(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
直流電力を交流電力に変換する電力変換装置であって、外部機器との間で情報線を介した通信信号の送受信を行うとともに、前記通信信号の電圧レベルを監視し、その電圧レベルが所定範囲内に収まっているか否かに応じて通信異常の診断を行う制御部を有し、
前記制御部は、前記通信信号のアナログ値を監視することで、前記通信信号の電圧レベルを検出するマイコンを有し、
前記マイコンは、前記外部機器にハイレベルの通信信号が出力される場合、前記外部機器にローレベルの通信信号が出力される場合、前記外部機器からハイレベルの通信信号が入力される場合、前記外部機器からローレベルの通信信号が入力される場合、並びに、前記情報線がオープンとされている場合について、それぞれ通信異常の診断を行い、全ての診断結果から通信異常の分類を行い、かつ、
前記通信信号は、差動信号である、
ことを特徴とする電力変換装置。
【請求項２】
前記制御部は、前記マイコンから入力される通常のデジタル信号を差動形式に変換して前記情報線に送出する一方、前記情報線から入力される差動信号を通常のデジタル信号に変換して前記マイコンに送出するトランシーバＩＣを有して成り、前記マイコンは、前記情報線の異常と前記トランシーバＩＣの異常を分類することを特徴とする請求項１に記載の電力変換装置。
【請求項３】
前記制御部は、起動時に通信異常の診断を行うことを特徴とする請求項２に記載の電力変換装置。
【請求項４】
前記制御部は、所定期間毎に通信異常の診断を行うことを特徴とする請求項２に記載の電力変換装置。
【請求項５】
直流電力を生成する発電装置と、前記発電装置を商用電源に連系させる請求項１〜請求項４のいずれかに記載の電力変換装置と、を有して成ることを特徴とする発電システム。
【請求項６】
前記外部機器として、前記制御部から受信した発電電力や運転状況などの情報を表示する表示部と、受電点から負荷へ供給される電力を測定する受電点電力測定器と、を有して成ることを特徴とする請求項５に記載の発電システム。
【請求項７】
前記発電装置は、太陽光から前記直流電力を生成する太陽電池モジュール、ないしは、風力から前記直流電力を生成する風力発電モジュールであることを特徴とする請求項５または請求項６に記載の発電システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、太陽光発電システムや風力発電システムなどに搭載され、直流電力を交流電力に変換する電力変換装置に関するものである。
【背景技術】
【０００２】
火力発電所や自動車、工場などから放出されたＣＯ2による地球温暖化が進んでいる現在、ＣＯ2を排出しないクリーンなエネルギー源として、太陽光発電システムや風力発電システムなどが注目されている。このような自然エネルギーを用いた発電システムでは、外部からの操作を必要とすることなく、太陽光の照射量や風量の条件に応じて自動的に発電運転が行われる。
【０００３】
なお、上記従来の太陽光発電システムや風力発電システムは、自然エネルギーを利用して直流電力を発電するものであるため、これをそのまま商用電源系統に送電することはできない。そこで、上記従来の太陽光発電システムや風力発電システムには、自然エネルギーを利用して発電された直流電力を交流電力に変換し、これを商用電源系統に送電する電力変換装置（いわゆる系統連系コンバータ）が搭載されていた。
【０００４】
また、上記従来の太陽光発電システムや風力発電システムでは、周囲環境の影響により発電される電力が変動する。そこで、上記の電力変換装置には、先述の基本機能（直流／交流変換機能）のほか、発電システムで実際に発電された電力または電力量を記録し、その情報を外部へ送信する通信機能が具備されていた。
【０００５】
なお、本発明に関連する従来技術（通信異常の検出方法）の一例として、特許文献１には、アナログ信号を受信した装置において、その信号レベルを表示手段で表示する技術が開示・提案されている。また、特許文献２には、アナログスイッチを制御することで、一の機器に含まれるエンコーダ回路の出力信号を同じ機器に含まれるデコーダ回路に対して即座に戻すための通信経路を確立し、当該通信経路を介する通信が正常に行われるか否かを確認する技術が開示・提案されている。
【特許文献１】特開平５−１２８０２１号公報
【特許文献２】特開平５−２６０５６８号公報
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
ところで、上記従来の太陽光発電システムや風力発電システムは、設置環境の厳しい屋外に設置されることが多く、また、大電力を扱う商用電源系統に接続して利用されることから、故障を発生する可能性が高い。例えば、落雷などの影響を受けて、通信回路が故障することがある。また、設置時の配線工事が案件毎に異なるので、配線の切断や短絡などを生じる懸念もある。
【０００７】
一方、上記従来の太陽光発電システムや風力発電システムは、外部からの操作を要することなく自動的に発電運転を行うものであるため、ユーザが発電システムの動作状態を確認する機会は少ない。従って、発電システムに故障が発生した場合には、ユーザが発電システムの動作状態を自発的に確認するまで、発電システムは故障したまま放置されることになる。また、発電システムを修理するには、その準備に少なからず時間を要するため、発電システムの故障が確認されてから、修理の準備が整うまでの間、発電システムは故障したまま放置される。なお、発電システムに故障が生じてから修理が完了するまでの間、発電システムの発電動作は停止されるので、本来であれば発電できたはずの電力量が失われることになる。このような発電機会の逸失を極力減らすためには、ユーザが発電システムの故障を早急に察知し、遅滞なくその修理を行う必要がある。
【０００８】
発電システムの故障検出方法としては、発電システムと外部との通信可否を監視することが考えられる。例えば、通信に用いられる情報線の短絡や、通信回路に含まれるトランシーバＩＣの特性変動が生じて、発電システムと外部との通信が不可能となっている場合には、発電システムに故障が生じていると判断することが可能である。
【０００９】
ただし、発電システムが差動信号を用いて外部との通信を行っている場合、情報線の短絡が生じていたとしても、短絡部分の抵抗値が大きければ、通信を継続することが可能となるため、短絡の発生時点では異常が見逃されてしまう。その後、時間の経過とともに、湿度などの影響によって上記短絡部分の抵抗値が低下していき、最終的に外部と通信が不可能となった時点で、ようやく発電システムの故障を確認することが可能となる。
【００１０】
通信回路に含まれるトランシーバＩＣに特性変動が生じた場合についても、信号レベルの変動量が小さければ、通信を継続することが可能となるため、特性変動の発生時点では異常が見逃されてしまう。その後、時間の経過とともに、信号レベルの変動量が大きくなり、最終的に外部との通信が不可能となった時点で、ようやく発電システムの故障を確認することが可能となる。
【００１１】
すなわち、上記従来の太陽光発電システムや風力発電システムでは、将来的に通信不能に陥る蓋然性の高い異常が生じた場合であっても、通信が継続されている限り、発電システムの故障を検出することができず、修理が後手に回っていた。
【００１２】
なお、特許文献１の従来技術では、表示される信号レベルが正しいかどうかをオペレータが表示を見ながらその都度判断する必要があった。そのため、発電システムの設置工事時であれば、設置工事の従事者がオペレータとして上記の判断を行えばよいので、故障検出方法として有効であるが、発電システムが稼動している途中で通信信号に変動が生じた場合には、上記の判断を行うべきオペレータが存在し得ないため、通信異常がシステムを停止させる状態になるまで、その異常を検出することはできなかった。
【００１３】
また、特許文献２の従来技術を利用するためには、通信経路を切り替えるためのアナログスイッチなどを追加しなければならなかった。また、特許文献２の従来技術は、通常のデジタル信号の通信異常を検出する方法としては有効であるが、差動信号の通信異常を検出方法として、そのまま適用できるものではなかった。
【００１４】
本発明は、上記の問題点に鑑み、完全な故障に至る前に通信回路や情報線の異常を検出することが可能な電力変換装置、及び、これを用いた発電システムを提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【００１５】
上記目的を達すべく、本発明に係る電力変換装置は、直流電力を交流電力に変換する電力変換装置であって、外部機器との間で情報線を介した通信信号の送受信を行うと共に、前記通信信号の電圧レベルを監視し、その電圧レベルが所定範囲内に収まっているか否かに応じて通信異常の診断を行う制御部を有して成る構成（第１の構成）とされている。
【００１６】
なお、上記第１の構成から成る電力変換装置において、前記制御部は、前記通信信号のアナログ値を監視することで、前記通信信号の電圧レベルを検出するマイコンを有して成る構成（第２の構成）にするとよい。
【００１７】
また、上記第２の構成から成る電力変換装置において、前記マイコンは、前記外部機器にハイレベルの通信信号が出力される場合、前記外部機器にローレベルの通信信号が出力される場合、前記外部機器からハイレベルの通信信号が入力される場合、前記外部機器からローレベルの通信信号が入力される場合、並びに、前記情報線がオープンとされている場合について、それぞれ通信異常の診断を行い、全ての診断結果から通信異常の分類を行う構成（第３の構成）にするとよい。
【００１８】
また、上記第３の構成から成る電力変換装置において、前記情報線は、差動形式の信号伝達経路である構成（第４の構成）にするとよい。
【００１９】
また、上記第４の構成から成る電力変換装置において、前記制御部は、前記マイコンから入力される通常のデジタル信号を差動形式に変換して前記情報線に送出する一方、前記情報線から入力される差動信号を通常のデジタル信号に変換して前記マイコンに送出するトランシーバＩＣを有して成り、前記マイコンは、前記情報線の異常と前記トランシーバＩＣの異常を分類する構成（第５の構成）にするとよい。
【００２０】
また、上記第５の構成から成る電力変換装置において、前記制御部は、起動時に通信異常の診断を行う構成（第６の構成）にするとよい。
【００２１】
或いは、上記第５の構成から成る電力変換装置において、前記制御部は、所定期間毎に通信異常の診断を行う構成（第７の構成）にするとよい。
【００２２】
また、本発明に係る発電システムは、直流電力を生成する発電装置と、前記発電装置を商用電源に連系させる上記第１〜第７いずれかの構成から成る電力変換装置と、を有して成る構成（第８の構成）とされている。
【００２３】
なお、上記第８の構成から成る発電システムは、前記外部機器として、前記制御部から受信した発電電力や運転状況などの情報を表示する表示部と、受電点から負荷へ供給される電力を測定する受電点電力測定器と、を有して成る構成（第９の構成）にするとよい。
【００２４】
また、上記第８または第９の構成から成る発電システムにおいて、前記発電装置は、太陽光から前記直流電力を生成する太陽電池モジュール、ないしは、風力から前記直流電力を生成する風力発電モジュールである構成（第１０の構成）にするとよい。
【００２５】
また、本発明に係る電子機器は、外部機器との間で情報線を介した通信信号の送受信を行うとともに、前記通信信号の電圧レベルを監視し、その電圧レベルが所定範囲内に収まっているか否かに応じて通信異常の診断を行う構成（第１１の構成）とされている。
【発明の効果】
【００２６】
本発明に係る電力変換装置、及び、これを用いた発電システムであれば、完全な故障に至る前に通信回路や情報線の異常を検出することが可能となる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００２７】
図１は、本発明に係る太陽光発電システムの一実施形態を示すブロック図である。
【００２８】
本実施形態の太陽光発電システムにおいて、３系統の太陽電池ストリング１０ａ、１０ｂ、１０ｃは、それぞれ複数枚の太陽電池モジュールから成り、電力変換装置２０（系統連系インバータ）並びに開閉器３０を介して、商用電源４０に連系されている。なお、太陽電池ストリングの系統数は、任意に調整が可能である。
【００２９】
電力変換装置２０は、太陽電池ストリング１０ａ、１０ｂ、１０ｃによって各々発電された直流電力を一系統の交流電力に変換する手段であり、ＤＣ／ＤＣコンバータ２１ａ、２１ｂ、２１ｃと、インバータ２２と、制御部２３と、を有して成る。
【００３０】
ＤＣ／ＤＣコンバータ２１ａ、２１ｂ、２１ｃは、それぞれ、太陽電池ストリング１０ａ、１０ｂ、１０ｃから入力される直流電圧を所望の目標値となるように制御して、インバータ２２に送出する電圧調整手段である。
【００３１】
インバータ２２は、制御部２３の指示に応じてオン／オフ制御される４つのスイッチ素子を有して成り、ＤＣ／ＤＣコンバータ２１ａ、２１ｂ、２１ｃから各々送出された直流電力を商用電源４０の交流周波数（５０［Ｈｚ］または６０［Ｈｚ］）と同じ周波数の交流電力に変換する手段である。
【００３２】
制御部２３は、電力変換装置２０の全体動作を制御するほか、電力変換装置２０の外部に接続される開閉器３０、受電点電力測定器５０、及び、表示部６０を制御する手段であり、マイコン２３１と、ＲＳ４８５トランシーバＩＣ２３２（以下では、単にトランシーバＩＣ２３２と呼ぶ）と、記憶装置２３３と、を有して成る。
【００３３】
マイコン２３１は、通信ポートに接続されるトランシーバＩＣ２３２を制御し、差動形式の情報線７０ａ、７０ｂを介して、受電点電力測定器５０及び表示部６０との通信を行う。上記の通信によって送受信されるデータは、発電電力、発電電力量、売り電力、売り電力量、買い電力、買い電力量、表示部操作情報、及び、電力変換装置２０の運転状態などである。
【００３４】
なお、上記の通信は、表示部６０がマスターとなって実行される。より具体的に述べると、表示部６０からマイコン２３１若しくは受電点電力測定器５０に対してデータ要求信号が送信され、これを受信したマイコン２３１若しくは受電現電力測定器５０から表示部６０に対して要求されたデータが返信される。
【００３５】
また、マイコン２３１、受電点電力測定器５０、及び、表示部６０には、各々固有のアドレスが予め割り振られており、表示部６０は、マイコン２３１若しくは受電点電力測定器５０に対してデータを要求する際に、データの送信元及び送信先となるアドレス（すなわち、表示部６０のアドレス、マイコン２３若しくは受電点電力測定器５０のアドレス）を含むデータ要求信号を送信する。このような構成とすることにより、マイコン２３１及び受電点電力測定器５０は、どの機器からデータが要求されているのかを判断することができる。
【００３６】
また、マイコン２３１のアナログポート（Ａ／Ｄポート）には、情報線７０ａ、７０ｂが接続されている。このような構成とすることにより、マイコン２３１では、情報線７０ａ、７０ｂに印加される通信信号のアナログ値を監視することで、その電圧レベルを検出することが可能となる。なお、マイコン２３１の信号電圧監視機能を用いた通信異常の診断動作については、後ほど詳細な説明を行う。
【００３７】
トランシーバＩＣ２３２は、マイコン２３１の通信ポートからデジタル信号を受信したとき、これをＲＳ４８５規格に準拠した差動信号に変換して、情報線７０ａ、７０ｂに送信する。また、トランシーバＩＣ２３２は、情報線７０ａ、７０ｂからＲＳ４８５規格に準拠した差動信号を受信したとき、これを通常のデジタル信号に変換して、マイコン２３１の通信ポートに送信する。
【００３８】
記憶装置２３３は、マイコン２３１による通信異常の診断動作に際して、通信信号の電圧レベルが所定の期待値範囲内に収まっているか否かの判定結果を格納する手段である。
【００３９】
開閉器３０は、制御部２３の指示に基づいて、電力変換装置２０から商用電源４０への電力供給経路を導通／遮断するための手段である。なお、制御部２３は、太陽電池ストリング１０ａ、１０ｂ、１０ｃのいずれかで発電が開始されたことを検出すると、電力変換装置２０の電力変換動作を開始するとともに、開閉器３０を用いて電力変換装置２０から商用電源４０への電力供給経路を導通する。
【００４０】
商用電源４０は、電力会社からの交流電力を宅内に供給するための手段である。なお、本実施形態の太陽光発電システムでは、先述したように、太陽電池ストリング１０ａ、１０ｂ、１０ｃが商用電源４０に連系されており、太陽光発電システムで得られた交流電力は、商用電源４０を介する経路で宅内に供給される。
【００４１】
受電点電力測定器５０は、受電点から負荷（不図示）へ供給される電力を測定する手段であり、情報線７０ａ、７０ｂを介して、制御部２３及び表示部６０との通信を行う。
【００４２】
表示部６０は、例えば５インチのカラーＱＶＧＡ［Quarter Video Graphics Array］液晶ディスプレイを搭載して成り、制御部２３から受信した発電電力や運転状況などの情報を表示する。
【００４３】
情報線７０ａ、７０ｂは、制御部２３、受電点電力測定器５０、及び、表示部６０の間を結ぶ差動形式の信号伝達経路である。このように、差動形式の情報線７０ａ、７０ｂを用いることにより、ノイズ発生源となる発電システムの近傍でも、ノイズの影響を受けにくい安定した長距離通信（短くても数十［ｍ］の距離）を実現することが可能となる。
【００４４】
次に、マイコン２３１の信号電圧監視機能を用いた通信異常の診断動作について、詳細な説明を行う。
【００４５】
図２は、通信異常の診断動作を説明するためのフローチャートである。
【００４６】
通信異常の診断動作を始めるに際して、ステップＳ１０１では、マイコン２３１から通信異常の診断開始信号が送信される。なお、太陽電池ストリング１０ａ、１０ｂ、１０ｃがいずれも発電していなければ、マイコン２３１の動作は停止され、外部との通信は行われない。表示部６０は、上記の停止期間中にもマイコン２３１に対してデータ送信要求を行うが、マイコン２３１からの返信がない場合には、夜間停止状態と判断してその旨をディスプレイに表示する。一方、夜が明けて太陽電池ストリング１０ａ、１０ｂ、１０ｃが発電を開始すると、マイコン２３１が起動され、表示部６０からのデータ要求信号が受信される。マイコン２３１は、その起動直後に受信した最初のデータ要求信号に対して、通信異常の診断開始信号を送信する。
【００４７】
マイコン２３１から通信異常の診断開始信号が送信された後、ステップＳ１０２では、表示部６０によるハイレベル出力時の信号電圧診断が行われる。
【００４８】
図３は、表示部によるハイレベル出力時の診断動作を説明するためのフローチャートである。ステップＳ２０１では、表示部６０からハイレベルの信号出力が行われる。ステップＳ２０２では、マイコン２３１により情報線７０ａ、７０ｂの信号電圧が検出される。ステップＳ２０３では、各々の測定値が予め設定された期待値（正常値）の範囲内に収まっているか否かの判定が行われる。ステップＳ２０４では、上記の判定結果が記憶装置２３３に格納される。ステップＳ２０５では、表示部６０のハイレベル信号出力期間が１秒間経過するまで待機された後、一連の診断動作が終了される。
【００４９】
図２のフローチャートに戻り、引き続いて通信異常の診断動作を説明する。表示部６０によるハイレベル出力時の信号電圧診断が終了すると、続くステップＳ１０３では、表示部６０によるローレベル出力時の信号電圧診断が行われる。なお、ここでの診断動作は、基本的に図３のフローチャートと同様であり、ステップＳ２０１にて、表示部６０からローレベルの信号出力が行われる点のみが異なるものである。
【００５０】
続くステップＳ１０４では、接続機器出力停止時の信号電圧診断が行われる。なお、ここでの診断動作についても基本的に図３のフローチャートと同様であり、ステップＳ２０１にて、表示部６０の信号出力動作が停止される点のみが異なるものである。
【００５１】
すなわち、ステップＳ１０２〜ステップＳ１０４では、表示部６０の出力状態が１秒毎にハイレベル出力、ローレベル出力、出力なしと変化される。
【００５２】
続くステップＳ１０５では、受電点電力測定器５０によるハイレベル出力時の信号電圧診断が行われる。なお、ここでの診断動作についても基本的に図３のフローチャートと同様であり、ステップＳ２０１にて、受電点電力測定器５０からハイレベルの信号出力が行われる点のみが異なるものである。
【００５３】
続くステップＳ１０６では、受電点電力測定器５０によるローレベル出力時の信号電圧診断が行われる。なお、ここでの診断動作についても基本的に図３のフローチャートと同様であり、ステップＳ２０１にて、受電点電力測定器５０からローレベルの信号出力が行われる点のみが異なるものである。
【００５４】
すなわち、ステップＳ１０５、及び、ステップＳ１０６では、受電点電力測定器５０の出力状態が１秒毎にハイレベル出力、ローレベル出力と変化される。
【００５５】
続くステップＳ１０７では、マイコン２３１によるハイレベル出力時の信号電圧診断が行われる。なお、ここでの診断動作についても基本的に図３のフローチャートと同様であり、ステップＳ２０１にて、マイコン２３１からトランシーバＩＣ２３２を介してハイレベルの信号出力が行われる点のみが異なるものである。
【００５６】
続くステップＳ１０８では、マイコン２３１によるローレベル出力時の信号電圧診断が行われる。なお、ここでの診断動作についても基本的に図３のフローチャートと同様であり、ステップＳ２０１にて、マイコン２３１からトランシーバＩＣ２３２を介してローレベルの信号出力が行われる点のみが異なるものである。
【００５７】
すなわち、ステップＳ１０７、及び、ステップＳ１０８では、マイコン２３１の出力状態が１秒毎にハイレベル出力、ローレベル出力と変化される。
【００５８】
なお、上記一連の信号電圧診断動作において、ステップＳ１０２〜Ｓ１０８の順番は、上記に限定されるものではなく、いずれの順番で行っても構わない。
【００５９】
続くステップＳ１０９において、マイコン２３１は、記憶装置２３３に格納された全ての診断結果から、通信が正常に行われているか否かを判断するとともに、異常が生じている場合には、その異常モード（異常原因）の分類を行う。
【００６０】
図４及び図５は、それぞれ、異常モードの一分類例を示すテーブルである。例えば、図４に示すように、記憶装置２３３に格納された全ての診断結果において、情報線７０ａ、７０ｂに印加される信号電圧がいずれも期待値範囲の下限値以下であった場合、マイコン２３１は、情報線７０ａ、７０ｂ、トランシーバＩＣ２３２、受電点電力測定器５０に含まれるトランシーバＩＣ（不図示）、若しくは、表示部６０に含まれるトランシーバＩＣ（不図示）の少なくともいずれか一において、ＧＮＤへの短絡が生じていると判断する。
【００６１】
また、別の例として、図５に示すように、受電点電力測定器５０がハイレベル出力しているときに、情報線７０ａに印加される信号電圧が期待値範囲外であり、それ以外は全て期待値範囲に収まっている場合、マイコン２３１は、受電点電力測定器５０に含まれるトランシーバＩＣ（不図示）の故障が生じていると判断する。
【００６２】
図６は、情報線７０ａ、７０ｂに各々印加される信号電圧の期待値範囲の一例を示すテーブルである。例えば、情報線７０ａ、７０ｂに対して信号出力が行われていない場合、情報線７０ａに印加される信号電圧の期待値範囲は２．３〜２．７［Ｖ］となり、情報線７０ｂに印加される信号電圧の期待値範囲は２．３〜２．７［Ｖ］となる。また、情報線７０ａ、７０ｂに対してハイレベルの信号出力が行われている場合、情報線７０ａに印加される信号電圧の期待値範囲は３．０〜４．５［Ｖ］となり、情報線７０ｂに印加される信号電圧の期待値範囲は０．２〜２．５［Ｖ］となる。また、情報線７０ａ、７０ｂに対してローレベルの信号出力が行われている場合、情報線７０ａに印加される信号電圧の期待値範囲は０．２〜２．５［Ｖ］となり、情報線７０ｂに印加される信号電圧の期待値範囲は３．０〜４．５［Ｖ］となる。ただし、上記の期待値範囲はあくまで一例であり、その他の値としても構わない。
【００６３】
また、上記の期待値範囲については、電力変換装置２０の製造工程で予め設定しておいてもよいし、或いは、太陽光発電システムの設置工事直後（電力変換装置２０の初回運転時）に通信信号の電圧レベルを測定し、その測定値に対して所定の変動幅を与えたものを上記の期待値範囲として設定・保存してもよい。
【００６４】
上記一連の診断動作によって異常が発見されなかった場合、マイコン２３１は、正常判断信号を表示部６０に送信する。表示部６０は、この正常判断信号を受けて、通常のデータ要求信号を送信する状態に復帰する。一方、上記一連の診断動作によって異常が発見された場合、マイコン２３１は、異常判断信号を表示部６０に送信する。なお、異常判断信号には、通信異常の発生を報知するフラグのほか、異常モード（異常原因）の分類結果が含まれている。表示部６０は、この異常判断信号を受けて、異常モードの分類結果をディスプレイに表示する。ただし、マイコン２３１は、上記の異常判定後も、可能であれば発電運転を続けるように、電力変換装置２０の各部を制御する。
【００６５】
上記で説明したように、本実施形態の電力変換装置２０は、外部機器（本実施形態では受電点電力測定器５０と表示部６０）との間で、情報線７０ａ、７０ｂを介した通信信号の送受信を行うと共に、通信信号の電圧レベルを監視し、その電圧レベルが所定範囲内に収まっているか否かに応じて通信異常の診断を行う制御部２３を有して成る。
【００６６】
このような構成とすることにより、情報線７０ａ、７０ｂや通信回路（トランシーバＩＣ２３２のほか、受電点電力測定器５０や表示部６０のトランシーバＩＣも含む）において、将来的に通信不能に陥る蓋然性の高い異常（短絡や特性変動）が生じた場合には、たとえ通信が正常に継続されていたとしても、上記の異常を遅滞なく検出することが可能となる。従って、発電システムが完全に故障して停止に至る前に、情報線７０ａ、７０ｂや通信回路に異常が生じていることをユーザに伝え、その修理準備に着手するよう促すことができるので、故障による発電システムの停止期間を最小限に留めることが可能となる。
【００６７】
また、本実施形態の電力変換装置２０において、制御部２３は、通信信号のアナログ値を監視することで、通信信号の電圧レベルを検出するマイコン２３１を有して成る。このような構成とすることにより、追加部品を要することなく、通信信号の電圧レベルを監視し、通信異常の診断を行うことが可能となる。
【００６８】
また、本実施形態の電力変換装置２０において、マイコン２３１は、外部機器にハイレベルの通信信号が出力される場合、外部機器にローレベルの通信信号が出力される場合、外部機器からハイレベルの通信信号が入力される場合、外部機器からローレベルの通信信号が入力される場合、並びに、情報線７０ａ、７０ｂがオープンとされている場合について、それぞれ通信異常の診断を行い、全ての診断結果から通信異常（本実施形態の例では情報線７０ａ、７０ｂの異常と通信回路の異常）の分類を行う構成とされている。このような構成とすることにより、ユーザは通信異常の発生箇所を迅速に特定することができるので、修理準備の期間を短縮することが可能となる。
【００６９】
また、本実施形態の電力変換装置２０において、制御部２３は、起動時に通信異常の診断を行う構成とされている。このような構成とすることにより、発電を開始する直前に、故障の有無を診断することができるので、発電システムの安全性を高めることが可能となる。ただし、本発明の構成はこれに限定されるものではなく、制御部２３は、所定期間毎に通信異常の診断を行う構成としてもよい。このように、通信異常の診断頻度を高めた構成であれば、故障の発生を遅滞なく検出することが可能となる。
【００７０】
また、本実施形態の太陽光発電システムは、電力変換装置２０との間で通信信号の送受信を行う外部機器として、制御部２３から受信した発電電力や運転状況などの情報を表示する表示部６０と、受電点から負荷へ供給される電力を測定する受電点電力測定器５０とを有して成る。このような構成とすることにより、より少ない配線及び通信回路で多くの情報を送受信することが可能となる。また、システムを構成する機器が増加することによって、通信異常を発生する可能性は高くなるが、先述した通信異常の診断動作により、情報線７０ａ、７０ｂやトランシーバＩＣ２３２の異常のみならず、受電点電力測定器５０や表示部６０に含まれる通信回路の異常についても検出することが可能となる。
【００７１】
なお、上記の実施形態では、太陽光発電システムに搭載される電力変換装置２０に本発明を適用した構成を例に挙げて説明を行ったが、本発明の適用対象はこれに限定されるものではなく、太陽光から直流電力を生成する太陽電池モジュールに代えて、風力から直流電力を生成する風力発電モジュールを用いた風力発電システムなど、その他の発電システムにも広く適用することが可能である。
【００７２】
また、本発明の構成は、上記実施形態のほか、発明の主旨を逸脱しない範囲で種々の変更を加えることが可能である。
【００７３】
例えば、上記実施形態では、電力変換装置２０に含まれるマイコン２３１を用いて、通信異常の診断動作を行う構成を例に挙げて説明を行ったが、本発明の構成はこれに限定されるものではなく、受電点電力測定器５０や表示部６０に含まれるマイコン（いずれも不図示）で同様の診断を行っても構わない。
【００７４】
すなわち、本発明は、外部機器との間で情報線を介した通信信号の送受信を行うとともに、前記通信信号の電圧レベルを監視し、その電圧レベルが所定範囲内に収まっているか否かに応じて通信異常の診断を行う電子機器全般を技術的範囲に包含するものである。
【産業上の利用可能性】
【００７５】
本発明は、太陽光発電システムや風力発電システムなどに搭載され、直流電力を交流電力に変換する電力変換装置に利用可能な技術であり、特に、その通信異常を検出する上で有用な技術である。
【図面の簡単な説明】
【００７６】
【図１】は、本発明に係る太陽光発電システムの一実施形態を示すブロック図である。
【図２】は、通信異常の診断動作を説明するためのフローチャートである。
【図３】は、表示部”Ｈ”出力の診断動作を説明するためのフローチャートである。
【図４】は、異常モードの一分類例を示すテーブルである。
【図５】は、異常モードの別の分類例を示すテーブルである。
【図６】は、情報線に印加される信号電圧の期待値範囲の一例を示すテーブルである。
【符号の説明】
【００７７】
１０ａ、１０ｂ、１０ｃ    太陽電池ストリング
２０    電力変換装置
２１ａ、２１ｂ、２１ｃ    ＤＣ／ＤＣコンバータ
２２    インバータ
２３    制御部
２３１    マイコン
２３２    ＲＳ４８５トランシーバＩＣ
２３３    記憶装置
３０  開閉器
４０    商用電源
５０    受電点電力測定器
６０    表示部
７０ａ、７０ｂ    情報線
【図１】
0005009226.tif 000002
【図２】
0005009226.tif 000003
【図３】
0005009226.tif 000004
【図４】
0005009226.tif 000005
【図５】
0005009226.tif 000006
【図６】
0005009226.tif 000007