WO2019150777A1 - 監視装置および判定方法 - Google Patents

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WO2019150777A1
WO2019150777A1 PCT/JP2018/045592 JP2018045592W WO2019150777A1 WO 2019150777 A1 WO2019150777 A1 WO 2019150777A1 JP 2018045592 W JP2018045592 W JP 2018045592W WO 2019150777 A1 WO2019150777 A1 WO 2019150777A1
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WO
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power generation
unit
current
measurement result
generation unit
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PCT/JP2018/045592
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谷村晃太郎
近藤麻由
池上洋行
下口剛史
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住友電気工業株式会社
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    • 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
    • H02J3/001—Methods to deal with contingencies, e.g. abnormalities, faults or failures
    • 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
    • H—ELECTRICITY
    • H04—ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
    • H04B—TRANSMISSION
    • H04B3/00—Line transmission systems
    • H04B3/54—Systems for transmission via power distribution lines
    • H04B3/548—Systems for transmission via power distribution lines the power on the line being DC
    • 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
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/22—The renewable source being solar energy
    • H02J2300/24—The renewable source being solar energy of photovoltaic origin
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    • 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
    • Y02E10/56—Power conversion systems, e.g. maximum power point trackers
    • 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
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation

Definitions

  • the present invention relates to a monitoring device and a determination method.
  • This application claims priority based on Japanese Patent Application No. 2018-16842 filed on Feb. 2, 2018, the entire disclosure of which is incorporated herein.
  • 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.
  • the management device determines the presence or absence of abnormality based on the difference in power generation amount at the same time for each solar cell panel, or the maximum value or integration of the power generation amount for a predetermined period for each solar cell panel The presence or absence of abnormality is determined based on the value.
  • the monitoring device of the present disclosure is a monitoring device used in a solar power generation system in which an output line from a power generation unit including a solar battery panel is electrically connected to a power conversion device, and the current of the power generation unit
  • An acquisition unit that acquires the measurement result of the power converter, and a determination unit that determines an operation state of the power converter based on the measurement result and determines an abnormality based on the determined operation state and the measurement result.
  • the determination method of the present disclosure is a determination method in a monitoring device used in a solar power generation system in which an output line from a power generation unit including a solar battery panel is electrically connected to a power conversion device. Obtaining a current measurement result of the unit; determining an operation state of the power converter based on the measurement result; determining an abnormality based on the determined operation state and the measurement result; including.
  • One aspect of the present disclosure can be realized not only as a monitoring apparatus including such a characteristic processing unit, but also as a program for causing a computer to execute such characteristic processing.
  • one embodiment of the present disclosure can be realized as a semiconductor integrated circuit that realizes part or all of the monitoring device, or can be realized as a system including the monitoring device.
  • FIG. 1 is a diagram showing a configuration of a photovoltaic power generation system according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 2 is a diagram showing a configuration of the PCS unit according to the embodiment of the present invention.
  • FIG. 3 is a diagram showing a configuration of the current collecting unit according to the embodiment of the present invention.
  • FIG. 4 is a diagram showing a configuration of the solar cell unit according to the embodiment of the present invention.
  • FIG. 5 is a diagram showing a configuration of the power generation state determination system according to the embodiment of the present invention.
  • FIG. 6 is a diagram illustrating a configuration of a monitoring device in the power generation state determination system according to the embodiment of the present invention.
  • FIG. 1 is a diagram showing a configuration of a photovoltaic power generation system according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 2 is a diagram showing a configuration of the PCS unit according to the embodiment of the present invention.
  • FIG. 3 is a diagram showing a configuration of the current collecting unit according to
  • FIG. 7 is a diagram showing an example of normal string current data in the power generation state determination system according to the embodiment of the present invention.
  • FIG. 8 is a diagram illustrating an example of a state in which an output line from the power generation unit in the photovoltaic power generation system according to the embodiment of the present invention is short-circuited between positive and negative electrodes.
  • FIG. 9 is a diagram showing an example of string current data in the output line short-circuited between the positive and negative electrodes in the power generation state determination system according to the embodiment of the present invention.
  • FIG. 10 is a diagram showing a short-circuit failure state of the backflow prevention diode in the power generation state determination system according to the embodiment of the present invention.
  • FIG. 11 is a diagram illustrating an example of string current data of the power generation unit corresponding to the backflow prevention diode having a short circuit failure in the power generation state determination system according to the embodiment of the present invention.
  • FIG. 12 is a diagram illustrating another example in which the output line from the power generation unit in the solar power generation system according to the embodiment of the present invention is short-circuited between the positive and negative electrodes.
  • FIG. 13 is a diagram showing another example of string current data in the output line in which the positive and negative electrodes are short-circuited in the power generation state determination system according to the embodiment of the present invention.
  • FIG. 14 is a diagram showing the relationship between the output current and the output voltage of the power generation unit in the power generation state determination system according to the embodiment of the present invention.
  • FIG. 15 is a flowchart that defines an operation procedure when the monitoring apparatus according to the embodiment of the present invention performs abnormality determination.
  • FIG. 16 is a flowchart defining an operation procedure when the monitoring apparatus according to the embodiment of the present invention performs abnormality determination in the PCS stop state.
  • FIG. 17 is a flowchart that defines an operation procedure when the monitoring apparatus according to the embodiment of the present invention performs abnormality determination in the operating state of the PCS.
  • the present disclosure has been made to solve the above-described problem, and an object thereof is to provide a monitoring device and a determination method capable of improving the abnormality determination of the photovoltaic power generation system.
  • a monitoring device is a monitoring device used in a photovoltaic power generation system in which an output line from a power generation unit including a solar battery panel is electrically connected to a power conversion device, An acquisition unit that acquires a measurement result of the current of the power generation unit, a determination that determines an operation state of the power converter based on the measurement result, and determines an abnormality based on the determined operation state and the measurement result A part.
  • the operation state of the power conversion device is determined using the current measurement result of the power generation unit, and the abnormality determination is performed using the current measurement result of the power generation unit and according to the determination result. be able to.
  • the abnormality in a solar power generation system can be determined favorable. Therefore, the abnormality determination of the solar power generation system can be improved.
  • the determination unit determines that the operating state of the power converter is in a stopped state, and determines an abnormality based on the measurement result in the stopped state.
  • the configuration for determining the abnormality using the measurement result of the output current of the power generation unit makes a good determination of the abnormality in the photovoltaic power generation system can do.
  • a measurement unit that measures a current of the power generation unit is connected between the power generation unit and the power conversion device, and the determination unit indicates the measurement result indicating an output current of the power generation unit. Based on the above, a circuit abnormality between the measurement unit and the power converter is determined.
  • output lines from the plurality of power generation units are aggregated in the aggregation unit and electrically connected to the power converter, and a backflow prevention diode is connected to the plurality of power generation units.
  • a measuring unit that is connected between a part or all of the power generation units and the aggregation unit and measures a current of the corresponding power generation unit is a counter current corresponding to the part or all of the power generation units.
  • the determination unit is connected to a prevention diode, and the determination unit determines an abnormality of the backflow prevention diode based on the measurement result indicating a backflow current to the part or all of the power generation units.
  • the measurement part which measures the electric current of the said electric power generation part is connected between the said electric power generation part and the said power converter device, and the said determination part is an operation state for the said power converter device. And determining an abnormality in the circuit between the power generation unit and the measurement unit based on the measurement result indicating the output current of the power generation unit in the operating state of the power converter.
  • the configuration for determining the abnormality using the measurement result of the output current of the power generation unit, the circuit abnormality between the power generation unit and the measurement unit can be determined satisfactorily.
  • output lines from a plurality of the power generation units are aggregated in the aggregation unit and electrically connected to the power conversion device, and current of the corresponding power generation unit is measured.
  • a measuring unit is connected between a part or all of the plurality of power generation units among the plurality of power generation units and the power conversion device, and the determination unit is configured to operate the one of the plurality of power generation units in an operating state of the power conversion device.
  • An abnormality in a circuit between the measurement unit and the aggregation unit is determined on the basis of the measurement result indicating the output current of a part or all of the plurality of power generation units.
  • the configuration of determining abnormality using the measurement result of the output current of each power generation unit, the circuit between the measurement unit and the aggregation unit Abnormality can be determined satisfactorily.
  • the determination method according to the embodiment of the present invention is a determination method in a monitoring device used in a photovoltaic power generation system in which an output line from a power generation unit including a solar battery panel is electrically connected to a power conversion device.
  • the operation state of the power conversion device is determined using the current measurement result of the power generation unit, and the abnormality determination is performed using the current measurement result of the power generation unit and according to the determination result. be able to.
  • the abnormality in a solar power generation system can be determined favorable. Therefore, the abnormality determination of the solar power generation system can be improved.
  • 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.
  • the power generation unit 78 includes a solar cell panel 79.
  • the connection box 76 has a copper bar 77.
  • each of the power generation units 78A, 78B, 78C, and 78D is also referred to as a power generation unit 78.
  • 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 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 a configuration of the power generation state determination system according to the embodiment of the present invention.
  • the solar power generation system 401 includes a power generation state determination system 301.
  • the power generation state determination 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 power generation state determination system 301 includes one collection device 151, but may include a plurality of collection devices 151.
  • sensor information in the monitoring device 111 as 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 corresponding output line 1 and aggregation line 5, 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 collection device 151 collects the measurement results of each monitoring device 111.
  • the collection 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 current and voltage measurement results and abnormality determination results of the corresponding output line.
  • the collection device 151 can send and receive information via the aggregation lines 2 and 5. Specifically, the collection device 151 performs power line communication with the monitoring device 111 via the signal line 46 and the aggregation lines 2 and 5, for example, and receives monitoring information from the 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.
  • FIG. 6 is a diagram illustrating a configuration of a monitoring device in the power generation state determination system according to the embodiment of the present invention.
  • the inside of the junction box 76 is 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, backflow prevention diodes 94 ⁇ / b> A, 94 ⁇ / b> B, 94 ⁇ / b> C, 94 ⁇ / b> D, an output line 1, an aggregation line 5.
  • a copper bar 77 is aggregation portion 91, switches 93 ⁇ / b> A, 93 ⁇ / b> B, 93 ⁇ / b> C, 93 ⁇ / b> D, backflow prevention diodes 94 ⁇ / b> A, 94 ⁇ / b> B, 94 ⁇ / b> C, 94 ⁇ / b> D, an output line 1, an aggregation line 5.
  • a copper bar 77 is aggregation portion 91, switches 93 ⁇ / b> A,
  • each of the switches 93A, 93B, 93C, and 93D is also referred to as a switch 93
  • each of the backflow prevention diodes 94A, 94B, 94C, and 94D is also referred to as a backflow prevention diode 94.
  • Each of the output lines 1 includes plus side output lines 1pa, 1pb, 1pc and minus side output lines 1na, 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 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 backflow prevention diode 94 is connected between the power generation unit 78 and the aggregation unit 91.
  • 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 5p has a first end connected to the plus side copper bar 77p and a second end connected to the plus side copper bar 72p in the current collection box 71.
  • the minus-side aggregate line 5n has a first end connected to the minus-side copper bar 77n and a second end connected to the minus-side copper bar 72n in the current collection box 71.
  • the monitoring device 111 includes an acquisition unit 11, a communication unit 14, a determination unit 15, a voltage sensor 17, a storage unit 18, and a measurement unit 19.
  • the measurement unit 19 includes four current sensors 16. Note that the monitoring device 111 may further include a large number or a small number of current sensors 16 depending on the number of output lines 1.
  • 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.
  • the acquisition unit 11 acquires the current measurement result of the power generation unit 78. More specifically, the acquisition unit 11 acquires a measurement result indicating the current of the output line 1 measured by the current sensor 16.
  • the current sensor 16 is, for example, a Hall element type current probe.
  • the current sensor 16 is connected between the power generation unit 78 and the PCS 8 and uses the electric power received from the power supply circuit (not shown) of the monitoring device 111 to cause the current flowing through the corresponding positive output line 1p to be, for example, every predetermined time. Measure and output a signal indicating the measurement result to the acquisition unit 11.
  • the current sensor 16 may measure the current flowing through the negative output line 1n.
  • the voltage sensor 17 measures the voltage of the output line 1 every predetermined time, for example. More specifically, the voltage sensor 17 measures the voltage between the plus side copper bar 77p and the minus side copper bar 77n, and outputs a signal indicating the measurement result to the acquisition unit 11.
  • the acquisition unit 11 includes a measurement result included in each signal received from the current sensor 16 and the voltage sensor 17, an ID of the corresponding current sensor 16 (hereinafter also referred to as a current sensor ID), and an ID of the voltage sensor 17 (hereinafter, referred to as “current sensor ID”). Is also stored in the storage unit 18.
  • the determination unit 15 determines the operation state of the PCS 8 based on the measurement result of the power generation unit 78, and determines an abnormality based on the determined operation state and the measurement result of the power generation unit 78.
  • the determination unit 15 determines an abnormality based on the current measurement result of the power generation unit 78 when the PCS 8 is stopped.
  • the determination unit 15 determines an abnormality in the circuit between the measurement unit 19 and the PCS 8 based on a measurement result indicating the output current of the power generation unit 78.
  • the determination unit 15 acquires each measurement result of the current sensor 16 having the same current sensor ID from the storage unit 18 every day, and arranges the acquired measurement results in time series. Create string current data.
  • FIG. 7 is a diagram showing an example of normal string current data in the power generation state determination system according to the embodiment of the present invention.
  • the horizontal axis indicates time
  • the vertical axis indicates the measurement result of the current sensor 16, that is, the current value.
  • the PCS 8 is operated by the electric power generated by the power generation unit 78, for example.
  • Monitoring device 111 determines whether PCS 8 is in an operating state or a stopped state from the measurement results included in the signals received from each of current sensor 16 and voltage sensor 17.
  • the determination unit 15 in the monitoring device 111 is electrically connected to the PCS 8 measured by the current sensor 16 and the voltage measured by the voltage sensor 17 is sufficient to operate the PCS 8. When the total current flowing through the output line 1 is sufficient to operate the PCS 8, it is determined that the PCS 8 is in an operating state.
  • the determination unit 15 acquires the measurement results of the current sensor 16 and the voltage sensor 17 from the storage unit 18 every day, and arranges the acquired measurement results in time series.
  • the determination unit 15 determines that the operating state of the PCS 8 is in the operating state in a time zone in which the voltage is equal to or higher than a predetermined value and the current is equal to or higher than the predetermined value from the measurement results arranged in time series. It is determined that the operation state of the PCS 8 is the stop state in the time zone excluding the zone.
  • the determination unit 15 determines that the PCS 8 is in an operating state during a period from time t1 to time t2.
  • the PCS 8 stops power conversion until the morning time t1 because power that can operate the PCS 8 is not supplied from the power generation unit 78.
  • the PCS 8 stops power conversion because the power that can be used by the PCS 8 is not supplied from the power generation unit 78.
  • FIG. 8 is a diagram illustrating an example of a state in which the output line from the power generation unit in the solar power generation system according to the embodiment of the present invention is short-circuited between the positive and negative electrodes.
  • FIG. 9 is a diagram showing an example of string current data in the output line short-circuited between the positive and negative electrodes in the power generation state determination system according to the embodiment of the present invention.
  • the horizontal axis indicates time
  • the vertical axis indicates the measurement result of the current sensor 16, that is, the current value.
  • graph D1 is the same as the graph shown in FIG. 7, and shows an example of normal string current data.
  • Graph D2 shows an example of string current data in the output line shorted between the positive and negative electrodes.
  • the determination unit 15 includes a circuit between the measurement unit 19 including the current sensor 16 and the PCS 8. Judged to be abnormal.
  • the determination unit 15 can detect a short circuit between the positive and negative electrodes between the measurement unit 19 and the PCS 8.
  • the determination unit 15 outputs to the communication unit 14 monitoring information that associates the determination result indicating the circuit abnormality between the determined measurement unit 19 and the PCS 8, the string current data, and the measurement result of the voltage sensor 17.
  • the communication unit 14 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 communication unit 14 transmits the monitoring information received from the determination unit 15 to the collection device 151.
  • the determination unit 15 determines abnormality of the backflow prevention diode based on the measurement result indicating the backflow current to the power generation unit 78 in the stop state of the PCS 8.
  • FIG. 10 is a diagram showing a short-circuit failure state of the backflow prevention diode in the power generation state determination system according to the embodiment of the present invention.
  • the backflow prevention diode 94A is short-circuited, and the output voltage of the power generation unit 78A electrically connected to the failed backflow prevention diode 94 is affected by shadows, dirt, parallel arcs, ground faults, and the like.
  • the output current I2 of the other three power generation units 78B, 78C, 78D flows into the power generation unit 78A.
  • FIG. 11 is a diagram showing an example of string current data of the power generation unit corresponding to the backflow prevention diode having a short circuit failure in the power generation state determination system according to the embodiment of the present invention.
  • the horizontal axis indicates time
  • the vertical axis indicates the measurement result of the current sensor 16, that is, the current value.
  • graph D3 shows string current data of power generation unit 78B that is normal power generation unit 78
  • graph D4 shows power generation unit 78A that is power generation unit 78 corresponding to the short-circuit backflow prevention diode. String current data is shown.
  • the PCS 8 is stopped, that is, at time t1. Before and after time t2, the output current of the power generation unit 78B is measured.
  • a negative current value that is, a reverse current to the power generation unit 78A is measured before time t1 and after time t2.
  • the determination unit 15 determines that the reverse current prevention diode 94 corresponding to the output line 1 is abnormal.
  • the determination unit 15 can detect a short circuit failure of the backflow prevention diode 94.
  • the determination unit 15 outputs the determination result indicating the determined abnormality of the backflow prevention diode 94 and the monitoring information in which the string current data and the measurement result of the voltage sensor 17 are associated with each other to the communication unit 14.
  • the communication unit 14 transmits the monitoring information received from the determination unit 15 to the collection device 151.
  • the determination unit 15 determines, for example, an abnormality in the circuit between the power generation unit 78 and the measurement unit 19 based on a measurement result indicating the output current of the power generation unit 78 in the operating state of the PCS 8.
  • FIG. 12 is a diagram showing another example of a state in which the output line from the power generation unit in the photovoltaic power generation system according to the embodiment of the present invention is short-circuited between the positive and negative electrodes.
  • plus side output line 1pb and minus side output line 1nb are short-circuited between power generation unit 78 and measurement unit 19, plus side output line 1pa causes plus side output.
  • the current that flows to the line 1pb branches into a current I3a that flows through the short-circuited portion and a current I3b that flows to the aggregation unit 91.
  • the current I3b is much smaller than the current I3a.
  • FIG. 13 is a diagram showing another example of string current data in the output line short-circuited between the positive and negative electrodes in the power generation state determination system according to the embodiment of the present invention.
  • the horizontal axis indicates time
  • the vertical axis indicates the measurement result of the current sensor 16, that is, the current value.
  • the current flowing through output line 1 decreases after time t3 because the output line has a short circuit between positive and negative electrodes at time t3.
  • the determination unit 15 is connected between the power generation unit 78 and the measurement unit 19. Is determined to be abnormal.
  • the determination unit 15 can detect a short circuit between the positive and negative electrodes between the power generation unit 78 and the measurement unit 19.
  • the determining unit 15 outputs to the communication unit 14 monitoring information that associates the determined determination result indicating the abnormality of the circuit between the power generation unit 78 and the measuring unit 19, the string current data, and the measurement result of the voltage sensor 17.
  • the communication unit 14 transmits the monitoring information received from the determination unit 15 to the collection device 151.
  • the determination part 15 determines the abnormality of the circuit between the measurement part 19 and the aggregation part 91 based on the measurement result which shows the output current of the electric power generation part 78 in the operating state of PCS8, for example.
  • FIG. 14 is a diagram showing the relationship between the output current and the output voltage of the power generation unit in the power generation state determination system according to the embodiment of the present invention.
  • the horizontal axis represents voltage
  • the vertical axis represents current.
  • MPPT Maximum Power Point Tracking
  • the point pm shown in FIG. 14 is a point at which the generated power is maximized. At this time, the output voltage of the power generation unit 78 is Vpm, and the output current of the power generation unit 78 is Ipm.
  • the output voltage decreases to Vsc.
  • the output current at which the generated power is maximum is Isc, which is larger than Ipm.
  • the current flowing through the output line 1 short-circuited between the positive and negative electrodes is larger than the current flowing through the normal output line 1.
  • the determination unit 15 compares the current flowing through each output line 1, and the circuit corresponding to the output line 1 in which a current larger than the current flowing through the other output lines 1 flows is abnormal. Is determined.
  • the determination unit 15 creates string current data for each power generation unit 78. And the determination part 15 calculates the average value AVE of the electric current value of each electric power generation part 78 in the time t4 of the period from the time t1 to the time t2.
  • the time t4 is, for example, the time when the output current of a certain power generation unit 78 becomes maximum in one day.
  • the circuit between the measurement unit 19 and the aggregation unit 91 in the output line 1 corresponding to the power generation unit 78 is abnormal. Is determined.
  • the determination unit 15 can detect a short circuit between the positive and negative electrodes between the measurement unit 19 and the aggregation unit 91.
  • the determination unit 15 outputs to the communication unit 14 monitoring information in which the determination result indicating the abnormality of the circuit between the determined measurement unit 19 and the aggregation unit 91, the string current data, and the measurement result of the voltage sensor 17 are associated.
  • the communication unit 14 transmits the monitoring information received from the determination unit 15 to the collection device 151.
  • Each device in the power generation state determination 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. 15 is a flowchart that defines an operation procedure when the monitoring apparatus according to the embodiment of the present invention performs abnormality determination.
  • the monitoring device 111 acquires current and voltage measurement results of the power generation units 78A, 78B, 78C, and 78D (step S101).
  • the monitoring device 111 determines the operating state of the PCS 8 based on the acquired measurement result. More specifically, the monitoring device 111 determines a time zone in which the PCS 8 is in an operating state and a time zone in which the PCS 8 is in a stopped state based on the acquired measurement result (step S102).
  • the monitoring device 111 creates string current data of each power generation unit 78 from the acquired measurement result (step S103).
  • the monitoring device 111 makes an abnormality determination based on the measurement result in the time zone in which the PCS 8 is stopped (step S104).
  • the monitoring device 111 performs abnormality determination based on the measurement result in the time zone in which the PCS 8 is in operation (step S105).
  • the monitoring device 111 acquires new measurement results of the currents and voltages of the power generation units 78A, 78B, 78C, and 78D (step S101).
  • step S102 and step S103 is not limited to the above, and the order may be changed.
  • step S104 and step S105 is not limited to the above, and the order may be changed.
  • FIG. 16 is a flowchart that defines an operation procedure when the monitoring apparatus according to the embodiment of the present invention performs abnormality determination in the PCS stop state.
  • the monitoring device 111 starts abnormality determination for a certain power generation unit 78.
  • the monitoring device 111 determines that the short circuit failure of the backflow prevention diode 94 in the corresponding output line 1 is abnormal (step S202).
  • the monitoring device 111 transmits monitoring information including the determination result, the string current data, and the measurement result of the voltage sensor 17 to the collection device 151 (step S203).
  • the monitoring device 111 measures the measurement unit 19 and the aggregation unit in the corresponding output line 1 It is determined that there is an abnormality in the short circuit between positive and negative electrodes 91 (step S205).
  • the monitoring device 111 transmits monitoring information including the determination result, the string current data, and the measurement result of the voltage sensor 17 to the collection device 151 (step S203).
  • the monitoring device 111 detects the corresponding circuit of the output line 1 Is determined to be normal (step S206).
  • the monitoring device 111 transmits monitoring information including the determination result, the string current data, and the measurement result of the voltage sensor 17 to the collection device 151 (step S203).
  • step S207 when the monitoring device 111 has not performed abnormality determination on the measurement result of the other power generation unit 78 (NO in step S207), the monitoring apparatus 111 performs abnormality determination on the measurement result of the other power generation unit 78 (step S201).
  • the abnormality determination in the PCS stop state ends.
  • FIG. 17 is a flowchart defining an operation procedure when the monitoring apparatus according to the embodiment of the present invention performs abnormality determination in the operating state of the PCS.
  • monitoring device 111 starts an abnormality determination for a certain power generation unit 78.
  • the monitoring device 111 detects a short circuit between the positive and negative electrodes between the power generation unit 78 and the measurement unit 19 in the corresponding output line 1. (Step S302).
  • the monitoring device 111 transmits the monitoring information including the determination result, the string current data, and the measurement result of the voltage sensor 17 to the collection device 151 (step S303).
  • the monitoring device 111 measures an output current greater than or equal to a predetermined value (NO in step S301) and measures an output current that is greater than a predetermined value compared to other string current data. (YES in step S304), it is determined that there is an abnormality in the short circuit between the positive and negative electrodes between the measurement unit 19 and the aggregation unit 91 in the corresponding output line 1 (step S305).
  • the monitoring device 111 transmits the monitoring information including the determination result, the string current data, and the measurement result of the voltage sensor 17 to the collection device 151 (step S303).
  • the monitoring device 111 measures a current that is equal to or greater than a predetermined output value (NO in step S301) and measures an output current that is less than a predetermined value compared to other string current data. (NO in step S304), it is determined that the corresponding circuit of the output line 1 is normal (step S306).
  • the monitoring device 111 transmits the monitoring information including the determination result, the string current data, and the measurement result of the voltage sensor 17 to the collection device 151 (step S303).
  • step S301 when the monitoring device 111 has not performed abnormality determination on the measurement result of the other power generation unit 78 (NO in step S307), the monitoring apparatus 111 performs abnormality determination on the measurement result of the other power generation unit 78 (step S301).
  • the abnormality determination in the operating state of the PCS ends.
  • the PCS 8 is configured to stop power conversion when operable power is not supplied from the power generation unit 78.
  • the present invention is not limited to this. Absent.
  • the PCS 8 may be configured to stop power conversion when the power generation unit 78 generates power exceeding the PCS 8 conversion capacity or when output to the system is suppressed.
  • the monitoring device 111 is configured to determine abnormality, but the present invention is not limited to this.
  • the monitoring device 111 transmits each measurement result, the current sensor ID and the voltage sensor ID to the collection device 151 or the management device 101, and the collection device 151 or the management device 101 is based on each measurement result transmitted from the monitoring device 111. It may be configured to determine abnormality.
  • the management device 101 includes an acquisition unit that acquires each measurement result transmitted from the monitoring device 111, and a determination unit that performs abnormality determinations 1 to 4 based on each measurement result acquired by the acquisition unit.
  • the monitoring device 111 is configured to perform the abnormality determinations 1 to 4, but the present invention is not limited to this.
  • the monitoring device 111 may be configured to perform part of the abnormality determinations 1 to 4.
  • the monitoring device 111 is configured to include the measurement unit 19, but the present invention is not limited to this.
  • the measurement unit 19 may be configured to be provided outside the monitoring device 111.
  • the backflow prevention diode 94 is provided for each power generation unit 78, but the present invention is not limited to this.
  • the solar power generation system 401 may have a configuration in which some or all of the backflow prevention diodes 94A, 94B, 94C, and 94D are not provided.
  • the current sensor 16 is provided for each power generation unit 78, but the present invention is not limited to this.
  • the power generation state determination system 301 may have a configuration in which some of the current sensors 16 are not provided.
  • the monitoring device 111 performs the abnormality determination 4 when the plurality of current sensors 16 are provided in the corresponding power generation unit 78.
  • the acquisition unit 11 acquires the current measurement result of the power generation unit 78 including the solar cell panel 79.
  • the determination unit 15 determines the operating state of the PCS 8 based on the measurement result, and determines an abnormality based on the determined operating state and the measurement result.
  • the operation state of the PCS 8 is determined using the current measurement result of the power generation unit 78, and abnormality determination using the current measurement result of the power generation unit 78 is performed according to the determination result. be able to. Thereby, the abnormality in the solar power generation system 401 can be determined satisfactorily.
  • the abnormality determination of the solar power generation system 401 can be improved.
  • the determination unit 15 determines that the operating state of the PCS 8 is a stopped state, and determines an abnormality based on the measurement result in the stopped state.
  • the configuration in which the abnormality is determined using the measurement result of the output current of the power generation unit 78 improves the abnormality in the solar power generation system 401. Can be determined.
  • the measurement unit 19 that measures the current of the power generation unit 78 is connected between the power generation unit 78 and the PCS 8, and in the monitoring device 111, the determination unit 15 is Based on the measurement result indicating the output current of the power generation unit 78, the abnormality of the circuit between the measurement unit 19 and the PCS 8 is determined.
  • output lines from the plurality of power generation units 78 are aggregated in the aggregation unit 91 and electrically connected to the PCS 8 to prevent backflow.
  • the diode 94 is connected between a part or all of the power generation units 78 and the aggregation unit 91 among the plurality of power generation units 78, and the measurement unit 19 that measures the current of the corresponding power generation unit 78 includes the part.
  • all the power generation units 78 and the corresponding backflow prevention diodes 94 are connected, and in the monitoring device 111, the determination unit 15 is based on the measurement result indicating the backflow current to the part or all of the power generation units 78.
  • the abnormality of the backflow prevention diode 94 is determined.
  • the measurement unit 19 that measures the current of the power generation unit 78 is connected between the power generation unit 78 and the PCS 8, and in the monitoring device 111, the determination unit 15 is Then, it is determined that the operating state of the PCS 8 is the operating state, and the abnormality of the circuit between the power generating unit 78 and the measuring unit 19 is determined based on the measurement result indicating the output current of the power generating unit 78 in the operating state of the PCS 8.
  • the circuit between the power generation unit 78 and the measurement unit 19 is configured to determine abnormality using the measurement result of the output current of the power generation unit 78. Can be determined satisfactorily.
  • output lines from the plurality of power generation units 78 are aggregated in the aggregation unit 91 and electrically connected to the PCS 8 for handling.
  • the measuring unit 19 that measures the current of the power generation unit 78 is connected between some or all of the plurality of power generation units 78 and the PCS 8, and in the monitoring device 111, the determination unit 15 is The abnormality of the circuit between the measurement unit 19 and the aggregation unit 91 is determined based on the measurement result indicating the output current of the plurality of power generation units 78 in the operating state of the PCS 8.
  • the current measurement result of the power generation unit 78 is acquired.
  • the operating state of the PCS 8 is determined based on the measurement result.
  • abnormality is determined based on the determined operation state and the measurement result.
  • the operation state of the PCS 8 is determined using the current measurement result of the power generation unit 78, and abnormality determination using the current measurement result of the power generation unit 78 is performed according to the determination result. be able to. Thereby, the abnormality in the solar power generation system 401 can be determined satisfactorily.
  • the abnormality determination of the solar power generation system 401 can be improved.
  • a monitoring device used in a photovoltaic power generation system in which an output line from a power generation unit including a solar battery panel is electrically connected to a power conversion device, An acquisition unit for acquiring a current measurement result of the power generation unit; A determination unit that determines an abnormality based on the measurement result in a stopped state of the power converter,
  • the power generation unit is a monitoring device that is a string in which a plurality of solar cell panels are connected in series.

Landscapes

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Abstract

監視装置は、太陽電池パネルを含む発電部からの出力ラインが電力変換装置に電気的に接続される太陽光発電システムに用いられる監視装置であって、前記発電部の電流の計測結果を取得する取得部と、前記計測結果に基づいて前記電力変換装置の動作状態を判別し、判別した前記動作状態、および前記計測結果に基づいて異常を判定する判定部とを備える。

Description

監視装置および判定方法
　本発明は、監視装置および判定方法に関する。
　この出願は、２０１８年２月２日に出願された日本出願特願２０１８－１６８４２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
　（１）本開示の監視装置は、太陽電池パネルを含む発電部からの出力ラインが電力変換装置に電気的に接続される太陽光発電システムに用いられる監視装置であって、前記発電部の電流の計測結果を取得する取得部と、前記計測結果に基づいて前記電力変換装置の動作状態を判別し、判別した前記動作状態、および前記計測結果に基づいて異常を判定する判定部とを備える。
　（７）本開示の判定方法は、太陽電池パネルを含む発電部からの出力ラインが電力変換装置に電気的に接続される太陽光発電システムに用いられる監視装置における判定方法であって、前記発電部の電流の計測結果を取得するステップと、前記計測結果に基づいて前記電力変換装置の動作状態を判別するステップと、判別した前記動作状態、および前記計測結果に基づいて異常を判定するステップとを含む。
　本開示の一態様は、このような特徴的な処理部を備える監視装置として実現され得るだけでなく、かかる特徴的な処理をコンピュータに実行させるためのプログラムとして実現され得る。また、本開示の一態様は、監視装置の一部または全部を実現する半導体集積回路として実現され得たり、監視装置を含むシステムとして実現され得る。
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発電状態判定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発電状態判定システムにおける監視装置の構成を示す図である。 図７は、本発明の実施の形態に係る発電状態判定システムにおける正常なストリング電流データ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光発電システムにおける発電部からの出力ラインが正負極間短絡した様子の一例を示す図である。 図９は、本発明の実施の形態に係る発電状態判定システムにおいて、正負極間短絡した出力ラインにおけるストリング電流データ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発電状態判定システムにおける逆流防止ダイオードの短絡故障の様子を示す図である。 図１１は、本発明の実施の形態に係る発電状態判定システムにおいて、短絡故障した逆流防止ダイオードに対応の発電部のストリング電流データ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太陽光発電システムにおける発電部からの出力ラインが正負極間短絡した様子の他の例を示す図である。 図１３は、本発明の実施の形態に係る発電状態判定システムにおいて、正負極間短絡した出力ラインにおけるストリング電流データの他の例を示す図である。 図１４は、本発明の実施の形態に係る発電状態判定システムにおける発電部の出力電流と出力電圧との関係を示す図である。 図１５は、本発明の実施の形態に係る監視装置が異常判定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装置がＰＣＳの停止状態における異常判定を行う際の動作手順を定めたフローチャートである。 図１７は、本発明の実施の形態に係る監視装置がＰＣＳの稼働状態における異常判定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装置および判定方法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装置は、太陽電池パネルを含む発電部からの出力ラインが電力変換装置に電気的に接続される太陽光発電システムに用いられる監視装置であって、前記発電部の電流の計測結果を取得する取得部と、前記計測結果に基づいて前記電力変換装置の動作状態を判別し、判別した前記動作状態、および前記計測結果に基づいて異常を判定する判定部とを備える。
　このような構成により、発電部の電流の計測結果を用いて電力変換装置の動作状態を判別し、発電部の電流の計測結果を用いた異常判定であって判別結果に応じた異常判定を行うことができる。これにより、太陽光発電システムにおける異常を良好に判定することができる。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、前記判定部は、前記電力変換装置の動作状態を停止状態であると判別し、前記停止状態における前記計測結果に基づいて異常を判定する。
　このように、電力変換装置の停止状態における発電部の電流の計測結果に着目し、発電部の出力電流の計測結果を用いて異常を判定する構成により、太陽光発電システムにおける異常を良好に判定することができる。
　（３）より好ましくは、前記発電部の電流を計測する計測部が、前記発電部と前記電力変換装置との間に接続され、前記判定部は、前記発電部の出力電流を示す前記計測結果に基づいて、前記計測部および前記電力変換装置間の回路の異常を判定する。
　このような構成により、発電部の出力電流の計測結果を用いて、計測部および電力変換装置間の回路の異常を良好に判定することができる。
　（４）より好ましくは、前記太陽光発電システムにおいて、複数の前記発電部からの出力ラインが集約部において集約されて前記電力変換装置に電気的に接続され、逆流防止ダイオードが、前記複数の発電部のうち、一部または全部の前記発電部と前記集約部との間に接続され、対応の前記発電部の電流を計測する計測部が、前記一部または全部の発電部と対応の前記逆流防止ダイオードとの間に接続され、前記判定部は、前記一部または全部の発電部への逆流電流を示す前記計測結果に基づいて、前記逆流防止ダイオードの異常を判定する。
　このような構成により、発電部への逆流電流の計測結果を用いて、逆流防止ダイオードの異常を良好に判定することができる。
　（５）好ましくは、前記発電部の電流を計測する計測部が、前記発電部と前記電力変換装置との間に接続され、前記判定部は、前記電力変換装置の動作状態を稼働状態であると判別し、前記電力変換装置の稼働状態における前記発電部の出力電流を示す前記計測結果に基づいて、前記発電部および前記計測部間の回路の異常を判定する。
　このように、電力変換装置の稼働状態における発電部の電流の計測結果に着目し、発電部の出力電流の計測結果を用いて異常を判定する構成により、発電部および計測部間の回路の異常を良好に判定することができる。
　（６）より好ましくは、前記太陽光発電システムにおいて、複数の前記発電部からの出力ラインが集約部において集約されて前記電力変換装置に電気的に接続され、対応の前記発電部の電流を計測する計測部が、前記複数の発電部のうち、一部または全部の複数の前記発電部と前記電力変換装置との間に接続され、前記判定部は、前記電力変換装置の稼働状態における前記一部または全部の複数の発電部の出力電流を示す前記計測結果に基づいて、前記計測部および前記集約部間の回路の異常を判定する。
　このように、電力変換装置の稼働状態における発電部の電流の計測結果に着目し、各発電部の出力電流の計測結果を用いて異常を判定する構成により、計測部および集約部間の回路の異常を良好に判定することができる。
　（７）本発明の実施の形態に係る判定方法は、太陽電池パネルを含む発電部からの出力ラインが電力変換装置に電気的に接続される太陽光発電システムに用いられる監視装置における判定方法であって、前記発電部の電流の計測結果を取得するステップと、前記計測結果に基づいて前記電力変換装置の動作状態を判別するステップと、判別した前記動作状態、および前記計測結果に基づいて異常を判定するステップとを含む。
　このような構成により、発電部の電流の計測結果を用いて電力変換装置の動作状態を判別し、発電部の電流の計測結果を用いた異常判定であって判別結果に応じた異常判定を行うことができる。これにより、太陽光発電システムにおける異常を良好に判定することができる。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。
　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。発電部７８は、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。以下、発電部７８Ａ，７８Ｂ，７８Ｃ，７８Ｄの各々を発電部７８とも称する。
　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。
　［発電状態判定システム３０１の構成］
　図５は、本発明の実施の形態に係る発電状態判定システムの構成を示す図である。
　図５を参照して、太陽光発電システム４０１は、発電状態判定システム３０１を備える。発電状態判定システム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、発電状態判定システム３０１は、１つの収集装置１５１を備えているが、複数の収集装置１５１を備えてもよい。
　発電状態判定システム３０１では、子機である監視装置１１１におけるセンサの情報が、収集装置１５１へ定期的または不定期に伝送される。
　監視装置１１１は、たとえば集電ユニット６０に設けられている。より詳細には、監視装置１１１は、４つの太陽電池ユニット７４にそれぞれ対応して４つ設けられている。各監視装置１１１は、たとえば、対応の出力ライン１および集約ライン５に電気的に接続されている。
　監視装置１１１は、対応の太陽電池ユニット７４における各出力ライン１の電流をセンサにより計測する。また、監視装置１１１は、対応の太陽電池ユニット７４における各出力ライン１の電圧をセンサにより計測する。
　収集装置１５１は、各監視装置１１１の計測結果を収集する。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、および異常判定結果を示す監視情報を送信する。
　収集装置１５１は、集約ライン２，５経由で情報を送受信することが可能である。具体的には、収集装置１５１は、たとえば、信号線４６および集約ライン２，５を介して監視装置１１１と電力線通信を行い、監視装置１１１からの監視情報を受信する。
　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。
　［監視装置１１１の構成］
　図６は、本発明の実施の形態に係る発電状態判定システムにおける監視装置の構成を示す図である。図６では、接続箱７６の内部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の各々を、逆流防止ダイオード９４とも称する。
　出力ライン１の各々は、プラス側出力ライン１ｐａ，１ｐｂ，１ｐｃと、マイナス側出力ライン１ｎａ，１ｎｂとを含む。
　集約ライン５は、プラス側集約ライン５ｐと、マイナス側集約ライン５ｎとを含む。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。
　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。
　逆流防止ダイオード９４は、発電部７８と集約部９１との間に接続されている。
　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５ｐは、プラス側銅バー７７ｐに接続された第１端と、集電箱７１におけるプラス側銅バー７２ｐに接続された第２端とを有する。マイナス側集約ライン５ｎは、マイナス側銅バー７７ｎに接続された第１端と、集電箱７１におけるマイナス側銅バー７２ｎに接続された第２端とを有する。
　監視装置１１１は、取得部１１と、通信部１４と、判定部１５と、電圧センサ１７と、記憶部１８と、計測部１９とを備える。計測部１９は、４つの電流センサ１６を含む。なお、監視装置１１１は、出力ライン１の数に応じて、さらに多数または少数の電流センサ１６を備えてもよい。
　監視装置１１１は、たとえば、発電部７８の近傍に設けられている。具体的には、監視装置１１１は、たとえば、計測対象の出力ライン１が接続された銅バー７７が設けられた接続箱７６の内部に設けられている。なお、監視装置１１１は、接続箱７６の外部に設けられてもよい。
　監視装置１１１は、たとえば、プラス側集約ライン５ｐおよびマイナス側集約ライン５ｎとそれぞれプラス側電源線２６ｐおよびマイナス側電源線２６ｎを介して電気的に接続されている。以下、プラス側電源線２６ｐおよびマイナス側電源線２６ｎの各々を、電源線２６とも称する。
　取得部１１は、発電部７８の電流の計測結果を取得する。より詳細には、取得部１１は、電流センサ１６により計測された出力ライン１の電流を示す計測結果を取得する。
　具体的には、電流センサ１６は、たとえば、ホール素子タイプの電流プローブである。電流センサ１６は、発電部７８とＰＣＳ８との間に接続され、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、対応のプラス側出力ライン１ｐを通して流れる電流を、たとえば所定時間ごとに計測し、計測結果を示す信号を取得部１１へ出力する。なお、電流センサ１６は、マイナス側出力ライン１ｎを通して流れる電流を計測してもよい。
　電圧センサ１７は、たとえば所定時間ごとに出力ライン１の電圧を計測する。より詳細には、電圧センサ１７は、プラス側銅バー７７ｐおよびマイナス側銅バー７７ｎ間の電圧を計測し、計測結果を示す信号を取得部１１へ出力する。
　取得部１１は、電流センサ１６および電圧センサ１７から受けた各々の信号に含まれる計測結果、対応の電流センサ１６のＩＤ（以下、電流センサＩＤとも称する。）および電圧センサ１７のＩＤ（以下、電圧センサＩＤとも称する。）を記憶部１８に保存する。
　判定部１５は、発電部７８の計測結果に基づいてＰＣＳ８の動作状態を判別し、判別した動作状態および発電部７８の計測結果に基づいて異常を判定する。
　たとえば、判定部１５は、ＰＣＳ８の停止状態における発電部７８の電流の計測結果に基づいて異常を判定する。
　［異常判定１］
　判定部１５は、たとえば、発電部７８の出力電流を示す計測結果に基づいて、計測部１９およびＰＣＳ８間の回路の異常を判定する。
　具体的には、判定部１５は、たとえば、１日ごとに、記憶部１８から電流センサＩＤが同一である電流センサ１６の各計測結果を取得し、取得した各計測結果を時系列に並べたストリング電流データを作成する。
　図７は、本発明の実施の形態に係る発電状態判定システムにおける正常なストリング電流データの一例を示す図である。図７において、横軸は時間を示し、縦軸は電流センサ１６の計測結果すなわち電流値を示す。
　図７を参照して、出力ライン１において、時刻ｔ１までは電流が流れず、時刻ｔ１から夕方の時刻ｔ２までは対応の発電部７８における発電電力に応じた電流が流れ、時刻ｔ２以降は電流が流れない。
　ＰＣＳ８は、たとえば、発電部７８が発電した電力により動作する。監視装置１１１は、電流センサ１６および電圧センサ１７の各々から受けた信号に含まれる計測結果から、ＰＣＳ８が稼働状態であるか、または停止状態であるかを判別する。
　より詳細には、監視装置１１１における判定部１５は、電圧センサ１７が計測した電圧がＰＣＳ８を稼働させるのに十分な電圧であり、かつ電流センサ１６が計測したＰＣＳ８に電気的に接続されている出力ライン１を通して流れる電流の合計がＰＣＳ８を稼働させるのに十分な電流である場合、ＰＣＳ８が稼働状態であると判別する。
　具体的には、判定部１５は、たとえば、１日ごとに、記憶部１８から電流センサ１６および電圧センサ１７の計測結果を取得し、取得した計測結果をそれぞれ時系列に並べる。
　そして、判定部１５は、発電部７８の計測結果に基づいてＰＣＳ８の動作状態を判別する。
　具体的には、判定部１５は、時系列に並べた計測結果から、所定値以上の電圧かつ所定値以上の電流である時間帯においてＰＣＳ８の動作状態が稼働状態であると判別し、当該時間帯を除く時間帯においてＰＣＳ８の動作状態が停止状態であると判別する。
　図７の例では、判定部１５は、時刻ｔ１から時刻ｔ２までの期間においてＰＣＳ８が稼働状態であると判別する。
　ＰＣＳ８は、朝方の時刻ｔ１までは、ＰＣＳ８が動作可能な電力が発電部７８から供給されないため、電力変換を停止する。
　このとき、ＰＣＳ８が高インピーダンスとなるため、ＰＣＳ８に電気的に接続されている出力ライン１を通して電流は流れない。
　朝方の時刻ｔ１から夕方の時刻ｔ２までは、ＰＣＳ８が動作可能な電力が発電部７８から供給されるため、出力ライン１を通して電流が流れる。
　夕方の時刻ｔ２以降では、ＰＣＳ８は、ＰＣＳ８が動作可能な電力が発電部７８から供給されないため、電力変換を停止する。
　このとき、ＰＣＳ８が高インピーダンスとなるため、ＰＣＳ８に電気的に接続される出力ライン１を通して電流は流れない。
　図８は、本発明の実施の形態に係る太陽光発電システムにおける発電部からの出力ラインが正負極間短絡した様子の一例を示す図である。
　図８を参照して、たとえば、朝方の時刻ｔ１以前および夕方の時刻ｔ２以降等のＰＣＳ８の停止状態において、プラス側出力ライン１ｐｂとマイナス側出力ライン１ｎｂとが電流センサ１６およびＰＣＳ８間において短絡した場合、出力ライン１を通して電流Ｉ１が流れる。
　図９は、本発明の実施の形態に係る発電状態判定システムにおいて、正負極間短絡した出力ラインにおけるストリング電流データの一例を示す図である。図９において、横軸は時間を示し、縦軸は電流センサ１６の計測結果すなわち電流値を示す。
　図９を参照して、グラフＤ１は図７に示すグラフと同一であり、正常なストリング電流データの一例を示す。グラフＤ２は、正負極間短絡した出力ラインにおけるストリング電流データの一例を示す。
　グラフＤ２では、時刻ｔ１以前および時刻ｔ２以降に出力ライン１を通して流れる電流を確認することができる。
　判定部１５は、たとえば、ＰＣＳ８が停止状態である時刻ｔ１以前および時刻ｔ２以降において、出力ライン１を通して流れる電流が所定値以上である場合、電流センサ１６を含む計測部１９およびＰＣＳ８間の回路が異常であると判定する。
　すなわち、判定部１５は、計測部１９およびＰＣＳ８間の正負極間短絡を検知することができる。
　判定部１５は、判定した計測部１９およびＰＣＳ８間の回路の異常を示す判定結果、ストリング電流データ、および電圧センサ１７の計測結果を関連付けた監視情報を通信部１４へ出力する。
　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。
　通信部１４は、判定部１５から受けた監視情報を収集装置１５１へ送信する。
　［異常判定２］
　判定部１５は、たとえば、ＰＣＳ８の停止状態における発電部７８への逆流電流を示す計測結果に基づいて、逆流防止ダイオードの異常を判定する。
　図１０は、本発明の実施の形態に係る発電状態判定システムにおける逆流防止ダイオードの短絡故障の様子を示す図である。
　図１０を参照して、たとえば逆流防止ダイオード９４Ａが短絡故障し、かつ故障した逆流防止ダイオード９４に電気的に接続されている発電部７８Ａの出力電圧が、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した場合、他の３つの発電部７８Ｂ，７８Ｃ，７８Ｄの出力電流Ｉ２が発電部７８Ａへ流れ込む。
　図１１は、本発明の実施の形態に係る発電状態判定システムにおいて、短絡故障した逆流防止ダイオードに対応の発電部のストリング電流データの一例を示す図である。図１１において、横軸は時間を示し、縦軸は電流センサ１６の計測結果すなわち電流値を示す。
　図１１を参照して、グラフＤ３は、正常な発電部７８である発電部７８Ｂのストリング電流データを示し、グラフＤ４は、短絡故障した逆流防止ダイオードに対応の発電部７８である発電部７８Ａのストリング電流データを示す。
　発電部７８Ｂに対応する電流センサ１６において、たとえば、発電部７８Ａに対応する逆流防止ダイオード９４Ａが、たとえば短絡等により故障し、かつ発電部７８Ａの電圧が低下した場合、ＰＣＳ８の停止状態すなわち時刻ｔ１以前および時刻ｔ２以降において、発電部７８Ｂの出力電流が計測される。
　また、発電部７８Ａに対応する電流センサ１６において、時刻ｔ１以前および時刻ｔ２以降、マイナスの電流値すなわち発電部７８Ａへの逆電流が計測される。
　判定部１５は、たとえば、ＰＣＳ８の停止状態において、出力ライン１を通して逆電流が流れる場合、当該出力ライン１に対応する逆流防止ダイオード９４を異常であると判定する。
　すなわち、判定部１５は、逆流防止ダイオード９４の短絡故障を検知することができる。
　判定部１５は、判定した逆流防止ダイオード９４の異常を示す判定結果、ストリング電流データおよび電圧センサ１７の計測結果を関連付け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を収集装置１５１へ送信する。
　［異常判定３］
　判定部１５は、たとえば、ＰＣＳ８の稼働状態における発電部７８の出力電流を示す計測結果に基づいて、発電部７８および計測部１９間の回路の異常を判定する。
　図１２は、本発明の実施の形態に係る太陽光発電システムにおける発電部からの出力ラインが正負極間短絡した様子の他の例を示す図である。
　図１２を参照して、たとえば、ＰＣＳ８の稼働状態において、プラス側出力ライン１ｐｂとマイナス側出力ライン１ｎｂとが発電部７８および計測部１９間において短絡した場合、プラス側出力ライン１ｐａからプラス側出力ライン１ｐｂへ流れる電流は、短絡箇所を流れる電流Ｉ３ａおよび集約部９１へ流れる電流Ｉ３ｂに分岐する。電流Ｉ３ｂは、電流Ｉ３ａと比べて非常に小さくなる。
　図１３は、本発明の実施の形態に係る発電状態判定システムにおいて、正負極間短絡した出力ラインにおけるストリング電流データの他の例を示す図である。図１３において、横軸は時間を示し、縦軸は電流センサ１６の計測結果すなわち電流値を示す。
　図１３を参照して、グラフＤ５に示すように、出力ライン１を通して流れる電流は、時刻ｔ３において出力ラインの正負極間短絡が生じたため、時刻ｔ３以降において小さくなる。
　判定部１５は、たとえば、ＰＣＳ８の稼働状態である時刻ｔ１から時刻ｔ２までの期間の少なくとも一部において、出力ライン１等を通して流れる電流が所定値未満である場合、発電部７８および計測部１９間の回路が異常であると判定する。
　すなわち、判定部１５は、発電部７８および計測部１９間の正負極間短絡を検知することができる。
　判定部１５は、判定した発電部７８および計測部１９間の回路の異常を示す判定結果、ストリング電流データ、および電圧センサ１７の計測結果を関連付け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を収集装置１５１へ送信する。
　［異常判定４］
　判定部１５は、たとえば、ＰＣＳ８の稼働状態における発電部７８の出力電流を示す計測結果に基づいて、計測部１９および集約部９１間の回路の異常を判定する。
　再び図９を参照して、グラフＤ１およびグラフＤ２に示すように、ＰＣＳ８の稼働状態、すなわち時刻ｔ１から時刻ｔ２までの期間において、正負極間短絡した出力ライン１を通して流れる電流は、正常な出力ライン１を通して流れる電流と比べて大きくなる。
　図１４は、本発明の実施の形態に係る発電状態判定システムにおける発電部の出力電流と出力電圧との関係を示す図である。図１４において、横軸は電圧を示し、縦軸は電流を示す。
　図１４を参照して、発電部７８では、最大電力点追従（ＭＰＰＴ：Ｍａｘｉｍｕｍ　Ｐｏｗｅｒ　Ｐｏｉｎｔ　Ｔｒａｃｋｉｎｇ）により、発電電力が最大になるように電流および電圧が制御されている。
　図１４に示すポイントｐｍは、発電電力が最大となる点であり、このとき発電部７８の出力電圧はＶｐｍであり、発電部７８の出力電流はＩｐｍである。
　正負極間短絡が生じた発電部７８では、たとえば、出力電圧がＶｓｃに低下する。このとき、発電電力が最大となる出力電流はＩｓｃであり、Ｉｐｍと比べて大きい。このため、図９に示すグラフＤ１およびグラフＤ２に示すように、正負極間短絡した出力ライン１を通して流れる電流は、正常な出力ライン１を通して流れる電流と比べて大きくなる。
　判定部１５は、たとえば、ＰＣＳ８の稼働状態において、各出力ライン１を通して流れる電流を比較し、他の出力ライン１を通して流れる電流より大きい電流が流れている出力ライン１に対応する回路が異常であると判定する。
　より詳細には、判定部１５は、各発電部７８のストリング電流データを作成する。そして判定部１５は、時刻ｔ１から時刻ｔ２までの期間の時刻ｔ４における、各発電部７８の電流値の平均値ＡＶＥを算出する。時刻ｔ４は、たとえばある発電部７８の出力電流が１日のうちで最大となった時間である。
　判定部１５は、発電部７８の時刻ｔ４における電流値が平均値ＡＶＥより所定値以上大きい場合、当該発電部７８に対応する出力ライン１における計測部１９および集約部９１間の回路が異常であると判定する。
　すなわち、判定部１５は、計測部１９および集約部９１間の正負極間短絡を検知することができる。
　判定部１５は、判定した計測部１９および集約部９１間の回路の異常を示す判定結果、ストリング電流データ、および電圧センサ１７の計測結果を関連付け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を収集装置１５１へ送信する。
　［動作の流れ］
　発電状態判定システム３０１における各装置は、コンピュータを備え、当該コンピュータにおけるＣＰＵ等の演算処理部は、以下の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１５は、本発明の実施の形態に係る監視装置が異常判定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、発電部７８Ａ，７８Ｂ，７８Ｃ，７８Ｄの電流および電圧の計測結果を取得する（ステップＳ１０１）。
　次に、監視装置１１１は、取得した計測結果に基づいて、ＰＣＳ８の動作状態を判別する。より詳細には、監視装置１１１は、取得した計測結果に基づいて、ＰＣＳ８が稼働状態である時間帯および停止状態である時間帯を判別する（ステップＳ１０２）。
　次に、監視装置１１１は、取得した計測結果から各発電部７８のストリング電流データを作成する（ステップＳ１０３）。
　次に、監視装置１１１は、ＰＣＳ８が停止状態である時間帯における計測結果に基づいて異常判定を行う（ステップＳ１０４）。
　次に、監視装置１１１は、ＰＣＳ８が稼働状態である時間帯における計測結果に基づいて異常判定を行う（ステップＳ１０５）。
　次に、監視装置１１１は、発電部７８Ａ，７８Ｂ，７８Ｃ，７８Ｄの電流および電圧の新たな計測結果を取得する（ステップＳ１０１）。
　なお、ステップＳ１０２およびステップＳ１０３の順番は、上記に限らず、順番を入れ替えてもよい。
　また、ステップＳ１０４およびステップＳ１０５の順番は、上記に限らず、順番を入れ替えてもよい。
　図１６は、本発明の実施の形態に係る監視装置がＰＣＳの停止状態における異常判定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、ある発電部７８について異常判定を開始する。監視装置１１１は、ＰＣＳ８の停止状態において逆電流が計測された場合（ステップＳ２０１でＹＥＳ）、対応の出力ライン１における逆流防止ダイオード９４の短絡故障の異常であると判定する（ステップＳ２０２）。
　次に、監視装置１１１は、判定結果、ストリング電流データ、および電圧センサ１７の計測結果を含む監視情報を収集装置１５１へ送信する（ステップＳ２０３）。
　一方、監視装置１１１は、ＰＣＳ８の停止状態において所定値以上の出力電流が計測された場合（ステップＳ２０１でＮＯ、かつステップＳ２０４でＹＥＳ）、対応の出力ライン１のうちの計測部１９および集約部９１間における正負極間短絡の異常であると判定する（ステップＳ２０５）。
　次に、監視装置１１１は、判定結果、ストリング電流データ、および電圧センサ１７の計測結果を含む監視情報を収集装置１５１へ送信する（ステップＳ２０３）。
　一方、監視装置１１１は、ＰＣＳ８の停止状態において逆電流が計測されず（ステップＳ２０１でＮＯ）、かつ所定値未満の電流が計測された場合（ステップＳ２０４でＮＯ）、対応する出力ライン１の回路が正常であると判定する（ステップＳ２０６）。
　次に、監視装置１１１は、判定結果、ストリング電流データ、および電圧センサ１７の計測結果を含む監視情報を収集装置１５１へ送信する（ステップＳ２０３）。
　次に、監視装置１１１は、他の発電部７８の計測結果について異常判定を行っていない場合（ステップＳ２０７でＮＯ）、他の発電部７８の計測結果について異常判定を行う（ステップＳ２０１）。
　一方、監視装置１１１は、すべての発電部７８の計測結果について異常判定を行った場合（ステップＳ２０７でＹＥＳ）、ＰＣＳの停止状態における異常判定を終了する。
　図１７は、本発明の実施の形態に係る監視装置がＰＣＳの稼働状態における異常判定を行う際の動作手順を定めたフローチャートである。
　図１７を参照して、まず、監視装置１１１は、ある発電部７８について異常判定を開始する。監視装置１１１は、ＰＣＳ８の稼働状態において所定値未満の出力電流が計測された場合（ステップＳ３０１でＹＥＳ）、対応の出力ライン１のうち発電部７８および計測部１９間における正負極間短絡の異常であると判定する（ステップＳ３０２）。
　次に、監視装置１１１は、判定結果、ストリング電流データ、および電圧センサ１７の計測結果を含む監視情報を収集装置１５１へ送信する（ステップＳ３０３）。
　一方、監視装置１１１は、ＰＣＳ８の稼働状態において、所定値以上の出力電流が計測され（ステップＳ３０１でＮＯ）、かつ、他のストリング電流データと比べて所定値以上大きい出力電流が計測された場合（ステップＳ３０４でＹＥＳ）、対応の出力ライン１のうちの計測部１９および集約部９１間における正負極間短絡の異常であると判定する（ステップＳ３０５）。
　次に、監視装置１１１は、判定結果、ストリング電流データ、および電圧センサ１７の計測結果を含む監視情報を収集装置１５１へ送信する（ステップＳ３０３）。
　一方、監視装置１１１は、ＰＣＳ８の稼働状態において、出力所定値以上の電流が計測され（ステップＳ３０１でＮＯ）、かつ、他のストリング電流データと比べて所定値未満大きい出力電流が計測された場合（ステップＳ３０４でＮＯ）、対応する出力ライン１の回路が正常であると判定する（ステップＳ３０６）。
　次に、監視装置１１１は、判定結果、ストリング電流データ、および電圧センサ１７の計測結果を含む監視情報を収集装置１５１へ送信する（ステップＳ３０３）。
　次に、監視装置１１１は、他の発電部７８の計測結果について異常判定を行っていない場合（ステップＳ３０７でＮＯ）、他の発電部７８の計測結果について異常判定を行う（ステップＳ３０１）。
　一方、監視装置１１１は、すべての発電部７８の計測結果について異常判定を行った場合（ステップＳ３０７でＹＥＳ）、ＰＣＳの稼働状態における異常判定を終了する。
　なお、本発明の実施の形態に係る発電状態判定システムでは、ＰＣＳ８は、動作可能な電力が発電部７８から供給されない場合、電力変換を停止する構成であるとしたが、これに限定するものではない。ＰＣＳ８は、たとえば、発電部７８がＰＣＳ８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構成であってもよい。
　また、本発明の実施の形態に係る発電状態判定システムでは、監視装置１１１が異常を判定する構成であるとしたが、これに限定するものではない。監視装置１１１が、各計測結果、電流センサＩＤおよび電圧センサＩＤ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、異常を判定する構成であってもよい。この場合、管理装置１０１は、監視装置１１１から送信された各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各計測結果に基づいて異常判定１～４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発電状態判定システムでは、監視装置１１１は、異常判定１～４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、異常判定１～４の一部を行う構成であってもよい。
　また、本発明の実施の形態に係る発電状態判定システムでは、監視装置１１１は、計測部１９を備える構成であるとしたが、これに限定するものではない。計測部１９は、監視装置１１１の外部に設けられる構成であってもよい。
　また、本発明の実施の形態に係る太陽光発電システムでは、逆流防止ダイオード９４が発電部７８ごとに設けられている構成であるとしたが、これに限定するものではない。太陽光発電システム４０１では、逆流防止ダイオード９４Ａ，９４Ｂ，９４Ｃ，９４Ｄの一部または全部が設けられない構成であってもよい。
　また、本発明の実施の形態に係る発電状態判定システムでは、電流センサ１６が発電部７８ごとに設けられている構成であるとしたが、これに限定するものではない。発電状態判定システム３０１では、当該各電流センサ１６のうちの一部が設けられない構成であってもよい。ただし、監視装置１１１は、複数の電流センサ１６が対応の発電部７８に設けられている場合に異常判定４を行う。
　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装置では、取得部１１は、太陽電池パネル７９を含む発電部７８の電流の計測結果を取得する。判定部１５は、当該計測結果に基づいてＰＣＳ８の動作状態を判別し、判別した動作状態、および計測結果に基づいて異常を判定する。
　このような構成により、発電部７８の電流の計測結果を用いてＰＣＳ８の動作状態を判別し、発電部７８の電流の計測結果を用いた異常判定であって判別結果に応じた異常判定を行うことができる。これにより、太陽光発電システム４０１における異常を良好に判定することができる。
　したがって、本発明の実施の形態に係る監視装置では、太陽光発電システム４０１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装置では、判定部１５は、ＰＣＳ８の動作状態を停止状態であると判別し、停止状態における上記計測結果に基づいて異常を判定する。
　このように、ＰＣＳ８の停止状態における発電部７８の電流の計測結果に着目し、発電部７８の出力電流の計測結果を用いて異常を判定する構成により、太陽光発電システム４０１における異常を良好に判定することができる。
　また、本発明の実施の形態に係る発電状態判定システムでは、発電部７８の電流を計測する計測部１９が、発電部７８とＰＣＳ８との間に接続され、監視装置１１１において、判定部１５は、発電部７８の出力電流を示す計測結果に基づいて、計測部１９およびＰＣＳ８間の回路の異常を判定する。
　このような構成により、発電部７８の出力電流の計測結果を用いて、計測部１９およびＰＣＳ８間の回路の異常を良好に判定することができる。
　また、本発明の実施の形態に係る発電状態判定システムでは、太陽光発電システム４０１において、複数の発電部７８からの出力ラインが集約部９１において集約されてＰＣＳ８に電気的に接続され、逆流防止ダイオード９４が、当該複数の発電部７８のうち、一部または全部の発電部７８と集約部９１との間に接続され、対応の発電部７８の電流を計測する計測部１９が、当該一部または全部の発電部７８と対応の逆流防止ダイオード９４との間に接続され、監視装置１１１において、判定部１５は、当該一部または全部の発電部７８への逆流電流を示す計測結果に基づいて、逆流防止ダイオード９４の異常を判定する。
　このような構成により、発電部７８への逆流電流の計測結果を用いて、逆流防止ダイオード９４の異常を良好に判定することができる。
　また、本発明の実施の形態に係る発電状態判定システムでは、発電部７８の電流を計測する計測部１９が、発電部７８とＰＣＳ８との間に接続され、監視装置１１１において、判定部１５は、ＰＣＳ８の動作状態を稼働状態であると判別し、ＰＣＳ８の稼働状態における発電部７８の出力電流を示す計測結果に基づいて、発電部７８および計測部１９間の回路の異常を判定する。
　このように、ＰＣＳ８の稼働状態における発電部７８の電流の計測結果に着目し、発電部７８の出力電流の計測結果を用いて異常を判定する構成により、発電部７８および計測部１９間の回路の異常を良好に判定することができる。
　また、本発明の実施の形態に係る発電状態判定システムでは、太陽光発電システム４０１において、複数の発電部７８からの出力ラインが集約部９１において集約されて前記ＰＣＳ８に電気的に接続され、対応の発電部７８の電流を計測する計測部１９が、複数の発電部７８のうち、一部または全部の複数の発電部７８とＰＣＳ８との間に接続され、監視装置１１１において、判定部１５は、ＰＣＳ８の稼働状態における当該一部または全部の複数の発電部７８の出力電流を示す計測結果に基づいて、計測部１９および集約部９１間の回路の異常を判定する。
　このように、ＰＣＳ８の稼働状態における発電部７８の電流の計測結果に着目し、各発電部７８の出力電流の計測結果を用いて異常を判定する構成により、計測部１９および集約部９１間の回路の異常を良好に判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装置における判定方法では、まず、発電部７８の電流の計測結果を取得する。次に、当該計測結果に基づいてＰＣＳ８の動作状態を判別する。次に、判別した動作状態、および当該計測結果に基づいて異常を判定する。
　このような構成により、発電部７８の電流の計測結果を用いてＰＣＳ８の動作状態を判別し、発電部７８の電流の計測結果を用いた異常判定であって判別結果に応じた異常判定を行うことができる。これにより、太陽光発電システム４０１における異常を良好に判定することができる。
　したがって、本発明の実施の形態に係る監視装置における判定方法では、太陽光発電システム４０１の異常判定を向上させることができる。
　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］
　　太陽電池パネルを含む発電部からの出力ラインが電力変換装置に電気的に接続される太陽光発電システムに用いられる監視装置であって、
　前記発電部の電流の計測結果を取得する取得部と、
　前記電力変換装置の停止状態における前記計測結果に基づいて異常を判定する判定部とを備え、
　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る、監視装置。
　１　出力ライン
　２，４，５　集約ライン
　３　内部ライン
　６　キュービクル
　７　銅バー
　８　ＰＣＳ
　９　電力変換部
　１１　取得部
　１４　通信部
　１５　判定部
　１６　電流センサ
　１７　電圧センサ
　１８　記憶部
　１９　計測部
　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　発電部
　７９　太陽電池パネル
　８０　ＰＣＳユニット
　８１　判定部
　８４　通信処理部
　８５　記憶部
　８６　取得部
　９１　集約部
　９２　計測部
　９３　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　発電状態判定システム
　４０１　太陽光発電システム
 

Claims (7)

  1. 　太陽電池パネルを含む発電部からの出力ラインが電力変換装置に電気的に接続される太陽光発電システムに用いられる監視装置であって、
    　前記発電部の電流の計測結果を取得する取得部と、
    　前記計測結果に基づいて前記電力変換装置の動作状態を判別し、判別した前記動作状態、および前記計測結果に基づいて異常を判定する判定部とを備える、監視装置。
  2. 　前記判定部は、前記電力変換装置の動作状態を停止状態であると判別し、前記停止状態における前記計測結果に基づいて異常を判定する、請求項１に記載の監視装置。
  3. 　前記発電部の電流を計測する計測部が、前記発電部と前記電力変換装置との間に接続され、
    　前記判定部は、前記発電部の出力電流を示す前記計測結果に基づいて、前記計測部および前記電力変換装置間の回路の異常を判定する、請求項２に記載の監視装置。
  4. 　前記太陽光発電システムにおいて、複数の前記発電部からの出力ラインが集約部において集約されて前記電力変換装置に電気的に接続され、
    　逆流防止ダイオードが、前記複数の発電部のうち、一部または全部の前記発電部と前記集約部との間に接続され、
    　対応の前記発電部の電流を計測する計測部が、前記一部または全部の発電部と対応の前記逆流防止ダイオードとの間に接続され、
    　前記判定部は、前記一部または全部の発電部への逆流電流を示す前記計測結果に基づいて、前記逆流防止ダイオードの異常を判定する、請求項２または請求項３に記載の監視装置。
  5. 　前記発電部の電流を計測する計測部が、前記発電部と前記電力変換装置との間に接続され、
    　前記判定部は、前記電力変換装置の動作状態を稼働状態であると判別し、前記電力変換装置の稼働状態における前記発電部の出力電流を示す前記計測結果に基づいて、前記発電部および前記計測部間の回路の異常を判定する、請求項１に記載の監視装置。
  6. 　前記太陽光発電システムにおいて、複数の前記発電部からの出力ラインが集約部において集約されて前記電力変換装置に電気的に接続され、
    　対応の前記発電部の電流を計測する計測部が、前記複数の発電部のうち、一部または全部の複数の前記発電部と前記電力変換装置との間に接続され、
    　前記判定部は、前記電力変換装置の稼働状態における前記一部または全部の複数の発電部の出力電流を示す前記計測結果に基づいて、前記計測部および前記集約部間の回路の異常を判定する、請求項５に記載の監視装置。
  7. 　太陽電池パネルを含む発電部からの出力ラインが電力変換装置に電気的に接続される太陽光発電システムに用いられる監視装置における判定方法であって、
    　前記発電部の電流の計測結果を取得するステップと、
    　前記計測結果に基づいて前記電力変換装置の動作状態を判別するステップと、
    　判別した前記動作状態、および前記計測結果に基づいて異常を判定するステップとを含む、判定方法。
     
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