複数の太陽光発電ユニット20の発電量を取得する発電量取得部41と、前記発電量取得部41で取得された複数の発電量に基づいて、診断対象の前記太陽光発電ユニット20の故障判定を行う演算部42とを備え、前記演算部42は、前記発電量取得部41で取得された複数の発電量のうち、診断対象の前記太陽光発電ユニット20の発電量と、残りの該太陽光発電ユニット20の発電量の平均値とを比較し、診断対象の該太陽光発電ユニット20の発電量が残りの該太陽光発電ユニット20の発電量の平均値よりも低下し且つ所定値以上乖離している場合に、診断対象の該太陽光発電ユニット20が故障していると判定するように構成されていることを特徴とする太陽光発電ユニットの診断装置。請求項1において、前記演算部42は、所定の比較期間にわたって、診断対象の前記太陽光発電ユニット20の発電量が残りの該太陽光発電ユニット20の発電量の平均値よりも低下し且つ所定値以上乖離している場合に、診断対象の該太陽光発電ユニット20が故障していると判定するように構成されていることを特徴とする太陽光発電ユニットの診断装置。請求項1又は2において、日射量を示す情報を取得する日射量取得部41を備え、前記演算部42は、前記日射量取得部41で取得された日射量を示す情報に基づいて、前記複数の太陽光発電ユニット20に対して所定値以上の日射量が確保されるか否かを判定する一方、所定値以上の日射量が確保されると判定された場合にのみ、診断対象の前記太陽光発電ユニット20の故障判定を行うように構成されていることを特徴とする太陽光発電ユニットの診断装置。請求項1乃至3のうち何れか1つにおいて、前記複数の太陽光発電ユニット20の発電量の平均値は、診断対象の該太陽光発電ユニットからの離間距離に応じて重み付けされた発電量に基づいて算出されることを特徴とする太陽光発電ユニットの診断装置。複数の太陽光発電ユニット20の発電量を取得する発電量取得部41と、前記発電量取得部41で取得された複数の発電量に基づいて、日射量に対する複数の回帰式を推定し、診断対象の該太陽光発電ユニット20の故障判定を行う演算部42とを備え、前記演算部42は、推定された複数の回帰式のうち、診断対象の前記太陽光発電ユニット20の回帰式と、残りの該太陽光発電ユニット20の回帰式の平均値とを比較し、診断対象の該太陽光発電ユニット20の回帰式の傾きが残りの該太陽光発電ユニット20の回帰式の平均値の傾きよりも小さく且つ所定値以上乖離している場合に、診断対象の該太陽光発電ユニット20が故障していると判定するように構成されていることを特徴とする太陽光発電ユニットの診断装置。複数の太陽光発電ユニット20の発電量を取得する工程と、取得された複数の発電量のうち、診断対象の前記太陽光発電ユニット20の発電量と、残りの該太陽光発電ユニットの発電量の平均値とを比較し、診断対象の該太陽光発電ユニット20の発電量が残りの該太陽光発電ユニット20の発電量の平均値よりも低下し且つ所定値以上乖離している場合に、診断対象の該太陽光発電ユニット20が故障していると判定する工程とを備えたことを特徴とする太陽光発電ユニットの診断方法。複数の太陽光発電ユニット20と、請求項1乃至5のうち何れか1つに記載の診断装置40とを備えたことを特徴とする太陽光発電システム。しかしながら、特許文献1に記載の太陽光発電システム診断装置では、複数の太陽電池アレイのモジュール毎に電流や電圧を計測する必要があるため、その計測作業に手間がかかるとともにコストが増大してしまうという問題がある。本発明は、かかる点に鑑みてなされたものであり、その目的は、太陽光発電ユニットの出力低下等の不具合の状態を容易に診断できるようにすることにある。第1の発明は、複数の太陽光発電ユニット20の発電量を取得する発電量取得部41と、前記発電量取得部41で取得された複数の発電量に基づいて、診断対象の前記太陽光発電ユニット20の故障判定を行う演算部42とを備え、前記演算部42は、前記発電量取得部41で取得された複数の発電量のうち、診断対象の前記太陽光発電ユニット20の発電量と、残りの該太陽光発電ユニット20の発電量の平均値とを比較し、診断対象の該太陽光発電ユニット20の発電量が残りの該太陽光発電ユニット20の発電量の平均値よりも低下し且つ所定値以上乖離している場合に、診断対象の該太陽光発電ユニット20が故障していると判定するように構成されていることを特徴とする太陽光発電ユニットの診断装置である。第1の発明では、複数の太陽光発電ユニット20において発電された発電量が、発電量取得部41で取得される。演算部42では、発電量取得部41で取得された複数の発電量のうち、診断対象の太陽光発電ユニット20の発電量と、残りの太陽光発電ユニット20の発電量の平均値とが比較され、故障判定が行われる。つまり、診断対象の太陽光発電ユニット20の発電量が残りの太陽光発電ユニット20の発電量の平均値よりも低下し且つ所定値以上乖離している場合に、診断対象の太陽光発電ユニット20が故障していると判定される。このような構成とすれば、複数の太陽光発電ユニット20の発電量を比較するだけで、診断対象の太陽光発電ユニット20が故障しているかを判定することができる。これにより、太陽光発電ユニット20の初期不良や長期の使用による部品の劣化等の不具合の診断を、短いサンプリングタイムで行うことができる。第2の発明は、第1の発明において、前記演算部42は、所定の比較期間にわたって、診断対象の前記太陽光発電ユニット20の発電量が残りの該太陽光発電ユニット20の発電量の平均値よりも低下し且つ所定値以上乖離している場合に、診断対象の該太陽光発電ユニット20が故障していると判定するように構成されていることを特徴とするものである。第2の発明では、演算部42において、所定の比較期間にわたって故障判定が行われる。つまり、その比較期間において定常的に、診断対象の太陽光発電ユニット20の発電量が残りの太陽光発電ユニット20の発電量の平均値よりも低下し且つ所定値以上乖離している場合に、診断対象の太陽光発電ユニット20が故障していると判定される。このような構成とすれば、所定の比較期間にわたって複数の太陽光発電ユニット20の発電量の比較を行うことで、故障判定を精度良く行うことができる。具体的に、太陽光発電ユニット20に太陽光が照射されている状態から、木立や建物等の障害物により生じる日陰に覆われた状態に変遷すると、一時的に発電量が低下してしまい、診断対象の太陽光発電ユニット20が故障していると誤判定されてしまうおそれがある。これに対し、本発明では、所定の比較期間において定常的に、診断対象の太陽光発電ユニット20の発電量が残りの太陽光発電ユニット20の発電量の平均値よりも低下し且つ所定値以上乖離しているかを判定するようにしたから、日陰の影響による一時的な発電量の低下等を考慮して、故障判定を精度良く行うことができる。第3の発明は、第1又は第2の発明において、日射量を示す情報を取得する日射量取得部41を備え、前記演算部42は、前記日射量取得部41で取得された日射量を示す情報に基づいて、前記複数の太陽光発電ユニット20に対して所定値以上の日射量が確保されるか否かを判定する一方、所定値以上の日射量が確保されると判定された場合にのみ、診断対象の前記太陽光発電ユニット20の故障判定を行うように構成されていることを特徴とするものである。第3の発明では、日射量取得部41において、日射量を示す情報が取得される。演算部42では、日射量取得部41で取得された日射量を示す情報に基づいて、複数の太陽光発電ユニット20に対して所定値以上の日射量が確保されるか否かが判定され、故障判定を行うか否かが決定される。つまり、所定値以上の日射量が確保されると判定された場合にのみ、診断対象の太陽光発電ユニット20の故障判定が行われる。このような構成とすれば、日射量が確保できない不安定な天候の場合には故障判定を行わないようにし、故障判定を精度良く行うことができる。例えば、気象庁のデータサーバから日射量を示す情報として気象予報情報を取得し、気象予報情報が晴れであれば、日射状態が安定していると判定して故障判定を行う。一方、気象予報情報が雨や曇りのように、日射量の変化が激しく、日射量が十分に確保できない気象条件であれば、日射量が不安定であると判定して故障判定を行わないようにすればよい。第4の発明は、第1乃至第3の発明のうち何れか1つにおいて、前記複数の太陽光発電ユニット20の発電量の平均値は、診断対象の該太陽光発電ユニットからの離間距離に応じて重み付けされた発電量に基づいて算出されることを特徴とするものである。第4の発明では、診断対象の太陽光発電ユニットからの離間距離に応じて複数の太陽光発電ユニット20の発電量が重み付けされ、重み付けされた発電量に基づいて複数の発電量の平均値が算出される。このような構成とすれば、発電量の平均値の精度向上を図ることができる。具体的に、診断対象の太陽光発電ユニット20からの離間距離が近い場所に設置された太陽光発電ユニット20であるほど、診断対象の太陽光発電ユニット20の日射変動と同じ傾向を示すことから、残りの太陽光発電ユニット20の発電量の平均値を算出する際に、離間距離が近い太陽光発電ユニット20の影響度が大きくなるように重み付けを行うようにすればよい。第5の発明は、複数の太陽光発電ユニット20の発電量を取得する発電量取得部41と、前記発電量取得部41で取得された複数の発電量に基づいて、日射量に対する複数の回帰式を推定し、診断対象の該太陽光発電ユニット20の故障判定を行う演算部42とを備え、前記演算部42は、推定された複数の回帰式のうち、診断対象の前記太陽光発電ユニット20の回帰式と、残りの該太陽光発電ユニット20の回帰式の平均値とを比較し、診断対象の該太陽光発電ユニット20の回帰式の傾きが残りの該太陽光発電ユニット20の回帰式の平均値の傾きよりも小さく且つ所定値以上乖離している場合に、診断対象の該太陽光発電ユニット20が故障していると判定するように構成されていることを特徴とする太陽光発電ユニットの診断装置である。第5の発明では、演算部42において、発電量取得部41で取得された複数の発電量に基づいて、日射量に対する複数の回帰式が推定される。そして、推定された複数の回帰式のうち、診断対象の太陽光発電ユニット20の回帰式と、残りの太陽光発電ユニット20の回帰式の平均値とが比較され、故障判定が行われる。つまり、診断対象の太陽光発電ユニット20の回帰式の傾きが残りの太陽光発電ユニット20の回帰式の平均値の傾きよりも小さく且つ所定値以上乖離している場合に、診断対象の太陽光発電ユニット20が故障していると判定される。このような構成とすれば、発電量と日射量との間には相関関係があるため、複数の太陽光発電ユニット20の回帰式を比較するだけで、診断対象の太陽光発電ユニット20が故障しているかを判定することができる。第6の発明は、複数の太陽光発電ユニット20の発電量を取得する工程と、取得された複数の発電量のうち、診断対象の前記太陽光発電ユニット20の発電量と、残りの該太陽光発電ユニットの発電量の平均値とを比較し、診断対象の該太陽光発電ユニット20の発電量が残りの該太陽光発電ユニット20の発電量の平均値よりも低下し且つ所定値以上乖離している場合に、診断対象の該太陽光発電ユニット20が故障していると判定する工程とを備えたことを特徴とする太陽光発電ユニットの診断方法である。第6の発明では、複数の太陽光発電ユニット20において発電された発電量が取得される。そして、取得された複数の発電量のうち、診断対象の太陽光発電ユニット20の発電量と、残りの太陽光発電ユニット20の発電量の平均値とが比較され、故障判定が行われる。つまり、診断対象の太陽光発電ユニット20の発電量が残りの太陽光発電ユニット20の発電量の平均値よりも低下し且つ所定値以上乖離している場合に、診断対象の太陽光発電ユニット20が故障していると判定される。このような構成とすれば、複数の太陽光発電ユニット20の発電量を比較するだけで、診断対象の太陽光発電ユニット20が故障しているかを判定することができる。これにより、太陽光発電ユニット20の初期不良や長期の使用による部品の劣化等の不具合の診断を、短いサンプリングタイムで行うことができる。第7の発明は、複数の太陽光発電ユニット20と、第1乃至第5の発明のうち何れか1つに記載の診断装置40とを備えたことを特徴とする太陽光発電システムである。第7の発明では、複数の太陽光発電ユニット20の発電量に基づいて、第1乃至第5の発明のうち何れか1つに記載の診断装置40において、診断対象の太陽光発電ユニット20の故障判定が行われる。このような構成とすれば、複数の太陽光発電ユニット20から取得した発電量に基づいて、診断対象の太陽光発電ユニット20の故障判定を行うことができる太陽光発電システムを実現することができる。本発明によれば、複数の太陽光発電ユニット20の発電量を比較するだけで、診断対象の太陽光発電ユニット20が故障しているかを判定することができる。これにより、太陽光発電ユニット20の初期不良や長期の使用による部品の劣化等の不具合の診断を、短いサンプリングタイムで行うことができる。以下、本発明の実施形態を図面に基づいて説明する。なお、以下の好ましい実施形態の説明は、本質的に例示に過ぎず、本発明、その適用物或いはその用途を制限することを意図するものではない。《実施形態1》図1は、本実施形態1に係る太陽光発電システムの構成を示す概略図である。図1に示すように、太陽光発電システム10は、複数の太陽光発電ユニット20と、これらの太陽光発電ユニット20にネットワーク11を介して接続される診断装置40とを備えている。各太陽光発電ユニット20は、所定の範囲例えば1~5km2の地域の家屋にそれぞれ設けられている。つまり、各太陽光発電ユニット20の周囲の環境条件日射条件や温度条件等は、概ね同じ条件となっている。太陽光発電ユニット20は、太陽電池を構成するPVphotovoltaicsアレイ21と、パワーコンディショナ22と、通信部23と、分電盤24とを備えている。PVアレイ21は、一般家屋等の屋根の表面に取り付けられている。PVアレイ21は、太陽光が照射されることで直流電力を発電する。パワーコンディショナ22は、PVアレイ21から出力される直流電力を交流電力に変換し、分電盤24に送電する。分電盤24は、パワーコンディショナ22で変換された交流電力を、売買電メータ15を介して負荷である電力系統16に送電する。各太陽光発電ユニット20の通信部23からは、太陽光発電ユニット20の発電量を示す信号が出力され、ネットワーク11を介して診断装置40に伝送される。なお、ネットワーク11は、有線であっても無線であってもよい。診断装置40は、通信部41と、演算部42と、データサーバ43とを備えている。診断装置40の通信部41は、各太陽光発電ユニット20の通信部23との間でネットワーク11を介して双方向に信号を伝送する。通信部41は、各太陽光発電ユニット20の通信部23から伝送された各太陽光発電ユニット20の発電量を示す信号を取得する発電量取得部を構成している。各太陽光発電ユニット20の発電量は、データサーバ43に記憶される。また、通信部41は、日射量を示す情報を取得する日射量取得部を構成している。具体的に、ネットワーク11には、気象庁データサーバ12が接続されており、この気象庁データサーバ12から日射量を示す情報として気象予報情報を取得する。この日射量を示す情報は、データサーバ43に記憶される。演算部42は、データサーバ43に記憶された複数の発電量のうち、診断対象の太陽光発電ユニット20の発電量と、残りの太陽光発電ユニット20の発電量の平均値とを比較し、診断対象の太陽光発電ユニット20の故障判定を行う。この故障判定の具体的な手順については後述する。また、演算部42は、データサーバ43に記憶された日射量を示す気象予報情報に基づいて、各太陽光発電ユニット20に対して所定値以上の日射量が確保されるか否かを判定する。つまり、気象予報情報が晴れであれば、日射量が十分に確保されると判定する一方、気象予報情報が雨や曇りであれば、日射量が不足していると判定する。データサーバ43には、各太陽光発電ユニット20の発電量、気象予報情報、演算部42による故障判定結果が入力されて記憶される。その他にも、各太陽光発電ユニット20のPVアレイ21の定格容量や、PVアレイ21の設置場所の経度や緯度情報が入力される。このPVアレイ21に関する情報は、ユーザー、設置業者、又は製造業者によって入力される。このように、データサーバ43は、複数の太陽光発電ユニット20の情報を集約する集中管理部を構成している。図2は、診断装置の診断手順を説明するフローチャート図である。図2に示すように、まず、ステップS101では、不安定な日射状態であるかを判定する。具体的に、気象庁データサーバ12から日射量を示す情報として気象予報情報を取得し、気象予報情報が晴れであれば、日射状態が安定していると判定して、ステップS102に分岐する。一方、気象予報情報が雨や曇りのように、日射量の変化が激しく、日射量が十分に確保できない気象条件であれば、日射量が不安定であると判定し、ステップS101の判定を繰り返す。なお、気象予報情報に基づいて日射量が安定しているかを判定する他にも、例えば、過去N分間の各太陽光発電ユニット20の発電量の標準偏差がP[kW]以下であれば安定していると判定しても構わない。ステップS102では、診断対象の太陽光発電ユニット20のPVアレイ21から例えば1km以内にある太陽光発電ユニット20を複数個抽出し、ステップS103に進む。ステップS103では、計測された発電量[kW]を定格出力[kWp]で除した等価発電量[kW/kWp]と、発電量の時間微分値とを算出し、ステップS104に進む。ステップS104では、診断対象の太陽光発電ユニット20からの離間距離に応じて重み付けされた等価発電量の平均値を算出し、ステップS105に進む。発電量の重み付けは、以下の数式によって行うようにしている。ここで、PkWpaverageは、周辺の太陽光発電ユニット20の平均等価発電量、PkWpnは、周辺の太陽光発電ユニット20の等価発電量、dnは、診断対象の太陽光発電ユニット20からの離間距離である。この数式では、日射変動の相関性が離間距離に対して線形であると仮定して重み付けを行っている。つまり、診断対象の太陽光発電ユニット20からの離間距離が近い場所に設置された太陽光発電ユニット20であるほど、診断対象の太陽光発電ユニット20の日射変動と同じ傾向を示すことから、残りの太陽光発電ユニット20の発電量の平均値を算出する際に、離間距離が近い太陽光発電ユニット20の影響度が大きくなるように重み付けを行うことで、発電量の平均値の精度向上を図ることができる。なお、非線形であると仮定して、実際の計測値に基づいて任意に重み付けを行うようにしてもよい。ステップS105では、診断対象の太陽光発電ユニット20の等価発電量と、残りの太陽光発電ユニット20の等価発電量の平均値とを比較して瞬時乖離率を算出し、ステップS106に進む。ここで、瞬時乖離率とは、一定間隔毎例えば、1分毎に発電量を比較したときに、その各時点において、診断対象の太陽光発電ユニット20の等価発電量が残りの太陽光発電ユニット20の等価発電量の平均値に対してどの程度乖離しているかを示す乖離率のことである。ステップS106では、過去の瞬時乖離率に対して急激な乖離率変化が生じたかを判定する。つまり、このステップS106では、発電量が低下した原因が、太陽光発電ユニット20に太陽光が照射されている状態から、木立や建物等の障害物により生じる日陰に覆われた状態に変遷したこと等、一時的なものであるかを判定している。ステップS106での判定がYESの場合には、図3の一時的な乖離の例として示すように、日陰が発生してPVアレイ21への太陽光の照射が一時的に遮られただけであり、診断対象の太陽光発電ユニット20は正常であると判断し、ステップS101に戻る。ステップS106での判定がNOの場合には、続くステップS107に分岐する。ステップS107では、今回の瞬時乖離率がDIFF以下例えば、10以下であるかを判定する。ステップS107での判定がYESの場合には、診断対象の太陽光発電ユニット20は正常であると判断し、ステップS101に戻る。ステップS107での判定がNOの場合には、続くステップS108に分岐する。ステップS108では、発電量の時間微分値、つまり発電量の変化率がX以上Xは任意の整数のときにのみ、瞬時乖離率がDIFF以上例えば、10以上であるかを判定する。つまり、このステップS108では、太陽電池の出力電力動作点を最大電力点に近づける最大電力追尾制御MPPTmaximumpowerpointtrackingcontrol制御のミスマッチを判定している。具体的に、MPPT制御では、太陽電池の出力電圧を異なる動作点で微小変化させ、この変化に伴う太陽電池の出力電力の変化を検出する。検出した出力電力が増大した場合、前回の出力電圧の変化方向すなわち、増大方向又は減少方向と同一方向にさらに出力電圧を微小変化させる。また、出力電力が減少した場合、前回の出力電圧の変化方向と逆方向に出力電圧を微小変化させる。以上のようにMPPT制御では、太陽電池の出力電圧が最大電力点に近づくように、出力電圧が段階的に制御される。これにより、太陽光発電ユニット20の発電効率の向上が図られる。しかしながら、MPPT制御のように、太陽電池の出力電力を検出しながら出力電圧を調整するものでは、検出した出力電力と実際の出力電力に誤差が生じる場合がある。例えば太陽電池が、日陰に覆われていた状態から太陽光が突然に射し込む状態に変化すると、太陽電池に照射される日射量が急峻に増大する。日射量が急峻に増大すると、これに伴い太陽電池の出力電圧も急峻に増大する。このような状況下において、上述したMPPT制御を行うと、出力電圧の変化に起因して出力電力が増大したのか、日射量の急峻な増大に起因して出力電力が増大したのか区別できなくなる。このため、例えば本来であれば、太陽電池の出力電力を最大電力点に近づけるために、出力電圧を増大させなければならないにも拘わらず、出力電圧を減少させる制御が行われ、出力電力が最大電力点からかえって遠ざかってしまうという問題が生じる。これが、MPPTのミスマッチである。そこで、ステップS108での判定がYESの場合には、発電量の乖離率がDIFF以上例えば、10以上となった要因がMPPTのミスマッチであり、診断対象の太陽光発電ユニット20は正常であると判断し、ステップS101に戻る。ステップS108での判定がNOの場合には、診断対象の太陽光発電ユニット20が故障していると判断し、処理を終了する。以上のように、本実施形態1に係る太陽光発電ユニット20の診断装置40によれば、複数の太陽光発電ユニット20の発電量を比較するだけで、診断対象の太陽光発電ユニット20が故障しているかを判定することができる。これにより、太陽光発電ユニット20の初期不良や長期の使用による部品の劣化等の不具合の診断を、短いサンプリングタイムで行うことができる。《実施形態2》図4は、本実施形態2に係る診断装置の診断手順を説明するフローチャート図である。前記実施形態1との違いは、複数の発電量に基づいて日射量に対する回帰式を推定するようにした点であるため、以下、実施形態1と同じ部分については同じ符号を付し、相違点についてのみ説明する。演算部42は、データサーバ43に記憶された複数の発電量に基づいて、日射量に対する複数の回帰式を推定する。そして、演算部42では、演算部42で推定された複数の回帰式図5参照のうち、診断対象の太陽光発電ユニット20の回帰式と、残りの太陽光発電ユニット20の回帰式の平均値とを比較し、診断対象の太陽光発電ユニット20の故障判定を行う。図4に示すように、まず、ステップS201では、診断対象の太陽光発電ユニット20のPVアレイ21から例えば1km以上20km未満の範囲内にある太陽光発電ユニット20を、離間距離が近い順に複数個抽出し、ステップS202に進む。ステップS202では、気象庁データサーバ12から、各太陽光発電ユニット20が設置された地域における過去気象データ日射量J1、外気温を取得し、ステップS203に進む。ステップS203では、各太陽光発電ユニット20のPVアレイ21の設置角度や方位に応じた斜面日射量J2を過去気象データの日射量J1から算出し、ステップS204に進む。ステップS204では、計測された発電量[kW]を定格出力[kWp]で除した等価発電量[kW/kWp]を算出し、ステップS205に進む。ステップS205では、各太陽光発電ユニット20に対して、等価発電量の回帰式W=A×J傾きAは定数を推定し、ステップS206に進む。ここで、太陽光発電ユニット20の発電量は、対応するPVアレイ21に照射される日射量と、概ね比例関係にある図5を参照。従って、所定の時点における各太陽光発電ユニット20の発電量の平均値を求めることで、各太陽光発電ユニット20が設置される地域における同時点での日射量を推定できる。この回帰式は、例えば、1時間毎の等価発電量に基づいて推定するようにしている。ステップS206では、診断対象の太陽光発電ユニット20の回帰式の傾きA1と、残りの太陽光発電ユニット20の回帰式の傾きA2とを比較し、その乖離率がDIFF以上例えば、10以上であるかを判定する。ステップS206での判定がYESの場合には、診断対象の太陽光発電ユニット20が故障していると判断し、続くステップS207に進む。ステップS206での判定がNOの場合には、診断対象の太陽光発電ユニット20は正常であると判断し、処理を終了する。ステップS207では、診断対象の太陽光発電ユニット20が故障していると判定し、その情報をサービスセンタへ連絡して処理を終了する。