WO2020245884A1 - 太陽電池ストリングの劣化診断装置及びそれを備えた太陽光発電システム - Google Patents

Abstract

太陽電池ストリング（１０）の劣化診断装置（３０）及び太陽光発電システム（１００）は、太陽電池ストリング（１０）の直列接続された複数の太陽光発電部（１３ａ）の一端と他端との間の第１インピーダンスの周波数特性を測定し、かつ、太陽電池ストリング（１０）の直列接続された複数の太陽光発電部（１３ａ）の一端とフレーム（１３ｄ）との間の第２インピーダンスの周波数特性を測定するインピーダンス測定器（３２）と、第１インピーダンスの周波数特性に基づき、太陽電池ストリング（１０）の直列接続された複数の太陽光発電部（１３ａ）の一端と他端との間の直列抵抗成分の初期値からの第１の増分を算出し、かつ、第２インピーダンスの周波数特性に基づき、太陽電池ストリング（１０）の直列接続された複数の太陽光発電部（１３ａ）の一端とフレーム（１３ｄ）との間の抵抗成分の初期値からの第２の増分を算出する解析部（３４）と、解析部（３４）で算出された第１の増分及び第２の増分に基づき、太陽電池ストリング（１０）内の抵抗が増加した太陽電池モジュール（１３）の位置を判定する劣化判定部（３６）を備える。

Description

太陽電池ストリングの劣化診断装置及びそれを備えた太陽光発電システム

　本願は、太陽電池ストリングの劣化診断装置及びそれを備えた太陽光発電システムに関する。

　太陽電池モジュールは、例えば、単結晶若しく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、又は、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を直列又は並列に接続してパネル化し、外枠であるフレーム及び端子ボックスを備えつけることで構成される。

　この太陽電池モジュールを複数準備し、複数の太陽電池モジュールの太陽電池セルを直列に接続し、これらの太陽電池モジュールのフレームを共通の金属製架台に固定することによって、太陽電池ストリングが構成される。

　この太陽電池ストリングが複数アレイ状に配置され、送電ケーブル、接続箱及びパワーコンディショナと組み合わせて、太陽光発電システムが構成される。このような太陽光発電システムは、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。

　一般に、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２０年以上と言われている。しかしながら、実際には、様々な原因により、運転開始から数年で不具合が発生した事例が報告されている。不具合の原因としては、例えば、太陽電池セル内の発電層の劣化若しく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とガラスの間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、又は、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等が知られている。

　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、動作不良に至る場合がある。そのため、太陽光発電システムの信頼度を高め、さらなる普及を図るためにも、太陽電池モジュール又は太陽電池ストリングの故障の有無を診断できる技術が求められている。例えば、太陽電池ストリングの故障を診断する方法として、太陽電池ストリングのインダクタンスを測定することにより、太陽電池ストリングの故障を診断する方法が提案されている（例えば、特許文献１参照）。

特許第６２１４８４５号

　しかしながら、従来の太陽電池ストリングの故障を診断する方法では、太陽電池ストリング単位での故障診断であり、太陽電池ストリング内の劣化した太陽電池モジュールを特定することができない。そのため、太陽電池モジュールを１枚ずつ取り外して確認することが必要であり、多大な時間と労力を要するという問題点があった。

　そこで、本願は、このような従来の問題点を解決すべくなされたものであって、太陽電池ストリング内の劣化した太陽電池モジュールの位置を特定することができる太陽電池ストリングの劣化診断装置及びそれを備えた太陽光発電システムを提供することを目的とする。

　以上の目的を達成するために、本願の太陽電池ストリングの劣化診断装置は、太陽光発電部と導電性のフレームとを有する複数の太陽電池モジュールを備え、複数の太陽電池モジュールの太陽光発電部が電気的に直列接続され、複数の太陽電池モジュールのフレームが電気的に共通接続された太陽電池ストリングの劣化診断装置であって、太陽電池ストリングの直列接続された複数の太陽光発電部の一端と他端との間の第１インピーダンスの周波数特性を測定し、かつ、太陽電池ストリングの直列接続された複数の太陽光発電部の一端とフレームとの間の第２インピーダンスの周波数特性を測定するインピーダンス測定器と、第１インピーダンスの周波数特性に基づき、太陽電池ストリングの直列接続された複数の太陽光発電部の一端と他端との間の直列抵抗成分の初期値からの第１の増分を算出し、かつ、第２インピーダンスの周波数特性に基づき、太陽電池ストリングの直列接続された複数の太陽光発電部の一端とフレームとの間の抵抗成分の初期値からの第２の増分を算出する解析部と、解析部で算出された第１の増分及び第２の増分に基づき、太陽電池ストリング内の抵抗が増加した太陽電池モジュールの位置を判定する劣化判定部とを備える。

　以上のように構成された本願の太陽電池ストリングの劣化診断装置及びそれを備えた太陽光発電システムは、解析部により、直列接続された複数の太陽光発電部の一端と他端との間の直列抵抗成分の初期値からの第１の増分、及び、直列接続された複数の太陽電池セルの一端とフレームとの間の抵抗成分の初期値からの第２の増分を算出し、解析部で算出された第１の増分及び第２の増分に基づき、劣化判定部が、太陽電池ストリング内の抵抗が増加した太陽電池モジュールの位置を判定する。これにより、太陽電池ストリング内の劣化した太陽電池モジュールの位置を特定することができる。

本願の実施の形態１に係る太陽光発電システム及び太陽電池ストリングの劣化診断装置の概略構成を模式的に示す図。 本願の実施の形態１に係る太陽光発電システム及び太陽電池ストリングの劣化診断装置の接続箱内部の概略構成を示す図。 本願の実施の形態１に係る劣化診断装置の動作を示すフローチャート。 本願の実施の形態１に係る太陽電池ストリングの抵抗増加した太陽電池モジュールの位置ごとの出力端子１１－１とフレーム１３ｄとの間の第２インピーダンスの周波数特性の一例を示す図。 本願の実施の形態１に係るパラメータＸと抵抗増加した太陽電池モジュール１３の位置との関係の一例を示す図。 本願の実施の形態１に係る太陽電池ストリングの等価回路モデルを示す図。 本願の実施の形態１に係る太陽電池ストリングの等価回路モデルを簡略化した図。 本願の実施の形態２に係る太陽光発電システム及び太陽電池ストリングの劣化診断装置の接続箱内部の概略構成を示す図。 本願の実施の形態２に係る劣化診断装置の動作を示すフローチャート。 本願の実施の形態３に係る劣化診断装置の動作を示すフローチャート。 本願の実施の形態４に係る劣化診断装置の動作を示すフローチャート。

　はじめに、本願の太陽電池ストリングの劣化診断装置及びそれを備えた太陽光発電システムの構成について、図面を参照しながら説明する。なお、図は模式的なものであり、機能又は構造を概念的に説明するものである。また、以下に示す実施の形態により本願が限定されるものではない。特記する場合を除いて、太陽電池ストリングの劣化診断装置及びそれを備えた太陽光発電システムの基本構成は全ての実施の形態において共通である。また、同一の符号を付したものは、同一又はこれに相当するものであり、このことは明細書の全文において共通する。

実施の形態１．
　図１は、本実施の形態に係る太陽光発電システム及び太陽電池ストリングの劣化診断装置の概略構成を模式的に示す図である。図２は、本実施の形態に係る太陽光発電システム及び太陽電池ストリングの劣化診断装置の接続箱内部の概略構成を示す図である。

　図１に示すように、太陽光発電システム１００は、太陽電池ストリング１０と、太陽電池ストリング１０に接続される接続箱２０と、接続箱２０に接続され、太陽電池ストリング１０の劣化を診断する劣化診断装置３０と、不図示の送電ケーブル及びパワーコンディショナを備える。太陽電池ストリング１０は、正極側に出力端子１１－１及び負極側に出力端子１１－２を備え、出力端子１１－１，１１－２は、出力ケーブル１２－１，１２－２を介して接続箱２０に電気的に接続される。また、太陽電池ストリング１０は、出力ケーブル１２－１，１２－２及び接続箱２０内の不図示のスイッチ等の切り替え手段を介して、出力端子１１－１，１１－２は不図示の送電ケーブル及びパワーコンディショナに電気的に接続される。そして、太陽電池ストリング１０で発電された電力は、出力端子１１－１，１１－２から接続箱２０を介して、不図示の送電ケーブル及びパワーコンディショナに出力される。

　太陽電池ストリング１０は、図１に示すように、複数の太陽電池モジュール１３を備える。複数の太陽電池モジュール１３のそれぞれは、太陽光発電部１３ａと、端子ボックス１３ｂ，１３ｃと、フレーム１３ｄとを備える。ここで、太陽電池ストリング１０の例として、図１では、１つの太陽電池ストリング及び５つの太陽電池モジュールを示しているが、太陽電池ストリングは、複数並列に接続されていてもよく、太陽電池モジュールの数も５つに限られず、２つ以上の複数の太陽電池モジュールが直列接続されていればよい。

　太陽光発電部１３ａは、受けた太陽光に応じて発電する。太陽光発電部１３ａには、例えば、直列又は並列に接続された太陽電池セルが適用される。ここで、太陽電池セルは、ＰＮ接合を利用した半導体からなる太陽電池セルであればよく、例えば、太陽電池セルには、単結晶のシリコン基板等からなる結晶系の太陽電池セル、又は、ガラス基板及びシリコンの薄膜などからなる薄膜の太陽電池セル等が適用される。

　端子ボックス１３ｂ，１３ｃは、正極の端子ボックス１３ｂ及び負極の端子ボックス１３ｃを備え、太陽電池モジュール１３の裏面側に配設され、太陽光発電部１３ａの発電電力を取り出す。正極の端子ボックス１３ｂは、正極側の出力端子１１－１と電気的に接続され、負極の端子ボックス１３ｃは、負極側の出力端子１１－２と電気的に接続されている。これにより、端子ボックス１３ｂ，１３ｃで取り出された発電電力は、出力端子１１－１，１１－２及び接続箱２０を介して、太陽電池ストリング１０の外部に出力される。

　フレーム１３ｄは、金属製フレームなどの導電性のフレームであり、太陽電池モジュール１３の外周部に配設される。フレーム１３ｄは、通常、太陽光発電部１３ａ、端子ボックス１３ｂ，１３ｃ及び出力端子１１－１，１１－２と電気的に絶縁されている。

　太陽電池ストリング１０の複数の太陽電池モジュール１３は、図１に示すように、複数の太陽光発電部１３ａが出力ケーブル１４－１，１４－２によって電気的に直列接続されている。つまり、直列接続として、本実施の形態では、隣接する任意の二つの太陽電池モジュール１３のうち、一方の太陽電池モジュール１３の負極側の出力ケーブル１４－２と、他方の太陽電池モジュール１３の正極側の出力ケーブル１４－１とが接続されている。この結果、一端に位置する太陽電池モジュール１３の出力ケーブル１４－１と、他端に位置する太陽電池モジュール１３の出力ケーブル１４－２とが、直列接続に用いられない出力ケーブルとなる。

　複数の太陽電池モジュール１３の複数のフレーム１３ｄは、図１に示すように、電気的に共通接続される。このような共通接続として、本実施の形態では、隣接する任意の二つの太陽電池モジュール１３のうち、一方の太陽電池モジュール１３のフレーム１３ｄと、他方の太陽電池モジュール１３のフレーム１３ｄとが接地配線１５－１，１５－２を介して電気的に接続され、他端に位置する太陽電池モジュール１３のフレーム１３ｄの接地配線１５－２は接地される。なお、フレーム１３ｄ同士の接続は、このような直列接続に限ったものではなく、例えば、太陽電池モジュール１３が、金属製の架台に固定されて屋外設置されている場合には、接地配線の代わりに、架台によって、フレーム１３ｄの電気的な接続が行われてもよい。また、一端に位置する太陽電池モジュール１３のフレーム１３ｄの接地配線１５－１は、隣接する太陽電池モジュール１３のフレーム１３ｄと電気的に接続されるだけでなく、接地配線１６を介して、接続箱２０に電気的に接続される。

　接続箱２０は、図２に示すように、一端が出力ケーブル１２－１に接続されたＤＣカット用のブロッキングキャパシタ２２と、一端が出力ケーブル１２－２に接続されたスイッチ２４と、一端が接地配線１６に接続された共振点調整用のインダクタ２６と、インダクタ２６の他端と接続されたスイッチ２８とを備える。ブロッキングキャパシタ２２の他端及びスイッチ２４，２８の他端は、同軸ケーブル４０に接続される。

　同軸ケーブル４０は、図２に示すように、中心導体４２と、絶縁性の誘電体４４と、外部導体４６とを備える。中心導体４２は、ブロッキングキャパシタ２２の他端と電気的に接続され、後述する図１の劣化診断装置３０のインピーダンス測定器３２の測定端子と接続される。外部導体４６は、スイッチ２４，２８の他端と電気的に接続され、後述する図１の劣化診断装置３０のインピーダンス測定器３２の接地端子と接続されている。そして、中心導体４２と外部導体４６とは、誘電体４４によって電気的に絶縁されている。

　ここで、共振点調整用のインダクタ２６及びスイッチ２８は、直列に接続されて共振点調整回路を構成している。共振点調整用のインダクタ２６の値は、計測すべき第２インピーダンスの共振周波数が、後述するインピーダンス測定器３２の測定周波数領域内に入るように選定されればよい。なお、共振点調整用のインダクタ２６とスイッチ２８との位置関係は、図２の位置関係と逆であってもよい。

　また、スイッチ２４，２８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又はＭＯＳＦＥＴ（Metal-Oxide-Semiconductor-Field-Effect-Transistor）のようなスイッチング素子や、機械式リレー等でもよい。

　太陽電池ストリング１０の劣化を診断する劣化診断装置３０は、図１に示すように、インピーダンス測定器３２と、解析部３４と、劣化判定部３６とを備える。

　インピーダンス測定器３２は、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの一端と他端との間の第１インピーダンスの周波数特性を測定し、かつ、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの正極側の一端とフレーム１３ｄとの間の第２インピーダンスの周波数特性を測定する。

　具体的に説明すると、図１及び図２に示すように、インピーダンス測定器３２は、接続箱２０内のブロッキングキャパシタ２２を介して、正極側の出力端子１１－１に電気的に接続され、接続箱２０内のスイッチ２４を介して、負極側の出力端子１１－２に電気的に接続される。そのため、スイッチ２４をＯＮ、スイッチ２８をＯＦＦとすることで、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの一端と他端との間の第１インピーダンスの周波数特性を測定することができる。そして、測定された第１インピーダンスの周波数特性から第１インピーダンスの共振点を決定し、共振点に対応する第１インピーダンスの値を後段の解析部３４へ出力する。

　また、図１及び図２に示すように、インピーダンス測定器３２は、接続箱２０内のスイッチ２８及びインダクタ２６を介して、共通接続されたフレーム１３ｄに電気的に接続される。そのため、スイッチ２４をＯＦＦ、スイッチ２８をＯＮとすることで、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの一端とフレーム１３ｄとの間の第２インピーダンスの周波数特性を測定することができる。そして、測定された第２インピーダンスの周波数特性から第２インピーダンスの共振点を決定し、共振点に対応する第２インピーダンスの値を後段の解析部３４へ出力する。

　ここで、インピーダンス測定器３２は、測定周波数を実質的に掃引することによって共振点を決定することが可能であることから、本実施の形態では、インピーダンス測定器３２は、高周波の測定信号を用いて、第１インピーダンス及び第２インピーダンスの周波数特性を測定する。なお、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する動作、又は、一定間隔で離散的に掃引する動作を指す。このようなインピーダンス測定器３２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、若しくは、コンビネーションアナライザ等が適用されてもよいし、周波数可変の高周波発信器、電流センサ、電圧センサ、Ａ／Ｄ変換器又は演算装置を組み合わせたものが適用されてもよい。

　ここで、インピーダンス測定器３２は、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの正極側の一端とフレーム１３ｄとの間の第２インピーダンスの周波数特性を測定しているが、正極側に限られず、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの負極側の他端とフレーム１３ｄとの間のインピーダンスを測定しても構わない。

　なお、図１の例では、インピーダンス測定器３２の筐体が、３Ｐタイプのコンセント又は接地配線により接地されていることを想定しているが、インピーダンス測定器３２の筐体は、必ずしも接地される必要はなく、電気的に浮いていてもよい。また、図１に示す太陽電池ストリング１０の接地配線１６は、スイッチ２８がＯＮの場合に接地配線１６によりインピーダンス測定器３２の筐体を介して接地されるが、別の接地配線を用いて別途接地してもよい。インピーダンス測定器３２の筐体及び太陽電池ストリング１０の接地の有無は、本実施の形態に係る太陽電池ストリング１０の劣化診断装置３０の診断結果に実質的に影響を与えるものではない。

　インピーダンス測定器３２による第１インピーダンス及び第２インピーダンスの周波数特性の測定は、例えば、太陽電池モジュール１３の太陽光発電部１３ａが発電しない夜間の時間帯など、太陽電池モジュール１３が暗状態である時間に実施される。ここで、第１インピーダンス及び第２インピーダンスの周波数特性の測定の最中に、太陽電池モジュール１３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１３内の太陽光発電部１３ａが発電し、端子ボックス１３ｂと端子ボックス１３ｃとの間に、例えば数１０～数１００Ｖ程度までの比較的大きな直流電圧が発生してしまうことになる。

　この過電圧からインピーダンス測定器３２を保護するため、本実施の形態では、上述したＤＣカット用のブロッキングキャパシタ２２が、太陽電池ストリング１０とインピーダンス測定器３２の測定端子との間に設けられている。一方、インピーダンス測定器３２の測定端子から太陽電池ストリング１０に供給される測定信号の周波数は、上述したように比較的高いので、測定信号はブロッキングキャパシタ２２を容易に通過することができ、太陽電池ストリング１０にまで伝送される。

　解析部３４は、第１インピーダンスの周波数特性に基づき、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの一端と他端との間の直列抵抗成分の初期値からの第１の増分ΔＲ_ｓを算出し、かつ、第２インピーダンスに基づき、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの一端とフレーム１３ｄとの間の抵抗成分の初期値からの第２の増分ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}を算出する。

　詳細は後述するが、解析部３４は、インピーダンス測定器３２から入力された共振点に対応する第１インピーダンスの値を、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの一端と他端との間の寄生直列抵抗成分Ｒ_ｓとする。解析部３４は、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの一端と他端との間の直列抵抗成分の初期値Ｒ_ｓ０からの第１の増分ΔＲ_ｓ＝Ｒ_ｓ－Ｒ_ｓ０を算出する。

　また、解析部３４は、インピーダンス測定器３２から入力された共振点に対応する第２インピーダンスの値を、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの一端とフレーム１３ｄとの間の寄生抵抗成分Ｒ_{ｆｒａｍｅ}とする。解析部３４は、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの一端とフレーム１３ｄとの間の寄生抵抗成分の初期値Ｒ_{ｆｒａｍｅ０}からの第２の増分ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}＝Ｒ_{ｆｒａｍｅ}－Ｒ_{ｆｒａｍｅ０}を算出する。

　そして、解析部３４は、算出した第１の増分ΔＲ_ｓ及び第２の増分ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}を劣化判定部３６へ出力する。

　劣化判定部３６は、解析部３４で算出された第１の増分ΔＲ_ｓ及び第２の増分ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}に基づき、太陽電池ストリング１０内の抵抗が増加した太陽電池モジュール１３の位置を判定する。

　詳細は後述するが、劣化判定部３６は、解析部３４で算出した第１の増分ΔＲ_ｓ及び第２の増分ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}により、太陽電池ストリング１０中の抵抗増加位置に依存するパラメータＸをＸ＝ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}／ΔＲ_ｓとして算出する。そして、算出されたパラメータＸに基づき、太陽電池ストリング１０内で抵抗値増加が発生した太陽電池モジュール１３を特定する。

　ここで、解析部３４及び劣化判定部３６は、例えば、図示しないプロセッサ若しくはＣＰＵ（Central Processing Unit）、及び、半導体メモリ等の記憶装置で構成され、プロセッサ若しくはＣＰＵが、半導体メモリなどの記憶装置に記憶されたプログラムを実行することにより、実現される。また、解析部３４及び劣化判定部３６だけでなく、インピーダンス測定器３２の制御や測定データの保存、転送等の制御なども、プロセッサ若しくはＣＰＵの機能として実現されてもよいし、測定から診断結果の出力までの一連の動作が自動で行われてもよい。

　また、本実施の形態では、第１の増分ΔＲ_ｓ及び第２の増分ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}の算出を解析部３４において行い、パラメータＸの算出を劣化判定部３６において行う例を説明したが、第１の増分ΔＲ_ｓ、第２の増分ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}及びパラメータＸの算出を解析部３４で行い、劣化判定部３６では、解析部３４により算出されたパラメータＸにも基づき、太陽電池ストリング１０内で抵抗値増加が発生した太陽電池モジュール１３を特定するだけでも構わない。

　以上より、本実施の形態に係る太陽光発電システム１００及び太陽電池ストリング１０の劣化診断装置３０は構成される。

　次に、本実施の形態に係る太陽光発電システム１００及び太陽電池ストリング１０の劣化診断装置３０の動作を説明する。図３は、本実施の形態に係る劣化診断装置３０の動作を示すフローチャートである。ここで、本実施の形態に係る太陽光発電システム１００及び太陽電池ストリング１０の劣化診断装置３０は、例えば、太陽電池モジュール１３の太陽光発電部１３ａが発電しない夜間の時間帯など、太陽電池モジュール１３が暗状態である時間に診断が開始される。

　まず、劣化診断装置３０が太陽電池ストリング１０の診断を開始すると、太陽電池ストリング１０は、接続箱２０内の不図示のスイッチ等の切り替え手段により、太陽光発電用の不図示の送電ケーブル及びパワーコンディショナと切断され、劣化診断装置３０に接続される。

　そして、図３に示すように、太陽電池ストリング１０の診断を開始すると、第１の解析工程を実施する。

　まず、接続箱２０のスイッチ２４をＯＮとし、太陽電池ストリング１０の負極側の端子ボックス１３ｃの出力端子と、同軸ケーブル４０の外部導体４６及びインピーダンス測定器３２の接地端子とを電気的に接続する。そして、接続箱２０のスイッチ２８をＯＦＦとし、太陽電池モジュール１３のフレーム１３ｄを、インピーダンス測定器３２の接地端子と電気的に絶縁する（Ｓ１１）。

　次に、スイッチ２４をＯＮとし、スイッチ２８をＯＦＦとした状態で、インピーダンス測定器３２は、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの一端と他端との間の第１インピーダンスの周波数特性を測定する（Ｓ１２）。そして、測定された第１インピーダンスの周波数特性から第１インピーダンスの共振点を決定し、共振点に対応する第１インピーダンスの値を後段の解析部３４へ出力する。

　そして、解析部３４は、インピーダンス測定器３２から入力された共振点に対応する第１インピーダンスの値を、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの一端と他端との間の寄生直列抵抗成分Ｒ_ｓとする。ステップＳ１２のインピーダンス測定工程が劣化診断装置３０を設置してからの初回の測定である初期測定の場合は、解析部３４は、半導体メモリ等の記憶装置に寄生直列抵抗成分の初期値Ｒ_ｓ０を記録し（Ｓ１３）、ステップＳ２１の工程へ進む。

　ここで、直列抵抗成分Ｒ_ｓは、例えば、１ｋＨｚ～１ＭＨｚの間で、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの一端と他端との間の第１インピーダンスの周波数特性を測定し、得られた共振点の最小値となるインピーダンス値を太陽電池ストリング１０の寄生直列抵抗成分Ｒ_ｓとしている。

　初期測定以降、解析部３４は、インピーダンス測定器３２から入力された共振点に対応する第１インピーダンスの値を、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの一端と他端との間の寄生直列抵抗成分Ｒ_ｓとする。解析部３４は、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの一端と他端との間の寄生直列抵抗成分Ｒ_ｓの初期値Ｒ_ｓ０からの第１の増分ΔＲ_ｓ＝Ｒ_ｓ－Ｒ_ｓ０を算出し、算出した第１の増分ΔＲ_ｓを劣化判定部３６へ出力する（Ｓ１４）。

　次に、第１の解析工程が終了すると、第２の解析工程を実施する。

　まず、接続箱２０のスイッチ２４をＯＦＦとし、太陽電池ストリング１０の負極側の端子ボックス１３ｃの出力端子と、同軸ケーブル４０の外部導体４６及びインピーダンス測定器３２の接地端子とを電気的に絶縁する。そして、接続箱２０のスイッチ２８をＯＮとし、太陽電池モジュール１３のフレーム１３ｄと、インピーダンス測定器３２の接地端子とを電気的に接続する（Ｓ２１）。

　次に、スイッチ２４をＯＦＦとし、スイッチ２８をＯＮとした状態で、インピーダンス測定器３２は、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの正極側の一端と太陽電池モジュール１３のフレーム１３ｄとの間の第２インピーダンスの周波数特性を測定する（Ｓ２２）。そして、測定された第２インピーダンスの周波数特性から第２インピーダンスの共振点を決定し、共振点に対応する第２インピーダンスの値を後段の解析部３４へ出力する。

　そして、解析部３４は、インピーダンス測定器３２から入力された共振点に対応する第２インピーダンスの値を、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの一端とフレーム１３ｄとの間の寄生抵抗成分Ｒ_{ｆｒａｍｅ}とする。ステップＳ２２のインピーダンス測定工程が劣化診断装置３０を設置してからの初回の測定である初期測定の場合は、半導体メモリ等の記憶装置に寄生直列抵抗成分の初期値Ｒ_{ｆｒａｍｅ０}を記録し（Ｓ２３）、初期測定の診断は終了する。

　ここで、直列抵抗成分Ｒ_{ｆｒａｍｅ}は、例えば、１ｋＨｚ～１ＭＨｚの間で、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの一端とフレーム１３ｄとの間の第２インピーダンスの周波数特性を測定し、得られた共振点の最小値となるインピーダンス値を太陽電池ストリング１０の寄生抵抗成分Ｒ_{ｆｒａｍｅ}としている。

　初期測定以降、解析部３４は、インピーダンス測定器３２から入力された共振点に対応する第２インピーダンスの値を、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの一端とフレーム１３ｄとの間の寄生抵抗成分Ｒ_{ｆｒａｍｅ}とする。解析部３４は、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの一端とフレーム１３ｄとの間の寄生抵抗成分Ｒ_{ｆｒａｍｅ}の初期値Ｒ_{ｆｒａｍｅ０}からの第２の増分ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}＝Ｒ_{ｆｒａｍｅ}－Ｒ_{ｆｒａｍｅ０}を算出し、算出した第２の増分ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}を劣化判定部３６へ出力する。（Ｓ２４）。

　次に、第２の解析工程が終了すると、第１の劣化判定工程を実施する。

　まず、劣化判定部３６は、第１の解析工程及び第２の解析工程で算出した第１の増分ΔＲ_ｓ及び第２の増分ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}に基づいて、パラメータＸ＝ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}／ΔＲ_ｓを算出する（Ｓ３１）。

　そして、詳細は後述するが、パラメータＸは、太陽電池ストリング１０内の太陽電池モジュール１３の位置に依存するパラメータであるため、劣化判定部３６は、パラメータＸに基づいて、太陽電池ストリング１０において抵抗値の増加が発生した太陽電池モジュール１３を特定する（Ｓ３２）。

　このとき、太陽電池ストリング１０内の一つの太陽電池モジュール１３の抵抗値が、例えば、太陽電池セル内の発電層の劣化若しくは電極部の腐食等により、大幅に増加したと仮定すると、劣化判定部３６は、解析部３４が算出した第１の増分ΔＲ_ｓが所定の閾値よりも大きいことを判定する。そして、劣化判定部３６は、パラメータＸに基づき決定された抵抗値の増加が発生した太陽電池モジュール１３の位置をユーザに知らせることができる。

　ここで、本実施の形態では、第１の解析工程を行った後、第２の解析工程を行ったが、第２の解析工程を行った後、第１の解析工程を行っても構わない。

　次に、本実施の形態に係る太陽光発電システム１００及び太陽電池ストリング１０の劣化診断装置３０の詳細な動作原理について説明を行う。

　図４は、本実施の形態に係る太陽電池ストリング１０の抵抗増加した太陽電池モジュール１３の位置ごとの出力端子１１－１とフレーム１３ｄとの間の第２インピーダンスの周波数特性の一例を示す図である。図４は、図１の太陽電池ストリング１０内のＡ～Ｅの太陽電池モジュール１３において、どれか一つの太陽電池モジュール１３の直列抵抗成分Ｒ_ｓが１０Ω増加した際の共振点付近の第２インピーダンス周波数特性を示す。

　図４に示すように、直列抵抗成分Ｒ_ｓの増加がない場合に対し、Ａ～Ｆの順に共振点におけるインピーダンス値、つまり、直列抵抗成分Ｒ_{ｆｒａｍｅ}が低下する傾向であることがわかる。ここで、図４のＦは、太陽電池モジュール１３のＥと出力ケーブル１２－２との間に何らかの原因で１０Ωの直列抵抗成分が増加する場合を想定している。

　図５は、本実施の形態に係るパラメータＸと抵抗増加した太陽電池モジュール１３の位置との関係の一例を示す図である。図５は、図４において求めたＲ_{ｆｒａｍｅ}及びＲ_ｓより算出したパラメータＸの値と直列抵抗成分が増加した太陽電池モジュールの位置の関係が示されている。抵抗増加した太陽電池モジュール１３がＡ、Ｂ、Ｃ、Ｄ、Ｅ、Ｆの順に従い、パラメータＸの値が１から０に近づく傾向が確認できる。

　以下に、パラメータＸが太陽電池ストリング１０中の抵抗増加位置に依存する理由を詳細に説明する。図６は、本実施の形態に係る太陽電池ストリングの等価回路モデルを示す図である。図７は、本実施の形態に係る太陽電池ストリングの等価回路モデルを簡略化した図である。

　図６に示すように、それぞれの太陽電池モジュール１３は、電極やケーブル等による直列抵抗成分Ｒ_ｓ、同じく電極やケーブルなどによるインダクタンス成分Ｌ_ｓ、太陽電池セルのｐｎ接合間の容量による直列のキャパシタンス成分Ｃ、及び、フレーム間のキャパシタンス成分Ｃ_ｆにより構成される。そのため、複数の太陽電池モジュール１３の直列抵抗成分Ｒ_ｓとインダクタンス成分Ｌ_ｓが複数直列に接続され、それぞれの太陽電池モジュール１３とフレーム１３ｄとの間は、キャパシタンス成分Ｃ_ｆを介して接地配線１５－１，１５－２に接続された回路モデルで簡易的に示すことができる。

　例えば、太陽電池モジュール１３のＡの直列抵抗成分Ｒ_ｓＡが、ΔＲだけ増加した場合を考える。太陽電池ストリング１０の出力端子１１－１とフレーム端子間のインピーダンスを測定すると、直列抵抗成分Ｒ_ｓＡは出力端子１１－１とフレーム１３ｄとの間において直列に接続されているため、寄生抵抗成分Ｒ_{ｆｒａｍｅ}の増加分ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}はΔＲと等しくなり、パラメータＸ＝ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}／ΔＲ_ｓ＝１となる。

　これに対して、太陽電池モジュール１３のＢの直列抵抗成分Ｒ_ｓＢが、ΔＲだけ増加した場合を考える。その場合、太陽電池ストリング１０の出力端子１１－１から流れ込んだ電流は、節点Ｐ_Ａにおいて、太陽電池モジュール１３のＢへ向かう成分と、太陽電池モジュール１３のＡのＣ_ｆＡに向かう成分が生じる。太陽電池モジュール１３のＢ以降、直列抵抗成分Ｒ_ｓはΔＲだけ増加するが、Ｃ_ｆＡのインピーダンス増加はないため、寄生抵抗成分Ｒ_{ｆｒａｍｅ}の増加分ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}は、太陽電池モジュール１３のＡの直列抵抗成分Ｒ_ｓＡが増加する場合よりも小さくなる。

　同様に、太陽電池モジュール１３のＣの直列抵抗成分Ｒ_ｓＣが、ΔＲだけ増加した場合も、寄生抵抗成分Ｒ_{ｆｒａｍｅ}の増加分ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}は、太陽電池モジュール１３のＢの直列抵抗成分Ｒ_ｓＢが増加する場合よりも小さくなる。これを太陽電池モジュール１３のＥまで繰り返すと、ある太陽電池モジュール１３のＮの直列抵抗成分Ｒ_ｓＮがΔＲ増加した場合の寄生抵抗成分Ｒ_{ｆｒａｍｅ}の増加分ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}をΔＲ_{ｆｒａｍｅ}（Ｎ）とすると、ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}（Ａ）＞ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}（Ｂ）＞ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}（Ｃ）＞ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}（Ｄ）＞ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}（Ｅ）＞ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}（Ｆ）が成り立ち、抵抗増加の位置がＦに近づくに従い、パラメータＸは０に近づく。ここで、抵抗増加の位置がＦの場合は、図１で示すように、太陽電池モジュール１３のＥと出力ケーブル１２－２との間に何らかの原因で抵抗が増加した場合を想定しているため、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの一端とフレーム１３ｄとの間の寄生抵抗成分Ｒ_{ｆｒａｍｅ}の増加には影響せず、寄生抵抗成分Ｒ_{ｆｒａｍｅ}の増加分ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}（Ｆ）は０となり、パラメータＸも０となる。つまり、パラメータＸについても、図５で示したような太陽電池モジュール１３の位置に依存した関係を有することになる。

　図７は、図６の回路図を数式で説明するために模式的に示した図である。ここでは、それぞれの太陽電池モジュール１３において、ＡからＥの太陽電池モジュール１３の正極側の端子ボックス１３ｂと負極側の端子ボックス１３ｃとの間のインピーダンスをＺ_Ｎ、ＡからＥの太陽電池モジュール１３の出力端子１１－１とフレーム１３ｄとの間の容量によるアドミタンスをＹ_Ｎ、角振動数ωとすると、それぞれのインピーダンスＺ_Ｎ及びアドミタンスＹ_Ｎは、以下のように表されるため、図７の回路はインピーダンスＺ_ＮおよびアドミタンスＹ_Ｎを直列及び並列に交互に接続したはしご形回路として示すことができる。ここで、Ｎは、ＡからＥいずれかの太陽電池モジュール１３を示しており、例えば、Ａの太陽電池モジュール１３の場合、インピーダンスＺ_Ａ及びアドミタンスＹ_Ａとなる。

　それぞれのインピーダンスＺ_Ｎ及びアドミタンスをＹ_Ｎに基づき、太陽電池モジュール１３の出力端子１１－１とフレーム１３ｄとの間のインピーダンスＺを求めると、以下の式で表すことができる。

　この式により、太陽電池モジュール１３の出力端子１１－１と出力端子１１－２との間の測定で得られた直列抵抗成分の増加分ΔＲ_ｓをＺ_ＡからＺ_Ｅのどれか一つに加算した場合のＺをそれぞれの場合で計算する。例えば、太陽電池モジュール１３のＣの直列抵抗成分がΔＲ_ｓ増加した場合、ΔＲ_ｓはＺ_ｃに対して直列に増加する成分であるため、太陽電池モジュール１３のＣの直列抵抗成分がΔＲ_ｓ増加した場合の太陽電池モジュール１３の出力端子１１－１とフレーム１３ｄとの間のインピーダンスＺであるインピーダンスＺ（Ｃ）は、以下の式で表すことができる。

　つまり、Ｚの実数部が寄生抵抗成分Ｒ_{ｆｒａｍｅ}に等しくなるため、太陽電池モジュール１３のＡからＥの直列抵抗成分がそれぞれΔＲ_ｓ増加した場合、各太陽電池モジュール１３の第２の増分ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}は、上述した関係と同様、ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}（Ａ）＞ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}（Ｂ）＞ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}（Ｃ）＞ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}（Ｄ）＞ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}（Ｅ）＞ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}（Ｆ）となることがわかる。そのため、パラメータＸ（Ａ）からパラメータＸ（Ｆ）についても、図５に示すような関係となり、パラメータＸは、太陽電池ストリング１０中の抵抗増加した太陽電池モジュールの位置に依存するパラメータとなる。

　以上のような理由により、定性的に図５のパラメータＸと、太陽電池ストリング１０内の太陽電池モジュール１３の位置の関係は説明することができる。

　太陽電池ストリング１０内の太陽電池モジュール１３の抵抗増加位置を判定するためには、例えば、事前に、透過回路計算を実行し、パラメータＸと太陽電池ストリング１０内の太陽電池モジュール１３の抵抗増加の位置関係を計算しておく。そして、上述した第１及び第２インピーダンスの周波数特性の測定により得られたパラメータＸと、計算値のパラメータＸとを比較し、最も近い計算値のパラメータＸから太陽電池モジュール１３の位置を判定することができる。

　ここで、太陽電池ストリング１０が同一仕様の太陽電池モジュール１３の直列接続で構成される場合、透過回路計算は、一つの太陽電池モジュール１３の等価回路から、事前に一つの太陽電池モジュール１３のインピーダンスの周波数特性を測定して、等価回路及び回路定数を決定することができる。そして、その値を用いて、太陽電池ストリング１０内の太陽電池モジュール１３の抵抗値が増加した場合の回路計算を実施し、図５のパラメータＸと太陽電池モジュール１３の位置関係を求めることができる。この場合の回路計算は、劣化判定部３６内の計算機で実行されてもよいし、例えば、外部の計算機で計算し、その結果を劣化判定部３６に受け渡してもよい。

　以上のように構成される太陽電池ストリングの劣化診断装置及びそれを備えた太陽光発電システムは、例えば、図１に示すような太陽電池ストリングの劣化診断装置及びそれを備えた太陽光発電システムを設置後、日没２時間後又は日の出２時間前の発電量の十分低い時間帯に、第１の解析工程の初期測定を行い、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの一端と他端との間の寄生直列抵抗成分Ｒ_ｓの初期値Ｒ_ｓ０を記録する。同様に、第２解析工程の初期測定を行い、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの一端とフレーム１３ｄとの間の寄生抵抗成分Ｒ_{ｆｒａｍｅ}の初期値Ｒ_{ｆｒａｍｅ０}を記録する。

　その後、毎日、日没２時間後又は日の出２時間前の発電量の十分低い時間帯に、第１の解析工程及び第２の解析工程を実施し、解析部３４は、第１の増分ΔＲ_ｓ及び第２の増分ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}を算出する。そして、劣化判定部３６は、第１の増分ΔＲ_ｓ及び第２の増分ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}に基づき、パラメータＸを算出し、パラメータＸのモニタリングを１日毎に実施する。

　例えば、太陽電池セル内の発電層の劣化若しくは電極部の腐食等により増加した直列抵抗成分の第１の増分ΔＲ_ｓの閾値を１Ωと設定する。例えば、日々のモニタリングで行われる第１の解析工程により、第１の増分ΔＲ_ｓが閾値１Ωを超えた場合、劣化判定部３６は、パラメータＸから抵抗が増加した太陽電池モジュール１３の位置を判定する第１の劣化判定工程を実施する。そして、劣化判定部３６は、パラメータＸに基づき決定された抵抗値の増加が発生した太陽電池モジュール１３の位置をユーザに知らせることができる。

　以上より、本実施の形態に係る太陽電池ストリングの劣化診断装置及びそれを備えた太陽光発電システムは、太陽電池ストリング内の劣化した太陽電池モジュールの位置を特定することができる。

　そのため、従来では、太陽電池ストリング単位でしか故障診断を行うことができず、太陽電池ストリング内の故障した太陽電池モジュールの特定には、多大な時間と労力を要していたが、本実施の形態に係る太陽電池ストリングの劣化診断装置及びそれを備えた太陽光発電システムは、太陽電池ストリング内の劣化した太陽電池モジュールの位置を特定することができるため、太陽電池ストリング内の太陽電池モジュールの故障診断に必要な時間及び労力を大幅に低減することができる。

　また、本実施の形態に係る太陽電池ストリングの劣化診断装置及びそれを備えた太陽光発電システムは、インピーダンスの周波数特性の測定において、高周波の信号を用いることができるので、多くの太陽電池モジュールの劣化を診断することができる。また、日没２時間後又は日の出２時間前の発電量の十分低い時間帯である夜間に劣化診断を行うことができるので、劣化診断のために太陽光発電システム全体の太陽光発電の発電量が低減してしまうことを抑制することができる。

実施の形態２．
　本実施の形態である太陽光発電システム及び太陽電池ストリングの劣化診断装置は、実施の形態１の劣化診断装置３０の解析部３４及び劣化判定部３６の機能に加え、解析部３４が太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの負極側の他端とフレーム１３ｄとの間の抵抗成分の初期値からの第３の増分ΔＲ’_{ｆｒａｍｅ}を算出し、劣化判定部３６が太陽電池ストリング１０中の抵抗増加位置に依存するパラメータＸ’をＸ’＝ΔＲ’_{ｆｒａｍｅ}／ΔＲ_ｓとして算出し、そして、算出されたパラメータＸ及びパラメータＸ’に基づき、太陽電池ストリング１０内で抵抗値増加が発生した太陽電池モジュール１３を特定する。

　本実施の形態に係る太陽光発電システム及び太陽電池ストリングの劣化診断装置の概略構成は、実施の形態１の図１と同じであり、本実施の形態の解析部３４及び劣化判定部３６の特徴部分以外の同様の構成については説明を省略する。図８は、本実施の形態に係る太陽光発電システム及び太陽電池ストリングの劣化診断装置の接続箱内部の概略構成を示す図である。図２と同一符号を付した部分については、実施の形態１の接続箱２０と同様に構成されるため、詳細な説明は省略する。

　図８に示すように、実施の形態１の接続箱２０と同様の構成に加え、接続箱２０ａは、出力ケーブル１２－１に接続されるスイッチ２９、出力ケーブル１２－２に接続されるスイッチ２４ａ、及び、接地配線１６に接続されるインダクタ２６の他端と同軸ケーブル４０の外部導体４６との間に接続されるスイッチ２８ａを備える。

　スイッチ２９は、ブロッキングキャパシタ２２と接続される端子ａと、同軸ケーブル４０の外部導体４６と接続される端子ｂとを切り替えることができる。スイッチ２４ａは、ブロッキングキャパシタ２２と接続される端子ｃと、同軸ケーブル４０の外部導体４６と接続される端子ｄとを切り替えることができる。

　詳細は後述するが、スイッチ２９を端子ａ、スイッチ２４ａを端子ｄ、スイッチ２８をＯＦＦとすることで、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの一端と他端との間を電気的に接続し、第１インピーダンスの周波数特性を測定することができる。また、スイッチ２９を端子ａ、スイッチ２４ａをＯＦＦ、スイッチ２８をＯＮとすることで、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの正極側の一端とフレーム１３ｄとの間を電気的に接続し、第２インピーダンスの周波数特性を測定することができる。また、スイッチ２９をＯＦＦ、スイッチ２４ａを端子ｃ、スイッチ２８をＯＮとすることで、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの負極側の他端とフレーム１３ｄとの間を電気的に接続し、第３インピーダンスの周波数特性を測定することができる。

　次に、本実施の形態に係る太陽光発電システム１００及び太陽電池ストリング１０の劣化診断装置３０の動作を説明する。図９は、本実施の形態に係る劣化診断装置３０の動作を示すフローチャートである。図３と同一符号を付した部分については、実施の形態１と同様であるため、詳細な説明は省略し、実施の形態１と異なる点のみ説明を行う。

　まず、実施の形態１と同様、劣化診断装置３０が太陽電池ストリング１０の診断を開始すると、太陽電池ストリング１０は、接続箱２０内の不図示のスイッチ等の切り替え手段により、太陽光発電用の不図示の送電ケーブル及びパワーコンディショナと切断され、劣化診断装置３０に接続される。

　そして、図９に示すように、太陽電池ストリング１０の診断を開始すると、第１の解析工程を実施する。

　まず、図９に示すように、接続箱２０ａのスイッチ２４ａを端子ｄ、スイッチ２８をＯＦＦとする。これにより、太陽電池ストリング１０の負極側の端子ボックス１３ｃの出力端子１１－２を同軸ケーブル４０の外部導体４６及びインピーダンス測定器３２の接地端子とを電気的に接続し、太陽電池モジュール１３のフレーム１３ｄを、インピーダンス測定器３２の接地端子と電気的に絶縁する。そして、接続箱２０ａのスイッチ２９を端子ａとし、太陽電池ストリング１０の正極側の端子ボックス１３ｂの出力端子１１－１と同軸ケーブル４０の中心導体４２及びインピーダンス測定器３２の測定端子とを電気的に接続する（Ｓ１１ａ）。

　その後、第１の解析工程のステップＳ１２からステップＳ１４までのステップを実施するが、実施の形態１と同様であるため、詳細な説明は省略する。

　次に、第１の解析工程が終了すると、第２の解析工程を実施する。

　まず、図９に示すように、接続箱２０ａのスイッチ２４ａをＯＦＦ、スイッチ２８をＯＮとする。これにより、太陽電池ストリング１０の負極側の端子ボックス１３ｃの出力端子１１－２をインピーダンス測定器３２の接地端子と電気的に絶縁し、太陽電池モジュール１３のフレーム１３ｄを同軸ケーブル４０の外部導体４６及びインピーダンス測定器３２の接地端子と電気的に接続する。そして、接続箱２０ａのスイッチ２９を端子ａとし、太陽電池ストリング１０の正極側の端子ボックス１３ｂの出力端子１１－１と同軸ケーブル４０の中心導体４２及びインピーダンス測定器３２の測定端子とを電気的に接続する（Ｓ２１ａ）。

　その後、図９に示すように、第２の解析工程のステップＳ２２からステップＳ２４までのステップを実施するが、実施の形態１と同様であるため、詳細な説明は省略する。初期測定の場合、ステップ２３の後、実施の形態１のように診断は終了せず、後述の第３の解析工程に進む。

　次に、第２の解析工程が終了すると、第１の劣化判定工程を実施する。第１の劣化判定工程は、実施の形態１と同様であるため、詳細な説明は省略するが、図９に示すように、第１の解析工程及び第２の解析工程で算出した第１の増分ΔＲ_ｓ及び第２の増分ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}に基づいて、パラメータＸ＝ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}／ΔＲ_ｓを算出し（Ｓ３１）、パラメータＸに基づいて、太陽電池ストリング１０において抵抗値の増加が発生した太陽電池モジュール１３の第１の位置を特定する（Ｓ３２）。

　次に、第１の劣化判定工程が終了すると、第３の解析工程を実施する。

　まず、図９に示すように、接続箱２０ａのスイッチ２４ａを端子ｃ、スイッチ２８をＯＮとする。これにより、太陽電池ストリング１０の負極側の端子ボックス１３ｃの出力端子１１－２を同軸ケーブル４０の中心導体４２及びインピーダンス測定器３２の測定端子とを電気的に接続し、太陽電池モジュール１３のフレーム１３ｄを同軸ケーブル４０の外部導体４６及びインピーダンス測定器３２の接地端子と電気的に接続する。そして、接続箱２０ａのスイッチ２９をＯＦＦとし、太陽電池ストリング１０の正極側の端子ボックス１３ｂの出力端子１１－１とインピーダンス測定器３２の接地端子と電気的に絶縁する（Ｓ４１）。

　次に、スイッチ２４ａを端子ｃ、スイッチ２８をＯＮ、スイッチ２９をＯＦＦとした状態で、インピーダンス測定器３２は、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの負極側の他端と太陽電池モジュール１３のフレーム１３ｄとの間の第３インピーダンスの周波数特性を測定する（Ｓ４２）。そして、測定された第３インピーダンスの周波数特性から第３インピーダンスの共振点を決定し、共振点に対応する第３インピーダンスの値を後段の解析部３４へ出力する。

　そして、図９に示すように、解析部３４は、インピーダンス測定器３２から入力された共振点に対応する第３インピーダンスの値を、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの負極側の他端とフレーム１３ｄとの間の寄生抵抗成分Ｒ’_{ｆｒａｍｅ}とし、ステップＳ４２のインピーダンス測定工程が劣化診断装置３０を設置してからの初期測定の場合は、半導体メモリ等の記憶装置に寄生直列抵抗成分の初期値Ｒ’_{ｆｒａｍｅ０}として記録し（Ｓ４３）、初期測定の診断は終了する。

　ここで、寄生抵抗成分Ｒ’_{ｆｒａｍｅ}は、例えば、１ｋＨｚ～１ＭＨｚの間で、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの負極側の他端とフレーム１３ｄとの間の第３インピーダンスの周波数特性を測定し、得られた共振点の最小値となるインピーダンス値を太陽電池ストリング１０の寄生抵抗成分Ｒ’_{ｆｒａｍｅ}としている。

　初期測定以降、図９に示すように、解析部３４は、インピーダンス測定器３２から入力された共振点に対応する第３インピーダンスの値を、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの負極側の他端とフレーム１３ｄとの間の寄生抵抗成分Ｒ’_{ｆｒａｍｅ}とし、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの負極側の他端とフレーム１３ｄとの間の寄生抵抗成分Ｒ’_{ｆｒａｍｅ}の初期値Ｒ’_{ｆｒａｍｅ０}からの第３の増分ΔＲ’_{ｆｒａｍｅ}＝Ｒ’_{ｆｒａｍｅ}－Ｒ’_{ｆｒａｍｅ０}を算出する（Ｓ４４）。

　そして、解析部３４は、第３の解析工程で算出した第３の増分ΔＲ’_{ｆｒａｍｅ}を劣化判定部３６へ出力する。

　次に、第３の解析工程が終了すると、第２の劣化判定工程を実施する。

　まず、劣化判定部３６は、図９に示すように、第１の解析工程及び第３の解析工程で算出した第１の増分ΔＲ_ｓ及び第３の増分ΔＲ’_{ｆｒａｍｅ}に基づいて、パラメータＸ’＝ΔＲ’_{ｆｒａｍｅ}／ΔＲ_ｓを算出する（Ｓ５１）。

　そして、実施の形態１と同様、パラメータＸ’も太陽電池ストリング１０内の太陽電池モジュール１３の位置に依存するパラメータであるため、劣化判定部３６は、パラメータＸ’に基づいて、太陽電池ストリング１０において抵抗値の増加が発生した太陽電池モジュール１３の第２の位置を特定する（Ｓ５２）。

　ここで、パラメータＸ’は、太陽電池ストリング１０内の太陽電池モジュール１３の位置に依存するパラメータであるが、太陽電池モジュール１３の位置とパラメータＸ’の値との関係は、図５のパラメータＸとは逆となり、太陽電池モジュール１３の位置が、ＡからＦに行くに従い、パラメータＸ’は、０付近から１まで増加する傾向にある。パラメータＸ’の傾き方向は、パラメータＸと逆であるが、原理は実施の形態１と同様であるため、説明は省略する。

　次に、ステップＳ３２によって決定された抵抗増加の太陽電池モジュール１３の第１の位置と、ステップＳ５２によって決定された抵抗増加の太陽電池モジュール１３の第２の位置とを比較する。このとき、互いの太陽電池モジュール１３の第１の位置と第２の位置とが同じ場合は、そのまま判定された抵抗増加の太陽電池モジュール１３の位置を判定結果として出力する（Ｓ５３）。他方で、互いの太陽電池モジュール１３の第１の位置と第２の位置とが異なる場合には、太陽電池ストリング１０において正極側の出力端子１１－１と負極側の出力端子１１－２から近い方の出力端子１１－１，１１－２で測定した判定結果の方が精度が高いため、そちらで測定した太陽電池モジュール１３の位置判定の結果を真の判定結果として出力する（Ｓ５４）。

　例えば、第１の劣化判定工程で、劣化判定部３６が、抵抗増加した太陽電池モジュール１３の第１の位置をＤと判定し、第２の劣化判定工程で、劣化判定部３６が、抵抗増加した太陽電池モジュール１３の第２の位置をＣと判定したと仮定する。その場合、太陽電池ストリング１０において正極側の出力端子１１－１と負極側の出力端子１１－２から近い方の出力端子１１－２で測定した判定結果の方が精度が高いため、劣化判定部３６は、第２の劣化判定工程で判定した太陽電池モジュール１３の第２の位置Cを真の判定結果として出力する。

　以上より、本実施の形態に係る太陽電池ストリングの劣化診断装置及びそれを備えた太陽光発電システムは、太陽電池ストリング内の劣化した太陽電池モジュールの位置を特定することができ、さらに、判定結果に精度の高い側の出力端子による測定結果を使用することで、直列接続された太陽電池モジュールの数が多い場合においても正確に劣化した太陽電池モジュールの位置を判定することができる。

　また、本実施の形態に係る太陽電池ストリングの劣化診断装置及びそれを備えた太陽光発電システムは、実施の形態１と同様の構成及び動作原理を有するため、実施の形態１と同様、本実施の形態に係る太陽電池ストリングの劣化診断装置及びそれを備えた太陽光発電システムは、太陽電池ストリング内の劣化した太陽電池モジュールの位置を特定することができるため、太陽電池ストリング内の太陽電池モジュールの故障診断に必要な時間及び労力を大幅に低減することができる。また、本実施の形態に係る太陽電池ストリングの劣化診断装置及びそれを備えた太陽光発電システムは、インピーダンスの周波数特性の測定において、高周波の信号を用いることができるので、多くの太陽電池モジュールの劣化を診断することができる。また、日没２時間後又は日の出２時間前の発電量の十分低い時間帯である夜間に劣化診断を行うことができるので、劣化診断のために太陽光発電システム全体の太陽光発電の発電量が低減してしまうことを抑制することができる。

　ここで、本実施の形態では、第１の解析工程を行った後、第２の解析工程を行い、その後、第３の解析工程を行ったが、それぞれの解析工程を行うタイミングは種々に変更可能である。また、本実施の形態では、第１の劣化判定工程を行った後、第２の劣化判定工程を行っているが、先にパラメータＸ’を算出して、抵抗増加位置を判定しても構わないし、同時にパラメータＸ及びパラメータＸ’を算出して、それぞれの抵抗増加位置を判定しても構わない。

実施の形態３．
　本実施の形態である太陽光発電システム及び太陽電池ストリングの劣化診断装置は、実施の形態２と異なり、劣化判定部が、算出されたパラメータＸ及びパラメータＸ’に基づき、太陽電池ストリング内の複数の太陽電池モジュールの抵抗が増加したと判定する。

　本実施の形態に係る太陽光発電システム及び太陽電池ストリングの劣化診断装置の概略構成は、実施の形態１の図１及び実施の形態２の図８と同じであり、本実施の形態の劣化判定部３６の特徴部分以外の同様の構成については説明を省略する。

　次に、本実施の形態に係る太陽光発電システム１００及び太陽電池ストリング１０の劣化診断装置３０の動作を説明する。図１０は、本実施の形態に係る劣化診断装置３０の動作を示すフローチャートである。実施の形態２の図９と同一符号を付した部分については、実施の形態２と同様であるため、詳細な説明は省略し、実施の形態２と異なる点のみ説明を行う。

　本実施の形態に係る太陽光発電システム１００及び太陽電池ストリング１０の劣化診断装置３０の動作は、第１の解析工程、第２の解析工程、第１の劣化判定工程、第３の解析工程、及び、第２の劣化判定工程のステップＳ５２までは、実施の形態２と同様である。

　その後、ステップＳ３２によって決定された抵抗増加の太陽電池モジュール１３の位置と、ステップＳ５２によって決定された抵抗増加の太陽電池モジュール１３の位置とを比較する。このとき、互いの太陽電池モジュール１３の位置が同じ場合は、そのまま判定された抵抗増加の太陽電池モジュール１３の位置を判定結果として出力する（Ｓ５３）。他方で、互いの太陽電池モジュール１３の位置が異なる場合には、太陽電池ストリング１０中の抵抗増加した太陽電池モジュール１３が一つではないと考えられるため、劣化判定部３６は、太陽電池ストリング１０内の複数の太陽電池モジュール１３の抵抗が増加したと判定し、その結果を出力する（Ｓ５４ａ）。

　例えば、第１の劣化判定工程で、劣化判定部３６が、抵抗増加した太陽電池モジュール１３の位置をＤと判定し、第２の劣化判定工程で、劣化判定部３６が、抵抗増加した太陽電池モジュール１３の位置をＡと判定したと仮定する。その場合、劣化判定部３６は、太陽電池ストリング１０中の抵抗増加した太陽電池モジュール１３が一つではないと考えられるため、太陽電池ストリング１０内の複数の太陽電池モジュール１３の抵抗が増加したと判定し、その結果を出力する。

　以上より、本実施の形態に係る太陽電池ストリングの劣化診断装置及びそれを備えた太陽光発電システムは、太陽電池ストリング１０内の複数の太陽電池モジュール１３の抵抗が増加したと判定し、その結果を出力することができるので、ユーザに複数の太陽電池モジュールにおいて劣化が進んでいる状況を伝えることができる。また、ユーザは、複数の太陽電池モジュールが劣化している状況も含めて、劣化状況を詳細に把握することができる。

　また、本実施の形態に係る太陽電池ストリングの劣化診断装置及びそれを備えた太陽光発電システムは、実施の形態１と同様の構成及び動作原理を有するため、実施の形態１と同様、本実施の形態に係る太陽電池ストリングの劣化診断装置及びそれを備えた太陽光発電システムは、太陽電池ストリング内の劣化した太陽電池モジュールの位置を特定することができるため、太陽電池ストリング内の太陽電池モジュールの故障診断に必要な時間及び労力を大幅に低減することができる。また、本実施の形態に係る太陽電池ストリングの劣化診断装置及びそれを備えた太陽光発電システムは、インピーダンスの周波数特性の測定において、高周波の信号を用いることができるので、多くの太陽電池モジュールの劣化を診断することができる。また、日没２時間後又は日の出２時間前の発電量の十分低い時間帯である夜間に劣化診断を行うことができるので、劣化診断のために太陽光発電システム全体の太陽光発電の発電量が低減してしまうことを抑制することができる。

実施の形態４．
　本実施の形態である太陽光発電システム及び太陽電池ストリングの劣化診断装置は、実施の形態１と異なり、時間経過とともに変化する各太陽電池モジュールの抵抗増加を記録し、各太陽電池モジュールの積算した抵抗増加値に基づき、劣化した太陽電池モジュールを特定するものである。

　本実施の形態に係る太陽光発電システム及び太陽電池ストリングの劣化診断装置の概略構成は、実施の形態１の図１と同じであり、本実施の形態の解析部３４及び劣化判定部３６の特徴部分以外の同様の構成については説明を省略する。また、本実施の形態に係る太陽光発電システム及び太陽電池ストリングの劣化診断装置の接続箱内部の概略構成も実施の形態１と同じであるため、詳細な説明は省略する。

　本実施の形態である太陽光発電システム及び太陽電池ストリングの劣化診断装置は、時間経過とともに変化する各太陽電池モジュールの抵抗増加を記録し、各太陽電池モジュールの積算した抵抗増加値に基づき、劣化した太陽電池モジュールを特定する。

　詳細は後述するが、解析部３４は、インピーダンス測定器３２から入力された共振点に対応する第１インピーダンスの値を、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの一端と他端との間の寄生直列抵抗成分Ｒ_ｓ（ｋ）を半導体メモリ等の記憶装置に記録する。そして、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの一端と他端との間の直列抵抗成分の前回測定値Ｒ_ｓ（ｋ－１）からの第４の増分ΔＲ_ｓ（ｋ）＝Ｒ_ｓ（ｋ）－Ｒ_ｓ（ｋ－１）を算出する。

　また、解析部３４は、インピーダンス測定器３２から入力された共振点に対応する第２インピーダンスの値を、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの一端とフレーム１３ｄとの間の寄生抵抗成分Ｒ_{ｆｒａｍｅ}（ｋ）を半導体メモリ等の記憶装置に記録する。そして、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの一端とフレーム１３ｄとの間の寄生抵抗成分の前回測定値Ｒ_{ｆｒａｍｅ}（ｋ－１）からの第５の増分ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}（ｋ）＝Ｒ_{ｆｒａｍｅ}（ｋ）－Ｒ_{ｆｒａｍｅ}（ｋ－１）を算出する。

　そして、解析部３４は、算出した第４の増分ΔＲ_ｓ（ｋ）及び第５の増分ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}（ｋ）を劣化判定部３６へ出力する。

　劣化判定部３６は、解析部３４で算出された第４の増分ΔＲ_ｓ（ｋ）及び第５の増分ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}（ｋ）に基づき、太陽電池ストリング１０内の抵抗が増加した太陽電池モジュール１３の位置を判定する。

　詳細は後述するが、劣化判定部３６は、解析部３４で算出した第４の増分ΔＲ_ｓ（ｋ）及び第５の増分ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}（ｋ）により、太陽電池ストリング１０中の抵抗増加位置に依存するパラメータＸ（ｋ）をＸ（ｋ）＝ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}（ｋ）／ΔＲ_ｓ（ｋ）を算出する。そして、劣化判定部３６は、算出されたパラメータＸ（ｋ）に基づき、太陽電池ストリング１０内で抵抗値増加が発生した太陽電池モジュール１３の位置を特定する。

　そして、劣化判定部３６は、抵抗増加が発生した位置の太陽電池モジュール１３の直列抵抗値Ｒ_ｓｙに第４の増分ΔＲ_ｓ（ｋ）を加算して、半導体メモリ等の記憶装置に記録する。

　次に、本実施の形態に係る太陽光発電システム１００及び太陽電池ストリング１０の劣化診断装置３０の動作を説明する。図１１は、本実施の形態に係る劣化診断装置３０の動作を示すフローチャートである。図３と同一符号を付した部分については、実施の形態１と同様であるため、詳細な説明は省略し、実施の形態１と異なる点のみ説明を行う。

　まず、劣化診断装置３０がｋ回目の太陽電池ストリング１０の診断を開始すると、太陽電池ストリング１０は、接続箱２０内の不図示のスイッチ等の切り替え手段により、太陽光発電用の不図示の送電ケーブル及びパワーコンディショナと切断され、劣化診断装置３０に接続される。

　そして、図１１に示すように、太陽電池ストリング１０のｋ回目の診断を開始すると、第４の解析工程を実施する。

　まず、図１１に示すように、接続箱２０のスイッチ２４をＯＮとし、太陽電池ストリング１０の負極側の端子ボックス１３ｃの出力端子と、同軸ケーブル４０の外部導体４６及びインピーダンス測定器３２の接地端子とを電気的に接続する。そして、接続箱２０のスイッチ２８をＯＦＦとし、太陽電池モジュール１３のフレーム１３ｄを、インピーダンス測定器３２の接地端子と電気的に絶縁する（Ｓ１１）。

　次に、図１１に示すように、スイッチ２４をＯＮとし、スイッチ２８をＯＦＦとした状態で、インピーダンス測定器３２は、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの一端と他端との間の第１インピーダンスの周波数特性を測定する。そして、測定された第１インピーダンスの周波数特性から第１インピーダンスの共振点を決定し、共振点に対応する第１インピーダンスの値を後段の解析部３４へ出力する。

　そして、図１１に示すように、解析部３４は、ｋ回目の診断におけるインピーダンス測定器３２から入力された共振点に対応する第１インピーダンスの値を、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの一端と他端との間の寄生直列抵抗成分Ｒ_ｓ（ｋ）とし、半導体メモリ等の記憶装置に記録する（Ｓ１２ａ）。ステップＳ１２ａのインピーダンス測定工程が劣化診断装置３０を設置してからの初回の測定である初期測定の場合は、図１１に示すように、解析部３４は、半導体メモリ等の記憶装置に寄生直列抵抗成分の初期値Ｒ_ｓ（１）として記録後、ステップＳ２１の工程へ進む。

　初期測定以降、解析部３４は、図１１に示すように、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの一端と他端との間の寄生直列抵抗成分の前回測定値Ｒ_ｓ（ｋ－１）を初期値として、前回測定値Ｒ_ｓ（ｋ－１）からの増分である第４の増分ΔＲ_ｓ（ｋ）＝Ｒ_ｓ（ｋ）－Ｒ_ｓ（ｋ－１）を算出し、算出した第４の増分ΔＲ_ｓ（ｋ）を劣化判定部３６へ出力する（Ｓ１４ａ）。

　次に、第４の解析工程が終了すると、第５の解析工程を実施する。

　まず、図１１に示すように、接続箱２０のスイッチ２４をＯＦＦとし、太陽電池ストリング１０の負極側の端子ボックス１３ｃの出力端子と、同軸ケーブル４０の外部導体４６及びインピーダンス測定器３２の接地端子とを電気的に絶縁する。そして、接続箱２０のスイッチ２８をＯＮとし、太陽電池モジュール１３のフレーム１３ｄと、インピーダンス測定器３２の接地端子とを電気的に接続する（Ｓ２１）。

　次に、図１１に示すように、スイッチ２４をＯＦＦとし、スイッチ２８をＯＮとした状態で、インピーダンス測定器３２は、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの正極側の一端と太陽電池モジュール１３のフレーム１３ｄとの間の第２インピーダンスの周波数特性を測定する。そして、測定された第２インピーダンスの周波数特性から第２インピーダンスの共振点を決定し、共振点に対応する第２インピーダンスの値を後段の解析部３４へ出力する。

　そして、解析部３４は、図１１に示すように、ｋ回目の診断におけるインピーダンス測定器３２から入力された共振点に対応する第２インピーダンスの値を、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの一端とフレーム１３ｄとの間の寄生抵抗成分Ｒ_{ｆｒａｍｅ}（ｋ）とし、半導体メモリ等の記憶装置に記録する（Ｓ２２ａ）。ステップＳ２２ａのインピーダンス測定工程が劣化診断装置３０を設置してからの初回の測定である初期測定の場合は、半導体メモリ等の記憶装置に寄生直列抵抗成分の初期値Ｒ_{ｆｒａｍｅ}（１）として記録し、初期測定の診断は終了する。

　初期測定以降、解析部３４は、図１１に示すように、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの一端とフレーム１３ｄとの間の寄生抵抗成分の前回測定値Ｒ_{ｆｒａｍｅ}（ｋ－１）を初期値として、前回測定値Ｒ_{ｆｒａｍｅ}（ｋ－１）からの増分である第５の増分ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}（ｋ）＝Ｒ_{ｆｒａｍｅ}（ｋ）－Ｒ_{ｆｒａｍｅ}（ｋ－１）を算出し、算出した第５の増分ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}（ｋ）を劣化判定部３６へ出力する。（Ｓ２４ａ）。

　次に、第５の解析工程が終了すると、第３の劣化判定工程を実施する。

　まず、劣化判定部３６は、図１１に示すように、第４の解析工程及び第５の解析工程で算出した第４の増分ΔＲ_ｓ（ｋ）及び第５の増分ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}（ｋ）に基づいて、パラメータＸ（ｋ）＝ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}（ｋ）／ΔＲ_ｓ（ｋ）を算出する（Ｓ３１ａ）。

　そして、パラメータＸ（ｋ）は、太陽電池ストリング１０内の太陽電池モジュール１３の位置に依存するパラメータであるため、劣化判定部３６は、パラメータＸ（ｋ）に基づいて、太陽電池ストリング１０において抵抗値の増加が発生した太陽電池モジュール１３を特定する（Ｓ３２ａ）。

　次に、図１１に示すように、パラメータＸ（ｋ）に基づき抵抗値が増加したと判定された抵抗増加位置ｙの太陽電池モジュール１３の直列抵抗値Ｒ_ｓｙにΔＲ_ｓ（ｋ）を加算して、抵抗増加位置ｙの太陽電池モジュール１３の直列抵抗値Ｒ_ｓｙとして、半導体メモリ等の記憶装置に記録する（Ｓ３３）。抵抗増加位置ｙの太陽電池モジュール１３の直列抵抗値Ｒ_ｓｙは、次回以降の診断に用いられ、初期測定以降、診断のたびに、各太陽電池モジュール１３の記録された直列抵抗値Ｒ_ｓｙに第４の増分ΔＲ_ｓ（ｋ）が積算される。

　ここで、各太陽電池モジュール１３の初期の直列抵抗値Ｒ_ｓｙは、初期測定前に取得し、半導体メモリ等の記憶装置に記録しておいても構わないし、太陽電池ストリング１０内のすべての太陽電池モジュール１３の初期抵抗値が同一と仮定して、初期測定で得られた直列抵抗値Ｒ_ｓ（１）を太陽電池モジュール１３の数で割った値を初期の直列抵抗値Ｒ_ｓｙとして用いても構わない。

　ここで、パラメータＸ（ｋ）は、他の実施の形態と異なり、初期測定で測定した初期値ではなく、前回測定値に基づいて求められた第４の増分ΔＲ_ｓ（ｋ）及び第５の増分ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}（ｋ）により算出されている。そのため、パラメータＸ（ｋ）は、時間経過とともに抵抗が増加した各太陽電池モジュール１３の抵抗値の変化の影響を受け、実施の形態１で求めた初期値からのパラメータＸとは傾き等が時間経過とともに変化する可能性があり、正確に抵抗増加した太陽電池モジュール１３の位置を判定できない可能性がある。本実施の形態では、このようなパラメータＸ（ｋ）の時間経過に伴う変化に対応するために、ステップＳ３２ａの抵抗増加した太陽電池モジュール１３の位置を判定するステップにおいて、事前に、これまで加算・記録されてきた各太陽電池モジュール１３の直列抵抗値に基づき、ｋ回目の診断におけるパラメータＸ（ｋ）と抵抗増加した太陽電池モジュール１３の位置との関係を補正し、補正したパラメータＸ（ｋ）と抵抗増加した太陽電池モジュール１３の位置との関係に基づき、抵抗値の増加が発生した太陽電池モジュール１３を特定することができる。

　ここで、パラメータＸ（ｋ）と抵抗増加した太陽電池モジュール１３の位置との関係の補正は、診断のたびに毎回行う必要はなく、太陽電池モジュール１３の積算された抵抗増加分に基づき、パラメータＸ（ｋ）と抵抗増加した太陽電池モジュール１３の位置との関係の補正を行っても構わないし、所定の診断回数ごとに、パラメータＸ（ｋ）と抵抗増加した太陽電池モジュール１３の位置との関係の補正を行っても構わない。

　以上のように構成される太陽電池ストリングの劣化診断装置３０及びそれを備えた太陽光発電システム１００は、太陽電池ストリング１０内の一つの太陽電池モジュール１３の積算された直列抵抗値Ｒ_ｓｙが所定の閾値を超えた場合、劣化判定部３６は、例えば、一つの太陽電池モジュール１３の太陽電池セル内の発電層の劣化若しくは電極部の腐食等により、抵抗が増加したと判断し、抵抗値の増加が発生した太陽電池モジュール１３の位置をユーザに知らせることができる。

　ここで、本実施の形態では、第４の解析工程を行った後、第５の解析工程を行ったが、第５の解析工程を行った後、第４の解析工程を行っても構わない。

　また、本実施の形態では、太陽電池モジュール１３の直列抵抗値Ｒ_ｓｙにΔＲ_ｓ（ｋ）を加算して、積算された直列抵抗値Ｒ_ｓｙに基づき、抵抗値の増加が発生した太陽電池モジュール１３を特定しているが、各太陽電池モジュール１３のΔＲ_ｓ（ｋ）の積算値を記録し、積算値と閾値を比較することで、抵抗値の増加が発生した太陽電池モジュール１３を特定し、ユーザに知らせても構わない。

　以上より、本実施の形態に係る太陽電池ストリングの劣化診断装置及びそれを備えた太陽光発電システムは、太陽電池ストリング内の劣化した太陽電池モジュールの位置を特定することができ、さらに、時間経過とともに変化する各太陽電池モジュールの抵抗増加を記録し、各太陽電池モジュールの積算した抵抗増加値を推定することができる。

　そのため、実施の形態１に比べ、太陽電池ストリング内の劣化した太陽電池モジュールの位置を正確に特定することができ、太陽電池ストリング内の太陽電池モジュールの故障診断に必要な時間及び労力をさらに低減することができる。

　また、本実施の形態に加え、実施の形態１と同様の構成及び動作原理を有するため、実施の形態１と同様、本実施の形態に係る太陽電池ストリングの劣化診断装置及びそれを備えた太陽光発電システムは、太陽電池ストリング内の劣化した太陽電池モジュールの位置を特定することができるため、太陽電池ストリング内の太陽電池モジュールの故障診断に必要な時間及び労力を大幅に低減することができる。また、本実施の形態に係る太陽電池ストリングの劣化診断装置及びそれを備えた太陽光発電システムは、インピーダンスの周波数特性の測定において、高周波の信号を用いることができるので、多くの太陽電池モジュールの劣化を診断することができる。また、日没２時間後又は日の出２時間前の発電量の十分低い時間帯である夜間に劣化診断を行うことができるので、劣化診断のために太陽光発電システム全体の太陽光発電の発電量が低減してしまうことを抑制することができる。

　ここで、本実施の形態は、実施の形態２及び実施の形態３にも適用可能である。つまり、太陽電池ストリング１０の直列接続された複数の太陽光発電部１３ａの負極側の他端とフレーム１３ｄとの間の抵抗成分を用いて、本実施の形態と同様、前回測定値に基づいて、ｋ回目のＲ_ｓとＲ_{ｆｒａｍｅ}の増分を算出し、パラメータＸ’（ｋ）を算出しても構わない。その場合、算出されたパラメータＸ（ｋ）及びパラメータＸ’（ｋ）に基づき、太陽電池ストリング１０内で抵抗値増加が発生した太陽電池モジュール１３の位置をより正確に特定してすることができ、太陽電池ストリング内の太陽電池モジュールの故障診断に必要な時間及び労力をさらに低減することができる。

　なお、本発明は、その発明の範囲内において、各実施の形態を自由に組み合わせたり、各実施の形態を適宜、変形、省略したりすることが可能である。さらに、本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。

１０　太陽電池ストリング、１３　太陽電池モジュール、２０，２０ａ　接続箱、３０　劣化診断装置、３２　インピーダンス測定器、３４　解析部、３６　劣化判定部、１００　太陽光発電システム

Claims (9)

1. 　太陽光発電部と導電性のフレームとを有する複数の太陽電池モジュールを備え、前記複数の太陽電池モジュールの前記太陽光発電部が電気的に直列接続され、前記複数の太陽電池モジュールの前記フレームが電気的に共通接続された太陽電池ストリングの劣化診断装置であって、
   　前記太陽電池ストリングの直列接続された複数の前記太陽光発電部の一端と他端との間の第１インピーダンスの周波数特性を測定し、かつ、前記太陽電池ストリングの直列接続された複数の前記太陽光発電部の一端と前記フレームとの間の第２インピーダンスの周波数特性を測定するインピーダンス測定器と、
   　前記第１インピーダンスの周波数特性に基づき、前記太陽電池ストリングの直列接続された複数の前記太陽光発電部の一端と他端との間の直列抵抗成分の初期値からの第１の増分を算出し、かつ、前記第２インピーダンスの周波数特性に基づき、前記太陽電池ストリングの直列接続された複数の前記太陽光発電部の一端と前記フレームとの間の抵抗成分の初期値からの第２の増分を算出する解析部と、
   　前記解析部で算出された前記第１の増分及び前記第２の増分に基づき、前記太陽電池ストリング内の抵抗が増加した太陽電池モジュールの位置を判定する劣化判定部と
   を備えることを特徴とする太陽電池ストリングの劣化診断装置。
2. 　前記直列抵抗成分の初期値及び前記抵抗成分の初期値は、前記太陽電池ストリングの初期測定のときの値であることを特徴とする請求項１に記載の太陽電池ストリングの劣化診断装置。
3. 　前記第１の増分をΔＲ_ｓ、前記第２の増分をΔＲ_{ｆｒａｍｅ}としたとき、
   　前記解析部は、ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}／ΔＲ_ｓの値を算出し、
   　前記劣化判定部は、前記ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}／ΔＲ_ｓの値に基づき、前記太陽電池ストリング内の抵抗が増加した前記太陽電池モジュールの位置を判定することを特徴とする請求項１又は請求項２に記載の太陽電池ストリングの劣化診断装置。
4. 　前記インピーダンス測定器は、前記太陽電池ストリングの直列接続された複数の前記太陽光発電部の他端と前記フレームとの間の第３インピーダンスの周波数特性を測定し、
   　前記解析部は、前記第３インピーダンスの周波数特性に基づき、前記太陽電池ストリングの直列接続された複数の前記太陽光発電部の他端と前記フレームとの間の抵抗成分の初期値からの第３の増分を算出し、
   　前記劣化判定部は、前記解析部で算出された前記第１の増分、前記第２の増分及び前記第３の増分に基づき、前記太陽電池ストリング内の抵抗が増加した前記太陽電池モジュールの位置を判定することを特徴とする請求項３に記載の太陽電池ストリングの劣化診断装置。
5. 　前記第３の増分をΔＲ’_{ｆｒａｍｅ}としたとき、
   　前記解析部は、ΔＲ’_{ｆｒａｍｅ}／ΔＲ_ｓの値を算出し、
   　前記劣化判定部は、前記ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}／ΔＲ_ｓの値及び前記ΔＲ’_{ｆｒａｍｅ}／ΔＲ_ｓの値に基づき、前記太陽電池ストリング内の抵抗が増加した前記太陽電池モジュールの位置を判定することを特徴とする請求項４に記載の太陽電池ストリングの劣化診断装置。
6. 　前記劣化判定部は、前記ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}／ΔＲ_ｓの値に基づき、前記太陽電池ストリング内の抵抗が増加した前記太陽電池モジュールの第１の位置を判定し、前記ΔＲ’_{ｆｒａｍｅ}／ΔＲ_ｓの値に基づき、前記太陽電池ストリング内の抵抗が増加した前記太陽電池モジュールの第２の位置を判定し、前記第１の位置と前記第２の位置とが互いに異なる場合、測定に使用した出力端子に近い方の前記太陽電池モジュールを抵抗が増加した前記太陽電池モジュールとして判定することを特徴とする請求項５に記載の太陽電池ストリングの劣化診断装置。
7. 　前記劣化判定部は、前記ΔＲ_{ｆｒａｍｅ}／ΔＲ_ｓの値に基づき、前記太陽電池ストリング内の抵抗が増加した前記太陽電池モジュールの第１の位置を判定し、前記ΔＲ’_{ｆｒａｍｅ}／ΔＲ_ｓの値に基づき、前記太陽電池ストリング内の抵抗が増加した前記太陽電池モジュールの第２の位置を判定し、前記第１の位置と前記第２の位置とが互いに異なる場合、前記太陽電池ストリング内の複数の前記太陽電池モジュールの抵抗が増加したと判定することを特徴とする請求項５又は請求項６に記載の太陽電池ストリングの劣化診断装置。
8. 　前記直列抵抗成分の初期値及び前記抵抗成分の初期値は、前回測定した前記太陽電池ストリングの直列抵抗成分及び抵抗成分であり、
   　前記解析部は、前記前回測定した前記太陽電池ストリングの直列抵抗成分及び抵抗成分に基づき、前記第１の増分及び前記第２の増分を算出し、
   　前記劣化判定部は、前記第１の増分及び前記第２の増分に基づいて判定された位置の太陽電池モジュールの前回測定した直列抵抗値に前記第１の増分を加算して記録することを特徴とする請求項１、請求項３から請求項７のいずれか一項に記載の太陽電池ストリングの劣化診断装置。
9. 　前記太陽光発電部と導電性の前記フレームとを有する前記複数の太陽電池モジュールを備え、前記複数の太陽電池モジュールの前記太陽光発電部が電気的に直列接続され、前記複数の太陽電池モジュールの複数の前記フレームが電気的に共通接続された前記太陽電池ストリングと、
   　請求項１から請求項８のいずれか一項に記載の前記太陽電池ストリングの劣化診断装置と
   を備えることを特徴とする太陽光発電システム。

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