JP5270963B2 - 風力発電設備遠隔監視装置、風力発電遠隔管理方法及び風力発電遠隔管理プログラム - Google Patents

Description

本発明は、風力発電設備遠隔監視装置、風力発電遠隔管理方法及び風力発電遠隔管理プログラムの技術に関する。

近年、環境意識の高まりと石油他エネルギー資源の価格高騰等から風力発電設備の開発と普及が進んでいる。風力発電設備は、風をエネルギーとすること、回転体（プロペラ）が露出した構造であること、大型化が進んでいること等から山間部や沿岸等に設置されることが多い。そして、風力発電設備の発電量は一定でないこと、一台当たりの発電量が少なく、分散して設置されているため保守員の駐在がコスト的に見合わないこと等から、風力発電設備の各々に監視装置を備えてインターネット等の広域ネットワーク経由でその運転状態を集約的に監視管理して保守に役立てる手法が提案されている。

特許文献１では、複数の風力発電設備の発電量を取得し、取得した情報に基づいて風力発電設備の発電量を統括して電力ネットワークに供給するシステムが開示されている。

特許文献２では、風力発電設備の出力電力の測定値を診断して設備の運転状態を判別する方法が開示されている。
特開２００６−２８００２０号公報 特開２００２−１５３０９３号公報

このように、風力発電設備の監視方法や運用方法に関する提案が多数なされている。しかし、広範囲に多数設置された風力発電設備を維持管理することについて以下に示す課題がある。

電力事業者やエネルギー関係団体が公表している情報によれば、回転部の直径が約４０ｍ、出力６００ｋＷの風力発電設備の本体価格は西暦２０００年前後で約５千万円前後とされている。また、風力発電設備を製造するメーカについて、欧州メーカを中心とした上位１０社で世界シェアの９５％以上を占めている。さらに、風力発電の市場動向について、上位メーカの大量生産により設備の価格低下と市場の寡占化が進んでいる。

その結果、風力発電設備の設置後において故障が起きた際に修理を行う場合、部品の輸送費及びエンジニアの移動費や滞在費が本体価格に対して割高となってきている。仮に、メーカが海外に輸出して設置した機器の故障を修理する場合、部品の輸送費及びエンジニアの移動費や滞在費に数百万円程度要すると考えられるため、本体価格が５千万円と考えた場合、本体価格の一割前後となり、加えて部品代、工事費が必要となるため、一台故障する度に修理することは設備メーカと購入事業者のどちらが負担するにしても採算がとれない。

また、風力発電設備は屋外設置のため、耐久性及び故障の発生確率は立地の環境条件も影響する。そのため、風力発電設備の設置台数と立地上の設置範囲が大きくなるにつれ、人手による故障設備の修理計画の立案は難易度が高くなる。

このような背景に鑑みて本発明がなされたのであり、本発明は、複数の風力発電設備を地域毎に管理する場合において、その管理を容易にすることを目的とする。

前記課題を解決するため、本発明は、所定の地域毎における前記風力発電設備のうち、稼動している台数に基づく値である稼動率に関する情報を取得して、前記稼動率の時系列を取得し、前記取得した稼動率の時系列から将来における稼動率である予測稼動率を算出することを特徴とする。

本発明によれば、複数の風力発電設備を地域毎に管理する場合において、その管理を容易にすることができる。

次に、本発明を実施するための最良の形態（以下、「実施形態」という）について、適宜図面を参照しながら詳細に説明する。

（システム構成）
図１は、本実施形態に係るウィンドファームの保守管理システムの構成例を示す図である。
保守管理システムＺは、以下の構成を有する。
ウィンドファーム１０２は、風力発電設備２と、風力発電設備２の稼動状態を監視する監視制御装置３と、ネットワーク中継装置４と、通信装置５とを有する。ネットワーク中継装置４は、複数の監視制御装置３及び通信装置５を中継するハブ等である。通信装置５は、監視制御装置３から得られた情報を広域ネットワーク１経由で遠隔監視センタ１０１に中継するルータ等である。

設備メーカ１０３は、設備管理情報の入力と保守情報の入力と補修計画の閲覧を行うパソコン等の入出力端末１５と、ルータ等の通信装置１４とを有する。保守会社１０４は、保守情報の入力と補修計画の閲覧を行うパソコン等の入出力端末１７と、ルータ等の通信装置１６とを有する。電力会社１０５は、稼動率目標の入力と補修計画の閲覧を行うパソコン等の入出力端末１９と、ルータ等の通信装置１８とを有する。

設備メーカ１０３や、保守会社１０４や、電力会社１０５と連携してウィンドファーム１０２の遠隔管理を行う遠隔監視センタ１０１は、広域ネットワーク１と接続するルータ等の通信装置６と、風力発電設備２の稼動率と故障推移とウィンドファーム１０２の補修計画を算出するサーバ等の処理装置７と、前記した各データベースの情報を閲覧または編集する入出力端末８とを有する。風力発電設備遠隔監視装置である処理装置７は、風力発電設備２の稼動情報を格納する設備稼動情報データベース９と、設備メーカ１０３から情報が入力される設備管理情報データベース１０と、設備メーカ１０３または保守会社１０４から情報が入力される保守情報データベース１１と、電力会社１０５から情報が入力される稼動率目標データベース１２と、設備メーカ１０３または保守会社１０４から情報が入力される保守費用情報データベース１３とが接続されてなる。これら各データベース９〜１３は処理装置７の記憶部としての機能を有する。

遠隔監視センタ１０１の処理装置７、ウィンドファーム１０２の監視制御装置３、設備メーカ１０３の入出力端末１５、保守会社１０４の入出力端末１７及び電力会社１０５の入出力端末１９のそれぞれは、通信装置５，６，１４，１６，１８及びネットワーク中継装置４を介して広域ネットワーク１に接続している。

（装置構成）
図２は、本実施形態に係る遠隔監視センタの処理装置の構成例を示す図である。
処理装置７は、処理部７１、送受信処理部７２、入出力処理部７３及び表示処理部７４を有してなる。
送受信処理部７２は、通信装置６を介して広域ネットワーク１（図１）との情報の送受信を行う機能を有する。入出力処理部７３は、入出力端末８との情報の入出力を処理する機能を有する。表示処理部７４は、情報をディスプレイ等の表示部７５に表示する機能を有する。

処理部７１は、稼動率取得部７１１と、稼動率予測部７１２と、保守計画情報生成部７１３とを有してなる。稼動率取得部７１１は、広域ネットワーク１（図１）を介して取得した風力発電設備２（図１）の稼動率を取得する機能を有する。稼動率予測部７１２は、稼動率取得部７１１が取得した風力発電設備２の稼動率を時系列で処理し、将来において予測される稼動率（予測稼動率）を地域毎に算出する機能を有する。保守計画情報生成部７１３は、地域毎に算出された予測稼動率を基にウィンドファーム１０２の保守計画を生成する機能を有する。なお、処理部７１は、各種データベース９〜１３と情報のやりとりを行う機能も有している。

なお、処理部７１と、処理部７１を構成する稼動率取得部７１１と、稼動率予測部７１２と、保守計画情報生成部７１３と、送受信処理部７２と、入出力処理部７３と、表示処理部７４とは、図示しないＲＯＭ（Read Only Memory）や、図示しないＨＤ（Hard Disk）に格納された風力発電遠隔管理プログラムが、図示しないＲＡＭ（Random Access Memory）に展開され、図示しないＣＰＵ（Central Processing Unit）によって実行されることによって具現化する。

（風力発電設備構成）
図３は、風力発電設備の外観を示した図であり、（ａ）は正面図、（ｂ）は側面図を示す。
風力発電設備２は、風を受けるブレード（翼）２０１と、ブレード２０１を支えるロータヘッド２０２と、風力を電力に変換する発電機等が収納されているナセル２０３と、ナセル２０３を支えるタワー（支柱）２０４と、電力を商用の電力系統３０３に接続するための変圧器盤２０５を有する。なお、風力発電設備２には様々な形状が存在するが、近年は図３に示すような３枚羽の構造が主流となってきている。

図４は、風力発電設備の電気的接続を示した図である。
風力発電設備２において、ブレード（翼）２０１が回転する動力を同期発電機３０１が電力に変換し、電力変換装置３０２が電力の出力を一定に変換し、変圧器盤２０５を経て電力系統３０３に電力が供給される。なお、風力発電設備２には電力変換装置３０２が無い方式も存在するが、近年は電力の出力の変動を小さくできる電力変換装置３０２を用いた方式に移行しつつある。監視制御装置３は、同期発電機３０１と電力変換装置３０２の運転状態の情報をネットワーク中継装置４と通信装置５と広域ネットワーク１を介して遠隔監視センタ１０１（図１）に送信する。処理装置７（図１）は、監視制御装置３から風力発電設備２の運転状態に関する情報を取得し、風力発電設備２の稼動率を算出する。

（施設配置例）
図５は、本実施形態における各施設の配置の一例を示した図である。
図５における符号１，２，４，５，１０１〜１０５は、図１における符号と同一であるため説明を省略する。
図５の例では遠隔監視センタ１０１と設備メーカ１０３との所在は日本であり、電力会社１０５と、保守会社１０４と、複数の風力発電設備２を有するウィンドファーム１０２は米国に設置されている。この場合、点検は保守会社１０４が行い、故障時の修理は設備メーカ１０３が行う事を前提とする。故障が発生する度に設備メーカ１０３が出張修理を行うと、エンジニアの旅費と部品の輸送費のみで毎回数百万円必要となることが予想できる。本実施形態では、ウィンドファーム１０２を符号１０６に示す設置地域毎にまとめて管理することとする。ここで、設置地域１０６とは、類似した気候条件等を有する地域のことである。つまり、符号１０６のように設置地域毎にまとめられたウィンドファーム１０２は類似した使用条件の下で使用されることが予測されるため、類似した保守計画が必要となることが考えられる。また、ウィンドファーム１０２を設置地域１０６にまとめることにより、近接したウィンドファーム１０２は、１回の保守巡回で保守作業されることを想定してもいる。以下、設置地域１０６を地域１０６と記載することとする。

（設備管理情報）
次に、図１を参照しつつ、図６に沿って設備管理情報データベース１０に格納される設備管理情報について説明する。
図６は、本実施形態に係る設備管理情報の構成の例を示す図である。
設備管理情報は、ウィンドファーム１０２が設置されている地域、構成する風力発電設備２に関する情報が格納されている。
設備管理情報には、地域の識別番号、地域毎のウィンドファーム１０２の識別番号、ウィンドファーム１０２内の風力発電設備２の識別番号、及びウィンドファームのオーバホール間隔の情報が格納される。ここで、地域とは図５の符号１０６で説明した地域を指す。設備管理情報における各情報は、設備メーカ１０３によって風力発電設備２の設置時と設備の改廃時等に入力される情報である。

（設備稼動情報）
次に、図１を参照しつつ、図７に沿って設備稼動情報データベース９に格納される設備稼動情報について説明する。
図７は、本実施形態に係る設備稼動情報の構成の例を示す図であり、（ａ）は、設備稼動情報の例を示す図であり、（ｂ）は、処理装置が管理している風力発電設備の全体に関する地域情報である。
図７（ａ）に示す設備稼動情報には、処理装置７が管理している風力発電設備２の稼動状態に関する情報が、地域毎に格納されている。
設備稼動情報は、風力発電設備２の識別番号、風力発電設備２の累計台数、稼動情報、保守情報、オーバホール間隔の情報が格納される。稼動情報は、同期発電機３０１（図４）、電力変換装置３０２（図４）、および１台の風力発電設備２全体の稼動情報からなり、各稼動情報は、風力発電設備２の監視制御装置３（図４）から送信される情報によって記述される。本実施形態において、稼動している場合は、「○」で示され、稼動していない場合は、「×」で示されている。保守情報は、累計とオーバホール後とからなり、累計は、設置されてからの年数であり、オーバホール後は、前回のオーバホール後何年経っているかを示す情報である。オーバホール間隔は、図６と同様である。なお、設備稼動情報は、一定時間毎に地域毎に取得され、設備稼動情報データベース９に格納される。

図７（ｂ）に示す地域情報は、処理装置７の処理部７１（図２）が設備稼動情報を基に算出する情報である。風力発電設備設置台数は、設備稼動情報に登録されている風力発電設備２の台数を示している。同期発電機３０１（図４）の故障台数は、設備稼動情報の同期発電機３０１の稼動情報において「×」となっている風力発電設備２の台数である。同様に、電力変換装置３０２（図４）の故障台数は、設備稼動情報に登録されている電力変換装置３０２の稼動情報において「×」となっている風力発電設備２の台数であり、全体の故障台数は、地域全体の風力発電設備２の故障台数であり、設備稼動情報に登録されている全体の稼動情報において「×」となっている風力発電設備２の台数である。稼動率は、稼動率取得部７１１（図２）が、図７（ａ）の設備稼動情報における全体の稼動情報で「○」となっている風力発電設備の台数を、風力発電設備設置台数で除算することによって算出する。また、故障発生率は、稼動率取得部７１１（図２）が、図７（ａ）の設備稼動情報における全体の稼動情報で「×」となっている風力発電設備の台数を、風力発電設備設置台数で除算することによって算出する。

図７（ａ）に示す各稼動情報は、前記したように風力発電設備２の監視制御装置３（図４）から送信される情報によって記述され、各保守情報は、設備メーカ１０３が入出力端末１５により入力するか、保守会社１０４が入出力端末１７により入力する。

（故障発生率算出方法）
図８は、本実施形態に係る故障発生累計台数のグラフの例である。
図８のグラフでは、縦軸が故障発生累計台数を示し、横軸が経過時間を示している。なお、故障発生累計台数は、図６の地域と、風力発電設備の識別番号と、図７（ａ）の稼動情報とから処理装置７の処理部７１（図２）が算出する値である。
ここでは、任意の地域にあるウィンドファーム群の故障発生率を算出する手順を示している。時刻ｔ１からｔ２にかけて故障発生累計台数がｆ１からｆ２に増加したとすると、単位時間当たりの故障発生率Ｆは以下の式（１）となる。

Ｆ＝（（ｆ２−ｆ１）÷設備合計台数）÷（ｔ２−ｔ１）・・・（１）

ここで、任意の過去の時点から現在までの時間間隔における故障発生率Ｆを今後の故障の発生率と見なすことにより、将来の稼動率の減少を推定することができる。なお、任意の過去の時点を定義することについては設備の信頼性を考慮する必要がある。具体的には、風力発電設備内部の電気系統を多重化する等の高信頼化設計や、耐久性の高い部品を使用すれば故障率は低くなるが、設備のコストは上昇する。実際には設置場所や顧客のニーズに即した風力発電設備が納められることになるため、故障率の推移については一概に述べることはできない。そのため、実測数値を検証して求めるものとする。

（予測稼動率算出方法）
図９は、本実施形態に係る予測稼動率のグラフと、稼動率目標の表との例を示す図であり、（ａ）はある地域における稼動率のグラフを示し、（ｂ）は、各地域における稼動率目標情報を示す表である。
図９（ａ）において、縦軸は稼動率を示し、横軸は経過時間を示している。なお、稼動率は、図６の地域と、風力発電設備の識別番号と、図７（ａ）の稼動情報とから処理装置７の処理部７１（図２）が算出する値である。
なお、将来の予測稼動率（図９（ａ）の太い破線）について、現在の稼動率に対して稼動率推移ラインの傾き（＝図８にて説明した故障発生率）の傾きで稼動率が減少していくものとする。このように稼動率推移ラインによって予測される未来の稼動率を予測稼動率と記載することとする。

図９（ｂ）に示す稼動率目標情報は、遠隔監視センタ１０１の稼動率目標データベース１２（図１）に格納される情報である。風力発電設備２（図１）は立地により耐環境条件、電力需要、補修に要する経費等が異なると考えられるため、地域毎に稼動率の目標数値を設定する。つまり、稼動率が図９（ｂ）に示す稼動率の判定ライン（判定値）Ｔ１，Ｔ２，Ｔ３以下となったとき、該当する地域において保守作業が必要となるとみなす。なお、本実施形態において、稼動率目標情報は、電力会社１０５が入出力端末１９（図１）を用いて設定する。

なお、稼動率推移ラインを算出する別の方法として、最小二乗法がある。ｎ個の稼動率に関するデータ（ｘ１，ｙ１），（ｘ２，ｙ２）・・・（ｘｎ，ｙｎ）が得られたとする。その数値に沿う直線をｙ＝ａｘ＋ｂとすると、その傾きａの式は以下に示す式（２）となる。この傾きａを、図９（ａ）におけるＦとしてもよい。

なお、本実施形態では故障率Ｆを用いて説明する。

図１０は、各地域における稼動率の推移の例を示す図であり、（ａ）は図９（ｂ）における識別番号Ｎ１の地域、（ｂ）は識別番号Ｎ２の地域、（ｃ）は識別番号Ｎ３の地域における稼動率の推移を示すグラフである。
図１０に示すグラフの縦軸と横軸とは、図９（ａ）に示すグラフと同様であるため説明を省略する。
なお、図１０に示す縦の実線はその地域においてオーバホールが行われた時間を示し、縦の破線は他の地域においてオーバホールが行われた時間を示している。また、Ｔ１〜Ｔ３は、図９（ｂ）で説明した稼動率判定ラインである。また、符号４０１〜４０３については後記して説明する。各地域におけるオーバホールの時間は、図６のオーバホール間隔に基づくものである。また、図１０において、太い破線が、未来における予測稼動率を示している。

図１０（ａ）に示す地域識別番号Ｎ１のグラフは、予測稼動率が自地域（Ｎ１）でのオーバホール（符号４０６の時間）の前に判定ラインＴ１を下回ることを示している。また、予測稼動率が判定ラインＴ１を下回る前に他地域（Ｎ２，Ｎ３）でのオーバホールが計２回（符号４０４，４０５）予定されていることを示している。
図１０（ｂ）に示す地域識別番号Ｎ２のグラフは、予測稼動率が判定ラインＴ２を下回る（符号４０３）までに自地域（Ｎ２）及び他地域（Ｎ１，Ｎ３）のいずれにおいてもオーバホール（符号４０７，４０８，４０９）が予定されていないことを示している。
図１０（ｃ）に示す地域識別番号Ｎ３のグラフについて、予測稼動率が判定ラインＴ３を下回る前に自地域（Ｎ３）でのオーバホール（符号４１０）が予定されていることを示している。なお、図１０（ｃ）において、自地域（Ｎ３）でのオーバホール（符号４１０）は、他地域（Ｎ１，Ｎ２）でのオーバホール（符号４１１，４１２）より早い時刻に行われる。

なお、図１０において、符号４０１は、自地域の稼動率が判定ラインを下回る前に自地域におけるウィンドファーム１０２（図１）のオーバホールが可能であることを示す。例えば、図１０（ｃ）の未来時刻における符号４０１は、自地域（Ｎ３）のオーバホール時（符号４１０）に予測稼動率が判定ラインＴ３を下回っていないことを示している。
符号４０２は、他地域のオーバホール時に自地域におけるウィンドファーム１０２のオーバホールが可能であることを示す。つまり、他地域のオーバホール時に稼動率が判定ラインを下回っていないことを示す。例えば、図１０（ａ）に示す未来時刻における符号４０２は、他地域（Ｎ２，Ｎ３）のオーバホール時（符号４０４，４０５）において予測稼動率が判定ラインＴ１を下回っていないので、他地域（Ｎ２，Ｎ３）のオーバホール時に自地域（Ｎ１）におけるオーバホールが可能であることを示す。
符号４０３は、自地域及び他地域のオーバホール前に、自地域の予測稼動率が判定ラインに到達することを示す。例えば、図１０（ｂ）に示す未来時刻における符号４０３は、他地域（Ｎ１，Ｎ３）のオーバホール時（符号４０７，４０９）および自地域（Ｎ２）のオーバホール時（符号４０８）のいずれよりも先に予測稼動率が判定ラインＴ２に到達してしまっていることを示している。
なお、符号４０１〜４０３は、未来時刻においてだけでなく、過去のオーバホールがどのような条件で行われたかについても示している。

（予測稼動率の算出処理）
次に、図２を参照しつつ図１１に沿って本実施形態に係る予測稼動率の算出処理を説明する。
図１１は、本実施形態に係る予測稼動率の算出処理の流れを示すフローチャートである。
ステップＳ１０１〜Ｓ１０４の処理は、すべての地域について、順に実行される処理である。例えば、稼動率予測部７１２は、最初に地域識別番号Ｎ１を有する地域についてステップＳ１０１〜Ｓ１０４の処理を行ったら、次に地域識別番号Ｎ２を有する地域について同様にステップＳ１０１〜Ｓ１０４を行う。そして、地域識別番号Ｎ２を有する地域に関する処理が終わったら、地域識別番号Ｎ３を有する地域を有する地域に関して同様に処理を行っていく。処理は、例えば地域識別番号に対して昇順に行われる。

まず、稼動率予測部７１２は、設備管理情報（図６）と、設備稼動情報（図７（ａ））との情報から処理の対象となっている地域について、過去の時刻ｔ１とにおける故障発生累計台数ｆ１と、過去の時刻ｔ２における故障発生累計台数ｆ２を算出する（Ｓ１０１）。
そして、稼動率予測部７１２は、当該地域における故障発生率Ｆを算出する（Ｓ１０２）。算出は、式（１）や式（２）によってなされる。

次に、稼動率予測部７１２は、設備管理情報と、設備稼動情報とから当該地域における現在時刻ｔ０の稼動率Ａ０を算出する（Ｓ１０３）。
そして、稼動率予測部７１２は、算出した故障発生率Ｆや、現在時刻における稼動率Ａ０等を使用して図９（ａ）に示すようなグラフを地域毎に生成し、当該地域における将来の時刻ｔにおける予測稼動率Ａを算出する（Ｓ１０４）。

（保守計画生成処理）
次に、図２を参照しつつ図１２に沿って本実施形態に係る保守計画生成処理を説明する。
図１２は、本実施形態に係る保守計画生成処理の流れを示すフローチャートである。
まず、稼動率予測部７１２は、地域毎に稼動率推移ラインを算出し、予測稼動率を算出し（Ｓ２０１）、保守計画情報生成部７１３が、地域毎に図１０に示すようなグラフを生成し、以下のステップＳ２０２〜Ｓ２０８の処理をすべての地域について地域毎に実行する。つまり、ステップＳ２０２〜Ｓ２０８の処理は、すべての地域について、順に実行される処理である。例えば、保守計画情報生成部７１３は、最初に地域識別番号Ｎ１を有する地域についてステップＳ２０２〜Ｓ２０８の処理を行ったら、次に地域識別番号Ｎ２を有する地域について同様にステップＳ２０２〜Ｓ２０８を行う。そして、地域識別番号Ｎ２を有する地域に関する処理が終わったら、地域識別番号Ｎ３を有する地域を有する地域に関して同様に処理を行っていく。処理は、例えば地域識別番号に対して昇順に行われる。図１２では、処理が行われている地域を「自地域」と記載する。なお、予測稼動率の算出方法は、図８、図９（ａ）及び図１１において説明した方法である。

そして、保守計画情報生成部７１３は、自地域での次回オーバホールまでに予測稼動率が判定ラインを下回るか否かを判定する（Ｓ２０２）。
ステップＳ２０２の結果、下回っていない場合（Ｓ２０２→Ｎｏ：図１０（ｃ））、保守計画情報生成部７１３は、自地域の次回オーバホール時にウィンドファーム１０２（図１）の保守作業を行う旨を出力し（Ｓ２０３）、処理を終了する。

ステップＳ２０２の結果、下回っている場合（Ｓ２０２→Ｙｅｓ：図１０（ａ），（ｂ））、保守計画情報生成部７１３は、予測稼動率が判定ラインを下回る前に他地域でオーバホールが予定されているか否かを判定する（Ｓ２０４）。
ステップＳ２０４の結果、オーバホールが予定されていない場合（Ｓ２０４→Ｎｏ：図１０（ｂ））、保守計画情報生成部７１３は、予測稼動率が判定ラインを下回る前の任意の時に自地域の保守作業を行う旨を出力し（Ｓ２０５）、処理を終了する。

ステップＳ２０４の結果、オーバホールが予定されている場合（Ｓ２０４→Ｙｅｓ：図１０（ａ））、保守計画情報生成部７１３は、自地域での予測稼動率が判定ラインを下回る前に予定されている他地域でのオーバホールは、複数であるか否かを判定する（Ｓ２０６）。
ステップＳ２０６の結果、複数ではない場合（Ｓ２０６→Ｎｏ）、つまり、地域での予測稼動率が判定ラインを下回る前に予定されている他地域でのオーバホールは、１箇所である場合、保守計画情報生成部７１３は、その他地域でのオーバホール時に自地域のオーバホールも行う旨を出力し（Ｓ２０７）、処理を終了する。

ステップＳ２０６の結果、複数である場合（Ｓ２０６→Ｙｅｓ：図１０（ａ））、該当する他地域と、自地域とを出張費用が安価な順に巡回して保守作業を行う旨を出力し（Ｓ２０８）、処理を終了する。ステップＳ２０８では、出張費用が安価な順に巡回して保守作業を行う旨だけを出力してもよいし、遠隔監視センタ１０１の保守費用情報データベース１３に格納されている部品の輸送費、エンジニアの移動費及び滞在費、工事費等の補修に必要な費用情報に基づいて費用が安価な順に保守作業の順番を算出してもよい。

なお、図１２に示す各ステップにおける「保守作業」は、「点検作業」であってもよいことはもちろんである。

図１３は、本実施形態に係る保守計画情報の例を示す図である。保守計画情報は、保守計画生成処理の結果出力され、保守情報データベース１１（図１）に格納される情報である。
保守計画情報において、地域１０６（図５）、ウィンドファーム１０２（図１）及び風力発電設備２（図１）の識別番号は、図６に示す設備管理情報から取得される情報であり、同期発電機３０１（図４）及び電力変換装置３０２（図４）の状態は、図７の設備稼動情報から取得される情報である。そして、修理日程に格納されている情報が、図１２のステップＳ２０３，Ｓ２０５，Ｓ２０７，Ｓ２０８で出力される情報である。

（効果）
本実施形態によれば、天候条件が類似しているため、類似した保守が必要となるウィンドファーム１０２毎に管理を行うことができる。また、風力発電設備２の故障を複数台まとめて修理する計画を生成することができる。また、任意のウィンドファーム１０２のオーバホール時に他のウィンドファーム１０２内の故障設備修理を行う計画を生成することができる。そのため、個別に修理する場合と比較して修理部品の一括輸送、エンジニアの出張回数及び滞在日数の削減が行える為、維持費用の削減に寄与する事ができることとなる。また、広範囲に大量に設置したウィンドファーム１０２群についても各ウィンドファーム１０２の稼動率の推移に即した維持管理計画の作成を行うことができる。

本実施形態に係るウィンドファームの保守管理システムの構成例を示す図である。 本実施形態に係る遠隔監視センタの処理装置の構成例を示す図である。 風力発電設備の外観を示した図であり、（ａ）は正面図、（ｂ）は側面図を示す。 風力発電設備の電気的接続を示した図である。 本実施形態における各施設の配置の一例を示した図である。 本実施形態に係る設備管理情報の構成の例を示す図である。 本実施形態に係る設備稼動情報の構成の例を示す図であり、（ａ）は、設備稼動情報の例を示す図であり、（ｂ）は、処理装置が管理している風力発電設備の全体に関する地域情報である。 本実施形態に係る故障発生累計台数のグラフの例である。 本実施形態に係る予測稼動率のグラフと、稼動率目標の表との例を示す図であり、（ａ）はある地域における稼動率のグラフを示し、（ｂ）は、各地域における稼動率目標情報を示す表である。 各地域における稼動率の推移の例を示す図であり、（ａ）は図９（ｂ）における識別番号Ｎ１の地域、（ｂ）は識別番号Ｎ２の地域、（ｃ）は識別番号Ｎ３の地域における稼動率の推移を示すグラフである。 本実施形態に係る予測稼動率の算出処理の流れを示すフローチャートである。 本実施形態に係る保守計画生成処理の流れを示すフローチャートである。 本実施形態に係る保守計画情報の例を示す図である。

符号の説明

１ 広域ネットワーク
２ 風力発電設備
３ 監視制御装置
７ 処理装置
８ 入出力端末
９ 設備稼動情報データベース（記憶部）
１０ 設備管理情報データベース（記憶部）
１１ 保守情報データベース（記憶部）
１２ 稼動率目標データベース（記憶部）
１３ 保守費用情報データベース（記憶部）
７１ 処理部（風力発電設備遠隔監視装置）
７２ 送受信処理部
７３ 入出力処理部
７４ 表示処理部
７５ 表示部
１０１ 遠隔監視センタ
１０２ ウィンドファーム
１０３ 設備メーカ
１０４ 保守会社
１０５ 電力会社
１０６ 設置地域（地域）
７１１ 稼動率取得部
７１２ 稼動率予測部
７１３ 保守計画情報生成部
Ｚ 保守管理システム

Claims (7)

1. 複数の風力発電設備と通信可能なネットワークを使用して、前記風力発電設備の遠隔監視を行う風力発電設備遠隔監視装置であって、
   情報を記憶する記憶部と、
   所定の地域毎における前記風力発電設備のうち、稼動している台数に基づく値である稼動率に関する情報を取得して、前記記憶部に格納する稼動率取得部と、
   前記記憶部から前記稼動率の時系列を取得し、前記取得した稼動率の時系列から将来における稼動率である予測稼動率を算出する稼動率予測部とを有することを特徴とする風力発電設備遠隔監視装置。
2. 前記記憶部には、前記地域毎における前記風力発電設備のオーバホールの日程に関する情報が格納されており、
   前記オーバホールの日程に関する情報と、前記稼動率と、前記予測稼動率とを基に、複数の前記風力発電設備の保守計画または点検計画に関する情報を生成する保守計画情報生成部をさらに有することを特徴とする請求項１に記載の風力発電設備遠隔監視装置。
3. 前記オーバホールの日程とは、各地域におけるオーバホールの実施予定日に関する情報であり、
   前記記憶部には、地域ごとに判定値が記憶されており、
   前記保守計画情報生成部は、
   対象となる地域である第１の地域における判定値、前記第１の地域における予測稼働率、および前記第１の地域におけるオーバホールの実施予定日に関する情報を基に、前記第１の地域におけるオーバホールの実施予定日の前に、前記第１の地域における風力発電設備の保守作業または点検を行うか否かを出力する機能をさらに有することを特徴とする請求項２に記載の風力発電設備遠隔監視装置。
4. 前記保守計画情報生成部は、
   前記対象となる地域以外の地域である第２の地域における判定値、前記第２の地域における前記予測稼働率、および前記第２の地域におけるオーバホールの実施予定日に関する情報を基に、前記第１の地域における風力発電設備の保守作業または点検を、前記第２の地域におけるオーバホールの実施予定日に行うか否かを判定する機能をさらに有することを特徴とする請求項３に記載の風力発電設備遠隔監視装置。
5. 複数の風力発電設備と通信可能なネットワークを使用して、前記風力発電設備の遠隔監視を行う風力発電設備遠隔監視装置における風力発電遠隔管理方法であって、
   前記風力発電設備遠隔監視装置が、
   所定の地域毎における前記風力発電設備のうち、稼動している台数に基づく値である稼動率に関する情報を取得して、記憶部に格納し、
   前記記憶部から前記稼動率の時系列を取得し、前記取得した稼動率の時系列から将来における稼動率である予測稼動率を算出することを特徴とする風力発電遠隔管理方法。
6. 前記記憶部には、前記地域毎における前記風力発電設備のオーバホールの日程に関する情報が格納されており、
   前記風力発電設備遠隔監視装置が、
   前記オーバホールの日程に関する情報と、前記稼動率と、前記予測稼動率とを基に、複数の前記風力発電設備の保守計画または点検計画に関する情報を生成することをさらに行うことを特徴とする請求項５に記載の風力発電遠隔管理方法。
7. 請求項５または請求項６に記載の風力発電遠隔管理方法をコンピュータに実行させることを特徴とする風力発電遠隔管理プログラム。

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