(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
太陽光発電手段と、該太陽光発電手段の出力を変換する電源装置と、該電源装置を制御する制御部とを備える太陽光発電システムであって、
前記電源装置は、前記太陽光発電手段の出力端子間に設けられたスイッチ手段と、前記太陽光発電手段からの入力電流及び入力電圧を検出する検出手段とを有し、
前記制御部は、
通常モードにおいて、前記スイッチ手段のオンオフ制御により前記太陽光発電手段の動作点を移動させて最大電力点を探索するＭＰＰＴ（Maximum Power Point Tracking）制御を行う一方、
前記太陽光発電手段の診断モードにおいて、前記動作点を前記ＭＰＰＴ制御時よりも大きく移動させ、所定の期間内に前記最大電力点及び前記移動した動作点における前記検出手段からの検出値を取得し、前記移動した動作点における検出値に基づいて前記太陽光発電手段の日射強度及び温度の少なくともいずれか一方を推定し、該推定値に基づいて予め定められている基準最大電力を補正し、該補正された補正最大電力値及び前記最大電力点における検出値に基づいて前記太陽光発電手段の出力性能を診断する
ことを特徴とする太陽光発電システム。
【請求項２】
請求項１記載の太陽光発電システムにおいて、
前記制御部は、前記診断モードにおいて、前記動作点を少なくとも、前記最大電力点よりも電流の低い第１動作点及び前記最大電力点よりも電圧の低い第２動作点に移動させ、前記第１動作点における前記検出手段の検出値に基づいて前記太陽光発電手段の開放電圧値を取得し、該開放電圧値から前記太陽光発電手段の温度を推定するとともに、前記第２動作点における前記検出手段の検出値に基づいて前記太陽光発電手段の短絡電流値を取得し、該短絡電流値から前記太陽光発電手段の日射強度を推定する
ことを特徴とする太陽光発電システム。
【請求項３】
請求項２記載の太陽光発電システムにおいて、
前記制御部は、前記診断モードにおいて、
前記第１動作点を開放端まで移動させて前記検出手段の検出により開放電圧値を直接的に取得し、該開放電圧値から前記太陽光発電手段の温度を推定する
ことを特徴とする太陽光発電システム。
【請求項４】
請求項２または３記載の太陽光発電システムにおいて、
前記制御部は、前記診断モードにおいて、
前記第２動作点を短絡端まで移動させて前記検出手段の検出により短絡電流値を直接的に取得し、該短絡電流値から前記太陽光発電手段の日射強度を推定する
ことを特徴とする太陽光発電システム。
【請求項５】
請求項１から４のうちのいずれか１項に記載の太陽光発電システムにおいて、
前記補正最大電力値に対して、前記太陽光発電手段と前記電源装置との間を接続する配線の線種及び長さに基づいて補正し、該補正された補正最大電力値及び前記最大電力点のおける検出値に基づいて前記太陽光発電手段の出力性能を診断する
ことを特徴とする太陽光発電システム。
【請求項６】
請求項１記載の太陽光発電システムにおいて、
前記太陽光発電手段は、複数の太陽光ストリングを有し、
前記電源装置は、前記各太陽光ストリングに対応させて接続された複数のコンバータと、前記各コンバータからの出力を受けて系統に連系するインバータとを備え、
前記制御部は、診断モードを実行する際に、
前記複数の太陽光ストリングのうちのいずれか１つに接続されたコンバータを選択して診断モードを実行する一方、残りの太陽光ストリングに接続されたコンバータは通常モードで運転させる
ことを特徴とする太陽光発電システム。
【請求項７】
請求項１記載の太陽光発電システムにおいて、
前記制御部は、
所定の期間毎に前記診断モードを実行するように構成されており、
前記各診断モードで取得された、前記補正最大電力値及び前記最大電力点における検出値または前記補正最大電力値と前記最大電力点における検出値との電力差を累積的に蓄積し、該蓄積結果に基づいて、前記太陽光発電手段の経時劣化による出力性能の低下を診断する
ことを特徴とする太陽光発電システム。
【請求項８】
太陽光発電手段の出力を変換する電源装置であって、
前記太陽光発電手段の出力端子間に接続されたスイッチ手段と、
前記太陽光発電手段からの入力電流及び入力電圧を検出する検出手段と、
前記太陽光発電手段の動作点を移動させて最大電力点を探索するＭＰＰＴ制御が可能に構成された制御部とを備え、
前記制御部は、
通常モードにおいて、ＭＰＰＴ制御を行う一方、
前記太陽光発電手段の診断モードにおいて、前記動作点を前記ＭＰＰＴ制御時よりも大きく移動させ、所定の期間内に前記最大電力点及び前記移動した動作点における前記検出手段からの検出値を取得し、前記移動した動作点における検出値に基づいて前記太陽光発電手段の日射強度及び温度の少なくともいずれか一方を推定し、該推定値に基づいて予め定められている基準最大電力を補正し、該補正された補正最大電力値及び前記最大電力点における検出値に基づいて前記太陽光発電手段の出力性能を診断する
ことを特徴とする電源装置。
【請求項９】
太陽光発電手段の出力性能を診断する診断方法であって、
前記太陽光発電手段を最大電力点で動作させるＭＰＰＴ制御を行う工程と、
前記最大電力点における最大電力を検出する工程と、
前記最大電力点より電圧の低い第1動作点で電流を検出し、該電流に基づいて前記太陽光発電手段への日射強度を推定する工程と、
前記最大電力点より電流の低い第２動作点で電圧を検出し、該電圧に基づいて前記太陽光発電手段の温度を推定する工程と、
前記推定された日射強度、前記推定された温度及び予め定められている基準最大電力に基づいて、該推定された日射強度及び前記推定された温度における最大電力の性能値を推定する工程と、
前記検出された最大電力及び前記推定された最大電力の性能値に基づいて前記太陽光発電手段の出力性能を診断する工程とを含む
ことを特徴とする太陽光発電手段の診断方法。
【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、電源装置に関し、特に、出力性能を診断する機能を有する太陽光発電システム及びそれに用いられる電源装置、並びに太陽光発電手段の診断方法に関するものである。
【背景技術】
【０００２】
太陽光発電システムにおいて、太陽光パネルの異常は、発電量の低下につながり、その状態が続くと逸失利益が増加する。したがって、太陽光パネルや、該太陽光パネルを複数組み合わせた太陽光ストリングの異常を早期に発見したり、発電性能が劣化傾向を示して保障レベル以下になったことを速やかに判定したりすることが重要である。
【０００３】
ところで、太陽光パネルや太陽光ストリング（以下、これらをまとめて太陽光発電手段ともいう）の発電電力は、受光日射強度及び素子温度によって規定される。一般的に、太陽光発電手段は屋外に設置され、日射強度は刻一刻と変化するとともに、太陽光発電手段を構成する太陽電池の素子温度も日射強度、気温、風等によって刻々と変化する。
【０００４】
したがって、従来、太陽光発電手段の異常診断のためには、日射強度及び素子温度の変化を観測するために、全天日射計及び温度計が必要であった。例えば、特許文献１では、計測データ取得手段によって太陽電池周辺の日射量及び温度を計測し、該計測された環境データを用いて最大動作点を推定し、太陽電池が異常状態であるか否かを判定している。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】特許第５５８１９６５号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
しかしながら、日射量はその変化が激しく、例えば１秒以内で大きく変化する場合がある。その結果、日射計による日射強度の計測時間と、太陽光発電手段の特性（例えば、最大電力）の計測時間との間に時間差が生じる。特許文献１に記載されたような従来技術では、この時間差によって日射強度に基づく最大動作点の推定が正確に実施されない場合があり、異常判定が正確に実施できない場合がある。より具体的には、例えば日射量が減少した時に、日射計による日射強度の計測値が低下する前に太陽光発電電力が落ちるような場合があり、異常判定が正確に行えない場合がある。
【０００７】
さらに、太陽光発電手段の出力性能の経年劣化を確認する目的で計測データを蓄積し、比較するような場合においても、日射強度が正しく反映されていない可能性のあるデータを含んでいると、正しく経年劣化状態の把握ができない場合がある。
【０００８】
温度計に関しても、特許文献１に開示されているように太陽光パネル周辺温度を計測したり、太陽光パネルの所定のポイントをピンポイントで計測したりするのが一般的である。しかし、太陽光パネル周辺の温度によって正確なパネル温度を計測するのは難しい場合がある。ピンポイントでパネル温度を測定した場合においても、太陽光パネルが一定の広さを有するため、例えば太陽光パネル内で温度計が設置されたポイントと離れた位置のように、太陽光パネル内の位置によって、実際の温度と計測温度との間に差異が生じる場合がある。近年増加しているメガソーラーシステムのように、太陽光発電システムが大規模になると、太陽光パネルや太陽光ストリングの数が増加するため、計測温度のずれはさらに大きくなる。この対策として、温度計の数を増やすことが考えられるが、このような正確な計測を要する温度計は高額であるという問題があり、計測地点の増加はコストが高くなる問題がある。日射計に関しても、測定精度を高めるために設置数を増加させると、同様のコストの問題が発生する。
【０００９】
さらに、例えば、パワーコンディショナー内の回路設計において、日射計や温度計の配置によっては、その計測に影響を与えないような追加回路の検討が必要になる場合がある。
【００１０】
上記問題に鑑み、本発明は、日射計、温度計等の特別な計測装置を用いることなく太陽光発電手段の出力性能をより正確に診断することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【００１１】
本発明に係る太陽光発電システムは、電源装置を制御する制御部が、太陽光発電手段の動作点をＭＰＰＴ（Maximum Power Point Tracking）制御時よりも大きく移動させ、移動した動作点において、検出手段から入力電流及び入力電圧の検出値を取得し、その検出値に基づいて太陽光発電手段の日射強度及び温度の少なくともいずれか一方を推定し、その推定値を用いて太陽光発電手段の出力性能を診断するように構成されている。
【００１２】
この態様によると、ＭＰＰＴ制御時よりも大きく動かされた動作点における入力電圧、入力電流の検出値に基づいて、太陽光発電手段の出力性能を診断することができるように構成されている。すなわち、日射計及び／または温度計等の特別な計測装置（追加の計測装置）を用いることなく、太陽光発電手段の出力性能を診断することができる。
【００１３】
すなわち、本発明の第１態様では、太陽光発電手段と、該太陽光発電手段の出力を変換する電源装置と、該電源装置を制御する制御部とを備える太陽光発電システムであって、前記電源装置は、前記太陽光発電手段の出力端子間に設けられたスイッチ手段と、前記太陽光発電手段からの入力電流及び入力電圧を検出する検出手段とを有し、前記制御部は、通常モードにおいて、前記スイッチ手段のオンオフ制御により前記太陽光発電手段の動作点を移動させて最大電力点を探索するＭＰＰＴ制御を行う一方、前記太陽光発電手段の診断モードにおいて、前記動作点を前記ＭＰＰＴ制御時よりも大きく移動させ、所定の期間内に前記最大電力点及び前記移動した動作点における前記検出手段からの検出値を取得し、前記移動した動作点における検出値に基づいて前記太陽光発電手段の日射強度及び温度の少なくともいずれか一方を推定し、該推定値に基づいて予め定められている基準最大電力を補正し、該補正された補正最大電力値及び前記最大電力点における検出値に基づいて前記太陽光発電手段の出力性能を診断する。
【００１４】
この態様によると、診断モードにおいて、制御部は、ＭＰＰＴ制御時よりも大きく動かした動作点における入力電圧、入力電流の検出値に基づいて、太陽光発電手段の日射強度及び／または温度を推定する。そして、その推定された値を用いて基準最大電力を補正して太陽光発電手段の出力性能を診断する。すなわち、日射計及び／または温度計等の特別な計測装置（追加の計測装置）を用いることなく、太陽光発電手段の出力性能を診断することができる。なお、ＭＰＰＴ制御が可能に構成された電源装置は、入力電圧及び入力電流を検出するための検出手段を有しており、本態様に係る入力電流及び入力電圧の検出にこの検出手段を用いることができる。
【００１５】
さらに、入力電圧値及び入力電流値は、太陽光発電手段の各位置における温度や日射強度が反映された検出値が加算されたものになっている。したがって、太陽光発電手段全体に対して、より現実に近い形で日射強度や温度の推定ができる。その推定値を用いて太陽光発電手段の出力性能の診断を行うため、より正確な診断をすることができる。
【００１６】
そして、上記態様の太陽光発電システムにおいて、前記制御部は、前記診断モードにおいて、前記動作点を少なくとも、前記最大電力点よりも電流の低い第１動作点及び前記最大電力点よりも電圧の低い第２動作点に移動させ、前記第１動作点における前記検出手段の検出値に基づいて前記太陽光発電手段の開放電圧値を取得し、該開放電圧値から前記太陽光発電手段の温度を推定するとともに、前記第２動作点における前記検出手段の検出値に基づいて前記太陽光発電手段の短絡電流値を取得し、該短絡電流値から前記太陽光発電手段の日射強度を推定する、ように構成されていてもよい。
【００１７】
この構成によると、入力電圧、入力電流の検出値に基づいて、短絡電流、開放電圧を推定し、該推定値から日射強度及び温度を推定する。日射強度及び温度の推定値を太陽光発電手段の出力性能の診断に用いるため、より正確な診断を行うことができる。
【００１８】
さらに、上記態様の太陽光発電システムにおいて、前記制御部は、前記診断モードにおいて、前記第１動作点を開放端まで移動させて前記検出手段の検出により開放電圧値を直接的に取得し、該開放電圧値から太陽光発電手段の温度を推定する、ように構成されていてもよい。
【００１９】
この構成によると、第１動作点を開放端まで移動させて開放電圧を直接的に取得するため、さらに正確に太陽光発電手段の出力性能の診断をすることができる。
【００２０】
また、上記態様の太陽光発電システムにおいて、前記制御部は、前記診断モードにおいて、前記第２動作点を短絡端まで移動させて前記検出手段の検出により短絡電流値を直接的に取得し、該短絡電流値から前記太陽光発電手段の日射強度を推定する、ように構成されていてもよい。
【００２１】
この構成によると、第２動作点を短絡端まで移動させて短絡電流を直接的に取得するため、さらに正確に太陽光発電手段の出力性能の診断をすることができる。
【００２２】
さらに、上記態様の太陽光発電システムにおいて、前記補正最大電力値に対して、前記太陽光発電手段と前記電源装置との間を接続する配線の線種及び長さに基づいて補正し、該補正された補正最大電力値及び前記最大電力点のおける検出値に基づいて前記太陽光発電手段の出力性能を診断する、ように構成されていてもよい。
【００２３】
太陽光発電手段からの入力電流及び入力電圧は、太陽光発電手段と電源装置との間を接続する配線の線種及び長さによって影響を受ける。したがって、本態様のように、配線の線種及び長さに基づいて補正最大電力値を補正することにより、より正確に太陽光発電手段の出力性能の診断をすることができるようになる。
【００２４】
また、上記態様の太陽光発電システムにおいて、前記太陽光発電手段は、複数の太陽光ストリングを有し、前記電源装置は、前記各太陽光ストリングに対して接続された複数のコンバータと、前記各コンバータからの出力を受けて系統に連系するインバータとを備え、前記制御部は、診断モードを実行する際に、前記複数の太陽光ストリングのうちのいずれか１つに接続されたコンバータを選択して診断モードを実行する一方、残りの太陽光ストリングに接続されたコンバータは通常モードで運転させる、ように構成されていてもよい。
【００２５】
この構成によると、診断モードが実行されたコンバータがある場合においても、他のコンバータが通常モードで運転され、かつ、診断モードでインバータを停止させることもない。このため、診断モードでコンバータを診断している場合においても、残りのコンバータで最大限に太陽電池を動かして電力を取り出すことができる。
【００２６】
また、上記態様の太陽光発電システムにおいて、前記制御部は、所定の期間毎に前記診断モードを実行するように構成されており、前記各診断モードで取得された、前記補正最大電力値及び前記最大電力点における検出値または前記補正最大電力値と前記最大電力点における検出値との電力差を累積的に蓄積し、該蓄積結果に基づいて、前記太陽光発電手段の経時劣化による出力性能の低下を診断する、ように構成されていてもよい。
【００２７】
この構成によると、電力値（電力差）を累積的に蓄積して、蓄積されたデータに基づいて経時劣化による出力性能の低下を診断するように構成されている。本開示では、出力性能の診断に必要なデータが、例えば、補正最大電力値と最大電力点における検出値又はそれらの差分のように少なくてすむというメリットがある。したがって、多数の太陽光発電手段を有するようなシステムであり、かつ、長期間（例えば数年〜数十年）でデータを蓄積し、太陽光発電手段の経時劣化を見るような場合に、特に適しているといえる。
【００２８】
本発明の第２態様では、太陽光発電手段の出力を変換する電源装置であって、前記太陽光発電手段の出力端子間に接続されたスイッチ手段と、前記太陽光発電手段からの入力電流及び入力電圧を検出する検出手段と、前記太陽光発電手段の動作点を移動させて最大電力点を探索するＭＰＰＴ制御が可能に構成された制御部とを備え、前記制御部は、通常モードにおいて、ＭＰＰＴ制御を行う一方、前記太陽光発電手段の診断モードにおいて、前記動作点を前記ＭＰＰＴ制御時よりも大きく移動させ、所定の期間内に前記最大電力点及び前記移動した動作点における前記検出手段からの検出値を取得し、前記移動した動作点における検出値に基づいて前記太陽光発電手段の日射強度及び温度の少なくともいずれか一方を推定し、該推定値に基づいて予め定められている基準最大電力を補正し、該補正された補正最大電力値及び前記最大電力点における検出値に基づいて前記太陽光発電手段の出力性能を診断する。
【００２９】
本発明の第３態様では、太陽光発電手段の出力性能の診断方法であって、前記太陽光発電手段を最大電力点で動作させるＭＰＰＴ制御を行う工程と、前記最大電力点における最大電力を検出する工程と、前記最大電力点より電圧の低い第1動作点で電流を検出し、該電流に基づいて前記太陽光発電手段への日射強度を推定する工程と、前記最大電力点より電流の低い第２動作点で電圧を検出し、該電圧に基づいて前記太陽光発電手段の温度を推定する工程と、前記推定された日射強度、前記推定された温度及び予め定められている基準最大電力に基づいて、該推定された日射強度及び前記推定された温度における最大電力の性能値を推定する工程と、前記検出された最大電力及び前記推定された最大電力の性能値に基づいて前記太陽光発電手段の出力性能を診断する工程とを含む。
【００３０】
上記第２及び第３態様によると、第１態様と同様に、特別な計測装置（日射計及び／または温度計）を用いることなく、太陽光発電手段の出力性能を診断することができる。さらに、入力電圧値及び入力電流値は、太陽光発電手段の各位置において温度や日射強度が反映された検出値が加算されたものになっているため、より現実に近い形で日射強度や温度の推定ができる。
【発明の効果】
【００３１】
本発明によると、所定の期間内に取得された検出手段からの検出値に基づいて太陽光発電手段の出力性能を診断するため、日射計、温度計等の特別な計測装置を用いることなく太陽光発電手段の出力性能を診断することができ、かつ、より正確な診断を実現することができる。
【図面の簡単な説明】
【００３２】
【図１】太陽光発電システムの構成を示した図である。
【図２】非絶縁型のＤＣ／ＤＣコンバータを示す回路図である。
【図３】絶縁型のＤＣ／ＤＣコンバータを示す回路図である。
【図４】太陽光発電システムの動作を示すフロー図である。
【図５】ＤＣ／ＤＣコンバータの動作を示すフロー図である。
【図６】ＤＣ／ＤＣコンバータの診断モードに係る動作を示すフロー図である。
【図７】太陽光発電手段の出力性能の診断方法を説明するための図である。
【図８】太陽光パネルのＩ−Ｖ曲線の一例を示した図である。
【図９】太陽光発電手段の設置期間と発電量との関係を示した図である。
【図１０】図９の領域Ａを拡大した拡大図である。
【発明を実施するための形態】
【００３３】
以下、本発明の実施形態を図面に基づいて詳細に説明する。以下の好ましい実施形態の説明は、本質的に例示に過ぎず、本発明、その適用範囲あるいはその用途を制限することを意図するものではない。
【００３４】
（太陽光発電システムの構成）
図１は実施形態に係る太陽光発電システムの構成例を示した図である。
【００３５】
太陽光発電システム１は、太陽光発電手段２と、太陽光発電手段２で発電された直流電力を交流電力に変換して商用電源系統９の配電線と連系させるパワーコンディショナー３と、管理ホストサーバ１０とを備えている。
【００３６】
太陽光発電手段２は、複数の太陽光ストリング２０を備えている。各太陽光ストリング２０は、直列接続された複数の太陽光パネル２１によって構成されている。図１では、太陽光発電手段２が３つの太陽光ストリング２０を備える例を示している。なお、太陽光ストリング２０の数は、３つに限定されない。また、各太陽光ストリング２０を構成する太陽光パネル２１の数は、任意に設定することができ、各ストリング２０間でその数が異なっていてもよい。
【００３７】
パワーコンディショナー３は、複数のＤＣ／ＤＣコンバータ４と、ＤＣ／ＡＣインバータ５と、ＡＣフィルタ回路６と、統括制御部７と、電源部８とを備えている。
【００３８】
ＤＣ／ＤＣコンバータ４は、太陽光ストリング２０と１対１対応するように設けられており、接続された太陽光ストリング２０の発電量を制御する。各ＤＣ／ＤＣコンバータ４からの出力は、足し合わされてＤＣ／ＡＣインバータ５に入力される。ＤＣ／ＡＣインバータ５では、直流／交流変換が行われ、ＡＣフィルタ回路６を介して、商用電源系統９の配電線に連系される。
【００３９】
ＡＣフィルタ回路６は、ＤＣ／ＡＣインバータ５からの出力のノイズを除去したり、系統側からの環境要因等による外乱を防止したりする機能を有する。さらに、ＡＣフィルタ回路６は、系統側の電流及び電圧を検出する検出手段（図示しない）を備えており、系統側の電圧、電流、電力データを統括制御部７で把握できるようになっている。
【００４０】
統括制御部７は、各ＤＣ／ＤＣコンバータ４の制御部４４や、管理ホストサーバ１０との間でデータ通信を行う通信部７１と、記憶部７２とを備えており、太陽光発電システム１の動作を統括制御する。
【００４１】
電源部８は、統括制御部７及びＤＣ／ＡＣインバータ５の駆動回路に電源を供給する。ＤＣ／ＤＣコンバータ４の制御部４４は、電源部８からの電源供給を受けて動作させてもよいし、太陽光ストリング２０の発電電力を用いて動作するようにしてもよい。
【００４２】
管理ホストサーバ１０は、太陽光発電システム１の運転動作を監視するためのものであり、統括制御部７の通信部７１とデータ通信を行う通信部１１と、記憶部１２とを備えている。
【００４３】
−ＤＣ／ＤＣコンバータの構成−
次に、ＤＣ／ＤＣコンバータ４の構成について図２及び図３を用いて詳細に説明する。ＤＣ／ＤＣコンバータ４は、非絶縁型または絶縁型のどちらでもよく、図２に非絶縁型の回路例、図３に絶縁型の回路例を示している。図２及び図３において、Ｌ２１，Ｌ３１はインダクタであり、Ｃ２１，Ｃ２２，Ｃ３１〜Ｃ３６はコンデンサである。また、Ｄ２１，Ｄ３１，Ｄ３２はダイオードであり、ＳＷ２２，ＳＷ３３はスイッチング素子であり、Ｔ３１はトランスである。
【００４４】
図２及び図３に示すように、ＤＣ／ＤＣコンバータ４は、スイッチ部４１のオンオフ制御によって太陽光ストリング２０の動作点が変更可能に構成されたチョッパ方式のコンバータである。スイッチ部４１は、図２の回路例では、スイッチング素子ＳＷ２１で構成され、図３の回路例では、スイッチング素子ＳＷ３１及びＳＷ３２で構成されている。スイッチング素子ＳＷ２１，ＳＷ３１，ＳＷ３２は、オンオフ制御が可能に構成されていればよく、例えばＩＧＢＴ（Insulated Gate Bipolar Transistor）、ＦＥＴ（Field effect transistor）等のトランジスタを用いることができる。
【００４５】
ＤＣ／ＤＣコンバータ４は、さらに、太陽光ストリング２０に接続された入力端子ＩＮ間の電圧を検出する電圧検出回路４２と、一端が入力端子ＩＮのいずれか一方に接続されて太陽光ストリング２０からの入力電流を測定する電流検出回路４３と、スイッチ部４１をオンオフ制御する制御部４４とを備えている。ＤＣ／ＤＣコンバータ４の出力端子ＯＵＴは、ＤＣ／ＡＣインバータ５の入力端子に接続される。
【００４６】
制御部４４は、ＭＰＰＴ（Maximum Power Point Tracking）部４４ａと、電力算出部４４ｂと、診断モードの制御を行う診断部４４ｃと、通信部４４ｄとを備えている。
【００４７】
ＭＰＰＴ部４４ａは、通常モードの期間中に、スイッチ部４１をオンオフ制御して太陽光ストリング２０の動作点を移動させて最大電力点を探索するＭＰＰＴ制御を行う。電力算出部４４ｂは、電圧検出回路４２及び電流検出回路４３からの検出結果に基づいて電力値を算出する。通信部４４ｄは、統括制御部７の通信部７１との間でデータ通信可能に構成されている。具体的には、通信部４４ｄは、統括制御部７から動作モード（通常モード／診断モード）等の制御指示を受信する。また通信部４４ｄは、電圧検出回路４２、電流検出回路４３、電力算出部４４ｂで取得された検出値データや算出データ、エラー情報、自機の識別番号等を統括制御部７に送信する。
【００４８】
（太陽光発電システムの動作）
次に、太陽光発電システム１の動作について、図４〜図７を用いて詳細に説明する。
【００４９】
以下の説明では、太陽光ストリング２０は、第１〜第３ストリング２０ａ，２０ｂ，２０ｃを備えるものとし、それぞれに１対１対応したＤＣ／ＤＣコンバータ４（第１〜第３コンバータ４ａ，４ｂ，４ｃ）が接続されているものとする。
【００５０】
まず、太陽光発電システム１が動作を開始すると、第１〜第３コンバータ４ａ，４ｂ，４ｃはそれぞれ通常モードで動作する。すなわち、それぞれのコンバータ４ａ，４ｂ，４ｃでＭＰＰＴ制御が行われて、各ストリング２０ａ，２０ｂ，２０ｃから最大電力が取り出される。
【００５１】
次に、統括制御部７は、所定の条件が満たされると、各コンバータ４ａ，４ｂ，４ｃの制御部４４に対して、これらを診断モードで動作させるように順次制御する。以下、図４を参照しながら詳細に説明する。
【００５２】
ここで、所定の条件とは、任意の条件を設定することが可能である。例えば、所定の条件として、管理ホストサーバ１０からの指示や、パワーコンディショナー外部に設けられた操作部（図示しない）や外部のリモコン（図示しない）等からの操作（指示）を受けた場合としてもよい。また、所定の条件として、所定の期間毎としてもよく、例えば、週毎、日毎、時間毎としてもよいし、例えば毎日指定された時間等を設定してもよい。さらに、所定の条件が、複数の条件の組み合わせであってもよい。例えば、毎日の測定の中で（第１条件）、太陽光発電手段の出力が定格出力の８０％以上得られている場合（第２条件）に診断モードで動作させる、というような条件にしてもよい。また、例えば、設置初期には初期不良の可能性があるため、短い期間（第１期間）での診断モードを実行し（第１条件）、安定期に入った後は第１期間よりも長い期間（第２期間）毎に診断モードを実行する（第２条件）ようにしてもよい。
【００５３】
図４のＳ１０において、統括制御部７は、第１コンバータ４ａに対して診断モードで動作するように指示する。その指示を受けた第１コンバータ４ａの制御部４４では、通常モードでの動作を一旦停止させるとともに、図２のＳＷ２２又は図３のＳＷ３３をオフ制御し、後述する診断モードに移行する。換言すると、制御部４４は、ＭＰＰＴ部４４ａによるＭＰＰＴ制御から、診断部４４ｃによる第１ストリング２０ａの出力性能の診断制御に切り替える（Ｓ１１）。また、制御部４４は、ＭＰＰＴ制御時には、図２のＳＷ２２又は図３のＳＷ３３をオン制御する一方、診断モード時には、図２のＳＷ２２又は図３のＳＷ３３をオフ制御する。
【００５４】
Ｓ１１において、診断モードに係る計測が終わると、第１コンバータ４ａの制御部４４は、その検出データを統括制御部７に送信し（Ｓ１２）、通常モードに戻る。すなわち、第１コンバータ４ａの制御部４４は、再びＭＰＰＴ制御による最大電力点の探索を開始する（Ｓ１３）。統括制御部７は、第１コンバータ４ａの制御部４４から送信された計測データを受け（Ｓ１４）、該計測データを解析して解析結果を管理ホストサーバ１０に報告する（Ｓ１５）。例えば、上記解析の結果、第１ストリング２０ａに異常があることを発見した場合、その旨を管理ホストサーバ１０に通報する。通報を受けた管理ホストサーバ１０又は該管理ホストサーバ１０の管理者は、必要に応じた処理（例えば、作業員の手配連絡）を行う。
【００５５】
Ｓ１４の後、統括制御部７は、第２コンバータ４ｂに対して診断モードで動作するように指示する（Ｓ２０）。Ｓ２０〜Ｓ２５では、統括制御部７及び第２コンバータ４ｂの制御部４４で、Ｓ１０〜Ｓ１５に係るフローと同様の処理が実行される。
【００５６】
第２コンバータ４ｂの出力性能の診断が終わると、統括制御部７は、第３コンバータ４ｃに対して診断モードで動作するように指示する（Ｓ３０）。そして、Ｓ３０〜Ｓ３５において、統括制御部７及び第３コンバータ４ｃの制御部４４で、Ｓ１０〜Ｓ１５に係るフローと同様の処理が実行される。
【００５７】
その後、前述の所定の条件が成立するまでの間、第１〜第３コンバータ４ａ，４ｂ，４ｃは通常モードで動作する。そして、前述の所定の条件が満たされれば、再びフローはＳ１０に戻って、統括制御部７は、各コンバータ４ａ，４ｂ，４ｃの制御部４４に対して、これらを診断モードで動作させるように順次制御する。図４では、前述の所定の条件が所定の期間毎となっている場合の例を示しており、この場合、例えばＳ３４から所定期間経過後にフローはＳ１０に戻って、統括制御部７は、再び各コンバータ４ａ，４ｂ，４ｃの制御部４４に対して、これらを診断モードで動作させるように順次制御する。
【００５８】
以上のように、統括制御部７は、各コンバータ４ａ，４ｂ，４ｃの制御部４４に対して、これらを順次診断モードで動作させている。一方で、図４にも示すように、診断モードが実施されていない他のコンバータは、通常モードで動作（ＭＰＰＴ制御）しており、これらの通常モードで動作するコンバータからの出力がＤＣ／ＡＣインバータ５から商用電源系統の配電線に対して流し込まれている。すわなち、本開示に係る太陽光発電システム１は、該システムの運転を停止させることなく、出力電力の減少を最小限にとどめた状態で、各ストリングの出力性能を診断することができるようになっている。
【００５９】
なお、上記の態様では、統括制御部７が計測データを解析するものとしたが、これに限定されず、計測データの解析を管理ホストサーバ１０や各コンバータ４ａ，４ｂ，４ｃの制御部４４が実施するようにしてもよい。例えば、管理ホストサーバ１０で計測データの解析を行う場合、Ｓ１４，Ｓ２４，Ｓ３４において統括制御部７は、各コンバータ４ａ，４ｂ，４ｃの制御部４４から受けた計測データをそのまま管理ホストサーバ１０に送信する。この場合において、統括制御部７は、図４のＳ１５，Ｓ２５，Ｓ３５に示すように、管理ホストサーバ１０に対して、コンバータ４ａ，４ｂ，４ｃ毎に計測データを送信してもよいし、図４のＳ１５，Ｓ２５を行わずに、すべてのコンバータ４ａ，４ｂ，４ｃのデータを受けた後に、Ｓ３５において、一括して計測データを送付するようにしてもよい。
【００６０】
また、Ｓ１４，Ｓ２４，Ｓ３４において、統括制御部７は、各コンバータ４ａ，４ｂ，４ｃからデータを受信する度に、管理ホストサーバ１０に解析結果を送信する（図４のＳ１５，Ｓ２５，Ｓ３５参照）ものとしたが、これに限定されない。例えば、図４のＳ１５，Ｓ２５を行わずに、すべてのコンバータ４ａ，４ｂ，４ｃの解析が終わった後に、Ｓ３５において、一括して解析結果を送付するようにしてもよい。例えば、所定期間のデータを保持し、まとめて管理ホストサーバ１０に送信したりしてもよいし、異常が発生した場合には直ちに報告し、それ以外は所定期間まとめて送信する等、送信間隔をデータの優先順位に応じて定めるようにしてもよい。
【００６１】
−ＤＣ／ＤＣコンバータの動作−
次に、図５〜図７を用いて、ＤＣ／ＤＣコンバータ４（４ａ，４ｂ，４ｃ）の動作について詳細に説明する。より具体的には、図４のＳ１１，Ｓ２１，Ｓ３１における通常モードから診断モードに移行した後の動作を中心により詳細に説明する。以下の態様では、第１コンバータ４ａを例に説明するが、第２，第３コンバータ４ｂ，４ｃについても同様である。
【００６２】
図５に示すように、まず、第１コンバータ４ａのＭＰＰＴ部４４ａは、スイッチ部４１をオンオフ制御して太陽光ストリング２０の動作点を移動させて最大電力点を探索するＭＰＰＴ制御を行う（Ｓ５１）。
【００６３】
そして、図４のＳ１１において、統括制御部７からの診断モードの指示を受けると（図５のＳ５２でＹＥＳ）、第１コンバータ４ａでは、診断モードが実行される（Ｓ５３）。より具体的には、Ｓ５３では、制御部４４の制御がＭＰＰＴ部４４ａによるＭＰＰＴ制御から、診断部４４ｃによる第１ストリング２０ａの出力性能の診断制御に切り替わり、図６に示すフローが実行される。
【００６４】
まず、Ｓ６１では、診断部４４ｃは、ＭＰＰＴ部４４ａで探索された最大電力点における最大電力Ｐｄｍａｘを取得する。具体的には、電力算出部４４ｂが最大電力点において電圧検出回路４２及び電流検出回路４３で検出された電圧値及び電流値に基づいて最大電力を算出し、診断部４４ｃは、電力算出部４４ｂで算出された最大電力Ｐｄｍａｘを取得する。その後、第１ストリング２０ａの動作点を開放端寄りの第１動作点Ｐ１（図７参照）まで移動させ、電圧検出回路４２で検出された電圧値Ｖｄ１を取得する。その後、Ｓ６２では、診断部４４ｃは、第１ストリング２０ａの動作点を第１動作点Ｐ１から短絡端寄りの第２動作点Ｐ２（図７参照）まで移動させ、電流検出回路４３で検出された電流値Ｉｄ２を取得する。ここで、Ｓ６１及びＳ６２における動作点の移動と、該移動位置での最大電力Ｐｄｍａｘ、電圧値Ｖｄ１及び電流値Ｉｄ２の取得は、所定の期間内に行われる。所定の期間内とは、例えば、日射量や温度が実質的に変化するまでの期間内であるのが好ましい。所定の期間は、例えば２秒以内であり、より好ましくは、例えば０．５秒以内である。このように所定の期間を定めることにより、日射量や温度の変化の影響を実質的に排除した状態で、各検出値を取得することができる。これにより、第１ストリング２０ａの出力性能の診断をより正確に実施することができるようになる。
【００６５】
その後、Ｓ６１及びＳ６２で検出された最大電力Ｐｄｍａｘ、電圧値Ｖｄ１及び電流値Ｉｄ２は、通信部４４ｄを介して、統括制御部７に送信される。その後、第1コンバータ４ａの制御部４４では、通常モードによる運転に切り替えられる（図4ではＳ１３）。より具体的には、制御部４４の制御が診断部４４ｃによる出力性能の診断制御から、ＭＰＰＴ部４４ａによるＭＰＰＴ制御に切り替わる。
【００６６】
Ｓ６３では、統括制御部７は、第１動作点Ｐ１において電圧検出回路４２から取得された電圧値Ｖｄ１に基づいて、開放電圧Ｖｏｃ１（図７参照）を推定する。開放電圧Ｖｏｃ１は、例えば、電圧値Ｖｄ１の値をそのまま用いたり、検出された電圧値Ｖｄ１を若干調整させたりすることで推定することができる。開放端寄りでは、第１ストリング２０ａの電流変化に対する検出電圧の変化が小さくなっているため、開放端寄りの電圧から開放電圧を推定しても、推定ずれが生じにくい。また、第１動作点Ｐ１として、開放端寄りの複数点を設定し、該複数の第１動作点で電圧検出回路４２から電圧値を取得し、これらの取得結果から近似直線等の近似線を引いて開放電圧を推定してもよい。このような近似線を用いることで、より正確に開放電圧Ｖｏｃ１を推定することができる。また、開放電圧Ｖｏｃ１の推定に代えて、第１動作点Ｐ１を開放端まで移動させ、電圧検出回路４２で直接的に開放電圧Ｖｏｃ１を測定するようにしてもよい。直接的な測定により、さらに正確に開放電圧Ｖｏｃ１を取得することができる。
【００６７】
Ｓ６３で開放電圧Ｖｏｃ１が推定（検出）されると、Ｓ６４では、該開放電圧Ｖｏｃ１を用いた下式（１）に基づいて、第１ストリング２０ａの温度Ｔｃ１（太陽光パネル２１を構成する太陽電池の素子温度）が推定される。
【００６８】
Ｖｏｃ１−Ｖｏｃ０＝α×（Ｔｃ１−２５）              式（１）
式（１）において、Ｖｏｃ０は、予め定められている基準電圧であり、例えば公称開放電圧である。公称開放電圧とは、標準試験条件で検出された電圧であり、例えば、放射照度１０００Ｗ／ｍ２（Ｅｅ０）、ＡＭ（エアマス）１．５、太陽電池の素子温度２５℃（Ｔｃ０）で測定された電圧である。また、αは第１ストリング２０ａの開放電圧の温度係数である。
【００６９】
Ｓ６５では、統括制御部７は、第２動作点Ｐ２において電流検出回路４３から取得された電流値Ｉｄ２に基づいて、短絡電流Ｉｓｃ１（図７参照）を推定する。短絡電流Ｉｓｃ１は、例えば、電流値Ｉｄ２の値をそのまま用いたり、検出された電流値Ｉｄ２を若干調整させたりすることで推定することができる。短絡端寄りでは、第１ストリング２０ａの電圧変化に対する検出電流の変化が小さくなっているため、短絡端寄りの電流から短絡電流を推定しても、推定ずれが生じにくい。また、第２動作点Ｐ２として、短絡端寄りの複数点を設定し、該複数の第２動作点で電流検出回路４３から電流値を取得し、これらの取得結果から近似直線等の近似線を引いて短絡電流を推定してもよい。このような近似線を用いることで、より正確に短絡電流Ｉｓｃ１を推定することができる。また、短絡電流Ｉｓｃ１の推定に代えて、第２動作点Ｐ２を短絡端まで移動させ、電流検出回路４３で直接的に短絡電流Ｉｓｃ１を測定するようにしてもよい。直接的な測定により、さらに正確に短絡電流Ｉｓｃ１を取得することができる。
【００７０】
Ｓ６５で短絡電流Ｉｓｃ１が推定（検出）されると、Ｓ６６では、統括制御部７は、該短絡電流Ｉｓｃ１を用いた下式（２）に基づいて、第１ストリング２０ａの受光日射強度Ｅｅ１を推定する。
【００７１】
Ｅｅ１＝Ｉｓｃ１／Ｉｓｃ０×Ｅｅ０              式（２）
式（２）において、Ｉｓｃ０は、予め定められている基準電流であり、例えば公称短絡電流である。公称短絡電流とは、例えば、前述の標準試験条件で検出された電流である。また、Ｅｅ０は標準試験条件に用いられる日射強度である。
【００７２】
Ｓ６７では、統括制御部７は、Ｓ６４及びＳ６６で推定された温度及び受光日射強度の推定値Ｔｃ１，Ｅｅ１を用いた下式（３）に基づいて、最大電力値Ｐｍａｘ１を推定する。最大電力値Ｐｍａｘ１とは、該診断モードに係る計測条件下での第１ストリング２０ａの出力性能を推定した電力値である。
【００７３】
Ｐｍａｘ１＝Ｐｍａｘ０×Ｅｅ１×β×（Ｔｃ１−２５）              式（３）
式（３）において、Ｐｍａｘ０は、予め定められている基準最大電力であり、例えば公称最大電力である。公称最大電力とは、例えば、前述の標準試験条件で検出された電力である。また、βは第１ストリング２０ａの最大電力点における出力電力の温度係数である。Ｐｍａｘ１が取得されると、フローは図５に戻ってＳ５４に進む。
【００７４】
Ｓ５４では、統括制御部７は、（１）第1コンバータ４ａの制御部４４から受信した推定最大電力値Ｐｍａｘ１と計測最大電力値Ｐｄｍａｘとの比較、及び（２）推定最大電力値Ｐｍａｘ１、短絡電流Ｉｓｃ１の推定値及び開放電圧Ｖｏｃ１の推定値を用いて推定Ｉ−Ｖカーブを作成し、その推定Ｉ−Ｖカーブと標準試験条件におけるＩ−Ｖカーブとを比較を実施することで、太陽光発電手段の出力性能を診断する。
【００７５】
より具体的には、例えば、（１）推定最大電力値Ｐｍａｘ１と計測最大電力Ｐｄｍａｘとを比較し、その絶対値による差が所定の電力値Ｐｓ未満であり、かつ、（２）上記推定Ｉ−Ｖカーブと標準試験条件におけるＩ−Ｖカーブとの形状が所定の基準を満たす場合（Ｓ５４でＹＥＳ）、出力性能が十分であると判断し、フローはＳ５５に進む。上記所定の基準とは、任意に設定することが可能である。例えば、上記所定の基準を満たしているか否かは、推定Ｉ−Ｖカーブと標準試験条件におけるＩ−Ｖカーブとの絶対値の差分が所定の範囲内にあることことに基づいて判断することができる。
【００７６】
Ｓ５５では、統括制御部７は、上記（１）及び（２）に該当する正常状態の時に送信する所定のデータである正常時データを管理ホストサーバ１０に送信し、管理ホストサーバ１０はその値を記憶部１２に記憶し、蓄積する（図４では、Ｓ１５，Ｓ２５，Ｓ３５）。正常時データは、診断結果が正常であったことの把握（確認）が可能なデータであればよく、特に限定されるものではない。正常時データは、例えば、（Ａ）推定最大電力値Ｐｍａｘ１及び計測最大電力値Ｐｄｍａｘまたはその電力差Ｐｄｉｆｆ（Ｐｄｉｆｆ＝Ｐｍａｘ１−Ｐｄｍａｘ）、及び（Ｂ）温度及び受光日射強度の推定値Ｔｃ１，Ｅｅ１、または短絡電流Ｉｓｃ１の推定値及び開放電圧Ｖｏｃ１の推定値である。これにより、管理ホストサーバ１０において、上記（Ａ）及び（Ｂ）のデータから上記推定Ｉ−Ｖカーブを描画することができるため、統括制御部７における判断に対する確認を再現することができるとともに、その確認記録を残すことができる。さらに、統括制御部７がＩ−Ｖカーブを送る場合と比較して、送信するデータ量を大幅に削減することができる。また、正常時データとして、Ｓ５４において太陽光発電手段の出力性能を診断した結果が正常であった旨の報告データを送付するようにしてもよい。
【００７７】
なお、正常時データが、上記（Ａ）に記載した、推定最大電力値Ｐｍａｘ１及び計測最大電力値Ｐｄｍａｘまたは電力差Ｐｄｉｆｆのみであってもよい。少なくとも上記（Ａ）のデータがあれば、管理ホストサーバ１０側で、出力性能の診断結果が正しいことの確認（判断）を行うことができるためである。これにより、送信データ量をさらに削減することができる。
【００７８】
また、統括制御部７は、上記電力値Ｐｍａｘ１，Ｐｄｍａｘ，Ｐｄｉｆｆを自機内の記憶部７２に記憶、蓄積してもよい。また、管理ホストサーバ１０や統括制御部７の記憶部７２に記憶、蓄積されるデータは拡張されてもよく、例えば、第１及び第２動作点の電流検出値Ｉｄ１，Ｉｄ２、電圧検出値Ｖｄ１，Ｖｄ２値等を蓄積してもよい。
【００７９】
一方で、（３）最大電力値Ｐｍａｘ１と基準最大電力Ｐｍａｘ０との比較結果（絶対値差）が所定の電力値Ｐｓ以上である場合、または、（４）上記推定Ｉ−Ｖカーブと標準試験条件におけるＩ−Ｖカーブとの形状が所定の基準を満たしていない場合（Ｓ５４でＮＯ）、出力性能が不足していると判断し、フローはＳ５６に進む。Ｓ５６では、統括制御部７は、管理ホストサーバ１０に対して出力性能が不足していること（異常状態）を報知したり、自機に設けられた表示部（図示しない）や外部のリモコン（図示しない）に対して異常表示等したりする。
【００８０】
さらに、Ｓ５７において、統括制御部７は、上記（３）または（４）の条件に該当する異常状態時に送信する所定のデータである異常時データを管理ホストサーバ１０に送信し、管理ホストサーバ１０はその値を記憶部１２に記憶し、蓄積する（図４では、Ｓ１５，Ｓ２５，Ｓ３５）。異常時データは、診断結果が異常状態であったことの把握（確認）が可能なデータであればよく、特に限定されるものではない。例えば、異常時データは、（Ｂ）温度及び受光日射強度の推定値Ｔｃ１，Ｅｅ１、または短絡電流Ｉｓｃ１の推定値及び開放電圧Ｖｏｃ１の推定値、（Ｃ）最大電力値Ｐｍａｘ１、及び（Ｄ）Ｐｍａｘ１の取得時にあわせてＩ−Ｖ曲線を取得するか、またはＳ５６後に新規にＩ−Ｖ曲線を取得するようにし、その取得されたＩ−Ｖ曲線のデータである。管理ホストサーバ１０では、受信した最大電力値Ｐｍａｘ１及びＩ−Ｖ曲線を記憶し、蓄積する（図４では、Ｓ１５，Ｓ２５，Ｓ３５）。また、前述のとおり、管理ホストサーバ１０又は該管理ホストサーバ１０の管理者は、異常状態に応じた必要な処理（例えば、作業員の手配連絡）を行う。その際、管理ホストサーバ１０側において、受領したＩ−Ｖ曲線を解析するようにしてもよい。Ｉ−Ｖ曲線を解析することにより、異常状態をより詳細に解析することができる。
【００８１】
図８は、取得されたＩ−Ｖ曲線例を示している。例えば、波形例１は、日射不足等による出力不足の例を示しており、波形例２，３は、太陽光パネルに異常があった場合の波形の例である。このように、出力性能が不足していると判断された場合にＩ−Ｖ曲線を取得して、解析するようにすることにより、より詳細に出力性能が不足している原因を把握することができ、その後の適切な対応を選択することができる。
【００８２】
以上のように、本実施形態によると、各コンバータ４ａ，４ｂ，４ｃの制御部４４が、所定の期間内に、最大動作点Ｐｍａｘ、第１動作点Ｐ１及び第２動作点Ｐ２における検出値を取得し、統括制御部７が、該取得値に基づいて日射強度及び温度を推定し、その推定結果に基づいて、各ストリング２０ａ，２０ｂ，２０ｃの出力性能を診断するように構成されている。すなわち、第１動作点Ｐ１及び第２動作点Ｐ２で検出された電圧値、電流値に基づいて日射強度及び温度を推定することができるため、日射計や温度計等の特別な計測装置を用いることなく、太陽光発電手段の出力性能を診断することができる。
【００８３】
なお、Ｓ５４において、上記（１）または（２）のいずれか一方の条件に基づいて、太陽光発電手段の出力性能を診断し、正常状態（フローがＳ５５に進む）か、異常状態（フローがＳ５６に進む）かを判断するようにしてもよい。
【００８４】
（その他の実施形態）
−経年劣化による出力性能低下の診断−
例えば、管理ホストサーバ１０は、経年劣化による出力性能低下の診断が可能に構成されていてもよい。経年劣化は、例えば記憶部７２に蓄積された電力値Ｐｍａｘ１，Ｐｄｍａｘ，Ｐｄｉｆｆのデータに基づいて実施することができる。以下、図９及び図１０を用いて具体的に説明する。
【００８５】
ここで、図９は推定最大電力値Ｐｍａｘ１と、計測最大電力値Ｐｄｍａｘとの電力差であるＰｄｉｆｆを所定の期間毎に計測して、該計測値をプロットしたグラフである。図１０は、図９の範囲Ａを拡大したグラフである。
【００８６】
経年劣化を診断する場合、例えば、図９に示すように、Ｐｄｉｆｆの閾値ＰＴを定めて、例えば、Ｐｄｉｆｆが複数回連続してこの閾値ＰＴを超えたときに経年劣化が進行して、出力性能が不足している（交換時期が近い）と判定するようにしてもよい。
【００８７】
このように、蓄積されたデータを用いて、複数回連続等の条件を付けることにより、図１０に示すような、飛行機や鳥等の飛来物による影や天候（雲）による影響等によって特異点Ｘ１，Ｘ２が発生した場合にも、その影響を極力排除できるようにすることができる。これにより、経年劣化の診断においても、より正確な診断ができるようになる。また、本態様では、解析に要するデータ（記憶する必要のあるデータ）が少なく、毎測定に対してＩ−Ｖ曲線を保存して蓄積する場合と比較して、データの累積的な蓄積に必要な記憶容量が大幅に少なくてすむというメリットがある。
【００８８】
さらに、本発明の実施形態は、以下の改変が可能である。
【００８９】
例えば、上記の態様では、診断モードにおいて、太陽光発電手段２（各ストリング２０ａ〜２０ｃ）の日射強度及び温度を推定するものとしたが、いずれか一方は計測して取得するようにしてもよい。
【００９０】
より具体的には、例えば、温度計を用いて太陽光発電手段２の温度を計測する場合、図６及び図７における温度Ｔｃ１を温度計から直接的に取得することになる。この場合、Ｓ６１での第１動作点における電圧値Ｖｄ１の取得、Ｓ６３及びＳ６４での開放電圧Ｖｃｏ１、及び温度Ｔｃ１の推定は行わない。そして、Ｓ６７におけるＰｍａｘ１の推定において、上記計測された温度Ｔｃ１を用いる。それ以外は、上述の実施形態と同様のフローに基づいて太陽光発電手段の出力性能を診断することができる。
【００９１】
同様に、例えば、日射計を用いて太陽光発電手段２の日射強度を計測する場合、図６及び図７における日射強度Ｅｅ１を日射計から直接的に取得することになる。この場合、Ｓ６２での第２動作点における電圧値Ｉｄ２の取得、Ｓ６５及びＳ６６での短絡電流Ｉｓｃ１、及び日射強度Ｅｅ１の推定は行わない。そして、Ｓ６７におけるＰｍａｘ１の推定において、上記計測された日射強度Ｅｅ１を用いる。それ以外は、上述の実施形態と同様のフローに基づいて太陽光発電手段の出力性能を診断することができる。
【００９２】
また、診断モード期間中（図６のＳ６１及びＳ６２）において、診断部４４ｃは、動作点を最大電力点から第１動作点、第２動作点と順次移動させて、最大電力Ｐｄｍａｘ、電圧値Ｖｄ１、電流値Ｉｄ２を取得するものとしたが、取得順序はこれに限定されず、任意の順番で取得すればよい。ただし、これらの値が、所定の期間内（例えば１秒以内）に取得されることが好ましい。
【００９３】
さらに、診断部４４ｃが、例えば、第１動作点から第２動作点の間でＩ−Ｖ曲線を取得し、該Ｉ−Ｖ曲線に基づいて、第１動作点における電圧値Ｖｄ１、最大電力点における最大電力Ｐｄｍａｘ、第２動作点における電流値Ｉｄ２を取得してもよい。この場合においても、上記Ｉ−Ｖ曲線は、所定の期間内（例えば１秒以内）で取得されるのが好ましい。これにより、上記実施形態と同様に、各ストリング２０ａ，２０ｂ，２０ｃの出力性能の診断をより正確に実施することができる。
【００９４】
また、診断モード期間中（図６のＳ６３〜Ｓ６７）における各値の推定は、図６の順序に限定されない。例えば、Ｓ６４とＳ６５との順序を入れ替えて、Ｓ６５（Ｉｓｃ１の推定）をＳ６４（Ｔｃ１の推定）より先に行ってもよい。また、Ｓ６３−Ｓ６４のフローと、Ｓ６５−Ｓ６６のフローとを独立して行うようにしてもよい。より具体的には、例えば、Ｓ６３（Ｖｏｃ１の推定）とＳ６５とを同時又はいずれか一方を先に開始し、Ｓ６３の推定終了後におけるＳ６４と、Ｓ６５の推定終了後におけるＳ６６（Ｅｅ１の推定）とがそれぞれ独立して行われるようにする。その場合、Ｓ６４及びＳ６６が終了した後にＳ６７（Ｐｍａｘ１の推定）を行うようにすればよい。
【００９５】
また、各コンバータ４ａ，４ｂ，４ｃの制御部４４において、ＭＰＰＴ制御を行うＭＰＰＴ部４４ａと、診断制御を行う診断部４４ｃとが別々のブロックである例を示したが、単一のＭＰＰＴ部４４ａがＭＰＰＴ制御及び診断制御を行うようにしてもよい。また、統括制御部７と各コンバータ４ａ，４ｂ，４ｃの各制御部４４とは、別々のブロックであるものとして説明したが、各制御部４４及び統括制御部７の一部又はその全部が１つの集積回路（例えば、マイコン）で実現されていてもよいし、その機能が単一の制御部に統合されていてもよい。
【００９６】
また、各コンバータ４ａ，４ｂ，４ｃの制御部４４に記憶部（図示しない）を設け、例えば、図５に係る診断モードのフロー及び診断後のデータの蓄積を各コンバータ４ａ，４ｂ，４ｃで行うようにしてもよい。
【００９７】
また、診断モードにおける太陽光発電手段２の出力性能の診断において、太陽光発電手段２とパワーコンディショナー３との間を接続する配線の線種及び長さに基づいて、式（３）から求められた最大電力値Ｐｍａｘ１を補正するようにしてもよい。その場合、Ｓ５４において、統括制御部７は、上記補正された推定最大電力値Ｐｍａｘ１と、計測最大電力値Ｐｄｍａｘとを比較することになる。このように、配線の線種及び長さに基づいて推定最大電力値Ｐｍａｘ１を補正することにより、配線の線種及び長さによる影響を排除することができ、より正確に太陽光発電手段２の出力性能の診断をすることができるようになる。
【産業上の利用可能性】
【００９８】
日射計、温度計等の特別な計測装置を用いることなく、より正確に太陽光発電手段の出力性能を診断することができるため、診断機能を有する太陽光発電システムとして極めて有用である。
【符号の説明】
【００９９】
１  太陽光発電システム
２  太陽光発電手段
３  パワーコンディショナー（電源装置）
４  ＤＣ／ＤＣコンバータ（電源装置、コンバータ）
５  ＤＣ／ＡＣインバータ（インバータ）
７  統括制御部（制御部）
２０  太陽光ストリング（太陽光発電手段）
２１  太陽光パネル（太陽光発電手段）
４１  スイッチ部（スイッチ手段）
４２  電圧検出回路（検出手段）
４３  電流検出回路（検出手段）
４４  制御部
【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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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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