JP2015136233A - 太陽光発電システム - Google Patents

Abstract

【課題】電流の測定値の測定精度が低いときに測定値を補正する太陽光発電システムを提供する。【解決手段】太陽光発電システムは、複数の太陽電池モジュールを接続した太陽電池ストリングと、前記太陽電池ストリングが複数接続される接続箱と、前記接続箱の電力を集電する集電装置と、前記接続箱及び／又は前記集電装置に配されて入力単位毎に電流値を検出する複数の電流検出器と、前記電流検出器が配された雰囲気の温度を検出する温度検出器と、を備え、前記温度検出器により検出される温度に基づいて前記電流検出器により検出される電流値を補正する。【選択図】図１Ａ

Description

本発明は、太陽光発電システムに関する。

近年、原子力発電の危険性を考慮して原発依存度（全発電量に占める原子力発電比率）を引き下げることが検討されている。一方で、原発依存度を引き下げるためには代替エネルギーを確保する必要がある。しかしながら、有力な代替エネルギーの一つである火力を利用した発電（火力発電）に必要な原油高の高騰や地球環境保護の重要性の高まりにより、太陽光等の再生可能エネルギーを利用した発電への期待が大きくなっており、種々の再生可能エネルギー発電システムが積極的に導入あるいは計画されている。

太陽光発電システムは複数の太陽電池モジュールを直列接続した太陽電池ストリングと複数の太陽電池ストリングの合計出力電流値を測定する電流センサを備える。測定された電流値は表示画面等に表示される。ユーザや保守管理者は表示画面に表示される電流値を手掛かりとして太陽光発電システムの異常の有無を判断することが可能である。

ところで電流センサは一般的に複数の太陽電池ストリングから供給される電力を一つにまとめる箱内に設けられる（例えば特許文献１参照）。

特開２０１１‐１８７８０７号公報

電流センサは、電流センサが配される雰囲気の温度（すなわち気温）によって電流の測定精度が変動する。つまり箱内の気温が仕様で定められた基準温度から変化すると電流の測定精度が低くなる。電流の測定値の測定精度が低いときに、その測定値をそのまま表示画面等に表示することは望ましくない。

本発明は、上記の状況に鑑み、電流の測定値の信頼性を向上させることができる太陽光発電システムを提供することを目的とする。

上記目的を達成するために本発明に係る太陽光発電システムは、複数の太陽電池モジュールを接続した太陽電池ストリングと、前記太陽電池ストリングが複数接続される接続箱と、前記接続箱の電力を集電する集電装置と、前記接続箱及び／又は前記集電装置に配されて入力単位毎に電流値を検出する複数の電流検出器と、前記電流検出器が配された雰囲気の温度を検出する温度検出器と、を備え、前記温度検出器により検出される温度に基づいて前記電流検出器により検出される電流値を補正することを特徴とする。

また、上記構成の太陽光発電システムにおいて、前記集電装置は集電箱であることが望ましい。

また、上記構成の太陽光発電システムにおいて、前記電流検出器はホール素子を利用したものであることが望ましい。

また、上記構成の太陽光発電システムにおいて、表示部を備え、補正後の電流値を前記表示部に表示することが望ましい。

本発明に係る太陽光発電システムによると、電流検出器により検出される電流状態に基づいて電流検出器により検出される電流値の補正が必要かどうか判断される。あるいは、本発明に係る太陽光発電システムによると、電流検出器により検出される電流状態に基づいて、ある電流状態の範囲の時に、電流検出器により検出される電流値を手掛かりとして太陽光発電システムの異常の有無を判断しない選択を取る。従って、測定値を手掛かりとした太陽光発電システムの異常の有無を判定の信頼性が向上する。

また、低日射時、太陽光の日射計への入射角度が浅いときは、太陽電池の発電量が少なく、電流センサーの電流値も少なくなる。電流センサに流れる電量が少なければ少ないほど検出誤差が大きくなり電流の測定精度が低くなるので、電流の測定精度が低いときに、その電流値を手掛かりとして太陽光発電システムの異常の有無を判断しないのが好ましい。

電流の測定値の測定精度が低いときの条件として、集電装置から出力され電力変換装置へ入力される入力電圧、入力電流、入力電力、電力変換装置の発電電力量のいずれかの値と、日射計の値と、第１の温度計群の値と、第２の温度計群の値のいずれかを用いれば好ましい。あるいは、複数の電流センサーの電流値の平均値もしくは総発電電流が小さい場合はシステム全体の発電電力量が少なく低日射と判定し、太陽光発電システムの異常の有無を判断しない。

本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成を示す図である。 本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムの概略配置を示す図である。 接続箱の一構成例を示す図である。 集電箱の一構成例を示す図である。 電力変換装置の一構成例を示す図である。 通信機器の一構成例を示す図である。 異常監視・制御装置の一構成例を示す図である。 通信機器及び異常監視・制御装置と外部サーバーとの間のデータ伝送路の一例を示す図である。 本発明の第２実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成を示す図である。 接続箱の他の構成例を示す図である。 電力変換装置の他の構成例を示す図である。 通信機器の他の構成例を示す図である。 異常監視・制御装置の他の構成例を示す図である。 通信機器及び異常監視・制御装置と外部サーバーとの間のデータ伝送路の他の例を示す図である。 本発明の第３実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成を示す図である。 接続箱の更に他の構成例を示す図である。 電力変換装置の更に他の構成例を示す図である。 通信機器の更に他の構成例を示す図である。 異常監視・制御装置の更に他の構成例を示す図である。 通信機器及び異常監視・制御装置と外部サーバーとの間のデータ伝送路の更に他の例を示す図である。 太陽光発電システムの最大出力値に応じて異なる必要な手続き等を示す図である。 太陽光発電システムの最大出力値に応じて異なる必要な設備等を示す図である。 通信機器及び異常監視・制御装置が行う判定処理例を示すフローチャートである。 本発明の第４実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成を示す図である。 第４実施形態に係る接続箱の構成例を示す図である。 第４実施形態に係る集電箱の構成例を示す図である。 第４実施形態に係る電力変換装置の構成例を示す図である。 第４実施形態に係る通信機器の構成例を示す図である。 第４実施形態に係る異常監視・制御装置の構成例を示す図である。 第４実施形態に係る通信機器及び異常監視・制御装置と外部サーバーとの間のデータ伝送路の例を示す図である。

本発明の実施形態について図面を参照して以下に説明する。

＜第１実施形態＞
図１Ａは、本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成を示す図である。本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムは、５００ｋＷ級の太陽光発電システムであって、１６０個の太陽電池ストリング１＿＃１〜１＿＃１６０と、２０台の接続箱２＿＃１〜２＿＃２０と、４台の集電箱３＿＃１〜３＿＃４と、２台の電力変換装置４＿＃１〜４＿＃２と、変電設備５と、日射計群６Ａ及び６Ｂと、第１の温度計群７Ａ及び７Ｂと、第２の温度計群７Ｃ及び７Ｄと、２台の通信機器８＿＃１〜８＿＃２と、２台の信号変換装置９＿＃１〜９＿＃２と、１台の異常監視・制御装置１０とを備えている。なお、以下の説明では、太陽電池ストリング１＿＃１〜１＿＃１６０について、個々の区分けが不要な場合は太陽電池ストリング１と称することがある。同様に以下の説明では、接続箱２、集電箱３、電力変換装置４、通信機器８、信号変換装置９と称することがある。また、本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムの概略配置は図１Ｂの通りである。

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

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

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

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

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

電流センサＳ１〜Ｓ５としては特に限られるものではないが、ホールセンサやクランプ電流計等のホール素子を用いた電流検出器であることが望ましい。これによって接続箱２〜電力変換装置４間の配線を切断させることなく電流値を測定することができる。

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

電力変換装置４の一構成例を図４に示す。図４に示す構成例では、電力変換装置４は、２台の集電箱３から受け取ったＤＣ電力をＡＣ電力に変換して出力するＤＣ／ＡＣインバータ４１と、Ａ／Ｄ変換器３３の出力信号を中継して通信機器８に伝送する中継器４２と、電源部４３と、ＤＣ／ＡＣインバータ４１から出力されるＡＣ電力を検出する電力センサＳ６とを備えている。電源部４３は、外部から供給される商用交流電圧（例えば、ＡＣ１００Ｖ電圧、ＡＣ２００Ｖ電圧など）を、中継器４２の駆動電圧となる所定のＤＣ電圧（例えば、ＤＣ１２Ｖ電圧、ＤＣ２４Ｖ電圧など）に変換して、中継器４２に供給する。なお、２台の電力変換装置４それぞれに中継器４２及び電源部４３を設けてもよいが、２台の電力変換装置４で１つの中継器４２を共用してもよく、同様に２台の電力変換装置４で１つの電源部４３を共用してもよい。

また、Ａ／Ｄ変換器３３の出力信号を中継して通信機器８に伝送する中継器４２と、電源部４３は接続箱ないし集電箱に備えても構わない。

変電設備５は２回路入力の変電設備である。変電設備５は、電力変換装置４＿＃１から供給されるＡＣ電力と電力変換装置４＿＃２から供給されるＡＣ電力との合計電力を高圧（例えば６６００Ｖ）や特別高圧（例えば７２ＫＶ）に昇圧して電力系統（不図示）に出力する。

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

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

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

第１の温度計群７Ａ及び７Ｂは太陽光発電システムが設置されている外気の温度を測定する温度計であり、特に太陽電池ストリング１それぞれの代表する気温を計測できればよい。第１の温度計群７Ａ及び７Ｂの配置については太陽電池ストリング１それぞれの代表する気温を測定できれば良く、第１の温度計の個数については、少なくとも第１の温度計群７Ａと７Ｂを合わせて複数以上あれば好ましい。この際に第１の温度計を相互に比較できる位置に設置すれば、第１の温度計の適切な校正時期の管理が行え保守が精度よく行える。また、太陽電池ストリング１の配置によっては第１の温度計群７Ａもしくは７Ｂの片方で構成されても構わない。

また、第１の温度計群７Ａもしくは７Ｂは任意の太陽電池モジュールＭ１の温度を計測するのが好ましく、例えば発電を妨げない太陽電池モジュールＭ１の裏面に熱電対素子など貼り付けて、太陽電池モジュールＭ１の裏面温度を計測しても構わない。

第２の温度計群７Ｃ及び７Ｄは電流センサＳ１〜Ｓ５が配された雰囲気（すなわち集電箱３内）の気温を計測する温度計である。第２の温度計群７Ｃ及び７Ｄの配置については集電箱３内の気温を計測できればよく、各第２の温度計ＴＨは各集電箱３内に配される（図３参照）。なお、電流センサが接続箱２に配されるときに第２の温度計群７Ｃ及び７Ｄの配置は各接続箱２内である。また、電流センサが接続箱２及び集電箱３のいずれにも配されるときに第２の温度計群７Ｃ及び７Ｄの配置は各接続箱２内及び各集電箱３内である。第２の温度計の個数については電流センサが配される箱体（接続箱及び／又は集電箱）の個数以上の個数があれば好ましい。この際に各箱体内に複数の第２の温度計を配して互いに比較可能とすれば、第２の温度計の適切な校正時期の管理が行え保守が精度よく行える。なお、接続箱の電力を集電する箇所が電力変換装置４内であって、各電力変換装置内に電流センサが配されるときに第２の温度計群７Ｃ及び７Ｄの配置は電力変換装置４内である。電力変換装置４内に第２の温度計群を配する場合の詳細については第３実施形態にて後述する。

なお、太陽電池ストリング１の配置によっては第２の温度計群７Ｃもしくは７Ｄの片方で構成されても構わない。また、接続箱２及び／又は集電箱３の配置によっては、箱体毎全てに第２の温度計を配さずに、１又は２以上の箱体を代表として該箱体内に第２の温度計を配することとしてもよい。

また、本実施形態の太陽光発電システムは、集電箱から出力され電力変換装置へ入力される入力電圧、入力電流、入力電力、電力変換装置の発電電力量のいずれかの値と、日射計の値と、第１の温度計の値の内、少なくともいずれか２つの相関関係から箱体内の気温を算出する算出部と、算出部により算出結果に基づいて箱体内の温度を検出する検出部とを有する温度算出装置を有することとしてもよい。当該構成によれば、第２の温度計を箱体内に配することなく、温度算出装置によって箱体内の温度を検出することができる。温度算出装置は、別構成としても設けることとしてもよいし、例えば異常監視・制御装置１０が備えることとしてもよい。
内気温を算出する上述の各データ間の相関関係について、たとえば日射シミュレーション等による日射による熱容量計算によりあらかじめ関係式を導出することができる。
また、第２の温度計の測定精度が安定する条件で取得したデータから相関関係を導出するのが好ましく、例えば、日射強度、外気温、電力変換装置へ入力される入力電圧、入力電流、入力電力、電力変換装置の発電電力量などについて、第２の温度計の測定を行う
また、低日射時や太陽光の日射計への入射角度が浅いときは、太陽電池の発電量が少なく電流値も小さくなる。電流が小さいほど電流センサの検出誤差が大きくなり、電流の測定値の測定精度が低くなる傾向にある。
電流の測定値の測定精度が低いときの条件として、集電箱から出力され電力変換装置へ入力される入力電圧、入力電流、入力電力、電力変換装置の発電電力量のいずれかの値と、日射計の値と、第１の温度計の値と、第２の温度計の値のいずれかを用いれば好ましい。

通信機器８＿＃１は電力変換装置４＿＃１の中継器４２から伝送されてきたデジタル信号を所定の通信プロトコルに従ってネットワークを経由して外部サーバー（図１Ａにおいて不図示）に送信する。同様に、通信機器８＿＃２は電力変換装置４＿＃２の中継器４２から伝送されてきたデジタル信号を所定の通信プロトコルに従ってネットワークを経由して外部サーバー（図１Ａにおいて不図示）に送信する。なお、通信機器８＿＃１と通信機器８＿＃２とを統合して、１台の通信機器にしてもよい。

通信機器８の一構成例を図５に示す。図５に示す構成例では、通信機器８は、集電箱３及び電力変換装置４内のＡ／Ｄ変換器との通信並びに外部サーバー（図５において不図示）との通信を行う通信インターフェース部８１と、通信インターフェース部８１によるデータの送受信を制御するとともに通信インターフェース部８１によって受信されたデータを内部の一時メモリに一時的に記憶する制御部８２とを備えている。外部から供給される商用交流電圧（例えば、ＡＣ１００Ｖ電圧、ＡＣ２００Ｖ電圧など）が、通信インターフェース部８１及び制御部８２の駆動電圧となる。

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

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

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

異常監視・制御装置１０には、デジタル信号に変換された日射計群６Ａの出力信号（アナログ信号）、デジタル信号に変換された日射計群６Ｂの出力信号（アナログ信号）、デジタル信号に変換された第１の温度計群７Ａの出力信号（アナログ信号）、デジタル信号に変換された第１の温度計群７Ｂの出力信号（アナログ信号）、デジタル信号に変換された第２の温度計群７Ｃの出力信号（アナログ信号）、デジタル信号に変換された第２の温度計群７Ｄの出力信号（アナログ信号）が入力される。また、異常監視・制御装置１０は、電力センサＳ６の出力信号（アナログ信号）、変電設備５から送られてくる監視信号のうちアナログ信号をデジタル信号に変換する。そして、入力されたデジタル信号又は入力されたアナログ信号を変換したデジタル信号を所定の通信プロトコルに従ってネットワークを経由して外部サーバー（図１Ａにおいて不図示）に送信する。

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

異常監視・制御装置１０の一構成例を図６に示す。図６に示す構成例では、異常監視・制御装置１０は外部サーバー（図６において不図示）との通信を行う通信インターフェース部９１と、通信インターフェース部９１によるデータの送受信を制御するとともに通信Ｉ／Ｆ９３から出力されるデジタル信号を内部の一時メモリに一時的に記憶する制御部９２と、通信Ｉ／Ｆ９３と、電源部９４と、を備えている。通信Ｉ／Ｆ９３は、Ａ／Ｄ変換器（不図示）を有しており、日射計群６Ａの出力信号（アナログ信号）、日射計群６Ｂの出力信号（アナログ信号）、第１の温度計群７Ａの出力信号（アナログ信号）、第１の温度計群７Ｂの出力信号（アナログ信号）、第２の温度計群７Ｃの出力信号（アナログ信号）、第２の温度計群７Ｄの出力信号（アナログ信号）、電力センサＳ６の出力信号（アナログ信号）、変電設備５から送られてくる監視信号（アナログ信号）をそれぞれデジタル信号に変換する。電源部９４は、外部から供給される商用交流電圧（例えば、ＡＣ１００Ｖ電圧、ＡＣ２００Ｖ電圧など）を、通信Ｉ／Ｆ９３の駆動電圧となる所定のＤＣ電圧（例えば、ＤＣ１２Ｖ電圧、ＤＣ２４Ｖ電圧など）に変換して、通信Ｉ／Ｆ９３に供給する。

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

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

図７に示す例では、通信機器８＿＃１及び８＿＃２は、携帯電話回線網またはルーター１００とインターネット１０１とを経由して、外部サーバー１０２にデータを送信しており、異常監視・制御装置１０は、ルーター１００とインターネット１０１とを経由して、外部サーバー１０２にデータを送信している。

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

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

また、異常監視・制御装置１０は電流センサＳ１〜Ｓ５によって測定される測定値が適切な値であるか否かを監視している（判断する）。電流センサＳ１〜Ｓ５の測定値は電流センサＳ１〜Ｓ５が設置される雰囲気の状況、より具体的には集電箱３内の気温の影響を受ける。太陽光発電システムが稼動中には集電箱３内の気温が電流センサの仕様を決定している基準温度より高くなる事が多いが、その場合測定値には温度依存による誤差が含まれ、その測定値をそのまま表示画面に表示すると、これを見たユーザや管理者が太陽光発電システムに異常があると判断するおそれがある。

そこで集電箱３内の気温、すなわち第２の温度計にて測定された温度に応じて電流センサＳ１〜Ｓ５によって測定された電流の測定値を補正する。表示画面には補正後の電流値が表示される。これによって、太陽光発電システムに異常があるかどうかを正確に判断することができる。

電流の測定値を補正する方法は、以下の通りである。電流センサは仕様を決定している基準温度と使用温度の差が大きいほど、温度依存による誤差が大きくなる。その係数としては例えば、±０．１％／℃以内であり、温度差が３０℃であれば誤差は±３％以内である。これは、同種（同一メーカー、同一機種）の電流センサであっても、＋１％の事もあれば、−２％、＋３％であることもあるため、一律な係数として補正する事はできない。補正するためには、個々の電流センサの温度依存性を把握する必要がある。メーカーからの検査成績書には、個々の温度依存性まで測定したデータは含まれていないことが多いため、接続箱、集電箱を組み立てるメーカーにおいて、その温度依存性を計測する必要がある。
計測の一例を以下に示す。電流センサを組込んだ接続箱や集電箱に校正された定電流源を用い、個々の電流センサに電流を流す。接続箱や集電箱を恒温層に入れ、それらの内気温を、例えば−２０℃、０℃、２５℃、５０℃、７０℃と変化させ、その時に電流センサを通して測定される電流値を記録する。定電流源から流した真の電流値と、電流センサを等して測定された電流値を比較することで誤差を把握することができる。
この誤差をデータベース化することによって、発電サイトでの使用時に、接続箱や集電箱内部の雰囲気温度がわかれば、その雰囲気温度での誤差を知る事ができ、誤差を補正する事が出来る。データベースにない雰囲気温度、例えば６０℃の場合は、５０℃と７０℃の値を参考に決定することになる。一つの方法としては、直線補間がある。

本実施形態によれば、電流センサが配される雰囲気の気温に基づいて電流センサにより測定された電流の測定値が補正される。

また、補正後の電流の測定値が表示画面に表示される。従って、ユーザ及び管理者は電流センサがどのような雰囲気下に配されていても適正な電流の測定値を把握することができる。

なお、本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムでは、１台の集電箱３に電流センサを５個設けることで、本実施形態の太陽光発電システム全体で４台ある集電箱３の入力側に電流センサを全体合計で２０個設ける構成であるが、１台の接続箱２に電流センサを１個設けることで、本実施形態の太陽光発電システム全体で２０台ある接続箱２の出力側に電流センサを全体合計で２０個設ける構成にしても構わない。ただし、集電箱３の入力側に電流センサを設ける構成の方が、接続箱２の出力側に電流センサを設ける構成に比べて電流センサの設置位置を集約することができ、信号線の敷設や電流センサの保守作業などが容易になるため、集電箱３の入力側に電流センサを設ける構成が望ましい。

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

また、本実施形態では、異常監視・制御装置１０が、日射計群６Ａ及び６、第１の温度計群７Ａ及び７Ｂ、第２の温度計群７Ｃ及び７Ｄに関するデータの伝送を行ったが、通信装置８が日射計群６Ａ及び６、第１の温度計群７Ａ及び７Ｂ、第２の温度計群７Ｃ及び７Ｄに関するデータの伝送を行うようにしてもよい。

＜第２実施形態＞
図８は、本発明の第２実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成を示す図である。

本発明の第２実施形態に係る太陽光発電システムは、本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムとは異なり集電箱を備えていない構成であって、４０個の太陽電池ストリング１１＿＃１〜１１＿＃４０と、２台の接続箱１２＿＃１〜１２＿＃２と、１台の電力変換装置１４と、変電設備１５と、日射計群１６と、第１の温度計群１７Ａ、第２の温度計群１７Ｂと、１台の通信機器１８と、１台の信号変換装置１９と、１台の異常監視・制御装置２０とを備えている。

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

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

接続箱１２の一構成例を図９に示す。図９に示す構成例では、接続箱１２は、太陽電池ストリング１１側に電流が逆流することを防止する逆流防止用ダイオードＤ１１〜Ｄ２０と、電流センサＳ１１〜Ｓ２０と、落雷時のサージ電圧を抑える避雷器２３と、過電流が流れると電路を開放するブレーカー２４と、通信Ｉ／Ｆを有しており電流センサＳ１１〜Ｓ２０の出力信号（アナログ信号）をデジタル信号に変換して出力するＡ／Ｄ変換器２５と、電源部２６とを備えている。接続箱１２＿＃１の電流センサＳ１１は２個の太陽電池ストリング１１＿＃１〜１１＿＃２単位での異常を検出するために必要な測定値である２個の太陽電池ストリング１１＿＃１〜１１＿＃２の合計出力電流値を取得し、その取得結果を出力する。また、接続箱１２＿＃２の電流センサＳ１２は２個の太陽電池ストリング１１＿＃３〜１１＿＃４単位での異常を検出するために必要な測定値である２個の太陽電池ストリング１１＿＃３）〜１１＿＃４の合計出力電流値を取得し、その取得結果を出力する。接続箱１２＿＃１の電流センサＳ１３〜Ｓ２０も同様である。また、接続箱１２＿＃２も各電流センサに対応する太陽電池ストリングの番号が変わるだけであり、基本的に接続箱１２＿＃１と同様である。電源部２６は、外部から供給される商用交流電圧（例えば、ＡＣ１００Ｖ電圧、ＡＣ２００Ｖ電圧など）を、電流センサＳ１１〜Ｓ２０及びＡ／Ｄ変換器２５の駆動電圧となる所定のＤＣ電圧（例えば、ＤＣ１２Ｖ電圧、ＤＣ２４Ｖ電圧など）に変換して、電流センサＳ１１〜Ｓ２０及びＡ／Ｄ変換器２５に供給する。なお、２台の接続箱１２それぞれにＡ／Ｄ変換器２５及び電源部２６を設けてもよいが、２台の接続箱１２で１つのＡ／Ｄ変換器２５を共用してもよく、同様に２台の接続箱１２で１つの電源部２６を共用してもよい。

電流センサＳ１１〜Ｓ２０としては特に限られるものではないが、ホールセンサやクランプ電流計等のホール素子を用いた電流検出器であることが望ましい。これによって接続箱１２〜電力変換装置１４間の配線を切断させることなく電流値を測定することができる。

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

電力変換装置１４の一構成例を図１０に示す。図１０に示す構成例では、電力変換装置１４は、２台の接続箱１２から受け取ったＤＣ電力をＡＣ電力に変換して出力するＤＣ／ＡＣインバータ４５と、Ａ／Ｄ変換器２５の出力信号を中継して通信機器１８に伝送する中継器４６と、電源部４７と、ＤＣ／ＡＣインバータ４５から出力されるＡＣ電力を検出する電力センサＳ７とを備えている。電源部４７は、外部から供給される商用交流電圧（例えば、ＡＣ１００Ｖ電圧、ＡＣ２００Ｖ電圧など）を、中継器４６の駆動電圧となる所定のＤＣ電圧（例えば、ＤＣ１２Ｖ電圧、ＤＣ２４Ｖ電圧など）に変換して、中継器４６に供給する。

変電設備１５は１回路入力の変電設備である。変電設備１５は、電力変換装置１４から供給されるＡＣ電力を高圧（例えば６６００Ｖ）や特別高圧（７０００Ｖ以上、例えば７７ｋＶ）昇圧して電力系統（不図示）に出力する。

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

第１の温度計群１７Ａは太陽光発電システムが設置されている外気の温度を測定する温度計である。また、第１の温度計群１７Ａは任意の太陽電池モジュールＭ１の温度を計測するのが好ましく、例えば発電を妨げない太陽電池モジュールＭ１の裏面に熱電対素子など貼り付けて、太陽電池モジュールＭ１の裏面温度を計測しても構わない。

第２の温度計群１７Ｂは電流センサＳ１１〜Ｓ２０が配された雰囲気（すなわち接続箱１２内）の気温を計測する温度計である。第２の温度計群１７Ｂの配置については接続箱１２内の気温を計測できればよく、各第２の温度計ＴＨは接続箱１２内に配される（図９参照）。第２の温度計の個数については電流センサが配される接続箱の個数以上の個数があれば好ましい。この際に各箱体内に複数の第２の温度計を配して互いに比較可能とすれば、第２の温度計の適切な校正時期の管理が行え保守が精度よく行える。
また、第２の温度計群１７Ｂは電流センサＳ１１〜Ｓ２０の少なくともいずれかの温度を直接測定するようにしてもよい。たとえば、電流センサの動作を妨げないように熱電対阻止などを張り付けて温度を計測しても構わない。

なお、接続箱１２の配置によっては接続箱１２毎に第２の温度計を配さずに代表する接続箱１２内に第２の温度計を配することとしてもよい。

通信機器１８は電力変換装置１４の中継器４６から伝送されてきたデジタル信号を所定の通信プロトコルに従ってネットワークを経由して外部サーバー（図８において不図示）に送信する。

通信機器１８の一構成例を図１１に示す。図１１に示す構成例では、通信機器１８は、接続箱１２及び電力変換装置１４内のＡ／Ｄ変換器との通信並びに外部サーバー（図１１において不図示）との通信を行う通信インターフェース部８３と、通信インターフェース部８３によるデータの送受信を制御するとともに通信インターフェース部８３によって受信されたデータを内部の一時メモリに一時的に記憶する制御部８４とを備えている。外部から供給される商用交流電圧（例えば、ＡＣ１００Ｖ電圧、ＡＣ２００Ｖ電圧など）が、通信インターフェース部８３及び制御部８４の駆動電圧となる。

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

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

信号変換装置１９は日射計群１６の出力信号（アナログ信号）、第１の温度計群１７Ａの出力信号（アナログ信号）、第２の温度計群１７Ｂの出力信号（アナログ信号）をデジタル信号に変換する。信号変換装置１９は日射計群１６、第１の温度計群１７Ａ、第２の温度計群１７Ｂから物理的に近い位置に設置することが望ましい。これにより、アナログ信号に外部ノイズが加わることによる測定データの変動を防止することができる。

異常監視・制御装置２０には、デジタル信号に変換された日射計群１６の出力信号（アナログ信号）、デジタル信号に変換された第１の温度計群１７Ａの出力信号（アナログ信号）、デジタル信号に変換された第２の温度計群１７Ｂの出力信号（アナログ信号）が入力される。また、異常監視・制御装置２０は、電力センサＳ７の出力信号（アナログ信号）、変電設備１５から送られてくる監視信号のうちアナログ信号をデジタル信号に変換する。そして、入力されたデジタル信号又は入力されたアナログ信号を変換したデジタル信号を所定の通信プロトコルに従ってネットワークを経由して外部サーバー（図１２において不図示）に送信する。

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

異常監視・制御装置２０の一構成例を図１２に示す。図１２に示す構成例では、異常監視・制御装置２０は外部サーバー（図１２において不図示）との通信を行う通信インターフェース部９５と、通信インターフェース部９５によるデータの送受信を制御するとともに通信Ｉ／Ｆ９７から出力されるデジタル信号を内部の一時メモリに一時的に記憶する制御部９６と、通信Ｉ／Ｆ９７と、電源部９８とを備えている。通信Ｉ／Ｆ９７は、Ａ／Ｄ変換器（不図示）を有しており、日射計群１６の出力信号（アナログ信号）、第１の温度計群１７Ａの出力信号（アナログ信号）、第２の温度計群１７Ｂの出力信号（アナログ信号）、電力センサＳ７の出力信号（アナログ信号）、変電設備１５から送られてくる監視信号（アナログ信号）をそれぞれデジタル信号に変換する。電源部９８は、外部から供給される商用交流電圧（例えば、ＡＣ１００Ｖ電圧、ＡＣ２００Ｖ電圧など）を、通信Ｉ／Ｆ９７の駆動電圧となる所定のＤＣ電圧（例えば、ＤＣ１２Ｖ電圧、ＤＣ２４Ｖ電圧など）に変換して、通信Ｉ／Ｆ９７に供給する。

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

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

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

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

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

また、異常監視・制御装置２０は電流センサＳ１１〜Ｓ２０によって測定される測定値が適切な値であるか否かを監視している（判断する）。そこで接続箱１２内の気温に応じて電流センサＳ１１〜Ｓ２０によって測定された電流の測定値を補正する。表示画面には補正後の電流値が表示される。補正方法は第１実施形態と同様である。

本実施形態によれば、第１実施形態と同様の効果を奏する。

＜第３実施形態＞
図１４は、本発明の第３実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成を示す図である。

本発明の第３実施形態に係る太陽光発電システムは、本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムとは異なり集電箱とを備えていない構成であって、１６０個の太陽電池ストリング１２１＿＃１〜１２１＿＃１６０と、２０台の接続箱１２２＿＃１〜１２２＿＃２０と、１台の電力変換装置１２４と、変電設備１２５と、日射計群１２６と、第１の温度計群１２７Ａと、第２の温度計群１２７Ｂと、１台の通信機器１２８と、１台の信号変換装置１２９と、１台の異常監視・制御装置１３０とを備えている。

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

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

接続箱１２２の一構成例を図１５に示す。図１５に示す構成例では、接続箱１２２は、太陽電池ストリング１２１側に電流が逆流することを防止する逆流防止用ダイオードＤ２１〜Ｄ２８と、落雷時のサージ電圧を抑える避雷器２０１と、過電流が流れると電路を開放するブレーカー２０２とを備えている。また、図１５に示すにように、太陽電池ストリングのメンテナンスの際に安全性を高める為のブレーカー（断路器）Ｂ１〜Ｂ８を逆流防止用ダイオードＤ２１〜Ｄ２８のアノード側に備えていても構わない。

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

電力変換装置１２４の一構成例を図１６に示す。図１６に示す構成例では、電力変換装置１２４は、２０台の接続箱１２２から受け取ったＤＣ電力をＡＣ電力に変換して出力するＤＣ／ＡＣインバータ２０３と、電流センサＳ２１〜Ｓ４０と、通信Ｉ／Ｆを有しており電流センサＳ２１〜Ｓ４０の出力信号（アナログ信号）をデジタル信号に変換して出力するＡ／Ｄ変換器２０４と、電源部２０５と、ＤＣ／ＡＣインバータ２０３から出力されるＡＣ電力を検出する電力センサＳ７とを備えている。

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

電流センサＳ２１〜Ｓ４０としては特に限られるものではないが、ホールセンサやクランプ電流計等のホール素子を用いた電流検出器であることが望ましい。これによって接続箱１２２〜電力変換装置１２４間の配線を切断させることなく電流値を測定することができる。尚、電流センサＳ２１〜Ｓ４０、Ａ／Ｄ変換器２０４等は電力変換装置１２４と別体で構成されても構わない。

変電設備１２５は１回路入力の変電設備である。変電設備１２５は、電力変換装置１２４から供給されるＡＣ電力を高圧（例えば６６００Ｖ）や特別高圧（例えば７２ＫＶ）昇圧して電力系統（不図示）に出力する。

日射計群１２６は２０個の日射計を有し、日射計群１２６の各日射計は接続箱１２２＿＃１〜１２２＿＃２０それぞれに１個ずつ割り当てられて設置される。第１の温度計群１２７Ａは２０個の温度計を有し、第２の温度計群１２７Ａの各温度計（温度検出器）は接続箱１２２＿＃１〜１２２＿＃２０それぞれに１個ずつ割り当てられて設置される。

第１の温度計群１２７Ａは太陽光発電システムが設置されている外気の温度を測定する温度計である。また、第１の温度計群１２７Ａは任意の太陽電池モジュールＭ１の温度を計測するのが好ましく、例えば発電を妨げない太陽電池モジュールＭ１の裏面に熱電対素子など貼り付けて、太陽電池モジュールＭ１の裏面温度を計測しても構わない。

第２の温度計群１２７Ｂは電流センサＳ２１〜Ｓ４０が配された雰囲気（すなわち電力変換装置１２４内）の気温を計測する温度計である。第２の温度計群１２７Ｂの配置については電力変換装置１２４内の気温を計測できればよく、各第２の温度計ＴＨは電力変換装置１２４内に配される（図１６参照）。電力変換装置１２４内に複数の第２の温度計を配して互いに比較可能とすれば、第２の温度計の適切な校正時期の管理が行え保守が精度よく行える。

通信機器１２８は電力変換装置１２４のＡ／Ｄ変換器２０４から伝送されてきたデジタル信号を所定の通信プロトコルに従ってネットワークを経由して外部サーバー（図１４において不図示）に送信する。

通信機器１２８の一構成例を図１７に示す。図１７に示す構成例では、通信機器１２８は、接続箱１２２及び電力変換装置１２４内のＡ／Ｄ変換器との通信並びに外部サーバー（図１７において不図示）との通信を行う通信インターフェース部２０６と、通信インターフェース部２０６によるデータの送受信を制御するとともに通信インターフェース部２０６によって受信されたデータを内部の一時メモリに一時的に記憶する制御部２０７とを備えている。外部から供給される商用交流電圧（例えば、ＡＣ１００Ｖ電圧、ＡＣ２００Ｖ電圧など）が、通信インターフェース部２０６及び制御部２０７の駆動電圧となる。

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

なお、通信機器１２８によるデータ監視は、太陽電池ストリングが発電している期間行われれば十分であるため、制御部２０７及び通信インターフェース部２０６に供給する電圧すなわち通信機器１２８の電源電圧を、商用交流電圧ではなく、電力変換装置１２４の入力電圧もしくは出力電圧または電力変換装置１２４の入力電圧もしくは出力電圧を変換した電圧にしてもよい。同様に、電源部２０５に供給する電圧を、商用交流電圧ではなく、電力変換装置１２４の入力電圧もしくは出力電圧または電力変換装置１２４の入力電圧もしくは出力電圧を変換した電圧にしてもよい。
信号変換装置１２９は日射計群１２６の出力信号（アナログ信号）、第１の温度計群１２７Ａの出力信号（アナログ信号）、第２の温度計群１２７Ｂの出力信号（アナログ信号）をデジタル信号に変換する。信号変換装置１２９は日射計群１２６、第１・第２の温度計群１２７Ａ、１２７Ｂから物理的に近い位置に設置することが望ましい。これにより、アナログ信号に外部ノイズが加わることによる測定データの変動を防止することができる。

異常監視・制御装置１３０には、デジタル信号に変換された日射計群１２６の出力信号（アナログ信号）、デジタル信号に変換された第１の温度計群１２７Ａの出力信号（アナログ信号）、デジタル信号に変換された第２の温度計群１２７Ｂの出力信号（アナログ信号）が入力される。また、異常監視・制御装置１３０は、電力センサＳ８の出力信号（アナログ信号）、変電設備１２５から送られてくる監視信号のうちアナログ信号についてはこれをそれぞれデジタル信号に変換する。そして、入力されたデジタル信号又は入力されたアナログ信号を変換したデジタル信号を所定の通信プロトコルに従ってネットワークを経由して外部サーバー（図１８において不図示）に送信する。

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

異常監視・制御装置１３０の一構成例を図１８に示す。図１８に示す構成例では、異常監視・制御装置１３０は外部サーバー（図１８において不図示）との通信を行う通信インターフェース部２０８と、通信インターフェース部２０８によるデータの送受信を制御するとともに通信Ｉ／Ｆ２１０から出力されるデジタル信号を内部の一時メモリに一時的に記憶する制御部２０９と、通信Ｉ／Ｆ２１０と、電源部２１１とを備えている。通信Ｉ／Ｆ２１０は、Ａ／Ｄ変換器（不図示）を有しており、日射計群１２６の出力信号（アナログ信号）、第１の温度計群１２７Ａの出力信号（アナログ信号）、第２の温度計群１２７Ｂの出力信号（アナログ信号）、電力センサＳ８の出力信号（アナログ信号）、変電設備１２５から送られてくる監視信号（アナログ信号）をそれぞれデジタル信号に変換する。電源部２１１は、外部から供給される商用交流電圧（例えば、ＡＣ１００Ｖ電圧、ＡＣ２００Ｖ電圧など）を、通信Ｉ／Ｆ２１０の駆動電圧となる所定のＤＣ電圧（例えば、ＤＣ１２Ｖ電圧、ＤＣ２４Ｖ電圧など）に変換して、通信Ｉ／Ｆ２１０に供給する。

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

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

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

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

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

また、異常監視・制御装置１３０は電流センサＳ２１〜Ｓ４０によって測定される測定値が適切な値であるか否かを監視している（判断する）。そこで電力変換装置１２４内の気温に応じて電流センサＳ２１〜Ｓ４０によって測定された電流の測定値を補正する。表示画面には補正後の電流値が表示される。補正方法は第１実施形態と同様である。

本実施形態によれば、第１実施形態と同様の効果を奏する。

＜補足＞
第１実施形態の集電箱３、第２実施形態の第３実施形態の電力変換装置１４、第３実施形態の電力変換装置１２４はいずれも接続箱２、１２、１２２の電力を集電する機能を有する集電装置である。そして上述したように電流センサは接続箱及び／又は集電装置内に配されるものである。従って、第２の温度計群の各温度計は接続箱及び／又は集電装置内に配される。なお、集電装置は、接続箱２、１２、１２２の電力を集電する機能を有するものであればよく、集電装置としては、集電箱や電力変換装置に限られるものではない。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

＜第４実施形態＞
図２３は、本発明の第４実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成を示す図である。

本発明の第４実施形態に係る太陽光発電システムは、本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムとは異なりを第２の温度計群備えていない構成であって、８０個の太陽電池ストリング１３１＿＃１〜１３１＿＃８０と、１０台の接続箱１３２＿＃１〜１３２＿＃１０と、２台の集電箱１３３＿＃１〜１３３＿＃２と２台の電力変換装置１３４＿＃１〜１３４＿＃２と、変電設備１３５と、日射計群１３６と、温度計群１３７（上記各実施形態の第１の温度計群に相当する温度計群）と、１台の通信機器１３８と、１台の信号変換装置１３９、１台の異常監視・制御装置１４０とを備えている。尚、第１実施形態、第２実施形態、第３実施形態に係る太陽光発電システムに準じた構成でも構わない。

太陽電池ストリング１３１＿＃１〜１３１＿＃８０はそれぞれ太陽電池モジュールＭ１を複数直列に接続した構成である。

接続箱１３２＿＃１〜１３２＿＃１０はそれぞれ８回路入力の接続箱である。接続箱１３２＿＃１は、８個の太陽電池ストリング１３１＿＃１〜１３１＿＃８から供給される電力を一つにまとめて出力する。同様に、接続箱１３２＿＃２は、８個の太陽電池ストリング１３１＿＃９〜１３１＿＃１６から供給される電力を一つにまとめて出力する。接続箱１３２＿＃３〜１３２＿＃１０についても同様である。

接続箱１３２の一構成例を図２４に示す。図２４に示す構成例では、接続箱１３２は、太陽電池ストリング１３１側に電流が逆流することを防止する逆流防止用ダイオードＤ２９〜Ｄ３６と、落雷時のサージ電圧を抑える避雷器３０１と、過電流が流れると電路を開放するブレーカー３０２とを備えている。

集電箱１３３＿＃１〜１３３＿＃２はそれぞれ５回路入力の集電箱である。集電箱１３３＿＃１は、５台の接続箱１２２＿＃１〜１２２＿＃５から供給される電力を一つにまとめて出力する。集電箱１３３＿＃２は、５台の接続箱１２２＿＃６〜１２２＿＃１０から供給される電力を一つにまとめて出力する。また、集電箱１３３は、入力単位すなわち８個の太陽電池ストリング単位での異常を検出し、その検出結果を出力する。

集電箱１３３の一構成例を図２５に示す。図２５に示す構成例では、集電箱１３３は、電流センサＳ４１〜Ｓ４５と、落雷時のサージ電圧を抑える避雷器３０３と、過電流が流れると電路を開放するブレーカー３０４と、通信Ｉ／Ｆを有しており電流センサＳ４１〜Ｓ４５の出力信号（アナログ信号）をデジタル信号に変換して出力するＡ／Ｄ変換器３０５と、電源部３０６とを備えている。集電箱１３３＿＃１及び１３３＿＃２の電流センサＳ４１は８個の太陽電池ストリング１３１での異常を検出するために必要な測定値である８個の太陽電池ストリング１３１の合計出力電流値を取得し、その取得結果を出力する。また、集電箱３＿＃１及び１３３＿＃２の電流センサＳ４２は８個の太陽電池ストリング１３１での異常を検出するために必要な測定値である８個の太陽電池ストリング１３１の合計出力電流値を取得し、その取得結果を出力する。集電箱１３３＿＃１及び１３３＿＃２の電流センサＳ４３〜Ｓ４５も同様である。電源部３０６は、外部から供給される商用交流電圧（例えば、ＡＣ１００Ｖ電圧、ＡＣ２００Ｖ電圧など）を、電流センサＳ４１〜Ｓ４５及びＡ／Ｄ変換器３０５の駆動電圧となる所定のＤＣ電圧（例えば、ＤＣ１２Ｖ電圧、ＤＣ２４Ｖ電圧など）に変換して、電流センサＳ４１〜Ｓ４５及びＡ／Ｄ変換器３０５に供給する。なお、全ての集電箱１３３にＡ／Ｄ変換器３０５及び電源部３０６を設けてもよいが、複数台の集電箱１３３で１つのＡ／Ｄ変換器３０５を共用してもよく、同様に複数台の集電箱１３３で１つの電源部３０６を共用してもよい。

電流センサＳ４１〜Ｓ４５としては特に限られるものではないが、ホールセンサやクランプ電流計等のホール素子を用いた電流検出器であることが望ましい。これによって接続箱１３２〜電力変換装置１３４間の配線を切断させることなく電流値を測定することができる。

電力変換装置１３４は２回路入力の電力変換装置である。電力変換装置１３４＿＃ｋは、集電箱１３３＿＃（２ｋ−１）から供給される電力と集電箱１３３＿＃２ｋから供給される電力との合計電力であるＤＣ電力をＡＣ電力に変換して出力する（ｋは２以下の自然数）。

電力変換装置１３４の一構成例を図２６に示す。図２６に示す構成例では、電力変換装置１３４は、２台の集電箱１３３から受け取ったＤＣ電力をＡＣ電力に変換して出力するＤＣ／ＡＣインバータ３０７と、Ａ／Ｄ変換器３０５の出力信号を中継して通信機器１３８に伝送する中継器３０８と、電源部３０９と、ＤＣ／ＡＣインバータ３０７から出力されるＡＣ電力を検出する電力センサＳ４６とを備えている。電源部３０９は、外部から供給される商用交流電圧（例えば、ＡＣ１００Ｖ電圧、ＡＣ２００Ｖ電圧など）を、中継器３０８の駆動電圧となる所定のＤＣ電圧（例えば、ＤＣ１２Ｖ電圧、ＤＣ２４Ｖ電圧など）に変換して、中継器３０８に供給する。なお、２台の電力変換装置１３４それぞれに中継器３０８及び電源部３０９を設けてもよいが、２台の電力変換装置１３４で１つの中継器３０８を共用してもよく、同様に２台の電力変換装置１３４で１つの電源部３０９を共用してもよい。

また、Ａ／Ｄ変換器３０５の出力信号を中継して通信機器１３８に伝送する中継器３０８と、電源部３０９は接続箱ないし集電箱に備えても構わない。

変電設備１３５は２回路入力の変電設備である。変電設備１３５は、電力変換装置１３４＿＃１から供給されるＡＣ電力と電力変換装置１３４＿＃２から供給されるＡＣ電力との合計電力を高圧（例えば６６００Ｖ）や特別高圧（例えば７２ＫＶ）に昇圧して電力系統（不図示）に出力する。

日射計群１３６は１０個の日射計を有し、日射計群１３６の各日射計は各接続箱１３２に１個ずつ割り当てられて設置される。温度計群１３７は１０個の温度計（温度検出器）を有し、各温度計は各接続箱に１個ずつ割り当てられて設置される。

尚、日射計群１３６の配置については太陽電池ストリング１３１それぞれの代表する日射量を測定できれば良く、日射計の個数については、少なくとも日射計群１３６を合わせて１以上あれば好ましい。この際に日射計を相互に比較できる位置に設置すれば、日射計の適切な校正時期の管理が行え保守が精度よく行える。

温度計群１３７は太陽光発電システムが設置されている外気の温度を測定する温度計であり、特に太陽電池ストリング１３１それぞれの代表する気温を計測できればよい。温度計群１３７の配置については太陽電池ストリング１３１それぞれの代表する気温を測定できれば良く、温度計の個数については、少なくとも１以上あれば好ましい。この際に温度計を相互に比較できる位置に設置すれば、温度計の適切な校正時期の管理が行え保守が精度よく行える。

また、温度計群１３７は任意の太陽電池モジュールＭ１の温度を計測するのが好ましく、例えば発電を妨げない太陽電池モジュールＭ１の裏面に熱電対素子など貼り付けて、太陽電池モジュールＭ１の裏面温度を計測しても構わない。

通信機器１３８は電力変換装置１３４の中継器３０８から伝送されてきたデジタル信号を所定の通信プロトコルに従ってネットワークを経由して外部サーバー（図２３において不図示）に送信する。

通信機器１３８の一構成例を図２７に示す。図２７に示す構成例では、通信機器１３８は、集電箱１３３及び電力変換装置１３４内のＡ／Ｄ変換器との通信並びに外部サーバー（図２７において不図示）との通信を行う通信インターフェース部３１０と、通信インターフェース部３１０によるデータの送受信を制御するとともに通信インターフェース部３１０によって受信されたデータを内部の一時メモリに一時的に記憶する制御部３１１とを備えている。外部から供給される商用交流電圧（例えば、ＡＣ１００Ｖ電圧、ＡＣ２００Ｖ電圧など）が、通信インターフェース部３１０及び制御部３１１の駆動電圧となる。

集電箱１３３及び電力変換装置１３４内のＡ／Ｄ変換器から送られてくるデータが正常を示すデータばかりである場合、通信機器１３８は、データを定期的にまとめて外部サーバー（図２７において不図示）に送信する。これに対して、集電箱１３３及び電力変換装置１３４内のＡ／Ｄ変換器から異常を示すデータが送られてくると、通信機器１３８は、その異常を示すデータをただちに外部サーバー（図２７において不図示）に送信する。

なお、通信機器１３８によるデータ監視は、太陽電池ストリングが発電している期間行われれば十分であるため、制御部３１１及び通信インターフェース部３１０に供給する電圧すなわち通信機器１３８の電源電圧を、商用交流電圧ではなく、電力変換装置１３４の入力電圧もしくは出力電圧または電力変換装置１３４の入力電圧もしくは出力電圧を変換した電圧にしてもよい。同様に、電源部３０６及び３０９に供給する電圧を、商用交流電圧ではなく、電力変換装置１３４の入力電圧もしくは出力電圧または電力変換装置１３４の入力電圧もしくは出力電圧を変換した電圧にしてもよい。

信号変換装置１３９は日射計群１３６の出力信号（アナログ信号）、温度計群１３７の出力信号（アナログ信号）をデジタル信号に変換する。信号変換装置１３９は日射計群１３６、温度計群１３７から物理的に近い位置に設置することが望ましい。これにより、アナログ信号に外部ノイズが加わることによる測定データの変動を防止することができる。

異常監視・制御装置１４０には、デジタル信号に変換された日射計群１３６の出力信号（アナログ信号）、デジタル信号に変換された温度計群１３７の出力信号（アナログ信号）が入力される。また、異常監視・制御装置１４０は、電力センサＳ４６の出力信号（アナログ信号）、変電設備１３５から送られてくる監視信号のうちアナログ信号をデジタル信号に変換する。そして、入力されたデジタル信号又は入力されたアナログ信号を変換したデジタル信号を所定の通信プロトコルに従ってネットワークを経由して外部サーバー（図２８において不図示）に送信する。

変電設備１３５から送られてくる監視信号としては、例えば、遮断器の開閉状態を示す信号、トランスの状態を示す信号、機器の障害状態を示す信号、各部の電圧や電流の計測値、電力計の計測値を示す信号などを挙げることができる。

異常監視・制御装置１４０の一構成例を図２８に示す。図２８に示す構成例では、異常監視・制御装置１４０は外部サーバー（図２８において不図示）との通信を行う通信インターフェース部３１２と、通信インターフェース部３１２によるデータの送受信を制御するとともに通信Ｉ／Ｆ３１４から出力されるデジタル信号を内部の一時メモリに一時的に記憶する制御部３１３と、通信Ｉ／Ｆ３１４と、電源部３１５とを備えている。通信Ｉ／Ｆ３１４は、Ａ／Ｄ変換器（不図示）を有しており、日射計群１３６の出力信号（アナログ信号）、温度計群１３７の出力信号（アナログ信号）、電力センサＳ４７の出力信号（アナログ信号）、変電設備１３５から送られてくる監視信号（アナログ信号）をそれぞれデジタル信号に変換する。電源部３１５は、外部から供給される商用交流電圧（例えば、ＡＣ１００Ｖ電圧、ＡＣ２００Ｖ電圧など）を、通信Ｉ／Ｆ３１４の駆動電圧となる所定のＤＣ電圧（例えば、ＤＣ１２Ｖ電圧、ＤＣ２４Ｖ電圧など）に変換して、通信Ｉ／Ｆ３１４に供給する。

なお、異常監視・制御装置１４０によるデータ監視は、太陽電池ストリングが発電していない期間も行われなければならないため、異常監視・制御装置１４０の電源電圧を、商用交流電圧なしに、電力変換装置１３４の入力電圧もしくは出力電圧または電力変換装置１３４の入力電圧もしくは出力電圧を変換した電圧にした場合、異常監視・制御装置の稼働に遅れや制約が発生する。

ここで、通信機器１３８及び異常監視・制御装置１４０と外部サーバーとの間のデータ伝送経路の一例を図２９に示す。

図２９に示す例では、通信機器１８は、携帯電話回線網またはルーター１０９とインターネット１１０とを経由して、外部サーバー１１１にデータを送信しており、異常監視・制御装置１４０は、ルーター１０９とインターネット１１０とを経由して、外部サーバー１１１にデータを送信している。

また、通信機器１３８と異常監視・制御装置１４０とは互いに故障が生じていないかを監視しあっている。これにより、監視データを伝送するデータ伝送装置である通信機器１３８及び異常監視・制御装置１４０を監視することができる。例えば、通信機器１３８は、所定の周期で異常監視・制御装置１４０に対して問い合わせ信号を送信し、異常監視・制御装置１４０はその問い合わせ信号に応じて応答信号を通信機器１３８に返信する。通信機器１３８は異常監視・制御装置１４０からの応答信号を受信すると、異常監視・制御装置１４０が故障していないと判断する。逆に、異常監視・制御装置１４０は、所定の周期で通信機器１３８に対して問い合わせ信号を送信し、通信機器１３８はその問い合わせ信号に応じて応答信号を異常監視・制御装置１４０に返信する。異常監視・制御装置１４０は通信機器１３８からの応答信号を受信すると、通信機器１３８が故障していないと判断する。その他の方法として相互の機器内に検査器を挿入し内部クロック信号を検出して、その周期・パルス幅による故障判断でもよい。

なお、通信機器１３８と異常監視・制御装置１４０とを１つの装置の装置としてもよい。ただし、この場合、通信機器１３８に相当する機能部分の電源と異常監視・制御装置１４０に相当する機能部分の電源とを分離して、一つの電源に異常が行った場合でも通信機器１３８に相当する機能部分と異常監視・制御装置１４０に相当する機能部分とが同時に停止しないようにする。

また、異常監視・制御装置１４０は電流センサＳ４１〜Ｓ４５によって測定される測定値が適切な値であるか否かを監視している（判断する）。そこで集電箱１３３内の気温に応じて電流センサＳ４１〜Ｓ４６によって測定された電流の測定値を補正する。表示画面には補正後の電流値が表示される。補正方法は第１実施形態と同様である。

本実施形態によれば、第１実施形態と同様の効果を奏する。
＜太陽光発電システムの異常の有無＞

以下に太陽光発電システムの異常の有無の判断例を記載する。日射強度が400Wh/m2以上の時、 例えば、ある日の１３時１５分の日射強度が４２０h/m2であった時、接続箱２１２＿＃Ｎの出力電流Ｉ＃Ｎとした場合、出力電流Ｉ＃１が２９.９２Ａ、出力電流Ｉ＃２が２９.６０Ａ、出力電流Ｉ＃３が２９.４１Ａ、出力電流Ｉ＃４が３０.９２Ａ、出力電流Ｉ＃５が３０.８４Ａ、出力電流Ｉ＃６が０．２１Ａ、出力電流Ｉ＃７が３０.７３Ａ、出力電流Ｉ＃８が３０.６７Ａ、出力電流Ｉ＃９が３０.８８Ａ、出力電流Ｉ＃１０が３０.２３Ａとする。この時の外気温が２５．５度でモジュール裏面温度が４０度、接続箱２１２＿＃１〜＃１０の電流の総和が２７３．４１Ａ、電圧が３７５Ｖで電力変換装置２１４＿＃１の入力され，電力変換装置＿＃１の出力が約１００ｋＷである。

日射強度と外気温と発電量の相関関係から日射強度に代わって、電力変換装置の入力電圧もしくは入力電流、あるいは出力電力を下に接続箱の出力電流Ｉの測定精度を判定しても構わない。

＜太陽光発電所＞
日本国内においては、図２０に示すように太陽光発電システムの最大出力値に応じて、必要な手続きや発電電力の買取金額等が異なっており、最大出力値が小さいほど、システムの所有者にとってメリットが多くなっている。したがって、各区分の上限ぎりぎりを狙う仕様（５００ｋＷ未満であって限りなく５００ｋＷに近い最大出力値、１ＭＷ未満であって限りなく１ＭＷに近い最大出力値、２ＭＷ未満であって限りなく２ＭＷに近い最大出力値）が好ましい。しかしながら、一般的な電力変換装置の最大出力が１００ｋＷまたは２５０ｋＷであるため、最大出力値を４００ｋＷ、９００ｋＷ、１．９ＭＷのいずれかに設定する仕様が一般的であると言える。特に最大出力値が２ＭＷ以上の場合は高価な特別高圧変電設備が必要となり、例えば１．９ＭＷの太陽光発電システムと２．１ＭＷの太陽光発電システムでは、１．９ＭＷの太陽光発電システムの方が設備投資費用を少なくできる。つまり、発電出力を特定値以下とすることでシステム設置費用及び保守費用を大幅に抑えることができる。

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

また、例えばタイ国では、図２１に示すように太陽光発電システムの最大出力値に応じて、必要な設備等が異なっており、最大出力値が小さいほど、システムの所有者にとってメリットが多くなっている。日本国においても、今後同一または類似の規制が実施される可能性がある。したがって、法規制によって太陽光発電システムの最大出力値が複数の区分に分類される場合、各区分において、区分の上限閾値から１００ｋＷを引いた値以上、区分の上限閾値未満の範囲内の所定値に、本発明に係る太陽光発電システムの最大出力値を設定することが望ましい。

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

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

また、上述の「電力変換部」ついては、電力系統に高圧連系するために必要な高圧変電設備や特別高圧変電設備でもかまわないし、蓄電池に発電電力を一時的に充放電する充放電器でもかまわない。

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

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

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

１＿＃１〜１＿＃１６０、１１＿＃１〜１１＿＃４０、１２１＿＃１〜１２１＿１６０、１３１＿＃１〜１３１＿８０ 太陽電池ストリング
２＿＃１〜２＿＃２０、１２＿＃１〜１２＿＃２、１２２＿＃１〜１２２＿＃２０、１３２＃１〜１３２＿＃１０ 接続箱
３＿＃１〜３＿＃４、１３３＿＃１〜１３３＿＃２ 集電箱（集電装置）
４＿＃１〜４＿＃２、１３４ 電力変換装置
１４、１２４ 電力変換装置（集電装置）
５、１５、１２５、１３５ 変電設備
６Ａ、６Ｂ、１６、１２６、１３６ 日射計群
７Ａ、７Ｂ、１７Ａ、１２７Ａ 第１の温度計群
７Ｃ、７Ｄ、１７Ｂ、１２７Ｂ 第２の温度計群
１３７ 温度計群
８＿＃１〜８＿＃２、１８、１２８、１３８ 通信機器
９＿＃１〜９＿＃２、１９、１２９、１３９ 信号変換装置
１０、２０、１３０、１４０ 異常監視・制御装置
２１、３１、２３、２０１、３０１、３０３ 避雷器
２２、２４、３２、２０２、３０２、３０４ ブレーカー
２５、３３、２０４、３０５ Ａ／Ｄ変換器
２６、３４、４３、４７、９４、２０５、２１１、３０６、３０９ 電源部
４１、４５、２０３、３０７ ＤＣ／ＡＣインバータ
４２、４６、３０８ 中継器
８１、８３、９１、９５、２０６、２０８、３１０、３１２ 通信インターフェース部
８２、８４、９２、９６、２０７、２０９、３１１、３１３ 制御部
９３、９７、２１０、３１４ 通信Ｉ／Ｆ
Ｂ１〜Ｂ８ ブレーカー（断路器）
Ｄ１〜Ｄ８、Ｄ１１〜Ｄ２８、Ｄ２９〜Ｄ３６ 逆流防止用ダイオード
Ｓ１〜Ｓ５、Ｓ１１〜Ｓ４０、Ｓ４１〜Ｓ４５ 電流センサ
Ｓ６〜Ｓ８、Ｓ４６ 電力センサ

Claims (4)

1. 複数の太陽電池モジュールを接続した太陽電池ストリングと、
   前記太陽電池ストリングが複数接続される接続箱と、
   前記接続箱の電力を集電する集電装置と、
   前記接続箱及び／又は前記集電装置に配されて入力単位毎に電流値を検出する複数の電流検出器と、
   前記電流検出器が配された雰囲気の温度を検出する温度検出器と、
   を備え、
   前記温度検出器により検出される温度に基づいて前記電流検出器により検出される電流値を補正することを特徴とする太陽光発電システム。
2. 前記集電装置は集電箱である請求項１に記載の太陽光発電システム。
3. 前記電流検出器はホール素子を利用したものである請求項１又は請求項２に記載の太陽光発電システム。
4. 表示部を備え、補正後の電流値を前記表示部に表示する請求項１〜請求項３のいずれか１項に記載の太陽光発電システム。

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