(57)【要約】【課題】変換設備における設備容量の利用効率を向上させる。【解決手段】太陽光発電システムは、複数の太陽電池モジュールを有し、太陽光に基づいて直流電力を発電する発電設備と、発電設備と、交流系統との間に接続され、発電設備が発電する直流電力を交流電力に変換するとともに、変換した交流電力を交流系統に供給する変換設備とを備え、変換設備の設備容量は、発電設備の出力分布に基づいて、発電設備の設備容量よりも小さく定められている。【選択図】図１
2014124035.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
複数の太陽電池モジュールを有し、太陽光に基づいて直流電力を発電する発電設備と、
前記発電設備と交流系統との間に接続され、前記発電設備が発電する直流電力を交流電力に変換するとともに、変換した前記交流電力を前記交流系統に供給する変換設備と
を備え、
前記変換設備の設備容量は、前記発電設備の出力分布に基づいて、前記発電設備の設備容量よりも小さく定められている
ことを特徴とする太陽光発電システム。
【請求項２】
前記変換設備の設備容量は、
前記発電設備の発電出力量が前記変換設備の設備容量を超える場合の損失量であって、前記出力分布に基づいて算出された損失量が所定の条件を満たすように、前記発電設備の設備容量よりも小さく定められている
ことを特徴とする請求項１に記載の太陽光発電システム。
【請求項３】
前記出力分布には、前記発電設備が設置される環境条件を考慮した出力頻度分布が含まれる
ことを特徴とする請求項２に記載の太陽光発電システム。
【請求項４】
前記出力分布には、前記発電設備の１日における発電量分布と、前記発電設備が設置される環境条件に基づいて推定される前記出力頻度分布とが含まれ、
前記損失量は、前記発電量分布に基づく前記発電設備の全発電量に対する損失率と、前記出力頻度分布とに基づいて算出される
ことを特徴とする請求項３に記載の太陽光発電システム。
【請求項５】
前記発電量分布は、前記太陽電池モジュールに対する太陽光の入射角に基づいて推定される
ことを特徴とする請求項４に記載の太陽光発電システム。
【請求項６】
前記発電量分布は、前記発電設備の設置条件又は前記太陽電池モジュールの種類に基づいて推定される
ことを特徴とする請求項４に記載の太陽光発電システム。
【請求項７】
前記所定の条件は、前記損失量に対するコスト情報に基づいて定められている
ことを特徴とする請求項２から請求項６のいずれか一項に記載の太陽光発電システム。
【請求項８】
前記変換設備は、
前記発電設備の発電出力量が前記変換設備の設備容量を超える場合に、過負荷動作範囲内で動作する
ことを特徴とする請求項１から請求項７のいずれか一項に記載の太陽光発電システム。
【請求項９】
前記変換設備には、前記発電設備が発電した直流電力を交流電力に変換するパワーコンディショナーが含まれる
ことを特徴とする請求項１から請求項８のいずれか一項に記載の太陽光発電システム。
【請求項１０】
前記パワーコンディショナーを複数備え、
前記複数のパワーコンディショナーは、前記発電設備の出力分布に基づいて、予め用意された設備容量の異なる複数の種類のうちから異なる設備容量のパワーコンディショナーの組み合わせが選定されている
ことを特徴とする請求項９に記載の太陽光発電システム。
【請求項１１】
前記変換設備には、前記発電設備が発電した直流電力に基づく交流電力を前記交流系統に連系する変圧器が含まれる
ことを特徴とする請求項１から請求項１０のいずれか一項に記載の太陽光発電システム。
【請求項１２】
前記変圧器を複数備え、
前記複数の変圧器のそれぞれは、供給される容量に応じて異なる交流系統に連系する
ことを特徴とする請求項１１に記載の太陽光発電システム。
【請求項１３】
複数の太陽電池モジュールを有し、太陽光に基づいて直流電力を発電する発電設備と、
前記発電設備と交流系統との間に接続され、前記発電設備が発電する直流電力を交流電力に変換するとともに、変換した前記交流電力を前記交流系統に供給する変換設備と
を備え、
前記発電設備の設備容量は、前記発電設備の出力分布に基づいて、前記変換設備の設備容量よりも大きく定められている
ことを特徴とする太陽光発電システム。
【請求項１４】
複数の太陽電池モジュールを有し、日射量に応じて直流電力を発電する発電設備と、前記発電設備と交流系統との間に接続され、前記発電設備が発電する直流電力を交流電力に変換するとともに、変換した前記交流電力を前記交流系統に供給する変換設備とを備える太陽光発電システムにおける設備選定方法であって、
前記変換設備の設備容量を、前記発電設備の出力分布に基づいて前記発電設備の設備容量よりも小さく定める
ことを特徴とする設備選定方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、太陽光発電システム、及び設備選定方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
近年、太陽電池パネル（太陽電池モジュール）によって発電した直流電力をパワーコンディショナー（ＰＣＳ）により交流電力に変換し、変換した交流電力を交流系統に接続して交流電力を供給する太陽光発電システムが知られている。このような太陽光発電システムでは、パワーコンディショナーなどの変換設備の設備容量を、太陽電池パネルの最大出力容量と同じ容量として構成されていた（例えば、特許文献１を参照）。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特開２０１２−１７３７７３号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
しかしながら、上述の太陽光発電システムでは、太陽電池パネルの最大出力容量で運転されることはほとんどなく、変換設備における設備容量の利用効率が低いという問題があった。
【０００５】
本発明は、上記問題を解決すべくなされたもので、その目的は、変換設備における設備容量の利用効率を向上させることができる太陽光発電システム、及び設備選定方法を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【０００６】
上記問題を解決するために、本発明の一態様は、複数の太陽電池モジュールを有し、太陽光に基づいて直流電力を発電する発電設備と、前記発電設備と交流系統との間に接続され、前記発電設備が発電する直流電力を交流電力に変換するとともに、変換した前記交流電力を前記交流系統に供給する変換設備とを備え、前記変換設備の設備容量は、前記発電設備の出力分布に基づいて、前記発電設備の設備容量よりも小さく定められていることを特徴とする太陽光発電システムである。
【０００７】
また、本発明の一態様は、上記の太陽光発電システムにおいて、前記変換設備の設備容量は、前記発電設備の発電出力量が前記変換設備の設備容量を超える場合の損失量であって、前記出力分布に基づいて算出された損失量が所定の条件を満たすように、前記発電設備の設備容量よりも小さく定められていることを特徴とする。
【０００８】
また、本発明の一態様は、上記の太陽光発電システムにおいて、前記出力分布には、前記発電設備が設置される環境条件を考慮した出力頻度分布が含まれることを特徴とする。
【０００９】
また、本発明の一態様は、上記の太陽光発電システムにおいて、前記出力分布には、前記発電設備の１日における発電量分布と、前記発電設備が設置される環境条件に基づいて推定される前記出力頻度分布とが含まれ、前記損失量は、前記発電量分布に基づく前記発電設備の全発電量に対する損失率と、前記出力頻度分布とに基づいて算出されることを特徴とする。
【００１０】
また、本発明の一態様は、上記の太陽光発電システムにおいて、前記発電量分布は、前記太陽電池モジュールに対する太陽光の入射角に基づいて推定されることを特徴とする。
【００１１】
また、本発明の一態様は、上記の太陽光発電システムにおいて、前記発電量分布は、前記発電設備の設置条件又は前記太陽電池モジュールの種類に基づいて推定されることを特徴とする。
【００１２】
また、本発明の一態様は、上記の太陽光発電システムにおいて、前記所定の条件は、前記損失量に対するコスト情報に基づいて定められていることを特徴とする。
【００１３】
また、本発明の一態様は、上記の太陽光発電システムにおいて、前記変換設備は、前記発電設備の発電出力量が前記変換設備の設備容量を超える場合に、過負荷動作範囲内で動作することを特徴とする。
【００１４】
また、本発明の一態様は、上記の太陽光発電システムにおいて、前記変換設備には、前記発電設備が発電した直流電力を交流電力に変換するパワーコンディショナーが含まれることを特徴とする。
【００１５】
また、本発明の一態様は、上記の太陽光発電システムにおいて、前記パワーコンディショナーを複数備え、前記複数のパワーコンディショナーは、前記発電設備の出力分布に基づいて、予め用意された設備容量の異なる複数の種類のうちから異なる設備容量のワーコンディショナーの組み合わせが選定されていることを特徴とする。
【００１６】
また、本発明の一態様は、上記の太陽光発電システムにおいて、前記変換設備には、前記発電設備が発電した直流電力に基づく交流電力を前記交流系統に連系する変圧器が含まれることを特徴とする。
【００１７】
また、本発明の一態様は、上記の太陽光発電システムにおいて、前記変圧器を複数備え、前記複数の変圧器のそれぞれは、供給される容量に応じて異なる交流系統に連系することを特徴とする。
【００１８】
また、本発明の一態様は、複数の太陽電池モジュールを有し、太陽光に基づいて直流電力を発電する発電設備と、前記発電設備と交流系統との間に接続され、前記発電設備が発電する直流電力を交流電力に変換するとともに、変換した前記交流電力を前記交流系統に供給する変換設備とを備え、前記発電設備の設備容量は、前記発電設備の発電出力分布に基づいて、前記変換設備の設備容量よりも大きく定められていることを特徴とする太陽光発電システムである。
【００１９】
また、本発明の一態様は、複数の太陽電池モジュールを有し、日射量に応じて直流電力を発電する発電設備と、前記発電設備と交流系統との間に接続され、前記発電設備が発電する直流電力を交流電力に変換するとともに、変換した前記交流電力を前記交流系統に供給する変換設備とを備える太陽光発電システムにおける設備選定方法であって、前記変換設備の設備容量を、前記発電設備の出力分布に基づいて前記発電設備の設備容量よりも小さく定めることを特徴とする設備選定方法である。
【発明の効果】
【００２０】
本発明によれば、変換設備における設備容量の利用効率を向上させることができる。
【図面の簡単な説明】
【００２１】
【図１】第１の実施形態による太陽光発電システムの一例を示す概略ブロック図である。
【図２】同実施形態における設備選定装置の一例を示す概略ブロック図である。
【図３】同実施形態における設備選定の手順の一例を示すフローチャートである。
【図４】同実施形態における１日における太陽光発電設備の発電量分布の一例を示すグラフである。
【図５】同実施形態における発電量の出現頻度分布の一例を示すグラフである。
【図６】同実施形態における発電量の累積出現頻度の一例を示す表である。
【図７】同実施形態における太陽光発電設備の出力カットによる損失量の一例を示す表である。
【図８】同実施形態における太陽光発電設備の出力カットによる損失量の一例を示すグラフである。
【図９】第２の実施形態における１日における太陽光発電設備の発電量分布の一例を示すグラフである。
【図１０】同実施形態における１日における発電量分布に基づく出現頻度分布の一例を示すグラフである。
【図１１】第３の実施形態による太陽光発電システムの一例を示す概略ブロック図である。
【発明を実施するための形態】
【００２２】
以下、本発明の一実施形態による太陽光発電システム、及び設備選定方法について図面を参照して説明する。
［第１の実施形態］
図１は、本発明に係る第１の実施形態による太陽光発電システム１の一例を示す概略ブロック図である。
この図において、太陽光発電システム１は、太陽光発電設備１０と、変換設備２と、制御保護装置５０とを備えている。
【００２３】
太陽光発電設備１０（発電設備）は、複数の太陽電池モジュール１１を有し、太陽光に基づいて直流電力を発電する。太陽電池モジュール１１の個数は、例えば、太陽光発電設備１０が設置される場所の面積に応じて決定される。また、太陽光発電設備１０において、複数の太陽電池モジュール１１は、所定の個数が直列に接続されたストリングを複数並列に接続した構成（直並列に接続した構成）になっている。
太陽光発電設備１０は、発電した直流電力を変換設備２のパワーコンディショナー２０に供給する。
【００２４】
太陽電池モジュール１１は、例えば、太陽電池パネルのことであり、太陽電池の基本単位である太陽電池素子（太陽電池セル）を所定の枚数配列して、モジュール化（パッケージ化）したものである。
【００２５】
ここで、太陽光発電設備１０の設備容量は、太陽電池モジュール１１の種類、接続構成などによって決定される。例えば、太陽光発電設備１０が設置される場所の面積に基づいて、太陽電池モジュール１１の接続構成（個数及び直並列の接続）が定まり、この接続構成により太陽光発電設備１０の設備容量が決定される。
なお、「太陽光発電設備１０の設備容量」とは、太陽光発電設備１０の発電電力（出力電力）の最大値のことであり、以下、単に「発電容量」又は「出力容量」と表記することがある。
【００２６】
変換設備２は、太陽光発電設備１０と交流系統Ｋ１との間に接続され、太陽光発電設備１０が発電する直流電力を交流電力に変換するとともに、変換した交流電力を交流系統Ｋ１に供給する。変換設備２は、パワーコンディショナー２０、変圧器３０、及び開閉器４０を備えている。なお、変換設備２の設備容量は、太陽光発電設備１０の設備容量よりも小さく定められている。すなわち、変換設備２が備える各装置（各構成）の設備容量は、それぞれ、太陽光発電設備１０の設備容量よりも小さく定められている。
ここで、「変換設備２の設備容量」とは、例えば、変換設備２における入力電力の定格値のことである。変換設備２の設備容量は、太陽光発電設備１０の出力分布に基づいて定められており、変換設備２の設備容量の決定方法（又は選定方法）の詳細については後述する。
【００２７】
パワーコンディショナー２０（ＰＣＳ：Power Conditioning Subsystem）は、太陽光発電設備１０が発電した直流電力を交流電力に変換する変換装置である。パワーコンディショナー２０は、ＤＣ／ＤＣ変換器（２１＿１、２１＿２〜２１＿ｎ）と、インバータ部２２とを備えている。
ＤＣ／ＤＣ変換器（２１＿１、２１＿２〜２１＿ｎ）は、太陽光発電設備１０から供給された直流電力の電圧を所定の電圧に変換し、所定の電圧に変換した直流電力をインバータ部２２に供給する。ＤＣ／ＤＣ変換器（２１＿１、２１＿２〜２１＿ｎ）のそれぞれには、予め定められた所定の数のストリングからの出力電力が供給され、所定の電圧に変換する。
【００２８】
インバータ部２２は、ＤＣ／ＤＣ変換器（２１＿１、２１＿２〜２１＿ｎ）から供給された直流電力を交流電力に変換する。インバータ部２２は、変換した交流電力を変圧器３０に供給する。
【００２９】
変圧器３０は、例えば、トランスであり、インバータ部２２が変換した交流電力の電圧を交流系統Ｋ１に供給（連系）するための所定の電圧に変換し、所定の電圧に変換した交流電力を開閉器４０に供給する。すなわち、変圧器３０は、太陽光発電設備１０が発電した直流電力に基づく交流電力を交流系統Ｋ１に連系する。
【００３０】
開閉器４０は、太陽光発電設備１０が発電した電力を交流系統Ｋ１に供給又は供給停止するために、変圧器３０の出力信号線と交流系統Ｋ１とを接続又は遮断するスイッチである。開閉器４０は、太陽光発電設備１０が発電した電力を交流系統Ｋ１に供給する場合に、変圧器３０の出力信号線と交流系統Ｋ１とを接続し、太陽光発電設備１０が発電した電力を交流系統Ｋ１に供給しない場合に、変圧器３０の出力信号線と交流系統Ｋ１とを遮断する。
【００３１】
制御保護装置５０は、パワーコンディショナー２０の変換処理を制御するとともに、太陽光発電設備１０から供給される電力がパワーコンディショナー２０の設備容量を超えた場合の保護処理を制御する。制御保護装置５０は、例えば、太陽光発電設備１０の発電出力量がパワーコンディショナー２０の設備容量を超える場合に、短期間（例えば、数秒間）であれば、予め定められている過負荷動作範囲内で動作するように、パワーコンディショナー２０を制御する。そして、制御保護装置５０は、太陽光発電設備１０の発電出力量がパワーコンディショナー２０の設備容量を超えて、さらに過負荷動作範囲内で動作する許容期間を超えた場合に、不図示のリレーを切断し、太陽光発電設備１０からの電力供給を中断する制御を行う。これにより、変換設備２は、太陽光発電設備１０の発電出力量が変換設備２の設備容量を超える場合に、過負荷動作範囲内で動作する。
なお、制御保護装置５０は、太陽光発電設備１０の発電出力量がパワーコンディショナー２０の設備容量を超えた場合に、その旨の警告を外部装置（例えば、ディスプレイなど）に出力させてもよい。また、制御保護装置５０は、パワーコンディショナー２０の異常状態（例えば、上述のような過負荷状態）を検出した場合に、例えば、外部の故障診断システムなどに対して、パワーコンディショナー２０の故障診断を開始させる制御を行ってもよい。
【００３２】
次に、本実施形態における変換設備２の設備容量を選定（決定）する処理について説明する。本実施形態において、変換設備２の設備容量は、太陽光発電設備１０の出力分布に基づいて、太陽光発電設備１０の設備容量よりも小さく定められる。ここでは、一例として、設備選定装置１００が変換設備２の設備容量を選定する場合について説明する。
なお、設備選定装置１００は、太陽光発電設備１０を設計するための設計ツールであり、例えば、最初のシステム設計段階で設備仕様（電圧、電流、容量、アレイ構成、方位・傾斜角等）を選定（決定）する場合に使用する装置である。
【００３３】
図２は、本実施形態における設備選定装置１００の一例を示す概略ブロック図である。
この図において、設備選定装置１００は、制御部１１０と記憶部１２０とを備えている。設備選定装置１００は、例えば、太陽電池情報、及び設置場所情報を入力情報として取得し、変換設備２の設備容量情報を出力する。
ここで、太陽電池情報は、例えば、太陽電池モジュール１１の種類（Ｓｉ（シリコン）系、ＣＩＳ（Copper Indium Selenium）系、薄膜系等）、接続構成、架台の種類（固定傾斜架台、一軸追尾システム架台、集光追尾システム架台（二軸追尾システム架台）など）、発電容量などの情報である。また、設置場所情報とは、例えば、設置場所の位置情報などである。
【００３４】
制御部１１０は、例えば、ＣＰＵ（Central Processing Unit）などのプロセッサであり、設備選定装置１００において、変換設備２の設備容量を選定する処理の制御を行う。
記憶部１２０は、制御プログラムを記憶するとともに、変換設備２の設備容量を選定する処理に用いられる各種データを記憶する。
【００３５】
次に、本実施形態における設備選定装置１００による変換設備２の設備容量の選定手順について、図３〜図８を参照して説明する。
【００３６】
図３は、本実施形態における設備選定の手順の一例を示すフローチャートである。
この図において、設備選定装置１００の制御部１１０は、まず、太陽電池情報、及び設置場所情報を取得する（ステップＳ１０１）。すなわち、外部から太陽電池情報、及び設置場所情報が入力され、制御部１１０は、入力された太陽電池情報、及び設置場所情報を取得する。
【００３７】
次に、制御部１１０は、取得した太陽電池情報に基づいて、太陽光発電設備１０の発電量分布を算出する（ステップＳ１０２）。すなわち、制御部１１０は、太陽電池モジュール１１の種類、架台の種類から図４に示すような太陽光発電設備１０の発電量分布を算出（生成）する。なお、ここでは、架台の種類が固定傾斜架台である場合の一例について説明する。
【００３８】
図４は、本実施形態における１日における太陽光発電設備１０の発電量分布の一例を示すグラフである。
このグラフにおいて、縦軸は発電容量を“１”とした場合の太陽光発電設備１０の発電量を示し、横軸は１日に相当する太陽光の入射角θを示している。なお、入射角θは、太陽電池モジュール１１に対する太陽光の入射角を示し、この入射角は、１日において、０度〜１８０の範囲とする。
【００３９】
図４において、波形Ｗ１は、発電量分布を示している。図４に示すように、制御部１１０は、晴天の場合の１日における発電量分布（波形Ｗ１）を、例えば、正弦波と仮定して算出する。すなわち、発電量分布は、太陽電池モジュール１１に対する太陽光の入射角に基づいて推定される。ここで、波形Ｗ１として示される発電量分布は、上述した太陽光発電設備１０の出力分布に含まれる。
【００４０】
次に、制御部１１０は、発電量分布から変換設備２の設備容量に対応する損失率を算出する（ステップＳ１０３）。すなわち、制御部１１０は、１日における発電量分布に基づく太陽光発電設備１０の全発電量（発電容量）に対する損失率を算出する。なお、ここでの損失率は、１日における損失率に相当する。
具体的に、図４に示す面積Ｓ１は、発電容量を“１”とした場合における変換設備２（例えば、パワーコンディショナー２０）の設備容量Ｘ（以下、ＰＣＳ容量Ｘとする。）による損失量を示している。ここで、ＰＣＳ容量Ｘに対応する太陽光の入射角θ（Ｘ）は、下記の式（１）により示される。
【００４１】
【数１】
2014124035.tif 000003
【００４２】
ここで、例えば、ＰＣＳ容量Ｘが“０．７５”である場合に、入射角θ（Ｘ＝０．７５）は、式（１）に基づいて、４８．５９度となる。このように、制御部１１０は、式（１）に基づいて、ＰＣＳ容量Ｘに対応する太陽光の入射角θ（Ｘ）を算出する。
【００４３】
また、ＰＣＳ容量Ｘに対応する損失量は、面積Ｓ１に対応するため、１日における損失量Ｓ（Ｘ）は、下記の式（２）により示される。なお、損失量Ｓ（Ｘ）は、太陽光発電設備１０の発電出力量がパワーコンディショナー２０の設備容量（ＰＣＳ容量Ｘ）を超えることにより、カットされる発電量を示している。
【００４４】
【数２】
2014124035.tif 000004
【００４５】
ここで、例えば、ＰＣＳ容量Ｘが“０．７５”である場合に、損失量Ｓ（Ｘ＝０．７５）は、式（２）に基づいて、“０．２４０”となる。なお、波形Ｗ１に示す発電量分布は、太陽が南中した真南になった場合に最大となり、朝と夕方とで対称となるので、式（２）において、０度から９０度までの範囲を用いて算出した面積を２倍することによって、面積Ｓ１に対応する損失量Ｓが算出される。
【００４６】
一方、太陽光発電設備１０の１日における全発電量（発電容量）は、下記の式（３）により示される。
【００４７】
【数３】
2014124035.tif 000005
【００４８】
したがって、１日における全発電量に対する損失量（カット量）の割合である損失率Ｐ（Ｘ）は、下記の式（４）により示される。
【００４９】
【数４】
2014124035.tif 000006
【００５０】
ここで、例えば、ＰＣＳ容量Ｘが“０．７５”である場合に、損失率Ｐ（Ｘ＝０．７５）は、式（４）に基づいて、“０．１２０”となる。
このように、制御部１１０は、式（２）〜式（４）に基づいて、ＰＣＳ容量Ｘに対応する太陽光の入射角θ（Ｘ）から損失率Ｐ（Ｘ）を算出する。制御部１１０は、算出した損失率Ｐ（Ｘ）と、ＰＣＳ容量Ｘとを関連付けて記憶部１２０に記憶させる。なお、制御部１１０は、最適なＰＣＳ容量Ｘを選定するために、ＰＣＳ容量Ｘを変化させて損失率Ｐ（Ｘ）を算出し、算出した損失率Ｐ（Ｘ）とＰＣＳ容量Ｘとを関連付けた複数の組情報を記憶部１２０に記憶させる。
【００５１】
次に、制御部１１０は、気象情報に基づいて出現頻度分布を算出する（ステップＳ１０４）。すなわち、制御部１１０は、取得した設置場所情報に基づいて、設置場所に対応する気象情報（環境情報）を取得し、取得した気象情報（環境情報）に基づいて、図５に示すような発電量の出現頻度分布を算出（生成）する。ここで、出現頻度分布は、太陽光発電設備１０が設置される環境条件を考慮した太陽光発電設備１０の出力頻度分布である。また、気象情報（環境情報）は、例えば、設置場所に対応する日射量や気温などの統計データであり、記憶部１２０に予め記憶されている。このような気象データは、例えば、気象庁のＨＰ（ホーム頁）から得ることができる。制御部１１０は、記憶部１２０から設置場所に対応する気象情報（環境情報）を読み出し、読み出した気象情報（例えば、設置場所に対応する日射量の統計データ）に基づいて、図５に示すような発電量の出現頻度分布を算出する。
【００５２】
図５は、本実施形態における発電量の出現頻度分布の一例を示すグラフである。
このグラフにおいて、横軸は太陽光発電設備１０の発電量（発電容量を“１”とした場合における発電量）を示している。また、左側の縦軸は出現頻度を示し、各棒グラフは、発電量に対応する出現頻度を示している。また、右側の縦軸は累積出現頻度を示し、波形Ｗ２は、発電量に対応する累積出現頻度（Ｄ（Ｘ））を示している。
なお、図５に示す発電量の出現頻度分布は、過去５年の平均の気象情報に基づいて算出された発電量の出現頻度分布を示している。
【００５３】
また、図５において、発電量に対応する累積出現頻度−Ｄ（Ｘ）（ただし、本文中の上付の“−”は文字の真上に付けられた記号を表すこととする）は、下記の式（５）のよって示される。
【００５４】
【数５】
2014124035.tif 000007
【００５５】
ここで、累積出現頻度−Ｄ（Ｘ）は、発電容量がＰＣＳ容量Ｘを超える場合における累積出現頻度を示しており、累積出現頻度Ｄ（Ｘ）は、“０．０”からＰＣＳ容量Ｘまでの累積出現頻度を示している。
制御部１１０は、算出した出現頻度分布に基づいて、図６に示すようなＰＣＳ容量Ｘに対応する累積出現頻度Ｄ（Ｘ）及び−Ｄ（Ｘ）を算出する。制御部１１０は、図６に示すようなＰＣＳ容量Ｘに対応する累積出現頻度Ｄ（Ｘ）及び−Ｄ（Ｘ）を示すテーブルを記憶部１２０に記憶させる。
【００５６】
なお、図６は、本実施形態における発電量の累積出現頻度の一例を示す表（テーブル）である。
図６に示すテーブルにおいて、縦軸の項目は、左から順に、（ａ）出力割合Ｘ、（ｂ）累積出現頻度Ｄ（Ｘ）、（ｃ）ＰＣＳ容量Ｘを超える累積出現頻度−Ｄ（Ｘ）、及び（ｄ）出現頻度の変化量ΔＤ（Ｘ）を示している。ここで、出力割合Ｘは、ＰＣＳ容量Ｘに対応する。
このように、制御部１１０は、ＰＣＳ容量Ｘと、累積出現頻度（Ｄ（Ｘ）及び−Ｄ（Ｘ））と、出現頻度の変化量ΔＤ（Ｘ）とを関連付けて記憶部１２０に記憶させる。
【００５７】
次に、制御部１１０は、出現頻度分布と損失率（Ｐ（Ｘ））とから設備容量（ＰＣＳ容量Ｘ）に対応する損失量を算出する（ステップＳ１０５）。ここで、ＰＣＳ容量Ｘに対応する損失量Ｌ（Ｘ）は、下記の式（６）により示される。
【００５８】
【数６】
2014124035.tif 000008
【００５９】
ここで、例えば、ＰＣＳ容量Ｘが“０．７５”である場合に、損失量Ｌ（Ｘ＝０．７５）は、下記の式（７）に示すように、“０．０３２”（３．２％）となる。
【００６０】
【数７】
2014124035.tif 000009
【００６１】
具体的に、制御部１１０は、ＰＣＳ容量Ｘに関連付けて記憶部１２０に記憶されている損失率Ｐ（Ｘ）を読み出すとともに、ＰＣＳ容量Ｘに関連付けて記憶部１２０に記憶されている累積出現頻度−Ｄ（Ｘ）（図６のテーブル参照）を読み出す。そして、制御部１１０は、図７に示すようなＰＣＳ容量Ｘに対応する損失量Ｌ（Ｘ）を算出する。制御部１１０は、図７に示すようなＰＣＳ容量Ｘに対応する損失量Ｌ（Ｘ）、及び累積出現頻度−Ｄ（Ｘ）を含むテーブルを生成し、生成したテーブルを記憶部１２０に記憶させる。
【００６２】
なお、図７は、本実施形態における太陽光発電設備１０の出力カットによる損失量の一例を示す表（テーブル）である。
図７に示すテーブルにおいて、縦軸の項目は、左から順に、（ａ）出力割合Ｘ、（ｂ）出力カットの範囲、（ｃ）ＰＣＳ容量Ｘを超える累積出現頻度−Ｄ（Ｘ）、（ｄ）入射角θ（Ｘ）、（ｅ）損失率Ｐ（Ｘ）、（ｆ）損失量Ｌ（Ｘ）、及び（ｇ）売電損失／年（円）を示している。ここで、出力割合Ｘは、ＰＣＳ容量Ｘに対応する。また、売電損失／年（円）は、発電容量を２００ＭＷ（メガワット）、年間の日照時間を１０００ｈ（時間）、売電価格を４２円／ｋＷ（キロワット）とする条件において、下記の式（８）に示すように示される。
【００６３】
【数８】
2014124035.tif 000010
【００６４】
制御部１１０は、ＰＣＳ容量Ｘと、損失量Ｌ（Ｘ）と、売電損失／年とを関連付けて記憶部１２０に記憶させる。
このように、上述した太陽光発電設備１０の出力分布には、太陽光発電設備１０の１日における発電量分布（図４参照）と、太陽光発電設備１０が設置される環境条件に基づいて推定される出力頻度分布（図５参照）とが含まれる。そして、制御部１１０は、発電量分布に基づく太陽光発電設備１０の全発電量に対する１日における損失率Ｐ（Ｘ）と、出力頻度分布から得られる累積出現頻度−Ｄ（Ｘ）とに基づいて損失量Ｌ（Ｘ）を算出する。
【００６５】
また、図８は、本実施形態における太陽光発電設備１０の出力カットによる損失量Ｌ（Ｘ）の一例を示すグラフである。
このグラフにおいて、縦軸は損失量Ｌ（Ｘ）を示し、横軸はＰＣＳ容量Ｘ（出力割合）を示している。また、波形Ｗ３は、ＰＣＳ容量Ｘ（出力割合）に対応した損失量Ｌ（Ｘ）の変化を示している。
図８の波形Ｗ３に示すように、例えば、ＰＣＳ容量Ｘを“０．９”（９０％）とした場合に、損失量Ｌ（Ｘ）は、約０．０２％と推定される。また、例えば、ＰＣＳ容量Ｘを“０．８”（８０％）とした場合に、損失量Ｌ（Ｘ）は約１．４％と推定され、例えば、ＰＣＳ容量Ｘを“０．７５”（７５％）とした場合に、損失量Ｌ（Ｘ）は約３．２％と推定される。この場合では、ＰＣＳ容量Ｘが“０．８”（８０％）以上であれば、太陽光発電システム１は、発電電力の損失を無視できるレベルである。
【００６６】
次に、制御部１１０は、損失量Ｌ（Ｘ）に基づいて、パワーコンディショナー２０の設備容量（ＰＣＳ容量Ｘ）を選定する（ステップＳ１０６）。すなわち、制御部１１０は、太陽光発電設備１０の発電出力量がＰＣＳ容量Ｘを超える場合の損失量である損失量Ｌ（Ｘ）が所定の条件を満たすように、ＰＣＳ容量Ｘを発電容量よりも小さく設定する。ここで、所定の条件とは、例えば、損失量Ｌ（Ｘ）に対するコスト情報に基づいて定められている条件である。
例えば、売電損失／年と、ＰＣＳ容量Ｘを低減することによるパワーコンディショナー２０の設備費用とを比較し、売電損失／年の累積金額が、パワーコンディショナー２０の設備費用に達するまでの期間が所定の期間以上（例えば、５年間、１０年間など）になるように、所定の条件を設定する。例えば、所定の条件として所定の閾値を設定し、制御部１１０は、損失量Ｌ（Ｘ）が所定の閾値以下になるように、ＰＣＳ容量Ｘを設定してもよい。この場合、所定の閾値は、例えば、売電損失／年の累積金額が、パワーコンディショナー２０の設備費用に達するまでの期間が所定の期間以上（例えば、５年間、１０年間など）になるように設定される。
【００６７】
具体的に、例えば、太陽光発電設備１０の設備容量が２０ＭＷ、パワーコンディショナー２０の１台の設備容量を５００ｋＷとし、パワーコンディショナー２０の設備費用が、１台１５００万円である場合を仮定する。この場合において、例えば、売電損失／年の累積金額がパワーコンディショナー２０の設備費用に達するまでの期間が１０年以上になるように所定の閾値が設定され、制御部１１０は、損失量Ｌ（Ｘ）が所定の閾値以下になるＰＣＳ容量Ｘとして、８０％（１６ＭＷ）を選定する。すなわち、従来の太陽光発電システムでは、パワーコンディショナー２０の台数が４０台必要になるが、本実施形態では、パワーコンディショナー２０を２０％に相当する８台を削減して３２台となる。この場合、図７に示すように、売電損失／年は、約１２００万円であり、売電損失／年の累積金額がパワーコンディショナー２０の８台分（１２０００万円）に達するまでに約１０年間かかることになる。
また、図７に示すように、損失量Ｌ（Ｘ）は、１．４２％であり、発電電力の損失を無視できるレベルであるので、太陽光発電システム１の発電量は、発電量を殆ど低減させずに、パワーコンディショナー２０の利用効率を向上させることができるとともに、設備の初期投資に必要なコスト削減が可能である。
【００６８】
このように、制御部１１０は、損失量Ｌ（Ｘ）が所定の条件を満たすように、ＰＣＳ容量Ｘを発電容量よりも小さく選定し、選定したＰＣＳ容量Ｘ（設備容量情報）を設備選定装置１００の外部に出力して、設備選定処理を終了させる。
【００６９】
本実施形態における太陽光発電システム１は、このように選定された設備容量のパワーコンディショナー２０が備えている。また、変圧器３０及び開閉器４０の設備容量は、例えば、パワーコンディショナー２０と同様の容量に定められている。
このように、太陽光発電システム１では、発電容量よりも変換設備２の設備容量が小さく（例えば、８０％）設定されているが、発電容量いっぱいに発電される頻度は低く、発電電力の損失を無視できるレベルである。そのため、太陽光発電システム１は、太陽光発電設備１０が発電した電力を、変換設備２を介して、交流系統Ｋ１に効率よく供給することができる。
【００７０】
なお、太陽光発電設備１０の発電出力量がパワーコンディショナー２０の設備容量を超える場合に、制御保護装置５０は、短期間（例えば、数秒間）であれば、予め定められている過負荷動作範囲内で動作するように、パワーコンディショナー２０を制御する。そして、制御保護装置５０は、太陽光発電設備１０の発電出力量がパワーコンディショナー２０の設備容量を超えて、さらに過負荷動作範囲内で動作する許容期間を超えた場合に、不図示のリレーを切断し、太陽光発電設備１０からの電力供給を中断する制御を行う。これにより、太陽光発電システム１は、太陽光発電設備１０の発電出力量がパワーコンディショナー２０の設備容量を超える場合においても、安全性を確保しつつ動作する。
【００７１】
以上説明したように、本実施形態における太陽光発電システム１は、太陽光発電設備１０と、変換設備２とを備えている。太陽光発電設備１０は、複数の太陽電池モジュール１１を有し、太陽光に基づいて直流電力を発電する。変換設備２は、太陽光発電設備１０と交流系統Ｋ１との間に接続され、太陽光発電設備１０が発電する直流電力を交流電力に変換するとともに、変換した交流電力を交流系統Ｋ１に供給する。そして、変換設備２の設備容量（例えば、ＰＣＳ容量Ｘ）は、太陽光発電設備１０の出力分布（例えば、１日における発電量分布や出力頻度分布）に基づいて、太陽光発電設備１０の設備容量よりも小さく定められている。
これにより、本実施形態における太陽光発電システム１は、変換設備２の設備容量の利用効率を向上させることができる。
また、上述したように、変換設備２の設備容量を低減することにより、例えば、パワーコンディショナー２０の台数を削減することができるため、本実施形態における太陽光発電システム１は、変換設備２にかかる設備費用を削減することができる。
【００７２】
また、本実施形態において、変換設備２の設備容量は、太陽光発電設備１０の発電出力量が変換設備２の設備容量を超える場合の損失量であって、太陽光発電設備１０の出力分布に基づいて算出された損失量（例、損失量Ｌ（Ｘ））が所定の条件を満たすように、太陽光発電設備１０の設備容量よりも小さく定められている。
これにより、損失量（例、Ｌ（Ｘ））に基づいて変換設備２の設備容量が定められるので、本実施形態における太陽光発電システム１は、例えば、損失量が許容できる範囲において、適切に変換設備２の設備容量を低減することができる。
【００７３】
また、本実施形態では、出力分布には、太陽光発電設備１０が設置される環境条件（例えば、日射量などの気象条件）を考慮した出力頻度分布が含まれる。
これにより、本実施形態における太陽光発電システム１は、太陽光発電設備１０が設置される環境条件を考慮して正確に損失量Ｌ（Ｘ）が算出されるので、変換設備２の設備容量が適切に選定される。よって、本実施形態における太陽光発電システム１は、安全に変換設備２の設備容量を低減させつつ、変換設備２の設備容量の利用効率を向上させることができる。
【００７４】
また、本実施形態では、出力分布には、太陽光発電設備１０の１日における発電量分布と、太陽光発電設備１０が設置される環境条件に基づいて推定される出力頻度分布（例えば、図５参照）とが含まれる。そして、損失量Ｌ（Ｘ）は、発電量分布に基づく太陽光発電設備１０の全発電量に対する損失率（例えば、Ｐ（Ｘ））と、出力頻度分布とに基づいて算出される。
これにより、太陽光発電設備１０の出力特性、及び環境条件を考慮して損失率Ｐ（Ｘ）が算出されるので、損失量Ｌ（Ｘ）が正確に算出されるとともに、変換設備２の設備容量が適切に選定される。よって、本実施形態における太陽光発電システム１は、安全に変換設備２の設備容量を低減させつつ、変換設備２の設備容量の利用効率を向上させることができる。
【００７５】
また、本実施形態では、発電量分布は、太陽電池モジュール１１に対する太陽光の入射角に基づいて推定される。
これにより、簡易な手段により、発電量分布を推定することができる。
【００７６】
また、本実施形態では、上述の所定の条件は、例えば、損失量に対するコスト情報に基づいて定められている。
これにより、本実施形態における太陽光発電システム１は、変換設備２にかかる設備費用を適切に削減することができる。
【００７７】
また、本実施形態では、変換設備２は、太陽光発電設備１０の発電出力量が変換設備２の設備容量を超える場合に、過負荷動作範囲内で動作する。
これにより、本実施形態における太陽光発電システム１は、太陽光発電設備１０の発電出力量が変換設備２の設備容量を超える場合であっても、安全に交流系統Ｋ１に対して電力を供給することができるとともに、自身を保護することができる。
【００７８】
また、本実施形態において、変換設備２には、太陽光発電設備１０が発電した直流電力を交流電力に変換するパワーコンディショナー２０が含まれる。また、変換設備２には、太陽光発電設備１０が発電した直流電力に基づく交流電力を交流系統Ｋ１に連系する変圧器３０が含まれる。
これにより、本実施形態における太陽光発電システム１は、パワーコンディショナー２０及び変圧器３０の利用効率を向上させることができるとともに、パワーコンディショナー２０及び変圧器３０の設備費用を削減することができる。
【００７９】
［第２の実施形態］
次に、本発明に係る第２の実施形態について図面を参照して説明する。
第１の実施形態では、固定傾斜架台を用いる場合の一例であり、１日における発電量分布を正弦波と仮定して太陽光の入射角に基づいて推定する場合について説明したが、第２の実施形態では、固定傾斜架台以外の架台を用いる場合の一例について説明する。
なお、本実施形態における太陽光発電システム１及び設備選定装置１００の構成は、図１及び図２に示す第１の実施形態と同様であるのでここではその説明を省略する。また、本実施形態における設備選定の手順は、図３に示す第１の実施形態と基本的に同様であるが、ステップＳ１０２及びステップＳ１０３における発電量分布及び１日における損失率の算出する処理が異なる。以下、本実施形態における発電量分布及び１日における損失率を算出する処理について説明する。
【００８０】
図９は、第２の実施形態における１日における太陽光発電設備１０の発電量分布の一例を示すグラフである。
このグラフにおいて、縦軸は太陽光発電設備１０の発電電力（ｋＷ）を示し、横軸は１日に相当する時刻（ｈ：時間）を示している。また、波形Ｗ４は、比較のための固定傾斜架台である場合の出力特性（発電量分布）を示している。また、波形Ｗ５は、一軸追尾システム架台である場合の出力特性（発電量分布）を示している。また、波形Ｗ６は、二軸追尾システム架台である場合の出力特性（発電量分布）を示している。
【００８１】
図９において、固定傾斜架台では、波形Ｗ４に示すように発電出力が時刻に対し正弦波状に変わる。なお、波形Ｗ４は、図４の波形Ｗ１に対応し、図４における太陽光の入射角θは、図９における時刻に対応する。
これに対して、一軸追尾システム架台では、太陽光が斜めからさす朝方と夕方の出力が大きくなり、エアマス等がなければ斜めからさす光の減衰が少なくなるので、波形Ｗ５に示すように正弦波が四角形(台形)の形となる。また、二軸追尾システム架台では、レンズで光を集光するので、一軸追尾システム架台の出力に比べて光の強さがレンズの集光度合に応じて大きくなり、波形Ｗ６に示すように最大出力となる部分が強調された分布となる。ここで、エアマスとは、地球大気に入射した太陽光直達光が通過した路程の長さを示し、標準状態の大気圧に垂直に入射した太陽直達光が通過した路程の長さに対する倍率で表わされる。
【００８２】
設備選定装置１００の制御部１１０は、図９に示すような発電量分布を、例えば各架台のシミュレーションモデルを用いて算出する。なお、シミュレーションモデルは、例えば、記憶部１２０に記憶されている。
【００８３】
また、図１０は、本実施形態における１日における発電量分布に基づく出現頻度分布の一例を示すグラフである。なお、ここでの１日における発電量分布は、一軸追尾システム架台を用いた場合に対応し、制御部１１０は、上述した図９に示す発電量分布に基づいて１日における出現頻度分布を算出する。
【００８４】
図１０のグラフにおいて、横軸は太陽光発電設備１０の発電量（発電容量を“１”とした場合における発電量）を示している。また、左側の縦軸は１日における出現頻度を示し、各棒グラフは、発電量に対応する１日における出現頻度を示している。また、右側の縦軸は１日における累積出現頻度を示し、波形Ｗ７は、発電量に対応する１日における累積出現頻度を示している。
【００８５】
図１０に示すように、一軸追尾システム架台である場合、斜めから光がさす時間帯が固定傾斜架台に比べて少なくなるため、例えば、８０％以上が“０．８５”以上の出力分布となる。ここで、本実施形態における１日における損失率Ｐ（Ｘ）は、図１０におけるＰＣＳ容量Ｘを超える累積出現頻度に相当する。例えば、ＰＣＳ容量Ｘが“０．８５”である場合に、１日における損失率Ｐ（Ｘ）は、“０．２０”（＝１−０．８０）となる。
制御部１１０は、このように１日における損失率Ｐ（Ｘ）を算出する。
【００８６】
本実施形態では、制御部１１０は、以上のように発電量分布及び１日における損失率を算出する処理の後に、図３に示す第１の実施形態のステップＳ１０４〜ステップＳ１０６と同様の処理を実行する。すなわち、制御部１１０は、図９及び図１０に示す１日における発電量分布に基づいて算出した損失率Ｐ（Ｘ）と、図５に示す出現頻度分布に基づく累積出現頻度−Ｄ（Ｘ）とに基づいて損失量Ｌ（Ｘ）を算出し、損失量Ｌ（Ｘ）に基づいてＰＣＳ容量Ｘを選定する。
なお、本実施形態では、一例として、一軸追尾システム架台を用いる場合について説明したが、二軸追尾システム架台や他の種類の架台を用いて同様に処理してもよい。ここで、架台の種類は、太陽光発電設備１０の設置条件の１つであり、太陽光発電設備１０の設置条件には、架台の種類、太陽電池モジュール１１の設置角度、設置地形などが含まれる。
【００８７】
以上説明したように、本実施形態では、太陽光発電設備１０の発電量分布は、太陽光発電設備１０の設置条件（例えば、架台の種類など）に基づいて推定される。すなわち、設備選定装置１００は、設置条件を考慮した太陽光発電設備１０の発電量分布に基づいて、接続設備２の設備容量を推定する。
これにより、本実施形態における太陽光発電システム１は、第１の実施形態と同様の効果を奏する。
なお、太陽光発電設備１０の発電量分布は、太陽電池モジュール１１の種類（例えば、Ｓｉ系、ＣＩＳ系、薄膜系等）に基づいて推定されてもよい。
【００８８】
［第３の実施形態］
次に、本発明に係る第３の実施形態について図面を参照して説明する。
図１１は、第３の実施形態による太陽光発電システム１ａの一例を示す概略ブロック図である。なお、図１１において、図１と同一の構成については同一の符号を付し、その説明を省略する。
本実施形態では、予め用意された設備容量の異なる複数種類のパワーコンディショナー２０の中から設備するパワーコンディショナー２０を選択することにより、設備容量を選択する場合、且つ、複数の交流系統（Ｋ１、Ｋ２）に電力を供給する場合について説明する。
【００８９】
図１１において、太陽光発電システム１ａは、第１の発電系統１＿１と、第２の発電系統１＿２とを備えている。第１の発電系統１＿１、及び第２の発電系統１＿２は、それぞれ、第１の実施形態における太陽光発電システム１と同様の構成である。すなわち、第１の発電系統１＿１は、太陽光発電設備１０＿１と、変換設備２＿１と、制御保護装置５０＿１とを備えており、第２の発電系統１＿２は、太陽光発電設備１０＿２と、変換設備２＿２と、制御保護装置５０＿２とを備えている。
また、第１の発電系統１＿１は、交流系統Ｋ１に交流電力を供給し、第２の発電系統１＿２は、交流系統Ｋ２に交流電力を供給する。
【００９０】
太陽光発電設備１０＿１及び太陽光発電設備１０＿２は、それぞれ第１の実施形態における太陽光発電設備１０に対応し、複数の太陽電池モジュール１１を備えている。
変換設備２＿１は、第１の実施形態における変換設備２に対応し、パワーコンディショナー２０＿１、変圧器３０＿１、及び開閉器４０＿１を備えている。ここで、パワーコンディショナー２０＿１、変圧器３０＿１、及び開閉器４０＿１は、第１の実施形態におけるパワーコンディショナー２０、変圧器３０、及び開閉器４０に対応する。
同様に、変換設備２＿２は、第１の実施形態における変換設備２に対応し、パワーコンディショナー２０＿１、変圧器３０＿１、及び開閉器４０＿１を備えている。ここで、パワーコンディショナー２０＿１、変圧器３０＿１、及び開閉器４０＿１は、第１の実施形態におけるパワーコンディショナー２０、変圧器３０、及び開閉器４０に対応する。
【００９１】
本実施形態では、パワーコンディショナー２０や変圧器３０は、設備容量の異なる製品のラインナップが予め用意されており、そのラインナップの中から同じ容量のパワーコンディショナー２０や変圧器３０を使うのでなく、太陽電池の設備容量に最適なパワーコンディショナー２０や変圧器３０の設備容量となるように、異なる設備容量に分割して構成する場合の例について説明する。
また、本実施形態では、太陽電池モジュール１１を設置できる場所の面積に基づいて、例えば、太陽光発電設備１０＿１及び太陽光発電設備１０＿２の合計の発電容量が９５０ｋＷである場合について説明する。
この場合において、設備選定装置１００は、例えば、ＰＣＳ容量Ｘが上述の設備選定の手順により“０．８”（８０％）が最適であると推定した場合に、パワーコンディショナー２０の設備容量を５００ｋＷと２５０ｋＷとの２つで構成する。すなわち、設備選定装置１００は、５００ｋＷのパワーコンディショナー２０＿１と、２５０ｋＷのパワーコンディショナー２０＿２とを選定する。ここで、合計の発電容量９５０ｋＷの８０％の値は、７６０ｋＷであるので、パワーコンディショナー２０＿１とパワーコンディショナー２０＿２との合計の設備容量である７５０ｋＷに設備容量を設定することで、設備選定装置１００は、最適値に近い設備容量を選定している。
【００９２】
また、この場合において、上述の７５０ｋＷに選定した場合よりも利用効率は低下するが、パワーコンディショナー２０の設備容量に８００ｋＷが選定されてもよい。この場合、パワーコンディショナー２０の設備容量は、例えば、パワーコンディショナー２０の設備費用が、４００ｋＷ１台よりも２００ｋＷ２台の方が低い場合など、４００ｋＷを２台選定するのではなく、４００ｋＷを１台、２００ｋＷを２台選定してもよい。このように、設備選定装置１００は、パワーコンディショナー２０のラインナップに応じて、パワーコンディショナー２０の設備容量を適切な組み合わせにより選定することにより、設備費用を低減することができる。
なお、上述の場合、設備選定装置１００は、パワーコンディショナー２０のラインアップにより実現できる発電設備容量の組み合わせに合うように、太陽光発電設備１０の合計の発電容量９５０ｋＷを変更（例えば、太陽電池モジュール１１の枚数を減らすなど）してもよい。
【００９３】
以上説明したように、本実施形態における太陽光発電システム１ａは、パワーコンディショナー２０を複数備えている。そして、複数のパワーコンディショナー２０は、太陽光発電設備１０の出力分布に基づいて、予め用意された設備容量の異なる複数の種類のうちから異なる設備容量のパワーコンディショナー２０（２０＿１、２０＿２）の組み合わせが選定されている。
これにより、本実施形態における太陽光発電システム１ａは、第１及び第２の実施形態と同様に、変換設備２＿１及び変換設備２＿２の利用効率を向上させるとともに、設備の初期投資費用を削減することができる。
【００９４】
また、本実施形態における太陽光発電システム１ａは、変圧器３０を複数備え、複数の変圧器３０（３０＿１、３０＿２）のそれぞれは、供給される容量に応じて異なる交流系統（Ｋ１、Ｋ２）に連系してもよい。例えば、交流系統Ｋ１は、２ＭＷ以上の交流電力を接続する特別高圧系統であり、交流系統Ｋ２は、２ＭＷより小さい交流電力を接続する高圧系統である場合が考えられる。この場合、高圧系統に連系することは、特別高圧系統に連系するよりも設備コストを大幅に低減することができる。また、同じ電圧階級の系統であっても、太陽光発電システム１ａの発電容量が大きくなる場合に接続できないことが考えられる。このような場合にも、本実施形態における太陽光発電システム１ａは、複数の変圧器３０を備えることにより、対応することができる。
【００９５】
なお、本発明は、上記の各実施形態に限定されるものではなく、本発明の趣旨を逸脱しない範囲で変更可能である。
例えば、上記の各実施形態では、先に太陽光発電設備１０の設備容量が決められており、太陽光発電設備１０の出力分布に基づいて、変換設備２の設備容量を定める場合について説明したが、これに限定されるものではない。例えば、変換設備２の設備容量が先に決められており、太陽光発電設備１０の出力分布に基づいて、太陽光発電設備１０の設備容量を変換設備２の設備容量よりも大きく定めてもよい。
一例として、ＰＣＳ容量を５００ｋＷのパワーコンディショナー２０を４０台設置する場合、且つ、最適な変換設備２の設備容量が“０．８”であると推定される場合に、太陽光発電設備１０の設備容量は、（１／０．８）倍することにより定められる。すなわち、設備選定装置１００は、下記の式（９）により、太陽光発電設備１０の設備容量を２．５ＭＷに定める。
【００９６】
【数９】
2014124035.tif 000011
【００９７】
また、上記の各実施形態において、設備選定装置１００の制御部１１０が１日における発電量分布、及び環境条件を考慮した出現頻度分布を算出する例を説明したが、１日における発電量分布、及び環境条件を考慮した出現頻度分布が、予め算出されていていてもよい。また、出現頻度分布は、太陽電池モジュール１１の設置場所、架台の傾斜角や方位角、レイアウトなどや日照時間等を考慮して算出されてもよい。
【００９８】
また、第２の実施形態において、設備選定装置１００の制御部１１０が１日における出現頻度分布（発電量分布）を算出する一例を説明したが、１日における出現頻度分布までが予め算出されていて、予め定められた１日における出現頻度分布に基づいて、１日における損失率Ｐ（Ｘ）を算出してもよい。
また、第２の実施形態において、図９に示すグラフは、縦軸に発電出力を用いる形態を説明したが、各架台における発電容量を“１”とし正規化してもよい。
【００９９】
また、上記の各実施形態において、一例として、コスト情報に基づいてＰＣＳ容量を選定する場合について説明したが、接続装置２の利用効率が所定の閾値以上になるようになどの他の基準に基づいてＰＣＳ容量を選定してもよい。
また、上記の各実施形態において、開閉器４０（４０＿１、４０＿２）を用いて交流系統（Ｋ１、Ｋ２）に接続する形態を説明したが、断路器を用いて交流系統（Ｋ１、Ｋ２）に接続する形態であってもよい。
【０１００】
上述の設備選定装置１００は内部に、コンピュータシステムを有している。そして、上述した設備選定装置１００の処理過程は、プログラムの形式でコンピュータ読み取り可能な記録媒体に記憶されており、このプログラムをコンピュータが読み出して実行することによって、上記処理が行われる。ここでコンピュータ読み取り可能な記録媒体とは、磁気ディスク、光磁気ディスク、ＣＤ−ＲＯＭ、ＤＶＤ−ＲＯＭ、半導体メモリ等をいう。また、このコンピュータプログラムを通信回線によってコンピュータに配信し、この配信を受けたコンピュータが当該プログラムを実行するようにしてもよい。
【符号の説明】
【０１０１】
１，１ａ  太陽光発電システム
１＿１  第１の発電系統
１＿２  第２の発電系統
２，２＿１，２＿２  変換設備
１０，１０＿１，１０＿２  太陽光発電設備
１１  太陽電池モジュール
２０，２０＿１，２０＿２  パワーコンディショナー
２１＿１，２１＿２，２１＿ｎ  ＤＣ／ＤＣ変換器
２２  インバータ部
３０，３０＿１，３０＿２  変圧器
４０，４０＿１，４０＿２  開閉器
５０，５０＿１，５０＿２  制御保護装置
１００  設備選定装置
１１０  制御部
１２０  記憶部
Ｋ１，Ｋ２  交流系統
【図１】
2014124035.tif 000012
【図２】
2014124035.tif 000013
【図３】
2014124035.tif 000014
【図４】
2014124035.tif 000015
【図５】
2014124035.tif 000016
【図６】
2014124035.tif 000017
【図７】
2014124035.tif 000018
【図８】
2014124035.tif 000019
【図９】
2014124035.tif 000020
【図１０】
2014124035.tif 000021
【図１１】
2014124035.tif 000022