(57)【要約】  太陽光発電システムは、複数の太陽電池モジュールを接続した太陽電池ストリングを複数備え、複数の前記太陽電池ストリングでの異常を検出するために必要な測定値を取得する測定値取得部を複数備え、入力数が複数であって、前記太陽電池ストリングの複数から出力される電力の合計電力を電力変換する電力変換装置を少なくとも１つ備える。前記測定値取得部で取得する測定値に対応する前記太陽電池ストリングの数は、前記電力変換装置で電力変換する合計電力に対応する前記太陽電池ストリングの数を、前記入力数で除した値よりも小さいもしくは等しい。
2013105628.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
複数の太陽電池モジュールを接続した太陽電池ストリングを複数備え、
複数の前記太陽電池ストリングでの異常を検出するために必要な測定値を取得する測定値取得部を複数備え、
入力数が複数であって、前記太陽電池ストリングの複数から出力される電力の合計電力を電力変換する電力変換装置を少なくとも１つ備え、
前記測定値取得部で取得する測定値に対応する前記太陽電池ストリングの数は、前記電力変換装置で電力変換する合計電力に対応する前記太陽電池ストリングの数を、前記入力数で除した値よりも小さいもしくは等しいことを特徴とする太陽光発電システム。
【請求項２】
複数の前記太陽電池ストリングから供給される電力を一つにまとめて出力する接続箱を複数備え、
複数の前記接続箱から供給される電力を一つにまとめて出力する集電箱を少なくとも１つ備え、
前記測定値取得部を前記接続箱または前記集電箱に設ける請求項１に記載の太陽光発電システム。
【請求項３】
前記接続箱と前記集電箱とが別体であって、前記測定値取得部を前記集電箱に設ける請求項２に記載の太陽光発電システム。
【請求項４】
前記接続箱の入力数が前記測定値取得部で取得する測定値に対応する前記太陽電池ストリングの数と同一である請求項２又は請求項３に記載の太陽光発電システム。
【請求項５】
前記測定値取得部が電流センサである請求項１〜４のいずれか１項に記載の太陽光発電システム。
【請求項６】
最大出力が４００ｋＷ以上である請求項１〜５のいずれか１項に記載の太陽光発電システム。
【請求項７】
再生可能エネルギーから電力を生成する発電ユニットを備える発電システムに設けられる電力変換部の所定期間における性能変化を求めるために必要なデータを取得する第１のデータ取得部と、
前記電力変換部の前記所定期間における構成部品の交換履歴に関するデータを取得する第２のデータ取得部と、
前記電力変換部の前記所定期間における性能変化と構成部品の交換履歴との関係から、前記所定期間より後の前記電力変換部の性能を予測する性能予測部とを備えることを特徴とする発電システム性能予測装置。
【請求項８】
前記性能予測部が、複数の部品交換パターンでの前記電力変換部の性能を予想する請求項７に記載の発電システム性能予測装置。
【請求項９】
前記第１のデータ取得部によって取得されるデータが前記発電システムからネットワークを経由して送られてくるデータである請求項７または請求項８に記載の発電システム性能予測装置。
【請求項１０】
データを入力する入力部を備え、
前記第２のデータ取得部によって取得されるデータが前記入力部によって入力されるデータである請求項７〜９のいずれか１項に記載の発電システム性能予測装置。
【請求項１１】
前記発電システムが太陽光発電システムである請求項７〜１０のいずれか１項に記載の発電システム性能予測装置。
【請求項１２】
再生可能エネルギーから電力を生成する発電ユニットを備える発電システムに設けられる電力変換部の所定期間における性能変化を求めるために必要なデータを取得する第１のデータ取得ステップと、
前記電力変換部の前記所定期間における構成部品の交換履歴に関するデータを取得する第２のデータ取得ステップと、
前記電力変換部の前記所定期間における性能変化と構成部品の交換履歴との関係から、前記所定期間より後の前記電力変換部の性能を予測する性能予測ステップとを備えることを特徴とする発電システム性能予測方法。
【請求項１３】
前記発電システムが太陽光発電システムである請求項１２に記載の発電システム性能予測方法。
【請求項１４】
請求項７〜１１のいずれか１項に記載の発電システム性能予測装置と、
再生可能エネルギーから電力を生成する発電ユニットと、
前記発電ユニットで生成した電力を変換する電力変換部と、
を備えることを特徴とする発電システム。
【請求項１５】
前記発電システムが太陽光発電システムである請求項１４に記載の発電システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、再生可能エネルギーから電力を生成する発電ユニットを備える発電システム（以下、「再生可能エネルギー発電システム」と称することがある）及びそれに関連する技術に関する。本発明の一局面は、少なくとも複数の太陽電池モジュールを接続した太陽電池ストリングを複数備える太陽光発電システムに関する。本発明の他の局面は、再生可能エネルギー発電システムの性能を予測する技術に関する。
【背景技術】
【０００２】
近年、地球環境保護の重要性の高まりとともに太陽光発電などの再生可能エネルギーへの期待が大きくなっており、種々の再生可能エネルギー発電システムが積極的に導入あるいは計画されている。特に、太陽光発電への期待が大きくなっており、住宅用太陽光発電システムの他に、住宅用太陽光発電システムに比して出力電力が格段に大きい産業用太陽光発電システムが積極的に導入あるいは計画されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特開２０１０−１１４１５０号公報
【特許文献２】特開２０１１−１１９５７９号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
太陽光発電システムにおいては、太陽電池ストリングに故障が発生した場合、故障が発生した太陽電池ストリングをできるだけ早く特定して故障箇所の交換あるいは修理を行うことが望まれる。【０００５】
そのため、太陽電池ストリング毎に故障を検出することができる太陽光発電システムが従来より提案されている（例えば、特許文献１及び特許文献２参照）。【０００６】
しかしながら、産業用太陽光発電システムでは、太陽電池ストリングの数が非常に多いため、太陽電池ストリング毎に故障検出部を設けた場合、故障検出部の数も非常に多くなってしまう。故障検出部を構成する電子部品は太陽電池モジュールよりも寿命が短いため、複数の太陽電池モジュールを接続した太陽電池ストリングを保守するには故障検出部を構成する電子部品を保守することが必要となる。したがって、故障検出部を設ける場合、産業用太陽光発電システムの設置者は故障検出部の設置費用に加えて故障検出部の保守費用も必要となる。つまり、太陽光発電システムの発電電力を電力会社に売電することで太陽光発電システムに投資した費用を回収するといったコスト面から考えると、産業用太陽光発電システムにおいて太陽電池ストリング毎に故障検出部を設ける構成は好ましくない。【０００７】
また、通常、再生可能エネルギーから電力を生成する発電ユニットは長期間の発電出力が保証されている。例えば太陽光のエネルギーから直流発電電力を生成する太陽電池モジュールの場合はおおむね１０年の発電出力が保証されている。そして、この発電ユニットの保証期間内、前記発電ユニットを用いたシステムの稼動を実現するためには、電力系統に供給する変圧装置や電力変換装置などの発電システムの周辺機器の補修を継続的に行う必要がある。例えば太陽光発電システムの場合は太陽電池モジュールの発電を変換する電力変換装置などの周辺機器の補修を継続的に行う必要がある。また、再生可能エネルギーの普及拡大と価格低減の目的で、再生可能エネルギーの電力買い取り価格を法律で定める助成制度が施行された国などでは電力買い取り期間が１０年以上に設定される場合もあり、それに合わせて発電ユニットの発電出力保証も１０年以上と求められる場合もある。発電システムの周辺機器の中には電子部品が組み込まれたものが多く、これら電子部品の多くは８年を目安に補修されるのが好ましい。【０００８】
部品の劣化度合いは使用環境に大きく影響されるが、従来の太陽光発電システム（例えば、特許文献１及び特許文献２参照）では故障の検出しか行っていないため、部品の劣化度合いに関する情報を得ることができず、部品の推奨交換時期よりも長く使用しても問題がない場合であっても、部品の推奨交換時期で一律に部品を交換しており無駄な保守費用が発生していることがあった。【０００９】
本発明の一局面は、上記の状況に鑑み、コストを抑えながら、故障が発生した太陽電池ストリングを早く特定することができる太陽光発電システムを提供することを目的とする。【００１０】
本発明の他の局面は、上記の状況に鑑み、再生可能エネルギー発電システムの所有者が再生可能エネルギー発電システムの部品を交換するか否かを決定する際の参考情報を提供することができる発電システム性能予測装置及び発電システム性能予測方法を提供することを目的とする。また、当該発電システム性能予測装置を備えた発電システムを提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【００１１】
上記目的を達成するために本発明の一局面に係る太陽光発電システムは、複数の太陽電池モジュールを接続した太陽電池ストリングを複数備え、複数の前記太陽電池ストリングでの異常を検出するために必要な測定値を取得する測定値取得部を複数備え、入力数が複数であって、前記太陽電池ストリングの複数から出力される電力の合計電力を電力変換する電力変換装置を少なくとも１つ備え、前記測定値取得部で取得する測定値に対応する前記太陽電池ストリングの数は、前記電力変換装置で電力変換する合計電力に対応する前記太陽電池ストリングの数を、前記入力数で除した値よりも小さいもしくは等しい構成とする。前記測定値取得部で取得する測定値に対応する前記太陽電池ストリングの数が前記測定値取得部毎で同一値であれば、前記太陽電池ストリングの総数は前記測定値取得部の数の倍数となるが、前記太陽電池ストリングの総数は前記測定値取得部の数の倍数でなくともよい。前記測定値取得部で取得する測定値に対応する前記太陽電池ストリングの数は、前記測定値取得部毎に異なる値であってもよく、前記測定値取得部の一部において同一値であってもよく、前記測定値取得部の全てにおいて同一値であってもよい。【００１２】
このような構成によると、複数の太陽電池ストリングでの異常を検出するために必要な測定値を取得する測定値取得部を備えるので、太陽電池ストリング毎に故障を検出する場合に比べて太陽電池ストリングの異常を検出するために必要な測定値を取得する測定値取得部の個数を少なくすることができる。したがって、コストを抑えることができる。【００１３】
また、このような構成によると、測定値取得部で取得する測定値に対応する太陽電池ストリングの数は、電力変換装置で電力変換する合計電力に対応する太陽電池ストリングの数を、電力変換装置の入力数で除した値よりも小さいもしくは等しいので、複数の太陽電池ストリングの小さな単位で異常を検出することができる。したがって、故障が発生した太陽電池ストリングを早く特定することができる。【００１４】
また、このような構成によると、測定値取得部で取得する測定値に対応する太陽電池ストリングの数は、電力変換装置で電力変換する合計電力に対応する太陽電池ストリングの数を、電力変換装置の入力数で除した値よりも小さいので、電力変換装置の入力毎に太陽電池ストリングの異常を検出するために必要な測定値を取得する測定値取得部を設ける場合、すなわち電力変換装置で電力変換する合計電力に対応する太陽電池ストリングの数を、電力変換装置の入力数で除した値の太陽電池ストリング単位での異常を検出するために必要な測定値を取得する測定値取得部を備える場合に比べて、小さな単位で異常を検出することができる。したがって、故障が発生した太陽電池ストリングを早く特定することができる。【００１５】
また、複数の前記太陽電池ストリングから供給される電力を一つにまとめて出力する接続箱を複数備え、複数の前記接続箱から供給される電力を入力する電力変換装置少なくとも１つ備え、前記測定値取得部を前記電力変換装置内に設けるようにすることが望ましい。【００１６】
このような構成によると、測定値取得部専用の収容筐体を設ける必要がなくなるので、より一層コストを抑えることができる。【００１７】
また、複数の前記太陽電池ストリングから供給される電力を一つにまとめて出力する接続箱を複数備え、複数の前記接続箱から供給される電力を入力する電力変換装置少なくとも１つ備え、前記測定値取得部を前記電力変換装置の入力側に別体で設けるようにしても構わない。【００１８】
このような構成によると、別体であっても測定値取得部を集約することができる。したがって、測定値取得部の保守が容易になり、コストを抑えることができる。【００１９】
また、複数の前記太陽電池ストリングから供給される電力を一つにまとめて出力する接続箱を複数備え、複数の前記接続箱から供給される電力を一つにまとめて出力する集電箱を少なくとも１つ備え、前記測定値取得部を前記接続箱または前記集電箱に設けるようにすることが望ましい。【００２０】
このような構成によると、測定値取得部専用の収容筐体を設ける必要がなくなるので、より一層コストを抑えることができる。【００２１】
また、前記接続箱と前記集電箱とが別体であって、前記測定値取得部を前記集電箱に設けることが望ましい。【００２２】
このような構成によると、接続箱と前記集電箱とが別体であって、測定値取得部を接続箱に設ける場合に比べて、測定値取得部を集約することができる。したがって、測定値取得部の保守が容易になり、コストを抑えることができる。【００２３】
また、前記接続箱の入力数が前記測定値取得部で取得する測定値に対応する前記太陽電池ストリングの数と同一であることが望ましい。【００２４】
このような構成によると、太陽電池ストリングと接続箱との接続に分岐ケーブルを用いる必要がなくなるので、太陽電池ストリングと接続箱との接続に関する制約が少なくなる。【００２５】
また、前記測定値取得部の一例としては、電流センサを挙げることができる。【００２６】
また、例えば最大出力が４００ｋＷ以上であれば、太陽電池ストリングの個数が非常に多くなるので、本発明が奏する効果が顕著になる。【００２７】
また、前記電力変換装置の出力電圧以上に昇圧する変電設備が必要な太陽光発電システムにおいては、１以上の前記電力変換装置の最大出力総量が変電設備で電力系統に連系できる範囲の５割以上の太陽光発電システムについては太陽電池ストリングの個数が非常に多くなり、変電設備で昇圧できる発電電力が多くなるので、システム容量あたり（Ｗあたり）の初期投資費用が抑制され、本発明が奏する効果がさらに顕著になる。【００２８】
また、前記電力変換装置の出力電圧以上に昇圧する変電設備が必要な太陽光発電システムにおいては、１以上の前記電力変換装置の最大出力総量が変電設備で電力系統に連系できる範囲の９割以上の太陽光発電システムについては太陽電池ストリングの個数がさらに多くなるので、システム容量あたり（Ｗあたり）の初期投資費用が抑制され、本発明が奏する効果がさらに顕著になる。【００２９】
上記目的を達成するために本発明の他の局面に係る発電システム性能予測装置は、再生可能エネルギーから電力を生成する発電ユニットを備える発電システムに設けられる電力変換部の所定期間における性能変化を求めるために必要なデータを取得する第１のデータ取得部と、前記電力変換部の前記所定期間における構成部品の交換履歴に関するデータを取得する第２のデータ取得部と、前記電力変換部の前記所定期間における性能変化と構成部品の交換履歴との関係から、前記所定期間より後の前記電力変換部の性能を予測する性能予測部とを備える構成とする。【００３０】
このような構成によると、性能予測部の予測結果が、電力変換装置の使用実績が加味されたものとなるため、再生可能エネルギー発電システムの所有者が再生可能エネルギー発電システムの部品を交換するか否かを決定する際の参考情報として、有効である。【００３１】
また、前記性能予測部が、複数の部品交換パターンでの前記電力変換部の性能を予想することが望ましい。【００３２】
このような構成によると、発電システムの所有者が複数の部品交換パターンを比較検討することが容易になり、発電システムの所有者にとって利便性が向上する。【００３３】
また、前記第１のデータ取得部によって取得されるデータが前記発電システムからネットワークを経由して送られてくるデータであるようにしてもよい。【００３４】
また、データを入力する入力部を備え、前記第２のデータ取得部によって取得されるデータが前記入力部によって入力されるデータであるようにしてもよい。【００３５】
また、上記目的を達成するために本発明の他の局面に係る発電システム性能予測方法は、再生可能エネルギーから電力を生成する発電ユニットを備える発電システムに設けられる電力変換部の所定期間における性能変化を求めるために必要なデータを取得する第１のデータ取得ステップと、前記電力変換部の前記所定期間における構成部品の交換履歴に関するデータを取得する第２のデータ取得ステップと、前記電力変換部の前記所定期間における性能変化と構成部品の交換履歴との関係から、前記所定期間より後の前記電力変換部の性能を予測する性能予測ステップとを備えるようにする。【００３６】
また、上記目的を達成するために本発明の他の局面に係る発電システムは、再生可能エネルギーから電力を生成する発電ユニットと、前記発電ユニットで生成した電力を変換する電力変換部と、発電システム性能予測装置とを備え、前記発電システム性能予測装置が、発電ユニットと発電ユニットで生成した電力を変換する電力変換部と電力変換部の所定期間における性能変化を求めるために必要なデータを取得する第１のデータ取得部と、前記電力変換部の前記所定期間における構成部品の交換履歴に関するデータを取得する第２のデータ取得部と、前記電力変換部の前記所定期間における性能変化と構成部品の交換履歴との関係から、前記所定期間より後の前記電力変換部の性能を予測する性能予測部とを有する構成とする。
【発明の効果】
【００３７】
本発明の一局面に係る太陽光発電システムによると、コストを抑えながら、故障が発生した太陽電池ストリングを早く特定することができる。【００３８】
本発明の他の局面によると、再生可能エネルギー発電システムの所有者が再生可能エネルギー発電システムの部品を交換するか否かを決定する際の参考情報を提供することができる。
【図面の簡単な説明】
【００３９】
【図１Ａ】本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成を示す図である。
【図１Ｂ】本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムの概略配置を示す図である。
【図２】接続箱の一構成例を示す図である。
【図３】集電箱の一構成例を示す図である。
【図４】電力変換装置の一構成例を示す図である。
【図５】本発明の第２実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成を示す図である。
【図６】接続箱の他の構成例を示す図である。
【図７】電力変換装置の他の構成例を示す図である。
【図８】本発明の第３実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成を示す図である。
【図９】接続箱の他の構成例を示す図である。
【図１０】電力変換装置の他の構成例を示す図である。
【図１１】接続箱の他の構成例を示す図である。
【図１２】集電箱の他の構成例を示す図である。
【図１３】電力変換装置の他の構成例を示す図である。
【図１４】通信機器と外部サーバーとの間のデータ伝送経路の一例を示す図である。
【図１５】外部サーバーの一構成例を示す図である。
【図１６】電力変換装置の性能予測の一例を示す図である。
【図１７】太陽光発電システムの最大出力値に応じて異なる必要な手続き等を示す図である。
【図１８】太陽光発電システムの最大出力値に応じて異なる必要な設備等を示す図である。
【発明を実施するための形態】
【００４０】
本発明の実施形態について図面を参照して以下に説明する。
【００４１】
＜第１実施形態＞
図１Ａは、本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成を示す図である。本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムは、５００ｋＷ級の太陽光発電システムであって、１６０個の太陽電池ストリング１＿＃１〜１＿＃１６０と、２０台の接続箱２＿＃１〜２＿＃２０と、４台の集電箱３＿＃１〜３＿＃４と、２台の電力変換装置４＿＃１〜４＿＃２と、変電設備５と、日照計群６Ａ及び６Ｂと、気温計群７Ａ及び７Ｂと、２台の通信機器８＿＃１〜８＿＃２とを備えている。なお、以下の説明では、太陽電池ストリング１＿＃１〜１＿＃１６０について、個々の区分けが不要な場合は太陽電池ストリング１と称することがある。同様に以下の説明では、接続箱２、集電箱３、電力変換装置４、通信機器８と称することがある。また、本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムの概略配置は図１Ｂの通りである。
【００４２】
太陽電池ストリング１＿＃１〜１＿＃１６０はそれぞれ最大出力２４０Ｗの多結晶太陽電池モジュールＭ１を１３個直列に接続した構成である。
【００４３】
接続箱２＿＃１〜２＿＃２０はそれぞれ入力数が８の接続箱である。接続箱２＿＃ｉは、８個の太陽電池ストリング１＿＃（８ｉ−７）〜１＿＃８ｉから供給される電力を一つにまとめて出力する（ｉは２０以下の自然数）。
【００４４】
接続箱２の一構成例を図２に示す。図２に示す構成例では、接続箱２は、太陽電池ストリング１側に電流が逆流することを防止する逆流防止用ダイオードＤ１〜Ｄ８と、落雷時のサージ電圧を抑える避雷器２１と、過電流が流れると電路を開放するブレーカー２２とを備えている。
【００４５】
集電箱３＿＃１〜３＿＃４はそれぞれ入力数が５の集電箱である。集電箱３＿＃ｊは、５台の接続箱２＿＃（５ｊ−４）〜２＿＃５ｊから供給される電力を一つにまとめて出力する（ｊは４以下の自然数）。また、集電箱３は、入力単位すなわち８個の太陽電池ストリング単位での異常を検出し、その検出結果を出力する。
【００４６】
集電箱３の一構成例を図３に示す。図３に示す構成例では、集電箱３は、電流センサＳ１〜Ｓ５と、落雷時のサージ電圧を抑える避雷器３１と、過電流が流れると電路を開放するブレーカー３２と、電流センサＳ１〜Ｓ５の出力信号（アナログ信号）をデジタル信号に変換して出力するＡ／Ｄ変換器３３と、電源部３４とを備えている。集電箱３＿＃ｊの電流センサＳ１は８個の太陽電池ストリング１＿＃（４０ｊ−３９）〜１＿＃（４０ｊ−３２）単位での異常を検出するために必要な測定値である８個の太陽電池ストリング１＿＃（４０ｊ−３９）〜１＿＃（４０ｊ−３２）の合計出力電流値を取得し、その取得結果を出力する。また、集電箱３＿＃ｊの電流センサＳ２は８個の太陽電池ストリング１＿＃（４０ｊ−３１）〜１＿＃（４０ｊ−２４）単位での異常を検出するために必要な測定値である８個の太陽電池ストリング１＿＃（４０ｊ−３１）〜１＿＃（４０ｊ−２４）の合計出力電流値を取得し、その取得結果を出力する。集電箱３＿＃ｊの電流センサＳ３〜Ｓ５も同様である。電源部３４は、外部から供給される商用交流電圧（例えば、ＡＣ１００Ｖ電圧、ＡＣ２００Ｖ電圧など）を、電流センサＳ１〜Ｓ５及びＡ／Ｄ変換器３３の駆動電圧となる所定のＤＣ電圧（例えば、ＤＣ１２Ｖ電圧、ＤＣ２４Ｖ電圧など）に変換して、電流センサＳ１〜Ｓ５及びＡ／Ｄ変換器３３に供給する。なお、全ての集電箱３にＡ／Ｄ変換器３３及び電源部３４を設けてもよいが、複数台の集電箱３で１つのＡ／Ｄ変換器３３を共用してもよく、同様に複数台の集電箱３で１つの電源部３４を共用してもよい。
【００４７】
電力変換装置４＿＃１〜４＿＃２はそれぞれ最大出力が２４０ｋＷであって入力数が２の電力変換装置である。電力変換装置４＿＃ｋは、集電箱３＿＃（２ｋ−１）から供給される電力と集電箱３＿＃２ｋから供給される電力との合計電力であるＤＣ電力をＡＣ電力に変換して出力する（ｋは２以下の自然数）。
【００４８】
電力変換装置４の一構成例を図４に示す。図４に示す構成例では、電力変換装置４は、２台の集電箱３から受け取ったＤＣ電力をＡＣ電力に変換して出力するＤＣ／ＡＣインバータ４１と、日照計群６Ａ及び気温計群７Ａの出力信号（アナログ信号）又は日照計群６Ｂ及び気温計群７Ｂの出力信号（アナログ信号）をデジタル信号に変換して出力するＡ／Ｄ変換器４２と、Ａ／Ｄ変換器３３及び４２の出力信号を中継して通信機器８に伝送する中継器４３と、電源部４４とを備えている。電源部４４は、外部から供給される商用交流電圧（例えば、ＡＣ１００Ｖ電圧、ＡＣ２００Ｖ電圧など）を、Ａ／Ｄ変換器４２及び中継器４３の駆動電圧となる所定のＤＣ電圧（例えば、ＤＣ１２Ｖ電圧、ＤＣ２４Ｖ電圧など）に変換して、Ａ／Ｄ変換器４２及び中継器４３に供給する。なお、２台の電力変換装置４それぞれにＡ／Ｄ変換器４２、中継器４３、及び電源部４４を設けてもよいが、２台の電力変換装置４で１つのＡ／Ｄ変換器４２を共用してもよく、同様に２台の電力変換装置４で１つの中継器４３を共用してもよく、２台の電力変換装置４で１つの電源部４４を共用してもよい。
【００４９】
また、日照計群６Ａ及び気温計群７Ａの出力信号（アナログ信号）又は日照計群６Ｂ及び気温計群７Ｂの出力信号（アナログ信号）をデジタル信号に変換して出力するＡ／Ｄ変換器４２と、Ａ／Ｄ変換器３３及び４２の出力信号を中継して通信機器８に伝送する中継器４３と、電源部４４は接続箱ないし集電箱に備えても構わない。
【００５０】
変電設備５は入力数が２の変電設備である。変電設備５は、電力変換装置４＿＃１から供給されるＡＣ電力と電力変換装置４＿＃２から供給されるＡＣ電力との合計電力を高圧（例えば６６００Ｖ）や特別高圧（７０００Ｖ以上）昇圧して電力系統（不図示）に出力する。
【００５１】
日照計群６Ａは１０個の日照計を有し、日照計群６Ａの各日照計は接続箱２＿＃１〜２＿＃１０それぞれに１個ずつ割り当てられて設置される。気温計群７Ａは１０個の気温計を有し、気温群７Ａの各気温計は接続箱２＿＃１〜２＿＃１０それぞれに１個ずつ割り当てられて設置される。
【００５２】
同様に、日照計群６Ｂは１０個の日照計を有し、日照計群６Ｂの各日照計は接続箱２＿＃１１〜２＿＃２０それぞれに１個ずつ割り当てられて設置される。気温計群７Ｂは１０個の気温計を有し、気温群７Ｂの各気温計は接続箱２＿＃１１〜２＿＃２０それぞれに１個ずつ割り当てられて設置される。
【００５３】
尚、日照計群６Ａ及び６Ｂの配置については太陽電池ストリング１それぞれの代表する日射量を測定できれば良く、日射計の個数については、少なくとも日照計群６Ａと６Ｂを合わせて複数以上あれば好ましい。この際に日射計を相互に比較できる位置に設置すれば、日射計の適切な校正時期の管理が行え保守が精度よく行える。また、太陽電池ストリング１の配置によっては日照計群６Ａもしくは６Ｂの片方で構成されても構わない。
【００５４】
同様に、気温計群７Ａ及び７Ｂの配置については太陽電池ストリング１それぞれの代表する気温を測定できれば良く、気温計の個数については、少なくとも気温計群７Ａと７Ｂを合わせて複数以上あれば好ましい。この際に温度計を相互に比較できる位置に設置すれば、温度計の適切な校正時期の管理が行え保守が精度よく行える。また、太陽電池ストリング１の配置によっては気温計群７Ａもしくは７Ｂの片方で構成されても構わない。
【００５５】
また、気温計群７Ａもしくは７Ｂは任意の太陽電池モジュールＭ１の温度を計測するのが好ましく、例えば発電を妨げない太陽電池モジュールの裏面に熱電対素子など貼り付けて、太陽電池モジュール裏面温度を計測しても構わない。
【００５６】
通信機器８＿＃１は電力変換装置４＿＃１の中継器４３から伝送されてきたデジタル信号を所定の通信プロトコルに従ってネットワークを経由して外部サーバー（不図示）に送信する。同様に、通信機器８＿＃２は電力変換装置４＿＃２の中継器４３から伝送されてきたデジタル信号を所定の通信プロトコルに従ってネットワークを経由して外部サーバー（不図示）に送信する。なお、通信機器８＿＃１と通信機器８＿＃２とを統合して、１台の通信機器にしてもよい。
【００５７】
外部サーバーは異常検知装置として機能し、太陽光発電システムから送信されてきたデジタル信号に基づいて、８個の太陽電池ストリング１単位での異常を検出し、検出結果を出力する。なお、異常検知装置を太陽光発電システムの外部に設けるのではなく、太陽光発電システムの内部に設けるようにしてもよい。
【００５８】
本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムと同数（１６０個）の太陽電池ストリングを備える太陽光発電システムにおいて、太陽電池ストリング毎に電流異常を検出しようとすると電流センサが１６０個必要となる。これに対して、本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムは、８個の太陽電池ストリングの合計出力電流値を取得する電流センサを２０個備える構成であるので、電流センサの設置費用及び保守費用を大幅に抑えることができる。
【００５９】
また、本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムと同一仕様（１６０個の太陽電池ストリングと２０個の接続箱、４台の集電箱及び２台の電力変換装置）の太陽光発電システムにおいて、電力変換装置の入力毎に太陽電池ストリングの電流異常を検出しようとすると、電流センサは４個ですむが、各電流センサが４０個の太陽電池ストリングの合計出力電流値を取得することになる。したがって、異常が検出された場合に、故障が発生した太陽電池ストリングを特定するために最大４０個の太陽電池ストリングを調査する必要がある。
【００６０】
これに対して、本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムは、各電流センサが８個の太陽電池ストリングの合計出力電流値を取得するので、異常が検出された場合に、異常が検出された場合に、故障が発生した太陽電池ストリングを特定するために調査する太陽電池ストリングが最大８個ですむ。したがって、故障が発生した太陽電池ストリングを早く特定することができる。
【００６１】
また、例えば１０％の発電量低下が認められたときに異常があると認識できるとした場合、本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムにおいては集電箱の入力単位で１個の太陽電池ストリングが全く発電しなければ異常が発生したことに気付くのに対して、本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムと同一仕様（１６０個の太陽電池ストリングと２０個の接続箱、４台の集電箱及び２台の電力変換装置）の太陽光発電システムにおいて、電流センサの感度が本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムと同じものであれば、電力変換装置の入力単位で４個の太陽電池ストリングが全く発電していない異常が発生しないと気付かないことになる。したがって、本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムは、故障が発生し全く発電しなくなった太陽電池ストリングを早く特定することができる。
【００６２】
あるいは、本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムと同一仕様（１６０個の太陽電池ストリングと２０個の接続箱、４台の集電箱及び２台の電力変換装置）の太陽光発電システムにおいて、本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムと同等の異常検出を電力変換装置単位で行うとすると、電流センサは４０個の太陽電池ストリングの合計出力電流値の４０分の１の電流値の減少を認識する感度が求められ初期投資が増加すると共に、電流センサ自体および日射計群、温度計群の日常の点検および校正頻度が多くなり太陽光発電システムの保守のための測定機器の保守管理の負担が大きくなる。
【００６３】
なお、本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムでは、１台の集電箱３に電流センサを５個設け集電箱３の入力側に電流センサを２０個設ける構成であるが、１台の接続箱２に電流センサを１個設け接続箱２の出力側に電流センサを２０個設ける構成にしても構わない。ただし、集電箱３の入力側に電流センサを２０個設ける構成の方が、接続箱２の出力側に電流センサを２０個設ける構成に比べて電流センサを集約することができ、電流センサの保守作業などが容易になるため、集電箱３の入力側に電流センサを２０個設ける構成が望ましい。
【００６４】
本実施形態で採用した太陽電池モジュールの仕様あるいは各構成部品の個数はあくまで一例であり、本発明は本実施形態で採用した太陽電池モジュールの仕様あるいは各構成部品の個数に限定されるものではない。他の例としては、最大出力１３０Ｗの薄膜太陽電池モジュールを３８４０個設け、最大出力１３０Ｗの薄膜太陽電池モジュールを８直列３並列に接続した太陽電池ストリングを８０個設け、入力数が８の接続箱を２０台設け、入力数が５の集電箱を４台設け、最大出力が５００ｋＷであって入力数が２の電力変換装置を２台設ける構成を挙げることができる。この構成の太陽光発電システムの場合、例えば短辺約１５０ｍ、長辺約２００ｍの長方形形状の敷地にシステムを設置することができる。
【００６５】
＜第２実施形態＞
図５は、本発明の第２実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成を示す図である。図５において図１Ａと同一種類の部分には同一の符号を付す。
【００６６】
本発明の第２実施形態に係る太陽光発電システムは、本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムとは異なり集電箱を備えていない構成であって、４０個の太陽電池ストリング１１＿＃１〜１１＿＃４０と、２台の接続箱１２＿＃１〜１２＿＃２と、１台の電力変換装置１４と、変電設備１５と、日照計群１６と、気温計群１７と、１台の通信機器１８とを備えている。
【００６７】
太陽電池ストリング１１＿＃１〜１＿＃４０はそれぞれ太陽電池モジュールを複数直列に接続した構成である。なお、隣接する２つの太陽電池ストリングは分岐ケーブルによって並列接続されてから接続箱２に接続される。
【００６８】
接続箱１２＿＃１〜１２＿＃２はそれぞれ入力数が１０の接続箱である。接続箱１２＿＃１は、２０個の太陽電池ストリング１１＿＃１〜１１＿＃２０から供給される電力を一つにまとめて出力する。同様に、接続箱１２＿＃２は、２０個の太陽電池ストリング１１＿＃２１〜１１＿＃４０から供給される電力を一つにまとめて出力する。
【００６９】
接続箱１２の一構成例を図６に示す。図６に示す構成例では、接続箱１２は、太陽電池ストリング１１側に電流が逆流することを防止する逆流防止用ダイオードＤ１１〜Ｄ２０と、電流センサＳ１１〜Ｓ２０と、落雷時のサージ電圧を抑える避雷器２３と、過電流が流れると電路を開放するブレーカー２４と、電流センサＳ１１〜Ｓ２０の出力信号（アナログ信号）をデジタル信号に変換して出力するＡ／Ｄ変換器２５と、電源部２６とを備えている。接続箱１２＿＃１の電流センサＳ１１は２個の太陽電池ストリング１１＿＃１〜１１＿＃２単位での異常を検出するために必要な測定値である２個の太陽電池ストリング１１＿＃１〜１１＿＃２の合計出力電流値を取得し、その取得結果を出力する。また、接続箱１２＿＃２の電流センサＳ１２は２個の太陽電池ストリング１１＿＃３〜１１＿＃４単位での異常を検出するために必要な測定値である２個の太陽電池ストリング１１＿＃３）〜１１＿＃４の合計出力電流値を取得し、その取得結果を出力する。接続箱１２＿＃１の電流センサＳ１３〜Ｓ２０も同様である。また、接続箱１２＿＃２も各電流センサに対応する太陽電池ストリングの番号が変わるだけであり、基本的に接続箱１２＿＃１と同様である。電源部２６は、外部から供給される商用交流電圧（例えば、ＡＣ１００Ｖ電圧、ＡＣ２００Ｖ電圧など）を、電流センサＳ１１〜Ｓ２０及びＡ／Ｄ変換器２５の駆動電圧となる所定のＤＣ電圧（例えば、ＤＣ１２Ｖ電圧、ＤＣ２４Ｖ電圧など）に変換して、電流センサＳ１１〜Ｓ２０及びＡ／Ｄ変換器２５に供給する。なお、２台の接続箱１２それぞれにＡ／Ｄ変換器２５及び電源部２６を設けてもよいが、２台の接続箱１２で１つのＡ／Ｄ変換器２５を共用してもよく、同様に２台の接続箱１２で１つの電源部２６を共用してもよい。
【００７０】
電力変換装置１４は入力数が２の電力変換装置である。電力変換装置１４は、接続箱１２＿＃１から供給される電力と接続箱１２＿＃２から供給される電力との合計電力であるＤＣ電力をＡＣ電力に変換して出力する。
【００７１】
電力変換装置１４の一構成例を図７に示す。図７に示す構成例では、電力変換装置１４は、２台の接続箱１２から受け取ったＤＣ電力をＡＣ電力に変換して出力するＤＣ／ＡＣインバータ４５と、日照計群１６及び気温計群１７の出力信号（アナログ信号）をデジタル信号に変換して出力するＡ／Ｄ変換器４６と、Ａ／Ｄ変換器２５及び４６の出力信号を中継して通信機器１８に伝送する中継器４７と、電源部４８とを備えている。電源部４８は、外部から供給される商用交流電圧（例えば、ＡＣ１００Ｖ電圧、ＡＣ２００Ｖ電圧など）を、Ａ／Ｄ変換器４６及び中継器４７の駆動電圧となる所定のＤＣ電圧（例えば、ＤＣ１２Ｖ電圧、ＤＣ２４Ｖ電圧など）に変換して、Ａ／Ｄ変換器４６及び中継器４７に供給する。
【００７２】
変電設備１５は入力数が１の変電設備である。変電設備１５は、電力変換装置１４から供給されるＡＣ電力を高圧（例えば６６００Ｖ）や特別高圧（７０００Ｖ以上）昇圧して電力系統（不図示）に出力する。
【００７３】
日照計群１６は１０個の日照計を有し、日照計群１６の各日照計は各分岐ケーブルに１個ずつ割り当てられて設置される。気温計群１７は１０個の気温計を有し、気温群１７の各気温計は各分岐ケーブルに１個ずつ割り当てられて設置される。
【００７４】
また、気温計群１７は任意の太陽電池モジュールの温度を計測するのが好ましく、例えば発電を妨げない太陽電池モジュールの裏面に熱電対素子など貼り付けて、太陽電池モジュール裏面温度を計測しても構わない。
【００７５】
通信機器１８は電力変換装置１４の中継器４７から伝送されてきたデジタル信号を所定の通信プロトコルに従ってネットワークを経由して外部サーバー（不図示）に送信する。
【００７６】
外部サーバーは異常検知装置として機能し、太陽光発電システムから送信されてきたデジタル信号に基づいて、２個の太陽電池ストリング１１単位での異常を検出し、検出結果を出力する。なお、異常検知装置を太陽光発電システムの外部に設けるのではなく、太陽光発電システムの内部に設けるようにしてもよい。
【００７７】
本発明の第２実施形態に係る太陽光発電システムと同数（４０個）の太陽電池ストリングを備える太陽光発電システムにおいて、太陽電池ストリング毎に電流異常を検出しようとすると電流センサが４０個必要となる。これに対して、本発明の第２実施形態に係る太陽光発電システムは、２個の太陽電池ストリングの合計出力電流値を取得する電流センサを２０個備える構成であるので、電流センサの設置費用及び保守費用を大幅に抑えることができる。
【００７８】
また、本発明の第２実施形態に係る太陽光発電システムと同数（４０個）の太陽電池ストリングを備え本発明の第２実施形態に係る太陽光発電システムと同一仕様（入力数が２）及び同数（１台）の電力変換装置を備える太陽光発電システムにおいて、電力変換装置の入力毎に太陽電池ストリングの電流異常を検出しようとすると、電流センサは２個ですむが、各電流センサが２０個の太陽電池ストリングの合計出力電流値を取得することになる。したがって、異常が検出された場合に、故障が発生した太陽電池ストリングを特定するために最大２０個の太陽電池ストリングを調査する必要がある。これに対して、本発明の第２実施形態に係る太陽光発電システムは、各電流センサが２個の太陽電池ストリングの合計出力電流値を取得するので、異常が検出された場合に、異常が検出された場合に、故障が発生した太陽電池ストリングを特定するために調査する太陽電池ストリングが最大２個ですむ。したがって、故障が発生した太陽電池ストリングを早く特定することができる。
【００７９】
＜第３実施形態＞
図８は、本発明の第３実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成を示す図である。図８において図１Ａと同一種類の部分には同一の符号を付す。
【００８０】
本発明の第３実施形態に係る太陽光発電システムは、本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムとは異なり集電箱を備えていない構成であって、１６０個の太陽電池ストリング１２１＿＃１〜１２１＿＃１６０と、２０台の接続箱１２２＿＃１〜１２２＿＃２０と、１台の電力変換装置１２４と、変電設備１２５と、日照計群１２６と、気温計群１２７と、１台の通信機器１２８とを備えている。
【００８１】
太陽電池ストリング１２１＿＃１〜１２１＿＃１６０はそれぞれ太陽電池モジュールを複数直列に接続した構成である。
【００８２】
接続箱１２２＿＃１〜１２２＿＃２０はそれぞれ入力数が８の接続箱である。接続箱１２２＿＃１は、８個の太陽電池ストリング１２１＿＃１〜１２１＿＃８から供給される電力を一つにまとめて出力する。同様に、接続箱１２２＿＃２は、８個の太陽電池ストリング１２１＿＃９〜１２１＿＃１６から供給される電力を一つにまとめて出力する。接続箱１２２＿＃３〜１２２＿＃８についても同様である。
【００８３】
接続箱１２２の一構成例を図９に示す。図９に示す構成例では、接続箱１２２は、太陽電池ストリング１２１側に電流が逆流することを防止する逆流防止用ダイオードＤ２１〜Ｄ２８と、落雷時のサージ電圧を抑える避雷器２０１と、過電流が流れると電路を開放するブレーカー２０２とを備えている。また、図９に示すにように、太陽電池ストリングのメンテナンスの際に安全性を高める為のブレーカー（断路器）Ｂ１〜Ｂ８を逆流防止用ダイオードＤ２１〜Ｄ２８のアノード側に備えていても構わない。
【００８４】
電力変換装置１２４は入力数が２０の電力変換装置である。電力変換装置１２４は、接続箱１２２＿＃１ないし１２２＿＃２０から供給される合計電力であるＤＣ電力をＡＣ電力に変換して出力する。
【００８５】
電力変換装置１２４の一構成例を図１０に示す。図１０に示す構成例では、電力変換装置１２４は、２０台の接続箱１２２から受け取ったＤＣ電力をＡＣ電力に変換して出力するＤＣ／ＡＣインバータ２０３と、電流センサＳ２１〜Ｓ４０と、電流センサＳ２１〜Ｓ４０の出力信号（アナログ信号）並びに日照計群１２６及び気温計群１２７の出力信号（アナログ信号）をデジタル信号に変換して出力するＡ／Ｄ変換器２０４と、電源部２０５とを備えている。
【００８６】
また、接続箱１２２＿＃１からの電流量を測定する電流センサＳ２１は８個の太陽電池ストリング１２１＿＃１〜１２１＿＃８単位での異常を検出するために必要な測定値である８個の太陽電池ストリング１２１＿＃１〜１２１＿＃８の合計出力電流値を取得し、その取得結果を出力する。また、接続箱１２２＿＃２からの電流量を測定する電流センサＳ２２は８個の太陽電池ストリング１２１＿＃９〜１２１＿＃１６単位での異常を検出するために必要な測定値である８個の太陽電池ストリング１２１＿＃９〜１２１＿＃１６の合計出力電流値を取得し、その取得結果を出力する。接続箱１２２＿＃３ないし１２２＿＃２０からの電流量を測定する電流センサＳ２３〜Ｓ４０も同様である。電源部２０５は、外部から供給される商用交流電圧（例えば、ＡＣ１００Ｖ電圧、ＡＣ２００Ｖ電圧など）を、電流センサＳ２１〜Ｓ４０及びＡ／Ｄ変換器２０４の駆動電圧となる所定のＤＣ電圧（例えば、ＤＣ１２Ｖ電圧、ＤＣ２４Ｖ電圧など）に変換して、電流センサＳ２１〜Ｓ４０及びＡ／Ｄ変換器２０４に供給する。
【００８７】
尚、電流センサＳ２１〜Ｓ４０、Ａ／Ｄ変換器２０４等は電力変換装置１２４と別体で構成されても構わない。
【００８８】
変電設備１２５は入力数が１の変電設備である。変電設備１２５は、電力変換装置１２４から供給されるＡＣ電力を高圧（例えば６６００Ｖ）や特別高圧（７０００Ｖ以上）昇圧して電力系統（不図示）に出力する。
【００８９】
日照計群１２６は２０個の日照計を有し、日照計群１２６の各日照計は接続箱１２２＿＃１〜１２２＿＃２０それぞれに１個ずつ割り当てられて設置される。気温計群１２７は２０個の気温計を有し、気温群１２７の各気温計は接続箱１２２＿＃１〜１２２＿＃２０それぞれに１個ずつ割り当てられて設置される。
【００９０】
また、気温計群１２７は任意の太陽電池モジュールの温度を計測するのが好ましく、例えば発電を妨げない太陽電池モジュールの裏面に熱電対素子など貼り付けて、太陽電池モジュール裏面温度を計測しても構わない。
【００９１】
通信機器１２８は電力変換装置１２４のＡ／Ｄ変換器２０４から伝送されてきたデジタル信号を所定の通信プロトコルに従ってネットワークを経由して外部サーバー（不図示）に送信する。
【００９２】
外部サーバーは異常検知装置として機能し、太陽光発電システムから送信されてきたデジタル信号に基づいて、８個の太陽電池ストリング１２１単位での異常を検出し、検出結果を出力する。なお、異常検知装置を太陽光発電システムの外部に設けるのではなく、太陽光発電システムの内部に設けるようにしてもよい。
【００９３】
本発明の第３実施形態に係る太陽光発電システムと同数（１６０個）の太陽電池ストリングを備える太陽光発電システムにおいて、太陽電池ストリング毎に電流異常を検出しようとすると電流センサが１６０個必要となる。これに対して、本発明の第３実施形態に係る太陽光発電システムは、８個の太陽電池ストリングの合計出力電流値を取得する電流センサを２０個備える構成であるので、電流センサの設置費用及び保守費用を大幅に抑えることができる。
【００９４】
＜太陽光発電システムのメンテナンス＞
国毎に買取制度の内容は異なるが例えば太陽光発電システム電力事業者の関心・期待は、安定した発電量および売電金額の安定性であり、これを担保する仕組み提案が求められている。
【００９５】
本発明の第１〜第３実施形態に係る太陽光発電システムは複数の太陽電池ストリングの小さな単位で異常を検出することができることにより、発電量が極端に低下した太陽電池ストリングを短時間で該当箇所（測定値取得部）に辿り着くことが可能となり、太陽光発電システム電力事業者としては的確かつ迅速なメンテナンスサービスを受けることが可能となる。したがって、発電量低下の見過ごしによる売電収入のロスを回避することが可能である。
【００９６】
また、測定値取得部が接続箱単位の発電量測定の場合は、全数の接続箱もしくは集電箱の測定検査をしなくとも、故障箇所を特定し、該当の接続箱ないし集電箱に駆付ることが可能となり、メンテナンス時間短縮が図れる。言い換えれば太陽光発電システムの発電稼働率を向上することが可能となる。
【００９７】
また、接続箱単位の出力特性を常時監視することにより、モジュールから電力変換装置の間の電力経路を監視しているので、日常的な監視に代えることが可能となり、定期メンテナンスの項目を適切に減らすことが可能になり。これにより、太陽光発電システム電力事業者の保守費用の負担が軽減され、投資金額の回収が早まる。
【００９８】
また、測定値取得部が接続箱単位の発電量測定の場合は、相互の測定値取得部の値の中で、最も出力測定値が低い該当箇所を修理補修することで、少ない費用でもっとも効果の大きいメンテナンスサービスを受けることが可能となる。
【００９９】
例えば２４０Wのモジュールを１３直列で構成された太陽電池ストリングを８並列で接続箱に入力した太陽光発電システムでパワーコンディショナ（以下、パワコンという）出力が２５０ｋWの場合、接続箱の出力は３.１２kW  ×８=  ２４.９６kW、1ストリング出力２４０W×１３=３.１２KWである。1ストリングが故障して出力が０Wと仮になったとして、接続箱単位で測定値取得した場合は３.１２KW÷２４.９６kW  ＝１２.５%の出力低下として検出される。ただし、パワコン単位で測定値取得した場合は  ３.１２kW  ÷２５０kW  ＝１.２５%となり、日射変動等の要因等を考慮に入れると、１ストリングがほぼ発電しなくなった故障は検出困難である。
【０１００】
つまり、パワコン単位からモニタリングの細分化を接続箱単位にすることで発電量低下の見過ごし低減が図れる。測定値取得部が電力変換装置単位の発電量測定の場合は、例えば電力変換装置の測定誤差を仮に±5％と仮定した時、2MWシステムであれば、売電価格が40円/kwhの場合、年間約2,300,000kwh×40円/kwh×0.05＝4,600,000円の損失があっても見逃す可能性が有るが、測定値取得部が接続箱単位の発電量測定の場合は、測定誤差はストリング一本単位となり全体システムの0.16％（ストリング数640本＠2MW）となる。
【０１０１】
2MWシステムであれば、年間約2,300,000kwh×40円/kwh×0.0016＝147,200円  以上の見逃し無しが回避できる。
【０１０２】
また、上記測定値取得部により測定された接続箱単位の発電量をインターネット回線などで、保守管理者に情報送信することで、迅速に修理に必要な部材を持参して現場に駆けつけることが可能になる。
【０１０３】
また、モジュール発電出力のリニア保証を担保していたとしても、発電事業者が出力低下したモジュールを発見する義務が生じる為、実質モジュール発電出力のリニア保証が機能していない場合がある。これに対して、モジュール毎の発電量を計測する場合はモジュール単位で電子部品からなる計測装置を設置する初期費用と計測装置自体を保守管理・交換する費用がかかるため、現実的でない。これらの課題に対して、本発明の実施形態に係る太陽光発電システムは測定値取得部が接続箱単位の発電量測定とすることで、全数の接続箱もしくは集電箱の測定検査をしなくとも、太陽電池ストリングの故障箇所を特定できるのでモジュール発電出力のリニア保証をベースとした保守メンテナンスが対応可能となる。
【０１０４】
＜第４実施形態＞
本発明の第４実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成は、集電箱と電力変換装置との間の通信線の代わりに、接続箱と電力変換装置との間の通信線を設ける点を除いて、図１Ａに示す本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成と同一である。また、本発明の第４実施形態に係る太陽光発電システムの概略配置は、図１Ｂに示す本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムの概略配置と同一である。電力変換装置４が請求項に記載されている「電力変換部」に対応している。
【０１０５】
接続箱２の本実施形態における一構成例を図１１に示す。図１１に示す構成例では、接続箱２は、図２に示す構成に、電流センサＳ１０１〜Ｓ１０８の出力信号（アナログ信号）をデジタル信号に変換して出力するＡ／Ｄ変換器２７と、電源部２８とが追加されている。接続箱２＿＃１の電流センサＳ１０１は太陽電池ストリング１＿＃１の出力電流値を取得し、その取得結果を出力する。また、接続箱２＿＃１の電流センサＳ１０２は太陽電池ストリング１＿＃２の出力電流値を取得し、その取得結果を出力する。接続箱２＿＃１の電流センサＳ１０３〜Ｓ１０８も同様である。また、接続箱２＿＃２〜２＿＃２０も各電流センサに対応する太陽電池ストリングの番号が変わるだけであり、基本的に接続箱２＿＃１と同様である。電源部２８は、外部から供給される商用交流電圧（例えば、ＡＣ１００Ｖ電圧、ＡＣ２００Ｖ電圧など）を、電流センサＳ１０１〜Ｓ１０８及びＡ／Ｄ変換器２７の駆動電圧となる所定のＤＣ電圧（例えば、ＤＣ１２Ｖ電圧、ＤＣ２４Ｖ電圧など）に変換して、電流センサＳ１０１〜Ｓ１０８及びＡ／Ｄ変換器２７に供給する。なお、２０台の接続箱２それぞれにＡ／Ｄ変換器２７及び電源部２８を設けてもよいが、複数台の接続箱２で１つのＡ／Ｄ変換器２７を共用してもよく、同様に複数台の接続箱２で１つの電源部２８を共用してもよい。
【０１０６】
集電箱３の本実施形態における一構成例を図１２に示す。図１２に示す構成例では、集電箱３は、図２に示す構成から、電流センサＳ１〜Ｓ５と、Ａ／Ｄ変換部３３と、電源部３４とが取り除かれている。
【０１０７】
電力変換装置４の本実施形態における一構成例を図１３に示す。図１３に示す構成例では、電力変換装置４は、図４に示す構成に、電力変換装置４に入力されるＤＣ電力値を取得し、その取得結果を出力する電力センサＳ９と、電力変換装置４から出力されるＡＣ電力値を取得し、その取得結果を出力する電力センサＳ１０とが追加されている。Ａ／Ｄ変換器４２は、日照計群６Ａ及び気温計群７Ａの出力信号（アナログ信号）又は日照計群６Ｂ及び気温計群７Ｂの出力信号（アナログ信号）、電力センサＳ９の出力信号（アナログ信号）、及び電力センサＳ１０の出力信号（アナログ信号）をデジタル信号に変換して出力する。中継器４３は、Ａ／Ｄ変換器２３及び４２の出力信号を中継して通信機器８に伝送する。
【０１０８】
通信機器８＿＃１及び８＿＃２と本発明の一実施形態に係る太陽光発電システム性能予測装置として機能する外部サーバー１０２との間のデータ伝送経路の一例を図１４に示す。また、外部サーバー１０２の一構成例を図１５に示す。
【０１０９】
図１４に示す例では、通信機器８＿＃１及び８＿＃２は、携帯電話回線網またはルーター１００とインターネット１０１とを経由して、外部サーバー１０２にデータを送信している。通信機器８＿＃１は、例えば１分毎に、電流センサによって検出される瞬時電流値データ、日照計によって検出される瞬時日照強度データ、気温計によって検出される瞬時気温データ、電力センサによって検出される平均電力値データを蓄積し、例えば１時間おきに外部サーバー１０２にデータを送信する。通信機器８＿＃２は、例えば１分毎に、電流センサによって検出される瞬時電流値データ、日照計によって検出される瞬時日照強度データ、気温計によって検出される瞬時気温データ、電力センサによって検出される平均電力値データを蓄積し、例えば１時間おきに外部サーバー１０２にデータを送信する。なお、通信機器８＿＃１と通信機器８＿＃２とを統合して、１台の通信機器にしてもよい。
【０１１０】
図１５に示す構成例では、外部サーバー１０２は、接続箱２及び電力変換装置４内のＡ／Ｄ変換器との通信を行う通信インターフェース部１０３と、制御部１０４と、メモリ１０５と、入力部１０６と、出力部１０７とを備えている。入力部１０６は、例えばキーボードとポインティングデバイスとによって構成される。出力部１０７としては、例えばモニタ、プリンタ、コンピュータ読み取り可能な記憶媒体にデータを書き込む記憶媒体インターフェースなどを挙げることができる。
【０１１１】
制御部１０４は、通信インターフェース部１０３によるデータの送受信を制御するとともに通信インターフェース部８１によって受信されたデータと入力部１０６によって入力された電力変換装置４の構成部品の交換履歴に関するデータとをメモリ１０５に記憶させる。
【０１１２】
また、制御部１０４は、メモリ１０５に記憶されているデータを用いて、電力変換装置４の所定期間における性能変化と構成部品の交換履歴との関係（例えば、部品を交換しない場合の変換効率の低下率、或る部品を交換した場合の変換効率の向上率など）から、所定期間より後の電力変換装置４の性能を予測し、その予測結果を出力部１０７に出力させる。出力部１０７から出力される予想結果は、電力変換装置４の使用実績が加味されたものであるため、太陽光発電システムの所有者が太陽光発電システムの部品を交換するか否かを決定する際の参考情報として、有効である。
【０１１３】
なお、電力変換装置４の変換効率は、電力変換装置４の入力電力と電力変換装置４の出力電力との比によって求めることができる。また、制御部１０４が複数の電力変換装置４を個別に識別できるように、例えば、電力変換装置４それぞれに固有の識別情報（例えばＩＤ番号）を付与し、メモリ１０５によるデータ記憶、制御部１０４による性能予測、出力部１０７に予測結果出力に識別情報を関連付けるようにすればよい。
【０１１４】
ここで、電力変換装置４の性能予測の一例を図１６に示す。図１６に示す例では、稼動年１２年の直前までを所定期間にしている。前半の定期メンテナンス前後の発電データを蓄積解析することで、後半のメンテナンス最適周期を提案実施することが可能となる。
【０１１５】
電力変換装置４に設けられる交換可能な部品の中で例えばフィルタ交換は、電力変換装置４に設けられる空冷ファンによって電力変換装置４内部に埃などが入り込むことを防ぐためのフィルタを交換することを意味しており、設置環境により最適な交換周期は異なるが２年から３年を目安に交換が推奨されている。
【０１１６】
また、例えば、電力変換装置の換気扇は６から１０年毎の交換が推奨されている。
【０１１７】
また、例えば、ディジタル制御基板、直流電圧検出基板、整流器基板、直流地絡検出基板、ＩＧＢＴドライブ基板などの基板類、ヒューズ、ガスケットなどは８年から１２年毎に交換するのが推奨されている。
【０１１８】
また、例えば、遮断器、電磁接触器、漏電遮断器、制御電源、電解コンデンサ、トランス、サージアブソーバ、インバータユニット、コンバータユニットは１２年から１５年目に交換するのが推奨されている。
【０１１９】
図１６で示す基板交換は、電力変換装置４に設けられるスイッチング素子、コンデンサ、インバータ制御ＩＣなどの電子部品が実装されている基板を交換することを意味している。また、図１６で示す例では保守作業の効率などを考慮して一定周期で基板交換作業をまとめている場合であり、８年毎に行っている。
【０１２０】
図１６で示すユニット交換は、比較的高価な部品で構成されるインバータユニット、コンバータユニット、電磁接触器、漏電遮断器、電解コンデンサを交換することを意味している。また、図１６で示す例では発電システムの発電ユニットの稼動期間が２５年の場合を想定して、上記期間の中間付近である１２年目で電力変換装置の各ユニット交換を行っている。
【０１２１】
図１６に示す例では、２種類の部品交換パターンでの稼動年１２年以降の電力変換装置４の変換効率を予測している。このような複数の部品交換パターンでの性能予想を出力部１０７が出力することによって太陽光発電システムの所有者が複数の部品交換パターンを比較検討することが容易になり、太陽光発電システムの所有者にとって利便性が向上する。
【０１２２】
本実施形態では稼動年１２年以前の変換効率の前半のパターンを用いて稼動年１２年以降の後半パターンを予測したが、最も短い交換部品の周期に合わせて短くした前半のパターンを用いて、以降のパターンを予測しても構わない。例えば、フィルタ交換などの周期が比較的短い部品は、部品交換後の変換効率予測パターンと実際の変換効率パターンと比較検討することで、次回のフィルタ交換時期を設置環境にあった周期を提案でき太陽光発電システムの所有者にとって利便性が向上する。また、本実施形態では性能変化を変換効率のパターンで評価したが、電力変換装置の稼働率で評価しても構わなく、あるいは、電力変換装置の温度上昇を抑制する為の周辺機器の消費電力量の変化で評価してもかまわない。たとえば、電力系統から買電して空調機器にて電力変換装置を設置している雰囲気温度を冷却する時の消費電力などで評価してもかまわない。
【０１２３】
外部サーバー１０２は太陽光発電システムが設けられている敷地の外部に設置するのではなく、太陽光発電システムが設けられている敷地内に設置するようにしてもよい。太陽光発電システムが設けられている敷地内に設置する場合は、外部サーバー１０２と通信機器８とはインターネットを経由することなく、ＬＡＮのみの経由で通信を行うようにするとよい。
【０１２４】
本実施形態で採用した太陽電池モジュールの仕様あるいは各構成部品の個数はあくまで一例であり、本発明は本実施形態で採用した太陽電池モジュールの仕様あるいは各構成部品の個数に限定されるものではない。他の例としては、最大出力１３０Ｗの薄膜太陽電池モジュールを３８４０個設け、最大出力１３０Ｗの薄膜太陽電池モジュールを８直列３並列に接続した太陽電池ストリングを８０個設け、入力数が８の接続箱を２０台設け、入力数が５の集電箱を４台設け、最大出力が５００ｋＷであって入力数が２の電力変換装置を２台設ける構成を挙げることができる。この構成の太陽光発電システムの場合、例えば短辺約１５０ｍ、長辺約２００ｍの長方形形状の敷地にシステムを設置することができる。
【０１２５】
＜太陽光発電所＞
日本国内においては、図１７に示すように太陽光発電システムの最大出力値に応じて、必要な手続きや発電電力の買取金額等が異なっており、最大出力値が小さいほど、システムの所有者にとってメリットが多くなっている。したがって、各区分の上限ぎりぎりを狙う仕様（５００ｋＷ未満であって限りなく５００ｋＷに近い最大出力値、１ＭＷ未満であって限りなく１ＭＷに近い最大出力値、２ＭＷ未満であって限りなく２ＭＷに近い最大出力値）が好ましい。しかしながら、一般的な電力変換装置の最大出力が１００ｋＷまたは２５０ｋＷであるため、最大出力値を４００ｋＷ、９００ｋＷ、１．９ＭＷのいずれかに設定する仕様が一般的であると言える。特に最大出力値が２ＭＷ以上の場合は特別高圧変電設備が必要となり、例えば１．９ＭＷの太陽光発電システムと２．１ＭＷの太陽光発電システムでは、１．９ＭＷの太陽光発電システムの方が設備投資費用を少なくできる。つまり、上述した第１〜第３実施形態のように、故障が発生した太陽電池ストリングを早く特定することでシステム設置費用及び保守費用を大幅に抑えることができる。
【０１２６】
したがって、本発明に係る太陽光発電システムでは、最大出力値を、４００ｋＷ以上５００ｋＷ未満の範囲内の所定値、９００ｋＷ以上１ＭＷ未満の範囲内の所定値、１．９ＭＷ以上２ＭＷ未満の範囲内の所定値のいずれかに設定することが望ましい。
【０１２７】
また、例えばタイ国では、図１８に示すように太陽光発電システムの最大出力値に応じて、必要な設備等が異なっており、最大出力値が小さいほど、システムの所有者にとってメリットが多くなっている。日本国においても、今後同一または類似の規制が実施される可能性がある。したがって、法規制によって太陽光発電システムの最大出力値が複数の区分に分類される場合、各区分において、区分の上限閾値から１００ｋＷを引いた値以上、区分の上限閾値未満の範囲内の所定値に、本発明に係る太陽光発電システムの最大出力値を設定することが望ましい。
【０１２８】
また、上述した第１実施形態及び第４実施形態では、接続箱と集電箱とが別体であるが、接続箱と集電箱とが一体構造になっていても構わない。
【０１２９】
また、上述した各実施形態では、電力変換装置がＤＣ／ＡＣインバータを備える構成であったが、本発明に係る太陽光発電システムがＤＣ電力系統に電力を供給する場合には、電力変換装置を、或る電圧値のＤＣ電力を異なる電圧値のＤＣ電力に変換するＤＣ／ＤＣコンバータを備える構成にし、変電設備を、ＤＣ電圧を昇圧する設備にするとよい。
【０１３０】
また、上述した第４実施形態では、外部サーバー１０２が電力変換装置の性能に関連するデータをネットワーク経由で取得したが、入力部１０６によって入力されるようにしてもよい。また、上述した実施形態では、電力変換装置の構成部品の交換履歴に関するデータが入力部１０６によって入力されたが、外部サーバー１０２が電力変換装置の構成部品の交換履歴に関するデータをネットワーク経由で取得するようにしてもよい。
【０１３１】
また、上述の「電力変換部」については、電力系統に高圧連系するために必要な高圧変電設備や特別高圧変電設備でもかまわないし、蓄電池に発電電力を一時的に充放電する充放電器でもかまわない。
【０１３２】
再生可能エネルギーから電力を生成する発電ユニットを備える発電システムとして、太陽光発電システムを例に実施例を説明したが、風力発電システムの場合は風車の回転運動から電力を生成する誘導発電機を上記発電ユニットとして、電力系統に高圧連系するために必要な高圧変電設備や特別高圧変電設備を電力変換部としても構わない。もしくは風車および増速機を上記発電ユニットとして、回転運動から電力を生成する誘導発電機を電力変換部としても構わない。
【０１３３】
再生可能エネルギーとしては潮力発電、地熱発電、太陽熱発電などが挙げられ、タービンの回転運動から電力を生成する発電機を再生可能エネルギーから電力を生成する発電ユニットとしても構わない。もしくはタービン自体を再生可能エネルギーから電力を生成する発電ユニットとしてタービンの回転運動から電力を生成する発電機を電力変換部としても構わない。
【０１３４】
再生可能エネルギーは自然エネルギーを利用するため、発電電力量が日毎に不規則になりがちであり、再生可能エネルギーから電力を生成する発電ユニットからの情報と電力変換部の所定期間における性能変化を求めることが重要になる。
【符号の説明】
【０１３５】
１＿＃１〜１＿＃１６０、１１＿＃１〜１１＿＃４０、１２１＿＃１〜１２１＿１６０  太陽電池ストリング
２＿＃１〜２＿＃２０、１２＿＃１〜１２＿＃２、１２２＿＃１〜１２２＿＃２０  接続箱
３＿＃１〜３＿＃４  集電箱
４＿＃１〜４＿＃２、１４、１２４  電力変換装置
５、１５、１２５  変電設備
６Ａ、６Ｂ、１６、１２６  日照計群
７Ａ、７Ｂ、１７、１２７  気温計群
８＿＃１〜８＿＃２、１８、１２８  通信機器
２１、３１、２３、２０１  避雷器
２２、２４、３２、２０２  ブレーカー
２５、２７、３３、４２、４６、２０４  Ａ／Ｄ変換器
２６、２８、３４、４４、４８、２０５  電源部
４１、４５、４９、２０３  ＤＣ／ＡＣインバータ
４３、４７  中継器
１００  ルーター
１０１  インターネット
１０２  外部サーバー
１０３  通信インターフェース
１０４  制御部
１０５  メモリ
１０６  入力部
１０７  出力部
Ｂ１〜Ｂ８  ブレーカー（断路器）
Ｄ１〜Ｄ８、Ｄ１１〜Ｄ２８  逆流防止用ダイオード
Ｓ１〜Ｓ５、Ｓ１１〜Ｓ４０、Ｓ１０１〜Ｓ１０８  電流センサ
Ｓ９、Ｓ１０  電力センサ
【図１Ａ】
2013105628.tif 000003
【図１Ｂ】
2013105628.tif 000004
【図２】
2013105628.tif 000005
【図３】
2013105628.tif 000006
【図４】
2013105628.tif 000007
【図５】
2013105628.tif 000008
【図６】
2013105628.tif 000009
【図７】
2013105628.tif 000010
【図８】
2013105628.tif 000011
【図９】
2013105628.tif 000012
【図１０】
2013105628.tif 000013
【図１１】
2013105628.tif 000014
【図１２】
2013105628.tif 000015
【図１３】
2013105628.tif 000016
【図１４】
2013105628.tif 000017
【図１５】
2013105628.tif 000018
【図１６】
2013105628.tif 000019
【図１７】
2013105628.tif 000020
【図１８】
2013105628.tif 000021
【手続補正書】
【提出日】平成26年7月11日(2014.7.11)
【手続補正１】
【補正対象書類名】特許請求の範囲
【補正対象項目名】全文
【補正方法】変更
【補正の内容】
【特許請求の範囲】
【請求項１】
複数の太陽電池モジュールを接続した太陽電池ストリングを複数備え、
複数の前記太陽電池ストリングでの異常を検出するために必要な測定値を取得する測定値取得部を複数備え、
入力数が複数であって、前記太陽電池ストリングの複数から出力される電力の合計電力を電力変換する電力変換装置を少なくとも１つ備え、
単一の前記太陽電池ストリングでの異常を検出するために必要な測定値を取得する他の測定値取得部を備えない構成とするように、前記測定値取得部で取得する測定値に対応する前記太陽電池ストリングの数は、前記電力変換装置で電力変換する合計電力に対応する前記太陽電池ストリングの数を、前記入力数で除した値よりも小さくもしくは等しく設定されたことを特徴とする太陽光発電システム。
【請求項２】
複数の前記太陽電池ストリングから供給される電力を一つにまとめて出力する接続箱を複数備え、
複数の前記接続箱から供給される電力を一つにまとめて出力する集電箱を少なくとも１つ備え、
前記測定値取得部を前記接続箱または前記集電箱に設ける請求項１に記載の太陽光発電システム。
【請求項３】
前記接続箱と前記集電箱とが別体であって、前記測定値取得部を前記集電箱の入力側に設ける請求項２に記載の太陽光発電システム。
【請求項４】
前記接続箱の入力数が前記測定値取得部で取得する測定値に対応する前記太陽電池ストリングの数と同一である請求項２又は請求項３に記載の太陽光発電システム。
【請求項５】
前記測定値取得部が電流センサである請求項１〜４のいずれか１項に記載の太陽光発電システム。
【請求項６】
最大出力が４００ｋＷ以上である請求項１〜５のいずれか１項に記載の太陽光発電システム。
【手続補正３】
【補正対象書類名】明細書
【補正対象項目名】００１０
【補正方法】削除
【補正の内容】
【手続補正４】
【補正対象書類名】明細書
【補正対象項目名】００２９
【補正方法】削除
【補正の内容】
【手続補正５】
【補正対象書類名】明細書
【補正対象項目名】００３０
【補正方法】削除
【補正の内容】
【手続補正６】
【補正対象書類名】明細書
【補正対象項目名】００３１
【補正方法】削除
【補正の内容】
【手続補正７】
【補正対象書類名】明細書
【補正対象項目名】００３２
【補正方法】削除
【補正の内容】
【手続補正８】
【補正対象書類名】明細書
【補正対象項目名】００３３
【補正方法】削除
【補正の内容】
【手続補正９】
【補正対象書類名】明細書
【補正対象項目名】００３４
【補正方法】削除
【補正の内容】
【手続補正１０】
【補正対象書類名】明細書
【補正対象項目名】００３５
【補正方法】削除
【補正の内容】
【手続補正１１】
【補正対象書類名】明細書
【補正対象項目名】００３６
【補正方法】削除
【補正の内容】
【手続補正１２】
【補正対象書類名】明細書
【補正対象項目名】００３８
【補正方法】削除
【補正の内容】
【手続補正１３】
【補正対象書類名】明細書
【補正対象項目名】０１３０
【補正方法】変更
【補正の内容】
【０１３０】
また、上述した第４実施形態では、外部サーバー１０２が電力変換装置の性能に関連するデータをネットワーク経由で取得したが、入力部１０６によって入力されるようにしてもよい。また、上述した実施形態では、電力変換装置の構成部品の交換履歴に関するデータが入力部１０６によって入力されたが、外部サーバー１０２が電力変換装置の構成部品の交換履歴に関するデータをネットワーク経由で取得するようにしてもよい。
上述した実施形態に係る発電システム性能予測装置は、再生可能エネルギーから電力を生成する発電ユニットを備える発電システムに設けられる電力変換部の所定期間における性能変化を求めるために必要なデータを取得する第１のデータ取得部と、前記電力変換部の前記所定期間における構成部品の交換履歴に関するデータを取得する第２のデータ取得部と、前記電力変換部の前記所定期間における性能変化と構成部品の交換履歴との関係から、前記所定期間より後の前記電力変換部の性能を予測する性能予測部とを備える構成とする。
このような構成によると、性能予測部の予測結果が、電力変換装置の使用実績が加味されたものとなるため、再生可能エネルギー発電システムの所有者が再生可能エネルギー発電システムの部品を交換するか否かを決定する際の参考情報を提供することができる。
また、前記性能予測部が、複数の部品交換パターンでの前記電力変換部の性能を予想することが望ましい。
このような構成によると、発電システムの所有者が複数の部品交換パターンを比較検討することが容易になり、発電システムの所有者にとって利便性が向上する。
また、前記第１のデータ取得部によって取得されるデータが前記発電システムからネットワークを経由して送られてくるデータであるようにしてもよい。
また、データを入力する入力部を備え、前記第２のデータ取得部によって取得されるデータが前記入力部によって入力されるデータであるようにしてもよい。
また、上述した実施形態に係る発電システム性能予測方法は、再生可能エネルギーから電力を生成する発電ユニットを備える発電システムに設けられる電力変換部の所定期間における性能変化を求めるために必要なデータを取得する第１のデータ取得ステップと、前記電力変換部の前記所定期間における構成部品の交換履歴に関するデータを取得する第２のデータ取得ステップと、前記電力変換部の前記所定期間における性能変化と構成部品の交換履歴との関係から、前記所定期間より後の前記電力変換部の性能を予測する性能予測ステップとを備えるようにする。
また、上述した実施形態に係る発電システムは、再生可能エネルギーから電力を生成する発電ユニットと、前記発電ユニットで生成した電力を変換する電力変換部と、発電システム性能予測装置とを備え、前記発電システム性能予測装置が、発電ユニットと発電ユニットで生成した電力を変換する電力変換部と電力変換部の所定期間における性能変化を求めるために必要なデータを取得する第１のデータ取得部と、前記電力変換部の前記所定期間における構成部品の交換履歴に関するデータを取得する第２のデータ取得部と、前記電力変換部の前記所定期間における性能変化と構成部品の交換履歴との関係から、前記所定期間より後の前記電力変換部の性能を予測する性能予測部とを有する構成とする。
【国際調査報告】
2013105628.tif 000022
2013105628.tif 000023
2013105628.tif 000024
2013105628.tif 000025