(57)【要約】【課題】日射強度ごとに発電量を合計して実測発電総量を算出し、日射強度それぞれに対応する実測発電総量を表示する等で「構造の簡素化」や「部品数の低減」などを実現する。【解決手段】所定の測定期間Ｔの間、所定の単位時間ｔごとに、日射強度Ｒを測定する日射計２と発電された発電量Ｈを測定する発電量計３を有した太陽光発電プラント１の分析方法である。測定期間Ｔにおいて、日射計２にて測定された日射強度Ｒごとに、当該日射強度Ｒが測定された単位時間ｔそれぞれにおいて発電量計３にて測定された発電量Ｈを合計して実測発電総量Ｊを算出する合計工程Ｍ１と、日射計２で測定された全ての日射強度Ｒについて、当該日射強度Ｒそれぞれに対応する合計工程Ｍ１にて算出した実測発電総量Ｊを表示する表示工程Ｍ２を備えている。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
太陽光発電プラントにおける日射強度（Ｒ）を、所定の測定期間（Ｔ）の間、所定の単位時間（ｔ）ごとに測定する日射計（２）と、
前記太陽光発電プラントにて発電された発電量（Ｈ）を、前記測定期間（Ｔ）の間、前記単位時間（ｔ）ごとに測定する発電量計（３）を有した太陽光発電プラントの分析方法であって、
前記測定期間（Ｔ）において、前記日射計（２）にて測定された日射強度（Ｒ）ごとに、当該日射強度（Ｒ）が測定された単位時間（ｔ）それぞれにおいて前記発電量計（３）にて測定された発電量（Ｈ）を合計して実測発電総量（Ｊ）を算出する合計工程と、
前記日射計（２）で測定された全ての日射強度（Ｒ）について、当該日射強度（Ｒ）それぞれに対応する前記合計工程にて算出した実測発電総量（Ｊ）を表示する表示工程を備えていることを特徴とする太陽光発電プラントの分析方法。
【請求項２】
前記測定期間（Ｔ）において、前記日射計（２）にて測定された日射強度（Ｒ）ごとに、当該日射強度（Ｒ）と当該日射強度（Ｒ）が測定された回数（Ｃ）と前記単位時間（ｔ）と前記太陽光発電プラントにおける太陽電池（４）の定格電力（Ｌ）との積である予想発電総量（Ｐ）を算出する予想工程も備え、
前記表示工程では、前記実測発電総量（Ｊ）に加えて、前記日射計（２）で測定された全ての日射強度（Ｒ）について、当該日射強度（Ｒ）それぞれに対応する前記予想工程にて算出した予想発電総量（Ｐ）も同時に表示することを特徴とする請求項１に記載の太陽光発電プラントの分析方法。
【請求項３】
前記合計工程では、前記太陽光発電プラントではない他の太陽光発電プラントに対しても、前記実測発電総量（Ｊ）を算出し、
前記表示工程では、前記太陽光発電プラントの実測発電総量（Ｊ）に加えて、前記他の太陽光発電プラントの全ての日射強度（Ｒ）について、当該日射強度（Ｒ）それぞれに対応する実測発電総量（Ｊ）も同時に表示する、又は、
前記合計工程では、前記測定期間と同じ長さで且つ当該測定期間ではない他の測定期間に対しても、前記実測発電総量（Ｊ）を算出し、
前記表示工程では、前記測定期間の実測発電総量（Ｊ）に加えて、前記他の測定期間の全ての日射強度（Ｒ）について、当該日射強度（Ｒ）それぞれに対応する実測発電総量（Ｊ）も同時に表示することを特徴とする請求項１に記載の太陽光発電プラントの分析方法。
【請求項４】
請求項１〜３に記載の実測発電総量（Ｊ）に替えて、当該実測発電総量（Ｊ）を前記太陽光発電プラントにおける太陽電池（４）の定格電力（Ｌ）で割った単位実測発電総量（Ｊ’）を、前記合計工程では算出し且つ前記表示工程では表示する、及び／又は、
請求項２に記載の予想発電総量（Ｐ）に替えて、当該予想発電総量（Ｐ）を前記太陽光発電プラントにおける太陽電池（４）の定格電力（Ｌ）で割った単位予想発電総量（Ｐ’）を、前記予想工程では算出し且つ前記表示工程では表示することを特徴とする太陽光発電プラントの分析方法。
【請求項５】
太陽光発電プラントにおける日射強度（Ｒ）を、所定の測定期間（Ｔ）の間、所定の単位時間（ｔ）ごとに測定する日射計（２）と、
前記太陽光発電プラントにて発電された発電量（Ｈ）を、前記測定期間（Ｔ）の間、前記単位時間（ｔ）ごとに測定する発電量計（３）を有した太陽光発電プラントの分析プログラムであって、
前記測定期間（Ｔ）において、前記日射計（２）にて測定された日射強度（Ｒ）ごとに、当該日射強度（Ｒ）が測定された単位時間（ｔ）それぞれにおいて前記発電量計（３）にて測定された発電量（Ｈ）を合計して実測発電総量（Ｊ）を算出する合計ステップ（Ｓ１）と、
前記日射計（２）で測定された全ての日射強度（Ｒ）について、当該日射強度（Ｒ）それぞれに対応する前記合計ステップ（Ｓ１）にて算出した実測発電総量（Ｊ）を表示する表示ステップ（Ｓ２）を、
コンピュータに実行させることを特徴とする太陽光発電プラントの分析プログラム。
【請求項６】
太陽光発電プラントにおける日射強度（Ｒ）を、所定の測定期間（Ｔ）の間、所定の単位時間（ｔ）ごとに測定する日射計（２）と、
前記太陽光発電プラントにて発電された発電量（Ｈ）を、前記測定期間（Ｔ）の間、前記単位時間（ｔ）ごとに測定する発電量計（３）を有した太陽光発電プラントの分析システムであって、
前記測定期間（Ｔ）において、前記日射計（２）にて測定された日射強度（Ｒ）ごとに、当該日射強度（Ｒ）が測定された単位時間（ｔ）それぞれにおいて前記発電量計（３）にて測定された発電量（Ｈ）を合計して実測発電総量（Ｊ）を算出する合計部（１１）と、
前記日射計（２）で測定された全ての日射強度（Ｒ）について、当該日射強度（Ｒ）それぞれに対応する前記合計部（１１）にて算出した実測発電総量（Ｊ）を表示する表示部（１２）を備えていることを特徴とする太陽光発電プラントの分析システム。
【請求項７】
当該プラントにおける日射強度（Ｒ）を、所定の測定期間（Ｔ）の間、所定の単位時間（ｔ）ごとに測定する日射計（２）と、
当該プラントにて発電された発電量（Ｈ）を、前記測定期間（Ｔ）の間、前記単位時間（ｔ）ごとに測定する発電量計（３）を有した太陽光発電プラントであって、
前記日射計（２）で測定した日射強度（Ｒ）が０．００ｋＷ／ｍ2 より大きく０．０４ｋＷ／ｍ2 以下であっても発電を行うことを特徴とする太陽光発電プラント。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、日射強度を測定する日射計と、発電量を測定する発電量計を有した太陽光発電プラントに対する分析方法、分析プログラム、分析システム、及び、日射計と発電量計を有した太陽光発電プラントに関する。
【背景技術】
【０００２】
従来、太陽光発電システムの評価システムが知られている（特許文献１参照）。
この評価システムは、エレクトロルミネッセンスを利用するシステムであり、太陽電池パネルが複数直列接続されたストリング単位に、電圧を印加して順方向に電流を注入するための直流電圧印加もしくはパルス変調を用いたパルス電圧印加の電圧印加手段と、電流を注入している状態の前記ストリングの発光を撮像するビデオカメラであって、近赤外領域に感度を有する非冷却型センサーを用いた近赤外域ビデオカメラと、前記近赤外域ビデオカメラによって撮像した動画データを入力し、無線ネットワークを介して表示端末に当該動画データを配信するモニターユニットと、無線ネットワークを介して前記動画データを受信し表示する前記表示端末と、前記動画データと前記ストリングの識別情報を関連付けする手段、前記動画データにおける発光強度を指標として、太陽電池パネルを評価するパネル評価手段、を備え、ストリング単位に電流を順方向に注入し、ストリング単位に太陽電池パネルを発光させ、前記近赤外域ビデオカメラのシャッター速度を所定値より遅くして当該ストリングの発光画像を撮像し、発光画像から当該ストリングを構成する個々の太陽電池パネルを評価する。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特開２０１６−２２０４７１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、特許文献１に記載された評価システムは、必ずエレクトロルミネッセンスを利用しなくてはならず、電圧印加手段、近赤外域ビデオカメラ、モニターユニット、表示端末、関連付けする手段、及び、パネル評価手段を必須としているため、構造の複雑化や、部品数の増加を招く。
又、特許文献１の評価システムは、太陽電池パネルの欠陥の有無しか評価できないため、欠陥が発生するごとに場当たり的・付け焼刃的な事後対処のみとなる。
【０００５】
本発明は、このような点に鑑み、日射強度ごとに発電量を合計して実測発電総量を算出し、日射強度それぞれに対応する実測発電総量を表示することで、「構造の簡素化」や「部品数の低減」、設置場所の状況に応じた分析などを実現した太陽光発電プラントの分析方法、分析プログラム、分析システムを提供することを目的とする。
又、本発明は、日射強度が低くとも発電を行わせることで、「発電効率の向上」等を実現した太陽光発電プラントを提供することも目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００６】
本発明に係る太陽光発電プラントの分析方法は、太陽光発電プラントにおける日射強度Ｒを、所定の測定期間Ｔの間、所定の単位時間ｔごとに測定する日射計２と、前記太陽光発電プラントにて発電された発電量Ｈを、前記測定期間Ｔの間、前記単位時間ｔごとに測定する発電量計３を有した太陽光発電プラントの分析方法であって、前記測定期間Ｔにおいて、前記日射計２にて測定された日射強度Ｒごとに、当該日射強度Ｒが測定された単位時間ｔそれぞれにおいて前記発電量計３にて測定された発電量Ｈを合計して実測発電総量Ｊを算出する合計工程と、前記日射計２で測定された全ての日射強度Ｒについて、当該日射強度Ｒそれぞれに対応する前記合計工程にて算出した実測発電総量Ｊを表示する表示工程を備えていることを第１の特徴とする。
【０００７】
本発明に係る太陽光発電プラントの分析方法の第２の特徴は、上記第１の特徴に加えて、前記測定期間Ｔにおいて、前記日射計２にて測定された日射強度Ｒごとに、当該日射強度Ｒと当該日射強度Ｒが測定された回数Ｃと前記単位時間ｔと前記太陽光発電プラントにおける太陽電池４の定格電力Ｌとの積である予想発電総量Ｐを算出する予想工程も備え、前記表示工程では、前記実測発電総量Ｊに加えて、前記日射計２で測定された全ての日射強度Ｒについて、当該日射強度Ｒそれぞれに対応する前記予想工程にて算出した予想発電総量Ｐも同時に表示する点にある。
【０００８】
本発明に係る太陽光発電プラントの分析方法の第３の特徴は、上記第１の特徴に加えて、前記合計工程では、前記太陽光発電プラントではない他の太陽光発電プラントに対しても、前記実測発電総量Ｊを算出し、前記表示工程では、前記太陽光発電プラントの実測発電総量Ｊに加えて、前記他の太陽光発電プラントの全ての日射強度Ｒについて、当該日射強度Ｒそれぞれに対応する実測発電総量Ｊも同時に表示する、又は、前記合計工程では、前記測定期間と同じ長さで且つ当該測定期間ではない他の測定期間に対しても、前記実測発電総量Ｊを算出し、前記表示工程では、前記測定期間の実測発電総量Ｊに加えて、前記他の測定期間の全ての日射強度Ｒについて、当該日射強度Ｒそれぞれに対応する実測発電総量Ｊも同時に表示する点にある。
【０００９】
本発明に係る太陽光発電プラントの分析方法の第４の特徴は、上述の実測発電総量Ｊに替えて、当該実測発電総量Ｊを前記太陽光発電プラントにおける太陽電池４の定格電力Ｌで割った単位実測発電総量Ｊ’を、前記合計工程では算出し且つ前記表示工程では表示する、及び／又は、請求項２に記載の予想発電総量Ｐに替えて、当該予想発電総量Ｐを前記太陽光発電プラントにおける太陽電池４の定格電力Ｌで割った単位予想発電総量Ｐ’を、前記予想工程では算出し且つ前記表示工程では表示する点にある。
尚、本発明において「及び／又は」とは、少なくとも何れか一方であることを意味し、上述の場合、＜１＞実測発電総量Ｊに替えて、単位実測発電総量Ｊ’を算出・表示するケース、＜２＞予想発電総量Ｐに替えて、単位予想発電総量Ｐ’を算出・表示するケース、＜３＞実測発電総量Ｊと予想発電総量Ｐの両方に替えて、単位実測発電総量Ｊ’と単位予想発電総量Ｐ’を算出・表示するケースの３つのケースを含む。
【００１０】
これらの特徴により、測定期間Ｔにおいて、日射強度Ｒごとに発電量Ｈを合計して実測発電総量Ｊを算出する合計工程Ｍ１と、日射強度Ｒそれぞれに対応する実測発電総量Ｊを表示する表示工程Ｍ２によって、特許文献１とは異なり、エレクトロルミネッセンスを利用せずとも良くなることは勿論、日射計２からの日射強度Ｒ及び発電量計３からの発電量Ｈに対して合計工程Ｍ１と表示工程Ｍ２を行うだけで、太陽光発電プラント１を分析することが可能となるため、近赤外域ビデオカメラやモニターユニット等は不要となって、「構造の簡素化」や「部品数の低減」が図れる。
そして、所定の測定期間Ｔ（例えば、数年間など）について、表示工程Ｍ２にて表示された日射強度Ｒそれぞれに対応する実測発電総量Ｊによって、当該太陽光発電プラント１が設置された場所・土地の気候（日照時間、気温など）や、設置場所の状況（海側か山側か、塩田跡地かなど）が明らかとなり、特許文献１のように、太陽電池パネルの欠陥有無のみを評価するだけの場当たり的・付け焼刃的な事後対処ではなく、太陽光発電プラント１の計画段階から、設置予定の場所や土地に特有の状況に応じた太陽光発電プラント１を設計できる。
【００１１】
又、測定期間Ｔにおいて、日射強度Ｒごとに、当該日射強度Ｒ×その測定された回数Ｃ×単位時間ｔ×太陽電池４の定格電力Ｌ＝予想発電総量Ｐを算出する予想工程Ｍ３も備え、表示工程Ｍ２で、実測発電総量Ｊと予想発電総量Ｐを同時に表示することによって、太陽電池４が本来持つ定格電力Ｌを発揮すれば得られる予想発電総量Ｐに対して、実測発電総量Ｊが幾らであるかを、細かな日射強度Ｒごとに表示できるため、例えば、比較的高い日射強度Ｒが測定される回数Ｃが多い（言わば、高日射の、又は、好天の多い）気候や場所等であれば、設置予定の太陽光発電プラント１における発電量Ｈの上限を上げる（例えば、太陽電池４の数を増やしたり、後述する変換部２１の定格電力（パワコンの容量）Ｌ’を増やすなどの）方が、初期投資は高くなるものの所定期間後（例えば、２０年後など）には、より収益が上がる等の分析・判断が可能となり、太陽光発電プラント１のシステム設計に役立てることが出来る。
【００１２】
更に、合計工程Ｍ１で他の太陽光発電プラント１や他の測定期間Ｔの実測発電総量Ｊも算出し、表示工程Ｍ２で、異なる太陽光発電プラント１や異なる測定期間Ｔの全ての日射強度Ｒについて、日射強度Ｒそれぞれに対応する実測発電総量Ｊを同時に表示することによって、異なる気候や場所等における太陽光発電プラント１や、異なる測定期間（例えば、２０１５年と２０１６年など）の違いや傾向を一目で表すことが可能となり、それぞれの気候や場所等に応じた太陽光発電プラント１の設計に、より役立てることが出来る。
【００１３】
そして、実測発電総量Ｊに替えて、当該実測発電総量Ｊを電池定格電力Ｌで割った単位実測発電総量Ｊ’を算出・表示したり、予想発電総量Ｐに替えて、当該予想発電総量Ｐを電池定格電力Ｌで割った単位予想発電総量Ｐ’を算出・表示することによって、比較したい複数の太陽光発電プラント１における太陽電池４の定格電力Ｌがそれぞれ異なっていても、単位実測発電総量Ｊ’や単位実測発電総量Ｐ’であれば、異なる気候や場所等にある各太陽光発電プラント１の違いや傾向を、より正確に比較することが可能となり、気候や場所等に応じたプラント設計性を更に向上できる。
【００１４】
本発明に係る太陽光発電プラントの分析プログラムは、太陽光発電プラントにおける日射強度Ｒを、所定の測定期間Ｔの間、所定の単位時間ｔごとに測定する日射計２と、前記太陽光発電プラントにて発電された発電量Ｈを、前記測定期間Ｔの間、前記単位時間ｔごとに測定する発電量計３を有した太陽光発電プラントの分析プログラムであって、前記測定期間Ｔにおいて、前記日射計２にて測定された日射強度Ｒごとに、当該日射強度Ｒが測定された単位時間ｔそれぞれにおいて前記発電量計３にて測定された発電量Ｈを合計して実測発電総量Ｊを算出する合計ステップＳ１と、前記日射計２で測定された全ての日射強度Ｒについて、当該日射強度Ｒそれぞれに対応する前記合計ステップＳ１にて算出した実測発電総量Ｊを表示する表示ステップＳ２を、コンピュータに実行させることを第１の特徴とする。
【００１５】
本発明に係る太陽光発電プラントの分析システム１０は、太陽光発電プラントにおける日射強度Ｒを、所定の測定期間Ｔの間、所定の単位時間ｔごとに測定する日射計２と、前記太陽光発電プラントにて発電された発電量Ｈを、前記測定期間Ｔの間、前記単位時間ｔごとに測定する発電量計３を有した太陽光発電プラントの分析システムであって、前記測定期間Ｔにおいて、前記日射計２にて測定された日射強度Ｒごとに、当該日射強度Ｒが測定された単位時間ｔそれぞれにおいて前記発電量計３にて測定された発電量Ｈを合計して実測発電総量Ｊを算出する合計部１１と、前記日射計２で測定された全ての日射強度Ｒについて、当該日射強度Ｒそれぞれに対応する前記合計部１１にて算出した実測発電総量Ｊを表示する表示部１２を備えていることを第１の特徴とする。
【００１６】
これらの特徴により、測定期間Ｔにおいて、日射強度Ｒごとに発電量Ｈを合計して実測発電総量Ｊを算出する合計ステップＳ１や合計部１１と、日射強度Ｒそれぞれに対応する実測発電総量Ｊを表示する表示ステップＳ２や表示部１２を備えることによって、「構造の簡素化」や「部品数の低減」が図れ、太陽光発電プラント１の計画段階から、設置予定の場所や土地に特有の状況に応じた太陽光発電プラント１を設計できる。
【００１７】
本発明に係る太陽光発電プラント１は、当該プラントにおける日射強度Ｒを、所定の測定期間Ｔの間、所定の単位時間ｔごとに測定する日射計２と、当該プラントにて発電された発電量Ｈを、前記測定期間Ｔの間、前記単位時間ｔごとに測定する発電量計３を有した太陽光発電プラントであって、前記日射計２で測定した日射強度Ｒが０．００ｋＷ／ｍ2 より大きく０．０４ｋＷ／ｍ2 以下であっても発電を行うことを第１の特徴とする。
【００１８】
この特徴により、日射計２で測定した日射強度Ｒが０．００ｋＷ／ｍ2 より大きく０．０４ｋＷ／ｍ2 以下であっても発電を行うことによって、例えば、比較的低い日射強度Ｒが測定される回数Ｃが多い（言わば、低日射の、又は、曇天の多い）気候や場所等であっても、多い曇天における日射を漏れなく発電に繋げることが出来、「発電効率の向上」が図れる。
【発明の効果】
【００１９】
本発明に係る太陽光発電プラントの分析方法、分析プログラム、分析システムによると、日射強度ごとに発電量を合計して実測発電総量を算出し、日射強度それぞれに対応する実測発電総量を表示して、「構造の簡素化」や「部品数の低減」等を実現する。
又、本発明に係る太陽光発電プラントは、日射強度が低くとも発電を行わせて、「発電効率の向上」等を実現する。
【図面の簡単な説明】
【００２０】
【図１】本発明に係る太陽光発電プラントの分析方法を示すフローチャートであって、（ａ）は第１実施形態の分析方法を示し、（ｂ）は第２実施形態の分析方法を示す。
【図２】太陽光発電プラント（香川県・海側）１Ａにおいて、２０１４年の各日射強度に対応する実測発電総量等と予想発電総量等を示す表である。
【図３】図２の太陽光発電プラント１Ａにおいて、２０１４〜２０１６年ごとの各日射強度に対応する単位実測発電総量を示すグラフである。
【図４】図２の太陽光発電プラント（香川県・海側）１Ａにおいて、各日射強度に対応する単位実測発電総量と単位予想発電総量を示すグラフである。
【図５】他の太陽光発電プラント（香川県・山側）１Ｂにおいて、各日射強度に対応する単位実測発電総量と単位予想発電総量を示すグラフである。
【図６】その他の太陽光発電プラント（茨城県）１Ｃにおいて、各日射強度に対応する単位実測発電総量と単位予想発電総量を示すグラフである。
【図７】その他の太陽光発電プラント（北海道）１Ｄにおいて、各日射強度に対応する単位実測発電総量と単位予想発電総量を示すグラフである。
【図８】各太陽光発電プラント１Ａ〜１Ｄにおいて、２０１５年の各日射強度に対応する単位実測発電総量を示すグラフである。
【図９】各太陽光発電プラント１Ａ〜１Ｄにおいて、２０１６年の各日射強度に対応する単位実測発電総量を示すグラフである。
【図１０】本発明に係る太陽光発電プラントを示す概要図である。
【図１１】太陽光発電プラントにおいて、過積載率、等価負荷率、及び、ロス率（１年間のロス率）の関係を示すグラフである。
【発明を実施するための形態】
【００２１】
以下、本発明の実施形態を、図面を参照して説明する。
＜太陽光発電プラントの分析方法の第１、２実施形態＞
図１〜９に示したように、太陽光発電プラントの分析方法は、所定の測定期間Ｔの間、所定の単位時間ｔごとに、日射強度Ｒを測定する日射計２と、発電量Ｈを測定する発電量計３を有した太陽光発電プラント１を分析する方法である。
【００２２】
図１（ａ）に示したように、太陽光発電プラントの分析方法の第１実施形態は、日射強度Ｒごとに、当該日射強度Ｒが測定された単位時間ｔそれぞれにおいて発電量Ｈを合計して実測発電総量Ｊを算出する合計工程Ｍ１と、全ての日射強度Ｒについて、当該日射強度Ｒそれぞれに対応する実測発電総量Ｊを表示する表示工程Ｍ２を備えており、合計工程Ｍ１を行ってから、表示工程Ｍ２を行う。
図１（ｂ）に示したように、太陽光発電プラントの分析方法は、第２実施形態として、上述の合計工程Ｍ１と表示工程Ｍ２に加えて、日射強度Ｒごとに、当該日射強度Ｒと、当該日射強度Ｒが測定された回数Ｃと、単位時間ｔと、太陽電池４の定格電力（電池定格電力）Ｌとの積である予想発電総量Ｐを算出する予想工程Ｍ３を備えていても良く、この場合、合計工程Ｍ１及び予想工程Ｍ３を行ってから、表示工程Ｍ２を行う。
そこで、まず分析対象で太陽光発電プラント１について、以下に述べる。
【００２３】
＜太陽光発電プラント１＞
図１０、１１に示したように、太陽光発電プラント１は、日射強度Ｒを測定する日射計２と、発電量Ｈを測定する発電量計３、又、太陽電池４を有している。
その他、太陽光発電プラント１は、太陽電池４からの直流電流を交流電流に変換する変換部２１や後述するトランス２２、送電部２３、そして、変換部２１や送電部２３を収容する配電盤３０、この配電盤３０内の空調を行うエアコン（図示省略）、太陽電池４や後述する接続箱３２等からの直流電流を集めて変換部２１へ送る集電部などを有していても良い。
【００２４】
＜日射計２、日射強度Ｒ＞
図１０に示されたように、日射計２は、日射強度Ｒを測定するものであり、その構成に特に制限はないが、例えば、サーモパイル（熱電素子）を設置した受光部に生じる電位差等を変換して日射強度Ｒを測定するものであっても良く、その種類も、全天日射計や直達日射計、散乱日射計など何れでも構わない。
日射計２は、太陽光発電プラント１における日射強度Ｒが測定できるのであれば、何れの場所に取り付けられていても良いが、例えば、複数の太陽電池４中、ある太陽電池４における近傍の水平位置や、当該太陽電池４の傾斜角度に合わせて取り付けたり、その他、上述した配電盤３０等に取り付けられていても良い。
【００２５】
尚、「日射強度Ｒ」とは、ＪＩＳ−Ｃ−８９６０：２０１２に準じ、「表面の単位面積当たりに、単位時間に、太陽から入射す放射エネルギー（単位：Ｗ／ｍ2 、又は、ｋＷ／ｍ2 ）」を意味し、「日射量Ｒ」とも言う。
日射計２による日射強度Ｒの測定は、所定の測定期間Ｔ（例えば、数年間など）の間、所定の単位時間ｔ（例えば、１分や１時間など）ごとに行われるが、この測定は、測定期間Ｔの間中、単位時間ｔごとに日射計２から出力される非常に多くの日射強度Ｒ（ビッグデータ）を、太陽光発電プラント１内又はネットワークＮを介した遠隔地におけるメモリやハードディスクなどの記憶装置に保存し、これら後述する合計工程Ｍ１や表示工程Ｍ２等で用いることとなる。
【００２６】
又、実際に日射計で測定される日射強度Ｒは、日射計２の分解能に応じて、例えば、０．０１ｋＷ／ｍ2 や０．１ｋＷ／ｍ2 、０．００１ｋＷ／ｍ2 など、所定の単位値刻み（所定の単位値ごとに区切られて）測定される。
従って、「日射計２で測定された全ての日射強度Ｒ」とは、例えば、単位値が０．０１ｋＷ／ｍ2 であれば、０．００ｋＷ／ｍ2 から、０．０１ｋＷ／ｍ2 ずつ増えて、０．０１ｋＷ／ｍ2 、０．０２ｋＷ／ｍ2 、０．０３ｋＷ／ｍ2 、・・・０．９９ｋＷ／ｍ2 、１．００ｋＷ／ｍ2 、１．０１ｋＷ／ｍ2 ・・・となり、その最大値は、実際に太陽光発電プラント１が設置された場所によって、１．２１や１．２５、１．２７、１．３２、１．４２ｋＷ／ｍ2 などまでの値となる。
【００２７】
＜発電量計３＞
図１０に示されたように、発電量計３は、発電量Ｈを測定するものであり、その構成は特に制限はないが、例えば、ホール素子等からの電力を積分して発電量Ｈを測定する電子式電力量計であっても良く、その他、誘導形電力量計など何れでも構わない。
発電量計３は、太陽光発電プラント１で発電した発電量Ｈが測定できるのであれば、何れの場所に取り付けられていても良いが、例えば、複数の太陽電池４から集められた直流電流を変換部２１が変換する前の配線、変換部２１が直流電流を交流電流（低圧交流電流）へ変換した後の配線、トランス２２が低圧交流電流を昇圧して高圧交流電流とした後の配線、送電部２３が電力系統Ｇへ送電する前の配線、又は、これらを組み合わせ場所に取り付けられていても構わない。
又、発電量Ｈが測定できるのであれば、変換部２１において直流電流を交流電流に変換する際に、変換部２１が変換した分より発電量Ｈを求めても良い。
【００２８】
尚、「発電量Ｈ」とは、太陽光発電プラント１が発電した電力量（単位：Ｗｈ）を意味し、「発電力量Ｈ」とも言う。よって、発電量計３も、発電力量計３と言っても良い。
発電量計３による発電量Ｈの測定は、上述した日射計２における測定期間Ｔと同様の期間の間、同じく日射計２における単位時間ｔと同様の時間ごとに行われるが、この測定も、測定期間Ｔの間中、単位時間ｔごとに発電量計３から出力される非常に多くの発電量Ｈ（ビッグデータ）を、太陽光発電プラント１内又はネットワークＮを介した遠隔地におけるメモリやハードディスクなどの記憶装置に保存し、これら後述する合計工程Ｍ１や表示工程Ｍ２等で用いることとなる。
【００２９】
＜太陽電池４、その定格電力（電池定格電力）Ｌなど＞
図１０に示したように、太陽電池４それぞれは、光が照射されることによって、正極（＋極）と負極（−極）の間に直流電力を発生し、発生する電力（定格電力）は、約１００〜３００Ｗ（例えば、２５０Ｗ）である。
太陽電池４は、通常パネル状であり、その設置する際の角度（水平方向から太陽電池４のパネルまでの角度、以下、設置角度）θによって、発電量が異なる（例えば、設置角度θ＝３０°のときの発電量を１００％とすれば、θ＝２０°で約９９％、θ＝１０°で約９５％、θ＝０°で約９０％）。
又、複数ある太陽電池４のうち、ある太陽電池４の＋極に別の太陽電池４の−極を接続し、別の太陽電池４の＋極にまた別の太陽電池４の−極を接続し、以下、これを繰り返して、複数（例えば、５〜２０枚）の太陽電池４を直列に接続して、１本の太陽電池ストリング３１となる。
【００３０】
このように、複数の太陽電池４が直列に繋がった太陽電池ストリング３１全体としての＋極（電力出力端）と、−極（グランド端）の間の電圧は、各太陽電池４で発生された直流電圧の和であって、天候、時刻などで変動するが、約２００〜１０００Ｖとなる。
又、太陽電池ストリング３１の電力出力端から出力される定格電力は、各太陽電池４の電力の和であって、約５００〜６０００Ｗ（例えば、出力電力が２５０Ｗの太陽電池４を１４枚接続した場合、３５００Ｗ＝３．５ｋＷ）となる。
【００３１】
又、上述した複数（例えば、５〜１５本）の太陽電池ストリング３１が、１個の接続箱３２へ並列に接続されている。
従って、それぞれの太陽電池ストリング３１の電力出力端（＋極）とグランド端（−極）の間の電圧は、同一となり、上述したように、約０．５〜６ｋＷである。
【００３２】
但し、１個の接続箱３２に対して、複数の太陽電池ストリング３１の電流が流れ込むため、接続箱３２に集まる定格電力は、約２．５〜９０ｋＷ（例えば、接続箱３２に、出力電力が３．５ｋＷの太陽電池ストリング３１を、６本接続していれば２１ｋＷ、１２本接続していれば４２ｋＷ）である。
更に、このような接続箱３２が複数あれば、その数に応じて、太陽光発電プラント１の太陽電池４全体として発電できる定格電力（電池定格電力）Ｌは、任意の値にすることが出来るが、例えば、３６ｋＷや、１００３ｋＷ、２９８５ｋＷ、３３８３ｋＷ、３７８１ｋＷなどであっても良い。
【００３３】
＜変換部２１、その定格電力（変換定格電力）Ｌ’など＞
図１０に示したように、変換部２１は、太陽電池４からの直流電流を交流電流に変換するものであって、より詳解すれば、太陽電池４からの直流電流を交流電流（例えば、１００〜１０００Ｖ等）に変換するインバータと、このインバータが変換する交流の電圧や周波数を制御する制御機と、気中遮断機（ＡＣＢ）等を備える構成でも良い。
尚、変換部２１は、パワコン（パワーコンディショナーの略）とも呼ばれる。
【００３４】
このような変換部２１は、直流を交流に変換できる定格電力（変換定格電力）Ｌ’や力率Ｆが何れの値であっても良いが、例えば、変換定格電力Ｌ’が、３０ｋＷや、５００ｋＷ、７５０ｋＷ、１９９０ｋＷなどであっても良い。
又、変換部２１の力率Ｆは、変換部２１における有効電力を皮相電力で割った比率（値）であって、その値は８０％以上１００％以下（例えば、８７％や８９％、９０％、９５％など）であっても良い。
【００３５】
尚、有効電力とは、交流（時間とともにその大きさと方向が周期的に変化する電流）における瞬時電力を１周期に渡って平均した値を言い、皮相電流とは、交流における電圧の実効値と電流の実効値の積である。
【００３６】
＜過積載率Ｋ＞
上述した太陽電池４の電池定格電力Ｌを、変換部２１の変換定格電力Ｌ’に力率Ｆを掛けた値で割った比率（値）を、過積載率Ｋとして、この過積載率Ｋを１．０より大きくしても良い。
これを換言すれば、電池定格電力Ｌは、変換部２１の変換定格電力Ｌ’に力率Ｆを掛けた値より大きいと言える。
【００３７】
尚、過積載率Ｋは、上述した以外に、力率Ｆを掛けずにただ単に電池定格電力Ｌを変換定格電力Ｌ’で割った比率（値）を、過積載率Ｋとしても構わない。
図１１や表１には、所定の過積載率Ｋに対する等価負荷率Ｚ１やロス率（１年間のロス率）Ｚ２の関係を示す。
又、表２には、過積載率Ｋを変化させた場合における電池定格電力Ｌ、変換定格電力Ｌ’、１年間のロス率Ｚ２、発電係数Ｚ３、１年間の発電量Ｚ４（測定期間Ｔを１年間とした後述の予想発電総量Ｐ）、減衰率Ｚ５、２０年間の発電量Ｚ４’を示す。
ここで、負荷率とは、所定期間（例えば、１年間や１ヶ月間、１日間など）における太陽光発電プラント１から送電される平均電力を、最大電力（変換定格電力Ｌ’や、これに力率Ｆを掛けた値）で割った比率（値）であり、等価負荷率Ｚ１とは、また別の所定期間において変動する負荷率を一定であるとみなして置き換えた値である。
つまり、この等価負荷率Ｚ１が高いほど、より最大電力（変換定格電力Ｌ’など）に近い電力を平均して送電できていると言える。
又、ロス率Ｚ２、Ｚ２’・発電係数Ｚ３・減衰率Ｚ５は、出願人が所定年数（例えば、約３年間や約４年間、約８年間など）蓄積した膨大なデータに基づいて算出した値であって、まず、ロス率Ｚ２、Ｚ２’とは、ケーブル等から生じる発電ロスの比率であり、上述した等価負荷率や太陽電池４の設置角度θなどによって異なる。
更に、発電係数Ｚ３とは、１年間の発電総量（単位はＭＷｈ、測定期間Ｔを１年間とした後述の予想発電総量Ｐ）を電池定格電力Ｌ（ｋＷ）で割った比率（値）であり、減衰率Ｚ５とは、太陽電池４から出力される電力が１年間に減衰する比率（値）であり、２０年間の発電量Ｚ４’は、１年間の発電量Ｚ４に、｛１＋（１−減衰率Ｚ５）＋（１−減衰率Ｚ５）2 ＋（１−減衰率Ｚ５）3 ＋・・・＋（１−減衰率Ｚ５）19｝を掛けた発電量である。
【００３８】
【表１】
2018186650.tif 000003
【００３９】
【表２】
2018186650.tif 000004
【００４０】
図１１や表１、２に示したように、過積載率Ｋが上がるにつれて、１年間のロス率Ｚ２は上がるものの、等価負荷率Ｚ１も上がることから、過積載率Ｋは、１．１以上１．９以下であったり、好ましくは１．３以上１．７以下、更に好ましくは１．３５以上１．５０以下、より好ましくは１．４０以上（１．４０より大きく）１．５０以下であっても構わない。
尚、過積載率Ｋは、上述したように、１．０より大きいだけでなく、１．０以下であっても良い。
又、表２に示したように、過積載率Ｋによって２０年間の発電量Ｚ４’に差が出るが、この２０年間の発電量Ｚ４’に、単位発電量当たりの売電額（例えば、２１円／ｋＷｈや３１円／ｋＷｈ、４２円／ｋＷｈなど）を掛けることで、２０年後の収入の差も算出できるとも言える。
【００４１】
＜トランス２２＞
図１０に示したように、トランス２２は、所謂、変圧器であって、上述した変換部２１からの交流電流を、送電する電力系統Ｇに適した電圧の交流電流に変換する。
尚、トランスとは、トランスフォーマーの略である。
【００４２】
ここで、電力系統Ｇへの送電に適した交流電流の電圧（１００〜１０００Ｖ等）は、送電ロスをふまえ、変換部２１からの交流電流の電圧よりも高圧（６６００Ｖや２２０００Ｖなど）であることから、変換部２１からの交流電流は、低圧交流電流であり、この低圧交流電流をトランス２２にて変圧（昇圧）した交流電流は、高圧交流電流であると言える。
又、トランス２２は、上述した等価負荷率の２乗に比例したロス（負荷損や銅損とも言う）や無負荷損（鉄損）が生じ、これらを合わせたトランス２２におけるロスの他、太陽電池４などの接続ケーブルや接続箱３２、変換部２１、エアコンなどにおけるロスも含めた全てのロスに基づいて、図１１や表１、２で示したロス率が算出される。
【００４３】
＜送電部２３＞
図１０に示したように、送電部２３は、上述したトランス２２からの交流電流（高圧交流電流）を電力系統Ｇへ送電するものであって、真空遮断機（ＶＣＢ）や、避雷器（ＳＡＲ）などを備えていても良い。
尚、送電部２３は、特別高圧な電力（例えば、２２０００Ｖ等）を電力系統Ｇに送電する場合には、特高部とも言える。又、送電部２３は、トランスミッターとも言える。
ここまでは、分析対象である太陽光発電プラント１について述べたが、以下は、分析方法自体について詳解する。
【００４４】
＜合計工程Ｍ１＞
図１に示したように、合計工程Ｍ１は、測定期間Ｔにおいて、日射計２にて測定された日射強度Ｒごとに、当該日射強度Ｒが測定された単位時間ｔそれぞれにおいて発電量計３にて測定された発電量Ｈを合計して後述する実測発電総量Ｊを算出する工程である。
又、合計工程Ｍ１では、１つの太陽光発電プラント１（１Ａ）だけでなく、他の太陽光発電プラント１（例えば、１Ｂ〜１Ｄ）における実測発電総量Ｊを算出しても良い。
【００４５】
＜測定期間Ｔ、単位時間ｔ＞
ここで、測定期間Ｔは、上述したように、数年間などであるが、特に制限はなく、例えば、１年間や、２〜３年間、それ以上（８年間など）であったり、１ヶ月間、数ヶ月間などであっても良い。
一方、単位時間ｔも、上述したように、１分間や１時間などであるが、特に制限はなく、例えば、２〜３分間や、５分間、１０分間、３０分間、２時間、１日間などであっても良い。
【００４６】
従って、単位時間ｔが、例えば「１分間」であれば、測定される日射強度Ｒと発電量Ｈについては、測定期間Ｔが「１時間」で６０個、「１日間」で６０×２４＝１４４０個、「１ヶ月（３０日）間」で６０×２４×３０＝４３２００個、「１年間」で６０×２４×３６５＝５２５６００個もの莫大な数のデータ（ビッグデータ）が、それぞれ記憶されることとなる。
尚、合計工程Ｍ１では、実際に日射計２や発電量計３が測定している単位時間ｔが、例えば「１分間」であっても、これを６０倍した単位時間ｔを「１時間」するなど、分析し易い単位時間ｔに変更することが含まれていても良い。
【００４７】
＜実測発電総量Ｊ＞
実測発電総量Ｊとは、測定期間Ｔ（例えば、１年間や２〜３年間）において、日射計２にて測定された日射強度Ｒ（例えば、０．０１ｋＷ／ｍ2 刻みの値であって、０．００ｋＷ／ｍ2 、０．０１ｋＷ／ｍ2 、０．０２ｋＷ／ｍ2 ・・・など）ごとに、当該日射強度Ｒが測定された単位時間ｔ（例えば、１分間）それぞれにおいて発電量計３にて測定された発電量Ｈを合計（累計、積算）した値である。
【００４８】
これを、図２の香川県・海側における、ある太陽光発電プラント１Ａにおける各日射強度Ｒに対応する実測発電総量Ｊ等や後述の予想発電総量Ｐ等を示す表にて、日射強度Ｒが「０．００ｋＷ／ｍ2 」であるところから詳解する。
尚、太陽光発電プラント１Ａの太陽電池４の定格電力（電池定格電力）Ｌは、「１００３ｋＷ」であり、測定期間Ｔは「１年間（図２の表では２０１４〜２０１６年の値が示されているが、各年、測定期間Ｔを「１年間」として算出している）」であり、単位時間ｔは「１分間」である。
【００４９】
図２の表中、２０１４年の「１年間」において、日射強度Ｒが「０．００ｋＷ／ｍ2 」であると測定された「１分間」は「２７６８９５回」あった（つまり、日射強度Ｒが「０．００ｋＷ／ｍ2 」であったのは「２７６８９５分間」であった）ことを示している。
ここで、この日射強度Ｒ「０．００ｋＷ／ｍ2 」が「２７６８９５分間」あったことは、「１年間」が「５２５６００分間」であることから、その約半分（約５３％））の「２７６８９５分間」は日射強度Ｒが「０．００ｋＷ／ｍ2 」であったことを意味し、１日の半分は夜であることから、妥当な値と言える（図２中では、「１年間」が「８７６０時間」で、その約５３％の「４６１５時間」が、日射強度Ｒ「０．００ｋＷ／ｍ2 」となる時間としている）。
尚、通常、発電量Ｈの単位は「ｋＷｈ」で示す通り「１時間」単位であり、「１年間」を分で表しても大きすぎて把握し辛いことから、図２の表では、「２７６８９５分間」を６０で割って小数点以下を四捨五入した「４６１５時間」でも表しており、この「４６１５時間」とは、単位時間ｔを「１時間」とした場合、日射強度Ｒが「０．００ｋＷ／ｍ2 」であると測定された「１時間」は約「４６１５回」あったことを意味する。
又、日射強度Ｒが「０．００ｋＷ／ｍ2 」であれば、当然、測定される発電量Ｈも「０（ゼロ）」のはずであるものの、図２の表から、実際には合計で「８６．４１ｋＷｈ」も発電されている。これは、日射計２では感知できない暗さでも、実際には、微量ながら発電されることがわかる。
【００５０】
同じく図２の表中、２０１４年の「１年間」において、日射強度Ｒが「０．０１ｋＷ／ｍ2 」であると日射計２にて測定された「１分間」は「１０４２５回」（「１時間」は約「１７４回」）あり、この「１０４２５回」の「１分間」それぞれにおいて発電量計３にて測定された発電量Ｈ「１０４２５回」分を全て合計すると、「１４９２．０３ｋＷｈ」であったことを示している。
この「１４９２．０３ｋＷｈ」が、日射強度Ｒ「０．０１ｋＷ／ｍ2 」に対応する実測発電総量Ｊであり、表示工程Ｍ２では、２０１４年の「１年間」において、日射強度Ｒ「０．０１ｋＷ／ｍ2 」に実測発電総量Ｊ「１４９２．０３ｋＷｈ」を対応づけて表示することとなる。
【００５１】
以下同様に、図２の表中、２０１４年の「１年間」において、日射強度Ｒが「０．０２ｋＷ／ｍ2 」であると日射計２にて測定された「１分間」は「８７９５回」（「１時間」は約「１４７回」）あり、この「８７９５回」の「１分間」それぞれにおいて発電量計３にて測定された発電量Ｈ「８７９５回」分を全て合計すると、「３１６８．３０ｋＷｈ」であったことを示している。
この「３１６８．３０ｋＷｈ」が、日射強度Ｒ「０．０２ｋＷ／ｍ2 」に対応する実測発電総量Ｊであり、表示工程Ｍ２では、２０１４年の「１年間」において、日射強度Ｒ「０．０２ｋＷ／ｍ2 」に実測発電総量Ｊ「３１６８．３０ｋＷｈ」を対応づけて表示することとなる。
【００５２】
日射強度Ｒがより高い値でも同様に、図２の表中、２０１４年の「１年間」において、日射強度Ｒが「０．９１ｋＷ／ｍ2 」であると日射計２にて測定された「１分間」は「１２５０回」（「１時間」は約「２１回」）あり、この「１２５０回」の「１分間」それぞれにおいて発電量計３にて測定された発電量Ｈ「１２５０回」分を全て合計すると、「１３２８６．９１ｋＷｈ」であったことを示している。
この「１３２８６．９１ｋＷｈ」が、日射強度Ｒ「０．９１ｋＷ／ｍ2 」に対応する実測発電総量Ｊであり、表示工程Ｍ２では、２０１４年の「１年間」において、日射強度Ｒ「０．９１ｋＷ／ｍ2 」に実測発電総量Ｊ「１３２８６．９１ｋＷｈ」を対応づけて表示することとなる。
【００５３】
＜単位実測発電総量Ｊ’＞
図２の表中にも示された単位実測発電総量Ｊ’とは、上述した実測発電総量Ｊを太陽光発電プラントにおける太陽電池４の定格電力（電池定格電力）Ｌで割った値である。
この単位実測発電総量Ｊ’を、実測発電総量Ｊの替わりに、上述した合計工程Ｍ１で算出し、後述する表示工程Ｍ２で表示しても良い。
【００５４】
尚、単位実測発電総量Ｊ’は、実測発電総量Ｊ（単位：ｋＷｈ）を、電池定格電力Ｌ（単位：ｋＷ）で割っていることから、その単位は「ｋＷｈ／ｋＷ」となり、言わば、電池定格電力１ｋＷ当りの実測発電総量であると言える。
従って、異なる気候や場所等にある複数の太陽光発電プラント１を比較する際に、それぞれの太陽電池４の定格電力Ｌが異なっていても、この単位実測発電総量Ｊ’を用いれば、各太陽光発電プラント１の違いや傾向を、より正確に比較することが可能となり、気候や場所等に応じたプラント設計性を更に向上できる。
【００５５】
＜表示工程Ｍ２（各測定期間Ｔの単位実測発電総量Ｊ’の表示）＞
図１（ａ）に示したように、表示工程Ｍ２は、日射計２で測定された全ての日射強度Ｒ（例えば、０．００ｋＷ／ｍ2 から、０．０１ｋＷ／ｍ2 ずつ増えて、０．０１ｋＷ／ｍ2 、０．０２ｋＷ／ｍ2 、０．０３ｋＷ／ｍ2 、・・・等の全ての値）について、当該日射強度Ｒそれぞれに対応する実測発電総量Ｊ（合計工程Ｍ１にて算出した実測発電総量Ｊ）を表示する工程である。
又、表示工程Ｍ２でも、１つの太陽光発電プラント１（１Ａ）だけでなく、他の太陽光発電プラント１（例えば、１Ｂ〜１Ｄ）における全ての日射強度Ｒそれぞれに対応する実測発電総量Ｊを表示しても良い。
【００５６】
表示工程Ｍ２は、日射強度Ｒそれぞれに対応する実測発電総量Ｊを表示していれば、その表示の仕方について制限はないが、例えば、図２で示したような表によって表示しても良い。
その他、表示工程２における表示の仕方としては、一方の軸（例えば、横軸）を日射強度Ｒとし、他方の軸（例えば、縦軸）を実測発電総量Ｊや単位実測発電総量Ｊ’等とした２次元グラフとして表示しても構わない。
【００５７】
この２次元グラフとしての表示を、図２と同じ香川県・海側における太陽光発電プラント１Ａにおける各日射強度Ｒに対応する２０１４〜２０１６年ごとの各日射強度Ｒに対応する単位実測発電総量Ｊ’を例に示す。
尚、太陽光発電プラント１Ａの電池定格電力Ｌは、同じく「１００３ｋＷ」であり、測定期間Ｔは、２０１４〜２０１６年それぞれが「１年間」であり、単位時間ｔは「１分間」である点は、図２と同様である。
【００５８】
＜図３の分析（同一プラントにおける各年の差）＞
図３の２次元グラフに示されたように、この太陽光発電プラント１Ａは、日射強度Ｒが高い範囲（例えば、日射強度Ｒが０．６０ｋＷ／ｍ2 以上０．９５ｋＷ／ｍ2 以下）において、日射強度Ｒそれぞれに対応する単位実測発電総量Ｊ’（実測発電総量Ｊ）が、後述する他の太陽光発電プラント１Ｂ〜１Ｄより高いと言える。
これは、各日射強度Ｒに対応する単位実測発電総量Ｊ’を日射強度Ｒの値を問わず更に全て合計した各年の総合計が、２０１４年「１．４６ＭＷｈ」、２０１５年「１．４４ＭＷｈ」、２０１６年「１．４９ＭＷｈ」と各年で大きな違いはないことから、高日射範囲の実測発電総量Ｊが高い傾向は、ある年特有のものではなく、その年によって多少の変動はあったとしても、ビッグデータに基づいて、この太陽光発電プラント１Ａが設置された場所の気候・土地の状況から、高日射域で高い発電量を示すことがわかる。
従って、香川県の海側は、比較的高い日射強度Ｒが測定される回数Ｃが多い（言わば、高日射の、又は、好天の多い）気候や場所等であることから、比較的高い日射強度Ｒでの発電量Ｈを増やすために、設置予定の太陽光発電プラント１における発電量Ｈの上限を上げる（例えば、太陽光発電プラント１を設置する予定の土地の広さが許す限り、出来るだけ太陽電池４の数を増やしたり、変換部２１の定格電力Ｌ’（パワコンの容量）を増やすなどの）方が、初期投資は高くなるものの所定期間後（例えば、２０年後など）には、より収益が上がる等の分析・判断が可能となり、太陽光発電プラント１のシステム設計に役立てることが出来る。
【００５９】
＜予想工程Ｍ３＞
図１（ｂ）に示したように、予想工程Ｍ３は、測定期間Ｔにおいて、日射計２にて測定された日射強度Ｒごとに、当該日射強度Ｒ×当該日射強度Ｒが測定された回数Ｃ×単位時間ｔ×太陽光発電プラントにおける太陽電池４の定格電力Ｌ＝予想発電総量Ｐを算出する工程である。
又、予想工程Ｍ３では、１つの太陽光発電プラント１（１Ａ）だけでなく、他の太陽光発電プラント１（例えば、１Ｂ〜１Ｄ）における予想発電総量Ｐを算出しても良い。
【００６０】
＜予想発電総量Ｐ＞
予想発電総量Ｐとは、上述した通り、測定期間Ｔ（例えば、１年間や２〜３年間）において、日射計２にて測定された日射強度Ｒ（例えば、０．０１ｋＷ／ｍ2 刻みの値であって、０．００ｋＷ／ｍ2 、０．０１ｋＷ／ｍ2 、０．０２ｋＷ／ｍ2 ・・・など）ごとに、当該日射強度Ｒ×当該日射強度Ｒが測定された回数Ｃ×単位時間ｔ（例えば、１分間）×電池定格電力Ｌを算出した値である。
更に詳解すれば、予想発電総量Ｐ（単位：ｋＷｈ）＝｛当該日射強度Ｒ（単位：ｋＷ／ｍ2 ）×測定された回数Ｃ（単位：１）×単位時間ｔ（単位：分間（ｈ／６０）、又は、時間（ｈ）など）×電池定格電力Ｌ（単位：ｋＷ）｝÷｛１（＝標準状態における日射強度（単位：ｋＷ／ｍ2 ）｝となる。
【００６１】
この予想発電総量Ｐについても、図２の香川県・海側における、ある太陽光発電プラント１Ａにおける各日射強度Ｒに対応する上述の実測発電総量Ｊ等や予想発電総量Ｐ等を示す表にて、日射強度Ｒが「０．００ｋＷ／ｍ2 」であるところから詳解する。
尚、上述と同様に、太陽光発電プラント１Ａの太陽電池４の定格電力（電池定格電力）Ｌは、「１００３ｋＷ」であり、測定期間Ｔは「１年間」であり、単位時間ｔは「１分間」である。
【００６２】
図２の表中、２０１４年の「１年間」において、日射強度Ｒが「０．００ｋＷ／ｍ2 」であると測定された「１分間」は「２７６８９５回」あったことを示しているが、そもそも日射強度Ｒが「０．００ｋＷ／ｍ2 」であるため、予想発電総量Ｐ＝｛０．００ｋＷ／ｍ2 ×２７６８９５回×１分間（１／６０ｈ）×１００３ｋＷ｝÷１ｋＷ／ｍ2 を算出して、当然に「０ｋＷｈ」となる。
この「０ｋＷｈ」が、日射強度Ｒ「０．００ｋＷ／ｍ2 」に対応する予想発電総量Ｐであり、表示工程Ｍ２では、２０１４年の「１年間」において、日射強度Ｒ「０．００ｋＷ／ｍ2 」に予想発電総量Ｐ「０ｋＷｈ」を対応づけて表示することとなる。
【００６３】
同じく図２の表中、２０１４年の「１年間」において、日射強度Ｒが「０．０１ｋＷ／ｍ2 」であると日射計２にて測定された「１分間」は「１０４２５回」あったことから、予想発電総量Ｐ＝｛０．０１ｋＷ／ｍ2 ×１０４２５回×１分間（１／６０ｈ）×１００３ｋＷ｝÷１ｋＷ／ｍ2 ＝１７４２．７１２５・・・ｋＷｈ≒「１７４２．７１ｋＷｈ」となる。
この「１７４２．７１ｋＷｈ」が、日射強度Ｒ「０．０１ｋＷ／ｍ2 」に対応する予想発電総量Ｐであり、表示工程Ｍ２では、２０１４年の「１年間」において、日射強度Ｒ「０．０１ｋＷ／ｍ2 」に予想発電総量Ｐ「１７４２．７１ｋＷｈ」を対応づけて表示することとなる。
【００６４】
以下同様に、図２の表中、２０１４年の「１年間」において、日射強度Ｒが「０．０２ｋＷ／ｍ2 」であると日射計２にて測定された「１分間」は「８７９５回」あったことから、予想発電総量Ｐ＝｛０．０２ｋＷ／ｍ2 ×８７９５回×１分間（１／６０ｈ）×１００３ｋＷ｝÷１ｋＷ／ｍ2 ＝２９４０．４６１６・・・ｋＷｈ≒「２９４０．４６ｋＷｈ」となる。
この「２９４０．４６ｋＷｈ」が、日射強度Ｒ「０．０２ｋＷ／ｍ2 」に対応する予想発電総量Ｐであり、表示工程Ｍ２では、２０１４年の「１年間」において、日射強度Ｒ「０．０２ｋＷ／ｍ2 」に予想発電総量Ｐ「２９４０．４６ｋＷｈ」を対応づけて表示することとなる。
【００６５】
日射強度Ｒがより高い値でも同様に、図２の表中、２０１４年の「１年間」において、日射強度Ｒが「０．９１ｋＷ／ｍ2 」であると日射計２にて測定された「１分間」は「１２５０回」あったことから、予想発電総量Ｐ＝｛０．９１ｋＷ／ｍ2 ×１２５０回×１分間（１／６０ｈ）×１００３ｋＷ｝÷１ｋＷ／ｍ2 ＝１９０１５．２０８３・・・ｋＷｈ≒「１９０１５．２１ｋＷｈ」となる。
この「１９０１５．２１ｋＷｈ」が、日射強度Ｒ「０．９１ｋＷ／ｍ2 」に対応する予想発電総量Ｐであり、表示工程Ｍ２では、２０１４年の「１年間」において、日射強度Ｒ「０．９１ｋＷ／ｍ2 」に予想発電総量Ｐ「１９０１５．２１ｋＷｈ」を対応づけて表示することとなる。
【００６６】
＜単位予想発電総量Ｐ’＞
図２の表中にも示された単位予想発電総量Ｐ’とは、上述した予想発電総量Ｐを太陽光発電プラントにおける太陽電池４の定格電力（電池定格電力）Ｌで割った値である。
この単位予想発電総量Ｐ’を、予想発電総量Ｐの替わりに、上述した合計工程Ｍ１で算出し、後述する表示工程Ｍ２で表示しても良い。
【００６７】
尚、単位予想発電総量Ｐ’も、予想発電総量Ｐ（単位：ｋＷｈ）を、電池定格電力Ｌ（単位：ｋＷ）で割っていることから、その単位は「ｋＷｈ／ｋＷ」となり、言わば、電池定格電力１ｋＷ当りの予想発電総量であると言える。
従って、異なる気候や場所等にある複数の太陽光発電プラント１を比較する際に、それぞれの太陽電池４の定格電力Ｌが異なっていても、この単位予想発電総量Ｐ’を用いれば、発電総量を予想する際にも、各太陽光発電プラント１の違いや傾向を、より正確に比較することが可能となり、気候や場所等に応じたプラント設計性を更に向上できる。
【００６８】
＜表示工程Ｍ２（単位実測発電総量Ｊ’と単位予想発電総量Ｐ’の表示）＞
図１（ｂ）に示したように、表示工程Ｍ２は、上述した各測定期間Ｔの単位実測発電総量Ｊ’の２次元グラフの他、各日射強度Ｒに対応する単位実測発電総量Ｊ’と単位予想発電総量Ｐ’を、１つの２次元グラフとして表示しても構わない。
この２次元グラフとしての表示を、上述した香川県・海側における太陽光発電プラント１Ａや、その他の太陽光発電プラント１Ｂ〜１Ｄについて、図４〜７に示す。
尚、図４〜７中の「パネル」とは、太陽電池４を意味する。
【００６９】
＜図４の分析（香川県・海側における実測と予想の差）＞
図４は、図２、３と同じ香川県・海側における太陽光発電プラント１Ａの各日射強度Ｒに対応する単位実測発電総量Ｊ’と単位予想発電総量Ｐ’を表示した２次元グラフである。
尚、太陽光発電プラント１Ａの電池定格電力Ｌは同じく「１００３ｋＷ」で、単位時間ｔも「１分間」であるが、測定期間Ｔは、２０１４〜２０１６年に亘る「３年間」であり、上述した過積載率Ｋは「１．５３」である。
図４の２次元グラフに示されたように、この太陽光発電プラント１Ａは、日射強度Ｒが低い範囲（例えば、日射強度Ｒが０．４０ｋＷ／ｍ2 以下）において、日射強度Ｒそれぞれに対応する単位実測発電総量Ｊ’（実測発電総量Ｊ）が、単位予想発電総量Ｐ’と略同一となっており、予想通りの実測発電総量Ｊが３年間に亘って得られている。
一方、日射強度Ｒが０．４０ｋＷ／ｍ2 より大きく略１．１０ｋＷ／ｍ2 までの範囲においては、単位予想発電総量Ｐ’（予想発電総量Ｐ）が、単位実測発電総量Ｊ’（実測発電総量Ｊ）を上回っているおり、２０１４〜２０１６年の３年間における全ての単位実測発電総量Ｊ’の総合計の年平均値「１．２５ＭＷｈ」を、２０１４〜２０１６年の３年間における全ての単位予想発電総量Ｐ’の総合計の年平均値「１．４６ＭＷｈ」で割った発電効率Ｚ６は「８５．６％」であったが、これは、太陽電池４の温度上昇による効率低下や、過積載率Ｋを高くしたことによる低下などが考えられるものの、上述した発電係数Ｚ３（測定期間Ｔを３年間とした実測発電総量Ｊ（ＭＷｈ）を電池定格電力Ｌ（ｋＷ）で割った比率（値））は、単位実測発電総量Ｊ’の総合計の年平均値「１．２５ＭＷｈ」÷電池定格電力Ｌ「１００３ｋＷ」≒「１．２５」である。
このことから、過積載率Ｋを高く設定したことで、日射強度Ｒが０．４０ｋＷ／ｍ2 を越えた範囲で予想と実測の差がでるものの、その設置した土地・気候特有の状況（好天が多い等）により、日射強度Ｒが０．４０ｋＷ／ｍ2 以下の低日射の範囲でも高い実測発電総量Ｊを出力することが可能となり、その結果、総合計した単位実測発電総量Ｊ’（実測発電総量Ｊ）全体を押し上げ、多くの太陽電池４を設置した以上に発電されていることがわかる。
【００７０】
＜図５の分析（香川県・山側における実測と予想の差）＞
図５は、図２〜４とは異なり、香川県・山側における太陽光発電プラント１Ｂの各日射強度Ｒに対応する単位実測発電総量Ｊ’と単位予想発電総量Ｐ’を表示した２次元グラフである。
尚、太陽光発電プラント１Ｂの電池定格電力Ｌは「２２５０ｋＷ」で、単位時間ｔも「１分間」であるが、測定期間Ｔは、２０１５、２０１６年に亘る「２年間」であり、上述した過積載率Ｋは「１．１３」である。
図５の２次元グラフに示されたように、この太陽光発電プラント１Ｂは、日射強度Ｒが更に低い範囲（例えば、日射強度Ｒが０．２０ｋＷ／ｍ2 以下）において、日射強度Ｒそれぞれに対応する単位実測発電総量Ｊ’（実測発電総量Ｊ）が、単位予想発電総量Ｐ’と略同一、又は、一部上回っており、予想以上の実測発電総量Ｊが２年間に亘って得られている。
一方、日射強度Ｒが０．２０ｋＷ／ｍ2 より大きく略１．１０ｋＷ／ｍ2 までの範囲においては、単位予想発電総量Ｐ’（予想発電総量Ｐ）が、単位実測発電総量Ｊ’（実測発電総量Ｊ）を上回っているものの、２０１５、２０１６年の２年間における全ての単位実測発電総量Ｊ’の総合計の年平均値「１．１４ＭＷｈ」を、２０１５、２０１６年の２年間における全ての単位予想発電総量Ｐ’の総合計の年平均値「１．２４ＭＷｈ」で割った発電効率Ｚ６は「９１．９％」と高い効率を確保している。
これは、上述の太陽光発電プラント１Ａ（香川県・海側）と同様に、太陽電池４の温度上昇による効率低下、過積載率Ｋを１．００を超えた値としたことによる低下などの他、そもそも太陽光発電プラント１Ｂに照射される日射強度Ｒそのものが少なかったことが考えられ、その設置した土地・気候特有の状況（山の斜面の向きや、曇天が多い等）により日射強度Ｒそのものが少なかったことの他、過積載率Ｋをそれほど高く設定しなかったため、日射強度Ｒが０．２０ｋＷ／ｍ2 以下より低日射の範囲で高い実測発電総量Ｊを出力することが出来なかったためとも言える。
【００７１】
＜図６の分析（茨城県における実測と予想の差）＞
図６は、図２〜５とは異なり、茨城県における太陽光発電プラント１Ｃの各日射強度Ｒに対応する単位実測発電総量Ｊ’と単位予想発電総量Ｐ’を表示した２次元グラフである。
尚、太陽光発電プラント１Ｃの電池定格電力Ｌは「２３３０ｋＷ」で、単位時間ｔも「１分間」で、測定期間Ｔは、２０１５、２０１６年に亘る「２年間」であり、上述した過積載率Ｋは「１．３８」である。
図６の２次元グラフに示されたように、この太陽光発電プラント１Ｃは、日射強度Ｒの中間範囲（例えば、日射強度Ｒが０．５０ｋＷ／ｍ2 以上０．５５ｋＷ／ｍ2 以下）において、日射強度Ｒそれぞれに対応する単位実測発電総量Ｊ’（実測発電総量Ｊ）は、単位予想発電総量Ｐ’と略同一、又は、一部上回っており、中間範囲では、予想以上の実測発電総量Ｊが２年間に亘って得られている。
一方、日射強度Ｒが０．０５ｋＷ／ｍ2 より大きく略０．５０ｋＷ／ｍ2 まで（低日射）の範囲において、単位予想発電総量Ｐ’（予想発電総量Ｐ）が、単位実測発電総量Ｊ’（実測発電総量Ｊ）を上回っており、太陽光発電プラント１Ｃでは低日射で少し効率が悪く、又、０．５５ｋＷ／ｍ2 より大きく略１．１０ｋＷ／ｍ2 までの範囲においても、単位予想発電総量Ｐ’（予想発電総量Ｐ）が、単位実測発電総量Ｊ’（実測発電総量Ｊ）を上回っているものの、２０１５、２０１６年の２年間における全ての単位実測発電総量Ｊ’の総合計の年平均値「１．２２ＭＷｈ」を、２０１５、２０１６年の２年間における全ての単位予想発電総量Ｐ’の総合計の年平均値「１．３５ＭＷｈ」で割った発電効率Ｚ６は「９０．４％」と高い効率を確保している。
これは、上述の太陽光発電プラント１Ａ、１Ｂと同様に、主には太陽電池４の温度上昇による効率低下と、過積載率Ｋをやや高くしたことによる低下などなどの他、そもそも太陽光発電プラント１Ｃに照射される日射強度Ｒそのものが少なかったことも考えられ、設置したその土地・気候特有の状況（曇天が多い等）により日射強度Ｒそのものが少なかったことの他、過積載率Ｋをそれほど高く設定しなかったため、日射強度Ｒが０．５０ｋＷ／ｍ2 以上０．５５ｋＷ／ｍ2 以下ではない範囲（特に、日射強度Ｒが０．５０ｋＷ／ｍ2 以下）で高い実測発電総量Ｊを出力することが出来なかったためとも言える。
【００７２】
＜図７の分析（北海道における実測と予想の差）＞
図７は、図２〜６とは異なり、北海道における太陽光発電プラント１Ｄの各日射強度Ｒに対応する単位実測発電総量Ｊ’と単位予想発電総量Ｐ’を表示した２次元グラフである。
尚、太陽光発電プラント１Ｄの電池定格電力Ｌは「９８８ｋＷ」で、単位時間ｔも「１分間」で、測定期間Ｔは、２０１４〜２０１６年に亘る「３年間」であり、上述した過積載率Ｋは「１．００」である。
図７の２次元グラフに示されたように、この太陽光発電プラント１Ｄは、日射強度Ｒがそれほど高くない中間範囲（例えば、日射強度Ｒが０．８０ｋＷ／ｍ2 以下）において、日射強度Ｒそれぞれに対応する単位実測発電総量Ｊ’（実測発電総量Ｊ）は、単位予想発電総量Ｐ’を上回って（一部大幅に上回って）おり、高日射以外の範囲では、予想以上の実測発電総量Ｊが３年間に亘って得られている。
更に、日射強度Ｒが０．８０ｋＷ／ｍ2 を越えた範囲においても、単位予想発電総量Ｐ’（予想発電総量Ｐ）と、単位実測発電総量Ｊ’（実測発電総量Ｊ）は略同一であり、２０１４〜２０１６年の３年間における全ての単位実測発電総量Ｊ’の総合計の年平均値「１．４９ＭＷｈ」を、２０１４〜２０１６年の３年間における全ての単位予想発電総量Ｐ’の総合計の年平均値「１．２２ＭＷｈ」で割った発電効率Ｚ６は「１２０．１％」と高い効率を確保している。
これは、上述の太陽光発電プラント１Ａ〜１Ｃとは異なり、気温が低いため、太陽電池４の温度上昇による効率低下がない（逆に、太陽電池４のスペック（２５℃における発電量Ｈ）を越えている）ことや、過積載率Ｋが１．００であるため、過積載による効率低下がないことが考えられる。
更に、太陽光発電プラント１Ｄにおける発電係数Ｚ３は、単位実測発電総量Ｊ’の総合計の年平均値「１．４９ＭＷｈ」÷電池定格電力Ｌ「９８８ｋＷ」≒「１．５１」であり、設置したその土地・気候特有の状況（雪が少ない、低温地区であったことや、好天が多いなど）により、太陽電池４を設置した以上の発電量Ｈが出力されていることがわかる。
尚、太陽光発電プラント１Ｄの設置場所・土地は、比較的低い日射強度Ｒが測定されることが多いため、仮に過積載率Ｋをもう少しあげても（例えば、１．３５位にしても）発電効率Ｚ６は下がらないばかりか、低日射の範囲でも、更に高い実測発電総量Ｊを出力することが可能となり、その結果、総合計した単位実測発電総量Ｊ’（実測発電総量Ｊ）全体をより押し上げ、太陽電池４を設置した以上の非常に大きい発電量Ｈが出力されることもわかる。
【００７３】
＜図４〜７に亘る分析＞
図４〜７に示したように、何れの太陽光発電プラント１Ａ〜１Ｄにおいても、日射強度Ｒが所定範囲（例えば、日射強度Ｒが０．０５ｋＷ／ｍ2 以上（又は０．０４ｋＷ／ｍ2 以上）で、１．１５ｋＷ／ｍ2 以下）であれば、単位予想発電総量Ｐ’より単位実測発電総量Ｊ’が少ない場合が多かったとも言えるが、日射強度Ｒが低い（例えば、日射強度Ｒが０．０５ｋＷ／ｍ2 以下（又は０．０４ｋＷ／ｍ2 以下））、又は、日射強度Ｒが高い（例えば、日射強度Ｒが１．１５０ｋＷ／ｍ2 以上）間は、単位予想発電総量Ｐ’と単位実測発電総量Ｊ’は略同じ値となる。
これは、上述したように、太陽電池４の温度上昇による効率低下や、過積載による低下などが考えられるものの、これらの影響を受けず、毎日必ずその値となることから、日射強度Ｒが０．０５ｋＷ／ｍ2 以下（又は０．０４ｋＷ／ｍ2 以下）であっても発電を行う太陽光発電プラント１であれば良い。
尚、仮に図６中の太陽光発電プラント１Ｃにおいて、日射強度Ｒが０．０４ｋＷ／ｍ2 以下で発電をしなかった場合、１年間に１．０１％の発電ロスが生じる。
【００７４】
＜図８、９の分析（同一測定期間における各プラントの差）＞
図８、９の２次元グラフに示されたように、同一の測定期間Ｔ（２０１５年と２０１６年）における各太陽光発電プラント１Ａ〜１Ｄは、それぞれの電池定格電力Ｌは異なる（１００３ｋＷ、２２５０ｋＷ、２３３０ｋＷ、９８８ｋＷ）ものの、電池定格電力１ｋＷ当りの実測発電総量である単位実測発電総量Ｊ’であれば、全ての太陽光発電プラント１Ａ〜１Ｄを、同時に１つの２次元グラフに、更には発電総量（ｋＷｈ）の軸のスケールを合わせた状態で表示することが可能となる。
【００７５】
まず図８の２０１５年のグラフについて述べれば、この年は、北海道における太陽光発電プラント１Ｄの単位実測発電総量Ｊ’が、他の地域と大きく異なっており、詳解すれば、日射強度Ｒが低い範囲（例えば、日射強度Ｒが０．３０ｋＷ／ｍ2 以上０．４５ｋＷ／ｍ2 以下）において、明らかに他の地域と比べて単位実測発電総量Ｊ’が大きくなっており、北海道では、日射強度Ｒが比較的低い範囲となる（低日射となる）日が多かったことがわかる。
又、日射強度Ｒが高い範囲（例えば、日射強度Ｒが０．８５ｋＷ／ｍ2 以上１．０５ｋＷ／ｍ2 以下）においても、他の地域と比べて単位実測発電総量Ｊ’が小さくなっており、北海道では、日射強度Ｒが比較的高い範囲となる（高日射となる）日が少なかったか、又は、好天となっても、日射強度Ｒはそれほど高くならないことがわかる。
尚、２０１５年の１年間における全ての単位実測発電総量Ｊ’の総合計の年平均値は、香川県・海側の太陽光発電プラント１Ａが「１．４１ＭＷｈ」で、香川県・山側の太陽光発電プラント１Ｂが「１．２６ＭＷｈ」で、茨城県の太陽光発電プラント１Ｃが「１．３５ＭＷｈ」で、北海道の太陽光発電プラント１Ｄが「１．２４ＭＷｈ」であった。
【００７６】
続いて図９の２０１６年のグラフについて述べれば、この年も、北海道における太陽光発電プラント１Ｄの単位実測発電総量Ｊ’が、日射強度Ｒが低い範囲において他の地域より単位実測発電総量Ｊ’が大きく、又、日射強度Ｒが高い範囲において他の地域より単位実測発電総量Ｊ’が小さくなっている点は同様であった。
更に、この年は、香川県・海側における太陽光発電プラント１Ａの単位実測発電総量Ｊ’が、他の地域と大きく異なっていると言え、詳解すれば、日射強度Ｒが高い範囲（例えば、日射強度Ｒが０．６０ｋＷ／ｍ2 以上１．００ｋＷ／ｍ2 以下）において、他の地域と比べて単位実測発電総量Ｊ’が大きくなっており、香川県・海側の太陽光発電プラント１Ａは、その設置場所が（讃岐地方の）塩田跡地であったことから、従来から日射の多い土地と言え、特にこの年は、日射強度Ｒが比較的高い範囲となる（高日射となる、好天の）日が多かったことがわかる。
尚、２０１６年の１年間における全ての単位実測発電総量Ｊ’の総合計の年平均値は、香川県・海側の太陽光発電プラント１Ａが「１．４９ＭＷｈ」で、香川県・山側の太陽光発電プラント１Ｂが「１．２４ＭＷｈ」で、茨城県の太陽光発電プラント１Ｃが「１．３５ＭＷｈ」で、北海道の太陽光発電プラント１Ｄが「１．１８ＭＷｈ」であった。
【００７７】
このように、単位実測発電総量Ｊ’を用いることで、比較したい複数の太陽光発電プラント１における太陽電池４の定格電力Ｌがそれぞれ異なっていても、異なる気候や場所等にある各太陽光発電プラント１の違いや傾向を、より正確に比較することが可能となり、気候や場所等に応じたプラント設計性を更に向上できる。
これは、単位予想発電総量Ｐ’を用いた場合も同様である。
【００７８】
＜太陽光発電プラント１の分析プログラムにおける各ステップＳ１〜Ｓ３＞
図１に示したように、太陽光発電プラント１の分析プログラムは、測定期間Ｔにおいて、日射計２にて測定された日射強度Ｒごとに、当該日射強度Ｒが測定された単位時間ｔそれぞれにおいて発電量計３にて測定された発電量Ｈを合計して実測発電総量Ｊを算出する合計ステップＳ１と、日射計２で測定された全ての日射強度Ｒについて、当該日射強度Ｒそれぞれに対応する合計ステップＳ１にて算出した実測発電総量Ｊを表示する表示ステップＳ２を、コンピュータ５に実行させる。
又、この分析プログラムは、測定期間Ｔにおいて、日射計２にて測定された日射強度Ｒごとに、当該日射強度Ｒと当該日射強度Ｒが測定された回数Ｃと前記単位時間ｔと前記太陽光発電プラントにおける太陽電池４の定格電力Ｌとの積である予想発電総量Ｐを算出する予想ステップＳ３を、コンピュータ５に実行させても良い。
【００７９】
更に、分析プログラムは、表示ステップＳ２では、実測発電総量Ｊに加えて、日射計２で測定された全ての日射強度Ｒについて、当該日射強度Ｒそれぞれに対応する予想ステップＳ３にて算出した予想発電総量Ｐも同時に表示することを、コンピュータ５に実行させても良い。
そして、分析プログラムは、合計ステップＳ１では、太陽光発電プラントではない他の太陽光発電プラントに対しても、実測発電総量Ｊを算出し、表示ステップＳ２では、太陽光発電プラントの実測発電総量Ｊに加えて、他の太陽光発電プラントの全ての日射強度Ｒについて、当該日射強度Ｒそれぞれに対応する実測発電総量Ｊも同時に表示する、又は、合計ステップＳ１では、測定期間と同じ長さで且つ当該測定期間ではない他の測定期間に対しても、実測発電総量Ｊを算出し、表示ステップＳ２では、測定期間の実測発電総量Ｊに加えて、他の測定期間の全ての日射強度Ｒについて、当該日射強度Ｒそれぞれに対応する実測発電総量Ｊも同時に表示することを、コンピュータ５に実行させても良い。
【００８０】
＜コンピュータ（制御部）５＞
図１０に示したように、太陽光発電プラント１の分析プログラムを実行させるコンピュータ５は、ＣＰＵ、記憶装置及びインタフェースを備えており、これらのハードウェア資源を制御するプログラムによって、所定の動作を実行させることが出来るものである。
このようなコンピュータにおいて、太陽光発電プラントの分析プログラムは、フレキシブルディスク、ＣＤ−ＲＯＭ、ＤＶＤ−ＲＯＭ、メモリカードなどの記録媒体に記録された状態で提供されても良い。
【００８１】
上述したＣＰＵは、記録媒体から読み込んだプログラムを記憶装置に書き込み、このプログラムに従って各ステップＳ１〜Ｓ３を実行する。
又、太陽光発電プラント１の分析プログラムを、ネットワークＮを通して提供することも可能である。
【００８２】
コンピュータ５は、太陽光発電プラント１内、又は、ネットワークＮを介した遠隔地に設けられていたり、両方に亘って設けられていても良く、上述したネットワークＮを介して、日射計２や発電量計３などの出力（日射強度Ｒ、発電量Ｈ）を、所定の測定期間Ｔの間、単位時間ｔごとに、監視可能（又は制御可能）な構成であっても良い。
その他、コンピュータ５は、変換部２１や送電部２３も監視可能（又は制御可能）な構成であっても良く、コンピュータ５は、制御部であるとも言える。
【００８３】
＜太陽光発電プラント１の分析システム１０における合計部１１、表示部１２など＞
図１に示したように、太陽光発電プラント１の分析システム１０は、測定期間Ｔにおいて、日射計２にて測定された日射強度Ｒごとに、当該日射強度Ｒが測定された単位時間ｔそれぞれにおいて発電量計３にて測定された発電量Ｈを合計して実測発電総量Ｊを算出する合計部１１と、日射計２で測定された全ての日射強度Ｒについて、当該日射強度Ｒそれぞれに対応する合計部１１にて算出した実測発電総量Ｊを表示する表示部１２を備えている。
又、この分析システム１０は、測定期間Ｔにおいて、日射計２にて測定された日射強度Ｒごとに、当該日射強度Ｒと当該日射強度Ｒが測定された回数Ｃと前記単位時間ｔと前記太陽光発電プラントにおける太陽電池４の定格電力Ｌとの積である予想発電総量Ｐを算出する予想部１３を備えていても良い。
【００８４】
更に、分析システム１０は、表示部１２では、実測発電総量Ｊに加えて、日射計２で測定された全ての日射強度Ｒについて、当該日射強度Ｒそれぞれに対応する予想部１３にて算出した予想発電総量Ｐも同時に表示しても良い。
そして、分析システム１０は、合計部１１では、太陽光発電プラントではない他の太陽光発電プラントに対しても、実測発電総量Ｊを算出し、表示部１２では、太陽光発電プラントの実測発電総量Ｊに加えて、他の太陽光発電プラントの全ての日射強度Ｒについて、当該日射強度Ｒそれぞれに対応する実測発電総量Ｊも同時に表示する、又は、合計部１１では、測定期間と同じ長さで且つ当該測定期間ではない他の測定期間に対しても、実測発電総量Ｊを算出し、表示部１２では、測定期間の実測発電総量Ｊに加えて、他の測定期間の全ての日射強度Ｒについて、当該日射強度Ｒそれぞれに対応する実測発電総量Ｊも同時に表示しても良い。
【００８５】
＜その他＞
本発明は、前述した実施形態に限定されるものではない。太陽光発電プラント１の分析方法、分析プログラム、分析システム１０、太陽光発電プラント１等の各構成又は全体の構造、形状、寸法などは、本発明の趣旨に沿って適宜変更することが出来る。
図３〜８に示したように、太陽光発電プラント１の分析方法における表示工程Ｍ２、分析プログラムにおける表示ステップＳ２、及び、分析システム１０における表示部１２では、日射強度Ｒそれぞれに対応する実測発電総量Ｊを、２次元の折れ線グラフで表示していたが、２次元の棒グラフで表示しても良い。
分析プログラムや分析システム１０においては、上述した実測発電総量Ｊに替えて、当該実測発電総量Ｊを太陽光発電プラントにおける太陽電池４の定格電力Ｌで割った単位実測発電総量Ｊ’を、合計ステップＳ１や合計部１１では算出し且つ表示ステップＳ２や表示部１２では表示する、及び／又は、上述した予想発電総量Ｐに替えて、当該予想発電総量Ｐを太陽光発電プラントにおける太陽電池４の定格電力Ｌで割った単位予想発電総量Ｐ’を、予想ステップＳ３や予想部１３では算出し且つ表示ステップＳ２や表示部１２では表示しても良い。
【産業上の利用可能性】
【００８６】
太陽光発電プラントの分析方法、分析プログラム、分析システムは、太陽光発電プラント以外に、日射強度を測定する日射計と、発電量を測定する発電量計を有した太陽熱プラントなど、日射計と発電量計を有しているならば、何れのプラントにも利用可能である。
【符号の説明】
【００８７】
１        太陽光発電プラント
２        日射計
３        発電量計
４        太陽電池
５        コンピュータ（制御部）
１１      合計部
１２      表示部
１３      予想部
Ｒ        日射強度
Ｔ        測定期間
ｔ        単位時間
Ｃ        日射強度が測定された回数
Ｌ        太陽電池の定格電力
Ｊ        実測発電総量
Ｊ’      単位実測発電総量
Ｐ        予想発電総量
Ｐ’      単位予想発電総量
Ｍ１      合計工程
Ｓ１      合計ステップ
Ｍ２      表示工程
Ｓ２      表示ステップ
Ｍ３      予想工程
Ｓ３      予想ステップ
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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