WO2007132616A1 - 太陽電池の特性評価装置 - Google Patents

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Toshikazu Hasegawa
Tadashi Kato
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Eko Instruments Co., Ltd.
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    • H01L31/02019—Circuit arrangements of general character for the devices for devices characterised by at least one potential jump barrier or surface barrier
    • H01L31/02021—Circuit arrangements of general character for the devices for devices characterised by at least one potential jump barrier or surface barrier for solar cells
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    • Y02B10/10—Photovoltaic [PV]
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    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy

Definitions

  • the present invention relates to a technique for evaluating characteristics of a solar cell.
  • Japan has the largest share of the world's photovoltaic power generation system.
  • Japan as a general measure against global warming, the introduction of a solar system equivalent to 4.82 million kW in 2010 was introduced. Is the target.
  • Non-Patent Document 1 For example, when constructing a residential solar power generation system, the open voltage may be confirmed by a tester (see Non-Patent Document 2). In this case, the open voltage of the solar power generation system is normal. In some cases, the output may be reduced. Therefore, the method using a tester can accurately diagnose abnormalities in the photovoltaic power generation system. difficult.
  • Non-Patent Document 1 Takashima, et al .: “Fundamental examination of failure diagnosis method for solar cell array”, Solar Z Wind Power Energy Lecture, 105, pp. 425-428 (2003)
  • Non-Patent Document 2 Nishizawa, et al .: “Introduction to photovoltaic power generation and application to housing", Riko Books, pl59 (1998)
  • an object of the present invention is to provide a technique that enables failure diagnosis of a solar cell to be performed in more detail.
  • a solar cell characteristic evaluation apparatus includes a measurement unit that measures current-voltage characteristics of a solar cell, and the above-described current voltage measured by the measurement unit.
  • a conversion unit for converting the characteristic into a predetermined reference state, a memory (storage unit) for storing a plurality of reference characteristics, the current-voltage characteristic converted into the reference state, and the reference characteristic read from the memory.
  • a determination unit that compares each of the current and voltage characteristics to determine a force that most closely approximates any of the reference characteristics (that is, whether the difference from any of the reference characteristics is small). It is also preferable that the characteristic evaluation apparatus further includes a display unit that displays the contents of the determination by the determination unit.
  • the conversion unit described above preferably converts the current-voltage characteristic into a reference state of lkWZm 2 and 25 ° C.
  • the conversion unit described above obtains the back surface temperature and solar radiation intensity of the solar cell and converts them to the reference state based on these.
  • the conversion unit described above further performs a process of normalizing the current-voltage characteristics.
  • the determination unit described above can compare the current-voltage characteristic and the reference characteristic, for example, by a least square method. Other curve regression methods may be used.
  • the measurement unit described above may measure the open-circuit voltage before measuring the current of the solar cell, and may not proceed to the measurement of the current if the open-circuit voltage shows an abnormal value. preferable.
  • the measurement unit described above measures the open voltage of the solar cell to set a voltage range, and then measures the current when a load is connected to the solar cell in the maximum range, based on the value.
  • V prefer to set the current range.
  • the present invention it is possible to individually estimate and detect a decrease in the output of a solar cell due to a construction error, a surrounding environment such as a building, and deterioration with time. Therefore, it becomes possible to perform failure diagnosis of the solar cell and the system using the solar cell in more detail.
  • FIG. 1 is a diagram illustrating a configuration of a solar cell module characteristic evaluation system according to an embodiment.
  • FIG. 2 is a diagram for explaining a circuit configuration example of a solar cell module.
  • FIG. 3 is a diagram schematically illustrating functions of the characteristic evaluation apparatus.
  • FIG. 4 is a diagram for explaining the current-voltage characteristics (IV characteristics) in detail.
  • FIG. 5 is a diagram showing an equivalent circuit of a solar cell.
  • FIG. 6 is a block diagram for explaining a detailed configuration of the characteristic evaluation apparatus.
  • FIG. 7 is a conceptual diagram for explaining the reference characteristic data.
  • FIG. 8 is a flowchart for explaining the operation procedure of the characteristic evaluation apparatus.
  • Figure 9 is a graph explaining the conversion of IV characteristics to the reference state.
  • FIG. 1 illustrates the configuration of a solar cell module characteristic evaluation system according to an embodiment.
  • the characteristic evaluation system 100 shown in FIG. 1 is for performing characteristic evaluation of the solar cell module 200, and includes a characteristic evaluation device 10, a computer 12, a thermometer 14, 20, a solarimeter 16, and a reference cell 18. Consists of.
  • the characteristic evaluation apparatus 10 is connected to the solar cell module 200 via wiring, and evaluates the characteristic of the solar cell module and displays the result.
  • the characteristic evaluation apparatus 10 is connected to the computer 12 using, for example, a wired or wireless communication means such as USB (universal serial bus), and transfers the measured characteristic values and evaluation results to the computer 12. be able to.
  • the characteristic evaluation apparatus 10 of the present embodiment is of a size that can be held in a hand, and can operate without receiving external power supply by loading a battery.
  • the characteristic evaluation device 10 includes a display unit, and can measure, evaluate, and display the characteristic value of the solar cell module 200 alone without being subjected to operation control by an external device such as the computer 12. Details of the configuration and operation of the characteristic evaluation apparatus 10 will be described later.
  • the computer 12 is a general-purpose personal computer, and performs information processing such as aggregation, analysis, and display of data acquired from the characteristic evaluation apparatus 10.
  • the operation of the characteristic evaluation apparatus 10 may be controlled using the computer 12. Further, the contents of the characteristic evaluation result by the characteristic evaluation apparatus 10 may be displayed using a display unit provided in the computer 12.
  • the thermometer 14 is disposed on the back side of the solar cell module 200, and is used to detect the temperature on the back side.
  • the “back surface side” is a surface opposite to the light receiving surface (surface to receive sunlight) of the solar cell module 200.
  • a thermocouple is used as the thermometer 14, for example.
  • the thermometer 14 is installed near the center of the back surface of the solar cell module 200, for example.
  • a detection signal (temperature detection result) from the thermometer 14 is input to the characteristic evaluation apparatus 10 via wiring.
  • the solarimeter 16 is installed, for example, at a position close to the solar cell module 200 so that the incident state of sunlight is the same as that of the solar cell module 200.
  • the detection signal (irradiation detection result) from the pyranometer 16 is input to the characteristic evaluation apparatus 10 through wiring.
  • the reference cell 18 is installed and used in the same manner as the pyranometer 16. Reference cell 1 The detection signal by 8 is input to the characteristic evaluation device 10 through the wiring. The reference cell 18 can be converted into a more accurate reference state by using a cell that has characteristics that are consistent with those of the solar cell to be measured.
  • the thermometer 20 is installed at a position close to the solar cell module 200, and is used for detecting the outside air temperature.
  • a radiation thermometer is used as the thermometer 20.
  • a detection signal (temperature detection result) from the thermometer 14 is input to the characteristic evaluation device 10 through wiring.
  • the wireless sensor converter 22 converts the output signals of the thermometers 14 and 20, the pyranometer 16, and the reference cell 18 into radio communication signals and transmits them to the characteristic evaluation device 10.
  • This wireless sensor modification 22 is provided as an option and may be omitted.
  • the use of wireless communication eliminates the need for wiring between each of the thermometers 14 and 20, the pyrometer 16 and the reference cell 18 and the characteristic evaluation device 10, and has the advantage of further facilitating characteristic evaluation. is there.
  • FIG. 2 is a diagram for explaining a circuit configuration example of the solar cell module 200.
  • Each solar cell panel 201 includes one or more solar cells.
  • Each of the panel groups 2 02a and 202b is configured by connecting a plurality of solar cell panels 201 in series. These panel groups 202a and 202b are connected in parallel.
  • the solar cell module 200 of the present embodiment is configured to include one or a plurality of modules configured by connecting the two panel groups 202a and 202b in parallel as described above.
  • the characteristic evaluation device 10 is connected to both ends of the module and measures voltage and current.
  • the circuit configuration of the solar cell module 200 is not limited to this.
  • FIG. 3 is a diagram schematically illustrating the function of the characteristic evaluation apparatus 10.
  • FIG. 3 shows an example of a display screen on the display unit of the characteristic evaluation apparatus 10.
  • the characteristic evaluation apparatus 10 of the present embodiment measures (1) a function of measuring current-voltage characteristics (I—V characteristics) and (2) power voltage characteristics (P—V characteristics) of the solar cell module 200. Functions, (3) current and time characteristics (I-T characteristics), and (4) voltage-time characteristics (V-T characteristics).
  • Fig. 3 (A) shows a display example of I-V characteristics
  • Fig. 3 (B) shows a display example of P-V characteristics
  • Fig. 3 (C) shows a display example of I-T characteristics
  • Fig. 3 (D) shows Display example of V—T characteristics
  • Fig. 3 (E) Indicates a display example of numerical data.
  • FIG. 4 is a diagram for explaining the current-voltage characteristics (IV characteristics) in detail.
  • the IV characteristics which is one of the characteristics evaluation criteria for solar cells, refers to the current and voltage characteristics obtained when the output voltage of a solar cell is changed when light is applied to the solar cell and the load voltage is changed.
  • important parameters for evaluating solar cell performance include short-circuit current Isc, open-circuit voltage Voc, and maximum output power Pmax.
  • the short-circuit current Isc is a current that flows when the output terminal of the solar cell is short-circuited. Based on the value of this short-circuit current Isc, it is possible to evaluate how much current the solar cell has to carry.
  • the open circuit voltage Voc is the voltage when the load is not connected to the output terminal of the solar cell (no load state). Based on the value of the open circuit voltage Voc, it is possible to evaluate how much the solar cell is capable of generating a voltage.
  • the maximum output power Pmax is the output value at the point where the power becomes the maximum when the power P, which is the product of the current and voltage, is calculated on the I–V characteristic curve.
  • Figure 5 shows the equivalent circuit of the solar cell. For the solar cell panel 201 shown in FIG. 5, the I-V characteristic can be obtained by measuring the voltage i across the force load without changing the load (Z) and the current i.
  • the characteristic evaluation device 10 of the present embodiment measures the IV characteristic and calculates the maximum output power Pmax by calculating the data force PV characteristic.
  • FIG. 6 is a block diagram for explaining a detailed configuration of the characteristic evaluation apparatus 10.
  • the characteristic evaluation apparatus 10 shown in FIG. 6 includes a CPU (Central Processing Unit) 30, an analog / digital converter (A / D) 32, 48, 50, a liquid crystal display (LCD) 34, a capacitive element (capacitor) 36, and a resistor. It includes an element 38, transistors 40 and 42, operational amplifiers 44 and 46, and a memory 52.
  • CPU Central Processing Unit
  • a / D analog / digital converter
  • LCD liquid crystal display
  • resistor capacitive element
  • It includes an element 38, transistors 40 and 42, operational amplifiers 44 and 46, and a memory 52.
  • the CPU 30 controls the overall operation of the characteristic evaluation device 10. Details of the CPU 30 will be described later.
  • the analog-to-digital converter 32 includes the output signal of the thermometer 14 (solar cell back surface temperature), the output signal of the thermometer 16, the output signal of the thermometer 20 (outside temperature), and the output signal of the reference cell. Each is converted to a digital signal.
  • the digital signal is input to CPU30.
  • the liquid crystal display unit 34 is supplied with an image signal from the CPU 30, and displays an image corresponding to the image signal. Specific examples of display contents are as described above (see FIG. 3).
  • the display unit may be configured using a display device other than a liquid crystal (for example, an electoluminescence device, an electrophoretic device, etc.).
  • the capacitive element 36 and the resistive element 38 are connected in series as shown in the figure, and are connected between the output terminals (+, ⁇ ) of the solar cell module 200.
  • the characteristic evaluation apparatus 10 of the present embodiment uses the capacitive element 36 as a load, and measures various characteristics such as the IV characteristic of the solar battery panel using the charging Z discharge of the capacitive element 36.
  • the transistor 40 has a gate connected to the CPU 30, and a source and a drain connected to both ends of the capacitor 36.
  • the transistor 40 is switched between an on state and an off state in response to a control signal supplied from the CPU 30 to the gate.
  • the transistor 42 has a gate connected to the CPU 30, and a source-drain path connected in series between the capacitive element 36 and the resistive element 38.
  • the transistor 42 functions as a switch that opens and closes a current path composed of the capacitor element 36 and the resistor element 38 by switching between an on state and an off state in response to a control signal supplied from the CPU 30 to the gate.
  • the operational amplifier 44 amplifies the voltage appearing at one input terminal (+) of the characteristic evaluation device 10.
  • the amplified voltage signal is converted into a digital signal by the analog-digital converter 48 and is taken into the CPU 30.
  • the operational amplifier 46 amplifies the voltage appearing at one end of the resistance element 38 (terminal not connected to the other input end of the characteristic evaluation device).
  • the amplified voltage signal is converted into a digital signal by analog / digital conversion ⁇ 50, and is taken into CPU30.
  • the memory 52 stores various data necessary for the CPU 30 to evaluate the characteristics of the solar cell module 200.
  • Examples of the memory 52 include a ROM (Read Only Memory), a nonvolatile RAM that can hold and rewrite data, and a hard disk device.
  • the characteristic evaluation apparatus 10 of the present embodiment fits the reference characteristic data stored in the memory 52 in advance with the IV characteristic data acquired from the solar cell module 200, and Perform characterization. In addition to the above reference characteristic data, the memory 52 also stores measured IV characteristic data.
  • Memory 52 is an example For example, about 300 sets of I-V characteristic data can be stored.
  • FIG. 7 is a conceptual diagram for explaining the reference characteristic data stored in the memory 52.
  • Fig. 7 (A) is a graph showing the IV characteristics (normal characteristics) inherent to solar cells. This characteristic curve corresponds to Fig. 4 above.
  • Fig. 7 (B) is a graph showing typical IV characteristics when the solar cell module, panel, or individual solar cells constituting the panel are disconnected or short-circuited. This characteristic curve is characterized by the occurrence of a specific change point (broken line) near the open circuit voltage Voc (see the dashed line).
  • Fig. 7 (C) is a graph showing typical IV characteristics when a part of the solar cell module is shaded by some external cause (such as an obstacle) and the power generation in that part is reduced. It is.
  • Fig. 7 (D) is a graph showing typical IV characteristics when the output of the solar cell module is reduced due to deterioration over time. What is originally an IV characteristic indicated by a solid line is characterized by an IV characteristic in which the amount of power generation is totally reduced as indicated by a dotted line. Since the output characteristics depend on the weather, etc., it is difficult to judge the aging deterioration at the time of actual measurement. However, if the standard state conversion formula described in the JIS standard is used, the characteristics at the time of installing the solar cell module Since it can be compared with the current characteristics, the deterioration status can be grasped.
  • the CPU 30, the capacitive element 36, the resistive element 38, the transistors 40 and 42, the operational amplifiers 44 and 46, and the analog-digital converters 48 and 50 described above correspond to the “measurement unit”, and the CPU 30 includes the “conversion unit”. ”And“ determination unit ”, and the liquid crystal display unit 34 corresponds to“ display unit ”.
  • FIG. 8 is a flowchart for explaining the operation procedure of the characteristic evaluation apparatus 10.
  • the CPU 30 is connected !, and measures the open circuit voltage of the solar cell module 200.
  • Step S100 the CPU 30 turns off the transistor 42 by supplying a control signal (a state where the source and the drain are not conducting). While maintaining this state, the CPU 30 captures the digital signal output from the analog-to-digital converter 48. This digital signal is the voltage that appears at one input (+) of the characterization device, Indicates the open circuit voltage.
  • the CPU 30 determines whether or not the solar cell module 200 is reversely connected based on the acquired value of the open circuit voltage (step S101). Specifically, when the solar cell module 200 is reversely connected, the value of the open circuit voltage is almost zero force or a negative value, so the CPU 30 determines whether the open circuit voltage is a positive value, for example. Judge whether or not. If a certain threshold value (a positive value, for example, about several volts) is set, and the open-circuit voltage is equal to or higher than the threshold value, it may be determined that the connection is reverse and that it is not!
  • a certain threshold value a positive value, for example, about several volts
  • step S101 When the solar cell module 200 is reversely connected (step S101: YES), the CPU 30 displays a predetermined warning screen on the liquid crystal display unit 34 (step S102).
  • a warning is displayed and the subsequent current measurement or the like is not performed, thereby preventing the characteristic evaluation apparatus 10 from failing.
  • step S103 the gain of the operational amplifier 44 is set by the command of CPU30.
  • the gain of the operational amplifier 44 is selected from, for example, one time, 1Z10 times, and 1Z100 times.
  • CPU 30 measures the current in the maximum range, and optimally sets the current range based on this value (step S104). Specifically, the CPU 30 turns on each of the transistors 40 and 42 by supplying a control signal (a state where the source and the drain are conductive). By turning on the transistor 40, the current output from the solar cell module 200 flows without passing through the capacitor 36 (that is, the capacitor 36 is not charged). While maintaining this state, the CPU 30 captures the digital signal output from the analog-to-digital converter 50. This digital signal indicates the potential appearing at one end of the resistance element 38, and the current value is indirectly measured by measuring the potential.
  • the gain of the operational amplifier 46 is set by a command from the CPU 30. The gain of the operational amplifier 46 is selected from, for example, 1 ⁇ , 10 ⁇ , or 100 ⁇ .
  • the CPU 30 measures the I—V characteristic (step S105). Specifically, the CPU 30 turns off the transistor 40 by supplying a control signal (the source and drain are not conductive). The transistor 42 is turned on (the source and drain are in conduction) by supplying a control signal. While maintaining this state, the CPU 30 captures the digital signal output from each of the analog digital variables 48 and 50. At this time, the electric charge from the solar cell module 200 is charged in the capacitor element 36 and gradually approaches the open circuit voltage. This voltage change is sequentially taken into the CPU 30 via the operational amplifier 44 and the analog-digital converter 48. Further, as the capacitor element 36 is charged, the current flowing through the resistor element 38 gradually decreases.
  • This change in current is sequentially taken into the CPU 30 via the operational amplifier 46 and analog / digital change.
  • the CPU 30 controls the transistor 42 to be in an OFF state, and ends the measurement of the IV characteristic.
  • the CPU 30 stores the measured IV characteristic data in the memory 52.
  • the CPU 30 converts the measured IV characteristics into a reference state of lkWZm 2 and 25 ° C (step S106). For this conversion, the back surface temperature, solar radiation intensity (obtained based on the solar radiation meter 16 and the reference cell 18), and the outside air temperature obtained through the analog-digital converter 32 are used. Conversion method Based on iS C8913. Specifically, IV characteristics are converted as follows.
  • the reference voltage is Vd
  • the current is Id
  • the solar radiation intensity is Er
  • the solar cell temperature is T
  • the measured voltage is Vd
  • the current is Id
  • the solar radiation intensity is Er
  • the solar cell temperature is
  • T and the short-circuit current are Isc
  • Id [A] Id + Isc ((Er / Er)-1) + ⁇ ( ⁇ — ⁇ )
  • Vd [V] Vd + ⁇ (T -T) -Rs (Id Id) — K'ld (T — T) where 1 ⁇ : Series resistance [0]
  • the CPU 30 normalizes the IV characteristic data converted into the reference state so that the short-circuit current Isc and the open-circuit voltage Voc (see FIG. 4) each become 1 (step S107).
  • the CPU 30 reads the reference characteristic data (see FIG. 7) stored in the memory 52, and compares these reference characteristics with the I-V characteristic data that has been normalized in step S107.
  • a process curve fitting for selecting the reference characteristic with the least error is performed (step S108). For example, the least square method is used to evaluate the error between each reference characteristic data and the normalized IV characteristic data. As a result, for example, when the IV characteristic is the closest to the reference characteristic shown in FIG.
  • the panel or solar cell included in the solar cell module 200 to be evaluated It is determined that the battery cell is disconnected or short-circuited.
  • the CPU 30 displays the determination result on the liquid crystal display unit 34 (step S109). Thus, a series of characteristic evaluation processing is completed.
  • the characteristic evaluation apparatus 10 employs a capacitor load method as a method for detecting the IV characteristic, but the detection method is not limited to this.
  • XY recorder method, noise power supply Various methods such as a method and an electronic load method can be adopted.

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Abstract

　太陽電池の故障診断をより詳細に行うことを目的とする。 　太陽電池の特性評価装置は、太陽電池の電流－電圧特性を計測する計測部(30,36,38,40,42,44,46,48,50)と、上記計測部によって計測された上記電流－電圧特性を所定の基準状態に換算する換算部(30)と、複数の基準特性を記憶するメモリ(52)と、上記基準状態に換算された上記電流－電圧特性と、上記記憶部から読み出した上記基準特性のそれぞれとを比較し、上記Ｉ－Ｖ特性がいずれの上記基準特性に最も近似するかを判定する判定部(30)と、を備える。

Description

明 細 書
太陽電池の特性評価装置
技術分野
[0001] 本発明は、太陽電池の特性を評価するための技術に関する。
背景技術
[0002] 近年、地球環境問題が注目される中、無尽蔵でクリーンなエネルギーである太陽ェ 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 、る。 日本は世界の太陽光 発電システムの巿場で第一位のシェアを持っており、国内においては、地球温暖化 対策の一般として 2010年に 482万 kWの発電量に相当する太陽光システムの導入 が目標とされている。
[0003] 太陽光発電システムが一般家庭へ普及するにつれて、システムの保守 ·管理技術 が重要になってくる。例えば、システムを構成する個々の太陽電池の中には、施工時 の配線ミス、近隣の榭木ゃ構造物等による影の影響、あるいは経時劣化など様々な 要因により、当初目論んでいた規定の出力が得られない場合がある。ところが、一般 に太陽光発電システムの設置場所は屋上であるために、システム購入者は、システ ム設置後に生じる発電電力の低下に気が付かないことが多い。また、太陽電池の出 力は、太陽電池の設置状態 (傾斜角等)、季節 (太陽高度)、時刻 (太陽方位角）、温 度など様々な要因によって変動するため、太陽電池の発電出力が正しいかどうかを 判断するのは難しい。このため、施工後しばらくして力も異常に気付くことが多い。こ のため、太陽光発電システムの出力低下を発見し、その箇所を特定する方法が必要 になってくる。
[0004] これまでに、太陽電池モジュールの出力低下に関する報告がある力 システム化し た太陽電池アレイの出力低下の箇所を特定する方法を検討した報告は少ない (非特 許文献 1参照)。例えば、住宅用太陽光発電システムの施工工事の際、テスターによ り開放電圧を確認することがあるが (非特許文献 2参照）、この場合、太陽光発電シス テムの開放電圧が正常であったとしても、出力が低下している場合がある。従って、 テスターを利用した方法では、太陽光発電システムの異常を正確に診断することが 難しい。
[0005] 非特許文献 1：高嶋，他：「太陽電池アレイの故障診断方法の基礎的検討」，太陽 Z 風力発電エネルギー講演論文集， 105, pp. 425-428 (2003)
非特許文献 2 :西澤，他：「太陽光発電の初歩と住宅への応用」，理工図書株式会社 , pl59 (1998)
発明の開示
発明が解決しょうとする課題
[0006] そこで本発明は、太陽電池の故障診断をより詳細に行うことを可能とする技術を提 供することを目的とする。
課題を解決するための手段
[0007] 上述した課題を解決するために、本発明に力かる太陽電池の特性評価装置は、太 陽電池の電流 電圧特性を計測する計測部と、上記計測部によって計測された上 記電流 電圧特性を所定の基準状態に換算する換算部と、複数の基準特性を記憶 するメモリ（記憶部）と、上記基準状態に換算された上記電流 電圧特性と、上記メモ リから読み出した上記基準特性のそれぞれとを比較し、上記電流 電圧特性がいず れの上記基準特性に最も近似する力 (すなわち、いずれの基準特性との差異が少な いか)を判定する判定部と、を備える。また、特性評価装置が上記判定部による上記 判定の内容を表示する表示部を更に備えることも好ましい。
[0008] かかる構成では、例えばいくつかの典型的な不具合に対応する電流 電圧特性の 基準特性を予め用意しておき、それらの基準特性と実際に太陽電池を計測して得た 電流 電圧特性とを比較することにより、不具合の内容が推定される。従って、太陽 電池の故障診断をより詳細に行うことが可能となる。
[0009] 上述した換算部は、上記電流 電圧特性を lkWZm2、 25°Cの基準状態に換算 することが好ましい。
[0010] これにより、不具合の推定をより高精度に行うことができる。
[0011] 上述した換算部は、上記太陽電池の裏面温度と日射強度とを取得し、これらに基 づ 、て上記基準状態への換算を行うことが好ま 、。
[0012] これにより、太陽電池の設置環境による誤差を加味して、基準状態への換算を行う ことができるので、不具合の推定をより高精度に行うことができる。
[0013] 上述した換算部は、上記電流 電圧特性を正規化する処理を更に行うことが好ま しい。
[0014] これにより、不具合の推定をより高精度に行うことができる。
[0015] 上述した判定部は、例えば最小二乗法によって上記電流 電圧特性と上記基準 特性のそれぞれとの比較を行うことができる。なお、他の曲線回帰法を採用してもよ い。
[0016] 力かる手法を採用すれば、簡便かつ信頼性の高い比較結果が得られる。
[0017] 上述した計測部は、上記太陽電池の電流の計測を行う以前に開放電圧の計測を 行 ヽ、上記開放電圧が異常値を示す場合には上記電流の計測へ移行しな ヽことが 好ましい。
[0018] これにより、電流計測に先立って、太陽電池の逆接続などの異常を検知し、特性評 価装置の破損を防止することができる。
[0019] 上述した計測部は、上記太陽電池の開放電圧を計測して電圧レンジを設定し、次 に上記太陽電池に負荷を接続したときの電流を最大レンジで計測し、その値に基づ
V、て電流レンジを設定することが好ま 、。
[0020] これにより、電流、電圧をオートレンジで計測することが可能となる。
発明の効果
[0021] 本発明によれば、施工ミス、榭木ゃ建造物等の周辺環境、経時劣化、などによる太 陽電池の出力低下を個別に推定し、検出することができる。よって、太陽電池及びこ れを用いるシステムの故障診断をより詳細に行うことが可能となる。
図面の簡単な説明
[0022] [図 1]図 1は、一実施形態の太陽電池モジュールの特性評価システムの構成を説明 する図である。
[図 2]図 2は、太陽電池モジュールの回路構成例につ 、て説明する図である。
[図 3]図 3は、特性評価装置の機能について概略的に説明する図である。
[図 4]図 4は、電流 電圧特性 (I—V特性）について詳細に説明する図である。
[図 5]図 5は、太陽電池の等価回路を示す図である。 [図 6]図 6は、特性評価装置の詳細構成を説明するためのブロック図である。
圆 7]図 7は、基準特性のデータについて説明する概念図である。
圆 8]図 8は、特性評価装置の動作手順を説明するフローチャートである。
圆 9]図 9は、 I—V特性の基準状態への換算について説明するグラフである。
符号の説明
[0023] 10· ··太陽電池の特性評価装置
12· · ·コンピュータ
14· , " ΙΠΠ·/ 十
16· ··日射計
18· · ·リファレンスセノレ
20· ' - 1ΠΠ·, P†
22· ' ·ワイヤレスセンサー変換器
32· ' ·アナログ デジタル変換器
34· ··液晶表示部
36· ··容量素子
38· ··抵抗素子
40· '小ランジスタ
42· · 'トランジスタ
44· ' 'オペアンプ
46· ' 'オペアンプ
48· ' '·アナログ—デジタル変翻
50· ' '·アナログ—デジタル変換器
52· · 'メモリ
100…太陽電池の特性評価システム
200· ··太陽電池モジュール
発明を実施するための最良の形態
[0024] 以下、本発明の実施の形態について図面を参照しながら説明する。
[0025] 図 1は、一実施形態の太陽電池モジュールの特性評価システムの構成を説明する 図である。図 1に示す特性評価システム 100は、太陽電池モジュール 200の特性評 価を行うためのものであり、特性評価装置 10、コンピュータ 12、温度計 14、 20、日射 計 16、リファレンスセル 18、を含んで構成される。
[0026] 特性評価装置 10は、配線を介して太陽電池モジュール 200と接続されており、太 陽電池モジュールの特性を評価し、その結果を表示する。この特性評価装置 10は、 例えば、 USB (universal Serial Bus)などの有線又は無線の通信手段を用いてコンビ ユータ 12と接続されており、計測した特性値や評価結果などをコンピュータ 12へ転 送することができる。本実施形態の特性評価装置 10は、手に持つことができる程度 の大きさであり、電池を装填することにより、外部力 の電源供給を受けることなく動 作可能である。また、特性評価装置 10は、表示部を備えており、コンピュータ 12等の 外部装置による動作制御を受けることなぐ単独で太陽電池モジュール 200の特性 値の計測、評価及び表示を行うことができる。特性評価装置 10の構成や動作の詳細 については更に後述する。
[0027] コンピュータ 12は、汎用的なパーソナルコンピュータであり、特性評価装置 10から 取得したデータの集計、分析、表示等の情報処理を行う。なお、コンピュータ 12を用 いて特性評価装置 10の動作を制御してもよい。また、コンピュータ 12に備わった表 示部を用いて、特性評価装置 10による特性評価結果の内容を表示してもよい。
[0028] 温度計 14は、太陽電池モジュール 200の裏面側に配置され、当該裏面側の温度 を検出するために用いられる。ここで「裏面側」とは、太陽電池モジュール 200の受光 面 (太陽光を受けるべき面）と反対側の面である。温度計 14としては、例えば熱電対 が用いられる。温度計 14は、例えば太陽電池モジュール 200の裏面の中央付近に 設置される。温度計 14による検出信号 (温度検出結果)は配線を介して特性評価装 置 10に入力される。
[0029] 日射計 16は、太陽光の入射状態が太陽電池モジュール 200と同条件になるように 、例えば、太陽電池モジュール 200に近接する位置に設置される。 日射計 16として は、例えば全天日射計が用いられる。 日射計 16による検出信号（日射検出結果）は 配線を介して特性評価装置 10に入力される。
[0030] リファレンスセル 18は、日射計 16と同様に設置され、用いられる。リファレンスセル 1 8による検出信号は配線を介して特性評価装置 10に入力される。リファレンスセル 18 としては、特に被測定太陽電池と特性の揃ったものを使用することにより、より正確な 基準状態への換算を行うことができる。
[0031] 温度計 20は、太陽電池モジュール 200に近接する位置に設置され、外気温の検 出に用いられる。温度計 20としては、例えば放射温度計が用いられる。温度計 14に よる検出信号 (温度検出結果)は配線を介して特性評価装置 10に入力される。
[0032] ワイヤレスセンサー変換器 22は、各温度計 14、 20、日射計 16、リファレンスセル 1 8のそれぞれの出力信号を無線通信用信号に変換し、特性評価装置 10へ送信する 。このワイヤレスセンサー変 22は、オプションとして用意されているものであり、 省略されてもよい。無線通信を利用することにより、各温度計 14、 20、日射計 16、リ ファレンスセル 18のそれぞれと特性評価装置 10との間に配線が不要となり、より一層 、特性評価がしゃすくなる利点がある。
[0033] 図 2は、太陽電池モジュール 200の回路構成例について説明する図である。各太 陽電池パネル 201は、 1つ又は複数の太陽電池を含んで構成される。各パネル群 2 02a, 202bは、それぞれ複数の太陽電池パネル 201を直列に接続して構成される。 これらのパネル群 202a、 202bを並列に接続して構成される。本実施形態の太陽電 池モジュール 200は、上記のように 2つのパネル群 202a、 202bを並列接続して構成 したモジュールを 1つ又は複数含んで構成される。特性評価装置 10は、このモジュ ールの両端に接続されて電圧、電流を計測する。なお、太陽電池モジュール 200の 回路構成はこれに限定されるものではな 、。
[0034] 次に、特性評価装置 10について更に詳細に説明する。
[0035] 図 3は、特性評価装置 10の機能について概略的に説明する図である。図 3では、 特性評価装置 10の表示部における表示画面例が示されている。本実施形態の特性 評価装置 10は、太陽電池モジュール 200について、 （1)電流—電圧特性 (I— V特 性)を計測する機能、（2)電力 電圧特性 (P— V特性)を計測する機能、（3)電流 時間特性 (I— T特性)を計測する機能、（4)電圧—時間特性 (V— T特性)を計測す る機能、を備えている。そして、図 3 (A)は I— V特性の表示例、図 3 (B)は P— V特性 の表示例、図 3 (C)は I—T特性の表示例、図 3 (D)は V—T特性の表示例、図 3 (E) は数値データの表示例、をそれぞれ示している。
[0036] 図 4は、電流 電圧特性 (I V特性）について詳細に説明する図である。太陽電池 の特性評価基準の 1つである I—V特性とは、太陽電池に光をあて、負荷の電圧を変 化させたときに、太陽電池の出力端力 得られる電流と電圧の特性をいう。図 4に示 すように、太陽電池の性能を評価する重要なパラメータとしては、短絡電流 Isc、開放 電圧 Voc、最大出力電力 Pmax、などがある。短絡電流 Iscとは、太陽電池の出力端 を短絡させたときに流れる電流をいう。この短絡電流 Iscの値に基づき、その太陽電 池がどれだけ電流を流す能力があるかを評価できる。開放電圧 Vocとは、太陽電池 の出力端に負荷を接続しない状態 (無負荷状態）にしたときの電圧をいう。この開放 電圧 Vocの値に基づき、その太陽電池がどれだけ電圧を発生する能力があるかを評 価できる。最大出力電力 Pmaxは、 I—V特性の曲線上において電流と電圧の積であ る電力 Pを演算し、電力が最大となる点の出力値をいう。ここで、太陽電池の等価回 路を図 5に示す。図 5に示す太陽電池パネル 201について、負荷 (Z)を変化させな 力 負荷の両端の電圧 Vを電流 iを計測することにより I—V特性が得られる。電圧と電 流の積算値が電力であるから、この電力値が最大となるところ（図 4の点線参照）で太 陽電池を動作させると、効率のよい使い方になる。本実施形態の特性評価装置 10は 、この I— V特性を計測し、そのデータ力 P—V特性を算出することによって最大出 力電力 Pmaxを算出する。
[0037] 図 6は、特性評価装置 10の詳細構成を説明するためのブロック図である。図 6に示 す特性評価装置 10は、 CPU (Central Processing Unit) 30、アナログ デジタル変 ^ (A/D) 32、 48、 50、液晶表示部 (LCD) 34、容量素子 (コンデンサ） 36、抵抗 素子 38、トランジスタ 40、 42、オペアンプ 44、 46、メモリ 52、を含んで構成されてい る。
[0038] CPU30は、特性評価装置 10の全体の動作を制御する。 CPU30の詳細について は更に後述する。
[0039] アナログ—デジタル変換器 32は、温度計 14の出力信号 (太陽電池裏面温度）、日 射計 16の出力信号、温度計 20の出力信号 (外気温度）、リファレンスセルの出力信 号のそれぞれをデジタル信号に変換する。デジタル信号は CPU30に入力される。 [0040] 液晶表示部 34は、 CPU30から画像信号が供給され、当該画像信号に対応する画 像を表示する。表示内容の具体例は上述した通りである（図 3参照)。なお、液晶以 外の表示デバイス (例えば、エレクト口ルミネッセンス装置、電気泳動装置等）を用い て表示部が構成されて!、てもよ!/、。
[0041] 容量素子 36と抵抗素子 38とは、図示のように直列に接続され、太陽電池モジユー ル 200の出力端（+、 -)の間に接続されている。本実施形態の特性評価装置 10は 、容量素子 36を負荷として用い、この容量素子 36の充電 Z放電を利用して太陽電 池パネルの I V特性等の各種特性を計測する。
[0042] トランジスタ 40は、ゲートが CPU30と接続され、ソース、ドレインが容量素子 36の両 端にそれぞれ接続されている。このトランジスタ 40は、 CPU30からゲートに供給され る制御信号を受けてオン状態とオフ状態が切り替わる。
[0043] トランジスタ 42は、ゲートが CPU30と接続され、ソース一ドレイン経路が容量素子 3 6と抵抗素子 38との間に直列に接続されている。このトランジスタ 42は、 CPU30から ゲートに供給される制御信号を受けてオン状態とオフ状態が切り替わることにより、容 量素子 36と抵抗素子 38からなる電流経路を開閉するスィッチとして機能する。
[0044] オペアンプ 44は、特性評価装置 10の一方の入力端（+ )に表れる電圧を増幅する 。増幅された電圧信号はアナログ デジタル変換器 48によってデジタル信号に変換 され、 CPU30に取り込まれる。
[0045] オペアンプ 46は、抵抗素子 38の一方端 (特性評価装置の他方の入力端と接続さ れていない側の端子）に表れる電圧を増幅する。増幅された電圧信号はアナログ デジタル変^ ^50によってデジタル信号に変換され、 CPU30に取り込まれる。
[0046] メモリ 52は、 CPU30が太陽電池モジュール 200の特性評価を行うために必要な各 種データを格納する。このメモリ 52としては、例えば ROM (Read Only Memory)や、 データ保持及び書き換えの可能な不揮発性 RAM、或 ヽはハードディスク装置など が挙げられる。ここで、本実施形態の特性評価装置 10は、予めメモリ 52に格納して お 、た基準特性のデータと、太陽電池モジュール 200から取得した I—V特性のデー タとをフィッティングすることにより、特性評価を行う。また、メモリ 52には、上記の基準 特性のデータのほか、計測された I V特性のデータも格納される。メモリ 52は、例え ば、 I— V特性のデータを 300セット程度格納できる。
[0047] 図 7は、メモリ 52に格納される基準特性のデータについて説明する概念図である。
図 7 (A)は、太陽電池が本来的に有する I—V特性 (正常な特性)を示すグラフである 。この特性曲線は上記図 4と対応している。図 7 (B)は、太陽電池モジュール、パネル 若しくはパネルを構成する個々の太陽電池セルに断線や短絡が生じている場合の 典型的な I—V特性を示すグラフである。この特性曲線は、開放電圧 Voc付近で特異 的な変化点 (折れ線)が生じることに特徴がある (一点鎖線部を参照)。図 7 (C)は、 太陽電池モジュールの一部に何らかの外因（例えば、障害物等）による影が生じ、当 該一部における発電量が低下した場合の典型的な I—V特性を示すグラフである。こ の特性曲線は、 I V特性がある特異的な変化点において落ち込むことで曲線が 2段 に分かれることに特徴がある（一点鎖線部を参照)。図 7 (D)は、太陽電池モジュール に経時劣化による出力低下が生じている場合の典型的な I—V特性を示すグラフで ある。本来、実線で示した I—V特性であったもの力 点線で示すように、発電量が全 体的に低下した I V特性となっている点に特徴がある。なお、出力特性は天候など によって左右されるので、実測時における経年劣化の判断は難 、が、 JIS規格で記 載されている基準状態換算式を用いると、太陽電池モジュールの設置時の特性と現 在の特性と比較できるので、劣化状況を把握できる。
[0048] なお、上述した CPU30、容量素子 36、抵抗素子 38、トランジスタ 40、 42、ォペア ンプ 44、 46、アナログ—デジタル変換器 48、 50が「計測部」に対応し、 CPU30が「 換算部」及び「判定部」に対応し、液晶表示部 34が「表示部」に対応する。
[0049] 本実施形態の太陽電池モジュールの特性評価システムは上述したような構成を有 しており、次に、特性評価装置 10の動作についてフローチャートを用いて説明する。 図 8は、特性評価装置 10の動作手順を説明するフローチャートである。
[0050] まず、 CPU30は、接続されて!、る太陽電池モジュール 200の開放電圧を測定する
(ステップ S100)。具体的には、 CPU30は、制御信号を供給することによりトランジス タ 42をオフ状態 (ソース—ドレイン間が非導通の状態）にする。この状態を保ちながら 、 CPU30は、アナログ—デジタル変換器 48から出力されるデジタル信号を取り込む 。このデジタル信号は、特性評価装置の一方の入力端（+ )に表れた電圧、すなわち 開放電圧を示す。
[0051] 次に、 CPU30は、取得した開放電圧の値に基づいて、太陽電池モジュール 200 が逆接続されているか否かを判定する (ステップ S 101)。具体的には、太陽電池モジ ユール 200が逆接続されている場合には、開放電圧の値がほぼゼロ力、あるいは負 の値となるので、 CPU30は、例えば開放電圧が正の値であるか否かを判断する。一 定のしき 、値 (正の値で例えば数ボルト程度)を設け、開放電圧が当該しき!、値以上 である場合に、逆接続されて 、な!、と判断してもよ 、。
[0052] 太陽電池モジュール 200が逆接続されていた場合には（ステップ S 101： YES)、 C PU30は、液晶表示部 34に所定の警告画面を表示させる (ステップ S102)。このよう に、太陽電池モジュール 200が逆接続されている場合には、警告表示を行い、以降 の電流計測等を行わないことにより、特性評価装置 10の故障を防止できる。
[0053] 太陽電池モジュール 200が逆接続されていなかった場合には（ステップ S 101： NO ；)、 CPU30は、電圧レンジの設定を行う（ステップ S103)。電圧レンジの設定では、 C PU30の指令によりオペアンプ 44のゲインが設定される。オペアンプ 44のゲインは、 例えば、 1倍、 1Z10倍、 1Z100倍のいずれかから選択される。
[0054] 次に、 CPU30は、電流を最大レンジで計測し、この値に基づ 、て電流レンジを最 適に設定する (ステップ S104)。具体的には、 CPU30は、制御信号を供給すること により各トランジスタ 40、 42をそれぞれオン状態 (ソース—ドレイン間が導通の状態） にする。トランジスタ 40をオン状態とすることにより、太陽電池モジュール 200から出 力される電流が容量素子 36を通らずに (すなわち容量素子 36に電荷がチャージさ れずに）流れる。この状態を保ちながら、 CPU30は、アナログ デジタル変換器 50 力も出力されるデジタル信号を取り込む。このデジタル信号は、抵抗素子 38の一方 端に表れる電位を示しており、当該電位を計測することにより、間接的に電流値が計 測される。ここで、電流レンジの設定では、 CPU30の指令によりオペアンプ 46のゲイ ンが設定される。オペアンプ 46のゲインは、例えば、 1倍、 10倍、 100倍のいずれか から選択される。
[0055] 次に、 CPU30は、 I— V特性を計測する（ステップ S105)。具体的には、 CPU30は 、制御信号を供給することによりトランジスタ 40をオフ状態 (ソース—ドレイン間が非導 通の状態）にするとともに、制御信号を供給することによりトランジスタ 42をオン状態（ ソース—ドレイン間が導通の状態）にする。この状態を保ちながら、 CPU30は、アナ ログ デジタル変 48、 50のそれぞれから出力されるデジタル信号を取り込む。 このとき、太陽電池モジュール 200からの電荷が容量素子 36に充電され、徐々に開 放電圧に近づく。この電圧の変化がオペアンプ 44、アナログ デジタル変換器 48を 介して CPU30に順次取り込まれる。また、容量素子 36への充電に伴い、抵抗素子 3 8を流れる電流は徐々に低下していく。この電流の変化がオペアンプ 46、アナログ デジタル変 を介して CPU30に順次取り込まれる。この電流の値が極めて小 さくなつた時点（例えば、短絡電流 Iscの 1Ζ100〜1Ζ1000倍程度）で、 CPU30は 、トランジスタ 42をオフ状態に制御し、 I—V特性の計測を終了する。 CPU30は、計 測した I—V特性のデータをメモリ 52に格納する。
[0056] 次に、 CPU30は、計測した I—V特性を lkWZm2、 25°Cの基準状態に換算する（ ステップ S106)。この換算には、アナログ—デジタル変換器 32を介して取得した太 陽電池モジュール 200の裏面温度、日射強度（日射計 16及びリファレンスセル 18に 基づいて得られる）、外気温度、が用いられる。換算方法 iS C8913に基づく。 具体的には I V特性は以下のように換算される。図 9に示すように、基準状態での 電圧を Vd 、電流を Id 、日射強度を Er 、太陽電池温度を T 、測定された 電圧を Vd、電流を Id、日射強度を Er、太陽電池温度を T、短絡電流を Iscとしたとき、 以下の換算式を用いることにより、測定結果を基準電圧 Vd 、基準電流 Id のそ れぞれへ換算することができる。
Id [A]=Id+Isc ( (Er /Er) - 1) + α (Τ — Τ)
Vd [V] =Vd+ β (T -T) -Rs (Id Id)— K'ld (T — T) ただし、 1^ :直列抵抗[ 0]
K:曲線補正因子
α :電流温度係数 [AZ°C]
ι8 :電圧温度係数 [VZ°C]
[0057] 次に、 CPU30は、基準状態に換算された I V特性のデータを、短絡電流 Iscと開 放電圧 Voc (図 4参照）がそれぞれ 1となるように正規ィ匕する (ステップ S107)。 [0058] 次に、 CPU30は、メモリ 52に格納された基準特性のデータ（図 7参照）を読み出し 、これらの基準特性と、ステップ S107において正規ィ匕した I—V特性のデータとを比 較し、最も誤差の少な 、基準特性を選択する処理 (カーブフィッティング)を行う (ステ ップ S 108)。各基準特性データと、正規化された I V特性のデータとの間の誤差の 評価は、例えば最小二乗法を用いて行われる。この結果、例えば、 I V特性が図 7 ( B)に示した基準特性に最も近い (すなわち、誤差が最も少ない)場合には、評価対 象となっている太陽電池モジュール 200に含まれるパネル又は太陽電池セルに断線 や短絡が生じている、と判定される。 CPU30は、この判定結果を液晶表示部 34に表 示させる（ステップ S109)。以上で、一連の特性評価処理が終了する。
[0059] 以上のように本実施形態によれば、施工ミス、榭木ゃ建造物等の周辺環境、経時 劣化、などによる太陽電池の出力低下を個別に推定し、検出することができる。よつ て、太陽電池及びこれを用いるシステムの故障診断をより詳細に行うことが可能とな る。
[0060] なお、本発明は上述した実施形態に限定されるものではなぐ本発明の要旨の範 囲内において種々に変形して実施することが可能である。例えば、上述した実施形 態の特性評価装置 10は、 I V特性の検出方法としてコンデンサ負荷方式を採用し ていたが、検出方法はこれに限定されるものではなぐ X— Yレコーダ方式、ノ ィァス 電源方式、電子負荷方式など種々の方式を採用し得る。

Claims

請求の範囲
[1] 太陽電池の電流 電圧特性を計測する計測部と、
前記計測部によって計測された前記電流 電圧特性を所定の基準状態に換算す る換算部と、
複数の基準特性を格納するメモリと、
前記基準状態に換算された前記電流 電圧特性と、前記メモリから読み出した前 記基準特性のそれぞれとを比較し、前記電流 電圧特性がいずれの前記基準特性 に最も近似するかを判定する判定部と、
を備える、太陽電池の特性評価装置。
[2] 前記判定部による前記判定の内容を表示する表示部を更に備える、請求項 1に記 載の太陽電池の特性評価装置。
[3] 前記換算部は、前記電流—電圧特性を lkWZm2、 25°Cの基準状態に換算する、 請求項 1に記載の太陽電池の特性評価装置。
[4] 前記換算部は、前記太陽電池の裏面温度と日射強度とを取得し、これらに基づい て前記基準状態への換算を行う、請求項 1に記載の太陽電池の特性評価装置。
[5] 前記換算部は、前記電流 電圧特性を正規化する処理を更に行う、請求項 1に記 載の太陽電池の特性評価装置。
[6] 前記判定部は、最小二乗法によって前記電流 電圧特性と前記基準特性のそれ ぞれとの比較を行う、請求項 1に記載の太陽電池の特性評価装置。
[7] 前記計測部は、前記太陽電池の電流の計測を行う以前に開放電圧の計測を行 ヽ
、前記開放電圧が異常値を示す場合には前記電流の計測へ移行しない、請求項 1 に記載の太陽電池の特性評価装置。
[8] 前記計測部は、前記太陽電池の開放電圧を計測して電圧レンジを設定し、次に前 記太陽電池に負荷を接続したときの電流を最大レンジで計測し、その値に基づ 、て 電流レンジを設定する、請求項 1に記載の太陽電池の特性評価装置。
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