WO2019216014A1 - 監視システム - Google Patents

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WO2019216014A1
WO2019216014A1 PCT/JP2019/009185 JP2019009185W WO2019216014A1 WO 2019216014 A1 WO2019216014 A1 WO 2019216014A1 JP 2019009185 W JP2019009185 W JP 2019009185W WO 2019216014 A1 WO2019216014 A1 WO 2019216014A1
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WO
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unit
power generation
current
monitoring
aggregation
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Application number
PCT/JP2019/009185
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English (en)
French (fr)
Inventor
池上洋行
下口剛史
Original Assignee
住友電気工業株式会社
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Publication date
Application filed by 住友電気工業株式会社 filed Critical 住友電気工業株式会社
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    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02S—GENERATION OF ELECTRIC POWER BY CONVERSION OF INFRARED RADIATION, VISIBLE LIGHT OR ULTRAVIOLET LIGHT, e.g. USING PHOTOVOLTAIC [PV] MODULES
    • H02S50/00—Monitoring or testing of PV systems, e.g. load balancing or fault identification
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E40/00—Technologies for an efficient electrical power generation, transmission or distribution
    • Y02E40/70—Smart grids as climate change mitigation technology in the energy generation sector
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
    • Y04S10/12—Monitoring or controlling equipment for energy generation units, e.g. distributed energy generation [DER] or load-side generation
    • Y04S10/123—Monitoring or controlling equipment for energy generation units, e.g. distributed energy generation [DER] or load-side generation the energy generation units being or involving renewable energy sources

Definitions

  • the present invention relates to a monitoring system.
  • This application claims the priority on the basis of Japanese application Japanese Patent Application No. 2018-92170 for which it applied on May 11, 2018, and takes in those the indications of all here.
  • Patent Document 1 JP 2012-205078 A discloses a monitoring system for photovoltaic power generation as follows. That is, the photovoltaic power generation monitoring system is a photovoltaic power generation monitoring system that monitors the power generation status of the solar cell panel for a photovoltaic power generation system that aggregates outputs from a plurality of solar cell panels and sends them to a power converter.
  • One aspect of the present disclosure can be realized not only as a monitoring system including such a characteristic processing unit, but also as a method using such characteristic processing as a step, or causing a computer to execute such a step. It can be realized as a program for Further, one embodiment of the present disclosure can be realized as a semiconductor integrated circuit that realizes part or all of the monitoring system.
  • FIG. 12 is a flowchart defining an operation procedure when the monitoring apparatus in the monitoring system according to the embodiment of the present invention performs the determination process.
  • FIG. 13 is a flowchart defining an operation procedure when the monitoring device in the monitoring system according to the embodiment of the present invention performs a determination process using the measurement result of the voltage sensor 17A.
  • FIG. 14 is a flowchart defining an operation procedure when the monitoring device in the monitoring system according to the embodiment of the present invention performs a determination process using the measurement result of the current sensor 16B.
  • FIG. 15 is a flowchart defining an operation procedure when the monitoring device in the monitoring system according to the embodiment of the present invention performs determination processing using the measurement result of the current sensor 16C.
  • FIG. 16 is a flowchart that defines an operation procedure when the monitoring device in the monitoring system according to the embodiment of the present invention performs determination processing using the measurement result of the current sensor 16D.
  • a monitoring system includes a plurality of power generation units each including one or a plurality of solar battery panels, an aggregation unit that aggregates output lines from the power generation unit, and the aggregation unit. Used in a photovoltaic power generation system including a power conversion device to which the aggregated output lines are electrically connected, and a backflow prevention diode connected between the power generation unit and the aggregation unit and on the first pole side
  • a monitoring system comprising: a first voltage measurement unit that measures a voltage between a node between the power generation unit and the backflow prevention diode and a second pole side node; and the backflow prevention diode and the power converter. And a second voltage measuring unit that measures a voltage between the second node and the second pole side node.
  • the current measurement unit is a current that flows between the aggregation unit and the power converter and flows on the positive electrode side, and is capable of measuring a current to the power converter.
  • a ground fault current with another junction box can be detected, so that an abnormality can be detected in a wider range.
  • the monitoring system further includes a current measurement unit that is capable of measuring a current flowing between the power generation unit and the aggregation unit and flowing on a negative electrode side to the aggregation unit.
  • FIG. 1 is a diagram showing a configuration of a photovoltaic power generation system according to an embodiment of the present invention.
  • solar power generation system 401 includes four PCS (Power Conditioning Subsystem) units 80 and cubicle 6.
  • the cubicle 6 includes a copper bar 73.
  • FIG. 1 representatively shows four PCS units 80, but a larger or smaller number of PCS units 80 may be provided.
  • FIG. 2 is a diagram showing a configuration of the PCS unit according to the embodiment of the present invention.
  • the PCS unit 80 includes four current collecting units 60 and a PCS (power conversion device) 8.
  • the PCS 8 includes a copper bar 7 and a power conversion unit 9.
  • FIG. 2 four current collecting units 60 are representatively shown, but a larger or smaller number of current collecting units 60 may be provided.
  • FIG. 3 is a diagram showing a configuration of the current collecting unit according to the embodiment of the present invention.
  • the current collecting unit 60 includes four solar cell units 74 and a current collecting box 71.
  • the current collection box 71 has a copper bar 72.
  • FIG. 3 four solar cell units 74 are representatively shown, but a larger number or a smaller number of solar cell units 74 may be provided.
  • FIG. 4 is a diagram showing the configuration of the solar cell unit according to the embodiment of the present invention.
  • solar cell unit 74 includes four power generation units 78 ⁇ / b> A, 78 ⁇ / b> B, 78 ⁇ / b> C, 78 ⁇ / b> D and connection box 76.
  • each of the power generation units 78A, 78B, 78C, and 78D is also referred to as a power generation unit 78.
  • the power generation unit 78 has one or a plurality of solar cell panels 79.
  • the connection box 76 has a copper bar 77.
  • FIG. 4 representatively shows four power generation units 78, but a larger or smaller number of power generation units 78 may be provided.
  • the power generation unit 78 is a string in which four solar cell panels 79 are connected in series in this example.
  • FIG. 4 representatively shows four solar cell panels 79, but a larger or smaller number of solar cell panels 79 may be provided.
  • output lines and aggregated lines that is, power lines from the plurality of power generation units 78 are electrically connected to the cubicles 6, respectively.
  • the output line 1 of the power generation unit 78 has a first end connected to the power generation unit 78 and a second end connected to the copper bar 77.
  • Each output line 1 is aggregated into an aggregation line 5 via a copper bar 77.
  • the copper bar 77 is provided, for example, inside the connection box 76.
  • the power generation unit 78 When the power generation unit 78 receives sunlight, the power generation unit 78 converts the received solar energy into DC power, and outputs the converted DC power to the output line 1.
  • aggregation line 5 has a first end connected to copper bar 77 and a second end connected to copper bar 72 in corresponding solar cell unit 74. Each aggregation line 5 is aggregated into the aggregation line 2 via the copper bar 72.
  • the copper bar 72 is provided, for example, inside the current collection box 71.
  • the output lines 1 from the plurality of power generation units 78 are aggregated into the aggregation line 5, and the aggregation lines 5 are aggregated into the aggregation line 2. Then, each aggregation line 2 is aggregated to the aggregation line 4, and each aggregation line 4 is electrically connected to the cubicle 6.
  • each aggregation line 2 has a first end connected to the copper bar 72 in the corresponding current collecting unit 60 and a second end connected to the copper bar 7.
  • the internal line 3 has a first end connected to the copper bar 7 and a second end connected to the power conversion unit 9.
  • the power conversion unit 9 uses, for example, the DC power generated in each power generation unit 78 via the output line 1, the copper bar 77, the aggregation line 5, the copper bar 72, the aggregation line 2, the copper bar 7 and the internal line 3. Is received, the received DC power is converted into AC power and output to the aggregation line 4.
  • the aggregation line 4 has a first end connected to the power conversion unit 9 and a second end connected to the copper bar 73.
  • FIG. 5 is a diagram showing the configuration of the monitoring system according to the embodiment of the present invention.
  • the solar power generation system 401 includes a monitoring system 301.
  • the monitoring system 301 includes a management device 101, a plurality of monitoring devices 111, and a collection device 151.
  • FIG. 5 representatively shows four monitoring devices 111 provided corresponding to one current collecting unit 60, but a larger or smaller number of monitoring devices 111 may be provided.
  • the monitoring system 301 includes one collection device 151, but may include a plurality of collection devices 151.
  • sensor information in the monitoring device 111 which is a slave is transmitted to the collection device 151 regularly or irregularly.
  • the monitoring device 111 is provided in the current collecting unit 60, for example. More specifically, four monitoring devices 111 are provided corresponding to the four solar cell units 74, respectively. Each monitoring device 111 is electrically connected to the output line 1 and the corresponding aggregation line 5 in the corresponding solar cell unit 74, for example.
  • the monitoring device 111 measures the current of each output line 1 in the corresponding solar cell unit 74 with a sensor. Moreover, the monitoring apparatus 111 measures the voltage of each output line 1 in the corresponding solar cell unit 74 with a sensor.
  • the collecting device 151 is provided in the vicinity of the PCS 8, for example. More specifically, the collection device 151 is provided corresponding to the PCS 8 and is electrically connected to the copper bar 7 via the signal line 46.
  • the monitoring device 111 and the collection device 151 perform transmission and reception of information by performing power line communication (PLC: Power Line Communication) via the aggregation lines 2 and 5.
  • PLC Power Line Communication
  • each monitoring device 111 transmits monitoring information indicating the measurement result of the current and voltage of the corresponding output line.
  • the collection device 151 collects the measurement results of each monitoring device 111.
  • the collection device 151 transmits and receives information to and from other devices such as the management device 101 via the network.
  • a simple threshold is set based on the past average value or the prediction of the amount of power generated by a solar panel, and the method for judging abnormalities causes the power generation amount to fluctuate greatly due to the influence of time or weather.
  • the normal range in the international standard may be 60% or more of the predicted power generation amount, and false detection is often caused.
  • Patent Document 2 Japanese Patent No. 6185206 (Patent Document 2) describes a method for improving the accuracy of abnormality detection by using machine learning. However, this method does not capture abnormal phenomena and has low reliability.
  • Patent Document 3 describes a method of detecting an abnormality by using a current that flows by intentionally short-circuiting a solar cell panel or the like. In this method, there is a possibility that another monitoring system or the like determines that a short circuit for detecting an abnormality is abnormal. Moreover, the action of short-circuiting the solar battery panel or the like may adversely affect the photovoltaic power generation system.
  • FIG. 6 is a diagram showing a configuration of a monitoring device in the monitoring system according to the embodiment of the present invention.
  • the output line 1, the aggregation line 5 and the copper bar 77 are shown in more detail.
  • connection box 76 includes an aggregation portion 91, switches 93 ⁇ / b> A, 93 ⁇ / b> B, 93 ⁇ / b> C, 93 ⁇ / b> D, 93 ⁇ / b> E, backflow prevention diodes 94 ⁇ / b> A, 94 ⁇ / b> B, 94 ⁇ / b> C, 94 ⁇ / And a copper bar 77.
  • each of the switches 93A, 93B, 93C, 93D, and 93E is also referred to as a switch 93
  • each of the backflow prevention diodes 94A, 94B, 94C, 94D, and 94E is also referred to as a backflow prevention diode 94.
  • FIG. 6 and FIGS. 7, 8 and 11 described later show the open state of the switch 93. However, in the normal state including the determination process described later by the monitoring device 111, the switch 93 is in the closed state. is there.
  • the positive output line that is, the positive output line 1p includes positive output lines 1pa and 1pb.
  • the negative output line that is, the negative output line 1n includes negative output lines 1na and 1nb.
  • the aggregation line 5 includes a plus-side aggregation line 5p and a minus-side aggregation line 5n.
  • the aggregation unit 91 includes a copper bar 77 and aggregates the output lines 1 from the plurality of power generation units 78.
  • the copper bar 77 has a plus side copper bar 77p and a minus side copper bar 77n.
  • the plus side aggregated line 5pa includes plus side aggregated lines 5pa and 5pb.
  • the minus side aggregation line 5n includes minus side aggregation lines 5na and 5nb.
  • the copper bar 72 in the current collection box 71 shown in FIG. 3 includes a plus-side copper bar 72p and a minus-side copper bar 72n corresponding to the plus-side aggregation line 5p and the minus-side aggregation line 5n, respectively.
  • the plus-side aggregate line 5p and the minus-side aggregate line 5n are not shown together with the plus-side aggregate line 5p and the minus-side aggregate line 5n from the other solar cell units 74 in the plus-side copper bar 72p and the minus-side copper bar 72n, respectively.
  • the positive side aggregated line 2p and the negative side aggregated line 2n are aggregated.
  • the aggregated plus side aggregate line 2p and minus side aggregate line 2n are electrically connected to a plus side copper bar 7p and a minus side copper bar 7n (not shown) in the PCS 8.
  • the backflow prevention diode 94 is connected between the power generation unit 78 and the aggregation unit 91 and to the first pole side of the circuit in the solar power generation system 401, for example, the positive electrode side.
  • the plus side output line 1pa has a first end connected to the corresponding power generation unit 78 and a second end connected to the corresponding switch 93.
  • the plus side output line 1pb has a first end connected to the corresponding switch 93 and a second end connected to the anode of the corresponding backflow prevention diode 94.
  • the positive side output line 1pc has a first end connected to the cathode of the corresponding backflow prevention diode 94 and a second end connected to the corresponding positive side copper bar 77p.
  • the negative output line 1na has a first end connected to the corresponding power generation unit 78 and a second end connected to the corresponding switch 93.
  • the minus side output line 1nb has a first end connected to the corresponding switch 93 and a second end connected to the minus side copper bar 77n.
  • the plus side aggregation line 5pa has a first end connected to the plus side copper bar 77p and a second end connected to the switch 93E.
  • the plus-side aggregation line 5pb has a first end connected to the switch 93E and a second end connected to the plus-side copper bar 72p in the current collection box 71.
  • the minus side aggregation line 5na has a first end connected to the minus side copper bar 77n and a second end connected to the switch 93E.
  • the minus side aggregation line 5nb has a first end connected to the switch 93E and a second end connected to the minus side copper bar 72n in the current collection box 71.
  • the monitoring device 111 includes a detection processing unit 11, an acquisition unit 13, a communication unit 14, a determination unit 15, a voltage sensor 17A (first voltage measurement unit), and a voltage sensor 17B (second voltage measurement unit). And four current sensors 16B (first current measurement unit), a current sensor 16C (second current measurement unit), and a current sensor 16D (third current measurement unit).
  • each of the current sensors 16B, 16C, and 16D is also referred to as a current sensor 16, and each of the voltage sensors 17A and 17B is also referred to as a voltage sensor 17.
  • One current sensor 16B is provided in the negative output line 1n.
  • the monitoring device 111 may further include a larger number or a smaller number of current sensors 16B depending on the number of the negative output lines 1n.
  • One current sensor 16C and one current sensor 16D are provided in the plus-side aggregate line 5p and the minus-side aggregate line 5n, respectively.
  • the monitoring device 111 may further include a large number or a small number of current sensors 16C and current sensors 16D according to the number of the plus-side aggregation lines 5p and the minus-side aggregation lines 5n.
  • the monitoring device 111 is provided in the vicinity of the power generation unit 78, for example. Specifically, the monitoring device 111 is provided, for example, inside a connection box 76 provided with a copper bar 77 to which the output line 1 to be measured is connected. Note that the monitoring device 111 may be provided outside the connection box 76.
  • the monitoring device 111 is electrically connected to, for example, the plus-side aggregate line 5p and the minus-side aggregate line 5n via the plus-side power line 26p and the minus-side power line 26n, respectively.
  • each of the plus-side power line 26p and the minus-side power line 26n is also referred to as a power line 26.
  • Each monitoring device 111 transmits monitoring information indicating a measurement result regarding the corresponding power generation unit 78 via a power line connected to itself and the collecting device 151.
  • the communication unit 14 in the monitoring device 111 can perform power line communication via the aggregation line with the collection device 151 that collects the measurement results of the plurality of monitoring devices 111. More specifically, the communication unit 14 can transmit and receive information via the aggregation lines 2 and 5. Specifically, the communication unit 14 performs power line communication with the collection device 151 via the power line 26 and the aggregation lines 2 and 5.
  • the detection processing unit 11 indicates, for example, a current measurement result in the corresponding output line 1 or the corresponding aggregation line 5, and the second node of the circuit in the solar power generation system 401 and the node 18 between the power generation unit 78 and the backflow prevention diode 94.
  • Monitor showing the measurement result of the voltage between the node 19 on the pole side, for example, the negative electrode side, and showing the measurement result of the voltage between the node 20 between the backflow prevention diode 94 and the PCS 8 and the node 19 on the second pole side.
  • Information is set to be created every predetermined time.
  • the current sensor 16 measures the current in the output line 1 or the aggregation line 5.
  • the current sensor 16 is, for example, a Hall element type current probe.
  • the current sensor 16 measures the current flowing through the corresponding negative output line 1n or the corresponding aggregated line 5 using the power received from the power supply circuit (not shown) of the monitoring device 111, and detects the measurement signal indicating the measurement result. To the unit 11.
  • the current sensor 16B is a current that flows between the power generation unit 78 and the aggregation unit 91 and through the corresponding negative output line 1nb, and can measure the current to the aggregation unit 91.
  • the current sensor 16B measures the current flowing through the corresponding negative output line 1nb, and outputs a signal indicating the current in the direction from the aggregation unit 91 to the power generation unit 78 as a positive current value to the detection processing unit 11.
  • the current sensor 16C is a current that flows between the aggregation unit 91 and the PCS 8 and through the corresponding plus-side aggregation line 5p, and can measure a current to the PCS 8.
  • the current sensor 16C measures the current flowing through the corresponding plus-side aggregation line 5p and outputs a signal indicating the current in the direction from the aggregation unit 91 to the PCS 8 as a positive current value to the detection processing unit 11.
  • the current sensor 16D is a current that flows between the aggregation unit 91 and the PCS 8 and through the corresponding minus-side aggregation line 5n, and can measure the current to the PCS 8.
  • the current sensor 16D measures the current flowing through the corresponding minus-side aggregation line 5n, and outputs a signal indicating the current in the direction from the PCS 8 to the aggregation unit 91 as a positive current value to the detection processing unit 11.
  • the voltage sensor 17A measures the voltage between the node 18 between the power generation unit 78 and the backflow prevention diode 94 and the node 19 on the second pole side.
  • the node 19 on the second pole side is a node in the circuit on the negative electrode side between the power generation unit 78 and the PCS 8.
  • the voltage sensor 17A measures, for example, the voltage between the node 18 in each plus-side output line 1pa and the node 19 in the minus-side copper bar 77n, and shows each measurement result indicating the measurement result at each node 18.
  • the signal is output to the detection processing unit 11.
  • the voltage sensor 17B measures the voltage between the node 20 between the backflow prevention diode 94 and the PCS 8 and the node 19 on the second pole side.
  • the voltage sensor 17B measures, for example, the voltage between the node 20 in the plus side copper bar 77p and the node 19 in the minus side copper bar 77n, and detects a measurement signal indicating the measurement result. Output to.
  • the detection processing unit 11 converts, for example, a signal obtained by performing signal processing such as averaging and filtering on each measurement signal received from each current sensor 16 at predetermined time intervals into a digital signal. For each current sensor 16, the detection processing unit 11 associates an ID unique to the current sensor 16 (hereinafter also referred to as a current sensor ID) with the converted digital signal.
  • a current sensor ID an ID unique to the current sensor 16
  • the detection processing unit 11 converts a signal obtained by performing signal processing such as averaging and filtering on each measurement signal received from the voltage sensor 17A at every predetermined time into a digital signal. Then, the detection processing unit 11 associates an ID unique to the node 18 (hereinafter also referred to as a node ID) with the converted digital signal for each node 18 corresponding to each measurement signal.
  • a node ID an ID unique to the node 18
  • the detection processing unit 11 converts a signal obtained by performing signal processing such as averaging and filtering on the measurement signal received from the voltage sensor 17B into a digital signal every predetermined time. Then, the detection processing unit 11 associates an ID unique to the voltage sensor 17B (hereinafter also referred to as a voltage sensor ID) with the converted digital signal.
  • signal processing such as averaging and filtering
  • the detection processing unit 11 associates an ID unique to the voltage sensor 17B (hereinafter also referred to as a voltage sensor ID) with the converted digital signal.
  • the detection processing unit 11 includes monitoring information including a measured value indicated by each converted digital signal, a current sensor ID, a voltage sensor ID, a node ID, and an ID of the own monitoring device 111 (hereinafter also referred to as a monitoring device ID). create.
  • the detection processing unit 11 outputs the created monitoring information to the communication unit 14 in a state where the PCS 8 is performing power conversion (hereinafter also referred to as an operating state).
  • the communication unit 14 creates a monitoring information packet in which the monitoring information received from the detection processing unit 11 is a data part, the transmission source ID is the own monitoring device ID, and the transmission destination ID is the ID of the collection device 151. Note that the communication unit 14 may include a sequence number in the monitoring information packet. Then, the communication unit 14 transmits the created monitoring information packet to the collection device 151 via the aggregation lines 2 and 5.
  • the PCS 8 is operated by the power generated by the power generation unit 78. For example, when power that can be operated in the morning or evening is not supplied from the power generation unit 78, the PCS 8 generates power that exceeds the conversion capacity of the PCS 8, or output to the system is suppressed. If so, stop power conversion.
  • the monitoring device 111 performs abnormality detection in a state where the PCS 8 stops power conversion (hereinafter also referred to as a stopped state).
  • the monitoring device 111 receives the PCS stop information transmitted from the management device 101 to the effect that the PCS 8 has shifted to the stop state.
  • the communication unit 14 in the monitoring device 111 receives the PCS stop information transmitted from the management device 101 via the collection device 151 and the aggregation lines 2 and 5, and detects the received PCS stop information as the detection processing unit 11. Output to.
  • the detection processing unit 11 When receiving the PCS stop information from the communication unit 14, the detection processing unit 11 outputs the created monitoring information to the acquisition unit 13 instead of the communication unit 14.
  • the acquisition unit 13 outputs the monitoring information received from the detection processing unit 11 to the determination unit 15.
  • the determination unit 15 determines an abnormality in the photovoltaic power generation system 401 and outputs monitoring information corresponding to the determination result to the communication unit 14.
  • the communication unit 14 creates a monitoring information packet in which the monitoring information received from the determination unit 15 is the data part, the transmission source ID is the own monitoring device ID, and the transmission destination ID is the ID of the collection device 151.
  • the communication unit 14 transmits the created monitoring information packet to the collection device 151 via the aggregation lines 2 and 5.
  • the collection device 151 receives the monitoring information transmitted from the monitoring device 111, and transmits the received monitoring information to the management device 101 via the network.
  • the monitoring apparatus 111 receives the PCS operating information transmitted from the management apparatus 101 to the effect that the PCS 8 has shifted to the operating state.
  • the communication unit 14 in the monitoring device 111 receives the PCS operation information transmitted from the management device 101 via the collection device 151 and the aggregation lines 2 and 5, and detects the received PCS operation information as the detection processing unit 11. Output to.
  • the detection processing unit 11 receives the PCS operation information from the communication unit 14 and determines that the PCS 8 has shifted to the operation state.
  • the power generation unit 78 is driven in the constant voltage mode while the PCS 8 is stopped. At this time, the voltage between the node 19 and the node 20 is the voltage of the power generation unit 78 having the maximum output voltage among the power generation units 78 electrically connected to the connection box 76.
  • the output voltage of the power generation unit 78 decreases due to factors such as shadows, dirt, parallel arcs, ground faults, and initial failures when the PCS 8 is stopped.
  • the monitoring device 111 determines that the state in which the output voltage of the power generation unit 78 decreases is abnormal based on the measurement result of the output voltage of the power generation unit 78.
  • the determination unit 15 compares the measurement value of the voltage sensor 17A at each node 18 indicating the output voltage of each power generation unit 78 among the monitoring information received from the acquisition unit 13 by a predetermined method, and The abnormality of the circuit corresponding to the unit 78 is determined.
  • the determination unit 15 is abnormal in the circuit corresponding to the power generation unit 78 corresponding to the node 18 that is a measurement value that is smaller than the maximum value among the measurement values of the voltage sensor 17A at each node 18 by a predetermined threshold Th1 or more. Is determined.
  • the determination unit 15 includes the abnormality information indicating the abnormality of the circuit in the monitoring information received from the acquisition unit 13 and outputs the information to the communication unit 14.
  • the determination unit 15 determines that the circuit is normal, the determination unit 15 outputs the monitoring information received from the acquisition unit 13 to the communication unit 14.
  • the difference between the output voltage V1 of the power generation unit 78A and the output voltage V2 of the power generation unit 78D is usually several hundreds [mV] when the PCS 8 is stopped.
  • the monitoring device 111 determines that such a state in which the difference in output voltage between the power generation units 78 is zero is abnormal based on the measurement result of the output voltage of the power generation unit 78A and the power generation unit 78D.
  • FIG. 8 is a diagram showing another example of a state in which a ground fault has occurred in the solar cell unit according to the embodiment of the present invention.
  • the determination unit 15 determines that the circuit in the minus-side aggregate line 5n is abnormal. judge. Note that the threshold Th6 may be zero.
  • Each device in the monitoring system 301 includes a computer, and an arithmetic processing unit such as a CPU in the computer reads and executes a program including a part or all of each step of the following flowchart from a memory (not shown).
  • an arithmetic processing unit such as a CPU in the computer reads and executes a program including a part or all of each step of the following flowchart from a memory (not shown).
  • Each of the programs of the plurality of apparatuses can be installed from the outside.
  • the programs of the plurality of apparatuses are distributed while being stored in a recording medium.
  • FIG. 13 is a flowchart defining an operation procedure when the monitoring device in the monitoring system according to the embodiment of the present invention performs a determination process using the measurement result of the voltage sensor 17A.
  • the difference is equal to or greater than the threshold Th2 (NO in Step S205)
  • the maximum value among the measured values of the voltage sensor 17A is equal to or greater than the threshold Th3
  • the measured value at the target node is equal to the threshold Th4. If it is less (YES in step S206), it is determined that the circuit corresponding to the target node is abnormal (step S202), and the abnormal information is included in the monitoring information (step S203). Then, the monitoring device 111 transmits monitoring information to the collection device 151 (step S204).
  • FIG. 15 is a flowchart defining an operation procedure when the monitoring device in the monitoring system according to the embodiment of the present invention performs a determination process using the measurement result of the current sensor 16C.
  • monitoring device 111 determines that the circuit corresponding to current sensor 16C is abnormal when the measured value is greater than or equal to threshold Th6 (YES in step S401). It is determined that there is (step S402), and abnormality information is included in the monitoring information (step S403). The monitoring device 111 transmits monitoring information to the collection device 151 (step S404).
  • the monitoring device 111 is configured to perform the abnormality detection 1 to 6 as the determination process, it is not limited to this.
  • the monitoring device 111 may be configured to perform only the abnormality detection 2. In this case, the monitoring device 111 may not include the current sensors 16C and 16D.
  • the determination unit 15 corresponds to the node 18 that is a measurement value that is larger than a minimum value among the measurement values of the voltage sensor 17A in each node 18 by a predetermined threshold value or more. It is determined that the circuit corresponding to 78 is abnormal.
  • the voltage sensor 17A that measures the voltage between the node 18 between the power generation unit 78 and the backflow prevention diode 94 and the node 19 on the second pole side, the backflow prevention diode 94, and A voltage sensor 17B that measures a voltage between the node 20 between the PCSs 8 and the node 19 on the second pole side is provided.
  • the abnormality determination of the solar power generation system can be improved.
  • the monitoring system further includes a current measurement unit that measures a current flowing between the aggregation unit 91 and the PCS 8.
  • the current sensor 16D is a current that flows between the aggregating unit 91 and the PCS 8 and on the negative electrode side, and can measure the current to the PCS 8.
  • a plurality of power generation units each including one or a plurality of solar cell panels, an aggregation unit that aggregates output lines from the power generation unit, and power conversion in which the output lines aggregated by the aggregation unit are electrically connected
  • a monitoring system used in a photovoltaic power generation system comprising a device and a backflow prevention diode connected between the power generation unit and the aggregation unit and on the first pole side, A first voltage measurement unit that measures a voltage between a node between the power generation unit and the backflow prevention diode and a second pole side node; A second voltage measuring unit that measures a voltage between a node between the backflow prevention diode and the power converter and a second pole side node, wherein the power generation unit includes a plurality of solar cell panels connected in series.
  • the system further comprises: A monitoring system comprising a detection processing unit that acquires information indicating that the power converter is in a stopped state from the power converter.

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Abstract

監視システムは、各々が１または複数の太陽電池パネルを含む複数の発電部と、前記発電部からの出力ラインを集約する集約部と、前記集約部によって集約された前記出力ラインが電気的に接続される電力変換装置と、前記発電部と前記集約部との間かつ第１極側に接続される逆流防止ダイオードとを備える太陽光発電システムに用いられる監視システムであって、前記発電部および前記逆流防止ダイオード間のノードと第２極側のノードとの間の電圧を計測する第１の電圧計測部と、前記逆流防止ダイオードおよび前記電力変換装置間のノードと第２極側のノードとの間の電圧を計測する第２の電圧計測部とを備える。

Description

監視システム
　本発明は、監視システムに関する。
　この出願は、２０１８年５月１１日に出願された日本出願特願２０１８－９２１７０号を基礎とする優先権を主張し、その開示のすべてをここに取り込む。
　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 特許第６１８５２０６号公報 特開２０１４－１６５２７７号公報
Ｙｅ　Ｚｈａｏ、外３名、"Ｆａｕｌｔ　Ｅｖｏｌｕｔｉｏｎ　ｉｎ　Ｐｈｏｔｏｖｏｌｔａｉｃ　Ａｒｒａｙ　Ｄｕｒｉｎｇ　Ｎｉｇｈｔ－ｔｏ－Ｄａｙ　Ｔｒａｎｓｉｔｉｏｎ"、２０１０　ＩＥＥＥ　１２ｔｈ　Ｗｏｒｋｓｈｏｐ　ｏｎ　Ｃｏｎｔｒｏｌ　ａｎｄ　Ｍｏｄｅｌｉｎｇ　ｆｏｒ　Ｐｏｗｅｒ　Ｅｌｅｃｔｒｏｎｉｃｓ　（ＣＯＭＰＥＬ）、２０１０年７月
　（１）本開示の監視システムは、各々が１または複数の太陽電池パネルを含む複数の発電部と、前記発電部からの出力ラインを集約する集約部と、前記集約部によって集約された前記出力ラインが電気的に接続される電力変換装置と、前記発電部と前記集約部との間かつ第１極側に接続される逆流防止ダイオードとを備える太陽光発電システムに用いられる監視システムであって、前記発電部および前記逆流防止ダイオード間のノードと第２極側のノードとの間の電圧を計測する第１の電圧計測部と、前記逆流防止ダイオードおよび前記電力変換装置間のノードと第２極側のノードとの間の電圧を計測する第２の電圧計測部とを備える。
　本開示の一態様は、このような特徴的な処理部を備える監視システムとして実現され得るだけでなく、かかる特徴的な処理をステップとする方法として実現され得たり、かかる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、監視システム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る。
図１は、本発明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、本発明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、本発明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、本発明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、本発明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、本発明の実施の形態に係る太陽電池ユニットにおいて地絡が発生した様子の一例を示す図である。 図８は、本発明の実施の形態に係る太陽電池ユニットにおいて地絡が発生した様子の他の例を示す図である。 図９は、本発明の実施の形態に係る集電ユニットにおける集約ラインにおいて地絡した状態の一例を示す図である。 図１０は、本発明の実施の形態に係る太陽電池ユニットにおいて地絡した状態の他の例を示す図である。 図１１は、本発明の実施の形態に係る太陽電池ユニットにおいて地絡した状態の一例を示す図である。 図１２は、本発明の実施の形態に係る監視システムにおける監視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は、本発明の実施の形態に係る監視システムにおける監視装置が、電圧センサ１７Ａの計測結果を用いて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、本発明の実施の形態に係る監視システムにおける監視装置が、電流センサ１６Ｂの計測結果を用いて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１５は、本発明の実施の形態に係る監視システムにおける監視装置が、電流センサ１６Ｃの計測結果を用いて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１６は、本発明の実施の形態に係る監視システムにおける監視装置が、電流センサ１６Ｄの計測結果を用いて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。
　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。
　［本開示が解決しようとする課題］
　このような特許文献１に記載の技術を超えて、太陽光発電システムの異常判定を向上させ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の異常判定を向上させることが可能な監視システムを提供することである。
　［本開示の効果］
　本開示によれば、太陽光発電システムの異常判定を向上させることができる。
　［本願発明の実施形態の説明］
　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監視システムは、各々が１または複数の太陽電池パネルを含む複数の発電部と、前記発電部からの出力ラインを集約する集約部と、前記集約部によって集約された前記出力ラインが電気的に接続される電力変換装置と、前記発電部と前記集約部との間かつ第１極側に接続される逆流防止ダイオードとを備える太陽光発電システムに用いられる監視システムであって、前記発電部および前記逆流防止ダイオード間のノードと第２極側のノードとの間の電圧を計測する第１の電圧計測部と、前記逆流防止ダイオードおよび前記電力変換装置間のノードと第２極側のノードとの間の電圧を計測する第２の電圧計測部とを備える。
　このように、電力変換装置の停止状態において太陽光発電システムの回路を流れる電流に着目し、異常時に起こる現象を解析する構成により、太陽光発電システムにおいて短絡等の状態を強制的に発生させることなく、太陽光発電システムの異常をより確実に検出することができる。また、異常の検出に電圧を利用する構成により、逆流防止ダイオードの設置により電流を計測できない回路構成においても異常を検出することができる。したがって、太陽光発電システムの異常判定を向上させることができる。
　（２）好ましくは、前記監視システムは、さらに、前記集約部と前記電力変換装置との間を流れる電流を計測する電流計測部を備える。
　このような構成により、太陽光発電システムの異常をさらに検出することができる。
　（３）より好ましくは、前記電流計測部は、前記集約部と前記電力変換装置との間かつ正極側を流れる電流であって前記電力変換装置への電流を計測可能である。
　このような構成により、たとえば、発電部および電力変換装置間の回路において、地絡等の異常の発生箇所が電流の測定箇所より発電部側であるかまたは電力変換装置側であるかを特定することができる。
　（４）より好ましくは、前記電流計測部は、前記集約部と前記電力変換装置との間かつ負極側を流れる電流であって前記電力変換装置への電流を計測可能である。
　このような構成により、たとえば、他の接続箱との地絡電流を検出することができるため、より広い範囲で異常を検出することができる。
　（５）好ましくは、前記監視システムは、さらに、前記発電部と前記集約部との間かつ負極側を流れる電流であって前記集約部への電流を計測可能な電流計測部を備える。
　このような構成により、たとえば、太陽電池パネルの絶縁不良等による地絡が発生した場合に流れる、通常と逆向きの電流を検出することができるため、異常をより確実に検出することができる。
　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。
　［太陽光発電システムの構成］
　図１は、本発明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（Ｐｏｗｅｒ　Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｉｎｇ　Ｓｕｂｓｙｓｔｅｍ）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、本発明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、本発明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、本発明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７８Ａ，７８Ｂ，７８Ｃ，７８Ｄと、接続箱７６とを含む。以下、発電部７８Ａ，７８Ｂ，７８Ｃ，７８Ｄの各々を発電部７８とも称する。発電部７８は、１または複数の太陽電池パネル７９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７９が直列接続されたストリングである。
　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からの出力ラインおよび集約ライン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。
　［監視システム３０１の構成］
　図５は、本発明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、管理装置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、対応の太陽電池ユニット７４における出力ライン１、および対応の集約ライン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、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：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。
　また、収集装置１５１は、ネットワークを介して、管理装置１０１等の他の装置と情報の送受信を行う。
　［課題］
　太陽光発電システムにおいて、過去の平均値または太陽電池パネルの発電量の予想に基づいた単純な閾値を設定し、異常を判定する方法では、発電量が時間または天候等の影響により大きく変動するため、たとえば国際規格において正常とされる範囲は、予測される発電量の６０％以上で良く、誤検出することが多くなる。
　また、特許第６１８５２０６号公報（特許文献２）には、機械学習を用いることにより、異常検出の精度を高める方法が記載されている。しかしながら、この方法では、異常となる現象を捉えている訳ではなく確実性が低い。
　また、特開２０１４－１６５２７７号公報（特許文献３）には、太陽電池パネル等を作為的に短絡させることにより流れる電流を用いることにより異常検出を行う方法が記載されている。この方法では、異常検出のための短絡を、他の監視システム等が異常と判断する可能性がある。また、太陽電池パネル等を短絡させる行為が太陽光発電システムに悪影響を及ぼすおそれがある。
　これに対して、本発明の実施の形態に係る監視装置では、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。
　［監視装置１１１の構成］
　図６は、本発明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、接続箱７６は、集約部９１と、開閉器９３Ａ，９３Ｂ，９３Ｃ，９３Ｄ，９３Ｅと、逆流防止ダイオード９４Ａ，９４Ｂ，９４Ｃ，９４Ｄと、出力ライン１と、集約ライン５と、銅バー７７とを含む。
　以下、開閉器９３Ａ，９３Ｂ，９３Ｃ，９３Ｄ，９３Ｅの各々を、開閉器９３とも称し、逆流防止ダイオード９４Ａ，９４Ｂ，９４Ｃ，９４Ｄ，９４Ｅの各々を、逆流防止ダイオード９４とも称する。ここで、図６ならびに後述の図７、図８および図１１は開閉器９３の開状態を示しているが、監視装置１１１による後述の判定処理を含む通常状態において、開閉器９３は閉状態である。
　正極側の出力ラインすなわちプラス側出力ライン１ｐは、プラス側出力ライン１ｐａ，１ｐｂを含む。負極側の出力ラインすなわちマイナス側出力ライン１ｎは、マイナス側出力ライン１ｎａ，１ｎｂ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。集約部９１は、銅バー７７を含み、複数の発電部７８からの出力ライン１を集約する。銅バー７７は、プラス側銅バー７７ｐと、マイナス側銅バー７７ｎとを有する。
　プラス側集約ライン５ｐａは、プラス側集約ライン５ｐａ，５ｐｂを含む。マイナス側集約ライン５ｎは、マイナス側集約ライン５ｎａ，５ｎｂ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。
　プラス側集約ライン５ｐおよびマイナス側集約ライン５ｎは、プラス側銅バー７２ｐおよびマイナス側銅バー７２ｎにおいて、それぞれ、他の太陽電池ユニット７４からのプラス側集約ライン５ｐおよびマイナス側集約ライン５ｎとともに図示しないプラス側集約ライン２ｐおよびマイナス側集約ライン２ｎに集約される。
　集約されたプラス側集約ライン２ｐおよびマイナス側集約ライン２ｎは、ＰＣＳ８における図示しないプラス側銅バー７ｐおよびマイナス側銅バー７ｎに電気的に接続される。
　逆流防止ダイオード９４は、発電部７８と集約部９１との間かつ太陽光発電システム４０１における回路の第１極側、たとえば正極側に接続されている。
　より詳細には、プラス側出力ライン１ｐａは、対応の発電部７８に接続された第１端と、対応の開閉器９３に接続された第２端とを有する。プラス側出力ライン１ｐｂは、対応の開閉器９３に接続された第１端と、対応の逆流防止ダイオード９４のアノードに接続された第２端とを有する。プラス側出力ライン１ｐｃは、対応の逆流防止ダイオード９４のカソードに接続された第１端と、対応のプラス側銅バー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１ｎａは、対応の発電部７８に接続された第１端と、対応の開閉器９３に接続された第２端とを有する。マイナス側出力ライン１ｎｂは、対応の開閉器９３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５ｐａは、プラス側銅バー７７ｐに接続された第１端と、開閉器９３Ｅに接続された第２端とを有する。プラス側集約ライン５ｐｂは、開閉器９３Ｅ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５ｎａは、マイナス側銅バー７７ｎに接続された第１端と、開閉器９３Ｅに接続された第２端を有する。マイナス側集約ライン５ｎｂは、開閉器９３Ｅ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、取得部１３と、通信部１４と、判定部１５と、電圧センサ１７Ａ（第１の電圧計測部）と、電圧センサ１７Ｂ（第２の電圧計測部）と、４つの電流センサ１６Ｂ（第１の電流計測部）と、電流センサ１６Ｃ（第２の電流計測部）と、電流センサ１６Ｄ（第３の電流計測部）とを備える。
　以下、電流センサ１６Ｂ，１６Ｃ，１６Ｄの各々を、電流センサ１６とも称し、電圧センサ１７Ａ，１７Ｂの各々を、電圧センサ１７とも称する。
　電流センサ１６Ｂは、マイナス側出力ライン１ｎにおいて１つ設けられる。なお、監視装置１１１は、マイナス側出力ライン１ｎの数に応じて、さらに多数または少数の電流センサ１６Ｂを備えてもよい。
　電流センサ１６Ｃおよび電流センサ１６Ｄは、それぞれ、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１つ設けられる。なお、監視装置１１１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の数に応じて、さらに多数または少数の電流センサ１６Ｃおよび電流センサ１６Ｄ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または対応の集約ライン５における電流の計測結果を示し、発電部７８および逆流防止ダイオード９４間のノード１８と太陽光発電システム４０１における回路の第２極側、たとえば負極側のノード１９との間の電圧の計測結果を示し、かつ逆流防止ダイオード９４およびＰＣＳ８間のノード２０と第２極側のノード１９との間の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または集約ライン５における電流を計測する。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または対応の集約ライン５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。
　より詳細には、電流センサ１６Ｂは、発電部７８と集約部９１との間かつ対応のマイナス側出力ライン１ｎｂを通して流れる電流であって集約部９１への電流を計測可能である。電流センサ１６Ｂは、対応のマイナス側出力ライン１ｎｂを通して流れる電流を計測し、集約部９１から発電部７８への方向の電流をプラスの電流値として示す信号を検出処理部１１へ出力する。
　電流センサ１６Ｃは、集約部９１とＰＣＳ８との間かつ対応のプラス側集約ライン５ｐを通して流れる電流であってＰＣＳ８への電流を計測可能である。電流センサ１６Ｃは、対応のプラス側集約ライン５ｐを通して流れる電流を計測し、集約部９１からＰＣＳ８への方向の電流をプラスの電流値として示す信号を検出処理部１１へ出力する。
　電流センサ１６Ｄは、集約部９１とＰＣＳ８との間かつ対応のマイナス側集約ライン５ｎを通して流れる電流であってＰＣＳ８への電流を計測可能である。電流センサ１６Ｄは、対応のマイナス側集約ライン５ｎを通して流れる電流を計測し、ＰＣＳ８から集約部９１への方向の電流をプラスの電流値として示す信号を検出処理部１１へ出力する。
　電圧センサ１７Ａは、発電部７８および逆流防止ダイオード９４間のノード１８と第２極側のノード１９との間の電圧を計測する。第２極側のノード１９は、発電部７８およびＰＣＳ８間における負極側の回路におけるノードである。
　より詳細には、電圧センサ１７Ａは、たとえば、各プラス側出力ライン１ｐａにおけるノード１８と、マイナス側銅バー７７ｎにおけるノード１９との間の電圧を計測し、各ノード１８における計測結果を示す各計測信号を検出処理部１１へ出力する。
　電圧センサ１７Ｂは、逆流防止ダイオード９４およびＰＣＳ８間のノード２０と第２極側のノード１９との間の電圧を計測する。
　より詳細には、電圧センサ１７Ｂは、たとえば、プラス側銅バー７７ｐにおけるノード２０と、マイナス側銅バー７７ｎにおけるノード１９との間の電圧を計測し、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、当該各計測信号に対応するノード１８ごとに、変換したデジタル信号に当該ノード１８固有のＩＤ（以下、ノード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１７Ｂから受けた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１７Ｂ固有のＩＤ（以下、電圧センサＩＤとも称する。）を対応づける。
　検出処理部１１は、変換した各デジタル信号の示す計測値、電流センサＩＤ、電圧センサＩＤ、ノード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。）を含む監視情報を作成する。
　検出処理部１１は、ＰＣＳ８が電力変換を行っている状態（以下、稼働状態とも称する。）において、作成した監視情報を通信部１４へ出力する。
　通信部１４は、検出処理部１１から受けた監視情報がデータ部分であり、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である監視情報パケットを作成する。なお、通信部１４は、監視情報パケットにシーケンス番号を含めてもよい。そして、通信部１４は、集約ライン２，５を介して、作成した監視情報パケットを収集装置１５１へ送信する。
　ここで、ＰＣＳ８は、たとえば、発電部７８が発電した電力により動作する。ＰＣＳ８は、たとえば、朝方または夕方等において動作可能な電力が発電部７８から供給されない場合、発電部７８がＰＣＳ８の変換容量を超える電力を発電している場合、または系統への出力を抑制されている場合、電力変換を停止する。
　監視装置１１１は、ＰＣＳ８が電力変換を停止している状態（以下、停止状態とも称する。）において、異常検出を行う。
　より詳細には、監視装置１１１は、管理装置１０１から送信された、ＰＣＳ８が停止状態に移行した旨のＰＣＳ停止情報を受信する。
　具体的には、監視装置１１１における通信部１４は、管理装置１０１から送信されたＰＣＳ停止情報を収集装置１５１および集約ライン２，５を介して受信し、受信したＰＣＳ停止情報を検出処理部１１へ出力する。
　検出処理部１１は、通信部１４からＰＣＳ停止情報を受けた場合、作成した監視情報を通信部１４の代わりに取得部１３へ出力する。
　取得部１３は、検出処理部１１から受けた監視情報を判定部１５へ出力する。
　判定部１５は、太陽光発電システム４０１における異常を判定し、判定結果に応じた監視情報を通信部１４へ出力する。
　通信部１４は、判定部１５から受けた監視情報がデータ部分であり、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である監視情報パケットを作成する。
　通信部１４は、集約ライン２，５を介して、作成した監視情報パケットを収集装置１５１へ送信する。
　収集装置１５１は、監視装置１１１から送信された監視情報を受信し、受信した監視情報をネットワーク経由で管理装置１０１へ送信する。
　ここで、ＰＣＳ８が再び稼働状態に移行した場合、監視装置１１１は、管理装置１０１から送信された、ＰＣＳ８が稼働状態に移行した旨のＰＣＳ稼働情報を受信する。
　具体的には、監視装置１１１における通信部１４は、管理装置１０１から送信されたＰＣＳ稼働情報を収集装置１５１および集約ライン２，５を介して受信し、受信したＰＣＳ稼働情報を検出処理部１１へ出力する。
　検出処理部１１は、通信部１４からＰＣＳ稼働情報を受けて、ＰＣＳ８が稼働状態に移行したと判断する。
　［異常検出１］
　太陽光発電システム４０１において、発電部７８は、ＰＣＳ８の停止状態において、定電圧モードで駆動している。このとき、ノード１９およびノード２０間の電圧は、接続箱７６に電気的に接続されている各発電部７８のうち出力電圧が最大の発電部７８の電圧となる。
　発電部７８の出力電圧は、ＰＣＳ８の停止状態において、影、汚れ、並列アーク、地絡および初期不良等の要因により低下する。
　このため、各発電部７８の出力電圧を計測することにより、出力電圧の低下した発電部７８を特定することができる。
　監視装置１１１は、発電部７８の出力電圧の計測結果に基づいて、このような発電部７８の出力電圧が低下する状態を異常であると判定する。
　より詳細には、判定部１５は、取得部１３から受けた監視情報のうち、各発電部７８の出力電圧を示す各ノード１８における電圧センサ１７Ａの計測値を所定の方法により比較し、各発電部７８に対応する回路の異常を判定する。
　たとえば、判定部１５は、各ノード１８における電圧センサ１７Ａの計測値のうちの最大値から所定の閾値Ｔｈ１以上小さい計測値であるノード１８に対応する、発電部７８に対応する回路を異常であると判定する。
　そして、判定部１５は、当該回路の異常を示す異常情報を、取得部１３から受けた監視情報に含めて通信部１４へ出力する。
　一方、判定部１５は、当該回路を正常であると判定した場合、取得部１３から受けた監視情報を通信部１４へ出力する。
　［異常検出２］
　図７は、本発明の実施の形態に係る太陽電池ユニットにおいて地絡が発生した様子の一例を示す図である。
　図７を参照して、発電部７８Ａの出力電圧Ｖ１および発電部７８Ｄの出力電圧Ｖ２の差は、ＰＣＳ８の停止状態において通常数百［ｍＶ］である。
　一方、発電部７８Ａに対応するプラス側出力ライン１ｐおよび発電部７８Ｄに対応するプラス側出力ライン１ｐにおいて地絡した場合、ＰＣＳ８の停止状態において、発電部７８Ａの出力電圧Ｖ１および発電部７８Ｄの出力電圧Ｖ２の差は、ほぼゼロとなる。
　監視装置１１１は、発電部７８Ａおよび発電部７８Ｄの出力電圧の計測結果に基づいて、このような各発電部７８間の出力電圧の差がゼロとなる状態を異常であると判定する。
　より詳細には、判定部１５は、たとえば、取得部１３から受けた監視情報の示す各ノード１８における計測値を比較し、他のノード１８における計測値との差がたとえば数百［ｍＶ］未満等、所定の閾値Ｔｈ２未満であるノード１８に対応する、発電部７８に対応する回路を異常であると判定する。
　そして、判定部１５は、当該回路の異常を示す異常情報を、取得部１３から受けた監視情報に含めて通信部１４へ出力する。
　一方、判定部１５は、当該回路を正常であると判定した場合、取得部１３から受けた監視情報を通信部１４へ出力する。
　［異常検出３］
　図８は、本発明の実施の形態に係る太陽電池ユニットにおいて地絡が発生した様子の他の例を示す図である。
　図８を参照して、発電部７８Ａに対応するプラス側出力ライン１ｐおよび発電部７８Ｄに対応するマイナス側出力ライン１ｎにおいて地絡した場合、ＰＣＳ８の停止状態において、発電部７８Ａの出力電圧Ｖ３がほぼゼロとなる。
　監視装置１１１は、発電部７８Ａの出力電圧の計測結果に基づいて、このような発電部７８Ａの出力電圧Ｖ３がほぼゼロとなる状態を異常であると判定する。
　より詳細には、判定部１５は、たとえば、電圧センサ１７Ａにおける計測値のうちの最大値が所定の閾値Ｔｈ３以上である場合に、所定の閾値Ｔｈ４未満の値であるノード１８に対応する、発電部７８Ａに対応する回路を異常であると判定する。
　すなわち、夜間等においては、各発電部７８の出力電圧が小さくなり、各出力電圧の最大値が閾値Ｔｈ３未満となる。この場合、判定部１５は、発電部７８Ａの出力電圧が所定の閾値Ｔｈ４未満であっても、発電部７８Ａに対応する回路を異常であると判定しない。
　そして、判定部１５は、当該回路の異常を示す異常情報を、取得部１３から受けた監視情報に含めて通信部１４へ出力する。
　一方、判定部１５は、当該回路を正常であると判定した場合、取得部１３から受けた監視情報を通信部１４へ出力する。
　［異常検出４］
　図９は、本発明の実施の形態に係る集電ユニットにおける集約ラインにおいて地絡した状態の一例を示す図である。
　図９を参照して、集約部９１およびＰＣＳ８間におけるプラス側集約ライン５ｐにおいて地絡した場合、ＰＣＳ８の停止状態において、各発電部７８から地絡箇所へ地絡電流Ｉ１が流れる。
　地絡電流Ｉ１は、ＰＣＳ８の稼働状態においてはＰＣＳ８の方が地絡による短絡抵抗と比べてインピーダンスが低いためほぼ流れず、ＰＣＳ８の停止状態において流れる。
　ＰＣＳ８の停止状態において上記地絡が発生した場合、たとえば、電流センサ１６Ｃにおいてプラスの電流値すなわちＰＣＳ８への電流が計測される。
　判定部１５は、たとえば、ＰＣＳ８への電流を示す計測結果Ｋ１に基づいて、太陽光発電システム４０１の異常を判定する判定処理を行う。計測結果Ｋ１は、集約部９１およびＰＣＳ８間の正側ラインにおける電流を示す。
　判定部１５は、たとえば、プラス側集約ライン５ｐを通して集約部９１からＰＣＳ８へ電流が流れる場合、電流センサ１６ＣおよびＰＣＳ８間の当該プラス側集約ライン５ｐにおける回路を異常であると判定する。
　具体的には、判定部１５は、取得部１３から受けた監視情報の示す電流センサ１６Ｃの計測結果が正の閾値Ｔｈ５以上である場合、当該回路を異常であると判定する。
　そして、判定部１５は、当該回路の異常を示す異常情報を、取得部１３から受けた監視情報に含めて通信部１４へ出力する。
　一方、判定部１５は、当該回路を正常であると判定した場合、取得部１３から受けた監視情報を通信部１４へ出力する。
　［異常検出５］
　図１０は、本発明の実施の形態に係る太陽電池ユニットにおいて地絡した状態の他の例を示す図である。
　図１０を参照して、他の接続箱７６における発電部７８Ａにおいて地絡し、かつ発電部７８Ｄに対応するマイナス側出力ライン１ｎにおいて地絡した場合、ＰＣＳ８の停止状態において、他の接続箱７６における地絡箇所から当該マイナス側出力ライン１ｎへ地絡電流Ｉ２が流れる。
　地絡電流Ｉ２は、ＰＣＳ８の稼働状態においてはＰＣＳ８の方が地絡による短絡抵抗と比べてインピーダンスが低いためほぼ流れず、ＰＣＳ８の停止状態において流れる。
　ＰＣＳ８の停止状態において上記地絡が発生した場合、マイナス側集約ライン５ｎに対応する電流センサ１６Ｄにおいてマイナスの電流値すなわちＰＣＳ８への電流が計測される。
　判定部１５は、たとえば、ＰＣＳ８への電流を示す計測結果である計測結果Ｋ２に基づいて判定処理を行う。計測結果Ｋ２は、集約部９１およびＰＣＳ８間の負側ラインにおける電流を示す。
　判定部１５は、マイナス側集約ライン５ｎを通して集約部９１からＰＣＳ８へ電流が流れる場合、当該マイナス側集約ライン５ｎに対応する回路を異常であると判定する。
　具体的には、判定部１５は、取得部１３から受けた監視情報の示す電流センサ１６Ｄの計測結果がたとえば負の閾値Ｔｈ６未満である場合、当該マイナス側集約ライン５ｎにおける回路を異常であると判定する。なお、閾値Ｔｈ６は、ゼロであってもよい。
　そして、判定部１５は、回路の異常を示す異常情報を、取得部１３から受けた監視情報に含めて通信部１４へ出力する。
　一方、判定部１５は、当該回路を正常であると判定した場合、取得部１３から受けた監視情報を通信部１４へ出力する。
　［異常検出６］
　図１１は、本発明の実施の形態に係る太陽電池ユニットにおいて地絡した状態の一例を示す図である。
　図１１を参照して、発電部７８Ａにおいて地絡し、かつ発電部７８Ｄに対応するマイナス側出力ライン１ｎａにおいて地絡した場合、ＰＣＳ８の停止状態において、発電部７８Ａにおける地絡箇所から、グランド、当該マイナス側出力ライン１ｎａにおける地絡箇所、発電部７８Ｄに対応するマイナス側出力ライン１ｎａ、当該マイナス側出力ライン１ｎｂ、マイナス側銅バー７７ｎ、発電部７８Ａに対応するマイナス側出力ライン１ｎ、発電部７８Ａ、および発電部７８Ａにおける地絡箇所の順に地絡電流Ｉ３が流れる。
　地絡電流Ｉ３は、ＰＣＳ８の稼働状態においてはＰＣＳ８の方が地絡による短絡抵抗と比べてインピーダンスが低いためほぼ流れず、ＰＣＳ８の停止状態において流れる。
　ＰＣＳ８の停止状態において上記地絡が発生した場合、たとえば、マイナス側出力ライン１ｎａに対応する電流センサ１６Ｂにおいてマイナスの電流値すなわち発電部７８Ｄから集約部９１への電流が計測される。
　判定部１５は、たとえば、集約部９１への電流を示す計測結果Ｋ３に基づいて判定処理を行う。計測結果Ｋ３は、発電部７８および集約部９１間の負側ラインにおける電流を示す。
　より詳細には、判定部１５は、たとえば、ＰＣＳ８の停止状態において、マイナス側出力ライン１ｎを通して発電部７８Ｄから集約部９１への電流が流れる場合、発電部７８Ｄに対応する回路を異常であると判定する。
　具体的には、判定部１５は、ＰＣＳ停止情報の示す時間帯において、取得部１３から受けた監視情報の示す電流センサ１６Ｂの計測結果がたとえば負の閾値Ｔｈ７未満である場合、当該電流センサ１６Ｂに対応する発電部７８Ｄに対応する回路を異常であると判定する。なお、閾値Ｔｈ７は、ゼロであってもよい。
　そして、判定部１５は、当該回路の異常を示す異常情報を監視情報に含めて、取得部１３から受けた通信部１４へ出力する。
　一方、判定部１５は、当該回路を正常であると判定した場合、取得部１３から受けた監視情報を通信部１４へ出力する。
　［動作の流れ］
　監視システム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、本発明の実施の形態に係る監視システムにおける監視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１２を参照して、まず、監視装置１１１は、収集装置１５１から送信されたＰＣＳ停止情報を受信する（ステップＳ１０１）。
　次に、監視装置１１１は、電圧センサ１７Ａの計測結果を用いて判定処理を行う（ステップＳ１０２）。
　次に、監視装置１１１は、電流センサ１６Ｂの計測結果を用いて判定処理を行う（ステップＳ１０３）。
　次に、監視装置１１１は、電流センサ１６Ｃの計測結果を用いて判定処理を行う（ステップＳ１０４）。
　次に、監視装置１１１は、電流センサ１６Ｄの計測結果を用いて判定処理を行う（ステップＳ１０５）。
　次に、監視装置１１１は、収集装置１５１から送信されたＰＣＳ稼働情報を受信した場合（ステップＳ１０６でＹＥＳ）、判定処理を終了し、新たなＰＣＳ停止情報を受信するまで待機する。
　一方、監視装置１１１は、収集装置１５１からのＰＣＳ稼働情報を受信しない間（ステップＳ１０６でＮＯ）、判定処理を継続する（ステップＳ１０２）。
　なお、ステップＳ１０２～ステップＳ１０５の順番は、上記に限らず、順番を入れ替えてもよい。
　図１３は、本発明の実施の形態に係る監視システムにおける監視装置が、電圧センサ１７Ａの計測結果を用いて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、監視装置１１１は、電圧センサ１７Ａの監視情報において、あるノード１８である対象ノードにおける計測値と、当該電圧センサ１７Ａの計測値のうちの最大値との差が閾値Ｔｈ１以上である場合（ステップＳ２０１でＹＥＳ）、対象ノードに対応する回路を異常であると判定し（ステップＳ２０２）、異常情報を監視情報に含める（ステップＳ２０３）。そして、監視装置１１１は、監視情報を収集装置１５１へ送信する（ステップＳ２０４）。
　一方、監視装置１１１は、上記差が閾値Ｔｈ１未満であり（ステップＳ２０１でＮＯ）、対象ノードにおける計測値と、他のノード１８における計測値との差が閾値Ｔｈ２未満である場合（ステップＳ２０５でＹＥＳ）、上記２つのノード１８に対応する回路を異常であると判定し（ステップＳ２０２）、異常情報を監視情報に含める（ステップＳ２０３）。そして、監視装置１１１は、監視情報を収集装置１５１へ送信する（ステップＳ２０４）。
　一方、監視装置１１１は、上記差が閾値Ｔｈ２以上であり（ステップＳ２０５でＮＯ）、かつ当該電圧センサ１７Ａの計測値のうちの最大値が閾値Ｔｈ３以上であり、対象ノードにおける計測値が閾値Ｔｈ４未満である場合（ステップＳ２０６でＹＥＳ）、対象ノードに対応する回路を異常であると判定し（ステップＳ２０２）、異常情報を監視情報に含める（ステップＳ２０３）。そして、監視装置１１１は、監視情報を収集装置１５１へ送信する（ステップＳ２０４）。
　一方、監視装置１１１は、当該電圧センサ１７Ａの計測値のうちの最大値が閾値Ｔｈ３以上であり、かつ対象ノードにおける計測値が閾値Ｔｈ４未満である場合、または当該電圧センサ１７Ａの計測値のうちの最大値が閾値Ｔｈ３未満である場合（ステップＳ２０６でＮＯ）、対象ノードに対応する回路を正常であると判定する（ステップＳ２０７）。そして、監視装置１１１は、監視情報を収集装置１５１へ送信する（ステップＳ２０４）。
　次に、監視装置１１１は、他のノード１８における計測値について判定処理を行っていない場合（ステップＳ２０８でＮＯ）、他のノード１８における計測値について異常判定を行う（ステップＳ２０１）。
　一方、監視装置１１１は、すべてのノード１８における計測値について判定処理を行った場合（ステップＳ２０８でＹＥＳ）、判定処理を終了する。
　図１４は、本発明の実施の形態に係る監視システムにおける監視装置が、電流センサ１６Ｂの計測結果を用いて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を参照して、まず、監視装置１１１は、ある電流センサ１６Ｂの監視情報において、計測値が閾値Ｔｈ５未満である場合（ステップＳ３０１でＹＥＳ）、当該電流センサ１６Ｂに対応する回路を異常であると判定し（ステップＳ３０２）、異常情報を監視情報に含める（ステップＳ３０３）。そして、監視装置１１１は、監視情報を収集装置１５１へ送信する（ステップＳ３０４）。
　一方、監視装置１１１は、計測値が閾値Ｔｈ５以上である場合（ステップＳ３０１でＮＯ）、当該電流センサ１６Ｂに対応する回路を正常であると判定する（ステップＳ３０５）。そして監視装置１１１は、監視情報を収集装置１５１へ送信する（ステップＳ３０４）。
　次に、監視装置１１１は、他の電流センサ１６Ｂの監視情報について判定処理を行っていない場合（ステップＳ３０６でＮＯ）、他の電流センサ１６Ｂの監視情報について異常判定を行う（ステップＳ３０１）。
　一方、監視装置１１１は、すべての電流センサ１６Ｂの監視情報について判定処理を行った場合（ステップＳ３０６でＹＥＳ）、判定処理を終了する。
　図１５は、本発明の実施の形態に係る監視システムにおける監視装置が、電流センサ１６Ｃの計測結果を用いて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１５を参照して、まず、監視装置１１１は、ある電流センサ１６Ｃの監視情報において、計測値が閾値Ｔｈ６以上である場合（ステップＳ４０１でＹＥＳ）、当該電流センサ１６Ｃに対応する回路を異常であると判定し（ステップＳ４０２）、異常情報を監視情報に含める（ステップＳ４０３）。そして監視装置１１１は、監視情報を収集装置１５１へ送信する（ステップＳ４０４）。
　一方、監視装置１１１は、計測値が閾値Ｔｈ６未満である場合（ステップＳ４０１でＮＯ）、当該電流センサ１６Ｃに対応する回路を正常であると判定する（ステップＳ４０５）。そして、監視装置１１１は、監視情報を収集装置１５１へ送信する（ステップＳ３０４）。
　次に、監視装置１１１は、他の電流センサ１６Ｃの監視情報について判定処理を行っていない場合（ステップＳ４０６でＮＯ）、他の電流センサ１６Ｃの監視情報について異常判定を行う（ステップＳ４０１）。
　一方、監視装置１１１は、すべての電流センサ１６Ｃの監視情報について判定処理を行った場合（ステップＳ４０６でＹＥＳ）、判定処理を終了する。
　図１６は、本発明の実施の形態に係る監視システムにおける監視装置が、電流センサ１６Ｄの計測結果を用いて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１６を参照して、まず、監視装置１１１は、ある電流センサ１６Ｄの監視情報において、計測値が閾値Ｔｈ７未満である場合（ステップＳ５０１でＹＥＳ）、当該電流センサ１６Ｄに対応する回路を異常であると判定し（ステップＳ５０２）、異常情報を監視情報に含める（ステップＳ５０３）。そして、監視装置１１１は、監視情報を収集装置１５１へ送信する（ステップＳ５０４）。
　一方、監視装置１１１は、計測値が閾値Ｔｈ７以上である場合（ステップＳ５０１でＮＯ）、当該電流センサ１６Ｄに対応する回路を正常であると判定する（ステップＳ５０５）。そして、監視装置１１１は、監視情報を収集装置１５１へ送信する（ステップＳ５０４）。
　次に、監視装置１１１は、他の電流センサ１６Ｄの監視情報について判定処理を行っていない場合（ステップＳ５０６でＮＯ）、他の電流センサ１６Ｄの監視情報について異常判定を行う（ステップＳ５０１）。
　一方、監視装置１１１は、すべての電流センサ１６Ｄの監視情報について判定処理を行った場合（ステップＳ５０６でＹＥＳ）、判定処理を終了する。
　なお、本発明の実施の形態に係る監視装置１１１は、判定処理として異常検出１～６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。監視装置１１１は、異常検出１のみを行う構成であってもよい。この場合、監視装置１１１は、電流センサ１６Ｂ，１６Ｃ，１６Ｄを備えなくてもよい。
　また、本発明の実施の形態に係る監視装置１１１は、判定処理として異常検出１～６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。監視装置１１１は、異常検出２のみを行う構成であってもよい。この場合、監視装置１１１は、電流センサ１６Ｃ，１６Ｄを備えなくてもよい。
　また、本発明の実施の形態に係る監視装置１１１は、判定処理として異常検出１～６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。監視装置１１１は、異常検出３のみを行う構成であってもよい。この場合、監視装置１１１は、電流センサ１６Ｂ，１６Ｃ，１６Ｄを備えなくてもよい。
　また、本発明の実施の形態に係る監視装置１１１は、判定処理として異常検出１～６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。監視装置１１１は、異常検出４のみを行う構成であってもよい。この場合、監視装置１１１は、電流センサ１６Ｄを備えなくてもよい。
　また、本発明の実施の形態に係る監視装置１１１は、判定処理として異常検出１～６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。監視装置１１１は、異常検出５のみを行う構成であってもよい。この場合、監視装置１１１は、電流センサ１６Ｃを備えなくてもよい。
　また、本発明の実施の形態に係る監視装置１１１は、判定処理として異常検出１～６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。監視装置１１１は、異常検出６のみを行う構成であってもよい。この場合、監視装置１１１は、電流センサ１６Ｃ，１６Ｄを備えなくてもよい。
　また、本発明の実施の形態に係る監視システムでは、監視装置１１１が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。監視装置１１１が、監視情報を収集装置１５１または管理装置１０１へ送信し、収集装置１５１または管理装置１０１が、監視装置１１１から送信された各計測結果に基づいて、判定処理を行う構成であってもよい。この場合、管理装置１０１は、監視装置１１１から送信された計測結果を取得する取得部と、取得部によって取得された計測結果に基づいて判定処理を行う判定部とを備える。
　また、本発明の実施の形態に係る太陽光発電システム４０１において、発電部７８の出力電圧の正負が逆であってもよい。この場合、逆流防止ダイオード９４は、たとえば図６に示す向きと逆向きに接続される。
　判定部１５は、電圧センサ１７Ａおよび電圧センサ１７Ｂによってそれぞれ計測された負電圧に基づいて、異常検出１～３を行う。
　より詳細には、判定部１５は、たとえば、異常検出１において、各ノード１８における電圧センサ１７Ａの計測値のうちの最小値から所定の閾値以上大きい計測値であるノード１８に対応する、発電部７８に対応する回路を異常であると判定する。
　また、判定部１５は、たとえば、異常検出２において、各ノード１８における計測値を比較し、他のノード１８における計測値との差がたとえば数百［ｍＶ］未満等、所定の閾値未満であるノード１８に対応する、発電部７８に対応する回路を異常であると判定する。
　また、判定部１５は、たとえば、異常検出３において、電圧センサ１７Ａにおける計測値のうちの最小値が所定の閾値Ｔｈ８未満である場合に、所定の閾値Ｔｈ９以上の値であるノード１８に対応する、発電部７８に対応する回路を異常であると判定する。
　ところで、特許文献１に記載の技術を超えて、太陽光発電システムの異常判定を向上させることが可能な技術が望まれる。
　本発明の実施の形態に係る監視システムでは、発電部７８および逆流防止ダイオード９４間のノード１８と第２極側のノード１９との間の電圧を計測する電圧センサ１７Ａと、逆流防止ダイオード９４およびＰＣＳ８間のノード２０と第２極側のノード１９との間の電圧を計測する電圧センサ１７Ｂとを備える。
　このように、ＰＣＳ８の停止状態において太陽光発電システム４０１の回路を流れる電流に着目し、異常時に起こる現象を解析する構成により、太陽光発電システム４０１において短絡等の状態を強制的に発生させることなく、異常をより確実に検出することができる。また、異常の検出に電圧を利用する構成により、逆流防止ダイオード９４の設置により電流を計測できない回路構成においても異常を検出することができる。
　したがって、本発明の実施の形態に係る監視システムでは、太陽光発電システムの異常判定を向上させることができる。
　また、本発明の実施の形態に係る監視システムでは、さらに、集約部９１とＰＣＳ８との間を流れる電流を計測する電流計測部を備える。
　このような構成により、ＰＣＳ８および集約部９１間における回路の異常をさらに検出することができる。
　また、本発明の実施の形態に係る監視システムでは、電流センサ１６Ｃは、集約部９１とＰＣＳとの間かつ正極側を流れる電流であってＰＣＳ８への電流を計測可能である。
　このような構成により、発電部７８およびＰＣＳ８間の回路において、地絡等の異常の発生箇所が電流の測定箇所より発電部７８側であるかまたはＰＣＳ８側であるかを特定することができる。
　また、本発明の実施の形態に係る監視システムでは、電流センサ１６Ｄは、集約部９１とＰＣＳ８との間かつ負極側を流れる電流であってＰＣＳ８への電流を計測可能である。
　このような構成により、他の接続箱７６との地絡電流を検出できるため、より広い範囲で異常を検出することができる。
　また、本発明の実施の形態に係る監視システムでは、さらに、発電部７８と集約部９１との間かつ負極側を流れる電流であって集約部９１への電流を計測可能な電流センサ１６Ｂを備える。
　このような構成により、太陽電池パネル７９の絶縁不良等による地絡が発生した場合に流れる、通常と逆向きの電流を検出することができるため、異常をより確実に検出することができる。
　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、上記説明ではなく請求の範囲によって示され、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］
　各々が１または複数の太陽電池パネルを含む複数の発電部と、前記発電部からの出力ラインを集約する集約部と、前記集約部によって集約された前記出力ラインが電気的に接続される電力変換装置と、前記発電部と前記集約部との間かつ第１極側に接続される逆流防止ダイオードとを備える太陽光発電システムに用いられる監視システムであって、
　前記発電部および前記逆流防止ダイオード間のノードと第２極側のノードとの間の電圧を計測する第１の電圧計測部と、
　前記逆流防止ダイオードおよび前記電力変換装置間のノードと第２極側のノードとの間の電圧を計測する第２の電圧計測部とを備え
　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、
　前記システムは、さらに、
　前記電力変換装置から前記電力変換装置が停止状態である旨の情報を取得する検出処理部を備える、監視システム。
　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
　８　ＰＣＳ
　９　電力変換部
　１１　検出処理部
　１３　取得部
　１４　通信部
　１５　判定部
　１６，１６Ｂ，１６Ｃ，１６Ｄ　電流センサ
　１７，１７Ａ，１７Ｂ　電圧センサ
　１８，１９，２０　ノード
　２６　電源線
　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
　７８，７８Ａ，７８Ｂ，７８Ｃ，７８Ｄ　発電部
　７９　太陽電池パネル
　８０　ＰＣＳユニット
　９１　集約部
　９３，９３Ａ，９３Ｂ，９３Ｃ，９３Ｄ，９３Ｅ　開閉器
　９４　逆流防止ダイオード
　１０１　管理装置
　１１１　監視装置
　１５１　収集装置
　３０１　監視システム
　４０１　太陽光発電システム
 

Claims (5)

  1. 　各々が１または複数の太陽電池パネルを含む複数の発電部と、前記発電部からの出力ラインを集約する集約部と、前記集約部によって集約された前記出力ラインが電気的に接続される電力変換装置と、前記発電部と前記集約部との間かつ第１極側に接続される逆流防止ダイオードとを備える太陽光発電システムに用いられる監視システムであって、
    　前記発電部および前記逆流防止ダイオード間のノードと第２極側のノードとの間の電圧を計測する第１の電圧計測部と、
    　前記逆流防止ダイオードおよび前記電力変換装置間のノードと第２極側のノードとの間の電圧を計測する第２の電圧計測部とを備える、監視システム。
  2. 　前記監視システムは、さらに、
    　前記集約部と前記電力変換装置との間を流れる電流を計測する電流計測部を備える、請求項１に記載の監視システム。
  3. 　前記電流計測部は、前記集約部と前記電力変換装置との間かつ正極側を流れる電流であって前記電力変換装置への電流を計測可能である、請求項２に記載の監視システム。
  4. 　前記電流計測部は、前記集約部と前記電力変換装置との間かつ負極側を流れる電流であって前記電力変換装置への電流を計測可能である、請求項２に記載の監視システム。
  5. 　前記監視システムは、さらに、
    　前記発電部と前記集約部との間かつ負極側を流れる電流であって前記集約部への電流を計測可能な電流計測部を備える、請求項１から請求項４のいずれか１項に記載の監視システム。
     
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* Cited by examiner, † Cited by third party
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JPH08185235A (ja) * 1994-12-27 1996-07-16 Sharp Corp 太陽電池モジュールの異常チェック機能付連系形太陽光発電装置
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