まず見つけられた不良についてですが、保守業者がIVカーブ測定を行いました。下図がその測定図です。2枚とも同じような様子でした。不良と判断したのは、赤丸で示されたところの歪みです。何か接触不良を起こしているような感じですね。私はもう少しゆがんだカーブを想像していましたので、意外でした。2枚とも同じようなところで、同じような歪を示していました。

私にはちょっと原因は判りませんでしたが、担当している保守員は以前にも他の発電所で同じような現象を見たことがあり、その時、メーカーにIVカーブを示して不良を連絡したところ、メーカーは無償交換に応じてくれたので、今回も無償交換は可能だろうと言っていました。

その後、保守会社からメーカーが無償交換に応じてくれたとの連絡があり、先日、パネルが届いたので交換しました。交換には私も現地に行って、改めて不良パネルを目視確認してきましたが、何が悪いのか全くわからないですね、まぁ、それは予想していたことですけれど・・・。

これらの不良パネルはメーカーに送り返されて、メーカーで原因分析するということですが、メーカーでも判らないのではないかという気がしています。

さて、今回の不良は、発電所全体の出力で見ると検出できなかったような出力低下を、パワコン毎にモニタリングしていた保守員が見つけたものでした。パワコンは9台あり、そのうち1台のパワコンの出力が2-3%下がっているのを保守員が発見したのですが、そうすると全体で見たら9分の1の0.3%ほどの出力低下と言うことになります。全体で見ていたら判らない訳です。

で、これは金銭的に見たら年間で1万円ぐらいの低下ではないかと思います。この発電所はあと12年稼働しますから12万円ほどの損失を防いだわけですが・・・、

この保守にかかった費用が11万円！

まぁ、トントンと言うところですかね。私はこのようなことをマニアックに追いかけるのが好きなので、ほぼタダで楽しむことができましたから満足ですが、損得だけを考えるとあまりお勧めできないです。やはり、全体での出力に変化が見られるぐらいの低下まで待ってから、お金をかけて保守するのが現実的ですね。

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IVカーブのこのような歪は、アレイやストリングの一部に影がかかった時に見られるもので、質問者さんに影がかかっていないか問い合わせてみました。すると、影はかかっていないけれど、このストリングは一部のパネルの設置角度が他と異なっているという返答が返ってきました。

確かに、影がかかっているのではなく角度が異なっている場合でもこのような現象が起こりえますね。

これは、ちょっと難しい話ですが、太陽光発電ではストリングの中で電流の少ないパネルが存在した時、全体が直列になっているために少ない電流で律速されるものの、電圧のかかり方によってはではバイパスダイオードが作動して多い方の電流が流れ始めるために見られる現象です。

ま、細かいところまで理解する必要はありませんが、アレイやストリング内の一部のパネルに影が入った時に、このようなIVカーブの歪はよく見られます。影が入らなくでも、一部に電流の少ないパネルがあった時に起こる現象なので、角度が異なるパネルがあった時にも起こることになります。

質問者さんの話では、同じストリングの中に設置角度が10度のものと20度のものが混じっていたようです。10度と20度の違いで、上の図ぐらいの電流の差がでて歪が生じたのですね。

これは設置角度の影響なので、トラブルが起こった訳ではありませんが、気にはなります。全体を同じ角度にするとこの問題は解決しますが、そういう訳にも行かないでしょう。一応、パネルはバイパスダイオードで保護されていますので、特に問題があるという訳ではなく、このまま運営しながら様子を見るので良いと思います。

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報告は太陽電池（またはパネル、またはストリング）のIV特性測定方法についてです。

普通、太陽電池のIV特性はSTCと言われる標準状態（AM1.5、25℃）で定義されますね。しかしこの状態での特性を測るのは大変で、高価な装置が必要になります。我々のような貧乏人は安いIV測定装置を使いますが、それだとSTCから条件がずれてしまいます。このようなSTCからずれたIV特性からSTCでの特性を推定する式がありましたが、それを使うためにはいくつかの補正係数（α、γ、κ）が必要で、この補正係数がうまく求まりませんでした。早い話、安いIVカーブトレーサではSTCでの特性を知ることはできなかったということです。

かつて、私もIVカーブを何度も測りましたが、STCでの特性については適当に胡麻化さざるを得ず、後ろめたい思いを持っていました。しかし、その問題が一挙に解決出たのです（下図）。

発表された上記の方法では、適当な日射強度、温度でのIVカーブを測定すれば、そこからSTCでの特性を推定してくれるのです。補正係数（α、γ、κ）は必要なしです（もちろん、日射強度と温度を測る必要はあります）。しかも補正係数（α、γ、κ）を使って計算する方法よりも推定精度が良さそうです。

いやぁ、こんな方法があったのですね。目からウロコです。この方法は昔の方法と計算方法が違うだけなので、今の安物のIVカーブトレーサでも内臓ソフトを変えるだけで簡単に導入できます。今のところまだこの計算方法を導入したIVカーブ測定器は出ていないようですが、いずれほとんどの測定機に導入されるだろうと思いますよ（JISやIECなどの規格を決めるお役人が抵抗するかもしれませんが）。そうなれば、現場でのIVカーブ測定から直接にSTCでの特性を推定することができます。不良パネル判断のメーカー交渉も楽になります。期待ですね。

初級2日、中級2日で、それぞれ2000円と言うのは格安ですね。内容は初級が一般用電気工作物の点検で行われる接地抵抗や絶縁抵抗の検査を中心としたもの、中級が太陽光発電固有の点検技術のセミナーでいずれも実習を伴うものです。定員20名ですから、密度の濃い講習を受けることができるでしょう。なかなか良い講習だなぁという印象を受けます。

私はこの手のセミナーにはできるだけ参加するようにしています。私自身は既にいろいろ知っていますので、技術知識を得ることは目的でなく、どのように講習をするのか、受講者はどれぐらい理解できるのか、など講習のやり方に興味がありますので。しかし、福島はちょっと遠いので・・・参加しにくいなぁ。

初級の内容は一般的ですが、中級はサーモカメラ測定やIVカーブ測定、パワコンの変換効率測定を座学と実習できますので、太陽光発電技術や保守の理解にはお勧めの内容だと思います。問題は天気が悪いと実習の効果が大幅に落ちてしまうことですが、これは予測できないのでどうしようもありませんね。

あと、防草とか防犯とか非技術的な内容はありませんので、これは技術面だけの講習と割り切って考えるしかありません。

とにかく格安です。発電所をお持ちで、自分で保守したいと思っておられる方は受講を検討されたらどうでしょうか。

話に入る前に少し前提知識を。ちょっとややこしいですが・・・。 太陽電池はセルが直列につながっていますので、どれかに影が入ると全体の電流が制限されてしまい、状況によっては出力が大きく下がる恐れがあります。これを避けるために、普通はバイパスダイオードと呼ばれるものが入っていますが、バイパスダイオードでバイパスされた部分は電圧がほぼゼロとなってしまいます。ふつうバイパスダイオードはセル20個ごとに入っていて、一つのバイパスダイオードが作用すると電圧が10Vほど下がります。 この最後の「一つのバイパスダイオードが作用すると電圧が10Vほど下がる」というところだけ覚えておいてください。

ではまず下の図。

赤破線の丸で示した部分の歪が判るでしょうか。歪より上の電圧では電流が制限され、歪より下の電圧ではバイパスダイオードが作用するので電流が元に戻ります。電流が制限されると言ってもほんの少しだけです。

説明ではこれはパネルの汚れによるものとなっています。パネルの汚れによる電流制限は少しですが、はほとんど全てのパネルで起こります。従って多くのバイパスダイオードが作用しますが、電流の回復は少しです。図の歪はVopあたり（電流制限の始まったポイント）から100Vほど下がったところでバイパスダイオードが働き始め、電流が少し増えていく様子が示されています。100Vほど低下なので10個ほどのバイパスダイオードが作用したのだと思います。典型的なパネル汚れによる歪と言えます。

英弘精機ではパネルの清掃を行ってこの歪が無くなることを確認しています。

では次の図。

ここで歪はIVカーブの右側に歪がありますが電流制限が始まってすぐにまたカーブが立ち上がっています。多分、バイパスダイオードが一つだけ作用したのでしょう。電流が大きく制限されていますので、大きな影が一部にだけかかったのだと思います。

実は英弘精機は故意に一部に影をいれてこのIVカーブを測定したようです。その後、影の原因を取り除いてIVカーブがもとに戻ったとしています。

まぁ、このようにIVカーブの歪から多少解析することは可能です。バイパスダイオードの動作はかなり難解で頭の中がぐちゃぐちゃになりそうですが、少し判ってくると頭の体操をしているようで楽しむことも可能です。

ただ、あまり解説書が無いので自分でいろいろ調べたり考えたりして勉強しなければなりません。この英弘精機のような解説記事はその意味で貴重だと思い取り上げました。

この記事（メガソーラーに役立つ打出の小槌）で紹介されているのはニプロンのマキシマイザーと言われるものです。記事によれば、メガソーラーの建設コストを引き下げられる上に、発電量を増やせ、更に運用コストを下げられるようです。ただし、これは同社の宣伝用の記事なので少し割り引いて読まなければなりませんが、有効な道具であることは確かだと思います。

メガソーラーでなくても利用できるのですが、発電所が小さいとマキシマイザーに掛かるコストが相対的に大きくなってしまうので、収益性が悪くなってしまいます。メガソーラーだと機器の相対コストが小さくなるうえに、保守の手間が大幅に緩和されるので導入価値は高いでしょう。

少し内容を見てみますと、ストリング毎にマキシマイザーを設置して出力を制御しています。二つのストリングを合わせて出力を最大化して一つの出力にするらしく、ストリング間のバラつきによるロスを少しは緩和できると思います。

TIGOエナジーのマキシマイザーも同じような機能を持っています。TIGOの方はモジュール毎に制御していますのでもっと細かいことができるでしょう。ニプロンの方はストリング毎なので、出力の最大化と言う点ではTIGOより少し粗くなり、 マルチストリングのパワコンを使うのとあまり効果は変わらないかも知れません。

むしろ有効なのはストリング毎の出力がモニタできる点です。メガソーラーの規模になるとストリングの一つや二つ出力が落ちても全体の出力を見ているだけでは1%の変化にもならず、見つけるのは至難の業です。しかし、ニプロンやTIGOのマキシマイザーで管理していれば容易に見つけることができます。

　ストリングの比較

ニプロンの特徴はオンラインのまま、各ストリングのIVカーブを測定できる点です。これにより、おかしいと思ったストリングの詳細診断が可能になります。これにはIVカーブを読む能力が必要とされますが、慣れると強力なツールになると思います。まぁそれに、メガソーラーを運転する人たちはIVカーブぐらい読めるようになって欲しいですしね。

測定されたIVカーブ

私のように50kWの低圧連系の発電所ではちょっと使えないですが、メガソーラークラスになればこんなものが使えるので良いですね。

この直列抵抗はどれぐらいの値になるかというと、普通の太陽電池パネル（15cm角ぐらいのセルを60個つないだもの）で0.7-0.8オームぐらいというところでしょう。直列抵抗は名前の通り抵抗なので、パネルが直列につながっていると全体の直列抵抗は足し算になります。例えば、1ストリングに10パネル直接接続されていると、全体の直列抵抗は7-8オームになります。並列になっている場合はいわゆる抵抗の並列計算になります。

直列抵抗は太陽電池固有の抵抗のようなものと説明しましたが、実際に抵抗器が太陽電池の中にあるわけでなく、従ってそれを測るのも困難です。このため便宜的にIVカーブでVoc近辺での抵抗値を直列抵抗とすることにしています。Voc付近ですと太陽電池の半導体特性がかなり消えているので、この辺りでの抵抗は太陽電池固有の抵抗値に近くなります。図で示すと下のようになります。メーカーの資料で直列抵抗が示されていない場合は、この図のようにして求めればよいわけです。

もちろん、抵抗なので電力ロスになりますから、この値は小さいほど良いということになります。しかし初めは良くてもパネルが劣化するとこの値が大きくなって来ることがよくあります。また、セルやパネル、システムに問題が生じると新たな抵抗が発生することもよくあります。こういうことから、直列抵抗を測ってパネルや配線などの状況を知るというのが保守の一つの手段として用いられるようになりました。

ただ直列抵抗だけで太陽光発電システムを診断するのはなかなか難しいのでいろいろ工夫が必要です。太陽光発電システムの保守でよく用いられるソラメンテやソコデスも直列抵抗を評価の一つの指標としているようですが、使いやすくするために工夫しています。

次回はそれについて触れていきます。

このIVカーブ測定で面白いことが分かりました。見づらいですが下がそのIVカーブです。

測定ではIVカーブに「ア」と「イ」の２つの歪が見られました（図ではイの歪はほとんど見えませんが）。この内、アの歪はCISでは見られなかったようです。

アの歪について、英弘ではモジュール下部に溜まる汚れの影響だと解析しました。モジュール下部は雨などで流れてきた汚れが溜まるところで、ほとんどの太陽電池アレイで見られる現象です。汚れがセルにまでかかっていることも珍しくありません。この汚れによる僅かな電流の減少がアの歪ということです。実際に下部の汚れを清掃すると、歪は無くなったようです。

モジュール下部の汚れを清掃することで2%ほど出力も改善されたようです。2%は大きいですね。パネルをまめに掃除することは十分価値があるようです。

アの歪は結晶系シリコン太陽電池特有の現象で、CISでは見られていませんが、これはCIS太陽電池ではセルの配列上全てのセルに均等に汚れの影響が出たためのようです。歪が無いからと言って汚れの影響が無いわけでなく、IVカーブの歪としては見えなかったということです。

モニタリングから判った全体的な出力低下が2-3%であったのに対し、モジュール下部の汚れだけで2%程度出力を低下させていたということは、その他の原因による出力低下は1%程度と言うことになります。２年強で1%ほどの低下と言うのは、一般的に言われている劣化率0.5%/年とほぼ一致していますが、まだこの辺りはずっと継続して調べていく必要があるでしょう。

今回の測定で英弘はこれ以外にもいくつかノウハウなどを報告しています。それらについては次回紹介することにします。

昨日と同じように、基準の発電所に対する出力比の約1年分を日ごとにプロットしたものです。（今回も縦軸は0.8から1.2です）

この図を見ても少し判りにくいかもしれませんが、グラフの終わりの方は初めの方に比べて1-2%ほど出力が落ちています。1年間でじわじわと1-2%出力が下がっています。このように僅かなゆっくりした劣化だと、単に出力だけを見ていても、まず気がつきません。ここでは同じ場所にある正常な発電所との比較グラフを作ることでやっと気がつきましたが、もしもう一つの発電所も同じように劣化していたら、やはり気がつかなかったでしょう。今回はたまたまうまく発見することができました。

さて、・・・

この発電所をソラメンテとサーモカメラでも調べましたが、いずれでも異常は見つかりませんでした。目視検査では、スネイルトレイルが大量にありました。スネイルトレイルが劣化の原因かどうかはまだ判りませんが、関連している可能性は高いと思います。

しかし、これからどうするかが難しいところです。

メーカーのパネルに対する保証は定格の95%以上というのが多いと思います。ここの劣化は発電所全体で1-2%の低下になっています。全部のパネルが同じように劣化しているのなら5%以内でメーカーの交換にはあたりません。しかし劣化にもバラつきがあるでしょうから、なかには5%以上劣化しているものがあるかもしれません。ソラメンテやサーモビュアーで見ても特異なモジュールは無かったので、特定のモジュールが劣化しているのではないと思いますが、これ以上のことはIVカーブ測定をしないと分析できないでしょう。しかし、この劣化している発電所は私の発電所ではないので、稼働を止めて行うIVカーブ測定までは行えませんでした。

もし、IVカーブ測定が行えて、5%以上の劣化が認められたとしても、現場で行うようなIVカーブ測定の値が正当であるというのは難しいと思います。確実に5%以上劣化していることを確認して、メーカーに交換してもらおうと思うとまだまだ手間がかかります。

太陽電池は劣化しないと言われてきましたが、最近のスネイルトレイルの多い太陽電池を見ていると、安心できなくなりました。しかし、劣化しているかどうかまで普通の人が管理するのはまず無理だと思います。

最近は太陽光発電所の保守サービスを行う会社も出てきていますが、単に草刈りなどのサービスだけでなく、このような検査、更にメーカーとの交渉力まで期待できるのなら、頼もしいのですが。

太陽電池の定格は日射が 1kW/m² の強度でパネルに直角にあたり、かつパネル温度が25度の時の出力で決められます。しかしこの条件は簡単には得られません。次善の策として、この条件に近い日を選んで、だいたい合っているかどうか確認しようとしても、完成検査の時点では連系されていないので（連系はふつう引き渡し後に行われる筈です）、太陽電池の出力を確認することができません。

このことを指摘して、業者に完成検査をどうしようか相談したところ、ストリング毎に電圧測定するという返事がありました。しかし、電圧測定では動作確認が不十分です。これは次のような理由からです。

上の図はいくつかの日射強度に対する太陽電池特性（IVカーブ）を示したものです。

図のように太陽電池の特性は日射の変化に対して電流はほぼ比例して変化しますが（縦軸方向の変化）、電圧はあまり変化しません（横軸方向の変化）。日射が少々弱くても電圧はそれなりに出ます。従って電圧測定だけで動作を確認したというのは無理があります。

電流を見れば日射に応じた量となるのである程度確認できますが、電流を測るのは容易ではありません。連系されていないからです。系統連系されていない状態で電流を測ろうとすれば、短絡するしかありませんが、何kWもあるストリングを短絡するのは危ないので、やりたくありません。

結局、完成検査をどうするかは結論が出なかったのですが、業者は後の保守の事もあるので、完成時までに「ソラメンテ」を用意し、実際の完成検査はソラメンテで行いました。

完成検査の時は、このような電気検査だけでなく、他にも目視検査などを行いました。次回は、実際に行った完成検査について報告します。