(57)【要約】【課題】  調整力の広域メリットオーダによるコスト削減及び電力系統の周波数安定性の維持を両立し得る管理装置、管理方法及び管理システムを提案する。【解決手段】  電力系統を管理する管理装置に、市場管理システムから、電力調達に関する計画情報、及び、電力系統のエリア間を接続する連系線の系統制約を取得し、連系線について想定される事故の発生後の周波数変動リスクと、広域メリットオーダを実現するために必要な連系線の空容量である必要連系線空容量とをそれぞれ算出する周波数変動リスク評価部と、算出された周波数変動リスクに対して予め登録された１又は複数のリスク緩和策候補について、当該リスク緩和策候補をリスク緩和策として適用した場合の費用及び効果をそれぞれ評価し、評価結果に基づいて、当該周波数変動リスクに対するリスク緩和策として適用するリスク緩和先候補を選択するリスク緩和策評価部とを設けるようにした。【選択図】        図２
2019180163.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
電力市場における取引を実行及び管理する市場管理システムに接続され、電力系統を管理する管理装置において、
前記市場管理システムから、電力調達に関する計画である計画情報、及び、電力系統のエリア間を接続する連系線における技術的制約である系統制約を取得し、前記連系線について想定される事故の発生後の周波数変動リスクと、広域メリットオーダを実現するために必要な前記連系線の空容量である必要連系線空容量とをそれぞれ算出する周波数変動リスク評価部と、
算出された前記周波数変動リスクに対して予め登録された１又は複数のリスク緩和策候補について、当該リスク緩和策候補をリスク緩和策として適用した場合の費用及び効果をそれぞれ評価し、評価結果に基づいて、当該周波数変動リスクに対するリスク緩和策として適用する前記リスク緩和策候補を選択するリスク緩和策評価部と
を備えることを特徴とする管理装置。
【請求項２】
前記連系線について想定される事故である想定事故が予め１又は複数登録された想定事故データベースと、
想定される需要変動である想定需要変動が予め１又は複数登録された想定需要変動データベースと
を備え、
前記周波数変動リスク評価部は、
前記市場管理システムから取得した前記計画情報及び前記系統制約と、前記想定事故データベースに登録された前記連系線に関する前記想定事故と、前記想定需要変動データベースに登録された前記想定需要変動とに基づいて、前記周波数変動リスク及び前記必要連系線空容量を算出する
ことを特徴とする請求項１に記載の管理装置。
【請求項３】
前記周波数変動リスク評価部は、
前記周波数変動リスクとして、電力の周波数の変化幅と、電力変化の継続時間と、当該変化幅及び当該継続時間の積のいずれか１つ以上を算出する
ことを特徴とする請求項１に記載の管理装置。
【請求項４】
前記周波数変動リスク評価部は、
前記周波数変動リスクとして、電力の周波数変動を所定の周波数分析法により算出した変動の周期及び強度のいずれか１つ以上を算出する
ことを特徴とする請求項１に記載の管理装置。
【請求項５】
リスク緩和策評価部は、
前記リスク緩和策候補ごとに、前記周波数変動リスクの低減量及び対策費用と、調整力の調達コストの低減量とのすくなくとも１つ以上を、当該リスク緩和策候補を前記リスク緩和策として適用した場合の効果としてそれぞれ算出する
ことを特徴とする請求項１に記載の管理装置。
【請求項６】
リスク緩和策評価部は、
各前記リスク緩和策候補ごとにそれぞれ算出した当該リスク緩和策候補を前記リスク緩和策として適用した場合の効果に基づいて、各前記リスク緩和策候補をランク付けし、ランク付け結果に基づいて前記リスク緩和策として適用する前記リスク緩和策候補を選択する
ことを特徴とする請求項５に記載の管理装置。
【請求項７】
リスク緩和策評価部は、
前記リスク緩和策として適用する前記リスク緩和策候補に基づいて補助信号を生成し、
生成した前記補助信号を、前記電力系統に事故が発生した場合に、当該電力系統の安定化を図るための安定化処理を実行する系統安定化システムと、出力調整が可能な電力出力機器とのうちの少なくとも一方に送信することにより、前記系統安定化システムに前記安定化処理を実行させ及び又は前記電力出力機器の出力電力を調整する
ことを特徴とする請求項６に記載の管理装置。
【請求項８】
前記補助信号には、
対応する前記リスク緩和策の有効期間、動作及び想定事故を含む
ことを特徴とする請求項７に記載の管理装置。
【請求項９】
リスク緩和策評価部は、
生成した前記補助信号をＥＭＳ（Energy Management System）に送信し、
ＥＭＳは、
与えられた前記補助信号に基づいて、必要な前記電力出力機器の出力電力を事故情報に併せて変更させる
ことを特徴とする請求項７に記載の管理装置。
【請求項１０】
電力市場における取引を実行及び管理する市場管理システムに接続され、電力系統を管理する管理装置により実行される管理方法において、
前記管理装置が、前記市場管理システムから、電力調達に関する計画である計画情報、及び、電力系統のエリア間を接続する連系線における技術的制約である系統制約を取得し、前記連系線について想定される事故の発生後の周波数変動リスクと、広域メリットオーダを実現するために必要な前記連系線の空容量である必要連系線空容量とをそれぞれ算出する第１のステップと、
前記管理装置が、算出された前記周波数変動リスクに対して予め登録された１又は複数のリスク緩和策候補について、当該リスク緩和策候補をリスク緩和策として適用した場合の費用及び効果をそれぞれ評価し、評価結果に基づいて、当該周波数変動リスクに対するリスク緩和策として適用する前記リスク緩和策候補を選択する第２のステップと
を備えることを特徴とする管理方法。
【請求項１１】
電力系統を管理する管理システムにおいて、
電力市場における取引を実行及び管理する市場管理システムと、
前記市場管理システムに接続され、前記電力系統を管理する管理装置と
を有し、
前記管理装置は、
前記市場管理システムから、電力調達に関する計画である計画情報、及び、電力系統のエリア間を接続する連系線における技術的制約である系統制約を取得し、前記連系線について想定される事故の発生後の周波数変動リスクと、広域メリットオーダを実現するために必要な前記連系線の空容量である必要連系線空容量とをそれぞれ算出する周波数変動リスク評価部と、
算出された前記周波数変動リスクに対して予め登録された１又は複数のリスク緩和策候補について、当該リスク緩和策候補をリスク緩和策として適用した場合の費用及び効果をそれぞれ評価し、評価結果に基づいて、当該周波数変動リスクに対するリスク緩和策として適用する前記リスク緩和策候補を選択するリスク緩和策評価部と
を備える
ことを特徴とする管理システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は管理装置、管理方法及び管理システムに関し、例えば、電力系統を管理する管理装置に適用して好適なものである。
【背景技術】
【０００２】
電力系統においては、発電及び消費される電力エネルギーに比して、貯蔵可能な電力エネルギーは少ない。このため電力系統の運用においては、需要量と発電量（供給量）との差異を一定の範囲に維持する「同時同量」の原則を遵守する必要がある。発電、送配電及び小売の垂直一貫体制で事業を行う電気事業者は「同時同量」を達成するために、ある程度柔軟に自社の保有する発電機を制御することができる。
【０００３】
一方、電力自由化に伴う発送電分離により、電気事業者が送配電事業者と発電・小売事業者とに分離した場合、送配電事業者は、需給調整市場から調整力を調達（購入）し、これを運用する必要がある。
【０００４】
ここで「調整力」とは、周波数変動及び需給インバランスを抑制するための発電機出力等の出力調整が可能な電力量を指し、周波数調整力と需給調整力に大別される。周波数調整力は、秒から分オーダまでの周波数変動に応じて自動的に出力調整されるガバナフリーやＬＦＣ（Load Frequency Control）・ＡＦＣ（Automatic Frequency Control）を指し、需給調整力は、分オーダ以上の長周期の電力需給インバランスを解消するＥＬＤ（Economic Load Dispatching Control）やＤＰＣ（Dispatching Power Control）を指す。
【０００５】
調整力の調達に際し、調達に要する費用は託送料金として最終的には需要者の負担となる。そこで、電気料金を抑制するためには、系統制約のもとで調整力調達を適切に計画することが重要となる。
【０００６】
調整力の調達コストを安価に抑えるには、調整力をコストの低い順に並べたメリットオーダに従うことが望ましい。また、全体最適化の観点から、例えば国内が複数のエリアに分割されている場合には、エリア内のメリットオーダに従うのではなく、エリアを跨いだ広域メリットオーダに従うことが望ましい。しかしながら、日本のようにエリア間が疎に連系している電力系統では、調整力の取引や発動に対する連系線の影響を無視できない。
【０００７】
特許文献１には、電力市場向けの発電機起動停止・出力配分の最適化について記載されている。具体的に、特許文献１では、市場入札情報と潮流制約に基づいてコストを目的関数とした最適化計算を実施することで、潮流制約の範囲内でコストが最小となるエネルギー及び調整力の取引状態を策定するとしている。
【０００８】
また特許文献２には、系統安定化方法について記載されている。具体的には、特許文献２では、事故発生前の連系線の潮流状態から、分離系統を安定化させるための安定化制御量を算出することで、事故発生後における分離系統の崩壊を抑制するとしている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００９】
【特許文献１】米国特許出願公開第２００４／０１８１４２０号明細書
【特許文献２】特開２０１３−２２５９５６号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【００１０】
ところで、特許文献１には、系統制約を線形の潮流制約として取り扱い、その制約下で最適化演算をする技術が開示されているに過ぎない。このため特許文献１に開示された発明によると、エリア間が疎に連系しているような場合においては、エリアを跨いだ調整力の調達が十分にできず、調整力の広域メリットオーダを実現することができないという問題がある。
【００１１】
また、特許文献２に記載の技術では、事故発生後の分離系統における電力需給のインバランスを解消するように安定化制御を実施するが、自己エリア内で電力需給の調整ができない。このため、この特許文献２に開示された発明によると、調整力（特に、周波数調整力）を他エリアからの調達に依存しているような場合、事故発生後の分離系統内において周波数調整力が不足するために、安定化制御のみでは周波数を安定に維持することができないという問題がある。
【００１２】
本発明は以上の点を考慮してなされたもので、調整力の広域メリットオーダによるコスト削減及び電力系統の周波数安定性の維持を両立し得る管理装置、管理方法及び管理システムを提案しようとするものである。
【課題を解決するための手段】
【００１３】
かかる課題を解決するため本発明においては、電力市場における取引を実行及び管理する市場管理システムに接続され、電力系統を管理する管理装置において、前記市場管理システムから、電力調達に関する計画である計画情報、及び、電力系統のエリア間を接続する連系線における技術的制約である系統制約を取得し、前記連系線について想定される事故の発生後の周波数変動リスクと、広域メリットオーダを実現するために必要な前記連系線の空容量である必要連系線空容量とをそれぞれ算出する周波数変動リスク評価部と、算出された前記周波数変動リスクに対して予め登録された１又は複数のリスク緩和策候補について、当該リスク緩和策候補をリスク緩和策として適用した場合の費用及び効果をそれぞれ評価し、評価結果に基づいて、当該周波数変動リスクに対するリスク緩和策として適用する前記リスク緩和策候補を選択するリスク緩和策評価部とを設けるようにした。
【００１４】
また本発明においては、電力市場における取引を実行及び管理する市場管理システムに接続され、電力系統を管理する管理装置により実行される管理方法において、前記管理装置が、前記市場管理システムから、電力調達に関する計画である計画情報、及び、電力系統のエリア間を接続する連系線における技術的制約である系統制約を取得し、前記連系線について想定される事故の発生後の周波数変動リスクと、広域メリットオーダを実現するために必要な前記連系線の空容量である必要連系線空容量とをそれぞれ算出する第１のステップと、前記管理装置が、算出された前記周波数変動リスクに対して予め登録された１又は複数のリスク緩和策候補について、当該リスク緩和策候補をリスク緩和策として適用した場合の費用及び効果をそれぞれ評価し、評価結果に基づいて、当該周波数変動リスクに対するリスク緩和策として適用する前記リスク緩和策候補を選択する第２のステップとを設けるようにした。
【００１５】
さらに本発明においては、電力系統を管理する管理システムにおいて、電力市場における取引を実行及び管理する市場管理システムと、前記市場管理システムに接続され、前記電力系統を管理する管理装置とを有し、前記管理装置に、前記市場管理システムから、電力調達に関する計画である計画情報、及び、電力系統のエリア間を接続する連系線における技術的制約である系統制約を取得し、前記連系線について想定される事故の発生後の周波数変動リスクと、広域メリットオーダを実現するために必要な前記連系線の空容量である必要連系線空容量とをそれぞれ算出する周波数変動リスク評価部と、算出された前記周波数変動リスクに対して予め登録された１又は複数のリスク緩和策候補について、当該リスク緩和策候補をリスク緩和策として適用した場合の費用及び効果をそれぞれ評価し、評価結果に基づいて、当該周波数変動リスクに対するリスク緩和策として適用する前記リスク緩和策候補を選択するリスク緩和策評価部とを設けるようにした。
【００１６】
本発明の管理装置、管理方法及び管理システムによれば、連系線の系統制約によって調達又は発動できない調整力を有効に活用することができる。
【発明の効果】
【００１７】
本発明によれば、調整力の広域メリットオーダによるコスト削減及び電力系統の周波数安定性の維持を両立し得る管理装置、管理方法及び管理システムを実現できる。
【図面の簡単な説明】
【００１８】
【図１】第１の実施の形態による電力システムの全体構成を示すブロック図である。
【図２】統合型広域信頼度管理装置の論理構成及び電力システムにおける情報の流れを示すブロック図である。
【図３】平常時の電力系統の状態の説明に供する概念図である。
【図４】事故時の電力系統の状態の説明に供する概念図である。
【図５】事故除去後の電力系統の状態の説明に供する概念図である。
【図６】発電計画の説明に供する図表である。
【図７】連系線制約の説明に供するグラフである。
【図８】連系線制約の説明に供する図表である。
【図９】調整力入札情報の説明に供する図表である。
【図１０】調整力調達計画の説明に供する図表である。
【図１１】広域メリットオーダ、連系線制約及び周波数の関係の説明に供する概念図である。
【図１２】広域メリットオーダ、連系線制約及び周波数の関係の説明に供するグラフである。
【図１３】広域メリットオーダ、連系線制約及び周波数の関係の説明に供する概念図である。
【図１４】周波数変動リスク評価処理の処理手順を示すフローチャートである。
【図１５】（Ａ）は、想定需要変動の具体例を示すグラフであり、（Ｂ）は、（Ａ）の想定需要変動に対する周波数シミュレーションの結果得られた周波数変動のイメージを示す特性波形図である。
【図１６】（Ａ）は、継続的な需要変動の一例を示す曲線図であり、（Ｂ）〜（Ｄ）は、一次調整力〜三次調整力が応答すべき需要変動を示す曲線図である。
【図１７】すべての調整力が充足している場合における需要変動の一例を示す曲線図である。
【図１８】（Ａ）〜（Ｃ）は、それぞれ一次調整力、二次調整力又は三次調整力が不足しているケースにおける需要変動の一例をそれぞれ示す曲線図である。
【図１９】一次調整力が不足している場合のスペクトル分析によって得られたスペクトル波形の一例を示す波形図である。
【図２０】第１の周波数変動リスク評価結果画面の画面構成を示す図である。
【図２１】第２の周波数変動リスク評価結果画面の画面構成を示す図である。
【図２２】リスク緩和策評価処理の処理手順を示すフローチャートである。
【図２３】リスク緩和策候補の一例を示す図表である。
【図２４】リスク緩和策を実行することによる効果の説明に供する概念図である。
【図２５】リスク緩和策を実行することによる効果の説明に供する概念図である。
【図２６】リスク緩和策評価処理の処理結果の表示形態の説明に供する図表である。
【図２７】補助信号の説明に供する図表である。
【図２８】第２の実施の形態による電力システムの全体構成を示すブロック図である。
【発明を実施するための形態】
【００１９】
以下図面について、本発明の一実施の形態を詳述する。
【００２０】
なお、以下に説明する本実施の形態の市場対応信頼度管理装置の主なユーザは、電力系統を有する送配電事業者である。送配電事業者は、２つの側面を有する。第１の側面は、電力系統設備を保有し、発電所から需要家へ電力を安定に輸送する系統運用者としての側面である。第２の側面は、需要量や発電量の実績と計画値からの偏差を補償する最終需給調整者としての側面である。
【００２１】
かかる第１の側面に関して、送配電事業者は、系統運用者として系統安定化システムを用いて日常的に電力系統を監視し、その安定化を図っている。その一環として、送配電事業者は、例えば電力系統の一部において故障が発生した場合、遮断機を動作させてその故障の箇所や発電機を切り離す等の措置を講じる。
【００２２】
また、かかる第２の側面に関して、送配電事業者は、最終需給調整者として市場管理システムを用いて、いつ、どの発電機から、どれだけの調整力を、どれだけのコストで調達するかを日常的に計画している。この際、送配電事業者は、電力系統の各所における技術的な制約（系統制約）に従いながら、かかる計画を策定する。
【００２３】
送配電事業者は、新たに本実施の形態の統合型広域信頼度管理装置を導入し、既存の電力系統上の機器及び既存の系統安定化システムと既存の市場管理システムに接続することによって、送配電事業者としての上記２つの側面（第１の側面及び第２の側面）を調和させる。統合型広域信頼度管理装置の名称のうち、「統合型」は電力系統上の機器、系統安定化システム及び市場管理システムを統合することを意味し、「広域信頼度管理」は第２の側面で期待される調整力の広域メリットオーダに基づく調達を、第１の側面で支援することを意味する。
【００２４】
（１）第１の実施の形態
（１−１）本実施の形態による電力システムの構成
図１において、ＥＳは全体として上述した本実施の形態による電力システムを示す。この電力システムＥＳは統合型広域信頼度管理装置１を備えて構成される。この統合型広域信頼度管理装置１は、内部バス２を介して相互に接続された中央制御装置３、主記憶装置４、補助記憶装置５、入力装置６及び表示装置７を備える汎用のコンピュータ装置から構成される。
【００２５】
中央制御装置３は、統合型広域信頼度管理装置１全体の動作制御を司るプロセッサである。また主記憶装置４は、例えば揮発性の半導体メモリから構成され、中央制御装置３のワークメモリとして利用される。
【００２６】
補助記憶装置５は、例えばハードディス装置又はＳＳＤ（Solid State Drive）等の大容量の不揮発性の記憶装置から構成される。補助記憶装置５には、各種のデータベース８及び各種のプログラム９が格納される。これらプログラム９が統合型広域信頼度管理装置１の起動時や必要時に主記憶装置４にロードされて中央制御装置３に実行されることにより、統合型広域信頼度管理装置１全体としての各種処理が実行される。
【００２７】
入力装置６は、例えば、キーボードやマウスなどから構成され、ユーザが各種操作を行う際に利用される。また表示装置７は、例えば、液晶ディスプレイや有機ＥＬ（Electro Luminescence）ディスプレイなどから構成され、必要な情報や画面を表示するために利用される。
【００２８】
統合型広域信頼度管理装置１は、市場管理システム１０に接続される。市場管理システム１０は、上述のように電力系統１６の各所における系統制約に従いながら発電計画及び調整力の調達計画（以下、これを調整力調達計画と呼ぶ）を策定し、後述する卸電力取引市場１１や需給調整市場１２から必要な電力及び調整力を調達する機能を有するコンピュータシステムである。
【００２９】
市場管理システム１０は、発電事業者及び小売事業者が電力を取引する卸電力取引市場１１（より正確には、卸電力取引市場において取引を管理する機器）と、発電事業者及び送配電事業者が調整力を取引する需給調整市場（より正確には、需給調整市場において取引を管理する機器）１２とに接続される。
【００３０】
また統合型広域信頼度管理装置１は、通信回線１３を介して系統安定化システム１４及び出力可変機器１５にも接続される。系統安定化システム１４は、電力系統１６に系統事故が発生した場合に発電機や負荷を電力系統から切り離すなどして電力系統１６の安定化を図るための安定化処理を実行する機能を有するコンピュータシステムである。また出力可変機器１５は、例えば、出力調整が可能な発電機や、変換器、潮流設備及び蓄電池などの電力出力機器から構成される。出力可変機器１５の出力調整を行うことにより電力系統１６を安定化させることができる。
【００３１】
なお、図１は、あくまでも本実施の形態の統合型広域信頼度管理装置１を含む電力システムＥＳの構成例であり、市場管理システム１０と卸電力取引市場１１との間の接続や、統合型広域信頼度管理装置１と、系統安定化システム１４及び又は出力可変機器１５との間の接続は必ずしも必要というわけではない。
【００３２】
ここで「調整力」について説明する。例えば、図１の電力システムＥＳにおいて、小売事業者が、所定時間当たり一定の電気量（計画値）を調達する契約を発電事業者と締結しているものとする。
【００３３】
この計画値は、小売事業者が策定する中長期的な電力需要の予測に基づいて決定されるが、実際の電力の需要と供給とのバランスは、短期的に変動する。電力の需要量が供給量を上回った場合、送配電事業者は、最終需給調整者として追加の電力量を調達し補填する必要がある。逆に、電力の需要量が供給量を下回った場合には、送配電事業者は、電力量を制限する必要がある。
【００３４】
このような場合に備えて、送配電事業者は、発電機等の出力を自由に変化させることができる権利（オプション）を発電事業者から購入する。このような権利を「調整力」と呼ぶ。「調整力」には、追加の電力量を調達できる「上げ調整力」と、電力量を制限できる「下げ調整力」とがある。
【００３５】
（１−２）統合型広域信頼度管理装置の構成及び本電力システムにおける情報の流れ
図１との対応部分に同一符号を付した図２は、統合型広域信頼度管理装置１の論理構成及び本電力システムＥＳにおける情報や指示の流れを示す。この図２に示すように、統合型広域信頼度管理装置１は、入力部２０、周波数変動リスク評価部２１、リスク緩和策評価部２２及び出力部２３と、想定事故データベース２４、想定需要変動データベース２５及びリスク緩和策候補データベース２６とを備える。
【００３６】
入力部２０、周波数変動リスク評価部２１、リスク緩和策評価部２２及び出力部２３は、統合型広域信頼度管理装置１の中央制御装置３（図１）が、補助記憶装置５（図１）から主記憶装置４（図１）にロードされた対応するプログラム９（図１）を実行することにより具現化される機能部である。これら入力部２０、周波数変動リスク評価部２１、リスク緩和策評価部２２及び出力部２３の具体的な機能については後述する。
【００３７】
また想定事故データベース２４、想定需要変動データベース２５及びリスク緩和策候補データベース２６は、それぞれ統合型広域信頼度管理装置１の補助記憶装置５に格納されたデータベース８（図１）の一部を構成するデータベースである。想定事故データベース２４には、電力系統１６（図１）において発生することが想定される各種の事故（以下、これらを想定事故と呼ぶ）が格納され、想定需要変動データベース２５には、想定される需要変動（以下、これを想定需要変動と呼ぶ）が格納される。またリスク緩和策候補データベース２６には、想定事故や想定需要変動に起因する周波数変動のリスク（以下、これを周波数変動リスクと呼ぶ）に対する複数の緩和策の候補（以下、これをリスク緩和策候補と呼ぶ）が格納される。
【００３８】
なお、これら想定事故や想定需要変動及びリスク緩和策候補は、予めユーザにより策定されて対応するデータベース（想定事故データベース２４、想定需要変動データベース２５又はリスク緩和策候補データベース２６）に格納される。
【００３９】
図１の電力システムＥＳにおいて、市場管理システム１０は、卸電力取引市場１１から、当該卸電力取引市場１１において自己が行った電力取引の取引結果を取引情報３０として取得し、需給調整市場１２から、当該需給調整市場１２において自己が行った調整力取引の入札結果を調整力入札情報３１として取得する。
【００４０】
また市場管理システム１０は、取得した取引情報３０及び調整力入札情報３１に基づいて、系統制約を満たす範囲内で、今後の発電の計画である発電計画３２と、当該発電計画３２の実行に必要な調整力の調達計画である調整力調達計画３３とを策定する。以下においては、この系統制約が、２つの電力会社の電力系統間を接続し、電力会社間で電力を融通する際に利用する連系線についての制約（以下、これを連系線制約３４と呼ぶ）であるものとして説明する。ただし、連系線制約３４に変えて、他の送電制約を適用することもできる。そして市場管理システム１０は、策定した発電計画３２及び調整力調達計画３３と、この策定に用いた系統制約（ここでは連系線制約３４）を統合型広域信頼度管理装置１に出力する。
【００４１】
統合型広域信頼度管理装置１の入力部２０は、市場管理システム１０から出力された発電計画３２、調整力調達計画３３及び連系線制約３４を取り込み、これを周波数変動リスク評価部２１に与える。
【００４２】
周波数変動リスク評価部２１は、入力部２０から与えられた発電計画３２、調整力調達計画３３及び連系線制約３４と、想定事故データベース２４に格納されている想定事故の一覧である想定事故リスト３５と、想定需要変動データベース２５に格納されている想定需要変動３６とに基づいて、想定事故が発生した場合の周波数変動リスク３７と、後述する広域メリットオーダを実現するために必要な連系線の空容量（以下、これを必要連系線空容量３８と呼ぶ）とをそれぞれ算出する。また周波数変動リスク評価部２１は、算出したこれら周波数変動リスク３７及び必要連系線空容量３８をリスク緩和策評価部２２に出力する。
【００４３】
リスク緩和策評価部２２は、周波数変動リスク評価部２１から与えられた周波数変動リスク３７及び必要連系線空容量３８に基づいて、予めリスク緩和策候補データベース２６に保存されている各リスク緩和策候補３９をそれぞれ評価し、評価結果に基づいて、リスク緩和策候補３９ごとに、そのリスク緩和策候補３９をリスク緩和策として適用した場合の効果（以下、これをリスク緩和策候補効果４０と呼ぶ）をそれぞれ算出する。
【００４４】
またリスク緩和策評価部２２は、周波数変動リスク評価部２１から与えられた周波数変動リスク３７と、上述のように算出した周波数変動リスク３７ごとのリスク緩和策候補３９及びその効果（リスク緩和策候補効果４０）とに基づいて、図２０及び図２１について後述する第１又は第２の周波数変動リスク評価結果画面６０，７０を生成し、生成した第１又は第２の周波数変動リスク評価結果画面６０，７０の画面データを表示装置７に送信することにより、これを表示装置７に表示させる。
【００４５】
かくして、ユーザは、表示装置７に表示された第１又は第２の周波数変動リスク評価結果画面６０，７０に基づいて周波数変動リスク３７と、その周波数変動リスク３７に対するリスク緩和策候補３９ごとのリスク緩和策候補効果４０を確認する。またユーザは、この後、リスク緩和策候補３９の中から実際にリスク緩和策として採用するリスク緩和策候補３９を、入力装置６を操作することにより選択する。そして、このユーザの操作結果が、入力装置６から選択結果４１としてリスク緩和策評価部２２に与えられる。
【００４６】
かくして、リスク緩和策評価部２２は、選択結果４１に基づいて、ユーザにより選択されたリスク緩和策候補３９に従ったリスク緩和策を実行した場合の効果（リスク緩和策候補効果４０）を、リスク緩和効果４２として出力部２３を介して市場管理システム１０に送信する。
【００４７】
またリスク緩和策評価部２２は、そのリスク緩和策を実現するための補助信号４３を生成し、生成した補助信号４３を出力部２３及び通信回線１３を順次介して系統安定化システム１４及び又は必要な出力可変機器１５に送信する。具体的には、系統安定化システム１４に対しては、かかる補助信号４３として、事故様相と遮断対象の組合せである整定値４４が送信され、出力可変機器１５に対しては、かかる補助信号４３として、運転モードを特定のモードに切替えるべき旨の指令である運転モード切替え指令４５が送信される。
【００４８】
このように、統合型広域信頼度管理装置１は、大局的に卸電力取引市場１１及び需給調整市場１２における取引に変化が生じる都度、その取引状態における周波数変動リスク３７とリスク緩和策候補３９とその効果（リスク緩和策候補効果４０）とを運用者に通知し、事故様相と遮断対象である整定値４４又は運転モード切替え指令４５を含む補助信号４３を系統安定化システム１４や出力可変機器１５に出力する。
【００４９】
そして系統安定化システム１４は、この後、電力系統１６から取得した事故情報４６に基づいて系統事故の発生を検出すると、事前に補助信号４３により指定された整定値４４に基づいて、発電機や負荷を電力系統１６から切り離すべき旨の指令である遮断指令４７を電力系統１６に出力する。この結果、この遮断指令４７に基づいて、電力系統１６上に設置された遮断機が開放され、発電機や負荷が電力系統１６から遮断されて電力系統が安定化する。
【００５０】
また出力可変機器１５は、かかる補助信号４３の受領後に電力系統１６から取得した事故情報４６に基づいて系統事故の発生を検出すると、補助信号４３として与えられた運転モード切替え指令４５に基づいて、自己の運転モードを切り替える。このような出力可変機器１５の運転モードの切替えによる潮流状態の変更や調整力の提供によって電力系統１６の周波数安定性が維持される。
【００５１】
さらに市場管理システム１０は、上述のように統合型広域信頼度管理装置１から与えられたリスク緩和効果４２に基づいて、連系線制約３４を見直し、見直した連系線制約３４に基づいて調整力調達計画３３を再度策定する。そして市場管理システム１０は、このとき策定した調整力調達計画３３を調整力落札情報４８として需給調整市場１２に出力する。
【００５２】
（１−３）平常時、事故時及び事故除去後の電力系統の状態
次に、図３〜図５を参照して、平常時、事故時及び事故除去後の電力系統の状態について説明する。
【００５３】
図３は、平常時の電力系統の状態を示す。電力系統は、複数のバス５０ａ〜５０ｆ及び複数のブランチ５１ａ〜５１ｈから構成される。バス５０ａ〜５０ｆは、電力系統１６上に存在する変電所及び開閉所等に対応する。各バス５０ａ〜５０ｆには、それぞれ発電機５２ａ〜５２ｄ及び負荷５３ａ〜５３ｄが接続される。またブランチ５１ａ〜５１ｈは、電力系統１６上の送電線に対応しており、バス５０ａ〜５０ｆ間を相互に接続する。各ブランチ５１ａ〜５１ｈには、そのブランチ５１ａ〜５１ｈを構成する送電線に対応するインピーダンス、熱容量及び安定性当から定まる系統制約がそれぞれ設定される。バス５０ａ〜５０ｆにも、そのバス５０ａ〜５０ｆを構成する変電所又は開閉所等に対応する電圧等から定まる系統制約が設定される。
【００５４】
図４は、事故時の電力系統の構成及び状態を示す。基本的な構成及び状態は平常時と同様であるが、図４の例の場合、バス５０ｃ付近におけるブランチ５１ｄ上の事故点５４で短絡又は地絡といった事故が発生している。電力系統１６上に短絡又は地絡が発生した場合、短絡電流や地絡電流が事故点に流れ込み、電力系統１６が不安定になる。このため、このような事故が発生した場合には、迅速に事故を除去する必要がある。
【００５５】
図５は、かかる事故を除去した後の電力系統１６の構成及び状態を示す。基本的な構成及び状態は平常時と同様であるが、図５ではブランチ５１ｄの状態が異なる。電力系統１６上で図４に示したような事故が発生した場合、事故を除去するために事故区間を系統から切り離して停電させる。事故区間は、送電線の両端に設置された遮断機や開閉器を開放することにより他の電力系統１６から切り離される。
【００５６】
このようにして切り離された事故区間が図５のブランチ５１ｄである。当然ながら、ブランチ５１ｄを介して送電することができないため、バス５０ｃ及びバス５０ｄ間ではブランチ５１ｅのみを介して送電が行われることになる。
【００５７】
（１−４）発電計画
ここで、図６を参照して発電計画３２について説明する。発電計画３２は、例えば、卸電力取引市場１１（図２）を介した市場取引と、発電事業者及び小売事業者間の相対取引の結果とに基づいて、市場管理システム１０（図２）が、本実施の形態における系統制約であるところの連系線制約３４（図２）の下でユニットコミットメント（発電機の起動停止計画）若しくはエコノミックディスパッチ（発電機の出力分配）、又は、その両方を実施することにより策定される。市場取引及び相対取引の結果が系統制約に違反しない場合には、それらの結果がそのまま発電計画３２として採用される場合もある。
【００５８】
しかしながら、それらの結果が系統制約に違反する場合、系統制約違反を解消するように発電計画３２は見直される。その結果、図６に示すように、各発電機の出力（発電電力量）が30分ごとの時系列で策定され、統合型広域信頼度管理装置１に出力される。ここでは、系統制約として連系線制約３４のみを仮定したが、系統上のすべての制約情報を用いてもよい。
【００５９】
（１−５）連系線制約
次に、図７を参照して連系線制約３４（図２）について説明する。図７において、時刻ｔ０〜ｔ１は系統に事故が発生する前の状況、すなわち平常時である。この平常時における送電線の送電容量の限界（以下、これを送電限界と呼ぶ）は、送電線の過渡安定限界、電圧安定限界及び熱容量限界等に基づいて定められる。
【００６０】
ここで、「過渡安定限界」とは、事故が生じても発電機が連鎖的に脱調しない限界潮流を指す。なお「脱調」とは、電力系統１６上で同期運転している同期発電機が、事故等の擾乱によって加速又は減速して、他の発電機群と同期運転を継続できなくなることを意味する。また「電圧安定限界」とは、電圧崩壊せずに安定に電圧を制御できる限界潮流を指す。さらに「熱容量限界」とは、物理的に送電線に流れる電流の限界を指し、これ以上電流を流すとジュール熱によって規定値以上に送電線が垂れ下がり、最悪の場合は焼損する。
【００６１】
これに対して、時刻ｔ１以降は、電力系統１６に事故が発生しその事故が除去された状況、すなわち事故除去後である。図５について上述したように、事故を除去するに当たり、送電線の事故が発生した回線は開放されるため、その区間の送電限界は平常時に比べて小さくなる。例えば、図５のように平常時は２回線で運用している区間において事故が発生し、その事故が回線の開放により除去された場合、熱容量限界の観点から見ると、事故除去後のその区間の送電限界は平常時の送電限界のおよそ半分となる。
【００６２】
このように事故の発生前後で事故が発生した区間の送電限界が異なっているが、事故前の送電限界（平常時の送電限界）と、事故除去後の送電限界とのうちのいずれを連系線制約３４として採用するかは制度や運用方針によって異なる。一般的に、保守的な運用の場合には、事故除去後の送電限界を連系線制約３４として設定し、系統安定化システム１４等の事故発生後に動作する機器の効果を期待する場合には、平常時の送電限界を連系線制約３４として設定する。
【００６３】
設定された連系線制約３４の一例を図８に示す。この例では、日ごとに連系線制約が変わる場合を想定しているが、年間を通じて同じ連系線制約を適用するようにしてもよく、また時間ごとに連系線制約を変えるようにしてもよい。
【００６４】
この図８の例では、「バス５０ｃ」を始端、「バス５０ｄ」を終端とする区間について、「１月１日」における始端から終端方向の送電限界は「3000MW」と設定されており、これを決定付ける要因が「熱容量」限界であることが示されている。また終端から始端方向の送電限界は「1500MW」に設定されており、これを決定付ける要因も「熱容量」限界であることが示されている。このように潮流の向きによって異なる送電限界が設定される場合もある。一方で、「１月３日」の同区間の始端から終端方向の送電限界は「2500MW」と設定されており、これを決定付ける要因が「過渡安定」限界となっている。
【００６５】
なお、ここでは連系線制約３４として平常時及び事故除去後の送電限界を区別していないが、これらを明確に区別するようにしてもよい。その場合には、図８のテーブル、平常時（図８に示された送電限界が事故除去後の場合）又は事故除去後（図８に示された送電限界が平常時の場合）の送電限界を規定するための行が追加されることになる。
【００６６】
（１−６）調整力入札情報
図９は、調整力入札情報３１（図２）の一例を示す。調整力入札情報３１は、入札者が供出可能な調整力の種別（図９の場合「一次調整力」、「二次調整力」及び「三次調整力」）、量及び価格と、その調整力の供出可能時間とを含む。一般に、これらの情報は発電機に紐付けられる。
【００６７】
例えば、図９の例の場合、「発電機５２ａ」に関しては、「0:00」から始まる30分間の時間帯について、「50」（MW）分の「一次調整力」と、「50」（MW）分の「二次調整力」と、「50」（MW）分の「三次調整力」とをいずれも「1500」（円／kW）で入札可能であるが、「0:30」から始まる30分間の時間帯については、「100」（MW）分の「一次調整力」を「1500」（円／kW）で入札可能であるだけで、「二次調整力」及び「三次調整力」については供出されていない（いずれも量が「0」）ことが示されている。
【００６８】
なお、入札者が供出可能な調整力の種別、量及び価格と、その調整力の供出可能時間との情報は、発電機に紐付けられるだけでなく、入札者と発電機をユニークに紐付けするようにしてもよく、さらには系統運用者からの指令に基づいて入札者が責任をもって制御する場合は発電機に紐付けられていなくてもよい。
【００６９】
（１−７）調整力調達計画
次に、図１０を参照して調整力調達計画３３について説明する。調整力調達計画３３は、送配電事業者が市場管理システム１０を用いて需給調整市場１２から調整力を調達する計画である。調整力調達計画３３も、発電計画３２（図６）と同様に、市場管理システム１０が系統制約であるところの連系線制約３４（図８）の下で取引情報３０（図２）及び調整力入札情報３１（図９）に基づいてユニットコミットメント若しくはエコノミックディスパッチ、又は、その両方を実施することにより策定される。
【００７０】
調整力調達計画３３は、例として各発電機における調整力の種別ごとにその調達量、価格及び余力が30分ごとの時系列で策定される。図１０の見方は図９と同様であるため、ここでの説明は省略する、なお、図１０における「余力」とは、需給調整市場１２（図２）に入力されているが、落札されなかった調整力である。「余力」の代わりに「入札量」を策定するようにしてもよい。簡単のために図１０の例では、上げ調整力と下げ調整力とを区別していないが、これらを区別するようにしてもよい。
【００７１】
図１０の例では、例えば、以下の（Ａ）〜（Ｄ）のことが分かる。
（Ａ）送配電事業者は、「0:00」〜「23:30」の30分ごとの時間帯において、「発電機３０３Ａ」から（より正確には、「発電機５２ａ」を運用する発電事業者から）、「10」（MW）の二次調整力を「1500」（円／kW）の価格で購入する予定である。なお、ここでの価格は、電力そのものの対価ではなく、発電機の出力を変化させる権利の対価である。また、「発電機５２ａ」は、すべての時間帯において「390」（MW）の二次調整力の余力を有する。
【００７２】
（Ｂ）送配電事業者は、30分ごとのすべての時間帯において、「発電機５２ａ」から一次調整力を調達することを予定していない（該当する調達量の欄に格納されている値がいずれも「０」）。
【００７３】
（Ｃ）送配電事業者は、30分ごとの各時間帯において、「発電機５２ｄ」から、「50」（MW）又は「100」（MW）の一次調整力を「1500」（円／kW）の価格で購入する予定である。この場合「発電機５２ｄ」は、これらの時間帯において一次調整力の余力を「50」（MW）だけ有する。つまり、送配電事業者は、「発電機５２ｄ」から一次調整力を「50」（MW）又は「100」（MW）だけ調達（落札）した後もなお、「発電機５２ｄ」から追加的に「50」（MW）の一次調整力を調達することができる。
【００７４】
（Ｄ）「発電機５２ｄ」は、30分ごとの各時間帯において、「発電機５２ｄ」から、「500」（MW）の二次調整力を「1000」（円／kW）の価格で購入する予定である。この場合「発電機５２ｄ」は、これらの時間帯において二次調整力の余力を有さない（該当する余力の欄に格納されている値がいずれも「０」）。つまり、送配電事業者は、「発電機５２ｄ」から二次調整力を「500」（MW）だけ調達（落札）した後は「発電機５２ｄ」から追加の二次調整力を調達することができない。
【００７５】
なお、上述のように、調整力はオプション付きの権利である。送配電事業者は、調整力を調達した後、実際に権利を行使する義務を課されない。つまり、送配電事業者は、例えば調整力を調達しても、発電機から受け取る電力量を一定のまま維持することも可能である。
【００７６】
さらに送配電事業者は、例えば、同じ時間帯に同じ発電機から、異なる種別の調整力を同時に調達してもよい。その上で、送配電事業者は、発電機の出力を変動させてもよいし、一定のまま維持してもよい。図１０において、「0:00」及び「23:30」の時間帯で発電機５２ｄにおける一次調整力、二次調整力及び三次調整力が併存している（対応する調達量の欄に正値が格納されている）のは、このことを示している。
【００７７】
図１０に示した調整力調達計画３３では、調整力の種別として、一次調整力、二次調整力及び三次調整力のみを対象としている。これらの調整力の種別は、主に調整力の応答速度と継続時間とに基づく。しかしながら、これらの調整力の種別は、需給調整市場１２に応じてさらに細かく、例えば四次以上の調整力に分類されていてもよく、また、さらに上げ調整力及び下げ調整力といったように出力変化の方向に応じて細分化されていてもよい。さらに図６及び図１０では、発電計画３２及び調整力調達計画３３は別々の構成となっているが、発電計画３２及び調整力調達計画３３が纏められて一体化されていてもよい。
【００７８】
（１−８）広域メリットオーダ、連系線制約及び周波数の関係
次に、広域メリットオーダ、連系線制約３４及び周波数の関係について、図１１〜図１３を参照して説明する。
【００７９】
図１１は、図３を簡略表示したものである。図３のバス５０ａ及び５０ｂやブランチ５１ａ〜５１ｃなどを含むエリアＡには発電機５２ａ及び５２ｂが連系され、図３のバス５０ｅ及び５０ｆやブランチ５１ｆ〜５１ｈなどを含むエリアＢには、発電機５２ｃ及び５２ｄが連系されている。
【００８０】
ここでは、一例として、保守的な運用として事故除去後の送電限界に基づいて連系線制約３４が1000MWに設定されており、これに対して、既に1000MWの潮流が流れることが計画されているものとする。また各発電機５２ａ〜５２ｄは、いずれも100MWずつの調整力を保有しているとする。
【００８１】
このときの広域メリットオーダを図１２に示す。「広域メリットオーダ」とは、エリアを跨いだ広域において、調整力の単価の安い順に電力源を並べたものである。ここでは、例として、発電機５２ａ、発電機５２ｂ、発電機５２ｃ及び発電機５２ｄの順に単価が安いものとする。
【００８２】
この条件において、例えばエリアＢで想定される200MWの需要変動を補償するために、調整力を調達することを考える。広域メリットオーダの考えに基づくと、価格の安い発電機５２ａ及び発電機５２ｂから調整力を調達すべきである。
【００８３】
ただし、ここでは連系線５１は既に制約一杯まで潮流が計画されており、発電機５２ａ及び発電機５２ｂから調整力を調達しなければならず、さらに事故除去後の送電限界を連系線制約３４（図８）として設定しているものとする。この場合、連系線５１で事故が発生した場合でも調整力を発動可能であり、周波数を安定に維持できる代わりに調整力の調達コストが高くなる。
【００８４】
一方、平常時の送電限界を連系線制約３４として設定した場合の様子を図１３に示す。ここでは、連系線制約は1500MWと設定されているのに対して、計画されている潮流が1000MWであるものとする。この場合、エリアＢで想定される200MWの需要変動を補償するために、図１２について上述した広域メリットオーダに基づいて発電機５２ａ及び発電機５２ｂから調整力を調達でき、安価に調整力を調達することができる。しかしながら、もし連系線５１に事故が発生した場合、連系線５１の送電限界は事故除去後の1000MWとなるため、発電機５２ａ及び発電機５２ｂの調整力を発動できずに周波数を安定に維持することができない。
【００８５】
このように連系線制約３４のもとでは、広域メリットオーダの追求と周波数維持とがジレンマの関係になる場合がある。このため、広域メリットオーダの追求と周波数維持とを両立させるためには、需給調整市場１２（図２）と連動した周波数変動リスク３７（図２）の評価が重要となる。
【００８６】
（１−９）周波数変動リスク評価処理
図１４は、以上の点を考慮して、入力部から発電計画３２、調整力調達計画３３及び連系線制約３４が与えられた周波数変動リスク評価部２１により実行される周波数変動リスク３７の評価処理（以下、これを周波数変動リスク評価処理と呼ぶ）の処理手順を示す。
【００８７】
周波数変動リスク評価部２１は、入力部から発電計画３２、調整力調達計画３３及び連系線制約３４が与えられると、この図１４に示す周波数変動リスク評価処理を開始し、まず、これら発電計画３２、調整力調達計画３３及び連系線制約３４に基づいて、評価対象とする時間断面における電力潮流を算出する（Ｓ１）。
【００８８】
続いて、周波数変動リスク評価部２１は、連系線制約３４から事故除去後の送電限界を抽出し、又は、事故除去後の送電限界を算出し、事故除去後の送電限界と連系線潮流との差分に基づいて、連系線５１の空容量を算出する（Ｓ２）。
【００８９】
次いで、周波数変動リスク評価部２１は、想定需要変動２０９に対して、連系線５１の空容量の範囲内で発動可能な調整力の量を調整力種別ごとにそれぞれ算出し、調整力の過不足分を評価する（Ｓ３）。そして周波数変動リスク評価部２１は、この後、ステップＳ３の評価結果に基づいて、どれか１つの調整力種別において発動可能な調整力が不足しているか否かを判断する（Ｓ４）。
【００９０】
この判断において否定結果を得ることは、すべての種別において調整力が充足しており、周波数変動リスクはないものの、広域メリットオーダに基づいていない可能があることを意味する。かくして、このとき周波数変動リスク評価部２１は、調整力調達計画３３（図１０）を広域メリットオーダと比較し、調整力調達計画３３が広域メリットオーダに基づいているか否か、つまり調整力調達計画３３が調整力を安い電力源から順番に選択する計画となっているか否かを判断する（Ｓ５）。そして周波数変動リスク評価部２１は、この判断で肯定結果を得るとこの周波数変動リスク評価処理を終了する。
【００９１】
これに対して、周波数変動リスク評価部２１は、ステップＳ５の判断で否定結果を得ると、広域メリットオーダを実現するために必要な連系線空容量である必要連系線空容量３８（図２）を算出し（Ｓ６）、この後、この周波数変動リスク評価処理を終了する。
【００９２】
一方、周波数変動リスク評価部２１は、ステップＳ４の判断で肯定結果を得ると、想定需要変動３６（図２）及び発動可能な調整力の特性とに基づいて、事故除去後の電力系統１６における周波数の変動を評価（周波数変動リスクを算出）する（Ｓ７）。
【００９３】
具体的に、周波数変動リスク評価部２１は、調整力の動作を制御ブロックで模擬して周波数シミュレーションを実施する。想定需要変動３６の具体例を図１５（Ａ）に示し、この想定需要変動３６に対して周波数シミュレーションの結果得られた周波数変動のイメージを図１５（Ｂ）に示す。この例では、時刻ｔ０に需要増加が発生した状況を想定しており、調整力が充足するケースのシミュレーション結果と、調整力が不足するケースのシミュレーション結果とについて示している。
【００９４】
図１５（Ｂ）のシミュレーション結果の場合、調整力が充足するケースでは、需要変動発生直後に周波数が「ｆ１」まで下がるが、一次調整力の発動によって周波数が下げ止まる。その後、二次調整力が発動することにより周波数が元の「ｆ０」にまで復帰する。三次調整力は主に、二次調整力の発動による周波数復帰後に出力を持ち替えるために発動する。
【００９５】
一方、一次調整力が不足するケースでは、調整力が充足するケースに比べて需要増加発生後の周波数が止まらずに下がり続け、二次調整力の発動が開始される時刻ｔ２にて最終的に周波数が「ｆ２」となり、その後「ｆ０」まで復帰する。
【００９６】
また二次調整力が不足するケースでは、一次調整力の発動によって時刻ｔ１において周波数が「ｆ１」程度で一旦下げ止まるが、三次調整力が発動する時刻ｔ３まで周波数が復帰することができない。さらに一次調整力及び二次調整力の両方が不足するケースでは、周波数は下がり続け、何らかの手段を講じなければ系統崩壊に至る。このように周波数変動リスクは想定される擾乱に対して、周波数の変化幅Δｆと変化継続時間Δｔとで与えられる。
【００９７】
図１５（Ａ）及び（Ｂ）のようなケースでは、需要のステップ状の増加を想定していたが、一方で、例えば、図１６（Ａ）に示すような継続的変動を需要変動として想定してもよい。一次調整力、二次調整力及び三次調整力は一般的に応答速度が異なるため、それぞれが応答する領域を分離すると図１６（Ｂ）〜図１６（Ｄ）のようになる。図１６（Ｂ）は、一次調整力が応答すべき需要変動であり、秒単位の細やかな変動である。また図１６（Ｃ）は、二次調整力が応答すべき需要変動であり、数十秒〜数分単位の緩やかな変動である。さらに図１６（Ｄ）は、三次調整力が応答すべき需要変動であり、十分程度の緩やかな変動である。すべての調整力が充足していれば図１６（Ａ）のような需要変動があったとしても図１７に示すように、周波数はほぼ一定に保たれる。
【００９８】
これに対して、調整力が不足するケースを図１８（Ａ）〜図１８（Ｃ）に示す。図１８（Ａ）は、一次調整力が不足しているケースであり、秒単位の細やかな周波数変動を抑制できていない。また図１８（Ｂ）は、二次調整力が不足しているケースであり、数十秒〜分単位の周波数変動を抑制できていない。さらに図１８（Ｃ）は、三次調整力が不足しているケースであり、十分程度の周波数変動を抑制できていない。
【００９９】
このように継続的な需要変動を想定する場合には、不足する調整力の種別によって周波数変動の変動周期が異なる。周波数変動リスク３７として、図１８（Ａ）〜図１８（Ｃ）のような時系列での周波数変動を示してもよいが、例えば、図１９に示すように、フーリエ変換等を用いたスペクトル分析によって、周波数変動が顕著となる変動周期を抽出してもよい。図１９では、例として、一次調整力が不足している場合のフーリエ変換結果を示しており、周期Ｔ１の変動が強度Ａ１で存在している。このように、周波数変動リスク３７は先に述べた周波数の変化幅Δｆと変化継続時間Δｔに限定することなく、周波数変動周期Ｔやスペクトル強度Ａを用いて表現してもよい。
【０１００】
また、ここでは具体的な周波数分析手法として周波数シミュレーションを想定したが、この方法に限定する必要はなく、発電機等の運動方程式から簡易的に算出するなど他の方法を用いてもよい。このようにステップＳ７において、周波数変動リスク３７を算出し、その後、この周波数変動リスク評価処理を終了する。
【０１０１】
一方、周波数変動リスク評価部２１は、上述の周波数変動リスク評価処理を終了すると、この周波数変動リスク評価処理の処理結果に基づいて図２０に示すような第１の周波数変動リスク評価結果画面６０を生成し、これを表示装置１７（図２）に表示させる。
【０１０２】
第１の周波数変動リスク評価結果画面６０は、周波数変動リスク評価処理により算出した周波数変動リスク３７を表示するための画面であり、図２０に示すように、想定事故内容表示フィールド６１、想定需要変動波形表示フィールド６２、想定周波数変動リスク内容表示フィールド６３及び想定周波数変動波形表示フィールド６４を備えて構成される。
【０１０３】
そして想定事故内容表示フィールド６１には、そのとき対象としている想定事故の発生時刻（図２０の「対象時刻」）と、その想定事故の内容（図２０の「想定事故」）と、その想定事故の発生前後における想定需要変動のパターン（図２０の「想定需要変動」）とが表示され、想定需要変動波形表示フィールド６２には、そのパターンにおける想定需要変動を表す波形が表示される。
【０１０４】
また想定周波数変動リスク内容表示フィールド６３には、かかる想定需要変動に起因する周波数の想定される変化幅（図２０の「周波数変化幅Δｆ」）と、想定される周波数変動の継続時間（図２０の「変化継続時間Δｔ」）と、周波数変化幅Δｆ及び変化継続時間Δｔを掛け合わせることにより算出されるその周波数変動の波形の変化面積（図２０の「変化面積Δｆ×Δｔ」）とが表示され、想定周波数変動波形表示フィールド６４には、想定事故の発生前後における周波数波形変動の様子を表す波形が表示される。
【０１０５】
なお、図１９について上述したように、スペクトル分析によって周波数変動が顕著となる変動周期を抽出した場合には、周波数変動リスク評価部２１が、上述の第１の周波数変動リスク評価結果画面６０に変えて、又は第１の周波数変動リスク評価結果画面６０と切替え自在に、図２１に示すような第２の周波数変動リスク評価結果画面７０を表示装置７に表示するようにしてもよい。
【０１０６】
この第２の周波数変動リスク評価結果画面７０は、第１の周波数変動リスク評価結果画面６０と同様に、周波数変動リスク評価処理により算出した周波数変動リスクを表示するための画面であり、図２１に示すように、想定事故内容表示フィールド７１、想定需要変動波形表示フィールド７２、スペクトル情報表示フィールド７３及び想定周波数変動波形表示フィールド７４を備えて構成される。
【０１０７】
そして想定事故内容表示フィールド７１及び想定需要変動波形表示フィールド７２には、第１の周波数変動リスク評価結果画面６０の想定事故内容表示フィールド６１及び想定需要変動波形表示フィールド６２と同じ内容の情報が表示される。
【０１０８】
またスペクトル情報表示フィールド７３には、周波数分析法により算出した周波数変動が顕著となる周波数周期（図２１の「周期Ｔ」）と、そのスペクトルの強度（図２１の「スペクトル強度Ａ」）とが表示され、想定周波数変動波形表示フィールド７４には、想定される周波数変動の波形（図２１の上段の波形）と、かかるスペクトル強度を表す波形（図２１の下段の波形）とが表示される。
【０１０９】
（１−１０）リスク緩和策評価処理
図２２は、リスク緩和策評価部２２（図２）により実行されるリスク緩和策評価処理の処理手順を示す。リスク緩和策評価部２２は、この図２２に示す処理手順に従って、周波数変動リスクに対してリスク緩和策候補データベース２６に登録されている各リスク緩和策候補３９の効果（リスク緩和策候補効果４０）をそれぞれ評価する。
【０１１０】
実際上、リスク緩和策評価部２２は、周波数変動リスク評価部２１から周波数変動リスク３７及び必要連系線空容量３８が与えられるとこの図２２に示すリスク緩和策評価処理を開始し、まず、それぞれ図２について上述した想定事故リスト３５及び想定需要変動３６に紐付いた周波数変動リスク３７及び必要連系線空容量３８と、想定される潮流状態及び連系線制約３４と、すべてのリスク緩和策候補３９とを取得する（Ｓ１０）。
【０１１１】
なおリスク緩和策候補３９の一例を図２３に示す。各リスク緩和策候補３９には、緩和策の対象及び内容と、その効果（リスク緩和策候補効果４０）と、その緩和策に要する費用とに関する各情報が含まれる。リスク緩和策候補３９は、例えば、不足する調整力を緊急的に発動するものと、潮流を一時的に変更して連系線容量を空けるものとの２種類に分類することができる。
【０１１２】
続いて、リスク緩和策評価部２２は、ステップＳ１０で取得したリスク緩和策候補３９ごとに、周波数変動リスク３７に対する効果の大きさと、そのリスク緩和策候補３９の実行に要する費用とを評価する（Ｓ１１）。
【０１１３】
なおリスク緩和策候補３９に基づくリスク緩和策を実行することによる効果（リスク緩和策候補効果４０）の例を図２４及び図２５に示す。図２４は、リスク緩和策を実行しない場合の想定事故除去後の潮流状態を示す。この図２４の例では、送電限界1000MWに対して潮流が1000MW流れるため、エリアＡの調整力を発動できない。このとき、例えばエリアＡの発電機が500MWを出力しており、エリアＣからエリアＢに向けて直流連系設備Ａを介して200MWの潮流が流れ込んでいるとする。
【０１１４】
これに対して、図２３のリスク緩和策候補３９の「No.1」及び「No.3」を実行した場合の潮流状態を図２５に示す。「No.1」のリスク緩和策候補３９の直流連系設備Ａの出力変更によって出力は500MW上昇されて700MWとなり、さらに「NO.3」の発電機Ａの追加電制により発電機Ａは電力系統から遮断されて出力が０MWとなる。その結果、連系線の潮流状態が変わり、送電限界1000MWに対して潮流が500MWとなるため、エリアＡの調整力が発動可能となる。
【０１１５】
このような「No.1」及び「No.3」のリスク緩和策候補３９に基づくリスク緩和策による連系線潮流の変更効果は、次式
【数１】
2019180163.tif 000003
で示されるInjection Shift Factorを用いて評価可能である。「Injection Shift Factor」とは、任意のバスにおける電力の変化が任意のブランチに与える電力の変化の感度Ψ(m、n),iを表したものである。（１）式の「ｍ」、「ｎ」及び「ｉ」はバス番号を示しており、ΔＰm,nがブランチの電力変化、ΔＰiがバスの電力変化を表している。（１）式を用いずに実際に潮流計算して効果を求めてもよい。
【０１１６】
このように、出力可変機器１５（図２）の出力を変更する対策に関しては、周波数変動リスク３７と連系線制約３４とを用いて、周波数変動リスク３７が許容値以下となるように連系線制約３４を変更して周波数変動リスク３７を評価し、必要連系線空容量３８を算出する。必要連系線空容量３８が求まれば、それを充足できるようにInjection Shift Factorを用いて、そのリスク緩和策候補３９によるリスク緩和策の発動量を策定すればよい。
【０１１７】
なお周波数変動リスク３７及び連系線制約３４の関係は、その都度周波数シミュレーションを実行して求めてもよいし、過去の情報を用いて回帰分析等や機械学習によってモデル化して求めてもよい。例えば、線形回帰分析を用いる場合、周波数変動リスクΔｆと連系線制約Ｐlimitの関係は、回帰係数をＣとして次式
【数２】
2019180163.tif 000004
のように表される。
【０１１８】
一方、図２３の「No.2」や「No.4」のリスク緩和策候補３９に基づくリスク緩和策は、発電機や出力可変機器１５の運転モードを切替えて一時的に調整力を発動させる対策である。例えば、ガバナロック状態の発電機をガバナフリー運転に変えたり、直流連系設備Ａを出力一定運転からガバナフリー運転に変えたりすることにより、発動できない分の調整力量を補填する。
【０１１９】
これらのリスク緩和策候補３９に基づくリスク緩和策の効果を例えば周波数シミュレーション等を用いて評価し、リスク緩和策候補３９ごとにその実行前後の周波数変動リスク３７の低減量及び対策費用を求める。また、調整力調達計画３３（図２）を追加で入力し、リスク緩和策候補３９の実施による調整力調達コストの削減可能額（調整力調達コストの低減量）を併せて算出するようにしてもよい。この場合、リスク緩和策評価部２２は、これらをまとめてリスク緩和策候補効果４０として出力する。
【０１２０】
続いて、リスク緩和策評価部２２は、リスク緩和策候補効果４０に基づいてリスク緩和策候補３９をランク付けする（Ｓ１２）。ランク付けの観点としては、リスク緩和策候補３９に基づくリスク緩和策を実行した後の周波数変動リスク３７、周波数変動リスク３７の低減量、調整力調達コストの低減量及び対策費用などがあり、観点ごとに別々のランキングを作成してもよいし、観点ごとにそれぞれ重み付けした１つのランキングを作成してもよい。
【０１２１】
例えば、１つのランキングを生成する場合には、リスク緩和策候補３９に基づくリスク緩和策を実行後の周波数変動ランキングが閾値以下となるリスク緩和策候補３９のみを抽出し、抽出したリスク緩和策候補３９を、次式
【数３】
2019180163.tif 000005
の指標Indexを用いてランク付けすればよい。なお（３）式において、ΔＲは周波数変動リスク３７の低減量、ΔＰｐは調整力調達コストの低減量、Ｐｃは対策費用をそれぞれ表す。ただし、調整力調達コストの低減量ΔＰｐを算出していない場合には、（３）式の右辺の分子をΔＲのみとすればよい。
【０１２２】
次いで、リスク緩和策評価部２２は、上述のようにして実行した該当するリスク緩和策候補３９ごとの評価結果をランク順に並べて表示装置７に表示させる（Ｓ１３）。具体的に、リスク緩和策評価部２２は、例えば図２６に示すように、該当する各リスク緩和策候補３９の内容として、そのリスク緩和策候補３９のランク、そのリスク緩和策候補３９に基づくリスク緩和策における操作対象及び内容を一覧表示し、そのリスク緩和策候補３９に基づくリスク緩和策候補効果４０として、（３）式により算出した指標Index、周波数変動リスク３７の低減量ΔＲ、調整力調達コストの低減量ΔＰｐ及び対策費用Ｐｃを表示する。
【０１２３】
次いで、リスク緩和策評価部２２は、ランク付けしたリスク緩和策候補３９の中からアームするリスク緩和策候補３９を選択する（Ｓ１４）。ここで、「アームする」とは、事故情報が検出された場合に直ぐに実行できるように待機状態にすることを意味する。選択にあたっては、上述のように表示装置７に一覧表示されたリスク緩和策候補３９の中からユーザが指定したリスク緩和策候補３９を選択するようにしても、またリスク緩和策評価部２２が自動的にランキング上位のリスク緩和策候補３９を選択するようにしてもよい。このとき選択されたリスク緩和策候補３９が対応する周波数変動リスクに対して実際に適用すべきリスク緩和策としてそのリスク緩和効果４２と共に表示装置７に表示される。
【０１２４】
この後、リスク緩和策評価部２２は、系統安定化システム１４や出力可変機器１５をアーム状態にするための補助信号４３（図２）を生成する（Ｓ１４）。このとき生成された補助信号４３には、系統安定化システム１４及び出力可変機器１５の想定事故に紐付けられた動作等の情報が含まれる。例えば、図２７に示すように、ステップＳ１４で選択されたリスク緩和策候補３９に基づくリスク緩和策の有効期間、補助信号４３の送信先、そのリスク緩和策候補３９に基づくリスク緩和策の具体的な動作及び想定事故の各情報が補助信号４３に含まれる。
【０１２５】
そしてリスク緩和策評価部２２は、この後、このリスク緩和策評価処理を終了する。
【０１２６】
なお、ステップＳ１５で生成された補助信号４３は、その後、出力部２３（図２）から通信回線１３（図２）を介して系統安定化システム１４及び又は該当する出力可変機器１５に送信される。そして、この補助信号４３を受信した系統安定化システム１４や該当する出力可変機器１５は、補助信号４３で規定された有効期間中は当該補助信号４３で規定されたリスク緩和策をアーム状態で保持しておき、電力系統１６（図２）において対象となる事故情報を検出した場合に、そのリスク緩和策を実行する。
【０１２７】
この際、系統安定化システム１４は、元々保護リレー情報の取得が可能である。またその他の機器についても保護リレー情報を直接取得できる場合には、問題なくリスク緩和策を実行することができる。一方、系統安定化システム１４が保護リレー情報を取得できない場合においては、保護リレー情報取得用の回線を設置するか、又は、系統安定化システム１４と接続して系統安定化システム１４からの信号を利用する等の方法が考えられる。
【０１２８】
（１−１１）本実施の形態の効果
以上のように系統安定化システム１４や出力可変機器１５と、市場管理システム１０とを本実施の形態の統合型広域信頼度管理装置１に接続することで、リスク緩和策候補３９で示したような効果を実現することができる。その結果、連系線制約３４によって調達又は発動できない調整力を有効に活用することができ、広域メリットオーダの追求と周波数安定性の維持を両立できる。またこのような技術が確立されることにより、需給調整市場１２（図２）において緊急時用の新たな商品を定義することができる。
【０１２９】
（２）第２の実施の形態
図１及び図２との対応部分に同一符号を付した図２８は、第２の実施の形態による電力システムＥＳ´を示す。本電力システムＥＳ´は、統合型広域信頼度管理装置１がＥＭＳ（Energy Management System）８０と接続されている点のみが第１の実施の形態の電力システムＥＳと相違する。なお、図２８では、統合型広域信頼度管理装置１が直接ＥＭＳと接続されているが、例えば通信回線１３を介して接続されていてもよい。
【０１３０】
本実施の形態において、統合型広域信頼度管理装置１は、補助信号４３を系統安定化システム１４及び又は出力可変機器１５だけでなく、ＥＭＳ８０に対しても送信する。そしてＥＭＳ８０は、与えられた補助信号４３に基づいて、ＬＦＣ（Load Frequency Control）対応の必要な出力可変機器１５に対してＬＦＣ指令信号８１を送信することにより、出力可変機器１５の出力電力を事故情報に併せて変更する。
【０１３１】
このようにすることにより第１の実施の形態により得られる効果に加えて、第１の実施の形態では対応できなかった中央からの信号によって発動するＬＦＣ等の二次調整力にも対応することができるという効果を得ることができる。
【０１３２】
（３）他の実施の形態
なお上述の第１及び第２の実施の形態においては、本発明を図１又は図２８に示すような電力システムＥＳ，ＥＳ´に適用するようにした場合について述べたが、本発明はこれに限らず、この他種々の構成の電力システムに広く適用することができる。
【産業上の利用可能性】
【０１３３】
本発明は、電力市場における取引を実行及び管理する市場管理システムに接続され、電力系統を管理する種々の構成の管理装置に広く適用することができる。
【符号の説明】
【０１３４】
１……統合型広域信頼度管理装置、３……中央制御装置、４……主記憶装置、５……補助記憶装置、８……データベース、９……プログラム、１０……市場管理システム、１１……卸電力取引市場、１２……需給調整市場、１４……系統安定化システム、１５……出力可変機器、１６……電力系統、２１……周波数変動リスク評価部、２２……リスク緩和策評価部、２４……想定事故データベース、２５……想定需要変動データベース、２６……リスク緩和策候補データベース、３０……取引情報、３１……調整力入札情報、３２……発電計画、３３……調整力調達計画、３４……連系線制約、３５……想定事故リスト、３６……想定需要変動、３７……周波数変動リスク、３８……必要連系線空容量、３９……リスク緩和策候補、４０……リスク緩和策候補効果、４２……リスク緩和効果、４３……補助信号、４４……整定値、４５……運転モード切替え指令、４６……事故情報、４８……調整力落札情報、６０，７０……周波数変動リスク評価結果画面、８０……ＥＭＳ、８１……ＬＦＣ指令信号、ＥＳ，ＥＳ´……電力システム。
【図１】
2019180163.tif 000006
【図２】
2019180163.tif 000007
【図３】
2019180163.tif 000008
【図４】
2019180163.tif 000009
【図５】
2019180163.tif 000010
【図６】
2019180163.tif 000011
【図７】
2019180163.tif 000012
【図８】
2019180163.tif 000013
【図９】
2019180163.tif 000014
【図１０】
2019180163.tif 000015
【図１１】
2019180163.tif 000016
【図１２】
2019180163.tif 000017
【図１３】
2019180163.tif 000018
【図１４】
2019180163.tif 000019
【図１５】
2019180163.tif 000020
【図１６】
2019180163.tif 000021
【図１７】
2019180163.tif 000022
【図１８】
2019180163.tif 000023
【図１９】
2019180163.tif 000024
【図２０】
2019180163.tif 000025
【図２１】
2019180163.tif 000026
【図２２】
2019180163.tif 000027
【図２３】
2019180163.tif 000028
【図２４】
2019180163.tif 000029
【図２５】
2019180163.tif 000030
【図２６】
2019180163.tif 000031
【図２７】
2019180163.tif 000032
【図２８】
2019180163.tif 000033