WO2021256170A1 - 異常判定システム及び発電システム - Google Patents

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WO2021256170A1
WO2021256170A1 PCT/JP2021/019332 JP2021019332W WO2021256170A1 WO 2021256170 A1 WO2021256170 A1 WO 2021256170A1 JP 2021019332 W JP2021019332 W JP 2021019332W WO 2021256170 A1 WO2021256170 A1 WO 2021256170A1
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day
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善之 奈須野
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Kaneka Corp
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    • H02S—GENERATION OF ELECTRIC POWER BY CONVERSION OF INFRARED RADIATION, VISIBLE LIGHT OR ULTRAVIOLET LIGHT, e.g. USING PHOTOVOLTAIC [PV] MODULES
    • H02S50/00—Monitoring or testing of PV systems, e.g. load balancing or fault identification
    • H02S50/10—Testing of PV devices, e.g. of PV modules or single PV cells
    • G—PHYSICS
    • G08—SIGNALLING
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    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2101/00—Supply or distribution of decentralised, dispersed or local electric power generation
    • H02J2101/20—Dispersed power generation using renewable energy sources
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    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
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    • Y02B10/10—Photovoltaic [PV]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy

Definitions

  • the present invention relates to an abnormality determination system for determining an abnormality in a photovoltaic power generation facility and a power generation system including the abnormality determination system.
  • an object of the present invention is to provide an abnormality determination system and a power generation system capable of determining an abnormality in a photovoltaic power generation facility at an earlier stage than in the prior art.
  • the present inventor has scrutinized past fire cases such as modules and connectors, and found that there is a certain rule in the amount of power generation per 1 kW of system capacity per day and the amount of insolation on the inclined surface at that location. I found it. That is, when the transition of the power generation amount per 1 kW of system capacity per day (hereinafter, also referred to as a division value) with respect to the amount of solar radiation on the inclined surface per day is plotted, singular points and variations are shown as shown in the graph of FIG. 8 (a). However, as a whole, it is gradually decreasing from the time when the fire broke out two months ago, and a large decrease in the division value has occurred as a precursor before the fire broke out. I found.
  • one aspect of the present invention derived is an abnormality determination system that is connected to a photovoltaic power generation facility to determine an abnormality in the photovoltaic power generation facility, and is the solar power generation facility.
  • the data acquisition unit obtains the integrated value of the daily power generation amount measured by the power generation amount measurement unit, the data acquisition unit that acquires the solar radiation amount data, and the power generation amount measurement unit.
  • a calculation unit that calculates the divided value by dividing by the integrated value of the solar radiation amount per day acquired in step 1 and a data storage unit that accumulates the divided value or the combination of the measured power generation amount and the solar power generation amount data.
  • (1) When the average value of the division values of the reference period is calculated in advance from the division values calculated in the past, and the slope of the division value with respect to the average value of the division values of the reference period is less than the threshold value.
  • (2) When the average value of the divided values in the reference period is calculated by the calculation unit, and the slope of the divided value with respect to the average value of the divided values in the reference period is less than the threshold value.
  • (3) When the slope of the regression line of the division value of the judgment period falls below the threshold value.
  • regression straight line here is a straight line representing the central distribution tendency of a set of data, and is a straight line calculated by the least squares method.
  • the sign of abnormality can be detected by the change in the slope of the division value, and the abnormality can be determined before the abnormal heat generation or fire occurs, so that the abnormality of the photovoltaic power generation equipment can be determined earlier than before.
  • the preferred aspect is that when the slope of the divided value with respect to the average value of the divided values in the reference period falls below the threshold value a plurality of times continuously or intermittently, it is determined to be abnormal.
  • the determination of abnormality is based on the condition that the slope falls below the threshold value multiple times, it is possible to suppress the erroneous determination of abnormality even if there is a singular point.
  • the present inventor further examined the graph of FIG. 8 (a), and as shown in the graph of FIG. 8 (b), took a moving average for one week at each division value and changed the slope of the division value. It was considered that the variation of the division value can be alleviated and the abnormality can be detected more accurately by detecting.
  • the preferred aspect derived from this consideration is that the calculation unit calculates the average value of the divided values in the determination period, and the slope of the average value of the divided values in the determination period with respect to the average value of the divided values in the reference period. Is below the threshold value, it is determined to be abnormal.
  • the moving average of the division value in the judgment period including the present is taken, even if there is a singular point in the division value within the judgment period, it is averaged and the abnormality can be judged more accurately.
  • the solar radiation data includes the inclined surface solar radiation.
  • the measured daily power generation amount is the power generation amount per 1 kW of system capacity
  • the absolute value of the threshold value is due to the aged deterioration of the photovoltaic power generation facility calculated according to IEC 60904-3. It is larger than the absolute value of the tilt.
  • a more preferable aspect is that the absolute value of the threshold value is 0.005 m 2 / kW ⁇ day or more.
  • a preferable aspect is to have a notification means for notifying that an abnormality has occurred when it is determined that the abnormality has occurred.
  • the occurrence of an abnormality is notified, so the user or the like is likely to notice the abnormality.
  • the photovoltaic power generation facility has a photovoltaic power generation device and a power conditioner that converts the power generated by the photovoltaic power generation device into AC power having a predetermined frequency, and obtains error information of the power conditioner. It has an error detection unit to detect, and determines an abnormality by using the error information.
  • the error information of the power conditioner is used to determine the abnormality, so that the abnormality can be determined more accurately.
  • a more preferable aspect is to separate the error information into a first error information related to the amount of power generation and a second error information not related to the amount of power generation, and set the threshold value on condition that the error information is the first error information. Is to raise.
  • the threshold value for determining an abnormality is lowered on condition that the error information in the power conditioner is the first error information related to the amount of power generation, the abnormality can be determined more quickly.
  • a more preferred aspect has an arc information acquisition unit that acquires arc information related to arc discharge between the photovoltaic power generation device or the photovoltaic power generation device and the power conditioner, and uses the arc information. It is to judge the abnormality.
  • the abnormality since the abnormality is determined using the arc information, the abnormality can be determined more quickly.
  • the photovoltaic power generation device is usually affected by the actual amount of power generation due to external factors such as the shadow of the building.
  • the cumulative theoretical power generation amount per week expected from the measured value of the amount of solar radiation that can be obtained from the Japan Meteorological Agency, etc. and the cumulative actual power generation amount per week measured, and the actual power generation amount is calculated. Even if it is monitored, the fluctuation of the actual power generation amount is large, and it is difficult to determine whether the fluctuation of the actual power generation amount is due to the amount of solar radiation or an abnormality.
  • the solar radiation amount data and the actual power generation amount are measured multiple times in one day, and the value of the time zone to be measured fluctuates depending on the day.
  • the present inventor compared the actual power generation amount between the same time zones on each day of the week, and paid attention to the maximum power generation amount for each time zone in each day of the week. That is, the theoretical power generation amount is the power generation amount excluding all external factors, and the maximum power generation amount is the maximum power generation amount in which the influence of external factors is extremely small. I thought that the amount of power generation would be close. Then, based on this idea, the present inventor extracted the cumulative actual power generation amount per week (ratio A) to the cumulative theoretical power generation amount per week and the maximum theoretical power generation amount in each time zone of each day.
  • ratio B Comparing the cumulative actual power generation amount (ratio B) for one day, which is obtained by extracting the maximum actual power generation amount in each time zone of each day with respect to the cumulative theoretical power generation amount for one day, the ratio B is as shown in FIG. Takes a value close to 100% compared to the ratio A, and it is found that the variation with respect to the theoretical value can be suppressed.
  • the present inventor has received this discovery that the integrated value for one day of the maximum actual power generation amount for each time zone on each day of the week is approximately close to the integrated value for one day of the maximum theoretical power generation amount for each time zone on each day of the week. Since the value is taken, it is considered that the influence of external factors can be reduced and the fluctuation due to the abnormality can be extracted by monitoring the integrated value for one day of the maximum actual power generation amount in each time zone.
  • An abnormality determination system that connects to a solar power generation facility and determines an abnormality in the solar power generation facility, and is an abnormality determination system in the solar power generation facility.
  • An abnormality determination system that extracts each power generation amount and integrates the extracted maximum power generation amount to determine an abnormality when the gradient of the integrated power generation amount data for one day falls below the threshold value. Is.
  • the maximum power generation amount per 1 kW in each time zone within a predetermined period is extracted, and the abnormality is detected by using the fluctuation of the slope of the integrated power generation amount data for one day of the maximum power generation amount in each time zone. Since it is determined, the abnormality can be determined more accurately. According to this aspect, since the abnormality is determined by the slope of the unit power generation amount data in the determination period, the abnormality can be determined even if there is a singular point.
  • One aspect of the present invention is an abnormality determination system that connects to a photovoltaic power generation facility and determines an abnormality in the photovoltaic power generation facility, and has a power generation amount measuring unit that measures the amount of power generated by the photovoltaic power generation facility.
  • a data acquisition unit that acquires solar power data, a calculation unit that creates one-day integrated power generation data and one-day integrated solar power data within a predetermined period, and power generation measured by the power generation measurement unit. It has a data storage unit that stores the amount, the measured time, and the data of the solar radiation amount, or the integrated power generation amount data for one day and the integrated solar power amount data for one day, and the integrated power generation for one day.
  • the amount data is created by dividing a day into time zones for each predetermined time, extracting the maximum power generation amount of each time zone within the predetermined period, and integrating the extracted maximum power generation amount.
  • the solar radiation amount data for one day is created by dividing the day into time zones for each predetermined time, extracting the maximum solar radiation amount for each time zone within the predetermined period, and integrating the extracted maximum solar power amount.
  • the one-day comparative integrated power generation data is calculated using the one-day photovoltaic power generation data, and the one-day integrated power generation data is divided by the one-day comparative integrated power generation data. This is an abnormality determination system that determines an abnormality when the slope of the divided value falls below the threshold value.
  • One aspect of the present invention is a power generation system having the above-mentioned abnormality determination system and the above-mentioned solar power generation facility.
  • abnormalities in photovoltaic power generation equipment can be determined more accurately and earlier than in the past.
  • the abnormality determination system and the power generation system of the present invention it is possible to determine the abnormality of the photovoltaic power generation equipment at an earlier stage than in the conventional case.
  • FIG. 1 It is a block diagram which shows schematically the power generation system of 1st Embodiment of this invention. It is a flowchart at the time of determining an abnormality in the power generation system of FIG. It is explanatory drawing at the time of extracting the maximum power generation amount in the power generation system of 3rd Embodiment of this invention, (a)-(g) are histograms of the power generation amount in each day of the week, (h) is each of one week. It is a histogram which extracted the maximum power generation amount in time. The hatching shows the maximum amount of power generation when comparing each day of the week. It is a flowchart at the time of setting a base point in the power generation system of 4th Embodiment of this invention.
  • (a)-(g) is a histogram of the amount of solar radiation in each day of the week
  • (h) is each of one week. It is a histogram which extracted the maximum amount of solar radiation in time. The hatching shows the maximum amount of solar radiation when comparing each day of the week.
  • It is a block diagram which shows typically the power generation system of another embodiment of this invention. It is a flowchart at the time of determining an abnormality in the power generation system of another embodiment of this invention.
  • the power generation system 1 of the first embodiment of the present invention is composed of a solar power generation facility 2 and an abnormality determination device 3 (abnormality determination system), via a network 100 such as an intranet or the Internet. It is possible to perform one-way communication or mutual communication with the external organizations 101, 102, the communication terminal 103, and the management company 104.
  • the photovoltaic power generation facility 2 includes a photovoltaic power generation device 10, a power conditioner 11 (hereinafter, also simply referred to as a power conditioner 11), and a connection wiring 12 as main components.
  • the photovoltaic power generation device 10 is equipped with a photoelectric conversion device that converts light energy into electrical energy, and specifically, a solar cell that extracts DC power from sunlight is mounted.
  • the power conditioner 11 is a power conversion device that converts DC power or AC power into AC power having a predetermined frequency.
  • the connection wiring 12 is a wiring for connecting the photovoltaic power generation device 10 and the power conditioner 11, and is an take-out wiring for extracting DC power from the photovoltaic power generation device 10 side to the power conditioner 11 side.
  • the abnormality determination device 3 is a central processing unit composed of a calculation device that performs operations on data and a control device that controls each device, a storage device that stores programs and data, and data is input from the outside. It is equipped with a computer equipped with an input device and an output device for outputting data to the outside. As shown in FIG. 1, the abnormality determination device 3 has a calculation unit 20, a data storage unit 21, an abnormality determination unit 22, an insolation amount data acquisition unit 23, an arc information acquisition unit 24, and power generation as main components. It has a quantity measuring unit 25, an error detecting unit 26, a notification means 27, and a communication unit 28.
  • the calculation unit 20 is a part that performs calculations such as calculation of a division value, which will be described later, according to various programs.
  • the data storage unit 21 is a part that stores data such as the amount of power generation, information on the amount of power generation, and time.
  • the data storage unit 21 of the present embodiment can store a combination of the power generation amount per 1 kW of system capacity measured by the power generation amount measurement unit 25 and the solar radiation amount data acquired by the solar radiation amount data acquisition unit 23, or the data of the divided value. It has become.
  • the abnormality determination unit 22 is a portion that compares the division value with the threshold value and determines an abnormality.
  • the solar radiation amount data acquisition unit 23 is a portion that acquires solar radiation amount data from the external organization 101 via the network 100 from the communication unit 28.
  • the arc information acquisition unit 24 is connected to the connection wiring 12 connecting the photovoltaic power generation device 10 and the power conditioner 11, and is a portion that constantly acquires information regarding the arc discharge of the photovoltaic power generation device 10.
  • the arc information acquisition unit 24 can detect the DC arc discharge caused by the disconnection of the cable, the poor contact of the connector, etc. by the waveform of the current passing through the connection wiring 12 connected to the DC power side of the power conditioner 11. ing.
  • the power generation amount measuring unit 25 is a portion that constantly monitors and measures the amount of power generated by the photovoltaic power generation device 10 via the power conditioner 11.
  • the error detection unit 26 is a portion that constantly monitors the presence or absence of error information in the power conditioner 11.
  • the notification means 27 is a notification device that notifies the user, the management company 104, or the like that the abnormality determination unit 22 has determined that the abnormality is abnormal when the abnormality determination unit 22 determines the abnormality.
  • the notification method of the notification means 27 is not particularly limited, and can be notified by, for example, sound, color, video, language, or the like.
  • the notification means 27 of the present embodiment can notify the user's communication terminal 103, the management company 104, and the like from the communication unit 28 via the network 100 to notify the user.
  • the communication unit 28 can communicate with external organizations 101, 102, a communication terminal 103, a management company 104, and the like via the network 100.
  • External organizations 101 and 102 are organizations that publish information on the amount of solar radiation such as the total amount of solar radiation in each region.
  • the communication terminal 103 is a terminal capable of one-sided communication or mutual communication via the network 100.
  • the communication terminal 103 includes, for example, a fixed terminal such as a computer, a mobile terminal such as a mobile phone, a smartphone, and a tablet.
  • an abnormality determination operation the recommended operation of the abnormality determination unit 22 for determining an abnormality (hereinafter, also referred to as an abnormality determination operation) will be described with reference to the flowchart of FIG.
  • the counter i is set to 0 (step S1), the timer is reset, and the initial state is set (step S2). Then, the timer is turned on (step S3), and the power generation amount measuring unit 25 constantly measures the power generation amount, and calculates the power generation amount data per 1 kW of the system capacity per day from the integrated value of the power generation amount per day.
  • the solar radiation amount data acquisition unit 23 acquires the daily solar radiation amount data in the installation area on the same day from the external organization 101. Then, at least the combination of the following data (1) and (2) or the following data (3) is stored in the data storage unit 21.
  • Daily power generation data (2) Daily system capacity 1 kW power generation data (3)
  • Daily solar radiation data and daily system capacity 1 kW power generation data in solar radiation Divided divided value (hereinafter referred to simply as divided value) Specifically, the division value is calculated by the following formula (1).
  • the amount of solar radiation on the inclined surface can be calculated by the following formula (2).
  • the total amount of solar radiation refers to the amount of solar radiation from the sun that reaches the horizontal surface of the ground from all over the sky, and the value published by the external organization 101 regarding meteorology such as the Japan Meteorological Agency can be used.
  • the correction coefficient was published daily by an external organization 102 such as the New Energy and Industrial Technology Development Organization (NEDO) (for example, NEDO's annual monthly solar radiation database (MONSOLA-11) (URL: URL:). It can be calculated by correcting the angle in the installation area based on http://app0.infoc.nedo.go.jp/metpv/monsola.html)). Specifically, the correction coefficient can be calculated by dividing the amount of solar radiation in consideration of the azimuth angle and the inclination angle by the total amount of solar radiation in the installation area.
  • NEDO New Energy and Industrial Technology Development Organization
  • step S4 determines whether or not the power conditioner 11 has output error information
  • step S5 the presence or absence of arc discharge is detected by the arc information acquired by the arc information acquisition unit 24 (step S5).
  • the error information is information on which an error has occurred in the power controller 11, and the error information of the present embodiment includes the first error information related to the power generation amount such as a current value abnormality and the power generation amount such as a command abnormality.
  • the arc information is information related to the arc discharge, and is information having a one-to-one correspondence with the arc discharge.
  • the calculation unit 20 When the determination period T1 elapses (Yes in step S6) in a state where error information and arc discharge have not occurred since the timer was turned on (Yes in both steps S4 and S5), the calculation unit 20 outputs the amount of power generated on that day. And the division value is calculated from the amount of solar radiation. Further, the calculation unit 20 uses the average value of the divided values in the past reference period T2 to calculate the slope of the divided value in the determination period T1 with respect to the average value of the divided values in the past reference period T2.
  • the determination period T1 is preferably 1 day or more and 2 weeks or less, and more preferably 1 day or more and 5 days or less.
  • the reference period T2 is preferably 20 days or more and 2 years or less, and more preferably 1 month or more and 1 year or less.
  • the determination period T1 of the present embodiment is one day, and the reference period T2 is the latest one month including the time when the determination period T1 has elapsed. That is, the reference period T2 of the present embodiment is set to be a period that is at least twice the determination period T1.
  • step S7 If the slope of the division value after the elapse of the judgment period T1 with respect to the average value of the division value of the reference period T2 is less than the threshold value (Yes in step S7) and the counter i exceeds n (Yes in step S8), it is regarded as abnormal.
  • the determination is made (step S9), and the notification means 27 notifies the user's communication terminal 103, the management company 104, and the like (step S10).
  • the threshold value is preferably a negative value, and the absolute value is preferably a value larger than the absolute value of the inclination due to the aged deterioration of the photovoltaic power generation facility 2 calculated according to IEC 60904-3. That is, it is preferable that the absolute value of the threshold value is larger than the value of the nominal output reduction rate under the International Standardized Test Condition (STC).
  • the absolute value of the threshold value is preferably at least twice the slope of the long-term reliability described in the specifications of the photovoltaic power generation device 10, and more preferably at least 0.005 m 2 / kW / day. ..
  • n is a natural number of 2 or more, preferably 3 or more and 7 or less, and more preferably 4 or more and 6 or less.
  • step S7 if the slope of the division value after the elapse of the judgment period T1 with respect to the average value of the division values of the reference period T2 is equal to or greater than the threshold value, that is, if it is within the threshold range (No in step S7), the process returns to step S2. Reset the timer and perform the same operation. Further, when the slope of the division value after the determination period T1 elapses with respect to the average value of the division values of the reference period T2 is less than the threshold value, that is, exceeds the threshold range (Yes in step S7), and the counter i is n or less (Yes). In step S8, No), the counter i is set to i + 1 (step S11), the process returns to step S2, the timer is reset, and the same operation is performed.
  • the error information is related to the power generation amount on a one-to-one basis
  • the first error information is related to the power generation amount on a one-to-one basis. It is separated into the second error information which is not information, and it is determined whether or not it is the first error information (step S12).
  • step S12 When the error information is the first error information (Yes in step S12), the on / off of the flag is confirmed (step S13), and when the flag is off (Yes in step S13), the threshold value is changed (step S13). S14), turn on the flag (step S15), and return to step S5.
  • changing the threshold value in step S14 it is preferable to change the threshold value to 1/3 or more and 2/3 or less of the currently set threshold value. Within this range, it is possible to suppress an erroneous determination of an abnormality while detecting the abnormality at an early stage. In the present embodiment, when the threshold value is changed in step S14, the threshold value is changed to 1/2 of the currently set threshold value.
  • step S12 if the error information is the second error information in step S12 and not the first error information (No in step S12), or if the flag is on in step S13 (No in step S12), the threshold value is changed. Return to step S5 without doing so.
  • step S5 when the arc discharge is detected in step S5 (No in step S5), the process proceeds to step S9 and is determined to be abnormal without determining the inclination (step S9).
  • a sign of an abnormality can be detected by a change in the inclination of the divided value, and the abnormality can be determined before an abnormal heat generation or a fire occurs. It can be determined earlier than a fire or the like occurs in the power generation facility 2.
  • the management company 104 when the abnormality determination unit 22 determines the abnormality, the management company 104 is notified, so that the equipment management person in charge of the management company 104 can promptly go to the site for investigation. can. That is, according to the power generation system 1 of the present embodiment, the worker can prompt the field survey and confirm whether there is any damaged part or the like, and can prevent a big disaster such as a fire.
  • the abnormality is determined when the division value continuously or intermittently falls below the threshold value, erroneous determination can be suppressed and the abnormality can be determined more accurately. ..
  • the abnormality determination by the abnormality determination unit 22 is different from that of the power generation system 1 of the first embodiment.
  • the slope of the division value after the determination period T1 elapses with respect to the average value of the division values of the reference period T2 is compared with the threshold value.
  • the slope of the average value of the divided values during the determination period T1 with respect to the average value of the divided values of the reference period T2 is compared with the threshold value.
  • the slope of the moving average of the division value when the determination period T1 elapses in the determination period T1 is compared with the threshold value. That is, the p-term moving average is calculated, and the slope of the p-term moving average including the division value when the determination period T1 elapses is compared with the threshold value.
  • the type of moving average is not particularly limited, but is preferably a simple moving average.
  • the period of the division is shorter than the determination period T1, and the number of divisions p is preferably 3 or more and 10 or less.
  • the power generation system of the second embodiment even if there is a singular point in the division value within the determination period T1, it is leveled, so that the abnormality can be determined more accurately.
  • the abnormality determination by the abnormality determination unit 22 is different from that of the power generation system 1 of the first embodiment.
  • the power generation amount measuring unit 25 constantly monitors the power generation amount, and the calculation unit 20 creates the integrated power generation amount data for one day for each predetermined period T4.
  • a day is divided into time zones for each predetermined time T3, and the calculation unit 20 compares the amount of power generation per 1 kW in each time zone in the predetermined period T4, and each time.
  • the maximum amount of power generation per 1 kW of the band is extracted.
  • the extracted maximum power generation amount is integrated to calculate the integrated power generation amount for one day, and this is stored in the data storage unit 21 as the integrated power generation amount data for one day per predetermined period T4.
  • the predetermined time T3 is preferably a time during which 24 hours can be equally divided.
  • the predetermined time T3 is preferably more than 0 hours and less than 24 hours, and more preferably 0.5 hours or more and 3 hours or less.
  • the predetermined time T3 of the present embodiment is 2 hours as shown in FIG.
  • the power generation amount may be measured by the power generation amount measuring unit 25 excluding the sunset time.
  • the predetermined period T4 is a period of 2 days or more, preferably 3 days or more and 2 weeks or less, and more preferably 4 days or more and 10 days or less.
  • the predetermined period T4 of this embodiment is one week.
  • the day is divided into time zones every two hours, and the amount of power generated for each time zone on each day is calculated and each.
  • the amount of power generated in each time zone is compared between the days, and the maximum amount of power generated in each time zone is extracted (see hatching in FIGS. 3 (a) to 3 (g)).
  • the maximum power generation amount for each extracted time zone is integrated to calculate the integrated power generation amount for one day, and this is used as the data for the integrated power generation amount data for one day per week. It accumulates in the accumulator 21.
  • step S7 of FIG. 2 the slope of the current daily integrated power generation data with respect to the average value of the daily integrated power generation data in the determination period T1 including the present is below the threshold value (Yes in step S7).
  • the counter i exceeds n (Yes in step S8), it is determined to be abnormal (step S9).
  • the determination period T1 of the present embodiment is a period longer than the predetermined period T4, and is preferably a period that is twice or more the predetermined period T4. Further, it is preferable that the time when the determination period T1 has elapsed coincides with the time when the predetermined period T4 has elapsed.
  • the maximum power generation amount per 1 kW in each time zone within the predetermined period T4 is extracted, and the integrated value of the maximum power generation amount in each extracted time zone is the integrated power generation for one day.
  • the amount data is used, and the abnormality is determined by the inclination of the integrated power generation amount data for one day in the determination period T1. Therefore, the abnormality determination unit 22 can determine the abnormality without using the solar radiation amount data.
  • the base point of the slope of the division value is not the average value of the division values of the past reference period T2, but the division value satisfying a certain condition as the base point.
  • the daily power generation data is calculated, and the base point is determined each time the division value is calculated.
  • the counter j is first set to 0 (step S31) and the division value is calculated (step S32), it is determined whether the division value is less than the average value of the past reference period T2 (step). S33).
  • step S34 it is determined whether the counter j exceeds m.
  • the current division value is set as the base point (step S35).
  • m is a natural number of 2 or more, preferably 3 or more and 7 or less, and more preferably 4 or more and 6 or less.
  • step S33 when the division value is equal to or greater than the average value of the past reference period T2 (No in step S33), the counter j is reset (step S36), and the process proceeds to step S32.
  • the counter j is m or less in step S34 (No in step S34)
  • the counter j is set to j + 1 (step S37), and the process proceeds to step S32.
  • step S1 of FIG. 2 the power generation system of the present embodiment shifts to step S1 of FIG. 2, and in step S7, the inclination with respect to the base point is compared with the threshold value.
  • the abnormality can be detected more accurately.
  • the power generation amount measuring unit 25 constantly measures the power generation amount, and the solar radiation amount data acquisition unit 23 acquires the solar radiation amount at predetermined time intervals or constantly. Then, in the power generation system of the fifth embodiment, the calculation unit 20 creates the integrated power generation amount data for one day and the integrated solar radiation amount data for one day within the predetermined period T4. Specifically, the power generation system of the fifth embodiment, like the power generation system of the third embodiment, divides a day into time zones for each predetermined time T3, and the calculation unit 20 divides the time zone into 1 kW of each time zone in the predetermined period T4.
  • the amount of power generation per kW is compared, and the maximum amount of power generation per 1 kW in each time zone is extracted. Then, the extracted maximum power generation amount is integrated to calculate the integrated power generation amount for one day, and this is stored in the data storage unit 21 as the integrated power generation amount data for one day per predetermined period T4.
  • one day is divided into time zones for each predetermined time T3, and the calculation unit 20 compares the amount of solar radiation in each time zone in the predetermined period T4. , Extract the maximum amount of solar radiation in each time zone.
  • the extracted maximum solar radiation amount is integrated to calculate the integrated solar radiation amount for one day, and this is stored in the data storage unit 21 as the integrated solar radiation amount data for one day per predetermined period T4. Further, the power generation system of the fifth embodiment calculates the comparative integrated power generation amount from the integrated solar radiation amount for one day, and stores this as the comparative integrated power generation amount data in the data storage unit 21.
  • the comparative integrated power generation amount is calculated by the following formula (3).
  • the loss coefficient is a loss that occurs when the photovoltaic power generation device 10 generates power.
  • step S7 of FIG. 2 the slope of the divided value obtained by dividing the daily integrated power generation data in the determination period T1 including the present by the one-day comparative power generation data in the determination period T1 is the threshold value. (Yes in step S7), and when the counter i exceeds n (Yes in step S8), it is determined to be abnormal (Step S9).
  • the determination can be made without using weather conditions such as cloudy days and rainy days, so that when the measurement point of the amount of solar radiation and the installation location of the photovoltaic power generation facility 2 are separated from each other.
  • the error that occurs can be further suppressed.
  • the calculation unit 20 and the like are provided in the abnormality determination device 3, but the present invention is not limited to this.
  • a calculation unit 20 or the like may be provided on the external server 200 connected via the network 100 and used for calculation or the like.
  • the power generation system according to the present invention also includes the network 100 and the external server 200.
  • the abnormality determination device 3 is provided with an arc information acquisition unit 24, a power generation amount measurement unit 25, an error detection unit 26, a notification means 27, and a communication unit 28, and an external server 200 is provided with a calculation unit.
  • a data storage unit 21, an abnormality determination unit 22, a solar radiation amount data acquisition unit 23, and a communication unit 201 are provided.
  • the communication unit 28 of the abnormality determination device 3 and the communication unit 201 of the external server 200 can communicate with each other via the network 100.
  • step S5 of FIG. 2 when the arc information acquisition unit 24 detects the arc discharge, the process shifts to step S9, and the abnormality determination unit 22 determines that the abnormality is present, but the present invention is limited to this. It's not something.
  • the abnormality may be determined by the degree of deviation from the average of the integrated values for each short time. Specifically, as shown in the flowchart of FIG. 7, when an arc discharge is detected in step S5 (No in step S5), the timer is reset to the initial state (step S40), and then the timer is turned on. (Step S41).
  • the process proceeds to step S9, and it is determined that there is an abnormality.
  • the determination period T5 is a period shorter than the determination period T1 and longer than the interval of measurement of the power generation amount by the power generation amount measurement unit 25.
  • the determination period T5 is preferably 2 hours or more and 3 days or less.
  • the second threshold value is preferably a value of -100% or more and -10% or less.
  • the degree of divergence is expressed by the following equation (4).
  • the slope is calculated by the rate of change of the division value after the determination period T1 elapses with respect to the average value of the division values of the past reference period T2, but the present invention is not limited to this. ..
  • the slope may be calculated from the regression line during the determination period T1. That is, the slope may be calculated by calculating the division value at predetermined time intervals in the determination period T1 and calculating the regression line for the calculated division value.
  • the solar radiation amount data acquisition unit 23 has acquired the solar radiation amount data from the external organization 101 via the network 100, but the present invention is not limited to this.
  • a solar radiation measuring means such as a solar radiation meter may be connected to directly measure the solar radiation at the installation site and use it as solar radiation data.
  • the power generation amount per 1 kW of system capacity per day in which the integrated value of the power generation amount per day is standardized by the system capacity, is used, but the present invention is limited to this. It's not something.
  • the integrated value of the amount of power generation per day may be used for calculating the slope without standardizing.
  • the calculation unit 20 calculates the average value of the divided values in the past reference period T2, and the determination period T1 with respect to the average value of the divided values in the past reference period T2.
  • the slope of the division value of is calculated, but the present invention is not limited to this.
  • the average value of the division values of the reference period T2 may be calculated by the calculation unit 20 or another device before the determination period T1 elapses. That is, the average value of the division values of the reference period T2 may be a value calculated in advance before executing the abnormality determination operation of the abnormality determination unit 22 separately, regardless of the abnormality determination operation.
  • the power generation amount measuring unit 25 constantly measures the power generation amount, but the present invention is not limited to this.
  • the power generation amount measuring unit 25 may periodically measure the power generation amount at all times.
  • the abnormality determination device 3 is directly connected to the network 100, but the present invention is not limited thereto.
  • the abnormality determination device 3 may be indirectly connected to the network 100 via a radio base station that can be connected to the network 100.
  • the comparative integrated power generation amount for one day was calculated based on the JPEA method, but the present invention is not limited to this.
  • the comparative cumulative power generation amount for one day may be calculated by another method.
  • the comparative integrated power generation amount for one day may be calculated according to JIS C 8907: 2005.

Landscapes

  • Photovoltaic Devices (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)

Abstract

本発明は、従来に比べて太陽光発電設備の異常を早期に判定できる異常判定システム及び発電システムを提供する。　太陽光発電設備での発電量を計測する発電量計測部と、日射量のデータを取得するデータ取得部と、１日当たりの発電量の積算値を、１日当たりの日射量の積算値で除算して除算値を算出する計算部と、発電量と日射量の組み合わせ、又は除算値を蓄積するデータ蓄積部を有し、以下の（１）～（３）のいずれかの場合に、異常と判定する構成とする。 （１）過去に算出した除算値からあらかじめ基準期間の除算値の平均値を算出し、基準期間の除算値の平均値に対する除算値の傾きが閾値を下回った場合。 （２）計算部により基準期間の除算値の平均値を算出し、基準期間の除算値の平均値に対する除算値の傾きが閾値を下回った場合。 （３）判定期間の除算値の回帰直線の傾きが閾値を下回った場合。

Description

異常判定システム及び発電システム
　本発明は、太陽光発電設備の異常を判定する異常判定システム及びその異常判定システムを備えた発電システムに関する。
　近年の太陽光発電設備の普及に伴い、太陽光発電設備の故障による火災事例が稀に生じている。
　家庭用の太陽光発電設備は、住宅の屋根に設置されることが多く、通常住宅では火災報知器が室内に設けられている。従来の火災報知器では、住宅の屋根に設置された太陽光発電設備の火災を速やかに検知できない問題がある。
　そこで、特許文献１には、太陽電池パネルに火災報知線を設け、太陽電池パネルの温度が一定温度以上になると火災報知線から火災報知装置に信号を送信する。こうすることで、太陽電池パネルの異常発熱や火災を検知する太陽光発電システムが提案されている。
特開２０１７－１８４３５５号公報
　しかしながら、特許文献１の太陽光発電システムでは、太陽電池パネルが異常発熱や火災が起こるまで異常を検知できない。そのため、太陽電池パネルの異常の発生から発見まで最速でも１ヶ月、通常は数ヶ月かかってしまう問題がある。
　そこで、本発明は、従来に比べて太陽光発電設備の異常を早期に判定できる異常判定システム及び発電システムを提供することを目的とする。
　本発明者は、上記の問題に鑑み、過去のモジュールやコネクタなどの火災事例について精査したところ、１日当たりのシステム容量１ｋＷ当たりの発電量とその場所での傾斜面日射量にある一定の法則を見出した。すなわち、１日当たりの傾斜面日射量に対する１日当たりのシステム容量１ｋＷ当たりの発電量（以下、除算値ともいう）の推移をプロットしたところ、図８（ａ）のグラフのように、特異点やばらつきがあるものの、全体として概ね火災が生じた時点よりも２か月前の時点を基点として徐々に減少しており、火災が生じる前の前兆として、大幅な除算値の低下が発生していることを発見した。
　上記の発見をもとに鋭意検討した結果、導き出された本発明の一つの様相は、太陽光発電設備に接続して前記太陽光発電設備の異常を判定する異常判定システムであって、前記太陽光発電設備での発電量を計測する発電量計測部と、日射量のデータを取得するデータ取得部と、前記発電量計測部で計測した１日当たりの発電量の積算値を、前記データ取得部で取得した１日当たりの前記日射量の積算値で除算して除算値を算出する計算部と、前記計測した発電量と前記日射量のデータの組み合わせ、又は前記除算値を蓄積するデータ蓄積部を有し、以下の（１）～（３）のいずれかの場合に、異常と判定する、異常判定システムである。
（１）過去に算出した除算値からあらかじめ基準期間の除算値の平均値を算出し、前記基準期間の除算値の平均値に対する除算値の傾きが閾値を下回った場合。
（２）前記計算部により基準期間の除算値の平均値を算出し、前記基準期間の除算値の平均値に対する除算値の傾きが閾値を下回った場合。
（３）判定期間の除算値の回帰直線の傾きが閾値を下回った場合。
　ここでいう「回帰直線」とは、１組のデータの、中心的な分布傾向を表す直線であり、最小二乗法によって算出される直線をいう。
　本様相によれば、除算値の傾きの変化によって異常の兆候を検知し、異常発熱や火災が発生する前に異常を判定できるので、従来に比べて太陽光発電設備の異常を早く判定できる。
　好ましい様相は、前記基準期間の除算値の平均値に対する除算値の傾きが閾値を連続的又は断続的に複数回下回った場合に、異常と判定することである。
　本様相によれば、異常の判定を傾きが閾値を複数回下回ることを条件としているので、特異点があっても、異常の誤判定を抑制できる。
　ここで、本発明者は、図８（ａ）のグラフをさらに検討したところ、図８（ｂ）のグラフのように、各除算値において一週間の移動平均を取り、除算値の傾きの変化を検出することで、除算値のばらつきがより緩和され、より正確に異常を発見できると考察した。
　この考察のもと導き出された好ましい様相は、前記計算部は、判定期間の除算値の平均値を算出し、前記基準期間の除算値の平均値に対する前記判定期間の除算値の平均値の傾きが閾値を下回った場合に、異常と判定することである。
　本様相によれば、現在を含む判定期間における除算値の移動平均を取っているので、判定期間内に除算値に特異点があっても均され、より正確に異常を判定できる。
　好ましい様相は、前記日射量のデータは、傾斜面日射量を含むことである。
　本様相によれば、より正確に判定できる。
　好ましい様相は、前記計測した１日当たりの発電量は、システム容量１ｋＷ当たりの発電量であり、前記閾値の絶対値は、ＩＥＣ　６０９０４－３に準じて算出される前記太陽光発電設備の経年劣化による傾きの絶対値よりも大きいことである。
　より好ましい様相は、前記閾値の絶対値は、０．００５ｍ２／ｋＷ・日以上の値であることである。
　これらの様相によれば、故障の誤判定をより抑制できる。
　好ましい様相は、異常と判定したときに、異常が発生したことを報知する報知手段を有することである。
　本様相によれば、異常の発生が報知されるので、使用者等が異常に気付きやすい。
　好ましい様相は、前記太陽光発電設備は、太陽光発電装置と、前記太陽光発電装置で発電された電力を所定の周波数の交流電力に変換するパワーコンディショナーを有し、前記パワーコンディショナーのエラー情報を検出するエラー検出部を有し、前記エラー情報を使用して異常を判定することである。
　本様相によれば、パワーコンディショナーのエラー情報を使用して異常を判定するのでより正確に異常を判定できる。
　より好ましい様相は、前記エラー情報を発電量に関連する第１エラー情報と発電量に関連しない第２エラー情報に分別し、前記エラー情報が前記第１エラー情報であることを条件として前記閾値を上げることである。
　本様相によれば、パワーコンディショナーでのエラー情報が発電量に関連する第１エラー情報であることを条件として異常を判定する閾値を下げるので、より速やかに異常を判定できる。
　より好ましい様相は、前記太陽光発電装置又は前記太陽光発電装置と前記パワーコンディショナーとの間でのアーク放電に関連するアーク情報を取得するアーク情報取得部を有し、前記アーク情報を使用して異常を判定することである。
　本様相によれば、アーク情報を使用して異常を判定するので、より速やかに異常を判定できる。
　ところで、通常、太陽光発電装置は、建物の影等の外的要因により、実発電量に影響を受ける。すなわち、気象庁等から取得できる日射量の実測値から予想される１週間当たりの積算理論発電量と、実測による１週間当たりの積算実発電量との間には、乖離があり、実発電量を監視していても、実発電量の変動が大きく、実発電量の変動が日射量によるものなのか、異常によるものなのか判別することが困難である。
　また、日射量のデータや実発電量は、１日において複数回にわたって計測され、日によって計測する時間帯の値が変動する。
　そこで、本発明者は、１週間の各曜日において、同一時間帯同士の実発電量を比較し、各曜日の中での時間帯ごとの最大発電量に注目した。すなわち、理論発電量は、外的要因が全て排除された発電量であり、最大発電量は、外的要因の影響が極めて小さい最大の発電量であるから、各時間帯における理論発電量と最大発電量は近い値を取ると考えた。
　そして、本発明者は、この考えのもと、１週間当たりの積算理論発電量に対する１週間当たりの積算実発電量（割合Ａ）と、各曜日の各時間帯における最大理論発電量を抽出した１日分の積算理論発電量に対する各曜日の各時間帯における最大実発電量を抽出した１日分の積算実発電量（割合Ｂ）を比較したところ、図９のように、割合Ｂの方が割合Ａに比べて１００％に近い値を取り、理論値に対するばらつきを抑えられることを発見した。
　本発明者は、この発見を受けて各曜日の各時間帯の最大実発電量の１日分の積算値が概ね各曜日の各時間帯の最大理論発電量の１日分の積算値と近い値を取るから、各時間帯の最大実発電量の１日分の積算値を監視することで外的要因の影響を小さくし、異常による変動を抽出できると考察した。
　上記の考察のもとに導き出された本発明の一つの様相は、太陽光発電設備に接続して前記太陽光発電設備の異常を判定する異常判定システムであって、前記太陽光発電設備での発電量を計測する発電量計測部と、所定期間内の１日分の積算発電量データを作成する計算部と、前記発電量計測部で計測した発電量と計測した時間の組み合わせ、又は前記１日分の積算発電量データを蓄積するデータ蓄積部を有し、前記１日分の積算発電量データは、１日を所定時間ごとに時間帯を区切り、前記所定期間内における各時間帯の最大発電量をそれぞれ抽出し、抽出した最大発電量を積算して作成されるものであり、前記１日分の積算発電量データの傾きが閾値を下回った場合に、異常と判定する、異常判定システムである。
　本様相によれば、所定期間内の各時間帯の１ｋＷ当たりの最大発電量をそれぞれ抽出し、各時間帯の最大発電量の１日分の積算発電量データの傾きの変動を用いて異常を判定するので、より正確に異常を判定できる。
　本様相によれば、判定期間での単位発電量データの傾きによって、異常を判定するので、特異点があっても異常を判定できる。
　本発明の一つの様相は、太陽光発電設備に接続して前記太陽光発電設備の異常を判定する異常判定システムであって、前記太陽光発電設備での発電量を計測する発電量計測部と、日射量のデータを取得するデータ取得部と、所定期間内の１日分の積算発電量データ及び１日分の積算日射量データを作成する計算部と、前記発電量計測部で計測した発電量と計測した時間と前記日射量のデータの組み合わせ、又は前記１日分の積算発電量データ及び１日分の積算日射量データを蓄積するデータ蓄積部を有し、前記１日分の積算発電量データは、１日を所定時間ごとに時間帯を区切り、前記所定期間内における各時間帯の最大発電量をそれぞれ抽出し、抽出した最大発電量を積算して作成されるものであり、前記１日分の日射量データは、１日を所定時間ごとに時間帯を区切り、前記所定期間内における各時間帯の最大日射量をそれぞれ抽出し、抽出した最大日射量を積算して作成されるものであり、１日分の比較積算発電量データが前記１日分の日射量データを用いて算出され、前記１日分の積算発電量データを前記１日分の比較積算発電量データで除算した除算値の傾きが閾値を下回った場合に、異常と判定する、異常判定システムである。
　本様相によれば、曇りの日や雨の日といった天候条件を判定に用いる必要がないので、日射量の測定点と発電設備の設置場所が離れていても誤差をより抑制できる。
　本発明の一つの様相は、上記の異常判定システムと、前記太陽光発電設備を有する、発電システムである。
　本様相によれば、従来に比べて太陽光発電設備の異常を正確に早期に判定できる。
　本発明の異常判定システム及び発電システムによれば、従来に比べて太陽光発電設備の異常を早期に判定できる。
本発明の第１実施形態の発電システムを模式的に示した構成図である。 図１の発電システムにおいて異常を判定する際のフローチャートである。 本発明の第３実施形態の発電システムにおいて最大発電量を抽出する際の説明図であり、（ａ）～（ｇ）は各曜日における発電量のヒストグラムであり、（ｈ）は一週間の各時間における最大発電量を抽出したヒストグラムである。ハッチングは各曜日を比較したときの最大発電量を示している。 本発明の第４実施形態の発電システムにおいて基点を設定する際のフローチャートである。 本発明の第５実施形態の発電システムにおいて最大日射量を抽出する際の説明図であり、（ａ）～（ｇ）は各曜日における日射量のヒストグラムであり、（ｈ）は一週間の各時間における最大日射量を抽出したヒストグラムである。ハッチングは各曜日を比較したときの最大日射量を示している。 本発明の他の実施形態の発電システムを模式的に示した構成図である。 本発明の他の実施形態の発電システムにおいて異常を判定する際のフローチャートである。 本発明者が考察に用いたグラフであり、（ａ）は日付に対する除算値のグラフであり、（ｂ）は日付に対する除算値の一週間移動平均のグラフである。 本発明者が考察に用いたグラフであり、日付に対する理論発電量に対する実測発電量の割合を表している。
　以下、本発明の実施形態について詳細に説明する。なお、以下において、「平均」という用語は、特に断りのない限り、算術平均をいう。
　本発明の第１実施形態の発電システム１は、図１のように、太陽光発電設備２と、異常判定装置３（異常判定システム）で構成されており、イントラネットやインターネットなどのネットワーク１００を介して外部機関１０１，１０２、通信端末１０３、及び管理会社１０４と一方通信又は相互通信が可能となっている。
　太陽光発電設備２は、図１のように、主要構成部材として、太陽光発電装置１０と、パワーコンディショナー１１（以下、単にパワコン１１ともいう）と、接続配線１２を備えている。
　太陽光発電装置１０は、光エネルギーを電気エネルギーに変換する光電変換装置を実装したものであり、具体的には、太陽光から直流電力を取り出す太陽電池を実装している。
　パワコン１１は、直流電力又は交流電力を、所定の周波数の交流電力に変換する電力変換装置である。
　接続配線１２は、太陽光発電装置１０とパワコン１１とを接続する配線であり、太陽光発電装置１０側からパワコン１１側に直流電力を取り出す取出配線である。
　異常判定装置３は、その装置内において、データに対する演算を行う演算装置と各装置を制御する制御装置で構成される中央処理装置と、プログラムやデータを記憶する記憶装置、外部からデータを入力する入力装置、及び外部にデータを出力する出力装置等を備えたコンピュータを備えるものである。
　異常判定装置３は、図１のように、主要構成要素として、計算部２０と、データ蓄積部２１と、異常判定部２２と、日射量データ取得部２３と、アーク情報取得部２４と、発電量計測部２５と、エラー検出部２６と、報知手段２７と、通信部２８を有している。
　計算部２０は、各種プログラムに従い、後述する除算値の算出等の計算を行う部位である。
　データ蓄積部２１は、発電量や発電量に関する情報、時間などのデータを蓄積する部位である。本実施形態のデータ蓄積部２１は、発電量計測部２５で計測したシステム容量１ｋＷ当たりの発電量と日射量データ取得部２３で取得した日射量のデータの組み合わせ、又は除算値のデータを蓄積可能となっている。
　異常判定部２２は、除算値と閾値を比較し、異常を判定する部位である。
　日射量データ取得部２３は、通信部２８からネットワーク１００を介して、外部機関１０１から日射量のデータを取得する部位である。
　アーク情報取得部２４は、太陽光発電装置１０とパワコン１１を繋ぐ接続配線１２に接続され、常時、太陽光発電装置１０のアーク放電に関する情報を取得する部位である。アーク情報取得部２４は、パワコン１１の直流電力側に接続された接続配線１２を通過する電流の波形等によってケーブルの断線やコネクタの接触不良などによって生じるＤＣアーク放電を検出することが可能となっている。
　発電量計測部２５は、パワコン１１を介して太陽光発電装置１０で発電した発電量を常時監視し、計測する部位である。
　エラー検出部２６は、常時パワコン１１のエラー情報の有無を監視する部位である。
　報知手段２７は、異常判定部２２が異常と判定したときに、使用者や管理会社１０４等に異常判定部２２が異常と判定したことを報知する報知装置である。
　報知手段２７の報知方法は、特に限定されるものではなく、例えば、音、色、映像、言語等により報知することができる。
　本実施形態の報知手段２７は、通信部２８からネットワーク１００を介して使用者の通信端末１０３や管理会社１０４等に通知して報知することが可能となっている。
　通信部２８は、ネットワーク１００を介して外部機関１０１，１０２や通信端末１０３、管理会社１０４などと通信可能となっている。
　外部機関１０１，１０２は、各地域での全天日射量等の日射量に関する情報を公表する機関である。
　通信端末１０３は、ネットワーク１００を介して一方通信又は相互通信が可能な端末である。通信端末１０３には、例えば、コンピュータなどの固定端末や携帯電話、スマートフォン、タブレット等の携帯端末などがある。
　続いて、本実施形態の発電システム１において、推奨される異常判定部２２が異常を判定する動作（以下、異常判定動作ともいう）について図２のフローチャートに沿って説明する。
　まず、カウンターｉを０にし（ステップＳ１）、タイマーをリセットし、初期状態にする（ステップＳ２）。そして、タイマーをオンにし（ステップＳ３）、発電量計測部２５が常時発電量を測定し、１日当たりの発電量の積算値から１日のシステム容量１ｋＷ当たりの発電量データを算出する。また、日射量データ取得部２３が外部機関１０１から同日のその設置地域における１日の日射量のデータを取得する。
　そして、少なくとも、下記（１）と（２）のデータの組み合わせ又は下記（３）のデータをデータ蓄積部２１にそれぞれ蓄積する。
（１）１日当たりの発電量データ
（２）１日当たりのシステム容量１ｋＷ当たりの発電量データ
（３）１日当たりの日射量のデータと、１日当たりのシステム容量１ｋＷ当たりの発電量データを日射量で除算した除算値（以下、単に、除算値という）
　具体的には、除算値は、下記の式（１）によって算出する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
　ここで、傾斜面日射量は、下記の式（２）によって算出できる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000002
　全天日射量は、地上の水平面に全天から到達する太陽からの日射量をいい、気象庁等の気象に関する外部機関１０１で公開された値を使用できる。
　補正係数は、１日ごとに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）等の外部機関１０２が公表した（例えば、ＮＥＤＯの年間月別日射量のデータベース（ＭＯＮＳＯＬＡ－１１）（ＵＲＬ：http://app0.infoc.nedo.go.jp/metpv/monsola.html））をもとに設置地域で角度補正して算出することができる。
　具体的には、補正係数は、設置地域において方位角及び傾斜角を考慮した日射量を全天日射量で除算して算出できる。
　また、エラー検出部２６によってパワコン１１でエラー情報が出ていないか判断しつつ（ステップＳ４）、アーク情報取得部２４によって取得されるアーク情報によってアーク放電の有無を検知する（ステップＳ５）。
　ここで、エラー情報とは、パワコン１１でエラーが発生した情報であり、本実施形態のエラー情報には、電流値異常等の発電量に関連する第１エラー情報と、コマンド異常等の発電量に関連しない第２エラー情報がある。すなわち、第１エラー情報は、火災等に繋がる不具合に１対１で関連する情報であり、第２エラー情報は、火災等に繋がる不具合に１対１で関連しない情報である。
　アーク情報とは、アーク放電に関連する情報であって、アーク放電と１対１で対応する情報である。
　タイマーをオンにしてからエラー情報及びアーク放電が発生していない状態（ステップＳ４及びステップＳ５がともにＹｅｓ）で、判定期間Ｔ１が経過すると（ステップＳ６でＹｅｓ）、計算部２０がその日の発電量と日射量から除算値を算出する。また、計算部２０が過去の基準期間Ｔ２での除算値の平均値を使用し、過去の基準期間Ｔ２の除算値の平均値に対する判定期間Ｔ１時の除算値の傾きを算出する。
　ここで、判定期間Ｔ１は、１日以上２週間以下であることが好ましく、１日以上５日以下であることがより好ましい。
　基準期間Ｔ２は、２０日以上２年以下であることが好ましく、１か月以上１年以下であることがより好ましい。
　本実施形態の判定期間Ｔ１は、１日であり、基準期間Ｔ２は、判定期間Ｔ１経過時を含む直近１か月間である。すなわち、本実施形態の基準期間Ｔ２は、判定期間Ｔ１の２倍以上の期間としている。
　基準期間Ｔ２の除算値の平均値に対する判定期間Ｔ１経過時の除算値の傾きが閾値未満であり（ステップＳ７でＹｅｓ）、カウンターｉがｎ超過の場合（ステップＳ８でＹｅｓ）には、異常と判定し（ステップＳ９）、報知手段２７によって使用者の通信端末１０３や管理会社１０４等に報知する（ステップＳ１０）。
　このとき、閾値は、負の値であって、絶対値がＩＥＣ　６０９０４－３に準じて算出される太陽光発電設備２の経年劣化による傾きの絶対値よりも大きい値であることが好ましい。すなわち、閾値の絶対値は、国際標準テスト条件（ＳＴＣ）下での公称の出力低下率の値よりも大きいことが好ましい。
　閾値の絶対値は、太陽光発電装置１０の仕様書に記載された長期信頼性の傾きの２倍以上であることが好ましく、０．００５ｍ２／ｋＷ・日以上の値であることがより好ましい。
　また、ｎは、２以上の自然数であり、３以上７以下であることが好ましく、４以上６以下であることがより好ましい。
　一方、基準期間Ｔ２の除算値の平均値に対する判定期間Ｔ１経過時の除算値の傾きが閾値以上の場合、すなわち、閾値の範囲内の場合（ステップＳ７でＮｏ）には、ステップＳ２に戻り、タイマーをリセットして同様の動作を行う。
　また、基準期間Ｔ２の除算値の平均値に対する判定期間Ｔ１経過時の除算値の傾きが閾値未満、すなわち、閾値の範囲を超えており（ステップＳ７でＹｅｓ）、カウンターｉがｎ以下の場合（ステップＳ８でＮｏ）にはカウンターｉをｉ＋１とし（ステップＳ１１）、ステップＳ２に戻り、タイマーをリセットして同様の動作を行う。
　ステップＳ４にてパワコン１１にエラー情報が出ている場合（ステップＳ４でＮｏ）には、エラー情報を発電量に１対１で関連する情報たる第１エラー情報と発電量に１対１で関連しない情報たる第２エラー情報に分別し、第１エラー情報であるかどうかを判定する（ステップＳ１２）。
　エラー情報が第１エラー情報である場合（ステップＳ１２でＹｅｓ）には、フラグのオンオフを確認し（ステップＳ１３）、フラグがオフの場合（ステップＳ１３でＹｅｓ）には、閾値を変更し（ステップＳ１４）、フラグをオンにして（ステップＳ１５）、ステップＳ５に戻る。
　なお、ステップＳ１４において閾値を変更する場合には、閾値を現在設定している閾値の１／３以上２／３以下に変更することが好ましい。この範囲であれば、早期に異常を検知しつつ、異常の誤判定を抑制できる。本実施形態では、ステップＳ１４において閾値を変更する場合、閾値を現在設定している閾値の１／２に変更する。
　一方、ステップＳ１２においてエラー情報が第２エラー情報であり、第１エラー情報でない場合（ステップＳ１２でＮｏ）や、ステップＳ１３においてフラグがオン状態の場合（ステップＳ１２でＮｏ）には、閾値を変更せずにステップＳ５に戻る。
　また、ステップＳ５においてアーク放電を検知した場合（ステップＳ５でＮｏ）には、傾きの判定を行わずに、ステップＳ９に移行して異常と判定する（ステップＳ９）。
　本実施形態の発電システム１によれば、除算値の傾きの変化によって異常の兆候を検知し、異常発熱や火災が発生する前に異常を判定できるので、太陽光発電設備２の異常を太陽光発電設備２に火災等が生じるよりも早期に判定できる。
　本実施形態の発電システム１によれば、異常判定部２２が異常を判定したときに、管理会社１０４に報知されるので、速やかに管理会社１０４の設備管理担当者が現場へ調査に向かうことができる。すなわち、本実施形態の発電システム１によれば、現地調査を促し、破損箇所等がないかの確認を作業員が行うことができ、火災等の大きな災害を未然に防止できる。
　本実施形態の発電システム１によれば、除算値が連続的又は断続的に複数回に亘って閾値を下回ったときに異常と判定するので、誤判定を抑制でき、より正確に異常を判定できる。
　続いて、本発明の第２実施形態の発電システムについて説明する。なお、第１実施形態の発電システム１と同様の構成については、同一の符号を付して説明を省略する。以下、同様にする。
　第２実施形態の発電システムは、異常判定部２２による異常の判定が第１実施形態の発電システム１と異なる。
　具体的には、第１実施形態では、図２のステップＳ７において、基準期間Ｔ２の除算値の平均値に対する判定期間Ｔ１経過時の除算値の傾きを閾値と比較する。一方、第２実施形態の発電システムは、ステップＳ７において、基準期間Ｔ２の除算値の平均値に対する判定期間Ｔ１中の除算値の平均値の傾きを閾値と比較する。すなわち、第２実施形態の発電システムでは、判定期間Ｔ１における判定期間Ｔ１経過時の除算値の移動平均の傾きを閾値と比較している。
　すなわち、ｐ項移動平均を算出し、判定期間Ｔ１経過時の除算値を含むｐ項移動平均の傾きを閾値と比較している。
　移動平均の種類は、特に限定されないが、単純移動平均であることが好ましい。
　区画の期間は、判定期間Ｔ１よりも短く、区画数ｐは、３以上１０以下であることが好ましい。
　第２実施形態の発電システムによれば、判定期間Ｔ１内に除算値に特異点があっても、均されるので、より正確に異常を判定できる。
　続いて、本発明の第３実施形態の発電システムについて説明する。
　第３実施形態の発電システムは、異常判定部２２による異常の判定が第１実施形態の発電システム１と異なる。
　第３実施形態の発電システムは、発電量計測部２５によって常時発電量を監視し、計算部２０によって所定期間Ｔ４ごとに１日分の積算発電量データを作成するものである。
　具体的には、第３実施形態の発電システムは、１日を所定時間Ｔ３ごとに時間帯を区切り、計算部２０によって所定期間Ｔ４における各時間帯の１ｋＷ当たりの発電量を比較し、各時間帯の１ｋＷ当たりの最大発電量をそれぞれ抽出する。そして、抽出した最大発電量を積算して１日分の積算発電量を算出し、これを所定期間Ｔ４当たりの１日分の積算発電量データとしてデータ蓄積部２１に蓄積する。
　このとき、所定時間Ｔ３は、２４時間を等分割できる時間であることが好ましい。
　所定時間Ｔ３は、０時間超過２４時間未満であることが好ましく、０．５時間以上３時間以下であることがより好ましい。
　本実施形態の所定時間Ｔ３は、図３のように、２時間である。なお、発電量計測部２５による発電量の計測は、日没時間を除いてもよい。
　所定期間Ｔ４は、２日以上の期間であり、３日以上２週間以下であることが好ましく、４日以上１０日以下であることがより好ましい。本実施形態の所定期間Ｔ４は、１週間である。
　すなわち、本実施形態では、図３（ａ）～図３（ｇ）のように１日を２時間ごとに時間帯を区切っており、各曜日の時間帯ごとの発電量をそれぞれ算出し、各曜日間で時間帯ごとの発電量をそれぞれ比較して、各時間帯における最大発電量をそれぞれ抽出する（図３（ａ）から図３（ｇ）のハッチング参照）。そして、図３（ｈ）のように、抽出した各時間帯の最大発電量を積算して１日分の積算発電量を算出し、これを１週間当たりの１日の積算発電量データとしてデータ蓄積部２１に蓄積する。
　そして、図２のステップＳ７において、現在を含む判定期間Ｔ１での１日の積算発電量データの平均値に対する現在の１日の積算発電量データの傾きが閾値を下回り（ステップＳ７でＹｅｓ）、カウンターｉがｎ超過の場合（ステップＳ８でＹｅｓ）には、異常と判定する（ステップＳ９）。
　このとき、本実施形態の判定期間Ｔ１は、所定期間Ｔ４よりも長い期間であり、所定期間Ｔ４の２倍以上の期間であることが好ましい。
　また判定期間Ｔ１の経過時は、所定期間Ｔ４の経過時と一致していることが好ましい。
　第３実施形態の発電システムによれば、所定期間Ｔ４内の各時間帯の１ｋＷ当たりの最大発電量をそれぞれ抽出し、抽出した各時間帯の最大発電量の積算値を１日分の積算発電量データとし、判定期間Ｔ１における１日分の積算発電量データの傾きによって異常を判定する。そのため、日射量のデータを使用せずとも、異常判定部２２が異常を判定できる。
　続いて、第４実施形態の発電システムについて説明する。
　第４実施形態の発電システムは、除算値の傾きの基点を過去の基準期間Ｔ２の除算値の平均値に対してではなく、ある条件を満たした除算値を基点としている。
　具体的には、１日当たりの発電量データが算出され、除算値が算出されるごとに基点の判断を行う。図４のフローチャートのように、まずカウンターｊを０にし（ステップＳ３１）、除算値が算出されると（ステップＳ３２）、除算値が過去の基準期間Ｔ２の平均値未満であるか判断する（ステップＳ３３）。
　除算値が過去の基準期間Ｔ２の平均値未満である場合は（ステップＳ３３でＹｅｓ）、ステップＳ３４に移行し、カウンターｊがｍ超過であるか判断する。
　カウンターｊがｍ超過の場合（ステップＳ３４でＹｅｓ）には、現在の除算値を基点に設定する（ステップＳ３５）。
　このとき、ｍは、２以上の自然数であり、３以上７以下であることが好ましく、４以上６以下であることがより好ましい。
　一方、除算値が過去の基準期間Ｔ２の平均値以上である場合（ステップＳ３３でＮｏ）は、カウンターｊをリセットして（ステップＳ３６）、ステップＳ３２に移行する。
　ステップＳ３４においてカウンターｊがｍ以下の場合（ステップＳ３４でＮｏ）には、カウンターｊをｊ＋１とし（ステップＳ３７）、ステップＳ３２に移行する。
　そして本実施形態の発電システムは、基点が設定されると、図２のステップＳ１に移行し、ステップＳ７において基点に対する傾きを閾値と比較する。
　第４実施形態の発電システムによれば、実際の除算値を傾きの基点として使用するので、より正確に異常を検知できる。
　続いて、本発明の第５実施形態の発電システムについて説明する。
　第５実施形態の発電システムは、第３実施形態の発電システムと同様、発電量計測部２５によって常時発電量を計測し、日射量データ取得部２３によって所定時間ごと又は常時日射量を取得する。そして、第５実施形態の発電システムは、計算部２０によって所定期間Ｔ４内の１日分の積算発電量データと１日分の積算日射量データを作成するものである。
　具体的には、第５実施形態の発電システムは、第３実施形態の発電システムと同様、１日を所定時間Ｔ３ごとに時間帯を区切り、計算部２０によって所定期間Ｔ４における各時間帯の１ｋＷ当たりの発電量を比較し、各時間帯の１ｋＷ当たりの最大発電量をそれぞれ抽出する。そして、抽出した最大発電量を積算して１日分の積算発電量を算出し、これを所定期間Ｔ４当たりの１日分の積算発電量データとしてデータ蓄積部２１に蓄積する。
　第５実施形態の発電システムは、上記に加えて、図５のように、１日を所定時間Ｔ３ごとに時間帯を区切り、計算部２０によって所定期間Ｔ４における各時間帯の日射量を比較し、各時間帯の最大日射量をそれぞれ抽出する。そして、抽出した最大日射量を積算して１日分の積算日射量を算出し、これを所定期間Ｔ４当たりの１日分の積算日射量データとしてデータ蓄積部２１に蓄積する。
　さらに、第５実施形態の発電システムは、この１日分の積算日射量から比較積算発電量を算出し、これを比較積算発電量データとしてデータ蓄積部２１に蓄積する。
　比較積算発電量は、下記の式（３）によって算出する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000003
　なお、損失係数は、太陽光発電装置１０が発電する上で発生する損失であり、例えば一般社団法人　太陽光発電協会（ＪＰＥＡ）が定める表示ガイドラインにて規定された温度による補正係数、パワーコンディショナー１１の変換効率、その他の損失係数を乗じて求めることができる（上記方式を以降、便宜上、ＪＰＥＡ法と称する）。
　そして、図２のステップＳ７において、現在を含む判定期間Ｔ１での１日の積算発電量データを、当該判定期間Ｔ１での１日分の比較発電量データで除算した除算値の傾きが、閾値を下回り（ステップＳ７でＹｅｓ）、カウンターｉがｎ超過の場合（ステップＳ８でＹｅｓ）には、異常と判定する（ステップＳ９）。
　第５実施形態の発電システムによれば、曇りの日や雨の日などの天候条件を用いずに判定できるので、日射量の測定点と太陽光発電設備２の設置場所が離れていた場合に生じる誤差をより抑制できる。
　上記した実施形態では、異常判定装置３内に計算部２０等が設けられていたが、本発明はこれに限定されるものではない。ネットワーク１００を介して接続された外部サーバー２００に計算部２０等を設けて計算等に使用してもよい。この場合、本発明に係る発電システムには、ネットワーク１００及び外部サーバー２００も含まれる。
　例えば、図６に示される発電システムは、異常判定装置３にアーク情報取得部２４、発電量計測部２５、エラー検出部２６、報知手段２７、及び通信部２８を設け、外部サーバー２００に計算部２０、データ蓄積部２１、異常判定部２２、日射量データ取得部２３、及び通信部２０１を設けている。この場合、異常判定装置３の通信部２８と、外部サーバー２００の通信部２０１は、ネットワーク１００を介して相互に通信可能となる。
　上記した実施形態では、図２のステップＳ５において、アーク情報取得部２４でアーク放電を検出したときにステップＳ９の移行し、異常判定部２２が異常と判定したが、本発明はこれに限定されるものではない。図７のように短時間ごとの積算値の平均からの乖離度によって異常を判定してもよい。具体的には、図７のフローチャートのように、ステップＳ５においてアーク放電を検知した場合（ステップＳ５でＮｏ）に、タイマーをリセットして初期状態にした後（ステップＳ４０）、タイマーをオンにする（ステップＳ４１）。
　タイマーオンになってから判定期間Ｔ５が経過し（ステップＳ４２でＹｅｓ）、基準期間Ｔ２の除算値の平均値に対する判定期間Ｔ５終了時の除算値の乖離度が第２閾値を超過すると（ステップＳ４３でＹｅｓ）、ステップＳ９に移行し、異常と判定する。
　ここで、判定期間Ｔ５は、判定期間Ｔ１よりも短い期間であって発電量計測部２５による発電量の測定の間隔以上の期間である。判定期間Ｔ５は、２時間以上３日以下であること好ましい。
　第２閾値は、－１００％以上－１０％以下の値であることが好ましい。
　また、乖離度は、以下の式（４）で表される。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000004
　上記した実施形態では、過去の基準期間Ｔ２の除算値の平均値に対する判定期間Ｔ１経過時の除算値の変化の割合によって傾きを算出していたが、本発明はこれに限定されるものではない。判定期間Ｔ１中の回帰直線によって傾きを算出してもよい。すなわち、判定期間Ｔ１において所定時間ごとに除算値を算出し、算出した除算値に対する回帰直線を計算することで傾きを算出してもよい。
　上記した実施形態では、日射量データ取得部２３は、ネットワーク１００を介して外部機関１０１から日射量のデータを取得していたが、本発明はこれに限定されるものではない。日射量計等の日射量測定手段を接続し、直接設置場所での日射量を測定して日射量のデータとして使用してもよい。
　上記した実施形態では、傾きを算出するにあたって、１日当たりの発電量の積算値をシステム容量で規格化した１日のシステム容量１ｋＷ当たりの発電量を用いていたが、本発明はこれに限定されるものではない。１日当たりの発電量の積算値を規格化せずに傾きの算出に用いてもよい。
　上記した実施形態では、判定期間Ｔ１が経過した後に、計算部２０が過去の基準期間Ｔ２での除算値の平均値を算出し、過去の基準期間Ｔ２の除算値の平均値に対する判定期間Ｔ１時の除算値の傾きを算出したが、本発明はこれに限定されるものではない。基準期間Ｔ２の除算値の平均値は、判定期間Ｔ１が経過する前に計算部２０又は他の装置によって算出してもよい。すなわち、基準期間Ｔ２の除算値の平均値は、異常判定動作とは関係なく、別途、異常判定部２２の異常判定動作を実行する前にあらかじめ算出した値であってもよい。
　上記した実施形態では、発電量計測部２５は常時発電量を測定していたが、本発明はこれに限定されるものではない。発電量計測部２５は定期的に常時発電量を測定してもよい。
　上記した実施形態では、異常判定装置３は、ネットワーク１００と直接的に接続されていたが、本発明はこれに限定されるものではない。異常判定装置３は、ネットワーク１００に接続可能な無線基地局を介して間接的にネットワーク１００と接続されていてもよい。
　上記した第５実施形態では、１日分の比較積算発電量をＪＰＥＡ法に基づいて算出したが、本発明はこれに限定されるものではない。他の方法によって１日分の比較積算発電量を算出してもよい。例えば、ＪＩＳ　Ｃ　８９０７：２００５に準じて１日分の比較積算発電量を算出してもよい。
　上記した実施形態は、本発明の技術的範囲に含まれる限り、各実施形態間で各構成部材を自由に置換や付加できる。
　　１　発電システム
　　２　太陽光発電設備
　　３　異常判定装置（異常判定システム）
　１０　太陽光発電装置
　１１　パワーコンディショナー
　１２　接続配線
　２０　計算部
　２１　データ蓄積部
　２２　異常判定部
　２３　日射量データ取得部
　２４　アーク情報取得部
　２５　発電量計測部
　２６　エラー検出部
　２７　報知手段
１０１，１０２　外部機関

Claims (13)

  1. 　太陽光発電設備に接続して前記太陽光発電設備の異常を判定する異常判定システムであって、
    　前記太陽光発電設備での発電量を計測する発電量計測部と、
    　日射量のデータを取得するデータ取得部と、
    　前記発電量計測部で計測した１日当たりの発電量の積算値を、前記データ取得部で取得した１日当たりの前記日射量の積算値で除算して除算値を算出する計算部と、
    　前記計測した発電量と前記日射量のデータの組み合わせ、又は前記除算値を蓄積するデータ蓄積部を有し、
    　以下の（１）～（３）のいずれかの場合に、異常と判定する、異常判定システム。
    （１）過去に算出した除算値からあらかじめ基準期間の除算値の平均値を算出し、前記基準期間の除算値の平均値に対する除算値の傾きが閾値を下回った場合。
    （２）前記計算部により基準期間の除算値の平均値を算出し、前記基準期間の除算値の平均値に対する除算値の傾きが閾値を下回った場合。
    （３）判定期間の除算値の回帰直線の傾きが閾値を下回った場合。
  2. 　前記基準期間の除算値の平均値に対する除算値の傾きが閾値を連続的又は断続的に複数回下回った場合に、異常と判定する、請求項１に記載の異常判定システム。
  3. 　前記計算部は、判定期間の除算値の平均値を算出し、
    　前記基準期間の除算値の平均値に対する前記判定期間の除算値の平均値の傾きが閾値を下回った場合に、異常と判定する、請求項１に記載の異常判定システム。
  4. 　前記日射量のデータは、傾斜面日射量を含む、請求項１～３のいずれか１項に記載の異常判定システム。
  5. 　前記計測した１日当たりの発電量は、システム容量１ｋＷ当たりの発電量であり、
    　前記閾値の絶対値は、ＩＥＣ　６０９０４－３に準じて算出される前記太陽光発電設備の経年劣化による傾きの絶対値よりも大きい、請求項１～４のいずれか１項に記載の異常判定システム。
  6. 　前記閾値の絶対値は、０．００５ｍ２／ｋＷ・日以上の値である、請求項５に記載の異常判定システム。
  7. 　異常と判定したときに、異常が発生したことを報知する報知手段を有する、請求項１～６のいずれか１項に記載の異常判定システム。
  8. 　前記太陽光発電設備は、太陽光発電装置と、前記太陽光発電装置で発電された電力を所定の周波数の交流電力に変換するパワーコンディショナーを有し、
    　前記パワーコンディショナーのエラー情報を検出するエラー検出部を有し、
    　前記エラー情報を使用して異常を判定する、請求項１～７のいずれか１項に記載の異常判定システム。
  9. 　前記エラー情報を発電量に関連する第１エラー情報と発電量に関連しない第２エラー情報に分別し、前記エラー情報が前記第１エラー情報であることを条件として前記閾値を上げる、請求項８に記載の異常判定システム。
  10. 　前記太陽光発電装置又は前記太陽光発電装置と前記パワーコンディショナーとの間でのアーク放電に関連するアーク情報を取得するアーク情報取得部を有し、
    　前記アーク情報を使用して異常を判定する、請求項８又は９に記載の異常判定システム。
  11. 　太陽光発電設備に接続して前記太陽光発電設備の異常を判定する異常判定システムであって、
    　前記太陽光発電設備での発電量を計測する発電量計測部と、
    　所定期間内の１日分の積算発電量データを作成する計算部と、
    　前記発電量計測部で計測した発電量と計測した時間の組み合わせ、又は前記１日分の積算発電量データを蓄積するデータ蓄積部を有し、
    　前記１日分の積算発電量データは、１日を所定時間ごとに時間帯を区切り、前記所定期間内における各時間帯の最大発電量をそれぞれ抽出し、抽出した最大発電量を積算して作成されるものであり、
    　前記１日分の積算発電量データの傾きが閾値を下回った場合に、異常と判定する、異常判定システム。
  12. 　太陽光発電設備に接続して前記太陽光発電設備の異常を判定する異常判定システムであって、
    　前記太陽光発電設備での発電量を計測する発電量計測部と、
    　日射量のデータを取得するデータ取得部と、
    　所定期間内の１日分の積算発電量データ及び１日分の積算日射量データを作成する計算部と、
    　前記発電量計測部で計測した発電量と計測した時間と前記日射量のデータの組み合わせ、又は前記１日分の積算発電量データ及び１日分の積算日射量データを蓄積するデータ蓄積部を有し、
    　前記１日分の積算発電量データは、１日を所定時間ごとに時間帯を区切り、前記所定期間内における各時間帯の最大発電量をそれぞれ抽出し、抽出した最大発電量を積算して作成されるものであり、
    　前記１日分の日射量データは、１日を所定時間ごとに時間帯を区切り、前記所定期間内における各時間帯の最大日射量をそれぞれ抽出し、抽出した最大日射量を積算して作成されるものであり、
    　１日分の比較積算発電量データが前記１日分の日射量データを用いて算出され、前記１日分の積算発電量データを前記１日分の比較積算発電量データで除算した除算値の傾きが閾値を下回った場合に、異常と判定する、異常判定システム。
  13. 　請求項１～１２のいずれか１項に記載の異常判定システムと、前記太陽光発電設備を有する、発電システム。
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