JP2022010544A - 電力系統管理システム及び方法 - Google Patents

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Abstract

【課題】再生可能エネルギーの有効活用を推進させる電力系統管理システム及び方法を提供する。【解決手段】一般送配電事業者が保有する送電線２、３及び変圧器４等の送電設備や、火力発電所や水力発電所などの発電機５、６等からなる電力系統を運用を管理する電力系統管理システム１であって、ネットワーク７を介して相互に接続された中央給電指令所システム８、再エネ系統安定化システム９及び複数の再エネ系統安定化サブシステム１０を備える。中央給電指令所システムは、一般送配電事業者の管轄エリア全体の電力系統全体を統合的に管理する。再エネ系統安定化システムは、全体エリア内の風力発電装置や太陽光発電装置等の再生可能エネルギー装置から負荷までの電力系統を安定化させる種演算処理を実行する。再エネ系統安定化サブシステム１０は、夫々全体エリア内の一部のエリアＡＲ２における再生可能エネルギー装置から負荷までの電力系統を安定化させる。【選択図】図１

Description

本発明は、電力系統管理システム及び方法に関し、例えば、洋上風力発電装置などの再生可能エネルギー装置がノンファーム型接続される電力系統を管理する電力系統管理システムに適用して好適なものである。
近年、地球温暖化防止のためにＣＯ２排出力が小さい太陽光発電や風力発電の利用が拡大している。太陽光発電は、家庭用太陽光発電装置に代表されるように、発電装置が消費地に近いところに設置されるが、夜間発電ができないために平均稼働率が低いという欠点がある。また太陽光発電は、発電量が雲や雨などの気象状態に大きく影響される。このため、天気予報などを利用して太陽光発電の発電量を前日に予測する場合には、ある程度の予測誤差を考慮することが必要となる。
一方、風力発電は、夜間でも発電でき、特に陸地ではなく海洋に設置される大型の洋上風力発電装置は、年間を通して安定した風に恵まれ、平均稼働率が高いという特徴がある。しかしながら、台風などが接近する場合、風が強すぎると一斉に洋上風力発電が停止するおそれがあり、気象状況により発電量が大きく変動するという欠点もある。
また送電線の電流容量は、火力発電所や原子力発電所などの既存の発電所の最大設計出力値を元に、送電線に落雷事故が発生した場合の一部設備の停止などを考慮して設計されているため、既存の送電線に新たに洋上風力発電による発電電力を流そうとすると、送電線の空き容量が不足するおそれがある。
さらに、家庭用太陽光発電装置の発電量が予測よりも減る場合は、その家庭用太陽光発電装置を設置している需要家の負荷が増えたことと等価であるため、送電線に流れる電力に変動を与えることになる。このとき仮に送電線が過負荷となる場合には、洋上風力発電の出力抑制や火力発電装置の発電抑制を速やかに行うことが必要となる。
そこで、前日に翌日の24時間分の送電線に流れる電力を推定し、推定結果を事前に各種の計算手法で求められる運用限界値（運用目標値とも呼ぶ）と呼ばれる送電線に流せる潮流電力の運用上の最大値と比較し、送電線に空きがある時間帯は洋上風力発電装置などの再生可能エネルギー発電装置に送電線を利用させ、なんらかの理由で送電線に空きがなくなる時間帯には再生可能エネルギー発電装置の出力を抑制する、いわゆるノンファーム型接続の導入が検討されている。
他方、送電線の運用限界電力は、例えば、送電線の保守工事がある時間帯には、工事区間の送電線を停止する必要があるため、運用限界電力は工事がある時間帯は一時的に下げることになる。また、基幹系統などの電圧階級が高い送電線が２ルートある場合、工事時間帯は一時的に１ルートになるため、その送電線に繋がる電圧階級の低い送電線に流せる電力も抑制することが必要となる。このため、複数の送電線に流れる予想電力をすべて考慮して、各送電線の運用限界値を決定する必要がある。
特開２０１５－１３０７７７号公報 特開２０１９－１４９８７０号公報
近年、各所において風力発電装置や太陽光発電装置などの再生可能エネルギー装置が数多く導入されてきており、送電線や変圧器などの系統設備に流れる電力が大きく変動し、平常時の過負荷問題や、事故時の安定度維持問題などが発生するおそれが大きくなってきている。これらの諸問題を解決するために、例えば特許文献１では、再生可能エネルギーや発電機を停止させて安定運転を維持することが提案されている。
また特許文献２には、風力発電や太陽光発電、地熱発電及びバイオマス発電などの各種再生可能エネルギー発電設備の連系供給容量枠を用いて商用電力系統に連系するハイブリッド系統接続システムが提案されている。
しかしながら、これら特許文献１や特許文献２には、送電線の空き容量を無駄なく活用し、系統に接続された風力発電装置や太陽光発電装置などの再生可能エネルギー装置の抑制量を最小化することについては何らの開示も示唆もない。
本発明は以上の点を考慮してなされたもので、送電線の空き容量を無駄なく活用し、再生可能エネルギー装置の出力抑制量を最小化することにより、再生可能エネルギー装置の発電電力量を最大化し、かくして再生可能エネルギーの有効活用を推進させ得る電力系統安定化システム及び方法を提案しようとするものである。
かかる課題を解決するため本発明においては、再生可能エネルギーを発電する再生可能エネルギー装置がノンファーム型接続された電力系統を管理する電力系統管理システムにおいて、前記電力系統のエリア全体でなる全体エリアを管轄する第１の計算機システムと、それぞれ前記全体エリア内の互いに重複しない部分的なエリアを管轄する複数の第２の計算機システムと、前記再生可能エネルギー装置の発電量を直接的又は間接的に制御する第３の計算機システムとを設け、各前記第２の計算機システムが、自己が管轄する前記部分的なエリアでなる部分エリア内の発電実績と、当該部分エリア内の前記送電線の運用限界値とを前記第１の計算機システムと共有し、自己が管轄する前記部分エリア内における前記再生可能エネルギーの抑制量を、当該部分エリア内における発電実績と、当該部分エリア内の前記送電線の運用限界値とに基づいて算出し、算出した前記再生可能エネルギーの抑制量を前記第１の計算機システムに通知し、前記第１の計算機システムが、前記全体エリア内における前記ノンファーム型接続された前記再生可能エネルギー装置により発電される前記再生可能エネルギーの抑制量を、各前記部分エリアにおける前記再生可能エネルギーの発電実績と、各前記部分エリア内の前記送電線の運用限界値に基づいて算出し、算出した前記再生可能エネルギーの抑制量を、各前記第２の計算機システムからそれぞれ通知される前記再生可能エネルギーの抑制量に基づいて補正し、前記第３の計算機システムが、前記第１の計算機システムにより算出及び補正された前記抑制量分だけ前記再生可能エネルギーの発電量を抑制するように、前記再生可能エネルギー装置の発電量を制御するようにした。
また本発明においては、再生可能エネルギーを発電する再生可能エネルギー装置がノンファーム型接続された電力系統を管理する電力系統管理システムにおいて実行される電力系統管理方法であって、前記電力系統管理システムは、前記電力系統のエリア全体でなる全体エリアを管轄する第１の計算機システムと、それぞれ前記全体エリア内の互いに重複しない部分的なエリアを管轄する複数の第２の計算機システムと、前記再生可能エネルギー装置の発電量を直接的又は間接的に制御する第３の計算機システムとを有し、各前記第２の計算機システムが、自己が管轄する前記部分的なエリアでなる部分エリア内の発電実績と、当該部分エリア内の前記送電線の運用限界値とを前記第１の計算機システムと共有し、自己が管轄する前記部分エリア内における前記再生可能エネルギーの抑制量を、当該部分エリア内における発電実績と、当該部分エリア内の前記送電線の運用限界値とに基づいて算出し、算出した前記再生可能エネルギーの抑制量を前記第１の計算機システムに通知する第１のステップと、前記第１の計算機システムが、各前記部分エリアにおける前記再生可能エネルギーの発電実績と、各前記部分エリア内の前記送電線の運用限界値に基づいて算出した、前記全体エリア内における前記ノンファーム型接続された前記再生可能エネルギー装置により発電される前記再生可能エネルギーの抑制量を、各前記第２の計算機システムからそれぞれ通知される前記再生可能エネルギーの抑制量に基づいて補正する第２のステップと、前記第３の計算機システムが、前記第１の計算機システムにより算出及び補正された前記抑制量分だけ前記再生可能エネルギーの発電量を抑制するように、前記再生可能エネルギー装置の発電量を制御する第３のステップとを設けるようにした。
本発明の電力系統管理システム及び方法によれば、全体エリア内の再生可能エネルギーの抑制量をより迅速に算出することができるため、より実需給断面に時間的に近いタイミングでより実状に沿った情報に基づいて再生可能エネルギーの抑制量を算出することができる。これにより、送電線の運用限界値のマージンを小さく設定することができ、その分、再生可能エネルギーに割りてる送電線の空き容量を無駄なく活用することができる。
本発明によれば、ノンファーム型接続された再生可能エネルギーの抑制量を低減させることができ、再生可能エネルギー装置の出力抑制量を最小化し、再生可能エネルギー装置の発電電力量を最大化することができる。かくするにつき、再生可能エネルギーの有効活用を推進させることができる。
第１及び第２の実施の形態による電力系統管理システムの全体構成を示すブロック図である。 再エネ系統安定化システム及び再エネ系統安定化サブシステム間の情報共有の説明に供する概念図である。 各システム間でやり取りされる情報の説明に供するブロック図である。 ノンファーム型接続の導入後における風力発電計画作成の流れの説明に供する図である。 ノンファーム型接続における風力発電に割り当てられる基幹系統の空き容量の説明に供する概念図である。 （Ａ）は基幹系統の潮流電力及び空き容量の説明に供する特性曲線図、（Ｂ）は変圧器を流れる潮流電力を示す特性曲線図である。 ノンファーム型接続における風力発電に割り当てられる基幹系統の空き容量の説明に供する概念図である。 （Ａ）は基幹系統の潮流電力及び空き容量の説明に供する特性曲線図、（Ｂ）は変圧器を流れる潮流電力を示す特性曲線図である。 ノンファーム型接続における風力発電に割り当てられる基幹系統の空き容量の説明に供する概念図である。 （Ａ）は基幹系統の潮流電力及び空き容量の説明に供するグラフ、（Ｂ）は変圧器を流れる潮流電力を示すグラフである。 第１及び第２の実施の形態による再エネ系統安定化システムのハードウェア構成を示すブロック図である。 第１の実施の形態による再エネ系統安定化システムの論理構成を示すブロック図である。 第１の実施の形態による再エネ系統安定化サブシステムの論理構成を示すブロック図である。 運用限界値算出処理の処理手順を示すフローチャートである。 （Ａ）は図１の「エリアＡ」の系統構成図、（Ｂ）は太陽光発電及び風力発電の予測発電量並びに発電機の発電計画による発電量を示すグラフ、（Ｃ）は非同期発電比率を示すグラフである。 （Ａ）及び（Ｂ）は再エネ出力抑制量演算部の処理の説明に供するグラフである。 第１の再エネ抑制量算出処理の処理手順を示すフローチャートである。 第２の再エネ抑制量算出処理の処理手順を示すフローチャートである。 第２の実施の形態による再エネ系統安定化システムの論理構成を示すブロック図である。 運用限界値引上げ処理の処理手順を示すフローチャートである。
以下図面について、本発明の一実施の形態を詳述する。
（１）第１の実施の形態
（１－１）本実施の形態による電力系統管理システムの構成
図１において、１は全体として本実施の形態による電力系統管理システムを示す。この電力系統管理システム１は、一般送配電事業者が保有する送電線２，３（３Ａ，３Ｂ）及び変圧器４（４Ａ１，４Ａ２，４Ｂ）などの送電設備や、火力発電所や水力発電所などの発電機５（５Ａ，５Ｂ，５Ｃ），６（６Ａ，６Ｂ）などから構成される電力系統の運用を管理するためのシステムであり、ネットワーク７を介して相互に接続された中央給電指令所システム８、再エネ系統安定化システム９及び複数の再エネ系統安定化サブシステム１０（１０Ａ，１０Ｂ）を備えて構成される。
中央給電指令所システム８は、一般送配電事業者の管轄エリア全体（以下、適宜、これを全体エリアＡＲ１と呼ぶ）の電力系統全体を統合的に管理する機能を有する計算機システムである。
また再エネ系統安定化システム９は、全体エリアＡＲ１内の風力発電装置１１（１１Ａ，１１Ｂ）や太陽光発電装置１２（１２Ａ，１２Ｂ）などの再生可能エネルギー装置から負荷（需要家）までの電力系統を安定化させるための各種演算処理を実行する機能を有する計算機システムである。
各再エネ系統安定化サブシステム１０は、それぞれ全体エリアＡＲ１内の互いに重複しない部分的な一部のエリア（以下、これを部分エリアＡＲ２（ＡＲ２Ａ，ＡＲ２Ｂ）と呼ぶ）における再生可能エネルギー装置から負荷までの電力系統を安定化させるための各種演算処理を実行する機能を有する計算機システムである。全体エリアＡＲ１は複数の部分エリアＡＲ２に分割され、部分エリアＡＲ２ごとに、それぞれその部分エリアＡＲ２を管轄する再エネ系統安定化サブシステム１０が設置される。
なお本電力系統管理システム１の場合、図２に示すように、各再エネ系統安定化サブシステム１０は、それぞれ自己が管轄する部分エリア（以下、これを管轄部分エリアと呼ぶ）ＡＲ２内の各発電機６の発電実績（以下、これを発電機発電実績と呼ぶ）、各風力発電装置１１の発電実績（以下、これを風力発電実績と呼ぶ）、及び、各太陽光発電装置１２の発電実績（以下、これをＰＶ発電実績と呼ぶ）とを、自サブシステム内の系統データ保存データベース１３（１３Ａ，１３Ｂ）に登録して管理している。
また系統データ保存データベース１３には、後述のように再エネ系統安定化システム９から通知された管轄部分エリアＡＲ２内の送電線３の運用限界値と、所定時間（以下、30分とする）ごとの24時間分の管轄部分エリアＡＲ２内の発電計画値、再生可能エネルギーの出力予測値及び需給予測値も格納される。
一方、再エネ系統安定化システム９は、各再エネ系統安定化サブシステム１０の管轄部分エリアＡＲ２内の送電線３の運用限界値と、後述のように各再エネ系統安定化サブシステム１０からそれぞれ通知されるその再エネ系統安定化サブシステム１０の管轄部分エリアＡＲ２内の発電機発電実績、風力発電実績及び太陽光発電実績とを自システム内の系統データ保存データベース１４に登録して管理している。
また系統データ保存データベース１４には、後述のように中央給電指令所システム８から通知された全体エリアＡＲ１内の各送電線２，３の運用限界値と、30分ごと24時間分の全体エリアＡＲ１内の発電計画値、再生可能エネルギーの出力予測値及び需給予測値も格納される。
そして各再エネ系統安定化サブシステム１０は、時々刻々と変化する発電機発電実績、風力発電実績及び又は太陽光発電実績を、適宜、系統データ保存データベース１３に登録すると共に、登録した発電機発電実績、風力発電実績及び又は太陽光発電実績を再エネ系統安定化システム９に通知する。また再エネ系統安定化システム９は、再エネ系統安定化サブシステム１０から送信される発電機発電実績、風力発電実績及び又は太陽光発電実績を、自己の系統データ保存データベース１４に順次登録する。
このようにして本電力系統管理システム１では、再エネ系統安定化システム９の系統データ保存データベース１４と、各再エネ系統安定化サブシステム１０の系統データ保存データベース１３とにそれぞれ登録されている上述の各種情報がその再エネ系統安定化サブシステム１０及び再エネ系統安定化システム９間で同期が取れられた状態で共有される。
以上の構成を有する本電力系統管理システム１において、中央給電指令所システム８は、時々刻々と変化する全体エリアＡＲ１内の30分ごと24時間分の各時間帯の需給断面における電力需要や、これらの需給断面における全体エリアＡＲ１内に存在する各再生可能エネルギー装置（風力発電装置１１及び太陽光発電装置１２）の電力量をそれぞれ予測し、予測結果に基づいて発電機５，６による30分ごと24時間分の発電計画を立案する。
また中央給電指令所システム８は、図３に示すように、上述のように立案した30分ごと24時間分の各需給断面における発電計画値と、これらの各需給断面における電力需要の予測値（以下、これを需要予測値と呼ぶ）と、これらの各需給断面における全体エリアＡＲ１内の各再生可能エネルギー装置の出力の予測値（以下、これを再エネ出力予測値と呼ぶ）とを再エネ統合安定化システム９に通知する。また中央給電指令所システム８は、これらの情報と併せて、予め設定されている各送電線２，３の運用限界値を再エネ系統安定化システム９に通知する。
再エネ系統安定化システム９は、中央給電指令所システム８から通知された各需給断面における全体エリアＡＲ１内の発電計画値、需要予測値及び再エネ出力予測値と、各送電線２，３の運用限界値とを、上述のように系統データ保存データベース１４（図２）に格納して管理する。
そして再エネ系統安定化システム９は、各再エネ系統安定化サブシステム１０に対して、系統データ保存データベース１４に格納したこれら各需給断面における全体エリアＡＲ１内の発電計画値、需要予測値及び再エネ出力予測値の各情報のうち、その再エネ系統安定化サブシステム１０の管轄部分エリアＡＲ２内の発電計画値、需要予測値及び再エネ出力予測値とその管轄部分エリアＡＲ２内の送電線３の運用限界値とをそれぞれ送信する。
また再エネ系統安定化システム９は、各需給断面における各送電線２，３の空き容量をそれぞれ算出し、ある需給断面においてかかる空き容量が予め設定された閾値（以下、これを空き容量閾値と呼ぶ）未満となる部分エリアＡＲ２が存在する場合であって、その部分エリアＡＲ２内の送電線３の運用限界値を増加させることが可能なときには、その送電線３の運用限界値を可能な限り増加させた新たな運用限界値を算出し、算出した新たな運用限界値をその部分エリアＡＲ２を管轄する再エネ系統安定化サブシステム１０と中央給電指令所システム８とに通知する。
さらに再エネ系統安定化システム９は、系統データ保存データベース１４に格納された全体エリアＡＲ１内の各需給断面における発電計画値、需要予測値及び再エネ出力予測値と、各部分エリアＡＲ２内の発電機発電実績、風力発電実績及び太陽光発電実績とに基づいて、これらの時間帯において全体エリアＡＲ１内で抑制すべき再生エネルギー量（再生可能エネルギーの抑制量）と、発電機５，６の出力電力の調整量（以下、これを発電機出力調整量と呼ぶ）とをそれぞれ算出し、算出した発電機出力調整量を中央給電指令所システム８に通知する。
一方、再エネ系統安定化サブシステム１０は、再エネ系統安定化システム９から通知された管轄部分エリアＡＲ２内の送電線３の運用限界値と、管轄部分エリアＡＲ２内の発電計画値、需要予測値及び再エネ出力予測値とを系統データ保存データベース１３（図２）に格納して管理する。
そして再エネ系統安定化サブシステム１０は、これらの情報と、系統データ保存データベース１３に格納されている管轄部分エリアＡＲ２内の発電機発電実績、風力発電実績及び太陽光発電実績とに基づいて、管轄部分エリアＡＲ２内の送電線３の各需給断面における運用限界値と、管轄部分エリアＡＲ２内の送電線３の運用限界制限を守るために抑制すべき各需給断面における再生可能エネルギーの抑制量とをそれぞれ算出する。
そして再エネ系統安定化サブシステム１０は、上述のように算出した各需給断面における送電線３の運用限界値及び再生可能エネルギーの抑制量と、管轄部分エリアＡＲ２内の発電機発電実績、風力発電実績及び太陽光発電実績とを再エネ系統安定化システム９に通知する。
再エネ系統安定化システム９は、各再エネ系統安定化サブシステム１０から通知されたこれらの情報を自己の系統データ保存データベース１４に格納する。
また再エネ系統安定化システム９は、各再エネ系統安定化サブシステム１０からそれぞれ通知された各需給断面における送電線３の運用限界値及び再生可能エネルギーの抑制量に基づいて、上述のように自己が算出した各需給断面における全体エリアＡＲ１内の各送電線２，３の運用限界値と、再生可能エネルギーの抑制量と、発電機出力調整量とをそれぞれ必要に応じて補正し、補正したこれらの情報を中央給電指令所システム８に通知する。
中央給電指令所システム８は、再エネ系統安定化システム９から通知された各需給断面における再生可能エネルギーの抑制量に基づいて、30分の各時間帯ごとの再生可能エネルギーの抑制量をインターネット上の自社のホームページなどで公開することにより、ノンファーム型接続された再生可能エネルギー装置を保有する発電事業者に再生可能エネルギーの発電の抑制を求める。また中央給電指令所システム８は、再エネ系統安定化システム９から通知された発電機出力調整量に基づいて、必要な発電機５，６の出力を増減させるよう発電計画を再立案する。
そして中央給電指令所システム８は、その後、再立案した発電計画に従って全体エリアＡＲ１内の各発電機５，６に適切な出力指令値（出力させる電力値）を与えることにより、これら発電機５，６の発電電力量を制御する。
（１－２）ノンファーム型接続導入後における再生可能エネルギー発電計画作成の流れ
図４は、図１の電力系統に対して「ノンファーム型接続」を導入した場合における、再生可能エネルギーの発電事業者２０による発電計画の作成の流れを示す。図４に示すように、かかる発電事業者２０は、まず、翌日の発電計画をその前日に作成し（Ｓ１）、作成した発電計画を一般送配電事業者２１に提出する（Ｓ２）。
一般送配電事業者２１は、翌日の需要予測及び発電計画の策定を行い、各発電事象者２０からそれぞれ提出された発電計画に従って再生可能エネルギーの発電が行われた場合に送電設備に過負荷（混雑）が発生しないかを評価する（Ｓ３）。そして一般送配電事業者２１は、送電設備に過負荷が発生すると判断した場合には、その過負荷を解消するために必要な再生可能エネルギーの抑制量をインターネット上の自社のホームページなどで公開する（Ｓ４）。かくして、発電事業者２０は、かかる公開された再生可能エネルギーの抑制量に基づいて、翌日の発電計画の見直しを行う（Ｓ５）。
また発電事業者２０は、上述と同様に、当日も対象とする実需給断面の１＋α（αは、例えば４又は５）時間前までに発電計画を作成して一般送配電事業者２１に提出し（Ｓ６、Ｓ７）、この発電計画に基づいて一般送配電事業者２１が送電設備の過負荷を評価し（Ｓ８）、再生可能エネルギーの必要な抑制量をインターネット上の自社のホームページで公開する（Ｓ９）。かくして、発電事業者２０は、かかる公開された再生可能エネルギーの抑制量に基づいて、実需給断面における発電計画の見直しを行う（Ｓ１０）。さらに実需給断面の１時間前にも同様の処理が繰り返される（Ｓ１１～Ｓ１５）。
このように「ノンファーム型接続」を導入する場合、一般送配電事業者２１は翌日の再生可能エネルギーの抑制量を前日に決定し、発電事業者２０は、この決定に従って翌日の発電計画を見直す。また、一般送配電事業者２１は当日の朝にも再生可能エネルギーの抑制量を決定し、発電事業者２０は、この決定に従って当日の発電計画を見直す。さらに、実際の発電の１時間前にも再度同じ手順で再生可能エネルギーの抑制量が算出される。
ここで、図５に示すように、図１の基幹系統２に新たに再生可能エネルギー装置（図５では風力発電装置２２）を「ノンファーム型接続」の電源として接続し、基幹系統２の一方のルート２Ａを流れる潮流電力Ｐ１と、他方のルート２Ｂを流れる潮流電力Ｐ２の合計（Ｐ１＋Ｐ２）をフェンス潮流電力（基幹系統２の潮流電力（Ｐ１＋Ｐ２））として、図６（Ａ）において矢印ａで示すように、事前に求めた基幹系統２の運用限界値（例えば、3620MW）と、潮流電力（Ｐ１＋Ｐ２）との差分（つまり基幹系統２の空き容量）を風力発電装置２２からの風力発電電力に割り当てることを考える。
この場合、前日に翌日の24時間分の太陽光発電装置１２（１２Ａ）の発電量の予測値と、負荷２３（図５）の24時間の予測カーブと、発電機５（図５）の24時間の運転計画とを元に、基幹系統２の30分ごと24時間分の潮流電力（Ｐ１＋Ｐ２）を予測し、当該潮流電力（Ｐ１＋Ｐ２）と、運用限界値との差分を、風力発電装置２２に許容する発電量とする。
図６（Ｂ）に示すように、基幹系統２及び変圧器４（図５）間を接続する送電線３に流れる潮流電力Ｐ３（図４）は、太陽光発電装置１２の発電量と、負荷２３による消費電力量との合計として算出され、日中大きく低下する日と、大きく低下しない日とがある。潮流電力Ｐ３が日中大きく低下する日は太陽光発電装置１２の発電量が多い日であり、潮流電力Ｐ３に減少に伴って基幹系統２の潮流電力（Ｐ１＋Ｐ２）が日中増えることになる。このため、ノンファーム型接続された風力発電装置２２に許容される発電量は小さくなる。
一方、図７及び図８は、運用限界潮流の位置を発電機５及び風力発電装置２２の近くに設定した例である。この場合、日中太陽光発電装置１２が発電すると、送電線３に流れる潮流電力Ｐ３が小さくなり、基幹系統２を流れる潮流電力（Ｐ１＋Ｐ２）も減ることとなるため、図８（Ａ）及び（Ｂ）からも明らかなように、風力発電装置２２に許容される発電量が増える。つまり、この場合には、ノンファーム型接続された風力発電装置２２に許される発電量が図５及び図６と逆の傾向を示す。
他方、図９及び図１０は、また別の例である。この例の場合、構成としては図５及び図６の例に近いが、太陽光発電装置１２（図９）の発電量に大きく影響されることなく、ノンファーム型接続された風力発電装置２２に許容される発電量は大きく変化しない。ただし、図１０（Ａ）及び（Ｂ）は潮流電力Ｐ３のプラスマイナス両方向に運用限界値が設定された例であり、負荷２３（図９）が大口需要家で工場などの設備が停止していると、太陽光発電装置１２の多くの発電電力がかかる送電線３を介して基幹系統２に逆流するため、潮流電力Ｐ３のマイナス側の運用限界値の大きさを超過しないように太陽光発電装置１２の発電量を抑制することが必要である。
このように太陽光発電装置１２の出力により、「ノンファーム型接続」された風力発電装置２２に割当て可能な基幹系統２の空き容量は変動する。従って、太陽光発電装置１２等の実際の出力を速やかに計測し、ノンファーム型接続された風力発電装置２２に対する抑制量を算出することで、基幹系統２の空き容量を無駄なく活用することが可能となる。
（１－３）各送電線を流れる潮流電力の抑制
ところで、再生可能エネルギー装置の発電量は気象状況により変動する。このため本電力系統管理システム１において、全体エリアＡＲ１内に需要家や発電事業者が所有する風力発電装置１１や太陽光発電装置１２などの再生可能エネルギー装置が増えると、中央給電指令所システム８が全体エリアＡＲ１内の各発電機５，６に与える時々刻々の出力指令値を適切に算出することが困難になる。
一方、各送電線２，３には、事故発生時にも過渡安定度、電圧安定性及び周波数安定性を維持できる電力量として、その送電線２，３に流せる電力の最大値が上述のように運用限界値としてそれぞれ設定される。このため、中央給電指令所システム８が各発電機５，６に与える出力指令値を算出する際には、送電線２，３に流れる潮流電力をその送電線２，３の運用限界値以下に抑えるという、各送電線２，３の運用限界制約を守ることが必要となる。
そこで中央給電指令所システム８は、かかる送電線２，３の運用限界制約を守るために、各送電線２，３に流れる潮流電力が、ある程度の余裕（マージン）をもってその送電線２，３について設定された運用限界値以下となるように、全体エリアＡＲ１内の各再生可能エネルギー装置の発電可能量を予測しながら、全体エリアＡＲ１内の各発電機５，６に与える出力指令値を決めることになる。
このマージンの大きさは、全体エリアＡＲ１内の需要予測や各再生可能エネルギー装置の出力予測の予測精度に大きく依存し、かかる予測精度が高ければ高いほどより小さく設定することができ、かかる予測精度が低ければ低いほどより大きく設定する必要がある。このため、かかる予測精度が低い状況下においては、かかるマージンを大きくとる分、再生可能エネルギーに割り当て可能な送電線２，３の空き容量が小さくなることにより、「ノンファーム型接続」された再生可能エネルギー装置から出力される再生可能エネルギーの抑制量が大きくなり、再生可能エネルギーの有効活用を推進させ難いという問題がある。
他方、各送電線２，３の運用限界値は、送電線２，３の保守工事がある時間帯や期間などに一時的に下げられる。例えば、図１の例において、電圧階級が高い基幹系統の送電線２（以下、これを単に基幹系統２と呼ぶ）は２ルート構成であり、各ルート２Ａ，２Ｂの送電限界値の合計値をこの基幹系統２の運用限界値として定義し、各ルート２Ａ，２Ｂをそれぞれ流れる潮流電力Ｐ１，Ｐ２の合計値（Ｐ１＋Ｐ２）を、基幹系統２の流電力として管理するものとする。
この場合において、基幹系統２の片方のルート２Ａ，２Ｂが保守工事で停止する場合、工事期間（例えば１ヵ月）は一時的に１ルート運用になるために、電圧階級が低い各送電線３にそれぞれ流れる潮流電力Ｐ３，Ｐ４も抑制する必要がある。このために、これらの送電線３に流れる潮流電力Ｐ３，Ｐ４をすべて予測し、予測結果を利用してこれら電圧階級が低い送電線３ごとの運用限界値を決定する必要がある。
また基幹系統２に流れる潮流電力（Ｐ１＋Ｐ２）を抑えるためには、発電機５Ａ，５Ｂの出力を抑制するのに加えて、図１において「エリアＡ」で表す部分エリアＡＲ２Ａ内の発電機６Ａ、風力発電装置１１Ａ及び太陽光発電装置１２Ａの出力を抑制して送電線３Ａの潮流電力Ｐ３を抑制したり、図１において「エリアＢ」で表す部分エリアＡＲ２Ｂ内の発電機６Ｂ、風力発電装置１１Ｂ及び太陽光発電装置１２Ｂを抑制して送電線３Ｂの潮流電力Ｐ４を抑制することが必要である。
このように送電線２，３の運用限界値は変動することがあり、さらに変動した送電線２，３の運用限界値に追随して各送電線２，３の運用限界制限を守るためには全体エリアＡＲ１内の各再生可能エネルギー装置の出力や各発電機５，６の出力を適切に調整しなければならないという複雑な処理が必要となる。
そこで本実施の形態の電力系統管理システム１では、このような複雑な処理を、中央給電指令所システム８、再エネ系統安定化システム９及び各再エネ系統安定化サブシステム１０が協調して実行することでより短時間で行えるようにする。これにより、例えば図４のステップＳ１３で抑制量を決定した後の１時間の間に太陽光発電などの出力が予想を外れて大きく変動した場合にも「ノンファーム型接続」された再生可能エネルギーの抑制量を見直すことができ、かくして各送電線２，３の運用限界制限を守りながら再生可能エネルギー装置の抑制量を最小化させて再生可能エネルギーの有効活用を促進させることが可能となる。
（１－４）再エネ系統安定化システム及び再エネ系統安定化サブシステムの構成
ここで、図１１は、本実施の形態による再エネ系統安定化システム９の物理構成を示す。再エネ系統安定化システム９は、ＣＰＵ（Central Processing Unit）３０、主記憶装置３１、補助記憶装置３２及び通信装置３３などの情報処理資源を備えた汎用のサーバ装置から構成される。
ＣＰＵ３０は、その再エネ系統安定化システム９全体の動作制御を司るプロセッサである。また主記憶装置３１は、例えば揮発性の半導体メモリから構成され、ＣＰＵ３０のワークメモリとして利用される。後述の系統構成作成プログラム４０、将来潮流断面算出プログラム４１、運用限界値算出プログラム４２、系統設備過負荷解消演算プログラム４３、再エネ出力抑制量演算プログラム４４及び発電機出力調整量演算プログラム４５は、この主記憶装置３１に格納されて保持される。
補助記憶装置３２は、例えばハードディスク装置やＳＳＤ（Solid State Drive）などの不揮発性の記憶装置から構成され、各種プログラムや長期間保持すべきデータ等を格納するために利用される。図２について上述した系統データ保存データベース１４は、この補助記憶装置３２に格納されて保持される。
通信装置３３は、ネットワーク５（図１）を介した各再エネ系統安定化サブシステム１０又は再エネ系統安定化システム９や、中央給電指令所システム８との通信時におけるプロトコル制御を行うデバイスであり、例えば、ＮＩＣ（Network Interface Card）などから構成される。
なお再エネ系統安定化サブシステム１０の物理構成は再エネ系統安定化システム９と同様であるため、ここでの説明は省略する。ただし、再エネ系統安定化サブシステム１０の場合には、発電機出力調整量演算プログラム４５は省略される。
図１２は、図４のステップＳ３やステップＳ８及びステップＳ１３において再エネ系統安定化システム９により実行される再生可能エネルギーの抑制量の算出処理に関する、再エネ系統安定化システム９の論理構成を示す。
この図１２に示すように、再エネ系統安定化システム９は、系統データ保存データベース１４と、系統構成作成部５０、将来潮流断面算出部５１、運用限界値算出部５２、系統設備過負荷解消演算部５３、再エネ出力抑制量演算部５４及び発電機出力調整量演算部５５とを備えて構成される。
系統データ保存データベース１４は、各種の系統データを保持及び管理するために利用されるデータベースである。系統データ保存データベース１４には、上述のように、全体エリアＡＲ１内の各送電線２，３の運用限界値と、再エネ系統安定化システム９が各再エネ系統安定化サブシステム１０からそれぞれ取得したその再エネ系統安定化サブシステム１０の管轄部分エリアＡＲ２（図１）の発電機実績、風力発電実績及び太陽光発電実績と、中央給電指令所システム８から与えられた全体エリアＡＲ１内の30分ごと24時間分の各時間帯の需給断面における発電計画値、需要予測値及び再エネ出力予測値とがそれぞれ格納される。
系統構成作成部５０は、再エネ系統安定化システム９のＣＰＵ３０が主記憶装置３１に格納された系統構成作成プログラム４０（図１１）を実行することにより具現化される機能部である。系統構成作成部５０は、全体エリアＡＲ１内の電力系統のトポロジに関する情報を保持しており、送電線２，３や変圧器４などの送電設備の接続関係を表す電力系統の構成図を作成し、その情報を将来潮流断面算出部５１及び運用限界値算出部５２に出力する。
将来潮流断面算出部５１は、再エネ系統安定化システム９のＣＰＵ３０が主記憶装置３１に格納された将来潮流断面算出プログラム４１を実行することにより具現化される機能部である。将来潮流断面算出部５１は、系統構成作成部５０から与えられた全体エリアＡＲ１内の電力系統の構成図の情報と、系統データ保存データベース１４に格納されている各種情報とに基づいて、全体エリアＡＲ１内のすべての送電線２，３について、所定時点（図４のＳ３では翌日の午前０時、Ｓ８では１＋α時間後、Ｓ１３では１時間後）から30分ごと24時間分の各時間帯の需給断面における潮流電力の予測値をそれぞれ算出し、算出した各送電線２，３の各需給断面における潮流電力の予測値を系統設備過負荷解消演算部５３に出力する。また将来潮流断面算出部５１は、算出した各送電線２，３の各需給断面における潮流電力の予測値のうち、基幹系統２（図１）の潮流電力（Ｐ１＋Ｐ２）の30分ごと24時間分の潮流断面の予測値を再エネ出力抑制量演算部５４に出力する。
運用限界値算出部５２は、再エネ系統安定化システム９のＣＰＵ３０が主記憶装置３１に格納された運用限界値算出プログラム４２を実行することにより具現化される機能部である。運用限界値算出部５２は、中央給電指令所システム８から通知される、予め設定された各送電線２，３の運用限界値を系統設備過負荷解消演算部５３に通知する。
また運用限界値算出部５２は、後述のように系統設備過負荷解消演算部５３から与えられる基幹系統２の空き容量に基づいて、当該空き容量が上述の予め定めれられた上述の空き容量閾値未満である場合には、将来の30分ごと24時間分の各時間帯における各送電線２，３の運用限界値を算出し、算出結果を系統設備過負荷解消演算部５３に出力する。
さらに運用限界値算出部５２は、上述のように算出した各部分エリアＡＲ２内の送電線３の運用限界値をそれぞれその部分エリアＡＲ２を管轄する再エネ系統安定化サブシステム１０に通知する。そして運用限界値算出部５２は、この後、各再エネ系統安定化サブシステム１０からそれぞれ通知される基幹系統２の運用限界値に基づいて上述のようにして自己が算出した各送電線２，３の運用限界値を補正し、補正した運用限界値を系統設備過負荷解消演算部５３及び中央給電指令所システム８に出力する。
系統設備過負荷解消演算部５３は、再エネ系統安定化システム９のＣＰＵ３０が主記憶装置３１に格納された系統設備過負荷解消演算プログラム４３を実行することにより具現化される機能部である。系統設備過負荷解消演算部５３は、将来潮流断面算出部５１から与えられる各送電線２，３の30分ごと24時間分の各時間帯の需給断面における潮流電力の予測値と、運用限界値算出部５２から与えられる各送電線２，３の運用限界値とに基づいて、各需給断面の潮流電力の予測値がいずれもその送電線２，３の運用限界値を超えていないか否かをそれぞれ判定（過負荷判定）する。
具体的に、系統設備過負荷解消演算部５３は、送電線２，３ごとに、その運用限界値と、その送電線２，３の30分ごとの需給断面の潮流電力の予測値との差分をその送電線２，３の空き容量の予測値として算出し、算出した空き容量の予測値が正の値となるか否かを判定する。そして系統設備過負荷解消演算部５３は、かかる判定の判定結果と、各送電線２，３の30分ごと24時間分の空き容量の予測値とを再エネ出力抑制量演算部５４に出力すると共に、基幹系統２の空き容量の予測値を運用限界値算出部５２に出力する。
再エネ出力抑制量演算部５４は、再エネ系統安定化システム９のＣＰＵ３０が主記憶装置３１に格納された再エネ出力抑制量演算プログラム４４を実行することにより具現化される機能部である。再エネ出力抑制量演算部５４は、将来潮流断面算出部５１から与えられた各送電線２，３の30分ごと24時間分の潮流電力の予測値と、系統設備過負荷解消演算部５３から与えられた各送電線２，３の30分ごと24時間分の過負荷判定の判定結果、及び、各送電線２，３の30分ごと24時間分の空き容量の予測値とに基づいて、ある送電線２，３のある時間帯の需給断面の潮流電力がその送電線２，３の運用限界値を超えている場合に、その時間帯にどの再生可能エネルギー装置（ここでは風力発電装置１１）の出力をどの程度抑制すべきかといった再生可能エネルギーの抑制量をそれぞれ算出する。そして再エネ出力抑制量演算部５４は、かかる算出結果を再エネ抑制量として発電機出力調整量演算部５５及び中央給電指令所システム８に出力する。
発電機出力調整量演算部５５は、再エネ系統安定化システム９のＣＰＵ３０が主記憶装置３１に格納された発電機出力調整量演算プログラム４５を実行することにより具現化される機能部である。発電機出力調整量演算部５５は、再エネ出力抑制量演算部５４から与えられた30分ごと24時間分の各時間帯の需給断面における再エネ出力抑制量に基づいて発電機５，６（図１）の出力調整量を算出する。具体的に、発電機出力調整量演算部５５は、再生可能エネルギー装置の出力抑制量が大きい（例えば1000MW以上）と系統周波数が低下するため、このような系統周波数の低下を抑制し得るような発電機５，６の出力調整量を算出する。そして発電機出力調整量演算部５５は、算出した発電機５，６の出力調整量を発電機出力調整量として中央給電指令所システム８に通知する。
中央給電指令所システム８は、再エネ出力抑制量演算部５４から与えられた再エネ出力抑制量と、発電機出力調整量演算部５５から与えられた発電機出力調整量と、運用限界値算出部５２から与えられた各送電線２，３の運用限界値とに基づき、潮流計算や過渡安定度計算及びＰＶカーブなどの計算手法を用いて、30分ごと24時間分の各時間帯の需給断面において、過渡安定度を維持できるか、すべての送電線２，３に過負荷が発生しないか、各送電線２，３の電圧変動が既定範囲内に入っているか、及び、各送電線２，３を流れる潮流電力の周波数変動が既定範囲内に入っているかをそれぞれ判定する。
そして中央給電指令所システム８は、各送電線２，３の電圧変動が既定範囲内に入っていない場合や、各送電線２，３を流れる潮流電力の周波数変動が既定範囲内に入っていない場合には、対応する時間帯に、これらが対応する既定範囲内に入るように必要な発電機５，６をその出力を上げ又は下げるように発電計画を再立案する。また中央給電指令所システム８は、再エネ出力抑制量演算部５４から与えられた再エネ出力抑制量をホームページに掲載し、これにより必要な再生可能エネルギーの発電事業者に発電計画の見直しを求める。
なお、上述の判定作業を中央給電指令所システム８の代わりに再エネ系統安定化システム９で実行するようにしてもよい。また各再エネ系統安定化サブシステム１０がそれぞれ管轄部分エリアＡＲ２（図１）内の部分的な電力系統について上述と同様の処理を実行するようにしてもよい。この場合には、図１の部分エリアＡＲ２ごとの運用限界値の時刻変化や、基幹系統２の運用限界値の時刻変化を、再エネ系統安定化システム９及びすべての再エネ系統安定化サブシステム１０間で共有することにより、適切な再生可能エネルギー装置の発電可能量や発電機５，６の出力調整量を算出できる。
さらに各再生可能エネルギー装置の出力や発電機５，６の時々刻々の出力を実際に計測することで、想定潮流に対する実測潮流の偏差を求めることができ、再生可能エネルギー装置の出力可能量や抑制量を算出する精度を向上させることができる。
一方、図１３は、図４のステップＳ３やステップＳ８及びステップＳ１３において再エネ系統安定化サブシステム１０により実行される再生可能エネルギーの抑制量の算出処理に関する、再エネ系統安定化サブシステム１０の論理構成を示す。
この図１３に示すように、再エネ系統安定化サブシステム１０は、系統データ保存データベース１３と、系統構成作成部６０、将来潮流断面算出部６１、運用限界値算出部６２、系統設備過負荷解消演算部６３及び再エネ出力抑制量演算部６４とを備えて構成される。
系統データ保存データベース１３は、各種の系統データを保持及び管理するために利用されるデータベースである。系統データ保存データベース１３には、上述のように再エネ系統安定化システム９から通知された管轄部分エリアＡＲ２内の送電線３の運用限界値、及び、管轄部分エリアＡＲ２内の30分ごと24時間分の各時間帯の需給断面における発電計画値、需要予測値及び再エネ出力予測値と、その管轄部分エリアＡＲ２内の発電機実績、風力発電実績及び太陽光発電実績とが格納される。
系統構成作成部６０は、再エネ系統安定化サブシステム１０のＣＰＵ３０が主記憶装置に格納された系統構成作成プログラムを実行することにより具現化される機能部である。系統構成作成部６０は、その再エネ系統安定化サブシステム１０の管轄部分エリアＡＲ２内の電力系統のトポロジに関する情報を保持しており、その管轄部分エリアＡＲ２内の送電線３や変圧器４などの送電設備の接続関係を表す電力系統の構成図を作成し、その情報を将来潮流断面算出部６１及び運用限界値算出部６２に出力する。
将来潮流断面算出部６１は、再エネ系統安定化サブシステム１０のＣＰＵ３０が主記憶装置に格納された将来潮流断面算出プログラムを実行することにより具現化される機能部である。将来潮流断面算出部６１は、系統構成作成部６０から与えられた管轄部分エリアＡＲ２内の電力系統の構成図の情報と、系統データ保存データベース１３に格納されている各種情報とに基づいて、管轄部分エリアＡＲ２内の送電線３について、所定時点（図４のＳ３では翌日の午前０時、Ｓ８では１＋α時間後、Ｓ１３では１時間後）から30分ごと24時間分の各時間帯の需給断面における潮流電力の予測値をそれぞれ算出し、算出した各潮流電力の予測値を系統設備過負荷解消演算部６３に出力する。また将来潮流断面算出部６１は、算出した送電線３の各需給断面における潮流電力の予測値を再エネ出力抑制量演算部６４に出力する。
運用限界値算出部６２は、再エネ系統安定化サブシステム１０のＣＰＵ３０が主記憶装置に格納された運用限界値算出プログラムを実行することにより具現化される機能部である。運用限界値算出部６２は、再エネ系統安定化システム９から通知された対応する送電線３の運用限界値を系統設備過負荷解消演算部６３に通知する。また運用限界値算出部６２は、後述のように系統設備過負荷解消演算部６３から与えられる管轄部分エリアＡＲ２内の送電線３の空き容量の予測値に基づいて、かかる送電線３の空き容量の予測値が上述の空き容量閾値未満となる時間帯が存在する場合にはその時間帯における送電線３の新たな運用限界値をそれぞれ算出し、算出結果を系統設備過負荷解消演算部６３及び再エネ系統安定化システム９に出力する。
系統設備過負荷解消演算部６３は、再エネ系統安定化サブシステム１０のＣＰＵ３０が主記憶装置に格納された系統設備過負荷解消演算プログラムを実行することにより具現化される機能部である。系統設備過負荷解消演算部６３は、将来潮流断面算出部６１から与えられる管轄部分エリアＡＲ２内の送電線３の30分ごと24時間分の各需給断面における潮流電力の予測値と、運用限界値算出部６２から与えられる送電線３の運用限界値とに基づいて、各需要断面の予測値がいずれもその送電線３の運用限界値を超えていないか否かをそれぞれ判定（過負荷判定）する。
具体的に、系統設備過負荷解消演算部６３は、その送電線３のその運用限界値と、その送電線３の30分ごとの需給断面の潮流電力の予測値との差分をその送電線３の空き容量の予測値として算出し、算出した空き容量の予測値が正の値となるか否かを判定する。そして系統設備過負荷解消演算部６３は、かかる判定の判定結果と、その送電線３の30分ごと24時間分の空き容量の予測値とを再エネ出力抑制量演算部６４に出力すると共に、送電線３の空き容量の予測値を運用限界値算出部６２に出力する。
再エネ出力抑制量演算部６４は、再エネ系統安定化サブシステム１０のＣＰＵ３０が主記憶装置に格納された再エネ出力抑制量演算プログラムを実行することにより具現化される機能部である。再エネ出力抑制量演算部６４は、将来潮流断面算出部６１から与えられた管轄部分エリアＡＲ２内の送電線３の30分ごと24時間分の需給断面の潮流電力の予測値と、系統設備過負荷解消演算部６３から与えられた、送電線３の30分ごと24時間分の過負荷判定の判定結果、及び、送電線３の30分ごと24時間分の空き容量の予測値とに基づいて、送電線３のある時間帯の需給断面の潮流電力の予測値がその送電線３の運用限界値を超えている場合に、その時間帯に管轄部分エリアＡＲ２内のどの再生可能エネルギー装置（ここでは風力発電装置１１）の出力をどの程度抑制すべきかといった再生エネルギーの抑制量を算出する。そして再エネ出力抑制量演算部６４は、かかる算出結果を再エネ抑制量として再エネ系統安定化システム９に出力する。
かくして再エネ系統安定化システム９は、各再エネ系統安定化サブシステム１０から与えられた送電線３の新たな運用限界値や再エネ抑制量に基づいて自己が算出した送電線２，３の運用限界値や再エネ抑制量を補正して中央給電指令所システム８に送信する。
（１－５）運用限界値算出部の処理
送電線２，３の空き容量の予測値は、上述のように全体エリアＡＲ１（図１）内の需要予測値、再エネ出力予測値及び発電計画に基づいてその送電線２，３の想定潮流電力を算出し、算出した想定潮流電力と、その送電線２，３の運用限界値との差分として求めることができる。
従来、送電線２，３の運用限界値は、年間の色々な系統断面の潮流電力を予測し、落雷などのＮ－１事故時の発電機５，６（図１）の動揺を決定する過渡安定度計算手法で計画段階で事前に決定される。この際、風力発電装置１１（図１）や太陽光発電装置１２（図１）などのインバータ装置の導入量は小さいものと想定し、発電機５，６は同期発電機であることを前提に過渡安定度計算を行って運用限界値を決定している。
このため、風力発電装置１１や太陽光発電装置１２などのインバータ装置の導入が多くなると、事前に求めた運用限界値が正確でなくなり、ノンファーム型接続電源（ここでは風力発電）の導入量をマージンを持たせて少なく見積もることになるため、ノンファーム型接続電源の発電電力量が減ることになる。
そこで、再エネ系統安定化システム９の運用限界値算出部５２や、再エネ系統安定化サブシステム１０の運用限界値算出部６２は、送電線２，３の空き容量の予測値が空き容量閾値未満となった場合には、ノンファーム型接続電源の発電量を減らさないように、図１４に示す処理手順に従って精度の高い運用限界値を求めている。なお以下においては、再エネ系統安定化システム９の運用限界値算出部５２の処理内容についてのみ説明するが、再エネ系統安定化サブシステム１０の運用限界値算出部６２の処理内容もほぼ同様である。
実際上、運用限界値算出部５２は、まず、系統構成作成部５０から与えられる電力系統の構成図の情報に基づいて30分ごとの24時間分（48断面分）の電力系統構成図を作成する（Ｓ２０）。
続いて、運用限界値算出部５２は、ステップＳ２０で電力系統構成図を作成した各時間帯のうち、ステップＳ２２以降が未処理の時間帯を１つ選択し（Ｓ２１）、選択した時間帯（以下、図１４の説明においてこれを選択時間帯と呼ぶ）において発電計画又は後述するステップＳ２９で変更した設定に従って各発電機５，６を駆動した場合に想定される各送電線２，３の潮流電力の値をそれぞれ算出する（Ｓ２２）。
次いで、運用限界値算出部５２は、選択時間帯に想定される落雷等の事故発生を必要な送電線２，３に対してそれぞれ設定し（Ｓ２３）、その後、かかる送電線２，３にかかる事故が発生した状態において各送電線２，３をそれぞれ流れる潮流電力の過渡安定度を算出する（Ｓ２４）。
次いで、運用限界値算出部５２は、ステップＳ２４の算出結果に基づいて、各送電線２，３を流れる潮流電力の電圧変動がその送電線２，３に対して予め設定された範囲内にあるか否か、各送電線２，３がそれぞれ過負荷状態になっていないか否か、及び、各送電線２，３をそれぞれ流れる潮流電力の周波数変動が予め設定された範囲内にあるか否かをそれぞれ順次判断する（Ｓ２５～Ｓ２７）。
さらに運用限界値算出部５２は、これらステップＳ２５～ステップＳ２７のいずれかにおいていずれの送電線２，３にも問題が発生している（潮流電力の電圧変動が既定範囲外、過負荷の発生あり、及び又は、周波数変動が既定範囲外）か否かを判断する（Ｓ２８）。
運用限界値算出部５２は、この判断で否定結果を得ると、全体エリアＡＲ１（図１）内の一部又は全部の発電機５，６の出力設定を所定パターンで変更した後（Ｓ２９）、ステップＳ２２に戻り、この後ステップＳ２８で肯定結果を得るまでステップＳ２２～ステップＳ２９の処理を繰り返す。
そして運用限界値算出部５２は、やがてステップＳ２８で肯定結果を得ると、直前のステップＳ２２で算出した各送電線２，３の潮流電力の値をそれぞれこれら送電線２，３の運用限界値として確定する（Ｓ３０）。また運用限界値算出部５２は、この後、48断面のすべての時間帯についてステップＳ２２～ステップＳ３０の処理を実行し終えたか否かを判断する（Ｓ３１）。
運用限界値算出部５２は、この判断で否定結果を得るとステップＳ２１に戻り、この後、ステップＳ２１で選択する時間帯をステップＳ２２以降が未処理の他の時間帯に順次切り替えながら、ステップＳ２１～ステップＳ３１の処理を繰り返す。この繰返し処理により、各時間帯における各送電線２，３の運用限界値がそれぞれ確定される。
そして運用限界値算出部５２は、やがてすべて時間帯における各送電線２，３の運用限界値をそれぞれ算出し終えることによりステップＳ３１で肯定結果を得ると、この運用限界値算出処理を終了し、このとき算出した各送電線２，３の運用限界値を系統設備過負荷解消演算部５３（図１１）や中央給電指令所システム８に送信する。
なお、過渡安定度の算出には多くの時間を必要とする。このため、例えば図３において再エネ系統安定化システム９が前日の午後に翌日の発電計画を算出するタイミング（Ｓ１）や、数時間前に発電計画を算出するタイミング（Ｓ６）では過渡安定度計算を行って各送電線２の運用限界値の修正を行うことも可能であるが、１時間前のタイミング（Ｓ１１）では過渡安定度計算を行うには時間が不足することが考えられる。よって、このような場合には、以下に説明する簡易計算手法を用いて各送電線２，３の運用限界値を補正することが考えられる。
具体的には、まず、図１の「エリアＡ」部分を抜き出した図１５（Ａ）において、図１５（Ｂ）に示すように、24時間分の時々刻々の太陽光発電の予測値と、風力発電の発電計画と、発電機６（６Ａ）の発電機計画とを求め又は取得しておく。太陽光発電装置１２（１２Ａ）の発電量及び風力発電装置１１（１１Ａ）の発電量の合計を非同期発電の発電量とし、例えば火力発電装置などの発電機６（６Ａ）の発電量を同期発電の発電量とする。
図１５（Ｃ）のように同期発電の発電量に対する非同期発電の発電量の比率をとった場合、かかる比率が高い（例えば、40～60％）ときにはインバータ装置（再生可能エネルギー装置）の占める運転量が多くなり、系統事故時に同期発電を行う発電機６（６Ａ）は加速脱調し易くなるため、運転限界値をマージン分小さくする（例えば20％減少させる）などすることによって、速やかに運転限界値を修正することができる。
なお、図１５（Ａ）において、同期発電機６（６Ａ）が系統から解列した場合は、エリアＡの電源は太陽光発電装置１２（１２Ａ）と風力発電装置１１（１１Ａ）のみとなり、太陽光発電装置１２（１２Ａ）と風力発電装置１１（１１Ａ）から見た系統側のインピーダンスが大きくなるため、太陽光発電装置１２（１２Ａ）と風力発電装置１１（１１Ａ）から供給される電流に対し、太陽光発電装置１２（１２Ａ）と風力発電装置１１（１１Ａ）が接続される母線の電圧が大きく変動し、安定な運転ができない現象が発生する可能性がある。この場合は太陽光発電装置１２（１２Ａ）または風力発電装置１１（１１Ａ）の出力抑制量を増やすことが必要となる。この安定性の指標は短絡容量比ＳＣＲ(Short Circuit Ratio)と知られている。図１の再エネ系統安定化サブシステム１０（１０Ａ）で、エリアＡのＳＣＲを算出し、再エネ系統安定化サブシステム１０（１０Ｂ）でエリアＢのＳＣＲを算出し、これらの指標を全体エリアを管理する再エネ系統安定化システム９と情報共有して、再エネ系統安定化システム９で全体エリアの重み付き短絡容量比ＷＳＣＲ(Weighted Short Circuit Ratio)として算出することで適切な再エネ発電量を管理できる。
また電力系統設備の作業停止などのために、設備の運用限界潮流を低くする期間や再生可能エネルギー装置の出力が計画より大きい場合には、蓄電池に充電しておくことで、再生可能エネルギーの抑制量を減らすことができる。また蓄電池の代わりに、揚水発電装置を用いることで、水のポテンシャルエネルギーに代えることで、再生可能エネルギー装置の出力を抑制する量を減らすこともできる。
（１－６）再エネ出力抑制量演算部の処理
図１６（Ａ）は、図１における基幹系統２の潮流電力（Ｐ１＋Ｐ２）の２日間に渡る変化の様子の一例を示し、図１６（Ｂ）は、そのときの潮流電力（Ｐ１＋Ｐ２）の変化量の変化の様子を示す。潮流電力（Ｐ１＋Ｐ２）の変化量は太陽光発電装置１２（１２Ａ，１２Ｂ）に大きく影響を受ける。
図１６（Ａ）に示すように、一日の中でも基幹系統２の潮流電力（Ｐ１＋Ｐ２）の潮流がほとんど変化しない時間帯（図１６（Ａ）において楕円Ｃ１で囲んだ夜間の時間帯）や、潮流電力（Ｐ１＋Ｐ２）の潮流が短時間に大きく変化する時間帯（図１６（Ａ）において楕円Ｃ２で囲んだ朝の時間帯）が存在する。朝という時間帯に起因する潮流の立ち上りに加えて、太陽光発電装置１２が発電を開始することによって基幹系統２の潮流電力（Ｐ１＋Ｐ２）が急激に増加し、ある時間帯では30分間に1800MWも潮流電力（Ｐ１＋Ｐ２）が増加している。
この場合において、潮流電力（Ｐ１＋Ｐ２）が運用限界値（図１６（Ａ）の例では13500MW）に近づいている状態で30分間に1800MWも急増すると、状況によっては潮流電力（Ｐ１＋Ｐ２）が運用限界値を超過してしまい、大問題になるおそれがある。
そこで、再エネ系統安定化システム９（図１）の再エネ出力抑制量演算部５４（図１２）は、図１７に示す処理手順に従って、各部分エリアＡＲ２（図１）の天気予報に基づいて各部分エリアＡＲ２内の風力発電装置１１（図１）による発電電力の抑制量を算出する再エネ出力抑制量演算処理を実行する。
実際上、再エネ出力抑制量演算部５４は、系統設備過負荷解消演算部５３から30分ごと24時間分の過負荷判定の判定結果及び基幹系統２のかかる30分ごとの空き容量が与えられると、この図１７に示す再エネ出力抑制量演算処理（以下、これを第１の再エネ出力抑制量演算処理と呼ぶ）を開始し、まず、系統設備過負荷解消演算部５３から与えられた基幹系統２の30分ごと24時間分の空き容量の予測値を取得する（Ｓ４０）。
続いて、再エネ出力抑制量演算部５４は、30分ごと24時間分の各需給断面における基幹系統２の潮流電力の変化の予測量（以下、これを潮流変化予測量と呼ぶ）をそれぞれ算出する（Ｓ４１）。具体的に、再エネ出力抑制量演算部５４は、将来潮流断面算出部５１から与えられた基幹系統２の30分ごと24時間分の各需給断面における潮流電力の予測値に基づいて、かかる潮流変化予測量を算出する。
次いで、再エネ出力抑制量演算部５４は、需給断面ごとの時間帯のうち、ステップＳ４３以降が未処理の時間帯を１つ選択する（Ｓ４２）。また再エネ出力抑制量演算部５４は、ステップＳ４２で選択した時間帯（以下、図１６の説明において、これを選択時間帯と呼ぶ）におけるステップＳ４０で取得した基幹系統２の空き容量の予測値が予め設定された第１の電力閾値（例えば1000MW）未満であるか否かを判断する（Ｓ４３）。
そして再エネ出力抑制量演算部５４は、この判断で肯定結果を得ると、選択時間帯における全体エリアＡＲ１（図１）内の風力発電の抑制量として、それまで設定されていた再生可能エネルギーの抑制量を一律の割合で増加させた新たな抑制量を算出し（Ｓ４５）、この後、ステップＳ５１に進む。
これに対して、再エネ出力抑制量演算部５４は、ステップＳ４３の判断で否定結果を得ると、ステップＳ４１で算出した基幹系統２の選択時間帯における潮流変化予測量が第１の電力閾値未満であるか否かを判断する（Ｓ４４）。
この判断で否定結果を得ることは、選択時間帯において、潮流変化により基幹系統２の潮流電力が当該基幹系統２の運用限界値を超過するおそれがあることを意味する。かくして、このとき再エネ出力抑制量演算部５４は、ステップＳ４５を上述と同様に実行した後、ステップＳ５１に進む。
これに対して、ステップＳ４４の判断で肯定結果を得ることは、選択時間帯において、潮流変化により基幹系統２の潮流電力が当該基幹系統２の運用限界値を超過するおそれがないことを意味する。かくして、このとき再エネ出力抑制量演算部５４は、各部分エリアＡＲ２（図１）のうち、ステップＳ４７以降が未処理の部分エリアＡＲ２を１つ選択する（Ｓ４６）。
また再エネ出力抑制量演算部５４は、選択した部分エリア（以下、これを選択部分エリアと呼ぶ）ＡＲ２の選択時間帯における天気予報が晴れであるか否かを判断する（Ｓ４７）。そして再エネ出力抑制量演算部５４は、この判断で否定結果を得るとステップＳ４９に進む。
これに対して、再エネ出力抑制量演算部５４は、ステップＳ４７の判断で肯定結果を得ると、選択時間帯に選択部分エリアＡＲ２の太陽光発電の出力が急増すると予測し（Ｓ４８）、この後、選択時間帯において選択部分エリアＡＲ２内の再生可能エネルギーの発電量が、選択部分エリアＡＲ２内の送電線３の空き容量以下となるように、その選択部分エリアＡＲ２における選択時間帯の再生可能エネルギーの抑制量を算出する（Ｓ４９）。
次いで、再エネ出力抑制量演算部５４は、すべての部分エリアＡＲ２についてステップＳ４７～ステップＳ４９の処理を実行し終えたか否かを判断する（Ｓ５０）。そして再エネ出力抑制量演算部５４は、この判断で否定結果を得ると、ステップＳ４６に戻り、この後、ステップＳ４６で選択する部分エリアＡＲ２をステップＳ４７以降が未処理の他の部分エリアＡＲ２に順次切り替えながらステップＳ４６～ステップＳ５０の処理を繰り返す。この繰返し処理により、各部分エリアＡＲ２における選択時間帯の再生可能エネルギーの抑制量がそれぞれ算出される。
そして再エネ出力抑制量演算部５４は、やがて選択時間帯におけるすべての部分エリアＡＲ２の再生可能エネルギーの抑制量を算出し終えることによりステップＳ５０で肯定結果を得ると、すべての時間帯についてステップＳ４３以降の処理を実行し終えたか否かを判断する（Ｓ５１）。
再エネ出力抑制量演算部５４は、この判断で否定結果を得るとステップＳ４２に戻り、この後、ステップＳ４２で選択する時間帯をステップＳ４３以降が未処理の他の時間帯に順次切り替えながらステップＳ４２～ステップＳ５１の処理を繰り返す。この繰返し処理により、各部分エリアＡＲ２における再生可能エネルギーのすべての時間帯の抑制量がそれぞれ算出される。
そして再エネ出力抑制量演算部５４は、やがてすべての時間帯についてステップＳ４３以降の処理を実行し終えることによりステップＳ５１で肯定結果を得ると、この第１の再エネ抑制量算出処理を終了する。
なお、この第１の再エネ抑制量算出処理のように各部分エリアＡＲ２の各時間帯の再生可能エネルギーの発電量をその部分エリアＡＲ２の天気予報に従ってその部分エリアＡＲ２内の再生可能エネルギーの抑制量を変えることがふさわしくない場合もある。例えば、ある部分エリアＡＲ２の天気予報が晴れの場合は日射量が増える可能性が高く、太陽光発電の出力が増えると予想されるため、その部分エリアＡＲ２内の風力発電の抑制量を増やし、その部分エリアＡＲ２内の送電線３の運用限界値を超えないようにすると共に、基幹系統２の運用限界値も超えないようにする必要がある。
一方、図１７は、部分エリアＡＲ２ごとの出力電力の変更指令に対する発電設備の応答速度を考慮した再エネ抑制量算出処理の例を示す。
図１６について上述した第１の再エネ抑制量算出処理のように、各発電設備に一律の出力変更指令（例えば、現在出力の10％や、定格出力の10％を抑制させるなどの出力変更指令）を与えたとしても、各発電設備の応答速度が異なる場合、その部分エリアＡＲ２内の送電線３の運用限界値を一時的に超過してしまうおそれがある。
例えば、図１において、「エリアＢ」の風力発電装置１１Ｂは出力の10％を１分間で抑制できるが、「エリアＡ」の風力発電装置１１Ａは出力の10％を抑制するために10分を要する場合などである。このような場合には、部分エリアＡＲ２ごとの発電設備の応答速度を考慮して出力変更指令を与えることが必要となる。
図１８は、このような部分エリアＡＲ２ごとの出力変更指令に対する発電設備の応答速度を考慮した再エネ抑制量算出処理（以下、これを第２の再エネ抑制量算出処理と呼ぶ）を示す。再エネ出力抑制量演算部５４は、この図１７に示す処理手順に従って、部分エリアＡＲ２ごとの出力変更指令に対する発電設備の応答速度を考慮した各時間帯の再生可能エネルギー（ここでは風力発電電力）の抑制量を算出する。
実際上、再エネ出力抑制量演算部５４は、系統設備過負荷解消演算部５３から翌日24時間分の30分ごとの過負荷判定の判定結果及び各送電線２のかかる30分ごとの空き容量が与えられると、この図１８に示す再エネ出力抑制量演算処理（以下、これを第２の再エネ出力抑制量演算処理と呼ぶ）を開始し、まず、ステップＳ６０及びステップＳ６１を、図１６について上述した第１の再エネ出力抑制量演算処理のステップＳ４０及びステップＳ４１と同様に処理する。
続いて、再エネ出力抑制量演算部５４は、30分ごと24時間分の需給断面ごとの時間帯のうち、ステップＳ６３以降が未処理の時間帯を１つ選択する（Ｓ６２）。また再エネ出力抑制量演算部５４は、ステップＳ６２で選択した時間帯（以下、図１８の説明において、これを選択時間帯と呼ぶ）におけるステップＳ６０で取得した基幹系統２の空き容量の予測値が予め設定された第２の電圧閾値（例えば1000MW）未満であるか否かを判断する（Ｓ６３）。
そして再エネ出力抑制量演算部５４は、この判断で否定結果を得ると、ステップＳ６１で算出した基幹系統２の選択時間帯における潮流変化予測量が第２の電力閾値未満であるか否かを判断する（Ｓ６４）。
この判断で否定結果を得ることは、選択時間帯において、潮流変化により基幹系統２の潮流電力が当該基幹系統２の運用限界値を超過するおそれがあることを意味する。かくして、このとき再エネ出力抑制量演算部５４は、選択時間帯における全体エリアＡＲ１（図１）内の各風力発電装置１１（図１）の抑制量として、これら風力発電装置１１にそれぞれ設定されていた抑制量を一律の割合で増加させた新たな抑制量をそれぞれ算出し（Ｓ６７）、この後、ステップＳ６９に進む。
これに対して、再エネ出力抑制量演算部５４は、ステップＳ６３やステップＳ６４の判断で肯定結果を得ると、各部分エリアＡＲ２内にそれぞれ存在する風力発電装置１１（図１）の出力変更指令に対する応答速度がすべて所定の応答速度閾値よりも速いか否かを判断する（Ｓ６５）。そして再エネ出力抑制量演算部５４は、この判断で肯定結果を得ると、ステップＳ６７を上述と同様に実行した後、ステップＳ６９に進む。
また再エネ出力抑制量演算部５４は、ステップＳ６５の判断で否定結果を得ると、各部分エリアＡＲ２内にそれぞれ存在する風力発電装置１１（図１）の出力変更指令に対する応答速度がすべて上述の応答速度閾値よりも遅いか否かを判断する（Ｓ６６）。そして再エネ出力抑制量演算部５４は、この判断で肯定結果を得ると、ステップＳ６７を上述と同様に実行した後、ステップＳ６９に進む。
これに対して、再エネ出力抑制量演算部５４は、ステップＳ６６の判断で否定結果を得ると、各部分エリアＡＲ２のうち、内部に存在する風力発電装置１１（図１）の出力変更指令に対する応答速度が上述の応答速度閾値よりも遅い各部分エリアＡＲ２については、風力発電に対する現在の抑制量を所定程度減らした新たな抑制量をそれぞれ算出する。また再エネ出力抑制量演算部５４は、内部に存在する風力発電装置１１（図１）の出力変更指令に対する応答速度が上述の応答速度閾値よりも速い各部分エリアＡＲ２については、風力発電に対する現在の抑制量を所定程度増やした新たな抑制量をそれぞれ算出する（Ｓ６８）。
続いて、再エネ出力抑制量演算部５４は、すべての時間帯についてステップＳ６３以降の処理を実行し終えたか否かを判断する（Ｓ６９）。そして再エネ出力抑制量演算部５４は、この判断で否定結果を得るとステップＳ６２に戻り、この後、ステップＳ６２で選択する時間帯をステップＳ６３以降が未処理の他の時間帯に順次切り替えながらステップＳ６２～ステップＳ６９の処理を繰り返す。この繰返し処理により、各部分エリアＡＲ２における風力発電のすべての時間帯の抑制量がそれぞれ算出される。
そして再エネ出力抑制量演算部５４は、やがてすべての時間帯についてステップＳ６３以降の処理を実行し終えることによりステップＳ６９で肯定結果を得ると、この第２の再エネ抑制量算出処理を終了する。
因みに、この図１７や図１８について上述した第１の再エネ出力抑制量算出処理や第２の再エネ出力抑制量算出処理の処理結果に基づいて各発電機５，６の出力抑制を実施したものの、万一、各部分エリアＡＲ２内の送電線３を流れる潮流電力が当該送電線３の運用限界値を超過した場合には、再エネ系統安定化システム９からの情報をもとに、中央給電指令所システム８が中央給電指令所内の運転員に対するアラームを発出するようにする。このアラームをもとに運転員が発電機５，６などの発電をさらに抑制するように指令を与え直すことで送電線３における運用限界値の超過を解消することができる。
（１－７）本実施の形態の効果
以上のように本実施の形態の電力系統管理システム１では、各再エネ系統安定化サブシステム１０がそれぞれ管轄部分エリアＡＲ２内の送電線３の運用限界値や、当該管轄部分エリアＡＲ２内の再生可能エネルギーの抑制量を算出し、算出結果を再エネ系統安定化システム９に通知する。
また再エネ系統安定化システム９は、自己が算出した全体エリアＡＲ１内の各送電線２，３の運用限界値や、全体エリアＡＲ１内の再生可能エネルギーの抑制量及び発電機５，６の発電量を各再エネ系統安定化サブシステム１０から通知された再生可能エネルギーの抑制量に基づいて補正する。
よって本電力系統管理システム１によれば、例えば、再エネ系統安定化システム９だけで全体エリアＡＲ１内の各送電線２，３の運用限界値や、再生可能エネルギーの抑制量及び発電機５，６の出力調整量を算出する場合に比べてより迅速にこれらの値を算出することができる。
そして、このように全体エリアＡＲ１内の各送電線２，３の運用限界値や、再生可能エネルギーの抑制量及び発電機５，６の出力調整量を迅速に算出することができれば、図４のステップＳ１３のように実需給断面の１時間前よりもさらに後にこれらの値を算出することができるようになるため（すなわち１時間という時間は、計算の複雑さから余裕を持って設定した時間）、より実需給断面に時間的に近いタイミングでより実状に沿った情報に基づいて各送電線２，３の運用限界値や、再生可能エネルギーの抑制量及び発電機５，６の出力調整量を算出することができる。
そして、より実状に沿った情報に基づいて各送電線２，３の運用限界値や、再生可能エネルギーの抑制量及び発電機５，６の出力調整量を算出することができれば、各送電線２，３の運用限界値のマージンも小さく設定することができるため、その分、再生可能エネルギーに割りてる送電線２，３の空き容量を無駄なく活用することが可能となる。
この結果として、ノンファーム型接続された再生可能エネルギーの抑制量を低減させることができ、再生可能エネルギー装置の出力抑制量を最小化し、再生可能エネルギー装置の発電電力量を最大化することができるため、再生可能エネルギーの有効活用を推進させることができる。
（２）第２の実施の形態
図１７について上述した第１の再エネ抑制量算出処理や、図１８について上述した第２の再エネ抑制量算出処理では、基幹系統２の空き容量が十分でない場合に全体エリアＡＲ１の風力発電の抑制量を一律の割合で増やすこととしているが（図１７のステップＳ４５、図１８のステップＳ６７）、風力発電の抑制量を増やすことに加えて又は代わりに基幹系統２の運用限界値を引き上げることでも、風力発電の出力の抑制量を低減させることもできる。
これは運用限界値が、事前に想定する代表的な基幹系統２の運用パターンにおいて、過渡安定度計算や潮流計算と呼ばれる手法で求められており、必ずしも実際の系統状態を反映した運用限界値でない場合があることに起因する。実際上、例えば、基幹系統２の周囲温度が低い場合、基幹系統２の潮流電力を増加させても基幹系統２の熱上昇が低いためその運用限界値を一時的に引き上げることが可能となる。この手法はＤＬＲ（Dynamic Line Rating）と呼ばれる手法である。
図１９は、風力発電の抑制量を増やすことに加えて、基幹系統２の運用限界値を引き上げることで再生可能エネルギー（ここでは風力発電電力）の抑制量を低減させるための再エネ系統安定化システム７０の論理構成を示す。
この再エネ系統安定化システム７０は、第１の実施の形態の再エネ系統安定化システム９に代えて電力系統管理システム１に適用されるシステムであり、運用限界値算出部７１が、第１の実施の形態の運用限界値算出部５２が備える機能に加えて、図２０に示す運用限界値引上げ処理を実行する機能を備えている点と、将来潮流断面算出部５１が、算出した各送電線２，３の30分ごと24時間分の需給断面の潮流電力の予測値を運用限界値算出部７１にも出力する点とが第１の実施の形態の再エネ系統安定化システム９と相違する。
そして運用限界値算出部７１は、系統構成作成部５０から与えられた全体エリアＡＲ１内の電力系統の構成図の情報と、将来潮流断面算出部５１から与えられた30分ごと24時間分の各需給断面における潮流電力の予測値と、系統設備過負荷解消演算部５３から与えられた基幹系統２の時間帯ごとの空き容量とに基づいて、図２０に示す処理手順に従って基幹系統２の運用限界値を引上げ可能か否かを各需給断面の時間帯ごとにそれぞれ判定し、引上げ可能である場合には、基幹系統２の運用限界値を引き上げて系統設備過負荷解消演算部５３に通知する。
実際上、運用限界値算出部７１は、図２０に示す運用限界値引上げ処理を開始すると、
まず、ステップＳ７１以降が未処理の時間帯を１つ選択し（Ｓ７０）、選択した時間帯（以下、図２０の説明においてこれを選択時間帯と呼ぶ）に関する過負荷判定の判定結果及び基幹系統２の空き容量の予測値を系統設備過負荷解消演算部５３から与えられた情報に基づいて取得する（Ｓ７１）。
続いて、運用限界値算出部７１は、選択時間帯の基幹系統２の潮流変化予測量を算出する（Ｓ７２）。具体的に、運用限界値算出部７１は、将来潮流断面算出部５１から与えられた基幹系統２の選択時間帯の需給断面の潮流電力に基づいて、かかる潮流変化予測量をそれぞれ算出する。
次いで、運用限界値算出部７１は、選択時間帯における基幹系統２の空き容量の予測値が予め設定された第３の電力閾値（例えば1000MW）未満であるか否かを判断する（Ｓ７３）。そして運用限界値算出部７１は、この判断で肯定結果を得るとステップＳ７６に進む。
これに対して、運用限界値算出部７１は、ステップＳ７３の判断で否定結果を得ると、ステップＳ７２で算出した基幹系統２の選択時間帯における潮流変化予測量が第３の電力閾値未満であるか否かを判断する（Ｓ７４）。
この判断で否定結果を得ることは、選択時間帯において、潮流変化により基幹系統２の潮流電力が当該基幹系統２の運用限界値を超過するおそれがあることを意味する。かくして、このとき運用限界値算出部７１は、選択時間帯における全体エリアＡＲ１（図１）内の各風力発電装置１１（図１）の抑制量として、これら風力発電装置１１にそれぞれ設定されていた抑制量を一律の割合で増加させた新たな抑制量をそれぞれ算出して中央給電指令所システム８に通知し（Ｓ７５）、この後、ステップＳ８０に進む。
これに対して、運用限界値算出部７１は、ステップＳ７４の判断で肯定結果を得ると、中央給電指令所システム８から基幹系統２の周囲温度を取得し、取得した周囲温度が予め設定された閾値温度以下であるか否かを判断する（Ｓ７６）。
そして運用限界値算出部７１は、この判断で肯定結果を得ると、系統設備過負荷解消演算部５３に通知するその選択時間帯の基幹系統２の運用限界値を一時的に引き上げると共に（Ｓ７８）、その旨を中央給電指令所システム８に通知する（Ｓ７９）。また運用限界値算出部は、ステップＳ７１に戻り、この後、ステップＳ７１以降を上述と同様に処理する。
これに対して、運用限界値算出部７１は、ステップＳ７６の判断で否定結果を得ると、選択時間帯に各送電線２，３の運用限界値を引き上げた場合に何らかの問題が発生するか否かを判断する（Ｓ７７）。
そして運用限界値算出部７１は、ステップＳ７７の判断で否定結果を得ると、系統設備過負荷解消演算部５３に通知するその選択時間帯の基幹系統２の運用限界値を一時的に所定割合ずつ引き上げ（Ｓ７８）、その旨を中央給電指令所システム８に報告する（Ｓ７９）。そして運用限界値算出部７１は、この後、ステップＳ７１に戻って、ステップＳ７１以降の処理を上述と同様に実行する。
これに対して、運用限界値算出部７１は、ステップＳ７７の判断で肯定結果を得ると、すべての時間帯についてステップＳ７１以降の処理が完了したか否かを判断する（Ｓ８０）。運用限界値算出部７１は、この判断で否定結果を得るとステップＳ７０に戻って、この後、ステップＳ７０で選択する時間帯をステップＳ７１以降が未処理の他の時間帯に順次切り替えながらステップＳ７０～ステップＳ８０の処理を繰り返す。
そして運用限界値算出部７１は、やがてすべての時間帯についてステップＳ７１以降の処理を実行し終えることによりステップＳ８０で肯定結果を得ると、この運用限界値引上げ処理を終了する。
以上のように本実施の形態の電力系統管理システムでは、送電線の空き容量が第３の電力閾値未満の場合や、潮流変化により基幹系統２の潮流電力が当該基幹系統２の運用限界値を超過するおそれがある場合であって、基幹系統２の周囲温度が閾値以下であるときには、基幹系統２の運用限界値を引き上げることで再生可能エネルギー（ここでは風力発電電力）の抑制量を低減させる。
従って、本電力系統管理システムによれば、再生可能エネルギーに割り当てる基幹系統２の空き容量を大きくすることができ、第１の実施の形態の電力系統管理システム１と比べてより一層とノンファーム型接続された再生可能エネルギーの抑制量を低減させることができる。この結果、再生可能エネルギー装置の出力抑制量を最小化し、再生可能エネルギー装置の発電電力量を最大化することができるため、より一層と再生可能エネルギーの有効活用を推進させることができる。
（３）他の実施の形態
なお上述の第１及び第２の実施の形態においては、中央給電指令所システム８が、再生可能エネルギーの抑制量をインターネット上の自社のホームページなどで公開して再生可能エネルギーの発電事業者に発電の抑制を求めることで再生可能エネルギーの発電を間接的に抑制するようにした場合について述べたが、本発明はこれに限らず、中央給電指令所システム８がノンファーム型接続された再生可能エネルギー装置を直接的に制御して再生可能エネルギーの発電量を抑制させるようにしてもよい。
また上述の第１及び第２の実施の形態においては、ノンファーム型接続された再生可能エネルギー装置の発電の抑制を中央給電指令所システム８が行うようにした場合について述べたが、本発明はこれに限らず、例えば、再エネ系統安定化システム９が行うようにしてもよい。
本発明は、再生可能エネルギーを発電する再生可能エネルギー装置がノンファーム型接続された電力系統の安定化のための制御を行う種々の構成の電力系統管理システムに広く適用することができる。
１……電力系統管理システム、２，３，３Ａ，３Ｂ……送電線、４，４Ａ１，４Ａ２，４Ｂ……変圧器、５，５Ａ～５Ｃ，６，６Ａ，６Ｂ……発電機、８……中央給電指令所システム、９、７０……再エネ系統安定化システム、１０，１０Ａ，１０Ｂ……再エネ系統安定化サブシステム、１１，１１Ａ，１１Ｂ，２２……風力発電装置、１２，１２Ａ，１２Ｂ……太陽光発電装置、１３，１３Ａ，１３Ｂ，１４……系統データ保存データベース、２０……発電事業者、２１……一般送配電事業者、２３……負荷、３０……ＣＰＵ、４０……系統構成作成プログラム、４１……将来潮流断面算出プログラム、４２……運用限界値算出プログラム、４３……系統設備過負荷解消演算プログラム、４４……再エネ出力抑制量演算プログラム、４５……発電機出力調整量演算プログラム、５０，６０……系統構成作成部、５１，６１……将来潮流断面算出部、５２，６２，７１……運用限界値算出部、５３，６３……系統設備過負荷解消演算部、５４，６４……再エネ出力抑制量演算部、５５……発電機出力調整量演算部、ＡＲ１……全体エリア、ＡＲ２，ＡＲ２Ａ，ＡＲ２Ｂ……部分エリア。

Claims (8)

  1. 再生可能エネルギーを発電する再生可能エネルギー装置がノンファーム型接続された電力系統を管理する電力系統管理システムにおいて、
    前記電力系統のエリア全体でなる全体エリアを管轄する第１の計算機システムと、
    それぞれ前記全体エリア内の互いに重複しない部分的なエリアを管轄する複数の第２の計算機システムと、
    前記再生可能エネルギー装置の発電量を直接的又は間接的に制御する第３の計算機システムと
    を備え、
    各前記第２の計算機システムは、
    自己が管轄する前記部分的なエリアでなる部分エリア内の発電実績と、当該部分エリア内の前記送電線の運用限界値とを前記第１の計算機システムと共有し、
    自己が管轄する前記部分エリア内における前記再生可能エネルギーの抑制量を、当該部分エリア内における発電実績と、当該部分エリア内の前記送電線の運用限界値とに基づいて算出し、算出した前記再生可能エネルギーの抑制量を前記第１の計算機システムに通知し、
    前記第１の計算機システムは、
    前記全体エリア内における前記ノンファーム型接続された前記再生可能エネルギー装置により発電される前記再生可能エネルギーの抑制量を、各前記部分エリアにおける前記再生可能エネルギーの発電実績と、各前記部分エリア内の前記送電線の運用限界値に基づいて算出し、算出した前記再生可能エネルギーの抑制量を、各前記第２の計算機システムからそれぞれ通知される前記再生可能エネルギーの抑制量に基づいて補正し、
    前記第３の計算機システムは、
    前記第１の計算機システムにより算出及び補正された前記抑制量分だけ前記再生可能エネルギーの発電量を抑制するように、前記再生可能エネルギー装置の発電量を制御する
    ことを特徴とする電力系統管理システム。
  2. 前記第１の計算機システムは、
    各前記部分エリアの天気予報に基づいて前記部分エリアごとの前記再生可能エネルギーの抑制量をそれぞれ算出するようにして、前記全体エリア内における前記再生可能エネルギーの抑制量を算出する
    ことを特徴とする請求項１に記載の電力系統管理システム。
  3. 前記第１の計算機システムは、
    前記部分エリアごとに、当該部分エリア内の前記再生可能エネルギー装置の出力変更指令に対する応答速度を考慮して再生可能エネルギーの抑制量を算出するようにして、前記全体エリア内における前記再生可能エネルギーの抑制量を算出する
    ことを特徴とする請求項１に記載の電力系統管理システム。
  4. 前記第１の計算機システムは、
    前記再生可能エネルギー装置に割り当てる前記電力系統の送電線の空き容量が十分でない場合には、当該送電線の前記運用限界値を引き上げる
    ことを特徴とする請求項１に記載の電力系統管理システム。
  5. 再生可能エネルギーを発電する再生可能エネルギー装置がノンファーム型接続された電力系統を管理する電力系統管理システムにおいて実行される電力系統管理方法であって、
    前記電力系統管理システムは、
    前記電力系統のエリア全体でなる全体エリアを管轄する第１の計算機システムと、
    それぞれ前記全体エリア内の互いに重複しない部分的なエリアを管轄する複数の第２の計算機システムと、
    前記再生可能エネルギー装置の発電量を直接的又は間接的に制御する第３の計算機システムとを有し、
    各前記第２の計算機システムが、自己が管轄する前記部分的なエリアでなる部分エリア内の発電実績と、当該部分エリア内の前記送電線の運用限界値とを前記第１の計算機システムと共有し、自己が管轄する前記部分エリア内における前記再生可能エネルギーの抑制量を、当該部分エリア内における発電実績と、当該部分エリア内の前記送電線の運用限界値とに基づいて算出し、算出した前記再生可能エネルギーの抑制量を前記第１の計算機システムに通知する第１のステップと、
    前記第１の計算機システムが、各前記部分エリアにおける前記再生可能エネルギーの発電実績と、各前記部分エリア内の前記送電線の運用限界値に基づいて算出した、前記全体エリア内における前記ノンファーム型接続された前記再生可能エネルギー装置により発電される前記再生可能エネルギーの抑制量を、各前記第２の計算機システムからそれぞれ通知される前記再生可能エネルギーの抑制量に基づいて補正する第２のステップと、
    前記第３の計算機システムが、前記第１の計算機システムにより算出及び補正された前記抑制量分だけ前記再生可能エネルギーの発電量を抑制するように、前記再生可能エネルギー装置の発電量を制御する第３のステップと
    を備えることを特徴とする電力系統管理方法。
  6. 前記第１の計算機システムは、
    各前記部分エリアの天気予報に基づいて前記部分エリアごとの前記再生可能エネルギーの抑制量をそれぞれ算出し、
    算出結果に基づいて前記全体エリア内における前記再生可能エネルギーの抑制量を算出するようにして、前記全体エリア内における前記再生可能エネルギーの抑制量を算出する
    ことを特徴とする請求項５に記載の電力系統管理方法。
  7. 前記第１の計算機システムは、
    前記部分エリアごとに、当該部分エリア内の前記再生可能エネルギー装置の出力変更指令に対する応答速度を考慮して再生可能エネルギーの抑制量を算出するようにして、前記全体エリア内における前記再生可能エネルギーの抑制量を算出する
    ことを特徴とする請求項５に記載の電力系統管理方法。
  8. 前記第１の計算機システムは、
    前記再生可能エネルギー装置に割り当てる前記電力系統の送電線の空き容量が十分でない場合には、当該送電線の前記運用限界値を引き上げる
    ことを特徴とする請求項５に記載の電力系統管理方法。
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