JP6756188B2 - 発電状態判定装置、発電状態判定方法および判定プログラム - Google Patents

Description

本発明は、発電状態判定装置、監視装置、発電状態判定方法および判定プログラムに関する。

近年、太陽光発電システムを監視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。

特開２０１２−２０５０７８号公報

太陽光発電システムの発電状態は様々な理由により変動する。その理由は、太陽電池パネル自体の劣化、異常および故障のためであったり、季節および天候のためであったり、建造物または樹木といった周囲の構造物による日陰のためであったりする。太陽電池パネルが正常であっても日陰により発電ロスが継続的に生じている場合も含め、期待する発電量が得られないような場合には対策が必要になることがある。その対策のために発電状態を判定する技術が求められる。

さらに太陽光発電システムが設けられる敷地は、広いことが多い。また対策者の居場所が太陽光発電システムから遠方になってしまうこともある。このような場合において誤判定が多いと、対策者にとって確認の負担が大きくなる。

しかしながら、誤判定を防ぐために判定を複雑化させると、導入および運用のためのコストおよび作業量が増加してしまう可能性がある。したがって、誤判定を少なくしつつ極力簡素な、太陽光発電システムに適した判定技術が望まれる。

この発明は、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の状態をより正確かつ簡素に判定することが可能な発電状態判定装置、監視装置、発電状態判定方法および判定プログラムを提供することである。

（１）上記課題を解決するために、この発明のある局面に係わる発電状態判定装置は、複数の太陽電池パネルを含む複数の発電部を備える太陽光発電システムに用いられる発電状態判定装置であって、前記複数の発電部の出力の計測結果をそれぞれ示す複数の計測情報を取得する取得部と、前記複数の発電部のうち発電状態を判定する対象の発電部の計測結果と、前記対象の発電部以外の発電部の計測結果を少なくとも１つ用いて定めた基準値との比を算出する算出部と、前記算出部によって算出された前記比に基づいて前記対象の発電部の発電状態を判定する判定部とを備える。

（７）上記課題を解決するために、この発明のある局面に係わる監視装置は、前記（１）に記載の発電状態判定装置における前記取得部に前記計測情報を送信する。

（８）上記課題を解決するために、この発明のある局面に係わる発電状態判定方法は、複数の太陽電池パネルを含む複数の発電部を備える太陽光発電システムの発電状態を判定するための発電状態判定方法であって、前記複数の発電部の出力の計測結果をそれぞれ示す複数の計測情報を取得するステップと、前記複数の発電部のうち発電状態を判定する対象の発電部の計測結果と、前記対象の発電部以外の発電部の計測結果を少なくとも１つ用いて定めた基準値との比に基づいて前記対象の発電部の発電状態を判定するステップとを含む。

（９）上記課題を解決するために、この発明のある局面に係わる判定プログラムは、複数の太陽電池パネルを含む複数の発電部を備える太陽光発電システムに用いられる発電状態判定装置としてコンピュータを機能させるための判定プログラムであって、コンピュータを、前記複数の発電部の出力の計測結果をそれぞれ示す複数の計測情報を取得する取得部と、前記複数の発電部のうち発電状態を判定する対象の発電部の計測結果と、前記対象の発電部以外の発電部の計測結果を少なくとも１つ用いて定めた基準値との比を算出する算出部と、前記算出部によって算出された前記比に基づいて前記対象の発電部の発電状態を判定する判定部と、として機能させるためのプログラムである。

本発明は、このような特徴的な処理部を備える発電状態判定装置として実現できるだけでなく、発電状態判定装置を備える発電状態判定システムとして実現することができる。また、本発明は、発電状態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することができる。

また、本発明は、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できるだけでなく、監視装置を備える発電状態判定システムとして実現することができる。また、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することができる。

本発明によれば、太陽光発電システムの状態をより正確かつ簡素に判定することができる。

図１は、本発明の第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、本発明の第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は、本発明の第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は、本発明の第１の実施の形態に係る発電状態判定システムの構成を示す図である。 図５は、本発明の第１の実施の形態に係る発電状態判定システムにおける監視装置の構成を示す図である。 図６は、本発明の第１の実施の形態に係る発電状態判定システムにおける発電状態判定装置の構成を示す図である。 図７は、本発明の第１の実施の形態に係る発電状態判定システムにおける発電状態判定装置が保持する監視情報の一例を示す図である。 図８は、本発明の第１の実施の形態に係る発電状態判定システムにおける監視装置によって計測された発電電力の時間変化の一例を示す図である。 図９は、本発明の第１の実施の形態に係る発電状態判定システムにおける監視装置によって計測された発電電力の時間変化の一例を示す図である。 図１０は、本発明の第１の実施の形態に係る発電状態判定装置における判定部が第１異常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１１は、本発明の第１の実施の形態に係る発電状態判定システムにおける監視装置によって計測された発電電力の時間変化の一例を示す図である。 図１２は、本発明の第１の実施の形態に係る発電状態判定装置における判定部が原因切り分け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、本発明の第１の実施の形態に係る発電状態判定装置における判定部が第２異常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、本発明の第１の実施の形態に係る発電状態判定装置における判定部が第２異常判定処理の変形例を行う際の動作手順を定めたフローチャートである。 図１５は、本発明の第１の実施の形態に係る監視装置によって抽出された月最大ピーク電力情報に含まれるピーク比の初期値比の時間変化の一例を示す図である。 図１６は、本発明の第１の実施の形態に係る監視装置によって抽出された月最小ピーク電力情報に含まれるピーク比の時間変化の一例を示す図である。 図１７は、本発明の第１の実施の形態に係る発電状態判定装置が日毎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１８は、本発明の第２の実施の形態に係る発電状態判定システムの構成を示す図である。

最初に、本発明の実施形態の内容を列記して説明する。

（１）本発明の実施の形態に係る発電状態判定装置は、複数の太陽電池パネルを含む複数の発電部を備える太陽光発電システムに用いられる発電状態判定装置であって、前記複数の発電部の出力の計測結果をそれぞれ示す複数の計測情報を取得する取得部と、前記複数の発電部のうち発電状態を判定する対象の発電部の計測結果と、前記対象の発電部以外の発電部の計測結果を少なくとも１つ用いて定めた基準値との比を算出する算出部と、前記算出部によって算出された前記比に基づいて前記対象の発電部の発電状態を判定する判定部とを備える。

このように、基準値および計測結果に基づく比を判定に用いる構成により、時間的変化の影響を受けにくい判定を行うことができる。したがって、太陽光発電システムの状態をより正確かつ簡素に判定することができる。

（２）好ましくは、前記基準値は、前記基準値を定めるのに用いることが可能な計測結果が複数ある場合、前記複数の計測結果のうちの最小の値を示す計測結果を除いて定められる。

このように、最小の値は恒常的要因により他の値とかけ離れていることが考えられるため、念のため最小の値を基準値の算出から除外する構成により、より適切な基準値を算出することができ、太陽光発電システムの状態の判定精度を向上させることができる。

（３）好ましくは、複数の前記発電部からの出力ラインを集約する接続箱が複数設置され、各前記接続箱からの集約ラインが電力変換装置に電気的に接続され、前記算出部は、前記接続箱ごとに前記基準値を算出し、前記判定部は、前記発電部ごとに前記状態を判定する。

このような構成により、接続箱と出力ラインを介して接続される各発電部の発電環境は大きく異ならない場合が多いので、発電環境による影響がより抑制された基準値を算出することができる。これにより、発電環境による影響を排除することができるので、たとえば、発電部の出力特性の劣化についてより正しく判定することができる。

（４）好ましくは、複数の前記発電部からの出力ラインを集約する接続箱が複数設置され、各前記接続箱からの集約ラインが電力変換装置に電気的に接続され、前記算出部は、前記電力変換装置ごとに前記基準値を算出し、前記判定部は、前記接続箱ごとに前記状態を判定する。

このような構成により、上記複数の発電部の発電環境が接続箱ごとに変化する場合においても、発電環境による影響を平準化した基準値を算出することができるので、たとえば、接続箱ごとの発電環境をより正しく判定することができる。

（５）好ましくは、前記取得部は、１日における複数の時間帯における前記計測結果を示す前記計測情報を取得し、前記算出部は、前記時間帯ごとに前記基準値を算出し、かつ前記時間帯ごとに前記比を算出する。

このような構成により、太陽電池パネルと太陽との位置関係に応じた基準値を算出することができるので、当該位置関係を加味した判定を行うことができる。

（６）好ましくは、前記取得部は、１日における前記出力の最大値を前記計測結果として示す前記計測情報を取得する。

このような構成により、簡易に取得でき、かつ発電部の出力を適切に表す最大値を用いて太陽光発電システムの状態を判定することができる。

（７）本発明の実施の形態に係る監視装置は、前記（１）から（６）のいずれか１つに記載の発電状態判定装置における前記取得部に前記計測情報を送信する。

このような構成により、基準値および計測結果に基づく比を判定に用いることで、時間的変化の影響を受けにくい判定を行うことが可能な上記発電状態判定装置における判定に適した監視装置を提供することができる。したがって、太陽光発電システムの状態をより正確かつ簡素に判定することができる。

（８）本発明の実施の形態に係る発電状態判定方法は、複数の太陽電池パネルを含む複数の発電部を備える太陽光発電システムの発電状態を判定するための発電状態判定方法であって、前記複数の発電部の出力の計測結果をそれぞれ示す複数の計測情報を取得するステップと、前記複数の発電部のうち発電状態を判定する対象の発電部の計測結果と、前記対象の発電部以外の発電部の計測結果を少なくとも１つ用いて定めた基準値との比に基づいて前記対象の発電部の発電状態を判定するステップとを含む。

このように、基準値および計測結果に基づく比を判定に用いる構成により、時間的変化の影響を受けにくい判定を行うことができる。したがって、太陽光発電システムの状態をより正確かつ簡素に判定することができる。

（９）本発明の実施の形態に係る判定プログラムは、複数の太陽電池パネルを含む複数の発電部を備える太陽光発電システムに用いられる発電状態判定装置としてコンピュータを機能させるための判定プログラムであって、コンピュータを、前記複数の発電部の出力の計測結果をそれぞれ示す複数の計測情報を取得する取得部と、前記複数の発電部のうち発電状態を判定する対象の発電部の計測結果と、前記対象の発電部以外の発電部の計測結果を少なくとも１つ用いて定めた基準値との比を算出する算出部と、前記算出部によって算出された前記比に基づいて前記対象の発電部の発電状態を判定する判定部と、として機能させるためのプログラムである。

このように、基準値および計測結果に基づく比を判定に用いる構成により、時間的変化の影響を受けにくい判定を行うことができる。したがって、太陽光発電システムの状態をより正確かつ簡素に判定することができる。

以下、本発明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４０１の構成］
図１は、本発明の第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つの集電ユニット６０と、ＰＣＳ８とを備える。ＰＣＳ８は、銅バー７と、電力変換部９とを含む。

図１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２は、本発明の第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２を参照して、集電ユニット６０は、４つの太陽電池ユニット７５と、銅バー７２とを含む。

図２では、４つの太陽電池ユニット７５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７５が設けられてもよい。

図３は、本発明の第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３を参照して、太陽電池ユニット７５は、４つの発電部７８と、銅バー７７とを含む。発電部７８は、複数の太陽電池パネルを含む。

図３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。

太陽光発電システム４０１では、複数の発電部７８からの出力ラインおよび集約ラインすなわち電力線がそれぞれＰＣＳ８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２および図３を参照して、集約ライン５は、対応の太陽電池ユニット７５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。

再び図１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が電力変換装置の一例であるＰＣＳ８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は、たとえば、コンテナ６の内部に設けられている。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系統へ出力する。

［発電状態判定システム３０１の構成］
図４は、本発明の第１の実施の形態に係る発電状態判定システムの構成を示す図である。

図４を参照して、発電状態判定システム３０１は、発電状態判定装置１０１と、複数の監視装置１１１と、収集装置１５１とを備える。

図４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、発電状態判定システム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。

発電状態判定システム３０１は、太陽光発電システム４０１に用いられる。発電状態判定システム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７５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７５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７５における各出力ライン１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、たとえば、コンテナ６の内部において、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。なお、収集装置１５１は、コンテナ６の外部に設けられてもよい。

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：Ｐｏｗｅｒ Ｌｉｎｅ Ｃｏｍｍｕｎｉｃａｔｉｏｎ）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、対応の出力ラインの電流および電圧の計測結果を示す監視情報を送信する。収集装置１５１は、各監視装置１１１の計測結果を収集する。

以下、監視装置１１１から収集装置１５１への方向を上り方向と称し、収集装置１５１から監視装置１１１への方向を下り方向と称する。

［監視装置１１１の構成］
図５は、本発明の第１の実施の形態に係る発電状態判定システムにおける監視装置の構成を示す図である。図５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５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２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１６と、電圧センサ１７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監視情報を、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監視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１７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１７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および電圧センサ１７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。

検出処理部１１は、作成した各デジタル信号の示す計測値と、対応の電流センサ１６のＩＤ（以下、電流センサＩＤとも称する。）、電圧センサ１７のＩＤ（以下、電圧センサＩＤとも称する。）、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。）とを含む監視情報を作成し、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、データ部分が監視情報である監視情報パケットを作成する。そして、検出処理部１１は、作成した監視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、監視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から受ける監視情報パケットを収集装置１５１へ送信する。

監視装置１１１は、たとえば、発電部７８が発電した電力を用いて動作する。したがって、監視装置１１１は、発電部７８が発電を行うことが可能な日の出から日没までにおいて、監視情報パケットを収集装置１５１へ送信する。

再び図４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、監視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から監視情報パケットを受信すると、受信した監視情報パケットから監視情報を取得するとともに、カウンタにおける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、受信時刻を監視情報に含めた後、当該監視情報を記憶部に保存する。

［発電状態判定装置１０１の構成］
図６は、本発明の第１の実施の形態に係る発電状態判定システムにおける発電状態判定装置の構成を示す図である。

図６を参照して、発電状態判定装置１０１は、算出処理部（取得部および算出部）８２と、判定部８３と、通信処理部８４と、記憶部８５とを備える。

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、ならびに監視装置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および電圧センサＩＤとの対応関係Ｒ１が登録されている。

発電状態判定装置１０１は、この実施の形態においてクラウドサーバであり、監視情報を収集装置１５１から定期的に取得し、取得した監視情報を処理する。なお、発電状態判定装置１０１は、クラウドサーバに設けられる構成に限定するものではなく、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、発電状態判定装置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、たとえば、指定された日毎処理タイミング、具体的には毎日の日没後のあるタイミングにおいて監視情報収集処理を行う。なお、発電状態判定装置１０１を収集装置１５１に内蔵する構成にすれば、より短い間隔で監視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、かつ当日（以下、処理日とも称する。）に属する受信時刻を含む監視情報を要求するための監視情報要求を収集装置１５１へ送信する。

収集装置１５１は、発電状態判定装置１０１から監視情報要求を受信すると、受信した監視情報要求に従って、監視情報要求の内容を満足する１または複数の監視情報を発電状態判定装置１０１へ送信する。

図７は、本発明の第１の実施の形態に係る発電状態判定システムにおける発電状態判定装置が保持する監視情報の一例を示す図である。

図７を参照して、通信処理部８４は、監視情報要求の応答として収集装置１５１から１または複数の監視情報を受信すると、受信した監視情報に基づいて発電部７８の発電電力をそれぞれ算出する。

具体的には、通信処理部８４は、たとえば、監視情報に含まれる電流センサＩＤごとすなわち発電部７８ごとの電流値と当該監視情報に１つ含まれる電圧値とを乗じることにより、電流センサＩＤごとの発電電力を算出し、算出した電流センサＩＤごとの発電電力を当該監視情報に含める。

したがって、監視情報には、４つの発電部７８の出力をそれぞれ示す４つの計測情報が含まれる。この例では、発電部７８の出力は、電流値、電圧値および発電電力である。なお、１つの監視情報に４つの計測情報が含まれる構成に限らず、１つの監視情報に１つ、２つまたは５つ以上の計測情報が含まれる構成であってもよい。

通信処理部８４は、処理後の各監視情報を記憶部８５に保存するとともに、処理完了通知を算出処理部８２へ出力する。

［ピーク比算出処理］
図８は、本発明の第１の実施の形態に係る発電状態判定システムにおける監視装置によって計測された発電電力の時間変化の一例を示す図である。なお、図８において、縦軸は発電電力を示し、横軸は時間を示す。図８には、朝の時間帯において影等の時間的に変動する要因の影響を受ける発電部７８において発電された発電電力の時間変化Ｃ２が示される。

図８を参照して、算出処理部８２は、複数の発電部７８の出力の計測結果をそれぞれ示す複数の計測情報を取得する。より詳細には、算出処理部８２は、たとえば、１日における複数の発電部７８の出力の最大値を計測結果としてそれぞれ示す複数の計測情報を取得する。

具体的には、算出処理部８２は、通信処理部８４から処理完了通知を受けると、記憶部８５に登録されている監視装置ＩＤを参照し、登録されている各監視情報ＩＤのうちの１つを選択する。

算出処理部８２は、記憶部８５に登録されている対応関係Ｒ１を参照し、選択した監視情報ＩＤに対応する４つの電流センサＩＤのうちの１つを選択する。

算出処理部８２は、選択した監視装置ＩＤおよび電流センサＩＤ（以下、選択電流センサＩＤとも称する。）を含む監視情報のうち、処理日における最大の発電電力、具体的には、図８に示すＰｄｘを含む監視情報を記憶部８５から取得し、取得した監視情報に選択電流センサＩＤを含めたピーク計測情報を作成する。

算出処理部８２は、当該４つの電流センサＩＤにおいて未選択の電流センサＩＤを選択し、ピーク計測情報を同様に作成する。

算出処理部８２は、記憶部８５に登録されている各監視装置ＩＤにおいて未選択の監視装置ＩＤを選択し、選択した監視装置ＩＤに対応する４つの電流センサＩＤのピーク計測情報を同様に作成する。

このようにして、監視装置ＩＤごとすなわち接続箱７６ごとかつ対応の電流センサＩＤごとのピーク計測情報が作成される。

算出処理部８２は、複数の発電部７８のうち発電状態を判定する対象の発電部７８の計測結果と、当該対象の発電部７８以外の発電部７８の計測結果を少なくとも１つ用いて定めた基準値との比を算出する。

詳細には、算出処理部８２は、たとえば、対象の発電部７８の計測結果と、対象の発電部７８のグループに含まれる各発電部７８の計測結果のすべてを用いて定めた基準値との比を算出する。

言い換えると、算出処理部８２は、たとえば、取得した各計測情報に基づいて基準値を算出し、計測情報の示す計測結果と基準値との比を算出する。

基準値を算出するためには、基準値と比較される対象以外の計測結果が少なくとも１つ用いられる。１つのストリングに含まれる太陽電池パネル群は、太陽電池パネルの設置角度等の設置状況、樹木に近接する等の周辺環境および気象状況等が共通することが多く、対象以外の計測結果を少なくとも１つ含んでいれば、それらの共通要因に影響されることなく対象の発電状態を正確に判定し易くなると考えられるためである。

また、発電状態を判定する上で、計測結果と基準値との差ではなく、計測結果と基準値との比を用いることは判定を簡素化するために重要である。同じ太陽電池パネルに対する日照は時間的に変化し、その変化の態様も個体差等によって幾らか異なる。それらの個体群から構成される発電部７８単位においても同様の傾向で、時間的に変化し、その変化の態様も発電部７８単位で異なる可能性がある。

計測結果と基準値との差を用いると、定常的な影響を排除することができる。しかしながら、たとえば日照等の時間的な影響によって、他の条件は同じでも差が変動してしまう。このため、その変動に応じて基準値を変更するような対策が必要になる。

一方、計測結果と基準値との比を利用すると、時間的な変動も相殺される。このため太陽光発電システム４０１における発電部７８の発電状態を判定する上では差を用いるよりも比を用いることが有効であることを本発明者は見出し、それによってより正確かつ簡素な判定が可能になると認識した。

時間的な変動要因を比によって相殺するためには、対象の計測結果と基準値算出に用いられる計測結果とが同じ時刻または同じ時間帯に得られたものが好ましい。しかしながら、変動が影響しない範囲で異なる時刻または異なる時間帯の計測結果を基準値算出に用いるようにしてもよい。

算出処理部８２は、この実施の形態において、接続箱７６ごとに基準値ＳＣＭを算出する。算出処理部８２は、基準値ＳＣＭを算出するために、取得した複数の計測情報の全てを使ってもよいし一部を使ってもよい。この実施の形態において、基準値ＳＣＭは、複数の計測情報が示す計測結果の平均値である。この平均値を求めるにあたって、発電部７８の出力が最小となる計測結果を基準値の算出から除外することができる。

最小となる計測結果は、異常等により出力が低下した結果である可能性があり、基準値ＳＣＭがその影響を受けないようにするためである。その他、予め定めた値以上の計測結果のみを基準値ＳＣＭの算出に用いるようにしてもよい。また、上記平均値を求めるにあたって、発電部７８の出力が最大となる計測結果を基準値の算出から除外する構成であってもよい。

より具体的には、算出処理部８２は、同じ監視装置ＩＤを含む４つのピーク計測情報において、選択電流センサＩＤに対応する発電電力が最小のピーク計測情報を除外し、除外後の３つのピーク計測情報に含まれる発電電力の平均値を当該監視装置ＩＤに対応する基準値ＳＣＭとして算出する。

そして、算出処理部８２は、当該４つのピーク計測情報のそれぞれについて、選択電流センサＩＤに対応する発電電力を基準値ＳＣＭで除した値であるピーク比ＲＭを算出し、ピーク比ＲＭ、当該発電電力、当該監視装置ＩＤ、当該選択電流センサＩＤおよび処理日を含むピーク電力情報を作成する。なお、算出処理部８２は、基準値ＳＣＭを当該発電電力で除した値をピーク比として算出してもよい。

このようにして、監視装置ＩＤごとかつ対応の電流センサＩＤごとのピーク電力情報が作成される。

算出処理部８２は、作成した各ピーク電力情報を記憶部８５に保存するとともに、判定部８３へ出力する。

なお、この実施の形態では、一定時間内における計測結果の最大値であるピーク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。ある定まった時刻の計測結果、およびある時間内における計測結果の平均値等を用いる構成であってもよい。たとえば１日において最大値を示すことが多い時間帯を予め定めておき、当該時間帯における計測情報を用いる構成であってもよい。

［面積比算出処理］
図９は、本発明の第１の実施の形態に係る発電状態判定システムにおける監視装置によって計測された発電電力の時間変化の一例を示す図である。なお、図９において、縦軸は発電電力を示し、横軸は時間を示す。図９には、時間変化Ｃ２（図８参照）が示される。

図９を参照して、算出処理部８２は、たとえば、１日における複数の時間帯における計測結果を示す計測情報を取得する。

具体的には、算出処理部８２は、たとえば、処理日における朝の時間帯、昼の時間帯および夕方の時間帯の各々における計測結果を示す計測情報を取得する。図９に示すように、これらの時間帯は互いに重複していない。なお、これらの時間帯の一部または全部が重複してもよい。

より詳細には、算出処理部８２は、監視情報に含まれる受信時刻を参照しながら、受信時刻が朝の時間帯、昼の時間帯および夕方の時間帯にそれぞれ属する監視情報ＭＡ、ＭＢおよびＭＣを計測情報として記憶部８５から取得し、取得した監視情報ＭＡ、ＭＢおよびＭＣに含まれる監視装置ＩＤを用いて、監視情報ＭＡ，ＭＢ，ＭＣの各々を監視装置ＩＤ別に分類する。

算出処理部８２は、たとえば、接続箱７６ごとに基準値ＳＣＡ，ＳＣＢ，ＳＣＣを算出する。具体的には、算出処理部８２は、たとえば、記憶部８５に登録されている各監視装置ＩＤのうちの１つを選択する。

そして、算出処理部８２は、選択した監視装置ＩＤ（以下、選択監視装置ＩＤとも称する。）に分類された各監視情報ＭＡにおいて、対応の電流センサＩＤごとに発電電力を合計することにより、対応の電流センサＩＤごとの面積ＳＡを算出する。

同様に、算出処理部８２は、選択監視装置ＩＤに分類された各監視情報ＭＢおよびＭＣにおいて、対応の電流センサＩＤごとに発電電力を合計することにより、対応の電流センサＩＤごとの面積ＳＢおよびＳＣをそれぞれ算出する。

算出処理部８２は、たとえば、対応の電流センサＩＤごとの面積ＳＡのうち、最小の面積ＳＡを基準値の算出対象から除外し、除外後の各面積ＳＡの平均を選択監視装置ＩＤに対応する基準値ＳＣＡとして算出する。

同様に、算出処理部８２は、たとえば、対応の電流センサＩＤごとの面積ＳＢのうち、最小の面積ＳＢを基準値の算出対象から除外し、除外後の各面積ＳＢの平均を選択監視装置ＩＤに対応する基準値ＳＣＢとして算出する。

同様に、算出処理部８２は、たとえば、対応の電流センサＩＤごとの面積ＳＣのうち、最小の面積ＳＣを基準値の算出対象から除外し、除外後の各面積ＳＣの平均を選択監視装置ＩＤに対応する基準値ＳＣＣとして算出する。

そして、算出処理部８２は、対応の電流センサＩＤごとに、面積ＳＡを基準値ＳＣＡで除した値である面積比ＲＡを算出する。なお、算出処理部８２は、基準値ＳＣＡを面積ＳＡで除した値を面積比として算出してもよい。

同様に、算出処理部８２は、対応の電流センサＩＤごとに、面積ＳＢを基準値ＳＣＢで除した値である面積比ＲＢ、および面積ＳＣを基準値ＳＣＣで除した値である面積比ＲＣを算出する。

算出処理部８２は、対応の電流センサＩＤごとに、面積比ＲＡ、面積ＳＡ、選択監視装置ＩＤ、対応の電流センサＩＤおよび処理日を含む電力量情報ＥＡを作成する。同様に、算出処理部８２は、対応の電流センサＩＤごとに、面積比ＲＢ、面積ＳＢ、選択監視装置ＩＤ、対応の電流センサＩＤおよび処理日を含む電力量情報ＥＢを作成する。同様に、算出処理部８２は、対応の電流センサＩＤごとに、面積比ＲＣ、面積ＳＣ、選択監視装置ＩＤ、対応の電流センサＩＤおよび処理日を含む電力量情報ＥＣを作成する。

算出処理部８２は、記憶部８５に登録されている監視装置ＩＤにおいて未選択の監視装置ＩＤを選択し、対応の電流センサＩＤごとの電力量情報ＥＡ〜ＥＣを同様に作成する。

このようにして、監視装置ＩＤごとかつ対応の電流センサＩＤごとの、電力量情報ＥＡ，ＥＢ，ＥＣが作成される。

算出処理部８２は、作成した各電力量情報ＥＡ、各電力量情報ＥＢおよび各電力量情報ＥＣを記憶部８５に保存するとともに、判定部８３へ出力する。

［月間集計処理］
再び図６を参照して、算出処理部８２は、所定期間ごとに、たとえば月ごとに計測情報を整理する。より詳細には、算出処理部８２は、指定された月毎処理タイミング、具体的には月末日の日没後のあるタイミングにおいて計測情報整理処理を行う。

より詳細には、算出処理部８２は、月毎処理タイミングが到来すると、当月（以下、対象月とも称する。）における各ピーク電力情報、各電力量情報ＥＡ、各電力量情報ＥＢおよび各電力量情報ＥＣを記憶部８５から取得する。

算出処理部８２は、取得した各ピーク電力情報の中から、監視装置ＩＤごとかつ対応の電流センサＩＤごとに、対象月において最大の発電電力を示すピーク電力情報（以下、月最大ピーク電力情報とも称する。）、および対象月において最小の発電電力を示すピーク電力情報（以下、月最小ピーク電力情報とも称する。）を抽出する。

また、算出処理部８２は、取得した各電力量情報ＥＡの中から、監視装置ＩＤごとかつ対応の電流センサＩＤごとに、対象月の朝の時間帯において最大の面積ＳＡすなわち発電電力量を示す電力量情報ＥＡ（以下、月最大電力量情報ＥＡとも称する。）、および対象月の朝の時間帯において最小の面積ＳＡを示す電力量情報ＥＡ（以下、月最小電力量情報ＥＡとも称する。）を抽出する。

また、算出処理部８２は、取得した各電力量情報ＥＢの中から、監視装置ＩＤごとかつ対応の電流センサＩＤごとに、対象月の昼の時間帯において最大の面積ＳＢを示す電力量情報ＥＢ（以下、月最大電力量情報ＥＢとも称する。）、および対象月の昼の時間帯において最小の面積ＳＢを示す電力量情報ＥＢ（以下、月最小電力量情報ＥＢとも称する。）を抽出する。

また、算出処理部８２は、取得した各電力量情報ＥＣの中から、監視装置ＩＤごとかつ対応の電流センサＩＤごとに、対象月の夕方の時間帯において最大の面積ＳＣを示す電力量情報ＥＣ（以下、月最大電力量情報ＥＣとも称する。）、および対象月の夕方の時間帯において最小の面積ＳＣを示す電力量情報ＥＣ（以下、月最小電力量情報ＥＣとも称する。）を抽出する。

算出処理部８２は、抽出した、監視装置ＩＤごとかつ対応の電流センサＩＤごとの、月最大ピーク電力情報、月最小ピーク電力情報、月最大電力量情報ＥＡ，ＥＢ，ＥＣおよび月最小電力量情報ＥＡ，ＥＢ，ＥＣを記憶部８５に保存する。

なお、算出処理部８２は、暦上の月ごとに計測情報を整理する構成に限らず、任意の起算日に基づく月ごとに計測情報を整理する構成であってもよい。

また、算出処理部８２は、月ごとに計測情報を整理する構成に限らず、たとえば、日ごと、週ごと、３か月ごとまたは６か月ごとに計測情報を整理する構成であってもよい。

［発電部７８ごとの判定処理］
判定部８３は、算出処理部８２によって算出された面積比ＲＡ，ＲＢ，ＲＣおよびピーク比ＲＭに基づいて太陽光発電システム４０１の状態、詳細には対象の発電部７８の発電状態を判定する。より詳細には、判定部８３は、たとえば、発電部７８ごとに当該発電部７８に関する異常を判定する。

［動作］
発電状態判定システム３０１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１０は、本発明の第１の実施の形態に係る発電状態判定装置における判定部が第１異常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１０を参照して、判定部８３が、処理日における発電部７８についての第１異常判定処理を行う状況を想定する。

まず、判定部８３は、記憶部８５に登録されている各監視装置ＩＤのうちの１つを選択する（ステップＳ１０２）。

次に、判定部８３は、選択した監視装置ＩＤに対応する各電流センサＩＤのうちの１つを選択する（ステップＳ１０４）。

次に、判定部８３は、選択した監視装置ＩＤおよび電流センサＩＤに対応する電力量情報ＥＡに含まれる面積比ＲＡと所定のしきい値ＴｈＡとを比較する（ステップＳ１０６）。

判定部８３は、面積比ＲＡがしきい値ＴｈＡ以上である場合（ステップＳ１０６でＮＯ）、選択した監視装置ＩＤおよび電流センサＩＤに対応する発電部７８について朝の時間帯における出力異常がないと判定する（ステップＳ１０８）。

次に、判定部８３は、面積比ＲＡがしきい値ＴｈＡより小さいか（ステップＳ１０６でＹＥＳ）、または朝の時間帯における出力異常がないと判定すると（ステップＳ１０８）、選択した監視装置ＩＤおよび電流センサＩＤに対応する電力量情報ＥＢに含まれる面積比ＲＢと所定のしきい値ＴｈＢとを比較する（ステップＳ１１０）。

判定部８３は、面積比ＲＢがしきい値ＴｈＢ以上である場合（ステップＳ１１０でＮＯ）、選択した監視装置ＩＤおよび電流センサＩＤに対応する発電部７８について昼の時間帯における出力異常がないと判定する（ステップＳ１１２）。

次に、判定部８３は、面積比ＲＢがしきい値ＴｈＢより小さいか（ステップＳ１１０でＹＥＳ）、または昼の時間帯における出力異常がないと判定すると（ステップＳ１１２）、選択した監視装置ＩＤおよび電流センサＩＤに対応する電力量情報ＥＣに含まれる面積比ＲＣと所定のしきい値ＴｈＣとを比較する（ステップＳ１１４）。

判定部８３は、面積比ＲＣがしきい値ＴｈＣ以上である場合（ステップＳ１１４でＮＯ）、選択した監視装置ＩＤおよび電流センサＩＤに対応する発電部７８について夕方の時間帯における出力異常がないと判定する（ステップＳ１１６）。

次に、判定部８３は、面積比ＲＣがしきい値ＴｈＣより小さいか（ステップＳ１１４でＹＥＳ）、または夕方の時間帯における出力異常がないと判定すると（ステップＳ１１６）、朝、昼および夕方のすべての時間帯において出力異常なしと判定したか否かを確認する（ステップＳ１１８）。

判定部８３は、出力異常ありと判定した時間帯が存在する場合（ステップＳ１１８でＮＯ）、後述する原因切り分け処理を行う（ステップＳ１２０）。

次に、判定部８３は、すべての時間帯において出力異常なしと判定したか（ステップＳ１１８でＹＥＳ）、または原因切り分け処理を行うと（ステップＳ１２０）、対応の各電流センサＩＤをすべて選択したか否かを確認する（ステップＳ１２２）。

判定部８３は、対応の各電流センサＩＤの中で未選択の電流センサＩＤが存在する場合（ステップＳ１２２でＮＯ）、対応の各電流センサＩＤにおいて未選択の電流センサＩＤを１つ選択する（ステップＳ１０４）。

一方、判定部８３は、対応の各電流センサＩＤをすべて選択した場合（ステップＳ１２２でＹＥＳ）、登録されている各監視装置ＩＤをすべて選択したか否かを確認する（ステップＳ１２４）。

判定部８３は、登録されている各監視装置ＩＤの中で未選択の監視装置ＩＤが存在する場合（ステップＳ１２４でＮＯ）、登録されている各監視装置ＩＤにおいて未選択の監視装置ＩＤを１つ選択する（ステップＳ１０２）。

一方、判定部８３は、登録されている各監視装置ＩＤをすべて選択した場合（ステップＳ１２４でＹＥＳ）、判定結果を記憶部８５に保存する（ステップＳ１２６）。

ここで、しきい値ＴｈＡ〜ＴｈＣの値は、同じであってもよいし、一部または全部が異なってもよい。

図１１は、本発明の第１の実施の形態に係る発電状態判定システムにおける監視装置によって計測された発電電力の時間変化の一例を示す図である。なお、図１１において、縦軸は発電電力を示し、横軸は時間を示す。図１１には、いずれの時間帯においても影の影響を受けない発電部７８において発電された発電電力の時間変化Ｃ１と、影響を受けた時間変化Ｃ２（図８参照）とが示される。この例では、理解を容易にするために時間変化Ｃ１および時間変化Ｃ２において影等の時間的変動要因以外が比較的共通する例を示している。実際には、ピーク値が異なったり、１日の変動カーブが異なったりすることが多い。

図１１を参照して、朝の時間帯において、時間変化Ｃ２の示す発電量は、時間変化Ｃ１の示す発電量と比べて小さい。すなわち、時間変化Ｃ２に基づく面積ＳＡは、時間変化Ｃ１に基づく面積ＳＡと比べて小さい。

たとえば、時間変化Ｃ１，Ｃ２が、同じ監視装置１１１によって計測された場合、時間変化Ｃ２に基づく面積ＳＡ、および時間変化Ｃ１に基づく面積ＳＡを同じ基準値で除した面積比ＲＡが算出されるので、面積比ＲＡと所定のしきい値ＴｈＡとの比較（上記ステップＳ１０６）において、出力異常の有無を正しく判定することができる。

また、朝の時間帯に限らず、昼の時間帯および夕方の時間帯においても同様に正しく判定することができる。

図１２は、本発明の第１の実施の形態に係る発電状態判定装置における判定部が原因切り分け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は、図１０のステップＳ１２０における動作の詳細を示している。

図１２を参照して、まず、判定部８３は、前月における月最小電力量情報ＥＡ、月最小電力量情報ＥＢおよび月最小電力量情報ＥＣを記憶部８５から取得し、取得した月最小電力量情報ＥＡ、月最小電力量情報ＥＢおよび月最小電力量情報ＥＣからそれぞれ面積比ＲＡｍｎ、ＲＢｍｎおよびＲＣｍｎを取得する（ステップＳ２０２）。

次に、判定部８３は、取得した面積比ＲＡｍｎと所定のしきい値ＴｈＡｍｎとを比較する（ステップＳ２０４）。

判定部８３は、面積比ＲＡｍｎがしきい値ＴｈＡｍｎ以上である場合（ステップＳ２０４でＮＯ）、選択した監視装置ＩＤおよび電流センサＩＤに対応する発電部７８において朝の時間帯に影等の時間的に変動する要因の影響があったと判定する（ステップＳ２０６）。

次に、判定部８３は、面積比ＲＡｍｎがしきい値ＴｈＡｍｎより小さいか（ステップＳ２０４でＹＥＳ）、または朝の時間帯に時間的変動要因の影響があったと判定すると（ステップＳ２０６）、取得した面積比ＲＢｍｎと所定のしきい値ＴｈＢｍｎとを比較する（ステップＳ２０８）。

判定部８３は、面積比ＲＢｍｎがしきい値ＴｈＢｍｎ以上である場合（ステップＳ２０８でＮＯ）、選択した監視装置ＩＤおよび電流センサＩＤに対応する発電部７８において昼の時間帯に時間的変動要因の影響があったと判定する（ステップＳ２１０）。

次に、判定部８３は、面積比ＲＢｍｎがしきい値ＴｈＢｍｎより小さいか（ステップＳ２０８でＹＥＳ）、または昼の時間帯に時間的変動要因の影響があったと判定すると（ステップＳ２１０）、取得した面積比ＲＣｍｎと所定のしきい値ＴｈＣｍｎとを比較する（ステップＳ２１２）。

判定部８３は、面積比ＲＣｍｎがしきい値ＴｈＣｍｎ以上である場合（ステップＳ２１２でＮＯ）、選択した監視装置ＩＤおよび電流センサＩＤに対応する発電部７８において夕方の時間帯に時間的変動要因の影響があったと判定する（ステップＳ２１４）。

次に、判定部８３は、面積比ＲＣｍｎがしきい値ＴｈＣｍｎより小さいか（ステップＳ２１２でＹＥＳ）、または夕方の時間帯に時間的変動要因の影響があったと判定すると（ステップＳ２１４）、朝、昼および夕方のすべての時間帯において時間的変動要因の影響がないと判定したか否かを確認する（ステップＳ２１６）。

判定部８３は、すべての時間帯において時間的変動要因の影響がないと判定した場合（ステップＳ２１６でＹＥＳ）、選択した監視装置ＩＤおよび電流センサＩＤに対応する発電部７８における太陽電池パネルの出力低下等の恒常的要因の可能性があると判定する（ステップＳ２１８）。

次に、判定部８３は、時間的変動要因の影響があると判定した時間帯が存在するか（ステップＳ２１６でＮＯ）、または太陽電池パネルの出力低下の可能性があると判定すると（ステップＳ２１８）、原因切り分け処理を終了する。

ここで、しきい値ＴｈＡｍｎ〜ＴｈＣｍｎの値は、同じであってもよいし、一部または全部が異なってもよい。

月最小電力量情報ＥＡには、曇天または雨天の日における面積比ＲＡｍｎが含まれることが多いことから、影の影響をあまり受けない状態における面積比ＲＡｍｎとしきい値ＴｈＡｍｎとの比較（上記ステップＳ２０４）が行われるので、処理日の朝の時間帯における影の影響の有無を正しく判定することができる。

また、朝の時間帯に限らず、昼の時間帯および夕方の時間帯においても同様に正しく判定することができる。

図１３は、本発明の第１の実施の形態に係る発電状態判定装置における判定部が第２異常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、判定部８３が、処理日における発電部７８についての第２異常判定処理を行う状況を想定する。

まず、判定部８３は、記憶部８５に登録されている各監視装置ＩＤのうちの１つを選択する（ステップＳ３０２）。

次に、判定部８３は、選択した監視装置ＩＤに対応する各電流センサＩＤのうちの１つを選択する（ステップＳ３０４）。

次に、判定部８３は、選択した監視装置ＩＤおよび電流センサＩＤに対応するピーク電力情報に含まれるピーク比ＲＭと所定のしきい値ＴｈＭとを比較する（ステップＳ３０６）。

判定部８３は、ピーク比ＲＭがしきい値ＴｈＭ以上である場合（ステップＳ３０６でＮＯ）、選択した監視装置ＩＤおよび電流センサＩＤに対応する発電部７８について出力異常がないと判定する（ステップＳ３０８）。

一方、判定部８３は、ピーク比ＲＭがしきい値ＴｈＭより小さい場合（ステップＳ３０６でＹＥＳ）、月最小ピーク電力情報を記憶部８５から取得し、取得した月最小ピーク電力情報からピーク比ＲＭｍｎを取得する（ステップＳ３１０）。

次に、判定部８３は、取得したピーク比ＲＭｍｎと所定のしきい値ＴｈＭｍｎとを比較する（ステップＳ３１２）。

判定部８３は、ピーク比ＲＭｍｎがしきい値ＴｈＭｍｎ以上である場合（ステップＳ３１２でＮＯ）、選択した監視装置ＩＤおよび電流センサＩＤに対応する発電部７８において影の影響があったと判定する（ステップＳ３１４）。

一方、判定部８３は、ピーク比ＲＭｍｎがしきい値ＴｈＭｍｎより小さい場合（ステップＳ３１２でＹＥＳ）、選択した監視装置ＩＤおよび電流センサＩＤに対応する発電部７８における太陽電池パネルの出力低下の可能性があると判定する（ステップＳ３１６）。

次に、判定部８３は、出力異常がないと判定するか（ステップＳ３０８）、影の影響があったと判定するか（ステップＳ３１４）、または太陽電池パネルの出力低下の可能性があると判定すると（ステップＳ３１６）、対応の各電流センサＩＤをすべて選択したか否かを確認する（ステップＳ３１８）。

判定部８３は、対応の各電流センサＩＤの中で未選択の電流センサＩＤが存在する場合（ステップＳ３１８でＮＯ）、対応の各電流センサＩＤにおいて未選択の電流センサＩＤを１つ選択する（ステップＳ３０４）。

一方、判定部８３は、対応の各電流センサＩＤをすべて選択した場合（ステップＳ１３８でＹＥＳ）、登録されている各監視装置ＩＤをすべて選択したか否かを確認する（ステップＳ３２０）。

判定部８３は、登録されている各監視装置ＩＤの中で未選択の監視装置ＩＤが存在する場合（ステップＳ３２０でＮＯ）、登録されている各監視装置ＩＤにおいて未選択の監視装置ＩＤを１つ選択する（ステップＳ３０２）。

一方、判定部８３は、登録されている各監視装置ＩＤをすべて選択した場合（ステップＳ３２０でＹＥＳ）、判定結果を記憶部８５に保存する（ステップＳ３２２）。

［第２異常判定処理の変形例］
たとえば、ＰＣＳ８から系統への電力供給が過剰となる場合、発電部７８における発電電力の出力抑制制御が行われる。このような場合、同一の接続箱７６に接続されている各発電部７８においても、太陽電池パネルの性能差および劣化度合いの差等に応じて発電電力の抑制量にばらつきが生じることがある。

発電電力の抑制量にばらつきが生じると、図１３に示すステップＳ３０６におけるピーク比ＲＭとしきい値ＴｈＭとの比較結果もばらついてしまう。このため、判定結果が誤ってしまうことがあり、好ましくない。

図１４は、本発明の第１の実施の形態に係る発電状態判定装置における判定部が第２異常判定処理の変形例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を参照して、ステップＳ４０２〜Ｓ４１０の動作は、図１３に示すステップＳ３０２〜Ｓ３１０の動作と同様である。

次に、判定部８３は、取得したピーク比ＲＭｍｎと所定のしきい値ＴｈＭｍｎとを比較する（ステップＳ４１２）。

判定部８３は、ピーク比ＲＭｍｎがしきい値ＴｈＭｍｎより小さい場合（ステップＳ４１２でＹＥＳ）、選択した監視装置ＩＤおよび電流センサＩＤに対応する発電部７８における太陽電池パネルの出力低下の可能性があると判定する（ステップＳ４２０）。

一方、判定部８３は、ピーク比ＲＭｍｎがしきい値ＴｈＭｍｎ以上である場合（ステップＳ４１２でＮＯ）、出力抑制制御が実施されたか否かを確認する（ステップＳ４１４）。より詳細には、判定部８３は、たとえば発電電力の時間変化のパターンに基づいて、出力抑制制御が実施されたか否かを確認する。

判定部８３は、出力抑制制御が実施された場合（ステップＳ４１４でＹＥＳ）、出力抑制制御の影響があったと判定する（ステップＳ４１８）。

一方、判定部８３は、出力抑制制御が実施されていなかった場合（ステップＳ４１４でＮＯ）、選択した監視装置ＩＤおよび電流センサＩＤに対応する発電部７８において影の影響があったと判定する（ステップＳ４１６）。

次に、判定部８３は、出力異常がないと判定するか（ステップＳ４０８）、影の影響があったと判定するか（ステップＳ４１６）、出力抑制制御の影響があったと判定するか（ステップＳ４１８）、または太陽電池パネルの出力低下の可能性があると判定すると（ステップＳ４２０）、対応の各電流センサＩＤをすべて選択したか否かを確認する（ステップＳ４２２）。

ステップＳ４２２〜Ｓ４２６の動作は、図１３に示すステップＳ３１８〜Ｓ３２２の動作と同様である。

月最小ピーク電力情報に含まれるピーク比ＲＭｍｎは、発電電力の出力抑制制御にあまり影響を受けないことが多いので、上記ステップＳ４１２において、出力抑制制御の影響を受けにくい比較を行うことができる。これにより、発電電力の出力抑制制御が行われた場合においても、太陽電池パネルの出力低下を正しく判定することができる。

また、上記ステップＳ４１４において、出力抑制制御が実施されたか否かを確認することによって、発電部７８における影の影響をより正しく判定することができる。

［経年劣化の判定処理］
図１５は、本発明の第１の実施の形態に係る監視装置によって抽出された月最大ピーク電力情報に含まれるピーク比の初期値比の時間変化の一例を示す図である。なお、図１５において、縦軸はピーク比ＲＭｍｘの初期値比を示し、横軸は時間を示す。ここでは、サンプルとして時間変化Ｄｘ１〜Ｄｘ３が示される。

ここで、ピーク比ＲＭｍｘの初期値比は、たとえば、対応の発電部７８についての月最大ピーク電力情報に含まれるピーク比ＲＭｍｘと当該発電部７８が稼働してから最初の月最大ピーク電力情報に含まれるピーク比ＲＭｍｘとの比である。

図１６は、本発明の第１の実施の形態に係る監視装置によって抽出された月最小ピーク電力情報に含まれるピーク比の時間変化の一例を示す図である。なお、図１６において、縦軸はピーク比ＲＭｍｎの初期値比を示し、横軸は時間を示す。ここでは、サンプルとして時間変化Ｄｎ１〜Ｄｎ３が示される。

ここで、ピーク比ＲＭｍｎの初期値比は、たとえば、対応の発電部７８についての月最小ピーク電力情報に含まれるピーク比ＲＭｍｎと当該発電部７８が稼働してから最初の月最小ピーク電力情報に含まれるピーク比ＲＭｍｎとの比である。

図１５および図１６を参照して、判定部８３は、発電部７８における太陽電池パネルの出力低下の可能性があると判定した場合において、たとえば、出力低下の原因が、太陽電池パネルの経年劣化であるか否かを確認する。

具体的には、判定部８３は、たとえば、出力低下の可能性があると判定した発電部７８の稼働時からの月最大ピーク電力情報および月最小ピーク電力情報を記憶部８５から取得する。

判定部８３は、取得した月最大ピーク電力情報に含まれるピーク比ＲＭｍｘを用いて図１５に示す時間変化Ｄｘ１〜Ｄｘ３を生成する。

判定部８３は、生成した時間変化が所定のしきい値Ｔｈｍｘ以下の値を示すことがある場合、当該時間変化を示す発電部７８に経年劣化傾向があると判断する。

この例では、判定部８３は、時間変化Ｄｘ３を示す発電部７８に経年劣化傾向があると判断する。

また、判定部８３は、時間変化Ｄｘ３には影の影響が含まれる場合があるので、影の影響の抑制された月最小ピーク電力情報に基づく時間変化を作成する。

この例では、判定部８３は、取得した月最小ピーク電力情報に含まれるピーク比ＲＭｍｎを用いて、時間変化Ｄｘ１〜Ｄｘ３にそれぞれ対応する時間変化Ｄｎ１〜Ｄｎ３を生成する。

判定部８３は、時間変化Ｄｘ３に対応する時間変化Ｄｎ３を参照し、時間変化Ｄｎ３が所定のしきい値Ｔｈｍｎ以下の値を示すことがあるため、時間変化Ｄｎ３を示す発電部７８が経年劣化していると判断する。

なお、判定部８３は、月最大ピーク電力情報に含まれるピーク比の初期値比を用いて経年劣化の判定処理を行う構成であるとしたが、これに限定するものではない。判定部８３は、日間の最大電力を含むピーク計測情報に基づくピーク比の初期値比を用いて経年劣化の判定処理を行う構成であってもよい。

図１７は、本発明の第１の実施の形態に係る発電状態判定装置が日毎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１７を参照して、まず、発電状態判定装置１０１は、日毎処理タイミングが到来するまで待機する（ステップＳ５０２でＮＯ）。

そして、発電状態判定装置１０１は、日毎処理タイミングが到来すると（ステップＳ５０２でＹＥＳ）、監視情報要求を収集装置１５１へ送信し、当該監視情報要求の応答として処理日における監視情報を収集装置１５１から受信する（ステップＳ５０４）。

次に、発電状態判定装置１０１は、受信した各監視情報に基づいて、監視装置ＩＤごとの基準値ＳＣＭを算出する（ステップＳ５０６）。

次に、発電状態判定装置１０１は、算出した基準値ＳＣＭを用いて、監視装置ＩＤごとかつ対応の電流センサＩＤごとのピーク比ＲＭを算出する（ステップＳ５０８）。

次に、発電状態判定装置１０１は、受信した各監視情報に基づいて、監視装置ＩＤごとの基準値ＳＣＡ，ＳＣＢ，ＳＣＣを算出する（ステップＳ５１０）。

次に、発電状態判定装置１０１は、算出した基準値ＳＣＡ，ＳＣＢ，ＳＣＣを用いて、監視装置ＩＤごとかつ対応の電流センサＩＤごとの面積比ＲＡ，ＲＢ，ＲＣをそれぞれ算出する（ステップＳ５１２）。

次に、発電状態判定装置１０１は、第１異常判定処理および第２異常判定処理を行う（ステップＳ５１４）。

次に、発電状態判定装置１０１は、新たな日毎処理タイミングが到来するまで待機する（ステップＳ５０２でＮＯ）。

なお、上記ステップＳ５０６およびＳ５０８とステップＳ５１０およびＳ５１２との順番は、上記に限らず、順番を入れ替えてもよい。

また、発電状態判定装置１０１は、上記ステップＳ５１４において、第１異常判定処理および第２異常判定処理の両方を行う構成であるとしたが、これに限定するものではない。発電状態判定装置１０１は、第１異常判定処理および第２異常判定処理のいずれか一方を行う構成であってもよい。

また、本発明の第１の実施の形態に係る発電状態判定装置では、算出処理部８２は、対象の発電部７８のグループに含まれる各発電部７８の計測結果のすべてを用いて基準値を算出する構成であるとしたが、これに限定するものではない。算出処理部８２は、当該グループに含まれる各発電部７８の計測結果のうち、対象の発電部７８以外の各発電部７８の計測結果の少なくとも１つを用いて基準値を算出する構成であってもよいし、当該グループに含まれる各発電部７８の計測結果のうち、対象の発電部７８の計測結果と、対象の発電部７８以外の各発電部７８の計測結果の一部とを用いて基準値を算出する構成であってもよい。

また、本発明の第１の実施の形態に係る発電状態判定システムでは、算出処理部８２は、各計測値の平均値を基準値として算出する構成であるとしたが、これに限定するものではない。算出処理部８２は、中央値等の他の統計値を基準値として算出する構成であってもよい。

また、本発明の第１の実施の形態に係る発電状態判定システムでは、算出処理部８２は、接続箱７６ごとに基準値を算出し、判定部８３は、発電部７８ごとに太陽光発電システム４０１の状態を判定する構成であるとしたが、これに限定するものではない。発電状態判定システム３０１では、算出処理部８２は、予め定めた複数の発電部７８を含むグループ単位で基準値を算出してもよい。具体的には、算出処理部８２は、集電箱７１ごとに基準値を算出し、判定部８３は、接続箱７６ごとまたは発電部７８ごとに太陽光発電システム４０１の状態を判定する構成であってもよい。この場合、記憶部８５において、太陽光発電システム４０１における各集電箱７１のＩＤ、および集電箱７１と当該集電箱７１における銅バー７２に集約ライン５を介して接続される監視装置１１１の監視装置ＩＤとの対応関係が登録される。

また、本発明の第１の実施の形態に係る発電状態判定システムでは、算出処理部８２は、発電部７８の出力として発電電力を用いて基準値および比を算出する構成であるとしたが、これに限定するものではない。算出処理部８２は、発電部７８の出力として電流値または電圧値を用いて基準値および比を算出する構成であってもよい。

また、本発明の第１の実施の形態に係る発電状態判定装置は、通信処理部８４および記憶部８５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。発電状態判定装置１０１は、通信処理部８４および記憶部８５を備えない構成であってもよい。

ところで、太陽光発電システムの発電状態は様々な理由により変動する。その理由は、太陽電池パネル自体の劣化、異常および故障のためであったり、季節および天候のためであったり、建造物または樹木といった周囲の構造物による日陰のためであったりする。太陽電池パネルが正常であっても日陰により発電ロスが継続的に生じている場合も含め、期待する発電量が得られないような場合には対策が必要になることがある。その対策のために発電状態を判定する技術が求められる。

さらに太陽光発電システムが設けられる敷地は、広いことが多い。また対策者の居場所が太陽光発電システムから遠方になってしまうこともある。このような場合において誤判定が多いと、対策者にとって確認の負担が大きくなる。

しかしながら、誤判定を防ぐために判定を複雑化させると、導入および運用のためのコストおよび作業量が増加してしまう可能性がある。したがって、誤判定を少なくしつつ極力簡素な、太陽光発電システムに適した判定技術が望まれる。

これに対して、本発明の第１の実施の形態に係る発電状態判定装置は、複数の太陽電池パネルを含む複数の発電部７８を備える太陽光発電システム４０１に用いられる。算出処理部８２は、複数の発電部７８の出力の計測結果をそれぞれ示す複数の計測情報を取得する。算出処理部８２は、複数の発電部７８のうち発電状態を判定する対象の発電部７８の計測結果と、対象の発電部７８以外の発電部７８の計測結果を少なくとも１つ用いて定めた基準値との比を算出する。そして、判定部８３は、算出処理部８２によって算出された比に基づいて対象の発電部７８の発電状態を判定する。

このように、基準値および計測結果に基づく比を判定に用いる構成により、時間的変化の影響を受けにくい判定を行うことができる。したがって、太陽光発電システムの状態をより正確かつ簡素に判定することができる。

また、本発明の第１の実施の形態に係る発電状態判定装置では、基準値は、基準値を定めるのに用いることが可能な計測結果が複数ある場合、当該複数の計測結果のうちの最小の値を示す計測結果を除いて定められる。

このように、最小の値は恒常的要因により他の値とかけ離れていることが考えられるため、念のため最小の値を基準値の算出から除外する構成により、より適切な基準値を算出することができ、太陽光発電システム４０１の状態の判定精度を向上させることができる。

また、本発明の第１の実施の形態に係る発電状態判定装置では、算出処理部８２は、接続箱７６ごとに基準値を算出する。そして、判定部８３は、発電部７８ごとに状態を判定する。

このような構成により、接続箱７６と出力ライン１を介して接続される各発電部７８の発電環境は大きく異ならない場合が多いので、発電環境による影響がより抑制された基準値を算出することができる。これにより、発電環境による影響を排除することができるので、たとえば、発電部７８の出力特性の劣化についてより正しく判定することができる。

また、本発明の第１の実施の形態に係る発電状態判定装置では、算出処理部８２は、１日における複数の時間帯における計測結果を示す計測情報を取得する。そして、算出処理部８２は、当該時間帯ごとに基準値を算出し、かつ当該時間帯ごとに比を算出する。

このような構成により、太陽電池パネルと太陽との位置関係に応じた基準値を算出することができるので、当該位置関係を加味した判定を行うことができる。

また、本発明の第１の実施の形態に係る発電状態判定装置では、算出処理部８２は、１日における出力の最大値を計測結果として示す計測情報を取得する。

このような構成により、簡易に取得でき、かつ発電部７８の出力を適切に表す最大値を用いて太陽光発電システム４０１の状態を判定することができる。

また、本発明の第１の実施の形態に係る監視装置は、複数の太陽電池パネルを含む複数の発電部７８と、発電状態判定装置１０１とを備える太陽光発電システム４０１に用いられる。監視装置１１１は、発電部７８の出力の計測結果を示す計測情報を送信する。発電状態判定装置１０１は、１または複数の監視装置１１１から複数の計測情報を取得し、取得した各計測情報に基づいて基準値を算出し、計測情報の示す計測結果と基準値との比を算出し、算出した比に基づいて太陽光発電システム４０１の状態を判定する。

このような構成により、基準値および計測結果に基づく比を判定に用いることで、時間的変化の影響を受けにくい判定を行うことが可能な発電状態判定装置１０１における判定に適した監視装置１１１を提供することができる。したがって、太陽光発電システムの状態をより正確かつ簡素に判定することができる。

次に、本発明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発電状態判定システムと比べて複数の太陽光発電システムにおける計測情報を処理する発電状態判定システムに関する。以下で説明する内容以外は第１の実施の形態に係る発電状態判定システムと同様である。

［発電状態判定システム３０２の構成］
図１８は、本発明の第２の実施の形態に係る発電状態判定システムの構成を示す図である。

図１８を参照して、発電状態判定システム３０２は、発電状態判定装置１０１と、複数の監視装置１１１と、複数の収集装置１５１とを備える。

収集装置１５１は、太陽光発電システム４０１ごとに設けられる。各太陽光発電システム４０１において、収集装置１５１に対応して複数の監視装置１１１が設けられる。

図１８では、複数の太陽光発電システム４０１が設けられているが、１つの太陽光発電システム４０１が設けられてもよい。

再び図６を参照して、発電状態判定システム３０２における発電状態判定装置１０１では、算出処理部８２は、たとえばＰＣＳ８ごとに基準値ＳＣＭ，ＳＣＡ，ＳＣＢ，ＳＣＣを算出する。

より詳細には、記憶部８５には、たとえば、管理対象のＰＣＳ８のＩＤ（以下、ＰＣＳＩＤとも称する。）、ＰＣＳＩＤと当該ＰＣＳＩＤを有するＰＣＳ８を含む太陽光発電システム４０１に含まれる監視装置１１１の監視装置ＩＤとの対応関係Ｒ２、および対応関係Ｒ１が登録されている。

［ピーク比算出処理］
算出処理部８２は、たとえば、ＰＣＳＩＤごと、かつ対応の監視装置ＩＤごとの接続箱ピーク電力情報を作成する。

より詳細には、算出処理部８２は、たとえば、記憶部８５に登録されている各ＰＣＳＩＤのうちの１つを選択すると、対応関係Ｒ１，Ｒ２に基づいて、選択したＰＣＳＩＤに対応する各監視装置ＩＤ、および当該各監視装置ＩＤにそれぞれ対応する電流センサＩＤを認識する。

算出処理部８２は、認識した各電流センサＩＤにそれぞれ対応する発電部７８の処理日における最大の発電電力すなわちピーク発電電力を取得し、取得した各ピーク発電電力から最小のピーク発電電力を除外する。そして、算出処理部８２は、除外後の各ピーク発電電力の平均値を当該ＰＣＳＩＤに対応する基準値ＳＣＭＰとして算出する。

算出処理部８２は、認識した監視装置ＩＤごとに、対応の各電流センサＩＤにそれぞれ対応するピーク発電電力の平均値を接続箱７６の代表ピーク値として算出する。

算出処理部８２は、監視装置ＩＤごとに、接続箱７６の代表ピーク値を基準値ＳＣＭＰで除した値であるピーク比ＲＭＰを算出する。なお、算出処理部８２は、基準値ＳＣＭＰを接続箱７６の代表ピーク値で除した値をピーク比として算出してもよい。

算出処理部８２は、監視装置ＩＤごとに、ピーク比ＲＭＰ、接続箱７６の代表ピーク値、当該ＰＣＳＩＤ、監視装置ＩＤおよび処理日を含む接続箱ピーク電力情報を作成する。

算出処理部８２は、記憶部８５に登録されている各ＰＣＳＩＤにおいて未選択のＰＣＳＩＤについても順次選択していくことで、ＰＣＳＩＤごと、かつ対応の監視装置ＩＤごとの接続箱ピーク電力情報を作成する。

算出処理部８２は、作成した各接続箱ピーク電力情報を記憶部８５に保存するとともに、判定部８３へ出力する。

［面積比算出処理］
算出処理部８２は、たとえば、ＰＣＳＩＤごと、かつ対応の監視装置ＩＤごとの接続箱電力量情報ＥＡＰ，ＥＢＰ，ＥＣＰを作成する。

より詳細には、算出処理部８２は、たとえば、記憶部８５に登録されている各ＰＣＳＩＤのうちの１つを選択すると、対応関係Ｒ１，Ｒ２に基づいて、選択したＰＣＳＩＤに対応する各監視装置ＩＤ、および当該各監視装置ＩＤにそれぞれ対応する電流センサＩＤを認識する。

そして、算出処理部８２は、認識した電流センサＩＤごとに、面積ＳＡ，ＳＢ，ＳＣを算出する。

算出処理部８２は、算出した各面積ＳＡから最小の面積ＳＡを除外し、除外後の各面積ＳＡの平均値を当該ＰＣＳＩＤに対応する基準値ＳＣＡＰとして算出する。

同様に、算出処理部８２は、算出した各面積ＳＢから最小の面積ＳＢを除外し、除外後の各面積ＳＢの平均値を当該ＰＣＳＩＤに対応する基準値ＳＣＢＰとして算出する。

同様に、算出処理部８２は、算出した各面積ＳＣから最小の面積ＳＣを除外し、除外後の各面積ＳＣの平均値を当該ＰＣＳＩＤに対応する基準値ＳＣＣとして算出する。

算出処理部８２は、認識した監視装置ＩＤごとに、対応の各電流センサＩＤにそれぞれ対応する面積ＳＡの平均値を接続箱７６の代表面積値ＳＡＰとして算出する。

同様に、算出処理部８２は、認識した監視装置ＩＤごとに、対応の各電流センサＩＤにそれぞれ対応する面積ＳＢの平均値を接続箱７６の代表面積値ＳＢＰとして算出する。

同様に、算出処理部８２は、認識した監視装置ＩＤごとに、対応の各電流センサＩＤにそれぞれ対応する面積ＳＣの平均値を接続箱７６の代表面積値ＳＣＰとして算出する。

算出処理部８２は、監視装置ＩＤごとに、接続箱７６の代表面積値ＳＡＰを基準値ＳＣＡＰで除した値である面積比ＲＡＰを算出する。なお、算出処理部８２は、基準値ＳＣＡＰを接続箱７６の代表面積値ＳＡＰで除した値を面積比として算出してもよい。

同様に、算出処理部８２は、監視装置ＩＤごとに、接続箱７６の代表面積値ＳＢＰ，ＳＣＰを基準値ＳＣＢＰ，ＳＣＣＰでそれぞれ除した値である面積比ＲＢＰ，ＲＣＰを算出する。

算出処理部８２は、監視装置ＩＤごとに、面積比ＲＡＰ、接続箱７６の代表面積値ＳＡＰ、当該ＰＣＳＩＤ、監視装置ＩＤおよび処理日を含む接続箱電力量情報ＥＡＰを作成する。同様に、算出処理部８２は、監視装置ＩＤごとに、面積比ＲＢＰ、接続箱７６の代表面積値ＳＢＰ、当該ＰＣＳＩＤ、監視装置ＩＤおよび処理日を含む接続箱電力量情報ＥＢＰを作成する。同様に、算出処理部８２は、監視装置ＩＤごとに、面積比ＲＣＰ、接続箱７６の代表面積値ＳＣＰ、当該ＰＣＳＩＤ、監視装置ＩＤおよび処理日を含む接続箱電力量情報ＥＣＰを作成する。

算出処理部８２は、作成した各電力量情報ＥＡＰ、各電力量情報ＥＢＰおよび各電力量情報ＥＣＰを記憶部８５に保存するとともに、判定部８３へ出力する。

また、算出処理部８２は、各接続箱ピーク電力情報、各電力量情報ＥＡＰ、各電力量情報ＥＢＰおよび各電力量情報ＥＣＰについて月間集計処理を行う。

判定部８３は、たとえば接続箱７６ごとに当該接続箱７６に関する異常を判定する。

より詳細には、判定部８３は、たとえば、対象の接続箱７６について、対応の面積比ＲＡＰと所定のしきい値ＴｈＡＰとの大小関係、対応の面積比ＲＢＰと所定のしきい値ＴｈＢＰとの大小関係、および対応の面積比ＲＣＰと所定のしきい値ＴｈＣＰとの大小関係に基づいて、対象の接続箱７６における各時間帯の出力異常、および原因切り分け処理の必要性を判定する。

また、判定部８３は、原因切り分け処理が必要と判定すると、月間集計処理の結果を用いて原因切り分け処理を行う。

また、判定部８３は、たとえば、対象の接続箱７６について、対応のピーク比ＲＭＰと所定のしきい値ＴｈＭＰとの大小関係に基づいて、対象の接続箱７６における出力異常、および対象の接続箱７６における影の影響を判定する。

なお、本発明の第２の実施の形態に係る発電状態判定システムでは、算出処理部８２は、ＰＣＳ８ごとに基準値を算出し、判定部８３は、接続箱７６ごとに太陽光発電システム４０１の状態を判定する構成であるとしたが、これに限定するものではない。発電状態判定システム３０２では、算出処理部８２は、予め定めた複数の接続箱７６を含むグループ単位で基準値を算出してもよい。また、判定部８３は、集電箱７１ごとまたは発電部７８ごとに太陽光発電システム４０１の状態を判定する構成であってもよい。判定部８３が集電箱７１ごとに上記状態を判定する場合、記憶部８５において、太陽光発電システム４０１における各集電箱７１のＩＤ、および集電箱７１と当該集電箱７１における銅バー７２に集約ライン５を介して接続される監視装置１１１の監視装置ＩＤとの対応関係が登録される。

以上のように、本発明の第２の実施の形態に係る発電状態判定装置では、算出処理部８２は、ＰＣＳ８ごとに基準値を算出する。そして、判定部８３は、接続箱７６ごとに状態を判定する。

このような構成により、上記複数の発電部７８の発電環境が接続箱７６ごとに変化する場合においても、発電環境による影響を平準化した基準値を算出することができるので、たとえば、接続箱７６ごとの発電環境をより正しく判定することができる。

その他の構成および動作は第１の実施の形態に係る発電状態判定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。

なお、本発明の第１の実施の形態および第２の実施の形態に係る各装置の構成要素および動作のうち、一部または全部を適宜組み合わせることも可能である。

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］
複数の太陽電池パネルを含む複数の発電部を備える太陽光発電システムに用いられる発電状態判定装置であって、前記複数の発電部の出力の計測結果をそれぞれ示す複数の計測情報を取得する取得部と、前記複数の発電部のうち発電状態を判定する対象の発電部の計測結果と、前記対象の発電部以外の発電部の計測結果を少なくとも１つ用いて定めた基準値との比を算出する算出部と、前記算出部によって算出された前記比に基づいて前記対象の発電部の発電状態を判定する判定部とを備え、
前記取得部は、１日における複数の時間帯における、前記複数の発電部の発電電力の計測結果を示す計測情報をそれぞれ取得し、
前記算出部は、前記時間帯ごとに、対応の前記時間帯における前記発電電力の積算値を用いて前記基準値を算出し、かつ前記時間帯ごとに前記比を算出し、
前記複数の時間帯は、昼の時間帯を含む、発電状態判定装置。

［付記２］
複数の前記発電部からの出力ラインを集約する接続箱が複数設置され、
各前記接続箱からの集約ラインを集約する集電箱が複数設置され、
各前記集電箱からの集約ラインが電力変換装置に電気的に接続され、
前記算出部は、前記集電箱ごとに前記基準値を算出し、
前記判定部は、前記接続箱ごとまたは前記発電部ごとに前記状態を判定する、付記１に記載の発電状態判定装置。

［付記３］
複数の前記発電部からの出力ラインを集約する接続箱が複数設置され、
各前記接続箱からの集約ラインを集約する集電箱が複数設置され、
各前記集電箱からの集約ラインが電力変換装置に電気的に接続され、
前記算出部は、前記電力変換装置ごとに前記基準値を算出し、
前記判定部は、前記集電箱ごと、前記接続箱ごとまたは前記発電部ごとに前記状態を判定する、付記１または付記２に記載の発電状態判定装置。

［付記４］
複数の太陽電池パネルを含む複数の発電部と、発電状態判定装置とを備える太陽光発電システムに用いられる監視装置であって、
前記監視装置は、前記発電部の出力の計測結果を示す計測情報を送信し、
前記発電状態判定装置は、１または複数の前記監視装置から複数の前記計測情報を取得し、取得した各前記計測情報に基づいて基準値を算出し、前記計測情報の示す前記計測結果と前記基準値との比を算出し、算出した前記比に基づいて前記太陽光発電システムの状態を判定し、
前記発電状態判定装置は、１日における複数の時間帯における、前記複数の発電部の発電電力の計測結果を示す計測情報をそれぞれ取得し、
前記発電状態判定装置は、前記時間帯ごとに、対応の前記時間帯における前記発電電力の積算値を用いて前記基準値を算出し、かつ前記時間帯ごとに前記比を算出し、
前記複数の時間帯は、昼の時間帯を含む、監視装置。

１ 出力ライン
２，５ 集約ライン
３ 内部ライン
６ コンテナ
７ 銅バー
８ ＰＣＳ
９ 電力変換部
１１ 検出処理部
１４ 通信部
１６ 電流センサ
１７ 電圧センサ
２６ 電源線
６０ 集電ユニット
７１ 集電箱
７２ 銅バー
７５ 太陽電池ユニット
７６ 接続箱
７７ 銅バー
７８ 発電部
８２ 算出処理部（取得部および算出部）
８３ 判定部
８４ 通信処理部
８５ 記憶部
１０１ 発電状態判定装置
１１１ 監視装置
１５１ 収集装置
１６１ 端末装置
３０１，３０２ 発電状態判定システム
４０１ 太陽光発電システム

Claims (10)

1. 複数の太陽電池パネルを含む複数の発電部を備える太陽光発電システムに用いられる発電状態判定装置であって、
   前記複数の発電部の出力の計測結果をそれぞれ示す複数の計測情報を取得する取得部と、
   前記複数の発電部のうち発電状態を判定する対象の発電部の計測結果と、前記対象の発電部以外の複数の発電部の計測結果を少なくとも用いて定めた基準値との比を算出する算出部と、
   前記算出部によって算出された前記比に基づいて前記対象の発電部の発電状態を判定する判定部とを備え、
   前記判定部は、前記対象の発電部における影の影響の有無を判定し、前記影の判定結果にさらに基づいて前記発電状態を判定する、発電状態判定装置。
2. 前記取得部は、１日における複数の時間帯における前記計測結果を示す前記計測情報を取得し、
   前記算出部は、前記時間帯ごとに前記基準値を算出し、かつ前記時間帯ごとに前記比を算出し、
   前記判定部は、前記時間帯ごとに前記影の影響の有無を判定し、各前記時間帯における前記影の判定結果にさらに基づいて、前記発電状態を判定する、請求項１に記載の発電状態判定装置。
3. 複数の太陽電池パネルを含む複数の発電部を備える太陽光発電システムに用いられる発電状態判定装置であって、
   前記複数の発電部の出力の計測結果をそれぞれ示す複数の計測情報を取得する取得部と、
   前記複数の発電部のうち発電状態を判定する対象の発電部の計測結果と、前記対象の発電部以外の複数の発電部の計測結果を少なくとも用いて定めた基準値との比を算出する算出部と、
   前記算出部によって算出された前記比に基づいて前記対象の発電部の発電状態を判定する判定部とを備え、
   前記判定部は、前記比、および前記計測結果より前に取得された前記対象の発電部の出力の計測結果に基づいて、前記発電状態を判定する、発電状態判定装置。
4. 複数の太陽電池パネルを含む複数の発電部を備える太陽光発電システムに用いられる発電状態判定装置であって、
   前記複数の発電部の出力の計測結果をそれぞれ示す複数の計測情報を取得する取得部と、
   前記複数の発電部のうち発電状態を判定する対象の発電部の計測結果と、前記対象の発電部以外の複数の発電部の計測結果を少なくとも用いて定めた基準値との比を算出する算出部と、
   前記算出部によって算出された前記比に基づいて前記対象の発電部の発電状態を判定する判定部とを備え、
   複数の前記発電部からの出力ラインを集約する接続箱が複数設置され、
   各前記接続箱からの集約ラインが電力変換装置に電気的に接続され、
   前記取得部は、前記接続箱ごとに、複数の前記発電部の前記計測情報を取得し、
   前記算出部は、前記接続箱ごとに前記基準値を算出し、
   前記判定部は、前記発電部ごとに前記発電状態を判定する、発電状態判定装置。
5. 複数の太陽電池パネルを含む複数の発電部を備える太陽光発電システムの発電状態を判定するための発電状態判定方法であって、
   前記複数の発電部の出力の計測結果をそれぞれ示す複数の計測情報を取得するステップと、
   前記複数の発電部のうち発電状態を判定する対象の発電部の計測結果と、前記対象の発電部以外の複数の発電部の計測結果を少なくとも用いて定めた基準値との比に基づいて前記対象の発電部の発電状態を判定するステップとを含み、
   前記発電状態を判定するステップにおいては、前記対象の発電部における影の影響の有無を判定し、前記影の判定結果にさらに基づいて前記発電状態を判定する、発電状態判定方法。
6. 複数の太陽電池パネルを含む複数の発電部を備える太陽光発電システムの発電状態を判定するための発電状態判定方法であって、
   前記複数の発電部の出力の計測結果をそれぞれ示す複数の計測情報を取得するステップと、
   前記複数の発電部のうち発電状態を判定する対象の発電部の計測結果と、前記対象の発電部以外の複数の発電部の計測結果を少なくとも用いて定めた基準値との比に基づいて前記対象の発電部の発電状態を判定するステップとを含み、
   前記発電状態を判定するステップにおいては、前記比、および前記計測結果より前に取得された前記対象の発電部の出力の計測結果に基づいて、前記発電状態を判定する、発電状態判定方法。
7. 複数の太陽電池パネルを含む複数の発電部を備える太陽光発電システムの発電状態を判定するための発電状態判定方法であって、
   前記複数の発電部の出力の計測結果をそれぞれ示す複数の計測情報を取得するステップと、
   前記複数の発電部のうち発電状態を判定する対象の発電部の計測結果と、前記対象の発電部以外の複数の発電部の計測結果を少なくとも用いて定めた基準値との比に基づいて前記対象の発電部の発電状態を判定するステップとを含み、
   複数の前記発電部からの出力ラインを集約する接続箱が複数設置され、
   各前記接続箱からの集約ラインが電力変換装置に電気的に接続され、
   前記計測情報を取得するステップにおいては、前記接続箱ごとに、複数の前記発電部の前記計測情報を取得し、
   前記発電状態を判定するステップにおいては、前記接続箱ごとに前記基準値を算出し、前記発電部ごとに前記発電状態を判定する、発電状態判定方法。
8. 複数の太陽電池パネルを含む複数の発電部を備える太陽光発電システムに用いられる発電状態判定装置としてコンピュータを機能させるための判定プログラムであって、
   コンピュータを、
   前記複数の発電部の出力の計測結果をそれぞれ示す複数の計測情報を取得する取得部と、
   前記複数の発電部のうち発電状態を判定する対象の発電部の計測結果と、前記対象の発電部以外の複数の発電部の計測結果を少なくとも用いて定めた基準値との比を算出する算出部と、
   前記算出部によって算出された前記比に基づいて前記対象の発電部の発電状態を判定する判定部、
   として機能させるためのプログラムであり、
   前記判定部は、前記対象の発電部における影の影響の有無を判定し、前記影の判定結果にさらに基づいて前記発電状態を判定する、判定プログラム。
9. 複数の太陽電池パネルを含む複数の発電部を備える太陽光発電システムに用いられる発電状態判定装置としてコンピュータを機能させるための判定プログラムであって、
   コンピュータを、
   前記複数の発電部の出力の計測結果をそれぞれ示す複数の計測情報を取得する取得部と、
   前記複数の発電部のうち発電状態を判定する対象の発電部の計測結果と、前記対象の発電部以外の複数の発電部の計測結果を少なくとも用いて定めた基準値との比を算出する算出部と、
   前記算出部によって算出された前記比に基づいて前記対象の発電部の発電状態を判定する判定部、
   として機能させるためのプログラムであり、
   前記判定部は、前記比、および前記計測結果より前に取得された前記対象の発電部の出力の計測結果に基づいて、前記発電状態を判定する、判定プログラム。
10. 複数の太陽電池パネルを含む複数の発電部を備える太陽光発電システムに用いられる発電状態判定装置としてコンピュータを機能させるための判定プログラムであって、
    コンピュータを、
    前記複数の発電部の出力の計測結果をそれぞれ示す複数の計測情報を取得する取得部と、
    前記複数の発電部のうち発電状態を判定する対象の発電部の計測結果と、前記対象の発電部以外の複数の発電部の計測結果を少なくとも用いて定めた基準値との比を算出する算出部と、
    前記算出部によって算出された前記比に基づいて前記対象の発電部の発電状態を判定する判定部、
    として機能させるためのプログラムであり、
    複数の前記発電部からの出力ラインを集約する接続箱が複数設置され、
    各前記接続箱からの集約ラインが電力変換装置に電気的に接続され、
    前記取得部は、前記接続箱ごとに、複数の前記発電部の前記計測情報を取得し、
    前記算出部は、前記接続箱ごとに前記基準値を算出し、
    前記判定部は、前記発電部ごとに前記発電状態を判定する、判定プログラム。

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