(57)【要約】【課題】太陽電池モジュールの期待発電量を精度良く算出可能とする太陽光発電システムを得ること。【解決手段】太陽電池モジュール３と、日射量を計測する日射量計測手段である日射計９と、日射量計測手段での計測結果を基に、太陽電池モジュール３が受ける日射量を算出する日射量算出手段である日射量算出装置１２と、日射量算出手段での算出結果を使用して、太陽電池モジュール３の期待発電量を算出する期待発電量算出手段である期待発電量算出装置１１と、を有し、日射量計測手段は、水平面に対し傾斜を持たせて設置されることにより、傾斜に応じた傾斜面日射量を計測し、日射量算出手段は、日射量計測手段の傾斜に関する情報である設置情報と、日射量計測手段による傾斜面日射量の計測結果とを使用して、太陽電池モジュール３が受ける日射量を算出する。【選択図】図１
2015171228.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
太陽電池モジュールと、
日射量を計測する日射量計測手段と、
前記日射量計測手段での計測結果を基に、前記太陽電池モジュールが受ける日射量を算出する日射量算出手段と、
前記日射量算出手段での算出結果を使用して、前記太陽電池モジュールの期待発電量を算出する期待発電量算出手段と、を有し、
前記日射量計測手段は、水平面に対し傾斜を持たせて設置されることにより、前記傾斜に応じた傾斜面日射量を計測し、
前記日射量算出手段は、前記日射量計測手段の前記傾斜に関する情報である設置情報と、前記日射量計測手段による前記傾斜面日射量の計測結果とを使用して、前記太陽電池モジュールが受ける日射量を算出することを特徴とする太陽光発電システム。
【請求項２】
前記設置情報は、前記傾斜を持たせた前記日射量計測手段の向きを表す方角の情報と、前記傾斜の度合いを表す傾斜角の情報とを含むことを特徴とする請求項１に記載の太陽光発電システム。
【請求項３】
水平面に対し傾斜を持たせて設置された複数の太陽電池モジュールを有し、
前記複数の太陽電池モジュールには、向けられた方角および傾斜角の少なくとも一方を異ならせた太陽電池モジュール同士が含まれており、
前記日射量算出手段は、１つの前記日射量計測手段の前記設置情報と前記傾斜面日射量の計測結果とを使用して、前記太陽電池モジュール同士のそれぞれが受ける日射量を算出することを特徴とする請求項１または２に記載の太陽光発電システム。
【請求項４】
前記太陽電池モジュールにおける発電量を検知する発電量検知手段をさらに有し、
前記期待発電量算出手段は、前記発電量検知手段での検知結果および前記期待発電量を比較し、比較の結果に応じて警報発生を指示することを特徴とする請求項１から３のいずれか一つに記載の太陽光発電システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、太陽光発電システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
太陽光発電システムの保守および管理において、太陽電池モジュールの発電性能の劣化を定量的に把握可能であることが重要とされている。太陽電池モジュールの発電量は、例えば、設置場所の環境と、気候条件である天気および気温とによって変化する。このため、単なる発電量の監視のみでは、太陽電池モジュールの発電性能の劣化を的確に把握することは困難である。
【０００３】
従来、ある時刻における期待発電量と、当該時刻における実際の発電量とを比較することで、太陽電池モジュールの発電性能を把握する手法が知られている。期待発電量は、当該時刻における環境条件と、太陽電池モジュールの初期性能のデータとを基に、当該時刻に期待される発電量を算出する。環境条件としては、例えば太陽電池モジュールが設置されている場所の日射量、および太陽電池モジュールの温度等が参照される。
【０００４】
このような期待発電量を算出する機能を備える太陽光発電システムは、期待発電量を精度良く算出可能とするために、太陽電池モジュールが受ける日射量を正確に把握できることが求められる。例えば特許文献１には、太陽電池モジュールが受ける日射量を正確に測定するために、太陽電池モジュールと同じ設置方位および傾斜角度で日射計を取り付けることが開示されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】特開２００６−１０１５９１号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
上述の従来技術によると、正確な期待発電量を得るためには、太陽電池モジュールを向ける方角と日射計を向ける方角とを高い精度で一致させるとともに、双方の傾斜角を高い精度で一致させることが求められる。しかし、太陽光発電システムの施工において、太陽電池モジュールの傾きと日射計の傾きとを高い精度で一致させることは極めて困難である。例えば、期待発電量と実際の発電量との誤差を１０％以下とするには、太陽電池モジュールを向ける方角と、日射計を向ける方角とのずれは、±４度以内とすることが求められることとなる。
【０００７】
複数の太陽電池モジュールを備える太陽光発電システムには、互いに異なる方角へ向けられた太陽電池モジュールが含まれていることがある。この場合、太陽光発電システムは、それぞれの方角に対して日射計を配置する必要がある。また、互いに傾斜角を異ならせて設置された太陽電池モジュールが含まれている場合も、太陽光発電システムは、それぞれの傾斜角に対して日射計を配置する必要がある。
【０００８】
本発明は、上記に鑑みてなされたものであって、太陽電池モジュールの期待発電量を精度良く算出可能とする太陽光発電システムを得ることを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００９】
上述した課題を解決し、目的を達成するために、本発明は、太陽電池モジュールと、日射量を計測する日射量計測手段と、前記日射量計測手段での計測結果を基に、前記太陽電池モジュールが受ける日射量を算出する日射量算出手段と、前記日射量算出手段での算出結果を使用して、前記太陽電池モジュールの期待発電量を算出する期待発電量算出手段と、を有し、前記日射量計測手段は、水平面に対し傾斜を持たせて設置されることにより、前記傾斜に応じた傾斜面日射量を計測し、前記日射量算出手段は、前記日射量計測手段の前記傾斜に関する情報である設置情報と、前記日射量計測手段による前記傾斜面日射量の計測結果とを使用して、前記太陽電池モジュールが受ける日射量を算出することを特徴とする。
【発明の効果】
【００１０】
本発明によれば、太陽光発電システムは、日射量算出手段での日射量の算出に、日射量計測手段の設置情報を使用することで、日射量計測手段の設置情報に応じて日射量を算出可能とする。太陽電池モジュールの傾斜に関わらず、任意の傾斜を持たせて日射量計測手段が設置されていても、日射量算出手段は、太陽電池モジュールが受ける正確な日射量を算出することができる。これにより、太陽光発電システムは、太陽電池モジュールの期待発電量を精度良く算出できるという効果を奏する。
【図面の簡単な説明】
【００１１】
【図１】図１は、本発明の実施の形態１にかかる太陽光発電システムの概略構成を示す図である。
【図２】図２は、日射量算出装置が日射量を算出する手順を説明するフローチャートである。
【図３】図３は、期待発電量算出装置が期待発電量を算出する手順を説明するフローチャートである。
【図４】図４は、本発明の実施の形態２にかかる太陽光発電システムの概略構成を示す図である。
【図５】図５は、日射量データから太陽電池アレイの期待発電量を算出するための過程について説明する図である。
【発明を実施するための形態】
【００１２】
以下に、本発明にかかる太陽光発電システムの実施の形態を図面に基づいて詳細に説明する。なお、この実施の形態によりこの発明が限定されるものではない。
【００１３】
実施の形態１．
図１は、本発明の実施の形態１にかかる太陽光発電システムの概略構成を示す図である。太陽光発電システムは、太陽電池アレイ１、接続箱４、集電箱５、パワーコンディショナ６、分電盤７、発電量モニタ８、日射計９、温度センサ１０、期待発電量算出装置１１および日射量算出装置１２を備える。
【００１４】
太陽電池アレイ１は、アレイ状に配置された複数の太陽電池モジュール３を備える。太陽電池ストリング２は、直列に接続された複数の太陽電池モジュール３とする。太陽電池アレイ１は、複数の太陽電池ストリング２を並列させたものである。
【００１５】
太陽電池モジュール３は、太陽光を受けて発電し、直流電力を発生させる。太陽電池モジュール３は、結晶シリコン系、薄膜シリコン系および化合物半導体系などのいずれを材料として用いるものであっても良い。例えば、太陽電池モジュール３は、照射面を適宜傾斜させて設置されている。なお、太陽電池アレイ１を構成する太陽電池モジュール３の数および配置の仕方は、本実施の形態にて説明するものに限られず、適宜変更しても良い。
【００１６】
接続箱４は、各太陽電池ストリング２に接続されている。接続箱４は、逆電流を防止する逆流防止素子、および直流遮断機を備える。各太陽電池ストリング２は、接続箱４を介して並列に接続されている。集電箱５は、各接続箱４に接続されている。集電箱５は、各接続箱４からの直流電流を１つに集約する。
【００１７】
太陽光発電システムは、１つの接続箱４に１つの太陽電池ストリング２が接続される構成である他、１つの接続箱４に複数の太陽電池ストリング２が接続される構成であっても良い。太陽光発電システムは、１つの接続箱４を介して全ての太陽電池ストリング２が並列に接続される構成である場合は、集電箱５を省略しても良い。
【００１８】
パワーコンディショナ６は、集電箱５からの直流電力を、交流電力へ変換する。パワーコンディショナ６の出力線は、分電盤７に接続されている。パワーコンディショナ６からの交流電流は、分電盤７を経由して、外部の系統電源へ供給される。発電量検知手段である発電量モニタ８は、太陽電池モジュール３における発電量を検知および観測する。発電量モニタ８は、観測結果である発電量のデータを、期待発電量算出装置１１へ出力する。
【００１９】
日射量計測手段である日射計９は、太陽電池アレイ１の近傍に設置されている。日射計９は、日射量を計測し、計測結果である日射量データを出力する。日射計９は、例えば全天日射計である。全天日射計は、水平面上に設置された場合に、全天空からの水平面日射量を測定する。また、全天日射計は、傾斜面の日射量を測定する場合に、水平面に対して傾けて使用される。
【００２０】
温度センサ１０は、太陽電池アレイ１に設けられている太陽電池モジュール３のいずれかに取り付けられている。温度センサ１０は、太陽電池モジュール３の温度を検知し、検知結果である温度情報を出力する。
【００２１】
日射量算出手段である日射量算出装置１２は、日射計９での計測結果を基に、太陽電池モジュール３が受ける日射量を算出する。期待発電量算出手段である期待発電量算出装置１１は、日射量算出装置１２での算出結果と、温度センサ１０からの温度情報とを使用して、太陽電池モジュール３の期待発電量を算出する。
【００２２】
また、期待発電量算出装置１１は、算出された期待発電量と、発電量モニタ８で観測された実際の発電量とを比較する。かかる比較として、期待発電量算出装置１１は、例えば、実際の発電量を期待発電量で除算して得た値が、あらかじめ設定された閾値を下回るか否かの判断を実施する。
【００２３】
実際の発電量の、期待発電量による除算の結果が、閾値である例えば０．９以下となった場合に、期待発電量算出装置１１は、何らかの修復措置を要する程度にまで、太陽電池モジュール３の発電性能が劣化したと判断する。この場合、期待発電量算出装置１１は、不図示の警告発生手段に対し、警告発生を指示する。警告発生手段は、期待発電量算出装置１１からの指示に応じて、警告を発生する。これにより、太陽光発電システムは、太陽電池モジュール３の発電性能が劣化したことを、システム運用者へ報知する。
【００２４】
期待発電量算出装置１１は、算出された期待発電量と、発電量モニタ８で観測された実際の発電量とを、一定の期間、例えば１時間おきに取得して、比較を行う。例えば連続する５時間において、上記の除算の結果が０．９以下となった場合に、期待発電量算出装置１１は、警告発生を指示する。
【００２５】
期待発電量と実際の発電量との比較を期待発電量算出装置１１にて実施することで、太陽光発電システムは、天候によって及ぼされる発電量の変化の影響を除外して、太陽電池モジュール３の発電性能の劣化を把握することができる。
【００２６】
日射計９は、重力が働く方向に垂直な面である水平面に対して傾けられて設置されている。日射計９は、水平面に対し傾斜を持たせて設置されることにより、その傾斜に応じた傾斜面日射量を計測する。
【００２７】
期待発電量算出装置１１には、日射計９の設置情報があらかじめ記憶されている。日射計９の設置情報は、日射計９の傾斜に関する情報である。この設置情報には、傾斜を持たせた日射計９の向きを表す方角の情報と、傾斜の度合いを表す傾斜角の情報とが含まれている。日射計９の向きを表す方角とは、例えば、日射計９の受光面の法線が向いている方角をいうものとする。日射計９の傾斜角とは、例えば、水平面と、日射計９の受光面とがなす角度をいうものとする。
【００２８】
なお、太陽光発電システムは、日射計９の設置情報を、期待発電量算出装置１１以外の要素に格納することとしても良い。例えば、日射計９の設置情報を、日射量算出装置１２に格納することとしても良い。この場合、日射量算出装置１２は、自身が保持している設置情報を、日射量の算出に使用する。
【００２９】
次に、日射量算出装置１２での日射量の算出と、期待発電量算出装置１１での期待発電量の算出とについて説明する。実施の形態１は、太陽光発電システムに設けられている全ての太陽電池モジュール３が、いずれも同じ方角を向けて傾斜しており、かつその傾斜角が同じである場合を例とする。太陽電池モジュール３の方角とは、太陽電池モジュール３の照射面の法線が向いている方角をいうものとする。太陽電池モジュール３の傾斜角とは、水平面と、太陽電池モジュール３の照射面とがなす角度をいうものとする。
【００３０】
日射計９は、任意の傾斜を持たせて設置されている。日射計９が向けられた方角は、太陽電池モジュール３が向けられた方角とは一致していなくても良い。日射計９の傾斜角は、太陽電池モジュール３の傾斜角とは一致していなくても良い。
【００３１】
図２は、日射量算出装置が日射量を算出する手順を説明するフローチャートである。例えば、期待発電量を算出する時刻としてあらかじめ指定されている時刻になると、日射量算出装置１２は、日射量を算出するための処理を開始する。以下の説明にて、この時刻を適宜「指定時刻」と称する。
【００３２】
日射量算出装置１２は、日射量データと、日射計９の設置情報とを取得する（ステップＳ１）。日射量算出装置１２は、指定時刻における日射計９での計測結果を、日射量データとして取得する。日射量算出装置１２は、期待発電量算出装置１１に格納されている設置情報を読み出す。
【００３３】
日射量算出装置１２は、日時情報と、太陽電池アレイ１の位置情報とを取得する（ステップＳ２）。日時情報は、月および日と、指定時刻の各情報とする。太陽電池アレイ１の位置情報は、太陽電池アレイ１が設置されている場所を表す緯度および経度の情報とする。太陽電池アレイ１の位置情報は、例えば期待発電量算出装置１１にあらかじめ記憶されている。日射量算出装置１２は、太陽電池アレイ１の位置情報を、期待発電量算出装置１１から読み出す。
【００３４】
日射量算出装置１２は、ステップＳ２で取得された日時情報と、太陽電池アレイ１の位置情報とを使用して、指定時刻における太陽の位置情報を算出する（ステップＳ３）。太陽の位置情報は、太陽の方位角の情報と、高度の情報とを含む。
【００３５】
日射量算出装置１２は、入射光に対して垂直な面における直達光および散乱光の比率を取得する（ステップＳ４）。直達光は、太陽から観測点へ直進して届けられる直射日光とする。散乱光は、散乱を経てあらゆる方向から観測点へ届けられる光とする。直達光および散乱光の比率は、観測データを公表している機関、日本国内では例えば気象庁から入手可能な観測データに基づいて求めることができる。
【００３６】
日射量算出装置１２は、直達光および散乱光の比率を、２台の全天日射計（例えば、日射計Ａおよび日射計Ｂとする）による計測結果から求めることとしても良い。例えば日射計Ｂの上部には、直達光を遮蔽する遮蔽物が設けられている。このような遮蔽物は、日射計Ａには設けられていないものとする。
【００３７】
日射計Ａでは、直達日射量および散乱日射量の合計が計測される。日射計Ｂは、直達光が遮蔽されることで、散乱日射量が計測される。日射計Ａで計測される日射量をＷａ、日射計Ｂで計測される日射量をＷｂ、とすると、直達日射量（Ｗａ−Ｗｂ）と散乱日射量（Ｗｂ）との比率は、（Ｗａ−Ｗｂ）／Ｗｂとなる。これにより、日射量算出装置１２は、直達光および散乱光の比率を求めることができる。
【００３８】
日射量算出装置１２は、ステップＳ４で取得された比率を使用して、ステップＳ１で取得された日射量データのうち、直達日射量と散乱日射量とを算出する。これにより、日射量算出装置１２は、日射計９における直達日射量と散乱日射量とを算出する（ステップＳ５）。
【００３９】
日射量算出装置１２は、太陽電池モジュール３の設置情報を取得する（ステップＳ６）。日射量算出装置１２は、ステップＳ５で算出された日射計９における直達日射量を、ステップＳ１で取得された日射計９の設置情報と、ステップＳ６で取得された太陽電池モジュール３の設置情報とに基づいて、太陽電池モジュール３が受ける直達日射量へと換算する。これにより、日射量算出装置１２は、太陽電池モジュール３が受ける直達日射量を算出する（ステップＳ７）。
【００４０】
散乱日射量は、入射面の向きおよび傾きに依存しないことから、日射量算出装置１２は、ステップＳ５で算出された日射計９における散乱日射量を、太陽電池モジュール３が受ける散乱日射量とみなす。日射量算出装置１２は、この散乱日射量と、ステップＳ７で算出された直達日射量とを加算することで、太陽電池モジュール３が受ける日射量を算出する（ステップＳ８）。
【００４１】
このような手順を経て、日射量算出装置１２は、日射計９の設置情報と、日射計９による傾斜面日射量の計測結果とを使用して、太陽電池モジュール３が受ける日射量を算出する。
【００４２】
例えば、太陽光が垂直に入射する面における日射量ＱＡは、当該面における直達日射量をＡｄｉ、散乱日射量をＡｄｆとして、ＱＡ＝Ａｄｉ＋Ａｄｆと表される。ステップＳ４にて取得された直達日射量Ａｄｉと散乱日射量Ａｄｆとの比を、例えばｘ：ｙとする（Ａｄｉ：Ａｄｆ＝ｘ：ｙ）。散乱日射量は、Ａｄｆ＝Ａｄｉ×ｙ／ｘと表される。
【００４３】
一方、任意の方角および傾斜角で設置されている日射計９における日射量ＱＢは、日射計９における直達日射量をＢｄｉ、散乱日射量をＢｄｆとして、ＱＢ＝Ｂｄｉ＋Ｂｄｆと表される。直達日射量Ｂｄｉは、太陽光が垂直に入射する面に対する、日射計９の受光面の傾きに応じて変化する。
【００４４】
太陽光が垂直に入射する面の法線と、日射計９の受光面の法線とがなす角度をθとすると、直達日射量は、Ｂｄｉ＝Ａｄｉ×ｃｏｓθと表される。日射量算出装置１２は、ステップＳ３で算出された太陽の位置情報（方位および高度）と、ステップＳ１で取得された日射計９の方位および傾斜角の情報とに基づいて、θを算出する。ステップＳ５において、日射量算出装置１２は、このθを使用して、直達日射量Ｂｄｉ＝Ａｄｉ×ｃｏｓθを算出する。散乱日射量は、入射面の向きおよび傾きに依存しないことから、Ｂｄｆ＝Ａｄｆが成り立つ。ステップＳ５において、日射量算出装置１２は、散乱日射量Ｂｄｆ＝Ａｄｆ＝Ａｄｉ×ｙ／ｘを算出する。
【００４５】
ステップＳ１にて日射量データとして取得された日射量ＱＢについて、次に示す関係式が成り立つ。
ＱＢ＝Ｂｄｉ＋Ｂｄｆ＝Ａｄｉ×ｃｏｓθ＋Ａｄｆ
＝Ａｄｉ×ｃｏｓθ＋Ａｄｉ×ｙ／ｘ＝Ａｄｉ（ｃｏｓθ＋ｙ／ｘ）
【００４６】
この関係式より、太陽光が垂直に入射する面における直達日射量Ａｄｉは、日射量ＱＢ、日射計９の設置情報、直達光および散乱光の比率を用いて、次に示す式で表される。
Ａｄｉ＝ＱＢ／（ｃｏｓθ＋ｙ／ｘ）
【００４７】
次に、太陽光が垂直に入射する面の法線と、太陽電池モジュール３の照射面の法線とがなす角度をφ、太陽電池モジュール３の照射面における直達日射量をＣｄｉとする。直達日射量は、Ｃｄｉ＝Ａｄｉ×ｃｏｓφと表される。日射量算出装置１２は、ステップＳ３で算出された太陽の位置情報（方位および高度）と、ステップＳ６で取得された太陽電池モジュール３の方位および傾斜角の情報とに基づいて、φを算出する。
【００４８】
ステップＳ６において、日射量算出装置１２は、このφを次に示す関係式に代入して、太陽電池モジュール３が受ける直達日射量Ｃｄｉを算出する。
Ｃｄｉ＝Ａｄｉ×ｃｏｓφ＝ＱＢ×ｃｏｓφ／（ｃｏｓθ＋ｙ／ｘ）
【００４９】
散乱日射量は、入射面の向きおよび傾きに依存しないことから、太陽電池モジュール３が受ける散乱日射量Ｃｄｆについては、Ｃｄｆ＝Ａｄｆが成り立つ。太陽電池モジュール３が受ける日射量ＱＣについて、次に示す関係式が成り立つ。
ＱＣ＝Ｃｄｉ＋Ｃｄｆ＝ＱＢ×ｃｏｓφ／（ｃｏｓθ＋ｙ／ｘ）＋Ａｄｆ
＝ＱＢ×ｃｏｓφ／（ｃｏｓθ＋ｙ／ｘ）＋Ａｄｉ×ｙ／ｘ
＝ＱＢ×ｃｏｓφ／（ｃｏｓθ＋ｙ／ｘ）＋ＱＢ／（ｃｏｓθ＋ｙ／ｘ）×ｙ／ｘ
＝ＱＢ（ｃｏｓφ＋ｙ／ｘ）／（ｃｏｓθ＋ｙ／ｘ）
【００５０】
ステップＳ８では、日射量算出装置１２は、太陽電池モジュール３が受ける日射量ＱＣを、この関係式に基づいて算出する。以上により、日射量算出装置１２は、日射計９で計測された日射量ＱＢ、太陽の位置情報、日射計９および太陽電池モジュール３の設置情報、および直達光および散乱光の比率を基に、太陽電池モジュール３が受ける日射量ＱＣを算出する。
【００５１】
図３は、期待発電量算出装置が期待発電量を算出する手順を説明するフローチャートである。期待発電量算出装置１１は、日射量算出装置１２における日射量の算出結果を取得する（ステップＳ１１）。
【００５２】
期待発電量算出装置１１は、太陽電池モジュール３の温度情報、および基本特性パラメータを取得する（ステップＳ１２）。期待発電量算出装置１１は、太陽電池モジュール３の温度情報を、温度センサ１０から取得する。温度情報は、太陽電池モジュール３に取り付けられた温度センサ１０による実測値である場合に限られない。温度情報は、例えば、太陽電池アレイ１の設置場所の環境条件、例えば気温および風速を使用して算出された値であっても良い。
【００５３】
基本特性パラメータは、太陽電池モジュール３の基本となる特性を表す各種のデータが、パラメータとして太陽光発電システムにあらかじめ設定されているものとする。例えば、基本特性パラメータは、あらかじめ期待発電量算出装置１１に記憶されているものであっても良い。
【００５４】
期待発電量算出装置１１は、ステップＳ１１で取得された日射量、ステップＳ１２で取得された温度情報および基本特性パラメータを使用して、太陽電池モジュール３の期待発電量を算出する（ステップＳ１３）。
【００５５】
太陽電池モジュール３の発電量は、太陽電池モジュール３が受ける日射量、および太陽電池モジュール３の温度に応じて変化する。期待発電量算出装置１１は、太陽電池モジュール３の発電量と、日射量および温度との関係を表すものとして従来知られているいずれの関係式を使用して、期待発電量を算出しても良い。本実施の形態では、期待発電量算出装置１１が、例えば、ＪＩＳに制定されている方式にしたがって期待発電量を算出する場合を例とする。
【００５６】
期待発電量算出装置１１は、以下の電圧補正式（１）および電流補正式（２）にしたがって、日射量および温度に応じた電圧補正および電流補正を実施する。
Ｖ２＝Ｖ１−β（Ｔ２−Ｔ１）−Ｒｓ（Ｉ１−Ｉ２）−Ｋ（Ｔ２−Ｔ１）×Ｉ２    ・・・（１）
Ｉ２＝Ｉ１＋Ｉｓｃ×｛（Ｅ２／Ｅ１−１）＋α（Ｔ２−Ｔ１）｝    ・・・（２）
【００５７】
ここで、Ｉｓｃは太陽電池モジュール３の短絡電流（Ａ）、αはＩｓｃの温度係数（Ａ／℃）、βは太陽電池モジュール３の開放電圧Ｖｏｃ（Ｖ）の温度係数（Ｖ／℃）、Ｒｓは直列抵抗（Ω）、Ｋは曲線補正因子（Ω／℃）とする。Ｉｓｃ，α，β，Ｒｓ，Ｋは、基本特性パラメータとする。
【００５８】
Ｅ，Ｔ，Ｖ，Ｉは、それぞれ太陽電池モジュール３の日射量（Ｗ／ｍ２）、温度（℃）、電圧、電流を表す。Ｅ１，Ｔ１，Ｖ１，Ｉ１は、それぞれある時刻ｔ１における値を表している。Ｅ２，Ｔ２，Ｖ２，Ｉ２は、それぞれある時刻ｔ２における値を表している。時刻ｔ１は、例えば指定時刻とする。一般に、時刻ｔ２におけるＶ２，Ｉ２としては、標準状態（Ｔ２＝２５℃、Ｅ２＝１ｋＷ／ｍ２）でのＩ−Ｖ特性に応じた値が使用される。
【００５９】
期待発電量算出装置１１は、電圧補正式（１）および電流補正式（２）から、Ｉ２−Ｖ２曲線を得る。期待発電量算出装置１１は、このＩ２−Ｖ２曲線から得られる最大出力Ｐｍａｘを、期待発電量として算出する。
【００６０】
期待発電量算出装置１１は、ステップＳ１３で算出された太陽電池モジュール３の期待発電量と、太陽電池ストリング２における太陽電池モジュール３の接続情報とを使用して、太陽電池ストリング２の期待発電量を算出する（ステップＳ１４）。この接続情報は、太陽電池ストリング２に直列に接続された太陽電池モジュール３の個数を示す情報とする。
【００６１】
期待発電量算出装置１１は、ステップＳ１４で算出された太陽電池ストリング２の期待発電量と、太陽電池アレイ１における太陽電池ストリング２の接続情報とを使用して、太陽電池アレイ１の期待発電量を算出する（ステップＳ１５）。この接続情報は、太陽電池アレイ１に並列に接続された太陽電池ストリング２の個数を示す情報とする。
【００６２】
太陽電池ストリング２の接続情報および太陽電池アレイ１の接続情報は、太陽光発電システムにあらかじめ設定されているものとする。例えば、太陽電池ストリング２の接続情報および太陽電池アレイ１の接続情報は、あらかじめ期待発電量算出装置１１に記憶されているものであっても良い。
【００６３】
期待発電量算出装置１１は、ステップＳ１５での期待発電量の算出結果を出力する（ステップＳ１６）。太陽光発電システムは、ステップＳ１６にて期待発電量算出装置１１から出力された期待発電量の情報を、例えばディスプレイ（図示省略）等にて表示する。
【００６４】
太陽光発電システムは、日射量算出装置１２での日射量の算出に、日射計９の設置情報を使用することで、日射計９の設置情報に応じて日射量を算出可能とする。太陽電池モジュール３の傾斜に関わらず、任意の傾斜を持たせて日射計９が設置されていても、日射量算出装置１２は、太陽電池モジュール３が受ける正確な日射量を算出することができる。これにより、太陽光発電システムは、太陽電池モジュール３の期待発電量を精度良く算出できるという効果を奏する。
【００６５】
太陽光発電システムは、日射量の算出と期待発電量の算出とを、日射量算出装置１２と期待発電量算出装置１１とにそれぞれ分担させる場合に限られない。太陽光発電システムは、日射量の算出と期待発電量の算出とを１つの装置に実行させることとしても良い。日射量の算出と期待発電量の算出とを実行する装置は、日射量算出手段としての機能と、期待発電量算出手段としての機能とを備える。
【００６６】
実施の形態２．
図４は、本発明の実施の形態２にかかる太陽光発電システムの概略構成を示す図である。実施の形態１と同一の部分には同一の符号を付し、重複する説明を適宜省略する。
【００６７】
実施の形態２は、太陽光発電システムに、太陽電池モジュール３を向けた方角、および傾斜角の少なくとも一方を異ならせた太陽電池ストリング２同士が含まれている。例えば、太陽電池アレイ１のうち、太陽電池ストリング２−２を構成する太陽電池モジュール３−２と、太陽電池ストリング２−３を構成する太陽電池モジュール３−３とは、互いに異なる方角へ向けられている。太陽電池ストリング２−２を構成する太陽電池モジュール３−２と、太陽電池ストリング２−１を構成する太陽電池モジュール３−１とは、互いに異なる傾斜角をなしている。
【００６８】
太陽光発電システムは、太陽電池アレイ１が設置される場所の地形、設置される建造物の形状に応じて、太陽電池ストリング２−１〜２−３ごとに太陽電池モジュール３を向ける方角および傾斜角を任意に異ならせることができる。また、太陽電池ストリング２−１〜２−３ごとに太陽電池モジュール３を向ける方角および傾斜角を任意に異ならせることで、太陽電池アレイ１が設置される場所の周囲に存在する遮蔽物の影響をできるだけ低減させることもできる。
【００６９】
太陽電池ストリング２には太陽電池モジュール３が直列に接続されていることから、太陽電池ストリング２を流れる電流は、発生する電流が最も小さい太陽電池モジュール３の電流に制限されることとなる。太陽電池ストリング２は、太陽電池モジュール３からの電力を効率良く取り出すために、直列される太陽電池モジュール３同士では方角および傾斜角を一致させることが望ましい。
【００７０】
このため、太陽電池ストリング２−１を構成する太陽電池モジュール３−１は、いずれも同じ方角および傾斜角で設置されている。太陽電池ストリング２−２を構成する太陽電池モジュール３−２は、いずれも同じ方角および傾斜角で設置されている。太陽電池ストリング２−３を構成する太陽電池モジュール３−３は、いずれも同じ方角および傾斜角で設置されている。
【００７１】
太陽電池モジュール３−１と太陽電池モジュール３−２とで傾斜角が異なるため、太陽電池モジュール３−１の日射量と太陽電池モジュール３−２の日射量とは異なる。太陽電池モジュール３−２と太陽電池モジュール３−３とでは向けられた方角が異なるため、太陽電池モジュール３−２の日射量と太陽電池モジュール３−３の日射量とは異なる。
【００７２】
温度センサ１０は、太陽電池ストリング２ごとに取り付けられている。温度センサ１０−１は、太陽電池モジュール３−１に取り付けられている。温度センサ１０−２は、太陽電池モジュール３−２に取り付けられている。温度センサ１０−３は、太陽電池モジュール３−３に取り付けられている。
【００７３】
太陽光発電システムには、太陽電池アレイ１全体に対して１つの日射計９が備えられている。実施の形態２において、日射量算出装置１２は、１つの日射計９の設置情報と、傾斜面日射量の計測結果とを使用して、太陽電池モジュール３−１，３−２，３−３のそれぞれが受ける日射量を算出する。期待発電量算出装置１１は、太陽電池モジュール３−１，３−２，３−３ごとの日射量の算出結果を使用して、期待発電量を算出する。
【００７４】
図５は、日射量データから太陽電池アレイの期待発電量を算出するための過程について説明する図である。日射量算出装置１２は、太陽電池モジュール３−１，３−２，３−３ごとの日射量を算出する。期待発電量算出装置１１は、太陽電池モジュール３−１，３−２，３−３ごと、および太陽電池ストリング２−１，２−２，２−３ごとの期待発電量を算出する。これらの点以外について、実施の形態２における日射量および期待発電量の算出の手順は、実施の形態１における日射量および期待発電量の算出の手順と同様である。
【００７５】
本実施の形態において、日射量算出装置１２は、日射計９での計測結果である日射量データを使用して、実施の形態１におけるステップＳ１からステップＳ５までと同じ手順の工程を実施する。
【００７６】
ステップＳ６では、日射量算出装置１２は、太陽電池モジュール３−１，３−２，３−３の各設置情報を取得する。ステップＳ７では、日射量算出装置１２は、太陽電池モジュール３−１，３−２，３−３の各設置情報を使用して、太陽電池モジュール３−１，３−２，３−３ごとの直達日射量を算出する。
【００７７】
ステップＳ８では、日射量算出装置１２は、散乱日射量と、ステップＳ７で算出された直達日射量とを加算することで、太陽電池モジュール３−１，３−２，３−３ごとの日射量を算出する。これにより、日射量算出装置１２は、太陽電池モジュール３−１が受ける日射量と、太陽電池モジュール３−２が受ける日射量と、太陽電池モジュール３−３が受ける日射量とを算出する。
【００７８】
ステップＳ１１では、期待発電量算出装置１１は、日射量算出装置１２における各日射量の算出結果を取得する。ステップＳ１２では、期待発電量算出装置１１は、各温度センサ１０−１，１０−２，１０−３からの温度情報、および太陽電池モジュール３−１，３−２，３−３の基本特性パラメータを取得する。
【００７９】
ステップＳ１３では、期待発電量算出装置１１は、太陽電池モジュール３−１の日射量、温度センサ１０−１からの温度情報、および基本特性パラメータを使用して、太陽電池モジュール３−１の期待発電量を算出する。期待発電量算出装置１１は、太陽電池モジュール３−２の日射量、温度センサ１０−２からの温度情報、および基本特性パラメータを使用して、太陽電池モジュール３−２の期待発電量を算出する。
【００８０】
期待発電量算出装置１１は、太陽電池モジュール３−３の日射量、温度センサ１０−３からの温度情報、および基本特性パラメータを使用して、太陽電池モジュール３−３の期待発電量を算出する。これにより、期待発電量算出装置１１は、太陽電池モジュール３−１の期待発電量と、太陽電池モジュール３−２の期待発電量と、太陽電池モジュール３−３の期待発電量とを算出する。
【００８１】
ステップＳ１４では、期待発電量算出装置１１は、太陽電池モジュール３−１の期待発電量と、太陽電池ストリング２−１における太陽電池モジュール３−１の接続情報とを使用して、太陽電池ストリング２−１の期待発電量を算出する。期待発電量算出装置１１は、太陽電池モジュール３−２の期待発電量と、太陽電池ストリング２−２における太陽電池モジュール３−２の接続情報とを使用して、太陽電池ストリング２−２の期待発電量を算出する。
【００８２】
期待発電量算出装置１１は、太陽電池モジュール３−３の期待発電量と、太陽電池ストリング２−３における太陽電池モジュール３−３の接続情報とを使用して、太陽電池ストリング２−３の期待発電量を算出する。
【００８３】
ステップＳ１５では、期待発電量算出装置１１は、太陽電池ストリング２−１，２−２，２−３の期待発電量と、太陽電池アレイ１における太陽電池ストリング２−１，２−２，２−３の接続情報とを使用して、太陽電池アレイ１の期待発電量を算出する。
【００８４】
太陽光発電システムは、任意の傾斜を持たせて設置された日射計９の設置情報を使用して、方位および傾斜角の少なくとも一方が異なる太陽電池モジュール３同士における正確な日射量をそれぞれ算出することができる。太陽光発電システムは、方位を異ならせた太陽電池モジュール３同士のそれぞれに対して、あるいは傾斜角を異ならせた太陽電池モジュール３同士のそれぞれに対して日射計９を用意しなくても、各太陽電池モジュール３が受ける正確な日射量を求めることができる。
【００８５】
実施の形態２においても、太陽光発電システムは、実施の形態１と同様、太陽電池モジュール３の期待発電量を精度良く算出できるという効果を奏する。
【符号の説明】
【００８６】
１  太陽電池アレイ、２，２−１，２−２，２−３  太陽電池ストリング、３，３−１，３−２，３−３  太陽電池モジュール、４  接続箱、５  集電箱、６  パワーコンディショナ、７  分電盤、８  発電量モニタ、９  日射計、１０，１０−１，１０−２，１０−３  温度センサ、１１  期待発電量算出装置、１２  日射量算出装置。
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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