(57)【要約】【課題】複数の太陽光発電システムについて各々の日射量の計測を行うことなく、かつ診断精度が低下する可能性を防ぐことができる電力算出方法、診断方法、電力算出システム及びプログラムを提供する。【解決手段】電力算出方法は、第１計測ステップ、第２計測ステップ、第１演算ステップ、第２演算ステップ及び第３演算ステップを含む。第１計測ステップは、第１太陽光発電システム１０の発電電力を計測する。第２計測ステップは、診断用モジュール４１の電流電圧特性を計測する。第１演算ステップは、電流電圧特性から求めた最大発電電力から第１期待発電電力を算出する。第２演算ステップは、第２太陽光発電システム２０の日射強度を、電流電圧特性から算出する。第３演算ステップは、日射強度と第２太陽光発電システム２０のパネル温度とから、第２期待発電電力を算出する。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
太陽光発電システムの評価に用いられる電力を算出する電力算出方法であって、
第１太陽光発電システムの所定期間での発電電力を計測する第１計測ステップと、
前記第１太陽光発電システムに配置された計測用モジュールにより前記所定期間で発電される電力の電流電圧特性を計測する第２計測ステップと、
前記電流電圧特性から求められる最大発電電力から前記所定期間における前記第１太陽光発電システムの第１期待発電電力を算出する第１演算ステップと、
前記第１太陽光発電システムが設置された場所を含み前記第１太陽光発電システムに対する日射量と同一の日射量が期待される地域に設置された第２太陽光発電システムの前記所定期間における日射強度を、前記電流電圧特性から算出する第２演算ステップと、
前記日射強度と前記所定期間での前記第２太陽光発電システムの太陽電池アレイにおけるパネル温度とから、前記所定期間における前記第２太陽光発電システムの第２期待発電電力を算出する第３演算ステップとを含む
ことを特徴とする電力算出方法。
【請求項２】
前記第２太陽光発電システムの周辺で計測された気温の気温データを記憶している気象データ装置から前記所定期間における前記気温データを取得し、
前記日射量と、前記気温データとから前記パネル温度を算出する温度算出ステップを、更に含む
ことを特徴とする請求項１に記載の電力算出方法。
【請求項３】
前記温度算出ステップは、
前記第２太陽光発電システムの前記太陽電池アレイに対する温度に影響を与える設置条件に基づいて前記日射量の影響分を補正し、前記日射量影響分と前記気温データとから前記パネル温度を算出する
ことを特徴とする請求項２に記載の電力算出方法。
【請求項４】
前記第２太陽光発電システムは、温度センサを有しており、
前記第３演算ステップは、前記温度センサで検出された結果を前記パネル温度として前記第２太陽光発電システムの前記第２期待発電電力を算出する
ことを特徴とする請求項１に記載の電力算出方法。
【請求項５】
前記計測用モジュールは、前記第１太陽光発電システムに対して着脱可能である
ことを特徴とする請求項１〜４のいずれか一項に記載の電力算出方法。
【請求項６】
前記第２演算ステップは、
前記電流電圧特性から求められる短絡光電流値、又は低電圧領域における飽和電流値を用いて、前記日射量を求める
ことを特徴とする請求項１〜５のいずれか一項に記載の電力算出方法。
【請求項７】
請求項１〜６のいずれか一項に記載の電力算出方法と、
前記第１太陽光発電システムで計測された発電電力としての第１発電電力と前記第１演算ステップで算出された前記第１期待発電電力とを用いて前記第１太陽光発電システムの状態を診断し、前記第２太陽光発電システムで計測された第２発電電力と前記第３演算ステップで算出された第２期待発電電力とを用いて前記第２太陽光発電システムの状態を診断する診断ステップとを含む
ことを特徴とする診断方法。
【請求項８】
太陽光発電システムの評価に用いられる電力を算出する電力算出システムであって、
第１太陽光発電システムの所定期間での発電電力を計測する第１計測部と、
前記第１太陽光発電システムに配置された計測用モジュールにより前記所定期間で発電される電力の電流電圧特性を計測する第２計測部と、
前記電流電圧特性から求められる最大発電電力から前記所定期間における前記第１太陽光発電システムの第１期待発電電力を算出する第１演算部と、
前記第１太陽光発電システムが設置された場所を含み第１太陽光発電システム１０に対する日射量と同一の日射量が期待される地域に設置された第２太陽光発電システムの前記所定期間における日射強度を、前記電流電圧特性から算出する第２演算部と、
前記日射強度と前記所定期間での前記第２太陽光発電システムの太陽電池アレイにおけるパネル温度とから、前記所定期間における前記第２太陽光発電システムの第２期待発電電力を算出する第３演算部とを備える
ことを特徴とする電力算出システム。
【請求項９】
コンピュータに、
請求項１〜６のいずれか一項に記載の電力算出方法を、
実行させるためのプログラム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、電力算出方法、診断方法、電力算出システム及びプログラムに関し、より詳細には太陽光発電システムの状態の評価に用いられる電力算出方法、診断方法、電力算出システム及びプログラムに関する。
【背景技術】
【０００２】
太陽光発電システムが備える太陽電池パネルやパワーコンディショナー等の故障や劣化による発電量低下を検出する技術が開示されている（例えば、特許文献１）。
【０００３】
特許文献１では、ある基準となる太陽光発電装置の理論発電量又は実際に計測された実発電量をある特定の設置方位、設置角度及びシステム容量で規格化し、診断対象となる太陽光発電装置の実発電量も基準と同じ設置方位及び設置角度及びシステム容量で規格化して、これらを比較することにより診断対象の太陽光発電装置の診断を行っている。特許文献１の規格化においては、日射量データといった日射状態値が利用されており、実際に測定した日射量データや、過去の実績より求められた平均日射量データ、又はある機関が何年かの間にわたって収集した全国各地の地域、期間、設置方位及び設置角度別の平均日射量データを用いている。
【０００４】
特許文献１によると、一つの太陽光発電システムを利用してその周辺の複数の太陽光発電システムの診断を行うことができる。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】特開２００８−２１８８１５号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
特許文献１では、規格化する際に、実際の日射量や過去の実績を用いる場合、複数の太陽光発電装置（太陽光発電システム）のそれぞれについて、設置方位及び設置角度に応じた日射計等による日射量の計測を行う必要がある。また、ある機関が収集した過去に計測された複数のデータより求められた平均データを用いる場合は、実測値を用いないことによる診断精度（評価精度）が低下する可能性がある。
【０００７】
そこで、本発明は上記課題に鑑みてなされ、複数の太陽光発電システムについて各々の日射量の計測を行うことなく、かつ評価の精度が低下する可能性を防ぐことができる電力算出方法、診断方法、電力算出システム及びプログラムを提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
本発明に係る一態様の電力算出方法は、太陽光発電システムの評価に用いられる電力を算出する。前記電力算出方法は、第１計測ステップと、第２計測ステップと、第１演算ステップと、第２演算ステップと、第３演算ステップとを含む。前記第１計測ステップは、第１太陽光発電システムの所定期間での発電電力を計測する。前記第２計測ステップは、前記第１太陽光発電システムに配置された計測用モジュールにより前記所定期間で発電される電力の電流電圧特性を計測する。前記第１演算ステップは、前記電流電圧特性から求められる最大発電電力から前記所定期間における前記第１太陽光発電システムの第１期待発電電力を算出する。前記第２演算ステップは、前記第１太陽光発電システムが設置された場所を含み前記第１太陽光発電システムに対する日射量と同一の日射量が期待される地域に設置された第２太陽光発電システムの前記所定期間における日射強度を、前記電流電圧特性から算出する。前記第３演算ステップは、前記日射強度と前記所定期間での前記第２太陽光発電システムの太陽電池アレイにおけるパネル温度とから、前記所定期間における前記第２太陽光発電システムの第２期待発電電力を算出する。
【０００９】
本発明に係る一態様の診断方法は、上述した電力算出方法と、診断ステップとを含む。前記診断ステップは、前記第１太陽光発電システムで計測された発電電力としての第１発電電力と前記第１演算ステップで算出された前記第１期待発電電力とを用いて前記第１太陽光発電システムの状態を診断する。前記診断ステップは、前記第２太陽光発電システムで計測された第２発電電力と前記第３演算ステップで算出された第２期待発電電力とを用いて前記第２太陽光発電システムの状態を診断する。
【００１０】
本発明に係る一態様の電力算出システムは、太陽光発電システムの評価に用いられる電力を算出する。前記電力算出システムは、第１計測部と、第２計測部と、第１演算部と、第２演算部と、第３演算部とを備える。前記第１計測部は、第１太陽光発電システムの所定期間での発電電力を計測する。前記第２計測部は、前記第１太陽光発電システムに配置された計測用モジュールにより前記所定期間で発電される電力の電流電圧特性を計測する。前記第１演算部は、前記電流電圧特性から求められる最大発電電力から前記所定期間における前記第１太陽光発電システムの第１期待発電電力を算出する。前記第２演算部は、前記第１太陽光発電システムが設置された場所を含み第１太陽光発電システム１０に対する日射量と同一の日射量が期待される地域に設置された第２太陽光発電システムの前記所定期間における日射強度を、前記電流電圧特性から算出する。前記第３演算部は、前記日射強度と前記所定期間での前記第２太陽光発電システムの太陽電池アレイにおけるパネル温度とから、前記所定期間における前記第２太陽光発電システムの第２期待発電電力を算出する。
【００１１】
本発明に係る一態様のプログラムは、コンピュータに、上述した電力算出方法を、実行させるためのプログラムである。
【発明の効果】
【００１２】
本発明によると、複数の太陽光発電システムについて各々の日射量の計測を行うことなく、かつ診断精度が低下する可能性を防ぐことができる。
【図面の簡単な説明】
【００１３】
【図１】図１は、本発明に係る一実施形態におけるシステムの構成を示すシステム構成図である。
【図２】図２は、同上のシステムにおいて第１太陽光発電システムの状態を評価する際の動作を説明する流れ図である。
【図３】図３は、同上のシステムにおいて第２太陽光発電システムの状態を評価する際の動作を説明する流れ図である。
【発明を実施するための形態】
【００１４】
以下に説明する実施形態及び変形例は、本発明の一例に過ぎず、本発明は、実施形態及び変形例に限定されることなく、この実施形態及び変形例以外であっても、本発明に係る技術的思想を逸脱しない範囲であれば、設計等に応じて種々の変更が可能である。
【００１５】
（実施形態）
本実施形態に係るシステム１は、図１に示すように、第１太陽光発電システム１０と、１つ以上の第２太陽光発電システム２０（ここでは、２つの第２太陽光発電システム２０）と、診断サーバ５０と、気象データ装置６０とを備える。なお、２つの第２太陽光発電システム２０を個別に区別する必要がある場合は、第２太陽光発電システム２０ａと、第２太陽光発電システム２０ｂと記載する。本実施形態では、第２太陽光発電システム２０の数を２つとするが、この数値は一例であり、この数値に限定する趣旨ではない、第２太陽光発電システム２０の数は１つ以上であればよい。
【００１６】
第１太陽光発電システム１０及び第２太陽光発電システム２０と診断サーバ５０とは、ネットワーク２を介して互いに通信可能である。また、診断サーバ５０と気象データ装置６０とは、ネットワーク２を介して互いに通信可能である。
【００１７】
第２太陽光発電システム２０は、第１太陽光発電システム１０が設置された地域と同一の地域に設置されている。ここで、第１太陽光発電システム１０が設置された地域と同一の地域とは、第１太陽光発電システム１０が設置された場所を含み、第１太陽光発電システム１０に対する日射量と同一の日射量が期待される地域である。例えば、第１太陽光発電システム１０が設置された地域としては、第１太陽光発電システム１０が設置された場所から半径１０〜２０ｋｍ程度以内の地域である。第１太陽光発電システム１０の太陽電池アレイ１１は、第１建物の屋根に設置され、太陽光を利用して、第１建物又は系統連系して商用系統へ電力を供給する。第２太陽光発電システム２０の太陽電池アレイ２１は、第１建物と同一地域に存在する第２建物の屋根に設置され、太陽光を利用して、第２建物又は系統連系して商用系統へ電力を供給する。
【００１８】
気象データ装置６０は、第１太陽光発電システム１０及び第２太陽光発電システム２０が設置された地域の気温を表す気温データを記憶している。気象データ装置６０は、例えば気温データをユーザに提供する（公開する）気象庁又は気象サービス会社によって管理されている。
【００１９】
第１太陽光発電システム１０は、図１に示すように、太陽電池アレイ１１、集電箱１２、パワーコンディショナー１３、電力計測装置１４及び診断計測装置４０を備えている。
【００２０】
太陽電池アレイ１１は、複数台の太陽電池ストリングを接続箱で集約された形態で構成されている。太陽電池ストリングは、複数枚の太陽電池モジュール（太陽電池パネル）を直列接続することで構成される。
【００２１】
集電箱１２には、太陽電池アレイ１１を構成する複数の太陽電池ストリングのそれぞれに接続された１対の配線が集線され、パワーコンディショナー１３との間の回路を開閉する直流遮断器が収納されている。直流遮断器が開閉することで、太陽電池アレイ１１で発電された直流電力を、パワーコンディショナー１３へ供給したり、遮断したりする。
【００２２】
パワーコンディショナー１３は、太陽電池アレイ１１で発電された直流電力を集電箱１２を介して取得し、取得した直流電力を交流電力に変換して、変換された交流電力を、系統連系して商用系統に逆潮流させたり、建物内の負荷へ供給したりする。
【００２３】
電力計測装置１４は、計測期間中に太陽電池アレイ１１で発電された発電電力を計測する装置である。電力計測装置１４は、プロセッサやコンピュータで読み取りが可能なメモリ（記録媒体）を有しており、電力計測装置１４の機能は、メモリに記憶されているプログラムをプロセッサが実行することにより実現される。
【００２４】
電力計測装置１４は、太陽電池アレイ１１の発電容量に応じた交流電力を時間単位ごとに計測することで、計測期間中に態様電池アレイ１１で発電された発電電力を時間単位ごとに計測する。
【００２５】
電力計測装置１４は、計測した発電電力を表す電力データを診断サーバ５０へ出力する。具体的には、電力計測装置１４は、計測期間中における単位時間ごとの最大発電電力を発電電力として計測する。
【００２６】
電力計測装置１４は、ネットワーク２を介して診断サーバ５０と通信可能であり、計測した発電電力の電力データを診断サーバ５０へ送信する。
【００２７】
なお、電力計測装置１４は、パワーコンディショナー１３の上位側（集電箱１２とパワーコンディショナー１３との間）に設置されてもよい。この場合、電力計測装置１４は、直流用電子負荷、及び太陽電池アレイ１１の発電容量に応じた可変抵抗器等を含み、計測期間中に太陽電池アレイ１１が発電した発電電力を単位期間ごとに計測する。
【００２８】
また、電力計測装置１４は、パワーコンディショナー１３に含まれる構成であってもよい。この場合、電力計測装置１４は、太陽電池アレイ１１で発電された直流電力を交流電力に変換する前に発電電力を計測してもよいし、変換後の交流電力を計測することで発電電力を計測してもよい。
【００２９】
診断計測装置４０は、プロセッサやコンピュータで読み取りが可能なメモリ（記録媒体）を有しており、診断計測装置４０の機能は、メモリに記憶されているプログラムをプロセッサが実行することにより実現される。
【００３０】
診断計測装置４０は、図１に示すように、診断用モジュール４１、計測部４２及び出力部４３を備える。診断計測装置４０は、診断用モジュール４１で発電された発電電力を計測する装置である。
【００３１】
診断用モジュール４１は、診断計測装置４０に対して着脱可能である。診断用モジュール４１は、診断計測装置４０で計測が行われる期間中（計測期間中）では、診断計測装置４０に取り付けられる。計測が行われない期間では、診断用モジュール４１は、診断計測装置４０から取り外される。
【００３２】
診断計測装置４０から取り外された診断用モジュール４１は、計測場所とは別の場所において、標準試験条件の環境下で評価が行えることが好ましい。ここで、標準試験条件の環境とは、例えばＪＩＳ規格ＪＩＳＣ ８９１４、モジュール温度２５℃、分光分布エアマス１．５、放射強度１０００［Ｗ／ｍ２］で評価が行えることが好ましい。このため、診断用モジュール４１は、取外し、及び運搬が容易で、かつ汎用のソーラーシミュレーターで標準試験条件の環境下での計測が可能となるサイズが好ましい。例えば、診断用モジュール４１は、最大でも、一般的に流通、販売が行われているモジュールサイズの１．７ｍ×１ｍ以下が好ましい。診断用モジュール４１は、更には、セルやハンダ接合部故障の影響を受けにくくすることや、部分的な影による発電出力低下の影響を取り除くために、よりセル枚数を少なくした小型モジュールがより好ましい。
【００３３】
また、第１太陽光発電システム１０の診断に対する精度を高める観点から、第１太陽光発電システム１０の太陽電池アレイ１１と診断用モジュール４１の発電特性とを同様にすることが好ましい。そのため、診断用モジュール４１に用いられる太陽電池セル及びモジュールの構造、材質は、第１太陽光発電システム１０の太陽電池アレイ１１を構成する太陽電池モジュールに用いられているセルおよびモジュールの材質、構造と同様のものとすることが望ましい。
【００３４】
図１においては、診断計測装置４０は第１太陽光発電システム１０に隣接して設置されている。さらに、第１太陽光発電システム１０に対する診断精度を高める観点から、診断用モジュール４１の設置場所および設置条件は、太陽電池アレイ１１の近傍であり、かつ、太陽電池アレイ１１と同等の方位、設置角度、高さとすることが望ましい。
【００３５】
計測部４２は、診断用モジュール４１の電流電圧特性を計測する。計測部４２は、例えば、直流用電子負荷や診断用モジュール４１の発電容量に見合った可変抵抗器等を内蔵している。本実施形態では、計測部４２は、可変抵抗器を有している。計測部４２は、計測期間中において診断用モジュール４１により発電した発電電力が、可変抵抗器で消費される際の直流電流、又は直流電圧を計測する。計測部４２は、可変抵抗器の抵抗値を変化させながら、直流電流、又は直流電圧を計測することで、電流電圧特性を求める。
【００３６】
計測部４２は、求めた電流電圧特性を用いて、診断用モジュール４１の最大発電電力の値と、短絡光電流値とを求める。計測部４２は、電流電圧特性から短絡光電流値を求める。短絡光電流値は、可変抵抗器の抵抗値を“０”とした場合、つまり電圧値が“０”である場合の電流の値である。計測部４２の可変抵抗器の抵抗値が“０”にならないために短絡光電流を取得できない場合には、計測部４２は、低電圧の領域における電流値（飽和電流値）を、電流電圧特性から求めてもよい。ここで、定電圧の領域とは、例えば、０．１［Ｖ］〜１［Ｖ］の範囲である。なお、この範囲は一例であり、この範囲に限定する趣旨ではない。
【００３７】
計測部４２は、電流電圧特性から求められた診断用モジュール４１の最大発電電力の値、及び短絡光電流値を、ネットワーク２を介して診断サーバ５０へ送信する。
【００３８】
出力部４３は、ネットワーク２を介して診断サーバ５０と通信可能であり、計測部４２で得られた計測データ（診断用モジュール４１の最大発電電力の値、及び短絡光電流値（または、飽和電流値））を診断サーバ５０へ送信する。
【００３９】
第２太陽光発電システム２０は、図１に示すように、太陽電池アレイ２１、集電箱２２、パワーコンディショナー２３及び電力計測装置２４を備えている。太陽電池アレイ２１、集電箱２２、パワーコンディショナー２３及び電力計測装置２４は、第１太陽光発電システム１０の太陽電池アレイ１１、集電箱１２、パワーコンディショナー１３及び電力計測装置１４のそれぞれと同様である。そのため、太陽電池アレイ２１、集電箱２２、パワーコンディショナー２３及び電力計測装置２４のそれぞれの説明は省略する。
【００４０】
なお、電力計測装置１４が太陽電池アレイ１１で発電された発電電力を計測する計測期間と、診断計測装置４０が電流電圧特性を計測する（電流電圧特性を求める）計測期間と、電力計測装置２４が太陽電池アレイ２１で発電された発電電力を計測する計測期間とは、同一の期間である。
【００４１】
診断サーバ５０は、図１に示すように、送受信部５１、記録部５２、制御部５３及び出力部５４を備える。診断サーバ５０は、プロセッサやコンピュータで読み取りが可能なメモリ（記録媒体）を有しており、制御部５３の機能は、メモリに記憶されているプログラムをプロセッサが実行することにより実現される。
【００４２】
送受信部５１は、第１太陽光発電システム１０の電力計測装置１４、診断計測装置４０、第２太陽光発電システム２０の電力計測装置２４及び気象データ装置６０のそれぞれと、ネットワーク２を介して通信可能である。送受信部５１は、例えばモデムやＯＮＵ（Optical Network Unit）、ＮＣＵ（Network Control Unit）等を含むもので構成される。
【００４３】
記録部５２は、ハードディスクドライブやフラッシュメモリ等の不揮発性メモリで構成されている。記録部５２は、送受信部５１で受信された第１太陽光発電システム１０の電力計測装置１４、診断計測装置４０、第２太陽光発電システム２０の電力計測装置２４及び気象データ装置６０のそれぞれからの各種データを記憶する。また、制御部５３で算出された各種データをも記憶する。
【００４４】
制御部５３は、診断計測装置４０から受け取った計測データと、第１太陽光発電システム１０及び第２太陽光発電システム２０のそれぞれから受け取った電力データとを用いて、第１太陽光発電システム１０及び第２太陽光発電システム２０のそれぞれの状態を診断する。例えば、制御部５３は、第１太陽光発電システム１０及び第２太陽光発電システム２０のそれぞれの故障の有無、又は劣化度合を判別する。
【００４５】
制御部５３は、図１に示すように、第１電力算出部５３１（第１演算部）、日射強度算出部５３２（第２演算部）、温度算出部５３３、第２電力算出部５３４（第３演算部）及び診断部５３５を有している。
【００４６】
第１電力算出部５３１は、診断計測装置４０で得られた診断用モジュール４１の最大発電電力を用いて、第１太陽光発電システム１０に故障及び著しい劣化がないと仮定した場合において期待される発電電力（第１期待発電電力）を算出する。
【００４７】
日射強度算出部５３２は、診断計測装置４０で得られた診断用モジュール４１の短絡光電流値（または、飽和電流値）を用いて、第２太陽光発電システム２０の日射強度を算出する。
【００４８】
温度算出部５３３は、診断計測装置４０で得られた診断用モジュール４１の短絡光電流値（または、飽和電流値）と、第２太陽光発電システム２０が設置された地域の気温データとを用いて、第２太陽光発電システム２０の太陽電池アレイ１１におけるパネル温度を算出する。
【００４９】
第２電力算出部５３４は、日射強度算出部５３２で算出された日射強度と温度算出部５３３で算出されたパネル温度とを用いて、第２太陽光発電システム２０に故障及び著しい劣化がないと仮定した場合において期待される発電電力（第２期待発電電力）を算出する。
【００５０】
診断部５３５は、第１太陽光発電システム１０で計測された発電電力と、第１電力算出部５３１で算出された第１期待発電電力とを用いて、第１太陽光発電システム１０の状態を診断する。さらに、診断部５３５は、第２太陽光発電システム２０で計測された発電電力と、第２電力算出部５３４で算出された第２期待発電電力とを用いて、第２太陽光発電システム２０の状態を診断する。
【００５１】
出力部５４は、制御部５３による診断結果を出力する。例えば、出力部５４は、診断結果をディスプレイ等で構成される表示部に出力したり、印刷するためにプリンタ等へ出力したりする。または、出力部５４は、診断結果を、送受信部５１及びネットワーク２を介して、外部装置（例えば、スマートフォン、パーソナルコンピュータ等）に送信する。
【００５２】
次に、システム１の動作について、第１太陽光発電システム１０に対する診断についての動作と、第２太陽光発電システム２０に対する診断についての動作とに分けて説明する。
【００５３】
まず、第１太陽光発電システム１０に対する診断についての動作を、図２に示す流れ図を用いて説明する。なお、診断用モジュール４１は太陽電池アレイ１１の近傍に設置され、その設置方位および設置角度は太陽電池アレイ１１と同等とする。
【００５４】
電力計測装置１４は、第１太陽光発電システム１０に設けられた太陽電池アレイ１１の計測期間中における発電電力ＰＡ［Ｗ］を計測する（ステップＳ１０１）。具体的には、電力計測装置１４は、計測期間においてパワーコンディショナー１３から出力される交流電力を計測する。電力計測装置１４で計測された交流電力の電力データは、ネットワーク２を介して診断サーバ５０へ送信され、診断サーバ５０の記録部５２に格納される。
【００５５】
診断計測装置４０の計測部４２は、診断用モジュール４１で発電された電力から電流電圧特性を計測する（求める）。診断計測装置４０は、計測部４２で求めた電流電圧特性から診断用モジュール４１の最大発電電力の値ＰＲ［Ｗ］を求める（ステップＳ１０２）。計測部４２は、求めた最大発電電力の値ＰＲをネットワーク２を介して診断サーバ５０へ送信する。診断サーバ５０は、診断計測装置４０から受け取った最大発電電力の値ＰＲを記録部５２に格納する。
【００５６】
第１電力算出部５３１は、第１太陽光発電システム１０の第１期待発電電力ＰＥＡ［Ｗ］を、例えば以下の数１で表される計算式と、記録部５２で記憶されている最大発電電力の値ＰＲとを用いて算出する（ステップＳ１０３）。
【００５７】
【数１】
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【００５８】
ここで、ＰＡＳ［Ｗ］は太陽電池アレイ１１の定格出力であり、ＰＲＳ［Ｗ］は診断用モジュール４１の定格出力（標準試験条件下で計測された最大出力）であり、ηＡはパワーコンディショナー１３の直流電力から交流電力へ変換する際の変換効率である。
【００５９】
診断部５３５は、発電電力ＰＡと第１期待発電電力ＰＥＡとについて、発電電力ＰＡを第１期待発電電力ＰＥＡで除した診断値ＣＡ（＝ＰＡ／ＰＥＡ）を算出する（ステップＳ１０４）。
【００６０】
診断部５３５は、診断値ＣＡと記録部５２に予め記憶している第１閾値とを比較する（ステップＳ１０５）。
【００６１】
診断値ＣＡが第１閾値以上の場合は、診断部５３５は、「異常なし」を表す診断結果を、出力部５４を介して外部に出力する（ステップＳ１０６）。
【００６２】
診断値ＣＡが第１閾値より小さい場合は、診断部５３５は、「異常あり」を表す診断結果を、出力部５４を介して外部へ出力する（ステップＳ１０７）。
【００６３】
なお、診断部５３５による第１太陽光発電システム１０に対する診断は、パワーコンディショナー１３での直流電力を交流電力に変換する前の太陽電池アレイ１１からの出力、又は太陽電池ストリングからの出力で比較してもよい。太陽電池アレイ１１の出力で比較を行う場合、電力計測装置１４は、太陽電池アレイ１１から出力される直流電流及び直流電圧のうち少なくとも一方を基に発電電力（直流発電電力）を計測する。太陽電池アレイ１１を構成する太陽電池ストリングの出力で比較を行う場合、電力計測装置１４は、当該太陽電池ストリングから出力される直流電流及び直流電圧のうち少なくとも一方を基に発電電力（直流発電電力）を計測する。診断部５３５は、太陽電池アレイ１１、又は太陽電池ストリングで計測された直流発電電力ＰＡＤＣ［Ｗ］と、以下の数２で表す計算式で算出される第１期待発電量ＰＥＡＤＣ［Ｗ］とを比較すればよい。
【００６４】
【数２】
2018157708.tif 000004
【００６５】
ここで、ＰＡＸＳ［Ｗ］は診断対象となる太陽電池アレイ１１又はストリングスの定格出力である。
【００６６】
また、上述した数１又は数２の計算式を用いた第１太陽光発電システム１０に対する診断は、１時間毎や日毎に積算した発電量［Ｗｈ］を用いて診断してもよい。例えば、電力計測装置１４は、第１太陽光発電システム１０に設けられた太陽電池アレイ１１の計測期間中における発電電力を、１時間での発電量に換算する。同様に、第１電力算出部５３１は、算出した第１期待発電電力を、１時間での第１期待発電量に換算する。
【００６７】
次に、第２太陽光発電システム２０に対する診断についての動作を、図３に示す流れ図を用いて説明する。なお、診断用モジュール４１は太陽電池アレイ１１の近傍に設置され、その設置方位および設置角度は太陽電池アレイ１１と同等とする。
【００６８】
電力計測装置２４は、第２太陽光発電システム２０に設けられた太陽電池アレイ２１の計測期間中における発電電力ＰＢ［Ｗ］を計測する（ステップＳ２０１）。具体的には、電力計測装置２４は、計測期間においてパワーコンディショナー２３から出力される交流電力を計測する。電力計測装置２４で計測された交流電力の電力データは、ネットワーク２を介して診断サーバ５０へ送信され、診断サーバ５０の記録部５２に格納される。
【００６９】
診断計測装置４０は、計測部４２で求めた電流電圧特性から診断用モジュール４１の短絡光電流値ＪＲ［Ａ］を求める（ステップＳ２０２）。計測部４２は、求めた短絡光電流値ＪＲをネットワーク２を介して診断サーバ５０へ送信する。診断サーバ５０は、診断計測装置４０から受け取った短絡光電流値ＪＲを記録部５２に格納する。なお、計測部４２は、計測部４２の可変抵抗器の抵抗値が“０”にならないために短絡光電流を取得できない場合には、上述したように、低電圧の領域における飽和電流値をＪＲ［Ａ］として電流電圧特性から求めてもよい。
【００７０】
日射強度算出部５３２は、太陽電池アレイ１１の設置方位および設置角度における傾斜面日射強度ＩＡ［Ｗ／ｍ２］を、例えば以下の数３で表す計算式と、記録部５２で記憶している短絡光電流値ＪＲ（または、飽和電流値）により算出する（ステップＳ２０３）。
【００７１】
【数３】
2018157708.tif 000005
【００７２】
ここで、ＪＲＳ［Ａ］は、診断用モジュール４１の標準試験条件下で測定された短絡光電流、又は低電圧領域における飽和電流値である。傾斜面日射強度ＩＡの算出は上述した数３を用いてもよいし、ソーラーシミュレーター等を用いた屋内での詳細な照射強度依存性試験や実際に屋外での日射計との比較によって得られた校正値やデータベースを活用してもよい。
【００７３】
日射強度算出部５３２は、太陽電池アレイ１１の設置方位および設置角度を用いて、傾斜面日射強度ＩＡから水平面全天日射強度ＩＨ［Ｗ／ｍ２］を換算する（Ｓ２０４）。このとき、傾斜面日射強度から水平面全天日射量への換算は、例えば太陽エネルギー利用ハンドブック（日本太陽エネルギー学会発行）に記載されている計算式を用いてもよいし、直達光と散乱光の割合に関しては過去の文献（例えば、D.G.Erbs, S.A.Klein and J.A.Duffie,Solar Energy Vol.28, No.4 (1982) 293等）や、実際に第１太陽光発電システム１０又は第２太陽光発電システム２０の近郊で実際に測定した変換値やデータベースを活用してもよい。
【００７４】
次に、制御部５３において、換算した水平面全天日射強度ＩＨから第２太陽光発電システム２０の太陽電池アレイ２１の設置方位および設置角度における傾斜面日射強度ＩＢ［Ｗ／ｍ２］を、算出する（ステップＳ２０５）。傾斜面日射強度ＩＢの算出には、例えば太陽エネルギー利用ハンドブック（日本太陽エネルギー学会発行）に記載されている計算式を用いてもよいし、直達光と散乱光の割合に関しては過去の文献（例えば、D.G.Erbs, S.A.Klein and J.A.Duffie,Solar Energy Vol.28, No.4 (1982) 293等）や、実際に第１太陽光発電システム１０、又は第２太陽光発電システム２０の近郊で実際に測定した変換値やデータベースを活用してもよい。
【００７５】
次に、温度算出部５３３は、発電電力ＰＢの計測期間において、第２太陽光発電システム２０が設置された地域の温度に係る気温データＴ［℃］を気象データ装置６０から取得する（ステップＳ２０６）。
【００７６】
温度算出部５３３は、気温データＴと傾斜面日射強度ＩＢから太陽電池アレイ２１におけるパネル温度ＴＢ［℃］を、例えば以下の数４で表す計算式を用いて算出する（ステップＳ２０７）。
【００７７】
【数４】
2018157708.tif 000006
【００７８】
ここで、値ε［℃／（Ｗ／ｍ２）］は、日射強度によりパネル温度が変化する平均度合いを示し、例えば第１太陽光発電システム１０の過去の快晴時の発電出力、傾斜面日射強度及び気温データから算出することが可能である。太陽光が太陽電池モジュール（太陽電池パネル）に当たると、太陽電池モジュールに当たった太陽光のうち一部が電気に変換され、残りの大半は熱に変わる。つまり、パネル温度は、日射強度に依存している。数４では、この依存度を一次近似として値εで表しているが、特に一次近似に限定されるわけではなく、適切な近似式を適宜用いてよい。太陽電池アレイにおける温度は、設置位置（地面からの高さ）や地面上に設置した架台上や屋根上等といった設置場所により影響を受ける。そこで、設置方法や設置条件に応じて、他の太陽光システムで取得したデータを用いる等により、複数の第２太陽光発電システム２０ａ，２０ｂについて異なるεを用いて、日射量の影響分を補正してもよい。また、例えば、太陽電池アレイ２１を地上の架台上に設置した場合、屋根上に設置した場合等、設置条件に対してあらかじめ設定した補正値を利用してもよい。
【００７９】
第２電力算出部５３４は、第２太陽光発電システム２０の第２期待発電電力ＰＥＢ［Ｗ］を、例えば以下の数５で表す計算式により算出する（ステップＳ２０８）。
【００８０】
【数５】
2018157708.tif 000007
【００８１】
ここで、ＰＢＳ［Ｗ］は太陽電池アレイ２１の定格出力であり、ηＢはパワーコンディショナー２３の直流電力から交流電力への変換効率である。γＢ［％／℃］は第２太陽光発電システム２０の太陽電池モジュール（太陽電池パネル）の出力の変化率を表す温度係数である。温度係数は、例えば‐０．４〜‐０．５［％／℃］の範囲内の値である。なお、この数値の範囲は一例であり、この範囲に限定する趣旨ではない。
【００８２】
診断部５３５は、発電電力ＰＢと、発電電力ＰＢの計測期間で求めた電流電圧特性から得られた第２期待発電電力ＰＥＢとについて、発電電力ＰＢを第２期待発電電力ＰＥＢで除した診断値ＣＢ（＝ＰＢ／ＰＥＢ）を算出する（ステップＳ２０９）。
【００８３】
診断部５３５は、診断値ＣＢと記録部５２に予め記憶している第２閾値とを比較する（ステップＳ２１０）。なお、第１閾値と第２閾値は異なる値であってもよいし、同一の値であってもよい。
【００８４】
診断値ＣＢが第２閾値以上の場合は、診断部５３５は、「異常なし」を表す診断結果を、出力部５４を介して外部に出力する（ステップＳ２１１）。
【００８５】
診断値ＣＢが第２閾値より小さい場合は、診断部５３５は、「異常あり」を表す診断結果を、出力部５４を介して外部へ出力する（ステップＳ２１２）。
【００８６】
なお、数４の計算式によるパネル温度ＴＢの算出に対しては、傾斜面日射強度ＩＢの変化とパネル温度の変化との時定数が異なるため、発電電力ＰＢや診断用モジュールの短絡光電流値ＪＲ（又は飽和電流値）の計測間隔は短い（計測数が多い）方が好ましく、例えば、１〜２０分毎といった計測間隔が好ましい。なお、気温データＴを外部から提供を受ける場合、その更新頻度は様々であると考えられる。この場合、例えば１時間といったその更新頻度に合わせて、数４の計算式に反映する形でもよい。
【００８７】
なお、診断部５３５による第２太陽光発電システム２０に対する診断は、パワーコンディショナー２３での直流電力を交流電力に変換する前の太陽電池アレイ２１からの出力、又は太陽電池ストリングからの出力で比較してもよい。太陽電池アレイ２１の出力で比較を行う場合、電力計測装置２４は、太陽電池アレイ２１から出力される直流電流及び直流電圧のうち少なくとも一方を基に発電電力（直流発電電力）を計測する。太陽電池アレイ２１を構成する太陽電池ストリングの出力で比較を行う場合、電力計測装置１４は、当該太陽電池ストリングから出力される直流電流及び直流電圧のうち少なくとも一方を基に発電電力（直流発電電力）を計測する。診断部５３５は、太陽電池アレイ２１、又は太陽電池ストリングに対して計測された直流発電電力ＰＢＤＣ［Ｗ］と、以下の数６で表す計算式で算出される第２期待発電量ＰＥＢＤＣ［Ｗ］とを比較すればよい。
【００８８】
【数６】
2018157708.tif 000008
【００８９】
ここで、ＰＢＸＳ［Ｗ］は、診断対象となる太陽電池アレイ２１又は太陽電池ストリングスの定格出力である。
【００９０】
また、数５又は数６の計算式を用いた第２太陽光発電システム２０に対する診断は、１時間毎や日毎に積算した発電量［Ｗｈ］を用いて診断してもよい。例えば、電力計測装置２４は、第２太陽光発電システム２０に設けられた太陽電池アレイ２１の計測期間における発電電力を、１時間での発電量に換算する。同様に、第１電力算出部５３１は、算出した第１期待発電電力を、１時間での第２期待発電量に換算する。
【００９１】
（変形例）
以下に、変形例について列記する。なお、以下に説明する変形例は、上記実施形態と適宜組み合わせて適用可能である。
【００９２】
上記実施形態では、診断サーバ５０の温度算出部５３３は、気象データ装置６０から受け取った温度データを基に、第２太陽光発電システム２０のパネル温度を算出する構成としたが、この構成に限定されない。第２太陽光発電システム２０に温度センサを設けてもよい。この場合、温度算出部５３３は、温度センサで検出された結果を取得し、取得した結果を第２太陽光発電システム２０のパネル温度としてもよい。
【００９３】
上記実施形態において、電力計測装置１４は、単位時間ごとにパワーコンディショナー１３の最大出力電力を計測したが、これに限定されない。電力計測装置１４は、単位時間ごとに計測されたパワーコンディショナー１３の出力電力の平均値を計測してもよい。同様に、電力計測装置２４においても、単位時間ごとで計測されたパワーコンディショナー２３の出力電力の平均値を計測してもよい。
【００９４】
上記実施形態において、太陽電池アレイ１１は、建物（第１建物）の屋根に設置されるとしたが、これに限定されない。太陽電池アレイ１１は、太陽光を受光し発電が可能な場所であれば、その場所は問わない。太陽電池アレイ２１も同様に、太陽光を受光し発電が可能な場所であれば、その場所は問わない。
【００９５】
上記実施形態において、計測部４２が、診断用モジュール４１の最大発電電力の値及び短絡光電流値（または、飽和電流値）を電流電圧特性から求める構成としたが、この構成に限定されない。第１電力算出部５３１が第１期待発電電力を算出する際に、第１電力算出部５３１が電流電圧特性から診断用モジュール４１の最大発電電力（最大発電電力の値）を求めてもよい。日射強度算出部５３２が日射強度を求める際に、日射強度算出部５３２が電流電圧特性から短絡光電流値（または、飽和電流値）を求めてもよい。
【００９６】
上記実施形態において、第１太陽光発電システム１０は、発電した電力を第１太陽光発電システム１０が設置された第１建物、又は系統連系して商用系統へ電力を供給する構成としたが、この構成に限定されない。第１太陽光発電システム１０は、発電した電力を系統連系して商用系統のみへ電力を供給してもよい。同様に、第２太陽光発電システム２０は、発電した電力を系統連系して商用系統のみへ電力を供給してもよい。つまり、売電制度やシステムの設計に応じて、発電した電力の供給先を決定してもよい。
【００９７】
（まとめ）
以上説明したように、第１の態様の電力算出方法は、太陽光発電システムの評価に用いられる電力を算出する。電力算出方法は、第１計測ステップと、第２計測ステップと、第１演算ステップと、第２演算ステップと、第３演算ステップとを含む。第１計測ステップは、第１太陽光発電システム１０の所定期間（計測期間）での発電電力を計測する。第２計測ステップは、第１太陽光発電システム１０に配置された計測用モジュール（診断用モジュール４１）により所定期間で発電される電力の電流電圧特性を計測する。第１演算ステップは、電流電圧特性から求められる最大発電電力から所定期間における第１太陽光発電システム１０の第１期待発電電力を算出する。第２演算ステップは、第１太陽光発電システム１０が設置された場所を含み第１太陽光発電システム１０に対する日射量と同一の日射量が期待される地域に設置された第２太陽光発電システム２０の所定期間における日射強度を、電流電圧特性から算出する。第３演算ステップは、日射強度と所定期間での第２太陽光発電システム２０の太陽電池アレイ２１におけるパネル温度とから、所定期間における第２太陽光発電システム２０の第２期待発電電力を算出する。
【００９８】
この電力算出方法によると、第２太陽光発電システム２０の日射強度（日射量）は、計測用モジュール（診断用モジュール４１）の電流電圧特性を用いて算出されている。そのため、第２太陽光発電システム２０の日射強度（日射量）は、第２太陽光発電システム２０に対して計測を行う必要がない。さらに、電力の算出には、実測値を用いているので、第１太陽光発電システム１０及び第２太陽光発電システム２０の診断を行う際に、その制度が低下する可能性を防ぐことができる。
【００９９】
第２の態様における電力算出方法は、第１の態様において、温度算出ステップを、更に含む。温度算出ステップは、第２太陽光発電システム２０の周辺で計測された気温の気温データを記憶している気象データ装置６０から所定期間における気温データを取得し、日射量と、気温データとからパネル温度を算出する。
【０１００】
この電力算出方法によると、第２太陽光発電システム２０が設置された地域の気温（実測値）を用いてパネル温度を算出している。そのため、過去のデータから得られる平均値を用いた場合（従来の場合）と比較して、パネル温度の誤差が小さくなる。
【０１０１】
第３の態様における電力算出方法では、第２の態様において、温度算出ステップは、第２太陽光発電システム２０の太陽電池アレイ２１に対する温度に影響を与える設置条件に基づいて前記日射量の影響分を補正する。温度算出ステップは、日射量影響分と気温データとからパネル温度を算出する。
【０１０２】
この電力算出方法によると、太陽電池アレイ２１の設置条件に基づいて日射量の影響分を補正するので、算出されたパネル温度の値の誤差を小さくすることができる。
【０１０３】
第４の態様における電力算出方法では、第１の態様において、第２太陽光発電システム２０は、温度センサを有している。第３演算ステップは、温度センサで検出された結果をパネル温度として第２太陽光発電システム２０の第２期待発電電力を算出する。
【０１０４】
この電力算出方法によると、第２太陽光発電システム２０が有する温度センサを用いるので、第２期待発電電力の算出には、より正確なパネル温度を適用することができる。
【０１０５】
第５の態様における電力算出方法では、第１〜第４のいずれかの態様において、計測用モジュールは、第１太陽光発電システム１０に対して着脱可能である。
【０１０６】
この電力算出方法によると、計測用モジュールを用いた計測を行わない場合には、他の場所に格納することができる。そのため、第１太陽光発電システム１０に計測用モジュールを常時設置している場合と比較して、自然劣化の進度を遅くすることができる。したがって、計測用モジュールから得られる電流電圧特性は、信頼性の高いデータとすることができる。
【０１０７】
第６の態様における電力算出方法では、第１〜第５のいずれかの態様において、第２演算ステップは、電流電圧特性から求められる短絡光電流値、又は低電圧領域における飽和電流値を用いて、日射量を求める。
【０１０８】
この電力算出方法によると、より正確な日射強度、第２期待発電量を算出することができる。
【０１０９】
第７の態様における診断方法は、第１〜第６のいずれかの態様の電力算出方法と、診断ステップとを含む。診断ステップは、第１太陽光発電システム１０で計測された発電電力としての第１発電電力と第１演算ステップで算出された第１期待発電電力とを用いて第１太陽光発電システム１０の状態を診断する。診断ステップは、第２太陽光発電システム２０で計測された第２発電電力と第３演算ステップで算出された第２期待発電電力とを用いて第２太陽光発電システム２０の状態を診断する。
【０１１０】
この診断方法によると、複数の太陽光発電システムについて各々の日射量の計測を行うことなく、かつ診断精度が低下する可能性を防ぐことができる。
【０１１１】
第８の態様における電力算出システムは、太陽光発電システムの評価に用いられる電力を算出する。電力算出システムは、第１計測部（電力計測装置１４）と、第２計測部（診断計測装置４０の計測部４２）と、第１演算部（第１電力算出部５３１）と、第２演算部（日射強度算出部５３２）と、第３演算部（第２電力算出部５３４）とを備える。第１計測部は、第１太陽光発電システム１０の所定期間（計測期間）での発電電力を計測する。第２計測部は、第１太陽光発電システム１０に配置された計測用モジュール（診断用モジュール４１）により所定期間で発電される電力の電流電圧特性を計測する。第１演算部は、電流電圧特性から求められる最大発電電力から所定期間における第１太陽光発電システム１０の第１期待発電電力を算出する。第２演算部は、第１太陽光発電システム１０が設置された場所を含み第１太陽光発電システム１０に対する日射量と同一の日射量が期待される地域に設置された第２太陽光発電システム２０の所定期間における日射強度を、電流電圧特性から算出する。第３演算部は、日射強度と所定期間での第２太陽光発電システム２０の太陽電池アレイ２１におけるパネル温度とから、所定期間における第２太陽光発電システム２０の第２期待発電電力を算出する。ここで、電力算出システムは、実施形態１で説明した第１太陽光発電システム１０、第２太陽光発電システム２０及び診断サーバ５０を少なくとも含んでいる。電力算出システムにおいて、診断サーバ５０が有する診断部５３５は、必須の構成要件ではない。
【０１１２】
この構成によると、電力算出システムは、複数の太陽光発電システムについて各々の日射量の計測を行うことなく、かつ診断精度が低下する可能性を防ぐことができる。
【０１１３】
第９の態様におけるプログラムは、コンピュータに、第１〜第６のいずれかに態様の電力算出方法を、実行させるためのプログラムである。
【０１１４】
このプログラムによると、複数の太陽光発電システムについて各々の日射量の計測を行うことなく、かつ診断精度が低下する可能性を防ぐことができる。
【符号の説明】
【０１１５】
１０    第１太陽光発電システム
１１    太陽電池アレイ
１４    電力計測装置（第１計測部）
２０，２０ａ，２０ｂ  第２太陽光発電システム
２１    太陽電池アレイ
２４    電力計測装置
４０    診断計測装置
４１    診断用モジュール
４２    計測部（第２計測部）
５０    診断サーバ
５３    制御部
６０    気象データ装置
５３１    第１電力算出部（第１演算部）
５３２    日射強度算出部（第２演算部）
５３３    温度算出部
５３４    第２電力算出部（第３演算部）
５３５    診断部
【図１】
2018157708.tif 000009
【図２】
2018157708.tif 000010
【図３】
2018157708.tif 000011