JP5547311B1 - 太陽光発電設備のための監視システム - Google Patents

Abstract

【課題】太陽電池パネル単位の監視を行う監視システムにおける子機と親機の間の通信性能を改善する。
【解決手段】監視システムは、子機（４）および親機（５）を含む。子機（４）は、太陽電池ストリング（１０）を構成している複数の太陽電池パネル（Ｐ１〜Ｐ１５）に含まれる１より多い太陽電池パネルの各々について個別に計測された計測データを示す電流信号を、直流電流経路に重畳する。直流電流経路は、複数の電力線（Ｌ１〜Ｌ１４）、第１の基幹電力線（２１）、及び第２の基幹電力線（２２）を含む。親機（５）は、第１の基幹電力線（２１）若しくは前記第２の基幹電力線（２２）又はこれら両方に結合され、子機（４）から計測データを受信する。
【選択図】図４

Description

本出願は、太陽光発電設備のための監視システムに関し、特に、太陽電池パネルにより生成される電力を伝送する直流電力線を用いて通信する子機及び監視システムに関する。

一般的な太陽光発電設備（太陽光発電システムとも呼ばれる）は、複数の太陽電池パネル（太陽電池モジュールとも呼ばれる）が直列および並列に接続された太陽電池アレイを有する。太陽電池アレイは、太陽電池パネルが直列に接続された太陽電池ストリングが並列に接続された構成を持つ。太陽電池アレイによって生成された直流電力は、直流電力線を介してパワーコンディショナに送られる。パワーコンディショナは、ＤＣ／ＡＣインバータを有し、直流電力を交流電力に変換する。

電流計、電圧計、又は電力計等のセンサを用いて太陽光発電設備を監視するシステム（いわゆるセンサネットワーク）が知られている。太陽光発電設備のためのこのような監視システムは、センサによって取得された計測データを送信する子機と、計測データを子機から受信する親機を含む。子機は、例えば、太陽電池パネル（太陽電池モジュール）、太陽電池ストリング、又は太陽電池アレイと結合して配置される。発電状況の監視は、太陽電池ストリング単位又は太陽電池アレイ単位で行うこともできる。

特許文献１及び２は、太陽電池パネル単位での監視のために、太陽電池パネル毎に子機が配置された構成を持つ監視システムを開示している。さらに、太陽光発電システムの場合、太陽電池パネルによって生成された電力をパワーコンディショナに供給するための直流電力線を子機と親機の間の通信のための通信路として利用できる。特許文献１及び２に開示された監視システムは、直流電力線を子機と親機の間の通信のための通信路として利用する。

例えば、特許文献１の監視システムでは、子機は太陽電池パネル毎に配置される。子機は、太陽電池パネルに関する監視情報がエンコードされた伝送フレームを生成し、予め割り当てられた拡散符号を用いて伝送フレームの各ビットを直接拡散し、これにより送信信号を生成する。そして、子機は、送信信号を電流信号として送信する。言い換えると、子機は、送信信号に応じた電流変化を、太陽光発電パネルに接続された直流電力線に重畳する。特許文献１の親機は、一例において、パワーコンディショナの近くに配置される。親機は、複数の子機から送信された電流信号を、高電圧側及び低電圧側の２本の電力線間の電圧変化として検出する。そして、通信親機は、検出した受信信号に対する逆拡散処理を行うことによって、各通信子機から送信されたビット列を識別して受信する。これにより、親機は、太陽電池パネル毎の発電状況を監視する。

国際公開第２０１１／１５８６８１号 欧州特許出願公開第２５３３２９９号明細書

太陽光発電設備の発電状況を詳細に監視するためには、太陽電池パネル単位で発電状況を監視できることが好ましい。したがって、特許文献１及び２に開示された監視システムは、太陽電池パネル毎に子機が配置された構成を採用している。しかしながら、本件の発明者等は、太陽電池パネル毎に子機が配置された構成において、子機と親機との間の通信性能が低下する問題があることを見出した。以下では、本件発明者等が検討した比較例に従って当該問題を説明する。

＜比較例の説明＞
図１は、比較例に係る太陽光発電システムの構成例を示している。図１の太陽光発電システムは、太陽光発電設備およびその監視システムを含む。太陽光発電設備は、太陽電池ストリング１０、直流電力線２１及び２２、並びにパワーコンディショナ３を含む。太陽電池ストリング１０は、直流電力線Ｌ１〜Ｌ１４によって直列に接続された複数の太陽電池パネル（photovoltaic solar panel (PV)）Ｐ１〜Ｐ１５を含む。太陽電池ストリング１０とパワーコンディショナ３の間は２本の直流電力線２１及び２２によって接続されている。直流電力線２１は高電圧側の電力線であり、直流電力線２２は、低電圧側の電力線である。パワーコンディショナ３は、太陽電池ストリング１０によって生成された直流電力を、直流電力線２１及び２２並びに直流電力線Ｌ１〜Ｌ１４を含む直流電流経路を通じて取得する。パワーコンディショナ３は、ＤＣ／ＡＣインバータ機能を有し、太陽電池ストリング１０によって生成された直流電力を交流電力に変換する。

監視システムは、複数の子機（remote unit (RU)）８及び親機（base unit (BU)）９を含む。太陽電池パネル単位の監視を行うために、太陽電池パネル（photovoltaic panel (PV)）Ｐ１〜Ｐ１５のそれぞれに子機８が設けられている。子機８は、センサによって取得された計測データ（例えば、電流、電圧、温度など）を送信する。具体的には、子機８は、計測データを示す電流信号（つまり、計測データがエンコードされている電流信号）を、太陽電池ストリング１０及びパワーコンディショナ３が接続された直流電流経路に重畳する。

親機９は、複数の子機８と通信し、複数の子機８の各々から計測データを受信する。図１の例では、親機９は、カレントトランス（current transformer (CT)）６によって直流電力線２１に結合されている。

図２は、比較例に係る子機８の構成例を示すブロック図である。図２の構成例は、太陽電池ストリング１０のうち最も高電位側の太陽電池パネルＰ１に結合された子機８を示している。図２の子機８は、電流検出回路８１、電圧検出回路８２、コントローラ８３、及び送信機８４を含む。電流検出回路８１は、太陽電池パネルＰ１の出力電流を検出する。電流検出回路８１は、例えば、ホール素子、又は微小抵抗値の抵抗器を用いて実装されてもよい。電圧検出回路８２は、直流電力線２１と直流電力線Ｌ１の間に結合され、太陽電池パネルＰ１の出力電圧を検出する。電圧検出回路８２は、直流電力線２１に結合され、図示しない基準電圧（例えば、直流電力線Ｌ１の電圧）に対する直流電力線２１の電圧を検出する。電圧検出回路８２は、直流電力線２１と直流電力線Ｌ１の間に結合され、太陽電池パネルＰ１の出力電圧を検出してもよい。

コントローラ８３は、電流及び電圧検出回路８１及び８２による計測データを送信機８４を介して親機９に送信する。すなわち、コントローラ８３は、電流及び電圧検出回路８１及び８２による計測データを収集し、計測データがエンコードされたデジタル送信信号（送信ビット列）を生成し、デジタル送信信号を送信機８４に供給する。コントローラ８３は、例えば、マイクロコントローラ（マイクロプロセッサ）又はDigital Signal Processor（DSP）を用いて実装されてもよい。

送信機８４は、電力線通信技術を用いて親機９と通信する。具体的に述べると、送信機８４は、ラインドライバ（アンプ）を有し、デジタル送信信号を電流信号として直流電力線２１及びＬ１に重畳する。送信機８４のラインドライバは、一般的に、太陽電池パネルＰ１と並列に、太陽電池パネルＰ１に接続された２本の直流電力線２１及びＬ１に結合される。

図３は、図１及び２を用いて説明した比較例に係る太陽光発電システムの等価回路を示している。図３では、太陽電池パネルＰ１に結合された子機８のみを示している。図３の子機８は、電流源として表記されており、計測データがエンコードされた電流信号Ｉｔｘ’を直流電流経路に重畳する。子機８は、直流電力線２１及びＬ１の間に、太陽電池パネルＰ１と並列に接続されている。したがって、子機８の電流信号Ｉｔｘ’は、太陽電池パネルＰ１を含む閉回路（ループ）を流れる電流Ｉｐ’と、その他の太陽電池パネルＰ２〜Ｐ１５並びにパワーコンディショナ３を含む閉回路（ループ）を流れる電流Ｉｃｔ’に分流される。分流の法則に従って、電流Ｉｃｔ’は、以下の式（１）により表わすことができる。

ここで、Ｚ１、Ｚ２、・・・、及びＺ１５は太陽電池パネルＰ１〜Ｐ１５それぞれのインピーダンスであり、Ｚｉｎはパワーコンディショナのインピーダンスである。式（１）から理解されるように、太陽電池ストリング１０に含まれる太陽電池パネル数が大きくなるほど、太陽電池パネルＰ２〜Ｐ１５並びにパワーコンディショナ３を含む閉回路に流れる電流信号Ｉｃｔ’の分流比が小さくなる。親機９はパワーコンディショナ側に配置されるから、Ｉｃｔ’が小さくなることは子機８と親機９の間の通信性能（通信品質）の低下を招くおそれがある。

本件発明は、発明者等による上述の知見に基づいてなされたものである。したがって、本件発明の目的の１つは、太陽電池パネル単位の監視を行う監視システムにおける子機と親機の間の通信性能を改善することである。

第１の態様では、太陽光発電設備のための監視システムで使用される子機が提供される。ここで、前記太陽光発電設備は、太陽電池ストリング、第１及び第２の基幹電力線、並びにインバータを含む。前記太陽電池ストリングは、複数の電力線によって直列に接続された複数の太陽電池パネルを含む。前記第１の基幹電力線は、前記複数の太陽電池パネルのうち最も高電圧側の太陽電池パネルに接続される。前記第２の基幹電力線は、前記複数の太陽電池パネルのうち最も低電圧側の太陽電池パネルに接続される。前記インバータは、前記太陽電池ストリングによって生成される直流電力を、前記複数の電力線、前記第１の基幹電力線、及び前記第２の基幹電力線を含む直流電流経路を通じて取得し、前記直流電力を交流電力に変換する。そして、本態様に係る子機は、前記複数の太陽電池パネルに含まれる１より多い太陽電池パネルの各々について個別に計測された計測データを遠隔に配置された親機に送信するために、前記計測データを示す電流信号を前記直流電流経路に重畳する送信機を有する。

第２の態様では、監視システムは、上述した第１の態様に係る子機と、前記第１若しくは第２の基幹電力線又はこれら両方に結合され、前記第１の子機から前記第１の計測データを受信する親機を含む。

第３の態様では、太陽光発電システムは、上述した第２の態様に係る監視システムと、前記監視システムに結合される前記太陽光発電設備を含む。

上述した態様によれば、太陽電池パネル単位の監視を行う監視システムにおける子機と親機の間の通信性能を改善することができる。

比較例に係る太陽光発電システムの構成例を示す図である。 比較例に係る子機（リモートユニット）の構成例を示す図である。 比較例に係る太陽光発電システムの等価回路を示す図である。 第１の実施の形態に係る太陽光発電システムの構成例を示す図である。 第１の実施の形態に係る子機（リモートユニット）の構成例を示す図である。 第１の実施形態に係る送信機の構成例を示す図である。 第１の実施形態に係る太陽光発電システムの等価回路を示す図である。 第２の実施形態に係る太陽光発電システムの構成例を示す図である。 第３の実施形態に係る太陽光発電システムの構成例を示す図である。 第４の実施形態に係る太陽光発電システムの構成例を示す図である。

以下では、具体的な実施形態について、図面を参照しながら詳細に説明する。各図面において、同一又は対応する要素には同一の符号が付されており、説明の明確化のため、必要に応じて重複説明は省略される。

＜第１の実施形態＞
図４は、本実施形態に係る太陽光発電システムの構成例を示す図である。図４に示された太陽光発電システムは、太陽光発電設備およびその監視システムを含む。図４の太陽光発電設備の構成は、図１に示した比較例と同様である。すなわち、太陽光発電設備は、太陽電池ストリング１０、直流電力線２１及び２２、並びにパワーコンディショナ３を含む。太陽電池ストリング１０は、直流電力線Ｌ１〜Ｌ１４によって直列に接続された複数の太陽電池パネル（photovoltaic solar panel (PV)）Ｐ１〜Ｐ１５を含む。太陽電池ストリング１０に含まれる太陽電池パネル数は任意であり、図４に示された１５個に限定されない。

太陽電池ストリング１０とパワーコンディショナ３の間は２本の直流電力線２１及び２２によって接続されている。直流電力線２１は高電圧側の電力線であり、直流電力線２２は、低電圧側の電力線である。つまり、直流電力線２１は、太陽電池ストリング１０に含まれる太陽電池パネルＰ１〜Ｐ１５のうち最も高電圧側の太陽電池パネルＰ１に接続される。一方、直流電力線２２は、最も低電圧側の太陽電池パネルＰ１５に接続される。パワーコンディショナ３は、太陽電池ストリング１０によって生成された直流電力を、直流電力線２１及び２２並びに直流電力線Ｌ１〜Ｌ１４を含む直流電流経路を通じて取得する。パワーコンディショナ３は、ＤＣ／ＡＣインバータ機能を有し、太陽電池ストリング１０によって生成された直流電力を交流電力に変換する。

本実施形態の監視システムは、子機（remote unit (RU)）４及び親機（base unit (BU)）５を含む。子機４は、太陽電池パネルＰ１〜Ｐ１５の各々について個別に計測された計測データ（例えば、出力電圧）を取得し、当該計測データを示す電流信号（つまり、計測データがエンコードされている電流信号）を、太陽電池ストリング１０及びパワーコンディショナ３が接続された直流電流経路（直流電力線２１及び２２並びに直流電力線Ｌ１〜Ｌ１４を含む）に重畳するよう構成されている。子機４は、太陽電池ストリング１０に含まれる太陽電池パネルＰ１〜Ｐ１５を監視するために、図４に示されるように、直流電力線２１、２２、並びにＬ１〜Ｌ１４に接続される端子Ｔ２１、Ｔ２２、並びにＴＬ１〜ＴＬ１４を有してもよい。

親機５は、直流電力線２１若しくは２２又はこれら両方に結合され、子機４と通信し、子機４から計測データを受信するよう構成されている。図４の例では、親機５は、カレントトランス（current transformer (CT)）６によって直流電力線２１に結合されている。ＣＴ６は、環状コアを貫通する電線（つまり一次側コイル）を流れる電流がコアに生じさせる磁束の変化（つまり磁束の変化率又は時間微分）に応じて二次側コイルに発生する誘導電流を負荷抵抗に流すことで電圧信号として出力する。なお、親機５は、太陽電池ストリング１０とパワーコンディショナ３を接続する直流電流経路に結合されていればよく、ＣＴ６を介して直流電力線２２に結合されてもよい。また、親機５を直流電力経路に結合するための結合回路（coupling circuit）は、ＣＴ６に限られない。例えば、親機５は、直流電力線２１及び２２に結合され、直流電力線２１及び２２の間の電圧変化を検出してもよい。

子機４と親機５の間の伝送方式は、サブキャリアを用いないベースバンド伝送でもよいし、サブキャリア変調を行う搬送波変調伝送（carrier-modulated transmission）でもよい。ベースバンド伝送が採用される場合、子機４は、例えば、送信ビット列を直接的に２つの電流レベルに割り当てるＮＲＺ（Non Return to Zero）符号化によって送信信号を生成すればよい。また、搬送波変調伝送が採用される場合、子機４は、送信ビット列を送信シンボル列にマッピングし、送信シンボル列に応じた電流変化を示す電流信号を送信すればよい。搬送波変調伝送を採用する場合の変調方式は特定の方式に限定されず、電力線通信において採用可能な任意の変調方式を用いることができる。例えば、子機４は、On Off Keying（OOK）、Amplitude Shift Keying（ASK）、Frequency Shift Keying（FSK）、又はPhase Shift Keying（PSK）を用いて変調された搬送波を示す電流変化を、直流電力線を流れる直流電流に重畳すればよい。

さらに、親機５は、複数の太陽電池ストリング１０に結合された複数の子機４と通信してもよい。この場合、子機４と親機５の間の多元接続方式も特定の方式に限定されず、電力線通信において採用可能な任意の変調方式を用いることができる。例えば、本実施形態で採用される多元接続方式は、Spread Spectrum Multiple Access（ＳＳＭＡ）、Time Division Multiple Access（ＴＤＭＡ）、Frequency Division Multiple Access（ＦＤＭＡ）、若しくはOrthogonal Frequency Division Multiple Access（ＯＦＤＭＡ）、又はこれらの任意の組み合わせであってもよい。

図５は、本実施形態に係る子機４の構成例を示すブロック図である。図５の構成例では、子機４は、電流検出回路４１、スイッチ回路４２、電圧検出回路４３、コントローラ４４、及び送信機４５を含む。電流検出回路４１は、直流電力線２２に結合され、太陽電池パネルＰ１５の出力電流を検出する。電流検出回路４１は、直流電力線２１に結合され、太陽電池パネルＰ１に流れる電流を検出してもよい。電流検出回路４１は、ホール素子、又は微小抵抗値の抵抗器を用いて実装されてもよい。

スイッチ回路４２は、端子Ｔ２１並びにＴＬ１〜ＴＬ１４と電圧検出回路４３の間に配置されている。スイッチ回路４２は、電圧検出回路４３の接続先を太陽電池パネルＰ１〜Ｐ１５の間で切り替える。電圧検出回路４２は、スイッチ回路４２によって選択された端子の電圧を検出する。電圧検出回路４２は、図示しない基準電圧（例えば、直流電力線２２の電圧）に対する相対電圧を検出すればよい。なお、電圧検出回路４２は、各太陽電池パネルの出力電圧を測定してもよい。この場合、スイッチ回路４２は、端子Ｔ２１及びＴ２２並びにＴＬ１〜ＴＬ１４と電圧検出回路４３の間に配置されてもよい。そして、スイッチ回路４２は、隣接する端子対（例えば、端子Ｔ２１及びＴＬ１の対、端子ＴＬ１及びＴＬ２の対、又は端子ＴＬ１４及びＴ２２の対）を順に電圧検出回路４３に接続すればよい。

コントローラ４４は、電流及び電圧検出回路４１及び４３による計測データを送信機４５を介して親機９に送信する。すなわち、コントローラ４４は、電流及び電圧検出回路４１及び４３による計測データを収集し、計測データがエンコードされたデジタル送信信号（送信ビット列）を生成し、デジタル送信信号を送信機４５に供給する。計測データを送信する際のデータフォーマット及び伝送フレームフォーマットは特に限定されない。例えば、複数の太陽電池パネルＰ１〜Ｐ１５に関する計測データを１つの伝送フレームでまとめて送信してもよいし、複数の伝送フレームを用いて分割送信してもよい。コントローラ４４は、例えば、マイクロコントローラ（マイクロプロセッサ）又はDigital Signal Processor（DSP）を用いて実装されてもよい。

送信機４５は、電力線通信技術を用いて親機５と通信する。送信機４５は、ラインドライバ（アンプ）を有し、デジタル送信信号を電流信号として直流電力線２１及び２２に重畳する。送信機４５は、太陽電池パネルＰ１〜Ｐ１５と並列に、直流電力線２１及び２２の間に結合される。より具体的には、送信機４５は、ラインドライバと、ラインドライバを直流電力線２１及び２２に結合する結合回路を有してもよい。結合回路は、例えば、トランス（transformer）を含む。

図６は、送信機４５の構成例を示している。図６に示された送信機４５は、直流電力線２１及び２２の間に接続されたドライバ回路４５１及び電圧ドロッパ回路４５２を含む。ドライバ回路４５１は、例えば、NPNトランジスタを用いた定電流回路である。この場合、ドライバ回路４５１は、コントローラ４４からベースに供給される電圧信号に応じて定電流動作するため、電圧ドロッパ回路４５２を通じて接続された直流電力線２１と２２の間に電流変化を重畳する。コントローラ４４からドライバ回路４５１のベースに供給される電圧信号は、例えばパルス信号であり、送信ビット列を表わす。電圧ドロッパ回路４５２は、例えばトランジスタ等のスイッチング素子で構成され、直流電力線２１及び２２の間の高電圧をドライバ回路４５１の適正電圧に降圧する。

図７は、図４〜図６を用いて説明した本実施形態に係る太陽光発電システムの等価回路を示している。図７の子機４は、電流源として表記されており、太陽電池パネルＰ１〜Ｐ１５の各々について個別に計測された計測データがエンコードされた電流信号Ｉｔｘを直流電流経路に重畳する。子機４は、直流電力線２１及び２２の間に、太陽電池パネルＰ１〜Ｐ１５と並列に接続されている。したがって、子機４の電流信号Ｉｔｘは、太陽電池パネルＰ１〜Ｐ１５を含む閉回路（ループ）を流れる電流Ｉｐと、パワーコンディショナ３を含む閉回路（ループ）を流れる電流Ｉｃｔに分流される。分流の法則に従って、電流Ｉｃｔは、以下の式（２）により表わすことができる。

ここで、Ｚ１、Ｚ２、・・・、及びＺ１５は、上述の式（１）と同様に、太陽電池パネルＰ１〜Ｐ１５それぞれのインピーダンスであり、Ｚｉｎはパワーコンディショナのインピーダンスである。すなわち、図３及び式（１）の比較例とは対照的に、太陽電池ストリング１０に含まれる太陽電池パネル数が大きくなるほど、パワーコンディショナ３を含む閉回路に流れる電流信号Ｉｃｔの分流比が大きくなる。パワーコンディショナ３の内部インピーダンスＺｉｎは、一般的に、太陽電池ストリング１０のインピーダンス（つまり、Ｚ１〜Ｚ１５の和）より十分に小さい。したがって、送信機４５から出力される電流信号Ｉｔｘの殆ど全てはパワーコンディショナ３を含む閉回路を流れると考えられる。したがって、子機４と親機５の間の通信性能（通信品質）を向上することができる。

以上の説明から理解されるように、本実施形態の子機４は、太陽電池ストリング１０に含まれる太陽電池パネルＰ１〜Ｐ１５の各々について個別に計測された計測データ（例えば、各パネルの出力電圧）を示す電流信号を、直流電力線２１及び２２並びに直流電力線Ｌ１〜Ｌ１４を含む直流電流経路に重畳する。さらに、子機４は、太陽電池パネルＰ１〜Ｐ１５に並列に結合される送信機４５を有し、送信機４５によって電流信号を直流電流経路に重畳する。したがって、本実施形態の子機４、及び子機４を含む監視システムは、太陽電池パネル単位の監視を行う場合に、子機４と親機５の間の通信性能を改善することができる。

なお、子機４の送信機４５は、太陽電池パネルＰ１〜Ｐ１５の全てと並列に結合されていなくてもよく、太陽電池パネルＰ１〜Ｐ１５のうち１より多いパネルと並列に結合されてもよい。例えば、子機４の送信機４５は、太陽電池パネルＰ１〜Ｐ１４と並列に、直流電力線２１及びＬ１４の間に結合されてもよい。分流の法則に従って、太陽電池パネルＰ１５及びパワーコンディショナ３を含む閉回路（ループ）を流れる電流信号Ｉｃｔ２は、以下の式（３）により表わすことができる。

すなわち、式（３）に示された電流信号Ｉｃｔ２の分流比は、式（１）に示された電流信号Ｉｃｔ’の分流比よりも大きい。このため、図１〜図３を用いて説明した比較例に比べて、子機４と親機５の間の通信性能を改善することができる。

また、本実施形態では、１台の子機４が、複数の太陽電池パネルの各々に関する計測データを取得し、これを親機５に送信する。したがって、比較例のように複数の太陽電池パネルの各々に対応付けられた複数の子機を使用する場合に比べて、子機の数を削減できる。つまり、本実施形態は、太陽電池パネル単位の監視を行う監視システムにおいて子機の数を削減することができる。

また、図５に示した子機４の構成例では、スイッチ回路４２を用いて電圧検出回路４３の接続先を太陽電池パネルＰ１〜Ｐ１５の間で切り替える構成を示した。このような構成により、１つの電圧検出回路４３を用いて複数の太陽電池パネルの各々の出力電圧を個別に計測することができる。

ただし、図５の構成例は、一例に過ぎない。例えば、子機４は複数の電圧検出回路４３を有してもよいし、この場合にスイッチ回路４２は省略されてもよい。また、子機４は、電流検出回路４１および電圧検出回路４３とは別のセンサ（例えば温度センサ）を有してもよい。

＜第２の実施形態＞
本実施形態では、上述した第１の実施形態の変形例について説明する。図８は、本実施形態に係る太陽光発電システムの構成例を示すブロック図である。図８のシステムは、太陽電池ストリング１０Ａ〜１０Ｄを含む複数の太陽電池ストリング１０を有する。各太陽電池ストリング１０は、直列接続された複数の太陽電池パネルＰ１、Ｐ２、Ｐ３、・・・を有する。複数の太陽電池ストリング１０は、直流電力線２１Ａ〜２１Ｄを含む複数の直流電力線２１によって並列接続されている。パワーコンディショナ３は、並列接続された複数の直流電力線２１を介して、複数の太陽電池ストリング１０によって生成された直流電力を取得し、これを交流電力に変換する。

図８において、電流ＩＡは、直流電力線２１Ａを流れる電流、つまり太陽電池ストリング１０Ａを流れる電流を示している。同様に、電流ＩＢ、ＩＣ、及びＩＤは、直流電力線２１Ｂ（つまり太陽電池ストリング１０Ｂ）を流れる電流、直流電力線２１Ｃ（つまり太陽電池ストリング１０Ｃ）を流れる電流、及び直流電力線２１Ｄ（つまり太陽電池ストリング１０Ｄ）を流れる電流をそれぞれ示している。電流Ｉは、電流ＩＡ〜ＩＤを含む複数の太陽電池ストリング１０を流れる直流電流の合成電流であり、パワーコンディショナ３に供給される直流電流を示している。

なお、図８は、高電圧側の直流電力線２１のみを示しており、各太陽電池ストリング１０の低電圧側とパワーコンディショナ３を接続する直流電力線２２の図示を省略している。また、図８には４本の太陽電池ストリング１０Ａ〜１０Ｄが示されているが、図８の太陽光発電システムは、さらに多くの太陽電池ストリング１０を有していてもよいし、２本又は３本の太陽電池ストリング１０のみを有していてもよい。

図８の例において、１台の親機５および複数台の子機４を含む多元接続通信システムは、複数の太陽電池パネル１の状態（例えば出力電圧、出力電流、若しくは温度、又はこれらの組み合わせ）を監視するために用いられる。図８は、２つの多元接続通信システムを示している。一方の多元接続通信システムは、親機５Ａと、太陽電池ストリング１０Ａ及び１０Ｂ（電力線２１Ａ及び２１Ｂ）に接続された複数の子機４Ａ及び４Ｂを含む。他方の多元接続通信システムは、親機５Ｂと、太陽電池ストリング１０Ｃ及び１０Ｄ（電力線２１Ｃ及び２１Ｄ）に接続された複数の子機４Ｃ及び４Ｄを含む。本実施形態で採用される多元接続方式は、特定の方式に限定されず、電力線通信において採用可能な任意の変調方式を用いることができる。例えば、本実施形態で採用される多元接続方式は、ＳＳＭＡ（ＤＳ−ＣＤＭＡ）、ＴＤＭＡ、ＦＤＭＡ、若しくはＯＦＤＭＡ、又はこれらの任意の組み合わせであってもよい。

子機４及び親機５の構成及び動作は、上述した第１の実施形態と同様とすればよい。なお、図８の構成例では、第１の実施形態と同様に、各太陽電池ストリング１０に１つの子機４が結合されており、１つの子機４は太陽電池ストリング１０に含まれる複数の太陽電池パネルを監視する。しかしながら、本実施形態では、複数の太陽電池ストリング１０の少なくとも１つには、２以上の子機４が結合されてもよい。以下では、１つの太陽電池ストリング１０に接続された子機４の集合を「子機（ＲＵ）グループ」と呼ぶことがある。

例えば、メガソーラーシステムと呼ばれる大規模な太陽光発電システムは、膨大な数の太陽電池パネル及び太陽電池ストリングを使用する。したがって、多くの太陽電池パネルを監視するためには、多くの子機４を必要とする。しかしながら、ＳＳＭＡ、ＴＤＭＡ、ＦＤＭＡ、ＯＦＤＭＡ等の多元接続数は、多元接続のために排他的に使用されるリソース（つまり時間、周波数、若しくは拡散符号、又はこれらの組み合わせ）は有限であり、多元接続可能な子機４の数はリソースによって制限される。

多元接続数の問題に対処するために、図８に示されているように、複数の親機５（例えば、親機５Ａ及び５Ｂ）を導入することが考えられる。複数の親機５を使用することは、複数の多元接続通信システムを使用することを意味する。複数の多元接続通信システムの間で同じリソースを共用（又は再利用）できれば、リソース数の上限に起因する上述の問題を解消できる可能性がある。

しかしながら、図８に示されているような太陽光発電システムは、各々が太陽電池ストリング１０に接続された複数の直流電力線２１Ａ〜２１Ｄが並列接続された構成を有する。したがって、図８に示された親機５Ｂを含む一方の多元接続通信システムの信号は、並列接続された複数の直流電力線２１Ａ〜２１Ｄを介して、親機５Ａを含む他方の多元接続通信システムの信号に干渉を及ぼす。したがって、並列接続された複数の電力線２１Ａ〜２１Ｄを信号送信のために使用する複数の多元接続システムの間で同じリソース（つまり時間、周波数、若しくは拡散符号、又はこれらの組み合わせ）を共用するためには、更なる何らかの対処が必要である。

複数の多元接続通信システム間でのリソースの共用（又は再利用）を可能とするため、本実施の形態はカレントトランス（ＣＴ）６Ａ及び６Ｂの環状コアへの電力線の通し方を工夫している。本実施形態に係るＣＴ６Ａ及び６Ｂは、第１の電線を流れる第１の電流と第２の電線を流れる第２の電流との差電流の変化を示す電気信号を出力する電流検出部の具体例である。

図８に示されたＣＴ６Ａは、電力線２１Ａを流れる電流ＩＡと電力線２１Ｂを流れる電流ＩＢとの差電流の変化を示す電気信号を生成する。具体的には、２本の電力線２１Ａ及び２１Ｂは、ＣＴ６Ａの環状コアを互いに逆向きに貫通している。したがって、太陽電池ストリング１０Ａからパワーコンディショナ３に向けて電力線２１Ａを流れる直流電流ＩＡは、図８の紙面の左側から右側にＣＴ６Ａの環状コアを通過する。これに対して、太陽電池ストリング１０Ｂからパワーコンディショナ３に向けて電力線２１Ｂを流れる直流電流ＩＢは、図８の紙面の右側から左側にＣＴ６Ａの環状コアを通過する。

すると、直流電流ＩＡ及びＩＢの変化が同相であるとき、これらの電流がＣＴ６Ａのコアに生じさせる磁束は互いに逆向きとなって打ち消しあう。なお、電流ＩＡ及びＩＢの変化が同相であるとは、電流ＩＡ及びＩＢが共に増加又は共に減少すること、言い換えると、電流ＩＡ及びＩＢの時間微分（つまり傾き）の符号が同じであることを意味する。仮に電流ＩＡ及びＩＢの変化が完全に同一であるとき、差電流の変化は生じない。一方、直流電流ＩＡ及びＩＢの変化が逆相である場合、これらの電流がコアに誘起する磁束は同じ向きとなって強め合う。電流ＩＡ及びＩＢの変化が逆相であるとは、電流ＩＡ及びＩＢの一方が増加するのに対して他方が減少すること、言い換えると、電流ＩＡ及びＩＢの時間微分（つまり傾き）の符号が互いに反対であることを意味する。

本実施形態は、ＣＴ６Ａを用いて電流ＩＡ及びＩＢの差電流の変化に応じた電気信号を生成し、これを親機５Ａに供給する。これにより、親機５Ａは、電力線２１Ａ及び２１Ｂに接続された２つの子機４Ａ及び４Ｂ（又は２つの子機グループ）の送信信号を受信するとともに、他の電力線２１Ｃ及び２１Ｄに接続された他の子機４Ｃ及び４Ｄ（又は子機グループ）の送信信号を実質的にキャンセルすることができる。ここで、“実質的にキャンセルする”とは、他の子機４Ｃ及び４Ｄ（又は子機グループ）の送信信号がゼロとなるように完全にキャンセルされなくてもよいことを意味する。言い換えると、“実質的にキャンセルする”とは、電力線２１Ｃ及び２１Ｄに接続された子機４Ｃ及び４Ｄ（又は子機グループ）の送信信号レベルが、電力線２１Ａ及び２１Ｂに接続された２つの子機４Ａ及び４Ｄ（又は２つの子機グループ）の送信信号を所定の品質（例えばＳＮＲ（Signal to Noise Ratio）、符号誤り率）で受信できる程度に十分に小さいことを意味する。

例えば、直流電力線２１Ａに接続された子機４Ａ（又は子機グループ）が電流信号を送信すると、この電流信号に応じて直流電流ＩＡが変化する。そして、この電流ＩＡの変化に起因する電荷（つまり電子）の流れは、電力線２１Ｂを含む他の電力線２１に逆相の変化を与える。例えば、子機４Ａによる電流信号の重畳によって直流電流ＩＡが増加すると、電力線２１Ａに多くの電子が引き込まれるために電力線２１Ｂ（並びに他の電力線２１Ｃ及び２１Ｄ）の電子の流れが減少する。このため、直流電流ＩＡの増減に起因する直流電流ＩＢ（並びに他の電力線を流れる電流ＩＣ及びＩＤ）の変化は、電流ＩＡの変化の逆相となる。したがって、ＣＴ６Ａから出力される電気信号、つまり直流電流ＩＡ及びＩＢの差電流の変化を示す電気信号は、直流電流ＩＡの増減を反映する。これにより、親機５Ａは、ＣＴ６Ａからの電気信号を用いて、直流電力線２１Ａに接続された子機４Ａの送信信号を受信することができる。

直流電力線２１Ｂに接続された子機４Ｂ（又は子機グループ）の送信も、子機４Ａの送信と同様に考えることができる。つまり、子機４Ｂが電力線２１Ｂに電流信号を送信すると、この電流信号の重畳によって直流電流ＩＢが増減する。そして、直流電流ＩＢの増減に起因する直流電流ＩＡ（並びに他の電力線を流れる電流ＩＣ及びＩＤ）の変化は、電流ＩＢの変化の逆相となる。したがって、親機５Ａは、直流電流ＩＡ及びＩＢの差電流の変化を示すＣＴ６Ａの出力信号を用いて、子機４Ｂの送信信号を受信することができる。

一方、電力線２１Ｃ及び２１Ｄに接続された子機４Ｃ及び４Ｄ（又は子機グループ）の送信によって電力線２１Ｃ及び２１Ｄを流れる直流電流ＩＣ及びＩＤが増減すると、その影響は電線２１Ａ及び２１Ｂを流れる直流電流ＩＡ及びＩＢに同相で出現する。例えば、子機４Ｃによる電流信号の重畳によって電力線２１Ｃの直流電流ＩＣが増加すると、電力線２１Ｃに多くの電子が引き込まれるために電力線２１Ａ及び２１Ｂの電子の流れが共に減少する。このため、直流電流ＩＣの増減に起因する直流電流ＩＡ及びＩＢの変化は、互いに同相となる。したがって、直流電流ＩＣの増減に起因する直流電流ＩＡ及びＩＢの変化は、電流ＩＡ及びＩＢの差電流の変化を示すＣＴ６Ａの出力信号に現れること無く実質的にキャンセルされる。同様に、子機４Ｄによって電力線２１Ｄに送信される電流信号も、ＣＴ６Ａの出力信号に現れること無く実質的にキャンセルされる。これにより、親機５Ａは、子機４Ｃ及び４Ｄによる送信信号の影響を受けることなく、子機４Ａ及び４Ｂの送信信号を受信することができる。

以上の説明から理解されるように、電力線２１Ａ及び２１Ｂを利用する２つの子機４Ａ及び４Ｂ（又は２つの子機グループ）は、他の電力線２１Ｃ及び２１Ｄを利用する他の子機４Ｃ及び４Ｄとの間でリソースを共用することができる。他の子機４Ｃ及び４Ｄからの送信信号（電流信号）の干渉は、直流電流ＩＡ及びＩＢの差電流において実質的にキャンセルされるためである。

また、電力線２１を使った通信では、太陽光発電システムに関する機器が発生するノイズ、例えばパワーコンディショナ３のスイッチングノイズ、及びパワーコンディショナ３の最大動作点追従動作による変調成分などが電力線２１を流れる電流に重畳される。パワーコンディショナ３のノイズの影響は、並列接続された電力線２１Ａ〜２１Ｄに同相で現れる。したがって、親機５Ａは、ＣＴ６Ａの出力する電気信号を使用することによって、パワーコンディショナ３のノイズによる受信品質の低下を抑制できる。パワーコンディショナ３のノイズは、直流電流ＩＡ及びＩＢの差電流において実質的にキャンセルされるためである。

同様に、２本の電力線２１Ｃ及び２１Ｄは、ＣＴ６Ｂの環状コアを互いに逆向きに貫通している。これにより、ＣＴ６Ｂは、電力線２１Ｃを流れる電流ＩＣと電力線２１Ｄを流れる電流ＩＤとの差電流の変化を示す電気信号を生成する。したがって、親機５Ｂは、子機４Ａ及び４Ｂによる送信信号の影響を受けることなく、子機４Ｃ及び４Ｄの送信信号を受信することができる。また、親機５Ｂは、パワーコンディショナ３のノイズによる受信品質の低下を抑制できる。

なお、図８に示されたＣＴ６Ａ及び６Ｂの配置は、２つの電力線２を流れる電流間の差電流の変化を検出するための一例に過ぎない。ＣＴ６の他の配置例は、後述する別の実施形態において説明される。

＜第３の実施形態＞
本実施形態では、ＣＴ６のコアを貫通する電力線２１の本数が図８とは異なる変形例について説明する。第２の実施形態では、２本の直流電力線２１（例えば２１Ａ及び２１Ｂ）を１つのＣＴ６（例えば６Ａ）のコアに互いに逆向きに通す例を示した。これにより、ＣＴ６Ａのコアを通過する２つの直流電流（例えばＩＡ及びＩＢ）の向きが互いに逆向きとなる。しかしながら、第２の実施形態で述べた差電流の原理から理解されるように、１つのＣＴ６のコアに通す電力線２１の本数は４本以上の偶数本であってもよい。つまり、２Ｎ本（Ｎは正の整数）の電力線２１のうち、Ｎ本の電力線２１をＣＴ６のコアに一方の向きに通し、他のＮ本の電力線２１をＣＴ６のコアに逆向きに通せばよい。

図９は、４本の電力線２１Ａ〜２１Ｄが１つのＣＴ６Ｃのコアを貫通するよう配置された例を示している。具体的には、電力線２１Ａ及び２１Ｃは、図９の紙面の左側から右側にＣＴ６Ｃの環状コアを通過する。一方、電力線２１Ｂ及び２１Ｄは、図９の紙面の右側から左側にＣＴ６Ｃの環状コアを通過する。

図９の親機５Ｃは、電力線２１Ａ〜２１Ｄに接続された４つの子機４Ａ〜４Ｄ（又は４つの子機グループ）との間で通信することができる。

本実施形態で述べた構成を採用することで、親機５の数を削減できる利点がある。本実施形態は、１つの電力線２１に接続される子機４の数に比べて親機５の処理能力又は多元接続の上限数に余裕がある場合に特に有効である。

＜第４の実施形態＞
上述した第２及び第３の実施形態では、２つの電力線２１を流れる電流間の差電流の変化を検出するために、２つの電力線２１が１つのＣＴ６のコアを互いに逆向きに貫通した構成を用いる例を示した。しかしながら、このような構成は、２つの電力線２１を流れる電流間の差電流の変化を検出する電流検出部の一例に過ぎない。本実施形態では、電流検出部の他の構成例について説明する。

図１０（Ａ）及び（Ｂ）は、本実施形態に係る太陽光発電システムの第１及び第２の構成例を示している。図１０（Ａ）及び（Ｂ）と図８の比較から明らかであるように、図１０（Ａ）及び（Ｂ）の構成例は、１つのＣＴ６Ａの代わりに２つのＣＴ６Ｄ及び６Ｅを含む電流検出部６０及び６１用いる。図１０（Ａ）の電流検出部６０では、電力線２１ＡがＣＴ６Ｄのコアを貫通し、電力線２１ＢがＣＴ６Ｅのコアを貫通している。ただし、電力線２１ＢがＣＴ６Ｅのコアを貫通する向きは、電力線２１ＡがＣＴ６Ｄのコアを貫通する向きと逆向きである。これにより、直流電流ＩＡがＣＴ６Ｄを通過する向きと直流電流ＩＢがＣＴ６Ｅを通過する向きは互いに逆向きとなる。

図１０（Ａ）の加算器６２は、ＣＴ６Ｄ及び６Ｅの出力信号を加算した信号を親機５Ａに供給する。ＣＴ６Ｄ及び６Ｅの出力信号を加算した信号は、２つの電力線２Ａ及び２Ｂを流れる２つの電流ＩＡ及びＩＢの差電流の変化を示す。したがって、親機５Ａは、加算器６２の出力信号を用いて、２つの子機４Ａ及び４Ｂ（又は２つの子機グループ）から送信されたビット列を識別して受信することができる。

図１０（Ｂ）の電流検出部６１では、直流電流ＩＡ及びＩＢは、ＣＴ６Ｄ及び６Ｅを同じ向きに通過する。したがって、図１０（Ｂ）では、反転増幅器６３を用いてＣＴ６Ｅの出力信号を反転する。図１０（Ｂ）の加算器６２は、ＣＴ６Ｄの出力信号をＣＴ６Ｅの出力信号の反転信号と加算する。これにより加算器６２の出力信号は、２つの電力線２１Ａ及び２１Ｂを流れる２つの電流ＩＡ及びＩＢの差電流の変化を示す。したがって、親機５Ａは、加算器６２の出力信号を用いて、２つの子機４Ａ及び４Ｂ（又は２つの子機グループ）から送信されたビット列を識別して受信することができる。また、図１０（Ｂ）に示された反転増幅器６３を用いない方法としてＣＴ６ＤとＣＴ６Ｅの出力を加算器６２へ接続する際に極性が互いに逆になるように接続してもよい。

なお、第２及び第３の実施形態の構成例（例えば図８）と本実施形態の構成例（図１０（Ａ）及び（Ｂ））を比較すると、第２及び第３の実施形態の構成例は、ＣＴの数を削減できる利点がある。また、図１０（Ａ）及び（Ｂ）の構成例は、２つのＣＴ６Ｄ及び６Ｅの間に特性差が存在すると、親機５Ａの受信品質が劣化する可能性がある。これに対して、第２及び第３の実施形態の構成例は、複数の電力線２１を流れる電流の差電流（合成電流）が１つのＣＴ６によって検出されるため、ＣＴ６間の特性ばらつきによる親機５の受信品質の劣化が原理的に発生しない利点がある。

＜その他の実施形態＞
上述した第２〜第４の実施形態では、ＣＴ６Ａ〜６Ｅは、高電圧側の直流電力線２１に結合されている。しかしながら、ＣＴ６Ａ〜６Ｅは、図８〜図１１において図示が省略されている低電圧側の直流電力線２２に結合されてもよい。

上述した第２〜第４の実施形態では、偶数本の電力線２１をＣＴ６のコアに通す例を示した。しかしながら、３本以上の奇数本の電力線２１をＣＴ６のコアに通すことも可能である。奇数本の電力線２１をＣＴ６のコアに通す構成は、加算器６２で２つの信号を合成する際に、倍率比をＣＴ６を通る電力線の本数の逆数の比となるように、ＣＴ６のコアに通す回数を変えるか、ＣＴ６の負荷抵抗の値を設定すればよい。例えば３本の電力線をＣＴ６のコアに通す場合、２本が同じ向き、１本が逆向きに環状コアを通過しているとすると、逆向きの１本をコアに２回通せばよい。こうすることで、他の電力線に接続された子機４の送出する電気信号をキャンセルすることができ、加算器６２の出力信号は、２つの電力線２Ａ及び２Ｂを流れる２つの電流ＩＡ及びＩＢの差電流の変化を示す。したがって、親機５Ａは、加算器６２の出力信号を用いて、２つの子機４Ａ及び４Ｂ（又は２つの子機グループ）から送信されたビット列を識別して受信することができる。また、上述の第４の実施形態で説明した図１０（Ａ）の構成において３本以上の奇数本の電力線２１を扱う場合を考えると、環状コアに電線を２回通す代わりに、逆向きに環状コアを通過しているＣＴ６の負荷抵抗を２倍にすればよい。これにより、加算器６２に入力される他の電力線に接続された子機４の送出する電気信号をキャンセルすることができる。

上述した第２〜第４の実施形態では、２つの電力線２を流れる電流間の差電流の変化を検出するためにカレントトランスを用いる例を示した。しかしながら、カレントトランスの代わりに、２つの電力線２１を流れる電流間の差電流の変化を検出可能な他の電流検出部を用いてもよい。例えば、ホール素子又はシャント抵抗を含む電流検出部を用いてもよい。ホール素子又はシャント抵抗を用いる場合、複数の太陽電池ストリング１０の間の発電電流の差（つまり純粋な直流成分、又は平均値）の影響を除去して複数の子機４の電流信号に起因する差電流の変化を観測するために、アナログ微分回路又はデジタル微分回路を用いてもよい。デジタル微分回路は、親機５が有する受信機（例えば信号処理部）と一体化されてもよい。

さらに、上述した実施形態は本件発明者により得られた技術思想の適用に関する例に過ぎない。すなわち、当該技術思想は、上述した実施形態のみに限定されるものではなく、種々の変更が可能であることは勿論である。

Ｐ１〜Ｐ１５ 太陽電池パネル
２１、２１Ａ〜２１Ｄ、２２、Ｌ１〜Ｌ１４ 直流電力線
３ パワーコンディショナ（Power conditioning system（PCS））
４ 子機（Remote Unit（RU）
５、５Ａ〜５Ｃ 親機（Base Unit（BU））
６、６Ａ〜６Ｅ カレントトランス（ＣＴ）
１０、１０Ａ〜１０Ｄ 太陽電池ストリング
４１ 電流検出回路
４２ スイッチ回路
４３ 電圧検出回路
４４ コントローラ
４５ 送信機
４５１ ドライバ回路
４５２ 電圧ドロッパ回路
ＩＡ 電力線２１Ａを流れる電流
ＩＢ 電力線２１Ｂを流れる電流
ＩＣ 電力線２１Ｃを流れる電流
ＩＤ 電力線２１Ｄを流れる電流
Ｉ パワーコンディショナ３に流れる電流
６０、６１ 電流検出部
６２ 加算器
６３ 反転増幅器

Claims (8)

1. 太陽光発電設備のための監視システムで使用される第１及び第２の子機と、
   前記第１及び第２の子機と共に多元接続通信システムを構成する親機と、
   電流検出部と、
   を備え、
   前記太陽光発電設備は、
   第１の複数の太陽電池パネルが第１の複数の電力線によって直列に接続された第１の太陽電池ストリングと、
   第２の複数の太陽電池パネルが第２の複数の電力線によって直列に接続された第２の太陽電池ストリングと、
   前記第１の複数の太陽電池パネルのうち最も高電圧側の太陽電池パネルに接続される第１の基幹電力線と、
   前記第１の複数の太陽電池パネルのうち最も低電圧側の太陽電池パネルに接続される第２の基幹電力線と、
   前記第２の複数の太陽電池パネルのうち最も高電圧側の太陽電池パネルに接続される第３の基幹電力線と、
   前記第２の複数の太陽電池パネルのうち最も低電圧側の太陽電池パネルに接続される第４の基幹電力線と、
   前記第１の太陽電池ストリングによって生成される直流電力を、前記第１の複数の電力線、前記第１の基幹電力線、及び前記第２の基幹電力線を含む第１の直流電流経路を通じて取得し、前記第２の太陽電池ストリングによって生成される直流電力を、前記第２の複数の電力線、前記第３の基幹電力線、及び前記第４の基幹電力線を含む第２の直流電流経路を通じて取得し、前記第１及び２の太陽電池ストリングによって生成される直流電力を交流電力に変換するインバータと、
   を含み、
   前記第１の子機は、前記第１の複数の太陽電池パネルに含まれる１より多い太陽電池パネルの各々について個別に計測された第１の計測データを示す第１の電流信号を前記第１の直流電流経路に重畳する第１の送信機を備え、
   前記第２の子機は、前記第２の複数の太陽電池パネルに含まれる１より多い太陽電池パネルの各々について個別に計測された第２の計測データを示す第２の電流信号を前記第２の直流電流経路に重畳する第２の送信機を備え、
   前記電流検出部は、前記第１の直流電流経路を流れる電流と前記第２の直流電流経路を流れる電流との差電流の変化を示す電気信号を出力するよう動作し、
   前記親機は、前記電気信号を処理することにより、前記第１及び前記第２の子機からの前記第１及び第２の計測データを受信するよう動作する、
   監視システム。
2. 前記第１の送信機は、前記第１の複数の太陽電池パネルに含まれる前記１より多い太陽電池パネルに並列に結合される、請求項１に記載の監視システム。
3. 前記第１の送信機は、前記第１の基幹電力線と前記第２の基幹電力線の間に結合される、請求項１又は２に記載の監視システム。
4. 前記第１の子機は、
   前記第１の計測データを生成するセンサと、
   前記センサの接続先を前記１より多い太陽電池パネルの間で切り替えるスイッチ回路と、をさらに備える、請求項１〜３のいずれか１項に記載の監視システム。
5. 前記第１の計測データは、前記第１の複数の太陽電池パネルに含まれる前記１より多い太陽電池パネルの各々について個別に計測された出力電圧の計測値を含む、請求項１〜４のいずれか１項に記載の監視システム。
6. 前記電流検出部は、カレントトランスを含み、
   前記第１又は第２の基幹電力線は、前記カレントトランスの環状コアを貫通して配置され、
   前記第３又は前記第４の基幹電力線は、前記環状コアを前記第１又は第２の基幹電力線とは逆向に貫通して配置され、
   前記電気信号は、前記カレントトランスの二次側に出力される電圧信号又は電流信号である、
   請求項１〜５のいずれか１項に記載の監視システム。
7. 前記電流検出部は、第１及び第２のカレントトランスを含み、
   前記第１又は第２の基幹電力線は、前記第１のカレントトランスの環状コアを貫通して配置され、
   前記第３又は第４の基幹電力線は、前記第２のカレントトランスの環状コアを貫通して配置され、
   前記電気信号は、前記第１及び第２のカレントトランスの出力電圧又は出力電流を加算又は減算して得られる信号である、
   請求項１〜５のいずれか１項に記載の監視システム。
8. 請求項１〜７のいずれか１項に記載の監視システムと、
   前記監視システムに結合される前記太陽光発電設備と、
   を備える太陽光発電システム。

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