WO2015163329A1 - 太陽電池モジュールの診断方法、太陽電池モジュールの診断用回路および診断システム - Google Patents

太陽電池モジュールの診断方法、太陽電池モジュールの診断用回路および診断システム Download PDF

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WO2015163329A1
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WO
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solar cell
cell module
impedance
circuit
equivalent circuit
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PCT/JP2015/062140
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睦 津田
保聡 屋敷
知弘 池田
本並　薫
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三菱電機株式会社
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    • 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
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/26—Testing of individual semiconductor devices
    • 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 method for diagnosing the state of a solar cell module, and a diagnostic circuit and a diagnostic system for connecting to the solar cell module for use in diagnosis.
  • Solar power generation is highly expected as an alternative energy source for thermal power generation and nuclear power generation, and the amount of solar cell production in recent years has increased dramatically.
  • a crystalline solar cell that forms a solar cell using a monocrystalline or polycrystalline silicon substrate, or a thin-film solar cell that forms a solar cell by depositing a silicon thin film on a glass substrate is used.
  • the installation unit of the solar cell in the solar power generation system is a solar cell module.
  • a plurality of the above-described solar cells are connected in series or in parallel according to the purpose to form a panel, and a frame and a terminal box as outer frames are provided to function as a solar cell module.
  • a solar power generation system is configured by combining a large number of solar cell modules installed on a mount, power transmission cables, power conditioners, and the like. Such a system is used not only in general household power generation applications but also in large-scale solar power plants having a power generation amount of 1 MW or more.
  • Solar cell modules have no mechanically operating parts, and are generally said to have a lifetime of more than 20 years.
  • the causes of the failure are deterioration of the power generation layer in the solar cell or increase in resistance due to corrosion of the electrode part, light transmittance of the sealing material filled so as to surround the solar cell to protect the solar cell.
  • causes such as decrease in insulation, deterioration in insulation, increase in wiring resistance in the solar cell module, and poor grounding of a metal gantry fixing the solar cell module. Due to these problems, the output of the solar cell module is reduced, which may eventually lead to malfunction.
  • a diagnostic technique that can detect such a deterioration state of the solar cell module at an early stage.
  • a method for confirming the operating state of the solar cell module a method of measuring the generated current or voltage and monitoring the generated power is common.
  • the module operates normally only by monitoring the current, voltage, or amount of power generated by the solar cell module. It is difficult to judge whether or not. That is, in the power generation amount monitoring as described above, a so-called “0” or “1” determination such as “operating” or “not operating” is possible, but the amount of solar radiation actually varies.
  • even when constructing a photovoltaic power generation system it is difficult to determine locally whether there is a problem in the connection of each module when the construction is completed or whether there is a problem in the module itself.
  • an equivalent circuit model of a solar cell module As an example of an equivalent circuit model of a solar cell module, an inductance L of a module tab wiring and an output cable, a series resistance R s of wiring and an electrode part, a junction capacitance C d of a power generation layer of a solar battery cell, and an insulation resistance R sh An equivalent circuit composed of four circuit elements is used (see, for example, Patent Document 1).
  • polymer materials such as EVA (Ethylene-Vinyl Acetate) are used as the sealant for solar cell modules.
  • EVA Ethylene-Vinyl Acetate
  • exposure to ultraviolet rays or moisture from the end of the module may occur due to long-term outdoor use. Intrusion causes material to age.
  • Patent Document 1 a diagnostic method that does not depend on sunlight is shown, but it is assumed that the impedance between the two poles of the solar cell module is measured. Therefore, although it is possible to detect the deterioration of the power generation layer of the solar battery cell and the resistance failure of the electrode or wiring part in the module, the sealing material filled between the solar battery cell and the metal frame It is difficult to detect deterioration of light transmissive or electrical insulation characteristics.
  • the sealing agent is EVA
  • acetic acid is generated by reacting with moisture that has entered the module, so that alteration of EVA causes corrosion of electrodes or wirings in the module. Therefore, there is a strong demand for a module diagnostic apparatus and diagnostic method that can detect changes in the properties of the sealant.
  • the present invention has been made in view of the above, and is capable of quantitatively detecting the degree of deterioration of the sealing material in addition to the deterioration of the solar cell and the resistance failure of the electrode of the module and the wiring part.
  • An object is to obtain a method for diagnosing a solar cell module.
  • the method for diagnosing a solar cell module uses a frequency variable impedance measuring instrument connected to a solar cell module having a conductive frame, and the solar cell module has frequency characteristics of impedance of the solar cell module.
  • a diagnostic method for diagnosing a solar cell module by measuring in a time zone when the cell does not generate power, the frequency characteristics including a resonance point of impedance between the two output cables of the solar cell module, and the two output cables Measuring the frequency characteristic including the resonance point of the impedance between one of the frames and the frame, determining the equivalent circuit constant of the solar cell module from the measured frequency characteristic, and the equivalent circuit constant determined in the analyzing process Compares the equivalent circuit constants acquired in advance to determine changes in the state of the solar cell module It is intended to include a that determination step.
  • a diagnostic circuit for a solar cell module comprises a circuit means for connecting a first output terminal of a solar cell module having a conductive frame and a blocking capacitor, a blocking capacitor and a measurement terminal of an impedance measuring instrument.
  • the solar cell module diagnosis system includes the above-described solar cell module diagnosis circuit, an impedance measuring instrument, a first switch and a second switch of the diagnosis circuit that are responsible for calculation, data storage, and system control.
  • the solar cell module diagnosis system of the present invention comprises means for acquiring temperature information of the solar cell module and means for transmitting the acquired temperature information to the control unit.
  • the present invention by obtaining and monitoring the equivalent circuit constant of the solar cell module, it is possible to quantitatively detect the deterioration of the module including the characteristic deterioration of the sealing material.
  • FIG. 1 Schematic configuration diagram schematically showing a diagnostic circuit used for diagnosis of the solar cell module according to the first embodiment of the present invention.
  • the flowchart which shows an example of the procedure diagnosed using the circuit for a diagnosis of the solar cell module concerning Embodiment 1 of this invention.
  • the figure which shows an example of the result of having measured the impedance of the solar cell module using the circuit for diagnosis of the solar cell module concerning Embodiment 1 of this invention.
  • the figure which shows the equivalent circuit model of the solar cell module concerning Embodiment 1 of this invention The figure which shows the example of the intensity characteristic of the impedance of a solar cell module, and the frequency characteristic of a phase obtained with the diagnostic method of the solar cell module concerning Embodiment 1 of this invention
  • a self-inductance L g of the inductor for resonance point adjustment as a parameter an example of the frequency characteristic calculated impedance intensity of the solar cell module
  • FIG. 1 Schematic block diagram schematically showing a diagnostic system used for diagnosis of a solar cell module according to Embodiment 4 of the present invention.
  • FIG.16 (b) is a figure which shows the diagnostic result when temperature correction is performed This was measured by the diagnostic method of the solar cell module according to the fifth embodiment of the invention, shows the correlation between the R sh and the module temperature T m of a equivalent circuit constant of the solar cell module
  • Embodiment 1 A diagnostic circuit and diagnostic method for a solar cell module according to the first embodiment will be described.
  • the solar cell module to be diagnosed in the present invention is a solar cell module on which, for example, a crystalline or thin film solar cell is mounted, and the event to be diagnosed is not only a failure state of the solar cell module but also a failure. It also includes the state of deterioration in the middle stage.
  • FIG. 1 is a schematic configuration diagram schematically showing a diagnostic circuit for a solar cell module according to Embodiment 1.
  • the solar cell module 11 is a solar cell module of a type in which a conductive metal frame 12 is arranged around it, and a plurality of solar cells are connected in series or in parallel.
  • two terminal boxes 13 a and 13 b (hereinafter collectively referred to as terminal box 13) for taking out electric power are arranged on the back surface side of the solar cell module 11, and the respective outputs provided in the terminal box 13.
  • Output cables 14a and 14b (hereinafter, collectively referred to as output cable 14) for extracting electric power are connected to the terminals.
  • the output cable 14 is connected to the impedance measuring device 16 via the connection box 15 for diagnosing the solar cell module 11.
  • the output terminal of the terminal box 13a on the positive electrode side of the solar cell module 11 is connected to the measurement terminal of the impedance measuring device 16 through the output cable 14a, the connection box 15, and the central conductor 18 of the coaxial cable 17.
  • a DC cut blocking capacitor 21 is inserted into the junction box 15 in the middle of this path.
  • the output terminal on the negative side of the terminal box 13b of the solar cell module 11 is connected to the ground (GND) of the measurement terminal of the impedance measuring device 16 via the output cable 14b, the connection box 15, and the outer conductor 19 of the coaxial cable 17.
  • this connection can also be disconnected by turning off the first switch 22a in the connection box 15 arranged in the middle.
  • the terminal box 13 b on the negative electrode side of the solar cell module 11 is electrically insulated from the ground of the impedance measuring device 16.
  • the outer conductor 19 is electrically insulated from the center conductor 18 via the dielectric 20.
  • the metal frame 12 of the solar cell module 11 passes through the ground wire 23, the resonance point adjusting inductor 24 provided inside the connection box 15, and the outer conductor 19 of the coaxial cable 17, and then the ground of the impedance measuring device 16. However, this connection can also be disconnected by turning off the second switch 22b in the connection box 15 arranged on the way. In this case, the metal frame 12 of the solar cell module 11 is electrically insulated from the ground of the measurement terminal of the impedance measuring device 16.
  • the resonance point adjusting inductor 24 and the second switch 22b are directly connected to form a resonance point adjusting circuit, and the positions of the resonance point adjusting inductor 24 and the second switch 22b are interchanged. May be.
  • the switches 22a and 22b may be manual toggle switches, or may be switching elements such as diode switches or MOSFETs (Metal-Oxide-Semiconductor Field-Effect Transistors) driven by gate signals.
  • the impedance measuring device 16 is a measuring device that measures impedance using a high frequency, but since the measurement frequency can be substantially swept, the frequency characteristic of the impedance can be measured. “Substantially sweeping the measurement frequency” refers to, for example, an operation of continuously sweeping the frequency or discretely sweeping at a constant interval, thereby determining the resonance point.
  • an impedance measuring instrument 16 for example, a network analyzer, an impedance analyzer, a combination analyzer, etc. are commercially available.
  • a frequency variable high-frequency transmitter, a current sensor, a voltage sensor, an A / D converter, or an arithmetic device is used. It may be a combination.
  • the metal frame 12 of the solar cell module 11 shown in FIG. 1 is grounded via the casing of the impedance measuring instrument 16 by the ground wire 23 when the second switch 22b is turned on, The metal frame 12 may be separately grounded using a wire.
  • the presence / absence of grounding of the casing of the impedance measuring device 16 and the metal frame 12 of the solar cell module 11 hardly affects the result of diagnosis of the solar cell module of the present invention.
  • a diagnostic circuit for the solar cell module is configured.
  • the measurement of the impedance of the solar cell module 11 is basically performed at night time when the solar cells included in the solar cell module 11 do not generate power, that is, when the solar cell module 11 is in a dark state.
  • the solar cells in the solar cell module 11 When light incidents incidentally on the light receiving surface, the solar cells in the solar cell module 11 generate power, and a DC voltage of, for example, about several tens of volts is generated between the terminal boxes 13a and 13b.
  • a blocking capacitor 21 for DC cut is inserted between the solar cell module 11 and the measurement terminal of the impedance measuring device 16 to protect the impedance measuring device 16 from the overvoltage as described above. is doing.
  • the high frequency signal for measurement supplied from the measurement terminal of the impedance measuring device 16 to the solar cell module 11 easily passes through the blocking capacitor 21 and propagates to the solar cell module 11 because the frequency is sufficiently high. be able to.
  • FIG. 2 is a flowchart showing an example of the procedure of the solar cell module diagnosis according to the first embodiment, which is roughly divided into three steps: a first analysis step, a second analysis step, and a determination step.
  • a method will be described in which a network analyzer is used as the impedance measuring device 16, the impedance of the solar cell module 11 is measured by a so-called 1-port reflection method, and the presence or absence of deterioration of the solar cell module 11 or the degree of deterioration is diagnosed. .
  • the first analysis process is first performed.
  • the first switch 22a of the connection box 15 is turned on to electrically connect the output terminal of the negative terminal box 13b of the solar cell module 11, the outer conductor 19 of the coaxial cable 17, and the ground of the impedance measuring device 16. (S11).
  • the second switch 22b of the connection box 15 is turned off, and the metal frame 12 of the solar cell module 11 is electrically insulated from the ground of the impedance measuring device 16 (S12).
  • the impedance measuring device 16 causes the impedance of the solar cell module 11, that is, the impedance between the output cable 14a and the output cable 14b of the solar cell module 11. Are measured (S13).
  • C d is the junction capacity of the solar cells in the solar cell module 11
  • R sh is the insulation resistance of the solar cells
  • L is the total inductance of the output cable 14 and the tab wiring in the module
  • R s is the solar cell. It is the series resistance of the tab wiring of the electrode part or module. Details of impedance measurement (S13) and equivalent circuit analysis (S14) will be described later.
  • the first switch 22a of the connection box 15 is switched off to electrically insulate the output terminal of the negative terminal box 13b of the solar cell module 11 from the outer conductor 19 of the coaxial cable 17 and the ground of the impedance measuring device 16. (S21).
  • the second switch 22b of the connection box 15 is switched on to electrically connect the metal frame 12 of the solar cell module 11 and the ground of the impedance measuring instrument 16 (S22).
  • the impedance measuring device 16 causes the impedance of the solar cell module 11, that is, between the output cable 14a of the solar cell module 11 and the metal frame 12. Impedance is measured (S23).
  • the impedance between the output cable 14a on the positive electrode side of the solar cell module 11 and the metal frame 12 is measured.
  • the measurement results of the impedance performs circuit analysis using the equivalent circuit model which is a second equivalent circuit to be described later of the solar cell module 11, obtains a C e is the rest of the circuit constants of the solar cell module 11 ( S24).
  • C e is the parasitic capacitance between the wiring member and the metal frame 12 of the solar cell module 11 is proportional to the dielectric constant of the sealing agent located between the wiring member and the frame. Details of impedance measurement (S23) and equivalent circuit analysis (S24) will be described later.
  • the five circuit constants C d , R sh , L, R s , and C e determined in the first and second analysis steps are normalized with their initial values (S31).
  • the initial value is, for example, a value acquired in advance when the solar cell module is installed on site and diagnosis is started, and is used as a value when the solar cell module is normal. That is, normalizing the value of the circuit constant with the initial value is equivalent to comparing the value of the circuit constant with the value when the solar cell module 11 is normal.
  • the standardized value is compared with a preset threshold value to determine whether or not the solar cell module 11 needs to be repaired or replaced, and a determination of deterioration or failure is made (S32).
  • the solar cell module is repaired or replaced. Can be determined to be necessary.
  • the failure time of the solar cell module 11 can be predicted by looking at the rate of change between a plurality of times for the normalized values of the equivalent circuit constants C d , R sh , L, R s , and C e. it can. In this case, the predicted failure time can be notified to the user by a visual method such as message display or lamp lighting. Thus, the degree of deterioration of the solar cell module 11 can be diagnosed quantitatively.
  • a weak high-frequency signal is sent from the measurement terminal of the impedance measuring device 16 to the solar cell module 11, and the incident wave power and the solar cell module 11
  • the power of the reflected wave returning to the impedance measuring device 16 is measured.
  • the impedance measuring device 16 can obtain the reflection coefficient from the amplitude ratio and phase difference between the incident wave and the reflected wave, and finally obtain the impedance Z PV of the solar cell module 11.
  • the frequency F of the high-frequency signal is swept in a range of F 1 ⁇ F ⁇ F 2 with F 1 as the lower limit and F 2 as the upper limit, and the impedance Z PV of the solar cell module 11 depends on the frequency F. Get sex.
  • the first switch 22a of the junction box 15 is turned on, the second switch 22b is turned off, and the metal frame 12 of the solar cell module 11 and the ground of the measurement terminal of the impedance measuring device 16 are insulated.
  • 3A shows the dependence of the intensity of the impedance Z PV between the output cables 14 of the solar cell module 11 on the frequency F
  • FIG. 3B shows the dependence of the phase of the impedance Z PV on the frequency F. Represents.
  • FIG. 3 shows that this measurement is performed, for example, at night when the solar cell module 11 is in a dark state where no power is generated.
  • the frequency F It is the result of measuring the impedance Z PV of the solar cell module 11 while increasing the value from F 1 to F 2 .
  • the solar cell module used the module of the external dimensions 120cm x 100cm using the thin film cell.
  • the frequency dependence of the impedance Z PV between the output cables 14 of the solar cell module 11 measured in the first analysis step shows typical series resonance characteristics, and the intensity of Z PV is the minimum.
  • F res 0.69 MHz.
  • FIG. 4A shows the dependence of the intensity of the impedance Z PV between the output cable 14a on the positive electrode side of the solar cell module 11 and the metal frame 12 on the frequency F
  • FIG. 4B shows the impedance Z PV.
  • the dependence of the phase on the frequency F is shown.
  • this measurement is performed, for example, at night when the solar cell module 11 does not generate power.
  • the frequency F is set to F 1. while increased to F 2 from the results of measuring the impedance Z PV solar cell module 11.
  • these resonance frequency and minimum impedance values are determined by the state of the solar cell module, the state (for example, the degree of deterioration) of the solar cell module is constantly grasped and managed by measuring and monitoring these values. can do.
  • the solar cell module may be replaced with an equivalent circuit. If the value of a specific element such as a series resistance in the equivalent circuit changes, it can be considered that a defect has occurred in a part such as an electrode or a wiring portion corresponding to this element. Thus, the state of the solar cell module can be diagnosed by grasping and managing the equivalent circuit constant specific to the solar cell module.
  • FIG. 5 shows an equivalent circuit model in the dark state of the solar cell module 11 shown in FIG.
  • the output cable 14 of the solar cell module 11 since its length is relatively short, the resistance component is negligible, expressed only in the inductor scan L c of the cable.
  • the main body of the solar cell module 11 uses the internal tab wiring and the series resistance R s and parasitic inductance L s of the electrode part, and further, the junction capacitance C d and the insulation resistance R sh of the power generation layer of the solar cell. 5 can be represented by a series-parallel circuit as shown in FIG. A state where the second switch 22b of the connection box 15 is off constitutes a first equivalent circuit.
  • a second equivalent circuit is configured. Since the distance between the tab wiring arranged on the outer edge of the solar cell module 11 and the metal frame 12 is relatively short, about several mm, the parasitic capacitance C between the tab wiring and the metal frame 12 is added to the equivalent circuit of FIG. e , it is also necessary to consider a series circuit comprising a series resistance R g of the ground wire 23 connecting the metal frame 12 and the connection box 15 and an inductance L g of the inductor 24 for adjusting the resonance point. Conversely, turning off the second switch 22b of the junction box 15, in the case of insulating the ground of the measuring terminals of the metal frame 12 and the impedance measuring device 16, a circuit portion including the parasitic capacitance C e is Can be ignored.
  • EVA Ethylene-Vinyl Acetate
  • the impedance Z PV of the solar cell module 11 measured in the first analysis step is that the first switch 22a and the second switch 22b of the connection box 15 are turned on and the second switch 22b is turned off.
  • the capacity C e can be ignored and is considered to be expressed by the following formula (1).
  • j is a complex number.
  • the impedance Z PV of the solar cell module 11 exhibits, for example, the resonance characteristics as shown in FIG. 3, and the intensity of Z PV greatly changes in the frequency region before and after the resonance frequency Fres .
  • the four circuit constants C d , R sh , L, and R s that are the fitting parameters in the equations (1) and (3) can be obtained relatively easily.
  • FIG. 6A shows the dependency of the intensity of the impedance Z PV on the frequency F
  • FIG. 6B shows the dependency of the phase of the impedance Z PV on the frequency F.
  • the circled plots in the figure are measured values of impedance
  • the solid line is the result of fitting equation (1). It can be seen that the measured values and the fitting results are in good agreement with the intensity and phase of the impedance.
  • junction capacitance C d 25.4 nF
  • insulation resistance R sh 12.1 k ⁇
  • series resistance R s 1.5 ⁇ .
  • the impedance Z PV between the two is measured.
  • the equivalent circuit in this case connects the inductance L c of the output cable 14 a, the parasitic capacitance C e between the tab wiring in the module and the metal frame 12, and the metal frame 12 and the connection box 15.
  • a series circuit comprising a series resistance R g of the ground wire 23 and an inductance L g of the resonance point adjusting inductor 24. Therefore, it is considered that the impedance Z PV measured in the second analysis step can be expressed by the following formula (4).
  • the resonance frequency F res is obtained by the following formula (5).
  • the impedance Z PV of the solar cell module 11 exhibits, for example, resonance characteristics as shown in FIG. 4, and the intensity of Z PV greatly changes in the frequency region before and after the resonance frequency F res .
  • the mathematical formulas (4) and (5) may be fitted to the actually measured values. Accordingly, the three circuit constants C e , (L c + L g ), and R g that are fitting parameters in the equations (4) and (5) can be obtained relatively easily.
  • FIG. 7A shows the dependence of the intensity of the impedance Z PV on the frequency F
  • FIG. 7B shows the dependence of the phase of the impedance Z PV on the frequency F.
  • the circled plots in the figure are measured values of impedance
  • the solid line is the result of fitting equation (4).
  • specific circuit constants to the solar cell module to be measured is only C e, other parameters (L c + L g), since R g is determined by the measurement system, in the second analysis step only the C e Is output.
  • the resonance frequency F res changes according to the equation (5). If there is a range limit may be the peak of the resonance by choosing the value of this L g properly observes within the measurement frequency. However, since a problem appears in signal transmission if the frequency to be measured is too high, the measurement frequency should be 10 MHz or less, preferably 5 MHz or less, more preferably 3 MHz or less.
  • the output when the inductance L c of cable 14 is sufficiently large, or if the parasitic inductance of the grounding wire 23 is sufficiently large, even if there is no inductor 24 for resonance point adjustment can occur series resonance.
  • the measurement terminal of the impedance measuring device 16 is connected to the positive terminal box 13a of the solar cell module 11, and the ground of the measurement terminal of the impedance measuring device 16 is connected to the negative terminal box 13b.
  • the measurement method is illustrated, conversely, the measurement terminal of the impedance measuring device 16 is connected to the terminal box 13b on the negative electrode side of the solar cell module 11, and the ground of the measurement terminal of the impedance measuring device 16 is connected to the terminal box 13a on the positive electrode side. May be connected, and similar results and effects are obtained.
  • C d is a first analysis step, R sh, L, and R s, obtains a C e in the second analysis step, and records these.
  • the measurement was performed at night using the diagnostic circuit shown in FIG. Note that a network analyzer was used as the impedance measuring device 16. From the obtained impedance measurement results, the equivalent circuit constants C d , R sh , L, R s , and C e of the solar cell module were obtained by the equivalent circuit analysis method described in FIGS. 6 and 7. Outdoor exposure assessment was performed over 168 days, during which the variation in equivalent circuit constants was recorded.
  • FIG. 8 is a diagram showing an example of a change with time of R s and C e of an equivalent circuit constants in outdoor exposure period of the solar cell module.
  • FIG. 8 (a) the time course of the series resistance R s of the solar cell module as an example, the change of capacitance with time C e between the wiring member and the metal frame 12 Figure 8 This is shown in (b).
  • the value of R s and C e is the initial value before weathering and standardized, these initial values are used as a value when the solar cell module is normal.
  • each of the initial value that is, the solar cell module 11 is normalized by the value at normal, when each value solar cell module 11 is normal It corresponds to the result of comparison with the value and is a value that quantitatively indicates the degree of deterioration.
  • Diagnostic circuitry and diagnostic methods of the conventional solar cell module (for example, see Patent Document 1), it is possible to obtain a capacity C e between the wiring member and the metal frame 12 corresponding to the sealant of the solar cell module
  • the state of the sealing material can be detected in addition to the deterioration of the solar battery cell and the resistance failure of the module electrode or wiring part. Can be comprehensively diagnosed. Accordingly, it is possible to prompt the user to repair or replace the solar cell module at an appropriate timing before the failure occurs, and it becomes possible to repair or replace the solar cell module before the serious failure occurs. It has the effect that maintenance of the whole solar cell system including a plurality of can be performed efficiently.
  • the self-inductance Lg is increased and the total inductance L is increased, so that the resonance frequency is suppressed to about 100 kHz to 2 MHz. It becomes possible. By using such a relatively low frequency resonance, it is not necessary to use a measuring device having excellent frequency characteristics exceeding 2 MHz, and the cost of the diagnostic circuit can be reduced. Further, by providing the first switch 22a and second switch 22b, since the equivalent circuit to be analyzed is simplified, the value of the junction capacitance C d is increasing the accuracy of the calculations can be determined accurately.
  • Embodiment 2 a diagnostic circuit and a diagnostic method for a solar cell module according to the second embodiment will be described. Below, it demonstrates focusing on a different part from Embodiment 1.
  • FIG. 1 a diagnostic circuit and a diagnostic method for a solar cell module according to the second embodiment.
  • the first switch 22a and the second switch 22b of the junction box 15 in FIG. 1 are switched, and the impedance measurement of the solar cell module 11 is performed twice in total. ing. For this reason, in the outdoor outdoor environment where the solar cell module 11 and the junction box 15 are installed, a contact failure occurs in the first switch 22a or the second switch 22b due to long-term use, or the switch breaks down. In addition, there is a possibility that the diagnostic circuit of the solar cell module 11 may fail due to a failure of the switch control device.
  • FIG. 9 is a schematic configuration diagram schematically showing a diagnostic circuit of the solar cell module according to the second embodiment.
  • the inside of the connection box 15 is different in that it is directly connected without a switch, and the output terminal of the negative terminal box 13b and the ground of the measurement terminal of the impedance measuring device 16 are different. Electrically connected. Further, the metal frame 12 and the ground of the measurement terminal of the impedance measuring device 16 are also connected. This is the same state as when both the first switch 22a and the second switch 22b in FIG. 1 are fixed on.
  • FIG. 10 is a flowchart of an example of a diagnostic procedure for the solar cell module according to the second embodiment.
  • the impedance measurement (S113) of the solar cell module 11 which is an analysis step is performed, and then the equivalent circuit analysis (S114) is performed.
  • the wiring of the junction box 15 is directly connected without a switch, and impedance measurement is performed in the same state as when both the first switch 22a and the second switch 22b in FIG. 1 are fixed on.
  • impedance measurement is performed in the same state as when both the first switch 22a and the second switch 22b in FIG. 1 are fixed on.
  • the solar cell when impedance measurement and equivalent circuit analysis of the solar cell module 11 are performed, as shown in the equivalent circuit of FIG. 5, the solar cell is the inductance L c of the output cable 14 and the impedance of the module body.
  • the cell junction capacitance C d and insulation resistance R sh wiring inductance L s , electrode and wiring section series resistance R s , capacitance C e between the tab wiring in the module and the metal frame 12, metal frame
  • FIG. 11 is a diagram illustrating an example of the result of measuring the impedance Z PV , which is the total impedance of the solar cell module 11.
  • FIG. 11A shows the dependence of the intensity of the impedance Z PV of the solar cell module 11 on the frequency F
  • FIG. 11B shows the dependence of the phase of the impedance Z PV on the frequency F.
  • FIG. 11 shows measurement at night when the solar cell module 11 does not generate power.
  • the frequency F is set to F 1 to F 2. while increasing, the results of measuring the impedance Z PV solar cell module 11.
  • circuit constants L c , C d , R sh , L s , R s , and C e can be obtained at a time.
  • the impedance changes drastically. Therefore, when fitting is performed in the entire frequency region including these two regions, Circuit constants can be obtained with high accuracy.
  • the actual fitting result is shown in FIG. 11, and it can be seen that the measured value and the fitting result are in good agreement.
  • the long-term reliability of the diagnostic circuit of the solar cell module can be improved. Further, when the solar cell module 11 is diagnosed, the impedance measurement (S113) and the equivalent circuit analysis (S114) are each performed once, so that there is an advantage that the diagnosis time can be shortened.
  • the resonance peak can be moved to the low frequency side without limitation by increasing L g of the inductor 24 for adjusting the resonance point.
  • the diagnostic method of the second embodiment when the value of L g is increased, C e, L g, the impedance of the branch circuit comprising R g is increased, this circuit stops flowing current of the high frequency signal is almost End up. Therefore, an appropriate numerical range exists for the value of L g of the inductor 24 for adjusting the resonance point.
  • FIG. 12 is a diagram illustrating a result of obtaining the total impedance Z PV of the solar cell module by simulation using the value of L g as a parameter.
  • the value of L g may be set to 3 ⁇ H or more, and as a result, the range of 3 ⁇ H ⁇ L g ⁇ 20 ⁇ H may be set.
  • the state of the sealing material can also be detected. Can be diagnosed automatically.
  • FIG. FIG. 13 is a schematic block diagram which shows typically the circuit for a diagnosis used for the diagnosis of the solar cell module concerning Embodiment 3. As shown in FIG. Hereinafter, a description will be given centering on differences from the first embodiment.
  • a method for diagnosing a specific solar cell module in a solar cell string in which a plurality of solar cell modules 11a, 11b, and 11c are connected in series will be described.
  • the plurality of solar cell modules 11a, 11b, and 11c may be collectively referred to as the solar cell module 11.
  • the terminal of the positive terminal box 13a which is one output terminal of the terminal box 13 of the solar cell module 11b to be measured, is measured by the impedance measuring instrument 16 via the output cable 14a and the connection box 15.
  • a blocking capacitor 21 a for DC cut is inserted in the middle of this path, that is, in the connection box 15.
  • the terminal of the negative terminal box 13b which is the other output terminal of the terminal box 13 of the solar cell module 11b, passes through the output cable 14b and the connection box 15, and passes through the outer conductor 19 of the coaxial cable 17 and the ground of the impedance measuring device 16.
  • a blocking capacitor 21b for DC cut is inserted in the connection box 15 also in this path.
  • the high-frequency signal for measurement supplied from the impedance measuring device 16 to the solar cell module 11b has a sufficiently high frequency, in other words, the capacitance of the capacitor is sufficiently large, so that it easily passes through the blocking capacitor 21a.
  • the DC voltage and current generated in the solar cell module 11b are cut by the blocking capacitors 21a and 21b.
  • failure of the impedance measuring instrument 16 due to overvoltage generated in the solar cell module 11b can be prevented.
  • the outer conductor 19 on the return side of the coaxial cable 17 and the metal frame 12b of the solar cell module 11b are also electrically disconnected by the blocking capacitor 21b, the casing of the impedance measuring device 16 is grounded to prevent electric shock. Can be prevented.
  • the metal frame 12b of the solar cell module 11b can also be grounded via the ground wire 23.
  • diodes 25a and 25b for preventing interference are connected to the connecting portions between adjacent solar cell modules 11a, 11b, and 11c in the string. Has been inserted.
  • the solar cell module 11 does not generate power, so no voltage is generated across the diode 25, and the diode 25 is turned off. Therefore, the high-frequency signal supplied from the measurement terminal of the impedance measuring device 16 to the specific solar cell module 11b cannot be propagated to the other solar cell modules 11a and 11c adjacent to the solar cell module 11b. As a result, it is possible to measure the impedance of only the solar cell module 11b to be measured.
  • the solar cell module 11 in the daytime when the solar cell module 11 is generating power, a voltage is generated at both ends of the diode 25, so that the diode 25 is turned on, and the solar cell modules 11a, 11b, and 11c in the string are all electrically connected. Connected.
  • the impedance measurement of the solar cell module 11b is performed in such a state, the influence other than the module to be measured, in particular, the influence of the solar cell module 11a and the solar cell module 11c on both sides is also affected, making measurement difficult. .
  • the interference preventing diode 25 is inserted between adjacent modules in a solar cell string in which a plurality of solar cell modules 11 are connected in series, impedance measurement is performed. During the nighttime when these are performed, these diodes 25 are turned off, and each module is electrically disconnected. Thereby, in the impedance measurement of the solar cell module 11, interference from other solar cell modules can be prevented. In addition, during the daytime power generation, the diode 25 is in an on state, and thus has no adverse effect on power transmission.
  • connection box 15 is connected only to the solar cell module 11b to be measured. However, when the connection box 15 is connected in advance to the other solar cell modules 11a and 11c and measurement is performed.
  • the impedance measuring device 16 and the connection box 15 may be connected.
  • one interference preventing diode 25 may be prepared in each connection box, and one diode is inserted between adjacent solar cell modules.
  • module electrode or wiring section In addition to the poor resistance, the state of the sealing material can also be detected, and the solar cell module can be comprehensively diagnosed.
  • Embodiment 4 FIG. Next, a diagnostic system for a solar cell module according to Embodiment 4 will be described. Below, it demonstrates centering on a different part from Embodiment 1 and 3. FIG.
  • FIG. 14 is a schematic configuration diagram schematically illustrating a diagnostic system used for diagnosis of the solar cell module according to the fourth embodiment.
  • the connection boxes 15a, 15b, 15c hereinafter, collectively referred to as the connection box 15
  • the impedance measuring instruments 16a, 16b, 16c hereinafter, collectively referred to
  • the impedance measuring device 16 is installed, and the output cable 14 of the solar cell module 11b is in series with the output cables 14 of the adjacent solar cell modules 11a and 11c via the connection box 15b as in the third embodiment.
  • connection box 15 It is connected to the. In FIG. 14, the inside of the connection box 15 is not shown.
  • An impedance measuring device 16 is directly connected to the connection box 15, and a host computer 27 as a control unit is connected to the impedance measuring device 16 via communication means 26 a, 26 b, 26 c (hereinafter collectively referred to as communication means 26). Connected.
  • the impedance measuring device 16 transmits impedance information of the solar cell module 11 to the host computer 27 through the communication unit 26 and receives a measurement command from the host computer 27.
  • the impedance measuring device 16 and the host computer 27 are provided with an interface for communicating with the communication means 26, and the host computer 27 also has means for communicating with the connection box 15. Furthermore, the impedance measuring device 16 may have means for communicating with the connection box 15.
  • the host computer 27 can control ON / OFF of the first switch 22a and the second switch 22b of all the connection boxes 15 via the communication means 26.
  • the communication means 26 does not necessarily have to be wired and may be wireless.
  • the junction box 15 and the impedance measuring device 16 are separate casings, but they may be combined into a single casing.
  • the equivalent circuit constant of each solar cell module 11 is extracted from the obtained frequency dependence data of impedance, and the presence or absence of deterioration of the solar cell module 11 or the degree of deterioration is detected by comparison with a reference value. To do.
  • the host computer 27 controls the impedance measuring device 16 and the connection box 15 via the communication means 26, so that the solar cell string or the entire solar cell module 11 of the solar power generation system is controlled. Impedance measurements can be performed sequentially. Impedance measurement is preferably in the nighttime when it is not exposed to sunlight, so use a clock built in the host computer 27, for example, automatically start measurement at each module with sunset, and investigate the occurrence of defects. Can do. When a defective solar cell module is detected, a solar power generation system is provided so that the amount of power generation during the day is not reduced by performing necessary maintenance such as replacement of the solar cell module 11 or repair of the output terminal box as soon as possible. Can be operated.
  • Embodiment 5 FIG. Next, a diagnostic system for a solar cell module according to Embodiment 5 will be described. Below, it demonstrates centering on a different part from Embodiment 4. FIG.
  • Embodiment 5 when always diagnosing the individual solar cell modules constituting the photovoltaic power generation system, temperature information is simultaneously acquired in addition to the impedance information of the solar cell module, and the solar cell module is obtained based on the temperature information. A more accurate diagnosis system that corrects the diagnosis result will be described.
  • the equivalent circuit of the solar cell module has already been shown in FIG. 5, the values of the junction capacitance C d , the parasitic capacitance C e , the series resistance R s, and the insulation resistance R sh depend on the temperature of the solar cell module. Therefore, even if the solar cell module itself does not deteriorate, these values change if the temperature is different. Therefore, in order to detect the degradation state of the solar cell module with higher accuracy, it is necessary to acquire not only the impedance information of the solar cell module but also the temperature information at the same time, and appropriately correct the diagnosis result in consideration of the temperature difference. There is.
  • FIG. 15 is a schematic configuration diagram schematically illustrating a diagnostic circuit used for diagnosis of the solar cell module according to the fifth embodiment.
  • a thermometer 28 as temperature measuring means is added to FIG.
  • the thermometer 28 is connected to the host computer 27 via the communication means 29.
  • it is necessary to grasp the temperature of the solar cell module 11 when measuring the impedance of the solar cell module 11.
  • the module diagnosis of the fifth embodiment is also usually performed at night, at the time of diagnosis, there is neither heat input by sunlight nor self-heating by power generation, and the temperature of the solar cell module 11 is almost equal to the temperature of the outside air. It can be considered that they match.
  • the thermometer 28 which measures external temperature is installed in the diagnostic system instead of actually measuring the temperature of the solar cell module 11 of the solar power generation system.
  • the thermometer 28 can actually measure the temperature of the solar cell module 11, such a configuration may be used.
  • the thermometer 28 can acquire temperature information that can be regarded as the temperature of the solar cell module 11.
  • the thermometer 28 transmits the acquired temperature information to the host computer 27 through the communication means 29 and receives a measurement command from the host computer 27.
  • the thermometer 28 includes an interface through which the temperature sensor unit communicates via the communication unit 29.
  • the temperature correction is performed on the diagnosis result using the impedance information of each solar cell module 11 collected in the host computer 27 and the air temperature information as an index of the module temperature. Is possible. An example of module diagnosis with temperature correction will be described with reference to FIGS.
  • FIG. 16 is a diagram illustrating an example of a change with time of the insulation resistance R sh of the equivalent circuit constant during the outdoor exposure period of the solar cell module, measured by the solar cell module diagnosis method according to the fifth embodiment.
  • 16 (a) is a diagram showing a diagnosis result when temperature correction is not performed
  • FIG. 16 (b) is a diagram showing a diagnosis result when temperature correction is performed.
  • FIG. 16 shows the diagnostic results extracted during a relatively short exposure period of 6 months or less.
  • FIG. 16A is a diagram illustrating a diagnosis result when the temperature correction described in the first embodiment and the second embodiment is not performed.
  • the method for measuring the impedance of the solar cell module 11 and the method for extracting the circuit constant from the frequency characteristic of the impedance are the same as those in the first and second embodiments, and the description thereof is omitted.
  • the value of the insulation resistance R sh in the figure is normalized by the initial value before outdoor exposure, and corresponds to the comparison result with the value when the solar cell module 11 is normal, and the solar cell. This is a value that quantitatively indicates the degree of deterioration of the insulating property of the module 11.
  • the exposure period is 189 days at the longest, that is, approximately 6 months, and the performance guarantee period of the solar cell module is more than 10 years. It is considered that no deterioration occurs in the battery module.
  • the solar cell module after this exposure test was evaluated with a solar simulator, but no significant difference was observed in the power generation characteristics before and after the test.
  • the values of insulation resistance R sh and other circuit constants should be nearly constant.
  • FIG. 16 (a) when temperature correction is not performed, the value of the extracted R sh varies considerably, and when the exposure period exceeds approximately 120 days, the value of R sh is slightly increased. An increasing trend is seen.
  • thermometer 28 the temperature of the place where the thermometer 28 is regarded as the temperature of the solar cell module 11 is constantly monitored by the thermometer 28.
  • FIG. 17 is a diagram showing the correlation between the solar cell module equivalent circuit constant R sh and the module temperature T m measured by the solar cell module diagnosis method according to the fifth embodiment.
  • the insulation resistance R sh is large when the module temperature T m is low, and conversely, the insulation resistance R sh is small when the module temperature T m is high.
  • R sh ⁇ 0.0171 T m +1.74
  • the temperature of the solar cell module installed outdoors is not constant, and the extracted equivalent circuit constants fluctuate due to the difference in temperature when diagnosing the module.
  • the module will not deteriorate in a relatively short period, for example, several months to one year.
  • the temperature coefficient of the circuit constant can be easily obtained.
  • the effect of the temperature correction has been described by taking the insulation resistance R sh of the module as an example, but it corresponds to other circuit constants, that is, the series resistance R s of the module, the junction capacitance C d of the module, and the sealant. The same effect was obtained with respect to the parasitic capacitance C e .
  • the air temperature in the vicinity of the solar cell module 11 is installed by the temperature gauge 28 measures, which was a module temperature T m, paste the thermometer thermocouple on the surface of the solar cell module 11 with the T m of a module temperature may be measured directly. That is, it is not necessary to measure or evaluate the temperature characteristic of the equivalent circuit constant of the module in advance, and the temperature coefficient can be obtained from the diagnosis result after installation.
  • the present invention is not limited to the above-described embodiment, and various modifications can be made without departing from the scope of the invention in the implementation stage.
  • the above embodiments include inventions at various stages, and various inventions can be extracted by appropriately combining a plurality of disclosed constituent requirements. For example, even if some constituent requirements are deleted from all the constituent requirements shown in the above embodiment, the problem described in the column of the problem to be solved by the invention can be solved, and is described in the column of the effect of the invention. In the case where a certain effect can be obtained, a configuration from which this configuration requirement is deleted can be extracted as an invention. Furthermore, the constituent elements over different embodiments may be appropriately combined.

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Abstract

　太陽電池モジュールの診断方法は、太陽電池モジュールの両極間のインピーダンスの共振点を含む周波数特性と、出力ケーブルとフレーム間のインピーダンスの共振点を含む周波数特性とを測定し、太陽電池モジュールの等価回路定数を決定する解析工程と、解析工程で決定された等価回路定数と、予め取得された等価回路定数とを比較して太陽電池モジュールの状態の変化を判定する判定工程とを含む。

Description

太陽電池モジュールの診断方法、太陽電池モジュールの診断用回路および診断システム
　太陽電池モジュールの状態を診断する方法と、診断に用いるため太陽電池モジュールに接続するための診断用回路および診断システムに関する。
　太陽光発電は、火力発電および原子力発電の代替エネルギー源として大いに期待されており、近年の太陽電池の生産量は飛躍的に増加している。太陽電池は、単結晶あるいは多結晶のシリコン基板を用いて太陽電池セルを形成する結晶系太陽電池、またはガラス基板上にシリコンの薄膜を堆積して太陽電池セルを形成する薄膜太陽電池が用いられている。太陽光発電システムにおける太陽電池の設置単位は、太陽電池モジュールである。上述の太陽電池セルを複数個、目的に合わせて直列あるいは並列に接続してパネル化し、外枠であるフレームおよび端子ボックスを備えつけることで太陽電池モジュールとして機能するようになる。架台上に設置された多数の太陽電池モジュールと送電ケーブル、およびパワーコンディショナなどを組み合わせて太陽光発電システムが構成される。このようなシステムは、一般の家庭用発電用途に留まらず、１ＭＷ以上の発電量を持つ大規模な太陽光発電所にも使用されている。
　太陽電池モジュールは、機械的に動作する部分がなく、その寿命は一般に２０年以上と言われているが、実際には、様々な原因により、運転開始から数年足らずで不具合が発生した事例が報告されている。不具合の原因は、太陽電池セル内の発電層の劣化または電極部の腐食による抵抗増大、太陽電池セルを保護するために太陽電池セルの周囲を囲むように充填された封止材の光透過率の低下、絶縁劣化、太陽電池モジュール内の配線抵抗増大、太陽電池モジュールを固定している金属製架台の接地不良、といった原因が知られている。これらの不具合により、太陽電池モジュールの出力低下が起こり、最終的には動作不良に至る場合もある。太陽光発電システムの信頼度を高め、更なる普及を図るためにも、このような太陽電池モジュールの劣化状態を早期に検知できる診断技術が求められている。
　太陽光発電システム内の一部の太陽電池モジュールが故障してしまうと、システム全体に及ぶ不具合が発生するおそれがあるため、各太陽電池モジュールについて劣化が生じているかどうかを定期的に判断し、適切なタイミングで太陽電池モジュールの修理または交換を行うことが理想的である。そのためには、太陽電池モジュールの劣化診断技術または故障予測技術が必要となる。
　現状では、太陽電池モジュールの動作状態を確認する方法として、発電電流または電圧を計測し、発電量をモニタリングする方法が一般的である。しかし、太陽電池モジュールの発電量は、計測時の日射量または気象条件などの外的要因によって大きく変化するため、太陽電池モジュールの電流、電圧または発電量をモニタリングするだけでは、モジュールが正常に動作しているかどうかを判断するのは難しい。すなわち、上記のような発電量モニタリングでは、“動作している”または“動作していない”、のようないわゆる“０”または“１”判定は可能であるが、日射量が刻々変動する実際の設置環境において、発電量が低下した状況をもって太陽電池モジュールに異常が発生したかどうかを判断することは困難である。また、太陽光発電システムを施工する場合でも、施工が完了した時点で各モジュールの結線に不具合があるかどうか、あるいは、モジュール自体に問題があるかどうかを現地で判断することは難しい。
　このような状況に対して、近年になって、高周波を用いたモジュール診断法が提案されている。周波数可変の信号発生器を用いて太陽電池モジュールに様々な周波数の交流電圧を印加し、各周波数における電流および電圧波形より、太陽電池モジュールのインピーダンスの周波数依存性を測定する。この測定によって得られた周波数特性カーブと、太陽電池モジュールの等価回路モデルにより与えられるインピーダンスの周波数応答特性により、測定したモジュールに固有の特性変数である等価回路定数を得ることができる。これらの定数の値とパネルが正常であるときの値との比較により、電極または配線の直列抵抗の増加を検出して、過大な接触抵抗が生じていることを検知することができる。太陽電池モジュールの等価回路モデルの一例として、モジュールのタブ配線および出力ケーブルのインダクタンスＬ、配線および電極部の直列抵抗Ｒｓ、太陽電池セルの発電層の接合容量Ｃｄと絶縁抵抗Ｒｓｈ、の４つの回路素子から成る等価回路が用いられる（例えば、特許文献１参照）。
特表２０１３－５２７６１３号公報
　太陽電池モジュールの封止剤には、一般的にＥＶＡ（Ethylene-Vinyl　Acetate）などの高分子材料が使用されるが、長期間の屋外での使用により、紫外線の暴露またはモジュール端部からの水分侵入を受け、材料に経年劣化が生じる。特許文献１では、太陽光に依らない診断方法が示されているが、太陽電池モジュールの両極間のインピーダンスを測定することが前提となっている。したがって、太陽電池セルの発電層の劣化およびモジュール内の電極または配線部の抵抗不良を検知することは可能であるが、太陽電池セルと金属製フレームとの間に充填している封止材の光透過性または電気絶縁性の特性劣化を検知することは困難である。また、封止剤がＥＶＡの場合には、モジュール内に侵入した水分と反応して酢酸が発生するため、ＥＶＡの変質によりモジュール内の電極または配線の腐食が引き起こされることが知られている。そのため、封止剤の特性変化も検知できるモジュールの診断装置、診断方法が強く望まれている。
　本発明は、上記に鑑みてなされたものであって、太陽電池セルの劣化、モジュールの電極および配線部の抵抗不良に加え、封止材の劣化度合いも定量的に検知することができる総合的な太陽電池モジュールの診断方法を得ることを目的とする。
　この発明の太陽電池モジュールの診断方法は、導電性のフレームを備える太陽電池モジュールに接続された周波数可変のインピーダンス測定器を用いて、太陽電池モジュールのインピーダンスの周波数特性を太陽電池モジュールが備える太陽電池セルが発電しない時間帯に測定して太陽電池モジュールの診断を行う診断方法であって、太陽電池モジュールの２本の出力ケーブル間のインピーダンスの共振点を含む周波数特性と、２本の出力ケーブルのうち１本とフレーム間のインピーダンスの共振点を含む周波数特性とを測定し、測定された周波数特性から太陽電池モジュールの等価回路定数を決定する解析工程と、解析工程で決定された等価回路定数と、予め取得された等価回路定数とを比較して太陽電池モジュールの状態の変化を判定する判定工程とを含むものである。
　さらに、この発明の太陽電池モジュールの診断用回路は、導電性のフレームを備える太陽電池モジュールの第１出力端子とブロッキングキャパシタとを接続する回路手段と、ブロッキングキャパシタとインピーダンス測定器の測定端子とを接続する回路手段と、太陽電池モジュールの第２出力端子と第１スイッチとを接続する回路手段と、第１スイッチとインピーダンス測定器のグラウンドとを接続する回路手段と、共振点調整用のインダクタと第２スイッチとを直列に接続した共振点調整回路と、フレームと共振点調整回路の一端とを接続する回路手段と、共振点調整回路の他端とインピーダンス測定器のグラウンドとを接続する回路手段とを備えるものである。
　また、この発明の太陽電池モジュールの診断システムは、上記の太陽電池モジュールの診断用回路と、インピーダンス測定器と、演算、データ蓄積、システム制御を担い診断用回路の第１スイッチおよび第２スイッチを制御する制御部と、太陽電池モジュールのインピーダンス情報を制御部に送信し、制御部からインピーダンス測定器、第１スイッチおよび第２スイッチの制御信号を送信する通信手段とを備えるものである。
　さらに、この発明の太陽電池モジュールの診断システムは、太陽電池モジュールの温度情報を取得する手段と、取得した温度情報を制御部に送信する手段と、を備えるものである。
　本発明によれば、太陽電池モジュールの等価回路定数を取得および監視することにより、封止材の特性劣化を含むモジュールの劣化を定量的に検知することができる。
この発明の実施の形態１にかかる太陽電池モジュールの診断に用いる診断用回路を模式的に示す概略構成図 この発明の実施の形態１にかかる太陽電池モジュールの診断用回路を用いて診断する手順の一例を示すフローチャート この発明の実施の形態１にかかる太陽電池モジュールの診断用回路を用いて太陽電池モジュールのインピーダンスを測定した結果の一例を示す図 この発明の実施の形態１にかかる太陽電池モジュールの診断用回路を用いて太陽電池モジュールのインピーダンスを測定した結果の一例を示す図 この発明の実施の形態１にかかる太陽電池モジュールの等価回路モデルを示す図 この発明の実施の形態１にかかる太陽電池モジュールの診断方法で得られる、太陽電池モジュールのインピーダンスの強度と位相の周波数特性の例を示す図 この発明の実施の形態１にかかる太陽電池モジュールの診断方法で得られる、太陽電池モジュールのインピーダンスの強度と位相の周波数特性の例を示す図 この発明の実施の形態１にかかる太陽電池モジュールの診断方法により測定された、太陽電池モジュールの屋外暴露期間中の等価回路定数のＲｓとＣｅの経時変化の例を示す図 この発明の実施の形態２にかかる太陽電池モジュールの診断に用いる診断用回路を模式的に示す概略構成図 この発明の実施の形態２にかかる太陽電池モジュールの診断手順の例を示すフローチャート この発明の実施の形態２にかかる太陽電池モジュールの診断方法で得られる、太陽電池モジュールのインピーダンスの強度と位相の周波数特性の例を示す図 この発明の実施の形態２にかかる太陽電池モジュールの診断方法において、共振点調整用のインダクタの自己インダクタンスＬｇをパラメータとして、太陽電池モジュールのインピーダンス強度の周波数特性を計算した例を示す図 この発明の実施の形態３にかかる太陽電池モジュールの診断に用いる診断用回路を模式的に示す概略構成図 この発明の実施の形態４にかかる太陽電池モジュールの診断に用いる診断システムを模式的に示す概略構成図 この発明の実施の形態５にかかる太陽電池モジュールの診断に用いる診断用回路を模式的に示す概略構成図 この発明の実施の形態５にかかる太陽電池モジュールの診断方法により測定された、太陽電池モジュールの屋外暴露期間中の等価回路定数の絶縁抵抗Ｒｓｈの経時変化の例を示す図であり、図１６（ａ）は温度補正を行わない場合の診断結果を示す図、図１６（ｂ）は温度補正を行った場合の診断結果を示す図 この発明の実施の形態５にかかる太陽電池モジュールの診断方法により測定された、太陽電池モジュールの等価回路定数のＲｓｈとモジュール温度Ｔｍとの相関関係を示す図
実施の形態１．
　実施の形態１にかかる太陽電池モジュールの診断用回路および診断方法について説明する。本発明で診断すべき太陽電池モジュールは、例えば結晶系または薄膜系の太陽電池セルが搭載された太陽電池モジュールであり、診断対象となる事象は、太陽電池モジュールの故障状態だけでなく、故障に至る途中段階の劣化状態も含んでいる。
　＜診断用回路の構成＞
　図１は、実施の形態１による太陽電池モジュールの診断用回路を模式的に示す概略構成図である。太陽電池モジュール１１は、周囲に導電性の金属製フレーム１２を配置したタイプの太陽電池モジュールであり、太陽電池セルが複数個、直列あるいは並列に接続されている。また、太陽電池モジュール１１の裏面側には、電力を取り出すための２個の端子ボックス１３ａ、１３ｂ（以下、総称する場合は端子ボックス１３）が配置され、端子ボックス１３に備えられたそれぞれの出力端子には電力を取り出すための出力ケーブル１４ａ、１４ｂ（以下、総称する場合は出力ケーブル１４）が接続されている。
　本発明の太陽電池モジュールの診断用回路では、この出力ケーブル１４は、太陽電池モジュール１１の診断のための接続箱１５を介してインピーダンス測定器１６と接続されている。詳しくは、太陽電池モジュール１１の正極側の端子ボックス１３ａの出力端子は、出力ケーブル１４ａ、接続箱１５、同軸ケーブル１７の中心導体１８を経て、インピーダンス測定器１６の測定端子と接続される。なお、後で説明するように、この経路の途中の接続箱１５の中に、ＤＣカット用のブロッキングキャパシタ２１が挿入されている。
　一方、太陽電池モジュール１１の端子ボックス１３ｂの負極側の出力端子は、出力ケーブル１４ｂ、接続箱１５、同軸ケーブル１７の外部導体１９を経て、インピーダンス測定器１６の測定端子のグラウンド（ＧＮＤ）と接続されるが、途中に配置されている接続箱１５の中の第１のスイッチ２２ａをオフすることにより、この接続を切り離すこともできる。この場合には、太陽電池モジュール１１の負極側の端子ボックス１３ｂはインピーダンス測定器１６のグラウンドと電気的に絶縁される。ここで、同軸ケーブル１７では、外部導体１９が誘電体２０を介して中心導体１８と電気的に絶縁されている。
　また、太陽電池モジュール１１の金属製フレーム１２は、アース線２３、接続箱１５の内部に設けられた共振点調整用のインダクタ２４、同軸ケーブル１７の外部導体１９を経て、インピーダンス測定器１６のグラウンドと接続されるが、途中に配置されている接続箱１５の中の第２のスイッチ２２ｂをオフにすることにより、この接続を切り離すこともできる。この場合には、太陽電池モジュール１１の金属製フレーム１２はインピーダンス測定器１６の測定端子のグラウンドとは電気的に絶縁される。なお、共振点調整用のインダクタ２４と第２のスイッチ２２ｂとは直接に接続されて共振点調整回路を構成しており、共振点調整用のインダクタ２４と第２のスイッチ２２ｂの位置は互いに入れ替わってもよい。また、スイッチ２２ａ、２２ｂは、手動のトグルスイッチでもよいし、ゲート信号で駆動されるダイオードスイッチまたはＭＯＳＦＥＴ(Ｍｅｔａｌ－Ｏｘｉｄｅ－Ｓｅｍｉｃｏｎｄｕｃｔｏｒ　Ｆｉｅｌｄ－Ｅｆｆｅｃｔ　Ｔｒａｎｓｉｓｔｏｒ)のようなスイッチング素子でもよい。
　ここで、インピーダンス測定器１６は、高周波を用いてインピーダンスを測定する計測器であるが、測定周波数が実質的に掃引可能であることから、インピーダンスの周波数特性を測定することができる。測定周波数を実質的に掃引するとは、例えば、周波数を連続的に掃引、又は一定間隔で離散的に掃引する動作を指し、それによって共振点を決定する。このようなインピーダンス測定器１６としては、例えば、ネットワークアナライザ、インピーダンスアナライザ、コンビネーションアナライザなどが市販されているが、周波数可変の高周波発信器、電流センサ、電圧センサ、Ａ／Ｄ変換器または演算装置を組み合わせたものでもよい。
　また、図１に示すインピーダンス測定器１６の筐体は、３Ｐタイプのコンセントまたはアース線により接地されているが、必ずしも接地する必要はなく、インピーダンス測定器１６の筐体を電気的に浮かした状態で測定を行ってもよい。また、図１に示す太陽電池モジュール１１の金属製フレーム１２は、第２のスイッチ２２ｂがオンの場合にアース線２３によりインピーダンス測定器１６の筐体を介して接地されているが、別のアース線を用いて金属製フレーム１２を別途接地してもよい。インピーダンス測定器１６の筐体および太陽電池モジュール１１の金属製フレーム１２の接地の有無は、本発明の太陽電池モジュールの診断の結果に殆ど影響を与えない。以上述べた構成により、太陽電池モジュールの診断用回路が構成される。
　太陽電池モジュール１１のインピーダンス測定は、基本的には太陽電池モジュール１１が備える太陽電池セルが発電しない夜間の時間帯、すなわち、暗状態となる時に実施するが、測定の最中に太陽電池モジュール１１の受光面に偶発的に光が入射すると、太陽電池モジュール１１内の太陽電池セルが発電し、端子ボックス１３ａと１３ｂとの間に、例えば数１０Ｖ程度までの直流電圧が発生する。このような場合に備えて、太陽電池モジュール１１とインピーダンス測定器１６の測定端子との間に、ＤＣカット用のブロッキングキャパシタ２１が挿入されており、上記のような過電圧からインピーダンス測定器１６を保護している。一方、インピーダンス測定器１６の測定端子から太陽電池モジュール１１へ供給される測定のための高周波信号は、周波数が充分に高いためにブロッキングキャパシタ２１を容易に通過し、太陽電池モジュール１１にまで伝播することができる。
　＜診断方法＞
　次に、このような診断用回路を用いた太陽電池モジュール１１の診断方法について詳細に説明する。図２は、実施の形態１による太陽電池モジュール診断の手順の一例を示すフローチャートであり、大きく分けると第１の解析工程、第２の解析工程、判定工程の３つの工程から成る。ここでは、インピーダンス測定器１６として、ネットワークアナライザを使用し、いわゆる１ポート反射法により太陽電池モジュール１１のインピーダンスを測定し、太陽電池モジュール１１の故障の有無または劣化の程度を診断する方法について説明する。
　太陽電池モジュールの診断を開始すると、先ず第１の解析工程を実施する。接続箱１５の第１のスイッチ２２ａをオンとし、太陽電池モジュール１１の負極側の端子ボックス１３ｂの出力端子と、同軸ケーブル１７の外部導体１９およびインピーダンス測定器１６のグラウンドとを電気的に接続する（Ｓ１１）。次に、接続箱１５の第２のスイッチ２２ｂをオフとし、太陽電池モジュール１１の金属製フレーム１２を、インピーダンス測定器１６のグラウンドとを電気的に絶縁する（Ｓ１２）。第１のスイッチ２２ａをオンとし、第２のスイッチ２２ｂをオフとした状態で、インピーダンス測定器１６により太陽電池モジュール１１のインピーダンス、すなわち太陽電池モジュール１１の出力ケーブル１４ａと出力ケーブル１４ｂの間のインピーダンス、を測定する（Ｓ１３）。
　この測定では、太陽電池モジュール１１の金属製フレーム１２とインピーダンス測定器１６のグラウンドが電気的に絶縁された状態での太陽電池モジュール１１の出力ケーブル１４ａと出力ケーブル１４ｂの間のインピーダンスを測定したことになる。最後に、得られたインピーダンスの測定結果に、太陽電池モジュール１１の後述する第１の等価回路となる等価回路モデルを用いた回路解析を行い、太陽電池モジュール１１に固有な等価回路定数のうち、４つの基本的な回路定数Ｃｄ、Ｒｓｈ、Ｌ、Ｒｓを求める（Ｓ１４）。ここで、Ｃｄは太陽電池モジュール１１内の太陽電池セルの接合容量、Ｒｓｈは太陽電池セルの絶縁抵抗、Ｌは出力ケーブル１４とモジュール内のタブ配線の全インダクタンス、Ｒｓは太陽電池セルの電極部またはモジュールのタブ配線の直列抵抗である。インピーダンス測定（Ｓ１３）および等価回路解析（Ｓ１４）の詳細については、後で説明する。
　第１の解析工程が終了すると、引き続き、第２の解析工程を実施する。接続箱１５の第１のスイッチ２２ａをオフに切り替え、太陽電池モジュール１１の負極側の端子ボックス１３ｂの出力端子と、同軸ケーブル１７の外部導体１９およびインピーダンス測定器１６のグラウンドとを電気的に絶縁する（Ｓ２１）。次に、接続箱１５の第２のスイッチ２２ｂをオンに切り替え、太陽電池モジュール１１の金属製フレーム１２とインピーダンス測定器１６のグラウンドとを電気的に接続する（Ｓ２２）。第１のスイッチ２２ａをオフとし、第２のスイッチ２２ｂをオンとした状態で、インピーダンス測定器１６により太陽電池モジュール１１のインピーダンス、すなわち太陽電池モジュール１１の出力ケーブル１４ａと金属製フレーム１２の間のインピーダンス、を測定する（Ｓ２３）。
　この測定では、太陽電池モジュール１１の正極側の出力ケーブル１４ａと金属製フレーム１２の間のインピーダンスを測定したことになる。得られたインピーダンスの測定結果に、太陽電池モジュール１１の後述する第２の等価回路となる等価回路モデルを用いた回路解析を行い、太陽電池モジュール１１の残りの回路定数であるＣｅを求める（Ｓ２４）。ここで、Ｃｅは、太陽電池モジュール１１のタブ配線と金属製フレーム１２の間の寄生容量であり、タブ配線とフレームの間に位置する封止剤の誘電率に比例する。なお、インピーダンス測定（Ｓ２３）および等価回路解析（Ｓ２４）の詳細については、後で説明する。
　最後の判定工程では、第１および第２の解析工程で決定した５つの回路定数Ｃｄ、Ｒｓｈ、Ｌ、Ｒｓ、Ｃｅをそれぞれの初期の値で規格化する（Ｓ３１）。初期値は、例えば太陽電池モジュールを現地に設置して診断を開始したときに予め取得した値であり、太陽電池モジュールが正常であるときの値として用いる。すなわち、回路定数の値を初期値で規格化することは、等価的に、回路定数の値を太陽電池モジュール１１が正常であるときの値と比較することに相当する。次に、規格化された値と予め設定した閾値とを比較して、太陽電池モジュール１１の修理または交換が必要か否かを判断する、劣化または故障の判定が行われる（Ｓ３２）。例えば、太陽電池セルの絶縁抵抗Ｒｓｈの規格値が絶縁抵抗用の閾値以下になると、あるいはモジュールの直列抵抗Ｒｓの規格値が直列抵抗用の閾値より大きくなると、太陽電池モジュールの修理または交換が必要であると判断できる。また、等価回路定数Ｃｄ、Ｒｓｈ、Ｌ、Ｒｓ、Ｃｅの規格化された値について複数の時間の間の変化率をみることで、太陽電池モジュール１１の故障時期を予測することもできる。この場合、予測された故障時期をユーザに対して、メッセージ表示またはランプ点灯などの視覚的な方法で報知できる。このように、太陽電池モジュール１１の劣化度合いを定量的に診断できる。
　第１および第２の解析工程におけるネットワークアナライザを用いたインピーダンス測定では、インピーダンス測定器１６の測定端子から微弱な高周波信号を太陽電池モジュール１１に送り、その入射波の電力と、太陽電池モジュール１１からインピーダンス測定器１６に戻ってくる反射波の電力とをそれぞれ測定する。インピーダンス測定器１６では、この入射波と反射波との振幅比および位相差から反射係数を求め、最終的には太陽電池モジュール１１のインピーダンスＺＰＶを得ることができる。また、この測定では、高周波信号の周波数Ｆを、Ｆ１を下限、Ｆ２を上限として、Ｆ１＜Ｆ＜Ｆ２となる範囲で掃引し、太陽電池モジュール１１のインピーダンスＺＰＶの周波数Ｆ依存性を得る。
　第１の解析工程において、接続箱１５の第１のスイッチ２２ａをオン、第２のスイッチ２２ｂをオフとし、太陽電池モジュール１１の金属製フレーム１２とインピーダンス測定器１６の測定端子のグラウンドとを絶縁した状態で、太陽電池モジュール１１のインピーダンスＺＰＶを測定した結果の一例について述べる。図３（ａ）は、太陽電池モジュール１１の出力ケーブル１４間のインピーダンスＺＰＶの強度の周波数Ｆに対する依存性を表し、図３（ｂ）は、周波数Ｆに対するインピーダンスＺＰＶの位相の依存性を表している。図３は、この測定を、例えば、太陽電池モジュール１１が発電しない暗状態となる夜間に行い、例えば、下限周波数をＦ１＝１ｋＨｚ、上限周波数をＦ２＝４．８ＭＨｚに設定し、周波数ＦをＦ１からＦ２まで増加させながら、太陽電池モジュール１１のインピーダンスＺＰＶを測定した結果である。なお、太陽電池モジュールは、薄膜セルを用いた外形寸法１２０ｃｍ×１００ｃｍのモジュールを用いた。
　周波数をＦ＝１ｋＨｚから徐々に増加させると、図３（ａ）に示す太陽電池モジュール１１のインピーダンスＺＰＶの強度は初めに減少し、周波数がＦ＝０．６９ＭＨｚで最小値を示した後、再び増加している。一方、図３（ｂ）に示すインピーダンスＺＰＶの位相は、周波数がＦ＝０．６９ＭＨｚの近傍で、容量性の負荷であることを示す－９０°から誘導性の負荷であることを示す＋９０°に急激に変化し、Ｆ＞１ＭＨｚでほぼ平坦な特性を示している。
　図３に示されるように、第１の解析工程で測定した太陽電池モジュール１１の出力ケーブル１４間のインピーダンスＺＰＶの周波数依存性は、典型的な直列共振特性を示し、ＺＰＶの強度が最小で、その位相が０°になる共振点における周波数、すなわち共振周波数Ｆｒｅｓを求めると、Ｆｒｅｓ＝０．６９ＭＨｚであった。また、インピーダンスの最小値はＺＰＶ＝１．３７Ω（＠０．６９ＭＨｚ）であった。
　次に、第２の解析工程において、接続箱１５の第１のスイッチ２２ａをオフ、第２のスイッチ２２ｂをオンにした状態で、太陽電池モジュール１１のインピーダンスＺＰＶを測定した結果の一例を示す。図４（ａ）は、太陽電池モジュール１１の正極側の出力ケーブル１４ａと金属製フレーム１２の間のインピーダンスＺＰＶの強度の周波数Ｆに対する依存性を表し、図４（ｂ）は、インピーダンスＺＰＶの位相の周波数Ｆに対する依存性を表している。図４は、この測定を、例えば、太陽電池モジュール１１が発電しない夜間帯に行い、例えば、下限周波数をＦ１＝１ｋＨｚ、上限周波数をＦ２＝４．８ＭＨｚに設定し、周波数ＦをＦ１からＦ２まで増加させながら、太陽電池モジュール１１のインピーダンスＺＰＶを測定した結果である。
　図４に示されるように、第２の解析工程で測定した太陽電池モジュール１１の正極側の出力ケーブル１４ａと金属製フレーム１２の間のインピーダンスＺＰＶの周波数依存性は、第１の解析工程の結果を示す図３と同じく直列共振特性を示し、その共振周波数Ｆｒｅｓを求めると、Ｆｒｅｓ＝３．０８ＭＨｚであった。また、インピーダンスの最小値はＺＰＶ＝４．８６Ω（＠３．０８ＭＨｚ）であった。
　これらの共振周波数および最小インピーダンスの値は、太陽電池モジュールの状態により決定されるので、これらの数値を計測および監視することで、太陽電池モジュールの状態（例えば、劣化の程度）を絶えず把握および管理することができる。
　しかしながら、共振周波数及びインピーダンスの最小値といった数値が変化しても、太陽電池モジュールの、どの箇所に問題が生じているかは直接的に分からない。不具合箇所を特定するためには、太陽電池モジュールを等価回路に置き換えればよい。等価回路中の直列抵抗といった特定の素子の値が変化すれば、この素子に対応する電極または配線部といった箇所に不具合が生じたと考えることができる。このように、太陽電池モジュール固有の等価回路定数を把握および管理することにより、太陽電池モジュールの状態について診断を行うことができる。
　図５は、図１に示す太陽電池モジュール１１の暗状態における等価回路モデルを表す。太陽電池モジュール１１の出力ケーブル１４は、その長さが比較的短いため、抵抗成分は無視することができ、ケーブルのインダクタスＬｃのみで表せる。一方、太陽電池モジュール１１の本体は、内部のタブ配線および電極部の直列抵抗Ｒｓと寄生インダクタンスＬｓ、更に、太陽電池セルの発電層の接合容量Ｃｄと絶縁抵抗Ｒｓｈ、を用いて、図５に示すような直列並列回路で表すことができる。接続箱１５の第２のスイッチ２２ｂがオフの状態は第１の等価回路を構成する。
　また、接続箱１５の第２のスイッチ２２ｂがオンの状態、すなわち、金属製フレーム１２とインピーダンス測定器１６の測定端子のグラウンドとを接続する場合には、第２の等価回路を構成する。太陽電池モジュール１１の外縁に配置されるタブ配線と金属製フレーム１２との距離は数ｍｍ程度と比較的短いので、図５の等価回路に、タブ配線と金属製フレーム１２の間の寄生容量Ｃｅ、金属製フレーム１２と接続箱１５を接続するアース線２３の直列抵抗Ｒｇ、共振点調整用のインダクタ２４のインダクタンスＬｇから成る直列回路も考慮する必要がある。逆に言えば、接続箱１５の第２のスイッチ２２ｂをオフし、金属製フレーム１２とインピーダンス測定器１６の測定端子のグラウンドとを絶縁する場合には、この寄生容量Ｃｅを含む回路部分は無視することができる。
　太陽電池モジュールのタブ配線と金属製フレーム１２との間には、一般的にＥＶＡ（Ethylene-Vinyl　Acetate）などの樹脂からなる封止剤が充填されており、タブ配線の寄生容量Ｃｅは封止剤の誘電率にも依存するので、太陽電池モジュールのＣｅの値を常時監視すれば、封止剤の劣化および変質の程度を定量的に把握することが可能になると考えられる。
　第１の解析工程で測定した太陽電池モジュール１１のインピーダンスＺＰＶは、接続箱１５の第１のスイッチ２２ａをオン、第２のスイッチ２２ｂをオフしているので、上述したようにタブ配線の寄生容量Ｃｅを無視することができ、次の数式（１）により表せると考えられる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
　ここで、ωは角周波数（Ｆ＝ω／（２π））、Ｌは出力ケーブル１４のインダクタンスＬｃとモジュール本体のインダクタンスＬｓを合わせた全インダクタンスＬ（＝Ｌｃ＋Ｌｓ）、ｊは複素数の虚数単位を表し、ωと回路定数Ｃｄ、Ｒｓｈ、Ｌの値が
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000002
 の関係を満たすときに、ＺＰＶの虚部の値はゼロになり、このときＺＰＶの強度は最小、位相は０°になる。すなわち、これが太陽電池モジュール１１の等価回路の共振条件であり、Ｃｄ、Ｒｓｈ、Ｌの値が与えられているときには、共振周波数Ｆｒｅｓは次の数式（３）により得られる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000003
　太陽電池モジュール１１のインピーダンスＺＰＶは、周波数範囲を適切に選ぶと、例えば、図３に示すような共振特性を示し、共振周波数Ｆｒｅｓの前後の周波数領域でＺＰＶの強度が大きく変化するので、この領域で数式（１）および数式（３）を実測値にフィッティングさせることが望ましい。フィッティング操作により、数式（１），（３）中のフィッティングパラメータである４つの回路定数Ｃｄ、Ｒｓｈ、Ｌ、Ｒｓを比較的容易に求めることができる。
　なお、数式（１）をフィッティングする際、必ずしもこのような共振特性を利用する必要はないが、フィッティングの精度を向上させるには共振周波数Ｆｒｅｓの前後の周波数領域でフィッティングを行うのが最良となる。
　具体例として、図３において、共振周波数Ｆｒｅｓ（＝０．６９ＭＨｚ）を含む領域として、周波数がＦ＝０．１ＭＨｚから１．３ＭＨｚまでの周波数領域でフィッティングを行った結果を図６に示す。ここで、図６（ａ）は、インピーダンスＺＰＶの強度の周波数Ｆに対する依存性を表し、図６（ｂ）は、インピーダンスＺＰＶの位相の周波数Ｆに対する依存性を表している。また、図中の丸印のプロットはインピーダンスの実測値であり、実線は数式（１）をフィッティングした結果である。インピーダンスの強度および位相とも、実測値とフィッティングの結果は良く一致しているのがわかる。このフィッティングにより得られた等価回路定数の値は、接合容量Ｃｄ＝２５．４ｎＦ、絶縁抵抗Ｒｓｈ＝１２．１ｋΩ、モジュールの全インダクタンスＬ（＝Ｌｃ＋Ｌｓ）＝２．１μＨ、直列抵抗Ｒｓ＝１．５Ωであった。このように、第１の解析工程では、太陽電池モジュールの４つの基本パラメータであるＣｄ、Ｒｓｈ、Ｌ、Ｒｓを出力する。
　次に、第２の解析工程では、接続箱１５の第１のスイッチ２２ａをオフ、第２のスイッチ２２ｂをオンにしているので、太陽電池モジュール１１の正極側の出力ケーブル１４ａと金属製フレーム１２の間のインピーダンスＺＰＶを測定することになる。この場合の等価回路は、既に述べたように、出力ケーブル１４ａのインダクタンスＬｃ、モジュール内のタブ配線と金属製フレーム１２の間の寄生容量Ｃｅ、金属製フレーム１２と接続箱１５を接続しているアース線２３の直列抵抗Ｒｇ、共振点調整用のインダクタ２４のインダクタンスＬｇ、から成る直列回路である。よって、第２の解析工程で測定されるインピーダンスＺＰＶは、次の数式（４）により表せると考えられる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000004
　ここで、各周波数ωと回路定数Ｌｃ、Ｌｇ、Ｃｅの値が、ω（Ｌｃ＋Ｌｇ）－１／ωＣｅ＝０の関係を満たすときに、ＺＰＶの虚部の値はゼロになり、このときＺＰＶの強度は最小、位相は０°になる。よって、共振周波数Ｆｒｅｓは次の数式（５）により得られる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000005
　太陽電池モジュール１１のインピーダンスＺＰＶは、周波数範囲を適切に選ぶと、例えば、図４に示すような共振特性を示し、共振周波数Ｆｒｅｓの前後の周波数領域でＺＰＶの強度が大きく変化するので、この領域で数式（４）および数式（５）を実測値にフィッティングさせればよい。これにより、数式（４），（５）中のフィッティングパラメータである３つの回路定数Ｃｅ、（Ｌｃ＋Ｌｇ）、Ｒｇを比較的容易に求めることができる。
　具体例として、図４において、共振周波数Ｆｒｅｓ（＝３．０８ＭＨｚ）を含む領域として、周波数がＦ＝２ＭＨｚから４ＭＨｚまでの周波数領域でフィッティングを行った結果について述べる。ここで、図７（ａ）はインピーダンスＺＰＶの強度の周波数Ｆに対する依存性を表し、図７（ｂ）はインピーダンスＺＰＶの位相の周波数Ｆに対する依存性を表している。また、図中の丸印のプロットはインピーダンスの実測値であり、実線は数式（４）をフィッティングした結果である。図６で示した第１の解析工程の場合と同様、この第２の解析工程も、実測値とフィッティングの結果は良く一致しているのがわかる。また、このフィッティングにより得られた等価回路定数の値は、タブ配線とフレーム間の容量Ｃｅ＝６６１ｐＦ、全インダクタンス（Ｌｃ＋Ｌｇ）＝４．０μＨ、アース線の直列抵抗Ｒｇ＝４．９Ωであった。ここで、測定対象の太陽電池モジュールに固有の回路定数はＣｅのみであり、他のパラメータ（Ｌｃ＋Ｌｇ）、Ｒｇは測定系により決まるので、第２の解析工程ではこのＣｅのみを出力する。
　このように、第２の解析工程でインピーダンスＺＰＶを測定する際、共振点調整用のインダクタ２４のＬｇを変化させると、共振周波数Ｆｒｅｓは数式（５）に従って変化するので、測定する周波数の範囲に制限がある場合には、このＬｇの値を適当に選ぶことにより共振のピークが測定周波数の範囲内で観測することができる。しかしながら、測定する周波数が高すぎると信号の伝送に問題が現れるので、測定周波数は１０ＭＨｚ以下、好ましくは５ＭＨｚ以下、より好ましくは３ＭＨｚ以下にするのがよい。上記の例で用いた太陽電池モジュールでは、タブ配線とフレームの間の容量はＣｅ＝６６１ｐＦであり、さらに出力ケーブルの寄生インダクタンスはＬｃ～０．８μＨと見積もることができるので、Ｌｇの値が約３μＨ以上あれば、共振周波数Ｆｒｅｓは３ＭＨｚ以下に抑えることができる。また、出力ケーブル１４のインダクタンスＬｃが充分大きい場合、あるいはアース線２３の寄生インダクタンスが充分大きい場合には、共振点調整用のインダクタ２４が無くても直列共振が起こり得る。何れにせよ、共振周波数Ｆｒｅｓの前後の周波数領域でインピーダンスＺＰＶの強度は大きく変化するので、この領域で数式（４）および数式（５）を実測値にフィッティングさせ、封止剤の特性に対応するＣｅの値を精度よく求めることができる。
　なお、実施の形態１では、太陽電池モジュール１１の正極側の端子ボックス１３ａにインピーダンス測定器１６の測定端子を接続し、負極側の端子ボックス１３ｂにインピーダンス測定器１６の測定端子のグラウンドを接続した測定方法を例示しているが、逆に太陽電池モジュール１１の負極側の端子ボックス１３ｂにインピーダンス測定器１６の測定端子を接続し、正極側の端子ボックス１３ａにインピーダンス測定器１６の測定端子のグラウンドを接続してもよく、同様の結果および効果が得られる。
　次に、実施の形態１で示した太陽電池モジュールの診断用回路および診断方法を用いて、太陽電池モジュールを診断した結果について説明する。ここでは、１つの太陽電池モジュールを屋外に設置し、このモジュールの状態の変化について評価した結果を例示的に説明する。
　太陽電池モジュールの診断手順は、図２のフローチャートに従って、第１の解析工程ではＣｄ、Ｒｓｈ、Ｌ、Ｒｓを、第２の解析工程でＣｅを求め、これらを記録した。また、太陽電池モジュールのインピーダンス測定では、図１に示す診断用回路を用い、夜間帯に測定を行った。なお、インピーダンス測定器１６にはネットワークアナライザを使用した。得られたインピーダンス測定の結果から、図６および図７で述べた等価回路解析の方法により太陽電池モジュールの等価回路定数Ｃｄ、Ｒｓｈ、Ｌ、Ｒｓ、Ｃｅを求めた。屋外曝露評価は１６８日間にわたって実施し、その間の等価回路定数の変動を記録した。
　図８は、実施の形態１にかかる太陽電池モジュールの診断方法により測定された、太陽電池モジュールの屋外暴露期間中の等価回路定数のＲｓとＣｅの経時変化の例を示す図である。太陽電池モジュールの等価回路定数の内、一例として太陽電池モジュールの直列抵抗Ｒｓの経時変化を図８（ａ）に、タブ配線と金属製フレーム１２の間の容量Ｃｅの経時変化を図８（ｂ）に示している。ここで、ＲｓとＣｅの値は、屋外暴露前の初期値で規格化しており、これらの初期値は太陽電池モジュールが正常であるときの値として用いている。すなわち、図中のＲｓおよびＣｅは、それぞれの初期値、即ち太陽電池モジュール１１が正常であるときの値で規格化されているので、各値は太陽電池モジュール１１が正常であるときの値との比較結果に相当するものであるとともに、劣化度合いを定量的に示す値になっている。
　図８（ａ）に示すように、１６８日間の屋外暴露では、直列抵抗Ｒｓは殆ど変化していない。しかしながら、図８（ｂ）のタブ配線と金属製フレーム１２の間の容量Ｃｅに関しては、暴露日数がおよそ８０日を超えるとＣｅの値は徐々に減少し、１６８日後には初期値と比較して１５％程度低下している。また、ここでは図示していないが、太陽電池モジュールの他の回路定数Ｃｄ、Ｒｓｈ、Ｌについても、図８（ａ）のＲｓと同様、明確な変化は認められなかった。このように、１６８日間という比較的短期間の暴露試験では、太陽電池セルの特性、モジュールの配線または電極部の抵抗は殆ど変化していないが、モジュールの封止に使用する封止剤には、早くも僅かな変化が発生していることが認められた。
　タブ配線とフレーム間の容量Ｃｅの減少は封止剤の誘電率の低下に対応するので、屋外に設置している間に受ける紫外線またはモジュール端部から侵入する水分により、封止材料の分子構造に何らかの変化が生じ、結果として材料特性が変化したと考えられる。このような変化がさらに進むと、封止剤の光透過率または水分バリア性が劣化し、太陽電池モジュールの発電特性にも影響が現れるようになると考えられる。また、封止剤の変質により酢酸等がモジュール内に発生し、結果的には配線または電極の腐食によりモジュールの出力が低下することが知られている。
　従来の太陽電池モジュールの診断用回路および診断方法（例えば、特許文献１参照）では、太陽電池モジュールの封止剤に対応するタブ配線と金属製フレーム１２の間の容量Ｃｅを得ることができなかったが、実施の形態１の診断用回路および診断方法では、太陽電池セルの劣化、モジュールの電極または配線部の抵抗不良に加え、封止材の状態も検知することができ、太陽電池モジュールを総合的に診断することが可能となる。これにより、故障に至る前に適切なタイミングで太陽電池モジュールの修理または交換をユーザに促すことができ、重大故障に至る前に太陽電池モジュールを修理あるいは取替えることが可能となるので、太陽電池モジュールを複数含む太陽電池システム全体の保全を効率よく行えるという効果を有する。
　また、接続箱１５の第１のスイッチ２２ａと第２のスイッチ２２ｂを備えることにより、自己インダクタンスＬｇを大きく取って、全インダクタンスＬを大きくすることにより、共振周波数を１００ｋＨｚ～２ＭＨｚ程度に低く抑えることも可能になる。このような比較的低周波数の共振を用いることによって、２ＭＨｚを超える周波数特性の優れた測定装置を使う必要がなくなり、診断用回路のコストを下げることができる。さらに、第１のスイッチ２２ａと第２のスイッチ２２ｂを備えることにより、解析すべき等価回路が単純になるため、計算の精度が高まって接合容量Ｃｄの値を精度よく求めることができる。
実施の形態２．
　次に、実施の形態２にかかる太陽電池モジュールの診断用回路および診断方法について説明する。以下では、実施の形態１と異なる部分を中心に説明する。
　実施の形態１では、図２のフローチャートに示すように、図１中の接続箱１５の第１のスイッチ２２ａと第２のスイッチ２２ｂを切り替え、太陽電池モジュール１１のインピーダンス測定を計２回実施している。このため、太陽電池モジュール１１および接続箱１５が設置されている屋外の実環境では、長期間の使用により第１のスイッチ２２ａまたは第２のスイッチ２２ｂに接点不良が発生したり、スイッチが故障したり、スイッチの制御装置が故障したりすることにより、太陽電池モジュール１１の診断用回路が故障する可能性がある。
　図９は、実施の形態２よる太陽電池モジュールの診断用回路を模式的に示す概略構成図である。図１と比較すると、接続箱１５の内部は、スイッチを介さずに直接接続されている点が異なっており、負極側の端子ボックス１３ｂの出力端子とインピーダンス測定器１６の測定端子のグラウンドとは電気的に接続されている。また、金属製フレーム１２とインピーダンス測定器１６の測定端子のグラウンドとも接続されている。これは、図１における第１のスイッチ２２ａと第２のスイッチ２２ｂを共にオンに固定したのと同じ状態である。図１０は、実施の形態２にかかる太陽電池モジュールの診断手順の一例を示すフローチャートである。診断においては、解析工程となる太陽電池モジュール１１のインピーダンスの測定（Ｓ１１３）と、それに続いて等価回路解析（Ｓ１１４）を行う。次に、判定工程となる、回路定数規格化（Ｓ１３１）、劣化または故障の判定（Ｓ１３２）を行う。
　このように、接続箱１５の配線を、スイッチを介さずに直接接続して、図１における第１のスイッチ２２ａと第２のスイッチ２２ｂを共にオンに固定したのと同じ状態でインピーダンス測定を行うようにしているので、これらのスイッチの劣化または故障は起こらず、上記診断装置の長期信頼性が著しく向上する。
　実施の形態２において、太陽電池モジュール１１のインピーダンス測定および等価回路解析を行う際には、図５の等価回路に示されるように、出力ケーブル１４のインダクタンスＬｃ、モジュール本体のインピーダンスである太陽電池セルの接合容量Ｃｄと絶縁抵抗Ｒｓｈ、配線のインダクタンスＬｓ、電極および配線部の直列抵抗Ｒｓに加え、モジュール内のタブ配線と金属製フレーム１２の間の容量Ｃｅ、金属製フレーム１２と接続箱１５を接続するアース線２３の直列抵抗Ｒｇ、共振点調整用のインダクタ２４の自己インダクタンスＬｇから成る分岐回路のインピーダンスも同時に考慮する必要がある。
　図１１は、太陽電池モジュール１１の全インピーダンスである、インピーダンスＺＰＶを測定した結果の一例を示す図である。図１１（ａ）は、太陽電池モジュール１１のインピーダンスＺＰＶの強度の周波数Ｆに対する依存性を表し、図１１（ｂ）は、インピーダンスＺＰＶの位相の周波数Ｆに対する依存性を表している。図１１は、太陽電池モジュール１１が発電しない夜間に測定を行い、一例として、下限周波数をＦ１＝１ｋＨｚ、上限周波数をＦ２＝４．８ＭＨｚに設定し、周波数ＦをＦ１からＦ２まで増加させながら、太陽電池モジュール１１のインピーダンスＺＰＶを測定した結果である。
　図３の測定結果と同様に、周波数がＦ＝０．６８ＭＨｚにおいて、出力ケーブル１４のＬｃおよびモジュール本体のＬｓと接合容量Ｃｄによる第１の共振ピークが見られるが、これに加え、周波数がＦ＝３ＭＨｚの付近に、新たに第２の共振ピークも現れている。この第２の共振ピークは、出力ケーブル１４およびタブ配線のインダクタンスＬｃ＋Ｌｓと金属製フレーム１２間の容量Ｃｅによる並列共振、アース線２３のインダクタンスＬｇとタブ配線と金属製フレーム１２の間の容量Ｃｅによる直列共振、によるものと考えられる。
　図３に示した測定結果で詳細に説明したように、等価回路の全インピーダンスを計算し、得られたインピーダンスカーブを実測値にフッティングすることにより、回路定数Ｌｃ、Ｃｄ、Ｒｓｈ、Ｌｓ、Ｒｓ、Ｃｅを一度に求めることができる。第１の共振ピーク（Ｆ＝０．６８ＭＨｚ）および第２の共振ピーク（Ｆ～３ＭＨｚ）の近傍では、インピーダンスの変化が激しいので、これらの２つの領域を含む全周波数領域でフィッティングを行うと、回路定数を精度よく求めることができる。実際にフィッティングした結果を図１１に示しているが、実測値とフィッティングの結果は良く一致しているのがわかる。
　以上のように、実施の形態２では、診断回路中に測定を切り替えるための機械的あるいは電気的スイッチが無いので、太陽電池モジュールの診断用回路の長期信頼性を向上することができる。また、太陽電池モジュール１１を診断する際、インピーダンス測定（Ｓ１１３）および等価回路解析（Ｓ１１４）がそれぞれ１回で済むことから、診断時間の短縮も図れるという利点がある。
　実施の形態１の図７に示した測定結果の診断方法では、共振点調整用のインダクタ２４のＬｇを大きくすることで、共振ピークを低周波数側に制限なく移動させることができた。しかしながら、実施の形態２の診断方法では、Ｌｇの値が大きくなると、Ｃｅ、Ｌｇ、Ｒｇから成る分岐回路のインピーダンスが大きくなり、この回路には高周波信号の電流が殆ど流れなくなってしまう。よって、共振点調整用のインダクタ２４のＬｇの値には適切な数値範囲が存在する。図１２は、このＬｇの値をパラメータとして、太陽電池モジュールの全インピーダンスＺＰＶをシミュレーションにより求めた結果を示す図である。ここで、Ｌｇ以外の回路定数は診断で得られた値を用いた。すなわち、Ｌｃ＝０．８μＨ、Ｃｄ＝２５．４ｎＦ、Ｒｓｈ＝１２．１ｋΩ、Ｌｓ＝１．３μＨ、Ｒｓ＝１．５Ω、Ｃｅ＝６６１ｐＦ、Ｒｇ＝４．９Ωとし、Ｌｇの値を１～２０μＨの範囲で変化させた。Ｌｇの値を１μＨから２０μＨまで増加させると、第２共振ピークの周波数は４ＭＨｚから１．４ＭＨｚにまで大きく低下するが、同時に共振点におけるインピーダンスの変化量もかなり小さくなっているのが分かる。インピーダンスの変化量が小さくなると、カーブフィッティングの精度が大幅に劣化する。よって、共振点でのインピーダンスの変化量を十分確保するには、図１２に示されるように、Ｌｇの値を２０μＨ以下にしておく必要がある。また、共振点が３ＭＨｚ以下の低周波領域に現れるようにするには、Ｌｇの値は３μＨ以上に設定すればよく、結果として、３μＨ＜Ｌｇ＜２０μＨの範囲にすればよい。
　実施の形態２の診断用回路および診断方法を用いて、太陽電池セルの劣化、モジュールの電極または配線部の抵抗不良に加え、封止材の状態も検知することができ、太陽電池モジュールを総合的に診断することが可能となる。
実施の形態３．
　図１３は、実施の形態３にかかる太陽電池モジュールの診断に用いる診断用回路を模式的に示す概略構成図である。以下、実施の形態１と異なる部分を中心に説明する。実施の形態３では、複数枚の太陽電池モジュール１１ａ、１１ｂ、１１ｃが直列に接続された太陽電池ストリング内の、特定の１枚の太陽電池モジュールを診断する方法について説明する。以下の説明において、複数枚の太陽電池モジュール１１ａ、１１ｂ、１１ｃを太陽電池モジュール１１と総称することがある。実施の形態１と同様、測定対象の太陽電池モジュール１１ｂの端子ボックス１３の一方の出力端子である正極側端子ボックス１３ａの端子は、出力ケーブル１４ａと接続箱１５を経て、インピーダンス測定器１６の測定端子に接続された同軸ケーブル１７の中心導体１８と接続されるが、この経路の途中、すなわち接続箱１５の中に、ＤＣカット用のブロッキングキャパシタ２１ａが挿入されている。
　一方、太陽電池モジュール１１ｂの端子ボックス１３の他方の出力端子である負極側端子ボックス１３ｂの端子は、出力ケーブル１４ｂと接続箱１５を経て、同軸ケーブル１７の外部導体１９およびインピーダンス測定器１６のグラウンドと接続されるが、この経路においても接続箱１５の中にＤＣカット用のブロッキングキャパシタ２１ｂが挿入されている。
　インピーダンス測定器１６から太陽電池モジュール１１ｂに供給される測定のための高周波信号は、周波数が充分に高いために、言い換えれば、キャパシタの容量が充分に大きいために、ブロッキングキャパシタ２１ａを容易に通過し、太陽電池モジュール１１ｂにまで伝播することができるが、太陽電池モジュール１１ｂで発生する直流の電圧および電流はブロッキングキャパシタ２１ａおよび２１ｂによりカットされる。この結果、太陽電池モジュール１１ｂで発生した過電圧によるインピーダンス測定器１６の故障を防ぐことができる。また、同軸ケーブル１７のリターン側の外部導体１９および太陽電池モジュール１１ｂの金属製フレーム１２ｂもブロッキングキャパシタ２１ｂにより電気的に切り離されているので、インピーダンス測定器１６の筐体を接地して、感電を防止することができる。また、アース線２３を介して太陽電池モジュール１１ｂの金属製フレーム１２ｂも接地することもできる。
　また、ストリング中の隣り合う太陽電池モジュール１１ａ、１１ｂ、１１ｃとの接続部には、図１３に示すように、干渉防止用のダイオード２５ａ、２５ｂ（以下、総称する場合はダイオード２５）がモジュール毎に挿入されている。インピーダンスを測定する夜間帯においては、太陽電池モジュール１１は発電していないので、このダイオード２５の両端には電圧は発生しておらず、ダイオード２５はオフ状態となる。よって、インピーダンス測定器１６の測定端子から特定の太陽電池モジュール１１ｂに供給される高周波信号は、この太陽電池モジュール１１ｂに隣り合う他の太陽電池モジュール１１ａ、１１ｃには伝搬することができず、結果として、測定対象である太陽電池モジュール１１ｂのみのインピーダンス測定が可能となる。一方、太陽電池モジュール１１が発電している昼間帯では、このダイオード２５の両端には電圧が発生するのでダイオード２５はオン状態となり、ストリング中の太陽電池モジュール１１ａ、１１ｂ、１１ｃは全て電気的に接続された状態になる。なお、このような状態で太陽電池モジュール１１ｂのインピーダンス測定を行うと、測定対象のモジュール以外の影響、特に両隣の太陽電池モジュール１１ａおよび太陽電池モジュール１１ｃの影響も受けてしまい、測定が困難になる。
　以上のように、実施の形態３では、複数枚の太陽電池モジュール１１が直列に接続された太陽電池ストリングにおいて、隣り合うモジュールとの間に干渉防止用ダイオード２５が挿入されているので、インピーダンス測定を行う夜間帯には、これらのダイオード２５がオフ状態となり、各々のモジュールは電気的に切り離される。これにより、太陽電池モジュール１１のインピーダンス測定において、他の太陽電池モジュールからの干渉を防止することができる。また、日中の発電時には、ダイオード２５はオン状態になるので、送電に何ら悪影響を及ぼさない。
　実施の形態３では、測定対象の太陽電池モジュール１１ｂのみに接続箱１５を接続しているが、他の太陽電池モジュール１１ａ、１１ｃにもこの接続箱１５を予め接続しておき、測定する際に、インピーダンス測定器１６と接続箱１５を接続すればよい。また、この場合には、干渉防止用ダイオード２５は各接続箱に１個用意しておけばよく、隣り合う太陽電池モジュール間に１個のダイオードが挿入される。
　実施の形態３の診断用回路および診断方法を用いて、複数枚の太陽電池モジュールが直列に接続された太陽電池ストリング内の、特定の１枚の太陽電池セルの劣化、モジュールの電極または配線部の抵抗不良に加え、封止材の状態も検知することができ、太陽電池モジュールを総合的に診断することが可能となる。
実施の形態４．
　次に、実施の形態４にかかる太陽電池モジュールの診断システムについて説明する。以下では、実施の形態１および３と異なる部分を中心に説明する。
　実施の形態４では、太陽光発電システムを構成する個々の太陽電池モジュールを常時診断する太陽電池モジュール診断システムについて、図１４を用いて説明する。図１４は、実施の形態４にかかる太陽電池モジュールの診断に用いる診断システムを模式的に示す概略構成図である。全ての太陽電池モジュール１１には、実施の形態３で説明した接続箱１５ａ、１５ｂ、１５ｃ（以下、総称する場合は接続箱１５）とインピーダンス測定器１６ａ、１６ｂ、１６ｃ（以下、総称する場合はインピーダンス測定器１６）が設置されており、実施の形態３と同様、太陽電池モジュール１１ｂの出力ケーブル１４は、接続箱１５ｂを介して、両隣の太陽電池モジュール１１ａおよび１１ｃそれぞれの出力ケーブル１４と直列に接続されている。図１４では、接続箱１５の内部は図示しない。接続箱１５には、インピーダンス測定器１６が直結されており、インピーダンス測定器１６には制御部であるホストコンピュータ２７が通信手段２６ａ、２６ｂ、２６ｃ（以下、総称する場合は通信手段２６）を介して接続されている。インピーダンス測定器１６は、太陽電池モジュール１１のインピーダンス情報を通信手段２６によりホストコンピュータ２７に送信するとともに、ホストコンピュータ２７から測定に関する指令を受信する。なお、インピーダンス測定器１６およびホストコンピュータ２７は通信手段２６により通信するためのインターフェースを備えており、ホストコンピュータ２７は接続箱１５と通信する手段も有している。さらに、インピーダンス測定器１６が接続箱１５と通信する手段を有していてもよい。ホストコンピュータ２７は、通信手段２６を介して全ての接続箱１５の第１のスイッチ２２ａおよび第２のスイッチ２２ｂのオンまたはオフを制御することができる。ここで、通信手段２６は必ずしも有線である必要はなく、無線でもよいことは言うまでもない。また、実施の形態４では、接続箱１５とインピーダンス測定器１６とは別々の筐体になっているが、これらをまとめて一つの筐体に収めてもよい。ホストコンピュータ２７では、得られたインピーダンスの周波数依存性データから、それぞれの太陽電池モジュール１１の等価回路定数を抽出し、基準値との比較により太陽電池モジュール１１の故障の有無または劣化の程度を検知する。
　上記のような太陽電池モジュールの診断システムは、ホストコンピュータ２７が通信手段２６を経てインピーダンス測定器１６および接続箱１５を制御することで、太陽電池ストリングまたは太陽光発電システム全体の太陽電池モジュール１１のインピーダンス測定を順次実行することができる。インピーダンス測定は、日光が当たらない夜間帯が好ましいため、ホストコンピュータ２７に内蔵されている時計を用い、例えば日没とともに各モジュールにおいて自動的に測定を開始して不具合の発生の有無を調査することができる。不具合が発生した太陽電池モジュールを検知した場合は、太陽電池モジュール１１の交換または出力端子箱の修理といった早急に必要なメンテナンスを行うことにより、日中の発電量が低下しないように太陽光発電システムを運用することが可能になる。
実施の形態５．
　次に、実施の形態５にかかる太陽電池モジュールの診断システムについて説明する。以下では、実施の形態４と異なる部分を中心に説明する。
　実施の形態５では、太陽光発電システムを構成する個々の太陽電池モジュールを常時診断する際、太陽電池モジュールのインピーダンス情報に加えて温度情報も同時に取得し、この温度情報に基づいて太陽電池モジュールの診断結果を補正する、より高精度な診断システムについて説明する。太陽電池モジュールの等価回路を既に図５に示したが、この中で、接合容量Ｃｄ、寄生容量Ｃｅ、直列抵抗Ｒｓおよび絶縁抵抗Ｒｓｈの値は太陽電池モジュールの温度にも依存するので、たとえ太陽電池モジュール自体には劣化がなくても、温度が異なれば、これらの値には変化が生じる。よって、太陽電池モジュールの劣化状態をより高精度に検知するためには、太陽電池モジュールのインピーダンス情報のみならず温度情報も同時に取得し、温度の違いを考慮して診断結果を適切に補正する必要がある。
　図１５は、実施の形態５にかかる太陽電池モジュールの診断に用いる診断用回路を模式的に示す概略構成図である。図１５においては、図１４に温度測定手段である温度計２８が追加されている。温度計２８は、通信手段２９を介してホストコンピュータ２７に接続されている。太陽電池モジュール１１の診断において温度補正を行うためには、太陽電池モジュール１１のインピーダンスを計測する際、太陽電池モジュール１１の温度も把握する必要がある。しかしながら、既に説明したように、実施の形態５のモジュール診断も通常夜間に実施するので、診断時には太陽光による入熱も発電による自己発熱もなく、太陽電池モジュール１１の温度は外気の温度にほぼ一致すると考えることができる。よって、実施の形態５では、太陽光発電システムの太陽電池モジュール１１の温度を実測する代わりに、外気温を測定する温度計２８を診断システム内に設置している。なお、温度計２８が太陽電池モジュール１１の温度を実測できるのであれば、そのような構成にしてもかまわない。いずれにせよ、温度計２８は、太陽電池モジュール１１の温度と見做せる温度情報を取得することができる。温度計２８は、取得した温度情報を通信手段２９によりホストコンピュータ２７に送信するとともに、ホストコンピュータ２７から測定に関する指令を受信する。なお、温度計２８は、温度センサ部が通信手段２９を介して通信するためのインターフェースを備えている。
　実施の形態５にかかる太陽電池モジュールの診断システムでは、ホストコンピュータ２７に集められた各太陽電池モジュール１１のインピーダンス情報とモジュール温度の指標となる気温情報を用いて、診断結果に温度補正を行うことが可能になる。温度補正を実施したモジュール診断の一例を図１６と図１７を用いて説明する。
　図１６は、実施の形態５にかかる太陽電池モジュールの診断方法により測定された、太陽電池モジュールの屋外暴露期間中の等価回路定数の絶縁抵抗Ｒｓｈの経時変化の例を示す図であり、図１６（ａ）は温度補正を行わない場合の診断結果を示す図、図１６（ｂ）は温度補正を行った場合の診断結果を示す図である。図１６は、６ヶ月間以下の比較的短い暴露期間の間に抽出された診断結果である。図１６（ａ）は、実施の形態１および実施の形態２で説明した温度補正を行わない場合の診断結果を示す図である。ここで、太陽電池モジュール１１のインピーダンスを測定する方法およびインピーダンスの周波数特性から回路定数を抽出する方法に関しては、実施の形態１および実施の形態２と同じであり、これらの説明は省略する。また、図中の絶縁抵抗Ｒｓｈの値は、屋外暴露前の初期値で規格化しており、太陽電池モジュール１１が正常であるときの値との比較結果に相当するものであるとともに、太陽電池モジュール１１の絶縁性の劣化度合いを定量的に示す値になっている。
　この太陽電池モジュールの屋外暴露試験では、暴露期間は最長でも１８９日、即ち約６か月と比較的短く、太陽電池モジュールの性能保証期間は１０年以上であるので、この程度の屋外暴露では太陽電池モジュールには何ら劣化は発生しないと考えられる。実際、この暴露試験後の太陽電池モジュールをソーラシミュレータにより特性評価を行ったが、発電特性には試験前後での有意な差は認められなかった。よって、このような短い暴露試験では、絶縁抵抗Ｒｓｈおよび他の回路定数の値はほぼ一定になるはずである。しかしながら、図１６（ａ）に示すように、温度補正を行わない場合には、抽出したＲｓｈの値は日々の変動が相当大きく、また暴露期間がおよそ１２０日を超えると、Ｒｓｈに若干の増加傾向がみられる。全暴露期間におけるＲｓｈの変動量、すなわち±３σ（σ：標準偏差）を算出すると約±４６％もあることが分かった。モジュールの絶縁性の指標であるＲｓｈの診断結果がこのように大きく変動しているので、もしモジュールの絶縁性に劣化が生じＲｓｈの値が低下しても、±４６％の変動量の範囲内であれば、その劣化を検知することは困難である。
　次に、太陽電池モジュールの診断に温度補正を行った診断結果について説明する。既に図１５に示したように、太陽電池モジュール１１の温度とみなした温度計２８の設置場所の気温は、温度計２８により絶えずモニタリングされている。暴露試験の間、モジュール温度は日々変動し、Ｔｍ＝１７℃から４７℃の範囲の中で推移していた。そこで、図１６（ａ）の太陽電池モジュールの絶縁抵抗Ｒｓｈと診断時のモジュール温度Ｔｍとの関係について調べた。その結果を図１７に示す。
　図１７は、実施の形態５にかかる太陽電池モジュールの診断方法により測定された、太陽電池モジュールの等価回路定数のＲｓｈとモジュール温度Ｔｍとの相関関係を示す図である。図１７に示すように、両者の間には強い負の相関があることがわかった。すなわち、モジュール温度Ｔｍが低いときには絶縁抵抗Ｒｓｈは大きく、逆にモジュール温度Ｔｍが高いときには絶縁抵抗Ｒｓｈは小さくなっている。このＲｓｈとＴｍのデータに回帰分析を行ったところ、ＲｓｈとＴｍとの間には、相関係数ｒ＝－０．９２５で、Ｒｓｈ＝－０．０１７１Ｔｍ＋１．７４の関係があることが分かった。即ち、絶縁抵抗Ｒｓｈの温度係数はα＝－０．０１７１℃－１であることがわかった。なお、この１次式、即ちＲｓｈ＝－０．０１７１Ｔｍ＋１．７４で与えられる回帰直線を図１７に重ねると、Ｔｍ＝１７℃から４７℃の全温度範囲において、殆どのプロットはこの直線に載っていることがわかる。よって、抽出したＲｓｈの値が日々変動したのは、診断時のモジュール温度が異なっていたことが主な原因であると結論される。
　以上のように、屋外に設置された太陽電池モジュールの温度は一定ではなく、モジュールを診断する際に温度が異なることが原因で抽出した等価回路定数が変動することがわかった。また、新品あるいは正常なモジュールを屋外に設置した後、比較的短い期間、例えば、数ヶ月～１年程度の期間では、モジュールには何ら劣化は生じないと期待できるので、この期間に抽出したＣｄ、Ｃｅ、ＲｓおよびＲｓｈといった回路定数とモジュール温度Ｔｍとの相関関係を調べることにより、回路定数の温度係数を容易に得ることができる。このように、実施の形態５の温度補正法によると、太陽電池モジュールを設置する前に予めモジュールの温度特性を計測および評価しておく必要はなく、設置した後に一定期間の間、データを収集するだけでよい。
　回路定数の温度係数が分かれば、診断時のモジュール温度Ｔｍから、例えばモジュール温度がＴｍ＝２５℃のときの回路定数の値を推定することができ、この値を用いてモジュールの状態を監視すれば、診断時のモジュール温度の違いによる影響を取り除くことができると考えられる。モジュール温度がＴｍ＝２５℃のときの回路定数の値を求めるには、例えば上述した絶縁抵抗Ｒｓｈの場合には、温度係数はα＝－０．０１７１℃－１であったので、Ｒｓｈ（＠２５℃）＝Ｒｓｈ（＠Ｔｍ）－α（Ｔｍ－２５）の関係より求めることができる。
　実際、このようにして温度補正を行ったＲｓｈ（＠２５℃）の経時変化が図１６（ｂ）に示されるが、温度補正を行わない場合の診断結果を示した図１６（ａ）と比較して、Ｒｓｈ（＠２５℃）の変動は大きく抑えられており、全暴露期間における変動量（±３σ）は約±１５％にまで低減していることがわかる。このように、日々のＲｓｈのランダムな変動量が約１５％に留まっているので、モジュールの劣化に伴い生じるＲｓｈの変化量が２０％以上であれば、この変化を捉えることができる。既に述べたように、温度補正を行わない場合には、少なくとも５０％以上の変化がないと捉えることができなかったので、実施の形態５の温度補正法により検出精度が大きく向上したといえる。
　実施の形態５では、モジュールの絶縁抵抗Ｒｓｈを例にとり、温度補正の効果について説明したが、他の回路定数、すなわちモジュールの直列抵抗Ｒｓ、モジュールの接合容量Ｃｄ、封止剤に対応する寄生容量Ｃｅ、についても同様の効果が得られた。
　実施の形態５では、温度計２８により太陽電池モジュール１１が設置されている付近の気温を計測し、これをモジュール温度Ｔｍとしたが、太陽電池モジュール１１の表面に熱電対等の温度計を貼り付け、モジュール温度のＴｍを直接測定してもよい。即ち、モジュールの等価回路定数の温度特性を予め計測または評価しておく必要はなく、設置した後の診断結果より温度係数を求めることができる。
　また、本願発明は上記実施の形態に限定されるものではなく、実施段階ではその要旨を逸脱しない範囲で種々に変形することが可能である。また、上記実施の形態には種々の段階の発明が含まれており、開示される複数の構成要件における適宜な組み合わせにより種々の発明が抽出されうる。例えば、上記実施の形態に示される全構成要件からいくつかの構成要件が削除されても、発明が解決しようとする課題の欄で述べた課題が解決でき、発明の効果の欄で述べられている効果が得られる場合には、この構成要件が削除された構成が発明として抽出されうる。更に、異なる実施の形態にわたる構成要素を適宜組み合わせてもよい。
　１１，１１ａ，１１ｂ，１１ｃ　太陽電池モジュール、１２，１２ａ，１２ｂ，１２ｃ　金属製フレーム、１３，１３ａ，１３ｂ　端子ボックス、１４，１４ａ，１４ｂ　出力ケーブル、１５，１５ａ，１５ｂ，１５ｃ　接続箱、１６，１６ａ，１６ｂ，１６ｃ　インピーダンス測定器、１７　同軸ケーブル、１８　中心導体、１９　外部導体、２０　誘電体、２１，２１ａ，２１ｂ　ＤＣカット用ブロッキングキャパシタ、２２ａ　第１のスイッチ、２２ｂ　第２のスイッチ、２３　アース線、２４　共振点調整用のインダクタ、２５，２５ａ，２５ｂ　干渉防止用ダイオード、２６，２６ａ，２６ｂ，２６ｃ，２９　通信手段、２７　ホストコンピュータ、２８　温度計。

Claims (12)

  1. 　導電性のフレームを備える太陽電池モジュールに接続された周波数可変のインピーダンス測定器を用いて、前記太陽電池モジュールのインピーダンスの周波数特性を前記太陽電池モジュールが備える太陽電池セルが発電しない時間帯に測定して前記太陽電池モジュールの診断を行う診断方法であって、
    　前記太陽電池モジュールの２本の出力ケーブル間のインピーダンスの共振点を含む周波数特性と、前記２本の出力ケーブルのうち１本と前記フレーム間のインピーダンスの共振点を含む周波数特性と、を測定し、測定された前記周波数特性から前記太陽電池モジュールの等価回路定数を決定する解析工程と、
    　前記解析工程で決定された前記等価回路定数と、予め取得された等価回路定数とを比較して前記太陽電池モジュールの状態の変化を判定する判定工程と、
    　を含むことを特徴とする太陽電池モジュールの診断方法。
  2. 　前記解析工程は、
    　太陽電池モジュールの２本の出力ケーブル間のインピーダンスの共振点を含む第１の周波数特性を測定する工程と、
    　前記第１の周波数特性に基づいて第１の等価回路に対する等価回路定数を決定する工程と、
    　前記２本の出力ケーブルのうち１本と前記フレーム間のインピーダンスの共振点を含む第２の周波数特性を測定する工程と、
    　前記第２の周波数特性に基づいて第２の等価回路に対する等価回路定数を決定する工程と、
    　を含むことを特徴とする請求項１に記載の太陽電池モジュールの診断方法。
  3. 　前記２本の出力ケーブルのうち１本と前記フレーム間のインピーダンスの共振点を含む周波数特性の測定は、前記フレームと前記インピーダンス測定器のグラウンドとの間に共振点調整用のインダクタが挿入された回路を用いて行う
    　ことを特徴とする請求項１または２に記載の太陽電池モジュールの診断方法。
  4. 　導電性のフレームを備える太陽電池モジュールに接続された周波数可変のインピーダンス測定器を用いて、前記太陽電池モジュールのインピーダンスの周波数特性を前記太陽電池モジュールが備える太陽電池セルが発電しない時間帯に測定して前記太陽電池モジュールの診断を行う診断方法であって、
    　前記フレームと前記インピーダンス測定器のグラウンドとの間に共振点調整用のインダクタが挿入された回路を用い、太陽電池モジュールの２本の出力ケーブル間のインピーダンスの共振点を含む周波数特性を測定し、測定された前記周波数特性から前記太陽電池モジュールの等価回路定数を決定する解析工程と、
    　前記解析工程で決定された前記等価回路定数と、予め取得された等価回路定数とを比較して前記太陽電池モジュールの状態の変化を判定する判定工程と、
    　を含むことを特徴とする太陽電池モジュールの診断方法。
  5. 　前記共振点調整用のインダクタの自己インダクタンスは３μＨ以上２０μＨ以下である
    　ことを特徴とする請求項４に記載の太陽電池モジュールの診断方法。
  6. 　前記解析工程において、前記太陽電池モジュールの劣化が発生するまでの一定期間に取得した前記等価回路定数の情報と前記太陽電池モジュールの温度情報から推定した前記等価回路定数の温度依存性の関係を用いて、前記等価回路定数の温度補正を行う
    　ことを特徴とする請求項１から５のいずれか一項に記載の太陽電池モジュールの診断方法。
     
  7. 　導電性のフレームを備える太陽電池モジュールの第１出力端子とブロッキングキャパシタとを接続する回路手段と、
    　前記ブロッキングキャパシタとインピーダンス測定器の測定端子とを接続する回路手段と、
    　前記太陽電池モジュールの第２出力端子と第１スイッチとを接続する回路手段と、
    　前記第１スイッチと前記インピーダンス測定器のグラウンドとを接続する回路手段と、
    　共振点調整用インダクタと第２スイッチとを直列に接続した共振点調整回路と、
    　前記フレームと前記共振点調整回路の一端とを接続する回路手段と、
    　前記共振点調整回路の他端と前記インピーダンス測定器のグラウンドとを接続する回路手段と、
    　を備えることを特徴とする太陽電池モジュールの診断用回路。
  8. 　前記共振点調整用のインダクタの自己インダクタンスは３μＨ以上２０μＨ以下である
    　ことを特徴とする請求項７に記載の太陽電池モジュールの診断用回路。
  9. 　第１干渉防止用ダイオードと、
    　他の太陽電池モジュールの出力端子と前記第１干渉防止用ダイオードとを接続する回路手段と、
    　前記第１出力端子と前記第１干渉防止用ダイオードとを接続する回路手段と、
    　をさらに備える
    　ことを特徴とする請求項７または８に記載の太陽電池モジュールの診断用回路。
  10. 　第２干渉防止用ダイオードと、
    　他の太陽電池モジュールの出力端子と前記第２干渉防止用ダイオードとを接続する回路手段と、
    　前記第２出力端子と前記第２干渉防止用ダイオードとを接続する回路手段と、
    　をさらに備える
    　ことを特徴とする請求項９に記載の太陽電池モジュールの診断用回路。
  11. 　請求項７から１０のいずれか一項に記載の太陽電池モジュールの診断用回路と、
    　前記インピーダンス測定器と、
    　前記第１スイッチおよび前記第２スイッチを制御する制御部と、
    　太陽電池モジュールのインピーダンス情報を前記制御部に送信し、前記制御部から前記インピーダンス測定器、前記第１スイッチおよび前記第２スイッチの制御信号を送信する通信手段と、
    　を備えることを特徴とする太陽電池モジュールの診断システム。
  12. 　前記太陽電池モジュールの温度情報を取得して前記制御部に送信する温度測定手段をさらに備える
    　ことを特徴とする請求項１１に記載の太陽電池モジュールの診断システム。
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