JP2018178968A - 発電量モニタリング装置及び発電量モニタリングシステム - Google Patents

Abstract

【課題】統計処理された風況曲線を統計処理の影響を排除した形式にすることで、年間発電量の予測精度を向上し得る発電量モニタリング装置及び発電量モニタリングシステムを提供する。【解決手段】発電量モニタリング装置２は、少なくとも統計処理された所定時間毎の平均風速及び風力発電装置の出力を入力し、入力された平均風速に基づき所定の風速区分毎の出現頻度として区分風速出現頻度を求める区分風速出現頻度演算部１３と、再配分関数を用いて平均風速を連続データに変換し、区分風速出現頻度における所定の風速区分毎に再配分することにより、真の区分風速出現頻度を求める解析部１７と、真の区分風速出現頻度に入力された風力発電装置の出力を積算し発電量を求め、求めた発電量に基づき年間発電量予測値を求める年間発電量予測部１５と、を備える。【選択図】 図２

Description

本発明は、発電装置の発電量を監視するシステムに係り、特に発電装置による発電量を予測する発電量モニタリング装置及び発電量モニタリングシステムに関する。

水力、風力、海流、潮流等の自然界に存在する流れ（風力では空気の流れ、海流、潮流水力では水の流れ）をエネルギーの源とした発電システムは流れの時間変化といった非制御な外部要因にその発電設備から得られる発電量が左右される。このため、発電事業者にとって、これから導入を考える場合、その場所でどの程度の発電量が期待できるか、また、既に運用している場合は導入時の計画通りの発電がされているかを監視し、今後の運用計画に反映していくことが重要である。また、発電システムを販売する側としては導入を考えている顧客に対しては精度の良い発電量の見積もりの提示が、運用している顧客に対しては、導入時から現在まで想定されたとおりに発電されているかを提示し、想定通りでない場合は、その対応を協議、改善していくことが重要である。

これらのエネルギーシステムは、屋外環境下での２０年から３０年の耐用年数を想定し、流れの速度に対して一定の範囲の出力が得られるように設計されており、風速と出力の関係が出力特性曲線（パワーカーブ）として製造メーカなどから開示されている。また、設置場所での流れの状況を知るための情報としては、例えば風力では風況曲線として風速階級別出現頻度（一定範囲の風速の風がどの程度の割合で吹くか）や、風配図として、風向出現頻度（一定範囲の風向きに対する一定範囲の風速の風がどの程度の割合で吹くか）等が環境省等により開示されている。年間の発電量は、一般的には風況曲線と出力特性の積を取ることで年間の発電量を予測することになる。

短期間の発電量を予測する方法としては、例えば特許文献１乃至特許文献３に記載される技術が知られている。特許文献１には、風况、発電量等の時系列データベースを有し、現在の風况、発電量等のデータに類似の時系列データを選択して発電量を予測するものが開示されている。また、特許文献２には、過去の気象の推移を示す気象情報から発電量の予想対象となる日の気象の推移が類似する過去の日を選択し、類似日の発電量データを取得し、一定時間毎の発電量の予測値を示すものが記載されている。特許文献３には、過去の風况予測データと風况実測データについて統計解析を行い、予測毎に予測修正を行い、風况予測修正データを得て、発電出力予測データを得ることが開示されている。
このように短期間の発電量を予測する方法は、データベースとして保存されている風況と発電出力を基に、統計処理或いは類似度等から修正を行うものが多くみられる。一方で年間発電量の予測となると、例えば非特許文献１にもあるように、風況曲線と出力特性の積で見積もられる。その算出根拠のデータは、日本では風況データとしては１０分平均とその分散がデータベースとして保存され、出力データも１０分平均データが保存されている。これらのデータを、後処理として風速階級別出現頻度や風速階級別出力等に分けて整理したものが、システムが設置されている場所における風況曲線、出力特性として用いられる。風況は場所が異なると変化し、同じ発電システムであっても流れの状態が異なるために、非特許文献１に示されるように、出力特性曲線も設置場所によって異なることがわかっている。その為に、風力の場合は非特許文献１にもあるように、ある設置場所での風況曲線と出力特性が得られている場合、他の設置場所での発電量を見積もる際に、設置場所により異なるウインドシアという、地面から高さ方向への速度分布の違いを考慮することで、出力特性を補正し、年間発電量の予測精度を向上するような手法も考案されている。

特開２０１３−２２２４２３号公報 特開２０１２−２３８１６号公報 特開２００４−１９５８３号公報

Ｅｑｕｉｖａｌｅｎｔ ｗｉｎｄ ｓｐｅｅｄ ｆｏｒ ＡＥＰ Ｒｏｚｅｎｎ Ｗａｇｎｅｒ Ｗｏｒｋｉｎｇ ｇｒｏｕｐ ｐｏｗｅｒ ｃｕｒｖｅ ｍｅａｓｕｒｅｍｅｎｔ ｉｎ ｎｏｎ−ｓｔａｎｄａｒｄ ｆｌｏｗ １２−０３−２０１３

本発明では、特許文献１乃至特許文献３及び非特許文献１に開示されない１０分平均処理を行ったデータの平均値を用いて風速階級に分ける処理に伴う誤差を課題として捉えている。
本来は計測されたデータ全てを保存しておき、そのデータを用いて風速階級別出現頻度を求めるべきであるが、１０分平均処理を行った平均値が、風速階級別出現頻度の計算に用いられる。１０分間の風速データには分散の大きさに応じて平均値の風速階級より早い、あるいは遅い風速データが含まれており、全てのデータを用いて風速階級別出現頻度の計算を行った場合とは分布が異なることは容易に推察される。この差は、１０分間のデータの分散が大きいほど大きくなり、風況曲線は全てのデータを用いた場合と異なることとなる。同様に出力曲線も、１０分間平均速度を用いてそれぞれの風速階級に区別されるので、誤差を生じることとなる。よって、平均化処理を行ったデータを基に予測される発電量の予測値は必ずしも実際の発電量と一致するとは限らない。その為、ある場所に発電システムを導入する価値、この場合は生涯発電量（設置から撤去までの全発電量）と設置、運用にかかる費用の比較が正確に行われず、発電事業者の事業採算性評価が正しく行われない可能性がある。

そこで、本発明は、統計処理された風況曲線を統計処理の影響を排除した形式にすることで、年間発電量の予測精度を向上し得る発電量モニタリング装置及び発電量モニタリングシステムを提供する。

上記課題を解決するため、本発明に係る発電量モニタリング装置は、少なくとも統計処理された所定時間毎の平均風速及び風力発電装置の出力を入力し、前記入力された平均風速に基づき所定の風速区分毎の出現頻度として区分風速出現頻度を求める区分風速出現頻度演算部と、再配分関数を用いて前記平均風速を連続データに変換し、前記区分風速出現頻度における前記所定の風速区分毎に再配分することにより、真の区分風速出現頻度を求める解析部と、前記真の区分風速出現頻度に前記入力された風力発電装置の出力を積算し発電量を求め、求めた発電量に基づき年間発電量予測値を求める年間発電量予測部と、を備えることを特徴とする。
また、本発明に係る発電量モニタリングシステムは、少なくとも１基の風力発電装置と、発電量モニタリング装置と、表示装置を有する電子端末と、これらを相互に通信可能に接続する通信ネットワークを備え、前記発電量モニタリング装置は、前記風力発電装置から、前記通信ネットワークを介して、少なくとも統計処理された所定時間毎の平均風速及び風力発電装置の出力を入力し、前記入力された平均風速に基づき所定の風速区分毎の出現頻度として区分風速出現頻度を求める区分風速出現頻度演算部と、再配分関数を用いて前記平均風速を連続データに変換し、前記区分風速出現頻度における前記所定の風速区分毎に再配分することにより、真の区分風速出現頻度を求める解析部と、前記真の区分風速出現頻度に前記入力された風力発電装置の出力を積算し発電量を求め、求めた発電量に基づき年間発電量予測値を求める年間発電量予測部と、を備えることを特徴とする。
また、本発明に係る発電量モニタリングシステムは、発電量モニタリング装置と、表示装置を有する電子端末と、これらを相互に通信可能に接続する通信ネットワークを備え、前記発電量モニタリング装置は、風力発電装置を設置予定の敷地内に設置される風速・風向計より前記通信ネットワークを介して、少なくとも統計処理された所定時間毎の平均風速を入力し、前記入力された平均風速に基づき所定の風速区分毎の出現頻度として区分風速出現頻度を求める区分風速出現頻度演算部と、再配分関数を用いて前記平均風速を連続データに変換し、前記区分風速出現頻度における前記所定の風速区分毎に再配分することにより、真の区分風速出現頻度を求める解析部と、少なくとも設置予定の風力発電装置の仕様に基づく設計出力曲線を格納する記憶部と、前記真の区分風速出現頻度に前記記憶部に格納される設計出力曲線に基づき発電量を求める年間発電量予測部と、を備えることを特徴とする。

本発明によれば、統計処理された風況曲線を統計処理の影響を排除した形式にすることで、年間発電量の予測精度を向上し得る発電量モニタリング装置及び発電量モニタリングシステムを提供することが可能となる。
また、年間発電量の予測精度が向上することから、投資の回収予測精度を高めることができる。
上記した以外の課題、構成及び効果は、以下の実施形態の説明により明らかにされる。

本発明の一実施形態に係る発電量モニタリングシステムの全体概略構成図である。 本発明の一実施例に係る実施例１の発電量モニタリングシステムを構成する発電量モニタリング装置の機能ブロック図である。 比較例としての通常の発電量モニタリング装置の機能ブロック図である。 図２に示す解析部による出現頻度の再配分関数の分布図である。 風力発電装置に設置される制御用センサにて計測された風速の時系列データを示す図である。 速度区分０．５ｍ／ｓで求めた出現頻度と正規分布との比較図である。 図２に示す解析部による出現頻度の再配分関数の分布図である。 風力発電装置に設置される制御用センサにて計測された風速の時系列データを示す図である。 速度区分０．５ｍ／ｓで求めた出現頻度と正規分布との比較図である。 平均風速が５ｍ／ｓでのワイブル分布に基づく風速の出現頻度と風速区分との関係を示す図である。 出力曲線（パワーカーブ）を示す図である。 図２に示す解析部による出現頻度の再配分関数の分布図である。 平均風速が８ｍ／ｓでのワイブル分布に基づく風速の出現頻度と風速区分との関係を示す図である。 出力曲線（パワーカーブ）を示す図である。 図１に示す電子端末の表示装置の画面表示の一例を示す図である。 実施例１の発電量モニタリング装置による発電量予測誤差と図３に示す比較例の発電量モニタリング装置による発電量予測誤差との比較図である。 本発明の他の実施例に係る実施例２の発電量モニタリングシステムの全体概略構成図である。 図１７に示す発電量モニタリングシステムを構成する発電量モニタリング装置の機能ブロック図である。 実施例２の発電量モニタリング装置による発電量予測誤差と図３に示す比較例の発電量モニタリング装置による発電量予測誤差との比較図である。 実施例１及び実施例２の発電量モニタリング装置による発電量予測誤差と図３に示す比較例の発電量モニタリング装置による発電量予測誤差との比較図である。

図１は、本発明の一実施形態に係る発電量モニタリングシステムの全体概略構成図である。図１に示すように、発電量モニタリングシステム１は、発電量モニタリング装置２、電子端末３、及びウィンドファームに設置される風上側に位置する風力発電装置４ａと風下側に位置する風力発電装置４ｂを備え、これらは相互に通信可能に通信ネットワーク５を介して接続されている。なお、通信ネットワーク５は有線か無線かを問わない。また、図１に示すウィンドファームでは、風上側に位置する風力発電装置４ａを通過した風が風下側に位置する風力発電装置４ｂへ流入する例を示している。なお、通常、ウィンドファームには、複数の風力発電装置が設置或いは建設されるが、説明の便宜上、２基の風力発電装置４ａ及び風力発電装置４ｂのみ示している。

風力発電装置４ａ，４ｂは、風を受けて回転するブレード２４、ブレード２４を支持するハブ２３、ナセル２２、及びナセル２２を回動可能に支持するタワー２１を備える。ナセル２２内に、ハブ２３に接続されハブ２３と共に回転する主軸２５、主軸２５に連結されるシュリンクディスク２６、シュリンクディスク２６を介して主軸２５に接続され回転速度を増速する増速機２７、及び増速機２７により増速された回転速度で回転子を回転させて発電運転する発電機２８を備えている。ブレード２４の回転エネルギーを発電機２８に伝達する部位は、動力伝達部と称され、本実施形態では、主軸２５、シュリンクディスク２６、及び増速機２７が動力伝達部に含まれる。そして、増速機２７及び発電機２８は、フレーム２９上に保持されている。また、ブレード２４及びハブ２３によりロータが構成される。図１に示すように、タワー２１内の底部（下部）に、電力の周波数を変換する電力変換器３０、電流の開閉を行うスイッチング用の開閉器及び変圧器など（図示せず）、及びＳＣＡＤＡ（Ｓｕｐｅｒｖｉｓｏｒｙ Ｃｏｎｔｒｏｌ Ａｎｄ Ｄａｔａ Ａｃｑｕｉｓｉｔｉｏｎ）３１が配されている。

図１に示すように、制御用センサ６は、例えば、ブレード２４の根元に設置されブレードピッチ角を計測するセンサ、主軸２５の根元に設置されロータアジマス角を計測するセンサ、ナセル２２の方位角を計測するセンサ、及びナセル２２の上部に設置され風速・風向を計測する風速・風向計を含む。また、更には、制御用センサ６は、発電機２８の回転数、発電量などを計測するセンサ（図示せず）を含む。換言すれば、制御用センサ６は、風力発電装置４ａ，４ｂの制御に必要な種々の状態を計測するセンサである。
ＳＣＡＤＡ３１は、上述の制御用センサ６から信号線を介して計測データ（情報）を取得し、当該取得された計測データ（情報）に基づき、ピッチ角、ナセル方位角、発電機回転速度などを適切に制御すると共に、取得された計測データ（情報）を、通信ネットワーク５を介して発電量モニタリング装置２へ送信する。なお、通信ネットワーク５を介してＳＣＡＤＡ３１より発電量モニタリング装置２へ送信される計測データ（情報）には、風況（含む風速及び風向）及び風力発電装置４ａ，４ｂの種々の状態を表す信号（出力）が含まれる。また、ＳＣＡＤＡ３１は、単に、計測データ（情報）を送信するのみならず、例えば、風速の時系列データを１０分間の平均データに変換し、また、風況の分散、更には統計量などを求め計測データ（情報）として発電量モニタリング装置２へ送信する。

電子端末３は、少なくとも、入力部及び出力部を備え、入力部は、例えば、キーボード又はマウスなどの入力装置であり、発電量モニタリング装置２に関して何らかの入力をする際に用いられる。出力部は、例えば、液晶ディスプレイ（ＬＣＤ）又は有機ＥＬディスプレイなどの表示装置、及びプリンタなどの印字出力装置であり、詳細後述する発電量モニタリング装置２により送信される年間発電量予測値等を表示装置の画面上に表示する。

図３に比較例としての通常の発電量モニタリング装置の機能ブロック図を示す。図３に示すように、比較例としての通常の発電量モニタリング装置２’は、通信Ｉ／Ｆ１１、データ取得部１２、区分風速出現頻度演算部１３、記憶部１４、年間発電量予測部１５及び、表示制御部１６を備え、これらは相互に内部バス１８にてアクセス可能に接続されている。データ取得部１２、区分風速出現頻度演算部１３、年間発電量予測部１５及び表示制御部１６は、例えば、図示しないＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎｉｔ）などのプロセッサ、各種プログラムを格納するＲＯＭ、演算過程のデータを一時的に格納するＲＡＭ、外部記憶装置などの記憶装置にて実現されると共に、ＣＰＵなどのプロセッサがＲＯＭに格納された各種プログラムを読み出し実行し、実行結果である演算結果をＲＡＭ又は外部記憶装置に格納する。なお、説明を解り易くするため、各機能ブロックに分割して示しているが、区分風速出現頻度演算部１３及び年間発電量予測部１５を、１つの演算部としても良い。

風力発電装置４ａ及び風力発電装置４ｂに備わるＳＣＡＤＡ３１は、運転状態をモニタリングするデータの統計量を含む上述の計測データ（情報）を、通信ネットワーク５を介して発電量モニタリング装置２へ送信或いは図示しない記憶媒体に出力する。ここで、計測データ（情報）は、上述のように、風速及び風向の時系列データ、１０分間の平均データ、統計量、風況（含む風速及び風向）の分散、風力発電装置の出力などを含む。
発電量モニタリング装置２’を構成する通信Ｉ／Ｆ１１は、受信された上述の時系列データをデータ取得部１２へ内部バス１８を介して転送する。
データ取得部１２は、転送された上述の計測データ（情報）に対し、例えば、Ａ／Ｄ変換処理或いは平滑化処理（ノイズ除去）等の処理を実行し、内部バス１８を介して区分風速出現頻度演算部１３へ転送する。
区分風速出現頻度演算部１３は、データ取得部１２より転送された計測データ（情報）を所定の風速区分に対応したデータに変換し、区分風速出現頻度（区分風速毎の出現頻度）及び発電装置出力を年間発電量予測部１５へ内部バス１８を介して転送する。また、区分風速出現頻度演算部１３は、内部バス１８を介して記憶部１４へ区分風速出現頻度（区分風速毎の出現頻度）及び発電装置出力を転送し、記憶部１４は所定の記憶領域に区分風速出現頻度（区分風速毎の出現頻度）及び発電装置出力を格納する。
年間発電量予測部１５は、区分風速出現頻度演算部１３より転送された区分風速出現頻度及び発電装置出力を、同じ風速区分同士で積算することで、風速区分に対する発電量を求める。年間発電量予測部１５は、求めた風速区分に対する発電量に基づき年間発電量予測値を求め、表示制御部１６、通信Ｉ／Ｆ１１、及び通信ネットワーク５を介して電子端末３へ送信し、電子端末３の表示装置の画面上に年間発電量予測値が表示される。電子端末３の所有者である、例えば、発電事業者は、画面上に表示される年間発電量予測値と、設備設置、運用費用比較することで、投資回収のバランスを容易に判断することができる。

以下では、説明の便宜上、本発明に係る発電量モニタリングシステムを構成する発電装置として風力発電装置を一例として説明するが、これに限られるものではない。例えば、発電装置を風力発電装置、風力発電装置の設置場所の状況を風況と称するが、水力の場合は発電装置を水車、潮力及び波力の場合は発電装置を潮力発電装置等に、またこれらの設置場所の状況を水況等に読み替えても良い。
また、本明細書では、発電装置の一例として示す風力発電装置として、ダウンウィンド型の風力発電装置を例に説明するが、アップウィンド型の風力発電装置においても同様に適用できる。また、３枚のブレードとハブにてロータを構成する例を示すが、これに限られず、ロータはハブと少なくとも１枚のブレードにて構成しても良い。本発明の実施形態に係る風力発電装置を複数隣接して設置するウィンドファーム或いは１基の風力発電装置は、洋上、山岳部及び平野部の何れの場所にも設けることができる。
以下、図面を用いて本発明の実施例について説明する。

図２は、本発明の一実施例に係る実施例１の発電量モニタリングシステムを構成する発電量モニタリング装置の機能ブロック図である。図２に示す本実施例に係る発電量モニタリング装置２が統計処理の影響を除くための解析部１７を有する点が、上述の図３に示した比較例としての通常の発電量モニタリング装置２’と異なる。

図２に示すように、発電量モニタリング装置２は、通信Ｉ／Ｆ１１、データ取得部１２、区分風速出現頻度演算部１３、記憶部１４、年間発電量予測部１５、表示制御部１６、統計処理の影響を除くための解析部１７を備え、これらは相互に内部バス１８にてアクセス可能に接続されている。データ取得部１２、区分風速出現頻度演算部１３、年間発電量予測部１５、表示制御部１６、及び解析部１７は、例えば、図示しないＣＰＵなどのプロセッサ、各種プログラムを格納するＲＯＭ、演算過程のデータを一時的に格納するＲＡＭ、外部記憶装置などの記憶装置にて実現されると共に、ＣＰＵなどのプロセッサがＲＯＭに格納された各種プログラムを読み出し実行し、実行結果である演算結果をＲＡＭ又は外部記憶装置に格納する。なお、説明を解り易くするため、各機能ブロックに分割して示しているが、区分風速出現頻度演算部１３、年間発電量予測部１５、及び解析部１７を、１つの演算部としても良よく、或は任意の数の機能ブロックに分割しても良い。

データ取得部１２は、上述の図３と同様であり説明を省略する。
区分風速出現頻度演算部１３は、データ取得部１２より転送された計測データ（情報）を所定の風速区分に対応したデータに変換し、区分風速出現頻度（区分風速毎の出現頻度）及び発電装置出力を解析部１７へ内部バス１８を介して転送する。また、区分風速出現頻度演算部１３は、内部バス１８を介して記憶部１４へ区分風速出現頻度（区分風速毎の出現頻度）及び発電装置出力を転送し、記憶部１４は所定の記憶領域に区分風速出現頻度（区分風速毎の出現頻度）及び発電装置出力を格納する。ここで、データ取得部１２より転送される計測データ（情報）は、統計処理された風速の分散、あるいは乱流強度などを含む時系列データである。すなわち、上述のように、ＳＣＡＤＡ３１は、例えば、風速の時系列データを１０分間の平均データに変換し、風速の分散、あるいは乱流強度などを求め統計処理後の時系列データとして、発電量モニタリング装置２へ送信する。従って、区分風速出現頻度演算部１３により求められる区分風速出現頻度（区分風速毎の出現頻度）は、誤差を含むこととなる。また、このように誤差を含む区分風速出現頻度（区分風速毎の出現頻度）及び発電装置出力に基づき、年間発電量予測部１５により求められる年間発電量予測値も当然統計処理による誤差の影響を受けることになる。そこで、本実施例に係る発電量モニタリング装置２は、上述の統計処理の影響を除くため、解析部１７を有している。

以下に、解析部１７による、統計処理の影響が排除された区分風速出現頻度（区分風速毎の出現頻度）の算出について説明する。
図４は、図２に示す解析部１７による出現頻度の再配分関数の分布図である。図４に示す例では、例えば、ＳＣＡＤＡ３１より受信される統計量の平均風速（統計処理後の１０分間の平均風速）が６ｍ／ｓで分散が１の正規分布の場合、区分風速６ｍ／ｓの統計処理をした出現頻度を、３ｍ／ｓ〜９ｍ／ｓの区分風速に６ｍ／ｓを約４０％残して、それ以外を再配分する再配分関数を示している。

ここで、再配分関数についてより詳細に説明する。先ず、正規分布から風速Ｕの区分風速ΔＵ_ＢＩＮでの出現頻度ｆは以下の式（１）により得られる。

ここで、ｅｒｆはガウスの誤差関数、ΔＵ_ＢＩＮは風速の区分分割幅、Ｕ_ＡＶＥは平均風速、σは標準偏差である。
図４では、平均風速Ｕ_ＡＶＥが６ｍ／ｓであり、標準偏差σが１ｍ／ｓ（分散＝σ^２＝１ｍ^２／ｓ^２）の場合の出現頻度を示している。区分風速３ｍ／ｓでは出願頻度が０．００５９７７０３６であり、区分風速４ｍ／ｓでは出現頻度が０．０６０５９７５３６、区分風速５ｍ／ｓでは出現頻度が０．２４１７３０３３７、区分風速６ｍ／ｓでは出現頻度が０．３８２９２４９２３、区分風速７ｍ／ｓでは出現頻度が０．２４１７３０３３７、区分風速８ｍ／ｓでは出現頻度が０．０６０５９７５３６、区分風速９ｍ／ｓでは出現頻度が０．００５９７７０３６となる。図４は、６ｍ／ｓの区分風速の再配分関数であるが、０ｍ／ｓから最大速度区分までそれぞれの再配分関数が定義される。

次に、再配分関数として正規分布を用いる妥当性について説明する。
図５は、風力発電装置に設置される制御用センサにて計測された風速の時系列データを示す図であり、図６は、速度区分０．５ｍ／ｓで求めた出現頻度と正規分布との比較図である。図５では、横軸は時間（秒）、縦軸は速度（風速）（ｍ／ｓ）であり、実測された１０分間の風速の時系列データを示している。このときの平均風速は約１３ｍ／ｓであり標準偏差σが約１である。図６では、横軸は速度（風速）（ｍ／ｓ）、縦軸は出現頻度であり、速度区分０．５ｍ／ｓで求めた出現頻度と正規分布とを比較可能に示している。図６に示すように、求めた速度区分０．５ｍ／ｓ毎の出力頻度のプロットは、ほぼ正規分布に則っている。
また、図７は、ＳＣＡＤＡ３１より受信される統計量の平均風速（統計処理後の１０分間の平均風速）が５ｍ／ｓで分散が１の正規分布の場合の再配分関数の分布図であり、図８は、風力発電装置に設置される制御用センサにて計測された風速の時系列データを示す図あり、図９は、速度区分０．５ｍ／ｓで求めた出現頻度と正規分布との比較図である。図８では、横軸は時間（秒）、縦軸は速度（風速）（ｍ／ｓ）であり、実測された１０分間の風速の時系列データを示している。このときの平均風速は約５ｍ／ｓであり標準偏差σが約０．６５である。図９では、横軸は速度（風速）（ｍ／ｓ）、縦軸は出現頻度であり、速度区分０．５ｍ／ｓで求めた出現頻度と正規分布とを比較可能に示している。図９に示すように、求めた速度区分０．５ｍ／ｓ毎の出力頻度のプロットは、ほぼ正規分布に則っている。図６及び図９に示されるように、再配分関数として正規分布を用いることが有効（妥当）であることが分かる。

発電量モニタリング装置２を構成する解析部１７は、区分風速出現頻度演算部１３より転送された区分風速出現頻度が統計量の平均風速（統計処理後の１０分間の平均風速）が６ｍ／ｓである場合、上述の図４に示す再配分関数に基づき統計処理後の１０分間の平均風速を連続データ（連続する時系列データ）に変換する。図４に示す再分配関数値からなる行列の右側から真の速度区分の出現頻度をかけたものが、統計処理された区分風速に対する出現頻度ベクトル（行に対して出現頻度を与える）になる。よって、解析部１７は、再配分行列の逆行列を、左から統計処理された区分風速に対する出現頻度ベクトルにかける処理を行い、真の出現頻度ベクトルを求める。

ここで、解析部１７が実行する処理の詳細について説明する。
風速に対する真の出力をＰｔ（ｖｉ）、統計処理をした区分平均風速ｖｉの標準偏差σｉを用いた、各区分風速区間ｖｊでの正規分布による出現頻度ｆ（ｖｉｊ）は、以下の式（２）により得られる。

式（２）により得られる出現頻度ｆ（ｖｉｊ）を成分に持つ行列Ａは、式（３）にて表される。

行列Ａの積にて統計処理された風力発電装置の出力Ｐｍが近似されるとした場合、出力Ｐｍは以下の式（４）にて得られる。

同様に、区分風速の出現頻度も真の出現頻度をｆｔ（ｖｊ）、多くの統計処理量から求めた出現頻度をｆｍ（ｖｊ）とすると、以下の式（５）となる。

これらから、真の風力発電装置の出力特性や風速出現頻度は、例えば、真の風力発電装置の出力特性については、以下の式（６）により得られる。

以上のように、解析部１７は、処理を行い求めた真の区分風速出現頻度及び真の風力発電装置の出力を、内部バス１８を介して年間発電量予測部１５へ転送する。

年間発電量予測部１５は、解析部１７より転送された真の区分風速出現頻度及び真の風力発電装置出力を、同じ風速区分同士で積算することで、風速区分に対する発電量を求める。年間発電量予測部１５は、求めた風速区分に対する発電量に基づき年間発電量予測値を求め、表示制御部１６、通信Ｉ／Ｆ１１、及び通信ネットワーク５を介して電子端末３へ送信する。これにより、年間発電量予測部１５は、統計処理の影響（誤差）が排除された真の区分風速出現頻度及び真の風力発電装置出力に基づき年間発電量予測値を求めることができ、年間発電量の予測精度を向上することが可能となる。

図１０は、平均風速が５ｍ／ｓでのワイブル分布に基づく風速の出現頻度と風速区分との関係を示す図であり、図１１は、出力曲線（パワーカーブ）を示す図である。図１０では、横軸は風速区分（ｍ／ｓ）、縦軸は出現頻度であり、本実施例に係る発電量モニタリング装置２を構成する解析部１７により求められた真の出現頻度と、上述の図３に示した比較例としての通常の発電量モニタリング装置２’を構成する区分風速出現頻度演算部１３により求められた１０分平均出現頻度とを比較可能に示している。図１０に示すように、上に凸の部分の領域では出現頻度は平均処理を行うことで減少し、下に凸の部分では増加する傾向にある。

ここでワイブル分布について説明する。
風速出現頻度を示すワイブル分布関数において風速Ｖに対する出現率ｆ（Ｖ）は、ワイブルパラメータである。ｃ：尺度定数（ｓｃａｌｅ ｐａｒａｍｅｔｅｒ）、ｋ：形状定数（ｓｈａｐｅ ｐａｒａｍｅｔｅｒ）により、以下の式（７）となる。

風速Ｖｘ以下の確率Ｆ（Ｖ≦Ｖｘ）は、

上記の式（８）であり、区間Ｖ１からＶ２では、

上記の式（９）である。

図１１では、横軸は区分風速（ｍ／ｓ）、縦軸は風力発電装置の出力であり、本実施例に係る発電量モニタリング装置２を構成する解析部１７により求められた真の出力特性曲線（パワーカーブ）と、上述の図３に示した比較例としての通常の発電量モニタリング装置２’を構成する区分風速出現頻度演算部１３より出力される１０分平均出力特性曲線（パワーカーブ）とを比較可能に示している。図１１に示すように、上に凸の部分の領域では出力は平均処理を行うことで減少し、下に凸の部分では増加する傾向にある。

図１２は、平均風速が８ｍ／ｓで分散が１の場合の再配分関数の分布図であり、図１３は、平均風速が８ｍ／ｓでのワイブル分布に基づく風速の出現頻度と風速区分との関係を示す図であり、図１４は、出力曲線（パワーカーブ）を示す図である。
図１３では、横軸は風速区分（ｍ／ｓ）、縦軸は出現頻度であり、本実施例に係る発電量モニタリング装置２を構成する解析部１７により求められた真の出現頻度と、上述の図３に示した比較例としての通常の発電量モニタリング装置２’を構成する区分風速出現頻度演算部１３により求められた１０分平均出現頻度とを比較可能に示している。図１３に示すように、上に凸の部分の領域では出現頻度は平均処理を行うことで減少し、下に凸の部分では増加する傾向にある。
また、図１４では、横軸は区分風速（ｍ／ｓ）、縦軸は風力発電装置の出力であり、本実施例に係る発電量モニタリング装置２を構成する解析部１７により求められた真の出力特性曲線（パワーカーブ）と、上述の図３に示した比較例としての通常の発電量モニタリング装置２’を構成する区分風速出現頻度演算部１３より出力される１０分平均出力特性曲線（パワーカーブ）とを比較可能に示している。図１４に示すように、上に凸の部分の領域では出力は平均処理を行うことで減少し、下に凸の部分では増加する傾向にある。

図１０と図１３を比較すると、平均風速が高いほうが風速出現頻度の統計処理による差は小さくなる。これは、上に凸になる領域が広く勾配が緩やかであるためである。

次に、電子端末３の表示装置の画面表示について説明する。
図１５は、図１に示す電子端末３の表示装置の画面表示の一例を示す図である。図１５に示すように、電子端末３の表示装置の表示画面４０は、出力曲線を表示する第１表示領域４１、風速の出現頻度を表示する第２表示領域４２、及び年間発電量予測値を表示する第３表示領域４３から構成される。また、表示画面４０上の最も上部に表示される領域には、第１表示領域４１、第２表示領域４２、及び第３表示領域４３が表示されるウィンドウ全体を、クローズ、縮小／拡大表示、表示画面４０のコントロールバー（図示せず）への移動等を指定するためのボタンが表示される。

図１５に示す例では、第１表示領域４１には上述の図１１に示した出力曲線（パワーカーブ）が表示され、第２表示領域４２には上述の図１０に示した平均風速が５ｍ／ｓでのワイブル分布に基づく風速の出現頻度と風速区分との関係を示す図が表示された状態を示している。また、第３表示領域４３には、本実施例に係る発電量モニタリング装置２を構成する年間発電量予測部１５により、統計処理の影響（誤差）が排除された真の区分風速出現頻度及び真の風力発電装置出力に基づき求められた年間発電量予測値が表示された状態を示している。

第１表示領域４１への出力曲線（パワーカーブ）の表示は、解析部１７により求められた真の風力発電装置出力及び区分風速出現頻度演算部１３により求められた１０分平均出現頻度を、表示制御部１６が通信ネットワーク５を介して電子端末３へ送信することにより行われる。また、第２表示領域４２への平均風速が５ｍ／ｓでのワイブル分布に基づく風速の出現頻度と風速区分との関係を示す図の表示は、解析部１７により求められた真の出現頻度及び区分風速出現頻度演算部１３により求められた１０分平均出現頻度を、表示制御部１６が通信ネットワーク５を介して電子端末３へ送信することにより行われる。同様に、第３表示領域４３への年間発電量予測値の表示は、年間発電量予測部１５により統計処理の影響（誤差）が排除された真の区分風速出現頻度及び真の風力発電装置出力に基づき求められた年間発電量予測値を、表示制御部１６が通信ネットワーク５を介して電子端末３へ送信することにより行われる。
これにより、電子端末３の所有者である、例えば、発電事業者は、年間発電量予測値及び出力曲線を容易に把握することができる。
なお、本実施例では、第３表示領域４３への年間発電量予測値を表示する構成としたが、これに限られるものではない。例えば、記憶部１４に予め格納される設備設置及び運用費用と、年間発電量予測値とに基づき、年間回収量を第３表示領域４３に表示する構成としても良い。これにより、ユーザである発電事業者は、容易に事業採算性を評価することが可能となる。
また、本実施例では、表示画面４０を第１表示領域４１、第２表示領域４２、及び第３表示領域４３にて構成するとしたが、必ずしもこれに限られるものではない。例えば、表示画面４０を第１表示領域４１及び第３表示領域４３にて構成しても良く、第１表示領域４１のみで表示画面４０を構成しても良い。あるいは、第３表示領域４３のみで表示画面４０を構成しても良い。
また、本実施例では、発電量モニタリング装置２が表示制御部１６を有する構成としたが、これに代えて、表示制御部１６を電子端末３が有する構成としても良い。

図１６は、本実施例に係る発電量モニタリング装置による発電量予測誤差と図３に示す比較例の発電量モニタリング装置による発電量予測誤差との比較図である。図１６では、横軸はサイト平均風速（ウィンドファーム内での平均風速）、縦軸は年間発電量予測値比であり、平均風速が５ｍ／ｓから９ｍ/ｓまでのケースに対して、風況、出力共に統計処理の影響を含む比較例（上述の図３に示す通常の発電量モニタリング装置２’）と、風況の統計処理の影響を排除した本実施例（図２に示す発電量モニタリング装置２）による年間発電量予測誤差を比較可能に示している。図１６に示すように、平均風速が高い場合（平均風速が８ｍ／ｓ）、上述の図１３に示したように、上に凸になる領域が広く勾配が緩やかであるため、換言すれば、統計処理の影響が出やすい上に凸の部分と下に凸の部分は高風速側にシフトするため、本実施例及び比較例ともに誤差は５％未満であり、本実施例と比較例とでさほど相違は現れない。
これに対し、平均風速が低い場合（平均風速が５ｍ／ｓ）は、上述の図１０に示したように、比較例では上に凸の部分の領域では出現頻度が平均処理（統計処理）を行うことで減少し、下に凸の部分では出願頻度が増加する傾向にあることから、比較例では誤差が１０％を超え約１３％に達した。本実施例では、風況のみではあるものの統計処理の影響が排除されたことにより、誤差は約８％であった。なお、ここで検討した風力発電装置は、高風速側では一定出力になる特性を有するものである。

以上の通り本実施例によれば、統計処理された風況曲線を統計処理の影響を排除した形式にすることで、年間発電量の予測精度を向上し得る発電量モニタリング装置及び発電量モニタリングシステムを提供することが可能となる。
また、年間発電量の予測精度が向上することから、投資の回収予測精度を高めることができる。

図１７は、本発明の他の実施例に係る実施例２の発電量モニタリングシステムの全体概略構成図であり、図１８は、図１７に示す発電量モニタリングシステムを構成する発電量モニタリング装置の機能ブロック図である。本実施例では、風力発電装置の設置が未だ行われていない状況である点、及び、発電量モニタリング装置が区分配分出力演算部を備える点が、実施例１と異なる。実施例１と同様の構成要素に同一符号を付している。

本実施例に係る発電量モニタリングシステム１ａでは、図１７に破線にて示されるように、風力発電装置４が設置されていない状況にある。そのため、発電量モニタリング装置２ａは、風況（含む風速及び風向）データを取得することは可能であるものの、風力発電装置４の種々の状態を表す信号、例えば、風力発電装置４の出力のデータ等を取得することはできない状況にある。
そのため、図１８に示すように、本実施例に係る発電量モニタリング装置２ａは、通信Ｉ／Ｆ１１、データ取得部１２、区分風速出現頻度演算部１３、記憶部１４、年間発電量予測部１５、表示制御部１６、統計処理の影響を除くための解析部１７、及び、区分配分出力演算部１９を備え、これらは相互に内部バス１８にてアクセス可能に接続されている。データ取得部１２、区分風速出現頻度演算部１３、年間発電量予測部１５、表示制御部１６、解析部１７、及び区分配分出力演算部１９は、例えば、図示しないＣＰＵなどのプロセッサ、各種プログラムを格納するＲＯＭ、演算過程のデータを一時的に格納するＲＡＭ、外部記憶装置などの記憶装置にて実現されると共に、ＣＰＵなどのプロセッサがＲＯＭに格納された各種プログラムを読み出し実行し、実行結果である演算結果をＲＡＭ又は外部記憶装置に格納する。なお、説明を解り易くするため、各機能ブロックに分割して示しているが、区分風速出現頻度演算部１３、年間発電量予測部１５、解析部１７、及び区分配分出力演算部１９を、１つの演算部としても良よく、或は任意の数の機能ブロックに分割しても良い。

データ取得部１２は、例えば、風力発電装置４を設置或いは建設予定の敷地内に設置される風速・風向計より、上述の実施例１と同様に、風況（含む風速及び風向）及び風速の１０分間のへ平均データを含む計測データ（情報）を、通信ネットワーク５及び通信Ｉ／Ｆ１１を介して取得する。取得された上述の計測データ（情報）に対し、例えば、Ａ／Ｄ変換処理或いは平滑化処理（ノイズ除去）等の処理を実行し、内部バス１８を介して区分風速出現頻度演算部１３へ転送する。ここで、実施例１と異なる点は、データ取得部１２は、計測データ（情報）に含まれる統計処理後の１０分間の平均風速を取得するもの、風速に対する風力発電装置４の出力を取得することはできない。

区分風速出現頻度演算部１３は、データ取得部１２より転送された計測データ（情報）を所定の風速区分に対応したデータに変換し、区分風速出現頻度（区分風速毎の出現頻度）を解析部１７へ内部バス１８を介して転送する。また、区分風速出現頻度演算部１３は、内部バス１８を介して記憶部１４へ区分風速出現頻度（区分風速毎の出現頻度）を転送し、記憶部１４は所定の記憶領域に区分風速出現頻度（区分風速毎の出現頻度）を格納する。
解析部１７は、内部バス１８を介して区分風速出現頻度演算部１３より転送される区分風速出現頻度（区分風速毎の出現頻度）を、上述の実施例１にて示した再配分関数に基づき統計処理後の１０分間の平均風速を連続データ（連続する時系列データ）に変換し、真の出現頻度ベクトルを求める。解析部１７は、求めた真の区分風速出現頻度を、内部バス１８を介して年間発電量予測部１５へ転送する。

記憶部１４は、内部バス１８を介して区分風速出現頻度演算部１３より転送される区分風速出現頻度（区分風速毎の出現頻度）を所定の記憶領域に格納することに加え、設置或いは建設予定の敷地内に設置予定の風力発電装置４の仕様に基づく設計出力曲線（風速に対する発電出力の特性曲線）を予め所定の記憶領域に格納している。
区分配分出力演算部１９は、内部バス１８を介して記憶部１４へアクセスし、設計出力曲線（風速に対する発電出力の特性曲線）を読み出す。そして、区分配分出力演算部１９は、区分配分のために風速区分範囲での積分平均出力を求め、求めた風速区分範囲での積分平均出力を年間発電量予測部１５へ内部バス１８を介して転送する。

年間発電量予測部１５は、解析部１７より転送された真の区分風速出現頻度、及び、区分配分出力演算部１９より転送された風速区分範囲での積分平均出力を、同じ風速区分同士で積算することで、風速区分に対する発電量を求める。年間発電量予測部１５は、求めた風速区分に対する発電量に基づき年間発電量予測値を求め、表示制御部１６、通信Ｉ／Ｆ１１、及び通信ネットワーク５を介して電子端末３へ送信する。これにより、風況及び設置予定の風力発電装置４の出力の双方に対する統計処理の影響（誤差）が排除された、予測精度の高い年間発電量予測値を求めることができ、年間発電量の予測精度を向上することが可能となる。
この他の構成、例えば、電子端末３の表示画面４０等については、実施例１と同様であるため、説明を省略する。

図１９は、本実施例に係る発電量モニタリング装置２ａによる発電量予測誤差と図３に示す比較例の発電量モニタリング装置による発電量予測誤差との比較図であり、図２０は、実施例１に係る発電量モニタリング装置２及び本実施例に係る発電量モニタリング装置２ａによる発電量予測誤差と、図３に示す比較例の発電量モニタリング装置２’による発電量予測誤差との比較図である。図１９では、横軸はサイト平均風速（ウィンドファーム内での平均風速）、縦軸は年間発電量予測値比であり、平均風速が５ｍ／ｓから９ｍ/ｓまでのケースに対して、風況、出力共に統計処理の影響を含む比較例（上述の図３に示す通常の発電量モニタリング装置２’）と、風況及び出力双方の統計処理の影響を排除した本実施例（図１８に示す発電量モニタリング装置２ａ）による年間発電量予測誤差を比較可能に示している。図１９に示すように、上述の実施例１と同様に平均風速が高い場合（平均風速が８ｍ／ｓ）、上述の図１３に示したように、上に凸になる領域が広く勾配が緩やかであるため、換言すれば、統計処理の影響が出やすい上に凸の部分と下に凸の部分は高風速側にシフトするため、比較例における誤差は５％未満であり、本実施例と比較例とでさほど相違は現れない。

これに対し、平均風速が低い場合（平均風速が５ｍ／ｓ）は、上述の図１０に示したように、比較例では上に凸の部分の領域では出現頻度が平均処理（統計処理）を行うことで減少し、下に凸の部分では出願頻度が増加する傾向にあることから、比較例では誤差が１０％を超え約１３％に達した。本実施例では、風況及び出力の双方の統計処理の影響が排除されたことにより、誤差はほぼ０％であった。なお、ここで検討した風力発電装置は、高風速側では一定出力になる特性を有するものである。また、図１９は、本実施例による風況及び出力の双方の統計処理の影響が排除された年間発電量予測誤差を基準として、比較例における年間発電量予測誤差を示している。これは、上述の実施例１における図１６でも同様である。

以上の通り本実施例によれば、実施例１の効果に加え、設置場所の風況データさえあれば、風力発電装置の設置なしに精度良く発電量を予測することが可能となる。

なお、上述の実施例１に係る発電量モニタリング装置２に、区分配分出力演算部１９を設ける構成としても良く、この場合、計測される風力発電装置の出力の時系列データを区分配分のために風速区分範囲での積分平均出力を求めることになる。
また、上述の実施例１及び実施例２では、例えばサーバにて実現される発電量モニタリング装置２、発電量モニタリング装置２ａを、通信ネットワーク５を介して電子端末３と相互に通信可能に接続する構成を一例として示したが、必ずしもこれに限られるものではない。例えば、サーバにて実現される発電量モニタリング装置２、発電量モニタリング装置２ａに電子端末３を接続し、同一の場所に設置しても良い。

なお、本発明は上記した実施例に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば、上記した実施例は本発明を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある実施例の構成の一部を他の実施例の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施例の構成に他の実施例の構成を加えることも可能である。

１，１ａ・・・発電量モニタリングシステム
２，２’，２ａ・・・発電量モニタリング装置
３・・・電子端末
４，４ａ，４ｂ・・・風力発電装置
５・・・通信ネットワーク
６・・・制御用センサ
１１・・・通信Ｉ／Ｆ
１２・・・データ取得部
１３・・・区分風速出現頻度演算部
１４・・・記憶部
１５・・・年間発電量予測部
１６・・・表示制御部
１７・・・解析部
１８・・・内部バス
１９・・・区分配分出力演算部
２１・・・タワー
２２・・・ナセル
２３・・・ハブ
２４・・・ブレード
２５・・・主軸
２６・・・シュリンクディスク
２７・・・増速機
２８・・・発電機
２９・・・フレーム
３０・・・電力変換器
３１・・・ＳＣＡＤＡ
４０・・・表示画面
４１・・・第１表示領域
４２・・・第２表示領域
４３・・・第３表示領域

Claims (15)

1. 少なくとも統計処理された所定時間毎の平均風速及び風力発電装置の出力を入力し、
   前記入力された平均風速に基づき所定の風速区分毎の出現頻度として区分風速出現頻度を求める区分風速出現頻度演算部と、
   再配分関数を用いて前記平均風速を連続データに変換し、前記区分風速出現頻度における前記所定の風速区分毎に再配分することにより、真の区分風速出現頻度を求める解析部と、
   前記真の区分風速出現頻度に前記入力された風力発電装置の出力を積算し発電量を求め、求めた発電量に基づき年間発電量予測値を求める年間発電量予測部と、を備えることを特徴とする発電量モニタリング装置。
2. 請求項１に記載の発電量モニタリング装置において、
   前記再配分関数は、前記統計処理された所定時間毎の平均風速と風速の分散に基づき規定される正規分布であることを特徴とする発電量モニタリング装置。
3. 請求項２に記載の発電量モニタリング装置において、
   前記年間発電量予測部は、前記入力された風力発電装置の出力より前記所定の風速区分での積分平均出力を求め、当該求めた積分平均出力を同一の風速区分における前記真の区分風速出現頻度を積算し発電量を求めることを特徴とする発電量モニタリング装置。
4. 請求項２に記載の発電量モニタリング装置において、
   少なくとも設置予定の風力発電装置の仕様に基づく設計出力曲線を格納する記憶部を備え、
   前記年間発電量予測部は、前記真の区分風速出現頻度に前記記憶部に格納される設計出力曲線に基づき発電量を求めることを特徴とする発電量モニタリング装置。
5. 請求項４に記載の発電量モニタリング装置において、
   前記記憶部に格納される設計出力曲線より前記所定の風速区分での積分平均出力を求める区分配分出力演算部を備え、
   前記年間発電量予測部は、前記区分配分出力演算部により求められた積分平均出力を同一の風速区分における前記真の区分風速出現頻度を積算し発電量を求めることを特徴とする発電量モニタリング装置。
6. 少なくとも１基の風力発電装置と、発電量モニタリング装置と、表示装置を有する電子端末と、これらを相互に通信可能に接続する通信ネットワークを備え、
   前記発電量モニタリング装置は、
   前記風力発電装置から、前記通信ネットワークを介して、少なくとも統計処理された所定時間毎の平均風速及び風力発電装置の出力を入力し、
   前記入力された平均風速に基づき所定の風速区分毎の出現頻度として区分風速出現頻度を求める区分風速出現頻度演算部と、
   再配分関数を用いて前記平均風速を連続データに変換し、前記区分風速出現頻度における前記所定の風速区分毎に再配分することにより、真の区分風速出現頻度を求める解析部と、
   前記真の区分風速出現頻度に前記入力された風力発電装置の出力を積算し発電量を求め、求めた発電量に基づき年間発電量予測値を求める年間発電量予測部と、を備えることを特徴とする発電量モニタリングシステム。
7. 請求項６に記載の発電量モニタリングシステムにおいて、
   前記再配分関数は、前記統計処理された所定時間毎の平均風速と風速の分散に基づき規定される正規分布であることを特徴とする発電量モニタリングシステム。
8. 請求項７に記載の発電量モニタリングシステムにおいて、
   前記年間発電量予測部は、前記入力された風力発電装置の出力より前記所定の風速区分での積分平均出力を求め、当該求めた積分平均出力を同一の風速区分における前記真の区分風速出現頻度を積算し発電量を求めることを特徴とする発電量モニタリングシステム。
9. 請求項８に記載の発電量モニタリングシステムにおいて、
   前記表示装置の表示画面は、
   前記年間発電量予測部により求められた前記所定の風速区分での積分平均出力を出力曲線として表示する第１表示領域と、
   前記解析部により求められた前記真の区分風速出現頻度と前記風速区分との関係を表示する第２表示領域と、を有することを特徴とする発電量モニタリングシステム。
10. 請求項９に記載の発電量モニタリングシステムにおいて、
    前記表示装置の表示画面は、
    前記年間発電量予測部により求められた年間発電量予測値を表示する第３表示領域を有することを特徴とする発電量モニタリングシステム。
11. 請求項９に記載の発電量モニタリングシステムにおいて、
    前記発電量モニタリング装置は、少なくとも設備設置及び運用費用を格納する記憶部を備え、
    前記表示装置の表示画面は、
    前記年間発電量予測部により求められた年間発電量予測値と前記記憶部に格納される設備設置及び運用費用に基づき、年間回収量を表示する第３表示領域を有することを特徴とする発電量モニタリングシステム。
12. 発電量モニタリング装置と、表示装置を有する電子端末と、これらを相互に通信可能に接続する通信ネットワークを備え、
    前記発電量モニタリング装置は、
    風力発電装置を設置予定の敷地内に設置される風速・風向計より前記通信ネットワークを介して、少なくとも統計処理された所定時間毎の平均風速を入力し、
    前記入力された平均風速に基づき所定の風速区分毎の出現頻度として区分風速出現頻度を求める区分風速出現頻度演算部と、
    再配分関数を用いて前記平均風速を連続データに変換し、前記区分風速出現頻度における前記所定の風速区分毎に再配分することにより、真の区分風速出現頻度を求める解析部と、
    少なくとも設置予定の風力発電装置の仕様に基づく設計出力曲線を格納する記憶部と、
    前記真の区分風速出現頻度に前記記憶部に格納される設計出力曲線に基づき発電量を求める年間発電量予測部と、を備えることを特徴とする発電量モニタリングシステム。
13. 請求項１２に記載の発電量モニタリングシステムにおいて、
    前記再配分関数は、前記統計処理された所定時間毎の平均風速と風速の分散に基づき規定される正規分布であることを特徴とする発電量モニタリングシステム。
14. 請求項１３に記載の発電量モニタリングシステムにおいて、
    前記発電量モニタリング装置は、
    前記記憶部に格納される設計出力曲線より前記所定の風速区分での積分平均出力を求める区分配分出力演算部を備え、
    前記年間発電量予測部は、前記区分配分出力演算部により求められた積分平均出力を同一の風速区分における前記真の区分風速出現頻度を積算し発電量を求めることを特徴とする発電量モニタリングシステム。
15. 請求項１４に記載の発電量モニタリングシステムにおいて、
    前記表示装置の表示画面は、
    前記年間発電量予測部により求められた前記所定の風速区分での積分平均出力を出力曲線として表示する第１表示領域と、
    前記解析部により求められた前記真の区分風速出現頻度と前記風速区分との関係を表示する第２表示領域と、
    前記年間発電量予測部により求められた年間発電量予測値を表示する第３表示領域と、を有することを特徴とする発電量モニタリングシステム。

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