(57)【要約】【課題】安価な調整力の調達及び電力系統の安定性の維持を両立する。【解決手段】本発明の市場対応信頼度管理装置は、電力市場において取引を実行・管理する市場管理システムに接続され、市場管理システムから、電力系統の各所における技術的制約である系統制約、及び、電力調達に関する計画である計画情報を取得し、系統制約を見直した結果である変更後系統制約を生成し、生成した変更後系統制約を市場管理システムに出力することを特徴とする。さらに、本発明の市場対応信頼度管理装置は、取得した系統制約及び計画情報に基づいて、系統安定化システムの整定パラメータを算出することを特徴とする。【選択図】図２
2019071710.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
電力市場において取引を実行・管理する市場管理システムに接続され、
前記市場管理システムから、電力系統の各所における技術的制約である系統制約、及び、電力調達に関する計画である計画情報を取得し、
前記系統制約を見直した結果である変更後系統制約を生成し、
前記生成した変更後系統制約を前記市場管理システムに出力すること、
を特徴とする市場対応信頼度管理装置。
【請求項２】
前記取得した系統制約及び計画情報に基づいて、系統安定化システムの整定パラメータを算出すること、
を特徴とする請求項１に記載の市場対応信頼度管理装置。
【請求項３】
前記系統安定化システムに前記算出した整定パラメータを出力すること、
を特徴とする請求項２に記載の市場対応信頼度管理装置。
【請求項４】
系統安定化システムに仮想潮流を出力し、
前記系統安定化システムから整定パラメータを取得すること、
を特徴とする請求項１に記載の市場対応信頼度管理装置。
【請求項５】
前記系統制約及び前記変更後系統制約は、
電力系統における物理量の上下限であり、
前記物理量は、
電力潮流及び電圧のうちの少なくとも１つを含むこと、
を特徴とする請求項１に記載の市場対応信頼度管理装置。
【請求項６】
前記計画情報は、
発電スケジュール、調整力調達計画及び調整力調達コストのうちの少なくとも１つを含むこと、
を特徴とする請求項１に記載の市場対応信頼度管理装置。
【請求項７】
前記整定パラメータは、
前記系統安定化システムの動作ロジックを規定した表型式の情報であること、
を特徴とする請求項２又は４に記載の市場対応信頼度管理装置。
【請求項８】
前記系統制約及び前記計画情報を入力する入力部と、
前記系統制約及び前記計画情報を表示する表示部と、
前記計画情報に基づいて、仮想潮流を生成する仮想潮流生成部と、
前記計画情報及び前記仮想潮流に基づいて整定パラメータを算出する整定パラメータ算出部と、
前記系統制約、前記計画情報、前記仮想潮流及び前記整定パラメータに基づいて、前記変更後系統制約を生成する系統制約変更部と、
前記系統制約を出力する出力部と、
を備えること、
を特徴とする請求項１乃至３の何れか１項に記載の市場対応信頼度管理装置。
【請求項９】
前記系統制約、前記計画情報及び前記整定パラメータを入力する入力部と、
前記系統制約及び前記計画情報を表示する表示部と、
前記計画情報に基づいて、前記仮想潮流を生成する仮想潮流生成部と、
前記系統制約、前記計画情報、前記仮想潮流及び前記整定パラメータに基づいて、前記変更後系統制約を生成する系統制約変更部と、
前記変更後系統制約を出力する出力部と、
を備えること、
を特徴とする請求項４に記載の市場対応信頼度管理装置。
【請求項１０】
前記系統制約及び前記計画情報を入力する入力部と、
前記系統制約及び前記計画情報を表示する表示部と、
前記計画情報に基づいて、仮想潮流を生成する仮想潮流生成部と、
系統安定化システムの安定化ロジックを記憶する安定化ロジックデータベースと、
前記系統制約、前記計画情報及び前記安定化ロジックに基づいて、前記変更後系統制約を生成する系統制約変更部と、
前記変更後系統制約を出力する出力部と、
を備えること、
を特徴とする請求項１に記載の市場対応信頼度管理装置。
【請求項１１】
想定故障リストを記憶する想定故障データベースと、
前記計画情報及び前記仮想潮流に加え、前記想定故障リストに基づいて整定パラメータを算出する整定パラメータ算出部と、
を備えること、
を特徴とする請求項８又は１０に記載の市場対応信頼度管理装置。
【請求項１２】
想定故障リストを記憶する想定故障データベースと、
前記系統制約、前記計画情報及び前記仮想潮流、並びに、整定パラメータ又は安定化ロジックに加え、前記想定故障リストに基づいて、前記変更後系統制約を生成する系統制約変更部と、
を備えること、
を特徴とする請求項８乃至１０の何れか１項に記載の市場対応信頼度管理装置。
【請求項１３】
前記仮想潮流及び前記整定パラメータを記憶する整定パラメータデータベースを備えること、
を特徴とする請求項１１に記載の市場対応信頼度管理装置。
【請求項１４】
前記整定パラメータデータベースに蓄積された前記仮想潮流及び前記整定パラメータに基づいて、前記整定パラメータの傾向を分析し、オフライン整定パラメータ及び前記オフライン整定パラメータの適用期間を算出する整定パラメータ傾向分析部を備えること、
を特徴とする請求項１３に記載の市場対応信頼度管理装置。
【請求項１５】
前記オフライン整定パラメータ及び前記適用期間を記憶するオフライン整定パラメータデータベースを備えること、
を特徴とする請求項１４に記載の市場対応信頼度管理装置。
【請求項１６】
前記仮想潮流生成部は、
前記計画情報に含まれる発電スケジュールを系統ネットワークモデル上の発電機に分配して前記仮想潮流を生成すること、
を特徴とする請求項８乃至１０の何れか１項に記載の市場対応信頼度管理装置。
【請求項１７】
前記仮想潮流生成部は、
前記計画情報に含まれる発電スケジュールに加え、前記計画情報に含まれる調整力調達計画において調達を予定している調整力発動時の発電機出力を系統ネットワークモデル上の発電機に分配して前記仮想潮流を生成すること、
を特徴とする請求項１６に記載の市場対応信頼度管理装置。
【請求項１８】
前記仮想潮流生成部は、
前記計画情報に含まれる調整力調達計画から、未調達の安価な調整力の有無を判定すること、
を特徴とする請求項１６に記載の市場対応信頼度管理装置。
【請求項１９】
前記仮想潮流生成部は、
前記計画情報に含まれる発電スケジュール及び調整力調達計画において調達を予定している調整力発動時の発電機出力に加え、前記未調達の安価な調整力発動時の発電機電力を系統ネットワークモデル上の発電機に分配して前記仮想潮流を生成すること、
を特徴とする請求項１８に記載の市場対応信頼度管理装置。
【請求項２０】
前記系統制約変更部は、
系統安定化システムの動作を模擬し、不安定想定故障の有無を判定し、安定な想定故障については、前記仮想潮流を用いて前記系統制約を変更すること、
を特徴とする請求項８乃至１０及び１２の何れか１項に記載の市場対応信頼度管理装置。
【請求項２１】
前記系統制約変更部は、
前記系統安定化システムの動作を模擬し、不安定想定故障の有無を判定し、不安定な想定故障については不安定となる要素を特定し、安定性に影響のあるブランチ潮流を少なくとも１つ以上抽出し、
そのうちから制約優先度指標を用いて系統制約変更の対象となるブランチを特定すること、
を特徴とする請求項２０に記載の市場対応信頼度管理装置。
【請求項２２】
前記制約優先度指標は、
前記安定性に影響のあるブランチの潮流削減必要量又は制約違反量、及び、前記安定性に影響のあるブランチ潮流の調整力価格により算出されること、
を特徴とする請求項２１に記載の市場対応信頼度管理装置。
【請求項２３】
前記整定パラメータ算出部は、
前記計画情報及び前記仮想潮流に加えて、前記系統制約に基づいて対策優先順位を策定し、前記対策優先順位に基づいて前記整定パラメータを算出すること、
を特徴とする請求項８又は１１に記載の市場対応信頼度管理装置。
【請求項２４】
前記対策優先順位は、
前記系統制約及び前記仮想潮流から求められる制約違反量、並びに、前記仮想潮流及び前記計画情報から求められるブランチ潮流の調整力価格に基づいて算出されること、
を特徴とする請求項２３に記載の市場対応信頼度管理装置。
【請求項２５】
請求項１乃至２４の何れか１項に記載の市場対応信頼度管理装置と、系統安定化システムと、市場管理システムとによって構成される、市場対応信頼度管理システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、市場対応信頼度管理装置及び市場対応信頼度管理システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
電力系統においては、発電・消費される電力エネルギーに比して、貯蔵することが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・小売の垂直一貫体制では、電気事業者は“同時同量”を達成するために、ある程度柔軟に発電機を制御することができる。一方、電力自由化に伴う発送電分離により、電気事業者が発電事業者及び送配電事業者に分離した場合、送配電事業者は、需給調整市場から調整力を購入し、これを運用する必要がある。この場合、調整力の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、電力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。
【０００３】
非特許文献１は、オフライン系統安定化システムを含む市場管理システムを記載している。非特許文献１は、オフライン系統安定化システムの動作テストを市場管理システムで実施し、オフライン系統安定化システムが動作する想定故障を、考慮すべき想定故障から除外することで、発電スケジュールを決定する際に系統制約を緩和するとしている。
【先行技術文献】
【非特許文献】
【０００４】
【非特許文献１】Haillong Hui,Chien-Ning Yu and Saninath Moorty,“Reliability Unit Commitment in the New ERCOT Nodal Electricity Market”, Proceeding of 2009 IEEE Power & Energy Society General Meeting, Calgary Canada, July 2009
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
しかしながら、非特許文献１に記載の技術は、あくまでもオフライン系統安定化システムの動作有無を判定するに留まる。実際には、オフライン系統安定化システムが動作しても電力系統を安定化できない場合が想定され得る。また、非特許文献１は、系統制約下での調整力の取り扱いについて言及していない。調整力が発動されるときに系統が不安定化することを回避しつつ安価な調整力を調達するためには、別途方策が必要であった。
そこで、本発明は、安価な調整力の調達及び電力系統の安定性の維持を両立することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００６】
本発明の市場対応信頼度管理装置は、電力市場において取引を実行・管理する市場管理システムに接続され、市場管理システムから、電力系統の各所における技術的制約である系統制約、及び、電力調達に関する計画である計画情報を取得し、系統制約を見直した結果である変更後系統制約を生成し、生成した変更後系統制約を市場管理システムに出力すること、を特徴とする。
その他の手段については、発明を実施するための形態のなかで説明する。
【発明の効果】
【０００７】
本発明によれば、安価な調整力の調達及び電力系統の安定性の維持を両立することができる。より具体的には、安価な調整力を調達した場合の仮想潮流に対する電力系統の安定性を踏まえて、系統制約を変更することができる。
【図面の簡単な説明】
【０００８】
【図１】市場対応信頼度管理装置の構成を説明する図である。
【図２】実施形態１のプログラムの機能等を説明する図である。
【図３】電力系統を説明する図である。
【図４】発電スケジュールを説明する図である。
【図５】調整力調達計画を説明する図である。
【図６】系統制約を説明する図である。
【図７】調整力調達コストを説明する図である。
【図８】変更後系統制約を説明する図である。
【図９】整定パラメータ算出処理手順のフローチャートである。
【図１０】系統制約変更処理手順のフローチャートである。
【図１１】実施形態１の効果の例を示す図である。
【図１２】実施形態１の効果の例を示す図である。
【図１３】実施形態２のプログラムの機能等を説明する図である。
【図１４】実施形態３のプログラムの機能等を説明する図である。
【発明を実施するための形態】
【０００９】
以降、本発明を実施するための形態（“本実施形態”という）を、図等を参照しながら詳細に説明する。本実施形態は、基本となる実施形態１、並びに、その一部を変形した実施形態２及び実施形態３からなる。
【００１０】
本実施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的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。
【００１１】
（第１の側面）
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。
【００１２】
（第２の側面）
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する。このとき、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、計画を策定する。
【００１３】
送配電事業者は、新たに本実施形態の市場対応信頼度管理装置を導入し、既存の系統安定化システム及び既存の市場管理システムに接続することによって、第１の側面及び第２の側面を調和させる。市場対応信頼度管理装置の名称のうち、“市場対応”は、第２の側面に対応し、“信頼度管理”は、第１の側面に対応している。
【００１４】
〈実施形態１〉
（市場対応信頼度管理装置の構成）
図１に沿って、本実施形態の市場対応信頼度管理装置１の構成を説明する。市場対応信頼度管理装置１は、一般的なコンピュータである。市場対応信頼度管理装置１は、中央制御装置１１、入力装置１２、出力装置１３、ディスプレイ等の表示装置１４、主記憶装置１５及び補助記憶装置１６を備える。これらはバスで相互に接続されている。補助記憶装置１６は、各種データベース１７及び各種プログラム１８を記憶している。以降の説明において、“○○部は”と動作主体を記した場合、それは、中央制御装置１１が補助記憶装置１６からプログラムである○○部を読み出し、主記憶装置１５にロードしたうえで○○部の機能（詳細後記）を実現することを意味する。
【００１５】
市場対応信頼度管理装置１は、市場管理システム１０１に接続可能であり、さらに、通信回線１０５を介して系統安定化システム１０６に接続可能である。系統安定化システム１０６は、電力系統１０７に接続可能（安定化制御可能）である。市場管理システム１０１は、卸電力取引市場１０２（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）及び需給調整市場１０３（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）に接続可能である。卸電力取引市場１０２は、発電事業者及び送配電事業者が電力を取引する市場である。需給調整市場１０３は、発電事業者及び送配電事業者が調整力を取引する市場である。なお、市場対応信頼度管理装置１、市場管理システム１０１及び系統安定化システム１０６は、市場対応信頼度管理システムを構成する。
【００１６】
（調整力）
小売事業者が発電事業者から、所定時間当たり一定の電力量（計画値）を調達する契約を締結しているとする。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く。しかしながら、実際の電力需要は、短期的に変動する。電力の需要量が増加すれば、送配電事業者は最終需給調整者として、計画値超の電力量を調達したいと考える。逆に、電力の需要量が減少すれば、送配電事業者は、計画値未満に電力量を制限したいと考える。このような場合に備えて、送配電事業者は、一旦約定した調達水準を自由に変化することのできる権利（オプション）を発電事業者から購入する。このような権利は、“調整力”と呼ばれる。調整力には、計画値超の電力量を調達できる“上げ調整力”、及び、調達する電力量を計画値未満に制限できる“下げ調整力”がある。
【００１７】
図２に沿って、市場対応信頼度管理装置１における各プログラム（○○部）の機能及び各データの流れを説明する。なお、図１における“○○装置”がハードウエアを示すのに比して、図２における“○○部”は、プログラム（ソフトウエア）を示している。実施形態１においては、市場対応信頼度管理装置１がオンライン型系統安定化システム子局２０１と接続される場合を考える。ここで、オンライン型系統安定化システムとは、安定化リレーの動作ロジック及び制御パラメータを外部からオンラインで変更することが可能な系統安定化システムを指す。
【００１８】
通常、オンライン型系統安定化システムでは、安定化リレーの動作ロジック及び制御パラメータは、オンライン型系統安定化システム親局で算出される。しかしながら、実施形態１においては、市場対応信頼度管理装置１がオンライン型系統安定化システム親局の機能も兼ねて、整定パラメータを算出する。市場対応信頼度管理装置１は、入力部２０２、表示部２０３、整定パラメータ算出部２０４、想定故障データベース（ＤＢ：Database）２０５、系統制約変更部２０６、及び、出力部２０７を備える。
【００１９】
市場管理システム１０１は、卸電力取引市場１０２から取引結果２０８を取得し、需給調整市場１０３から調整力入札情報２０９を取得する。市場管理システム１０１は、取引結果２０８及び調整力入札情報２０９に基づき、系統制約２１０を満たす範囲内で、発電スケジュール２１１、調整力調達計画２１２を策定し、調整力調達コスト２１３を算出する。そして、市場管理システム１０１は、策定に用いた系統制約２１０と合わせて、発電スケジュール２１１、調整力調達計画２１２及び調整力調達コスト２１３を市場対応信頼度管理装置１に出力する。なお、請求項の“計画情報”には、発電スケジュール２１１、調整力調達計画２１２及び調整力調達コスト２１３が相当する。計画情報は、電力調達に関する計画である。
【００２０】
市場対応信頼度管理装置１は、市場管理システム１０１から入力される系統制約２１０、発電スケジュール２１１、調整力調達計画２１２及び調整力調達コスト２１３に基づいて、系統安定化システムの整定パラメータ２１４を算出し、変更後系統制約２１５を生成する。変更後系統制約２１５は、系統制約２１０を見直した結果である。そして、市場対応信頼度管理装置１は、オンライン型系統安定化システム子局２０１に整定パラメータ２１４を出力し、市場管理システム１０１に変更後系統制約２１５を出力する。このように、市場対応信頼度管理装置１は、大きく見れば、卸電力取引市場１０２及び需給調整市場１０３における取引に変化が生じる都度、その変化が引き起こす系統制約を更新し、さらに、電力系統の安定化のための整定パラメータも更新する。
【００２１】
オンライン型系統安定化システム子局２０１は、受信した整定パラメータ２１４及び系統故障発生時に電力系統１０７から検出される故障情報２１６に基づき、電制・負制指令２１７を電力系統１０７に出力する。電制・負制指令２１７は、発電機を電力系統１０７から切り離す、又は、負荷を電力系統１０７から切り離す指示である。すると、安定化リレーが動作し、電力系統１０７が安定化する。市場管理システム１０１は、取得した変更後系統制約２１５を用いて、調整力調達計画２１２を策定しなおし、調整力落札情報２１８として需給調整市場１０３に出力する。市場対応信頼度管理装置１の各入出力データについては後記することとし、まず、以下に市場対応信頼度管理装置１を構成する機能について詳述する。
【００２２】
入力部２０２を介して、市場管理システム１０１から、系統制約２１０、発電スケジュール２１１、調整力調達計画２１２及び調整力調達コスト２１３が入力される。表示部２０３は、入力部２０２から入力された系統制約２１０及び調整力調達コスト２１３を表示する。これにより、市場対応信頼度管理装置１によって生成された変更後系統制約２１５による調整力調達コストの変化をユーザが確認することができる。整定パラメータ算出部２０４は、入力部２０２から入力される系統制約２１０、発電スケジュール２１１及び調整力調達計画２１２、並びに、想定故障ＤＢ２０５に格納されている想定故障リスト２１９に基づき、仮想潮流２２０、及び、系統安定化システムの整定パラメータ２１４を算出する。ここで、整定パラメータとは、想定故障が発生した場合の電制・負制テーブル（表型式の情報）等の安定化対策を指す。具体的な算出方法の例は後記するが、このようなデータの流れにより、安価な調整力の調達を想定した整定パラメータの算出が可能となる。
【００２３】
系統制約変更部２０６は、入力部２０２から入力される系統制約２１０、発電スケジュール２１１及び調整力調達計画２１２、並びに、整定パラメータ算出部２０４から入力される整定パラメータ２１４、想定故障リスト２１９及び仮想潮流２２０に基づき、変更後系統制約２１５を生成する。具体的な生成方法の例は後記するが、価格情報を含む調整力調達計画２１２を系統制約２１０の変更に用いることで、調整力調達コスト２１３への影響を踏まえた系統制約２１０の生成が可能となる。出力部２０７は、整定パラメータ算出部２０４で算出された整定パラメータ２１４を、通信回線１０５を介してオンライン型系統安定化システム子局２０１に出力し、系統制約変更部２０６で生成された変更後系統制約２１５を市場管理システム１０１に出力する。
【００２４】
（電力系統）
図３に沿って、電力系統１０７を説明する。以下、バス３０１ａ〜３０１ｅを特に区別しない場合は、これらをバス３０１と呼ぶ。同様に、ブランチ３０２ａ〜３０２ｅを特に区別しない場合は、これらをブランチ３０２と呼び、発電機３０３ａ〜３０３ｇを特に区別しない場合は、これらを発電機３０３と呼ぶ。電力系統１０７は、複数のバス３０１及び複数のブランチ３０２から構成されており、バス３０１は、電力系統１０７上に存在する変電所及び開閉所等に対応する。バス３０１には発電機３０３及び負荷３０４が接続される。ブランチ３０２は、電力系統１０７上の送電線に対応しており、バス３０１を相互に接続する。ブランチ３０２には、それぞれの送電線に対応するインピーダンス、熱容量、安定性等から決まる系統制約２１０（図２）が設定されている。バス３０１にも、それぞれの変電所及び開閉所等に対応する電圧等から決まる系統制約２１０が設定されている。
【００２５】
（発電スケジュール）
図４に沿って、発電スケジュール２１１を説明する。発電スケジュール２１１は、例えば、卸電力取引市場１０２を介した市場取引、及び、発電事業者と送配電事業者間の相対取引の結果に基づいて、市場管理システム１０１が系統制約２１０の下でユニットコミットメント（発電機の起動停止計画）を実施することで策定される。市場取引及び相対取引の結果が系統制約２１０に違反しない場合は、それらの結果がそのまま発電スケジュール２１１として採用される場合もある。しかしながら、それらの結果が系統制約２１０に違反する場合は、系統制約違反を解消するように発電スケジュール２１１は見直される。その結果、図４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、市場対応信頼度管理装置１に出力される。
【００２６】
（調整力調達計画）
図５に沿って、調整力調達計画２１２を説明する。調整力調達計画２１２は、送配電事業者が市場管理システム１０１を用いて、需給調整市場１０３から調整力を調達する計画である。調整力調達計画２１２もまた、発電スケジュール２１１と同様に、例えば市場管理システム１０１が系統制約２１０の下でユニットコミットメントを実施することで策定される。調整力調達計画２１２においては、各発電機に対する上げ調整力及び下げ調整力について、その調達量、価格及び余力が３０分ごとの時系列で記憶されている。ここでの余力とは、需給調整市場に入札されているが、落札されなかった調整力である。
【００２７】
図５の調整力調達計画２１２を見ると、例えば以下のことがわかる。
・送配電事業者は、“０：００〜２３；００”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３０３ａを運用する発電事業者から）、“５０ＭＷ”の下げ調整力を“１０千円／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、調達する電力量を計画値以下とする権利（下げ調整力）の対価である。すべての時間帯において、発電機３０３ａは、下げ調整力の余力を有さない。
・送配電事業者は、発電機３０３ａから、３０分ごとのすべての時間帯において、上げ調整力を調達することを予定していない。その結果、価格の行には“−”が記憶されている。
【００２８】
・送配電事業者は、３０分ごとの時間帯において、発電機３０３ｇから、“５０ＭＷ”又は“１００ＭＷ”の上げ調整力を“１５千円／ｋＷ”の価格で購入する予定である。すべての時間帯において、発電機３０３ｇは、上げ調整力の余力を“５０ＭＷ”だけ有する。つまり、送配電事業者が、発電機ｇから上げ調整力を“５０ＭＷ”又は“１００ＭＷ”だけ調達（落札）した後もなお、追加的に“５０ＭＷ”の上げ調整力を調達することが可能である。
・送配電事業者は、３０分ごとの時間帯において、発電機３０３ｇから、“５０ＭＷ”又は“０ＭＷ”の下げ調整力を“１５千円／ｋＷ”の価格で購入する予定である。すべての時間帯において、発電機３０３ｇは、下げ調整力の余力を有さない。
【００２９】
前記したように、調整力は、オプション付きの権利である。送配電事業者は、上げ調整力又は下げ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、例えば上げ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。これは、需要予測の上方修正が外れた例である。
【００３０】
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、上げ調整力及び下げ調整力を同時に調達してもよい。そのうえで、送配電事業者は、発電機から受け取る電力量を、増加してもよいし（上げ調整力の発動）、減少してもよいし（下げ調整力の発動）、一定のまま維持してもよい。これは、特定の地域において、需要予測が非常に困難であり、送配電事業者が慎重なっている例である。図５において、“０：００”及び“２３：００”の時間帯で、発電機３０３ｇに対する上げ調整力及び下げ調整力が併存している（調達量の行に正値が記憶されている）のは、このことを示している。
【００３１】
図５の調整力調達計画２１２は、調整力の種類として上げ調整力及び下げ調整力のみを記憶している。しかしながら、上げ調整力及び下げ調整力のそれぞれは、応答速度、周波数応答性等に応じてさらに細分化されていてもよい。また、図４及び図５では、発電スケジュール２１１及び調整力調達計画２１２は、別々の構成となっているが、発電スケジュール２１１及び調整力調達計画２１２が纏めて一体化されていてもよい。
【００３２】
（系統制約）
図６に沿って、系統制約２１０を説明する。系統制約２１０においては、“要素”欄に記憶されたバス及びブランチのそれぞれに関連付けて、“対象”欄には系統制約の対象となる物理量が、“上限（下限）制約”欄には物理量の上限（下限）値が、“要因欄”には系統制約の要因が、３０分ごとの時系列で記憶されている。ここでの物理量は、電圧及び電力潮流（電圧と電流との積）であるが、他の物理量であってもよい。系統制約２１０を静的に取り扱っている場合は、すべての時間帯を通して上限値及び下限値は、同じ値となる。一方、系統制約２１０を動的に取り扱っている場合は、時間帯により上限値及び下限値が異なる。これらの制約は、例えば電力系統に接続されている機器の動作範囲から決まる電圧運用範囲、電圧安定性、過渡安定性、熱容量等の要因に基づいて設定される。
【００３３】
電圧運用範囲とは、バスにおける電力量及び電圧の組合せが時系列で変化する場合の、取り得る変化の範囲である。電圧安定性とは、バスにおける電圧が所定の変動範囲に収まるか否かを意味する。過渡安定性とは、故障発生後の短期間において、発電機と電力系統の任意の位置（例えば慣性中心）との相差角が、一旦拡大しつつもある値に収束するか否かを意味する。熱容量とは、ブランチが発生する熱エネルギーより決まる。
【００３４】
（調整力調達コスト）
図７に沿って、調整力調達コスト２１３を説明する。調整力調達コスト２１３には、調整力の調達に必要となったコストの合計が記憶されている。さらに合計の内訳として、上げ調整力の合計調達コスト、下げ調整力の合計調達コスト、発電機の起動コストが記憶されている。発電機の起動コストとは、調整力を必要量調達するために、既に運転中の発電機の出力を増加させるのではなく、発電機を停止状態から起動することが必要だった場合のコストである。
【００３５】
（変更後系統制約）
図８に沿って、変更後系統制約２１５を説明する。変更後系統制約２１５の構成は、図６に記載の系統制約２１０と同様である。しかしながら、市場対応信頼度管理装置１によって系統制約が変更された要素については、上限値及び／又は下限値が図６に比して異なる。具体的には、要素“ブランチ３０２ａ”の潮流の上限値が、図６では“３０００ＭＷ”であるのに対して、図８では“３５００ＭＷ”になっている。図８のように、上限値及び／又は下限値が変更となったレコード（行）のみが出力されてもよいし、変更となったレコードが、変更のない他のレコードと合わせて出力されてもよい。
【００３６】
（整定パラメータ算出処理手順）
図９に沿って、整定パラメータ算出処理手順を説明する。
ステップＳ４０１において、市場対応信頼度管理装置１の整定パラメータ算出部２０４は、調達を予定している調整力の最高価格を確認する。具体的には、第１に、整定パラメータ算出部２０４は、図５の調整力調達計画２１２のある時間帯の列の、上げ調整力に関する行を取得する。
【００３７】
第２に、整定パラメータ算出部２０４は、ステップＳ４０１の“第１”において取得した行から、正値の“調達量”に対応する価格をすべて取得する。
第３に、整定パラメータ算出部２０４は、ステップＳ４０１の“第２”において取得した価格のうち、最も大きいものを特定し、“最高価格”とする。
整定パラメータ算出部２０４は、ステップＳ４０１の“第１”〜“第３”の処理を、下げ調整力についても繰り返す。さらに、整定パラメータ算出部２０４は、これらの処理をすべての時間帯の列について繰り返す。ステップＳ４０１が終了した段階で、整定パラメータ算出部２０４は、最高価格を、時間帯ごと、かつ、上げ下げごとに保持していることになる。
【００３８】
ステップＳ４０２において、整定パラメータ算出部２０４は、安価な調整力の余力があるか否かを判定する。具体的には、第１に、整定パラメータ算出部２０４は、図５の調整力調達計画２１２のある時間帯の列の、上げ調整力に関する行を取得する。
第２に、整定パラメータ算出部２０４は、ステップＳ４０２の“第１”において取得した行から、正値の余力をすべて取得する。
第３に、整定パラメータ算出部２０４は、ステップＳ４０２の“第２”において取得した余力のうち、その時間帯の最高価格よりも小さいものをすべて取得する。
【００３９】
整定パラメータ算出部２０４は、ステップＳ４０２の“第１”〜“第３”の処理を、下げ調整力についても繰り返す。さらに、整定パラメータ算出部２０４は、これらの処理をすべての時間帯の列について繰り返す。ステップＳ４０２が終了した段階で、整定パラメータ算出部２０４は、１又は複数の余力を、時間帯ごと、かつ、上げ下げごとに保持していることになる。
【００４０】
第４に、整定パラメータ算出部２０４は、ステップＳ４０２の“第３”において余力を取得できなかった場合（ステップＳ４０２“Ｎｏ”）、調整力の調達は最も経済的になっていると判定し、整定パラメータ算出処理手順を終了する。整定パラメータ算出部２０４は、ステップＳ４０２の“第３”において１又は複数の余力を取得できた場合（ステップＳ４０２“Ｙｅｓ”）、整定パラメータの見直しにより安価な調整力の調達が可能となる可能性があると判定し、ステップＳ４０３に進む。
【００４１】
ステップＳ４０３において、整定パラメータ算出部２０４は、安価な調整力を追加調達した場合の仮想潮流２２０を生成する。具体的には、整定パラメータ算出部２０４は、発電スケジュール２１１から決まる潮流を生成し、それに調整力調達計画２１２において調達を予定している調整力の発動時の潮流を加算する。さらに整定パラメータ算出部２０４は、その加算結果に、安価な調整力を追加調達・発動した場合の潮流を加算して仮想潮流２２０を生成する。ブランチごとの仮想潮流は式１に示すような形式で表現できる。
【００４２】
Ｐｖ＝Ｐｓ＋Ｐｐｒ＋Ｐｃｒ      （式１）
Ｐｖは、生成された仮想潮流である。Ｐｓは、発電スケジュール２１１から決まる潮流である。Ｐｐｒは、調達を予定している調整力による潮流である。Ｐｃｒは、安価な調整力による潮流である。ここで、整定パラメータ算出部２０４は、発電スケジュール２１１及び需要想定（調整力の調達を前提としない）から潮流Ｐｓを一意に決定することができる。しかしながら、整定パラメータ算出部２０４が、調達を予定している調整力による潮流Ｐｐｒ及び安価な調整力による潮流Ｐｃｒを一意に決定することは比較的難しい。そこで、整定パラメータ算出部２０４は、調整力の発動時において過酷な条件となるように潮流を設定する。具体的には、過渡安定性を考慮する場合、上げ調整の発動を想定する電源から電圧位相が最も離れている母線（バス）の負荷を増やして、潮流を設定する方法等が挙げられる。
【００４３】
整定パラメータ算出部２０４は、調整力の発動時における系統の安定性を確認するために仮想潮流２２０を生成している。しかしながら、エネルギー関数法、ＢＣＵ（Based    Controlling Unstable equilibrium point method）法等のように、安定性と潮流の関係を定式化できる手法を用いる場合には、整定パラメータ算出部２０４は、仮想潮流２２０を生成しなくてもよい。
【００４４】
ステップＳ４０４において、整定パラメータ算出部２０４は、対策優先順位を策定する。具体的には、整定パラメータ算出部２０４は、ブランチを流れる仮想潮流の調整力価格及び制約違反量を算出し、それらの比に基づいてブランチの対策優先順位を策定する。ブランチを流れる仮想潮流の調整力価格は、例えば、式２に示すように、調整力と調整力単価の積をとり、さらにInjection Shift Factorとの積をとることで得られる。Injection Shift Factorとは、発電機出力とブランチ潮流の感度を表す。なお、本実施形態において“ＡとＢの感度”は、例えば“δＢ／δＡ”の値である。
【００４５】
Ｃｂｒａｎｃｈ＝Ψｄｉａｇｔ（ＰｒｅｓｅｒｖｅＩＣｔｒｅｓｅｒｖｅ）    （式２）
Ｃｂｒａｎｃｈは、ブランチ潮流の調整力価格を表すベクトルである。Ｃｂｒａｎｃｈの各成分は、各ブランチに対応している。Ψは、Injection Shift Factorを表す行列である。Ｐｒｅｓｅｒｖｅは、調整力の量を表すベクトルである。Ｉは、単位行列である。Ｃｒｅｓｅｒｖｅは、調整力単価を表すベクトルである。ｄｉａｇ（  ）は、行列の対角成分を抽出してベクトルとして返す関数である。右上の添え字ｔは、転置を意味する。
【００４６】
整定パラメータ算出部２０４は、このようにして求めたブランチを流れる仮想潮流の調整力価格で制約違反量を除算することで指標を求め、対策優先順位を策定する。求めた指標が大きい場合は、制約違反量が大きく、ブランチを流れる仮想潮流の調整力価格が低く、そのブランチは、優先的に対策すべきブランチとなる。
【００４７】
ステップＳ４０５において、整定パラメータ算出部２０４は、整定パラメータを算出する。具体的には、整定パラメータ算出部２０４は、生成した仮想潮流２２０及び想定故障の組合せによって引き起こされる系統の不安定現象、例えば発電機脱調を防止するように、想定故障ごとに電制・負制等の安定化対策を立案する。
その後、整定パラメータ算出処理手順を終了する。
【００４８】
なお、整定パラメータ算出部２０４は、計画情報及び仮想潮流に加えて、系統制約に基づいて対策優先順位を策定し、対策優先順位に基づいて整定パラメータを算出してもよい。さらに、整定パラメータ算出部２０４は、系統制約及び仮想潮流から求められる制約違反量、並びに、仮想潮流及び計画情報から求められるブランチ潮流の調整力価格に基づいて対策優先順位を算出してもよい。
【００４９】
（系統制約変更手順）
図１０に沿って、系統制約変更処理手順を説明する。
ステップＳ５０１において、市場対応信頼度管理装置１の系統制約変更部２０６は、系統安定化システムの動作を模擬する。具体的には、系統制約変更部２０６は、仮想潮流２２０、整定パラメータ２１４及び想定故障リスト２１９に基づき、系統安定化システムの動作を模擬する、つまり、過渡計算等を実施しながら、電制・負制を模擬し電力系統の安定性を評価する。
【００５０】
ステップＳ５０２において、系統制約変更部２０６は、不安定な想定故障があるか否かを判定する。具体的には、系統制約変更部２０６は、不安定な想定故障がある場合（ステップＳ５０２“Ｙｅｓ”）、ステップＳ５０３へ進み、不安定な想定故障がない場合（ステップＳ５０２“Ｎｏ”）、ステップＳ５０８に進む。ここで、想定故障とは、例えば落雷によるブランチの地絡である。不安定な想定故障とは、例えば、その故障に起因して発電機間の相差角変動（電力系統の例えば慣性中心の位相角を基準とする）がある値に収束せず発散するような想定故障である。逆に、安定な想定故障とは、例えば、その故障に起因する相差角変動が短期間である値に収束するような想定故障である。
【００５１】
ステップＳ５０３において、系統制約変更部２０６は、不安定の原因となる発電機を特定する。不安定の原因となる発電機とは、例えば、想定故障の発生によって脱調している発電機である。
【００５２】
ステップＳ５０４において、系統制約変更部２０６は、発電機の安定性に影響を及ぼすブランチを特定する。具体的には、系統制約変更部２０６は、ステップＳ５０３において特定した発電機（不安定発電機）と慣性中心との相差角に影響を及ぼすブランチを探索する。このとき、系統制約変更部２０６は、例えば、近似計算に基づく、相差角とブランチ潮流の感度を用いてもよいし、ブランチの両端の発電量及び負荷量を仮想的に増やして、総当り的にブランチ潮流を探索してもよい。また、系統制約変更部２０６は、慣性中心との相差角の代わりに、不安定発電機と他の発電機との相差角を用いてもよい。
【００５３】
ステップＳ５０５において、系統制約変更部２０６は、ブランチの潮流削減必要量を算出する。具体的には、系統制約変更部２０６は、ステップＳ５０４において特定したブランチごとの潮流削減必要量を算出する。系統制約変更部２０６は、例えば、電力系統が安定になるまで、不安定発電機や周辺の発電機の出力を減少させていき、電力系統が安定になるように潮流削減必要量を求めてもよい。また、系統制約変更部２０６は、前記した相差角とブランチ潮流の感度を用いて、不安定発電機と慣性中心との相差角が一定値以下となるように潮流削減必要量を求めてもよい。
【００５４】
ステップＳ５０６において、系統制約変更部２０６は、ブランチの仮想潮流の調整力価格を算出する。具体的には、系統制約変更部２０６は、式２を用いて、Ｃｂｒａｎｃｈを算出する。
【００５５】
ステップＳ５０７において、系統制約変更部２０６は、制約優先度指標を算出する。具体的には、系統制約変更部２０６は、ブランチごとに、ブランチを流れる仮想潮流の調整力価格をブランチの潮流削減必要量で除算することで制約優先度指標を求める。制約優先度指標の値が大きいほど、そのブランチに対する制約優先度は高い。これにより、制約変更によって生じるコストへの影響を定量化できる。
【００５６】
なお、系統制約変更部２０６は、安定性に影響のあるブランチの潮流削減必要量又は制約違反量、及び、安定性に影響のあるブランチ潮流の調整力価格により制約優先度指標を算出してもよい。
【００５７】
ステップＳ５０８において、系統制約変更部２０６は、変更後系統制約を生成する。具体的には、系統制約変更部２０６は、安定な想定故障については、仮想潮流を変更前系統制約と比較し、仮想潮流が変更前系統制約を上回っているブランチに対して、変更前系統制約を仮想潮流で置換することによって、仮想潮流を変更後系統制約として設定する。系統制約変更部２０６は、不安定な想定故障については、制約優先度指標に基づいて、仮想潮流からブランチの潮流削減必要量を減算した結果で変更前系統制約を置換することによって、その結果を変更後系統制約とする。このようにすることで、安定性に影響が小さく、調整力調達コストに影響の大きい系統制約を緩和する一方で、安定性に影響が大きく、調整力調達コストに影響の小さい系統制約を厳しく設定することができる。
その後、系統制約変更手順処理手順を終了する。
【００５８】
つまり、系統制約変更部２０６は、系統安定化システムの動作を模擬し、不安定想定故障の有無を判定し、安定な想定故障については、仮想潮流を用いて系統制約を変更してもよい。系統制約変更部２０６は、系統安定化システムの動作を模擬し、不安定想定故障の有無を判定し、不安定な想定故障については不安定となる要素を特定し、安定性に影響のあるブランチ潮流を少なくとも１つ以上抽出し、そのうちから制約優先度指標を用いて系統制約変更の対象となるブランチを特定してもよい。
【００５９】
（実施形態１の効果の例）
図１１及び図１２は、実施形態１の効果の例を図示したものである。図１１の調整力調達コスト２１３は、系統制約の変更前後における調整力調達コストの合計及び内訳を示している。図１２は、各時間帯における調整力調達コストの変遷を示している。破線のグラフは変更前の系統制約における調整力調達コストであり、実線のグラフは変更後の系統制約における調整力調達コストである。各時間帯において、実線のグラフが破線のグラフの下に位置している。
【００６０】
安定な想定故障が多い場合、図１１及び図１２のように本実施形態により調整力調達コストを削減できる。例えば表示部２０３は、これらの情報や、図６に記載の系統制約２１０を表示する。ここまで、例として過渡安定性を対象としたが、これに限定されるわけではなく、電圧安定性や熱容量などの他の系統制約を対象としてもよい。
【００６１】
〈実施形態２〉
図１３に沿って、実施形態２の市場対応信頼度管理装置１ｂにおける各プログラムの機能及び各データの流れを説明する。実施形態２においては、市場対応信頼度管理装置１ｂにオンライン型系統安定化システム親局２３１が併設される場合を考える。このため、実施形態１では、市場対応信頼度管理装置１が整定パラメータ２１４を算出したが、実施形態２では、オンライン型系統安定化システム親局２３１が整定パラメータ２１４を算出することとなる。
【００６２】
これにより、市場対応信頼度管理装置１ｂは、整定パラメータ算出部２０４の代わりに、仮想潮流生成部２３２を備えることになる。市場対応信頼度管理装置１ｂは、実施形態１と同様に、入力部２０２、表示部２０３、想定故障ＤＢ２０５、系統制約変更部２０６及び出力部２０７を備える。なお、市場管理システム１０１と卸電力取引市場１０２及び需給調整市場１０３との接続関係、並びに、オンライン型系統安定化システム子局２０１と電力系統１０７の接続関係は実施形態１と同様である。よって、図１３では、卸電力取引市場１０２、需給調整市場１０３及び電力系統１０７の記載は省略されている。
【００６３】
市場対応信頼度管理装置１ｂは市場管理システム１０１から、系統制約２１０、発電スケジュール２１１、調整力調達計画２１２及び調整力調達コスト２１３を取得し、仮想潮流２２０を生成して、オンライン型系統安定化システム親局２３１に出力する。オンライン型系統安定化システム親局２３１は、取得した仮想潮流２２０に基づき整定パラメータ２１４を算出し、オンライン型系統安定化システム子局２０１及び市場対応信頼度管理装置１ｂに出力する。市場対応信頼度管理装置１ｂは、取得した整定パラメータ２１４に基づき、変更後系統制約２１５を生成し、市場管理システム１０１に出力する。以下、市場対応信頼度管理装置１ｂの機能構成および処理内容について説明する。
【００６４】
実施形態１と同様に、入力部２０２を介して、市場管理システム１０１から系統制約２１０、発電スケジュール２１１、調整力調達計画２１２及び調整力調達コスト２１３が入力される。表示部２０３についても実施形態１と同様である。入力部２０２を介して入力された系統制約２１０は、系統制約変更部２０６に入力される。発電スケジュール２１１及び調整力調達計画２１２は、仮想潮流生成部２３２及び系統制約変更部２０６に入力される。
【００６５】
仮想潮流生成部２３２は、発電スケジュール２１１及び調整力調達計画２１２を用いて、図９記載のステップＳ４０１〜Ｓ４０３の処理に従い、仮想潮流２２０を生成する。仮想潮流２２０は、系統制約変更部２０６に入力されると同時に、出力部２０７を介してオンライン型系統安定化システム親局２３１に出力される。
【００６６】
つまり、仮想潮流生成部２３２は、計画情報に含まれる発電スケジュールを系統ネットワークモデル上の発電機に分配して前記仮想潮流を生成してもよい。仮想潮流生成部２３２は、計画情報に含まれる発電スケジュールに加え、計画情報に含まれる調整力調達計画において調達を予定している調整力発動時の発電機出力を系統ネットワークモデル上の発電機に分配して前記仮想潮流を生成してもよい。
【００６７】
つまり、仮想潮流生成部２３２は、計画情報に含まれる調整力調達計画から、未調達の安価な調整力の有無を判定してもよい。仮想潮流生成部２３２は、計画情報に含まれる発電スケジュール及び調整力調達計画において調達を予定している調整力発動時の発電機出力に加え、未調達の安価な調整力発動時の発電機電力を系統ネットワークモデル上の発電機に分配して前記仮想潮流を生成してもよい。
【００６８】
オンライン型系統安定化システム親局２３１で算出された整定パラメータ２１４は、入力部２０２を介して、系統制約変更部２０６に入力される。系統制約変更部２０６は、取得した系統制約２１０、発電スケジュール２１１、調整力調達計画２１２、整定パラメータ２１４及び仮想潮流２２０、並びに、想定故障ＤＢ２０５から取得する想定故障リスト２１９を用いて、図１０のステップＳ５０１〜Ｓ５０８の処理に従い、変更後系統制約２１５を生成する。算出された変更後系統制約２１５は、出力部２０７を介して市場管理システム１０１に出力される。このように、市場対応信頼度管理装置１ｂを介して、市場管理システム１０１とオンライン型系統安定化システム親局２３１を接続することで、実施形態１と同様の効果が得られる。
【００６９】
〈実施形態３〉
図１４に沿って、実施形態３の市場対応信頼度管理装置１ｃにおける各プログラムの機能及び各データの流れを説明する。実施形態３においては、系統安定化システム１０６（図１）として、オフライン型系統安定化システム２３３を考える。ここで、オフライン型系統安定化システムとは、整定パラメータをオンラインで変更できず、季節ごと等に人手によって整定パラメータを変更するものを指す。整定パラメータをオンラインで変更できないため、市場対応信頼度管理装置１ｃは、実施形態２と同様の入力部２０２、表示部２０３、想定故障ＤＢ２０５、系統制約変更部２０６、出力部２０７及び仮想潮流生成部２３２に加え、オフライン型系統安定化システム２３３の動作ロジックを保有する安定化ロジックＤＢ２３４を備える。
【００７０】
また、オフライン型系統安定化システム２３３の整定パラメータを算出するために、市場対応信頼度管理装置１ｃはさらに、整定パラメータ算出部２０４、整定パラメータＤＢ２３５、整定パラメータ傾向分析部２３６及びオフライン整定パラメータＤＢ２３７を備えていてもよい。市場対応信頼度管理装置１ｃは、市場管理システム１０１から、系統制約２１０、発電スケジュール２１１、調整力調達計画２１２及び調整力調達コスト２１３を取得する。そして、市場対応信頼度管理装置１ｃは、変更後系統制約２１５を生成して市場管理システム１０１に出力するとともに、オフライン整定パラメータＤＢ２３７にオフライン整定パラメータ２３８を記憶する。
【００７１】
記憶されたオフライン整定パラメータ２３８は、例えば、定期的にオフライン型系統安定化システム２３３に人手等により反映される。以下、市場対応信頼度管理装置１ｃの機能構成及び処理内容について説明する。
【００７２】
実施形態１と同様に、入力部２０２を介して、市場管理システム１０１から系統制約２１０、発電スケジュール２１１、調整力調達計画２１２及び調整力調達コスト２１３が入力される。表示部２０３についても実施形態１と同様である。入力部２０２を介して入力された系統制約２１０は、系統制約変更部２０６に入力される。発電スケジュール２１１及び調整力調達計画２１２は、仮想潮流生成部２３２及び系統制約変更部２０６に入力される。
【００７３】
仮想潮流生成部２３２は、実施形態２と同様に、発電スケジュール２１１及び調整力調達計画２１２に基づいて、仮想潮流２２０を生成する。生成された仮想潮流２２０は、系統制約変更部２０６に出力され、さらに、調整力調達計画２１２と合わせて整定パラメータ算出部２０４に出力される。
【００７４】
系統制約変更部２０６は、系統制約２１０、発電スケジュール２１１、調整力調達計画２１２、仮想潮流２２０、想定故障ＤＢ２０５から取得する想定故障リスト２１９、及び、安定化ロジックＤＢ２３４から取得する安定化ロジック２３９に基づき、実施形態２と同様に変更後系統制約２１５を生成する。
【００７５】
ここで、安定化ロジック２３９とは、オフライン型系統安定化システム２３３の動作ロジックを表わす整定パラメータ等を指し、整定パラメータ２１４と同質のものであるが、区別のためにここでは安定化ロジック２３９と呼ぶこととする。生成された変更後系統制約２１５は出力部２０７を介して市場管理システム１０１に出力される。
【００７６】
過渡安定性等の系統安定性に起因する潮流上限等の系統制約は、系統安定化システム等の動作ロジックが同一であっても電力系統の潮流状態によって変わる。このため、オフライン型系統安定化システムが電力系統に接続されている場合でも、これらの処理によって、オンラインで系統制約を変更し、安定性に余裕があれば、より安価に調整力を調達することが可能となる。
【００７７】
一方、整定パラメータ算出部２０４は、入力部２０２から取得する調整力調達計画２１２、仮想潮流生成部２３２から取得する仮想潮流２２０、及び、想定故障ＤＢ２０５から取得する想定故障リスト２１９に基づいて、実施形態１の図９のステップＳ４０４及びＳ４０５と同様の処理によって、整定パラメータ２１４を算出する。算出された整定パラメータ２１４は、仮想潮流２２０とともに整定パラメータＤＢ２３５に蓄積される。
【００７８】
整定パラメータ傾向分析部２３６は、整定パラメータＤＢ２３５に蓄積された蓄積仮想潮流２４０及び蓄積整定パラメータ２４１に基づいて、オフライン整定パラメータ２３８を算出し、オフライン整定パラメータＤＢ２３７へ記憶する。整定パラメータ傾向分析方法の具体例として、整定パラメータ傾向分析部２３６は、特定の期間に亘る蓄積仮想潮流２４０及び蓄積整定パラメータ２４１に対してクラスタリング分析及び人工知能によるパターン分析を実施する。そして、整定パラメータ傾向分析部２３６は、その期間内の整定パラメータの傾向及び特徴を分析・分類する。
【００７９】
整定パラメータ傾向分析部２３６は、この整定パラメータの分析・分類結果に基づいて、特定の期間をさらに分割し、分割した期間ごとの整定パラメータの傾向及び特徴に基づいて、オフライン整定パラメータ２３８及びその適用期間を算出する。整定パラメータ傾向分析部２３６は、算出したオフライン整定パラメータ２３８及びその適用期間を、オフライン整定パラメータＤＢ２３７に記憶してもよい。整定パラメータ傾向分析方法として、整定パラメータ傾向分析部２３６は、回帰分析等の他の手法を用いてもよい。これらの処理によって、調整力の調達計画を含めた潮流状態を想定して系統安定化システムの整定パラメータを見直すことができ、より安価な調整力の調達を可能とする。
【００８０】
なお、本発明は前記した実施例に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば、前記した実施例は、本発明を分かり易く説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明したすべての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある実施例の構成の一部を他の実施例の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施例の構成に他の実施例の構成を加えることも可能である。また、各実施例の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置換をすることが可能である。
【００８１】
また、前記の各構成、機能、処理部、処理手段等は、それらの一部又は全部を、例えば集積回路で設計する等によりハードウエアで実現してもよい。また、前記の各構成、機能等は、プロセッサがそれぞれの機能を実現するプログラムを解釈し、実行することによりソフトウエアで実現してもよい。各機能を実現するプログラム、テーブル、ファイル等の情報は、メモリや、ハードディスク、ＳＳＤ（Solid State Drive）等の記録装置、又は、ＩＣカード、ＳＤカード、ＤＶＤ等の記録媒体に置くことができる。
また、制御線や情報線は説明上必要と考えられるものを示しており、製品上必ずしもすべての制御線や情報線を示しているとは限らない。実際には殆どすべての構成が相互に接続されていると考えてもよい。
【符号の説明】
【００８２】
１、１ｂ、１ｃ  市場対応信頼度管理装置
１１    中央制御装置
１２    入力装置
１３    出力装置
１４    表示装置
１５    主記憶装置
１６    補助記憶装置
１０１  市場管理システム
１０２  卸電力取引市場
１０３  需給調整市場
１０５  通信回線
１０６  系統安定化システム
１０７  電力系統
２０１  オンライン型系統安定化システム子局
２０２  入力部
２０３  表示部
２０４  整定パラメータ算出部
２０５  想定故障データベース
２０６  系統制約変更部
２０７  出力部
２０８  取引結果
２０９  調整力入札情報
２１０  系統制約
２１１  発電スケジュール
２１２  調整力調達計画
２１３  調整力調達コスト
２１４  整定パラメータ
２１５  変更後系統制約
２１６  故障情報
２１７  電制・負制指令
２１８  調整力落札情報
２１９  想定故障リスト
２２０  仮想潮流
２３１  オンライン型系統安定化システム親局
２３２  仮想潮流生成部
２３３  オフライン型系統安定化システム
２３４  安定化ロジックデータベース
２３５  整定パラメータデータベース
２３６  整定パラメータ傾向分析部
２３７  オフライン整定パラメータデータベース
２３８  オフライン整定パラメータ
２３９  安定化ロジック
２４０  蓄積仮想潮流
２４１  蓄積整定パラメータ
【図１】
2019071710.tif 000003
【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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