(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
太陽電池からの電流を直流から交流に変換するパワーコンディショナを有した太陽光発電プラントの異常有無を判断する監視システムであって、
前記太陽光発電プラントにおけるプラント照度を測定する照度センサと、
前記パワーコンディショナからの電流、電圧、電力のうち少なくとも１つの値を含むパワコン出力値が出力閾値以下である間は、前記プラント照度が照度閾値以上となったエラー回数をカウントし、このエラー回数がエラー閾数以上となれば前記太陽光発電プラントに異常が有ると判断する判断部と、
を備え、
前記判断部は、前記パワコン出力値が前記出力閾値以下である間に、前記プラント照度が前記照度閾値以上となっても、前記プラント照度が前記照度閾値より大きい高照度閾値以上となれば前記エラー回数としてカウントしないことを特徴とする監視システム。
【請求項２】
前記照度閾値は、前記判断部が太陽光発電プラントの異常有無を判断している間にも変更可能な閾値であることを特徴とする請求項１に記載の監視システム。
【請求項３】
請求項１又は２に記載の監視システムと、
この監視システムの当該太陽光発電プラントに対する異常有無の判断結果を、前記監視システム外部へ通信する通信部を有していることを特徴とする太陽光発電プラント。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、太陽電池からの電流を直流から交流に変換するパワーコンディショナを有した太陽光発電プラントの異常有無を判断する監視システム、及び、この監視システムを有した太陽光発電プラントに関する。
【背景技術】
【０００２】
従来、複数の太陽電池パネルからなる太陽電池パネルアレイと、太陽電池パネルアレイに接続されて最大電力追従制御により太陽電池パネルアレイから最大の電力を取得するパワーコンディショナーとを備えた太陽電池システムの検査方法が知られている（特許文献１）。
この検査方法は、太陽光の減光度合を所定周期で変化させる減光手段を用いて、太陽電池パネルアレイの一部の領域に照射される太陽光の照度を所定周期で変化させる減光工程と、減光工程によって太陽光の照度を所定周期で変化させている状態で、電流検出器を用いて太陽電池パネルアレイからパワーコンディショナーに出力される電流を測定し、測定した電流から所定周期で変化する電流成分を発電電流として検出する電流成分検出工程と、減光工程によって太陽光の照度を所定周期で変化させている状態で、電圧検出器を用いて太陽電池パネルアレイからパワーコンディショナーに出力される電圧を電流の測定と同時に測定して、測定した電圧を発電電圧として検出する電圧検出工程と、電流成分検出工程で検出された発電電流と、電圧検出工程で検出された発電電圧とを用いて、所定周期で変化する照度の変動分による太陽電池パネルアレイの一部の領域における発電量を計算する発電量計算工程と、発電量計算工程で計算された発電量を用いて、太陽電池パネルアレイの一部の領域の合否を判定する判定工程とを含んでいる。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特開２０１３−１３１６７９号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
しかしながら、特許文献１に記載された検査方法は、わざわざ減光手段を用いなくては太陽電池システムを検査できず、検査に手間・負担がかかると共に、太陽光を減光した分だけ、当然に発電する電力も減る。
又、特許文献１の検査方法は、検査できるのも、太陽電池パネルアレイの一部でしかないため、減光手段を用いた以外の太陽電池パネルアレイに異常が有っても、異常と判定されない。
【０００５】
更に、特許文献１では、太陽電池パネルにおいて、照度がある程度大きければ、発電量は照度にほぼ比例すること（段落００１０）や、パワーコンディショナーの最大出力は照度にほぼ比例すること（段落００３６）が述べられている。
しかし、実際に調べてみると、図４や図５（ａ）に示したように、正常な太陽電池システム（太陽光発電プラント）で、照度は上がっている（明るくなっている）にも関わらず、パワーコンディショナの出力電流は減っているケースがある。
つまり、特許文献１の検査方法では、太陽光発電プラントに異常がなくとも、パワーコンディショナーの出力が照度に比例していない場合には、異常が有ると判断され、誤報の原因となる。尚、仮に特許文献１において言及された照度が放射照度である場合、猶更、ルクス［ｌｘ］を単位とする照度を用いる示唆が特許文献１にないこととなる。
【０００６】
本発明は、このような点に鑑み、パワーコンディショナからの電流値等が出力閾値以下の時だけ、照度センサから出力されるプラント照度が照度閾値以上となったかに基づいて、太陽光発電プラントの異常有無を判断することによって、「監視負担の低減」、「プラントの全体監視」及び「誤報の抑制」を同時に実現できる監視システム及び太陽光発電プラント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】
【０００７】
本発明に係る監視システム１は、太陽電池からの電流を直流から交流に変換するパワーコンディショナを有した太陽光発電プラントの異常有無を判断する監視システムであって、前記太陽光発電プラントにおけるプラント照度を測定する照度センサと、前記パワーコンディショナからの電流、電圧、電力のうち少なくとも１つの値を含むパワコン出力値が出力閾値以下である間は、前記プラント照度が照度閾値以上となったエラー回数をカウントし、このエラー回数がエラー閾数以上となれば前記太陽光発電プラントに異常が有ると判断する判断部と、を備え、前記判断部は、前記パワコン出力値が前記出力閾値以下である間に、前記プラント照度が前記照度閾値以上となっても、前記プラント照度が前記照度閾値より大きい高照度閾値以上となれば前記エラー回数としてカウントしないことを第１の特徴とする。
【０００８】
本発明に係る監視システム１の第２の特徴は、上記第１の特徴に加えて、前記照度閾値は、前記判断部が太陽光発電プラントの異常有無を判断している間にも変更可能な閾値である点にある。
【００１０】
これらの特徴により、パワーコンディショナＣからの電流等を含むパワコン出力値Ｍが出力閾値Ｔ１以下である間は、照度センサ２によるプラント照度Ｌの照度閾値Ｔ２以上となったエラー回数Ｅがエラー閾数Ｔ３以上となれば、太陽光発電プラントＰに異常が有ると判断部３で判断することで、特許文献１のように、わざわざ減光手段を用いる必要はなく、太陽光発電プラントＰの監視にかかる手間・負担を低減できる（「監視負担の低減」）と共に、減光手段による発電量の低減もない。
これに加えて、パワーコンディショナＣからの電流値等に基づいて、異常の有無を判断しているため、何れの太陽電池Ｄも含めた太陽光発電プラントＰ全体の監視が可能となる（「プラントの全体監視」）。
そして、図５（ｃ）に示したように、パワーコンディショナＣのパワコン出力値Ｍとプラント照度Ｌに相関が高い（パワコン出力値Ｍが出力閾値Ｔ１以下である）間だけ、照度センサ２に基づいて異常有無を判断することとなるため、異常判断の誤報が抑えられる（「誤報の抑制」）と共に、日射計よりもコスト負担の低い照度センサ（照度計）を活用できる。
【００１１】
又、照度閾値Ｔ２を、判断部３が太陽光発電プラントＰの異常有無を判断している間にも変更可能な閾値とすることで、太陽光発電プラントＰが置かれた環境下（照度センサ２の取付方向（水平方向、鉛直方向、斜め方向などの何れの上下方向に向けるか、方角など）、太陽の南中高度）に応じて、照度閾値Ｔ２を最適化できる。
【００１２】
更に、プラント照度Ｌが、照度閾値Ｔ２以上となっても、照度閾値Ｔ２より大きい高照度閾値Ｔ２’以上でもある場合には、エラー回数Ｅとしてカウントしないことで、例えば、積雪時における誤報をより抑制できる。
詳解すれば、降雪により雪が積もった時には、正常な（異常の無い）太陽光発電プラントＰにおいても、パワーコンディショナＣからの電流値等が出力閾値Ｔ１以下であるにも関わらず、プラント照度Ｌが照度閾値Ｔ２以上となることが起こり得る。
これは、積もった雪で太陽光が反射されて明るくなる（プラント照度Ｌが高くなる）ためであり、ここで、照度閾値Ｔ２より大きい高照度閾値Ｔ２’を設け、この高照度閾値Ｔ２’以上にプラント照度Ｌがなった際にエラー回数Ｅをカウントしなければ、積雪による照度上昇か、太陽光発電プラントＰの異常かを区別でき、誤報が抑制される。
この他、積雪時以外で、海辺、湖畔、河辺など水面に太陽光が反射し得る場所に太陽光発電プラントＰが置かれたケースにも、誤報抑制の向上が図れる。
尚、本発明に係る太陽光発電プラントＰとして、上述した監視システムと、この監視システムの当該太陽光発電プラントに対する異常有無の判断結果を、前記監視システム外部へ通信する通信部を有していることを特徴としても良い。
【発明の効果】
【００１３】
本発明に係る監視システム及び太陽光発電プラントによると、パワーコンディショナからの電流値等が出力閾値以下の時だけ、照度センサから出力されるプラント照度が照度閾値以上となったかで太陽光発電プラントの異常有無を判断することにより、「監視負担の低減」と「プラントの全体監視」と「誤報の抑制」を同時に実現できる。
【図面の簡単な説明】
【００１４】
【図１】本発明に係る監視システム及び太陽光発電プラントを示す概要図である。
【図２】監視システムからの通知を示す概要図であって、（ａ）はＳＭＳ配信による構成例を示し、（ｂ）はサーバ経由のメール配信による構成例を示す。
【図３】監視システムの照度センサの取付状況を示す図面代用写真であり、（ａ）はある建物の屋上における太陽光発電プラントに受光部を略水平方向に向けて照度センサを取り付けた状況を示し、（ｂ）は（ａ）と同じ建物の屋上における太陽光発電プラントに受光部を略垂直方向に向けて照度センサを取り付けた状況を示し、（ｃ）は他の太陽光発電プラントに受光部を略水平方向に向けて照度センサを取り付けた状況を示す。
【図４】ある晴れの日における太陽光発電プラントのパワコン出力値及びプラント照度の変化を示すグラフである。
【図５】他の晴れの日における太陽光発電プラントのパワコン出力値及びプラント照度についてのグラフであって、（ａ）はパワコン出力値及びプラント照度の変化を示し、（ｂ）はパワコン出力値の全域におけるパワコン出力値とプラント照度との相関関係を示し、（ｃ）はパワコン出力値が出力閾値以下である範囲におけるパワコン出力値とプラント照度との相関関係を示す。
【図６】曇りの日又は雨の日における太陽光発電プラントのパワコン出力値及びプラント照度についてのグラフであって、（ａ）はパワコン出力値及びプラント照度の変化を示し、（ｂ）はパワコン出力値の全域におけるパワコン出力値とプラント照度との相関関係を示し、（ｃ）はパワコン出力値が出力閾値以下である範囲におけるパワコン出力値とプラント照度との相関関係を示す。
【図７】プラント照度に基づいた異常有無の判断をしていない場合において、異常有無の誤報が発生していないケースを示すグラフである。
【図８】プラント照度に基づいた異常有無の判断をしていない場合において、台風の影響により、異常有無の誤報が発生しているケースを示すグラフである。
【図９】プラント照度に基づいた異常有無の判断をしていない場合において、雨の影響により、異常有無の誤報が発生しているケースを示すグラフである。
【図１０】監視プログラムを示すフローチャートである。
【図１１】プラント照度に基づいた異常有無の判断をしている場合において、パワコン出力値及びプラント照度を操作して、正常に異常有無が判断されているか確認したケースを示すグラフである。
【図１２】プラント照度に基づいた異常有無の判断をしている場合において、パワコン出力値が出力閾値以下だが、プラント照度も照度閾値以下であるため、異常が無いと判断されているケースを示すグラフである。
【図１３】プラント照度に基づいた異常有無の判断をしている場合において、パワコン出力値が出力閾値以下で、プラント照度は照度閾値以上であるため、異常が有ると判断されている１つのケースを示すグラフである。
【図１４】プラント照度に基づいた異常有無の判断をしている場合において、パワコン出力値が出力閾値以下で、プラント照度は照度閾値以上であるため、異常が有ると判断されている他のケースを示すグラフである。
【図１５】パワコン出力値が出力閾値以下である範囲における２０１４年８月３１日の標本を元に、相関係数や回帰直線を求めた例を示すグラフである。
【図１６】ある太陽光発電プラントで、照度センサを受光部（受光面の法線）が略水平となるように取り付けた場合において、２０１４年８月２９〜３１日、２０１４年９月１、２、６日における発電状況（パワコン出力値、プラント照度、温度の変化を示すグラフ）、相関関係（パワコン出力値が出力閾値以下である範囲におけるパワコン出力値とプラント照度との相関関係）を示すグラフ、相関係数、回帰直線、及び、出力閾値を２．５Ａとした際に予想される照度閾値を纏めたものである。
【図１７】ある太陽光発電プラントで、照度センサを受光部（受光面の法線）が略垂直となるように取り付けた場合において、２０１４年９月１３〜１７日における発電状況（パワコン出力値、プラント照度、温度の変化を示すグラフ）、相関関係（パワコン出力値が出力閾値以下である範囲におけるパワコン出力値とプラント照度との相関関係）を示すグラフ、相関係数、回帰直線、及び、出力閾値を２．５Ａとした際に予想される照度閾値を纏めたものである。
【図１８】他の太陽光発電プラントで、照度センサを受光部（受光面の法線）が略水平となるように取り付けた場合において、２０１４年９月１４〜１８日における発電状況（パワコン出力値、プラント照度、温度の変化を示すグラフ）、相関関係（パワコン出力値が出力閾値以下である範囲におけるパワコン出力値とプラント照度との相関関係）を示すグラフ、相関係数、回帰直線、及び、出力閾値を２．５Ａとした際に予想される照度閾値を纏めたものである。
【図１９】雪の日における太陽光発電プラントのパワコン出力値及びプラント照度の変化を示すグラフである。
【発明を実施するための形態】
【００１５】
以下、本発明の実施形態を、図面を参照して説明する。
＜太陽光発電プラントＰの全体構成＞
図１〜３には、本発明に係る監視システム１や、太陽電池Ｄ、パワーコンディショナ（パワコン、ＰＣＳ）Ｃ、そして、これらの監視システム１等を設けた本発明に係る太陽光発電プラント（太陽光発電所）Ｐが示されている。
太陽光発電プラントＰは、複数個の太陽電池Ｄを直列に接続して構成された太陽電池ストリングＲ（ストリングＲ）や、交流集電箱（送電盤）Ｂを備えていても良く、ストリングＲは複数本であっても構わない。
【００１６】
＜太陽電池Ｄ、太陽電池ストリングＲ＞
図１、３に示された如く、太陽電池ストリングＲにおける個々の太陽電池Ｄは、光が照射されることによって、正極（＋極）と負極（−極）の間に直流電力を発生し、発生する電力の平均は、約１００〜３００Ｗ（例えば、２５０Ｗ）である。
太陽電池Ｄの形状は、特に限定はないが、例えば、パネル状であっても良い。
これらの太陽電池Ｄのうち、ある太陽電池Ｄの＋極に別の太陽電池Ｄの−極を接続し、別の太陽電池Ｄの＋極にまた別の太陽電池Ｄの−極を接続し、以下、これを繰り返して、複数個（例えば、５〜２０枚）の太陽電池Ｄを直列に接続して、１本の太陽電池ストリングＲとなる。
【００１７】
このように、複数個の太陽電池Ｄが直列に繋がった太陽電池ストリングＲ全体としての＋極（電力出力端）と、−極（グランド端）の間の電圧は、各太陽電池Ｄで発生された直流電圧の和であって、天候、時刻や、各太陽電池Ｄの劣化、故障、設置位置のズレなどで変動するが、約２００〜１０００Ｖとなる。
又、太陽電池ストリングＲの電力出力端から出力される電力は、各太陽電池Ｄの電力の和であって、約５００〜６０００Ｗ（例えば、出力電力が２５０Ｗの太陽電池Ｄを１４枚接続した場合、３５００Ｗ＝３．５ｋＷ）となる。
【００１８】
＜パワーコンディショナＣ、交流送電箱Ｂ＞
図１に示されたように、パワーコンディショナＣは、太陽電池Ｄからの電流を直流から交流に変換するものであって、直流電流を交流電流に変換するのであれば、何れの構成でも良い。
パワーコンディショナＣには、上述した各太陽電池Ｄ（又は、太陽電池ストリングＲ）が導通しており、パワーコンディショナＣは、交流集電箱Ｂ及びケーブルＫを介して、配電網（図示省略）に導通していても良い。
【００１９】
更には、１つの太陽光発電プラントＰにおいて、複数台のパワーコンディショナＣが設けられていたり、これら複数のパワーコンディショナＣの出力値（パワーコンディショナＣからの電流、電圧、電力のうち少なくとも１つの値を含むパワコン出力値）Ｍを１つの交流集電箱Ｂで纏めた後、配電網に導通する構成でも良い。
尚、後述する監視システム１は、交流集電箱Ｂにおいて、パワーコンディショナＣのパワコン出力値Ｍを読み取るようにしても良い。
【００２０】
この他、太陽光発電プラントＰは、パワーコンディショナＣからの交流電流をより高圧な交流電流に変えるトランス（変圧器、図示省略）や、上述した複数本（例えば、５〜１５本）の太陽電池ストリングＲを並列に接続した接続箱（図示省略）を有していたり、太陽電池Ｄからの直流電流を集める直流集電部（図示省略）、日射強度を測定する日射計（図示省略）、気温を測定する温度センサ（図示省略）、そして、上述したパワーコンディショナＣや、日射計、温度センサ等に電流を供給する補機を有していても良い。
＜監視システム１の全体構成＞
【００２１】
図１〜３に示したように、本発明に係る監視システム１は、パワーコンディショナＣを有した太陽光発電プラントＰ（特に、パワーコンディショナＣ）の異常有無を判断する機器である。
監視システム１は、照度を測定する照度センサ２と、太陽光発電プラントＰにおける異常が有るかを判断する判断部３を備えている。この判断部３は、太陽光発電プラントＰにおける異常が有るかを判断するのであれば、その設置場所や構成に制限はない。
その他、監視システム１は、パワーコンディショナＣからのパワコン出力値Ｍを測定する測定部１１や、この測定部１１や照度センサ２からの信号を変換する信号変換部１２、判断部３の判断結果を外部へ通信する通信部１３、パワーコンディショナＣからのパワコン出力値Ｍや照度センサ２からのプラント照度Ｌを記憶する記憶部（図示省略）を備えていても良い。
【００２２】
＜照度センサ２＞
図１、３に示したように、照度センサ２は、太陽光発電プラントＰにおけるプラント照度Ｌを測定するセンサである。
尚、「太陽光発電プラントＰにおけるプラント照度Ｌ」とは、太陽光発電プラントＰが置かれた環境下における照度を意味し、この照度を「プラント照度Ｌ」とする。
又、本発明における「照度」とは、ＪＩＳ−Ｚ−８１１３：１９９８にて規定される「放射を受ける面の単位面積当たりに入射する光束」であり、その単位はルクス［ｌｘ］、又は、ルーメン毎平方メートル［ｌｍ・ｍ-2］である。
【００２３】
照度センサ２は、プラント照度Ｌを測定できるのであれば、何れの構成でも良いが、例えば、照射される光の照度に比例した電流を流すフォトダイオードや、このフォトダイオードからの電流をＯＰアンプと抵抗を用いて電圧に変換する構成などでも良い。
以下は、照度センサ２は、照度センサ２に照射される光の照度に比例した電圧を生じる構成であるとして主に述べる。
【００２４】
照度センサ２は、光が入射する（光を受ける）受光部２ａを有しており、この受光部２ａから入射した光が、フォトダイオードに照射される。
照度センサ２は、受光部２ａに対する光の入射角度によって、測定されるプラント照度Ｌは異なる（入射角度が大きいほど、実際に測定されるプラント照度Ｌは小さくなる）。
尚、受光部２ａに対する光の入射角度は、フォトダイオードの受光面における法線（光軸）と入射する光の入射方向との間の角度θであり、その入射角度が０°の時の照度（プラント照度Ｌ）の大きさに、ｃｏｓθを掛けた値となる（仮に、ある光が入射角度０°で入射した時の照度の大きさをＱとすると、入射角度がθの時の照度の大きさは、Ｑ×ｃｏｓθとなる）。
【００２５】
このように、照度センサ２に対して、光が所定の入射角度θで入射する（斜めに入射する）場合もあるため、照度センサ２は、コサイン補正（斜めから入射する光を正しく測定する補正（斜入射光特性（受光角特性）の補正））をしても良い。
その他、照度センサ２は、ＪＩＳ−Ｃ−１６０９−１：２００６に規定された一般形精密級照度計や一般形ＡＡ級照度計、一般形Ａ級照度計に準じていても良く、視感度補正（人間の目の可視域相対分光応答度特性に照度センサ２の特性を合わせる補正）をしていても良い。
【００２６】
照度センサ２は、太陽光発電プラントＰが置かれた環境下におけるプラント照度Ｌが測定できるのであれば、何れに設けられていても良いが、例えば、太陽光発電プラントＰにおける太陽電池（太陽電池パネル）Ｄ（例えば、パネルの裏面側）に設けられていても良い。
この場合、受光部２ａを略水平方向や略垂直（鉛直）方向に向けた状態で、照度センサ２を太陽電池Ｄ（例えば、裏面側に取り付けても良い（図３参照）。
【００２７】
ここで、受光部２ａを略水平方向や略垂直方向に向けるとは、上述したフォトダイオードの受光面における法線（光軸）を略水平方向や略垂直方向に向けるとの意味である。
又、図３（ａ）、（ｂ）の図面の簡単な説明で述べた「ある太陽光発電プラントＰ」とは、建物の屋上に設けたＡ発電所（図１６、１７中では「Ａ発電所」で表す）であり、図３（ｃ）の図面の簡単な説明で述べた「他の太陽光発電プラントＰ」とは、空き地に設けたＢ発電所（図１８中では「Ｂ発電所」で表す）の設置現場に設けたものである。
尚、照度センサ２には、上述した可視域相対分光応答度特性や斜入射光特性、温度特性などのＪＩＳ−Ｃ−１６０９−２：２００８に準じた特性があるが、これらの特性に基づく出力電圧の補正をはじめ、その他、Ａ／Ｄ変換は、後述する信号変換部１２が一括して行っても良い。
【００２８】
＜判断部３＞
図１、２に示したように、判断部３は、太陽光発電プラントＰ（特に、パワーコンディショナＣ）の異常有無を判断するものであって、詳しくは、パワコン出力値Ｍが出力閾値Ｔ１以下である間は、プラント照度Ｌが照度閾値Ｔ２以上となったエラー回数Ｅをカウントし、このエラー回数Ｅがエラー閾数Ｔ３以上となれば太陽光発電プラントＰに異常が有ると判断する。
逆に言えば、判断部３は、パワコン出力値Ｍが出力閾値Ｔ１より大きい間においては、太陽光発電プラントＰは「正常動作」している（つまり、太陽光発電プラントＰに異常は無い）と判断しても良い。
【００２９】
これによって、パワーコンディショナＣのパワコン出力値Ｍとプラント照度Ｌに相関が高い間だけ、照度センサ２に基づいて異常有無を判断することとなるため、異常判断の誤報が抑えられる（「誤報の抑制」）と共に、日射計よりもコスト負担の低い照度センサ（照度計）を活用できる。
判断部３は、太陽光発電プラントＰの異常有無を判断できるのであれば、何れの構成でも良いが、例えば、後述する監視プログラム（監視アルゴリズム）Ｓを実行するＣＰＵ（中央処理装置）であっても良く、その他、判断部３は、監視システム１が上述した記憶部を有していない場合には、後述する測定部１１からのパワコン出力値Ｍや、照度センサ２からのプラント照度Ｌを記憶する記憶機器（メモリや、ハードディスク、ＤＶＤ、ＣＤ等の記憶媒体など）を備えていても良い。
尚、判断部３は、太陽光発電プラントＰにおける異常が有るかを判断するのであれば、上述したように設置場所に制限はなく、例えば、太陽光発電プラントＰに設置された筐体の中に判断部３が設けられていても良い。
その他、判断部３は、後述の電話網Ｈ、ネットワークＷを経由して通信部１３で通信されるクラウドサーバＮや監視室Ａが判断部３としての役割を兼ねる構成であったり、電話網Ｈ、ネットワークＷ、クラウドサーバＮ、監視室Ａの何れかに別途接続されたＣＰＵ（中央処理装置）が判断部３としての役割を果たす構成であっても良い。
【００３０】
判断部３は、出力閾値Ｔ１、照度閾値Ｔ２、エラー閾数Ｔ３、そして、プラント照度Ｌが照度閾値Ｔ２以上となった回数をカウントしたエラー回数Ｅを記憶しておくメモリを有していても良く、カウントされるエラー回数Ｅをクリアする（０（ゼロ）にする、リセットする）機能を備えていても良い。
尚、後述するエラー閾数Ｔ３は１回であっても良く、この場合は、パワコン出力値Ｍが出力閾値Ｔ１以下である間に、１回でもプラント照度Ｌが照度閾値Ｔ２以上となれば、判断部３は、太陽光発電プラントＰに異常が有ると判断することとなる。
つまり、判断部３は、エラー回数Ｅやエラー閾数Ｔ３を介さずに、太陽光発電プラントＰの異常有無を判断することが可能であることを示している。
又、判断部３は、一日のうち、所定の時間帯（例えば、午前９時から午後３時（１５時）までの間など）のみ、太陽光発電プラントＰの異常有無を判断することとしても良い。
【００３１】
判断部３は、後述する信号変換部１２から、プラント照度Ｌに相当する出力電圧と、パワコン出力値（パワコン出力電流値等）Ｍに相当する出力電圧がデジタル値で入力されるが、これらの出力電圧のデジタル値から、実際のプラント照度Ｌが何ルクス［ｌｘ］か、実際のパワコン出力電流値Ｍが何アンペア［Ａ］か換算するものとしても良い。
その他、判断部３は、照度センサ２や、後述する測定部１１からのアナログ信号（出力電圧等）を直接入力しても良いが、後述する信号変換部１２を経てデジタル化された照度センサ２や測定部１１からの出力電圧を入力しても良い。
判断部３は、パワコン出力値Ｍが出力閾値Ｔ１以下である間におけるプラント照度Ｌに基づいた異常有無の判断結果を、後述する通信部１３に出力する。
このような判断部３や、上述した照度センサ２を有することによって、特許文献１のように、わざわざ減光手段を用いる必要はなく、太陽光発電プラントＰの監視にかかる手間・負担を低減できる（「監視負担の低減」）と共に、減光手段による発電量の低減もない。
これに加えて、パワーコンディショナＣからの電流値等に基づいて、異常の有無を判断しているため、何れの太陽電池Ｄも含めた太陽光発電プラントＰ全体の監視が可能となる（「プラントの全体監視」）。
【００３２】
＜測定部１１＞
図１に示したように、測定部１１は、パワーコンディショナＣからの電流、電圧、電力のうち少なくとも１つの値を含むパワコン出力値Ｍを測定するものである。
尚、「パワーコンディショナＣからの電流、電圧、電力のうち少なくとも１つの値を含むパワコン出力値Ｍ」とは、パワーコンディショナＣから出力される交流電流における電流、電圧、電力のうち少なくとも１つを含む値を意味し、この値を「パワコン出力値Ｍ」とする。
【００３３】
測定部１１は、パワコン出力値Ｍを測定できるのであれば、何れの構成でも良いが、例えば、環状（貫通型、クランプ型など）の電流計（交流電流計、変流器）、巻線型の変流器でも良い。
尚、開閉式の貫通型の変流器や、クランプ型の変流器の場合には、パワーコンディショナＣの出力側（出力側のケーブル）を切断して測定部１１を挿入（接続）する必要がなく、既存の太陽光発電プラントＰ（パワーコンディショナＣ）に後付けが容易となる。
【００３４】
又、測定部１１は、交流用のシャント（ＡＣシャント（抵抗とインダクタンスを直列に接続したものと、キャパシタンスとを並列に接続したもの））をパワーコンディショナＣの出力側（出力側のケーブル）に接続し、ＡＣシャントの両端の電圧値から電流値を求める構成であっても良い。
この他、測定部１１は、パワーコンディショナＣの出力側に接続された交流電圧計や、交流電力計であっても良く、又、変流器（交流電流計）や交流電圧計、交流電力計の少なくとも１つを組み合わせても構わない。
【００３５】
以下、測定部１１は、環状（リング状）の変流器であるとして主に述べる。
環状の変流器（以下、変流器）１１は、パワーコンディショナＣの出力側のケーブルに流れる電流値（パワコン出力電流値）Ｍを非接触で検出でき、検出されるパワーコンディショナＣの電力損失を抑えた電流センサであって、パワーコンディショナＣからのパワコン出力電流値Ｍに比例する電圧が出力される。
【００３６】
変流器１１は、パワーコンディショナＣからのパワコン出力電流値Ｍを測定できるのであれば、何れの構成でも良いが、例えば、ホール素子を有している構成（ホール素子方式）でも良い。
その他、変流器１１は、変流器（ＣＴ）方式や、コアを有さない空芯コイル（ロゴスキーコイル）方式、フラックスゲート方式、交流零磁束制御方式、交直零磁束制御方式、計器方式などでも構わない。
以下、変流器１１は、ホール素子方式であるとして主に述べる。
【００３７】
ホール素子方式の変流器１１は、環（リング）状に成形したコア（鉄心）と、この鉄心に設けられた隙間（ギャップ）に挿入されたホール素子を有している。
変流器１１は、リング状鉄心の孔中央に、パワーコンディショナＣの出力側のケーブルを貫通させて、パワーコンディショナＣの出力側のケーブルに電流が流れてケーブル周りに発生する磁束に対応した電圧を、ホール素子から出力することにより、パワーコンディショナＣの出力側のケーブルに流れる電流値（パワコン出力電流値）Ｍを測定することが出来る。
【００３８】
又、変流器１１のリング状鉄心は、その環を開閉可能に構成されていても良く、パワーコンディショナＣからの出力側のケーブルへの取付け（後付け）の手間は、パワーコンディショナＣからのケーブルに対する相対位置・向き等が固定された変流器１１を、パワーコンディショナＣからのケーブルを一旦切断して、切断したその間に設置する等の手間よりも格段に低く、変流器１１の取付け、特に、後付けの効率向上や、コスト低減に寄与すると言える。
又、変流器１１には、温度特性や、入力される電圧による電流検出特性、オフセット（パワーコンディショナＣからのケーブルに電流が流れていない時に出力される不平衡電圧（０点電圧））などがあるが、これらの特性に基づく出力電圧の補正、及び／又は、Ａ／Ｄ変換は、後述する信号変換部１２が、一括して行っても良い。
【００３９】
この場合、それぞれの変流器１１は、生データ（データ信号）を信号変換部１２へ出力するだけで良い。
従って、１個１個の変流器１１に、Ａ／Ｄ変換や補正を行う素子等をつける必要がなくなり、各変流器１１のコストを削減できると同時に、変流器の数（測定できるパワーコンディショナＣの数）を増やし易くなるとも言える。
【００４０】
更に、変流器１１が、可変抵抗（バリスタ）を介して接続されていたり、変流器１１のグラント端子が地面に接地されていても良い。
これらのバリスタや接地により、落雷（雷サージ）の影響を抑えることが出来る。
【００４１】
変流器などの測定部１１は、パワーコンディショナＣからの電流、電圧、電力のうち少なくとも１つの値を含むパワコン出力値Ｍを測定できるのであれば、何れに設けられていても良い。
例えば、上述した交流集電箱Ｂに、１又は複数の測定部１１を設けていても良く、これにより、複数のパワーコンディショナＣを有する場合であっても、それぞれのパワコン出力値Ｍを測定する測定部１１を設ければ、複数の測定部１１を纏めて読み取り易くなる。
尚、１個１個の測定部（変流器）１１に、Ａ／Ｄ変換や補正を行う素子等をつける必要はないものの、当然、Ａ／Ｄ変換や補正を行う素子等がつけられていても良い。
【００４２】
＜信号変換部１２＞
図１に示したように、信号処理部１２は、上述した照度センサ２と測定部１１からのアナログ信号を、デジタル値（具体的なプラント照度Ｌやパワコン出力値Ｍ）に変換し、変換後のデジタル値を、上述した判断部３へ出力するものである。
信号処理部１２は、照度センサ２からのプラント照度Ｌに比例する電圧値や、測定部１１からの電流値等のパワコン出力値Ｍに比例する電圧値などのアナログ値を、Ａ／Ｄ変換して、デジタル値とする。
【００４３】
この他、信号変換部１２は、照度センサ２の可視域相対分光応答度特性や、斜入射光特性、温度特性などの補正や、測定部（変流器）１１の温度特性や、入力される電圧による電流検出特性、オフセットなどがあるが、これらの特性に基づく出力電圧の補正を行っても良い。
ここまで述べたＡ／Ｄ変換や補正を行った後、信号変換部１２は、照度センサ２からのプラント照度Ｌに相当する出力電圧や、測定部１１からの電流値等のパワコン出力値Ｍに相当する出力電圧のデジタル値を、上述した判断部３へ出力する。
【００４４】
これは、図５（ｂ）、（ｃ）や図６（ｂ）、（ｃ）、図１５〜１８で示されたグラフにおいて、縦軸は「照度センサ（ｍＶ）」と記載され、横軸は「発電電流（ｍＶ）」と記載されており、信号変換部１２からは、プラント照度Ｌに相当する出力電圧と、パワコン出力値（パワコン出力電流値）Ｍに相当する出力電圧がデジタル値で、判断部３へ出力されている。
ここで、縦軸の「照度センサ（ｍＶ）」とは、照度センサ２から出力されたプラント照度Ｌに相当する電圧値を意味し、横軸の「発電電流（ｍＶ）」とは、パワーコンディショナＣから出力されたパワコン出力電流値（パワコン出力値）Ｍに相当する電圧値を意味する。
【００４５】
尚、上述したように、信号変換部１２から出力されたプラント照度Ｌに相当する出力電圧や、パワコン出力値（パワコン出力電流値等）Ｍに相当する出力電圧のデジタル値は、これらの出力電圧のデジタル値が、実際のプラント照度Ｌで何ルクス［ｌｘ］に相当するか、実際のパワコン出力電流値Ｍで何アンペア［Ａ］に相当するかを、判断部３において換算していても良い。
一方、信号変換部１２から出力されたデジタル値が、プラント照度Ｌで何ルクス［ｌｘ］に相当するか、パワコン出力電流値Ｍで何アンペア［Ａ］に相当するか明らかな場合は、敢えて換算せず、信号変換部１２から出力された電圧のデジタル値のまま、判断部３で、異常有無の判断を行っても構わない。
【００４６】
＜通信部１３＞
図１、２に示したように、通信部１３は、判断部３の太陽光発電プラントＰ（パワーコンディショナＣ）に対する異常有無の判断結果を、当該監視システム１の外部へ通信するものである。
この通信部１３は、監視システム１が備えているとも言えるが、太陽光発電プラントＰが監視システム１を有している場合は、当然、太陽光発電プラントＰが通信部１３を有しているとも言える。
【００４７】
通信部１３は、太陽光発電プラントＰの異常有無の判断結果を外部へ通信できるのであれば、何れの構成でも良いが、例えば、電話網ＨをＳＭＳ（Short Message Service 、ショートメッセージサービス）配信にて、太陽光発電プラントＰの使用者（ユーザ）Ｕ（ユーザＵのユーザ端末等）に、太陽光発電プラントＰに対する異常有無の判断結果を通信する構成であっても良い（図２（ａ）参照）。
尚、太陽光発電プラントＰのユーザＵとは、太陽光発電プラントＰを使用する者であれば、何れでも良いが、例えば、事業主（事業者（法人、個人）、当該事業者が法人であれば、その社員）Ｕ１や、管理会社（管理者（法人、個人）、当該管理者が法人であれば、その社員）Ｕ２などであっても構わない。
【００４８】
この他、通信部１３は、電話網Ｈからインターネット、ＬＡＮ、ＭＡＮ、ＷＡＮなどのネットワークＷを経由して、上述のユーザＵや、後述するクラウドサーバＮ、監視室Ａなどに、電子メール（e-mail、ｅメール）配信にて、太陽光発電プラントＰに対する異常有無の判断結果を通信する構成（図２（ｂ）参照）や、後述するクラウドサーバＮ上のｗｅｂサイトに、太陽光発電プラントＰに対する異常有無の判断結果をアップロードし、ユーザＵがユーザ端末等から閲覧する構成であっても良い。
ここで、クラウドサーバＮやユーザＵ（ユーザ端末）、監視室について、以下に述べる。
【００４９】
＜アプリケーションサーバ（クラウドサーバ）Ｎ＞
図２（ｂ）に示されたように、クラウドサーバＮは、電話網Ｈからインターネット、ＬＡＮ、ＭＡＮ、ＷＡＮなどのネットワークＷを経由して監視システム１（通信部１３）や、ユーザＵ（ユーザ端末）、監視室Ａと接続可能なサーバである。
クラウドサーバＮは、太陽光発電プラントＰ（パワーコンディショナＣ）に対する監視システム１による異常有無の判断結果や、発電量そのものなどのデータ、太陽光発電プラントＰに対する制御内容（ＯＮ、ＯＦＦ、発電抑制など）を置くことが出来るサーバであって、ユーザＵ（ユーザ端末）の両方から接続可能とすることも出来る。
クラウドサーバＮは、１台のコンピュータから構成される場合だけでなく、上述のプラントＬＡＮのように、複数のコンピュータから成るＬＡＮ（クラウドＬＡＮ）を構成しても良い。
【００５０】
尚、クラウドサーバＮは、電話網ＨやＬＡＮなどの集合体であるネットワークＷの一部であるとも考えられ、電話網Ｈ等のネットワークＷが、複数のコンピュータを統合的に連携し、あたかも１つのコンピューティングリソース（ネットワーク、サーバ、ストレージ、アプリケーション、サービス）であるように扱われる（仮想化される）。
従って、太陽光発電プラントＰの異常有無の判断結果や、発電量などのデータ、太陽光発電プラントＰに対する制御内容は、クラウドサーバＮ上に置かれていると同時に、ネットワークＷ（電話網Ｈ）上に置かれているとも言える。
【００５１】
又、クラウドサーバＮが仮想化されていることから、本発明の通信システム１は、「グリッドシステム」であると言える。
尚、本発明における「グリッドシステム」とは、ＪＩＳ−Ｘ−７３０１：２０１０で規定された「コンピュータ、ストレージ及びネットワークといった資源の物理的位置やハードウェアを意識することなく、必要な資源を必要な時に必要なだけ利用可能なシステムであり、異機種及び／又は地理的に分散した、複数のコンピュータ資源を仮想化技術を用いて統合したシステム」システムを言う。
【００５２】
尚、クラウドサーバＮと監視システム１や、クラウドサーバＮとユーザＵ（ユーザ端末）間、クラウドサーバＮと監視室Ａ間は、このクラウドサーバＮによって判断結果や制御内容を置くネットワークＷ（電話網Ｈ）上の場所を確保するサービスを提供するプロバイダ（インターネット接続サービスのプロバイダ）と、プロバイダ契約を結ぶこととなる。
これらの機能を実現するのであれば、クラウドサーバＮは、いずれの構成でも良い。
【００５３】
又、クラウドサーバＮは、ＦＴＰサーバを有すると共に、ファイアウォールを介して、ネットワークＷ（電話網Ｈ）と接続されていても良い。
尚、上述のファイアウォールと共に、クラウドサーバＮには、ウイルス対策ソフト（コンピュータウイルスを検出・除去・無力化するアプリケーションソフト）を有していても良く、又、ファイアウォールかウイルス対策ソフトの何れかを有していることとしても良い。
ここまで述べたクラウドサーバＮと、上述の監視システム１を含めて、監視システムであるとも言える。
【００５４】
＜ユーザＵ（ユーザ端末）＞
図２に示すように、ユーザＵのユーザ端末は、太陽光発電プラントＰ（パワーコンディショナＣ）に対する監視システム１による異常有無の判断結果を表示すると共に、ユーザＵが入力した太陽光発電プラントＰへの制御内容を伝達する端末機である。
ユーザ端末は、電話網Ｈを介して直接クラウドサーバＮと接続可能な、又は、電話網Ｈからインターネット、ＬＡＮ、ＭＡＮ、ＷＡＮなどのネットワークＷを経由してクラウドサーバＮや監視システム１（通信部１３）、監視室Ａと接続可能な端末機である。
又、ユーザＵのユーザ端末は、電話網Ｈを介して直接、監視システム１に接続可能な構成であっても構わない。
【００５５】
これらを実現するのであれば、ユーザＵのユーザ端末は、ユーザＵが、遠く離れた太陽光発電プラントＰの判断結果を閲覧できる表示手段と、太陽光発電プラントＰへの制御内容を入力できる入力手段があれば、いずれの構成でも良いが、例えば、デスクトップ型ＰＣの他、ノートＰＣや、携帯電話、スマートフォン、タブレット型端末、ＰＤＡ（携帯情報端末）等でも構わない。
ユーザ端末は、上述のように、１台のデスクトップ型ＰＣから構成される場合だけでなく、上述のクラウドＬＡＮのように、複数のデスクトップ型ＰＣや、ノートＰＣや、携帯電話、スマートフォン、タブレット型端末、ＰＤＡ等から成るＬＡＮ（ユーザＬＡＮ）を構成しても良い。
又、ユーザ端末は、電話網Ｈや電話網Ｈを含むネットワークＷ（クラウドサーバＮ）上の所定のＵＲＬ（Ｗｅｂページ）を参照（閲覧）するブラウザを有していたり、ＦＴＰクライアントを有していても良い。
【００５６】
＜監視室Ａ＞
図２に示すように、監視室Ａは、太陽光発電プラントＰ（パワーコンディショナＣ）に対する監視システム１による異常有無の判断結果を閲覧できる表示手段を、オペレータ（監視者）が監視する構成となっている。
これにより、クラウドサーバＮに加えて、人間による柔軟な対応も可能となり、より的確に太陽光発電プラントＰに対する異常有無の判断精度を向上できる。
【００５７】
＜記憶部＞
記憶部は、パワーコンディショナＣからのパワコン出力値Ｍや照度センサ２からのプラント照度Ｌを記憶するものである（図示省略）。
記憶部は、パワコン出力値Ｍやプラント照度Ｌを記憶できるのであれば、何れの構成でも良いが、例えば、パワコン出力値Ｍやプラント照度Ｌを記憶する記憶機器（メモリや、ハードディスク、ＤＶＤ、ＣＤ等の記憶媒体など）であっても良い。
【００５８】
＜諸条件下における太陽光発電プラントＰ＞
ここまで述べた太陽光発電プラントＰは、晴れの日、曇りの日、雨の日、台風の日など様々な条件（諸条件）下において発電を行う。
図４〜９には、諸条件下における太陽光発電プラントＰのパワコン出力値Ｍ、プラント照度Ｌなどが示されている。
【００５９】
このうち、図４（晴の日）や図５（ａ）（比較的晴れの日）には、太陽光発電プラントＰは正常であり且つ照度は上がっている（明るくなっている）にも関わらず、パワーコンディショナＣの出力電流値（パワコン出力値Ｍ）は減っているケースが示されている。
つまり、晴れの日など、所定の環境下においては、太陽光発電プラントＰに異常がなくとも、パワーコンディショナＣのパワコン出力値Ｍが、プラント照度に比例していない部分があり、明るさ（プラント照度Ｌ）は増えるのに、発電量（パワコン出力値Ｍ）は減る等の場合には、異常が有ると判断され、誤報の原因となる。
これは、図５（ｂ）が示すように、パワコン出力値（パワーコンディショナＣからの出力電流値）Ｍの全域におけるパワコン出力値Ｍとプラント照度Ｌとの相関係数が０．７６であることからもわかる。
一方、図５（ｃ）が示すように、パワコン出力値（パワーコンディショナＣからの出力電流値）Ｍが、出力閾値Ｔ１（ここでは、５．０Ａ）以下である範囲におけるパワコン出力値Ｍとプラント照度Ｌとの相関係数が０．９２となり、パワコン出力値Ｍとプラント照度Ｌには正の相関関係があることが分かる。
よって、パワコン出力値Ｍとプラント照度Ｌには正の相関関係がある出力閾値Ｔ１以下の範囲においては、パワコン出力値Ｍから期待するプラント照度Ｌが求められ、実際に測定したプラント照度Ｌと比較して、太陽光発電プラントＰ（パワーコンディショナＣ）の異常有無の判断が可能となる。
【００６０】
図６の（ａ）〜（ｃ）で示されたように、晴れの日でなく、曇りの日又は雨の日であっても、少なくとも出力閾値Ｔ１以下の範囲においては、パワコン出力値Ｍとプラント照度Ｌには正の相関関係があることは同様である。
詳解すれば、図６（ａ）で示されたように、曇りの日又は雨の日の環境下においては、太陽光発電プラントＰは、日中通して、パワコン出力値（パワーコンディショナＣからの出力電流値）Ｍが少ない。
従って、パワコン出力値Ｍは、出力閾値Ｔ１付近か、出力閾値Ｔ１以下の範囲にあるため、図６（ｂ）で示したように、パワコン出力値Ｍの全域におけるパワコン出力値Ｍとプラント照度Ｌとの相関係数が０．９７であり、図６（ｃ）で示したように、パワコン出力値Ｍが出力閾値Ｔ１（５．０Ａ）以下である範囲においても、パワコン出力値Ｍとプラント照度Ｌとの相関係数は０．９７となっている。
よって、太陽光発電プラントＰが置かれた環境（晴れの日か、曇りの日か、雨の日か、台風の日か等）を問わず、パワコン出力値Ｍとプラント照度Ｌに正の相関関係がある出力閾値Ｔ１以下の範囲においては、実際に測定したプラント照度Ｌと比較して、太陽光発電プラントＰの異常有無の判断が可能となる。
【００６１】
この他の諸条件下において、プラント照度Ｌに基づいての太陽光発電プラントＰの異常有無の判断をしていない場合のパワコン出力値Ｍ、プラント照度Ｌ等についても述べる。  図７は、２０１４年８月１７日〜２０１４年８月２０日の３日間における太陽光発電プラントＰ（この太陽光発電プラントＰに異常は無い）のパワコン出力値Ｍ、プラント照度Ｌ等を示している。
この３日間は、太陽が昇っている日中において、パワコン出力値（パワコン出力電流値）Ｍが低下することはなく、パワコン出力値Ｍが低下したことによる誤報（誤通知）は発生していない。
【００６２】
図８は、２０１４年８月８日〜２０１４年８月１０日の３日間における太陽光発電プラントＰ（この太陽光発電プラントＰに異常は無い）のパワコン出力値Ｍ、プラント照度Ｌ等を示している。
この３日間は、何れの日も台風により、日中において、パワコン出力値（パワコン出力電流値）Ｍが低下しており、太陽光発電プラントＰに異常は無いにも関わらず、パワコン出力値Ｍが低下したとして誤報が発生している。
尚、図８中において、太陽光発電プラントＰに異常が有ると判断された際には、クラウドサーバＮ上のｗｅｂサイトにアップロードしたり、ＳＭＳ配信や電子メール配信にて、「出力（異常が有るとの信号を出力したとの意味）」と通信され、以下図９、１１、１３、１４でも同様である。
又、照度センサ２の向きを変えている（２０１４年８月８日には、元は天頂方向（略鉛直上方）に向いていた照度センサ２の受光部２ａを、下方向（略鉛直下方向）へ向けたり、２０１４年８月１０日には、照度センサ２の受光部２ａを、略水平方向で、方角は北向きに向けている）が、プラント照度Ｌに基づいての太陽光発電プラントＰの異常有無の判断はしていない。
【００６３】
図９は、２０１４年８月１６日における太陽光発電プラントＰ（この太陽光発電プラントＰに異常は無い）のパワコン出力値Ｍ、プラント照度Ｌ等を示している。
この日は、雨の影響で、日中（特に、２０１４年８月１６日の午前１１時８分頃から午後２時５８分（１４時５８分）まで）において、パワコン出力値（パワコン出力電流値）Ｍが低下しており、太陽光発電プラントＰに異常は無いにも関わらず、パワコン出力値Ｍが低下したとして誤報が発生している。
【００６４】
＜監視プログラム＞
ここまで述べたように、太陽光発電プラントＰは、晴れの日や曇りの日、雨の日、台風の日など様々な環境下に置かれるが、出力閾値Ｔ１以下の範囲においては、パワコン出力値Ｍとプラント照度Ｌに正の相関関係があることがわかり、これを利用した監視プログラムＳについて、以下に述べる。
本発明の監視システム１（判断部３）における監視プログラムＳは、パワコン出力値Ｍが出力閾値Ｔ１以下である間は、プラント照度Ｌに基づいて、太陽光発電プラントＰ（特に、パワーコンディショナＣ）の異常有無を判断できるのであれば、何れのプログラムでも構わない。
例えば、以下に示す幾つかの監視プログラム（監視アルゴリズム）Ｓを、判断部３（ＣＰＵ）で実行しても良い。
【００６５】
＜監視プログラムの第１実施形態（照度閾値固定プログラム）Ｓ＞
図１０に示したように、監視プログラムＳの第１実施形態は、照度閾値Ｔ２を固定して、太陽光発電プラントＰの異常有無を判断するプログラム（照度閾値固定プログラムＳ）である。
本発明の照度閾値固定プログラムＳを実行する監視システム１（判断部３）によって、太陽光発電プラントＰの異常有無を判断する。
以下に、照度閾値固定プログラムＳのフローを述べる（ステップＳ−１〜Ｓ−６、Ｓ−２１〜Ｓ−２３、Ｓ−３１）。
【００６６】
この照度閾値固定プログラムＳで用いるパラメータの例を、次の表１で示す。
この表１中の出力閾値Ｔ１「５．０Ａ」とは、測定部１１からの出力電圧値「２１１ｍＶ」に相当し、照度閾値Ｔ２「２５００（？）ルクス［ｌｘ］」とは、照度センサ２からの出力電圧値「３００ｍＶ」に相当する。
尚、出力閾値Ｔ１は「２．５Ａ（≒１００ｍＶ）」であっても良い。
【００６７】
【表１】
0006552094.tif 000002
【００６８】
＜ステップＳ−１＞
監視システム１（判断部３）において、照度閾値固定プログラムＳが起動されると、測定開始時間（表１中の（Ａ））から測定終了時間（表１中の（Ｂ））まで、決められた測定間隔（表１中の（Ｃ））毎に、少なくともパワーコンディショナＣのパワコン出力値Ｍを、測定部１１にて測定する（ステップＳ−１）。
尚、測定間隔（表１中の（Ｃ））毎に、太陽光発電プラントＰにおけるプラント照度Ｌを、照度センサ２にて測定しても良い。
【００６９】
＜ステップＳ−２＞
監視システム１（判断部３）において、ステップＳ−１で測定したパワコン出力値Ｍが出力閾値Ｔ１（表１中のＴ１）以下であれば、後述のステップＳ−３に移り、逆に、パワコン出力値Ｍが出力閾値Ｔ１より大きければ、後述のステップＳ−２１に移る（ステップＳ−２）。
【００７０】
＜ステップＳ−２１＞
監視システム１（判断部３）において、記憶されているエラー回数Ｅがエラー閾数Ｔ３以上であれば、後述のステップＳ−２２に移り、逆に、エラー回数Ｅがエラー閾数Ｔ３より小さければ、後述のステップＳ−２３に移る（ステップＳ−２１）。
【００７１】
＜ステップＳ−２２＞
監視システム１（判断部３）において、記憶されているエラー回数Ｅをクリア（０にリセット）すると共に、ユーザＵや監視室Ａへ通信部１３を介して、クラウドサーバＮ上のｗｅｂサイトやＳＭＳ配信や電子メール配信にて「正常」又は「正常復帰」と通信し（通知し）、その後、上述のステップＳ−１に戻る（ステップＳ−２２）。
【００７２】
＜ステップＳ−２３＞
監視システム１（判断部３）において、記憶されているエラー回数Ｅをクリア（０にリセット）すると共に、ユーザＵ等へ通信部１３を介して、クラウドサーバＮ上のｗｅｂサイトやＳＭＳ配信や電子メール配信にて「正常」又は「正常動作」と通信し（通知し）、その後、上述のステップＳ−１に戻る（ステップＳ−２３）。
【００７３】
＜ステップＳ−３＞
監視システム１（判断部３）において、ステップＳ−１で測定したプラント照度Ｌ（又は、当該ステップＳ−３で太陽光発電プラントＰにおけるプラント照度Ｌを、照度センサ２にて測定したプラント照度Ｌ）が照度閾値Ｔ２以上であれば、後述のステップＳ−４に移り、逆に、プラント照度Ｌが照度閾値Ｔ２より小さければ、後述のステップＳ−３１に移る（ステップＳ−３）。
【００７４】
＜ステップＳ−３１＞
監視システム１（判断部３）において、記憶されているエラー回数Ｅをクリア（０にリセット）すると共に、「測定不能（太陽光発電プラントＰにおけるパワーコンディショナＣからのパワコン出力値Ｍが測定不能）」と判断され、その後、上述のステップＳ−１に戻る（ステップＳ−３１）。
ユーザＵや監視室Ａへは、特に何も通信しなくとも良い（この場合、ユーザＵのユーザ端末の表示手段においては、「−（ハイフン）」が表示されても良い）が、ユーザＵ等へ通信部１３を介して、クラウドサーバＮ上のｗｅｂサイトやＳＭＳ配信や電子メール配信にて「−（ハイフン）」又は「測定不能」と通信し（通知し）ても良い。
【００７５】
＜ステップＳ−４＞
監視システム１（判断部３）において、記憶されているエラー回数Ｅに１を加えたものを、新たなエラー回数Ｅとして記憶し、その後、後述のテップＳ−５に移る（ステップＳ−４）。
【００７６】
＜ステップＳ−５＞
監視システム１（判断部３）において、記憶されているエラー回数Ｅがエラー閾数Ｔ３以上であれば、後述のステップＳ−６に移り、逆に、エラー回数Ｅがエラー閾数Ｔ３より小さければ、上述のステップＳ−１に戻る（ステップＳ−５）。
【００７７】
＜ステップＳ−６＞
監視システム１（判断部３）において、ユーザＵ等へ通信部１３を介して、クラウドサーバＮ上のｗｅｂサイトやＳＭＳ配信や電子メール配信にて「出力（異常が有るとの信号が出力されたとの意味）」又は「出力低下」と通信し（通知し）、その後、上述のステップＳ−１に戻る（ステップＳ−６）。
【００７８】
＜第１実施形態の監視プログラムＳを実行した場合における太陽光発電プラントＰ＞
図１１、１２には、上述した第１実施形態の監視プログラム（照度閾値固定プログラム）Ｓを、太陽光発電プラントＰで実行した様子が示されている。
図１１は、２０１４年８月２７日における太陽光発電プラントＰ（この太陽光発電プラントＰに異常は無い）のパワコン出力値Ｍ、プラント照度Ｌ等を示している。
この日は、太陽が昇っている日中において、パワコン出力値（パワコン出力電流値）Ｍが低下することはないが、所定の時間の間は、故意に測定部１１や照度センサ２を操作して、照度閾値固定プログラムＳを実行した場合において、以下の２つのケースで、太陽光発電プラントＰ（パワーコンディショナＣ）の異常有無の判断が正しいか確認した。
【００７９】
＜パワコン出力値（パワコン出力電流値）Ｍを「０．０Ａ」とし且つプラント照度Ｌを「２５００ルクス［ｌｘ］」としたケース＞
具体的なケースとして、２０１４年８月２７日の午前１１時３８分から昼１２時２８分頃までの間で、測定部（変流器）１１において１０分の測定間隔（Ｃ）毎に測定される「ＣＨ０１」からのパワコン出力値（パワコン出力電流値）Ｍを、故意に０．０Ａとし、照度センサ２からのプラント照度Ｌに相当する電圧を、故意に３００ｍＶとした。
尚、測定間隔（Ｃ）は、１０分としているが、当然、特に制限はなく、例えば、５分や１分、３０分、１時間など何れの値でも構わない。
【００８０】
測定間隔（Ｃ）の１０分毎に詳しく述べれば、まず、２０１４年８月２７日の午前１１時３８分の時点において、照度閾値固定プログラムＳにおけるステップＳ−１にて測定されたパワコン出力値Ｍ「０．０Ａ」は、表１で示した出力閾値Ｔ１「５．０Ａ」以下であるとステップＳ−２で判断され、次のステップＳ−３に処理が移る。
処理が移ったステップＳ−３では、プラント照度Ｌ「２５００ルクス［ｌｘ］（≒３００ｍＶ）」は、表１で示した照度閾値Ｔ２「２５００ルクス［ｌｘ］（≒３００ｍＶ）」以上であるとステップＳ−３で判断され、次のステップＳ−４に処理が移る。
処理が移ったステップＳ−４では、当初「０（ゼロ）」であったエラー回数Ｅに１が加えられてエラー回数Ｅは「１」となり、次のステップＳ−５に処理が移る。
処理が移ったステップＳ−５では、エラー回数Ｅ「１」は、表１で示したエラー閾数Ｔ３「５」より小さいため、ステップＳ−１に処理が戻る。
尚、この時点では、照度閾値固定プログラムＳが、太陽光発電プラントＰに異常が有るとはまだ判断していないため、クラウドサーバＮ上のｗｅｂサイトや、ＳＭＳ配信、電子メール配信等にて、ユーザＵには引き続き「正常」と通知される。
【００８１】
次に、２０１４年８月２７日の午前１１時４８分の時点においても、同様に、照度閾値固定プログラムＳのステップＳ−１で測定されたパワコン出力値Ｍ「０．０Ａ」は、出力閾値Ｔ１「５．０Ａ」以下であるとステップＳ−２で判断され、次のステップＳ−３でもプラント照度Ｌ「２５００ルクス［ｌｘ］」は、照度閾値Ｔ２「２５００ルクス［ｌｘ］」以上であると判断され、次のステップＳ−４に処理が移る。
処理が移ったステップＳ−４では、さきほど「１」であったエラー回数Ｅに１が加えられてエラー回数Ｅは「２」となり、次のステップＳ−５でも、エラー回数Ｅ「２」は、エラー閾数Ｔ３「５」より小さいため、ステップＳ−１に処理が戻る。
尚、このときも、クラウドサーバＮ上のｗｅｂサイト等にて、ユーザＵには引き続き「正常」と通知される。
【００８２】
以下、２０１４年８月２７日における午前１１時５８分や昼１２時０８分においても同様で、ステップＳ−１〜Ｓ−４を経てエラー回数Ｅは「３」や「４」となり、ステップＳ−５でエラー閾数Ｔ３「５」より小さいため、ステップＳ−１に処理が戻り、クラウドサーバＮ上のｗｅｂサイト等にて、ユーザＵには「正常」と通知される。
しかし、２０１４年８月２７日における昼１２時１８分においては、ステップＳ−１〜Ｓ−４を経てエラー回数Ｅが「５」となり、ステップＳ−５で、初めてエラー閾数Ｔ３「５」以上となるため、次のステップＳ−６へ処理が移る。
処理が移ったステップＳ−６では、クラウドサーバＮ上のｗｅｂサイトや、ＳＭＳ配信、電子メール配信等にて、ユーザＵには「出力」と通知された後、ステップＳ−１に処理が戻る。
【００８３】
次に、２０１４年８月２７日の昼１２時２８分においても同様に、ステップＳ−１〜Ｓ−４を経てエラー回数Ｅが「６」となり、ステップＳ−５で、エラー閾数Ｔ３「５」以上となるため、ステップＳ−６にて、クラウドサーバＮ上のｗｅｂサイト等にて、ユーザＵには引き続き「出力」と通知された後、ステップＳ−１に処理が戻る。
しかし、２０１４年８月２７日における昼１２時３８分においては、ステップＳ−１で測定される「ＣＨ０１」からのパワコン出力値（パワコン出力電流値）Ｍを、測定部（変流器）１１で測定されたそのままの値（「５．０Ａ」以上）とすると、ステップＳ−２では出力閾値Ｔ１「５．０Ａ」よりも大きいと判断され、次のステップＳ−２１に処理が移る。
処理が移ったステップＳ−２１で、エラー回数Ｅ「６」はエラー閾数Ｔ３「５」以上であるために、ステップＳ−２２でエラー回数Ｅ「０」にリセットし、クラウドサーバＮ上のｗｅｂサイト等にて、ユーザＵには「正常」と通知された後、ステップＳ−１に処理が戻る。
【００８４】
＜パワコン出力値（パワコン出力電流値）Ｍを「０．０Ａ」とし且つプラント照度Ｌを「０ルクス［ｌｘ］」としたケース＞
別の具体的なケースとして、２０１４年８月２７日の昼１２時５８分から午後１時５８分（１３時５８分）までの間で、測定部（変流器）１１において１０分の測定間隔（Ｃ）毎に測定される「ＣＨ０１」からのパワコン出力値（パワコン出力電流値）Ｍを、故意に０．０Ａとすると共に、照度センサ２からのプラント照度Ｌに相当する電圧について、今度は、故意に０ｍＶ以上とした。
【００８５】
まず、２０１４年８月２７日の昼１２時５８分の時点において、照度閾値固定プログラムＳにおけるステップＳ−１にて測定されたパワコン出力値Ｍ「０．０Ａ」は、出力閾値Ｔ１「５．０Ａ」以下であるとステップＳ−２で判断され、次のステップＳ−３に処理が移る。
処理が移ったステップＳ−３では、プラント照度Ｌ「０ルクス［ｌｘ］（＝０ｍＶ）」は、照度閾値Ｔ２「２５００ルクス［ｌｘ］（≒３００ｍＶ）」より小さいとステップＳ−３で判断され、次は、ステップＳ−３１に処理が移る。
処理が移ったステップＳ−３１では、エラー回数Ｅ「０」にリセットし、クラウドサーバＮ上のｗｅｂサイト等にて、ユーザＵには「−（ハイフン）」と通知された後、ステップＳ−１に処理が戻る。
尚、ユーザＵに通知される「−（ハイフン）」とは、「測定不能」との意味であるが、「ＣＨ０１」が「測定不能」と判断されれば、「ＣＨ０２」〜「ＣＨ０５」も、当然に、曇りや雨など同じ環境下に置かれるはずである。
よって、パワコン出力値Ｍを「０．０Ａ」とした「ＣＨ０１」だけでなく、その他の「ＣＨ０２」〜「ＣＨ０５」も「測定不能」との意味の「−（ハイフン）」がユーザＵに通知される。
この「ＣＨ０１」〜「ＣＨ０５」までの「−（ハイフン）」との通知は、２０１４年８月２７日の昼１２時５８分以外にも、それから定間隔（Ｃ）の１０分毎の２０１４年８月２７日の午後１時０８分（１３時０８分）、午後１時１８分（１３時１８分）、午後１時２８分（１３時２８分）、午後１時３８分（１３時３８分）、午後１時４８分（１３時４８分）、午後１時５８分（１３時５８分）においても同様に行われる。
【００８６】
＜パワコン出力値（パワコン出力電流値）Ｍが天候のために出力閾値Ｔ１以下まで低下したケース＞
一方、図１２は、２０１４年８月２４日における太陽光発電プラントＰ（この太陽光発電プラントＰに異常は無い）のパワコン出力値Ｍ、プラント照度Ｌ等を示している。
この図１２は、図１１のように、故意に測定部１１や照度センサ２を操作したのでなく、天候のため、日中であっても、パワコン出力値（パワコン出力電流値）Ｍが低下したケースであって、このケースでも、照度閾値固定プログラムＳを実行した場合において、太陽光発電プラントＰの異常有無の判断が正しいか確認した。
【００８７】
具体的には、２０１４年８月２４日の昼１２時２８分から午後３時１８分（１５時２８分）頃までの間で、測定部（変流器）１１において１０分の測定間隔（Ｃ）毎に測定される「ＣＨ０１」からのパワコン出力値（パワコン出力電流値）Ｍは、出力閾値Ｔ１の「５．０Ａ」以下となっている。
測定間隔（Ｃ）の１０分毎に詳しく述べれば、まず、２０１４年８月２４日の昼１２時２８分の時点において、照度閾値固定プログラムＳにおけるステップＳ−１にて測定されたパワコン出力値Ｍは、出力閾値Ｔ１「５．０Ａ」以下であるとステップＳ−２で判断され、次のステップＳ−３に処理が移る。
処理が移ったステップＳ−３では、プラント照度Ｌも、照度閾値Ｔ２「２５００ルクス［ｌｘ］（≒３００ｍＶ）」より小さいとステップＳ−３で判断され、次は、ステップＳ−３１に処理が移る。
処理が移ったステップＳ−３１では、エラー回数Ｅ「０」にリセットし、クラウドサーバＮ上のｗｅｂサイト等にて、ユーザＵには、「ＣＨ０１」〜「ＣＨ０５」に亘って「−（ハイフン）」と通知された後、ステップＳ−１に処理が戻る。
この「ＣＨ０１」〜「ＣＨ０５」までの「−（ハイフン）」との通知は、２０１４年８月２４日の昼１２時２８分以外にも、それから定間隔（Ｃ）の１０分毎の２０１４年８月２４日の昼１２時３８分から午後３時１８分（１５時２８分）までの測定間隔（Ｃ）の１０分毎においても同様に行われる。
逆に言えば、この２０１４年８月２４日の昼１２時２８分から午後３時１８分（１５時２８分）までは、照度閾値固定プログラムＳを太陽光発電プラントＰに実行させていなければ、パワコン出力値Ｍが低下したことだけに基づいて、太陽光発電プラントＰに異常が有るとユーザＵに通知してしまうことから、誤報を回避したことがわかる。
【００８８】
図１１、１２より、監視プログラム（照度閾値固定プログラム）Ｓを太陽光発電プラントＰで実行させると、パワコン出力値Ｍが出力閾値Ｔ１以下となり、且つ、プラント照度Ｌが照度閾値Ｔ２以上となったエラー回数Ｅがエラー閾数Ｔ３以上となった際に初めて、太陽光発電プラントＰに異常が有るとユーザＵに通知すると同時に、パワコン出力値Ｍが出力閾値Ｔ１以下となったにも関わらず、プラント照度Ｌが照度閾値Ｔ２より小さい場合には、天候による低下であるため、太陽光発電プラントＰに異常が有るとはユーザＵに通知しないため、異常判断の誤報が抑えられる（「誤報の抑制」）と共に、日射計よりもコスト負担の低い照度センサ（照度計）を活用できる。
つまり、本発明の監視システム１によって、従来技術のように、雨や曇りの日などで、太陽光発電プラントＰ（パワーコンディショナＣ）は正常に稼働しているにも係わらず、多くの出力低下を通知することはなく、一定以上の照度がない雨や曇りの日などの場合には、敢えて判断を行わない為、誤報を抑制できる。
【００８９】
＜変更可能な照度閾値Ｔ２＞
ここまでは、照度閾値Ｔ２を固定させた場合（照度閾値固定プログラム）について述べたが、上述した照度センサ２の受光部２ａの取付方向は、太陽光発電プラントＰにおける設置場所により、必ずしも所定の方向（例えば、北方向）に設置出来るとは限らない。
例えば、図１３は、２０１４年８月２９日における太陽光発電プラントＰ（この太陽光発電プラントＰに異常は無い）のパワコン出力値Ｍ、プラント照度Ｌ等を示しているが、午後２時５８分に、太陽光発電プラントＰに異常が有ると通知している。
更に、図１４は、２０１４年９月１日における太陽光発電プラントＰ（この太陽光発電プラントＰに異常は無い）のパワコン出力値Ｍ、プラント照度Ｌ等を示しているが、午前１１時３８分等に、太陽光発電プラントＰに異常が有ると通知している。
【００９０】
つまり、太陽光発電プラントＰが置かれた周囲の状況や、太陽の南中高度の変化により、照度センサ２の受光部２ａに入ってくる光束の量も変化するため、判断部３による太陽光発電プラントＰの異常有無の判断中に自ら学習を来ない、状況に応じて、マージンを持った照度閾値Ｔ２を決定、又は、最適化することがより好ましく、更なる誤報の抑制が図れる。
尚、出力閾値Ｔ１は、パワーコンディショナＣの定格電力やメーカが変わっても、固定としても良い。
又、図７〜９、１１〜１４の状況を表２に纏めた。
【００９１】
【表２】
0006552094.tif 000003
【００９２】
＜照度閾値Ｔ２決定方法の実施例１＞
太陽光発電プラントＰが置かれた周囲の状況や、太陽の南中高度の変化、運用状態に応じた照度閾値Ｔ２の決定方法として、その実施例１を以下に示す。
２０１４年８月２９〜３１日、９月１、２、６日の６日間におけるパワコン出力値Ｍとプラント照度Ｌの相関について、以下の表３に纏めた。
【００９３】
【表３】
0006552094.tif 000004
【００９４】
この表３で示したように、パワコン出力値（パワコン出力電流値）Ｍは、０．０Ａ以上２５．０Ａ以下の全域で相関をとると、最小値が０．７〜０．９近辺の相関係数となったが、これは、天候の良い日（晴れの日）は相関係数の値が悪くなる（低くなる）ことを示している。
一方、パワコン出力値（パワコン出力電流値）Ｍは、判定域である出力閾値Ｔ１（５．０Ａ）以下であれば、いずれも０．９以上の相関係数となり、強い相関関係を示すことが分かる（尚、設置環境により回帰直線の傾きは異なってくるので、都度調整は必要）。
このことより、「出力閾値Ｔ１」を決めれば、その時のおおよその「照度閾値Ｔ２」の値を推測することが可能である。
【００９５】
図１５は、２０１４年８月３１日の例であるが、「出力閾値Ｔ１」に対し、図１５における青い領域（図１５中のαで示した斜線領域）に「照度閾値Ｔ２」を決めれば、誤判定が回避可能と考える。
尚、図１５における直線βは、回帰直線ｙ＝２．０４８５ｘ−１４．４５１のｙ切片をシフトし、誤判定とならない領域に持ってきたもので、直線としてはｙ＝２．０４８５ｘ＋２００．０００となる。
これを元に考えれば、例えば、出力閾値Ｔ１を「２．５Ａ（≒１００ｍＶ）」に対し、照度閾値Ｔ２は「６３００ルクス［ｌｘ］（≒４００ｍＶ）」に設定すれば良いことが分かる。尚、照度閾値Ｔ２を上げると判定の機会が減るので、適宜最適値を求めても良い。
【００９６】
＜監視プログラムの第２実施形態（相関係数・回帰直線プログラム）Ｓ’＞
このような照度閾値Ｔ２決定方法の実施例１を監視システム１に行わせる監視プログラムの第２実施形態（相関係数・回帰直線プログラム）Ｓ’について、以下に述べる。
この第２実施形態（相関係数・回帰直線プログラム）Ｓ’は、上述した監視プログラムの第１実施形態（照度閾値固定プログラム）ＳにおけるステップＳ−１、Ｓ−３の代わりに、以下に示すステップＳ’−１、Ｓ’−３を有している。
【００９７】
＜ステップＳ’−１＞
監視システム１（判断部３）において、相関係数・回帰直線プログラムＳ’が起動されると、測定開始時間から測定終了時間まで、決められた測定間隔（例えば、１時間）毎に、パワーコンディショナＣのパワコン出力値Ｍを測定部１１にて、プラント照度Ｌを照度センサ２にて測定する。
これらの測定したパワコン出力値Ｍとプラント照度Ｌを、判断部３における記憶機器や、上述した記憶部に記録して、一定期間（一定回数）のパワコン出力値Ｍとその時のプラント照度Ｌの母集団を形成する（ステップＳ’−１）。
尚、このステップＳ’−１で記憶されるパワコン出力値Ｍとその時のプラント照度Ｌは、あまり高いパワコン出力値（パワコン出力電流値）Ｍでは、プラント照度Ｌと相関が取れないため、例えば、パワコン出力値Ｍが出力閾値Ｔ１以下である際のパワコン出力値Ｍとその時のプラント照度Ｌを、記憶する対象としても良い。
又、記憶可能なパワコン出力値Ｍとその時のプラント照度Ｌとの組の数は、特に制限はないが、後述するステップＳ’−３における標本数を少なくとも記憶することとなる。
【００９８】
＜ステップＳ’−３＞
監視システム１（判断部３）において、ステップＳ−１で測定したプラント照度Ｌが照度閾値Ｔ２以上であれば、後述のステップＳ−４に移り、逆に、プラント照度Ｌが照度閾値Ｔ２より小さければ、後述のステップＳ−３１に移る（ステップＳ’−３）。
このステップＳ’−３において用いる照度閾値Ｔ２は、記憶されたパワコン出力値Ｍとその時のプラント照度Ｌとの組の数が、所定の標本数（例えば、３０など）となるまで計算が出来ない為、その間はデフォルトの照度閾値Ｔ２を用いることになる。
記憶されたパワコン出力値Ｍとその時のプラント照度Ｌとの組の数が標本数を越えた場合、最古の（最も早くに記憶された）パワコン出力値Ｍとその時のプラント照度Ｌとの組は捨てて、常に最新の（３０個等）のパワコン出力値Ｍとその時のプラント照度Ｌとの組から照度閾値Ｔ２を計算する。
この照度閾値Ｔ２の計算は、新たなパワコン出力値Ｍとその時のプラント照度Ｌとの組が記憶された際に、まず相関係数を求める。但し、出力閾値Ｔ１（例えば、５．０Ａ）以下のパワコン出力値Ｍとその時のプラント照度Ｌとの組が対象であり、出力閾値Ｔ１以下のパワコン出力値Ｍとその時のプラント照度Ｌとの組が、更新された（新たに記憶された）時に相関係数を求めることになる。
この相関係数が、所定値（例えば、０．９）以上の時に限り、回帰直線を求め、この回帰直線を元に、パワコン出力値Ｍに対して推定されるプラント照度Ｌ（推定プラント照度Ｌ’）を求める。
この推定プラント照度Ｌ’に、一定のマージンを加えたもの（例えば、図１５における回帰直線のｙ切片をシフトし、誤判定とならない領域に持ってきた直線β）を照度閾値として設定する。
具体的には、上述したように、出力閾値Ｔ１が「２．５Ａ（≒１００ｍＶ）」であれば、照度閾値Ｔ２を「６３００ルクス［ｌｘ］（≒４００ｍＶ）」に設定すれば良く、これと同様に、出力閾値Ｔ１の相当する電圧が「１５０ｍＶ（≒３．７５Ａ）」であれば、照度閾値Ｔ２の相当する電圧を約「５００ｍＶ（例えば、７８７５ルクス［ｌｘ］）」に設定すれば良いことが分かる。
【００９９】
このステップＳ’−３によって、太陽光発電プラントＰの設置後におけるプラント照度Ｌの長期的変化に応じて、パワコン出力値Ｍに対する照度閾値Ｔ２が最適化されると言える。
又、第２実施形態の監視プログラム（相関係数・回帰直線プログラム）Ｓ’を実行している際の照度閾値Ｔ２は、判断部３が太陽光発電プラントＰの異常有無を判断している間にも変更可能な閾値であるとも言え、太陽光発電プラントＰが置かれた環境下（照度センサ２の取付方向（水平方向、鉛直方向、斜め方向などの何れの上下方向に向けるか、方角など）、太陽の南中高度）に応じて、照度閾値Ｔ２を最適化できる。
尚、第２実施形態の監視プログラム（相関係数・回帰直線プログラム）Ｓ’におけるその他のステップは、第１実施形態の監視プログラム（照度閾値固定プログラム）ＳにおけるステップＳ−２、Ｓ−４〜Ｓ−６、Ｓ−２１〜Ｓ−２３、Ｓ−３１と同様である。
【０１００】
＜その他の相関係数、回帰直線、推定プラント照度Ｌ’の例＞
尚、図１５で示した２０１４年８月３１日の例以外の日においても、念のために、回帰直線を求めた。
図１６〜１８は、２０１４年８月３１日以外の日において、図３の（ａ）〜（ｃ）で示した照度センサ２の取付方向、設置場所の太陽光発電プラントＰからのパワコン出力値Ｍとプラント照度Ｌのデータに基づいた回帰直線である。
詳解すれば、図１６（図３（ａ））はＡ発電所の太陽光発電プラントに対して、照度センサ２の受光部２ａ（受光面の法線）を略水平方向に向けた（受光部２ａには、直接太陽光は当たり難い）場合であり、図１７（図３（ｂ））は同じくＡ発電所の太陽光発電プラントに対して、照度センサ２の受光部２ａを略垂直方向に向けた（（ａ）に比べて、受光部２ａに直接太陽光が当り易い）場合であり、図１８（図３（ｃ））はＢ発電所の設置現場における太陽光発電プラントに対して、照度センサ２の受光部２ａを略水平方向に向けた（受光部２ａには、直接太陽光は当り難い）場合である。
【０１０１】
これら図１６〜１８より、図３の（ａ）〜（ｃ）で示した何れの取付方向、設置場所であっても、パワコン出力値（パワコン出力電流値）Ｍは、出力閾値Ｔ１「５．０Ａ」以下の範囲で見た場合、照度センサ２からのプラント照度Ｌとの間に強い相関関係があると言える。
又、図１６〜１８の各回帰直線を比較すると、それぞれの直線の傾きは多少異なる傾向にあり、取付方向、設置場所によって照度センサ２が受ける照度が異なるためと言える。
これら図１６〜１８の回帰直線を用いて、パワコン出力値（パワコン出力電流値）Ｍが「２．５Ａ（≒１００ｍＶ）」に対するプラント照度Ｌを予測すると、図１６では１７０ｍＶから１９０ｍＶの間、図１７では１９０ｍＶから３４０ｍＶの間、図１８では７０ｍＶから１２０ｍＶの間となっており、設置場所を問わず、照度センサ２の受光部２ａを略水平方向に向けた図１６、１８  のバラツキが小さい。
このことから、照度センサ２の受光部２ａを略水平方向へ取り付ける方が好ましいと言える。
【０１０２】
図１６〜１８で示したように、パワコン出力値Ｍとプラント照度Ｌとの間に相関関係があることは明白であるため、出力閾値Ｔ１（例えば５．０Ａなど）以下であれば、日射計などではなく、照度センサ２でも十分判断が可能であると言える。
更に、出力閾値Ｔ１も、図１６〜１８等のデータ分析などから、２．０Ａ前後が適当とも言え、例えば、２．５Ａに設定しても良い。
尚、夜間で、太陽光発電プラントＰが発電していないにも係わらず、パワーコンディショナＣの出力側に若干電流（例えば、０．５Ａ等）が流れているが、パワーコンディショナＣの内部回路で消費している電流（若しくは、系統から流れ込む電流）であると言える。
よって、出力閾値Ｔ１は、夜間に流れる電流値（例えば、０．５Ａなど）以上であっても良い。
又、照度センサ２からのプラント照度Ｌに相当する出力電圧が小さい場合には、照度センサ２においてフォトダイオードからの電流を電圧に変換する際に用いる抵抗の抵抗値を変更するなどして、プラント照度Ｌに相当する出力電圧を、２倍から５倍に上げた方が良いとも言える。
【０１０３】
＜照度閾値Ｔ２決定方法の実施例２＞
照度閾値Ｔ２決定方法として、上述の実施例１より更に計算を簡略化した実施例２について、以下に述べる。
照度閾値Ｔ２決定方法の実施例２は、パワコン出力値Ｍとプラント照度Ｌの比の移動平均で求める方法である。
【０１０４】
＜監視プログラムの第３実施形態（移動平均プログラム）Ｓ”＞
この照度閾値Ｔ２決定方法の実施例２を監視システム１に行わせる監視プログラムの第３実施形態（移動平均プログラム）Ｓ”について、以下に述べる。
この第３実施形態（移動平均プログラム）Ｓ”は、上述した監視プログラムの第１実施形態（照度閾値固定プログラム）ＳにおけるステップＳ−１、Ｓ−３の代わりに、以下に示すステップＳ”−１、Ｓ”−３を有している。
【０１０５】
＜ステップＳ”−１＞
監視システム１（判断部３）において、移動平均プログラムＳ”が起動されると、測定開始時間から測定終了時間まで、決められた測定間隔（例えば、１時間）毎に、パワーコンディショナＣのパワコン出力値Ｍを測定部１１にて、プラント照度Ｌを照度センサ２にて測定する。
これらの測定したパワコン出力値Ｍを、その時のプラント照度Ｌで割った比率を、判断部３における記憶機器や、上述した記憶部に記録して、一定期間（一定回数）のパワコン出力値Ｍとその時のプラント照度Ｌの母集団を形成する（ステップＳ”−１）。
尚、このステップＳ”−１で記憶されるパワコン出力値Ｍとその時のプラント照度Ｌは、あまり高いパワコン出力値（パワコン出力電流値）Ｍでは、プラント照度Ｌと相関が取れないため、例えば、パワコン出力値Ｍが出力閾値Ｔ１以下である際のパワコン出力値Ｍに対するその時のプラント照度Ｌの比率を、記憶する対象としても良い。
又、記憶可能なパワコン出力値Ｍに対するプラント照度Ｌの比率の数は、特に制限はないが、後述するステップＳ”−３における標本数を少なくとも記憶することとなる。
【０１０６】
＜ステップＳ”−３＞
監視システム１（判断部３）において、ステップＳ−１で測定したプラント照度Ｌが照度閾値Ｔ２以上であれば、後述のステップＳ−４に移り、逆に、プラント照度Ｌが照度閾値Ｔ２より小さければ、後述のステップＳ−３１に移る（ステップＳ”−３）。
このステップＳ”−３において用いる照度閾値Ｔ２は、記憶されたパワコン出力値Ｍに対するプラント照度Ｌの比率の数が、所定の標本数（例えば、１０など）となるまで計算が出来ない為、その間はデフォルトの照度閾値Ｔ２を用いることになる。
記憶されたパワコン出力値Ｍに対するプラント照度Ｌの比率の数が標本数を越えた場合、最古の（最も早くに記憶された）パワコン出力値Ｍに対するプラント照度Ｌの比率は捨てて、常に最新の標本数（１０個等）のパワコン出力値Ｍに対するプラント照度Ｌの比率から照度閾値Ｔ２を計算する。
この照度閾値Ｔ２の計算は、新たなパワコン出力値Ｍに対するプラント照度Ｌの比率が記憶された際に、最新の標本数（１０個等）の比率を元に移動平均を求める。但し、出力閾値Ｔ１（例えば、５．０Ａ）以下のパワコン出力値Ｍに対するプラント照度Ｌの比率が対象であり、出力閾値Ｔ１以下のパワコン出力値Ｍに対するプラント照度Ｌの比率が、更新された（新たに記憶された）時に移動平均を求めることになる。
求めた比率の移動平均を元に、パワコン出力値Ｍに対して推定されるプラント照度Ｌ（推定プラント照度Ｌ’）を求める。
この推定プラント照度Ｌ’に、一定のマージンを加えたものを照度閾値として設定する。
【０１０７】
このようなステップＳ”−３によって、太陽光発電プラントＰの設置後におけるプラント照度Ｌの長期的変化に応じて、パワコン出力値Ｍに対する照度閾値Ｔ２が最適化されると言える。
又、第３実施形態の監視プログラム（移動平均プログラム）Ｓ”を実行している際の照度閾値Ｔ２も、判断部３が太陽光発電プラントＰの異常有無を判断している間にも変更可能な閾値であるとも言え、太陽光発電プラントＰが置かれた環境下（照度センサ２の取付方向（水平方向、鉛直方向、斜め方向などの何れの上下方向に向けるか、方角など）、太陽の南中高度）に応じて、照度閾値Ｔ２を最適化できる。
更に、第３実施形態の監視プログラム（移動平均プログラム）Ｓ”は、第２実施形態の監視プログラム（相関係数・回帰直線プログラム）Ｓ’と比べて、照度閾値Ｔ２を求めていく過程の計算負荷が低く、判断部３（ＣＰＵ）や、記憶機器又は記憶部の性能もそれほど高くなくとも良い。
尚、第３実施形態の監視プログラム（移動平均プログラム）Ｓ”におけるその他のステップは、第１実施形態の監視プログラム（照度閾値固定プログラム）ＳにおけるステップＳ−２、Ｓ−４〜Ｓ−６、Ｓ−２１〜Ｓ−２３、Ｓ−３１と同様である。
【０１０８】
＜その他の照度閾値Ｔ２の決定方法＞
その他、判断部３が太陽光発電プラントＰの異常有無を判断している間にも変更可能であれば、何れの方法によって、照度閾値Ｔ２を決定しても構わず、例えば、ユーザＵが、通信部１３を介して、所定の照度閾値Ｔ２に変更する構成であっても良い。
【０１０９】
＜その他の諸条件下における太陽光発電プラントＰ＞
ここまで述べた太陽光発電プラントＰは、晴れの日、曇りの日、雨の日、台風の日以外に、雪の日など様々な条件（諸条件）下に置かれる場合もある。
図１９には、２０１４年１２月２８日〜２０１５年１月５日の９日間の広島県山間部における太陽光発電プラントＰ（この太陽光発電プラントＰに異常は無い）のパワコン出力値Ｍ、プラント照度Ｌ等の変化を示しており、パワコン出力値Ｍ等の変化の山１つが１日となる。
【０１１０】
９日間のうち、２０１５年１月１日〜２０１５年１月４日の間は、降雪があり全く発電しておらず（積雪時の発電量はほぼ夜間と同じ値となる）、２０１５年１月５日から発電を再開している。
ここで、２０１５年１月１日〜２０１５年１月４日の間は、照度センサ２からのプラント照度Ｌは、通常時より１．５倍から２．０倍程度に跳ね上がっている。
そこで、照度閾値（高照度閾値Ｔ２’）をもう１つ追加し、この高照度閾値Ｔ２’以上のプラント照度Ｌの場合は、積雪があるものとして、太陽光発電プラントＰ（パワーコンディショナＣ）の監視を一時中断するなどで、誤報判断を防いでも良い。
【０１１１】
＜判断部３の変形例＞
つまり、判断部３を、パワコン出力値Ｍが出力閾値以下Ｔ１である間に、プラント照度Ｌが照度閾値Ｔ２以上となっても、プラント照度Ｌが、照度閾値Ｔ２より大きい高照度閾値Ｔ２’以上となれば、エラー回数Ｅとしてカウントしないものとしても良い。
これにより、降雪により雪が積もった時には、正常な（異常の無い）太陽光発電プラントＰにおいても、パワーコンディショナＣからの電流値等が出力閾値Ｔ１以下であるにも関わらず、プラント照度Ｌが照度閾値Ｔ２以上となることが起こり得る。
これは、積もった雪で太陽光が反射されて明るくなる（プラント照度Ｌが高くなる）ためであり、ここで、照度閾値Ｔ２より大きい高照度閾値Ｔ２’を設け、この高照度閾値Ｔ２’以上にプラント照度Ｌがなった際にエラー回数Ｅをカウントしなければ、積雪による照度上昇か、太陽光発電プラントＰの異常かを区別でき、誤報が抑制される。
この他、積雪時以外で、海辺、湖畔、河辺など水面に太陽光が反射し得る場所に太陽光発電プラントＰが置かれたケースにも、誤報抑制の向上が図れる。
【０１１２】
＜監視プログラムＳにおけるステップＳ−３の変形例＞
監視システム１（判断部３）において、ステップＳ−１で測定したプラント照度Ｌ（又は、当該ステップＳ−３で太陽光発電プラントＰにおけるプラント照度Ｌを、照度センサ２にて測定したプラント照度Ｌ）が、照度閾値Ｔ２以上で且つ高照度閾値Ｔ２’より小さければ、後述のステップＳ−４に移る。
逆に、プラント照度Ｌが、照度閾値Ｔ２以上で且つ高照度閾値Ｔ２’以上となれば、又は、照度閾値Ｔ２より小さければ、後述のステップＳ−３１に移る（ステップＳ−３）。
尚、ステップＳ’−３やＳ”−３においても、同様に、高照度閾値Ｔ２’を設けても良い。
【０１１３】
＜その他＞
本発明は、前述した実施形態に限定されるものではない。監視システム１や太陽光発電プラントＰ等の各構成又は全体の構造、形状、寸法などは、本発明の趣旨に沿って適宜変更することが出来る。
監視システム１は、照度センサ２以外にも、温度センサなどにおいて、パワコン出力値Ｍと相関が高い測定域だけを参照して、太陽光発電プラントＰ（パワーコンディショナＣ）の異常有無を判断しても良い。
【産業上の利用可能性】
【０１１４】
本発明に係る監視システムは、太陽光発電プラントに対して後付けであったり、太陽光発電プラントに当初から取り付けられていても良く、本発明に係る太陽光発電プラントが設置されている場所も、特に制限はなく、例えば、建物やその屋上、山間部をはじめ、宅地、山林、原野、雑種地、田、畑、降雪地、海辺、河辺などでも良く、本発明は、何れの地域に設置された太陽光発電プラントに対しても利用可能である。
【符号の説明】
【０１１５】
１      監視システム
２      照度センサ
３      判断部
Ｄ      太陽電池
Ｃ      パワーコンディショナ
Ｐ      太陽光発電プラント
Ｍ      パワコン出力値
Ｔ１    出力閾値
Ｌ      プラント照度
Ｔ２    照度閾値
Ｔ２’  高照度閾値
Ｅ      エラー回数
Ｔ３    エラー閾数
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
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【図１５】
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【図１６】
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【図１７】
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【図１８】
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【図１９】
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