WO2022118495A1 - 電力系統運用計画作成支援装置および方法 - Google Patents

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power
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power system
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英佑 黒田
邦彦 恒冨
大貴 西村
伸也 大原
泰之 多田
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株式会社日立製作所
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    • H02J3/381—Dispersed generators

Definitions

  • the present invention relates to a support device and method for creating an operation plan and a configuration plan of an electric power system.
  • Patent Document 1 aims to evaluate supply reliability for multiple purposes in order to curb capital investment in the electric power system and effectively utilize existing equipment, and is sound from a plurality of system configurations. Difference between the selection means for selecting a system configuration candidate that does not interfere with the power supply at times and does not interfere with the power supply in the event of a assumed accident, and the expected power failure time and equipment operating rate of the system configuration candidate selected by this selection means. An evaluation value calculation means for calculating the degree and the transmission loss as evaluation values will be provided. An evaluation vector is created based on the three evaluation values obtained by the evaluation value calculation means, and the supply reliability of the power supply system is evaluated from various aspects by this evaluation vector.
  • a control target value is generated secondarily in order to maintain a balance between energy generation amount and energy consumption amount between adjacent regional systems for each regional system and to maintain the balance.
  • Optimal system range that minimizes unwanted physical phenomena that occur in the power system, such as frequency fluctuations, voltage drops, and harmonic generation, and minimizes the cost of equipment control required to maintain the balance.
  • the on / off of the switch is derived from the multipurpose optimization problem.
  • Patent Document 3 aims to provide an optimum power flow calculation device capable of appropriately evaluating a plurality of cross sections of an electric power system.
  • the data storage unit 105 provides information on the power system corresponding to a plurality of parameters given as fixed values in a plurality of constraint expressions and objective functions for each cross section constituting the plurality of cross sections.
  • the optimum power flow calculation unit 103 determines the optimum value of a plurality of variables which are variable values included in the plurality of constraint expressions and the objective function.
  • the plurality of constraint expressions specify the relationship between the plurality of first constraint expressions that define the relationship of at least some variables for each section and the relationship of at least some variables corresponding to each other between different sections. It is supposed to include one or more second constraint expressions.
  • Non-Patent Document 1 describes a method for calculating a multi-section optimum tidal current that simultaneously optimizes a plurality of tidal current cross sections.
  • Non-Patent Document 2 a method for improving supply reliability and economic efficiency by optimal power flow calculation (OTS: Optimal Transition Switching) in which not only generator dispatch but also power system topology change is added to operation variables. Is described. Further, Non-Patent Document 3 describes a method of OTS in which a short-circuit current constraint is added to the OTS of Non-Patent Document 2.
  • OTS Optimal Transition Switching
  • SCC Short Circuit Voltage
  • circuit breaker capacity is set to 63 kA, for example, system configuration changes such as bus division (bus separation), transformer division operation, and transmission line loop opening, current limiting reactor, high impedance transformer, and short-circuit current SCC
  • bus division bus separation
  • transformer division operation transformer division operation
  • transmission line loop opening current limiting reactor
  • high impedance transformer high impedance transformer
  • short-circuit current SCC short-circuit current SCC
  • the system configuration such as bus division (bus separation) and transmission line loop opening for observing the short-circuit current SCC constraint described above is always carried out, so that the system configuration becomes rigid and the system is systemized.
  • the stability of the state and the maintenance and improvement of economic efficiency could not be achieved.
  • it has not been able to respond to changes in system stability due to the expansion of the introduction of renewable energy, and changes in new plans and operation methods such as wide area operation of the system and connect & management. There was a problem that it could not be maintained or improved.
  • Synchronous power generation occurs when the number of renewable energy power sources (photovoltaic power generation, wind power generation, etc., hereinafter referred to as renewable energy) that are connected to the power system via an inverter (power converter) increases while the increase in demand slows down or starts to decrease. There will be a period when the interconnection ratio of the machines will decrease, or the synchronous generators will be abolished.
  • renewable energy photovoltaic power generation, wind power generation, etc., hereinafter referred to as renewable energy
  • inverter power converter
  • the short-circuit current SCC of the re-energy is smaller than that of the synchronous generator, when the re-energy ratio of the interconnection power source increases (the synchronous machine ratio decreases), the short-circuit current SCC decreases in various parts of the system at a specific time. Spots may occur.
  • bus separation bus separation
  • transmission line loop opening ..
  • Patent Document 1 describes a method of evaluating supply reliability for multiple purposes in order to curb capital investment and effectively utilize existing equipment as a support for system planning of a local supply system. It has not been able to respond to changes in SCC, system stability, and operation methods due to the expansion of the introduction of renewable energy, and information on what kind of system configuration should be taken at what timing is not provided.
  • Patent Documents 2 and 3 Combining the contents of Patent Documents 2 and 3 and Non-Patent Documents 1, 2 and 3, a method for implementing multi-objective optimization in consideration of the SCC constraint with the switch on / off as an operation variable in a plurality of cross sections such as current and future cross sections.
  • multi-section OPF and OTS multi-section OPF and OTS
  • the present invention has been made in view of the above circumstances, and an object thereof is to maximize the performance of a specific power system in a specific period (including the start timing) while minimizing the number of switching operations of the system configuration. It is an object of the present invention to provide a power system operation plan creation support device and a method capable of maintaining and improving the stability and economic efficiency of a system by providing a system configuration that can be realized.
  • "power generation plan, total demand forecast, sales plan, renewable energy forecast, work stop plan, system data, and set value are used as basic information, and one or more of the basic information is used for optimization.
  • System operation variable candidate extraction unit that extracts candidates for system operation using one or more of the optimization target cross section that determines the cross section and the optimization target cross section and basic information determined by the optimization target cross section determination unit.
  • the optimum system configuration calculation unit that calculates the optimum system configuration using one or more of the system operation variable candidates and basic information extracted by the system operation variable candidate extraction unit, and the optimum system configuration calculated by the optimum system configuration calculation unit.
  • a display that displays on the screen the evaluation results and operation plans obtained by the Stability / Economic Evaluation Department, which evaluates stability / economic efficiency using one or more of the operation plan and basic information, and the Stability / Economic Evaluation Department. It is a power system operation plan creation support device characterized by having a unit and a unit.
  • a power system operation plan creation support method executed by using a computer, which provides basic information on a power generation plan, a total demand forecast, a sales plan, a renewable energy forecast, a work stop plan, system data, and set values. Then, using one or more of the optimization target cross section determination processing step for determining the optimization target cross section using one or more of the basic information, and the optimization target cross section and the basic information determined in the optimization target cross section determination processing step. Optimal to calculate the optimum system configuration using one or more of the system operation variable candidate extraction processing step that extracts the candidate of the variable to be system-operated, the system operation variable candidate extracted in the system operation variable candidate extraction processing step, and the basic information.
  • a stability / economic evaluation processing step that evaluates stability / economic efficiency using one or more of the operation plan and basic information of the optimum system configuration calculated in the system configuration calculation processing step and the optimum system configuration calculation processing step. It is a power system operation plan creation support method characterized by having an evaluation result obtained in the stability / economic evaluation processing step and a display processing step for displaying an operation plan on a screen.
  • a power system operation plan creation support method executed by using a computer, which is a candidate for a grid operation variable using a demand forecast, a renewable energy forecast, a power generation forecast, a work stop plan, and grid data.
  • the cross section of the accident current change is extracted, and the solution is obtained by the optimum power flow calculation or the system operation optimization calculation using the system operation variables and the generator output variables at all the change timings of each system operation variable, and the reliability and important management of the system are important.
  • the flowchart which shows the processing of the power system operation plan creation support apparatus of FIG. It is a figure which shows an example of the calculation of the optimization target cross-section determination part of FIG.
  • FIG. 1 is a block diagram showing a hardware configuration of a power system operation plan creation support device connected to the power system according to the first embodiment.
  • An example of the power system 20 is shown in the upper part of FIG. 1, and an example of the power system operation plan creation support device according to the embodiment of the present invention is shown in the lower part.
  • the power system operation plan creation support device 10 is composed of, for example, a computer system.
  • the power system operation plan creation support device 10 creates an operation plan for the switch SW (circuit breaker or disconnector) of the power system 20.
  • the power system operation plan creation support device 10 provides a system configuration that can maximize the performance of the specific power system in a specific period (including the start timing) while minimizing the number of switching operations of the system configuration.
  • the system operator can select and operate the system configuration from this system configuration plan to maintain or improve the stability and economic efficiency of the system.
  • the power system operation plan creation support device 10 includes an output unit 21, an input unit 22, a communication unit 23, a processor 24, a memory 25, and a storage device 26.
  • the display unit 21, the input unit 22, the communication unit 23, the processor 24, the memory 25, and the storage device 26 are connected via the bus 27.
  • the display unit 21 displays the parameters handled by the power system operation plan creation support device 10 and the processing results of the power system operation plan creation support device 10.
  • the display unit 21 may be a display device, or may use a printer device, an audio output device, or the like together with the display device.
  • the input unit 22 inputs various conditions for operating the power system operation plan creation support device 10.
  • the input unit 22 may be provided with at least one of a touch panel, a voice instruction device, and the like, in addition to being able to use a keyboard, a mouse, and the like.
  • the communication unit 23 includes a circuit and a communication protocol for connecting to the communication network 300.
  • the communication network 300 may be a WAN (Wide Area Network) such as the Internet, a LAN (Local Area Network) such as WiFi or Ethernet (registered trademark), or a mixture of WAN and LAN. You may.
  • the processor 24 executes a computer program, searches for data in various databases stored in the storage device 26, gives instructions for displaying processing results, and performs processing related to creating a power system operation plan for the power system 20.
  • the processor 24 may be a CPU (Central Processing Unit) or a GPU (Graphics Processing Unit).
  • the processor 24 may be a single-core processor or a multi-core processor.
  • the processor 24 may include a hardware circuit (for example, FPGA (Field-Programmable Gate Array) or ASIC (Application Specific Integrated Circuit)) that performs a part or all of the processing.
  • the processor 24 may include a neural network.
  • the processor 24 may be configured as one or more semiconductor chips, or may be configured as a computer device such as a calculation server.
  • the memory 25 is configured as, for example, a RAM (Random Access Memory), stores a computer program and calculation result data, and provides a work area required for each process to the processor 24.
  • a RAM Random Access Memory
  • the storage device 26 is a storage device having a large storage capacity, and is, for example, a hard disk device or an SSD (Solid State Drive).
  • the storage device 26 can hold an executable file of various programs and data used for executing the program.
  • the storage device 26 can hold a power generation plan, a total demand forecast / sales plan, a renewable energy forecast, a work stop plan, system data, a set value database DB1 and a cost database DB2, and an operation plan / evaluation result database DB3. ..
  • the storage device 26 can hold the power system operation plan creation program.
  • the power system operation plan creation program may be software that can be installed in the power system operation plan creation support device 10, or may be incorporated as firmware in the power system operation plan creation support device 10.
  • Power generation plan / total demand forecast / sales plan / renewable energy forecast / work stop plan / grid data / set value database DB1 is submitted from the power generation plan predicted by the grid planner, total demand forecast, and BG (balancing group).
  • Power generation plan database DB11 and total demand forecast / sales plan database DB12 formed based on the power generation plan and sales plan.
  • Re-energy prediction database DB14 related to re-energy prediction, which is the result of predicting re-energy output using System data database DB13 related to grid data, which is the specifications of power transmission / transformation equipment for performing various stability calculations and optimization calculations, power supplies and switches, and various stability calculations, optimization calculations, and power system operation plans.
  • the power generation plan, total demand forecast, sales plan, renewable energy forecast, work stop plan, system data, and set values are referred to as basic information.
  • the cost database DB2 includes the fuel cost of the power source for calculating the adjustment power cost and the transmission loss cost, the cost related to the maintenance by the transformer tap operation, the circuit breaker for the on / off operation of the phase adjustment equipment, and the circuit breaker for system switching. Stores one or more of costs for maintaining and improving system stability and costs for improving economic efficiency, such as costs related to maintenance and operator operation.
  • the operation plan / evaluation result database DB 3 includes an operation plan database DB 31 regarding an operation plan with an optimum system configuration calculated by the optimum system configuration calculation unit 13 and an evaluation result database regarding evaluation results calculated by the stability / economic efficiency evaluation unit. Stores one or more of DB 32.
  • the power system operation plan creation support device 10 can access the measurement information of the power system 20 and the like via the communication network 300.
  • a plurality of generators 23A to 23D and loads 25A, 25B, 25D to 25F are connected to each other via a bus (node) 21A to 21F, a transformer 22A to 22D, a transmission line (branch) 24A to 24E, and the like. It is a system interconnected to.
  • the generators 23A to 23D referred to here are, for example, a thermal power generator, a hydroelectric power generator, or a nuclear power generator.
  • Various measuring instruments and circuit breakers for protecting, controlling and monitoring the power system 20 are installed in the nodes 21A to 21F.
  • storage batteries 26A to 26D and renewable energy generators 27A to 27D are connected to the nodes 21A to 21D.
  • the renewable energy generators 27A to 27D are power sources interconnected via an inverter such as a photovoltaic power generator, a solar thermal power generator, a wind power generator, a wind farm, and a tidal current power generator, and are interconnected via an HVDC. Will also be a renewable energy power source.
  • switches SW such as circuit breakers or disconnectors
  • the configuration of the power system is changed by opening and closing the switch SW.
  • the power system operation plan creation support device 10 accesses signals detected by the measuring instrument via the communication network 300 as necessary, and SV (Super Vision) data indicating the on / off state of the transmission / transformation equipment and active power. It is possible to acquire one or more of TM (Telemeter) data indicating P, reactive power Q, voltage V, and current I.
  • SV Super Vision
  • the processor 24 reads the power system operation plan creation program into the memory 25 and executes the power system operation plan creation program to calculate the power system operation plan and the evaluation results of system stability and economic efficiency before and after the operation plan is implemented.
  • the system operator can select and operate the system configuration from this system configuration plan to maintain or improve the stability and economic efficiency of the system.
  • Execution of the power system operation plan creation program may be shared by multiple processors and computers.
  • the processor 24 may instruct a cloud computer or the like to execute all or part of the power system operation plan creation program via the communication network 300, and may receive the execution result.
  • the power system operation plan creation support device 10 has a power generation plan, a total demand forecast / sales plan, a renewable energy forecast, a work stop plan, a system data, a set value database DB1, a cost database DB2, and an operation plan / evaluation. Although an example of holding the result database DB3 is shown, at least one of them may be held in the cloud server.
  • FIG. 2 is a block diagram showing a functional configuration of the power system operation plan creation support device according to the first embodiment.
  • the processor 24 in FIG. 1 reads out the ⁇ part, which is a program, loads it into a DRAM (Dynamic Random Access Memory), and then ⁇ .
  • the function of the department shall be realized.
  • the power system operation plan creation support device 10 includes a power generation plan, a total demand forecast / sales plan, a renewable energy forecast, a work stop plan, system data, a set value database DB1, a cost database DB2, and an operation plan / evaluation result database. It includes a DB 3, an optimization target cross section determination unit 11, a system operation variable candidate extraction unit 12, an optimum system configuration calculation unit 13, a stability / economic efficiency evaluation unit 15, and a display unit 21.
  • the optimization target cross-section determination unit 11 optimizes by inputting one or more of the data stored in the power generation plan, total demand forecast / sales plan, renewable energy forecast, work stop plan, system data, and set value data database DB1.
  • the target cross section (optimized target cross section) is determined and output to the system operation variable candidate extraction unit 12.
  • the system operation variable candidate extraction unit 12 has an optimization target cross section and one or more of the data stored in the power generation plan, total demand forecast / sales plan, renewable energy forecast, work stop plan, system data, and set value data database DB1. Based on the above, variable candidates for operating the system in the optimization target cross section are extracted and output to the optimum system configuration calculation unit 13.
  • the optimum system configuration calculation unit 13 includes system operation variable candidates calculated by the system operation variable candidate extraction unit 12, and power generation plans, total demand forecasts / sales plans, renewable energy forecasts, work stop plans, system data, and set values. Data and cost data Based on one or more of the cost data stored in the database DB2, the operation variable candidates calculated by the system operation variable candidate extraction unit 12 are used in the section calculated by the optimization target section determination unit 11. Therefore, the optimum system configuration can be calculated.
  • This optimal grid configuration is a grid configuration that can maximize the performance of a specific power system in a specific period (including start timing) while minimizing the number of grid configuration switching operations. The system operator can select and operate the system configuration from the above to maintain and improve the stability and economy of the system.
  • the stability / economic evaluation unit 15 includes the optimum system configuration calculated by the optimum system configuration calculation unit 13 and the power generation plan, total demand forecast / sales plan, renewable energy forecast, work stop plan, system data, and set value data. Based on one or more of the cost data, the comparative evaluation result of the stability and economic efficiency of the electric power system is calculated and stored in the evaluation result database DB3.
  • the display unit 21 displays various calculation results and the contents of the database.
  • FIG. 3 is a flowchart showing the processing of the power system operation plan creation support device of FIG.
  • the first processing step S1 in FIG. 3 is a processing function corresponding to the optimization target cross-section determination unit 11 in FIG. 2, where the power generation plan, total demand forecast / sales plan, renewable energy forecast, work stop plan, and system are used. Using one or more of the data / set value data as an input, the cross section to be optimized is determined, and the process proceeds to process step S2.
  • FIGS. 4A and 4B are described as display contents displayed on the screen of the display unit 21.
  • the items selected by the check-marked legend 92 shown at the bottom of the display screen 90 are time charted. It is displayed in chronological order as 91.
  • the period width of the data shown on the horizontal axis is the period from January to December here, but this can be set arbitrarily, and for example, a longer period of 3 years or a shorter period of 6 months may be targeted.
  • the check-marked legend 92 of FIG. 4A only the aggregate demand is checked and displayed on the screen.
  • the display graphically and the display contents selectable there is an effect that it becomes easy to understand which cross section the operator has selected.
  • the data is finely divided, for example, in 8760 hours or 30 minutes, the data as it is may be used, or the maximum value and the minimum value in a day may be obtained by preprocessing.
  • This section determination may be obtained from the maximum aggregate demand, but the tidal current state is the largest because it is not known whether it is the most severe for the fault current (short circuit current SCC and ground fault current) of the circuit breaker with the maximum aggregate demand section. In the sense that it is changing, the maximum and minimum timings during the period are extracted. Therefore, any harsh section stored by the planner, operator or other system may be used. Further, this cross-section determination may be calculated up to a preset order. For example, if it is up to the second place, the maximum total demand is the first and second place during the period, and the minimum total demand is the first and second place during the period.
  • the residual demand forecast of the apparent load which is the difference between the renewable energy forecast and the aggregate demand forecast and the renewable energy forecast.
  • the prediction of SNSP System Non-Synchronous Penetration
  • the predicted values of the future cross section may be used by correcting the change to the future system by using the past cross section data.
  • the start / end timing of each subject data of the work stop plan data set or calculated by the external system or the internal system is extracted as the target cross section, and the stop period is displayed on the screen 93. ..
  • the short-circuit current SCC is greatly affected by changes in the system configuration. Since it is possible that the start timing and end timing of the actual work stop subject may change, it is possible to create a target cross section in the vicinity of the actual work stop subject with a preset time width and time step.
  • the detailed data may be displayed by arbitrarily selecting it in cooperation with the work stop planning system.
  • such a work stop plan is the maintenance timing of power transmission and distribution equipment and protection equipment, and the expansion timing of equipment and equipment, but basically only the data of the power transmission and distribution company is set and calculated.
  • the short-circuit current SCC is supplied from the power supply close to the area within the range that affects the system configuration and power supply configuration at the simulated level. Work stop subject data outside the possible area may be displayed / extracted.
  • the amount of calculation can be reduced, and there is an effect that subsequent calculations for important cross sections can be performed.
  • the display contents by displaying graphically and displaying the displayed contents in detail, there is an effect that it becomes easy to understand which cross section the operator has selected.
  • the system operation variable candidate extraction unit 12 in FIG. 2 has an optimization target cross section and one of a power generation plan, a total demand forecast / sales plan, a renewable energy forecast, a work stop plan, system data, and set value data. Based on the above, variable candidates for operating the system in the optimized cross section are extracted, and the process proceeds to process step S3.
  • the extraction process of the system operation variable candidate in the process step S2 will be described with reference to FIG.
  • the legends 94b, 95b, 96b are also described for the display contents 94a, 95a, 96a displayed on the screen 90 of the display unit 21.
  • each substation (horizontal axis) with respect to the cross section 1
  • the three-phase short-circuit current [kA] in is displayed on the vertical axis.
  • the three-phase short-circuit current is an example, and the single-phase short-circuit current and the ground fault current may also be calculated.
  • each substation may be a node or a location of a transmission / transformation facility where a failure is expected.
  • Section 1 is described as Base Case in Legend 94b on the right side of the figure, and is one or more of power generation plan, total demand forecast / sales plan, renewable energy forecast, work stop plan, system data, and set value data in the section.
  • the three-phase short-circuit current at each substation can be displayed on the graph of the display content 94a.
  • the calculation method of short-circuit current and short-circuit capacity “Kozo Nittame: Application of power system technology calculation, Denki Shoin, p.121-194" and "Yasuo Tamura: Planning and operation of power system, Ohmsha, Inc.
  • the method described in "p.195-199" may be used.
  • an impedance matrix can be created using system data of transmission lines, transformers, generators, etc. that make up the system, and the short-circuit current and short-circuit capacity of each bus can be obtained.
  • the circuit breaker capacity is selected and the display content 94a is displayed with a dotted line (65 kA in the illustrated example), but at the stage of equipment planning to consider how many circuit breaker capacities should be, the maximum short-circuit current For the purpose of finding, all the generators are operated, and the bus of A and B of the substation is calculated under the system conditions used together. Therefore, when creating an impedance matrix, it is calculated by reflecting the work stop plan in the relevant section and the bus connection rule (such as the state of the constant bus disconnection set by the planner or operator). This makes it possible to calculate a highly accurate cross section and short-circuit current as future cross sections to be created at the planning stage. Of course, the admittance matrix created by the tidal current calculation program may be used. As a result, the amount of calculation to be performed again can be reduced.
  • a substation node with a short-circuit current that is equal to or less than a preset threshold value stored in the setting data is searched.
  • the threshold value may be set for each circuit breaker capacity installed in each substation, or may be set as a ratio as a value reduced by 0% of the circuit breaker capacity.
  • a threshold value is selected and displayed as a one-dot chain line (53 kA in the illustrated example) in the display content 94a.
  • the circuit breaker capacity (65 kA in the illustrated example) of the dotted line display (65 kA in the illustrated example) and the threshold value of the one-point chain line display (53 kA in the illustrated example) are displayed.
  • the three-phase short-circuit current at the time of Base Case is indicated by ⁇ . You can see that it is.
  • the calculation of the short-circuit current SCC when the switch pattern is executed at the nodes below the threshold value is performed.
  • the three-phase short-circuit current of the Base Case of the substation node XX9 is equal to or less than the threshold value, there is "XX9_CBa_ON" as one of the patterns, which is the CB of the substation node XX9 (
  • the calculation result of the three-phase short-circuit current when the Circuit Breaker (circuit breaker) a is turned on (interconnected) is shown at each node. Therefore, in this cross section, it is a candidate for system instrumental variables.
  • the system operation variable candidate is displayed as "XX9_CBa_ON" in the legend 94b.
  • the three-phase short-circuit current at the time of Base Case is indicated by ⁇
  • the three-phase short-circuit current at the time of the pattern “XX9_CBa_ON” is indicated by ⁇
  • the three-phase short-circuit current at the time of “XX5_CBab_ON” is indicated by ⁇ .
  • the display content 94a indicates the magnitude of the three-phase short-circuit current at each node when the check marks are ⁇ , ⁇ , and ⁇ .
  • the three-phase short-circuit current at the time of Base Case has a distribution as shown by ⁇ , but when the circuit breaker insertion case is specified and a check mark is added, a new three-phase short circuit at that time is added. It indicates that the current has a distribution as shown by ⁇ and ⁇ .
  • the horizontal axis is the cross section to be optimized (here, the cross section 1 to 9), and the vertical axis shows the graph of the same three-phase short-circuit current as the upper part.
  • the waveforms in each cross section of BaseCase's XX6 node are displayed as plots by ⁇ , and from this graph, it can be seen that the cross sections below the threshold are cross sections 1, 2, 3, 7, 8, and 9.
  • the three-phase short-circuit current of each node when the "XX9_CBa_ON" operation is performed is further plotted by ⁇ for the cross section that is equal to or less than this threshold value and is judged to have a margin.
  • the horizontal axis is the cross section to be optimized, and the vertical axis is the substation name.
  • the period it is displayed in an easy-to-understand manner whether CBi can be turned ON.
  • the reason why the cross sections 3 and 4 do not have to be displayed on the vertical axis is that the node has no operable period in any of the cross sections.
  • an operable pattern like the XX8, it is a pattern in which the circuit breaker capacity is exceeded in any cross section when the operation is performed, and the band may not be displayed. These have the effect of being able to concentrate and check only the patterns that can be operated.
  • the short-circuit capacity ratio (SCR: Short Circuit Ratio) may decrease and low-frequency vibration may occur.
  • SCR Short Circuit Ratio
  • the short-circuit capacity ratio SCR also decreases. In such a case, system switching may not be possible.
  • constraints such as the short-circuit capacity ratio SCR that is turned off, select within the possible range. This has the effect of extracting instrumental variables that can be manipulated more realistically.
  • the optimal system configuration calculation unit 13 includes the candidate instrumental variables of the system calculated by the system operation variable candidate extraction unit 12, and the power generation plan, total demand forecast / sales plan, renewable energy forecast, work stop plan, and so on. Optimal using the instrumental variable candidates calculated by the system operation variable candidate extraction unit 12 in the section calculated by the optimization target section determination unit 11 based on one or more of the system data / set value data and cost data.
  • the system configuration is calculated, and the process proceeds to process step S4.
  • This optimum system configuration is a system configuration that can maximize the performance of a specific power system in a specific period (including the start timing) while minimizing the number of switching operations of the system configuration.
  • the optimum system configuration calculation process in the process step S3 will be described with reference to FIG.
  • the processing step S31 the optimum system operation calculation using the system operation variable candidate Zi extracted in the processing step S2 is repeatedly performed in all the target cross sections PFj (Power Flow Connection j) determined in the processing step S1. , How much margin is available whether or not each stability constraint (heat capacity, synchronous stability, voltage stability, frequency stability, short-circuit current) is satisfied, and each key performance indicator KPI (KPI).
  • KPI key performance indicator
  • KPI Key Performance Indicator
  • the optimum system operation calculation includes OTS (Optimal Transition Switching) calculation as shown in Non-Patent Documents 2 and 3, OTS calculation with SCC constraint, OPF (Optimal Power Flow) calculation, and OPF with various restrictions.
  • OTS Optimal Transition Switching
  • a multi-section OPF as shown in Non-Patent Document 1 a tidal current calculation, a constrained tidal current calculation, or the like may be used, or a combination thereof may be used.
  • the pattern of the nth system operation when the operation with the highest total KPI is performed is determined by using the total value or the average value of the KPI in the entire cross section.
  • n is an integer starting from zero, and if it is zero, it means a base case and no operation.
  • the return operation Display that it may be necessary, or calculate by including the cross-section data of the next year so that the optimum start and end timing of the system operation can be known. This has the effect of enabling system planners and operators to operate at the required time without exception.
  • the stability / economic evaluation unit 15 has the optimum system configuration calculated by the optimum system configuration calculation unit 13, and the power generation plan / total demand forecast / sales plan / renewable energy forecast / work stop plan / system data. -Based on one or more of the set value data and the cost data, the comparative evaluation result of the stability and economic efficiency of the power system is calculated and stored in the evaluation result database DB3.
  • the evaluation result of the stability and economic efficiency of the processing step S4 will be described with reference to FIG.
  • the evaluation values of KPIs it is evaluated whether or not these values are larger than the preset evaluation display setting values, and the data to be displayed on the KPI evaluation diagram centered on each KPI in the display of the processing step S5 is displayed. Narrow down. This has the effect of making it easier for planners and operators to select an operation afterwards by displaying only the solutions that are higher to some extent instead of displaying all the evaluation results.
  • step S4 it is shown how the total KPI of the entire cross section is different by each operation in the case of, for example, n times, for example, once or twice. This has the effect of making it easier for the planner to make a decision.
  • FIG. 5 it is possible to display how the stability changes before and after the operation, as for other stability such as the evaluation result of SCC at each operation.
  • the vertical axis of FIGS. 5 (a) and 5 (b) calculates the data required for the figure in which the voltage and the voltage margin are obtained.
  • the supply reliability calculation may be performed and displayed.
  • the display unit 21 displays various calculation results and the contents of the database.
  • the operator confirms the operation plan of this system configuration plan and the evaluation result of its stability and economic efficiency, and the system operator selects and operates the system configuration to maintain the stability and economic efficiency of the system. Can be improved.
  • the processing step S5 will be described with reference to FIG. 7.
  • the operation pattern of the system configuration which is the operation plan
  • the display screen 90 of FIG. 7 displays the system configuration display 97a in Base Case and the system configuration display 98a at the time of turning on the selected circuit breaker together, and when the system configuration display 97a is displayed, the KPI comparison screen 97b and the legend. 97c is displayed at the same time, and the legend 98b is displayed at the same time when the system configuration display is 98a.
  • processing steps S1 to S5 also retain the function of recalculating when there is a large system change in the input data.
  • the planner or operator may arbitrarily recalculate. By displaying the difference obtained by rolling the result at that time, it is effective to make it easier for the planner and the operator to understand the influence.
  • a grid configuration capable of maximizing the performance of a specific power system in a specific period (including the start timing) while minimizing the number of grid configuration switching operations is provided.
  • the system operator can select and operate the system configuration from this system configuration plan to maintain or improve the stability and economic efficiency of the system.
  • Example 1 In the short-circuit current SCC calculation of Example 1, it is examined whether the circuit breaker capacity can be changed (downgraded) to a low capacity by calculating and displaying the probability and ratio information that the short-circuit current SCC becomes low. It has the effect of being able to do.
  • the present invention is not limited to the above-described embodiment, and includes various modifications.
  • the above-described embodiment has been described in detail in order to explain the present invention in an easy-to-understand manner, and is not necessarily limited to the one including all the described configurations.
  • it is possible to replace a part of the configuration of one embodiment with the configuration of another embodiment and it is also possible to add the configuration of another embodiment to the configuration of one embodiment.
  • each of the above configurations, functions, processing units and the like may be realized by hardware, for example, by designing a part or all of them by an integrated circuit or the like.
  • DB1 Power generation plan / total demand forecast / sales plan / renewable energy forecast / work stop plan / system data / set value database
  • DB2 cost database
  • DB3 operation plan / evaluation result database
  • 20 power system
  • 10 power system operation Planning support device
  • 11 Optimization target cross section determination unit
  • 12 System operation variable candidate extraction unit
  • 13 Optimal system configuration calculation unit
  • 15 Stability / economic evaluation unit
  • 21 Display unit
  • 23 Communication unit
  • 24 Processor
  • 25 Memory
  • 26 Storage device
  • 27 Bus, 300: Communication network

Landscapes

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Abstract

系統の安定性や経済性の維持や向上ができる電力系統運用計画作成支援装置および方法、を提供する。発電計画と総需要予測と販売計画と再エネ予測と作業停止計画と系統データと設定値を基礎情報とし、基礎情報の１つ以上を用いて最適化対象断面を決定する最適化対象断面決定部と、最適化対象断面決定部で決定した最適化対象断面と基礎情報の１つ以上を用いて系統操作する変数の候補を抽出する系統操作変数候補抽出部と、系統操作変数候補抽出部で抽出した系統操作変数候補と基礎情報の１つ以上を用いて最適系統構成を計算する最適系統構成計算部と、最適系統構成計算部で計算した最適系統構成の運用計画と基礎情報の１つ以上を用いて安定性・経済性を評価する安定性・経済性評価部と、安定性・経済性評価部で求めた評価結果と運用計画を画面に表示する表示部と、を具備することを特徴とする電力系統運用計画作成支援装置。

Description

電力系統運用計画作成支援装置および方法
　本発明は、電力系統の運用計画や構成計画の作成支援装置および方法に関する。
　電力系統の運用計画や構成計画の作成支援に関連して、以下のものが知られている。特許文献１は、電力系統における設備投資抑制や既存設備の有効活用を図るためには、供給信頼度を多目的に評価することが要望されていることを目的とし、複数の系統構成の中から健全時に電力供給に支障がなく、且つ、想定事故時に電力供給に支障が生じない系統構成候補を選択する選択手段と、この選択手段によって選択された系統構成候補の停電時間期待値、設備稼働率乖離度及び送電損失をそれぞれ評価値として算出する評価値算出手段を設ける。評価値算出手段によって求められた三つの評価値に基づき評価ベクトルを作成し、この評価ベクトルによって電力供給系統の供給信頼度を多面的に評価するものである。
　また、特許文献２は、たとえば制御目標値を各地域系統ごとに隣接する地域系統間でエネルギー発生量とエネルギー消費量のバランスを維持するとともに、そのバランスを維持するために副次的に発生する周波数変動、電圧低下、高調波発生等の電力系統にて発生する望ましくない物理現象を最小限に抑え、かつ前記バランスの維持に必要な設備制御に費やされるコストを最小限に抑える最適な系統範囲を決定する開閉器の入り切りを多目的最適化問題により導出するものである。
　また、特許文献３は、電力系統の複数の断面を適切に評価することが可能な最適潮流計算装置を提供することを目的としている。具体的には最適潮流計算装置１００において、データ格納部１０５は、複数の制約式および目的関数において固定値として与えられる複数のパラメータに対応する電力系統の情報を、複数断面を構成する断面ごとに格納し、最適潮流計算部１０３は、断面ごとの複数のパラメータに基づいて最適潮流計算を実行することによって、複数の制約式および目的関数に含まれる可変値である複数の変数の最適値を決定し、ここで、複数の制約式は、断面ごとに少なくとも一部の変数の関係を規定する複数の第１の制約式と、異なる断面間で互いに対応する少なくとも一部の変数の関係を規定する１つまたは複数の第２の制約式を含むとしている。
　また、非特許文献１には、複数の潮流断面を同時に最適化する多断面最適潮流計算の方法が記載されている。
　また、非特許文献２には、発電機ディスパッチだけでなく、電力系統のトポロジー変更も操作変数に加えた最適潮流計算（ＯＴＳ：Ｏｐｔｉｍａｌ　Ｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ　Ｓｗｉｔｃｈｉｎｇ）により、供給信頼性と経済性の改善をする方法が記載されている。また、非特許文献３には、非特許文献２のＯＴＳに、短絡電流制約を加えたＯＴＳの方法が記載されている。
特開２００４－２４２４１１号公報 特開平１１－１４６５６０号公報 特開２０１８－１９１４８２号公報
竹原有紗ほか：「多断面最適潮流計算の基本論理の開発」、電力中央研究所報告：Ｔ０３０３５、２００４ Ｆｉｓｈｅｒ　ｅｔ　ａｌ．：　"Ｏｐｔｉｍａｌ　Ｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ　Ｓｗｉｔｃｈｉｎｇ"、ＩＥＥＥ　Ｔｒａｎｓ．　Ｏｎ　Ｐｏｗｅｒ　Ｓｙｓｔｅｍｓ、　Ｖｏｌ．２３、　Ｎｏ．３、　２００８ Ｙａｎｇ　ｅｔ　ａｌ．：　"Ｏｐｔｉｍａｌ　Ｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ　Ｓｗｉｔｃｈｉｎｇ　Ｗｉｔｈ　Ｓｈｏｒｔ－Ｃｉｒｃｕｉｔ　Ｃｕｒｒｅｎｔ　Ｌｉｍｉｔａｔｉｏｎ　Ｃｏｎｓｔｒａｉｎｔｓ"、　ＩＥＥＥ　Ｔｒａｎｓ．　Ｏｎ　Ｐｏｗｅｒ　Ｓｙｓｔｅｍｓ、　Ｖｏｌ．３１、　Ｎｏ．２、　２０１６
　従来、電力系統では総需要増加とともに、同期発電機（火力発電機、水力発電機、原子力発電機など）、送変電設備、系統監視制御装置、保護装置など、の増強が進められることで、電気的制約（熱容量、同期安定性、電圧安定性、周波数安定性、短絡容量（短絡電流））を克服し、送電能力を高めてきた。
　特に同期安定性や電圧安定性は、長距離送電の場合（インピーダンスが大きい場合）に不安定化するため、送変電設備を増強し、並列化することで等価インピーダンスを低減し、送電電力を増加できる。
　一方で、系統の短絡事故が生じた場合の短絡電流（ＳＣＣ：Ｓｈｏｒｔ　Ｓｉｒｃｕｉｔ　Ｃｕｒｒｅｎｔ）を遮断できる限度である短絡電流は、送電線の電気的距離＝インピーダンスが短くなると増加するため、前記同期安定性や電圧安定性を送変電設備の増強で改善しようとすると相反して悪化する。そのため、より大きな短絡電流ＳＣＣを遮断できる遮断器を開発し、電力系統の遮断器をより大きな容量のものにアップグレードすることで対応してきた。
　遮断器容量の上限は、例えば６３ｋＡと決まっているため、母線分割（母線分離）や変圧器分割運転や送電線ループ開放などの系統構成変更や、限流リアクトルや高インピーダンス変圧器や短絡電流ＳＣＣがピークに達する前にフューズなどで限流遮断する装置の設置、直流設備による系統分割、といった対策をとってきた。
　従来の運用計画では、例えば前述した短絡電流ＳＣＣ制約を守るための母線分割（母線分離）や送電線ループ開放などの系統構成は、常時実施されるため、系統構成の硬直化を発生させ、系統状態の安定性や経済性の維持や向上ができないという課題があった。また、再エネ導入拡大による系統安定性の変化や、系統の広域運用やコネクト＆マネージなどの新たな計画や運用のやり方への変化に対応できておらず、系統状態の安定性や経済性の維持や向上ができないという課題があった。
　需要増加が鈍化または減少に転じる中で、電力系統にインバータ（電力変換器）を介して連系する再生可能エネルギー電源（太陽光発電や風力発電など、以下、再エネ）が増加すると、同期発電機の連系比率が低下する期間が生じ、あるいは同期発電機が廃止されていく。
　再エネは、同期発電機と比較して、短絡電流ＳＣＣが小さいため、連系電源の再エネ比率が高まる（同期機比率が下がる）と、特定時期に、系統各所で短絡電流ＳＣＣが低下する箇所が生じる可能性がある。
　そのため、これまでは短絡電流ＳＣＣ制約を守るために、常時母線分割（母線分離）や送電線ループ開放などの系統構成をとってきた箇所の系統構成変更が可能となる期間が生じる可能性がある。
　一方で、遮断器操作が増加するとメンテナンスコストが増加するため、できる限り少ない操作回数とすることが望ましい。
　この点に関し、特許文献１では、地方供給系統の系統計画の支援として、設備投資抑制や既存設備の有効活用を図るために供給信頼度を多目的に評価する方法が記載されているが、前述の再エネ導入拡大によるＳＣＣや系統安定性や運用方法の変化に対応できておらず、どのようなタイミングでどのような系統構成をとるべきかといった情報が提供されていない。
　特許文献２、３や非特許文献１、２、３の記載内容を合わせると、現在および将来断面といった複数断面において、開閉器入切を操作変数としたＳＣＣ制約を考慮した多目的最適化の実施方法（多断面ＯＰＦやＯＴＳ）の記載があるが、特許文献１と同様に、前述の再エネ導入拡大による短絡電流ＳＣＣや系統安定性や運用方法の変化に対応できておらず、どのようなタイミングでどのような系統構成をとるべきかといった情報が提供されていない。なお上記説明において短絡電流との関係について説明したが、これは地絡電流を含む事故電流についてもいえることである。
　以上のことから本発明は、上記事情に鑑みなされたものであり、その目的は、系統構成の切替操作回数を最小限にしつつ、特定期間（開始タイミングを含む）において特定電力系統のパフォーマンスを最大化できる系統構成を提供することで、系統の安定性や経済性の維持や向上ができる電力系統運用計画作成支援装置および方法、を提供することにある。
　以上のことから本発明においては、「発電計画と総需要予測と販売計画と再エネ予測と作業停止計画と系統データと設定値を基礎情報とし、基礎情報の１つ以上を用いて最適化対象断面を決定する最適化対象断面決定部と、最適化対象断面決定部で決定した最適化対象断面と基礎情報の１つ以上を用いて系統操作する変数の候補を抽出する系統操作変数候補抽出部と、系統操作変数候補抽出部で抽出した系統操作変数候補と基礎情報の１つ以上を用いて最適系統構成を計算する最適系統構成計算部と、最適系統構成計算部で計算した最適系統構成の運用計画と基礎情報の１つ以上を用いて安定性・経済性を評価する安定性・経済性評価部と、安定性・経済性評価部で求めた評価結果と運用計画を画面に表示する表示部と、を具備することを特徴とする電力系統運用計画作成支援装置」としたものである。
　また本発明においては、「計算機を用いて実行する電力系統運用計画作成支援方法であって、発電計画と総需要予測と販売計画と再エネ予測と作業停止計画と系統データと設定値を基礎情報とし、基礎情報の１つ以上を用いて最適化対象断面を決定する最適化対象断面決定処理ステップと、最適化対象断面決定処理ステップで決定した最適化対象断面と基礎情報の１つ以上を用いて系統操作する変数の候補を抽出する系統操作変数候補抽出処理ステップと、系統操作変数候補抽出処理ステップで抽出した系統操作変数候補と基礎情報の１つ以上を用いて最適系統構成を計算する最適系統構成計算処理ステップと、最適系統構成計算処理ステップで計算した最適系統構成の運用計画と基礎情報の１つ以上を用いて安定性・経済性を評価する安定性・経済性評価処理ステップと、安定性・経済性評価処理ステップで求めた評価結果と運用計画を画面に表示する表示処理ステップとを具備することを特徴とする電力系統運用計画作成支援方法」としたものである。
　また本発明においては、「計算機を用いて実行する電力系統運用計画作成支援方法であって、需要予測と再エネ予測と発電予測と作業停止計画と系統データとを用いて系統操作変数の候補と事故電流変化断面を抽出し、各系統操作変数の全変更タイミングにて系統操作変数と発電機出力変数を用いて最適潮流計算又は系統操作最適化計算により解を求め、信頼度と系統の重要経営指標と運用計画を表示することを特徴とする電力系統運用計画作成支援方法」としたものである。
　本発明によれば、系統の安定性や経済性の維持や向上が可能となる。
本発明の実施例１に係る電力系統に接続された電力系統運用計画作成支援装置のハードウェア構成を示すブロック図。 本発明の実施例１に係る電力系統運用計画作成支援装置の機能的な構成を示すブロック図。 図２の電力系統運用計画作成支援装置の処理を示すフローチャート。 図２の最適化対象断面決定部の計算の一例を示す図。 図２の最適化対象断面決定部の計算の一例を示す図。 図２の系統操作変数候補抽出部の計算の一例を示す図。 図２の最適系統構成計算部および安定性・経済性評価部の処理を示すフローチャート。 図２の最適系統構成計算部と安定性・経済性評価部の計算結果の一例を示す図。
　本発明の実施形態について、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。
　以下、本発明について詳細に説明するが、その前提となる背景事情並びに本発明の基本的な考え方、及び本発明の処理フローの意味するところについて概略を述べておくと以下のようなことが言える。
　図１は、実施例１に係る電力系統に接続された電力系統運用計画作成支援装置のハードウェア構成を示すブロック図である。図１の上部には電力系統２０の一例が、また下部には本発明の実施例に係る電力系統運用計画作成支援装置が例示されている。
　図１において、電力系統運用計画作成支援装置１０は、例えば、計算機システムで構成される。電力系統運用計画作成支援装置１０は、電力系統２０のスイッチＳＷ（遮断器、あるいは断路器）の運用計画作成を行う。このとき、電力系統運用計画作成支援装置１０は、系統構成の切替操作回数を最小限にしつつ、特定期間（開始タイミングを含む）において特定電力系統の最もパフォーマンスを最大化できる系統構成を提供することができ、この系統構成案の中から系統運用者が系統構成を選択し、操作することで、系統の安定性や経済性の維持や向上ができる。
　電力系統運用計画作成支援装置１０は、出力部２１、入力部２２、通信部２３、プロセッサ２４、メモリ２５および記憶装置２６を備える。表示部２１、入力部２２、通信部２３、プロセッサ２４、メモリ２５および記憶装置２６は、バス２７を介して接続されている。
　表示部２１は、電力系統運用計画作成支援装置１０で扱われるパラメータおよび電力系統運用計画作成支援装置１０での処理結果などを表示する。表示部２１は、ディスプレイ装置であってもよいし、ディスプレイ装置とともにプリンタ装置または音声出力装置などを用いてもよい。
　入力部２２は、電力系統運用計画作成支援装置１０を動作させるための各種条件などを入力する。入力部２２は、キーボードおよびマウスなどを使用できる他、タッチパネルまたは音声指示装置などの少なくともいずれか一つを備えるようにしてもよい。
　通信部２３は、通信ネットワーク３００に接続するための回路および通信プロトコルを備える。通信ネットワーク３００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。
　プロセッサ２４は、コンピュータプログラムを実行し、記憶装置２６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の電力系統運用計画作成に関する処理などを行う。プロセッサ２４は、ＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ　Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ　Ｕｎｉｔ）であってもよいし、ＧＰＵ（Ｇｒａｐｈｉｃｓ　Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ　Ｕｎｉｔ）であってもよい。プロセッサ２４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。プロセッサ２４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。プロセッサ２４は、ニューラルネットワークを備えていてもよい。プロセッサ２４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。
　メモリ２５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プロセッサ２４に提供したりする。
　記憶装置２６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。記憶装置２６は、各種プログラムの実行ファイルやプログラムの実行に用いられるデータを保持することができる。記憶装置２６は、発電計画・総需要予測／販売計画・再エネ予測・作業停止計画・系統データ・設定値データベースＤＢ１およびコストデータベースＤＢ２と運用計画・評価結果データベースＤＢ３と、を保持することができる。
　また、記憶装置２６は、電力系統運用計画作成プログラムを保持することができる。電力系統運用計画作成プログラムは、電力系統運用計画作成支援装置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、電力系統運用計画作成支援装置１０にファームウェアとして組み込まれていてもよい。
　発電計画・総需要予測／販売計画・再エネ予測・作業停止計画・系統データ・設定値データベースＤＢ１は、系統計画者が予測する発電計画や総需要予測、ならびにＢＧ（バランシンググループ）などから提出される発電計画や販売計画に基づいて形成した発電計画データベースＤＢ１１ならびに総需要予測／販売計画データベースＤＢ１２、外部の別サーバで計算されるか内部で風況や日射量の予測値から再エネの出力予測モデルを用いて再エネ出力を予測した結果である再エネ予測に関する再エネ予測データベースＤＢ１４、送変電設備や保護装置などの保守などのために策定される作業停止計画に関する作業停止計画データベースＤＢ１５、電力系統の各種安定性計算や最適化計算をするための送変電設備や電源やスイッチの初期状態などの諸元である系統データに関する系統データデータベースＤＢ１３、各種安定性計算や最適化計算や電力系統運用計画作成支援装置の各種処理を実施するための設定値データに関する設定値データデータベースＤＢ１６、の１つ以上を格納する。なお、発電計画と総需要予測と販売計画と再エネ予測と作業停止計画と系統データと設定値を基礎情報ということにする。
　コストデータベースＤＢ２は、調整力コストや送電ロスコストを計算するための電源の燃料費、変圧器タップ動作によるメンテナンスに係るコスト、調相設備の入り切り操作のための遮断器や系統切替のための遮断器のメンテナンスや運用者のオペレートに係るコストなど、系統安定性を維持・向上するためのコストや経済性を向上するためのコスト、の１つ以上を格納する。
　運用計画・評価結果データベースＤＢ３は、最適系統構成計算部１３で計算される最適系統構成での運用計画に関する運用計画データベースＤＢ３１と、安定性・経済性評価部で計算される評価結果に関する評価結果データベースＤＢ３２と、の１つ以上を格納する。
　電力系統運用計画作成支援装置１０は、通信ネットワーク３００を介して、電力系統２０の計測情報などにアクセスすることができる。電力系統２０は、複数の発電機２３Ａ～２３Ｄおよび負荷２５Ａ、２５Ｂ、２５Ｄ～２５Ｆが、母線（ノード）２１Ａ～２１Ｆ、変圧器２２Ａ～２２Ｄおよび送電線路（ブランチ）２４Ａ～２４Ｅなどを介して相互に連系されたシステムである。ここで言う発電機２３Ａ～２３Ｄは、例えば、火力発電機、水力発電機または原子力発電機である。ノード２１Ａ～２１Ｆには、電力系統２０の保護、制御および監視のための各種の計測器および遮断器が設置されている。また、各ノード２１Ａ～２１Ｄには、蓄電池２６Ａ～２６Ｄおよび再エネ発電機２７Ａ～２７Ｄが接続されている。再エネ発電機２７Ａ～２７Ｄは、例えば、太陽光発電機、太陽熱発電機、風力発電機、ウィンドファーム、潮流発電、などインバータ介して系統連系する電源であり、ＨＶＤＣを介して連系するものも再エネ電源とする。
　これらの電力系統機器は、遮断器、あるいは断路器といったスイッチＳＷ（ＳＷ１０～ＳＷ３１）により相互に接続され、スイッチＳＷの開閉により電力系統の構成が変更される。
　電力系統運用計画作成支援装置１０は、必要に応じて、計測器で検知した信号などに、通信ネットワーク３００を介してアクセスし、送変電設備の入り切り状態を示すＳＶ（Ｓｕｐｅｒ　Ｖｉｓｉｏｎ）データや有効電力Ｐや無効電力Ｑや電圧Ｖや電流Ｉを示すＴＭ（Ｔｅｌｅｍｅｔｅｒ）データの１つ以上を取得することができる。
　プロセッサ２４が電力系統運用計画作成プログラムをメモリ２５に読み出し、電力系統運用計画作成プログラムを実行することにより、電力系統の運用計画と当該運用計画実施前後の系統安定性と経済性の評価結果が計算され、この系統構成案の中から系統運用者が系統構成を選択し、操作することで、系統の安定性や経済性の維持や向上ができる。
　電力系統運用計画作成プログラムの実行は、複数のプロセッサやコンピュータに分担させてもよい。あるいは、プロセッサ２４は、通信ネットワーク３００を介してクラウドコンピュータなどに電力系統運用計画作成プログラムの全部または一部の実行を指示し、その実行結果を受け取るようにしてもよい。
　また、図１では、電力系統運用計画作成支援装置１０が、発電計画・総需要予測／販売計画・再エネ予測・作業停止計画・系統データ・設定値データベースＤＢ１とコストデータベースＤＢ２と運用計画・評価結果データベースＤＢ３と、を保持する例を示したが、少なくともいずれか１つをクラウドサーバに保持させるようにしてもよい。
　図２は、実施例１に係る電力系統運用計画作成支援装置の機能的な構成を示すブロック図である。なお、以下の説明では、“○○部は”と動作主体を記した場合、図１のプロセッサ２４がプログラムである○○部を読み出し、ＤＲＡＭ（Ｄｙｎａｍｉｃ　Ｒａｎｄｏｍ　Ａｃｃｅｓｓ　Ｍｅｍｏｒｙ）にロードした上で○○部の機能を実現するものとする。
　図２において、電力系統運用計画作成支援装置１０は、発電計画・総需要予測／販売計画・再エネ予測・作業停止計画・系統データ・設定値データベースＤＢ１、コストデータベースＤＢ２、運用計画・評価結果データベースＤＢ３、最適化対象断面決定部１１、系統操作変数候補抽出部１２、最適系統構成計算部１３、安定性・経済性評価部１５、表示部２１、を備える。
　最適化対象断面決定部１１は、発電計画・総需要予測／販売計画・再エネ予測・作業停止計画・系統データ・設定値データデータベースＤＢ１に保管されたデータの１つ以上を入力として、最適化対象の断面（最適化対象断面）を決定し、系統操作変数候補抽出部１２に出力する。
　系統操作変数候補抽出部１２は、最適化対象断面と、発電計画・総需要予測／販売計画・再エネ予測・作業停止計画・系統データ・設定値データデータベースＤＢ１に保管されたデータの１つ以上に基づいて、当該最適化対象断面における、系統を操作する変数候補を抽出し、最適系統構成計算部１３へ出力する。
　最適系統構成計算部１３は、系統操作変数候補抽出部１２で計算された系統の操作変数の候補と、発電計画・総需要予測／販売計画・再エネ予測・作業停止計画・系統データ・設定値データとコストデータデータベースＤＢ２に保管されたコストデータの１つ以上に基づいて、最適化対象断面決定部１１で計算された断面において、系統操作変数候補抽出部１２で計算された操作変数候補を用いて、最適な系統構成を計算することができる。この最適な系統構成とは、系統構成の切替操作回数を最小限にしつつ、特定期間（開始タイミングを含む）において特定電力系統の最もパフォーマンスを最大化できる系統構成であり、この系統構成案の中から系統運用者が系統構成を選択し、操作することで、系統の安定性や経済性の維持や向上ができる。
　安定性・経済性評価部１５は、最適系統構成計算部１３で計算された最適系統構成と、発電計画・総需要予測／販売計画・再エネ予測・作業停止計画・系統データ・設定値データとコストデータの１つ以上に基づいて、電力系統の安定性と経済性の比較評価結果を計算し、評価結果データベースＤＢ３に格納する。
　表示部２１は、各種計算結果や、データベースの中身を表示する。
　図３は、図２の電力系統運用計画作成支援装置の処理を示すフローチャートである。図３の最初の処理ステップＳ１では、図２の最適化対象断面決定部１１に対応する処理機能であり、ここでは、発電計画・総需要予測／販売計画・再エネ予測・作業停止計画・系統データ・設定値データの１つ以上を入力として、最適化対象の断面を決定し、処理ステップＳ２へ進む。
　ここで、図４（ａ）、図４（ｂ）を用いて処理ステップＳ１の最適化対象断面の決定処理について説明する。なお図４（ａ）、図４（ｂ）は、表示部２１の画面に表示された表示内容として記述している。
　図４（ａ）の表示例では、表示画面９０の下部に示したチェックマーク付き凡例９２により選択した項目（この例では最大、最小総需要と期間中最大、最小総需要を選択）をタイムチャート９１として時系列表示している。
　以下に示す図４（ａ）の最適化対象断面決定事例の説明例では、外部システムや内部システムで計算された例えば１年間の中で１日間の最大値と最小値である、総需要予測と再エネ予測と残余需要予測（＝総需要予測－再エネ予測）のデータをもとに最適化対象断面を決定する処理の一例を示しており、画面の例を兼ねている。横軸に示すデータの期間幅はここでは１月から１２月までの期間であるがこれは任意に設定でき、例えばより長い３年間分やより短い６か月分を対象としてもよい。図４（ａ）のチェックマーク付き凡例９２では、総需要に関してのみチェックが入っており、画面に表示している。このように、グラフィカルに表示かつ表示内容を選択可能にすることで、運用者がどの断面を選択したのかわかりやすくなる効果がある。データの刻みがより細かく、例えば８７６０時間、３０分刻みの場合は、そのままのデータを用いてもよいし、１日の中で最大値と最小値を前処理で求めておいてもよい。
　総需要予測データを用いて、最適化対象断面を決定する例を説明する。設定期間である１年間の総需要予測から、期間中最大総需要と期間中最小総需要のデータを計算し、表示する。この例では夫々●、▲で表示しているように、最小は５月、最大は８月に発生している。このように、期間中の最大最小のタイミングを抽出することで、系統の信頼性や安定性や経済性を大きな潮流状態変化が生じた断面について、評価が可能となる。
　この断面決定は最大総需要から求めてもよいが、最大総需要断面がある遮断器の事故電流（短絡電流ＳＣＣ及び地絡電流）にとって最も最過酷かどうかは、わからないため、潮流状態が最も大きく変化しているという意味で、期間中の最大最小のタイミングを抽出している。そのため、計画者や運用者や他システムが保存した任意の過酷断面を用いてもよい。また、この断面決定は、事前に設定した順位まで計算し求めてもよい。例えば、２位までなら期間中最大総需要１位と２位と期間中最小総需要１位と２位といったデータである。再エネ予測や総需要予測と再エネ予測の差分である見かけの負荷の残余需要予測を用いた場合でも、同様である。また、図面にはないが、需要に対する電源稼働の非同期発電機比率である　ＳＮＳＰ（Ｓｙｓｔｅｍ　Ｎｏｎ－Ｓｙｎｃｈｒｏｎｏｕｓ　Ｐｅｎｅｔｒａｔｉｏｎ）の予測を用いてもよい。なお、これらはすべて将来断面の予測値を用いた例を示したが、過去断面データを用いて、将来系統への変化を補正するなどして、将来断面予測値としてもよい。
　なお以降の説明は、遮断器の事故電流のうち短絡電流ＳＣＣを例示して行うが、これは地絡電流であっても同様に考えることができる。広い概念では事故電流に対して広く対応することができる。
　次に、図４（ｂ）を用いて、外部システムや内部システムで設定や計算された作業停止計画データの各件名データの開始終了タイミングを対象断面として抽出し画面９３としてその停止期間を表示する。これは、短絡電流ＳＣＣが系統構成の変化によって大きく影響をうけるためである。なお、実際の作業停止件名の開始タイミングや終了タイミングが前後することも考えられるため、あらかじめ設定された時間幅と時間刻みでその付近の対象断面を作成しておいてもよい。また、作業停止計画システムと連携して、任意に選択することで、その詳細データを表示してもよい。
　また、このような作業停止計画は、送変電設備や保護装置などのメンテナンスタイミングや、設備や装置の増強タイミングとなるが、基本的には当該送配電事業者のデータしか設定・計算されていないことが考えられるが、外部エリアも模擬している場合、模擬するレベルの系統構成や電源構成に影響を及ぼす範囲においては、当該エリアに近い電源からは、短絡電流ＳＣＣが供給されるため、入手可能なエリア外の作業停止件名データを含めて表示・抽出してもよい。
　以上のような方法で最適化対象断面を決定することで、計算量を低減することができ、重要な断面に対する以降の計算が実施できるようになる効果がある。また、グラフィカルに表示かつ表示内容を詳細に表示することで、運用者がどの断面を選択したのかわかりやすくなる効果がある。
　処理ステップＳ２では、図２の系統操作変数候補抽出部１２は、最適化対象断面と、発電計画・総需要予測／販売計画・再エネ予測・作業停止計画・系統データ・設定値データの１つ以上に基づいて、当該最適化対象断面における、系統を操作する変数候補を抽出し、処理ステップＳ３へ進む。
　ここで、図５を用いて処理ステップＳ２の系統操作変数候補の抽出処理について説明する。これらの例では、表示部２１の画面９０に表示された表示内容９４ａ、９５ａ、９６ａについて、その凡例９４ｂ、９５ｂ、９６ｂを併記している。
　図５上段の表示内容９４ａとして処理ステップＳ２では、最適化対象断面として決定された断面（ここでは断面１から断面９を選択したものとする）のうち、断面１に関して各変電所（横軸）における三相短絡電流［ｋＡ］を縦軸に表示している。なお三相短絡電流は例であって、単相短絡電流や地絡電流についても計算してもよい。また、各変電所は各ノードであってもよいし、故障が想定される送変電設備の箇所であってもよい。
　断面１は同図右側の凡例９４ｂでは、Ｂａｓｅ　Ｃａｓｅとして記載されており、その断面における発電計画・総需要予測／販売計画・再エネ予測・作業停止計画・系統データ・設定値データの１つ以上に基づいて、短絡電流計算をすることで、表示内容９４ａのグラフに各変電所における三相短絡電流を表示することができる。なお短絡電流や短絡容量などの計算方法としては、「新田目倖造：電力系統技術計算の応用、電気書院、ｐ．１２１－１９４」や「田村康男：電力システムの計画と運用、オーム社、ｐ．１９５～１９９」に記載された方法を用いればよい。例えば、系統を構成する送電線、変圧器、発電機などの系統データを用いて、インピーダンス行列を作成し、各母線の短絡電流や短絡容量を求めることができる。
　凡例９４ｂでは、遮断器容量を選択し表示内容９４ａに点線表示（図示の例では６５ｋＡ）しているが、遮断器容量をいくつにするかを検討するための設備計画の段階では、最大短絡電流を求める目的から、すべての発電機が運転され、変電所の甲乙の母線は併用された系統条件で計算がされるが、本処理ステップでは、最適化対象断面である将来断面における短絡電流を求めることが目的であるため、インピーダンス行列を作成する際には、当該断面における作業停止計画や、母線接続ルール（計画者や運用者が設定する常時母線解列の状態など）を反映して計算することで、計画段階において作成する将来断面として精度の高い断面および短絡電流を計算することができる。もちろん、潮流計算プログラムにて作成するアドミタンス行列を利用してもよい。これにより再び計算を実施する計算量を低減できる。
　ここで、系統操作変数候補を抽出するために、まず、設定データに格納してある、あらかじめ設定した閾値以下となる短絡電流の変電所ノードを探索する。閾値は、各変電所に設置されている遮断器容量毎に設定されてもよいし、遮断器容量の〇％低下した値として比率で設定されてもよい。なお凡例９４ｂでは、閾値を選択し表示内容９４ａに一点鎖線（図示の例では５３ｋＡ）にて表示している。
　断面１における各変電所の短絡電流を表示した表示内容９４ａの場合、点線表示（図示の例では６５ｋＡ）の遮断器容量（図示の例では６５ｋＡ）、一点鎖線表示の閾値（図示の例では５３ｋＡ）に対し、Ｂａｓｅ　Ｃａｓｅの時の三相短絡電流を□で表示しており、図示の例では変電所名ＸＸ５とＸＸ９の三相短絡電流が一点鎖線表示（図示の例では５３ｋＡ）の閾値以下になっていることがわかる。
　次に、閾値以下であった当該ノード（変電所名ＸＸ５とＸＸ９）において、母線分割（母線分離）されているスイッチや、変圧器分割運転されているスイッチや、送電線ループ開放しているスイッチ、などの系統構成変更スイッチを連系（ＯＮ）にするパターンを作成する。このパターンは、それぞれのスイッチが単一で実施されることで作成されてもよいし、組み合わされて作成されてもよい。また、計画者や運用者が任意に作成して設定し、あるいは自動で算出されたパターンを補正してもよい。これにより柔軟に遮断器連系条件を作成することができる。ただし、パターン自体の組合せを考えると計算量が膨大になるため、例えば２組までといった事前設定されたパターン組合せまでを計算する。これにより計算量を低減でき、複数の同時操作というあまり実施されない操作を排除することができる。以下においては、パターンの組合せは考えない状況を説明するものとする。
　さらに、当該閾値以下のノード（変電所名ＸＸ５とＸＸ９）における当該スイッチパターンをそれぞれ実施した場合の短絡電流ＳＣＣの計算を実施する。図５の上段の表示内容９４ａでは、例えば、変電所ノードＸＸ９のＢａｓｅＣａｓｅの三相短絡電流が閾値以下であるため、パターンの１つとして「ＸＸ９＿ＣＢａ＿ＯＮ」があり、これは変電所ノードＸＸ９のＣＢ（Ｃｉｒｃｕｉｔ　Ｂｒｅａｋｅｒ；遮断器）ａをＯＮ（連系）することを実施した場合の三相短絡電流の計算結果が各ノードで示されている。よって、この断面においては、系統操作変数候補となる。系統操作変数候補は凡例９４ｂに「ＸＸ９＿ＣＢａ＿ＯＮ」として表示される。
　一方で、同様にＢａｓｅＣａｓｅの三相短絡電流が閾値以下である変電所ノードＸＸ５については、遮断器ＣＢが２つあるためＣＢａｂのＯＮをセットにしたパターンとＣＢｃをＯＮにしたパターンがある。これらは、凡例９４ｂに「ＸＸ５＿ＣＢａｂ＿ＯＮ」、「ＸＸ５＿ＣＢｃ＿ＯＮ」として表示される。
　ここで凡例９４ｂのパターンに関して、Ｂａｓｅ　Ｃａｓｅの時の三相短絡電流を□で表示し、パターン「ＸＸ９＿ＣＢａ＿ＯＮ」の時の三相短絡電流を▲で表示し、「ＸＸ５＿ＣＢａｂ＿ＯＮ」の時の三相短絡電流を●で表示し、そのうえでチェックマークを付している。これにより、表示内容９４ａにはチェックマークを付した□、▲、●のときの各ノードにおける三相短絡電流の大きさを表示している。つまり、基本的にはＢａｓｅ　Ｃａｓｅの時の三相短絡電流が□で示されるような分布をしているものが、遮断器投入ケースを特定しチェックマークを付した時にはその時の新たな三相短絡電流が▲、●で示されるような分布をすることを表している。
　これにより凡例９４ｂでチェックボックスが入っている「ＸＸ５＿ＣＢａｂ＿ＯＮ」パターンに着目すると、グラフ表示されている●により、この遮断器をＯＮにすると、変電所ノードＸＸ６、ＸＸ８において当該断面では、遮断器容量の６５ｋＡを超過してしまうパターンであることが判明し、結果としてこの遮断器をＯＮにする操作はできず、ＯＦＦにしておく必要があることが確認できる。これに対し、「ＸＸ９＿ＣＢａ＿ＯＮ」である▲のパターンではこの遮断器をＯＮにしても遮断器容量の６５ｋＡを超過することはなく、操作可能であることを意味している。
　よって、この断面においては、「ＸＸ５＿ＣＢａｂ＿ＯＮ」は系統操作変数候補から除外される。なお、これらのグラフは特定断面で表示しているが、８７６０時間解析の場合には、各ノードにおけるヒストグラムを表示し、例えば最大値が閾値以下であるかで、上記系統操作変数候補に入れるか除外するかを判断してもよい。これにより、特に定常的に短絡電流ＳＣＣが過酷なノードなどが視覚的にわかり、今後の設備計画や運用計画や作業停止計画に役立てることができる。
　次に、図５中段の表示内容では、横軸が最適化対象断面（ここでは断面１から断面９）であり、縦軸が上段と同じ三相短絡電流のグラフを示している。このとき、各断面は、時系列で並べることで、連続性をもった操作変数を抽出することができるようになっている。
　まず、ＢａｓｅＣａｓｅのＸＸ６ノードの各断面における波形が□によりプロットで表示されており、このグラフより、閾値以下となる断面は断面１、２、３、７、８、９となることがわかる。この閾値以下となり余裕があると判断された断面に対して、「ＸＸ９＿ＣＢａ＿ＯＮ」操作を実施した際の各ノードの三相短絡電流をさらに▲によりプロットしている。
　このとき、断面７のように遮断器容量を超過するような断面も生じる可能性がある。こういった断面における操作は、図５下段で示す「ＣＢｉ＿ＯＮ可能期間」からは対象外となる。図には例えば、「ＸＸ９＿ＣＢａ＿ＯＮ＿＠ＸＸ５」のようにどのノードの遮断器ＣＢをＯＮにしたパターンにおけるどのノードの短絡電流ＳＣＣなのかが選択表示できるようになっているが、例えば、「ＸＸ９＿ＣＢａ＿ＯＮ」操作を実施した場合の全ノードの中での遮断器ＣＢが最大のノードを表示してもよい。これにより、一つ一つのノードの短絡電流ＳＣＣをチェックする労力を低減できる。
　次に、図５下段では、図５中段と同様に横軸が前記最適化対象断面であり、縦軸が変電所名である系統操作変数候補抽出結果の帯のグラフを示しており、どの断面期間において、ＣＢｉがＯＮ可能かをわかりやすく表示している。
　ここで、縦軸に断面３、４は表示されていなくてもよい理由は、いずれに断面においても、操作可能な期間が存在しないノードだったためである。また、ＸＸ８のように操作可能パターンはあるが、その操作をするといずれの断面でも遮断器容量を超過してしまうパターンであり、帯が表示されない仕組みとしていてもよい。これらにより、操作可能なパターンのみに集中して確認できる効果がある。
　なお、ＸＸ５のように複数の操作パターンがある場合には当該欄に複数の帯を表示できるようになっている。同図には示していないが、どのパターンであるかが判断がつくようにパターン名称を表示しておくことで、パターンの違いが分かりやすくなる効果がある。
また、図５下段のように各ノードの操作可能範囲をまとめて表示することで、どの時期にどの操作が可能な候補であるかをわかりやすく把握できる効果がある。
　なお、再エネが増加し、同期発電機が減少すると、短絡容量比（ＳＣＲ：Ｓｈｏｒｔ　Ｓｉｒｃｕｉｔ　Ｒａｔｉｏ）が低下し、低周波振動が発生する恐れがある。この場合、短絡電流ＳＣＣが低下すると短絡容量比ＳＣＲも低下するため、そのような場合には、系統切替ができない場合があるため、短絡電流ＳＣＣ低下で系統操作できる操作変数は、こういったトレードオフとなる短絡容量比ＳＣＲなどの制約を計算したうえで、可能な範囲で選定する。これにより、より現実的に操作可能な操作変数を抽出することができる効果がある。
　処理ステップＳ３では、最適系統構成計算部１３は、系統操作変数候補抽出部１２で計算された系統の操作変数の候補と、発電計画・総需要予測／販売計画・再エネ予測・作業停止計画・系統データ・設定値データとコストデータの１つ以上に基づいて、最適化対象断面決定部１１で計算された断面において、系統操作変数候補抽出部１２で計算された操作変数候補を用いて、最適な系統構成を計算し、処理ステップＳ４へ進む。この最適な系統構成とは、系統構成の切替操作回数を最小限にしつつ、特定期間（開始タイミングを含む）において特定電力系統のパフォーマンスを最大化できる系統構成である。
　ここで、図６を用いて処理ステップＳ３の最適系統構成計算処理について説明する。まず、処理ステップＳ３１において、処理ステップＳ１で決定したすべての対象断面ＰＦｊ（Ｐｏｗｅｒ　Ｆｌｏｗ　Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎ　ｊ）において、処理ステップＳ２で抽出した系統操作変数候補Ｚｉをそれぞれ用いた最適系統操作計算を、繰り返し実施し、各安定性に関する制約（熱容量、同期安定性、電圧安定性、周波数安定性、短絡容量（短絡電流））を満たしているかどうかどの程度の余裕があるか、そして、各重要経営指標ＫＰＩ（ＫＰＩ：Ｋｅｙ　Ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ　Ｉｎｄｉｃａｔｏｒ）（調整力コスト、送電ロスコスト、変圧器タップ動作によるメンテナンスに係るコスト、調相設備の入り切り操作のための遮断器や系統切替のための遮断器のメンテナンスや運用者のオペレートに係るコストなど、系統安定性を維持・向上するためのコストや経済性を向上するためのコストなど）の値やその総和などはどの程度かを計算する。なお以下の説明では重要経営指標をＫＰＩと略称する。
　ここで、最適系統操作計算は、非特許文献２、３に示されるようなＯＴＳ（Ｏｐｔｉｍａｌ　Ｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ　Ｓｗｉｔｃｈｉｎｇ）計算や、ＳＣＣ制約付きのＯＴＳ計算や、ＯＰＦ（Ｏｐｔｉｍａｌ　Ｐｏｗｅｒ　Ｆｌｏｗ）計算や、各種制約付きＯＰＦや、非特許文献１に示されるような多断面ＯＰＦや、潮流計算や、制約付き潮流計算、などを用いてもよいし、それぞれの組合せを用いてもよい。各種計算の結果、各種制約を満たせない場合や、非収束となる場合や、収束計算回数が所定回数を超過した場合には、その解を破棄し、計算を繰り返すことで、非現実的な操作をすることによる将来断面作成を防止しつつ、解をえることができる効果がある。
　処理ステップＳ３２では、全断面における前記ＫＰＩの総合値や平均値などを用いて、例えば総合ＫＰＩが最も高い操作を実施した場合の第ｎ回目の系統操作のパターンを決定する。
　処理ステップＳ３３では、あらかじめ設定した設定操作回数Ｎにｎが満たない場合は、処理ステップＳ３２で決定した操作を固定して、処理ステップＳ３１に戻り、処理ステップＳ３１から当該操作を除いて（固定して）計算を続ける。設定操作回数Ｎ≧ｎとなった段階で、計算を終了し、処理ステップＳ４に移行する。このようにすることで、操作パターン通しの組合せが膨大にならないようにしつつ、最適な解を提供することができる。ｎはゼロから始まる整数であり、ゼロの場合、ベースケースであり操作なしの場合を指す。
　また、これらの計算途中に計算終了時刻を表示するプログレスバーを表示することで、途中終了や中断もできるようにする。途中終了した場合には、当該期間で計算できた分だけの結果を表示する。これにより、運用者がストレスなく、計画や運用が可能となる。
　また、前記系統操作変数を用いて計算する前記最適系統構成を求めた結果である、操作パターンを実際に実施する場合に、既設保護装置（ブスタイ保護リレーなど）の設定すべき情報（ロック解除など）も同時に計算し、表示することで、計画者・運用者が適切に系統の保護も管理できる効果がある。
　また、各系統操作を実施したのち、その状態に戻すことが必要になる場合には、その操作を忘れないようにするために、例えば、次の年の断面にかかるような操作では、戻し操作が必要な可能性があることを表示するか、もしくは、次の年の断面データを含めて計算することで、最適な系統操作の開始と終了タイミングがわかるようにする。これにより、系統計画者・運用者が、もれなく必要な時期に操作ができるようになる効果がある。
　また、複数の操作タイミングが近く、ハンチングのように入り切りが連続する場合には、例えば、１年間の間にＮ＝２だけの設定で解いたにも関わらず、２月に入り切り、４月に入り切りという操作が最適であると計算された場合には、なるだけ操作回数が減るように、２月に入り後４月に切りという操作を集約し、総合ＫＰＩとして、操作コストを抑えた解も計算表示する。これにより、系統操作コストの低減や、系統計画者や運用者が、従来の系統操作のように分かりやすくなる効果がある。
　処理ステップＳ４では、安定性・経済性評価部１５は、最適系統構成計算部１３で計算された最適系統構成と、発電計画・総需要予測／販売計画・再エネ予測・作業停止計画・系統データ・設定値データとコストデータの１つ以上に基づいて、電力系統の安定性と経済性の比較評価結果を計算し、評価結果データベースＤＢ３に格納する。
　ここで、図６を用いて処理ステップＳ４の安定性・経済性の評価結果について説明する。処理ステップＳ４では、処理ステップＳ３１～３３で計算した、各断面における各操作パターンと各操作パターンの組合せを用いた最適計算結果における、安定性制約からの余裕値や、各ＫＰＩの評価値や総合ＫＰＩの評価値を用いて、これらの値があらかじめ設定した評価表示設定値よりも大きいかどうかを評価し、処理ステップＳ５の表示における、各ＫＰＩを軸にとったＫＰＩ評価図に表示するデータを絞り込む。これにより、すべての評価結果を出すのではなく、ある程度上位の解だけを表示することで、計画者や運用者がその後に操作を選択しやすくなる効果がある。
　また、処理ステップＳ４では、例えば、ｎ回、例えば１回や２回の場合のそれぞれの操作によって、全断面の総合ＫＰＩがどのように差が生じるかを示す。これにより、計画者が運用者が判断しやすくなる効果がある。
　また、図５に示したような、各操作時のＳＣＣの評価結果のようにそのほかの安定性についても、操作実施前後で、どのように安定性が変化するかを表示できるようにする。これにより、例えば電圧安定性であれば、図５（ａ）（ｂ）の縦軸は電圧や電圧余裕となった図に必要なデータを計算する。また、非特許文献１と同様に、供給信頼度計算を実施して表示してもよい。
　次に、処理ステップＳ５では、表示部２１は、各種計算結果や、データベースの中身を表示する。この系統構成案の運用計画と、その安定性・経済性の評価結果を運用者が確認し、系統運用者が系統構成を選択し、操作することで、系統の安定性や経済性の維持や向上ができる。
　ここで、図７を用いて処理ステップＳ５について説明する。同図の系統図を用いて、運用計画である系統構成の操作パターンにおいて、系統構成上どこを操作したかをわかりやすく表示することや、各ＫＰＩの表示内容やその有無を選択できるようにすることで、計画者や運用者が操作の内容を理解しやすいようになる効果がある。
　なお図７の表示画面９０は、Ｂａｓｅ　Ｃａｓｅでの系統構成表示９７ａと選択した遮断器投入時の系統構成表示９８ａを併記して表示し、かつ系統構成表示９７ａのときはＫＰＩ比較画面９７ｂと凡例９７ｃを、また系統構成表示９８ａのときは凡例９８ｂを同時に表示している。
　また、図５下段に示したような、操作タイミングについてもグラフィカル表示することで、計画者や運用者が操作の内容を理解しやすいようになる効果がある。ここで、作業停止計画や発電機の平解列タイミングとともに一緒に表示することで、さらに別の業務（系統運用計画）との兼ね合いがわかりやすくなる効果がある。
　なお処理ステップＳ１～Ｓ５は、入力データに、大きな系統変更があった場合に再計算する機能も保持する。計画者や運用者が任意に再計算をしてもよい。その際に結果をローリングした差分を表示することで、計画者や運用者がその影響を把握しやすくする効果がある。
　以上説明したように、上述した実施例１によれば、系統構成の切替操作回数を最小限にしつつ、特定期間（開始タイミングを含む）において特定電力系統のパフォーマンスを最大化できる系統構成を提供することができ、この系統構成案の中から系統運用者が系統構成を選択し、操作することで、系統の安定性や経済性の維持や向上ができる。
　ここで、実施例１で計算する情報および追加計算情報により設備計画を支援をする実施例２について説明する。
　実施例１の短絡電流ＳＣＣ計算において、短絡電流ＳＣＣ低となる確率や比率情報を計算・表示することで、遮断器容量を低容量に変更する（ダウングレードする）ことができるかを検討することができるようになる効果がある。
　なお、本発明は、上述した実施形態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、上述した実施形態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、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある実施形態の構成の一部を他の実施形態の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施形態の構成に他の実施形態の構成を加えることも可能である。また、各実施形態の構成の一部について、他の構成の追加、削除または置換をすることが可能である。また、上記の各構成、機能および処理部等は、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。
ＤＢ１：発電計画・総需要予測／販売計画・再エネ予測・作業停止計画・系統データ・設定値データベース
ＤＢ２：コストデータベース、ＤＢ３：運用計画・評価結果データベース、２０：電力系統、１０：電力系統運用計画作成支援装置、１１：最適化対象断面決定部、１２：系統操作変数候補抽出部、１３：最適系統構成計算部、１５：安定性・経済性評価部、２１：表示部、２２：入力部、２３：通信部、２４：プロセッサ、２５：メモリ、２６：記憶装置、２７：バス、３００：通信ネットワーク

Claims (9)

  1. 　発電計画と総需要予測と販売計画と再エネ予測と作業停止計画と系統データと設定値を基礎情報とし、基礎情報の１つ以上を用いて最適化対象断面を決定する最適化対象断面決定部と、
    　前記最適化対象断面決定部で決定した最適化対象断面と前記基礎情報の１つ以上を用いて系統操作する変数の候補を抽出する系統操作変数候補抽出部と、
    　前記系統操作変数候補抽出部で抽出した系統操作変数候補と前記基礎情報の１つ以上を用いて最適系統構成を計算する最適系統構成計算部と、
    　前記最適系統構成計算部で計算した最適系統構成の運用計画と前記基礎情報の１つ以上を用いて安定性・経済性を評価する安定性・経済性評価部と、
    　前記安定性・経済性評価部で求めた評価結果と前記運用計画を画面に表示する表示部と、
    を具備することを特徴とする電力系統運用計画作成支援装置。
  2. 　請求項１に記載の電力系統運用計画作成支援装置であって、
    　前記最適化対象断面決定部は、前記基礎情報の１つ以上に基づいて、総需要予測と再エネ予測と残余需要予測と非同期発電機比率予測の設定された順位までの最大と最小と、作業停止計画の開始前後とを求め、特定期間のどのタイミングの断面を計算対象とするかを絞り込むことを特徴とする電力系統運用計画作成支援装置。
  3. 　請求項１に記載の電力系統運用計画作成支援装置であって、
    　前記系統操作変数候補抽出部は、操作パターンを作成し、ベースケースと操作した場合の事故電流を計算することで、系統操作変数候補を抽出することを特徴とする電力系統運用計画作成支援装置。
  4. 　請求項１に記載の電力系統運用計画作成支援装置であって、
    　前記最適系統構成計算部は、最適潮流計算や制約付き最適潮流計算や系統操作最適化計算や制約付き系統操作最適化計算や潮流計算や制約付き潮流計算の１つ以上を用いて、最適系統構成を求めることを特徴とする電力系統運用計画作成支援装置。
  5. 　請求項１に記載の電力系統運用計画作成支援装置であって、
    　前記系統操作変数候補を用いて計算する前記最適系統構成とともに、既設保護装置の設定すべき情報も同時に計算し、表示することを特徴とする電力系統運用計画作成支援装置。
  6. 　請求項１に記載の電力系統運用計画作成支援装置であって、
    　前記表示部は、操作パターンに対する系統の重要経営指標や安定性余裕と、作業停止計画や電源並列計画などを画面表示することを特徴とする電力系統運用計画作成支援装置。
  7. 　請求項１から請求項６のいずれか１項に記載の電力系統運用計画作成支援装置であって、
    　前記表示部には、電力系統の基本構成の時の複数箇所の遮断器についてその事故電流が遮断器容量とともに表示され、かつ遮断器の操作により電力系統の構成を変更した時の複数箇所の遮断器についてその事故電流を併せて表示していることを特徴とする電力系統運用計画作成支援装置。
  8. 　計算機を用いて実行する電力系統運用計画作成支援方法であって、
    　発電計画と総需要予測と販売計画と再エネ予測と作業停止計画と系統データと設定値を基礎情報とし、前記基礎情報の１つ以上を用いて最適化対象断面を決定する最適化対象断面決定処理ステップと、
    　前記最適化対象断面決定処理ステップで決定した最適化対象断面と前記基礎情報の１つ以上を用いて系統操作する変数の候補を抽出する系統操作変数候補抽出処理ステップと、　前記系統操作変数候補抽出処理ステップで抽出した系統操作変数候補と前記基礎情報の１つ以上を用いて最適系統構成を計算する最適系統構成計算処理ステップと、
    　前記最適系統構成計算処理ステップで計算した最適系統構成の運用計画と前記基礎情報の１つ以上を用いて安定性・経済性を評価する安定性・経済性評価処理ステップと、
    　前記安定性・経済性評価処理ステップで求めた評価結果と前記運用計画を画面に表示する表示処理ステップとを具備することを特徴とする電力系統運用計画作成支援方法。
  9. 　計算機を用いて実行する電力系統運用計画作成支援方法であって、
    　需要予測と再エネ予測と発電予測と作業停止計画と系統データとを用いて系統操作変数の候補と事故電流変化断面を抽出し、前記各系統操作変数の全変更タイミングにて前記系統操作変数と発電機出力変数を用いて最適潮流計算又は系統操作最適化計算により解を求め、信頼度と系統の重要経営指標と運用計画を表示することを特徴とする電力系統運用計画作成支援方法。
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