JPWO2013179655A1 - 太陽光発電監視方法及びその方法に用いられる太陽光発電監視システム - Google Patents

Abstract

ケーブルロスを算出するステップと、最大電力点追従ロスを算出するステップと、インバータロスを算出するステップと、システム出力係数を算出するステップと、モジュール温度ロスを算出するステップと、前記各ステップにおいて算出されたケーブルロス、最大電力点追従ロス、インバータロス、システム出力係数及びモジュール温度ロスに基づき総合演算を行うことにより、モジュールロスを算出するステップと、前記各ステップにおいて算出されたケーブルロス、最大電力点追従ロス、インバータロス、モジュール温度ロス及びモジュールロスを表示すると共に監視を行うステップと、を含む。

Description

本発明は、太陽電池アレイの発電ロスを即時に監視することにより対応措置を行うことができる太陽光発電監視方法及びその方法に用いられる太陽光発電監視システムに関する。

近年、地球資源の減少とエコ意識の向上につれ、各国は代替エネルギー、例えば、太陽エネルギー、風力エネルギー、地熱エネルギー、水力エネルギー等の開発に力を注ぎ、その中では、太陽光による発電が最も注目されている。太陽光発電は、クリーンで、環境汚染が生じなく、枯渇せず、発電装置が建物と結合しやすい等のメリットを有し、更に近年半導体材料の飛躍と相まって太陽光の光電転換効率が向上し続けるため、これも太陽電池モジュールの広く応用をもたらす。

太陽光発電システムには従来の電力システムと大きな差異が存在し、それは、太陽電池を直列または並列に配置し組み立てることにより太陽電池モジュール（太陽パネル）を構成し、そして太陽電池モジュールの定格出力電力、装置の傾き角度及び最大電力点追従（ＭＰＰＴ：Ｍａｘｉｍｕｍ Ｐｏｗｅｒ Ｐｏｉｎｔ Ｔｒａｃｋｉｎｇ）の機能を有するインバータ（Ｉｎｖｅｒｔｅｒ）或いは電力分配器（Ｐｏｗｅｒ Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｅｒ）から出力電圧の範囲を決め、最後に太陽電池モジュールが直列または並列されて好適の太陽電池アレイを構成することにより、最適な出力電力を得ることである。

現在、世界各国は相次いで太陽光発電所の構築に力を注いでいる。しかし、太陽光発電の発電効率は、発電所の設置場所（例えば、発電所の所在経緯度、山や平地等）、天候条件（例えば、日射、温度、天気状況等）、或いは太陽電池モジュールの傾き角度、方位角等によって影響を受け、ひいては太陽光発電システムにおける電子部材（例えば、インバータ或いは電力の伝送回線等）、または太陽光発電システムの周辺ハードウェア（例えば、日射計、温度計、電圧電流計等）も発電効率に影響を与える。このため、太陽光発電所の発電効率を監視し、太陽光発電効率に影響する要因を明確に判明し、ひいては対応措置を行うことができるシステムが必要となる。

特許文献１には、太陽光発電システム及びその監視方法が掲示され、この太陽光発電システムは、複数の太陽電池モジュールから構成された太陽電池アレイと、電圧測定伝送ユニットと、無線信号接収装置と、診断ユニットと、を含み、電圧測定伝送ユニットにて各太陽電池モジュールから出力した電圧を測定し、測定した情報を無線信号に変換し、無線信号接収装置にて無線信号を接収するとともに、この無線信号を伝送情報に変換し、診断ユニットにて無線信号接収装置から出力した伝送情報を解析することにより、解析情報を発生する。これにより、無線インターネットの伝送方式にて速やかに各光電モジュールの稼動状況を反映し、不具合または効率の悪いモジュールを診断できるとともに、即時に交換を行うことにより、壊れた光電モジュールによるシステム全体の効率を悪くすることを抑制できる。

前記の特許文献１に記載された太陽光発電システム及びその監視方法は光電モジュールの発電異常を検出することができるが、上記のように、各太陽電池モジュールに対して異常診断を行うことにより各太陽電池モジュールの機能に異常があるかどうかを判明し、異常のある太陽電池モジュールに対して更換を行うことしかできない。

しかしながら、上記のように、太陽光発電システムにおけるその他の電子部材（例えば、インバータ或いは電力の伝送回線等）、または太陽光発電システムの周辺ハードウェア（例えば、日射計、温度計、電圧電流計等）も発電効率の判明を影響しかねる。但し、特許文献１にはそれに関連する電子部材または周辺ハードウェアに対する判明方法が記載されていない。そのため、今までに太陽光発電システムの発電効率に影響する各要因を明確に判明できる方法が存在しない。

なお、大型の太陽光発電システムは、通常ＰＲ値（ＰＲ：Ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ Ｒａｔｉｏ；システム出力係数）を介してシステムの発電効率を評価する。このＰＲ値はシステムの発電効率を評価する指標であり、モジュールが太陽光から吸収したエネルギーを発電量に変換する割合であり、その数値は高いほど効率が良く、太陽光発電システムが多いほどの太陽光のエネルギーを電気エネルギーに変換できることを示す。しかし、単にＰＲ値だけでは太陽光発電システムの実際の稼動状況を正確に評価することができないため、ＰＲ値と発電ロスとの各要因に対して総合の評価を行わないと、太陽光発電システムに対して正確にメンテナンスと運営管理を行うことができない。

台湾特許出願第９８１４４５８８号

本発明者は上記従来の構成が太陽光発電システムの発電効率に影響する要因を明確に判明できないことを鑑みて研究開発し始め、上記の課題を解決できることを期待している。

本発明の一つの目的は、異なる太陽電池アレイ同士の関連ハードウェア、例えば、インバータ、電力の伝送回路、或いは各センサー（例えば、日射計、温度計、電圧電流計、電力計等）に対して比較を行うことにより、その稼働状況を判明し、ひいては異常を発見することができる太陽光発電監視方法を提供することである。なお、各種の即時情報の整理及び解析を介して、情報収集するためのソフトウェアの稼動状況を確認することによって、その精度を確認し、又は異常を発見することもできる。

本発明のもう一つの目的は、太陽光発電システムに用いられる太陽電池モジュールの発電効率を監視し、並びにその異常を検出できる太陽光発電監視システムを提供することである。太陽電池モジュールの発電ロスに対しての即時計算を介して、太陽光発電システムに用いられる太陽電池モジュールに対して実際の発電効率を監視することによって、効能の劣化が生じたかどうかを確認することができる。

本発明の第一態様は、太陽電池アレイ及び各センサーから構成された太陽光発電システムにおける各種の発電ロスを監視するとともに、異常を検出する太陽光発電監視方法であって、前記太陽光発電システムにおける異なるＤＣ電力計の数値差異に基づき、或いは配線の抵抗とＤＣ電力計の数値に基づき演算を行うことにより、ケーブルロスを算出するステップと、前記太陽光発電システムにおけるＤＣ電力計と電圧電流測定器の数値差異に基づき、或いは前記太陽光発電システムにおける日射計の数値とＤＣ電力計の数値に基づき演算を行うことにより、最大電力点追従ロスを算出するステップと、ＤＣ電力計とＡＣ電力計の数値差異に基づきインバータロスを算出するステップと、システム出力係数を算出するステップと、前記太陽電池アレイの定格出力電力、前記太陽電池アレイの温度係数、電圧電流測定器の数値、日射計の数値、温度計の数値及びＡＣ電力計の数値に基づき総合演算を行うことにより、モジュール温度ロスを算出するステップと、前記各ステップにおいて算出された前記ケーブルロス、前記最大電力点追従ロス、前記インバータロス、前記システム出力係数、前記モジュール温度ロスに基づき総合演算を行うことにより、モジュールロスを算出するステップと、前記各ステップにおいて算出された前記ケーブルロス、前記最大電力点追従ロス、前記インバータロス、前記モジュール温度ロス及び前記モジュールロスを表示すると共に、監視を行うステップと、を含むことを特徴とする。

本発明の第二態様は、前記第一態様の太陽光発電監視方法を使用することにより、太陽光発電システムの発電ロスを監視する太陽光発電監視システムであって、複数の太陽電池モジュールを直列または並列に配置し組み立てることにより太陽電池アレイユニットを構成し、さらに前記太陽電池アレイユニットから複数の太陽電池アレイを構成することによって構成される複数の前記太陽電池アレイと、前記太陽電池アレイから出力された直流電力を交流電力に変換するインバータと、前記太陽光発電監視システムにおける各種の発電ロスの計算に用いられる情報を収集するための情報コレクターと、前記情報コレクターに接続され、前記情報コレクターから送られた各種の発電ロスの情報に基づき、前記太陽電池アレイの各種の発電ロスを算出する演算装置と、前記演算装置に接続され、前記演算装置による算出された各種の発電ロスを、表示すると共に監視を行う表示監視装置と、前記表示監視装置に接続され、前記表示監視装置に表示された各種の発電ロスの監視結果に基づき、アラームやアドバイスを発するアラーム・アドバイス装置と、を備えることを特徴とする。

本発明によれば、太陽光発電システムにおける各種の発電ロスを監視し異常を検出することができる太陽光発電監視方法及びその方法に用いられる太陽光発電監視システムを提供することができる。

本発明に係わる太陽光発電監視システムに用いられる発電ロスを監視するための各種の情報の伝送流れを示す模式図。 本発明に係わる即時表示監視装置による情報更新のタイミングを示す模式図。 本発明に係わる太陽光発電監視システムの要部を示す構成図である。 異なる太陽電池アレイ同士に対する一定の時間区間内のケーブルロスの監視結果を示すグラフ。 異なる太陽電池アレイ同士に対する一定の時間区間内のインバータロスの監視結果を示すグラフ。 異なる太陽電池アレイ同士に対する一定の時間区間内の温度計の測定結果を示すグラフ。 異なる太陽電池アレイ同士に対して算出されたシステム出力係数、ケーブルロス、モジュール温度ロス、インバータロス、最大電力点追従ロス、モジュールロスの解析結果を示すグラフ。 一定の時間区間内に日射計の測定結果を示すグラフ。 異なる太陽電池アレイ同士に対する一定の時間区間内のモジュールロスの計算結果を示すグラフ。

以下、本発明の実施形態を、図面を参照して説明する。

本発明に係わる太陽光発電監視方法は、太陽電池アレイの発電量に影響するケーブルロス（Ｃａｂｌｅ Ｌｏｓｓ）Ａ、最大電力点追従ロス（ＭＰＰＴ Ｌｏｓｓ）Ｂ、インバータロス（Ｉｎｖｅｒｔｅｒ Ｌｏｓｓ）Ｃ、モジュール温度ロス（Ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ Ｌｏｓｓ）Ｅ及びシステム出力係数（Ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ Ｒａｔｉｏ）Ｄを各々に算出することができ、さらに算出された前記各種の発電ロスＡ、Ｂ、Ｃ、Ｅ及びシステム出力係数Ｄに基づきモジュールロス（Ｍｏｄｕｌｅ Ｌｏｓｓ）Ｆを算出することができる。

モジュールロスを広く言えば、表面汚れ、モジュールの直列又は並列による発電ミスマッチ（ｍｉｓｍａｔｃｈ）、及び異なる日射状況下での光電転換効率変化などによるロスを含む。これらのロスは太陽電池モジュールの状態と関連性が高いため、ここでモジュールロスと総称する。そのため、前記算出されたモジュールロスＦに対して、日射量レベル補正値（Ｉｒｒａｄｉａｎｃｅ Ｌｅｖｅｌ Ｃｏｒｒｅｃｔｉｏｎ）Ｇと日射ＡＭ補正値（Ｉｒｒａｄｉａｔｉｏｎ Ａｉｒ Ｍａｓｓ Ｃｏｒｒｅｃｔｉｏｎ）Ｈを算出し、そしてモジュールロスＦを補正することにより、モジュールロスＦの精度を高めることもできる。その最終的な目的は、長期的に太陽電池モジュールの発電効率を監視し、モジュールが劣化したかどうかの参考情報とすることである。前記各ロスＡ、Ｂ、Ｃ、Ｆ及び補正値Ｇ、Ｆの表現方式は、％、Ｗ、ｋＷｈ、ｋＷｈ／ｋＷｐ、或いはその他の瞬間的または累積したエネルギーの単位であっても良い。

太陽電池アレイから出力された直流電力がインバータに伝送される過程で、伝送回線自身の抵抗により電力ロスをもたらすため、太陽光発電の発電ロスの計算時に電力の伝送回線による発電ロスも考慮しなければならない。ケーブルロスＡとは、太陽電池アレイからインバータまでの電力伝送過程中に生じた電力ロスである。

太陽電池モジュールによる変換可能なエネルギー量は、太陽光の日射強度及びモジュールの温度により決まる。異なる操作環境及び天候条件で、太陽電池モジュールの電力出力も異なるため、最大電力点追従器を設置すると共に監視を行う必要がある。最大電力点追従器は、日射強度が変化する際に太陽電池モジュールの最大電力点出力を追従するとともに、太陽電池モジュールの一部が遮蔽された場合でも、太陽電池モジュールの電力出力を最大にすることができる。しかし、太陽光が瞬間的に遮蔽されたことによる電力が低下した際に、最大電力点追従器が最大電力点に追従不可の可能性もあるため、最大電力点追従ロスが生じる。本発明に係わる最大電力点追従ロスＢは、最大電力点追従器にて太陽光の照射を追従することができない、または即時に太陽電池アレイの発電電力を検出できないことによる電力ロスである。

インバータロスＣは、インバータが直流電力を交流電力に変換することによる電力ロスである。

システム出力係数Ｄは、太陽電池アレイの定格出力電力に応じる発電したシステム出力係数である。

太陽電池モジュールは太陽光の照射により温度が高くなるが、モジュールの温度が高くなると、発電量が低下することになる。モジュール温度ロスＥは、太陽電池アレイの操作温度と標準温度２５℃との温度差による電力ロスである。

太陽電池モジュールの光電転換効率は日射状況に伴い変化する。例えば、標準試験条件（日射強度１０００Ｗ／ｍ^２）で、仮に太陽電池モジュールの光電転換効率は１０％である場合、面積１ｍ^２の太陽電池モジュールが１００Ｗの電力を出力できることを意味する。しかし、実際には、日射量が低い（例えば、２００Ｗ／ｍ^２）場合、光電転換効率が低下することになる（例えば、９％まで低下する）。この場合に、太陽電池モジュールは１８Ｗの電力だけを出力し、理論値の２０Ｗではない。本実施形態における日射量レベル補正値Ｇは異なる日射状況での発電ロスを補正するためのものである。

太陽電池モジュールが異なる緯度または傾き角度に設置された場合、太陽光のスペクトルも異なり、標準試験条件（ＡＭ１．５）と差異がある。ＡＭ（Ａｉｒ Ｍａｓｓ）とは太陽光の異なる波長での光量分布である。このため、本実施形態では日射ＡＭ補正値を算出することにより、異なる太陽スペクトルでの標準日照条件ＡＭ１．５に対する発電ロスを補正する。

以下、図１を参照しながら、ケーブルロスＡ、最大電力点追従ロスＢ、インバータロスＣ、システム出力係数Ｄ、モジュール温度ロスＥ、モジュールロスＦ、日射量レベル補正値Ｇ及び日射ＡＭ補正値Ｈの各々の計算方法について説明する。図１は太陽光発電監視システムに用いられ、発電ロスを算出すると共に監視するための各種の情報の伝送流れを示す模式図である。

ケーブルロスＡは、太陽電池アレイ端に設けられたアレイ端ＤＣ電力計の数値ｂ１とインバータ端に設けられたインバータ端ＤＣ電力計の数値ｃ１の差に基づき、或いは太陽電池アレイとインバータを接続するための直流回線の抵抗ａ１とインバータ端ＤＣ電力計の数値ｃ１（電流値）に基づき演算を行うことにより、算出する。

最大電力点追従ロスＢは、アレイ端ＤＣ電力計の数値ｂ１と太陽電池アレイの電圧電流値を測定するための電圧電流測定器の数値ｂ２の差に基づき、或いは太陽電池アレイに入射した日射強度を測定するための日射計の数値ｂ３とインバータ端ＤＣ電力計の数値ｃ１（電流、電圧、電力値）に基づき演算を行うことにより、算出する。

インバータロスＣは、インバータ端ＤＣ電力計の数値ｃ１とインバータ端に設けられたＡＣ電力計の数値ｃ２の差に基づき算出する。

システム出力係数Ｄは、下記式１から算出する。式１において、ｃ２はＡＣ電力計の数値（発電量）であり、ａ２は太陽電池アレイの定格出力電力であり、ｂ３は太陽電池アレイに入射した日射強度を測定するための日射計の数値であり、１０００ｗ／ｍ^２は標準日射量である。
（式１）
Ｄ＝ｃ２／［ａ２×（ｂ３／１０００Ｗ／ｍ^２）］

モジュール温度ロスＥは、定格出力電力ａ２、太陽電池アレイの温度係数ａ３、電圧電流測定器の数値ｂ２、日射計の数値ｂ３、太陽電池アレイの温度を測定するための温度計の数値ｂ４及びＡＣ電力計の数値ｃ２に基づき総合演算を行うことにより、算出する。また、前記ＡＣ電力計の数値ｃ２の代わりに、アレイ端ＤＣ電力計の数値ｂ１又はインバータ端ＤＣ電力計の数値ｃ１に基づきモジュール温度ロスＥを算出してもよい。

最後に、モジュールロスＦは、前記算出されたケーブルロスＡ、最大電力点追従ロスＢ、インバータロスＣ、システム出力係数Ｄ、モジュール温度ロスＥに基づき総合演算を行うことにより、算出する。算出されたモジュールロスは、太陽電池モジュールの発電効率を長期的に監視するために使用することができ、モジュールが劣化したかどうかの参考情報とすることができる。

日射量レベル補正値Ｇは、異なる日射状況でのモジュールにおける実際の光電転換効率ａ４、アレイ端ＤＣ電力計の数値ｂ１、日射計の数値ｂ３に基づき総合演算を行うことにより、算出する。

日射ＡＭ補正値Ｈは、太陽電池アレイの緯度及び傾き角度の情報ａ５、ある日射計の数値ｂ３、他の日射計の数値ｂ５、分光光度計の数値ｂ６に基づき総合演算を行うことにより、算出する。前記ある日射計の傾き角度は、太陽電池アレイの傾き角度と同じように設定される。他の日射計は全天日射計であり、それと地面との角度は０゜である。分光光度計は、異なる波長で太陽光スペクトルの光量分布を測定するためのものである。

以上、各種の発電ロスＡ、Ｂ、Ｃ、Ｆと補正値Ｇ、Ｈの計算に用いられる情報は、夫々情報コレクターに送られると共に記憶され、さらに前記情報コレクターから演算装置に送られることにより、演算装置にてケーブルロスＡ、最大電力点追従ロスＢ、インバータロスＣ、システム出力係数Ｄ、モジュール温度ロスＥ、モジュールロスＦ、日射量レベル補正値Ｇ及び日射ＡＭ補正値Ｈを算出する。

その後、演算装置により算出されたケーブルロスＡ、最大電力点追従ロスＢ、インバータロスＣ、システム出力係数Ｄ、モジュール温度ロスＥ、モジュールロスＦ、日射量レベル補正値Ｇ及び日射ＡＭ補正値Ｈは、即時表示監視装置（図１では、情報が情報コレクター及び演算装置に送られる流れの図示を省略した）に送られる。なお、各種の発電ロスＡ、Ｂ、Ｃ、Ｆと補正値Ｇ、Ｈの計算に用いられる前記数値ａ１〜ａ５、ｂ１〜ｂ６、ｃ１、ｃ２の情報も前記即時表示監視装置に送られると共に記憶され、前記即時表示監視装置にて解析を行うことにより、各種の発電ロスに対して即時に監視を行う。

以下、図２を参照しながら、前記即時表示監視システムにおける情報更新のタイミングについて説明する。

この即時表示監視装置は、所定のタイミング（ａ）に情報更新を行うように設定することができる。前記所定のタイミング（ａ）は、例えば毎日、毎週または毎月であっても良く、各種の発電ロスを監視しようとするタイミングに応じて情報更新の頻度を設定すればよい。監視しようとする各種の発電ロスの情報区間は、情報更新のタイミングから前に所定の時間区間（ｂ）を推移するものである。前記所定の時間区間（ｂ）は、例えば二週間、一ヶ月または任意の時間区間であっても良い。図２における２つの矢印Ａによる挟まれる区間は、情報の更新頻度、例えば毎日、毎週または毎月を示し、矢印Ｂは、所定の時間区間、例えば二週間、一ヶ月または任意の時間区間を前に推移することを示す。

情報更新のタイミングから所定の時間区間を前に推移する理由は、監視当時のタイミングでの発電ロスだけを監視すると、太陽電池モジュールの発電状況が天候状況に影響を受ける可能性もあることにより、監視当時のタイミングの発電量が大きく変動する恐れがあるため、解析情報が参考情報として適さない場合があるためである。そのため、所定の時間区間を選択することで、太陽電池アレイ間の関連ハードウェア（例えば、インバータ、電力の伝送回路、或いは各センサー（例えば、日射計、分光光度計、温度計、電圧電流計、電力計等））に対して比較を行うことにより、その機能に異常があるかどうかを判定し、または異常を発見することができる。なお、各種の即時情報の整理と解析を介して、情報収集ソフトの稼動状況を確認することにより、その精度を確認し、ひいては異常を発見することもできる。

以下、順にシステム出力係数、ケーブルロス、モジュール温度ロス、インバータロス、最大電力点追従ロス、モジュールロスにて太陽光発電システムの関連ハードウェア或いは情報収集ソフトに異常があるかどうかを判明する流れについて説明する。

（１）システム出力係数
まず、異なる太陽電池アレイ同士に対して前記した式１から算出されたシステム出力係数に基づき異常値があるかどうかを確認する。異常値があると、異なる太陽電池アレイ同士の発電量に異常があるかどうかを比較する。

異なる太陽電池アレイ同士の発電量に異常があるかどうかの判断比較は、異なる太陽電池アレイ同士の発電量、日射値及びモジュール温度を比較することによって行われる。例えば、日射値が高いほど、吸収した太陽光も多いことを示し、発電量も高いはずである。しかし、あるタイミングで各太陽電池アレイ同士の日射値がほぼ一致であるが、その一つの太陽電池アレイだけで発電量が低い場合、その太陽電池アレイの発電量に異常が生じたことを示す。なお、モジュール温度と発電量とは逆の関係を有する。モジュール温度が高いほど、発電量が低くなる。発電量とモジュール温度を比較することによっても、太陽電池アレイの発電量に異常が生じたかどうかを判明することができる。

発電量に異常がある場合、さらにＡＣ電力計の機能に異常があるかどうかを確認する。ここでは、ＡＣ電力計の設定値又はパラメータ等を確認する。ＡＣ電力計の機能に異常がない場合、さらに日射計の機能に異常があるかどうかを確認する。ＡＣ電力計及び日射計の機能はいずれも正常であるが、ある太陽電池アレイの発電量に異常値があった場合、情報収集ソフトの機能に異常が生じたことが考えられるため、情報収集ソフトに対して確認を行う。情報収集ソフトの機能にも異常がない場合、太陽電池モジュールの劣化又はその他の要因により発電量を低下させた可能性があり、例えば、太陽電池モジュールの表面汚れにより発電量が低下した可能性があると推測する。

これにより、太陽光発電システムの関連ハードウェア（ＡＣ電力計、日射計）又は情報収集ソフトに異常があるかどうかを判定することができ、その精度を確認し、ひいては異常の発生源を発見できるとともに、太陽電池モジュールに劣化が生じたかどうかも判定することができる。

（２）ケーブルロス
まず、異なる太陽電池アレイ同士に対して算出されたケーブルロスに異常値があるかどうかを確認する。異常値があると、異なる太陽電池アレイ同士に対して測定された電流値を比較する。

ここでは、異なる太陽電池アレイ同士に対して測定された電流値に異常があるかどうかの判断比較は、前述のように異なる太陽電池アレイ同士の発電量、日射値及びモジュール温度を比較することにより行われる。例えば、日射値が高いほど、出力した電流値も高くなるはずである。

それらの電力計の電流値に異常があると、まず、回線の劣化により抵抗値が高くなると共に電流値を低下させたのではないかを確認する。回線が正常である場合、さらにそれらの電力計の機能に異常があるかどうかを確認する。ここでは、それらの電力計の設定値或いはパラメータ等を確認する。それらの電力計の機能はいずれも正常であるが、ある太陽電池アレイの発電量に異常があった場合、情報収集ソフトの機能に異常があったことが考えられるため、情報収集ソフトに対して確認を行う。情報収集ソフトの機能に異常がない場合、太陽電池モジュールの劣化又はその他の要因により発電量を低下させる可能性があり、例えば、太陽電池モジュールの表面汚れにより発電量が低下した可能性があると推測する。

これにより、太陽光発電システムの回線、関連ハードウェア或いは情報収集ソフトに異常があるかどうかを判定することができ、その精度を確認し、又は異常を発見できるとともに、太陽電池モジュールに劣化が生じたかどうかも判定することができる。

（３）モジュール温度ロス
異なる太陽電池アレイ同士に対して算出されたモジュール温度ロスに異常値があるかどうかを確認する。異常値があると、異なる太陽電池アレイ同士に対して測定されたモジュール温度を比較する。

ここでは、異なる太陽電池アレイ同士に対して測定されたモジュール温度に異常があるかどうかは、前述のように異なる太陽電池アレイ同士の発電量、日射値及びモジュール温度を比較することにより行われる。例えば、日射値が高いほど、モジュール温度も高くなるはずである。しかし、あるタイミングで各太陽電池アレイの日射値はほぼ一致であるが、一つの太陽電池アレイだけ温度が高いまたは低い場合、その太陽電池アレイの温度に異常が生じたことを示す。

なお、各太陽電池アレイの設置場所、設置状況或いは操作環境を確認することによっても、ある太陽電池アレイの設置場所により、測定された太陽電池アレイの温度に差が生じたこと、太陽電池アレイの設置状況に異常があったこと、或いは当時の天候状況により、太陽電池アレイの温度に異常が生じたことを判定できる。

各太陽電池アレイ同士の設置状況または操作環境はいずれも異常がないが、太陽電池アレイの温度に異常があった場合、さらに太陽電池アレイの温度を測定するための温度計の機能に異常があるかどうかを確認する。温度計の機能が正常である場合、情報収集ソフトの機能に異常があった可能性があるため、情報収集ソフトに対して確認を行う。

これにより、太陽光発電システムの設置状況、関連ハードウェア（温度計）又は情報収集ソフトの機能に異常があるかどうかを判定することができ、その精度を確認し、又は異常を発見することができる。

（４）インバータロス
まず、異なる太陽電池アレイ同士に対して算出されたインバータロスに異常値があるかどうかを確認する。異常値があると、異なる太陽電池アレイ同士のインバータ端ＤＣ電力計とＡＣ電力計の数値を比較する。

それらの電力計の数値に異常値がある場合、インバータの機能に異常があるかどうかを確認する。インバータの機能に異常がない場合、さらにそれらの電力計の機能に異常があるかどうかを確認する。それらの電力計の機能はいずれも正常である場合、情報収集ソフトの機能に異常があった可能性があるため、情報収集ソフトに対して確認を行う。

これにより、太陽光発電システムのインバータ、関連ハードウェア（インバータ端ＤＣ電力計、ＡＣ電力計）或いは情報収集ソフトの機能に異常があるかどうかを判定することができ、その精度を確認し、又は異常を発見することができる。

（５）最大電力点追従ロス
まず、異なる太陽電池アレイ同士に対して算出された最大電力点追従ロスに異常値があるかどうかを確認する。異常値がある場合、最大電力点追従器に異常があるかどうかを確認する。異常がない場合、さらに日射状況に異常があるかどうかを確認する（例えば、雲に覆われることにより最大電力点に追従できない）。

最大電力点追従ロスの計算は、統計の手法である回帰分析により電流と日照値との線形回帰関係を求める。前記線形回帰関係を求めるためには、外れ値を取り除く必要があるが、外れ値を取り除くためのパラメータの設定値は、算出した最大電力点追従ロスの精度に影響する。そのため、日射状況が正常であれば、さらに最大電力点追従ロスの計算に用いられるパラメータに対して補正を行う必要があるかどうかを確認する。

最大電力点追従ロスの計算に用いられるパラメータに対して補正を行う必要がないと確認した場合、情報収集ソフトの機能に異常があった可能性があるため、情報収集ソフトに対して確認を行う。

これにより、最大電力点追従器、情報収集ソフトの機能に異常があるかどうかを判定することができ、その精度を確認し、又は異常を発見することができる。

（６）モジュールロス
異なる太陽電池アレイ同士に対して算出されたモジュールロスに異常値があるかどうかを確認する。モジュールロスに異常値があるが、前記算出されたシステム出力係数、ケーブルロス、モジュール温度ロス、インバータロス、最大電力点追従ロスはいずれも異常値がない場合、情報収集ソフトに対して確認を行う。

これにより、情報収集ソフトに異常があるかどうかを判定することができ、その精度を確認し、又は異常を発見することができる。

以下、図３を参照しながら、前記監視方法を使用する太陽光発電監視システムについて説明する。図３は本発明の一実施形態に係わる太陽光発電監視システム１００を示す構成図である。

図３に示すように、本発明の一実施形態に係わる太陽光発電監視システム１００は、太陽光のエネルギーを電能に変換する複数の太陽電池アレイ１と、前記複数の太陽電池アレイ１が出力した直流電力を交流電力に変換するインバータ２と、前記太陽光発電監視システム１００における各種の発電ロスの計算に用いられる情報を収集するための情報コレクター３と、前記太陽電池アレイ１の発電ロスを算出するための演算装置４と、前記演算装置４が算出した各種の発電ロスに対し即時に監視を行う即時表示監視装置５と、前記即時表示監視装置５に表示された監視結果に基づき、アラームやアドバイスを発するアラーム・アドバイス装置６と、を備える。

太陽電池アレイ１は、複数の太陽電池モジュールを直列または並列に配置し組み立てることにより太陽電池アレイユニットを構成し、さらに太陽電池アレイユニットから複数の太陽電池アレイ１（図３では、図示の便宜上、一つの太陽電池アレイのみが描かれている）を構成することによって構成される。この太陽電池アレイ１には、ＤＣ電力計２０１、電圧電流測定器２０２、日射計２０３、温度計２０４、日射計２０５及び分光光度計２０６が接続されている。

前記ＤＣ電力計２０１は、太陽電池アレイ端に設けられたＤＣクランプメーターであり、それに表示される数値は電圧Ｖ、電流Ａ、電力（ＷまたはｋＷｈ）を含む。以下、インバータ端ＤＣ電力計と区別するため、「アレイ端ＤＣ電力計」と称する場合もある。電圧電流測定器２０２は、太陽電池アレイ１の電圧電流特性曲線を測定するためのセンサーである。日射計２０３は、太陽電池アレイ１に入射した日射強度を測定するためのセンサーであり、その傾き角度は太陽電池アレイ１の傾き角度と同じように設定されている。温度計２０４は、太陽電池アレイ１の温度を測定するためのセンサーである。日射計２０５は全天日射計であり、水平面に照らした日射強度を測定するためのセンサーであり、それと地面との角度は０゜である。分光光度計２０６は、太陽光の強さを検出してスペクトル分布（分光密度）を測定するためのものである。

インバータ２は、太陽電池アレイ１が出力した直流電力を交流電力に変換するためのものであり、最大電力点追従器としても機能する。このインバータ２には、ＤＣ電力計３０１とＡＣ電力計３０２が接続されている。

ＤＣ電力計３０１は、インバータ直流端に設けられたＤＣクランプメーターであって、それに表示される数値は電圧Ｖ、電流Ａ、電力（ＷまたはｋＷｈ）を含む。以下、アレイ端のＤＣ電力計と区別するため、「インバータ端ＤＣ電力計」と称する場合もある。ＡＣ電力計３０２は、インバータ交流端に設けられたＡＣクランプメーターであって、それに表示される数値は電圧Ｖ、電流Ａ、電力（ＷまたはｋＷｈ）を含む。

なお、太陽電池アレイ１とアレイ端ＤＣ電力計２０１、及び、アレイ端ＤＣ電力計２０１とインバータ端ＤＣ電力計３０１、並びに、インバータ端ＤＣ電力計３０１とインバータ２とは、回線３０３により連結されている。

情報コレクター３は、太陽光発電監視システムにおける各種の発電ロスの計算に用いられる情報を収集し、収集した各種の情報はさらに演算装置４に送られる。

本実施形態では、情報コレクター３を有することにより、太陽光発電監視システム１００が異なる使用者の要求に対応することもできる。例えば、太陽光発電監視システム１００が異なる使用者に販売された場合、使用者のすでに有する太陽光発電システムが備える電子部材（例えば、電力計、電圧電流計）または各センサー（例えば、日射計、分光光度計、温度計、電圧電流計等）に接続することができ、或いは太陽光発電監視システム１００が備える電子部材（例えば、電力計、電圧電流計）または各センサー（例えば、日射計、温度計、電圧電流計等）を使用してもよい。

図３に示したように、情報コレクター３には、アレイ端ＤＣ電力計２０１の数値ｂ１、電圧電流測定器２０２の数値ｂ２、日射計２０３の数値ｂ３、温度計２０４の数値ｂ４、日射計２０５の数値ｂ５、分光光度計２０６の数値ｂ６、及びインバータ端ＤＣ電力計３０１の数値ｃ１とＡＣ電力計３０２の数値ｃ２が送られ、さらに、例えば、回線３０３の抵抗ａ１、定格出力電力ａ２及び温度係数ａ３も送られる。

回線抵抗ａ１は、回線３０３の長さに従い推測した抵抗値であっても良く、実際に測定した抵抗値であっても良い。定格出力電力ａ２は、太陽電池アレイ１を構成する定格出力電力である。温度係数ａ３は、太陽電池アレイ１の温度係数である。

演算装置４は前記情報コレクター３に接続され、この演算装置４において、太陽電池アレイ１の発電量に影響するケーブルロス（Ｃａｂｌｅ Ｌｏｓｓ）Ａ、最大電力点追従ロス（ＭＰＰＴ Ｌｏｓｓ）Ｂ、インバータロス（Ｉｎｖｅｒ Ｌｏｓｓ）Ｃ、モジュール温度ロス（Ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ Ｌｏｓｓ）Ｅ及びシステム出力係数（Ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ Ｒａｔｉｏ）Ｄを各々に算出し、さらに算出された各種の発電ロスＡ、Ｂ、Ｃ、Ｅ及びシステム出力係数Ｄに基づきモジュールロス（Ｍｏｄｕｌｅ Ｌｏｓｓ）Ｆを算出する。

なお、前記算出されたモジュールロスＦに対して、この演算裝置４は日射量レベル補正値Ｇと日射ＡＭ補正値Ｈを算出し、モジュールロスＦを補正することによって、モジュールロスＦの精度を高めることができる。

即時表示監視装置５は演算装置４に接続され、この演算装置４が算出した前記ケーブルロスＡ、最大電力点追従ロスＢ、インバータロスＣ、システム出力係数Ｄ、モジュール温度ロスＥ及びモジュールロスＦ、日射量レベル補正値Ｇ並びに日射ＡＭ補正値Ｈは夫々に即時表示監視装置５に送られると共に記憶される。なお、各種の発電ロスの計算に用いられる前記数値ａ１〜ａ５、ｂ１〜ｂ６、ｃ１、ｃ２の情報も即時表示監視装置５に送られると共に記憶され、この即時表示監視装置５にて即時に各種の発電ロスに対して監視を行う。

それらの監視結果はアラーム・アドバイス装置６に送られ、このアラーム・アドバイス装置６により、即時表示監視装置５に表示された監視結果に基づき、アラームやアドバイスを発する。

以下、前記即時表示監視装置５に表示された監視結果の例を説明する。

図４は異なる太陽電池アレイ同士に対する一定の時間区間内のケーブルロスの監視結果を示すグラフであり、横軸は監視を行う時間区間であり、縦軸はケーブルロスである。図４によれば全ての太陽電池アレイのケーブルロスは監視を行う時間区間内に異常がないことが分かった。

図５は異なる太陽電池アレイ同士に対する一定の時間区間内のインバータロスの監視結果を示すグラフであり、横軸は監視を行う時間区間であり、縦軸はインバータロスである。図５から太陽電池アレイ（Ａｒｒａｙ０１）及び太陽電池アレイ（Ａｒｒａｙ０２）は四月から六月までに異常があることが分かった。

図６は異なる太陽電池アレイ同士に対する一定の時間区間内の温度計の測定結果を示すグラフであり、横軸は監視を行う時間区間であり、縦軸は温度計の温度である。図７は異なる太陽電池アレイ同士に対して算出されたシステム出力係数、ケーブルロス、モジュール温度ロス、インバータロス、最大電力点追従ロス、モジュールロスの解析結果のグラフであり、横軸は太陽電池アレイであり、縦軸は各種の発電ロス及びシステム出力係数の百分比である。

図６によれば、ある太陽電池アレイ（Ａｒｒａｙ１１）のジュール温度の測定結果に異常があることが分かったが、図７における太陽電池アレイ（Ａｒｒａｙ１１）をそれと同じ場所（例えば、同じように周縁或いは中心に設置された太陽電池アレイ）に設置された太陽電池アレイ（Ａｒｒａｙ１２）、（Ａｒｒａｙ１３）、（Ａｒｒａｙ１４）と比べて、モジュール温度ロスの計算結果には異常が見られないため、ある温度計（太陽電池アレイ（Ａｒｒａｙ１１）の温度を測定するための温度計）に異常があったと推測することができる。

図８は一定の時間区間内に日射計の測定結果を示すグラフであり、横軸は監視を行う時間区間であり、縦軸は日射計の測定結果である。

図８に示すように、Ｄａｙ３からＤａｙ５までの期間内に、日射値の測定結果に異常があることが分かった。夜には太陽光の入射がないため、その期間内の夜の日射値はぜロであるべきが、その測定結果は、昼間の測定結果と同じような数値を示している。そのため、情報収集ソフトに異常が生じたことを推測する。

なお、前記即時表示監視装置は、太陽光発電システムに取り付けられた太陽電池モジュールの発電効率を監視するとともに、異常を検出することもできる。モジュールロスの即時計算を介して、太陽光発電システムに取り付けられた太陽電池モジュールの実際の発電効率に対して監視を行うことができ、太陽電池モジュールに劣化が生じたかどうかを確認することができる。

例えば、図９は異なる太陽電池アレイ同士に対して所定の時間区間内にモジュールロスを計算した計算結果を示すグラフであり、横軸は監視を行う時間区間であり、縦軸はモジュールロスである。図９から、４月に太陽電池アレイ（Ａｒｒａｙ０２）、（Ａｒｒａｙ０３）、（Ａｒｒａｙ０４）のモジュールロスに異常があることが分かった。

上記の図４〜９におけるグラフは、前記即時表示監視装置に表示された実際の監視画面であり、それらの監視結果はアラーム・アドバイス装置に送られ、前記アラーム・アドバイス装置により前記即時表示監視装置に表示された監視結果に基づき、アラームやアドバイスを発する。

以上、添付図面を参照しながら本発明の好適な実施形態について詳細に説明したが、本発明は上記の実施形態に限られることはない。本発明の属する技術の分野における通常の知識を有する者であれば、特許請求の範囲に記載された技術の思想の範疇内において、様々に変形することができ、これらについても、当然に本発明の技術の範囲に属するものと了解される。

１００……太陽光発電監視システム、１……太陽電池アレイ、２……インバータ、３……情報コレクター、４……演算装置、５……即時表示監視装置、６……アラーム・アドバイス装置、２０１……アレイ端ＤＣ電力計、２０２……電圧電流測定器、２０３……日射計、２０４……温度計、２０５……日射計、２０６……分光光度計、３０１……インバータ端ＤＣ電力計、３０２……ＡＣ電力計、３０３……直流回線、Ａ……ケーブルロス、Ｂ……最大電力点追従ロス、Ｃ……インバータロス、Ｄ……システム出力係数、Ｅ……モジュール温度ロス、Ｆ……モジュールロス、Ｇ……日射量レベル補正値、Ｈ……日射ＡＭ補正値、ａ１……回線抵抗、ａ２……定格出力電力、ａ３……温度係数、ａ４……実際光電転換効率、ａ５……モジュール緯度及び傾き角度の情報、ｂ１……アレイ端ＤＣ電力計の数値、ｂ２……電圧電流測定器の数値、ｂ３……日射計２０３の数値、ｂ４……温度計の数値、ｂ５……日射計２０５の数値、ｂ６……分光光度計の数値、ｃ１……インバータ端ＤＣ電力計の数値、ｃ２……ＡＣ電力計の数値。

本発明の第一態様は、太陽電池アレイ及び各センサーから構成された太陽光発電システムにおける各種の発電ロスを監視するとともに、異常を検出する太陽光発電監視方法であって、前記太陽光発電システムにおける異なるＤＣ電力計の数値差異に基づき、或いは配線の抵抗とＤＣ電力計の数値に基づき演算を行うことにより、ケーブルロスを算出するステップと、前記太陽光発電システムにおけるＤＣ電力計と電圧電流測定器の数値差異に基づき、或いは前記太陽光発電システムにおける日射計の数値とＤＣ電力計の数値に基づき演算を行うことにより、最大電力点追従ロスを算出するステップと、ＤＣ電力計とＡＣ電力計の数値差異に基づきインバータロスを算出するステップと、測定された日照条件における定格出力電力に対する実際の電力計の数値の比を表すシステム出力係数を算出するステップと、前記太陽電池アレイの定格出力電力、前記太陽電池アレイの温度係数、電圧電流測定器の数値、日射計の数値、温度計の数値及びＡＣ電力計の数値に基づき総合演算を行うことにより、モジュール温度ロスを算出するステップと、前記各ステップにおいて算出された前記ケーブルロス、前記最大電力点追従ロス、前記インバータロス、前記システム出力係数、前記モジュール温度ロスに基づき総合演算を行うことにより、モジュールロスを算出するステップと、前記各ステップにおいて算出された前記ケーブルロス、前記最大電力点追従ロス、前記インバータロス、前記モジュール温度ロス及び前記モジュールロスを表示すると共に、監視を行うステップと、を含むことを特徴とする。

Claims (16)

1. 太陽電池アレイ及び各センサーから構成された太陽光発電システムにおける各種の発電ロスを監視するとともに、異常を検出する太陽光発電監視方法であって、
   前記太陽光発電システムにおける異なるＤＣ電力計の数値差異に基づき、或いは配線の抵抗とＤＣ電力計の数値に基づき演算を行うことにより、ケーブルロスを算出するステップと、
   前記太陽光発電システムにおけるＤＣ電力計と電圧電流測定器の数値差異に基づき、或いは前記太陽光発電システムにおける日射計の数値とＤＣ電力計の数値に基づき演算を行うことにより、最大電力点追従ロスを算出するステップと、
   ＤＣ電力計とＡＣ電力計の数値差異に基づきインバータロスを算出するステップと、
   システム出力係数を算出するステップと、
   前記太陽電池アレイの定格出力電力、前記太陽電池アレイの温度係数、電圧電流測定器の数値、日射計の数値、温度計の数値及びＡＣ電力計の数値に基づき総合演算を行うことにより、モジュール温度ロスを算出するステップと、
   前記各ステップにおいて算出された前記ケーブルロス、前記最大電力点追従ロス、前記インバータロス、前記システム出力係数、前記モジュール温度ロスに基づき総合演算を行うことにより、モジュールロスを算出するステップと、
   前記各ステップにおいて算出された前記ケーブルロス、前記最大電力点追従ロス、前記インバータロス、前記モジュール温度ロス及び前記モジュールロスを表示すると共に、監視を行うステップと、
   を含むことを特徴とする太陽光発電監視方法。
2. 前記ケーブルロスを算出するステップにおいて、
   前記異なるＤＣ電力計は、太陽電池アレイ端に設けられたアレイ端ＤＣ電力計とインバータ端に設けられたインバータ端ＤＣ電力計であり、
   前記配線の抵抗とＤＣ電力計の数値に基づき演算を行う際の、前記配線の抵抗は、太陽電池アレイとインバータを接続する直流配線の抵抗であり、前記ＤＣ電力計は、インバータ端ＤＣ電力計であることを特徴とする請求項１記載の太陽光発電監視方法。
3. 前記最大電力点追従ロスを算出するステップにおいて、
   前記ＤＣ電力計は、インバータ端に設けられたインバータ端ＤＣ電力計であり、前記電圧電流測定器は、太陽電池アレイの電圧電流値を測定するための電圧電流測定器であることを特徴とする請求項１又は２記載の太陽光発電監視方法。
4. 前記インバータロスを算出するステップにおいて、
   前記ＤＣ電力計は、インバータ端に設けられたインバータ端ＤＣ電力計であり、前記ＡＣ電力計は、インバータ端に設けられたＡＣ電力計であることを特徴とする請求項１〜３いずれか１項記載の太陽光発電監視方法。
5. 前記システム出力係数を算出するステップでは、式１
   Ｄ＝ｃ２／［ａ２×（ｂ３／１０００Ｗ／ｍ^２）］ （式１）
   但し、Ｄはシステム出力係数であり、ｃ２はインバータ端に設けられたＡＣ電力計の数値であり、ａ２は太陽電池アレイの定格出力電力であり、ｂ３は太陽電池アレイに入射した日射強度を測定するための日射計の数値であり、１０００ｗ／ｍ^２は標準日射量である、
   からシステム出力係数Ｄを算出することを特徴とする請求項１〜４いずれか１項記載の太陽光発電監視方法。
6. 前記モジュール温度ロスを算出するステップにおいて、
   前記電圧電流測定器は、太陽電池アレイの電圧電流値を測定するためのものであり、前記日射計は、太陽電池アレイに入射した日射強度を測定するためのものであり、前記温度計は、太陽電池アレイの温度を測定するためのものであり、前記ＡＣ電力計は、インバータ端に設けられたＡＣ電力計であることを特徴とする請求項１〜５いずれか１項記載の太陽光発電監視方法。
7. 前記ケーブルロス、前記最大電力点追従ロス、前記インバータロス、前記モジュール温度ロス及び前記モジュールロスを表示するステップにおいて得た監視結果に基づき、アラームやアドバイスを発するステップをさらに含むことを特徴とする請求項１〜６いずれか１項記載の太陽光発電監視方法。
8. 前記ケーブルロス、前記最大電力点追従ロス、前記インバータロス、前記モジュール温度ロス及び前記モジュールロスを表示するステップは、所定のタイミングで情報更新を行うように設定され、監視しようとする前記ケーブルロス、前記最大電力点追従ロス、前記インバータロス、前記モジュール温度ロス及び前記モジュールロスの情報区間は、情報更新のタイミングから所定の時間区間を前に推移することを特徴とする請求項１〜７いずれか１項記載の太陽光発電監視方法。
9. 前記システム出力係数を算出するステップは、
   前記式１から算出された異なる太陽電池アレイ同士のシステム出力係数に異常値があるかどうかを確認するステップと、
   異なる太陽電池アレイ同士の発電量に異常があるかどうかを比較するステップと、
   ＡＣ電力計の機能に異常があるかどうかを確認するステップと、
   日射計の機能に異常があるかどうかを確認するステップと、
   太陽光発電監視システムにおける各種の発電ロスの計算に用いられる情報を収集するための情報収集ソフトの機能に異常があるかどうかを確認するステップと、
   を含むことを特徴とする請求項５記載の太陽光発電監視方法。
10. 前記モジュール温度ロスを算出するステップは、
    異なる太陽電池アレイ同士に対して算出されたモジュール温度ロスに異常値があるかどうかを確認するステップと、
    異なる太陽電池アレイ同士に対して測定されたモジュール温度に異常があるかどうかを比較するステップと、
    各太陽電池アレイの設置状況又は操作環境に異常があるかどうかを確認するステップと、
    太陽電池アレイの温度を測定するための温度計の機能に異常があるかどうかを確認するステップと、
    太陽光発電監視システムにおける各種の発電ロスの計算に用いられる情報を収集するための情報収集ソフトの機能に異常があるかどうかを確認するステップと、
    を含むことを特徴とする請求項６記載の太陽光発電監視方法。
11. 前記インバータロスを算出するステップは、
    異なる太陽電池アレイ同士に対して算出されたインバータロスに異常値があるかどうかを確認するステップと、
    異なる太陽電池アレイ同士のインバータ端ＤＣ電力計とＡＣ電力計の数値を比較するステップと、
    インバータ端ＤＣ電力計とＡＣ電力計の機能に異常があるかどうかを確認するステップと、
    太陽光発電監視システムにおける各種の発電ロスの計算に用いられる情報を収集するための情報収集ソフトの機能に異常があるかどうかを確認するステップと、
    を含むことを特徴とする請求項４記載の太陽光発電監視方法。
12. 前記最大電力点追従ロスを算出するステップは、
    異なる太陽電池アレイ同士に対して算出された最大電力点追従ロスに異常値があるかどうかを確認するステップと、
    日射状況に異常があるかどうかを確認するステップと、
    最大電力点追従ロスの計算に用いられるパラメータに対して補正する必要があるかどうかを確認するステップと、
    太陽光発電監視システムにおける各種の発電ロスの計算に用いられる情報を収集するための情報収集ソフトの機能に異常があるかどうかを確認するステップと、
    を含むことを特徴とする請求項３記載の太陽光発電監視方法。
13. 前記モジュールロスを算出するステップは、
    異なる太陽電池アレイ同士に対して算出されたモジュールロスに異常値があるかどうかを確認するステップと、
    算出された前記システム出力係数、前記ケーブルロス、前記モジュール温度ロス、前記インバータロス及び前記最大電力点追従ロスに異常値があるかどうかを確認するステップと、
    太陽光発電監視システムにおける各種の発電ロスの計算に用いられる情報を収集するための情報収集ソフトの機能に異常があるかどうかを確認するステップと、
    を含むことを特徴とする請求項１〜１２いずれか１項記載の太陽光発電監視方法。
14. 異なる日射状況でのモジュール実際の光電転換効率、前記アレイ端ＤＣ電力計の数値、前記日射計の数値に基づき総合演算を行うことにより、日射量レベル補正値を算出するステップと、
    前記日射計の数値、他の日射計の数値、モジュール緯度及び傾き角度の情報及び分光光度計の数値に基づき総合演算を行うことにより、日射ＡＭ補正値を算出するステップと、をさらに含み、
    前記日射量レベル補正値と前記日射ＡＭ補正により前記算出されたモジュールロスを補正し、
    前記日射計の傾き角度は太陽電池アレイの傾き角度と同じように設定され、
    前記他の日射計は全天日射計であり、その角度は水平に設置され、
    前記分光光度計は前記太陽電池アレイに接続され、太陽光の強さを検出してスペクトル分布（分光密度）を測定するためのものであることを特徴とする請求項１〜１３いずれか１項記載の太陽光発電監視方法。
15. 前記ケーブルロス、前記最大電力点追従ロス、前記インバータロス、前記モジュール温度ロスの表現方式は、％、Ｗ、ｋＷｈ、ｋＷｈ／ｋＷｐ、或いはその他の瞬間的または累積したエネルギーの単位であることを特徴とする請求項１〜１４いずれか１項記載の太陽光発電監視方法。
16. 請求項１ないし請求項１５のいずれか１項に記載の太陽光発電監視方法を使用し、太陽光発電システムの発電ロスを監視する太陽光発電監視システムであって、
    複数の太陽電池モジュールを直列または並列に配置し組み立てることにより太陽電池アレイユニットを構成し、さらに前記太陽電池アレイユニットから複数の太陽電池アレイを構成することによって構成される複数の前記太陽電池アレイと、
    前記太陽電池アレイから出力された直流電力を交流電力に変換するインバータと、
    前記太陽光発電監視システムにおける各種の発電ロスの計算に用いられる情報を収集するための情報コレクターと、
    前記情報コレクターに接続され、前記情報コレクターから送られた各種の発電ロスの情報に基づき、前記太陽電池アレイの各種の発電ロスを算出する演算装置と、
    前記演算装置に接続され、前記演算装置による算出された各種の発電ロスを、表示すると共に監視を行う表示監視装置と、
    前記表示監視装置に接続され、前記表示監視装置に表示された各種の発電ロスの監視結果に基づき、アラームやアドバイスを発するアラーム・アドバイス装置と、
    を備えることを特徴とする太陽光発電監視システム。

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