太陽光発電設備の評価・回復手法の技術情報および利用ガイド
電気編
２０２４年３⽉２５⽇（⽉）

国立研究開発法人 産業技術総合研究所
大関 崇

2024/3/24

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Ⅲ 電気編：目次• 1 はじめに• 別添1 太陽光発電設備システム目視検査シート• 2 用語の定義• 別添2 太陽電池モジュール目視検査シート• 3 発電システム設計の評価• 3.1 システム関係書類の評価• 3.2 設置機器・配置設計• 3.3 発電特性
• 3.4 電気システム設計• 別添3 現地における太陽電池モジュールの機能評
価手法• 4 発電システム設計の詳細現地調査による評価• 4.1 太陽電池モジュールの確認• 4.2 太陽電池モジュール以外の機器、電気設備の確認• 別添6 発電実績の評価におけるチェックリスト• 別添4 I-Vカーブ異常原因と確認方法・対処方法• 別添5 発電性能のシミュレーション設計におけるチェックリスト• 5 発電システムの回復技術• 5.1 太陽電池モジュールの交換• 5.2 安全化設計

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1 はじめに• 現時点で太陽光発電設備のリスクに関して評価・回復フローやその技術に関する例が十分にないため、本ガイドでは太陽光発電設備における電気関係の手段について詳細を記載した。
• 電気設備の場合、リスクがある場合は基本的には交換となる。そのため、評価技術を中心に記述する3章にはシステム設計の評価方法、4章には現地における確認・評価方法、5章には回復技術（リスクをより低減する技術）について紹介する。

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Ⅲ 電気編：目次• 1 はじめに• 別添1 太陽光発電設備システム目視検査シート• 2 用語の定義• 別添2 太陽電池モジュール目視検査シート• 3 発電システム設計の評価• 3.1 システム関係書類の評価• 3.2 設置機器・配置設計• 3.4 発電特性
• 3.3 電気システム設計• 別添3 現地における太陽電池モジュールの機能評
価手法• 4 発電システム設計の詳細現地調査による評価• 4.1 太陽電池モジュールの確認• 4.2 太陽電池モジュール以外の機器、電気設備の確認• 別添6 発電実績の評価におけるチェックリスト• 別添4 I-Vカーブ異常原因と確認方法・対処方法• 別添5 発電性能のシミュレーション設計におけるチェックリスト• 5 発電システムの回復技術• 5.1 太陽電池モジュールの交換• 5.2 安全化設計

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3.1 システム関係書類の評価
1.

電力関連書類を確認する。

2.

竣工図書関係書類を確認する。

3.

維持管理関連書類を確認する。

• システム関連書類としては下記が存在する。これらの書類が無い場合は新たに作成するもしくは、設計・施工事業者からデータを取り寄せ、図書を再作成する。
①電力関連書類②竣工図書関係書類③維持管理関連書類• 接続検討回答書• 各機器の配置図• 保守点検計画書• 特定契約書• 電気配線図• 法定点検実施記録• 接続契約書• 系統（ストリング）配線図• 保守点検実施記録• 系統連系におけるパワーコンディショナの整定値表• 単線結線図• 修理、修繕等の記録• 各機器の仕様書• 施工計画書（工事計画書）• 施工（工事）記録• 各機器の保証書• 竣工検査記録及び試験成績書• 使用前自己確認、使用前自主検査の結果

53.1 システム関係書類の評価• 基本的には、書類が無い場合は、現地において目視等により確認する必要がある。この中で、系統（ストリング）配線図については、現地において確認する方法がいつくかあるため、紹介する。

図 非接触電流測定によるストリン
グ配線の確認方法の概要
図 配線経路の確認

63.2 設置機器・配置設計
1.

各機器の設置位置と配置図を確認する。

2.

各機器の数量と部材表等を確認する。

3.

各機器間の配線経路と配線図を確認する。

4.

各機器及び設置環境と各仕様書を確認する。

5.

各機器の保守スペースを確認する。

• 発電システムのうち、配置・設置環境について、現地において設計図書との整合性を確認する。これらの書類が無い場合は新たに作成するもしくは、設計・施工事業者からデータを取り寄せ、図書を再作成する。
①各機器の設置位置と配置図の検証②各機器の数量と部材表等の検証③各機器間の配線経路と配線図の検証④各機器及び設置環境と各仕様書との検証⑤各機器の保守スペース検証

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3.3 電気システム設計
1. 地絡（対地間絶縁低下）に対する保護対策を確認する。
2. 短絡（正負極間絶縁低下）に対する保護対策を確認する。
3. 過電流に対する保護対策を確認する。
4. 雷害に対する保護対策を確認する。
5. システム最大使用電圧と各機器の仕様を確認する。
6. システム最大使用電流値と各機器の仕様を確認する。
• システム設計全体については、電気設備技術基準への適合を確認することが原則となる。設計図書・仕様書等により各設計項目を確認する。具体的な内容は電技解釈およびその解説などの関連規程への適合性、また、システム設計全体や機器についてはIEC 62548-1(2023)、JISC62548(2023)を参考に安全設計を確認する。

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3.3 電気システム設計• 主な確認項目は下記の通りである。
• ケーブル・アース線、接続箱・集電箱内素子は設備仕様の適合性の確認（アース線の太さや接続方法）。
• 配線の絶縁距離、熱容量設計、正極、負極を分離して配線されている等の確認。
• 接地設計、等電位ボンディング方法の確認。
• ヒューズ、遮断器、ブロッキングダイオードが関連規格、規程などへの適合性の確認。
• 雷対策として、外部LPS機器、内部LPS機器の関連規格、規程などへの適合性の確認。
• 地絡検知装置の関連規格、規程などへの適合性、仕様の確認。
• システム最大使用電圧の確認（温度補正）。
• 両面受光によりシステム最大使用電流の確認。
• 獣害対策が適切に行われているかの確認する。
• また、システム設計時の基本的な機器選定として、設備を構成する各機器（太陽電池モジュール、ケーブル、コネクタ、接続箱、集電箱、PCS、トランス、アース線、保護管など）の絶縁性能が法令および関連規格、規程などに適合性を確認する。

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3.4 発電特性
1. 発電特性のシミュレーションによる設計値を確認する。
2. 発電実績値を評価する。
(1)発電特性のシミュレーションによる設計値• 設置前の発電電力量の予測・推定や評価は、経済性の評価や完工検査、劣化や故障の有無の確認等様々な目的で利用される。一方、発電電力量予測・推定の手法は、簡易的なものから詳細なパラメータが必要になるものまで様々であり、使用するデータベース、設計仕様によってもその値や値の信頼性は変動するため、事業規模や重要度に応じて適したものを選定する必要がある。
また、実績発電電力量を評価する際は、月単位、年単位での評価だけでなく、場合によっては時間単位の評価が必要であったり、規模の大きな発電所の場合は発電所内のエリアを区切った評価が必要になるケースもある。加えてモニタリング装置や計測のサンプリングタイムも様々であり、これらは発電所の管理体制にも直結する。なお，発電性能のシミュレーション値がない場合は、実施しなおす必要がある。
①エネルギーの変換工程と損失②シミュレーション方法
③日射量
④遮光物
⑤太陽電池

⑥パワーコンディショナ（PCS）⑦両面受光型太陽電池⑧不確かさ⑨長期予測/経年劣化

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3.4 発電特性
1. 発電特性のシミュレーションによる設計値を確認する。
2. 発電実績値を評価する。
(2)発電実績値の評価• 発電実績値の評価としては、発電所の稼働値の評価は一般的に月単位で確認される。発電電力量は最も重要な数値ではあるが、発電電力量は日射量に強く依存し、日射量のばらつきは大きいことから、単純に発電電力量を並べるだけでは発電所の正常稼働を確認することはできない。そこで以下のような評価が行われる。

①システム出力係数(PR)の過去値との比較②長期予測値のシミュレーション値との比較③実測の気象をベースに計算されたシミュレーション値との比較④近隣の数値との比較⑤ 計測システムの確認⑥計測に関する保守状態の確認

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Ⅲ 電気編：目次• 1 はじめに• 別添1 太陽光発電設備システム目視検査シート• 2 用語の定義• 別添2 太陽電池モジュール目視検査シート• 3 発電システム設計の評価• 3.1 システム関係書類の評価• 3.2 設置機器・配置設計• 3.4 発電特性
• 3.3 電気システム設計• 別添3 現地における太陽電池モジュールの機能評
価手法• 4 発電システム設計の詳細現地調査による評価• 4.1 太陽電池モジュールの確認• 4.2 太陽電池モジュール以外の機器、電気設備の確認• 別添6 発電実績の評価におけるチェックリスト• 別添4 I-Vカーブ異常原因と確認方法・対処方法• 別添5 発電性能のシミュレーション設計におけるチェックリスト• 5 発電システムの回復技術• 5.1 太陽電池モジュールの交換• 5.2 安全化設計

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4 発電システム設計の現地調査による評価• 4章では現地における確認方法を示す。現地調査による評価の目的は、「設計通り施工、機器選定がされているかの確認」「不具合などを含めた発電設備の性能の確認」となる。
• 3章により関連図書の有無、また設計図書等から電気システム設計を確認後、その設計通りに施工されているか、機器選定が行われているかを確認、評価を行う。また、設置後数年たっているなどの場合、不具合などを含めた、発電設備の現状の性能を含めて評価を行う。ここでは、太陽電池モジュールおよびそれ以外に大別して、評価方法を示す。
• 評価方法としては、基本的には目視による確認、維持管理・点検記録を確認することを基本とする。発電設備の評価の考え方としては、発電設備の価値を評価することが主眼であるため、保守点検や事故時の現地駆け付けや不具合に切り分けといった目的を主眼としていない。そのため、測定に関する詳述はしないが、発電設備の現状性能を把握するためには、書面や目視だけではわからない項目もあり、必要な場合は測定を行うという手順となる。その具体的な測定方法は、保守点検などで行う項目と類似しているため、基本的には太陽光発電システムの保守点検ガイドラインを参照することが望ましい。
• 上記の目的のもと、本文書では、現地目視のポイント、保守点検ガイドラインに記載以外の測定方法について紹介する。

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4.1 太陽電池モジュールの確認
1. 太陽電池モジュールを目視により確認する。
2. 太陽電池モジュールを目視以外による方法（測定など）で確認する。
(1)太陽電池モジュール（目視の範囲）• 近年、屋外に設置された太陽電池モジュールの劣化に関する大規模な検査結果が報告されている。目視検査に関する具体的でかつ統一された検査項目・検査手法は、現在確立されていないが、以下に目視による確認すべき項目の例を以下に参考として示す。

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4.1 太陽電池モジュールの確認(1)太陽電池モジュール（目視の範囲）

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4.1 太陽電池モジュールの確認(1)太陽電池モジュール（目視の範囲）

164.1 太陽電池モジュールの確認
1. 太陽電池モジュールを目視により確認する。
2. 太陽電池モジュールを目視以外による方法（測定など）で確認する。
(2)太陽電池モジュール（目視以外による評価）• 太陽電池モジュールの現地における機能評価については、機械学習などによる不具合箇所探索方法を含めて各種の手法が提案・実施されており、想定される不具合やその重篤度レベルなどに応じて適切な手法を選択する必要がある。ここで紹介する手法に関する代表的な測定手法や検出が可能な不具合事象例を表（別添04）にまとめた。個々の手法については各種レポートなどに詳述されているため、ここではこれら機能検査における留意事項や推奨事項などを中心に記載する。
①地上撮影EL（夜間）⑥ダークI-V測定②地上撮影IR⑦インピーダンス測定③ドローン搭載IR⑧UV蛍光測定④昼間PL撮影⑨屋外非破壊分光分析⑤昼間I-V測定⑩等電位の確認17

4.2 太陽電池モジュール以外の機器、電気設備の確認
1. 接続箱、集電箱、パワーコンディショナ（PCS）、コネクタ、配線及び配線保護、受変電設備、監視装置及び計測装置等、その他設備を目視により確認する。
2. 保守点検等で実施する電気性能を測定により確認する。
• 太陽電池モジュール以外の機器、電気設備の確認の確認箇所と主な目視確認項目は下記の通り。また、各項目の目視の例示を示す。
• ①接続箱：内部の外部、設置及び固定、内部の状態• ②集電箱：集電箱外部、設置及び固定、内部の状態

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4.2 太陽電池モジュール以外の機器、電気設備の確認①接続箱：内部の外部、設置及び固定、内部の状態②集電箱：集電箱外部、設置及び固定、内部の状態

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4.2 太陽電池モジュール以外の機器、電気設備の確認①接続箱：内部の外部、設置及び固定、内部の状態②集電箱：集電箱外部、設置及び固定、内部の状態

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4.2 太陽電池モジュール以外の機器、電気設備の確認③パワーコンディショナ（PCS）
・PCS外部、設置及び固定、内部の状態
・PCS内サージ保護デバイス（SPD）の状態確認
・PCS格納筐体外部、設置及び固定、内部、の状態

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4.2 太陽電池モジュール以外の機器、電気設備の確認③パワーコンディショナ（PCS）
・PCS外部、設置及び固定、内部の状態
・PCS内サージ保護デバイス（SPD）の状態確認
・PCS格納筐体外部、設置及び固定、内部、の状態

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4.2 太陽電池モジュール以外の機器、電気設備の確認③パワーコンディショナ（PCS）
・PCS外部、設置及び固定、内部の状態
・PCS内サージ保護デバイス（SPD）の状態確認
・PCS格納筐体外部、設置及び固定、内部、の状態

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4.2 太陽電池モジュール以外の機器、電気設備の確認③パワーコンディショナ（PCS）
・PCS外部、設置及び固定、内部の状態
・PCS内サージ保護デバイス（SPD）の状態確認
・PCS格納筐体外部、設置及び固定、内部、の状態

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4.2 太陽電池モジュール以外の機器、電気設備の確認④コネクタ、配線及び配線保護
・配線及び配線保護
・各配線の状態、設置及び固定状態の状態
・各配線保護材の状態

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4.2 太陽電池モジュール以外の機器、電気設備の確認④コネクタ、配線及び配線保護
・配線及び配線保護
・各配線の状態、設置及び固定状態の状態
・各配線保護材の状態

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4.2 太陽電池モジュール以外の機器、電気設備の確認④コネクタ、配線及び配線保護
・配線及び配線保護
・各配線の状態、設置及び固定状態の状態・各配線保護材の状態

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4.2 太陽電池モジュール以外の機器、電気設備の確認④コネクタ、配線及び配線保護
・配線及び配線保護
・各配線の状態、設置及び固定状態の状態
・各配線保護材の状態

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4.2 太陽電池モジュール以外の機器、電気設備の確認④コネクタ、配線及び配線保護
・配線及び配線保護
・各配線の状態、設置及び固定状態の状態
・各配線保護材の状態

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4.2 太陽電池モジュール以外の機器、電気設備の確認⑤受変電設備（対象：高圧以上で連系されている発電所）
・高圧用受変電設備外部、設置及び固定、内部の状態
・特別高圧用受変電設備外部、設置及び固定、内部の状態
・受変電設備用消防設備（消火器）の確認⑥監視装置及び計測装置等
・監視装置又は計測装置外部、設置及び固定の状態・監視又は計測データの保存状態
・運転データ計測については、IECなど計測関係の規格を引用する。
・計測装置の校正期間の適合確認
・期間については、それぞれの機器仕様に従う。無い場合は、IECなど関係の規格を引用する。
・校正期間を超過している場合は、校正を実施する。
・監視カメラの設置状態⑦その他設備・構内柱（配電鉄塔、外灯、監視カメラ用鋼管柱等）の設置状態

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4.2 太陽電池モジュール以外の機器、電気設備の確認⑤受変電設備（対象：高圧以上で連系されている発電所）⑥監視装置及び計測装置等⑦その他設備31

4.2 太陽電池モジュール以外の機器、電気設備の確認⑤受変電設備（対象：高圧以上で連系されている発電所）⑥監視装置及び計測装置等⑦その他設備32

4.2 太陽電池モジュール以外の機器、電気設備の確認⑤受変電設備（対象：高圧以上で連系されている発電所）⑥監視装置及び計測装置等⑦その他設備33

4.2 太陽電池モジュール以外の機器、電気設備の確認⑤受変電設備（対象：高圧以上で連系されている発電所）⑥監視装置及び計測装置等⑦その他設備34

4.2 太陽電池モジュール以外の機器、電気設備の確認
1. 接続箱、集電箱、パワーコンディショナ（PCS）、コネクタ、配線及び配線保護、受変電設備、監視装置及び計測装置等、その他設備を目視により確認する。
2. 保守点検等で実施する電気性能を測定により確認する。
• 太陽電池モジュール以外の主な測定項目は下記の通りである。基本的にはJEMA/JPEAの太陽光発電保守点検ガイドライン：https://www.jpea.gr.jp/wp-content/themes/jpea/pdf/t191227.pdf、
産業技術総合研究所が公開している「太陽光発電の直流電気安全のための手引きと技術情報（第 2 版）：https://unit.aist.go.jp/rpdenvene/PV/ja/service/PV_Electrical_Safety/Technical_Information_on_PV_Electrical_Safety2(AIST2019).pdfの保守点検手順などを参考とするとよい。
①接続箱③パワーコンディショナ（PCS）

・接続箱内開閉器、遮断器等の動作

・PCSと接続されている機器間電線路の絶縁抵抗値

・接続箱内各回路の開放電圧値

・PCSの接地状態と接地抵抗値

・接続箱内各回路の絶縁抵抗値

・PCS内各回路の開放電圧値（接続箱機能内蔵PCSの場合）

・接続箱内各回路のI-Vカーブ測定
・接続箱の接地状態と接地抵抗値②集電箱
・集電箱と接続されている機器間電線路の絶縁抵抗値
・集電箱の接地状態と接地抵抗値

・PCS整定値の確認
・PCS運転履歴の確認④配線及び配線保護・断線、地絡の確認

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Ⅲ 電気編：目次• 1 はじめに• 別添1 太陽光発電設備システム目視検査シート• 2 用語の定義• 別添2 太陽電池モジュール目視検査シート• 3 発電システム設計の評価• 3.1 システム関係書類の評価• 3.2 設置機器・配置設計• 3.4 発電特性
• 3.3 電気システム設計• 別添3 現地における太陽電池モジュールの機能評
価手法• 4 発電システム設計の詳細現地調査による評価• 4.1 太陽電池モジュールの確認• 4.2 太陽電池モジュール以外の機器、電気設備の確認• 別添6 発電実績の評価におけるチェックリスト• 別添4 I-Vカーブ異常原因と確認方法・対処方法• 別添5 発電性能のシミュレーション設計におけるチェックリスト• 5 発電システムの回復技術• 5.1 太陽電池モジュールの交換• 5.2 安全化設計

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5.1 太陽電池モジュールの交換
1. 不具合の太陽電池モジュールを交換する。
2. 交換後の太陽電池ストリングの電圧・電流を再設計する。
• 太陽電池モジュールの劣化・損傷にともなう不具合については、電気的安全性との関わりから基本的には補修は避けるべきであり、交換を選択することが適切である。
• ただし、交換用モジュールが入手困難な場合や応急的処置が必要な場合もあり、また近年頻発したバックシートの亀裂現象に対応するため、エポキシ・ポリウレタン・シリコーンなどを亀裂部に充填する方法や接着剤付きテープを貼付する方法が検討されてきている。
• このような手法を用いたバックシート修復により、太陽電池モジュールの電気的絶縁性の回復が確認されており、屋内加速試験においても再度の絶縁低下が生じないことは報告されているが、現時点では長期間の屋外使用による電気的絶縁性の再低下などについての知見は集積されていない、また、修復部位からの亀裂拡大などの長期的影響についても、今後の検討課題となっている。なお、バックシートの修復については、適切な修復方法を選択するために、その素材を見極める必要がある。後述するような屋外でも利用可能なバックシート素材判定機器の利用も可能ではあるが、製造企業への問い合わせや同型式モジュールの化学分析などをあわせて実施することが推奨される。

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5.2 安全化設計
1. 機器交換等により安全化設計を行う。
• 太陽光発電設備の太陽電池モジュール以外は、評価結果に問題がある場合、基本的には交換を行う。原則として電気設備技術基準等の法令への適合は最低限満たしたうえで、リスク低減のためには安全化の再設計を行うことが望ましい。
• 安全化の基本的な考え方として、①事故を発生させない設計（基本的なシステム設計）、②事故発生時に検知可能なこと、③事故検知後に速やかに遮断可能なこと、である。
• ①の事故を発生させてない設計は基本的なシステム設計としてJISC 62548(2023)/IEC 625481(2023)などを参考とすることが重要である。その後、②、③については、さまざまな安全化設計がある。主な安全化方法は下記の通りである

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5.2 安全化設計① MLPE(Model level power electronics)は、太陽電池モジュールごとに接続されたDC/DCコンバータやパワーコンディショナである。モジュール単位で低電圧に分離することができるため、感電でリスク、発火リスクを低減することができる。
② ストリングスイッチは、ストリング単位に切り離せるスイッチである。米国におけるラピットシャットダウンに代表されるような機器として、パワーコンディショナ付近の停止ボタンなどによる切り離すことができる装置がある。
③ アーク検知装置は、回路内のアーク発生を検知し、ストリング単位で回路を開放する装置であるアーク故障検知・遮断装置を利用する場合は、IEC 63027:2023 Photovoltaic
power systems - DC arc detection andinterruptionまたはUL 1699b）に適合した装置を利用すること。基本的には、正負どちらかの片極側におけるアーク（直列アーク故障）を検知することを想定しているため、正負極間の絶縁低下によるアーク（並列アーク故障）は検知できないこともあることに留意が必要である。

図 太陽光発電設備の電気安全設計例

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5.2 安全化設計④ 地絡検知装置は、太陽電池アレイ側の絶縁抵抗監視・検知方法、残留電流監視モニタによる監視・検知方法がある。太陽電池アレイ
側の絶縁抵抗監視装置は、JIS C62548(2023)/IEC 62548-1(2023)では、運転開始直前及び少なくとも24時間に1回の頻度で、対地間の絶縁抵抗を測定することを求めている。パワーコンディショナ内臓の場合は、
IEC 62109-2に適合したもの、絶縁監視装置
はIEC 61557-2、IEC 61557-8に適合する装置とすることが必要である。残留電流監視モニタによる監視・検知は、連続残留電流の限界値の監視によって実施する。各装置は、JIS C 62548(2023)/IEC 62548-1(2023)に規定されている装置等を利用することが必要である。なお、地絡検知手法は、絶縁抵抗の測定方法が様々存在し、手法によっては不感帯が存在する場合や利用可能な電気回路構成があるため、機器の仕様書および太陽光発電設備全体の回路構成を確認し、不感帯の範囲などを把握しておくことが重要である。

図 太陽光発電設備の電気安全設計例

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5.2 安全化設計⑤ 中点遮断スイッチは、ストリング内の中点のどこかで遮断可能な装置である。米国などにおいて、ストリング内の感電電圧を低減させる目的のスイッチである。並列アーク遮断できない可能性がある。しかしながら、時においては、正負極間の短絡のため、接続箱やパワーコンディショナ停止では、電路の閉回路が継続するため、アークを遮断できない可能性がある。しかしながら、本装置を利用することにより、正負極間の短絡においても閉回路を１か所遮断可能なため、並列アークの継続を停止できる可能性がある。ただ、並列アークの検知方法は課題として残っている。

図 太陽光発電設備の電気安全設計例

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Ⅲ 電気編：目次• 1 はじめに• 別添1 太陽光発電設備システム目視検査シート• 2 用語の定義• 別添2 太陽電池モジュール目視検査シート• 3 発電システム設計の評価• 3.1 システム関係書類の評価• 3.2 設置機器・配置設計• 3.4 発電特性
• 3.3 電気システム設計• 別添3 現地における太陽電池モジュールの機能評
価手法• 4 発電システム設計の詳細現地調査による評価• 4.1 太陽電池モジュールの確認• 4.2 太陽電池モジュール以外の機器、電気設備の確認• 別添6 発電実績の評価におけるチェックリスト• 別添4 I-Vカーブ異常原因と確認方法・対処方法• 別添5 発電性能のシミュレーション設計におけるチェックリスト• 5 発電システムの回復技術• 5.1 太陽電池モジュールの交換• 5.2 安全化設計

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別添
1. 別添1 太陽光発電設備システム目視検査シート
2. 別添2 太陽電池モジュール目視検査シート
3. 別添3 現地における太陽電池モジュールの機能評価手法
4. 別添4 I-Vカーブ異常原因と確認方法・対処方法
5. 別添5 発電性能のシミュレーション設計におけるチェックリスト
6. 別添6 発電実績の評価におけるチェックリスト

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ご清聴ありがとうございました。

この成果物は、国立研究開発法人新エネルギー・産業技術総合開発機構（ＮＥＤＯ）の委託業務（JPNP20015）「太陽光発電主力電源化推進技術開発／太陽光発電の長期安定電源化技術開発」の結果として得られたものです。

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