JP2013157409A - 太陽光発電システム - Google Patents

Abstract

【課題】低コストで膨大なデータ量の監視データを送信することができる遠隔監視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は、監視データを周期的に取得する監視データ取得部３，６，７，８と、前記監視データを複数のグループに振り分け、監視データ取得部３，６，７，８によって同一タイミングで取得された前記監視データを、前記グループ毎に時間をずらして外部サーバーに送信する通信部８とを備える。
【選択図】図１Ａ

Description

本発明は、太陽光発電システムに関する。

近年、地球環境保護の重要性の高まりとともに太陽光発電への期待が大きくなっており、住宅用太陽光発電システムの他に、住宅用太陽光発電システムに比して出力電力が格段に大きい産業用太陽光発電システムが積極的に導入あるいは計画されている。

特開２００８−１２９６６３号公報

従来より、太陽光発電システムを遠隔監視する技術が提案されている（例えば、特許文献１参照）。しかしながら、産業用太陽光発電システムは住宅用太陽光発電システムに比して構成部品点数が格段に多いため、産業用太陽光発電システムを遠隔監視する場合、産業用太陽光発電システム内の通信機器から外部サーバーに送信するデータ量が膨大になる。この膨大なデータ量に対応するために、単純にデータ量に見合った高スループットの通信機器及び外部サーバーを導入すると、コストが大幅に上昇してしまうという問題があった。

本発明は、上記の状況に鑑み、低コストで膨大なデータ量の監視データを送信することができる遠隔監視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。

上記目的を達成するために本発明に係る太陽光発電システムは、監視データを周期的に取得する監視データ取得部と、前記監視データを複数のグループに振り分け、前記監視データ取得部によって同一タイミングで取得された前記監視データを、前記グループ毎に時間をずらして外部サーバーに送信する通信部とを備える構成とする。

このような構成によると、太陽光発電システムから外部サーバーに一度に送信するデータ量を抑えることができる。したがって、外部サーバー及び太陽光発電システム内の通信部のスループットに対する要求仕様を低くすることができ、低コストで膨大なデータ量の監視データを太陽光発電システムから外部サーバーに送信することができる。これにより、低コストで遠隔監視を実現することができる。

また、日照計を複数備え、前記監視データが前記日照計の出力データを含むことが望ましい。

また、複数の太陽電池モジュールを直列に接続した太陽電池ストリングを複数備え、第１所定数の前記太陽電池ストリング単位での異常を検出するために必要な測定値を取得する測定値取得部を複数備え、回路入力数が第２所定数であって、第３所定数の前記太陽電池ストリングから出力される電力の合計電力を電力変換する電力変換装置を少なくも１つ備え、第１所定数が２以上であって、第３所定数を第２所定数で除した値よりも小さく、前記監視データ取得部が、複数の前記測定値取得部を含み、前記監視データが前記測定値取得部によって取得された測定値を含むことが望ましい。なお、太陽電池ストリングの総数が第１所定数の倍数でなくても構わない。太陽電池ストリングの総数が第１所定数の倍数でない場合には、第１所定数とは異なる個数の前記太陽電池ストリング単位での異常を検出するために必要な測定値を取得する測定値取得部も備えるようにすればよい。

このような構成によると、第１所定数（２以上）の太陽電池ストリング単位での異常を検出するために必要な測定値を取得する測定値取得部を備えるので、太陽電池ストリング毎に故障を検出する場合に比べて太陽電池ストリングの異常を検出するために必要な測定値を取得する測定値取得部の個数を少なくすることができる。したがって、太陽電池ストリング毎に故障を検出する場合に比べて管理データのデータ量が少なくなるので、外部サーバー及び太陽光発電システム内の通信部のスループットに対する要求仕様をより一層低くすることができる。また、太陽電池ストリング毎に故障を検出する場合に比べて太陽電池ストリングの異常を検出するために必要な測定値を取得する測定値取得部の個数を少なくすることができる。したがって、より一層低コストで遠隔監視を実現することができる。

また、このような構成によると、第１所定数が第３所定数を第２所定数で除した値よりも小さいので、電力変換装置の回路入力毎に太陽電池ストリングの異常を検出するために必要な測定値を取得する測定値取得部を設ける場合、すなわち第３所定数を第２所定数で除した値の太陽電池ストリング単位での異常を検出するために必要な測定値を取得する測定値取得部を備える場合に比べて、小さな単位で異常を検出することができる。したがって、故障が発生した太陽電池ストリングを早く特定することができる。

本発明に係る太陽光発電システムによると、低コストで膨大なデータ量の監視データを太陽光発電システムから外部サーバーに送信することができる。これにより、低コストで遠隔監視を実現することができる。

本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成を示す図である。 本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムの概略配置を示す図である。 接続箱の一構成例を示す図である。 集電箱の一構成例を示す図である。 電力変換装置の一構成例を示す図である。 通信機器の一構成例を示す図である。 通信機器と外部サーバーとの間のデータ伝送経路の一例を示す図である。 本発明の第２実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成を示す図である。 接続箱の他の構成例を示す図である。 電力変換装置の他の構成例を示す図である。 通信機器の他の構成例を示す図である。 通信機器と外部サーバーとの間のデータ伝送経路の一例を示す図である。 本発明の第３実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成を示す図である。 接続箱の他の構成例を示す図である。 電力変換装置の他の構成例を示す図である。 通信機器の他の構成例を示す図である。 通信機器と外部サーバーとの間のデータ伝送経路の一例を示す図である。 太陽光発電システムの最大出力値に応じて異なる必要な手続き等を示す図である。 太陽光発電システムの最大出力値に応じて異なる必要な設備等を示す図である。

本発明の実施形態について図面を参照して以下に説明する。

＜第１実施形態＞
図１Ａは、本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成を示す図である。本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムは、５００ｋＷ級の太陽光発電システムであって、１６０個の太陽電池ストリング１＿＃１〜１＿＃１６０と、２０台の接続箱２＿＃１〜２＿＃２０と、４台の集電箱３＿＃１〜３＿＃４と、２台の電力変換装置４＿＃１〜４＿＃２と、変電設備５と、日照計群６Ａ及び６Ｂと、気温計群７Ａ及び７Ｂと、２台の通信機器８＿＃１〜８＿＃２とを備えている。なお、以下の説明では、太陽電池ストリング１＿＃１〜１＿＃１６０について、個々の区分けが不要な場合は太陽電池ストリング１と称することがある。同様に以下の説明では、接続箱２、集電箱３、電力変換装置４、通信機器８と称することがある。また、本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムの概略配置は図１Ｂの通りである。

本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムでは、日照計群６Ａ及び６Ｂと、気温計群７Ａ及び７Ｂと、集電箱３と、通信機器８とによって請求項に記載の「管理データ取得部」が実現され、通信機器８によって請求項に記載の「通信部」が実現されている。

太陽電池ストリング１＿＃１〜１＿＃１６０はそれぞれ最大出力２４０Ｗの多結晶太陽電池モジュールＭ１を１３個直列に接続した構成である。

接続箱２＿＃１〜２＿＃２０はそれぞれ８回路入力の接続箱である。接続箱２＿＃ｉは、８個の太陽電池ストリング１＿＃（８ｉ−７）〜１＿＃８ｉから供給される電力を一つにまとめて出力する（ｉは２０以下の自然数）。

接続箱２の一構成例を図２に示す。図２に示す構成例では、接続箱２は、太陽電池ストリング１側に電流が逆流することを防止する逆流防止用ダイオードＤ１〜Ｄ８と、落雷時のサージ電圧を抑える避雷器２１と、過電流が流れると電路を開放するブレーカー２２とを備えている。

集電箱３＿＃１〜３＿＃４はそれぞれ５回路入力の集電箱である。集電箱３＿＃ｊは、５台の接続箱２＿＃（５ｊ−４）〜２＿＃５ｊから供給される電力を一つにまとめて出力する（ｊは４以下の自然数）。また、集電箱３は、入力単位すなわち８個の太陽電池ストリング単位での異常を検出し、その検出結果を出力する。

集電箱３の一構成例を図３に示す。図３に示す構成例では、集電箱３は、電流センサＳ１〜Ｓ５と、落雷時のサージ電圧を抑える避雷器３１と、過電流が流れると電路を開放するブレーカー３２と、電流センサＳ１〜Ｓ５の出力信号（アナログ信号）をデジタル信号に変換して出力するＡ／Ｄ変換器３３と、電源部３４とを備えている。集電箱３＿＃ｊの電流センサＳ１は８個の太陽電池ストリング１＿＃（４０ｊ−３９）〜１＿＃（４０ｊ−３２）単位での異常を検出するために必要な測定値である８個の太陽電池ストリング１＿＃（４０ｊ−３９）〜１＿＃（４０ｊ−３２）の合計出力電流値を取得し、その取得結果を出力する。また、集電箱３＿＃ｊの電流センサＳ２は８個の太陽電池ストリング１＿＃（４０ｊ−３１）〜１＿＃（４０ｊ−２４）単位での異常を検出するために必要な測定値である８個の太陽電池ストリング１＿＃（４０ｊ−３１）〜１＿＃（４０ｊ−２４）の合計出力電流値を取得し、その取得結果を出力する。集電箱３＿＃ｊの電流センサＳ３〜Ｓ５も同様である。電源部３４は、外部から供給される商用交流電圧（例えば、ＡＣ１００Ｖ電圧、ＡＣ２００Ｖ電圧など）を、電流センサＳ１〜Ｓ５及びＡ／Ｄ変換器３３の駆動電圧となる所定のＤＣ電圧（例えば、ＤＣ１２Ｖ電圧、ＤＣ２４Ｖ電圧など）に変換して、電流センサＳ１〜Ｓ５及びＡ／Ｄ変換器３３に供給する。なお、全ての集電箱３にＡ／Ｄ変換器３３及び電源部３４を設けてもよいが、複数台の集電箱３で１つのＡ／Ｄ変換器３３を共用してもよく、同様に複数台の集電箱３で１つの電源部３４を共用してもよい。

電力変換装置４＿＃１〜４＿＃２はそれぞれ最大出力が２４０ｋＷであって２回路入力の電力変換装置である。電力変換装置４＿＃ｋは、集電箱３＿＃（２ｋ−１）から供給される電力と集電箱３＿＃２ｋから供給される電力との合計電力であるＤＣ電力をＡＣ電力に変換して出力する（ｋは２以下の自然数）。

電力変換装置４の一構成例を図４に示す。図４に示す構成例では、電力変換装置４は、２台の集電箱３から受け取ったＤＣ電力をＡＣ電力に変換して出力するＤＣ／ＡＣインバータ４１と、日照計群６Ａ及び気温計群７Ａの出力信号（アナログ信号）又は日照計群６Ｂ及び気温計群７Ｂの出力信号（アナログ信号）をデジタル信号に変換して出力するＡ／Ｄ変換器４２と、Ａ／Ｄ変換器３３及び４２の出力信号を中継して通信機器８に伝送する中継器４３と、電源部４４とを備えている。電源部４４は、外部から供給される商用交流電圧（例えば、ＡＣ１００Ｖ電圧、ＡＣ２００Ｖ電圧など）を、Ａ／Ｄ変換器４２及び中継器４３の駆動電圧となる所定のＤＣ電圧（例えば、ＤＣ１２Ｖ電圧、ＤＣ２４Ｖ電圧など）に変換して、Ａ／Ｄ変換器４２及び中継器４３に供給する。なお、２台の電力変換装置４それぞれにＡ／Ｄ変換器４２、中継器４３、及び電源部４４を設けてもよいが、２台の電力変換装置４で１つのＡ／Ｄ変換器４２を共用してもよく、同様に２台の電力変換装置４で１つの中継器４３を共用してもよく、２台の電力変換装置４で１つの電源部４４を共用してもよい。
い。

また、日照計群６Ａ及び気温計群７Ａの出力信号（アナログ信号）又は日照計群６Ｂ及び気温計群７Ｂの出力信号（アナログ信号）をデジタル信号に変換して出力するＡ／Ｄ変換器４２と、Ａ／Ｄ変換器３３及び４２の出力信号を中継して通信機器８に伝送する中継器４３と、電源部４４は接続箱ないし集電箱に備えても構わない。

変電設備５は２回路入力の変電設備である。変電設備５は、電力変換装置４＿＃１から供給されるＡＣ電力と電力変換装置４＿＃２から供給されるＡＣ電力との合計電力を高圧（例えば６６００Ｖ）や特別高圧（７０００Ｖ以上）昇圧して電力系統（不図示）に出力する。

日照計群６Ａは１０個の日照計を有し、日照計群６Ａの各日照計は接続箱２＿＃１〜２＿＃１０それぞれに１個ずつ割り当てられて設置される。気温計群７Ａは１０個の気温計を有し、気温群７Ａの各気温計は接続箱２＿＃１〜２＿＃１０それぞれに１個ずつ割り当てられて設置される。

同様に、日照計群６Ｂは１０個の日照計を有し、日照計群６Ｂの各日照計は接続箱２＿＃１１〜２＿＃２０それぞれに１個ずつ割り当てられて設置される。気温計群７Ｂは１０個の気温計を有し、気温群７Ｂの各気温計は接続箱２＿＃１１〜２＿＃２０それぞれに１個ずつ割り当てられて設置される。

尚、日照計群６Ａ及び６Ｂの日照計配置については太陽電池ストリング１それぞれの代表する日射量を測定できれば良く、日射計の個数については、少なくとも日照計群６Ａと６Ｂを合わせて複数以上あれば好ましい。この際に日射計を相互に比較できる位置に設置すれば、日射計の適切な校正時期の管理が行え保守が精度よく行える。また、太陽電池ストリング１の配置によっては日照計群６Ａもしくは６Ｂの片方で構成されても構わない。

同様に、気温計群７Ａ及び７Ｂの気温計配置については太陽電池ストリング１それぞれの代表する気温を測定できれば良く、気温計の個数については、少なくとも気温計群７Ａと７Ｂを合わせて複数以上あれば好ましい。この際に温度計を相互に比較できる位置に設置すれば、温度計の適切な校正時期の管理が行え保守が精度よく行える。また、太陽電池ストリング１の配置によっては気温計群７Ａもしくは７Ｂの片方で構成されても構わない。

また、気温計群７Ａもしくは７Ｂは任意の太陽電池モジュールＭ１の温度を計測するのが好ましく、例えば発電を妨げない太陽電池モジュールの裏面に熱電対素子など貼り付けて、太陽電池モジュール裏面温度を計測しても構わない。

通信機器８＿＃１は電力変換装置４＿＃１の中継器４３から伝送されてきたデジタル信号を所定の通信プロトコルに従ってネットワークを経由して外部サーバー（図１Ａにおいて不図示）に送信する。同様に、通信機器８＿＃２は電力変換装置４＿＃２の中継器４３から伝送されてきたデジタル信号を所定の通信プロトコルに従ってネットワークを経由して外部サーバー（図１Ａにおいて不図示）に送信する。

通信機器８の一構成例を図５に示す。また、通信機器８＿＃１及び８＿＃２と外部サーバーとの間のデータ伝送経路の一例を図６に示す。

図５に示す構成例では、通信機器８は、集電箱３及び電力変換装置４内のＡ／Ｄ変換器との通信並びに外部サーバー（図５において不図示）との通信を行う通信インターフェース部８１と、通信インターフェース部８１によるデータの送受信を制御するとともに通信インターフェース部８１によって受信されたデータを内部の一時メモリに一時的に記憶する制御部８２とを備えている。外部から供給される商用交流電圧（例えば、ＡＣ１００Ｖ電圧、ＡＣ２００Ｖ電圧など）が、通信インターフェース部８１及び制御部８２の駆動電圧となる。

図６に示す例では、通信機器８＿＃１及び８＿＃２は、携帯電話回線網またはルーター１００とインターネット１０１とを経由して、外部サーバー１０２にデータを送信している。通信機器８＿＃１は、例えば１分毎に、電流センサによって検出される瞬時電流値データ、日照計によって検出される瞬時日照強度データ、気温計によって検出される瞬時気温データを、太陽電池ストリング１＿＃１〜１＿＃８０に関連するグループの管理データとして蓄積し、例えば１時間おきに外部サーバー１０２にデータを送信する。通信機器８＿＃２は、例えば１分毎に、電流センサによって検出される瞬時電流値データ、日照計によって検出される瞬時日照強度データ、気温計によって検出される瞬時気温データを、太陽電池ストリング１＿＃８１〜１＿＃１６０に関連するグループの管理データとして蓄積し、例えば１時間おきに外部サーバー１０２にデータを送信する。そして、通信機器８＿＃１及び８＿＃２は、同一タイミングで取得された太陽電池ストリング１＿＃１〜１＿＃８０に関連するグループの管理データと、太陽電池ストリング１＿＃８１〜１＿＃１６０に関連するグループの管理データとを時間をずらして外部サーバー１０２に送信している。これにより、太陽光発電システムから外部サーバー１０２に一度に送信するデータ量を抑えることができる。

通信機器８＿＃１及び８＿＃２が、同一タイミングで取得された太陽電池ストリング１＿＃１〜１＿＃８０に関連するグループの管理データと、太陽電池ストリング１＿＃８１〜１＿＃１６０に関連するグループの管理データとを時間をずらして外部サーバー１０２に送信する方法としては、通信機器８＿＃１及び８＿＃２それぞれの制御部８２がタイマ機能または時計機能を有し、通信機器８＿＃１及び８＿＃２が自発的にデータ送信の時間をずらして外部サーバー１０２に管理データを送信する方法を採用してもよいし、外部サーバー１０２が、通信機器８＿＃１に対して太陽電池ストリング１＿＃１〜１＿＃８０に関連するグループの管理データの送信を要求するポーリングと、通信機器８＿＃２に対して太陽電池ストリング１＿＃８１〜１＿＃１６０に関連するグループの管理データの送信を要求するポーリングとを時間をずらして行い、通信機器８＿＃１及び８＿＃２それぞれが外部サーバー１０２からのポーリングに応答して外部サーバー１０２に管理データを送信する方法を採用してもよい。

なお、通信機器８＿＃１と通信機器８＿＃２とを統合して、１台の通信機器にしてもよい。

本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムと同一仕様（１６０個の太陽電池ストリングと４０個の接続箱、４台の集電箱及び２台の電力変換装置）の太陽光発電システムにおいて、太陽電池ストリング毎に電流異常を検出しようとすると電流センサが１６０個必要となる。これに対して、本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムは、８個の太陽電池ストリングの合計出力電流値を取得する電流センサを２０個備える構成であるので、通信機器８から外部サーバーに送信する管理データのデータ量が少なくなり、外部サーバー及び太陽光発電システム内の通信部のスループットに対する要求仕様をより一層低くすることができるとともに、電流センサの設置費用及び保守費用を大幅に抑えることができる。したがって、より一層低コストで遠隔監視を実現することができる。

また、例えば１０％の発電量低下が認められたときに異常があると認識できるとした場合、本発明の第１実施形態は集電箱の入力回路単位で１個の太陽電池ストリングが全く発電しなければ異常が発生したことに気付くのに対して、本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムと同一仕様（１６０個の太陽電池ストリングと４０個の接続箱、４台の集電箱及び２台の電力変換装置）の太陽光発電システムにおいて、電流センサの感度が本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムと同じものであれば、電力変換装置の入力回路単位で４個の太陽電池ストリングが全く発電していない異常が発生しないと気付かないことになる。したがって、第１実施形態に係る太陽光発電システムは、故障が発生し全く発電しなくなった太陽電池ストリングを早く特定することができる。

あるいは、本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムと同一仕様（１６０個の太陽電池ストリングと４０個の接続箱、４台の集電箱及び２台の電力変換装置）の太陽光発電システムにおいて、本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムと同等の異常検出を行おうとすると、電流センサは４０個の太陽電池ストリングの合計出力電流値の４０分の１の電流値の減少を認識する感度が求められ初期投資が増加すると共に、電流センサ自体および日射計群、温度計群の日常の点検および校正頻度が多くなり太陽光発電システムの保守のための測定機器の保守管理の負担が大きくなる。

なお、本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムでは、１台の集電箱３に電流センサを５個設け集電箱３の入力側に電流センサを２０個設ける構成であるが、１台の接続箱２に電流センサを１個設け接続箱２の出力側に電流センサを２０個設ける構成にしても構わない。ただし、集電箱３の入力側に電流センサを２０個設ける構成の方が、接続箱２の出力側に電流センサを２０個設ける構成に比べて電流センサを集約することができ、電流センサの保守作業などが容易になるため、集電箱３の入力側に電流センサを２０個設ける構成が望ましい。

本実施形態で採用した太陽電池モジュールの仕様あるいは各構成部品の個数はあくまで一例であり、本発明は本実施形態で採用した太陽電池モジュールの仕様あるいは各構成部品の個数に限定されるものではない。他の例としては、最大出力１３０Ｗの薄膜太陽電池モジュールを３８４０個設け、最大出力１３０Ｗの薄膜太陽電池モジュールを８直列３並列に接続した太陽電池ストリングを８０個設け、８回路入力の接続箱を２０台設け、５回路入力の集電箱を４台設け、最大出力が５００ｋＷであって２回路入力の電力変換装置を２台設ける構成を挙げることができる。この構成の太陽光発電システムの場合、例えば短辺約１５０ｍ、長辺約２００ｍの長方形形状の敷地にシステムを設置することができる。

＜第２実施形態＞
図７は、本発明の第２実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成を示す図である。図７において図１Ａと同一種類の部分には同一の符号を付す。

本発明の第２実施形態に係る太陽光発電システムは、本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムとは異なり集電箱を備えていない構成であって、４０個の太陽電池ストリング１１＿＃１〜１１＿＃４０と、２台の接続箱１２＿＃１〜１２＿＃２と、１台の電力変換装置１４と、変電設備１５と、日照計群１６と、気温計群１７と、１台の通信機器１８とを備えている。

本発明の第２実施形態に係る太陽光発電システムでは、日照計群１６と、気温計群１７と、接続箱１２と、通信機器１８とによって請求項に記載の「管理データ取得部」が実現され、通信機器１８によって請求項に記載の「通信部」が実現されている。

太陽電池ストリング１１＿＃１〜１＿＃４０はそれぞれ太陽電池モジュールを複数直列に接続した構成である。なお、隣接する２つの太陽電池ストリングは分岐ケーブルによって並列接続されてから接続箱２に接続される。

接続箱１２＿＃１〜１２＿＃２はそれぞれ１０回路入力の接続箱である。接続箱１２＿＃１は、２０個の太陽電池ストリング１１＿＃１〜１１＿＃２０から供給される電力を一つにまとめて出力する。同様に、接続箱１２＿＃２は、２０個の太陽電池ストリング１１＿＃２１〜１１＿＃４０から供給される電力を一つにまとめて出力する。

接続箱１２の一構成例を図８に示す。図８に示す構成例では、接続箱１２は、太陽電池ストリング１１側に電流が逆流することを防止する逆流防止用ダイオードＤ１１〜Ｄ２０と、電流センサＳ１１〜Ｓ２０と、落雷時のサージ電圧を抑える避雷器２３と、過電流が流れると電路を開放するブレーカー２４と、電流センサＳ１１〜Ｓ２０の出力信号（アナログ信号）をデジタル信号に変換して出力するＡ／Ｄ変換器２５と、電源部２６とを備えている。接続箱１２＿＃１の電流センサＳ１１は２個の太陽電池ストリング１１＿＃１〜１１＿＃２単位での異常を検出するために必要な測定値である２個の太陽電池ストリング１１＿＃１〜１１＿＃２の合計出力電流値を取得し、その取得結果を出力する。また、接続箱１２＿＃２の電流センサＳ１２は２個の太陽電池ストリング１１＿＃３〜１１＿＃４単位での異常を検出するために必要な測定値である２個の太陽電池ストリング１１＿＃３）〜１１＿＃４の合計出力電流値を取得し、その取得結果を出力する。接続箱１２＿＃１の電流センサＳ１３〜Ｓ２０も同様である。また、接続箱１２＿＃２も各電流センサに対応する太陽電池ストリングの番号が変わるだけであり、基本的に接続箱１２＿＃１と同様である。電源部２６は、外部から供給される商用交流電圧（例えば、ＡＣ１００Ｖ電圧、ＡＣ２００Ｖ電圧など）を、電流センサＳ１１〜Ｓ２０及びＡ／Ｄ変換器２５の駆動電圧となる所定のＤＣ電圧（例えば、ＤＣ１２Ｖ電圧、ＤＣ２４Ｖ電圧など）に変換して、電流センサＳ１１〜Ｓ２０及びＡ／Ｄ変換器２５に供給する。なお、２台の接続箱１２それぞれにＡ／Ｄ変換器２５及び電源部２６を設けてもよいが、２台の接続箱１２で１つのＡ／Ｄ変換器２５を共用してもよく、同様に２台の接続箱１２で１つの電源部２６を共用してもよい。

電力変換装置１４は２回路入力の電力変換装置である。電力変換装置１４は、接続箱１２＿＃１から供給される電力と接続箱１２＿＃２から供給される電力との合計電力であるＤＣ電力をＡＣ電力に変換して出力する。

電力変換装置１４の一構成例を図９に示す。図９に示す構成例では、電力変換装置１４は、２台の接続箱１２から受け取ったＤＣ電力をＡＣ電力に変換して出力するＤＣ／ＡＣインバータ４５と、日照計群１６及び気温計群１７の出力信号（アナログ信号）をデジタル信号に変換して出力するＡ／Ｄ変換器４６と、Ａ／Ｄ変換器２５及び４６の出力信号を中継して通信機器１８に伝送する中継器４７と、電源部４８とを備えている。電源部４８は、外部から供給される商用交流電圧（例えば、ＡＣ１００Ｖ電圧、ＡＣ２００Ｖ電圧など）を、Ａ／Ｄ変換器４６及び中継器４７の駆動電圧となる所定のＤＣ電圧（例えば、ＤＣ１２Ｖ電圧、ＤＣ２４Ｖ電圧など）に変換して、Ａ／Ｄ変換器４６及び中継器４７に供給する。

変電設備１５は１回路入力の変電設備である。変電設備１５は、電力変換装置１４から供給されるＡＣ電力を高圧（例えば６６００Ｖ）や特別高圧（７０００Ｖ以上）昇圧して電力系統（不図示）に出力する。

日照計群１６は１０個の日照計を有し、日照計群１６の各日照計は各分岐ケーブルに１個ずつ割り当てられて設置される。気温計群１７は１０個の気温計を有し、気温群１７の各気温計は各分岐ケーブルに１個ずつ割り当てられて設置される。

通信機器１８は電力変換装置１４の中継器４７から伝送されてきたデジタル信号を所定の通信プロトコルに従ってネットワークを経由して外部サーバー（図７において不図示）に送信する。

通信機器１８の一構成例を図１０に示す。また、通信機器１８と外部サーバーとの間のデータ伝送経路の一例を図１１に示す。

図１０に示す構成例では、通信機器１８は、接続箱１２及び電力変換装置１４内のＡ／Ｄ変換器との通信並びに外部サーバー（図１０において不図示）との通信を行う通信インターフェース部８３と、通信インターフェース部８３によるデータの送受信を制御するとともに通信インターフェース部８３によって受信されたデータを内部の一時メモリに一時的に記憶する制御部８４とを備えている。外部から供給される商用交流電圧（例えば、ＡＣ１００Ｖ電圧、ＡＣ２００Ｖ電圧など）が、通信インターフェース部８３及び制御部８４の駆動電圧となる。

図１０に示す例では、通信機器１８は、携帯電話回線網及びインターネット１０３を経由して、または、インターネット１０３を経由して、外部サーバー１０４にデータを送信している。通信機器１８は、例えば１分毎に、電流センサによって検出される瞬時電流値データ、日照計によって検出される瞬時日照強度データ、気温計によって検出される瞬時気温データを、太陽電池ストリング１１＿＃１〜１１＿＃２０に関連するグループと太陽電池ストリング１１＿＃２１〜１１＿＃４０に関連するグループとに振り分けて蓄積し、例えば１時間おきに外部サーバー１０４にデータを送信する。そして、通信機器１８は、同一タイミングで取得された太陽電池ストリング１１＿＃１〜１１＿＃２０に関連するグループの管理データと、太陽電池ストリング１１＿＃２１〜１１＿＃４０に関連するグループの管理データとを時間をずらして外部サーバー１０４に送信している。これにより、太陽光発電システムから外部サーバー１０４に一度に送信するデータ量を抑えることができる。

通信機器１８が、同一タイミングで取得された太陽電池ストリング１１＿＃１〜１１＿＃２０に関連するグループの管理データと、太陽電池ストリング１１＿＃２１〜１１＿＃４０に関連するグループの管理データとを時間をずらして外部サーバー１０４に送信する方法としては、通信機器１８の制御部８４がタイマ機能または時計機能を有し、通信機器１８が自発的にデータ送信の時間をずらして外部サーバー１０４に管理データを送信する方法を採用してもよいし、外部サーバー１０４が、通信機器１８に対して太陽電池ストリング１１＿＃１〜１１＿＃２０に関連するグループの管理データの送信を要求するポーリングと、通信機器１８に対して太陽電池ストリング１１＿＃２１〜１１＿＃４０に関連するグループの管理データの送信を要求するポーリングとを時間をずらして行い、通信機器１８が外部サーバー１０４からのポーリングに応答して外部サーバー１０４に管理データを送信する方法を採用してもよい。

本発明の第２実施形態に係る太陽光発電システムと同数（４０個）の太陽電池ストリングを備える太陽光発電システムにおいて、太陽電池ストリング毎に電流異常を検出しようとすると電流センサが４０個必要となる。これに対して、本発明の第２実施形態に係る太陽光発電システムは、２個の太陽電池ストリングの合計出力電流値を取得する電流センサを２０個備える構成であるので、通信機器１８から外部サーバーに送信する管理データのデータ量が少なくなり、外部サーバー及び太陽光発電システム内の通信部のスループットに対する要求仕様をより一層低くすることができるとともに、電流センサの設置費用及び保守費用を大幅に抑えることができる。したがって、より一層低コストで遠隔監視を実現することができる。

また、本発明の第２実施形態に係る太陽光発電システムと同数（４０個）の太陽電池ストリングを備え本発明の第２実施形態に係る太陽光発電システムと同一仕様（２回路入力）及び同数（１台）の電力変換装置を備える太陽光発電システムにおいて、電力変換装置の回路入力毎に太陽電池ストリングの電流異常を検出しようとすると、電流センサは２個ですむが、各電流センサが２０個の太陽電池ストリングの合計出力電流値を取得することになる。したがって、異常が検出された場合に、故障が発生した太陽電池ストリングを特定するために最大２０個の太陽電池ストリングを調査する必要がある。これに対して、本発明の第２実施形態に係る太陽光発電システムは、各電流センサが２個の太陽電池ストリングの合計出力電流値を取得するので、異常が検出された場合に、異常が検出された場合に、故障が発生した太陽電池ストリングを特定するために調査する太陽電池ストリングが最大２個ですむ。したがって、故障が発生した太陽電池ストリングを早く特定することができる。

＜第３実施形態＞
図１２は、本発明の第３実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成を示す図である。図１２において図１Ａと同一種類の部分には同一の符号を付す。

本発明の第３実施形態に係る太陽光発電システムは、本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムとは異なり集電箱を備えていない構成であって、１６０個の太陽電池ストリング１２１＿＃１〜１２１＿＃１６０と、２０台の接続箱１２２＿＃１〜１２２＿＃２０と、１台の電力変換装置１２４と、変電設備１２５と、日照計群１２６と、気温計群１２７と、１台の通信機器１２８とを備えている。

本発明の第３実施形態に係る太陽光発電システムでは、日照計群１２６と、気温計群１２７と、接続箱１２２と、通信機器１２８とによって請求項に記載の「管理データ取得部」が実現され、通信機器１２８によって請求項に記載の「通信部」が実現されている。

太陽電池ストリング１２１＿＃１〜１２１＿＃１６０はそれぞれ太陽電池モジュールを複数直列に接続した構成である。

接続箱１２２＿＃１〜１２２＿＃２０はそれぞれ８回路入力の接続箱である。接続箱１２２＿＃１は、８個の太陽電池ストリング１２１＿＃１〜１２１＿＃８から供給される電力を一つにまとめて出力する。同様に、接続箱１２２＿＃２は、８個の太陽電池ストリング１２１＿＃９〜１２１＿＃１６から供給される電力を一つにまとめて出力する。接続箱１２２＿＃３〜１２２＿＃８についても同様である。

接続箱１２２の一構成例を図１３に示す。図１３に示す構成例では、接続箱１２２は、太陽電池ストリング１２１側に電流が逆流することを防止する逆流防止用ダイオードＤ２１〜Ｄ２８と、落雷時のサージ電圧を抑える避雷器２０１と、過電流が流れると電路を開放するブレーカー２０２を備えている。また、図１３に示すように、太陽電池ストリングのメンテナンスの際に安全性を高める為のブレーカー（断路器）Ｂ１〜Ｂ８を逆流防止用ダイオードＤ２１〜Ｄ２８のアノード側に備えていても構わない。

電力変換装置１２４は２０回路入力の電力変換装置である。電力変換装置１２４は、接続箱１２２＿＃１ないし１２２＿＃２０から供給される合計電力であるＤＣ電力をＡＣ電力に変換して出力する。

電力変換装置１２４の一構成例を図１４に示す。図１４に示す構成例では、電力変換装置１２４は、２０台の接続箱１２２から受け取ったＤＣ電力をＡＣ電力に変換して出力するＤＣ／ＡＣインバータ２０３と、電流センサＳ２１〜Ｓ４０と、電流センサＳ２１〜Ｓ４０の出力信号（アナログ信号）並びに日照計群１２６及び気温計群１２７の出力信号（アナログ信号）をデジタル信号に変換して出力するＡ／Ｄ変換器２０４と、電源部２０５とを備えている。

また、接続箱１２２＿＃１からの電流量を測定する電流センサＳ２１は８個の太陽電池ストリング１２１＿＃１〜１２１＿＃８単位での異常を検出するために必要な測定値である８個の太陽電池ストリング１２１＿＃１〜１２１＿＃８の合計出力電流値を取得し、その取得結果を出力する。また、接続箱１２２＿＃２からの電流値を測定する電流センサＳ２２は８個の太陽電池ストリング１２１＿＃９〜１２１＿＃１６単位での異常を検出するために必要な測定値である８個の太陽電池ストリング１２１＿＃９〜１２１＿＃１６の合計出力電流値を取得し、その取得結果を出力する。接続箱１２２＿＃３ないし＃１２２＿＃２０からの電流量を測定する電流センサＳ２３〜Ｓ４０も同様である。電源部２０５は、外部から供給される商用交流電圧（例えば、ＡＣ１００Ｖ電圧、ＡＣ２００Ｖ電圧など）を、電流センサＳ２１〜Ｓ４０及びＡ／Ｄ変換器２０４の駆動電圧となる所定のＤＣ電圧（例えば、ＤＣ１２Ｖ電圧、ＤＣ２４Ｖ電圧など）に変換して、電流センサＳ２１〜Ｓ４０及びＡ／Ｄ変換器２０４に供給する。

尚、電流センサＳ２１〜Ｓ４０、Ａ／Ｄ変換器２０４等は電力変換装置１２４と別体で構成されても構わない。

変電設備１２５は１回路入力の変電設備である。変電設備１２５は、電力変換装置１２４から供給されるＡＣ電力を高圧（例えば６６００Ｖ）や特別高圧（７０００Ｖ以上）昇圧して電力系統（不図示）に出力する。

日照計群１２６は２０個の日照計を有し、日照計群１２６の各日照計は接続箱１２２＿＃１〜１２２＃２０それぞれに１個ずつ割り当てられて設置される。気温計群１２７は２０個の気温計を有し、気温群１２７の各気温計は接続箱１２２＿＃１〜１２２＃２０それぞれに１個ずつ割り当てられて設置される。

また、気温計群１２７は任意の太陽電池モジュールの温度を計測するのが好ましく、例えば発電を妨げない太陽電池モジュールの裏面に熱電対素子などを貼り付けて、太陽電池モジュール裏面温度を計測しても構わない。

通信機器１２８は電力変換装置１２４のＡ／Ｄ変換器２０４から伝送されてきたデジタル信号を所定の通信プロトコルに従ってネットワークを経由して外部サーバー（図１２において不図示）に送信する。

通信機器１２８の一構成例を図１５に示す。また、通信機器１２８と外部サーバーとの間のデータ伝送経路の一例を図１６に示す。

図１５に示す構成例では、通信機器１２８は、電力変換装置１２４内のＡ／Ｄ変換器との通信並びに外部サーバー（図１５において不図示）との通信を行う通信インターフェース部２０６と、通信インターフェース部２０６によるデータの送受信を制御するとともに通信インターフェース部２０６によって受信されたデータを内部の一時メモリに一時的に記憶する制御部２０７とを備えている。外部から供給される商用交流電圧（例えば、ＡＣ１００Ｖ電圧、ＡＣ２００Ｖ電圧など）が、通信インターフェース部２０６及び制御部２０７の駆動電圧となる。

図１６に示す例では、通信機器１２８は、携帯電話回線網及びインターネット１０５を経由して、または、インターネット１０５を経由して、外部サーバー１０６にデータを送信している。通信機器１２８は、例えば１分毎に、電流センサによって検出される瞬時電流値データ、日照計によって検出される瞬時日照強度データ、気温計によって検出される瞬時気温データを、太陽電池ストリング１２１＿＃１〜１１＿＃８０に関連するグループと太陽電池ストリング１２１＿＃８１〜１１＿＃１６０に関連するグループとに振り分けて蓄積し、例えば１時間おきに外部サーバー１０６にデータを送信する。そして、通信機器１２８は、同一タイミングで取得された太陽電池ストリング１２１＿＃１〜１２１＿＃８０に関連するグループの管理データと、太陽電池ストリング１２１＿＃８１〜１１＿＃１６０に関連するグループの管理データとを時間をずらして外部サーバー１０６に送信している。これにより、太陽光発電システムから外部サーバー１０６に一度に送信するデータ量を抑えることができる。

通信機器１２８が、同一タイミングで取得された太陽電池ストリング１２１＿＃１〜１２１＿＃８０に関連するグループの管理データと、太陽電池ストリング１２１＿＃８１〜１２１＿＃１６０に関連するグループの管理データとを時間をずらして外部サーバー１０６に送信する方法としては、通信機器１２８の制御部２０７がタイマ機能または時計機能を有し、通信機器１２８が自発的にデータ送信の時間をずらして外部サーバー１０６に管理データを送信する方法を採用してもよいし、外部サーバー１０６が、通信機器１２８に対して太陽電池ストリング１２１＿＃１〜１２１＿＃８０に関連するグループの管理データの送信を要求するポーリングと、通信機器１２８に対して太陽電池ストリング１２１＿＃８１〜１２１＿＃１６０に関連するグループの管理データの送信を要求するポーリングとを時間をずらして行い、通信機器１２８が外部サーバー１０６からのポーリングに応答して外部サーバー１０６に管理データを送信する方法を採用してもよい。

本発明の第３実施形態に係る太陽光発電システムと同数（１６０個）の太陽電池ストリングを備える太陽光発電システムにおいて、太陽電池ストリング毎に電流異常を検出しようとすると電流センサが１６０個必要となる。これに対して、本発明の第３実施形態に係る太陽光発電システムは、８個の太陽電池ストリングの合計出力電流値を取得する電流センサを２０個備える構成であるので、通信機器１２８から外部サーバーに送信する管理データのデータ量が少なくなり、外部サーバー及び太陽光発電システム内の通信部のスループットに対する要求仕様をより一層低くすることができるとともに、電流センサの設置費用及び保守費用を大幅に抑えることができる。

＜太陽光発電システムのメンテナンス＞
国毎に買取制度の内容は異なるが例えば太陽光発電システム電力事業者の関心・期待は、安定した発電量および売電金額の安定性であり、これを担保する仕組み提案が求められている。

本発明の実施形態に係る太陽光発電システムは第１所定数（２以上）の太陽電池ストリングの小さな単位で異常を検出することができることにより、発電量が極端に低下した太陽電池ストリングを短時間で該当箇所（測定値取得部）に辿り着くことが可能となり、太陽光発電システム電力事業者としては的確かつ迅速なメンテナンスサービスを受けることが可能となる。したがって、発電量低下の見過ごしによる売電収入のロスを回避することが可能である。

また、測定値取得部が接続箱単位の発電量測定の場合は、全数の接続箱もしくは集電箱の測定検査をしなくとも、故障箇所を特定し、該当の接続箱ないし集電箱に駆付ることが可能となり、メンテナンス時間短縮が図れる。言い換えれば太陽光発電システムの発電稼働率を向上することが可能となる。

また、接続箱単位の出力特性を常時監視することにより、モジュールから電力変換装置の間の電力経路を監視しているので、日常的な監視に代えることが可能となり、定期メンテナンスの項目を適切に減らすことが可能になり。これにより、太陽光発電システム電力事業者の保守費用の負担が軽減され、投資金額の回収が早まる。

また、測定値取得部が接続箱単位の発電量測定の場合は、相互の測定値取得部の値の中で、最も出力測定値が低い該当箇所を修理補修することで、少ない費用でもっとも効果の大きいメンテナンスサービスを受けることが可能となる。

例えば２４０Wのモジュールを１３直列で構成された太陽電池ストリングを８並列で接続箱に入力した太陽光発電システムでパワーコンディショナ（以下、パワコンという）出力が２５０ｋWの場合、接続箱の出力は３.１２kW ×８= ２４.９６kW、1ストリング出力２４０W×１３=３.１２KWである。1ストリングが故障して出力が０Wと仮になったとして、接続箱単位で測定値取得した場合は３.１２KW÷２４.９６kW ＝１２.５%の出力低下として検出される。ただし、パワコン単位で測定値取得した場合は ３.１２kW ÷２５０kW ＝１.２５%となり、日射変動等の要因等を考慮に入れると、１ストリングがほぼ発電しなくなった故障は検出困難である。

つまり、パワコン単位からモニタリングの細分化を接続箱単位にすることで発電量低下の見過ごし低減が図れる。測定値取得部が電力変換装置単位の発電量測定の場合は、例えば電力変換装置の測定誤差を仮に±5％と仮定した時、2MWシステムであれば、売電価格が40円/kwhの場合、年間約2,300,000kwh×40円/kwh×0.05＝4,600,000円の損失があっても見逃す可能性が有るが、測定値取得部が接続箱単位の発電量測定の場合は、測定誤差はストリング一本単位となり全体システムの0.16％（ストリング数640本＠2MW）となる。

2MWシステムであれば、年間約2,300,000kwh×40円/kwh×0.0016＝147,200円 以上の見逃し無しが回避できる。

また、上記測定値取得部により測定された接続箱単位の発電量をインターネット回線などで、保守管理者に情報送信することで、迅速に修理に必要な部材を持参して現場に駆けつけることが可能になる。

また、モジュール発電出力のリニア保証を担保していたとしても、発電事業者が出力低下したモジュールを発見する義務が生じる為、実質モジュール発電出力のリニア保証が機能していない場合がある。これに対して、モジュール毎の発電量を計測する場合はモジュール単位で電子部品からなる計測装置を設置する初期費用と計測装置自体を保守管理・交換する費用がかかるため、現実的でない。これらの課題に対して、本発明の実施形態に係る太陽光発電システムは測定値取得部が接続箱単位の発電量測定とすることで、全数の接続箱もしくは集電箱の測定検査をしなくとも、太陽電池ストリングの故障箇所を特定できるのでモジュール発電出力のリニア保証をベースとした保守メンテナンスが対応可能となる。

＜太陽光発電所＞
日本国内においては、図１７に示すように太陽光発電システムの最大出力値に応じて、必要な手続きや発電電力の買取金額等が異なっており、最大出力値が小さいほど、システムの所有者にとってメリットが多くなっている。したがって、各区分の上限ぎりぎりを狙う仕様（５００ｋＷ未満であって限りなく５００ｋＷに近い最大出力値、１ＭＷ未満であって限りなく１ＭＷに近い最大出力値、２ＭＷ未満であって限りなく２ＭＷに近い最大出力値）が好ましい。しかしながら、一般的な電力変換装置の最大出力が１００ｋＷまたは２５０ｋＷであるため、最大出力値を４００ｋＷ、９００ｋＷ、１．９ＭＷのいずれかに設定する仕様が一般的であると言える。特に最大出力値が２ＭＷ以上の場合は特別高圧変電設備が必要となり、例えば１．９ＭＷの太陽光発電システムと２．１ＭＷの太陽光発電システムでは、１．９ＭＷの太陽光発電システムの方が設備投資費用を少なくできる。つまり、故障が発生した太陽電池ストリングを早く特定することでシステム設置費用及び保守費用を大幅に抑えることができる。

したがって、本発明に係る太陽光発電システムでは、最大出力値を、４００ｋＷ以上５００ｋＷ未満の範囲内の所定値、９００ｋＷ以上１ＭＷ未満の範囲内の所定値、１．９ＭＷ以上２ＭＷ未満の範囲内の所定値のいずれに設定することが望ましい。

また、例えばタイ国では、図１８に示すように太陽光発電システムの最大出力値に応じて、必要な設備等が異なっており、最大出力値が小さいほど、システムの所有者にとってメリットが多くなっている。日本国においても、今後同一または類似の規制が実施される可能性がある。したがって、法規制によって太陽光発電システムの最大出力値が複数の区分に分類される場合、各区分において、区分の上限閾値から１００ｋＷを引いた値以上、区分の上限閾値未満の範囲内の所定値に、本発明に係る太陽光発電システムの最大出力値を設定することが望ましい。

また、上述した第１実施形態では、接続箱と集電箱とが別体であるが、接続箱と集電箱とが一体構造になっていても構わない。

また、上述した実施形態では、電力変換装置がＤＣ／ＡＣインバータを備える構成であったが、本発明に係る太陽光発電システムがＤＣ電力系統に電力を供給する場合には、電力変換装置を、或る電圧値のＤＣ電力を異なる電圧値のＤＣ電力に変換するＤＣ／ＤＣコンバータを備える構成にし、変電設備を、ＤＣ電圧を昇圧する設備にするとよい。

また、上述した実施形態では、監視データを振り分けるグループ数を２つにしているが、このグループ数を３以上にしてもよい。また、監視データに電力変換装置の出力電力や入力電圧などを含めてもよい。

また、本発明に係る太陽光発電システムは、上述した実施形態とは異なり、太陽電池ストリング毎の異常を検出するために必要な測定値を取得する測定値取得部（例えば電流センサ）を太陽電池ストリング毎に設けている構成の太陽光発電システムであってもよい。

１＿＃１〜１＿＃１６０、１１＿＃１〜１１＿＃４０、１２１＿＃１〜１２１＿＃１６０ 太陽電池ストリング
２＿＃１〜２＿＃２０、１２＿＃１〜１２＿＃２、１２２＿＃１〜１２２＿＃２０ 接続箱
３＿＃１〜３＿＃４ 集電箱
４＿＃１〜４＿＃２、１４、１２４ 電力変換装置
５、１５、１２５ 変電設備
６Ａ、６Ｂ、１６、１２６ 日照計群
７Ａ、７Ｂ、１７、１２７ 気温計群
８＿＃１〜８＿＃２、１８、１２８ 通信機器
２１、３１、２３、２０１ 避雷器
２２、２４、３２、２０２ ブレーカー
２５、３３、４２、４６、２０４ Ａ／Ｄ変換器
２６、３４、４４、４８、２０５ 電源部
４１、４５、２０３ ＤＣ／ＡＣインバータ
４３、４７ 中継器
Ｂ１〜Ｂ８ ブレーカー（断路器）
８１、８３、２０６ 通信インターフェース部
８２、８４、２０７ 制御部
１００ ルーター
１０１、１０３、１０５ インターネット
１０２、１０４、１０６ 外部サーバー
Ｄ１〜Ｄ８、Ｄ１１〜Ｄ２８ 逆流防止用ダイオード
Ｓ１〜Ｓ５、Ｓ１１〜Ｓ４０ 電流センサ

Claims (3)

1. 監視データを周期的に取得する監視データ取得部と、
   前記監視データを複数のグループに振り分け、前記監視データ取得部によって同一タイミングで取得された前記監視データを、前記グループ毎に時間をずらして外部サーバーに送信する通信部とを備えることを特徴とする太陽光発電システム。
2. 日照計を複数備え、
   前記監視データが前記日照計の出力データを含む請求項１に記載の太陽光発電システム。
3. 複数の太陽電池モジュールを直列に接続した太陽電池ストリングを複数備え、
   第１所定数の前記太陽電池ストリング単位での異常を検出するために必要な測定値を取得する測定値取得部を複数備え、
   回路入力数が第２所定数であって、第３所定数の前記太陽電池ストリングから出力される電力の合計電力を電力変換する電力変換装置を少なくも１つ備え、
   第１所定数が２以上であって、第３所定数を第２所定数で除した値よりも小さく、
   前記監視データ取得部が、複数の前記測定値取得部を含み、
   前記監視データが前記測定値取得部によって取得された測定値を含む請求項１または請求項２に記載の太陽光発電システム。

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