JP7274871B2 - Contingent Failure Analyzer - Google Patents
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Description
本発明は、電力系統の運用および運用計画において想定故障を分析可能な想定故障分析装置および想定故障分析方法に関する。 The present invention relates to a contingency analysis apparatus and a contingency analysis method capable of analyzing contingencies in the operation and operation plan of a power system.
電力系統では、地絡、短絡および送電線切断等の事故が電力系統上に発生しても安定に電力を供給できるよう信頼度基準を定め、設備計画および運用を実施している。非特許文献1によると、信頼度基準の考え方を以下のように定義している。
In the electric power system, reliability standards are established so that power can be stably supplied even if accidents such as ground faults, short circuits, and transmission line disconnections occur in the electric power system, and facility planning and operation are carried out. According to Non-Patent
設備健全時には、潮流が設備の常時容量を超過しないこと、電圧が適正に維持されること、発電機が安定に運転可能であること、としている。設備故障時(N-1故障)には、原則として供給支障を生じさせないこと、限定的な発電支障にとどめること、としている。設備故障時(N-2故障等)には、一部の電源脱落や供給支障は許容すること、ただし、供給支障規模が大きく、社会的影響が懸念される場合などは対策を行うよう考慮すること、としている。ここで、N-1故障とは、送電線1回線、変圧器1台、発電機1台の故障である。N-2故障とは、送電線2回線故障等の機器装置の2か所同時喪失を伴う故障等である。 When the equipment is in good condition, the tidal current must not exceed the capacity of the equipment at all times, the voltage must be properly maintained, and the generator must be able to operate stably. In the event of equipment failure (N-1 failure), as a general rule, supply disruption should not occur and power generation should be limited to a limited extent. In the event of a facility failure (N-2 failure, etc.), partial power outages and supply disruptions should be tolerated. However, if the scale of the supply disruption is large and there are concerns about social impact, consider taking countermeasures. That's what I'm saying. Here, the N-1 failure is a failure of one transmission line, one transformer, and one generator. An N-2 failure is a failure accompanied by the simultaneous loss of equipment at two locations, such as a failure of two transmission lines.
一方、日本国内では、電力システム改革および再生可能エネルギー発電の普及が進んでいる上、設備の老朽化や自然災害の発生の高頻度化が起こっており、想定しておくべき事象が複雑かつ膨大になりつつある。例えば、電力システム改革によって推進されている電力系統の広域運用では、従来のエリアの概念を超えた全国大での運用が求められている。これに伴い、運用者が管理すべき想定故障は、管理対象エリアや機器の増加に伴って増加する。 On the other hand, in Japan, power system reform and the spread of renewable energy power generation are progressing, and facilities are aging and natural disasters are occurring more frequently. becoming. For example, in the wide-area operation of electric power systems promoted by electric power system reform, nationwide operation that goes beyond the conventional concept of areas is required. Along with this, the contingency failures to be managed by the operator increase with the increase in the areas to be managed and the number of devices.
また、再生可能エネルギー発電が普及すると、天候による発電出力の急変が想定される。大規模な出力急変は、設備故障に匹敵するほど電力系統の信頼性に影響を与える上、出力急変と他の想定故障の組み合わせによって大きく信頼性が損なわれる可能性がある。さらに、設備の老朽化や自然災害では、従来の想定であるN-1故障やN-2故障を超えるような多重故障が発生する恐れがある。 In addition, as renewable energy power generation spreads, sudden changes in power output due to weather are expected. A large-scale sudden change in power output affects the reliability of a power system to the same extent as an equipment failure. Furthermore, due to aging facilities and natural disasters, there is a risk of multiple failures exceeding the conventionally assumed N-1 failures and N-2 failures.
このため、これからの電力系統において信頼性を維持するためには、従来のN-1故障およびN-2故障のみに限定せずに、想定の範囲を広げて運用することが望ましい。 For this reason, in order to maintain reliability in future electric power systems, it is desirable to expand the scope of assumptions and operate without limiting to conventional N-1 and N-2 failures.
例えば、特許文献1には、平常時における系統モデルに加えて潮流状態が急変した場合の急変パターンを生成し、それぞれに対する想定故障発生時の安定化制御量を決定する事故波及防止システムが開示されている。
For example,
しかしながら、特許文献1に開示された事故波及防止システムは、急変パターンの設定による計算量増加への事前の対策をしておらず、組み合わせ数の増加によって制御テーブルの更新が遅延し、電力系統を安定に制御できない恐れがあった。あるいは、組み合わせ数を限定することによって、想定外の事象発生時に大停電に至る恐れがあった。また、対策実施完了までに時間のかかる調相設備の投入等との協調を考慮できず、経済的に運用されない可能性もあった。
However, the accident spillover prevention system disclosed in
本発明は、上記事情に鑑みなされたものであり、その目的は、想定故障の増加に対応しつつ、電力系統の信頼性を管理可能な想定故障分析装置および想定故障分析方法を提供することにある。 The present invention has been made in view of the above circumstances, and its object is to provide a contingency analysis apparatus and a contingency analysis method capable of managing the reliability of a power system while coping with an increase in contingencies. be.
上記目的を達成するため、第1の観点に係る想定故障分析装置は、電力系統の運用に係る計画情報に基づいて電力系統の系統状態を予見する予見部と、前記系統状態に基づいて想定故障を想定する想定部と、前記想定故障の発生時の前記系統状態におけるKPI(Key Peformance Indicator)を分析する分析部と、前記KPIに基づいて前記想定故障を分類する分類部とを備える。 In order to achieve the above object, a contingency analysis apparatus according to a first aspect includes a prediction unit for predicting a system state of a power system based on plan information related to the operation of the power system; an analysis unit that analyzes KPI (Key Performance Indicator) in the system state at the time of occurrence of the contingency, and a classification unit that classifies the contingency based on the KPI.
本発明によれば、想定故障の増加に対応しつつ、電力系統の信頼性を管理することができる。 ADVANTAGE OF THE INVENTION According to this invention, the reliability of a power system can be managed, coping with the increase of the contingency failure.
実施形態について、図面を参照して説明する。なお、以下に説明する実施形態は特許請求の範囲に係る発明を限定するものではなく、また、実施形態の中で説明されている諸要素およびその組み合わせの全てが発明の解決手段に必須であるとは限らない。 Embodiments will be described with reference to the drawings. In addition, the embodiments described below do not limit the invention according to the claims, and all of the elements described in the embodiments and their combinations are essential to the solution of the invention. Not necessarily.
図1は、実施形態に係る想定故障分析装置のハードウェア構成を示すブロック図である。
図1において、想定故障分析装置10は、例えば、計算機システムまたはコンピュータで構成される。想定故障分析装置10は、中央制御装置11、入力装置12、出力装置13、表示装置14、通信装置15、主記憶装置16および補助記憶装置17を備える。中央制御装置11、入力装置12、出力装置13、表示装置14、通信装置15、主記憶装置16および補助記憶装置17は、バス18を介して接続されている。
FIG. 1 is a block diagram showing the hardware configuration of the contingency analysis device according to the embodiment.
In FIG. 1, the
中央制御装置11は、コンピュータプログラムを実行し、補助記憶装置17に記憶されている各種データベース内のデータの検索、処理結果の表示指示、電力系統20の想定故障分析などを行う。中央制御装置11は、CPU(Central Processing Unit)であってもよいし、GPU(Graphics Processing Unit)であってもよい。中央制御装置11は、シングルコアロセッサであってもよいし、マルチコアロセッサであってもよい。中央制御装置11は、処理の一部または全部を行うハードウェア回路(例えばFPGA(Field-Programmable Gate Array)またはASIC(Application Specific Integrated Circuit))を備えていてもよい。中央制御装置11は、ニューラルネットワークを備えていてもよい。中央制御装置11は、1つまたは複数の半導体チップとして構成してもよいし、計算サーバのようなコンピュータ装置として構成してもよい。
The
入力装置12は、想定故障分析装置10を動作させるための各種条件および各種指示などを入力する。入力装置12は、例えば、キーボード、マウス、タッチパネル、カードリーダ、音声入力装置等である。
The
出力装置13は、想定故障分析装置10内での処理結果などを出力する。出力装置13は、例えば、出力インターフェースである。
The
表示装置14は、想定故障分析装置10内で処理結果などを表示する。表示装置14は、例えば、液晶モニタ、有機EL(Electro Luminescence)ディスプレイ、グラフィックカードである。
The
通信装置15は、通信回線101aに接続するための回路および通信プロトコルを備える。通信回線101aは、インターネットなどのWAN(Wide Area Network)であってもよいし、WiFiまたはイーサネット(登録商標)などのLAN(Local Area Network)であってもよいし、WANとLANが混在していてもよい。
The
主記憶装置16は、例えば、RAM(Random Access Memory)として構成され、コンピュータプログラムおよび計算結果データを記憶したり、各処理に必要なワークエリアを中央制御装置11に提供したりする。
The
補助記憶装置17は、大容量の記憶容量を有する記憶デバイスであり、例えば、ハードディスク装置やSSD(Solid State Drive)である。補助記憶装置17は、各種データベース17Aおよび各種プログラム17Bを記憶することができる。各種プログラム17Bは、想定故障分析装置10にインストール可能なソフトウェアであってもよいし、想定故障分析装置10にファームウェアとして組み込まれていてもよい。各種プログラム17Bは、電力系統108の想定故障分析を中央制御装置11に実行させる想定故障分析プログラムを含む。
The
想定故障分析装置10は、通信回線101aを介して広域機関(電力広域的運営推進機関)システム102、卸電力取引市場システム103、需給調整市場システム104およびエリア中給(中央給電指令所)システム105に接続可能である。エリア中給システム105は、通信回線101bを介して計測器106および制御対象機器107に接続可能である。想定故障装置1は、広域機関システム102、卸電力取引市場システム103、需給調整市場システム104またはエリア中給システム105に直接接続されてもよい。また、図1では、エリア中給システム105は1つしか示してないが、複数存在してもよい。
The
計測器106は、電力系統108に設置されている発電機の出力状態、送変電設備の潮流状態、調相設備や開閉器等の制御対象機器107の設備状態を計測する。制御対象機器107は、電力系統108に設置されている調相設備、発電機、変換器、蓄電池および需要家設備などの出力変更が可能な機器や、タップ付き変圧器および遮断機などの設備状態が変更可能な機器である。
The measuring
想定故障分析装置10は、通信回線101aを介して広域機関システム102、卸電力取引市場システム103または需給調整市場システム104にアクセスし、電力系統108の運用に係る計画情報を取得可能である。また、想定故障分析装置10は、通信回線101aを介してエリア中給システム105にアクセスし、計測器106で計測された計測情報を取得可能である。
The
中央制御装置11が想定故障分析プログラムを主記憶装置16に読み出し、想定故障分析プログラムを実行することにより、電力系統108の運用に係る計画情報に基づいて電力系統108の系統状態を予見し、予見した系統状態に基づいて想定故障を想定し、想定故障の発生時の系統状態におけるKPIを分析し、KPIに基づいて想定故障を分類し、その分類結果を出力することができる。電力系統108の運用に係る計画情報は、例えば、広域機関システム102より取得した需給計画情報、卸電力取引市場システム103より取得した電力取引情報および需給調整市場システム104より取得した調整力取引情報である。
The
ここで、電力系統108の運用に係る計画情報を用いた場合、計測器106で計測された計測情報を用いた場合に比べて、遠い未来の系統状態を予見する。例えば、電力系統108の運用に係る計画情報を用いた場合では、10分間隔で2時間先の系統状態を予見する。これに対して、計測器106で計測された計測情報を用いた場合では、例えば、1分間隔で10分先の系統状態を予見する。
Here, when the plan information related to the operation of the
このため、出力急変と他の想定故障の組み合わせ数の増加に対応しつつ想定故障を事前に分類し、その分類に応じた対策を立案することができる。このため、N-1故障やN-2故障のみに限定せずに、想定の範囲を広げて電力系統108を安定運用することが可能となり、想定外の事象発生時の大停電を防止することができる。また、対策実施完了までに時間のかかる調相設備の投入等との協調を考慮することができ、電力系統108の経済的な運用を実現することが可能となる。
For this reason, it is possible to classify contingencies in advance while coping with an increase in the number of combinations of sudden output changes and other contingencies, and to plan countermeasures according to the classification. For this reason, it is possible to expand the range of assumptions and stably operate the
図2は、実施形態に係る想定故障分析装置の機能的な構成を示すブロック図である。以下の説明では、“○○部は”と動作主体を記した場合、中央制御装置11が補助記憶装置17からプログラムである○○部を読み出し、主記憶装置16にロードした上で○○部の機能を実現することを意味するものとする。
FIG. 2 is a block diagram showing a functional configuration of the contingency analysis device according to the embodiment; In the following explanation, when the subject of action is described as "Part XX", the
図2において、想定故障分析装置10は、オンライン系21と、リアルタイム系22を備える。オンライン系21は、電力系統108の運用に係る計画情報に基づいて電力系統108の想定故障を分類する。例えば、オンライン系21は、実運用1時間前のゲートクローズ段階において想定故障の分類と対策立案する。リアルタイム系22は、電力系統108の計測情報に基づく想定故障および想定故障の分類結果に基づいて、想定故障に対する対策を立案する。例えば、リアルタイム系22は、実運用直前から実運用断面における想定故障の分析および対策立案を実施する。
In FIG. 2 , the
オンライン系21は、システム連携部201、中期予見断面生成部202、KPI分析部203および想定故障分類部204を備える。
The
システム連携部201は、広域機関システム102より需給計画情報221を取得し、卸電力取引市場システム103より電力取引情報222を取得し、需給調整市場システム104より調整力取引情報223を取得し、中期予見断面生成部202に出力する。
The system cooperation unit 201 acquires supply and
需給計画情報221および電力取引情報222は、30分ごとの需要計画値および発電計画値である。調整力取引情報223は、需給調整市場における調整力の取引結果である。
The supply and
中期予見断面生成部202は、需給計画情報221、電力取引情報222、調整力取引情報223、系統設備データ224、発電・需要実績データ225およびバランシンググループ情報226に基づいて、中期予見断面227を生成し、KPI分析部203、中期予見断面データベース26および想定故障想定部27に出力する。
The medium-term forecast cross
系統設備データ224は、系統設備の種類・パラメータおよび系統設備同士の接続関係を示す。一般的には、バス・ブランチモデルがよく使われるため、バス・ブランチモデルでもよいが、母線構成の変更等に伴う管理の煩雑さの観点からは、ノード・ブレーカーモデルの方が好ましい。発電・需要実績データ225は、再生可能エネルギー発電所および変電所を単位とした過去の発電量および需要量の時系列計測データである。バランシンググループ情報226は、発電バランシンググループと発電所の対応関係と、小売バランシンググループと供給地域および規模の対応関係を示す。
The
中期予見断面227は、電力系統108の運用に係る計画情報に基づいて予見された電力系統108の系統状態に関する予見結果である。中期予見断面227は、例えば、2時間先までの10分ごとの電力系統108の設備状態および潮流状態を示す。なお、中期予見断面227は、2時間先までの10分ごとの系統状態を示すとしたが、2時間先までの10分ごとに限定する必要はない。
The medium-
KPI分析部203は、中期予見断面227において想定故障228が発生した場合の系統状態のKPI229を算出し、想定故障分類部204に出力する。KPI229は、例えば、想定故障228の発生確率、想定故障228の発生時の電力系統108の信頼性、想定故障228の発生時の停電範囲、想定故障228に対する対策の緊急性、想定故障228に対する対策によって生じる市場経済性への影響である。
The
想定故障228は、電力系統108で発生が想定される故障である。具体的には、想定故障228は、中期予見断面227における各発電機の解列、各送変電設備における地絡、短絡または切断による停止、中期予見断面227の生成時に想定しなかった再生可能エネルギー発電の大規模出力急変、台風等の荒天による複数設備の停止、大規模地震による発電機群の一斉解列、送変電設備群の一斉停止およびこれらの組み合わせを想定して生成されたN-1故障、N-2故障、N-1-1故障、N-2-1故障、N-k故障、N-k-1故障およびN-k-2故障のリストである。
A
N-1故障、N-2故障は、前述の定義の通りである。N-k故障は、台風等の荒天や大規模地震による設備の一斉停止を想定したものである。N-1-1故障、N-2-1故障、N-k-1故障およびN-k-2故障は、N-1故障、N-2故障およびN-k故障の組み合わせによる想定故障228であり、同時に発生する場合と、ある程度の時間差で発生する場合の両方を想定する。これらの想定自体は予め、過去の系統故障および災害等の情報を基に定めるものであるが、想定に対してどの設備に故障が発生するかは、系統状態によっても変わるため、オンライン系21で想定故障228を想定する。
The N-1 failure and N-2 failure are as defined above. The Nk failure assumes the simultaneous stoppage of facilities due to stormy weather such as a typhoon or a large-scale earthquake. The N-1-1, N-2-1, Nk-1 and Nk-2 faults are
想定故障分類部204は、KPI229に基づいて想定故障228を分類し、想定故障228の分類結果230を策定し、分類結果データベース28および表示・出力部29に出力する。
The
リアルタイム系22は、中給システム連携部211、短期予見断面生成部212および信頼性分析・対策立案部213を備える。
The real-
中給システム連携部211は、通信回線101aを介して、各エリア中給システム105より計測情報231を取得し、短期予見断面生成部212に出力する。計測情報231は、各計測器106が計測した情報である。
The intermediate supply system linking unit 211 acquires the
短期予見断面生成部212は、計測情報231、系統設備データ224および中期予見断面227に基づいて、短期予見断面232を生成し、想定故障想定部27および信頼性分析・対策立案部213へ出力する。
The short-term prediction cross
例えば、短期予見断面生成部212は、計測情報231および系統設備データ224を用いた状態推定等の処理によって現時点の潮流断面を生成する。短期予見断面生成部212は、その現時点の潮流断面を基準に、中期予見断面232の10分間隔の発電・需要データを線形補間等して、短期予見断面232を生成する。短期予見断面232は、中期予見断面232より近い将来についての情報である。
For example, the short-term forecast
信頼性分析・対策立案部213は、短期予見断面232、想定故障228および分類結果230に基づいて、リアルタイム制御テーブル233を生成し、表示・出力部29に出力する。リアルタイム制御テーブル233は、電力系統108を安定化させるための制御に関する情報を示す。例えば、リアルタイム制御テーブル233は、想定故障228に対する対策のうち対策完了までの時間が短い対策や、系統安定化システムなどの事後制御に関する情報を示す。
The reliability analysis/
また、想定故障分析装置10は、系統設備データベース23、発電・需要実績データベース24、バランシンググループ情報データベース25、中期予見断面データベース26、想定故障想定部27、分類結果データベース28および表示・出力部29を備える。
The
系統設備データベース23は、系統設備データ224を保存する。発電・需要実績データベース24は、発電・需要実績データ225を保存する。バランシンググループ情報データベース25は、バランシンググループ情報226を保存する。中期予見断面データベース26は、中期予見断面227を保存する。
The
想定故障想定部27は、中期予見断面227に基づいて電力系統108の想定故障228を生成し、KPI分析部203に出力する。また、想定故障想定部27は、短期予見断面232に基づいて電力系統108の想定故障228を生成し、信頼性分析・対策立案部213に出力する。分類結果データベース28は、電力系統108の想定故障228の分類結果230を保存する。
The
表示・出力部29は、電力系統108の想定故障228に対するKPI229および想定故障228の分類結果230を表示したり出力したりする。また、表示・出力部29は、リアルタイム制御テーブル233を表示したり、通信回線101aを介してエリア中給システム105へ送信したりする。
The display/
ユーザは、表示・出力部29に表示されるリアルタイム制御テーブル233を参照することにより、想定故障228に対する対策を実施したり、エリア中給システム105は、通信回線101aを介して取得したリアルタイム制御テーブル223に基づいて、制御対象機器107へ制御指令241あるいは制御テーブルを送信したりする。
By referring to the real-time control table 233 displayed on the display/
なお、上述した実施形態では、想定故障分析装置10からの制御指令241あるいは制御テーブルの出力先として、エリア中給システム105を例にとったが、例えば、VQC(Voltage and reactive power Control)装置や系統安定化システムへ直接送信してもよい。また、リアルタイム系22を想定故障分析装置10に設けた例を示したが、エリア中給システム105などの想定故障分析装置10の外部に設けてもよく、通信回線101aを介してリアルタイム系22と情報のやり取りをしてもよい。
In the above-described embodiment, as an output destination of the
以下、図2の想定故障分析装置10の動作について、具体的な数値例を用いて詳細に説明する。
図3は、図2の中期予見断面生成部の処理を示すフローチャートである。
図3のステップS11では、中期予見断面生成部202は、需給計画情報221、電力取引情報222、調整力取引情報223、系統設備データ224、発電・需要実績データ225およびバランシンググループ情報226を取得する。
Hereinafter, the operation of the
FIG. 3 is a flow chart showing the processing of the medium-term foresight cross section generation unit of FIG.
In step S11 of FIG. 3, the medium-term forecast cross
図4は、図3の処理で用いられる需要計画値および発電計画値の一例を示す図である。
図4において、需給計画情報221および電力取引情報222はそれぞれ、30分ごとの需要計画値221Aおよび発電計画値222Aを含む。例えば、現在時刻が10:00であることを想定すると、需要計画値221Aおよび発電計画値222Aは、現在時刻が10:00と、想定時刻が10:30、11:00、11:30、12:00、・・・のkWh値を含む。
FIG. 4 is a diagram showing an example of demand plan values and power generation plan values used in the process of FIG.
In FIG. 4, the supply and
需要計画値221Aは、バランシンググループごとに提出されるため、バランシンググループごとの30分ごとの計画値となる。例えば、各小売事業者RA~RCは、11:00の断面において、350kWh、600kWhおよび850kWhの需要を計画している。
Since the
発電計画値222Aも、バランシンググループごとの30分ごとの計画値となるが、発電計画値222Aは、例えば、発電事業者の所有する発電所や発電機に紐づいていてもよい。例えば、発電事業者JAの発電所JA-1は、10:00から12:00までの各断面において250MWhの発電を計画している。ここで、ゲートクローズ(系統利用者(発電事業者および小売事業者)から系統運用者への需給計画の提出締切)が実運用断面の1時間前であるとすると、10:00の時点では、11:00の断面までの計画が確定されていることになる。一方、11:30以降の断面については、市場取引等によって変更の可能性がある。このため、発電計画値222Aのステータスは、11:00の断面までは確定済、11:30以降の断面については未確定となる。
The power
図5は、図3の処理で用いられる調整力取引情報の一例を示す図である。
図5において、調整力取引情報223は、調整力の取引コマを30分単位とした場合の各送電事業者における調整力の調達先、調達量および価格情報を含む。例えば、送電事業者1は、10:00の断面において、発電機G1から250MWの調整力をΔkW価格1.00円/kWで調達し、kWh価格2.0円/kWhで調達していることがわかる。
FIG. 5 is a diagram showing an example of controllability transaction information used in the process of FIG.
In FIG. 5, the
図3に戻り、ステップS12では、中期予見断面生成部202は、需給計画情報221および電力取引情報222における30分ごとの需要計画値221Aおよび発電計画値222Aに基づいて、10分ごとの中期需要ベース計画値および中期発電ベース計画値を生成する。このとき、需要計画値221Aおよび発電計画値222AのkWh値をkW値に換算する。kWh値は、以下の(1)式に示すように、kW値を時間で積分したものである。ただし、EはkWh値、P(t)はkW値、tは時間を示す。ここで、積分時間ΔtにおけるP(t)の平均値をPaveとすると、Eは、以下の(2)式のようにも表すことができる。すなわち、kWh値を積分時間Δtで除することにより、平均値PaveとしてのkW値を求めることができる。例えば、30分1コマでのkWh値が与えられると、このkWh値を2倍することにより、kW値が得られる。中期予見断面生成部202は、このようにして算出したkW値を線形補間等によって10分ごとの値とすることにより、中期需要ベース計画値および中期発電ベース計画値を生成することができる。
Returning to FIG. 3 , in step S12, the medium-term forecast
E=∫P(t)dt ・・・(1) E=∫P(t)dt (1)
E=Pave×Δt ・・・(2) E=Pave×Δt (2)
図6は、図3の処理で生成される中期需要ベース計画値および中期発電ベース計画値の一例を示す図である。
図6において、中期需要ベース計画値221Bおよび中期発電ベース計画値222Bは、バランシンググループごとの10分ごとのkW値として得られる。kW値の代わりにMW値を用いるようにしてもよい。
FIG. 6 is a diagram showing an example of medium-term demand-based plan values and medium-term power generation base plan values generated by the process of FIG.
In FIG. 6, medium-term demand-based
図3に戻り、ステップS13では、中期予見断面生成部202は、中期発電所・変電所ベース計画値を生成する。このとき、中期予見断面生成部202は、中期需要ベース計画値221B、中期発電ベース計画値222B、バランシンググループ情報226および系統設備データ224に基づいて、電力系統108上の変電所に対して中期需要ベース計画値221Bを紐づけ、発電所に対して中期発電ベース計画値222Bを紐づける。通常、中期発電ベース計画値222Bの生成に用いた発電計画値222Aには発電所ごとの情報が含まれるため、発電所と中期発電ベース計画値222Bの対応は1対1で決まる。一方、小売バランシンググループと変電所の対応は1対1で決まらず、小売バランシンググループの供給先が複数の変電所に跨る場合や、1つの変電所が複数の小売バランシンググループの供給先となっている場合がある。
Returning to FIG. 3, in step S13, the medium-term forecast
図7は、図3の処理で用いられる小売バランシンググループと変電所の紐付け結果の一例を示す図である。
図7において、図6の小売バランシンググループごとの中期需要ベース計画値221Bを、バランシンググループ情報226に含まれる供給地域や規模の情報に基づいて、変電所ごとに比率で配分する。例えば、小売事業者RAの供給先は変電所H1~H3に跨っており、その比率は50:30:20である。この比率を用いて、中期需要ベース計画値221BのkW値を配分することにより、変電所ごとの需要ベース計画値を算出する。なお、電力系統108上の設備と各計画値の対応関係が既に決まっている場合には、それに準じてもよい。
FIG. 7 is a diagram showing an example of the results of linking retail balancing groups and substations used in the processing of FIG. 3 .
In FIG. 7, the medium-term demand
このように、中期予見断面生成部202は、中期発電所・変電所ベース計画値を生成し、図6のバランシンググループごとの中期需要ベース計画値221Bおよび中期発電ベース計画値222Bを、電力系統108上の発電所および変電所に割り当てることで、潮流計算等の系統解析処理を実行することが可能となる。
In this way, the medium-term forecast cross
図3に戻り、ステップS14では、中期予見断面生成部202は、中期発電所発電・変電所需要計画値を生成する。例えば、中期予見断面生成部202は、発電・需要実績データ225に基づいて、10分1コマにおける再生可能エネルギー発電および需要の変動幅を算出し、中期発電所・変電所ベース計画値に加えたり、減じたりすることにより、中期発電所発電・変電所需要計画値を生成する。
Returning to FIG. 3, in step S14, the medium-term
ここで、中期予見断面生成部202は、中期発電所・変電所ベース計画値に対して変動分を含む中期発電所発電・変電所需要計画値を策定することにより、需要量または再生可能エネルギー発電による発電量の変動によって中期発電所・変電所ベース計画値通りとはならない場合においても、これらの変動を想定することができる。
Here, the medium-term forecast
図8は、図3の中期変電所需要計画値の生成に用いられる変電所需要実績値と変電所需要平均値との関係の一例を示す図である。
図8において、変電所需要実績値VBの変動幅の算出に当たっては、中期予見断面生成部202は、10分間の変電所需要実績値VBの平均値VAを求め、その平均値VAからの変電所需要実績値VBのずれを求める。平均値VAからの変電所需要実績値VBのずれの最大値を変動幅としてもよい。
FIG. 8 is a diagram showing an example of the relationship between the actual substation demand value and the average substation demand value used to generate the medium-term substation demand plan value of FIG.
In FIG. 8, when calculating the fluctuation range of the substation actual demand value VB, the medium-term forecast cross
図9は、図3の中期変電所需要計画値の生成に用いられる変電所需要実績値の分布の一例を示す図である。
図9において、変電所需要実績値VBを正規分布として近似し、その正規分布の2σ(標準偏差)を変電所需要実績値VBの変動幅としてもよい。
FIG. 9 is a diagram showing an example of a distribution of substation actual demand values used to generate the medium-term substation demand plan value of FIG.
In FIG. 9, the substation actual demand value VB may be approximated as a normal distribution, and 2σ (standard deviation) of the normal distribution may be used as the fluctuation width of the substation actual demand value VB.
図10は、図3の処理で生成される中期変電所需要計画値および中期発電所発電計画値の一例を示す図である。
図10において、中期変電所需要計画値221Cは、中期変電所ベース計画値に需要量の変動幅が組み合わされている。例えば、中期変電所需要計画値221Cにおいて、変電所H1は、10:20の断面で283kWの平均需要と±20kWの変動が想定されている。
FIG. 10 is a diagram showing an example of medium-term substation demand plan values and medium-term power plant power generation plan values generated by the process of FIG.
In FIG. 10, the medium-term substation
中期発電所発電計画値222Cは、中期発電所ベース計画値に発電量の変動幅が組み合わされている。発電所については、火力発電所などの制御可能な発電所については変動の想定が必要ないため、発電所JA-1のように計画値のみとなる。一方、再生可能エネルギー発電所は、天候依存による出力の変動を想定する必要があり、例えば、発電所JA-2では10:20の断面で500MWの平均出力と±20MWの変動が想定されている。なお、再生可能エネルギー発電および需要の変動幅の情報が既にある場合には、新たに算出する必要はない。
The medium-term power plant power
図3に戻り、ステップS15では、中期予見断面生成部202は、中期予見仮断面を生成する。例えば、中期予見断面生成部202は、中期発電所発電・変電所需要計画値と系統設備データ224に基づいて、潮流計算入力データを複数生成する。なお、潮流計算入力データとしては、各発電所の出力、変電所の需要、送配電設備の接続関係およびインピーダンス等のパラメータが必要である。各発電所の出力および変電所の需要は、中期発電所発電・変電所需要計画値を用いて決定することができる。この際、中期発電所発電・変電所需要計画値は、ベースとなる計画値と変動幅の情報を含んでいるが、変動幅の情報を含んでいる変電所・発電所は少なくとも、ベース計画値、ベース計画値に変動幅を加算した値およびベース計画値から変動幅を減算した値の少なくとも3パターンの値を用意し、これらの全ての組み合わせから、網羅的に中期予見仮断面を生成する。このため、中期予見仮断面は、1つの時間断面に対して複数存在する。
Returning to FIG. 3, in step S15, the medium-term foreseeing
ステップS16では、中期予見断面生成部202は、中期予見仮断面における発電および需要の組み合わせのパターンによって生じる需給インバランスおよび送電ロスによって生じる需給インバランスを、調整力を用いて補填し、中期予見断面227を生成する。具体的には、中期予見仮断面における需給インバランス量を算出する。発電および需要の組み合わせのパターンによって生じる需給インバランス量の算出に当たっては、発電量の合計から需要量の合計を減算してもよいし、潮流計算を実行し、その際のスイング母線における入出力電力と設定値との違いから算出してもよい。送電ロスによる需給インバランス量についても、潮流計算によって算出してもよいし、送電ロス率が既に規定されている場合はその値を用いてもよい。
In step S16, the medium-term forecast cross
このようにして算出した需給インバランス量と同量に達するまで、調整力取引情報223の調整力をkWh価格が安い順に発動する。例えば、発電量が不足している場合、上げ調整力の発動を想定し、調整力リソースの出力をその分増加させて、中期予見断面227とする。発電量が過剰の場合、下げ調整力の発動を想定し、調整力リソースの出力をその分減少させて、中期予見断面227とする。
The control power of the control
図11は、図3の処理で生成される中期予見断面の一例を示す図である。
図11において、例えば、10:30の中期予見断面227Aでは、ベースとして各変電所および発電所の需要と出力のkW値が記載され、パターンF1、F2としてベースに対して需要または出力が増えたkW値と減ったkW値が記載されている。10:40の中期予見断面227Bおよび10:50の中期予見断面227Cについても同様である。
FIG. 11 is a diagram showing an example of a mid-term foreseeing cross section generated by the process of FIG.
In FIG. 11, for example, in the
なお、中期予見断面227は、変電所における需要と発電所における発電の情報に加えて系統トポロジー情報を含んでいた方が望ましく、対策立案等のこの後の処理における系統トポロジーの変更の可能性を想定し、ノード・ブレーカーモデルに準じている方が望ましい。また、需要計画値および発電計画値については有効電力の情報しかない。このため、需要の無効電力は過去の実績値に従い、発電の無効電力、調相設備、変圧器タップおよび系統構成などの状態はスケジュール運転であるならば、スケジュールに従う。そうでない場合には、現行の状態を前提としてもよいし、過去の実績に準じるようにしてもよい。ただし、これらの方法は一例であり、これらの方法に限定するものではない。
It is desirable that the medium-
中期予見断面生成部202で生成された中期予見断面227は、中期予見断面データベース26に保存されるとともに、KPI分析部203および想定故障想定部27に出力される。想定故障想定部27は、中期予見断面227に基づいて、電力系統108の想定故障228を想定する。
The medium-term
図12は、図2の想定故障想定部で想定される想定故障の一例を示す図である。
図12において、想定故障228は、想定故障228を定義する想定故障定義228Aおよび想定故障定義228Aで定義された想定故障の組み合わせからなる組み合わせ想定故障228Bを含む。例えば、想定故障定義228Aにおいて、想定故障No.1ではN-1故障として、送電線A-1の1回線三相地絡が定義され、想定故障No.2ではN-2故障として、送電線A-1、A-2の2回線切断が定義され、想定故障No.3ではN-2故障として、発電機G5の出力減および送電線A-5の1回線切断が定義され、想定故障No.4ではN-k故障として、発電機G1、発電機G2および発電機G3の一斉解列が定義されている。組み合わせ想定故障228Bにおいて、例えば、想定故障No.M1ではN-k-1故障として、想定故障No.4と想定故障No.1の組み合わせが定義されている。また、想定故障定義228Aおよび組み合わせ想定故障228Bにおいて、各想定故障に対して想定される発生確率が設定される。
FIG. 12 is a diagram showing an example of a contingency assumed by the contingency assumption unit in FIG.
In FIG. 12,
なお、通常は、地絡および短絡などの故障については、保護リレーによって故障が自動的に除去されるので、そこまでを一連の想定故障とみなす場合が多く、本実施形態でも、それに準じる。 In general, faults such as ground faults and short circuits are automatically removed by protective relays, so the process up to that point is often regarded as a series of contingency faults, and this embodiment also conforms to this.
図13は、想定故障の分類に用いられるKPIの算出処理を示すフローチャートである。
図13のステップS21では、KPI分析部203は、中期予見断面227および想定故障228を取得する。
FIG. 13 is a flowchart showing a process of calculating KPIs used for contingency classification.
In step S21 of FIG. 13, the
ステップS22では、KPI分析部203は、想定故障発生時の電力系統108の信頼性を分析する。電力系統108の信頼性は、例えば、送変電設備の過負荷、過渡安定性、定態安定性、電圧安定性および周波数安定性などのセキュリティと、需要に対して電力を十分供給できるかというアデカシーである。なお、ステップS22の信頼性分析は、図2の信頼性分析・対策立案部213が実行するようにしてもよい。
In step S22, the
送変電設備の過負荷は、例えば、故障設備を除外した構成で潮流計算を実行し、以下の(3)式に従って、その際の潮流から送変電設備の熱容量を減算して評価する。 The overload of the transmission and transformation equipment is evaluated, for example, by executing the power flow calculation with the configuration excluding the failed equipment and subtracting the heat capacity of the transmission and transformation equipment from the power flow at that time according to the following equation (3).
Thermali=Pi-Plim,i ・・・(3) Thermal i =P i -P lim, i (3)
ただし、Thermaliは送変電設備iの過負荷量、Piは潮流計算の結果から求めた送変電設備における有効電力潮流、Plim,iは送変電設備の熱容量限界を表す。 However, Thermal i represents the overload amount of the transmission and transformation equipment i, P i represents the active power flow in the transmission and transformation equipment obtained from the result of the power flow calculation, and P lim,i represents the heat capacity limit of the transmission and transformation equipment.
過渡安定性は、想定故障発生前の定常状態の電力系統108に想定故障を発生させた場合の発電機等の動的振る舞いを表す動揺方程式を時系列計算による過渡解析あるいは、エネルギー関数法やBCU法等に代表される直接法によって評価する。電力系統108が過渡的に不安定な場合には、想定故障の影響により同期発電機が大きく加速または減速し、同期運転を継続できずに脱調に至る。
Transient stability is obtained by transient analysis by time-series calculation, energy function method, or BCU Evaluate by a direct method represented by the method. When the
定態安定性は、想定故障発生後における動揺方程式を運用点周辺で線形近似して固有値解析し、固有値から判る振動成分の符号によって発散傾向か減衰傾向であるかを評価する。電力系統108が定態的に不安定な場合には、需要変動などの微小な変化によって発電機等が動揺し、その動揺が発散して同期運転を継続できずに脱調に至る。
Steady-state stability is evaluated by linearly approximating the oscillation equation after the occurrence of a contingency around the operating point, performing eigenvalue analysis, and evaluating whether the tendency of divergence or attenuation is based on the sign of the vibration component determined from the eigenvalue. When the
電圧安定性は、想定故障発生前後における電力系統108のP-Vカーブを生成し、高め解を維持できているかや、電圧制御機器や負荷の動作を踏まえた時系列シミュレーションによる電圧の変化を評価する。
Voltage stability is evaluated by generating the PV curve of the
図14は、KPIの算出に用いられる故障前後のP-Vカーブの一例を示す図である。
図14において、P-Vカーブは、横軸を総需要、縦軸を母線電圧として、総需要を変化させながら母線電圧をプロットしたグラフである。P-Vカーブは、1つの総需要の値に対して母線電圧が2つの解を持つエリアと、1つだけ解を持つ点と、解を持たないエリアに分けられる。母線電圧が2つの解を持つエリアにおいて、電圧が高い方の解を電圧高め解と呼び、電圧高め解は安定に電圧を維持することができる。一方、電圧が低い方の解を電圧低め解と呼び、電圧低め解は電圧がさらに下がって電圧崩壊し、不安定な解となる。その境界となる、1つだけ解を持っている点は安定限界である。
FIG. 14 is a diagram showing an example of a PV curve before and after a failure used for calculating KPIs.
In FIG. 14, the PV curve is a graph obtained by plotting the bus voltage while changing the total demand, with the horizontal axis representing the total demand and the vertical axis representing the bus voltage. The PV curve is divided into areas where the bus voltage has two solutions for one total demand value, points with only one solution, and areas with no solutions. In an area where the bus voltage has two solutions, the solution with the higher voltage is called the voltage boosting solution, and the voltage boosting solution can maintain the voltage stably. On the other hand, the solution with the lower voltage is called the voltage-lowering solution, and the voltage-lowering solution further drops in voltage and collapses, resulting in an unstable solution. The boundary, the point with only one solution, is the stability limit.
一般に、電力系統108に故障が発生した場合、故障発生前のP-VカーブPV1が左側にシフトしたP-VカーブPV2になる。例えば、故障発生前に電力系統108がP-VカーブPV1の運用点PUで運用されていたものとすると、故障発生後のP-VカーブPV2では、故障発生前と同じだけの総需要TDにおいて解が存在せず不安定となり、対策を講じなければ電圧崩壊に至る。電圧安定性の静的な評価および故障前後の定常状態における安定性の評価については、P-Vカーブのみである程度可能であるが、実際の電圧変化については時系列シミュレーションによって評価する必要がある。
In general, when a failure occurs in the
図13に戻り、周波数安定性は、想定故障発生後の周波数を動揺方程式に基づく時系列シミュレーションなどで評価する。このため、周波数安定性は、過渡安定性と一緒に評価してもよい。電力系統108が周波数的に不安定な場合には、想定故障発生後の電力系統108の周波数が大きく増加または減少する。その結果、機器保護のための保護リレーが動作し、設備が電力系統108から解列される。
Returning to FIG. 13, the frequency stability is evaluated by time series simulation based on the oscillation equation for the frequency after the occurrence of contingency failure. Therefore, frequency stability may be evaluated together with transient stability. If the
これらのセキュリティの評価によって、発電設備や送変電設備が解列し、需要に対して十分な電力を供給できなくなった場合は、アデカシー不足となる。 If these security evaluations result in the disconnection of power generation facilities and transmission and transformation facilities, and it becomes impossible to supply sufficient power to meet demand, there will be a lack of adequacy.
ステップS23では、KPI分析部203は、信頼性分析結果に基づき想定故障ごとのKPIを算出する。
In step S23, the
図15は、電力系統の信頼性とKPIとの関係を示す図である。
図15において、過負荷については、例えば、(3)式に示す各送変電設備の過負荷量を全設備について積算したものとする。過渡安定性と定態安定性については、例えば、想定故障によって脱調する発電機の総容量とする。電圧安定性については、電圧崩壊に至った結果、低電圧リレーによって解列する需要や発電機の総容量とする。周波数安定性については、周波数保護リレーによって解列する需要や発電機の総容量とする。
FIG. 15 is a diagram showing the relationship between reliability of the power system and KPI.
In FIG. 15, for overload, for example, the amount of overload of each transmission and transformation equipment shown in the equation (3) should be integrated for all equipment. Transient stability and steady-state stability are, for example, the total capacity of generators that are out of step due to contingency failures. Voltage stability is the total capacity of generators and the demand that is disconnected by low-voltage relays as a result of voltage collapse. The frequency stability is the total capacity of the generator and the demand that is paralleled off by the frequency protection relay.
一方、アデカシーのKPIについては、発電機や需要の解列によって供給できない需要の総量とする。なお、実際には、これらのセキュリティ違反が複合的に発生することもあるので、信頼性分析を複合的に実施する必要がある。また、これ以外にも、KPIの計算方法をユーザが入力することにより、KPIを算出することが可能である。 On the other hand, the adequacy KPI is the total amount of demand that cannot be supplied due to disconnection of generators and demand. In reality, these security violations may occur in combination, so it is necessary to perform reliability analysis in combination. In addition to this, the KPI can be calculated by the user inputting the KPI calculation method.
図13に戻り、ステップS24では、KPI分析部203は、発生によってKPI229が悪化する想定故障228に対して対策を立案する。対策としては、系統安定化システムによる発電機または需要の遮断、調相設備の投入、発電機端子電圧の変更および発電機出力の変更などがある。対策の対象および量の決め方としては、事前にリストを生成し、対策の効果を信頼性分析によって順次評価してもよいし、最適潮流計算等の最適化手法を用いて求めてもよい。なお、ステップS24の対策立案は、図2の信頼性分析・対策立案部213が実行するようにしてもよい。
Returning to FIG. 13, in step S24, the
ステップS25では、KPI分析部203は、ステップS24で立案した対策を実施した場合のKPIを算出する。KPI分析部203で分析されたKPI229は、対策前KPI、対策後KPI、対策および想定故障の発生確率の情報を含む。
In step S25, the
図16は、図2のKPI分析部で分析されたKPIの一例を示す図である。なお、図16の例では、図12の想定故障定義228Aの想定故障No.1に対するKPI229を示した。
図16において、KPI229は、例えば、想定故障No.1に対して対策前KPI、対策後KPI、対策および想定故障の発生確率の情報を含む。対策は、操作および対策が実施されるまでの所要時間を含む。また、KPI229は、需給量の変動が想定された需給パターンごとに分析される。
16 is a diagram showing an example of KPIs analyzed by the KPI analysis unit of FIG. 2. FIG. In addition, in the example of FIG. 16, contingency No. of the
In FIG. 16, the
図2のKPI分析部203によって出力されたKPI229は、想定故障分類部204へ入力される。想定故障分類部204は、KPI229に基づいて分類結果230を生成する。
図17は、対策後KPIに基づく想定故障分類結果の一例を示す図である。
図17において、想定故障分類では、例えば、分類定義230Dを事前に設定し、分類定義230Dにおける閾値と、想定故障228における対策後KPI、想定断面までの時間および発生確率をそれぞれ比較することにより、想定故障を分類する。
FIG. 17 is a diagram showing an example of contingency classification results based on KPIs after countermeasures.
In FIG. 17, in the contingency classification, for example, a
なお、パラメータK1、K2、K3、K4、T2、T3、P2、P3、P4は、事前に設定される閾値である。Kmax、Kave、Kmin、T、Pは、KPI229に含まれる値またはKPI229に含まれる値より算出される値である。Kmaxは、対象とする時間断面の様々な需給パターンにおける対策後KPIの最大値である。Kaveは、様々な需給パターンにおける対策後KPIの平均値である。Kminは、様々な需給パターンにおける対策後KPIの最小値である。Tは、現在時刻から想定断面までの時間である。Pは、想定故障の発生確率である。 The parameters K1, K2, K3, K4, T2, T3, P2, P3, and P4 are thresholds set in advance. Kmax, Kave, Kmin, T, and P are values included in the KPI229 or values calculated from the values included in the KPI229. Kmax is the maximum value of KPIs after countermeasures in various demand-supply patterns of target time sections. Kave is the average value of KPI after countermeasures in various supply and demand patterns. Kmin is the minimum value of KPI after countermeasures in various supply and demand patterns. T is the time from the current time to the assumed cross section. P is the probability of occurrence of a contingency failure.
図18は、図2の想定故障分類部の分類処理を示すフローチャートである。なお、図18では、図17の分類定義230Dに基づいて想定故障228を分類する方法を示した。
図18のステップS31では、想定故障分類部204は、KmaxがK1以下かを判定する。KmaxがK1以下の場合、想定故障分類部204は、ステップS32に進み、想定故障228を分類1に分類する。KmaxがK1以下でない場合、ステップS33に進む。
FIG. 18 is a flow chart showing classification processing of the contingency classification unit of FIG. Note that FIG. 18 shows a method of classifying the
In step S31 of FIG. 18, the
ステップS33では、想定故障分類部204は、KaveがK2以下かつKmaxがK2より大きいかを判定する。KaveがK2以下かつKmaxがK2より大きい場合、ステップS34へ進み、KaveがK2以下かつKmaxがK2より大きいという条件を満たさない場合、ステップS37へ進む。
In step S33, the
ステップS34では、想定故障分類部204は、TがT2以上かを判定する。TがT2以上の場合、想定故障分類部204は、ステップS35に進み、想定故障228を分類2に分類する。TがT2以上でない場合、想定故障分類部204は、ステップS36に進み、想定故障228を分類3に分類する。
In step S34, the
ステップS37では、想定故障分類部204は、KminがK4以下かつPがP4以下かを判定する。KminがK4以下かつPがP4以下の場合、想定故障分類部204は、ステップS38に進み、想定故障228を分類4に分類する。KminがK4以下かつPがP4以下という条件を満たさない場合、想定故障分類部204は、ステップS39に進み、その他として他の分類判定処理に進む。
In step S37, the
想定故障分類部204は、図18の処理で生成した分類結果230を分類結果データベース28へ保存する。また、想定故障分類部204は、KPI229および分類結果230を表示・出力部29にてユーザへ表示するとともに、エリア中給システム105へ出力する。エリア中給システム105は、KPI229および分類結果230に基づいて、対策に時間のかかる対策を優先して、制御対象機器107へ制御指令241を送信する。
The
図19は、想定故障に対する対策前KPIに基づく分類および対策後KPIに基づく分類の一例を示す図である。
図19において、対策前KPIに基づく対策前分類では、例えば、分類定義230Aを事前に設定し、分類定義230Aにおける閾値と、想定故障における対策前KPI、想定断面までの時間および発生確率をそれぞれ比較することにより、想定故障を分類する。
FIG. 19 is a diagram showing an example of classification based on KPIs before countermeasures and classification based on KPIs after countermeasures for contingency failures.
In FIG. 19, in the pre-measure classification based on the pre-measure KPI, for example, the
対策後KPIに基づく対策後分類では、例えば、分類定義230Bを事前に設定し、分類定義230Bにおける閾値と、想定故障における対策後KPIを比較することにより、想定故障を分類する。
In the post-measure classification based on the post-measure KPI, for example, the
図20は、図19の対策前の分類から対策後の分類への遷移パターンに基づく想定故障分類結果を示す図である。
図20において、遷移パターンに基づく想定故障分類では、例えば、分類定義230Cを事前に設定し、図19の分類定義230Aで定義された対策前分類A1~A7と、分類定義230Bで定義された対策後分類B1~B3を組み合わせることにより、想定故障を分類する。
FIG. 20 is a diagram showing contingency classification results based on the transition pattern from the classification before countermeasures to the classification after countermeasures in FIG.
In FIG. 20, in the contingency classification based on the transition pattern, for example, the
この分類定義230Cでは、想定故障分類1~8ごとに対策例およびコストが設定される。対策例は、支払不要対策と支払要対策とに分けて設定することができる。支払不要対策は、他の事業者への支払いが不要な対策である。支払不要対策は、例えば、調相設備等の系統設備の操作等が該当する。支払要対策は、他の事業者への支払いが必要な対策である。支払要対策は、例えば、発電機出力の再配分などが該当する。発電機端子電圧の変更や、系統安定化システムによる遮断は、契約形態に応じて支払不要か支払要かに分類される。無償で実施できる場合は支払い不要対策、対価を支払う必要があれば支払い要対策となる。コストのパラメータC1は、事前に設定される閾値である。Cは、KPI229に含まれる値またはKPI229に含まれる値より算出される値である。
In this
ここで、対策前の分類から対策後の分類への遷移パターンに基づいて想定故障を分類することにより、対策前KPIに基づいて想定故障を分類することが可能となるとともに、対策前KPIに基づいて分類された想定故障に対して十分な対策がとられているかどうかの観点を想定故障分類に反映させることができる。 Here, by classifying the contingency based on the transition pattern from the classification before the countermeasure to the classification after the countermeasure, it is possible to classify the contingency based on the KPI before the countermeasure and also based on the KPI before the countermeasure. It is possible to reflect the viewpoint of whether or not sufficient countermeasures are taken against contingencies classified as
図21は、図2の短期予見断面生成部で生成される短期予見断面の一例を示す図である。
図21において、短期予見断面232は、中期予見断面227より近い将来についての情報である。このため、図21の例では、不確実性による変動幅を設定せずに、単一の変化のみを想定しているが、中期予見断面232と同様に、変動幅を設定して複数の組み合わせを想定してもよい。
FIG. 21 is a diagram showing an example of a short-term preview slice generated by the short-term preview slice generator in FIG.
In FIG. 21, short-
例えば、図11の中期予見断面227A、227B、227Cでは、現在時刻10:00から30分以上先の変電所H1~H3および発電所JA-1、JA-2のkW値を10分間隔で示すことができる。これに対して、図21の短期予見断面232では、現在時刻10:00から先の変電所H1~H3および発電所JA-1、JA-2のkW値を1分間隔で示すことができる。
For example, in medium-
以下、図2の分類結果230に基づいて電力系統108に適用される対策の具体例について説明する。
図22は、図2の電力系統の故障発生前の系統状態の一例を示す図である。
現在時刻10:00において、エリアEAおよびエリアEBの系統状態2270が図22に示すように与えられるものとする。エリアEAには、発電所G1、G2、G3、調相設備SC1および母線#1~#5が設けられている。エリアEBには、発電所G4、G5、調相設備SC2および母線#6~#10が設けられている。なお、発電所G1~G4は火力発電所、発電所G5は太陽光エネルギー発電所であるものとする。
A specific example of measures applied to the
FIG. 22 is a diagram showing an example of the state of the power system before a failure occurs in the power system of FIG.
At the current time 10:00, it is assumed that the
発電所G1は、母線#1に接続されている。発電所G2、G3は、母線#3に接続されている。需要家L1は、母線#4に接続されている。調相設備SC1は、母線#5に接続されている。需要家L2は、母線#6に接続されている。需要家L3は、母線#9に接続されている。発電所G4、G5および需要家L4は、母線#10に接続されている。母線#1~#10間は送電線によって接続されている。母線#2、#8間の送電線は開放されている。
Power station G1 is connected to
ここで、各発電所G1~G5の出力および各需要家L1~L4の需要量がMW値で与えられ、各発電所G1~G5からの出力に基づいて、各需要家L1~L4の需要量が満たされているものとする。このとき、各発電所G1~G5からの出力の合計値と、各需要家L1~L4の需要量の合計値はそれぞれ、3500MWである。 Here, the output of each power plant G1 to G5 and the demand of each consumer L1 to L4 are given in MW value, and the demand of each consumer L1 to L4 is calculated based on the output from each power plant G1 to G5. shall be satisfied. At this time, the total value of the outputs from the power plants G1 to G5 and the total value of the demands of the consumers L1 to L4 are each 3500 MW.
図23は、図22の電力系統の想定故障が図20の想定故障分類1に分類される時の系統状態の一例を示す図である。
図23において、想定時刻10:30における中期予見断面2271では、図22の系統状態2270に対し、図12の想定故障定義228AのNo.1の想定故障が想定されているものとする。この想定故障では、母線#6、#7間の送電線A-1の三相地絡が発生し、送電線A-1が解放されることが想定されている。このとき、送電線A-1が解放された場合においても、母線#6、#7間の送電線A-2を介してエリアEAからエリアEBに送電することができ、各発電所G1~G5からの出力に基づいて、各需要家L1~L4の需要量を満たすことができる。
FIG. 23 is a diagram showing an example of the system state when the contingency of the power system in FIG. 22 is classified into
In FIG. 23, in the mid-term
このため、図23の想定故障は、供給支障を発生させないため対策不要となり、図20の想定故障分類1に分類される。このとき、図2の短期予見断面生成部212は、送電線A-1の閉状態を示す計測情報231に基づいて短期予見断面232を生成し、想定故障想定部27に出力したものとする。ここで、送電線A-1が閉状態であるということは、想定故障によって解放される可能性があるということを意味する。信頼性分析・対策立案部213は、短期予見断面232に基づいて生成された想定故障228を想定故障想定部27から取得すると、分類結果データベース28を参照することにより、その想定故障228は想定故障分類1に分類されていると判断することができる。このため、信頼性分析・対策立案部213は、中期予見断面2271から想定された想定故障228について、信頼性分析を行うことなく対策不要と判断することができ、信頼性分析および対策立案にかかる負荷を減らすことができる。
Therefore, since the contingency shown in FIG. 23 does not cause a supply failure, countermeasures are not required, and it is classified as
図24は、図22の電力系統の想定故障が図20の想定故障分類2または3に分類される時の系統状態の一例を示す図である。
図24において、想定時刻10:30における中期予見断面2272では、図22の系統状態2270に対し、図12の想定故障定義228AのNo.3の想定故障が想定されているものとする。この想定故障では、例えば、天候急変により、母線#6、#7間の送電線A-1の三相地絡が発生し、送電線A-1が解放されるとともに、発電機G5の出力が急減することが想定されている。
FIG. 24 is a diagram showing an example of the system state when the contingency of the power system in FIG. 22 is classified into
In FIG. 24, in the mid-term
発電機G5の出力が急減したために、エリアEAにおける発電機G1、G2、G3の出力を増加させてエリアEBで必要な需要量を母線#6、#7間の送電線A-2を介してエリアEAからエリアEBに送電しようとする。しかし、エリアEAからエリアEBへの送電電力を増やすと、電圧不安定が発生するものとする。このとき、想定故障発生後において対策をしなければ電圧崩壊が発生し、需要家L3が停電に至る。需要家L3への供給支障を発生させないようにするために、図2のKPI分析部203は、中期予見断面2272に基づいて、対策M1として母線#2、#8間の送電線の閉路、対策M2として調相設備SC2の投入を立案したものとする。
Since the output of the generator G5 has suddenly decreased, the output of the generators G1, G2, and G3 in the area EA is increased to meet the demand required in the area EB via the transmission line A-2 between the
図25は、図24の電力系統の想定故障の対策前後のKPIの計算例を示す図である。
図25において、図2のKPI分析部203は、対策前は需要家L3が停電するため、対策前KPIは1500MWと計算する。KPI分析部203は、対策後は需要家L3への供給支障がなくなるため、対策後KPIはいずれも0MWと計算する。ただし、対策M1の母線#2、#8間の送電線の閉路は完了までに15分ほどかかり、対策M2の調相設備SC2の投入は完了までに1分ほどかかるとする。
FIG. 25 is a diagram showing a calculation example of KPIs before and after taking countermeasures against contingency failures in the power system of FIG. 24 .
In FIG. 25, the
また、KPI分析部203は、信頼性分析によって、図26に示すように、対策M1を実施した時のP-VカーブPV11と、図27に示すように、対策M2を実施した時のP-VカーブPV12を生成する。KPI分析部203は、P-VカーブPV11、PV12から、いずれの対策M1、M2を実施しても安定となり、電圧崩壊を回避できることを確認することができる。
In addition, the
この場合、想定される時間断面までは十分に時間がある。このため、図24の想定故障は、図20の想定故障分類2に分類される。このとき、図24の想定故障に対して先行して対策M1を実施しておくことにより、図2のリアルタイム系22では、当該想定故障に対する分析を実施する必要がなくなり、電力系統108の信頼性を維持しながら、計算負荷を軽減することができる。
In this case, there is plenty of time until the assumed time slice. Therefore, the contingency of FIG. 24 is classified into
一方、例えば、想定される時間断面まで10分しかない場合、図24の想定故障は、図20の想定故障分類3に分類される。このとき、想定故障分析装置10は、リアルタイム系22での分析結果に基づいて時間のかからない対策M2を実施することにより、電力系統108の信頼性を維持することができる。
On the other hand, for example, if there is only 10 minutes until the assumed time slice, the contingency in FIG. 24 is classified into
図28は、図24の電力系統の想定故障が図20の想定故障分類4に分類される時の系統状態および対策の一例を示す図である。
図28において、想定時刻10:30における中期予見断面2273では、需要L1、L2、L3が上振れした状態で、母線#6、#7間の送電線A-1の三相地絡が発生し、送電線A-1が解放されるとともに、発電機G5の出力が急減し、対策を実施しても一部供給支障が発生することが想定されているものとする。
FIG. 28 is a diagram showing an example of the system state and countermeasures when the contingency of the power system in FIG. 24 is classified into
In FIG. 28, in the mid-term
このとき、図2のKPI分析部203は、中期予見断面2273に基づいて、対策M11として母線#2、#8間の送電線の閉路、対策M12として負荷遮断を立案したものとする。ただし、対策M11の母線#2、#8間の送電線の閉路は完了までに15分ほどかかり、対策M12の負荷遮断は故障発生直後に実施可能であるものとする。
At this time, it is assumed that the
この場合、想定される時間断面までは十分に時間がある。このため、図28の想定故障は、図20の想定故障分類4に分類される。このとき、図28の想定故障に対して対策M11を実施することにより、図2のリアルタイム系22では、当該想定故障に対して対策M12の実施の必要性のみを分析すればよく、計算負荷を軽減することができる。
In this case, there is plenty of time until the assumed time slice. Therefore, the contingency in FIG. 28 is classified into
図29は、図24の電力系統の想定故障が図20の想定故障分類5に分類される時の系統状態および対策の一例を示す図である。
図29において、想定時刻10:05における中期予見断面2274では、母線#6、#7間の送電線A-1の三相地絡が発生し、送電線A-1が解放されるとともに、発電機G5の出力が急減し、対策を実施しても一部供給支障が発生することが想定されているものとする。
FIG. 29 is a diagram showing an example of the system state and countermeasures when the contingency of the power system in FIG. 24 is classified into
In FIG. 29, in the
このとき、図2のKPI分析部203は、中期予見断面2274に基づいて、対策M21として調相設備SC2の投入、対策M22として負荷遮断を立案したものとする。ただし、対策M21の調相設備SC2の投入までに1分ほどかかり、対策M22の負荷遮断は故障発生直後に実施可能であるものとする。
At this time, it is assumed that the
この場合、想定される時間断面までの時間が短い。このため、図29の想定故障は、図20の想定故障分類5に分類される。このときは、図29の想定故障に対して、図2のリアルタイム系22が、対策M21または対策M22の実施の必要性を分析する必要がある。
In this case, the time to the assumed time cross section is short. Therefore, the contingency in FIG. 29 is classified into
図30は、図24の電力系統の想定故障が図20の想定故障分類6に分類される時の系統状態および対策の一例を示す図である。
図30において、エリアEAには、発電機G6がさらに設けられ、発電機G6は、母線#2に接続されているものとする。想定時刻10:30における中期予見断面2275では、例えば、大規模地震により、発電機G1、G2、G3の一斉解列が想定されているものとする。この場合、発電機G4、G5の出力の合計値が1000MWであるのに対して、需要家L1~L4の需要量の合計値は3500MWである。このため、何ら対策をとらなければ、周波数保護リレーによって、需要家L3、L4が電力系統108から解列され停電に至る。
FIG. 30 is a diagram showing an example of the system state and countermeasures when the contingency of the power system in FIG. 24 is classified into
In FIG. 30, it is assumed that the area EA is further provided with a generator G6, and the generator G6 is connected to the
このとき、図2のKPI分析部203は、中期予見断面2275に基づいて、対策M31として母線#2、#8間の送電線の閉路、対策M32として発電機G6の立ち上げ、対策M33として負荷遮断を立案したものとする。
At this time, the
この場合、対策により供給支障を最小限に抑えることができるが、対策に多大なコストがかかり、発生確率も小さい。このため、図30の想定故障は、図20の想定故障分類6に分類される。このときは、ユーザの判断により当該想定故障に対する対策を実施するかどうかを判断することとなる。
In this case, countermeasures can be taken to minimize the supply disruption, but the countermeasures are very costly and the probability of occurrence is low. Therefore, the contingency in FIG. 30 is classified into
想定故障分類6に分類される想定故障は、リアルタイム系22では分析されないが、事前にオンライン系21で分析され、ユーザに表示されることにより、通常の対策実施後の停電エリアを把握することができる。ユーザは、少なくとも停電エリアを事前に把握しておくことにより、重要設備が停電しないかを判断したり、停電による経済性への影響と対策コストの比較による投資の意思決定のための情報として活用したりすることができる。
Contingent failures classified into
図31は、図24の電力系統の想定故障が図20の想定故障分類7に分類される時の系統状態および対策の一例を示す図である。
図31において、想定時刻10:30における中期予見断面2276では、例えば、大規模地震により、発電機G1、G2、G3の一斉解列と、母線#5、#6間の送電線の三相地絡による解放と、発電機G5の出力の急減が想定されているものとする。
FIG. 31 is a diagram showing an example of the system state and countermeasures when the contingency of the power system in FIG. 24 is classified into
In FIG. 31, in the mid-term
この場合、発電機G4の出力が500MWであるのに対して、需要家L1~L4の需要量の合計値は3500MWである。このため、周波数保護リレーによって、需要家L1、L3、L4が電力系統108から解列され停電に至る。
In this case, the output of the power generator G4 is 500 MW, while the total demand of the consumers L1 to L4 is 3500 MW. As a result, the consumers L1, L3, and L4 are disconnected from the
このとき、図2のKPI分析部203は、中期予見断面2276に基づいて、対策M41として母線#2、#8間の送電線の閉路、対策M42として負荷遮断を立案したものとする。
At this time, it is assumed that the
この場合、発生確率は小さいが、対策を実施しても広範囲で供給支障が発生し、多大なコストが発生する。このため、図31の想定故障は、図20の想定故障分類7に分類される。この場合も、ユーザの判断により当該想定故障に対する対策を実施するかどうかを判断することとなる。
In this case, the probability of occurrence is low, but even if countermeasures are taken, supply disruption will occur over a wide area, resulting in enormous costs. Therefore, the contingency in FIG. 31 is classified into
想定故障分類7に分類される想定故障は、リアルタイム系22では分析されないが、事前にオンライン系21で分析され、ユーザに表示されることにより、通常の対策実施後の停電エリアを把握することができる。ユーザは、少なくとも停電エリアを事前に把握しておくことにより、重要設備が停電しないかを判断したり、停電による経済性への影響と対策コストの比較による投資の意思決定のための情報として活用したりすることができる。
Contingent failures classified into
以上説明したように、上述した実施形態によれば、潮流状態の急変や多重故障などを含む想定事象の膨大な組み合わせをKPI229に基づいて事前に分類することにより、各時間領域および各地域で必要な対策を実施できるとともに、停電が回避できない事象に対しては停電範囲を事前に定量評価することができる。また、各種対策の実施によって送電線の運用マージンを削減することができる。この結果、電力系統108の信頼性と電力取引の経済性を両立させることが可能となる。
As described above, according to the above-described embodiments, by pre-classifying a huge number of combinations of hypothetical events, including sudden changes in power flow conditions and multiple failures, based on the
1 想定故障分析装置、11 中央制御装置、12 入力装置、13 出力装置、14 表示装置、15 通信装置、16 主記憶装置、17 補助記憶装置、17A 各種データベース、17B 各種プログラム、21 オンライン系、22 リアルタイム系、23 系統設備データベース、24 発電・需要実績データベース、25 バランシンググループ情報データベース、26 中期予見断面データベース、27 想定故障想定部、28 分類結果データベース、29 表示・出力部、101 通信回線、102 広域機関システム、103 卸電力取引市場システム、104 需給調整市場システム、105 エリア中給システム、106 計測器、107 制御対象機器、108 電力系統、201 システム連携部、202 中期予見断面生成部、203 KPI分析部、204 想定故障分類部、211 中給システム連携部、212 短期予見断面生成部、213 信頼性分析・対策立案部、221 需給計画情報、222 電力取引情報、223 調整力取引情報、224 系統設備データ、225 発電・需要実績データ、226 バランシンググループ情報
1 contingency analysis device, 11 central control device, 12 input device, 13 output device, 14 display device, 15 communication device, 16 main storage device, 17 auxiliary storage device, 17A various databases, 17B various programs, 21 online system, 22 Real-time system, 23 System equipment database, 24 Power generation/demand record database, 25 Balancing group information database, 26 Medium-term forecast cross-section database, 27 Contingent failure assumption unit, 28 Classification result database, 29 Display/output unit, 101 Communication line, 102 Wide
Claims (5)
前記系統状態に基づいて想定故障を想定する想定部と、
前記想定故障の発生時の前記系統状態におけるKPI(Key Performance Indicator)を分析する分析部と、
前記KPIに基づいて前記想定故障を分類する分類部とを備え、
前記計画情報には、需給計画値である需給計画情報、発電計画値である電力取引情報および需給調整市場における調整力の取引結果である調整力取引情報が含まれ、
前記想定故障には、前記系統状態における各発電機の解列、各送変電設備における地絡、短絡または切断による停止、前記系統状態の生成時に想定しなかった再生可能エネルギー発電の大規模出力急変、荒天による複数設備の停止、大規模地震による発電機群の一斉解列、送変電設備群の一斉停止、およびこれらの組合せを想定して生成されたN-1故障、N-2故障、N-1-1故障、N-2-1故障、N-k故障、N-k-1故障およびN-1故障のリストが含まれ、
前記KPIは、前記想定故障の発生確率、前記想定故障発生時の前記電力系統の信頼性、前記想定故障発生時の停電範囲、前記想定故障発生時の対策の緊急性および前記対策によって生じる市場経済性への影響の少なくともいずれか1つから選択され、
前記分類部は、前記想定故障に対する対策前のKPIに基づく分類および対策後のKPIに基づく分類に基づいて、前記想定故障を分類する想定故障分析装置。 a prediction unit for predicting a system state indicating a facility state and a power flow state of the power system based on plan information related to the operation of the power system;
an assumption unit that assumes contingency failures based on the system state;
an analysis unit that analyzes a KPI (Key Performance Indicator) in the system state when the contingency occurs;
a classification unit that classifies the contingency based on the KPI ;
The plan information includes supply and demand plan information, which is the supply and demand plan value, power trading information, which is the power generation plan value, and control power trading information, which is the trading result of control power in the supply and demand control market,
The contingency includes disconnection of each generator in the system state, stoppage due to ground fault, short circuit or disconnection in each transmission and transformation facility, large-scale sudden change in renewable energy power generation that was not assumed when the system state was generated. , suspension of multiple facilities due to stormy weather, simultaneous disconnection of generator groups due to large-scale earthquakes, simultaneous suspension of transmission and transformation facilities, and combinations of these N-1 failures, N-2 failures, N - contains a list of 1-1 failures, N-2-1 failures, Nk failures, Nk-1 failures and N-1 failures,
The KPIs are the probability of occurrence of the contingency, the reliability of the power system when the contingency occurs, the power outage range when the contingency occurs, the urgency of countermeasures when the contingency occurs, and the market economy caused by the countermeasures. selected from at least one of the effects on sexuality,
The contingency analysis device, wherein the classification unit classifies the contingency based on the classification based on the KPI before the countermeasure for the contingency and the classification based on the KPI after the countermeasure.
前記系統状態を予見する第1予見部と、
前記第1予見部よりも短期の前記設備状態および前記潮流状態を示す系統状態を予見する第2予見部とを備え、
前記第2予見部にて予見された系統状態、前記第2予見部にて予見された系統状態に基づく想定故障および前記想定故障を分類した分類結果に基づいて、前記想定故障に対する対策を立案する立案部をさらに備え、
前記対策には、系統安定化システムによる発電機または需要の遮断、調相設備の投入、発電機端子電圧の変更および発電機出力の変更が含まれる請求項1に記載の想定故障分析装置。 The foreseeing unit
a first foreseeing unit for foreseeing the system state ;
a second prediction unit that predicts a system state indicating the equipment state and the power flow state in a shorter period than the first prediction unit;
Planning a countermeasure against the contingency based on the system state foreseen by the second prediction unit, the contingency based on the system state foreseen by the second prediction unit, and the classification result of classifying the contingency. In addition, we have a planning department ,
2. The contingency analysis apparatus according to claim 1, wherein the countermeasures include shutting down the generator or demand by the system stabilization system, turning on phase modifying equipment, changing the terminal voltage of the generator, and changing the output of the generator.
前記第2予見部は、前記エリア中給システムより取得した前記計測情報に基づいて前記系統状態を予見し、
前記立案部は、前記系統状態、前記想定故障および前記分類結果に基づいて、前記電力系統を安定化させるための制御に関する制御テーブルを算出する請求項4に記載の想定故障分析装置。 Further comprising an area power supply system that acquires measurement information including the output state of the generator installed in the power system, the power flow state of the transmission and transformation equipment, and the equipment state of the equipment to be controlled,
The second prediction unit predicts the system state based on the measurement information acquired from the area central feeding system,
5. The contingency analysis apparatus according to claim 4 , wherein the planner calculates a control table related to control for stabilizing the power system based on the system state, the contingency, and the classification result .
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