JP2015130717A - Power system facility plan support device and power system facility plan support method - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、電力系統設備計画支援装置および電力系統設備計画支援方法に関する。 The present invention relates to a power system facility plan support apparatus and a power system facility plan support method.
太陽光や風力などの再生可能エネルギを用いる小規模な分散型電源が普及している。これら分散型電源は、電力系統上に分散して配置されており、気象変化などの外的要因に応じて発電量が変化する。従って、このような分散型電源と連系した電力系統では、外的要因に応じて、局所的な電圧上昇や電圧降下などが発生する。このため、電力系統の状態が時々刻々と大きく変化して、電力品質が低下するおそれがある。 Small-scale distributed power sources that use renewable energy such as sunlight and wind power have become widespread. These distributed power sources are distributed on the power system, and the amount of power generation changes according to external factors such as weather changes. Therefore, in a power system linked to such a distributed power source, a local voltage rise or voltage drop occurs depending on external factors. For this reason, there is a risk that the state of the power system will change greatly from moment to moment and the power quality will deteriorate.
そこで、今後の電力系統制御では、電力系統の各地点に計測器を設置し、各計測器の計測値を通信ネットワークを用いて収集サーバに集約することで、電力系統の状態を常に把握することが望まれる(特許文献1〜4)。
Therefore, in future power system control, it will be possible to constantly grasp the state of the power system by installing measuring instruments at each point of the power system and consolidating the measured values of each measuring instrument into a collection server using a communication network. Is desired (
特許文献1には、計測器を電力系統に設置する位置を決定するための方法が記載されている。しかし、特許文献1では、計測器の計測情報を収集サーバに集めるために必要となる構成、すなわち通信ネットワークの通信容量や、計測器の情報を収集する周期については触れていない。
例えば、計測器の計測した情報を収集サーバに送るための通信設備として、既設の通信キャリアを使用する場合を検討する。この場合、通信可能なエリアや通信容量の制約を考慮する必要がある。何故なら、通信可能エリアの外に設けられた計測器は、収集サーバに情報を送信できないためである。また、各計測器の送信する情報量の合計が通信容量の制限を超える場合、少なくとも一部の計測情報が収集サーバに届かない可能性がある。 For example, consider the case where an existing communication carrier is used as communication equipment for sending information measured by a measuring instrument to a collection server. In this case, it is necessary to consider restrictions on the communicable area and communication capacity. This is because a measuring instrument provided outside the communicable area cannot transmit information to the collection server. Further, when the total amount of information transmitted by each measuring instrument exceeds the communication capacity limit, at least a part of the measurement information may not reach the collection server.
通信容量が定まると、電力系統に配置可能な計測器の数と、収集サーバが各計測器から情報を取得する周期(収集周期)とは、比例の関係にある。計測器数を増やすと収集周期は長くする必要があり、これとは逆に、計測器数を減らすと収集周期を短くできる。 When the communication capacity is determined, the number of measuring instruments that can be arranged in the power system and the period (collection period) at which the collection server acquires information from each measuring instrument have a proportional relationship. If the number of measuring instruments is increased, the collection cycle needs to be lengthened. Conversely, if the number of measuring instruments is decreased, the collection cycle can be shortened.
ところで、計測器の配置していない箇所の電気的状態は、補間演算により推定することができるが、推定した値と実際の値との差(推定誤差)は、計測器の数、計測器の設置位置に依存する。例えば、電力系統に設ける計測器の数が増加するほど誤差が減少し、計測器の数が減少するほど誤差が増加する。 By the way, although the electrical state of the place where the measuring instrument is not arranged can be estimated by interpolation calculation, the difference (estimated error) between the estimated value and the actual value is the number of measuring instruments, Depends on installation location. For example, the error decreases as the number of measuring instruments provided in the power system increases, and the error increases as the number of measuring instruments decreases.
また、収集サーバは、1分周期、30分周期など離散的な時間間隔で計測値を取得する。そのため、収集サーバでは収集間隔の間における電圧変動が検出できない。収集周期が短くなると未検出の電圧変動幅は小さくなり、収集周期が長くなると未検出の電圧変動幅は大きくなる。 In addition, the collection server acquires measurement values at discrete time intervals such as a 1-minute cycle and a 30-minute cycle. For this reason, the collection server cannot detect voltage fluctuations during the collection interval. When the acquisition period is shortened, the undetected voltage fluctuation range is reduced, and when the acquisition period is extended, the undetected voltage fluctuation range is increased.
前記推定誤差と前記未検出変動幅はともに最小であることが望ましいが、以上述べたように両者は互いに独立の関係ではなく、トレードオフの関係にある。従って、電力系統の設備計画を作成するに際しては、計測器の配置と収集周期とを総合的考慮して設計する必要がある。 Although it is desirable that both the estimation error and the undetected fluctuation range are minimum, as described above, the two are not in an independent relationship but in a trade-off relationship. Therefore, when creating a facility plan for the power system, it is necessary to design in consideration of the arrangement of the measuring instruments and the collection cycle.
以降では、前記推定誤差を計測器の配置に依存する誤差、前記未検出変動幅を収集周期に依存する誤差とよぶ。 Hereinafter, the estimation error is referred to as an error depending on the arrangement of measuring instruments, and the undetected fluctuation range is referred to as an error depending on the collection period.
そこで、本発明の目的は、計測器の配置と収集周期とに基づいて、電力系統の設備計画を効果的に作成できるように支援する電力系統設備計画支援装置および電力系統設備計画支援方法を提供することにある。 Therefore, an object of the present invention is to provide a power system facility plan support apparatus and a power system facility plan support method that assists in effectively creating a power system facility plan based on the arrangement and collection period of measuring instruments. There is to do.
上記課題を解決すべく、本発明に従う電力系統設備計画支援装置は、電力系統に関する設備計画の作成を支援する電力系統設備計画支援装置であって、電力系統の所定点の電気的状態を計算する潮流計算部と、電力系統の電気的状態を計測するための計測器の配置に依存する電気的状態の誤差を第1誤差として計算する第1誤差計算部と、計測器から電気的状態を収集する収集周期に依存する電気的状態の誤差を第2誤差として計算する第2誤差計算部と、第1誤差と第2誤差に基づいて、計測器の配置および収集周期の決定を支援するための提案情報を出力する提案情報出力部と、を有する。 In order to solve the above problems, a power system facility plan support apparatus according to the present invention is a power system facility plan support apparatus that supports creation of a facility plan related to a power system, and calculates an electrical state at a predetermined point of the power system. A tidal current calculation unit, a first error calculation unit that calculates an error in the electrical state depending on the arrangement of the measuring instrument for measuring the electrical state of the power system as a first error, and the electrical state is collected from the measuring instrument A second error calculation unit for calculating an error in an electrical state depending on a collection period to be used as a second error, and for determining the arrangement of the measuring instrument and the collection period based on the first error and the second error A proposal information output unit that outputs the proposal information.
本発明によれば、計測器の配置に依存する第1誤差と、収集周期に依存する第2誤差とに基づいて生成される提案情報を利用することで、ユーザは、計測器の配置および収集周期を比較的容易に決定することができる。 According to the present invention, by using the proposal information generated based on the first error that depends on the arrangement of the measuring instrument and the second error that depends on the collection period, the user can arrange and collect the measuring instrument. The period can be determined relatively easily.
以下、図面に基づいて、本発明の実施の形態を説明する。以下に述べるように、本実施形態では、計測器の配置に基づく誤差と収集周期に基づく誤差の両方を考慮して、計測器の配置と収集周期を決定するための情報を生成する。ここで、計測器とは、電圧、電流、有効電力、無効電力といった電力系統上の電気量を測る装置である。 Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings. As described below, in the present embodiment, information for determining the arrangement of the measuring instrument and the collection period is generated in consideration of both the error based on the arrangement of the measuring instrument and the error based on the collection period. Here, the measuring instrument is a device that measures the amount of electricity on the power system such as voltage, current, active power, and reactive power.
本実施形態では、後述のように、収集周期と計測器の数との組合せの候補を算出するための構成17と、計測器数に依存する第1の電圧誤差を計算する構成18と、収集周期に依存する第2の電圧誤差を計算する構成19と、電圧誤差の合計が最小となる計測器の配置および収集周期を決定する構成20を有する。
In the present embodiment, as will be described later, a
これにより本実施形態によれば、計測器の配置と収集周期の設定に関する決定を効果的に支援することができる。さらに、後述する実施例では、電力の安定供給を可能とする電力系統を、総コスト(導入コストと運用コストの和)が最小となるように設計支援することができる。本実施形態では配電に適用する場合を述べるが、これに限らず、送電に適用することもできる。 Thereby, according to this embodiment, the determination regarding arrangement | positioning of a measuring device and the setting of a collection period can be supported effectively. Furthermore, in the embodiments described later, it is possible to support the design of an electric power system that enables stable power supply so that the total cost (the sum of the introduction cost and the operation cost) is minimized. Although this embodiment describes a case where it is applied to power distribution, the present invention is not limited to this and can also be applied to power transmission.
図1は、電力系統設備計画支援装置1を含むシステム全体を示す。電力系統について簡単に説明すると、変電所2から延びる線路3は、所定位置に設けられた複数の電柱4を介して需要家5に接続されている。需要家5は、電気的負荷51と、分散型電源52と、通信機能付き電力計53とを有する。電気的負荷51とは、例えば、冷蔵庫、空調機、電動モータなどの各種電気機器である。分散型電源52とは、例えば太陽光発電装置、風力発電装置、蓄電池などである。
FIG. 1 shows the entire system including a power system facility
複数の電柱4のうち選択された所定の電柱4には、電気的状態を計測して出力するための計測器6が設けられる。電力事業者などが運用する電力管理システム7は、通信ネットワークCN1を介して、計測器6から計測情報を取得する。さらに、電力管理システム7は、通信ネットワークCN2を介して、通信機能付き電力計53から、負荷51の電気的負荷量(以下、負荷)と分散型電源52の発電量の合算値を取得する。
The
電力系統設備計画支援装置1から出力する情報には、計測器6の配置と収集周期に関する情報が含まれている。ユーザは、電力系統設備計画支援装置1から出力される情報に基づいて、適切な場所に計測器6を配置する。図1に示す例では、電力系統設備計画支援装置1と電力管理システム7とは直接的には接続されていないが、後述する他の実施例では電力管理システム7から負荷・発電量に関する情報を取得できるようになっている。なお、ここでのユーザとは、電力系統設備計画支援装置1を使用するユーザであり、例えば電力管理システム7の管理者などが含まれる。
Information output from the power system facility
電力系統設備計画支援装置1の論理的構成を説明する。電力系統設備計画支援装置1は、例えば、潮流計算部16と、計測器数・収集周期組合せ計算部17と、計測器配置依存誤差計算部18と、収集周期依存誤差計算部19と、最適解計算部20とを含んで構成することができる。以下、電力系統設備計画支援装置1を計画支援装置1と略記する場合がある。計画支援装置1は、電力網の構成と、負荷・発電量と、通信設備条件と、計測器条件とを入力として、計測器の配置と収集周期とを出力する。
A logical configuration of the power system facility
通信設備条件は、計測器6が利用する通信設備についての条件である。通信設備条件は、通信可能なエリアや通信容量等を規定する。通信設備条件の詳細は後述する。
The communication facility condition is a condition for the communication facility used by the measuring
計測器条件は、計測器6から取得する計測情報のデータサイズや、計測器6の配置先を探索する際に考慮すべき制約を含む。制約には、設置する計測器の下限値および上限値がある。計測器条件の詳細は後述する。
The measuring instrument condition includes a data size of measurement information acquired from the measuring
潮流計算部16は、電力網の構成と、負荷・発電量と、を入力として、各時刻における電力網の各地点での電気的状態を計算する機能である。電気的状態とは、例えば電圧、電流、有効電力、無効電力などの電気量である。潮流計算部16は、例えば特許文献2に示す方法で、潮流を計算することができる。
The tidal
計測器数・収集周期組合せ計算部17は、通信設備条件と、計測器条件と、を入力として、電力網上に配置する計測器の数と、計測器の情報を収集する周期(収集周期)と、の組合せを計算する機能である。計測器数・収集周期組合せ計算部17は、「組合せパターン計算部」の一例である。計測器数・収集周期組合せ計算部17が実施する処理は、図16で後述する。
The number-of-instruments / collection-cycle
計測器配置依存誤差計算部18は、潮流計算部16が計算した結果と、計測器数・収集周期組合せ計算部17が計算した結果と、に基づいて、計測器の配置に依存して変わる誤差を計算する機能である。計測器配置依存誤差計算部18は、「第1誤差計算部」の一例であり、計測器数ごとに誤差が最小となる計測器の配置と、そのときの誤差とを計算する。計測器配置依存誤差計算部18が実施する処理は、図17で後述する。
The measuring instrument arrangement dependent
収集周期依存誤差計算部19は、潮流計算部16が計算した結果と、計測器数・収集周期組合せ計算部17が計算した結果と、に基づいて、収集周期に依存して変わる誤差を計算する機能である。収集周期依存誤差計算部19は、「第2誤差計算部」の一例であり、収集周期ごとに誤差を計算する。
The collection cycle-dependent
誤差は、図13に示すように、収集サーバである電力管理システム7がこの計測器から次に計測値を取得する時刻までに発生しうる電圧変化量、つまり、各収集周期における電圧変動幅を指す。図13は、短い収集周期T1と、長い収集周期T2とで、それぞれの電圧変動量が異なる様子を示している。管理者は、例えば1分周期や30分周期のように離散的な時間間隔で計測値を取得する。電力管理システム7は、収集間隔の間における電圧変動は検出できない。そこで、未検出幅の最大値を誤差として扱う。収集周期依存誤差計算部19が実施する処理は、図18で後述する。
As shown in FIG. 13, the error is the amount of voltage change that can occur by the time when the power management system 7 that is the collection server obtains the measured value next from this measuring instrument, that is, the voltage fluctuation range in each collection period. Point to. FIG. 13 shows how the voltage fluctuation amount differs between the short collection period T1 and the long collection period T2. For example, the administrator acquires measurement values at discrete time intervals such as a 1-minute cycle or a 30-minute cycle. The power management system 7 cannot detect voltage fluctuations during the collection interval. Therefore, the maximum value of the undetected width is treated as an error. The processing performed by the collection period dependent
最適解計算部20は、計測器配置依存誤差計算部18の計算結果と、収集周期依存誤差計算部19の計算結果とに基づいて、誤差の合計値(合計誤差)が最小となる、計測器の配置と収集周期とを決定する機能である。最適解計算部20は、「提案情報出力部」の例であり、誤差の合計値が最小となる計測器の配置および収集周期を含む情報をユーザに提示する。最適解計算部20が実施する処理は、図19で後述する。
The optimal
図2は、計画支援装置1のハードウェア構成の例を示す。計画支援装置1は、例えば、マイクロプロセッサ(図中、CPU:Central Processing Unit)11と、メモリ12と、記憶装置13と、出力装置14と、入力装置15とを含む。
FIG. 2 shows an example of the hardware configuration of the
入力装置15は、ユーザが計画支援装置1に情報や指示などを入力するために用いる装置であり、例えば、キーボード、マウス、タッチパネル、音声入力装置、通信インタフェースなどから構成される。電力網の構成と、負荷・発電量と、通信設備条件と、計測器条件などは、入力装置15を介して計画支援装置1に入力される。電力網の構成などの情報は、ユーザが手動で入力することもできるし、着脱可能なメモリ装置から読み込むこともできるし、外部のデータベースから読み込むこともできる。
The
出力装置14は、計画支援装置1から情報を出力するための装置であり、例えば、ディスプレイ装置、表示用ライト、音声合成装置、プリンタ、通信インタフェースなどから構成される。出力装置14は、例えば、入力装置15で入力した情報、各コンピュータプログラムの出力する情報、各データベースのデータなどを画面に表示する。
The
出力装置14は、例えば、図20の画面を出力することで、計測器の配置先と収集周期とについてユーザに提案することができる。さらに、出力装置14は、図14および図15のグラフを画面に出力することで、計測器の配置先および収集周期を決定した根拠をユーザに示すことができる。
For example, the
記憶装置13は、例えば、ハードディスクやフラッシュメモリなどの不揮発性の記憶装置であり、コンピュータプログラム131〜135とデータ136〜144などの情報を記憶する。
The
記憶装置13が格納するコンピュータプログラムには、潮流計算プログラム131と、計測器数・収集周期組合せ計算プログラム132と、計測器配置依存誤差計算プログラム133と、収集周期依存誤差計算プログラム134と、最適解計算プログラム135がある。各プログラムの詳細は後述する。CPU11が必要に応じて各プログラムをメモリ12に読み込んで実行することで、所定の機能が実現する。
The computer program stored in the
記憶装置13が格納するデータには、電力網構成136と、負荷・発電量137と、通信設備条件138と、潮流計算結果139と、計測器数・収集周期組合せ140と、計測器配置依存誤差141と、収集周期依存誤差142と、合計誤差である誤差143と、計測器条件144とがある。各データの詳細は後述する。
The data stored in the
潮流計算プログラム131は、上述した潮流計算部16を実現するためのコンピュータプログラムである。計測器数・収集周期組合せ計算プログラム132は、上述した計測器数・収集周期組合せ計算部17を実現するためのコンピュータプログラムである。計測器配置依存誤差計算プログラム133は、上述した計測器配置依存誤差計算部18を実現するためのコンピュータプログラムである。収集周期依存誤差計算プログラム134は、上述した収集周期依存誤差計算部19を実現するためのコンピュータプログラムである。最適解計算プログラム135は、上述した最適解計算部20を実現するためのコンピュータプログラムである。
The power
図3は、電力系統としての電力網の構成例を示す。上述の通り、電力網は、変電所2と、電柱4と、図1に示した需要家5と、これら要素2、4、5を電気的に接続する線路3と含んでいる。需要家5は、負荷51と、分散型電源52と、電力計53を備える。
FIG. 3 shows a configuration example of a power network as a power system. As described above, the power grid includes the
変電所2は、図示しない上位系統からの電圧を、図3に示す電力系統で使用する電圧に変換して、線路3に供給する。需要家5の負荷51は、分散型電源52で発電した電力を消費することもできるし、線路3から供給される電力を消費することもできる。
The
線路3には、需要家5の分散型電源52からの電力を供給することもできる。通常の電力の流れとは逆向きなので、分散型電源52から電力系統への電力供給は、逆潮流とも呼ばれる。分散型電源52で発電した電力のうち負荷51で消費しきれなかった電力を、電力系統に供給することができる。
Electric power from the distributed
図中、電柱4には、それぞれを識別するための電柱番号#nが付与されている。電柱番号から、電柱4の位置を特定できる。電柱4は、計測器6(図1参照)を取り付けるための支持部としても機能する。
In the figure, the
計測器6で計測した情報は、有線または無線の通信設備を介して、電力系統設備計画支援装置1に送信される。無線式の通信設備として、例えば携帯電話通信網や無線LAN通信網のための無線通信局8を用いることができる。無線通信局8は、その通信可能エリアCN1Aに存在する計測器6と通信することができる。有線式の通信設備として、例えば光ファイバやメタルケーブルなどの通信網CN1Bを用いることができる。計画支援装置1は、無線通信網または有線通信網のいずれかまたは両方を用いて、電力系統に配置された各計測器6から計測情報を取得することができる。なお、無線通信網と有線通信網を特に区別しない場合、通信ネットワークCN1と呼ぶ。計測器6は、無線通信網または有線通信網のうち少なくともいずれか一方に接続されていればよい。
The information measured by the measuring
図4は、電力網構成136のテーブル構成例を示す。電力網構成136は、電力網の構成を管理するデータベースである。ユーザが電力網の構成情報を入力装置15から電力系統設備計画支援装置1に入力することで、その構成情報が電力網構成テーブル136に格納される。
FIG. 4 shows a table configuration example of the
電力網構成136は、レコードのフィールドとして、例えば、親装置番号136aと、子装置番号136bと、線路抵抗136cと、線路インピーダンス136dと、を含んでいる。なお、以下のテーブル構成でも同様であるが、図示のテーブル構成は一例であり、図示したフィールド以外の他のフィールドを含んでもよい。
The
親装置番号136aには、電柱4同士の接続のうち、変電所2の側に存在する電柱4を一意に特定する番号が格納される。子装置番号136bには、電柱4同士の接続のうち、変電所2と反対側に存在する電柱4を一意に特定する番号が格納される。
In the
線路抵抗136cには、親装置番号136aで特定される電柱4と子装置番号136bで特定される電柱4とを接続する電線の電気抵抗値が格納される。線路インピーダンス136dには、親装置番号136aで特定される電柱4と子装置番号136bで特定される電柱4とを接続する電線のインピーダンスが格納される。
The
図5は、負荷・発電量137のテーブル構成例を示す。負荷・発電量137は、各時刻における各電力需要家5の負荷51で消費する電力量(負荷量)と、各分散型電源52で発電する電力量(発電量)との合算値を管理するデータベースである。ユーザが負荷・発電量の情報を入力装置15から電力系統設備計画支援装置1に入力することで、その情報が負荷・発電量137に格納される。
FIG. 5 shows a table configuration example of the load /
負荷・発電量137は、レコードのフィールドとして、例えば時刻137aと、電柱番号137bと、有効電力137cと、無効電力137dと、を含む。
The load /
時刻137aには、時刻情報が格納される。電柱番号137bには、電柱4を一意に特定する番号が格納される。有効電力137cには、電柱番号137bで特定した電柱4に接続される需要家5の負荷量と発電量の合算値のうち、有効電力量が格納される。この有効電力の値は、時刻137aで特定される時刻における値である。以下の無効電力137dについても同様である。無効電力137dには、電柱番号137bで特定した電柱4に接続される需要家5の負荷量と発電量の合算値のうち、無効電力量が格納される。
Time information is stored at the
図6は、通信設備条件138のテーブル構成例を示す。通信設備条件138は、通信可能エリアや通信容量等の、通信設備についての条件を管理するデータベースである。ユーザが通信設備条件の情報を入力装置15から電力系統設備計画支援装置1に入力することで、その情報が通信設備条件138に格納される。
FIG. 6 shows a table configuration example of the
通信設備条件138は、レコードのフィールドとして、例えば電柱番号138aと、通信容量138bとを含む。電柱番号138aには、電柱4を一意に特定する番号が格納される。通信容量138bには、電柱番号138aで特定される電柱4の位置で使用可能な通信設備の通信容量が格納される。
The
図7は、潮流計算結果139のテーブル構成例を示す。潮流計算結果139は、潮流計算部16が潮流計算した結果である電圧値を管理するデータベースである。潮流計算結果139は、レコードのフィールドとして、例えば時刻139aと、電柱番号139bと、電圧139cとを含む。
FIG. 7 shows a table configuration example of the power
時刻139aには、時刻情報が格納される。電柱番号139bには、電柱4を一意に特定する番号が格納される。電圧139cには、時刻139aにおける、電柱番号139bで特定される電柱4の位置での電圧値が格納される。
Time information is stored at the time 139a. A number that uniquely identifies the
図8は、計測器数・収集周期組合せ140のテーブル構成例を示す。計測器数・収集周期組合せ140は、計測器数・収集周期組合せ計算部17の計算結果を管理するデータベースである。計測器数・収集周期組合せ140は、レコードのフィールドとして、例えば計測器数140aと、収集周期140bとを含む。
FIG. 8 shows a table configuration example of the number of measuring instruments /
計測器数140aには、電力網に配置する計測器6の数が格納される。収集周期140bには、計測器6から情報(計測情報)を収集する周期が格納される。
The number of measuring
図9は、計測器配置依存誤差141のテーブル構成例を示す。計測器配置依存誤差141は、計測器配置依存誤差計算部18の計算結果を管理するデータベースである。計測器配置依存誤差141は、レコードのフィールドとして、例えば計測器数141aと、計測器配置141bと、誤差141cとを含む。
FIG. 9 shows a table configuration example of the instrument arrangement
計測器数141aには、電力網に配置する計測器6の数が格納される。計測器配置141bには、計測器6の配置先である電柱4を一意に特定する番号が格納される。誤差141cには、計測器6を計測器配置141bに示すように配置した場合の、誤差の値が格納される。
The number of measuring
図10は、収集周期依存誤差142のテーブル構成例を示す。収集周期依存誤差142は、収集周期依存誤差計算部19の計算した結果を管理するデータベースである。収集周期依存誤差142は、レコードのフィールドとして、例えば収集周期142aと、誤差142bとを含む。
FIG. 10 shows a table configuration example of the collection cycle
収集周期142aには、計測器6から情報を収集する周期が格納される。誤差142bには、収集周期142aに設定した周期で計測器6から計測情報を収集したときの、誤差の値が格納される。
The
図11は、誤差143のテーブル構成例を示す。誤差143は、最適解計算部20の計算結果を管理するデータベースである。誤差143は、レコードのフィールドとして、例えば計測器数143aと、計測器配置143bと、収集周期143cと、誤差143dとを含む。
FIG. 11 shows a table configuration example of the
計測器数143aには、電力網に配置する計測器6の数が格納される。計測器配置143bには、計測器6を配置する電柱4を一意に特定する番号が格納される。収集周期143cには、計測器6の計測情報を収集する周期が格納される。誤差143dには、計測器配置143aに示す配置の場合の誤差の値と、収集周期143cの周期で計測器の情報を収集したときの誤差の値と、の合算値が格納される。計測器配置に基づく誤差を配置依存誤差または配置依存誤差と、収集周期に基づく誤差を収集周期依存誤差または収集周期依存誤差と呼ぶ。
The number of measuring
図12は、計測器条件144のテーブル構成例を示す。計測器条件144は、計測器6から取得する計測情報のデータサイズ、配置先を探索する際の計測器数の下限値および上限値等の、計測器6に関する条件を管理するデータベースである。ユーザが計測器条件の情報を入力装置15から電力系統設備計画支援装置1に入力すると、その情報は計測器条件144に格納される。
FIG. 12 shows a table configuration example of the measuring
計測器条件144は、レコードのフィールドとして、例えばデータサイズ144aと、下限数144bと、上限数144cとを含む。データサイズ144aには、計測器6から取得する計測情報のデータサイズが格納される。下限数144bには、計測器の配置を探索する際の、計測器数の下限値が格納される。すなわち、電力網には、下限値144bに示す値以上の数の計測器6を配置する必要がある。上限数144cには、計測器の配置を探索する際の計測器数の上限値が格納される。すなわち、電力網には、上限値144cに示す値以下の数の計測器6を配置する必要がある。
The measuring
図13は、潮流計算結果の時系列の電圧値について、収集周期Tと電圧変動幅の関係を示した例である。グラフの横軸は時間を示し、縦軸は電圧値を示す。一般に、収集周期Tが長くなるほど電圧変動幅は大きくなる。 FIG. 13 is an example showing the relationship between the collection period T and the voltage fluctuation range for the time-series voltage values of the power flow calculation results. The horizontal axis of the graph indicates time, and the vertical axis indicates voltage value. In general, the longer the collection period T, the greater the voltage fluctuation range.
例えば、或る時刻t0を起点として、異なる長さの収集周期T1、T2について検討する(T2>T1)。短い収集周期T1では、ΔV1t0だけ電圧が変動する。長い収集周期T2では、ΔV2t0だけ電圧が変動する(ΔV2t0>ΔV1t0)。 For example, the collection periods T1 and T2 having different lengths from a certain time t0 are considered (T2> T1). In a short collection period T1, the voltage varies by ΔV1t0. In the long collection period T2, the voltage fluctuates by ΔV2t0 (ΔV2t0> ΔV1t0).
図14は、計測器の配置に依存する誤差(a)と収集周期に依存する誤差(b)のグラフである。 FIG. 14 is a graph of an error (a) depending on the arrangement of measuring instruments and an error (b) depending on the collection period.
図14(a)は、計測器配置依存誤差141の計測器数141aと誤差141cとの関係をグラフ化して示す。このグラフを出力装置14から画面表示することで、計測器数と誤差との関係をユーザに示すことができる。図に示すように、電力系統(電力網)に配置する計測器6の数を増やすほど、誤差は減少する傾向にある。
FIG. 14A is a graph showing the relationship between the number of measuring
図14(b)は、収集周期依存誤差142の収集周期142aと、誤差142bと、の関係をグラフ化して示す。このグラフを出力装置14から画面表示することで、収集周期と誤差との関係をユーザに示すことができる。図に示すように、計測器6から計測情報を収集する周期を長くするほど、誤差は増大する傾向にある。
FIG. 14B is a graph showing the relationship between the
図15は、計測器配置依存誤差143の計測器数143aと収集周期143cと誤差143dとの関係をグラフ化して示す。このグラフを出力装置14から画面表示することで、計測器数と収集周期と誤差との関係をユーザに示すことができる。
FIG. 15 is a graph showing the relationship between the number of measuring
図15のグラフを見ることで、ユーザは、計測器配置に依存する誤差と収集周期に依存する誤差との合計である合計誤差(図中、誤差(合計値)と示す)が最小となる、計測器数と収集周期とを容易に確認することができる。 By looking at the graph of FIG. 15, the user minimizes the total error (shown as an error (total value) in the figure), which is the sum of the error depending on the instrument arrangement and the error depending on the collection period. The number of measuring instruments and the collection cycle can be easily confirmed.
図16は、計測器数・収集周期組合せ計算処理を示すフローチャートである。計測器数・収集周期組合せ計算部17は、CPU11が計測器数・収集周期組合せ計算プログラム132を実行することによって、具現化される。以下、動作の主体を組合せ計算部17とするが、組合せ計算プログラム132を動作の主体として説明することもできる。後述する他の実施例でも同様である。
FIG. 16 is a flowchart showing the number of measuring instruments / collection cycle combination calculation processing. The number-of-instruments / collection-period
組合せ計算部17は、処理開始の指示を受けると(S1700)、通信設備条件138から通信設備に関する条件を読み取り(S1701)、さらに計測器条件144から計測器に関する条件を読み取る(S1702)。
When the
組合せ計算部17は、ステップS1701で取得した通信設備条件と、ステップS1702で取得した計測器条件とに基づいて、電力網上に配置する計測器の数と、計測器から計測情報を収集する周期と、の組合せを計算する(S1703)。
Based on the communication equipment conditions acquired in step S1701 and the measuring instrument conditions acquired in step S1702, the
組合せ計算部17は、例えば下記の(式1)より、計測器数を下限数144bから上限数144cまで順番に変化させたときの、それぞれの収集周期の値を計算する。
The
収集周期=(計測器数)*(データサイズ)/(通信容量)・・・(式1) Collection cycle = (number of measuring instruments) * (data size) / (communication capacity) (Equation 1)
例えば、ステップS1701で受信した各電柱番号の通信容量が100bpsであり、ステップS1702で受信した(データサイズ、下限数、上限数)の組合せが(500bit、1、5)である場合を計算する。この場合は、収集周期=5(=500/100)×(計測器数)となる。従って、(計測器数、収集周期)の組合せは、(1、5s)、(2、10s)、(3、15s)、(4、20s)、(5、25s)として計算される。 For example, the case is calculated where the communication capacity of each power pole number received in step S1701 is 100 bps, and the combination of (data size, lower limit number, upper limit number) received in step S1702 is (500 bits, 1, 5). In this case, the collection cycle = 5 (= 500/100) × (number of measuring instruments). Therefore, the combination of (the number of measuring instruments, the collection cycle) is calculated as (1, 5 s), (2, 10 s), (3, 15 s), (4, 20 s), (5, 25 s).
組合せ計算部17は、ステップS1703で計算した計測器数と収集周期の組合せを、計測器数・収集周期組合せ140に書き込んで保存する(S1704)。
The
組合せ計算部17は、計測器配置依存誤差計算部18と収集周期依存誤差計算部19へ、本処理が終了したことを送信する(S1705)。
The
図17は、計測器配置依存誤差計算処理を示すフローチャートである。計測器配置依存誤差計算部18は、CPU11が計測器配置依存誤差計算プログラム133を実行することによって、具現化される。
FIG. 17 is a flowchart showing a measuring instrument arrangement dependent error calculation process. The measuring instrument arrangement dependent
計測器配置依存誤差計算部18は、潮流計算部16と、計測器数・収集周期組合せ計算部17と、から処理完了を受信することを契機に、計測器配置依存誤差計算処理を開始する(S1800)。
The measuring instrument arrangement dependent
計測器配置依存誤差計算部18は、電力網構成136から電力網の構成情報を読み取り(S1801)、さらに計測器数・収集周期組合せ140から計測器数のリストを読み取る(S1802)。
The measuring instrument arrangement dependent
計測器配置依存誤差計算部18は、ステップS1802で読み取った計測器数リストに記載されている計測器数から1つの計測器数に着目する。最初に着目する計測器数は、下限値(または上限値)である。処理対象として注目する計測器数を対象計測器数と呼ぶことができる。
The measuring instrument arrangement-dependent
計測器配置依存誤差計算部18は、ステップS1803で着目した計測器数分の計測器を電力網上に配置する組合せを全て作成する(S1804)。例えば、電力網上に電柱4がn個存在し、ステップS1803で着目した計測器数がaである場合、計測器配置依存誤差計算部18は、nCa通りの組合せを作成する。
The measuring instrument arrangement dependent
計測器配置依存誤差計算部18は、潮流計算結果139から読み取った潮流計算結果を利用して、ステップS1804で作成した計測器配置の組合せの一つずつについて、誤差を計算し、誤差が最小となる配置を決定する(S1805)。
The instrument arrangement-dependent
例えば、特許文献4に示すような方法を用いれば、誤差を計算できる。即ち、計測器6を配置しない箇所の電気量を推定し、その推定値と、その箇所における潮流計算結果139の電圧値との差分を計算する。
For example, if a method as shown in
計測器配置依存誤差計算部18は、ステップS1805で決定した計測器の配置箇所と誤差とを、計測器数とともに計測器配置依存誤差141に書き込んで保存する(S1806)。
The measuring instrument arrangement dependent
計測器配置依存誤差計算部18は、処理すべき全ての計測器数について本処理を実施したか判定する(S1807)。未処理の計測器数が残っている場合(S1807:NO)、ステップS1803に戻る。全ての計測器数について処理を完了した場合(S1807:YES)、計測器配置依存誤差計算部18は、最適解計算部20に処理が終了したことを送信する(S1808)。
The measuring instrument arrangement dependent
図18は、収集周期依存誤差計算処理を示すフローチャートである。収集周期依存誤差計算部19は、CPU11が収集周期依存誤差計算プログラム134を実行することによって、具現化される。
FIG. 18 is a flowchart showing the collection cycle-dependent error calculation process. The collection period dependent
収集周期依存誤差計算部19は、潮流計算部16と計測器数・収集周期組合せ計算部17とから処理完了を受信することを契機に、収集周期依存誤差計算処理を開始する(S1900)。
The collection cycle-dependent
収集周期依存誤差計算部19は、潮流計算結果139から潮流計算の結果を読み取り(S1901)、さらに計測器数・収集周期組合せ140から収集周期のリストを読み取る(S1902)。
The collection period dependent
収集周期依存誤差計算部19は、ステップS1902で読み取った収集周期リストから1つの収集周期に着目する(S1903)。
The collection period dependent
収集周期依存誤差計算部19は、ステップS1901で読み取った潮流計算結果である電圧値から、ステップS1903で着目した収集周期のときの誤差を計算する(S1904)。
The collection cycle dependent
収集周期依存誤差計算部19は、ステップS1901で読み取った各電柱番号における時系列の電圧値に対して、電柱番号ごとに下記の(式2)、(式3)を計算することで、収集周期内での最大電圧変動幅(Max(ΔV))を計算する。この最大電圧変動幅が収集周期に依存する誤差となる。
The collection cycle-dependent
ΔVt0=Max(Vt)−Min(Vt)(t=t0〜t0+T)・・・(式2) ΔVt0 = Max (Vt) −Min (Vt) (t = t0 to t0 + T) (Expression 2)
Max(ΔV)=Max(ΔVt) (t=t1〜t2)・・・(式3) Max (ΔV) = Max (ΔVt) (t = t1 to t2) (Expression 3)
ただし、
T:収集周期
ΔVt0:時刻t0からt0+Tまでの時間における電圧変動幅(図13参照)
Max(Vt):時刻t0からt0+Tまでの時間における電圧最大値
Min(Vt):時刻t0からt0+Tまでの時間における電圧最小値
Max(ΔV):時刻t1からt2の時間における、収集周期がTのときの最大電圧変動幅
t1:潮流計算結果139の時刻139aの開始時間
t2:潮流計算結果139の時刻139bの終了時間
However,
T: Collection period ΔVt0: Voltage fluctuation range in time from time t0 to t0 + T (see FIG. 13)
Max (Vt): Maximum voltage value in the time from time t0 to t0 + T Min (Vt): Minimum voltage value in the time from time t0 to t0 + T Max (ΔV): Collection period T is the time from time t1 to t2 Maximum voltage fluctuation range at time t1: Start time at time 139a of power
収集周期依存誤差計算部19は、ステップS1904で計算した各電柱番号における誤差のうち、最も大きい値を収集周期と共に収集周期依存誤差142に書き込んで保存する(S1905)。
The collection period dependent
収集周期依存誤差計算部19は、ステップS1902で読み取った収集周期リストに記載された全ての収集周期に対して本処理を実施したか判定する(S1906)。実施した場合はステップS1907に移動し(S1906:YES)、実施していない収集周期が存在する場合はステップS1903に移動する(S1906:NO)。
The collection period dependent
最後に、収集周期依存誤差計算部19は、最適解計算部20に処理が終了したことを送信する(S1907)。
Finally, the collection period-dependent
図19は、最適解計算処理を示すフローチャートである。最適解計算部20は、CPU11が最適解計算プログラム135を実行することによって、具現化される。
FIG. 19 is a flowchart showing the optimal solution calculation process. The optimal
最適解計算部20は、計測器配置依存誤差計算部18と収集周期依存誤差計算部19とから処理完了を受信することを契機に、最適解計算処理を開始する(S2000)。
The optimal
最適解計算部20は、計測器数・収集周期組合せ140から、計測器数と収集周期の組合せを読み取る(S2001)。最適解計算部20は、計測器配置依存誤差141から、計測器数と計測器配置と誤差の組合せを読み取る(S2002)。さらに、最適解計算部20は、収集周期依存誤差142から、収集周期と誤差の組合せを読み取る(S2003)。
The optimal
最適解計算部20は、計測器数および収集周期の組合せ(S2001)と、計測器数と計測器配置および誤差の組合せ(S2002)と、収集周期および誤差の組合せ(S2003)とに基づき、計測器数と計測器配置と収集周期および誤差の組合せを求めて、その組合せを誤差143に書き込んで保存する(S2004)。
The optimum
最適解計算部20は、ステップS2004において、ステップS2001で読み取った計測器数と収集周期の組合せをキーに、ステップS2002で読み取った計測器数と計測器配置と誤差の組合せと、ステップS2003で読み取った収集周期と誤差の組合せと、を結合する。このとき、計測器配置に依存する誤差と収集周期に依存する誤差とは合算し、合計誤差とする。
In step S2004, the optimal
例えば、最適解計算部20がステップS2001で受信した(計測器数、収集周期)の組合せが(1、5s)である場合を検討する。この場合、最適解計算部20は、ステップS2002で受信した(計測器数、計測器配置、誤差)の組合せが(1、#1、100V)のレコードと、ステップS2003で受信した(収集周期、誤差)の組合せが(5s、5V)のレコードとから、合計の誤差を求める。この結果、合計誤差の値は105Vとなる。
For example, consider a case where the combination of (number of measuring instruments, collection period) received by the optimal
最適解計算部20は、ステップS2004で計算した、計測器数と計測器配置と収集周期および誤差(合計誤差)の関係から、合計誤差が最小となるときの計測器配置および収集周期を決定する(S2005)。そして、最適解計算部20は、本処理を終了する(S2006)。最適解計算部20の計算結果である、合計誤差が最小となる計測器配置および収集周期は、出力装置14を介してユーザに提供される。
The optimal
図20は、電力系統設備計画支援装置1がユーザに提供する画面の例である。計画作成を支援する画面G1は、例えば収集周期表示部GP11と、計測器配置表示部GP12と、メニューGP13とを含む。
FIG. 20 is an example of a screen provided to the user by the power system facility
収集周期表示部GP11は、合計誤差が最小となる収集周期の値を表示する。計測器配置表示部GP12は、合計誤差が最小となる計測器6の配置を表示する。選択された電柱4には、計測器6の配置先として推薦されたことをユーザに伝えるための配置先表示GP121が対応づけられて表示される。図20の画面G1では、電柱番号#1で特定される電柱4に計測器6を配置し、かつ収集周期をTに設定すると、合計誤差を最小にできることが示されている。
The collection period display unit GP11 displays the value of the collection period that minimizes the total error. The instrument arrangement display unit GP12 displays the arrangement of the
メニューGP13は、ユーザが選択可能なメニューを表示する。メニューとしては、例えば、「保存」、「印刷」、「メール」、「上長の承認を得る」など種々のものを必要に応じて設定することができる。 The menu GP13 displays a menu that can be selected by the user. For example, various menus such as “save”, “print”, “mail”, and “obtain approval from superior” can be set as necessary.
このように構成される本実施例によれば、以下の効果を奏する。本実施例では、計測器の配置に応じて変化する誤差と、収集周期の長短に応じて変化する誤差との両方を考慮し、各誤差の合計値が最小となる計測器配置および収集周期を決定し、ユーザに提案する。従って、ユーザは、提案内容を参考にして、電力系統への設備計画を作成することができ、計画作成作業の効率が向上する。設備計画の作成が容易になる結果、電力系統の運用管理の作業性も向上できる。 According to this embodiment configured as described above, the following effects can be obtained. In this example, taking into account both the error that changes according to the arrangement of the measuring instruments and the error that changes according to the length of the acquisition period, the instrument arrangement and the acquisition period that minimize the total value of each error are determined. Decide and suggest to the user. Therefore, the user can create an equipment plan for the power system with reference to the contents of the proposal, and the efficiency of the plan creation work is improved. As a result of facilitating the creation of equipment plans, the workability of power system operation management can be improved.
本実施例では、適切な計測器配置を提案できるため、必要以上の計測器6を電力系統に配置する可能性を低減できる。従って、計測器6の導入コストが無駄に増大するのを抑制することができる。
In the present embodiment, since it is possible to propose an appropriate arrangement of measuring instruments, the possibility of arranging
本実施例では、適切な計測器配置および収集周期を決定してユーザに提案できるため、電力系統に通信可能な計測器6を配置して電気量を所定周期で収集し、計測器6の配置されていない箇所の電気量を推定して補間するシステムを効率的に設計できる。
In this embodiment, since it is possible to determine an appropriate arrangement and collection cycle of measuring instruments and propose to the user, a measuring
本実施例では、合計誤差を低減できるため、電力系統の電気的状態の安定を維持することができ、高品質の電力供給が可能となる。さらに、合計誤差を低減できるため、電力系統の状態を維持するための制御機器の動作頻度を少なくできる。制御機器の動作頻度を少なくすることで、制御機器の寿命を長くすることができ、電力系統の運用管理コストを低減できる。 In the present embodiment, since the total error can be reduced, the stability of the electrical state of the power system can be maintained, and high-quality power can be supplied. Furthermore, since the total error can be reduced, the operation frequency of the control device for maintaining the state of the power system can be reduced. By reducing the operation frequency of the control device, the life of the control device can be extended and the operation management cost of the power system can be reduced.
図21〜図24を用いて第2実施例を説明する。本実施例を含む以下の各実施例は、上述した第1実施例の変形例に該当するため、第1実施例との相違を中心に説明する。 A second embodiment will be described with reference to FIGS. Each of the following embodiments, including the present embodiment, corresponds to a modification of the first embodiment described above, and will be described with a focus on differences from the first embodiment.
第1実施例の電力系統設備計画支援装置1は、既設の計測器6が存在しない条件下で、計測器配置と収集周期を決定する。これに対して、図21のシステム全体図に示す本実施例の電力系統設備計画支援装置1Aは、既設の計測器6(1)が存在する条件下で、新たに追加する計測器6(2)の配置と収集周期とを決定する。
The power system facility
図21では、計測器6(1)が電柱4に既に設けられている。本実施例では、新しく追加する計測器6(2)の配置先と収集周期を決定するために使用する情報を作成して、ユーザに提供する。本実施例の計画支援装置1Aは、第1実施例の計画支援装置1に比べて、計測器数・収集周期組合せ計算部17Aと計測器配置依存誤差計算部18Aの点で、主に相違する。
In FIG. 21, the measuring instrument 6 (1) is already provided on the
図22は、本実施例における計測器条件144Aのテーブル構成例を示す。計測器条件144Aは、新設の計測器6だけでなく、既設の計測器6も含めて管理するデータベースである。ユーザが計測器条件の情報を入力装置15から電力系統設備計画支援装置1に入力すると、その情報が計測器条件144Aに格納される。
FIG. 22 shows a table configuration example of the measuring
計測器条件144Aは、レコードのフィールドとして、第1実施例の計測器条件144で述べたデータサイズ144Aa、下限数144Ab、上限数144Acに加えて、既設計測器144Adを含む。既設計測器144Adには、既設の計測器6が設置されている電柱4を一意に特定する番号が格納される。
The measuring
図23は、本実施例における計測器数・収集周期組合せ計算処理を示すフローチャートである。本処理は、追加配置する計測器の数と収集周期と、の組合せを計算する。本処理のうちステップS1700およびS1701は、図16に示す同一符号のステップと同様であるため説明を省略する。 FIG. 23 is a flowchart showing the number-of-instruments / collection-period combination calculation process in the present embodiment. In this process, a combination of the number of measuring instruments to be additionally arranged and the collection cycle is calculated. Steps S1700 and S1701 in this process are the same as the steps with the same reference numerals shown in FIG.
本実施例の組合せ計算部17Aは、ステップS1701に続いて、計測器条件144Aから計測器の条件を読み取る(S1702A)。組合せ計算部17Aは、ステップS1701で取得した通信設備条件とステップS1702Aで取得した計測器条件とを用いて、電力網上に配置する計測器の数と、計測器の情報を収集する周期と、の組合せを計算する(S1703A)。
Following step S1701, the combination calculation unit 17A of the present embodiment reads the conditions of the measuring instrument from the measuring
組合せ計算部17Aは、例えば下記(式4)より、計測器数をステップS1702Aで受信した下限数144bから上限数144cまで順番に変化させたときの、収集周期の値を計算する。
The combination calculation unit 17A calculates the value of the collection period when the number of measuring instruments is changed in order from the
収集周期=((計測器数)*(データサイズ)/(通信容量))+((既設計測器の数)*(データサイズ)/(通信容量))・・・(式4) Collection cycle = ((number of measuring instruments) * (data size) / (communication capacity)) + ((number of already designed instruments) * (data size) / (communication capacity)) (Equation 4)
例えば、ステップS1701で受信した各電柱番号の通信容量が100bpsであり、ステップS1702Aで受信した(データサイズ、下限数、上限数、既設計測器)の組合せが(500bit、1、5、#20,#30)の場合を検討する。この場合、収集周期=5*(計測器数)+10となるので、(追加する計測器数、収集周期)の組合せは、(1、15s)、(2、20s)、(3、25s)、(4、30s)、(5、35s)として計算される。
For example, the communication capacity of each power pole number received in step S1701 is 100 bps, and the combination of (data size, lower limit number, upper limit number, already designed instrument) received in step S1702A is (500
ステップS1704およびS1705は、図16に示す同一符号のステップと同様のため、説明を省略する。 Steps S1704 and S1705 are the same as the steps with the same reference numerals shown in FIG.
図24は、計測器配置依存誤差計算処理を示すフローチャートである。本処理は、新たに追加する計測器の配置に依存して変わる誤差を計算する。本処理のうちステップS1800〜S1801の処理は、図17に示す同一符号のステップと同様のため、説明を省略する。 FIG. 24 is a flowchart showing a measuring instrument arrangement dependent error calculation process. In this process, an error that varies depending on the arrangement of a newly added measuring instrument is calculated. Of these processes, the processes in steps S1800 to S1801 are the same as the steps with the same reference numerals shown in FIG.
計測器配置依存誤差計算部18Aは、計測器数・収集周期組合せ140から追加する計測器数のリストを読み取ると共に、計測器条件144Aから既設の計測器のリストを読み取る(S1802A)。ステップS1803は、図17に示す同一符号のステップと同様のため説明を省略する。
The measuring instrument arrangement dependent
計測器配置依存誤差計算部18Aは、ステップS1803で着目した計測器数を電力網上に配置する組合せを作成する(S1804A)。
The measuring instrument arrangement-dependent
例えば、電力網上に計測器を配置していない電柱がm個存在しており、ステップS1803で着目した計測器数がaである場合、計測器配置依存誤差計算部18Aは、mCa通りの組合せを作成する。
For example, when there are m power poles on which no measuring instrument is arranged on the power grid, and the number of measuring instruments noticed in step S1803 is a, the measuring instrument arrangement-dependent
計測器配置依存誤差計算部18Aは、潮流計算結果139から読み取った潮流計算結果を用いて、ステップS1804Aで作成した配置組合せの一つずつについて、誤差を計算し、誤差が最小となる配置を決定する(S1805A)。計測器配置依存誤差計算部18Aは、既設の計測器が存在する条件下で、ステップS1804Aで作成した組合せに従って計測器を追加配置した場合の誤差を計算する。ステップS1806〜S1808は、図17に示す同一符号のステップと同様であるため、説明を省略する。
The measuring instrument arrangement-dependent
このように構成される本実施例も第1実施例と同様の作用効果を奏する。さらに本実施例では、既に計測器6が幾つか設けられている場合において、新たな計測器6の配置先および収集周期を決定し、ユーザに提供することができる。従って、本実施例では、電力系統の構成変更にも追従することができ、いわゆるスマートシティの進展にも対応することができ、使い勝手が向上する。
Configuring this embodiment like this also achieves the same operational effects as the first embodiment. Furthermore, in the present embodiment, when several measuring
図25〜図34を用いて第3実施例を説明する。第1実施例の電力系統設備計画支援装置1は、通信可能エリアや通信容量等の通信設備条件を入力条件として、計測器の配置および収集周期を決定する。これに対して、本実施例の電力系統設備計画支援装置1Bは、通信設備に制約のない条件下において、計測器の配置と収集周期、さらに通信設備に求められる条件を決定してユーザに提供する。すなわち、計測器6だけでなく通信設備も新たに設置する場合に、本実施例が用いられる。
A third embodiment will be described with reference to FIGS. The power system facility
図25は、電力系統設備計画支援装置1Bを含むシステム全体を示す説明図である。計画支援装置1Bは、潮流計算部16と、計測器配置依存誤差計算部18Bと、収集周期依存誤差計算部19Bと、最適解計算部20Bとを含んでいる。本実施例の計画支援装置1Bは、第1実施例の計画支援装置1に比べて、計測器数・収集周期組合せ計算部17を有していない。
FIG. 25 is an explanatory diagram showing the entire system including the power system facility
計測器配置依存誤差計算部18Bは、潮流計算部16が計算した結果と、入力される計測器条件とに基づいて、計測器条件で設定された下限数から上限数までの各計測器数について、誤差を計算する。計測器配置依存誤差計算部18Bが実施する処理は、図29で後述する。
The measuring instrument arrangement-dependent
収集周期依存誤差計算部19Bは、潮流計算部16の計算結果と計測器条件とに基づいて、計測器条件で設定された下限周期から上限周期までの各収集周期について、誤差を計算する。収集周期依存誤差計算部19Bが実施する処理は、図30で後述する。
The collection cycle dependent error calculation unit 19B calculates an error for each collection cycle from the lower limit cycle to the upper limit cycle set in the measurement instrument condition based on the calculation result of the power
最適解計算部20Bは、計測器配置依存誤差計算部18Bの計算結果と、収集周期依存誤差計算部19Bの計算結果とに基づいて、誤差と計測器数と収集周期との関係をグラフ化して表示する。これにより、最適解計算部20Bは、ユーザによる通信設備の設置に関する決定(例えば通信容量の決定など)を支援する。ユーザに提供する画面の例については、図32、図33、図34で後述する。最適解計算部20Bが実施する処理は、図31で後述する。
The optimal
図26は、電力系統設備計画支援装置1Bのハードウェア構成例を示す。記憶装置13は、プログラムとして例えば、潮流計算プログラム131と、計測器配置依存誤差計算プログラム133Bと、収集周期依存誤差計算プログラム134Bと、最適解計算プログラム135Bと、を格納する。第1実施例に比べて、本実施例の計画支援装置1Bは、計測器数・収集周期組合せ計算プログラム132を有していない。
FIG. 26 illustrates a hardware configuration example of the power system facility
記憶装置13は、データとして例えば、電力網構成136と、負荷・発電量137と、潮流計算結果139と、計測器配置依存誤差141と、収集周期依存誤差142と、計測器条件144Bと、通信容量条件145と、を格納する。第1実施例に比べて、本実施例の計画支援装置1Bは、通信設備条件138と、計測器数・収集周期組合せ140と、誤差143とを有していない。その代わり本実施例の計画支援装置1Bは、第1施例の計画支援装置1に比べて、通信容量条件145を有している。
The
本実施例の電力系統設備計画支援装置1Bは、計測器6から計測情報を収集するために使用可能な通信設備が存在しないことを前提とするため、通信設備の存在を前提する構成は有していない。
The power system facility
図27は、本実施例における計測器条件144Bのテーブル構成例を示す。
計測器条件144Bは、第1実施例の計測器条件144で述べたデータサイズ144Ba、下限数144Bb、上限数144Bcに加えて、収集周期の下限値および上限値を管理する。ユーザが計測器条件の情報を入力装置15から電力系統設備計画支援装置1Bに入力すると、その情報が計測器条件144Bに格納される。
FIG. 27 shows a table configuration example of the measuring
The measuring
図示のように、計測器条件144Bは、レコードのフィールドとして、下限周期144Bdおよび上限周期144Beを新たに含んでいる。下限周期144Bdには、収集周期に依存して変わる誤差を計算するために使用する、周期の下限値が格納される。上限周期144Beには、収集周期に依存して変わる誤差を計算するために使用する周期の上限値が格納される。
As illustrated, the measuring
図28は、本実施例における通信容量条件145のテーブル構成例を示す。通信容量条件145は、通信容量を決定するために使用する、通信容量の下限値および上限値を管理する。ユーザが通信容量条件の情報を入力装置15から電力系統設備計画支援装置1Bに入力すると、その情報が通信容量条件145に格納される。
FIG. 28 shows a table configuration example of the
計測器条件145は、レコードのフィールドとして、下限容量145aと上限容量145bを含む。下限容量145aには、通信容量の下限値が格納される。上限容量145bには、通信容量の上限値が格納される。
The measuring
図29は、計測器配置依存誤差計算処理を示すフローチャートである。本処理のうちステップS1800およびS1801は、図17に示す同一符号のステップと同様であるため、説明を省略する。 FIG. 29 is a flowchart showing a measuring instrument arrangement dependent error calculation process. Steps S1800 and S1801 in this process are the same as the steps with the same reference numerals shown in FIG.
計測器配置依存誤差計算部18Bは、計測器条件144Bから計測器数の下限および上限値を読み取る(S1802B)。ステップS1803〜S1808は、図17に示す同一符号のステップと同様であるため、説明を省略する。
The measuring instrument arrangement dependent
図30は、収集周期依存誤差計算処理を示すフローチャートである。本処理のうちステップS1900〜S1901は、図18に示す同一符号のステップと同様であるため、説明を省略する。 FIG. 30 is a flowchart showing the collection cycle-dependent error calculation process. Of these processes, steps S1900 to S1901 are the same as the steps with the same reference numerals shown in FIG.
収集周期依存誤差計算部19Bは、計測器条件144Bから、収集周期の下限および上限値を読み取る(S1902B)。ステップS1903〜S1907は、図18に示す同一符号のステップと同様であるため、説明を省略する。
The collection period dependent error calculation unit 19B reads the lower limit and the upper limit value of the collection period from the measuring
図31は、最適解計算処理を示すフローチャートである。ステップS2000〜S2003は、図19に示す同一符号のステップと同様であるため、説明を省略する。本処理では、図19に示すステップS2004に代えて、以下に述べるステップS2004Ba、S2004Bb、S2004Bcを実行する。また、本処理では、図19に示すステップS2005を有していない。 FIG. 31 is a flowchart showing an optimal solution calculation process. Steps S2000 to S2003 are the same as the steps with the same reference numerals shown in FIG. In this process, steps S2004Ba, S2004Bb, and S2004Bc described below are executed instead of step S2004 shown in FIG. Further, this process does not include step S2005 shown in FIG.
最適解計算部20Bは、ステップS2001で読み取った計測器数と収集周期の組合せと、ステップS2002で読み取った計測器数と誤差の組合せとに基づいて、誤差と計測器数と収集周期との関係をグラフ化し、画面表示する(S2004Ba)。画面の例を図32および図33に示す。
The optimal
図32は、誤差(電圧誤差)と計測器数および収集周期の関係を示すグラフである。計測器数と誤差との関係を太い点線で示す。計測器の数が増えるほど誤差は減少する。収集周期と誤差との関係を太い実線で示す。収集周期が長くなるほど誤差も増加する。 FIG. 32 is a graph showing the relationship between the error (voltage error), the number of measuring instruments, and the collection period. The relationship between the number of measuring instruments and the error is indicated by a thick dotted line. The error decreases as the number of instruments increases. The relationship between the collection period and the error is indicated by a thick solid line. The longer the collection period, the greater the error.
図33は、図32に示す関係を計測器数と収集周期を二次元平面にとった場合のグラフである。図33は、いわゆるヒートマップのように、誤差の大きさを複数のランクに分けて、ランクごとに異なる濃さで表示している。 FIG. 33 is a graph of the relationship shown in FIG. 32 when the number of measuring instruments and the collection period are taken on a two-dimensional plane. In FIG. 33, as in a so-called heat map, the magnitude of error is divided into a plurality of ranks and displayed with different densities for each rank.
図33では、例えば電圧誤差10〜50Vをランク1に(10≦ランク1<50)、50〜100Vをランク2に(50≦ランク2<100)、100〜150Vをランク3に(100≦ランク3<150)、150〜200Vをランク4(150≦ランク4<200)に分けている。これに限らず、合計誤差を5つ以上のランクに分けてもよいし、3つ以下のランクに分けてもよい。
In FIG. 33, for example, a voltage error of 10 to 50V is rank 1 (10 ≦
図31に戻る。最適解計算部18Bは、計測器条件144Bからデータサイズ144Baを読み取り、下記(式5)に示すように、収集周期と計測器数と通信容量との関係式を作成する(S2004Bb)。
Returning to FIG. The optimal
収集周期=(計測器数)*(データサイズ)/(通信容量)・・・(式5) Collection cycle = (number of measuring instruments) * (data size) / (communication capacity) (Equation 5)
最適解計算部20Bは、通信容量条件145から下限容量145aおよび上限容量145bを読み取って、それらの値をステップS2004Bbで作成した関係式(式5)に代入して、直線群を得る。最適解計算部20Bは、図34に示すように、その直線群をステップS200Baで表示した図33上に表示する(S2004Bc)。
The optimal
図34を参照する。通信周期が上限値の場合を直線で示し、通信周期が下限値の場合を仮想線で示す。図34から、通信周期を長くすると合計の電圧誤差は大きくなり、通信周期を短くすると合計の電圧誤差は小さくなることがわかる。図34では、通信周期を上限値に設定して算出した直線と、通信周期を下限値に設定して算出した直線との2つのみ示しているが、上限値と下限値の間に存在する他の通信周期に設定した場合の直線も表示することができる。 Refer to FIG. A case where the communication cycle is the upper limit value is indicated by a straight line, and a case where the communication cycle is the lower limit value is indicated by a virtual line. FIG. 34 shows that the total voltage error increases when the communication cycle is lengthened, and the total voltage error decreases when the communication cycle is shortened. FIG. 34 shows only two lines, a straight line calculated with the communication cycle set to the upper limit value and a straight line calculated with the communication cycle set to the lower limit value, but exists between the upper limit value and the lower limit value. It is also possible to display a straight line when another communication cycle is set.
図31に戻る。ユーザは、ステップS2004Bcで画面表示された結果から、誤差と通信周期との関係を容易に把握でき、その関係に基づいて通信設備の通信容量を決定することができる。そして、最適解計算部20Bは、ステップS2006において、本処理を終了する。
Returning to FIG. The user can easily grasp the relationship between the error and the communication period from the result displayed on the screen in step S2004Bc, and can determine the communication capacity of the communication facility based on the relationship. Then, the optimal
ユーザが通信容量を決定すると、第1実施例の最適解計算処理で述べたように、収集周期と計測器の配置とを決定できる。計測器の配置が決定すると、ユーザは、通信が必要なエリアを決定することができる。以上のように通信設備条件が決定する。 When the user determines the communication capacity, the collection period and the arrangement of the measuring instruments can be determined as described in the optimum solution calculation process of the first embodiment. When the arrangement of the measuring instruments is determined, the user can determine an area that requires communication. Communication equipment conditions are determined as described above.
このように構成される本実施例も第1実施例と同様の作用効果を奏する。さらに本実施例では、通信設備に関する制約がない場合においても、計測器の配置および収集周期を決定してユーザに提供することができる。 Configuring this embodiment like this also achieves the same operational effects as the first embodiment. Furthermore, in the present embodiment, even when there is no restriction on communication facilities, the arrangement and collection period of measuring instruments can be determined and provided to the user.
図35〜図41を用いて第4実施例を説明する。第1実施例の電力系統設備計画支援装置1は、通信設備についての制約がある中で、誤差(合計誤差)を最小とする計測器の配置および収集周期を決定する。これに対して、本実施例の電力系統設備計画支援装置1Cは、通信設備の制約がある中で、電力を安定に供給できる電力系統を実現するための総コスト(導入コストと運用コストの和)が最小となる、計測器の配置および収集周期を決定する。
A fourth embodiment will be described with reference to FIGS. The power system facility
先に図38を参照する。図38は、コストと誤差の関係を示す。図38に示すように、誤差が大きくなるように電力系統の設備を設計すると、計測器数を減らすことができるため、点線で示す計測器コストは減少する。 Reference is first made to FIG. FIG. 38 shows the relationship between cost and error. As shown in FIG. 38, when the power system equipment is designed so that the error becomes large, the number of measuring instruments can be reduced, so that the measuring instrument cost indicated by the dotted line is reduced.
ここで図40を参照する。図40は、電圧誤差と規定電圧値の関係を示す特性図である。縦軸は電圧値を示し、横軸は距離を示す。基準となる位置から離れる距離が長くなるほど、線路抵抗や線路インピーダンスにより、電圧は低下する。電力管理システム7の運用管理者は、予め設定された上限値と下限値の間に収まるように、各地点の電圧を規定範囲内に維持する。 Reference is now made to FIG. FIG. 40 is a characteristic diagram showing the relationship between the voltage error and the specified voltage value. The vertical axis represents the voltage value, and the horizontal axis represents the distance. The longer the distance away from the reference position, the lower the voltage due to line resistance and line impedance. The operation manager of the power management system 7 maintains the voltage at each point within the specified range so that it falls within the preset upper limit value and lower limit value.
図40(a)は、電圧誤差(合計誤差)が大きい場合を示し、図40(b)は、電圧誤差(合計誤差)が小さい場合を示す。図40(a)に示すように、大きな電圧誤差を許容する電力系統の場合、各地点での電圧値が規定範囲を逸脱する可能性が増大する。逸脱した電圧値を規定範囲に収めるためには、電圧調整器などの制御機器を操作する必要がある。制御機器の操作回数が増えるほど、制御機器の寿命は低下するため、制御機器に関するコストが増大する。 40A shows a case where the voltage error (total error) is large, and FIG. 40B shows a case where the voltage error (total error) is small. As shown in FIG. 40A, in the case of an electric power system that allows a large voltage error, the possibility that the voltage value at each point deviates from the specified range increases. In order to keep the deviated voltage value within the specified range, it is necessary to operate a control device such as a voltage regulator. As the number of operations of the control device increases, the life of the control device decreases, and the cost related to the control device increases.
これに対し、図40(b)に示すように、電圧誤差を小さく抑える電力系統の場合、電力系統に配置する計測器の数を増やす必要があるが、各地点での電圧値が規定範囲を逸脱する可能性は小さくなる。従って、制御機器の操作回数が減って、制御機器の寿命が延びるため、制御機器のコストは低下する。その一方、計測器の数を増加するため、計測器のコストは増大する。 On the other hand, as shown in FIG. 40 (b), in the case of an electric power system that suppresses a voltage error, it is necessary to increase the number of measuring instruments arranged in the electric power system, but the voltage value at each point falls within a specified range. The possibility of departure is reduced. Accordingly, the number of operations of the control device is reduced and the life of the control device is extended, so that the cost of the control device is reduced. On the other hand, since the number of measuring instruments increases, the cost of measuring instruments increases.
そこで、本実施例における電力系統設備計画支援装置1Cは、図38の関係を作成し、総コストが最小となる誤差を決定し、その誤差を実現するための計測器の配置および収集周期を決定する。 Therefore, the power system facility plan support apparatus 1C according to the present embodiment creates the relationship shown in FIG. 38, determines an error that minimizes the total cost, and determines the arrangement and collection period of measuring instruments for realizing the error. To do.
図35は、本実施例における電力系統設備計画支援装置1Cのハードウェア構成の例である。 FIG. 35 is an example of the hardware configuration of the power system facility plan support apparatus 1C in the present embodiment.
記憶装置13は、プログラムとして、例えば潮流計算プログラム131と、計測器数・収集周期組合せ計算プログラム132と、計測器配置依存誤差計算プログラム133と、収集周期依存誤差計算プログラム134と、最適解計算プログラム135Cと、を格納している。
The
記憶装置13は、データとして、例えば電力網構成136と、負荷・発電量137と、通信設備条件138と、潮流計算結果139と、計測器数・収集周期組合せ140と、計測器配置依存誤差141と、収集周期依存誤差142と、誤差143と、計測器条件144と、製品別コスト146と、コスト評価147と、を格納している。
The
図36は、製品別コスト146のテーブル構成例を示す。製品別コスト146は、計測器および制御機器の1台あたりの導入コストと運用コストとを管理するためのデータベースである。ユーザが製品別コストの情報を入力装置15から電力系統設備計画支援装置1Cに入力すると、その情報は製品別コスト146に格納される。
FIG. 36 shows a table configuration example of the product-
製品別コスト146は、レコードのフィールドとして、例えば製品名称146aと、導入コスト146bと、運用コスト146cとを含む。製品名称146aには、製品を一意に特定する名称が格納される。導入コスト146bには、製品名称146aで特定される製品の1台あたりの導入コストが格納される。運用コスト146cには、製品名称146aで特定される製品の1台あたりの運用コストが格納される。
The product-
図37は、コスト評価147のテーブル構成例を示す。コスト評価147は、最適解計算部20Cが計算した、誤差と計測器コストと制御機器コストと総コストとの関係を管理するデータベースである。
FIG. 37 shows a table configuration example of the
コスト評価147は、レコードのフィールドとして、例えば誤差147aと、計測器コスト147bと、制御機器コスト147cと、総コスト147dと、を含む。
The
誤差147aには、計測器の配置に依存して変わる誤差と、収集周期に依存して変わる誤差との合計値(合計誤差)が格納される。計測器コスト147bには、誤差147aに格納された値を実現するための計測器配置から導かれる、計測器に関するコストが格納される。制御機器コスト147cには、誤差147aに格納された値を実現する場合の、制御機器に関するコストが格納される。総コスト147dには、計測器コスト147bと制御機器コスト147cの合算値が格納される。
The
図38は、上述の通り、点線で示す計測器コスト147bと、一点鎖線で示す制御機器コスト147cと、太い実線で示す総コスト147dとの関係を示すグラフである。このグラフを出力装置14から画面表示することで、誤差とコストの関係をユーザに提示することができる。
FIG. 38 is a graph showing the relationship between the measuring instrument cost 147b indicated by the dotted line, the control device cost 147c indicated by the alternate long and short dash line, and the
図39は、最適解計算処理を示すフローチャートである。ステップS2000〜S2004は、図19に示す同一符号のステップと同様であるため、説明を省略する。 FIG. 39 is a flowchart showing an optimal solution calculation process. Steps S2000 to S2004 are the same as the steps with the same reference numerals shown in FIG.
最適解計算部20Cは、製品別コスト146から取得した1台あたりの計測器のコスト情報に基づき、ステップS2004で計算した、計測器数と誤差との関係から、誤差ごとに計測器コストを計算する(S2005Ca)。
The optimal solution calculation unit 20C calculates the measuring instrument cost for each error from the relationship between the number of measuring instruments and the error calculated in step S2004 based on the cost information of each measuring instrument acquired from the product-
例えば、次のような計算により導入コストと運用コストを計算し、合算する。導入コストは、ステップS2004で計算した計測器数に、1台あたりの導入コスト146bの値をかけることで計算する。運用コストは、計測器数に1台あたりの運用コスト146cの値をかけることで計算する。
For example, the introduction cost and the operation cost are calculated by the following calculation and added up. The introduction cost is calculated by multiplying the number of measuring instruments calculated in step S2004 by the value of the
最適解計算部20Cは、製品別コスト146から取得した1台あたりの制御機器のコスト情報に基づき、誤差ごとに制御機器コストを計算する(S2005Cb)。例えば、次のような計算により導入コストと運用コストを計算し、合算する。 The optimal solution calculation unit 20C calculates the control device cost for each error based on the cost information of the control device per unit acquired from the product-specific cost 146 (S2005Cb). For example, the introduction cost and the operation cost are calculated by the following calculation and added up.
導入コストは、電力網に配置する制御機器の数に、1台あたりの導入コスト146bの値をかけることで計算する。制御機器の数は、例えば、特許文献3に示すような方法を用いて計算する。
The introduction cost is calculated by multiplying the number of control devices arranged in the power network by the value of the
運用コストは、図41に示すように、潮流計算結果139の電圧値に誤差を加えた合計値が事前に設定した規定範囲を逸脱した回数に、制御機器数と、1台あたりの運用コスト146cの値と、をかけることで計算する。
As shown in FIG. 41, the operation cost is calculated based on the number of control devices and the operation cost 146c per unit when the total value obtained by adding an error to the voltage value of the power
ここで図41を説明する。図41は、電力系統の或る地点において、潮流計算結果139(図中、実線)と、潮流計算結果139に誤差の半分の値を加算した場合(点線)と、潮流計算結果から誤差の半分の値を差し引いた場合(仮想線)との関係を比較して示す。或る地点における電圧値は、図41に示す点線と二点鎖線の範囲で変動すると予測できる。電圧の変動範囲が規定範囲を超えると、制御機器が作動する。 Here, FIG. 41 will be described. FIG. 41 shows a case where the power flow calculation result 139 (solid line in the figure), a half value of the error is added to the power flow calculation result 139 (dotted line), and a half of the error from the power flow calculation result at a certain point in the power system. The comparison with the case of subtracting the value of (virtual line) is shown. It can be predicted that the voltage value at a certain point fluctuates in the range of the dotted line and the two-dot chain line shown in FIG. When the voltage fluctuation range exceeds the specified range, the control device is activated.
図39に戻る。最適解計算部20Cは、ステップS2005Caで計算した誤差ごとの計測器コストと、ステップS2005Cbで計算した誤差ごとの制御機器コストとの合算値と、をコスト評価147に書き込んで保存する(S2005Cc)。
Returning to FIG. The optimal solution calculation unit 20C writes the sum of the measuring instrument cost for each error calculated in step S2005Ca and the control device cost for each error calculated in step S2005Cb in the
最適解計算部20Cは、ステップS2005Ccで計算した、誤差と総コストの関係から、総コストが最小となるときの誤差を決定する(S2005Cd)。最適解計算部20Cは、ステップS2004で計算した、計測器数と計測器配置と収集周期と誤差との関係から、ステップS2005Cdで決定した誤差をキーに、計測器配置と収集周期を検索し取得する(S2005Ce)。 The optimal solution calculation unit 20C determines an error when the total cost is minimum from the relationship between the error and the total cost calculated in step S2005Cc (S2005Cd). The optimal solution calculation unit 20C searches for and acquires the instrument arrangement and collection period from the relationship between the number of measuring instruments, the instrument arrangement, the collection period, and the error calculated in step S2004, using the error determined in step S2005Cd as a key. (S2005Ce).
ステップS2005〜S2006は、図20に示す同一符号のステップと同様であるため、説明を省略する。 Steps S2005 to S2006 are the same as the steps with the same reference numerals shown in FIG.
このように構成される本実施例によれば、電力系統の総コストが最小となる、計測器配置および収集周期を決定してユーザに提示することができる。従って、低コストに電力系統を運用管理することができる。 According to this embodiment configured as described above, it is possible to determine and present to the user the measuring instrument arrangement and the collection period that minimize the total cost of the power system. Therefore, the power system can be managed and managed at low cost.
図42を用いて第5実施例を説明する。本実施例では、電力系統設備計画支援装置1とユーザ端末10を通信ネットワークCN4を介して接続する。ユーザ端末10には、例えばCPU101、メモリ102、出力装置103、入力装置104、通信インタフェース105を備える。
The fifth embodiment will be described with reference to FIG. In this embodiment, the power system facility
ユーザは、例えば社内に設置されたユーザ端末10を用いて、電力系統設備計画支援装置1にアクセスする。これにより、ユーザは、電力網構成、負荷・発電量データ、通信設備条件、計測器条件といった各種情報を電力系統設備計画支援装置1に入力して登録することができる。また、ユーザは、電力系統設備計画支援装置1から、適切な計測器配置および収集周期に関する情報を得ることができる。
For example, the user accesses the power system facility
このように構成される本実施例によれば、通信ネットワークCN4上の電力系統設備計画支援装置1を、遠隔地の複数のユーザ端末10が利用することができる。
According to this embodiment configured as described above, the power system facility
図43を用いて第6実施例を説明する。第1実施例の計画支援装置1は、ユーザの用意するデータ(電力網構成136、負荷・発電量137)に基づいて、ユーザの判断を支援するための情報を作成した。これに対し、本実施例では、少なくとも負荷・発電量137を、実際に稼働している電力管理システム7から取得して使用する。
A sixth embodiment will be described with reference to FIG. The
本実施例の電力系統設備計画支援装置1Dは、通信ネットワークCN3を介して、電力管理システム7に接続されている。電力系統設備計画支援装置1Dは、電力管理システム7の管理下にある電力系統における負荷・発電量137を、通信ネットワークCN3を介して電力管理システム7から取得する。
The power system facility plan support apparatus 1D of the present embodiment is connected to the power management system 7 via the communication network CN3. The power system facility plan support apparatus 1D acquires the load /
なお、電力系統設備計画支援装置1Dは、電力網構成136についても電力管理システム7から取得してもよいし、別の手段で電力網構成136を取得してもよい。
The power system facility plan support apparatus 1D may acquire the
このように構成される本実施例によれば、実際の負荷・発電量データに基づいて、計測器の配置および収集周期を決定することができる。従って、電力系統の最新状況に応じた提案情報をユーザに提供することができ、使い勝手が向上する。 According to the present embodiment configured as described above, it is possible to determine the arrangement and collection period of measuring instruments based on actual load / power generation amount data. Therefore, the proposal information according to the latest situation of the power system can be provided to the user, and the usability is improved.
図44〜図49に基づいて第7実施例を説明する。第1実施例では、計測器配置に依存する誤差と収集周期に依存する誤差の合計値が最小となる最適解を求める場合を説明した。これに代えて本実施例では、計測器配置に依存する誤差が所定の誤差目標値(第1誤差目標値)以下となり、かつ、収集周期に依存する誤差が他の所定の誤差目標値(第2誤差目標値)以下となる、最適解を検出してユーザに提供する。 A seventh embodiment will be described with reference to FIGS. In the first embodiment, the case has been described in which an optimal solution is obtained in which the total value of the error depending on the instrument arrangement and the error depending on the collection period is minimized. Instead, in this embodiment, the error depending on the measuring instrument arrangement is equal to or less than a predetermined error target value (first error target value), and the error depending on the collection period is another predetermined error target value (first error target value). (2 error target value) or less, an optimal solution is detected and provided to the user.
図44に示すように、本実施例の電力系統設備計画支援装置1Eの最適解計算部20Eには、ユーザから2つの誤差目標値が入力される。一方の誤差目標値は計測器配置に依存する誤差についての目標値であり、他方の誤差目標値は収集周期に依存する誤差についての目標値である。ユーザが各誤差目標値の情報を入力装置15から電力系統設備計画支援装置1Eに入力すると、その情報は誤差目標値148に格納される。
As shown in FIG. 44, two error target values are input from the user to the
図45に示すように、計画支援装置1Eの記憶部13は、各誤差目標値を管理するための誤差目標値148が記憶されている。図46に示すように、誤差目標値148は、計測器の配置に依存する誤差の目標値である配置依存誤差目標値148aと、収集周期に依存する誤差の目標値である収集周期依存誤差目標値148bとを管理する。
As shown in FIG. 45, the
図47は、計測器数と収集周期と電圧誤差、および2つの誤差目標値を同時に満たす最適解との関係を示す説明図である。図47中、実線は計測器配置に依存する電圧誤差を示し、一点鎖線は収集周期に依存する電圧誤差を示す。本実施例では、上述の通り、2つの条件を満たす場合の計測器配置および収集周期を最適解として検出し、ユーザに提案する。もし2つの条件を同時に満たすことができない場合、計画支援装置1Eは、例えば「指定された誤差目標値を満たす計測器配置および収集周期は見つかりません。誤差目標値を変えて再度試して下さい」などのメッセージをユーザに提示する。
FIG. 47 is an explanatory diagram showing the relationship between the number of measuring instruments, the collection period, the voltage error, and the optimum solution that simultaneously satisfies the two error target values. In FIG. 47, a solid line indicates a voltage error depending on the arrangement of measuring instruments, and a one-dot chain line indicates a voltage error depending on the collection period. In the present embodiment, as described above, the arrangement of the measuring instruments and the collection cycle when the two conditions are satisfied are detected as the optimum solution and proposed to the user. If the two conditions cannot be satisfied at the same time, the
第1条件は、計測器配置に依存する電圧誤差が配置依存誤差目標値148a以下であることである。第2条件は、収集周期に依存する電圧誤差が収集周期依存誤差目標値148b以下であることである。これら2つの条件を同時に満たす範囲が、図47に示すように最適解として抽出される。
The first condition is that the voltage error depending on the instrument arrangement is not more than the arrangement dependent
図48は、誤差を管理するテーブル143Eである。図示の例では、計測器数143Eaが「3」、その配置143Ebが「#1,#100,#50」、収集周期143Ecが「15」、配置依存誤差143Edが「65V」、収集周期依存誤差が「30V」である場合が、最適解であるとして検出されている。 FIG. 48 is a table 143E for managing errors. In the illustrated example, the number of measuring instruments 143Ea is “3”, the arrangement 143Eb is “# 1, # 100, # 50”, the collection period 143Ec is “15”, the arrangement-dependent error 143Ed is “65V”, and the collection period-dependent error. Is detected as the optimal solution.
図49は、最適解計算処理を示すフローチャートである。ステップS2000〜S2003およびS2006は、図19に示す同一符号のステップと同様であるため、説明を省略する。本処理では、図19に示すステップS2004に代えて、以下に述べるステップS2004Eを実行し、図19に示すステップS2005に代えて以下に述べるステップS2005Eを実行する。 FIG. 49 is a flowchart showing an optimal solution calculation process. Steps S2000 to S2003 and S2006 are the same as the steps with the same reference numerals shown in FIG. In this process, step S2004E described below is executed instead of step S2004 shown in FIG. 19, and step S2005E described below is executed instead of step S2005 shown in FIG.
最適解計算部20Eは、ステップS2001で読み取った計測器数と収集周期の組合せと、ステップS2002で読み取った計測器数と誤差の組合せと、ステップ2003で読み取った収集周期と誤差の組合せとに基づいて、誤差と計測器数と収集周期との関係をグラフ化し、画面表示する(S2004E)。
The optimal
最適解計算部20Eは、計測器の配置に依存する誤差が配置依存誤差目標値148a以下であり、かつ、収集周期に依存する誤差が収集周期依存誤差目標値148b以下である範囲を最適解として検出し、その最適解を実現する計測器数および収集周期をユーザに提示する(S2005E)。
The optimal
このように構成される本実施例も第1実施例と同様の作用効果を奏する。さらに本実施例では、計測器の配置に依存する誤差が配置依存誤差目標値148a以下であり、かつ、収集周期に依存する誤差が収集周期依存誤差目標値148b以下である最適解を求めることができる。これにより、ユーザは、2つの異なる種類の誤差についての条件を同時に満足できる計測器配置および収集周期の組合せを選択することができ、高精度の設備計画を作成することができる。
Configuring this embodiment like this also achieves the same operational effects as the first embodiment. Furthermore, in the present embodiment, an optimum solution is obtained in which the error depending on the arrangement of the measuring instrument is not more than the arrangement dependent
なお、本発明は、上述した実施形態に限定されない。当業者であれば、本発明の範囲内で、種々の追加や変更等を行うことができる。 In addition, this invention is not limited to embodiment mentioned above. A person skilled in the art can make various additions and changes within the scope of the present invention.
例えば、各実施例では、電圧の誤差を潮流計算結果の電圧値を用いて計算する場合を述べたが、これに代えて、潮流計算結果の別の電気量(電流、有効電力、無効電力)を用いて誤差を計算し、その誤差に基づいて計測機器配置および収集周期を決定してもよい。 For example, in each of the embodiments, the case where the voltage error is calculated using the voltage value of the power flow calculation result has been described. Instead, another electric quantity (current, active power, reactive power) of the power flow calculation result is described. May be used to calculate the error, and the measurement device arrangement and collection period may be determined based on the error.
1、1A、1B、1C、1D、1E:電力系統設備計画支援装置、3:線路、4:電柱、5:需要家、6:計測器、7:電力管理システム 1, 1A, 1B, 1C, 1D, 1E: Power system facility planning support device, 3: Track, 4: Utility pole, 5: Consumer, 6: Measuring instrument, 7: Power management system
Claims (14)
前記電力系統の所定点の電気的状態を計算する潮流計算部と、
前記電力系統の電気的状態を計測するための計測器の配置に依存する電気的状態の誤差を第1誤差として計算する第1誤差計算部と、
前記計測器から電気的状態を収集する収集周期に依存する電気的状態の誤差を第2誤差として計算する第2誤差計算部と、
前記第1誤差と前記第2誤差に基づいて、前記計測器の配置および前記収集周期の決定を支援するための提案情報を出力する提案情報出力部と、
を有する電力系統設備計画支援装置。
A power system facility planning support device that supports creation of a facility plan related to a power system,
A power flow calculation unit for calculating an electrical state of a predetermined point of the power system;
A first error calculation unit that calculates an error of an electrical state depending on an arrangement of a measuring instrument for measuring an electrical state of the power system as a first error;
A second error calculation unit that calculates an error of an electrical state depending on a collection period for collecting the electrical state from the measuring instrument as a second error;
Based on the first error and the second error, a proposal information output unit that outputs proposal information for assisting the determination of the arrangement of the measuring instruments and the collection period;
A power system facility planning support apparatus having
前記第1誤差計算部は、前記潮流計算部の計算した前記所定点の電気的状態と前記計測器の配置とに基づいて前記所定点の電気的状態を推定し、推定した電気的状態と前記潮流計算部で計算した前記所定点の電気的状態との差分を、前記第1誤差として計算し、
前記第2誤差計算部は、前記収集周期を変化させた場合の、前記潮流計算部で計算した前記所定点の電気的状態の変動量を前記第2誤差として計算する、
請求項1に記載の電力系統設備計画支援装置。
The power flow calculation unit calculates the electrical state of a predetermined point of the power system based on the configuration of the power system and the amount of electric load and power generated in the power system,
The first error calculation unit estimates the electrical state of the predetermined point based on the electrical state of the predetermined point calculated by the power flow calculation unit and the arrangement of the measuring instrument, and the estimated electrical state and the The difference from the electrical state of the predetermined point calculated by the power flow calculation unit is calculated as the first error,
The second error calculation unit calculates, as the second error, a variation amount of the electrical state at the predetermined point calculated by the power flow calculation unit when the collection period is changed.
The power system facility plan support apparatus according to claim 1.
請求項2に記載の電力系統設備計画支援装置。
The proposal information output unit outputs the proposal information including the arrangement of the measuring instruments and the collection period that minimize the total error of the first error and the second error.
The power system facility plan support apparatus according to claim 2.
前記第1誤差計算部は、前記組合せパターン計算部の出力する前記計測器の数ごとに、前記電力系統上の複数の設置可能点への配置の組合せを示す配置組合せを作成し、前記配置組合せごとに前記第1誤差を計算し、計算結果のうち最小値を前記第1誤差として出力するものであり、
前記第2誤差計算部は、前記組合せパターン計算部の出力する前記収集周期ごとに、前記所定点の電気的状態の変動量を計算し、計算結果のうち最大値を前記第2誤差として出力する、
請求項3に記載の電力系統設備計画支援装置。
The number of measuring devices based on the communication equipment conditions preset for the communication equipment used to collect the electrical state from the measuring instruments and the measuring instrument conditions preset for the installation of the measuring instruments. And a combination pattern calculation unit for calculating a combination pattern of the collection period and
The first error calculation unit creates an arrangement combination indicating a combination of arrangements at a plurality of installable points on the power system for each number of the measuring devices output from the combination pattern calculation unit, and the arrangement combination Calculating the first error every time, and outputting the minimum value among the calculation results as the first error,
The second error calculation unit calculates a fluctuation amount of the electrical state at the predetermined point for each collection period output from the combination pattern calculation unit, and outputs a maximum value among the calculation results as the second error. ,
The power system facility plan support apparatus according to claim 3.
前記組合せパターン計算部は、前記既設計測器の数も考慮して前記組合せパターンを計算する、
前記第1誤差計算部は、前記既設計測器が存在する条件下で、前記組合せパターンに従って計測器を追加配置した場合の第1誤差を計算する、
請求項4に記載の電力系統設備計画支援装置。
The measuring instrument condition includes information indicating the number of pre-designed measuring instruments already arranged in the power system,
The combination pattern calculation unit calculates the combination pattern in consideration of the number of the already designed instruments.
The first error calculation unit calculates a first error when a measuring instrument is additionally arranged according to the combination pattern under a condition in which the already designed measuring instrument exists.
The power system facility plan support apparatus according to claim 4.
前記第2誤差計算部は、前記計測器条件にさらに規定されている収集周期ごとに、前記所定点の電気的状態の変動量を前記第2誤差として計算する、
請求項3に記載の電力系統設備計画支援装置。
The first error calculation unit indicates a combination of arrangements at a plurality of installable points on the power system for each number of measuring instruments defined in measuring instrument conditions set in advance with respect to installation of the measuring instruments. Creating an arrangement combination and calculating the first error for each arrangement combination;
The second error calculation unit calculates, as the second error, a fluctuation amount of the electrical state at the predetermined point for each collection cycle further defined in the measuring instrument condition.
The power system facility plan support apparatus according to claim 3.
前記第1誤差計算部が計算した前記計測器の数ごとの前記第1誤差を取得し、
前記第2誤差計算部が計算した前記収集周期ごとの前記第2誤差を取得し、
前記第1誤差と前記第2誤差の合計誤差と前記計測器の数と前記収集周期との関係を計算して出力し、
前記計測器から前記電気的状態を収集するために使用する通信設備が必要とする通信設備条件と前記計測器の数と前記収集周期との関係を計算して出力する、
請求項6に記載の電力系統設備計画支援装置。
The proposal information output unit includes:
Obtaining the first error for each number of the measuring instruments calculated by the first error calculator;
Obtaining the second error for each collection period calculated by the second error calculator;
Calculate and output the relationship between the total error of the first error and the second error, the number of measuring instruments and the collection period,
Calculating and outputting the relationship between the communication equipment conditions required by the communication equipment used to collect the electrical state from the measuring instrument, the number of the measuring instruments, and the collection period;
The power system facility plan support apparatus according to claim 6.
請求項2に記載の電力系統設備計画支援装置。
The proposal information output unit, based on the first error and the second error, propose information for supporting the determination of the arrangement of the measuring instruments and the collection period that minimizes the total cost of possessing the power system Output,
The power system facility plan support apparatus according to claim 2.
前記電力系統に設置する前記計測器についてのコストと、前記電力系統の電気的状態を制御するために前記電力系統に設置する制御機器についてのコストとを、前記第1誤差と前記第2誤差の合計誤差ごとに計算し、
前記計測器についてのコストと前記制御機器についてのコストの合計コストが最小となる前記合計誤差を計算し、
前記合計誤差を実現する前記計測器の配置および前記収集周期を前記提案情報に含めて出力する、
請求項8に記載の電力系統設備計画支援装置。
The proposal information output unit includes:
The cost of the measuring instrument installed in the power system and the cost of a control device installed in the power system to control the electrical state of the power system are expressed as the first error and the second error. Calculate for each total error,
Calculate the total error that minimizes the total cost of the instrument and the control device,
The arrangement of the measuring instrument that realizes the total error and the collection period are included in the proposal information and output
The power system facility plan support apparatus according to claim 8.
請求項2に記載の電力系統設備計画支援装置。
The proposal information output unit includes an arrangement of the measuring instrument, wherein the first error is equal to or less than a preset first error target value, and the second error is equal to or less than a preset second error target value; The collection period is included in the proposal information and output.
The power system facility plan support apparatus according to claim 2.
前記コンピュータは、
潮流計算をするための潮流計算部を用いて、前記電力系統の所定点の電気的状態を計算し、
第1誤差計算部を用いて、前記電力系統の電気的状態を計測するための計測器の配置に依存する電気的状態の誤差を第1誤差として計算し、
第2誤差計算部を用いて、前記計測器から電気的状態を収集する収集周期に依存する電気的状態の誤差を第2誤差として計算し、
提案情報出力部を用いて、前記第1誤差と前記第2誤差に基づいて、前記計測器の配置および前記収集周期の決定を支援するための提案情報を出力する、
電力系統設備計画支援方法。
A power system facility plan support method for supporting creation of a facility plan for a power system using a computer,
The computer
Using the tidal current calculation unit for tidal current calculation, calculate the electrical state of the predetermined point of the power system,
Using the first error calculation unit, the error of the electrical state depending on the arrangement of the measuring instrument for measuring the electrical state of the power system is calculated as the first error,
Using the second error calculator, the error of the electrical state depending on the collection period for collecting the electrical state from the measuring instrument is calculated as the second error,
Using the proposal information output unit, based on the first error and the second error, output proposal information for assisting the determination of the arrangement of the measuring instruments and the collection period,
Power system facility planning support method.
前記第1誤差計算部は、前記潮流計算部の計算した前記所定点の電気的状態と前記計測器の配置とに基づいて前記所定点の電気的状態を推定し、推定した電気的状態と前記潮流計算部で計算した前記所定点の電気的状態との差分を、前記第1誤差として計算し、
前記第2誤差計算部は、前記収集周期を変化させた場合の、前記潮流計算部で計算した前記所定点の電気的状態の変動量を前記第2誤差として計算する、
請求項11に記載の電力系統設備計画支援方法。
The power flow calculation unit calculates the electrical state of a predetermined point of the power system based on the configuration of the power system and the amount of electric load and power generated in the power system,
The first error calculation unit estimates the electrical state of the predetermined point based on the electrical state of the predetermined point calculated by the power flow calculation unit and the arrangement of the measuring instrument, and the estimated electrical state and the The difference from the electrical state of the predetermined point calculated by the power flow calculation unit is calculated as the first error,
The second error calculation unit calculates, as the second error, a variation amount of the electrical state at the predetermined point calculated by the power flow calculation unit when the collection period is changed.
The power system facility plan support method according to claim 11.
請求項12に記載の電力系統設備計画支援方法。
The proposal information output unit outputs the proposal information including the arrangement of the measuring instruments and the collection period that minimize the total error of the first error and the second error.
The power system facility plan support method according to claim 12.
前記第1誤差計算部は、前記組合せパターン計算部の出力する前記計測器の数ごとに、前記電力系統上の複数の設置可能点への配置の組合せを示す配置組合せを作成し、前記配置組合せごとに前記第1誤差を計算し、計算結果のうち最小値を前記第1誤差として出力するものであり、
前記第2誤差計算部は、前記組合せパターン計算部の出力する前記収集周期ごとに、前記所定点の電気的状態の変動量を計算し、計算結果のうち最大値を前記第2誤差として出力する、
請求項13に記載の電力系統設備計画支援方法。 The number of measuring devices based on the communication equipment conditions preset for the communication equipment used to collect the electrical state from the measuring instruments and the measuring instrument conditions preset for the installation of the measuring instruments. And a combination pattern calculation unit for calculating a combination pattern of the collection period and
The first error calculation unit creates an arrangement combination indicating a combination of arrangements at a plurality of installable points on the power system for each number of the measuring devices output from the combination pattern calculation unit, and the arrangement combination Calculating the first error every time, and outputting the minimum value among the calculation results as the first error,
The second error calculation unit calculates a fluctuation amount of the electrical state at the predetermined point for each collection period output from the combination pattern calculation unit, and outputs a maximum value among the calculation results as the second error. ,
The power system facility plan support method according to claim 13.
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