特許 7179597 太陽光発電システムの設計支援装置

(19)【発行国】日本国特許庁(JP)

(12)【公報種別】特許公報(B2)

(11)【特許番号】

(24)【登録日】2022-11-18

(45)【発行日】2022-11-29

(54)【発明の名称】太陽光発電システムの設計支援装置

(51)【国際特許分類】

   G06F 30/10 20200101AFI20221121BHJP

   G06F 30/20 20200101ALI20221121BHJP

【ＦＩ】

G06F30/10 100

G06F30/20

【請求項の数】 6

(21)【出願番号】P 2018225600

(22)【出願日】2018-11-30

(65)【公開番号】P2020087333

(43)【公開日】2020-06-04

【審査請求日】2021-11-04

(73)【特許権者】

【識別番号】504093467

【氏名又は名称】トヨタホーム株式会社

(74)【代理人】

【識別番号】100121821

【弁理士】

【氏名又は名称】山田 強

(74)【代理人】

【識別番号】100161230

【弁理士】

【氏名又は名称】加藤 雅博

(72)【発明者】

【氏名】水野 祐一

【審査官】松浦 功

(56)【参考文献】

【文献】特開２０１８－１７３９３２（ＪＰ，Ａ）

【文献】特開２００４－１６４３２５（ＪＰ，Ａ）

(58)【調査した分野】(Int.Cl.，ＤＢ名)

Ｇ０６Ｆ ３０／００ －３０／２８

Ｈ０２Ｓ １０／００ －９９／００

(57)【特許請求の範囲】

【請求項1】

複数の太陽光モジュールを有して構成され太陽光発電を行う太陽光発電装置と、１又は複数のパワーコンディショナを有して構成され前記太陽光発電装置により発電された電力を直流から交流に変換する電力変換装置とを備える太陽光発電システムを建物に導入する際の設計支援を行う太陽光発電システムの設計支援装置であって、
前記建物において前記太陽光モジュールを設置する設置面の情報を取得する設置面情報取得手段と、
その設置面情報取得手段により取得された前記設置面の情報に基づいて、前記太陽光発電装置を構成する前記太陽光モジュールについて前記設置面における割り付けを行う第１モジュール割付手段と、
その第１モジュール割付手段により割り付けられた前記太陽光モジュールにより構成される前記太陽光発電装置の発電容量を算出する発電容量算出手段と、
前記電力変換装置について前記太陽光発電装置から入力可能な電力容量である入力可能容量が前記発電容量算出手段により算出された前記太陽光発電装置の発電容量よりも小さくなるよう、当該電力変換装置を構成する前記パワーコンディショナを選定するパワーコンディショナ選定手段と、
前記太陽光発電装置の発電容量が前記パワーコンディショナ選定手段により選定された前記パワーコンディショナにより構成される前記電力変換装置の前記入力可能容量以下となるよう、当該太陽光発電装置を構成する前記太陽光モジュールについて前記設置面における割り付けを行う第２モジュール割付手段と、
を備えることを特徴とする太陽光発電システムの設計支援装置。

【請求項2】

前記第１モジュール割付手段は、前記太陽光発電装置の発電容量が最も大きくなるように、当該太陽光発電装置を構成する前記太陽光モジュールについて前記設置面上における割り付けを行う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の設計支援装置。

【請求項3】

前記第２モジュール割付手段により割り付けられた前記太陽光モジュールにより構成される前記太陽光発電装置の発電容量を前記太陽光発電システムの発電容量として算出するシステム容量算出手段と、
前記パワーコンディショナ選定手段により選定された前記パワーコンディショナにより構成される前記電力変換装置のコストと、前記第２モジュール割付手段により割り付けられた前記太陽光モジュールにより構成される前記太陽光発電装置のコストとをそれぞれ算出し、それら算出した各コストの和を前記太陽光発電システムのコストとして算出するシステムコスト算出手段と、
を備えることを特徴とする請求項１又は２に記載の太陽光発電システムの設計支援装置。

【請求項4】

前記第２モジュール割付手段は、前記第１モジュール割付手段により前記設置面において割り付けられた前記各太陽光モジュールの一部を除去することで、当該設置面における前記太陽光モジュールの割り付けを行うことを特徴とする請求項１乃至３のいずれか一項に記載の太陽光発電システムの設計支援装置。

【請求項5】

前記電力変換装置の前記入力可能容量が前記発電容量算出手段により算出された前記太陽光発電装置の発電容量以上となるように、当該電力変換装置を構成する前記パワーコンディショナを選定する第１パワーコンディショナ選定手段と、
前記第１モジュール割付手段により割り付けられた前記太陽光モジュールにより構成される前記太陽光発電装置のコストと、前記第１パワーコンディショナ選定手段により選定された前記パワーコンディショナにより構成される前記電力変換装置のコストとをそれぞれ算出し、それら算出した各コストの和を前記太陽光発電システムのコストとして算出する第１コスト算出手段とを備え、
前記第１コスト算出手段によりコストが算出された前記太陽光発電システムの発電容量は、前記発電容量算出手段により算出された前記太陽光発電装置の発電容量に相当し、
前記第１コスト算出手段は、前記算出された前記太陽光発電システムのコストと当該太陽光発電システムの発電容量とに基づいて、当該太陽光発電システムの単位発電容量当たりのコストを算出し、
前記第１コスト算出手段により算出された単位発電容量当たりのコストが基準値を上回っている場合には、前記パワーコンディショナ選定手段としての第２パワーコンディショナ選定手段による前記パワーコンディショナの選定処理と、前記第２モジュール割付手段による前記太陽光モジュールの割付処理とをそれぞれ行うことを特徴とする請求項１乃至４のいずれか一項に記載の太陽光発電システムの設計支援装置。

【請求項6】

前記電力変換装置の前記入力可能容量が前記発電容量算出手段により算出された前記太陽光発電装置の発電容量以上となるように、当該電力変換装置を構成する前記パワーコンディショナを選定する第１パワーコンディショナ選定手段と、
前記第１パワーコンディショナ選定手段により選定された前記パワーコンディショナにより構成される前記電力変換装置の前記入力可能容量と、前記発電容量算出手段により算出された前記太陽光発電装置の発電容量との容量差を算出する容量差算出手段と、を備え、
前記容量差算出手段により算出された前記容量差が所定値を上回っている場合には、前記パワーコンディショナ選定手段としての第２パワーコンディショナ選定手段による前記パワーコンディショナの選定処理と、前記第２モジュール割付手段による前記太陽光モジュールの割付処理とをそれぞれ行うことを特徴とする請求項１乃至４のいずれか一項に記載の太陽光発電システムの設計支援装置。

【発明の詳細な説明】

【技術分野】

【0001】

本発明は、建物に太陽光発電システムを導入する際の設計支援を行う太陽光発電システムの設計支援装置に関するものである。

【背景技術】

【0002】

住宅等の建物には、太陽光発電システムが導入されている場合がある。太陽光発電システムは、太陽光発電を行う太陽光発電装置と、その太陽光発電装置で発電された電力を直流から交流に変換する電力変換装置とを備えて構成されている。太陽光発電装置は、複数の太陽光モジュール（太陽光パネル）を有して構成され、それら各太陽光モジュールは例えば建物において屋根面上に設置される。また、電力変換装置は、１又は複数のパワーコンディショナを有して構成される。

【0003】

ところで、近年、太陽光発電システムを建物に導入する際の設計支援を行う設計支援システムが一部で提案されている（例えば特許文献１参照）。かかる設計支援システムでは、まず太陽光発電装置を構成する太陽光モジュールについて建物の屋根面上における割付（数や配置）が行われる。このモジュール割付に際しては、例えば太陽光発電装置の発電容量が最も大きくなるように、屋根面上における太陽光モジュールの割り付けが行われる。

【0004】

そして、次に、電力変換装置を構成するパワーコンディショナの選定が行われる。パワーコンディショナには、太陽光発電装置から入力可能な電力の容量（以下、入力可能容量という）が異なる複数の仕様のものが存在する。ここで、電力変換装置を構成するパワーコンディショナの選定に際しては、例えば電力変換装置の入力可能容量（すなわち同装置を構成するパワーコンディショナの入力可能容量の合計）が太陽光発電装置の発電容量以上となるように選定が行われる。この場合、太陽光発電装置で発電された発電電力の全てを電力変換装置にて交流電力に変換することが可能となるため、太陽光発電装置による発電電力を無駄なく使用することが可能となる。

【0005】

このように、上記の設計支援システムを用いれば、建物（屋根）に応じた太陽光モジュールの割り付けとパワーコンディショナの選定とを行うことができる。そのため、顧客に対して、その顧客が住む建物に適した太陽光発電システムを提案することが可能となる。

【先行技術文献】

【特許文献】

【0006】

【文献】特開２００４－１６４３２５号公報

【発明の概要】

【発明が解決しようとする課題】

【0007】

ところで、上述の設計支援システムでは、パワーコンディショナの選定に際し、電力変換装置の入力可能容量が太陽光発電装置の発電容量以上となるように選定が行われるため、この場合、電力変換装置の入力可能容量と太陽光発電装置の発電容量とのうち低い側の容量である太陽光発電装置の発電容量により太陽光発電システム（全体）の発電容量が決まることになる。つまり、この場合、太陽光発電装置の発電容量がそのまま太陽光発電システムの発電容量となる。

【0008】

ここで、電力変換装置の入力可能容量のうち、太陽光発電装置の発電容量を上回る分については電力の変換に用いられない無駄な余剰容量となっている。つまり、この余剰容量は、太陽光発電システムの発電に寄与しない無駄な容量となっている。かかる余剰容量が大きいと、太陽光発電システムの発電量（発電容量）に対するコスト（換言すると単位発電量当たりのコスト）が無駄に高くなってしまうため、費用対効果の悪いシステムが顧客に提案されることになってしまう。

【0009】

そこで、パワーコンディショナの選定に際しては、電力変換装置の余剰容量をできるだけ小さくするように選定が行われることが望ましい。つまり、電力変換装置の入力可能容量と太陽光発電装置の発電容量との差（容量差）ができるだけ小さくなるように選定が行われることが望ましい。

【0010】

しかしながら、電力変換装置の入力可能容量は選定するパワーコンディショナの組み合わせや数によって決まるものであるため、細かく調整することが難しいと考えられる。そのため、太陽光発電装置の発電容量の値によっては、電力変換装置の入力可能容量と太陽光発電装置の発電容量との容量差を小さくするようパワーコンディショナを選定するのが困難な場合が想定される。その場合、電力変換装置の余剰容量が大きくなって、費用対効果の悪い（低い）太陽光発電システムが顧客に提案されることになってしまう。

【0011】

本発明は、上記事情に鑑みてなされたものであり、費用対効果の高い太陽光発電システムを顧客に提案することができる太陽光発電システムの設計支援装置を提供することを主たる目的とするものである。

【課題を解決するための手段】

【0012】

上記課題を解決すべく、第１の発明の太陽光発電システムの設計支援装置は、複数の太陽光モジュールを有して構成され太陽光発電を行う太陽光発電装置と、１又は複数のパワーコンディショナを有して構成され前記太陽光発電装置により発電された電力を直流から交流に変換する電力変換装置とを備える太陽光発電システムを建物に導入する際の設計支援を行う太陽光発電システムの設計支援装置であって、前記建物において前記太陽光モジュールを設置する設置面の情報を取得する設置面情報取得手段と、その設置面情報取得手段により取得された前記設置面の情報に基づいて、前記太陽光発電装置を構成する前記太陽光モジュールについて前記設置面における割り付けを行う第１モジュール割付手段と、その第１モジュール割付手段により割り付けられた前記太陽光モジュールにより構成される前記太陽光発電装置の発電容量を算出する発電容量算出手段と、前記電力変換装置について前記太陽光発電装置から入力可能な電力容量である入力可能容量が前記発電容量算出手段により算出された前記太陽光発電装置の発電容量よりも小さくなるよう、当該電力変換装置を構成する前記パワーコンディショナを選定するパワーコンディショナ選定手段と、前記太陽光発電装置の発電容量が前記パワーコンディショナ選定手段により選定された前記パワーコンディショナにより構成される前記電力変換装置の前記入力可能容量以下となるよう、当該太陽光発電装置を構成する前記太陽光モジュールについて前記設置面における割り付けを行う第２モジュール割付手段と、を備えることを特徴とする。

【0013】

本発明によれば、取得された建物における設置面の情報に基づいて、太陽光発電装置を構成する太陽光モジュールについて設置面上における割り付け（以下、第１割り付けという）が行われる。また、その第１割り付けによって得られた太陽光発電装置についてその発電容量が算出される。なお、取得される設置面の情報には、例えば設置面の大きさや形状に関する情報が含まれる。

【0014】

また、電力変換装置の入力可能容量が上記算出された太陽光発電装置の発電容量よりも小さくなるよう、当該電力変換装置を構成するパワーコンディショナが選定される。そして、太陽光発電装置の発電容量が上記選定されたパワーコンディショナにより構成される電力変換装置の入力可能容量以下となるよう、当該太陽光発電装置を構成する太陽光モジュールについて設置面上における割り付け（以下、第２割り付けという）が行われる。

【0015】

ここで、太陽光発電装置の発電容量は、割り付けられる太陽光モジュールの数や大きさにより比較的細かく調整することが可能である。そのため、太陽光発電装置の発電容量が電力変換装置の入力可能容量以下となるように太陽光モジュールの割り付け（第２割り付け）を行うに際しては、電力変換装置の入力可能容量と太陽光発電装置の発電容量との容量差ができるだけ小さくなるように又は容量差がないように割り付けを行うことが可能となる。これにより、電力変換装置における無駄な余剰容量をできるだけ小さくすることが可能となり又は当該余剰容量をなくすことが可能となるため、費用対効果の高い太陽光発電システムを顧客に提案することが可能となる。

【0016】

第２の発明の太陽光発電システムの設計支援装置は、第１の発明において、前記第１モジュール割付手段は、前記太陽光発電装置の発電容量が最も大きくなるように、当該太陽光発電装置を構成する前記太陽光モジュールについて前記設置面上における割り付けを行うことを特徴とする。

【0017】

本発明によれば、まず第１割り付けとして、太陽光発電装置の発電容量が最も大きくなるように、設置面における太陽光モジュールの割り付けが行われる。そして、かかる第１割り付けによって得られた太陽光発電装置をベースに、パワーコンディショナの選定と、太陽光モジュールの第２割り付けとが行われる。これにより、発電容量が大きく、かつ費用対効果の高い太陽光発電システムを顧客に提案することが可能となる。

【0018】

第３の発明の太陽光発電システムの設計支援装置は、第１又は第２の発明において、前記第２モジュール割付手段により割り付けられた前記太陽光モジュールにより構成される前記太陽光発電装置の発電容量を前記太陽光発電システムの発電容量として算出するシステム容量算出手段と、前記パワーコンディショナ選定手段により選定された前記パワーコンディショナにより構成される前記電力変換装置のコストと、前記第２モジュール割付手段により割り付けられた前記太陽光モジュールにより構成される前記太陽光発電装置のコストとをそれぞれ算出し、それら算出した各コストの和を前記太陽光発電システムのコストとして算出するシステムコスト算出手段と、を備えることを特徴とする。

【0019】

本発明によれば、太陽光発電システムの発電容量とコストとがそれぞれ算出されるため、顧客に対し太陽光発電システムの費用対効果を数値で示すことが可能となる。

【0020】

第４の発明の太陽光発電システムの設計支援装置は、第１乃至第３のいずれかの発明において、前記第２モジュール割付手段は、前記第１モジュール割付手段により前記設置面において割り付けられた前記各太陽光モジュールの一部を除去することで、当該設置面における前記太陽光モジュールの割り付けを行うことを特徴とする。

【0021】

本発明によれば、第１割り付けにより設置面上に割り付けられた各太陽光モジュールの一部が除去されることで、太陽光モジュールの第２割り付けが行われる。これにより、比較的容易に第２割り付けを行うことが可能となる。

【0022】

第５の発明の太陽光発電システムの設計支援装置は、第１乃至第４のいずれかの発明において、前記電力変換装置の前記入力可能容量が前記発電容量算出手段により算出された前記太陽光発電装置の発電容量以上となるように、当該電力変換装置を構成する前記パワーコンディショナを選定する第１パワーコンディショナ選定手段と、前記第１モジュール割付手段により割り付けられた前記太陽光モジュールにより構成される前記太陽光発電装置のコストと、前記第１パワーコンディショナ選定手段により選定された前記パワーコンディショナにより構成される前記電力変換装置のコストとをそれぞれ算出し、それら算出した各コストの和を前記太陽光発電システムのコストとして算出する第１コスト算出手段とを備え、前記第１コスト算出手段によりコストが算出された前記太陽光発電システムの発電容量は、前記発電容量算出手段により算出された前記太陽光発電装置の発電容量に相当し、前記第１コスト算出手段は、前記算出された前記太陽光発電システムのコストと当該太陽光発電システムの発電容量とに基づいて、当該太陽光発電システムの単位発電容量当たりのコストを算出し、前記第１コスト算出手段により算出された単位発電容量当たりのコストが基準値を上回っている場合には、前記パワーコンディショナ選定手段としての第２パワーコンディショナ選定手段による前記パワーコンディショナの選定処理と、前記第２モジュール割付手段による前記太陽光モジュールの割付処理とをそれぞれ行うことを特徴とする。

【0023】

設置面上における太陽光モジュールの割り付けとして、第１割り付けと、第２割り付けとが行われる上述の構成では、第１割り付けにより得られる太陽光発電装置の発電容量よりも、第２割り付けにより得られる太陽光発電装置の発電容量の方が小さくなる。換言すると、第２割り付けにより得られる太陽光発電装置の発電容量よりも、第１割り付けにより得られる太陽光発電装置の発電容量の方が大きい。

【0024】

そこで、本発明では、第１割り付けにより得られた太陽光発電装置の発電容量が（発電容量算出手段により）算出された後、まず、（第１パワーコンディショナ選定手段により）電力変換装置の入力可能容量が上記算出された太陽光発電装置の発電容量以上となるように、電力変換装置を構成するパワーコンディショナが選定されるようにしている。この場合、太陽光発電装置で発電された発電電力のすべてが電力変換装置で変換されることになり、比較的発電容量の大きい太陽光発電システムを得ることが可能となる。

【0025】

そして、本発明では、このように得られた太陽光発電システムについて、その単位発電容量当たりのコストが算出される。この単位発電容量当たりのコストは、太陽光発電システムの費用対効果を示す指標となるものであり、当該コストが低いほど費用対効果が高いということになる。この場合、上記のように得られた太陽光発電システムについて、その費用対効果を確認することができるため、費用対効果が高い場合には、発電容量が比較的大きく、かつ費用対効果の高い太陽光発電システムを顧客に提供することができる。

【0026】

また、上記のように算出された単位発電容量当たりのコストが基準値を上回っている場合、つまり上記のように得られた太陽光発電システムの費用対効果が低い場合には、第２パワーコンディショナ選定手段（請求項１のパワーコンディショナ選定手段に相当）によるパワーコンディショナの選定と、太陽光モジュールの第２割り付けとがそれぞれ行われるようになっている。これにより、いずれにしても、費用対効果の高い太陽光発電システムを顧客に提供することが可能となっている。

【0027】

第６の発明の太陽光発電システムの設計支援装置は、第１乃至第４のいずれかの発明において、前記電力変換装置の前記入力可能容量が前記発電容量算出手段により算出された前記太陽光発電装置の発電容量以上となるように、当該電力変換装置を構成する前記パワーコンディショナを選定する第１パワーコンディショナ選定手段と、前記第１パワーコンディショナ選定手段により選定された前記パワーコンディショナにより構成される前記電力変換装置の前記入力可能容量と、前記発電容量算出手段により算出された前記太陽光発電装置の発電容量との容量差を算出する容量差算出手段と、を備え、前記容量差算出手段により算出された前記容量差が所定値を上回っている場合には、前記パワーコンディショナ選定手段としての第２パワーコンディショナ選定手段による前記パワーコンディショナの選定処理と、前記第２モジュール割付手段による前記太陽光モジュールの割付処理とをそれぞれ行うことを特徴とする。

【0028】

本発明によれば、上記第５の発明と同様、太陽光モジュールの第１割り付けと、第１パワーコンディショナ選定手段によるパワーコンディショナの選定（第１選定）とが行われることで、比較的発電容量の大きい太陽光発電システムを得ることが可能となる。

【0029】

また、本発明では、パワーコンディショナの第１選定により得られた電力変換装置の入力可能容量と、太陽光モジュールの第１割り付けにより得られた太陽光発電装置の発電容量との容量差が算出される。この容量差は、太陽光発電に寄与しない無駄な余剰容量に相当するもので、この容量差が小さいほど太陽光発電システムの費用対効果が高いものとなる。この場合、上記のように得られた太陽光発電システムについて、その費用対効果を確認することができるため、費用対効果が高い場合には、発電容量が比較的大きく、かつ費用対効果の高い太陽光発電システムを顧客に提供することができる。

【0030】

また、上記算出された容量差が所定値を上回っている場合、つまり上記のように得られた太陽光発電システムの費用対効果が低くなっている場合には、第２パワーコンディショナ選定手段（請求項１のパワーコンディショナ選定手段に相当）によるパワーコンディショナの選定と、太陽光モジュールの第２割り付けとがそれぞれ行われるようになっている。これにより、いずれにしても、費用対効果の高い太陽光発電システムを顧客に提供することが可能となっている。

【0031】

以上のように、本発明によっても、上記第５の発明と同様の効果を得ることが可能となっている。

【図面の簡単な説明】

【0032】

【図1】太陽光発電システムが設けられた建物を示す平面図。

【図2】設計支援装置の概略構成を示す図。

【図3】設計支援処理の流れを示す機能ブロック図。

【図4】設計支援処理によって得られる太陽光発電システムを示す平面図。

【発明を実施するための形態】

【0033】

以下に、本発明を具体化した一実施の形態について図面を参照しつつ説明する。本実施形態では、建物に太陽光発電システムを設置する際の設計支援を行う設計支援装置について具体化している。以下では、その設計支援装置の説明を行うのに先立ち、まず建物に設置される太陽光発電システムの概要について説明する。図１は、太陽光発電システムが設けられた建物を示す平面図である。

【0034】

図１に示すように、建物１１には、屋根部１２が設けられている。屋根部１２は寄せ棟式の屋根となっており、棟（詳しくは大棟及び隅棟）により分割された複数（具体的には４つの）の屋根面１３を有している。これら屋根面１３のうち、日当たりの悪い北側の屋根面１３を除く３つの屋根面１３ａが太陽光モジュール２３を設置する設置面となっている。

【0035】

建物１１には、太陽光発電システム２０が設けられている。太陽光発電システム２０は、太陽光が照射されることで発電を行う太陽光発電装置２１と、その太陽光発電装置２１により発電された直流電力を交流電力に変換する電力変換装置２２とを備える。

【0036】

太陽光発電装置２１は、複数の太陽光モジュール２３を有して構成されている。太陽光モジュール２３は、太陽電池素子（太陽電池セル）を所定枚数配列してモジュール化（パッケージ化）したもので、太陽光パネルとも呼ばれる。太陽光モジュール２３には、大きさや形状の異なる複数種類のものがあり、図１の例では、四角形や三角形の太陽光モジュール２３が用いられている。太陽光モジュール２３は屋根部１２の各屋根面１３ａ上に複数並べて設けられている。具体的には、太陽光発電装置２１は、複数の太陽光モジュール２３が互いに組み合わせられてなるアレイ２４を複数（本実施形態では３つ）備え、それら各アレイ２４が屋根部１２の各屋根面１３ａ上にそれぞれ設置されている。

【0037】

電力変換装置２２は、１又は複数のパワーコンディショナ２６を有して構成される。パワーコンディショナ２６は、太陽光発電装置２１で発電された直流電力を交流電力に変換するものである。図１の例では、電力変換装置２２が２つのパワーコンディショナ２６を有して構成され、屋外において建物１１に隣接して設置されている。電力変換装置２２は、太陽光発電装置２１に電力線２８を介して接続されている。具体的には、電力変換装置２２は、太陽光発電装置２１の各アレイ２４にそれぞれ電力線２８を介して接続されている。電力変換装置２２には、太陽光発電装置２１による発電電力（直流電力）が電力線２８を介して供給され、その供給された直流電力が電力変換装置２２（詳しくはパワーコンディショナ２６）において交流電力に変換される。そして、その交流電力が電力変換装置２２から建物１１内の分電盤（図示略）に供給され、その後、分電盤から建物１１内の各種電気機器に供給されるようになっている。

【0038】

続いて、設計支援装置３０の概要について図２に基づいて説明する。図２は、設計支援装置３０の概略構成を示す図である。

【0039】

図２に示すように、設計支援装置３０は、パーソナルコンピュータにより構成され、建物を設計するＣＡＤプログラムを有している。設計支援装置３０は、例えば建物メーカに設けられ、同メーカの設計者により使用される。設計支援装置３０は、制御部３１と、操作部３２と、表示部３３と、記憶部３４とを備えている。

【0040】

制御部３１は、建物に太陽光発電システムを導入する際の設計支援を行う設計支援処理を実施するものである。操作部３２は、その設計支援処理に際し必要な各種操作を行うもので、キーボードやマウス等を有して構成されている。表示部３３は、設計支援処理の結果等、各種情報を表示するもので、ディスプレイからなる。また、記憶部３４には、設計支援処理に必要な各種情報が記憶されている。

【0041】

次に、設計支援装置３０により実行される設計支援処理の流れについて図３に基づき説明する。図３は、設計支援処理の流れを示す機能ブロック図である。なお、設計支援装置３０では、図３中の各機能ブロック４１，４２，４５，４７，４８，５１～５５が制御部３１により実現され、各データベース４３，４６が記憶部３４により構築されている。また、ここでは、上述した建物１１に太陽光発電システム２０を導入する際の設計支援を、設計支援処理により行うことを想定しており、その建物１１の設計データ（ＣＡＤデータ）があらかじめ記憶部３４に記憶されているものとする。

【0042】

また、以下においては、図３に加え図４を適宜参照しながら、設計支援処理の内容について説明を行う。図４は、設計支援処理によって得られる（設計される）太陽光発電システム２０を示す平面図となっている。また、図４では、太陽光発電システム２０の発電容量やコストに関する情報も併せて示している。

【0043】

図３に示すように、屋根面情報取得部４１は、建物１１の屋根部１２において太陽光モジュール２３を設置する各屋根面１３ａ（設置面に相当）の情報を取得する。屋根面情報取得部４１は、記憶部３４に記憶されている屋根部１２の設計データ（例えば屋根伏図のデータ）に基づき、各屋根面１３ａの情報を取得する。取得される屋根面１３ａの情報には、屋根面１３ａの大きさ（広さ）や形状に関する情報等が含まれている。なお、屋根面情報取得部４１が設置面情報取得手段に相当する。

【0044】

第１モジュール割付部４２は、屋根面情報取得部４１により取得された各屋根面１３ａの情報に基づいて、太陽光発電装置２１を構成する太陽光モジュール２３について、各屋根面１３ａ上における割り付け（配置）を行う。太陽光モジュール２３の割り付けに際しては、複数種類の太陽光モジュール２３に関する情報が記憶された太陽光モジュールデータベース４３が用いられる。太陽光モジュールデータベース４３には、形状や大きさの異なる複数の太陽光モジュール２３（詳しくはその外形データ）が記憶されている。例えば、太陽光モジュールデータベース４３には、形状の異なる太陽光モジュール２３として、四角形や三角形、台形の太陽光モジュール２３が記憶されている。

【0045】

第１モジュール割付部４２では、屋根面１３ａの大きさや形状に応じた複数の太陽光モジュール２３（その外形図データ）を太陽光モジュールデータベース４３から読み出し、その読み出した太陽光モジュール２３を各屋根面１３ａ上にそれぞれ割り付けていく。この場合、各屋根面１３ａ上への太陽光モジュール２３の割り付けは、例えば屋根伏図のデータ（ＣＡＤデータ）上にて行われる。

【0046】

また、第１モジュール割付部４２では、太陽光発電装置２１を構成する各太陽光モジュール２３のモジュール面積の合計が最も大きくなるように、各屋根面１３ａ上への太陽光モジュール２３の割り付けを行う。換言すると、第１モジュール割付部４２では、太陽光発電装置２１を構成する各太陽光モジュール２３の発電容量の合計が最も大きくなるように、つまり太陽光発電装置２１の発電容量が最も大きくなるように、各太陽光モジュール２３の割り付けを行う。図４（ａ）には、このように割り付けられた各太陽光モジュール２３の割付状態が示されている。なお、第１モジュール割付部４２が第１モジュール割付手段に相当する。

【0047】

ちなみに、太陽光発電装置２１の発電容量とは、同装置２１により発電可能な電力の容量のことであり、換言すると、同装置２１により発電可能な電力の最大値のことである（太陽光モジュール２３の発電容量についてもこれと同様）。また、太陽光発電装置２１の発電容量は、搭載容量（積載容量）や設備容量と呼ばれることもある。

【0048】

第１発電容量算出部４４は、第１モジュール割付部４２により割り付けられた各太陽光モジュール２３により構成される太陽光発電装置２１の発電容量Ｐを算出する。これにより、本建物１１において、発電容量が最大となる太陽光発電装置２１について、その発電容量Ｐが算出される。なお、以下においては、かかるモジュール割り付けにより構成される太陽光発電装置２１を太陽光発電装置２１Ａともいう。図４（ａ）の例では、太陽光発電装置２１Ａの発電容量が６ｋｗと算出されている。なお、第１発電容量算出部４４が発電容量算出手段に相当する。

【0049】

第１パワーコンディショナ選定部４５は、電力変換装置２２について太陽光発電装置２１から入力可能な電力の容量（入力可能な電力の最大値）である入力可能容量Ｖが、第１発電容量算出部４４により算出された太陽光発電装置２１（２１Ａ）の発電容量Ｐ以上となるように（Ｖ≧Ｐ）、当該電力変換装置２２を構成するパワーコンディショナ２６を選定する。パワーコンディショナ２６の選定に際しては、複数種類のパワーコンディショナ２６に関する情報が記憶されたパワーコンディショナデータベース４６が用いられる。パワーコンディショナデータベース４６には、太陽光発電装置２１から入力可能な電力の容量である入力可能容量が互いに異なる複数のパワーコンディショナ２６が記憶されている。第１パワーコンディショナ選定部４５では、電力変換装置２２の入力可能容量Ｖが太陽光発電装置２１Ａの発電容量Ｐ以上となるように、パワーコンディショナデータベース４６に記憶された複数のパワーコンディショナ２６の中から、当該電力変換装置２２を構成する１又は複数のパワーコンディショナ２６を選定する。なお、電力変換装置２２の入力可能容量は、その電力変換装置２２を構成する１又は複数のパワーコンディショナ２６の入力可能容量の総和に相当する（電力変換装置２２を構成するパワーコンディショナ２６が１つの場合には、そのパワーコンディショナ２６の入力可能容量が電力変換装置２２の入力可能容量となる。）。

【0050】

また、第１パワーコンディショナ選定部４５では、電力変換装置２２の入力可能容量Ｖと、第１発電容量算出部４４により算出された太陽光発電装置２１Ａの発電容量Ｐとの容量差（Ｖ－Ｐ）が最も小さくなるように、当該電力変換装置２２を構成するパワーコンディショナ２６を選定する。ここで、電力変換装置２２の入力可能容量Ｖが太陽光発電装置２１の発電容量Ｐ以上とされる場合には、それら各容量Ｖ，Ｐのうち小さい側の容量である太陽光発電装置２１の発電容量Ｐにより太陽光発電システム２０の発電容量が決まることになる。つまり、この場合、太陽光発電装置２１の発電容量Ｐがそのまま太陽光発電システム２０の発電容量となる。したがって、かかる場合には、電力変換装置２２の入力可能容量Ｖのうち、太陽光発電装置２１の発電容量Ｐを上回る分、すなわち上記容量差（Ｖ－Ｐ）に相当する分については、太陽光発電に寄与しない無駄な余剰容量となる。この余剰容量が大きいと、太陽光発電システム２０の発電容量に対するコストが大きくなってしまい、費用対効果の悪いシステムになってしまう。このため、第１パワーコンディショナ選定部４５では、上述のように、上記容量差（Ｖ－Ｐ）が最も小さくなるように、電力変換装置２２を構成するパワーコンディショナ２６を選定するようにしている。なお、第１パワーコンディショナ選定部４５が第１パワーコンディショナ選定手段に相当する。

【0051】

図４（ａ）の例では、第１パワーコンディショナ選定部４５により、同じ仕様（つまり同じ入力可能容量）のパワーコンディショナ２６が２台選定されている。したがって、図４（ａ）の例では、電力変換装置２２が２台のパワーコンディショナ２６により構成されている。これらのパワーコンディショナ２６は、入力可能容量が５．５ｋｗとなっている。このため、図４（ａ）の例では、電力変換装置２２の入力可能容量Ｖが５．５ｋｗ×２台により１１ｋｗとされ、電力変換装置２２の入力可能容量Ｖと太陽光発電装置２１（２１Ａ）の発電容量Ｐ（６ｋｗ）との容量差（Ｖ－Ｐ）が１１ｋｗ－６ｋｗにより５ｋｗとされる。この場合、第１パワーコンディショナ選定部４５において、上記容量差（Ｖ－Ｐ）が最も小さくなるようパワーコンディショナ２６が選定されているにもかかわらず、容量差（Ｖ－Ｐ）が比較的大きなものとなっており、換言すると電力変換装置２２の余剰容量が比較的大きなものとなっている。これは、電力変換装置２２の入力可能容量Ｖは、パワーコンディショナ２６の組み合わせや数によって決まるものであり、細かく調整することが困難であるからと考えられる。

【0052】

ちなみに、パワーコンディショナデータベース４６に記憶された入力可能容量の異なる複数のパワーコンディショナ２６は互いのコスト（費用）が相違しており、詳しくは入力可能容量が大きいパワーコンディショナ２６ほどコストが高くなっている。したがって、第１パワーコンディショナ選定部４５において、上記容量差（Ｖ－Ｐ）が最も小さくなるように、つまり電力変換装置２２の入力可能容量Ｖが最も小さくなるように、電力変換装置２２を構成するパワーコンディショナ２６を選定することは、結局のところ、電力変換装置２２のコストが最も低くなるようにパワーコンディショナ２６を選定することにもなっている。

【0053】

以上より、上述した各機能ブロック４１，４２，４４，４５による処理によれば、本建物１１において発電容量が最大となる太陽光発電システム２０（以下、太陽光発電システム２０Ａともいう）が得られる（図４（ａ）参照）。

【0054】

第１コスト算出部４７は、第１モジュール割付部４２により割り付けられた太陽光モジュール２３により構成される太陽光発電装置２１Ａのコストと、第１パワーコンディショナ選定部４５により選定されたパワーコンディショナ２６により構成される電力変換装置２２（以下、電力変換装置２２Ａともいう）のコストとをそれぞれ算出する。そして、第１コスト算出部４７では、それら算出した太陽光発電装置２１Ａのコストと電力変換装置２２Ａのコストとを足し合わせ、太陽光発電システム２０Ａ全体のコストを算出する。なお、第１コスト算出部４７が第１コスト算出手段に相当する。

【0055】

第１コスト算出部４７では、太陽光発電装置２１Ａのコストが、同装置２１Ａを構成する太陽光モジュール２３のｋｗ当たり（単位発電容量当たり）の単価に基づき算出される。図４（ａ）の例では、太陽光モジュール２３のｋｗ当たりの単価が２０万円となっている。また、太陽光発電装置２１Ａの発電容量Ｐ、つまり各太陽光モジュール２３により構成される太陽光発電装置２１Ａの発電容量Ｐは、上述したように６ｋｗとなっている。このため、太陽光発電装置２１Ａのコストは、６ｋｗ×２０万円により１２０万円と算出される。

【0056】

また、第１コスト算出部４７では、電力変換装置２２Ａのコストが、同装置２２Ａを構成するパワーコンディショナ２６のコストに基づき算出される。パワーコンディショナ２６のコスト情報はパワーコンディショナデータベース４６に記憶されている。このため、その記憶されたパワーコンディショナ２６のコスト情報に基づき、電力変換装置２２Ａのコストが算出される。図４（ａ）の例では、第１パワーコンディショナ選定部４５により選定されたパワーコンディショナ２６の１台当たりの価格（コスト）が２０万円となっている。このため、電力変換装置２２Ａのコストは、２台×２０万円により４０万円と算出される。したがって、図４（ａ）の例では、太陽光発電システム２０Ａのコストが、１２０万円（太陽光発電装置２１Ａのコスト）＋４０万円（電力変換装置２２Ａのコスト）により１６０万円と算出される。

【0057】

第１コスト算出部４７では、さらに、上記算出した太陽光発電システム２０Ａのコストと、太陽光発電システム２０Ａの発電容量とに基づいて、太陽光発電システム２０Ａの単位発電容量当たり（１ｋｗ当たり）のコストを算出する。この場合、太陽光発電システム２０Ａのコストを太陽光発電システム２０Ａの発電容量で除することにより、太陽光発電システム２０Ａの単位発電容量当たりのコストを算出する。太陽光発電システム２０Ａの発電容量は、上述したように、第１発電容量算出部４４により算出される太陽光発電装置２１Ａの発電容量Ｐに相当するため、この場合、太陽光発電システム２０Ａのコストを上記算出された太陽光発電装置２１Ａの発電容量Ｐで除することにより、太陽光発電システム２０Ａの単位発電容量当たりのコストが算出される。図４（ａ）の例では、太陽光発電システム２０Ａのコストが１６０万円、太陽光発電装置２１Ａの発電容量Ｐが６ｋｗとなっている。そのため、太陽光発電システム２０Ａの単位発電容量当たりのコストが、１６０万円／６ｋｗにより２６．７万円／ｋｗと算出される。

【0058】

コスト評価部４８は、第１コスト算出部４７により算出された太陽光発電システム２０Ａの単位発電容量当たりのコストに基づいて、太陽光発電システム２０Ａの費用対効果を評価する。すなわち、コスト評価部４８では、第１コスト算出部４７により算出された単位発電容量当たりのコストが予め定められた基準値を上回っていないか否かを判定し、判定の結果、単位発電容量当たりのコストが基準値を上回っている場合には太陽光発電システム２０Ａの費用対効果が悪い（低い）と評価し、単位発電容量当たりのコストが基準値を上回っていない場合には費用対効果が良い（高い）と評価する。

【0059】

図４（ａ）の例では、上述したように、太陽光発電システム２０Ａの単位発電容量当たりのコストが２６．７万円／ｋｗと算出されている。また、上記の基準値は、例えば２５万円／ｋｗに設定されている。したがって、図４（ａ）の例では、コスト評価部４８において、単位発電容量当たりのコストが基準値を上回っていると判定され、その結果、太陽光発電システム２０Ａの費用対効果が悪いと評価される。

【0060】

コスト評価部４８において、太陽光発電システム２０Ａの費用対効果が良いと評価された場合には、後述する出力部５５による出力処理に進み、第１コスト算出部４７により算出されたコストの情報を表示部３３に出力する（表示させる）。そして、出力処理の後、本設計支援処理が終了する。

【0061】

これに対して、コスト評価部４８において、太陽光発電システム２０Ａの費用対効果が悪いと評価された場合には、費用対効果の高い太陽光発電システム２０を新たに設計（設計支援）する処理を行う。そこで、以下においては、その処理について説明する。また、以下の説明では、図３に加え図４（ｂ）を参照しながら説明を行う。

【0062】

図３に示すように、第２パワーコンディショナ選定部５１は、電力変換装置２２の入力可能容量Ｖが、第１発電容量算出部４４により算出された太陽光発電装置２１（２１Ａ）の発電容量Ｐよりも小さくなるように（Ｖ＜Ｐ）、当該電力変換装置２２を構成するパワーコンディショナ２６を選定する。

【0063】

第２パワーコンディショナ選定部５１では、第１パワーコンディショナ選定部４５と同様、パワーコンディショナ２６の選定に際し、パワーコンディショナデータベース４６を用いる。すなわち、第２パワーコンディショナ選定部５１では、電力変換装置２２の入力可能容量Ｖが第１発電容量算出部４４により算出された太陽光発電装置２１Ａの発電容量Ｐよりも小さくなるように、パワーコンディショナデータベース４６に記憶された複数のパワーコンディショナ２６の中から、当該電力変換装置２２を構成する１又は複数のパワーコンディショナ２６を選定する。具体的には、第２パワーコンディショナ選定部５１では、第１発電容量算出部４４により算出された太陽光発電装置２１Ａの発電容量Ｐと、電力変換装置２２の入力可能容量Ｖとの差（Ｐ－Ｖ）が最も小さくなるように、当該電力変換装置２２を構成するパワーコンディショナ２６を選定する。なお、第２パワーコンディショナ選定部５１がパワーコンディショナ選定手段及び第２パワーコンディショナ選定手段に相当する。

【0064】

図４（ｂ）の例では、第２パワーコンディショナ選定部５１によりパワーコンディショナ２６が１台だけ選定されている。詳しくは、図４（ｂ）の例では、第１パワーコンディショナ選定部４５により選定された同一仕様の２台のパワーコンディショナ２６（図４（ａ）参照）が１台減らされることにより、残りの１台のパワーコンディショナ２６が選定されている。これにより、図４（ｂ）の例では、電力変換装置２２が１台のパワーコンディショナ２６により構成されている。そのため、電力変換装置２２の入力可能容量Ｖは５．５ｋｗ×１台により５．５ｋｗとされる。

【0065】

第２モジュール割付部５２は、太陽光発電装置２１の発電容量Ｐが第２パワーコンディショナ選定部５１により選定されたパワーコンディショナ２６により構成される電力変換装置２２（以下、電力変換装置２２Ｂともいう）の入力可能容量Ｖ以下となるよう（Ｐ≦Ｖ）、当該太陽光発電装置２１を構成する太陽光モジュール２３について、屋根面１３ａ上における割り付けを行う。具体的には、第２モジュール割付部５２では、第１モジュール割付部４２により屋根面１３ａ上に割り付けられた各太陽光モジュール２３（図４（ａ）参照）の一部を除去することで、屋根面１３ａ上における上記割り付けを行う。なお、第２モジュール割付部５２が第２モジュール割付手段に相当する。

【0066】

また、第２モジュール割付部５２では、電力変換装置２２Ｂの入力可能容量Ｖと太陽光発電装置２１の発電容量Ｐとの容量差（Ｖ－Ｐ）が最も（可能な限り）小さくなるように又は容量差（Ｖ―Ｐ）がなくなるように、当該太陽光発電装置２１を構成する太陽光モジュール２３について、屋根面１３ａ上における割り付けを行う。ここで、かかる太陽光モジュール２３の割り付けに際しては、割り付ける太陽光モジュール２３の数や大きさを調整することで、それら太陽光モジュール２３により構成される太陽光発電装置２１の発電容量Ｐを比較的細かく調整することができる。そのため、第２モジュール割付部５２では、上記容量差（Ｖ－Ｐ）が小さくなるように又は上記容量差（Ｖ－Ｐ）がなくなるように、太陽光モジュール２３の割り付けを行うことが可能となる。したがって、この場合、電力変換装置２２Ｂの余剰容量を小さくすること又はなくすことができ、費用対効果の高い太陽光発電システム２０を得ることが可能となる。

【0067】

図４（ｂ）の例では、第２モジュール割付部５２において、第１モジュール割付部４２により割り付けられた各太陽光モジュール２３のうち、２つの太陽光モジュール２３（詳しくは三角形の太陽光モジュール２３）が除去されることで、上記割り付けが行われている。これにより、図４（ｂ）の例では、太陽光発電装置２１の発電容量Ｐが６ｋｗ（図４（ａ）参照）から５．５ｋｗに減少している。したがって、図４（ｂ）の例では、太陽光発電装置２１の発電容量Ｐ（５．５ｋｗ）が電力変換装置２２Ｂの入力可能容量Ｖ（５．５ｋｗ）と同じとされ、それによりそれら各容量Ｖ，Ｐの容量差（Ｖ－Ｐ）がないものとなっている。

【0068】

第２発電容量算出部５３は、第２モジュール割付部５２により割り付けられた各太陽光モジュール２３により構成される太陽光発電装置２１（以下、太陽光発電装置２１Ｂともいう）の発電容量Ｐを算出する。ここで、上述したように、第２モジュール割付部５２では、太陽光発電装置２１の発電容量Ｐが電力変換装置２２Ｂの入力可能容量Ｖ以下となるよう、当該太陽光発電装置２１を構成する太陽光モジュール２３について屋根面１３ａ上への割り付けが行われる。このため、太陽光発電装置２１Ｂの発電容量Ｐと電力変換装置２２Ｂの入力可能容量Ｖとのうち、低い側の容量である太陽光発電装置２１Ｂの発電容量Ｐによって太陽光発電システム２０（以下、太陽光発電システム２０Ｂともいう）の発電容量が決まることになる。つまり、この場合、太陽光発電装置２１Ｂの発電容量Ｐがそのまま太陽光発電システム２０Ｂの発電容量となる。したがって、第２発電容量算出部５３では、太陽光発電装置２１Ｂの発電容量Ｐを算出することにより、太陽光発電システム２０Ｂの発電容量を算出することにもなっている。

【0069】

図４（ｂ）の例では、太陽光発電装置２１Ｂの発電容量Ｐ、つまりは太陽光発電システム２０Ｂの発電容量が５．５ｋｗと算出されている。したがって、太陽光発電システム２０Ｂでは、その発電容量が、上述した太陽光発電システム２０Ａの発電容量（６ｋｗ）よりも若干小さくなっている。なお、第２発電容量算出部５３がシステム容量算出手段に相当する。

【0070】

第２コスト算出部５４は、第２モジュール割付部５２により割り付けられた太陽光モジュール２３により構成される太陽光発電装置２１Ｂのコストと、第２パワーコンディショナ選定部５１により選定されたパワーコンディショナ２６により構成される電力変換装置２２Ｂのコストとをそれぞれ算出する。そして、第２コスト算出部５４では、それら算出した太陽光発電装置２１Ｂのコストと電力変換装置２２Ｂのコストとを足し合わせ、太陽光発電システム２０Ｂ全体のコストを算出する。なお、第２コスト算出部５４がシステムコスト算出手段に相当する。

【0071】

第２コスト算出部５４では、第１コスト算出部４７と同様、太陽光発電装置２１Ｂのコストが、同装置２１Ｂを構成する太陽光モジュール２３のｋｗ当たりの単価に基づき算出される。図４（ｂ）の例では、太陽光モジュール２３のｋｗ当たりの単価が２０万円となっており（この点は図４（ａ）の例も同様）、また太陽光発電装置２１Ｂの発電容量が５．５ｋｗとなっている。このため、太陽光発電装置２１Ｂのコストは、５．５ｋｗ×２０万円により１１０万円と算出される。

【0072】

また、第２コスト算出部５４では、第１コスト算出部４７と同様、電力変換装置２２Ｂのコストが、同装置２２Ｂを構成するパワーコンディショナ２６のコストに基づき算出される。すなわち、パワーコンディショナデータベース４６に記憶されたパワーコンディショナ２６のコスト情報に基づき、電力変換装置２２Ｂのコストが算出される。図４（ｂ）の例では、第２パワーコンディショナ選定部５１により選定されたパワーコンディショナ２６の１台当たりの価格（コスト）が２０万円となっている（この点は図４（ａ）の例も同様）。このため、電力変換装置２２Ｂのコストは、１台×２０万円により２０万円と算出される。したがって、図４（ｂ）の例では、太陽光発電システム２０Ｂのコストが、１１０万円（太陽光発電装置２１Ｂのコスト）＋２０万円（電力変換装置２２Ｂのコスト）により１３０万円と算出される。

【0073】

第２コスト算出部５４では、さらに、上記算出した太陽光発電システム２０Ｂのコストと、第２発電容量算出部５３により算出された太陽光発電システム２０Ｂの発電容量とに基づき、太陽光発電システム２０Ｂの単位発電容量当たり（１ｋｗ当たり）のコストを算出する。この場合、太陽光発電システム２０Ｂのコストを太陽光発電システム２０Ｂの発電容量で除することにより、太陽光発電システム２０Ｂの単位発電容量当たりのコストを算出する。図４（ｂ）の例では、太陽光発電システム２０Ｂのコストが１３０万円、太陽光発電システム２０Ｂの発電容量が５．５ｋｗとなっている。そのため、太陽光発電システム２０Ｂの単位発電容量当たりのコストが、１３０万円／５．５ｋｗにより２３．６万円／ｋｗと算出される。したがって、太陽光発電システム２０Ｂでは、単位発電容量当たりのコストが、上述した太陽光発電システム２０Ａの単位発電容量当たりのコスト（２６．７万円／ｋｗ）よりも低くなっており、詳しくは上述したコスト評価部４８における基準値よりも低くなっている。そのため、太陽光発電システム２０Ｂは、上述の太陽光発電システム２０Ａと比べて、費用対効果の高いシステムとなっている。

【0074】

出力部５５は、第１コスト算出部４７により算出された太陽光発電システム２０Ａのコスト及び単位発電容量当たりのコストと、第２コスト算出部５４により算出された太陽光発電システム２０Ｂのコスト及び単位発電容量当たりのコストとをそれぞれ表示部３３に出力する。これにより、表示部３３には、各太陽光発電システム２０Ａ，２０Ｂのコスト情報が表示される。

【0075】

また、出力部５５では、太陽光発電システム２０Ａについて、上記コスト情報に加え、第１モジュール割付部４２により割り付けられた太陽光モジュール２３の情報（割付情報）と、第１パワーコンディショナ選定部４５により選定されたパワーコンディショナ２６の情報とが表示部３３に出力される。また、これと同様に、太陽光発電システム２０Ｂについても、上記コスト情報に加え、第２モジュール割付部５２により割り付けられた太陽光モジュール２３の情報（割付情報）と、第２パワーコンディショナ選定部５１により選定されたパワーコンディショナ２６の情報とが表示部３３に出力される。したがって、表示部３３には、各太陽光発電システム２０Ａ，２０Ｂについて、上記コスト情報に加え、太陽光モジュール２３の情報とパワーコンディショナ２６の情報とが表示される。これにより、発電容量が最大となる太陽光発電システム２０Ａと、費用対効果の高い太陽光発電システム２０Ｂとをそれぞれ顧客に対し提案することが可能となる。

【0076】

なお、出力部５５において、各太陽光発電システム２０Ａ，２０Ｂのコスト情報等を表示部３３に出力することに代え又は加えて、プリンタ等に出力するようにしてもよい。

【0077】

以上、詳述した本実施形態の構成によれば、以下の優れた効果が得られる。

【0078】

第１モジュール割付部４２では、取得された建物１１における屋根面１３ａの情報に基づき、太陽光発電装置２１を構成する太陽光モジュール２３について屋根面１３ａ上における割り付けが行われる。また、第１発電容量算出部４４では、第１モジュール割付部４２により割り付けられた太陽光モジュール２３により構成される太陽光発電装置２１（２１Ａ）についてその発電容量が算出される。

【0079】

また、第２パワーコンディショナ選定部５１では、電力変換装置２２の入力可能容量が第１発電容量算出部４４により算出された太陽光発電装置２１（２１Ａ）の発電容量よりも小さくなるよう、当該電力変換装置２２を構成するパワーコンディショナ２６が選定される。そして、第２モジュール割付部５２では、太陽光発電装置２１の発電容量が第２パワーコンディショナ選定部５１により選定されたパワーコンディショナ２６により構成される電力変換装置２２（２２Ｂ）の入力可能容量以下となるよう、当該太陽光発電装置２１を構成する太陽光モジュール２３について屋根面１３ａ上における割り付けが行われる。

【0080】

ここで、太陽光発電装置２１の発電容量は、割り付けられる太陽光モジュール２３の数や大きさにより比較的細かく調整することが可能である。そのため、太陽光発電装置２１の発電容量が電力変換装置２２の入力可能容量以下となるように太陽光モジュール２３の割り付けを行うに際しては、電力変換装置２２の入力可能容量と太陽光発電装置２１の発電容量との容量差ができるだけ小さくなるように又はかかる容量差がないように割り付けを行うことが可能となる。これにより、電力変換装置２２（２２Ｂ）における無駄な余剰容量をできるだけ小さくすることが可能となり又は当該余剰容量をなくすことが可能となるため、費用対効果の高い太陽光発電システム２０（２０Ｂ）を顧客に提案することが可能となる。

【0081】

第１モジュール割付部４２では、太陽光発電装置２１の発電容量が最も大きくなるように、屋根面１３ａにおける太陽光モジュール２３の割り付けが行われる。この場合、かかるモジュール割付により得られた太陽光発電装置２１（２１Ａ）をベースに、第２パワーコンディショナ選定部５１によるパワーコンディショナ２６の選定と、第２モジュール割付部５２による太陽光モジュール２３の割り付けとが行われる。これにより、発電容量が大きく、かつ費用対効果の高い太陽光発電システム２０（２０Ｂ）を顧客に提案することが可能となる。

【0082】

第２発電容量算出部５３では、太陽光発電システム２０Ｂの発電容量が算出され、第２コスト算出部５４では、太陽光発電システム２０Ｂのコストが算出されるため、顧客に対し太陽光発電システム２０Ｂの費用対効果を数値で示すことが可能となる。具体的には、第２コスト算出部５４では、上記算出された太陽光発電システム２０Ｂの発電容量及びコストに基づき、太陽光発電システム２０Ｂの単位発電容量当たりのコストが算出されるため、太陽光発電システム２０Ｂの費用対効果をわかりやすい形で顧客に提示することが可能となる。

【0083】

また、第１コスト算出部４７では、発電容量が最大となる太陽光発電システム２０Ａについてその単位発電容量当たりのコストが算出され、出力部５５では、その算出された太陽光発電システム２０Ａの単位発電容量当たりのコストと、上記算出された太陽光発電システム２０Ｂの単位発電容量当たりのコストとが共に表示部３３に出力される。これにより、顧客に対しそれら各太陽光発電システム２０Ａ，２０Ｂの費用対効果を対比しながら提示することが可能となる。

【0084】

第２モジュール割付部５２では、第１モジュール割付部４２により屋根面１３ａ上に割り付けられた各太陽光モジュール２３の一部が除去されることで、当該屋根面１３ａ上における太陽光モジュール２３の割り付けが行われる。これにより、第２モジュール割付部５２によるモジュール割付を比較的容易に行うことが可能となる。

【0085】

屋根面１３ａ上における太陽光モジュール２３の割り付けとして、第１モジュール割付部４２による第１割り付けと、第２モジュール割付部５２による第２割り付けとが行われる上記実施形態の構成では、第１割り付けにより得られる太陽光発電装置２１Ａの発電容量よりも、第２割り付けにより得られる太陽光発電装置２１Ｂの発電容量の方が小さくなる。換言すると、第２割り付けにより得られる太陽光発電装置２１Ｂの発電容量よりも、第１割り付けにより得られる太陽光発電装置２１Ａの発電容量の方が大きい。

【0086】

そこで、上記実施形態では、第１割り付けにより得られる太陽光発電装置２１Ａについて、その発電容量が算出された後、第１パワーコンディショナ選定部４５において、電力変換装置２２（２２Ａ）の入力可能容量が上記算出された太陽光発電装置２１Ａの発電容量以上となるよう、電力変換装置２２Ａを構成するパワーコンディショナ２６が選定されるようになっている。この場合、太陽光発電装置２１Ａで発電された発電電力のすべてが電力変換装置２２Ａで変換され、比較的発電容量の大きい太陽光発電システム２０Ａを得ることが可能となる。

【0087】

そして、このように得られた太陽光発電システム２０Ａについて、その単位発電容量当たりのコストが第１コスト算出部４７において算出される。この場合、太陽光発電システム２０Ａの費用対効果を確認することができるため、費用対効果が高い場合には、発電容量が比較的大きく、かつ費用対効果の高い太陽光発電システム２０Ａを顧客に提供することができる。

【0088】

また、太陽光発電システム２０Ａの単位発電容量当たりのコストが基準値を上回っている場合、つまり太陽光発電システム２０Ａの費用対効果が低くなっている場合には、第２パワーコンディショナ選定部５１によるパワーコンディショナ２６の選定と、第２モジュール割付部５２による太陽光モジュール２３の割り付けとがそれぞれ行われるようになっている。これにより、いずれにしても、費用対効果の高い太陽光発電システム２０（２０Ｂ）を顧客に提供することが可能となっている。

【0089】

本発明は上記実施形態に限らず、例えば次のように実施されてもよい。

【0090】

・上記実施形態では、第１モジュール割付部４２において、太陽光発電装置２１の発電容量が最大となるように太陽光モジュール２３の割り付けを行ったが、第１モジュール割付部４２では必ずしもこのように割り付けを行う必要はない。例えば、太陽光発電装置２１の発電容量が予め定めた目標値以上となるように、太陽光モジュール２３の割り付けを行うようにしてもよい。

【0091】

・第１パワーコンディショナ選定部４５において、電力変換装置２２を構成するパワーコンディショナ２６を選定するに際し、パワーコンディショナ２６の回路数や変換効率等を加味して選定を行ってもよい。また、これと同様に、第２パワーコンディショナ選定部５１においてもパワーコンディショナ２６の回路数や変換効率等を加味して選定を行うようにしてもよい。

【0092】

・上記実施形態では、第２パワーコンディショナ選定部５１において、第１パワーコンディショナ選定部４５により選定されたパワーコンディショナ２６の台数を減らすことで、パワーコンディショナ２６の選定を行ったが、第２パワーコンディショナ選定部５１では必ずしもこのようにして選定を行う必要はない。例えば、第１パワーコンディショナ選定部４５により選定されたパワーコンディショナ２６よりも入力可能容量の小さいパワーコンディショナ２６（換言すると、第１パワーコンディショナ選定部４５により選定されたパワーコンディショナ２６よりも小型のパワーコンディショナ２６）をパワーコンディショナデータベース４６に記憶された各パワーコンディショナ２６の中から抽出することで選定を行ってもよい。この場合にも、第２パワーコンディショナ選定部５１において、電力変換装置２２の入力可能容量が、第１発電容量算出部４４により算出された太陽光発電装置２１の発電容量よりも小さくなるように、パワーコンディショナ２６を選定することが可能となる。

【0093】

・第１パワーコンディショナ選定部４５により選定されたパワーコンディショナ２６により構成される電力変換装置２２Ａの入力可能容量Ｖと、第１発電容量算出部４４により算出された太陽光発電装置２１Ａの発電容量Ｐとの容量差（Ｖ－Ｐ）を算出するようにしてもよい（容量差算出手段に相当）。この容量差（Ｖ－Ｐ）は、太陽光発電に寄与しない無駄な余剰容量に相当するものであり、この容量差が小さいほど太陽光発電システム２０Ａの費用対効果が高いものとなる。この場合、太陽光発電システム２０Ａの費用対効果を確認することができるため、費用対効果が高い場合には、発電容量が大きく、かつ費用対効果の高い太陽光発電システム２０Ａを顧客に提供することができる。

【0094】

また、このように容量差（Ｖ―Ｐ）を算出するようにした構成にあって、算出した容量差（Ｖ－Ｐ）が所定値を上回っている場合、つまり太陽光発電システム２０Ａの費用対効果が低くなっている場合に、第２パワーコンディショナ選定部５１によるパワーコンディショナ２６の選定と、第２モジュール割付部５２による太陽光モジュール２３の割り付けとを行うようにしてもよい。この場合、いずれにしても、費用対効果の高い太陽光発電システム２０（２０Ｂ）を顧客に提供することが可能となる。

【0095】

・上記実施形態において、第１パワーコンディショナ選定部４５によるパワーコンディショナ２６の選定処理を行わないようにしてもよい。この場合、パワーコンディショナ２６の選定処理としては、第２パワーコンディショナ選定部５１による処理のみとなる。かかる場合にも、選定処理の後、第２モジュール割付部５２によるモジュール割付を行うことで、費用対効果の高い太陽光発電システム２０を得ることが可能となる。

【0096】

・上記実施形態では、第２モジュール割付部５２において、第１モジュール割付部４２により屋根面１３ａ上に割り付けた各太陽光モジュール２３の一部を除去することで、屋根面１３ａ上における太陽光モジュール２３の割り付けを行った。すなわち、上記実施形態では、第２モジュール割付部５２において、第１モジュール割付部４２により割り付けた太陽光モジュール２３を利用して割り付けを行ったが、第２モジュール割付部５２では、必ずしもこのように割り付けを行う必要はなく、一から太陽光モジュール２３を屋根面１３ａ上に割り付けていくようにしてもよい。この場合、第１モジュール割付部４２における太陽光モジュール２３の割り付けと同様、太陽光モジュールデータベース４３を用いて割り付けを行うことが考えられる。

【0097】

・上記実施形態では、建物１１において太陽光モジュール２３の設置面が屋根面１３ａとされ、その屋根面１３ａの情報を屋根面情報取得部４１（設置面情報取得手段に相当）により取得するようにしたが、太陽光モジュール２３の設置面は屋根面に限らず、建物の外壁面に設定されている場合もある。その場合には、設置面情報取得手段により外壁面の情報を取得するようにすればよい。

【符号の説明】

【0098】

１１…建物、１２…屋根部、１３ａ…設置面としての屋根面、２０…太陽光発電システム、２１…太陽光発電装置、２２…電力変換装置、２３…太陽光モジュール、２６…パワーコンディショナ、３０…設計支援装置、３１…制御部、３４…記憶部、４１…設置面情報取得手段としての屋根面情報取得部、４２…第１モジュール割付手段としての第１モジュール割付部、４４…発電容量算出手段としての第１発電容量算出部、４５…第１パワーコンディショナ選定手段としての第１パワーコンディショナ選定部、４７…第１コスト算出手段としての第１コスト算出部、５１…パワーコンディショナ選定手段及び第２パワーコンディショナ選定手段としての第２パワーコンディショナ選定部、５２…第２モジュール割付手段としての第２モジュール割付部、５３…システム容量算出手段としての第２発電容量算出部、５４…システムコスト算出手段としての第２コスト算出部。

【図1】

【図2】

【図3】

【図4】