JP7435071B2 - 診断装置、診断方法およびプログラム - Google Patents

Description

本発明は、太陽電池を用いた太陽光発電システムの施工状態を診断可能な診断装置、診断方法およびプログラムに関する。

太陽光をエネルギー源として直接的に発電する太陽電池を用いた太陽光発電システムでは、太陽電池の電流電圧特性（「Ｉ－Ｖ特性」ともいう）、または、電圧発電力（Ｐ－Ｖ特性ともいう）を測定し、当該測定結果に基づいて、架台や屋上等に設けられた当該太陽電池の動作状態を把握することが知られている。例えば、特許文献１では、太陽電池の異常を判定するための基準となる電流電圧特性を簡易に取得し、太陽電池の異常を判定する、とされる技術が開示されている。太陽電池のＩ－Ｖ特性やＰ－Ｖ特性の測定は、一般的にＩＶカーブトレーサを用いて計測される。

ここで、太陽光発電システムにおいては、セルと称する発電単位を複数に直並列させてモジュール化した太陽電池モジュールを構成単位として施工が行われる。太陽光発電システムの施工においては、複数の太陽電池モジュールを直列に接続させた構成のストリング、当該ストリングをさらに並列に接続させた構成の太陽電池アレイ（または、単に「アレイ」）が採用される。そして、発電電力の規模に応じて、複数の太陽電池アレイが架台や屋上等に設けられる。

特開２０１２－１８６４０９号公報

上述したように、太陽光発電システムは複数の太陽電池モジュールを含んで構成される。このため、太陽電池モジュール間を接続する配線数は、発電電力の規模大きさに比例して増大することになる。太陽光発電システムの施工現場においては、カーブトレーサで計測されたＩ－Ｖ特性やＰ－Ｖ特性のグラフ形状を見て太陽電池モジュール間の配線状態の正常／非正常を判断している。しかしながら、上記グラフ形状から、陽電池モジュール間の配線状態の正常／非正常を判断するためには、作業者の知識や経験に依存しており、判断品質にばらつきがある。太陽電池モジュール間の接続配線に施工不良（配線忘れ、接続ミス等）が生じた場合には、発電電力量の低下を招くことになり、設計時に意図した発電量が得られない。また、複数の太陽電池アレイを有する場合には、アレイ間の電圧バランスが崩れるため、各アレイを構成する太陽電池モジュールの故障を引き起こす虞がある。

ところで、特許文献１に開示の技術では、太陽電池モジュールの定格から異常判断の基準になる基準ＩＶカーブ特性を求め、当該基準ＩＶカーブの面積と、計測された実測ＩＶカーブの面積との差分から、正常と非正常との切り分けを行っている。このため、各面積の算出や、基準ＩＶカーブの算出が行われるため、算出に係る処理コストが大きい。また、面積による比較のため、面積差が小さい場合には、日照の変化といった環境変化に起因するものなのか、施工ミスによるものなのかが判別できない。

本発明は、上記のような問題に鑑みてなされたものであり、その目的は、太陽電池モジュール間を接続する配線の接続不良を簡易に判別可能にし、太陽光発電システムにおける施工品質を向上させる技術を提供することである。

上記の課題を解決するための本発明に係る診断装置は、複数の太陽光発電モジュールから構成される太陽電池の発電状態が正常状態であるか非正常状態であるかを診断する診断装置であって、
前記太陽電池について所定のサンプル数で計測された、電圧値の増加または減少に伴って推移する電流値の変化に関する電流電圧特性を取得することと、
前記電流電圧特性が計測されたサンプル点毎の電圧値または電流値の一方の第１特性値および他方の第２特性値に基づいて、前記サンプル点における前記第１特性値の増加または減少に伴って推移する前記第２特性値の変化の傾きを算出することと、
所定の第１特性値に対する前記変化の傾きから推定される推定第２特性値と、前記電流電圧特性において前記所定の第１特性値に対応して計測された第２特性値との大小比較の判定結果に基づいて、前記太陽電池の発電状態が正常状態であるか非正常状態であるかを診断することと、
を実行する制御部を備えることを特徴とする。

ここで、「第１特性値」が電圧値の場合には「第２特性値」は電流値であり、「第１特性値」が電流値の場合には「第２特性値」は電圧値である。これにより、短絡電流（Ｉｓｃ）から開放電圧（Ｖｏｃ）に到達するまで、第１特性値が電圧値の場合には、電圧値の増加または減少に伴って推移する電流値の変化傾向を示すＩＶカーブ曲線の形状において、電流値の減少傾向が変化する肩部分ｇ２ａとｇ２ｂとの間の段差領域ｇ２ｃの有無を判定することができる。太陽電池モジュール間を接続する配線の接続不良が生じた場合には、発電に係るモジュール数が正常状態と異なるため、当該モジュール数の異なりがＩＶカーブ曲線上に段差領域として生じることになる。本発明によれば、段差領域の有無に基づいて、施工後の太陽電池３０を構成する太陽電池モジュール間の接続配線状態が診断可能になる。また、各計測点における接線の傾きＤｐに基づいてＩＶカーブにおける段差領域が判定できるため、実測されたＩＶカーブの面積および実測ＩＶカーブに基準ＩＶカーブの面積を求めなくともよい。本発明においては、診断に係る演算の処理コストを低減できる。本発明によれば、ＩＶカーブデータの形状に基づいて、太陽電池モジュール間を接続する配線の接続不良が判別可能になり、太陽光発電システムにおける施工品質が向上できる。

また、本発明において、前記制御部は、前記電流電圧特性が計測されたサンプル点毎の、前記推定第２特性値が前記所定の第１特性値に対応して計測された第２特性値より小さいと判定されたサンプル点数を計数するとともに、前記計数されたサンプル点数の総サンプル数に占める割合が判定基準値以下のときには前記太陽電池の発電状態が正常状態と診断するようにしてもよい。これにより、ＩＶカーブデータ計測時に重畳されたノイズ等の影響が低減できる。本発明によれば、太陽電池モジュール間の接続配線の施工状態の正常／非正常の判定確度を高めることができる。

また、本発明において、前記制御部は、前記電流電圧特性が計測されたサンプル点毎の、前記推定第２特性値が前記所定の第１特性値に対応して計測された第２特性値より小さいと判定されたサンプル点数を計数するとともに、前記計数されたサンプル点数の総サンプル数に占める割合が判定基準値をこえるときには前記太陽電池の発電状態が非正常状態と診断するようにしてもよい。これにより、ＩＶカーブデータ計測時に重畳されたノイズ等の影響が低減できる。本発明によれば、太陽電池モジュール間の接続配線の施工状態の正常／非正常の判定確度を高めることができる。

また、本発明において、前記制御部は、前記電流電圧特性が計測されたサンプル点の中の、第１サンプル点で計測された第２特性値と、前記第１サンプル点の第１特性値より低
位側に隣接するサンプル点で計測された低位側第２特性値との差分が第１閾値未満であり、かつ、前記第２特性値と、前記第１サンプル点の高位側に隣接するサンプル点で計測された高位側第２特性値との差分が第２閾値未満であるときに、前記第１サンプル点を間引きするようにしてもよい。ここで、「低位側」とは、第１特性値が電圧値のときには低電圧側を表し、第１特性値が電流値のときには低電流側をあらわす。「高位側」についても同様である。

これにより、間引き処理が施された各計測点を処理対象として、太陽光発電システム１を構成する太陽電池３０の、太陽電池モジュール間を接続する配線状態の正常／非正常が診断できる。本発明によれば、段差判定に係る実測データについての、電流の計測誤差やノイズの影響による段差誤差検出を低減することが可能になり、太陽電池モジュール間の接続配線の施工状態の正常／非正常の判定制度を高めることができる。

また、本発明において、前記制御部は、前記電流電圧特性が計測されたサンプル点の中の、所定の第１特性値に対する前記変化の傾きから推定される推定第２特性値が、前記電流電圧特性において前記所定の第１特性値に対応して計測された第２特性値より小さいと判定された連続するサンプル点群をグループ化するとともに、
前記グループ化されたサンプル点群において低位側のサンプル点で計測された低位第２特性値と高位側のサンプル点で計測された高位第２特性値との差分である差分第２特性値の、前記第１特性値が０値における基準第２特性値に対する割合に基づいて、前記太陽電池の発電状態が正常状態であるか非正常状態であるかを診断するようにしてもよい。ここで、「低位側」とは、第１特性値が電圧値のときには低電圧側を表し、第１特性値が電流値のときには低電流側をあらわす。「高位側」についても同様である。また、「前記第１特性値が０値における基準第２特性値」とは、第１特性値が電圧値のときには「短絡電流値」を表し、第１特性値が電流値のときには「開放電圧値」を表す。

これにより、グループ化された計測点群の電流変化幅を、段差判定を行うための評価対象にできるため、段差のサイズの影響による誤差検出を低減することが可能になる。本発明によれば、段差判定に関する判定精度をさらに高めることが可能になり、太陽光発電システム１を構成する太陽電池３０の、太陽電池モジュール間を接続する配線状態の正常／非正常の診断精度を高めることが可能になる。

また、本発明は、複数の太陽光発電モジュールから構成される太陽電池の発電状態が正常状態であるか非正常状態であるかを診断する診断方法であって、
前記太陽電池について所定のサンプル数で計測された、電圧値の増加または減少に伴って推移する電流値の変化に関する電流電圧特性を取得することと、
前記電流電圧特性が計測されたサンプル点毎の電圧値または電流値の一方の第１特性値および他方の第２特性値に基づいて、前記サンプル点における前記第１特性値の増加または減少に伴って推移する第２特性値の変化の傾きを算出することと、
所定の第１特性値に対する前記変化の傾きから推定される推定第２特性値と、前記電流電圧特性において前記所定の第１特性値に対応して計測された第２特性値との大小比較の判定結果に基づいて、前記太陽電池の発電状態が正常状態であるか非正常状態であるかを診断することと、
を含むことを特徴とする。

本発明によれば、短絡電流（Ｉｓｃ）から開放電圧（Ｖｏｃ）に到達するまで、第１特性値が電圧値の場合には、電圧値の増加または減少に伴って推移する電流値の変化傾向を示すＩＶカーブ曲線の形状において、電流値の減少傾向が変化する肩部分ｇ２ａとｇ２ｂとの間の段差領域ｇ２ｃの有無を判定することができる。太陽電池モジュール間を接続する配線の接続不良が生じた場合には、発電に係るモジュール数が正常状態と異なるため、
当該モジュール数の異なりがＩＶカーブ曲線上に段差領域として生じることになる。これにより、段差領域の有無に基づいて、施工後の太陽電池３０を構成する太陽電池モジュール間の接続配線状態が診断可能になる。また、各計測点における接線の傾きＤｐに基づいてＩＶカーブにおける段差領域が判定できるため、実測されたＩＶカーブの面積および実測ＩＶカーブに基準ＩＶカーブの面積を求めなくともよい。本発明においては、診断に係る演算の処理コストを低減できる。本発明によれば、ＩＶカーブデータの形状に基づいて、太陽電池モジュール間を接続する配線の接続不良が判別可能になり、太陽光発電システムにおける施工品質が向上できる。

さらに、本発明は、複数の太陽光発電モジュールから構成される太陽電池の発電状態が正常状態であるか非正常状態であるかを診断するコンピュータに実行させるプログラムであって、
前記太陽電池について所定のサンプル数で計測された、電圧値の増加または減少に伴って推移する電流値の変化に関する電流電圧特性を取得することと、
前記電流電圧特性が計測されたサンプル点毎の電圧値または電流値の一方の第１特性値および他方の第２特性値に基づいて、前記サンプル点における前記第１特性値の増加または減少に伴って推移する第２特性値の変化の傾きを算出することと、
所定の第１特性値に対する前記変化の傾きから推定される推定第２特性値と、前記電流電圧特性において前記所定の第１特性値に対応して計測された第２特性値との大小比較の判定結果に基づいて、前記太陽電池の発電状態が正常状態であるか非正常状態であるかを診断することと、
を実行させることを特徴とする。

本発明に係るプログラムによれば、短絡電流（Ｉｓｃ）から開放電圧（Ｖｏｃ）に到達するまで、第１特性値が電圧値の場合には、電圧値の増加または減少に伴って推移する電流値の変化傾向を示すＩＶカーブ曲線の形状において、電流値の減少傾向が変化する肩部分ｇ２ａとｇ２ｂとの間の段差領域ｇ２ｃの有無を判定することができる。太陽電池モジュール間を接続する配線の接続不良が生じた場合には、発電に係るモジュール数が正常状態と異なるため、当該モジュール数の異なりがＩＶカーブ曲線上に段差領域として生じることになる。これにより、段差領域の有無に基づいて、施工後の太陽電池３０を構成する太陽電池モジュール間の接続配線状態が診断可能になる。また、各計測点における接線の傾きＤｐに基づいてＩＶカーブにおける段差領域が判定できるため、実測されたＩＶカーブの面積および実測ＩＶカーブに基準ＩＶカーブの面積を求めなくともよい。本発明においては、診断に係る演算の処理コストを低減できる。本発明に係るプログラムによれば、ＩＶカーブデータの形状に基づいて、太陽電池モジュール間を接続する配線の接続不良が判別可能になり、太陽光発電システムにおける施工品質が向上できる。

本発明によれば、太陽電池モジュール間を接続する配線の接続不良を判別可能にし、太陽光発電システムにおける施工品質が向上できる。

本発明の実施例１に係る太陽光発電システムの概略構成を示すブロック図である。 本発明の実施例１における太陽電池モジュールの数量と、Ｉ－Ｖカーブとの関係を説明する図である。 本発明の実施例１における太陽電池モジュールの数量と、Ｉ－Ｖカーブとの関係を説明する図である。 本発明の実施例１における非正常状態におけるＩ－Ｖカーブの変化傾向を説明する図である。 本発明の実施例１における段差領域を有するＩ－Ｖカーブの特徴を説明する図である。 本発明の実施例１における診断装置のハードウェア構成の一例を示す図である。 本発明の実施例１における診断装置のより詳細な機能構成の一例を示すブロック図である。 本発明の実施例１における各種データの一例を示す図である。 本発明の実施例１における接線の傾きを求める処理を説明する図である。 本発明の実施例１における計測点に対する接線の内外判定を説明する図である。 本発明の実施例１における診断処理の一例を示すフローチャートである。 本発明の実施例２に係る診断装置の機能構成の一例を示すブロック図である。 本発明の実施例２における間引き用設定値の一例を示す図である。 本発明の実施例２における間引き処理を説明する図である。 本発明の実施例２における診断処理の一例を示すフローチャートである。 本発明の実施例３に係る診断装置の機能構成の一例を示すブロック図である。 本発明の実施例３におけるグルーピング処理を説明する図である。 本発明の実施例３における診断処理の一例を示すフローチャートである。

〔適用例〕
以下、本発明の適用例について、図面を参照しつつ説明する。
図１は、本発明の適用例に係る診断装置２０と連携可能な太陽光発電システム１の機略構成を示すブロック図である。図１には、太陽光発電システム１を構成するパワーコンディショナ（ＰＣＳ）１０と接続される、太陽電池３０と、商用電力系統（単に系統ともいう）４０と、負荷５０とが例示されている。本発明の適用例に係る診断装置２０は、パワーコンディショナ（ＰＣＳ）１０と所定の通信回線を介して接続される。

図１に示すように、太陽電池３０は、発電単位であるセル３３ａを複数に直並列させてモジュール化した太陽電池モジュール３３を構成単位として施工される。例えば、ストリング３２は、１以上の太陽電池モジュール３３がバイパスダイオードを介して直列に組合せられて接続された構成であり、太陽電池アレイ３１は、ストリング３２を並列に組み合わせて接続させた構成である。太陽電池３０を構成する各アレイの出力電流は、それぞれブロッキングダイオード１５を通じてＰＣＳ１０に入力される。ＰＣＳ１０は、太陽電池３０で発電された直流電力を交流電力に変換するためのユニットである電力変換部１０ａと、太陽電池３０のＩ－Ｖ特性を測定するためのＩ－Ｖカーブ計測処理が行われる制御部１０ｂとを備える。なお、ＰＣＳ１０においては、各ブロッキングダイオードを通じて入力された電流の総和を検出するための電流センサ１１、電力変換部１０ａの入力端子間の電圧を検出するための電圧センサ１２が設けられている。Ｉ－Ｖカーブ計測処理においては、制御部１０ｂは、電力変換部１０ａを制御し、動作点電圧（電力変換部１０ａの入力電圧（ＤＣＶ））を変化させながら、当該入力電圧（ＤＣＶ）に対応する入力電流（ＤＣＩ）を測定する。測定の結果、所定のステップ単位で変化させた入力電圧値および当該入力電圧値に応じて測定された入力電流値の複数の組合せが取得される。制御部１０ｂは、取得された測定結果を太陽電池３０のＩ－Ｖ特性を示すデータとして診断装置２０に送信する。

図２から図５に示すように、太陽電池３０の状態が正常なときには、一般的にＩ－Ｖカーブは、短絡電流（Ｉｓｃ）を開始点として、電圧増加に伴って電流値が緩やかに減少し
、太陽電池３０の発電出力が最大電力となる最大電力点の最大電力点電流（Ｉｍｐｐ）および最大電力点電圧（Ｖｍｐｐ）に推移変化する。そして、最大電力点を経過すると、Ｉ－Ｖカーブは、電圧増加に伴って電流値が相対的に急峻に下降変化し、開放電圧（Ｖｏｃ）に到達するように推移する。これに対し、太陽電池３０のアレイ３１ａを構成するモジュール３３の数量が正常状態と異なる場合（非正常状態）には、電圧増加に伴うＩ－Ｖカーブの緩やかな形状が崩れ、正常状態と異なるモジュール数の発電電力の低下に起因する形状変化が、Ｉ－Ｖカーブ上の新たな肩部分となって生じることになる。

本適用例に係る診断装置２０は、太陽電池３０の施工後にＰＣＳ１０を介して測定された、当該太陽電池のＩ－Ｖ特性を示すデータに基づいて、段差領域ｇ２ｃの有無を判定する。具体的には、図５に示すように、計測点毎に接線を求め、当該接線の傾き方向の延長点が短絡電流（Ｉｓｃ）から開放電圧（Ｖｏｃ）へ推移するＩ－Ｖカーブと交差するかを判定する。そして、本診断装置２０は、施工後の太陽電池３０から計測されたＩ－Ｖカーブについて段差領域ｇ２ｃが存在する場合には、太陽電池モジュール間を接続する配線の施工状態は非正常状態と診断する。この結果、ＩＶカーブデータの形状に基づいて、太陽電池モジュール間を接続する配線の接続不良が判別可能になり、太陽光発電システムにおける施工品質が向上できる。なお、太陽電池３０のＩ－Ｖ特性を示すデータとして取得された電圧値の推移を用いても、電流値の推移と同様にして評価できることは言うまでもない。

〔実施例１〕
以下では、本発明の実施例に係る診断装置について、図面を用いて、より詳細に説明する。

＜システム構成＞
図１は、本発明の実施例に係る太陽光発電システムの機略構成を示すブロック図である。本実施例における診断装置２０は、太陽光発電システム１を構成するパワーコンディショナ（ＰＣＳ）１０と所定の通信回線を介して接続可能な情報処理装置である。本実施例に係る太陽光発電システム１においては、パワーコンディショナ（以下、「ＰＣＳ」とも称す）１０は、太陽電池３０と、商用電力系統（単に系統ともいう）４０と、負荷５０とに接続される装置である。太陽電池３０は、発電単位であるセル３３ａを複数に直並列させてモジュール化した太陽電池モジュール（以下、単に「モジュール」ともいう）３３を構成単位として施工される。太陽光発電システム１においては、複数のモジュール３３が組み合わされて使用される。図１に示すように、ストリング３２は、１以上の太陽電池モジュール３３がバイパスダイオードを介して直列に組合せられて接続された構成であり、太陽電池アレイ３１ａ、３１ｂ、３１ｃ、３１ｄは、それぞれ、ストリング３２を並列に組み合わせて接続させた構成である。図１の太陽電池３０は、３個のモジュール３３を直列に接続させたストリング３２を、さらに３列に並列させて接続させた太陽電池アレイ（以下、単に「アレイ」ともいう）を４段に備えて構成される。以下においては、図１に示す太陽電池３０のモジュール構成を説明例として採用するが、本実施形態に係る診断装置２０の診断対象は、図１に示すモジュール構成に限定されない。例えば、太陽電池３０を構成する一段のアレイが、９個の直列接続されたモジュール３３であってもよい。太陽電池３０を構成する各アレイの出力電流は、それぞれブロッキングダイオード１５を通じてＰＣＳ１０に入力される。

ＰＣＳ１０は、電力変換部１０ａと、制御部１０ｂとを備える。電力変換部１０ａは、太陽電池３０で発電された直流電力を交流電力に変換するためのユニットであり、太陽電池３０によって発電された直流電力を昇圧するＤＣ／ＤＣコンバータと、当該昇圧された電力を商用電力系統４０と同期のとれた交流電力に変換するＤＣ／ＡＣコンバータを含み構成される。図示するように、電力変換部１０ａと各アレイのブロッキングダイオード１
５との間は、各ブロッキングダイオード１５を通じて出力される直流電流の総和が電力変換部１０ａに入力するように接続されている。また、ＰＣＳ１０においては、各ブロッキングダイオードを通じて入力された電流の総和を検出するための電流センサ１１、電力変換部１０ａの入力端子間の電圧を検出するための電圧センサ１２が設けられている。なお、ＰＣＳ１０においては、電流センサ１１、電圧センサ１２以外のセンサも設けられている。

制御部１０ｂは、プロセッサ（ＣＰＵ、ＭＰＵ，ＤＳＰ等）、ゲートドライバ、診断装置２０と通信を行うための通信インタフェース回路等を含んで構成されるユニットである。制御部１０ｂには、電流センサ１１と電圧センサ１２を含む各種のセンサの出力が入力される。制御部１０ｂでは、各種センサを通じて検出された情報に基づいて、太陽電池３０の発電出力が最大となる最大電力（電流×電圧の値）点あるいは最適動作点で電力変換部１０ａが動作するように最大電力点追従制御（Maximum power point tracking、MPPT）が行われる。また、本実施例では、制御部１０ｂを通じて、太陽電池３０のＩ－Ｖ特性を測定するためのＩ－Ｖカーブ計測処理が行われる。

Ｉ－Ｖカーブ計測処理においては、制御部１０ｂは、電力変換部１０ａを制御し、動作点電圧（電力変換部１０ａの入力電圧（ＤＣＶ））を変化させながら、当該入力電圧（ＤＣＶ）に対応する入力電流（ＤＣＩ）を測定する。測定の結果、所定のステップ単位で変化させた入力電圧値および当該入力電圧値に応じて測定された入力電流値の複数の組合せが取得される。制御部１０ｂは、取得された測定結果を太陽電池３０のＩ－Ｖ特性を示すデータとして診断装置２０に送信する。

本実施例に係る診断装置２０は、太陽光発電システム１の備える太陽電池３０について、当該太陽電池を構成するモジュール間の接続配線状態の正常／非正常を診断する機能を有する情報処理装置である。本診断装置においては、制御部１０ｂを通じて測定されたＩ－Ｖ特性を示すデータに基づいて、モジュール間を接続する配線の接続状態が正常状態であるか、非正常状態であるかが診断される。

図２および図３は、太陽電池モジュール３３の数量と、Ｉ－Ｖカーブとの関係を説明する図である。図２および図３では、図１に示す４段のアレイ３１ａ、３１ｂ、３１ｃ、３１ｄで構成された太陽電池３０において、発電に係るモジュール数を異ならせて計測されたＩ－Ｖ特性データに基づく曲線グラフ（Ｉ－Ｖカーブ）が例示される。なお、以下では、直列に接続されたｎ個のモジュール３３の構成形態を「ｎ直」とも称し、同様にして並列に接続されたｍ個のモジュール３３の構成形態を「ｍ並」とも称する。例えば、図１に示すアレイ３１ａのモジュール３３の構成形態は「３直３並」として表される。図２および図３に例示のＩ－Ｖカーブにおいては、縦軸は正規化された電流値を表し、横軸は正規化された電圧値を表す。また、図２および図３において、Ｉ－Ｖカーブと縦軸の交点は、太陽電池３０の短絡電流（Ｉｓｃ）を表し、Ｉ－Ｖカーブと横軸の交点は、開放電圧（Ｖｏｃ）を表す。

図２において、（ａ）には、アレイ３１ａを構成するモジュール３３の構成形態を３直３並から、１直３並に変えたときに計測されたＩ－Ｖカーブが例示される。同様にして、（ｂ）には、アレイ３１ａのモジュール３３の構成形態を３直３並から１直３並に変更した場合のＩ－Ｖカーブ、（ｃ）には、アレイ３１ａのモジュール３３の構成形態を３直３並から「３直２並＋１直１並」に変更した場合のＩ－Ｖカーブが例示される。また、図３（ａ）には、アレイ３１ａを構成するモジュール３３の構成形態を３直３並から、２直３並に変えたときに計測されたＩ－Ｖカーブ、図３（ｂ）には、アレイ３１ａのモジュール３３の構成形態を３直３並から「３直１並＋２直１並＋１直１並」に変えた場合のＩ－Ｖカーブが例示される。図３（ｃ）には、アレイ３１ａのモジュール３３の構成形態を３直
３並から「３直１並＋１直２並」に変えた場合のＩ－Ｖカーブが例示される。

太陽光発電システム１において、太陽電池３０の状態が正常なときには、一般的にＩ－Ｖカーブの形状は滑らかである。すなわち、Ｉ－Ｖカーブは、短絡電流（Ｉｓｃ）を開始点として、電圧増加に伴って電流値が緩やかに減少し、太陽電池３０の発電出力が最大電力となる最大電力点の最大電力点電流（Ｉｍｐｐ）および最大電力点電圧（Ｖｍｐｐ）に推移変化する。そして、最大電力点を経過すると、Ｉ－Ｖカーブは、電圧増加に伴って電流値が相対的に急峻に下降変化し、開放電圧（Ｖｏｃ）に到達するように推移する。Ｉ－Ｖカーブ上において、電圧増加に伴って電流値の減少傾向が相対的に急峻に変化する部分を「肩部分」とも称し、正常状態のＩ－Ｖカーブは、一つの肩部分を有するということもできる。

これに対し、図２および図３に示すように、太陽電池３０のアレイ３１ａを構成するモジュール３３の数量が正常状態と異なる場合（非正常状態）には、電圧増加に伴うＩ－Ｖカーブの緩やかな形状が崩れることになる。具体的には、正常状態と異なるモジュール数の発電電力の低下に起因する形状変化が、Ｉ－Ｖカーブ上の新たな肩部分となって生じることになる。例えば、正常状態のＩ－Ｖカーブでは、肩部分以降の電圧増加に伴う電流値の減少傾向が、緩やかな減少傾向から相対的に急峻な減少傾向に変化し、解放電圧（Ｖｏｃ）に到達する。一方、非正常状態のＩ－Ｖカーブでは、肩部分ごとに上記電圧増加に伴う電流値の減少傾向が、「緩やか」から「急峻」に変化する。

図４は、非正常状態におけるＩ－Ｖカーブの変化傾向を説明する図である。図４において、一点鎖線で示されるグラフｇ１は、正常状態におけるＩ－Ｖカーブの推移変化を表し、実線で示されるグラフｇ２は、非正常状態におけるＩ－Ｖカーブの推移変化を表す。また、縦軸は電流（Ａ）を表し、横軸は電圧（Ｖ）を表す。なお、Ｉ－Ｖカーブと縦軸の交点は、太陽電池３０の短絡電流（Ｉｓｃ）を表し、Ｉ－Ｖカーブと横軸の交点は、開放電圧（Ｖｏｃ）を表す。

図４のグラフｇ１においては、電圧増加に伴って電流値の減少傾向が変化する領域である肩部分ｇ１ａが例示されている。そして、非正常状態のＩ－Ｖカーブ（グラフｇ２）においては、電圧増加に伴って電流値の減少傾向が変化する肩部分が、低電圧側領域（肩部分ｇ２ａ）と高電圧側領域（肩部分ｇ２ｂ）の２か所に生じることになる。このように、非正常状態のＩ－Ｖカーブに生じる肩部分ｇ２ａとｇ２ｂとの間の推移領域ｇ２ｃを、本実施形態においては「段差領域ｇ２ｃ」と称する。段差領域ｇ２ｃにおいては、電圧増加に伴う電流値の減少傾向が、一旦、急峻に変化した後、再び緩やかな減少傾向に移行する。そして、当該減少傾向は、肩部分ｇ２ｂを過ぎて再び急峻な減少傾向に変化し、解放電圧（Ｖｏｃ）に到達する。

図２および図３で説明したように、施工後の太陽電池３０を構成するモジュール３３の接続数が正常状態と異なる場合には、Ｉ－Ｖカーブの推移曲線に段差領域ｇ２ｃが確実に生じることになる。したがって、太陽電池３０の施工後に計測されたＩ－Ｖ特性を示すデータに基づいて、段差領域ｇ２ｃの有無を判定することにより、太陽電池モジュール間を接続する配線の接続不良が判別可能になる。

図５は、段差領域を有するＩ－Ｖカーブの特徴を説明する図である。図５（ａ）に示すように、太陽電池３０が正常状態の場合のＩ－Ｖカーブの形状は、最大電力点を変曲点として、短絡電流（Ｉｓｃ）から開放電圧（Ｖｏｃ）へ推移する凸状曲線である。このため、Ｉ－Ｖ特性のデータ計測が行われた全区間において、計測点毎に求められる接線は、短絡電流（Ｉｓｃ）から開放電圧（Ｖｏｃ）へ推移するＩ－Ｖカーブと交差することはない。一方、図５（ｂ）に示すように、段差領域ｇ２ｃが存在する場合には、肩部分ｇ２ａと
ｇ２ｂとの間の推移領域で計測点毎に求められる接線の一部が、短絡電流（Ｉｓｃ）から開放電圧（Ｖｏｃ）へ推移するＩ－Ｖカーブと交差することになる。

本実施形態に係る診断装置２０は、太陽電池３０の施工後にＰＣＳ１０を介して測定された、当該太陽電池のＩ－Ｖ特性を示すデータに基づいて、段差領域ｇ２ｃの有無を判定する。具体的には、図５で説明したように、計測点毎に接線を求め、当該接線の傾き方向に存在する延長点が短絡電流（Ｉｓｃ）から開放電圧（Ｖｏｃ）へ推移するＩ－Ｖカーブと交差するかを判定する。そして、本診断装置２０は、施工後の太陽電池３０から計測されたＩ－Ｖカーブについて段差領域ｇ２ｃが存在する場合には、太陽電池モジュール間を接続する配線の施工状態は非正常状態と診断する。

＜装置構成＞
図６は、診断装置２０のハードウェア構成の一例を示す図である。図６に示すように、診断装置２０は、接続バス２６によって相互に接続されたプロセッサ２１、主記憶装置２２、補助記憶装置２３、通信ＩＦ２４、入出力ＩＦ２５を構成要素に含むコンピュータである。主記憶装置２２および補助記憶装置２３は、診断装置２０が読み取り可能な記録媒体である。上記の構成要素はそれぞれ複数に設けられてもよいし、一部の構成要素を設けないようにしてもよい。

プロセッサ２１は、診断装置２０全体の制御を行う中央処理演算装置である。プロセッサ２１は、例えば、ＣＰＵ（Central Processing Unit）やＭＰＵ（Micro-Processing Unit）、ＤＳＰ（Digital Signal Processor）等である。プロセッサ２１は、例えば、補助記憶装置２３に記憶されたプログラムを主記憶装置２２の作業領域に実行可能に展開し、当該プログラムの実行を通じて周辺機器の制御を行うことで所定の目的に合致した機能を提供する。但し、プロセッサ２１が提供する一部または全部の機能が、ＡＳＩＣ（Application Specific Integrated Circuit）、ＧＰＵ（Graphics Processing Unit）等によっ
て提供されてもよい。同様にして、一部または全部の機能が、ＦＰＧＡ（Field-Programmable Gate Array）、数値演算プロセッサ、ベクトルプロセッサ、画像処理プロセッサ等
の専用ＬＳＩ（large scale integration）、その他のハードウェア回路で実現されても
よい。本実施形態では、診断装置２０のプロセッサ２１は、「制御部」の一例である。

主記憶装置２２は、プロセッサ２１が実行するプログラム、当該プロセッサが処理するデータ等を記憶する。主記憶装置２２は、フラッシュメモリ、ＲＡＭ（Random Access Memory）やＲＯＭ（Read Only Memory）を含む。補助記憶装置２３は、プロセッサ２１等により実行されるプログラムや、動作の設定情報などを記憶する記憶媒体である。補助記憶装置２３は、例えば、ＨＤＤ（Hard-disk Drive）やＳＳＤ（Solid State Drive）、ＥＰＲＯＭ（Erasable Programmable ROM）、フラッシュメモリ、ＵＳＢメモリ、ＳＤ（Secure Digital）メモリカード等を含む。通信ＩＦ２４は、診断装置２０とＰＣＳ１０といっ
た他の装置とを接続させるための通信インタフェースである。通信ＩＦ２４は、他の機器との接続方式に応じて適宜の構成を採用できる。入出力ＩＦ２５は、診断装置２０に接続される入力デバイス、出力デバイスとの間でデータの入出力を行うインタフェースである。入出力ＩＦ２５を通じて、診断結果が診断装置２０のＬＣＤ等の表示デバイスや、診断装置２０に接続されたプリンタ等の出力デバイスに出力される。なお、太陽電池３０の、正常／非正常状態に関する診断結果は、通信ＩＦ２４を通じて接続された他の装置（スマートフォン、データサーバ、ＰＣＳ等）に通知されてもよい。

＜機能構成＞
図７は、本実施例に係る診断装置２０のより詳細な機能構成の一例を示すブロック図である。本実施例に係る診断装置２０は、機能要素として、ＩＶカーブデータ読み込み部１１０と、段差検出用設定値保持部１２０と、判定基準保持部１３０と、交差有無判定部１
４０と、段差判定部１５０と、判定結果表示部１６０と、判定結果送信部１７０を備える。本診断装置２０は、プロセッサ２１が補助記憶装置２３等に格納されたソフトウェアプログラムの実行を通じて上記機能要素を提供することで、Ｉ－Ｖカーブと各計測点における接線との交差を求め、段差領域ｇ２ｃの有無の判定を行う。

先ず、ＩＶカーブデータ読み込み部１１０は、通信ＩＦ２４を通じて接続されたＰＣＳ１０から、所定の場所（架台や屋上等）に設けられた太陽電池３０のＩ－Ｖ特性を示すデータ（ＩＶカーブデータ）を取得する。取得されたＩＶカーブデータは、例えば、日時情報、ＰＣＳ１０を識別する識別番号等と関連付けされて、補助記憶装置２３の所定の領域に格納される。図８（ａ）は、ＰＣＳ１０によって取得された太陽電池３０のＩＶカーブデータの一例を示す図である。図８（ａ）においては、開放電圧（Ｖｏｃ）から短絡電流（Ｉｓｃ）に至る動作領域において、動作点電圧を変化させて取得されたテーブル形式のＩＶカーブデータが例示される。図８（ａ）に示すように、ＩＶカーブデータは、動作点電圧を変化させるサンプリング番号（ｊ）と、当該番号に対応付けされた電圧値（電圧（Ｖ＿ｊ）［Ｖ］）、電流値（電流（Ｉ＿ｊ［Ａ］）によって構成される。

次に、交差有無判定部１４０においては、ＰＣＳ１０から取得したＩＶカーブデータの各計測点における接線の傾きが求められる。図９は、交差有無判定部１４０において提供される接線の傾きを求める処理を説明する図である。本実施形態においては、接線の傾きは、サンプリング番号（ｊ）で低電圧側に隣接する隣接点Ａと、高電圧側に隣接する隣接点Ｃとの電流差（ΔＩｊ）／電圧差（ΔＶｊ）によって求められる。

図９に示す計測点Ａ、Ｂ、Ｃは、ＰＣＳ１０から取得されたＩＶカーブデータにおいて、サンプリング番号で隣接する計測点のデータである。本診断装置２０においては、計測点Ｂの傾きは、以下の式（３）によって、高電圧側に隣接する計測点Ｃと、低電圧側に隣接する計測点Ａの電圧値および電流値の差分によって算出される。
Ｄｂ＝（Ｉｃ－Ｉａ）／（Ｖｃ－Ｖａ） ・・・式（３）
ここで、「Ｄｂ」は、計測点Ｂにおける接線の傾きを表し、「Ｖｘ」は、計測点Ｘにおける電圧値を表し、「Ｉｘ」は計測点Ｘにおける電流値を表す。

式（３）により、計測点Ｐにおける接線の傾きＤｐが求められると、交差有無判定部１４０においては、当該接線の内外判定が行われる。ここで、「内外判定」とは、計測点Ｐで求められた傾きＤｐの接線がＩ－Ｖカーブと交差し、当該カーブ曲線で区別される領域内に到達するか否かの判定をいう。「内外判定」においては、計測点Ｐで求められた傾きＤｐの接線が、Ｉ－Ｖカーブ曲線で区別される領域内に到達するか否かを判定するための設定基準（段差検出用設定値）が用いられる。このような設定基準は、段差検出用設定値保持部１２０によって保持される。

図１０は、本実施例における、計測点Ｐに対する接線の内外判定を説明する図である。図５（ｂ）で説明したように、太陽電池３０から取得されたＩ－Ｖカーブにおいて、段差領域ｇ２ｃが存在する場合には、少なくとも低電圧側に形成される肩部分ｇ２ａと、高電圧側に形成される肩部分ｇ２ｂを有することになる。そして、肩部分ｇ２ａとｇ２ｂとの間の推移領域で計測点毎に求められる接線の一部が、短絡電流（Ｉｓｃ）から開放電圧（Ｖｏｃ）へ推移するＩ－Ｖカーブと交差することになる。このため、図１０（ａ）に示すように、低電圧側に形成される肩部分ｇ２ａに到達するまでの領域においては、各計測点の接線は、Ｉ－Ｖカーブと交差せず、当該カーブ曲線で区別される領域外となる。また、肩部分ｇ２ａとｇ２ｂとの間の推移領域では、図１０（ｂ）に示すように、計測点毎に求められる接線の一部が、Ｉ－Ｖカーブと交差し、当該カーブ曲線で区別される領域内となる。

図１０（ａ）において、図５（ｂ）に示す肩部分ｇ２ａに到達するまでの領域における計測点Ｐでは、当該計測点Ｐで求められた接線Ｔが、破線で示されるようにＩＶカーブと交差することはない。一方、図１０（ｂ）において、図５（ｂ）に示す肩部分ｇ２ａから肩部分ｇ２ｂに到達するまでの領域における計測点Ｐでは、該計測点Ｐで求められた接線Ｔは、破線で示されるようにＩＶカーブと交差し、当該カーブ曲線で区別される領域内となる。本実施例における段差判定においては、各計測点で求められた接線ＴがＩＶカーブと交差するか否かを特定するため、計測点Ｐに対して一定の電圧値をオフセットさせた判定点ＰThreshにおける実測電流値と、計測点Ｐの接線Ｔによる判定点ＰThreshにおける電流値（接線電流値）との大きさを比較する。そして、実測電流値と接線電流値の比較結果を計測点毎の評価値Ｊｐとして保持する。

図１０（ａ）に示すように、段差判定を行うための一定のオフセット電圧値は、計測点Ｐに対する電圧距離ｄとして与えられ、「段差検出用設定値」として段差検出用設定値保持部１２０に保持される。図８（ｂ）には、テーブル形式で保持される段差検出用設定値が例示される。図８（ｂ）に示すように、段差検出用設定値は計測点Ｐに対する電圧距離（ｄ）として設定されたオフセット電圧値（図例では「３０Ｖ」が単位とともに格納される。なお、段差検出用設定値は、太陽光発電システム１の発電量やモジュール数、アレイ数等に応じて任意に設定できる。

図１０に戻り、判定点ＰThreshにおける実測電流値を「ＩThresh」、実測電圧値を「ＶThresh」とすると、計測点Ｐで求められた接線Ｔによる、判定点ＰThreshにおける接線電流値（ＩT@Thresh）は、以下の式（１）で表される。
ＩT@Thresh＝（Ｄｐ）×（ＶThresh）＋（（Ｉｐ）－（Ｄｐ）×（Ｖｐ））
・・・式（１）
ここで、「ＩT@Thresh」は計測点Ｐで接線Ｔの直線方程式に判定点ＰThreshの電圧値（実測電圧値：ＶThresh）を代入して求められる電流値を表し、「Ｄｐ」は、式（３）によって求められた計測点Ｐの接線傾きを表す。判定点ＰThreshは、計測点Ｐの電圧値（Ｖｐ）に段差検出用設定値（ｄ）を加えた電圧値に最も近いサンプル点を表す。「Ｖｘ」および「Ｉｘ」は、計測点Ｘの電圧値および電流値を表す。

式（１）により、計測点Ｐにおける接線の判定点ＰThreshにおける接線電流値（ＩT@Thresh）が求められると、交差有無判定部１４０においては、以下の式（２）を用いて内外判定（段差内外判定）が行われる。
段差内点：ＩThresh ＞ ＩT@Thresh ・・・式（２）
式（２）による判定の結果は、計測点毎の評価値Ｊｐに保持される。例えば、図１０（ａ）に示すように判定点ＰThreshにおける実測電流値「ＩThresh」より、計測点Ｐで求められた接線Ｔによる接線電流値（ＩT@Thresh）が大きいときには、段差外を示す値（例えば、「０」）が評価値Ｊｐに保持される。一方、図１０（ｂ）に示すように判定点ＰThreshにおける実測電流値「ＩThresh」より、計測点Ｐで求められた接線Ｔによる接線電流値（ＩT@Thresh）が小さいときには、段差内であることを示す値（例えば、「１」）が評価値Ｊｐに保持される。交差有無判定部１４０は、ＰＣＳ１０を通じて取得されたＩＶカーブデータの全てのデータに対して、式（１）から（３）に示す演算処理を行い、サンプリング番号で指定される計測点毎の評価値Ｊｐを取得する。計測点毎の評価値Ｊｐは、段差判定部１５０に引き渡される。

段差判定部１５０においては、交差有無判定部１４０から引き渡された計測点毎の評価値Ｊｐと、判定基準保持部１３０に保持された段差の有無を判定する判定基準値とに基づいて、取得されたＩＶカーブデータに段差領域ｇ２ｃが存在するか否かが判断される。

段差判定部１５０は、交差有無判定部１４０から引き渡された計測点毎の評価値Ｊｐか
ら、段差の有無を判断するためのスコア値（Ｊ）を、以下の式（４）を用いて算出する。
Ｊ＝（ΣＸｐ）／Ｌ ・・・式（４）
ここで、Ｐは、１からＮまでのサンプリング番号を表し、「Ｘｐ」はサンプリング番号で指定される各計測点の評価値Ｊｐを表す。「Ｎ」はスコア算出用データのサンプル点数を表す。したがって、「Ｌ」＝「Ｎ」である。段差判定部１５０は、計測点毎に処理された評価値Ｊｐの総和をサンプル点数で除算し、判定に係るスコア値（Ｊ）を算出する。

そして、段差判定部１５０は、式（４）を用いて求められたスコア値（Ｊ）と、判定基準保持部１３０に保持された判定基準値（Ｔｈｒ）との大小比較を行い、取得されたＩＶカーブデータに段差領域ｇ２ｃが存在するか否かを判定する。スコア値（Ｊ）に対する判定は、以下の式（５）を用いて行われる。なお、判定基準保持部１３０に保持される判定基準値は、図８（ｃ）に例示される。図８（ｃ）に示すように、判定基準値（Ｔｈｒ）はスコア値に対する判定閾値（図例では、「０．２」）として格納される。また、スコア値を評価するための判定基準値は、太陽光発電システム１の発電量やモジュール数、アレイ数等に応じて任意に設定できる。
Ｊ≦Ｔｈｒ ・・・・式（５）

段差判定部１５０は、スコア値（Ｊ）が判定基準値（Ｔｈｒ）以下のときには、太陽電池３０から取得されたＩＶカーブデータには、段差領域ｇ２ｃは存在しないと判断する。つまり、太陽電池３０を構成する太陽電池モジュール間の接続配線の施工状態は正常状態と判定される。一方、スコア値（Ｊ）が判定基準値（Ｔｈｒ）を超えるときには、太陽電池３０から取得されたＩＶカーブデータには、段差領域ｇ２ｃが存在していると判断される。すなわち、太陽電池３０を構成する太陽電池モジュール間の接続配線の施工状態は、接続ミス等が生じた非正常状態と判定される。

図７に戻り、段差判定部１５０は、スコア値（Ｊ）と判定基準値（Ｔｈｒ）に基づいて処理された判定結果を判定結果表示部１５０および判定結果送信部１６０に引き渡す。判定結果表示部１５０は、例えば、診断装置２０の備えるＬＣＤ等の表示デバイス上に、判定結果を表示させる。診断装置２０の表示画面には、例えば、ＰＣＳ１０から取得されたデータに基づくＩＶカーブとともに、太陽電池モジュール間を接続する配線状態の正常／非正常状態が表示される。また、判定結果送信部１６０は、診断装置２０に接続されたＰＣＳ１０や、他の装置（スマートフォン、サーバ等）に対して、判定結果を送信する。判定結果は、例えば、太陽光発電システム１を識別する識別情報（ＰＣＳ１０の識別番号）、日時情報とともに、取得されたＩＶカーブとともに送信される。診断装置２０と接続される装置においては、当該太陽光発電システムについての、太陽電池モジュール間を接続する配線状態の正常／非正常に係る診断結果が、ＰＣＳ１０から取得されたデータに基づくＩＶカーブとともに閲覧することが可能になる。

＜処理の流れ＞
図１１は、本実施例に係る診断装置２０で提供される診断処理の一例を示すフローチャートである。図１０のフローにおいては、ＰＣＳ１０を通じて取得されたＩＶカーブデータに基づいて、太陽電池モジュール間を接続する配線状態の正常／非正常状態が診断される。診断装置２０は、通信ＩＦ２４を通じて接続されたＰＣＳ１０から、実測されたＩ－Ｖ特性を示す電圧値および電流値（ＩＶカーブデータ）を取得する（ステップＳ１０１）と、取得したＩＶカーブデータを補助記憶装置２３の所定の領域に記憶し、処理はステップＳ１０２に進む。ステップＳ１０２においては、取得されたＩＶカーブデータの各計測点における接線の傾きＤｐが式（３）を用いて算出されると、処理がステップＳ１０３に進む。ステップＳ１０３においては、図８、図９、図１０を用いて説明したように、式（１）から式（３）を用いて各計測点の接線とＩＶカーブ曲線の交差の有無が判定される。ステップＳ１０３の処理後、処理はステップＳ１０４に進む。

ステップＳ１０４では、式（４）を用いて段差判定用のスコア値（Ｊ）が算出されると、処理がステップＳ１０５に進む。ステップＳ１０５では、式（５）を用いて、取得されたＩＶカーブ曲線上に段差領域が存在するか否かが判定される。例えば、スコア値（Ｊ）が判定基準値（Ｔｈｒ）以下のときには、ＰＣＳ１０を通じて取得されたＩＶカーブデータには、段差領域ｇ２ｃは存在しないと判断する。つまり、診断対象の太陽光発電システム１の太陽電池３０を構成する太陽電池モジュール間の接続配線の施工状態は正常状態と判定される。一方、スコア値（Ｊ）が判定基準値（Ｔｈｒ）を超えるときには、ＰＣＳ１０を通じて取得されたＩＶカーブデータには、段差領域ｇ２ｃが存在すると判断される。すなわち、診断対象の太陽光発電システム１の太陽電池３０を構成する太陽電池モジュール間の接続配線の施工状態は、接続ミス等が生じた非正常状態と判定される。ステップＳ１０５の処理後、処理はステップＳ１０６に進む。ステップＳ１０６では、判定結果が診断装置２０の備える表示デバイス等の表示部に表示され、また、通信部である通信ＩＦ２４を通じて接続された他の装置（ＰＣＳ１０、スマートフォン、サーバ等）に送信される。例えば、診断装置２０と接続される装置においては、当該太陽光発電システムについての、太陽電池モジュール間を接続する配線状態の正常／非正常に係る診断結果が、ＰＣＳ１０から取得されたデータに基づくＩＶカーブとともに閲覧可能になる。ステップＳ１０６の処理が終了すると本ルーチンを一旦終了する。

以上、説明したように、本実施例においては、ＩＶカーブデータの形状に基づいて、太陽光発電システム１を構成する太陽電池３０の、太陽電池モジュール間を接続する配線状態の正常／非正常が診断できる。具体的には、実測された各計測点から当該計測点における接線Ｔの傾きＤｐが求められる。そして、計測点Ｐに対して一定の電圧値（段差検出用設定値）をオフセットさせた判定点ＰThreshにおける実測電流値と、当該判定点の実測電圧値に対する接線Ｔの傾きＤｐから求められた電流値（接線電流値）とを比較する。判定点ＰThreshにおける実測電流値「ＩThresh」より、計測点Ｐで求められた接線Ｔによる接線電流値（ＩT@Thresh）が大きいときには、ＩＶカーブ曲線と交差しないことを示す値（例えば、「０」）を評価値Ｊｐとして保持する。一方、判定点ＰThreshにおける実測電流値「ＩThresh」より、計測点Ｐで求められた接線Ｔによる接線電流値（ＩT@Thresh）が小さいときには、ＩＶカーブ曲線と交差することを示す値（例えば、「１」）を評価値Ｊｐとして保持する。そして、ＩＶカーブデータが計測された全区間の計測点に対して保持された評価値Ｊｐの総和に基づいて、段差領域の有無を判断する。

本実施例においては、ＩＶカーブデータが計測された全区間の計測点に対して保持された評価値Ｊｐの総和が判定基準以下のときには段差領域は存在しないと判断し、太陽電池３０を構成する太陽電池モジュール間の接続配線の施工状態は正常状態と診断する。また、上記評価値Ｊｐの総和が判定基準を超えるときには段差領域は存在していると判断し、太陽電池３０を構成する太陽電池モジュール間の接続配線の施工状態は非正常状態と診断する。この結果、本実施形態においては、ＩＶカーブデータの形状に基づいて、太陽電池モジュール間を接続する配線の接続不良が判別可能になり、太陽光発電システムにおける施工品質が向上できる。

また、本実施形態においては、各計測点における接線の傾きＤｐに基づいてＩＶカーブにおける段差領域が判定できるため、実測されたＩＶカーブの面積および実測ＩＶカーブに基準ＩＶカーブの面積を求めなくともよい。本実施形態によれば、診断に係る演算の処理コストを低減できる。さらに、本実施形態においては、ＩＶカーブの計測点毎に算出された評価値（Ｊｐ）の総和に基づいてスコア値を算出するため、例えば、ＩＶカーブデータ計測時に重畳されたノイズ等の影響が低減できる。本実施形態によれば、太陽電池モジュール間の接続配線の施工状態の正常／非正常の判定確度を高めることができる。

〔実施例２〕
図１２は、実施例２に係る診断装置２０の機能構成の一例を示すブロック図である。実施例２においては、診断装置２０は、機能要素として、間引き用設定値保持部２１０と、データの間引き処理部２２０とをさらに備える。実施例２に係る診断装置２０においては、間引き用設定値保持部２１０とデータの間引き処理部２２０の機能により、ＰＣＳ１０を通じて取得されたＩＶカーブデータに対する間引き処理が行われる。本実施例においては、間引き処理を行うことにより、段差判定に係る実測データについての、電流の計測誤差やノイズの影響による段差誤差検出が低減される。本実施形態によれば、太陽電池モジュール間の接続配線の施工状態の正常／非正常の判定制度を高めることができる。なお、図１２において、実施例１と同様の構成については同様の符号を用いて詳細な説明を省略するとともに、実施例１との相違点を主に説明する。

図１２において、データの間引き処理部２２０は、間引き用設定値保持部２１０に保持された間引き用設定値にしたがって、ＰＣＳ１０を通じて取得されたＩＶカーブデータに対する間引き処理を実行し、間引き処理後のデータを交差有無判定部１４０に引き渡す。そして、本実施例の交差有無判定部１４０では、間引き用設定値にしたがって間引きされたＩＶカーブデータに基づいて、実施例１で説明した式（１）から式（３）に示す演算処理が行われ、計測点毎の評価値Ｊｐが算出される。

図１３は、間引き用設定値保持部２１０に保持された間引き用設定値の一例を示す図である。間引き用設定値においては、電流の計測誤差やノイズの影響による変動幅を低減するために設定された電流幅（ＩThr）が単位とともに格納される。図１３においては、電
流幅（ＩThr）として「０．０８A」が設定されている。なお、間引き用設定値は、太陽光発電システム１の発電量やモジュール数、アレイ数等の規模に応じて任意に設定可能である。

図１４は、ＩＶカーブデータに対する間引き処理を説明する図である。図１４において、計測点ｐ－１、ｐ、ｐ＋１は、注目Ｉｎｄｅｘ（サンプリング番号）をｐとした場合に低電圧側および高電圧側に隣接する計測点である。計測点ｐ－１、ｐ、ｐ＋１のそれぞれの実測電流値をＩｐ－１、Ｉｐ、Ｉｐ＋１とする。データの間引き処理部２２０においては、間引き用設定値として設定された電流幅（ＩThr）に基づいて、以下の式（６）を用
いて間引き処理を実行する。
｜Ｉｐ－Ｉｐ+1｜＜ＩThr 、かつ、｜Ｉｐ-1－Ｉｐ｜＜ＩThr ・・・式（６）
すなわち、注目点ｐに隣接する低電圧側ｐ－１との差分、および、注目点ｐに隣接する高電圧側ｐ＋１との差分電流値が、電流幅（ＩThr）以上になるように、ＩＶカーブデー
タの間引きが行われる。データの間引き処理部２２０は、式（６）の条件を満たす計測点が存在しなくなるまで、データ間引きを実行する。

図１５は、本実施例に係る診断装置２０で提供される診断処理の一例を示すフローチャートである。図１５のフローにおいては、ＰＣＳ１０を通じて取得されたＩＶカーブデータに基づいて、太陽電池モジュール間を接続する配線状態の正常／非正常状態が診断される。診断装置２０は、通信ＩＦ２４を通じて接続されたＰＣＳ１０から、実測されたＩ－Ｖ特性を示す電圧値および電流値（ＩＶカーブデータ）を取得する（ステップＳ１０１）と、取得したＩＶカーブデータを補助記憶装置２３の所定の領域に記憶し、処理はステップＳ１１１に進む。ステップＳ１１１においては、間引き用設定値として設定された電流幅（ＩThr）に基づいて、式（６）に示す計測データ間の間引き処理が実行される。取得
されたＩＶカーブデータに対して、式（６）の条件を満たす計測点が存在しなくなると、処理はステップＳ１０２に進む。ステップＳ１０２以降においては、図１１に示すステップＳ１０２からステップＳ１０６と同様の処理が実行される。ステップＳ１０６の処理が
終了すると本ルーチンを一旦終了する。

以上、説明したように、本実施例においては、間引き用設定値保持部２１０とデータの間引き処理部２２０の機能により、ＰＣＳ１０を通じて取得されたＩＶカーブデータに対する間引き処理が行われる。そして、間引き処理が施されたＩＶカーブデータの形状を処理対象として、太陽光発電システム１を構成する太陽電池３０の、太陽電池モジュール間を接続する配線状態の正常／非正常が診断できる。本実施例においては、間引き処理を行うことにより、間引き用設定値として設定された電流幅（ＩThr）未満の変化幅を有する
計測点を間引くことが可能になる。この結果、段差判定に係る実測データについての、電流の計測誤差やノイズの影響による段差誤差検出を低減することが可能になり、太陽電池モジュール間の接続配線の施工状態の正常／非正常の判定制度を高めることができる。また、本実施例によれば、実施例１と比較して、間引き処理が施されたＩＶカーブデータを対象として診断が行われるため、診断に係る演算の処理コストをさらに低減することが可能になる。

〔実施例３〕
図１６は、実施例３に係る診断装置２０の機能構成の一例を示すブロック図である。実施例３においては、診断装置２０は、機能要素として、データのグルーピング機能３１０をさらに備える。実施例３に係る診断装置２０においては、実施例２で説明した間引き処理が施されたＩＶカーブデータを対象として、段差を判定するためのデータのグルーピング処理がさらに行われる。本実施例においては、グルーピング処理を行うことにより、段差のサイズ（電流変動幅）の影響による段差誤検出を低減することが可能になる。本実施形態によれば、段差判定に関する判定精度をさらに高めることが可能になる。なお、図１６において、実施例１、実施例２と同様の構成については同様の符号を用いて詳細な説明を省略するとともに、実施例２との相違点を主に説明する。

図１６において、データのグルーピング機能３１０は、間引き処理が施されたＩＶカーブデータに対して交差有無判定が行われた計測点毎の評価値Ｊｐが交差有無判定部１４０から引き渡される。データのグルーピング機能３１０は、交差有無判定部１４０から引き渡された評価値Ｊｐに保持された内外判定結果（段差内：１、段差外：０）に基づいて、グルーピング処理を実行する。グルーピング処理の結果は、グループ毎の電流変化幅を評価する評価値Ｙｇとして、形成されたグループ数を示す情報とともに、段差判定部１５０に引き渡される。

図１７は、グルーピング処理を説明する図である。図１７においては、間引き処理が施された計測点に対して、接線Ｔの傾きＤｐに基づいて、段差検出用設定値で設定されたオフセット電圧位置におけるＩＶカーブ曲線で区分けされた領域内（段差内）、あるいは、領域外（段差外）判定が行われた結果の計測点が例示される。接線Ｔの傾きＤｐに基づく内外判定の結果は、評価値Ｊｐに保持される。

図１７に示すように、データのグルーピング機能３１０においては、評価値Ｊｐに保持された判定値、すなわち、段差内は「１」、段差外は「０」に基づいて、ＩＶカーブデータのグルーピング処理を行う。具体的には、評価値Ｊｐに保持された値が「１」である計測点が２点以上に連続する場合に、一つの段差グループを形成する計測点群としてグループ化する。図１７においては、連続する２つの計測点によって段差グループ１が形成され、連続する３つの計測点によって段差グループ２が形成されている。なお、段差グループ１と段差グループ２との間には、段差内と判定された単一の計測点が存在するが、当該計測点は、隣接する低電圧側または高電圧側に段差内と判定された計測点が存在しないためグループ化されない。

そして、データのグルーピング機能３１０においては、グループ化された計測点群の両端（低電圧側計測点および高電圧側計測点）についての電圧値および電流値をそれぞれ記録する。実施例３の診断装置２０においては、グループ化された両端の電圧値および電流値が、当該計測点を識別するサンプリング番号に関連付けされて主記憶部２２の所定の領域に一時的に記憶される。

図１７においては、例えば、段差グループ１を形成する低電圧側の計測点における電圧値（ＶL1）と電流値（ＩL1）と、高電圧側の計測点における電圧値（ＶH1）と電流値（ＩH1）とが記録される。また、段差グループ２では、当該グループを形成する計測点の中の、低電圧側の計測点についての電圧値（ＶL2）と電流値（ＩL2）と、高電圧側の計測点における電圧値（ＶH2）と電流値（ＩH2）とが記録される。

本実施例に係るデータのグルーピング機能３１０においては、以下の式７を用いて段差グループ毎の評価値Ｙｇを算出する。
Ｙｇ＝（ＩHg）－（ＩＬg） ・・・式（７）
ここで、「ｇ」は、グルーピングされた計測点群を識別するグループ番号を表し、「Ｇ」はグループピングされた計測点群の総数（グループ数）を表す。式（７）により、グループ化された各計測点群の電流軸に対する投影値（電流変化幅）が評価値として求められる。

段差判定部１５０においては、データのグルーピング機能３１０から引き渡された、グループ毎の電流変化幅を評価する評価値Ｙｇ、グループ数（Ｇ）に基づいて、段差判定処理が行われる。具体的には、式（４）における評価値Ｘｐを評価値Ｙｇに置き換え、スコア算出用のデータのサンプル数（Ｌ）を短絡電流値（Ｉｓｃ）に置き換えて、総グループ数に対する総和に基づいてスコア値Ｊが算出される。スコア値の判定は、実施例１と同様に、式（５）を用いて判定される。すなわち、スコア値Ｊが判定基準値（Ｔｈｒ）以下のときには段差なし（モジュール間配線の接続状態は正常）と判断され、そうでない場合には段差あり（モジュール間配線の接続状態は非正常）と判断される。

図１８は、本実施例に係る診断装置２０で提供される診断処理の一例を示すフローチャートである。図１８のフローにおいては、グルーピング処理を用いた段差判定に基づいて、太陽電池モジュール間を接続する配線状態の正常／非正常状態が診断される。ステップＳ１０１において、実施例２と同様にして、ＰＣＳ１０から実測されたＩ－Ｖ特性を示す電圧値および電流値（ＩＶカーブデータ）が取得されると、間引き処理が行われ（ステップＳ１１１）、処理はステップＳ１０２に進む。ステップＳ１０２とステップＳ１０３では、実施例１と同様の処理が行われ、処理の結果として間引き処理後の各計測点に関する評価値ＪｐがステップＳ１２１に引き渡される。

ステップＳ１２１においては、引き渡された評価値Ｊｐの判定値（「１」または「０」）に基づいて、段差内と判定された計測点についてのグルーピング処理が行われる。図１７を用いて説明したように、評価値Ｊｐに保持された値が「１」である計測点が２点以上に連続する場合に、一つの段差グループを形成する計測点群としてグループ化される。そして、グループ化された計測点群の低電圧側計測点と高電圧側計測点に対する電圧値および電流値がグループ毎に抽出される。そして、グループ毎に抽出された低電圧側計測点と高電圧側計測点に対するそれぞれの電流値に基づいて、式（７）を用いて、段差グループ毎の評価値Ｙｇが求められる。ステップＳ１２１では、段差グループ毎に求められた評価値Ｙｇおよびグループ数ＧがステップＳ１０４に引き渡されて、処理がステップＳ１０４に進む。

ステップＳ１０４では、ステップＳ１２１から引き渡された段差グループ毎の評価値Ｙ
ｇとグループ数Ｇ、および、短絡電流値（Ｉｓｃ）に基づいて段差判定用のスコア値Ｊが算出される。具体的には、式（４）における評価値Ｘｐを評価値Ｙｇに置き換え、スコア算出用のデータのサンプル数（Ｌ）を短絡電流値（Ｉｓｃ）に置き換えて、総グループ数に対する総和に基づいてスコア値Ｊが算出される。スコア値Ｊが算出されると処理がステップＳ１０５に進む。ステップＳ１０５以降においては、図１１に示すステップＳ１０５からステップＳ１０６と同様の処理が実行される。ステップＳ１０６の処理が終了すると本ルーチンを一旦終了する。

以上、説明したように、本実施例においては、データのグルーピング機能３１０の機能により、評価値Ｊｐに保持された段差内および段差外を示す判定値に基づいて、ＩＶカーブデータに対するグルーピング処理が行われる。そして、所定の条件を満たす計測点（評価値Ｊｐに保持された値が「１」である計測点が連続する）群をグループ化して、当該グループにおける電流変化幅を段差判定を行うための評価対象とする。本実施例においては、グループ化された計測点群の電流変化幅を、段差判定を行うための評価対象にできるため、段差のサイズの影響による誤差検出を低減することが可能になる。本実施形態によれば、段差判定に関する判定精度をさらに高めることが可能になり、太陽光発電システム１を構成する太陽電池３０の、太陽電池モジュール間を接続する配線状態の正常／非正常の診断精度を高めることが可能になる。

なお、実施例１から３においては、ＩＶカーブデータとして取得された電流値の推移に基づいて評価するものとして説明したが、同様にして、ＩＶカーブデータとして取得された電圧値の推移に基づいて評価できることは言うまでもない。

（その他）
上記の実施形態はあくまでも一例であって、本実施の形態の開示はその要旨を逸脱しない範囲内で適宜変更して実施し得る。本開示において説明した処理や手段は、技術的な矛盾が生じない限りにおいて、自由に組合せて実施することができる。

また、１つの装置が行うものとして説明した処理が、複数の装置によって分担して実行されてもよい。あるいは、異なる装置が行うものとして説明した処理が、１つの装置によって実行されても構わない。コンピュータシステムにおいて、各機能をどのようなハードウェア構成（サーバ構成）によって実現するかは柔軟に変更可能である。

《コンピュータが読み取り可能な記録媒体》
情報処理装置その他の機械、装置（以下、コンピュータ等）に上記何れかの機能を実現させるプログラムをコンピュータ等が読み取り可能な記録媒体に記録することができる。そして、コンピュータ等に、この記録媒体のプログラムを読み込ませて実行させることにより、その機能を提供させることができる。

ここで、コンピュータ等が読み取り可能な記録媒体とは、データやプログラム等の情報を電気的、磁気的、光学的、機械的、または化学的作用によって蓄積し、コンピュータ等から読み取ることができる記録媒体をいう。このような記録媒体のうちコンピュータ等から取り外し可能なものとしては、例えばフレキシブルディスク、光磁気ディスク、ＣＤ－ＲＯＭ、ＣＤ－Ｒ／Ｗ、ＤＶＤ、ブルーレイディスク、ＤＡＴ、８ｍｍテープ、フラッシュメモリなどのメモリカード等がある。また、コンピュータ等に固定された記録媒体としてハードディスクやＲＯＭ等がある。

なお、以下には本発明の構成要件と実施例の構成とを対比可能とするために、本発明の構成要件を図面の符号付きで記載しておく。
＜発明１＞
複数の太陽光発電モジュール（３３）から構成される太陽電池（３０）の発電状態が正常状態であるか非正常状態であるかを診断する診断装置（２０）であって、
前記太陽電池（３０）について所定のサンプル数で計測された、電圧値の増加または減少に伴って推移する電流値の変化に関する電流電圧特性を取得することと、
前記電流電圧特性が計測されたサンプル点毎の電圧値または電流値の一方の第１特性値および他方の第２特性値に基づいて、前記サンプル点における前記第１特性値の増加または減少に伴って推移する第２特性値の変化の傾きを算出することと、
所定の第１特性値に対する前記変化の傾きから推定される推定第２特性値と、前記電流電圧特性において前記所定の第１特性値に対応して計測された第２特性値との大小比較の判定結果に基づいて、前記太陽電池（３０）の発電状態が正常状態であるか非正常状態であるかを診断することと、
を実行する制御部（２１）を備えることを特徴とする診断装置（２０）。

１：太陽光発電システム
１０：パワーコンディショナ（ＰＣＳ）
１０ａ：電力変換部
１０ｂ：制御部
１１：電流センサ
１２：電圧センサ
１５：ブロッキングダイオード
２０：診断装置
２１：プロセッサ
２２：主記憶装置
２３：補助記憶装置
２４：通信ＩＦ
２５：入出力ＩＦ
２６：接続バス
３０：太陽電池
３１：太陽電池アレイ
３２：ストリング
３３：太陽電池モジュール
４０：商用電力系統
５０：負荷
１１０：ＩＶカーブデータ読み込み部
１２０：段差検出用設定値保持部
１３０：判定基準保持部
１４０：交差有無判定部
１５０：段差判定部
１６０：判定結果表示部
１７０：判定結果送信部
２１０：間引き用設定値保持部
２２０：データの間引き処理部
３１０：グルーピング機能

Claims (7)

1. 複数の太陽光発電モジュールから構成される太陽電池の発電状態が正常状態であるか非正常状態であるかを診断する診断装置であって、
   前記太陽電池について所定のサンプル数で計測された、電圧値の増加または減少に伴って推移する電流値の変化に関する電流電圧特性を取得することと、
   前記電流電圧特性が計測されたサンプル点毎の電圧値または電流値の一方である第１特性値および他方である第２特性値に基づいて、前記サンプル点における前記第１特性値の増加または減少に伴って推移する前記第２特性値の変化の傾きを算出することと、
   前記第１特性値のうちの所定の第１特性値に対する前記変化の傾きから推定される、前記所定の第１特性値が計測されたサンプル点である計測点から一定の前記第１特性値をオフセットしたサンプル点である判定点に対応する推定第２特性値と、前記電流電圧特性において前記判定点に対応して計測された前記第２特性値との大小比較の判定結果に基づいて、前記太陽電池の発電状態が正常状態であるか非正常状態であるかを診断することと、
   を実行する制御部を備えることを特徴とする診断装置。
2. 前記制御部は、前記電流電圧特性が計測されたサンプル点毎の、前記推定第２特性値が前記判定点に対応して計測された前記第２特性値より小さいと判定されたサンプル点数を計数するとともに、計数された前記サンプル点数の総サンプル数に占める割合が判定基準値以下のときには前記太陽電池の発電状態が正常状態と診断する、請求項１に記載の診断装置。
3. 前記制御部は、前記電流電圧特性が計測されたサンプル点毎の、前記推定第２特性値が前記判定点に対応して計測された前記第２特性値より小さいと判定されたサンプル点数を計数するとともに、計数された前記サンプル点数の総サンプル数に占める割合が判定基準値をこえるときには前記太陽電池の発電状態が非正常状態と診断する、請求項１または２に記載の診断装置。
4. 前記制御部は、
   前記電流電圧特性が計測されたサンプル点の中の、第１サンプル点で計測された前記第
   ２特性値と、前記第１サンプル点の第１特性値より低位側に隣接するサンプル点で計測された低位側第２特性値との差分が第１閾値未満であり、かつ、前記第２特性値と、前記第１サンプル点の高位側に隣接するサンプル点で計測された高位側第２特性値との差分が第２閾値未満であるときに、前記第１サンプル点を間引きする、請求項１から３の何れか一項に記載の診断装置。
5. 前記制御部は、前記電流電圧特性が計測されたサンプル点の中の、前記所定の第１特性値に対する前記変化の傾きから推定される前記推定第２特性値が、前記電流電圧特性において前記判定点に対応して計測された前記第２特性値より小さいと判定された連続するサンプル点群をグループ化するとともに、
   グループ化された前記サンプル点群において低位側のサンプル点で計測された低位第２特性値と高位側のサンプル点で計測された高位第２特性値との差分である差分第２特性値の、前記第１特性値が０値における基準第２特性値に対する割合に基づいて、前記太陽電池の発電状態が正常状態であるか非正常状態であるかを診断する、請求項１から４の何れか一項に記載の診断装置。
6. 複数の太陽光発電モジュールから構成される太陽電池の発電状態が正常状態であるか非正常状態であるかを診断する診断方法であって、
   前記太陽電池について所定のサンプル数で計測された、電圧値の増加または減少に伴って推移する電流値の変化に関する電流電圧特性を取得することと、
   前記電流電圧特性が計測されたサンプル点毎の電圧値または電流値の一方である第１特性値および他方である第２特性値に基づいて、前記サンプル点における前記第１特性値の増加または減少に伴って推移する前記第２特性値の変化の傾きを算出することと、
   前記第１特性値のうちの所定の第１特性値に対する前記変化の傾きから推定される、前記所定の第１特性値が計測されたサンプル点である計測点から一定の前記第１特性値をオフセットしたサンプル点である判定点に対応する推定第２特性値と、前記電流電圧特性において前記判定点に対応して計測された前記第２特性値との大小比較の判定結果に基づいて、前記太陽電池の発電状態が正常状態であるか非正常状態であるかを診断することと、
   を含むことを特徴とする診断方法。
7. 複数の太陽光発電モジュールから構成される太陽電池の発電状態が正常状態であるか非正常状態であるかを診断するコンピュータに実行させるプログラムであって、
   前記太陽電池について所定のサンプル数で計測された、電圧値の増加または減少に伴って推移する電流値の変化に関する電流電圧特性を取得することと、
   前記電流電圧特性が計測されたサンプル点毎の電圧値または電流値の一方である第１特性値および他方である第２特性値に基づいて、前記サンプル点における前記第１特性値の増加または減少に伴って推移する前記第２特性値の変化の傾きを算出することと、
   前記第１特性値のうちの所定の第１特性値に対する前記変化の傾きから推定される、前記所定の第１特性値が計測されたサンプル点である計測点から一定の前記第１特性値をオフセットしたサンプル点である判定点に対応する推定第２特性値と、前記電流電圧特性において前記判定点に対応して計測された前記第２特性値との大小比較の判定結果に基づいて、前記太陽電池の発電状態が正常状態であるか非正常状態であるかを診断することと、
   を実行させることを特徴とするプログラム。

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