JP7454998B2 - 保守支援装置、保守支援方法、および保守支援プログラム - Google Patents

Description

本開示は、太陽光発電システムの保守を支援する保守支援装置、保守支援方法、および保守支援プログラムに関する。

発電システムとして、光エネルギーを直流電力に変換する太陽電池を用いた太陽光発電システムが知られている。かかる太陽光発電システムは、複数の太陽電池モジュールによって構成されており、太陽電池モジュールの劣化によって発電電力量が低下するため、劣化した太陽電池モジュールを交換するといった保守作業が行われる。

特許文献１には、太陽光発電システムを構成する複数の太陽電池モジュールに異常劣化が発生した場合に、複数種類の保守行動のうち、異常劣化に対する保守行動のコストを保守行動に従った場合の総期待報酬から減算して得られる行動価値が第１の時点から第２の時点までの間に最大になる保守行動を選択する技術が開示されている。

特開２０１３－２０５９６４号公報

しかしながら、上記特許文献１に記載の技術は、複数種類の保守行動から最適な保守行動を選択する技術であり、保守行動をどの時期に行うことが適切であるかを決定する技術ではない。また、上記特許文献１には、１つの太陽電池モジュールを交換する場合の例は開示されているものの、複数の太陽電池モジュールをまとめて交換する場合については何ら記載されていない。

本開示は、上記に鑑みてなされたものであって、複数の太陽電池モジュールをまとめて交換する適切な時期を提示することができる保守支援装置を得ることを目的とする。

上述した課題を解決し、目的を達成するために、本開示の保守支援装置は、交換時期予測部と、出力処理部とを備える。交換時期予測部は、太陽光発電システムを構成する複数の太陽電池モジュールのうちの２以上の太陽電池モジュールである交換対象モジュール群をまとめて交換する場合に得られる太陽光発電システムの収益が最大になる時期を予測する。出力処理部は、交換時期予測部によって予測された時期を示す時期情報を出力する。交換対象モジュール群を交換しない場合の太陽光発電システムの収益の時間的変化を示す関数をｆａとし、交換対象モジュール群を交換した場合の太陽光発電システムの収益の時間的変化を示す関数をｆｂとし、発電開始時期をｔ _０ とし、発電終了予定時期をｔ _ｅ とし、交換対象モジュール群の交換時期をｔ _ｃ とした場合、収益Ｅが最大になるｔ _ｃ が、交換対象モジュール群をまとめて交換する場合に得られる太陽光発電システムの収益が最大になる時期である。

本開示によれば、複数の太陽電池モジュールをまとめて交換する適切な時期を提示することができる、という効果を奏する。

実施の形態１にかかる太陽光発電システムとデータ収集装置と保守支援装置とを含む発電システムの構成の一例を示す図 実施の形態１にかかる保守支援装置の構成の一例を示す図 実施の形態１にかかる保守支援装置の記憶部に記憶される劣化特性データの一例を示す図 実施の形態１にかかる異常劣化した太陽電池モジュールを交換する場合と交換しない場合の太陽電池モジュールの発電電力量の時間的変化を示すグラフの一例を示す図 実施の形態１にかかる施工費用のうち変動費の一例を示す図 実施の形態１にかかる収益算出部の第２算出部によって算出される施工費用を説明するための図 実施の形態１にかかる交換時期予測部による予測処理を説明するための図 実施の形態１にかかる交換時期予測部による予測処理を説明するための図 実施の形態１にかかる出力処理部によって生成される保守支援画像の一例を示す図 実施の形態１にかかる出力処理部によって生成される保守支援画像の他の例を示す図 実施の形態１にかかる保守支援装置の処理部による処理の一例を示すフローチャート 実施の形態１にかかる保守支援装置のハードウェア構成の一例を示す図 実施の形態２にかかる太陽光発電システムとデータ収集装置と保守支援装置とを含む発電システムの構成の一例を示す図 実施の形態２にかかる保守支援装置の構成の一例を示す図

以下に、実施の形態にかかる保守支援装置、保守支援方法、および保守支援プログラムを図面に基づいて詳細に説明する。

実施の形態１．
図１は、実施の形態１にかかる太陽光発電システムとデータ収集装置と保守支援装置とを含む発電システムの構成の一例を示す図である。図１に示す発電システム１００は、太陽光発電システム１と、データ収集装置６と、保守支援装置１０とを備える。

太陽光発電システム１は、太陽電池アレイ２と、測定装置３と、パワーコンディショナー４とを備える。太陽電池アレイ２は、複数の太陽電池モジュール５を備える。各太陽電池モジュール５は、太陽光パネルまたはソーラパネルとも呼ばれ、複数の太陽電池セルを備える。

測定装置３は、太陽電池アレイ２の電流、電圧、およびＩ－Ｖ特性、各太陽電池モジュール５の電流、電圧、Ｉ－Ｖ特性、およびインピーダンスなどを測定する。なお、太陽電池アレイ２が複数の太陽電池ストリングを有する場合、測定装置３は、例えば、各太陽電池ストリングの電流、電圧、およびＩ－Ｖ特性なども測定することもできる。

パワーコンディショナー４は、太陽電池アレイ２で生成される直流電力を交流電力に変換し、変換した交流電力を電力系統９に供給する。かかるパワーコンディショナー４は、測定装置３によって測定された結果を示す測定データに基づいて、太陽電池アレイ２から最大の電力が得られるように、ＭＰＰＴ（Maximum Power Point Tracking）制御を行う。

データ収集装置６は、測定装置３から測定データを収集する。データ収集装置６によって収集される測定データには、発電システム１００が稼働中に行われるパネル性能試験で得られるデータが含まれる。データ収集装置６は、収集した測定データをネットワーク７経由で保守支援装置１０に送信する。

ネットワーク７は、例えば、インターネットなどのＷＡＮ（Wide Area Network）、またはＬＡＮ（Local Area Network）である。データ収集装置６は、パワーコンディショナー４から測定装置３の測定データを含むデータを収集し、収集したデータをネットワーク７経由で保守支援装置１０に送信することもできる。

保守支援装置１０は、データ収集装置６から送信されるデータに基づいて、発電システム１００の保守管理を支援する情報である支援情報を太陽光発電システム１の保守管理者に提示する。かかる支援情報は、複数の太陽電池モジュール５をまとめて交換する適切な時期を示す時期情報を含む。以下において、「時期」は、年月日であるが、時間または時分を含んでいてもよく、年月であってもよい。

具体的には、保守支援装置１０は、太陽光発電システム１を構成する複数の太陽電池モジュール５のうち２以上の太陽電池モジュール５をまとめて交換する場合に得られる太陽光発電システム１の収益が最大になる時期を予測する。そして、保守支援装置１０は、太陽光発電システム１の収益が最大になると予測した時期を示す時期情報を不図示の表示部に表示する。これにより、保守支援装置１０は、複数の太陽電池モジュール５をまとめて交換する適切な時期を提示することができる。なお、太陽光発電システム１の収益が最大になるとは、太陽光発電システム１の収益が厳密に最大になることに限定されない。なお、以下において、「交換対象モジュール群をまとめて交換する」ことを、「交換対象モジュール群を交換する」と記載する場合がある。

以下、保守支援装置１０の構成について具体的に説明する。図２は、実施の形態１にかかる保守支援装置の構成の一例を示す図である。図２に示すように、保守支援装置１０は、入力部１１と、通信部１２と、表示部１３と、記憶部１４と、処理部１５とを含む。

入力部１１は、例えば、マウスおよびキーボードなどを含むが、タッチパッドであってもよい。通信部１２は、ネットワーク７に有線または無線で接続され、データ収集装置６から送信されるデータを受信する。表示部１３は、例えば、液晶ディスプレイまたは有機ＥＬ（Organic ElectroLuminescence）ディスプレイである。

記憶部１４は、入力部１１に入力されたデータおよび通信部１２で受信されたデータ収集装置６のデータなどを記憶する。記憶部１４は、設備データベース１６と、劣化モデルデータベース１７とを記憶する。

設備データベース１６は、電気特性データ２０と、測定データ２１と、施工費用データ２２と、発電開始時期データ２３と、発電終了予定時期データ２４とを含む。劣化モデルデータベース１７は、劣化特性データ２５を含む。

電気特性データ２０は、メーカ毎に公開されている太陽電池モジュール５の仕様を示すデータである。かかる電気特性データ２０には、例えば、太陽電池モジュール５の太陽電池容量、公称開放電圧、および公称短絡電流などが含まれる。これら太陽電池容量、公称開放電圧、および公称短絡電流の各々は、太陽電池モジュール５の工場出荷時における初期特性であり、例えば、絶対値で表される。

測定データ２１は、例えば、太陽電池アレイ２、複数の太陽電池ストリング、および複数の太陽電池モジュール５の各々の特性値を含む。特性値は、例えば、Ｉ－Ｖ特性値およびインピーダンス値などを含み、測定装置３による測定結果に応じて随時最新の値に更新される。なお、測定データ２１は、最新の値よりも前に測定された過去の値を含む。

施工費用データ２２は、固定費データと変動費データとを太陽電池モジュール５のメーカ毎に含む。固定費データは、太陽電池モジュール５の交換費用のうち太陽電池モジュール５の数によって変動しない費用である固定費のデータである。変動費データは、太陽電池モジュール５の交換費用のうち太陽電池モジュール５の数によって変動する費用である変動費のデータである。

固定費データには、交通費、安全対策費、および試験調整費などのデータが含まれる。交通費は、太陽電池モジュール５の交換を行う作業者である交換作業者が太陽光発電システム１の設置場所に移動するのに要する費用である。安全対策費は、太陽電池モジュール５を交換する際の安全を確保するための費用であり、例えば、安全柵の荷役、設置、および揚重に必要となる費用などを含む。試験調整費は、太陽電池アレイ２の交換後の太陽光発電システム１が正常に稼働するかの確認に要する費用である。

変動費データには、モジュール購入単価、モジュール運搬費、モジュール取付労務費、およびアース配線費などのデータが含まれる。モジュール購入単価は、太陽電池モジュール５の購入単価である。モジュール運搬費は、太陽電池モジュール５の運搬に要する費用である。モジュール取付労務費は、太陽電池モジュール５を取り付けるのに要する労務費である。アース配線費は、太陽電池モジュール５のアース配線を行うのに要する費用である。

発電開始時期データ２３は、太陽光発電システム１の設置後に太陽光発電システム１の発電が開始された時期を示すデータである。発電終了予定時期データ２４は、太陽光発電システム１の発電終了が予定される時期を示すデータである。以下、太陽光発電システム１の発電終了が予定される時期を発電終了予定時期と記載する場合がある。発電終了予定時期は、例えば、固定価格買取（ＦＩＴ：Feed-In Tariff）制度で決定された買取期間満了日である。

劣化モデルデータベース１７に含まれる劣化特性データ２５は、太陽電池モジュール５の劣化特性を示すデータを太陽電池モジュール５の種類毎に含む。太陽電池モジュール５の種類は、例えば、単結晶シリコン、多結晶シリコン、およびＣＩＧＳ（Copper Indium Gallium diSelenide）などの化合物系、およびヘテロ接合型などのパネル材料により分類される。太陽電池モジュール５は、材料により劣化の度合いが異なる。劣化特性データ２５は、メーカから提供される劣化特性を示すデータであるが、インターネット上または書籍などで公開されている劣化特性を示すデータであってもよい。

図３は、実施の形態１にかかる保守支援装置の記憶部に記憶される劣化特性データの一例を示す図である。図３に示す劣化特性データ２５では、太陽電池モジュール５の種類として、使用を開始してからの経過期間である使用期間毎にモジュールＰａ，Ｐｂ，Ｐｃ，Ｐｄ，Ｐｅの５つの種類の太陽電池モジュール５の出力についての劣化特性が示される。

図３に示す例では、劣化特性データ２５で示される劣化特性は、使用期間が１０年、２０年、および２５年である場合の劣化度を示しているが、太陽電池モジュール５の劣化特性は、予め設定された期間毎の劣化度の情報がテーブル形式または関数形式で劣化特性データに含まれていてもよい。

図３に示す例では、モジュールＰａの太陽電池モジュール５の特性は、使用期間が１０年である場合の劣化度が初期の特性値の９２～９４％で、使用期間が２０年である場合の劣化度が初期の特性値の８５～８８％で、使用期間が２５年である場合の劣化度が初期の特性値の８２～８５％である。

図２に戻って、処理部１５の説明を行う。処理部１５は、データ取得部３０と、劣化進行予測部３１と、発電電力量予測部３２と、収益算出部３３と、交換時期予測部３４と、交換推奨判定部３５と、出力処理部３６とを備える。

データ取得部３０は、入力部１１に入力されたデータおよび通信部１２で受信されたデータなどを取得し、取得したデータを記憶部１４に記憶する。例えば、データ取得部３０は、データ収集装置６から送信され通信部１２で受信された測定データを記憶部１４の測定データ２１に追加して、測定データ２１を更新する。また、データ取得部３０は、入力部１１に入力された電気特性データ、施工費用データ、発電開始時期データ、発電終了予定時期データ、および劣化特性データを、電気特性データ２０、施工費用データ２２、発電開始時期データ２３、発電終了予定時期データ２４、および劣化特性データ２５として記憶部１４に記憶する。

劣化進行予測部３１は、上述した電気特性データ２０、測定データ２１、発電開始時期データ２３、発電終了予定時期データ２４、および劣化特性データ２５に基づいて、太陽光発電システム１に含まれる各太陽電池モジュール５の特性劣化の時間的変化を予測する。

具体的には、劣化進行予測部３１は、測定データ２１、発電開始時期データ２３、および劣化特性データ２５に基づいて、太陽電池モジュール５の使用期間に対応する正常な特性値を太陽電池モジュール５毎に判定する。例えば、太陽電池モジュール５の種類が上述したモジュールＰａであり使用期間が１０年である場合、モジュールＰａの初期の特性値に９２～９４％を乗算して得られる値を正常な特性値として判定する。

そして、劣化進行予測部３１は、測定データ２１で示される最新の特性値が正常な特性値を下回るか否かを太陽電池モジュール５毎に判定する。劣化進行予測部３１は、測定データ２１で示される最新の特性値が正常な特性値を下回らない太陽電池モジュール５の特性劣化の時間的変化を、正常な特性劣化の時間的変化であると推定する。正常な特性劣化の時間的変化は、測定データ２１で示される特性値に、劣化特性データ２５で規定される使用期間に応じた将来の劣化度を乗じて得られる。

例えば、太陽電池モジュール５の種類が上述したモジュールＰａであり、使用期間が１０年であり、初期の特性値が１００であり、現在の特性値が９３であるとする。この場合、劣化特性データ２５で示される正常な劣化度は９２～９４％であり、正常な特性値は、９２～９４であるため、現在の特性値は正常な特性値を下回らない。そのため、劣化進行予測部３１は、太陽電池モジュール５の特性劣化の将来の時間的変化を、正常な特性劣化の時間的変化であると推定する。この場合、劣化進行予測部３１は、例えば、使用期間が２０年の正常な特性値が８５～８８で、使用期間が２５年の正常な特性値が８２～８５であると予測する。なお、劣化進行予測部３１は、補間処理などによって、使用期間が１０年から２０年の間の正常な特性値および使用期間が２５年を超える時期の正常な特性値も予測する。

また、劣化進行予測部３１は、現在の特性値が正常な特性値を下回る太陽電池モジュール５の将来の特性劣化の時間的変化を、測定データ２１で示される特性値に基づいて推定する。例えば、劣化進行予測部３１は、正常な特性値に対する現在の特性値の比を、劣化特性データ２５で規定される使用期間に応じた将来の劣化度に乗算する。劣化進行予測部３１は、乗算した結果に、初期の特性値を乗算することによって、現在の特性値が正常な特性値を下回る太陽電池モジュール５の将来の特性劣化の時間的変化を推定する。現在の特性値が正常な特性値を下回る太陽電池モジュール５は、異常劣化がある太陽電池モジュール５の一例である。

例えば、太陽電池モジュール５の種類が上述したモジュールＰｄであり、使用期間が１０年であり、初期の特性値が１００であり、現在の特性値が８５であるとする。この場合、正常な特性値は、９６であり、正常な特性値に対する現在の特性値の比は、８５÷９６＝０．８９である。劣化進行予測部３１は、劣化特性データ２５で規定される使用期間に応じた将来の劣化度を乗じて得られる特性に０．８９を乗算する。劣化進行予測部３１は、乗算して得られる特性に初期の特性値を乗算することによって、現在の特性値が正常な特性値を下回る太陽電池モジュール５の将来の特性劣化の時間的変化を推定する。例えば、劣化進行予測部３１によって予測される使用期間が２０年の特性値は、０．９２×０．８９×１００＝８２である。

現在の特性値が正常な特性値を下回る太陽電池モジュール５の特性劣化の時間的変化の予測は、上述した方法に限定されない。劣化特性データ２５には、太陽電池モジュール５の正常時の劣化特性のデータに加え、太陽電池モジュール５の異常劣化時の劣化特性を示すデータを太陽電池モジュール５の種類毎に含めることができる。この場合、劣化進行予測部３１は、太陽電池モジュール５の異常劣化時の劣化特性を用いて、太陽電池モジュール５の特性劣化の時間的変化を予測することもできる。

なお、太陽電池モジュール５の異常劣化時の劣化特性を示すデータは、異常劣化の種類毎に劣化特性データ２５に含めることができる。この場合、劣化進行予測部３１は、太陽電池モジュール５の異常劣化時の劣化特性のうち異常劣化の種類に対応する劣化特性を用いて、太陽電池モジュール５の特性劣化の時間的変化を予測することができる。

発電電力量予測部３２は、劣化進行予測部３１の予測結果に基づいて、太陽光発電システム１の発電電力量を予測する。具体的には、発電電力量予測部３２は、現在の特性値が正常な特性値を下回る２以上の太陽電池モジュール５がある場合、かかる２以上の太陽電池モジュール５を交換する場合と交換しない場合の太陽光発電システム１の発電電力量を予測する。以下、現在の特性値が正常な特性値を下回る２以上の太陽電池モジュール５を交換対象モジュール群と記載する場合がある。

発電電力量予測部３２は、例えば、劣化進行予測部３１によって予測された太陽電池モジュール５の特性劣化の時間的変化と電気特性データ２０とに基づいて、交換対象モジュール群を交換する場合と交換しない場合の太陽光発電システム１の発電電力量を予測する。発電電力量予測部３２によって予測される太陽光発電システム１の発電電力量は、現時点から発電終了予定時期までの太陽光発電システム１の総発電電力量である。

発電電力量予測部３２は、第１予測部３２ａと、第２予測部３２ｂとを備える。第１予測部３２ａは、劣化進行予測部３１によって予測された太陽電池モジュール５の特性劣化の時間的変化と、電気特性データ２０とに基づいて、交換対象モジュール群を交換しない場合の太陽光発電システム１の発電電力量を予測する。例えば、第１予測部３２ａは、劣化進行予測部３１によって予測された太陽電池モジュール５の特性劣化の時間的変化に基づいて、電気特性データ２０で規定されたＶ－Ｉ特性で算出される発電電力を積分することによって、交換対象モジュール群を交換しない場合の太陽光発電システム１の発電電力量を予測する。

第２予測部３２ｂは、劣化進行予測部３１によって予測された太陽電池モジュール５の特性劣化の時間的変化と、電気特性データ２０とに基づいて、現時点から交換対象モジュール群を交換する時期の直前までの太陽光発電システム１の発電電力量を第１の発電電力量として予測する。また、第２予測部３２ｂは、電気特性データ２０と劣化特性データ２５とに基づいて、交換対象モジュール群を交換してから発電終了予定時期までの太陽光発電システム１の発電電力量を第２の発電電力量として予測する。そして、第２予測部３２ｂは、第１の発電電力量と第２の発電電力量とを加算して得られる発電電力量を、交換対象モジュール群を交換する場合の太陽光発電システム１の発電電力量として予測する。

例えば、第２予測部３２ｂは、第１予測部３２ａと同様の演算によって、第１の発電電力量を算出する。また、第２予測部３２ｂは、劣化特性データ２５で規定された特性劣化の時間的変化に基づいて、電気特性データ２０で規定されたＶ－Ｉ特性で算出される発電電力を積分して得られる発電電力量を第２の発電電力量として算出する。なお、第２予測部３２ｂは、交換対象モジュール群に含まれない各太陽電池モジュール５の発電電力量を、第１予測部３２ａと同様の演算によって算出することもできる。

第２予測部３２ｂは、交換対象モジュール群を交換する場合の太陽光発電システム１の発電電力量を交換時期候補毎に予測する。交換時期候補は、現時点から発電終了予定時期までの期間において予め設定された期間毎に設定される。例えば、交換時期候補は、現時点から発電終了予定時期までの期間における日毎、週毎、または月毎の時期である。

図４は、実施の形態１にかかる異常劣化した太陽電池モジュールを交換する場合と交換しない場合の太陽電池モジュールの発電電力量の時間的変化を示すグラフの一例を示す図である。図４で示されるグラフにおいて、縦軸は、発電電力［ｋＷ］であり、横軸は時間［ｈ］である。また、図４において、「ｔ_０」は、発電開始時期を示し、「ｔ_ｘ」は、現時点を示し、「ｔ_ｅ」は、発電終了予定時期を示す。

図４において、異常劣化した太陽電池モジュール５の発電電力の推移は、関数ｆ_ｂｃ（ｔ）で示される。異常劣化した太陽電池モジュール５を交換しない場合、関数ｆ_ｂｃ（ｔ）で示される発電電力が０［ｋＷ］になる時期ｔ_ｙまでの面積Ｓ_ｂｃが、異常劣化した太陽電池モジュール５に期待される総発電電力量である。面積Ｓ_ｂｃは、発電開始時期ｔ_０から時期ｔ_ｘまでの面積Ｓ_ｂｃ１と、時期ｔ_ｘから時期ｔ_ｃまでの面積Ｓ_ｂｃ２と、時期ｔ_ｃから時期ｔ_ｙまでの面積Ｓ_ｂｃ３とを含む。

第１予測部３２ａによって予測される発電電力量は、関数ｆ_ｂｃ（ｔ）における時期ｔ_ｘから時期ｔ_ｙまでの面積Ｓ_ｂｃ２，Ｓ_ｂｃ３で示される発電電力量である。なお、第１予測部３２ａによって予測される発電電力量は、関数ｆ_ｂｃ（ｔ）における発電開始時期ｔ_０から時期ｔ_ｙまでの面積Ｓ_ｂｃで示される発電電力量であってもよい。

また、異常劣化した太陽電池モジュール５を時期ｔ_ｃで交換する場合、交換後の太陽電池モジュール５の発電電力の推移は、関数ｆ_ａｃ（ｔ）で示される。異常劣化した太陽電池モジュール５を交換する場合、時期ｔ_ｃから発電終了予定時期ｔ_ｅまでの面積Ｓ_ａｃが、交換後の太陽電池モジュール５に期待される時期ｔ_ｃから発電終了予定時期ｔ_ｅまでの総発電電力量である。時期ｔ_ｃは、時期ｔ_ｘよりも先の時期である。

したがって、異常劣化した太陽電池モジュール５を時期ｔ_ｃで交換する場合に期待される現時点からの発電電力量は、関数ｆ_ｂｃ（ｔ）の時期ｔ_ｘから時期ｔ_ｃまでの期間の面積Ｓ_ｂｃ２と関数ｆ_ａｃ（ｔ）の時期ｔ_ｃから発電終了予定時期ｔ_ｅまでの期間の面積Ｓ_ａｃとを合算した面積で示される発電電力量である。すなわち、第２予測部３２ｂによって予測される発電電力量は、面積Ｓ_ｂｃ２，Ｓ_ａｃを合算した面積で示される発電電力量である。なお、第２予測部３２ｂによって予測される発電電力量は、面積Ｓ_ｂｃ１，Ｓ_ｂｃ２，Ｓ_ａｃを合算した面積で示される発電電力量であってもよい。

図４に示す例では、異常劣化した太陽電池モジュール５を時期ｔ_ｃで交換する場合、異常劣化した太陽電池モジュール５を交換しない場合に比べ、面積Ｓ_ａｃから面積Ｓ_ｂｃ３を差し引いた面積の分だけ発電電力量が増加する。

図２に戻って、処理部１５の説明を続ける。収益算出部３３は、発電電力量予測部３２によって予測される太陽光発電システム１の発電電力量に基づいて、交換対象モジュール群を交換する場合と交換しない場合とで各々得られる太陽光発電システム１の収益を算出する。

収益算出部３３は、交換対象モジュール群を交換しない場合に得られる太陽光発電システム１の収益を予測する第１算出部３３ａと、交換対象モジュール群を交換する場合に得られる太陽光発電システム１の収益を算出する第２算出部３３ｂとを備える。太陽光発電システム１の収益は、太陽光発電システム１によって得られる収益である。

第１算出部３３ａは、交換対象モジュール群を交換しない場合の発電電力量に発電単価を掛け合わせることで太陽光発電システム１の発電収益を算出する。具体的には、第１算出部３３ａは、第１予測部３２ａによって予測された太陽光発電システム１の発電電力量に発電単価を掛け合わせることで太陽光発電システム１の発電収益を算出する。第１算出部３３ａは、太陽光発電システム１の発電収益を太陽光発電システム１の収益として算出する。発電単価は、単位電力量を売電した場合に得られる収益であり、売電単価と呼ぶこともできる。

また、第２算出部３３ｂは、交換対象モジュール群を交換する場合の発電電力量に発電単価を掛け合わせることで太陽光発電システム１の発電収益を交換時期候補毎に算出する。

具体的には、第２算出部３３ｂは、第２予測部３２ｂによって予測された太陽光発電システム１の発電電力量に発電単価を掛け合わせることで太陽光発電システム１の発電収益を交換時期候補毎に算出する。そして、第２算出部３３ｂは、算出した太陽光発電システム１の発電収益の予測値から交換対象モジュール群を交換するのに必要な費用である施工費用を減算することによって太陽光発電システム１の収益を交換時期候補毎に算出する。

第２算出部３３ｂは、施工費用データ２２に基づいて、交換対象モジュール群を交換するのに必要な費用である施工費用を算出する。施工費用データ２２には、上述したように、太陽電池モジュール５の交換費用のうち太陽電池モジュール５の数によって変動しない費用である固定費のデータと、太陽電池モジュール５の交換費用のうち太陽電池モジュール５の数によって変動する費用である変動費のデータとが含まれる。

図５は、実施の形態１にかかる施工費用のうち変動費の一例を示す図である。図５に示すように、変動費は、モジュール購入単価Ｃａ、モジュール運搬費Ｃｂ、モジュール取付労務費Ｃｃ、およびアース配線費Ｃｄを含む。第２算出部３３ｂは、交換対象モジュール群がＮ枚の太陽電池モジュール５で構成される場合、モジュール購入単価Ｃａ、モジュール運搬費Ｃｂ、モジュール取付労務費Ｃｃ、およびアース配線費Ｃｄの各々にＮを乗算した値を合算することによって変動費を算出する。

また、第２算出部３３ｂは、施工費用データ２２に基づいて、交通費、安全対策費、および試験調整費などの合計金額を固定費として算出する。第２算出部３３ｂは、算出した固定費と変動費との合計金額を施工費用として算出する。

図６は、実施の形態１にかかる収益算出部の第２算出部によって算出される施工費用を説明するための図である。図６に示すように、施工費用のうち変動費は、交換対象となる太陽電池モジュール５の数が増加するほど増加するが、固定費は交換対象となる太陽電池モジュール５の数に応じて変化しない。

図２に戻って、処理部１５の説明を続ける。交換時期予測部３４は、交換対象モジュール群をまとめて交換する場合に得られる太陽光発電システム１の収益が最大になる時期を予測する予測処理を行う。

図７および図８は、実施の形態１にかかる交換時期予測部による予測処理を説明するための図である。図７および図８に示すグラフは、縦軸が太陽光発電システム１の収益を示し、横軸は時間を示す。

図７に示すように、交換対象モジュール群を交換しない場合、太陽光発電システム１の収益は、関数ｆ１（ｔ）で示されるように推移し、時間が経過するほど太陽光発電システム１の収益が多くなる。図７に示す例では、時期ｔ_ｘで交換対象モジュール群を交換する場合、太陽光発電システム１の収益は、時期ｔ_ｘ以降は関数ｆ２（ｔ）で示されるように推移し、時期ｔ_ｚで交換対象モジュール群を交換する場合、太陽光発電システム１の収益は、時期ｔ_ｚ以降は関数ｆ３（ｔ）で示されるように推移することを示している。

時期ｔ_ｚで交換対象モジュール群を交換する場合、時期ｔ_ｘで交換対象モジュール群を交換する場合に比べ、太陽光発電システム１の収益が多い。時期ｔ_ｚで交換対象モジュール群を交換する場合、時期ｔ_ｚでモジュール交換費用が生じるため、太陽光発電システム１の収益が一時的に下がるが、太陽光発電システム１で新たな複数の太陽電池モジュール５が用いられる。

そのため、関数ｆ３（ｔ）で示されるように、太陽光発電システム１の収益の増加が大きくなり、発電終了予定時期ｔ_ｅにおいて、交換対象モジュール群を交換しない場合に比べ、太陽光発電システム１の収益が大きくなる。発電終了予定時期ｔ_ｅにおいて、関数ｆ１（ｔ）で示される太陽光発電システム１の収益と関数ｆ３（ｔ）で示される太陽光発電システム１の収益との差が、モジュール交換効果である。モジュール交換効果は、交換対象モジュール群を交換したことによる効果である。

交換時期予測部３４は、収益算出部３３の第２算出部３３ｂによって算出された複数の交換時期候補の太陽光発電システム１の収益のうち最も太陽光発電システム１の収益が多い交換時期候補を、交換対象モジュール群をまとめて交換する場合に得られる太陽光発電システム１の収益が最大になる時期として予測する。

ここで、図７において、時期ｔ_ｚが最も太陽光発電システム１の収益が多い交換時期候補であるとする。この場合、交換時期予測部３４は、時期ｔ_ｚを、交換対象モジュール群をまとめて交換する場合に得られる太陽光発電システム１の収益が最大になる時期として予測する。

ここで、交換対象モジュール群を交換しない場合の太陽光発電システム１の収益の時間的変化を示す関数が「ｆａ」であり、交換対象モジュール群をまとめて交換する場合の太陽光発電システム１の収益の時間的変化を示す関数が「ｆｂ」であり、交換対象モジュール群の交換時期が「ｔ_ｃ」であるとする。この場合、下記式（１）に示す収益Ｅが最大になる時期ｔ_ｃが、交換対象モジュール群をまとめて交換する場合に得られる太陽光発電システム１の収益が最大になる時期である。以下、太陽光発電システム１の収益が最大になる時期を収益最大時期と記載する場合がある。

図８に示す例では、収益算出部３３の第２算出部３３ｂによって算出された複数の交換時期候補の太陽光発電システム１の収益のうち最も太陽光発電システム１の収益が多い交換時期候補は、現時点である時期ｔ_ｘである。時期ｔ_ｘで交換対象モジュール群をまとめて交換する場合の太陽光発電システム１の収益は、関数ｆ３（ｔ）で表される。また、交換対象モジュール群を交換しない場合の太陽光発電システム１の収益は、関数ｆ１（ｔ）で表される。

図２に戻って、処理部１５の説明を続ける。処理部１５の交換推奨判定部３５は、交換時期予測部３４で予測される収益最大時期で交換対象モジュール群をまとめて交換する場合と交換対象モジュール群を交換しない場合とで各々得られる太陽光発電システム１の収益の差に基づいて、収益最大時期における交換対象モジュール群の交換を推奨するか否かを判定する。

具体的には、交換推奨判定部３５は、収益最大時期で交換対象モジュール群をまとめて交換する場合の太陽光発電システム１の収益が、交換対象モジュール群を交換しない場合の太陽光発電システム１の収益よりも多い場合、収益最大時期における交換対象モジュール群の交換を推奨すると判定する。

例えば、図７において、時期ｔ_ｚが収益最大時期であるとする。この場合、時期ｔ_ｚで交換対象モジュール群を交換する場合の太陽光発電システム１の収益は、交換対象モジュール群を交換しない場合の太陽光発電システム１の収益よりも多い。そのため、交換推奨判定部３５は、時期ｔ_ｚにおける交換対象モジュール群の交換を推奨すると判定する。

例えば、図８において、時期ｔ_ｘが収益最大時期であるとする。この場合、時期ｔ_ｘで交換対象モジュール群を交換する場合の太陽光発電システム１の収益は、交換対象モジュール群を交換しない場合の太陽光発電システム１の収益よりも少ない。そのため、交換推奨判定部３５は、交換対象モジュール群の交換を推奨しないと判定する。

なお、発電電力量予測部３２の第２予測部３２ｂおよび収益算出部３３の第２算出部３３ｂで各々設定される交換時期候補は、発電開始時期ｔ_０から発電終了予定時期ｔ_ｅまでの期間における日毎、週毎または月毎の時期であってもよい。この場合、交換時期予測部３４は、発電開始時期ｔ_０から発電終了予定時期ｔ_ｅまでの期間に設定される複数の交換時期候補の太陽光発電システム１の収益のうち太陽光発電システム１の収益が最も多い交換時期候補を判定する。

ここで、交換対象モジュール群を交換しない場合の太陽光発電システム１の収益の時間的変化を示す関数が「ｆａ」であり、交換対象モジュール群を交換した場合の太陽光発電システム１の収益の時間的変化を示す関数が「ｆｂ」であり、交換対象モジュール群の交換時期を「ｔ_ｃ」とする。この場合、下記式（２）に示す収益Ｅが最大になる時期ｔ_ｃが、交換対象モジュール群をまとめて交換する場合に得られる太陽光発電システム１の収益が最大になる時期である。

図８において、発電開始時期ｔ_０から発電終了予定時期ｔ_ｅまでの期間において時期ｔ_ｚが収益最大時期であり、時期ｔ_ｘから発電終了予定時期ｔ_ｅまでの期間において時期ｔ_ｘが収益最大時期であるとする。この場合、時期ｔ_ｚで交換対象モジュール群を交換する場合の太陽光発電システム１の収益は、交換対象モジュール群を交換しない場合の太陽光発電システム１の収益よりも多いが、時期ｔ_ｚは、現時点である時期ｔ_ｘよりも前の時期である。また、時期ｔ_ｘで交換対象モジュール群を交換する場合の太陽光発電システム１の収益は、交換対象モジュール群を交換しない場合の太陽光発電システム１の収益よりも少ない。そのため、交換推奨判定部３５は、交換対象モジュール群の交換を推奨しないと判定する。

出力処理部３６は、収益算出部３３によって算出された太陽光発電システム１の収益を示す収益情報、交換時期予測部３４によって予測された時期を示す時期情報、および交換推奨判定部３５による判定結果を示す推奨情報などに基づいて、保守支援画像を生成する。保守支援画像の情報は、支援情報の一例である。出力処理部３６は、表示部１３に生成した保守支援画像を表示させたり、ネットワーク７を介して不図示の外部装置へ生成した保守支援画像の情報を通信部１２に送信させたりすることができる。

図９は、実施の形態１にかかる出力処理部によって生成される保守支援画像の一例を示す図である。図９に示す保守支援画像５０には、交換対象モジュール群の交換を推奨するか否かを判定するのに用いた各種の情報を示す判定要素一覧５１と、太陽光発電システム１の収益の推移を示す利益推移グラフ５２とが含まれる。

図９に示す判定要素一覧５１において、「交換推奨の有無」は、交換対象モジュール群の交換を推奨するか否かを示す情報である。「交換推奨の有無」が「有」である場合、交換対象モジュール群の交換を推奨することを示し、「交換推奨の有無」が「無」である場合、交換対象モジュール群の交換を推奨しないことを示す。また、「発電量最大日」は、収益最大時期の一例であり、「交換推奨日」は、収益最大時期が現時点よりも先の時期である場合、収益最大時期と同じであり、上述した時期情報の一例である。「交換モジュール枚数」は、交換対象モジュール群に含まれる太陽電池モジュール５の枚数である。

「モジュール交換効果［円］」は、交換推奨日から発電終了予定時期までに交換対象モジュール群を新たな複数の太陽電池モジュール５に交換することで増加する収益である差額利益である。「モジュール交換効果［ｋＷｈ］」は、交換推奨日から発電終了予定時期までに交換対象モジュール群を新たな複数の太陽電池モジュール５に交換することで増加する発電電力量である増加電力量である。

また、図９において、「モジュール交換費用」は、交換対象モジュール群を新たな複数の太陽電池モジュール５に交換するために必要な費用であり、上述した施工費用である。「差額利益」は、モジュール交換効果からモジュール交換費用を減算した値である。「発電開始日」は、発電開始時期ｔ_０の一例である。「本日」は、現時点である時期ｔ_ｘの一例である。「発電終了予定日」は、発電終了予定時期ｔ_ｅの一例である。

図９に示す例では、「モジュール交換効果［円］」が１，８００，０００円で、「モジュール交換費用」が２７０，０００円である。そのため、「差額利益」は、１，８００，０００－２７０，０００＝１，５３０，０００円となる。したがって、「交換推奨の有無」は、交換対象モジュール群の交換を推奨することを示す「有」になる。

保守支援画像５０における利益推移グラフ５２は、交換対象モジュール群を交換する場合に得られる太陽光発電システム１の収益が実線で表され、交換対象モジュール群を交換しない場合に得られる太陽光発電システム１の収益が破線で表される。かかる利益推移グラフ５２によって保守支援装置１０の利用者は、交換対象モジュール群を交換する場合としない場合とで各々得られる太陽光発電システム１の収益を容易に把握することができる。保守支援装置１０の利用者は、例えば、太陽光発電システム１を所有する発電事業者である。

図１０は、実施の形態１にかかる出力処理部によって生成される保守支援画像の他の例を示す図である。図１０に示す保守支援画像６０には、交換対象モジュール群の交換を推奨するか否かを判定するのに用いた各種の情報を示す判定要素一覧６１と、太陽光発電システム１の収益の推移を示す利益推移グラフ６２とが含まれる。判定要素一覧６１は、判定要素一覧５１と同様の項目の情報を含み、利益推移グラフ６２は、利益推移グラフ５２と同様のグラフを含む。

図１０に示す例では、「モジュール交換効果［円］」が２００，０００円で、「モジュール交換費用」が２７０，０００円である。そのため、「差額利益」は、２００，０００－２７０，０００＝－７０，０００円となる。したがって、「交換推奨の有無」は、交換対象モジュール群の交換を推奨しないことを示す「無」になる。

このように、処理部１５は、交換対象モジュール群をまとめて交換する場合に要する施工費用を加味した太陽光発電システム１の収益が最大となる交換対象モジュール群の交換時期を予測する。太陽電池モジュール５に異常劣化が発生する毎に太陽電池モジュール５を交換する場合に比べ、交換対象モジュール群をまとめて交換する場合には、固定費を削減することができる。そのため、保守支援装置１０は、太陽光発電システム１の収益を増加させることができ、複数の太陽電池モジュール５をまとめて交換する適切な時期を提示することができる。

つづいて、フローチャートを用いて保守支援装置１０の処理部１５による処理を説明する。図１１は、実施の形態１にかかる保守支援装置の処理部による処理の一例を示すフローチャートである。

図１１に示すように、処理部１５は、記憶部１４に記憶された設備データベース１６および劣化モデルデータベース１７からデータを取得する（ステップＳ１０）。処理部１５は、ステップＳ１０で取得したデータに基づいて、各太陽電池モジュール５の特性劣化の時間的変化を予測する（ステップＳ１１）。

次に、処理部１５は、交換対象モジュール群を交換する場合としない場合の各々の発電電力量を予測する（ステップＳ１２）。処理部１５は、ステップＳ１２で予測された発電電力量と施工費用データ２２と発電単価とに基づいて、交換対象モジュール群を交換する場合としない場合の各々の太陽光発電システム１の収益を算出する（ステップＳ１３）。

次に、処理部１５は、交換対象モジュール群を交換する場合に太陽光発電システム１の収益が最大になる時期を算出する（ステップＳ１４）。処理部１５は、ステップＳ１３，Ｓ１４の処理の結果に基づいて、交換対象モジュール群の交換を推奨するか否かを判定する（ステップＳ１５）。処理部１５は、ステップＳ１５の判定結果を含む保守支援画像を生成し、生成した保守支援画像の情報を出力し（ステップＳ１６）、図１１に示す処理を終了する。

図１２は、実施の形態１にかかる保守支援装置のハードウェア構成の一例を示す図である。図１２に示すように、保守支援装置１０は、プロセッサ１０１と、メモリ１０２と、入力装置１０３と、通信装置１０４と、ディスプレイ１０５とを備えるコンピュータを含む。

プロセッサ１０１、メモリ１０２、入力装置１０３、通信装置１０４、およびディスプレイ１０５は、例えば、バス１０６によって互いに情報の送受信が可能である。入力部１１は、入力装置１０３によって実現される。通信部１２は、通信装置１０４によって実現される。表示部１３は、ディスプレイ１０５によって実現される。記憶部１４は、メモリ１０２によって実現される。プロセッサ１０１は、メモリ１０２に記憶されたプログラムを読み出して実行することによって、データ取得部３０、劣化進行予測部３１、発電電力量予測部３２、収益算出部３３、交換時期予測部３４、交換推奨判定部３５、および出力処理部３６などの機能を実行する。プロセッサ１０１は、例えば、処理回路の一例であり、ＣＰＵ（Central Processing Unit）、ＤＳＰ（Digital Signal Processor）、およびシステムＬＳＩ（Large Scale Integration）のうち一つ以上を含む。

メモリ１０２は、ＲＡＭ（Random Access Memory）、ＲＯＭ（Read Only Memory）、フラッシュメモリ、ＥＰＲＯＭ（Erasable Programmable Read Only Memory）、およびＥＥＰＲＯＭ（登録商標）（Electrically Erasable Programmable Read Only Memory）のうち一つ以上を含む。また、メモリ１０２は、コンピュータが読み取り可能なプログラムが記録された記録媒体を含む。かかる記録媒体は、不揮発性または揮発性の半導体メモリ、磁気ディスク、フレキシブルメモリ、光ディスク、コンパクトディスク、およびＤＶＤ（Digital Versatile Disc）のうち一つ以上を含む。なお、保守支援装置１０は、ＡＳＩＣ（Application Specific Integrated Circuit）およびＦＰＧＡ（Field Programmable Gate Array）などの集積回路を含んでいてもよい。

以上のように、実施の形態１にかかる保守支援装置１０は、交換時期予測部３４と、出力処理部３６とを備える。交換時期予測部３４は、太陽光発電システム１を構成する複数の太陽電池モジュール５のうち２以上の太陽電池モジュール５である交換対象モジュール群をまとめて交換する場合に得られる太陽光発電システム１の収益が最大になる時期を予測する。出力処理部３６は、交換時期予測部３４によって予測された時期を示す時期情報を出力する。これにより、保守支援装置１０は、複数の太陽電池モジュール５をまとめて交換する適切な時期を提示することができる。

また、保守支援装置１０は、交換推奨判定部３５を備える。交換推奨判定部３５は、交換時期予測部３４で予測される時期で交換対象モジュール群をまとめて交換する場合と交換対象モジュール群を交換しない場合とで各々得られる太陽光発電システム１の収益の差に基づいて、交換対象モジュール群の交換を推奨するか否かを判定する。出力処理部３６は、交換推奨判定部３５によって判定された交換対象モジュール群の交換を推奨するか否かを示す情報をさらに出力する。これにより、保守支援装置１０は、交換対象モジュール群の交換を推奨するか否かを示す情報を保守支援装置１０の利用者に提供できるため、保守支援装置１０の利用者は、太陽電池モジュール５を交換した方がよいかを容易に把握することができる。

また、出力処理部３６は、交換時期予測部３４で予測される交換時期で交換対象モジュール群をまとめて交換する場合と交換しない場合とで各々得られる太陽光発電システム１の収益を示す収益情報をさらに出力する。これにより、保守支援装置１０は、交換対象モジュール群をまとめて交換する場合と交換しない場合とで得られる太陽光発電システム１の収益を保守支援装置１０の利用者に把握させることができ、保守支援装置１０の利用者は、太陽電池モジュール５を交換した方がよいか否かをより適切に把握することができる。

また、保守支援装置１０は、発電電力量予測部３２と、収益算出部３３とを備える。発電電力量予測部３２は、交換対象モジュール群をまとめて交換する場合と交換しない場合の太陽光発電システム１の発電電力量を予測する。収益算出部３３は、発電電力量予測部３２によって予測される太陽光発電システム１の発電電力量に基づいて、交換対象モジュール群をまとめて交換する場合に得られる太陽光発電システム１の収益を予測する。交換時期予測部３４は、収益算出部３３によって算出される太陽光発電システム１の収益に基づいて、太陽光発電システム１の収益が最大になる時期を予測する。これにより、保守支援装置１０は、太陽光発電システム１の収益が最大になる時期を精度よく予測することができる。

また、保守支援装置１０は、複数の太陽電池モジュール５の特性劣化の時間的変化を予測する劣化進行予測部３１を備える。発電電力量予測部３２は、劣化進行予測部３１の予測結果に基づいて、太陽光発電システム１の発電電力量を予測する。これにより、保守支援装置１０は、太陽光発電システム１の発電電力量を精度よく予測することができる。

また、交換対象モジュール群を構成する２以上の太陽電池モジュール５の各々は、複数の太陽電池モジュール５のうち異常劣化がある太陽電池モジュール５である。これにより、保守支援装置１０は、異常劣化がある太陽電池モジュール５を交換した方がよいかをより適切に把握することができる。

実施の形態２．
実施の形態２にかかる保守支援装置は、日射量の情報に基づいて、太陽電池モジュールの劣化度を判定し、判定した劣化度に基づいて、太陽電池モジュールの特性劣化の時間的変化を予測する点で、実施の形態１にかかる保守支援装置１０と異なる。以下においては、実施の形態１と同様の機能を有する構成要素については同一符号を付して説明を省略し、実施の形態１の保守支援装置１０と異なる点を中心に説明する。

図１３は、実施の形態２にかかる太陽光発電システムとデータ収集装置と保守支援装置とを含む発電システムの構成の一例を示す図である。図１３に示す発電システム１００Ａは、太陽光発電システム１と、データ収集装置６と、保守支援装置１０Ａと、気象データ提供装置７０を備える。気象データ提供装置７０は、ネットワーク７を介して保守支援装置１０Ａに太陽電池アレイ２の設置場所における日射量の情報を送信する。

保守支援装置１０Ａは、気象データ提供装置７０から提供される日射量の情報に基づいて、太陽電池モジュール５の劣化度を判定し、判定した劣化度に基づいて、太陽電池モジュール５の特性劣化の時間的変化を予測する点で、保守支援装置１０と異なる。

図１４は、実施の形態２にかかる保守支援装置の構成の一例を示す図である。図１４に示すように、保守支援装置１０Ａは、記憶部１４および処理部１５に代えて、記憶部１４Ａおよび処理部１５Ａを備える。記憶部１４Ａは、さらに気象データベース１８を備える点で、記憶部１４と異なる。気象データベース１８は、気象データ提供装置７０から提供される日射量の情報を含む気象データ２６を含む。

処理部１５Ａは、劣化進行予測部３１に代えて、劣化進行予測部３１Ａを備える点で、処理部１５と異なる。劣化進行予測部３１Ａは、測定データ２１と気象データ２６とを用いて、太陽光発電システム１に含まれる各太陽電池モジュール５の特性劣化の時間的変化を予測する点で、劣化進行予測部３１と異なる。

例えば、劣化進行予測部３１Ａは、気象データ２６に含まれる過去の日射量に対する太陽電池モジュール５の特性値と、気象データ２６に含まれる現在の日射量に対する太陽電池モジュール５の特性値との比較に基づいて、太陽電池モジュール５の劣化度を判定することができる。

例えば、劣化進行予測部３１Ａは、同一日射量に対する過去の太陽電池モジュール５の特性値と現在の太陽電池モジュール５の特性値とを比較し、現在の太陽電池モジュール５の特性値が過去の太陽電池モジュール５の特性値よりもどのくらい低いかによって、太陽電池モジュール５の劣化度を判定することができる。

また、劣化進行予測部３１Ａは、判定した太陽電池モジュール５の劣化度と劣化特性データ２５とに基づいて、劣化進行予測部３１と同様に、太陽電池モジュール５の特性劣化の時間的変化を予測する。

なお、劣化進行予測部３１Ａは、劣化特性データ２５を用いずに、太陽電池モジュール５の特性劣化の時間的変化を予測することもできる。例えば、劣化進行予測部３１Ａは、同一種類の太陽電池モジュール５が複数ある場合、同一の日射量に対する各太陽電池モジュール５の特性値の時間的変化に基づいて、太陽電池モジュール５の標準的な特性劣化の時間的変化を判定することができる。劣化進行予測部３１Ａは、太陽電池モジュール５の正常時の劣化特性に代えて、太陽電池モジュール５の同一の日射量に対する標準的な特性劣化の時間的変化を用いることで、太陽電池モジュール５の特性劣化の時間的変化を予測する。

また、劣化進行予測部３１Ａは、日射量と太陽電池モジュール５の特性値とを過去と現在とで比較した結果と最新の特性値と正常な特性値とを比較した結果とに基づいて、太陽電池モジュール５の劣化度を判定することができる。

実施の形態２にかかる保守支援装置１０Ａのハードウェア構成例は、図１２に示す保守支援装置１０のハードウェア構成と同じである。プロセッサ１０１は、メモリ１０２に記憶されたプログラムを読み出して実行することによって、データ取得部３０、劣化進行予測部３１Ａ、発電電力量予測部３２、収益算出部３３、交換時期予測部３４、交換推奨判定部３５、および出力処理部３６の機能を実行することができる。

以上のように、実施の形態２にかかる保守支援装置１０Ａにおいて、劣化進行予測部３１Ａは、日射量の情報に基づいて、複数の太陽電池モジュール５の特性劣化の時間的変化を予測する。これにより、保守支援装置１０Ａは、比較的容易に太陽電池モジュール５の劣化を判定することができる。

なお、発電電力量予測部３２は、さらに予測される将来の日射量の情報を用いて、交換対象モジュール群を交換する場合と交換しない場合の太陽光発電システム１の発電電力量を予測することもできる。

以上の実施の形態に示した構成は、一例を示すものであり、別の公知の技術と組み合わせることも可能であるし、実施の形態同士を組み合わせることも可能であるし、要旨を逸脱しない範囲で、構成の一部を省略、変更することも可能である。

１ 太陽光発電システム、２ 太陽電池アレイ、３ 測定装置、４ パワーコンディショナー、５ 太陽電池モジュール、６ データ収集装置、７ ネットワーク、９ 電力系統、１０，１０Ａ 保守支援装置、１１ 入力部、１２ 通信部、１３ 表示部、１４，１４Ａ 記憶部、１５，１５Ａ 処理部、１６ 設備データベース、１７ 劣化モデルデータベース、１８ 気象データベース、２０ 電気特性データ、２１ 測定データ、２２ 施工費用データ、２３ 発電開始時期データ、２４ 発電終了予定時期データ、２５ 劣化特性データ、２６ 気象データ、３０ データ取得部、３１，３１Ａ 劣化進行予測部、３２ 発電電力量予測部、３２ａ 第１予測部、３２ｂ 第２予測部、３３ 収益算出部、３３ａ 第１算出部、３３ｂ 第２算出部、３４ 交換時期予測部、３５ 交換推奨判定部、３６ 出力処理部、５０，６０ 保守支援画像、５１，６１ 判定要素一覧、５２，６２ 利益推移グラフ、７０ 気象データ提供装置、１００，１００Ａ 発電システム。

Claims (9)

1. 太陽光発電システムを構成する複数の太陽電池モジュールのうちの２以上の太陽電池モジュールである交換対象モジュール群をまとめて交換する場合に得られる前記太陽光発電システムの収益が最大になる時期を予測する交換時期予測部と、
   前記交換時期予測部によって予測された時期を示す時期情報を出力する出力処理部と、を備え、
   前記交換対象モジュール群を交換しない場合の前記太陽光発電システムの収益の時間的変化を示す関数をｆａとし、前記交換対象モジュール群を交換した場合の前記太陽光発電システムの収益の時間的変化を示す関数をｆｂとし、発電開始時期をｔ _０ とし、発電終了予定時期をｔ _ｅ とし、前記交換対象モジュール群の交換時期をｔ _ｃ とした場合、
   下記の式（１）で表される収益Ｅが最大になるｔ _ｃ が、前記交換対象モジュール群をまとめて交換する場合に得られる前記太陽光発電システムの収益が最大になる時期である
   

   

   ことを特徴とする保守支援装置。
2. 前記交換時期予測部で予測される前記時期で前記交換対象モジュール群をまとめて交換する場合と前記交換対象モジュール群を交換しない場合とで各々得られる前記太陽光発電システムの収益の差に基づいて、前記交換対象モジュール群の交換を推奨するか否かを判定する交換推奨判定部を備え、
   前記出力処理部は、
   前記交換推奨判定部によって判定された前記交換対象モジュール群の交換を推奨するか否かを示す情報をさらに出力する
   ことを特徴とする請求項１に記載の保守支援装置。
3. 前記出力処理部は、
   前記交換時期予測部で予測される交換時期で前記交換対象モジュール群をまとめて交換する場合と交換しない場合とで各々得られる前記太陽光発電システムの収益を示す収益情報をさらに出力する
   ことを特徴とする請求項１または２に記載の保守支援装置。
4. 前記交換対象モジュール群をまとめて交換する場合と交換しない場合の前記太陽光発電システムの発電電力量を予測する発電電力量予測部と、
   前記発電電力量予測部によって予測される前記太陽光発電システムの発電電力量に基づいて、前記交換対象モジュール群をまとめて交換する場合に得られる前記太陽光発電システムの収益を算出する収益算出部と、を備え、
   前記交換時期予測部は、
   前記収益算出部によって算出される前記太陽光発電システムの収益に基づいて、前記太陽光発電システムの収益が最大になる時期を予測する
   ことを特徴とする請求項１から３のいずれか１つに記載の保守支援装置。
5. 前記複数の太陽電池モジュールの各々の特性劣化の時間的変化を予測する劣化進行予測部を備え、
   前記発電電力量予測部は、
   前記劣化進行予測部の予測結果に基づいて、前記太陽光発電システムの発電電力量を予測する
   ことを特徴とする請求項４に記載の保守支援装置。
6. 前記劣化進行予測部は、
   日射量の情報に基づいて、前記複数の太陽電池モジュールの特性劣化の時間的変化を予測する
   ことを特徴とする請求項５に記載の保守支援装置。
7. 前記交換対象モジュール群は、
   前記複数の太陽電池モジュールのうち異常劣化がある太陽電池モジュールである
   ことを特徴とする請求項１から６のいずれか１つに記載の保守支援装置。
8. コンピュータが実行する保守支援方法であって、
   太陽光発電システムを構成する複数の太陽電池モジュールのうちの２以上の太陽電池モジュールである交換対象モジュール群をまとめて交換する場合に得られる前記太陽光発電システムの収益が最大になる時期を予測する第１のステップと、
   前記第１のステップによって予測された時期を示す時期情報を出力する第２のステップと、を含み、
   前記交換対象モジュール群を交換しない場合の前記太陽光発電システムの収益の時間的変化を示す関数をｆａとし、前記交換対象モジュール群を交換した場合の前記太陽光発電システムの収益の時間的変化を示す関数をｆｂとし、発電開始時期をｔ _０ とし、発電終了予定時期をｔ _ｅ とし、前記交換対象モジュール群の交換時期をｔ _ｃ とした場合、
   下記の式（２）で表される収益Ｅが最大になるｔ _ｃ が、前記交換対象モジュール群をまとめて交換する場合に得られる前記太陽光発電システムの収益が最大になる時期である
   

   

   ことを特徴とする保守支援方法。
9. 太陽光発電システムを構成する複数の太陽電池モジュールのうちの２以上の太陽電池モジュールである交換対象モジュール群をまとめて交換する場合に得られる前記太陽光発電システムの収益が最大になる時期を予測する第１のステップと、
   前記第１のステップによって予測された時期を示す時期情報を出力する第２のステップと、をコンピュータに実行させ、
   前記交換対象モジュール群を交換しない場合の前記太陽光発電システムの収益の時間的変化を示す関数をｆａとし、前記交換対象モジュール群を交換した場合の前記太陽光発電システムの収益の時間的変化を示す関数をｆｂとし、発電開始時期をｔ _０ とし、発電終了予定時期をｔ _ｅ とし、前記交換対象モジュール群の交換時期をｔ _ｃ とした場合、
   下記の式（３）で表される収益Ｅが最大になるｔ _ｃ が、前記交換対象モジュール群をまとめて交換する場合に得られる前記太陽光発電システムの収益が最大になる時期である
   

   

   ことを特徴とする保守支援プログラム。

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