JP2016144384A

JP2016144384A - 太陽光発電システムの性能評価方法

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Publication number: JP2016144384A
Application number: JP2015021327A
Authority: JP
Inventors: 光博下斗米; Mitsuhiro Shimotomai
Original assignee: Nisshinbo Mechatronics Inc
Current assignee: Nisshinbo Mechatronics Inc
Priority date: 2015-02-05
Filing date: 2015-02-05
Publication date: 2016-08-08

Abstract

【課題】太陽光発電システムの発電状態が正常か否かを高精度に判定する太陽光発電システムの評価方法、及びその評価方法を使用し太陽光発電システムの性能評価が可能な太陽光発電システムを提供する。
【解決手段】太陽光発電システムの性能評価を高精度に行うために、従来の評価指標であったシステム係数ＰＲを、太陽光発電システムへの太陽光の入射角度、及び前記太陽光発電システムの周囲温度（気温）により補正式を定義し算出した補正システム係数ＰＲ３により太陽光発電システムの性能評価を行う。
【選択図】図３

Description

本発明は太陽電池セル、太陽電池セルを一列に接続したストリング、ストリングを平行に複数配置しパネル状に接続した太陽電池モジュール、または太陽電池モジュールを複数枚接続した太陽電池アレイなど、太陽電池一般の太陽光発電システムの性能評価方法に関する。

太陽エネルギーの利用方法として、太陽電池モジュールが知られている。太陽電池モジュールの製造においては、太陽電池モジュールが目的の発電能力を有しているかどうかの性能評価が重要である。性能評価には、通常、出力特性の測定がされる。

出力特性は、光照射下において、太陽電池の電流電圧特性を測定する光電変換特性として行われる。光源としては、太陽光が望ましいのであるが、天候により強度が変化することから、ソーラシミュレータが使用されている。ソーラシミュレータでは、太陽光に代えてキセノンランプやメタルハライドランプ等を使用している。また、これらの光源を長時間点灯していると、温度上昇などにより光量が変化する。そこで、これらのランプのフラッシュ光を用い、横軸を電圧、縦軸を電流として、収集したデータをプロットすることにより太陽電池の出力特性曲線（ＩＶ曲線）を得ている（例えば、特許文献１参照）。

このような太陽電池モジュールの出力特性の評価は、太陽電池の製造工程において行なわれるものでる。製造された太陽電池が屋外に設置される場合は、太陽電池モジュールを複数枚接続した太陽電池アレイまたは太陽光発電システムという形態で設置される。
また設置された太陽電池アレイがある期間使用された後にその出力は太陽電池モジュールの劣化等によっても変化することになる。太陽電池アレイの劣化の程度の確認のために、その最大出力を正確に測定することが重要である。この最大出力を正確に測定するために、従来技術１及び２が使用されている。また太陽光発電システムの性能評価方法として従来技術３が使用されている。以下従来技術について説明する。

＜１＞従来技術１
太陽電池アレイの最大出力を正確に測定するために。照度補正や温度補正を行なう必要があるので、照度補正用に照度を測定する際に照度センサとして全天日射計を使用している。この方法では、太陽電池アレイの温度は、太陽電池アレイの裏面材温度を、熱電対等の温度センサを使用して測定している。
また照度センサとして、太陽電池モジュールを使用しているものもあるが、太陽電池アレイを構成する太陽電池モジュールと同じ構造を有していない小型のものである。また、照度センサを太陽電池モジュールとしていても、その太陽電池に対して厚い金属ケースや樹脂ケースに、太陽電池モジュールを内蔵している。この場合、単位面積当たりのケースの熱容量が、太陽電池アレイを構成する太陽電池モジュールと大きく異なる。

太陽電池アレイが設置されている屋外における照度は、季節・時刻・天候により、時々刻々と変化する。薄い雲が太陽にかかった場合でも、照度は、数分間の間に数１００Ｗ／ｍ^２変化することは、日常的に発生している。砂漠地帯のような天候が安定な地域であっても、時刻により太陽高度は時々刻々と変化するので、日射は常に変化している。一方、太陽電池モジュールの応答性は、照度に対して、数ｍｓ〜数１００ｍｓで応答することが知られている。よって、屋外の照度変化に対して、太陽電池モジュールは十分な速さで応答し追随している。他方、全天日射計は、照度を熱に変換して計測する構造のため、応答性が太陽電池モジュールほど速くないのが一般的である。ゆえに、太陽電池アレイの出力測定において、照度が変化している場合、応答が遅い分だけ、誤差が発生する可能性を有している。

太陽電池モジュールは、一般的に温度依存性があることが知られている。多結晶太陽電池モジュールの場合、６インチセルを６０枚、直列接続したものでは、温度１℃変化すると、最大出力は、約１Ｗ変化する。上記モジュールは、２５℃環境下において、最大出力は約２５０Ｗである。よって、温度誤差１℃は、最大出力誤差０．４％を誘発することになる。

一方、スーパーストレート型の構造の太陽電池モジュールは、１０００Ｗ／ｍ^２の定常光下において、裏面材温度は、約６０℃〜８０℃まで上昇する。この場合、内部セルの裏面と、モジュール裏面材の間では、約４℃の温度差が生じる。よって、裏面材の温度を測定して温度補正すると、約１．６％の誤差が生じることになる。また、屋外においては、照度は一定ではない。朝から正午までは、快晴であれば、照度は上昇傾向であり、午後は、下降傾向となる。よって、内部セル温度と裏面材温度の温度差は、一定ではない。さらに、薄い雲が一時的にかかるような天候では、照度変化に伴い、内部セル温度と裏面温度の温度差も変化する。以上より、裏面材を正しく温度計測しても、内部セル温度は正しく測定できないので、出力測定において温度補正しようとしても誤差が生じていた。

＜２＞従来技術２
ＩＶ測定器において、直列抵抗をパラメータとして入力し、直列抵抗補正をする機能を有しているものもあるが、現場で直列抵抗自体を正しく算出する機能を有していない。
太陽電池アレイを構成する太陽電池モジュールの封止材には、ＥＶＡが一般的に使用されている。しかし、ＥＶＡは水分が侵入すると酸を発生し、この酸がインターコネクタを腐食するということが知られている。この腐食が進行するとインターコネクタと太陽電池セルの接合状態を悪化させるので、太陽電池モジュールの直列抵抗が増大する。直列抵抗が増大すると、抵抗増大分、発熱が生じて、最大出力は低下する。

太陽電池モジュールの直列抵抗が変化すると、照度に対する最大出力も変化する。一方、太陽電池モジュールは、基準状態での最大出力を保証しているのが一般的である。基準状態とは、照度１０００Ｗ／ｍ^２で、モジュール温度２５℃、分光放射照度：ＡＭ１．５Ｇ（スペクトルの状態を示す指標）である。しかし、屋外測定では、必ずしも照度１０００Ｗ／ｍ^２で測定できるとは限らない。通常は、１０００Ｗ／ｍ^２より低い照度で測定した結果を、照度補正することになる。なぜならば、１０００Ｗ／ｍ^２は、年間でもごく限られた回数しか機会が得られないからである。

照度補正する場合、正しく直列抵抗が求められ、それに応じて直列抵抗補正が実施されなければならない。よって、太陽電池モジュールの最大出力が、保証範囲内か否かは、屋外に設置された状態で、直列抵抗を測定し、それに基づいて太陽電池アレイ出力を補正する必要がある

しかし、直列抵抗を屋外で正しく求めるには、最大出力を正しく照度補正・温度補正する必要がある。なぜならば、直列抵抗は、１０００Ｗ／ｍ^２の最大出力と、それより低照度での最大出力が照度補正・温度補正した上で、一致するように算出するからである。このように、屋外で劣化した太陽電池アレイの最大出力を測定するには、正しく照度補正、温度補正した上で、さらに正しく直列抵抗を求め、その直列抵抗値を用いて、補正する必要がある。

以上のように太陽電池の直列抵抗Ｒｓを測定算出するためには、太陽電池モジュールのＰｍａｘ（最大出力）〔Ｗ〕を、その設置場所において正確に測定することが必要である。現状では、このＰｍａｘを正確に測定することは困難である。測定に際して照度補正や温度補正を行なっても、測定値には数％から十数％のバラツキがある。

＜従来技術３＞
太陽光発電システムの性能評価するためにパフォーマンスレシオ（システム係数）ＰＲが用いられている。ＰＲは、以下のように数式３（数３）で定義されたものである。
ＰＲ＝｛Ｅｐ／（Ｐａｓ×Ｈａ／Ｇｓ）｝（数３）
Ｅｐ：実測発電電力量（ＫＷｈ）
Ｐａｓ：実設備モジュール出力容量（ＫＷ）
Ｈａ：実測した日射量（ＫＷ／ｍ^２）
Ｇｓ：標準日射エネルギー（１ＫＷ／ｍ^２）

上記のように数式３（数３）で定義されたシステム係数ＰＲを用いて太陽光発電システムの性能評価をする場合、以下のような問題がある。太陽電池モジュールの出力特性であるＩＶ特性は図７（ａ）のよう太陽電池モジュールの温度（セル温度）が高くなるにつれて破線のようにずれ低下する。またＩＶ特性は図７（ｂ）に示すように太陽電池モジュールに照射される太陽光の照度により破線のようにずれ低下する。従って太陽光発電システムの出力は、太陽光発電システムの周囲温度、日射量による太陽電池モジュール内の温度、季節による日射量変化により影響を受け変動する。従って太陽光発電システムの発電性能が正常に発揮されているか否かの確認は従来から使用されているシステム係数ＰＲによって評価することは不可能である。

このように太陽光発電システムの性能を高精度で適正に評価する評価方法はこれまで提案されていない。

特開２００７―８８４１９

本発明は、上記の従来技術の問題を解決し太陽光発電システムの発電状態が正常か否か高精度に判定する太陽光発電システムの評価方法、及びその評価方法を使用し太陽光発電システムの性能評価が可能な太陽光発電システムを提供することを目的とする。

上記課題を解決するための第１発明の太陽光発電システムの性能評価方法は、以下の特徴を有している。
システム係数ＰＲを太陽光発電システムの性能測定により求め、その求めた前記システム係数ＰＲを、前記太陽電池システムへの太陽光の入射角度、及び前記太陽電池システムの周囲温度により、以下の数式１（数１）に示す式により定義される補正システム係数ＰＲ３により太陽光発電システムの性能評価を行う。
（数１）
ＰＲ３＝ＰＲ１＋ＰＲ２
ＰＲ１＝｛Ｅｐ／（Ｐａｓ×Ｈａｃ／Ｇｓ）｝
ＰＲ２＝（２５−Ｔ１−ΔＴａ）×γ
Ｈａｃ＝Ｉｒｒｈ×｛ｃｏｓ（９０−α−β）／ｃｏｓ（９０−α）｝
ＰＲ１：システム係数の太陽光の入射角度による照度補正項
ＰＲ２：システム係数の太陽光発電システムの周囲温度（気温）による温度補正項
ＰＲ３：補正システム係数
Ｅｐ：実測発電電力量（ＫＷｈ）
Ｐａｓ：実設備モジュール出力容量（ＫＷ）
Ｈａｃ：入射角補正した日射量
Ｉｒｒｈ：モジュールを水平設置状態として実測した照度（ＫＷ／ｍ^２）
α ：太陽高度（°）
β ：モジュール設置角度と日射計設置角度の角度差（°）
Ｇｓ：標準日射エネルギー（１ＫＷ／ｍ^２）
Ｔ１：太陽光発電システムの周囲温度（気温）（℃）
ΔＴａ：セル発電部の日射上昇温度（℃）
γ ：モジュール温度変化係数

第１発明によれば、以下の効果が発現する。
太陽光発電システムのシステム係数（パフォーマンスレシオ）ＰＲは、太陽光発電システム内の太陽電池モジュールへ照射される太陽光の入射角度αと太陽電池モジュールの設置角度βの補正をしていないので、季節により夏季におけるＰＲ値と冬季のＰＲ値との平均値に対して約±２０％の変動がある。また太陽光発電システムの周囲温度（気温）が異なると太陽電池モジュールの出力は変動する。温度の補正をしていないので、温度により夏季におけるＰＲ値と冬季のＰＲ値との平均値に対して約±５％の変動がある。
第１発明の太陽光発電システムの性能評価方法は、システム係数ＰＲに太陽光の日射の入射角度及び太陽光発電システムの周囲温度（気温）による補正を加えている。従って性能評価時に算出したシステム係数の変動は±１〜±２％以内に抑えることが可能であり、太陽光発電システムの性能劣化が５％あってもその性能変化を高精度に検出することができる。これにより早期に太陽光発電システム内の太陽電池の劣化を早期に発見可能となり、太陽光発電システムの発電ロスを低減することができる。

第２発明の太陽光発電システムの性能評価方法は、第１発明において、以下の特徴を有している。
前記システム係数ＰＲ３の照度補正項ＰＲ１を太陽光発電システム内に備えた照度センサの測定結果によりＰＲ１´に補正し、前記システム係数ＰＲ３の温度補正項ＰＲ２を前記太陽電池システム内の照度センサ内に備えた温度センサの測定結果によりＰＲ２´に補正し、以下の数式２（数２）に示す式により定義される補正システム係数ＰＲ３´により太陽光発電システムの性能評価を行う。
（数２）
ＰＲ３´＝ＰＲ１´＋ＰＲ２´
ＰＲ１´＝｛Ｅｐ／（Ｐａｓ×Ｉｒｒｔ／Ｇｓ）｝
ＰＲ２´＝（２５−Ｔｊ）×γ
ＰＲ１´ ：照度センサの実測値により補正したシステム係数の照度補正項
ＰＲ２´ ：温度センサの実測値により補正したシステム係数の温度補正項
Ｅｐ：実測発電電力量（ＫＷｈ）
Ｐａｓ：実設備モジュール出力容量（ＫＷ）
Ｉｒｒｔ：照度センサにより実測した照度（ＫＷ／ｍ^２）
Ｇｓ：標準日射エネルギー（１ＫＷ／ｍ^２）
Ｔｊ：太陽電池モジュール内のセル発電部の温度（℃）
γ ：モジュール温度変化係数

第２発明によれば、太陽光発電システムの性能評価を行うシステム係数ＰＲを太陽光発電システムに設けた照度センサ及び温度センサの実測値により補正しているので、評価時に算出したシステム係数の変動は±０．５〜±１％以内に抑えることが可能であり、太陽光発電システムの性能評価を更に高精度に行うことが可能となった。

第３発明の太陽光発電システムの性能評価方法は、第２発明において以下の特徴を有している。
前記照度センサは、太陽電池セルを封止したモジュールであり、太陽光発電システムに設置されている太陽電池モジュールと類似の部材により構成されており、照度センサにおける短絡電流から照度を得ることができる。

第３発明によれば、以下の効果が発現する。太陽光発電システムの性能評価に使用する照度センサを太陽電池システム内の太陽電池モジュールと同型のものを使用しているので、性能評価時に太陽光発電システムに照射している太陽光の実測照度を高精度に測定することができる。これにより性能評価を行う補正システム係数を正確に算出することができる。

第４発明の太陽光発電システムの性能評価方法は、第３発明において以下の特徴を有している。
前記システム係数ＰＲ３´の温度補正項ＰＲ２´は、前記照度センサである太陽電池セルを封止したモジュールについて、予め照度と温度の関係を実験的に求め、照度センサで得られた照度から太陽電池モジュール内のセル発電部の温度Ｔｊを求め補正したものである。

第４発明によれば、以下の効果が発現する。照度センサ内のセル温度を温度センサを使用することなく、予め実験的に照射照度とセル温度上昇の関係を求めておき、照射照度の測定結果からセル温度を求めシステム係数ＰＲ２´を算出し、システム係数ＰＲ３´により太陽光発電システムを性能評価を行うので、太陽光発電システムの性能評価の精度を損なうことなく評価手順等が簡略化される。

上記課題を解決するための第５発明の太陽光発電システムは、第１発明から第４発明のいずれかの評価方法により太陽光発電システムの性能評価をすることができることを特徴としている。

第５発明の太陽光発電システムは、太陽光発電システムに設けた照度センサと温度センサの測定結果によりシステム係数を補正し、その補正したシステム係数により太陽光発電システムが正常に出力しているか否か常時監視することができる。よって太陽光発電システムの劣化や異常を早期に発見できる。従って太陽光発電システムの出力低下に対して、早期に修復することができる。その結果として太陽光発電システムの発電のロスを低減することができる。

太陽電池モジュール単体の説明図。太陽電池アレイの説明図。本発明の実施例１の太陽光発電システムの評価方法を説明するブロック図。太陽光の入射角度と設置角度の関係の説明図。本発明の実施例２の太陽光発電システムの評価方法を説明するブロック図。本発明の実施例３の太陽光発電システムの評価方法を説明するブロック図。照度変化と温度変化がＩＶ曲線に及ぼす影響の説明図。

以下、本発明の実施形態について、図面を参照し説明する。

実施例１の太陽光発電システムの発電性能の評価方法を、図面を参照し説明する。図１は、太陽電池モジュール単体の説明図である。図２は、太陽光発電システムの説明図である。図３は、本発明の実施例１の太陽光発電システムの評価方法を説明するブロック図である。図４は、太陽光の入射角・設置角度と照度の関係の説明図である。

＜１＞太陽電池モジュール単体
ここで本発明の太陽光発電システムの評価方法が対象とする太陽電池モジュール単体について説明する。図１は、太陽電池モジュール１０として結晶系セルを使用した太陽電池モジュールの構成を示す説明図である。図１（ａ）は、太陽電池モジュール１０の平面図であり、図１（ｂ）はその断面図である。太陽電池モジュール１０は、図示のように、透明なカバーガラス１１と裏面材１２との間に、充填材１３、１３を介して複数列のストリング１４（太陽電池セル１６を複数枚接続したもの）を挟み込んだ構成を有する。裏面材１２にはＰＥＴ樹脂、フッ素樹脂系のシート材料が使用される。また裏面材１２としてはガラスを使用する場合もある。充填材１３、１３にはＥＶＡ（エチレンビニルアセテート）樹脂等が使用される。また充填材としては、ＰＶＢ、ポリオレフィン、アイオノマー等を使用する場合もある。ストリング１４は、電極１５、１５の間に結晶系セルとしての太陽電池セル１６をリード線１７を介して接続した構成である。このように積層した太陽電池モジュールの構成部材をラミネート装置にてラミネート加工する。その後、太陽電池モジュールの周辺部にシール材１９等を塗布しフレーム材１８をセットし太陽電池モジュール１０が形成される。尚フレーム材は、必須ではなくフレームレスとしたモジュールもあり、本発明の対象とすることもできる。

＜２＞太陽光発電システム
太陽電池発電システムでは、このような太陽電池モジュール単体を複数枚直列に接続し太陽電池アレイとしている。図２は、そのような状態を図示したものである。尚図２は、太陽電池アレイの概略説明図であり、４個のアレイが配置されている。また各アレイは、模式的に６個の太陽電池モジュール１０から構成されているものを表示している。本発明の説明では、４個のアレイをまとめて太陽光発電システムＡという。尚モジュールの個数は、これに限定されるものではない。

各アレイの正極と負極は接続箱を経由し、パワーコンディショナ（以下、「ＰＣＳ」と略称する）に接続されている。本発明の太陽光発電システムの性能評価方法の説明ではＰＣＳ内部の詳細説明は省略する。これらＰＣＳや接続箱も太陽光発電システムＡに含まれるものとする。

＜３＞太陽光発電システムの性能評価方法（実施例１）
本発明の太陽光発電システムＡの性能評価方法を図３に示すブロック図に基づき説明する。太陽光発電システムＡは、太陽電池モジュール１０が連なる各アレイから太陽光照射下で出力される直流出力（直流電流値（Ｉ）と直流電圧値（Ｖ））を交流出力に変換するパワコン２０（ＰＣＳ）、太陽光発電システムＡ近傍に設置した温度センサＳ１から構成される。

太陽光発電システム内のパワコン２０は、太陽光発電システムＡにて出力される直流出力を交流出力に変換するものであり公知のものが使用できる。尚交流出力を目視で読み取ることができるようなメーターや交流出力値を外部に出力できる出力端子を有することが好ましい。

太陽光発電システム内の温度センサＳ１は、太陽光発電システムの周囲温度を測定するものであり、太陽光発電システムＡの近傍に設ける。温度センサＳ１は、通常の温度計や熱電対を用いたものが使用可能である。尚温度センサＳ１は、温度の測定値を直接読み取ることができるように温度を表示する態様のものや温度測定値を外部に出力できる出力端子を有するものが好ましい。

＜３−１＞補正システム係数ＰＲ３
従来の太陽光発電システムのシステム係数（パフォーマンスレシオ）ＰＲは、太陽光発電システム内の太陽電池モジュールへ照射される太陽光の入射角度αと太陽電池モジュールの設置角度と日射計設置角度の角度差βの補正をしていないので、季節により夏季におけるＰＲ値と冬季のＰＲ値との平均値に対して約±２０％の変動がある。この変動を小さくしないと太陽光発電システムは正しく評価することができない。また太陽光発電システムの周囲温度（気温）が異なると太陽電池モジュールの出力は変動する。温度の補正をしていないので、温度により夏季におけるＰＲ値と冬季のＰＲ値との平均値に対して約±５％の変動がある。この変動を小さくしないと太陽光発電システムの性能は正しく評価することができない。

太陽光発電システムを正しく性能評価するために、従来から使用しているシステム係数ＰＲを補正したものを使用して評価する。補正項目は、太陽光発電システム内の太陽電池モジュールへの太陽光の入射角αと太陽電池モジュールの設置角度と日射計設置角度の角度差β、及び太陽光発電システムの周囲温度のＴ１により補正を行う。従って補正したシステム係数ＰＲ３を入射角度αと設置角度βにより補正したＰＲ１と周囲温度（気温）Ｔ１等による補正したＰＲ２を加算したものとする。補正したシステム係数ＰＲ３は、以下の数式１（数１）で定義したものとする。

（数１）
ＰＲ３＝ＰＲ１＋ＰＲ２
ＰＲ１＝｛Ｅｐ／（Ｐａｓ×Ｈａｃ／Ｇｓ）｝
ＰＲ２＝（２５−Ｔ１−ΔＴａ）×γ
Ｈａｃ＝Ｉｒｒｈ×｛ｃｏｓ（９０−α−β）／ｃｏｓ（９０−α）｝
ＰＲ１：システム係数の太陽光の入射角度による照度補正項
ＰＲ２：システム係数の太陽光発電システムの周囲温度（気温）による温度補正項
ＰＲ３：補正システム係数
Ｅｐ：実測発電電力量（ＫＷ）
Ｐａｓ：実設備モジュール出力容量（ＫＷｈ）
Ｈａｃ：入射角補正した日射量
Ｉｒｒｈ：モジュールを水平設置状態において実測した照度（ＫＷ／ｍ^２）
α ：太陽高度（°）
β ：モジュール設置角度と日射計設置角度の角度差（°）
Ｇｓ：標準日射エネルギー（１ＫＷ／ｍ^２）
Ｔ１：気温（℃）
ΔＴａ：セル発電部の日射上昇温度（℃）
γ ：モジュール温度変化係数

＜３−２＞補正システム係数ＰＲ１
補正システム係数ＰＲ１は、従来のシステム係数ＰＲを太陽光による入射角αとモジュール設置角度と日射計設置角度の角度差βの補正をしたものである。太陽光の入射角度αの補正は、図４に示すように、太陽電池モジュールの設置角度と日射計設置角度の角度差βとも関係し、太陽光の照射照度の余弦則による補正である。入射角度αは、公知の気象データを使用することができる。太陽電池モジュールの設置角度と日射計設置角度の角度差βは、太陽光発電システムにより固定された数値である。Ｉｒｒｈは、モジュールを水平状態に設置した際の実測した照度（ＫＷ／ｍ^２）である。これらの値により入射角補正した日射量Ｈａｃを算出する。

Ｅｐは、太陽光発電システムを設置した時にパワコンＰＣＳに表示される実測発電電力量（ＫＷｈ）である。またＰａｓは太陽光発電システムの性能評価を行う際にパワコンＰＣＳに表示される実設備モジュール出力容量（ＫＷ）である。またＧｓは、標準日射エネルギーであり１ＫＷ／ｍ^２である。

以上より数式１（数１）における補正システム係数ＰＲ１を算出する。

＜３−３＞補正システム係数ＰＲ２
補正システム係数ＰＲ２は、従来のシステム係数ＰＲに太陽光発電システムの周囲温度（気温）Ｔ１及びモジュール内のセル発電部分の温度上昇ΔＴａによる補正をしたものである。図３に示すように、太陽光発電システムの近傍に周囲温度測定用の温度センサＳ１を設ける。この温度センサＳ１により周囲温度を測定する。また太陽電池モジュール内のセル発電部分の温度上昇ΔＴａは、太陽光発電システム内に使用されている太陽電池モジュールについて実験的にある照度Ｉｒｒｔの光を照射した際の太陽電池モジュール内のセル温度を測定し図３のような換算表を作成する。太陽光発電システムの性能評価を行う際の太陽光の照射照度Ｉｒｒｔを測定しこの換算表により日射上昇温度ΔＴａを特定する。尚太陽光の照射照度は、公知の日射照度計を使用し測定すれば良い。
尚日射上昇温度ΔＴａは、図５に示すように太陽電池モジュール内のセル近傍に温度センサＳ２を設けて直接セル温度上昇を測定するような方法を採用することもできる。

またγは、モジュール温度変化係数というもので、太陽光発電システムに使用している太陽電池モジュールにより特定される数値である。

以上より数式１（数１）内の補正システム係数ＰＲ２を算出することができる。

＜３−４＞補正システム係数ＰＲ３による性能評価の有効性について
実施例１の補正システム係数ＰＲ３（数式１で定義された）により太陽光発電システムの性能評価を行う場合、数式１（数１）により求められた太陽光の入射角度αと角度差βにより補正システム係数ＰＲ１と温度による補正システム係数ＰＲ２を加算した補正システム係数ＰＲ３を求め太陽光発電システムの性能評価を行う。これまでは、従来技術３において説明したようにシステム係数ＰＲにより太陽光発電システムの性能評価をしてきた。太陽光発電システム内の太陽電池モジュールに何らかの異常が発生するとシステム係数は５％程度減少する。従ってこのようなシステム係数の変化を太陽光発電システムの異常であるか否かを判定することは極めて難しい。システム係数が季節により夏季におけるＰＲ値と冬季のＰＲ値との平均値に対して約±２０％の変動がある。また太陽光発電システムの周囲温度が異なると太陽電池モジュールの出力は変動する。温度の補正をしていないので、温度により夏季におけるＰＲ値と冬季のＰＲ値との平均値に対して約±５％の変動がある。このように従来のシステム係数ＰＲは、季節変動や太陽電池モジュールの温度変化により著しく変動する。従って従来のシステム係数ＰＲで太陽光発電システムの出力ダウン等の予兆をとらえることは不可能である。本発明では、従来のシステム係数ＰＲに季節変動の要因や太陽電池モジュールの温度変化の要因を付加した補正システム係数ＰＲ３により太陽光発電システムの性能評価を行っているので、補正システム係数の変動は±１〜±２％以内であり、このような太陽光発電システムの微妙な性能変化（異常）を早期に把握することができ有用である。

尚補正システム係数ＰＲ１においてモジュール設置角度と日射計設置角度が一致していればその角度差はβ＝０（°）となりＰＲ１は従来のシステム係数ＰＲを使用することになり太陽高度α（°）による補正はしないことになる。この場合は、システム係数の補正は温度による補正のみとなる。従ってＰＲ３＝ＰＲ（従来のシステム係数）＋ＰＲ２となる。温度補正のみであるが、太陽高度による補正が不要な場合であり、太陽光発電システムの性能評価を高精度に行うことができることは言うまでもない。

＜４＞太陽光発電システムの性能評価方法（実施例２）
本発明の実施例２の太陽光発電システムＡの性能評価方法を図５に示すブロック図に基づき説明する。実施例２の太陽光発電システムの性能評価方法は、太陽光発電システムの近傍に照度センサ３０を設け、更にその照度センサ３０内に温度センサＳ２を設けている点が実施例１と相異する。太陽光発電システム内のパワコン２０は、実施例１と同様であり説明は省略する。

照度センサ３０は、太陽光発電システムに使用している同型の太陽電池モジュールであり、太陽光発電システムの近傍に設置する。この照度センサ３０から出力される照度信号を照度検出器５０で測定しＩｒｒｔを求める。一方照度センサ３０内に温度センサＳ２を設けセル温度Ｔｊを温度測定器５０に測定表示し求める。これらの測定値から太陽光発電システムの補正システム係数ＰＲ３´を求め性能評価する。

＜４−１＞照度センサ３０
照度センサ３０は、太陽光発電システム内に使用されている太陽電池モジュールと同型の太陽電池モジュールを使用する。この照度センサ３０に太陽光が出力されると電流値（Ｉ）と電圧値（Ｖ）が出力される。予め太陽光の照射照度とＩＶの関係を求め、このＩＶ値から太陽光の照射照度Ｉｒｒｔを求めることができる。

＜４−２＞温度センサＳ２
温度センサＳ２は、照度センサ３０内に設けられる。温度センサＳ２としては、公知の熱電対等を使用することができる。温度センサＳ２によりセル温度を測定する必要がある。照度センサ３０の内部には取り付けすることは難しい。従って図１の裏面材に温度センサＳ２を設けることになるが、太陽電池モジュール内のセルの温度と裏面材の温度を比較すると裏面材の温度の方がセル温度よりも４℃程度低めとなる。従って被測定物である太陽電池モジュールの裏面材に温度センサを設けて温度測定を行なっても正しく温度補正をすることができない。予め実験的にこの太陽電池モジュール内のセル温度と裏面材の温度の関係を求め裏面材の温度測定結果からモジュール内部の温度を推定する。

更にセル温度を正確に測定する場合は、照度センサ３０（太陽電池モジュール）内のセルと同一の単セルを用いる方法を採用することができる。単セルに直接熱電対等の温度センサＳ２を設けることができ、セルの温度を正確に測定することができる。この場合は、照度センサ３０の近傍に温度測定用単セルを設けこれを温度センサＳ２とする。

＜４−３＞補正システム係数ＰＲ３´
実施例２の太陽光発電システムの性能評価方法では、太陽光発電システムを正しく性能評価するために、実施例１において太陽光発電システムの性能評価に使用したシステム係数ＰＲ３を更に以下のように修正した補正システム係数ＰＲ３´により性能評価する。従って補正したシステム係数ＰＲ３´は、実測照度により補正したＰＲ１´と太陽電池モジュールのセル温度による補正したＰＲ２´を加算したものとする。補正したシステム係数ＰＲ３´は、以下の数式２（数２）で定義したものである。

（数２）
ＰＲ３´＝ＰＲ１´＋ＰＲ２´
ＰＲ１´＝｛Ｅｐ／（Ｐａｓ×Ｉｒｒｔ／Ｇｓ）｝
ＰＲ２´＝（２５−Ｔｊ）×γ
ＰＲ１´ ：照度センサの実測値により補正したシステム係数の照度補正項
ＰＲ２´ ：温度センサの実測値により補正したシステム係数の温度補正項
Ｅｐ：実測発電電力量（ＫＷｈ）
Ｐａｓ：実設備モジュール出力容量（ＫＷ）
Ｉｒｒｔ：照度センサにより実測した照度（ＫＷ／ｍ２）
Ｇｓ：標準日射エネルギー（１ＫＷ／ｍ^２）
Ｔｊ：太陽電池モジュール内のセル発電部の温度（℃）
γ ：モジュール温度変化係数

＜４−４＞補正システム係数ＰＲ１´
補正システム係数ＰＲ１´は、従来のシステム係数ＰＲを太陽光の実測照度Ｉｒｒｔにより補正したものである。Ｅｐは、太陽光発電システムを設置した時にパワコンＰＣＳに表示される実測発電電力量（ＫＷｈ）である。またＰａｓは太陽光発電システムの性能評価を行う際にパワコンＰＣＳに表示される実設備モジュール出力容量（ＫＷ）である。またＧｓは、標準日射エネルギーであり１ＫＷ／ｍ^２である。

以上より数式２（数２）における補正システム係数ＰＲ１´を算出する。

＜４−５＞補正システム係数ＰＲ２´
補正システム係数ＰＲ２´は、従来のシステム係数ＰＲに太陽光発電システムＡの近傍に設置した照度センサ３０内の温度センサＳ２によるセル温度による補正をしたものである。この温度センサＳ２により照度センサ内のセル温度Ｔｊを測定または推定する。

以上より数式２（数２）内の補正システム係数ＰＲ２´を算出することができる。

＜４−６＞補正システム係数ＰＲ３´による性能評価の有効性について
実施例２の補正システム係数ＰＲ３´（数式２で定義された）により太陽光発電システムの性能評価を行う場合、補正システム係数ＰＲ３´の変動は、実施例１の補正システム係数ＰＲ３の変動の±１〜±２％に対して、±０．５〜±１％以内に抑えることが可能であり、太陽光発電システムの性能評価を更に高精度に行うことが可能となった。

実施例３の太陽光発電システムの評価方法は、実施例２に対して、システム係数の補正をする際のセル温度Ｔｊを実測定するのではなく、図６のように照度センサ３０（太陽電池モジュール）において太陽光の照射照度に対するセル温度Ｔｊの関係を実験的に求めておき、実測照度Ｉｒｒｔとセル温度Ｔｊの換算表を用意する。この換算表により実測照度Ｉｒｒｔに対してセル温度Ｔｊを推定し補正システム係数ＰＲ２´を求める。このＰＲ２´及び実施例２のシステム係数の照度補正項ＰＲ１´により、補正システム係数ＰＲ３´を算出し太陽光発電システムの性能評価を行う。この性能評価方法でも太陽光発電システムの性能を実施例２と同程度に高精度に行うことができる。

本発明は、太陽光発電システムを実施例１から実施例３の太陽光発電システムの性能評価方法が適用可能な機器（ＰＣＳ２０、照度センサ３０、温度センサＳ１、Ｓ２）を備えた太陽光発電システムとすることができる。これによりその性能評価を高精度でリアルタイムで行うことが出来る太陽光発電システムを実現することができる。

Ａ太陽光発電システム
１０太陽電池モジュール
１１カバーガラス
１２裏面材
１３充填材
１４ストリング
１５電極
１６太陽電池セル
１７リード線
１８フレーム材
１９シール材
２０パワコン（ＰＣＳ）
３０照度センサ
４０照度測定器
５０温度測定器
Ｓ１温度センサ
Ｓ２温度センサ

Claims

太陽光発電システムの性能評価方法であって、
システム係数ＰＲを太陽光発電システムの性能測定により求め、その求めた前記システム係数ＰＲを、前記太陽光発電システムへの太陽光の入射角度、及び前記太陽光発電システムの周囲温度により、以下の数１に示す式により定義される補正システム係数ＰＲ３により太陽光発電システムの性能評価を行うことを特徴とする太陽光発電システムの性能評価方法。
（数１）
ＰＲ３＝ＰＲ１＋ＰＲ２
ＰＲ１＝｛Ｅｐ／（Ｐａｓ×Ｈａｃ／Ｇｓ）｝
ＰＲ２＝（２５−Ｔ１−ΔＴａ）×γ
Ｈａｃ＝Ｉｒｒｈ×｛ｃｏｓ（９０−α−β）／ｃｏｓ（９０−α）｝
ＰＲ１：システム係数の太陽光の入射角度による照度補正項
ＰＲ２：システム係数の太陽光発電システムの温度補正項
ＰＲ３：補正システム係数
Ｅｐ：実測発電電力量（ＫＷｈ）
Ｐａｓ：実設備モジュール出力容量（ＫＷ）
Ｈａｃ：入射角補正した日射量
Ｉｒｒｈ：モジュールを水平状態において実測した照度（ＫＷ／ｍ^２）
α ：太陽高度（°）
β ：モジュール設置角度と日射計設置角度の角度差（°）
Ｇｓ：標準日射エネルギー（１ＫＷ／ｍ^２）
Ｔ１：太陽光発電システムの周囲温度（気温）（℃）
ΔＴａ：セル発電部の日射上昇温度（℃）
γ ：モジュール温度変化係数
前記システム係数ＰＲ３の照度補正項ＰＲ１を太陽光発電システム内に備えた照度センサの測定結果によりＰＲ１´に補正し、前記システム係数ＰＲ３の温度補正項ＰＲ２を前記太陽電池システム内の照度センサ内に備えた温度センサの測定結果によりＰＲ２´に補正し、以下の数２に示す式により定義される補正システム係数ＰＲ３´により太陽光発電システムの性能評価を行うことを特徴とする請求項１に記載の太陽光発電システムの性能評価方法。
（数２）
ＰＲ３´＝ＰＲ１´＋ＰＲ２´
ＰＲ１´＝｛Ｅｐ／（Ｐａｓ×Ｉｒｒｔ／Ｇｓ）｝
ＰＲ２´＝（２５−Ｔｊ）×γ
ＰＲ１´ ：照度センサの実測値により補正したシステム係数の照度補正項
ＰＲ２´ ：温度センサの実測値により補正したシステム係数の温度補正項
Ｅｐ：実測発電電力量（ＫＷｈ）
Ｐａｓ：実設備モジュール出力容量（ＫＷ）
Ｉｒｒｔ：照度センサにより実測した照度（ＫＷ／ｍ^２）
Ｇｓ：標準日射エネルギー（１ＫＷ／ｍ^２）
Ｔｊ：太陽電池モジュール内のセル発電部の温度（℃）
γ ：モジュール温度変化係数
前記照度センサは、太陽電池セルを封止したモジュールであり、太陽光発電システムに設置されている太陽電池モジュールと類似の部材により構成されており、照度センサにおける短絡電流から照度を得ることを特徴とする請求項２に記載の太陽光発電システムの性能評価方法。
前記システム係数ＰＲ３´の温度補正項ＰＲ２´は、前記照度センサである太陽電池セルを封止したモジュールについて、予め照度と温度の関係を実験的に求め、照度センサで得られた照度から太陽電池モジュール内のセル発電部の温度Ｔｊを求め補正したものであることを特徴とする請求項２又は請求項３に記載の太陽光発電システムの性能評価方法。
請求項１から請求項４に記載の性能評価方法により太陽光発電システムの性能評価をすることができることを特徴とする太陽光発電システム。