JP3945697B2 - Method and apparatus for creating optimal distribution system - Google Patents
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Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、配電系統の設備計画業務における電力供給ルートの決定、遠制開閉器の配置位置決定、電圧調整器の配置位置決定などの作業を統合的に支援する方法及び装置に関する。
【０００２】
【従来の技術】
配電系統とは、一般に変電所以下の電力設備のことを指し、フィーダＣＢ（変電所からの引き出し口）、開閉器（電力供給ルートを決定するためのスイッチ）、区間（電線路）で構成される。
【０００３】
配電系統の計画を行う場合、電力を変電所から需要家まで供給できれば、どのような電力供給ルートであっても良いというものではない。配電系統を構成する配電機器には、通過電流の許容値の制限や規定された電圧を保持する等の制約条件がある。このため、一部の配電機器に大量の電流が流れるような電力供給ルートや、一部の区間の電圧が電圧降下により適正電圧を逸脱するような配電系統を計画してはならない。また、電力を供給する際に生ずる電力ロスを低減するために、抵抗の大きい電線に大きな電流が流れることを避ける必要がある。このような問題を考慮しながら、適正な電圧・電流を維持しながら電力需要家へ電力を供給する配電設備の設置・配置計画を行う作業を配電系統の系統計画業務という。
【０００４】
配電系統計画業務の命題として「電流過負荷・適正電圧範囲逸脱などの違反箇所の解消」、「電力ロス最小化・設備利用率の均等化・供給予備力最大化」、「遠制開閉器の配置計画立案」、「電圧調整器の配置計画立案」などが挙げられる。
【０００５】
しかし、最適な電力の供給ルートを決定するといっても、たとえば全開閉器が１００個、そのうち切り開閉器が２０個程度の小規模な配電系統を考えるだけでも、電力供給ルートの組み合わせ数は５×１０の２０乗パターンとなる。一般に、電力会社は営業所と呼ばれる担当区域単位で配電系統の管理を行っているが、１営業所が担当する区域の開閉器台数は、数千〜数万台あるので、考えられる電力供給ルートの組み合わせ数は、天文学的な数になってしまう。これら全ての電力供給ルートについて、上述したような様々な配電系統計画業務の命題を考慮しながら、配電系統の計画を実施することは人間系では不可能である。
【０００６】
たとえば、特開平７−１７０６６２号公報は電力ロスを低減する配電系統の作成方法を記述している。また、特開２００１−１１９８５８号公報は将来設備計画手法を記述している。これらの公知例では、与えられた需要に電力を供給するための電力供給ルートの立案、及び電力ロス低減を実施可能としている。しかし、あくまで需要の分布程度を考慮して、負荷バランスを考慮した電力供給ルートを立案した後に、電力ロスを低減する電力供給ルートを再構成させている。
【０００７】
【発明が解決しようとする課題】
従来の配電系統の系統計画業務は、熟練した作業者であっても数ヶ月の期間を要する手作業であり、多大なマンパワーを要する。また、系統計画作業では定量的な指標を示すことが困難で、作業者の経験則によって実施される場合が多い。そのため、作業者のスキルによって品質にバラツキが生じやすかった。以下、系統計画業務毎に本発明が解決しようとする課題を記述する。
（１）電流過負荷・適正電圧範囲逸脱などの違反箇所の解消
配電系統計画業務では、将来（現在〜数年先）の需要負荷予測を行い、想定した負荷状態において、電流過負荷・適正電圧範囲逸脱などの系統制約違反有無を検証する作業を毎年のように実施する。従来は、これら制約違反解消手段を、１つ１つの制約違反について人間系で立案していた。
【０００８】
しかし、違反箇所が多数発生する場合は、多大なマンパワーを要し作業効率が低い。また、各違反箇所には相関関係があることが多い。例えば、Ａ，Ｂ，Ｃという３つの制約違反箇所が配電系統に存在する場合に、Ａの違反に対する違反解消案を実施するだけで、その相乗効果によりＢ，Ｃの違反も解消されてしまう場合がある。このように複雑な相関関係を有する多数の違反箇所を、最も少ない系統変更量で、効率的に解消する系統案を立案することは人間系では困難である。
【０００９】
さらに、各違反箇所は、全てを等価に扱うことは出来ない場合が多い。つまり、人間の経験則（ヒューリスティック）によって、最優先で解消したい違反や、場合によっては無視しても良い違反もあり得る。このような人間の経験則を取り入れた形で、最も効率的な違反箇所の解消を実施する手法が必要となる。
（２）電力ロス最小化・設備利用率の均等化・供給予備力最大化
配電系統は、電源から電力需要家までの電力を供給することさえ出来れば、その最低限の役割は果たすことが出来る。しかし、配電系統計画では電力ロス最小化、設備利用率の均等化、供給予備力最大化など、低コスト・高信頼を実現するための様々な要素を考慮した最適な電力供給ルートを決定することが求められる。従来の技術では、個々の評価項目を満足する配電系統構成は立案できても、真に人間系が必要とする「複数の評価項目を、適当な割合で考慮して最適な配電系統を決定すること」が不可能であった。
【００１０】
このように、複数の目的に対する優先度を考慮しつつ、統合的に系統を評価して最適な電力供給ルートを効率的に決定する手法が必要となる。
（３）遠制開閉器の配置計画立案
配電系統上に配置されている開閉器には、大別して遠制開閉器と手動開閉器がある。遠制開閉器は遠隔制御装置によって操作可能な開閉器であるが、コストが割高であるため、全ての開閉器に適用することは難しい。よって、重要性の高い開閉器をバランス良く遠制化することが系統計画業務の重要な作業となる。しかし、従来の遠制開閉器の配置計画は人間の経験則に基づいて実施されていて、必ずしも最も効果的でコストメリットが高い遠制開閉器の配置計画ではなかった。
（４）電圧調整器の配置計画立案
配電系統上の電線（区間）の電圧は、負荷分布又は設備的な制約によって、適正電圧を保持することが困難な場合は、適切な場所に電圧調整器と呼ばれる機器を配置して昇圧・降圧させることが必要である。電圧調整器の設置は、配電系統運用コストの増加を招くため、その設置台数は最小限とすることが望まれている。しかし、従来の電圧調整器の配置計画は人間の経験則に基づいて実施されていて、必ずしも最も効果的でコストメリットが高い電圧調整器の配置計画ではなかった。
（５）遮断器の配置計画立案
配電系統では線路上にて短絡事故が発生した場合、速やかな事故区間の特定と事故被害の拡大を防ぐため、遮断器を解放することによって直ちに送電を停止させる必要がある。しかし、遮断器のリレー整定値が適切で無い場合や、配電線路の累計インピーダンスが既定値を逸脱した場合は、事故短絡電流の検出が困難となる。この場合、リレー整定値の見直し、遮断器の追加・撤去を行う必要がある。このようなリレー整定値の算出、遮断器の要否判定、遮断器設置位置の決定は作業量が膨大で、人間系では困難な作業となる。これらの作業を自動化又は支援する方式が求められている。
【００１１】
本発明の目的は、上記従来技術の課題に鑑み、電流過負荷・適正電圧範囲逸脱の違反箇所解消、または電力ロス最小化・設備利用率の均等化・供給予備力最大化などを、単独または総合的に実施する配電系統最適構成の作成方法及び装置を提供することにある。また、遠制開閉器や電圧調整器あるいは遮断器の最適配置計画を実施する配電系統最適構成の作成方法及び装置を提供することにある。
【００１２】
【課題を解決するための手段】
上記目的を達成する本発明は、配電系統の複数の目的に応じて最適な放射状系統構成を決定するための作成方法において、配電系統について電圧、電流計算を行い、電流過負荷および／または適正電圧逸脱をしている逸脱設備を検出し、前記逸脱設備の違反率を求め、前記違反率に応じて設定される違反解消優先度から電圧電流適正化のための応援設備を選定し、前記応援設備を対象に電圧電流適正化のための目的関数を満足する最適解の系統を算出することを特徴とする。前記目的関数は違反評価値比率、区間移動比率及び状態変更開閉器比率の各要素に基づいて設定される。
【００１３】
また、本発明の最適配電系統の作成方法は、配電系統の電力ロス最小化、設備利用率均等化及び供給予備力最大化の複数の評価項目に応じて最適な放射状系統を構成する場合に、設定された配電系統の評価項目に評価順位と評価項目毎の悪化許容率を設定し、前記評価順位に応じて順次、複数の評価項目に基づく目的関数を満足する配電系統の再構成・評価を繰り返し、最適な配電系統を決定することを特徴とする。前記目的関数は評価項目に系統の違反評価値比率を加えた値の逆数に基づいている。
【００１４】
また、前記評価順位は電力ロス最小化、設備利用率均等化、供給予備力最大化の順とし、最初に電力ロス最小化を評価項目として電力ロスの最小系統を求め、この最小系統の電力ロスに悪化許容率を乗じて電力ロス悪化許容値を求め、次に設備利用率均等化を評価項目とし、前記電力ロス悪化許容値を制約条件として、設備利用率均等化の最高系統を求め、この最高系統の設備利用率評価値に悪化許容率を乗じて設備利用率悪化許容値を求め、次に、供給予備力最大化を評価項目として、前記電力ロス悪化許容値及び前記設備利用率悪化許容値を制約条件とし、供給予備力の評価が最も高い最適系統を求めることを特徴とする。
【００１５】
また、本発明は、遠制開閉器と手動開閉器が混在する配電系統に対して、遠制開閉器単位での区間負荷と目標区間負荷の差分が最小となるように規定数の常時入りの区分用遠制開閉器の配置パターンを決定し、想定される配電系統事故のシミュレーションを実施した際の事故復旧手順における当該開閉器の操作回数又は当該開閉器を経由して復旧される停電区間負荷量合計値のいずれかを当該開閉器の重要度に対する評価指標として、規定数の常時切りの連系用遠制開閉器の配置パターンを決定することを特徴とする。
【００１６】
また、本発明は、設定された目標電圧範囲からの逸脱量が最小となるように、最適な電圧調整器の配置位置と配置台数を決定するとともに、常時の配電系統及び想定される配電系統事故のシミュレーションを実施した際の配電系統における電圧調整器の使用頻度を判定して使用頻度の低い電圧調整器の撤去を決定することを特徴とする。
【００１７】
また、本発明は、配電系統における事故の検知が不可能な区間群を抽出し、事故の検知が可能な位置に遮断器を追加するとともに、事故の検知が可能な区間群で不必要に設置されている遮断器を抽出することを特徴とする。
【００１８】
本発明の最適配電系統作成装置は、配電系統の複数の目的に応じて最適な放射状系統構成を決定するために、配電機器毎に定められた通過電流許容値を超過した電流過負荷及び適正な電圧範囲から逸脱した適正電圧逸脱を抽出する手段と、設定された優先度に応じて抽出された逸脱箇所を解消するため遺伝的アルゴリズム（ＧＡ法）による配電系統の再構成と評価を繰り返し、最適な放射状系統を決定する手段を含む電流電圧適正化部を備えることを特徴とする。
【００１９】
また、電力ロス最小化、設備利用率均等化、供給予備力最大化の評価項目に評価順位と評価項目毎の悪化許容率を付与して、これら複数の評価項目を満足するようにＧＡ法による配電系統の再構成と評価を繰り返し、最適な配電系統を決定する手段を備えることを特徴とする。
【００２０】
さらに、適正電圧の保持及び必要性の低い電圧調整器の撤去を指標として、電圧調整器の適切な配置位置をＧＡ法により決定する手段と、区間負荷と目標区間負荷の差分が最小となる常時入りの区分用遠制開閉器と、事故復旧手順における当該開閉器の重要度を評価指標として連系用遠制開閉器との配置パターンをＧＡ法により決定する手段と、遮断器の追加及び低稼働遮断器の撤去を指標として、遮断器の適切な配置位置をＧＡ法により決定する手段との少なくとも１つを備えることを特徴とする。
【００２１】
本発明の作用を説明する。上記の課題で述べた複数の目的を統合的に評価して最適解を得る手法は、組み合わせ最適化問題と呼ばれる。組み合わせ最適化問題とは、ある状態における目的関数値を求めることは可能であっても、ある目的関数を最大（あるいは最小）にする状態（最適解）を一意的に決定することが不可能な問題の総称である。よって、組み合わせ最適化問題を厳密に解くためには、考え得る全ての状態を検索する必要がある。しかし、配電系統に適用する場合、現存する高速な計算機を用いた場合でも、非現実的な計算時間が必要となる。
【００２２】
本発明では、組み合わせ最適化問題に対する最適化手法として、近年注目されているメタヒューリスティック手法（以下ＭＨ法という）を採用して、配電系統設備計画の各作業を効率的・定量的に行う。ＭＨ法は、遺伝的アルゴリズム（以下ＧＡという）、タブサーチ，シミュレーティッドアニーリングなどの最適化手法の総称である。
【００２３】
ＭＨ法における最適化手段の考え方は、初めに、ある初期解を立案し、当該初期解の内容を少しずつ、効果的に変更させる（すなわち、ランダムに立案するのではなく、できるだけ少ない立案回数で最適解を得ようとする工夫を施し）。最終的に、最大又は最小にしたい項目を表す目的関数の値を評価していき、優れた解を次の候補の解として採用し、最終的に短時間で最適解を得るようにしたものである。このＭＨ手法によれば、最適化のための目的関数・制約条件を定式化することが可能であれば、アルゴリズム化するのが困難であった人間系のヒューリスティック（経験則）を取り入れることが容易である。
【００２４】
本発明では、最適な配電系統の構成を算出するために、遺伝的アルゴリズム（ＧＡ）をベースにした最適化処理を採用している。ＧＡ法による最適化は、探索の過程で特定の知識的アルゴリズムを必要とせず、ランダムな大域的探索を行うことが特徴で、人間系あるいは人間の思考を模倣する人工知能では立案が難しい最適解を導出することが可能である。本発明で、このＧＡ法は、ある配電系統状態を入力して、目的関数と制約条件を付与することで、最適な配電系統状態を出力するブラックボックス装置として位置付けられる。
【００２５】
本発明では、配電系統計画の各作業の目的・経験則を定式化し、計算機による計算を実現することによって、高速・高効率の手法を提供する。また、各機能は独立、または複数の機能の数珠つなぎに実行される。
【００２６】
本発明は、電流過負荷・適正電圧範囲逸脱などの違反箇所を解消し、最適な電力供給ルートを決定する最適配電系統の立案装置である。すなわち、複数の電流過負荷、適正電圧逸脱が発生している配電系統に対して、電流過負荷、適正電圧逸脱の度合いを示す違反率を算出する。その違反率の高い順に違反解消の優先度をデフォルトで設定する。なお、人間系が個別に優先度を変更することも可能である。各違反箇所の違反率と違反解消の優先度に基づいて配電系統に対する評価値を付与し、ＧＡ法を用いて系統評価値が最良となる配電系統を決定する。
【００２７】
また、本発明は電力ロス最小化・設備利用率の均等化・供給予備力最大化を満たす最適な電力供給ルートを決定する最適配電系統の立案装置である。複数の配電系統評価項目を統合的に満足する配電系統を導出するために、各評価項目に評価優先順位と悪化許容率を付与する。設定された評価優先度に応じて、複数の評価項目にＧＡ法を適用して順次最適化する。
【００２８】
また、本発明は遠制開閉器の配置計画の立案装置である。遠制開閉器と手動開閉器が混在する配電系統に対して、遠制開閉器単位での区間負荷と目標区間負荷の差分が最小となるように、ＧＡ法により規定された数の常時入りの遠制開閉器の配置パターンを決定する。想定される配電系統事故のシミュレーションを実施した際の事故復旧手順における当該開閉器の操作回数又は当該開閉器を経由して復旧される停電区間負荷量合計値のいずれかを当該開閉器の重要度に対する評価指標とし、ＧＡ法により規定された数の常時切りの遠制開閉器の配置パターンを決定する。
【００２９】
また、本発明は電圧調整器の配置計画の立案装置である。設定された適正電圧範囲からの逸脱量が最小となるように、ＧＡ法により最適な電圧調整器の配置位置と配置台数を決定する。常時の配電系統及び想定される配電系統事故のシミュレーションを実施した際の配電系統における電圧調整器の使用頻度を判定し、使用頻度の低い電圧調整器を決定する。
【００３０】
また、本発明は遮断器の配置計画の立案装置である。配電系統における事故を検知することが不可能な区間群を抽出し、適切な位置に遮断器を追加する。これと共に、事故検知が十分可能であるにもかかわらず、不必要に設置されている遮断器を抽出する。遮断器の追加と削除は、短絡事故を検出するのに必要な短絡電流計算により決定する。
【００３１】
【発明の実施の形態】
以下、本発明の実施の形態について図面を参照しながら詳細に説明する。図１は本発明の一実施例による最適配電系統作成装置の構成図である。最適配電系統作成装置は計算機１、入力装置２、表示装置３を有している。計算機１は遠隔監視制御装置４を介して配電系統５と接続されている。配電系統５は配電線や開閉器などで構成される実際の送配電設備を意味している。
【００３２】
遠隔監視制御装置４は、通信線などの通信手段を用いて、開閉器の開閉状態や電力潮流などの配電系統５の状態を監視し、また開閉器の開閉操作などの制御を行う。入力装置２は計算機１へのデータ入力を行うキーボード、マウスなどである。表示装置３は計算機１から出力されるデータを表示するＣＲＴなどである。計算機１は、入力装置２や遠隔監視制御装置５から入力あるいは取り込んだデータに基づいて、最適な配電系統構成を算出し、その結果を表示装置３や遠隔監視制御装置４に表示あるいは出力する。
【００３３】
計算機１は全体制御部６、データベース部７、最適化制御部８、電圧電流適正化処理部９、電力ロス最小化・設備利用率均等化・供給備力最大化処理部１０を有している。さらに、遠制開閉器最適配置処理部１１、電圧調整器最適配置処理部１２、遮断器最適配置処理部１３、事故時供給信頼度検証処理部１４の各機能を有している。
【００３４】
各部の動作概要を説明する。全体制御部６は、入力装置２と表示装置３と遠隔監視制御装置４からのデータの授受を制御する。入力装置２から配電系統の最適化指示を受けて、入力装置２や遠隔監視制御装置４から取り込んだデータに対して、最適系統構成作成を最適化制御部８に指示し、その結果を受け取って表示装置３や遠隔監視制御装置４へ出力する。入力装置２や遠隔監視制御装置４から収集したデータはデータベース部７に格納し、必要に応じて参照する。
【００３５】
データベース部７は、入力装置２や遠隔監視制御装置４から入力されたデータや、最適化制御部が保有する系統構成データ等を格納・管理する。
【００３６】
最適化制御部８は、全体制御部６からの最適系統構成作成の指示を受ける。電圧電流適正化処理部９、電力ロス最小化・設備利用率均等化・供給予備力最大化処理部１０、遠制開閉器最適配置処理部１１、電圧調整器最適配置処理部１２、遮断器最適配置処理部１３、事故時供給信頼度検証処理部１４と連系して最適な配電系統を算出する。
【００３７】
本実施例における遺伝子アルゴリズムは各機能毎に有している。しかし、最適化制御部８のみがアルゴリズムを有して、ＧＡ法を一括して処理するようにしてもよい。
【００３８】
電圧電流適正化処理部９は、最適化制御部８から指示された系統構成について、電流過負荷、適正電圧逸脱状態を解消する系統構成を、ＧＡ法を適用して算出し、出力する。
【００３９】
電力ロス最小化・設備利用率均等化・供給予備力最大化処理部１０は、最適化制御部８から指示された系統構成に基づき、電力ロス最小化・設備利用率均等化・供給予備力最大化の各評価項目に対して、評価優先順位と悪化許容率を付与する。設定された評価優先順位に応じて、これらの評価項目にＧＡ法を適用して最適な系統構成を算出し、出力する。
【００４０】
遠制開閉器最適配置処理部１１は、最適化制御部８から指示された系統構成に基づき、遠制開閉器単位での区間負荷と目標区間負荷の差分が最小となるように、規定された数の「常時入りの遠制開閉器」の配置パターンをＧＡ法により作成する。これと共に、想定される配電系統事故のシミュレーションを実施した際の「事故復旧手順における各開閉器の操作回数」、「各開閉器を経由して復旧される停電区間負荷量合計値」のいずれかを当該開閉器の重要度に対する評価指標とする。そして、規定された数の「常時切りの遠制開閉器」の配置パターンをＧＡ法により作成し出力する。
【００４１】
電圧調整器最適配置処理部１２は、最適化制御部８から指示された系統構成について、設定された適正電圧範囲からの逸脱量が最小となるように、最適な電圧調整器の配置位置と配置台数をＧＡ法により決定する。それと共に、常時の配電系統及び想定される配電系統事故のシミュレーションを実施した際の配電系統における電圧調整器の使用頻度を判定することによって、使用頻度の低い電圧調整器を決定し、出力する。
【００４２】
遮断器最適配置処理部１３は、最適化制御部８から指示された系統構成について、配電系統における事故を検知することが不可能な区間群を抽出し、短絡電流を検出するのに必要な短絡電流計算によって、適切な位置に遮断器を追加する。これと共に、事故検知が十分可能であるにもかかわらず、不必要に設置されている遮断器を撤去候補遮断器として算出し、出力する。
【００４３】
事故時供給信頼度検証処理部１４は、最適化制御部８から指示された系統構成について、指定された事故シミュレーションを実施し、事故時供給信頼度を検証し、出力する。
【００４４】
続いて、電圧電流適正化処理部９、電力ロス最小化・設備利用率均等化・供給予備力最大化処理部１０の詳細な動作を説明する。また、遠制開閉器最適配置処理部１１、電圧調整器最適配置処理部１２、遮断器最適配置処理部１３、事故時供給信頼度検証処理部１４による最適化制御部８の詳細な動作を説明する。
【００４５】
図３は最適化制御部の処理を示すフローチャートである。最適化制御部８は、電圧電流適正化処理部９、電力ロス最小化・設備利用率均等化・供給予備力最大化処理部１０、遠制開閉器最適配置処理部１１、電圧調整器最適配置処理部１２、遮断器最適配置処理部１３、事故時供給信頼度検証処理部１４を統括する。各処理部は、それぞれ独立・完結して処理を実施することが可能であるので、必ずしも全ての最適化処理を実施する必要は無く、各処理部の実施有無は自由に選択することが可能である。ただし、各処理部の処理順序に関しては図３に示す順序に従うことが望ましい。
【００４６】
電圧電流適正化処理部の実行（Ｓ１１）及び電力ロス最小化・設備利用率均等化・供給予備力最大化処理部の実行（Ｓ１３）は、開閉器の入／切状態を決定する系統構成決定処理である。従って、遠制開閉器最適配置処理部の実行（Ｓ１５）、電圧調整器最適配置処理部の実行（Ｓ１７）、遮断器最適配置処理部の実行（Ｓ１９）よりも前に行なう必要がある。何故なら、開閉器の入／切状態が変化すると、Ｓ１５，Ｓ１７，Ｓ１９の各処理部の計算結果も変わるためである。
【００４７】
図４に電圧電流適正化処理部９のフローチャートを示す。まず、データベース部７に格納されている全ての配電系統について、電流過負荷、適正電圧逸脱の発生有無をチェックする（Ｓ３１）。ここで、電流過負荷は数１の通過電流許容値Ｃ(ｊ)、適正電圧逸脱は数２の電圧降下許容量Ｕｖ(ｊ)によって判定される。
【００４８】
【数１】
【数２】
次に、抽出された適正値逸脱箇所（違反箇所）の情報を表示装置３に出力する（Ｓ３２）。ここで、抽出された適正値逸脱箇所（違反箇所）の情報とは、図５に示す情報である。図５（ａ）の例では、No1〜No4までに４個の違反箇所があった場合である。この適正値逸脱箇所情報から適正化対象の設備を作業者が選択する（Ｓ３３）。そして、選択された適正化対象の違反箇所の違反解消優先度を決定する（Ｓ３４）。違反解消優先度は適正値逸脱箇所の違反率の高い順にデフォルトで設定される。ここで、電流過負荷の違反率は数３、適正電圧逸脱の違反率は数４にて算出される。
【００５１】
【数３】
【数４】
図５（ａ）の例では、No1〜No4までの４個の違反箇所のうち、Ｎｏ１の違反率が２０%、Ｎｏ２の違反率が１５％、Ｎｏ３の違反率が１０％、Ｎｏ４の違反率が５%となっており、デフォルトではNo１→４順の優先度となる。但し、違反解消優先度は、作業者が自由に変更可能とする。何故なら、人間が違反解消を実施する場合は、全ての違反箇所を等価には扱わないからである。すなわち、最優先で解消したい違反や特に大きな問題となっていない違反など、少なからず個別の事情が考慮される。本実施例では、このような個別の事情を反映するために“優先度”という概念を取り入れて、評価関数を立案している。評価関数の詳細については後述する。
【００５４】
次に、電圧電流適正化を行うための応援設備を選択する（Ｓ３５）。応援設備とは、違反を解消するために、違反箇所が所属するフィーダの区間の一部をシフトさせるための配電線を意味する。応援設備には違反箇所が所属するフィーダからＮ段範囲内で隣接するフィーダを選定する。Ｎ段で隣接するとは、基準フィーダ（この場合は、違反箇所が所属するフィーダ）と切り開閉器を跨いで隣接するフィーダを指す。
【００５５】
図６に隣接フィーダの概念図を示す。例えば、「隣接２段範囲内のフィーダを応援設備とする」ということは、違反箇所が所属するフィーダの“隣の隣”のフィーダ（隣接２段フィーダ）までを応援設備として選定することである。
【００５６】
次に、違反設備と応援設備を計算対象設備として、規定した目的関数・制約条件において、最も評価の高い配電系統の開閉器入／切パターンをＧＡ法により求める（Ｓ３６）。ここで、開閉器入／切によって電流過負荷、適正電圧逸脱を解消する具体例を示す。
【００５７】
図７は、電流過負荷を開閉器入／切パターンの変更によって解消する例を示す。この例では、フィーダＡに所属する「開閉器：１」が電流許容値＝２００（Ａ）に対して、通過電流＝３００（Ａ）と、開閉器過負荷の状態となっている。そこで、開閉器：３を入→切、開閉器：７を切→入とする（すなわち、開閉器：３の負荷側区間をフィーダＡからフィーダＢにシフトする）と、電流過負荷状態が解消される。
【００５８】
図８は、適正電圧逸脱を開閉器入／切パターンの変更によって解消する例を示す。この例では、フィーダＡに所属する「開閉器：３の負荷側区間」が電圧降下許容量＝２００（Ｖ）に対して、電圧降下量＝３００（Ｖ）と、適正電圧逸脱の状態となっている。そこで、開閉器：３を入→切，開閉器：７を切→入とする。すなわち、開閉器：３の負荷側区間をフィーダＡからフィーダＢにシフトすると、適正電圧逸脱状態が解消される。
【００５９】
次に、電圧電流適正化のための目的関数・制約条件を定式化する。電圧電流適正化の目的関数を数５に示す。
【００６０】
【数５】
電圧電流適正化の評価値は「違反評価値比率」、「区間移動比率」、「状態変更開閉器比率」の要素によって算出される。違反評価値比率は、数６で算出される違反評価値を基に、数７によって算出される。
【００６２】
【数６】
【数７】
「違反評価値比率」は計算前違反評価値に対する当該系統パターンの違反評価値を意味しており、違反評価値比率が小さいほど評価が高い。
【００６５】
「区間移動比率」は数８で算出され、計算対象全区間に対する所属フィーダ変更区間数の比率を示している。これは、違反箇所を解消しつつも、所属フィーダ変更区間数が少なくなる（系統変更箇所が小）ことを意図している。
【００６６】
【数８】
「状態変更開閉器比率」は数９で算出され、計算対象全開閉器に対する状態変更開閉器数、すなわち計算前系統と比較して入／切状態が変更となった開閉器数が少なくなること（系統切替手順が小）を意図している。
【００６８】
【数９】
数５で示すように、算出した違反評価値比率、区間移動比率、状態変更開閉器比率の各要素に、固定係数Ｃ１〜Ｃ３を乗じた値の和の逆数が目的関数の値となる。この目的関数より明らかなように、全ての違反箇所が解消され、かつ、系統変更箇所の少ない系統パターンが最適系統となる。また、電圧電流適正化対象設備の違反が全て解消されている系統であっても、解消対象以外の違反箇所が新しく発生している系統は、制約違反パターンとして扱われ、最適系統とは成り得ない。
【００７０】
本実施例の電圧電流適正化処理は、ＧＡ法をベースアルゴリズムとして実現されている。ＧＡ法を示した図２との対比を以下に説明する。
【００７１】
図２のＳ１，Ｓ２において、ＧＡ法の初期遺伝子を作成し、初期遺伝子の評価を実施する。これは、電圧電流適正化処理では、図５（ａ）に示したように、初期系統の評価に該当する。（ａ）のように、初期系統に４件の違反箇所がある場合は、各々の違反率と優先度を考慮して、違反評価値＝32.08を算出する。次に、Ｓ３〜Ｓ５のステップで、新たな遺伝子（配電系統パターン）を生成して、遺伝子の評価を実施する。これは、電圧電流適正化処理では、図５（ｂ），（ｃ）に示した内容となる。すなわち、ＧＡ法の交叉・突然変異で生成した遺伝子（配電系統パターン▲１▼）の違反情報が図５（ｂ）であった場合、配電系統パターン▲１▼の違反評価値は、12.5となる。同様に、ある配電系統パターン▲２▼の違反情報が図５（ｃ）の場合、違反評価値は40となる。違反評価値が小さいほど、評価が良いことになるので、系統パターン▲１▼は、系統パターン▲２▼よりも評価が高いことになる。
【００７２】
このようにして、次々と遺伝子（系統パターン）を生成しては評価するという工程を繰り返し（Ｓ６，Ｓ７）、ＧＡ収束判定を満足したら（Ｓ８）、最も評価の高い遺伝子（系統パターンを）採用して、処理を終了する。
【００７３】
最後に、算出された最適系統を計算結果として表示装置３に出力する（Ｓ３７）。なお、未解消の違反箇所が残った場合は、未解消違反情報も併せて表示装置３に出力する。
【００７４】
本実施例によれば、複数の違反箇所を統合的に評価する手法を、ＧＡという最適化アルゴリズムと違反率・優先度を用いた評価関数を適用することによって解決している。
【００７５】
次に、電力ロス最小化・設備利用率均等化・供給予備力最大化処理部１０の動作を説明する。処理部１０は、電力ロス最小化・設備利用率均等化・供給予備力最大化など、複数の評価項目を総合的に考慮した最適な開閉器入／切パターンを決定する。
【００７６】
ここで、電力ロス最小化、設備利用率均等化、供給予備力最大化の各々を定義する。電力ロスは、配電系統の電気抵抗によって、電力供給中に失われる電力量のことであり、極力小さい値であることが好ましい。電力ロスの算出式を数１０に示す。
【００７７】
【数１０】
設備利用率均等化は、変電所内設備であるバンク・フィーダの利用率（＝負荷電流値／許容電流値）を適切にバランスさせることを目的としている。設備利用率均等化の評価の算出式を数１１に示す。
【００７９】
【数１１】
ここでは、系統計画作業者が各バンク・フィーダｊの目標利用率Ｔjを任意に決定可能とし、当該目標利用率との差分２乗積算値を設備利用率均等化評価値Ｕとしている。
【００８１】
図９に設備利用率均等化の評価算出の具体例を示す。４フィーダ、２バンクで、合計１２００Ａの負荷に電力を供給する系統を例にする。ここで、全バンク・フィーダの利用率を均等化するための目標利用率を考える。合計１２００Ａの負荷を４フィーダで供給することから、理論上は１フィーダ当たり３００Ａの負荷を供給すればよい。すなわち、フィーダ容量を５００Ａとすれば、目標となる利用率は６０％となる。さらに、合計１２００Ａの負荷を２バンクで供給することから、理論上は１バンク当たり６００Ａの負荷を供給すればよい。すなわち、バンク容量を１０００Ａとすれば、目標となる利用率は６０％となる。
【００８２】
この目標率に対して、図９の上段の配電系統の評価値Ｕ１を算出する。上記の数１１から、Ｕ１＝Σ(Ｕｊ−Ｔｊ)2＝(60−40)2＋(60−40)2＋(60−40)2＋(60−80)2＋(60−80)2＋(60−80)2＝2400となる。一方、後段の評価値Ｕ２は、Ｕ２＝(60−60)2＋(60−60)2＋(60−60)2＋(60−60)2＋(60−60)2＋(60−60)2＝0となり、最適化されている。
【００８３】
供給予備力最大化は、配電系統における開閉器の供給予備力（＝電流許容値−通過電流値）の最大化を意図したものである。配電系統に事故が発生した場合は、停電区間復旧のため、事故区間の隣接設備から電力を供給する必要がある。ここでいう開閉器の予備力は、当該開閉器から隣接設備に電力を供給できる能力であり、可能な範囲で予備力は大きい方が好ましい。供給予備力最大化の評価の算出式を数１２に示す。
【００８４】
【数１２】
供給予備力Ｓは、開閉器電流許容値Ｃkと通過電流Ｉkの差分の２乗積算値として求められる。
【００８６】
ところで、電源（フィーダＣＢ）から電力需要家まで電力を供給するという、配電系統の最低限の目的を満たすのであれば、様々な系統パターンが考えられる。しかし、配電系統の運用コスト低減・高信頼化のためには、電力ロス最小化、設備利用率均等化、供給予備力最大化などの要素を考慮する必要がある。
【００８７】
例えば、図１０に示した配電系統において、全区間の負荷が同一であると仮定すると、▲１▼及び▲２▼の系統パターンはいずれも３区間ずつ電力を供給しているので、フィーダＣＢの設備利用率は同値となる。しかし、電力ロスの観点から考えると、系統パターン▲１▼は系統パターン▲２▼よりも電力ロスが高くなる。すなわち、系統パターン▲１▼では左側フィーダが上ルートを、右側フィーダが下ルートを供給するため、各ルートの電源から開閉器には大きな電流が流れる。一方、系統パターン▲２▼では、左右のフィーダが上下ルートをバランス良く供給するため、１カ所に大きな電流が流れることは無い。
【００８８】
このように、配電系統の最適な開閉器入／切パターンを決定する場合は、電力ロス最小化、設備利用率均等化、供給予備力最大化などを、それぞれ単独で最適化する系統パターンでは不十分である。すなわち、これらを統合的に判定して最適系統パターンを決定する必要がある。本実施例では、これら複数の評価項目に評価順位（優先順位）と悪化許容率を設定し、順次評価することによって、複数項目の統合評価を実現している。
【００８９】
図１１に複数項目統合評価の説明図を示す。この例では、評価優先順位を、１：電力ロス最小化→２：設備利用率均等化→３：供給予備力最大化としている。悪化許容率は電力ロス最小化が４０％、設備利用率均等化が５０％、供給予備力最大化が０％と仮定している。
【００９０】
本実施例の複数項目総合評価手法では、最初に評価優先順位１の「電力ロス最小化」のみを評価項目として、ＧＡ法により最適系統を決定する。この段階で求まる最適系統は、電力ロスの最小系統となる。このとき、電力ロス最小化における評価値、つまり電力ロス減少量に対する悪化許容値を決定する。たとえば、電力ロスが２００ｋＷから１００ｋＷに減少した場合、電力ロス減少量の１００ｋＷに電力ロス悪化許容率の４０％を乗じて、４０ｋＷが電力ロス悪化許容値となる。
【００９１】
次に、評価優先順位２の「設備利用率均等化」のみを評価項目として、ＧＡ法により系統最適化を行う。ただし、「設備利用率均等化」の最適系統を求める際は、評価順位１の電力ロス悪化許容値を考慮して、たとえ設備利用率均等化の評価が良い系統でも、電力ロスが電力ロス最小系統と比較して４０ｋＷ以上悪くなるような系統は許さないことにする。すなわち、電力ロス量が１４０ｋＷ以下という制約条件を満たし、「設備利用率均等化」の評価が最も高い系統を最適系統として抽出する。また、設備利用率均等化の最適系統において、数１１より算出される評価値から設備利用率悪化許容値を決定する。
【００９２】
次に、評価優先順位３の「供給予備力最大化」のみを評価項目として、ＧＡ法により系統最適化を行う。ただし、上述の電力ロス悪化許容値及び設備利用率悪化許容値という制約条件を満たし、「供給予備力最大化」の評価が最も高い系統を最適系統として抽出する。
【００９３】
このようにして算出された最適系統では、評価優先順位が高い項目から見た場合に、ある一定の評価基準値を満たした複数項目の最適系統となる。これにより、評価値の単位も、評価算出式も、全く異なる複数の評価項目を統合的に考慮した最適系統を求めることが可能となる。
【００９４】
図１２に電力ロス最小化・設備利用率均等化・供給予備力最大化処理部１０のフローチャートを示す。まず、計算対象設備を選択する（Ｓ４１）。最小規模で系統連系のある２フィーダが計算対象となる。次に、評価対象項目数、評価優先度、悪化許容率を決定する（Ｓ４２）。評価項目優先順位Ｉを１に初期化し（Ｓ４３）、優先順位Ｉ番目の目的関数を設定する（Ｓ４４）。目的関数については後述する。
【００９５】
次に、ＧＡ法により、設定された目的関数に対する最適系統パターンを算出する（Ｓ４５）。この際、現在評価順位Ｉより若い番号の評価順位項目に対しては悪化許容値の制約条件を満足する最適系統を算出するようにする。そして、全評価項目数Ｎを全て実施したら（Ｓ４６）、系統最適化後の系統情報を出力し（Ｓ４９）、処理を終了する。
【００９６】
まだ未計算の最適化項目がある場合は、実施したＩ番目の評価項目の悪化許容率に基づいて、悪化許容値を算出する（Ｓ４７）。そして評価項目ループを繰り返す（Ｓ４８）。これ以降に実施される最適化項目は、この悪化許容値を含む制約条件を考慮して最適化を進めることになる。
【００９７】
本実施例では、電力ロス最小化・設備利用率均等化・供給予備力最大化の３項目を評価項目としたが、より多くの評価項目を対象とすることも可能である。
【００９８】
次に、目的関数について説明する。「電力ロス最小化・設備利用率均等化・供給予備力最大化」のＧＡ法における目的関数を数１３に示す。
【００９９】
【数１３】
評価値ｆ2は、最適化項目評価値Y1と最大違反率評価値Y2の和に基づいて求める。Y1の算出式を数１４、Y2の算出式を数１５に示す。
【０１０１】
【数１４】
【数１５】
Y1は、各評価項目の計算前系統に対する改善率と係数で構成される。ここでC4〜C6の係数は、評価項目有無を1又は0で表現する。すなわち、電力ロス最小化の評価処理中の目的関数ではC4＝１、C5＝０、C6＝０となる。
【０１０４】
電力ロス評価値改善率Limpは数１６で示される。Lstdは計算前系統における電力ロスであり、Limpは計算前系統と比較して何％電力ロスが改善されたかを表す。電力ロスLは数１０で示したとおりである。
【０１０５】
【数１６】
設備利用率均等化評価値改善率は数１７で示される。Ustdは計算前系統における設備利用率均等化評価値であり、Uimpは計算前系統と比較して何％設備利用率均等化評価値が改善されたかを表す。設備利用率均等化評価値Uは数１１で示したとおりである。
【０１０７】
【数１７】
供給予備力評価値改善率は数１８で示される。Sstdは計算前系統における供給予備力評価値であり、Simpは計算前系統と比較して何％供給予備力評価値が改善されたかを表す。供給予備力評価値Sは数１２で示したとおりである。
【０１０９】
【数１８】
数１３を構成する２つめの項目である最大違反率評価値Y2は、系統最適化によって電流過負荷・適正電圧逸脱などの違反が発生することを抑止するための評価値である。Y2はY1に最大違反率Emax（％）を乗じることで求められる。ここで、最大違反率Emaxは、数１９で与えられる。
【０１１１】
【数１９】
最大違反率Emaxは、系統パターンに存在する全ての違反箇所のうち、違反率が最も大きい値のことである。電流過負荷違反率ErI，適正電圧逸脱違反率ErVは、それぞれ数３、数４で示した通りである。
【０１１３】
本実施例によれば、電力ロス最小化、設備利用率均等化、供給予備力最大化のそれぞれを目的関数として、それらを総合的に達成する最適配電系統の構成が立案できる。
【０１１４】
次に遠制開閉器最適配置処理部１１の動作を説明する。遠制開閉器最適配置処理部１１は、遠制開閉器と手動開閉器が混在する配電系統に対して、限られた遠制開閉器を効率よく配置することを目的としている。遠制開閉器の最適配置は、常時入りの遠制開閉器（以下、区分用遠制開閉器）の最適配置と、常時切りの遠制開閉器（以下、連系用遠制開閉器）の２つに大別される。
【０１１５】
図１３に区分用遠制開閉器の最適配置の概念図を示す。上段に最適配置前の系統を示すように、手動開閉器（○）と遠制開閉器（□）が配置されている場合、当該フィーダに２つ存在する「遠制区間」の負荷は、各区間の負荷を100kWと仮定すると、各々300kWと100kWである。ここでいう、「遠制区間」とは遠制開閉器で囲まれる区間のことである。遠制区間は、事故・作業などで系統切替を行う際に、遠隔制御で充電・停電操作を行える単位となる。
【０１１６】
一般に、事故の早期復旧，配電系統の効率運用の観点から考えると、当該フィーダの総負荷が遠制区間で等分されていることが望ましい。区分用遠制開閉器の最適配置は、この考え方に基づいて、各フィーダに配置可能な遠制開閉器台数に応じて、当該フィーダの負荷を遠制区間で、可能な限り等分できるような遠制開閉器の配置パターンを決定する。図１２の下段に示すように遠制開閉器（□）を配置すると、遠制区間の負荷は200kWで等分されることになる。
【０１１７】
図１４に連系用遠制開閉器の最適配置の概念図を示す。最適配置前の系統は上段に示すように、連系用手動・遠制開閉器が配置されている場合を考える。連系用開閉器は常時切りの状態であり、事故・作業などで系統変更が必要となった場合に操作される開閉器である。
【０１１８】
そこで、計算対象のフィーダ及び指定段数範囲内で隣接するフィーダの全区間について事故シミュレーションを実施して、各連系用開閉器の操作回数又は当該開閉器を介して復旧される停電区間負荷量を積算する。例えば、操作回数を評価対象とした場合に、図１３の下段に示すような積算操作回数であったとする。操作回数３回の連系用手動開閉器は、操作回数０回の遠制開閉器よりも遠制化効果が高いと判断し、遠制と手動を変更する。このようにして、区分用・連系用の遠制開閉器の最適な配置パターンを決定して、限られた台数の遠制開閉器を効率よく運用することが可能になる。
【０１１９】
図１５に遠制開閉器最適配置処理部のフローチャートを示す。まず、遠制開閉器最適配置計算対象のフィーダを選択する（Ｓ５１）。そして、区分用遠制開閉器の最適配置及び連系用遠制開閉器の最適配置の実施の有無を決定する（Ｓ５２）。本実施例では、いずれか一方又は両方を実施項目として選択可能である。そして、遠制／手動の変更不可開閉器を指定する（Ｓ５３）。これは運用上の都合などで、遠制／手動を現状のまま保持したい開閉器を予め指定しておくものである。
【０１２０】
次に、区分用遠制開閉器の最適配置実施有無を選択し（Ｓ５４）、Ｙｅｓであれば、区分用遠制開閉器の最適配置を実施する（Ｓ５５）。Ｎｏであれば、連系用遠制開閉器の最適配置実施有無を選択し（Ｓ５６）、Ｙｅｓであれば連系用遠制開閉器の最適化を実施する（Ｓ５７）。最後に、遠制用開閉器の最適配置結果を表示装置に出力する（Ｓ５８）。
【０１２１】
図１６に区分用遠制開閉器最適配置のフローチャートを示す。まず、計算対象フィーダの遠制化候補位置を抽出する（Ｓ６１）。遠制化候補位置は、既存の遠制開閉器及び遠制化可能な手動開閉器となるので、遠制／手動変更不可に設定されている開閉器は除く。
【０１２２】
次に、区分用遠制開閉器許容最大数を入力する（Ｓ６２）。これは、当該フィーダに配置可能な区分用遠制開閉器の最大数であり、最終的に配置される台数は、設定数以下の場合もあり得る。また、遠制区間の評価対象負荷区分種別，負荷区分目標値を入力する（Ｓ６３）。評価対象負荷区分種別は、遠制区間単位に均等化すべき負荷種別を、契約設備容量(kW)、電流値(A)、需要家戸数の中から指定する。負荷区分目標値は、指定した負荷種別に対する遠制区間単位での目標負荷値である。
【０１２３】
次に、許容最大遠制開閉器数の範囲内で、計算対象フィーダの遠制化候補位置に遠制開閉器を割り当てる全組み合わせパターンを抽出する（Ｓ６４）。簡単な例を図１７に示す。図１７（ａ）に示すように、SW１〜５までの５個の開閉器に対して、許容最大遠制開閉器数＝２とすると、（ｂ）に示す１５パターンが全組み合わせパターンとなる。
【０１２４】
次に、抽出した遠制開閉器配置パターンの１つを適用し（Ｓ６５）、その遠制開閉器配置パターンの評価値を算出する（Ｓ６６）。ここで、区分用遠制開閉器の最適配置の目的関数を数２０に示す。
【０１２５】
【数２０】
目的関数ｆ3は、最適化前系統と比較した場合の遠制区間指標分散度の改善率で表される。ここで、遠制区間指標分散度Dは、遠制区間目標指標値Ｉｅと当該遠制区間指標値Ｉｊの差分絶対値を、当該フィーダに所属する全区間数Nについて積算した値である。
【０１２７】
次に、抽出した全配置パターンを評価するまでループする（Ｓ６７）。その結果、最も評価値の高い区分用遠制開閉器配置パターンを決定する（Ｓ６８）。最後に、最適遠制配置パターンに対し、規定した事故シミュレーションの供給信頼度を検証する（Ｓ６９）。これは、遠制開閉器の配置パターンを変更したことによって供給信頼度の変化を確認するためである。
【０１２８】
図１８に連系用遠制開閉器最適配置のフローチャートを示す。まず、計算対象フィーダの遠制化候補位置を抽出する（Ｓ７０）。遠制化候補位置は、既存の遠制開閉器及び遠制化可能な手動開閉器となる。次に連系用遠制開閉器の最適配置計算条件を設定する（Ｓ７１）。ここでは、次の計算条件を設定する。最適配置後連系用遠制開閉器台数は、当該フィーダに配置可能な連系用遠制開閉器の最大数である。移設可能連系用遠制開閉器台数は、既存の連系用遠制開閉器の中で手動化可能な最大数で、それぞれ指定する。また、遠制化効果評価種別は遠制化効果の評価種別（操作回数または開閉器を介して停電区間に供給される負荷量）を指定する。
【０１２９】
次に、計算対象フィーダから指定Ｎ段範囲内で隣接する全フィーダを抽出し（Ｓ７２）、抽出されたフィーダに所属する全区間の区間事故を事故シミュレーション実施件名として登録する（Ｓ７３）。そして、登録した実施事故件名の変更の有無を問い（Ｓ７４）、変更したい場合は追加または削除する（Ｓ７５）。
【０１３０】
次に、事故シミュレーション実施件名に、任意の事故件名（バンク事故・配電線事故など）を追加し、既存の遠制開閉器・手動開閉器全てを事故復旧時の操作対象開閉器として、事故シミュレーションを実施する（Ｓ７６）。一般的に、事故復旧時は遠制開閉器を優先して操作対象開閉器とするが、この事故シミュレーションでは、現在の遠制・手動種別を差別することなく、最も条件の良い開閉器を操作して事故を復旧する。これにより、純粋に事故時使用頻度の高い開閉器を抽出することができる。
【０１３１】
次に、事故シミュレーションにおける事故復旧開閉器操作手順における操作回数及び当該連系用開閉器を介して停電区間に供給される負荷量（応援負荷量）をカウントする（Ｓ７７）。そして、登録した事故件名を全て実施するまでループする（Ｓ７８）。最後に、カウントした操作回数又は当該連系用開閉器を介して復旧される停電負荷量によって、遠制化する手動開閉器、手動化する遠制開閉器を決定する（Ｓ７９）。
【０１３２】
図１９は最適化される遠制開閉器の概念図を示す。最適配置前の連系用開閉器台数がＮ台，最適配置後の連系用開閉器台数がｎ台の場合を例としている。最適配置前のＮ台の中には、固定の連系用遠制開閉器がＫ台あるとする（これは、遠制／手動変更不可に設定された開閉器である）。移設可能な連系用遠制開閉器台数をｍ台とすると、残りの（Ｎ−Ｋ−ｍ）台の遠制開閉器は、既存の遠制開閉器を保持することになる。よって、最適配置後のｎ台のうち、Ｋ台＋（Ｎ−Ｋ―ｍ）台は、既に既存の遠制開閉器から選択することになる。残りの遠制開閉器をｍ台の既存遠制開閉器と手動開閉器の中から、最も操作回数が多かったもの、又は当該開閉器を介しての応援負荷量が多かったものの上位から選出する。
【０１３３】
以上のように、区分用遠制開閉器と連系用遠制開閉器の最適配置を行うことによって、限られた台数の遠制開閉器を最も効果的に配置する計画を立案することが可能となる。従来の作業者による定性的な推測による配置から、本実施例のように定量的な評価基準を付与して、半自動的に膨大な数の遠制開閉器の配置計画を支援できる効果は大きい。
【０１３４】
次に、電圧調整器最適配置処理部の説明をする。電圧調整器最適配置処理部１２は、区間電圧が適正範囲内に保持されるように、最適に、しかも必要最小限の電圧調整器を効率よく配電系統に配置することを目的としている。
【０１３５】
電圧調整器は、電力系統において電圧調整のために設置される機器の総称であり、変圧器タイプと力率改善タイプの２つに大別される。変圧器タイプのものは、数段のタップを有する変圧器によって昇圧・降圧を行うものである（以降、変圧器タイプの電圧調整器をＳＶＲという）。一方、力率改善タイプのものは、線路にコンデンサ（進み無効電力調整用）又はリアクトル（遅れ無効電力調整用）を接続して、力率を改善することにより電流を減少させ、それに伴い電圧降下を減少させるものである。一般的にはコンデンサタイプのものが多く使われる（以降、力率改善タイプの電圧調整器をＳＳＣという）。配電系統では、電圧特性に応じてＳＶＲ又はＳＳＣを効率よく配置することによって、適正電圧を保持する。
【０１３６】
本実施例の電圧調整器最適配置処理部１２は、適正電圧を保持するための最適な電圧調整器の配置を決定する機能（以下、電圧調整器最適配置決定）と、必要性の低い既存電圧調整器の撤去計画を立案する機能（以下、低稼働電圧調整器抽出）の２つに大別される。
【０１３７】
図２０に電圧調整器最適配置処理部のフローチャートを示す。まず、電圧調整器最適配置計算対象のフィーダを選択する（Ｓ８０）。次に電圧調整器最適配置処理の際に行う事故シミュレーション実施件名を決定し、デフォルトで各フィーダの配電線事故を登録する（Ｓ８１）。事故シミュレーション実施件名を変更する（Ｓ８２）場合は、実施事故件名の追加・削除（Ｓ８３）へ進む。そして、登録された事故シミュレーションを実施して、供給信頼度を検証する（Ｓ８４）。これを基準供給信頼度とする。
【０１３８】
次に、電圧調整器配置計画の実行の有無をチェックし（Ｓ８５）、有りの場合は電圧調整器配置位置決定処理を実施する（Ｓ８６）。電圧調整器配置位置決定処理は図２１で説明する。また、低稼働電圧調整器抽出の実行の有無をチェックし（Ｓ８７）、有りの場合は低稼働電圧調整器抽出処理を実施する（Ｓ８８）。低稼働電圧調整器抽出処理は図２４で説明する。最後に、表示装置３に、電圧調整器最適配置処理結果を出力する（Ｓ８９）。
【０１３９】
図２１に電圧調整器配置位置決定処理のフローチャートを示す。まず、計算対象フィーダの目標電圧範囲を決定する（Ｓ９０）。図２２に目標電圧範囲の説明図を示す。ここでは、目標電圧上限＝６６００（Ｖ），目標電圧下限＝６４５０（Ｖ）の例である。電圧調整器最適配置位置決定では、当該フィーダの各区間電圧の目標電圧範囲からの逸脱量が最小となるように、最適な電圧調整器配置位置を決定することとなる。
【０１４０】
次に、配置可能なＳＶＲ最大数、ＳＳＣ最大数及び属性データを設定する（Ｓ９１）。ＳＶＲ，ＳＳＣの最大数は、あくまで許容最大数であるので、目標電圧範囲を逸脱しないのであれば設置台数は少ない方が評価値は良くなる。
【０１４１】
また、計算対象力率種別を設定する（Ｓ９２）。一般に、配電線の力率は１日の時間帯により変動する。力率の値によっては、最適な電圧調整器配置位置は変化するので、本実施例では数種類の力率を設定可能としている。
【０１４２】
次に、計算対象フィーダにおいて、ＳＶＲ，ＳＳＣの全配置パターンを抽出する（Ｓ９３）。図２３にＳＶＲ，ＳＳＣの全配置パターン抽出の説明図を示す。ここでは、ＳＶＲの配置候補位置を計算対象フィーダに属する全区分用開閉器位置とし、ＳＳＣの配置候補位置を計算対象フィーダに属する全区間としている。
【０１４３】
ＳＶＲの仮想配置候補数をＲ１、ＳＶＲ配置数をＲ２、ＳＳＣの仮想配置数をＳ１、ＳＳＣの配置数をＳ２とすると、全ての配置パターン数は数２１により求まる。
【０１４４】
【数２１】
例えば、図２３（ａ）に示す配電線では、ＳＶＲ配置候補位置が丸印１〜５の地点、ＳＳＣ配置候補位置が三角印１〜５の地点となる。この例で考え得る全ての配置パターン数は、ＳＶＲ配置数＝２，ＳＳＣ配置数＝１の場合、数２１から図２３（ｂ）に示す１００パターンとなる。
【０１４６】
次に、計算対象フィーダに既設ＳＶＲ，ＳＳＣが有るかチェックし（Ｓ９４）、ある場合は、既設ＳＶＲ，ＳＳＣを全て不使用状態にして、仮想的に全電圧調整器を撤去した系統を作成する（Ｓ９５）。
【０１４７】
次に、抽出した電圧調整器配置パターンの１つを適用し（Ｓ９６）、当該配置パターンの電圧電流計算を実施する（Ｓ９７）。そして、当該配置パターンの評価値を算出する（Ｓ９８）。数２２に、電圧調整器配置位置決定処理の目的関数を示す。
【０１４８】
【数２２】
目的関数は、当該フィーダに所属する全区間について、目標電圧範囲からの逸脱量の２乗積算値とする。ただし、評価値が同一の場合は、配置ＳＶＲ数、ＳＳＣ数の総和がより少ない配置パターンを、最適配置パターンとして取り扱う。また、区間到達最低電圧Ｖｋが目標電圧範囲内の場合、数２２の計算対象外（偏差無し）とする。
【０１５０】
次に、抽出した電圧調整器配置パターンを全て処理するまでループし（Ｓ９９）、決定した最適配置パターンについて、規定された事故シミュレーションを実施して、供給信頼度を検証する（Ｓ１００）。
【０１５１】
図２４に低稼働電圧調整器抽出機能のフローチャートを示す。まず、計算対象フィーダに所属する全電圧調整器の使用／不使用組み合わせパターンを抽出する（Ｓ１０１）。
【０１５２】
ここで、図２５に使用／不使用組み合わせパターンの説明図を示す。（ａ）のように、ＳＶＲ＝２台，ＳＳＣ＝１台の電圧調整器が設置されている場合、各電圧調整器の使用状態を○、不使用状態を×で表すと、全組み合わせパターンは（ｂ）のようになる。
【０１５３】
抽出した電圧調整器使用／不使用パターンの１つを適用し（Ｓ１０２）、常時系統での電圧電流計算を実施し、当該パターンにおいて適正電圧逸脱箇所がある場合は、違反情報を記憶する（Ｓ１０３）。
【０１５４】
適正電圧逸脱箇所の有無をチェックし（Ｓ１０４）、無い場合は登録された事故シミュレーションを実施して、供給信頼度を検証する（Ｓ１０５）。また、抽出した電圧調整器使用／不使用パターンを全て実施するまでループする（Ｓ１０６）。そして、全ての電圧調整器使用／不使用パターンについて、パターン毎に「適正電圧違反有無」と「供給信頼度」を出力する（Ｓ１０７）。
【０１５５】
以上の処理により、全ての電圧調整器使用／不使用パターンについて、適正電圧違反有無と供給信頼度の結果を得ることが可能となる。ある電圧調整器を不使用（仮想的な撤去状態）としても、適正電圧違反が発生せず、且つ、事故時供給信頼度が低下しなければ、その電圧調整器を撤去しても、配電系統運用に支障が無いと判断することが可能となる。そのような電圧調整器を、定量的な判断条件の基に多数抽出することが出来れば、低稼働で必要性の低い電圧調整器を撤去して、その他の電圧調整器が必要な場所に移設することが可能となるので、配電系統運用コストの低減につながる。
【０１５６】
次に、遮断器最適配置処理部の説明をする。遮断器最適配置処理部１３は、配電線事故（短絡事故）が発生した際に、短絡事故を検出するためのリレー整定及び遮断器の最適配置を実施する。短絡事故は、配電線同士がインピーダンス零で接触する（いわゆる、ショート）事故のことで、非常に大きな短絡電流が流れる。配電系統を運用する際は、この短絡電流を検出するためのリレーを設置し、短絡電流を検出した際は速やかに送電を停止するなどの系統保護策をとる必要がある。以下、短絡電流の検出方法を説明する。
【０１５７】
短絡電流の検出は、配電系統の末端付近で短絡事故が発生した場合に、最も難しくなる。フィーダの末端付近、又は遮断器設置点（遮断器設置点以降は、当該遮断器で短絡事故を検出する）までの電力供給ルートのうち、最も累積インピーダンスが大きい地点に対して、短絡電流検出の可否を判定する。
【０１５８】
フィーダから、ある末端地点までのＺ（インピーダンス）が数２３で求められるものとする。変電所Ｔｒの基準容量Pとすると、6．6ｋＶ配電線の％Ｚ１（パーセントインピーダンス）は、数２４で求められる。
【０１５９】
【数２３】
【数２４】
この時、変電所２次母線の％インピーダンスを%Z２、ＳＶＲの％インピーダンスを%Z３、当該配電線に所属するＳＶＲ数をSｎとすると、トータルパーセントインピーダンス％Ｚは数２５で求められる。この結果、短絡容量Ｑは数２６のように求められる。
【０１６２】
【数２５】
【数２６】
三相短絡電流Ｉs3は数２７のように求められる。２相（線間）短絡電流は、３相短絡電流に対して、電圧ルート３倍、インピーダンス２倍（往復回路）となるので、数２８で求められる。
【０１６５】
【数２７】
【数２８】
短絡検出用リレーの整定値（以下、ＯＣ整定値という）が末端短絡電流を超過している場合は、当該末端区間の短絡電流を検出することが出来ないことになる。この区間を「短絡保護不能区間」とする。
【０１６８】
本実施例の遮断器最適配置処理部１３では、現在の配電系統における末端短絡電流を自動算出し、現在のＯＣ整定値と比較することによって、短絡保護可否を判定すると共に、短絡保護不能を解消するためのリレー整定値又は遮断器新設を行う。さらに、遮断器既設のフィーダにおいて、その遮断器が存在しなくても短絡電流検出が可能である場合は、当該遮断器を低稼働遮断器（不要な遮断器）と判断し、抽出する機能を提供する。
【０１６９】
図２６に遮断器最適配置処理部１３のフローチャートを示す。まず、遮断器最適配置計算対象フィーダを選択し（Ｓ１１０）、当該フィーダの末端短絡電流を数２８により算出する（Ｓ１１１）。次に、短絡保護不能区間の有無をチェックし（Ｓ１１２）、有る場合は処理Ｓ１１３へ、無い場合は処理Ｓ１１７へ進む。
【０１７０】
短絡保護不能区間がある場合、当該フィーダの短絡保護不能区間群を抽出する（Ｓ１１３）。短絡保護不能区間群とは、短絡保護不能であると判断された区間以降（負荷側）の区間の集合を意味する（短絡保護不能区間以降の区間は、全て短絡保護不能であるため）。
【０１７１】
次に、短絡保護不能区間群の解消方法（ＯＣ変更または遮断器追加）は人間系から指示される（Ｓ１１４）。ＯＣ整定値を変更する場合は整定値を人間系から設定される（Ｓ１１５）。ＯＣ整定値は、フィーダの想定最大電流以下の場合や２相短絡電流以上の場合は無効な整定値となるため、有効な整定値であるかを自動検証している。
【０１７２】
遮断器追加の場合は、遮断器設置候補地点を自動算出する（Ｓ１１６）。図２７に遮断器の新規設置候補位置の決定方法を説明する。図示のように、点線で囲まれた短絡保護不能区間群の中で、最も電源よりの短絡保護不能区間の電源側開閉器位置Ｂを遮断器の新規設置候補位置とする。
【０１７３】
一方、Ｓ１１２で短絡保護不能区間が無い場合は、当該フィーダに所属する遮断器を抽出する（Ｓ１１７）。そして、抽出された遮断器のうち、１つの遮断器を仮想撤去した状態で短絡電流を算出する（Ｓ１１８）。その結果、短絡保護不能区間が発生したかをチェックする（Ｓ１１９）。
【０１７４】
図２８に短絡保護不能区間の判定のしかたを説明する。（ａ）のように、短絡保護不能区間が存在しないフィーダで、当該フィーダに遮断器Ｂが設置されている場合、低稼働遮断器となる。なお、低稼働遮断器の判断は、（ｂ）のように遮断器を仮想撤去した状態でも、短絡保護不能区間が発生しないことである。
【０１７５】
Ｓ１１９で短絡保護不能区間が発生しない場合は、仮想撤去した遮断器を撤去可能な遮断器として抽出する（Ｓ１２０）。さらに、全遮断器を検証するまでループし（Ｓ１２１）、遮断器最適配置計算結果を表示装置３に出力する（Ｓ１２２）。
【０１７６】
以上の遮断器最適配置処理を実施すれば、従来、人間系にて算出していた短絡容量及び遮断器の配置位置の決定を、半自動的に遮断器最適配置を行うことが可能になる。
【０１７７】
以上のように、本実施例の最適配電系統構成作成装置によれば、大規模な配電系統の系統計画作業を実施するために要する時間を大幅に短縮することが可能となる。また、経験に乏しい作業者であっても、簡単なパラメータ設定によって、精度の高い系統計画作業を実施することが可能となる。その際、定量的な評価値によって、計画系統の有効性を確認することが可能となる。また、必要性の低い配電設備を自動抽出する機能によってコスト低減が図れる。
【０１７８】
【発明の効果】
本発明の最適電力供給ルートの作成によれば、現在又は将来想定負荷における配電系統の電圧・電流制約違反箇所を解消する系統構成を自動で算出することが出来る。
【０１７９】
本発明によれば、複数の評価項目に優先度と悪化許容率という概念を付与することによって、人間系の考えに近い統合的な評価が可能となり、複数の評価項目を満足する最適系統作成が可能となる。また、従来、熟練した作業者によっても数ヶ月の期間を要した配電系統の系統計画業務を、自動的に、しかも定量的な評価基準をもって実施することが可能となる。
【０１８０】
本発明の最適遠制開閉器配置によれば、遠制開閉器と手動開閉器が混在する配電系統における最適な遠制開閉器配置位置を決定することが可能となる。
【０１８１】
本発明の最適電圧調整器配置によれば、適正電圧の保持と電圧調整器設備コスト削減を目的とする電圧調整器配置位置を決定することが可能となる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の一実施例による配電系統最適構成作成装置の構成図。
【図２】ＧＡ法の処理の一例を示すフロー図。
【図３】本発明の一実施例による配電系統最適構成作成方法を示すフロー図。
【図４】一実施例による電圧電流適正化処理部の処理を示すフロー図。
【図５】電圧電流適正値逸脱箇所の情報を示す説明図。
【図６】配電系統のＮ段隣接フィーダの説明図。
【図７】電圧電流適正化処理部の系統切替による電流過負荷解消の説明図。
【図８】電圧電流適正化処理部の系統切替による適正電圧逸脱解消の説明図。
【図９】設備利用率均等化の評価算出の説明図。
【図１０】配電系統の一例を示す説明図。
【図１１】電力ロス最小化・設備利用率均等化・供給予備力最大化処理部の複数評価項目を順次評価する手法の説明図。
【図１２】本発明の一実施例による電力ロス最小化・設備利用率均等化・供給予備力最大化処理部の処理フロー図。
【図１３】区分用遠制開閉器の最適配置の説明図。
【図１４】連系用遠制開閉器の最適配置の説明図。
【図１５】一実施例による遠制開閉器最適配置処理部の処理フロー図。
【図１６】一実施例による区分用遠制開閉器最適配置の処理フロー図。
【図１７】区分用遠制開閉器最適配置における遠制開閉器配置パターンの説明図。
【図１８】一実施例による連系用遠制開閉器最適配置の処理フロー図。
【図１９】連系用遠制開閉器決定手法の説明図。
【図２０】一実施例による電圧調整器最適配置処理部の処理フロー図。
【図２１】一実施例による電圧調整器最適配置位置決定機能の処理フロー図。
【図２２】電圧調整器最適配置位置決定機能における目標電圧範囲の説明図。
【図２３】電圧調整器配置パターンの説明図。
【図２４】一実施例による電圧調整器最適配置処理部の低稼働電圧調整器抽出機能の処理フロー図。
【図２５】低稼働電圧調整器抽出における電圧調整器使用／不使用パターンの説明図。
【図２６】一実施例による遮断器最適配置処理部の処理フロー図。
【図２７】遮断器最適配置処理部の短絡保護不能区間解消手法の説明図。
【図２８】遮断器最適配置処理部の低稼働遮断器抽出機能の説明図。
【符号の説明】
１…計算機、２…入力装置、３…表示装置、４…遠隔監視制御装置、５…配電系統、６…全体制御部、７…データベース部、８…最適化制御部、９…電圧電流適正化処理部、１０…電力ロス最小化・設備利用率均等化・供給予備力最大化処理部、１１…遠制開閉器最適配置処理部、１２…電圧調整器最適配置処理部、１３…遮断器最適配置処理部、１４…事故時供給信頼度検証処理部。[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION
The present invention relates to a method and apparatus for comprehensively supporting operations such as determination of a power supply route, determination of an arrangement position of a distance control switch, and determination of an arrangement position of a voltage regulator in facility planning work for a distribution system.
[0002]
[Prior art]
The distribution system generally refers to power facilities below the substation, and consists of a feeder CB (drawer from the substation), a switch (switch for determining the power supply route), and a section (electric line). The
[0003]
When planning a power distribution system, any power supply route may be used as long as power can be supplied from a substation to a consumer. Distribution devices constituting the distribution system have restrictions such as limitations on the allowable value of the passing current and maintaining a specified voltage. For this reason, a power supply route in which a large amount of current flows through some distribution devices and a distribution system in which the voltage in some sections deviates from an appropriate voltage due to a voltage drop must not be planned. Also, in order to reduce power loss that occurs when power is supplied, it is necessary to avoid a large current flowing through a wire having a large resistance. Considering such problems, the work of installing and arranging distribution facilities for supplying power to power consumers while maintaining appropriate voltage and current is called distribution system planning.
[0004]
The propositions of the power distribution system planning work include “elimination of violations such as current overload and deviation from the appropriate voltage range”, “minimization of power loss, equalization of facility utilization, maximization of supply reserve capacity”, “ For example, “arrangement planning”, “voltage regulator arrangement planning”, and the like.
[0005]
However, even if an optimum power supply route is determined, even if a small power distribution system having, for example, 100 switches and about 20 switches are considered, the number of combinations of power supply routes is five. It becomes a 20th power pattern of x10. In general, power companies manage distribution systems in units of areas called sales offices, but there are thousands to tens of thousands of switches in the area in which one sales office is in charge. The number of combinations will be astronomical. For all these power supply routes, it is impossible for a human system to plan a distribution system while considering the propositions of various distribution system planning tasks as described above.
[0006]
For example, Japanese Patent Application Laid-Open No. 7-170662 describes a method for creating a power distribution system that reduces power loss. Japanese Laid-Open Patent Publication No. 2001-119858 describes a future facility planning method. In these known examples, it is possible to plan a power supply route for supplying power to a given demand and reduce power loss. However, the power supply route that reduces the power loss is reconfigured after planning the power supply route considering the load balance in consideration of the distribution of demand.
[0007]
[Problems to be solved by the invention]
Conventional system planning work for a power distribution system is a manual operation that requires a period of several months even for a skilled worker, and requires a great deal of manpower. In addition, it is difficult to provide a quantitative index in system planning work, and it is often performed according to the rules of thumb of the worker. For this reason, the quality of the worker was likely to vary depending on the skill of the worker. Hereinafter, problems to be solved by the present invention will be described for each system planning task.
(1) Eliminate violations such as current overload and deviation from the appropriate voltage range
In the distribution system planning work, the demand load forecast in the future (current to several years ahead) is performed every year to verify the existence of system constraint violations such as current overload and deviation from the appropriate voltage range under the assumed load condition. carry out. Conventionally, these constraint violation resolving means have been designed by human systems for each constraint violation.
[0008]
However, when many violations occur, a great deal of manpower is required and work efficiency is low. Moreover, there are many correlations between the violation points. For example, when there are three constraint violation points A, B, and C in the distribution system, the violation of B and C can be solved by the synergistic effect only by implementing the violation elimination plan for the violation of A There is. It is difficult for a human system to plan a system plan that efficiently eliminates a large number of violations having such complex correlations with the least amount of system change.
[0009]
Furthermore, it is often the case that all violations cannot be handled equally. In other words, human violation rules (heuristics) may cause violations that should be resolved with the highest priority, and in some cases, violations that may be ignored. A method for implementing the most efficient violations in a way that incorporates such human rule of thumb is required.
(2) Minimization of power loss, equalization of equipment utilization, and maximization of reserve capacity
As long as the power distribution system can supply power from the power source to the power consumer, its minimum role can be fulfilled. However, in power distribution system planning, the optimal power supply route should be determined considering various factors to achieve low cost and high reliability, such as minimizing power loss, equalizing equipment utilization, and maximizing reserve capacity. Is required. In the conventional technology, even if a distribution system configuration that satisfies each evaluation item can be planned, “the most appropriate distribution system is determined in consideration of a plurality of evaluation items at an appropriate ratio. It was impossible.
[0010]
Thus, there is a need for a method for efficiently determining the optimum power supply route by evaluating the system in an integrated manner while considering the priorities for a plurality of purposes.
(3) Planning of the arrangement of remote control switches
The switches arranged on the power distribution system are roughly classified into distance control switches and manual switches. Although the remote control switch is a switch that can be operated by a remote control device, it is difficult to apply to all switches because of its high cost. Therefore, it is an important task of system planning work to disperse highly important switches in a balanced manner. However, the conventional distance control switch arrangement plan is based on human rule of thumb, and is not necessarily the most effective and cost effective merit arrangement of the distance control switch.
(4) Planning of voltage regulator arrangement
If it is difficult to maintain the proper voltage of the electric wires (sections) on the distribution system due to load distribution or equipment restrictions, place a device called a voltage regulator in an appropriate location to increase or decrease the voltage. It is necessary to make it. Since the installation of voltage regulators causes an increase in distribution system operation costs, it is desired that the number of installed voltage regulators be minimized. However, the conventional voltage regulator arrangement plan is implemented based on human rule of thumb, and is not necessarily the most effective and cost-effective voltage regulator arrangement plan.
(5) Planning of circuit breaker arrangement
In the power distribution system, when a short circuit accident occurs on the track, it is necessary to immediately stop power transmission by releasing the circuit breaker in order to quickly identify the accident section and prevent the damage from spreading. However, when the relay set value of the circuit breaker is not appropriate, or when the cumulative impedance of the distribution line deviates from the predetermined value, it is difficult to detect the accident short-circuit current. In this case, it is necessary to review the relay setting value and add / remove the circuit breaker. Such calculation of the relay settling value, determination of whether or not the circuit breaker is necessary, and determination of the circuit breaker installation position are enormous, and are difficult for humans. A method for automating or supporting these operations is required.
[0011]
The object of the present invention is to solve the above-mentioned problems of the prior art, such as eliminating current overload, violation of proper voltage range deviation, minimizing power loss, equalizing equipment utilization, maximizing supply reserve, etc. An object of the present invention is to provide a method and apparatus for creating a distribution system optimum configuration that is comprehensively implemented. Another object of the present invention is to provide a method and apparatus for creating an optimal distribution system configuration that implements an optimal arrangement plan for a distance control switch, a voltage regulator, or a circuit breaker.
[0012]
[Means for Solving the Problems]
The present invention that achieves the above object is a creation method for determining an optimal radial system configuration according to a plurality of purposes of a distribution system, performing voltage and current calculation for the distribution system, current overload and / or appropriate voltage. Detecting a deviating equipment that has deviated, obtaining a violation rate of the deviating equipment, selecting a support facility for optimizing voltage and current from violation violation priority set according to the violation rate, and the support facility The system of the optimal solution which satisfies the objective function for voltage-current optimization is calculated. The objective function is set based on each element of the violation evaluation value ratio, the section movement ratio, and the state change switch ratio.
[0013]
Further, the method for creating the optimal distribution system of the present invention is to configure an optimal radial system according to a plurality of evaluation items of power distribution minimization, facility utilization equalization and supply reserve capacity maximization of the distribution system. Set the evaluation rank and the allowable deterioration rate for each evaluation item in the set evaluation items of the distribution system, and sequentially reconfigure and evaluate the distribution system satisfying the objective function based on a plurality of evaluation items according to the evaluation rank. It is characterized by repeatedly determining an optimal power distribution system. The objective function is based on the reciprocal of a value obtained by adding the system violation evaluation value ratio to the evaluation item.
[0014]
In addition, the evaluation order is the order of power loss minimization, equipment utilization rate equalization, and supply reserve capacity maximization. First, the power loss minimization is used as an evaluation item to obtain the minimum power loss system, and the power loss of this minimum system is determined. Is multiplied by the deterioration allowance rate to determine the allowable power loss deterioration value, and then the equipment utilization rate equalization is used as an evaluation item. Multiplying the maximum system capacity utilization evaluation value by the allowable deterioration rate to obtain the allowable capacity utilization deterioration value, and then maximizing supply reserve capacity as the evaluation item, the power loss deterioration allowable value and the equipment utilization rate deterioration allowable It is characterized in that the optimum system with the highest evaluation of supply reserve capacity is obtained with the value as a constraint condition.
[0015]
In addition, the present invention provides a power distribution system in which a distance control switch and a manual switch are mixed, so that a prescribed number of constant loads are entered so that the difference between the section load and the target section load in the distance control switch unit is minimized. The number of operation of the switch in the accident recovery procedure when determining the layout pattern of the distance control switch for classification and carrying out the simulation of the assumed distribution system accident or the load of the power failure section restored via the switch Using any one of the total amount as an evaluation index for the degree of importance of the switch, the arrangement pattern of a predetermined number of always-off interconnection control switches is determined.
[0016]
In addition, the present invention determines the optimal voltage regulator placement position and the number of placement so that the amount of deviation from the set target voltage range is minimized, as well as the normal distribution system and assumed distribution system faults. It is characterized by determining the use frequency of the voltage regulator in the power distribution system when the simulation is performed, and determining the removal of the voltage regulator having a low usage frequency.
[0017]
In addition, the present invention extracts sections that cannot detect accidents in the power distribution system, adds a circuit breaker at a position where accidents can be detected, and installs unnecessary sections in sections that can detect accidents. It is characterized by extracting the circuit breaker.
[0018]
In order to determine the optimal radial system configuration according to a plurality of purposes of the distribution system, the optimum distribution system creation device of the present invention has a current overload exceeding the allowable passing current value determined for each distribution device and an appropriate Optimum by reconfiguring and evaluating the distribution system by means of a genetic algorithm (GA method) in order to eliminate the deviation point extracted according to the set priority and the means to extract the appropriate voltage deviation from the voltage range And a current voltage optimization unit including means for determining a radial system.
[0019]
In addition, the evaluation method of minimizing power loss, equalizing equipment utilization, and maximizing supply reserve capacity is assigned an evaluation rank and a permissible deterioration rate for each evaluation item, and the GA method is used to satisfy these multiple evaluation items. A means for repeating the reconfiguration and evaluation of the power distribution system and determining an optimum power distribution system is provided.
[0020]
Furthermore, using the GA method to determine the appropriate placement position of the voltage regulator, using the appropriate voltage maintenance and the removal of the less necessary voltage regulator as an index, the difference between the section load and the target section load is always constant The method of determining the arrangement pattern of the remote control switch for entering and the remote control switch for interconnection by the GA method using the importance of the switch in the accident recovery procedure as an evaluation index, and adding and reducing the circuit breaker It is characterized by having at least one of means for determining an appropriate arrangement position of the circuit breaker by the GA method with the removal of the operating circuit breaker as an index.
[0021]
The operation of the present invention will be described. A method for obtaining an optimal solution by comprehensively evaluating a plurality of purposes described in the above problem is called a combinatorial optimization problem. A combinatorial optimization problem is that an objective function value in a certain state can be obtained, but a state (optimal solution) that maximizes (or minimizes) a certain objective function cannot be uniquely determined. A general term for problems. Therefore, in order to solve the combinatorial optimization problem strictly, it is necessary to search all possible states. However, when applied to a power distribution system, unrealistic calculation time is required even when an existing high-speed computer is used.
[0022]
In the present invention, a metaheuristic method (hereinafter referred to as MH method) which has been attracting attention in recent years is adopted as an optimization method for the combinatorial optimization problem, and each work of the distribution system facility plan is performed efficiently and quantitatively. The MH method is a general term for optimization methods such as a genetic algorithm (hereinafter referred to as GA), tab search, and simulated annealing.
[0023]
The idea of the optimization method in the MH method is to first formulate a certain initial solution and change the contents of the initial solution little by little (that is, do not plan randomly but plan as few times as possible). We devised to get the optimal solution). Finally, the objective function value representing the item to be maximized or minimized is evaluated, and an excellent solution is adopted as the next candidate solution, so that the optimum solution is finally obtained in a short time. is there. According to this MH method, if the objective function and constraint conditions for optimization can be formulated, it is easy to incorporate human heuristics that were difficult to algorithmize. It is.
[0024]
In the present invention, an optimization process based on a genetic algorithm (GA) is employed in order to calculate an optimal distribution system configuration. Optimization by GA method does not require a specific knowledge algorithm during the search process, and is characterized by random global search, and is an optimal solution that is difficult to plan with artificial intelligence that mimics human systems or human thinking. Can be derived. In the present invention, this GA method is positioned as a black box device that outputs an optimum distribution system state by inputting a certain distribution system state and assigning an objective function and a constraint condition.
[0025]
The present invention provides a high-speed and high-efficiency method by formulating the objectives and empirical rules of each work of the distribution system plan and realizing the calculation by the computer. Further, each function is executed independently or in a chain of a plurality of functions.
[0026]
The present invention is an apparatus for planning an optimal distribution system that eliminates violations such as current overload and deviation from an appropriate voltage range and determines an optimal power supply route. That is, a violation rate indicating the degree of current overload and proper voltage deviation is calculated for a distribution system in which a plurality of current overload and proper voltage deviation occurs. The violation resolution priority is set by default in descending order of the violation rate. It is also possible for the human system to change the priority individually. An evaluation value for the distribution system is assigned based on the violation rate of each violation location and the priority for eliminating the violation, and the distribution system with the best system evaluation value is determined using the GA method.
[0027]
In addition, the present invention is an apparatus for planning an optimal power distribution system that determines an optimal power supply route that satisfies power loss minimization, facility utilization rate equalization, and supply reserve capacity maximization. In order to derive a distribution system that satisfies a plurality of distribution system evaluation items in an integrated manner, an evaluation priority and a permissible deterioration rate are assigned to each evaluation item. In accordance with the set evaluation priority, the GA method is applied to a plurality of evaluation items and sequentially optimized.
[0028]
In addition, the present invention is a device for planning an arrangement of a distance control switch. For a distribution system with a mixture of remote control switches and manual switches, the number of constant inputs specified by the GA method is always entered so that the difference between the section load and the target section load in the distance control switch unit is minimized. Determine the arrangement pattern of the distance control switch. Importance of either the number of operation of the switch in the accident recovery procedure when a simulation of an assumed power distribution system accident was performed or the total load during a power outage section restored via the switch As an evaluation index, the arrangement pattern of the number of normally-switched far-off switches defined by the GA method is determined.
[0029]
The present invention is also a device for planning the arrangement of voltage regulators. The optimal placement and number of voltage regulators are determined by the GA method so that the deviation from the set appropriate voltage range is minimized. The frequency of use of the voltage regulator in the distribution system when the simulation of the normal distribution system and the assumed distribution system fault is carried out is determined, and the voltage regulator having a low usage frequency is determined.
[0030]
Moreover, this invention is a planning apparatus of the arrangement plan of a circuit breaker. Extract sections that cannot detect accidents in the power distribution system, and add breakers at appropriate locations. At the same time, circuit breakers installed unnecessarily are extracted even though accident detection is sufficiently possible. The addition and deletion of circuit breakers are determined by calculating the short circuit current required to detect a short circuit fault.
[0031]
DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Hereinafter, embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the drawings. FIG. 1 is a block diagram of an optimum distribution system creation device according to an embodiment of the present invention. The optimum distribution system creation device has a
[0032]
The remote
[0033]
The
[0034]
An outline of the operation of each unit will be described. The
[0035]
The
[0036]
The
[0037]
The gene algorithm in the present embodiment is provided for each function. However, only the
[0038]
The voltage / current
[0039]
The power loss minimization / equipment utilization ratio equalization / supply reserve
[0040]
Based on the system configuration instructed by the
[0041]
The voltage regulator optimum
[0042]
The circuit breaker optimum
[0043]
The accident supply reliability
[0044]
Next, detailed operations of the voltage / current
[0045]
FIG. 3 is a flowchart showing processing of the optimization control unit. The
[0046]
The execution of the voltage / current optimization processing unit (S11) and the power loss minimization / equipment utilization ratio equalization / supply reserve maximization processing unit execution (S13) determine the system configuration for determining the on / off state of the switch. It is processing. Therefore, it is necessary to perform before the execution of the distance control switch optimum arrangement processing unit (S15), the voltage regulator optimum arrangement processing unit (S17), and the circuit breaker optimum arrangement processing unit (S19). This is because, when the on / off state of the switch changes, the calculation results of the processing units of S15, S17, and S19 also change.
[0047]
FIG. 4 shows a flowchart of the voltage / current
[0048]
[Expression 1]
[Expression 2]
Next, the information of the extracted appropriate value deviation part (violating part) is output to the display device 3 (S32). Here, the extracted information of the appropriate value deviation part (violating part) is information shown in FIG. In the example of FIG. 5A, there are four violations from No1 to No4. From this appropriate value deviation location information, the operator selects the equipment to be optimized (S33). Then, the violation resolution priority of the selected violation target violation is determined (S34). Violation resolution priority is set by default in descending order of violation rates at locations that deviate from appropriate values. Here, the violation rate of the current overload is calculated by
[0051]
[Equation 3]
[Expression 4]
In the example of FIG. 5A, among the four violations from No1 to No4, the violation rate of No1 is 20%, the violation rate of No2 is 15%, the violation rate of No3 is 10%, the violation rate of No4 Is 5%. By default, the priority is No1 → 4. However, the violation resolution priority can be freely changed by the operator. This is because when a human being resolves violations, not all violations are treated equally. That is, individual circumstances are taken into consideration, such as violations to be resolved with the highest priority and violations that are not particularly serious. In this embodiment, in order to reflect such individual circumstances, the concept of “priority” is introduced and an evaluation function is designed. Details of the evaluation function will be described later.
[0054]
Next, a support facility for performing voltage / current optimization is selected (S35). Support equipment means a distribution line for shifting a part of the feeder section to which the violation part belongs in order to eliminate the violation. For the support equipment, an adjacent feeder is selected within the N-stage range from the feeder to which the violation part belongs. Adjacent in N stages refers to a feeder adjacent to the reference feeder (in this case, the feeder to which the violating part belongs) and the switch.
[0055]
FIG. 6 shows a conceptual diagram of the adjacent feeder. For example, “the feeder in the adjacent two-stage range is set as a support facility” means that the feeder next to the “adjacent” feeder (the adjacent two-stage feeder) of the feeder to which the violation belongs belongs is selected as the support facility. .
[0056]
Next, using the violation facility and the support facility as the calculation target facility, the switch on / off pattern of the distribution system having the highest evaluation is obtained by the GA method under the specified objective function and constraint conditions (S36). Here, a specific example is shown in which current overload and deviation from the appropriate voltage are eliminated by turning on / off the switch.
[0057]
FIG. 7 shows an example in which the current overload is eliminated by changing the switch on / off pattern. In this example, the “
[0058]
FIG. 8 shows an example in which the proper voltage deviation is eliminated by changing the switch on / off pattern. In this example, the “switch: load side section of 3” belonging to the feeder A is in a state of deviating from the appropriate voltage, with the voltage drop amount = 300 (V) with respect to the voltage drop allowable amount = 200 (V). ing. Therefore, switch: 3 is turned on → off and switch: 7 is turned off → on. That is, when the load side section of the switch: 3 is shifted from the feeder A to the feeder B, the proper voltage deviation state is eliminated.
[0059]
Next, an objective function and constraint conditions for voltage / current optimization are formulated. The objective function of voltage / current optimization is shown in
[0060]
[Equation 5]
The evaluation value for voltage / current optimization is calculated by the elements of “violation evaluation value ratio”, “section movement ratio”, and “state change switch ratio”. The violation evaluation value ratio is calculated by
[0062]
[Formula 6]
[Expression 7]
The “violation evaluation value ratio” means a violation evaluation value of the system pattern with respect to the pre-calculation violation evaluation value, and the smaller the violation evaluation value ratio, the higher the evaluation.
[0065]
“Section movement ratio” is calculated by
[0066]
[Equation 8]
The “state change switch ratio” is calculated by
[0068]
[Equation 9]
As shown in
[0070]
The voltage / current optimization processing of the present embodiment is realized using the GA method as a base algorithm. A comparison with FIG. 2 showing the GA method will be described below.
[0071]
In S1 and S2 of FIG. 2, the initial gene of the GA method is created and the initial gene is evaluated. In the voltage / current optimization process, this corresponds to the evaluation of the initial system as shown in FIG. As shown in (a), when there are four violations in the initial system, the violation evaluation value = 32.08 is calculated in consideration of each violation rate and priority. Next, in steps S3 to S5, a new gene (distribution system pattern) is generated, and the gene is evaluated. This is the content shown in FIGS. 5B and 5C in the voltage / current optimization process. That is, when the violation information of the gene (distribution system pattern (1)) generated by the crossover / mutation of the GA method is FIG. 5 (b), the violation evaluation value of the distribution system pattern (1) is 12.5. . Similarly, when the violation information of a certain distribution system pattern (2) is FIG. 5C, the violation evaluation value is 40. The smaller the violation evaluation value, the better the evaluation. Therefore, the system pattern (1) has a higher evaluation than the system pattern (2).
[0072]
In this way, the process of generating and evaluating genes (system pattern) one after another is repeated (S6, S7), and if the GA convergence judgment is satisfied (S8), the gene (system pattern) with the highest evaluation is adopted. Then, the process ends.
[0073]
Finally, the calculated optimum system is output to the
[0074]
According to the present embodiment, a technique for evaluating a plurality of violation points in an integrated manner is solved by applying an optimization algorithm called GA and an evaluation function using violation rates and priorities.
[0075]
Next, the operation of the power loss minimization / equipment utilization rate equalization / supply reserve
[0076]
Here, each of power loss minimization, equipment utilization rate equalization, and supply reserve capacity maximization is defined. The power loss is the amount of power lost during power supply due to the electrical resistance of the distribution system, and is preferably as small as possible. The formula for calculating the power loss is shown in
[0077]
[Expression 10]
The facility utilization rate equalization aims to properly balance the utilization rate (= load current value / allowable current value) of the bank feeder that is the equipment in the substation.
[0079]
[Expression 11]
Here, the system planning worker can arbitrarily determine the target usage rate Tj of each bank feeder j, and the squared difference value with respect to the target usage rate is set as the equipment usage rate equalization evaluation value U.
[0081]
FIG. 9 shows a specific example of the calculation calculation for equalizing the equipment utilization rate. A system that supplies power to a load of 1200 A in total using four feeders and two banks is taken as an example. Here, the target usage rate for equalizing the usage rate of all bank feeders is considered. Since a total load of 1200 A is supplied by four feeders, a load of 300 A per feeder may be theoretically supplied. That is, if the feeder capacity is 500 A, the target utilization rate is 60%. Furthermore, since a total load of 1200 A is supplied by two banks, theoretically, a load of 600 A per bank may be supplied. That is, if the bank capacity is 1000 A, the target utilization rate is 60%.
[0082]
For this target rate, the evaluation value U1 of the upper distribution system in FIG. 9 is calculated. From
[0083]
The supply reserve capacity maximization is intended to maximize the supply reserve capacity (= allowable current value−passing current value) of the switch in the distribution system. When an accident occurs in the power distribution system, it is necessary to supply power from the adjacent equipment in the accident section to restore the power outage section. The reserve power of a switch here is the capability which can supply electric power to the adjacent installation from the said switch, and it is preferable that the reserve power is as large as possible.
[0084]
[Expression 12]
The supply reserve S is obtained as a square integrated value of the difference between the switch current allowable value Ck and the passing current Ik.
[0086]
By the way, various system patterns can be considered if the minimum purpose of the distribution system of supplying power from the power source (feeder CB) to the power consumer is satisfied. However, in order to reduce the operating cost and increase the reliability of the distribution system, it is necessary to consider factors such as minimizing power loss, equalizing equipment utilization, and maximizing supply reserve capacity.
[0087]
For example, in the distribution system shown in FIG. 10, assuming that the loads in all the sections are the same, the system patterns of (1) and (2) supply power every three sections. The facility utilization rate is the same. However, from the viewpoint of power loss, the system pattern (1) has a higher power loss than the system pattern (2). That is, in the system pattern (1), since the left feeder supplies the upper route and the right feeder supplies the lower route, a large current flows from the power source of each route to the switch. On the other hand, in the system pattern (2), since the left and right feeders supply the upper and lower routes in a balanced manner, a large current does not flow in one place.
[0088]
In this way, when determining the optimal switch on / off pattern for the distribution system, power loss minimization, equipment utilization rate equalization, supply reserve capacity maximization, etc. are not possible with the system pattern optimized individually. It is enough. That is, it is necessary to determine these optimally and determine the optimum system pattern. In the present embodiment, an integrated evaluation of a plurality of items is realized by setting an evaluation rank (priority order) and an acceptable deterioration rate for the plurality of evaluation items and sequentially evaluating them.
[0089]
FIG. 11 shows an explanatory diagram of the multi-item integrated evaluation. In this example, the evaluation priority order is as follows: 1: power loss minimization → 2: equipment utilization rate equalization → 3: supply reserve capacity maximization. The allowable deterioration rate is assumed to be 40% for power loss minimization, 50% for equipment utilization rate equalization, and 0% for maximum supply reserve capacity.
[0090]
In the multi-item comprehensive evaluation method of the present embodiment, first, the optimum system is determined by the GA method using only “power loss minimization” of
[0091]
Next, the system optimization is performed by the GA method using only “equal equipment utilization rate” of the
[0092]
Next, system optimization is performed by the GA method using only “maximization of supply reserve capacity” of
[0093]
The optimal system calculated in this way is an optimal system of a plurality of items satisfying a certain evaluation reference value when viewed from an item having a high evaluation priority. As a result, it is possible to obtain an optimum system in which a plurality of evaluation items that are completely different from each other in evaluation value units and evaluation calculation formulas are integrated.
[0094]
FIG. 12 is a flowchart of the power loss minimization / equipment utilization rate equalization / supply reserve capacity
[0095]
Next, the optimum system pattern for the set objective function is calculated by the GA method (S45). At this time, for an evaluation rank item having a number lower than the current evaluation rank I, an optimum system that satisfies the constraint condition of the allowable deterioration value is calculated. When all the evaluation item numbers N are implemented (S46), the system information after system optimization is output (S49), and the process is terminated.
[0096]
If there are still uncalculated optimization items, an allowable deterioration value is calculated based on the allowable deterioration rate of the implemented I-th evaluation item (S47). Then, the evaluation item loop is repeated (S48). The optimization items executed after this will be optimized in consideration of the constraint condition including the allowable deterioration value.
[0097]
In the present embodiment, the evaluation items are the three items of power loss minimization, equipment utilization rate equalization, and supply reserve capacity maximization, but more evaluation items can be targeted.
[0098]
Next, the objective function will be described. The objective function in the GA method of “minimizing power loss, equalizing equipment utilization, and maximizing supply reserve capacity” is shown in
[0099]
[Formula 13]
The evaluation value f2 is obtained based on the sum of the optimization item evaluation value Y1 and the maximum violation rate evaluation value Y2. The formula for calculating Y1 is shown in
[0101]
[Expression 14]
[Expression 15]
Y1 is composed of the improvement rate and coefficient for the pre-calculation system for each evaluation item. Here, the coefficients C4 to C6 express the presence / absence of the evaluation item as 1 or 0. That is, in the objective function during the power loss minimization evaluation process, C4 = 1, C5 = 0, and C6 = 0.
[0104]
The power loss evaluation value improvement rate Limp is expressed by
[0105]
[Expression 16]
The equipment utilization rate equalization evaluation value improvement rate is expressed by Equation 17. Ustd is an equipment utilization rate equalization evaluation value in the pre-calculation system, and Uimp represents how much the equipment utilization rate equalization evaluation value is improved compared to the pre-calculation system. The equipment utilization rate equalization evaluation value U is as shown in
[0107]
[Expression 17]
The supply reserve capacity evaluation value improvement rate is expressed by Equation 18. Sstd is a supply reserve evaluation value in the pre-calculation system, and Simp represents how much the supply reserve evaluation value is improved compared to the pre-calculation system. The supply reserve capacity evaluation value S is as shown in
[0109]
[Formula 18]
The maximum violation rate evaluation value Y2, which is the second
[0111]
[Equation 19]
The maximum violation rate Emax is a value with the highest violation rate among all violation points existing in the system pattern. The current overload violation rate ErI and the appropriate voltage deviation violation rate ErV are as shown in
[0113]
According to the present embodiment, it is possible to plan an optimum distribution system configuration that achieves them comprehensively by using power loss minimization, equipment utilization rate equalization, and supply reserve capacity maximization as objective functions.
[0114]
Next, the operation of the distance control switch optimal
[0115]
FIG. 13 shows a conceptual diagram of the optimum arrangement of the divisional distance control switches. As shown in the upper part of the system before optimal placement, when manual switches (◯) and distance control switches (□) are arranged, the load of the “distance section” existing in the feeder is Assuming that the load of the section is 100kW, it is 300kW and 100kW, respectively. Here, the “distance control section” is a section surrounded by a distance control switch. The remote control section is a unit that allows remote control to perform charging and power outage when switching the system due to an accident or work.
[0116]
In general, from the viewpoint of early recovery from accidents and efficient operation of the distribution system, it is desirable that the total load of the feeder be equally divided in the distance control section. Based on this concept, the optimum arrangement of the distance control switches for sorting is such that the load on the feeder can be equally divided in the distance control section according to the number of distance control switches that can be placed in each feeder. Determine the arrangement pattern of the distance control switch. When the distance control switch (□) is arranged as shown in the lower part of FIG. 12, the load in the distance control section is equally divided by 200 kW.
[0117]
FIG. 14 shows a conceptual diagram of the optimal arrangement of the interconnection distance control switch. As shown in the upper part of the system before optimal arrangement, consider a case where a manual / distance switch for interconnection is arranged. The interconnection switch is always switched off and is operated when a system change is required due to an accident or work.
[0118]
Therefore, the accident simulation is performed for all sections of the feeder to be calculated and the adjacent feeders within the range of the specified number of stages, and the number of operation of each interconnection switch or the power outage section load amount restored through the switch is calculated. Accumulate. For example, when the number of operations is an evaluation target, it is assumed that the number of accumulated operations is as shown in the lower part of FIG. The connection manual switch with the number of operations of 3 times is determined to have a higher distance control effect than the distance control switch with the number of operations of 0 times, and the distance control and the manual operation are changed. In this way, it is possible to determine the optimal arrangement pattern of the distance control switches for sorting and interconnection, and to efficiently operate a limited number of distance control switches.
[0119]
FIG. 15 shows a flowchart of the distance control switch optimal arrangement processing unit. First, a feeder for which the distance control switch optimal layout calculation target is selected (S51). Then, it is determined whether or not the optimal arrangement of the distance control switch for classification and the optimal arrangement of the distance control switch for interconnection are performed (S52). In the present embodiment, either one or both can be selected as implementation items. Then, it designates a distance / manual changeable switch (S53). This is to specify in advance a switch for which it is desired to keep the distance / manual as it is for operational reasons.
[0120]
Next, it is selected whether or not the optimum arrangement of the distance control switch for division is selected (S54). If Yes, the optimum arrangement of the distance control switch for division is executed (S55). If No, whether or not the optimum arrangement of the connection distance control switch is selected (S56), and if Yes, the connection distance control switch is optimized (S57). Finally, the optimum arrangement result of the distance control switch is output to the display device (S58).
[0121]
FIG. 16 shows a flowchart of the optimum arrangement of the division distance control switches. First, the distance candidate position of the feeder to be calculated is extracted (S61). Since the distance control candidate positions are the existing distance control switch and the manual switch that can be controlled, the switches that are set so that the distance control / manual change is impossible are excluded.
[0122]
Next, the allowable maximum number of distance control switches for classification is input (S62). This is the maximum number of sorting distance control switches that can be arranged in the feeder, and the number of finally arranged switches may be less than the set number. Further, the evaluation target load category type and the load category target value of the far control section are input (S63). For the load category to be evaluated, the load type to be equalized for each remote control section is specified from the contracted facility capacity (kW), current value (A), and number of customer units. The load category target value is a target load value in the far section for the specified load type.
[0123]
Next, all combination patterns that allocate the distance control switches to the distance control candidate positions of the calculation target feeder are extracted within the range of the allowable maximum distance control switches (S64). A simple example is shown in FIG. As shown in FIG. 17 (a), for the five switches SW1 to SW5, if the allowable maximum distance control switch number = 2, the 15 patterns shown in FIG. 17 (b) are all combination patterns.
[0124]
Next, one of the extracted distance control switch arrangement patterns is applied (S65), and an evaluation value of the distance control switch arrangement pattern is calculated (S66). Here, the objective function of the optimal arrangement of the divisional distance control switch is shown in
[0125]
[Expression 20]
The objective function f3 is represented by the improvement rate of the distance control index dispersion when compared with the system before optimization. Here, the distance control section index dispersion degree D is a value obtained by integrating the absolute difference value between the distance control section target index value Ie and the distance control section index value Ij for the total number of sections N belonging to the feeder.
[0127]
Next, a loop is performed until all the extracted arrangement patterns are evaluated (S67). As a result, the divisional telescoping switch arrangement pattern with the highest evaluation value is determined (S68). Finally, the supply reliability of the specified accident simulation is verified for the optimum distance control arrangement pattern (S69). This is for confirming the change in the supply reliability by changing the arrangement pattern of the distance control switch.
[0128]
FIG. 18 shows a flowchart of the optimal arrangement of the distance control switches for interconnection. First, a distance candidate position of the calculation target feeder is extracted (S70). The distance control candidate positions are an existing distance control switch and a manual switch that can be controlled. Next, the optimum arrangement calculation conditions for the connection distance control switch are set (S71). Here, the following calculation conditions are set. The number of distance control switches for interconnection after optimal arrangement is the maximum number of distance control switches for interconnection that can be arranged in the feeder. The number of distance control switches for relocation that can be relocated is specified by the maximum number that can be manually operated among existing distance control switches for connection. The distance control effect evaluation type designates the evaluation type of the distance control effect (the number of operations or the amount of load supplied to the power outage section via the switch).
[0129]
Next, all the adjacent feeders within the designated N-stage range are extracted from the calculation target feeder (S72), and the section accidents of all the sections belonging to the extracted feeder are registered as accident simulation execution names (S73). Then, it asks whether or not the registered accident name is changed (S74), and if it is desired to be changed, it is added or deleted (S75).
[0130]
Next, add any accident title (bank accident, distribution line accident, etc.) to the accident simulation implementation subject, and use all existing distance control switches and manual switches as operation target switches at the time of accident recovery. (S76). In general, when an accident is restored, the distance control switch is given priority as the operation target switch, but in this accident simulation, the switch with the best conditions is operated without discriminating between the current distance control and manual types. And recover from the accident. Thereby, it is possible to extract a switch that is purely used frequently in an accident.
[0131]
Next, the number of operations in the accident recovery switch operating procedure in the accident simulation and the load amount (support load amount) supplied to the power outage section via the interconnection switch are counted (S77). And it loops until it implements all the registered accident subjects (S78). Finally, the manual switch to be controlled remotely and the remote switch to be controlled manually are determined based on the counted number of operations or the power outage load restored via the interconnection switch (S79).
[0132]
FIG. 19 shows a conceptual diagram of a distance control switch to be optimized. In this example, the number of interconnection switches before optimal placement is N, and the number of interconnection switches after optimum placement is n. It is assumed that there are K fixed linkage distance control switches among the N units before the optimal arrangement (this is a switch set to be incapable of distance control / manual change). When the number of distance control switches for interconnection that can be transferred is m, the remaining (N−K−m) distance control switches hold the existing distance control switches. Therefore, among the n units after the optimal arrangement, the K units + (N−K−m) units are already selected from the existing distance control switches. The remaining distance control switches are selected from the top of the m existing distance control switches and manual switches that have the highest number of operations or that have the highest support load through the switch. .
[0133]
As described above, it is possible to devise a plan to arrange the limited number of distance control switches most effectively by optimally arranging the distance control switches for classification and the distance control switches for interconnection. It becomes. From the arrangement based on the qualitative estimation by a conventional worker, a quantitative evaluation standard is assigned as in the present embodiment, and the effect of supporting a huge number of remote control switch arrangement plans semi-automatically is great.
[0134]
Next, the voltage regulator optimum arrangement processing unit will be described. The voltage regulator optimum
[0135]
A voltage regulator is a general term for equipment installed for voltage regulation in a power system, and is broadly classified into a transformer type and a power factor improvement type. In the transformer type, the voltage is stepped up and down by a transformer having several taps (hereinafter, the transformer type voltage regulator is referred to as SVR). On the other hand, in the power factor improvement type, a capacitor (for leading reactive power adjustment) or a reactor (for delay reactive power adjustment) is connected to the line, and the current is reduced by improving the power factor, resulting in a voltage drop. Is to decrease. Generally, a capacitor type capacitor is often used (hereinafter, a power factor improving type voltage regulator is referred to as SSC). In a power distribution system, an appropriate voltage is maintained by efficiently arranging SVR or SSC according to voltage characteristics.
[0136]
The voltage regulator optimum
[0137]
FIG. 20 shows a flowchart of the voltage regulator optimum arrangement processing unit. First, a feeder for which voltage regulator optimum arrangement calculation is to be selected is selected (S80). Next, an accident simulation execution subject to be performed at the time of the voltage regulator optimum arrangement processing is determined, and a distribution line accident of each feeder is registered by default (S81). When changing the accident simulation implementation subject (S82), the process proceeds to addition / deletion of the implementation accident subject (S83). And the registered accident simulation is implemented and supply reliability is verified (S84). This is the standard supply reliability.
[0138]
Next, the presence / absence of execution of the voltage regulator arrangement plan is checked (S85). If there is, the voltage regulator arrangement position determination process is executed (S86). The voltage regulator arrangement position determination process will be described with reference to FIG. Further, whether or not the low operating voltage regulator extraction is executed is checked (S87), and if there is, the low operating voltage regulator extraction process is performed (S88). The low operating voltage regulator extraction process will be described with reference to FIG. Finally, the voltage regulator optimum arrangement processing result is output to the display device 3 (S89).
[0139]
FIG. 21 shows a flowchart of the voltage regulator arrangement position determination process. First, the target voltage range of the calculation target feeder is determined (S90). FIG. 22 is an explanatory diagram of the target voltage range. In this example, the target voltage upper limit = 6600 (V) and the target voltage lower limit = 6450 (V). In the voltage regulator optimum arrangement position determination, the optimum voltage regulator arrangement position is determined so that the amount of deviation from the target voltage range of each section voltage of the feeder is minimized.
[0140]
Next, the maximum number of SVRs that can be arranged, the maximum number of SSCs, and attribute data are set (S91). Since the maximum number of SVRs and SSCs is an allowable maximum number, the evaluation value is better when the number of installed units is smaller as long as it does not deviate from the target voltage range.
[0141]
Also, the calculation target power factor type is set (S92). In general, the power factor of the distribution line varies depending on the time of day. Depending on the value of the power factor, the optimum voltage regulator arrangement position changes, so in this embodiment, several types of power factors can be set.
[0142]
Next, in the calculation target feeder, all arrangement patterns of SVR and SSC are extracted (S93). FIG. 23 is an explanatory diagram for extracting all arrangement patterns of SVR and SSC. Here, the placement candidate positions of SVR are set as all-segment switch positions belonging to the calculation target feeder, and the placement candidate positions of SSC are set as all sections belonging to the calculation target feeder.
[0143]
Assuming that the number of SVR virtual arrangement candidates is R1, the number of SVR arrangements is R2, the number of SSC virtual arrangements is S1, and the number of SSC arrangements is S2, the number of all arrangement patterns is obtained by Expression 21.
[0144]
[Expression 21]
For example, in the distribution line shown in FIG. 23A, the SVR placement candidate positions are the points with
[0146]
Next, it is checked whether the calculation target feeder has the existing SVR and SSC (S94). If there is, the existing SVR and SSC are all unused and a system in which all the voltage regulators are virtually removed is created. (S95).
[0147]
Next, one of the extracted voltage regulator arrangement patterns is applied (S96), and voltage current calculation of the arrangement pattern is performed (S97). Then, the evaluation value of the arrangement pattern is calculated (S98).
[0148]
[Expression 22]
The objective function is the square integrated value of the deviation from the target voltage range for all sections belonging to the feeder. However, when the evaluation values are the same, an arrangement pattern having a smaller total number of arrangement SVRs and SSCs is handled as an optimum arrangement pattern. Further, when the section minimum voltage Vk is within the target voltage range, the calculation target of
[0150]
Next, a loop is performed until all the extracted voltage regulator arrangement patterns are processed (S99), and a specified accident simulation is performed on the determined optimum arrangement pattern to verify the supply reliability (S100).
[0151]
FIG. 24 shows a flowchart of the low operating voltage regulator extraction function. First, use / non-use combination patterns of all voltage regulators belonging to the calculation target feeder are extracted (S101).
[0152]
Here, FIG. 25 shows an explanatory diagram of a use / non-use combination pattern. When (S) = 2 voltage regulators and SSC = 1 voltage regulators are installed as shown in (a), if each voltage regulator is used as ◯ and the non-use state as x, all combination patterns are As shown in (b).
[0153]
One of the extracted / unused voltage regulator patterns is applied (S102), voltage / current calculation is always performed in the system, and if there is an appropriate voltage deviation point in the pattern, violation information is stored (S103). ).
[0154]
The presence / absence of an appropriate voltage deviation is checked (S104), and if not, a registered accident simulation is performed to verify the supply reliability (S105). Further, it loops until all the extracted voltage regulator use / nonuse patterns are implemented (S106). Then, for all the voltage regulator use / nonuse patterns, “appropriate voltage violation” and “supply reliability” are output for each pattern (S107).
[0155]
With the above processing, it is possible to obtain the result of the presence or absence of an appropriate voltage violation and the supply reliability for all voltage regulator use / nonuse patterns. Even if a voltage regulator is not used (virtual removal state), if the appropriate voltage violation does not occur and the supply reliability at the time of the accident does not decrease, even if the voltage regulator is removed, the power distribution system It can be determined that there is no problem in operation. If a large number of such voltage regulators can be extracted based on quantitative judgment conditions, remove the voltage regulators that are not necessary for low operation and move them to the place where other voltage regulators are needed. As a result, distribution system operation costs can be reduced.
[0156]
Next, the breaker optimal arrangement processing unit will be described. The circuit breaker optimum
[0157]
The detection of short circuit current is most difficult when a short circuit accident occurs near the end of the distribution system. Short-circuit current detection is performed near the end of the feeder or at the point with the highest cumulative impedance in the power supply route to the breaker installation point (after the breaker installation point, the short-circuit fault is detected by the breaker). Judgment is made.
[0158]
It is assumed that Z (impedance) from the feeder to a certain end point is obtained by
[0159]
[Expression 23]
[Expression 24]
At this time, if the% impedance of the substation secondary bus is% Z2, the% impedance of the SVR is% Z3, and the number of SVRs belonging to the distribution line is Sn, the total percent impedance% Z is obtained by the following equation (25). As a result, the short-circuit capacity Q is obtained as shown in Equation 26.
[0162]
[Expression 25]
[Equation 26]
The three-phase short-circuit current Is3 is obtained as shown in Equation 27. Since the two-phase (line-to-line) short-circuit current is three times the voltage route and doubles the impedance (reciprocal circuit) with respect to the three-phase short-circuit current, it is obtained by Equation 28.
[0165]
[Expression 27]
[Expression 28]
If the set value of the short-circuit detection relay (hereinafter referred to as the OC set value) exceeds the terminal short circuit current, the short circuit current in the terminal section cannot be detected. This section is referred to as “short-circuit protection impossible section”.
[0168]
In the breaker optimum
[0169]
FIG. 26 shows a flowchart of the circuit breaker optimum
[0170]
When there is a short circuit protection impossible section, a short circuit protection impossible section group of the feeder is extracted (S113). The short circuit protection impossible section group means a set of sections after the section determined to be incapable of short circuit protection (on the load side) (since all the sections after the short circuit protection impossible section are incapable of short circuit protection).
[0171]
Next, a method for eliminating the short circuit protection impossible section group (OC change or circuit breaker addition) is instructed by the human system (S114). When changing the OC set value, the set value is set from the human system (S115). The OC set value is an invalid set value when it is less than the feeder's assumed maximum current or more than the two-phase short-circuit current, and therefore it is automatically verified whether it is an effective set value.
[0172]
In the case of adding a circuit breaker, a circuit breaker installation candidate point is automatically calculated (S116). FIG. 27 illustrates a method for determining a position for newly installing a circuit breaker. As shown in the figure, among the short circuit protection impossible section group surrounded by the dotted line, the power supply side switch position B in the short circuit protection impossible section from the power supply is set as a new installation candidate position of the circuit breaker.
[0173]
On the other hand, when there is no short circuit protection impossible section in S112, the circuit breaker belonging to the feeder is extracted (S117). And a short circuit current is computed in the state which removed one circuit breaker among the extracted circuit breakers (S118). As a result, it is checked whether or not a short circuit protection impossible section has occurred (S119).
[0174]
FIG. 28 explains how to determine the section where the short circuit protection is impossible. As shown in (a), when the circuit breaker B is installed in the feeder in which there is no short circuit protection impossible section, the circuit breaker is a low operation circuit breaker. In addition, the judgment of a low-operation circuit breaker is that a short circuit protection impossible area does not generate | occur | produce even in the state which virtually removed the circuit breaker like (b).
[0175]
When the short circuit protection impossible section does not occur in S119, the virtually removed circuit breaker is extracted as a removable circuit breaker (S120). Furthermore, it loops until it verifies all the circuit breakers (S121), and outputs the circuit breaker optimal arrangement | positioning calculation result to the display apparatus 3 (S122).
[0176]
If the above circuit breaker optimal arrangement processing is performed, it becomes possible to semi-automatically perform the circuit breaker optimal arrangement for the determination of the short-circuit capacity and the circuit breaker arrangement position conventionally calculated by the human system.
[0177]
As described above, according to the optimum power distribution system configuration creation device of the present embodiment, it is possible to significantly reduce the time required to perform system planning work for a large-scale power distribution system. In addition, even an inexperienced operator can perform highly accurate system planning work by simple parameter setting. At that time, the effectiveness of the planned system can be confirmed by a quantitative evaluation value. In addition, the cost can be reduced by the function of automatically extracting power distribution facilities with low necessity.
[0178]
【The invention's effect】
According to the creation of the optimum power supply route of the present invention, it is possible to automatically calculate a system configuration that eliminates a voltage / current constraint violation location of the distribution system at the current or future assumed load.
[0179]
According to the present invention, by giving the concept of priority and allowable deterioration rate to a plurality of evaluation items, it is possible to perform an integrated evaluation close to the idea of the human system and to create an optimal system that satisfies the plurality of evaluation items. It becomes possible. In addition, it is possible for a skilled worker to carry out a system planning operation for a power distribution system, which requires a period of several months, automatically and with quantitative evaluation criteria.
[0180]
According to the optimum distance control switch arrangement of the present invention, it is possible to determine the optimum distance control switch arrangement position in the power distribution system in which the distance control switch and the manual switch are mixed.
[0181]
According to the optimum voltage regulator arrangement of the present invention, it is possible to determine the voltage regulator arrangement position for the purpose of maintaining an appropriate voltage and reducing the voltage regulator equipment cost.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a configuration diagram of a distribution system optimum configuration creation device according to an embodiment of the present invention.
FIG. 2 is a flowchart showing an example of GA method processing.
FIG. 3 is a flowchart showing a distribution system optimum configuration creation method according to an embodiment of the present invention.
FIG. 4 is a flowchart showing processing of a voltage / current optimization processing unit according to an embodiment;
FIG. 5 is an explanatory diagram showing information on a deviation point of an appropriate voltage / current value.
FIG. 6 is an explanatory diagram of an N-stage adjacent feeder of a power distribution system.
FIG. 7 is an explanatory diagram of current overload elimination by system switching of a voltage / current optimization processing unit.
FIG. 8 is an explanatory diagram of elimination of an appropriate voltage deviation by system switching of a voltage / current optimization processing unit.
FIG. 9 is an explanatory diagram of evaluation calculation for equalization of equipment utilization rate.
FIG. 10 is an explanatory diagram showing an example of a power distribution system.
FIG. 11 is an explanatory diagram of a method for sequentially evaluating a plurality of evaluation items of a power loss minimization / equipment utilization rate equalization / supply reserve maximization processing unit.
FIG. 12 is a process flow diagram of a power loss minimization / equipment utilization rate equalization / supply reserve maximization processing unit according to an embodiment of the present invention.
FIG. 13 is an explanatory diagram of the optimal arrangement of the distance control switches for sorting.
FIG. 14 is an explanatory diagram of an optimal arrangement of a distance control switch for interconnection.
FIG. 15 is a process flow diagram of a distance switch optimum arrangement processing unit according to an embodiment.
FIG. 16 is a process flow diagram of the optimum arrangement of the distance control switches for sorting according to one embodiment.
FIG. 17 is an explanatory diagram of a distance control switch arrangement pattern in the optimum arrangement of the distance control switches for sorting.
FIG. 18 is a process flow diagram of an optimal arrangement of a distance control switch for interconnection according to one embodiment.
FIG. 19 is an explanatory diagram of a method for determining a distance control switch for interconnection.
FIG. 20 is a process flow diagram of a voltage regulator optimum arrangement processing unit according to one embodiment.
FIG. 21 is a process flow diagram of a voltage regulator optimum arrangement position determination function according to one embodiment.
FIG. 22 is an explanatory diagram of a target voltage range in the voltage regulator optimum arrangement position determining function.
FIG. 23 is an explanatory diagram of a voltage regulator arrangement pattern.
FIG. 24 is a process flow diagram of a low operating voltage regulator extraction function of the voltage regulator optimum arrangement processing unit according to one embodiment.
FIG. 25 is an explanatory diagram of a voltage regulator use / non-use pattern in extraction of a low operating voltage regulator.
FIG. 26 is a processing flow diagram of a circuit breaker optimal arrangement processing unit according to one embodiment.
FIG. 27 is an explanatory diagram of a short circuit protection impossible section elimination method of the circuit breaker optimum arrangement processing unit.
FIG. 28 is an explanatory diagram of a low-operation circuit breaker extraction function of the circuit breaker optimal arrangement processing unit.
[Explanation of symbols]
DESCRIPTION OF
Claims (10)
配電系統について電圧、電流計算を行い、電流過負荷および／または適正電圧逸脱をしている逸脱設備を検出し、前記逸脱設備の違反率を求め、前記違反率に応じて設定される違反解消優先度から電圧電流適正化のための応援設備を選定し、前記応援設備を対象に電圧電流適正化のための目的関数を満足する最適解の系統を算出することを特徴とする最適配電系統の作成方法。In a distribution system creation method that determines the optimal radial system configuration according to the multiple purposes of the distribution system,
Calculating the voltage and current of the distribution system, detecting the deviating equipment that is overloading current and / or deviating from the appropriate voltage, obtaining the violation rate of the deviating equipment, and prioritizing the violation resolution set according to the violation rate The creation of an optimal distribution system characterized by selecting a support facility for voltage / current optimization from the degree and calculating an optimal solution system that satisfies the objective function for voltage / current optimization for the support facility Method.
前記目的関数は違反評価値比率、区間移動比率及び状態変更開閉器比率の各要素に基づいていることを特徴とする最適配電系統の作成方法。In claim 1,
The objective function is based on each element of the violation evaluation value ratio, the section movement ratio, and the state change switch ratio.
配電系統の電力ロス最小化、設備利用率均等化及び供給予備力最大化の複数の評価項目に応じて最適な放射状系統を構成する場合に、設定された配電系統の評価項目に評価順位と評価項目毎の悪化許容率を設定し、評価順位に応じて順次、前記評価項目に基づく目的関数を満足するように配電系統の再構成・評価を繰り返し、最適な配電系統を決定することを特徴とする最適配電系統の作成方法。In the creation method for determining the optimal radial system configuration according to the multiple purposes of the distribution system,
When configuring an optimal radial system according to multiple evaluation items of power distribution minimization, facility utilization rate equalization and supply reserve capacity maximization, evaluation rank and evaluation are set for the evaluation items of the set distribution system It is characterized by setting an allowable deterioration rate for each item and sequentially reconfiguring and evaluating the distribution system so as to satisfy the objective function based on the evaluation item according to the evaluation order, and determining an optimal distribution system. To create an optimal distribution system.
前記評価順位を電力ロス最小化、設備利用率均等化、供給予備力最大化の順とし、最初に電力ロス最小化を評価項目として電力ロスの最小系統を求め、この最小系統の電力ロスに悪化許容率を乗じて電力ロス悪化許容値を求め、次に設備利用率均等化を評価項目とし、前記電力ロス悪化許容値を制約条件として設備利用率均等化の最高系統を求め、この最高系統の設備利用率均等化評価値に悪化許容率を乗じて設備利用率悪化許容値を求め、次に、供給予備力最大化を評価項目とし、前記電力ロス悪化許容値及び前記設備利用率悪化許容値を制約条件として、供給予備力の評価が最も高い最適系統を求めることを特徴とする最適配電系統の作成方法。In claim 3,
The evaluation order is the order of power loss minimization, equipment utilization rate equalization, and supply reserve capacity maximization. First, the power loss minimization is used as an evaluation item to determine the minimum power loss system, and the power loss of this minimum system deteriorates. Multiply the allowable rate to obtain the allowable power loss deterioration value, then use the equipment utilization rate equalization as an evaluation item, and obtain the highest system for equalizing the equipment usage rate using the power loss deterioration allowable value as a constraint condition. The facility utilization rate equalization evaluation value is multiplied by the deterioration allowance rate to obtain the facility utilization rate deterioration allowance value, and then the power reserve deterioration allowance value and the facility utilization rate deterioration allowance value are set with the evaluation of supply reserve capacity maximization. A method for creating an optimum distribution system, characterized in that an optimum system with the highest evaluation of supply reserve capacity is obtained under the constraints.
遠制開閉器と手動開閉器が混在する前記配電系統で、常時入りの区分用遠制開閉器と常時切りの連系用遠制開閉器を最適に配置する場合に、
遠制開閉器単位での区間負荷と目標区間負荷の差分が最小となるように規定数の区分用遠制開閉器の配置パターンを決定し、かつ想定される配電系統事故のシミュレーションを実施した際の事故復旧手順における当該開閉器の操作回数又は当該開閉器を経由して復旧される停電区間負荷量合計値を当該開閉器の重要度に対する評価指標として、規定数の連系用遠制開閉器の配置パターンを決定することを特徴とする最適配電系統の作成方法。In claim 1 or 3,
In the power distribution system where a distance control switch and a manual switch are mixed, when a distance control switch for always-on and a distance control switch for continuous connection are optimally arranged,
When deciding the layout pattern of the prescribed number of distance control switches for classification so that the difference between the section load and the target section load in the distance control switch unit is minimized, and when carrying out the simulation of the assumed distribution system fault The specified number of remote control switches for interconnection using the number of operation of the switch in the accident recovery procedure or the total load value of the power failure section restored via the switch as an evaluation index for the importance of the switch A method for creating an optimal power distribution system, characterized by determining an arrangement pattern of the power distribution.
前記配電系統に設定された目標電圧範囲からの逸脱量が最小となるように、最適な電圧調整器の配置位置と配置台数を決定するとともに、常時の配電系統及び想定される配電系統事故のシミュレーションを実施した際の配電系統における電圧調整器の使用頻度を判定して使用頻度の低い電圧調整器の撤去を決定することを特徴とする最適配電系統の作成方法。In claim 1 or 3,
In order to minimize the deviation from the target voltage range set in the power distribution system, the optimal voltage regulator placement position and the number of placement are determined, and the normal power distribution system and the simulation of the assumed power distribution system accident A method for creating an optimal power distribution system, comprising: determining a frequency of use of a voltage regulator in a power distribution system at the time of carrying out the operation and deciding to remove a voltage regulator having a low frequency of use.
前記配電系統における事故の検知が不可能な区間群を抽出し、事故の検知が可能な位置に遮断器を追加するとともに、事故の検知が可能な区間群で不必要に設置されている遮断器を抽出することを特徴とする最適配電系統の作成方法。In claim 1 or 3,
In the power distribution system, a section group that cannot detect an accident is extracted, a circuit breaker is added at a position where the accident can be detected, and a circuit breaker that is unnecessarily installed in the section group that can detect an accident. A method of creating an optimal distribution system characterized by extracting the power.
配電機器毎に定められた通過電流許容値を超過した電流過負荷及び適正な電圧範囲から逸脱した適正電圧逸脱を抽出する手段と、設定された優先度に応じて抽出された電流過負荷、適正電圧逸脱を解消するための最適な放射状系統を決定する手段を含む電流電圧適正化部を備え、かつ、電力ロス最小化、設備利用率均等化、供給予備力最大化の評価項目に評価順位と評価項目毎の悪化許容率を付与して、これら複数の評価項目を満足する最適な配電系統を決定する手段を備えることを特徴とする最適配電系統作成装置。In the optimum distribution system creation device for determining the optimal radial system configuration according to the multiple purposes of the distribution system,
Means to extract the current overload exceeding the permissible passing current value defined for each distribution device and the appropriate voltage deviation from the appropriate voltage range, and the current overload extracted according to the set priority, appropriate Equipped with a current voltage optimization unit that includes means for determining the optimal radial system for eliminating voltage deviations , and the evaluation ranks are the evaluation items for minimizing power loss, equalizing equipment utilization, and maximizing supply reserve capacity. An optimum distribution system creation device comprising means for assigning a deterioration allowable rate for each evaluation item and determining an optimum distribution system satisfying the plurality of evaluation items .
適正電圧の保持及び必要性の低い電圧調整器の撤去を指標として、電圧調整器の適切な配置位置を決定する手段と、区間負荷と目標区間負荷の差分が最小となる常時入りの区分用遠制開閉器と、事故復旧手順における当該開閉器の重要度を評価指標として連系用遠制開閉器との配置パターンを決定する手段と、遮断器の追加及び低稼働遮断器の撤去を指標として、遮断器の適切な配置位置を決定する手段との少なくとも１つを備えることを特徴とする最適配電系統作成装置。Oite to claim 8,
Using the appropriate voltage maintenance and the removal of the less necessary voltage regulator as an index, a means for determining the appropriate placement position of the voltage regulator, and the always-on separation distance that minimizes the difference between the section load and the target section load A means to determine the layout pattern of the control switch and the distance control switch for interconnection using the importance of the switch in the accident recovery procedure as an evaluation index, and the addition of a circuit breaker and the removal of a low operating circuit breaker as an index And an optimum power distribution system creation device comprising at least one of means for determining an appropriate arrangement position of the circuit breaker.
配電機器毎に定められた通過電流許容値を超過した電流過負荷及び適正な電圧範囲から逸脱した適正電圧逸脱を抽出し、設定された優先度に応じて抽出された電流過負荷、適正電圧逸脱を解消するための最適な放射状系統を決定する電流電圧適正化処理部と、
電力ロス最小化、設備利用率均等化、供給予備力最大化の評価項目に評価順位と評価項目毎の悪化許容率を付与して、これら複数の評価項目を満足する最適な配電系統を決定する電力ロス最小化・設備利用率均等化・供給予備力最大化処理部と、
適正電圧の保持及び必要性の低い電圧調整器の撤去を指標として、電圧調整器の適切な配置位置を決定する電圧調整器最適配置処理部と、
区間負荷と目標区間負荷の差分が最小となる常時入りの区分用遠制開閉器と、事故復旧手順における当該開閉器の重要度を評価指標として連系用遠制開閉器との配置パターンを決定する遠制開閉器最適配置処理部と、
遮断器の追加及び低稼働遮断器の撤去を指標として、遮断器の適切な配置位置を決定する遮断器最適配置処理部と、
これら各処理部の１つまたは複数に最適系統構成作成の指示を与えて起動し、この結果、各処理部から得られた結果を出力する制御部と、を備えることを特徴とする最適配電系統作成装置。In the optimum distribution system creation device for determining the optimal radial system configuration according to the multiple purposes of the distribution system,
The current overload exceeding the allowable passing current defined for each distribution device and the appropriate voltage deviation deviating from the appropriate voltage range are extracted, and the current overload and appropriate voltage deviation extracted according to the set priority Current voltage optimization processing unit to determine the optimal radial system to eliminate
Assign evaluation ranks and permissible deterioration rates to evaluation items for minimizing power loss, equalizing equipment utilization, and maximizing reserve capacity, and determine the optimal distribution system that satisfies these multiple evaluation items. Power loss minimization, equipment utilization rate equalization, supply reserve capacity maximization processing unit,
A voltage regulator optimum arrangement processing unit for determining an appropriate arrangement position of the voltage regulator, using as an index the maintenance of the appropriate voltage and the removal of the voltage regulator with low necessity,
Determines the layout pattern of the distance-controlled switch for regular use that minimizes the difference between the section load and the target section load, and the connection distance control switch using the importance of the switch in the accident recovery procedure as an evaluation index A distance control switch optimal placement processing unit,
Breaker optimum placement processing unit for determining an appropriate placement position of the breaker with the addition of the breaker and the removal of the low operation breaker as an index, and
An optimum distribution system comprising: a control unit that starts by giving an instruction to create an optimum system configuration to one or more of these processing units, and as a result, outputs a result obtained from each processing unit Creation device.
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