(57)【要約】【解決手段】  太陽電池から出力される電気諸量を示す諸量情報を取得する取得部と、前記電気諸量に関する値が所定の値に対して所定の傾向を示すか否かを判定する第１判定部と、前記所定の傾向となる時間または前記所定の傾向を示す時点を算出する算出部と、前記第１判定部の判定結果と、前記算出部の算出結果と、所定の閾値と、に基づいて、前記太陽電池の状態を判定する第２判定部と、を備える。本発明によれば、太陽電池が故障しているか否かを簡易な構成で判定できる。【選択図】  図１
2019163562.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
太陽電池から出力される電気諸量を示す諸量情報を取得する取得部と、
前記電気諸量に関する値が所定の値に対して所定の傾向を示すか否かを判定する第１判
定部と、
前記所定の傾向となる時間または前記所定の傾向を示す時点を算出する算出部と、
前記第１判定部の判定結果と、前記算出部の算出結果と、所定の閾値と、に基づいて、
前記太陽電池の状態を判定する第２判定部と、
を備えることを特徴とする太陽光発電故障判定装置。
【請求項２】
前記算出部は、
複数の前記太陽電池のそれぞれから出力される電気諸量の平均を示す平均電気諸量を
算出し、
前記複数の太陽電池のうち所定の前記太陽電池から出力される電気諸量の、前記平均
電気諸量に対する割合を示す諸量変化率を算出し、
前記所定の傾向は、前記太陽電池が正常に電気諸量を出力できていないことを示し、
前記第１判定部は、前記諸量変化率と、前記所定の閾値と、の大小関係に基づいて、前
記所定の傾向を示すか否かを判定する
ことを特徴とする請求項１に記載の太陽光発電故障判定装置。
【請求項３】
前記電気諸量は、電圧を示す第１諸量を含み、
前記諸量変化率は、前記第１諸量に対応する電圧変化率を含み、
前記所定の傾向は、前記太陽電池が正常に電気諸量を出力できていないことを示し、
前記第１判定部は、前記電圧変化率と前記所定の閾値との大小関係に基づいて、前記所
定の傾向を示すか否かを判定し、
前記算出部は、前記第１判定部で判定される前記所定の傾向となる第１時間の、所定の
期間に対する割合を示す第１時間割合を算出し、
前記第２判定部は、前記第１時間割合が第１閾値以上と判定した場合、前記太陽電池が
故障状態であると判定する
ことを特徴とする請求項２に記載の太陽光発電故障判定装置。
【請求項４】
前記電気諸量は、電圧を示す第１諸量と、電流を示す第２諸量と、を含み、
前記諸量変化率は、前記第１諸量に対応する電圧変化率と、前記第２諸量に対応する電
流変化率と、を含み、
前記所定の傾向は、前記太陽電池が正常に電気諸量を出力できていないことを示し、
前記第１判定部は、前記電圧変化率または前記電流変化率のうち少なくとも一方と前記
所定の閾値との大小関係に基づいて、前記所定の傾向を示すか否かを判定し、
前記算出部は、
前記第１判定部において前記電圧変化率と前記所定の閾値との大小関係に基づいて判
定される前記所定の傾向となる第１時間の、所定の期間に対する割合を示す第１時間割合
を算出し、
前記第１判定部において前記電流変化率と前記所定の閾値との大小関係に基づいて判
定される前記所定の傾向となる第２時間の所定の期間に対する割合を示す第２時間割合を
算出し、
前記第２判定部は、前記第１時間割合が第１閾値よりも小さいと判定した場合に、前記
第２時間割合が第２閾値以上であると判定した場合、前記太陽電池が発電低下状態である
と判定する
ことを特徴とする請求項２または請求項３に記載の太陽光発電故障判定装置。
【請求項５】
前記第２判定部は、前記第１時間割合が前記第１閾値以上と判定した場合に、該判定し
た時点よりも前の所定の時点において、前記第２時間割合が前記第２閾値以上であると判
定している場合、前記太陽電池が発電低下状態であると判定する
ことを特徴とする請求項４に記載の太陽光発電故障判定装置。
【請求項６】
前記電気諸量は、電圧を示す第１諸量と、電流を示す第２諸量と、を含み、
前記諸量変化率は、前記第１諸量に対応する電圧変化率と、前記第２諸量に対応する電
流変化率と、を含み、
前記所定の傾向は、前記太陽電池が正常に電気諸量を出力できていないことを示し、
前記第１判定部は、前記電圧変化率または前記電流変化率のうち少なくとも一方と前記
所定の閾値との大小関係に基づいて、前記所定の傾向を示すか否かを判定し、
前記算出部は、
前記第１判定部において前記電圧変化率と前記所定の閾値との大小関係に基づいて判
定される前記所定の傾向となる第１時間の、前記所定の期間に対する割合を示す第１時間
割合を算出し、
前記第１判定部において前記電流変化率と前記所定の閾値との大小関係に基づいて判
定される前記所定の傾向となる第２時間の前記所定の期間に対する割合を示す第２時間割
合を算出し、
前記第２判定部は、前記第２時間割合が第２閾値よりも小さいと判定した場合に、前記
第２時間割合が、前記第２閾値以下で、前記第２閾値よりも小さい第３閾値以上である、
と判定した場合、前記太陽電池に影がかかっていると判定する
ことを特徴とする請求項２乃至請求項５のいずれか一項に記載の太陽光発電故障判定装
置。
【請求項７】
前記電気諸量は、電圧を示す第１諸量を含み、
前記所定の傾向は、前記太陽電池が正常に電気諸量を出力できていないことを示し、
前記第１判定部は、前記第１諸量と前記所定の閾値との大小関係に基づいて、前記所定
の傾向を示すか否かを判定し、
前記算出部は、前記第１判定部で判定された前記所定の傾向となる第３時間の、所定の
期間に対する割合を示す第３時間割合を算出し、
前記第２判定部は、前記第３時間割合が第４閾値以上と判定した場合、前記太陽電池が
故障状態であると判定する
ことを特徴とする請求項１に記載の太陽光発電故障判定装置。
【請求項８】
前記電気諸量は、電圧を示す第１諸量と、電流を示す第２諸量と、を含み、
前記所定の傾向は、前記太陽電池が正常に電気諸量を出力できていないことを示し、
前記第１判定部は、前記第１諸量または前記第２諸量のうち少なくとも一方と前記所定
の閾値との大小関係に基づいて、前記所定の傾向を示すか否かを判定し、
前記算出部は、
前記第１判定部において前記第１諸量と前記所定の閾値との大小関係に基づいて判定
される前記所定の傾向となる第３時間の、所定の期間に対する割合を示す第３時間割合を
算出し、
前記第１判定部において前記第２諸量と前記所定の閾値との大小関係に基づいて判定
される前記所定の傾向となる第４時間の、所定の期間に対する割合を示す第４時間割合を
算出し、
前記第２判定部は、前記第３時間割合が第４閾値よりも小さいと判定した場合に、前記
第４時間割合が第５閾値以上であると判定した場合、前記太陽電池が発電低下状態である
と判定する
ことを特徴とする請求項７に記載の太陽光発電故障判定装置。
【請求項９】
前記電気諸量は、電圧を示す第１諸量と、電流を示す第２諸量と、を含み、
前記所定の傾向は、前記太陽電池が正常に電気諸量を出力できていないことを示し、
前記第１判定部は、前記第１諸量または前記第２諸量のうち少なくとも一方と前記所定
の閾値との大小関係に基づいて、前記所定の傾向を示すか否かを判定し、
前記算出部は、
前記第１判定部において前記第１諸量と前記所定の値との大小関係に基づいて判定さ
れる前記所定の傾向となる第３時間の、所定の期間に対する割合を示す第３時間割合を算
出し、
前記第１判定部において前記第２諸量と前記所定の値との大小関係に基づいて判定さ
れる前記所定の傾向となる第４時間の、前記所定の期間に対する割合を示す第４時間割合
を算出し、
前記第２判定部は、前記第４時間割合が第５閾値よりも小さいと判定した場合に、前記
第４時間割合が、前記第５閾値以下で、前記第５閾値よりも小さい第６閾値以上である、
と判定した場合、前記太陽電池に影がかかっていると判定する
ことを特徴とする請求項７または請求項８に記載の太陽光発電故障判定装置。
【請求項１０】
前記第１判定部および前記第２判定部は、日没から日の出までの時間に判定を行う
ことを特徴とする請求項１乃至請求項８の何れか一項に記載の太陽光発電故障判定装置
。
【請求項１１】
コンピュータが、
太陽電池から出力される電気諸量を示す諸量情報を取得する取得ステップと、
前記電気諸量に関する値が所定の値に対して所定の傾向を示すか否かを判定する第１判
定ステップと、
前記所定の傾向となる時間または前記所定の傾向を示す時点を算出する算出ステップと
、
前記第１判定ステップにおける判定結果と、前記算出ステップにおける算出結果と、所
定の閾値と、に基づいて、前記太陽電池の状態を判定する第２判定ステップと、
を実現する太陽光発電故障判定方法
【請求項１２】
コンピュータに、
太陽電池から出力される電気諸量を示す諸量情報を取得する取得機能と、
前記電気諸量に関する値が所定の値に対して所定の傾向を示すか否かを判定する第１判
定機能と、
前記所定の傾向となる時間または前記所定の傾向を示す時点を算出する算出機能と、
前記第１判定機能における判定結果と、前記算出機能における算出結果と、所定の閾値
と、に基づいて、前記太陽電池の状態を判定する第２判定機能と、
を実現させるためのプログラム。
【請求項１３】
コンピュータに、
太陽電池から出力される電気諸量を示す諸量情報を取得する取得機能と、
前記電気諸量に関する値が所定の値に対して所定の傾向を示すか否かを判定する第１判
定機能と、
前記所定の傾向となる時間または前記所定の傾向を示す時点を算出する算出機能と、
前記第１判定機能における判定結果と、前記算出機能における算出結果と、所定の閾値
と、に基づいて、前記太陽電池の状態を判定する第２判定機能と、
を実現させるためのプログラムを記録したコンピュータ読み込み可能な記録媒体。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、太陽光発電故障判定装置、太陽光発電故障判定方法、プログラム、記録媒体
に関する。
【背景技術】
【０００２】
例えば、太陽電池の異常を検知・分類するシステムが知られている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特開２０１２−１５６３４３号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
特許文献１には、発電中の太陽電池の出力電圧と出力電流を検出し、検出された電圧値
・電流値と外部環境計測部の計測データを用いて、太陽電池特性式の数値演算と異常状態
を検出するための閾値の演算を行い、特性式の演算結果と閾値を用いて、太陽電池の異常
状態の種類を分類するシステムが開示されている。【０００５】
しかし、該技術では、少なくとも外部環境計測器が必要であるため外部環境計測器を設
置する分のコストが増大するという課題があった。
【課題を解決するための手段】
【０００６】
前述した課題を解決する主たる本発明は、太陽電池から出力される電気諸量を示す諸量
情報を取得する取得部と、前記電気諸量に関する値が所定の値に対して所定の傾向を示す
か否かを判定する第１判定部と、前記所定の傾向となる時間または前記所定の傾向を示す
時点を算出する算出部と、前記第１判定部の判定結果と、前記算出部の算出結果と、所定
の閾値と、に基づいて、前記太陽電池の状態を判定する第２判定部と、を備える。【０００７】
本発明の他の特徴については、添付図面及び本明細書の記載により明らかとなる。
【発明の効果】
【０００８】
本発明によれば、太陽電池が故障しているか否かを簡易な構成で判定できる。
【図面の簡単な説明】
【０００９】
【図１】太陽光発電システムの構成の一例を示す図である。
【図２】ストリング監視装置と管理装置との通信状況を概念的示す図である。
【図３】ストリング監視装置の構成の一例を示す図である。
【図４】第１通信装置のハードウェア構成の一例を示す図である。
【図５】第１通信装置のソフトウェア構成の一例を示す図である。
【図６】管理装置のハードウェア構成の一例を示す図である。
【図７】第２通信装置のソフトウェア構成の一例を示す図である。
【図８】ストリングが正常時の電圧の負担状況の一例を示す図である。
【図９】ストリングが故障時の電圧の負担状況の一例を示す図である。
【図１０】ストリングが故障時の電圧の負担状況の他の例を示す図である。
【図１１】太陽光発電故障判定装置のハードウェア構成の一例を示す図である。
【図１２】太陽光発電故障判定装置のソフトウェア構成の一例を示す図である。
【図１３】ストリング配置管理表の一例を示す表である。
【図１４】電気諸量表の一例を示す表である。
【図１５】平均電気諸量表の一例を示す表である。
【図１６】変化率表の一例を示す表である。
【図１７】閾値表の一例を示す表である。
【図１８】カウント値表の一例を示す表である。
【図１９】時間割合表の一例を示す表である。
【図２０Ａ】本実施形態における太陽光発電故障判定装置の動作手順の一例を示すフロー図である。
【図２０Ｂ】本実施形態における太陽光発電故障判定装置の動作手順の一例を示すフロー図である。
【発明を実施するための形態】
【００１０】
本明細書および添付図面の記載により、少なくとも以下の事項が明らかとなる。なお、
図１〜図１９において、同一のものについては同一の数字を付して説明する。
【００１１】
＝＝＝太陽光発電システム１００の構成＝＝＝
図１、図２を参照しつつ、太陽光発電故障判定装置１０が故障判定する太陽光発電シス
テム１００について説明する。
【００１２】
図１は、太陽光発電システム１００の構成の一例を示す図である。図１に示すように、
太陽光発電システム１００は、例えば、パワーコンディショナ１１０（ＰＣＳ：Power Co
nditioning System）と、集電箱１２０と、接続箱１２１と、太陽電池モジュール１３１
，１３２で構成されるストリング１３０と、ストリング監視装置１４０（ＳＳＵ：String
Sensor Unit）と、管理装置１５０（ＭＵ：Management Unit）と、ネットワーク装置１
６０（ＮＷ：Network Device）と、を含んで構成されている。
【００１３】
パワーコンディショナ１１０は、集電箱１２０から送電される電力を直流から交流に変
換する装置である。パワーコンディショナ１１０から出力される電力は電力系統に供給さ
れる。
【００１４】
集電箱１２０は、複数の接続箱１２１が電気的に接続される部材である。接続箱１２１
は、複数のストリング１３０が電気的に接続される部材である。各ストリング１３０から
送電される直流電力は、接続箱１２１および集電箱１２０を介してパワーコンディショナ
１１０に送電される。
【００１５】
ストリング１３０は、複数の太陽電池モジュール１３１，１３２を直列に接続して構成
される、太陽電池モジュールのユニットである。なお、図１において、太陽電池モジュー
ル１３１はストリング監視装置１４０が設置されている太陽光モジュールを示し、太陽電
池モジュール１３２はストリング監視装置１４０が設置されていない太陽光モジュールを
示す。また、図１乃至図２０において、ストリング１３０に付されている例えば“１−１
−１”などの番号は各ストリング１３０を一意に識別する識別子であるストリングＩＤを
示し、以下において、例えば“１−１−１”の番号のストリング１３０を“１−１−１ス
トリング１３０”と表記して説明することもある。また、接続箱１２１に接続されている
複数のストリング１３０をまとめて全ストリング１３０と表記して説明することもある。
太陽電池モジュール１３１，１３２は、受光面が上方に向けて平面的に配列され、表面側
が樹脂や強化ガラス等で保護された複数の太陽電池モジュールで構成されている。
【００１６】
ストリング監視装置１４０は、所定のストリング１３０の電流、電圧またはインピーダ
ンス（以下、「電気諸量」と称する。）を計測または算出するとともに、他のストリング
監視装置１４０および管理装置１５０と無線通信する機能を有する。図１に示すように、
ストリング監視装置１４０は、直列に接続される複数の太陽光電池モジュールの間に接続
されている。これにより、ストリング１３０内に流れる電流やストリング１３０内の電圧
を計測することができる。ストリング監視装置１４０の第１通信装置１４４から、計測さ
れた電気諸量を示す諸量情報を管理装置１５０に送信する。ストリング監視装置１４０の
構成については、詳細に後述する。
【００１７】
管理装置１５０は、ストリング監視装置１４０から受信した諸量情報を、ネットワーク
装置１６０を介して太陽光発電故障判定装置１０に転送する装置である。管理装置１５０
の構成については、詳細に後述する。
【００１８】
管理装置１５０は、ストリング監視装置１４０との間で例えばマルチホップ方式の無線
通信ネットワーク（以下、「マルチホップネットワーク」と称する。）を構成する。マル
チホップネットワークでは、例えば２．４ＧＨｚ帯や９２０ＭＨｚ帯等の周波数帯の電波
を利用し、ＩＥＥＥ８０２．１５．４等の無線通信規格に準拠して通信される。なお、上
記周波数帯や無線通信規格は、電波の到達距離や隣接して配置されるストリング監視装置
１４０間の距離などに応じて適宜最適なものが選択される。マルチホップネットワークは
、例えば、管理装置１５０をルートとしてストリング監視装置１４０が階層的に接続する
ツリー型、複数のストリング監視装置１４０が管理装置１５０に直接接続するスター型な
ど、接続形態は必ずしも限定されない。
【００１９】
図２は、ストリング監視装置１４０と管理装置１５０との通信状況を概念的示す図であ
る。図２に示すように、管理装置１５０およびストリング監視装置１４０には、マルチホ
ップネットワークを構築するために、マルチホップネットワークにおいて夫々が一意に識
別される識別子である管理装置ＩＤおよびストリング監視装置ＩＤがそれぞれに付与され
ている。管理装置ＩＤおよびストリング監視装置ＩＤは、例えば、それぞれに固有に付与
される物理アドレスであり、例えばＭＡＣアドレスである。管理装置１５０およびストリ
ング監視装置１４０は、それぞれに付与されている管理装置ＩＤおよびストリング監視装
置ＩＤを記憶している。
【００２０】
なお、本実施形態においては管理装置１５０およびストリング監視装置１４０が無線通
信することとして説明しているが、光ケーブルなどの通信ケーブルによる有線通信により
ネットワークを構築していてもよい。
【００２１】
ネットワーク装置１６０は、管理装置１５０をネットワーク１７０に接続するための装
置である。ネットワーク装置１６０は、有線方式または無線方式の中継装置であり、例え
ばスイッチングハブやルータなどである。ネットワーク１７０とは、例えばインターネッ
トや専用線などであり、太陽光発電故障判定装置１０とネットワーク装置１６０とは該ネ
ットワーク１７０を介して通信可能に接続される。なお、ネットワーク装置１６０は、例
えば中継機能を有する発電所監視装置や監視カメラなどであってもよい。
【００２２】
なお、上記において、太陽光発電故障判定装置１０がネットワーク１７０およびネット
ワーク装置１６０を介して管理装置１５０に接続されているとして説明したが、これに限
定されない。例えば、太陽光発電システム１００は、太陽光発電故障判定装置１０がネッ
トワーク１７０およびネットワーク装置１６０を介さず直接に管理装置１５０から諸量情
報を受信するように構成されていてもよい。この場合、太陽光発電故障判定装置１０は、
例えばエンクロージャ１８０内に設けられる。この場合においても、無線通信に限定され
ず、光ケーブルなどの通信ケーブルによる有線通信によるネットワークで構築されていて
もよい。
【００２３】
以下において、本実施形態におけるストリング監視装置１４０、管理装置１５０および
太陽光発電故障判定装置１０について詳細に説明する。
【００２４】
＝＝ストリング監視装置１４０の構成＝＝
図３、図４、図５を参照しつつ、ストリング監視装置１４０について以下のとおり説明
する。
【００２５】
図３は、ストリング監視装置１４０の構成の一例を示す図である。図３に示すように、
ストリング監視装置１４０は、電圧検出器１４１と、電流検出器１４２と、ＡＤコンバー
タ１４３と、第１通信装置１４４と、を含んで構成されている。なお、ストリング監視装
置１４０は、ストリング１３０の電流ライン（正側ライン及び負側ライン）から駆動電力
が供給される。なお、ストリング監視装置１４０は非常用の補助電源を備えていてもよい
。
【００２６】
電圧検出器１４１は、例えば電流ラインの正側ラインと負側ラインとの間の電圧値を計
測するように設けられている。電圧検出器１４１は、例えば計測した電圧値（アナログ信
号）を増幅してＡＤコンバータ１４３に出力する回路を有する。
【００２７】
電流検出器１４２は、例えば電流ラインに流れる電流を検出する素子を有し、検出した
電流値（アナログ信号）を増幅してＡＤコンバータ１４３に出力する回路を有する。
【００２８】
ＡＤコンバータ１４３は、電圧検出器１４１および電流検出器１４２の夫々から入力さ
れる電気諸量（電圧値、電流値）を示すアナログ信号をデジタル信号に変換して第１通信
装置１４４に出力する装置である。
【００２９】
第１通信装置１４４は、マルチホップネットワークを介して管理装置１５０や他のスト
リング監視装置１４０と通信するための装置である。図４は、第１通信装置１４４のハー
ドウェア構成の一例を示す図である。図４に示すように、第１通信装置１４４のハードウ
ェアは、プロセッサ１４４１と、メモリ１４４２と、計時装置１４４３と、通信回路１４
４４と、を含んで構成される。プロセッサ１４４１は、例えば、ＭＰＵ（Micro Processi
ng Unit）、ＣＰＵ（Central Processing Unit）などである。メモリ１４４２は、例えば
、ＲＡＭ（Random Access Memory）、ＲＯＭ（Read Only Memory）、ＮＶＲＡＭ（Non Vo
latile RAM）などである。プロセッサ１４４１およびメモリ１４４２は、第１通信装置１
４４が情報処理装置として機能するための役割を有する。メモリ１４４２には、ファーム
ウェアなどのプログラムやデータが格納される。計時装置１４４３は、例えば、ＲＴＣ（
Real Time Clock）などを用いて構成され、時刻情報を出力する。通信回路１４４４は、
例えば、高周波増幅回路、変復調回路（周波数変換回路、フィルタ回路、発振回路、直交
復調回路、直交変調回路等）、ＡＤコンバータ、ＤＡコンバータなどを含む。
【００３０】
図５は、第１通信装置１４４のソフトウェア構成の一例を示す図である。図５に示すよ
うに、第１通信装置１４４のソフトウェアは、マルチホップ通信部１４４ａと、諸量情報
送信部１４４ｂと、の機能を実現できる。これらの機能は、例えば、第１通信装置１４４
のプロセッサ１４４１がメモリ１４４２に格納されているプログラムを読み出して実行す
ることで実現される。なお、これらの機能は、例えば、ＡＳＩＣ等のハードウェアによっ
て実現してもよい。
【００３１】
マルチホップ通信部１４４ａは、マルチホップネットワークを介して、他のストリング
監視装置１４０や管理装置１５０との間で通信を行うための機能である。マルチホップ通
信部１４４ａは、例えば、通信を行うための、経路制御機能、アクセス制御機能、チャネ
ル推定／割当機能、誤り制御機能、フロー制御機能、輻輳制御機能、ＱｏＳ管理機能など
を含む。マルチホップ通信部１４４ａは、マルチホップネットワークを介して自身以外の
宛先のパケットを受信すると、例えば、経路制御機能により経路選択を行い、受信したパ
ケットを、選択した経路上の他のストリング監視装置１４０や管理装置１５０に転送する
機能を有する。
【００３２】
諸量情報送信部１４４ｂは、ＡＤコンバータ１４３から入力される電気諸量を諸量情報
としてマルチホップネットワークを介して管理装置１５０に送信するための機能である。
諸量情報送信部１４４ｂは、所定時間間隔（例えば６０秒毎）で管理装置１５０に諸量情
報を送信する。
【００３３】
＝＝管理装置１５０の構成＝＝
図６、図７を参照しつつ、管理装置１５０について以下のとおり説明する。
【００３４】
図６は、管理装置１５０のハードウェア構成の一例を示す図である。図６に示すように
、管理装置１５０は、第２通信装置１５１を含んで構成されている。第２通信装置１５１
は、ネットワーク１７０に接続するための例えば無線ＬＡＮアダプタやＮＩＣなどのイン
タフェースを有し、ネットワーク装置１６０を介してネットワーク１７０に接続される。
第２通信装置１５１は、マルチホップネットワークを介してストリング監視装置１４０と
通信する。
【００３５】
図６に示すように、第２通信装置１５１のハードウェアは、プロセッサ１５１１と、メ
モリ１５１２と、計時装置１５１３と、通信回路１５１４と、を含んで構成される。各構
成要素は、第１通信装置１４４と同様のものであるためその説明を省略する。
【００３６】
図７は、第２通信装置１５１のソフトウェア構成の一例を示す図である。図７に示すよ
うに、第２通信装置１５１のソフトウェアは、マルチホップ通信部１５１ａと、判定装置
送信部１５１ｂと、の機能を実現できる。これらの機能は、例えば、第２通信装置１５１
のプロセッサ１５１１がメモリ１５１２に格納されているプログラムを読み出して実行す
ることで実現される。なお、これらの機能は、例えば、ＡＳＩＣなどのハードウェアによ
って実現してもよい。
【００３７】
マルチホップ通信部１５１ａは、マルチホップネットワークを介してストリング監視装
置１４０との間で通信を行うための機能である。マルチホップ通信部１５１ａは、例えば
、通信を行うための、経路制御機能、アクセス制御機能、チャネル推定／割当機能、誤り
制御機能、フロー制御機能、輻輳制御機能、ＱｏＳ管理機能などを含む。判定装置送信部
１５１ｂは、ネットワーク装置１６０を介して太陽光発電故障判定装置１０と通信するた
めの機能である。
【００３８】
＝＝太陽光発電故障判定装置１０の構成＝＝
図８〜図１９を参照しつつ、太陽光発電故障判定装置１０の構成について以下のとおり
説明する。
【００３９】
太陽光発電故障判定装置１０は、太陽光発電システム１００におけるストリング１３０
の故障、経年劣化や汚れの付着による発電低下、または影の影響によりストリング１３０
から出力される電気諸量が変動する現象を利用して所定のストリング１３０の状態を判定
する装置である。
【００４０】
ストリング１３０は、ストリング監視装置１４０が設置されている太陽電池モジュール
１３１と、ストリング監視装置１４０が設置されていない太陽電池モジュール１３２と、
を含んで構成されている。ここで、図８〜図１０を参照してストリング１３０が故障した
ときの、ストリング１３０の電圧変動の概略を説明する。図８に示すようにストリング１
３０が故障していない場合、太陽電池モジュール１３１の電圧と太陽電池モジュール１３
２の電圧とは略同一の電圧値を示す。一方、図９に示すようにストリング１３０の太陽電
池モジュール１３１が故障した場合、太陽電池モジュール１３１の電圧は例えば“０Ｖ”
またはそれに近い電圧値を示す。つまり、ストリング監視装置１４０は“０Ｖ”またはそ
れに近い電圧値を諸量情報として管理装置に送信する。また、図１０に示すように太陽電
池モジュール１３２が故障した場合、太陽電池モジュール１３２の電圧分を他の太陽電池
モジュール１３２および太陽電池モジュール１３１で分担する。つまり、ストリング監視
装置１４０は故障前に分担していた電圧分に故障した太陽電池モジュール１３２の電圧分
を加えた電圧値を諸量情報として管理装置１５０に送信する。このように、太陽光発電故
障判定装置１０は、太陽電池モジュール１３１，１３２が故障した際に、ストリング監視
装置１４０で計測する電気諸量が変化する現象をとらえて、ストリング１３０の故障状態
を判定する。なお、以下において、ストリング監視装置１４０で計測される太陽電池モジ
ュール１３１の電圧の値をモジュール電圧値と称する。
【００４１】
また、太陽光発電故障判定装置１０は、ストリング監視装置１４０で計測される電流値
が小さくなる現象をとらえて、ストリング１３０における発電低下状態および影の影響を
受けている状態の判定をする。なお、以下において、ストリング監視装置１４０で計測さ
れる電流の値をストリング電流値と称する。
【００４２】
以下において、太陽光発電故障判定装置１０が、複数の太陽電池モジュール１３１，１
３２からなるストリング単位で故障判定を行うように説明しているがこれに限定されない
。例えば、ストリング１３０を構成する太陽電池モジュール単位で故障判定を行ってもよ
いし、接続箱単位、集電箱単位またはパワーコンディショナ単位で故障判定を行ってもよ
い。この場合、以下説明におけるストリング１３０の記載を太陽電池モジュール１３１，
１３２、接続箱１２１、集電箱１２０またはパワーコンディショナ１１０に置き換えて適
用することとする。
【００４３】
図１１は、太陽光発電故障判定装置１０のハードウェア構成の一例を示す図である。図
１１に示すように、太陽光発電故障判定装置１０のハードウェアは、プロセッサ１１と、
メモリ１２と、記憶装置１３と、入力装置１４と、出力装置１５と、第３通信装置１６と
、を含んで構成されている。プロセッサ１１は、例えば、ＭＰＵ、ＣＰＵなどである。メ
モリ１２は、例えば、ＲＡＭ、ＲＯＭ、ＮＶＲＡＭなどである。記憶装置１３は、例えば
、ＲＡＭ、ＲＯＭ、ＮＶＲＡＭなどである。入力装置１４は、ユーザから操作入力を受け
付けるユーザインタフェースであり、例えば、操作入力装置（キーボード、マウス、タッ
チパネル等）、音声入力装置（マイクロフォン等）などである。出力装置１５は、各種情
報をユーザに提供するユーザインタフェースであり、例えば、表示装置（液晶モニタ等）
、音声出力装置（スピーカ等）などである。第３通信装置１６は、ネットワーク１７０に
接続するためのインタフェースであり、例えば、無線ＬＡＮアダプタ、ＮＩＣ（Network 
Interface Card）などである。
【００４４】
図１２は、太陽光発電故障判定装置１０のソフトウェア構成の一例を示す図である。図
１２に示すように、太陽光発電故障判定装置１０のソフトウェアは、取得部１０ａと、平
均値算出部１０ｂと、変化率算出部１０ｃと、第１判定部１０ｄと、時間算出部１０ｅと
、時間割合算出部１０ｆと、第２判定部１０ｇと、故障判定部１０ｈと、の機能を有する
。これらの機能は、例えば、太陽光発電故障判定装置１０のプロセッサ１１がメモリ１２
に格納されているプログラムを読み出して実行することで実現される。なお、これらの機
能は、例えば、ＡＳＩＣなどのハードウェアにより実現されてもよい。また、該プロセッ
サ１１が外部記憶媒体に格納されているプログラムを読み出して実行することにより実現
されてもよい。
【００４５】
なお、図１２において、太陽光発電故障判定装置１０が１台の情報処理装置（コンピュ
ータ）で各機能を実現しているように示しているがこれに限定されない。例えば、上述し
た各機能を２台以上の情報処理装置で分散して実現するように構成されていてもよい。以
下においては、一例として１台の情報処理装置で各機能を実現することとして説明する。
【００４６】
太陽光発電故障判定装置１０は、第３通信装置１６を介して入力される諸量情報、上述
した各機能で算出される各種情報および外部装置（不図示）から入力される各種情報を記
憶テーブルに記録する機能を有する。
【００４７】
具体的に述べると、記憶装置１３には、図１３に示すようなストリングＩＤとストリン
グ監視装置１４０の物理アドレス（例えばＭＡＣアドレス）とが対応付けられている一例
を示すストリング配置管理表１０ｉと、図１４に示すようなストリングＩＤと各ストリン
グ１３０の諸量情報とが対応付けられている一例を示す電気諸量表１０ｊと、図１５に示
すような時刻を示す時刻ＩＤと平均電気諸量とが対応付けられている一例を示す平均電気
諸量表１０ｋと、図１６に示すような時刻ＩＤ、ストリングＩＤおよび各変化率が対応付
けられている一例を示す変化率表１０Ｌと、図１７に示すような閾値ＩＤと閾値とが対応
づけられている一例を示す閾値表１０ｍと、図１８に示すような時刻ＩＤ、ストリングＩ
Ｄおよび各カウント値が対応付けられている一例を示すカウント値表１０ｎと、図１９に
示すようなストリングＩＤ、電流異常時間割合および電圧異常時間割合が対応付けられて
いる一例を示す時間割合表１０ｐと、が格納されている。
【００４８】
以下、太陽光発電故障判定装置１０の各機能について詳細に説明する。
【００４９】
取得部１０ａは、ストリング１３０から出力される電気諸量を示す諸量情報を管理装置
１５０を介して取得する機能である。また、気象庁データベース２００などの一般に公開
されているデータベースとアクセスする必要がある場合には、該データベースから所定の
情報を取得する機能を有する。
【００５０】
平均値算出部１０ｂは、所定の時刻において、全ストリング１３０のそれぞれから出力
される電気諸量の平均を示すストリング平均電気諸量値を算出する機能である。ストリン
グ平均電気諸量値には、例えば、電流値の平均を示すストリング平均電流値と、電圧値の
平均を示すストリング平均電圧値と、が含まれる。なお、平均値算出部１０ｂは、ストリ
ング平均電気諸量値を算出する機能に加えて、全ストリング１３０の夫々のモジュール電
圧値またはストリング電流値のうち中央値を算出する機能を備えていてもよい。なお、以
下においては、平均値算出部１０ｂがストリング平均電気諸量値を算出し、該ストリング
平均電気諸量値を用いて他の機能を実現することとして説明するが、ストリング平均電気
諸量値にかえて中央値を用いて他の機能を実現してもよい。
【００５１】
変化率算出部１０ｃは、所定の時刻において、ストリングＩＤおよび時刻ＩＤに対応付
けられた各種情報に基づいて、所定のストリング１３０における電気諸量値をストリング
平均諸量値で割り算して変化率を算出する機能である。変化率には、ストリング電流値を
ストリング平均電流値で割り算して算出される電流変化率と、モジュール電圧値をモジュ
ール平均電圧値で割り算して算出される電圧変化率と、が含まれる。変化率算出部１０ｃ
の機能により、所定のストリング１３０の電流値または電圧値を、全ストリング１３０の
電流値または電圧値との関係において相対的な値に変換できるため、判定精度を向上でき
る。
【００５２】
第１判定部１０ｄは、変化率と予め定められた判定閾値とを比較する機能である。判定
閾値は、電流変化率と比較する電流異常判定閾値と、電圧変化率と比較する電圧異常判定
閾値と、が含まれる。なお、判定閾値が予め定められているものに限定されず、判定閾値
は任意に設定できるものでもよい。
【００５３】
時間算出部１０ｅは、変化率と判定閾値との比較結果に基づいて故障可能性のある状態
または故障可能性のない状態の夫々の時間を算出する機能である。具体的に一例を述べる
と、時間算出部１０ｅは、第１判定部１０ｄで電流変化率が電流異常判定閾値よりも大き
いと判定された場合、故障可能性のある状態を数値化した電流故障カウント値に所定の値
を加算する。また、第１判定部１０ｄで電流変化率が電流異常判定閾値以下と判定された
場合、故障可能性のない状態を数値化した電流正常カウント値に所定の値を加算する。電
圧変化率についても同じ条件において、電圧故障カウント値に所定の値を加算し、電圧正
常カウント値に所定の値を加算する。ここで所定の値とは、データのサンプル時間間隔に
対応する値であり、例えば１０分毎に上述した判定を行う場合は“１０”が設定される。
時間算出部１０ｅは、各カウント値をストリングＩＤおよび時間ＩＤに対応付けて記憶装
置に格納する。
【００５４】
時間割合算出部１０ｆは、時間算出部１０ｅにより算出された各カウント値の所定の期
間に対する割合を算出する機能である。この割合には、電流故障カウント値に対する電流
異常時間割合と、電流正常カウント値に対する電流正常時間割合と、電圧故障カウント値
に対する電圧異常時間割合と、電圧正常カウント値に対する電圧正常時間割合と、が含ま
れる。以下においては、電流異常時間割合および電圧異常時間割合を用いて状態判定を実
行することとして説明するが、電流正常時間割合および電圧正常時間割合を用いて状態判
定を実行してもよい。
【００５５】
具体的に一例を示すと、所定の時間が８時〜１８時までの６００分（１０時間）であり
電流故障カウント値が“３００”である場合、電流異常時間割合は５０％と算出される。
同様に、所定の時間が６００分であり電圧故障カウント値が“２４０”である場合、電圧
異常時間割合は４０％と算出される。
【００５６】
第２判定部１０ｇは、電圧異常時間割合と電流異常時間割合のいずれか一方と所定の閾
値とを比較する機能である。第２判定部１０ｇは、比較結果を故障判定部１０ｈに送信す
る。本機能により、ストリング平均諸量値に対する、所定のストリング１３０における電
気諸量値の相対的な大きさ（変化率）の継続状態を判定できる。このように、時間に関す
る条件を用いて判定することにより、影の影響による電気諸量の低下を、故障と判定する
ことを回避できる。
【００５７】
故障判定部１０ｈは、第２判定部１０ｇの比較結果に基づいて所定のストリング１３０
の状態を判定する機能である。
【００５８】
なお、上述した変化率算出部１０ｃの機能により算出される変化率にかえて、電流値ま
たは電圧値の値をそのまま用いて電流異常時間割合または電圧異常時間割合を算出しても
よい。
【００５９】
また、太陽光発電故障判定装置１０は、日射安定判別部（不図示）をさらに有していて
もよい。日射安定判定部は、ストリング平均電流値が予め定められた定数である日射安定
電流値よりも大きいか否かを判定する機能である。これにより、日射の安定している状況
において故障判定できる。日射安定電流値には、１日を通じて同一の値が設定されてもよ
いし、１日のうち所定の時刻毎に異なる値が設定されてもよい。
【００６０】
また、太陽光発電故障判定装置１０が例えば気象庁データベース（不図示）から天気情
報を取得して、晴れている時刻の電気諸量を抽出することにより、日射の安定している状
況において故障判定を実行できるように構成されていてもよい。
【００６１】
＝＝太陽光発電故障判定装置１０の判定手順＝＝
図２０Ａ、図２０Ｂを参照しつつ、太陽光発電故障判定装置１０の状態判定フローの一
例について以下のとおり説明する。図２０Ａ、図２０Ｂは、太陽光発電故障判定装置１０
の状態判定手順の一例を示すフロー図である。なお、以下説明において、各機能を主語に
している場合は、プロセッサ１１がプログラムを読み出して所定の機能を実現することを
意味する。
【００６２】
太陽光発電故障判定装置１０は、所定のストリング１３０の状態が変化したときに、所
定のストリング１３０の電気諸量値が、他のストリング１３０が示す電気諸量値に比べて
大きくなったり小さくなったりする現象を利用する。以下、具体的に太陽光発電故障判定
装置１０の判定手順について説明する。
【００６３】
太陽光発電故障判定装置１０は、以下のＳ１１〜Ｓ３１までの処理を全てのストリング
分、繰り返し実行する（Ｓ１０）。以下では、一例として、故障を特定する所定のストリ
ング１３０を１−１−１ストリング１３０として説明する。
【００６４】
先ず、取得部１０ａは、１−１−１ストリング１３０から出力される諸量情報を、管理
装置１５０を介して取得し、該諸量情報をストリングＩＤに対応付けて記憶装置１３に格
納する。
【００６５】
次に、平均値算出部１０ｂは、所定の時刻（例えば８時〜１８時の間）において、接続
箱１２１に接続される全ストリング１３０におけるストリング平均電流値を算出する（Ｓ
１２）。また、全ストリング１３０におけるストリング平均電圧値を算出する（Ｓ１３）
。
【００６６】
具体的に述べると、平均値算出部１０ｂは、図１４に示すストリングＩＤの夫々に対応
付けられる所定の日時における電気諸量値を全ストリング分合計する。該合計を全ストリ
ング１３０の台数で割り算してストリング平均電流値およびストリング平均電圧値を算出
する。平均値算出部１０ｂは、算出したストリング平均電流値およびストリング平均電圧
値を時刻ＩＤに対応付けて、記憶装置１３に格納する。
【００６７】
次に、変化率算出部１０ｃは、１−１−１ストリング１３０のストリング電流値をスト
リング平均電流値で割り算した値を百分率で示して、電流変化率を算出する（Ｓ１４）。
つまり、電流変化率は、ストリング電流値をストリング平均電流値に対する相対的な値に
変換したものである。これにより、電気諸量の相対比較することにより、状態判定が可能
となる。同様に、モジュール電圧値をモジュール平均電圧値で割り算して電圧変化率を算
出する（Ｓ１８）。
【００６８】
次に、第１判定部１０ｄは、電流変化率と予め定められた電流異常判定閾値とを比較す
る（Ｓ１５）。そして、時間算出部１０ｅは、電流変化率が電流異常判定閾値よりも大き
いと判定された場合（Ｓ１５：ＹＥＳ）、電流故障カウント値に所定の値を加算する（Ｓ
１６）。また、時間算出部１０ｅは、電流変化率が電流異常判定閾値以下と判定された場
合（Ｓ１５：ＮＯ）、電流正常カウント値に所定の値を加算する（Ｓ１７）。
【００６９】
次に、第１判定部１０ｄは、電圧変化率と予め定められた電圧異常判定閾値とを比較す
る（Ｓ１９）。上記と同様に、時間算出部１０ｅは、電圧変化率が電圧異常判定閾値より
も大きいと判定された場合（Ｓ１９：ＹＥＳ）、電圧故障カウント値に所定の値を加算す
る（Ｓ２０）。また、時間算出部１０ｅは、電圧変化率が電圧異常判定閾値以下と判定さ
れた場合（Ｓ１９：ＮＯ）、電圧正常カウント値に所定の値を加算する（Ｓ２１）。
【００７０】
これにより、故障していないと判断できる状態（正常値を示す状態）を示す時間を積算
した値と、故障可能性のある状態を示す時間を積算した値と、がわかる。言い換えると、
所定の閾値に対して、電流変化率および電圧変化率がどのような傾向を示すかがわかる。
なお、以下説明においては、それぞれの状態を示す時間を積算した値を積算時間と称する
。
【００７１】
上述した、Ｓ１２〜Ｓ２１までの処理を日の出から日没までの期間（例えば８時〜１８
時）繰り返す。これにより、日の出から日没までの期間において、故障可能性のある状態
を示す積算時間がわかる。
【００７２】
ここで、上述した第１判定部１０ｄおよび時間算出部１０ｅの処理について、例えばデ
ータのサンプル時間間隔を１０分として、以下具体的に説明する。
【００７３】
第１判定部１０ｄは、図１６に示す１２時００分における電流変化率“９１％”と、図
１７に示す閾値ＩＤに対応付けられる電流異常判定閾値（例えば閾値ＩＤ“１”）“９０
％”と、を比較する。この場合、電流変化率（９１％）が電流異常判定閾値（９０％）よ
りも大きいため、時間算出部１０ｅは、電流正常カウント値に“１０”分を加算する。図
１８に示すようにストリング毎に電流正常カウント値を記憶装置１３に格納する。これに
より、１−１−１ストリング１３０の正常状態を示す積算時間がわかる。
【００７４】
また、第１判定部１０ｄは、図１６に示す１４時００分における電流変化率“８０％”
と、図１７に示す閾値ＩＤに対応付けられる電流異常判定閾値（例えば閾値ＩＤ“１”）
“９０％”と、を比較する。この場合、電流変化率（８０％）が電流異常判定閾値（９０
％）以下であるため、時間算出部１０ｅは、電流異常カウント値に“１０”分を加算する
。これにより、１−１−１ストリング１３０の故障可能性のある状態を示す積算時間がわ
かる。
【００７５】
なお、電圧変化率と電圧異常判定閾値との関係から電圧正常カウント値および電圧異常
カウント値（例えば閾値ＩＤ“２”）を算出する処理は、電流変化率と電流異常判定閾値
との関係から電流正常カウント値および電流異常カウント値を算出する上述した処理と同
様であるため、その説明を省略する。ただし、電圧正常カウント値および電圧異常カウン
ト値を算出する処理においては、電圧異常判定閾値に“１０５％”のように１００％を超
える値を採用してもよい。モジュール電圧値がモジュール平均電圧値よりも大きい値を示
す場合にも、１−１−１ストリング１３０が故障していることがあるためである（図１０
参照）。この場合、Ｓ１９において、電圧変化率（例えば１１５％）が電圧異常判定閾値
（１０５％）よりも大きければ電圧異常カウント値に“１０”分を加算し、電圧変化率（
例えば１０３％）が電圧異常判定閾値（１０５％）以下であれば電圧正常カウント値に“
１０”分を加算する。
【００７６】
Ｓ２２に処理を進めて、電流故障カウント値および電圧故障カウント値を用いて１−１
−１ストリング１３０の状態を判定する処理について、以下説明する。
【００７７】
時間割合算出部１０ｆは、日の出から日没までの期間に対する、１−１−１ストリング
１３０が故障している可能性がある時間の割合を算出する。具体的には、時間割合算出部
１０ｆは、電流故障カウント値をチェック期間（例えば８時〜１８時までの期間）で割り
算して電流異常時間割合を算出する（Ｓ２２）。また、時間割合算出部１０ｆは、電圧故
障カウント値をチェック期間で割り算して電圧異常時間割合を算出する（Ｓ２３）。
【００７８】
時間割合算出部１０ｆの処理について具体的に述べると、チェック期間終了後（例えば
１８時１０分）に図１８に示す電流故障カウント値“４２０”分を、チェック期間“６０
０”分で割り算した値を百分率で示して電流異常時間割合“７０”％を算出する。同様に
、図１８に示す１８時００分における電圧故障カウント値“３６０”分を、チェック期間
“６００”分で割り算した値を百分率で示して電圧異常時間割合“６０”％を算出する。
【００７９】
次に、第２判定部１０ｇは、電圧異常時間割合および電流異常時間割合と、所定の第１
〜第３閾値とを比較する（Ｓ２４、Ｓ２７、Ｓ２９）。そして、故障判定部１０ｈは、第
２判定部１０ｇによる判定結果に基づいて１−１−１ストリング１３０の状態を判定する
（Ｓ２５、Ｓ２６、Ｓ２８、Ｓ３０、Ｓ３１）。以下、具体的に説明する。
【００８０】
まず、第２判定部１０ｇおよび故障判定部１０ｈの処理において、１−１−１ストリン
グ１３０が故障している状態と判定する手順について説明する。
【００８１】
第２判定部１０ｇは、図１９に示す電圧異常時間割合“Ｖ１”と、図１７に示す第１閾
値（例えば閾値ＩＤ“３”）“９０％”と、を比較する。
【００８２】
電圧異常時間割合が第１閾値よりも小さい場合（Ｓ２４：ＮＯ）、第２判定部１０ｇは
、１−１−１ストリング１３０のモジュール電圧値が全ストリング１３０のモジュール平
均電圧値よりも相対的に小さくない状況が続いているため、１−１−１ストリング１３０
が故障していないと判断して、処理をＳ２７に移行する。
【００８３】
一方、電圧異常時間割合が第１閾値以上である場合（Ｓ２４：ＹＥＳ）、第２判定部１
０ｇは、１−１−１ストリング１３０のモジュール電圧値が全ストリング１３０のモジュ
ール平均電圧値よりも小さすぎるか（図９参照）又は大きすぎる状況（図１０参照）が続
いているため、１−１−１ストリング１３０が故障している可能性があると判断して、処
理をＳ２５に移行する。
【００８４】
そして、故障判定部１０ｈは、過去の日において、後述する発電低下フラグがＯＮ状態
であるか否かを判定する（Ｓ２５）。過去の日において既に発電低下フラグがＯＮ状態で
ある場合（Ｓ２５：ＹＥＳ）、１−１−１ストリング１３０は故障していないと判断して
処理を移行する。一方、過去の日において発電低下フラグがＯＮ状態ではない場合（Ｓ２
５：ＮＯ）、１−１−１ストリング１３０は故障していると判断して、処理をＳ２６に移
行する。故障判定部１０ｈは、故障している状態を示す故障フラグをＯＮにして処理を移
行する（Ｓ２６）。
【００８５】
このように、故障判定部１０ｈは、過去の日において既に発電低下フラグがＯＮ状態に
なっている場合、１−１−１ストリング１３０が経年劣化や汚れの付着により発電が低下
している状態であることを、故障している状態であることよりも優先的に判定する。
【００８６】
ただし、第２判定部１０ｇは、例えば、電圧異常時間割合が第１閾値以上である場合（
Ｓ２４：ＹＥＳ）、Ｓ２５の処理を経ずに、故障している状態であると判定してもよい。
【００８７】
次に、第２判定部１０ｇおよび故障判定部１０ｈの処理において、１−１−１ストリン
グ１３０が経年劣化などにより発電が低下している状態であると判定する手順について説
明する。
【００８８】
第２判定部１０ｇは、電圧異常時間割合が第１閾値よりも小さい場合（Ｓ２４：ＮＯ）
、図１９に示す電流異常時間割合“Ａ１”と、図１７に示す第２閾値（例えば閾値ＩＤ“
４”）“９０％”と、を比較する（Ｓ２７）。
【００８９】
電流異常時間割合が第２閾値よりも小さい場合（Ｓ２７：ＮＯ）、第２判定部１０ｇは
、１−１−１ストリング１３０のストリング電流値が全ストリング１３０のストリング平
均電流値よりも小さくない状況が続いているため、１−１−１ストリング１３０が故障し
ておらず、且つ経年劣化などにより発電が低下しているわけでもないと判断して、処理を
Ｓ２９に移行する。
【００９０】
一方、電流異常時間割合が第２閾値以上である場合（Ｓ２７：ＹＥＳ）、第２判定部１
０ｇは、ストリング電流値がストリング平均電流値よりも小さすぎる状況が続いているた
め、１−１−１ストリング１３０が経年劣化などにより発電が低下している状態であると
判定して、処理をＳ２８に移行する。
【００９１】
そして、故障判定部１０ｈは、１−１−１ストリング１３０の発電が低下している状態
であると判定されると、発電が低下している状態であることを示す発電低下フラグをＯＮ
にして処理を移行する（Ｓ２８）。
【００９２】
このように、故障判定部１０ｈは、１−１−１ストリング１３０のモジュール電圧値が
正常である状態で、ストリング電流値のみが低下している状況において、発電が低下して
いる状態であると判定する。つまり、故障判定部１０ｈは、太陽電池モジュール１３１が
経年劣化している状態においては、モジュール電圧値の変化が小さく、ストリング電流値
の変化が大きくなるという現象を判定する。
【００９３】
次に、第２判定部１０ｇおよび故障判定部１０ｈの処理において、１−１−１ストリン
グ１３０に影がかかっている状態であると判定される手順について説明する。
【００９４】
第２判定部１０ｇは、電流異常時間割合が第２閾値よりも小さい場合（Ｓ２７：ＮＯ）
、図１９に示す電流異常時間割合“Ａ１”と、図１７に示す第２閾値（例えば閾値ＩＤ“
４”）“９０％”および第３閾値（例えば閾値Ｄ“５”）“３０％”と、を比較する（Ｓ
２９）。
【００９５】
電流異常時間割合が第２閾値以下であり、且つ、第３閾値以上である場合（Ｓ２９：Ｙ
ＥＳ）、第２判定部１０ｇは、１−１−１ストリング１３０のストリング電流値が全スト
リング１３０のストリング平均電流値よりも小さい状況が所定の時間だけ経験していると
判定する。この場合、第２判定部１０ｇは、１−１−１ストリング１３０が故障状態では
なく、且つ経年劣化などにより発電が低下している状態でもなく、一時的にストリング電
流値が低下している状態であると判定する。第２判定部１０ｇは、この状態を、影の影響
であると判定して、処理をＳ３０に移行する。
【００９６】
電流異常時間割合が第３閾値よりも小さい場合（Ｓ２９：ＮＯ）、第２判定部１０ｇは
、１−１−１ストリング１３０のストリング電流値が全ストリング１３０のストリング平
均電流値よりも小さい状況が続いているため、１−１−１ストリング１３０が正常である
と判断して、処理をＳ３１に移行する。
【００９７】
そして、故障判定部１０ｈは、１−１−１ストリング１３０が影の影響などにより一時
的にストリング電流値が低下していると判断されると、影フラグをＯＮにして処理を移行
する（Ｓ３０）。また、故障判定部１０ｈは、１−１−１ストリング１３０が正常である
と判断されると、正常フラグをＯＮにして処理を移行する（Ｓ３１）。
【００９８】
上述したように、上記のＳ１１〜Ｓ３１までの処理を全てのストリング分、繰り返し実
行する（Ｓ１０）。
【００９９】
上述した処理を実行することにより、モジュール電圧値およびストリング電流値の変化
の原因について、所定のストリング１３０が故障しているのか、発電が低下しているのか
、一時的に影の影響を受けているのか、を簡易・適切に判定できる。
【０１００】
＝＝＝まとめ＝＝＝
以上説明したように、太陽電池から出力される電気諸量を示す諸量情報を取得する取得
部１０ａと、電気諸量が所定の値に対して所定の傾向を示すか否かを判定する第１判定部
１０ｄと、所定の傾向となる時間または所定の傾向を示す時点を算出する算出部（平均値
算出部１０ｂ、変化率算出部１０ｃ、時間算出部１０ｅ）と、第１判定部１０ｄの判定結
果と、算出部（平均値算出部１０ｂ、変化率算出部１０ｃ、時間算出部１０ｅ）の算出結
果と、所定の閾値（電流異常判定閾値、電圧異常判定閾値、第１閾値、第２閾値、第３閾
値）と、に基づいて、太陽電池の状態を判定する第２判定部１０ｇと、を備える。本実施
形態によれば、外部環境計測器などの外部機器を用いることなく、簡易な構成によりスト
リング１３０が故障しているか否かを判定できる。
【０１０１】
また、本実施形態に係る太陽光発電故障判定装置１０における平均値算出部１０ｂは、
複数のストリング１３０のそれぞれから出力される電気諸量の平均を示す平均電気諸量を
算出し、複数のストリング１３０のうち所定のストリング１３０から出力される電気諸量
の、平均電気諸量に対する割合を示す諸量変化率を算出し、第１判定部１０ｄは、諸量変
化率と、所定の値と、の大小関係に基づいて、所定のストリング１３０が正常に電気諸量
を出力できていないことを示す所定の傾向を示すか否かを判定する。本実施形態によれば
、所定のストリング１３０の電流値または電圧値を、全ストリング１３０の電流値または
電圧値との関係において相対的な値に変換できるため、判定精度を向上できる。
【０１０２】
また、本実施形態に係る太陽光発電故障判定装置１０において、第１判定部１０ｄは、
電圧変化率と所定の閾値との大小関係に基づいて、所定のストリング１３０が正常に電気
諸量を出力できていないことを示す所定の傾向を示すか否かを判定し、時間割合算出部１
０ｆは電圧異常時間割合を算出し、第２判定部１０ｇは電圧異常時間割合が第１閾値以上
と判定した場合、所定のストリング１３０が故障状態であると判定する。本実施形によれ
ば、例えば日出から日没までの間の一定時間、電圧が大きすぎたり又は小さすぎたりする
状況をとらえて、図９または図１０に示すような故障状況を簡易に判定することができる
。
【０１０３】
また、本実施形態に係る太陽光発電故障判定装置１０において、第１判定部１０ｄは、
電圧変化率または電流変化率のうち少なくとも一方と所定の閾値との大小関係に基づいて
、所定のストリング１３０が正常に電気諸量を出力できていないことを示す所定の傾向を
示すか否かを判定し、時間割合算出部は、電圧異常時間割合を算出し、電流異常時間割合
を算出し、第２判定部１０ｇは、電圧異常時間割合が第１閾値よりも小さいと判定した場
合に、電流異常時間割合が第２閾値以上であると判定した場合、所定のストリング１３０
が発電低下状態であると判定する。本実施形態によれば、ストリング１３０が故障してい
るのではなく、経年劣化や汚れなどによる影響で発電が低下しているということが簡易に
判定することができる。これにより、人的対応を早急に要しないという状況と簡易に判定
できるため、不必要な確認作業を抑制できることから人的コストを抑制できる。
【０１０４】
また、本実施形態に係る太陽光発電故障判定装置１０において、第２判定部１０ｇは、
電圧異常時間割合が第１閾値以上と判定した場合に、該判定した時点よりも前の所定の時
点において、電流異常時間割合が第２閾値以上であると判定している場合、所定のストリ
ング１３０が発電低下状態であると判定する。これにより、人的対応を早急に要しないと
いう状況と簡易に判定できるため、不必要な確認作業を抑制できることから人的コストを
抑制できる。
【０１０５】
また、本実施形態に係る太陽光発電故障判定装置１０において、第１判定部１０ｄは、
電圧変化率または電流変化率のうち少なくとも一方と所定の閾値との大小関係に基づいて
、所定のストリング１３０が正常に電気諸量を出力できていないことを示す所定の傾向を
示すか否かを判定し、時間割合算出部１０ｆは、電圧異常時間割合を算出し、電流異常時
間割合を算出し、第２判定部１０ｇは、電流異常時間割合が第２閾値よりも小さいと判定
した場合に、電流異常時間割合が、第２閾値以下で、第２閾値よりも小さい第３閾値以上
である、と判定した場合、所定のストリング１３０に影がかかっていると判定する。本実
施形態によれば、ストリング１３０が故障や経年劣化などによる影響で発電が低下してい
るのではないことが簡易に判定することができる。これにより、人的対応を要しないとい
う状況を簡易に判定できるため、不必要な確認作業を抑制できることから人的コストを抑
制できる。
【０１０６】
また、本実施形態に係る太陽光発電故障判定装置１０は変化率算出部１０ｃの機能を備
えていなくてもよい。この場合、第１判定部１０ｄおよび時間割合算出部１０ｆは、電圧
変化率および電流変化率にかえて電圧値および電流値を用いて、処理を実行する。
【０１０７】
なお、上記の実施形態は、本発明の理解を容易にするためのものであり、本発明を限定
して解釈するためのものではない。本発明は、その趣旨を逸脱することなく、変更、改良
され得るとともに、本発明にはその等価物も含まれる。
【符号の説明】
【０１０８】
１０  太陽光発電故障判定装置
１０ａ  取得部
１０ｂ  平均値算出部
１０ｃ  変化率算出部
１０ｄ  第１判定部
１０ｅ  時間算出部
１０ｆ  時間割合算出部
１０ｇ  第２判定部
１０ｈ  故障判定部
【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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【図１１】
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【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
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【図１５】
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【図１６】
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【図１７】
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【図１８】
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【図１９】
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【図２０Ａ】
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【図２０Ｂ】
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【国際調査報告】
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