(57)【要約】【課題】太陽電池アレイや太陽光発電装置の高精度な診断ができる太陽光発電装置の管理システム、太陽光発電装置、管理サーバ装置、および太陽光発電装置の管理方法を提供する。【解決手段】太陽光により発電する発電手段１１と、前記発電手段１１による発電電力量を計測するための計測手段１９と、前記発電電力量を、前記発電手段１１の設置方向を含む設置条件によって正規化して、第１の正規発電電力量を算出する正規化手段１４Ａ，２４Ａと、前記第１の正規発電電力量と基準となる第２の正規発電電力量とを比較することにより、前記発電手段１１の動作状態を演算する演算手段１４Ｂ，２４Ｂと、前記発電手段１１の動作状態を出力する出力手段１７，２７と、を備える。【選択図】図１
2008218815.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
太陽光により発電する発電手段と、
前記発電手段による発電電力量を計測するための計測手段と、
前記発電電力量を、前記発電手段の設置方向を含む設置条件によって正規化することにより、第１の正規発電電力量を算出する正規化手段と、
前記第１の正規発電電力量と基準となる第２の正規発電電力量とを比較することにより、前記発電手段の動作状態を演算する演算手段と、
前記発電手段の動作状態を出力する出力手段と、を備える、太陽光発電装置の管理システム。
【請求項２】
前記正規化手段は、前記発電電力量と、前記発電手段の設置方向に応じた日射状態値と、予め定められた設置方向に応じた日射状態値と、に基づいて前記第１の正規発電電力量を算出する、請求項１に記載の太陽光発電装置の管理システム。
【請求項３】
前記太陽光発電装置の管理システムは、
管理サーバ装置と、
ネットワークを介して前記管理サーバ装置に接続可能な太陽光発電装置と、を備え、
前記太陽光発電装置は、
前記発電手段と、
前記計測手段と、
前記発電電力量を前記管理サーバ装置へと送信する送信手段と、を含み、
前記管理サーバ装置は、
前記発電電力量を前記太陽光発電装置から受信する受信手段と、
前記正規化手段と、
前記演算手段と、
前記出力手段と、を含む、請求項１または２に記載の太陽光発電装置の管理システム。
【請求項４】
前記太陽光発電装置の管理システムは、
管理サーバ装置と、
ネットワークを介して前記管理サーバ装置に接続可能な太陽光発電装置と、を備え、
前記太陽光発電装置は、
前記発電手段と、
前記計測手段と、
前記正規化手段と、
前記第１の正規発電電力量を前記管理サーバ装置へと送信する送信手段と、を含み、
前記管理サーバ装置は、
前記第１の正規発電電力量を前記太陽光発電装置から受信する受信手段と、
前記演算手段と、
前記出力手段と、を含む、請求項１または２に記載の太陽光発電装置の管理システム。
【請求項５】
前記太陽光発電装置の管理システムは、
管理サーバ装置と、
ネットワークを介して前記管理サーバ装置に接続可能な太陽光発電装置と、を備え、
前記太陽光発電装置は、
前記発電手段と、
前記計測手段と、
前記正規化手段と、
前記演算手段と、
前記発電手段の動作状態を前記管理サーバ装置へと送信する送信手段と、を含み、
前記管理サーバ装置は、
前記太陽光発電装置から前記発電手段の動作状態を受信する受信手段と、
前記出力手段と、を含む、請求項１または２に記載の太陽光発電装置の管理システム。
【請求項６】
前記設置条件は、前記発電手段の設置方位と設置角度と設置容量とを含む、請求項１から請求項５のいずれか１項に記載の太陽光発電装置の管理システム。
【請求項７】
前記第２の正規発電電力量は、前記発電手段への日射量と前記発電手段の予定変換効率とに基づいて算出された理論発電電力量を、前記発電手段の設置方向を含む設置条件によって正規化することにより算出される、請求項１から請求項６のいずれか１項に記載された太陽光発電装置の管理システム。
【請求項８】
前記第２の正規発電電力量は、予め選定された前記太陽光発電装置付近に設置された他の太陽光発電装置による発電電力量を、前記他の太陽光発電装置の発電手段の設置方向を含む設置条件によって正規化することにより算出される、請求項１から請求項６のいずれか１項に記載された太陽光発電装置の管理システム。
【請求項９】
前記第２の正規発電電力量は、前記太陽光発電装置から所定の範囲内に設置された複数の太陽光発電装置の発電電力量を、それぞれの発電手段の設置方向を含む設置条件によって正規化し、前記正規化されたそれぞれの正規発電電力量を平均して算出される、請求項１から請求項６のいずれか１項に記載された太陽光発電装置の管理システム。
【請求項１０】
設置方向が互いに異なる複数の発電手段を含む前記太陽光発電装置における前記第１および第２の正規発電電力量の少なくともいずれかは、前記太陽光発電装置の発電電力量を、それぞれの発電手段ごとの正規化係数にそれぞれの発電手段の理論発電電力量に応じた重み付けをして得られる加重平均値によって、正規化することにより算出される、請求項１から請求項９のいずれか１項に記載の太陽光発電装置の管理システム。
【請求項１１】
ネットワークを介して管理サーバ装置と接続可能な太陽光発電装置であって、
太陽光により発電する発電手段と、
前記発電手段による発電電力量を計測するための計測手段と、
前記発電電力量を前記発電手段の設置方向を含む設置条件によって正規化することにより第１の正規発電電力量を算出する正規化手段と、
前記第１の正規発電電力量を管理サーバ装置へと送信する送信手段と、を備える、太陽光発電装置。
【請求項１２】
ネットワークを介して管理サーバ装置と接続可能な太陽光発電装置であって、
太陽光により発電する発電手段と、
前記発電手段による発電電力量を計測するための計測手段と、
前記発電電力量を前記発電手段の設置方向を含む設置条件によって正規化することにより第１の正規発電電力量を算出する正規化手段と、
前記第１の正規発電電力量と基準となる第２の正規発電電力量とを比較することにより、前記発電手段の動作状態を演算する演算手段と、
前記発電手段の動作状態を前記管理サーバ装置へと送信する送信手段と、を備える、太陽光発電装置。
【請求項１３】
太陽光により発電する発電手段を含む太陽光発電装置とネットワークを介して接続可能な管理サーバ装置であって、
前記発電手段による発電電力量を前記太陽光発電装置から受信する受信手段と、
前記発電電力量を前記発電手段の設置方向を含む設置条件によって正規化することにより第１の正規発電電力量を算出する正規化手段と、
前記第１の正規発電電力量と基準となる第２の正規発電電力量とを比較することにより、前記発電手段の動作状態を演算する演算手段と、
前記発電手段の動作状態を出力する出力手段と、を備える、管理サーバ装置。
【請求項１４】
太陽光により発電する発電手段を含む太陽光発電装置とネットワークを介して接続可能な管理サーバ装置により前記太陽光発電装置を管理する太陽光発電装置の管理方法であって、
前記太陽光発電装置が、発電手段による発電電力量を計測する計測ステップと、
前記太陽光発電装置および前記管理サーバ装置のいずれかが、前記発電電力量を前記発電手段の設置方向を含む設置条件よって正規化することにより第１の正規発電電力量を算出する正規化ステップと、
前記太陽光発電装置および前記管理サーバ装置のいずれかが、前記第１の正規発電電力量と基準となる第２の正規発電電力量とを比較することによって、前記発電手段の動作状態を演算する演算ステップと、
前記管理サーバ装置が、前記発電手段の動作状態を出力する出力ステップと、を備える、太陽光発電装置の管理方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、住宅等に設置される分散型太陽光発電装置の動作状態を管理する技術に関する。
【背景技術】
【０００２】
近年、地球環境対策の観点から、各種エネルギー利用の見直しが図られている。特に、太陽エネルギーを利用する太陽電池は、クリーンなエネルギー供給源の代表として期待されている。そして、太陽電池からの発電による分散型電源と商用電源とを連系させて、分散型電源だけでは必要な消費電力が賄えない場合に、不足する電力を系統側の商用電源から供給する、系統連系分散型太陽光発電装置が開発されている。
【０００３】
しかし、このような系統連系分散型太陽光発電装置においては、太陽光発電モジュールの故障や、太陽光発電モジュールと電力会社との連系を行なうとともに負荷に電力を供給する電力変換装置の故障や、その他太陽光発電装置に関する箇所の不具合が生じても、太陽光発電装置を使用しているユーザが気が付くまで当該故障が発見にされ難い。そこで、たとえば特開平７−１４７７２８号公報（特許文献１）のように、系統連系分散型太陽光発電装置の動作状態をオンラインで収集することにより、前記系統連系分散型太陽光発電装置の異常の有無を監視する太陽光発電装置の管理システムが提案されている。
【０００４】
前記特許文献１では、入力端子に太陽電池の直流電源が接続され、出力端子に商用系統電源と需要家負荷が接続され、前記直流電源から入力された直流電力を交流電力に変換しつつ前記商用系統電源および前記需要家負荷に交流電力を出力する系統連系型逆変換装置が開示されている。前記系統連系型逆変換装置においては、システム制御手段が、前記入力端子に流入する直流と前記インバータ回路から出力される交流とを検出し、この検出された直流の特性値と交流の特性値とに基づいて、前記インバータ回路の運転制御を行なう。また、前記系統連系型逆変換装置は、ネットワークを介して外部の制御管理部と接続されており、前記制御管理部から受信した情報が前記システム制御手段へと伝達される。これにより、前記情報を介して、前記システム制御手段が行なうインバータ回路の運転制御動作を外部の制御管理部が制御することができる。逆に、前記システム制御手段が検出した前記直流特性値を表す信号と、交流特性値を表す信号と、前記インバータ回路の運転状態を表す信号と、を前記システム制御部から前記外部の制御管理部へと送信することができる。
【０００５】
前記特許文献１に開示された太陽光発電装置によると、外部の制御管理部が、インバータ回路の運転状態の監視と制御とを行なうことができ、インバータ回路を遠隔制御することができる。その結果、太陽光発電装置の運転の管理および故障診断が、外部の制御管理部による遠隔操作によって一括して集中的に処理されるようになり、太陽光発電装置の運転の管理および故障診断が効率よく円滑に行われるようになる。
【０００６】
また、特開２００２−１０１５５４号公報（特許文献２）では、前記太陽光発電装置の発電電力量データと、前記太陽光発電装置が設置されている同一地域内に設置された太陽光発電装置の発電電力量データと、を比較して、地域ごとに異なる太陽発電に影響する外部環境を考慮した発電電力量の診断を行なう太陽光発電装置の管理システムも提案されている。前記特許文献２に開示された太陽光発電装置の管理システムによると、太陽光発電装置が設置された地域ごとに異なる太陽発電に影響する外部環境、たとえば天候などを考慮した発電電力量の診断を行なうことが可能である。
【特許文献１】特開平７−１４７７２８号公報
【特許文献２】特開２００２−１０１５５４号公報
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００７】
しかしながら、太陽電池アレイの設置方位、設置角度および設置容量といった設置条件はそれぞれの太陽光発電装置ごとに異なるものであるため、それぞれの太陽光発電装置から得られる発電電力量同士を単純に比較したとしても、太陽光発電装置の動作状態を正確に比較したり把握することはできない。このことは、診断対象となる太陽光発電装置の発電電力量と、該太陽光発電装置の付近に設置された太陽光発電装置の発電電力量と、を比較することにより解消されるものではない。つまり、前記特許文献１および２に開示された太陽光発電装置の管理システムにおいては、診断対象となる太陽光発電装置の動作状態に異常がない場合であっても、設置方向の違いによって発電電力量が異なってしまうため、太陽光発電装置の動作状態についての高精度な診断ができない可能性がある。
【０００８】
以上より、本発明の主たる目的は、太陽電池アレイや太陽光発電装置の高精度な診断ができる太陽光発電装置の管理システム、太陽光発電装置、管理サーバ装置、および太陽光発電装置の管理方法を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【０００９】
本発明の太陽光発電装置の管理システムは、太陽光により発電する発電手段と、発電手段による発電電力量を計測するための計測手段と、発電電力量を、発電手段の設置方向を含む設置条件によって正規化することにより、第１の正規発電電力量を算出する正規化手段と、第１の正規発電電力量と基準となる第２の正規発電電力量とを比較することにより、発電手段の動作状態を演算する演算手段と、発電手段の動作状態を出力する出力手段と、を備える。
【００１０】
この場合は、それぞれの発電手段の設置方向を含む設置条件によって発電電力量を正規化しているので、第１の正規発電電力量と第２の正規発電電力量とを単純に比較することにより、発電手段の設置方向が加味された、診断対象となる発電手段や太陽光発電装置の動作状態を演算することができる。その結果、発電手段の設置方向による影響を排除して、発電手段や太陽光発電装置の高精度な診断が可能になる。
【００１１】
好ましくは、前記正規化手段は、前記発電電力量と、前記発電手段の設置方向に応じた日射状態値と、予め定められた設置方向に応じた日射状態値と、に基づいて前記第１の正規発電電力量を算出する。
【００１２】
好ましくは、太陽光発電装置の管理システムは、管理サーバ装置と、ネットワークを介して管理サーバ装置に接続可能な太陽光発電装置と、を備え、太陽光発電装置は、発電手段と、計測手段と、発電電力量を管理サーバ装置へと送信する送信手段と、を含み、管理サーバ装置は、発電電力量を太陽光発電装置から受信する受信手段と、正規化手段と、演算手段と、出力手段と、を含む。
【００１３】
好ましくは、太陽光発電装置の管理システムは、管理サーバ装置と、ネットワークを介して管理サーバ装置に接続可能な太陽光発電装置と、を備え、太陽光発電装置は、発電手段と、計測手段と、正規化手段と、第１の正規発電電力量を管理サーバ装置へと送信する送信手段と、を含み、管理サーバ装置は、第１の正規発電電力量を太陽光発電装置から受信する受信手段と、演算手段と、出力手段と、を含む。
【００１４】
好ましくは、太陽光発電装置の管理システムは、管理サーバ装置と、ネットワークを介して管理サーバ装置に接続可能な太陽光発電装置と、を備え、太陽光発電装置は、発電手段と、計測手段と、正規化手段と、演算手段と、発電手段の動作状態を管理サーバ装置へと送信する送信手段と、を含み、管理サーバ装置は、太陽光発電装置から発電手段の動作状態を受信する受信手段と、出力手段と、を含む。
【００１５】
好ましくは、設置条件は、発電手段の設置方位と設置角度と設置容量とを含む。
好ましくは、第２の正規発電電力量は、発電手段への日射量と発電手段の予定変換効率とに基づいて算出された理論発電電力量を、発電手段の設置方向を含む設置条件によって正規化することにより算出される。
【００１６】
好ましくは、第２の正規発電電力量は、予め選定された太陽光発電装置付近に設置された他の太陽光発電装置による発電電力量を、他の太陽光発電装置の発電手段の設置方向を含む設置条件によって正規化することにより算出される。
【００１７】
好ましくは、第２の正規発電電力量は、太陽光発電装置から所定の範囲内に設置された複数の太陽光発電装置の発電電力量を、それぞれの発電手段の設置方向を含む設置条件によって正規化し、正規化されたそれぞれの正規発電電力量を平均して算出される。
【００１８】
好ましくは、設置方向が互いに異なる複数の発電手段を含む太陽光発電装置における正規発電電力量は、太陽光発電装置の発電電力量を、それぞれの発電手段ごとの正規化係数にそれぞれの発電手段の理論発電電力量に応じた重み付けをして得られる加重平均値によって、正規化することにより算出される。
【００１９】
そして、本発明の太陽光発電装置は、ネットワークを介して管理サーバ装置と接続可能な太陽光発電装置であって、太陽光により発電する発電手段と、発電手段による発電電力量を計測するための計測手段と、発電電力量を発電手段の設置方向を含む設置条件によって正規化することにより第１の正規発電電力量を算出する正規化手段と、第１の正規発電電力量を管理サーバ装置へと送信する送信手段と、を備える。
【００２０】
そして、本発明の太陽光発電装置は、ネットワークを介して管理サーバ装置と接続可能な太陽光発電装置であって、太陽光により発電する発電手段と、発電手段による発電電力量を計測するための計測手段と、発電電力量を発電手段の設置方向を含む設置条件によって正規化することにより第１の正規発電電力量を算出する正規化手段と、第１の正規発電電力量と基準となる第２の正規発電電力量とを比較することにより、発電手段の動作状態を演算する演算手段と、発電手段の動作状態を管理サーバ装置へと送信する送信手段と、を備える。
【００２１】
そして、本発明の管理サーバ装置は、太陽光により発電する発電手段を含む太陽光発電装置とネットワークを介して接続可能な管理サーバ装置であって、発電手段による発電電力量を太陽光発電装置から受信する受信手段と、発電電力量を発電手段の設置方向を含む設置条件によって正規化することにより第１の正規発電電力量を算出する正規化手段と、第１の正規発電電力量と基準となる第２の正規発電電力量とを比較することにより、発電手段の動作状態を演算する演算手段と、発電手段の動作状態を出力する出力手段と、を備える。
【００２２】
そして、本発明の太陽光発電装置の管理方法は、太陽光により発電する発電手段を含む太陽光発電装置とネットワークを介して接続可能な管理サーバ装置により太陽光発電装置を管理する太陽光発電装置の管理方法であって、太陽光発電装置が、発電手段による発電電力量を計測する計測ステップと、太陽光発電装置および管理サーバ装置のいずれかが、発電電力量を発電手段の設置方向を含む設置条件よって正規化することにより第１の正規発電電力量を算出する正規化ステップと、太陽光発電装置および管理サーバ装置のいずれかが、第１の正規発電電力量と基準となる第２の正規発電電力量とを比較することによって、発電手段の動作状態を演算する演算ステップと、管理サーバ装置が、発電手段の動作状態を出力する出力ステップと、を備える。
【発明の効果】
【００２３】
本発明により、診断対象となる発電手段や太陽光発電装置の動作状態について、発電手段の設置方向による影響を排除して、より高精度な診断が可能になる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００２４】
以下、本発明に係る太陽光発電装置の管理システム、太陽光発電装置、管理サーバ装置、および太陽光発電装置の管理方法の実施の形態を図面に基づいて説明する。なお以下の説明では、同一の部品については同一の符号を付すものとし、前記部品の名称や機能が同一である場合には、前記部品についての詳細な説明は繰り返さない。
＜太陽光発電装置の管理システム＞
図１は本発明の一実施の形態に係る太陽光発電装置の管理システムの全体構成を示すブロック図である。図１に示すように、太陽光発電装置の管理システム１は、太陽光発電装置１０と、管理サーバ装置２０と、両者を接続可能とするためのネットワーク１００と、を備えている。
＜太陽光発電装置＞
図１に示すように、本実施の形態に係る太陽光発電装置１０は、太陽電池アレイ１１と電力変換装置１５と出力部１７とを備える。電力変換装置１５は、開閉器１２と前記インバータ回路１３と制御装置１４とを含む。太陽電池アレイ１１は、複数の太陽電池モジュールを並列接続して構成されるものであって、太陽光によって発電する装置である。太陽電池アレイ１１には、開閉器１２を介してインバータ回路１３が接続されている。インバータ回路１３は、制御装置１４によって制御されて、前記太陽電池アレイ１１から入力された直流電力を商用電源と同期のとれた交流電力に変換するものである。
【００２５】
制御装置１４は、開閉器１２、インバータ回路１３および出力部１７と接続されている。出力部１７は、ネットワーク１００等を介して太陽光発電装置１０を後述する管理サーバ装置２０へと接続するための太陽光発電装置１０側のインターフェース（送受信部）であって、例えばモデムやＮＣＵ（Network Control Unit）等を含むものである。つまり、太陽光発電装置１０は、出力部１７を介して電話回線や専用回線やインターネットなどのネットワーク１００に接続されており、該ネットワーク１００を介すことによって管理サーバ装置２０と様々な情報の送受信を行なうことができる。出力部１７は、太陽光発電装置１０の動作状態を外部へと出力するための装置であって、制御装置１４が演算した太陽光発電装置１０の動作状態等を表示したり印刷したりして出力するディスプレイやプリンタ等であってもよい。
＜管理サーバ装置＞
図１に示すように、管理サーバ装置２０には、ネットワーク１００を介して、診断対象となる前記太陽光発電装置１０や、複数の他の太陽光発電装置１０−２，１０−３，・・・１０−Ｎが接続されている。管理サーバ装置２０は、送受信部２６と、制御装置２４と、記憶部２８と、出力部２７と、を備える。送受信部２６は、ネットワーク１００等を介して管理サーバ装置２０を太陽光発電装置１０，１０−２，・・・１０−Ｎへと接続する管理サーバ装置２０側のインターフェースであって、例えばモデムやＮＣＵ等を含む。つまり、前記管理サーバ装置２０は、前記送受信部２６を介して電話回線や専用回線やインターネットなどのネットワーク１００に接続されており、該ネットワーク１００を介してそれぞれの太陽光発電装置１０，１０−２，・・・１０−Ｎに接続可能となっている。
【００２６】
記憶部２８には、太陽光発電装置１０の動作状態を演算するために必要なデータやユーザの情報などが記憶されている。具体的には、各太陽光発電装置１０，１０−２，・・・１０−Ｎごとの設置方位、設置角度および設置容量、月および季節ごとの日射量および発電電力量、前記太陽電池発電装置１０，１０−２，・・・１０−Ｎの各々が設置されている地域、および太陽光発電装置１０，１０−２，・・・１０−Ｎ間の距離等が記憶されており、新たに各太陽光発電装置１０，１０−２，・・・１０−Ｎから送信されてきたデータや情報を記憶したり更新したりするものである。
【００２７】
制御装置２４は、データの算出や演算や管理を行なうものであって、後述する正規化部２４Ａや演算部２４Ｂを備えるものである。正規化部２４Ａは、前記発電電力量を設置方向によって正規化して第１および第２の正規発電電力量を算出するためのハードウェア（装置）およびソフトウェアとから実現されるものである。演算部２４Ｂは、第１および第２の正規発電電力量を比較して、太陽光発電装置１０の動作状態を演算するためのハードウェア（装置）およびソフトウェアとから実現されるものである。
【００２８】
出力部２７は、太陽光発電装置１０の動作状態を外部へと出力するための装置であって、演算部２４Ｂが演算した太陽光発電装置１０の動作状態等を表示したり印刷したりして出力するものであって、ディスプレイやプリンタ等をいうものである。
＜太陽光発電装置の診断＞
次に、本実施の形態に係る太陽光発電装置の管理システム１について、その診断処理の概略を説明する。図２は、太陽光発電装置の管理システムの処理を示すフローチャートであって、以下では、管理サーバ装置２０にて正規化および演算等が行われる形態について説明する。図２に示すように、まず、制御装置１４およびインバータ回路１３が、太陽電池アレイ１１による発電電力量Ｐを計測する（ステップ１０１、以下ステップをＳと略す。）。次に、制御装置２４の正規化部２４Ａが、前記発電電力量Ｐを前記太陽電池アレイ１１の設置方位・設置角度・設置容量により正規化して、第１の正規発電電力量ＰＮを算出する（Ｓ１０２）。次に、制御装置２４が、記憶部２８等に記憶されている第２の正規発電電力量ＰＺ１を取得する（Ｓ１０３）。より詳細には、制御装置２４が、不揮発性のハードディスク（記憶部２８）等に記憶されている第２の正規発電電力量ＰＺ１を読み出してメモリー等に格納する。そして、制御装置２４の演算部２４Ｂが、前記第１の正規発電電力量ＰＮと前記第２の正規発電電力量ＰＺ１とを比較することにより、前記第１の正規発電電力量ＰＮが予め設定された閾値（設定値）以上であるか判断される（Ｓ１０４，Ｓ１０５）。そして、判断結果に基づいて前記太陽光発電装置１０の動作状態が、出力部２７に出力される（Ｓ１０６，Ｓ１０７）。つまり、最終的には、出力部２７が、前記太陽光発電装置１０の動作状態についての情報、たとえば前記太陽電池アレイ１１や太陽光発電装置１０の動作状態に異常があるか否かについての情報、を管理者やユーザ等に出力するのである（Ｓ１０６，Ｓ１０７）。
【００２９】
図１に示すように、本実施の形態に係る太陽光発電装置の管理システム１は、前記太陽光発電装置１０が、ネットワーク１００を介して前記管理サーバ装置２０に接続可能となっている。以下では、ネットワーク１００を介して接続された太陽光発電装置１０と管理サーバ装置２０とが協働して、定期的に前記発電部１１や太陽光発電装置１０の動作状態を診断する動作について説明する。図３は、管理サーバ装置と太陽光発電装置における動作を示したフローチャートである。
【００３０】
図３に示すように、本実施の形態に係る前記太陽光発電装置１０は、定期的にあるいは必要に応じて、ＮＣＵ等を起動して（Ｓ２０１）、前記ネットワーク１００を介して前記管理サーバ装置２０へとアクセスする（Ｓ２０２）。管理サーバ装置２０は、前記太陽光発電装置１０が設置されているユーザ宅の電話番号を識別して（Ｓ３０１）、太陽光発電装置１０へと発電電力量の転送要求信号を送信する（Ｓ３０２）。太陽光発電装置１０は、前記転送要求信号を受信すると（Ｓ２０３）、太陽電池アレイ１１による発電電力量に関するデータとして、前回のアクセス時から今回のアクセス時までの太陽電池アレイ１１による発電電力量を管理サーバ装置２０へ送信する（Ｓ２０４）。管理サーバ装置２０は、前記発電電力量を受信して（Ｓ３０３）、受信した発電電力量のデータを前記記憶部２８に保存する（Ｓ３０４）。これにより、前記管理サーバ装置２０は、前記太陽光発電装置１０の発電電力量を、他の太陽光発電装置１０−２，・・・１０−Ｎの動作状態を演算（診断）する際に利用することができる。そして、管理サーバ装置２０は太陽光発電装置１０へ終了コマンドを送信して（Ｓ３０５）、回線を切断する（Ｓ３０６）。太陽光発電装置１０は管理サーバ装置２０から終了コマンドを受信して（Ｓ２０５）、回線を切断し（Ｓ２０６）、定期通信を行なう前のもとのステップへと戻る。太陽光発電装置１０は、前記管理サーバ装置２０から転送要求信号や終了コマンドが送信されてこない場合や、管理サーバ装置２０との通信ができない場合にも、回線を切断し、定期通信を行なう前のもとのステップへ戻る。そして、任意のタイミングで再度通信を行なう。
【００３１】
本実施の形態においては、太陽光発電装置１０から管理サーバ装置２０に送信されるデータを、太陽電池アレイ１１の発電電力量としているが、太陽光発電装置１０の動作状態の診断が行なえる太陽光発電装置からの出力値であればよく、他の出力値であっても構わない。また、管理サーバ装置２０が太陽光発電装置１０，１０−２，・・・１０−Ｎのユーザを判別するために、前記太陽光発電装置１０が上記発電電力量と合わせてそれぞれのユーザＩＤ等を管理サーバ装置２０へ送信する形態としてもよい。また、管理サーバ装置２０が、太陽光発電装置１０の動作状態の管理を行い易くするために発電履歴や、エラー履歴を送信してもよい。
【００３２】
図４は、太陽電池アレイが設置された異なる形状を有する家屋を示す概念図である。図４に示すように、太陽電池アレイ１１は、設置される家屋４１の形状によって設置方位や設置角度や設置容量などの設置条件（設置状況）が異なる。つまり、太陽電池アレイ１１の設置方位や設置角度や設置容量等の設置条件は、それぞれの太陽光発電装置１０ごとに異なるものであるため、それぞれの太陽光発電装置１０，１０−２，・・・１０−Ｎから得られる発電電力量（出力値）同士を単純に比較したとしても、診断対象となる発電部１１や太陽光発電装置１０の動作状態を正確に比較したり把握することはできない。ここで、発電部１１の動作状態とは、発電部１１が正常に動作しているか否かに関する情報である。
【００３３】
本実施の形態に係る太陽光発電装置の管理システム１では、前記設置方位、設置角度、設置容量の違いを考慮して（加味して）、前記発電部１１の動作状態を的確に把握・診断するために、以下のような構成とした。すなわち、計測された発電電力量を設置方位、設置角度、設置容量によって正規化することによって、全ての太陽光発電装置による発電電力量を、所定の設置条件（以下、正規条件）とした場合の発電電力量に換算してから、前記正規化された発電電力量の数値同士を比較するのである。換言すれば、本実施の形態においては、太陽光発電装置１０および管理サーバ装置２０のいずれかが、前記発電電力量を設置方向によって正規化することによって、前記発電電力量をそれぞれの太陽電池アレイ１１，１１・・・が同一の設置方向に設置されている条件に換算して、前記正規化された発電電力量（以下、正規発電電力量とする。）同士を比較する構成としている。
【００３４】
図５は、正規条件を実現するためのモデル家屋を示す概略図である。図５に示す太陽電池アレイ１１の正規条件とは、太陽電池アレイ１１の設置方位を南向きとし、設置角度を３０°とし、設置容量を１ｋＷとしたものである。前記管理サーバ装置２０の制御装置２４には、診断対象となるそれぞれの太陽光発電装置１０の太陽電池アレイ１１による発電電力量Ｐを、このような家屋における正規条件に換算（正規化）して第１の正規発電電力量ＰＮを算出する正規化部２４Ａが含まれている。また、管理サーバ装置２０の制御装置２４には、算出された第１の正規発電電力量ＰＮと、基準となる太陽光発電装置の発電電力量を正規化した第２の正規発電電力量ＰＺ１とを比較して、該比較結果に基づいて発電部１１（太陽光発電装置１０）の動作状態を演算する演算部２４Ｂが含まれている。
＜正規発電電力量の算出＞
本実施の形態においては、前記基準となる第２の正規発電電力量が、以下の方法により算出され得る。すなわち、（１）診断対象の太陽光発電装置１０における理論発電電力量の正規発電電力量ＰＺ１を使用する方法。（２）診断対象の太陽光発電装置１０の付近に設置されて前記管理サーバ装置２０に接続された太陽光発電装置１０−２の発電電力量の正規発電電力量ＰＺ２を使用する方法。（３）診断対象の太陽光発電装置１０の近隣（所定の範囲内）に設置されて前記管理サーバ装置２０に接続された太陽光発電装置１０−２，１０−３・・・の発電電力量の正規発電電力量ＰＺ２，ＰＺ２・・・を平均した正規発電電力量ＰＺ３を使用する方法である。また、本実施の形態に係る太陽光発電装置の管理システム１は、前記比較をする都度、前記制御装置２４が上述した方法によって基準となる第２の正規発電電力量を算出する形態であってもよいし、第２の正規発電電力量が予め記憶部２８に記憶されている形態であってもよい。
【００３５】
基準となる太陽光発電装置１０−２は、診断対象となる太陽光発電装置１０ごとに予め選定されているものとし、前記太陽光発電装置１０−２に関する情報は管理サーバ装置２０の記憶部２８に記憶されている。また、前記太陽光発電装置１０の近隣（所定の範囲内）の太陽光発電装置１０−２，・・・１０−Ｎは、診断対象となる太陽光発電装置１０ごとに予め選定されているものとし、前記太陽光発電装置１０−２，・・・１０−Ｎに関する情報は管理サーバ装置２０の記憶部２８に記憶されている。但し、前記所定の範囲自体が、記憶部２８に記憶されている形態であってもよい。
【００３６】
まず、診断対象となる太陽光発電装置１０の正規発電電力量ＰＮ（第１の正規発電電力量）および診断対象の太陽光発電装置１０の付近に設置されて前記管理サーバ装置２０に接続された太陽光発電装置１０−２の発電電力量の正規発電電力量ＰＺ２（第２の正規発電電力量）を算出する方法について説明する。例として、正規条件を、設置方位を南向き、設置角度を３０°、設置容量を１ｋＷとする場合について説明する。
【００３７】
以下に、第１の正規発電電力量ＰＮおよび第２の正規発電電力量ＰＺ２を算出するための計算式を示す。
【００３８】
【数１】
2008218815.tif 000003
【００３９】
【数２】
2008218815.tif 000004
【００４０】
Ｐはそれぞれの太陽光発電装置１０，１０−２，・・・１０−Ｎによる実際の発電電力量であり、Ｍはそれぞれの太陽光発電装置１０の太陽電池アレイ１１の設置方向に応じた日射状態値であり、ＭＮはそれぞれの太陽光発電装置１０の太陽電池アレイ１１の予め定められた設置方向に応じた日射状態値であり、ＰＰはそれぞれの太陽光発電装置１０，１０−２，１０−３・・・の太陽電池アレイ１１の設置容量である。
【００４１】
前記日射状態値Ｍとは、代表として、太陽電池アレイ１１の実際の設置条件における前回定期通信時から今回定期通信の間の日射量データが挙げられる。前記日射状態値ＭＮとは、代表として、太陽電池アレイ１１の正規条件下での前回定期通信時から今回定期通信の間の日射量データが挙げられる。ＭおよびＭＮについては、前回定期通信時から今回定期通信の間の実際の日射量に類似するものであればよく、実際に測定した前回定期通信時から今回定期通信の間の日射量データでもよいし、過去の実績より求められた前回定期通信時から今回定期通信の間の平均日射量データでもよい。また、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・設置角度別の平均日射量データを、Ｍ，ＭＮとして管理サーバ装置２０の記憶部２８に記憶しておき、前記第１の発電電力量ＰＮや前記第２の発電電力量ＰＺ２を算出する際に前記Ｍ，ＭＮを呼び出して使用する形態であってもよい。この場合には、前記Ｍ，ＭＮについて、月ごとや季節ごとのデータを記憶しておくことが好ましい。
【００４２】
このように、前記第２の正規発電電力量ＰＺ２は、予め選定された前記太陽光発電装置１０付近に設置された他の太陽光発電装置１０−２による発電電力量を、前記他の太陽光発電装置１０−２の発電手段の設置方向を含む設置条件によって正規化して算出される。この場合には、太陽光発電装置１０を設置した地域における、天候や気温などの地域性による太陽光発電への影響を加味した発電部１１の診断が可能となり、より高精度な診断が可能な太陽光発電装置の管理システム１を提供することができる。
【００４３】
次に、診断対象の太陽光発電装置１０の理論発電電力量の正規発電電力量ＰＺ１を算出する方法について説明する。まず、以下に示す式より理論発電電力量ＰＹを算出する。
【００４４】
【数３】
2008218815.tif 000005
【００４５】
Ｍは太陽光発電装置１０の実際の設置条件における前回定期通信時から今回定期通信の間の日射量データ、ＰＰは太陽電池アレイ１１の実際の設置容量、Ｋは太陽光発電装置の設置条件によって決まる補正係数（例えば、太陽電池アレイ１１や電力変換装置１５の予定変換効率）である。但し、Ｋについては、それぞれの太陽光発電装置１０ごとに定まる補正係数であればよく、電力変換装置１５の予定変換効率に限定するものではない。次いで、第１の正規発電電力量を求める（数１）のＰにＰＹを代入し、ＰＺ１を算出する。
【００４６】
このように、前記第２の正規発電電力量ＰＺ１は、前記発電部１１への日射量Ｍと前記発電部１１の予定変換効率Ｋとに基づいて算出された理論発電電力量ＰＹを、前記発電部１１の設置方向を含む設置条件によって正規化して算出されるので、他の太陽光発電装置１０−２，・・・１０−Ｎとの比較を行なうことなく、発電部１１の動作状態を把握することができる。
【００４７】
次に、診断対象の太陽光発電装置１０の近隣に設置されて前記管理サーバ装置２０に接続された複数の太陽光発電装置１０−２，・・・１０−Ｎの発電電力量の正規発電電力量ＰＺ２，ＰＺ２・・・を平均した正規発電電力量ＰＺ３を算出する方法について説明する。この場合には、前記ＰＺ２を求める方法によって、診断対象となる太陽光発電装置１０から予め設定された所定の範囲（例えば、天候が似通っている所定の地域）内に設置された複数の太陽光発電装置１０−２，・・・１０−Ｎのそれぞれの正規発電電力量ＰＺ２，ＰＺ２・・・を取得する。そして、それぞれの前記正規発電電力量ＰＺ２，ＰＺ２・・・を合計して前記複数の太陽光発電装置１０−２，・・・１０−Ｎの設置数で割ることにより、正規発電電力量ＰＺ３を算出する。
【００４８】
このように、前記第２の正規発電電力量ＰＺ３は、前記太陽光発電装置１０から所定の範囲内に設置された複数の太陽光発電装置１０−２，・・・１０−Ｎの発電電力量を、それぞれの発電部の設置方向を含む設置条件によって正規化し、前記正規化されたそれぞれの正規発電電力量ＰＺ２を平均して算出されので、第１の正規発電電力量ＰＮを複数の太陽光発電装置１０−２，・・・１０−Ｎによる発電電力量を正規化したもの（ＰＺ２）の平均値ＰＺ３と比較するため、太陽光発電装置１０を設置した地域における天候や気温などの地域性による太陽光発電への影響を加味した、より高精度な発電部１１の診断が可能となる。
【００４９】
図６は、設置方位や設置角度が互いに異なる複数の太陽電池アレイ１１ａ，１１ｂ，・・・を有する太陽光発電装置１０が設置された家屋を示す概念図である。実際の太陽光発電装置１０は、図６（ａ）に示すように東西南北に向けて複数の太陽電池アレイ１１ａ，１１ｂ，・・・が設置される場合もあるし、図６（Ｂ）に示すように設置方位が同じで設置角度が異なる複数の太陽電池アレイ１１ｅ，１１ｆが設置される場合もある。つまり、太陽光発電装置１０が設置されるの家屋の形状によって、設置方向が異なる複数の太陽電池アレイ１１ａ，１１ｂ，・・・を含む太陽光発電装置１０が設置される場合がある。
【００５０】
このような場合には、前記正規化部が、それぞれの太陽電池アレイ１１ａ，１１ｂ・・・ごとに設置条件（設置方位や設置角度や設置容量）に応じた正規化係数Ｂｎを算出し、該正規化係数Ｂｎを理論発電電力量ＰＹｎによって重み付けＡｎすることにより加重平均（Ｌ）してから、正規発電電力量ＰＮを算出する。
【００５１】
図７は、管理サーバ装置２０による、設置方向が異なる複数の太陽電池アレイ１１ａ，１１ｂ・・・が設置された太陽光発電装置１０の発電電力量Ｐを正規化して正規発電電力量ＰＮを算出する際の処理を表すフローチャートである。以下では、設置方向が異なるそれぞれの太陽電池アレイ１１ａ，１１ｂ，・・・１１ｎ，・・・１１Ｎを系統１，系統２，・・・系統ｎ，・・・系統Ｎと区別し、前記太陽光発電装置１０がＮ個の系統を有するものとして説明する。前述同様に、正規条件を、設置方位を南向き、設置角度を３０°、設置容量を１ｋＷとした場合について説明する。
【００５２】
まず、前記系統の各々について、設置方位を南向き、設置角度を３０°に補正した正規化係数Ｂｎを求める（Ｓ１０２１）。
【００５３】
【数４】
2008218815.tif 000006
【００５４】
Ｍｎは系統ｎの太陽電池アレイ１１の実際の設置条件における当月日射量データ、ＭＮｎは系統ｎの太陽電池アレイ１１を設置方位南、設置角度３０°とした場合の当月の日射量データである。ここで、Ｍｎ，ＭＮｎの値は、予め記憶部２８に保存されているものとしてもよい。
【００５５】
次に、系統ｎの各々について、全系統の理論発電電力量ＰＹに対して系統ｎの理論発電電力量ＰＹｎが占める割合Ａｎを求める（Ｓ１０２２）。
【００５６】
【数５】
2008218815.tif 000007
【００５７】
ＰＹｎは系統ｎの太陽電池アレイ１１ａの理論発電電力量、ＰＹは全系統の太陽電池アレイ１１ａ，１１ｂ，・・・１１Ｎの理論発電電力量である。
【００５８】
ここで、前記ＰＹｎは以下の式から算出される。
【００５９】
【数６】
2008218815.tif 000008
【００６０】
ＰＰｎは系統ｎの太陽電池アレイ１１の設置容量であり、Ｋは太陽電池アレイ１１の変換効率である。本実施の形態においては、全ての太陽電池アレイ１１の前記予定変換効率Ｋが略同一であるものと仮定している。そして、前記ＰＹは以下の式から算出される。
【００６１】
【数７】
2008218815.tif 000009
【００６２】
そして、前記（数４）および（数５）の２つの式から、発電電力量Ｐを設置方向によって正規化するための正規化係数Ｌを求める。正規化係数Ｌは、前記太陽光発電装置１０の発電電力量を、設置方位を南向き、設置角度を３０°とした設置条件へと換算（正規化）するための係数である。換言すれば、正規化係数Ｌとは、それぞれの太陽電池アレイ１１ａ，１１ｂ・・・ごとの設置条件（設置方位や設置角度や設置容量）に応じた正規化係数Ｂｎを、理論発電電力量ＰＹｎによって重み付けＡｎすることにより加重平均したものである。
【００６３】
【数８】
2008218815.tif 000010
【００６４】
以下の式より、設置方位・設置角度について正規化された発電電力量Ｐｈが算出される（Ｓ１０２３）。
【００６５】
【数９】
2008218815.tif 000011
【００６６】
最後に、制御装置２４の正規化部２４Ａは以下の式から正規発電電力量ＰＮを算出する（Ｓ１０２４）。これにより、設置方位・設置角度について正規化された発電電力量Ｐｈが、太陽電池容量を１ｋＷとした設置条件に換算（正規化）される。
【００６７】
【数１０】
2008218815.tif 000012
【００６８】
ＰＰは全系統のシステム容量であって、以下の式から算出されるものである。
【００６９】
【数１１】
2008218815.tif 000013
【００７０】
最後に、制御装置２４は、ＰＮの値を前記記憶部２８に格納する（Ｓ１０２５）。ここで、前記記憶部２８が予めＰＰ，ＰＹ，ＰＹｎ，Ｌ等の値を保存していることが好ましい。
【００７１】
ＰＮを求める式は、診断対象となる太陽光発電装置１０の発電電力量Ｐを正規化して第１の正規発電電力量ＰＮを算出する際に使用するものであるが、他の太陽光発電装置１０−２，・・・１０−Ｎが設置方向が互いに異なる太陽電池アレイ１１ａ，１１ｂ・・・を有する太陽光発電装置であった場合（少なくとも設置方位や設置角度のいずれかが複数の条件である太陽光発電装置であった場合）に、発電電力量Ｐから第２の正規発電電力量ＰＺ２を算出する際にも使用するものである。また、ＰＺ３を求める際においても、まず記憶部２８に記憶された予め設定された近隣地域の複数の他の太陽光発電装置１０−２，・・・１０−Ｎについて、上記方法によりそれぞれの太陽光発電装置１０−２，・・・１０−Ｎの発電電力量Ｐを正規化してそれぞれのＰＺ２を算出することにより、それらの平均値ＰＺ３を求めることができる。
【００７２】
このように、設置方向が互いに異なる複数の発電部１１ａ，１１ｂ，・・・１１Ｎを含む太陽光発電装置１０における正規発電電力量ＰＮは、太陽光発電装置１０の発電電力量Ｐを、それぞれの発電部１１ａ，１１ｂ，・・・１１Ｎごとの正規化係数Ｂｎにそれぞれの発電部１１ａ，１１ｂ，・・・１１Ｎの理論発電電力量ＰＹｎに応じた重み付けＡｎをして得られる加重平均値Ｌによって正規化して算出される。この場合には、設置方向が異なる統一性のない複数の発電部１１ａ，１１ｂ・・・１１Ｎを備える太陽光発電装置１０，１０−２，・・・１０−Ｎ同士を、算出された正規発電電力量ＰＮの大小で単純に比較することが可能となり、従来よりも、より高精度な診断が可能になる。
＜比較・演算処理＞
再度図２を参照して、正規化部２４Ａにより第１および第２の正規発電電力量ＰＮ，ＰＺ２が算出される（制御装置２４によって第２の正規発電電力量ＰＺ１，ＰＺ２，ＰＺ３が読み出される）（Ｓ１０２，Ｓ１０３）と、次に、前記演算部２４Ｂによって、前述の方法で算出した第１の正規発電電力量ＰＮと第２の正規発電電力量ＰＺ１，ＰＺ２，ＰＺ３とが比較されて、診断対象の太陽光発電装置１０の動作状態が演算される。より詳細には、演算部２４Ｂは、診断値ＣＮ＝ＰＮ／ＰＺ１を算出してから（Ｓ１０４）、前記診断値ＣＮが予め設定された閾値以上であるか否かを判断する（Ｓ１０５）。例えば、閾値を０．８５としている場合には以下のような処理が行われる。すなわち、演算部２４Ｂは、診断値ＣＮが０．８５以上の場合（Ｓ１０５にてＹＥＳの場合）に「太陽光発電装置には異常がない」との診断結果を演算して、出力部２７が出力し（Ｓ１０６）、演算部２４Ｂは、診断値ＣＮが０．８５未満の場合（Ｓ１０５にてＹＥＳの場合）には「太陽光発電装置には異常がある」との診断結果を演算して、出力部２７が出力する（Ｓ１０７）。前記閾値の値は限定されるものではなく、太陽光発電装置１０，１０−２，・・・１０−Ｎの性能や季節等によって変更されるものであってもよい。太陽光発電装置１０の発電電力量が異常に少なくなっていると診断された場合（Ｓ１０５にてＹＥＳの場合）には、「太陽光発電装置には異常がある」という出力値によって、当該診断対象の太陽光発電装置１０に対しサービスマン等を派遣して、メンテナンスを行なうことができる。
【００７３】
以上より、本実施例に係る太陽光発電装置の管理システム１は、太陽光により発電する発電部１１と、前記発電部１１による発電電力量を計測するための計測部１９と、前記発電電力量を、前記発電部１１の設置方向を含む設置条件によって正規化して、第１の正規発電電力量を算出する正規化部２４Ａと、前記第１の正規発電電力量と基準となる第２の正規発電電力量とを比較することにより、前記発電部１１の動作状態を演算する演算部２４Ｂと、前記発電部１１の動作状態を出力する出力部１７，２７と、を備えるので、第１の正規発電電力量ＰＮと第２の正規発電電力量ＰＺ１とを単純に比較することにより、発電部１１の設置方向による影響を排除して、対象となる発電部１１や太陽光発電装置１０の動作状態について、発電部１１の設置方向が加味された、より高精度な診断が可能になる。
【００７４】
より詳細には、本実施例に係る太陽光発電装置の管理システム１は、管理サーバ装置２０と、ネットワークを介して管理サーバ装置２０に接続可能な太陽光発電装置１０と、を備え、太陽光発電装置１０は、発電部１１と、計測部１９と、発電電力量を管理サーバ装置へと送信する送信部１７と、を含み、管理サーバ装置２０は、発電電力量を前記太陽光発電装置１０から受信する受信部２６と、前記正規化部２４Ａと、前記演算部２４Ｂと、前記出力部２７と、を含むので、管理サーバ装置２０で太陽光発電装置１０の動作状態を把握することができる。つまり、ユーザが自分で診断を行わなくても、管理サーバ装置２０にて、太陽光発電装置１０の発電電力量が異常に少なくなっていると診断された場合には、診断対象の太陽光発電装置１０に対しサービスマン等を派遣して、メンテナンスを行なうことができる。また、管理サーバ装置２０にて複数の太陽光発電装置１０，１０−２，１０−３・・・の動作状態を演算するため、それぞれの太陽光発電装置１０，１０−２，１０−３・・・に大規模な演算装置を設ける必要がなく、各太陽光発電装置１０，１０−２，１０−３・・・の製造コストを抑えることができる。
【００７５】
換言すれば、本実施の形態に係る管理サーバ装置２０は、太陽光により発電する発電部１１を含む太陽光発電装置１０とネットワーク１００を介して接続可能な管理サーバ装置２０であって、前記発電部１１による発電電力量を前記太陽光発電装置１０から受信する受信部２６と、前記発電電力量を前記発電部１１の設置方向を含む設置条件によって正規化して第１の正規発電電力量を算出する正規化部２４Ａと、前記第１の正規発電電力量ＰＮと基準となる第２の正規発電電力量ＰＺ１（ＰＺ２，ＰＺ３）とを比較することにより、前記発電部の動作状態を演算する演算部２４Ｂと、前記発電部１１の動作状態を出力する出力部２７と、を備えるので、管理サーバ装置２０にて、発電電力量が比較されることにより、太陽光発電装置１０の動作状態に異常があるか否かの診断が行なわれる。その結果、発電部１１の設置条件の違いにより単純な比較ができなかった発電電力量を、算出された数値の大小で単純に比較することが可能となり、太陽光発電装置１０の高精度な診断が可能となる。そして、管理サーバ装置２０で太陽光発電装置１０の動作状態を把握することができるので、ユーザが自分で診断を行わなくても、管理サーバ装置２０にて、太陽光発電装置１０の発電電力量が異常に少なくなっていると診断された場合には、診断対象の太陽光発電装置１０に対しサービスマン等を派遣して、メンテナンスを行なうことができる。また、管理サーバ装置２０にて複数の太陽光発電装置１０の動作状態を演算するため、それぞれの太陽光発電装置１０に大規模な演算装置を設ける必要がなく、各太陽光発電装置１０の製造コストを抑えることができる。
【００７６】
そして、本実施の形態に係る太陽光発電装置の管理方法は、太陽光により発電する発電部１１を含む太陽光発電装置１０とネットワーク１００を介して接続可能な管理サーバ装置２０により太陽光発電装置１０を管理する太陽光発電装置１０の管理方法であって、太陽光発電装置１０が、発電部１１による発電電力量を計測する計測ステップと、太陽光発電装置１０および管理サーバ装置２０のいずれかが、発電電力量を前記発電部１１の設置方向を含む設置条件よって正規化して第１の正規発電電力量を算出する正規化ステップと、太陽光発電装置１０および管理サーバ装置２０のいずれかが、第１の正規発電電力量と基準となる第２の正規発電電力量とを比較することによって、発電部１１の動作状態を演算する演算ステップと、管理サーバ装置２０が、発電部１１の動作状態を出力する出力ステップと、を備えるので、設置条件の違いにより単純な比較ができなかった発電電力量を、算出された数値の大小で単純に比較することが可能となり、高精度な診断が可能な太陽光発電装置１０の管理方法を提供することができる。
＜変形例＞
図８は本実施の形態に係る太陽光発電装置の管理システムを示す概念図であって、図９は本実施の形態に係る太陽光発電装置の管理システムの変形例を示す概念図である。
【００７７】
図８に示すように、本実施の形態は、太陽光発電装置１０により発電された発電電力量Ｐの情報をネットワーク１００を介して管理サーバ装置２０へと送信し、管理サーバ装置２０内にて第１の正規発電電力量ＰＮを演算し、太陽光発電装置１０，１０−２，１０−３・・・から送られてきた発電電力量に関する情報から第２の正規発電電力量ＰＺ１（ＰＺ２，ＰＺ３）を演算し、第１と第２の正規発電電力量ＰＮ，ＰＺ１（ＰＺ２，ＰＺ３）を比較することで太陽光発電装置１０の診断を行なうものである。
【００７８】
変形例としては、図１０に示すように、第１の正規発電電力量ＰＮの算出を、管理サーバ装置２０ではなく太陽光発電装置１０において行なう形態が挙げられる。つまり、正規化部を、管理サーバ装置２０の制御装置２４ではなく、太陽光発電装置１０の制御装置１４が有する構成にしてもよい。そして、第１の正規発電電力量ＰＮが管理サーバ装置２０へと送信されて、管理サーバ装置２０が第１の正規発電電力量ＰＮと第２の正規発電電力量ＰＺ１（ＰＺ２，ＰＺ３）とを比較して、太陽光発電装置１０の動作状態を診断する構成であってもよい。そして、診断結果を太陽光発電装置１０へフィードバックしてよい。
【００７９】
本変形例に係る太陽光発電装置の管理システム１は、管理サーバ装置２０と、ネットワーク１００を介して前記管理サーバ装置２０に接続可能な太陽光発電装置１０と、を備え、前記太陽光発電装置１０は、前記発電部１１と、前記計測部１９と、前記正規化部と、前記第１の正規発電電力量を前記管理サーバ装置へと送信する送信部１７と、を含み、前記管理サーバ装置２０は、前記第一の正規発電電力量ＰＮを前記太陽光発電装置１０から受信する受信部２６と、前記演算部２４Ｂと、前記出力部２７と、を含むので、管理サーバ装置２０で太陽光発電装置１０の動作状態を把握することができる。つまり、ユーザが自分で診断を行わなくても、管理サーバ装置２０にて、太陽光発電装置１０の発電電力量が異常に少なくなっていると診断された場合には、診断対象の太陽光発電装置１０に対しサービスマン等を派遣して、メンテナンスを行なうことができる。また、太陽光発電装置１０にて、発電電力量を発電部１１の設置方向を含む設置条件によって正規化して第１の正規発電電力量ＰＮを算出するので、管理サーバ装置２０の付加を低減させることができる。
【００８０】
そして、本変形例に係る太陽光発電装置１０は、ネットワーク１００を介して管理サーバ装置２０と接続可能な太陽光発電装置１０であって、太陽光により発電する発電部１１と、前記発電部１１による発電電力量を計測するための計測部１９と、前記発電電力量を前記発電部１１の設置方向を含む設置条件によって正規化して第１の正規発電電力量ＰＮを算出する正規化部と、前記第１の正規発電電力量ＰＮを管理サーバ装置２０へと送信する送信部１７と、を備える。この場合には、管理サーバ装置２０で受信された電力量情報が比較されることにより、太陽光発電装置１０の動作状態に異常がないか否かの診断が行なわれる。その結果、発電部１１の設置条件の違いにより単純な比較ができなかった発電電力量を、算出された数値の大小で単純に比較することが可能となり、高精度な診断が可能な太陽光発電装置１０を提供することができる。
【００８１】
さらに、図示しないが、第１の正規発電電力量ＰＮと第２の正規発電電力量ＰＺ１（ＰＺ２，ＰＺ３）との比較および太陽光発電装置１０の動作状態の演算も太陽光発電装置１０で行ってもよい。つまり、正規化部と演算部とを、太陽光発電装置１０の制御装置１４が有する構成にしてもよい。
【００８２】
本変形例に係る前記太陽光発電装置の管理システム１は、管理サーバ装置２０と、ネットワーク１００を介して前記管理サーバ装置２０に接続可能な太陽光発電装置１０と、を備え、前記太陽光発電装置１０は、前記発電部１１と、前記計測部１９と、前記正規化部と、前記演算部と、前記発電部１１の動作状態を前記管理サーバ装置２０へと送信する送信部１７と、を含み、前記管理サーバ装置２０は、前記太陽光発電装置１０から前記発電部１１の動作状態を受信する受信部２６と、前記出力部２７と、を含むので、太陽光発電装置１０にて、発電電力量を発電部１１の設置方向を含む設置条件によって正規化して第１の正規発電電力量を算出し、第１の正規発電電力量と基準となる第２の正規発電電力量とを比較して太陽光発電装置１０の動作状態を演算することができるため、管理サーバ装置２０の負荷を低減することが可能になる。
【００８３】
換言すれば、本変形例に係る太陽光発電装置１０は、ネットワーク１００を介して管理サーバ装置２０と接続可能な太陽光発電装置１０であって、太陽光により発電する発電部１１と、前記発電部１１による発電電力量を計測するための計測部１９と、前記発電電力量を前記発電部１１の設置方向を含む設置条件によって正規化して第１の正規発電電力量を算出する正規化部と、前記第１の正規発電電力量と、基準となる第２の正規発電電力量と、を比較することにより、前記発電部の動作状態を演算する演算部と、前記発電部１１の動作状態を前記管理サーバ装置２０へと送信する送信部１７と、を備えるので、設置条件の違いにより単純な比較ができなかった発電電力量を、算出された数値の大小で単純に比較することが可能となり、高精度な診断が可能な太陽光発電装置１０を提供することができる。また、管理サーバ装置２０は発電部１１の動作状態を出力するたけでよいため、負荷が低減される。
【００８４】
そして、図８および図９に示すように、他の太陽光発電装置１０−２，１０−３・・・にて得られた発電電力量に関する情報は、前記ネットワーク１００や前記管理サーバ装置２０を介すことによって、診断対象となる太陽光発電装置１０の動作状態の診断に利用することができる。逆に、太陽光発電装置１０にて得られた発電電力量に関する情報は、前記ネットワーク１００や前記管理サーバ装置２０を介すことによって、他の太陽光発電装置１０−２，１０−３・・・の動作状態の診断に利用することができる。
【００８５】
前記開示された実施の形態はすべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は、上記した説明ではなくて特許請求の範囲によって示され、特許請求の範囲と均等の意味および範囲内においてのすべての変更が含まれることが意図される。
【図面の簡単な説明】
【００８６】
【図１】本発明の一実施の形態に係る太陽光発電装置の管理システムの全体構成を示すブロック図である。
【図２】太陽光発電装置の管理システムの処理を示すフローチャートである。
【図３】管理サーバ装置と太陽光発電装置における動作を示したフローチャートである。
【図４】太陽電池アレイが設置された異なる形状を有する家屋を示す概念図である。
【図５】正規条件を実現するためのモデル家屋を示す概略図である。
【図６】設置方位や設置角度が互いに異なる複数の太陽電池アレイを有する太陽光発電装置が設置された家屋を示す概念図である。
【図７】設置方向が異なる複数の太陽電池アレイが設置された太陽光発電装置の正規発電電力量を算出する処理を表すフローチャートである。
【図８】本実施の形態に係る太陽光発電装置の管理システムを示す概念図である。
【図９】本実施の形態に係る太陽光発電装置の管理システムの変形例を示す概念図である。
【符号の説明】
【００８７】
１  太陽光発電装置の管理システム、１０，１０−２，１０−１０−４３  太陽光発電装置、１１，１１ａ，１１Ｂ・・・  太陽電池アレイ、１１  発電部（太陽電池アレイ）、１４  制御部、１７  出力部（送受信部）、２７  出力部、１９  計測部、２０  管理サーバ装置、２４  制御装置、２４Ａ  正規化部、２４Ｂ  演算部、２６  受信部、２７  出力部、２８  記憶部、１００  ネットワーク。
【図１】
2008218815.tif 000014
【図２】
2008218815.tif 000015
【図３】
2008218815.tif 000016
【図４】
2008218815.tif 000017
【図５】
2008218815.tif 000018
【図６】
2008218815.tif 000019
【図７】
2008218815.tif 000020
【図８】
2008218815.tif 000021
【図９】
2008218815.tif 000022
【手続補正書】
【提出日】平成20年6月13日(2008.6.13)
【手続補正１】
【補正対象書類名】特許請求の範囲
【補正対象項目名】全文
【補正方法】変更
【補正の内容】
【特許請求の範囲】
【請求項１】
太陽光により発電する発電手段と、
前記発電手段による発電電力量を計測するための計測手段と、
前記発電電力量を、前記発電手段の設置方位と設置角度と設置容量とを含む設置条件によって正規化することにより、第１の正規発電電力量を算出する正規化手段と、
前記第１の正規発電電力量と基準となる第２の正規発電電力量とを比較することにより、前記発電手段の動作状態を演算する演算手段と、
前記発電手段の動作状態を出力する出力手段とを備える、太陽光発電装置の管理システム。
【請求項２】
前記正規化手段は、前記発電電力量と、前記発電手段の設置方位と設置角度と設置容量とに応じた日射状態値と、予め定められた設置方位と設置角度と設置容量とに応じた日射状態値と、に基づいて前記第１の正規発電電力量を算出する、請求項１に記載の太陽光発電装置の管理システム。
【請求項３】
前記太陽光発電装置の管理システムは、
管理サーバ装置と、
ネットワークを介して前記管理サーバ装置に接続可能な太陽光発電装置とを備え、
前記太陽光発電装置は、
前記発電手段と、
前記計測手段と、
前記正規化手段と、
前記第１の正規発電電力量を前記管理サーバ装置へと送信する送信手段とを含み、
前記管理サーバ装置は、
前記第１の正規発電電力量を前記太陽光発電装置から受信する受信手段と、
前記演算手段と、
前記出力手段とを含む、請求項１または２に記載の太陽光発電装置の管理システム。
【請求項４】
前記太陽光発電装置の管理システムは、
管理サーバ装置と、
ネットワークを介して前記管理サーバ装置に接続可能な太陽光発電装置とを備え、
前記太陽光発電装置は、
前記発電手段と、
前記計測手段と、
前記発電電力量を前記管理サーバ装置へと送信する送信手段とを含み、
前記管理サーバ装置は、
前記発電電力量を前記太陽光発電装置から受信する受信手段と、
前記正規化手段と、
前記演算手段と、
前記出力手段とを含む、請求項１または２に記載の太陽光発電装置の管理システム。
【請求項５】
前記太陽光発電装置の管理システムは、
管理サーバ装置と、
ネットワークを介して前記管理サーバ装置に接続可能な太陽光発電装置とを備え、
前記太陽光発電装置は、
前記発電手段と、
前記計測手段と、
前記正規化手段と、
前記演算手段と、
前記発電手段の動作状態を前記管理サーバ装置へと送信する送信手段とを含み、
前記管理サーバ装置は、
前記太陽光発電装置から前記発電手段の動作状態を受信する受信手段と、
前記出力手段とを含む、請求項１または２に記載の太陽光発電装置の管理システム。
【請求項６】
前記第２の正規発電電力量は、前記太陽光発電装置から所定の範囲内に設置された複数の太陽光発電装置の発電電力量を、それぞれの発電手段の設置方位と設置角度と設置容量とを含む設置条件によって正規化し、前記正規化されたそれぞれの正規発電電力量を平均して算出される、請求項１から請求項５のいずれか１項に記載された太陽光発電装置の管理システム。
【請求項７】
前記第２の正規発電電力量は、予め選定された前記太陽光発電装置付近に設置された他の太陽光発電装置による発電電力量を、前記他の太陽光発電装置の発電手段の設置方位と設置角度と設置容量とを含む設置条件によって正規化することにより算出される、請求項１から請求項５のいずれか１項に記載された太陽光発電装置の管理システム。
【請求項８】
前記第２の正規発電電力量は、前記発電手段への日射量と前記発電手段の予定変換効率とに基づいて算出された理論発電電力量を、前記発電手段の設置方位と設置角度と設置容量とを含む設置条件によって正規化することにより算出される、請求項１から請求項５のいずれか１項に記載された太陽光発電装置の管理システム。
【請求項９】
設置方位と設置角度と設置容量の少なくともいずれかが互いに異なる複数の発電手段を含む前記太陽光発電装置における前記第１および第２の正規発電電力量の少なくともいずれかは、前記太陽光発電装置の発電電力量を、それぞれの発電手段ごとの正規化係数にそれぞれの発電手段の理論発電電力量に応じた重み付けをして得られる加重平均値によって、正規化することにより算出される、請求項１から請求項８のいずれか１項に記載の太陽光発電装置の管理システム。
【請求項１０】
ネットワークを介して管理サーバ装置と接続可能な太陽光発電装置であって、
太陽光により発電する発電手段と、
前記発電手段による発電電力量を計測するための計測手段と、
前記発電電力量を前記発電手段の設置方位と設置角度と設置容量とを含む設置条件によって正規化することにより第１の正規発電電力量を算出する正規化手段と、
前記第１の正規発電電力量を管理サーバ装置へと送信する送信手段とを備える、太陽光発電装置。
【請求項１１】
ネットワークを介して管理サーバ装置と接続可能な太陽光発電装置であって、
太陽光により発電する発電手段と、
前記発電手段による発電電力量を計測するための計測手段と、
前記発電電力量を前記発電手段の設置方位と設置角度と設置容量とを含む設置条件によって正規化することにより第１の正規発電電力量を算出する正規化手段と、
前記第１の正規発電電力量と基準となる第２の正規発電電力量とを比較することにより、前記発電手段の動作状態を演算する演算手段と、
前記発電手段の動作状態を前記管理サーバ装置へと送信する送信手段とを備える、太陽光発電装置。
【請求項１２】
太陽光により発電する発電手段を含む太陽光発電装置とネットワークを介して接続可能な管理サーバ装置であって、
前記発電手段による発電電力量を前記太陽光発電装置から受信する受信手段と、
前記発電電力量を前記発電手段の設置方位と設置角度と設置容量とを含む設置条件によって正規化することにより第１の正規発電電力量を算出する正規化手段と、
前記第１の正規発電電力量と基準となる第２の正規発電電力量とを比較することにより、前記発電手段の動作状態を演算する演算手段と、
前記発電手段の動作状態を出力する出力手段とを備える、管理サーバ装置。
【請求項１３】
太陽光により発電する発電手段を含む太陽光発電装置とネットワークを介して接続可能な管理サーバ装置により前記太陽光発電装置を管理する太陽光発電装置の管理方法であって、
前記太陽光発電装置が、発電手段による発電電力量を計測する計測ステップと、
前記太陽光発電装置および前記管理サーバ装置のいずれかが、前記発電電力量を前記発電手段の設置方位と設置角度と設置容量とを含む設置条件よって正規化することにより第１の正規発電電力量を算出する正規化ステップと、
前記太陽光発電装置および前記管理サーバ装置のいずれかが、前記第１の正規発電電力量と基準となる第２の正規発電電力量とを比較することによって、前記発電手段の動作状態を演算する演算ステップと、
前記管理サーバ装置が、前記発電手段の動作状態を出力する出力ステップとを備える、太陽光発電装置の管理方法。