閾値記憶手段と、
   をさらに備え、
   前記標準偏差判断手段は、
   前記安定化手段が前記太陽電池の出力電圧と出力電流の関係を複数回取得した際の各取得機会において取得された、前記最大出力点における電力値と前記短絡電流値とから、各取得機会における出力係数を算出する出力係数算出部と、
   前記出力係数算出部において算出された複数の出力係数のデータについての標準偏差を算出する標準偏差算出部と、
   前記標準偏差算出部によって算出された標準偏差が、前記閾値記憶手段に記憶された前記標準偏差の閾値以下になるときの前記出力係数のデータ数を算出するデータ数算出部と、を備え、
   前記データ数算出部によって算出されたデータ数を、前記平均値算出部が平均最大出力
   値と平均短絡電流値とを算出する際の所定回数として設定することを特徴とする、太陽電池の評価装置。
2. 前記閾値記憶手段に記憶される前記標準偏差の閾値は、太陽電池の出力係数の値の信頼区間に基づいて定められることを特徴とする請求項１に記載の太陽電池の評価装置。
3. 前記太陽電池の出力特性の評価結果を表示する表示手段をさらに備えることを特徴とする請求項１または２に記載の太陽電池の評価装置。
4. 前記取得手段は、さらに太陽電池の温度を取得し、
   前記評価手段は、前記太陽電池の出力電圧と出力電流の関係、前記太陽電池の最大出力点における電力値及び短絡電流値の少なくとも一つを、前記取得手段によって取得された前記太陽電池の温度に基づいて補正した上で、前記太陽電池の出力特性を評価することを特徴とする請求項１から３のいずれか一項に記載の太陽電池の評価装置。
5. 前記取得手段と、前記評価手段のうち、少なくとも一つを、可搬性の筐体内に収納したことを特徴とする請求項１から４のいずれか一項に記載の太陽電池の評価装置。
6. 前記取得手段と、前記評価手段と、前記標準偏差判断手段と、前記閾値記憶手段のうち、少なくとも一つを、可搬性の筐体内に収納したことを特徴とする請求項１から４のいずれか一項に記載の太陽電池の評価装置。
7. 請求項１から４のいずれか一項に記載の太陽電池の評価装置における前記取得手段と、前記評価手段のうちの少なくとも一つと、ＤＣ／ＤＣコンバータと、インバータと、を有するパワーコンディショナ。
8. 請求項１から４のいずれか一項に記載の太陽電池の評価装置における前記取得手段と、前記評価手段と、前記標準偏差判断手段と、前記閾値記憶手段のうちの少なくとも一つと、ＤＣ／ＤＣコンバータと、インバータと、を有するパワーコンディショナ。
9. 太陽電池モジュールと、
   請求項１から４のいずれか一項に記載の太陽電池の評価装置と、
   太陽電池モジュールの出力を昇圧するとともに直流電力を交流電力に変換するパワーコンディショナと、を備えることを特徴とする太陽光発電システム。
10. 前記取得手段と、前記評価手段のうち、少なくとも一つを、前記パワーコンディショナ内に組み込んだことを特徴とする請求項９に記載の太陽光発電システム。
11. 太陽電池モジュールと、
    請求項１から４のいずれか一項に記載の太陽電池の評価装置と、
    太陽電池モジュールの出力を昇圧するとともに直流電力を交流電力に変換するパワーコンディショナと、を備え
    前記取得手段と、前記評価手段と、前記標準偏差判断手段と、前記閾値記憶手段のうち、少なくとも一つを、前記パワーコンディショナ内に組み込んだことを特徴とする太陽光発電システム。
12. 太陽電池の出力電圧と出力電流との関係を取得し、
    前記太陽電池の出力電圧と出力電流との関係から得られた、前記太陽電池の最大出力点における電力値と前記太陽電池の短絡電流値とに基づいて前記太陽電池の出力特性を評価する、太陽電池の評価方法であって、
    前記太陽電池の出力電圧と出力電流との関係を複数回取得し、複数回取得した太陽電池の出力電圧と出力電流との関係から得られた、前記最大出力点における電力値のうちの所定回数分の平均値である平均最大出力値と、前記太陽電池の短絡電流値のうちの前記所定回数分の平均値である平均短絡電流値とを算出し、
    前記平均最大出力値と前記平均短絡電流値とに基づいて定められる平均出力係数と、出力係数についての所定の閾値とを比較することで、太陽電池の出力特性を評価し、
    前記太陽電池の出力電圧と出力電流との関係を複数回取得した際の、各取得機会において取得された前記最大出力点における電力値と前記短絡電流値とから、各取得機会における出力係数を算出し、
    算出された各取得機会における出力係数についての標準偏差を算出し、
    前記算出された標準偏差が、所定の閾値以下になるときの、前記太陽電池の出力電圧と出力電流との関係の取得回数を算出し、
    前記取得回数を、前記平均最大出力値と平均短絡電流値とを算出する際の所定回数として設定することを特徴とする、太陽電池の評価方法。
13. 前記所定の閾値は、太陽電池の出力の値の信頼区間に基づいて定められることを特徴とする請求項１２に記載の太陽電池の評価方法。
14. 前記取得手段により取得された前記太陽電池の出力電圧と出力電流の関係に基づいて、前記太陽電池の出力特性を導出する特性導出手段と、
    前記太陽電池の出力特性を閾値と比較することで評価する特性評価手段と、
    を備え、
    前記取得手段は前記太陽電池の出力電圧と出力電流の関係を複数回取得するとともに、前記特性導出手段は前記太陽電池の出力特性を複数回導出し、
    前記特性評価手段は、前記取得手段によって連続して取得された前記太陽電池の出力電圧と出力電流の関係が所定程度以上に変動している場合または、前記特性導出手段によって連続して導出された前記太陽電池の出力特性が所定程度以上に変動している場合には、前記太陽電池の出力電圧と出力電流の関係または前記太陽電池の出力特性を排除するフィルタ手段を有することを特徴とする請求項１に記載の太陽電池の評価装置。
15. 前記特性導出手段は、前記取得手段により取得された前記太陽電池の出力電圧と出力電流の関係から得られた前記太陽電池の最大出力点における電力値と、前記太陽電池の短絡電流または日射強度とに基づいて、前記太陽電池の出力特性を導出することを特徴とする請求項１４に記載の太陽電池の評価装置。
16. 前記太陽電池の出力特性の評価結果を表示する表示手段をさらに備えることを特徴とする請求項１４または１５に記載の太陽電池の評価装置。
17. 前記取得手段は、さらに太陽電池の温度を取得し、
    前記特性導出手段は、前記太陽電池の出力電圧と出力電流の関係、前記太陽電池の最大出力点における電力値または、前記太陽電池の短絡電流値を、前記取得手段によって取得された前記太陽電池の温度に基づいて補正した上で、前記太陽電池の出力特性を導出することを特徴とする請求項１５に記載の太陽電池の評価装置。
18. 前記取得手段と前記特性導出手段と前記特性評価手段のうち、少なくとも一つを、可搬性の筐体内に収納したことを特徴とする請求項１４から１７のいずれか一項に記載の太陽電池の評価装置。
19. 請求項１４から１７のいずれか一項に記載の太陽電池の評価装置における前記取得手段と前記特性導出手段と前記特性評価手段のうちの少なくとも一つと、ＤＣ／ＤＣコンバー
    タと、インバータと、を有するパワーコンディショナ。
20. 太陽電池モジュールと、
    請求項１４から１７のいずれか一項に記載の太陽電池の評価装置と、
    太陽電池モジュールの出力を昇圧するとともに直流電力を交流電力に変換するパワーコンディショナと、を備えることを特徴とする太陽光発電システム。
21. 前記取得手段と前記特性導出手段と前記特性評価手段のうち、少なくとも一つを、前記パワーコンディショナ内に組み込んだことを特徴とする請求項２０に記載の太陽光発電システム。
22. 前記太陽電池の出力電圧と出力電流の関係を複数回取得するとともに、前記太陽電池の出力特性を複数回取得し、
    連続して取得された前記太陽電池の出力電圧と出力電流の関係が類似していない場合または、連続して導出された前記太陽電池の出力特性が類似していない場合には、該前記太陽電池の出力電圧と出力電流の関係または該太陽電池の出力特性を排除することを特徴とする請求項１２に記載の太陽電池の評価方法。
23. 前記太陽電池の出力電圧と出力電流との関係から得られた前記太陽電池の最大出力点における電力値と、前記太陽電池の短絡電流または日射強度とに基づいて前記太陽電池の出力特性を評価することを特徴とする請求項２２に記載の太陽電池の評価方法。

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