(57)【要約】【課題】想定故障の増加に対応しつつ、電力系統の信頼性を管理する。【解決手段】中期予見断面生成部２０２は、需給計画情報２２１、電力取引情報２２２、調整力取引情報２２３、系統設備データ２２４、発電・需要実績データ２２５およびバランシンググループ情報２２６に基づいて、中期予見断面２２７を生成し、ＫＰＩ分析部２０３は、中期予見断面２２７と想定故障２２８に基づいて、中期予見断面２２７において想定故障２２８が発生した場合の系統状態のＫＰＩ２２９を算出し、想定故障想定部２７は、中期予見断面２２７に基づいて電力系統１０８の想定故障２２８を想定し、想定故障分類部２０４は、ＫＰＩ２２９に基づいて想定故障２２８を分類する。【選択図】図２
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
電力系統の運用に係る計画情報に基づいて前記電力系統の系統状態を予見する予見部と、
前記系統状態に基づいて想定故障を想定する想定部と、
前記想定故障の発生時の前記系統状態におけるＫＰＩ（Ｋｅｙ  Ｐｅｆｏｒｍａｎｃｅ  Ｉｎｄｉｃａｔｏｒ）を分析する分析部と、
前記ＫＰＩに基づいて前記想定故障を分類する分類部とを備える想定故障分析装置。
【請求項２】
前記予見部は、需給計画情報、電力取引情報および調整力取引情報に基づいて、前記電力系統の系統状態を予見する請求項１に記載の想定故障分析装置。
【請求項３】
広域機関システムより前記需給計画情報を取得し、卸電力取引市場システムより前記電力取引情報を取得し、需給調整市場システムより前記調整力取引情報を取得する連携部をさらに備える請求項２に記載の想定故障分析装置。
【請求項４】
前記ＫＰＩは、前記想定故障の発生確率、前記想定故障発生時の前記電力系統の信頼性、前記想定故障発生時の停電範囲、前記想定故障発生時の対策の緊急性および前記対策によって生じる市場経済性への影響の少なくともいずれか１つから選択される請求項１に記載の想定故障分析装置。
【請求項５】
前記分類部は、前記想定故障に対する対策前のＫＰＩに基づく分類および対策後のＫＰＩに基づく分類に基づいて、前記想定故障を分類する請求項１に記載の想定故障分析装置。
【請求項６】
前記予見部は、
第１予見部と、
前記第１予見部よりも短期の系統状態を予見する第２予見部とを備え、
前記第２予見部にて予見された系統状態、前記第２予見部にて予見された系統状態に基づく想定故障および前記想定故障に対する分類結果に基づいて、前記想定故障に対する対策を立案する立案部をさらに備える請求項１に記載の想定故障分析装置。
【請求項７】
前記第２予見部は、エリア中給システムより取得した計測情報に基づいて前記系統状態を予見し、
前記立案部は、前記電力系統を安定化させるための制御に関する制御テーブルを算出する請求項６に記載の想定故障分析装置。
【請求項８】
電力系統の運用に係る計画情報に基づいて、前記電力系統の想定故障を分類するオンライン系と、
前記電力系統の計測情報に基づいて想定される想定故障と、前記想定故障の分類結果に基づいて、前記想定故障に対する対策を立案するリアルタイム系とを備える想定故障分析装置。
【請求項９】
広域機関システムより需給計画情報を取得し、卸電力取引市場システムより電力取引情報を取得し、需給調整市場システムより調整力取引情報を取得するシステム連携部と、
系統設備データを保存する系統設備データベースと、
発電・需要実績データを保存する発電・需要実績データベースと、
バランシンググループ情報を保存するバランシンググループ情報データベースと、
前記需給計画情報、前記電力取引情報、前記調整力取引情報、前記系統設備データ、前記発電・需要実績データおよび前記バランシンググループ情報に基づいて、前記電力系統の系統状態に関する第１予見断面を生成する第１予見断面生成部と、
前記第１予見断面に基づいて前記電力系統の想定故障を想定する想定故障想定部と、
前記第１予見断面および前記想定故障に基づいてＫＰＩを算出するＫＰＩ分析部と、
前記ＫＰＩに基づいて前記想定故障の分類結果を策定する想定故障分類部と、
前記分類結果を出力する出力部と、
前記第１予見断面を保存する予見断面データベースと、
前記分類結果を保存する分類結果データベースとを備える請求項８に記載の想定故障分析装置。
【請求項１０】
中給システムより計測情報を取得する中給システム連携部と、
前記計測情報、前記系統設備データおよび前記第１予見断面に基づいて、前記第１予見断面よりも短期の系統状態に関する第２予見断面を生成する第２予見断面生成部と、
前記第２予見断面、前記第２予見断面に基づく想定故障および前記分類結果に基づいて、前記電力系統を安定化させるための制御に関するリアルタイム制御テーブルを策定する信頼性分析・対策立案部とを備える請求項９に記載の想定故障分析装置。
【請求項１１】
プロセッサにより実行される想定故障分析方法であって、
前記プロセッサは、
電力系統の運用に係る計画情報に基づいて前記電力系統の系統状態を予見し、
前記系統状態に基づいて想定故障を想定し、
前記想定故障の発生時の前記系統状態におけるＫＰＩを分析し、
前記ＫＰＩに基づいて前記想定故障を分類し、
前記想定故障の分類結果を出力する想定故障分析方法。
【請求項１２】
前記プロセッサは、
広域機関システムより需給計画情報を取得し、
卸電力取引市場システムより電力取引情報を取得し、
需給調整市場システムより調整力取引情報を取得し、
前記需給計画情報、前記電力取引情報および前記調整力取引情報に基づいて、前記電力系統の系統状態を予見する請求項１１に記載の想定故障分析方法。
【請求項１３】
前記プロセッサは、
エリア中給システムより計測情報を取得し、
前記計測情報に基づいて、前記電力系統の系統状態を予見し、
前記計測情報に基づく予見結果、前記予見結果に基づく想定故障および前記分類結果に基づいて、前記電力系統を安定化させるための制御に関するリアルタイム制御テーブルを算出する請求項１２に記載の想定故障分析方法。
【請求項１４】
前記プロセッサは、
系統設備データを保存し、
発電・需要実績データを保存し、
バランシンググループ情報を保存し、
前記需給計画情報、前記電力取引情報、前記調整力取引情報、前記系統設備データ、前記発電・需要実績データおよび前記バランシンググループ情報に基づいて、前記電力系統の系統状態に関する第１予見断面を生成し、
前記第１予見断面に基づいて想定故障を想定し、
前記第１予見断面および前記想定故障に基づいてＫＰＩを算出し、
前記ＫＰＩに基づいて想定故障の分類結果を策定し、
前記分類結果を出力する請求項１２に記載の想定故障分析方法。
【請求項１５】
前記プロセッサは、
エリア中給システムより計測情報を取得し、
前記計測情報、前記系統設備データおよび前記第１予見断面に基づいて、前記第１予見断面よりも短期の系統状態に関する第２予見断面を生成し、
前記第２予見断面、前記第２予見断面に基づく想定故障および前記分類結果に基づいて、前記電力系統を安定化させるための制御に関するリアルタイム制御テーブルを策定し、
前記リアルタイム制御テーブルを出力する請求項１４に記載の想定故障分析方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、電力系統の運用および運用計画において想定故障を分析可能な想定故障分析装置および想定故障分析方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
電力系統では、地絡、短絡および送電線切断等の事故が電力系統上に発生しても安定に電力を供給できるよう信頼度基準を定め、設備計画および運用を実施している。非特許文献１によると、信頼度基準の考え方を以下のように定義している。
【０００３】
設備健全時には、潮流が設備の常時容量を超過しないこと、電圧が適正に維持されること、発電機が安定に運転可能であること、としている。設備故障時（Ｎ−１故障）には、原則として供給支障を生じさせないこと、限定的な発電支障にとどめること、としている。設備故障時（Ｎ−２故障等）には、一部の電源脱落や供給支障は許容すること、ただし、供給支障規模が大きく、社会的影響が懸念される場合などは対策を行うよう考慮すること、としている。ここで、Ｎ−１故障とは、送電線１回線、変圧器１台、発電機１台の故障である。Ｎ−２故障とは、送電線２回線故障等の機器装置の２か所同時喪失を伴う故障等である。
【０００４】
一方、日本国内では、電力システム改革および再生可能エネルギー発電の普及が進んでいる上、設備の老朽化や自然災害の発生の高頻度化が起こっており、想定しておくべき事象が複雑かつ膨大になりつつある。例えば、電力システム改革によって推進されている電力系統の広域運用では、従来のエリアの概念を超えた全国大での運用が求められている。これに伴い、運用者が管理すべき想定故障は、管理対象エリアや機器の増加に伴って増加する。
【０００５】
また、再生可能エネルギー発電が普及すると、天候による発電出力の急変が想定される。大規模な出力急変は、設備故障に匹敵するほど電力系統の信頼性に影響を与える上、出力急変と他の想定故障の組み合わせによって大きく信頼性が損なわれる可能性がある。さらに、設備の老朽化や自然災害では、従来の想定であるＮ−１故障やＮ−２故障を超えるような多重故障が発生する恐れがある。
【０００６】
このため、これからの電力系統において信頼性を維持するためには、従来のＮ−１故障およびＮ−２故障のみに限定せずに、想定の範囲を広げて運用することが望ましい。
【０００７】
例えば、特許文献１には、平常時における系統モデルに加えて潮流状態が急変した場合の急変パターンを生成し、それぞれに対する想定故障発生時の安定化制御量を決定する事故波及防止システムが開示されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００８】
【特許文献１】特開２０１５−１５９６４４号公報
【非特許文献】
【０００９】
【非特許文献１】総合資源エネルギー調査会  省エネルギー・新エネルギー分科会  新エネルギー小委員会  系統ワーキンググループ（第１回）  資料４“地域間連系線の運用ルール等の現状について”
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【００１０】
しかしながら、特許文献１に開示された事故波及防止システムは、急変パターンの設定による計算量増加への事前の対策をしておらず、組み合わせ数の増加によって制御テーブルの更新が遅延し、電力系統を安定に制御できない恐れがあった。あるいは、組み合わせ数を限定することによって、想定外の事象発生時に大停電に至る恐れがあった。また、対策実施完了までに時間のかかる調相設備の投入等との協調を考慮できず、経済的に運用されない可能性もあった。
【００１１】
本発明は、上記事情に鑑みなされたものであり、その目的は、想定故障の増加に対応しつつ、電力系統の信頼性を管理可能な想定故障分析装置および想定故障分析方法を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【００１２】
上記目的を達成するため、第１の観点に係る想定故障分析装置は、電力系統の運用に係る計画情報に基づいて電力系統の系統状態を予見する予見部と、前記系統状態に基づいて想定故障を想定する想定部と、前記想定故障の発生時の前記系統状態におけるＫＰＩ（Ｋｅｙ  Ｐｅｆｏｒｍａｎｃｅ  Ｉｎｄｉｃａｔｏｒ）を分析する分析部と、前記ＫＰＩに基づいて前記想定故障を分類する分類部とを備える。
【発明の効果】
【００１３】
本発明によれば、想定故障の増加に対応しつつ、電力系統の信頼性を管理することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１４】
【図１】図１は、実施形態に係る想定故障分析装置のハードウェア構成を示すブロック図である。
【図２】図２は、実施形態に係る想定故障分析装置の機能的な構成を示すブロック図である。
【図３】図３は、図２の中期予見断面生成部の処理を示すフローチャートである。
【図４】図４は、図３の処理で用いられる需要計画値および発電計画値の一例を示す図である。
【図５】図５は、図３の処理で用いられる調整力取引情報の一例を示す図である。
【図６】図６は、図３の処理で生成される中期需要ベース計画値および中期発電ベース計画値の一例を示す図である。
【図７】図７は、図３の処理で用いられる小売バランシンググループと変電所の紐付け結果の一例を示す図である。
【図８】図８は、図３の中期変電所需要計画値の生成に用いられる変電所需要実績値と変電所需要平均値との関係の一例を示す図である。
【図９】図９は、図３の中期変電所需要計画値の生成に用いられる変電所需要実績値の分布の一例を示す図である。
【図１０】図１０は、図３の処理で生成される中期変電所需要計画値および中期発電所発電計画値の一例を示す図である。
【図１１】図１１は、図３の処理で生成される中期予見断面の一例を示す図である。
【図１２】図１２は、図２の想定故障想定部で想定される想定故障の一例を示す図である。
【図１３】図１３は、想定故障の分類に用いられるＫＰＩの算出処理を示すフローチャートである。
【図１４】図１４は、ＫＰＩの算出に用いられる故障前後のＰ−Ｖカーブの一例を示す図である。
【図１５】図１５は、電力系統の信頼性とＫＰＩとの関係を示す図である。
【図１６】図１６は、図２のＫＰＩ分析部で分析されたＫＰＩの一例を示す図である。
【図１７】図１７は、対策後ＫＰＩに基づく想定故障分類結果の一例を示す図である。
【図１８】図１８は、図２の想定故障分類部の分類処理を示すフローチャートである。
【図１９】図１９は、想定故障に対する対策前ＫＰＩに基づく分類および対策後ＫＰＩに基づく分類の一例を示す図である。
【図２０】図２０は、図１９の対策前の分類から対策後の分類への遷移パターンに基づく想定故障分類結果を示す図である。
【図２１】図２１は、図２の短期予見断面生成部で生成される短期予見断面の一例を示す図である。
【図２２】図２２は、図２の電力系統の故障発生前の系統状態の一例を示す図である。
【図２３】図２３は、図２２の電力系統の想定故障が図２０の想定故障分類１に分類される時の系統状態の一例を示す図である。
【図２４】図２４は、図２２の電力系統の想定故障が図２０の想定故障分類２または３に分類される時の系統状態の一例を示す図である。
【図２５】図２５は、図２４の電力系統の想定故障の対策前後のＫＰＩの計算例を示す図である。
【図２６】図２６は、図２４の電力系統の想定故障が図２０の想定故障分類２に分類される時の対策および対策後の電圧安定性の一例を示す図である。
【図２７】図２７は、図２４の電力系統の想定故障が図２０の想定故障分類３に分類される時の対策および対策後の電圧安定性の一例を示す図である。
【図２８】図２８は、図２４の電力系統の想定故障が図２０の想定故障分類４に分類される時の系統状態および対策の一例を示す図である。
【図２９】図２９は、図２４の電力系統の想定故障が図２０の想定故障分類５に分類される時の系統状態および対策の一例を示す図である。
【図３０】図３０は、図２４の電力系統の想定故障が図２０の想定故障分類６に分類される時の系統状態および対策の一例を示す図である。
【図３１】図３１は、図２４の電力系統の想定故障が図２０の想定故障分類７に分類される時の系統状態および対策の一例を示す図である。
【発明を実施するための形態】
【００１５】
実施形態について、図面を参照して説明する。なお、以下に説明する実施形態は特許請求の範囲に係る発明を限定するものではなく、また、実施形態の中で説明されている諸要素およびその組み合わせの全てが発明の解決手段に必須であるとは限らない。
【００１６】
図１は、実施形態に係る想定故障分析装置のハードウェア構成を示すブロック図である。
図１において、想定故障分析装置１０は、例えば、計算機システムまたはコンピュータで構成される。想定故障分析装置１０は、中央制御装置１１、入力装置１２、出力装置１３、表示装置１４、通信装置１５、主記憶装置１６および補助記憶装置１７を備える。中央制御装置１１、入力装置１２、出力装置１３、表示装置１４、通信装置１５、主記憶装置１６および補助記憶装置１７は、バス１８を介して接続されている。
【００１７】
中央制御装置１１は、コンピュータプログラムを実行し、補助記憶装置１７に記憶されている各種データベース内のデータの検索、処理結果の表示指示、電力系統２０の想定故障分析などを行う。中央制御装置１１は、ＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ  Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ  Ｕｎｉｔ）であってもよいし、ＧＰＵ（Ｇｒａｐｈｉｃｓ  Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ  Ｕｎｉｔ）であってもよい。中央制御装置１１は、シングルコアロセッサであってもよいし、マルチコアロセッサであってもよい。中央制御装置１１は、処理の一部または全部を行うハードウェア回路（例えばＦＰＧＡ（Ｆｉｅｌｄ−Ｐｒｏｇｒａｍｍａｂｌｅ  Ｇａｔｅ  Ａｒｒａｙ）またはＡＳＩＣ（Ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ  Ｓｐｅｃｉｆｉｃ  Ｉｎｔｅｇｒａｔｅｄ  Ｃｉｒｃｕｉｔ））を備えていてもよい。中央制御装置１１は、ニューラルネットワークを備えていてもよい。中央制御装置１１は、１つまたは複数の半導体チップとして構成してもよいし、計算サーバのようなコンピュータ装置として構成してもよい。
【００１８】
入力装置１２は、想定故障分析装置１０を動作させるための各種条件および各種指示などを入力する。入力装置１２は、例えば、キーボード、マウス、タッチパネル、カードリーダ、音声入力装置等である。
【００１９】
出力装置１３は、想定故障分析装置１０内での処理結果などを出力する。出力装置１３は、例えば、出力インターフェースである。
【００２０】
表示装置１４は、想定故障分析装置１０内で処理結果などを表示する。表示装置１４は、例えば、液晶モニタ、有機ＥＬ（Ｅｌｅｃｔｒｏ  Ｌｕｍｉｎｅｓｃｅｎｃｅ）ディスプレイ、グラフィックカードである。
【００２１】
通信装置１５は、通信回線１０１ａに接続するための回路および通信プロトコルを備える。通信回線１０１ａは、インターネットなどのＷＡＮ（Ｗｉｄｅ  Ａｒｅａ  Ｎｅｔｗｏｒｋ）であってもよいし、ＷｉＦｉまたはイーサネット（登録商標）などのＬＡＮ（Ｌｏｃａｌ  Ａｒｅａ  Ｎｅｔｗｏｒｋ）であってもよいし、ＷＡＮとＬＡＮが混在していてもよい。
【００２２】
主記憶装置１６は、例えば、ＲＡＭ（Ｒａｎｄｏｍ  Ａｃｃｅｓｓ  Ｍｅｍｏｒｙ）として構成され、コンピュータプログラムおよび計算結果データを記憶したり、各処理に必要なワークエリアを中央制御装置１１に提供したりする。
【００２３】
補助記憶装置１７は、大容量の記憶容量を有する記憶デバイスであり、例えば、ハードディスク装置やＳＳＤ（Ｓｏｌｉｄ  Ｓｔａｔｅ  Ｄｒｉｖｅ）である。補助記憶装置１７は、各種データベース１７Ａおよび各種プログラム１７Ｂを記憶することができる。各種プログラム１７Ｂは、想定故障分析装置１０にインストール可能なソフトウェアであってもよいし、想定故障分析装置１０にファームウェアとして組み込まれていてもよい。各種プログラム１７Ｂは、電力系統１０８の想定故障分析を中央制御装置１１に実行させる想定故障分析プログラムを含む。
【００２４】
想定故障分析装置１０は、通信回線１０１ａを介して広域機関（電力広域的運営推進機関）システム１０２、卸電力取引市場システム１０３、需給調整市場システム１０４およびエリア中給（中央給電指令所）システム１０５に接続可能である。エリア中給システム１０５は、通信回線１０１ｂを介して計測器１０６および制御対象機器１０７に接続可能である。想定故障装置１は、広域機関システム１０２、卸電力取引市場システム１０３、需給調整市場システム１０４またはエリア中給システム１０５に直接接続されてもよい。また、図１では、エリア中給システム１０５は１つしか示してないが、複数存在してもよい。
【００２５】
計測器１０６は、電力系統１０８に設置されている発電機の出力状態、送変電設備の潮流状態、調相設備や開閉器等の制御対象機器１０７の設備状態を計測する。制御対象機器１０７は、電力系統１０８に設置されている調相設備、発電機、変換器、蓄電池および需要家設備などの出力変更が可能な機器や、タップ付き変圧器および遮断機などの設備状態が変更可能な機器である。
【００２６】
想定故障分析装置１０は、通信回線１０１ａを介して広域機関システム１０２、卸電力取引市場システム１０３または需給調整市場システム１０４にアクセスし、電力系統１０８の運用に係る計画情報を取得可能である。また、想定故障分析装置１０は、通信回線１０１ａを介してエリア中給システム１０５にアクセスし、計測器１０６で計測された計測情報を取得可能である。
【００２７】
中央制御装置１１が想定故障分析プログラムを主記憶装置１６に読み出し、想定故障分析プログラムを実行することにより、電力系統１０８の運用に係る計画情報に基づいて電力系統１０８の系統状態を予見し、予見した系統状態に基づいて想定故障を想定し、想定故障の発生時の系統状態におけるＫＰＩを分析し、ＫＰＩに基づいて想定故障を分類し、その分類結果を出力することができる。電力系統１０８の運用に係る計画情報は、例えば、広域機関システム１０２より取得した需給計画情報、卸電力取引市場システム１０３より取得した電力取引情報および需給調整市場システム１０４より取得した調整力取引情報である。
【００２８】
ここで、電力系統１０８の運用に係る計画情報を用いた場合、計測器１０６で計測された計測情報を用いた場合に比べて、遠い未来の系統状態を予見する。例えば、電力系統１０８の運用に係る計画情報を用いた場合では、１０分間隔で２時間先の系統状態を予見する。これに対して、計測器１０６で計測された計測情報を用いた場合では、例えば、１分間隔で１０分先の系統状態を予見する。
【００２９】
このため、出力急変と他の想定故障の組み合わせ数の増加に対応しつつ想定故障を事前に分類し、その分類に応じた対策を立案することができる。このため、Ｎ−１故障やＮ−２故障のみに限定せずに、想定の範囲を広げて電力系統１０８を安定運用することが可能となり、想定外の事象発生時の大停電を防止することができる。また、対策実施完了までに時間のかかる調相設備の投入等との協調を考慮することができ、電力系統１０８の経済的な運用を実現することが可能となる。
【００３０】
図２は、実施形態に係る想定故障分析装置の機能的な構成を示すブロック図である。以下の説明では、“○○部は”と動作主体を記した場合、中央制御装置１１が補助記憶装置１７からプログラムである○○部を読み出し、主記憶装置１６にロードした上で○○部の機能を実現することを意味するものとする。
【００３１】
図２において、想定故障分析装置１０は、オンライン系２１と、リアルタイム系２２を備える。オンライン系２１は、電力系統１０８の運用に係る計画情報に基づいて電力系統１０８の想定故障を分類する。例えば、オンライン系２１は、実運用１時間前のゲートクローズ段階において想定故障の分類と対策立案する。リアルタイム系２２は、電力系統１０８の計測情報に基づく想定故障および想定故障の分類結果に基づいて、想定故障に対する対策を立案する。例えば、リアルタイム系２２は、実運用直前から実運用断面における想定故障の分析および対策立案を実施する。
【００３２】
オンライン系２１は、システム連携部２０１、中期予見断面生成部２０２、ＫＰＩ分析部２０３および想定故障分類部２０４を備える。
【００３３】
システム連携部２０１は、広域機関システム１０２より需給計画情報２２１を取得し、卸電力取引市場システム１０３より電力取引情報２２２を取得し、需給調整市場システム１０４より調整力取引情報２２３を取得し、中期予見断面生成部２０２に出力する。
【００３４】
需給計画情報２２１および電力取引情報２２２は、３０分ごとの需要計画値および発電計画値である。調整力取引情報２２３は、需給調整市場における調整力の取引結果である。
【００３５】
中期予見断面生成部２０２は、需給計画情報２２１、電力取引情報２２２、調整力取引情報２２３、系統設備データ２２４、発電・需要実績データ２２５およびバランシンググループ情報２２６に基づいて、中期予見断面２２７を生成し、ＫＰＩ分析部２０３、中期予見断面データベース２６および想定故障想定部２７に出力する。
【００３６】
系統設備データ２２４は、系統設備の種類・パラメータおよび系統設備同士の接続関係を示す。一般的には、バス・ブランチモデルがよく使われるため、バス・ブランチモデルでもよいが、母線構成の変更等に伴う管理の煩雑さの観点からは、ノード・ブレーカーモデルの方が好ましい。発電・需要実績データ２２５は、再生可能エネルギー発電所および変電所を単位とした過去の発電量および需要量の時系列計測データである。バランシンググループ情報２２６は、発電バランシンググループと発電所の対応関係と、小売バランシンググループと供給地域および規模の対応関係を示す。
【００３７】
中期予見断面２２７は、電力系統１０８の運用に係る計画情報に基づいて予見された電力系統１０８の系統状態に関する予見結果である。中期予見断面２２７は、例えば、２時間先までの１０分ごとの電力系統１０８の設備状態および潮流状態を示す。なお、中期予見断面２２７は、２時間先までの１０分ごとの系統状態を示すとしたが、２時間先までの１０分ごとに限定する必要はない。
【００３８】
ＫＰＩ分析部２０３は、中期予見断面２２７において想定故障２２８が発生した場合の系統状態のＫＰＩ２２９を算出し、想定故障分類部２０４に出力する。ＫＰＩ２２９は、例えば、想定故障２２８の発生確率、想定故障２２８の発生時の電力系統１０８の信頼性、想定故障２２８の発生時の停電範囲、想定故障２２８に対する対策の緊急性、想定故障２２８に対する対策によって生じる市場経済性への影響である。
【００３９】
想定故障２２８は、電力系統１０８で発生が想定される故障である。具体的には、想定故障２２８は、中期予見断面２２７における各発電機の解列、各送変電設備における地絡、短絡または切断による停止、中期予見断面２２７の生成時に想定しなかった再生可能エネルギー発電の大規模出力急変、台風等の荒天による複数設備の停止、大規模地震による発電機群の一斉解列、送変電設備群の一斉停止およびこれらの組み合わせを想定して生成されたＮ−１故障、Ｎ−２故障、Ｎ−１−１故障、Ｎ−２−１故障、Ｎ−ｋ故障、Ｎ−ｋ−１故障およびＮ−ｋ−２故障のリストである。
【００４０】
Ｎ−１故障、Ｎ−２故障は、前述の定義の通りである。Ｎ−ｋ故障は、台風等の荒天や大規模地震による設備の一斉停止を想定したものである。Ｎ−１−１故障、Ｎ−２−１故障、Ｎ−ｋ−１故障およびＮ−ｋ−２故障は、Ｎ−１故障、Ｎ−２故障およびＮ−ｋ故障の組み合わせによる想定故障２２８であり、同時に発生する場合と、ある程度の時間差で発生する場合の両方を想定する。これらの想定自体は予め、過去の系統故障および災害等の情報を基に定めるものであるが、想定に対してどの設備に故障が発生するかは、系統状態によっても変わるため、オンライン系２１で想定故障２２８を想定する。
【００４１】
想定故障分類部２０４は、ＫＰＩ２２９に基づいて想定故障２２８を分類し、想定故障２２８の分類結果２３０を策定し、分類結果データベース２８および表示・出力部２９に出力する。
【００４２】
リアルタイム系２２は、中給システム連携部２１１、短期予見断面生成部２１２および信頼性分析・対策立案部２１３を備える。
【００４３】
中給システム連携部２１１は、通信回線１０１ａを介して、各エリア中給システム１０５より計測情報２３１を取得し、短期予見断面生成部２１２に出力する。計測情報２３１は、各計測器１０６が計測した情報である。
【００４４】
短期予見断面生成部２１２は、計測情報２３１、系統設備データ２２４および中期予見断面２２７に基づいて、短期予見断面２３２を生成し、想定故障想定部２７および信頼性分析・対策立案部２１３へ出力する。
【００４５】
例えば、短期予見断面生成部２１２は、計測情報２３１および系統設備データ２２４を用いた状態推定等の処理によって現時点の潮流断面を生成する。短期予見断面生成部２１２は、その現時点の潮流断面を基準に、中期予見断面２３２の１０分間隔の発電・需要データを線形補間等して、短期予見断面２３２を生成する。短期予見断面２３２は、中期予見断面２３２より近い将来についての情報である。
【００４６】
信頼性分析・対策立案部２１３は、短期予見断面２３２、想定故障２２８および分類結果２３０に基づいて、リアルタイム制御テーブル２３３を生成し、表示・出力部２９に出力する。リアルタイム制御テーブル２３３は、電力系統１０８を安定化させるための制御に関する情報を示す。例えば、リアルタイム制御テーブル２３３は、想定故障２２８に対する対策のうち対策完了までの時間が短い対策や、系統安定化システムなどの事後制御に関する情報を示す。
【００４７】
また、想定故障分析装置１０は、系統設備データベース２３、発電・需要実績データベース２４、バランシンググループ情報データベース２５、中期予見断面データベース２６、想定故障想定部２７、分類結果データベース２８および表示・出力部２９を備える。
【００４８】
系統設備データベース２３は、系統設備データ２２４を保存する。発電・需要実績データベース２４は、発電・需要実績データ２２５を保存する。バランシンググループ情報データベース２５は、バランシンググループ情報２２６を保存する。中期予見断面データベース２６は、中期予見断面２２７を保存する。
【００４９】
想定故障想定部２７は、中期予見断面２２７に基づいて電力系統１０８の想定故障２２８を生成し、ＫＰＩ分析部２０３に出力する。また、想定故障想定部２７は、短期予見断面２３２に基づいて電力系統１０８の想定故障２２８を生成し、信頼性分析・対策立案部２１３に出力する。分類結果データベース２８は、電力系統１０８の想定故障２２８の分類結果２３０を保存する。
【００５０】
表示・出力部２９は、電力系統１０８の想定故障２２８に対するＫＰＩ２２９および想定故障２２８の分類結果２３０を表示したり出力したりする。また、表示・出力部２９は、リアルタイム制御テーブル２３３を表示したり、通信回線１０１ａを介してエリア中給システム１０５へ送信したりする。
【００５１】
ユーザは、表示・出力部２９に表示されるリアルタイム制御テーブル２３３を参照することにより、想定故障２２８に対する対策を実施したり、エリア中給システム１０５は、通信回線１０１ａを介して取得したリアルタイム制御テーブル２２３に基づいて、制御対象機器１０７へ制御指令２４１あるいは制御テーブルを送信したりする。
【００５２】
なお、上述した実施形態では、想定故障分析装置１０からの制御指令２４１あるいは制御テーブルの出力先として、エリア中給システム１０５を例にとったが、例えば、ＶＱＣ（Ｖｏｌｔａｇｅ  ａｎｄ  ｒｅａｃｔｉｖｅ  ｐｏｗｅｒ  Ｃｏｎｔｒｏｌ）装置や系統安定化システムへ直接送信してもよい。また、リアルタイム系２２を想定故障分析装置１０に設けた例を示したが、エリア中給システム１０５などの想定故障分析装置１０の外部に設けてもよく、通信回線１０１ａを介してリアルタイム系２２と情報のやり取りをしてもよい。
【００５３】
以下、図２の想定故障分析装置１０の動作について、具体的な数値例を用いて詳細に説明する。
図３は、図２の中期予見断面生成部の処理を示すフローチャートである。
図３のステップＳ１１では、中期予見断面生成部２０２は、需給計画情報２２１、電力取引情報２２２、調整力取引情報２２３、系統設備データ２２４、発電・需要実績データ２２５およびバランシンググループ情報２２６を取得する。
【００５４】
図４は、図３の処理で用いられる需要計画値および発電計画値の一例を示す図である。
図４において、需給計画情報２２１および電力取引情報２２２はそれぞれ、３０分ごとの需要計画値２２１Ａおよび発電計画値２２２Ａを含む。例えば、現在時刻が１０：００であることを想定すると、需要計画値２２１Ａおよび発電計画値２２２Ａは、現在時刻が１０：００と、想定時刻が１０：３０、１１：００、１１：３０、１２：００、・・・のｋＷｈ値を含む。
【００５５】
需要計画値２２１Ａは、バランシンググループごとに提出されるため、バランシンググループごとの３０分ごとの計画値となる。例えば、各小売事業者ＲＡ〜ＲＣは、１１：００の断面において、３５０ｋＷｈ、６００ｋＷｈおよび８５０ｋＷｈの需要を計画している。
【００５６】
発電計画値２２２Ａも、バランシンググループごとの３０分ごとの計画値となるが、発電計画値２２２Ａは、例えば、発電事業者の所有する発電所や発電機に紐づいていてもよい。例えば、発電事業者ＪＡの発電所ＪＡ−１は、１０：００から１２：００までの各断面において２５０ＭＷｈの発電を計画している。ここで、ゲートクローズ（系統利用者（発電事業者および小売事業者）から系統運用者への需給計画の提出締切）が実運用断面の１時間前であるとすると、１０：００の時点では、１１：００の断面までの計画が確定されていることになる。一方、１１：３０以降の断面については、市場取引等によって変更の可能性がある。このため、発電計画値２２２Ａのステータスは、１１：００の断面までは確定済、１１：３０以降の断面については未確定となる。
【００５７】
図５は、図３の処理で用いられる調整力取引情報の一例を示す図である。
図５において、調整力取引情報２２３は、調整力の取引コマを３０分単位とした場合の各送電事業者における調整力の調達先、調達量および価格情報を含む。例えば、送電事業者１は、１０：００の断面において、発電機Ｇ１から２５０ＭＷの調整力をΔｋＷ価格１．００円／ｋＷで調達し、ｋＷｈ価格２．０円／ｋＷｈで調達していることがわかる。
【００５８】
図３に戻り、ステップＳ１２では、中期予見断面生成部２０２は、需給計画情報２２１および電力取引情報２２２における３０分ごとの需要計画値２２１Ａおよび発電計画値２２２Ａに基づいて、１０分ごとの中期需要ベース計画値および中期発電ベース計画値を生成する。このとき、需要計画値２２１Ａおよび発電計画値２２２ＡのｋＷｈ値をｋＷ値に換算する。ｋＷｈ値は、以下の（１）式に示すように、ｋＷ値を時間で積分したものである。ただし、ＥはｋＷｈ値、Ｐ（ｔ）はｋＷ値、ｔは時間を示す。ここで、積分時間ΔｔにおけるＰ（ｔ）の平均値をＰａｖｅとすると、Ｅは、以下の（２）式のようにも表すことができる。すなわち、ｋＷｈ値を積分時間Δｔで除することにより、平均値ＰａｖｅとしてのｋＷ値を求めることができる。例えば、３０分１コマでのｋＷｈ値が与えられると、このｋＷｈ値を２倍することにより、ｋＷ値が得られる。中期予見断面生成部２０２は、このようにして算出したｋＷ値を線形補間等によって１０分ごとの値とすることにより、中期需要ベース計画値および中期発電ベース計画値を生成することができる。
【００５９】
Ｅ＝∫Ｐ（ｔ）ｄｔ      ・・・（１）
【００６０】
Ｅ＝Ｐａｖｅ×Δｔ      ・・・（２）
【００６１】
図６は、図３の処理で生成される中期需要ベース計画値および中期発電ベース計画値の一例を示す図である。
図６において、中期需要ベース計画値２２１Ｂおよび中期発電ベース計画値２２２Ｂは、バランシンググループごとの１０分ごとのｋＷ値として得られる。ｋＷ値の代わりにＭＷ値を用いるようにしてもよい。
【００６２】
図３に戻り、ステップＳ１３では、中期予見断面生成部２０２は、中期発電所・変電所ベース計画値を生成する。このとき、中期予見断面生成部２０２は、中期需要ベース計画値２２１Ｂ、中期発電ベース計画値２２２Ｂ、バランシンググループ情報２２６および系統設備データ２２４に基づいて、電力系統１０８上の変電所に対して中期需要ベース計画値２２１Ｂを紐づけ、発電所に対して中期発電ベース計画値２２２Ｂを紐づける。通常、中期発電ベース計画値２２２Ｂの生成に用いた発電計画値２２２Ａには発電所ごとの情報が含まれるため、発電所と中期発電ベース計画値２２２Ｂの対応は１対１で決まる。一方、小売バランシンググループと変電所の対応は１対１で決まらず、小売バランシンググループの供給先が複数の変電所に跨る場合や、１つの変電所が複数の小売バランシンググループの供給先となっている場合がある。
【００６３】
図７は、図３の処理で用いられる小売バランシンググループと変電所の紐付け結果の一例を示す図である。
図７において、図６の小売バランシンググループごとの中期需要ベース計画値２２１Ｂを、バランシンググループ情報２２６に含まれる供給地域や規模の情報に基づいて、変電所ごとに比率で配分する。例えば、小売事業者ＲＡの供給先は変電所Ｈ１〜Ｈ３に跨っており、その比率は５０：３０：２０である。この比率を用いて、中期需要ベース計画値２２１ＢのｋＷ値を配分することにより、変電所ごとの需要ベース計画値を算出する。なお、電力系統１０８上の設備と各計画値の対応関係が既に決まっている場合には、それに準じてもよい。
【００６４】
このように、中期予見断面生成部２０２は、中期発電所・変電所ベース計画値を生成し、図６のバランシンググループごとの中期需要ベース計画値２２１Ｂおよび中期発電ベース計画値２２２Ｂを、電力系統１０８上の発電所および変電所に割り当てることで、潮流計算等の系統解析処理を実行することが可能となる。
【００６５】
図３に戻り、ステップＳ１４では、中期予見断面生成部２０２は、中期発電所発電・変電所需要計画値を生成する。例えば、中期予見断面生成部２０２は、発電・需要実績データ２２５に基づいて、１０分１コマにおける再生可能エネルギー発電および需要の変動幅を算出し、中期発電所・変電所ベース計画値に加えたり、減じたりすることにより、中期発電所発電・変電所需要計画値を生成する。
【００６６】
ここで、中期予見断面生成部２０２は、中期発電所・変電所ベース計画値に対して変動分を含む中期発電所発電・変電所需要計画値を策定することにより、需要量または再生可能エネルギー発電による発電量の変動によって中期発電所・変電所ベース計画値通りとはならない場合においても、これらの変動を想定することができる。
【００６７】
図８は、図３の中期変電所需要計画値の生成に用いられる変電所需要実績値と変電所需要平均値との関係の一例を示す図である。
図８において、変電所需要実績値ＶＢの変動幅の算出に当たっては、中期予見断面生成部２０２は、１０分間の変電所需要実績値ＶＢの平均値ＶＡを求め、その平均値ＶＡからの変電所需要実績値ＶＢのずれを求める。平均値ＶＡからの変電所需要実績値ＶＢのずれの最大値を変動幅としてもよい。
【００６８】
図９は、図３の中期変電所需要計画値の生成に用いられる変電所需要実績値の分布の一例を示す図である。
図９において、変電所需要実績値ＶＢを正規分布として近似し、その正規分布の２σ（標準偏差）を変電所需要実績値ＶＢの変動幅としてもよい。
【００６９】
図１０は、図３の処理で生成される中期変電所需要計画値および中期発電所発電計画値の一例を示す図である。
図１０において、中期変電所需要計画値２２１Ｃは、中期変電所ベース計画値に需要量の変動幅が組み合わされている。例えば、中期変電所需要計画値２２１Ｃにおいて、変電所Ｈ１は、１０：２０の断面で２８３ｋＷの平均需要と±２０ｋＷの変動が想定されている。
【００７０】
中期発電所発電計画値２２２Ｃは、中期発電所ベース計画値に発電量の変動幅が組み合わされている。発電所については、火力発電所などの制御可能な発電所については変動の想定が必要ないため、発電所ＪＡ−１のように計画値のみとなる。一方、再生可能エネルギー発電所は、天候依存による出力の変動を想定する必要があり、例えば、発電所ＪＡ−２では１０：２０の断面で５００ＭＷの平均出力と±２０ＭＷの変動が想定されている。なお、再生可能エネルギー発電および需要の変動幅の情報が既にある場合には、新たに算出する必要はない。
【００７１】
図３に戻り、ステップＳ１５では、中期予見断面生成部２０２は、中期予見仮断面を生成する。例えば、中期予見断面生成部２０２は、中期発電所発電・変電所需要計画値と系統設備データ２２４に基づいて、潮流計算入力データを複数生成する。なお、潮流計算入力データとしては、各発電所の出力、変電所の需要、送配電設備の接続関係およびインピーダンス等のパラメータが必要である。各発電所の出力および変電所の需要は、中期発電所発電・変電所需要計画値を用いて決定することができる。この際、中期発電所発電・変電所需要計画値は、ベースとなる計画値と変動幅の情報を含んでいるが、変動幅の情報を含んでいる変電所・発電所は少なくとも、ベース計画値、ベース計画値に変動幅を加算した値およびベース計画値から変動幅を減算した値の少なくとも３パターンの値を用意し、これらの全ての組み合わせから、網羅的に中期予見仮断面を生成する。このため、中期予見仮断面は、１つの時間断面に対して複数存在する。
【００７２】
ステップＳ１６では、中期予見断面生成部２０２は、中期予見仮断面における発電および需要の組み合わせのパターンによって生じる需給インバランスおよび送電ロスによって生じる需給インバランスを、調整力を用いて補填し、中期予見断面２２７を生成する。具体的には、中期予見仮断面における需給インバランス量を算出する。発電および需要の組み合わせのパターンによって生じる需給インバランス量の算出に当たっては、発電量の合計から需要量の合計を減算してもよいし、潮流計算を実行し、その際のスイング母線における入出力電力と設定値との違いから算出してもよい。送電ロスによる需給インバランス量についても、潮流計算によって算出してもよいし、送電ロス率が既に規定されている場合はその値を用いてもよい。
【００７３】
このようにして算出した需給インバランス量と同量に達するまで、調整力取引情報２２３の調整力をｋＷｈ価格が安い順に発動する。例えば、発電量が不足している場合、上げ調整力の発動を想定し、調整力リソースの出力をその分増加させて、中期予見断面２２７とする。発電量が過剰の場合、下げ調整力の発動を想定し、調整力リソースの出力をその分減少させて、中期予見断面２２７とする。
【００７４】
図１１は、図３の処理で生成される中期予見断面の一例を示す図である。
図１１において、例えば、１０：３０の中期予見断面２２７Ａでは、ベースとして各変電所および発電所の需要と出力のｋＷ値が記載され、パターンＦ１、Ｆ２としてベースに対して需要または出力が増えたｋＷ値と減ったｋＷ値が記載されている。１０：４０の中期予見断面２２７Ｂおよび１０：５０の中期予見断面２２７Ｃについても同様である。
【００７５】
なお、中期予見断面２２７は、変電所における需要と発電所における発電の情報に加えて系統トポロジー情報を含んでいた方が望ましく、対策立案等のこの後の処理における系統トポロジーの変更の可能性を想定し、ノード・ブレーカーモデルに準じている方が望ましい。また、需要計画値および発電計画値については有効電力の情報しかない。このため、需要の無効電力は過去の実績値に従い、発電の無効電力、調相設備、変圧器タップおよび系統構成などの状態はスケジュール運転であるならば、スケジュールに従う。そうでない場合には、現行の状態を前提としてもよいし、過去の実績に準じるようにしてもよい。ただし、これらの方法は一例であり、これらの方法に限定するものではない。
【００７６】
中期予見断面生成部２０２で生成された中期予見断面２２７は、中期予見断面データベース２６に保存されるとともに、ＫＰＩ分析部２０３および想定故障想定部２７に出力される。想定故障想定部２７は、中期予見断面２２７に基づいて、電力系統１０８の想定故障２２８を想定する。
【００７７】
図１２は、図２の想定故障想定部で想定される想定故障の一例を示す図である。
図１２において、想定故障２２８は、想定故障２２８を定義する想定故障定義２２８Ａおよび想定故障定義２２８Ａで定義された想定故障の組み合わせからなる組み合わせ想定故障２２８Ｂを含む。例えば、想定故障定義２２８Ａにおいて、想定故障Ｎｏ．１ではＮ−１故障として、送電線Ａ−１の１回線三相地絡が定義され、想定故障Ｎｏ．２ではＮ−２故障として、送電線Ａ−１、Ａ−２の２回線切断が定義され、想定故障Ｎｏ．３ではＮ−２故障として、発電機Ｇ５の出力減および送電線Ａ−５の１回線切断が定義され、想定故障Ｎｏ．４ではＮ−ｋ故障として、発電機Ｇ１、発電機Ｇ２および発電機Ｇ３の一斉解列が定義されている。組み合わせ想定故障２２８Ｂにおいて、例えば、想定故障Ｎｏ．Ｍ１ではＮ−ｋ−１故障として、想定故障Ｎｏ．４と想定故障Ｎｏ．１の組み合わせが定義されている。また、想定故障定義２２８Ａおよび組み合わせ想定故障２２８Ｂにおいて、各想定故障に対して想定される発生確率が設定される。
【００７８】
なお、通常は、地絡および短絡などの故障については、保護リレーによって故障が自動的に除去されるので、そこまでを一連の想定故障とみなす場合が多く、本実施形態でも、それに準じる。
【００７９】
図１３は、想定故障の分類に用いられるＫＰＩの算出処理を示すフローチャートである。
図１３のステップＳ２１では、ＫＰＩ分析部２０３は、中期予見断面２２７および想定故障２２８を取得する。
【００８０】
ステップＳ２２では、ＫＰＩ分析部２０３は、想定故障発生時の電力系統１０８の信頼性を分析する。電力系統１０８の信頼性は、例えば、送変電設備の過負荷、過渡安定性、定態安定性、電圧安定性および周波数安定性などのセキュリティと、需要に対して電力を十分供給できるかというアデカシーである。なお、ステップＳ２２の信頼性分析は、図２の信頼性分析・対策立案部２１３が実行するようにしてもよい。
【００８１】
送変電設備の過負荷は、例えば、故障設備を除外した構成で潮流計算を実行し、以下の（３）式に従って、その際の潮流から送変電設備の熱容量を減算して評価する。
【００８２】
Ｔｈｅｒｍａｌｉ＝Ｐｉ−Ｐｌｉｍ，ｉ      ・・・（３）
【００８３】
ただし、Ｔｈｅｒｍａｌｉは送変電設備ｉの過負荷量、Ｐｉは潮流計算の結果から求めた送変電設備における有効電力潮流、Ｐｌｉｍ，ｉは送変電設備の熱容量限界を表す。
【００８４】
過渡安定性は、想定故障発生前の定常状態の電力系統１０８に想定故障を発生させた場合の発電機等の動的振る舞いを表す動揺方程式を時系列計算による過渡解析あるいは、エネルギー関数法やＢＣＵ法等に代表される直接法によって評価する。電力系統１０８が過渡的に不安定な場合には、想定故障の影響により同期発電機が大きく加速または減速し、同期運転を継続できずに脱調に至る。
【００８５】
定態安定性は、想定故障発生後における動揺方程式を運用点周辺で線形近似して固有値解析し、固有値から判る振動成分の符号によって発散傾向か減衰傾向であるかを評価する。電力系統１０８が定態的に不安定な場合には、需要変動などの微小な変化によって発電機等が動揺し、その動揺が発散して同期運転を継続できずに脱調に至る。
【００８６】
電圧安定性は、想定故障発生前後における電力系統１０８のＰ−Ｖカーブを生成し、高め解を維持できているかや、電圧制御機器や負荷の動作を踏まえた時系列シミュレーションによる電圧の変化を評価する。
【００８７】
図１４は、ＫＰＩの算出に用いられる故障前後のＰ−Ｖカーブの一例を示す図である。
図１４において、Ｐ−Ｖカーブは、横軸を総需要、縦軸を母線電圧として、総需要を変化させながら母線電圧をプロットしたグラフである。Ｐ−Ｖカーブは、１つの総需要の値に対して母線電圧が２つの解を持つエリアと、１つだけ解を持つ点と、解を持たないエリアに分けられる。母線電圧が２つの解を持つエリアにおいて、電圧が高い方の解を電圧高め解と呼び、電圧高め解は安定に電圧を維持することができる。一方、電圧が低い方の解を電圧低め解と呼び、電圧低め解は電圧がさらに下がって電圧崩壊し、不安定な解となる。その境界となる、１つだけ解を持っている点は安定限界である。
【００８８】
一般に、電力系統１０８に故障が発生した場合、故障発生前のＰ−ＶカーブＰＶ１が左側にシフトしたＰ−ＶカーブＰＶ２になる。例えば、故障発生前に電力系統１０８がＰ−ＶカーブＰＶ１の運用点ＰＵで運用されていたものとすると、故障発生後のＰ−ＶカーブＰＶ２では、故障発生前と同じだけの総需要ＴＤにおいて解が存在せず不安定となり、対策を講じなければ電圧崩壊に至る。電圧安定性の静的な評価および故障前後の定常状態における安定性の評価については、Ｐ−Ｖカーブのみである程度可能であるが、実際の電圧変化については時系列シミュレーションによって評価する必要がある。
【００８９】
図１３に戻り、周波数安定性は、想定故障発生後の周波数を動揺方程式に基づく時系列シミュレーションなどで評価する。このため、周波数安定性は、過渡安定性と一緒に評価してもよい。電力系統１０８が周波数的に不安定な場合には、想定故障発生後の電力系統１０８の周波数が大きく増加または減少する。その結果、機器保護のための保護リレーが動作し、設備が電力系統１０８から解列される。
【００９０】
これらのセキュリティの評価によって、発電設備や送変電設備が解列し、需要に対して十分な電力を供給できなくなった場合は、アデカシー不足となる。
【００９１】
ステップＳ２３では、ＫＰＩ分析部２０３は、信頼性分析結果に基づき想定故障ごとのＫＰＩを算出する。
【００９２】
図１５は、電力系統の信頼性とＫＰＩとの関係を示す図である。
図１５において、過負荷については、例えば、（３）式に示す各送変電設備の過負荷量を全設備について積算したものとする。過渡安定性と定態安定性については、例えば、想定故障によって脱調する発電機の総容量とする。電圧安定性については、電圧崩壊に至った結果、低電圧リレーによって解列する需要や発電機の総容量とする。周波数安定性については、周波数保護リレーによって解列する需要や発電機の総容量とする。
【００９３】
一方、アデカシーのＫＰＩについては、発電機や需要の解列によって供給できない需要の総量とする。なお、実際には、これらのセキュリティ違反が複合的に発生することもあるので、信頼性分析を複合的に実施する必要がある。また、これ以外にも、ＫＰＩの計算方法をユーザが入力することにより、ＫＰＩを算出することが可能である。
【００９４】
図１３に戻り、ステップＳ２４では、ＫＰＩ分析部２０３は、発生によってＫＰＩ２２９が悪化する想定故障２２８に対して対策を立案する。対策としては、系統安定化システムによる発電機または需要の遮断、調相設備の投入、発電機端子電圧の変更および発電機出力の変更などがある。対策の対象および量の決め方としては、事前にリストを生成し、対策の効果を信頼性分析によって順次評価してもよいし、最適潮流計算等の最適化手法を用いて求めてもよい。なお、ステップＳ２４の対策立案は、図２の信頼性分析・対策立案部２１３が実行するようにしてもよい。
【００９５】
ステップＳ２５では、ＫＰＩ分析部２０３は、ステップＳ２４で立案した対策を実施した場合のＫＰＩを算出する。ＫＰＩ分析部２０３で分析されたＫＰＩ２２９は、対策前ＫＰＩ、対策後ＫＰＩ、対策および想定故障の発生確率の情報を含む。
【００９６】
図１６は、図２のＫＰＩ分析部で分析されたＫＰＩの一例を示す図である。なお、図１６の例では、図１２の想定故障定義２２８Ａの想定故障Ｎｏ．１に対するＫＰＩ２２９を示した。
図１６において、ＫＰＩ２２９は、例えば、想定故障Ｎｏ．１に対して対策前ＫＰＩ、対策後ＫＰＩ、対策および想定故障の発生確率の情報を含む。対策は、操作および対策が実施されるまでの所要時間を含む。また、ＫＰＩ２２９は、需給量の変動が想定された需給パターンごとに分析される。
【００９７】
図２のＫＰＩ分析部２０３によって出力されたＫＰＩ２２９は、想定故障分類部２０４へ入力される。想定故障分類部２０４は、ＫＰＩ２２９に基づいて分類結果２３０を生成する。
【００９８】
図１７は、対策後ＫＰＩに基づく想定故障分類結果の一例を示す図である。
図１７において、想定故障分類では、例えば、分類定義２３０Ｄを事前に設定し、分類定義２３０Ｄにおける閾値と、想定故障２２８における対策後ＫＰＩ、想定断面までの時間および発生確率をそれぞれ比較することにより、想定故障を分類する。
【００９９】
なお、パラメータＫ１、Ｋ２、Ｋ３、Ｋ４、Ｔ２、Ｔ３、Ｐ２、Ｐ３、Ｐ４は、事前に設定される閾値である。Ｋｍａｘ、Ｋａｖｅ、Ｋｍｉｎ、Ｔ、Ｐは、ＫＰＩ２２９に含まれる値またはＫＰＩ２２９に含まれる値より算出される値である。Ｋｍａｘは、対象とする時間断面の様々な需給パターンにおける対策後ＫＰＩの最大値である。Ｋａｖｅは、様々な需給パターンにおける対策後ＫＰＩの平均値である。Ｋｍｉｎは、様々な需給パターンにおける対策後ＫＰＩの最小値である。Ｔは、現在時刻から想定断面までの時間である。Ｐは、想定故障の発生確率である。
【０１００】
図１８は、図２の想定故障分類部の分類処理を示すフローチャートである。なお、図１８では、図１７の分類定義２３０Ｄに基づいて想定故障２２８を分類する方法を示した。
図１８のステップＳ３１では、想定故障分類部２０４は、ＫｍａｘがＫ１以下かを判定する。ＫｍａｘがＫ１以下の場合、想定故障分類部２０４は、ステップＳ３２に進み、想定故障２２８を分類１に分類する。ＫｍａｘがＫ１以下でない場合、ステップＳ３３に進む。
【０１０１】
ステップＳ３３では、想定故障分類部２０４は、ＫａｖｅがＫ２以下かつＫｍａｘがＫ２より大きいかを判定する。ＫａｖｅがＫ２以下かつＫｍａｘがＫ２より大きい場合、ステップＳ３４へ進み、ＫａｖｅがＫ２以下かつＫｍａｘがＫ２より大きいという条件を満たさない場合、ステップＳ３７へ進む。
【０１０２】
ステップＳ３４では、想定故障分類部２０４は、ＴがＴ２以上かを判定する。ＴがＴ２以上の場合、想定故障分類部２０４は、ステップＳ３５に進み、想定故障２２８を分類２に分類する。ＴがＴ２以上でない場合、想定故障分類部２０４は、ステップＳ３６に進み、想定故障２２８を分類３に分類する。
【０１０３】
ステップＳ３７では、想定故障分類部２０４は、ＫｍｉｎがＫ４以下かつＰがＰ４以下かを判定する。ＫｍｉｎがＫ４以下かつＰがＰ４以下の場合、想定故障分類部２０４は、ステップＳ３８に進み、想定故障２２８を分類４に分類する。ＫｍｉｎがＫ４以下かつＰがＰ４以下という条件を満たさない場合、想定故障分類部２０４は、ステップＳ３９に進み、その他として他の分類判定処理に進む。
【０１０４】
想定故障分類部２０４は、図１８の処理で生成した分類結果２３０を分類結果データベース２８へ保存する。また、想定故障分類部２０４は、ＫＰＩ２２９および分類結果２３０を表示・出力部２９にてユーザへ表示するとともに、エリア中給システム１０５へ出力する。エリア中給システム１０５は、ＫＰＩ２２９および分類結果２３０に基づいて、対策に時間のかかる対策を優先して、制御対象機器１０７へ制御指令２４１を送信する。
【０１０５】
図１９は、想定故障に対する対策前ＫＰＩに基づく分類および対策後ＫＰＩに基づく分類の一例を示す図である。
図１９において、対策前ＫＰＩに基づく対策前分類では、例えば、分類定義２３０Ａを事前に設定し、分類定義２３０Ａにおける閾値と、想定故障における対策前ＫＰＩ、想定断面までの時間および発生確率をそれぞれ比較することにより、想定故障を分類する。
【０１０６】
対策後ＫＰＩに基づく対策後分類では、例えば、分類定義２３０Ｂを事前に設定し、分類定義２３０Ｂにおける閾値と、想定故障における対策後ＫＰＩを比較することにより、想定故障を分類する。
【０１０７】
図２０は、図１９の対策前の分類から対策後の分類への遷移パターンに基づく想定故障分類結果を示す図である。
図２０において、遷移パターンに基づく想定故障分類では、例えば、分類定義２３０Ｃを事前に設定し、図１９の分類定義２３０Ａで定義された対策前分類Ａ１〜Ａ７と、分類定義２３０Ｂで定義された対策後分類Ｂ１〜Ｂ３を組み合わせることにより、想定故障を分類する。
【０１０８】
この分類定義２３０Ｃでは、想定故障分類１〜８ごとに対策例およびコストが設定される。対策例は、支払不要対策と支払要対策とに分けて設定することができる。支払不要対策は、他の事業者への支払いが不要な対策である。支払不要対策は、例えば、調相設備等の系統設備の操作等が該当する。支払要対策は、他の事業者への支払いが必要な対策である。支払要対策は、例えば、発電機出力の再配分などが該当する。発電機端子電圧の変更や、系統安定化システムによる遮断は、契約形態に応じて支払不要か支払要かに分類される。無償で実施できる場合は支払い不要対策、対価を支払う必要があれば支払い要対策となる。コストのパラメータＣ１は、事前に設定される閾値である。Ｃは、ＫＰＩ２２９に含まれる値またはＫＰＩ２２９に含まれる値より算出される値である。
【０１０９】
ここで、対策前の分類から対策後の分類への遷移パターンに基づいて想定故障を分類することにより、対策前ＫＰＩに基づいて想定故障を分類することが可能となるとともに、対策前ＫＰＩに基づいて分類された想定故障に対して十分な対策がとられているかどうかの観点を想定故障分類に反映させることができる。
【０１１０】
図２１は、図２の短期予見断面生成部で生成される短期予見断面の一例を示す図である。
図２１において、短期予見断面２３２は、中期予見断面２２７より近い将来についての情報である。このため、図２１の例では、不確実性による変動幅を設定せずに、単一の変化のみを想定しているが、中期予見断面２３２と同様に、変動幅を設定して複数の組み合わせを想定してもよい。
【０１１１】
例えば、図１１の中期予見断面２２７Ａ、２２７Ｂ、２２７Ｃでは、現在時刻１０：００から３０分以上先の変電所Ｈ１〜Ｈ３および発電所ＪＡ−１、ＪＡ−２のｋＷ値を１０分間隔で示すことができる。これに対して、図２１の短期予見断面２３２では、現在時刻１０：００から先の変電所Ｈ１〜Ｈ３および発電所ＪＡ−１、ＪＡ−２のｋＷ値を１分間隔で示すことができる。
【０１１２】
以下、図２の分類結果２３０に基づいて電力系統１０８に適用される対策の具体例について説明する。
図２２は、図２の電力系統の故障発生前の系統状態の一例を示す図である。
現在時刻１０：００において、エリアＥＡおよびエリアＥＢの系統状態２２７０が図２２に示すように与えられるものとする。エリアＥＡには、発電所Ｇ１、Ｇ２、Ｇ３、調相設備ＳＣ１および母線＃１〜＃５が設けられている。エリアＥＢには、発電所Ｇ４、Ｇ５、調相設備ＳＣ２および母線＃６〜＃１０が設けられている。なお、発電所Ｇ１〜Ｇ４は火力発電所、発電所Ｇ５は太陽光エネルギー発電所であるものとする。
【０１１３】
発電所Ｇ１は、母線＃１に接続されている。発電所Ｇ２、Ｇ３は、母線＃３に接続されている。需要家Ｌ１は、母線＃４に接続されている。調相設備ＳＣ１は、母線＃５に接続されている。需要家Ｌ２は、母線＃６に接続されている。需要家Ｌ３は、母線＃９に接続されている。発電所Ｇ４、Ｇ５および需要家Ｌ４は、母線＃１０に接続されている。母線＃１〜＃１０間は送電線によって接続されている。母線＃２、＃８間の送電線は開放されている。
【０１１４】
ここで、各発電所Ｇ１〜Ｇ５の出力および各需要家Ｌ１〜Ｌ４の需要量がＭＷ値で与えられ、各発電所Ｇ１〜Ｇ５からの出力に基づいて、各需要家Ｌ１〜Ｌ４の需要量が満たされているものとする。このとき、各発電所Ｇ１〜Ｇ５からの出力の合計値と、各需要家Ｌ１〜Ｌ４の需要量の合計値はそれぞれ、３５００ＭＷである。
【０１１５】
図２３は、図２２の電力系統の想定故障が図２０の想定故障分類１に分類される時の系統状態の一例を示す図である。
図２３において、想定時刻１０：３０における中期予見断面２２７１では、図２２の系統状態２２７０に対し、図１２の想定故障定義２２８ＡのＮｏ．１の想定故障が想定されているものとする。この想定故障では、母線＃６、＃７間の送電線Ａ−１の三相地絡が発生し、送電線Ａ−１が解放されることが想定されている。このとき、送電線Ａ−１が解放された場合においても、母線＃６、＃７間の送電線Ａ−２を介してエリアＥＡからエリアＥＢに送電することができ、各発電所Ｇ１〜Ｇ５からの出力に基づいて、各需要家Ｌ１〜Ｌ４の需要量を満たすことができる。
【０１１６】
このため、図２３の想定故障は、供給支障を発生させないため対策不要となり、図２０の想定故障分類１に分類される。このとき、図２の短期予見断面生成部２１２は、送電線Ａ−１の閉状態を示す計測情報２３１に基づいて短期予見断面２３２を生成し、想定故障想定部２７に出力したものとする。ここで、送電線Ａ−１が閉状態であるということは、想定故障によって解放される可能性があるということを意味する。信頼性分析・対策立案部２１３は、短期予見断面２３２に基づいて生成された想定故障２２８を想定故障想定部２７から取得すると、分類結果データベース２８を参照することにより、その想定故障２２８は想定故障分類１に分類されていると判断することができる。このため、信頼性分析・対策立案部２１３は、中期予見断面２２７１から想定された想定故障２２８について、信頼性分析を行うことなく対策不要と判断することができ、信頼性分析および対策立案にかかる負荷を減らすことができる。
【０１１７】
図２４は、図２２の電力系統の想定故障が図２０の想定故障分類２または３に分類される時の系統状態の一例を示す図である。
図２４において、想定時刻１０：３０における中期予見断面２２７２では、図２２の系統状態２２７０に対し、図１２の想定故障定義２２８ＡのＮｏ．３の想定故障が想定されているものとする。この想定故障では、例えば、天候急変により、母線＃６、＃７間の送電線Ａ−１の三相地絡が発生し、送電線Ａ−１が解放されるとともに、発電機Ｇ５の出力が急減することが想定されている。
【０１１８】
発電機Ｇ５の出力が急減したために、エリアＥＡにおける発電機Ｇ１、Ｇ２、Ｇ３の出力を増加させてエリアＥＢで必要な需要量を母線＃６、＃７間の送電線Ａ−２を介してエリアＥＡからエリアＥＢに送電しようとする。しかし、エリアＥＡからエリアＥＢへの送電電力を増やすと、電圧不安定が発生するものとする。このとき、想定故障発生後において対策をしなければ電圧崩壊が発生し、需要家Ｌ３が停電に至る。需要家Ｌ３への供給支障を発生させないようにするために、図２のＫＰＩ分析部２０３は、中期予見断面２２７２に基づいて、対策Ｍ１として母線＃２、＃８間の送電線の閉路、対策Ｍ２として調相設備ＳＣ２の投入を立案したものとする。
【０１１９】
図２５は、図２４の電力系統の想定故障の対策前後のＫＰＩの計算例を示す図である。
図２５において、図２のＫＰＩ分析部２０３は、対策前は需要家Ｌ３が停電するため、対策前ＫＰＩは１５００ＭＷと計算する。ＫＰＩ分析部２０３は、対策後は需要家Ｌ３への供給支障がなくなるため、対策後ＫＰＩはいずれも０ＭＷと計算する。ただし、対策Ｍ１の母線＃２、＃８間の送電線の閉路は完了までに１５分ほどかかり、対策Ｍ２の調相設備ＳＣ２の投入は完了までに１分ほどかかるとする。
【０１２０】
また、ＫＰＩ分析部２０３は、信頼性分析によって、図２６に示すように、対策Ｍ１を実施した時のＰ−ＶカーブＰＶ１１と、図２７に示すように、対策Ｍ２を実施した時のＰ−ＶカーブＰＶ１２を生成する。ＫＰＩ分析部２０３は、Ｐ−ＶカーブＰＶ１１、ＰＶ１２から、いずれの対策Ｍ１、Ｍ２を実施しても安定となり、電圧崩壊を回避できることを確認することができる。
【０１２１】
この場合、想定される時間断面までは十分に時間がある。このため、図２４の想定故障は、図２０の想定故障分類２に分類される。このとき、図２４の想定故障に対して先行して対策Ｍ１を実施しておくことにより、図２のリアルタイム系２２では、当該想定故障に対する分析を実施する必要がなくなり、電力系統１０８の信頼性を維持しながら、計算負荷を軽減することができる。
【０１２２】
一方、例えば、想定される時間断面まで１０分しかない場合、図２４の想定故障は、図２０の想定故障分類３に分類される。このとき、想定故障分析装置１０は、リアルタイム系２２での分析結果に基づいて時間のかからない対策Ｍ２を実施することにより、電力系統１０８の信頼性を維持することができる。
【０１２３】
図２８は、図２４の電力系統の想定故障が図２０の想定故障分類４に分類される時の系統状態および対策の一例を示す図である。
図２８において、想定時刻１０：３０における中期予見断面２２７３では、需要Ｌ１、Ｌ２、Ｌ３が上振れした状態で、母線＃６、＃７間の送電線Ａ−１の三相地絡が発生し、送電線Ａ−１が解放されるとともに、発電機Ｇ５の出力が急減し、対策を実施しても一部供給支障が発生することが想定されているものとする。
【０１２４】
このとき、図２のＫＰＩ分析部２０３は、中期予見断面２２７３に基づいて、対策Ｍ１１として母線＃２、＃８間の送電線の閉路、対策Ｍ１２として負荷遮断を立案したものとする。ただし、対策Ｍ１１の母線＃２、＃８間の送電線の閉路は完了までに１５分ほどかかり、対策Ｍ１２の負荷遮断は故障発生直後に実施可能であるものとする。
【０１２５】
この場合、想定される時間断面までは十分に時間がある。このため、図２８の想定故障は、図２０の想定故障分類４に分類される。このとき、図２８の想定故障に対して対策Ｍ１１を実施することにより、図２のリアルタイム系２２では、当該想定故障に対して対策Ｍ１２の実施の必要性のみを分析すればよく、計算負荷を軽減することができる。
【０１２６】
図２９は、図２４の電力系統の想定故障が図２０の想定故障分類５に分類される時の系統状態および対策の一例を示す図である。
図２９において、想定時刻１０：０５における中期予見断面２２７４では、母線＃６、＃７間の送電線Ａ−１の三相地絡が発生し、送電線Ａ−１が解放されるとともに、発電機Ｇ５の出力が急減し、対策を実施しても一部供給支障が発生することが想定されているものとする。
【０１２７】
このとき、図２のＫＰＩ分析部２０３は、中期予見断面２２７４に基づいて、対策Ｍ２１として調相設備ＳＣ２の投入、対策Ｍ２２として負荷遮断を立案したものとする。ただし、対策Ｍ２１の調相設備ＳＣ２の投入までに１分ほどかかり、対策Ｍ２２の負荷遮断は故障発生直後に実施可能であるものとする。
【０１２８】
この場合、想定される時間断面までの時間が短い。このため、図２９の想定故障は、図２０の想定故障分類５に分類される。このときは、図２９の想定故障に対して、図２のリアルタイム系２２が、対策Ｍ２１または対策Ｍ２２の実施の必要性を分析する必要がある。
【０１２９】
図３０は、図２４の電力系統の想定故障が図２０の想定故障分類６に分類される時の系統状態および対策の一例を示す図である。
図３０において、エリアＥＡには、発電機Ｇ６がさらに設けられ、発電機Ｇ６は、母線＃２に接続されているものとする。想定時刻１０：３０における中期予見断面２２７５では、例えば、大規模地震により、発電機Ｇ１、Ｇ２、Ｇ３の一斉解列が想定されているものとする。この場合、発電機Ｇ４、Ｇ５の出力の合計値が１０００ＭＷであるのに対して、需要家Ｌ１〜Ｌ４の需要量の合計値は３５００ＭＷである。このため、何ら対策をとらなければ、周波数保護リレーによって、需要家Ｌ３、Ｌ４が電力系統１０８から解列され停電に至る。
【０１３０】
このとき、図２のＫＰＩ分析部２０３は、中期予見断面２２７５に基づいて、対策Ｍ３１として母線＃２、＃８間の送電線の閉路、対策Ｍ３２として発電機Ｇ６の立ち上げ、対策Ｍ３３として負荷遮断を立案したものとする。
【０１３１】
この場合、対策により供給支障を最小限に抑えることができるが、対策に多大なコストがかかり、発生確率も小さい。このため、図３０の想定故障は、図２０の想定故障分類６に分類される。このときは、ユーザの判断により当該想定故障に対する対策を実施するかどうかを判断することとなる。
【０１３２】
想定故障分類６に分類される想定故障は、リアルタイム系２２では分析されないが、事前にオンライン系２１で分析され、ユーザに表示されることにより、通常の対策実施後の停電エリアを把握することができる。ユーザは、少なくとも停電エリアを事前に把握しておくことにより、重要設備が停電しないかを判断したり、停電による経済性への影響と対策コストの比較による投資の意思決定のための情報として活用したりすることができる。
【０１３３】
図３１は、図２４の電力系統の想定故障が図２０の想定故障分類７に分類される時の系統状態および対策の一例を示す図である。
図３１において、想定時刻１０：３０における中期予見断面２２７６では、例えば、大規模地震により、発電機Ｇ１、Ｇ２、Ｇ３の一斉解列と、母線＃５、＃６間の送電線の三相地絡による解放と、発電機Ｇ５の出力の急減が想定されているものとする。
【０１３４】
この場合、発電機Ｇ４の出力が５００ＭＷであるのに対して、需要家Ｌ１〜Ｌ４の需要量の合計値は３５００ＭＷである。このため、周波数保護リレーによって、需要家Ｌ１、Ｌ３、Ｌ４が電力系統１０８から解列され停電に至る。
【０１３５】
このとき、図２のＫＰＩ分析部２０３は、中期予見断面２２７６に基づいて、対策Ｍ４１として母線＃２、＃８間の送電線の閉路、対策Ｍ４２として負荷遮断を立案したものとする。
【０１３６】
この場合、発生確率は小さいが、対策を実施しても広範囲で供給支障が発生し、多大なコストが発生する。このため、図３１の想定故障は、図２０の想定故障分類７に分類される。この場合も、ユーザの判断により当該想定故障に対する対策を実施するかどうかを判断することとなる。
【０１３７】
想定故障分類７に分類される想定故障は、リアルタイム系２２では分析されないが、事前にオンライン系２１で分析され、ユーザに表示されることにより、通常の対策実施後の停電エリアを把握することができる。ユーザは、少なくとも停電エリアを事前に把握しておくことにより、重要設備が停電しないかを判断したり、停電による経済性への影響と対策コストの比較による投資の意思決定のための情報として活用したりすることができる。
【０１３８】
以上説明したように、上述した実施形態によれば、潮流状態の急変や多重故障などを含む想定事象の膨大な組み合わせをＫＰＩ２２９に基づいて事前に分類することにより、各時間領域および各地域で必要な対策を実施できるとともに、停電が回避できない事象に対しては停電範囲を事前に定量評価することができる。また、各種対策の実施によって送電線の運用マージンを削減することができる。この結果、電力系統１０８の信頼性と電力取引の経済性を両立させることが可能となる。
【符号の説明】
【０１３９】
１  想定故障分析装置、１１  中央制御装置、１２  入力装置、１３  出力装置、１４  表示装置、１５  通信装置、１６  主記憶装置、１７  補助記憶装置、１７Ａ  各種データベース、１７Ｂ  各種プログラム、２１  オンライン系、２２  リアルタイム系、２３  系統設備データベース、２４  発電・需要実績データベース、２５  バランシンググループ情報データベース、２６  中期予見断面データベース、２７  想定故障想定部、２８  分類結果データベース、２９  表示・出力部、１０１  通信回線、１０２  広域機関システム、１０３  卸電力取引市場システム、１０４  需給調整市場システム、１０５  エリア中給システム、１０６  計測器、１０７  制御対象機器、１０８  電力系統、２０１  システム連携部、２０２  中期予見断面生成部、２０３  ＫＰＩ分析部、２０４  想定故障分類部、２１１  中給システム連携部、２１２  短期予見断面生成部、２１３  信頼性分析・対策立案部、２２１  需給計画情報、２２２  電力取引情報、２２３  調整力取引情報、２２４  系統設備データ、２２５  発電・需要実績データ、２２６  バランシンググループ情報
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
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【図１５】
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【図１６】
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【図１７】
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【図１８】
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【図１９】
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【図２０】
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【図２１】
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【図２２】
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【図２３】
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【図２４】
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【図２５】
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【図２６】
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【図２７】
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【図２８】
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【図２９】
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【図３０】
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【図３１】
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