WO2017046840A1

WO2017046840A1 - 電圧信頼性評価管理システムおよび電圧信頼性評価管理方法

Info

Publication number: WO2017046840A1
Application number: PCT/JP2015/075997
Authority: WO
Inventors: 翔太逢見; 泰之多田; 昌洋谷津; シャオドンチャン
Original assignee: 株式会社日立製作所; ビッグウッド・システムズ、インコーポレイテッド
Priority date: 2015-09-14
Filing date: 2015-09-14
Publication date: 2017-03-23

Abstract

本発明は、電力系統の電圧信頼度を評価し、最適潮流を実現するための最適運用点を生成する。電圧信頼性評価管理システム１は、電力系統２に設置されている複数の機器についての情報を含む運用情報Ｄ１を取得する運用情報取得部と、運用情報に基づいて、解析モデルＤ２を生成する解析モデル生成部と、電圧信頼度Ｄ３を解析モデルを用いて算出する電圧信頼度評価部と、解析モデルと電圧信頼度とに基づいて、送電損失が最小となる最適潮流を実現するための最適運用点Ｄ４を少なくとも生成する最適運用点生成部と、情報を提供する提供部を備える。系統管理者は、提供部から提供される情報に基づいて、電力系統の状態を把握できる。

Description

電圧信頼性評価管理システムおよび電圧信頼性評価管理方法

　本発明は、電圧信頼性評価管理システムおよび電圧信頼性評価管理方法に関する。

　火力発電所などの大規模な集中電源で生成した電力を送電線を介して変電所に送り、変電所から配電線を介して各需要家に電力を供給するという従来の電力系統の場合、上流から下流へ秩序をもって電力を分配する。従来の電力系統は、線路の断線などの事故発生時を除いて、実際の潮流状態と予測値との乖離は比較的少ないため、需要予測に基づいて電圧品質を維持しやすい。

　これに対し、近年では、太陽光発電装置や風力発電装置などの、再生可能エネルギを利用して発電する分散型電源が普及しつつある。これらの分散型電源の発電量は、日射量や風速などの天候に大きく左右されるため、集中電源を用いる場合に比べて、潮流状態の不確実な変動は大きくなりやすい。このため、需要の予測結果に基づいて、電圧制御機器の目標値を時間帯毎に事前に設定するスケジュール運転では、電圧信頼性を適切に維持しにくい。

　このような背景から、系統運用者に対し、リアルタイムに電力系統の潮流状態を反映して電圧信頼度を評価し、電圧信頼性を改善するための制御手順を示す、オンライン電圧信頼性評価管理アプリケーションのニーズが高まっている。

　電力系統の安定化制御の信頼性を向上させるべく、保護継電器からの信号に基づいて同期発電機を制御するシステムは知られている（特許文献１）。さらに、電力系統を制御する技術も知られている（非特許文献１～４）。

特開２００４－４８９１５号公報

"Development and Applications of System-wide Automatic Voltage Control System in China" Hongbin Sun, Member, IEEE, Qinglai Guo, Boming Zhang, Senior Member, IEEE, Wenchuan Wu, Member, IEEE, Jianzhong Tong, Senior Member, IEEE "The Coordinated Automatic Voltage Control of the Italian Transmission Grid－Part II: Control Apparatuses and Field Performance of the Consolidated Hierarchical System"Sandro Corsi, Member, IEEE, Massimo Pozzi, Marino Sforna, and Giuseppe Dell’Olio "The Coordinated Automatic Voltage Control of the Italian Transmission Grid－Part I: Reasons of the Choice and Overview of the Consolidated Hierarchical System"Sandro Corsi, Member, IEEE, Massimo Pozzi, Carlo Sabelli, and Antonio Serrani "Voltage Control Practices and Tools Used for System Voltage Control of PJM"Jianzhong Tong, Senior Member, IEEE, David W. Souder, Christopher Pilong, Mingye Zhang, Qinglai Guo, Hongbin Sun, Member, IEEE, Boming Zhang, Fellow, IEEE

　特許文献１は、同期発電機の過渡安定性の向上を狙うだけの技術であり、電力系統の電圧信頼度を評価し、電圧信頼度に応じて最適潮流計算（OPF；Optimal Power Flow）を行うものではない。従って、特許文献１では、天候に応じて時々刻々と変化する潮流状態に応じて、電圧信頼性を維持することが困難である。

　非特許文献１～４も、電力系統の電圧信頼度を評価し、電圧信頼度に応じて最適潮流計算を行うものではないため、潮流状態の変動に応じて、送電損失を最小化するといった目的を達成する最適な運用状態に保つことは難しい。

　本発明は上記課題に鑑みてなされたもので、その目的は、電力系統の電圧信頼度評価と最適潮流計算とを実行することで、電圧信頼性を維持しながら最適な運用状態を実現するための制御手順を生成し、電力系統の電圧信頼性を適切に評価して管理することができる電圧信頼性評価管理システムおよび電圧信頼性評価管理方法を提供することにある。

　上記課題を解決すべく、本発明の一つの観点に従う電圧信頼性評価管理システムは、電力系統の電圧信頼性を評価して管理する電圧信頼性評価管理システムであって、電力系統に設置されている複数の機器についての情報を含む運用情報を取得する運用情報取得部と、運用情報に基づいて、電力系統を解析するための解析モデルを生成する解析モデル生成部と、解析モデルを用いて所定の電圧信頼度指標に基づき電圧信頼度を評価して電圧信頼度情報として出力する電圧信頼度評価部と、解析モデルに基づいて、送電損失が最小となる最適潮流を実現するための最適運用点を算出する最適運用点算出部と、電圧信頼度情報または最適運用点の少なくともいずれか一方より、電圧信頼度を維持した系統運用点または最適運用点のうち少なくともいずれか一方を実現するための制御手順を生成する制御手順生成部と、制御手順を電力系統の複数の装置の状態を変更するために前記複数の機器に提供する提供部と、を備える。

　本発明によれば、現時点の運用情報に基づいて解析モデルを生成し、解析モデルから電圧信頼度の評価と最適運用点とを算出することができ、電圧信頼度情報と最適運用点とに基づいて、電圧信頼度を維持する系統運用点または電力系統の最適運用点の少なくともいずれか一方を満たす運用点と、その運用点を実現するための制御手順とを生成することができる。系統管理者は、提供部から提供される電圧信頼度情報または電力系統の最適運用点に基づいて、電力系統の状態を把握することができる。

電圧信頼性評価管理システムのハードウェア構成図である。電圧信頼性評価管理システムの機能構成図である。運用情報の例を示す図である。解析モデルデータ（ノード・ブレーカーモデル）の例を示す図である。ノード・ブレーカーモデルで表現した系統図である。解析モデルデータ（バス・ブランチモデル）の例を示す図である。バス・ブランチモデルで表現した系統図である。電圧信頼度情報の定義の例を示す図である。系統故障発生により電圧信頼度が変化する様子を示す図である。調相設備の投入により電圧信頼度が変化する様子を示す図である。電圧信頼性評価管理システムのフローチャートである。第２実施例に係り、電圧信頼性評価管理システムを用いたサービス事業の例を示す説明図である。第３実施例に係る電圧信頼性評価管理システムのハードウェア構成図である。第４実施例に係る電圧信頼性評価管理システムのハードウェア構成図である。電圧信頼性評価管理システムの機能構成図である。第５実施例に係る電圧信頼性評価管理システムのハードウェア構成図である。第６実施例に係る電圧信頼性評価管理システムのハードウェア構成図である。第７実施例に係る電圧信頼性評価管理システムのハードウェア構成図である。第８実施例に係り、電圧信頼性評価管理システムの提供する条件画面の例である。電圧信頼性評価管理システムの提供する比較画面の例である。電圧信頼性評価管理システムの提供する想定故障ケースの一覧を示す画面の例である。

　以下、図面に基づいて、本発明の実施の形態を説明する。本実施形態の電圧信頼性評価管理システムは、系統運用者に対して、電圧信頼性を維持するための意思決定に必要な、電力系統の電圧信頼度情報や制御手順を通知することができる。

　後述のように、本実施形態の電圧信頼性評価管理システム１は、例えば、ＳＣＡＤＡ／ＥＭＳ（Supervisory Control And Data Acquisition / Emergy Management System）より電力系統の運用情報を入力する入力部１０１と、運用情報より解析モデルデータＤ２を生成して設備情報とタグ付けし、アプリケーションの実行を制御する情報基盤１００と、解析モデルデータより電圧信頼度情報Ｄ３とを求める電圧信頼度評価アプリケーションＰ１２と、解析モデルデータと電圧信頼度情報Ｄ３とにより、送電損失を最小化する最適運用点を求める最適潮流計算アプリケーションＰ１３と、電圧信頼度情報Ｄ３と最適運用点情報Ｄ４より制御手順を生成する制御手順生成プログラムＰ１４と、電圧信頼度情報などを表示する表示部１０５と、系統運用者が電圧信頼度情報に基づいて電圧信頼度を維持するための制御手順や送電損失を最小化するための制御手順を採用するかどうかを操作できる操作部１０６と、制御手順を電圧制御部１１へ送信する出力部１０２を備える。

　本実施形態の電圧信頼性評価管理システム１は、複数のアプリケーションＰ１１，Ｐ１２，Ｐ１３，Ｐ１４を階層的に適用することで、電圧信頼度の維持および送電損失の最小化という複数の目的を協調的に達成する。

　さらに、本実施形態の電圧信頼性評価管理システム１は、系統運用者に対して、電圧信頼度の維持と送電損失を低減する情報と制御手順とを提供することができる。そして、本実施形態の電圧信頼性評価管理システム１は、解消できると予測できる送電損失を金額に換算して出力できる。従って、系統管理者は、送電損失の低減分を金額として確認することができ、電圧信頼性評価管理システムの利用代金として支払うこともできる。

　この結果、本実施形態では、電圧信頼性評価管理システム１により得られる金額的利益（送電損失の低減）を、電圧信頼性評価管理システム１の導入コストに充当することができる。従って、系統運用者は、初期設備投資をせずに電圧信頼性評価管理システム１を導入することができ、電圧信頼度を維持することができる。その結果、託送料金の増加を招くことなく、電力系統の送電可能容量や電圧信頼性を向上することができる。従って、本実施形態の電圧信頼性評価管理システム１を備える電力系統では、多くの再生可能エネルギを用いて発電する分散型電源が大量導入されたとしても、電力系統を安定に運用することができ、信頼性を維持することができる。

　本実施形態では、最適運用点を実現することによって予測される顧客ＫＰＩ（Key Performance Indicator）の改善量を出力することができる。ここで、本実施形態における顧客ＫＰＩとは、系統運用における経済合理性である。あるいは、顧客ＫＰＩとは、系統運用における送電損失でもよい。本実施形態によれば、最適運用点における系統情報と、最適運用点を実現するための制御手順と、最適運用点を実現することによって予測される顧客ＫＰＩの改善量と、を提示することもできる。

　図１～図１１を用いて第１実施例を説明する。なお、以下の説明は、あくまでも実施の例に過ぎず、本発明は実施例の記載に限定されない。

　図１は、電圧信頼性評価管理システム１のハードウェア構成の例を示す。本実施例では、中央演算装置１０が一括して制御対象機器の制御手順を算出する。中央演算装置と複数の地域演算装置とが階層構造を構成し、互いに連携することで制御手順を算出する例は、別の実施例として後述する。

　電圧信頼性評価管理システム１は、電力系統２、発電所／変電所３、ＳＣＡＤＡ／ＥＭＳ４と通信ネットワークＣＮを介して通信可能に接続されている。さらに電力系統２には、発電所／変電所３が接続されている。発電所／変電所３には、「制御装置」の例である電圧制御部１１が接続されている。電圧制御部１１は、電力系統２に設けられている複数の制御対象（発電機の端子電圧参照値、調相設備の投入／解列量、タップ切替変圧器のタップ位置、遮断機の入／切等）を制御する装置である。図１では一つの電圧制御部１１を示すが、複数の電圧制御部１１を設ける構成でもよい。

　ＳＣＡＤＡ／ＥＭＳ４と中央演算装置１０は、通信ネットワークＣＮを介して接続してもよいし、直接接続してもよい。本実施例では、中央演算装置１０と電圧制御部１１を合わせて、電圧信頼性評価管理システム１と呼ぶ。

　ＳＣＡＤＡ／ＥＭＳ４は、電力系統２や発電所／変電所３から計測データＤ０を収集し、計測データＤ０に基づいて運用情報Ｄ１を生成し、運用情報Ｄ１を中央演算装置１０の入力部１０１へ入力する。ＳＣＡＤＡ／ＥＭＳ４は、例えば１分間程度の比較的短い周期（第１周期Ｔ１）で、運用情報Ｄ１を入力部１０１へ入力する。

　電圧信頼性評価管理システム１は、後述のように、ＳＣＡＤＡ／ＥＭＳ４から運用情報Ｄ１をリアルタイムで取得し、電圧信頼度を維持しつつ送電損失を最小化するための制御手順を制御指示として出力する。電圧信頼性評価管理システム１は、電力系統２の状態をリアルタイムで取得して、潮流変動に対応することができるため、オンライン電圧信頼性評価管理システム１と呼ぶこともできる。

　中央演算装置１０は、例えば、入力部１０１、出力部１０２、マイクロプロセッサ（ＣＰＵ）１０３、メモリ１０４、表示部１０５、操作部１０６、記憶装置１０７を備えており、それら各回路１０１～１０７はバス１０８により接続されている。

　「運用情報取得部」の一例である入力部１０１には、ＳＣＡＤＡ／ＥＭＳ４から運用情報が第１周期Ｔ１で入力される。出力部１０２は、中央演算装置１０から情報や信号を出力する。出力部１０２は、例えば、中央演算装置１０で生成された制御手順を、電圧制御部１１へ出力する。

　マイクロプロセッサ１０３は、記憶装置１０７に記憶されている所定のコンピュータプログラムをメモリ１０４へ読み込んで実行することで、所定の機能を実現する。「提供部」の一例である表示部１０５は、図１９，図２０，図２１で後述する画面Ｇ１０，Ｇ１１，Ｇ１２などを表示し、それらの画面を通じて系統管理者に情報を提供する。操作部１０６は、系統管理者からの指示、操作入力を受け付ける。

　なお、「提供部」は表示部１０５に代えて、印刷出力や電子メールなどの他の形式により、系統管理者へ情報を提供してもよい。操作部１０６は、キーボード、マウスなどのポインティングデバイス、タッチパネル、音声入力などを通じて、系統管理者から操作を取得する。

　記憶装置１０７は、例えば、コンピュータプログラムＰ１１～Ｐ１４およびデータＤを記憶する。解析モデル生成プログラムＰ１１は、後述のように、解析モデルを生成する機能を実現するためのコンピュータプログラムである。電圧信頼度評価プログラムＰ１２は、例えば３０分間程度の比較的長い周期（第２周期Ｔ２）で電圧信頼度を評価する機能を実現するためのコンピュータプログラムである。

　最適潮流計算プログラムＰ１３は、「最適運用点生成部」の一例である、最適潮流を計算する機能を実現するためのコンピュータプログラムである。最適潮流計算プログラムＰ１３は、第１周期Ｔ１と第２周期Ｔ２の中間に位置する、例えば５分間程度の第３周期Ｔ３で、最適潮流計算を実行する。本実施例では、Ｔ１＜Ｔ３＜Ｔ２の順に時間が長くなるように設定される。各周期Ｔ１～Ｔ３の数値は例示に過ぎず、他の数値に設定することもできる。

　制御手順生成プログラムＰ１４は、「制御手順生成部」の一例である、制御手順（制御指示）を生成する機能を実現するためのコンピュータプログラムである。解析モデル生成プログラムＰ１１を解析モデル生成機能または解析モデル生成部と、電圧信頼度評価プログラムＰ１２を電圧信頼度評価機能または電圧信頼度評価部と、最適潮流計算プログラムＰ１３を最適潮流計算機能または最適潮流計算部と、制御手順生成プログラムＰ１４を制御手順生成機能または制御手順生成部と、呼ぶこともできる。さらに以下では、一部のコンピュータプログラムをアプリケーションと呼ぶことがある。

　データＤは、例えば、コンピュータプログラムＰ１１～Ｐ１４により使用されるデータを記憶するデータベースである。なお、コンピュータプログラムＰ１１～Ｐ１４で実現する機能の少なくとも一部を、ハードウェア回路で実現する構成でもよい。あるいは、コンピュータプログラムと専用ハードウェア回路とが協調して動作することで、所定の機能を実現してもよい。

　図２は、電圧信頼性評価管理システム１の機能構成の例を示す。中央演算装置１０は、その機能として、情報基盤１００、入力部１０１、出力部１０２、表示部１０５、操作部１０６、電圧信頼度評価アプリケーションＰ１２、最適潮流計算アプリケーションＰ１３を備える。情報基盤１００は、マイクロプロセッサ１０３、メモリ１０４およびバス１０８が協働することで実現される機能である。なお図２では、入力部１０１、出力部１０２、表示部１０５、操作部１０６の機能面に着目して示している。

　情報基盤１００は、入力部１０１を通して、ＳＣＡＤＡ／ＥＭＳ４より運用情報Ｄ１を取得する。情報基盤１００の解析モデル生成機能Ｐ１１は、運用情報Ｄ１より解析モデルデータＤ２を生成する。情報基盤１００は、生成した解析モデルデータＤ２を、電圧信頼度評価アプリケーションＰ１２や最適潮流計算アプリケーションＰ１３に提供する。

　さらに、情報基盤１００は、電圧信頼度評価アプリケーションＰ１２および最適潮流計算アプリケーションＰ１３の実行順序や、電圧信頼度評価アプリケーションＰ１２および最適潮流計算アプリケーションＰ１３の実行結果を管理する。

　図３を用いて運用情報Ｄ１の例を説明する。運用情報Ｄ１は、例えば、電力系統のトポロジー等を含む設備構成情報Ｄ１１や、計測情報・状態推定結果Ｄ１２等を含む。ただし、情報基盤１００が状態推定機能を持つ場合は、運用情報Ｄ１には状態推定結果Ｄ１２が含まれなくてもよい。

　図３に示す例では、設備構成情報Ｄ１１は、例えば、発電設備・変電設備構成情報Ｄ１１１と、その他の機器および線路の構成情報Ｄ１１２とを含む。発電設備・変電設備構成情報Ｄ１１１は、例えば、機器名、接続地点、容量、タイプなどを含む。機器名とは、発電設備・変電設備を特定する情報であり、機器識別子である。接続地点とは、電力系統２における発電設備・変電設備の設置位置を特定する情報である。容量とは、発電設備・変電設備の最大容量量である。タイプとは、発電設備・変電設備の種類である。

　その他の機器および線路の構成情報Ｄ１１２は、例えば、機器名、始点（Ｆｒｏｍ）、終点（Ｔｏ）、タイプ、電気的特性値を含む。機器名とは、ブレーカーや線路などを特定するための情報（機器識別子）である。始点および終点は、機器の設置位置、線路の存在位置を特定する情報である。タイプとは、機器の種類である。電気的特性としては、例えば、インダクタンス（Ｒ）、リアクタンス（Ｘ）、サセプタンス（Ｂ）がある。

　計測情報・状態推定結果Ｄ１２は、機器の状態の計測結果または推定結果を示す。図３では、例えば、ブレーカーの状態を推定した結果Ｄ１２１、発電所や変電所などの計測状態（有効電力値、無効電力値など）Ｄ１２２が示されている。

　図４は、運用情報Ｄ１から生成される解析モデルデータＤ２の例を示す。解析モデル生成プログラムＰ１１は、図３で述べた運用情報Ｄ１を解析することで、母線やブレーカー、発電機等の接続情報を抽出し、解析モデルデータＤ２として、ノード・ブレーカーモデルを生成することができる。ノード・ブレーカーモデルとして生成される解析モデルデータＤ２は、例えば、発電機や負荷に関する情報Ｄ２１と、母線やブレーカーに関する情報Ｄ２２を含む。

　図５は、図４で述べた解析モデルデータＤ２を系統図として表示する例である。ノード・ブレーカーモデルは、ブレーカーの状態を容易に反映することができ、かつ設備情報と紐付けも容易である。しかしその一方で、ノード・ブレーカーモデルでは、ノード数が多くなり、電圧信頼度の計算処理などにおいて演算量が増加する。

　そこで、図６，図７に示すように、解析モデルデータＤ２Ａをバス・ブランチモデルとして生成してもよい。バス・ブランチモデルでは、ブレーカーによって接続される電気的に等価なノードを同一バスとして扱う。図６に示すように、バス・ブランチモデルとして生成される解析モデルデータＤ２Ａは、例えば、発電機や負荷に関する情報Ｄ２１Ａと、線路に関する情報Ｄ２２Ａを含む。

　図７は、図６で述べたバス・ブランチモデルの解析モデルデータＤ２Ａを系統図として表示する例である。以下では、解析モデルデータＤ２，Ｄ２Ａを特に区別しない場合、解析モデルＤ２と呼ぶ。

　図８～図１０を用いて、電圧信頼度の評価方法の例を説明する。電圧信頼度評価アプリケーションＰ１２は、解析モデルＤ２を用いて、例えば連続型潮流計算等により電圧信頼度を評価し、電圧信頼度情報Ｄ３として情報基盤１００へ出力する。

　電圧信頼度情報Ｄ３には、後述する負荷余裕やＰ－Ｖカーブ情報、電圧信頼度を維持するための系統運用点情報等が含まれる。例として連続型潮流計算では、負荷電力を変えながら潮流計算を実行することで、図８に示すＰ－Ｖカーブに代表されるような、負荷電力と電圧の関係を得る。図８の横軸は負荷電力Ｐ（p.u.）を示し、縦軸は電圧Ｖ（p.u.）を示す。

　図８に示すＰ－Ｖカーブから、現行運用点（Ｐｏ，Ｖｏ）、下限電圧点（ＰＬ，ＶＬ）、電圧安定限界点（Ｐｃ，Ｖｃ）の位置関係が得られる。所定の電圧信頼度指標としては、例えば、現行運用点から下限電圧点までの下限電圧負荷余裕ΔＰＬ（＝ＰＬ－Ｐｏ）、現行運用点から電圧安定限界点までの安定限界負荷余裕ΔＰｃ（＝Ｐｃ－Ｐｏ）のいずれか一方または両方を用いることができる。

　図９は、電力系統２に故障が発生してインピーダンスが変化した場合のＰ－Ｖカーブを示す。図９のＰ－Ｖカーブでは、系統故障の発生により、図中右端のノーズ端が左へ移動し、電圧安定限界点が（Ｐｃ１，Ｖｃ１）から（Ｐｃ２，Ｖｃ２）へ低下した状態を示している。系統に故障が発生した場合、下限電圧負荷余裕ΔＰＬおよび安定限界負荷余裕ΔＰｃのいずれも低下することが多い。

　図１０は、電力系統２へ調相設備を導入した場合のＰ－Ｖカーブを示す。調相設備とは、無効電力の位相を調整して電圧を一定に保つための設備であり、例えば、電力用コンデンサ、分岐リアクトルなどがある。電力系統２へ調相設備を導入すると、電圧を一定に保持する能力が高まるため、Ｐ－Ｖカーブのノーズ端は右側へ移動する。この結果、電圧安定限界点が（Ｐｃ１，Ｖｃ１）から（Ｐｃ２，Ｖｃ２）へ上昇する。調相設備を電力系統２へ導入することで、下限電圧負荷余裕ΔＰＬおよび安定限界負荷余裕ΔＰｃのいずれも増加することが多い。

　このように、電力系統２に故障が生じたり、設備が追加されたりすると、Ｐ－Ｖカーブも変化する。このため本実施例では、電圧信頼度評価アプリケーションＰ１２は、事前に用意される全ての想定故障ケースに対して、電圧信頼度をそれぞれ評価する。そして、中央演算装置１０または電圧信頼度評価アプリケーションＰ１２は、想定した故障が万が一発生したとすると、現行の運用状態では電圧信頼度を維持できないと判断した場合に、電圧信頼度を維持可能な系統運用点の主要地点電圧を算出する。情報基盤１００または電圧信頼度評価アプリケーションＰ１２は、例えば、調相設備の投入等によって、電圧信頼度を維持することができるため、どの調相設備をいつ投入するかといった制御手順を策定する。

　電圧信頼度を維持するための制御手順は、電圧信頼度評価アプリケーションＰ１２が電圧信頼度と一緒に算出してもよいし、あるいは、電圧信頼度評価アプリケーションＰ１２は電圧信頼度情報のみを算出し、電圧信頼度を維持するための制御手順は情報基盤１００内の制御手順生成プログラムＰ１４で生成してもよい。あるいは、最適潮流計算アプリケーションＰ１３が、電圧信頼度を維持しながら送電損失を最小化するための最適運用点と制御手順を算出してもよいし、電圧信頼度評価アプリケーションＰ１２が電圧信頼度情報のみを算出し、最適潮流計算アプリケーションＰ１３が最適運用点のみを算出し、情報基盤１００内の制御手順生成プログラムで制御手順を生成してもよい。

　想定故障ケースは、電圧信頼度評価アプリケーションＰ１２が内部で保有していても良いし、入力部１０１を介してＳＣＡＤＡ／ＥＭＳ４より取得しても良いし、あるいは、操作部１０６によって外部から入力しても良い。

　電圧信頼度を維持するための制御対象は、例えば発電機の端子電圧参照値、調相設備の投入／解列量、タップ切替変圧器のタップ位置、遮断機の入／切等である。電圧信頼度維持制御手順は、負荷余裕ΔＰｃ，ΔＰＬが正となるように、制御対象に関して総探索することで求めてもよい。あるいは、制御手順の最小化や負荷余裕の最大化を目的関数とした最適化問題として、電圧信頼度維持制御手順を解いてもよい。

　ここで、主要地点電圧とは、電圧信頼度を維持するために重要な地点の電圧である。主要地点電圧としては、例えば連系線の両端のように地域を代表する地点の電圧がある。あるいは、電圧信頼度維持制御手順を策定した結果、制御対象となる機器の存在する地点の電圧を主要地点電圧としてもよい。

　最適潮流計算アプリケーションＰ１３は、解析モデルＤ２と電圧信頼度情報Ｄ３を用いて、電力系統における送電損失が最小となる最適運用点情報Ｄ４を求め、情報基盤１００へ出力する。

　具体的には、最適潮流計算プログラムＰ１３は、電圧信頼度情報Ｄ３に含まれる主要地点電圧を制約とし、電圧信頼度情報Ｄ３に含まれていない地点における制御対象機器の制御操作を変数として、送電損失を目的関数とした最適化問題を解析モデルＤ２を用いて解く。

　最適潮流計算プログラムＰ１３が最適化問題を解いた結果として得られる制御対象機器の制御操作および電圧分布等は送電損失を最小化する最適運用点情報Ｄ４として、情報基盤１００へそれぞれ出力される。

　本実施例では、電圧信頼度を維持する制御手順と送電損失を最小化する制御手順を合わせて、制御手順Ｄ５と呼ぶ。つまり、中央演算装置１０から電圧制御部１１へ入力される制御手順Ｄ５は、電圧信頼度を維持しながら送電損失を最小化するための手順であり、電圧制御部１１の管理下にある制御対象をどのように操作するかの情報を含んでいる。

　中央演算装置１０の表示部１０５は、電圧信頼度情報Ｄ３を例えばＰ－Ｖカーブや、電圧分布として表示することで、系統管理者へ情報を提供する。表示部１０５は、送電損失が最小となる最適運用点情報Ｄ４や制御手順Ｄ５も表示してもよい。

　操作部１０６は、系統管理者からの入力を受け付ける。系統管理者は、表示部１０５に表示される情報（電圧信頼度Ｄ３、最適運用点情報Ｄ４制御手順Ｄ５）を確認してから、制御手順Ｄ５を採用するか否かを判断し、その判断結果を操作部１０６から中央演算装置１０に指示することができる。制御手順Ｄ５を採用することを示す情報は、「制御指示を承認する情報」の例である。さらに、系統管理者は、解析モデルＤ２の制約条件の変更、想定故障ケースの変更等を、操作部１０６から中央演算装置１０に対して指示することができる。

　出力部２１３は、系統運用者が制御手順Ｄ５を採用すると決定した場合に、制御手順Ｄ５を電圧制御部１１へ送信する。電圧制御部１１は、制御手順Ｄ５を受信すると、制御手順Ｄ５に基づいて、発電所／変電所３に存在する制御対象機器を制御する。

　ところで、通信回線ＣＮが何らかの理由により利用できなくなった場合の処理も考えておく必要がある。ここまでは、解析モデルＤ２、電圧信頼度情報Ｄ３、最適運用点情報Ｄ４、制御手順Ｄ５は、運用情報Ｄ１の現在の時間断面に基づくものであると想定して説明した。

　これに代えて、例えば将来の潮流予測結果を用いて、将来の複数の時間断面に対して、上記と同様の処理を実行してもよい。この場合、制御手順Ｄ５は、現状の電力系統２に対する制御手順に加えて、将来の時間断面に対する制御スケジュールも含む。このように制御手順を生成すれば、仮に通信回線ＣＮに障害が生じた場合でも、電圧制御部１１は、障害の発生前に受信した制御手順Ｄ５に含まれている制御スケジュールに基づいて、制御対象機器を制御できる。従って、本実施例の電圧信頼性評価管理システム１は、潮流予測の範囲内であれば、電圧信頼度を維持しながら送電損失を低減できる。

　図１１は、電圧信頼性評価管理システム１の実行する一連の処理を示すフローチャートである。図１１に示すステップのうち、幾つかのステップでの具体的な処理内容は、上述した通りである。

　まず、情報基盤１００の入力部１０１は、第１周期Ｔ１ごとに、ＳＣＡＤＡ／ＥＭＳ４から運用情報Ｄ１を取得する（Ｓ１０）。次に、情報基盤１００の解析モデル生成プログラムＰ１１は、運用情報Ｄ１に基づいて解析モデルＤ２を生成する（Ｓ１１）。

　電圧信頼度評価アプリケーションＰ１２は、情報基盤１００から取得した解析モデルＤ２を用いて、図８～図１０で述べたように電圧信頼度情報Ｄ３を算出し、電圧信頼度情報Ｄ３を情報基盤１００へ出力する（Ｓ１２）。

　最適潮流計算アプリケーションＰ１３は、情報基盤１００から取得した解析モデルＤ２および電圧信頼度情報Ｄ３を用いて最適潮流計算を実行し、その計算結果として最適運用点情報Ｄ４を生成する（Ｓ１３）。最適潮流計算プログラムＰ１３は、最適運用点情報Ｄ４を、情報基盤１００へ出力する。

　情報基盤１００の制御手順生成プログラムＰ１４は、電圧信頼度情報Ｄ３と最適運用点情報Ｄ４に基づいて、電圧信頼度を維持しつつ送電損失を最小にできる制御手順Ｄ５を算出する。

　表示部１０５は、情報基盤１００から、電圧信頼度情報Ｄ３、最適運用点情報Ｄ４、制御手順Ｄ５を取得し、それらの情報の一部または全部を表示する（Ｓ１４）。系統管理者は、表示部１０５に表示された情報に基づいて、制御手順Ｄ５を採用するか否か判断する。系統管理者は、制御手順Ｄ５の採用の可否を、操作部１０６から入力する。

　情報基盤１００は、制御手順Ｄ５の採用を示す情報（制御手順Ｄ５の実施を承認する情報）を操作部１０６から取得すると（Ｓ１５：ＹＥＳ）、制御手順Ｄ５を出力部１０２から電圧制御部１１へ送信する（Ｓ１６）。電圧制御部１１は、受信した制御手順Ｄ５に基づいて、制御対象機器を制御する（Ｓ１７）。系統管理者が制御手順Ｄ５を採用しないと決定し、その旨を操作部１０６を介して情報基盤１００へ入力すると（Ｓ１５：ＮＯ）、本処理は終了する。

　なお、図１１に示すフローチャートはあくまで一例であり、ステップを入れ替えたり、一つのステップを複数のステップに分けたり、複数のステップを一つのステップにまとめたりすることができる。例えば、ステップＳ１３で最適潮流計算を実行した後に、もう一度、ステップＳ１２で実施したと同様の電圧信頼度評価を実施してもよい。さらに、ステップＳ１５で制御手順Ｄ６を採用しないと決定された場合（Ｓ１５：ＮＯ）、本処理を終了するのではなく、制約条件を変更してステップＳ１２へ戻ってもよい。あるいは、ステップＳ１１で解析モデルを生成した直後に、ステップ１３で最適潮流計算を実行し、ステップＳ１３で得られた最適運用点に対してステップ１２と同様の電圧信頼度評価を実施してもよい。

　このように構成される本実施例の電圧信頼性評価管理システム１によれば、ＳＣＡＤＡ／ＥＭＳ４から取得する運用情報Ｄ１に基づいて、解析モデルＤ２を生成し、解析モデルＤ２に基づいて電圧信頼度情報Ｄ３を算出することができる。さらに、本実施例の電圧信頼性評価管理システム１によれば、解析モデルＤ２および電圧信頼度情報Ｄ３に基づいて、送電損失が最小となる最適潮流を実現するための最適運用点情報Ｄ４を生成することができる。従って、系統管理者は、電力系統２の現在の構成である解析モデルＤ２と、現状の電圧信頼度情報Ｄ３と、送電損失を最小化する最適運用点情報Ｄ４を確認することができ、電力系統の運用管理に役立てることができる。

　さらに、本実施例の電圧信頼性評価管理システム１は、電圧信頼度Ｄ２を維持しながら送電損失を最小化するための制御手順Ｄ５を生成し、電圧制御部１１は制御手順Ｄ５に従って制御対象機器を制御する。従って、本実施例によれば、電力系統２を高い信頼性をもって管理し運用することができる。

　さらに、本実施例では、入力部１０１がＳＣＡＤＡ／ＥＭＳ４から運用情報Ｄ１を取得する第１周期Ｔ１、電圧信頼度評価アプリケーションＰ１２が電圧信頼度情報Ｄ３を算出する第２周期Ｔ２、最適潮流計算プログラムＰ１３が送電損失を最小化できる最適運用点情報Ｄ４を生成する第３周期Ｔ３のうち、第１周期Ｔ１が最も短くなるように設定する。換言すれば、本実施例では、第２周期Ｔ２および第３周期Ｔ３は、第１周期Ｔ１よりも長くなるように設定する。これにより、本実施例では、電圧信頼度情報Ｄ３の算出に要する処理負荷や最適運用点情報Ｄ４などの生成に要する処理負荷を軽減することができる。

　なお、解析モデル生成プログラムＰ１１は、最適運用点情報Ｄ４の算出周期Ｔ３に合わせて、解析モデルＤ２を生成すればよい。これは、電圧信頼度情報Ｄ３には、周期Ｔ２の間に生じると想定される潮流変動は織り込み済みであり、周期Ｔ２間の電圧信頼性は担保されているが、最適運用点は潮流状態によって時々刻々と変わるためである。従って、第３周期Ｔ３は、例えば「解析モデルＤ２と電圧信頼度情報Ｄ３に基づいて最適運用点情報Ｄ４を生成する周期Ｔ３」と定義してもよい。さらに、制御手順生成プログラムＰ１４は、最適潮流計算プログラムＰ１３の計算周期Ｔ３に合わせて、制御手順Ｄ５を生成すればよい。従って、第３周期Ｔ３は、例えば「電圧信頼度情報Ｄ３と、最適運用点生成部Ｐ１３で生成される送電損失を最小化する最適運用点情報Ｄ４とに基づいて、制御装置へ出力するための制御手順Ｄ５を生成する周期Ｔ３」と定義してもよい。

　特に本実施例では、電圧信頼度情報Ｄ３の算出周期Ｔ２を最も長く設定するため、算出に要する処理負荷を軽減できる。電圧信頼度情報Ｄ３の算出周期Ｔ２を、例えば、十数分～数時間の範囲内で、好ましくは数十分～１時間程度の範囲内で設定すれば、ロバスト性を高めつつ、算出に要する処理負荷を軽減できる。電圧信頼度情報Ｄ３の算出に際しては、上述のように、全ての想定故障を考慮する必要があるため、処理負荷が高い。さらに、一つの中央演算装置１０が電力系統２の広い範囲を担当する場合には、電圧信頼度情報Ｄ３の算出に大きな処理負荷が発生する。しかし、本実施例では、電圧信頼度情報Ｄ３の算出周期Ｔ２を、運用情報Ｄ１の取得周期Ｔ１よりも長く設定しているため、算出に要する処理負荷を軽減しつつ、ロバスト性を確保することができる。

　本実施例の電圧信頼性評価管理システム１によれば、電圧信頼度評価アプリケーションＰ１２と最適潮流計算プログラムＰ１３とを階層化して実行するため、電圧信頼度の維持と送電損失の最小化という複数の要求を協調的に達成することができる。

　図１２を用いて、第２実施例を説明する。本実施例を含む以下の各実施例は第１実施例の変形例に該当するため、第１実施例との相違を中心に説明する。本実施例では、電圧信頼性評価管理システム１を用いたサービス事業の例を説明する。

　サービスプロバイダ５は、本実施例の電圧信頼性評価管理システム１を構築して、電力系統２を管理する系統管理者（系統運用者と呼んでもよい）６に提供する。そのために、サービスプロバイダ５は、ベンダ８から設備、機材、コンピュータプログラムなどを購入する。ベンダ８が設備等をサービスプロバイダ５へ納入すると（Ｓ２０）、サービスプロバイダ５はベンダ８へその代金を支払う（Ｓ２１）。

　サービスプロバイダ５は、電圧信頼性評価管理システム１を構築し、電力系統２や発電所／変電所３、ＳＣＡＤＡ／ＥＭＳ４と接続する。サービスプロバイダ５は、電圧信頼性評価管理システム１を電力系統２へ導入した時点では系統管理者から代金を受け取らず、無料で運用を開始する。

　サービスプロバイダ５は、電圧信頼性評価管理システム１によるサービスの提供開始前に、あるいは、サービス提供の途中で、電圧信頼性評価管理システム１による経費節減効果の測定を、外部の第三者評価機関７へ依頼する（Ｓ２２）。

　電圧信頼性評価管理システム１は、第１実施例で述べたように、ＳＣＡＤＡ／ＥＭＳ４から運用情報Ｄ１を定期的に取得し（Ｓ２３）、電圧信頼度情報Ｄ３や最適運用点情報Ｄ４、制御手順Ｄ５等を算出し、それらの情報Ｄ３、Ｄ４、Ｄ５などを系統管理者６へ提供する（Ｓ２４）。系統管理者が制御手順Ｄ５の採用を承認すると、電圧制御部１１は制御手順Ｄ５に従って各制御対象機器を制御する。

　第三者評価機関７は、電圧信頼性評価管理システム１によって節減された費用を算出し、定期的にまたは不定期に、サービスプロバイダ５および系統管理者６へレポートを発行する（Ｓ２５）。

　系統管理者６は、第三者評価機関７のレポートを参照して経費節減効果を確認すると、経費節減効果の一部または全部を、サービスプロバイダ５へ支払う（Ｓ２６）。

　このようなサービス事業を構築することで、系統運用者は、初期設備投資をすることなく、電圧信頼度を維持することができる。その結果、系統管理者は、託送料金の増加を招くことなく、電力系統の送電可能容量や電圧信頼性を向上することができる。この結果、再生可能エネルギーを利用する分散電源が電力系統へ大量導入されたとしても、電力系統を安定に運用することができる。

　なお、経費節減効果には、２つの要素が含まれている。一つは、電圧信頼度を維持できることによる、母線の追加などの設備投資を先送りできる効果である。電圧信頼性評価管理システム１を用いれば、既存の構成の運用を変えるだけで、電圧信頼度を維持できる場合があるため、既存構成を最大限に利用できる。この結果、線路や調相設備の新規導入時期が不必要に早まるのを抑制して、投資コストを節約できる。

　経費節減効果の他の要素は、送電損失の最小化による経費節減である。電圧信頼性評価管理システム１による送電損失の解消分は金銭的利益に換算できる。本実施例は、第１実施例のみならず、後述する他の全ての実施例と組み合わせることができる。なお、第三者評価機間７は廃止してもよい。サービスプロバイダ５が経費節減効果についてのレポートを発行し、それを承認した場合に系統管理者が節減分に見合う費用を支払う構成でもよい。あるいは、系統管理者が経費節減効果のレポートを作成し、それをサービスプロバイダが承認した場合に系統管理者がサービスプロバイダに節減分に見合う費用を支払う構成としてもよい。

　図１３を用いて第３実施例を説明する。本実施例では、電圧信頼性評価管理システム１Ａをいわゆるクラウドサービスとして構築する。電圧信頼性評価管理システム１Ａは、中央演算装置１０Ａと、中央演算装置１０Ａを操作する中央端末１２とを備える。中央演算装置１０Ａと中央端末１２は通信ネットワークＣＮを介して接続されている。

　中央演算装置１０Ａは、図１で述べた中央演算装置１０に比べて、表示部１０３および操作部１０８を欠いている。これら表示部１０３および操作部１０８は、操作端末である中央端末１２に設けられている。

　このように構成される本実施例も第１実施例と同様の作用効果を奏する。さらに、本実施例では、電圧信頼性評価管理システム１Ａを中央演算装置１０Ａと中央端末１２に分離したため、サービスプロバイダごとに中央演算装置を設置する必要がない。サービスプロバイダは中央端末１２のみを有していれば、中央演算装置１０Ａにアクセスしてサービスを利用することができる。

　図１４，図１５を用いて第４実施例を説明する。図１４は電圧信頼性評価管理システム１Ｂのハードウェア構成図を示し、図１５は電圧信頼性評価管理システム１Ｂの機能構成図を示す。

　本実施例では、電圧信頼性評価管理システム１Ｂを、一つの中央演算装置１０Ｂ１と、地域ごとに設置可能な地域演算装置１０Ｂ２の２つに分割して実現する。図１４，図１５では、地域演算装置１０Ｂ２を一つのみ示すが、複数設置することができる。

　中央演算装置１０Ｂ１は、地域演算装置１０Ｂ２に対して、電圧信頼度Ｄ３を供給する装置であり、入力部１０１，出力部１０２，マイクロプロセッサ１０３，メモリ１０４，表示部１０５，操作部１０６，記憶部１０７Ｂ１を有する。本実施例の中央演算装置１０Ｂ１は、運用情報Ｄ１の取得と、解析モデルＤ２の生成と、電圧信頼度情報Ｄ３の算出のみを行うため、その点において、記憶装置１０７Ｂ１の内容は第１実施例の記憶装置１０７の内容と異なる。

　地域演算装置１０Ｂ２は、電力系統２に設定される地域ごとに設置される。地域演算装置１０Ｂ２も、入力部１０１，出力部１０２，マイクロプロセッサ１０３，メモリ１０４，表示部１０５，操作部１０６，記憶部１０７Ｂ２を有する。地域演算装置１０Ｂ２は、最適運用点情報Ｄ４の生成と、制御手順Ｄ５の生成のみを担当する。記憶装置１０７Ｂ２には、地域演算装置１０Ｂ２の果たすべき役割に必要なコンピュータプログラムとデータが格納されている。

　図１５に示すように、中央演算装置１０Ｂ１は、第１周期Ｔ１で取得する運用情報Ｄ１に基づいて、解析モデルＤ２を生成する。電圧信頼度評価アプリケーションＰ１２は、解析モデルＤ２に基づいて電圧信頼度情報Ｄ３を算出する。

　中央演算装置１０Ｂ１を管理する中央系統管理者は、中央演算装置１０Ｂ１の算出した電圧信頼度情報Ｄ３を確認して、その値の採否を判断する。中央系統管理者が採用を決定すると、中央演算装置１０Ｂ１の算出した解析モデルＤ２および電圧信頼度情報Ｄ３は、中央演算装置１０Ｂ１の管理下にある地域演算装置１０Ｂ２へ送信される。

　地域演算装置１０Ｂ２の最適潮流計算プログラムＰ１３は、解析モデルＤ２および電圧信頼度情報Ｄ３に基づいて、最適運用点情報Ｄ４を生成する。地域演算装置１０Ｂ２の制御手順生成プログラムＰ１４は、電圧信頼度を維持しながら送電損失を最小化するための制御手順Ｄ５を生成する。

　地域演算装置１０Ｂ２を管理する地域系統管理者は、電圧信頼度Ｄ３と制御手順Ｄ５等を確認することで、その採否を判断する。制御手順Ｄ５が採用された場合、制御手順Ｄ５は電圧制御部１１へ送信される。

　このように構成される本実施例も第１実施例と同様の作用効果を奏する。さらに本実施例では、電圧信頼性評価管理システム１Ｂを中央演算装置１０Ｂ１と地域演算装置１０Ｂ２に分割するため、各演算装置１０Ｂ１，１０Ｂ２の演算負荷を軽減でき、さらに地域ごとに最適な運用を行うことができる。本実施例は、第３実施例のクラウドサービスと組み合わせることもできる。つまり、中央演算装置１０Ｂ１から表示や操作に関する機能を取り出して中央端末を構成し、地域演算装置１０Ｂ２からも表示や操作に関する機能を取り出して地域端末を構成する。

　図１６を用いて第５実施例を説明する。本実施例では、電圧制御部１１に代えて、高機能なローカル電圧制御部１１Ｃを用いる場合を説明する。本実施例の電圧信頼性評価管理システム１Ｃは、中央演算装置１０が各制御対象機器の電圧参照値Ｄ５Ｃを算出して、ローカル電圧制御部１１Ｃへ送信する。各制御対象機器を制御するローカル電圧制御部１１Ｃは、電圧参照値Ｄ５Ｃに基づいて、制御手順を算出し、算出した制御手順に従って制御対象機器を制御する。図１６では、一つのローカル電圧制御部１１Ｃを示すが、複数のローカル電圧制御部１１Ｃを設けることができる。

　本実施例では、中央演算装置１０Ｃからローカル電圧制御部１１Ｃへ送信される情報は、制御手順Ｄ５ではなく、各地点における電圧参照値Ｄ５Ｃである。電圧参照値Ｄ５Ｃは、最適運用点情報Ｄ４に含まれる電圧分布と同様である。電圧参照値Ｄ５Ｃを取得したローカル電圧制御部１１Ｃは、それぞれの地点の電圧参照値と発電所／変電所３より取得するローカル計測値Ｄ６との差分に基づいて、調相設備の投入や変圧器タップの切替動作といったローカル制御を実行する。

　このように構成される本実施例も第１実施例と同様の作用効果を奏する。さらに本実施例では、既設のローカルな電圧制御部１１Ｃを変更せずに、電圧信頼性評価管理システム１Ｃを導入することができるため、より一層システム導入コストを抑制できる。

　図１７を用いて第６実施例を説明する。本実施例の電圧信頼性評価管理システム１Ｄは、系統故障が生じた際に緊急で即応制御する機能（緊急制御部１３）が存在する場合に対応できる。緊急制御部１３は、例えば、ＵＶＬＳ（Ｕｎｄｅｒ　Ｖｏｌｔａｇｅ　Ｌｏａｄ　Ｓｈｅｄｄｉｎｇ）のように構成される。

　本実施例では、発電所／変電所３に対し、電圧制御部１１と並列して緊急制御部１３が設置されている。緊急制御部１３は、電圧制御部１１とは別の装置として設置してもよいし、電圧制御部１１の一機能として組み込んでもよい。

　緊急制御部１３は、電力系統に故障が発生した際に、ローカル計測情報Ｄ６と内部に保有する緊急制御手順Ｄ７とを用いて、発電所／変電所３に対して緊急制御を実施する。例えば、故障によって電力系統の電圧が低下した場合、変電所以下の負荷を電力系統２から切り離すことで、電圧を維持する。

　電圧信頼度評価アプリケーションＰ１２は、解析モデルＤ２と緊急制御手順Ｄ７とに基づいて、緊急制御の実施による電圧信頼度の変化を含む電圧信頼度情報Ｄ３を算出する。緊急制御によって電圧信頼度は向上するため、緊急制御を実施しない場合に比べると、電圧信頼度を維持するための、主要地点の数や電圧の高さといった制約条件は緩和される。

　最適潮流計算アプリケーションＰ１３は、解析モデルＤ２と電圧信頼度情報Ｄ３を入力として、最適運用点情報Ｄ４を出力する。

　このように構成される本実施例も第１実施例と同様の作用効果を奏する。さらに、本実施例では、制御手順Ｄ５を決める際に、緊急制御手順Ｄ７を反映させるため、電圧信頼度を維持するための制約条件を緩和できる。この結果、本実施例によれば、送電損失をさらに低減することができる。

　図１８を用いて第７実施例を説明する。本実施例の電圧信頼性評価管理システム１Ｅでは、緊急制御部１３の保有する緊急制御手順Ｄ７を、オンラインで更新する。

　電圧信頼度評価アプリケーションＰ１２は、解析モデルＤ２を入力として、電圧信頼度Ｄ３と緊急制御手順Ｄ７を算出し、出力する。例えば、従来の制御対象である発電機の端子電圧参照値、調相設備の投入／解列量、タップ切替変圧器のタップ位置、遮断機の入／切等に加え、変電所以下の負荷の解列操作も制御対象として電圧信頼度を評価する。

　このとき、負荷の解列に関する制御は、実際には緊急制御によって実行されるため、緊急制御手順Ｄ７として出力する。緊急制御手順Ｄ７は出力部１０２を介して、緊急制御部１３へ送信される。

　このように構成される本実施例も第１実施例と同様の作用効果を奏する。さらに、本実施例では、緊急制御手順Ｄ７も可変として電圧信頼度Ｄ３を評価し、最適潮流計算を実行するため、さらに送電損失を低減することができる。

　図１９～図２１を用いて第８実施例を説明する。本実施例では、前記各実施例の電圧信頼性評価管理システムが系統管理者に提供する画面の一例を述べる。

　図１９の条件画面Ｇ１０は、電圧信頼度の算出に際して適用される前提条件を示す画面である。

　条件画面Ｇ１０は、例えば、系統図表示部ＧＰ１０１、故障様相表示部ＧＰ１０２、主要母線表示部ＧＰ１０３、比較画面ボタンＧＰ１０４、想定故障ケース一覧ボタンＧＰ１０５を含む。

　系統表示部ＧＰ１０１は、電力系統の解析モデルを表示する領域である。故障様相表示部ＧＰ１０２は、制約条件となる故障の内容を表示する領域である。主要母線表示部ＧＰ１０３は、系統図表示部ＧＰ１０１に表示された系統図の中から主要な母線を抽出し、その属性（名称、電圧信頼性評価管理システムによる制御の前後の母線電圧）を表示する領域である。

　比較画面ボタンＧＰ１０４は、後述の比較画面Ｇ１１への遷移を指示するためのボタンである。想定故障ケース一覧ボタンＧＰ１０５は、後述の想定故障ケース一覧画面Ｇ１２への遷移を指示するためのボタンである。

　図２０の比較画面Ｇ１１は、電圧信頼性評価管理システムによる制御の前後の状態を比較するための画面である。比較画面Ｇ１１は、例えば、電圧プロファイル表示部ＧＰ１１０、送電可能容量表示部ＧＰ１１３、送電損失表示部ＧＰ１１４、条件画面ボタンＧＰ１１５、想定故障ケース一覧ボタンＧＰ１１６を含む。

　電圧プロファイル表示部ＧＰ１１０は、電圧信頼性評価管理システムによる制御の前後における、母線電圧の変化を表示する領域である。電圧プロファイル表示部ＧＰ１１０は、制御前の状態表示部ＧＰ１１１と、制御後の状態表示部ＧＰ１１２を含む。

　送電可能容量表示部Ｇ１１３は、平常時と故障時のそれぞれにおいて、送電可能容量を制御の前後で比較して示す領域である。白い棒グラフは制御前を示し、黒い棒グラフは制御後を示す。平常時、故障時のいずれにおいても、電圧信頼性評価管理システムの実施する制御手順により、送電可能容量は増加していることがわかる。

　送電損失表示部ＧＰ１１４は、送電損失を、電圧信頼性評価管理システムによる制御の前後で比較して表示する領域である。白い棒グラフは制御前を示し、黒い棒グラフは制御後を示す。電圧信頼性評価管理システムの実施する制御手順により、送電損失が改善されていることがわかる。

　条件画面ボタンＧＰ１１５は、上述の条件画面Ｇ１０への遷移を指示するためのボタンである。想定故障ケース一覧ボタンＧＰ１１６は、想定故障ケース一覧画面Ｇ１２への遷移を指示するためのボタンである。

　図２１の想定故障ケース一覧画面Ｇ１２は、想定された故障を一覧表示する。画面Ｇ１２は、例えば、ケース番号、故障の様相（故障内容）、電圧信頼性評価管理システムによる制御後における電圧安定限界点までの最小負荷余裕、過酷度ランキングを含む。過酷度ランキングとは、想定故障が電力系統に与える影響の大きさを示す値であり、数値が小さいほど過酷な故障であることを意味する。

　本実施例で示す画面Ｇ１０～Ｇ１２は、上述した全ての実施例と組み合わせて使用することができる。

　なお、本発明は、上述した実施例に限定されない。当業者であれば、本発明の範囲内で、種々の追加や変更等を行うことができる。例えば、各実施例を適宜組み合わせることができる。さらに特許請求の範囲に記載した構成は、明示した組合せ以外に組み合わせることもできる。

　１，１Ａ～１Ｅ：電圧信頼性評価管理システム、２：電力系統、３：発電所／変電所、４：ＳＣＡＤＡ／ＥＭＳ、１０，１０Ａ～１０Ｅ：中央演算装置、１１：電圧制御部、１２：中央端末、１３：緊急制御部

Claims

　電力系統の電圧信頼性を評価して管理する電圧信頼性評価管理システムであって、
　電力系統に設置されている複数の機器についての情報を含む運用情報を取得する運用情報取得部と、
　前記運用情報に基づいて、前記電力系統を解析するための解析モデルを生成する解析モデル生成部と、
　前記解析モデルを用いて、所定の電圧信頼度指標に基づき電圧信頼度を評価して電圧信頼度情報として出力する電圧信頼度評価部と、
　前記解析モデルに基づいて、送電損失が最小となる最適潮流を実現するための最適運用点を算出する最適運用点生成部と、
　前記電圧信頼度または前記最適運用点のうち少なくともいずれか一方を実現するための制御手順を生成する制御手順生成部と、
　前記制御手順を、前記複数の装置の状態を変更するために前記複数の機器に提供する提供部と、
を備える電圧信頼性評価管理システム。
　前記運用情報取得部が前記運用情報を取得する周期である第１周期と、前記電圧信頼度評価部が前記電圧信頼度を算出する周期である第２周期と、前記最適運用点生成部が前記最適運用点を生成する周期である第３周期の中で、前記第１周期が最も短くなるように設定されている、
請求項１に記載の電圧信頼性評価管理システム。
　前記第２周期は、前記各周期の中で最長となるように設定されている、
請求項２に記載の電圧信頼性評価管理システム。
　前記制御手順に従って前記複数の機器を制御する制御装置をさらに備える、
請求項３に記載の電圧信頼性評価管理システム。
　前記電圧信頼度評価部は、予め設定される想定事故が生じた場合でも対応可能な値として、前記電圧信頼度を算出し、
　前記制御手順生成部は、前記算出された電圧信頼度を維持できる範囲内で前記最適運用点を実現するために、前記制御手順を生成する、
請求項４に記載の電圧信頼性評価管理システム。
　前記制御手順生成部が生成した前記制御手順を承認する情報が入力されると、前記制御手順が前記制御装置へ出力される、
請求項５に記載の電圧信頼性評価管理システム。
　前記制御手順生成部は、前記制御手順を、前記制御装置が前記複数の機器を制御する手順を含んで生成する、
請求項４に記載の電圧信頼性評価管理システム。
　前記制御手順生成部は、前記制御手順を、前記制御装置に設定する制御目標値を含んで生成する、
請求項４に記載の電圧信頼性評価管理システム。
　前記電力系統には、前記電力系統に故障が生じた場合に対応するための緊急制御装置が設けられており、
　前記電圧信頼度評価部は、前記想定事故が生じた場合における前記緊急制御装置の制御内容を考慮して、前記電圧信頼度を算出する、
請求項５に記載の電圧信頼性評価管理システム。
　前記電力系統には、前記電力系統に故障が生じた場合に対応するための緊急制御装置が設けられており、
　前記電圧信頼度評価部は、前記電圧信頼度情報と、前記緊急制御装置を制御するための緊急制御手順とを算出する、
請求項５に記載の電圧信頼性評価管理システム。
　前記最適運用点を実現することによって予測される顧客KPI（Key Performance Indicator）の改善量を出力することができる、
請求項５に記載の電圧信頼性評価管理システム。
　前記顧客KPIとは、系統運用における経済合理性とする、
請求項５に記載の電圧信頼性評価管理システム。
　前記顧客KPIとは、系統運用における送電損失とする、
請求項５に記載の電圧信頼性評価管理システム。
　前記最適運用点における系統情報と、前記最適運用点を実現するための前記制御手順と、前記最適運用点を実現することによって予測される顧客KPIの改善量と、を提示することを特徴とする、
請求項５に記載の電圧信頼性評価管理システム。
　コンピュータシステムを有する第１演算装置と、前記中央演算装置に通信ネットワークを介して接続され、電力系統の区域ごとに設置される複数の第２演算装置とを備え、
　前記第１演算装置は、前記運用情報取得部と、前記解析モデル生成部と、前記電圧信頼度評価部とを備えており、
　前記複数の第２演算装置は、前記最適運用点生成部と、前記制御手順生成部とを備えており、
　前記提供部は、前記電圧信頼度を提供する第１提供部と、前記電圧信頼度と前記最適運用点と前記制御手順を提供する第２提供部とを含んでおり、
　前記第１提供部は前記第１演算装置に設けられ、前記第２提供部は前記複数の第２演算装置にそれぞれ設けられている、
請求項１に記載の電圧信頼性評価管理システム。
　電力系統の電圧信頼性をコンピュータシステムにより評価して管理する電圧信頼性評価管理方法であって、
　電力系統に設置されている複数の機器についての情報を含む運用情報を取得する運用情報取得ステップと、
　前記運用情報に基づいて、前記電力系統を解析するための解析モデルを生成する解析モデル生成ステップと、
　前記解析モデルを用いて、所定の電圧信頼度指標に基づき電圧信頼度を評価して電圧信頼度情報として出力する電圧信頼度評価ステップと、
　前記解析モデルに基づいて、送電損失が最小となる最適潮流を実現するための最適運用点を算出する最適運用点生成ステップと、
　前記電圧信頼度または前記最適運用点のうち少なくともいずれか一方を実現するための制御手順を生成する制御手順生成ステップと、
　前記制御手順を、前記複数の装置の状態を変更するために前記複数の機器に提供する提供ステップと、
を備える電圧信頼性評価管理方法。