(57)【要約】【課題】精度良くかつ短時間に構成要素毎の発電診断を可能にする太陽光発電システムの発電診断方法を提供する。【解決手段】複数の構成要素によって構成された太陽光発電システムの発電診断方法であって、各構成要素の発電量の情報を取得するステップと、太陽光発電システムの全発電量に対する各構成要素の出力比率を算出し記憶するステップと、診断対象となる時間帯における出力比率と、同一時間帯に計測された過去所定日数分の出力比率の少なくとも一部と、を用いて各構成要素の発電異常を判定するステップと、を備えることを特徴とする。【選択図】図２
2017184472.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
コンピュータにより、複数の構成要素によって構成された太陽光発電システムの発電診断を行う方法であって、
前記コンピュータが、前記各構成要素の発電量の情報を取得するステップと、
前記取得された各構成要素の発電量から算出された、前記太陽光発電システムの全発電量に対する前記各構成要素の出力比率を記憶するステップと、
診断対象となる時間帯における前記出力比率と、前記時間帯と同一時間帯における過去所定日数分の前記出力比率の少なくとも一部と、を用いて前記各構成要素の発電異常を判定するステップと、を備える
太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項２】
前記構成要素は、ストリング、アレイ、パワーコンディショナのいずれかである
請求項１に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項３】
前記判定ステップは、前記過去所定日数分の前記出力比率の少なくとも一部から求められた標準偏差を用いて、前記診断対象となる時間帯における前記出力比率の偏差値を求め、
前記偏差値が所定の正常範囲外にあれば前記構成要素の発電異常を判定する
請求項１又は２に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項４】
前記正常範囲は前記時間帯毎に異なるように設定されている
請求項３に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項５】
日の出直後及び／又は日没直前の時間帯における前記正常範囲は、これら以外の前記正常範囲に比べて、広く設定されている
請求項４に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項６】
太陽が正中する前記時間帯における前記正常範囲は、これ以外の前記正常範囲に比べて、狭く設定されている
請求項４に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項７】
前記時間帯の長さは、１分〜２時間である
請求項１〜６のいずれか１項に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項８】
前記時間帯の長さは、３分〜３０分である
請求項１〜６のいずれか１項に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項９】
前記時間帯の長さは、５分〜２０分である
請求項１〜６のいずれか１項に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項１０】
前記判定ステップにおいて、過去９０日分の前記出力比率のうち、少なくとも１日分以上の前記出力比率を用いて発電異常を判定する
請求項１〜９のいずれか１項に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項１１】
前記判定ステップにおいて、過去６０日分の前記出力比率のうち、少なくとも３日分以上の前記出力比率を用いて発電異常を判定する
請求項１〜９のいずれか１項に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項１２】
前記判定ステップにおいて、過去３０日分の前記出力比率のうち、少なくとも７日分以上の前記出力比率を用いて発電異常を判定する
請求項１〜９のいずれか１項に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項１３】
前記判定ステップにおいて、前記太陽光発電システムへの日射量が不足している場合は、前記発電異常の判定を行わない
請求項１〜１２のいずれか１項に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項１４】
前記判定ステップにおいて、前記太陽光発電システムへの日射量が不足しているときに計測された前記出力比率は、前記過去所定日数分の出力比率として用いない
請求項１〜１３のいずれか１項に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項１５】
前記日射量の不足は、前記構成要素の発電量及び／又は前記システムの全発電量から判定する
請求項１３又は１４に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項１６】
複数の構成要素によって構成された太陽光発電システムの発電診断装置であって、
前記各構成要素の発電量の情報を取得する取得部と、
前記取得された各構成要素の発電量から算出された、前記太陽光発電システムの全発電量に対する前記各構成要素の出力比率を記憶する記憶部と、
診断対象となる時間帯における前記出力比率と、前記時間帯と同一時間帯における過去所定日数分の前記出力比率の少なくとも一部と、を用いて前記各構成要素の発電異常を判定する判定部と、を備える
太陽光発電システムの発電診断装置。
【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の発電診断方法及び発電診断装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
年々深刻化する化石燃料の枯渇、大気汚染、地球温暖化等の問題を改善すべく、再生可能エネルギーへの取組みが積極化している。再生可能エネルギーとは、永続的に利用することができるエネルギーの総称であり、太陽光、風力、水力、地熱、バイオマス等が含まれる。
【０００３】
再生可能エネルギーの利用形態として最も一般的なのが、太陽光発電である。太陽光発電は、光起電力効果を利用して光エネルギーを電気に変換する太陽電池を用い、太陽光のエネルギーを直接電力に変換する発電方法である。どこでも入手可能であり、かつ無尽蔵の太陽エネルギーを、二酸化炭素等の排気ガスを発生することなくクリーンに電力に変換できることから、エネルギー問題及び環境問題の有力な解決策の一つと期待されており、近年、政府等の公的機関の推進活動もあり急速な拡大を遂げている。
【０００４】
太陽光発電システムの一つに、太陽電池パネルが複数直列に接続された太陽電池ストリング（以下、単に「ストリング」ともいう。）によって構成されるシステムがある。太陽電池ストリングは通常屋外に設置されるため、紫外線や風雨等の影響によって太陽電池パネルやこれらを接続するケーブル等が劣化・損傷し、発電不良を起こすことがある。しかし、太陽光発電システムが遠隔地にある等の事情により、すぐには太陽電池ストリングを直接確認することができない場合が多く、また日射量によって発電量が大きく変動することもあり、ストリング等の発電装置に起因する発電不良を速やか、かつ正確に検出することは困難であった。
【０００５】
このような問題を解決するための技術として、太陽電池ストリングの出力を比較して乖離度を求め、かかる乖離度を基準値と比較してストリングの異常を検知するものが提案されている（特許文献１）。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００６】
【特許文献１】特開２０１２−１０４７５０号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００７】
しかしながら、上記の方法によれば、ストリング等の太陽光発電システムの構成要素同士の比較により故障を診断するため、１回の比較だけではいずれの構成要素が故障しているのかを診断することができず、全ての構成要素同士を比較した後にしか故障と考えられる構成要素を特定できないという煩雑さの問題があった。
【０００８】
また、発電量の変動が大きい各構成要素同士を比較するものであるため、診断精度が十分ではなく、診断精度を上げようとすると短時間の診断が困難になるという問題があった。
【０００９】
本発明は上記に鑑みてなされたものであり、その目的は、精度良くかつ短時間にストリング等の構成要素の発電診断が可能な太陽光発電システムの発電診断方法及び発電診断装置を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【００１０】
本発明にかかる太陽光発電システムの発電診断方法は、
コンピュータにより、複数の構成要素によって構成された太陽光発電システムの発電診断を行う方法であって、
前記コンピュータが、前記各構成要素の発電量の情報を取得するステップと、
前記取得された各構成要素の発電量から算出された、前記太陽光発電システムの全発電量に対する前記各構成要素の出力比率を記憶するステップと、
診断対象となる時間帯における前記出力比率と、前記時間帯と同一時間帯における過去所定日数分の前記出力比率の少なくとも一部と、を用いて前記各構成要素の発電異常を判定するステップと、を備えることを特徴とする。
【００１１】
また、本発明にかかる太陽光発電システムの発電診断装置は、
複数の構成要素によって構成された太陽光発電システムの発電診断装置であって、
前記各構成要素の発電量の情報を取得する取得部と、
前記取得された各構成要素の発電量から、前記太陽光発電システムの全発電量に対する前記各構成要素の出力比率を算出し記憶する記憶部と、
診断対象となる時間帯における前記出力比率と、前記時間帯と同一時間帯における過去所定日数分の前記出力比率の少なくとも一部と、を用いて前記各構成要素の発電異常を判定する判定部と、を備えることを特徴とする。
【００１２】
このような構成によれば、個々の構成要素の発電量よりも安定したシステム全体の発電量を用いて、システム全体の発電量に対する各構成要素の発電量の比率によって発電診断を行うため、個々の構成要素の発電量同士を比較する構成に比べて、精度のよい診断が可能となる。
【００１３】
また、構成要素の発電量同士を比較する構成においては１回の比較だけではいずれの構成要素が異常となっているのかを特定することが困難であるが、システム全体の発電量に対する各構成要素の出力比率を用いる上記の構成によれば、多くの場合は１回の判定により個々の構成要素が発電異常となっているかを検出することができる。
【発明の効果】
【００１４】
以上説明したように、本発明にかかる太陽光発電システムの発電診断方法及び発電診断装置によれば、精度良くかつ短時間に構成要素毎の発電診断が可能となる。
【図面の簡単な説明】
【００１５】
【図１】本発明の一実施形態にかかる発電診断装置によって発電診断が行われる太陽光発電システムを模式的に示す説明図である。
【図２】本発明の一実施形態にかかる発電診断装置の構成図である。
【図３】本発明の一実施形態にかかる発電診断装置の処理手順を示すフローチャートである。
【図４】正常な太陽光発電システムにおける出力比率の一例である。
【図５】本実施形態の発電診断が有効に適用される、発電異常を含んだ太陽光発電システムの出力比率の一例である。
【発明を実施するための形態】
【００１６】
以下、本実施形態にかかる太陽光発電システムの発電診断装置について詳細に説明する。ただし、以下の実施形態はいずれも例示であり、本発明についての限定的解釈を与えるものではない。なお、図面は本発明にかかる実施形態を説明するために作成された図であり、各構成の大きさは必ずしも正確でない場合がある。
【００１７】
図１は、本実施形態にかかる発電診断方法が適用される太陽光発電システム１を模式的に示す説明図である。太陽光発電システム１は、複数の太陽電池セル１０によって構成された太陽電池パネル１１を複数直列接続したストリング１２（１２ａ、１２ｂ、１２ｃ）と、各ストリング１２が接続されるパワーコンディショナ２０と、を備える。太陽電池セル１０で発電された直流電力は、パワーコンディショナ２０によって交流に変換され、商用系統などの電源系統３０へ供給される。
【００１８】
図１に示す太陽光発電システム１は、各ストリング１２の入力に対して昇圧機能を有するパワーコンディショナ２０を用いたマルチストリング方式（複数入力方式）と呼ばれるシステムである。
【００１９】
マルチストリング方式は、ストリング１２毎に入力電圧を制御し、一括入力方式で必要とされる接続箱や昇圧ユニットといった中間機器を使わず直接パワーコンディショナ２０に接続できるので、損失が少なく、施工も簡単になるというメリットがある。
【００２０】
これとは異なり、各ストリング１２を集約する接続箱を介してパワーコンディショナ２０に接続する一括入力方式では、各ストリング１２は必要に応じて昇圧ユニットを介して接続箱に接続される。本実施形態においては、マルチストリング方式の太陽光発電システム１を前提に説明するが、本実施形態にかかる発電診断装置は、ストリング等の構成要素毎の出力が計測されていれば、いずれのシステムに対しても適用することができる。なお、本明細書における「出力」とは、発電電力のことをいうものとし、後述する所定の条件を満たす場合は発電電流であってもよい。
【００２１】
太陽電池セル１０は、一般的に１０〜１５ｃｍほどの正方形状をしており、光起電力効果を利用し、光エネルギーを電力に変換する。
【００２２】
太陽電池パネル１１は、太陽電池セル１０が複数枚集まって構成される。一般的な太陽電池パネル１１は、表面を強化ガラスによって、また背面はバックシートと呼ばれる耐候性のある樹脂によって保護され、内部は透明な封止樹脂で満たされて外気と遮断された状態でパッケージに収められる。なお、太陽電池パネル１１は、太陽電池モジュールとも呼ばれる。
【００２３】
太陽電池ストリング１２は、太陽電池パネル１１を複数直列接続し、所望の電圧を得られるように構成される。
【００２４】
パワーコンディショナ２０は、ストリング１２の電圧を所望の値まで昇圧するＤＣ／ＤＣコンバータ２１、及び、直流電力を交流電力に変換するインバータ２２を備える。この他にも、系統３０と連繋するために必要な保護機能や後述する発電制御機能を有する。
【００２５】
本実施形態におけるパワーコンディショナ２０は、各ストリング１２ａ、１２ｂ、１２ｃの入力に対してそれぞれＤＣ／ＤＣコンバータ２１ａ、２１ｂ、２１ｃを備えるため、ストリング１２毎に太陽電池パネル１１の接続数が異なっていてもよく、設置環境によって適宜その数を調整することができる。
【００２６】
本実施形態におけるパワーコンディショナ２０のＤＣ／ＤＣコンバータ２１は、発電制御機能を有する。本実施形態にかかる太陽光発電システム１においては、ＭＰＰＴ（Ｍａｘｉｍｕｍ  Ｐｏｗｅｒ  Ｐｏｉｎｔ  Ｔｒａｃｋｉｎｇ）制御が用いられる。ＭＰＰＴ制御とは各太陽電池パネルに最大の発電量を出力させるための制御技術であり、太陽電池パネル１１の電流及び電圧が最適な値となるよう発電が制御される。マルチストリング方式においては、ストリング１２毎にＭＰＰＴ制御を行い、出力を最適化できるため、発電効率を向上させることができる。ＭＰＰＴ制御としては、例えば山登り法等の公知の技術を用いることができる。
【００２７】
各ストリング１２の発電量は、太陽電池パネル１１に入射する光エネルギーにほぼ比例するため、発電量と日射量との間には強い相関関係があり、ストリング１２の故障による発電不良の場合には、日射量に応じた発電量が得られない。そこで、日射量計を用いてストリングの故障判定を行うことも考えられるが、この場合は太陽光発電システム１が日射量計を新たに備えなければならない。
【００２８】
また、太陽電池パネル１１の近隣にある建築物や電信柱等の影響により、定期的に日光が遮られる状況も想定される。ここで、時間とともに太陽が移動するため、障害物によりもたらされる影の影響も時間帯によって変化する。そのため、正常に発電する時間帯もあれば、全く発電できない時間帯が部分的に存在することもありえ、日射量計の設置場所によっては正確な発電診断を行うことが困難な場合も起こりうる。
【００２９】
このような問題を解決すべく、本実施形態にかかる発電診断装置では、システム１の全発電量に対する各ストリング１２の出力比率を用いて発電診断を行う。
【００３０】
本実施形態にかかる発電診断装置４０は、ストリング１２等の構成要素の発電量の情報を取得する取得部４１と、取得部によって取得された各構成要素の発電量から、システム１の全発電量に対する前記各構成要素の出力比率を算出し記憶する記憶部４２と、診断対象となる時間帯における出力比率と、記憶部に記憶された同一時間帯における過去所定日数分の出力比率の少なくとも一部と、を比較して各構成要素の発電異常を判定する判定部４３と、を備える（図２参照）。発電診断装置４０は、太陽光発電システム１と電気的又は電磁気的通信手段によって接続することができる。
【００３１】
以下、本実施形態にかかる発電診断装置が行う処理手順について、以下図３に示すフローチャートを用いて説明する。
【００３２】
太陽光発電システム１は、構成要素となる各ストリング１２の発電量を計測する計測手段を備える。本実施形態にかかる発電診断装置は、まず、取得部によって、各ストリング１２の発電量の情報を取得する（ステップＳ１０）。ここでいう発電量とは直流電力のことをいうが、後述する所定の条件を満たす場合には発電量として直流電流を用いてもよい。
【００３３】
次に、各ストリング１２の発電量から、システム１の全発電量Ｐ、及び、システム１の全発電量Ｐに対する各ストリング１２の出力比率Ｃｉを算出し、これらを記憶部に記憶する（ステップＳ２０）。
【００３４】
ここで、システム１の全発電量Ｐは下記の式１によって計算される。
［式１］
Ｐ  ＝  Ｐ１  +  Ｐ２  +  ・・・  +  Ｐｎ
ｎ：ストリング数
Ｐ：システムの全発電量（直流電力）
【００３５】
また、各ストリング１２の出力比率Ｃｉは、下記の式２によって計算される。なお、下式はマルチストリング方式の太陽光発電システム１を前提とした場合の計算式である。
［式２］
Ｃｉ  =  Ｐｉ  ／  Ｐ  
Ｐｉ：ｉ番目のストリングの発電量（直流電力）
Ｃｉ：システムの全発電量に対するｉ番目のストリングの出力比率
【００３６】
なお、上記の式１及び式２において、システム１の全発電量Ｐ及び各ストリング１２の発電量Ｐｉとして発電電力を用いているが、電圧条件が略同等の場合には発電電流を用いてもよい。
【００３７】
ステップＳ１０及びＳ２０における各ストリング１２の発電量Ｐｉの取得、及び、各ストリング１２毎の出力比率Ｃｉの算出は、一定期間毎に行うことが好ましく、特に１分〜数時間毎に行うことが好ましい。なお、各ストリング１２の発電量Ｐｉの取得が短い周期において行われる場合等は、一定時間毎のＰｉの積算値や平均値を用いて各ストリング１２毎の出力比率Ｃｉを算出するようにしてもよく、このようにすることでデータ処理負荷を低減することができる。
【００３８】
ステップＳ２０において算出された各ストリング１２毎の出力比率Ｃｉは、過去所定日数分について、発電診断を行う時間帯（以下、診断時間帯と呼ぶ）毎に分類して記憶部に記憶されるか、或いは、計測時の時間情報とともに記憶部に記憶され、後に診断時間帯毎に分類してデータ処理できるようにしておく。また、各ストリング１２毎の出力比率Ｃｉを記憶する代わりに、各ストリング１２の発電量Ｐｉを記憶しておき、必要がある都度に各ストリング１２毎の出力比率Ｃｉを算出するようにしてもよい。
【００３９】
なお、上記式１及び式２の計算式においては、ストリング１２をシステム１における構成要素として説明したが、例えばパワーコンディショナが複数ある太陽光発電システムにおいては、構成要素をパワーコンディショナとすることもできる。この場合、上述のＰｉを各パワーコンディショナの出力とし、Ｐを複数のパワーコンディショナによって構成されたシステム全体の出力に置き換えることにより、パワーコンディショナ単位での発電診断を行うことが可能となる。さらには、同じ地域に複数の発電所が立地しているような場合には、個々の発電所全体を構成要素とみなしてもよい。例えば、太陽光発電システムを備えた住宅が集まったエコタウン等であれば、個々の住戸を構成要素として本発明を適用すれば、発電に異常の発生した住戸を速やかに特定し、その住戸の太陽光発電システムの点検やメンテナンスを実施することができる。
【００４０】
また、構成要素は、ストリング、ストリングを複数並列に接続したアレイ、パワーコンディショナ等のいずれにも設定することができ、ストリングを構成するサブストリング単位の発電量が計測できる場合は、サブストリングを構成要素とし、これらが接続されたストリングをシステムととらえて、本実施形態にかかる発電診断装置を適用することもできる。
【００４１】
このように、各構成要素の発電量が計測できる限りにおいては、システム、及び、システムを構成する構成要素をどのように設定しても、本実施形態に係る発電診断装置を適用することができる。
【００４２】
なお、ストリング１２等の構成要素は必ずしも隣接して設置されている必要はなく、日射量条件が略同等である限りにおいては離隔して設置されていてもよい。
【００４３】
次に、所定の診断時間帯における過去所定日数分の出力比率Ｃｉから標準偏差を算出する（ステップＳ３０）。発電診断は所定の幅の時間単位（１分〜数時間）毎に行う。太陽光発電の診断であるので、診断対象となる時間帯が日中であることは自明であるが、例えば１０分単位で診断を行う場合は、９：１０〜９：２０、９：２０〜９：３０、９：３０〜９：４０、…、というような診断時間帯毎に発電診断が行われる。
【００４４】
発電診断を行う時間単位は、短かすぎると計算負荷が大きくなる。また、ノイズ（データのばらつき）による誤判定が生じやすくなるため、正常範囲とする偏差値Ｔｉの幅を広げて判定を緩くする等の対策が必要となる。一方、発電診断を行う時間単位が長すぎると、検出すべき発電異常に起因する出力の低下等がわずかであった場合に、その情報が希釈されてしまい、故障等がある程度進行するまで異常を検出できない等の弊害が発生する。特に、本実施形態におけるパワーコンディショナ２０のＤＣ／ＤＣコンバータ２１はＭＰＰＴ制御機能を有するが、同機能が故障すると、初期段階においては出力の急降下と回復が散見され、その後徐々に出力が低下し続けるという傾向がある。そのため、発電診断を行う時間単位が長すぎると、ＭＰＰＴ制御機能の故障初期を検出できず、異常検知が遅れることになる。このような理由から、発電診断を行う時間単位は３分〜３０分が好ましく、５分〜２０分がより好ましい。これにより、発電異常を正確かつ短時間に検出することが可能となる。
【００４５】
一例として、ひとつのパワーコンディショナ２０に３系統のストリング１２が接続され、ストリング１２毎にＭＰＰＴ制御が行われているマルチストリング方式の太陽光発電システムにおいて、システムが正常な時に観察されるストリング出力比率の変化を図４に、また、同じシステムにおいて、２系統目のストリング１２のＭＰＰＴ制御に異常が発生し、その異常初期に観察されるストリング出力比率の変化を図５に示す。
【００４６】
図４、図５の出力比率は本発明のＣｉに相当する。システムが正常な状況においては、各ストリングの出力比率は図４に示すように概ね安定しているが、ＭＰＰＴ制御に異常が発生した場合には、その初期の異常は、図５のように、出力の急降下と回復が短時間、かつ低い頻度で繰り返される。本発明による発電診断は、図４に示すような正常時の出力比率と、図５に示すような異常時の出力比率との差異を検出してなされるが、発電診断を行う時間単位を数時間よりも長く設定した場合には、図５に示すようなわずかな出力低下は全体から見れば誤差となってしまうため、検出することが困難となる。そのような設定では、本異常が検出されるのは、異常が最初に発生してから数日〜数週間経過し、出力降下が常態化するようになってからとなるため、このような異常の発生初期に、速やかにその異常を検出するには、発電診断を行う時間単位を数時間よりも短く設定する必要がある。
【００４７】
また、ステップＳ３０における過去データの範囲設定について説明する。本実施形態にかかる発電診断装置は、診断時間帯毎の各構成要素の出力比率Ｃｉを過去データと比較して発電の正常／異常を判断するものであり、すなわち、同一診断時間帯における過去からの出力比率Ｃｉの不連続な変化を検出して発電診断を行う。ここで、過去データとして比較する範囲は、季節の変化を考慮して設定する必要があり、目安としては前日までの１日〜９０日分である。
【００４８】
上記にいう季節の変化とは、季節の推移に応じて太陽の高さが変化することを考慮するものである。太陽の高さが変化すると、障害物と太陽電池パネル１１の位置関係によっては影が影響する時間帯が変化する場合が起こり得る。また、太陽電池パネル１１の表面は完全な平面ではなくたわみ等があることもあり得るため、太陽の高さの変化に伴う日射角度の変化により各ストリング１２の出力比率Ｃｉに影響が出る場合も考え得る。
【００４９】
よって、季節の変化の影響を小さくするという観点からは、過去データとして使用する期間は短い方が好ましい。一方、この期間が短すぎると、過去データとして用いるデータ数が少なくなり、後述する標準偏差σｉの信頼性が低下してしまう。そのため、過去データとして比較する範囲は、例えば、前日までの３日〜６０日分程度であることが好ましく、さらには前日までの７日〜３０日分であることがより好ましい。なお、診断に用いる過去データは必ずしも前日分の計測値を含む必要はなく、また、この期間内のデータのうちの信頼性の高いものだけを抽出して用いるようにしてもよい。
【００５０】
次に、ステップＳ３０における標準偏差σｉの算出について説明する。診断時間帯毎に、各ストリング１２の出力比率Ｃｉの過去データから標準偏差σｉを算出する。例えば、出力比率Ｃｉの算出を１分毎に行い、過去３０日分のデータを用いて、１０分単位（例えば、９：３０〜９：４０の時間帯）で発電診断を行う場合、かかる診断時間帯における過去データの数は、１分毎のＣｉ値×１０分×３０日＝３００レコードとなり、それをもとに標準偏差σｉを算出すればよい。
【００５１】
次に、ステップＳ３０にて求めた標準偏差σｉを用いて、現在の出力比率Ｃｉの実測値から偏差値Ｔｉを算出する（ステップＳ４０）。偏差値Ｔｉの算出においては、現在の出力比率Ｃｉの実測値として、当該診断時間帯における出力比率Ｃｉの代表値を用いる。代表値としては、当該診断時間帯に計測された複数の出力比率Ｃｉの平均値を用いることができるほか、中央値等を用いてもよい。
【００５２】
次に、判定部によって、ステップＳ４０で求められた偏差値Ｔを用いて各ストリング１２の発電診断を行う（ステップＳ５０）。偏差値Ｔｉの正常範囲（上限及び／又は下限）をあらかじめ設定しておき、ステップＳ４０で算出された偏差値Ｔｉがその範囲に収まれば、その診断時間帯の発電は「正常」と判定し（ステップＳ５１）、外れれば「異常」と判定する（ステップＳ５２）。
【００５３】
上記の偏差値Ｔｉの正常範囲は、過去の統計やシミュレーション等に基づき適宜設定することができ、また、診断時間帯によって変えるようにしてもよい。例えば、日の出後と日没前は日射量が安定せず変動しやすいため、それらの診断時間帯の正常範囲を広げておけば、日射量の変動がもたらす出力比率Ｃｉのノイズによって異常と判定されてしまう恐れを抑制できる。同様に、太陽が正中する診断時間帯における正常範囲は、他の診断時間帯における正常範囲に比べて、狭く設定してもよい。さらには、診断時間帯毎の太陽の角度に従って正常範囲を連続的に変化させるように設定してもよい。このようにすることで、時間帯毎に最適な診断精度を保ちながら連続的に発電診断を行うことができる。
【００５４】
本実施形態における発電診断装置は、システム１の全発電量Ｐに対する各ストリング１２の出力比率Ｃｉを用いて判定を行う。最も想定される故障モードとして、一つのストリングの出力が低下する場合が考えられるが、この場合は、かかるストリングの出力比率が低下するとともに、その他のストリングの出力比率は相対的にわずかに上昇する。したがって、「異常」と判定されるストリングの多くは、偏差値Ｔｉが前述の正常範囲の下限を下回ったストリングである。
【００５５】
ただし、偏差値Ｔｉが正常範囲の上限を上回る可能性もありうるため、上限も設定しておくことが望ましい。このような状況として、例えば積雪等の場合において、システム１を構成するストリング１２の大部分が障害物に覆われ、残り一部のストリング１２のみが正常に発電することが考えられる。この場合は、システム１全体の発電量が大きく低下するため、正常に発電するストリング１２の出力比率が上昇することによって偏差値Ｔｉが正常範囲の上限を上回り、異常が判明するということもあり得る。
【００５６】
なお、上記において、本日の当該診断時間帯の出力比率Ｃｉの代表値（平均値）を求め、これから偏差値Ｔｉを求める診断方法について説明したが、出力比率Ｃｉの値が更新されるたびに最新の計測値から偏差値Ｔｉを求め発電診断を行うようにしてもよい。このようにすることで、計測負荷は増加するものの、リアルタイムに発電診断を行うことが可能となり、より早期に発電異常を検出することができる。この場合、計測ノイズによる誤判定のおそれを低減するため、正常範囲外の偏差値Ｔｉが所定回数連続した場合や、一定時間内に正常範囲外の偏差値Ｔｉが所定回数以上計測された場合等にのみ異常判定をするようにしてもよい。
【００５７】
なお、判定部における発電診断の結果、「異常」と判定された場合（ステップＳ５２）には、その計測値を異常値として、今後の標準偏差の算出に用いないようにしてもよい。このようにすることで、発電正常時の過去データのみを用いて標準偏差を算出することができ、診断精度を向上させることができるほか、前述の積雪等が異常原因の場合は、雪解け等、異常原因が解消された際に、その正常復帰をより正確に判定することができる。
【００５８】
次に、個別の太陽光発電システム１の事情に応じた発電診断の制限について説明する。上述のごとく、太陽光発電システム１は、ある一定の時間帯に毎日、周囲から影響を受けるという個別事情が存在する場合があり、典型的な例としては、周囲の建築物や電信柱等の影の影響が考えられる。本実施形態にかかる発電診断装置は、これらの定期的な障害物の影響があっても正確かつ短時間での発電診断を可能にするものであるが、これら以外の診断精度に悪影響を及ぼす障害が想定されるシステム１においては、あらかじめ設定した任意の時間帯（例えば、１０：００〜１１：００等）にのみ発電診断を行うようにしたり、あるいはあらかじめ設定した任意の時間帯には発電診断を行わないようにしてもよい。また、影響が予想される時間帯においては、上記偏差値Ｔｉの正常範囲を緩く設定し、誤診断をしない程度において連続的な発電診断が可能となるようにすることもできる。
【００５９】
このような判定除外の時間帯は、例えば、取得された出力比率Ｃｉのデータが不連続となる時間帯を公知の数値解析技術を用いて統計的に求め、この時間帯を発電診断の対象時間帯から除外するようにしてもよい。なお、夜間は発電診断に適さないことは自明であるが、日の出や日没に近い時間帯は日射量が安定しないため、個別事情がなくとも日射量が安定する時間帯、例えば１０：００〜１５：００の間にのみ発電診断を行うようにし、診断精度を高めることもできる。
【００６０】
また、明らかな日射不足の場合には発電診断を保留するようにしてもよい。日射不足の条件下では発電量が低下しかつ安定しないので、そのような状況下にて発電診断を行うことは診断精度に影響を及ぼすからである。太陽光発電システム１が日射量計等を用いて日射量を測定している場合には、日射量が所定値以下の場合には発電診断を行わないようにしてもよく、このようにすることで診断精度が確保できない状況での診断を回避することができるとともに、不要な診断を行わなくてすむため処理負荷を低減することができる。また、日射量が不足しているときに計測された出力比率Ｃｉは過去データとして用いないようにしてもよく、このようにすることで過去データから算出される標準偏差σｉの信頼性を向上することができ、診断精度の向上させることができる。
【００６１】
太陽光発電システム１が日射量を測定していない場合には、当該システム１の発電量Ｐ及び／又は各構成要素の発電量Ｐｉを日射量に代わる指標として用いることができ、所定値以上の発電量が観察される場合に日射量が所定値以上であると判断してもよい。
【００６２】
なお、上記におけるシステム１の全発電量Ｐ、各ストリング１２の出力比率Ｃｉ、過去の出力比率Ｃｉから求められる標準偏差σｉ、及び、標準偏差σｉに基づく偏差値Ｔｉは、本実施形態にかかる発電診断装置のいずれの構成によって算出されてもよく、また、かかる発電診断装置以外の演算手段に算出させるようにしてもよい。
【００６３】
また、上記の実施形態においては各構成要素毎の出力比率Ｃｉをすべて保存する構成として説明したが、記録するデータ量を削減するため、発電診断の時間単位となる診断時間帯毎の出力比率Ｃｉの代表値を算出し、この代表値のみを記憶するようにしてもよい。
【００６４】
代表値としては、診断時間帯内に計測された出力比率Ｃｉの平均値を用いることができる。平均値の求め方としては、相加平均（単純平均）を用いることができ、他の値から極端に異なる値は異常値（外れ値）として平均の算出の際に用いないようにしてもよい。さらには、診断時間帯の中央で計測された値ほど重みを大きくした加重平均を用いて平均値を求めてもよく、平均値の代わりに中央値を用いることもできる。そして、このようにして求められた診断時間帯毎の出力比率Ｃｉの代表値を順次記憶する。
【００６５】
このような構成においては、標準偏差σｉは、診断時間帯毎に記憶された各構成要素の出力比率Ｃｉの代表値を用いて算出する。よって、先に説明した出力比率Ｃｉのすべてを記録する構成よりも記録すべきデータ数が少なくなり、また、標準偏差σｉを算出する際の過去データの数も減らすことができるため、計測負荷を低減することができる。
【００６６】
また、上述の実施形態においては、過去データから標準偏差σｉを求め、かかる標準偏差σｉを用いて現在の出力比率Ｃｉの偏差値Ｔｉを求めて、これを発電診断に用いたが、これ以外にもＦ検定やＴ検定、カイ二乗検定等の数学的統計手法を用いて判定を行ってもよい。
【００６７】
以上説明したように、本実施形態にかかる太陽光発電システムの発電診断装置によれば、システムの全発電量に対する各構成要素の出力比率を用いて診断を行うため、精度の高い発電診断を行うことができ、また、各構成要素の出力比率の実測値を過去データと比較して診断を行うため、発電異常が発生してから短時間で異常を検出することができる。
【符号の説明】
【００６８】
１  太陽光発電システム
１０  太陽電池セル
１１  太陽電池パネル
１２ａ、１２ｂ、１２ｃ  太陽電池ストリング
２０  パワーコンディショナ
２１ａ、２１ｂ、２１ｃ  ＤＣ／ＤＣコンバータ
２２  インバータ
３０  電源系統
４０  発電診断装置
４１  取得部
４２  記憶部
４３  判定部
【図１】
2017184472.tif 000003
【図２】
2017184472.tif 000004
【図３】
2017184472.tif 000005
【図４】
2017184472.tif 000006
【図５】
2017184472.tif 000007
【手続補正書】
【提出日】平成28年9月21日(2016.9.21)
【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】
コンピュータにより、複数の構成要素によって構成された太陽光発電システムの発電診断を行う方法であって、
前記コンピュータが、前記各構成要素の発電量の情報を取得するステップと、
前記取得された各構成要素の発電量から算出された、前記太陽光発電システムの全発電
量に対する前記各構成要素のそれぞれに対して各出力比率を記憶するステップと、
診断対象となる時間帯における前記各出力比率と、前記時間帯と同一時間帯における直近の過去所定日数分の前記各出力比率の少なくとも一部と、を用いて前記各構成要素の各出力比率に対する各正常範囲を算出するステップと、
前記各正常範囲と前記各出力比率とを比較し発電異常を判定するステップと、を備える
太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項２】
前記構成要素は、ストリング、アレイ、パワーコンディショナのいずれかである
請求項１に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項３】
前記判定ステップは、前記過去所定日数分の前記各出力比率の少なくとも一部から求められた標準偏差を用いて、前記診断対象となる時間帯における前記各出力比率の各偏差値を求め、
前記各偏差値が所定の各正常範囲外にあれば前記構成要素の発電異常を判定する
請求項１又は２に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項４】
前記各正常範囲は前記時間帯毎に異なるように設定されている
請求項３に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項５】
日の出直後及び／又は日没直前の時間帯における前記各正常範囲は、これら以外の前記各正常範囲に比べて、広く設定されている
請求項４に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項６】
太陽が正中する前記時間帯における前記各正常範囲は、これ以外の前記各正常範囲に比べて、狭く設定されている
請求項４に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項７】
前記時間帯の長さは、１分〜２時間である
請求項１〜６のいずれか１項に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項８】
前記時間帯の長さは、３分〜３０分である
請求項１〜６のいずれか１項に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項９】
前記時間帯の長さは、５分〜２０分である
請求項１〜６のいずれか１項に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項１０】
前記判定ステップにおいて、過去９０日分の前記出力比率のうち、少なくとも１日分以上の前記各出力比率を用いて発電異常を判定する
請求項１〜９のいずれか１項に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項１１】
前記判定ステップにおいて、過去６０日分の前記各出力比率のうち、少なくとも３日分以上の前記出力比率を用いて発電異常を判定する
請求項１〜９のいずれか１項に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項１２】
前記判定ステップにおいて、過去３０日分の前記各出力比率のうち、少なくとも７日分以上の前記各出力比率を用いて発電異常を判定する
請求項１〜９のいずれか１項に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項１３】
前記判定ステップにおいて、前記太陽光発電システムへの日射量が不足している場合は、前記発電異常の判定を行わない
請求項１〜１２のいずれか１項に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項１４】
前記判定ステップにおいて、前記太陽光発電システムへの日射量が不足しているときに計測された前記各出力比率は、前記過去所定日数分の出力比率として用いない
請求項１〜１３のいずれか１項に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項１５】
前記日射量の不足は、前記構成要素の発電量及び／又は前記システムの全発電量から判定する
請求項１３又は１４に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項１６】
複数の構成要素によって構成された太陽光発電システムの発電診断装置であって、
前記各構成要素の発電量の情報を取得する取得部と、
前記取得された各構成要素の発電量から算出された、前記太陽光発電システムの全発電量に対する前記各構成要素のそれぞれに対して各出力比率を記憶する記憶部と、
診断対象となる時間帯における前記各出力比率と、前記時間帯と同一時間帯における直近の過去所定日数分の前記各出力比率の少なくとも一部と、を用いて前記各構成要素の各出力比率に対する各正常範囲を算出し、前記各正常範囲と前記各出力比率とを比較し発電異常を判定する判定部と、を備える
太陽光発電システムの発電診断装置。
【手続補正２】
【補正対象書類名】明細書
【補正対象項目名】００１０
【補正方法】変更
【補正の内容】
【００１０】
本発明にかかる太陽光発電システムの発電診断方法は、
コンピュータにより、複数の構成要素によって構成された太陽光発電システムの発電診断を行う方法であって、
前記コンピュータが、前記各構成要素の発電量の情報を取得するステップと、
前記取得された各構成要素の発電量から算出された、前記太陽光発電システムの全発電
量に対する前記各構成要素のそれぞれに対して各出力比率を記憶するステップと、
診断対象となる時間帯における前記各出力比率と、前記時間帯と同一時間帯における直近の過去所定日数分の前記各出力比率の少なくとも一部と、を用いて前記各構成要素の各出力比率に対する各正常範囲を算出するステップと、
前記各正常範囲と前記各出力比率とを比較し発電異常を判定するステップと、を備えることを特徴とする。
【手続補正３】
【補正対象書類名】明細書
【補正対象項目名】００１１
【補正方法】変更
【補正の内容】
【００１１】
また、本発明にかかる太陽光発電システムの発電診断装置は、
複数の構成要素によって構成された太陽光発電システムの発電診断装置であって、
前記各構成要素の発電量の情報を取得する取得部と、
前記取得された各構成要素の発電量から算出された、前記太陽光発電システムの全発電量に対する前記各構成要素のそれぞれに対して各出力比率を記憶する記憶部と、
診断対象となる時間帯における前記各出力比率と、前記時間帯と同一時間帯における直近の過去所定日数分の前記各出力比率の少なくとも一部と、を用いて前記各構成要素の各出力比率に対する各正常範囲を算出し、前記各正常範囲と前記各出力比率とを比較し発電異常を判定する判定部と、を備えることを特徴とする。
【手続補正書】
【提出日】平成28年11月22日(2016.11.22)
【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】
コンピュータにより、複数の構成要素によって構成された太陽光発電システムの発電診断を行う方法であって、
前記コンピュータが、前記各構成要素の発電量の情報を取得するステップと、
前記取得された各構成要素の発電量から算出された、前記太陽光発電システムの全発電
量に対する前記各構成要素のそれぞれに対して各出力比率を記憶するステップと、
診断対象となる時間帯と同一時間帯における直近の過去所定日数分の前記各出力比率の少なくとも一部を用いて前記各構成要素の各出力比率に対する各正常範囲を算出するステップと、
前記各正常範囲と前記各出力比率とを比較し発電異常を判定するステップと、を備える
太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項２】
前記構成要素は、ストリング、アレイ、パワーコンディショナのいずれかである
請求項１に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項３】
前記判定ステップは、前記過去所定日数分の前記各出力比率の少なくとも一部から求められた標準偏差を用いて、前記診断対象となる時間帯における前記各出力比率の各偏差値を求め、
前記各偏差値が所定の各正常範囲外にあれば前記構成要素の発電異常を判定する
請求項１又は２に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項４】
前記各正常範囲は前記時間帯毎に異なるように設定されている
請求項３に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項５】
日の出直後及び／又は日没直前の時間帯における前記各正常範囲は、これら以外の前記各正常範囲に比べて、広く設定されている
請求項４に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項６】
太陽が正中する前記時間帯における前記各正常範囲は、これ以外の前記各正常範囲に比べて、狭く設定されている
請求項４に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項７】
前記時間帯の長さは、１分〜２時間である
請求項１〜６のいずれか１項に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項８】
前記時間帯の長さは、３分〜３０分である
請求項１〜６のいずれか１項に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項９】
前記時間帯の長さは、５分〜２０分である
請求項１〜６のいずれか１項に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項１０】
前記判定ステップにおいて、過去９０日分の前記出力比率のうち、少なくとも１日分以上の前記各出力比率を用いて発電異常を判定する
請求項１〜９のいずれか１項に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項１１】
前記判定ステップにおいて、過去６０日分の前記各出力比率のうち、少なくとも３日分以上の前記出力比率を用いて発電異常を判定する
請求項１〜９のいずれか１項に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項１２】
前記判定ステップにおいて、過去３０日分の前記各出力比率のうち、少なくとも７日分以上の前記各出力比率を用いて発電異常を判定する
請求項１〜９のいずれか１項に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項１３】
前記判定ステップにおいて、前記太陽光発電システムへの日射量が不足している場合は、前記発電異常の判定を行わない
請求項１〜１２のいずれか１項に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項１４】
前記判定ステップにおいて、前記太陽光発電システムへの日射量が不足しているときに計測された前記各出力比率は、前記過去所定日数分の出力比率として用いない
請求項１〜１３のいずれか１項に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項１５】
前記日射量の不足は、前記構成要素の発電量及び／又は前記システムの全発電量から判定する
請求項１３又は１４に記載の太陽光発電システムの発電診断方法。
【請求項１６】
複数の構成要素によって構成された太陽光発電システムの発電診断装置であって、
前記各構成要素の発電量の情報を取得する取得部と、
前記取得された各構成要素の発電量から算出された、前記太陽光発電システムの全発電量に対する前記各構成要素のそれぞれに対して各出力比率を記憶する記憶部と、
診断対象となる時間帯と同一時間帯における直近の過去所定日数分の前記各出力比率の少なくとも一部を用いて前記各構成要素の各出力比率に対する各正常範囲を算出し、前記各正常範囲と前記各出力比率とを比較し発電異常を判定する判定部と、を備える
太陽光発電システムの発電診断装置。
【手続補正２】
【補正対象書類名】明細書
【補正対象項目名】００１０
【補正方法】変更
【補正の内容】
【００１０】
本発明にかかる太陽光発電システムの発電診断方法は、
コンピュータにより、複数の構成要素によって構成された太陽光発電システムの発電診断を行う方法であって、
前記コンピュータが、前記各構成要素の発電量の情報を取得するステップと、
前記取得された各構成要素の発電量から算出された、前記太陽光発電システムの全発電
量に対する前記各構成要素のそれぞれに対して各出力比率を記憶するステップと、
診断対象となる時間帯と同一時間帯における直近の過去所定日数分の前記各出力比率の少なくとも一部を用いて前記各構成要素の各出力比率に対する各正常範囲を算出するステップと、
前記各正常範囲と前記各出力比率とを比較し発電異常を判定するステップと、を備えることを特徴とする。
【手続補正３】
【補正対象書類名】明細書
【補正対象項目名】００１１
【補正方法】変更
【補正の内容】
【００１１】
また、本発明にかかる太陽光発電システムの発電診断装置は、
複数の構成要素によって構成された太陽光発電システムの発電診断装置であって、
前記各構成要素の発電量の情報を取得する取得部と、
前記取得された各構成要素の発電量から算出された、前記太陽光発電システムの全発電量に対する前記各構成要素のそれぞれに対して各出力比率を記憶する記憶部と、
診断対象となる時間帯と同一時間帯における直近の過去所定日数分の前記各出力比率の少なくとも一部を用いて前記各構成要素の各出力比率に対する各正常範囲を算出し、前記各正常範囲と前記各出力比率とを比較し発電異常を判定する判定部と、を備えることを特徴とする。