(57)【要約】【課題】システム構成やシステム管理者の事情に応じた故障検知用の基準値を柔軟に設定でき、ストリングの故障を高精度に検知する。【解決手段】故障検知装置は、太陽光パネルを含むストリングにおける故障を検知し、ストリングにおける太陽光発電の測定情報を取得する取得部と、ストリングを含む太陽光発電システムに関するシステム情報を基に、所定の閾値を算出する算出部と、測定情報と所定の閾値とを基に、ストリングの故障を検知する故障検知部と、システム情報又は所定の閾値を任意に変更可能である入力部と、を備える。【選択図】図２
2016027771.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
太陽光パネルを含むストリングにおける故障を検知する故障検知装置であって、
前記ストリングにおける太陽光発電の測定情報を取得する取得部と、
前記ストリングを含む太陽光発電システムに関するシステム情報を基に、所定の閾値を算出する算出部と、
前記測定情報と前記所定の閾値とを基に、前記ストリングの故障を検知する故障検知部と、
前記システム情報又は前記所定の閾値を任意に変更可能である入力部と、を備える、
故障検知装置。
【請求項２】
請求項１に記載の故障検知装置であって、
前記取得部は、
太陽光パネルを含む他のストリングにおける太陽光発電の測定情報に基づいた測定基準値を前記システム情報として取得し、
前記算出部は、
前記測定基準値を基に、前記所定の閾値を算出する、
故障検知装置。
【請求項３】
請求項１に記載の故障検知装置であって、
前記太陽光発電システムは、太陽光パネルを含む他のストリングを更に有し、
前記入力部は、
前記他のストリングにおける前記システム情報又は前記所定の閾値を変更可能である、
故障検知装置。
【請求項４】
請求項２に記載の故障検知装置であって、
前記取得部は、
前記他のストリングを含む複数のストリングにおけるそれぞれの太陽光発電の測定情報の平均値を前記測定基準値として取得する、
故障検知装置。
【請求項５】
請求項２に記載の故障検知装置であって、
前記算出部は、
前記他のストリングを含む複数のストリングにおけるそれぞれの太陽光発電の測定情報の最大値を前記測定基準値として取得し、
前記複数のストリングにおけるそれぞれの太陽光発電の測定情報の平均値からの偏差と前記測定基準値からの偏差との関係を用いて、前記所定の閾値を算出する、
故障検知装置。
【請求項６】
請求項４に記載の故障検知装置であって、
前記故障検知部は、
前記複数のストリングにおけるそれぞれの太陽光発電の測定情報の前記測定基準値からの偏差の割合の所定期間における平均値を算出し、
前記偏差の割合の所定期間における平均値と前記所定の閾値とを基に、異常のある前記ストリングを抽出する、
故障検知装置。
【請求項７】
請求項６に記載の故障検知装置であって、
前記故障検知部は、
異常のある前記ストリングに対して算出された前記偏差の割合の所定期間における分散を算出し、
算出された前記分散と前記所定の閾値とを基に、抽出された前記ストリングの異常の種別を判定する、
故障検知装置。
【請求項８】
請求項５に記載の故障検知装置であって、
前記故障検知部は、
前記複数のストリングにおける太陽光発電のそれぞれの測定情報の前記測定基準値からの偏差の割合の所定期間における平均値を算出し、
前記偏差の割合の所定期間における平均値と前記所定の閾値とを基に、前記各ストリングの正常又は異常を判定する、
故障検知装置。
【請求項９】
請求項１〜８のうちいずれか一項に記載の故障検知装置であって、
前記入力部は、
前記システム情報として、前記ストリングの構成情報を変更可能である、
故障検知装置。
【請求項１０】
請求項９に記載の故障検知装置であって、
前記ストリングの構成情報は、
前記ストリングを形成する太陽光パネルの数である、
故障検知装置。
【請求項１１】
請求項１〜８のうちいずれか一項に記載の故障検知装置であって、
前記入力部は、
前記システム情報として、前記ストリングに含まれる太陽光パネルの特性情報を変更可能である、
故障検知装置。
【請求項１２】
請求項１１に記載の故障検知装置であって、
前記入力部は、
複数の太陽光パネルにおけるそれぞれの前記特性情報を変更可能である、
故障検知装置。
【請求項１３】
請求項１１又は１２に記載の故障検知装置であって、
前記特性情報は、
太陽光パネルの出力バラツキ情報である、
故障検知装置。
【請求項１４】
請求項１〜８のうちいずれか一項に記載の故障検知装置であって、
前記入力部は、
前記システム情報として、前記測定情報を測定する計測器の性能情報を変更可能である、
故障検知装置。
【請求項１５】
請求項１４に記載の故障検知装置であって、
前記性能情報は、
前記計測器の測定動作における誤差情報である、
故障検知装置。
【請求項１６】
請求項２に記載の故障検知装置であって、
前記算出部は、
前記太陽光パネルの出力分布としての三角分布を用いて、前記所定の閾値を算出する、
故障検知装置。
【請求項１７】
請求項１６に記載の故障検知装置であって、
前記算出部は、
前記太陽光パネルの使用年数に応じた前記太陽光パネルの出力保証値を基に、前記所定の閾値を算出する、
故障検知装置。
【請求項１８】
請求項６に記載の故障検知装置であって、
前記故障検知部は、
算出された前記平均値と前記取得部により取得された前記測定基準値との偏差と、前記算出部により算出された前記所定の閾値との間の値を第２の閾値に用いて、前記所定の閾値と前記第２の閾値を基に、抽出された前記ストリングの異常の種別を判定する、
故障検知装置。
【請求項１９】
請求項２に記載の故障検知装置であって、
前記算出部は、
前記太陽光パネルの発電電流及び動作電圧に関する特性情報を基に、前記ストリングの発電電流に関する前記所定の閾値である第１閾値より大きい前記ストリングの発電電流に関する第２閾値と、前記ストリングに含まれる前記太陽光パネルの動作電圧に関する第３閾値とを算出する、
故障検知装置。
【請求項２０】
請求項１９に記載の故障検知装置であって、
前記故障検知部は、
複数のストリングにおける前記ストリングの発電電流及び前記太陽光パネルの動作電圧の測定情報の前記測定基準値からの偏差の割合の所定期間における平均値をそれぞれ算出し、
前記ストリングの発電電流の測定情報に関する前記偏差の割合の所定期間における平均値と前記第２閾値との比較と、前記太陽光パネルの動作電圧の測定情報に関する前記偏差の割合の所定期間における平均値と前記第３閾値との比較とを基に、異常のある前記ストリングを抽出する、
故障検知装置。
【請求項２１】
請求項２０に記載の故障検知装置であって、
前記故障検知部は、
前記ストリングの発電電流の測定情報の前記測定基準値からの偏差の割合の所定期間における平均値が前記第１閾値より大きい場合に、前記第２閾値及び前記第３閾値を用いた比較を行う、
故障検知装置。
【請求項２２】
太陽光パネルを含むストリングにおける故障を検知する故障検知方法であって、
前記ストリングにおける太陽光発電の測定情報を取得するステップと、
前記ストリングを含む太陽光発電システムに関するシステム情報を基に、所定の閾値を算出するステップと、
前記システム情報又は前記所定の閾値を変更するステップと、
前記測定情報と、前記所定の閾値とを基に、前記ストリングの故障を検知するステップと、を有する、
故障検知方法。
【請求項２３】
太陽光パネルを含むストリングにおける故障を検知する故障検知システムであって、
前記ストリングにおける太陽光発電の測定情報を計測する計測部と、
前記ストリングを含む太陽光発電システムに関するシステム情報を基に、所定の閾値を算出する算出部と、
前記測定情報と前記所定の閾値とを基に、前記ストリングの故障を検知する故障検知部と、
前記システム情報又は前記所定の閾値を任意に変更可能である入力部と、を備える、
故障検知システム。
【請求項２４】
請求項２３に記載の故障検知システムであって、
前記計測部によって計測された前記測定情報を送信する送信部と、
前記送信部によって送信された前記測定情報を受信する受信部と、を更に備える、
故障検知システム。
【請求項２５】
請求項２３に記載の故障検知システムであって、
前記システム情報又は前記所定の閾値の入力画面を表示する表示部、を更に備える、
故障検知システム。
【請求項２６】
請求項２３に記載の故障検知システムであって、
少なくとも前記入力部及び表示部を有し、持ち運び可能である携帯端末、を更に備える、
故障検知システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、太陽光発電パネルの故障を検知する故障検知装置、故障検知方法及び故障検知システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
従来から、太陽光発電パネル（以下、「ＰＶ（Photo Voltaic）パネル」という）を用いて、太陽光のエネルギーを電気エネルギーに変換することで発電を行う太陽光発電システムが普及している。太陽光発電システムでは、発電時に廃棄物、排水、騒音、振動が発生せず、非常用電源としても活用が期待されることから、環境的な観点も含めて近年特に注目されている。
【０００３】
太陽光発電システムの特性上、一般的にＰＶパネルは外に設置されることが多いので、太陽光発電システムを運営するにあたっては、ＰＶパネルの故障に留意する必要がある。ＰＶパネルの出力を用いてＰＶパネルの故障診断を実施する先行技術として、例えば特許文献１に示す太陽光発電診断装置が知られている。
【０００４】
特許文献１に示す太陽光発電診断装置は、サンプル期間の評価時間帯におけるＰＶモジュールの発電量を算出し、この算出された発電量のうち上位の発電量の平均値を基準値として用いる。次に、太陽光発電診断装置は、評価期間の評価時間帯におけるＰＶモジュールの発電量を算出し、この算出された発電量のうち上位の発電量の平均値を評価値として用いる。太陽光発電診断装置は、基準値である発電量と評価値である発電量との差分を基に、ＰＶモジュールの故障を判断する。
【０００５】
また、太陽光発電システムにおける故障を判断するための基準値を求める先行技術として、例えば特許文献２に示す太陽光発電システムの診断装置が知られている。
【０００６】
特許文献２に示す診断装置は、太陽光発電システムの設置条件（例えば設置場所の地形、気象条件、太陽光発電システム自体の構成）に応じて、太陽光発電システムの正常稼働時の基準出力特性（基準値）を算出する。太陽光発電システムの設置条件には、上述した条件以外に、設置場所の緯度、設置場所の軽度、設置方位（１６方位）、設置角度（地表面に対する傾斜角度）が含まれる。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００７】
【特許文献１】特開２０１２−１１４１０８号公報
【特許文献２】特開２００１−３２６３７５号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００８】
しかし、上述した特許文献１や特許文献２を含む従来技術では、算出された基準値を故障の判断用にそのまま使用することを決定した場合、個々の太陽光発電システムの構成やシステム管理者の事情（例えば故障診断ポリシ）に応じて、基準値を任意にカスタマイズすることが困難という課題がある。
【０００９】
言い換えると、どの程度の基準値を用いて、ＰＶパネルの故障検知を厳しい条件下において行うかどうかは太陽光発電システムの構成やシステム管理者の事情により異なるので、従来技術の方法により求められた基準値を一律に用いることが困難となる場合がある。
【００１０】
例えば、大規模な太陽光発電システムにおいて高い基準値を用いると、多くのＰＶパネル又はストリングの故障が検知されてしまう可能性があり、システム管理者におけるメンテナンス作業が煩雑となってしまう。このため、太陽光発電システムの構成やシステム管理者の事情に応じた故障検知用の基準値の設定が必要となると考えられる。
【００１１】
本発明は、上述した従来の課題を解決するために、システム構成やシステム管理者の事情に応じた故障検知用の基準値を柔軟に設定し、ストリングの故障を高精度に検知する故障検知装置、故障検知方法及び故障検知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】
【００１２】
本発明は、太陽光パネルを含むストリングにおける故障を検知する故障検知装置であって、前記ストリングにおける太陽光発電の測定情報を取得する取得部と、前記ストリングを含む太陽光発電システムに関するシステム情報を基に、所定の閾値を算出する算出部と、前記測定情報と前記所定の閾値とを基に、前記ストリングの故障を検知する故障検知部と、前記システム情報又は前記所定の閾値を任意に変更可能である入力部と、を備える、故障検知装置である。
【００１３】
また、本発明は、太陽光パネルを含むストリングにおける故障を検知する故障検知方法であって、前記ストリングにおける太陽光発電の測定情報を取得するステップと、前記ストリングを含む太陽光発電システムに関するシステム情報を基に、所定の閾値を算出するステップと、前記システム情報又は前記所定の閾値を変更するステップと、前記測定情報と、前記所定の閾値とを基に、前記ストリングの故障を検知するステップと、を有する、故障検知方法である。
【００１４】
更に、本発明は、太陽光パネルを含むストリングにおける故障を検知する故障検知システムであって、前記ストリングにおける太陽光発電の測定情報を計測する計測部と、前記ストリングを含む太陽光発電システムに関するシステム情報を基に、所定の閾値を算出する算出部と、前記測定情報と、前記所定の閾値とを基に、前記ストリングの故障を検知する故障検知部と、前記システム情報又は前記所定の閾値を任意に変更可能である入力部と、を備える、故障検知システムである。
【発明の効果】
【００１５】
本発明によれば、システム構成やシステム管理者の事情に応じた故障検知用の基準値を柔軟に設定でき、ストリングの故障を高精度に検知することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１６】
【図１】第１の実施形態の太陽光発電システムのシステム構成の一例を示す図
【図２】第１の実施形態のモニタ端末の内部構成を詳細に示すブロック図
【図３】第１の実施形態のモニタ端末が算出するアラート閾値の説明図
【図４】中心極限定理を用いたアラート閾値の算出方法の説明図
【図５】（Ａ）サイトＡＡのストリングにおける発電電流の１日の時間変化の一例を示すグラフ、（Ｂ）図５（Ａ）のアラート閾値「−５．０％」を用いた場合の、図５（Ａ）に示すストリングと同様なストリングＡ〜Ｇにおける異常検出日数の一例を示すグラフ、（Ｃ）サイトＢＢのストリングにおける発電電流の１日の時間変化の一例を示すグラフ、（Ｄ）図５（Ｂ）のアラート閾値「−６．２％」を用いた場合の、図５（Ｂ）に示すストリングと同様なストリングａ〜ｄにおける異常検出日数の一例を示すグラフ
【図６】サイトＡＡ，ＢＢ，ＣＣ，ＤＤにおける各アラート閾値の設定画面の一例を示す図
【図７】第１の実施形態のモニタ端末が全ストリングの発電電流の平均値を測定基準値として用いる場合の異常ストリングの抽出手順を説明するフローチャート
【図８】第１の実施形態のモニタ端末の異常ストリングの種別判定の動作手順を説明するフローチャート
【図９】発電電流の平均値からの偏差の割合と発電電流の最大値からの偏差の割合との関係を示すグラフ
【図１０】第１の実施形態の変形例のモニタ端末が発電電流の最大値を測定基準値として用いる場合の異常ストリングの抽出の動作手順を説明するフローチャート
【図１１】（Ａ）、（Ｂ）従来技術における課題の説明図
【図１２】ＰＶパネルの年数毎の２つの出力保証例を統合的に示す説明図
【図１３】（Ａ）ＰＶパネルの年数毎の出力保証の第１例（階段保証）を示す説明図、（Ｂ）ＰＶパネルの年数毎の出力保証（線形保証）の第２例を示す説明図
【図１４】（Ａ）アラート閾値の追加例に関する説明図、（Ｂ）第１の実施形態のアラート閾値の追加例としてのアラート閾値Ｔｈ＿ｖを用いたモニタ端末の異常ストリングの種別判定の動作手順を説明するフローチャート
【図１５】パワーコンディショナが定格出力運転しない場合に観測される正常ストリング、異常ストリングそれぞれにおける電圧−電流カーブの一例を示す図
【図１６】パワーコンディショナが定格出力運転しない場合にモニタ端末がストリングの異常を検出可能なストリング電流とパネル電圧との関係の一例を示す図
【図１７】（Ａ）第１閾値を用いた場合のストリング電流の測定誤差の分布の一例を示す図、（Ｂ）第２閾値及び第３閾値を用いた場合のストリング電流及びパネル電圧の測定誤差の分布の一例を示す図
【図１８】（Ａ）１日分の測定データを用いてストリングの異常を検知する場合の算出例を示す図、（Ｂ）複数の日数分の測定データを用いてストリングの異常を検知する場合の算出例を示す図
【図１９】第２の実施形態におけるモニタ端末の全ストリングの発電電流の平均値を測定基準値として用い、第２閾値及び第３閾値のみを用いてストリングの異常の有無を判断する動作手順を説明するフローチャート
【図２０】第２の実施形態におけるモニタ端末の全ストリングの発電電流の平均値を測定基準値として用い、第１閾値、第２閾値及び第３閾値の全てを用いてストリングの異常の有無を判断する動作手順を説明するフローチャート
【図２１】ＰＶパネルの構成例を示す模式図
【発明を実施するための形態】
【００１７】
（第１の実施形態の内容に至る経緯）
先ず、本発明に係る故障検知装置、故障検知方法及び故障検知システムの実施形態の内容を説明する前に、第１の実施形態の故障検知装置、故障検知方法及び故障検知システムの内容に至る経緯について、図１１（Ａ）及び図１１（Ｂ）を参照して説明する。図１１（Ａ）及び図１１（Ｂ）は、従来技術における課題の説明図である。
【００１８】
従来、太陽光発電システムでは、例えば複数のＰＶパネルが直列に接続された構成（以下、「ストリング」という）が１つ以上設けられ、各ストリングを流れる電流（以下、「発電電流」という）が測定器により測定され、測定結果はシステム管理者が使用する端末に集約される。また、発電電流の基準値が設けられ、この基準値よりも所定値（閾値）ほど低下している発電電流が流れるストリングが異常であると判定される。
【００１９】
このため、閾値の設定によっては、正常に動作しているストリングが異常であると誤判定されるという問題や、異常のあるストリングの検知ができないという問題が発生する（図１１（Ａ）及び図１１（Ｂ）参照）。ここで、説明を簡単にするために、３つのストリングが設けられた太陽光発電システムにおいて、それぞれ一定値である閾値Ａ１及び閾値Ｂ１の２種類を用いた故障検知方法について説明する。
【００２０】
図１１（Ａ）の横軸は時刻であり、図１１（Ａ）の縦軸は発電電流［Ａ］である。曲線Ｃ１は異常が無いストリングにおける発電電流の時間変化を示し、曲線Ｃ３は異常が無いストリングにおける発電電流の時間変化を示し、曲線Ｃ４は異常があるストリングにおける発電電流の時間変化を示す。曲線Ｃ２は各ストリングの発電電流の平均値の時間変化を示す。
【００２１】
図１１（Ｂ）の縦軸は、基準値からの発電電流低下割合［％］を示す。例えば、ストリングの異常判定用に用いられる基準値として各ストリングの発電電流の平均値が用いられる場合、図１１（Ｂ）に示すように、曲線Ｃ１に対応するストリングを流れる発電電流は、基準値（平均値）より大きいので、閾値Ａ１や閾値Ｂ１より低くなることが無く、曲線Ｃ１に対応するストリングの異常は無いと判定される。この判定結果は正しい。
【００２２】
しかし、曲線Ｃ３に対応するストリングを流れる発電電流は、基準値（平均値）未満であって、更に、基準値（平均値）より閾値Ａ１ほど低下した値よりも低い。このため、閾値Ａ１が用いられた場合には、曲線Ｃ３に対応するストリングは、実際には異常が無いにも拘わらず、異常があると判定される。この判定結果は正しくない。
【００２３】
更に、曲線Ｃ４に対応するストリングを流れる発電電流は、基準値（平均値）未満であって、更に、基準値（平均値）より閾値Ａ１ほど低下した値よりも小さく、基準値（平均値）より閾値Ｂ１ほど低下した値より大きい。このため、閾値Ａ１が用いられた場合には、曲線Ｃ４に対応するストリングは、異常があると判定され、正しい判定結果が得られる。ところが、閾値Ｂ１が用いられた場合には、曲線Ｃ４に対応するストリングは、実際には異常があるにも拘わらず、異常が無いと判定される。この判定結果は正しくない。
【００２４】
そこで、以下の第１の実施形態では、システム構成やシステム管理者の事情に応じた故障検知用の基準値又は閾値を柔軟に設定でき、ＰＶパネル又はストリングの故障を高精度に検知する故障検知装置、故障検知方法及び故障検知システムの例について説明する。また、説明を分かり易くするために、本発明に係る故障検知システムとして太陽光発電システムを例示し、本発明に係る故障検知装置を太陽光発電システムにおけるモニタ端末を例示して説明する（図１参照）。また、本発明は、故障検知装置における動作を示す故障検知方法として規定しても良い。
【００２５】
（第１の実施形態のシステム構成）
図１は、第１の実施形態における太陽光発電システム１０００の一例を示す図である。図１に示す太陽光発電システム１０００は、１つ以上のストリングＳＴＲ１〜ＳＴＲｎと、無線通信用の子機２１Ａ１，２２Ａ１，２３Ａ１〜２ｎＡ１と、接続箱４１２，４３４〜４（ｎ−１）ｎと、パワーコンディショナ５０と、無線通信用の中継機６１Ａ１〜６ｎＡ１と、無線通信用の親機７１Ａ１〜７ｎＡ１と、データロガー８０とモニタ端末９０とを含む構成である。
【００２６】
ストリングＳＴＲ１〜ＳＴＲｎは、複数の太陽光パネル（ＰＶパネル）が直列に接続された構成であり、図１では各ストリングにおいて３つのＰＶパネルが直列に接続している。具体的には、ストリングＳＴＲ１では、ＰＶパネル１１Ａ１とＰＶパネル１１Ａ２とＰＶパネル１１Ａ３とが直列に接続し、ストリングＳＴＲ２では、ＰＶパネル１２Ａ１とＰＶパネル１２Ａ２とＰＶパネル１２Ａ３とが直列に接続し、ストリングＳＴＲ３では、ＰＶパネル１３Ａ１とＰＶパネル１３Ａ２とＰＶパネル１３Ａ３とが直列に接続し、ストリングＳＴＲｎでは、ＰＶパネル１ｎＡ１とＰＶパネル１ｎＡ２とＰＶパネル１ｎＡ３とが直列に接続している。図１に示すそれぞれのＰＶパネル、子機、接続箱、中継機、親機の動作は同様であるため、ＰＶパネル１１Ａ１、子機２１Ａ１、接続箱４１２、中継機６１Ａ１、親機７１Ａ１を例示して説明する。また、以下の記載において、ストリングは、少なくとも１つのＰＶパネルとＰＶパネルに接続されるケーブルとを含むとする。従って、ストリングの故障を検知することは、少なくともＰＶパネル又はケーブルの異常を検知することを含む。
【００２７】
ＰＶパネル１１Ａ１は、光電効果によって太陽光エネルギーを電気エネルギー（例えば電力）に変換する発電機能を有する太陽電池セルを含み、より具体的には、複数の太陽電池セルが所定の配列に従って配置された太陽電池モジュールである。例えばストリングＳＴＲ１では、ＰＶパネル１１Ａ１とＰＶパネル１１Ａ２とＰＶパネル１１Ａ３とは、電力線上に直列に接続される（図１参照）。また、ストリングＳＴＲ１には、各ＰＶパネル１１Ａ１，１１Ａ２，１１Ａ３の光電効果により得られた発電パラメータ（例えば発電電流）のデータを計測する計測器の一例として、無線通信用の子機２１Ａ１が設けられる。
【００２８】
図１に示す太陽光発電システム１０００では、ストリングＳＴＲ１とストリングＳＴＲ２とは、電力線を介して接続箱４１２において並列に接続されることで、太陽電池アレイ（ＰＶアレイ）を形成する。なお、図１では合計２つのストリングＳＴＲ１，ＳＴＲ２により１つのＰＶアレイが形成されているが、１つのＰＶアレイを形成するためのストリングの数は２つに限定されず、更に、１つのストリングを形成するＰＶパネルの数も３つに限定されない。
【００２９】
測定器の一例としての子機２１Ａ１は、子機２１Ａ１に接続されたＰＶパネル１１Ａ１〜１１Ａ３の各発電電流を周期的に測定し、無線通信によって、測定結果（発電電流）のデータを中継機６１Ａ１又は親機７１Ａ１に送信する。子機２１Ａ１の測定周期は、例えば１０分とし、１日の日照時間を午前１０時から午後３時までとする場合には、子機２１Ａ１は、１日につき、合計３００分／１０分＝３０回測定する。また、子機２１Ａ１は、ＰＶパネル１１Ａ１〜１１Ａ３の発電電力（発電量）を制御してもよい。つまり、子機２１Ａ１は、子機２１Ａ１に接続されたＰＶパネル１１Ａ１〜１１Ａ３の発電電力が入力され、この発電電力が所望の電力となるように制御する。なお、所望の電力は、例えば各子機に接続された各ＰＶパネルの設置方向、設置場所又は日照条件に応じて、図１に示す子機毎に異なっても良いし同一でも良い。
【００３０】
なお、子機２１Ａ１は、子機２１Ａ１に接続されたＰＶパネル１１Ａ１〜１１Ａ３に対してＭＰＰＴ（Maximum Power Point Tracking）制御を行っても良い。ＭＰＰＴ制御とは、子機に接続された各ＰＶパネルに最大の発電量を出力させるための制御技術である。ＭＰＰＴ制御は、公知技術により実現可能であり、例えば山登り法が用いられる。なお、第１の実施形態では、子機２１Ａ１の詳細な構成例についての説明は省略する。
【００３１】
接続箱４１２は、ストリングＳＴＲ１を接続する電力線とストリングＳＴＲ２を接続する電力線とを集線してパワーコンディショナ５０に接続する。接続箱４１２は、例えば、ストリングＳＴＲ１を接続する電力線とストリングＳＴＲ２を接続する電力線との接続端子と、点検や保守の際に用いるスイッチと、避雷素子と、電気の逆流の防止用の逆流防止ダイオードとを含む。また、接続箱４１２は、パワーコンディショナ５０と一体化されても良いし、省略されても良い。
【００３２】
パワーコンディショナ５０は、各接続箱４１２，４３４〜４（ｎ−１）ｎを介して各ストリングから出力された直流電力を変換処理（例えばＤＣＤＣ変換処理）し、更に、ＤＣＤＣ変換後の直流電力を交流電力に変換処理（例えばＤＣＡＣ変換処理）する。パワーコンディショナ５０は、例えば分電盤（不図示）に接続される。また、パワーコンディショナ５０は、上述したＤＣＤＣ変換処理において、パワーコンディショナ５０に供給された電力が最大となるようにＭＰＰＴ制御を行っても良い。パワーコンディショナ５０のＭＰＰＴ制御とは、太陽光発電システム１０００の各ＰＶパネルの総発電量を最大化するための制御である。パワーコンディショナ５０におけるＭＰＰＴ制御は、公知技術により実現可能であり、例えば山登り法が採用される。
【００３３】
中継機６１Ａ１は、子機２１Ａ１と親機７１Ａ１との間の無線通信を中継する。即ち、中継機６１Ａ１は、子機２１Ａ１から送信されたストリングＳＴＲ１の各ＰＶパネル１１Ａ１〜１１Ａ３の発電パラメータ（例えば発電電流）のデータを受信し、更に、ストリングＳＴＲ１の各ＰＶパネル１１Ａ１〜１１Ａ３の発電パラメータ（例えば発電電流）のデータを親機７１Ａ１に送信（転送）する。なお、太陽光発電システム１０００の設置規模が大きい場合や子機と親機との間の通信環境が良好でない場合に、中継機６１Ａ１〜６ｎＡ１に設置されることが好ましいが、太陽光発電システム１０００の設置規模が大きくない場合又は子機と親機との間の通信環境が良好である場合には、中継機６１Ａ１〜６ｎＡ１は省略されても良い。なお、本実施形態では、中継機６１Ａ１の詳細な構成例についての説明は省略する。
【００３４】
親機７１Ａ１は、１つの中継機６１Ａ１との間で無線通信しても良いし、１つの子機２１Ａ１と直接に無線通信しても良い。また、親機７１Ａ１は、複数の中継機や子機と無線通信しても良い。親機７１Ａ１は、例えば子機２１Ａ１又は中継機６１Ａ１から送信された、ストリングＳＴＲ１の各ＰＶパネル１１Ａ１〜１１Ａ３の発電パラメータ（例えば発電電流）のデータを受信してデータロガー８０に出力する。親機７１Ａ１の設置場所は、特に限定されず、例えば子機２１Ａ１との通信が可能な場所に設置されても良いし、パワーコンディショナ５０の傍に設置されても良い。図１では、親機７１Ａ１は、単独の装置として設置された場合を例示している。なお、第１の実施形態では、親機７１Ａ１の詳細な構成例についての説明は省略する。
【００３５】
データロガー８０は、各親機７１Ａ１〜７ｎＡ１から出力されたデータ、即ち、各ストリングＳＴＲ１〜ＳＴＲｎの各ＰＶパネルの発電パラメータ（例えば発電電流）のデータを取得する。以下、図１に示す太陽光発電システム１０００の全ての親機７１Ａ１〜７ｎＡ１から送信されたデータの全体を「集約発電データ」という。データロガー８０は、ネットワークＮＷを介して接続されたモニタ端末９０に、集約発電データを送信する。又は、データロガー８０は、集約発電データをモニタ端末９０に送信する代わりに、各親機７１Ａ１〜７ｎＡ１から個別に送信されたデータを受信する度に、当該データをモニタ端末９０に送信しても良い。なお、データロガー８０が省略されても良く、この場合には、各親機７１Ａ１〜７ｎＡ１は、各親機に対応するストリングの各ＰＶパネルの発電パラメータ（例えば発電電流）のデータを、各親機７１Ａ１〜７ｎＡ１とネットワークＮＷを介して接続されたモニタ端末９０に直接送信する。
【００３６】
ネットワークＮＷは、有線ネットワーク（例えばイントラネット、インターネット）でも良いし、無線ネットワーク（例えば無線ＬＡＮ（Local Area Network）、ＩｒＤＡ、Ｂｌｕｅｔｏｏｔｈ（登録商標）、ＷｉＧｉｇ）でも良い。
【００３７】
故障検知装置の一例としてのモニタ端末９０は、データロガー８０から送信された集約発電データを受信し、太陽光発電システム１０００の各ストリングＳＴＲ１〜ＳＴＲｎにおけるＰＶパネルの発電量を監視する。また、モニタ端末９０は、データロガー８０から送信された集約発電データを基に、太陽光発電システム１０００の各ストリングＳＴＲ１〜ＳＴＲｎの故障の有無を検知する。
【００３８】
ここで、モニタ端末９０の詳細な内部構成について、図２を参照して説明する。図２は、第１の実施形態のモニタ端末９０の内部構成を詳細に示すブロック図である。図２に示すモニタ端末９０は、設定入力部９１と、表示部９２と、表示制御部９３と、通信部９４と、アラート閾値算出部９５と、異常ストリング抽出部９６と、異常種別判定部９７と、太陽光発電システムＤＢ（Database）９８とを含む構成である。モニタ端末９０は、例えばＰＣ（Personal Computer）を用いて構成される。
【００３９】
入力部の一例としての設定入力部９１は、システム管理者の入力操作の内容を表示制御部９３に出力し、又は太陽光発電システムＤＢ９８に記憶させるためのユーザインターフェース（ＵＩ：User Interface）であり、例えばマウス、キーボード等のポインティングデバイスである。また、設定入力部９１は、例えば表示部９２の表示画面に対応して配置され、システム管理者の指又はスタイラスペンによって入力操作が可能なタッチパネル又はタッチパッドを用いて構成されても良い。
【００４０】
また、設定入力部９１は、アラート閾値算出部９５により算出された所定のアラート閾値（後述参照）の表示画面（例えば図６参照）において、所定のアラート閾値の変更入力操作がシステム管理者により行われた場合に、所定のアラート閾値をサイト毎又はストリング毎に変更しても良い。図６は、サイトＡＡ，ＢＢ，ＣＣ，ＤＤにおける各アラート閾値の設定画面の一例を示す図である。
【００４１】
設定入力部９１は、サイト毎又はストリング毎に変更された所定のアラート閾値を太陽光発電システムＤＢ９８に記憶させる。なお、サイトとは、例えば太陽光発電システム１０００が設置された場所又はその設置領域を示し、１つのサイトには１つ以上のストリングが形成される。
【００４２】
なお、設定入力部９１は、所定のアラート閾値をサイト毎又はストリング毎に太陽光発電システムＤＢ９８に記憶させても良いし、サイト毎又はストリング毎の所定のアラート閾値をＰＶパネル毎に変更して太陽光発電システムＤＢ９８に記憶させても良い。この場合、設定入力部９１は、所定のアラート閾値のＰＶパネル毎の変更用画面（不図示）において、特定のＰＶパネルに対する所定のアラート閾値の変更入力操作がシステム管理者により行われた場合に、その特定のＰＶパネルに対する所定のアラート閾値を変更して太陽光発電システムＤＢ９８に記憶させる。
【００４３】
表示部９２は、例えばＬＣＤ（Liquid Crystal Display）又は有機ＥＬ（Electroluminescence）を用いて構成され、表示制御部９３から出力された情報又はデータを表示する。
【００４４】
表示制御部９３は、例えばＣＰＵ（Central Processing Unit）、ＭＰＵ（Micro Processing Unit）又はＤＳＰ（Digital Signal Processor）を用いて構成され、設定入力部９１、通信部９４、アラート閾値算出部９５又は異常種別判定部９７から出力された情報又はデータを表示部９２に表示させる。なお、図２の複雑化を避けるために、アラート閾値算出部９５と表示制御部９３との間の矢印の図示は省略している。
【００４５】
通信部９４は、データロガー８０又は親機７１Ａ１〜７ｎＡ１から送信されたデータを、ネットワークＮＷを介して受信する。すなわち、通信部９４は、ストリング又はＰＶパネルの発電情報を取得する取得部として動作する。なお、モニタ端末９０は、データロガー８０又は親機７１Ａ１〜７ｎＡ１から送信されたデータを、ネットワークＮＷを介して受信する以外に、通信を除く方法（例えば直接のデータ取得）によって、データを取得しても良く、以下同様である。
【００４６】
算出部の一例としてのアラート閾値算出部９５は、データロガー８０から送信された集約発電データを基に、太陽光発電システム１０００における各ストリングＳＴＲ１〜ＳＴＲｎの故障検知に用いるための測定基準値と所定のアラート閾値とをストリング毎に算出する。
【００４７】
なお、第１の実施形態ではモニタ端末９０において故障検知を行うことを開示するが、故障検知は、データロガー８０、親機７１Ａ１〜７ｎＡ１、中継機６１Ａ１〜６ｎＡ１、又は、子機２１Ａ１〜２ｎＡ１等で行われても良い。但し、故障検知に他のストリングの発電情報（詳細は後述する）を利用する場合、複数の子機２１Ａ１〜２ｎＡ１からの発電情報を受信する機能を有するデータロガー８０、親機７１Ａ１〜７ｎＡ１、中継機６１Ａ１〜６ｎＡ１で故障検知を行う方が好ましい。また、データロガー８０は太陽光発電システム１０００全体のデータを扱うため、様々なデータから故障検知ができるので好ましい。また、ネットワークＮＷを介してモニタ端末９０に接続されるデータロガー８０がアラート閾値算出部９５、異常ストリング抽出部９６、異常種別判定部９７、等の機能を有しても良い。すなわち、詳細は後述するアラート閾値及びシステム情報を入力する機能と、この入力に基づいた故障検知に関する機能は別デバイスで行われても良い。
【００４８】
以上より、第１の実施形態におけるモニタ端末９０は、アラート閾値算出部によってアラート閾値を算出し、異常ストリング抽出部９６が算出されたアラート閾値と各ストリングＳＴＲ１〜ＳＴＲｎと比較し、この比較結果に応じて各ストリングＳＴＲ１〜ＳＴＲｎの異常判定を行う。ここで、図６を用いて、第１の実施形態におけるアラート閾値の算出方法及び変更方法について説明する。
【００４９】
アラート閾値算出部９５は、太陽光発電システム１０００の規模や周辺環境に関するシステム情報に応じてアラート閾値を算出する。これにより、太陽光発電システム１０００の構成又は周辺環境に応じた各ストリングＳＴＲ１〜ＳＴＲｎ又は各ＰＶパネル１１Ａ１〜１１Ａ３、１２Ａ１〜１２Ａ３、１３Ａ１〜１３Ａ３、１ｎＡ１〜１ｎＡ３の異常を検知することができる。
【００５０】
さらに、設定入力部９１は、アラート閾値算出部９５によって設定されたアラート閾値を任意に変更することができる。第１の実施形態では、各サイトＡＡ〜ＤＤにそれぞれ共通のアラート閾値（以下、共通アラート閾値）を入力変更可能であり、図６の場合、共通アラート閾値は最も上の入力ボックスで入力される。これにより、管理者が頻繁な故障検知通知を好まない場合は、アラート閾値を下げることにより条件を緩和することができる。あるいは、管理者が早急な故障検知通知を好む場合は、アラート閾値を上げることで条件を厳しくすることができる。従って、管理者の事情に応じたアラート閾値を適用することができる。
【００５１】
また、第１の実施形態では、設定入力部９１は、太陽光発電システム１０００を構成する各ストリングのアラート閾値を個別に設定可能である。すなわち、設定入力部９１は、太陽光発電システム１０００を構成する複数のストリングのうち、いずれかを指定し、指定したストリングの故障検知を行う際のアラート閾値を設定可能である。第１の実施形態では、設定入力部９１により、最も下の２つの入力ボックスの左側にストリングＮｏ．を入力し、右側の入力ボックスに入力されたストリングＮｏ．に相当する特定ストリングのアラート閾値（以下、特定アラート閾値）を入力することで、特定アラート閾値が設定される。もちろん、これ以外の方法で特定アラート閾値が設定されてもよい。
【００５２】
なお、第１の実施形態におけるアラート閾値（共有アラート閾値及び特定アラート閾値を含む）は、例えば測定基準値の偏差の割合である。発電電流が電流値Ｉｒより低いストリングを故障として判断したい場合、アラート閾値は、（Ｉｒ−測定基準値）／測定基準値となる。各ストリングの発電電流をＩｎとすれば、（Ｉｎ−測定基準値）／測定基準値が（Ｉｒ−測定基準値）／測定基準値よりも小さくなるストリングは故障と判断される。例えば、Ｉｒ＝０．９Ａ、測定基準値＝１．０Ａであれば、アラート閾値は−１０％（＝（０．９−１．０）／１．０）となる。このとき、Ｉｎ＝０．８Ａである場合、（Ｉｎ−測定基準値）／測定基準値は−２０％となるため、このストリングは故障と判断される。
【００５３】
また、アラート閾値は、測定基準値に対する割合でもよい。発電電流が電流値Ｉｒより低いストリングを故障として判断したい場合、アラート閾値はＩｒ／測定基準値となる。各ストリングの発電電流をＩｎとすれば、Ｉｎ／測定基準値がＩｒ／測定基準値よりも小さくなるストリングは故障と判断される。例えば、Ｉｒ＝０．９Ａ、測定基準値＝１．０Ａであれば、アラート閾値は９０％（＝０．９／１．０）となる。このとき、Ｉｎ＝０．８Ａである場合、Ｉｎ／測定基準値は８０％となるため、このストリングは故障と判断される。
【００５４】
また、アラート閾値は、単純に電流閾値でもよい。発電電流が電流値Ｉｒより低いストリングを故障として判断したい場合、アラート閾値（電流閾値）はＩｒとなる。各ストリングの発電電流をＩｎとすれば、ＩｎがＩｒよりも小さくなるストリングは故障と判断される。例えば、Ｉｒ＝０．９Ａであれば、Ｉｎ＝０．８Ａであるストリングは故障と判断される。
【００５５】
なお、第１の実施形態では、上述したサイト毎に共通アラート閾値及び特定アラート閾値は、アラート閾値算出部９５によって算出されたアラート閾値に対する割合（例えば、パーセント）を入力することで変更される。例えば、アラート閾値算出部９５が共通アラート閾値を−１０％とする場合、共通アラート閾値の入力ボックスに９０％と入力されれば、共通アラート閾値は−９％に変更される。特定アラート閾値の変更も同様である。このように、太陽光発電システム１０００の規模や周辺環境に関するシステム情報に応じて算出されたアラート閾値に対する割合を入力することで、アラート閾値は変更されるため、管理者が非合理なアラート閾値を設定することを抑制することができる。なお、入力ボックスに入力された値がそのままアラート閾値として設定されてもよい。例えば、アラート閾値算出部９５がアラート閾値を−１０％としたとしても、共通アラート閾値の入力ボックスに−９％と入力されれば、共通アラート閾値は−９％に変更される。特定アラート閾値の変更も同様である。
【００５６】
なお、特定アラート閾値の変更は、共通アラート閾値の変更に影響を受けない方が好ましい。すなわち、特定アラート閾値を設定した後に、管理者が共通アラート閾値を変更したとしても、設定済の特定アラート閾値はこの共通アラート閾値の変更に基づいて変更されない。換言すると、特定アラート閾値は、共通アラート閾値が変更されても、その値が維持される。これにより、共通アラート閾値の変更により、各ストリングに対して細かく設定した特定アラート閾値がリセットされることを抑制することができる。
【００５７】
またここで、上述したシステム情報について説明する。上記システム情報とは、例えば、他のストリングの発電情報、各ストリングの構成情報、各ＰＶパネルの特性情報、計測器の性能情報などである。なお、アラート閾値算出部９５は、これらのシステム情報の一部を使ってアラート閾値を算出してもよいし、全てを使ってアラート閾値を算出してもよい。
【００５８】
上記他のストリングの発電情報とは、故障検知の対象ストリング以外のストリングの発電情報（例えば、電力、電圧、電流、等）である。例えば、モニタ端末９０はストリングＳＴＲ１の異常検知を行う場合、他のストリングＳＴＲ２〜ＳＴＲｎの少なくともいずれか１つの発電情報に基づいて、上述した測定基準値を設定する。そして、アラート閾値算出部９５は、この測定基準値を基に、アラート閾値を算出する。
【００５９】
なお、測定基準値は、他のストリングの発電情報のいずれかでもよいし、複数の他のストリング平均値でも、最大値でも最小値でもよい。また、これらの平均値、最大値及び最小値は、複数の他のストリングの発電情報から算出されてもよいし、故障検知の対象ストリング及び他のストリングの発電情報から算出されてもよい。
【００６０】
このようにモニタ端末９０は、他のストリングＳＴＲ２〜ＳＴＲｎの発電情報に基づいたアラート閾値を設定することにより、故障検知の対象ストリングＳＴＲ１の周辺の発電状況との比較により故障判定を行うため、故障検知の精度を向上させることができる。例えば、天気が曇りであり、ストリングＳＴＲ１〜ＳＴＲｎが正常に動作しているものの、全体的に発電量が低下するとき、モニタ端末９０（異常ストリング抽出部９６）は、故障検知の対象ストリングＳＴＲ１が、他のストリングＳＴＲ２〜ＳＴＲｎの発電情報に比べて大きく低下していないため、ストリングＳＴＲ１を故障と検知しない（つまり、正常と判定する）。従って、モニタ端末９０は、太陽光発電システム１０００が全体的に発電低下したときにおいて、特定のストリングが故障と判定する誤検知を抑制することができる。
【００６１】
また、上記各ストリングの構成情報とは、故障検知の対象ストリングの電気的な構成に関する情報である。例えば、ストリングを構成するＰＶパネルの枚数（ストリングＳＴＲ１の場合は３枚）などである。なお、太陽光発電システム１０００を構成する各ストリングは同一枚数のＰＶパネルで構成されることが一般的である。このため、第１の実施形態では、図６に示すように、各サイトＡＡ〜ＤＤに１つの入力ボックスが設けられる。
【００６２】
このようにモニタ端末９０は、故障検知の対象ストリング又は太陽光発電システム１０００を構成する各ストリングの構成に応じて算出されたアラート閾値を用いて故障判定を行う。各ストリングの発電量（電力、電圧、電流、等）は各ストリングの構成（ストリングを形成するＰＶパネルの枚数、等）に応じて変化することがあるため、モニタ端末９０は、各ストリングの構成に応じたアラート閾値を設定することで、故障検知の精度を向上させることができる。
【００６３】
また、上記ストリングの構成情報として、各ＰＶパネルの設置年数が入力されてもよい。一般的に、ＰＶパネルは、動作年数が増えるごとに、出力電力が低下する。よって、長年使用されたＰＶパネルで構成されるストリングの異常を検出するアラート閾値は、新しいＰＶパネルで構成するストリングの異常を検出するアラート閾値に比べて、小さい値が設定される方がよい。
【００６４】
また、上記各ＰＶパネルの特性情報とは、ＰＶパネルの出力特性に関するものである。例えば、ＰＶパネルの出力電流又は出力電圧のバラツキなどである。同じＰＶパネルメーカが製造したものでも、完全に同じＰＶパネルを製造することは困難である。このため、同じ条件下だとしても、複数のＰＶパネルが完全に同一の電流又は電圧を出力することは困難であり、出力にバラツキが生じることが一般的である。
【００６５】
そこで、モニタ端末９０のアラート閾値算出部９５は、ＰＶパネルの特性情報を考慮してアラート閾値を算出する。例えば、測定基準値が１Ａであり、ＰＶパネルの出力バラツキが±５％であるとき、各ストリングはバラツキが最大で１．０５Ａまたは０．９５Ａとなることが想定される。従って、０．９５Ａより小さい電流が検出される場合は、故障の要因によって電流が低下した可能性が高くなる。０．９５Ａより小さい電流が流れるストリングを検出する場合、上述したように第１の実施形態のアラート閾値は、測定基準値の偏差の割合であるため、−５％（＝（０．９５−１．０）／１．０）となる。これにより、モニタ端末９０は、故障による要因でなく、出力バラツキの要因により出力が低下した正常なＰＶパネル（又はストリング）を故障と判断する誤検知を抑制することができる。すなわち、故障検知の精度を向上させることができる。
【００６６】
太陽光発電システム１０００が特性の異なる複数種類のＰＶパネルで構成される場合もあるため、複数のＰＶパネルに応じたそれぞれの特性情報が入力できる方が好ましい。これにより、更に故障検知の精度を向上させることができる。
【００６７】
また、ＰＶパネルの特性情報として、各ＰＶパネルメーカが保証する電力量が入力されてもよい。但し、この保証されたＰＶパネルの電力量は、経年劣化と共に低下することが一般的である。
【００６８】
また、上記計測器の性能情報とは、ＰＶパネル又はストリングの発電情報（電力、電圧、電流、等）を計測する計測器に関する情報である。第１の実施形態の場合、子機２１Ａ１、２２Ａ１、２３Ａ１、２ｎＡ１に内蔵される計測器（電流計、電圧計、等）の性能情報であり、例えば、計測器の測定誤差などである。測定誤差とは、ＰＶパネル又はストリングにおける実質の発電量と、計測器よって測定した発電量との誤差である。
【００６９】
モニタ端末９０のアラート閾値算出部９５は、計測器の性能情報を考慮してアラート閾値を算出する。例えば、測定基準値が１Ａであり、計測器の測定誤差が±５％であるとき、実際にストリングを流れる電流値が１Ａだとしても、計測器の測定値は最大で１．０５Ａまたは０．９５Ａとなることが想定される。従って、０．９５Ａより小さい電流が検出される場合は、故障の要因によって電流が低下した可能性が高くなる。０．９５Ａより小さい電流が流れるストリングを検出する場合、上述したように第１の実施形態のアラート閾値は、測定基準値の偏差の割合であるため、−５％（＝（０．９５−１．０）／１．０）となる。これにより、モニタ端末は、故障の要因ではなく、測定誤差の要因により出力が低下した正常なＰＶパネル（又はストリング）を故障と判断する誤検知を抑制することができる。すなわち、故障検知の精度を向上させることができる。
【００７０】
太陽光発電システム１０００が性能の異なる複数種類の計測器（子機）で構成される場合もあるため、複数の計測器（子機）に応じたそれぞれの性能情報が入力できる方が好ましい。これにより、更に故障検知の精度を向上させることができる。
【００７１】
ここで、測定基準値と所定のアラート閾値とアラート閾値算出部９５における測定基準値及び所定のアラート閾値の算出方法の一例について、図３及び図４を参照して説明する。図３は、第１の実施形態のモニタ端末９０が算出するアラート閾値の説明図である。図４は、中心極限定理を用いたアラート閾値の算出方法の説明図である。なお、以下で説明するアラート閾値の算出方法の一例は、上述したシステム情報として、他のストリングの発電情報、ストリングの構成情報、ＰＶパネルの特性情報、及び、計測器の性能情報を利用し、各情報の相互作用に基づいて、アラート閾値を算出する。
【００７２】
上述のストリングの構成、ＰＶパネルの特性、計測器の性能は、各ストリングを流れる発電電流がばらつく要因となることがある。すなわち、ストリングは正常であるにも関わらず、他のストリングに比べて発電電流が低下することもあれば、上昇することもある。このように単なるばらつきによって発電電流が低下したストリングを故障と判断しないために、第１の実施形態では、アラート閾値を算出する一例として、統計学の中心極限定理を用いる。
【００７３】
統計学の中心極限定理によれば、ある集合のほとんどは正規分布の中心から±３σの範囲内に収まることが一般的である。この定理を利用し、アラート閾値を例えば、「基準値−３σ」とする。すなわち、基準値−３σよりも発電電流が低下したストリングは故障と判定される。これにより、ばらつきによって発電電流が低下したストリングを故障と誤検知することを抑制することができる。なお、基準値とは、例えば、複数のストリングの平均値である。
【００７４】
以下、第１の実施形態のアラート閾値の算出方法の一例について詳細に説明する。アラート閾値算出部９５は、各ストリングを形成するＰＶパネルにおける発電電流のばらつき（ＰＶパネルの特性情報）と、各ストリングを形成するＰＶパネルの枚数（ストリングの構成情報）と、各ストリングを流れる発電電流を測定する子機の測定誤差（計測器の性能情報）とを考慮して、アラート閾値を算出する。
【００７５】
図３に示すように、ＰＶパネルにおける発電電流が最もばらつく範囲を±Ｘ％とし、ストリングを形成するＰＶパネルの枚数がＹ枚とし、子機の測定誤差の最も劣悪な値が±Ｚ％とする場合、ストリングを流れる発電電流のばらつきの範囲、即ち、ストリングを流れる発電電流の平均値からの偏差の範囲（第１の実施形態におけるアラート閾値）は、統計学の中心極限定理を用いることで推測が可能となる。
【００７６】
例えば図３では、合計４つのストリングを流れる発電電流Ｉ１，Ｉ２，Ｉ３，Ｉ４のうち、Ｉ２が４つの発電電流の平均値から−３σより大きく低下している場合には、発電電流Ｉ２が流れているストリングは異常であると判定される。
【００７７】
また、第１の実施形態の太陽光発電システム１０００には１つ以上のＰＶパネルが設けられているので、１つ以上のＰＶパネルの発電電流のデータによる母集団が形成されていると考えることができる。図４では、母集団は合計１２個の発電電流のデータにより形成され、１２個の発電電流のデータの平均値をμとし、標準偏差をσｐｖとする。この母集団から、例えば各ストリングを形成するために合計４個の発電電流のデータを抽出した場合に、合計３つのストリングが形成される。なお、３σｐｖ＝μ×（１−（Ｘ／１００））である（後述の数式（４）参照）。
【００７８】
この場合、図１に示す太陽光発電システム１０００の各ストリングのＰＶパネルの発電電流のデータの母集団と、この母集団から抽出された各ストリングのＰＶパネルの発電電流の個々のデータとの関係から、統計学の中心極限定理が適用可能となる。即ち、図１に示す太陽光発電システム１０００では、各ストリングのＰＶパネルの発電電流のデータは、平均値Ｍ１〜Ｍ３あり、平均値Ｍ１〜Ｍ３は、平均値μであって標準偏差σｐｖ／√Ｙの正規分布として表すことができる。Ｙは各ストリングを形成するために必要なＰＶパネルの設置数である。
【００７９】
言い換えると、各ストリングにおける発電電流のデータの平均値は、母集団の発電電流のデータの平均値μと同一となり、更に、各ストリングにおける発電電流のデータの標準偏差は、σｐｖ／√Ｙとなる。アラート閾値算出部９５では、上述したように、統計学の中心極限定理により、発電パラメータ（例えば発電電流）の集約発電データを用いて、測定基準値（平均値）とアラート閾値とを簡易に算出することができる。
【００８０】
以上により、アラート閾値は、数式（１）〜（３）により示される。数式（１）〜（３）において、Ｔｈ、Ｒａ１及びＲａ２はアラート閾値であり、ＸはＰＶパネルの発電電流のばらつきの範囲の最大値、Ｙはストリングを構成するＰＶパネルの枚数、Ｚは太陽光発電システム１０００における各子機の中で測定誤差の最大値である。
【００８１】
【数１】
2016027771.tif 000003
【００８２】
【数２】
2016027771.tif 000004
【００８３】
【数３】
2016027771.tif 000005
【００８４】
【数４】
2016027771.tif 000006
【００８５】
数式（３）で示すアラート閾値Ｒａ２は、上述した測定基準値の偏差の割合に相当し、数式（２）で示すアラート閾値Ｒａ１は、上述した測定基準値に対する割合に相当し、数式（１）で示すアラート閾値Ｔｈは、上述した電流閾値に相当する。
【００８６】
アラート閾値算出部９５はこのようにアラート閾値Ｔｈ、Ｒａ１又はＲａ２を算出し、異常ストリング抽出部９６は、各ストリングを流れる発電電流とアラート閾値との比較により、故障したストリングを抽出する。すなわち、異常ストリング抽出部９６はアラート閾値Ｔｈ以下のストリングを抽出し、抽出されたストリングは故障として、例えば表示部９２に通知される。
【００８７】
なお、ストリングの発電電流とアラート閾値との比較は、上述のように値で行ってもよいし、偏差の割合（以下、アラート割合と称する）で行っても良い。アラート閾値Ｒａとは、（アラート閾値Ｔｈ−基準値）／基準値であり、数式（２）により示される。なお、基準値とは、例えば平均値μである。
【００８８】
上述した数式（３）に示すように、アラート閾値Ｒａは偏差の割合であるため、アラート閾値算出部９５は、平均値μに関係なくアラート閾値Ｒａを算出可能である。すなわち、アラート閾値は変数である平均値に依存せず、固定されるため、異常ストリング抽出部９６は、異常ストリングの抽出に要する計算量を軽減することができる。
【００８９】
次に、アラート閾値がアラート閾値算出部９５により算出された値である場合と任意に選定された値である場合とにおけるストリング毎の発電電流の時間変化について、図５（Ａ）〜（Ｄ）を参照して説明する。なお、図５（Ａ）〜（Ｄ）は、上述したアラート閾値Ｒａ２を用いたときの一例である。
【００９０】
図５（Ａ）は、サイトＡＡのストリングにおける発電電流の１日の時間変化の一例を示すグラフである。図５（Ｂ）は、図５（Ａ）のアラート閾値Ｒａ２「−５．０％」を用いた場合の、図５（Ａ）に示すストリングと同様なストリングＡ〜Ｇにおける異常検出日数の一例を示すグラフである。図５（Ｃ）は、サイトＢＢのストリングにおける発電電流の１日の時間変化の一例を示すグラフである。図５（Ｄ）は、図５（Ｃ）のアラート閾値Ｒａ２「−６．２％」を用いた場合の、図５（Ｃ）に示すストリングと同様なストリングａ〜ｄにおける異常検出日数の一例を示すグラフである。
【００９１】
図５（Ａ）では、例えば太陽光発電システムが設置されたサイトＡＡにおいて、アラート閾値算出部９５により算出されたアラート閾値Ｒａ２「−５．０％」と、任意に選定されたアラート閾値「−１０％〜−２０％」とが用いられた場合に、各ストリングにおける発電電流の１日の時間変化が示される。
【００９２】
アラート閾値Ｒａ２が「−５．０％」である場合には、発電電流が他のストリングの発電電流に比べて常時低下していたストリングは、１日の測定基準値（例えば平均値）からアラート閾値を超えて低下していたので、異常があると検出された。しかし、アラート閾値が「−１０％〜−２０％」である場合には、発電電流が他のストリングの発電電流に比べて常時低下していたストリングが存在していても、このストリングは、１日の測定基準値（例えば平均値）からアラート閾値を超えて低下していなかったので、異常があるとは検出されなかった。
【００９３】
また、図５（Ｂ）に示すように、アラート閾値Ｒａ２が「−５．０％」とし、サイトＡＡのストリングＡ〜Ｇにおける発電電流の１日の時間変化を１週間（７日）にわたって同様に測定した結果、ストリングＥ及びストリングＦにおいて５日以上にわたり、異常のあるストリングが検出された。従って、異常のあるストリングが検出された日数が所定の閾値（例えば５日）以上である場合には、該当するストリングＥ及びストリングＦに異常があるとして、ストリングＥ及びストリングＦを調査する必要がある等の支援をシステム管理者に対して行うことができる。
【００９４】
図５（Ｃ）では、例えば太陽光発電システムが設置されたサイトＢＢにおいて、アラート閾値算出部９５により算出されたアラート閾値Ｒａ２「−６．２％」と、任意に選定されたアラート閾値「−１０％〜−２０％」とが用いられた場合に、各ストリングにおける発電電流の１日の時間変化が示される。
【００９５】
アラート閾値Ｒａ２が「−６．２％」である場合には、発電電流が他のストリングの発電電流に比べて一定時間において低下していたストリングは、１日の測定基準値（例えば平均値）からアラート閾値を超えて低下していたので、異常があると検出された。しかし、アラート閾値が「−１０％〜−２０％」である場合には、発電電流が他のストリングの発電電流に比べて常時低下していたストリングが存在していても、このストリングは、１日の測定基準値（例えば平均値）からアラート閾値を超えて低下していなかったので、異常があるとは検出されなかった。
【００９６】
また、アラート閾値Ｒａ２が「−６．２％」とし、サイトＢＢのストリングａ〜ｄにおける発電電流の１日の時間変化を１週間（７日）にわたって同様に測定した結果、ストリングｄにおいて５日以上にわたり、異常のあるストリングが検出された。従って、異常のあるストリングが検出された日数が所定の閾値（例えば５日）以上である場合には、該当するストリングｄに異常があるとして、ストリングｄを調査する必要がある等の支援をシステム管理者に対して行うことができる。
【００９７】
異常ストリング抽出部９６は、アラート閾値算出部９５が算出した測定基準値及びアラート閾値と、又は設定入力部９１により入力若しくは変更された測定基準値及びアラート閾値と、データロガー８０により送信された集約発電データとを用いて、図１に示す太陽光発電システム１０００のストリングのうち、異常のあるストリングを抽出する。異常のあるストリングの具体的な抽出方法については、図７を参照して後述する。
【００９８】
異常種別判定部９７は、アラート閾値算出部９５が算出したアラート閾値又は設定入力部９１により入力若しくは変更されたアラート閾値と、異常ストリング抽出部９６において抽出されたストリングの発電パラメータ（例えば発電電流）のデータとを用いて、異常のあるストリングの異常種別を判定する。ストリングの異常種別の具体的な判定方法については、図８を参照して後述する。なお、異常ストリング抽出部９６と異常種別判定部９７とにより故障検知部が構成される。
【００９９】
太陽光発電システムＤＢ９８は、例えばハードディスク装置又は半導体メモリ（例えばフラッシュメモリ）を用いて構成され、図１に示す太陽光発電システム１０００において測定された太陽光発電の発電パラメータ（例えば発電電流）や発電量（例えば発電電力量）、アラート閾値算出部９５により算出された測定基準値及びアラート閾値、設定入力部９１により入力された各種データ（アラート閾値を含む）、その他のデータを記憶する。
【０１００】
（モニタ端末における異常のあるストリングの抽出手順）
次に、第１の実施形態のモニタ端末９０における異常のあるストリングの抽出手順について、図７を参照して説明する。図７は、第１の実施形態のモニタ端末９０が全ストリングの発電電流の平均値を測定基準値として用いる場合の異常ストリングの抽出手順を説明するフローチャートである。図７の説明の前提として、第１の実施形態のアラート閾値は、アラート閾値算出部９５による算出又は設定入力部９１による入力若しくは変更により定められ、モニタ端末９０は、異常のあるストリングを抽出するために必要となる発電パラメータ（例えば発電電流）の集約発電データをデータロガー８０又は個々の親機７１Ａ１〜７ｎＡ１から受信しているとする。
【０１０１】
図７において、アラート閾値算出部９５は、１日の日照時間（例えば午前１０時〜午後３時）において、１０分毎に全ストリングの発電電流の平均値Ｉ＿ａｖｅ［ｔ］を算出する（Ｓ１１）。アラート閾値算出部９５は、ステップＳ１１により算出された全ストリングの発電電流の１０分毎の平均電流値Ｉ＿ａｖｅ［ｔ］を測定基準値として設定する（Ｓ１２）。なお、ステップＳ１１及びステップＳ１２の動作は、異常ストリング抽出部９６により行われても良い。
【０１０２】
異常ストリング抽出部９６は、ステップＳ１２の後、太陽光発電システム１０００におけるストリングの変数としてｎ＝１〜Ｎ（Ｎ：ストリング数）を用いて（Ｓ１３）、ステップＳ１４〜ステップＳ１８の各処理を繰り返す。
【０１０３】
具体的には、異常ストリング抽出部９６は、ストリングの変数をｎとして、ｎ番目のストリングの時刻ｔにおける発電電流値Ｉ［ｎ，ｔ］の測定基準値（＝平均値Ｉ＿ａｖｅ［ｔ］）からの偏差の割合Ｒ［ｎ，ｔ］を数式（５）に従って算出する（Ｓ１４）。
【０１０４】
【数５】
2016027771.tif 000007
【０１０５】
異常ストリング抽出部９６は、ステップＳ１４において算出された偏差の割合Ｒ［ｎ，ｔ］の１日の日照時間（例えば午前１０時〜午後３時）における平均値Ｒ＿ａｖｅ［ｎ］を算出する（Ｓ１５）。
【０１０６】
異常ストリング抽出部９６は、ステップＳ１５において算出された平均値Ｒ＿ａｖｅ［ｎ］とアラート閾値とを比較し（Ｓ１６）、平均値Ｒ＿ａｖｅ［ｎ］がアラート閾値より小さいと判定した場合には（Ｓ１６、ＹＥＳ）、ｎ番目のストリングは異常があると判定する（Ｓ１７）。異常ストリング抽出部９６は、ステップＳ１７の後、変数であるｎをインクリメントし（Ｓ１８）、ｎ＝Ｎ＋１となるまでステップＳ１４〜ステップＳ１８の各処理を繰り返す（Ｓ１９）。なお、異常ストリング抽出部９６は、平均値Ｒ＿ａｖｅ［ｎ］がアラート閾値より大きいと判定した場合には（Ｓ１６、ＮＯ）、ｎ番目のストリングは異常がないと判定し、ステップＳ１８の処理を行う。
【０１０７】
ステップＳ１９の後、ステップＳ１３〜ステップＳ１９の各処理において異常のあるストリングが抽出されなかった場合には（Ｓ２０、ＮＯ）、図７に示すフローチャートは終了する。一方、ステップＳ１９の後、ステップＳ１３〜ステップＳ１９の各処理において異常のあるストリングが抽出された場合には（Ｓ２０、ＹＥＳ）、異常ストリング抽出部９６は、ステップＳ１７において異常があると判定されたストリングを除いて、１日の日照時間（例えば午前１０時〜午後３時）までの１０分毎の平均電流値Ｉ＿ａｖｅ［ｔ］を算出する（Ｓ２１）。ステップＳ２１において算出された平均電流値Ｉ＿ａｖｅ［ｔ］が測定基準値として設定される（Ｓ１２）。
【０１０８】
（モニタ端末におけるストリングの異常種別の判定手順）
次に、第１の実施形態のモニタ端末９０におけるストリングの異常種別の判定手順について、図８を参照して説明する。図８は、第１の実施形態のモニタ端末９０の異常ストリングの種別判定の動作手順を説明するフローチャートである。図８の説明の前提として、第１の実施形態のアラート閾値は、アラート閾値算出部９５による算出又は設定入力部９１による入力若しくは変更により定められ、モニタ端末９０は、異常のあるストリングを抽出しているとする。
【０１０９】
図８において、異常種別判定部９７は、太陽光発電システム１０００において異常があるとして抽出されたストリングの変数としてｍ＝１〜Ｍ（Ｍ：異常があるとして抽出されたストリング数）を用いて（Ｓ３１）、ステップＳ３２〜ステップＳ３６の各処理を繰り返す。
【０１１０】
具体的には、異常種別判定部９７は、異常があるとして抽出されたストリングの変数をｍとして、ｍ番目のストリングの発電電流の１０分毎の平均値Ｉ［ｔ］の測定基準値（＝平均値Ｉ＿ａｖｅ［ｔ］）からの偏差の割合Ｒ［ｍ，ｔ］の分散Ｖ［ｍ］を算出する（Ｓ３２）。例えば、異常種別判定部９７は、割合Ｒ［ｍ，ｔ］の二乗平均値を求めることで、分散Ｖ［ｍ］を算出する。
【０１１１】
異常種別判定部９７は、ステップＳ３２において算出された分散Ｖ［ｍ］とアラート閾値の二乗の値とを比較し（Ｓ３３）、分散Ｖ［ｍ］がアラート閾値の二乗の値より小さいと判定した場合には（Ｓ３３、ＹＥＳ）、例えばｍ番目のストリングを流れる発電電流が時間的に大きく変動していないと考えられるので、ｍ番目のストリングの異常の種別はＰＶパネルの故障であると判定する（Ｓ３４）。異常種別判定部９７は、ステップＳ３４の後、変数であるｍをインクリメントし（Ｓ３５）、ｍ＝Ｍ＋１となるまでステップＳ３２〜ステップＳ３６までの各処理を繰り返す（Ｓ３７）。
【０１１２】
なお、異常種別判定部９７は、ステップＳ３３において、ステップＳ３２において算出された分散Ｖ［ｍ］とアラート閾値の二乗の値とを比較する代わりに、分散Ｖ［ｍ］の平方根（√Ｖ［ｍ］）とアラート閾値とを比較しても良い。
【０１１３】
一方、異常種別判定部９７は、分散Ｖ［ｍ］がアラート閾値の二乗の値より大きいと判定した場合には（Ｓ３３、ＹＥＳ）、例えばｍ番目のストリングを流れる発電電流が時間的に大きく変動していると考えられるので、ｍ番目のストリングの異常の種別は時変的に影が生じたことであると判定する（Ｓ３５）。
【０１１４】
以上により、第１の実施形態の太陽光発電システム１０００では、モニタ端末９０は、複数の太陽光パネルが直列に接続された１つのストリングにおける太陽光発電の測定情報（例えば発電電流）と、ストリングの故障検知に用いる測定基準値（例えば平均値）とアラート閾値とを基に、ストリングの故障を検知する。また、モニタ端末９０は、設定入力部９１による所定の入力操作又は変更入力操作（例えばシステム管理者の入力操作）に応じて、測定基準値又はアラート閾値を変更できる。これにより、モニタ端末９０は、太陽光発電システム１０００の構成やシステム管理者の事情に応じて、ストリングの故障検知に用いる測定基準値（例えば発電電流の平均値）又はアラート閾値を柔軟に設定することができ、ストリングの故障を高精度に検知することができる。
【０１１５】
また、モニタ端末９０は、各ストリングにおける太陽光発電の測定情報（例えば発電電流）のデータを用いて、ストリング毎に測定基準値及び所定の閾値を算出する。これにより、モニタ端末９０は、ストリングの設置環境（例えば設置場所）やシステム管理者の事情（例えば異常検知ポリシ）に応じて、ストリングの異常を判定するために必要となる測定基準値及び所定の閾値を柔軟に求めることができる。
【０１１６】
また、モニタ端末９０は、所定の入力操作又は変更入力操作（例えばシステム管理者の入力操作）に応じて、ストリング又は太陽光パネル毎に、測定基準値を変更する。これにより、モニタ端末９０は、例えば影が生じ易い場所にストリング又は太陽光パネルが配置されている場合に、ストリング又は太陽光パネル毎に測定基準値を変更することで、異常の誤判定を抑制することができる。
【０１１７】
また、モニタ端末９０は、各ストリングにおける太陽光発電の測定情報（例えば発電電流）の平均値を測定基準値として算出し、各ストリングにおける太陽光発電の測定情報と測定基準値との差分と各ストリングを形成するＰＶパネルの設置数とを基に、所定のアラート閾値（即ち、平均値からの偏差）を算出する。これにより、モニタ端末９０は、各ストリングの故障検知に用いる測定基準値（即ち、平均値）と所定のアラート閾値（即ち、平均値からの偏差）とを、統計学的な処理（例えば中心極限定理）を用いて、高精度かつ簡易に算出することができる。
【０１１８】
また、モニタ端末９０は、各ストリングにおける太陽光発電の測定情報（例えば発電電流）の測定基準値（例えば平均値）からの偏差の割合の所定期間（例えば１日）における平均値を算出し、この平均値と所定の閾値とを基に、異常のあるストリングを抽出する。これにより、モニタ端末９０は、太陽光発電システム１０００に用いられる各ストリングのうち、異常のあるストリングを高精度に抽出することができる。
【０１１９】
また、モニタ端末９０は、異常のあるストリングに対して算出された偏差の割合の所定期間における分散を算出し、この分散と所定の閾値とを基に、抽出されたストリングの異常の種別を判定する。これにより、モニタ端末９０は、異常があるとして抽出されたストリングの異常の種別として、例えば太陽光パネルの故障であるのか、又は太陽光パネルに一定時間ほど影が生じたのかを簡易に判定することができる。
【０１２０】
（第１の実施形態の変形例）
上述した第１の実施形態では、測定基準値として、太陽光発電システム１０００の全ストリングにおいて、各ストリングを流れる発電電流の平均値を用いることを説明した。第１の実施形態の変形例（以下、「本変形例」という）では、測定基準値として、太陽光発電システム１０００の全ストリングにおいて、各ストリングを流れる発電電流の最大値を用いる。なお、本変形例においても図１に示す太陽光発電システム１０００のシステム構成及び図２に示すモニタ端末９０の内部構成は同様であるため、同一の内容の説明は省略又は簡略化し、異なる内容について説明する。
【０１２１】
図９は、発電電流の平均値からの偏差の割合と発電電流の最大値からの偏差の割合との関係を示すグラフである。図９の横軸は、太陽光発電システム１０００の各ストリングの発電電流と全ストリングの発電電流の平均値との差分と平均値との比、即ち、各ストリングの発電電流の平均値からの偏差（ずれ）の割合を示す。図９の縦軸は、太陽光発電システム１０００の各ストリングの発電電流と全ストリングの発電電流の最大値との差分と最大値との比、即ち、各ストリングの発電電流の最大値からの偏差（ずれ）の割合を示す。
【０１２２】
図９に示すように、各ストリングの発電電流の平均値からの偏差（ずれ）の割合と、各ストリングの発電電流の最大値からの偏差（ずれ）の割合との間には相関関係があり、より具体的には、各ストリングの発電電流の平均値からの偏差（ずれ）の割合と、各ストリングの発電電流の最大値からの偏差（ずれ）の割合との間には１次関数の関係が存在している。
【０１２３】
例えば図９では、ストリングの発電電流の平均値からの偏差（ずれ）の割合が「−０．０４」（＝「−４％」）である場合には、ストリングの発電電流の最大値からの偏差（ずれ）の割合は「−０．０７」（＝「−７％」）である。このため、本変形例では、アラート閾値算出部９５は、図９に示す座標（−４％，−７％）と横軸若しくは縦軸の切片とを用いることで、１次関数の関係式を算出することができ、更に、この１次関数の関係式と測定基準値として平均値を用いた場合のアラート閾値とを用いることで、測定基準値として最大値を用いた場合のアラート閾値を算出することができる。
【０１２４】
（本変形例における異常ストリングの抽出手順）
次に、本変形例のモニタ端末９０における異常のあるストリングの抽出手順について、図１０を参照して説明する。図１０は、本変形例のモニタ端末９０が発電電流の最大値を測定基準値として用いる場合の異常ストリングの抽出手順を説明するフローチャートである。図１０の説明の前提として、測定基準値として平均値を用いた場合のアラート閾値は、アラート閾値算出部９５による算出又は設定入力部９１による入力若しくは変更により定められ、モニタ端末９０は、異常のあるストリングを抽出するために必要となる発電パラメータ（例えば発電電流）の集約発電データをデータロガー８０又は個々の親機７１Ａ１〜７ｎＡ１から受信しているとする。
【０１２５】
図１０において、アラート閾値算出部９５は、１日の日照時間（例えば午前１０時〜午後３時）において、各ストリングの発電電流の平均値Ｉ＿ａｖｅ［ｎ］を算出する（Ｓ４１）。アラート閾値算出部９５は、ステップＳ４１により算出された各ストリングの発電電流の平均電流値Ｉ＿ａｖｅ［ｎ］が最大となるストリングｋを抽出する（Ｓ４２）。異常ストリング抽出部９６は、ステップＳ４２により抽出されたｋ番目のストリングにおける発電電流Ｉ［ｋ，ｔ］を測定基準値として設定する（Ｓ４３）。なお、ステップＳ４１及びステップＳ４２の動作は、異常ストリング抽出部９６により行われても良い。
【０１２６】
異常ストリング抽出部９６は、ステップＳ４３の後、太陽光発電システム１０００におけるストリングの変数としてｎ＝１〜Ｎ（Ｎ：ストリング数）を用いて（Ｓ４４）、ステップＳ４５〜ステップＳ４７の各処理を繰り返す。
【０１２７】
具体的には、異常ストリング抽出部９６は、ストリングの変数をｎとして、ｎ番目のストリングの時刻ｔにおける発電電流値Ｉ［ｎ，ｔ］の測定基準値（＝最大値Ｉ［ｋ，ｔ］）からの偏差の割合Ｒｋ［ｎ，ｔ］を数式（６）に従って算出する（Ｓ４５）。
【０１２８】
【数６】
2016027771.tif 000008
【０１２９】
異常ストリング抽出部９６は、ステップＳ４５において算出された偏差の割合Ｒｋ［ｎ，ｔ］の１日の日照時間（例えば午前１０時〜午後３時）における平均値Ｒｋ＿ａｖｅ［ｎ］を算出する（Ｓ４６）。
【０１３０】
異常ストリング抽出部９６は、ステップＳ４６の後、変数であるｎをインクリメントし（Ｓ４７）、ｎ＝Ｎ＋１となるまでステップＳ４５〜ステップＳ４７の各処理を繰り返す（Ｓ４８）。
【０１３１】
異常ストリング抽出部９６は、ステップＳ４８の後、数式（２）に従って、偏差の割合Ｒ［ｎ，ｔ］の１日の日照時間（例えば午前１０時〜午後３時）における平均値Ｒ＿ａｖｅ［ｎ］を算出する。異常ストリング抽出部９６は、この算出された平均値Ｒ＿ａｖｅ［ｎ］と、ステップＳ４５において算出された偏差の割合Ｒｋ［ｎ，ｔ］の１日の日照時間（例えば午前１０時〜午後３時）における平均値Ｒｋ＿ａｖｅ［ｎ］との関係と、測定基準値として平均値を用いた場合のアラート閾値とを用いて、測定基準値として最大値を用いた場合のアラート閾値を算出する（Ｓ４９）。
【０１３２】
異常ストリング抽出部９６は、ステップＳ４９の後、太陽光発電システム１０００におけるストリングの変数としてｎ＝１〜Ｎ（Ｎ：ストリング数）を用いて（Ｓ５０）、ステップＳ５１〜ステップＳ５４の各処理を繰り返す。
【０１３３】
異常ストリング抽出部９６は、ステップＳ４６において算出されたｎ番目のストリングに対する偏差の割合Ｒｋ［ｎ，ｔ］の１日の日照時間（例えば午前１０時〜午後３時）における平均値Ｒｋ＿ａｖｅ［ｎ］と測定基準値として最大値を用いた場合のアラート閾値とを比較する（Ｓ５１）。
【０１３４】
異常ストリング抽出部９６は、ｎ番目のストリングに対する偏差の割合Ｒｋ［ｎ，ｔ］の１日の日照時間における平均値Ｒｋ＿ａｖｅ［ｎ］が測定基準値として最大値を用いた場合のアラート閾値より小さいと判定した場合には（Ｓ５１、ＹＥＳ）、ｎ番目のストリングは異常であると判定する（Ｓ５２）。
【０１３５】
一方、異常ストリング抽出部９６は、ｎ番目のストリングに対する偏差の割合Ｒｋ［ｎ，ｔ］の１日の日照時間における平均値Ｒｋ＿ａｖｅ［ｎ］が測定基準値として最大値を用いた場合のアラート閾値より大きいと判定した場合には（Ｓ５１、ＮＯ）、ｎ番目のストリングは正常であると判定する（Ｓ５３）。
【０１３６】
異常ストリング抽出部９６は、ステップＳ５２又はステップＳ５３の後、変数であるｎをインクリメントし（Ｓ５４）、ｎ＝Ｎ＋１となるまでステップＳ５１〜ステップＳ５４の各処理を繰り返す（Ｓ５５）。
【０１３７】
以上により、本変形例の太陽光発電システム１０００では、モニタ端末９０は、各ストリングにおける太陽光発電の測定情報（例えば発電電流）の最大値を測定基準値として算出し、各ストリングにおける太陽光発電の測定情報の平均値からの偏差と測定基準値からの偏差との間の関係を用いて、所定の閾値（即ち、最大値からの偏差）を算出する。これにより、モニタ端末９０は、各ストリングの故障検知に用いる測定基準値（即ち、最大値）と所定の閾値（即ち、最大値からの偏差）とを、測定基準値に平均値を用いる場合に比べて、異常のあるストリングが検知されなくなるまで測定基準値の再設定を繰り返す必要が無くなり、測定基準値及び所定の閾値を簡易に算出することができる。
【０１３８】
また、本変形例のモニタ端末９０は、各ストリングにおける太陽光発電の測定情報（例えば発電電流）の測定基準値（例えば最大値）からの偏差の割合の所定期間（例えば１日）における平均値を算出し、この平均値と所定の閾値とを基に、各ストリングの正常又は異常を判定する。これにより、モニタ端末９０は、太陽光発電システム１０００に用いられる各ストリングに対し、正常に動作しているかストリングであるか、又は異常に動作しているストリングであるかを高精度に判定することができる。
【０１３９】
また、第１の実施形態は、図１において、太陽光発電システム１０００にパワーコンディショナ５０が１台の例を説明したが、複数台のパワーコンディショナ５０が設置されてもよい。但し、パワーコンディショナ５０が自身に接続されるストリング（及びＰＶパネル）のＭＰＰＴ制御を行う場合、上述したアラート閾値及び測定基準値は、パワーコンディショナ５０単位で算出される方がよい。例えば、第１のストリング群が第１のパワーコンディショナ５０によりＭＰＰＴ制御され、第２のストリング群が第２のパワーコンディショナ５０によりＭＰＰＴ制御される場合、第１のストリング群の故障検知を行うための測定基準値及びアラート閾値は、第１のストリング群の発電情報を基に上述したように算出する。同様に、第２のストリング群の故障検知を行うための測定基準値及びアラート閾値は、第２のストリング群の発電情報を基に上述したように算出する。
【０１４０】
各ストリングの発電量はパワーコンディショナ５０の制御に応じて変化するため、パワーコンディショナ５０単位でアラート閾値及び測定基準値を設定することで、アラート閾値及び測定基準値をより適切な値にすることができる。すなわち、ストリングの異常検知の精度を向上させることができる。
【０１４１】
なお、上述した第１の実施形態では、アラート閾値算出部９５により算出されるアラート閾値の算出に統計学の正規分布を用いて説明した。また、アラート閾値算出部９５は、アラート閾値の算出において、統計学の正規分布を用いる代わりに、統計学の三角分布を用いても良い。ここで、アラート閾値算出部９５が統計学の三角分布を用いてアラート閾値Ｔｈ＿Ａを算出する例を説明する。
【０１４２】
即ち、アラート閾値算出部９５は、各ストリングを形成するＰＶパネルの仕様により規定される出力公差（発電電流のばらつき）と、各ストリングを形成するＰＶパネルの枚数（ストリングの構成情報）と、子機の測定誤差（計測器の性能情報）と、環境要因による特性ばらつきと、１年目のＰＶパネルの出力保証値（割合）とを考慮して、アラート閾値Ｔｈ＿Ａを算出する。以下、アラート閾値Ｔｈ＿Ａの算出例を説明する。
【０１４３】
先ず、出荷時のＰＶパネルの公称最大出力動作電流値の分布が統計学の三角分布に従うと仮定すると、ＰＶパネルの出力（発電電流）の平均μ＿Ａ及び標準偏差σ＿Ａはそれぞれ数式（７）及び数式（８）により示される。数式（７）及び数式（８）において、ｘ、ｙ、ｚ（一定値）はそれぞれ数式（９）、数式（１０）、数式（１１）により示される。ｘは使用年数が１（即ち、１年目）のＰＶパネルの出力保証値を示す。ｙはＰＶパネルの出力（発電電流）の最頻値（三角分布の頂点）である。つまり、ｙは、複数のＰＶパネルにおいて、最も頻繁に出現すると推定される出力値である。推定方法の一例は下記数式（１０）に示す通りである。なお、ｙは、複数のＰＶパネルの出力の実測値から割り出された最頻値としてもよい。ｚはＰＶパネルの出力（発電電流）のばらつきの最大値を示す。
【０１４４】
【数７】
2016027771.tif 000009
【０１４５】
【数８】
2016027771.tif 000010
【０１４６】
【数９】
2016027771.tif 000011
【０１４７】
【数１０】
2016027771.tif 000012
【０１４８】
【数１１】
2016027771.tif 000013
【０１４９】
数式（９）において、Ｇｕａ＿ｐ＿１は、１年目のＰＶパネルの出力保証値（割合）を示し、Ｇｕａ＿ｐ＿ｎはｎ年目のＰＶパネルの出力保証値（割合）を示す。数式（１０）において、Ｌｏｗｅｒ＿ｌｉｍ＿ｐはＰＶパネルの仕様により規定される出力公差（即ち、発電電流のばらつきの範囲）の下限値（％）を示し、Ｕｐｐｅｒ＿ｌｉｍ＿ｐはＰＶパネルの仕様により規定される出力公差の上限値（％）を示す。なお、Ｌｏｗｅｒ＿ｌｉｍ＿ｐとＵｐｐｅｒ＿ｌｉｍ＿ｐとは、図３に示すＰＶパネルにおける発電電流が最もばらつく範囲である±Ｘ（％）の下限値と上限値とにそれぞれ対応する。
【０１５０】
従って、出荷時のＰＶパネルの公称最大出力動作電流値の分布が統計学の三角分布に従うとして算出可能な平均値μ＿Ａ及び標準偏差μ＿Ａを用いると、上述した第１の実施形態のように、中心極限定理を参照することで、ＰＶパネルの出力としてのストリング電流は平均値μ’＿Ａ、標準偏差σ’＿Ａの正規分布となる（数式（１２）、数式（１３）参照）。
【０１５１】
【数１２】
2016027771.tif 000014
【０１５２】
【数１３】
2016027771.tif 000015
【０１５３】
数式（１３）において、Ｎｕｍ＿ｐ＿ｓｔｒは１つのストリングを構成するＰＶパネルの枚数を示す。平均値μ’＿Ａから３σ’＿Ａ低下した値をαとすると、数式（１４）が成り立つ。また、数式（１４）の算出結果（α）に対し、測定誤差と環境要因による特性ばらつきを新たに考慮した値をβとすると、βは数式（１５）により示される。
【０１５４】
【数１４】
2016027771.tif 000016
【０１５５】
【数１５】
2016027771.tif 000017
【０１５６】
アラート閾値Ｔｈ＿Ａは、平均値からの低下の割合により定義されるので（図３参照）、アラート閾値算出部９５は、数式（１６）に従って、アラート閾値Ｔｈ＿Ａを算出する。このように、アラート閾値算出部９５は、ＰＶパネルの公称最大動作電流値が上述した正規分布に従う場合に限らず、ＰＶパネルの公称最大動作電流値が三角分布に従うことを用いてアラート閾値Ｔｈ＿Ａを算出することができ、更に、ＰＶパネルの出力保証値（割合）を考慮して適正なアラート閾値を算出することができる。
【０１５７】
【数１６】
2016027771.tif 000018
【０１５８】
また、ストリングを構成するＰＶパネルの出力（発電電流）は経年変化等により劣化し、発電電流のばらつきが次第に大きくなることが知られている。このため、アラート閾値算出部９５は、ＰＶパネルの経年変化による特性変化を考慮し、使用年数に応じたＰＶパネルの出力保証値（割合）を用いてアラート閾値を算出することが好ましい（図１２、図１３（Ａ）又は図１３（Ｂ）参照）。図１２は、ＰＶパネルの年数毎の２つの出力保証例を統合的に示す説明図である。図１３（Ａ）は、ＰＶパネルの年数毎の出力保証の第１例（階段保証）を示す説明図である。図１３（Ｂ）は、ＰＶパネルの年数毎の出力保証の第２例（線形保証）を示す説明図である。
【０１５９】
図１２では、ＰＶパネルの出力保証値には線形的に変化する保証形態（線形保証）と階段状に変化する保証形態（階段保証）とが示されている。例えば線形保証では、アラート閾値算出部９５は、使用年数が１年、５年、１０年、１５年、２０年、２５年の各保証値を用いて所定の関数（例えば一次関数）によって補間することで、使用年数ｎにおける変数ＰＶパネルの出力保証値ｘ（ｎ）を決定する。
【０１６０】
言い換えると、図１２又は図１３（Ｂ）に示す線形保証では、アラート閾値算出部９５は、使用年数ｎにおけるＰＶパネルの出力保証値ｘ（ｎ）を、数式（１７）に従って算出する。数式（１７）では、ｘ（ｎ）は図１２又は図１３（Ｂ）に示す単調減少の一次関数により規定される。また、アラート閾値算出部９５は、使用年数ｎにおけるＰＶパネルの出力（発電電流）の最頻値ｙ（ｎ）を、数式（１８）に従って算出する。なお、アラート閾値算出部９５は、使用年数ｎにおけるＰＶパネルの出力保証値を考慮する場合でも、使用年数ｎに拘わらず、数式（１１）に示すＰＶパネルの出力（発電電流）のばらつきの最大値ｚを、使用年数ｎに拘わらず、一定値ｚ（ｎ）として用いる（数式（１９）参照）。
【０１６１】
【数１７】
2016027771.tif 000019
【０１６２】
【数１８】
2016027771.tif 000020
【０１６３】
【数１９】
2016027771.tif 000021
【０１６４】
一方、階段保証では、アラート閾値算出部９５は、使用年数ｎにおけるＰＶパネルの出力保証値ｘ（ｎ）として（数式（１７）参照）、１年目から特定の年数が経過するまでは一定値（例えば図１２又は図１３（Ａ）では、１年目から１０年目までは９０％）を使用し、また、特定の年数から保証期間の最終年までは別の一定値（例えば図１２又は図１３（Ａ）では、１１年目から２５年目までは８０％）を変数ｘとして使用する。
【０１６５】
また、アラート閾値算出部９５は、線形保証と同様に、使用年数ｎにおけるＰＶパネルの出力（発電電流）の最頻値ｙ（ｎ）を数式（１８）に示すｙ（ｎ）を使用し、更に、数式（１１）に示すＰＶパネルの出力（発電電流）のばらつきの最大値ｚを一定値ｚ（ｎ）として使用する（数式（１９）参照）。
【０１６６】
これにより、アラート閾値算出部９５は、ＰＶパネルの経年変化に応じて劣化するＰＶパネルの出力特性に対して、適切なアラート閾値を算出することができる。従って、アラート閾値算出部９５は、経年劣化により変化するＰＶパネルの出力特性に適するアラート閾値を設定するので、経年劣化により出力が低下したものの、保証範囲内で出力するＰＶパネルを異常と判断するような誤検知を抑制することができる。
【０１６７】
また、上述した説明においてストリングの異常の原因の例としてＰＶパネルの故障とＰＶパネルに差し掛かる影による影響とを例示して説明した（例えば図８参照）。即ち、上述した説明では、１種類のアラート閾値を用いてＰＶパネルの故障（異常）の原因を判断する例を説明した。しかし、１種類のアラート閾値を用いるだけでは、測定結果によってはＰＶパネルの故障（異常）の正確な判断が困難となる場合がある（例えば図１４（Ａ）参照）。図１４（Ａ）は、アラート閾値の追加例に関する説明図である。図１４（Ａ）の横軸は時刻を示し、図１４（Ａ）の縦軸はＰＶパネルの発電電流の低下割合を示す。
【０１６８】
例えば、図１４（Ａ）に示す曲線Ｃ１，Ｃ２は、所定の測定時間ＭＴのうち所定の割合の時間（以下、「時間閾値」という）以上の時間において、発電電流の低下割合がアラート閾値算出部９５により算出された第１のアラート閾値Ｔｈ＿Ａ（例えば数式（２）、数式（３）又は数式（１６）参照）よりも小さいので、ＰＶパネルの不具合は発生していないと異常種別判定部９７により判定される。
【０１６９】
また、図１４（Ａ）に示す曲線Ｃ４は、同様の測定時間ＭＴのうち時間閾値以上の時間において、発電電流の低下割合がアラート閾値算出部９５により算出された第１のアラート閾値Ｔｈ＿Ａ（例えば数式（２）、数式（３）又は数式（１６）参照）よりも大きいので、ＰＶパネルの不具合はＰＶパネルの故障により発生したと異常種別判定部９７により判定される。
【０１７０】
ここで、図１４（Ｃ）に示す曲線Ｃ３のように、同様の測定時間ＭＴのうち時間閾値未満の時間において、発電電流の低下割合がアラート閾値算出部９５により算出された第１のアラート閾値Ｔｈ＿Ａ（例えば数式（２）、数式（３）又は数式（１６）参照）を超える期間が存在し、発電電流の低下割合が第１のアラート閾値Ｔｈ＿Ａ未満となるような期間が存在する場合、ＰＶパネルの故障が発生したというよりは、ＰＶパネルに影が生じたために一時的に発電電流の低下割合が大きくなったと考えられる。
【０１７１】
しかし、発電電流の低下割合が図１４（Ａ）に示す第１のアラート閾値Ｔｈ＿Ａ付近で推移する場合には、異常種別判定部９７は、ＰＶパネルの不具合の原因（種別）として影による影響なのか故障なのかを精度良く判定することが困難な場合がある。
【０１７２】
そこで、異常種別判定部９７は、第１のアラート閾値Ｔｈだけではなく、数式（２０）により示される第２のアラート閾値Ｔｈ＿Ｖを用いて、ＰＶパネルの不具合の原因（種別）として影による影響なのか故障なのかを判定する（図１４（Ｂ）参照）。なお、第２のアラート閾値Ｔｈ＿Ｖは、第１のアラート閾値Ｔｈ＿Ａと平均値（例えば０）との中間値には限定されず、第１のアラート閾値Ｔｈ＿Ａと平均値（例えば０）との間の値であれば良い。また、第２のアラート閾値Ｔｈ＿Ｖは、アラート閾値算出部９５により算出されても良いし、異常種別判定部９７により算出されても良い。
【０１７３】
【数２０】
2016027771.tif 000022
【０１７４】
図１４（Ｂ）は、第１の実施形態のアラート閾値の追加例としてのアラート閾値Ｔｈ＿ｖを用いたモニタ端末の異常ストリングの種別判定の動作手順を説明するフローチャートである。図１４（Ｂ）の説明の前提として、例えば異常種別判定部９７は、第２のアラート閾値Ｔｈ＿Ｖを算出し、更に、図７に示す動作手順に従って異常のあるストリングは抽出されているとする。
【０１７５】
図１４（Ｂ）において、異常種別判定部９７は、太陽光発電システム１０００において異常があるとして抽出されたストリングの変数としてｍ＝１〜Ｍ（Ｍ：異常があるとして抽出されたストリング数）を用いて（Ｓ６１）、ステップＳ６２〜ステップＳ６７の各処理を繰り返す。
【０１７６】
具体的には、異常種別判定部９７は、異常があるとして抽出されたストリングの変数をｍとして（Ｓ６１）、所定の評価対象の時間帯（例えば図１４（Ａ）に示す測定時間ＭＴ）においてＲ［ｍ，ｔ］＜アラート閾値Ｔｈ＿Ｖとなる割合（時間）Ｒｖ［ｍ］を算出する（Ｓ６２）。例えば、Ｒｖ［ｍ］は、｛（Ｒ［ｍ，ｔ］＜アラート閾値Ｔｈ＿Ｖを満たす時刻のサンプル数）／（測定時間ＭＴの全サンプル数）｝により定められる。
【０１７７】
異常種別判定部９７は、ステップＳ６２において算出した割合Ｒｖ［ｍ］と所定の時間閾値とを比較し（Ｓ６３）、割合Ｒｖ［ｍ］が時間閾値より大きいと判定した場合には（Ｓ６３、ＹＥＳ）、例えばｍ番目のストリングを流れる発電電流が時間的に大きく変動していないと考えられるので、ｍ番目のストリングの異常の種別はＰＶパネルの故障であると判定する（Ｓ６４）。異常種別判定部９７は、ステップＳ６４の後、変数であるｍをインクリメントし（Ｓ６５）、ｍ＝Ｍ＋１となるまでステップＳ６２〜ステップＳ６６までの各処理を繰り返す（Ｓ６７）。
【０１７８】
一方、異常種別判定部９７は、割合Ｒｖ［ｍ］が時間閾値より小さいと判定した場合には（Ｓ６３、ＮＯ）、例えばｍ番目のストリングを流れる発電電流が時間的に大きく変動していると考えられるので、ｍ番目のストリングの異常の種別は時変的に影が生じたことであると判定する（Ｓ６５）。ステップＳ６５以降の処理は同様であるため、説明を省略する。
【０１７９】
これにより、異常種別判定部９７は、第１のアラート閾値Ｔｈ＿Ａだけではなく、発電電流の低下割合の平均値（例えば０）と第１のアラート閾値Ｔｈ＿Ａとの間の値である第２のアラート閾値Ｔｈ＿Ｖを用いてＰＶパネルの異常種別を判定するので、発電電流の低下割合が図１４（Ａ）に示す第１のアラート閾値Ｔｈ＿Ａ付近で推移する場合でも、影の影響による不具合なのか故障による不具合なのかを高精度に判定することができる。
【０１８０】
（第２の実施形態の内容に至る経緯）
次に、第２の実施形態の内容を説明する前に、第２の実施形態の内容に至る経緯（課題）について、図１５を参照して説明する。図１５は、パワーコンディショナ５０が定格出力運転しない場合に観測される正常ストリング、異常ストリングそれぞれにおける電圧−電流カーブの一例を示す図である。
【０１８１】
以下、説明を簡単にするために、１つのストリングは３個のＰＶパネルＰ１，Ｐ２，Ｐ３が直接接続した構成であるとして説明する。図１５の上段には、ＰＶパネルＰ１，Ｐ２，Ｐ３がいずれも正常に動作するストリング（正常ストリング）に対する電流−電圧カーブが示され、図１５の下段には、ＰＶパネルＰ１，Ｐ２，Ｐ３のうちＰＶパネルＰ３のクラスタが故障しているストリング（異常ストリング）に対する電流−電圧カーブが示されている。
【０１８２】
ここで、クラスタとＰＶパネルとの関係について、図２１を参照して簡単に説明する。図２１は、ＰＶパネルの構成例を示す模式図である。図２１では、ＰＶパネル１１Ａ１に子機２１Ａ１が接続されているが、図１に示すように、子機が接続されないＰＶパネルも存在している。
【０１８３】
ＰＶパネル１１Ａ１は、複数の太陽電池クラスタ（ＰＶクラスタ１０Ｇ）を含む。複数のＰＶクラスタ１０Ｇは、直列に接続される。各ＰＶクラスタ１０Ｇは、複数のＰＶセル１０Ｃを含む。ＰＶクラスタ１０Ｇに含まれる複数のＰＶセル１０Ｃは、直列に接続される。ＰＶセル１０Ｃは、太陽光による光エネルギーを電力に変換する発電素子である。また、ＰＶクラスタ１０Ｇ（１０Ｇ１〜１０Ｇ３）の各々には、バイパスダイオードＢＤ（ＢＤ１〜ＢＤ３）が並列に接続される。
【０１８４】
図２１の構成例では、ＰＶクラスタ１０Ｇ及びバイパスダイオードＢＤが３個設けられているが、数はこれに限られない。また、ＰＶクラスタ１０Ｇでは、１２個のＰＶセル１０Ｃが直列に接続されているが、数はこれに限られない。一般的に、ＰＶパネル１０は複数のＰＶクラスタ１０Ｇ及び複数のＰＶセル１０Ｃを含むが、少なくとも１つのＰＶセル１０Ｃを含んでいればよい。
【０１８５】
ＰＶセル１０Ｃ又はセル間の接続線に異常（不具合）が発生していない場合、各ＰＶクラスタ１０Ｇは発電するため電圧が生じる。これにより、バイパスダイオードＢＤには逆電圧が印加されるので、バイパスダイオードＢＤは電流を通過させない。
【０１８６】
一方、例えばＰＶクラスタ１０Ｇ１において異常（例えばＰＶセル１０Ｃの故障、セル間の断線、図２１の矢印ｅ参照）が発生したとする。この場合、異常のあるＰＶセル１０Ｃ又はセル間の接続線は、発電せずに単なる抵抗体となるため、他のＰＶクラスタ１０Ｇ２，１０Ｇ３が発生したエネルギーを消費し、ＰＶパネル１０の発電電力を低下させる。また、異常のあるＰＶセル１０Ｃ又はセル間の接続線に電流の供給が継続されると、このＰＶセル１０Ｃ又はセル間の接続線が例えば熱破損することがある。上記ＰＶクラスタ１０Ｇの異常に対処するため、ＰＶクラスタ１０Ｇに並列に接続されたバイパスダイオードＢＤにより、異常が発生した箇所を含むＰＶクラスタ１０Ｇに流れる電流を、バイパスして通過させる。
【０１８７】
バイパスダイオードＢＤが動作すると、動作するバイパスダイオードＢＤに対応するＰＶクラスタ１０Ｇに電圧が印加されないので、ＰＶパネル１１Ａ１の電圧（動作電圧）が低下する。なお、バイパスダイオードＢＤ又はＰＶクラスタ１０Ｇから出力される電流（発電電流）は、子機２１Ａ１に入力されてもよい。
【０１８８】
ここで、図１５の説明に戻り、図１５の上段の正常ストリングにおいて、ＰＶパネルＰ１では動作点Ｂ１（つまり、ＰＶパネルＰ１の最大出力点）により示される発電電流及び動作電圧が生じ、ＰＶパネルＰ２では動作点Ｂ２（つまり、ＰＶパネルＰ２の最大出力点）により示される発電電流及び動作電圧が生じ、ＰＶパネルＰ３では動作点Ｂ３（つまり、ＰＶパネルＰ３の最大出力点）により示される発電電流及び動作電圧が生じている。
【０１８９】
しかし、例えばＰＶパネルＰ３のクラスタに故障が生じると、図１５の下段に示すように、ＰＶパネルＰ１，Ｐ２，Ｐ３の発電電流及び動作電圧が動作点Ｂ１，Ｂ２，Ｂ３から動作点Ｂ４，Ｂ５，Ｂ６に変化する。具体的には、ＰＶパネルＰ３の動作電圧は低下し、ＰＶパネルＰ１，Ｐ２の動作電圧が上昇するので、その結果、ＰＶパネルＰ１，Ｐ２，Ｐ３の発電電流が低下する。即ち、故障したクラスタを有するＰＶパネルＰ３の動作を補償するために、同一のストリングを構成するＰＶパネルＰ１，Ｐ２において、予め許容された最大動作範囲（後述参照）の中で動作電圧が上昇する。
【０１９０】
従って、いずれかのＰＶパネルのクラスタが故障した場合でも、個々のＰＶパネル単位では異常なＰＶパネルの動作電圧は低下し、正常なＰＶパネルの動作電圧は上昇するが、ストリング単位では動作電圧は維持されようとする。このため、ストリング単位で得られた発電電流は正常ストリングにおける発電電流に比べると低下するが、他のストリングの発電電流の測定データの測定基準値から上述した数式（１６）により示されるアラート閾値（＜０、以下、「第１閾値」という）ほど低下しないので、クラスタの故障が生じていてもその故障を容易に検知することができないという課題がある。
【０１９１】
（第２の実施形態）
そこで、以下の第２の実施形態では、クラスタの故障が生じたＰＶパネルを含むストリングにおいて他の正常なＰＶパネルの動作電圧が上昇し、かつ発電電流が低下することに着目し、ストリング単位で得られた子機からの測定データと、発電電流に関して新たな閾値（第２閾値＜０、図１６に示すＴｈｒｅｓｈｏｌｄＩ）及び動作電圧に関して閾値（第３閾値＞０、図１６に示すＴｈｒｅｓｈｏｌｄＶ）とを用いて、クラスタの故障が生じたＰＶパネルを含むストリングを検知する太陽光発電システムの例について説明する。なお、第２の実施形態の太陽光発電システムの構成は図１に示す太陽光発電システムの構成と同一であり、以下、異なる内容について説明する。
【０１９２】
第２の実施形態の概要について、図１６を参照して説明する。
【０１９３】
図１６は、パワーコンディショナ５０が定格出力運転しない場合にモニタ端末９０がストリングの異常を検出可能なストリング電流とパネル電圧との関係の一例を示す図である。図１６の横軸はストリングにおける発電電流（ストリング電流）を示し、図１６の縦軸はストリングに含まれるいずれかのＰＶパネルの電圧（パネル電圧）を示す。
【０１９４】
図１６において、一点鎖線により示される領域ＡＲ１は、パワーコンディショナ５０の通常運転時（言い換えると、定格出力運転しない場合。以下同様。）のストリングにおける発電電流が全てのストリングにおける発電電流の測定基準値（例えば平均値）から第１閾値（数式（１６）に示すアラート閾値Ｔｈ＿Ａ参照）より低下した場合にストリングに異常があると判断される領域（第１閾値検出範囲）を示す。
【０１９５】
点線により示される領域ＡＲ２は、パワーコンディショナ５０の通常運転時のストリングの発電電流が全てのストリングにおける発電電流の測定基準値（例えば平均値）から第２閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＩ（後述参照）より低下し、かつ、ストリングのうちいずれかのＰＶパネルの動作電圧が第３閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＶ（後述参照）より上昇した場合にストリングに異常があると判断される領域（第２，第３閾値検出範囲）を示す。
【０１９６】
実線により示される領域ＡＲ３は、パワーコンディショナ５０の通常運転時のストリングの発電電流が全てのストリングにおける発電電流の測定基準値（例えば平均値）から第２閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＩ（後述参照）より低下し、かつ、ストリングのうちいずれかのＰＶパネルの動作電圧が第３閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＶ（後述参照）より上昇した場合にストリングに異常があると判断される領域（第２，第３閾値検出範囲）で、第１閾値においては異常があると判断されない領域を示す。
【０１９７】
上述したように、パワーコンディショナ５０の通常運転時には、ＰＶパネルにおいてクラスタの故障が生じると、ストリングの発電電流は測定基準値から第１閾値まで低下しないので（矢印ｇ参照）、パワーコンディショナ５０が定格出力運転しない太陽光発電システムのサイトでは、ストリング単位で得られた発電電流の測定結果データだけでは、クラスタの故障が生じたＰＶパネルを含むストリングの検出が困難である。
【０１９８】
本実施形態では、クラスタが故障したＰＶパネルと同一ストリング内の正常なＰＶパネルにおいて発電電流の低下と動作電圧の上昇とが生じていることを利用し、発電電流の低下の割合と動作電圧の上昇の割合とを観測し、正常なバラツキの範囲を超えた時点でストリングの異常を検知する例を説明する（領域ＡＲ３参照）。
【０１９９】
本実施形態では、アラート閾値算出部９５は、ＰＶパネルの発電電流及び動作電圧に関する特性情報を用いて、ストリングの発電電流に関する第１閾値より大きい第２閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＩと、ストリングに含まれるＰＶパネルの動作電圧に関する第３閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＶとを算出する。ＰＶパネルの発電電流及び動作電圧に関する特性情報は、例えば最大出力動作電圧Ｖｍｐ、最大出力動作電流Ｉｍｐ、開放電圧Ｖｏｃ、短絡電流Ｉｓｃである。これらのパラメータはいずれもＰＶパネルの特性の公称値である。
【０２００】
アラート閾値算出部９５は、これらのパラメータと、数式（２１）により示される電流−電圧カーブ（ＩＶ特性）の近似式とを用いて、数式（２１）における係数Ａ，Ｂ，Ｃを算出する（数式（２２）、数式（２３）、数式（２４）参照）。ＩＶ特性では、（Ｉ，Ｖ）＝（Ｉｍｐ，Ｖｍｐ），（Ｉｓｃ，０），（０，Ｖｏｃ）が成り立ち、座標（Ｉｓｃ，０）は電流短絡点を示し、座標（０，Ｖｏｃ）は電圧開放点を示し、座標（Ｉｍｐ，Ｖｍｐ）は最大出力点を示す。更に、アラート閾値算出部９５は、係数Ａ，Ｂ，Ｃを用いて、近似したＩＶ特性の最大出力点（Ｉ，Ｖ）＝（Ｉｍｐ＿ａｐｐ，Ｖｍｐ＿ａｐｐ）を算出する。
【０２０１】
【数２１】
2016027771.tif 000023
【０２０２】
【数２２】
2016027771.tif 000024
【０２０３】
【数２３】
2016027771.tif 000025
【０２０４】
【数２４】
2016027771.tif 000026
【０２０５】
次に、アラート閾値算出部９５は、１個のクラスタの故障による電圧低下分が他のクラスタで均等に上昇すると仮定した場合に、正常なＰＶパネルの最大出力動作電圧Ｖｍｐ、１個のクラスタの故障が生じたＰＶパネルの低下電圧Ｖｄｏｗｎ＿ｃｌｕ＿ｂｋ＿ｐａｎｅｌ、１個のクラスタの故障の影響を受けた正常なＰＶパネルの動作電圧Ｖｕｐ＿ｎｏｒｍａｌ＿ｐａｎｅｌ、ストリングを構成するＰＶパネルの枚数Ｎｐを用いると、低下電圧Ｖｄｏｗｎ＿ｃｌｕ＿ｂｋ＿ｐａｎｅｌを数式（２５）に従って算出し、更に、動作電圧Ｖｕｐ＿ｎｏｒｍａｌ＿ｐａｎｅｌを数式（２６）に従って算出する。数式（２６）において、３／３Ｎｐ−１は、ＰＶパネル当たりのクラスタ数／ストリング内の正常なクラスタ数を示す。
【０２０６】
【数２５】
2016027771.tif 000027
【０２０７】
【数２６】
2016027771.tif 000028
【０２０８】
これにより、アラート閾値算出部９５は、正常なＰＶパネルの電圧上昇率Ｖｕｐ＿ｒａｔｅを、数式（２７）に従って算出できる。
【０２０９】
【数２７】
2016027771.tif 000029
【０２１０】
次に、アラート閾値算出部９５は、最大出力点（Ｉ，Ｖ）＝（Ｉｍｐ＿ａｐｐ，Ｖｍｐ＿ａｐｐ）からの電圧上昇率に対する電流低下率を、数式（２８）に従って算出する。数式（２８）の右辺の分子は、１個のクラスタの故障の影響を受けた正常なＰＶパネルの動作電流から近似したＩＶ特性の最大出力動作電流が減算された値である。
【０２１１】
【数２８】
2016027771.tif 000030
【０２１２】
これにより、アラート閾値算出部９５は、数式（２７）により示される電圧上昇率Ｖｕｐ＿ｒａｔｅ、数式（２８）により示される電流低下率Ｉｄｏｗｎ＿ｒａｔｅに、ストリングの発電電流を測定する子機（例えば子機２１Ａ１）の測定誤差（図１７（Ｂ）参照）と環境要因によるバラツキ（後述参照）とを考慮して、数式（２９）、数式（３０）にそれぞれ従って、第２閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＩ、第３閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＶを算出する。
【０２１３】
【数２９】
2016027771.tif 000031
【０２１４】
【数３０】
2016027771.tif 000032
【０２１５】
ここで、子機の測定誤差と環境要因によるバラツキについて、図１７（Ａ）及び（Ｂ）を参照して説明する。図１７（Ａ）は、第１閾値（アラート閾値Ｔｈ）を用いた場合のストリング電流の測定誤差の分布の一例を示す図である。図１７（Ｂ）は、第２閾値及び第３閾値を用いた場合のストリング電流及びパネル電圧の測定誤差の分布の一例を示す図である。図１７（Ａ）及び（Ｂ）では、子機の測定誤差の影響について説明するが、環境要因によるバラツキによる影響についても同様であるため、環境要因によるバラツキによる影響の説明を省略する。
【０２１６】
図１７（Ａ）は、第１の実施形態のように、発電電流に対応する第１閾値だけを用いてストリングの異常の有無を判断する場合に参照される。図１７（Ａ）の横軸は子機の測定誤差を示し、測定誤差が０（ゼロ）である場合には測定誤差が無いことを意味する。子機による発電電流の測定誤差の影響として例えば±Ａ％を考慮し、子機の測定誤差として、±Ａ％未満の測定誤差が正常なバラツキの範囲であり、−Ａ％より小さい測定誤差（領域ＷＲＲ１参照）が正常なバラツキの範囲外となる正規分布を想定する。
【０２１７】
この場合、発電電流の測定誤差の確率密度関数ｆ（ｘ）（数式（３１）参照）とすると、測定誤差の平均値μ＝０、標準偏差σ＝Ａ／３となるので、確率密度関数ｆ（ｘ）は数式（３２）により示され、誤検知（つまり、ストリングの異常の有無の判断の誤り）の発生確率は０．１５％となる（数式（３３）参照）。
【０２１８】
【数３１】
2016027771.tif 000033
【０２１９】
【数３２】
2016027771.tif 000034
【０２２０】
【数３３】
2016027771.tif 000035
【０２２１】
同様に図１７（Ｂ）は、本実施形態のように、発電電流に対応する第２閾値と動作電圧に対応する第３閾値の両方を用いてストリングの異常の有無を判断する場合に参照され、電流測定誤差も電圧測定誤差も共に図１７（Ａ）に示す分布と同様の正規分布を想定する。図１７（Ｂ）の横軸はそれぞれ子機の電流測定誤差及び電圧測定誤差を示し、電流測定誤差及び電圧測定誤差が０（ゼロ）である場合には電流測定誤差及び電圧測定誤差が無いことを意味する。子機による発電電流の電流測定誤差及び電圧測定誤差の影響として例えば±Ａ％を考慮する場合、子機の電流測定誤差として−Ａ％未満の電流測定誤差が正常なバラツキの範囲外となり、子機の電圧測定誤差として＋Ａ ％より大きい電圧測定誤差が正常なバラツキの範囲外となる。
【０２２２】
また本実施形態では、電流測定誤差が−Ａ’％未満であり、かつ、電圧測定誤差が＋Ａ’％より大きい領域（つまり、電流測定誤差が領域ＷＲＲ１内であり、電圧測定誤差が領域ＷＲＲ２内となる領域）場合に誤検知（つまり、クラスタが故障したＰＶパネルを含むストリングの異常の有無の判断の誤り）の発生確率が０．１５％未満となる測定誤差Ａ’を用いることが好ましい。
【０２２３】
具体的には、発電電流の測定誤差の確率密度関数ｆ（ｘ）（数式（３１）参照）とし、動作電圧の測定誤差の確率密度関数ｇ（ｘ）（＝ｆ（ｘ））とすると、数式（３４）により示される値が０．１５％（＝０．００１５）未満となる最小のＡ’が用いられることが好ましい。例えばＡ＝２である場合には、Ａ’＝１．１８となる。
【０２２４】
【数３４】
2016027771.tif 000036
【０２２５】
次に、本実施形態のモニタ端末９０が第２閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＩ及び第３閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＶのみを用いてクラスタの故障したＰＶパネルを含むストリングの有無を判断する動作手順について、図１９を参照して説明する。図１９は、第２の実施形態におけるモニタ端末９０の全ストリングの発電電流の平均値を測定基準値として用い、第２閾値及び第３閾値のみを用いてストリングの異常の有無を判断する動作手順を説明するフローチャートである。図１９の説明の前提として、第２閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＩ及び第３閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＶは、アラート閾値算出部９５による算出又は設定入力部９１による入力若しくは変更により定められ、モニタ端末９０は、異常のあるストリングを抽出するために必要となる発電パラメータ（例えば子機により測定されたストリングの発電電流、子機により測定されたストリングにおけるいずれかのＰＶパネルの動作電圧）の集約発電データをデータロガー８０又は個々の親機７１Ａ１〜７ｎＡ１から受信しているとする。
【０２２６】
図１９において、アラート閾値算出部９５は、１日の日照時間（例えば午前１０時〜午後３時）において、１０分毎に全ストリングの発電電流の平均電流値Ｉ＿ａｖｅ［ｔ］，全ストリングにおけるいずれかのＰＶパネルの動作電圧の平均電圧値Ｖ＿ａｖｅ［ｔ］を算出する（Ｓ７１）。アラート閾値算出部９５は、ステップＳ７１により算出された全ストリングの発電電流の１０分毎の平均電流値Ｉ＿ａｖｅ［ｔ］，全ストリングにおけるいずれかのＰＶパネルの動作電圧の平均電圧値Ｖ＿ａｖｅ［ｔ］を測定基準値として設定する（Ｓ７２）。なお、ステップＳ７１及びステップＳ７２の動作は、異常ストリング抽出部９６により行われても良い。
【０２２７】
異常ストリング抽出部９６は、ステップＳ７２の後、太陽光発電システム１０００におけるストリングの変数としてｎ＝１〜Ｎ（Ｎ：ストリング数）を用いて（Ｓ７３）、ステップＳ７４〜ステップＳ７８の各処理を繰り返す。
【０２２８】
具体的には、異常ストリング抽出部９６は、ストリングの変数をｎとして、ｎ番目のストリングの時刻ｔにおける発電電流値Ｉ［ｎ，ｔ］の測定基準値（＝平均値Ｉ＿ａｖｅ［ｔ］）からの偏差の割合Ｒｉ［ｎ，ｔ］を数式（３５）に従って算出し、更に、ｎ番目のストリングの時刻ｔにおける動作電圧値Ｖ［ｎ，ｔ］の測定基準値（＝平均値Ｖ＿ａｖｅ［ｔ］）からの偏差の割合Ｒｖ［ｎ，ｔ］を数式（３６）に従って算出する（Ｓ７４）。
【０２２９】
【数３５】
2016027771.tif 000037
【０２３０】
【数３６】
2016027771.tif 000038
【０２３１】
異常ストリング抽出部９６は、ステップＳ７４において算出された偏差の割合Ｒｉ［ｎ，ｔ］，Ｒｖ［ｎ，ｔ］の１日の日照時間（例えば午前１０時〜午後３時）における平均値Ｒｉ＿ａｖｅ［ｎ］，Ｒｖ＿ａｖｅ［ｎ］を算出する（Ｓ７５）。
【０２３２】
異常ストリング抽出部９６は、ステップＳ７５において算出された平均値Ｒｉ＿ａｖｅ［ｎ］と第２閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＩ（数式（２９）参照）とを比較し（Ｓ７６）、平均値Ｒｉ＿ａｖｅ［ｎ］が第２閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＩより小さいと判定した場合には（Ｓ７６、ＹＥＳ）、次に、ステップＳ７５において算出された平均値Ｒｖ＿ａｖｅ［ｎ］と第３閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＶ（数式（３０）参照）とを比較する（Ｓ７７）。異常ストリング抽出部９６は、平均値Ｒｖ＿ａｖｅ［ｎ］が第３閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＶより大きいと判定した場合には（Ｓ７７、ＹＥＳ）、ｎ番目のストリングは異常があると判定する（Ｓ７８）。異常ストリング抽出部９６は、ステップＳ７８の後、変数であるｎをインクリメントし（Ｓ７９）、ｎ＝Ｎ＋１となるまでステップＳ７４〜ステップＳ７９の各処理を繰り返す（Ｓ８０）。なお、異常ストリング抽出部９６は、平均値Ｒｉ＿ａｖｅ［ｎ］が第２閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＩより大きいと判定した場合には（Ｓ７６、ＮＯ）又は平均値Ｒｖ＿ａｖｅ［ｎ］が第３閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＶより小さいと判定した場合には（Ｓ７７、ＮＯ）、ｎ番目のストリングは異常がないと判定し、ステップＳ７９の処理を行う。
【０２３３】
ステップＳ８０の後、ステップＳ７３〜ステップＳ８０の各処理において異常のあるストリングが抽出されなかった場合には（Ｓ８１、ＮＯ）、図１９に示すフローチャートは終了する。一方、ステップＳ８０の後、ステップＳ７３〜ステップＳ８０の各処理において異常のあるストリングが抽出された場合には（Ｓ８１、ＹＥＳ）、異常ストリング抽出部９６は、ステップＳ７８において異常があると判定されたストリングを除いて、１日の日照時間（例えば午前１０時〜午後３時）までの１０分毎の平均電流値Ｉ＿ａｖｅ［ｔ］，平均電圧値Ｖ＿ａｖｅ［ｔ］を算出する（Ｓ８２）。ステップＳ８２において算出された平均電流値Ｉ＿ａｖｅ［ｔ］，平均電圧値Ｖ＿ａｖｅ［ｔ］が測定基準値として設定される（Ｓ７２）。
【０２３４】
次に、本実施形態のモニタ端末９０が第１閾値（アラート閾値Ｔｈ）、第２閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＩ及び第３閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＶの全てを用いてクラスタの故障したＰＶパネルを含むストリングの有無を判断する動作手順について、図２０を参照して説明する。図２０は、第２の実施形態におけるモニタ端末９０の全ストリングの発電電流の平均値を測定基準値として用い、第１閾値、第２閾値及び第３閾値の全てを用いてストリングの異常の有無を判断する動作手順を説明するフローチャートである。図２０の説明の前提として、第１閾値（アラート閾値Ｔｈ＿Ａ、数式（１６）参照）、第２閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＩ及び第３閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＶは、アラート閾値算出部９５による算出又は設定入力部９１による入力若しくは変更により定められ、モニタ端末９０は、異常のあるストリングを抽出するために必要となる発電パラメータ（例えば子機により測定されたストリングの発電電流、子機により測定されたストリングにおけるいずれかのＰＶパネルの動作電圧）の集約発電データをデータロガー８０又は個々の親機７１Ａ１〜７ｎＡ１から受信しているとする。また、図２０の説明では、図１９の説明と重複する内容については同一のステップ番号を付与して説明を省略し、異なる内容について説明する。
【０２３５】
図２０において、ステップＳ７５の後、異常ストリング抽出部９６は、ステップＳ７５において算出された平均値Ｒｉ＿ａｖｅ［ｎ］と第１閾値（アラート閾値Ｔｈ＿Ａ、数式（１６）参照）とを比較し（Ｓ９１）、平均値Ｒｉ＿ａｖｅ［ｎ］が第１閾値（アラート閾値Ｔｈ）より小さいと判定した場合には（Ｓ９１、ＹＥＳ）、ステップＳ７６，Ｓ７７における第２閾値，第３閾値を用いた比較を行わずに、ｎ番目のストリングは異常があると判定する（Ｓ７８）。つまり、この場合には、異常ストリング抽出部９６は、ストリングの発電電流が正常なバラツキの範囲を超えて低下しているので、第２閾値や第３閾値を用いた比較を行うまでもなく、ｎ番目のストリングは異常があると判定可能となる。
【０２３６】
ここで、第２閾値及び第３閾値の具体例を想定した場合の異常ストリング抽出部９６のストリングの異常の有無の判定例について、図１８（Ａ）及び（Ｂ）を参照して説明する。図１８（Ａ）は、１日分の測定データを用いてストリングの異常を検知する場合の算出例を示す図である。図１８（Ｂ）は、複数の日数分の測定データを用いてストリングの異常を検知する場合の算出例を示す図である。ここでは、例えば第２閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＩ＝−５．０％、第３閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＶ＝＋４．０％とする。
【０２３７】
異常ストリング抽出部９６は、例えば１日分（例えば２０１４年１０月１日）の全ストリングにおける測定結果のデータを用いて、ストリングの異常の有無を判断する。異常ストリング抽出部９６は、数式（３５）及び数式（３６）に従って、１日分の全ストリングにおける測定結果のデータを用いて、ｎ番目のストリングの時刻ｔにおける発電電流値Ｉ［ｎ，ｔ］の測定基準値（＝平均値Ｉ＿ａｖｅ［ｔ］）からの偏差の割合Ｒｉ［ｎ，ｔ］，ｎ番目のストリングの時刻ｔにおける動作電圧値Ｖ［ｎ，ｔ］の測定基準値（＝平均値Ｖ＿ａｖｅ［ｔ］）からの偏差の割合Ｒｖ［ｎ，ｔ］を算出する。更に、異常ストリング抽出部９６は、Ｒｉ［ｎ，ｔ］，Ｒｖ［ｎ，ｔ］の１日の日照時間（例えば午前１０時〜午後３時）における平均値Ｒｉ＿ａｖｅ［ｎ］，Ｒｖ＿ａｖｅ［ｎ］を算出する。算出結果として、例えば図１８（Ａ）に示すように、電流のずれの割合の平均値（つまり、平均値Ｒｉ＿ａｖｅ［ｎ］）が−６．０％、電圧のずれの割合の平均値（つまり、平均値Ｒｖ＿ａｖｅ［ｎ］）が＋５．０％だったとする。
【０２３８】
異常ストリング抽出部９６は、電流のずれの割合（−６．０％）が第２閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＩ（−５．０％）より小さく、かつ、電圧のずれの割合（＋５．０％）が第３閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＶ（＋４．０％）より大きいと判断し、ｎ番目のストリングは異常があると判定する。
【０２３９】
また、異常ストリング抽出部９６は、例えば複数日分（例えば２０１４年６月１日、２０１４年８月１日、２０１４年１０月１日）の全ストリングにおける測定結果のデータを用いて、ストリングの異常の有無を判断してもよい。同様に異常ストリング抽出部９６により算出された（電流のずれの割合，電圧のずれの割合）が、それぞれ２０１４年６月１日の測定分では（＋３．０％，−３．５％）、２０１４年８月１日の測定分では（＋１．０％，＋０．５％）、２０１４年１０月１日の測定分では（−４．０％，＋３．０％）とする。
【０２４０】
異常ストリング抽出部９６は、２０１４年１０月１日分の（電流のずれの割合，電圧のずれの割合）と、２０１４年６月１日分の（電流のずれの割合，電圧のずれの割合）とを比較すると、電流のずれの割合及び電圧のずれの割合は（−７．０％，＋６．５％）｛＝（−４．０％−（＋３．０％），（＋３．０％）−（−３．５％））｝となるので、比較対象となったストリングは異常があると判断する。
【０２４１】
また、異常ストリング抽出部９６は、２０１４年１０月１日分の（電流のずれの割合，電圧のずれの割合）と、２０１４年６月１日分及び２０１４年８月１日分の（電流のずれの割合，電圧のずれの割合）の平均値とを比較すると、電流のずれの割合及び電圧のずれの割合は（−６．０％，＋４．５％）｛＝（−４．０％−（｛＋３．０％＋１．０％｝／２），（＋３．０％）−（｛−３．５％＋（＋０．５％）／２））｝となるので、比較対象となったストリングは異常があると判断する。このように、異常ストリング抽出部９６は、２０１４年１０月１日分の測定結果のデータだけでは、第２閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＩ（−５．０％）、第３閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＶ（＋４．０％）との比較ではストリングの異常を検知することができない場合があるが、複数日分の測定結果のデータを用いることで、ストリングの異常を高精度に検知できる。
【０２４２】
以上により、本実施形態の太陽光発電システム１０００では、モニタ端末９０（データロガー８０でも可）は、ＰＶパネルの発電電流及び動作電圧に関する特性情報（例えば最大出力動作電圧、最大出力動作電流、開放電圧、短絡電流）を基に、ストリングの発電電流に関する第１閾値よりも値の大きい第２閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＩと、ストリングに含まれるいずれかのＰＶパネルの動作電圧に関する第３閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＶとを算出する。これにより、モニタ端末９０は、例えばパワーコンディショナ５０が定格出力運転していない状態（言い換えると、非飽和状態）ではいずれかのＰＶパネルを構成するクラスタが故障している場合、他の正常なＰＶパネルの発電動作によりストリングの発電電流が第１閾値（アラート閾値Ｔｈ）まで低下しないので、第１閾値だけを用いて故障の有無を判断する場合にはストリングとしては正常に動作していると誤判断する可能性がある。しかし、モニタ端末９０は、ストリングの発電電流に関する第１閾値より大きい第２閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＩとＰＶパネルの動作電圧に関する第３閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＶとを算出するので、電流低下の割合及び電圧上昇の割合を基に、第１閾値まで低下しない状態のＰＶパネルを有するストリングの故障を検知し易くできる。
【０２４３】
また、モニタ端末９０は、複数のストリングにおける発電電流及びＰＶパネルの動作電圧の測定情報の測定基準値からの偏差の割合の所定期間における平均値をそれぞれ算出し、発電電流の測定情報に関する偏差の割合の所定期間における平均値と第２閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＩとの比較、更に、ＰＶパネルの動作電圧の測定情報に関する偏差の割合の所定期間における平均値と第３閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＶとの比較を基に、異常のあるストリングを検出する。これにより、モニタ端末９０は、発電電流の測定情報に関する偏差の割合の所定期間（例えば１日）における平均値が第２閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＩより小さく、かつ、ＰＶパネルの動作電圧の測定情報に関する偏差の割合の所定期間（例えば１日）における平均値が第３閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＶより大きい場合に、パワーコンディショナ５０が定格出力運転していない状態でもいずれかのＰＶパネルを構成するクラスタが故障していることを検出できるので、ストリング単位で得られた発電電流の測定情報だけを用いてストリングの故障の有無を判断する場合に比べて高精度にストリングの故障（異常）の有無を判断できる。
【０２４４】
また、モニタ端末９０は、ストリングの発電電流の測定情報の測定基準値からの偏差の割合の所定期間（例えば１日）における平均値が第１閾値（アラート閾値Ｔｈ）より大きい場合に、第２閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＩ及び第３閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＶを用いた比較を行う。これにより、モニタ端末９０は、ストリングの発電電流の測定情報の測定基準値からの偏差の割合の所定期間（例えば１日）における平均値が第１閾値（アラート閾値Ｔｈ）より小さい場合には、第２閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＩ及び第３閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＶを用いた比較を省略するので、ストリング単位で得られた発電電流の測定情報だけを用いてストリングの故障の有無を簡易に判断できる。
【０２４５】
なお、上述した第２の実施形態では、アラート閾値算出部９５は、ＰＶパネルの発電電流及び動作電圧に関する特性情報として、ＰＶパネルの公称値（例えば最大出力動作電圧Ｖｍｐ、最大出力動作電流Ｉｍｐ、開放電圧Ｖｏｃ、短絡電流Ｉｓｃ）を用いて、第２閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＩ及び第３閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＶを算出した。しかし、アラート閾値算出部９５は、ＰＶパネルの公称値の代わりに、例えばパワーコンディショナ５０の通常運転時（非飽和状態）における発電電流及び動作電圧の１日分の平均値を用いて、第２閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＩ及び第３閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＶを算出してもよい。
【０２４６】
以下、アラート閾値算出部９５がパワーコンディショナ５０の通常運転時（非飽和状態）における発電電流及び動作電圧の１日分の平均値を用いた第２閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＩ及び第３閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＶの算出例について、説明する。
【０２４７】
アラート閾値算出部９５は、パワーコンディショナ５０の通常運転時（非飽和状態）におけるストリングの発電電流及びＰＶパネルの動作電圧の１日分の平均値Ｉａｖｅ［ｎ］，Ｖａｖｅ［ｎ］をストリング毎に算出する。ｎはストリングを示し、ストリングの数はＮｓとする。
【０２４８】
アラート閾値算出部９５は、ストリング毎に算出したストリングの発電電流及びＰＶパネルの動作電圧の１日分の平均値Ｉａｖｅ［ｎ］，Ｖａｖｅ［ｎ］を用いて、全ストリングの発電電流及び動作電圧の平均値Ｉａｖｅ，Ｖａｖｅを数式（３７），数式（３８）に従って算出する。
【０２４９】
【数３７】
2016027771.tif 000039
【０２５０】
【数３８】
2016027771.tif 000040
【０２５１】
アラート閾値算出部９５は、ＰＶパネルの公称最大出力動作電流Ｉｍｐと公称短絡電流Ｉｓｃとの比から、数式（３７）により示される発電電流に対する短絡電流を、数式（３９）に従って算出し、更に、ＰＶパネルの公称最大出力動作電圧Ｖｍｐと公称開放電圧Ｖｏｃとの比から、数式（３８）により示される発電電流に対する短絡電流を、数式（４０）に従って算出する。
【０２５２】
【数３９】
2016027771.tif 000041
【０２５３】
【数４０】
2016027771.tif 000042
【０２５４】
アラート閾値算出部９５は、数式（３７）〜数式（４０）の算出結果と数式（２１）により示される電流−電圧カーブ（ＩＶ特性）の近似式とを用いて、数式（２１）における係数Ａ，Ｂ，Ｃを算出する。ＩＶ特性では、（Ｉ，Ｖ）＝（Ｉａｖｅ，Ｖａｖｅ），（Ｉｓｃ，０），（０，Ｖｏｃ）が成り立つ。更に、アラート閾値算出部９５は、係数Ａ，Ｂ，Ｃを用いて、近似したＩＶ特性の最大出力点（Ｉ，Ｖ）＝（Ｉａｖｅ＿ｍｐ，Ｖａｖｅ＿ｍｐ）を算出する。
【０２５５】
アラート閾値算出部９５は、上述したように、ストリングを構成するＰＶパネルの枚数から、１個のクラスタが故障した時の正常なＰＶパネルの電圧上昇率Ｖｕｐ＿ｒａｔｅを、数式（２７）に従って算出する。また、アラート閾値算出部９５は、最大出力点（Ｉ，Ｖ）＝（Ｉａｖｅ＿ｍｐ，Ｖａｖｅ＿ｍｐ）からの電圧上昇率に対する電流低下率を、数式（４１）に従って算出する。
【０２５６】
【数４１】
2016027771.tif 000043
【０２５７】
アラート閾値算出部９５は、数式（２７）により示される電圧上昇率Ｖｕｐ＿ｒａｔｅ、数式（４１）により示される電流低下率Ｉｄｏｗｎ＿ｒａｔｅに、ストリングの発電電流を測定する子機（例えば子機２１Ａ１）の測定誤差（図１７（Ｂ）参照）と環境要因によるバラツキ（後述参照）とを考慮して、数式（４２）、数式（４３）にそれぞれ従って、第２閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＩ、第３閾値ＴｈｒｅｓｈｏｌｄＶを算出できる。
【０２５８】
【数４２】
2016027771.tif 000044
【０２５９】
【数４３】
2016027771.tif 000045
【０２６０】
最後に、本発明に係る故障検知装置、故障検知方法及び故障検知システムの構成、作用及び効果について説明する。
【０２６１】
本発明の一実施形態は、太陽光パネルを含むストリングにおける故障を検知する故障検知装置であって、前記ストリングにおける太陽光発電の測定情報を取得する取得部と、前記ストリングを含む太陽光発電システムに関するシステム情報を基に、所定の閾値を算出する算出部と、前記測定情報と前記所定の閾値とを基に、前記ストリングの故障を検知する故障検知部と、前記システム情報又は前記所定の閾値を任意に変更可能である入力部と、を備える、故障検知装置である。
【０２６２】
この構成では、故障検知装置は、太陽光パネルを含むストリングにおける故障を検知し、ストリングにおける太陽光発電の測定情報（例えば発電電流）を取得し、ストリングを含む太陽光発電システムに関するシステム情報を基に、所定の閾値を算出し、測定情報と所定の閾値とを基に、ストリングの故障を検知する。また、故障検知装置は、所定の操作（例えばシステム管理者の入力操作）に応じて、システム情報又は所定の閾値を任意に変更できる。
【０２６３】
これにより、故障検知装置は、故障検知システムの一例としての太陽光発電システムの構成やシステム管理者の事情に応じて、ストリングの故障検知に用いるシステム情報又は所定の閾値を柔軟に設定することができ、ストリングの故障を高精度に検知することができる。
【０２６４】
また、本発明の一実施形態は、前記取得部は、太陽光パネルを含む他のストリングにおける太陽光発電の測定情報に基づいた測定基準値を前記システム情報として取得し、前記算出部は、前記測定基準値を基に、前記所定の閾値を算出する、故障検知装置である。
【０２６５】
この構成では、故障検知装置は、太陽光パネルを含む他のストリングにおける太陽光発電の測定情報（例えば発電電流）に基づいた測定基準値をシステム情報として取得し、測定基準値を基に、所定の閾値を算出する。
【０２６６】
これにより、故障検知装置は、ストリングの設置環境（例えば設置場所）やシステム管理者の事情（例えば異常検知ポリシ）に応じて、太陽光パネルを含む他のストリングにおける太陽光発電の測定情報（例えば発電電流）に基づいた測定基準値をシステム情報として取得し、測定基準値を基に、ストリングの異常を判定するために必要となる所定の閾値を柔軟に求めることができる。
【０２６７】
また、本発明の一実施形態は、前記太陽光発電システムは、太陽光パネルを含む他のストリングを更に有し、前記入力部は、前記他のストリングにおける前記システム情報又は前記所定の閾値を変更可能である、故障検知装置である。
【０２６８】
この構成では、太陽光発電システムは太陽光パネルを含む他のストリングを更に有するので、故障検知装置は、所定の操作（例えばシステム管理者の入力操作）に応じて、他のストリングにおけるシステム情報又は所定の閾値を変更する。
【０２６９】
これにより、故障検知装置は、所定の操作（例えばシステム管理者の入力操作）に応じて、他のストリングにおけるシステム情報又は所定の閾値を変更することができる。
【０２７０】
また、本発明の一実施形態は、前記取得部は、前記他のストリングを含む複数のストリングにおけるそれぞれの太陽光発電の測定情報の平均値を前記測定基準値として取得する、故障検知装置である。
【０２７１】
この構成では、故障検知装置は、他のストリングを含む複数のストリングにおける太陽光発電の測定情報の平均値を測定基準値として取得する。
【０２７２】
これにより、故障検知装置は、ストリングの故障検知に用いる測定基準値を簡易に取得することができる。
【０２７３】
また、本発明の一実施形態は、前記算出部は、前記他のストリングを含む複数のストリングにおけるそれぞれの太陽光発電の測定情報の最大値を前記測定基準値として取得し、前記複数のストリングにおけるそれぞれの太陽光発電の測定情報の平均値からの偏差と前記測定基準値からの偏差との関係を用いて、前記所定の閾値を算出する、故障検知装置である。
【０２７４】
この構成では、故障検知装置は、複数のストリングにおける太陽光発電の測定情報（例えば発電電流）の最大値を測定基準値として取得し、複数のストリングにおけるそれぞれの太陽光発電の測定情報の平均値からの偏差と測定基準値からの偏差との間の関係を用いて、所定の閾値（即ち、最大値からの偏差）を算出する。
【０２７５】
これにより、故障検知装置は、各ストリングの故障検知に用いる測定基準値（即ち、最大値）と所定の閾値（即ち、最大値からの偏差）とを、測定基準値に平均値を用いる場合に比べて、異常のあるストリングが検知されなくなるまで測定基準値の再設定を繰り返す必要が無くなり、測定基準値及び所定の閾値を簡易に算出することができる。
【０２７６】
また、本発明の一実施形態は、前記故障検知部が、前記複数のストリングにおけるそれぞれの太陽光発電の測定情報の前記測定基準値からの偏差の割合の所定期間における平均値を算出し、前記偏差の割合の所定期間における平均値と前記所定の閾値とを基に、異常のある前記ストリングを抽出する、故障検知装置である。
【０２７７】
この構成では、故障検知装置は、複数のストリングにおけるそれぞれの太陽光発電の測定情報（例えば発電電流）の測定基準値（例えば平均値）からの偏差の割合の所定期間（例えば１日）における平均値を算出し、この平均値と所定の閾値とを基に、異常のあるストリングを抽出する。
【０２７８】
これにより、故障検知装置は、故障検知システムに用いられる各ストリングのうち、異常のあるストリングを高精度に抽出することができる。
【０２７９】
また、本発明の一実施形態は、前記故障検知部が、異常のある前記ストリングに対して算出された前記偏差の割合の所定期間における分散を算出し、算出された前記分散と前記所定の閾値とを基に、抽出された前記ストリングの異常の種別を判定する、故障検知装置である。
【０２８０】
この構成では、故障検知装置は、異常のあるストリングに対して算出された偏差の割合の所定期間における分散を算出し、この分散と所定の閾値とを基に、抽出されたストリングの異常の種別を判定する。
【０２８１】
これにより、故障検知装置は、異常があるとして抽出されたストリングの異常の種別として、例えば太陽光パネルの故障であるのか、又は太陽光パネルに一定時間ほど影が生じたのかを簡易に判定することができる。
【０２８２】
また、本発明の一実施形態は、前記故障検知部が、前記複数のストリングにおける太陽光発電のそれぞれの測定情報の前記測定基準値からの偏差の割合の所定期間における平均値を算出し、前記偏差の割合の所定期間における平均値と前記所定の閾値とを基に、前記各ストリングの正常又は異常を判定する、故障検知装置である。
【０２８３】
この構成では、故障検知装置は、複数のストリングにおける太陽光発電のそれぞれの測定情報（例えば発電電流）の測定基準値（例えば最大値）からの偏差の割合の所定期間（例えば１日）における平均値を算出し、この平均値と所定の閾値とを基に、各ストリングの正常又は異常を判定する。
【０２８４】
これにより、故障検知装置は、故障検知システムに用いられる各ストリングに対し、正常に動作しているかストリングであるか、又は異常に動作しているストリングであるかを高精度に判定することができる。
【０２８５】
また、本発明の一実施形態は、前記入力部は、前記システム情報として、前記ストリングの構成情報を変更可能である、故障検知装置である。
【０２８６】
この構成によれば、故障検知装置は、所定の操作（例えばシステム管理者の入力操作）に応じて、例えばシステム情報としてのストリングの構成情報を任意に変更することができる。
【０２８７】
また、本発明の一実施形態は、前記ストリングの構成情報は、前記ストリングを形成する太陽光パネルの数である、故障検知装置である。
【０２８８】
この構成によれば、故障検知装置は、所定の操作（例えばシステム管理者の入力操作）に応じて、例えばストリングの構成情報としてのストリングを形成する太陽光パネルの数を、変更することができる。
【０２８９】
また、本発明の一実施形態は、前記入力部は、前記システム情報として、前記ストリングに含まれる太陽光パネルの特性情報を変更可能である、故障検知装置である。
【０２９０】
この構成によれば、故障検知装置は、所定の操作（例えばシステム管理者の入力操作）に応じて、例えばシステム情報として、ストリングに含まれる太陽光パネルの特性情報を変更することができる。
【０２９１】
また、本発明の一実施形態は、前記入力部は、複数の太陽光パネルにおけるそれぞれの前記特性情報を変更可能である、故障検知装置である。
【０２９２】
この構成によれば、故障検知装置は、所定の操作（例えばシステム管理者の入力操作）に応じて、複数の太陽光パネルにおけるそれぞれの特性情報を変更することができる。
【０２９３】
また、本発明の一実施形態は、前記特性情報は、太陽光パネルの出力バラツキ情報である、故障検知装置である。
【０２９４】
この構成によれば、故障検知装置は、所定の操作（例えばシステム管理者の入力操作）に応じて、特性情報として、例えば太陽光パネルの出力バラツキ情報を変更することができる。
【０２９５】
また、本発明の一実施形態は、前記入力部は、前記システム情報として、前記測定情報を測定する計測器の性能情報を変更可能である、故障検知装置である。
【０２９６】
この構成によれば、故障検知装置は、所定の操作（例えばシステム管理者の入力操作）に応じて、例えばシステム情報として、測定情報を測定する計測器の性能情報を変更することができる。
【０２９７】
また、本発明の一実施形態は、前記性能情報は、前記計測器の測定動作における誤差情報である、故障検知装置である。
【０２９８】
この構成によれば、故障検知装置は、所定の操作（例えばシステム管理者の入力操作）に応じて、性能情報として、例えば計測器の測定動作における誤差情報を変更することができる。
【０２９９】
また、本発明の一実施形態は、前記算出部は、前記太陽光パネルの出力分布としての三角分布を用いて、前記所定の閾値を算出する、故障検知装置である。
【０３００】
この構成によれば、故障検知装置は、太陽光パネルの公称最大動作電流値が正規分布に従う場合に限らず、太陽光パネルの公称最大動作電流値が三角分布に従うことを用いて所定の閾値（アラート閾値Ｔｈ＿Ａ）を算出することができ、更に、太陽光パネルの出力保証値（割合）を考慮して適正な所定の閾値を算出することができる。
【０３０１】
また、本発明の一実施形態は、前記算出部は、前記太陽光パネルの使用年数に応じた前記太陽光パネルの出力保証値を基に、前記所定の閾値を算出する、故障検知装置である。
【０３０２】
この構成によれば、故障検知装置は、太陽光パネルの経年変化に応じて劣化する太陽光パネルの出力特性に対して、適切な所定の閾値（アラート閾値）を算出することができる。従って、故障検知装置は、経年劣化により変化する太陽光パネルの出力特性に適する所定の閾値（アラート閾値）を設定するので、経年劣化により出力が低下したものの、保証範囲内で出力する太陽光パネルを異常と判断するような誤検知を抑制することができる。
【０３０３】
また、本発明の一実施形態は、前記故障検知部は、算出された前記平均値と前記取得部により取得された前記測定基準値との偏差と、前記算出部により算出された前記所定の閾値との間の値を第２の閾値に用いて、前記所定の閾値と前記第２の閾値を基に、抽出された前記ストリングの異常の種別を判定する、故障検知装置である。
【０３０４】
この構成によれば、故障検知装置は、所定の閾値（第１のアラート閾値Ｔｈ＿Ａ）だけではなく、発電電流の低下割合の平均値と所定の閾値との間の値である第２の閾値（第２のアラート閾値Ｔｈ＿Ｖ）を用いて異常のある太陽光パネルの種別を判定するので、例えば発電電流の低下割合が所定の閾値付近で推移する場合でも、影の影響による不具合なのか故障による不具合なのかを高精度に判定することができる。
【０３０５】
また、本発明の一実施形態は、前記算出部は、前記太陽光パネルの発電電流及び動作電圧に関する特性情報を基に、前記ストリングの発電電流に関する前記所定の閾値である第１閾値より大きい前記ストリングの発電電流に関する第２閾値と、前記ストリングに含まれる前記太陽光パネルの動作電圧に関する第３閾値とを算出する、故障検知装置である。
【０３０６】
この構成によれば、故障検知装置は、太陽光パネルの発電電流及び動作電圧に関する特性情報を基に、ストリングの発電電流に関する第１閾値よりも値の大きい第２閾値と、ストリングに含まれるいずれかの太陽光パネルの動作電圧に関する第３閾値とを算出する。これにより、故障検知装置は、例えばパワーコンディショナが定格出力運転していない状態（言い換えると、非飽和状態）ではいずれかの太陽光パネルを構成するクラスタが故障している場合、他の正常な太陽光パネルの発電動作によりストリングの発電電流が第１閾値まで低下しないので、第１閾値だけを用いて故障の有無を判断する場合にはストリングとしては正常に動作していると誤判断する可能性がある。しかし、故障検知装置は、ストリングの発電電流に関する第１閾値より大きい第２閾値とＰＶパネルの動作電圧に関する第３閾値とを算出するので、電流低下の割合及び電圧上昇の割合を基に、第１閾値まで低下しない状態のＰＶパネルを有するストリングの故障を検知し易くできる。
【０３０７】
また、本発明の一実施形態は、前記故障検知部は、前記複数のストリングにおける前記ストリングの発電電流及び前記太陽光パネルの動作電圧の測定情報の前記測定基準値からの偏差の割合の所定期間における平均値をそれぞれ算出し、前記ストリングの発電電流の測定情報に関する前記偏差の割合の所定期間における平均値と前記第２閾値との比較と、前記太陽光パネルの動作電圧の測定情報に関する前記偏差の割合の所定期間における平均値と前記第３閾値との比較とを基に、異常のある前記ストリングを抽出する、故障検知装置である。
【０３０８】
この構成によれば、故障検知装置は、複数のストリングにおける発電電流及び太陽光パネルの動作電圧の測定情報の測定基準値からの偏差の割合の所定期間における平均値をそれぞれ算出し、発電電流の測定情報に関する偏差の割合の所定期間における平均値と第２閾値との比較、更に、太陽光パネルの動作電圧の測定情報に関する偏差の割合の所定期間における平均値と第３閾値との比較を基に、異常のあるストリングを検出する。これにより、故障検知装置は、発電電流の測定情報に関する偏差の割合の所定期間（例えば１日）における平均値が第２閾値より小さく、かつ、太陽光パネルの動作電圧の測定情報に関する偏差の割合の所定期間（例えば１日）における平均値が第３閾値より大きい場合に、パワーコンディショナが定格出力運転していない状態でもいずれかの太陽光パネルを構成するクラスタが故障していることを検出できるので、ストリング単位で得られた発電電流の測定情報だけを用いてストリングの故障の有無を判断する場合に比べて高精度にストリングの故障（異常）の有無を判断できる。
【０３０９】
また、本発明の一実施形態は、前記故障検知部は、前記ストリングの発電電流の測定情報の前記測定基準値からの偏差の割合の所定期間における平均値が前記第１閾値より大きい場合に、前記第２閾値及び前記第３閾値を用いた比較を行う、故障検知装置である。
【０３１０】
この構成によれば、故障検知装置は、ストリングの発電電流の測定情報の測定基準値からの偏差の割合の所定期間（例えば１日）における平均値が第１閾値より大きい場合に、第２閾値及び第３閾値を用いた比較を行う。これにより、故障検知装置は、ストリングの発電電流の測定情報の測定基準値からの偏差の割合の所定期間（例えば１日）における平均値が第１閾値より小さい場合には、第２閾値及び第３閾値を用いた比較を省略するので、ストリング単位で得られた発電電流の測定情報だけを用いてストリングの故障の有無を簡易に判断できる。
【０３１１】
また、本発明の一実施形態は、太陽光パネルを含むストリングにおける故障を検知する故障検知方法であって、前記ストリングにおける太陽光発電の測定情報を取得するステップと、前記ストリングを含む太陽光発電システムに関するシステム情報を基に、所定の閾値を算出するステップと、前記システム情報又は前記所定の閾値を変更するステップと、前記測定情報と、前記所定の閾値とを基に、前記ストリングの故障を検知するステップと、を有する、故障検知方法である。
【０３１２】
この方法では、故障検知装置は、太陽光パネルを含むストリングにおける故障を検知し、ストリングにおける太陽光発電の測定情報（例えば発電電流）を取得し、ストリングを含む太陽光発電システムに関するシステム情報を基に、所定の閾値を算出し、測定情報と所定の閾値とを基に、ストリングの故障を検知する。また、故障検知装置は、所定の操作（例えばシステム管理者の入力操作）に応じて、システム情報又は所定の閾値を任意に変更できる。
【０３１３】
これにより、故障検知装置は、故障検知システムの一例としての太陽光発電システムの構成やシステム管理者の事情に応じて、ストリングの故障検知に用いるシステム情報又は所定の閾値を柔軟に設定することができ、ストリングの故障を高精度に検知することができる。
【０３１４】
また、本発明の一実施形態は、太陽光パネルを含むストリングにおける故障を検知する故障検知システムであって、前記ストリングにおける太陽光発電の測定情報を計測する計測部と、前記ストリングを含む太陽光発電システムに関するシステム情報を基に、所定の閾値を算出する算出部と、前記測定情報と前記所定の閾値とを基に、前記ストリングの故障を検知する故障検知部と、前記システム情報又は前記所定の閾値を任意に変更可能である入力部と、を備える、故障検知システムである。
【０３１５】
この構成では、故障検知装置は、太陽光パネルを含むストリングにおける故障を検知し、ストリングにおける太陽光発電の測定情報（例えば発電電流）を取得し、ストリングを含む太陽光発電システムに関するシステム情報を基に、所定の閾値を算出し、測定情報と所定の閾値とを基に、ストリングの故障を検知する。また、故障検知装置は、所定の操作（例えばシステム管理者の入力操作）に応じて、システム情報又は所定の閾値を任意に変更できる。
【０３１６】
これにより、故障検知システムでは、故障検知装置は、故障検知システムの一例としての太陽光発電システムの構成やシステム管理者の事情に応じて、ストリングの故障検知に用いるシステム情報又は所定の閾値を柔軟に設定することができ、ストリングの故障を高精度に検知することができる。
【０３１７】
また、本発明の一実施形態は、前記計測部によって計測された前記測定情報を送信する送信部と、前記送信部によって送信された前記測定情報を受信する受信部と、を更に備える、故障検知システムである。
【０３１８】
この構成によれば、故障検知システムは、測定情報が得られた位置と測定情報が取得される位置とが物理的に離れている場合でも、例えば無線通信によって、測定情報を簡易に送受信することができる。
【０３１９】
また、本発明の一実施形態は、前記システム情報又は前記所定の閾値の入力画面を表示する表示部、を更に備える、故障検知システムである。
【０３２０】
この構成によれば、故障検知システムは、システム情報又は所定の閾値の入力画面を表示するので、システム管理者の入力操作（例えば変更操作）を簡易に受け付けることができる。
【０３２１】
また、本発明の一実施形態は、少なくとも前記入力部及び表示部を有し、持ち運び可能である携帯端末、を更に備える、故障検知システムである。
【０３２２】
この構成によれば、故障検知システムは、例えばシステム管理者が使用する携帯端末においてシステム情報又は所定の閾値の入力画面を移動しながら容易に変更することができ、更に、故障が検知されたストリングを移動しながら確認することができる。
【０３２３】
以上、図面を参照しながら各種の実施形態について説明したが、本発明はかかる例に限定されないことは言うまでもない。当業者であれば、特許請求の範囲に記載された範疇内において、各種の変更例又は修正例に想到し得ることは明らかであり、それらについても当然に本発明の技術的範囲に属するものと了解される。
【産業上の利用可能性】
【０３２４】
本発明は、システム構成やシステム管理者の事情に応じた故障検知用の基準値を柔軟に設定でき、ストリングの故障を高精度に検知する故障検知装置、故障検知方法及び故障検知システムに有用である。
【符号の説明】
【０３２５】
１１Ａ１、１１Ａ２、１１Ａ３、１２Ａ１、１２Ａ２、１２Ａ３、１３Ａ１、１３Ａ２、１３Ａ３、１ｎＡ１、１ｎＡ２、１ｎＡ３、Ｐ１、Ｐ２、Ｐ３  ＰＶパネル
２１Ａ１、２２Ａ１、２３Ａ１、２ｎＡ１  子機
４１２、４３４、４（ｎ−１）ｎ  接続箱
５０  パワーコンディショナ
６１Ａ１、６ｎＡ１  中継機
７１Ａ１、７ｎＡ１  親機
８０  データロガー
９０  モニタ端末
９１  設定入力部
９２  表示部
９３  表示制御部
９４  通信部
９５  アラート閾値算出部
９６  異常ストリング抽出部
９７  異常種別判定部
９８  太陽光発電システムＤＢ
１０００  太陽光発電システム
ＳＴＲ１、ＳＴＲ２、ＳＴＲ３、ＳＴＲｎ  ストリング
Ｔｈ＿Ａ、Ｔｈ＿Ｖ  アラート閾値
ＷＲＲ１、ＷＲＲ２  誤検知領域
【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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【図２０】
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【図２１】
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