WO2015118608A1 - 太陽電池検査システムおよび太陽電池検査方法 - Google Patents

太陽電池検査システムおよび太陽電池検査方法 Download PDF

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WO2015118608A1
WO2015118608A1 PCT/JP2014/052548 JP2014052548W WO2015118608A1 WO 2015118608 A1 WO2015118608 A1 WO 2015118608A1 JP 2014052548 W JP2014052548 W JP 2014052548W WO 2015118608 A1 WO2015118608 A1 WO 2015118608A1
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solar cell
current
voltage
voltage characteristic
solar
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PCT/JP2014/052548
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English (en)
French (fr)
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亨 河野
正成 藤森
実 金子
健太郎 大西
賀仁 成田
恒仁 樋上
英太郎 野口
Original Assignee
株式会社日立システムズ
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Publication date
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    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02S—GENERATION OF ELECTRIC POWER BY CONVERSION OF INFRARED RADIATION, VISIBLE LIGHT OR ULTRAVIOLET LIGHT, e.g. USING PHOTOVOLTAIC [PV] MODULES
    • H02S50/00—Monitoring or testing of PV systems, e.g. load balancing or fault identification
    • H02S50/10—Testing of PV devices, e.g. of PV modules or single PV cells
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02S—GENERATION OF ELECTRIC POWER BY CONVERSION OF INFRARED RADIATION, VISIBLE LIGHT OR ULTRAVIOLET LIGHT, e.g. USING PHOTOVOLTAIC [PV] MODULES
    • H02S50/00—Monitoring or testing of PV systems, e.g. load balancing or fault identification
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • 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 photovoltaic power generation technique, and particularly to a technique effective when applied to a solar battery inspection system and a solar battery inspection method for detecting a failure of a solar battery module or a string.
  • a method for detecting the failure of the solar cell module for example, in addition to a method for inspecting cell deterioration visually, a method for detecting the presence or absence of abnormal heat generation of the cell with a thermometer, etc.
  • a technique for inspecting electrical characteristics such as current-voltage characteristics of the solar cell string is employed.
  • the data measured outdoors where the solar cell module is installed is affected by changes in parameters such as the amount of solar radiation and temperature, it may be difficult to determine whether the inspection result is normal.
  • Patent Document 1 discloses a measurement unit that measures a current-voltage characteristic of a solar cell, and the current-voltage characteristic measured by the measurement unit.
  • a solar cell characteristic evaluation apparatus including a determination unit that determines which of the reference characteristics the current-voltage characteristic is closest to is described.
  • the measured current-voltage characteristics are calculated based on JIS-C8913 by using R s (series resistance [ ⁇ ]), K (curve correction factor), ⁇ (current temperature coefficient [A / ° C]), ⁇ (voltage temperature coefficient [V / ° C]), using constants such as solar radiation of 1.0 kW / m 2 and temperature of 25 ° C in standard condition (STC) Evaluate with.
  • STC standard condition
  • each constant used for conversion to the reference state is a value determined in a normal state (standard state), and is not a value obtained in consideration of the loss in a state where a loss is actually generated. Therefore, when there is a loss due to failure, deterioration, etc. (which may be a measurement error) at a solar radiation amount and temperature different from the reference state, a 25 ° C. correction is made based on the formula of JIS-C8913 as the solar radiation condition. Even if 1.0 kW / m 2 is given and converted to the reference state, the loss cannot be grasped as a correct value unless converted using values of R s and K that take into account the loss that has actually occurred. May be wrong.
  • an object of the present invention is to provide a solar cell inspection system that can appropriately evaluate the occurrence of a loss based on the electrical characteristics of the solar cell string and inspects the presence or absence of a failure or deterioration of the solar cell system. And a solar cell inspection method.
  • a solar cell inspection system is a solar cell inspection system that inspects for the presence or absence of abnormality of a solar cell string composed of one or a plurality of solar cell modules connected in series.
  • a current-voltage characteristic measuring unit that measures a first current-voltage characteristic of the battery string; and an inspection unit that determines whether the solar cell string is abnormal based on the first current-voltage characteristic.
  • the inspection unit calculates an operating temperature of the solar cell string based on the first current-voltage characteristic, and based on the operating temperature, a second current-voltage in a normal state of the solar cell string Calculating a reference gradient to be treated as a value related to the slope in the diode region of the characteristic; calculating a measurement gradient that is a value related to the slope in the diode region of the first current-voltage characteristic; The presence or absence of abnormality of the solar cell string is determined based on the comparison.
  • the representative embodiment of the present invention based on the electrical characteristics of the solar cell string, it is possible to appropriately evaluate the loss when it occurs, such as failure or deterioration of the solar cell system. The presence or absence can be inspected.
  • FIG. 11 is a diagram showing an outline of a configuration example of a general photovoltaic power generation system.
  • the photovoltaic power generation system 1 one or more solar cell strings 11 in which a plurality of solar cell modules 110 are connected in series are connected in parallel via connection in the connection box 20, and are further aggregated to obtain DC / It has a configuration connected to the power system 33 via a DC converter 31 and an inverter 32, or a PCS (Power Conditioning System) (not shown) including these.
  • the electric power generated by each solar cell string 11 can be output to the electric power system 33.
  • a plurality of solar cell strings 11 connected in parallel may be arranged side by side to form a solar cell array 10, and a connection box 20 may be provided for each solar cell array 10.
  • the backflow prevention diode 21 is connected.
  • FIG. 12 is a diagram showing an outline of a configuration example of a general solar cell string 11.
  • the solar cell string 11 shown in the drawing on the right side has a configuration in which a plurality of solar cell modules 110 are connected in series as described above.
  • Each solar cell module 110 has a configuration in which a plurality of solar cells 111 are connected in series as shown in the center diagram, and further, a bypass diode 112 for failure or the like is connected in parallel therewith.
  • Each solar cell 111 is composed of a semiconductor element or the like that converts sunlight into electric power, and is represented by an equivalent circuit as shown in the left figure as a so-called PV (PhotoVoltaic) cell model.
  • PV PhotoVoltaic
  • FIG. 13 is a diagram showing an outline of an example of a mechanism for detecting a failure of each solar cell string 11 in a general photovoltaic power generation system 1.
  • a current-voltage characteristic measuring instrument (curve tracer) 40 is connected to a terminal corresponding to the solar cell string 11 to be inspected in the connection box 20, and the current-voltage characteristic is obtained for each solar cell string 11.
  • the structure which measures is shown.
  • the current-voltage characteristic measuring instrument 40 has, for example, a configuration including an equivalent circuit including an electronic load, an ammeter, and a voltmeter as shown in the figure.
  • FIG. 14 is a diagram showing an outline of a configuration example of a general solar cell inspection system.
  • the solar cell inspection system 2 includes a current-voltage characteristic measuring instrument 40 and an inspection device 43 including an information processing terminal such as a PC (Personal Computer).
  • a current-voltage characteristic measuring device 40 for example, a generally available portable device can be used, and the output current and voltage are measured to output a current-voltage characteristic (IV curve).
  • the current-voltage characteristics measuring instrument 40 includes A temperature sensor such as a total 41 or a thermocouple 42 may be connected.
  • the current-voltage characteristic measuring instrument 40 and the inspection device 43 may be configured as independent devices as in the example of FIG. 14, or may be configured as the same device or device.
  • connection box 20 of the solar power generation system 1 a backflow prevention diode 21 and a DC (disconnector) 22 are installed in the wiring from each solar cell string 11.
  • An MCCB (circuit breaker for wiring) 23 for the solar cell array 10 is also installed.
  • the DC 22 corresponding to the solar cell string 11 to be inspected is turned OFF and, for example, as shown in FIG.
  • the measuring device 40 is connected.
  • Information such as the current-voltage characteristics of the solar cell string 11, the amount of solar radiation, and the temperature measured and acquired by the current-voltage characteristic measuring instrument 40 is output to the inspection device 43, and in the inspection device 43, as shown below.
  • the presence / absence of an abnormality due to failure, deterioration, or the like is determined on the basis of the deviation from the normal state.
  • FIG. 15 is a diagram showing an outline of an example of a method for determining the presence / absence of a failure from the current-voltage characteristics of the solar cell string 11 in the prior art.
  • FIG. 15 shows an example of loss when the series resistance R s is increased due to a failure or the like in the equivalent circuit of the solar battery cell 111 shown in the left diagram of FIG.
  • the ⁇ marks (P100, P101, P110, P111, P101 ') on the current-voltage characteristic curves shown in FIG. 15 indicate the maximum power points.
  • the power loss at the time of failure compared with the normal time can be obtained from the difference in power value at each maximum power point.
  • the power loss at the time of failure is expressed as, for example, “P100-P101”.
  • the dotted current-voltage characteristic curve indicates the normal characteristic in a reference state with an amount of solar radiation of 1.0 kW / m 2 and a temperature of 25 ° C.
  • the solid line current-voltage characteristic curve shows the characteristic at the time of failure when measured in the reference state.
  • FIG. 15B shows current-voltage characteristic curves in a normal state and a failure state in a solar radiation amount of 0.5 kW / m 2 and a temperature of 25 ° C., respectively.
  • FIG. 15 (c) shows a voltage-current characteristic curve measured at a solar radiation amount of 0.5 kW / m 2 , and this in a reference state with a solar radiation amount of 1.0 kW / m 2 and a temperature of 25 ° C. according to the formula of JIS-C8913.
  • the characteristic curve when converted into the value of 1 and the characteristic curve in the normal state in the reference state are respectively shown.
  • the power loss converted to the reference state (P100-P101 ′) is smaller than the power loss at the time of failure (P100-P101) directly measured in the reference state of FIG. In this case, the actual loss may be underestimated and the failure may not be properly grasped.
  • FIG. 16 is a diagram showing an outline of another example of a method for determining the presence / absence of a failure from the current-voltage characteristics of the solar cell string 11 in the prior art.
  • FIG. 16 shows an example of loss when the shunt resistance R sh is reduced due to a failure or the like in the equivalent circuit of the solar battery cell 111 shown in the left diagram of FIG.
  • the ⁇ mark (P200, P201, P210, P211, P201 ') on each current-voltage characteristic curve shown in FIG. 16 indicates the maximum power point.
  • the power loss at the time of failure compared with the normal time can be obtained from the difference in power value at each maximum power point.
  • the power loss at the time of failure is expressed as “P200-P201”, for example.
  • the dotted current-voltage characteristic curve indicates the normal characteristic in a reference state with an amount of solar radiation of 1.0 kW / m 2 and a temperature of 25 ° C.
  • the solid line current-voltage characteristic curve shows the characteristic at the time of failure when measured in the reference state.
  • FIG. 16 (b) shows current-voltage characteristic curves under normal and fault conditions in a solar radiation amount of 0.4 kW / m 2 and a temperature of 25 ° C., respectively.
  • FIG. 16 (c) shows a voltage-current characteristic curve measured at an amount of solar radiation of 0.4 kW / m 2 , and this in a standard state of an amount of solar radiation of 1.0 kW / m 2 and a temperature of 25 ° C. according to the formula of JIS-C8913.
  • the characteristic curve when converted into the value of 1 and the characteristic curve in the normal state in the reference state are respectively shown.
  • the power loss (P200-P201 ′) converted into the reference state is larger than the power loss at the time of failure (P200-P201) directly measured in the reference state of FIG. In this case, contrary to the case of FIG. 15, the actual loss is overestimated, and for example, a case where a failure such as a measurement error is not a failure may be determined.
  • the solar cell inspection system is based on the measured current-voltage characteristic curve, and the region where the diode characteristic is effective (hereinafter referred to as “diode region”).
  • the slope of the solar cell string 11 is determined to be abnormal by comparing the measured slope with the actual slope in the measured current-voltage characteristic curve. is there.
  • the loss should be properly grasped and evaluated based on comparison with current-voltage characteristics under normal conditions. Is possible.
  • FIG. 1 is a diagram schematically showing an example of a method for determining the presence or absence of a failure from the current-voltage characteristics of the solar cell string 11 according to Embodiment 1 of the present invention.
  • the solid line indicates the current-voltage characteristic curve of the solar cell string 11 actually measured by the current-voltage characteristic measuring instrument 40 with the configuration shown in FIG. May be described as “measurement characteristics”).
  • the output voltage is zero, that is, the output current when the output is short-circuited is the short-circuit current I sc
  • the output current is zero, that is, the output voltage when the output is open is the open-circuit voltage V oc .
  • the short-circuit current and the open-circuit voltage are obtained from the measurement characteristics, and based on these, the current-voltage characteristic curve at normal time (hereinafter simply referred to as a dotted curve in FIG. 1) is obtained by the method described later.
  • the slope in the diode region (which may be described as “normal characteristics” in some cases) (hereinafter sometimes referred to as “reference gradient”) is calculated.
  • the characteristic curve is substantially linear and can be treated as having a certain slope.
  • the abnormality of the solar cell string 11 is determined by comparing the reference gradient with the gradient in the diode region in the measurement characteristics (hereinafter sometimes referred to as “measurement gradient”). Note that these processes are performed by the inspection apparatus 43 by a process such as a software program based on measurement characteristic data acquired by the current-voltage characteristic measuring instrument 40, for example.
  • FIG. 2 is a flowchart showing an outline of an example of a method for determining an abnormality of the solar cell string 11 in the present embodiment.
  • the current-voltage characteristic measuring instrument 40 measures the current-voltage characteristic of the solar cell string 11 to be inspected to obtain the measurement characteristic (S01). This processing may be performed manually by operating the current-voltage characteristic measuring instrument 40, or may be automatically performed by an instruction or control from a software program on the inspection apparatus 43. Thereafter, the current-voltage characteristic measuring instrument 40 or the inspection device 43 acquires the values of the short-circuit current and the open-circuit voltage from the measurement characteristic data (S02).
  • FIG. 3 is a flowchart showing an outline of an example of the solar radiation amount / temperature calculation process.
  • the solar radiation amount p [kW / m 2 ] is calculated based on the value of the short-circuit current obtained in step S02 of FIG. 2 (S11).
  • the amount of solar radiation p is represented by the following equation, where I sc1 [A] is the short-circuit current value in the measurement characteristics and I sc0 [A] is the short-circuit current value in the reference state (STC).
  • I sc0 is a constant obtained as the specification of the solar cell module 110 and can be held or set in advance in the inspection device 43.
  • inspection apparatus 43 correct
  • the open-circuit voltage value in the reference state is V oc0 [V] and the reverse saturation current in the solar battery cell 111 is I s [A]
  • the following equation is established.
  • V oc0 is changed to V ′ oc0 . It can be corrected.
  • N cell is the total number of solar cells 111 included in the solar cell string 11, and n f , k, and q are constants such as a junction constant, a Boltzmann constant, and a load amount, respectively.
  • the value of V oc0 is a constant that can be obtained as the specification of the solar cell module 110. These constants can also be held or set in the inspection apparatus 43 in advance. V ′ oc0 obtained by the correction is newly handled as V oc0 .
  • the inspection device 43 performs the following operation.
  • the operating temperature T [K] is calculated (S13).
  • the open circuit voltage value in the measurement characteristics is V oc1 [V]
  • the operating temperature T is expressed by the following equation.
  • ⁇ [V / K] is a temperature characteristic coefficient of the open circuit voltage in the reference state, and is a constant that can be obtained as a specification of the solar cell module 110 and can be held or set in advance in the inspection device 43. .
  • the inspection device 43 recalculates the solar radiation amount p obtained in step S11 based on the value of the operating temperature T obtained in step S13 (S14).
  • the solar radiation amount p corrected by the operating temperature T is expressed by the following equation.
  • ⁇ [A / K] is a temperature characteristic coefficient of the short-circuit current in the reference state, and is a constant that can be obtained as the specification of the solar cell module 110 and can be held or set in advance in the inspection device 43. .
  • the inspection device 43 determines whether or not the value of the recalculated solar radiation amount p has converged (S15), and if it has converged, the solar radiation amount / temperature calculation process is terminated. If not converged, the process returns to step S12 and the calculation process of the operating temperature T and the solar radiation amount p is repeated again. Determination of whether it has converged can be performed by, for example, whether or not the amount of change in the amount of solar radiation p before and after the recalculation in step S14 is less than a predetermined threshold. Alternatively, the calculation process of the operating temperature T and the solar radiation amount p may be performed depending on whether or not the calculation process is repeated a predetermined number of times (for example, three times). As shown in the configuration example of FIG. 14, when the solar radiation meter 41 and the thermocouple 42 are provided and the solar radiation amount p and / or the operating temperature T can be directly measured, the measured values are directly used. be able to.
  • the inspection device 43 extracts two points from the data of the diode region in the measurement characteristics (S04).
  • the extraction method is not particularly limited, and an appropriate method can be used.
  • the inspection device 43 calculates a reference gradient m 0 that is treated as a gradient in the diode region in a normal state and a measurement gradient m 1 that is a gradient between the two points extracted in step S04 (S05, S06).
  • FIG. 4 is a diagram showing an outline of an example of calculating the slope between two points in the diode region.
  • FIG. 4A shows a state in which two points (V 1 [V], I 1 [A]) and (V 2 [V], I 2 [A]) are extracted from the diode region of the current-voltage characteristic curve. Show.
  • the short-circuit current is I sc [A] and the series resistance in the solar battery cell 111 is R s [ ⁇ ]
  • Equation 6 is as follows.
  • the reference gradient m 0 and the measurement gradient m 1 can be obtained by transforming Equation 7 as the following equation and setting the left side to m 0 and the right side to m 1 .
  • a characteristic curve as shown in FIG. 4B is obtained.
  • the two points (V 1 , I 1 ) and (V 2 , I 2 ) in the diode region in FIG. 4A are respectively represented by (V 1 , LN (I sc1 ⁇ p ⁇ I 1 ) in FIG. 4B. ), (V 2 , LN (I sc1 ⁇ p ⁇ I 2 )), the two points are also substantially straight as shown in FIG.
  • the measurement gradient m 1 in FIG. 4 indicates the gradient (the reciprocal according to Equation 8).
  • This measurement gradient m 1 is equal to the reference gradient m 0 as shown in Equation 8.
  • parameters other than the operating temperature T are constants obtained from specifications and the like, so the value of the reference gradient m 0 is determined by the operating temperature T.
  • Equation 8 assumes a normal state (standard state), and when a loss occurs during an abnormality such as a failure, the reference gradient m 0 is not changed, but is extracted from the measurement characteristics ( The value of the measurement gradient m 1 calculated using the values of V 1 , I 1 ) and (V 2 , I 2 ) as parameters changes.
  • the reference gradient m 0 can be handled as a reference value for determining and diagnosing abnormality.
  • the inspection device 43 determines whether or not the difference between m 0 and m 1 (value of m 0 ⁇ m 1 ) is larger than a predetermined threshold (S07). If it is larger, the solar cell string 11 is normal. It is determined that there is a certain value (S08), and if it is equal to or less than a predetermined threshold value, it is determined that there is an abnormality (S09), and the process is terminated.
  • the predetermined threshold value can be appropriately set to a value of zero or more. Also, rather than the difference between the m 0 and m 1, or may be determined based on the ratio.
  • the presence or absence of abnormality in the solar cell string 11 can be determined by comparing the reference gradient m 0 and the measurement gradient m 1 .
  • the series resistance R s can be regarded as 0 in the normal state, it is handled as such.
  • the cause of the abnormality is due to the series resistance R s in the equivalent circuit of the solar cell 111 in FIG. In some cases, the accuracy of determination may be lowered by handling R s ⁇ 0.
  • the solar cell inspection system has a series resistance R s when comparing the reference gradient m 0 and the measurement gradient m 1 in the first embodiment.
  • the value of the measurement gradient m 1 is corrected by correcting the values of V 1 and V 2 at the two points in the diode region while incrementing the value by a constant amount.
  • the value of R s when the difference between m 0 and m 1 after correction (value of m 0 ⁇ m 1 ) is greater than a predetermined threshold value is obtained, and based on this, the solar cell string 11 is normal whether, if abnormal makes it possible to determine whether the abnormality caused by the series resistance R s.
  • FIG. 5 is a flowchart showing an outline of an example of a method for determining an abnormality of the solar cell string 11 in the present embodiment.
  • a series of processing from step S21 to S24 is the same as that from step S01 to S04 in the flowchart of the example of FIG.
  • FIG. 6 is a flowchart outlining an example of the series resistance calculation process.
  • the reference gradient m 0 is calculated based on the above equation (S31).
  • the value of the series resistance R s is initialized to zero (S32), and the voltages V 1 and V 2 at two points in the diode region are corrected by the following formulas based on the value of R s (S33).
  • the measurement gradient m 1 is calculated based on the above equation (8), similarly to step S 06 in FIG. 2 (S 34).
  • step S35 it is determined whether or not the difference between m 0 and m 1 (value of m 0 ⁇ m 1 ) is larger than a predetermined threshold (S35). If it is less than or equal to the predetermined threshold value, the value of R s is incremented by a fixed amount (0.001 [ ⁇ ] in the example of FIG. 6) (S36), and the process returns to step S33 to again correct the voltage and measure the gradient m. Repeat the calculation of 1 . If the difference is larger than the predetermined threshold value in step S35, the value of R s at this time is estimated as the value of series resistance R s contributing to the loss, and the process is terminated.
  • the inspection device 43 determines whether or not the value of the series resistance R s calculated in step S25 is larger than a predetermined threshold (S26). If it is larger than the predetermined threshold, it is determined that the abnormality is caused by the series resistance R s (S27), and the process is terminated.
  • the predetermined threshold value can be appropriately set to a value greater than zero. If the value of R s is equal to or smaller than the predetermined threshold value in step S26, it is determined that the state is normal (S28), and the process is terminated.
  • the value of the series resistance R s is set to a certain amount.
  • the value of the series resistance R s is compared with the reference gradient m 0. calculate.
  • FIG. 7 is a diagram showing an outline of an example in which a disconnection occurs in the solar cell string 11.
  • the upper diagram shows a part of a plurality of solar cell modules 110 connected in series in the solar cell string 11.
  • the current in the solar cell module 110 is an arrow in the figure. As shown in FIG.
  • the measurement characteristic is such that the normal characteristic is translated in the negative direction of the voltage as shown in the lower diagram of FIG.
  • the measurement gradient and the reference gradient are almost the same. Therefore, as in the first and second embodiments, it is difficult to detect the presence or absence of disconnection by comparing the measurement gradient m 1 with the reference gradient m 0 .
  • the operating temperature T obtained by the above equation 3 is calculated higher than the actual temperature.
  • the solar cell inspection system has the maximum power point (V max ′, I max ′) in the measurement characteristics shown in the lower diagram of FIG. 7 at the operating temperature T of I max ′.
  • FIG. 8 is a flowchart showing an outline of an example of a method for determining an abnormality of the solar cell string 11 in the present embodiment.
  • a series of processing from step S41 to S47 is the same as that from step S21 to S27 in the flowchart of the example of FIG.
  • the inspection apparatus 43 next extracts the maximum power point (V max ′, I max ′) from the measurement characteristic data. (S48) Further, the normal voltage value V max1 at the operating temperature T of I max ′ is calculated by the following equation (S49).
  • V 2 is an actual measurement value in the vicinity of the open circuit voltage V oc and is a voltage value lower than a normal value.
  • the voltage at I max ′ is obtained with reference to V 2
  • V max is not considering the series resistance
  • V max1 is considering. Since N cell is multiplied on the basis of V 2 , the calculated voltage at the time of disconnection is calculated to be lower than the actual voltage.
  • the inspection apparatus 43 determines whether or not the ratio (V max1 / V max ′) between V max1 and V max ′ is less than a predetermined threshold (S50).
  • the predetermined threshold value can be appropriately set to a value greater than zero. Further, instead of the ratio between V max1 and V max ′, the determination may be based on a difference.
  • the ratio is less than the predetermined threshold in step S50, it is determined that the disconnection has occurred in the solar cell string 11 on the assumption that the moving amount of the voltage of the measurement characteristic in the negative direction is large (S51), and the process is terminated. .
  • it is equal to or greater than the predetermined threshold it is determined that the state is normal (S52), and the process is terminated.
  • the maximum power point V max For ', I max '
  • V max1 the voltage value at the operating temperature T of I max '
  • V max1 the voltage value at the operating temperature T of I max '
  • the abnormality caused by the series resistance R s and the disconnection can be determined.
  • the shunt resistance R sh decreases due to deterioration of the pn junction portion in the solar battery cell 111, but may be grasped small due to a measurement error in current-voltage characteristics.
  • the shunt resistance R sh is reduced, as shown in the example of FIG. 16, a large loss occurs even in a low voltage region other than the diode region in the current-voltage characteristics.
  • the solar cell inspection system calculates the shunt resistance R sh from the measurement characteristics, and determines whether there is an abnormality caused by the shunt resistance R sh based on the value. Make it possible.
  • FIG. 9 is a flowchart showing an outline of an example of a method for determining an abnormality of the solar cell string 11 in the present embodiment.
  • the processing in steps S61 and S62 is the same as steps S01 and S02 in the flowchart of the example of FIG.
  • the inspection device 43 calculates the shunt resistance R sh [ ⁇ ] from the measurement characteristic data (S63).
  • FIG. 10 is a diagram showing an outline of an example in which the shunt resistance R sh is calculated from the measurement characteristics.
  • R sh two points (V 3 [V], I 3 [A]) and (V 4 [V], I 4 [A]) from the low voltage region other than the diode region are obtained from the measurement characteristic data. Are extracted, and R sh corresponding to the slope between two points is calculated and estimated based on these values.
  • the inspection apparatus 43 determines whether or not the value of the shunt resistance R sh calculated in step S63 is less than a predetermined threshold (S64).
  • the predetermined threshold value can be appropriately set to a value greater than zero. If it is less than the threshold, it is determined whether or not the number of times determined to be less than the threshold is the second time (S65). If it is the first time, there is a possibility of a measurement error in the current-voltage characteristic, so the process returns to step S61 again and the process is repeated from the measurement of the current-voltage characteristic. If it is the second time, it is determined that there is no measurement error, it is determined that the abnormality is caused by the shunt resistance R sh (S66), and the process is terminated.
  • step S64 if the value of R sh is greater than or equal to the threshold value in step S64, the process proceeds to step S67, but the series of processing from step S67 to step S76 is performed in steps S43 to S43 in the flowchart of the example of FIG. Since it is the same as the series of processes up to step S52, the description thereof will be omitted.
  • the shunt resistor R sh also include measurement error It is possible to determine whether or not there is an abnormality caused.
  • the present invention is not limited to the above-described embodiments, and various modifications can be made without departing from the scope of the invention. Needless to say.
  • the above-described embodiment has been described in detail for easy understanding of the present invention, and is not necessarily limited to the one having all the configurations described.
  • a part of the configuration of one embodiment can be replaced with the configuration of another embodiment, and the configuration of another embodiment can be added to the configuration of one embodiment. .
  • each of the above-described configurations, functions, processing units, processing means, and the like may be realized by hardware by designing a part or all of them with, for example, an integrated circuit.
  • Each of the above-described configurations, functions, and the like may be realized by software by interpreting and executing a program that realizes each function by the processor.
  • Information such as programs, tables, and files for realizing each function can be stored in a recording device such as a memory, a hard disk, or an SSD (Solid State Drive), or a recording medium such as an IC card, an SD card, or a DVD.
  • the present invention is applicable to a solar cell inspection system and a solar cell inspection method for detecting a failure of a solar cell module or a string.

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Abstract

　太陽電池ストリングの電気的特性に基づいて、損失が生じている場合にこれを適切に評価可能とし、太陽電池システムの故障や劣化等の有無を検査する太陽電池検査システムである。代表的な実施の形態によれば、太陽電池ストリングの第１の電流－電圧特性を測定する電流－電圧特性測定部と、第１の電流－電圧特性に基づいて太陽電池ストリングの異常の有無を判定する検査部とを有する。検査部は、第１の電流－電圧特性に基づいて、太陽電池ストリングの動作温度を算出し、動作温度に基づいて、太陽電池ストリングの正常状態での第２の電流－電圧特性のダイオード領域における傾きに係る値として取り扱う基準勾配を算出し、第１の電流－電圧特性のダイオード領域における傾きに係る値である測定勾配を算出し、基準勾配と測定勾配との比較に基づいて太陽電池ストリングの異常の有無を判定する。

Description

太陽電池検査システムおよび太陽電池検査方法
　本発明は、太陽光発電の技術に関し、特に、太陽電池モジュールやストリングの故障を検出するための太陽電池検査システムおよび太陽電池検査方法に適用して有効な技術に関するものである。
　近年、ＦＩＴ（Feed-in Tariffs：固定価格全量買取制度）の導入などにより、出力１メガワット以上のいわゆるメガソーラーなどの大規模な太陽光発電システムの市場が拡大している。メガソーラーでは、数千枚～数万枚におよぶ１００Ｗ～２００Ｗクラスの太陽電池モジュールが一箇所の発電サイトに配置される。
　太陽電池モジュールの故障を検出する方法としては、例えば、目視によりセルの劣化を検査する手法や、サーモメーターによりセルの異常な発熱の有無を検出する手法などの他に、テスターにより太陽電池モジュールを構成する太陽電池ストリングの電流－電圧特性などの電気的特性を検査する手法がとられている。しかし、太陽電池モジュールが設置されている屋外で測定されたデータは、日射量や気温といったパラメータの変化の影響を受けることから、検査結果が正常か否かの判断がつきにくい場合がある。
　これに関連する技術として、例えば、特許第５１６２７３７号公報（特許文献１）には、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、上記電流－電圧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とを備える太陽電池の特性評価装置が記載されている。
特許第５１６２７３７号公報
　特許文献１に記載された技術では、測定した電流－電圧特性を、ＪＩＳ－Ｃ８９１３に基づいて、Ｒｓ（直列抵抗［Ω］）、Ｋ（曲線補正因子）、α（電流温度係数［Ａ／℃］）、β（電圧温度係数［Ｖ／℃］）といった定数を用いて、日射量１．０ｋＷ／ｍ２、温度２５℃の基準状態（Standard Test Condition：ＳＴＣ）での値に換算した上で評価する。これにより、測定時の日射量や温度等の条件が異なる場合であっても、基準特性との比較による判定を可能としている。
　ここで、基準状態への換算に用いられる各定数は正常な状態（標準状態）において定められた値であり、実際に損失が生じている状態で損失を考慮して求められた値ではない。従って、基準状態とは異なる日射量および温度において故障や劣化等（測定誤差の場合もある）により損失が生じている場合に、ＪＩＳ－Ｃ８９１３の式に基づいて２５℃補正を行い、日射条件として１．０ｋＷ／ｍ２を与えて基準状態に換算したとしても、実際に生じている損失を考慮したＲｓやＫの値を用いて換算しなければ、損失を正しい値として把握できず、評価を誤る可能性がある。
　そこで本発明の目的は、太陽電池ストリングの電気的特性に基づいて、損失が生じている場合にこれを適切に評価可能とし、太陽電池システムの故障や劣化等の有無を検査する太陽電池検査システムおよび太陽電池検査方法を提供することにある。
　本発明の前記ならびにその他の目的と新規な特徴は、本明細書の記述および添付図面から明らかになるであろう。
　本願において開示される発明のうち、代表的なものの概要を簡単に説明すれば、以下のとおりである。
　本発明の代表的な実施の形態による太陽電池検査システムは、１つもしくは直列接続された複数の太陽電池モジュールからなる太陽電池ストリングの異常の有無を検査する太陽電池検査システムであって、前記太陽電池ストリングの第１の電流－電圧特性を測定する電流－電圧特性測定部と、前記第１の電流－電圧特性に基づいて前記太陽電池ストリングの異常の有無を判定する検査部と、を有する。
　前記検査部は、前記第１の電流－電圧特性に基づいて、前記太陽電池ストリングの動作温度を算出し、前記動作温度に基づいて、前記太陽電池ストリングの正常状態での第２の電流－電圧特性のダイオード領域における傾きに係る値として取り扱う基準勾配を算出し、前記第１の電流－電圧特性のダイオード領域における傾きに係る値である測定勾配を算出し、前記基準勾配と前記測定勾配との比較に基づいて前記太陽電池ストリングの異常の有無を判定するものである。
　本願において開示される発明のうち、代表的なものによって得られる効果を簡単に説明すれば以下のとおりである。
　すなわち、本発明の代表的な実施の形態によれば、太陽電池ストリングの電気的特性に基づいて、損失が生じている場合にこれを適切に評価可能とし、太陽電池システムの故障や劣化等の有無を検査することが可能となる。
本発明の実施の形態１における太陽電池ストリングの電流－電圧特性から故障の有無を判定する手法の例について概要を示した図である。 本発明の実施の形態１における太陽電池ストリングの異常を判定する手法の例について概要を示したフローチャートである。 本発明の実施の形態１における日射量・温度計算処理の例について概要を示したフローチャートである。 本発明の実施の形態１におけるダイオード領域での２点間の傾きを算出する例について概要を示した図である。 本発明の実施の形態２における太陽電池ストリングの異常を判定する手法の例について概要を示したフローチャートである。 本発明の実施の形態２における直列抵抗算出処理の例について概要を示したフローチャートである。 本発明の実施の形態３における太陽電池ストリング内において断線が生じている場合の例について概要を示した図である。 本発明の実施の形態３における太陽電池ストリングの異常を判定する手法の例について概要を示したフローチャートである。 本発明の実施の形態４における太陽電池ストリングの異常を判定する手法の例について概要を示したフローチャートである。 本発明の実施の形態４における測定特性からシャント抵抗を計算する例について概要を示した図である。 一般的な太陽光発電システムの構成例について概要を示した図である。 一般的な太陽電池ストリングの構成例について概要を示した図である。 一般的な太陽光発電システムにおける各太陽電池ストリングの故障を検出する仕組みの例について概要を示した図である。 一般的な太陽電池検査システムの構成例について概要を示した図である。 （ａ）～（ｃ）は、従来技術における太陽電池ストリングの電流－電圧特性から故障の有無を判定する手法の例について概要を示した図である。 （ａ）～（ｃ）は、従来技術における太陽電池ストリングの電流－電圧特性から故障の有無を判定する手法の他の例について概要を示した図である。
　以下、本発明の実施の形態を図面に基づいて詳細に説明する。なお、実施の形態を説明するための全図において、同一部には原則として同一の符号を付し、その繰り返しの説明は省略する。
　また、以下においては、本発明の特徴を分かり易くするために、従来の技術と比較して説明する。
　＜概要＞
　図１１は、一般的な太陽光発電システムの構成例について概要を示した図である。太陽光発電システム１は、複数の太陽電池モジュール１１０が直列に接続された太陽電池ストリング１１が、接続箱２０内での結線を介して１つ以上並列に接続され、さらに集約されて、ＤＣ／ＤＣコンバータ３１およびインバータ３２、もしくはこれらを含む図示しないＰＣＳ（Power Conditioning System）を介して電力系統３３に接続される構成を有する。これにより、各太陽電池ストリング１１が生成した電力を電力系統３３に対して出力することができる。複数の並列接続された太陽電池ストリング１１を並べて配置して太陽電池アレイ１０を構成し、太陽電池アレイ１０毎に接続箱２０を設けるようにしてもよい。なお、接続箱２０内には、各太陽電池ストリング１１で生成された電流の逆流を防止するため、逆流防止ダイオード２１が接続されている。
　図１２は、一般的な太陽電池ストリング１１の構成例について概要を示した図である。右側の図に示した太陽電池ストリング１１は、上述したように、複数の太陽電池モジュール１１０が直列に接続された構成を有する。各太陽電池モジュール１１０は、中央の図に示したように複数の太陽電池セル１１１が直列に接続され、さらにこれと並列に故障時等のためのバイパスダイオード１１２が接続された構成を有する。各太陽電池セル１１１は、太陽光を電力に変換する半導体素子等からなり、いわゆるＰＶ（PhotoVoltaic）セルモデルとして左側の図に示すような等価回路により表される。
　図１３は、一般的な太陽光発電システム１における各太陽電池ストリング１１の故障を検出する仕組みの例について概要を示した図である。図１３の例では、接続箱２０内における検査対象の太陽電池ストリング１１に対応する端子に、電流－電圧特性測定器（カーブトレーサ）４０を接続して、太陽電池ストリング１１毎に電流－電圧特性を測定する構成を示している。電流－電圧特性測定器４０は、例えば、図示するような、電子負荷と電流計および電圧計からなる等価回路を含む構成を有する。従来技術では、このように、検査対象の太陽電池ストリング１１について、電流と電圧を測定することで電流－電圧特性を求め、正常時との乖離状態に基づいて故障を検出するという仕組みがとられる。なお、他の太陽電池ストリング１１については、電流－電圧特性測定器４０の検査用端子の接続先を順次切り替えて検査する。
　図１４は、一般的な太陽電池検査システムの構成例について概要を示した図である。太陽電池検査システム２は、電流－電圧特性測定器４０と、ＰＣ（Personal Computer）等の情報処理端末からなる検査装置４３を有している。電流－電圧特性測定器４０は、例えば、一般に入手可能な携帯型の装置を用いることができ、出力電流および電圧を測定して電流－電圧特性（Ｉ－Ｖカーブ）を出力する。測定した電流－電圧特性と正常時の電流－電圧特性との乖離状態を評価するために必要となる日射量や温度といったパラメータを取得するため、例えば、電流－電圧特性測定器４０には、日射計４１や、熱電対４２等の温度センサなどが接続されていてもよい。なお、電流－電圧特性測定器４０と検査装置４３は、図１４の例のようにそれぞれ独立した装置として構成されていてもよいし、同一の装置や機器として構成されていてもよい。
　一方、太陽光発電システム１の接続箱２０の内部において、各太陽電池ストリング１１からの配線には、それぞれ逆流防止ダイオード２１と、ＤＣ（断路器）２２が設置されている。また、太陽電池アレイ１０に対するＭＣＣＢ（配線用遮断器）２３も設置されている。太陽電池ストリング１１の異常を検査するには、接続箱２０において、検査対象の太陽電池ストリング１１に対応するＤＣ２２をＯＦＦにするとともに、例えば、図示するように、端子や配線部分に電流－電圧特性測定器４０を接続する。電流－電圧特性測定器４０が測定、取得した、太陽電池ストリング１１の電流－電圧特性や、日射量、温度などの情報は、検査装置４３に出力され、検査装置４３において、以下に示すように、正常時との乖離状態に基づいて故障や劣化等による異常の有無が判定される。
　図１５は、従来技術における太陽電池ストリング１１の電流－電圧特性から故障の有無を判定する手法の例について概要を示した図である。図１５では、図１２の左側の図に示した太陽電池セル１１１の等価回路のうち、直列抵抗Ｒｓが故障等により大きくなった場合の損失の例を示している。
　なお、図１５に図示した各電流－電圧特性曲線上の●印（Ｐ１００、Ｐ１０１、Ｐ１１０、Ｐ１１１、Ｐ１０１’）は最大電力点を示している。正常時と比較した故障時の電力損失は、それぞれの最大電力点における電力値の差分で求めることができる。以下の説明では、故障時の電力損出を、たとえば「Ｐ１００－Ｐ１０１」のように表現する。
　図１５（ａ）において、点線の電流－電圧特性曲線は、日射量１．０ｋＷ／ｍ２、温度２５℃の基準状態における正常時の特性を示している。また、実線の電流－電圧特性曲線は、基準状態で測定した場合の故障時の特性を示している。また、図１５（ｂ）は、日射量０．５ｋＷ／ｍ２、温度２５℃の状態における正常時および故障時の電流－電圧特性曲線をそれぞれ示している。
　図１５（ｃ）は、日射量０．５ｋＷ／ｍ２において測定された電圧－電流特性曲線と、これをＪＩＳ－Ｃ８９１３の式により日射量１．０ｋＷ／ｍ２、温度２５℃の基準状態での値に換算した場合の特性曲線、および基準状態における正常時の特性曲線をそれぞれ示している。基準状態に換算した電力損失（Ｐ１００－Ｐ１０１‘）は、図１５（ａ）の基準状態において直接測定した故障時の電力損出（Ｐ１００－Ｐ１０１）と比較して小さくなっている。この場合、実際に生じている損失が過小評価され、故障であることを適切に把握できない場合が生じる。
　同様に、図１６は、従来技術における太陽電池ストリング１１の電流－電圧特性から故障の有無を判定する手法の他の例について概要を示した図である。図１６では、図１２の左側の図に示した太陽電池セル１１１の等価回路のうち、シャント抵抗Ｒｓｈが故障等により小さくなった場合の損失の例を示している。
　なお、図１６に図示した各電流－電圧特性曲線上の●印（Ｐ２００、Ｐ２０１、Ｐ２１０、Ｐ２１１、Ｐ２０１’）は最大電力点を示している。正常時と比較した故障時の電力損失は、それぞれの最大電力点における電力値の差分で求めることができる。以下の説明では、故障時の電力損出を、たとえば「Ｐ２００－Ｐ２０１」のように表現する。
　図１６（ａ）において、点線の電流－電圧特性曲線は、日射量１．０ｋＷ／ｍ２、温度２５℃の基準状態における正常時の特性を示している。また、実線の電流－電圧特性曲線は、基準状態で測定した場合の故障時の特性を示している。また、図１６（ｂ）は、日射量０．４ｋＷ／ｍ２、温度２５℃の状態における正常時および故障時の電流－電圧特性曲線をそれぞれ示している。
　図１６（ｃ）は、日射量０．４ｋＷ／ｍ２において測定された電圧－電流特性曲線と、これをＪＩＳ－Ｃ８９１３の式により日射量１．０ｋＷ／ｍ２、温度２５℃の基準状態での値に換算した場合の特性曲線、および基準状態における正常時の特性曲線をそれぞれ示している。基準状態に換算した電力損出（Ｐ２００－Ｐ２０１’）は、図１６（ａ）の基準状態において直接測定した故障時の電力損出（Ｐ２００－Ｐ２０１）と比較して大きくなっている。この場合、図１５の場合とは逆に、実際の損失が過大評価され、例えば、測定誤差など故障ではない場合についても故障と判定してしまう場合が生じる。
　これらの結果は、上述したように、ＪＩＳ－Ｃ８９１３の式による換算では、換算の際に用いるＲｓやＫといったパラメータが、正常な標準状態において定められた値を用いており、故障等の影響による実際の損失を考慮した値を用いていないことに起因するものである。
　＜実施の形態１＞
　本発明の実施の形態１である太陽電池検査システムは、上記の課題を解決するため、測定した電流－電圧特性曲線に基づいて、ダイオード特性が効いている領域（以下では「ダイオード領域」と記載する場合がある）における正常時の傾きを算出し、これと測定した電流－電圧特性曲線における実際の傾きとを比較することによって、太陽電池ストリング１１の故障や劣化等の異常を判定するものである。これにより、実際の損失を考慮していない標準状態でのＲｓやＫ等のパラメータを用いることなく、正常時の電流－電圧特性との比較に基づいて適切に損失を把握して評価することを可能とする。
　図１は、本発明の実施の形態１における太陽電池ストリング１１の電流－電圧特性から故障の有無を判定する手法の例について概要を示した図である。図１の電流－電圧特性曲線において、実線は、図１４に示したような構成によって電流－電圧特性測定器４０により実際に測定された太陽電池ストリング１１の電流－電圧特性曲線（以下では単に「測定特性」と記載する場合がある）である。ここで、出力電圧がゼロ、すなわち出力短絡時の出力電流を短絡電流Ｉｓｃ、出力電流がゼロ、すなわち出力開放時の出力電圧を開放電圧Ｖｏｃとする。
　本実施の形態では、測定特性から短絡電流と開放電圧を取得し、これらに基づいて、後述する手法により、図１における点線の曲線で示された正常時の電流－電圧特性曲線（以下では単に「正常時特性」と記載する場合がある）におけるダイオード領域での傾き（以下では「基準勾配」と記載する場合がある）を算出する。ダイオード領域では特性曲線は概ね直線状となり、一定の傾きを有するものと取り扱える。この基準勾配と、測定特性におけるダイオード領域での傾き（以下では「測定勾配」と記載する場合がある）とを比較することで、太陽電池ストリング１１の異常を判定する。なお、これらの処理は、例えば、電流－電圧特性測定器４０により取得した測定特性のデータに基づいて、検査装置４３がソフトウェアプログラム等の処理により行う。
　図２は、本実施の形態における太陽電池ストリング１１の異常を判定する手法の例について概要を示したフローチャートである。まず、電流－電圧特性測定器４０により、検査対象の太陽電池ストリング１１の電流－電圧特性を計測して測定特性を得る（Ｓ０１）。この処理は、手動による電流－電圧特性測定器４０の操作により行ってもよいし、検査装置４３上のソフトウェアプログラムからの指示や制御により自動で行ってもよい。その後、電流－電圧特性測定器４０もしくは検査装置４３により、測定特性のデータから短絡電流および開放電圧の値を取得する（Ｓ０２）。
　その後、検査装置４３により、測定特性における短絡電流および開放電圧の値から、太陽電池ストリング１１における日射量および温度を算出する日射量・温度計算処理を実行する（Ｓ０３）。図３は、日射量・温度計算処理の例について概要を示したフローチャートである。ここでは、まず、図２のステップＳ０２で得られた短絡電流の値に基づいて日射量ｐ［ｋＷ／ｍ２］を算出する（Ｓ１１）。日射量ｐは、測定特性における短絡電流の値をＩｓｃ１［Ａ］、基準状態（ＳＴＣ）における短絡電流の値をＩｓｃ０［Ａ］とすると、以下の式で表される。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
　なお、Ｉｓｃ０の値は、太陽電池モジュール１１０の仕様として得られる定数であり、検査装置４３に予め保持もしくは設定しておくことができる。
　次に、検査装置４３は、ステップＳ１１で得られた日射量ｐの値に基づいて、２５℃での開放電圧の値を補正する（Ｓ１２）。基準状態における開放電圧の値をＶｏｃ０［Ｖ］、太陽電池セル１１１における逆方向飽和電流をＩｓ［Ａ］とすると、以下の式が成立することから、これによりＶｏｃ０をＶ’ｏｃ０に補正することができる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000002
　なお、Ｎｃｅｌｌは太陽電池ストリング１１に含まれる太陽電池セル１１１の総数であり、ｎｆ、ｋ、ｑは、それぞれ、接合定数、ボルツマン定数、素荷量といった定数である。また、Ｖｏｃ０の値は、太陽電池モジュール１１０の仕様として得ることができる定数である。これらの定数についても、検査装置４３に予め保持もしくは設定しておくことができる。補正により得られたＶ’ｏｃ０は新たにＶｏｃ０として取り扱う。
　次に、検査装置４３は、図２のステップＳ０２で得られた開放電圧の値と、ステップＳ１２で得られた補正後の２５℃での開放電圧の値とに基づいて、太陽電池ストリング１１の動作温度Ｔ［Ｋ］を計算する（Ｓ１３）。測定特性における開放電圧の値をＶｏｃ１［Ｖ］とすると、動作温度Ｔは以下の式で表される。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000003
　なお、β［Ｖ／Ｋ］は、基準状態における開放電圧の温度特性係数で、太陽電池モジュール１１０の仕様として得ることができる定数であり、検査装置４３に予め保持もしくは設定しておくことができる。
　次に、検査装置４３は、ステップＳ１３で得られた動作温度Ｔの値に基づいて、ステップＳ１１で得られた日射量ｐを再計算する（Ｓ１４）。動作温度Ｔによって補正された日射量ｐは以下の式で表される。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000004
　なお、α［Ａ／Ｋ］は、基準状態における短絡電流の温度特性係数で、太陽電池モジュール１１０の仕様として得ることができる定数であり、検査装置４３に予め保持もしくは設定しておくことができる。
　その後、検査装置４３は、再計算された日射量ｐの値が収束したか否かを判定し（Ｓ１５）、収束していれば日射量・温度計算処理を終了する。収束していなければ、ステップＳ１２に戻って再度動作温度Ｔおよび日射量ｐの計算処理を繰り返す。収束したか否かの判定は、例えば、ステップＳ１４における再計算の前後の日射量ｐの変化分が所定の閾値未満であるか否かにより行うことができる。もしくは、動作温度Ｔおよび日射量ｐの計算処理を所定の回数（例えば３回など）繰り返したか否かにより行ってもよい。なお、図１４の構成例に示すように、日射計４１や熱電対４２を有して日射量ｐおよび／または動作温度Ｔを直接測定することができる場合には、測定された値を直接用いることができる。
　図２に戻り、次に、検査装置４３は、測定特性におけるダイオード領域のデータから２点を抽出する（Ｓ０４）。抽出の手法は特に限定されず、適当な手法を用いることができる。その後、検査装置４３は、正常状態でのダイオード領域における傾きとして取り扱う基準勾配ｍ０、およびステップＳ０４で抽出した２点間の傾きである測定勾配ｍ１をそれぞれ算出する（Ｓ０５、Ｓ０６）。
　図４は、ダイオード領域での２点間の傾きを算出する例について概要を示した図である。図４（ａ）は、電流－電圧特性曲線のダイオード領域から２点（Ｖ１［Ｖ］，Ｉ１［Ａ］）、（Ｖ２［Ｖ］，Ｉ２［Ａ］）を抽出した状態を示している。ここで、短絡電流をＩｓｃ［Ａ］、太陽電池セル１１１における直列抵抗をＲｓ［Ω］とすると、各点においては、以下の式が成立することが知られている。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000005
　ここで、数５の２つの式の差分をとると、以下の式が得られる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000006
　正常な状態（標準状態）では、Ｒｓ≒０と取り扱うことができるため、数６式は以下の通りとなる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000007
　さらに、数７式を以下の式のように変形し、左辺をｍ０、右辺をｍ１とすることにより、基準勾配ｍ０および測定勾配ｍ１を得ることができる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000008
　ここで、図４（ａ）の特性曲線において、縦軸をＬＮ（短絡電流×日射量－電流）に変換すると、図４（ｂ）に示すような特性曲線となる。図４（ａ）におけるダイオード領域の２点（Ｖ１，Ｉ１）、（Ｖ２，Ｉ２）は、それぞれ、図４（ｂ）において（Ｖ１，ＬＮ（Ｉｓｃ１×ｐ－Ｉ１））、（Ｖ２，ＬＮ（Ｉｓｃ１×ｐ－Ｉ２））の２点に変換されるが、この２点間も、図４（ｂ）に示すように概ね直線となり、上記の数８式における測定勾配ｍ１は、その傾き（数８式によればその逆数）を示すことになる。
　この測定勾配ｍ１は、数８式に示すように、基準勾配ｍ０と等しいものである。基準勾配ｍ０の式において、動作温度Ｔ以外のパラメータは仕様等から得られる定数であることから、基準勾配ｍ０の値は動作温度Ｔによって決定される。ここで、数８式は、正常な状態（標準状態）を前提としており、故障等の異常時において損失が生じている場合には、基準勾配ｍ０は変わらないものの、測定特性から抽出した（Ｖ１，Ｉ１）、（Ｖ２，Ｉ２）の値をパラメータとして計算される測定勾配ｍ１の値は変動することになる。従って、測定勾配ｍ１の値は、基準勾配ｍ０とは等しくならずに乖離することになるため、ｍ０とｍ１とを比較することで故障等の異常を判定することができる。この意味で、基準勾配ｍ０は、異常を判定、診断するための基準値として取り扱うことができる。
　従って、検査装置４３は、ｍ０とｍ１との差分（ｍ０－ｍ１の値）が所定の閾値より大きいか否かを判定し（Ｓ０７）、大きい場合は太陽電池ストリング１１は正常であると判定し（Ｓ０８）、所定の閾値以下である場合は異常であると判定して（Ｓ０９）、処理を終了する。なお、所定の閾値の値は、ゼロ以上の値を適宜設定することができる。また、ｍ０とｍ１との差分ではなく、比に基づいて判定するものであってもよい。
　以上に説明したように、本発明の実施の形態１である太陽電池検査システムによれば、電流－電圧特性測定器４０によって得られるダイオード領域での２点（Ｖ１，Ｉ１）、（Ｖ２，Ｉ２）、および短絡電流、開放電圧の値と、これらから得られる日射量ｐ、動作温度Ｔ、さらに太陽電池モジュール１１０の仕様として得られるものを含む各種定数のみを用いて、基準勾配ｍ０と測定勾配ｍ１とをそれぞれ算出して比較する。これにより、損失が生じていることによる影響を考慮する必要があるパラメータを用いずに、損失を適切に評価して太陽電池ストリング１１における異常の有無を判定することが可能である。
　＜実施の形態２＞
　上述した実施の形態１の手法では、基準勾配ｍ０と測定勾配ｍ１との比較により、太陽電池ストリング１１における異常の有無を判定することができる。しかしながら、当該異常がどのような原因に基づくものであるのか、もしくはどのパラメータの値が異常であるために検知されたものであるのかまでは判別することができない。また、正常状態では直列抵抗Ｒｓ≒０とみなせることからそのように取り扱っているが、特に、異常の原因が、図１２の太陽電池セル１１１の等価回路における直列抵抗Ｒｓに起因するような場合には、Ｒｓ≒０と取り扱うことにより判定の精度が低くなる場合がある。
　そこで、本発明の実施の形態２である太陽電池検査システムは、上記の課題を解決するため、実施の形態１における基準勾配ｍ０と測定勾配ｍ１との比較の際に、直列抵抗Ｒｓの値を一定量の値でインクリメントしながらダイオード領域での２点のＶ１、Ｖ２の値を補正することで、測定勾配ｍ１の値を補正する。これにより、ｍ０と補正後のｍ１との差分（ｍ０－ｍ１の値）が所定の閾値より大きくなるときのＲｓの値を求め、これに基づいて、太陽電池ストリング１１が正常か否か、異常である場合には直列抵抗Ｒｓに起因した異常であるか否かを判別することを可能とする。
　図５は、本実施の形態における太陽電池ストリング１１の異常を判定する手法の例について概要を示したフローチャートである。ステップＳ２１～Ｓ２４までの一連の処理は、実施の形態１の図２の例のフローチャートにおけるステップＳ０１～Ｓ０４までと同様であるため再度の説明は省略する。
　ステップＳ２４で測定特性におけるダイオード領域の２点（Ｖ１，Ｉ１）、（Ｖ２，Ｉ２）を抽出すると、次に、検査装置４３は、直列抵抗Ｒｓを算出する直列抵抗算出処理を行う（Ｓ２５）。図６は、直列抵抗算出処理の例について概要を示したフローチャートである。ここでは、まず、実施の形態１の図２のステップＳ０５と同様に、上記の数８式に基づいて基準勾配ｍ０を計算する（Ｓ３１）。その後、直列抵抗Ｒｓの値をゼロで初期化し（Ｓ３２）、ダイオード領域の２点の電圧Ｖ１、Ｖ２をＲｓの値に基づいて以下の式によりそれぞれ補正する（Ｓ３３）。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000009
　その後、補正されたＶ１、Ｖ２の値を用いて、図２のステップＳ０６と同様に、上記の数８式に基づいて測定勾配ｍ１を計算し（Ｓ３４）する。
　その後、図２のステップＳ０７と同様に、ｍ０とｍ１との差分（ｍ０－ｍ１の値）が所定の閾値より大きいか否かを判定する（Ｓ３５）。所定の閾値以下である場合は、Ｒｓの値を一定量の値（図６の例では０．００１［Ω］）インクリメントし（Ｓ３６）、ステップＳ３３に戻って再度電圧の補正および測定勾配ｍ１の計算を繰り返す。ステップＳ３５で差分が所定の閾値より大きい場合は、このときのＲｓの値を損失に寄与する直列抵抗Ｒｓの値と推定して処理を終了する。
　図５に戻り、次に、検査装置４３は、ステップＳ２５で算出した直列抵抗Ｒｓの値が所定の閾値より大きいか否かを判定する（Ｓ２６）。所定の閾値より大きい場合は、直列抵抗Ｒｓに起因した異常であると判定して（Ｓ２７）、処理を終了する。なお、所定の閾値の値は、ゼロより大きい値を適宜設定することができる。ステップＳ２６でＲｓの値が所定の閾値以下である場合は、正常状態であると判定して（Ｓ２８）、処理を終了する。
　以上に説明したように、本発明の実施の形態２である太陽電池検査システムによれば、基準勾配ｍ０と測定勾配ｍ１との比較の際に、直列抵抗Ｒｓの値を一定量の値でインクリメントしながらダイオード領域での２点のＶ１、Ｖ２の値を補正し、測定勾配ｍ１の値を補正することで、基準勾配ｍ０との比較により直列抵抗Ｒｓの値を算出する。このＲｓの値を評価することにより、太陽電池ストリング１１が正常か否か、異常である場合には直列抵抗Ｒｓに起因した異常であるか否か、および異常の程度を判別することが可能である。
　＜実施の形態３＞
　上述した実施の形態２の手法では、直列抵抗Ｒｓに起因する異常を判別することができるが、他の異常の原因として、例えば、太陽電池ストリング１１内において断線が生じていることが考えられる。図７は、太陽電池ストリング１１内において断線が生じている場合の例について概要を示した図である。上段の図は、太陽電池ストリング１１内で直列接続された複数の太陽電池モジュール１１０の一部を示している。ここで、太陽電池モジュール１１０における複数の太陽電池セル１１１が直列接続された構成のいずれかの箇所で故障等により断線が生じている場合、当該太陽電池モジュール１１０においては、電流は図中の矢印で示すようにバイパスダイオード１１２を流れることになる。
　この場合、当該太陽電池モジュール１１０の発電電圧に相当する電圧分がなくなることから、測定特性は、図７の下段の図に示すように、正常時特性から電圧の負方向に平行移動したような状態となり、測定勾配と基準勾配とはほぼ同じとなる。従って、実施の形態１、２のように、測定勾配ｍ１と基準勾配ｍ０との比較により断線の有無を検出することは困難である。一方、断線時には、上記の数３式で求められる動作温度Ｔが、実際の温度より高く算出されることになる。
　そこで、本発明の実施の形態３である太陽電池検査システムは、図７の下段の図に示す測定特性における最大電力点（Ｖｍａｘ’，Ｉｍａｘ’）について、Ｉｍａｘ’の動作温度Ｔにおける電圧値Ｖｍａｘ１を算出し、これとＶｍａｘ’との比に基づいて測定特性の電圧の負方向への移動量を評価することで、断線の有無を判別することを可能とする。
　図８は、本実施の形態における太陽電池ストリング１１の異常を判定する手法の例について概要を示したフローチャートである。ステップＳ４１～Ｓ４７までの一連の処理は、実施の形態２の図５の例のフローチャートにおけるステップＳ２１～Ｓ２７までと同様であるため再度の説明は省略する。
　ステップＳ４６でＲｓの値が所定の閾値以下である場合、本実施の形態では、次に、検査装置４３は、測定特性のデータから最大電力点（Ｖｍａｘ’，Ｉｍａｘ’）を抽出し（Ｓ４８）、さらに以下の式により、Ｉｍａｘ’の動作温度Ｔにおける正常時の電圧値Ｖｍａｘ１を計算する（Ｓ４９）。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000010
　ここで、Ｖ２は、図４（ａ）などに示すように、開放電圧Ｖｏｃ付近での実測値であり、正常時の値より低い電圧値となる。数１０式では、このＶ２を基準として、Ｉｍａｘ’のときの電圧を求めており、直列抵抗を考慮しないものがＶｍａｘ、考慮したものがＶｍａｘ１である。Ｖ２を基準としてＮｃｅｌｌを乗算しているので、断線時の算出電圧は、実際の電圧よりも低く計算されることになる。
　その後、検査装置４３は、Ｖｍａｘ１とＶｍａｘ’との比（Ｖｍａｘ１／Ｖｍａｘ’）が所定の閾値未満であるか否かを判定する（Ｓ５０）。なお、所定の閾値の値は、ゼロより大きい値を適宜設定することができる。また、Ｖｍａｘ１とＶｍａｘ’との比ではなく、差分により判定するものであってもよい。ステップＳ５０において比が所定の閾値未満である場合、測定特性の電圧の負方向への移動量が大きいものとして、太陽電池ストリング１１に断線が生じていると判定し（Ｓ５１）、処理を終了する。一方、所定の閾値以上である場合は、正常状態であると判定して（Ｓ５２）、処理を終了する。
　以上に説明したように、本発明の実施の形態３である太陽電池検査システムによれば、直列抵抗Ｒｓの値がゼロではないが所定の閾値以下である場合に、最大電力点（Ｖｍａｘ’，Ｉｍａｘ’）について、Ｉｍａｘ’の動作温度Ｔにおける電圧値Ｖｍａｘ１を算出し、これとＶｍａｘ’との比に基づいて測定特性の電圧の負方向への移動量を評価することで、断線の有無を判別することが可能である。
　＜実施の形態４＞
　上述した実施の形態２、３の手法では、直列抵抗Ｒｓおよび断線に起因する異常を判別することができるが、他の異常の原因として、例えば、図１２の太陽電池セル１１１の等価回路におけるシャント抵抗Ｒｓｈの値が小さくなることに起因する場合がある。シャント抵抗Ｒｓｈは、例えば、太陽電池セル１１１におけるｐｎ接合部分の劣化により小さくなるが、電流－電圧特性の測定ミスにより小さく把握される場合もある。シャント抵抗Ｒｓｈが小さくなると、図１６の例にも示されるように、電流－電圧特性においてダイオード領域以外の電圧の低い領域でも大きく損失が生じる。
　そこで、本発明の第４の実施の形態である太陽電池検査システムは、測定特性からシャント抵抗Ｒｓｈを算出し、その値に基づいてシャント抵抗Ｒｓｈに起因する異常の有無を判別することを可能とする。
　図９は、本実施の形態における太陽電池ストリング１１の異常を判定する手法の例について概要を示したフローチャートである。ステップＳ６１およびＳ６２の処理は、実施の形態１の図２の例のフローチャートにおけるステップＳ０１およびＳ０２と同様であるため再度の説明は省略する。
　本実施の形態では、次に、検査装置４３は、測定特性のデータからシャント抵抗Ｒｓｈ［Ω］を計算する（Ｓ６３）。図１０は、測定特性からシャント抵抗Ｒｓｈを計算する例について概要を示した図である。Ｒｓｈを計算するため、測定特性のデータからダイオード領域以外の電圧の低い領域から２点（Ｖ３［Ｖ］，Ｉ３［Ａ］）、（Ｖ４［Ｖ］，Ｉ４［Ａ］）を抽出し、これらの値に基づいて以下の式により２点間の傾きに相当するＲｓｈを計算、推定する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000011
　図９に戻り、次に、検査装置４３は、ステップＳ６３で算出したシャント抵抗Ｒｓｈの値が所定の閾値未満であるか否かを判定する（Ｓ６４）。なお、所定の閾値の値は、ゼロより大きい値を適宜設定することができる。閾値未満である場合は、閾値未満と判断された回数が２回目であるか否かを判定する（Ｓ６５）。１回目である場合は、電流－電圧特性の測定ミスの可能性があるため、再度ステップＳ６１に戻って電流－電圧特性の計測から処理を繰り返す。２回目である場合は、測定ミスではないと判断して、シャント抵抗Ｒｓｈに起因する異常であると判定して（Ｓ６６）、処理を終了する。
　一方、ステップＳ６４でＲｓｈの値が閾値以上である場合は、ステップＳ６７に進むが、ステップＳ６７～ステップＳ７６までの一連の処理は、実施の形態３の図８の例のフローチャートにおけるステップＳ４３～ステップＳ５２までの一連の処理と同様であるため、再度の説明は省略する。
　以上に説明したように、本発明の実施の形態４である太陽電池検査システムによれば、測定特性からシャント抵抗Ｒｓｈを算出し、その値に基づいて、測定ミスも含むシャント抵抗Ｒｓｈに起因する異常の有無を判別することが可能である。
　以上、本発明者によってなされた発明を実施の形態に基づき具体的に説明したが、本発明は上記の実施の形態に限定されるものではなく、その要旨を逸脱しない範囲で種々変更可能であることはいうまでもない。例えば、上記の実施の形態は本発明を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある実施の形態の構成の一部を他の実施の形態の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施の形態の構成に他の実施の形態の構成を加えることも可能である。また、各実施の形態の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置換をすることが可能である。
　また、上記の各構成、機能、処理部、処理手段等は、それらの一部または全部を、例えば、集積回路で設計する等によりハードウェアで実現してもよい。また、上記の各構成、機能等は、プロセッサがそれぞれの機能を実現するプログラムを解釈し、実行することによりソフトウェアで実現してもよい。各機能を実現するプログラム、テーブル、ファイル等の情報は、メモリやハードディスク、ＳＳＤ（Solid State Drive）等の記録装置、またはＩＣカード、ＳＤカード、ＤＶＤ等の記録媒体に置くことができる。
　本発明は、太陽電池モジュールやストリングの故障を検出するための太陽電池検査システムおよび太陽電池検査方法に利用可能である。
１…太陽光発電システム、２…太陽電池検査システム、
１０…太陽電池アレイ、１１…太陽電池ストリング、
２０…接続箱、２１…逆流防止ダイオード、２２…ＤＣ（断路器）、２３…ＭＣＣＢ（配線用遮断器）、
３１…ＤＣ／ＤＣコンバータ、３２…インバータ、３３…電力系統、
４０…電流－電圧特性測定器、４１…日射計、４２…熱電対、４３…検査装置、
１１０…太陽電池モジュール、１１１…太陽電池セル、１１２…バイパスダイオード。
 

Claims (14)

  1. 　１つもしくは直列接続された複数の太陽電池モジュールからなる太陽電池ストリングの異常の有無を検査する太陽電池検査システムであって、
    　前記太陽電池ストリングの第１の電流－電圧特性を測定する電流－電圧特性測定部と、
    　前記第１の電流－電圧特性に基づいて前記太陽電池ストリングの異常の有無を判定する検査部と、を有し、
    　前記検査部は、
    　前記第１の電流－電圧特性に基づいて、前記太陽電池ストリングの動作温度を算出し、
    　前記動作温度に基づいて、前記太陽電池ストリングの正常状態での第２の電流－電圧特性のダイオード領域における傾きに係る値として取り扱う基準勾配を算出し、
    　前記第１の電流－電圧特性のダイオード領域における傾きに係る値である測定勾配を算出し、
    　前記基準勾配と前記測定勾配との比較に基づいて前記太陽電池ストリングの異常の有無を判定する、
    　太陽電池検査システム。
  2. 　請求項１に記載の太陽電池検査システムにおいて、
    　前記検査部は、前記測定勾配を算出する際に、
    　前記第１の電流－電圧特性における第１の短絡電流と第１の開放電圧と、を抽出し、
    　前記第１の開放電圧と、基準状態における第２の開放電圧と、に基づいて前記動作温度を算出し、
    　前記第１の短絡電流と、基準状態における第２の短絡電流と、前記動作温度と、に基づいて、前記太陽電池ストリングにおける日射量を算出し、
    　前記第１の電流－電圧特性のダイオード領域から２点を抽出し、前記各点における電流と電圧の値、前記短絡電流、および前記日射量の値に基づいて、前記測定勾配を算出する、
    　太陽電池検査システム。
  3. 　請求項１または２に記載の太陽電池検査システムにおいて、
    　さらに温度センサを有し、
    　前記検査部は、前記太陽電池ストリングについて前記温度センサにより測定された値を前記動作温度とする、
    　太陽電池検査システム。
  4. 　請求項２に記載の太陽電池検査システムにおいて、
    　さらに日射計を有し、
    　前記検査部は、前記太陽電池ストリングについて前記日射計により測定された値を前記日射量とする、
    　太陽電池検査システム。
  5. 　請求項１に記載の太陽電池検査システムにおいて、
    　前記検査部は、前記基準勾配と前記測定勾配との比較に基づいて前記太陽電池モジュール内の太陽電池セルにおける直列抵抗の値を推定し、推定した前記直列抵抗の値に基づいて、前記直列抵抗に起因した異常の有無を判別する、
    　太陽電池検査システム。
  6. 　請求項１に記載の太陽電池検査システムにおいて、
    　前記検査部は、前記第１の電流－電圧特性での最大電力点における第１の電流と第１の電圧の値を抽出し、前記第１の電流に対応する、前記動作温度での正常時の第２の電圧を算出し、前記第２の電圧と前記第１の電圧との比較に基づいて、前記第１の電流－電圧特性の、正常状態からの電圧の負方向への移動量を評価して、前記太陽電池モジュール内の断線に起因した異常の有無を判別する、
    　太陽電池検査システム。
  7. 　請求項１に記載の太陽電池検査システムにおいて、
    　前記検査部は、前記第１の電流－電圧特性のダイオード領域以外における傾きに基づいて、前記太陽電池モジュール内の太陽電池セルにおけるシャント抵抗の値を推定し、前記シャント抵抗の値に基づいて、前記シャント抵抗に起因した異常の有無を判別する、
    　太陽電池検査システム。
  8. 　１つもしくは直列接続された複数の太陽電池モジュールからなる太陽電池ストリングの異常の有無を検査する太陽電池検査方法であって、
    　前記太陽電池ストリングの第１の電流－電圧特性を測定する工程と、
    　前記第１の電流－電圧特性に基づいて、前記太陽電池ストリングの動作温度を算出する工程と、
    　前記動作温度に基づいて、前記太陽電池ストリングの正常状態での第２の電流－電圧特性のダイオード領域における傾きに係る値として取り扱う基準勾配を算出する工程と、
    　前記第１の電流－電圧特性のダイオード領域における傾きに係る値である測定勾配を算出する工程と、
    　前記基準勾配と前記測定勾配との比較に基づいて前記太陽電池ストリングの異常の有無を判定する工程と、を有する、
    　太陽電池検査方法。
  9. 　請求項８に記載の太陽電池検査方法において、
    　さらに、前記第１の電流－電圧特性における第１の短絡電流と第１の開放電圧と、を抽出する工程を有し、
    　前記動作温度を算出する工程では、前記第１の開放電圧と、基準状態における第２の開放電圧と、に基づいて前記動作温度を算出し、
    　さらに、前記第１の短絡電流と、基準状態における第２の短絡電流と、前記動作温度と、に基づいて、前記太陽電池ストリングにおける日射量を算出する工程を有し、
    　前記測定勾配を算出する工程では、前記第１の電流－電圧特性のダイオード領域から２点を抽出し、前記各点における電流と電圧の値、前記短絡電流、および前記日射量の値に基づいて前記測定勾配を算出する、
    　太陽電池検査方法。
  10. 　請求項８または９に記載の太陽電池検査方法において、
    　前記動作温度を算出する工程では、前記太陽電池ストリングについて温度センサにより測定された値を前記動作温度とする、
    　太陽電池検査方法。
  11. 　請求項９に記載の太陽電池検査方法において、
    　前記日射量を算出する工程では、前記太陽電池ストリングについて日射計により測定された値を前記日射量とする、
    　太陽電池検査方法。
  12. 　請求項８に記載の太陽電池検査方法において、
    　さらに、前記基準勾配と前記測定勾配との比較に基づいて前記太陽電池モジュール内の太陽電池セルにおける直列抵抗の値を推定する工程と、
    　推定した前記直列抵抗の値に基づいて、前記直列抵抗に起因した異常の有無を判別する工程と、を有する、
    　太陽電池検査方法。
  13. 　請求項８に記載の太陽電池検査方法において、
    　さらに、前記第１の電流－電圧特性での最大電力点における第１の電流と第１の電圧の値を抽出し、前記第１の電流に対応する、前記動作温度での正常時の第２の電圧を算出する工程と、
    　前記第２の電圧と前記第１の電圧との比較に基づいて、前記第１の電流－電圧特性の、正常状態からの電圧の負方向への移動量を評価して、前記太陽電池モジュール内の断線に起因した異常の有無を判別する工程と、を有する、
    　太陽電池検査方法。
  14. 　請求項８に記載の太陽電池検査方法において、
    　さらに、前記第１の電流－電圧特性のダイオード領域以外における傾きに基づいて、前記太陽電池モジュール内の太陽電池セルにおけるシャント抵抗の値を推定する工程と、
    　前記シャント抵抗の値に基づいて、前記シャント抵抗に起因した異常の有無を判別する工程と、を有する、
    　太陽電池検査方法。
     
     
     
     
     
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