JP5941115B2

JP5941115B2 - 予測装置

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Publication number: JP5941115B2
Application number: JP2014203077A
Authority: JP
Inventors: 祐志谷; 寿夫松田
Original assignee: Chugoku Electric Power Co Inc
Current assignee: Chugoku Electric Power Co Inc
Priority date: 2014-10-01
Filing date: 2014-10-01
Publication date: 2016-06-29
Anticipated expiration: 2034-10-01
Also published as: JP2016073152A

Description

本発明は、予測装置に関する。

近年、新たな風力発電装置が各地に建設され、稼働を開始している。風力発電装置は、クリーンなエネルギー生成手段ではあるが、設置場所での気象条件によって経時的に発電量が変動するため、電力系統に連系される風力発電装置の発電量が増加する中で、これを電力需給計画に組み込むためには、連系される風力発電による発電量を数十時間先まで精度よく予測することが要請される。このような観点から風力発電による発電量を予測するためのシステムや手法が種々提案されている（例えば特許文献１を参照）。

特開兵２０００−１４５６１４号公報

風力発電による発電量の予測値の精度を向上させるべく、風速等の気象データの予測値と実際値（予測した日時における実際の値を意味する。以下同じ。）のずれを統計的に解析する等の方法も行われている。しかしながら、風力発電装置の発電特性の特殊性を考慮せず、風速等の気象データの予測値と実際値のずれを解析しただけでは、風力発電による発電量の予測値と実際値とで大きなずれが生じる場合がある。

そこで、本発明は、風力発電装置の発電特性の特殊性を踏まえて、風力発電による発電量の予測精度を向上させた予測装置を提供することを目的とする。

前述した課題を解決する主たる本発明は、風力発電装置の発電量の予測値を算出する予測装置であって、過去の複数の日時における風速の予測値を日時情報と対応付けて記憶する第１記憶部と、過去の複数の日時における前記風力発電装置の発電量の実績値を日時情報と対応付けて記憶する第２記憶部と、風速と前記風力発電装置の発電量の関係を示す基準発電特性を記憶する第３記憶部と、未来における風速の予測値を日時情報と対応付けて記憶する第４記憶部と、過去の複数の日時における、風速の予測値を前記基準発電特性により換算した前記風力発電装置の発電量の見込み値と、前記風力発電装置の発電量の実績値と、に基づいて、カットアウトの判断の齟齬が発生し得る風速の予測値の範囲における前記風力発電装置の発電量の予測値を期待値に関する値に変換する、風速の予測値と前記風力発電装置の発電量の予測値の関係を示す第１補正発電特性を算出する第１補正部と、前記未来の風速の予測値が、カットアウトの判断の齟齬が発生し得る風速の予測値の範囲の場合、前記第１補正発電特性に基づいて、前記風力発電装置の発電量の予測値を算出する発電量予測部と、を備え、前記第１補正発電特性は、前記基準発電特性のうち、カットアウトの判断の齟齬が発生し得る風速の予測値の範囲において、前記風力発電装置の発電量の予測値を、風速の予測値が増加するに応じて定格出力から０に収束するように減少させることにより、前記風力発電装置の発電量の予測値を期待値に関する値に変換することを特徴とする予測装置である。本発明の他の特徴については、添付図面及び本明細書の記載により明らかとなる。

本発明によれば、カットアウトが生じた場合であっても、風力発電装置の発電量の予測値の予測誤差を小さくすることができる。

本発明の実施形態における風力発電装置の構成を示す図である。本発明の実施形態における風力発電装置の発電特性を説明する図である。本発明の実施形態における風力発電装置の発電量の予測誤差について説明する図である。本発明の実施形態における電圧調整装置の構成を示す図である。本発明の実施形態における発電実績データの構成を示す図である。本発明の実施形態における気象予測データ（過去）の構成を示す図である。本発明の実施形態における気象予測データ（未来）の構成を示す図である。本発明の実施形態における第１補正発電特性を示す図である。本発明の実施形態における予測装置の動作フローを示す図である。

本明細書および添付図面の記載により、少なくとも以下の事項が明らかとなる。

＜第１実施形態＞
図１Ａ〜図１Ｃを参照して、一般的な風力発電装置の発電時の動作について始めに説明する。図１Ａに、風力発電装置１００の構成の一例を示す。風力発電装置１００は、プロペラ１０１、発電機１０２、電力ケーブル１０３、制御盤１０４、風速計１０５により構成される。プロペラ１０１は、風速を受けて回転して、ナセル内部の発電機１０２に伸びる軸受に回転力を伝達する。発電機１０２は、プロペラ１０１により回転させられる軸受を、永久磁石により発生する磁界内に設置することで、軸受に巻いた導線に起電力を発生させ、発電を行っている。そして、発電機１０２は、発電した電力を、電力ケーブル１０３を介して、パワーコンディショナーを含む制御盤１０４に送電し、制御盤１０４において所定の周波数の交流電力に変換して、電力系統に送電している。

このとき、制御盤１０４は、風速計１０５（又は、プロペラ１０１の回転量）により検出された風速、風向に基づいて、プロペラ１０１の向きを風向に追従させるヨー制御と、プロペラ１０１のブレード夫々の取り付け角を制御するピッチ制御とを行っており、これにより、風力発電装置１００の発電量も制御される。尚、風力発電装置１００の制御盤１０４は、ＣＰＵ等から構成される制御部、不揮発性メモリ、揮発性メモリ等から構成される記憶部、通信コントローラ等から構成される通信部を備え、所定のコンピュータプログラムに従って、パワーコンディショナーの周波数変換機能、当該プロペラ１０１の制御等の機能を実現している。

図１Ｂに、風速と風力発電装置の発電量の関係（発電特性）の一例を示す。ここで、図１Ｂの横軸は、風力発電装置１００のナセルの高さにおいてプロペラに向かう風の風速（ｍ／ｓ）を表し、縦軸は、風力発電装置１００の発電量を表す。風速がカットイン風速（図中では、３ｍ／ｓ）以下のとき、プロペラ１０１はロックされており、風力発電装置１００による発電量（発電出力）はほぼゼロである。風速がカットイン風速以上（図中では、３ｍ／ｓ）になったとき、風力発電装置１００の発電が開始され、風速の増加に応じて風力発電装置１００の発電量は、次第に増加する。そして、風速が一定値以上（図中では、１３ｍ／ｓ）になったとき、制御盤１０４は、発電量の安定化のため、定格出力運転へ移行する。更に風速が高まり、カットアウト風速以上（図中では、２０ｍ／ｓ）になったとき、制御盤１０４は、安全のため、プロペラ１０１のピッチ制御を行い、運転を停止（カットアウト）する。

このような風速と風力発電装置の発電量の関係を、発電特性又はパワーカーブと言い、制御盤１０４は、風速計１０５（又はプロペラ１０１の回転量等）により検出された風速、風向をもとに、当該発電特性を描くように風力発電装置１００を制御する。尚、風力発電装置の発電量とは、出力電力（ｋＷ）、又は、出力電力（ｋＷ）と発電時間の積（ｋＷ・ｓ）を意味する（図１Ｂでは、発電量を出力電力として表す）。

これより、風力発電装置１００の発電量の予測値は、風速の予測値と当該発電特性に基づいて、算出することができる。しかし、カットアウト風速の付近の風速が予測される場合、風力発電装置１００の発電量の実際値と予測値は、風速予測のわずかな予測誤差により、大きく変動してしまうことがある。即ち、カットアウトが発生しないと予測していたところ実際にはカットアウトが発生してしまった場合、又、カットアウトが発生すると予測していたところ実際にはカットアウトが発生しなかった場合には、風力発電装置１００の発電量の実際値は、ゼロ、又は定格出力（最大出力）となるため、予測値と大きく異なった値となる（以下、「カットアウトの判断の齟齬」という）。このように、発電量の実際値が、予測値と大きく異なった場合、電力の需給バランスが崩れ、送電線の電圧変動、周波数変動、ひいては電源脱落の波及を生じさせることとなる。

図１Ｃに、風力発電装置の発電量の予測値と実績値の関係の一例を示す。図中の実線Ｑ１は風力発電装置の発電量の実績値、点線Ｑ２は風力発電装置の発電量の予測値、一点鎖線Ｑ３は本実施形態に係る方法により算出した風力発電装置の発電量の予測値を表す（Ｑ３については後述する）。尚、図１Ｃは、縦軸（ｋＷ）が風力発電装置の発電量を表し、横軸（ｔ）が時間軸を表す。

図１Ｃでは、１５時〜１６時と１９時〜２０時頃に、発電量の実績値Ｑ１と予測値Ｑ２に大きなずれが生じていることを示している。これは、カットアウトの判断の齟齬が発生したことに起因する。この風速の予測値と実際のカットアウトの判断の齟齬は、風速の予測値と風速の実際値の予測誤差、及び、風力発電装置の制御盤１０４がカットアウトを判断する際の風速の測定の誤差に起因する（以下、総称して「予測誤差」と言う）。

しかし、風力発電装置１００は、カットアウト風速を超えたと判断するに応じて、即座に、カットアウトするように運転するため、予測される風速が、カットアウト風速付近である場合、カットアウトの判断の齟齬をなくすことは、困難である。一方、発電量の予測は、風力発電装置夫々について、その時々での確実な発電量の予測値を算出することまでは要求されず、一定時間内における複数の風力発電装置の発電量の合計が実際値と予測値とで近似していれば、電力系統の安定化の観点では十分とも言える。又、風力発電装置の発電量の予測誤差が小さければ、他の発電装置により担保することも可能である。

そこで、本実施形態に係る予測装置２００は、当該理解に基づいて、カットアウトの判断の齟齬が発生した風速の予測値の範囲について分析を行い、当該範囲における風力発電装置の発電量の予測値を、予測誤差が反映された期待値に関するデータとして算出する。これにより、風力発電装置の発電量の予測値は、一定時間内の風力発電装置の発電量の合計で見た場合、又、複数の風力発電装置の発電量の合計で見た場合、実際値と近似し得る値となっていると言える。

===予測装置の構成について===
以下、図２、図３、図４Ａ、図４Ｂを参照して、本実施形態における予測装置の構成の一例について説明する。

図２に、本実施形態に係る予測装置２００の構成の一例を示す。本実施形態に係る予測装置２００は、風速の予測値等から、風力発電装置１００の発電量を予測する装置である。予測装置２００は、制御部２１０、記憶部２２０、通信部２３０、入力部２４０、表示部２５０を備えるコンピュータである。

制御部２１０は、バス（図示せず）を介して、記憶部２２０、通信部２３０、入力部２４０、表示部２５０を構成するハードウェアとデータ通信を行うとともに、それらの動作を制御する。又、制御部２１０は、風力発電装置１００の発電量の予測値を算出するため、後述する取得部２１１、風速変換部２１２、第１補正部２１３、第２補正部２１４、発電量予測部２１５の機能を有する。制御部２１０は、例えば、ＣＰＵが記憶部２２０に記憶されたコンピュータプログラムを実行することにより実現される。

記憶部２２０は、後述する発電実績データ２２１、基準発電特性データ２２２、気象予測データ２２３、予測装置２００を制御するコンピュータプログラム２２４、及び演算処理の中間データを記憶する領域（図示せず）を有する。記憶部２２０は、例えば、不揮発性メモリ（磁気ディスク、フラッシュメモリ、ＲＯＭ）、揮発性メモリ（ＲＡＭ）によって構成される。

通信部２３０は、通信回線４００を介して、予測装置２００と風力発電装置１００、気象情報提供装置３００とデータ通信する。通信部２３０は、例えば、通信コントローラによって構成され、ＬＡＮ（通信回線４００）を介して、これらの装置とデータ通信する。

入力部２４０は、予測装置２００の使用者がデータを入力した場合、記憶部２２０に当該入力内容を記憶させる。入力部２４０は、例えば、キーボードによって構成される。

表示部２５０は、発電量の予測値等の制御部２１０により演算処理された結果を予測装置２００の使用者に識別可能に表示する。表示部２５０は、例えば、液晶ディスプレイによって構成される。

尚、風力発電装置１００は、上記したとおり、制御部、記憶部、通信部を備え、これらにより、予測装置２００とデータ通信が可能となっている。そして、風力発電装置１００は、発電実績（例えば、１時間あたりの平均発電出力）を記憶部に記憶するとともに、当該データを予測装置２００に送信する。

又、気象情報提供装置３００は、予測装置２００とデータ通信が可能なコンピュータであり、衛星観測による情報等により作成された温度、湿度、風速、気圧等に関する気象予測データを記憶部に記憶し、予測装置２００からの要求に応じて、当該データを予測装置２００に送信する。

=記憶部のデータ構成について=
ここで、記憶部２２０が有する基準発電特性データ２２１、発電実績データ２２２、気象予測データ２２３について説明する。

基準発電特性データ２２１は、風力発電装置１００の基準となる発電特性に関するデータである。風力発電装置１００の基準となる発電特性は、具体的には、図１Ｂで示した風速（ｍ／ｓ）と、発電量（ｋＷ）の関係を表すデータである（後述する第１補正発電特性、第２補正発電特性と区別するため、以下、基準発電特性と言う）。尚、図１Ｂ中の風速は、ナセルの高さにおいてプロペラ１０１に向かう風の風速（ｍ／ｓ）を表す。又、図１Ｂ中の風力発電装置１００の発電量は、出力電力（ｋＷ）を表す。

ここで、風力発電装置の基準発電特性は、一般に、下記の式（１）の単位面積当たりの風力エネルギーを基準に定められている。即ち、基準発電特性データ２２１は、風力発電装置の発電量（ｋＷ）は風速のみにより定まると仮定した基準データである。

（但し、Ｑは風力エネルギー、ρは１気圧／温度１５℃における空気密度、ｖは風速を表す。）
しかし、実際には、風力発電装置の発電量は、温度、湿度、気圧等に起因して、空気密度やプロペラの回転特性が影響を受け、当該基準発電特性からずれる場合がある。そのため、本実施形態に係る予測装置２００は、発電量の予測精度を向上させるべく、後述する第２補正部２１４により、風速を含む温度、湿度、気圧等の気象情報と、風力発電装置の発電量の関係（第２補正発電特性）を算出し、これを用いて、風力発電装置の発電量の予測値を算出している。

尚、風力発電装置が複数ある場合、基準発電特性データ２２１は、風力発電装置の種別ごと、又、風力発電装置ごとに記憶されるのが望ましい。風力発電装置の基準発電特性は、プロペラ型、ダリウス型等の種別に応じて異なり、又、そのプロペラサイズ等の設計規格によっても異なるためである。又、基準発電特性データ２２１は、どのような形式で記憶してもよいが、例えば、風速０〜３０ｍ／ｓの間の０．１ｍ／ｓごとに対応する風力発電による発電出力をテーブルデータとして記憶しておく。

又、基準発電特性データ２２１は、例えば、緯度経度情報からなる風力発電装置１００の設置位置に関するデータも有する。当該設置位置に関するデータは、各風力発電装置１００の発電量の予測を行う際に、対応する位置の風速の予測値を取得するために用いられる。

発電実績データ２２２は、風力発電装置１００の発電量の実績値に関するデータである。図３に、本実施形態に係る発電実績データ２２２の一例を示す。発電実績データ２２２は、予測装置２００が通信回線４００を介して、風力発電装置１００から取得して記憶された発電量の実績値に関するデータである。そして、各風力発電装置１００から取得した発電実績データは、日時情報と対応付けて記憶されている。尚、発電量の実績値とは、例えば、１時間の平均出力電力（ｋＷ）である。

気象予測データ２２３は、日時情報と対応付けて記憶された、風速を含む複数種類の気象データの予測値である。気象予測データ２２３は、現時点では未だ経過していない未来の日時に関するデータに加えて、現時点で既に経過した過去の日時に関するデータも含んでいる。

図４Ａ（過去）、図４Ｂ（未来）に、本実施形態に係る気象予測データ２２３の構成の一例を示す。図４Ａ、図４Ｂは、風力発電装置１００が設置された位置における、風速、風向、気圧、温度、及び湿度に関する１時間ごとの予測値を、日時情報と対応付けてテーブル形式で記憶したものである。尚、現時点で既に経過した過去の日時に関するデータは、過去に取得した気象予測データであって、後述する第１補正部２１３、第２補正部２１４による統計分析に用いるために保持されている。

気象予測データ２２３は、例えば、気象庁から提供される数値予測データの一つであるメソ数値予報モデルＧＰＶ（Grid Point Value）データ（以下、「ＧＰＶデータ」と言う）を用いることができる。尚、本実施形態で用いるＧＰＶデータは、北緯２２．４°〜４７．６°の間を０．０５°間隔（５０５格子）で分割すると共に、東経１２０°〜１５０°の間を０．０６２５°間隔（４８１格子）で分割することにより形成される一辺約５ｋｍのメッシュ上の格子点毎に、気象衛星のデータ等に基づいて、地表面（高度１０ｍ）におけるＧＰＶデータを数値的に算出したものである。気象庁は、１時間間隔で３３時間先までのＧＰＶデータを作成して、気象情報提供装置３００に格納している。予測装置２００は、当該気象情報提供装置３００から、通信回線４００を介して、２４時間先のＧＰＶデータを受信して、気象予測データ２３０として記憶している。尚、日時情報は、時刻に代えて、所定のタイミングを表す符号で対応づけられた形式で記憶されていてもよい。

尚、記憶部２２０は、各装置と通信回線４００を介して通信するため、各装置の通信アドレスに関するデータを記憶する。

=制御部の各種機能について=
次に、制御部２１０が有する取得部２１１、風速変換部２１２、第１補正部２１３、第２補正部２１４、発電量予測部２１５について説明する。

取得部２１１は、所定のタイミング（例えば、１時間ごと）に、風力発電装置１００及び気象情報提供装置３００とデータ通信を行い、風力発電装置１００から発電量の実績値を取得し、気象情報提供装置３００から気象予測データを取得する機能である。そして、取得部２１１は、風力発電装置１００から取得した発電量の実績値を、記憶部２２０に発電実績データ２２２として記憶し、又、気象情報提供装置３００から取得した気象予測データを、記憶部２２０に気象予測データ２２３として記憶する。尚、取得部２１１は、気象情報提供装置３００から、予測対象の日時の気象予測データのうち、更新された最新の気象予測データがある場合、当該データも取得し、取得済みの気象予測データを、最新の気象予測データに更新する。

風速変換部２１２は、気象予測データ２２３の風速の予測値を、風力発電装置１００の発電に用いられる風速の予測値に変換する機能である。気象予測データ２２３が記憶するＧＰＶデータの風速の予測値は、地上１０ｍの東西方向の成分Ｗ_X（東向きが正）と南北方向の成分Ｗ_Y（北向きが正）とのベクトル値である。そのため、風速変換部２１２は、以下の式（２Ａ）、式（２Ｂ）により、ＧＰＶデータの風速を、風力発電装置１００のナセルの高さに変換して、第１補正部２１３、第２補正部２１４、発電量予測部２１５の各演算処理を行っている。

（但し、Ｗ₁₀は地上高１０ｍにおける風速、Ｗ_nはナセルの高さにおける風速、Ｚ_nは地表面からナセル中心までの高さ、Ｚ₁₀は基準高度である１０ｍ、Ｂは周囲環境によって定まる定数（例えば森林の場合Ｂ＝５、海の場合Ｂ＝７）を表す）
尚、式（２Ａ）は、ＧＰＶデータの風速の予測値の東西方向の成分Ｗ_Xと南北方向の成分Ｗ_Yのベクトルから、スカラー値としての風速（Ｗ₁₀）を算出する式である。又、式（２Ｂ）は、地上１０ｍ風速（Ｗ₁₀）から、風力発電装置のナセルの高さＺ_nにおける風速Ｗ_nに変換する式である。

第１補正部２１３は、発電実績データ２２１と、風速の予測値から換算される風力発電装置１００の発電量の見込み値に基づいて、第１関係式（以下、第１補正発電特性とも言う）を算出する機能である。ここで、第１関係式は、カットアウトの判断の齟齬が発生した場合の風力発電装置１００の発電量の予測値の予測誤差を小さくするべく、風速の予測値から求められる風力発電装置１００の発電量の予測値を期待値に関する値に変換するものである。尚、第１関係式により算出される風力発電装置１００の発電量の予測値は、上記した図１Ｃの一点鎖線Ｑ３のうち、１５時〜２０時頃の予測値に対応する。

図５に、第１補正発電特性をグラフ化して示す。図５の上グラフは、カットアウトの判断の齟齬が発生した回数をグラフ化したものである。図５の下グラフは、当該カットアウトの判断の齟齬が発生した回数をもとに、基準発電特性を補正した第１補正発電特性をグラフ化したものである。カットアウトの判断の齟齬が発生した回数とは、例えば、発電実績データ２２１を１時間単位で１年分のデータを記憶している場合、１時間単位で１回とカウントして、１年分について、それを加算したものである。

第１補正部２１３は、カットアウトの判断の齟齬が発生したときのデータを取得するため、例えば、カットアウトしないと予測されていたが実際にはカットアウトしたときのデータ、及び、カットアウトすると予測されていたが実際にはカットアウトしなかったときのデータを抽出する。尚、カットアウトすると予測されていたデータは、過去の気象予測データ２２３の風速の予測値が、基準発電特性のカットアウト風速よりも大きい場合のデータである。又、カットアウトしたか否かの実際値は、発電実績データ２２１の発電実績が０（ｋＷ）の場合データである。そして、これらのデータを日時情報に基づいて関連付け、カットアウトの判断の齟齬が発生したときのデータを抽出する。尚、カットアウトしたか否かの判断は、風速変化により瞬間的に稼働することも鑑みて、発電実績が０（ｋＷ）のときに加えて、所定値（例えば、平均出力電力５ｋＷ）以下のときを条件にしてもよい。

第１補正部２１３は、カットアウトの判断の齟齬が発生したときのデータの中で、例えば、風速の予測値の下限値（Ｖ_min）と上限値（Ｖ_max）を特定して、基準発電特性を、図５の下グラフに示すように補正することにより、風速の予測値から求められる風力発電装置の発電量の予測値を期待値に関する値に変換する、第１関係式を算出することができる。尚、図５の下グラフは、カットアウトの判断の齟齬が１回でも発生した風速の予測値の最小の値を下限値（Ｖ_min）とし、カットアウトの判断の齟齬が１回でも発生した風速の予測値の最大の値を上限値（Ｖ_max）として特定し、下限値（Ｖ_min）のときの発電量を定格出力として、上限値（Ｖ_max）のときの発電量を０として、当該２点を直線で結んだ下記の式（３）である。

（但し、Ｖ_maxはカットアウトの判断の齟齬が発生し得る風速の予測値の範囲における上限値、Ｖ_minはカットアウトの判断の齟齬が発生した風速の予測値における下限値、Ｖ予測値は風速の予測値、Ｐ１は定格出力、Ｐは風力発電装置の発電量の予測値を表す）
ここで、式（３）は、風速の予測値がカットアウト風速のときにカットアウトの判断の齟齬が発生し得る確率を略５０％とし、風速の予測値がカットアウト風速から下限値Ｖ_min、上限値Ｖ_maxに近づくに応じて均等に０％に近づくと推定（擬制）して、算出したものである。そして、発電量予測部２１５は、カットアウトの判断の齟齬が発生し得る風速の予測値の範囲について、第１関係式たる式（３）のＶ予測値に、未来の風速の予測値を代入することにより、風力発電装置１００の発電量の予測値を期待値に関する値に変換して算出することができる。即ち、第１関係式（第１補正発電特性）により、風速の予測値がカットアウト風速付近の場合、どの程度予測誤差が生ずるか、及び風力発電装置１００が、どの程度カットアウトの判断に誤差を生ずるか（測定誤差等）を反映させて、風速の予測値に応じた風力発電装置１００の発電量の予測値を期待値に関する値に変換することができる。

尚、上記の第１関係式（第１補正発電特性）は、風力発電装置１００の発電量の予測値を期待値に関する値として算出する一例である。そのため、例えば、過去の風速の予測値ごと（例えば、０．１ｍ／ｓごと）に、カットアウトの判断の齟齬が発生した確率を算出し、当該確率と定格出力の積により、期待値に関する値として算出してもよい。又、風力発電装置１００が設置された位置における風速の実測値等、実際値に応じた値が記憶されている場合、風速の予測値と風速の実際値に応じた値に基づいて、各風速の予測値について確率分布に関する値を算出してもよい。そして、未来の風速の予測値と当該確率分布に関する値に基づいて、風力発電装置１００の発電量の予測値の期待値を算出してもよい。尚、確率分布に関する値は、例えば、分散係数、確率密度関数、累積分布関数、信頼区間等である。又、第１補正部２１３により算出された第１関係式（第１補正発電特性）は、式の形式で記憶されてもよいし、風速の予測値に対応する風力発電装置１００の発電量の予測値を示すデータテーブルとして記憶されてもよい。

第２補正部２１４は、気圧、湿度、温度等による風力発電装置の発電量への影響を考慮した、より精度の高い風力発電装置１００の発電量の予測値を求め得る、第２関係式（以下、第２補正発電特性とも言う）を算出する機能である。第２関係式（第２補正発電特性）は、カットアウトの判断の齟齬が発生し得る風速の予測値の範囲外のデータを用いて、基準発電特性データ２２２を、気圧、湿度、温度等による風力発電装置の発電量への影響を反映させるように補正したものであり、より精度の高い発電量の予測値の算出を目的とする点で、第１関係式と異なる意味を有する。

ここで、第２補正部２１４は、第２関係式（第２補正発電特性）を算出する際、カットアウトの判断の齟齬が発生し得る風速の予測値の範囲外のデータを用いることにより、カットアウトの判断の齟齬が発生し得る風速の予測値の範囲内のデータを含んだ場合よりも、関係式の精度を向上させている。尚、第２関係式により算出される風力発電装置１００の発電量の予測値は、上記した図１Ｃの一点鎖線Ｑ３のうち、１５時〜２０時頃以外の時間の予測値に対応する。

第２補正部２１４は、具体的には、過去の過去の複数の日時（例えば、過去１年分）における発電実績データ２２１、気象予測データ２２３（気象情報の実際値に近似し得る、予測対象日時の直前のデータ）と、基準発電特性データ２２２と、に基づいて、カットアウトの判断の齟齬が発生し得る風速の予測値の範囲外についての、風力発電装置の発電量の実績値と、風速の実際値に応じた値から基準発電特性により換算される発電量の見込み値、温度、湿度、気圧等の実際値に応じた値、の各値の関係を示す第２関係式を算出する。

第２補正部２１４は、気象予測データ２２３のうち、過去の所定期間における風速を含む複数種類の気象情報の予測値（実際値に近似し得る値）として、少なくとも、風速、風向、気圧、温度及び湿度を用いる。尚、気象予測データ２２３は、予測値であり実際値と完全に一致する値ではないが、気象予測データ２２３は、取得部２１１により、予測対象の日時の直前（例えば、１時間前）まで更新され、実際値に近似し得る値となっている（以下、「実際値に応じた値」と言う）ため、気象予測データ４２１の過去の日時に関する予測データを用いても、統計分析を行うことができる。但し、より精度の高い第２補正発電特性を算出する場合、気象予測データ２２３の対応する日時について気象実測データを用いた方が有効である。

第２補正部２１４は、例えば、以下の式（４）を回帰分析することにより、当該第２関係式（第２補正発電特性）を算出する。

（但し、Ｐは目的変数（発電量の実績値）、Ｘ₁〜Ｘ₆は説明変数（Ｘ₁は風速値から基準発電特性を用いて求めた発電量の見込み値、Ｘ₂は温度、Ｘ₃は湿度、Ｘ₄は風速、Ｘ₅は気圧、Ｘ₆は風向）、ａは切片、ｂ〜ｇはそれぞれ回帰係数を表す）
この場合、第２補正部２１４は、日時情報の対応付けに基づいて、過去１年分の気象予測データ２２３の夫々の予測値（実際値に応じた値）をＸ₂〜Ｘ₆に入力し、気象予測データ２２３の風速の実際値に応じた値から基準発電特性により換算される発電量の見込み値をＸ₁に入力し、発電実績データ２２１の発電実績をＰに入力する。そして、第２補正部２１４は、回帰分析の手法として、例えば、最小二乗法を用いて、式（４）の係数ａ〜ｇを定めることにより、第２関係式（第２補正発電特性）を算出することができる。

ここで、第２補正部２１４は、第２関係式（第２補正発電特性）を算出する際、第１補正部２１３で算出したカットアウトの判断の齟齬が発生し得る風速の予測値に関するデータ（Ｖ_minからＶ_maxの範囲）を用いずに行うことによって、より精度の高い第２関係式を算出している。即ち、第２補正部２１４は、カットアウトの判断の齟齬が発生した場合のデータを用いることに起因した第２関係式の精度低下を防止している。尚、第２補正部２１４により算出された第２関係式（第２補正発電特性）は、式の形式で記憶されてもよいし、風速を含む複数種類の気象情報の予測値に対応する風力発電装置１００の発電量の予測値を示すデータテーブルとして記憶されてもよい。

発電量予測部２１５は、未来の風速の予測値と、第１補正部２１３により算出された第１関係式（第１補正発電特性）、及び第２補正部２１４により算出された第２関係式（第２補正発電特性）により、風力発電装置の発電量の予測値を算出する機能である。

ここで、第１関係式は、カットアウトの判断の齟齬が発生した場合の発電量の予測誤差を小さくするため、風力発電装置の発電量の予測値を期待値に関する値として算出するものである。一方、第２関係式は、カットアウトの判断の齟齬が発生し得る風速の予測値の範囲外についてのデータを用いて、基準発電特性を、気圧、湿度、温度等による風力発電装置の発電量への影響を反映させるように補正した、より精度の高い予測値の算出するものである。

よって、発電量予測部２１５は、カットアウトの判断の齟齬が発生し得る範囲（Ｖ予測値がＶ_maxとＶ_minの範囲の場合）については、第１関係式（第１補正発電特性）に基づいて、風力発電装置の発電量の予測値を算出する。そして、発電量予測部２１５は、カットアウトの判断の齟齬が発生し得る範囲外（Ｖ予測値がＶ_maxとＶ_minの範囲外の場合）については、第２関係式（第２補正発電特性）に基づいて、風力発電装置の発電量の予測値を算出する。

===予測装置の動作について===
以下、図６を参照して、予測装置２００の動作フローの一例について説明する。

図６のＳ１〜Ｓ４は、予測装置２００の制御部２１０がコンピュータプログラムに従って順に実行する工程を表す。尚、各部の機能は、上記したとおりであるから、ここでの説明は省略する。又、発電実績データ２２２、及び気象予測データ２２３は、取得部２１１により既に取得されているものとして、以下の説明をする。

Ｓ１は、風速変換部２１２が、気象予測データ２２３（ＧＰＶデータ）の風速の予測値を、風力発電装置１００の発電に用いられる風速の予測値に変換する工程である。

Ｓ２は、第１補正部２１３が、過去の複数の日時における風速の予測値を基準発電特性により換算した風力発電装置の発電量の見込み値と、風力発電装置の発電量の実績値と、に基づいて、第１関係式（第１補正発電特性）を算出する工程である。

Ｓ３は、第２補正部２１４が、過去の複数の日時における風速の実際値に応じた値を基準発電特性により換算した風力発電装置の発電量の見込み値と、風力発電装置の発電量の実績値と、風速を含む複数種類の気象情報の実際値に応じた値と、に基づいて、第２関係式（第２補正発電特性）を算出する工程である。本工程において、第２補正部２１４は、第１補正部２１３により把握されるカットアウトの判断の齟齬が発生し得る範囲のデータ以外のデータ、即ち、カットアウトの判断の齟齬が発生し得る範囲外のデータを抽出して、第２関係式（第２補正発電特性）を算出する。

Ｓ４は、発電量予測部２１５が、未来の風速の予測値等、第１関係式（第１補正発電特性）又は第２関係式（第２補正発電特性）に基づいて、予測対象の日時の発電量を算出する工程である。本工程において、発電量予測部２１５は、例えば、次の日の１時間ごとの風力発電装置の発電量の予測値を求めるべく、次の日の１時間ごとの気象予測データ２２３の未来の風速の予測値を第１関係式又は第２関係式に入力する。このとき、風速の予測値がカットアウトの判断の齟齬が発生し得る範囲のときは当該風速の予測値を第１関係式に入力し、気象予測データ２２３の未来の風速の予測値が、カットアウトの判断の齟齬が発生し得る範囲外のときは当該風速を含む複数の気象情報の予測値を第２関係式に入力する。これにより、発電量予測部２１５は、図１Ｃの一点鎖線Ｑ３に示すように、次の日の１時間ごとの風力発電装置の発電量の予測値を算出することができる。

以上、本実施形態に係る予測装置によれば、カットアウトが生じた場合であっても、風力発電装置の発電量の予測値の予測誤差を小さくすることができる。即ち、本実施形態に係る予測装置は、第１関係式（第１補正発電特性）を算出し、第１関係式（第１補正発電特性）により風力発電の発電量の予測値を算出することで、カットアウトの判断の齟齬が発生しても、風力発電の発電量の予測値が実際値から大きくずれることを防止することができる。又、一定時間内の風力発電装置の発電量の合計で見た場合、若しくは複数の風力発電装置の発電量の合計で見た場合、風力発電装置の発電量の予測値は、実際値と近似し得る値となる。

一方、本実施形態に係る予測装置は、第２関係式（第２補正発電特性）を算出し、第２関係式（第２補正発電特性）により風力発電の発電量の予測値を算出することで、カットアウトの判断の齟齬が発生しない範囲については、複数種類の気象情報を反映させた、より精度の高い風力発電の発電量の予測値を算出することができる。

＜その他の実施形態＞
尚、上記実施形態では、第１補正部２１３は、風力発電装置１００の発電量の実績値と、対応する日時における風速の予測値を基準発電特性に基づいて換算した、風力発電装置１００の発電量の見込み値と、に基づいて、第１補正発電特性を算出した。しかし、発電量に代えて、過去の風速の予測値と、過去の風速の実測値に基づいて、第１補正発電特性を算出してもよい。この場合、過去の風速の実測値に関するデータ（例えば、アメダスのデータ）を記憶部２２０に記憶しておき、過去の風速の予測値が基準発電特性のカットアウト風速よりも大きく、過去の風速の実測値が基準発電特性のカットアウト風速よりも小さいとき、及び、過去の風速の予測値が基準発電特性のカットアウト風速よりも小さく、過去の風速の実測値が基準発電特性のカットアウト風速よりも大きいときのデータを抽出することで、上記実施形態と同様に、第１補正発電特性を算出することができる。尚、この場合の第１補正発電特性は、風力発電装置１００のカットアウトの判断の誤差（測定誤差）を含まない関係式になるが、風速の予測誤差については正確に特定しうるため、上記実施形態と同様に、予測精度を向上させることができる。又、この場合であっても、カットアウト風速を基準値として、カットアウトの判断の齟齬のみを抽出するのは、カットアウト風速の基準値の前後のみを統計分析することにより、カットアウトの判断の齟齬についての予測精度を向上させる必要があるからである。

又、第１補正部２１３、第１補正発電特性を、風力発電装置ごと又は風力発電装置の種別ごとに算出するのが望ましい。風力発電装置ごと又は風力発電装置の種別ごとに、カットアウト風速が異なる上、カットアウトと判断する際の測定誤差も異なるためである。又、第２補正部２１４は、第２補正発電特性を、風力発電装置ごと又は風力発電装置の種別ごとに算出するのが望ましい。温度、気圧、湿度等の影響を受ける度合いは、風力発電装置ごと又は風力発電装置の種別ごとに異なるためである。

又、予測装置２００の演算処理機能の一部を他の装置に持たせて、複数の機器により、予測装置２００を構成してもよい。又、同様に、予測装置２００の記憶領域も、複数の機器に分散していてもよく、例えば、複数のコンピュータから構成されるクラウドシステム上に分散して記憶される構成であってもよい。

上記各実施形態は、以下の記載により特定される発明を開示するものである。

前述した課題を解決する主たる本発明は、風力発電装置１００の発電量の予測値を算出する予測装置２００であって、過去の複数の日時における風速の予測値を日時情報と対応付けて記憶する第１記憶部（気象予測データ２２３の過去分に対応）と、過去の複数の日時における風力発電装置１００の発電量の実績値を日時情報と対応付けて記憶する第２記憶部（発電実績データ２２２に対応）と、風速と風力発電装置１００の発電量の関係を示す基準発電特性を記憶する第３記憶部（基準発電特性データ２２１に対応）と、未来における風速の予測値を日時情報と対応付けて記憶する第４記憶部（気象予測データ２２３の未来分に対応）と、過去の複数の日時における、風速の予測値を基準発電特性により換算した風力発電装置１００の発電量の見込み値と、風力発電装置１００の発電量の実績値と、に基づいて、カットアウトの判断の齟齬が発生し得る風速の予測値の範囲における風力発電装置１００の発電量の予測値を期待値に関する値に変換する、風速の予測値と風力発電装置１００の発電量の予測値の関係を示す第１補正発電特性（式（３）に対応）を算出する第１補正部２１３と、未来の風速の予測値が、カットアウトの判断の齟齬が発生し得る風速の予測値の範囲の場合、第１補正発電特性に基づいて、風力発電装置１００の発電量の予測値を算出する発電量予測部２１５と、を備えることを特徴とする予測装置２００である。これによって、カットアウトが生じた場合であっても、風力発電装置１００の発電量の予測値の予測誤差を小さくすることができる。

ここで、予測装置２００は、過去の複数の日時における風速を含む複数種類の気象情報の実際値に応じた値を日時情報と対応付けて記憶する第５記憶部（気象予測データ２２３の過去分に対応）と、未来における風速を含む複数種類の気象情報の予測値を記憶する第６記憶部（気象予測データ２２３の未来分に対応）と、過去の複数の日時における風速の実際値に応じた値を基準発電特性により換算した風力発電装置１００の発電量の見込み値と、風力発電装置１００の発電量の実績値と、複数種類の気象情報の実際値に応じた値と、に基づいて、風速の予測値に応じた値を基準発電特性により換算した風力発電装置１００の発電量の見込み値と、風力発電装置１００の発電量の予測値と、複数種類の気象情報の予測値との関係を示す第２補正発電特性（式（４）に対応）を算出する第２補正部２１４と、を更に備え、発電量予測部２１５は、未来の風速の予測値が、カットアウトの判断の齟齬が発生し得る風速の予測値の範囲外の場合、第２補正発電特性に基づいて、風力発電装置１００の発電量の予測値を算出するものであってもよい。これによって、複数種類の気象情報による影響を反映させた、より精度の高い風力発電装置１００の発電量の予測値を算出することができる。

又、第２補正部２１４は、カットアウトの判断の齟齬が発生し得る風速の予測値の範囲外における、過去の複数の日時における風速の実際値に応じた値を基準発電特性により換算した風力発電装置１００の発電量の見込み値と、風力発電装置１００の発電量の実績値と、複数種類の気象情報の実際値に応じた値と、に基づいて、第２補正発電特性を算出するものであってもよい。これによって、第２補正部２１４は、より予測精度の高い第２補正発電特性を算出することができる。

又、風速を含む複数種類の気象情報は、少なくとも風速、風向、気圧、温度及び湿度が含まれるものであってもよい。

ここで、第１補正部２１３は、過去の複数の日時における、風速の予測値を基準発電特性により換算した風力発電装置１００の発電量の見込み値と、風力発電装置１００の発電量の実績値と、から算出されるカットアウトの判断の齟齬が発生した回数に基づいて、第１補正発電特性を算出するものであってもよい。

ここで、第１補正発電特性は、基準発電特性のうち、カットアウトの判断の齟齬が発生し得る風速の予測値の範囲において、風力発電装置１００の発電量の予測値を、風速の予測値が増加するに応じて定格出力から０に収束するように減少させることにより、風力発電装置１００の発電量の予測値を期待値に関する値に変換するものであってもよい。

ここで、第１補正発電特性は、基準発電特性のうち、カットアウトの判断の齟齬が発生し得る風速の予測値の範囲において、風力発電装置１００の発電量の予測値を、上記の式（３）により算出することにより、風力発電装置１００の発電量の予測値を期待値に関する値に変換するものであってもよい。

ここで、第１補正部２１３は、過去の複数の日時における、風速の予測値を基準発電特性により換算した風力発電装置１００の発電量の見込み値と、風力発電装置１００の発電量の実績値と、から算出されるカットアウトの判断の齟齬が発生した回数が１回でもある風速の予測値の最小の値を下限値とし、カットアウトの判断の齟齬が発生した回数が１回でもある風速の予測値の最大の値を上限値として、上記の式（３）を算出するものであってもよい。

ここで、第１補正発電特性及び第２補正発電特性は、風力発電装置ごと又は風力発電装置の種別ごとに算出されるものであってもよい。これによって、第１補正発電特性及び第２補正発電特性に、風力発電装置１００ごとの特性を反映させることができ、より予測精度を高めることができる。

又、前述した課題を解決する主たる本発明は、風力発電装置１００の発電量の予測値を算出する予測装置２００であって、過去の複数の日時における風速の予測値を日時と対応付けて記憶する第１記憶部（気象予測データ２２３の過去分に対応）と、風速と風力発電装置１００の発電量の関係を示す基準発電特性を記憶する第２記憶部（基準発電特性データ２２１に対応）と、未来における風速の予測値を日時と対応付けて記憶する第３記憶部（気象予測データ２２３の未来分に対応）と、過去の複数の日時における風速の実測値を日時と対応付けて記憶する第４記憶部（図示しない過去の風速の実測値に関するデータに対応）と、過去の複数の日時における風速の予測値と、風速の実測値と、基準発電特性と、に基づいて、カットアウトの判断の齟齬が発生し得る風速の予測値の範囲における風力発電装置１００の発電量の予測値を期待値に関する値に変換する、風速の予測値と風力発電装置１００の発電量の予測値の関係を示す第１補正発電特性を算出する第１補正部２１３と、未来の風速の予測値が、カットアウトの判断の齟齬が発生し得る風速の予測値の範囲の場合、第１補正発電特性に基づいて、風力発電装置１００の発電量の予測値を算出する発電量予測部２１５と、を備えることを特徴とする予測装置２００である。これによって、カットアウトが生じた場合であっても、風力発電装置１００の発電量の予測値の予測誤差を小さくすることができる。

以上、本発明の具体例を詳細に説明したが、これらは例示にすぎず、請求の範囲を限定するものではない。請求の範囲に記載の技術には、以上に例示した具体例を様々に変形、変更したものが含まれる。

１００風力発電装置
２００予測装置
３００気象情報提供装置
４００通信回線
Ｖ_maxカットアウトの判断の齟齬が発生し得る風速の予測値の範囲における上限値
Ｖ_minカットアウトの判断の齟齬が発生し得る風速の予測値の範囲における下限値

Claims

風力発電装置の発電量の予測値を算出する予測装置であって、
過去の複数の日時における風速の予測値を日時情報と対応付けて記憶する第１記憶部と、
過去の複数の日時における前記風力発電装置の発電量の実績値を日時情報と対応付けて記憶する第２記憶部と、
風速と前記風力発電装置の発電量の関係を示す基準発電特性を記憶する第３記憶部と、
未来における風速の予測値を日時情報と対応付けて記憶する第４記憶部と、
過去の複数の日時における、風速の予測値を前記基準発電特性により換算した前記風力発電装置の発電量の見込み値と、前記風力発電装置の発電量の実績値と、に基づいて、カットアウトの判断の齟齬が発生し得る風速の予測値の範囲における前記風力発電装置の発電量の予測値を期待値に関する値に変換する、風速の予測値と前記風力発電装置の発電量の予測値の関係を示す第１補正発電特性を算出する第１補正部と、
前記未来の風速の予測値が、カットアウトの判断の齟齬が発生し得る風速の予測値の範囲の場合、前記第１補正発電特性に基づいて、前記風力発電装置の発電量の予測値を算出する発電量予測部と、
を備え、
前記第１補正発電特性は、前記基準発電特性のうち、カットアウトの判断の齟齬が発生し得る風速の予測値の範囲において、前記風力発電装置の発電量の予測値を、風速の予測値が増加するに応じて定格出力から０に収束するように減少させることにより、前記風力発電装置の発電量の予測値を期待値に関する値に変換することを特徴とする予測装置。
過去の複数の日時における風速を含む複数種類の気象情報の実際値に応じた値を日時情報と対応付けて記憶する第５記憶部と、
未来における風速を含む複数種類の気象情報の予測値を記憶する第６記憶部と、
過去の複数の日時における風速の実際値に応じた値を前記基準発電特性により換算した前記風力発電装置の発電量の見込み値と、前記風力発電装置の発電量の実績値と、複数種類の気象情報の実際値に応じた値と、に基づいて、
風速の予測値に応じた値を前記基準発電特性により換算した前記風力発電装置の発電量の見込み値と、前記風力発電装置の発電量の予測値と、複数種類の気象情報の予測値との関係を示す第２補正発電特性を算出する第２補正部と、を更に備え、
前記発電量予測部は、前記未来の風速の予測値が、カットアウトの判断の齟齬が発生し得る風速の予測値の範囲外の場合、前記第２補正発電特性に基づいて、前記風力発電装置の発電量の予測値を算出する
ことを特徴とする請求項１に記載の予測装置。
前記第２補正部は、カットアウトの判断の齟齬が発生し得る風速の予測値の範囲外における、過去の複数の日時における風速の実際値に応じた値を前記基準発電特性により換算した前記風力発電装置の発電量の見込み値と、前記風力発電装置の発電量の実績値と、複数種類の気象情報の実際値に応じた値と、に基づいて、前記第２補正発電特性を算出する
ことを特徴とする請求項２に記載の予測装置。
前記風速を含む複数種類の気象情報は、少なくとも風速、風向、気圧、温度及び湿度が含まれる
ことを特徴とする請求項２又は３に記載の予測装置。
前記第１補正部は、過去の複数の日時における、風速の予測値を前記基準発電特性により換算した前記風力発電装置の発電量の見込み値と、前記風力発電装置の発電量の実績値と、から算出されるカットアウトの判断の齟齬が発生した回数に基づいて、前記第１補正発電特性を算出する
ことを特徴とする請求項１乃至４いずれか一項に記載の予測装置。
前記第１補正発電特性は、前記基準発電特性のうち、カットアウトの判断の齟齬が発生し得る風速の予測値の範囲において、前記風力発電装置の発電量の予測値を、下記の式（１）により算出することにより、前記風力発電装置の発電量の予測値を期待値に関する値に変換する
ことを特徴とする請求項１乃至５いずれか一項に記載の予測装置。

（但し、Ｖ_ｍａｘはカットアウトの判断の齟齬が発生し得る風速の予測値の範囲における上限値、Ｖ_ｍｉｎはカットアウトの判断の齟齬が発生し得る風速の予測値の範囲における下限値、Ｖ_予測値は風速の予測値、Ｐ１は基準発電特性の定格出力、Ｐは風力発電装置の発電量の予測値を表す）
前記第１補正部は、過去の複数の日時における、風速の予測値を前記基準発電特性により換算した前記風力発電装置の発電量の見込み値と、前記風力発電装置の発電量の実績値と、から算出される、カットアウトの判断の齟齬が発生した回数が１回でもある風速の予測値の最小の値を下限値（Ｖ_ｍｉｎ）とし、カットアウトの判断の齟齬が発生した回数が１回でもある風速の予測値の最大の値を上限値（Ｖ_ｍａｘ）として、前記式（１）を算出する
ことを特徴とする請求項１に記載の予測装置。
前記第１補正発電特性及び前記第２補正発電特性は、風力発電装置ごと又は風力発電装置の種別ごとに算出される
ことを特徴とする請求項２乃至４いずれか一項に記載の予測装置。
風力発電装置の発電量の予測値を算出する予測装置であって、
過去の複数の日時における風速の予測値を日時と対応付けて記憶する第１記憶部と、
風速と前記風力発電装置の発電量の関係を示す基準発電特性を記憶する第２記憶部と、
未来における風速の予測値を日時と対応付けて記憶する第３記憶部と、
過去の複数の日時における風速の実測値を日時と対応付けて記憶する第４記憶部と、
過去の複数の日時における風速の予測値と、前記風速の実測値と、前記基準発電特性のカットアウト風速の値と、に基づいて、
カットアウトの判断の齟齬が発生し得る風速の予測値の範囲における前記風力発電装置の発電量の予測値を期待値に関する値に変換する、風速の予測値と前記風力発電装置の発電量の予測値の関係を示す第１補正発電特性を算出する第１補正部と、
前記未来の風速の予測値が、カットアウトの判断の齟齬が発生し得る風速の予測値の範囲の場合、前記第１補正発電特性に基づいて、前記風力発電装置の発電量の予測値を算出する発電量予測部と、
を備え、
前記第１補正発電特性は、前記基準発電特性のうち、カットアウトの判断の齟齬が発生し得る風速の予測値の範囲において、前記風力発電装置の発電量の予測値を、風速の予測値が増加するに応じて定格出力から０に収束するように減少させることにより、前記風力発電装置の発電量の予測値を期待値に関する値に変換することを特徴とする予測装置。