JP2015136233A - Photovoltaic power generation system - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、太陽光発電システムに関する。 The present invention relates to a photovoltaic power generation system.
近年、原子力発電の危険性を考慮して原発依存度(全発電量に占める原子力発電比率)を引き下げることが検討されている。一方で、原発依存度を引き下げるためには代替エネルギーを確保する必要がある。しかしながら、有力な代替エネルギーの一つである火力を利用した発電(火力発電)に必要な原油高の高騰や地球環境保護の重要性の高まりにより、太陽光等の再生可能エネルギーを利用した発電への期待が大きくなっており、種々の再生可能エネルギー発電システムが積極的に導入あるいは計画されている。 In recent years, considering the danger of nuclear power generation, it has been studied to reduce the dependence on nuclear power (the ratio of nuclear power generation to the total amount of power generation). On the other hand, it is necessary to secure alternative energy to reduce the dependence on nuclear power plants. However, due to soaring crude oil prices necessary for power generation using thermal power (thermal power generation), which is one of the leading alternative energy sources, and the growing importance of protecting the global environment, it will be possible to generate power using renewable energy such as sunlight. Expectations are growing, and various renewable energy power generation systems are being actively introduced or planned.
太陽光発電システムは複数の太陽電池モジュールを直列接続した太陽電池ストリングと複数の太陽電池ストリングの合計出力電流値を測定する電流センサを備える。測定された電流値は表示画面等に表示される。ユーザや保守管理者は表示画面に表示される電流値を手掛かりとして太陽光発電システムの異常の有無を判断することが可能である。 The solar power generation system includes a solar cell string in which a plurality of solar cell modules are connected in series and a current sensor that measures a total output current value of the plurality of solar cell strings. The measured current value is displayed on a display screen or the like. The user or the maintenance manager can determine whether there is an abnormality in the photovoltaic power generation system using the current value displayed on the display screen as a clue.
ところで電流センサは一般的に複数の太陽電池ストリングから供給される電力を一つにまとめる箱内に設けられる(例えば特許文献1参照)。 By the way, a current sensor is generally provided in a box that collects electric power supplied from a plurality of solar cell strings (see, for example, Patent Document 1).
電流センサは、電流センサが配される雰囲気の温度(すなわち気温)によって電流の測定精度が変動する。つまり箱内の気温が仕様で定められた基準温度から変化すると電流の測定精度が低くなる。電流の測定値の測定精度が低いときに、その測定値をそのまま表示画面等に表示することは望ましくない。 In the current sensor, the current measurement accuracy varies depending on the temperature (that is, the air temperature) of the atmosphere in which the current sensor is disposed. That is, if the temperature in the box changes from the reference temperature defined in the specification, the current measurement accuracy decreases. When the measurement accuracy of the current measurement value is low, it is not desirable to display the measurement value as it is on the display screen or the like.
本発明は、上記の状況に鑑み、電流の測定値の信頼性を向上させることができる太陽光発電システムを提供することを目的とする。 An object of this invention is to provide the solar power generation system which can improve the reliability of the measured value of an electric current in view of said situation.
上記目的を達成するために本発明に係る太陽光発電システムは、複数の太陽電池モジュールを接続した太陽電池ストリングと、前記太陽電池ストリングが複数接続される接続箱と、前記接続箱の電力を集電する集電装置と、前記接続箱及び/又は前記集電装置に配されて入力単位毎に電流値を検出する複数の電流検出器と、前記電流検出器が配された雰囲気の温度を検出する温度検出器と、を備え、前記温度検出器により検出される温度に基づいて前記電流検出器により検出される電流値を補正することを特徴とする。 In order to achieve the above object, a photovoltaic power generation system according to the present invention includes a solar cell string in which a plurality of solar cell modules are connected, a junction box to which a plurality of the solar cell strings are connected, and power in the junction box. A current collecting device, a plurality of current detectors arranged in the junction box and / or the current collecting device to detect a current value for each input unit, and a temperature of an atmosphere in which the current detector is arranged And a temperature detector for correcting the current value detected by the current detector based on the temperature detected by the temperature detector.
また、上記構成の太陽光発電システムにおいて、前記集電装置は集電箱であることが望ましい。 In the photovoltaic power generation system having the above configuration, the current collector is preferably a current collection box.
また、上記構成の太陽光発電システムにおいて、前記電流検出器はホール素子を利用したものであることが望ましい。 In the photovoltaic power generation system having the above configuration, the current detector preferably uses a Hall element.
また、上記構成の太陽光発電システムにおいて、表示部を備え、補正後の電流値を前記表示部に表示することが望ましい。 Moreover, in the solar power generation system of the said structure, it is desirable to provide a display part and to display the corrected electric current value on the said display part.
本発明に係る太陽光発電システムによると、電流検出器により検出される電流状態に基づいて電流検出器により検出される電流値の補正が必要かどうか判断される。あるいは、本発明に係る太陽光発電システムによると、電流検出器により検出される電流状態に基づいて、ある電流状態の範囲の時に、電流検出器により検出される電流値を手掛かりとして太陽光発電システムの異常の有無を判断しない選択を取る。従って、測定値を手掛かりとした太陽光発電システムの異常の有無を判定の信頼性が向上する。 According to the photovoltaic power generation system of the present invention, it is determined whether correction of the current value detected by the current detector is necessary based on the current state detected by the current detector. Alternatively, according to the photovoltaic power generation system according to the present invention, based on the current state detected by the current detector, the photovoltaic power generation system can use the current value detected by the current detector as a clue in a certain current state range. Take the option of not judging whether there is any abnormality. Therefore, the reliability of determining whether there is an abnormality in the photovoltaic power generation system using the measured value as a clue is improved.
また、低日射時、太陽光の日射計への入射角度が浅いときは、太陽電池の発電量が少なく、電流センサーの電流値も少なくなる。電流センサに流れる電量が少なければ少ないほど検出誤差が大きくなり電流の測定精度が低くなるので、電流の測定精度が低いときに、その電流値を手掛かりとして太陽光発電システムの異常の有無を判断しないのが好ましい。 Moreover, when the incident angle of sunlight to the solar radiation meter is shallow during low solar radiation, the amount of power generated by the solar cell is small and the current value of the current sensor is also small. The smaller the amount of electricity flowing through the current sensor, the larger the detection error and the lower the current measurement accuracy. When the current measurement accuracy is low, the current value is not used to determine whether there is an abnormality in the photovoltaic power generation system. Is preferred.
電流の測定値の測定精度が低いときの条件として、集電装置から出力され電力変換装置へ入力される入力電圧、入力電流、入力電力、電力変換装置の発電電力量のいずれかの値と、日射計の値と、第1の温度計群の値と、第2の温度計群の値のいずれかを用いれば好ましい。あるいは、複数の電流センサーの電流値の平均値もしくは総発電電流が小さい場合はシステム全体の発電電力量が少なく低日射と判定し、太陽光発電システムの異常の有無を判断しない。 As a condition when the measurement accuracy of the current measurement value is low, one of the values of the input voltage, input current, input power, and power generation amount of the power converter output from the current collector and input to the power converter, It is preferable to use any one of the value of the pyranometer, the value of the first thermometer group, and the value of the second thermometer group. Alternatively, when the average value of the current values of the plurality of current sensors or the total generated current is small, the generated power amount of the entire system is determined to be low solar radiation, and the presence or absence of abnormality of the solar power generation system is not determined.
本発明の実施形態について図面を参照して以下に説明する。 Embodiments of the present invention will be described below with reference to the drawings.
<第1実施形態>
図1Aは、本発明の第1実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成を示す図である。本発明の第1実施形態に係る太陽光発電システムは、500kW級の太陽光発電システムであって、160個の太陽電池ストリング1_#1〜1_#160と、20台の接続箱2_#1〜2_#20と、4台の集電箱3_#1〜3_#4と、2台の電力変換装置4_#1〜4_#2と、変電設備5と、日射計群6A及び6Bと、第1の温度計群7A及び7Bと、第2の温度計群7C及び7Dと、2台の通信機器8_#1〜8_#2と、2台の信号変換装置9_#1〜9_#2と、1台の異常監視・制御装置10とを備えている。なお、以下の説明では、太陽電池ストリング1_#1〜1_#160について、個々の区分けが不要な場合は太陽電池ストリング1と称することがある。同様に以下の説明では、接続箱2、集電箱3、電力変換装置4、通信機器8、信号変換装置9と称することがある。また、本発明の第1実施形態に係る太陽光発電システムの概略配置は図1Bの通りである。
<First Embodiment>
FIG. 1A is a diagram showing a schematic configuration of a photovoltaic power generation system according to the first embodiment of the present invention. The photovoltaic power generation system according to the first embodiment of the present invention is a 500 kW class photovoltaic power generation system, and includes 160 solar cell strings 1_ # 1 to 1_ # 160 and 20 junction boxes 2_ # 1 to 1_ # 1. 2_ # 20, four current collection boxes 3_ # 1 to 3_ # 4, two power converters 4_ # 1 to 4_ # 2, a
太陽電池ストリング1_#1〜1_#160はそれぞれ最大出力240Wの多結晶太陽電池モジュールM1を13個直列に接続した構成である。 Each of the solar cell strings 1_ # 1 to 1_ # 160 has a configuration in which 13 polycrystalline solar cell modules M1 having a maximum output of 240 W are connected in series.
接続箱2_#1〜2_#20はそれぞれ8回路入力の接続箱である。接続箱2_#iは、8個の太陽電池ストリング1_#(8i−7)〜1_#8iから供給される電力を一つにまとめて出力する(iは20以下の自然数)。
Each of the connection boxes 2_ # 1 to 2_ # 20 is an 8-circuit input connection box. The junction box 2_ # i collectively outputs the power supplied from the eight
接続箱2の一構成例を図2に示す。図2に示す構成例では、接続箱2は、太陽電池ストリング1側に電流が逆流することを防止する逆流防止用ダイオードD1〜D8と、落雷時のサージ電圧を抑える避雷器21と、過電流が流れると電路を開放するブレーカー22とを備えている。
One structural example of the
集電箱3_#1〜3_#4はそれぞれ5回路入力の集電箱である。集電箱3_#jは、5台の接続箱2_#(5j−4)〜2_#5jから供給される電力を一つにまとめて出力する(jは4以下の自然数)。また、集電箱3は、入力単位すなわち8個の太陽電池ストリング単位での異常を検出し、その検出結果を出力する。
The current collection boxes 3_ # 1 to 3_ # 4 are current collection boxes each having five circuits. The current collection box 3_ # j collectively outputs the power supplied from the five
集電箱3の一構成例を図3に示す。図3に示す構成例では、集電箱3は、電流センサS1〜S5と、落雷時のサージ電圧を抑える避雷器31と、過電流が流れると電路を開放するブレーカー32と、通信I/Fを有しており電流センサS1〜S5の出力信号(アナログ信号)をデジタル信号に変換して出力するA/D変換器33と、電源部34とを備えている。集電箱3_#jの電流センサS1は8個の太陽電池ストリング1_#(40j−39)〜1_#(40j−32)単位での異常を検出するために必要な測定値である8個の太陽電池ストリング1_#(40j−39)〜1_#(40j−32)の合計出力電流値を取得し、その取得結果を出力する。また、集電箱3_#jの電流センサS2は8個の太陽電池ストリング1_#(40j−31)〜1_#(40j−24)単位での異常を検出するために必要な測定値である8個の太陽電池ストリング1_#(40j−31)〜1_#(40j−24)の合計出力電流値を取得し、その取得結果を出力する。集電箱3_#jの電流センサS3〜S5も同様である。電源部34は、外部から供給される商用交流電圧(例えば、AC100V電圧、AC200V電圧など)を、電流センサS1〜S5及びA/D変換器33の駆動電圧となる所定のDC電圧(例えば、DC12V電圧、DC24V電圧など)に変換して、電流センサS1〜S5及びA/D変換器33に供給する。なお、全ての集電箱3にA/D変換器33及び電源部34を設けてもよいが、複数台の集電箱3で1つのA/D変換器33を共用してもよく、同様に複数台の集電箱3で1つの電源部34を共用してもよい。
One structural example of the
電流センサS1〜S5としては特に限られるものではないが、ホールセンサやクランプ電流計等のホール素子を用いた電流検出器であることが望ましい。これによって接続箱2〜電力変換装置4間の配線を切断させることなく電流値を測定することができる。
Although it does not specifically limit as current sensor S1-S5, It is desirable that it is a current detector using Hall elements, such as a Hall sensor and a clamp ammeter. As a result, the current value can be measured without disconnecting the wiring between the
電力変換装置4_#1〜4_#2はそれぞれ最大出力が240kWであって2回路入力の電力変換装置である。電力変換装置4_#kは、集電箱3_#(2k−1)から供給される電力と集電箱3_#2kから供給される電力との合計電力であるDC電力をAC電力に変換して出力する(kは2以下の自然数)。 Each of the power conversion devices 4_ # 1 to 4_ # 2 has a maximum output of 240 kW and is a two-circuit input power conversion device. The power conversion device 4_ # k converts DC power, which is the total power of the power supplied from the current collection box 3_ # (2k-1) and the power supplied from the current collection box 3_ # 2k, into AC power. Output (k is a natural number of 2 or less).
電力変換装置4の一構成例を図4に示す。図4に示す構成例では、電力変換装置4は、2台の集電箱3から受け取ったDC電力をAC電力に変換して出力するDC/ACインバータ41と、A/D変換器33の出力信号を中継して通信機器8に伝送する中継器42と、電源部43と、DC/ACインバータ41から出力されるAC電力を検出する電力センサS6とを備えている。電源部43は、外部から供給される商用交流電圧(例えば、AC100V電圧、AC200V電圧など)を、中継器42の駆動電圧となる所定のDC電圧(例えば、DC12V電圧、DC24V電圧など)に変換して、中継器42に供給する。なお、2台の電力変換装置4それぞれに中継器42及び電源部43を設けてもよいが、2台の電力変換装置4で1つの中継器42を共用してもよく、同様に2台の電力変換装置4で1つの電源部43を共用してもよい。
An example of the configuration of the
また、A/D変換器33の出力信号を中継して通信機器8に伝送する中継器42と、電源部43は接続箱ないし集電箱に備えても構わない。
Further, the
変電設備5は2回路入力の変電設備である。変電設備5は、電力変換装置4_#1から供給されるAC電力と電力変換装置4_#2から供給されるAC電力との合計電力を高圧(例えば6600V)や特別高圧(例えば72KV)に昇圧して電力系統(不図示)に出力する。
The
日射計群6Aは10個の日射計を有し、日射計群6Aの各日射計は接続箱2_#1〜2_#10それぞれに1個ずつ割り当てられて設置される。第1の温度計群7Aは10個の温度計を有し、第2の温度計群7Aの各温度計(温度検出器)は接続箱2_#1〜2_#10それぞれに1個ずつ割り当てられて設置される。
The
同様に、日射計群6Bは10個の日射計を有し、日射計群6Bの各日射計は接続箱2_#11〜2_#20それぞれに1個ずつ割り当てられて設置される。第1の温度計群7Bは10個の温度計を有し、第2の温度計7Bの各温度計(温度検出器)は接続箱2_#11〜2_#20それぞれに1個ずつ割り当てられて設置される。
Similarly, the
尚、日射計群6A及び6Bの配置については太陽電池ストリング1それぞれの代表する日射量を測定できれば良く、日射計の個数については、少なくとも日射計群6Aと6Bを合わせて複数以上あれば好ましい。この際に日射計を相互に比較できる位置に設置すれば、日射計の適切な校正時期の管理が行え保守が精度よく行える。また、太陽電池ストリング1の配置によっては日射計群6Aもしくは6Bの片方で構成されても構わない。
It should be noted that the arrangement of the
第1の温度計群7A及び7Bは太陽光発電システムが設置されている外気の温度を測定する温度計であり、特に太陽電池ストリング1それぞれの代表する気温を計測できればよい。第1の温度計群7A及び7Bの配置については太陽電池ストリング1それぞれの代表する気温を測定できれば良く、第1の温度計の個数については、少なくとも第1の温度計群7Aと7Bを合わせて複数以上あれば好ましい。この際に第1の温度計を相互に比較できる位置に設置すれば、第1の温度計の適切な校正時期の管理が行え保守が精度よく行える。また、太陽電池ストリング1の配置によっては第1の温度計群7Aもしくは7Bの片方で構成されても構わない。
The
また、第1の温度計群7Aもしくは7Bは任意の太陽電池モジュールM1の温度を計測するのが好ましく、例えば発電を妨げない太陽電池モジュールM1の裏面に熱電対素子など貼り付けて、太陽電池モジュールM1の裏面温度を計測しても構わない。
The
第2の温度計群7C及び7Dは電流センサS1〜S5が配された雰囲気(すなわち集電箱3内)の気温を計測する温度計である。第2の温度計群7C及び7Dの配置については集電箱3内の気温を計測できればよく、各第2の温度計THは各集電箱3内に配される(図3参照)。なお、電流センサが接続箱2に配されるときに第2の温度計群7C及び7Dの配置は各接続箱2内である。また、電流センサが接続箱2及び集電箱3のいずれにも配されるときに第2の温度計群7C及び7Dの配置は各接続箱2内及び各集電箱3内である。第2の温度計の個数については電流センサが配される箱体(接続箱及び/又は集電箱)の個数以上の個数があれば好ましい。この際に各箱体内に複数の第2の温度計を配して互いに比較可能とすれば、第2の温度計の適切な校正時期の管理が行え保守が精度よく行える。なお、接続箱の電力を集電する箇所が電力変換装置4内であって、各電力変換装置内に電流センサが配されるときに第2の温度計群7C及び7Dの配置は電力変換装置4内である。電力変換装置4内に第2の温度計群を配する場合の詳細については第3実施形態にて後述する。
The
なお、太陽電池ストリング1の配置によっては第2の温度計群7Cもしくは7Dの片方で構成されても構わない。また、接続箱2及び/又は集電箱3の配置によっては、箱体毎全てに第2の温度計を配さずに、1又は2以上の箱体を代表として該箱体内に第2の温度計を配することとしてもよい。
In addition, depending on arrangement | positioning of the
また、本実施形態の太陽光発電システムは、集電箱から出力され電力変換装置へ入力される入力電圧、入力電流、入力電力、電力変換装置の発電電力量のいずれかの値と、日射計の値と、第1の温度計の値の内、少なくともいずれか2つの相関関係から箱体内の気温を算出する算出部と、算出部により算出結果に基づいて箱体内の温度を検出する検出部とを有する温度算出装置を有することとしてもよい。当該構成によれば、第2の温度計を箱体内に配することなく、温度算出装置によって箱体内の温度を検出することができる。温度算出装置は、別構成としても設けることとしてもよいし、例えば異常監視・制御装置10が備えることとしてもよい。
内気温を算出する上述の各データ間の相関関係について、たとえば日射シミュレーション等による日射による熱容量計算によりあらかじめ関係式を導出することができる。
また、第2の温度計の測定精度が安定する条件で取得したデータから相関関係を導出するのが好ましく、例えば、日射強度、外気温、電力変換装置へ入力される入力電圧、入力電流、入力電力、電力変換装置の発電電力量などについて、第2の温度計の測定を行う
また、低日射時や太陽光の日射計への入射角度が浅いときは、太陽電池の発電量が少なく電流値も小さくなる。電流が小さいほど電流センサの検出誤差が大きくなり、電流の測定値の測定精度が低くなる傾向にある。
電流の測定値の測定精度が低いときの条件として、集電箱から出力され電力変換装置へ入力される入力電圧、入力電流、入力電力、電力変換装置の発電電力量のいずれかの値と、日射計の値と、第1の温度計の値と、第2の温度計の値のいずれかを用いれば好ましい。
Further, the photovoltaic power generation system of the present embodiment includes a value of any one of input voltage, input current, input power, and power generation amount of the power conversion device that is output from the current collection box and input to the power conversion device. And a calculation unit that calculates the temperature inside the box from at least any two of the values of the first thermometer, and a detection unit that detects the temperature inside the box based on the calculation result by the calculation unit It is good also as having a temperature calculation apparatus which has. According to this configuration, the temperature in the box can be detected by the temperature calculation device without arranging the second thermometer in the box. The temperature calculation device may be provided as a separate configuration, or may be provided in the abnormality monitoring /
With respect to the correlation between the above-described data for calculating the internal temperature, a relational expression can be derived in advance by, for example, calculating the heat capacity by solar radiation by solar radiation simulation or the like.
In addition, it is preferable to derive the correlation from data acquired under the condition that the measurement accuracy of the second thermometer is stable. For example, the solar radiation intensity, the outside temperature, the input voltage input to the power converter, the input current, the input Measure the second thermometer for the power, the amount of power generated by the power converter, etc. In addition, the amount of power generated by the solar cell is low and the current value is low when the solar radiation is incident at low sunlight or when the incident angle of the sunlight is shallow. Becomes smaller. As the current is smaller, the detection error of the current sensor is larger, and the measurement accuracy of the current measurement value tends to be lower.
As a condition when the measurement accuracy of the current measurement value is low, one of the values of the input voltage, input current, input power, and power generation amount of the power converter output from the current collection box and input to the power converter, It is preferable to use any one of the value of the pyranometer, the value of the first thermometer, or the value of the second thermometer.
通信機器8_#1は電力変換装置4_#1の中継器42から伝送されてきたデジタル信号を所定の通信プロトコルに従ってネットワークを経由して外部サーバー(図1Aにおいて不図示)に送信する。同様に、通信機器8_#2は電力変換装置4_#2の中継器42から伝送されてきたデジタル信号を所定の通信プロトコルに従ってネットワークを経由して外部サーバー(図1Aにおいて不図示)に送信する。なお、通信機器8_#1と通信機器8_#2とを統合して、1台の通信機器にしてもよい。
The communication
通信機器8の一構成例を図5に示す。図5に示す構成例では、通信機器8は、集電箱3及び電力変換装置4内のA/D変換器との通信並びに外部サーバー(図5において不図示)との通信を行う通信インターフェース部81と、通信インターフェース部81によるデータの送受信を制御するとともに通信インターフェース部81によって受信されたデータを内部の一時メモリに一時的に記憶する制御部82とを備えている。外部から供給される商用交流電圧(例えば、AC100V電圧、AC200V電圧など)が、通信インターフェース部81及び制御部82の駆動電圧となる。
One configuration example of the
集電箱3及び電力変換装置4内のA/D変換器から送られてくるデータが正常を示すデータばかりである場合、通信機器8は、データを定期的にまとめて外部サーバー(図5において不図示)に送信する。これに対して、集電箱3及び電力変換装置4内のA/D変換器から異常を示すデータが送られてくると、通信機器8は、その異常を示すデータをただちに外部サーバー(図5において不図示)に送信する。
When the data sent from the A / D converter in the
なお、通信機器8によるデータ監視は、太陽電池ストリングが発電している期間行われれば十分であるため、制御部82及び通信インターフェース部81に供給する電圧すなわち通信機器8の電源電圧を、商用交流電圧ではなく、電力変換装置4の入力電圧もしくは出力電圧または電力変換装置4の入力電圧もしくは出力電圧を変換した電圧にしてもよい。同様に、電源部34及び電源部43に供給する電圧を、商用交流電圧ではなく、電力変換装置4の入力電圧もしくは出力電圧または電力変換装置4の入力電圧もしくは出力電圧を変換した電圧にしてもよい。
Since it is sufficient for the data monitoring by the
信号変換装置9_#1は日射計群6Aの出力信号(アナログ信号)、第1の温度計群7Aの出力信号(アナログ信号)、第2の温度計群7Cの出力信号(アナログ信号)をデジタル信号に変換する。信号変換装置9_#1は日射計群6A、第1の温度計群7A、第2の温度計群7Cから物理的に近い位置に設置することが望ましい。また、信号変換装置9_#2は日射計群6Bの出力信号(アナログ信号)、第1の温度計群7Bの出力信号(アナログ信号)、第2の温度計群7Dの出力信号(アナログ信号)をデジタル信号に変換する。信号変換装置9_#2は日射計群6B、第1の温度計群7B、第2の温度計群7Dから物理的に近い位置に設置することが望ましい。これにより、アナログ信号に外部ノイズが加わることによる測定データの変動を防止することができる。
The signal conversion
異常監視・制御装置10には、デジタル信号に変換された日射計群6Aの出力信号(アナログ信号)、デジタル信号に変換された日射計群6Bの出力信号(アナログ信号)、デジタル信号に変換された第1の温度計群7Aの出力信号(アナログ信号)、デジタル信号に変換された第1の温度計群7Bの出力信号(アナログ信号)、デジタル信号に変換された第2の温度計群7Cの出力信号(アナログ信号)、デジタル信号に変換された第2の温度計群7Dの出力信号(アナログ信号)が入力される。また、異常監視・制御装置10は、電力センサS6の出力信号(アナログ信号)、変電設備5から送られてくる監視信号のうちアナログ信号をデジタル信号に変換する。そして、入力されたデジタル信号又は入力されたアナログ信号を変換したデジタル信号を所定の通信プロトコルに従ってネットワークを経由して外部サーバー(図1Aにおいて不図示)に送信する。
In the abnormality monitoring /
変電設備5から送られてくる監視信号としては、例えば、遮断器の開閉状態を示す信号、トランスの状態を示す信号、機器の障害状態を示す信号、各部の電圧や電流の計測値、電力計の計測値を示す信号などを挙げることができる。
As monitoring signals sent from the
異常監視・制御装置10の一構成例を図6に示す。図6に示す構成例では、異常監視・制御装置10は外部サーバー(図6において不図示)との通信を行う通信インターフェース部91と、通信インターフェース部91によるデータの送受信を制御するとともに通信I/F93から出力されるデジタル信号を内部の一時メモリに一時的に記憶する制御部92と、通信I/F93と、電源部94と、を備えている。通信I/F93は、A/D変換器(不図示)を有しており、日射計群6Aの出力信号(アナログ信号)、日射計群6Bの出力信号(アナログ信号)、第1の温度計群7Aの出力信号(アナログ信号)、第1の温度計群7Bの出力信号(アナログ信号)、第2の温度計群7Cの出力信号(アナログ信号)、第2の温度計群7Dの出力信号(アナログ信号)、電力センサS6の出力信号(アナログ信号)、変電設備5から送られてくる監視信号(アナログ信号)をそれぞれデジタル信号に変換する。電源部94は、外部から供給される商用交流電圧(例えば、AC100V電圧、AC200V電圧など)を、通信I/F93の駆動電圧となる所定のDC電圧(例えば、DC12V電圧、DC24V電圧など)に変換して、通信I/F93に供給する。
An example of the configuration of the abnormality monitoring /
なお、異常監視・制御装置10によるデータ監視は、太陽電池ストリングが発電していない期間も行われなければならないため、異常監視・制御装置10の電源電圧を、商用交流電圧なしに、電力変換装置4の入力電圧もしくは出力電圧または電力変換装置4の入力電圧もしくは出力電圧を変換した電圧にした場合、異常監視・制御装置の稼働に遅れや制約が発生する。
In addition, since the data monitoring by the abnormality monitoring /
ここで、通信機器8及び異常監視・制御装置10と外部サーバーとの間のデータ伝送経路の一例を図7に示す。
Here, FIG. 7 shows an example of a data transmission path between the
図7に示す例では、通信機器8_#1及び8_#2は、携帯電話回線網またはルーター100とインターネット101とを経由して、外部サーバー102にデータを送信しており、異常監視・制御装置10は、ルーター100とインターネット101とを経由して、外部サーバー102にデータを送信している。
In the example shown in FIG. 7, the communication devices 8_ # 1 and 8_ # 2 transmit data to the
また、通信機器8_#1及び8_#2と異常監視・制御装置10とは互いに故障が生じていないかを監視しあっている。これにより、監視データを伝送するデータ伝送装置である通信機器8_#1及び8_#2並びに異常監視・制御装置10を相互に監視し機器の管理者や監視装置および外部サーバーに通報することができる。例えば、通信機器8_#1及び8_#2は、所定の周期で異常監視・制御装置10に対して問い合わせ信号を送信し、異常監視・制御装置10はその問い合わせ信号に応じて応答信号を通信機器8_#1及び8_#2に返信する。通信機器8_#1及び8_#2は異常監視・制御装置10からの応答信号を受信すると、異常監視・制御装置10が故障していないと判断する。逆に、異常監視・制御装置10は、所定の周期で通信機器8_#1及び8_#2に対して問い合わせ信号を送信し、通信機器8_#1及び8_#2はその問い合わせ信号に応じて応答信号を異常監視・制御装置10に返信する。異常監視・制御装置10は通信機器8_#1及び8_#2からの応答信号を受信すると、通信機器8_#1及び8_#2が故障していないと判断する。その他の方法として相互の機器内に検査器を挿入し内部クロック信号を検出して、その周期・パルス幅によって故障判断をしてもよい。
Further, the communication devices 8_ # 1 and 8_ # 2 and the abnormality monitoring /
なお、通信機器8_#1と通信機器8_#2とは統合して、1台の通信機器にしてもよい。また、通信機器8と異常監視・制御装置10とを1つの装置としてもよい。ただし、この場合、通信機器8に相当する機能部分の電源と異常監視・制御装置10に相当する機能部分の電源とを分離して、一つの電源に異常が行った場合でも通信機器8に相当する機能部分と異常監視・制御装置10に相当する機能部分とが同時に停止しないようにすることが望ましい。
Note that the communication
また、異常監視・制御装置10は電流センサS1〜S5によって測定される測定値が適切な値であるか否かを監視している(判断する)。電流センサS1〜S5の測定値は電流センサS1〜S5が設置される雰囲気の状況、より具体的には集電箱3内の気温の影響を受ける。太陽光発電システムが稼動中には集電箱3内の気温が電流センサの仕様を決定している基準温度より高くなる事が多いが、その場合測定値には温度依存による誤差が含まれ、その測定値をそのまま表示画面に表示すると、これを見たユーザや管理者が太陽光発電システムに異常があると判断するおそれがある。
The abnormality monitoring /
そこで集電箱3内の気温、すなわち第2の温度計にて測定された温度に応じて電流センサS1〜S5によって測定された電流の測定値を補正する。表示画面には補正後の電流値が表示される。これによって、太陽光発電システムに異常があるかどうかを正確に判断することができる。
Therefore, the measured value of the current measured by the current sensors S1 to S5 is corrected according to the temperature in the
電流の測定値を補正する方法は、以下の通りである。電流センサは仕様を決定している基準温度と使用温度の差が大きいほど、温度依存による誤差が大きくなる。その係数としては例えば、±0.1%/℃以内であり、温度差が30℃であれば誤差は±3%以内である。これは、同種(同一メーカー、同一機種)の電流センサであっても、+1%の事もあれば、−2%、+3%であることもあるため、一律な係数として補正する事はできない。補正するためには、個々の電流センサの温度依存性を把握する必要がある。メーカーからの検査成績書には、個々の温度依存性まで測定したデータは含まれていないことが多いため、接続箱、集電箱を組み立てるメーカーにおいて、その温度依存性を計測する必要がある。
計測の一例を以下に示す。電流センサを組込んだ接続箱や集電箱に校正された定電流源を用い、個々の電流センサに電流を流す。接続箱や集電箱を恒温層に入れ、それらの内気温を、例えば−20℃、0℃、25℃、50℃、70℃と変化させ、その時に電流センサを通して測定される電流値を記録する。定電流源から流した真の電流値と、電流センサを等して測定された電流値を比較することで誤差を把握することができる。
この誤差をデータベース化することによって、発電サイトでの使用時に、接続箱や集電箱内部の雰囲気温度がわかれば、その雰囲気温度での誤差を知る事ができ、誤差を補正する事が出来る。データベースにない雰囲気温度、例えば60℃の場合は、50℃と70℃の値を参考に決定することになる。一つの方法としては、直線補間がある。
The method of correcting the measured current value is as follows. In the current sensor, the error due to temperature dependence increases as the difference between the reference temperature for which the specification is determined and the operating temperature increases. The coefficient is, for example, within ± 0.1% / ° C., and if the temperature difference is 30 ° C., the error is within ± 3%. Even if the current sensor is of the same type (same manufacturer, same model), it may not be corrected as a uniform coefficient because it may be + 1%, -2%, or + 3%. In order to correct, it is necessary to grasp the temperature dependence of each current sensor. Since the inspection report from the manufacturer often does not include data measured up to the individual temperature dependence, it is necessary for the manufacturer that assembles the junction box and the current collection box to measure the temperature dependence.
An example of measurement is shown below. A constant current source calibrated in a junction box or a current collecting box incorporating a current sensor is used, and a current is supplied to each current sensor. Put the junction box and current collector box in the thermostatic layer, change their internal temperature, for example, -20 ° C, 0 ° C, 25 ° C, 50 ° C, 70 ° C, and record the current value measured through the current sensor at that time To do. The error can be grasped by comparing the true current value flowing from the constant current source with the current value measured by using a current sensor or the like.
By making this error into a database, if the ambient temperature inside the junction box or the current collector box is known at the time of use at the power generation site, the error at that ambient temperature can be known and the error can be corrected. When the ambient temperature is not in the database, for example, 60 ° C., the values are determined with reference to the values of 50 ° C. and 70 ° C. One method is linear interpolation.
本実施形態によれば、電流センサが配される雰囲気の気温に基づいて電流センサにより測定された電流の測定値が補正される。 According to this embodiment, the measured value of the current measured by the current sensor is corrected based on the temperature of the atmosphere in which the current sensor is arranged.
また、補正後の電流の測定値が表示画面に表示される。従って、ユーザ及び管理者は電流センサがどのような雰囲気下に配されていても適正な電流の測定値を把握することができる。 Further, the measured current value after correction is displayed on the display screen. Therefore, the user and the administrator can grasp an appropriate current measurement value regardless of the atmosphere in which the current sensor is arranged.
なお、本発明の第1実施形態に係る太陽光発電システムでは、1台の集電箱3に電流センサを5個設けることで、本実施形態の太陽光発電システム全体で4台ある集電箱3の入力側に電流センサを全体合計で20個設ける構成であるが、1台の接続箱2に電流センサを1個設けることで、本実施形態の太陽光発電システム全体で20台ある接続箱2の出力側に電流センサを全体合計で20個設ける構成にしても構わない。ただし、集電箱3の入力側に電流センサを設ける構成の方が、接続箱2の出力側に電流センサを設ける構成に比べて電流センサの設置位置を集約することができ、信号線の敷設や電流センサの保守作業などが容易になるため、集電箱3の入力側に電流センサを設ける構成が望ましい。
In the photovoltaic power generation system according to the first embodiment of the present invention, by providing five current sensors in one
また、本実施形態で採用した太陽電池モジュールの仕様あるいは各構成部品の個数はあくまで一例であり、本発明は本実施形態で採用した太陽電池モジュールの仕様あるいは各構成部品の個数に限定されるものではない。他の例としては、最大出力130Wの薄膜太陽電池モジュールを3840個設け、最大出力130Wの薄膜太陽電池モジュールを8直列3並列に接続した太陽電池ストリングを80個設け、8回路入力の接続箱を20台設け、5回路入力の集電箱を4台設け、最大出力が500kWであって2回路入力の電力変換装置を2台設ける構成を挙げることができる。この構成の太陽光発電システムの場合、例えば短辺約150m、長辺約200mの長方形形状の敷地にシステムを設置することができる。 In addition, the specifications of the solar cell module or the number of each component used in the present embodiment is merely an example, and the present invention is limited to the specifications of the solar cell module or the number of each component used in the present embodiment. is not. As another example, 3840 thin film solar cell modules with a maximum output of 130 W are provided, 80 solar cell strings in which thin film solar cell modules with a maximum output of 130 W are connected in 8 series and 3 in parallel are provided, and a connection box with 8 circuit inputs is provided. There can be mentioned a configuration in which 20 units are provided, four 5-circuit input current collection boxes are provided, two power converters having a maximum output of 500 kW and two circuit inputs are provided. In the case of a solar power generation system having this configuration, for example, the system can be installed on a rectangular site having a short side of about 150 m and a long side of about 200 m.
また、本実施形態では、異常監視・制御装置10が、日射計群6A及び6、第1の温度計群7A及び7B、第2の温度計群7C及び7Dに関するデータの伝送を行ったが、通信装置8が日射計群6A及び6、第1の温度計群7A及び7B、第2の温度計群7C及び7Dに関するデータの伝送を行うようにしてもよい。
In the present embodiment, the abnormality monitoring /
<第2実施形態>
図8は、本発明の第2実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成を示す図である。
Second Embodiment
FIG. 8 is a diagram showing a schematic configuration of a photovoltaic power generation system according to the second embodiment of the present invention.
本発明の第2実施形態に係る太陽光発電システムは、本発明の第1実施形態に係る太陽光発電システムとは異なり集電箱を備えていない構成であって、40個の太陽電池ストリング11_#1〜11_#40と、2台の接続箱12_#1〜12_#2と、1台の電力変換装置14と、変電設備15と、日射計群16と、第1の温度計群17A、第2の温度計群17Bと、1台の通信機器18と、1台の信号変換装置19と、1台の異常監視・制御装置20とを備えている。
Unlike the photovoltaic power generation system according to the first embodiment of the present invention, the photovoltaic power generation system according to the second embodiment of the present invention has a configuration that does not include a current collection box, and includes 40 solar cell strings 11_. # 1 to 11_ # 40, two junction boxes 12_ # 1 to 12_ # 2, one
太陽電池ストリング11_#1〜1_#40はそれぞれ太陽電池モジュールを複数直列に接続した構成である。なお、隣接する2つの太陽電池ストリングは分岐ケーブルによって並列接続されてから接続箱2に接続される。
Each of the solar cell strings 11_ # 1 to 1_ # 40 has a configuration in which a plurality of solar cell modules are connected in series. Two adjacent solar cell strings are connected in parallel by a branch cable and then connected to the
接続箱12_#1〜12_#2はそれぞれ10回路入力の接続箱である。接続箱12_#1は、20個の太陽電池ストリング11_#1〜11_#20から供給される電力を一つにまとめて出力する。同様に、接続箱12_#2は、20個の太陽電池ストリング11_#21〜11_#40から供給される電力を一つにまとめて出力する。
Each of the connection boxes 12_ # 1 to 12_ # 2 is a connection box with 10 circuit inputs. The connection
接続箱12の一構成例を図9に示す。図9に示す構成例では、接続箱12は、太陽電池ストリング11側に電流が逆流することを防止する逆流防止用ダイオードD11〜D20と、電流センサS11〜S20と、落雷時のサージ電圧を抑える避雷器23と、過電流が流れると電路を開放するブレーカー24と、通信I/Fを有しており電流センサS11〜S20の出力信号(アナログ信号)をデジタル信号に変換して出力するA/D変換器25と、電源部26とを備えている。接続箱12_#1の電流センサS11は2個の太陽電池ストリング11_#1〜11_#2単位での異常を検出するために必要な測定値である2個の太陽電池ストリング11_#1〜11_#2の合計出力電流値を取得し、その取得結果を出力する。また、接続箱12_#2の電流センサS12は2個の太陽電池ストリング11_#3〜11_#4単位での異常を検出するために必要な測定値である2個の太陽電池ストリング11_#3)〜11_#4の合計出力電流値を取得し、その取得結果を出力する。接続箱12_#1の電流センサS13〜S20も同様である。また、接続箱12_#2も各電流センサに対応する太陽電池ストリングの番号が変わるだけであり、基本的に接続箱12_#1と同様である。電源部26は、外部から供給される商用交流電圧(例えば、AC100V電圧、AC200V電圧など)を、電流センサS11〜S20及びA/D変換器25の駆動電圧となる所定のDC電圧(例えば、DC12V電圧、DC24V電圧など)に変換して、電流センサS11〜S20及びA/D変換器25に供給する。なお、2台の接続箱12それぞれにA/D変換器25及び電源部26を設けてもよいが、2台の接続箱12で1つのA/D変換器25を共用してもよく、同様に2台の接続箱12で1つの電源部26を共用してもよい。
One structural example of the
電流センサS11〜S20としては特に限られるものではないが、ホールセンサやクランプ電流計等のホール素子を用いた電流検出器であることが望ましい。これによって接続箱12〜電力変換装置14間の配線を切断させることなく電流値を測定することができる。
Although it does not specifically limit as current sensor S11-S20, It is desirable that it is a current detector using Hall elements, such as a Hall sensor and a clamp ammeter. As a result, the current value can be measured without disconnecting the wiring between the
電力変換装置14は2回路入力の電力変換装置である。電力変換装置14は、接続箱12_#1から供給される電力と接続箱12_#2から供給される電力との合計電力であるDC電力をAC電力に変換して出力する。
The
電力変換装置14の一構成例を図10に示す。図10に示す構成例では、電力変換装置14は、2台の接続箱12から受け取ったDC電力をAC電力に変換して出力するDC/ACインバータ45と、A/D変換器25の出力信号を中継して通信機器18に伝送する中継器46と、電源部47と、DC/ACインバータ45から出力されるAC電力を検出する電力センサS7とを備えている。電源部47は、外部から供給される商用交流電圧(例えば、AC100V電圧、AC200V電圧など)を、中継器46の駆動電圧となる所定のDC電圧(例えば、DC12V電圧、DC24V電圧など)に変換して、中継器46に供給する。
One structural example of the
変電設備15は1回路入力の変電設備である。変電設備15は、電力変換装置14から供給されるAC電力を高圧(例えば6600V)や特別高圧(7000V以上、例えば77kV)昇圧して電力系統(不図示)に出力する。
The
日射計群16は20個の日射計を有し、日射計群16の各日射計は各分岐ケーブルに1個ずつ割り当てられて設置される。第1の温度計群17Aは20個の温度計を有し、第2の温度計群17Aの各温度計(温度検出器)は各分岐ケーブルに1個ずつ割り当てられて設置される。
The
第1の温度計群17Aは太陽光発電システムが設置されている外気の温度を測定する温度計である。また、第1の温度計群17Aは任意の太陽電池モジュールM1の温度を計測するのが好ましく、例えば発電を妨げない太陽電池モジュールM1の裏面に熱電対素子など貼り付けて、太陽電池モジュールM1の裏面温度を計測しても構わない。
The
第2の温度計群17Bは電流センサS11〜S20が配された雰囲気(すなわち接続箱12内)の気温を計測する温度計である。第2の温度計群17Bの配置については接続箱12内の気温を計測できればよく、各第2の温度計THは接続箱12内に配される(図9参照)。第2の温度計の個数については電流センサが配される接続箱の個数以上の個数があれば好ましい。この際に各箱体内に複数の第2の温度計を配して互いに比較可能とすれば、第2の温度計の適切な校正時期の管理が行え保守が精度よく行える。
また、第2の温度計群17Bは電流センサS11〜S20の少なくともいずれかの温度を直接測定するようにしてもよい。たとえば、電流センサの動作を妨げないように熱電対阻止などを張り付けて温度を計測しても構わない。
The
Further, the
なお、接続箱12の配置によっては接続箱12毎に第2の温度計を配さずに代表する接続箱12内に第2の温度計を配することとしてもよい。
Depending on the arrangement of the
通信機器18は電力変換装置14の中継器46から伝送されてきたデジタル信号を所定の通信プロトコルに従ってネットワークを経由して外部サーバー(図8において不図示)に送信する。
The
通信機器18の一構成例を図11に示す。図11に示す構成例では、通信機器18は、接続箱12及び電力変換装置14内のA/D変換器との通信並びに外部サーバー(図11において不図示)との通信を行う通信インターフェース部83と、通信インターフェース部83によるデータの送受信を制御するとともに通信インターフェース部83によって受信されたデータを内部の一時メモリに一時的に記憶する制御部84とを備えている。外部から供給される商用交流電圧(例えば、AC100V電圧、AC200V電圧など)が、通信インターフェース部83及び制御部84の駆動電圧となる。
One configuration example of the
接続箱12及び電力変換装置14内のA/D変換器から送られてくるデータが正常を示すデータばかりである場合、通信機器18は、データを定期的にまとめて外部サーバー(図11において不図示)に送信する。これに対して、接続箱12及び電力変換装置14内のA/D変換器から異常を示すデータが送られてくると、通信機器18は、その異常を示すデータをただちに外部サーバー(図11において不図示)に送信する。
When the data sent from the A / D converter in the
なお、通信機器18によるデータ監視は、太陽電池ストリングが発電している期間行われれば十分であるため、制御部84及び通信インターフェース部83に供給する電圧すなわち通信機器18の電源電圧を、商用交流電圧ではなく、電力変換装置14の入力電圧もしくは出力電圧または電力変換装置14の入力電圧もしくは出力電圧を変換した電圧にしてもよい。同様に、電源部26及び47に供給する電圧を、商用交流電圧ではなく、電力変換装置14の入力電圧もしくは出力電圧または電力変換装置14の入力電圧もしくは出力電圧を変換した電圧にしてもよい。
Note that the data monitoring by the
信号変換装置19は日射計群16の出力信号(アナログ信号)、第1の温度計群17Aの出力信号(アナログ信号)、第2の温度計群17Bの出力信号(アナログ信号)をデジタル信号に変換する。信号変換装置19は日射計群16、第1の温度計群17A、第2の温度計群17Bから物理的に近い位置に設置することが望ましい。これにより、アナログ信号に外部ノイズが加わることによる測定データの変動を防止することができる。
The
異常監視・制御装置20には、デジタル信号に変換された日射計群16の出力信号(アナログ信号)、デジタル信号に変換された第1の温度計群17Aの出力信号(アナログ信号)、デジタル信号に変換された第2の温度計群17Bの出力信号(アナログ信号)が入力される。また、異常監視・制御装置20は、電力センサS7の出力信号(アナログ信号)、変電設備15から送られてくる監視信号のうちアナログ信号をデジタル信号に変換する。そして、入力されたデジタル信号又は入力されたアナログ信号を変換したデジタル信号を所定の通信プロトコルに従ってネットワークを経由して外部サーバー(図12において不図示)に送信する。
The abnormality monitoring /
変電設備15から送られてくる監視信号としては、例えば、遮断器の開閉状態を示す信号、トランスの状態を示す信号、機器の障害状態を示す信号、各部の電圧や電流の計測値、電力計の計測値を示す信号などを挙げることができる。
Examples of the monitoring signal sent from the
異常監視・制御装置20の一構成例を図12に示す。図12に示す構成例では、異常監視・制御装置20は外部サーバー(図12において不図示)との通信を行う通信インターフェース部95と、通信インターフェース部95によるデータの送受信を制御するとともに通信I/F97から出力されるデジタル信号を内部の一時メモリに一時的に記憶する制御部96と、通信I/F97と、電源部98とを備えている。通信I/F97は、A/D変換器(不図示)を有しており、日射計群16の出力信号(アナログ信号)、第1の温度計群17Aの出力信号(アナログ信号)、第2の温度計群17Bの出力信号(アナログ信号)、電力センサS7の出力信号(アナログ信号)、変電設備15から送られてくる監視信号(アナログ信号)をそれぞれデジタル信号に変換する。電源部98は、外部から供給される商用交流電圧(例えば、AC100V電圧、AC200V電圧など)を、通信I/F97の駆動電圧となる所定のDC電圧(例えば、DC12V電圧、DC24V電圧など)に変換して、通信I/F97に供給する。
An example of the configuration of the abnormality monitoring /
なお、異常監視・制御装置20によるデータ監視は、太陽電池ストリングが発電していない期間も行われなければならないため、異常監視・制御装置20の電源電圧を、商用交流電圧なしに、電力変換装置14の入力電圧もしくは出力電圧または電力変換装置14の入力電圧もしくは出力電圧を変換した電圧にした場合、異常監視・制御装置の稼働に遅れや制約が発生する。
In addition, since the data monitoring by the abnormality monitoring /
ここで、通信機器18及び異常監視・制御装置20と外部サーバーとの間のデータ伝送経路の一例を図13に示す。
Here, FIG. 13 shows an example of a data transmission path between the
図13に示す例では、通信機器18は、携帯電話回線網またはルーター103とインターネット104とを経由して、外部サーバー105にデータを送信しており、異常監視・制御装置20は、ルーター103とインターネット104とを経由して、外部サーバー105にデータを送信している。
In the example shown in FIG. 13, the
また、通信機器18と異常監視・制御装置20とは互いに故障が生じていないかを監視しあっている。これにより、監視データを伝送するデータ伝送装置である通信機器18及び異常監視・制御装置20を監視することができる。例えば、通信機器18は、所定の周期で異常監視・制御装置20に対して問い合わせ信号を送信し、異常監視・制御装置20はその問い合わせ信号に応じて応答信号を通信機器18に返信する。通信機器18は異常監視・制御装置20からの応答信号を受信すると、異常監視・制御装置20が故障していないと判断する。逆に、異常監視・制御装置20は、所定の周期で通信機器18に対して問い合わせ信号を送信し、通信機器18はその問い合わせ信号に応じて応答信号を異常監視・制御装置20に返信する。異常監視・制御装置20は通信機器18からの応答信号を受信すると、通信機器18が故障していないと判断する。その他の方法として相互の機器内に検査器を挿入し内部クロック信号を検出して、その周期・パルス幅による故障判断でもよい。
Further, the
なお、通信機器18と異常監視・制御装置20とを1つの装置の装置としてもよい。ただし、この場合、通信機器18に相当する機能部分の電源と異常監視・制御装置20に相当する機能部分の電源とを分離して、一つの電源に異常が行った場合でも通信機器18に相当する機能部分と異常監視・制御装置20に相当する機能部分とが同時に停止しないようにする。
The
また、異常監視・制御装置20は電流センサS11〜S20によって測定される測定値が適切な値であるか否かを監視している(判断する)。そこで接続箱12内の気温に応じて電流センサS11〜S20によって測定された電流の測定値を補正する。表示画面には補正後の電流値が表示される。補正方法は第1実施形態と同様である。
Moreover, the abnormality monitoring /
本実施形態によれば、第1実施形態と同様の効果を奏する。 According to the present embodiment, the same effects as those of the first embodiment can be obtained.
<第3実施形態>
図14は、本発明の第3実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成を示す図である。
<Third Embodiment>
FIG. 14: is a figure which shows schematic structure of the solar energy power generation system which concerns on 3rd Embodiment of this invention.
本発明の第3実施形態に係る太陽光発電システムは、本発明の第1実施形態に係る太陽光発電システムとは異なり集電箱とを備えていない構成であって、160個の太陽電池ストリング121_#1〜121_#160と、20台の接続箱122_#1〜122_#20と、1台の電力変換装置124と、変電設備125と、日射計群126と、第1の温度計群127Aと、第2の温度計群127Bと、1台の通信機器128と、1台の信号変換装置129と、1台の異常監視・制御装置130とを備えている。
Unlike the photovoltaic power generation system according to the first embodiment of the present invention, the photovoltaic power generation system according to the third embodiment of the present invention does not include a current collection box, and has 160 solar cell strings. 121_ # 1 to 121_ # 160, 20 junction boxes 122_ # 1 to 122_ # 20, one
太陽電池ストリング121_#1〜121_#160はそれぞれ太陽電池モジュールを複数直列に接続した構成である。 Each of the solar cell strings 121_ # 1 to 121_ # 160 has a configuration in which a plurality of solar cell modules are connected in series.
接続箱122_#1〜122_#20はそれぞれ8回路入力の接続箱である。接続箱122_#1は、8個の太陽電池ストリング121_#1〜121_#8から供給される電力を一つにまとめて出力する。同様に、接続箱122_#2は、8個の太陽電池ストリング121_#9〜121_#16から供給される電力を一つにまとめて出力する。接続箱122_#3〜122_#20についても同様である。
Each of the connection boxes 122_ # 1 to 122_ # 20 is an 8-circuit input connection box. The connection
接続箱122の一構成例を図15に示す。図15に示す構成例では、接続箱122は、太陽電池ストリング121側に電流が逆流することを防止する逆流防止用ダイオードD21〜D28と、落雷時のサージ電圧を抑える避雷器201と、過電流が流れると電路を開放するブレーカー202とを備えている。また、図15に示すにように、太陽電池ストリングのメンテナンスの際に安全性を高める為のブレーカー(断路器)B1〜B8を逆流防止用ダイオードD21〜D28のアノード側に備えていても構わない。
One structural example of the
電力変換装置124は20回路入力の電力変換装置である。電力変換装置124は、接続箱122_#1ないし122_#20から供給される合計電力であるDC電力をAC電力に変換して出力する。
The
電力変換装置124の一構成例を図16に示す。図16に示す構成例では、電力変換装置124は、20台の接続箱122から受け取ったDC電力をAC電力に変換して出力するDC/ACインバータ203と、電流センサS21〜S40と、通信I/Fを有しており電流センサS21〜S40の出力信号(アナログ信号)をデジタル信号に変換して出力するA/D変換器204と、電源部205と、DC/ACインバータ203から出力されるAC電力を検出する電力センサS7とを備えている。
One structural example of the
また、接続箱122_#1からの電流量を測定する電流センサS21は8個の太陽電池ストリング121_#1〜121_#8単位での異常を検出するために必要な測定値である8個の太陽電池ストリング121_#1〜121_#8の合計出力電流値を取得し、その取得結果を出力する。また、接続箱122_#2からの電流量を測定する電流センサS22は8個の太陽電池ストリング121_#9〜121_#16単位での異常を検出するために必要な測定値である8個の太陽電池ストリング121_#9〜121_#16の合計出力電流値を取得し、その取得結果を出力する。接続箱122_#3ないし122_#20からの電流量を測定する電流センサS23〜S40も同様である。電源部205は、外部から供給される商用交流電圧(例えば、AC100V電圧、AC200V電圧など)を、電流センサS21〜S40及びA/D変換器204の駆動電圧となる所定のDC電圧(例えば、DC12V電圧、DC24V電圧など)に変換して、電流センサS21〜S40及びA/D変換器204に供給する。
In addition, the current sensor S21 that measures the amount of current from the junction
電流センサS21〜S40としては特に限られるものではないが、ホールセンサやクランプ電流計等のホール素子を用いた電流検出器であることが望ましい。これによって接続箱122〜電力変換装置124間の配線を切断させることなく電流値を測定することができる。尚、電流センサS21〜S40、A/D変換器204等は電力変換装置124と別体で構成されても構わない。
Although it does not specifically limit as current sensor S21-S40, It is desirable that it is a current detector using Hall elements, such as a Hall sensor and a clamp ammeter. As a result, the current value can be measured without disconnecting the wiring between the
変電設備125は1回路入力の変電設備である。変電設備125は、電力変換装置124から供給されるAC電力を高圧(例えば6600V)や特別高圧(例えば72KV)昇圧して電力系統(不図示)に出力する。
The
日射計群126は20個の日射計を有し、日射計群126の各日射計は接続箱122_#1〜122_#20それぞれに1個ずつ割り当てられて設置される。第1の温度計群127Aは20個の温度計を有し、第2の温度計群127Aの各温度計(温度検出器)は接続箱122_#1〜122_#20それぞれに1個ずつ割り当てられて設置される。
The
第1の温度計群127Aは太陽光発電システムが設置されている外気の温度を測定する温度計である。また、第1の温度計群127Aは任意の太陽電池モジュールM1の温度を計測するのが好ましく、例えば発電を妨げない太陽電池モジュールM1の裏面に熱電対素子など貼り付けて、太陽電池モジュールM1の裏面温度を計測しても構わない。 The first thermometer group 127A is a thermometer that measures the temperature of the outside air in which the photovoltaic power generation system is installed. The first thermometer group 127A preferably measures the temperature of an arbitrary solar cell module M1. For example, a thermocouple element or the like is attached to the back surface of the solar cell module M1 that does not interfere with power generation, and the solar cell module M1. The back surface temperature may be measured.
第2の温度計群127Bは電流センサS21〜S40が配された雰囲気(すなわち電力変換装置124内)の気温を計測する温度計である。第2の温度計群127Bの配置については電力変換装置124内の気温を計測できればよく、各第2の温度計THは電力変換装置124内に配される(図16参照)。電力変換装置124内に複数の第2の温度計を配して互いに比較可能とすれば、第2の温度計の適切な校正時期の管理が行え保守が精度よく行える。
The second thermometer group 127B is a thermometer that measures the temperature of the atmosphere (that is, in the power converter 124) in which the current sensors S21 to S40 are arranged. As for the arrangement of the second thermometer group 127B, it is only necessary to measure the temperature in the
通信機器128は電力変換装置124のA/D変換器204から伝送されてきたデジタル信号を所定の通信プロトコルに従ってネットワークを経由して外部サーバー(図14において不図示)に送信する。
The
通信機器128の一構成例を図17に示す。図17に示す構成例では、通信機器128は、接続箱122及び電力変換装置124内のA/D変換器との通信並びに外部サーバー(図17において不図示)との通信を行う通信インターフェース部206と、通信インターフェース部206によるデータの送受信を制御するとともに通信インターフェース部206によって受信されたデータを内部の一時メモリに一時的に記憶する制御部207とを備えている。外部から供給される商用交流電圧(例えば、AC100V電圧、AC200V電圧など)が、通信インターフェース部206及び制御部207の駆動電圧となる。
One configuration example of the
接続箱122及び電力変換装置124内のA/D変換器から送られてくるデータが正常を示すデータばかりである場合、通信機器128は、データを定期的にまとめて外部サーバー(図17において不図示)に送信する。これに対して、接続箱122及び電力変換装置124内のA/D変換器から異常を示すデータが送られてくると、通信機器128は、その異常を示すデータをただちに外部サーバー(図17において不図示)に送信する。
When the data sent from the A / D converters in the
なお、通信機器128によるデータ監視は、太陽電池ストリングが発電している期間行われれば十分であるため、制御部207及び通信インターフェース部206に供給する電圧すなわち通信機器128の電源電圧を、商用交流電圧ではなく、電力変換装置124の入力電圧もしくは出力電圧または電力変換装置124の入力電圧もしくは出力電圧を変換した電圧にしてもよい。同様に、電源部205に供給する電圧を、商用交流電圧ではなく、電力変換装置124の入力電圧もしくは出力電圧または電力変換装置124の入力電圧もしくは出力電圧を変換した電圧にしてもよい。
信号変換装置129は日射計群126の出力信号(アナログ信号)、第1の温度計群127Aの出力信号(アナログ信号)、第2の温度計群127Bの出力信号(アナログ信号)をデジタル信号に変換する。信号変換装置129は日射計群126、第1・第2の温度計群127A、127Bから物理的に近い位置に設置することが望ましい。これにより、アナログ信号に外部ノイズが加わることによる測定データの変動を防止することができる。
Note that the data monitoring by the
The
異常監視・制御装置130には、デジタル信号に変換された日射計群126の出力信号(アナログ信号)、デジタル信号に変換された第1の温度計群127Aの出力信号(アナログ信号)、デジタル信号に変換された第2の温度計群127Bの出力信号(アナログ信号)が入力される。また、異常監視・制御装置130は、電力センサS8の出力信号(アナログ信号)、変電設備125から送られてくる監視信号のうちアナログ信号についてはこれをそれぞれデジタル信号に変換する。そして、入力されたデジタル信号又は入力されたアナログ信号を変換したデジタル信号を所定の通信プロトコルに従ってネットワークを経由して外部サーバー(図18において不図示)に送信する。
In the abnormality monitoring /
変電設備125から送られてくる監視信号としては、例えば、遮断器の開閉状態を示す信号、トランスの状態を示す信号、機器の障害状態を示す信号、各部の電圧や電流の計測値、電力計の計測値を示す信号などを挙げることができる。
As monitoring signals sent from the
異常監視・制御装置130の一構成例を図18に示す。図18に示す構成例では、異常監視・制御装置130は外部サーバー(図18において不図示)との通信を行う通信インターフェース部208と、通信インターフェース部208によるデータの送受信を制御するとともに通信I/F210から出力されるデジタル信号を内部の一時メモリに一時的に記憶する制御部209と、通信I/F210と、電源部211とを備えている。通信I/F210は、A/D変換器(不図示)を有しており、日射計群126の出力信号(アナログ信号)、第1の温度計群127Aの出力信号(アナログ信号)、第2の温度計群127Bの出力信号(アナログ信号)、電力センサS8の出力信号(アナログ信号)、変電設備125から送られてくる監視信号(アナログ信号)をそれぞれデジタル信号に変換する。電源部211は、外部から供給される商用交流電圧(例えば、AC100V電圧、AC200V電圧など)を、通信I/F210の駆動電圧となる所定のDC電圧(例えば、DC12V電圧、DC24V電圧など)に変換して、通信I/F210に供給する。
A configuration example of the abnormality monitoring /
なお、異常監視・制御装置130によるデータ監視は、太陽電池ストリングが発電していない期間も行われなければならないため、異常監視・制御装置130の電源電圧を、商用交流電圧なしに、電力変換装置124の入力電圧もしくは出力電圧または電力変換装置124の入力電圧もしくは出力電圧を変換した電圧にした場合、異常監視・制御装置の稼働に遅れや制約が発生する。
In addition, since the data monitoring by the abnormality monitoring /
ここで、通信機器128及び異常監視・制御装置130と外部サーバーとの間のデータ伝送経路の一例を図19に示す。
Here, FIG. 19 shows an example of a data transmission path between the
図19に示す例では、通信機器128は、携帯電話回線網またはルーター106とインターネット107とを経由して、外部サーバー108にデータを送信しており、異常監視・制御装置130は、ルーター106とインターネット107とを経由して、外部サーバー108にデータを送信している。
In the example shown in FIG. 19, the
また、通信機器128と異常監視・制御装置130とは互いに故障が生じていないかを監視しあっている。これにより、監視データを伝送するデータ伝送装置である通信機器128及び異常監視・制御装置130を監視することができる。例えば、通信機器128は、所定の周期で異常監視・制御装置130に対して問い合わせ信号を送信し、異常監視・制御装置130はその問い合わせ信号に応じて応答信号を通信機器128に返信する。通信機器128は異常監視・制御装置130からの応答信号を受信すると、異常監視・制御装置130が故障していないと判断する。逆に、異常監視・制御装置130は、所定の周期で通信機器128に対して問い合わせ信号を送信し、通信機器128はその問い合わせ信号に応じて応答信号を異常監視・制御装置130に返信する。異常監視・制御装置130は通信機器128からの応答信号を受信すると、通信機器128が故障していないと判断する。その他の方法として相互の機器内に検査器を挿入し内部クロック信号を検出して、その周期・パルス幅による故障判断でもよい。
In addition, the
なお、通信機器128と異常監視・制御装置130とを1つの装置の装置としてもよい。ただし、この場合、通信機器128に相当する機能部分の電源と異常監視・制御装置130に相当する機能部分の電源とを分離して、一つの電源に異常が行った場合でも通信機器128に相当する機能部分と異常監視・制御装置130に相当する機能部分とが同時に停止しないようにする。
The
また、異常監視・制御装置130は電流センサS21〜S40によって測定される測定値が適切な値であるか否かを監視している(判断する)。そこで電力変換装置124内の気温に応じて電流センサS21〜S40によって測定された電流の測定値を補正する。表示画面には補正後の電流値が表示される。補正方法は第1実施形態と同様である。
Further, the abnormality monitoring /
本実施形態によれば、第1実施形態と同様の効果を奏する。 According to the present embodiment, the same effects as those of the first embodiment can be obtained.
<補足>
第1実施形態の集電箱3、第2実施形態の第3実施形態の電力変換装置14、第3実施形態の電力変換装置124はいずれも接続箱2、12、122の電力を集電する機能を有する集電装置である。そして上述したように電流センサは接続箱及び/又は集電装置内に配されるものである。従って、第2の温度計群の各温度計は接続箱及び/又は集電装置内に配される。なお、集電装置は、接続箱2、12、122の電力を集電する機能を有するものであればよく、集電装置としては、集電箱や電力変換装置に限られるものではない。
<Supplement>
The
<太陽光発電システムのメンテナンス>
国毎に買取制度の内容は異なるが例えば太陽光発電システム電力事業者の関心・期待は、安定した発電量および売電金額の安定性であり、これを担保する仕組み提案が求められている。
<Maintenance of solar power generation system>
Although the contents of the purchase system differ from country to country, for example, the interest and expectation of solar power generation system electric power companies are the stable power generation and the stability of the amount of power sold, and a proposal for a mechanism to ensure this is required.
本発明の実施形態に係る太陽光発電システムは第1所定数(2以上)の太陽電池ストリングの小さな単位で異常を検出することができることにより、発電量が極端に低下した太陽電池ストリングを短時間で該当箇所(測定値取得部)に辿り着くことが可能となり、太陽光発電システム電力事業者としては的確かつ迅速なメンテナンスサービスを受けることが可能となる。したがって、発電量低下の見過ごしによる売電収入のロスを回避することが可能である。 The photovoltaic power generation system according to the embodiment of the present invention can detect an abnormality in a small unit of the first predetermined number (two or more) of the solar cell strings, so that the solar cell string in which the power generation amount is extremely reduced can be detected for a short time. In this way, it is possible to reach the corresponding part (measurement value acquisition unit), and it is possible for the photovoltaic power generation system power company to receive an accurate and quick maintenance service. Therefore, it is possible to avoid a loss of power sales revenue due to oversight of a decrease in power generation.
また、測定値取得部が接続箱単位の発電量測定の場合は、全数の接続箱もしくは集電箱の測定検査をしなくとも、故障箇所を特定し、該当の接続箱ないし集電箱に駆付ることが可能となり、メンテナンス時間短縮が図れる。言い換えれば太陽光発電システムの発電稼働率を向上することが可能となる。 In addition, when the measurement value acquisition unit measures the amount of power generation in the connection box unit, the fault location is identified and the corresponding connection box or current collection box is driven without having to measure and inspect all connection boxes or current collection boxes. This makes it possible to reduce maintenance time. In other words, it is possible to improve the power generation operation rate of the solar power generation system.
また、接続箱単位の出力特性を常時監視することにより、モジュールから電力変換装置の間の電力経路を監視しているので、日常的な監視に代えることが可能となり、定期メンテナンスの項目を適切に減らすことが可能になり。これにより、太陽光発電システム電力事業者の保守費用の負担が軽減され、投資金額の回収が早まる。 In addition, by constantly monitoring the output characteristics of each junction box, the power path between the module and the power converter is monitored. It becomes possible to reduce. As a result, the burden of maintenance costs on the photovoltaic power system operator is reduced, and the recovery of the investment amount is accelerated.
また、測定値取得部が接続箱単位の発電量測定の場合は、相互の測定値取得部の値の中で、最も出力測定値が低い該当箇所を修理補修することで、少ない費用でもっとも効果の大きいメンテナンスサービスを受けることが可能となる。 In addition, when the measurement value acquisition unit measures the amount of power generated in the connection box unit, repairing and repairing the corresponding part with the lowest output measurement value among the values of the mutual measurement value acquisition unit is the most effective at low cost. Large maintenance service.
例えば240Wのモジュールを13直列で構成された太陽電池ストリングを8並列で接続箱に入力した太陽光発電システムでパワーコンディショナ(以下、パワコンという)出力が250kWの場合、接続箱の出力は3.12kW ×8= 24.96kW、1ストリング出力240W×13=3.12KWである。1ストリングが故障して出力が0Wと仮になったとして、接続箱単位で測定値取得した場合は3.12KW÷24.96kW =12.5%の出力低下として検出される。ただし、パワコン単位で測定値取得した場合は 3.12kW ÷250kW =1.25%となり、日射変動等の要因等を考慮に入れると、1ストリングがほぼ発電しなくなった故障は検出困難である。 For example, in a photovoltaic power generation system in which solar cell strings composed of 13 series of 240 W modules are input to the connection box in 8 parallels and the output of the power conditioner (hereinafter referred to as power converter) is 250 kW, the output of the connection box is 3. 12 kW × 8 = 24.96 kW, 1 string output 240 W × 13 = 3.12 KW. Assuming that one string breaks down and the output is assumed to be 0 W, when the measured value is acquired in the connection box unit, it is detected as an output drop of 3.12 KW ÷ 24.96 kW = 12.5%. However, when the measured value is acquired in units of power conditioner, it is 3.12kW / 250kW = 1.25%. Taking into account factors such as fluctuations in solar radiation, it is difficult to detect a failure in which one string almost stops generating power.
つまり、パワコン単位からモニタリングの細分化を接続箱単位にすることで発電量低下の見過ごし低減が図れる。測定値取得部が電力変換装置単位の発電量測定の場合は、例えば電力変換装置の測定誤差を仮に±5%と仮定した時、2MWシステムであれば、売電価格が40円/kwhの場合、年間約2,300,000kwh×40円/kwh×0.05=4,600,000円の損失があっても見逃す可能性が有るが、測定値取得部が接続箱単位の発電量測定の場合は、測定誤差はストリング一本単位となり全体システムの0.16%(ストリング数640本@2MW)となる。 In other words, it is possible to reduce oversight of the decrease in the amount of power generation by subdividing the monitoring from the power control unit to the connection box unit. When the measured value acquisition unit measures the amount of power generated by each power converter, for example, assuming that the measurement error of the power converter is ± 5%, if the power selling price is 40 yen / kwh for a 2 MW system Even if there is a loss of about 2,300,000kwh x 40 yen / kwh x 0.05 = 4,600,000 yen per year, there is a possibility of overlooking, but when the measurement value acquisition unit measures the power generation amount of the connection box unit, the measurement error is one string The unit is 0.16% of the total system (640 strings @ 2 MW).
2MWシステムであれば、年間約2,300,000kwh×40円/kwh×0.0016=147,200円 以上の見逃し無しが回避できる。 A 2MW system can avoid overlooking over 2,300,000 kwh x 40 yen / kwh x 0.0016 = 147,200 yen per year.
また、上記測定値取得部により測定された接続箱単位の発電量をインターネット回線などで、保守管理者に情報送信することで、迅速に修理に必要な部材を持参して現場に駆けつけることが可能になる。 In addition, by sending information to the maintenance manager via the Internet connection, etc., the power generation amount measured by the measured value acquisition unit on the connection box basis, it is possible to bring the necessary parts for repairs to the site quickly. become.
また、モジュール発電出力のリニア保証を担保していたとしても、発電事業者が出力低下したモジュールを発見する義務が生じる為、実質モジュール発電出力のリニア保証が機能していない場合がある。これに対して、モジュール毎の発電量を計測する場合はモジュール単位で電子部品からなる計測装置を設置する初期費用と計測装置自体を保守管理・交換する費用がかかるため、現実的でない。これらの課題に対して、本発明の実施形態に係る太陽光発電システムは測定値取得部が接続箱単位の発電量測定とすることで、保守人員の手作業による全数の接続箱もしくは集電箱の測定検査をしなくとも、太陽電池ストリングの故障箇所を特定できるので保守運用費用を抑える事が出来、モジュール発電出力のリニア保証をベースとした保守メンテナンスが対応可能となる。 Moreover, even if the linear guarantee of the module power generation output is guaranteed, the power generation company is obliged to find a module whose output has decreased, and thus the linear guarantee of the real module power generation output may not function. On the other hand, measuring the amount of power generated for each module is not practical because it requires an initial cost for installing a measuring device composed of electronic components in units of modules and a cost for maintaining and replacing the measuring device itself. In response to these problems, the photovoltaic power generation system according to the embodiment of the present invention allows the measurement value acquisition unit to measure the amount of power generation in the connection box unit, so that all the connection boxes or current collection boxes are manually operated by maintenance personnel. Even if the measurement inspection is not performed, the failure location of the solar cell string can be specified, so that the maintenance operation cost can be reduced, and the maintenance maintenance based on the linear guarantee of the module power generation output can be handled.
<第4実施形態>
図23は、本発明の第4実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成を示す図である。
<Fourth embodiment>
FIG. 23 is a diagram showing a schematic configuration of a photovoltaic power generation system according to the fourth embodiment of the present invention.
本発明の第4実施形態に係る太陽光発電システムは、本発明の第1実施形態に係る太陽光発電システムとは異なりを第2の温度計群備えていない構成であって、80個の太陽電池ストリング131_#1〜131_#80と、10台の接続箱132_#1〜132_#10と、2台の集電箱133_#1〜133_#2と2台の電力変換装置134_#1〜134_#2と、変電設備135と、日射計群136と、温度計群137(上記各実施形態の第1の温度計群に相当する温度計群)と、1台の通信機器138と、1台の信号変換装置139、1台の異常監視・制御装置140とを備えている。尚、第1実施形態、第2実施形態、第3実施形態に係る太陽光発電システムに準じた構成でも構わない。
Unlike the photovoltaic power generation system according to the first embodiment of the present invention, the photovoltaic power generation system according to the fourth embodiment of the present invention has a configuration that does not include the second thermometer group, and has 80 solar cells. Battery strings 131_ # 1 to 131_ # 80, ten junction boxes 132_ # 1 to 132_ # 10, two current collection boxes 133_ # 1 to 133_ # 2, and two power converters 134_ # 1 to 134_ # 2,
太陽電池ストリング131_#1〜131_#80はそれぞれ太陽電池モジュールM1を複数直列に接続した構成である。 Each of the solar cell strings 131_ # 1 to 131_ # 80 has a configuration in which a plurality of solar cell modules M1 are connected in series.
接続箱132_#1〜132_#10はそれぞれ8回路入力の接続箱である。接続箱132_#1は、8個の太陽電池ストリング131_#1〜131_#8から供給される電力を一つにまとめて出力する。同様に、接続箱132_#2は、8個の太陽電池ストリング131_#9〜131_#16から供給される電力を一つにまとめて出力する。接続箱132_#3〜132_#10についても同様である。
Each of the connection boxes 132_ # 1 to 132_ # 10 is an 8-circuit input connection box. The connection
接続箱132の一構成例を図24に示す。図24に示す構成例では、接続箱132は、太陽電池ストリング131側に電流が逆流することを防止する逆流防止用ダイオードD29〜D36と、落雷時のサージ電圧を抑える避雷器301と、過電流が流れると電路を開放するブレーカー302とを備えている。
One structural example of the
集電箱133_#1〜133_#2はそれぞれ5回路入力の集電箱である。集電箱133_#1は、5台の接続箱122_#1〜122_#5から供給される電力を一つにまとめて出力する。集電箱133_#2は、5台の接続箱122_#6〜122_#10から供給される電力を一つにまとめて出力する。また、集電箱133は、入力単位すなわち8個の太陽電池ストリング単位での異常を検出し、その検出結果を出力する。
The current collection boxes 133_ # 1 to 133_ # 2 are current collection boxes with five circuit inputs. The current collection
集電箱133の一構成例を図25に示す。図25に示す構成例では、集電箱133は、電流センサS41〜S45と、落雷時のサージ電圧を抑える避雷器303と、過電流が流れると電路を開放するブレーカー304と、通信I/Fを有しており電流センサS41〜S45の出力信号(アナログ信号)をデジタル信号に変換して出力するA/D変換器305と、電源部306とを備えている。集電箱133_#1及び133_#2の電流センサS41は8個の太陽電池ストリング131での異常を検出するために必要な測定値である8個の太陽電池ストリング131の合計出力電流値を取得し、その取得結果を出力する。また、集電箱3_#1及び133_#2の電流センサS42は8個の太陽電池ストリング131での異常を検出するために必要な測定値である8個の太陽電池ストリング131の合計出力電流値を取得し、その取得結果を出力する。集電箱133_#1及び133_#2の電流センサS43〜S45も同様である。電源部306は、外部から供給される商用交流電圧(例えば、AC100V電圧、AC200V電圧など)を、電流センサS41〜S45及びA/D変換器305の駆動電圧となる所定のDC電圧(例えば、DC12V電圧、DC24V電圧など)に変換して、電流センサS41〜S45及びA/D変換器305に供給する。なお、全ての集電箱133にA/D変換器305及び電源部306を設けてもよいが、複数台の集電箱133で1つのA/D変換器305を共用してもよく、同様に複数台の集電箱133で1つの電源部306を共用してもよい。
One structural example of the
電流センサS41〜S45としては特に限られるものではないが、ホールセンサやクランプ電流計等のホール素子を用いた電流検出器であることが望ましい。これによって接続箱132〜電力変換装置134間の配線を切断させることなく電流値を測定することができる。
Although it does not specifically limit as current sensor S41-S45, It is desirable that it is a current detector using Hall elements, such as a Hall sensor and a clamp ammeter. As a result, the current value can be measured without disconnecting the wiring between the
電力変換装置134は2回路入力の電力変換装置である。電力変換装置134_#kは、集電箱133_#(2k−1)から供給される電力と集電箱133_#2kから供給される電力との合計電力であるDC電力をAC電力に変換して出力する(kは2以下の自然数)。
The
電力変換装置134の一構成例を図26に示す。図26に示す構成例では、電力変換装置134は、2台の集電箱133から受け取ったDC電力をAC電力に変換して出力するDC/ACインバータ307と、A/D変換器305の出力信号を中継して通信機器138に伝送する中継器308と、電源部309と、DC/ACインバータ307から出力されるAC電力を検出する電力センサS46とを備えている。電源部309は、外部から供給される商用交流電圧(例えば、AC100V電圧、AC200V電圧など)を、中継器308の駆動電圧となる所定のDC電圧(例えば、DC12V電圧、DC24V電圧など)に変換して、中継器308に供給する。なお、2台の電力変換装置134それぞれに中継器308及び電源部309を設けてもよいが、2台の電力変換装置134で1つの中継器308を共用してもよく、同様に2台の電力変換装置134で1つの電源部309を共用してもよい。
A configuration example of the
また、A/D変換器305の出力信号を中継して通信機器138に伝送する中継器308と、電源部309は接続箱ないし集電箱に備えても構わない。
Further, the
変電設備135は2回路入力の変電設備である。変電設備135は、電力変換装置134_#1から供給されるAC電力と電力変換装置134_#2から供給されるAC電力との合計電力を高圧(例えば6600V)や特別高圧(例えば72KV)に昇圧して電力系統(不図示)に出力する。
The
日射計群136は10個の日射計を有し、日射計群136の各日射計は各接続箱132に1個ずつ割り当てられて設置される。温度計群137は10個の温度計(温度検出器)を有し、各温度計は各接続箱に1個ずつ割り当てられて設置される。
The
尚、日射計群136の配置については太陽電池ストリング131それぞれの代表する日射量を測定できれば良く、日射計の個数については、少なくとも日射計群136を合わせて1以上あれば好ましい。この際に日射計を相互に比較できる位置に設置すれば、日射計の適切な校正時期の管理が行え保守が精度よく行える。
It should be noted that the arrangement of the
温度計群137は太陽光発電システムが設置されている外気の温度を測定する温度計であり、特に太陽電池ストリング131それぞれの代表する気温を計測できればよい。温度計群137の配置については太陽電池ストリング131それぞれの代表する気温を測定できれば良く、温度計の個数については、少なくとも1以上あれば好ましい。この際に温度計を相互に比較できる位置に設置すれば、温度計の適切な校正時期の管理が行え保守が精度よく行える。
The thermometer group 137 is a thermometer that measures the temperature of the outside air in which the photovoltaic power generation system is installed, and in particular, it is only necessary to measure the temperature representative of each of the solar cell strings 131. As for the arrangement of the thermometer group 137, it is sufficient that the temperature representative of each
また、温度計群137は任意の太陽電池モジュールM1の温度を計測するのが好ましく、例えば発電を妨げない太陽電池モジュールM1の裏面に熱電対素子など貼り付けて、太陽電池モジュールM1の裏面温度を計測しても構わない。 Moreover, it is preferable that the thermometer group 137 measures the temperature of an arbitrary solar cell module M1, for example, a thermocouple element or the like is attached to the back surface of the solar cell module M1 that does not interfere with power generation, and the back surface temperature of the solar cell module M1 is determined. You can measure.
通信機器138は電力変換装置134の中継器308から伝送されてきたデジタル信号を所定の通信プロトコルに従ってネットワークを経由して外部サーバー(図23において不図示)に送信する。
The
通信機器138の一構成例を図27に示す。図27に示す構成例では、通信機器138は、集電箱133及び電力変換装置134内のA/D変換器との通信並びに外部サーバー(図27において不図示)との通信を行う通信インターフェース部310と、通信インターフェース部310によるデータの送受信を制御するとともに通信インターフェース部310によって受信されたデータを内部の一時メモリに一時的に記憶する制御部311とを備えている。外部から供給される商用交流電圧(例えば、AC100V電圧、AC200V電圧など)が、通信インターフェース部310及び制御部311の駆動電圧となる。
One configuration example of the
集電箱133及び電力変換装置134内のA/D変換器から送られてくるデータが正常を示すデータばかりである場合、通信機器138は、データを定期的にまとめて外部サーバー(図27において不図示)に送信する。これに対して、集電箱133及び電力変換装置134内のA/D変換器から異常を示すデータが送られてくると、通信機器138は、その異常を示すデータをただちに外部サーバー(図27において不図示)に送信する。
When the data sent from the
なお、通信機器138によるデータ監視は、太陽電池ストリングが発電している期間行われれば十分であるため、制御部311及び通信インターフェース部310に供給する電圧すなわち通信機器138の電源電圧を、商用交流電圧ではなく、電力変換装置134の入力電圧もしくは出力電圧または電力変換装置134の入力電圧もしくは出力電圧を変換した電圧にしてもよい。同様に、電源部306及び309に供給する電圧を、商用交流電圧ではなく、電力変換装置134の入力電圧もしくは出力電圧または電力変換装置134の入力電圧もしくは出力電圧を変換した電圧にしてもよい。
Note that the data monitoring by the
信号変換装置139は日射計群136の出力信号(アナログ信号)、温度計群137の出力信号(アナログ信号)をデジタル信号に変換する。信号変換装置139は日射計群136、温度計群137から物理的に近い位置に設置することが望ましい。これにより、アナログ信号に外部ノイズが加わることによる測定データの変動を防止することができる。
The
異常監視・制御装置140には、デジタル信号に変換された日射計群136の出力信号(アナログ信号)、デジタル信号に変換された温度計群137の出力信号(アナログ信号)が入力される。また、異常監視・制御装置140は、電力センサS46の出力信号(アナログ信号)、変電設備135から送られてくる監視信号のうちアナログ信号をデジタル信号に変換する。そして、入力されたデジタル信号又は入力されたアナログ信号を変換したデジタル信号を所定の通信プロトコルに従ってネットワークを経由して外部サーバー(図28において不図示)に送信する。
The anomaly monitoring /
変電設備135から送られてくる監視信号としては、例えば、遮断器の開閉状態を示す信号、トランスの状態を示す信号、機器の障害状態を示す信号、各部の電圧や電流の計測値、電力計の計測値を示す信号などを挙げることができる。
As monitoring signals sent from the
異常監視・制御装置140の一構成例を図28に示す。図28に示す構成例では、異常監視・制御装置140は外部サーバー(図28において不図示)との通信を行う通信インターフェース部312と、通信インターフェース部312によるデータの送受信を制御するとともに通信I/F314から出力されるデジタル信号を内部の一時メモリに一時的に記憶する制御部313と、通信I/F314と、電源部315とを備えている。通信I/F314は、A/D変換器(不図示)を有しており、日射計群136の出力信号(アナログ信号)、温度計群137の出力信号(アナログ信号)、電力センサS47の出力信号(アナログ信号)、変電設備135から送られてくる監視信号(アナログ信号)をそれぞれデジタル信号に変換する。電源部315は、外部から供給される商用交流電圧(例えば、AC100V電圧、AC200V電圧など)を、通信I/F314の駆動電圧となる所定のDC電圧(例えば、DC12V電圧、DC24V電圧など)に変換して、通信I/F314に供給する。
A configuration example of the abnormality monitoring /
なお、異常監視・制御装置140によるデータ監視は、太陽電池ストリングが発電していない期間も行われなければならないため、異常監視・制御装置140の電源電圧を、商用交流電圧なしに、電力変換装置134の入力電圧もしくは出力電圧または電力変換装置134の入力電圧もしくは出力電圧を変換した電圧にした場合、異常監視・制御装置の稼働に遅れや制約が発生する。
In addition, since the data monitoring by the abnormality monitoring /
ここで、通信機器138及び異常監視・制御装置140と外部サーバーとの間のデータ伝送経路の一例を図29に示す。
Here, FIG. 29 shows an example of a data transmission path between the
図29に示す例では、通信機器18は、携帯電話回線網またはルーター109とインターネット110とを経由して、外部サーバー111にデータを送信しており、異常監視・制御装置140は、ルーター109とインターネット110とを経由して、外部サーバー111にデータを送信している。
In the example shown in FIG. 29, the
また、通信機器138と異常監視・制御装置140とは互いに故障が生じていないかを監視しあっている。これにより、監視データを伝送するデータ伝送装置である通信機器138及び異常監視・制御装置140を監視することができる。例えば、通信機器138は、所定の周期で異常監視・制御装置140に対して問い合わせ信号を送信し、異常監視・制御装置140はその問い合わせ信号に応じて応答信号を通信機器138に返信する。通信機器138は異常監視・制御装置140からの応答信号を受信すると、異常監視・制御装置140が故障していないと判断する。逆に、異常監視・制御装置140は、所定の周期で通信機器138に対して問い合わせ信号を送信し、通信機器138はその問い合わせ信号に応じて応答信号を異常監視・制御装置140に返信する。異常監視・制御装置140は通信機器138からの応答信号を受信すると、通信機器138が故障していないと判断する。その他の方法として相互の機器内に検査器を挿入し内部クロック信号を検出して、その周期・パルス幅による故障判断でもよい。
In addition, the
なお、通信機器138と異常監視・制御装置140とを1つの装置の装置としてもよい。ただし、この場合、通信機器138に相当する機能部分の電源と異常監視・制御装置140に相当する機能部分の電源とを分離して、一つの電源に異常が行った場合でも通信機器138に相当する機能部分と異常監視・制御装置140に相当する機能部分とが同時に停止しないようにする。
The
また、異常監視・制御装置140は電流センサS41〜S45によって測定される測定値が適切な値であるか否かを監視している(判断する)。そこで集電箱133内の気温に応じて電流センサS41〜S46によって測定された電流の測定値を補正する。表示画面には補正後の電流値が表示される。補正方法は第1実施形態と同様である。
The abnormality monitoring /
本実施形態によれば、第1実施形態と同様の効果を奏する。
<太陽光発電システムの異常の有無>
According to the present embodiment, the same effects as those of the first embodiment can be obtained.
<Solar power generation system abnormality>
以下に太陽光発電システムの異常の有無の判断例を記載する。日射強度が400Wh/m2以上の時、 例えば、ある日の13時15分の日射強度が420h/m2であった時、接続箱212_#Nの出力電流I#Nとした場合、出力電流I#1が29.92A、出力電流I#2が29.60A、出力電流I#3が29.41A、出力電流I#4が30.92A、出力電流I#5が30.84A、出力電流I#6が0.21A、出力電流I#7が30.73A、出力電流I#8が30.67A、出力電流I#9が30.88A、出力電流I#10が30.23Aとする。この時の外気温が25.5度でモジュール裏面温度が40度、接続箱212_#1〜#10の電流の総和が273.41A、電圧が375Vで電力変換装置214_#1の入力され,電力変換装置_#1の出力が約100kWである。
An example of determining whether there is an abnormality in the photovoltaic power generation system is described below. When the solar radiation intensity is 400 Wh / m2 or more, for example, when the solar radiation intensity at 13:15 on a certain day is 420 h / m2, the output current I # N is assumed to be the output current I # N of the junction box 212_ # N. 1 is 29.92A, output current I # 2 is 29.60A, output current I # 3 is 29.41A, output current I # 4 is 30.92A, output current I # 5 is 30.84A, output current I # 6 is 0.21 A, output current I # 7 is 30.73 A, output current I # 8 is 30.67 A, output current I # 9 is 30.88 A, and output current I # 10 is 30.23 A. At this time, the outside air temperature is 25.5 degrees Celsius, the module back surface temperature is 40 degrees Celsius, the sum of currents of the junction boxes 212_ # 1 to # 10 is 273.41A, the voltage is 375V, and the power
日射強度と外気温と発電量の相関関係から日射強度に代わって、電力変換装置の入力電圧もしくは入力電流、あるいは出力電力を下に接続箱の出力電流Iの測定精度を判定しても構わない。 Instead of the solar radiation intensity, the measurement accuracy of the output current I of the junction box may be determined under the input voltage or input current of the power conversion device or the output power instead of the solar radiation intensity from the correlation between the solar radiation intensity, the outside air temperature, and the power generation amount. .
<太陽光発電所>
日本国内においては、図20に示すように太陽光発電システムの最大出力値に応じて、必要な手続きや発電電力の買取金額等が異なっており、最大出力値が小さいほど、システムの所有者にとってメリットが多くなっている。したがって、各区分の上限ぎりぎりを狙う仕様(500kW未満であって限りなく500kWに近い最大出力値、1MW未満であって限りなく1MWに近い最大出力値、2MW未満であって限りなく2MWに近い最大出力値)が好ましい。しかしながら、一般的な電力変換装置の最大出力が100kWまたは250kWであるため、最大出力値を400kW、900kW、1.9MWのいずれかに設定する仕様が一般的であると言える。特に最大出力値が2MW以上の場合は高価な特別高圧変電設備が必要となり、例えば1.9MWの太陽光発電システムと2.1MWの太陽光発電システムでは、1.9MWの太陽光発電システムの方が設備投資費用を少なくできる。つまり、発電出力を特定値以下とすることでシステム設置費用及び保守費用を大幅に抑えることができる。
<Solar power plant>
In Japan, as shown in FIG. 20, the necessary procedures and the purchase price of generated power differ depending on the maximum output value of the photovoltaic power generation system. The smaller the maximum output value, the more the owner of the system. There are many benefits. Therefore, specifications aiming at the upper limit of each category (maximum output value less than 500 kW and as close to 500 kW as possible, maximum output value less than 1 MW and as close as possible to 1 MW, less than 2 MW, and maximum as close as possible to 2 MW) Output value) is preferred. However, since the maximum output of a general power converter is 100 kW or 250 kW, it can be said that the specification in which the maximum output value is set to any one of 400 kW, 900 kW, and 1.9 MW is common. In particular, when the maximum output value is 2 MW or more, an expensive extra high voltage substation equipment is required. For example, in the case of a 1.9 MW solar power generation system and a 2.1 MW solar power generation system, a 1.9 MW solar power generation system However, the capital investment cost can be reduced. That is, the system installation cost and the maintenance cost can be significantly reduced by setting the power generation output to a specific value or less.
したがって、本発明に係る太陽光発電システムでは、最大出力値を、400kW以上500kW未満の範囲内の所定値、900kW以上1MW未満の範囲内の所定値、1.9MW以上2MW未満の範囲内の所定値のいずれに設定することが望ましい。 Therefore, in the photovoltaic power generation system according to the present invention, the maximum output value is a predetermined value within a range of 400 kW or more and less than 500 kW, a predetermined value within a range of 900 kW or more and less than 1 MW, and a predetermined value within a range of 1.9 MW or more and less than 2 MW. It is desirable to set any value.
また、例えばタイ国では、図21に示すように太陽光発電システムの最大出力値に応じて、必要な設備等が異なっており、最大出力値が小さいほど、システムの所有者にとってメリットが多くなっている。日本国においても、今後同一または類似の規制が実施される可能性がある。したがって、法規制によって太陽光発電システムの最大出力値が複数の区分に分類される場合、各区分において、区分の上限閾値から100kWを引いた値以上、区分の上限閾値未満の範囲内の所定値に、本発明に係る太陽光発電システムの最大出力値を設定することが望ましい。 Further, in Thailand, for example, as shown in FIG. 21, necessary facilities and the like differ depending on the maximum output value of the photovoltaic power generation system, and the smaller the maximum output value, the greater the merit for the system owner. ing. In Japan, the same or similar regulations may be implemented in the future. Therefore, when the maximum output value of the photovoltaic power generation system is classified into a plurality of categories according to laws and regulations, in each category, a predetermined value that is greater than or equal to the value obtained by subtracting 100 kW from the category upper limit threshold and less than the category upper limit threshold In addition, it is desirable to set the maximum output value of the photovoltaic power generation system according to the present invention.
また、上述した第1実施形態では、接続箱と集電箱とが別体であるが、接続箱と集電箱とが一体構造になっていても構わない。 In the first embodiment described above, the connection box and the current collection box are separate bodies, but the connection box and the current collection box may have an integrated structure.
また、上述した実施形態では、電力変換装置がDC/ACインバータを備える構成であったが、本発明に係る太陽光発電システムがDC電力系統に電力を供給する場合には、電力変換装置を、或る電圧値のDC電力を異なる電圧値のDC電力に変換するDC/DCコンバータを備える構成にし、変電設備を、DC電圧を昇圧する設備にするとよい。 Moreover, in embodiment mentioned above, although the power converter device was a structure provided with a DC / AC inverter, when the photovoltaic power generation system which concerns on this invention supplies electric power to a DC power system, a power converter device is It is good to make it the structure provided with the DC / DC converter which converts DC power of a certain voltage value into DC power of a different voltage value, and to make a substation equipment into equipment which raises DC voltage.
また、上述の「電力変換部」ついては、電力系統に高圧連系するために必要な高圧変電設備や特別高圧変電設備でもかまわないし、蓄電池に発電電力を一時的に充放電する充放電器でもかまわない。 In addition, the above-mentioned “power converter” may be a high-voltage substation or special high-voltage substation required for high-voltage interconnection to the power system, or a charger / discharger that temporarily charges and discharges the generated power to the storage battery. Absent.
再生可能エネルギーから電力を生成する発電ユニットとして、太陽光発電システムを例に実施例を説明したが、上記発電ユニットは風力発電システムとしては風車の回転運動から電力を生成する誘導発電機を発電ユニットとして、電力系統に高圧連系するために必要な高圧変電設備や特別高圧変電設備としても構わない。もしくは風車および増速機を発電ユニットとして、回転運動から電力を生成する誘導発電機を電力変換部としても構わない。 As an example of a power generation unit that generates electric power from renewable energy, a solar power generation system has been described as an example. However, the power generation unit includes an induction generator that generates electric power from the rotational motion of a windmill as a power generation unit. As such, it may be a high-voltage substation or a special high-voltage substation required for high-voltage connection to the power system. Alternatively, a windmill and a speed increaser may be used as a power generation unit, and an induction generator that generates power from rotational motion may be used as a power conversion unit.
再生可能エネルギーとしては潮力発電、地熱発電、太陽熱発電などが挙げられ、タービンの回転運動から電力を生成する発電機を発電ユニットとしても構わない。もしくはタービン自体を発電ユニットとしてタービンの回転運動から電力を生成する発電機を電力変換部としても構わない。 Examples of renewable energy include tidal power generation, geothermal power generation, solar thermal power generation, and the like. A generator that generates electric power from the rotational motion of a turbine may be used as a power generation unit. Alternatively, a generator that generates electric power from the rotational motion of the turbine using the turbine itself as a power generation unit may be used as the power conversion unit.
なお、上述した実施形態では、通信機器及び異常監視・制御装置は、取得したデータをそのまま外部サーバーに送信したが、取得したデータの少なくとも一つに対して例えば図22に示すフローチャートのように正常か異常かの判定を行い、異常である場合は正常値からの離れ具合に応じて警報レベルを変えて通報(外部サーバーへの連絡)を行うようにしてもよい。この場合、外部サーバーを用いて遠隔監視を行う主任技術者などに、異常が発生した場合にどのような対応をすればよいのかを判断する際に参考となる判断材料を提供することができる。なお、図22中の「正常値」、「正常値判定係数」、「警報レベル1係数」ないし「警報レベルn−1係数」は正の値であり、「正常値判定係数」<「警報レベル1係数」<「警報レベル2係数」<・・・<「警報レベルn−1係数」の関係を満たしている。また、図22は、判定対象のデータが異常時に正常範囲よりも大きくなるデータである場合を図示したが、判定対象のデータが異常時に正常範囲よりも小さくなるデータである場合には各ステップの不等号を逆にすればよい。
In the above-described embodiment, the communication device and the abnormality monitoring / control apparatus transmit the acquired data to the external server as they are. However, the communication device and the abnormality monitoring / control apparatus are normal for at least one of the acquired data as shown in the flowchart of FIG. It may be determined whether or not there is an abnormality, and if it is abnormal, the alarm level may be changed according to the degree of departure from the normal value (notification to the external server). In this case, it is possible to provide a judgment material that serves as a reference when determining what action should be taken when an abnormality occurs to a chief engineer who performs remote monitoring using an external server. Note that “normal value”, “normal value determination coefficient”, “
1_#1〜1_#160、11_#1〜11_#40、121_#1〜121_160、131_#1〜131_80 太陽電池ストリング
2_#1〜2_#20、12_#1〜12_#2、122_#1〜122_#20、132#1〜132_#10 接続箱
3_#1〜3_#4、133_#1〜133_#2 集電箱(集電装置)
4_#1〜4_#2、134 電力変換装置
14、124 電力変換装置(集電装置)
5、15、125、135 変電設備
6A、6B、16、126、136 日射計群
7A、7B、17A、127A 第1の温度計群
7C、7D、17B、127B 第2の温度計群
137 温度計群
8_#1〜8_#2、18、128、138 通信機器
9_#1〜9_#2、19、129、139 信号変換装置
10、20、130、140 異常監視・制御装置
21、31、23、201、301、303 避雷器
22、24、32、202、302、304 ブレーカー
25、33、204、305 A/D変換器
26、34、43、47、94、205、211、306、309 電源部
41、45、203、307 DC/ACインバータ
42、46、308 中継器
81、83、91、95、206、208、310、312 通信インターフェース部
82、84、92、96、207、209、311、313 制御部
93、97、210、314 通信I/F
B1〜B8 ブレーカー(断路器)
D1〜D8、D11〜D28、D29〜D36 逆流防止用ダイオード
S1〜S5、S11〜S40、S41〜S45 電流センサ
S6〜S8、S46 電力センサ
1_ # 1 to 1_ # 160, 11_ # 1 to 11_ # 40, 121_ # 1 to 121_160, 131_ # 1 to 131_80 solar cell strings 2_ # 1 to 2_ # 20, 12_ # 1 to 12_ # 2, 122_ # 1 122_ # 20, 132 # 1-132_ # 10 Junction box 3_ # 1-3_ # 4, 133_ # 1-133_ # 2 Current collection box (current collector)
4_ # 1 to 4_ # 2, 134
5, 15, 125, 135
B1-B8 breaker (disconnector)
D1-D8, D11-D28, D29-D36 Backflow prevention diodes S1-S5, S11-S40, S41-S45 Current sensors S6-S8, S46 Power sensors
Claims (4)
前記太陽電池ストリングが複数接続される接続箱と、
前記接続箱の電力を集電する集電装置と、
前記接続箱及び/又は前記集電装置に配されて入力単位毎に電流値を検出する複数の電流検出器と、
前記電流検出器が配された雰囲気の温度を検出する温度検出器と、
を備え、
前記温度検出器により検出される温度に基づいて前記電流検出器により検出される電流値を補正することを特徴とする太陽光発電システム。 A solar cell string in which a plurality of solar cell modules are connected;
A junction box to which a plurality of the solar cell strings are connected;
A current collector that collects the power of the junction box;
A plurality of current detectors arranged in the junction box and / or the current collector to detect a current value for each input unit;
A temperature detector for detecting the temperature of the atmosphere in which the current detector is disposed;
With
A photovoltaic power generation system, wherein a current value detected by the current detector is corrected based on a temperature detected by the temperature detector.
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