JP7496286B2 - 電力系統の構成を変更する系統計画の作成を支援するシステム - Google Patents

電力系統の構成を変更する系統計画の作成を支援するシステム Download PDF

Info

Publication number
JP7496286B2
JP7496286B2 JP2020175920A JP2020175920A JP7496286B2 JP 7496286 B2 JP7496286 B2 JP 7496286B2 JP 2020175920 A JP2020175920 A JP 2020175920A JP 2020175920 A JP2020175920 A JP 2020175920A JP 7496286 B2 JP7496286 B2 JP 7496286B2
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
distribution
power
load
equipment
information
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
JP2020175920A
Other languages
English (en)
Other versions
JP2022067289A (ja
JP2022067289A5 (ja
Inventor
翼 市川
晋也 末永
泰之 多田
康志 宮田
能毅 黒川
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Hitachi Ltd
Original Assignee
Hitachi Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Hitachi Ltd filed Critical Hitachi Ltd
Priority to JP2020175920A priority Critical patent/JP7496286B2/ja
Priority to EP21882694.9A priority patent/EP4235997A1/en
Priority to PCT/JP2021/038026 priority patent/WO2022085553A1/ja
Priority to US18/030,862 priority patent/US20230378806A1/en
Publication of JP2022067289A publication Critical patent/JP2022067289A/ja
Publication of JP2022067289A5 publication Critical patent/JP2022067289A5/ja
Application granted granted Critical
Publication of JP7496286B2 publication Critical patent/JP7496286B2/ja
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q10/00—Administration; Management
    • G06Q10/06—Resources, workflows, human or project management; Enterprise or organisation planning; Enterprise or organisation modelling
    • G06Q10/063—Operations research, analysis or management
    • G06Q10/0637—Strategic management or analysis, e.g. setting a goal or target of an organisation; Planning actions based on goals; Analysis or evaluation of effectiveness of goals
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q50/00—Information and communication technology [ICT] specially adapted for implementation of business processes of specific business sectors, e.g. utilities or tourism
    • G06Q50/06—Energy or water supply
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00002—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network characterised by monitoring
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00032—Systems characterised by the controlled or operated power network elements or equipment, the power network elements or equipment not otherwise provided for
    • H02J13/00034—Systems characterised by the controlled or operated power network elements or equipment, the power network elements or equipment not otherwise provided for the elements or equipment being or involving an electric power substation
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • H02J13/00032—Systems characterised by the controlled or operated power network elements or equipment, the power network elements or equipment not otherwise provided for
    • H02J13/00036—Systems characterised by the controlled or operated power network elements or equipment, the power network elements or equipment not otherwise provided for the elements or equipment being or involving switches, relays or circuit breakers
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/001—Methods to deal with contingencies, e.g. abnormalities, faults or failures
    • H02J3/0012—Contingency detection
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/007—Arrangements for selectively connecting the load or loads to one or several among a plurality of power lines or power sources
    • H02J3/0073—Arrangements for selectively connecting the load or loads to one or several among a plurality of power lines or power sources for providing alternative feeding paths between load and source when the main path fails, e.g. transformers, busbars
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2203/00—Indexing scheme relating to details of circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J2203/20—Simulating, e g planning, reliability check, modelling or computer assisted design [CAD]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
    • Y04S10/50—Systems or methods supporting the power network operation or management, involving a certain degree of interaction with the load-side end user applications

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Business, Economics & Management (AREA)
  • Human Resources & Organizations (AREA)
  • Economics (AREA)
  • Strategic Management (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Business, Economics & Management (AREA)
  • Educational Administration (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Marketing (AREA)
  • Entrepreneurship & Innovation (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Tourism & Hospitality (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Operations Research (AREA)
  • Quality & Reliability (AREA)
  • Development Economics (AREA)
  • Game Theory and Decision Science (AREA)
  • Public Health (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Primary Health Care (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)

Description

本発明は、電力系統の構成を変更する系統計画の作成を支援するシステムに関するものである。
電力システム改革などの電力系統を取り巻く環境の変化に伴い、既設設備の徹底活用とより一層のコスト低減が求められている。その中で、電力系統を構成する系統設備は、使用状態や経年数に応じて計画的に更新していく必要がある。
従来、電力需要の大幅な成長に対応するために系統設備の増強が行われてきた。しかし、近年は電力需要が減少傾向であり、系統設備の利用効率も低下傾向である。そのため、供給信頼度を維持しつつ、不要な設備は除却してコストは削減する合理的な系統計画の立案が必要となっている。
特許文献１では、電力系統設備を更新する際に、一定の供給信頼度を維持しつつ停止設備候補を効率的に選択することができる電力供給経路評価装置が記載されている。電力供給経路評価装置では、送配電設備を停止させたときに、複数の電力供給経路の中から、所定期間において生じた停電の回数がしきい値以下となる電力供給経路を選択する。さらに、選択した電力供給経路において、電気的に系統が成立する経路を選択することで、不要な設備の停止を考慮した設備更新計画を効率よく立てることができる。
特開２０１８－１５３００４号公報
電力系統は複数の電圧階級で分かれており、発電所から大容量の電力を運ぶ送電系統と、変電所から最終消費地点へ電力を配る配電系統でそれぞれ役割が分けられている。これらの送電系統および配電系統の管理についても、それぞれが異なる部門が担当している。そのため、設備更新計画を検討する際、部門単独での計画となるため、系統全体として無駄が生じ、全体最適な系統計画とならない可能性がある。
特許文献１に記載の技術において、更新対象は送電系統または配電系統の単一の電圧階級の系統設備であり、送電系統および配電系統の両系統への影響を鑑みた設備更新は考慮されていない問題がある。例えば、送電部門が配電用変電所の更新計画を立てる場合に利用可能な情報は、配電用変電所までの送電系統の系統構成のみである。したがって、仮に配電系統側の負荷融通により対象の配電用変電所を廃止可能だったとしても、送電部門からは配電用変電所より先の配電系統の系統構成を把握することができないため、配電用変電所の廃止という判断を下すことはできない。つまり、部門単独での系統計画では、減少傾向の電力需要に対して過剰な設備投資となり、非効率的な設備形成となる恐れがある。
そのため、送電設備の更新計画において、送電部門と配電部門で連携し、配電系統の系統構成も考慮して系統計画を立案する技術が望まれる。
本明細書の一態様は、送電系統及び配電系統を含む電力系統の構成を変更する系統計画の作成を支援するシステムであって、１以上の処理装置と、１以上の記憶装置と、を含み、前記１以上の記憶装置は、前記送電系統の構成の情報と、前記配電系統の構成及び負荷の情報と、を格納し、前記１以上の処理装置は、前記配電系統の構成及び負荷の情報に基づき、前記配電系統の構成変更により配電用変電所間で補うことができる電力供給能力を示す、前記配電用変電所間の負荷融通余力を決定し、前記送電系統及び前記配電系統の系統構成変更を含む系統計画案を、前記負荷融通余力に基づいて作成し、前記系統計画案の情報を出力装置に出力する。
本発明の一態様によれば、電力系統全体で適切な系統計画の立案を支援することができる。
系統計画支援連携システムの構成例の図 計算機の構成例の図 電力系統モデルの例 系統計画支援連系システムによる設備廃止計画の作成例 系統計画支援連携システムの全体処理フロー 送電系統における供給信頼度指標の算出例 電力系統の一例 配電エリアごとの供給信頼度指標 配電エリアの各配電用変電所の接続顧客数と等価故障パラメータ 配電用変電所における等価故障率および等価故障時間への影響度 系統計画支援連携装置における負荷融通余力の算出フロー 配電系統における負荷融通の例 供給信頼度制約における融通可能顧客数の算出例 電圧降下制約における融通可能顧客数の算出例 隣接配電用変電所ごとの負荷融通余力 系統計画案のデータ例 配電用変電所への対策前の信頼性 配電用変電所の更新案における信頼性 配電用変電所の廃止案における信頼性 系統計画案の比較評価画面
以下、実施例を図面を用いて説明する。以下においては、便宜上その必要があるときは、複数のセクションまたは実施例に分割して説明するが、特に明示した場合を除き、それらは互いに無関係なものではなく、一方は他方の一部または全部の変形例、詳細、補足説明等の関係にある。また、以下において、要素の数等（個数、数値、量、範囲等を含む）に言及する場合、特に明示した場合及び原理的に明らかに特定の数に限定される場合等を除き、その特定の数に限定されるものではなく、特定の数以上でも以下でもよい。
以下において、送電系統および配電系統の両系統を考慮して効率的な系統計画の立案を可能とする技術を説明する。本明細書の一実施形態は、配電系統の構成変更で補うことができる電力供給能力を考慮して、送電系統及び配電系統の構成変更を含む電力系統計画案を作成する。これにより、電力系統全体で適切な系統計画案を作成できる。また、電力系統計画案における電力系統全体への効果を評価および提示することで、ユーザが電力系統全体で適切な系統計画を作成することを支援することができる。
＜実施例の概要＞
本実施例における系統計画支援連携システムは、送電設備の更新を検討する際に、配電系統の系統構成変更により検討対象の送電設備の廃止も含めた系統計画の立案を支援するシステムである。
＜系統計画支援連携システムの構成＞
図１Ａにおいて、本実施例による系統計画支援連携システム１は、系統計画支援連携装置２、送電系統管理装置３、配電系統管理装置４、電力系統５を備える。系統計画支援連携装置２、送電系統管理装置３、配電系統管理装置４、電力系統５は通信ネットワーク６を介して通信可能に接続される。
図１Ｂは、系統計画支援連携装置２のハードウェア構成例を示す。送電系統管理装置３および配電系統管理装置４も、同様の構成を有することができる。系統計画支援連携装置２は、１以上のプロセッサ２１１と、１以上の主記憶装置２１２及び１以上の補助記憶装置２１４と、１以上の通信装置２１６とを含む、回路、プリント基板、サーバ、情報処理装置などである。プロセッサ２１１は、例えば、ＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎｉｔ）、マイクロプロセッサ等を含む。主記憶装置２１２又は補助記憶装置２１４は、ＤＲＡＭ、ハードディスク、ＳＳＤ（Ｓｏｌｉｄ Ｓｔａｔｅ Ｄｒｉｖｅ）等を含む。
記憶装置は、プログラム及びプログラムにより処理されるデータを格納する、非一過性記憶媒体を含む。系統計画支援連携装置２は、ユーザに情報を提示する出力装置２１６及びユーザによるデータの入力を可能とする入力装置２１５を含むことができる。出力装置２１６は、ディスプレイやプリンタを含み、入力装置２１５は、マウス、キーボード、タッチパネル等を含む。
系統計画支援連携装置２は、各種の処理を行う計画支援連携処理部２１と、各種の情報を記録（記憶）する計画支援連携記録部２２と、各種の情報を入力する入力部２３と、各種情報を出力する出力部２４と、通信ネットワーク６を介して各種装置と通信を行う通信部２５と、を備える。
送電系統管理装置３は、通信ネットワーク６を介して各種装置と通信を行う通信部３１と、系統計画において対策を行う送電系統内の送電設備を抽出する対策設備抽出部３２と、系統計画に対する送電系統の影響度を評価する送電系統評価部３３と、送電系統における各種データを記録する送電系統記録部３４と、を備える。
送電系統管理装置３は、通信ネットワーク６を介して各種装置と通信を行う通信部４１と、系統計画に対する配電系統の影響度を評価する配電系統評価部４２と、配電系統における各種データを記録する配電系統記録部４３と、を備える。
計画支援連携処理部２１、対策設備抽出部３２、送電系統評価部３３、配電系統評価部４２の機能は、記憶装置に記憶された各種のプログラムをプロセッサが実行することで実現されてもよいし、特定処理を行う論理回路によって実現されてもよい。このようなプロセッサ及び論理回路を処理装置とも呼ぶ。また、計画支援連携処理部２１、対策設備抽出部３２、送電系統評価部３３、配電系統評価部４２の機能は、単一の装置で実現されるものに限られるものではなく、相互に通信可能に接続された複数の装置により実現されてもよい。
計画支援連携記録部２２、送電系統記録部３４、配電系統記録部４３は、１以上の記憶装置により実現される。通信部２５、３１および４１は、通信装置により実現される。入力部２３は、キーボード、マウス等のポインティングデバイス、タッチパネル、音声指示装置などであり、少なくとも１つを含んで実現される。出力部２４は、ディスプレイ装置、プリンタ、音声出力装置などであり、少なくとも１つを含んで実現される。
系統計画支援連携装置２と送電系統管理装置３と配電系統管理装置４は、一体の装置として実現され、通信部２５、３１および４１は共通とする構成としてもよい。
電力系統５は、発電系統、送電系統及び配電系統を含む。電力系統５は、発電装置を用いて発電を行う発電設備（例えば発電所）、発電設備が発生した電力を消費する需要家設備、発電設備から需要家設備までの電力を送る電力流通設備（送電設備、変電設備、配電設備等）等の系統設備５１と、系統設備５１の状態を計測する計測機器５２を含む。
発電装置は、火力発電、水力発電、原子力発電、地熱発電、太陽光発電、風力発電等を行う装置であるが、他にも様々な発電方法で発電を行う装置であってもよい。電力流通設備は、架空送配電線、地中送配電線、母線、変圧器、遮断器、開閉器、調相設備を含むが、他にも送配電に関わる様々な設備が含まれる。
計測機器５２は、電力系統５の特定の測定ポイントにおける状態を計測する。計測項目の例は、電力系統５の電圧、位相、有効電力、無効電力などの電力項目と、気温、風速、風向、降水量、日射量などの気象項目と、系統設備５１の設定状態および動作状態の項目を含み得る。他にも、様々な項目が計測項目となり得る。
測定ポイントは、発電設備の母線、変電設備の母線、電力流通設備、需要家設備等を含み、１つの測定ポイントに対する計測装置の数は、単数であてもよいし、複数であってもよい。計測機器５２が計測した値の内、送電系統に属する送電設備の計測値は送電系統記録部３４へ、配電系統に属する配電設備の計測値は配電系統記録部４３へ、通信ネットワーク６を介して送信される。計測機器５２は、計測した値と共に、計測日時の情報を付加して送信してもよい。
＜系統計画支援連携装置＞
計画支援連携処理部２１は、負荷融通余力計算部１１１、系統計画案立案部１１２および系統計画案比較評価部１１３を含む。負荷融通余力計算部１１１は、配電系統における配電用変電所間の負荷融通余力を計算する。配電用変電所間の負荷融通余力は、配電用変電所間で融通可能な負荷量を示す。系統計画案立案部１１２は、負荷融通余力計算部１１１で算出した負荷融通余力を用いて系統計画案を作成する。系統計画案比較評価部１１３は、系統計画案立案部１１２にて作成した系統計画案の送電系統および配電系統における影響度を比較評価する。
負荷融通余力計算部１１１は、切替可能負荷量計算部１２１、配電系統信頼度計算部１２２および電圧計算部１２３を含む。切替可能負荷量計算部１２１は、配電線に接続される負荷量の制約において切替可能な負荷量を計算する。配電系統信頼度計算部１２２は、負荷を切り替えた際に担保することができる配電系統の信頼度を計算する。電圧計算部１２３は、負荷を切り替えた際に変化する配電系統の電圧を計算する。
計画支援連携記録部２２は、対策設備データ１３１、負荷融通余力データ１３２、計画案データ１３３、および計画案評価データ１３４を格納する。対策設備データ１３１は、系統計画の立案にあたり検討対象となる設備の情報を含む。負荷融通余力データ１３２は、負荷融通余力計算部１１１にて算出された負荷融通余力の値を含む。計画案データ１３３は、系統計画案立案部１１２にて作成された系統計画案の情報を含む。計画案評価データ１３４は、計画案の評価結果である。
＜送電系統管理装置＞
送電系統記録部３４は、系統構成データ１４１、送電系統評価データ１４２、系統状態データ１４３を格納する。系統構成データ１４１は、架空送電線、地中送電線、母線、変圧器、開閉器、調相設備などの設備の仕様データと、これらの設備の位置情報および接続関係を示す情報を含む。送電系統記録部３４は、この他、配電用変電所の負荷（例えば下流の顧客数、電流値、有効電力、無効電力等）、および、送電系統のコストに関する情報、例えば、各設備の運用コスト、保守コスト、工事コスト等を算出するための情報を含む。
送電系統評価データ１４２は、系統計画案立案部１１２にて作成された系統計画について、送電系統評価部３３にて算出される送電系統の有効電力、無効電力、電圧、電流、位相などの電力潮流状態に関わる情報、送電損失量や電圧逸脱量や周波数逸脱などの電力品質に関わる情報、および、送電系統の供給信頼度の情報などを含む。
系統状態データ１４３は、電気的状態データ１４４、設備状態データ１４５、故障データ１４６を含む。電気的状態データ１４４は、計測機器５２にて計測された電力系統５における送電設備の電圧、位相、有効電力、無効電力などの電気的状態データを含む。設備状態データ１４５は、経年数、保守保全の履歴情報などの送電設備の管理状態を示す情報を含む。故障データ１４６は、送電設備における過去の故障履歴および故障モードモデルにより推定される送電設備の故障率や故障時間の推定値を含む。
＜配電系統管理装置＞
配電系統記録部４３は、系統構成データ１５１、配電系統評価データ１５２、系統状態データ１５３を含む。系統構成データ１５１は、架空配電線、地中配電線、母線、変圧器、開閉器、調相設備などの設備の仕様データと、これらの設備の位置情報および接続関係を示す情報を含む。配電系統記録部４３は、この他、配電系統の負荷点（例えば柱上変圧器）ごとの負荷（例えば下流の顧客数、電流値、有効電力、無効電力等）、配電系統のコストに関する情報、例えば、各設備の運用コスト、保守コスト、工事コスト等を算出するための情報を含む。
配電系統評価データ１５２は、系統計画案立案部１１２にて作成された系統計画について、配電系統評価部４２にて算出される配電系統の有効電力、無効電力、電圧、電流、位相などの電力潮流状態に関わる情報、送電損失量や電圧逸脱量などの電力品質に関わる情報、および配電系統の供給信頼度の情報などを含む。
系統状態データ１５３は、電気的状態データ１５４、設備状態データ１５５、故障データ１５６を含む。電気的状態データ１５４は、計測機器５２にて計測された電力系統５における配電設備の電圧、位相、有効電力、無効電力などの電気的状態データを含む。設備状態データ１５５は、経年数、保守保全の履歴情報などの配電設備の管理状態を示す情報を含む。故障データ１５６は、配電設備における過去の故障履歴および故障モードモデルにより推定される配電設備の故障率や故障時間の推定値を含む。
＜本実施例における設備廃止計画の作成例＞
図２は一般的な電力系統を模したモデルを表す。送電系統は一般に基幹系統と地域供給系統で大別されるが、図２における送電系統は地域供給系統に属する。以降、特段の指定がない限り、送電系統は地域供給系統を指すこととする。送電系統Ｔは、上位変電所（ＳＳ１、ＳＳ２）、送電線（ＴＬ１、ＴＬ２、ＴＬ３）、配電用変電所（ＤＳ１、ＤＳ２、ＤＳ３）などで構成される。配電系統Ｄは、配電用変電所以下に接続される配電線（ＤＬ１－１からＤＬ３－３まで）、開閉器（ＳＷ１、ＳＷ２）などで構成される。配電系統の電圧は、送電系統の電圧より低い。送電系統および配電系統にはその他の設備含めてもよい。
図３は、図２に示す電力系統に対する、本実施例における送電設備の廃止を含めた系統計画案の作成例を示す。図３において、送電系統Ｔにおける設備更新を検討する際、送電線ＴＬ２と配電用変電所ＤＳ２の老朽化が、供給信頼度へ悪影響を与えていたとする。この場合、送電系統のみを対象とした設備更新計画を立てる場合は、送電線ＴＬ２および配電用変電所ＤＳ２は設備の取替で対応しなければならない。
ここで、配電系統の構成に着目すると、配電用変電所ＤＳ２以下の配電線において、開閉器ＳＷ１およびＳＷ２を閉じることにより、それぞれ配電用変電所ＤＳ１およびＤＳ３に負荷融通が可能である。すなわち、図３で示すように、開閉器の操作によって、配電用変電所ＤＳ２に接続される負荷を配電用変電所ＤＳ１およびＤＳ３へ融通することで、送電線ＴＬ２および配電用変電所ＤＳ２の設備取替を回避し、廃止することができる。
これにより、設備取替にかかるはずであった設備費用を削減し、送電線ＴＬ２および配電用変電所ＤＳ２の保守作業にかかる労力も低減することができる。ただし、配電用変電所間で融通可能な負荷量には制限がある。本実施例では、負荷融通余力は、設備間で融通可能な負荷量を示し、また、設備間で補うことができる電力供給能力を示す。一実施例において、開閉器の操作による配電系統の系統構成変更によって配電用変電所間で融通可能な負荷融通余力が計算される。本実施例において、負荷融通余力計算部１１１は、負荷融通余力を算出する。
＜系統計画支援連携システム：全体処理フロー＞
図４は、系統計画支援連携システム１の全体処理フローである。本処理フローは、系統計画支援連携装置２における入力部２３からの系統計画案の作成リクエスト受信を契機に開始し、系統計画案の比較評価結果を出力部２４へ出力して処理を完了する。以降では、本処理フローによる系統計画案の作成および評価の概要を示した後に、各処理の詳細を説明する。
まず、系統計画の作成リクエストを受信した際に、処理４０１では、送電系統の系統構成および系統設備の故障パラメータに基づき、送電系統における供給信頼度指標を算出する。続いて、処理４０２では、処理４０１にて算出された供給信頼度指標について、各送電設備が供給信頼度指標に与える影響度を計算し、指標値を悪化させている設備を抽出する。ここで抽出された設備が系統計画案における対策設備となる。
処理４０１および４０２は、対策設備抽出部３２が送電系統記録部３４の情報を基に処理を実行し、通信ネットワークを介して対策設備データ１３１に処理結果を記録することで処理される。なお、処理４０２における対策設備の抽出について、供給信頼度指標に与える影響度が所定のしきい値を超える設備を全て抽出してもよいし、入力部２３にて対策設備とする設備を選択してもよい。
処理４０３では、対策設備と配電系統の構成から配電用変電所間の負荷融通余力を算出する。処理４０３は、負荷融通余力計算部１１１が通信ネットワークを介して配電系統記録部４３の情報を読み込んで配電用変電所間の負荷融通余力を計算し、負荷融通余力データ１３２に記録されることで実行される。
続いて、処理４０４では、配電系統の負荷融通余力を考慮して、対策設備の廃止も含めた系統計画案を作成する。本実施例において、系統計画案は、送電設備の廃止計画と、負荷融通余力に基づいた配電系統の開閉器操作計画と、を含む。なお、系統計画案は単一の対策設備の廃止または更新（能力の増減を問わない）としてもよいし、複数の対策設備の廃止または更新を含めてもよい。また、対策設備の廃止を含める際は、その対策効果を比較検証するために、更新する計画案も同時に作成してもよい。処理４０４は、系統計画案立案部１１２が計画案を作成し、計画案データ１３３に記録することで実行される。
処理４０５では作成した系統計画案の中から１つを選択し、評価対象とする。続いて、処理４０６および４０７では、選択系統計画案について、送電系統および配電系統における影響度を評価する。系統計画案の影響度は、例えば、経済性および／または電力供給信頼性の観点において評価される。
経済性の影響度は、例えば、運用コスト、保守コスト、設備更新または廃止にかかる工事費等の項目から計算することができる。電力供給信頼性の影響度は例えば、系統の有効電力、無効電力、電圧、電流、位相などの電力潮流状態、送電損失量や電圧逸脱量や周波数逸脱などの電力品質、または系統の供給信頼度指標としてもよいし、その他の項目を評価してもよい。
処理４０８では、全ての系統計画案について評価が実行されているかを確認する。未評価の系統計画案がある場合は、残りの系統計画案について再度処理４０５から４０７を繰り返される。全ての系統計画案が評価された場合は、フローは処理４０９へ進む。処理４０６は、送電系統評価部３３で実行され、評価結果は送電系統評価データ１４２に記録される。処理４０７は、配電系統評価部４２で実行され、評価結果は配電系統評価データ１５２に記録される。
処理４０９では、系統計画案の送電系統および配電系統における評価結果を集約して総合評価結果を生成し、電力系統全体における系統計画案の比較評価を行う。これにより、系統計画による電力系統全体への影響を認識できる。比較評価では複数項目について総合的に評価し、評価結果を可視化する。例えば、経済性と信頼性の２項目で評価を行い、経済性と信頼性の２軸のグラフにプロットしてもよい。
処理４０９は、系統計画案比較評価部１１３が通信ネットワークを介して送電系統評価データ１４２および配電系統評価データ１５２を読み込むことで実行される。処理４０９実行後の比較評価結果は出力部２４にて出力される。また、処理４０９実行後の系統全体の評価データは計画案評価データ１３４に記録される。処理４０９実行後は、評価結果を出力して処理を終了する。
＜送電系統管理装置：対策設備抽出フロー＞
処理４０１および４０２の詳細を説明する。以降では、本実施例における供給信頼度の計算手順について説明する。対策を行うべき送電系統における設備が、送電系統の故障情報に基づいて決定される。
本実施例における供給信頼度指標として、停電回数指標であるＳＡＩＦＩ（Ｓｙｓｔｅｍ Ａｖｅｒａｇｅ Ｉｎｔｅｒｒｕｐｔｉｏｎ Ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ Ｉｎｄｅｘ）、および停電時間指標であるＳＡＩＤＩ（Ｓｙｓｔｅｍ Ａｖｅｒａｇｅ Ｉｎｔｅｒｒｕｐｔｉｏｎ Ｄｕｒａｔｉｏｎ ｉｎｄｅｘ）を用いる。ＳＡＩＦＩおよびＳＡＩＤＩは所定期間における顧客１軒あたりの指標として表現されるが、本実施例においては、ＳＡＩＦＩは回／年、ＳＡＩＤＩは時間／年の単位を用いることとする。これら二つの指標を使用することで、供給信頼度を適切に評価できる。なお、他の種類の指標を供給信頼度の指標として使用することができる。
電力系統における供給信頼度を計算するにあたり、電力系統がネットワーク構造を持つシステムとして捉えられる。一般的な信頼性工学において、あるシステムの信頼性を評価する際、そのシステムにおける単位時間当たりの故障回数である故障率λ、１故障あたりの平均復旧時間ｒ、所定期間内での平均故障時間Ｕが、対象システムの信頼性を計算するためのパラメータとなる。以後、これらの３つのパラメータを故障パラメータと呼称する。
故障パラメータは単一の設備に着目した場合、使用年数や劣化度を基に推定することができる。２つ以上の要素（設備）を含むシステムを想定したとき、要素（設備）自体の故障パラメータだけではなく、要素同士のつながりを考慮して、システム全体の故障パラメータを計算する必要がある。この故障パラメータを区別するために、システム全体の故障パラメータを等価故障パラメータと故障する。例えば、ある２つの要素が直列接続の場合の等価故障パラメータは、例えば次式で計算される。
Figure 0007496286000001
ただし、λseは上流の直列接続システムにおける等価故障率、λ1、λ2は直列要素の故障率、ｒseは直列接続システムにおける等価故障復旧時間、r1、r2は直列要素の故障復旧時間、Ｕseは直列接続システムにおける等価故障時間、である。 さらに、ある２つの要素が並列接続の場合の等価故障パラメータは、例えば次式で計算される。
Figure 0007496286000002
λpeは上流の並列接続システムにおける等価故障率、λ1、λ2は並列要素の故障率、ｒpeは並列接続システムにおける等価復旧時間、r1、r2は並列要素の故障復旧時間、Ｕpeは並列接続システムにおける等価故障時間、である。
一般的な電力系統は多数の機器を含むため、直並列混合の複数機器で構成されるシステムとして、数１および数２を組み合わせて等価故障パラメータを計算する。これらの等価故障パラメータを用いて、ＳＡＩＦＩおよびＳＡＩＤＩは次式で計算する。
Figure 0007496286000003
λiは負荷点ｉにおける等価故障率（停電発生確率）、Ｎiは下流の負荷点iに接続する顧客数である。
Figure 0007496286000004
Ｕiは負荷点ｉにおける故障時間（停電時間）、Ｎiは下流の負荷点iに接続する顧客数である。
以上の供給信頼度指標の計算手順を図５の系統モデルを例に具体的に説明する。図５は、図２における電力系統のうち、送電系統の対象範囲を示した系統モデルである。図２で示した系統モデルに加えて、各配電用変電所を構成する１次側母線をＢ１１からＢ３１、変圧器をＴＲ１からＴＲ３、２次側母線をＢ１２からＢ３２で示す。さらに、各配電用変電所の下流に接続される負荷群をＬ１からＬ３で示し、配電用変電所ＤＳ１からＤＳ３以下の配電系統をまとめて配電エリアＤＡ１とする。
ＳＡＩＦＩおよびＳＡＩＤＩを求めるためには、負荷点における等価故障パラメータが必要である。図５においては負荷群Ｌ１、Ｌ２、Ｌ３が接続される母線Ｂ１２、Ｂ２２、Ｂ３２が負荷点に該当する。例えば、母線Ｂ１２における等価故障率λ１と等価故障時間Ｕ１は、上位変電所ＳＳ１から母線Ｂ１２までの間に接続される系統設備（送電線ＴＬ１、母線Ｂ１１、変圧器ＴＲ１、母線Ｂ１２）における各々の故障パラメータを基に計算する。
系統設備の故障パラメータは、故障データ１４６に記録される故障パラメータの推定値を用いる。母線Ｂ２２およびＢ３２における等価故障率と等価故障時間も同様に計算することができる。ここで、負荷群Ｌ１からＬ３の顧客数をＮ１からＮ３とすると配電エリアＤＡ１のＳＡＩＦＩおよびＳＡＩＤＩは次式で計算することができる。
ＳＡＩＦＩ＝（λ1Ｎ1＋λ2Ｎ2＋λ3Ｎ3）／（Ｎ1＋Ｎ2＋Ｎ3）
ＳＡＩＤＩ＝（Ｕ1Ｎ1＋Ｕ2Ｎ2＋Ｕ3Ｎ3）／（Ｎ1＋Ｎ2＋Ｎ3）
続いて、処理４０２における供給信頼度指標を悪化させている系統設備の抽出について、図６に示す一般的な電力系統の一例（電力系統６０１）を用いて説明する。電力系統６０１は上位変電所ＳＳ－ＡとＳＳ－Ｂ、および配電用変電所ＤＳ１０１からＤＳ１１３で構成され、配電エリアＡからＥまでの５つの配電エリアで配電系統が管理されているとする。
電力系統６０１の配電エリアＡからＥにおけるＳＡＩＦＩおよびＳＡＩＤＩの計算結果を示す、供給信頼度指標テーブル７００の例を図７に示す。対策設備抽出部３２は、上述のように計算を行って、各配電エリアのＳＡＩＦＩおよびＳＡＩＤＩを計算する。対策設備抽出部３２は、ＳＡＩＦＩおよびＳＡＩＤＩの値に基づき、対策すべきエリアを特定する。供給信頼度指標テーブル７００において、配電エリアＡのＳＡＩＦＩおよびＳＡＩＤＩが他のエリアと比較して高い値となっている。この原因を特定するために、配電エリアＡを構成する配電用変電所の等価故障パラメータを確認する。
このように、複数の配電エリアの各配電エリアの供給信頼度が、各配電エリアの含まれる配電用変電所の故障の情報及び負荷の情報に基づいて決定され、配電エリアの供給信頼度に基づいて、対策すべき配電エリアが決定される。例えば、対策設備抽出部３２は、ＳＡＩＦＩまたはＳＡＩＤＩの値の平均値からの乖離がしきい値をこえる配電エリアを対策エリアとして選択してもよいし、事前に設定したＳＡＩＦＩまたはＳＡＩＤＩのしきい値を超える場合に対策エリアとして選択してもよい。
他の例において、ＳＡＩＦＩまたはＳＡＩＤＩの値がしきい値を超える配電エリアを対策エリアとして選択してもよい。下流の負荷（顧客数）に基づき、対策すべき配電エリアを適切に決定できる。なお、対策すべき配電エリアを選択することなく、全ての配電エリアから配電用変電所の故障情報に基づき対策すべき配電用変電所を決定してもよい。
図８は、対策設備抽出部３２により生成される配電用変電所等価故障パラメータテーブル８００の例を示す。配電用変電所等価故障パラメータテーブル８００のこの例は、配電エリアＡを構成する配電用変電所ＤＳ１０８からＤＳ１１１までの接続顧客数と等価故障パラメータを示す。対策設備抽出部３２は、等価故障率および等価故障時間に基づき、対策すべき配電用変電所を特定する。配電用変電所の故障情報に基づき、対策すべき配電用変電所を適切に決定できる。
配電用変電所等価故障パラメータテーブル８００は、配電用変電所ＤＳ１１０における等価故障率および等価故障時間が高い数値を示している。したがって、配電エリアＡのＳＡＩＦＩおよびＳＡＩＤＩを改善するためには、配電用変電所ＤＳ１１０の等価故障パラメータを悪化させている設備への対策を実施する必要がある。このように、配電用変電所の故障情報に基づいて、対策を行うべき配電用変電所が決される。例えば、対策設備抽出部３２は、等価故障率または等価故障時間がしきい値を超える配電用変電所を対策配電用変電所として選択してもよい。
図９は、対策設備抽出部３２により生成される等価故障パラメータ影響度テーブル９００の例を示す。等価故障パラメータ影響度テーブル９００のこの例は、配電用変電所ＤＳ１１０の等価故障故障率および等価故障時間に対する各系統設備の影響度を示す。配電用変電所の等価故障パラメータに影響を与える設備の情報は、例えば系統構成データ１４１および系統状態データ１４３に、予め設定されている。
対策設備抽出部３２は、等価故障パラメータ影響度テーブル９００の情報を基にＳＡＩＦＩおよびＳＡＩＤＩを悪化させている設備を特定し、対策設備として抽出する。等価故障パラメータ影響度テーブル９００における情報は、例えば、ＩＤ９０１、設備名９０２、故障率９０３、故障率影響度９０４、故障時間９０５、故障時間影響度９０６、経年数９０７を含み、随時更新される。
ＩＤ９０１は系統設備を識別する。設備名９０２は、系統設備の種類を識別する。故障率９０３は、系統設備自体の故障率を示す。故障率影響度９０４は、故障率９０３が配電用変電所における等価故障率へ与える影響度を示す。故障率影響度９０４は、例えば、故障率９０３の値を等価故障率で割った値で表される。故障時間９０５は、系統設備自体の故障時間を示す。
故障時間影響度９０６は、故障時間９０５が配電用変電所における等価故障時間へ与える影響度を示す。故障時間影響度９０６は、例えば、故障時間９０５を等価故障時間で割った値で表すことができる。図９の例では、故障率影響度９０４において降順ソートをしているが、その他の列項目でソートしてもよい。
本実施例では、配電用変電所ＤＳ１１０を構成する変圧器ＴＲ１１０１とＴＲ１１０２、母線Ｂ１１０１が高経年化により故障率影響度が高くなっているとする。この場合、変圧器ＴＲ１１０１とＴＲ１１０２、母線Ｂ１１０１を対策設備として、対策設備データ１３１に記録する。例えば、対策設備抽出部３２は、故障率影響度がしきい値を超える設備を対策設備として選択することができる。このように、対策を行うべき配電用変電所の故障に影響する送電系統の設備から、対策を行うべき設備が選択される。
このとき、等価故障パラメータを改善対象である配電用変電所ＤＳ１１０の情報も紐付けて記録する。なお、対策設備の抽出について、故障率９０３から経年数９０７の項目で、所定のしきい値を超える設備を全て抽出してもよいし、故障率影響度と異なる一つのパラメータに基づき抽出してもよい。後述するように、配電用変電所の廃止が可能な場合に、その配電用変電所の廃止に伴い廃止できる全ての設備が抽出されてもよい。他の例において、ユーザが対策設備を選択してもよい。ユーザは、出力部２４にてＩＤ９０１から経年数９０７の項目を出力した情報を基に、入力部２３にて対策設備を選択する。
なお、供給信頼度指標テーブル７００、配電用変電所等価故障パラメータテーブル８００、等価故障パラメータ影響度テーブル９００は故障データ１４６に記録される。
＜系統計画支援連携装置：負荷融通余力の算出フロー＞
負荷融通余力計算部１１１にて実行される処理４０３の詳細を、図１０を参照して説明する。以降では、電力系統６０１における配電用変電所ＤＳ１１０の廃止を例にして、負荷融通余力の算出フローを説明する。負荷融通余力の観点から対策すべき配電変電所を廃止できる場合に、その配電用変電所を廃止することで、コストを大きく低減できる。なお、配電用変電所ＤＳ１１０の関連設備から抽出された対策設備のみに、対策が実行されてもよい。例えば、対策設備を廃止または更新することができる。配電用変電所ＤＳ１１０の一部設備を廃止することで、配電用変電所ＤＳ１１０を縮小（部分廃止）できる。
まず、処理１００１では、廃止候補の配電用変電所を選択する。このときの、対策設備データ１３１に紐づく配電用変電所情報が参照される。本例において、負荷融通余力計算部１１１は、配電用変電所ＤＳ１１０を廃止候補として選択する。
次に、処理１００２では、処理１００１にて選択した配電用変電所に隣接する他の配電用変電所を抽出する。具体的には、負荷融通余力計算部１１１は、通信ネットワークを介して配電系統記録部４３の系統構成データ１５１を読み込み、配電線が配電用変電所ＤＳ１１０と接続関係にある配電用変電所を抽出する。ここで、配電用変電所ＤＳ１１０と隣接している配電用変電所は、配電用変電所ＤＳ１０８、ＤＳ１０９、およびＤＳ１１１である。
続いて、処理１００３では、全ての隣接配電用変電所のうち、負荷融通余力を計算する配電用変電所を１つ選択する。配電用変電所ＤＳ１１０の隣接配電用変電所は３つあるが、まずはＤＳ１０８を例に説明する。
系統切替による負荷融通を図１１の配電系統１１００を用いて説明する。配電系統１１００は配電用変電所ＤＳ１０８およびＤＳ１１０に接続される系統である。一般的に、配電系統は、連系開閉器および区間開閉器によって複数の区間に分けられており、各区間に負荷（顧客）が接続されている。通常、配電系統１１００における配電線ＡおよびＢをつなぐ連系開閉器１１０１は常時開放されており、２つの配電線が電気的には切り離された状態で運用されている。
今回、配電系統１１００において、配電用変電所間ＤＳ１１０の廃止を検討する際、配電線Ｂは電力供給元が無くなるため、連系開閉器１１０１を閉じて配電線Ａへ負荷を融通する必要がある。その際に、どこまでの区間（負荷）を配電線Ａへ融通することができるかを、負荷融通余力として計算する。
すなわち、負荷融通余力の値は、廃止候補の配電用変電所に接続される顧客（負荷）のうち、配電系統の系統切替によって、隣接配電用変電所へ融通可能な顧客数として表現できる。本実施例においては、負荷融通余力を負荷容量、配電系統の供給信頼度、電圧の３つの制約のもとで算出する。これらにより、適切な負荷融通余力を算出できる。なお、これら３つの制約に限定されるものではなく、これらのうちの一部のみを使用する、または、他の制約を使用もしくは追加して、負荷融通余力を算出してもよい。
まず、処理１００４では、切替可能負荷量計算部１２１が、負荷容量制約下の配電用変電所間で融通可能な顧客数を算出する。本実施例における負荷容量は、例えば、配電線の電流容量を用いる。配電系統１１００では、電流容量５１０Ａの配電線Ａに３００Ａの負荷が接続、電流容量２３０Ａの配電線Ｂは９０Ａの負荷が接続されているとする。このとき、配電線Ａの空き容量２１０Ａに対応する顧客数が融通可能な顧客数となる。融通対象の配電線Ｂの負荷は１軒あたり０．２Ａとすると、配電線Ａへの融通可能な顧客数は最大１０５０軒となる。すなわち、負荷容量の観点では、配電線Ｂに接続される負荷を全て配電線Ａへ融通することが可能である。
処理１００５では、配電系統信頼度計算部１２２が、信頼度制約下の配電用変電所間で融通可能な顧客数を算出する。配電系統における供給信頼度は、処理４０１と同様の手順で計算することができる。具体的には、配電系統を構成する配電設備ごとの故障パラメータを基に、区間ごとの等価故障パラメータを計算する。
この区間ごとの等価故障パラメータと、区間に接続される顧客数を基に供給信頼度指標を計算することができる。図１２は配電系統１１００にて、配電線Ｂにおける区間２１から２４のうち、１区間ずつ配電線Ａへ融通した場合のＳＡＩＤＩの変化の一例を示すグラフである。なお、供給信頼度指標はＳＡＩＦＩでもよいし、その他の指標でもよい。また、複数の指標について計算された最小の融通可能顧客数が選択されてもよい。
配電系統は基本的に設備が直列接続であり、数１より接続設備（区間）の数が増えるほど、等価故障パラメータも増加する。したがって、融通する区間を増やしていくことで、ＳＡＩＤＩの値も増加していく。このとき、ＳＡＩＤＩの所定の許容値（しきい値）を事前に設定しておき、許容値を下回る区間までが融通可能となる。図１２では、信頼度制約において、区間２２までが配電線Ａへ融通可能であり、区間２４から２２までに接続される顧客数計４００軒が融通可能顧客数となる。
処理１００６では、電圧計算部１２３が、電圧制約下の配電用変電所間で融通可能な顧客数を算出する。末端側からの逆潮流がない配電系統では、上流側（変電所側）の電圧が高く、末端ほど電圧が低下する。配電系統においては、配電用変電所の送り出し電圧の調整や配電線路に電圧調整器を追加して、電圧値が所定の範囲におさまるように運用される。図１３は配電系統１１００にて、配電線２における区間２１から２４を配電線１へ融通した際の各区間における電圧値の一例を示すグラフである。電圧計算部１２３は、このグラフが示す情報を生成し、その情報に基づき負荷融通可能顧客数を算出する。
配電線Ａへ負荷を融通することにより、配電線亘長（配電用変電所から末端までの距離）が長くなり、電圧が低下する。図１３では区間２３までで電圧下限値に近づいている。ただし、区間２２と２３の間に電圧調整器を追加することで、区間２２から２１の電圧値も所定範囲内となる。配電線Ｂの全区間を配電線Ａに融通可能であるため、電圧制約における負荷融通可能顧客数は全４５０軒となる。系統計画支援連携システム１は、配電系の各区間に対する電圧調整器の追加の許否に関する情報を予め保持し、電圧調整器の設置が可能な区間と不可能な区間を特定してもよい。その情報に基づいて、電圧制約下での融通可能負荷量が計算される。
上記例において、処理１００４から１００６では、配電系統のある１断面における負荷を想定して負荷融通余力を算出する。この場合の１断面は、例えば最大電力需要予測における配電系統の負荷状態を指す。なお、負荷融通余力の算出対象とする配電系統の断面数は１断面に限定されるものではない。例えば、任意の期間における複数の予測系統断面に対する負荷融通余力を平均した値を使用してもよい。
次に、処理１００７では、負荷容量制約、供給信頼度制約、電圧制約における融通可能顧客数のうち、最小の値を負荷融通余力と決定する。廃止候補配電用変電所ＤＳ１１０に対して、ＤＳ１０８の融通可能顧客数は、負荷容量制約の場合が１０５０軒、供給信頼度制約の場合が４００軒、電圧制約の場合が４５０軒であった。したがって、最小の供給信頼度制約における融通可能顧客数４００軒がＤＳ１０８における負荷融通余力となる。なお、本実施例では、負荷融通余力は顧客数を単位として記載しているが、電力容量や電力量のいずれの単位を利用してもよい。
最後に、処理１００９において、全ての隣接配電用変電所で負荷融通余力を算出していれば負荷融通余力算出フローを完了し、未計算の隣接配電用変電所があれば、処理１００３から１００７を繰り返す。図１４は、配電用変電所ＤＳ１１０の隣接配電用変電所の負荷融通余力の計算例１４００を示す。なお、負荷融通余力の計算結果は負荷融通余力データ１３２に格納される。
＜系統計画支援連携装置：系統計画案作成フロー＞
処理４０４における配電系統の負荷融通余力を考慮した系統計画案の作成手順について、配電用変電所ＤＳ１１０の廃止を例にとって説明する。配電用変電所ＤＳ１１０の接続顧客数は７２０軒であるため、負荷融通余力計算例１４００より、配電用変電所ＤＳ１１０を廃止しても隣接配電用変電所への負荷融通にて、需要を賄うことができる。そこで、系統計画案立案部１１２は、配電用変電所ＤＳ１１０を廃止する廃止計画案を作成する。
廃止計画案は、配電系統の系統構成の変更を含む。本実施例では、例えば、隣接配電用変電所ごとの負荷融通余力の比率で負荷を割り振る。配電用変電所ＤＳ１１０の接続顧客数は７２０軒であり、系統計画案立案部１１２は、負荷融通余力計算例１４００を基に、ＤＳ１０８に２００軒、ＤＳ１０９およびＤＳ１１１に２６０軒を融通するように、配電系統の開閉器を操作する方法を決定する。例えば、隣接配電用変電所の負荷融通余力の比に基づいて、それぞれに実際に融通する負荷量を決定できる。本例では、融通軒数の比は、負荷融通余力の比と略一致する。
ここで、ＤＳ１１０の廃止案のデータ例を図１５の系統計画案１５００に示す。系統計画案１５００は、送電設備の対策箇所１５０１と配電系統の開閉器操作１５０２で構成される。送電系統の対策箇所はＤＳ１１０に所属する設備を全て廃止とする。配電系統の開閉器操作は、の融通顧客数となるように開閉器の操作状態（投入もしくは開放）の情報を有する。
廃止計画案を作成後は、比較対象として配電用変電所ＤＳ１１０の更新計画も作成する。更新計画は、対策設備データ１３１を基に、更新する設備を決定する。系統計画案を作成後は計画案データ１３３に格納する。
＜系統計画支援連携装置：系統計画案評価フロー＞
処理４０５から処理４０９における系統計画案の評価手順について、配電用変電所ＤＳ１１０の廃止案および更新案を例にとって説明する。系統計画案の評価は、送電系統評価部３３および配電系統評価部４２にて、送電系統および配電系統の各系統で個別で実施する。これにより、個別管理された送電系統及び配電系統の情報を使用して適切に評価できる。その後、最終的に系統全体の評価として合算する。
本実施例では、経済性と信頼性の２軸で系統計画案の影響度の評価を行う。これにより、より適切な評価が可能となる。これらの一方のみまたは他の側面から評価が行われてもよい。経済性は、例えば、系統計画案を適用した電力系統における運用コストおよび保守コスト、設備更新または廃止にかかる工事費を計算項目としてもよいし、他の費用項目を含めてもよい。信頼性は、送電系統および配電系統における供給信頼度とし、例えばＳＡＩＦＩまたはＳＡＩＤＩとしてもよいし、他の供給信頼度指標としてもよい。
経済性の評価では、例えば、系統計画案を適用した電力系統における運用コストおよび保守コスト、設備更新または廃止にかかる工事費を合算した年間平均費用を使用してもよいし、他の費用項目を使用してもよい。運用コストの算出は、系統計画案を採用した系統モデルにおける運用シミュレーションを実施することで計算できる。運用シミュレーションでは、所定期間における電力需要予測などの各種入力情報を基に送電系統および配電系統の潮流解析を実施する。
信頼性の評価では、系統計画案を採用した際の送電系統および配電系統の系統モデルにおける等価故障パラメータを計算することで、ＳＡＩＦＩおよびＳＡＩＤＩを計算する。ここで、配電用変電所ＤＳ１１０の更新および廃止計画における信頼性評価の計算例を示す。
図１６は対策前の供給信頼度指標を示す表１６００である。対策前の信頼性１６００では、送電系統（配電エリア）における供給信頼度指標ＳＡＩＦＩtr（１６０１）、ＳＡＩＤＩtr（１６０２）に加えて、配電系統における供給信頼度指標ＳＡＩＦＩdist（１６０３）、ＳＡＩＤＩdist（１６０４）も計算している。
図１７は配電用変電所ＤＳ１１０更新案の供給信頼度指標を示す表１７００である。設備更新により、配電用変電所ＤＳ１１０における等価故障率および等価故障時間が大幅に改善される。したがって、ＳＡＩＦＩtr（１７０１）、ＳＡＩＤＩtr（１７０２）も同時に改善される。また、配電用変電所ＤＳ１１０におけるＳＡＩＦＩdist（１７０３）、ＳＡＩＤＩdist（１７０４）も改善される。さらに、配電エリア内の配電系統においてネットワークとしてつながりがあるため、配電用変電所ＤＳ１１０の更新により、他の配電用変電所におけるＳＡＩＦＩdist（１７０３）、ＳＡＩＤＩdist（１７０４）も改善する。
図１８は配電用変電所ＤＳ１１０廃止案の供給信頼度指標を示す表１８００である。設備廃止においても、等価故障パラメータの値が高かった配電用変電所ＤＳ１１０を使用しなくなるため、ＳＡＩＦＩtr（１８０１）、ＳＡＩＤＩtr（１８０２）は改善される。ただし、配電エリア内では、電力供給元の配電用変電所がひとつ減ることになるため、他の配電用変電所におけるＳＡＩＦＩdist（１８０３）、ＳＡＩＤＩdist（１８０４）は実施前の供給信頼度指標１６００よりも悪化する可能性がある。
対策前の信頼性１６００、更新案の信頼性１７００、および廃止案の信頼性１８００は、送電系統評価部３３および配電系統評価部４２にて各系統について計算された供給信頼度指標を集約した情報である。この情報は、系統計画案比較評価部１１３によって、送電系統評価データ１４２および配電系統評価データ１５２から取得され、計画案評価データ１３４に格納される。また、経済性の評価結果についても、送電系統評価部３３および配電系統評価部４２にて各系統について計算され、送電系統評価データ１４２および配電系統評価データ１５２に格納される。その後、集約されたデータが、系統計画案比較評価部１１３によって計画案評価データ１３４に格納される。
処理４０５から処理４０８で、経済性および信頼性の評価を全系統計画案に対して繰り返す。全ての系統計画案を評価後、処理４０９において、系統計画案比較評価部１１３が、系統計画案の比較評価を行う。図１９は、系統計画案比較評価部１１３により生成され、出力部２４にて出力される系統計画案の比較評価画面１９００を示す。比較評価画面１９００は多軸評価１９１０と評価項目推移１９２０で構成される。多軸評価１９１０では、多軸評価設定１９１１にて選択する２つ以上の評価項目において、系統計画案の評価結果を多軸評価グラフ１９１２に出力する。
多軸評価設定１９１１では、経済性１９１３、信頼性１９１４から多軸評価グラフ１９１２の軸に設定する評価項目を選択する。例えば、経済性に年間平均費用、信頼性にＳＡＩＤＩを選択する。需要シナリオ１９１５では、評価期間における電力需要の変化率のシナリオを選択する。例えば、所定期間における需要履歴から設定した需要変化率としてもよいし、再生可能エネルギーの導入増加に伴う需要シナリオとしてもよい。
例えば、経済性に年間平均費用、信頼性にＳＡＩＤＩを設定して、配電用変電所ＤＳ１１０の更新案と廃止案の比較評価を行う。多軸評価グラフ１９１２において、現在のＳＡＩＤＩと比較して、ＤＳ１１０更新案および廃止案、ともにＳＡＩＤＩの値を低減できている。ただし、更新案の信頼性１７００および廃止案の信頼性１８００で示したように、ＳＡＩＤＩの改善効果は更新案の方が高い。一方で、年間平均費用は廃止案の方が低くなる。これは、更新案では大きな設備更新工事費用および設備保守費用が継続的にかかる一方で、廃止案では設備廃止により設備の保守費用を大幅に低減できるためである。
評価項目推移１９２０では、評価項目推移設定１９２１で指定した単一の評価項目における時系列推移グラフ１９２２を出力する。配電用変電所ＤＳ１１０の更新案と廃止案の年間平均費用の推移を例に説明する。時系列推移グラフ１９２２の通り、更新案では初年度に設備更新工事費用、初年度以降は継続的に設備保守費用が計上される。一方で、廃止案は初年度に設備廃止工事費用や配電系統対策費用が計上されるものの、設備保守費用はかからずに済む。
今回の配電用変電所ＤＳ１１０の更新案および廃止案の比較では、ともにＳＡＩＤＩの値は改善可能であるが、経済性の面で廃止案の方が優位である。すなわち、廃止案は、所定の信頼性は確保しつつ、設備更新を回避することで設備投資費用を抑制可能である。
本実施例により、配電系統の構成変更で補うことができる電力供給能力を考慮した系統計画を立案し、電力系統全体への効果を試算および提示することで、系統全体で最適な系統計画の立案を支援することができる。
配電用変電所を廃止する例が上述されているが、本実施形態の特徴は、送電系統における他の設備、例えば、より上位の変電所の設備、送電線、母線等の廃止又は更新に適用することができる。例えば、上位変電所の廃止はその下流の１又は複数の配電用変電所の廃止を伴う場合があり、上位設備の電力容量（電力供給能力）の変更は、配電用変電所の電力容量の変化を起こしえる。送電系統の構成変更は、設備の廃止や更新の他、配電用変電所に供給する電力量の変更を含む。
他の例として、送電系統における送電混雑を解消するための設備増強を検討する際に適用することができる。例えば、再生可能エネルギーを始めとする分散電源の導入増加などで発生する送電混雑に対して、送電線や上位変電所の設備増強が必要となる。これに対し、配電系統の負荷融通により、配電用変電所の接続される負荷量を調整することで、送電系統の混雑を解消し、設備増強を回避、もしくは必要な設備増強量を低減することも可能である。配電系統の負荷融通は、負荷融通余力の範囲内で決定する。
なお、本発明は上記した実施例に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば、上記した実施例は本発明を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明したすべての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある実施例の構成の一部を他の実施例の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施例の構成に他の実施例の構成を加えることも可能である。また、各実施例の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置換をすることが可能である。
また、上記の各構成・機能・処理部等は、それらの一部又は全部を、例えば集積回路で設計する等によりハードウェアで実現してもよい。また、上記の各構成、機能等は、プロセッサがそれぞれの機能を実現するプログラムを解釈し、実行することによりソフトウェアで実現してもよい。各機能を実現するプログラム、テーブル、ファイル等の情報は、メモリや、ハードディスク、ＳＳＤ（Ｓｏｌｉｄ Ｓｔａｔｅ Ｄｒｉｖｅ）等の記録装置、または、ＩＣカード、ＳＤカード等の記録媒体に置くことができる。
また、制御線や情報線は説明上必要と考えられるものを示しており、製品上必ずしもすべての制御線や情報線を示しているとは限らない。実際には殆どすべての構成が相互に接続されていると考えてもよい。
３ 送電系統管理装置、４ 配電系統管理装置、５ 電力系統、６ 通信ネットワーク、２１ 計画支援連携処理部、２２ 計画支援連携記録部、２３ 入力部、２４ 出力部、２５、３１ 通信部、３２ 対策設備抽出部、３３ 送電系統評価部、３４ 送電系統記録部、４１ 通信部、４２ 配電系統評価部、４３ 配電系統記録部、５１ 系統設備、５２ 計測機器、１１１ 負荷融通余力計算部、１１２ 系統計画案立案部、１１３ 系統計画案比較評価部、１２１ 切替可能負荷量計算部、１２２ 配電系統信頼度計算部、１２３ 電圧計算部、１３１ 対策設備データ、１３２ 負荷融通余力データ、１３３ 計画案データ、１３４ 計画案評価データ、１４１ 系統構成データ、１４２ 送電系統評価データ、１４３ 系統状態データ、１４４ 電気的状態データ、１４５ 設備状態データ、１４６ 故障データ、１５１ 系統構成データ、１５２ 配電系統評価データ、１５３ 系統状態データ、１５４ 電気的状態データ、１５５ 設備状態データ、１５６ 故障データ、２１１ プロセッサ、２１２ 主記憶装置、２１４ 補助記憶装置、２１５ 入力装置、２１６ 通信装置、２１６ 出力装置、７００ 供給信頼度指標テーブル、８００ 配電用変電所等価故障パラメータテーブル、９００ 等価故障パラメータ影響度テーブル、１９００ 比較評価画面

Claims (11)

  1. 送電系統及び配電系統を含む電力系統の構成を変更する系統計画の作成を支援するシステムであって、
    １以上の処理装置と、
    １以上の記憶装置と、を含み、
    前記１以上の記憶装置は、前記送電系統の構成の情報と、前記配電系統の構成及び負荷の情報と、を格納し、
    前記１以上の処理装置は、
    前記配電系統の構成及び負荷の情報に基づき、前記配電系統の構成変更により配電用変電所間で補うことができる電力供給能力を示す、前記配電用変電所間の負荷融通余力を決定し、
    前記送電系統及び前記配電系統の系統構成変更を含む系統計画案を、前記負荷融通余力に基づいて作成し、
    前記系統計画案の情報を出力装置に出力する、システム。
  2. 請求項１に記載のシステムであって、
    前記１以上の記憶装置は、前記送電系統の設備それぞれの故障の情報を格納し、
    前記１以上の処理装置は、
    前記故障の情報に基づいて、前記送電系統において対策を行うべき設備を決定し、
    前記対策を行うべき設備への対策のため、前記送電系統及び前記配電系統の系統構成変更を含む系統計画案を、前記負荷融通余力に基づいて作成する、システム。
  3. 請求項１に記載のシステムであって、
    前記１以上の記憶装置は、前記送電系統の設備それぞれの故障の情報を格納し、
    前記１以上の処理装置は、
    前記故障の情報が示す前記配電用変電所の故障の情報に基づいて、対策を行うべき配電用変電所を決定し、
    前記故障の情報に基づいて、前記対策を行うべき配電用変電所の故障に影響する前記送電系統の設備から前記対策を行うべき設備を選択する、システム。
  4. 請求項１に記載のシステムであって、
    前記配電系統の負荷は、複数の配電エリアによって管理され、
    前記複数の配電エリアは、それぞれ、１以上の配電用変電所を含み、
    前記１以上の処理装置は、
    前記複数の配電エリアの各配電エリアの供給信頼度を、各配電エリアに含まれる配電用変電所の故障の情報及び負荷の情報に基づいて決定し、
    前記複数の配電エリアの前記供給信頼度に基づいて、対策すべき配電エリアを決定し、
    前記対策すべき配電エリアに含まれる配電用変電所から、前記故障の情報及び前記負荷の情報に基づき、対策すべき配電用変電所を決定する、システム。
  5. 請求項１に記載のシステムであって、
    前記１以上の処理装置は、前記配電用変電所それぞれの配電系統の供給信頼度に基づいて、前記負荷融通余力を決定する、システム。
  6. 請求項１に記載のシステムであって、
    前記１以上の処理装置は、前記配電用変電所それぞれの配電系統の負荷容量及び供給信頼度に基づいて、前記負荷融通余力を決定する、システム。
  7. 請求項１に記載のシステムであって、
    前記１以上の記憶装置は、前記送電系統の設備それぞれの故障についての情報を格納し、
    前記１以上の処理装置は、
    前記故障についての情報に基づいて、前記配電用変電所において対策を行うべき配電用変電所を決定し、
    前記対策を行うべき配電用変電所に隣接する配電用変電所それぞれの、前記対策を行うべき配電用変電所への負荷融通余力を決定し、
    前記隣接する配電用変電所の負荷融通余力が前記対策を行うべき配電用変電所の廃棄が可能であることを示す場合、前記対策を行うべき配電用変電所の廃棄を決定する、システム。
  8. 請求項１に記載のシステムであって、
    前記１以上の処理装置は、
    前記系統計画案の供給信頼度及びコストの少なくとも一つの評価を行い、
    前記評価の結果を前記出力装置に出力する、システム。
  9. 請求項１に記載のシステムであって、
    前記１以上の処理装置は、
    前記系統計画案の供給信頼度及びコストの評価を行い、
    前記供給信頼度及び前記コストの双方の評価結果を同時に前記出力装置に出力する、システム。
  10. 請求項１に記載のシステムであって、
    前記１以上の処理装置は、
    前記系統計画案における前記送電系統及び前記配電系統それぞれの評価を個別に行い、
    前記送電系統及び前記配電系統の評価結果を集約した総合評価結果を、前記出力装置に出力する、システム。
  11. システムが、送電系統及び配電系統を含む電力系統の構成を変更する系統計画の作成を支援する方法であって、
    前記システムは、前記送電系統の構成の情報と、前記配電系統の構成及び負荷の情報と、を格納し、
    前記方法は、
    前記システムが、前記配電系統の構成及び負荷の情報に基づき、前記配電系統の系統構成変更により配電用変電所間で補うことができる電力供給能力を示す、配電用変電所間の負荷融通余力を決定し、
    前記システムが、前記送電系統及び前記配電系統の系統構成変更を含む系統計画案を、前記負荷融通余力に基づいて作成し、
    前記システムが、前記系統計画案の情報を出力装置に出力する、ことを含む、方法。
JP2020175920A 2020-10-20 2020-10-20 電力系統の構成を変更する系統計画の作成を支援するシステム Active JP7496286B2 (ja)

Priority Applications (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2020175920A JP7496286B2 (ja) 2020-10-20 2020-10-20 電力系統の構成を変更する系統計画の作成を支援するシステム
EP21882694.9A EP4235997A1 (en) 2020-10-20 2021-10-14 System for assisting with creation of grid plan for changing structure of power grid, and method for same
PCT/JP2021/038026 WO2022085553A1 (ja) 2020-10-20 2021-10-14 電力系統の構成を変更する系統計画の作成を支援するシステム及びその方法
US18/030,862 US20230378806A1 (en) 2020-10-20 2021-10-14 System and method for supporting creation of system plan to change configuration of power system

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2020175920A JP7496286B2 (ja) 2020-10-20 2020-10-20 電力系統の構成を変更する系統計画の作成を支援するシステム

Publications (3)

Publication Number Publication Date
JP2022067289A JP2022067289A (ja) 2022-05-06
JP2022067289A5 JP2022067289A5 (ja) 2023-09-07
JP7496286B2 true JP7496286B2 (ja) 2024-06-06

Family

ID=81290855

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2020175920A Active JP7496286B2 (ja) 2020-10-20 2020-10-20 電力系統の構成を変更する系統計画の作成を支援するシステム

Country Status (4)

Country Link
US (1) US20230378806A1 (ja)
EP (1) EP4235997A1 (ja)
JP (1) JP7496286B2 (ja)
WO (1) WO2022085553A1 (ja)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP7246584B1 (ja) * 2022-07-05 2023-03-27 三菱電機株式会社 送配電運用管理装置、電力系統運用管理システム、電力系統運用管理方法およびプログラム

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2013510545A (ja) 2009-11-03 2013-03-21 スパイリア、インコーポレイテッド 動的分散型電力グリッド制御システム
JP2013538543A (ja) 2010-07-16 2013-10-10 ザ トラスティーズ オブ コロンビア ユニバーシティ イン ザ シティー オブ ニューヨーク 送電網用の機械学習
JP2018153004A (ja) 2017-03-13 2018-09-27 株式会社東芝 電力供給経路評価装置、電力供給経路評価方法、およびプログラム
JP2021136695A (ja) 2020-02-21 2021-09-13 株式会社日立製作所 系統計画支援システムおよび系統計画支援方法

Family Cites Families (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP6689732B2 (ja) * 2016-11-30 2020-04-28 株式会社日立製作所 電力系統制御装置および電力系統制御方法
JP7107811B2 (ja) * 2018-10-26 2022-07-27 株式会社日立製作所 系統計画策定支援システムおよび方法
JP7306039B2 (ja) 2019-04-18 2023-07-11 京セラドキュメントソリューションズ株式会社 製品設置用具
JP7149237B2 (ja) * 2019-07-26 2022-10-06 株式会社日立製作所 電力系統の制御装置

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2013510545A (ja) 2009-11-03 2013-03-21 スパイリア、インコーポレイテッド 動的分散型電力グリッド制御システム
JP2013538543A (ja) 2010-07-16 2013-10-10 ザ トラスティーズ オブ コロンビア ユニバーシティ イン ザ シティー オブ ニューヨーク 送電網用の機械学習
JP2018153004A (ja) 2017-03-13 2018-09-27 株式会社東芝 電力供給経路評価装置、電力供給経路評価方法、およびプログラム
JP2021136695A (ja) 2020-02-21 2021-09-13 株式会社日立製作所 系統計画支援システムおよび系統計画支援方法

Also Published As

Publication number Publication date
US20230378806A1 (en) 2023-11-23
JP2022067289A (ja) 2022-05-06
WO2022085553A1 (ja) 2022-04-28
EP4235997A1 (en) 2023-08-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Khanabadi et al. Optimal transmission switching considering voltage security and N-1 contingency analysis
US20130218494A1 (en) Systems for Real-Time Available Transfer Capability Determination of Large Scale Power Systems
Xie et al. Reliability-oriented networking planning for meshed VSC-HVDC grids
Jiang et al. Short-term load forecasting based automatic distribution network reconfiguration
Mohamed et al. Power system contingency analysis to detect network weaknesses
Jenabi et al. Acceleration strategies of Benders decomposition for the security constraints power system expansion planning
Qodirov Optimization of telecommunications power supply systems based on reliability criteria
JP7496286B2 (ja) 電力系統の構成を変更する系統計画の作成を支援するシステム
Yin et al. Operational reliability assessment of distribution network with energy storage systems
Mazza et al. Determination of the relevant periods for intraday distribution system minimum loss reconfiguration
Pemmada et al. Optimal planning of power distribution network by a novel modified Jaya algorithm in multiobjective perspective
Alizadeh et al. Resiliency‐oriented islanding of distribution network in the presence of charging stations for electric vehicles
WO2022118495A1 (ja) 電力系統運用計画作成支援装置および方法
CN113507116B (zh) 一种配电网负荷转供方法、装置、设备及存储介质
Alanazi et al. A non-simulation-based linear model for analytical reliability evaluation of radial distribution systems considering renewable DGs
CN111651889A (zh) 输电系统高风险事件筛选方法、装置、设备及存储介质
JP4185835B2 (ja) 停電作業計画システム、停電作業計画方法、及びプログラム
JP4341034B2 (ja) 系統切替手順計画方法、系統切替手順計画システム、プログラム、および記録媒体
Xu et al. Fault recovery of distribution network containing distributed generation based on heuristic search algorithm and multi-population genetic algorithm
Kisengeu et al. Under Voltage Load Shedding using Hybrid Metaheuristic Algorithms for Voltage Stability Enhancement: A Review
Momoh et al. Optimal load shedding study of naval-ship power system using the Everett optimization technique
Wruk et al. Economic benefit of preventive cable replacement in distribution networks based on the alignment with reinforcement measures
JP4502330B2 (ja) ループコントローラの配置最適化方法、配置最適化装置および配置最適化プログラム
JP7570550B1 (ja) 電力設備管理システム、電力設備管理方法、および電力設備管理プログラム
JP7570551B1 (ja) 電力設備管理システム、電力設備管理方法、および電力設備管理プログラム

Legal Events

Date Code Title Description
A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20230224

A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20230224

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20230830

TRDD Decision of grant or rejection written
A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

Effective date: 20240507

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20240527

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Ref document number: 7496286

Country of ref document: JP

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150