JP2019201543A

JP2019201543A - 監視装置、判定装置、地絡計測装置、監視方法、判定方法および計測方法

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Publication number: JP2019201543A
Application number: JP2019071242A
Authority: JP
Inventors: 武　正行; Masayuki Take; 正行武; 浅尾　芳久; Yoshihisa Asao; 芳久浅尾
Original assignee: Sumitomo Electric Industries Ltd
Current assignee: Sumitomo Electric Industries Ltd
Priority date: 2018-05-15
Filing date: 2019-04-03
Publication date: 2019-11-21

Abstract

【課題】太陽光発電システムにおいて、地絡の発生をより簡易に検知する。【解決手段】監視装置は、太陽電池パネルを含む発電部の出力を計測する第１の計測部と、前記第１の計測部の計測結果を示す第１の計測情報を電力線を介して差動伝送する通信部と、前記通信部の出力端側において、前記電力線の一方の線およびグランド間の第１の電圧、および前記電力線の他方の線およびグランド間の第２の電圧を計測する第２の計測部を備え、前記通信部は、さらに、前記第２の計測部の計測結果を示す第２の計測情報を前記電力線を介して差動伝送する。【選択図】図５

Description

本開示は、監視装置、判定装置、地絡計測装置、監視方法、判定方法および計測方法に関する。

近年、太陽光発電システムを監視して異常を判別するための技術が開発されている。たとえば、特開２０１２−２０５０７８号公報（特許文献１）には、以下のような太陽光発電用監視システムが開示されている。すなわち、太陽光発電用監視システムは、複数の太陽電池パネルからの出力を集約して電力変換装置に送り込む太陽光発電システムについて、前記太陽電池パネルの発電状況を監視する太陽光発電用監視システムであって、前記複数の太陽電池パネルからの出力電路が集約された場所に設けられ、各太陽電池パネルの発電量を計測する計測装置と、前記計測装置に接続され、前記計測装置による発電量の計測データを送信する機能を有する下位側通信装置と、前記下位側通信装置から送信される前記計測データを受信する機能を有する上位側通信装置と、前記上位側通信装置を介して前記太陽電池パネルごとの前記計測データを収集する機能を有する管理装置とを備える。前記管理装置は、前記各太陽電池パネルについての、同一時点における発電量の差に基づいて異常の有無を判定するか、または前記各太陽電池パネルについての、所定期間の発電量の最大値又は積算値に基づいて異常の有無を判定する。

特開２０１２−２０５０７８号公報特開２００９−０２１３４１号公報

多田安伸、"蓄電池を含んだ直流回路の短絡地絡保護"、四国電力四国総合研究所研究期報１０５、２０１６年１２月、第２１号、Ｐ．１−１１

太陽光発電システムにおいて、地絡の発生をより簡易に検知することが可能な技術が望まれる。

本開示は、上述の課題を解決するためになされたもので、その目的は、太陽光発電システムにおいて、地絡の発生をより簡易に検知することが可能な監視装置、判定装置、地絡計測装置、監視方法、判定方法および計測方法を提供することである。

本開示の監視装置は、太陽電池パネルを含む発電部の出力を計測する第１の計測部と、前記第１の計測部の計測結果を示す第１の計測情報を電力線を介して差動伝送する通信部と、前記通信部の出力端側において、前記電力線の一方の線およびグランド間の第１の電圧、および前記電力線の他方の線およびグランド間の第２の電圧を計測する第２の計測部を備え、前記通信部は、さらに、前記第２の計測部の計測結果を示す第２の計測情報を前記電力線を介して差動伝送する。

本開示の判定装置は、各々が、太陽電池パネルを含む発電部の出力を計測し、計測結果を示す第１の計測情報を電力線を介して差動伝送する複数の監視装置、の出力端側における電圧の計測結果を示す第２の計測情報をそれぞれ取得する取得部と、前記取得部によって取得された各前記第２の計測情報に基づいて、前記監視装置ごとに前記電力線に対応する回路における地絡を検知する検知部とを備え、前記第２の計測情報は、前記電力線の一方の線およびグランド間の第１の電圧の計測結果、および前記電力線の他方の線およびグランド間の第２の電圧の計測結果を示し、前記検知部は、前記第２の計測情報の示す前記第１の電圧の計測結果および前記第２の電圧の計測結果に基づいて、前記地絡を検知する。

本開示の地絡計測装置は、太陽電池パネルを含む発電部の出力を計測し、計測結果を示す第１の計測情報を電力線を介して差動伝送する監視装置の出力端側において、前記電力線の一方の線およびグランド間の第１の電圧、および前記電力線の他方の線およびグランド間の第２の電圧を計測する計測部と、前記計測部の計測結果を示す第２の計測情報、または前記計測結果に基づく第２の計測情報を出力する出力部とを備える。

本開示の監視方法は、監視装置における監視方法であって、太陽電池パネルを含む発電部の出力の計測結果を示す第１の計測情報を電力線を介して差動伝送する通信部、の出力端側において、前記電力線の一方の線およびグランド間の第１の電圧、および前記電力線の他方の線およびグランド間の第２の電圧を計測するステップと、前記通信部の出力端側における前記第１の電圧の計測結果および前記第２の電圧の計測結果を示す第２の計測情報を前記電力線を介して差動伝送するステップとを含む。

本開示の判定方法は、判定装置における判定方法であって、各々が、太陽電池パネルを含む発電部の出力を計測し、計測結果を示す第１の計測情報を電力線を介して差動伝送する複数の監視装置、の出力端側における電圧の計測結果を示す第２の計測情報をそれぞれ取得するステップと、取得した各前記第２の計測情報に基づいて、前記監視装置ごとに前記電力線に対応する回路における地絡を検知するステップとを含み、前記監視装置は、前記電力線の一方の線およびグランド間の第１の電圧、および前記電力線の他方の線およびグランド間の第２の電圧を計測し、前記地絡を検知するステップにおいては、前記第２の計測情報の示す前記第１の電圧の計測結果および前記第２の電圧の計測結果に基づいて、前記地絡を検知する。

本開示の計測方法は、地絡計測装置における計測方法であって、太陽電池パネルを含む発電部の出力を計測し、計測結果を示す第１の計測情報を電力線を介して差動伝送する監視装置の出力端側において、前記電力線の一方の線およびグランド間の第１の電圧、および前記電力線の他方の線およびグランド間の第２の電圧を計測するステップと、計測結果を示す第２の計測情報、または前記計測結果に基づく第２の計測情報を出力するステップとを含む。

本開示の一態様は、このような特徴的な処理部を備える監視装置として実現され得るだけでなく、かかる特徴的な処理のステップをコンピュータに実行させるためのプログラムとして実現され得る。また、本開示の一態様は、監視装置の一部または全部を実現する半導体集積回路として実現され得たり、監視装置を含むシステムとして実現され得る。

本開示の一態様は、このような特徴的な処理部を備える判定装置として実現され得るだけでなく、かかる特徴的な処理のステップをコンピュータに実行させるためのプログラムとして実現され得る。また、本開示の一態様は、判定装置の一部または全部を実現する半導体集積回路として実現され得たり、判定装置を含むシステムとして実現され得る。

本開示の一態様は、このような特徴的な処理部を備える地絡計測装置として実現され得るだけでなく、かかる特徴的な処理のステップをコンピュータに実行させるためのプログラムとして実現され得る。また、本開示の一態様は、地絡計測装置の一部または全部を実現する半導体集積回路として実現され得たり、地絡計測装置を含むシステムとして実現され得る。

本開示によれば、太陽光発電システムにおいて、地絡の発生をより簡易に検知することができる。

図１は、本開示の第１の実施の形態に係る太陽光発電システムの構成を示す図である。図２は、本開示の第１の実施の形態に係るＰＣＳユニットの構成を示す図である。図３は、本開示の第１の実施の形態に係る集電ユニットの構成を示す図である。図４は、本開示の第１の実施の形態に係る太陽電池ユニットの構成を示す図である。図５は、本開示の第１の実施の形態に係る監視システムの構成を示す図である。図６は、本開示の第１の実施の形態に係る監視システムにおける監視装置の構成を示す図である。図７は、本開示の第１の実施の形態に係る監視システムにおける判定装置の構成を示す図である。図８は、本開示の第１の実施の形態に係る太陽光発電システムにおける電力線の各交流電圧の一例を示す図である。図９は、本開示の第１の実施の形態に係る監視システムにおける判定装置が保持する第２の計測情報の一例を示す図である。図１０は、本開示の第１の実施の形態に係る太陽光発電システムにおける地絡の一例を示す図である。図１１は、本開示の第１の実施の形態に係る太陽光発電システムにおける、地絡が発生した状態における電力線の各交流電圧の一例を示す図である。図１２は、本開示の第１の実施の形態に係る監視システムにおける監視装置が監視処理を行う際の動作手順を定めたフローチャートである。図１３は、本開示の第１の実施の形態に係る監視システムにおける判定装置が判定処理を行う際の動作手順を定めたフローチャートである。図１４は、本開示の第２の実施の形態に係る監視システムの構成の一例を示す図である。図１５は、本開示の第２の実施の形態に係る地絡計測装置における電圧センサの構成の一例を示す図である。図１６は、本開示の第２の実施の形態に係る地絡計測装置における検知部の構成の一例を示す図である。図１７は、本開示の第２の実施の形態に係る地絡計測装置が地絡を検知する際の動作手順の一例を定めたフローチャートである。図１８は、本開示の第２の実施の形態に係る地絡計測装置の変形例が地絡を検知するために用いる第２の計測情報を出力する際の動作手順の一例を定めたフローチャートである。図１９は、本開示の第３の実施の形態に係る地絡計測装置の構成を示す図である。図２０は、本開示の第３の実施の形態に係る地絡計測装置が地絡を検知する際の動作手順の他の例を定めたフローチャートである。図２１は、本開示の第３の実施の形態に係る地絡計測装置の変形例が地絡を検知するために用いる第２の計測情報を出力する際の動作手順の一例を定めたフローチャートである。図２２は、本開示の第３の実施の形態に係る地絡計測装置の構成の他の例を示す図である。図２３は、本開示の第３の実施の形態に係る地絡計測装置の構成の他の例を示す図である。

最初に、本開示の実施形態の内容を列記して説明する。

（１）本開示の実施の形態に係る監視装置は、太陽電池パネルを含む発電部の出力を計測する第１の計測部と、前記第１の計測部の計測結果を示す第１の計測情報を電力線を介して差動伝送する通信部と、前記通信部の出力端側において、前記電力線の一方の線およびグランド間の第１の電圧、および前記電力線の他方の線およびグランド間の第２の電圧を計測する第２の計測部を備え、前記通信部は、さらに、前記第２の計測部の計測結果を示す第２の計測情報を前記電力線を介して差動伝送する。

このような構成により、計測情報等が差動伝送される電力線における交流電圧の変化の計測結果を利用することができるため、新たな機器を追加することなく、地絡の検知機能を追加することができる。また、電力線およびグランド間の各電圧を計測する構成により、電力線のインピーダンスの変化に起因する電圧の計測値の相違を利用して、地絡が電力線のプラス側ラインにおいて発生しているか、またはマイナス側ラインにおいて発生しているかを特定することができる。また、計測情報等が常時差動伝送される場合、経時変化を容易に監視することができるため、ノイズ要因となる天候の変化等による接地抵抗の変化が計測結果に与える影響を抑えることができる。したがって、太陽光発電システムにおいて、地絡の発生をより簡易に検知することができる。

（２）好ましくは、異なる前記発電部の出力をそれぞれ計測する複数の前記監視装置が設けられ、各前記発電部からの出力ラインが電力変換装置に電気的に接続される。

このような構成により、監視装置ごとに、対応の電力線における地絡の発生を検知することができる。

（３）本開示の実施の形態に係る判定装置は、各々が、太陽電池パネルを含む発電部の出力を計測し、計測結果を示す第１の計測情報を電力線を介して差動伝送する複数の監視装置、の出力端側における電圧の計測結果を示す第２の計測情報をそれぞれ取得する取得部と、前記取得部によって取得された各前記第２の計測情報に基づいて、前記監視装置ごとに前記電力線に対応する回路における地絡を検知する検知部とを備え、前記第２の計測情報は、前記電力線の一方の線およびグランド間の第１の電圧の計測結果、および前記電力線の他方の線およびグランド間の第２の電圧の計測結果を示し、前記検知部は、前記第２の計測情報の示す前記第１の電圧の計測結果および前記第２の電圧の計測結果に基づいて、前記地絡を検知する。

このような構成により、計測情報等が差動伝送される電力線における交流電圧の変化の計測結果を利用することができるため、新たな機器を追加することなく、地絡の検知機能を追加することができる。また、電力線およびグランド間の各電圧を計測する構成により、電力線のインピーダンスの変化に起因する電圧の計測値の相違を利用して、地絡が電力線のプラス側ラインにおいて発生しているか、またはマイナス側ラインにおいて発生しているかを特定することができる。また、計測情報等が常時差動伝送される場合、経時変化を容易に監視することができるため、ノイズ要因となる天候の変化等による接地抵抗の変化が計測結果に与える影響を抑えることができる。また、各監視装置についての計測結果を収集する構成により、複数の監視装置にそれぞれ対応する電力線における地絡を一度に判定することができる。また、電力線およびグランド間の各電圧を利用する構成により、他の監視装置の計測結果との比較をすることなく、地絡を検知することができる。したがって、太陽光発電システムにおいて、地絡の発生をより簡易に検知することができる。

（４）本開示の実施の形態に係る地絡計測装置は、太陽電池パネルを含む発電部の出力を計測し、計測結果を示す第１の計測情報を電力線を介して差動伝送する監視装置の出力端側において、前記電力線の一方の線およびグランド間の第１の電圧、および前記電力線の他方の線およびグランド間の第２の電圧を計測する計測部と、前記計測部の計測結果を示す第２の計測情報、または前記計測結果に基づく第２の計測情報を出力する出力部とを備える。

（５）好ましくは、前記地絡計測装置は、さらに、前記第２の計測情報に基づいて、前記電力線に対応する回路における地絡を検知する検知部を備える。

このような構成により、電圧計測を行うとともに、計測した電力線およびグランド間の各電圧を利用して、地絡を検知することができる。

（６）好ましくは、前記出力部は、前記第２の計測情報を電力線とは異なる種類の伝送路を介して前記監視装置へ送信する。

このような構成により、電力線を用いた通信機能を備えない簡易な構成で、監視装置の通信機能を利用して第２の計測情報を電力線経由で他の装置へ伝送することができる。

（７）好ましくは、前記計測部は、前記電力線の一方とグランドとの間に接続された第１の抵抗と、前記電力線の他方とグランドとの間に接続された第２の抵抗とを含み、前記第１の抵抗および前記第２の抵抗のインピーダンスは、前記電力線に対応する回路における地絡箇所とグランドとの間の所定のインピーダンスよりも大きい。

このような構成により、簡易な回路で電圧を検出するとともに、地絡発生時のインピーダンスを考慮した計測感度の向上を実現することができる。

（８）好ましくは、前記計測部は、前記電力線の一方とグランドとの間に接続された第１の抵抗と、前記電力線の他方とグランドとの間に接続された第２の抵抗と、前記電力線と前記第１の抵抗および前記第２の抵抗との間に接続されたフィルタとを含み、前記フィルタの通過帯域は、前記監視装置が前記電力線を介した通信に用いる通信信号の帯域を含む。

このような構成により、簡易な回路で電圧を検出するとともに、電力線における通信帯域を考慮した計測感度の向上を実現することができる。

（９）本開示の実施の形態に係る監視装置における監視方法は、監視装置における監視方法であって、太陽電池パネルを含む発電部の出力の計測結果を示す第１の計測情報を電力線を介して差動伝送する通信部、の出力端側において、前記電力線の一方の線およびグランド間の第１の電圧、および前記電力線の他方の線およびグランド間の第２の電圧を計測するステップと、前記通信部の出力端側における前記第１の電圧の計測結果および前記第２の電圧の計測結果を示す第２の計測情報を前記電力線を介して差動伝送するステップとを含む。

（１０）本開示の実施の形態に係る判定方法は、判定装置における判定方法であって、各々が、太陽電池パネルを含む発電部の出力を計測し、計測結果を示す第１の計測情報を電力線を介して差動伝送する複数の監視装置、の出力端側における電圧の計測結果を示す第２の計測情報をそれぞれ取得するステップと、取得した各前記第２の計測情報に基づいて、前記監視装置ごとに前記電力線に対応する回路における地絡を検知するステップとを含み、前記監視装置は、前記電力線の一方の線およびグランド間の第１の電圧、および前記電力線の他方の線およびグランド間の第２の電圧を計測し、前記地絡を検知するステップにおいては、前記第２の計測情報の示す前記第１の電圧の計測結果および前記第２の電圧の計測結果に基づいて、前記地絡を検知する。

（１１）本開示の実施の形態に係る計測方法は、地絡計測装置における計測方法であって、太陽電池パネルを含む発電部の出力を計測し、計測結果を示す第１の計測情報を電力線を介して差動伝送する監視装置の出力端側において、前記電力線の一方の線およびグランド間の第１の電圧、および前記電力線の他方の線およびグランド間の第２の電圧を計測するステップと、計測結果を示す第２の計測情報、または前記計測結果に基づく第２の計測情報を出力するステップとを含む。

以下、本開示の実施の形態について図面を用いて説明する。なお、図中同一または相当部分には同一符号を付してその説明は繰り返さない。また、以下に記載する実施の形態の少なくとも一部を任意に組み合わせてもよい。

＜第１の実施の形態＞
［太陽光発電システムの構成］
図１は、本開示の第１の実施の形態に係る太陽光発電システムの構成を示す図である。

図１を参照して、太陽光発電システム４０１は、４つのＰＣＳ（ＰｏｗｅｒＣｏｎｄｉｔｉｏｎｉｎｇＳｕｂｓｙｓｔｅｍ）ユニット８０と、キュービクル６とを備える。キュービクル６は、銅バー７３を含む。

図１では、４つのＰＣＳユニット８０を代表的に示しているが、さらに多数または少数のＰＣＳユニット８０が設けられてもよい。

図２は、本開示の第１の実施の形態に係るＰＣＳユニットの構成を示す図である。

図２を参照して、ＰＣＳユニット８０は、４つの集電ユニット６０と、ＰＣＳ（電力変換装置）８とを備える。ＰＣＳ８は、銅バー７と、電力変換部９とを含む。

図２では、４つの集電ユニット６０を代表的に示しているが、さらに多数または少数の集電ユニット６０が設けられてもよい。

図３は、本開示の第１の実施の形態に係る集電ユニットの構成を示す図である。

図３を参照して、集電ユニット６０は、４つの太陽電池ユニット７４と、集電箱７１とを含む。集電箱７１は、銅バー７２を有する。

図３では、４つの太陽電池ユニット７４を代表的に示しているが、さらに多数または少数の太陽電池ユニット７４が設けられてもよい。

図４は、本開示の第１の実施の形態に係る太陽電池ユニットの構成を示す図である。

図４を参照して、太陽電池ユニット７４は、４つの発電部７８と、接続箱７６とを含む。発電部７８は、太陽電池パネルを有する。接続箱７６は、銅バー７７を有する。

図４では、４つの発電部７８を代表的に示しているが、さらに多数または少数の発電部７８が設けられてもよい。

発電部７８は、この例では４つの太陽電池パネル７９Ａ，７９Ｂ，７９Ｃ，７９Ｄが直列接続されたストリングである。以下、太陽電池パネル７９Ａ，７９Ｂ，７９Ｃ，７９Ｄの各々を、太陽電池パネル７９とも称する。

図４では、４つの太陽電池パネル７９を代表的に示しているが、さらに多数または少数の太陽電池パネル７９が設けられてもよい。

太陽光発電システム４０１では、複数の発電部７８からの出力ライン１および集約ライン５すなわち電力線がそれぞれキュービクル６に電気的に接続される。

より詳細には、発電部７８の出力ライン１は、発電部７８に接続された第１端と、銅バー７７に接続された第２端とを有する。各出力ライン１は、銅バー７７を介して集約ライン５に集約される。銅バー７７は、たとえば接続箱７６の内部に設けられている。

発電部７８は、太陽光を受けると、受けた太陽光のエネルギーを直流電力に変換し、変換した直流電力を出力ライン１へ出力する。

図３および図４を参照して、集約ライン５は、対応の太陽電池ユニット７４における銅バー７７に接続された第１端と、銅バー７２に接続された第２端とを有する。各集約ライン５は、銅バー７２を介して集約ライン２に集約される。銅バー７２は、たとえば集電箱７１の内部に設けられている。

図１〜図４を参照して、太陽光発電システム４０１では、上述のように複数の発電部７８からの各出力ライン１が集約ライン５に集約され、各集約ライン５が集約ライン２に集約され、各集約ライン２が集約ライン４に集約され、各集約ライン４がキュービクル６に電気的に接続される。

より詳細には、各集約ライン２は、対応の集電ユニット６０における銅バー７２に接続された第１端と、銅バー７に接続された第２端とを有する。ＰＣＳ８において、内部ライン３は、銅バー７に接続された第１端と、電力変換部９に接続された第２端とを有する。

ＰＣＳ８において、電力変換部９は、たとえば、各発電部７８において発電された直流電力を出力ライン１、銅バー７７、集約ライン５、銅バー７２、集約ライン２、銅バー７および内部ライン３経由で受けると、受けた直流電力を交流電力に変換して集約ライン４へ出力する。

集約ライン４は、電力変換部９に接続された第１端と、銅バー７３に接続された第２端とを有する。

キュービクル６において、各ＰＣＳ８における電力変換部９から各集約ライン４へ出力された交流電力は、銅バー７３を介して系統へ出力される。

［課題］
特許文献２（特開２００９−０２１３４１号公報）には、ストリングに信号発生器から計測信号を入力し、正常時と劣化時との回路のインピーダンスの変化により観測される波形の差分を利用した故障診断方法が開示されている。

しかしながら、この方法では、計測信号を入力するための専用の信号発生器および波形観測装置を追加する必要がある。

また、非特許文献１（多田安伸、”蓄電池を含んだ直流回路の短絡地絡保護”、四国電力四国総合研究所研究期報１０５、２０１６年１２月、第２１号、Ｐ．１−１１）には、地絡の検知方法として、接地点における地絡電流を検出する方法および正負の電流の差分を検出する方法が開示されている。

しかしながら、接地点における地絡電流を検出する方法では、地絡が発生している箇所を特定することができない。また、正負の電流の差分を検出する方法では、地絡が発生している箇所をフィーダ単位で特定するためには、微小な電流を計測する必要があり、高い計測精度が求められる。

これに対して、本開示の第１の実施の形態に係る監視装置および判定装置では、以下のような構成および動作により、上記課題を解決する。

［監視システム３０１の構成］
図５は、本開示の第１の実施の形態に係る監視システムの構成を示す図である。

図５を参照して、太陽光発電システム４０１は、監視システム３０１を備える。監視システム３０１は、判定装置１０１と、複数の監視装置１１１と、収集装置１５１とを含む。

図５では、１つの集電ユニット６０に対応して設けられた４つの監視装置１１１を代表的に示しているが、さらに多数または少数の監視装置１１１が設けられてもよい。また、監視システム３０１は、１つの収集装置１５１を備えているが、複数の収集装置１５１を備えてもよい。

監視システム３０１では、子機である監視装置１１１におけるセンサの情報が、収集装置１５１へ定期的または不定期に伝送される。

監視装置１１１は、たとえば集電ユニット６０に設けられている。より詳細には、監視装置１１１は、４つの太陽電池ユニット７４にそれぞれ対応して４つ設けられている。各監視装置１１１は、たとえば、対応の出力ライン１および集約ライン５に電気的に接続されている。

監視装置１１１は、対応の太陽電池ユニット７４における各出力ライン１の電流をセンサにより計測する。また、監視装置１１１は、対応の太陽電池ユニット７４における出力ライン１および集約ライン５の電圧をセンサにより計測する。

収集装置１５１は、たとえばＰＣＳ８の近傍に設けられている。より詳細には、収集装置１５１は、ＰＣＳ８に対応して設けられ、信号線４６を介して銅バー７に電気的に接続されている。

監視装置１１１および収集装置１５１は、集約ライン２，５を介して電力線通信（ＰＬＣ：ＰｏｗｅｒＬｉｎｅＣｏｍｍｕｎｉｃａｔｉｏｎ）を行うことにより情報の送受信を行う。

より詳細には、各監視装置１１１は、対応の出力ライン１の電流および電圧、ならびに集約ライン５の電圧の計測結果を示す計測情報を送信する。収集装置１５１は、各監視装置１１１の計測結果を収集する。

［監視装置１１１の構成］
図６は、本開示の第１の実施の形態に係る監視システムにおける監視装置の構成を示す図である。図６では、出力ライン１、集約ライン５および銅バー７７がより詳細に示されている。

図６を参照して、出力ライン１は、プラス側出力ライン１ｐと、マイナス側出力ライン１ｎとを含む。集約ライン５は、プラス側集約ライン５ｐと、マイナス側集約ライン５ｎとを含む。銅バー７７は、プラス側銅バー７７ｐと、マイナス側銅バー７７ｎとを含む。

図示しないが、図３に示す集電箱７１における銅バー７２は、プラス側集約ライン５ｐおよびマイナス側集約ライン５ｎにそれぞれ対応して、プラス側銅バー７２ｐおよびマイナス側銅バー７２ｎを含む。

プラス側出力ライン１ｐは、対応の発電部７８に接続された第１端と、プラス側銅バー７７ｐに接続された第２端とを有する。マイナス側出力ライン１ｎは、対応の発電部７８に接続された第１端と、マイナス側銅バー７７ｎに接続された第２端とを有する。

プラス側集約ライン５ｐは、プラス側銅バー７７ｐに接続された第１端と、集電箱７１におけるプラス側銅バー７２ｐに接続された第２端とを有する。マイナス側集約ライン５ｎは、マイナス側銅バー７７ｎに接続された第１端と、集電箱７１におけるマイナス側銅バー７２ｎに接続された第２端とを有する。

監視装置１１１は、検出処理部１１と、４つの電流センサ（第１の計測部）１６と、電圧センサ（第１の計測部）１７Ａと、電圧センサ（第２の計測部）１７Ｂと、通信部１４とを備える。なお、監視装置１１１は、出力ライン１の数に応じて、さらに多数または少数の電流センサ１６を備えてもよい。

監視装置１１１は、たとえば、発電部７８の近傍に設けられている。具体的には、監視装置１１１は、たとえば、計測対象の出力ライン１が接続された銅バー７７が設けられた接続箱７６の内部に設けられている。なお、監視装置１１１は、接続箱７６の外部に設けられてもよい。

監視装置１１１は、たとえば、プラス側集約ライン５ｐおよびマイナス側集約ライン５ｎとそれぞれプラス側電源線２６ｐおよびマイナス側電源線２６ｎを介して電気的に接続されている。以下、プラス側電源線２６ｐおよびマイナス側電源線２６ｎの各々を、電源線２６とも称する。

各監視装置１１１は、対応の発電部７８に関する計測結果を示す計測情報を、自己および収集装置１５１に接続される電力線を介して送信する。

詳細には、監視装置１１１における通信部１４は、集約ラインを介した電力線通信を、複数の監視装置１１１の計測結果を収集する収集装置１５１と行うことが可能である。より詳細には、通信部１４は、集約ライン２，５経由で情報を送受信することが可能である。具体的には、通信部１４は、電源線２６および集約ライン２，５を介して収集装置１５１と電力線通信を行う。

検出処理部１１は、たとえば、対応の出力ライン１の電流および電圧の計測結果を示す第１の計測情報を所定時間ごとに作成するように設定されている。

電流センサ１６は、出力ライン１の電流を計測する。より詳細には、電流センサ１６は、たとえば、ホール素子タイプの電流プローブである。電流センサ１６は、監視装置１１１の図示しない電源回路から受けた電力を用いて、対応のマイナス側出力ライン１ｎを通して流れる電流を計測し、計測結果を示す計測信号を検出処理部１１へ出力する。なお、電流センサ１６は、プラス側出力ライン１ｐを通して流れる電流を計測してもよい。

電圧センサ１７Ａは、出力ライン１の電圧を計測する。より詳細には、電圧センサ１７Ａは、プラス側銅バー７７ｐおよびマイナス側銅バー７７ｎ間の電圧を計測し、計測結果を示す計測信号を検出処理部１１へ出力する。

検出処理部１１は、たとえば、所定時間ごとに、各電流センサ１６から受けた各計測信号に対して平均化およびフィルタリング等の信号処理を行った信号をデジタル信号に変換する。そして、検出処理部１１は、電流センサ１６ごとに、変換したデジタル信号に当該電流センサ１６固有のＩＤ（以下、電流センサＩＤとも称する。）を対応づける。

また、検出処理部１１は、たとえば、所定時間ごとに、電圧センサ１７Ａから受けた各計測信号に対して平均化およびフィルタリング等の信号処理を行った信号をデジタル信号に変換する。そして、検出処理部１１は、変換したデジタル信号に電圧センサ１７Ａ固有のＩＤ（以下、第１電圧センサＩＤとも称する。）を対応づける。

検出処理部１１は、作成した各デジタル信号の示す計測値、対応の電流センサＩＤ、第１電圧センサＩＤ、および自己の監視装置１１１のＩＤ（以下、監視装置ＩＤとも称する。）を含む第１の計測情報を作成する。

また、検出処理部１１は、たとえば、監視装置１１１における通信部１４の出力端側において、言い換えれば、対応の太陽電池パネル７９および接続箱７６周辺において電力線の電圧を計測する。具体的には、検出処理部１１は、対応の集約ライン５の電圧を計測し、計測結果を示す第２の計測情報を所定時間ごとに作成するように設定されている。

たとえば、電圧センサ１７Ｂは、集約ライン５の一方すなわちプラス側集約ライン５ｐにおけるノード１８Ａおよびグランド間の第１の電圧、および集約ライン５の他方すなわちマイナス側集約ライン５ｎにおけるノード１８Ｂおよびグランド間の第２の電圧を計測する。以下、ノード１８Ａおよびノード１８Ｂの各々を、ノード１８とも称する。

電圧センサ１７Ｂは、たとえば、通信部１４が収集装置１５１と電力線通信を行う際の差動伝送による集約ライン５の電圧変化を交流電圧として計測し、上記第１の電圧の計測結果および上記第２の電圧の計測結果を示す各計測信号を検出処理部１１へ出力する。

検出処理部１１は、たとえば、所定時間ごとに、電圧センサ１７Ｂから受けた各計測信号に対して平均化およびフィルタリング等の信号処理を行った信号をデジタル信号に変換する。そして、検出処理部１１は、変換した各デジタル信号に対応のノード１８Ａおよびノード１８Ｂ固有のＩＤ（以下、第２電圧センサノードＩＤとも称する。）を対応づける。

検出処理部１１は、作成した各デジタル信号の示す計測値、対応の第２電圧センサノードＩＤ、および監視装置ＩＤを含む第２の計測情報を作成する。

そして、検出処理部１１は、送信元ＩＤが自己の監視装置ＩＤであり、送信先ＩＤが収集装置１５１のＩＤであり、データ部分に第１の計測情報および第２の計測情報を含む計測情報パケットを作成する。そして、検出処理部１１は、作成した計測情報パケットを通信部１４へ出力する。なお、検出処理部１１は、計測情報パケットにシーケンス番号を含めてもよい。

通信部１４は、検出処理部１１から受ける計測情報パケットを収集装置１５１へ送信する。

より詳細には、通信部１４は、第１の計測情報および第２の計測情報を示す計測情報パケットを電力線すなわち集約ライン５を介して差動伝送する。

再び図５を参照して、収集装置１５１は、集約ライン２，５経由で情報を送受信することが可能である。具体的には、収集装置１５１は、たとえば、信号線４６および集約ライン２，５を介して監視装置１１１と電力線通信を行い、計測情報パケットを複数の監視装置１１１から受信する。

収集装置１５１は、カウンタおよび記憶部を有しており、監視装置１１１から計測情報パケットを受信すると、受信した計測情報パケットから第１の計測情報および第２の計測情報を取得するとともに、カウンタのカウント値を受信時刻として取得する。そして、収集装置１５１は、受信時刻を第１の計測情報および第２の計測情報に含めた後、図示しない記憶部に当該第１の計測情報および当該第２の計測情報を保存する。

［判定装置の構成および動作］
図７は、本開示の第１の実施の形態に係る監視システムにおける判定装置の構成を示す図である。

図７を参照して、判定装置１０１は、通信処理部８４と、記憶部８５と、取得部８６と、検知部８７とを備える。

判定装置１０１における記憶部８５には、たとえば、管理対象の監視装置１１１のＩＤすなわち監視装置ＩＤが登録されている。また、記憶部８５には、監視装置ＩＤと当該監視装置ＩＤを有する監視装置１１１に含まれる各センサのＩＤすなわち電流センサＩＤ、第１電圧センサＩＤおよび第２電圧センサノードＩＤとの対応関係Ｒ１が登録されている。

判定装置１０１は、たとえばサーバであり、第１の計測情報および第２の計測情報を収集装置１５１から定期的に取得し、取得した第１の計測情報および第２の計測情報を処理する。なお、判定装置１０１は、たとえば収集装置１５１に内蔵される構成であってもよい。

より詳細には、判定装置１０１における通信処理部８４は、ネットワークを介して、収集装置１５１等の他の装置と情報の送受信を行う。

通信処理部８４は、指定された日毎処理タイミング、たとえば毎日の午前０時において第１の計測情報および第２の計測情報の収集処理を行う。なお、判定装置１０１を収集装置１５１に内蔵する構成にすれば、より短い間隔で第１の計測情報および第２の計測情報を容易に収集することができる。

より詳細には、通信処理部８４は、日毎処理タイミングが到来すると、記憶部８５に登録されている各監視装置ＩＤを参照し、参照した各監視装置ＩＤに対応し、日毎処理タイミングの２４時間前から当該日毎処理タイミングまで（以下、処理日とも称する。）に属する受信時刻を含む第１の計測情報および第２の計測情報を要求するための第１の計測情報要求および第２の計測情報要求を収集装置１５１へ送信する。

収集装置１５１は、判定装置１０１から第１の計測情報要求を受信すると、受信した第１の計測情報要求に従って、第１の計測情報要求の内容を満足する１または複数の第１の計測情報を判定装置１０１へ送信する。

収集装置１５１は、判定装置１０１から第２の計測情報要求を受信すると、受信した第２の計測情報要求に従って、第２の計測情報要求の内容を満足する１または複数の第２の計測情報を判定装置１０１へ送信する。

図８は、本開示の第１の実施の形態に係る太陽光発電システムにおける電力線の各交流電圧の一例を示す図である。図８において、横軸は時間を示し、縦軸は電圧を示す。図８は、通信部１４が計測情報パケットを差動伝送している状態における電力線の各交流電圧を示している。

図８を参照して、プラス側集約ライン５ｐおよびグランド間の交流電圧Ｖｐの最大値は、Ｖｐｍａｘである。マイナス側集約ライン５ｎおよびグランド間の交流電圧Ｖｍの最大値は、電圧Ｖｍｍａｘである。交流電圧Ｖｐの実効値は、Ｖｋ［Ｖ］であるとする。交流電圧Ｖｍの実効値は、Ｖｎ［Ｖ］であるとする。Ｖｋは、Ｖｐｍａｘを２の平方根で除することにより算出することができ、また、Ｖｎは、Ｖｍｍａｘを２の平方根で除することにより算出することができる。

図９は、本開示の第１の実施の形態に係る監視システムにおける判定装置が保持する第２の計測情報の一例を示す図である。

図９を参照して、第２の計測情報は、監視装置ＩＤと、ノード１８Ａにおける計測値である交流電圧Ｖｐの実効値Ｖｋと、ノード１８Ｂにおける計測値である交流電圧Ｖｍの実効値Ｖｎと、受信時刻ｔ１とを含む。受信時刻は、収集装置１５１が監視装置１１１から送信された第２の計測情報を受信した時刻である。

通信処理部８４は、第２の計測情報要求の応答として収集装置１５１から１または複数の第２の計測情報を受信すると、受信した各第２の計測情報を記憶部８５に保存するとともに、処理完了通知を取得部８６へ出力する。

取得部８６は、複数の監視装置１１１の出力端側における電圧の計測結果を示す第２の計測情報をそれぞれ取得する。

より詳細には、取得部８６は、通信処理部８４から処理完了通知を受けると、記憶部８５に登録されている対応関係Ｒ１を参照し、監視装置ＩＤごとに、第２の計測情報を記憶部８５から取得する。取得部８６は、取得した各第２の計測情報を検知部８７へ出力する。

検知部８７は、取得部８６によって取得された第２の計測情報に基づいて、監視装置１１１ごとに電力線すなわち集約ライン５に対応する回路における地絡を検知する。すなわち、検知部８７は、地絡箇所を監視装置１１１単位で特定するために第２の計測情報を用いる。

より詳細には、検知部８７は、取得部８６から受けた各第２の計測情報の示すノード１８Ａにおける計測値およびノード１８Ｂにおける計測値に基づいて、監視装置１１１ごとに集約ライン５に対応する回路における地絡を検知する。

図１０は、本開示の第１の実施の形態に係る太陽光発電システムにおける地絡の一例を示す図である。

図１０は、ある接続箱７６におけるプラス側集約ライン５ｐ、マイナス側集約ライン５ｎおよびグランドの関係を示す。図１０において、プラス側集約ライン５ｐおよびグランド間にはインピーダンスＺｐが存在し、マイナス側集約ライン５ｎおよびグランド間にはインピーダンスＺｎが存在する。

インピーダンスＺｐおよびインピーダンスＺｎは、地絡が発生していない場合、同程度の大きさであり、１００キロオーム以上程度である。

図１０に示す回路において、プラス側集約ライン５ｐおよびグランド間において地絡が発生した場合、インピーダンスＺｐは、１０キロオーム以下程度となり、地絡していない場合と比べて小さくなる。

たとえば、検知部８７は、第２の計測情報の示す実効値Ｖｋおよび実効値Ｖｎに基づいて、電力線すなわち集約ライン５に対応する回路における地絡を検知する。

図１１は、本開示の第１の実施の形態に係る太陽光発電システムにおける、地絡が発生した状態における電力線の各交流電圧の一例を示す図である。図１１において、横軸は時間を示し、縦軸は電圧を示す。

図１０および図１１を参照して、プラス側集約ライン５ｐおよびグランド間の交流電圧Ｖｐの振幅は、プラス側集約ライン５ｐおよびグランド間において地絡した場合、インピーダンスＺｐが低下するため、図８に示す交流電圧Ｖｐと比べて小さくなる。

ここで、当該プラス側集約ライン５ｐに電気的に接続されている他の接続箱７６におけるプラス側集約ライン５ｐにおける交流電圧の計測値は、対応のノード１８Ａおよび地絡箇所間に数十メートル〜数百メートルの電力線などの十分なインピーダンスが存在するため、変化しない。

検知部８７は、たとえば、取得部８６から受けた監視装置１１１に対応する１日分の各第２の計測情報の示す実効値Ｖｋの平均値および実効値Ｖｎの平均値を算出する。

検知部８７は、たとえば、算出した各平均値の比（以下、電圧比Ｒｖとも称する。）、すなわち（Ｖｋの平均値／Ｖｎの平均値）を算出する。

電圧比Ｒｖは、プラス側集約ライン５ｐおよびマイナス側集約ライン５ｎにおいて地絡していない場合、１に近い数値となる。

一方、電圧比Ｒｖは、プラス側集約ライン５ｐにおいて地絡した場合、実効値Ｖｋが小さくなるため、１より小さい数値となる。

また、電圧比Ｒｖは、マイナス側集約ライン５ｎにおいて地絡した場合、実効値Ｖｎが小さくなるため、１より大きい数値となる。

検知部８７は、算出した電圧比Ｒｖに基づいて、集約ライン５における地絡を検知する。

より詳細には、検知部８７は、算出した電圧比Ｒｖが、１より大きい所定の閾値Ｔｈ１たとえば１．５以上である場合、マイナス側集約ライン５ｎに対応する回路において地絡（以下、マイナス地絡とも称する。）が発生していると判定する。

また、検知部８７は、たとえば、算出した電圧比Ｒｖが、１より小さい所定の閾値Ｔｈ２たとえば０．５未満である場合、プラス側集約ライン５ｐに対応する回路において地絡（以下、プラス地絡とも称する。）が発生していると判定する。

また、検知部８７は、たとえば、算出した電圧比Ｒｖが、所定の閾値Ｔｈ２以上、かつ所定の閾値Ｔｈ１未満である場合、プラス側集約ライン５ｐおよびマイナス側集約ライン５ｎの各々に対応する回路において地絡が発生していないと判定する。

そして、検知部８７は、プラス地絡またはマイナス地絡が発生している場合、プラス地絡またはマイナス地絡が発生している旨と、当該地絡が検知された監視装置１１１の監視装置ＩＤとを、たとえば、管理者等へ通知する。

［動作の流れ］
監視システムにおける各装置は、コンピュータを備え、当該コンピュータにおけるＣＰＵ等の演算処理部は、以下のシーケンス図またはフローチャートの各ステップの一部または全部を含むプログラムを図示しないメモリからそれぞれ読み出して実行する。これら複数の装置のプログラムは、それぞれ、外部からインストールすることができる。これら複数の装置のプログラムは、それぞれ、記録媒体に格納された状態で流通する。

図１２は、本開示の第１の実施の形態に係る監視システムにおける監視装置が監視処理を行う際の動作手順を定めたフローチャートである。

図１２を参照して、まず、監視装置１１１は、出力ライン１を通して流れる電流、ならびにプラス側出力ライン１ｐおよびマイナス側出力ライン１ｎ間の電圧を計測し、計測した電流の計測値および電圧の計測値を含む第１の計測情報を作成する（ステップＳ１０１）。

次に、監視装置１１１は、プラス側集約ライン５ｐにおけるノード１８Ａおよびグランド間の電圧Ｖｐならびにマイナス側集約ライン５ｎにおけるノード１８Ｂおよびグランド間の電圧Ｖｍを計測し、計測した電圧Ｖｐに基づいて算出した実効値Ｖｋおよび計測した電圧Ｖｍに基づいて算出した実効値Ｖｎを含む第２の計測情報を作成する（ステップＳ１０２）。

次に、監視装置１１１は、作成した第１の計測情報および第２の計測情報を計測情報パケットに含めて、集約ライン５を介して収集装置１５１へ差動伝送する（ステップＳ１０３）。そして、監視装置１１１は、新たな第１の計測情報および第２の計測情報を作成する（ステップＳ１０１およびステップＳ１０２）。

なお、ステップＳ１０１およびステップＳ１０２の順番は、上記に限らず、順番を入れ替えてもよい。

図１３は、本開示の第１の実施の形態に係る監視システムにおける判定装置が判定処理を行う際の動作手順を定めたフローチャートである。

図１３を参照して、まず、判定装置１０１は、日毎処理タイミングが到来すると、第２の計測情報要求を収集装置１５１へ送信する（ステップＳ２０１）。

次に、判定装置１０１は、第２の計測情報要求の応答として収集装置１５１から送信された第２の計測情報を受信して保存する（ステップＳ２０２）。

次に、判定装置１０１は、監視装置１１１ごとに、保存した各第２の計測情報を取得する（ステップＳ２０３）。

次に、判定装置１０１は、監視装置１１１ごとに、取得した第２の計測情報に含まれるノード１８Ａの実効値Ｖｋおよびノード１８Ｂの実効値Ｖｎに基づいて、電圧比Ｒｖを算出する（ステップＳ２０４）。

次に、判定装置１０１は、算出した電圧比Ｒｖが所定の閾値Ｔｈ２未満である場合（ステップＳ２０５でＹＥＳ）、プラス地絡が発生していると判定する（ステップＳ２０７）。

一方、判定装置１０１は、算出した電圧比Ｒｖが所定の閾値Ｔｈ２以上であり（ステップＳ２０５でＮＯ）、かつ閾値Ｔｈ２より大きい所定の閾値Ｔｈ１以上である場合（ステップＳ２０６でＹＥＳ）、マイナス地絡が発生していると判定する（ステップＳ２０８）。

次に、判定装置１０１は、プラス地絡またはマイナス地絡が発生している旨と、プラス地絡またはマイナス地絡が検知された監視装置１１１の監視装置ＩＤとを通知する（ステップＳ２１０）。そして、判定装置１０１は、次の日毎処理タイミングが到来すると、第２の計測情報要求を収集装置１５１へ送信する（ステップＳ２０１）。

一方、判定装置１０１は、算出した電圧比Ｒｖが所定の閾値Ｔｈ２以上であり（ステップＳ２０５でＮＯ）、かつ所定の閾値Ｔｈ１未満である場合（ステップＳ２０６でＮＯ）、プラス側集約ライン５ｐおよびマイナス側集約ライン５ｎの各々に対応する回路において地絡が発生していないと判定する（ステップＳ２０９）。そして、判定装置１０１は、次の日毎処理タイミングが到来すると、第２の計測情報要求を収集装置１５１へ送信する（ステップＳ２０１）。

なお、本開示の第１の実施の形態に係る監視装置では、検出処理部１１は、所定時間ごとに、各電流センサ１６、電圧センサ１７Ａおよび電圧センサ１７Ｂから受けた各計測信号に対して平均化およびフィルタリング等の信号処理を行った信号をデジタル信号に変換する構成であるとしたが、これに限定するものではない。検出処理部１１は、各電流センサ１６、電圧センサ１７Ａおよび電圧センサ１７Ｂから受けた各計測信号をデジタル信号にそのまま変換する構成であってもよい。

また、本開示の第１の実施の形態に係る監視装置は、電流センサ１６および電圧センサ１７Ａを備える構成であるとしたが、これに限定するものではない。監視装置１１１は、電流センサ１６および電圧センサ１７Ａのいずれか一方を備えない構成であってもよい。

また、本開示の第１の実施の形態に係る監視装置は、太陽光発電システム４０１に用いられる構成であるとしたが、これに限定するものではない。監視装置１１１は、太陽光発電システム４０１と異なるシステムに用いられる構成であってもよい。たとえば、監視装置１１１は、１つの発電部７８を備える太陽光発電システムにおいて１つ設けられてもよい。

また、本開示の第１の実施の形態に係る監視装置は、接続箱７６に設けられる構成であるとしたが、これに限定するものではない、監視装置１１１は、集電箱７１に設けられる構成であってもよい。この場合、電圧センサ１７Ｂは、集電箱７１周辺において、集約ライン２のプラス側ラインおよびグランド間の電圧、ならびに集約ライン２のマイナス側ラインおよびグランド間の電圧を計測する。通信部１４は、当該各電圧の計測結果を示す第２の計測情報を電力線を介して差動伝送する。検知部８７は、当該第２の計測情報に基づいて、集約ライン２に対応する回路における地絡を検知する。

また、本開示の第１の実施の形態に係る監視装置は、接続箱７６に設けられる構成であるとしたが、これに限定するものではない。監視装置１１１は、ＰＣＳ８に設けられる構成であってもよい。この場合、通信部１４は、ＰＣＳ８周辺において、集約ライン２のプラス側ラインおよびグランド間の電圧、ならびに集約ライン２のマイナス側ラインおよびグランド間の電圧を計測する。通信部１４は、当該各電圧の計測結果を示す第２の計測情報を電力線を介して差動伝送する。検知部８７は、当該第２の計測情報に基づいて、集約ライン２に対応する回路における地絡を検知する。

また、本開示の第１の実施の形態に係る判定装置では、検知部８７は、電圧比Ｒｖの算出に第２の計測情報の示す各計測値の１日の平均値を用いる構成であるとしたが、これに限定するものではない。検知部８７は、第２の計測情報ごとに電圧比Ｒｖを算出する構成であってもよい。あるいは、検知部８７は、第２の計測情報の示す各計測値の、１日と異なる期間における平均値を用いて電圧比Ｒｖを算出する構成であってもよい。

また、本開示の第１の実施の形態に係る判定装置では、収集装置１５１は、監視装置１１１から計測情報パケットを受信すると、カウンタにより受信時刻を取得する構成であるとしたが、これに限定するものではない。監視装置１１１における検出処理部１１が、計測情報パケットに、シーケンス番号に加えて計測情報パケットの作成時刻を含めて収集装置１５１へ送信し、収集装置１５１が、当該計測情報パケットから当該作成時刻を取得する構成であってもよい。

また、本開示の第１の実施の形態に係る判定装置では、判定装置１０１における通信処理部８４は、日毎処理タイミングにおいて第１の計測情報要求および第２の計測情報要求を収集装置１５１へ送信する構成であるとしたが、これに限定するものではない。通信処理部８４が、第１の計測情報要求および第２の計測情報要求を送信せず、収集装置１５１が、監視装置１１１から受信した計測情報パケットを、すぐに判定装置１０１へ送信する構成であってもよい。

また、本開示の第１の実施の形態に係る判定装置では、検知部８７は、電力線に対応する回路における地絡箇所の一例として、プラス側集約ライン５ｐにおける地絡、またはマイナス側集約ライン５ｎにおける地絡を検知する構成であるとしたが、これに限定するものではない。検知部８７は、プラス側集約ライン５ｐまたはマイナス側集約ライン５ｎにそれぞれ電気的に接続されている発電部７８等における地絡を検知する構成であってもよい。

ところで、太陽光発電システムにおいて、地絡の発生をより簡易に検知することが可能な技術が望まれる。

本開示の第１の実施の形態に係る監視装置では、電流センサ１６および電圧センサ１７Ａは、太陽電池パネルを含む発電部の出力を計測する。通信部１４は、電流センサ１６および電圧センサ１７の計測結果を示す第１の計測情報を電力線を介して差動伝送する。電圧センサ１７Ｂは、通信部１４の出力端側において、電力線の一方の線およびグランド間の第１の電圧、および電力線の他方の線およびグランド間の第２の電圧を計測する。通信部１４は、さらに、電圧センサ１７Ｂの計測結果を示す第２の計測情報を電力線を介して差動伝送する。

このような構成により、計測情報等が差動伝送される電力線における交流電圧の変化の計測結果を利用することができるため、新たな機器を追加することなく、地絡の検知機能を追加することができる。また、電力線およびグランド間の各電圧を計測する構成により、電力線のインピーダンスの変化に起因する電圧の計測値の相違を利用して、地絡が電力線のプラス側ラインにおいて発生しているか、またはマイナス側ラインにおいて発生しているかを特定することができる。また、計測情報等が常時差動伝送される場合、経時変化を容易に監視することができるため、ノイズ要因となる天候の変化等による接地抵抗の変化が計測結果に与える影響を抑えることができる。

したがって、本開示の第１の実施の形態に係る監視装置では、太陽光発電システムにおいて、地絡の発生をより簡易に検知することができる。

また、本開示の第１の実施の形態に係る複数の監視装置は、異なる発電部７８の出力をそれぞれ計測する。太陽光発電システム４０１において、各発電部７８からの出力ラインがＰＣＳ８に電気的に接続される。

このような構成により、監視装置１１１ごとに、対応の電力線における地絡の発生を検知することができる。

また、本開示の第１の実施の形態に係る判定装置では、取得部８６は、各々が、太陽電池パネル７９を含む発電部７８の出力を計測し、計測結果を示す第１の計測情報を電力線を介して差動伝送する複数の監視装置１１１、の出力端側における電圧の計測結果を示す第２の計測情報をそれぞれ取得する。検知部８７は、取得部８６によって取得された各第２の計測情報に基づいて、監視装置１１１ごとに電力線に対応する回路における地絡を検知する。第２の計測情報は、電力線の一方の線およびグランド間の第１の電圧の計測結果、および電力線の他方の線およびグランド間の第２の電圧の計測結果を示す。検知部８７は、第２の計測情報の示す第１の電圧の計測結果および第２の電圧の計測結果に基づいて、地絡を検知する。

このような構成により、計測情報等が差動伝送される電力線における交流電圧の変化の計測結果を利用することができるため、新たな機器を追加することなく、地絡の検知機能を追加することができる。また、電力線およびグランド間の各電圧を計測する構成により、電力線のインピーダンスの変化に起因する電圧の計測値の相違を利用して、地絡が電力線のプラス側ラインにおいて発生しているか、またはマイナス側ラインにおいて発生しているかを特定することができる。また、計測情報等が常時差動伝送される場合、経時変化を容易に監視することができるため、ノイズ要因となる天候の変化等による接地抵抗の変化が計測結果に与える影響を抑えることができる。また、各監視装置１１１についての計測結果を収集する構成により、複数の監視装置１１１にそれぞれ対応する電力線における地絡を一度に判定することができる。また、電力線およびグランド間の各電圧を利用する構成により、他の監視装置の計測結果との比較をすることなく、地絡を検知することができる。

したがって、本開示の第１の実施の形態に係る判定装置では、太陽光発電システムにおいて、地絡の発生をより簡易に検知することができる。

また、本開示の第１の実施の形態に係る監視方法では、まず、太陽電池パネルを含む発電部の出力の計測結果を示す第１の計測情報を電力線を介して差動伝送する通信部１４、の出力端側において、電力線の一方の線およびグランド間の第１の電圧、および電力線の他方の線およびグランド間の第２の電圧を計測する。次に、通信部１４の出力端側における第１の電圧の計測結果および第２の電圧の計測結果を示す第２の計測情報を電力線を介して差動伝送する。

したがって、本開示の第１の実施の形態に係る監視方法では、太陽光発電システムにおいて、地絡の発生をより簡易に検知することができる。

また、本開示の第１の実施の形態に係る判定方法では、まず、各々が、太陽電池パネル７９を含む発電部７８の出力を計測し、計測結果を示す第１の計測情報を電力線を介して差動伝送する複数の監視装置１１１、の出力端側における電圧の計測結果を示す第２の計測情報をそれぞれ取得する。次に、取得した各第２の計測情報に基づいて、監視装置１１１ごとに電力線に対応する回路における地絡を検知する。監視装置１１１は、電力線の一方の線およびグランド間の第１の電圧、および電力線の他方の線およびグランド間の第２の電圧を計測する。地絡を検知する際、第２の計測情報の示す第１の電圧の計測結果および第２の電圧の計測結果に基づいて、地絡を検知する。

したがって、本開示の第１の実施の形態に係る判定方法では、太陽光発電システムにおいて、地絡の発生をより簡易に検知することができる。

次に、本開示の他の実施の形態について図面を用いて説明する。なお、図中同一または相当部分には同一符号を付してその説明は繰り返さない。

＜第２の実施の形態＞
本実施の形態は、第１の実施の形態に係る監視システムと比べて地絡計測装置を備える監視システムに関する。以下で説明する内容以外は第１の実施の形態に係る監視システムと同様である。

図１４は、本開示の第２の実施の形態に係る監視システムの構成の一例を示す図である。

図１４を参照して、監視システム３０２は、図６に示す監視システム３０１と比べて、監視装置１１１の代わりに、監視装置１１２と、地絡計測装置１１３とを含む。図１４は、１つの監視装置１１２および地絡計測装置１１３を代表的に示している。監視システム３０２では、複数の太陽電池ユニット７４にそれぞれ対応する監視装置１１２および地絡計測装置１１３の複数の組が設けられている。

より詳細には、監視装置１１２および地絡計測装置１１３は、たとえば、集電ユニット６０における接続箱７６に設けられている。より詳細には、監視装置１１２および地絡計測装置１１３は、４つの太陽電池ユニット７４にそれぞれ対応して４つ設けられている。

［監視装置１１２の構成］
監視装置１１２は、本開示の第１の実施の形態に係る監視装置１１１と比べて、電圧センサ（第２の計測部）１７Ｂを備えない。

監視装置１１２は、太陽電池パネル７９を含む発電部７８の出力を計測し、計測結果を示す第１の計測情報を電力線を介して差動伝送する。

より詳細には、監視装置１１２における検出処理部１１は、たとえば、対応の出力ライン１の電流および電圧の計測結果を示す第１の計測情報を所定時間ごとに作成するように設定されている。

電流センサ１６は、出力ライン１の電流を計測する。より詳細には、電流センサ１６は、たとえば、ホール素子タイプの電流プローブである。電流センサ１６は、対応のマイナス側出力ライン１ｎを通して流れる電流を計測し、計測結果を示す計測信号を検出処理部１１へ出力する。

検出処理部１１は、たとえば、所定時間ごとに、各電流センサ１６から受けた各計測信号に対して平均化およびフィルタリング等の信号処理を行った信号をデジタル信号に変換する。そして、検出処理部１１は、電流センサ１６ごとに、変換したデジタル信号に電流センサＩＤを対応づける。

また、検出処理部１１は、たとえば、所定時間ごとに、電圧センサ１７Ａから受けた各計測信号に対して平均化およびフィルタリング等の信号処理を行った信号をデジタル信号に変換する。そして、検出処理部１１は、変換したデジタル信号に第１電圧センサＩＤを対応づける。

検出処理部１１は、作成した各デジタル信号の示す計測値、対応の電流センサＩＤ、第１電圧センサＩＤ、および自監視装置ＩＤを含む第１の計測情報を作成する。

そして、検出処理部１１は、送信元ＩＤが自己の監視装置ＩＤであり、送信先ＩＤが収集装置１５１のＩＤであり、データ部分に第１の計測情報を含む計測情報パケットを作成する。そして、検出処理部１１は、作成した計測情報パケットを通信部１４へ出力する。なお、検出処理部１１は、計測情報パケットにシーケンス番号を含めてもよい。

より詳細には、通信部１４は、第１の計測情報を示す計測情報パケットを電力線すなわち集約ライン５を介して差動伝送する。

［地絡計測装置１１３の構成］
地絡計測装置１１３は、電圧センサ（計測部）１７Ｃと、検知部１２と、出力部１３とを備える。

電圧センサ１７Ｃは、監視装置１１２の出力端側において、集約ライン５の一方すなわちプラス側集約ライン５ｐにおけるノード１８Ａおよびグランド間の第１の電圧、および集約ライン５の他方すなわちマイナス側集約ライン５ｎにおけるノード１８Ｂおよびグランド間の第２の電圧を計測する。以下、ノード１８Ａおよびノード１８Ｂの各々を、ノード１８とも称する。

電圧センサ１７Ｃは、たとえば、監視装置１１２が収集装置１５１と電力線通信を行う際の差動伝送による集約ライン５の電圧変化を交流電圧として計測し、上記第１の電圧の計測結果および上記第２の電圧の計測結果を示す第２の計測情報として検知部１２へ出力する。

図１５は、本開示の第２の実施の形態に係る地絡計測装置における電圧センサの構成の一例を示す図である。

図１５を参照して、電圧センサ１７Ｃは、第１の抵抗２１Ａと、第２の抵抗２１Ｂと、フィルタ２２と、保護回路２３と、トランス２４と、積分回路２５Ａ，２５Ｂとを含む。トランス２４は、たとえば同じ巻数の１次側コイルＬ１および２次側コイルＬ２を有する。

抵抗２１Ａは、保護回路２３、トランス２４およびフィルタ２２を介して、ノード１８Ａとグランドとの間に接続される。抵抗２１Ｂは、保護回路２３、トランス２４およびフィルタ２２を介して、ノード１８Ｂとグランドとの間に接続される。フィルタ２２は、ノード１８Ａおよびノード１８Ｂと抵抗２１Ａおよび抵抗２１Ｂとの間に接続される。

より詳細には、たとえば、ノード１８Ａが保護回路２３を介してトランス２４における１次側コイルＬ１の第１端に接続され、ノード１８Ｂが保護回路２３を介してトランス２４における１次側コイルＬ１の第２端に接続される。

すなわち、ノード１８Ａおよびノード１８Ｂ間の電圧が、トランス２４における１次側コイルＬ１の第１端および第２端間に印加される。

トランス２４において、１次側コイルＬ１および２次側コイルＬ２の巻数が同じであることから、１次側コイルＬ１の第１端および第２端間の電圧に相当する電圧が、自己の２次側コイルＬ２における第１端および第２端間に誘起される。

トランス２４における２次側コイルＬ２の第１端がフィルタ２２を介して抵抗２１Ａの第１端に接続され、トランス２４における２次側コイルＬ２の第２端がフィルタ２２を介して抵抗２１Ｂの第１端に接続される。抵抗２１Ａの第２端および抵抗２１Ｂの第２端が接地ノードを介してグランドに接続される。

ここで、抵抗２１Ａおよび抵抗２１Ｂのインピーダンスは、複数の接続箱７６間の電力線の長さ、太陽光発電システム４０１における寄生容量、および監視システム３０２における集約ラインを介した電力線通信に用いられる通信信号等に基づいて決定される。

たとえば、抵抗２１Ａおよび抵抗２１Ｂのインピーダンスは、電力線たとえば集約ライン５に対応する回路における地絡箇所とグランドとの間の所定のインピーダンスよりも大きい。

具体的には、再び図１０を参照して、上記地絡箇所が太陽光発電システム４０１におけるプラス側集約ライン５ｐおよびグランド間である場合のインピーダンスＺｐは、最大で１０キロオーム程度であり、当該プラス側集約ライン５ｐおよびグランド間において地絡が発生していない場合のインピーダンスＺｐは、最小で１００キロオーム程度である。

このことから、抵抗２１Ａおよび抵抗２１Ｂのインピーダンスは、一例として、当該地絡が発生していない場合のインピーダンスＺｐ以上すなわち１００キロオーム以上であるとする。

フィルタ２２の通過帯域は、監視装置１１２が電力線すなわち集約ライン５を介した通信に用いる通信信号の帯域を含む。

すなわち、フィルタ２２は、トランス２４における２次側コイルＬ２の第１端および第２端の間に印加されている電圧のうち、当該通信信号の帯域内の周波数成分、すなわち監視装置１１２が収集装置１５１と電力線通信を行う際の差動伝送により生じる集約ライン５におけるノード１８Ａおよびノード１８Ｂ間の電圧変化の交流成分を通過させる。

すなわち、ノード１８Ａおよびノード１８Ｂ間の交流電圧が、抵抗２１Ａの第１端および抵抗２１Ｂの第１端間に印加される。

より詳細には、抵抗２１Ａの第１端および接地ノード間、すなわち抵抗２１Ａの第１端および第２端間には、ノード１８Ａおよびグランド間に印加される交流電圧たとえば図８に示す交流電圧Ｖｐが印加され、抵抗２１Ｂの第１端およびグランドすなわち抵抗２１Ｂの第２端間には、ノード１８Ｂおよびグランド間に印加される交流電圧たとえば図８に示す交流電圧Ｖｍが印加される。

抵抗２１Ａの第１端は、積分回路２５Ａの第１入力端に接続される。抵抗２１Ａの第２端は、接地ノードおよび積分回路２５Ａの第２入力端に接続される。積分回路２５Ａの出力端は、検知部１２に接続される。積分回路２５Ａは、抵抗２１Ａの第１端および第２端間に印加されている交流電圧Ｖｐを平滑化し、平滑化後の電圧の実効値Ｖｋを示すアナログ信号を第１の電圧の計測結果として検知部１２へ出力する。

抵抗２１Ｂの第１端は、積分回路２５Ｂの第１入力端に接続される。抵抗２１Ｂの第２端は、接地ノードおよび積分回路２５Ａの第２入力端に接続される。積分回路２５Ｂの出力端は、検知部１２に接続される。積分回路２５Ｂは、抵抗２１Ｂの第１端および第２端間に印加されている交流電圧Ｖｍを平滑化し、平滑化後の電圧の実効値Ｖｎを示すアナログ信号を第２の電圧の計測結果として検知部１２へ出力する。

検知部１２は、第１の電圧の計測結果および第２の電圧の計測結果を示す第２の計測情報に基づいて、電力線たとえば集約ライン５に対応する回路における地絡を検知する。

再び図１０を参照して、プラス側集約ライン５ｐおよびグランド間にはインピーダンスＺｐが存在し、マイナス側集約ライン５ｎおよびグランド間にはインピーダンスＺｎが存在する。

インピーダンスＺｐおよびインピーダンスＺｎは、地絡が発生していない場合、同程度の大きさであり、最小で１００キロオーム程度である。

たとえば、検知部１２は、第２の計測情報の示す第１の電圧の計測結果である実効値Ｖｋおよび第２の電圧の計測結果である実効値Ｖｎに基づいて、集約ライン５に対応する回路における地絡を検知する。

図１６は、本開示の第２の実施の形態に係る地絡計測装置における検知部の構成の一例を示す図である。

図１６を参照して、検知部１２は、差動増幅回路２７と、絶対値回路２８と、比較回路２９とを含む。

差動増幅回路２７は、電圧センサ１７Ｃにおける積分回路２５Ａの出力端に接続された非反転入力端子と、電圧センサ１７Ｃにおける積分回路２５Ｂの出力端に接続された反転入力端子と、絶対値回路２８の入力端子に接続された出力端子とを有する。

差動増幅回路２７は、たとえば、積分回路２５Ａから出力された実効値Ｖｋを示すアナログ信号と積分回路２５Ｂから出力された実効値Ｖｎを示すアナログ信号との差を増幅した信号を絶対値回路２８の入力端へ出力する。差動増幅回路２７から出力される信号は、Ｖｎに対するＶｋの電圧比に相当する差分値Ｖｄｆを示す。

より詳細には、図１０に示す回路において、地絡箇所がプラス側集約ライン５ｐおよびグランド間である場合、インピーダンスＺｐは、最大で１０キロオーム程度となり、地絡していない場合と比べて小さくなる。

再び図１１を参照して、プラス側集約ライン５ｐおよびグランド間の交流電圧Ｖｐの振幅は、プラス側集約ライン５ｐおよびグランド間において地絡した場合、インピーダンスＺｐが低下するため、図８に示す交流電圧Ｖｐと比べて小さくなる。このため、プラス側集約ライン５ｐおよびグランド間において地絡した場合における実効値Ｖｋは、当該地絡が発生していない場合における実効値Ｖｋより小さくなる。

このとき、差動増幅回路２７が出力する信号の示す差分値Ｖｄｆは、実効値Ｖｋが実効値Ｖｎより小さくなるためマイナスの値となる。

なお、積分回路２５Ａの出力端が差動増幅回路２７における反転入力端子に接続され、積分回路２５Ｂの出力端が差動増幅回路２７における非反転入力端子に接続される構成であってもよい。この場合、プラス側集約ライン５ｐおよびグランド間において地絡した状態における差分値Ｖｄｆは、プラスの値となる。

絶対値回路２８は、差動増幅回路２７の出力端子に接続された入力端子と、比較回路２９に接続された出力端子とを有する。絶対値回路２８は、差動増幅回路２７から受けた信号の示す差分値Ｖｄｆの絶対値を示す信号を比較回路２９へ出力する。

より詳細には、絶対値回路２８は、差分値Ｖｄｆがマイナスの値である場合、差分値Ｖｄｆの符号を反転させた値を示す信号を比較回路２９へ出力する。

一方、絶対値回路２８は、差分値Ｖｄｆがプラスの値である場合、当該差分値Ｖｄｆを示す信号を比較回路２９へ出力する。

比較回路２９は、絶対値回路２８の出力端子に接続された非反転入力端子と、たとえば図示しない所定の閾値Ｖｔｈを示す電圧を出力する回路に接続された反転入力端子と、出力部１３に接続された出力端子とを有する。

比較回路２９は、自己の非反転入力端子への入力信号すなわち絶対値回路２８から受けた信号と、自己の反転入力端子への入力電圧との比較結果を、地絡が発生しているか否かの検知結果として出力部１３へ出力する。

より詳細には、比較回路２９は、絶対値回路２８から受けた信号の示す差分値Ｖｄｆが閾値Ｖｔｈ以上である場合、当該検知結果としてハイレベルの電圧を出力部１３へ出力する。

また、比較回路２９は、絶対値回路２８から受けた信号の示す差分値Ｖｄｆが閾値Ｖｔｈ未満である場合、当該検知結果としてローレベルの電圧を出力部１３へ出力する。

出力部１３は、第２の計測情報を出力する。たとえば、出力部１３は、第２の計測情報を電力線とは異なる種類の伝送路を介して監視装置１１２へ送信する。

より詳細には、出力部１３は、たとえば、検知部１２における比較回路２９から受けた検知結果をたとえば同軸ケーブルを介して監視装置１１２へ送信する。

監視装置１１２は、地絡計測装置１１３における出力部１３から送信された検知結果を受信し、受信した検知結果に基づいて、自己の監視装置１１２の監視装置ＩＤを示す地絡検知情報を作成する。

具体的には、再び図１４を参照して、監視装置１１２における検出処理部１１は、たとえば、地絡計測装置１１３における出力部１３からローレベルの電圧を受けた場合、地絡が発生していないと判断する。

一方、検出処理部１１は、地絡計測装置１１３における出力部１３からハイレベルの電圧を受けた場合、地絡が発生していると判断し、自己の監視装置ＩＤを示す地絡検知情報を作成する。

そして、検出処理部１１は、送信元ＩＤが自己の監視装置ＩＤであり、送信先ＩＤが収集装置１５１のＩＤであり、データ部分に地絡検知情報を含む計測情報パケットを作成する。そして、検出処理部１１は、作成した計測情報パケットを通信部１４へ出力する。なお、検出処理部１１は、計測情報パケットにシーケンス番号を含めてもよい。

通信部１４は、検出処理部１１から受けた計測情報パケットを収集装置１５１へ送信する。

より詳細には、通信部１４は、地絡検知情報を含む計測情報パケットを電力線すなわち集約ライン５を介して差動伝送する。

ここで、第２の計測情報は、地絡箇所を監視装置１１２単位で特定するために用いられる。

たとえば、地絡が発生したプラス側集約ライン５ｐに電気的に接続されている他の接続箱７６におけるプラス側集約ライン５ｐにおける交流電圧の計測値は、対応のノード１８Ａおよび地絡箇所間に数十メートル〜数百メートルの電力線などの十分なインピーダンスが存在するため、変化しない。

このため、他の接続箱７６における地絡計測装置１１３において計測される第１の電圧の計測結果すなわち実効値Ｖｋおよび第２の電圧の計測結果すなわち実効値Ｖｎの差は小さい。

このため、他の接続箱７６における地絡計測装置１１３は、地絡箇所が上記プラス側集約ライン５ｐおよびグランド間である場合、当該地絡箇所における地絡を検知することが困難である。

すなわち、監視システム３０２において、地絡計測装置１１３により、接続箱７６ごとにすなわち監視装置１１２ごとに地絡が検知される。

［変形例］
地絡計測装置１１３は、検知部１２を備えない構成であってもよい。この場合、電圧センサ１７Ｃは、第１の電圧の計測結果および第２の電圧の計測結果を出力部１３へ出力する。

出力部１３は、電圧センサ１７Ｃから受けた第１の電圧の計測結果すなわち実効値Ｖｋを示すアナログ信号、および第２の電圧の計測結果すなわち実効値Ｖｎを示すアナログ信号を、発電部７８の出力の計測結果を示す第２の計測情報としてたとえば同軸ケーブルを介して監視装置１１２へ送信する。

監視装置１１２は、地絡計測装置１１３における出力部１３から送信された第２の計測情報を受信し、受信した第２の計測情報の示す計測結果に基づいて、計測情報パケットを作成する。

より詳細には、監視装置１１２における検出処理部１１は、たとえば、所定時間ごとに、地絡計測装置１１３における出力部１３から受けた上記各アナログ信号に対して平均化およびフィルタリング等の信号処理を行った信号をデジタル信号に変換する。

そして、検出処理部１１は、送信元ＩＤが自己の監視装置ＩＤであり、送信先ＩＤが収集装置１５１のＩＤであり、作成した各デジタル信号の示す計測値および監視装置ＩＤをデータ部分に含む計測情報パケットを作成する。そして、検出処理部１１は、作成した計測情報パケットを通信部１４へ出力する。なお、検出処理部１１は、計測情報パケットにシーケンス番号および自己が作成する上述の第１の計測情報を含めてもよい。

より詳細には、通信部１４は、当該計測情報パケットを電力線すなわち集約ライン５を介して差動伝送する。

図１７は、本開示の第２の実施の形態に係る地絡計測装置が地絡を検知する際の動作手順の一例を定めたフローチャートである。

図１７を参照して、まず、地絡計測装置１１３は、太陽電池パネル７９を含む発電部７８の出力を計測し、計測結果を示す第１の計測情報を電力線を介して差動伝送する監視装置１１２の出力端側において、プラス側集約ライン５ｐにおけるノード１８Ａおよびグランド間の電圧Ｖｐならびにマイナス側集約ライン５ｎにおけるノード１８Ｂおよびグランド間の電圧Ｖｍを計測する。（ステップＳ３０１）。

次に、地絡計測装置１１３は、計測した電圧Ｖｐおよび計測した電圧Ｖｍに基づいて、実効値Ｖｋおよび実効値Ｖｎを示す信号をそれぞれ生成する（ステップＳ３０２）。

次に、地絡計測装置１１３は、生成した各実効値を示す信号の差を増幅した、差分値Ｖｄｆを示す信号を生成する。（ステップＳ３０３）。

次に、地絡計測装置１１３は、生成した信号の示す差分値Ｖｄｆの絶対値を示す信号を生成する。（ステップＳ３０４）。

次に、地絡計測装置１１３は、発電部７８の出力の計測結果を示す第２の計測情報を用いて、地絡箇所を監視装置１１２単位で特定する（ステップＳ３０５）。

地絡計測装置１１３は、当該信号の示す差分値Ｖｄｆの絶対値と閾値Ｖｔｈとを比較し、差分値Ｖｄｆが閾値Ｖｔｈ未満である場合（ステップＳ３０５でＮＯ）、地絡が発生していない旨の検知結果を示すローレベルの電圧を第２の計測情報として監視装置１１２へ出力する（ステップＳ３０６）。そして、地絡計測装置１１３は、地絡の検知を継続する（ステップＳ３０１）。

一方、地絡計測装置１１３は、差分値Ｖｄｆが閾値Ｖｔｈ以上である場合（ステップＳ３０５でＹＥＳ）、集約ライン５において地絡が発生していると判定し、地絡が発生している旨の検知結果を示すハイレベルの電圧を第２の計測情報として監視装置１１２へ出力する（ステップＳ３０７）。そして、地絡計測装置１１３は、地絡の検知を継続する（ステップＳ３０１）。

図１８は、本開示の第２の実施の形態に係る地絡計測装置の変形例が地絡を検知するために用いる第２の計測情報を出力する際の動作手順の一例を定めたフローチャートである。

図１８を参照して、まず、地絡計測装置１１３は、太陽電池パネル７９を含む発電部７８の出力を計測し、計測結果を示す第１の計測情報を電力線を介して差動伝送する監視装置１１２の出力端側において、プラス側集約ライン５ｐにおけるノード１８Ａおよびグランド間の電圧Ｖｐならびにマイナス側集約ライン５ｎにおけるノード１８Ｂおよびグランド間の電圧Ｖｍを計測する。（ステップＳ４０１）。

次に、地絡計測装置１１３は、計測した電圧Ｖｐおよび計測した電圧Ｖｍに基づいて、実効値Ｖｋおよび実効値Ｖｎを示す信号をそれぞれ生成する（ステップＳ４０２）。

次に、地絡計測装置１１３は、生成した各信号を第２の計測情報として監視装置１１２へ出力する（ステップＳ４０３）。そして、地絡計測装置１１３は、電圧Ｖｐおよび電圧Ｖｍの計測を継続する（ステップＳ４０１）。

なお、本開示の第２の実施の形態に係る監視システムでは、監視装置１１２と、地絡計測装置１１３とは別個の装置であるとしたが、これに限定するものではない。監視システム３０２において、地絡計測装置１１３が、監視装置１１２に含まれる構成であってもよい。

また、本開示の第１の実施の形態に係る監視装置１１１における電圧センサ１７Ｂの回路構成が、図１５に示す地絡計測装置１１３における電圧センサ１７Ｃと同様の回路構成であってもよい。また、本開示の第１の実施の形態に係る監視装置１１１における検出処理部１１が、図１６に示す地絡計測装置１１３における検知部１２と同様の回路を備える構成であってもよい。

また、本開示の第２の実施の形態に係る地絡計測装置では、電圧センサ１７Ｃは、抵抗２１Ａおよび抵抗２１Ｂを含む構成であるとしたが、これに限定するものではない。電圧センサ１７Ｃは、電圧の計測が可能な他の構成の回路を含んでもよい。

また、本開示の第２の実施の形態に係る地絡計測装置では、電圧センサ１７Ｃは、フィルタ２２を含む構成であるとしたが、これに限定するものではない。電圧センサ１７Ｃは、要求される性能等に応じてフィルタ２２を含まない構成であってもよい。

また、本開示の第２の実施の形態に係る監視システムでは、地絡計測装置１１３が複数の比較回路２９を備える構成であってもよい。この場合、図１６に示す例では、各比較回路２９の非反転入力端子は、絶対値回路２８の出力端子に接続される。また、複数の比較回路２９の反転入力端子は、互いに異なる閾値Ｖｔｈを示す電圧を出力する複数の回路にそれぞれ接続される。

そして、各比較回路２９は、自己の非反転入力端子への入力信号すなわち絶対値回路２８から受けた信号と、自己の反転入力端子への入力電圧との比較結果を、地絡が発生しているか否かの検知結果として出力部１３へ出力する。

出力部１３は、たとえば、各比較回路２９から受けた検知結果をたとえば同軸ケーブルを介して監視装置１１２へ送信する。

監視装置１１２における検出処理部１１は、地絡計測装置１１３における出力部１３から送信された各検知結果を受信し、受信した各検知結果に基づいて、自己の監視装置１１２の監視装置ＩＤと、上記互いに異なる閾値Ｖｔｈのうちの差分値Ｖｄｆが超えた閾値Ｖｔｈとを示す地絡検知情報を作成する。

これにより、たとえば、複数の地絡計測装置１１３において地絡が検知された場合、管理者において差分値Ｖｄｆがいずれの閾値Ｖｔｈを超えたかを認識することができるため、より詳細に地絡箇所を特定することができる。

以上のように、本開示の第２の実施の形態に係る地絡計測装置では、電圧センサ１７Ｃは、太陽電池パネル７９を含む発電部７８の出力を計測し、計測結果を示す第１の計測情報を電力線を介して差動伝送する監視装置１１２の出力端側において、電力線の一方の線およびグランド間の第１の電圧、および電力線の他方の線およびグランド間の第２の電圧を計測する。出力部１３は、電圧センサ１７Ｃの計測結果を示す第２の計測情報、または当該計測結果に基づく第２の計測情報を出力する。

このような構成により、計測情報等が差動伝送される電力線における交流電圧の変化の計測結果を利用することができるため、地絡の検知機能を簡易な構成で追加することができる。また、電力線およびグランド間の各電圧を計測する構成により、電力線のインピーダンスの変化に起因する電圧の計測値の相違を利用して、地絡が電力線のプラス側ラインにおいて発生しているか、またはマイナス側ラインにおいて発生しているかを特定することができる。また、計測情報等が常時差動伝送される場合、経時変化を容易に監視することができるため、ノイズ要因となる天候の変化等による接地抵抗の変化が計測結果に与える影響を抑えることができる。

したがって、本開示の第２の実施の形態に係る地絡計測装置では、太陽光発電システムにおいて、地絡の発生をより簡易に検知することができる。

また、本開示の第２の実施の形態に係る地絡計測装置では、検知部１２は、第２の計測情報に基づいて、電力線に対応する回路における地絡を検知する。

このような構成により、電圧計測を行うとともに、計測した電力線およびグランド間の各電圧を利用して、地絡を検知することができる。また、差動増幅回路等のアナログ回路で構成された検知部を用いる構成により、地絡を検知する機能を低コストで追加することができる。

また、本開示の第２の実施の形態に係る地絡計測装置では、出力部１３は、第２の計測情報を電力線とは異なる種類の伝送路を介して監視装置１１２へ送信する。

このような構成により、電力線を用いた通信機能を備えない簡易な構成で、監視装置１１２の通信機能を利用して第２の計測情報を電力線経由で他の装置へ伝送することができる。

また、本開示の第２の実施の形態に係る地絡計測装置では、抵抗２１Ａが電力線の一方とグランドとの間に接続され、抵抗２１Ｂが電力線の他方とグランドとの間に接続される。抵抗２１Ａおよび抵抗２１Ｂのインピーダンスは、電力線に対応する回路における地絡箇所とグランドとの間の所定のインピーダンスよりも大きい。

また、本開示の第２の実施の形態に係る地絡計測装置では、抵抗２１Ａが電力線の一方とグランドとの間に接続され、抵抗２１Ｂが電力線の他方とグランドとの間に接続され、フィルタ２２が電力線と抵抗２１Ａおよび抵抗２１Ｂとの間に接続される。フィルタ２２の通過帯域は、監視装置１１２が電力線を介した通信に用いる通信信号の帯域を含む。

また、本開示の第２の実施の形態に係る計測方法では、まず、太陽電池パネル７９を含む発電部７８の出力を計測し、計測結果を示す第１の計測情報を電力線を介して差動伝送する監視装置１１２の出力端側において、電力線の一方の線およびグランド間の第１の電圧、および電力線の他方の線およびグランド間の第２の電圧を計測する。次に、計測結果を示す第２の計測情報、または計測結果に基づく第２の計測情報を出力する。

したがって、本開示の第２の実施の形態に係る計測方法では、太陽光発電システムにおいて、地絡の発生をより簡易に検知することができる。

その他の構成および動作は第１の実施の形態に係る監視システムと同様であるため、ここでは詳細な説明を繰り返さない。

＜第３の実施の形態＞
本実施の形態は、第２の実施の形態に係る監視システムと比べてハードウェア構成が異なる地絡計測装置を備える監視システムに関する。以下で説明する内容以外は第１の実施の形態に係る監視システムおよび第２の実施の形態に係る監視システムと同様である。

図１９は、本開示の第３の実施の形態に係る地絡計測装置の構成を示す図である。

図１９を参照して、地絡計測装置１１４は、電圧センサ１７Ｄと、検知部３４と、出力部１３とを備える。電圧センサ１７Ｄは、第１の抵抗２１Ａと、第２の抵抗２１Ｂと、フィルタ２２と、保護回路２３と、トランス２４と、Ａ／Ｄコンバータ（ＡＤＣ：Ａｎａｌｏｇ―ｔｏ―ＤｉｇｉｔａｌＣｏｎｖｅｒｔｅｒ）３３Ａ，３３Ｂとを含む。検知部３４は、ＣＰＵ（ＣｅｎｔｒａｌＰｒｏｃｅｓｓｉｎｇＵｎｉｔ）３５を含む。トランス２４は、たとえば同じ巻数の１次側コイルＬ１および２次側コイルＬ２を有する。

地絡計測装置１１４において、電圧センサ１７Ｄにおけるフィルタ２２、保護回路２３、トランス２４、抵抗２１Ａおよび抵抗２１Ｂの動作は、それぞれ、図１５に示す地絡計測装置１１３の電圧センサ１７Ｃにおけるフィルタ２２、保護回路２３、トランス２４、抵抗２１Ａおよび抵抗２１Ｂの動作と同様である。

抵抗２１Ａの第１端は、ＡＤＣ３３Ａの入力端子に接続される。ＡＤＣ３３Ａは、抵抗２１Ａの第１端および接地ノードすなわちグランド間の電圧のサンプリング処理を行う。

より詳細には、ＡＤＣ３３Ａは、抵抗２１Ａの第１端およびグランド間に印加されている交流電圧Ｖｐを、サンプリング周期ごとにｑビット（ｑは２以上の整数）のデジタル信号Ｖｄｐに変換し、当該デジタル信号Ｖｄｐを第１の電圧の計測結果として検知部３４へ出力する。

抵抗２１Ｂの第１端は、ＡＤＣ３３Ｂの入力端子に接続される。ＡＤＣ３３Ｂは、抵抗２１Ｂの第１端および接地ノードすなわちグランド間の電圧のサンプリング処理を行う。

より詳細には、ＡＤＣ３３Ｂは、抵抗２１Ｂの第１端およびグランド間に印加されている交流電圧Ｖｍを、サンプリング周期ごとにｑビットのデジタル信号Ｖｄｍに変換し、当該デジタル信号Ｖｄｍを第２の電圧の計測結果として検知部３４へ出力する。

検知部３４におけるＣＰＵ３５は、上記第１の電圧の計測結果および上記第２の電圧の計測結果を示す第２の計測情報に基づいて、電力線たとえば集約ライン５に対応する回路における地絡を検知する。

より詳細には、ＣＰＵ３５は、電圧センサ１７ＤにおけるＡＤＣ３３Ａから受けたデジタル信号Ｖｄｐおよび電圧センサ１７ＤにおけるＡＤＣ３３Ｂから受けたデジタル信号Ｖｄｍに基づいて、電力線すなわち集約ライン５に対応する回路における地絡を検知する。

具体的には、ＣＰＵ３５は、たとえば、電圧センサ１７ＤにおけるＡＤＣ３３Ａから受けたデジタル信号Ｖｄｐの示す所定時間ごとの複数のデジタル値のうちの最大値を２の平方根で除することにより、抵抗２１Ａの第１端およびグランド間に印加されている交流電圧Ｖｐの実効値Ｖｋを算出する。

また、ＣＰＵ３５は、電圧センサ１７ＤにおけるＡＤＣ３３Ｂから受けた電圧センサ１７ＤにおけるＡＤＣ３３Ｂから受けたデジタル信号Ｖｄｍの示す所定時間ごとの複数のデジタル値のうちの最大値を２の平方根で除することにより、抵抗２１Ｂの第１端およびグランド間に印加されている交流電圧Ｖｍの実効値Ｖｎを算出する。

そして、ＣＰＵ３５は、たとえば、算出した実効値Ｖｋおよび実効値Ｖｎの電圧比Ｒｖ、すなわち（Ｖｋ／Ｖｎ）を算出する。

一方、電圧比Ｒｖは、地絡箇所がプラス側集約ライン５ｐである場合、実効値Ｖｋが小さくなるため、１より小さい数値となる。

また、電圧比Ｒｖは、地絡箇所がマイナス側集約ライン５ｎである地絡した場合、実効値Ｖｎが小さくなるため、１より大きい数値となる。

ＣＰＵ３５は、算出した電圧比Ｒｖに基づいて集約ライン５における地絡を検知し、地絡が発生しているか否かの検知結果を出力部１３へ出力する。

より詳細には、ＣＰＵ３５は、算出した電圧比Ｒｖが、１より大きい所定の閾値Ｔｈ１たとえば１．５以上である場合、マイナス側集約ライン５ｎに対応する回路において地絡（以下、マイナス地絡とも称する。）が発生していると判定し、マイナス地絡の発生を示す検知結果を出力部１３へ出力する。

また、ＣＰＵ３５は、たとえば、算出した電圧比Ｒｖが、１より小さい所定の閾値Ｔｈ２たとえば０．５未満である場合、プラス側集約ライン５ｐに対応する回路において地絡（以下、プラス地絡とも称する。）が発生していると判定し、プラス地絡の発生を示す検知結果を出力部１３へ出力する。

また、ＣＰＵ３５は、たとえば、算出した電圧比Ｒｖが、所定の閾値Ｔｈ２以上、かつ所定の閾値Ｔｈ１未満である場合、プラス側集約ライン５ｐおよびマイナス側集約ライン５ｎの各々に対応する回路において地絡が発生していないと判定し、地絡が発生していない旨を示す検知結果を出力部１３へ出力する。

出力部１３は、検知部３４におけるＣＰＵ３５から受けた検知結果を示す信号を、発電部７８の出力の計測結果に基づく第２の計測情報として出力する。

より詳細には、出力部１３は、当該検知結果がマイナス地絡の発生かまたはプラス地絡の発生である場合、ハイレベルの電圧をたとえば同軸ケーブルを介して監視装置１１２へ送信する。

一方、出力部１３は、地絡が発生していない旨の検知結果である場合、ローレベルの電圧をたとえば同軸ケーブルを介して監視装置１１２へ送信する。

［変形例］
地絡計測装置１１４は、検知部３４を備えない構成であってもよい。この場合、電圧センサ１７Ｄは、第１の電圧の計測結果および第２の電圧の計測結果を出力部１３へ出力する。

出力部１３は、電圧センサ１７Ｄから受けた第１の電圧の計測結果すなわちデジタル信号Ｖｄｐ、および第２の電圧の計測結果すなわちデジタル信号Ｖｄｐを、発電部７８の出力の計測結果を示す第２の計測情報としてたとえば同軸ケーブルを介して監視装置１１２へ送信する。

監視装置１１２は、地絡計測装置１１３における出力部１３から送信された第２の計測情報を受信し、受信した第２の計測情報の示す各計測結果に基づいて、計測情報パケットを作成する。

より詳細には、監視装置１１２における検出処理部１１は、たとえば、所定時間ごとに、地絡計測装置１１３における出力部１３から受けた上記２つのデジタル信号に基づいて、実効値Ｖｋおよび実効値Ｖｎをそれぞれ算出する。

そして、検出処理部１１は、送信元ＩＤが自己の監視装置ＩＤであり、送信先ＩＤが収集装置１５１のＩＤであり、算出した実効値Ｖｋおよび実効値Ｖｎならびに監視装置ＩＤをデータ部分に含む計測情報パケットを作成する。そして、検出処理部１１は、作成した計測情報パケットを通信部１４へ出力する。なお、検出処理部１１は、計測情報パケットにシーケンス番号および自己が作成する上述の第１の計測情報を含めてもよい。

より詳細には、通信部１４は、第２の計測情報を示す計測情報パケットを電力線すなわち集約ライン５を介して差動伝送する。

なお、地絡計測装置１１４は、第２の計測情報を同軸ケーブルを介して監視装置１１２へ送信する構成に限らず、無線伝送路等の他の経路を介して第２の計測情報を管理者等へ通知する構成であってもよい。

より詳細には、地絡計測装置１１４における出力部１３は、検知部３４におけるＣＰＵ３５から受けた検知結果、または電圧センサ１７Ｄから受けた発電部７８の出力の計測結果を含む無線信号を生成し、生成した無線信号を判定装置１０１、および監視システム３０１の外部装置等へ送信する。

図２０は、本開示の第３の実施の形態に係る地絡計測装置が地絡を検知する際の動作手順の他の例を定めたフローチャートである。

図２０を参照して、まず、地絡計測装置１１４は、太陽電池パネル７９を含む発電部７８の出力を計測し、計測結果を示す第１の計測情報を電力線を介して差動伝送する監視装置１１２の出力端側において、プラス側集約ライン５ｐにおけるノード１８Ａおよびグランド間の電圧Ｖｐならびにマイナス側集約ライン５ｎにおけるノード１８Ｂおよびグランド間の電圧Ｖｍを計測する。（ステップＳ５０１）。

次に、地絡計測装置１１４は、計測した電圧Ｖｐおよび電圧Ｖｍを、それぞれデジタル信号Ｖｄｐおよびデジタル信号Ｖｄｍに変換する（ステップＳ５０２）。

次に、地絡計測装置１１４は、所定時間ごとの複数のデジタル信号Ｖｄｐ、および所定時間ごとの複数のデジタル信号Ｖｄｍに基づいて、抵抗２１Ａの第１端およびグランド間に印加されている交流電圧Ｖｐの実効値Ｖｋ、ならびに抵抗２１Ｂの第１端およびグランド間に印加されている交流電圧Ｖｍの実効値Ｖｎをそれぞれ算出する（ステップＳ５０３）。

次に、地絡計測装置１１４は、発電部７８の出力の計測結果を示す第２の計測情報を用いて、地絡箇所を監視装置１１２単位で特定する。

より詳細には、地絡計測装置１１４は、算出した実効値Ｖｋおよび実効値Ｖｎに基づいて、電圧比Ｒｖを算出する（ステップＳ５０４）。

次に、地絡計測装置１１４は、算出した電圧比Ｒｖが所定の閾値Ｔｈ２未満である場合（ステップＳ５０５でＹＥＳ）、プラス地絡が発生していると判定し（ステップＳ５０７）、検知結果としてハイレベルの電圧を第２の計測情報として監視装置１１２へ出力する（ステップＳ５１０）。そして、地絡計測装置１１４は、地絡の検知を継続する（ステップＳ５０１）。

一方、地絡計測装置１１４は、算出した電圧比Ｒｖが所定の閾値Ｔｈ２以上であり（ステップＳ５０５でＮＯ）、かつ閾値Ｔｈ２より大きい所定の閾値Ｔｈ１以上である場合（ステップＳ５０６でＹＥＳ）、マイナス地絡が発生していると判定し（ステップＳ５０８）、検知結果としてハイレベルの電圧を第２の計測情報として監視装置１１２へ出力する（ステップＳ５１０）。そして、地絡計測装置１１４は、地絡の検知を継続する（ステップＳ５０１）。

他方、地絡計測装置１１４は、算出した電圧比Ｒｖが所定の閾値Ｔｈ２以上であり（ステップＳ５０５でＮＯ）、かつ所定の閾値Ｔｈ１未満である場合（ステップＳ５０６でＮＯ）、プラス側集約ライン５ｐおよびマイナス側集約ライン５ｎの各々に対応する回路において地絡が発生していないと判定し（ステップＳ５０９）、検知結果としてローレベルの電圧を第２の計測情報として監視装置１１２へ出力する（ステップＳ５１１）。そして、地絡計測装置１１４は、地絡の検知を継続する（ステップＳ５０１）。

図２１は、本開示の第３の実施の形態に係る地絡計測装置の変形例が地絡を検知するために用いる第２の計測情報を出力する際の動作手順の一例を定めたフローチャートである。

図２１を参照して、まず、地絡計測装置１１４は、太陽電池パネル７９を含む発電部７８の出力を計測し、計測結果を示す第１の計測情報を電力線を介して差動伝送する監視装置１１２の出力端側において、プラス側集約ライン５ｐにおけるノード１８Ａおよびグランド間の電圧Ｖｐならびにマイナス側集約ライン５ｎにおけるノード１８Ｂおよびグランド間の電圧Ｖｍを計測する。（ステップＳ６０１）。

次に、地絡計測装置１１４は、計測した電圧Ｖｐおよび電圧Ｖｍを、デジタル信号Ｖｄｐおよびデジタル信号Ｖｄｍにそれぞれ変換する（ステップＳ６０２）。

次に、地絡計測装置１１４は、変換したデジタル信号Ｖｄｐおよびデジタル信号Ｖｄｍを第２の計測情報として監視装置１１２へ出力する（ステップＳ６０３）。そして、地絡計測装置１１３は、電圧Ｖｐおよび電圧Ｖｍの計測を継続する（ステップＳ６０１）。

図２２は、本開示の第３の実施の形態に係る地絡計測装置の構成の他の例を示す図である。

図２２を参照して、地絡計測装置１１５は、図１９に示す地絡計測装置１１４と比べて、出力部１３の代わりに出力部４３を備え、さらに、記憶装置３１を備える。

出力部４３は、第２の計測情報を、たとえばＵＳＢ（ＵｎｉｖｅｒｓａｌＳｅｒｉａｌＢｕｓ）メモリ等の記憶装置３１に保存する。

地絡計測装置１１５における出力部４３は、たとえば、検知部３４におけるＣＰＵ３５から受けた検知結果に基づいて、自己の地絡計測装置１１４のＩＤ（以下、地絡計測装置ＩＤとも称する。）を示す地絡検知情報を第２の計測情報として作成する。

より詳細には、出力部４３は、たとえば、当該検知結果がマイナス地絡の発生を示すか、またはプラス地絡の発生を示す場合、自己の地絡計測装置ＩＤを示す地絡検知情報を第２の計測情報として作成する。そして、出力部４３は、作成した第２の計測情報を記憶装置３１に保存する。なお、記憶装置３１は、地絡計測装置１１４の外部に設けられてもよい。

なお、地絡計測装置１１５は、検知部３４を備えない構成であってもよい。この場合、地絡計測装置１１５における出力部４３は、たとえば、電圧センサ１７Ｄから受けた第１の電圧の計測結果すなわちデジタル信号Ｖｄｐの示す値、および第２の電圧の計測結果すなわちデジタル信号Ｖｄｐの示す値を第２の計測情報として記憶装置３１に保存する。

図２３は、本開示の第３の実施の形態に係る地絡計測装置の構成の他の例を示す図である。

図２３を参照して、地絡計測装置１１６は、図１９に示す地絡計測装置１１４と比べて、出力部１３の代わりに出力部５３を備える。出力部５３は、プラス側電源線３２ｐおよびマイナス側電源線３２ｎを有する。

出力部５３は、集約ライン２，５を介して電力線通信を行うことにより、第２の計測情報を監視装置１１２または収集装置１５１へ送信する。

地絡計測装置１１６は、たとえば、プラス側集約ライン５ｐおよびマイナス側集約ライン５ｎとそれぞれプラス側電源線３２ｐおよびマイナス側電源線３２ｎを介して電気的に接続されている。以下、プラス側電源線３２ｐおよびマイナス側電源線３２ｎの各々を、電源線３２とも称する。

地絡計測装置１１６における出力部５３は、第２の計測情報を含む計測情報パケットを作成する。

より詳細には、たとえば、検知部３４におけるＣＰＵ３５から受けた検知結果がマイナス地絡の発生を示すか、またはプラス地絡の発生を示す場合、自己の地絡計測装置ＩＤを示す地絡検知情報を作成する。

そして、出力部５３は、送信元ＩＤが自己の地絡計測装置ＩＤであり、送信先ＩＤが監視装置１１２のＩＤまたは収集装置１５１のＩＤであり、データ部分に第２の計測情報として地絡検知情報を含む計測情報パケットを作成する。なお、出力部５３は、計測情報パケットにシーケンス番号を含めてもよい。

なお、地絡計測装置１１６は、検知部３４を備えない構成であってもよい。この場合、地絡計測装置１１６における出力部５３は、たとえば、所定時間ごとに、電圧センサ１７Ｄから受けた第１の電圧の計測結果すなわちデジタル信号Ｖｄｐの示す値、および第２の電圧の計測結果すなわちデジタル信号Ｖｄｐの示す値に基づいて、実効値Ｖｋおよび実効値Ｖｎをそれぞれ算出し、算出した実効値Ｖｋおよび実効値Ｖｎを第２の計測情報としてデータ部分に含む計測情報パケットを作成する。

そして、出力部５３は、作成した計測情報パケットを監視装置１１２または収集装置１５１へ送信する。

より詳細には、出力部５３は、第２の計測情報を示す計測情報パケットを電力線すなわち集約ライン５を介して差動伝送する。

なお、本開示の第３の実施の形態に係る監視システムでは、監視装置１１２と、地絡計測装置１１４、地絡計測装置１１５および地絡計測装置１１６とは別個の装置であるとしたが、これに限定するものではない。監視システム３０２において、地絡計測装置１１４、地絡計測装置１１５および地絡計測装置１１６が、監視装置１１２に含まれる構成であってもよい。

また、本開示の第１の実施の形態に係る監視装置１１１における電圧センサ１７Ｂの回路構成が、図１９に示す地絡計測装置１１４における電圧センサ１７Ｄと同様の回路構成であってもよい。また、本開示の第１の実施の形態に係る監視装置１１１における検出処理部１１が、図１９に示す地絡計測装置１１４における検知部３４と同様の回路を備える構成であってもよい。また、本開示の第１の実施の形態に係る監視装置１１１における検出処理部１１が、図２２に示す地絡計測装置１１５における出力部４３および記憶装置３１と同様の回路、または図２３に示す地絡計測装置１１６における出力部５３と同様の回路を備える構成であってもよい。

また、本開示の第３の実施の形態に係る監視システムでは、地絡計測装置１１４，１１５，１１６は、たとえば、電圧比Ｒｖが閾値Ｔｈ１以上である、すなわちプラス地絡が発生しているか、または電圧比Ｒｖが閾値Ｔｈ２未満である、すなわちマイナス地絡が発生している場合、検知結果として電圧比Ｒｖを示す情報を監視装置１１２へ送信する構成であってもよい。この場合、監視装置１１２は、地絡計測装置１１４，１１５，１１６から受けた情報の示す電圧比Ｒｖを含む地絡検知情報を作成して収集装置１５１へ送信する。

これにより、たとえば、複数の地絡計測装置において地絡が検知された場合、管理者において電圧比Ｒｖを認識することができるため、より詳細に地絡箇所を特定することができる。

本開示の第３の実施の形態に係る地絡計測装置では、電圧計測を行うとともに、計測した電力線およびグランド間の各電圧を利用して、地絡を検知することができる。また、検知部にＣＰＵ等の演算処理装置を用いる構成により、たとえば、電圧比の算出等の演算処理および当該演算処理に用いる閾値の変更処理等を容易に行うことができるため、柔軟性の高い地絡計測装置を実現することができる。具体的には、検知部３４にＣＰＵ３５を用いる構成により、たとえば、電圧比Ｒｖの算出および当該電圧比Ｒｖと比較すべき閾値の変更等を容易に行うことができる。

その他の構成および動作は第１の実施の形態に係る監視システムおよび第２の実施の形態に係る監視システムと同様であるため、ここでは詳細な説明を繰り返さない。

上記実施の形態は、すべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は、上記説明ではなく特許請求の範囲によって示され、特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。

以上の説明は、以下に付記する特徴を含む。
［付記１］
監視装置であって、
太陽電池パネルを含む発電部の出力を計測する第１の計測部と、
前記第１の計測部の計測結果を示す第１の計測情報を電力線を介して差動伝送する通信部と、
前記通信部の出力端側において、前記電力線の一方の線およびグランド間の第１の電圧、および前記電力線の他方の線およびグランド間の第２の電圧を計測する第２の計測部を備え、
前記通信部は、さらに、前記第２の計測部の計測結果を示す第２の計測情報を前記電力線を介して差動伝送し、
前記第２の計測情報は、地絡箇所を前記監視装置単位で特定するために用いられ、
前記発電部は、複数の太陽電池パネルが直列接続されたストリングである、監視装置。

［付記２］
各々が、太陽電池パネルを含む発電部の出力を計測し、計測結果を示す第１の計測情報を電力線を介して差動伝送する複数の監視装置、の出力端側における電圧の計測結果を示す第２の計測情報をそれぞれ取得する取得部と、
前記取得部によって取得された各前記第２の計測情報に基づいて、前記監視装置ごとに前記電力線に対応する回路における地絡を検知する検知部とを備え、
前記監視装置は、前記電力線の一方の線およびグランド間の第１の電圧、および前記電力線の他方の線およびグランド間の第２の電圧を計測し、
前記検知部は、前記第２の計測情報の示す前記第１の電圧の計測結果および前記第２の電圧の計測結果に基づいて、前記地絡を検知し、
前記発電部は、複数の太陽電池パネルが直列接続されたストリングであり、
前記検知部は、前記第２の計測情報の示す前記第１の電圧の計測結果および前記第２の電圧の計測結果の比に基づいて、前記地絡を検知する、判定装置。

［付記３］
太陽電池パネルを含む発電部の出力を計測し、計測結果を示す第１の計測情報を電力線を介して差動伝送する監視装置の出力端側において、前記電力線の一方の線およびグランド間の第１の電圧、および前記電力線の他方の線およびグランド間の第２の電圧を計測する計測部と、
前記計測部の計測結果を示す第２の計測情報、または前記計測結果に基づく第２の計測情報を出力する出力部とを備え、
前記第２の計測情報は、地絡箇所を前記監視装置単位で特定するために用いられ、
前記発電部は、複数の太陽電池パネルが直列接続されたストリングである、地絡計測装置。

１出力ライン
２，４，５集約ライン
３内部ライン
６キュービクル
７銅バー
８ＰＣＳ
９電力変換部
１１検出処理部
１２，３４，８７検知部
１３，４３，５３出力部
１４通信部
１６電流センサ
１７Ａ，１７Ｂ，１７Ｃ，１７Ｄ電圧センサ
１８Ａ，１８Ｂノード
２１Ａ，２１Ｂ抵抗
２２フィルタ
２３保護回路
２４トランス
２５Ａ，２５Ｂ積分回路
２６，２６ｐ，２６ｎ，３２ｐ，３２ｎ電源線
２７差動増幅回路
２８絶対値回路
２９比較回路
３１記録装置
３３Ａ，３３ＢＡＤＣ
３５ＣＰＵ
４６信号線
６０集電ユニット
７１集電箱
７２，７３，７７銅バー
７４太陽電池ユニット
７６接続箱
７８発電部
７９太陽電池パネル
８０ＰＣＳユニット
８４通信処理部
８５記憶部
８６取得部
１０１判定装置
１１１，１１２監視装置
１１３，１１４，１１５，１１６地絡計測装置
１５１収集装置
３０１，３０２監視システム
４０１太陽光発電システム

Claims

監視装置であって、
太陽電池パネルを含む発電部の出力を計測する第１の計測部と、
前記第１の計測部の計測結果を示す第１の計測情報を電力線を介して差動伝送する通信部と、
前記通信部の出力端側において、前記電力線の一方の線およびグランド間の第１の電圧、および前記電力線の他方の線およびグランド間の第２の電圧を計測する第２の計測部を備え、
前記通信部は、さらに、前記第２の計測部の計測結果を示す第２の計測情報を前記電力線を介して差動伝送する、監視装置。
異なる前記発電部の出力をそれぞれ計測する複数の前記監視装置が設けられ、
各前記発電部からの出力ラインが電力変換装置に電気的に接続される、請求項１に記載の監視装置。
各々が、太陽電池パネルを含む発電部の出力を計測し、計測結果を示す第１の計測情報を電力線を介して差動伝送する複数の監視装置、の出力端側における電圧の計測結果を示す第２の計測情報をそれぞれ取得する取得部と、
前記取得部によって取得された各前記第２の計測情報に基づいて、前記監視装置ごとに前記電力線に対応する回路における地絡を検知する検知部とを備え、
前記第２の計測情報は、前記電力線の一方の線およびグランド間の第１の電圧の計測結果、および前記電力線の他方の線およびグランド間の第２の電圧の計測結果を示し、
前記検知部は、前記第２の計測情報の示す前記第１の電圧の計測結果および前記第２の電圧の計測結果に基づいて、前記地絡を検知する、判定装置。
太陽電池パネルを含む発電部の出力を計測し、計測結果を示す第１の計測情報を電力線を介して差動伝送する監視装置の出力端側において、前記電力線の一方の線およびグランド間の第１の電圧、および前記電力線の他方の線およびグランド間の第２の電圧を計測する計測部と、
前記計測部の計測結果を示す第２の計測情報、または前記計測結果に基づく第２の計測情報を出力する出力部とを備える、地絡計測装置。
前記地絡計測装置は、さらに、
前記第２の計測情報に基づいて、前記電力線に対応する回路における地絡を検知する検知部を備える、請求項４に記載の地絡計測装置。
前記出力部は、前記第２の計測情報を電力線とは異なる種類の伝送路を介して前記監視装置へ送信する、請求項４または請求項５に記載の地絡計測装置。
前記計測部は、
前記電力線の一方とグランドとの間に接続された第１の抵抗と、
前記電力線の他方とグランドとの間に接続された第２の抵抗とを含み、
前記第１の抵抗および前記第２の抵抗のインピーダンスは、前記電力線に対応する回路における地絡箇所とグランドとの間の所定のインピーダンスよりも大きい、請求項４から請求項６のいずれか１項に記載の地絡計測装置。
前記計測部は、
前記電力線の一方とグランドとの間に接続された第１の抵抗と、
前記電力線の他方とグランドとの間に接続された第２の抵抗と、
前記電力線と前記第１の抵抗および前記第２の抵抗との間に接続されたフィルタとを含み、
前記フィルタの通過帯域は、前記監視装置が前記電力線を介した通信に用いる通信信号の帯域を含む、請求項４から請求項７のいずれか１項に記載の地絡計測装置。
監視装置における監視方法であって、
太陽電池パネルを含む発電部の出力の計測結果を示す第１の計測情報を電力線を介して差動伝送する通信部、の出力端側において、前記電力線の一方の線およびグランド間の第１の電圧、および前記電力線の他方の線およびグランド間の第２の電圧を計測するステップと、
前記第１の電圧の計測結果および前記第２の電圧の計測結果を示す第２の計測情報を前記電力線を介して差動伝送するステップとを含む、監視方法。
判定装置における判定方法であって、
各々が、太陽電池パネルを含む発電部の出力を計測し、計測結果を示す第１の計測情報を電力線を介して差動伝送する複数の監視装置、の出力端側における電圧の計測結果を示す第２の計測情報をそれぞれ取得するステップと、
取得した各前記第２の計測情報に基づいて、前記監視装置ごとに前記電力線に対応する回路における地絡を検知するステップとを含み、
前記監視装置は、前記電力線の一方の線およびグランド間の第１の電圧、および前記電力線の他方の線およびグランド間の第２の電圧を計測し、
前記地絡を検知するステップにおいては、前記第２の計測情報の示す前記第１の電圧の計測結果および前記第２の電圧の計測結果に基づいて、前記地絡を検知する、判定方法。
地絡計測装置における計測方法であって、
太陽電池パネルを含む発電部の出力を計測し、計測結果を示す第１の計測情報を電力線を介して差動伝送する監視装置の出力端側において、前記電力線の一方の線およびグランド間の第１の電圧、および前記電力線の他方の線およびグランド間の第２の電圧を計測するステップと、
計測結果を示す第２の計測情報、または前記計測結果に基づく第２の計測情報を出力するステップとを含む、計測方法。