JP2014052325A - 太陽光発電システム - Google Patents

Abstract

【課題】日射計の不具合の有無を検出する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、太陽光から電力を生成する発電ユニットと、太陽光の日射量を検出する複数の日射計と、各日射計によって検出される日射量に基づいて日射計の不具合の有無を判断する判断部と、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、原子力発電の危険性を考慮して原発依存度（全発電量に占める原子力発電比率）を引き下げることが検討されている。一方で、原発依存度を引き下げるためには代替エネルギーを確保する必要がある。しかしながら、有力な代替エネルギーの一つである火力を利用した発電（火力発電）に必要な原油高の高騰や地球環境保護の重要性の高まりにより、太陽光等の再生可能エネルギーを利用した発電への期待が大きくなっており、種々の再生可能エネルギー発電システムが積極的に導入あるいは計画されている。

太陽光発電では、太陽電池モジュールの故障や経年劣化は発電量の低下の大きな原因となる。そこで特許文献１で開示される太陽光発電パネルの保守管理システムは一の太陽光発電パネルの起電力と他の太陽光発電パネルの起電力との相対的な比較値が許容範囲であるか否かを判定して、許容範囲外である場合に起電力の小さい方の太陽光発電パネルの異常を検出して異常を告知している。これにより、太陽光発電パネルの発電状態を自動的に診断して外部の人間に容易に認識させることができる。

特開２０１２−１０３０８２号公報

ところで一般的に太陽光発電システムは一定時間毎に日射量を測定する日射計を備える。日射計によって検出される日射量及びその他計器（例えば温度計等）により検出されるデータに基づいて予測発電電力量（現在の環境下で所定期間内に発電される電力量の予測値）が算出される。日射計に不具合が生じると算出される予測発電電力量が不正確な値となってしまう。

本発明は、上記の状況に鑑み、日射計の不具合を検出する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、本発明に係る発電システムは、太陽光から電力を生成する発電ユニットと、太陽光の日射量を検出する複数の日射計と、各日射計によって検出される日射量に基づいて日射計の不具合の有無を判断する判断部と、を備えることを特徴とする。

また、上記構成の発電システムにおいて、前記発電ユニットは予め区分けされた区画毎に設置され、前記複数の日射計は区画毎に設置されてその区画への日射量を検出することが望ましい。

また、上記構成の発電システムにおいて、前記複数の日射計は互いに独立した２以上の支持具に分けて配されることが望ましい。

また、上記構成の発電システムにおいて、前記判断部が、所定の条件を満たしたときに限り日射計の不具合の有無の判断を行うことが望ましい。

また、上記構成の発電システムにおいて、３以上の前記日射計を備えるときに、前記判断部は各日射計によって検出される日射量と前記日射量の平均値とに基づいて不具合を有する日射計を特定することが望ましい。

また、上記構成の発電システムにおいて、前記判断部は各日射計によって検出される日射量と同一環境下において各日射計によって検出された過去の日射量とに基づいて不具合を有する日射計を特定することが望ましい。

本発明に係る発電システムによると、太陽光から電力を生成する発電ユニットと、太陽光の日射量を検出する複数の日射計と、各日射計によって検出される日射量に基づいて日射計の不具合の有無を判断する判断部を備える。従って日射計に不具合が生じていることを知ることができ、日射計の管理・保守を容易に行うことができる。

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。 異常監視・制御装置の一構成例を示す図である。 通信機器及び異常監視・制御装置と外部サーバーとの間のデータ伝送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。 異常監視・制御装置の他の構成例を示す図である。 通信機器及び異常監視・制御装置と外部サーバーとの間のデータ伝送路の他の例を示す図である。 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。 接続箱の更に他の構成例を示す図である。 電力変換装置の更に他の構成例を示す図である。 通信機器の更に他の構成例を示す図である。 異常監視・制御装置の更に他の構成例を示す図である。 通信機器及び異常監視・制御装置と外部サーバーとの間のデータ伝送路の更に他の例を示す図である。 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。 通信機器及び異常監視・制御装置が行う判定処理例を示すフローチャートである。

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、日射計群６Ａ及び６Ｂと、温度計群７Ａ及び７Ｂと、２台の通信機器８＿＃１〜８＿＃２と、２台の信号変換装置９＿＃１〜９＿＃２と、１台の異常監視・制御装置１０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、信号変換装置９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。

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、日射計６Ａ１及び６Ａ２（詳細は後述）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、通信Ｉ／Ｆを有しており電流センサ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、Ａ／Ｄ変換器３３の出力信号を中継して通信機器８に伝送する中継器４２と、電源部４３と、ＤＣ／ＡＣインバータ４１から出力されるＡＣ電力を検出する電力センサＳ６とを備えている。電源部４３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、中継器４２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、中継器４２に供給する。なお、２台の電力変換装置４それぞれに中継器４２及び電源部４３を設けてもよいが、２台の電力変換装置４で１つの中継器４２を共用してもよく、同様に２台の電力変換装置４で１つの電源部４３を共用してもよい。

また、Ａ／Ｄ変換器３３の出力信号を中継して通信機器８に伝送する中継器４２と、電源部４３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（例えば７２ＫＶ）に昇圧して電力系統（不図示）に出力する。

日射計群６Ａは２０個の日射計を有し、日射計群６Ａの各日射計は接続箱２＿＃１〜２＿＃１０それぞれに２個ずつ割り当てられて設置される。温度計群７Ａは１０個の温度計を有し、温度計群７Ａの各温度計は接続箱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、日射計群６Ｂは２０個の日射計を有し、日射計群６Ｂの各日射計は接続箱２＿＃１１〜２＿＃２０それぞれに２個ずつ割り当てられて設置される。温度計群７Ｂは１０個の温度計を有し、温度計群７Ｂの各温度計は接続箱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。

接続箱２＿＃１に設置される２つの日射計（日射計６Ａ１、６Ａ２）を例に図２を参照してさらに詳説する。日射計６Ａ１、６Ａ２は太陽光の日射量を検出する検出器である。日射計６Ａ１、６Ａ２は予め区分けされた複数の区画のうちの一の区画内に設置される。本実施形態において日射計６Ａ１、６Ａ２は接続箱２に設置される。区画分けの方法、区画分けの範囲は特に限られるものではないが、本実施形態では図１を参照して一の接続箱２（例えば、接続箱２＿＃１）及びその接続箱２に電力を供給する複数の太陽電池ストリング１（例えば太陽電池ストリング１＿＃１〜１＿＃８）を含む範囲を一の区画とする。

なお、本実施形態においては上述したように接続箱２を基準に区分けしているが集電箱３や太陽電池ストリング１を基準に区分けしてもよい。また、日射計６Ａ１、６Ａ２が設置される場所は接続箱２に限られるものではなく、同一測定対象区画内の各太陽光モジュールＭ１に照射される日射量が測定可能な位置に配置することとすればよい。また、同一測定対象区画内の各太陽光モジュールＭ１に照射される日射量が測定可能な位置であれば少し離れた位置に設置することとしてもよい。

上述したように日射計６Ａ１、６Ａ２は同一の計測対象区画（さらに詳説すれば同一の接続箱２）に設置される。その際、日射計６Ａ１、６Ａ２は支持具（例えば金属プレート）上に載置されて所定の方位、所定の角度に向かって設置される。日射計６Ａ１、６Ａ２が載置される支持具は共通の支持具としてもよいが、互いに独立した２つの支持具に分けて載置されることとしてもよい。互いに独立した２つの支持具に分けて載置することにより、支持具の変形等による日射計の方位、角度の変化等の異常を一方の日射計に留められる。

温度計群７Ａ及び７Ｂの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温度を測定できれば良く、温度計の個数については、少なくとも温度計群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の配置によっては温度計群７Ａもしくは７Ｂの片方で構成されても構わない。

また、温度計群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４２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４２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。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。

通信機器８の一構成例を図５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。

集電箱３及び電力変換装置４内のＡ／Ｄ変換器から送られてくるデータが正常を示すデータばかりである場合、通信機器８は、データを定期的にまとめて外部サーバー（図５において不図示）に送信する。これに対して、集電箱３及び電力変換装置４内のＡ／Ｄ変換器から異常を示すデータが送られてくると、通信機器８は、その異常を示すデータをただちに外部サーバー（図５において不図示）に送信する。

なお、通信機器８によるデータ監視は、太陽電池ストリングが発電している期間行われれば十分であるため、制御部８２及び通信インターフェース部８１に供給する電圧すなわち通信機器８の電源電圧を、商用交流電圧ではなく、電力変換装置４の入力電圧もしくは出力電圧または電力変換装置４の入力電圧もしくは出力電圧を変換した電圧にしてもよい。同様に、電源部３４及び電源部４３に供給する電圧を、商用交流電圧ではなく、電力変換装置４の入力電圧もしくは出力電圧または電力変換装置４の入力電圧もしくは出力電圧を変換した電圧にしてもよい。

信号変換装置９＿＃１は日射計群６Ａの出力信号（アナログ信号）、温度計群７Ａの出力信号（アナログ信号）をデジタル信号に変換する。信号変換装置９＿＃１は日射計群６Ａ、温度計群７Ａから物理的に近い位置に設置することが望ましい。また、信号変換装置９＿＃２は日射計群６Ｂの出力信号（アナログ信号）、温度計群７Ｂの出力信号（アナログ信号）をデジタル信号に変換する。信号変換装置９＿＃２は日射計群６Ｂ、温度計群７Ｂから物理的に近い位置に設置することが望ましい。これにより、アナログ信号に外部ノイズが加わることによる測定データの変動を防止することができる。

異常監視・制御装置１０には、デジタル信号に変換された日射計群６Ａの出力信号（アナログ信号）、デジタル信号に変換された日射計群６Ｂの出力信号（アナログ信号）、デジタル信号に変換された温度計群７Ａの出力信号（アナログ信号）、デジタル信号に変換された温度計群７Ｂの出力信号（アナログ信号）が入力される。また、異常監視・制御装置１０は電力センサＳ６の出力信号（アナログ信号）、変電設備５から送られてくる監視信号のうちアナログ信号をデジタル信号に変換する。そして、入力されたデジタル信号又は入力されたアナログ信号を変換し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。

変電設備５から送られてくる監視信号としては、例えば、遮断器の開閉状態を示す信号、トランスの状態を示す信号、機器の障害状態を示す信号、各部の電圧や電流の計測値、電力計の計測値を示す信号などを挙げることができる。

異常監視・制御装置１０の一構成例を図６に示す。図６に示す構成例では、異常監視・制御装置１０は外部サーバー（図６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９１と、通信インターフェース部９１によるデータの送受信を制御するとともに通信Ｉ／Ｆ９３から出力されるデジタル信号を内部の一時メモリに一時的に記憶する制御部９２と、通信Ｉ／Ｆ９３と、電源部９４と、を備えている。通信Ｉ／Ｆ９３は、Ａ／Ｄ変換器（不図示）を有しており、日射計群６Ａの出力信号（アナログ信号）、日射計群６Ｂの出力信号（アナログ信号）、温度計群７Ａの出力信号（アナログ信号）、温度計群７Ｂの出力信号（アナログ信号）、電力センサＳ６の出力信号（アナログ信号）、変電設備５から送られてくる監視信号（アナログ信号）をそれぞれデジタル信号に変換する。電源部９４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、通信Ｉ／Ｆ９３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、通信Ｉ／Ｆ９３に供給する。

なお、異常監視・制御装置１０によるデータ監視は、太陽電池ストリングが発電していない期間も行われなければならないため、異常監視・制御装置１０の電源電圧を、商用交流電圧なしに、電力変換装置４の入力電圧もしくは出力電圧または電力変換装置４の入力電圧もしくは出力電圧を変換した電圧にした場合、異常監視・制御装置の稼働に遅れや制約が発生する。

ここで、通信機器８及び異常監視・制御装置１０と外部サーバーとの間のデータ伝送経路の一例を図７に示す。

図７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おり、異常監視・制御装置１０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。

また、通信機器８＿＃１及び８＿＃２と異常監視・制御装置１０とは互いに故障が生じていないかを監視しあっている。これにより、監視データを伝送するデータ伝送装置である通信機器８＿＃１及び８＿＃２並びに異常監視・制御装置１０を相互に監視し機器の管理者や監視装置および外部サーバに通報することができる。例えば、通信機器８＿＃１及び８＿＃２は、所定の周期で異常監視・制御装置１０に対して問い合わせ信号を送信し、異常監視・制御装置１０はその問い合わせ信号に応じて応答信号を通信機器８＿＃１及び８＿＃２に返信する。通信機器８＿＃１及び８＿＃２は異常監視・制御装置１０からの応答信号を受信すると、異常監視・制御装置１０が故障していないと判断する。逆に、異常監視・制御装置１０は、所定の周期で通信機器８＿＃１及び８＿＃２に対して問い合わせ信号を送信し、通信機器８＿＃１及び８＿＃２はその問い合わせ信号に応じて応答信号を異常監視・制御装置１０に返信する。異常監視・制御装置１０は通信機器８＿＃１及び８＿＃２からの応答信号を受信すると、通信機器８＿＃１及び８＿＃２が故障していないと判断する。その他の方法として相互の機器内に検査器を挿入し内部クロック信号を検出して、その周期・パルス幅による故障判断でもよい。

なお、通信機器８＿＃１と通信機器８＿＃２とは統合して、１台の通信機器にしてもよい。また、通信機器８と異常監視・制御装置１０とを１つの装置としてもよい。ただし、この場合、通信機器８に相当する機能部分の電源と異常監視・制御装置１０に相当する機能部分の電源とを分離して、一つの電源に異常が行った場合でも通信機器８に相当する機能部分と異常監視・制御装置１０に相当する機能部分とが同時に停止しないようにすることが望ましい。

また、異常監視・制御装置１０は日射計群６Ａ、６Ｂに不具合が生じていないかを監視している（判断する）。不具合には、感度の劣化などの日射計自体の交換を要するものと、設置方位や設置角度の調整などの日射計自体の交換を要しないものが含まれる。本実施形態では上述したように各接続箱２に夫々２つの日射計が設置される。そして１の接続箱２（同一の測定対象区画内）に設置される日射計により検出される日射量に基づいて日射計に不具合が生じていないかを判断する。

接続箱２＿＃１に設置される２つの日射計（日射計６Ａ１、６Ａ２）を例に説明する。日射計６Ａ１と６Ａ２はほぼ同位置に同一方位、同一角度に向けて設置される。つまり日射計６Ａ１及び６Ａ２がいずれも正常であれば、ほぼ同一の日射量が測定されるように設置される。

異常監視・制御装置１０は、日射計６Ａ１が測定した日射量と日射計６Ａ２が測定した日射量が異なり、その差異が所定値を超えた（すなわち測定誤差の範囲を超えた）場合にいずれか一方又は双方の日射計に不具合が生じていると判断する。不具合情報が示されることで日射計に不具合が生じていることが知らされ、交換や調整等の保守の必要性が示される。

本実施形態によれば、２つの日射計の日射量を比較することによって一方又は双方の日射計の不具合の有無が検出される。

また、同一の計測対象区画に２つの日射計が備えられ、その２つの日射計の日射量を比較するので比較が容易になる。また、一方に不具合が生じても他方の日射計を使用することができる。

また、２つの日射計が互いに独立した２つの支持具に分けて配されるので、支持具が変形等することにより双方の日射計の設置方位や設置角度が同時に変わることが防がれる。

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、信号線の敷設や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。

また、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。

また、本実施形態では、異常監視・制御装置１０が、日射計群６Ａ及び６Ｂ並びに温度計群７Ａ及び７Ｂに関するデータの伝送を行ったが、通信装置８が日射計群６Ａ及び６Ｂ並びに温度計群７Ａ及び７Ｂに関するデータの伝送を行うようにしてもよい。

＜第２実施形態＞
図８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。

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、日射計群１６と、温度計群１７と、１台の通信機器１８と、１台の信号変換装置１９と、１台の異常監視・制御装置２０とを備えている。

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２１によって並列接続されてから接続箱２に接続される。つまり、本実施形態の太陽光発電システムは、２０個の分岐ケーブル２１＿＃１〜２１＿＃２０を備える。なお、以下の説明では、分岐ケーブル２１＿＃１〜２１＿＃２０について、個々の区分けが不要な場合は分岐ケーブル２１と称することがある。

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９に示す。図９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、通信Ｉ／Ｆを有しており電流センサ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１０に示す。図１０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、Ａ／Ｄ変換器２５の出力信号を中継して通信機器１８に伝送する中継器４６と、電源部４７と、ＤＣ／ＡＣインバータ４５から出力されるＡＣ電力を検出する電力センサＳ７とを備えている。電源部４７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、中継器４６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、中継器４６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、例えば７７ｋＶ）昇圧して電力系統（不図示）に出力する。

日射計群１６は４０個の日射計を有し、日射計群１６の各日射計は各分岐ケーブル２１に２個ずつ割り当てられて設置される。温度計群１７は２０個の温度計を有し、温度計群１７の各温度計は各分岐ケーブル２１に１個ずつ割り当てられて設置される。

接続箱１２＿＃１に設置される２つの日射計（日射計１６Ａ１、１６Ａ２）を例に図８を参照してさらに詳説する。日射計１２Ａ１、１２Ａ２は太陽光の日射量を検出する検出器である。日射計１６Ａ１、１６Ａ２は予め区分けされた複数の区画のうちの一の区画内に設置される。本実施形態において日射計１６Ａ１、１６Ａ２は接続箱１２に設置される。区画分けの方法、区画分けの範囲は特に限られるものではないが、本実施形態では図９を参照して一の分岐ケーブル２１（例えば、分岐ケーブル２１＿＃１）及びその分岐ケーブル２１に電力を供給する複数の太陽電池ストリング１１（例えば太陽電池ストリング１１＿＃１〜１１＿＃２）を含む範囲を一の区画とする。

なお、本実施形態においては上述したように分岐ケーブル２１を基準に区分けしているが太陽電池ストリング１１や接続箱１２を基準に区分けしてもよい。また、日射計１６Ａ１、１６Ａ２が設置される場所は分岐ケーブル２１に限られるものではなく、同一測定対象区画内の各太陽光モジュールＭ１に照射される日射量が測定可能な位置に配置することとすればよい。また、同一測定対象区画内の各太陽光モジュールＭ１に照射される日射量が測定可能な位置であれば少し離れた位置に設置することとしてもよい。

上述したように日射計１６Ａ１、１６Ａ２は同一の計測対象区画（さらに詳説すれば同一の分岐ケーブル２１）に設置される。その際、日射計１６Ａ１、１６Ａ２は支持具（例えば金属プレート）上に載置されて所定の方位、所定の角度に向かって設置される。日射計１６Ａ１、１６Ａ２が載置される支持具は共通の支持具としてもよいが、互いに独立した２つの支持具に分けて載置されることとしてもよい。互いに独立した２つの支持具に分けて載置することにより、１つの支持具の変形等による日射計の方位、角度の変化を一方の日射計に留めることができる。

温度計群１７の配置については太陽電池ストリング１１それぞれの代表する温度を測定できれば良く、温度計の個数については、１又は複数以上あれば好ましい。複数以上あるときは温度計を相互に比較できる位置に設置することで、温度計の適切な校正時期の管理が行うことができ、保守が精度よく行える。

また、温度計群１７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１８は電力変換装置１４の中継器４６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８において不図示）に送信する。

通信機器１８の一構成例を図１１に示す。図１１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１１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。

接続箱１２及び電力変換装置１４内のＡ／Ｄ変換器から送られてくるデータが正常を示すデータばかりである場合、通信機器１８は、データを定期的にまとめて外部サーバー（図１１において不図示）に送信する。これに対して、接続箱１２及び電力変換装置１４内のＡ／Ｄ変換器から異常を示すデータが送られてくると、通信機器１８は、その異常を示すデータをただちに外部サーバー（図１１において不図示）に送信する。

なお、通信機器１８によるデータ監視は、太陽電池ストリングが発電している期間行われれば十分であるため、制御部８４及び通信インターフェース部８３に供給する電圧すなわち通信機器１８の電源電圧を、商用交流電圧ではなく、電力変換装置１４の入力電圧もしくは出力電圧または電力変換装置１４の入力電圧もしくは出力電圧を変換した電圧にしてもよい。同様に、電源部２６及び４７に供給する電圧を、商用交流電圧ではなく、電力変換装置１４の入力電圧もしくは出力電圧または電力変換装置１４の入力電圧もしくは出力電圧を変換した電圧にしてもよい。

信号変換装置１９は日射計群１６の出力信号（アナログ信号）、温度計群１７の出力信号（アナログ信号）をデジタル信号に変換する。信号変換装置１９は日射計群１６、温度計群１７から物理的に近い位置に設置することが望ましい。これにより、アナログ信号に外部ノイズが加わることによる測定データの変動を防止することができる。

異常監視・制御装置２０には、デジタル信号に変換された日射計群１６の出力信号（アナログ信号）、デジタル信号に変換された温度計群１７の出力信号（アナログ信号）が入力される。また、異常監視・制御装置２０は、電力センサＳ７の出力信号（アナログ信号）、変電設備１５から送られてくる監視信号のうちアナログ信号をデジタル信号に変換する。そして、入力されたデジタル信号又は入力されたアナログ信号を変換し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。

変電設備１５から送られてくる監視信号としては、例えば、遮断器の開閉状態を示す信号、トランスの状態を示す信号、機器の障害状態を示す信号、各部の電圧や電流の計測値、電力計の計測値を示す信号などを挙げることができる。

異常監視・制御装置２０の一構成例を図１２に示す。図１２に示す構成例では、異常監視・制御装置２０は外部サーバー（図１２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９５と、通信インターフェース部９５によるデータの送受信を制御するとともに通信Ｉ／Ｆ９７から出力されるデジタル信号を内部の一時メモリに一時的に記憶する制御部９６と、通信Ｉ／Ｆ９７と、電源部９８とを備えている。通信Ｉ／Ｆ９７は、Ａ／Ｄ変換器（不図示）を有しており、日射計群１６の出力信号（アナログ信号）、温度計群１７の出力信号（アナログ信号）、電力センサＳ７の出力信号（アナログ信号）、変電設備１５から送られてくる監視信号（アナログ信号）をそれぞれデジタル信号に変換する。電源部９８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、通信Ｉ／Ｆ９７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、通信Ｉ／Ｆ９７に供給する。

なお、異常監視・制御装置２０によるデータ監視は、太陽電池ストリングが発電していない期間も行われなければならないため、異常監視・制御装置２０の電源電圧を、商用交流電圧なしに、電力変換装置１４の入力電圧もしくは出力電圧または電力変換装置１４の入力電圧もしくは出力電圧を変換した電圧にした場合、異常監視・制御装置の稼働に遅れや制約が発生する。

ここで、通信機器１８及び異常監視・制御装置２０と外部サーバーとの間のデータ伝送経路の一例を図１３に示す。

図１３に示す例では、通信機器１８は、携帯電話回線網またはルーター１０３とインターネット１０４とを経由して、外部サーバー１０５にデータを送信しており、異常監視・制御装置２０は、ルーター１０３とインターネット１０４とを経由して、外部サーバー１０５にデータを送信している。

また、通信機器１８と異常監視・制御装置２０とは互いに故障が生じていないかを監視しあっている。これにより、監視データを伝送するデータ伝送装置である通信機器１８及び異常監視・制御装置２０を監視することができる。例えば、通信機器１８は、所定の周期で異常監視・制御装置２０に対して問い合わせ信号を送信し、異常監視・制御装置２０はその問い合わせ信号に応じて応答信号を通信機器１８に返信する。通信機器１８は異常監視・制御装置２０からの応答信号を受信すると、異常監視・制御装置２０が故障していないと判断する。逆に、異常監視・制御装置２０は、所定の周期で通信機器１８に対して問い合わせ信号を送信し、通信機器１８はその問い合わせ信号に応じて応答信号を異常監視・制御装置２０に返信する。異常監視・制御装置２０は通信機器１８からの応答信号を受信すると、通信機器１８が故障していないと判断する。その他の方法として相互の機器内に検査器を挿入し内部クロック信号を検出して、その周期・パルス幅による故障判断でもよい。

なお、通信機器１８と異常監視・制御装置２０とを１つの装置の装置としてもよい。ただし、この場合、通信機器１８に相当する機能部分の電源と異常監視・制御装置２０に相当する機能部分の電源とを分離して、一つの電源に異常が行った場合でも通信機器１８に相当する機能部分と異常監視・制御装置２０に相当する機能部分とが同時に停止しないようにする。

また、異常監視・制御装置２０は日射計群１６に不具合が生じていないかを監視している（判断する）。不具合には、感度の劣化などの日射計自体の交換を要するものと、設置方位や設置角度の調整などの日射計自体の交換を要しないものが含まれる。本実施形態では上述したように各接続箱２に夫々２つの日射計が設置される。そして１の接続箱２（同一の測定対象区画内）に設置される日射計により検出される日射量に基づいて日射計に不具合が生じていないかを判断する。判断方法は第１実施形態と同様である。

本実施形態によれば、第１実施形態と同様の効果を奏する。

＜第３実施形態＞
図１４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。

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、日射計群１２６と、温度計群１２７と、１台の通信機器１２８と、１台の信号変換装置１２９と、１台の異常監視・制御装置１３０とを備えている。

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１５に示す。図１５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と、日射計１２６Ａ１及び１２６Ａ２（詳細は後述）を備えている。また、図１５に示すにように、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１６に示す。図１６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、通信Ｉ／Ｆを有しており電流センサＳ２１〜Ｓ４０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、ＤＣ／ＡＣインバータ２０３から出力されるＡＣ電力を検出する電力センサＳ７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からの電流量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（例えば７２ＫＶ）昇圧して電力系統（不図示）に出力する。

日射計群１２６は４０個の日射計を有し、日射計群１２６の各日射計は接続箱１２２＿＃１〜１２２＿＃２０それぞれに２個ずつ割り当てられて設置される（例えば図１５に示す温度計１２６Ａ及び１２６Ｂ）。温度計群１２７は２０個の温度計を有し、温度計群１２７の各温度計は接続箱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。

接続箱１２２＿＃１に設置される２つの日射計（日射計１２６Ａ１、１２６Ａ２）を例に図１５を参照してさらに詳説する。日射計１２６Ａ１、１２６Ａ２は太陽光の日射量を検出する検出器である。日射計１２６Ａ１、１２６Ａ２は予め区分けされた複数の区画のうちの一の区画内に設置される。本実施形態において日射計１２６Ａ１、１２６Ａ２は接続箱１２２に設置される。区画分けの方法、区画分けの範囲は特に限られるものではないが、本実施形態では図１４を参照して一の接続箱１２２（例えば、接続箱１２２＿＃１）及びその接続箱１２２に電力を供給する複数の太陽電池ストリング１２１（例えば太陽電池ストリング１２１＿＃１〜１２１＿＃８）を含む範囲を一の区画とする。

なお、本実施形態においては上述したように接続箱２を基準に区分けしているが太陽電池ストリング１２１を基準に区分けしてもよい。また、日射計１２６Ａ１、１２６Ａ２が設置される場所は接続箱１２２に限られるものではなく、同一測定対象区画内の各太陽光モジュールＭ１に照射される日射量が測定可能な位置に配置することとすればよい。また、同一測定対象区画内の各太陽光モジュールＭ１に照射される日射量が測定可能な位置であれば少し離れた位置に設置することとしてもよい。

上述したように日射計１２６Ａ１、１２６Ａ２は同一の計測対象区画（さらに詳説すれば同一の接続箱１２２）に設置される。その際、日射計１２６Ａ１、１２６Ａ２は支持具（例えば金属プレート）上に載置されて所定の方位、所定の角度に向かって設置される。日射計１２６Ａ１、１２６Ａ２が載置される支持具は共通の支持具としてもよいが、互いに独立した２つの支持具に分けて載置されることとしてもよい。互いに独立した２つの支持具に分けて載置することにより、１つの支持具の変形等による日射計の方位、角度の変化を一方の日射計に留めることができる。

温度計群１２７の配置については太陽電池ストリング１２１それぞれの代表する温度を測定できれば良く、温度計の個数については、１又は複数以上あれば好ましい。複数以上あるときは温度計を相互に比較できる位置に設置することで、温度計の適切な校正時期の管理が行うことができ、保守が精度よく行える。

また、温度計群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１４において不図示）に送信する。

通信機器１２８の一構成例を図１７に示す。図１７に示す構成例では、通信機器１２８は、接続箱１２２及び電力変換装置１２４内のＡ／Ｄ変換器との通信並びに外部サーバー（図１７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。

接続箱１２２及び電力変換装置１２４内のＡ／Ｄ変換器から送られてくるデータが正常を示すデータばかりである場合、通信機器１２８は、データを定期的にまとめて外部サーバー（図１７において不図示）に送信する。これに対して、接続箱１２２及び電力変換装置１２４内のＡ／Ｄ変換器から異常を示すデータが送られてくると、通信機器１２８は、その異常を示すデータをただちに外部サーバー（図１７において不図示）に送信する。

なお、通信機器１２８によるデータ監視は、太陽電池ストリングが発電している期間行われれば十分であるため、制御部２０７及び通信インターフェース部２０６に供給する電圧すなわち通信機器１２８の電源電圧を、商用交流電圧ではなく、電力変換装置１２４の入力電圧もしくは出力電圧または電力変換装置１２４の入力電圧もしくは出力電圧を変換した電圧にしてもよい。同様に、電源部２０５に供給する電圧を、商用交流電圧ではなく、電力変換装置１２４の入力電圧もしくは出力電圧または電力変換装置１２４の入力電圧もしくは出力電圧を変換した電圧にしてもよい。

信号変換装置１２９は日射計群１２６の出力信号（アナログ信号）、温度計群１２７の出力信号（アナログ信号）をデジタル信号に変換する。信号変換装置１２９は日射計群１２６、温度計群１２７から物理的に近い位置に設置することが望ましい。これにより、アナログ信号に外部ノイズが加わることによる測定データの変動を防止することができる。

異常監視・制御装置１３０には、デジタル信号に変換された日射計群１２６の出力信号（アナログ信号）、デジタル信号に変換された温度計群１２７の出力信号（アナログ信号）が入力される。また、異常監視・制御装置１３０は、電力センサＳ８の出力信号（アナログ信号）、変電設備１２５から送られてくる監視信号のうちアナログ信号をデジタル信号に変換する。そして、入力されたデジタル信号又は入力されたアナログ信号を変換し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１８において不図示）に送信する。

変電設備１２５から送られてくる監視信号としては、例えば、遮断器の開閉状態を示す信号、トランスの状態を示す信号、機器の障害状態を示す信号、各部の電圧や電流の計測値、電力計の計測値を示す信号などを挙げることができる。

異常監視・制御装置１３０の一構成例を図１８に示す。図１８に示す構成例では、異常監視・制御装置１３０は外部サーバー（図１８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２０８と、通信インターフェース部２０８によるデータの送受信を制御するとともに通信Ｉ／Ｆ２１０から出力されるデジタル信号を内部の一時メモリに一時的に記憶する制御部２０９と、通信Ｉ／Ｆ２１０と、電源部２１１とを備えている。通信Ｉ／Ｆ２１０は、Ａ／Ｄ変換器（不図示）を有しており、日射計群１２６の出力信号（アナログ信号）、温度計群１２７の出力信号（アナログ信号）、電力センサＳ８の出力信号（アナログ信号）、変電設備１２５から送られてくる監視信号（アナログ信号）をそれぞれデジタル信号に変換する。電源部２１１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、通信Ｉ／Ｆ２１０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、通信Ｉ／Ｆ２１０に供給する。

なお、異常監視・制御装置１３０によるデータ監視は、太陽電池ストリングが発電していない期間も行われなければならないため、異常監視・制御装置１３０の電源電圧を、商用交流電圧なしに、電力変換装置１２４の入力電圧もしくは出力電圧または電力変換装置１２４の入力電圧もしくは出力電圧を変換した電圧にした場合、異常監視・制御装置の稼働に遅れや制約が発生する。

ここで、通信機器１２８及び異常監視・制御装置１３０と外部サーバーとの間のデータ伝送経路の一例を図１９に示す。

図１９に示す例では、通信機器１２８は、携帯電話回線網またはルーター１０６とインターネット１０７とを経由して、外部サーバー１０８にデータを送信しており、異常監視・制御装置１３０は、ルーター１０６とインターネット１０７とを経由して、外部サーバー１０８にデータを送信している。

また、通信機器１２８と異常監視・制御装置１３０とは互いに故障が生じていないかを監視しあっている。これにより、監視データを伝送するデータ伝送装置である通信機器１２８及び異常監視・制御装置１３０を監視することができる。例えば、通信機器１２８は、所定の周期で異常監視・制御装置１３０に対して問い合わせ信号を送信し、異常監視・制御装置１３０はその問い合わせ信号に応じて応答信号を通信機器１２８に返信する。通信機器１２８は異常監視・制御装置１３０からの応答信号を受信すると、異常監視・制御装置１３０が故障していないと判断する。逆に、異常監視・制御装置１３０は、所定の周期で通信機器１２８に対して問い合わせ信号を送信し、通信機器１２８はその問い合わせ信号に応じて応答信号を異常監視・制御装置１３０に返信する。異常監視・制御装置１３０は通信機器１２８からの応答信号を受信すると、通信機器１２８が故障していないと判断する。その他の方法として相互の機器内に検査器を挿入し内部クロック信号を検出して、その周期・パルス幅による故障判断でもよい。

なお、通信機器１２８と異常監視・制御装置１３０とを１つの装置の装置としてもよい。ただし、この場合、通信機器１２８に相当する機能部分の電源と異常監視・制御装置１３０に相当する機能部分の電源とを分離して、一つの電源に異常が行った場合でも通信機器１２８に相当する機能部分と異常監視・制御装置１３０に相当する機能部分とが同時に停止しないようにする。

また、異常監視・制御装置１３０は日射計群１２６に不具合が生じていないかを監視している（つまり異常監視・制御装置１３０は日射計群１２６の不具合の有無を判断する判断手段である）。不具合には、感度の劣化などの日射計自体の交換を要するものと、設置方位や設置角度の調整などの日射計自体の交換を要しないものが含まれる。本実施形態では上述したように各接続箱２に夫々２つの日射計が設置される。そして１の接続箱２（同一の測定対象区画内）に設置される日射計により検出される日射量に基づいて日射計に不具合が生じていないかを判断する。判断方法は第１実施形態と同様である。

本実施形態によれば、第１実施形態と同様の効果を奏する。
＜その他実施形態＞

上記各実施形態で、離れた位置に設置された日射計同士では障害物の存在等により測定結果（測定される日射量）が異なる可能性があることから同一の計測対象区画（同一の接続箱、同一の分岐ケーブル）に設置される（つまり比較的近い位置に設置される）日射計の日射量を比較して日射計の不具合を検出することとした。しかしながらこれに限られるものではなく、障害物等がなく離れた位置に設置された日射計同士でも両者が正常であれば測定結果が同一となるものであれば計測対象区画が異なる日射計の日射量を比較することとしてもよい。

また、日射計の不具合を高精度に検出するために日射計の不具合を検出する（すなわち２つの日射計の日射量を比較する）タイミングを限定することとしてもよい。すなわち、夜間、低日射時、太陽光の日射計への入射角度が浅いときは、計測される日射量が少なくなる。従って、２つの日射計の日射量を比較した際の誤差が大きくなり、実際には不具合が生じていないにも関わらず不具合が生じていると判断される可能性がある。

一方、計測される日射量が多いときに２つの日射計の日射量を比較すると、２つの日射計の日射量を比較した際の誤差が小さくなり、日射計の不具合を高精度に検出することができる。例えば、１の発電ユニットの発電量が定格発電量の所定割合以上であるとき、太陽の南中時刻を含む所定範囲の時間内であるとき、日射計の設置方位及び設置角度に対して最も日射量が多くなる時間を含む所定範囲の時間内であるとき、などの所定の条件を満たしたときに限り日射計の不具合を判断することによって日射計の不具合を高精度に検出することができる。

なお、天候が悪ければ、上記所定範囲の時間内であっても日射量が少ないと考えられる。そこで、所定範囲の時間内であって、且つ、日の出時刻から判断開始時間までの日射量が大きな増減変動なく時間の経過とともに増加しているとき（つまり、晴天のとき）や、天気予報や雨雲レーダーなどで晴天であると判断されるときなどに限り日射計の不具合を判断することとすればよい。

これにより日射計の不具合の有無の判断は所定の条件を満たしたときに限り行われるので、高精度に日射計の不具合の有無を判断することができる。

また、同一の測定対象区画に３つ以上の日射計が設置されていてもよい。第１実施形態を例に説明すると、日射計群６Ａ、６Ｂはそれぞれ３０個以上（１０×ｐ個、ｐは自然数）の日射計を有し、各接続箱にそれぞれ３個以上（ｐ個、ｐは自然数）割り当てられて設置されることとしてもよい。さらに接続箱２＿＃１に４つの日射計が設置される場合を例に詳説する。

同一の測定対象区画に４つ（３つ以上）の日射計が設置されている場合において日射計に不具合が生じていないか否かを判断する方法としては、同一の測定対象区画に２つの日射計が設置されている場合と同様に、各日射計により測定された日射量の差異が所定値を超えた場合にいずれか一方又は双方の日射計に不具合が生じていると判断してもよい。また、各日射計により測定された日射量の平均値と各日射計により測定された日射量を比較して、平均値との差異が所定値を超えた場合に、当該日射計（平均値との差異が所定値を超えた日射計）に不具合が生じていると判断してもよい。

つまり同一の測定対象区画に設置された４つの日射計において、同時に複数の日射計に不具合が生じることは考えにくい。従って各日射計の日射量の平均値に対して日射量が大きく異なる日射計は不具合が生じていると考えらえる。このように不具合が生じていると考えられる日射計を特定して、どの日射計に不具合が生じているかを保守管理者に情報送信することで、迅速に保守管理が行われる。加えて、予測発電電力量を算出する際に、不具合が生じていると考えられる日射計以外の日射計の日射量を使用する（例えば正常な日射計の日射量の平均値を使用する）。これにより、予測発電電力量を正確に算出することができる。

また、異常監視・制御装置１０は過去の日射量のデータを記憶する記憶部（図示せず）を備え、過去の日射量のデータに基づいて不具合が生じている日射計を特定することとしてもよい。日射量は設置条件（設置方位、設置角度等）が同一であって、比較する日射量データが同時期、同時間のものであればおよそ同じ日射量になる。つまり、過去の同月日、同時刻における特定の場所への日射量はほぼ同じ日射量である。そこで、２つの日射計がうち一方又は双方に不具合が生じていると判断したときに、過去の日射量データと比較して、例えば最大日射量が過去の最大日射量に比べて所定の閾値以上異なるときに、その日射計に不具合が生じていると判断する。

同月日、同時刻の過去のデータがないときは近い日の過去のデータと比較してもよい。また、同月日、同時刻の過去のデータが複数あるときには任意の年のデータと比較してもよいし、各年のデータの平均値と比較してもよい。

これにより、各日射計によって検出される日射量と、各日射計によって検出された過去の日射量とを比較することにより、どの日射計に不具合が生じているかを特定することができる。このように不具合が生じていると考えられる日射計を特定して、どの日射計に不具合が生じているかを保守管理者に情報送信することで、迅速に保守管理を行うことができる。加えて、予測発電電力量を算出する際に、不具合が生じていると考えられる日射計以外の日射計の日射量を使用する（例えば正常な日射計の日射量の平均値を使用する）。これにより、予測発電電力量を正確に算出することができる。

＜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、保守人員の手作業による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保守運用費用を抑える事が出来、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２０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以上の場合は高価な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、発電出力を特定値以下と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２１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、上述の「電力変換部」ついては、電力系統に高圧連系するために必要な高圧変電設備や特別高圧変電設備でもかまわないし、蓄電池に発電電力を一時的に充放電する充放電器でもかまわない。

再生可能エネルギーから電力を生成する発電ユニットとして、太陽光発電システムを例に実施例を説明したが、上記発電ユニットは風力発電システムとしては風車の回転運動から電力を生成する誘導発電機を発電ユニットとして、電力系統に高圧連系するために必要な高圧変電設備や特別高圧変電設備としても構わない。もしくは風車および増速機を発電ユニットとして、回転運動から電力を生成する誘導発電機を電力変換部としても構わない。

再生可能エネルギーとしては潮力発電、地熱発電、太陽熱発電などが挙げられ、タービンの回転運動から電力を生成する発電機を発電ユニットとしても構わない。もしくはタービン自体を発電ユニットとしてタービンの回転運動から電力を生成する発電機を電力変換部としても構わない。

なお、上述した実施形態では、通信機器及び異常監視・制御装置は、取得したデータをそのまま外部サーバーに送信したが、取得したデータの少なくとも一つに対して例えば図２２に示すフローチャートのように正常か異常かの判定を行い、異常である場合は正常値からの離れ具合に応じて警報レベルを変えて通報（外部サーバーへの連絡）を行うようにしてもよい。この場合、外部サーバーを用いて遠隔監視を行う主任技術者などに、異常が発生した場合にどのような対応をすればよいのかを判断する際に参考となる判断材料を提供することができる。なお、図２２中の「正常値」、「正常値判定係数」、「警報レベル１係数」ないし「警報レベルｎ−１係数」は正の値であり、「正常値判定係数」＜「警報レベル１係数」＜「警報レベル２係数」＜・・・＜「警報レベルｎ−１係数」の関係を満たしている。また、図２２は、判定対象のデータが異常時に正常範囲よりも大きくなるデータである場合を図示したが、判定対象のデータが異常時に正常範囲よりも小さくなるデータである場合には各ステップの不等号を逆にすればよい。

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 日射計群
７Ａ、７Ｂ、１７、１２７ 温度計群
８＿＃１〜８＿＃２、１８、１２８ 通信機器
９＿＃１〜９＿＃２、１９、１２９ 信号変換装置
１０、２０、１３０ 異常監視・制御装置（判断手段）
２１、３１、２３、２０１ 避雷器
２２、２４、３２、２０２ ブレーカー
２５、３３、２０４、 Ａ／Ｄ変換器
２６、３４、４３、４７、９４、２０５、２１１ 電源部
４１、４５、２０３ ＤＣ／ＡＣインバータ
４２、４６ 中継器
８１、８３、９１、９５、２０６、２０８ 通信インターフェース部
８２、８４、９２、９６、２０７、２０９ 制御部
９３、９７、２１０ 通信Ｉ／Ｆ
Ｂ１〜Ｂ８ ブレーカー（断路器）
Ｄ１〜Ｄ８、Ｄ１１〜Ｄ２８ 逆流防止用ダイオード
Ｓ１〜Ｓ５、Ｓ１１〜Ｓ４０ 電流センサ
Ｓ６〜Ｓ８ 電力センサ

Claims (6)

1. 太陽光から電力を生成する発電ユニットと、
   太陽光の日射量を検出する複数の日射計と、
   各日射計によって検出される日射量に基づいて日射計の不具合の有無を判断する判断部と、を備えることを特徴とする太陽光発電システム。
2. 前記発電ユニットは予め区分けされた区画毎に設置され、前記複数の日射計は区画毎に設置されてその区画への日射量を検出する請求項１に記載の太陽光発電システム。
3. 前記複数の日射計は互いに独立した２以上の支持具に分けて配される請求項１または請求項２に記載の太陽光発電システム。
4. 前記判断部が、所定の条件を満たしたときに限り日射計の不具合の有無の判断を行う、請求項１〜３のいずれか１項に記載の太陽光発電システム。
5. ３以上の前記日射計を備えるときに、前記判断部は各日射計によって検出される日射量と前記日射量の平均値とに基づいて不具合を有する日射計を特定する請求項１〜４のいずれか１項に記載の太陽光発電システム。
6. 前記判断部は各日射計によって検出される日射量と同一環境下において各日射計によって検出された過去の日射量とに基づいて不具合を有する日射計を特定する請求項１〜５のいずれか１項に記載の太陽光発電システム。

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