この時期よく起きるトラブルを御存じですか???

この時期、発電が０になった、もしくは一部のPCSが止まったなど、ブレーカーが飛ぶ

トラブル事例が数多く報告されています。

（交流集合盤参考写真）

でも、遠隔監視がついてなかったり、ついていてもこのトラブルが発見できない遠隔監視だと、

1か月前後売電を下げてしまうことになります。

この根本的な原因は２つ、1つは落雷、もう１つは漏電です。

漏電の場合、気がついて晴れた日に確認しても漏電は確認できず、また雨でブレーカーが落ちると

繰り返すことが多いです。

同様のトラブルを経験したことがある方は、一度交流集電箱の構造を確認してください。

主観ブレーカーが漏電ブレーカー（ELB）で、子ブレーカーが配線用遮断器（MCCB）の場合、

1系統が漏電していても、主観のELBがトリップします。

この場合、どこが漏電しているか原因をつかむのはすごく難しくなります。

逆に主観がMCCBで子がELBの場合、すぐに系統もわかるし、ロスする発電も子の系統だけで、

50kWの場合、1系統が漏電していた場合、PCS1台だけのロスですみます。

あとは、短結線図を確認してブレーカーサイズが系統の電力量にあっておりかも調べておく必要があります。

ただ、遠隔監視がない場合、1か月に1回の売電検針のテガミが来ないとわかりません。

この時期だけに一度自分の発電所の状況を見直してみませんか？

安全・安心・安定発電のために!!!!

依頼は、事業者からEPC業者に発電量が低いみたいだけど、何でかな？という問い合わせから

検査依頼になりました。

遠隔監視データを見ると確かに天候で発電量が暴れているのが分かります。

でもなぜと思いながら検査しました。

現場に行ってビックリしたのが、10度なのに縦置き2段で、パネル下部に雨水と汚れが溜まっています。

また、PCSの力率設定を事前に確認したのですが、EPC業者もわからず、シュミレーションデータも

不明のため、何を基準に発電量が低いのかが不明の状況で検査しました。

結論から行くと、もともと発電シュミレーションがいい加減であったという結論になりました。

ただ、雨天後雨水のたまりが原因で、一部の発電が死んでいるのは間違いない状況でした。

また、シュミレーション時過積載をしても力率設定の状況では、あまり効果がないこともあります。

この点をきちんと理解しているEPCを選ぶことが、効率良い発電ができる太陽光発電所を作るポイントです。

皆様の発電所も一度この点を見直すと、より発電状況が改善できますよ。

DSC_0337

パネル構造図

改正FIT法が施行されて、太陽光発電所の維持管理が必須となりました。

きちんと日常の発電状況の管理、遠隔監視では見えない発電所の設備状況の点検をきちんと行うことで、20年ではなく、30、40年発電できる太陽光発電所にしていき、日本の基幹電力として認知してもらうことが大きな狙いです。

ここで最近問題になっている事例は、電圧上昇抑制と力率設定です。

電圧上昇抑制は、系統連系している太陽光発電所の下流に大型の電力消費設備がある場合など、昼休みや3時の休憩、土日の休みなど下流の電力消費が落ちることで、系統の電圧が上昇し発電所の電力が系統にはいりにくくなることです。このG.W.東北のとある地域で、低圧50kwの発電所で、平日は最大50kwhの発電を遠隔監視で確認できたが、G.W.に10kw以下に落ちるという顕著な例も出てきています。低圧の場合、力率設定はほとんどの場合90%以上の数値でパワコンに設定していますし、状況によっては力率の設定を弄ることも可能ですが、最近は高圧でも電圧上昇抑制と思われる現象が出てきています。

また、高圧の場合、力率設定が電力会社の指示で、90%以下になっていることも多く、この場合、過積載の意味がないケースも見受けられます。この多くの場合、事業者が力率設定の意味をわかってなく、また、施工業者もよく意味を理解していないことがあり、シュミレーションの数値に力率設定をきちんと反映していないことで、発電シュミレーションの数値が過大数値となり、事業者から発電所の発電量が少ないがなぜといった質問が出て、施工業者がきちんと答えられずもめることが増えています。

簡単に力率の設定数値は系統連係時に電力会社から契約書類に明記されていて、その数値をパワコンに設定するのですが、力率90%の場合、10kwパワコンだと、MAX発電量は約10%抑えられて、90％の9kwがMAXとなります。すなわち、9kwでオーバーフローするわけです。このことをきちんと理解した施工業者の場合、シュミレーションにこの数値をきちんと反映しているのですが、このことを理解していないと、10kwで計算するため、年間でシュミレーションを下回る数値になることがあります。この状況に合わせて前記の電圧上昇抑制が影響した場合、さらに発電量が落ちるといった現象が確認できます。

あなたの発電所は大丈夫ですか？

まず日常管理で上記のような現象がおきていないか遠隔監視のデータを確認してみてください。このようなデータ分析ができない遠隔監視は無意味であり、また自分で分析できなければ専門業者の頼むも方法ですが、専門業者が太陽光発電所の建設知識もなく分析能力もない場合、無駄な投資となります。

改正FIT法の申請等に合わせて一度O&Mについても検討してみてはいかがでしょうか。

皆さんは理解していますでしょうか??

理解していないと、これからいろんな問題がでてきます。

ここで簡単に解説しておきます。

FIT法で認定されて、2017年3月31日までに系統連係して売電事業を行っているかた、

3月31日までに系統連系の契約が済んで、4月1日以降に発電所を作られる方は全て「みなし契約」となります。

今までの認定は基本3月31日をもって契約が破棄されて、4月1日から改正FIT法に準じた事業認定契約をしたものとみなして、現在売電ができています。しかし、新契約の手続きを9月30日までに実行しないと、現在の売電単価が失効します。失効した場合、新規に事業認定の申請をして再契約する必要があります。但し、その売電単価は再申請時の売電単価になります。

また、事業を継続するにおいて保守点検は必須で、もし発電所でトラブルが起きた場合、保守点検関連資料はもとより、発電所に関する資料全てを提出して調査されることとなります。

また、発電事業者に関する標識の掲示及び危険等を知らせる告知標識の掲示が義務化となりました。

また、20kw以上の野立て発電所は全て、塀・堀等により囲み、部外者が容易に侵入できない構造にしなければなりません。

尚標識も塀・堀（フェンス）も2018年3月31日まで完備しなければなりません。

このような法律の変更がなぜ起きたのか、それは不心得な業者や事業者の増加が大きな影響をしています。一昨年・昨年と風水害によ太陽光発電所の事故が全国で多数発生し、関連省庁や市町村から多くのクレームが入り、法律の変更で太陽光発電所の設計・維持管理の強化となりました。ただ改正した法律はスタートしましたが、まだまだ経産省の対応が追いついていない点も多く、新法施行後約2か月の状況はドタバタしているといった感じです。

これから定期的に発電所の維持管理等のお話を定期的に上げていきたいと考えています。

よろしくお願いします。