WO2017009892A1 - 太陽光発電検査システムおよび太陽光発電検査方法 - Google Patents

太陽光発電検査システムおよび太陽光発電検査方法 Download PDF

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WO2017009892A1
WO2017009892A1 PCT/JP2015/069870 JP2015069870W WO2017009892A1 WO 2017009892 A1 WO2017009892 A1 WO 2017009892A1 JP 2015069870 W JP2015069870 W JP 2015069870W WO 2017009892 A1 WO2017009892 A1 WO 2017009892A1
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failure
string
solar cell
power generation
output current
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PCT/JP2015/069870
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English (en)
French (fr)
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渡邊　一希
裕紀 若菜
賀仁 成田
実 金子
鈴木　敦
忠典 小池
啓一 長島
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
    • 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
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R19/00—Arrangements for measuring currents or voltages or for indicating presence or sign thereof
    • G01R19/10—Measuring sum, difference or ratio
    • 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 more particularly to a technique effective when applied to a photovoltaic power generation inspection system and a photovoltaic power generation inspection method for detecting a failure of a solar cell module.
  • FIT Food-in Tariffs
  • large-scale solar power generation systems such as so-called mega solar with an output of 1 megawatt or more.
  • the market for maintenance such as failure detection and diagnosis for solar power generation systems in operation is expected to further expand.
  • Patent Document 1 describes a solar cell string. Failure in the solar cell array by applying a measurement signal waveform between the terminal (positive electrode or negative electrode) or the terminal (positive electrode or negative electrode) of the solar cell array and the ground, and comparing the response signal waveform with the measurement signal waveform A technique for identifying the location and type of failure is described.
  • Patent Document 2 discloses that a solar cell module is movable so as to block a plurality of solar cell panels and at least part of incident light incident on the plurality of solar cell panels. And a movable member, and a technique for diagnosing the operating state of each of the plurality of solar cell panels based on the moving state of the movable member is described.
  • Patent Document 3 measures the first output current of the first solar cell string and the second output current of the second solar cell string, respectively, Based on the value of the output current and the value of the second output current, the second temperature characteristic of the second solar cell string is calculated, and whether or not the second solar cell string has failed based on the second temperature characteristic Techniques for determining the are described.
  • JP 2009-21341 A JP 2011-29541 A International Publication No. 2015/022728
  • the operation state of each solar cell panel is diagnosed by relatively comparing the outputs of a plurality of solar cell panels after shielding some of the solar cell panels with a movable member. Therefore, the diagnosis can be made regardless of the state of the light source and the positional relationship between the light source and the solar cell panel.
  • it is necessary to detect the output from each solar cell panel for example, in a configuration in which a large number of solar cell panels are connected in series as in a power generation facility, the output of each solar cell panel is individually Because it is difficult to detect, it cannot be applied.
  • Patent Document 3 it is possible to identify a solar cell string having a failure without requiring disconnection.
  • any of a plurality of solar cell modules included in the solar cell string can be specified. It is not possible to determine whether the device is out of order.
  • an object of the present invention is to provide a photovoltaic power generation inspection system and a photovoltaic power generation inspection that identify a broken solar cell module without requiring disconnection in a solar cell string configured by connecting a plurality of solar cell modules in series. It is to provide a method.
  • a photovoltaic power generation inspection system having a configuration in which a plurality of solar cell strings composed of a plurality of solar cell modules connected in series are arranged side by side in parallel connection.
  • a photovoltaic power generation inspection system that detects a failure module that is a solar cell module having a failure from among a plurality of solar cell modules that are included in the failure string that is a solar cell string that is specified as having the following: It has the following characteristics.
  • the photovoltaic power generation inspection system includes a current detector that measures the output current of the solar cell string without disconnecting, and the current detection in a state where each solar cell module included in the failure string is sequentially shielded by a light shielding member. And a monitoring unit that estimates one or more of the failure modules based on a plurality of first output current changes respectively measured by the detector.
  • a typical embodiment of the present invention in a solar cell string constituted by a series connection of a plurality of solar cell modules, it is possible to identify a faulty solar cell module without requiring disconnection. It becomes possible.
  • the photovoltaic power generation inspection system further includes, for example, a solar cell string specified in advance as having a failure by using a conventional technique as described in Patent Document 3. Without any disconnection, a malfunctioning one of the plurality of solar cell modules included in the solar cell string is specified.
  • the output current of the solar cell string is measured, and the light shielding plate is sequentially moved to other solar cell modules
  • the solar cell module that has failed is estimated by the method described later.
  • a reference value (amount of change in output current) for estimating the failure solar cell module or the total number thereof is obtained. Accuracy can be improved.
  • FIG. 1 is a diagram showing an outline of a configuration example of a photovoltaic power generation inspection system according to an embodiment of the present invention.
  • a reference string 100r selected based on a predetermined standard from a plurality of solar cell strings that are connected in parallel via connection in the connection box 20 in the photovoltaic power generation system.
  • Output current Ir and output current If of the fault string 100f to be inspected identified as having a fault are simultaneously (with the same) using a current detector 31 connected to a PV (PhotoVoltaic) unit 30 or the like. (Time).
  • the current detector 31 can be configured using, for example, a clamp-type ammeter such as a general CT (Current Transformer) sensor, and does not require an operation of opening and connecting a line from each solar cell string. The current can be measured without contact.
  • a clamp-type ammeter such as a general CT (Current Transformer) sensor
  • non-contact measurement other techniques may be used as long as they can be measured without stopping without disconnection.
  • a method of inserting a current measurement sensor or the like on the wiring path of each string in advance may be used. Further, by measuring the output current Ir of the reference string 100r and the output current If of the fault string 100f in parallel at the same timing, as will be described later, environmental changes such as the amount of solar radiation and temperature when the measurement timings are different, as will be described later. The error due to can be suppressed.
  • the data of the output currents Ir and If acquired by the PV unit 30 are sent to a host system 50 (monitoring unit) composed of an information processing device such as a PC (Personal Computer), for example.
  • the data may be sent via a wired / wireless network or may be delivered via an external storage medium such as a semiconductor memory device.
  • the host system 50 estimates one or more fault modules 110f in the fault string 100f by performing analysis by a method described later using software running on middleware such as an OS (Operating System) (not shown).
  • OS Operating System
  • Such software may run on a server system accessible via a network (not shown), not on the host system 50.
  • the host system 50 acquires imaging data of the front and back surfaces of each module 110 in the failure string 100f captured by the infrared camera 40 via a wired / wireless network or an external storage medium.
  • failure points tend to generate heat at high temperatures. Therefore, the presence or absence of a failure is estimated by automatically or manually determining the presence or absence of a heat generation point (hot spot) based on image data captured by the infrared camera 40. It can be additional information when doing. Note that a hot spot can be generated not only when a failure occurs but also when an obstacle such as dust or dust adheres to the hot spot, and is therefore used as reference information or additional information.
  • the output currents Ir and If are measured after the light shielding plate 114 is installed on each module 110 of the reference string 100r and the failure string 100f to simulate the failure.
  • the output current Ir measured by installing the light shielding plate 114 in an arbitrary module 110 in the reference string 100r is used as a calculation criterion when estimating the presence or absence of the failure and the total number of failures. Use.
  • the light shielding plate 114 is sequentially moved with respect to each module 110 including the failure module 110f, the output current If is measured, and the change is observed to identify the failure module 110f.
  • the fault string 100f is specified in advance, but for the specification, for example, a technique described in Patent Document 3 can be used.
  • the photovoltaic power generation inspection system described in Patent Document 3 and the photovoltaic power generation inspection system of the present embodiment can be combined to form a single system. Thereby, it is possible to seamlessly perform the inspection for specifying the failure string 100f from the plurality of solar cell strings and the inspection for specifying the failure module 110f from the failure string 100f by one inspection system.
  • FIG. 2 is a diagram showing an outline of a configuration example and a light shielding method of the photovoltaic power generation system in the present embodiment.
  • the solar power generation system of the present embodiment is the same as a general solar power generation system.
  • a plurality (14 in the present embodiment) of solar cell modules (in the drawing) Then, two or more solar cell strings (string 100 in the figure) to which modules 110) are connected in series are connected in parallel through connection in a connection box (not shown).
  • a plurality of strings 100 connected in parallel may be arranged side by side to form a solar cell array (array 10 in the figure), and a connection box may be provided for each array 10.
  • the lower diagram in FIG. 2 shows an outline of a configuration example of the module 110.
  • the diagram on the left shows a configuration example of the Si (silicon) module 110s, and the diagram on the right shows a configuration example of the CIS (copper, indium, selenium) module 110c.
  • Each of the Si-based module 110s and the CIS-based module 110c is configured by series connection of cells 112 made of semiconductor elements or the like that convert sunlight into electric power, but the arrangement and the insertion location of the bypass diode (BPD) 113 are different.
  • the BPD 113 is normally installed in the module 110 in order to secure a current path when a failed cell 112 occurs.
  • the cells 112 arranged in a grid are connected in series so as to form a reciprocating current path as illustrated, and the BPDs 113 are connected in parallel in units of one reciprocation.
  • a group of cells 112 included in this one-way current path is a cluster 111. That is, when the BPD 113 is connected in parallel for each cluster 111 and a failure occurs in the cell 112 in the cluster 111, the BPD 113 for the cluster 111 becomes a current path, and only the cluster 111 is disconnected, thereby limiting the influence range. Has increased availability.
  • the Si-based module 110s When the light shielding plate 114 is installed on such a Si-based module 110s to simulate a failure, for example, as illustrated, the Si-based module 110s is placed in a direction (column direction) orthogonal to the direction of the current path. It is installed so as to cover at least one row of cells 112 in a state of straddling all the clusters 111 so as to cross. As a result, by installing the light shielding plate 114, all three clusters 111 have cells 112 equivalent to failure (in the example of FIG. 2, two cells 112 per cluster 111), and the current flows through the BPD 113. A path is formed.
  • the method of installing the light shielding plate 114 is not limited to this as long as the three clusters 111 can be in a state equivalent to a failure.
  • the position where the light shielding plate 114 is to be installed is appropriately determined in consideration of the convenience of installation work for workers or the like, for example, to cover the entire cell 112 in the nearest row such as the left end / right end. Can do.
  • the light shielding plate 114 also has a width that covers the entire cell 112 in one row in the example of FIG. 2, but may have a width that covers two or more cells 112, or the module 110. It may cover the whole.
  • a plurality of light shielding plates 114 may be used.
  • the light shielding plate 114 so as to cover only a part of the clusters 111 such as one or two instead of all the three clusters 111.
  • maintenance such as replacement or repair is not performed in units of the cluster 111, but a module In general, exchange or the like is performed in units of 110. Therefore, in this embodiment, it is assumed that the failure of the entire module 110 is simulated by installing the light shielding plate 114 for all three clusters 111.
  • the CIS module 110c shown in the lower right diagram of FIG. 2 has a configuration in which the cells 112 arranged in a strip shape are connected in series so that a current path in one direction as shown is formed, and the BPD 113 is also One in total is connected in parallel.
  • the light shielding plate 114 is installed so as to cover at least one or more cells 112 (two in the example of FIG. 2) as shown in the figure.
  • the installation method of the light shielding plate 114 is not limited to the illustrated one.
  • the Si-based module 110s is used for the string 100.
  • the string 100 has only one cluster 111. It can be applied in the same way.
  • FIG. 3 is a diagram showing an outline of an example of the characteristic change of the module 110 due to the arrangement or failure of the light shielding plate 114 in the present embodiment.
  • FIG. 3A shows an example of a normal Si-based module 110s having no failed cell 112f as shown in FIG. 3B and its operating characteristics. As shown in the diagram on the left, in the situation where there is no fault cell 112f and a current path that does not pass through the BPD 113 is formed in all three clusters 111, the Si-based module 110s has a current-voltage as shown in the diagram on the right. It has characteristics. The operating voltage is controlled so as to obtain the maximum power by a system or the like that controls the photovoltaic power generation system.
  • FIG. 3B shows an example of the Si-based module 110s having the failure cell 112f (that is, the failure module 110f in FIG. 1) and its operating characteristics.
  • the failure cell 112f that is, the failure module 110f in FIG. 1
  • the fault cluster 111f one in the example of FIG. 3
  • the output voltage is the open voltage of one cluster 111 and the forward voltage of one BPD 113 corresponding thereto. Decreases by the sum of and.
  • the output current decreases as shown in the figure.
  • the presence or absence of the failure cluster 111f is estimated by observing the change in the output current.
  • the output voltage in the current-voltage characteristic further decreases as the number of the failure clusters 111f increases, and the output current further decreases accordingly. Accordingly, not only the presence / absence of the failure cluster 111f but also the number thereof can be estimated based on the observed decrease in the output current.
  • the value of the operating voltage may also fluctuate.
  • the operation voltage is handled as not changing compared to when the fault module 110f to be inspected is normal.
  • FIG. 4 is a diagram showing an overview of an example of a method for identifying the failure module 110f in the present embodiment.
  • FIG. 4A shows portions of the reference string 100r and the failure string 100f in FIG.
  • the output current If is measured while imitating the failure of the entire module 110.
  • the presence or absence of a failure that is, the presence or absence of the failure cluster 111f and the number thereof are estimated by sequentially moving the light shielding plate 114 and observing the change in the output current If.
  • the failure cluster 111f is used as a reference / reference when calculating the number of failure clusters 111f (the number of failure clusters 111f in each failure module 110f and the total number of failure clusters 111f in the entire failure string 100).
  • a reference string 100r that can clearly grasp the number of 111f is provided.
  • the reference string 100r is a normal string 100 (not specified as the failure string 100f), and the total number of failure clusters 111f in the entire module 110 included in the reference string 100r is zero. . Therefore, as shown in the figure, when the light shielding plate 114 is installed for any one module 110, in this embodiment, the module 110 has three clusters 111. It is clear that the total number of simulated fault clusters 111f is “3”.
  • the accuracy in calculating the number and total number of the fault clusters 111f can be improved by using the output current Ir of the reference string 100r as a reference.
  • the measurement of the output current Ir of the reference string 100r and the output current If of the fault string 100f is performed at the same timing (at the closest time possible) in order to suppress errors due to environmental changes such as the amount of solar radiation and temperature during measurement. (Including cases). Further, in order to reduce the difference in the amount of solar radiation and temperature between the reference string 100r and the failure string 100f at the same timing, it is desirable that the reference string 100r and the failure string 100f be as close as possible.
  • FIG. 4B shows a state where the light shielding plate 114 is installed in an arbitrary module 110 of the reference string 100r and the light shielding plate 114 is not installed in the failure string 100f, as shown in FIG.
  • the change state of each output current Ir and If when the light shielding plate 114 is sequentially moved to the module 110 (14 modules 110 of (1) to (14) in the example of FIG. 4) is shown. It is a graph. Note that, here, an ideal situation is schematically shown in which an environmental change such as the amount of solar radiation and temperature generated in actual measurement, a measurement error due to noise, and the like are not considered.
  • the output current Ir of the reference string 100r is measured in a state where the light shielding plate 114 is installed in an arbitrary normal module 110, ideally, from the value when the light shielding plate 114 is not installed, the light shielding plate 114 is obtained. As a result, the value becomes a constant value that is reduced by an amount corresponding to the number of fault clusters 111f newly assumed (3 in the present embodiment).
  • the output current If of the fault string 100f corresponds to the total number of fault clusters 111f in the fault string 100f as a whole from a value that would be obtained when there is no fault in the state where the light shielding plate 114 is not installed (the left end of the graph). The value will be reduced by the amount.
  • the number of failure clusters 111f newly assumed by the installation of the light shielding plate 114 in the module 110 is calculated. The value is further reduced by the corresponding amount.
  • the output current If is a value that is reduced by an amount corresponding to the three failure clusters 111f. .
  • the light shielding plate 114 is installed for the failure module 110f in (4) or the like, only the amount corresponding to the newly assumed failure cluster 111f other than the failure cluster 111f actually present in the failure module 110f. Reduced value.
  • the decrease in the output current If when the light shielding plate 114 is installed in the faulty module 110f is smaller than when the light shielding plate 114 is installed in the normal module 110 (the value of the output current If is increased). Based on the value (or change) of the output current If, the presence / absence of the failure cluster 111f existing in the failure module 110f can be estimated.
  • the output current Ir in the reference string 100r in which the number of the failure clusters 111f is clear is used as a reference by the method described later, so that the total number of the failure clusters 111f in the failure string 100f and each failure module 110f It is also possible to estimate the number present in the.
  • FIG. 4C shows the number of estimated failure clusters 111f (estimated number of failures) for each of the 14 modules 110 of (1) to (14), and the total number of failure clusters 111f estimated for the entire failure string 100f. It is the bar graph which showed the condition of (estimated failure total number).
  • the module 110 of (1) and the like as shown in FIG. 4B, the decrease in the output current If is large and the value is small, so the estimated number of the calculated failure clusters 111f is small.
  • the fault module 110f such as (4), since the decrease in the output current If is small and the value is large, the estimated number of fault clusters 111f calculated is large.
  • the estimated failure cluster 111f In this embodiment, in order to specify the failure module 110f and perform inspection and failure diagnosis preferentially, and to omit the actual inspection and the like for the module 110 with a low possibility of failure, in this embodiment, the estimated failure cluster 111f The modules 110 are selected in order from the modules 110 having the largest number (highly likely to be the failed module 110f). Then, the number of failure clusters 111f estimated in each selected module 110 is accumulated and added, and only the modules 110 selected up to the point when the value exceeds the estimated total number of failures are individually supported. Inspections shall be conducted. This eliminates unnecessary inspection work and enables efficient and reliable inspection.
  • FIG. 5 is a diagram showing an outline of an example of a method for calculating the number of failure clusters 111f in the present embodiment.
  • the situation where the output current Ir is measured in the reference string 100r as a reference is shown.
  • the output is performed with the light shielding plate 114 sequentially installed for the fault string 100f to be inspected. This shows a situation where the current If is measured.
  • the total number of failures in the entire failure string 100f is calculated based on the measured output current If and the output current Ir serving as a reference value.
  • the actual number of failure clusters 111f is present, so this value is used as the estimated failure total number.
  • the output current If is measured in a state where the light shielding plate 114 is sequentially installed in each module 110 of (1) to (14) for the fault string 100f, and the output current If measured in each state and the output that becomes the reference value Based on the current Ir, the total number of failures in the entire failure string 100f is calculated.
  • the total number of failures in the entire failure string 100f is calculated.
  • the value obtained by subtracting “7”, which is the number calculated as the total number of failures, from “7”, which is the sum of “4”, is the value of the failure cluster 111f estimated for the module 110 in (1).
  • the estimated number of failures of the failure module 110f in (2) is calculated from “7”, which is the sum of the total number of failures “3” in the reference string 100r and the estimated total number of failures “4” in the failure string 100f.
  • a module 110 having an estimated failure number “1” or more is estimated to be a failure module 110 f having one or more failure clusters 111 f.
  • the values such as the total number of failures, the total number of estimated failures, and the number of estimated failures shown in FIG. 5 are in an ideal situation in which values according to the theoretical values are actually measured. In the above, each of the above values is not necessarily an integer value as illustrated.
  • the estimated number of failures (number of failure clusters 111f) for each module 110 is calculated by the method as described above, in the present embodiment, as shown in FIG.
  • the modules 110 that actually carry out the preferential inspection and the like are selected and extracted until the sum of the estimated total faults exceeds the total estimated fault total.
  • the estimated number of failures calculated for each module 110 may be slightly different among the plurality of modules 110, which may affect the priority when selecting the inspection target. For this reason, in the present embodiment, as described above, the presence / absence of a heat generation location (hot spot) and the heat generation status are automatically or manually determined based on the data captured by the infrared camera 40 for each module 110, and the result The priority order is also determined after considering the above.
  • FIG. 6 is a flowchart showing an outline of an example of a flow of processing of the inspection method for the photovoltaic power generation system in the present embodiment.
  • the fault string 100f and the reference string 100r to be inspected have already been specified.
  • each module 110 of the fault string 100f is imaged by the infrared camera 40, and the presence or absence of a hot spot is confirmed (S10).
  • S10 the presence or absence of a hot spot
  • the front and back surfaces of each module 110 are imaged manually or automatically by the infrared camera 40, and the image data is analyzed by the host system 50 to calculate the temperature of each part.
  • the presence or absence of a hot spot is determined by Information on the presence or absence of hot spots is stored in the host system 50.
  • a check process is performed on the measurement environment such as the state of the current detector 31 that measures the output current and the amount of solar radiation (S20).
  • the detailed processing content is omitted, for example, for the two current detectors 31 connected to the PV unit 30, both of them are installed in the reference string 100r, the output current Ir is measured, and the difference between them (ideal) Zero).
  • the state of the current detector 31 is confirmed according to the difference value.
  • the solar radiation amount may be calculated from the output current Ir by a known calculation method, and if the solar radiation amount is equal to or less than a predetermined threshold, the inspection may be stopped because the solar radiation amount is insufficient.
  • the value of the output current acquired by the current detector 31 may be increased in accuracy by, for example, using an average value of data acquired by performing sampling a plurality of times.
  • FIG. 7 is a flowchart showing an outline of an example of the flow of the estimated failure total number calculation process (S30) in the present embodiment.
  • the two current detectors 31 connected to the PV unit 30 are installed in the reference string 100r and the fault string 100f, respectively (S31).
  • the light shielding plate 114 is installed only for an arbitrary module 110 of the reference string 100r (S32), and in this state, the output current Ir of the reference string 100r and the output current If of the fault string 100f are measured at the same timing (S33). ).
  • the host system 50 calculates the estimated total number of failures in the entire failure string 100f based on the measured output currents Ir and If (S34).
  • S34 the measured output currents Ir and If (S34).
  • the junction constant (diode in the module 110) Performance index
  • parameters related to the reverse saturation current are adjusted, and then the reverse saturation current parameter at the temperature T is adjusted.
  • the operating voltage shown in FIG. 3 is estimated by a known calculation formula.
  • an estimated total number of faults is calculated based on each parameter, measurement environment data (temperature T), measurement data (output current If of fault string 100f), and the operating voltage value estimated above. Specifically, for example, based on the parameters adjusted above, the temperature T, and the output current If, the initial value of the estimated total number of faults is set to zero, and the operating voltage is calculated by a known calculation formula similar to the above. Is estimated. After that, the estimated failure total value is sequentially increased by a predetermined value (for example, 0.1), that is, the number of normally operating clusters 111 is sequentially decreased by a predetermined value to estimate the operating voltage. And the value at the time when the estimated value is equal to or lower than the above-described operating voltage calculated based on the output current Ir of the reference string 100r is set as the estimated total number of failures.
  • a predetermined value for example, 0.1
  • FIG. 8 is a flowchart showing an outline of an example of the flow of the estimated failure number calculation process (S40) of each module 110 in the present embodiment.
  • a loop process that repeats the process is performed for all modules 110 (14 in this embodiment (1) to (14)) included in the failure string 100f.
  • the light shielding plate 114 is installed on the processing target module 110 to simulate a failure (S41), and in this state, the output current Ir of the reference string 100r and the output current If of the failure string 100f are set at the same timing. (S42). Thereafter, the host system 50 calculates the total number of fault clusters 111f (total number of faults) in the fault string 100f in a state in which faults are simulated for the processing target module 110 based on the measured output currents Ir and If. (S43).
  • step S43 Although a detailed calculation method and calculation formula in step S43 are omitted, it is basically the same as the processing in step S34 in the example of FIG. 7, for example, based on the specification value of the module 110 under standard conditions. Then, each parameter and the like in the module 110 is adjusted, and based on the adjusted parameters, the measurement environment data (temperature T), and the measurement data (the output current Ir of the reference string 100r), the calculation formula shown in FIG. Estimate the indicated operating voltage.
  • the total number of faults is calculated based on each parameter, measurement environment data (temperature T), measurement data (output current If of fault string 100f), and the operating voltage value estimated above. Specifically, for example, based on the parameters adjusted above, the temperature T, and the output current If, the initial value of the total number of faults is set to zero, and the operating voltage is calculated by a known calculation formula similar to the above. presume. Thereafter, the value of the total number of failures is sequentially increased by a predetermined value (for example, 0.1), that is, the number of normally operating clusters 111 is sequentially decreased by a predetermined value to estimate the operating voltage. Repeatedly, the value when the estimated value becomes equal to or lower than the above-described operating voltage calculated based on the output current Ir of the reference string 100r is defined as the total number of failures.
  • a predetermined value for example, 0.1
  • the number of failure clusters 111f (estimated failure number) in the module 110 is calculated (S44). Specifically, for example, as shown in the example of FIG. 5, the total number of faults of the fault string 100f calculated in the fault simulated state from the sum of the total fault count of the reference string 100r and the estimated total fault count of the fault string 100f. By subtracting the value, the estimated failure number in the processing target module 110 is calculated. At this time, an adjustment such as weighting the estimated failure number by adding or multiplying a predetermined coefficient based on the presence or absence of the hot spot acquired in step S10 may be performed.
  • the data such as the measurement data and the calculated estimated number of failures is stored so that it can be identified for each position of the module 110 where the light shielding plate 114 is installed. Thereafter, the process proceeds to the next module 110 by a loop process.
  • the case where the light shielding plates 114 are sequentially moved and installed in the adjacent modules 110 of (1) to (14) is shown, but the order of installing the light shielding plates 114 is not necessarily adjacent. It is not restricted to what moves to the module 110 to perform sequentially.
  • the measurement environment such as the amount of solar radiation and the temperature actually fluctuates during that time
  • the output current can also fluctuate accordingly.
  • fluctuations in the output current can be normalized by calculating the estimated number of failures using the output current Ir of the reference string 100r acquired at the same timing as a reference.
  • the failure system 110f is identified by the host system 50 based on the estimated failure total number of each module 110 calculated in S40 (S50). Specifically, for example, the modules 110 are sorted in descending order from the largest estimated number of failures, and the modules 110 having the ranks until the total number of estimated failures exceeds the estimated total number of failures are extracted from the top, and the failure modules 110f are extracted. Identify as a candidate.
  • the failure module 110f specified and sorted in step S50 is inspected for support in order from the top one (S60). For example, the output current and voltage are actually measured in order for each of the target modules 110 to acquire an IV curve, and based on this, the presence or absence of a failure is determined. Thereby, it is possible to omit the inspection on the module 110 having a low possibility of failure and to efficiently perform the inspection from the one having a high possibility of failure.
  • the fault string 100f specified in advance is not required to be disconnected, and the module 110 included in the fault string 100f is not required.
  • the failure module 110f can be identified. That is, the output current If is measured after installing the light shielding plate 114 for each module 110 in the failure string 100f, and the change in the output current If when the light shielding plate 114 is sequentially moved to the other modules 110. , The presence / absence of the failure cluster 111f included in the failure module 110f and the number thereof are estimated.
  • the present invention made by the present inventor has been specifically described based on the embodiments.
  • 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.
  • 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 can be used for a photovoltaic power generation inspection system and a photovoltaic power generation inspection method for detecting a failure of a solar cell module.

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Abstract

太陽電池ストリングにおいて断路を必要とせずに故障している太陽電池モジュールを特定する。代表的な実施の形態は、太陽電池ストリングが並列接続により複数並べて配置された構成を有する太陽光発電システムにおいて故障ストリングに含まれる複数のモジュールの中から故障モジュールを検出する太陽光発電検査システムであって、太陽電池ストリングの出力電流を断路を行わずに測定する電流検出器と、故障ストリングに含まれる各太陽電池モジュールを遮光部材により順次遮光した状態で電流検出器によりそれぞれ測定した複数の出力電流の変化に基づいて故障モジュールを推定する監視部とを有する。

Description

太陽光発電検査システムおよび太陽光発電検査方法
　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の故障を検出する太陽光発電検査システムおよび太陽光発電検査方法に適用して有効な技術に関するものである。
　日本国内では、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たが、今後は既に構築されて運用中の太陽光発電システムに対する故障検出・診断等の保守の市場もより一層拡大するものと考えられる。
　太陽光発電システムや太陽電池モジュール等に対する故障検出や診断に係る技術については既に各種のものが提案されており、例えば、特開２００９－２１３４１号公報（特許文献１）には、太陽電池ストリングの端子（正極または負極）または太陽電池アレイの端子（正極または負極）とアース間に、測定信号波形を印加し、その応答信号波形を前記測定信号波形と比較することによって、太陽電池アレイ中の故障位置と故障種類を特定する技術が記載されている。
　また、特開２０１１－２９５４１号公報（特許文献２）には、太陽電池モジュールが、複数の太陽電池パネルと、複数の太陽電池パネルに入射する入射光の少なくとも一部を遮光するように移動可能な可動部材とを備え、可動部材の移動状態に基づいて、複数の太陽電池パネル各々の作動状態を診断する技術が記載されている。
　また、国際公開第２０１５／０２２７２８号（特許文献３）には、第１の太陽電池ストリングの第１の出力電流と第２の太陽電池ストリングの第２の出力電流をそれぞれ測定し、第１の出力電流の値と第２の出力電流の値とに基づいて第２の太陽電池ストリングの第２の温度特性を算出し、第２の温度特性に基づいて第２の太陽電池ストリングの故障の有無を判定する技術が記載されている。
特開２００９－２１３４１号公報 特開２０１１－２９５４１号公報 国際公開第２０１５／０２２７２８号
　例えば、特許文献１に記載された技術を用いることで、太陽電池アレイ中や太陽電池ストリング中の故障位置等を、太陽電池モジュールを取り外すことなく特定することができる。しかしながら、この場合、太陽電池アレイや太陽電池ストリングの端子とアースとの間に測定信号を印加して応答信号を測定するために断路が必要である。したがって、断路時に系統から切り離される太陽電池ストリング等が生じることで電力ロスが生じることから、特に中小規模の発電施設にとっては影響が大きい。また、作業負荷も高くなり、大規模施設では特に影響が大きい。
　また、特許文献２に記載された技術では、可動部材により一部の太陽電池パネルを遮光した上で、複数の太陽電池パネルの出力を相対比較することで各太陽電池パネルの作動状態を診断するため、光源の状態や光源と太陽電池パネルとの位置関係等に関係なく診断することができる。しかしながら、この場合、各太陽電池パネルからの出力を検出する必要があり、例えば、発電施設のように、多数の太陽電池パネルが直列接続されている構成においては、各太陽電池パネルの出力を個別に検出するのが困難であるため適用することができない。
　一方、特許文献３に記載された技術を用いることで、断路を必要とせずに、故障を有する太陽電池ストリングを特定することができるが、当該太陽電池ストリングに含まれる複数の太陽電池モジュールのいずれが故障しているのかまで特定することはできない。
　そこで本発明の目的は、複数の太陽電池モジュールの直列接続により構成される太陽電池ストリングにおいて、断路を必要とせずに故障している太陽電池モジュールを特定する太陽光発電検査システムおよび太陽光発電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光発電検査システムは、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が並列接続により複数並べて配置された構成を有する太陽光発電システムにおいて、故障を有するものとして特定されている太陽電池ストリングである故障ストリングに含まれる複数の太陽電池モジュールの中から、故障を有する太陽電池モジュールである故障モジュールを検出する太陽光発電検査システムであって、以下の特徴を有するものである。
　すなわち、太陽光発電検査システムは、太陽電池ストリングの出力電流を断路を行わずに測定する電流検出器と、前記故障ストリングに含まれる各太陽電池モジュールを遮光部材により順次遮光した状態で前記電流検出器によりそれぞれ測定した複数の第１の出力電流の変化に基づいて、１つ以上の前記故障モジュールを推定する監視部と、を有する。
　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、複数の太陽電池モジュールの直列接続により構成される太陽電池ストリングにおいて、断路を必要とせずに故障している太陽電池モジュールを特定することが可能となる。
本発明の一実施の形態である太陽光発電検査システムの構成例について概要を示した図である。 本発明の一実施の形態における太陽光発電システムの構成例と遮光方法について概要を示した図である。 （ａ）、（ｂ）は、本発明の一実施の形態における遮光板の配置もしくは故障によるモジュールの特性変化の例について概要を示した図である。 （ａ）～（ｃ）は、本発明の一実施の形態における故障モジュールを特定する方法の例について概要を示した図である。 本発明の一実施の形態における故障クラスタの数を算出する方法の例について概要を示した図である。 本発明の一実施の形態における太陽光発電システムの検査方法の処理の流れの例について概要を示したフローチャートである。 本発明の一実施の形態における推定故障総数算出処理の流れの例について概要を示したフローチャートである。 本発明の一実施の形態における故障擬制状態での故障総数算出処理の流れの例について概要を示したフローチャートである。
　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。一方で、ある図において符号を付して説明した部位について、他の図の説明の際に再度の図示はしないが同一の符号を付して言及する場合がある。
　＜概要＞
　本発明の一実施の形態である太陽光発電検査システムは、例えば、特許文献３に記載されているような従来技術を用いることで、故障を有するものとして予め特定された太陽電池ストリングについて、さらに、断路を必要とせずに、当該太陽電池ストリングに含まれる複数の太陽電池モジュールのうち故障しているものを特定するものである。
　具体的には、対象の太陽電池ストリング内の特定の太陽電池モジュールに対して遮光板を設置した上で、当該太陽電池ストリングの出力電流を測定し、遮光板を他の太陽電池モジュールへ順次移動させた際の出力電流の変化を観測することで、後述する手法により故障している太陽電池モジュールを推定する。本実施の形態では、遮光板により明確な故障を擬制することで、故障している太陽電池モジュールもしくはその総数を推定する際の基準となる値（出力電流の変化量）を取得するため、推定の精度を向上させることができる。
　＜システム構成＞
　図１は、本発明の一実施の形態である太陽光発電検査システムの構成例について概要を示した図である。本実施の形態では、太陽光発電システムにおいて接続箱２０内での結線を介して並列接続された複数の太陽電池ストリングのうち、正常なものの中から所定の基準に基づいて選択された参照ストリング１００ｒの出力電流Ｉｒと、故障を有するものとして特定された検査対象の故障ストリング１００ｆの出力電流Ｉｆとを、ＰＶ（PhotoVoltaic）ユニット３０に接続された電流検出器３１などを用いて同時並行的（同時刻）に測定する構成を有する。
　電流検出器３１は、例えば、一般的なＣＴ（Current Transformer）センサなどのクランプ型電流計を用いて構成することができ、各太陽電池ストリングからの線路を開いて接続するという操作を要さずに非接触で電流を測定することができる。
　非接触での測定以外にも、断路を必要とせず不停止で測定できる手法であれば他の手法であってもよい。例えば、予め各ストリングの配線経路上に電流測定用のセンサ等を挿入しておくような手法であってもよい。また、参照ストリング１００ｒの出力電流Ｉｒと、故障ストリング１００ｆの出力電流Ｉｆとを同じタイミングで並行的に測定することで、後述するように、測定タイミングが異なる場合における日射量や温度等の環境変化による誤差を抑制することができる。
　ＰＶユニット３０で取得した出力電流ＩｒおよびＩｆのデータは、例えば、ＰＣ（Personal Computer）等の情報処理装置からなる上位システム５０（監視部）に送られる。データの送付は、有線／無線のネットワークを介して送信してもよいし、半導体メモリ装置などの外部記憶媒体を介して受け渡してもよい。上位システム５０は、例えば、図示しないＯＳ（Operating System）などのミドルウェア上で稼働するソフトウェア等により、後述する手法によって解析を行って故障ストリング１００ｆ内の１つ以上の故障モジュール１１０ｆを推定する。かかるソフトウェアは、上位システム５０上ではなく、図示しないネットワークを介してアクセス可能なサーバシステム上で稼働するものであってもよい。
　また、上位システム５０は、同様に有線／無線のネットワークや外部記憶媒体を介して、赤外線カメラ４０により撮像された故障ストリング１００ｆ内の各モジュール１１０の表面および裏面の撮像データを取得する。一般的に、故障箇所は高温に発熱する傾向が強いため、赤外線カメラ４０により撮像した画像データに基づいて発熱箇所（ホットスポット）の有無を自動もしくは手動で判定することで、故障の有無を推定する際の追加情報とすることができる。なお、ホットスポットは、故障以外にも、例えばゴミや塵等の障害物が付着しているような場合にも生じ得るため、参考情報や付加情報として用いるものとする。
　本実施の形態では、上述したように、参照ストリング１００ｒおよび故障ストリング１００ｆの各モジュール１１０に対して遮光板１１４を設置して故障を擬制した上で出力電流ＩｒおよびＩｆを測定する。詳細については後述するが、具体的には、参照ストリング１００ｒ内の任意のモジュール１１０に遮光板１１４を設置して測定した出力電流Ｉｒを、故障の有無や故障総数を推定する際の算出基準として用いる。そして、故障ストリング１００ｆについては、遮光板１１４を故障モジュール１１０ｆを含む各モジュール１１０に対して順次移動させて出力電流Ｉｆを測定し、その変化を観測することで故障モジュール１１０ｆを特定する。
　なお、本実施の形態では、故障ストリング１００ｆは予め特定されているものとするが、特定に際しては、例えば、特許文献３に記載されたような技術を用いることができる。この場合、特許文献３に記載された太陽光発電検査システムと、本実施の形態の太陽光発電検査システムとを併合して一つのシステムとして構成することも可能である。これにより、複数の太陽電池ストリングの中から故障ストリング１００ｆの特定する検査と、故障ストリング１００ｆの中から故障モジュール１１０ｆを特定する検査とを１つの検査システムでシームレスに行うことも可能である。
　＜基本概念および原理＞
　図２は、本実施の形態における太陽光発電システムの構成例と遮光方法について概要を示した図である。本実施の形態の太陽光発電システムは、一般的な太陽光発電システムと同様であり、例えば、上段の図に示すように、複数（本実施の形態では１４個）の太陽電池モジュール（図中ではモジュール１１０）が直列に接続された太陽電池ストリング（図中ではストリング１００）が、図示しない接続箱内での結線を介して２つ以上並列に接続される構成を有する。複数の並列接続されたストリング１００を並べて配置して太陽電池アレイ（図中ではアレイ１０）を構成し、アレイ１０毎に接続箱を設けるようにしてもよい。
　そして、これらはさらに集約されて、図示しないＤＣ／ＤＣコンバータおよびインバータ、もしくはこれらを含むＰＣＳ（Power Conditioning System）を介して電力系統に接続される構成を有する。これにより、各ストリング１００が生成した電力を電力系統に対して出力することができる。
　図２の下段の図では、モジュール１１０の構成例について概要を示している。左側の図はＳｉ（シリコン）系モジュール１１０ｓ、右側の図はＣＩＳ（銅、インジウム、セレン）系モジュール１１０ｃの構成例をそれぞれ示している。Ｓｉ系モジュール１１０ｓ、ＣＩＳ系モジュール１１０ｃのいずれも、太陽光を電力に変換する半導体素子等からなるセル１１２の直列接続によって構成されるが、その配列やバイパスダイオード（ＢＰＤ）１１３の挿入箇所は異なる。なお、ＢＰＤ１１３は、故障したセル１１２が発生した場合の電流経路を確保するためにモジュール１１０内に設置されるのが通常である。
　Ｓｉ系モジュール１１０ｓでは、格子状に配置されたセル１１２について、図示するような往復態様の電流経路が形成されるように直列接続され、１往復の単位でＢＰＤ１１３が並列接続される。そして、この１往復の電流経路に含まれるセル１１２群をクラスタ１１１としている。すなわち、クラスタ１１１毎にＢＰＤ１１３が並列接続され、クラスタ１１１内のセル１１２で故障が生じた場合は、当該クラスタ１１１に対するＢＰＤ１１３が電流経路となり、当該クラスタ１１１のみが切り離されることで影響範囲を限定し、可用性を高めている。
　なお、本実施の形態のＳｉ系モジュール１１０ｓでは、クラスタ１１１を３つ有し、１つのクラスタ１１１では、片道あたり１０個のセル１１２を有しているものとする。すなわち、１つのクラスタ１１１は、１０（列）×２（行）＝２０個のセル１１２からなり、１つのＳｉ系モジュール１１０ｓは２０（個）×３（クラスタ）＝６０個のセル１１２からなっている。そして、クラスタ１１１が３つであることから、ＢＰＤ１１３も３つ有している。
　このようなＳｉ系モジュール１１０ｓに対して遮光板１１４を設置して故障を擬制する際は、例えば、図示するように、電流経路の方向と直交する方向（列方向）で、Ｓｉ系モジュール１１０ｓを横断するよう全てのクラスタ１１１を跨った状態で、少なくとも１列以上のセル１１２が覆われるように設置する。これにより、遮光板１１４を設置することで３つのクラスタ１１１全てが故障と同等のセル１１２を有することになり（図２の例では１つのクラスタ１１１あたり２つのセル１１２）、ＢＰＤ１１３を介して電流経路が形成される。
　なお、３つのクラスタ１１１を故障と同等の状態にすることができるのであれば、遮光板１１４の設置方法はこれに限られない。例えば、遮光板１１４を設置する位置については、作業員等の設置作業の便宜を考慮して、例えば、左端／右端など最も近い１列のセル１１２全体を覆うようにするなど、適宜決定することができる。また、遮光板１１４についても、図２の例では１列のセル１１２全体を覆う幅を有するものとしているが、２列以上のセル１１２を覆う幅を有するものであってもよいし、モジュール１１０全体を覆うようなものであってもよい。複数枚の遮光板１１４を用いるものであってもよい。また、作業員等が手動で設置する場合に限らず、例えば、自動で遮光板１１４を移動させる仕組みを設けるものであってもよい。
　一方で、３つのクラスタ１１１全てではなく、１つもしくは２つなど一部のクラスタ１１１のみを覆うように遮光板１１４を構成することも可能である。この場合、モジュール１１０の単位ではなくクラスタ１１１の単位で故障の有無を特定することが理論的には可能である。しかしながら、検査の作業量が大きく増加するのに加えて、例えば、１つのクラスタ１１１で故障が生じた場合には、当該クラスタ１１１の単位で交換や修理等の保守が行われるのではなく、モジュール１１０の単位で交換等が行われるのが通常である。したがって、本実施の形態では、３つのクラスタ１１１全てについて遮光板１１４を設置することでモジュール１１０全体について故障を擬制するものとする。
　図２の下段右側の図に示すＣＩＳ系モジュール１１０ｃでは、帯状に配置されたセル１１２について、図示するような一方向の電流経路が形成されるように直列接続される構成を有し、ＢＰＤ１１３も全体で１つ並列接続される。この場合、モジュール１１０の故障を擬制するためには、遮光板１１４は、例えば、図示するように、少なくとも１つ以上（図２の例では２つ）のセル１１２全体を覆うように設置する。Ｓｉ系モジュール１１０ｓの場合と同様に、遮光板１１４の設置方法は図示するものに限られない。
　なお、以下の説明では、ストリング１００にＳｉ系モジュール１１０ｓが用いられていることを前提として説明するが、ＣＩＳ系モジュール１１０ｃが用いられている場合も、１つのクラスタ１１１のみを有しているものと取り扱うことで同様に適用可能である。
　図３は、本実施の形態における遮光板１１４の配置もしくは故障によるモジュール１１０の特性変化の例について概要を示した図である。図３（ａ）は、図３（ｂ）に示すような故障セル１１２ｆがない正常なＳｉ系モジュール１１０ｓとその動作特性の例を示している。左側の図に示すように故障セル１１２ｆがなく、３つ全てのクラスタ１１１においてＢＰＤ１１３を介さない電流経路が形成されている状況では、Ｓｉ系モジュール１１０ｓは、右側の図に示すような電流－電圧特性を有している。動作電圧は、太陽光発電システムの制御を行うシステム等により、最大電力が得られるよう制御されている。
　図３（ｂ）は、故障セル１１２ｆを有するＳｉ系モジュール１１０ｓ（すなわち図１における故障モジュール１１０ｆ）とその動作特性の例を示している。左側の図に示すように、故障セル１１２ｆがある場合（図３の例では１つ）、これが含まれる故障クラスタ１１１ｆ（図３の例では１つ）は切り離されてＢＰＤ１１３を介した電流経路が形成される。この場合、右側の図に示すように、Ｓｉ系モジュール１１０ｓの電流－電圧特性において、出力電圧は、１つ分のクラスタ１１１の開放電圧と、これに対応する１つ分のＢＰＤ１１３の順方向電圧との合算分だけ減少する。
　このとき、動作電圧が図３（ａ）に示した正常時と同じになるように制御されているとした場合、図示するように、出力電流は減少することになる。本実施の形態では、この出力電流の変化を観測することで、故障クラスタ１１１ｆの有無を推測する。故障クラスタ１１１ｆが他にもある場合、その数が増えるに従って電流－電圧特性における出力電圧はさらに減少し、これに伴って出力電流もさらに減少することになる。したがって、観測された出力電流の減少の程度に基づいて故障クラスタ１１１ｆの有無だけでなくその数も推測することができる。
　なお、故障クラスタ１１１ｆがある場合、厳密には動作電圧の値も変動し得るが、例えば、メガソーラーのような大規模施設で多数のモジュール１１０が直列接続された環境の場合には、全体としての動作電圧に対する影響は極めて微小である。したがって、本実施の形態では、計算の便宜等も考慮し、検査対象の故障モジュール１１０ｆが正常であるときと比べて動作電圧は変わらないものとして取り扱う。
　＜故障モジュールの特定方法＞
　図４は、本実施の形態における故障モジュール１１０ｆを特定する方法の例について概要を示した図である。図４（ａ）は、図１における参照ストリング１００ｒおよび故障ストリング１００ｆの部分を示している。本実施の形態では、上述したように、故障ストリング１００ｆ内のモジュール１１０に対して遮光板１１４を設置することで、当該モジュール１１０全体について故障を擬制しつつ、出力電流Ｉｆを測定する。そして、遮光板１１４を順次移動させて出力電流Ｉｆの変化を観測することにより、故障の有無、すなわち、故障クラスタ１１１ｆの有無およびその数を推定する。
　実際の測定においては、測定毎もしくは測定中の日射量や温度等の環境の変化による誤差などにより、故障ストリング１００ｆにおける出力電流Ｉｆの変化のみからでは故障クラスタ１１１ｆの数を正しく算出することが難しい場合がある。
　そこで、本実施の形態では、故障クラスタ１１１ｆの数（各故障モジュール１１０ｆにおける故障クラスタ１１１ｆの数および故障ストリング１００全体における故障クラスタ１１１ｆの総数）を算出する際の基準／リファレンスとするため、故障クラスタ１１１ｆの数を明確に把握することができる参照ストリング１００ｒを設ける。上述したように、参照ストリング１００ｒは、正常な（故障ストリング１００ｆとしては特定されなかった）ストリング１００であり、参照ストリング１００ｒに含まれるモジュール１１０全体において故障クラスタ１１１ｆの総数はゼロであるものとする。したがって、図示するように、任意の１つのモジュール１１０に対して遮光板１１４を設置した場合、本実施の形態では、モジュール１１０は３つのクラスタ１１１を有しているため、遮光板１１４の設置によって擬制された故障クラスタ１１１ｆの総数は「３」であることが明確である。
　よって、故障ストリング１００ｆの出力電流Ｉｆの変化を観測する際に、参照ストリング１００ｒの出力電流Ｉｒを基準とすることで、故障クラスタ１１１ｆの数および総数を算出する際の精度を向上させることができる。このとき、測定中の日射量や温度等の環境の変化による誤差を抑制するため、参照ストリング１００ｒの出力電流Ｉｒおよび故障ストリング１００ｆの出力電流Ｉｆの測定は同じタイミング（可能な限り近接した時刻の場合も含む）で行うのが望ましい。また、同じタイミングでの参照ストリング１００ｒと故障ストリング１００ｆとの間の日射量や温度等の差を低減させるため、参照ストリング１００ｒと故障ストリング１００ｆとは可能な限り近接しているのが望ましい。
　図４（ｂ）は、図４（ａ）に示したように、参照ストリング１００ｒの任意のモジュール１１０に遮光板１１４を設置した状態で、故障ストリング１００ｆにおいて遮光板１１４を設置しない状態、および各モジュール１１０（図４の例では（１）～（１４）の１４個のモジュール１１０）に順次遮光板１１４を移動して設置した場合の、それぞれの出力電流ＩｒとＩｆの変化の状況を示したグラフである。なお、ここでは、実際の測定において生じる日射量や温度等の環境変化やノイズ等による測定誤差等を考慮しない理想的な状況を模式的に示している。
　参照ストリング１００ｒの出力電流Ｉｒは、任意の正常なモジュール１１０に遮光板１１４が設置された状態での測定であるため、理想的には、遮光板１１４を設置しない場合の値から、遮光板１１４により新たに擬制される故障クラスタ１１１ｆの数（本実施の形態では「３」）に対応する分だけ減少した一定の値となる。
　一方、故障ストリング１００ｆの出力電流Ｉｆは、遮光板１１４を設置しない状態（グラフの左端）では、故障がない場合に得られるであろう値から故障ストリング１００ｆ全体での故障クラスタ１１１ｆの総数に対応した分だけ減少した値となる。そして、各モジュール１１０（故障モジュール１１０ｆを含む）に対して遮光板１１４を順次設置した場合は、当該モジュール１１０において遮光板１１４の設置により新たに擬制されることになった故障クラスタ１１１ｆの数に対応した分だけさらに減少した値となる。
　すなわち、例えば（１）などの故障クラスタ１１１ｆを有さない正常なモジュール１１０に対して遮光板１１４を設置した場合は、出力電流Ｉｆは３つの故障クラスタ１１１ｆに対応した分だけ減少した値となる。一方、（４）などの故障モジュール１１０ｆに対して遮光板１１４を設置した場合は、当該故障モジュール１１０ｆ内に実際に存在する故障クラスタ１１１ｆ以外に新たに擬制された故障クラスタ１１１ｆに対応した分だけ減少した値となる。
　したがって、故障モジュール１１０ｆに遮光板１１４を設置した場合の出力電流Ｉｆの減少分は、正常なモジュール１１０に遮光板１１４を設置した場合よりも小さくなる（出力電流Ｉｆの値は大きくなる）。そして、この出力電流Ｉｆの値（もしくは変化分）に基づいて、故障モジュール１１０ｆ内に存在する故障クラスタ１１１ｆの有無を推定することができる。
　さらに、本実施の形態では、後述する手法により、故障クラスタ１１１ｆの数が明確な参照ストリング１００ｒにおける出力電流Ｉｒを基準として用いることで、故障ストリング１００ｆにおける故障クラスタ１１１ｆの総数や、各故障モジュール１１０ｆ内に存在する数についても推定することができる。
　図４（ｃ）は、（１）～（１４）の１４個のモジュール１１０についてそれぞれ推定された故障クラスタ１１１ｆの数（推定故障数）と、故障ストリング１００ｆ全体で推定された故障クラスタ１１１ｆの総数（推定故障総数）の状況を示した棒グラフである。例えば、（１）のモジュール１１０などでは、図４（ｂ）に示したように、出力電流Ｉｆの減少分が大きく、値が小さいことから、算出される故障クラスタ１１１ｆの推定数は小さくなる。逆に、（４）などの故障モジュール１１０ｆについては、出力電流Ｉｆの減少分が小さく、値が大きいことから、算出される故障クラスタ１１１ｆの推定数は大きくなる。
　故障モジュール１１０ｆを特定して優先的に検査や故障診断等を行い、故障の可能性の低いモジュール１１０については実際の検査等を省略できるよう、本実施の形態では、推定された故障クラスタ１１１ｆの数が大きい（故障モジュール１１０ｆである可能性が高い）モジュール１１０から順に検査対象として選択する。そして、選択された各モジュール１１０において推定された故障クラスタ１１１ｆの数を累積・合算し、その値が推定故障総数を超えた時点までに選択されたモジュール１１０についてのみ、個別的に裏付けのための検査等を行うものとする。これにより、無用な検査作業を排除して効率的かつ確実な検査を行うことが可能となる。
　図５は、本実施の形態における故障クラスタ１１１ｆの数を算出する方法の例について概要を示した図である。最上段の図において、リファレンスとなる参照ストリング１００ｒにおいて出力電流Ｉｒを測定している状況を示し、その下段以降の各図に、検査対象の故障ストリング１００ｆについて遮光板１１４を順次設置した状態で出力電流Ｉｆを測定している状況を示している。
　まず、参照ストリング１００ｒについて任意のモジュール１１０（図５の例では（１）のモジュール１１０）に遮光板１１４を設置した状態とし、さらに、検査対象の故障ストリング１００ｆについて遮光板１１４を設置しない状態（故障ストリング１００ｆにおける最上段の図）として、それぞれの出力電流ＩｒおよびＩｆを測定する。参照ストリング１００ｒでは、故障クラスタ１１１ｆの総数（故障総数）は、遮光板１１４により擬制された３つであることが明確であるため、この状況での出力電流Ｉｒを、故障クラスタ１１１ｆの数を算出・推定する際の基準値とすることができる。
　一方、故障ストリング１００ｆでは、測定された出力電流Ｉｆと、基準値となる出力電流Ｉｒとに基づいて、故障ストリング１００ｆ全体における故障総数を算出する。遮光板１１４を設置しない状態では、実際に存在する故障クラスタ１１１ｆの数となるため、この値を推定故障総数とする。図５の例では、（２）のモジュール１１０に１つ、（４）のモジュール１１０に２つ、（１３）のモジュールに１つの合計４つの故障クラスタ１１１ｆが存在し、推定故障総数が「４」と算出された場合を示している（どのモジュール１１０にいくつの故障クラスタ１１１ｆが存在するかの内訳はこの時点では不明）。
　その後、故障ストリング１００ｆについて（１）～（１４）の各モジュール１１０に順次遮光板１１４を設置した状態で出力電流Ｉｆを測定し、各状態において測定された出力電流Ｉｆと、基準値となる出力電流Ｉｒとに基づいて、故障ストリング１００ｆ全体における故障総数を算出する。なお、図５の例では、説明の便宜上、実測した値から故障総数の理論値通りの値が算出されたものとする。
　（１）のモジュール１１０に遮光板１１４を設置した状態では、（２）、（４）、（１３）の各モジュール１１０に存在する合計４つの故障クラスタ１１１ｆに加えて、新たに遮光板１１４により擬制された故障クラスタ１１１ｆが３つ追加されるため、故障総数は「３＋４＝７」として算出される。このとき、参照ストリング１００ｒにおける故障総数、すなわち正常なモジュール１１０において遮光板１１４により新たに擬制される故障クラスタ１１１ｆの数である「３」と、故障ストリング１００ｆにおいて推定故障総数として算出された数である「４」との和である「７」から、ここで故障総数として算出された数である「７」を減算した値が、（１）のモジュール１１０に対して推定される故障クラスタ１１１ｆの数（推定故障数）である。すなわち、「７－７＝０」であり、（１）のモジュール１１０における推定故障数は「０」となる。
　次に、（２）のモジュール１１０（故障モジュール１１０ｆ）に遮光板１１４を設置した状態では、（４）、（１３）のモジュール１１０に存在する合計３つの故障クラスタ１１１ｆに加えて、遮光板１１４により擬制された故障クラスタ１１１ｆが３つ追加されるため、故障総数は「３＋３＝６」として算出される。すなわち、元来（２）の故障モジュール１１０ｆが有していた１つの故障クラスタ１１１ｆについては、遮光板１１４により擬制された故障に吸収された状態となる。このとき、（２）の故障モジュール１１０ｆの推定故障数は、参照ストリング１００ｒにおける故障総数「３」と故障ストリング１００ｆにおける推定故障総数「４」の和である「７」から、ここで算出された故障総数の「６」を減算して「７－６＝１」となる。
　以下、（３）～（１４）の各モジュール１１０に対して同様の処理を行うことにより、各モジュール１１０に対する推定故障数を図示するように算出することができる。基本的には、推定故障数が「１」以上のモジュール１１０は、故障クラスタ１１１ｆを１つ以上有する故障モジュール１１０ｆであると推定される。なお、上述したように、図５に示した故障総数や推定故障総数、推定故障数などの値は、理論値通りの値が実測されるような理想的な状況におけるものであり、実際の検査において上記の各値は必ずしも図示するような整数値になるとは限らない。
　上記のような手法により各モジュール１１０についての推定故障数（故障クラスタ１１１ｆの数）が算出されると、本実施の形態では、上述の図４において示したように、推定故障数が大きいモジュール１１０から順に、推定故障総数を合算した値が推定故障総数を超えるまで、実際に裏付けのための検査等を優先的に行うモジュール１１０を選択・抽出する。なお、実際には、各モジュール１１０について算出された推定故障数が複数のモジュール１１０間で微差となり、検査対象を選択する際の優先順位に影響を及ぼし得る場合がある。このため、本実施の形態では、上述したように、各モジュール１１０について赤外線カメラ４０により撮像したデータに基づいて発熱箇所（ホットスポット）の有無や発熱状況等を自動もしくは手動で判定し、その結果も考慮した上で優先順位を決定する。
　＜処理の流れ＞
　図６は、本実施の形態における太陽光発電システムの検査方法の処理の流れの例について概要を示したフローチャートである。当該処理を開始するにあたり、既に検査対象となる故障ストリング１００ｆおよび参照ストリング１００ｒは特定されているものとする。まず、事前準備として、赤外線カメラ４０により故障ストリング１００ｆの各モジュール１１０を撮像し、ホットスポットの有無を確認する（Ｓ１０）。詳細な処理内容については省略するが、例えば、手動もしくは自動で赤外線カメラ４０により各モジュール１１０の表面および裏面についてそれぞれ撮像を行い、撮像データを上位システム５０により解析して各部の温度計算を行うことでホットスポットの有無を判定する。ホットスポットの有無の情報は上位システム５０に記憶しておく。
　次に、出力電流を測定する電流検出器３１の状態や、日射量などの測定環境についてのチェック処理を行う（Ｓ２０）。詳細な処理内容については省略するが、例えば、ＰＶユニット３０に接続された２つの電流検出器３１について、両者をいずれも参照ストリング１００ｒに設置して出力電流Ｉｒを測定し、両者の差分（理想的にはゼロ）を取得する。上位システム５０では、この差分の値に応じて電流検出器３１の状態を確認する。また、差分の値に応じて各電流検出器３１の測定結果に対する補正量を決定するキャリブレーションを行ってもよい。また、出力電流Ｉｒから公知の計算手法により日射量を算出し、所定の閾値以下の場合は日射量不足として検査を中止するようにしてもよい。なお、電流検出器３１により取得する出力電流の値は、例えば、複数回のサンプリングを行って取得したデータの平均値とする等により精度を上げるようにしてもよい。
　その後、実際の検査として、まず、図４に示したように、故障ストリング１００ｆ全体において実際に存在する故障クラスタ１１１ｆの総数である推定故障総数を算出する（Ｓ３０）。図７は、本実施の形態における推定故障総数算出処理（Ｓ３０）の流れの例について概要を示したフローチャートである。まず、ＰＶユニット３０に接続された２つの電流検出器３１をそれぞれ参照ストリング１００ｒおよび故障ストリング１００ｆにそれぞれ設置する（Ｓ３１）。そして、参照ストリング１００ｒの任意のモジュール１１０に対してのみ遮光板１１４を設置し（Ｓ３２）、この状態で参照ストリング１００ｒの出力電流Ｉｒおよび故障ストリング１００ｆの出力電流Ｉｆを同じタイミングで測定する（Ｓ３３）。
　その後、上位システム５０により、測定された出力電流ＩｒおよびＩｆに基づいて、故障ストリング１００ｆ全体における推定故障総数を算出する（Ｓ３４）。詳細な計算方法や計算式については省略するが、例えば、まず、標準条件（気温Ｔ＝２５℃、日射量＝１）でのモジュール１１０の仕様の値に基づいて、モジュール１１０における接合定数（ダイオード性能指数）や、逆方向飽和電流に関連するパラメータ等を調整した上で、温度Ｔにおける逆方向飽和電流のパラメータを調整する。そして、調整した各パラメータと、測定環境データ（温度Ｔ）、および測定データ（参照ストリング１００ｒの出力電流Ｉｒ）に基づいて、公知の計算式により図３に示した動作電圧を推定する。
　そして、各パラメータと、測定環境データ（温度Ｔ）、測定データ（故障ストリング１００ｆの出力電流Ｉｆ）、および上記で推定した動作電圧の値に基づいて推定故障総数を算出する。具体的には、例えば、上記で調整した各パラメータと、温度Ｔ、および出力電流Ｉｆに基づいて、推定故障総数の初期値をゼロとした上で、上記と同様の公知の計算式により動作電圧を推定する。その後、推定故障総数の値を所定の値（例えば、０．１など）ずつ順次増加させて、すなわち、正常に動作しているクラスタ１１１の数を所定の値ずつ順次減少させて動作電圧の推定を繰り返し、推定した値が参照ストリング１００ｒの出力電流Ｉｒに基づいて算出した上記の動作電圧以下となった時点での値を推定故障総数とする。
　図６に戻り、その後、故障ストリング１００ｆの各モジュール１１０における故障クラスタ１１１ｆの数（推定故障数）をそれぞれ算出する（Ｓ４０）。図８は、本実施の形態における各モジュール１１０の推定故障数算出処理（Ｓ４０）の流れ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、故障ストリング１００ｆに含まれる全てのモジュール１１０（本実施の形態では（１）～（１４）の１４個）について処理を繰り返すループ処理を行う。
　ループ処理では、まず、処理対象のモジュール１１０に対して遮光板１１４を設置して故障を擬制し（Ｓ４１）、この状態で参照ストリング１００ｒの出力電流Ｉｒおよび故障ストリング１００ｆの出力電流Ｉｆを同じタイミングで測定する（Ｓ４２）。その後、上位システム５０により、測定された出力電流ＩｒおよびＩｆに基づいて、処理対象のモジュール１１０に対して故障が擬制された状態での故障ストリング１００ｆにおける故障クラスタ１１１ｆの総数（故障総数）を算出する（Ｓ４３）。
　ステップＳ４３における詳細な計算方法や計算式については省略するが、基本的には図７の例におけるステップＳ３４の処理と同様であり、例えば、まず、標準条件でのモジュール１１０の仕様の値に基づいて、モジュール１１０における各パラメータ等を調整し、調整した各パラメータと、測定環境データ（温度Ｔ）、および測定データ（参照ストリング１００ｒの出力電流Ｉｒ）に基づいて、公知の計算式により図３に示した動作電圧を推定する。
　そして、各パラメータと、測定環境データ（温度Ｔ）、測定データ（故障ストリング１００ｆの出力電流Ｉｆ）、および上記で推定した動作電圧の値に基づいて故障総数を算出する。具体的には、例えば、上記で調整した各パラメータと、温度Ｔ、および出力電流Ｉｆに基づいて、故障総数の初期値をゼロとした上で、上記と同様の公知の計算式により動作電圧を推定する。その後、故障総数の値を所定の値（例えば、０．１など）ずつ順次増加させて、すなわち、正常に動作しているクラスタ１１１の数を所定の値ずつ順次減少させて動作電圧の推定を繰り返し、推定した値が参照ストリング１００ｒの出力電流Ｉｒに基づいて算出した上記の動作電圧以下となった時点での値を故障総数とする。
　次に、ステップＳ３０で算出した故障ストリング１００ｆの推定故障総数と、ステップＳ４３で算出した故障擬制状態での故障ストリング１００ｆの故障総数、および参照ストリング１００ｒの故障総数の値を用いて、処理対象のモジュール１１０における故障クラスタ１１１ｆの数（推定故障数）を算出する（Ｓ４４）。具体的には、例えば、図５の例に示したように、参照ストリング１００ｒの故障総数と、故障ストリング１００ｆの推定故障総数の和から、故障擬制状態で算出された故障ストリング１００ｆの故障総数の値を減算することで、処理対象のモジュール１１０における推定故障数を算出する。このとき、ステップＳ１０で取得したホットスポットの有無に基づく所定の係数等を加算もしくは乗算して、推定故障数に重み付けをするなどの調整を行ってもよい。
　なお、測定データや算出した推定故障数などのデータは、遮光板１１４を設置したモジュール１１０の位置毎に識別可能なように保存しておく。その後、ループ処理により次のモジュール１１０の処理に移る。なお、図５に示した例では、（１）～（１４）の隣接するモジュール１１０に順次遮光板１１４を移動して設置する場合を示しているが、遮光板１１４を設置する順序は必ずしも隣接するモジュール１１０に順次移動するものに限られない。
　故障ストリング１００ｆの各モジュール１１０について順次処理を行う場合、実際には、その間に日射量や温度等の測定環境が変動し、これに伴って出力電流も変動し得る。これに対し、上述した処理フローのように、同じタイミングで取得した参照ストリング１００ｒの出力電流Ｉｒをリファレンスとして推定故障数を算出することにより、出力電流の変動を正規化することができる。
　図６に戻り、Ｓ４０で算出した各モジュール１１０の推定故障総数に基づいて、上位システム５０により故障モジュール１１０ｆを特定する（Ｓ５０）。具体的には、例えば、各モジュール１１０を推定故障数が大きいものから降順にソートし、上位から推定故障数の合計が推定故障総数を超えるまでの順位のモジュール１１０を抽出して、故障モジュール１１０ｆの候補として特定する。
　その後、ステップＳ５０において特定およびソートされた故障モジュール１１０ｆに対して、上位のものから順に裏付けのための検査を行う（Ｓ６０）。例えば、対象の各モジュール１１０について順に出力電流、電圧を実際に測定してＩ－Ｖカーブを取得し、これに基づいて故障の有無を判断する。これにより、故障の可能性が低いモジュール１１０に対する検査を省略し、故障の可能性の高いものから効率的に検査を行うことが可能である。
　以上に説明したように、本発明の一実施の形態である太陽光発電検査システム１によれば、予め特定された故障ストリング１００ｆについて、断路を必要とせずに、これに含まれるモジュール１１０の中から故障モジュール１１０ｆを特定することができる。すなわち、故障ストリング１００ｆ内の各モジュール１１０に対して遮光板１１４を設置した上で出力電流Ｉｆを測定し、さらに、遮光板１１４を他のモジュール１１０へ順次移動させた際の出力電流Ｉｆの変化を観測することで、故障モジュール１１０ｆに含まれる故障クラスタ１１１ｆの有無およびその数を推定する。
　このとき、参照ストリング１００ｒにおいて遮光板１１４により明確な故障を擬制することで、故障モジュール１１０ｆに含まれる故障クラスタ１１１ｆの数および故障ストリング１００ｆ全体での総数を推定する際の基準となる値（出力電流の変化量）を得ることができる。また、参照ストリング１００ｒの出力電流Ｉｒと、故障ストリング１００ｆの出力電流Ｉｆとを同じタイミングで測定し、これらに基づいて故障クラスタ１１１ｆの数を算出して正規化することで、測定タイミングの相違による日射量や温度等の環境変化による影響を排除することができる。これらにより、故障モジュール１１０ｆの特定の精度を向上させ、各モジュール１１０に対する実際の検査を行う際の効率を大きく向上させることができる。
　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、上記の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の故障を検出する太陽光発電検査システムおよび太陽光発電検査方法に利用可能である。
１…太陽光発電検査システム、
１０…アレイ、２０…接続箱、３０…ＰＶユニット、３１…電流検出器、４０…赤外線カメラ、
１００…ストリング、１００ｒ…参照ストリング、１００ｆ…故障ストリング、１１０…モジュール、１１０ｓ…Ｓｉ系モジュール、１１０ｃ…ＣＩＳ系モジュール、１１０ｆ…故障モジュール、１１１…クラスタ、１１１ｆ…故障クラスタ、１１２…セル、１１２ｆ…故障セル、１１３…ＢＰＤ、１１４…遮光板

Claims (10)

  1. 　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が並列接続により複数並べて配置された構成を有する太陽光発電システムにおいて、故障を有するものとして特定されている太陽電池ストリングである故障ストリングに含まれる複数の太陽電池モジュールの中から、故障を有する太陽電池モジュールである故障モジュールを検出する太陽光発電検査システムであって、
    　太陽電池ストリングの出力電流を断路を行わずに測定する電流検出器と、
    　前記故障ストリングに含まれる各太陽電池モジュールを遮光部材により順次遮光した状態で前記電流検出器によりそれぞれ測定した複数の第１の出力電流の変化に基づいて、１つ以上の前記故障モジュールを推定する監視部と、
    　を有する、太陽光発電検査システム。
  2. 　請求項１に記載の太陽光発電検査システムにおいて、
    　太陽電池モジュールは、故障の単位となる１以上の所定の数のクラスタを含み、
    　前記電流検出器は、前記故障ストリングの前記各第１の出力電流の測定と同じタイミングで、故障を有しないものとして特定されている太陽電池ストリングの中の所定の参照ストリングについて、前記参照ストリングに含まれる任意の１つの太陽電池モジュールを前記遮光部材により遮光した状態で第２の出力電流を測定し、
    　前記監視部は、前記第２の出力電流を、前記遮光部材により故障が擬制されたクラスタの数である第１の数に対応する基準として、前記各第１の出力電流に基づいて前記故障ストリングにおける故障クラスタの総数である第２の数をそれぞれ算出し、前記第２の数の変化に基づいて、対応する前記第１の出力電流を測定した際に前記遮光部材により遮光されていた太陽電池モジュールにおける故障の有無を推定する、太陽光発電検査システム。
  3. 　請求項２に記載の太陽光発電検査システムにおいて、
    　前記監視部は、前記故障ストリングに含まれる全ての太陽電池モジュールに対して前記遮光部材による遮光を行わない状態で測定した前記第１の出力電流に基づいて、前記故障ストリングに含まれる故障クラスタの総数である第３の数を算出し、前記第１の数と前記第３の数との和から前記各第２の数をそれぞれ別に減算して得られた第４の数を、対象の前記第２の数に対応する前記第１の出力電流を測定した際に前記遮光部材により遮光されていた太陽電池モジュールにおける故障クラスタの数と推定する、太陽光発電検査システム。
  4. 　請求項３に記載の太陽光発電検査システムにおいて、
    　前記監視部は、前記故障ストリングに含まれる各太陽電池モジュールを、対応する前記第４の数が大きいものから順に、前記第４の数の合計が前記第３の数を超えるまで抽出し、前記故障モジュールの候補として出力する、太陽光発電検査システム。
  5. 　請求項３に記載の太陽光発電検査システムにおいて、
    　さらに、赤外線カメラを有し、
    　前記監視部は、前記赤外線カメラにより前記故障ストリングに含まれる各太陽電池モジュールの表面および／または裏面を撮影した撮像データを取得し、前記撮像データを解析した結果に基づいて、対象の太陽電池モジュールにおける前記第４の数を調整する、太陽光発電検査システム。
  6. 　請求項１または２に記載の太陽光発電検査システムにおいて、
    　前記遮光部材は、遮光の対象の太陽電池モジュールにおいて少なくとも１つ以上のセルを遮光するものである、太陽光発電検査システム。
  7. 　請求項１または２に記載の太陽光発電検査システムにおいて、
    　前記電流検出器は、非接触型の電流センサにより太陽電池ストリングの出力電流を測定する、太陽光発電検査システム。
  8. 　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が並列接続により複数並べて配置された構成を有する太陽光発電システムにおいて、故障を有するものとして特定されている太陽電池ストリングである故障ストリングに含まれる複数の太陽電池モジュールの中から、故障を有する太陽電池モジュールである故障モジュールを検出する太陽光発電検査方法であって、
    　前記故障ストリングに含まれる各太陽電池モジュールを遮光部材により順次遮光した状態で、前記故障ストリングの第１の出力電流を断路を行わずにそれぞれ測定する第１の工程と、
    　測定された複数の前記第１の出力電流の変化に基づいて、１つ以上の前記故障モジュールを推定する第２の工程と、
    　を有する、太陽光発電検査方法。
  9. 　請求項８に記載の太陽光発電検査方法において、
    　太陽電池モジュールは、故障の単位となる１以上の所定の数のクラスタを含み、
    　さらに、前記第１の工程における前記故障ストリングの前記各第１の出力電流の測定と同じタイミングで、故障を有しないものとして特定されている太陽電池ストリングの中の所定の参照ストリングについて、前記参照ストリングに含まれる任意の１つの太陽電池モジュールを前記遮光部材により遮光した状態で第２の出力電流を測定する第３の工程を有し、
    　前記第２の工程では、前記第２の出力電流を、前記遮光部材により故障が擬制されたクラスタの数である第１の数に対応する基準として、前記各第１の出力電流に基づいて前記故障ストリングにおける故障クラスタの総数である第２の数をそれぞれ算出し、前記第２の数の変化に基づいて、対応する前記第１の出力電流を測定した際に前記遮光部材により遮光されていた太陽電池モジュールにおける故障の有無を推定する、太陽光発電検査方法。
  10. 　請求項９に記載の太陽光発電検査方法において、
    　さらに、前記故障ストリングに含まれる全ての太陽電池モジュールに対して前記遮光部材による遮光を行わない状態で前記第１の出力電流を測定する第４の工程を有し、
    　前記第２の工程では、前記第４の工程で測定された前記第１の出力電流に基づいて、前記故障ストリングに含まれる故障クラスタの総数である第３の数を算出し、前記第１の数と前記第３の数との和から前記各第２の数をそれぞれ別に減算して得られた第４の数を、対象の前記第２の数に対応する前記第１の出力電流を測定した際に前記遮光部材により遮光されていた太陽電池モジュールにおける故障クラスタの数と推定する、太陽光発電検査方法。
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