WO2023181453A1 - 災害対策計画立案システム及び災害対策計画立案方法 - Google Patents

災害対策計画立案システム及び災害対策計画立案方法 Download PDF

Info

Publication number
WO2023181453A1
WO2023181453A1 PCT/JP2022/033570 JP2022033570W WO2023181453A1 WO 2023181453 A1 WO2023181453 A1 WO 2023181453A1 JP 2022033570 W JP2022033570 W JP 2022033570W WO 2023181453 A1 WO2023181453 A1 WO 2023181453A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
power
power outage
disaster
amount
unit
Prior art date
Application number
PCT/JP2022/033570
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
悠 池本
道樹 中野
良樹 弓部
Original Assignee
株式会社日立製作所
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 株式会社日立製作所 filed Critical 株式会社日立製作所
Priority to CN202280090536.XA priority Critical patent/CN118633100A/zh
Publication of WO2023181453A1 publication Critical patent/WO2023181453A1/ja

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
    • G06Q10/04—Forecasting or optimisation specially adapted for administrative or management purposes, e.g. linear programming or "cutting stock problem"
    • 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
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • 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

Definitions

  • the present invention relates to a disaster countermeasure planning system and a disaster countermeasure planning method that support advance countermeasures to suppress power outages when a disaster occurs.
  • Contingency plans by power transmission and distribution companies include temporarily changing the power generation plants that supply power to each area under their jurisdiction (generator replacement) based on damage estimates caused by power outages.
  • generator replacement based on damage estimates caused by power outages.
  • DER distributed energy resources
  • Patent Documents 1 and 2 have been proposed as various conventional techniques related to disaster countermeasure methods that take into account the impact on society of power outages during disasters.
  • Patent Document 1 Japanese Unexamined Patent Application Publication No. 2010-020434 discloses that the location input by the input means is determined by referring to the data stored in the natural disaster data storage means, the power line data storage means, and the power outage accident cause data storage means. Means for calculating the number of power outage accidents for each cause of power outage under the conditions, power line lead-in method and power receiving method; and means for determining the range of influence of one power outage by referring to data stored in the power line data storage means.
  • a power outage evaluation device is disclosed that includes means for calculating an average power outage time from the number of power outages per unit.
  • Patent Document 2 Japanese Unexamined Patent Publication No. 2007-221975 discloses a power distribution system evaluation device that includes an input section, a display section, a processing section, and a storage section.
  • the input section inputs the accident section and power outage time.
  • the power outage section specifying section of the processing section identifies the power outage section from the fault section from the input section and the power distribution system data in the storage section.
  • the power amount calculation unit identifies the consumers within the power outage zone from the power outage zone identified by the power outage zone identifying unit and the power distribution equipment data, and calculates the power consumption of each customer in the consumer data and the power outage time input by the input unit. Calculate the amount of power supply disruption from this.
  • the loss charge calculation unit calculates the loss amount of electricity charges for each consumer based on the electricity charge per unit power of the customer data and the amount of power supply disruption calculated by the power amount calculation unit, and calculates a value that is the sum of the loss amounts. shall be considered a loss charge.
  • the display section displays the loss charge calculated by the loss charge calculation section.
  • Patent Document 1 describes a method for estimating the loss amount of a customer's factory production due to a power outage by assuming a fixed amount of loss per hour due to the stoppage of the customer's production equipment. There is.
  • the amount of loss per hour due to a power outage is not fixed, but varies depending on the type of consumer such as a general household or business operator, and the scale of the business.
  • the amount of loss changes depending on the duration of the power outage. For example, in the case of a business that has storage batteries as a BCP (Business Continuity Plan) measure, losses can be suppressed for a certain period of time, but the amount of loss per hour increases from the point when the power outage becomes prolonged and the storage battery level reaches zero. will rise. Furthermore, if there is no advance notice of a power outage, the customer will not be able to take emergency measures in preparation for a power outage, so the amount of loss per hour may be significantly higher than if there is advance notice.
  • BCP Business Continuity Plan
  • Patent Document 2 is a method for quantitatively estimating the impact of power outages based on the reduction in wheeling revenue of power transmission and distribution companies due to power outages. It does not take into account losses other than wheeling income, such as penalties for power outages and incentives for avoiding power outages under the revenue cap system.
  • the purpose of the present invention is to provide a disaster countermeasure planning system and a disaster countermeasure planning method that can formulate a contingency plan.
  • the disaster countermeasure planning system includes a calculation unit that executes calculation processing and a storage unit that is accessible to the calculation unit, and the calculation unit creates a plan for countermeasures in preparation for a predetermined disaster.
  • the planning department includes predicted values for the duration and amount of power outages in areas where power outages are expected due to the disaster, and the duration and amount of power outages in the event that countermeasures are taken in the area.
  • At least the benefits of the countermeasures are determined based on each predicted value, first information including the time required for electricity consumers affected by a power outage in the area to take advance countermeasures, and second information regarding losses associated with the disaster. It is characterized by evaluating.
  • FIG. 1 may be an example of a screen image of typhoon course information that a power transmission and distribution company confirms when predicting the arrival of a typhoon in this embodiment.
  • the power transmission and distribution business operator shall be responsible for the occurrence of typhoons within the area under its jurisdiction (in this specification, "area” may mean the area under the jurisdiction of the power transmission and distribution business operator, unless otherwise specified). It is possible to check the areas where flying is expected and the power plants that may be affected, and create a contingency plan based on this information. Electric power may be supplied from each power plant to each area via a power supply line in FIG. 1 .
  • FIG. 2 is a diagram showing an example of the configuration of the disaster countermeasure planning system 10 according to the present embodiment.
  • the disaster countermeasure planning system 10 may include a storage unit 26 that can be accessed by a calculation unit 21, which will be described later, and is configured with an appropriate non-volatile storage element such as a hard disk drive.
  • the program stored in the memory 22 and storage unit 26, which are composed of volatile storage elements such as RAM, is read out to the memory 22 and executed, thereby performing overall control of the system itself, as well as performing various judgments, and a CPU (Central Processing Unit). It may be provided with an arithmetic unit 21 that performs arithmetic processing and control processing such as the like.
  • an input section 23 such as a keyboard and a mouse that receives user input
  • an output section 24 such as a display that outputs processing results
  • an output section 24 that connects to the communication network 11 and connects with other devices such as an external user terminal 12.
  • It may include a communication unit 25 such as a network interface that handles communication processing.
  • Each functional unit of the storage unit 26 is implemented by the calculation unit 21 executing a program, and includes a content plan assumption unit 31, a power outage time/power outage amount estimation unit 32, a benefit improvement unit 33, and a cost-benefit evaluation unit 34. It includes a disaster countermeasure planning unit 30 which is a planning unit. The planning section is responsible for formulating a plan for measures to prepare for a predetermined disaster. The disaster countermeasure planning unit 30 may be a functional unit that implements a disaster countermeasure planning function, which will be described later.
  • the term Conte Plan is a simplified version of Contingency Plan. In the following, the term “conte plan” is a simplified contingency plan. Therefore, even if the term “conte plan” is replaced with the term “contingency plan”, the meaning is the same.
  • the cost-benefit evaluation section 34 may include a consumer loss calculation section 35, a total loss calculation section 36, a total cost calculation section 37, and a total benefit evaluation section 38.
  • the storage unit 26 can hold information such as a power source list 100, area demand forecast value 101, operating cost unit price for each power source 102, required advance countermeasure time for each customer 104, and estimated unit price for power outage cost for each case 105 as a database. .
  • This disaster countermeasure planning system 10 may be a local server installed at a specific location, or may be provided as a cloud server in the form of SaaS (Software as a Service).
  • SaaS Software as a Service
  • the communication network 11 is connected to the user terminals 12 of power transmission and distribution companies.
  • the user terminal 12 can receive input of generator information, power supply vehicle information, etc. in the target area from the power transmission and distribution company.
  • This disaster countermeasure planning function calculates the predicted values for the duration and amount of power outages in each area, including areas where power outages are predicted to occur due to the disaster, and the expected contingency plan.
  • the predicted value of the amount of power outage that is, the predicted value of the power outage time and amount of power outage when countermeasures are taken in the area, includes the predicted value of each, the type of customer in each area, and the time during which customers can take precautionary measures.
  • Good information that is, primary information including the time required for power consumers affected by power outages in the area to take advance countermeasures, as well as information on sales losses for power transmission and distribution companies, countermeasure costs, and power outage losses for customers.
  • the method may include an evaluation unit that evaluates at least the benefit of the countermeasure based on information that may be included, that is, second information regarding losses associated with the disaster.
  • the above-mentioned evaluation unit may evaluate the total benefit of a hypothetical contingency plan, and may have a function of identifying a contingency plan that improves the benefit based on the evaluation results. good. Note that "benefit” means profit even including disadvantages.
  • FIG. 3 is a software configuration diagram of the disaster countermeasure planning system 10 related to the disaster countermeasure planning function.
  • the storage unit 26 of the disaster countermeasure planning system 10 stores, as programs, an equipment failure prediction unit 39, a renewable energy power generation amount prediction unit 43, a conte plan assumption unit 31, a power outage time -
  • a disaster countermeasure planning unit 30 including a power outage estimation unit 32, a cost-benefit evaluation unit 34, and a benefit improvement unit 33 may be retained.
  • the solid lines may indicate the flow of processing
  • the broken lines may indicate the flow of data as a guide.
  • not all necessary lines connecting components are shown, and some lines are omitted. The processing flow and data flow between the components can be properly performed even if lines are not shown in the diagram.
  • the conte plan assumption unit 31 is a processing unit that assumes a contingency plan, and may include a power supply allocation assumption unit 40, a power vehicle dispatch area assumption unit 41, and a storage battery operation area assumption unit 42.
  • the power supply allocation assumption unit 40 may be a processing unit that uses the power supply list 100 to assume the allocation of areas to which each power plant supplies power.
  • the power supply vehicle dispatch area assumption unit 41 may be a processing unit that uses the power supply vehicle information 106 to assume the allocation of areas to which each power supply vehicle supplies power.
  • the storage battery operating area assumption unit 42 may be a processing unit that uses the area-based storage battery information 107 to assume the allocation of areas to which each storage battery supplies power.
  • the renewable energy power generation amount prediction unit 43 can perform a process of predicting the renewable energy power generation amount in each area using the area renewable energy power supply introduction amount 108 and the weather forecast value 109.
  • the equipment failure prediction unit 39 can perform a process of predicting failures of power plants, power supply lines, etc. in each area using the power supply list 100 and the weather prediction values 109.
  • the power outage time/power outage amount estimating unit 32 uses the assumed contingency plan, the area demand forecast value 101, and the renewable energy power generation amount prediction which is the value of the renewable energy power generation amount in each area predicted by the renewable energy power generation amount prediction unit 43.
  • This is a processing unit that performs processing to estimate the power outage time and amount of power outage in each area using the equipment failure prediction results that are the results predicted by the equipment failure prediction unit 39, and the processing results are the power outage times shown in FIG. - Can be stored in the power outage estimation result 111.
  • the cost-benefit evaluation unit 34 includes a wheeling revenue reduction calculation unit 44, a power outage penalty calculation unit 45, a customer loss calculation unit 35, a total loss calculation unit 36, a power supply operating cost calculation unit 46, and a power supply replacement/grid reconfiguration cost calculation unit. unit 47, a power supply vehicle operating cost calculation unit 48, a total cost calculation unit 37, and a total benefit evaluation unit 38.
  • the wheeling income reduction amount calculation unit 44 can perform a process of calculating the wheeling income reduction amount based on the estimated result of the amount of power outage in each area.
  • the power outage penalty calculation unit 45 can perform a process of calculating a loss based on the power outage penalty based on the estimation result of the amount of power outage in each area.
  • the customer loss calculation unit 35 may be a processing unit that performs a process of calculating customer damage based on the estimation result of the amount of power outage in each area.
  • the power supply operating cost calculation unit 46 is a processing unit that calculates the operating cost of each power source using the power supply allocation of the assumed contingency plan, the power supply list 100, the area demand forecast value 101, and the operating cost unit price for each power supply 102. It's good. Note that in FIG. 3, lines indicating data transmission from the power supply list 100 and the area demand forecast value 101 are omitted in the power supply operating cost calculation unit 46.
  • the power supply replacement/system reconfiguration cost calculation unit 47 may be a processing unit that calculates the cost of power supply replacement using the power supply allocation of the assumed contingency plan and the power supply replacement cost unit price 110.
  • the power supply vehicle operating cost calculation unit 48 may be a processing unit that calculates the cost for dispatching and operating a power supply vehicle using the power supply vehicle dispatch allocation and the power supply vehicle operating unit price 114 of the assumed contingency plan.
  • the total loss calculation unit 36 is a processing unit that calculates the total loss based on the wheeling income reduction amount calculation result, the power outage penalty calculation result, and the consumer loss calculation result, which are the processing results of the wheeling income reduction amount calculation unit 44 described above. It's good.
  • the total cost calculation unit 37 calculates the power supply operating cost calculation result, which is the result of calculating the power supply operating cost by the power supply operating cost calculation unit 46, and the power supply replacement cost calculated by the power supply replacement/system reconfiguration cost calculation unit 47. It may be a processing unit that calculates the total cost based on the power supply replacement cost calculation result, which is the result, and the power supply vehicle operating cost calculation result, which is the result of calculating the power supply vehicle operating cost by the power supply vehicle operating cost calculation unit 48.
  • the total benefit evaluation unit 38 is a processing unit that evaluates the total benefit based on the total loss calculated by the total loss calculation unit 36 and the total cost calculated by the total cost calculation unit 37.
  • the evaluation results may be stored in the initial contingency plan evaluation results 116. That is, the second information regarding the loss due to the disaster described above may be information including the sales loss of the power transmission and distribution company, the cost required for the countermeasures, and the power outage loss of the power consumer.
  • the sales loss of the power transmission and distribution company may include a reduction in wheeling revenue and/or a power outage penalty amount.
  • the cost required for the above-mentioned measures may include the cost required for power supply operation and/or the cost for operating distributed power supply.
  • the benefit improvement unit 33 is a processing unit that performs processing to search for a new contingency plan that improves the total benefit based on the total benefit evaluation result evaluated by the total benefit evaluation unit 38, and the processing result is a contingency plan. It may be stored in the optimization result 112.
  • FIG. 4 is a software configuration diagram of the customer loss calculation unit 35.
  • a customer disaster countermeasure preparation time calculation section 50 In order to calculate customer losses, a customer disaster countermeasure preparation time calculation section 50, a preliminary measure availability determination section 51, a power outage cost calculation section 52, and a total power outage cost calculation section 53 for all customers may be retained.
  • the customer disaster countermeasure preparation time calculation unit 50 can calculate the customer's disaster countermeasure preparation time using the power outage time/power outage amount estimation results 111.
  • the advance countermeasure availability determining unit 51 determines whether advance countermeasures can be taken for each customer using the customer disaster countermeasure preparation time calculated by the consumer disaster countermeasure preparation time calculation unit 50 and the required advance countermeasure time 104 for each customer. can.
  • the power outage cost calculation unit 52 calculates the customer's loss due to a power outage using the data of whether or not the customer can take advance measures and the expected unit price of power outage cost by case 105, which is the result of the determination by the advance measure determination unit 51.
  • the all-customer total power outage cost calculation unit 53 sums up the loss due to power outage of each customer calculated by the power outage cost calculation unit 52, calculates the total power outage cost for all customers, and the processing result is the customer loss calculation result 113. may be stored in
  • Section 3-1 "Various Processes for Disaster Countermeasure Plan Formulation” shows the overall processing procedure for disaster countermeasure plan formulation.
  • Section 3-2 Various Processes for Calculating Customer Loss” provides detailed processing procedures for calculating customer loss.
  • FIG. 5 is a flowchart showing the overall processing procedure by the disaster countermeasure planning unit of the disaster countermeasure plan drafting system 10.
  • the disaster countermeasure planning unit 30 of the disaster countermeasure plan drafting system 10 performs cost-benefit evaluation when no countermeasures are taken (step S100), provisional content plan assumption (step S101), estimation of power outage time and amount of power outage for each area (step S102), provisional
  • the cost-benefit evaluation of the content plan step S103
  • the calculation of the degree of improvement step S104
  • the check of the default termination conditions step S105
  • selection of the content plan with the highest degree of improvement as the best plan step S106 are executed in order. You may do so.
  • FIG. 6 is a flowchart showing the processing procedure for cost-benefit evaluation when no measures are taken (step S100).
  • the renewable energy power generation amount prediction unit 43 calculates the solar power generation amount for each area using the area renewable energy power introduction amount 108 and the weather forecast value 109. Prediction processing can be performed (step S200).
  • the in-area renewable energy power supply introduction amount 108 may have an area displayed as an "area” and a "PV introduction amount" which is the solar power generation introduction amount for each area set in the format shown in FIG. 11, for example.
  • the predicted weather value 109 stores predicted weather values such as average temperature, average precipitation, average solar radiation, wind speed, and weather at each time for each area in the format shown in FIG. 12, for example.
  • the timing of prediction is arranged in chronological order in the "prediction value" corresponding to the "time stamp".
  • the predicted values of each meteorological element are arranged in accordance with the timing of the above-mentioned prediction.
  • the amount of solar power generated by each area can be predicted by, for example, multiplying the predicted amount of solar radiation in the area by the amount of solar power generation installed with a predetermined coefficient weight. can be calculated.
  • the time period is a time range between a certain time and a certain time, and the predicted value of renewable energy power generation amount is calculated as the total value of the power generation amount in the relevant time period.
  • the equipment failure prediction unit 39 can perform a process of predicting failures of power plants, power supply lines, etc. in each area using the power supply list 100 and the weather prediction values 109 (step S201).
  • the power supply list 100 is, for example, in the format shown in FIG. 13, and includes a "power plant ID” that indicates a code that identifies a power plant, an "area” that is the area in which the power plant is located for each power plant, and information on which disasters, etc. are derived.
  • "Normal supply area” which is the area where the power plant supplies electricity during normal times
  • "Type” which indicates the energy source used for power generation
  • "Maximum output” which is the maximum output of the power plant
  • During disaster "Vulnerability level” (which may be the vulnerability level of the power plant in the event of a disaster), etc. may be stored.
  • Equipment failure prediction is based on the area and disaster vulnerability of each power plant in the power source list 100, and the wind speed for each time zone in each area in the weather forecast value 109, for example, using the following formula (1).
  • the failure probability for each time is calculated, and if the failure probability is equal to or greater than the threshold value, it can be determined that there is a "failure", and if it is less than the threshold, it can be determined that there is "no failure”.
  • various elements such as precipitation and snowfall can be adopted as weather elements listed as items in the weather prediction value 109.
  • the symbol t may be used within the scope of this formula.
  • the power source list 100 shown in FIG. 13 includes items such as power plant ID, which is shown as an example in this figure.
  • the various data tables listed for the description of the present invention, including the power source list 100, are not limited to the exemplified items, and can include various necessary items.
  • the content plan assumption unit 31 assumes the allocation of each asset for each area in the power supply allocation assumption unit 40, the power supply vehicle dispatch area assumption unit 41, and the storage battery operation area assumption unit 42, so that the initial A contingency plan can be assumed (step S202).
  • the power supply allocation assumption unit 40 assumes the allocation of an initial area indicating the area to which each power plant initially supplies power. Specifically, the normal supply destination area in the power supply list 100 may be assigned as the supply destination of each power plant.
  • the power supply vehicle dispatch area assumption unit 41 assumes the allocation of initial areas to which each power supply vehicle will supply power based on the power supply vehicle information 106. FIG.
  • the power supply vehicle information 106 is an example of the power supply vehicle information 106, including a "power supply vehicle ID” indicating a code that identifies the power supply vehicle, an "initial dispatch area” indicating the area to which the power supply vehicle is initially dispatched for each power supply vehicle, and the power source It stores information such as ⁇ maximum output,'' which indicates the maximum output of the vehicle, and ⁇ available capacity,'' which is the capacity of power that the power supply vehicle can supply.
  • the assumption of the initial power supply vehicle dispatch area may be determined by referring to the information on the initial dispatch area of the power supply vehicle information 106, for example.
  • the storage battery operation area assumption unit 42 assumes whether each storage battery is in operation or not, based on the area-specific storage battery information 107.
  • area-specific storage battery information 107 including a "storage battery ID” that indicates a code that identifies a storage battery, an "area” that is the area where the storage battery is placed for each storage battery, and a “storage battery ID” that indicates the maximum output of the storage battery. Information such as “maximum output” and "capacity” which is the capacity of the storage battery is stored.
  • the initial assumption of storage battery operation/non-operation may be made by assuming, for example, that all storage batteries listed in the area-based storage battery information 107 are in operation. Through the above processing, it is possible to assume the power plants, power supply vehicles, and storage batteries allocated to each area as a contingency plan.
  • the power outage time/outage amount estimating unit 32 performs the set power supply plan using the assumed contingency plan, the area demand forecast value 101, the renewable energy power generation amount forecast value, and the equipment failure prediction result. Processing for estimating the presence or absence of power outages and the amount of power outages in each area for each future time period can be performed (step S203).
  • the amount of electricity supplied in the area is calculated and compared with the predicted area demand. It is possible to estimate the presence or absence of power outages and the amount of power outages for each time period.
  • the Maximum output x time in list 100 can be calculated as the amount of power that the power plant can supply to the area during the time period. For example, when a maximum power of 27 (GW) is supplied for one hour, the amount of power supplied during that time period is 27 (GWh).
  • the information on the allocated power supply vehicle in the assumed contingency plan and "maximum output of the power supply vehicle information 106 in FIG. 14 x time" can be calculated as the amount of power that the power supply vehicle can supply during the relevant time period.
  • the propriety of supply may be determined based on how many hours have elapsed since the power supply start time during the time period set at this time for supplying power. For example, if the elapsed time from the power supply start time is T, the total amount of power supplied up to the relevant time period is calculated by "maximum output of the power supply vehicle x T", and this value and the supplyable capacity in the power supply vehicle information 106 are calculated.
  • the information on the storage battery allocated in the assumed contingency plan and "maximum output of area-specific storage battery information 107 in FIG. 15 x time" are calculated as the amount of power that the storage battery can supply during the relevant time period.
  • the propriety of supply may be determined based on how many hours have elapsed since the power supply start time during the time period set at this time for supplying power. For example, if the elapsed time from the power supply start time is T, the total amount of power supplied up to the relevant time period is calculated by "maximum output of the storage battery x T", and this value is compared with the capacity in the area-specific storage battery information 107.
  • total power supply amount up to the relevant time period ⁇ capacity it is determined that power cannot be supplied, and if “total power supply amount up to the relevant time period ⁇ capacity”, it can be determined that power supply is possible. Note that the symbol T is used within the scope of this formula.
  • FIG. 16 is an example of the area demand forecast value 101, which shows the demand forecast value for each customer type (general household, business (high voltage), business (low voltage)), total demand, and total demand for each time period in each area. The amount may be stored. Compare the amount of electricity supplied in each time period in the area with the total demand in the area according to the area demand forecast value 101, and if “power supply ⁇ total demand”, there will be no power outage, and “power supply ⁇ total demand”.
  • the total demand amount can be estimated as the amount of power outage in the relevant time period. Further, by referring to the predicted demand value for each customer type (general household, business (high voltage), business (low voltage)) in the area demand forecast value 101, it is possible to estimate the amount of power outage for each customer type.
  • the estimation results of power outage presence/absence/power outage amount in each area estimated in this way may be stored in the power outage time/power outage amount estimation result 111 in the format shown in FIG. 22 .
  • the cost-benefit evaluation unit 34 can evaluate the costs and benefits that occur based on the assumed initial contingency plan and the power outage time/power outage amount estimation results 111 (step S204).
  • FIG. 7 is a flowchart showing details of the processing procedure for the cost-benefit evaluation (step S204) of the initial content plan.
  • the wheeling revenue reduction amount calculation unit 44 first performs processing to calculate the wheeling revenue reduction amount based on the estimated results of the power outage duration and amount of power outage in each area. (Step S300). Specifically, first, the wheeling fee unit price (yen/kWh) may be set for each consumer type (general household, business (high voltage), business (low voltage)). Next, as shown in Equation (2), by multiplying the power outage time/power outage amount estimation result 111 with the amount of power outage for each customer type, the amount of reduction in wheeling revenue for each customer type can be calculated. Note that the symbol t is used within the scope of this formula.
  • incomeLoss_trans a is the reduction amount of wheeling income in area a
  • PLoss a,c,t is the total power outage amount (MWh) in time period t for customer type c in area a
  • unitPrice c is This is the average wheeling fee unit price (yen/kWh) for customer type c.
  • the amount of reduction in wheeling income can be calculated using the following formula. Note that the symbol t is used in this formula.
  • the reduction in wheeling income for all consumers can be calculated.
  • the power outage penalty calculation unit 45 can perform a process of calculating a loss based on the power outage penalty based on the estimation result of the amount of power outage in each area (step S301). Specifically, first, the respective values of the penalty unit price (yen/kWh) and the allowable power outage amount (MWh) are set. These values may be set to any value greater than or equal to 0. Next, as shown in Equation (6), the power outage penalty can be calculated by multiplying the deviation amount of the total power outage amount from the allowable power outage amount for the entire target time period by the penalty unit price.
  • penalty a is the power outage penalty for area a
  • Loss_allowable is the allowable power outage amount (MWh) in the revenue cap
  • unitPenalty is the penalty unit price (yen/MWh).
  • the consumer loss calculation unit 35 can perform a process of calculating the damage to the consumer based on the estimation result of the amount of power outage in each area (step S302). Details of the customer loss calculation process will be described later in Section 3-2 "Various processes for customer loss calculation".
  • the power supply operating cost calculation unit 46 can calculate the operating cost of each power supply using the power supply allocation of the contingency plan assumed by the power supply allocation assumption unit 40, the power supply list 100, and the area demand forecast value 101.
  • Step S303 the operating power stations assigned to the area and determined in step S201 can be extracted.
  • the total demand amount of the area demand forecast value of the area can be taken as the amount of power generated by the power station in each time period.
  • the amount of power generated by each power plant can be calculated by referring to the power supply list 100 and dividing the total demand proportionally according to the ratio of the maximum output of the assigned power plants.
  • the coefficients a g , b g , c g of the cost function of the assigned power plant may be extracted.
  • the cost function is a function that calculates the cost of power generation according to the amount of power generated by the generator and the characteristics of the generator. Then, using the coefficients (a g , b g , c g ) of the generator cost function, the cost required for operation in each time period can be calculated using the following equation.
  • cost_gene g is the operating cost (in yen) of power source g
  • P g is the amount of power generated by generator g.
  • the power supply vehicle operating cost calculation unit 48 uses the allocation of the power supply vehicle dispatch area of the contingency plan assumed by the power supply vehicle dispatch area assumption unit 41 and the power supply vehicle operating unit cost 114 to dispatch and operate the power supply vehicle.
  • This cost can be calculated (step S304). Specifically, first, extract the power supply vehicles assigned to the area. Then, with reference to the power supply vehicle operating unit cost 114 in FIG. 19, the coefficients a Veh , b Veh , and c Veh of the cost function of the assigned power supply vehicle may be extracted, respectively. Then, using the coefficients of the cost function (a Veh , b Veh , c Veh ), the cost required for operation in each time period can be calculated using the following equation.
  • cost_gene g is the operating cost (in yen) of power source g
  • P g is the amount of power generated by generator g.
  • the total loss calculation unit 36 calculates the total loss using the following formula based on the transportation revenue reduction amount calculation result, the power outage penalty calculation result that is the calculation result of the power outage penalty calculation unit 45, and the consumer loss calculation result 113. can.
  • TotalLoss is the total loss
  • incomeLoss_trans a is the reduced amount of wheeling income in area a
  • penalty a is the power outage penalty in area a
  • consumerLoss a is the consumer loss in area a
  • w 1 and w 2 may be arbitrarily set weighting coefficients.
  • the total cost calculation unit 37 can calculate the total cost using the following formula based on the power supply operating cost calculation result and the power supply vehicle operating cost calculation result.
  • TotalCost is the total cost
  • cost_gene g is the operating cost (yen) of power source a
  • cost_reconst g is the power replacement cost (yen) of power source a.
  • cost_reconst g is an operational cost that occurs when a power plant is allocated to an area different from normal times, but it may be set to 0 in the case of the initial plan.
  • the total benefit evaluation unit 38 can calculate a comprehensive evaluation value, that is, a comprehensive evaluation value of the initial content plan, using the following formula based on the above-described calculated total loss and total cost (step S305).
  • the above-mentioned result may be stored in the initial content plan evaluation result 116 (step S305), and the process may be terminated.
  • FIG. 20 is an example of the initial content plan evaluation result 116.
  • source power plant ID representing the source power plant that is a contingency plan
  • assigned power supply vehicle ID represents the assigned power supply vehicle.
  • assigned storage battery ID representing information on the assigned storage battery, and calculation results of each value in cost-benefit evaluation may be stored.
  • the cost-benefit evaluation unit 34 may end the cost-benefit evaluation process when no measures are taken.
  • the disaster countermeasure planning system 10 When the disaster countermeasure planning system 10 completes the process of cost-benefit evaluation when no measures are taken (step S100), it may perform the process of assuming a provisional content plan (step S101).
  • FIG. 8 is a flowchart showing the processing procedure regarding the provisional content plan assumption in S101.
  • the contingency plan assumption unit 31 makes a provisional contingency plan by assuming the allocation of each asset for each area in a power supply allocation assumption unit 40, a power supply vehicle dispatch area assumption unit 41, and a storage battery operation area assumption unit 42. It can be assumed that
  • the power supply allocation assumption unit 40 may first assume the allocation of areas to which each power plant supplies power (step S400). Specifically, a single or multiple supply destination areas different from the normal supply area in the power supply list 100 can be randomly assigned as the supply destination of each power plant.
  • "randomly allocated" means that a user such as a power transmission company allocates as appropriate.
  • the power supply vehicle dispatch area assumption unit 41 assumes the allocation of areas to which each power supply vehicle will supply power based on the power supply vehicle information 106 (step S401). Assuming the power supply vehicle dispatch area, for example, a single or multiple supply destination areas different from the initial dispatch area of the power supply vehicle information 106 can be randomly assigned as the supply destination of each power supply vehicle.
  • step S402 the storage battery operation area assumption unit 42 assumes whether each storage battery is in operation or not, based on the area-specific storage battery information 107 (step S402). Assuming whether the storage battery is in operation or not, for example, operation or non-operation can be randomly set for each storage battery in the area-specific storage battery information 107.
  • the power plant, power supply vehicle, and storage battery allocated to each area may be assumed as a temporary contingency plan, and the process of assuming a temporary contingency plan may be completed.
  • the power outage time/power outage amount estimating unit 32 performs the set power supply plan using the assumed contingency plan, the area demand forecast value 101, the renewable energy power generation forecast value, and the equipment failure prediction result. Processing for estimating the presence or absence of power outages and the amount of power outages in each area for each future time period can be performed (step S102).
  • the amount of electricity supplied in the area is calculated and compared with the predicted area demand. It is possible to estimate the presence or absence of power outages and the amount of power outages for each time period.
  • the assigned power plant determines whether the assigned power plant can be operated based on the information on the power plant assigned to the area in the assumed contingency plan and the equipment failure prediction results, and if it is possible to operate, the "Maximum output x time in list 100" can be calculated as the amount of power that the power plant can supply to the area during the time period.
  • the information on the allocated power supply vehicle in the assumed contingency plan and "maximum output of the power supply vehicle information 106 in FIG. 14 x time" can be calculated as the amount of power that the power supply vehicle can supply during the relevant time period.
  • the propriety of supply may be determined based on how many hours have elapsed since the power supply start time during the time period set at this time for supplying power. For example, if the elapsed time from the power supply start time is T, the total amount of power supplied up to the relevant time period is calculated by "maximum output of the power supply vehicle x T", and this value and the supplyable capacity in the power supply vehicle information 106 are calculated.
  • the information on the allocated storage battery in the assumed contingency plan and "maximum output of area-specific storage battery information 107 in FIG. 15 x time" can be calculated as the amount of power that the storage battery can supply during the relevant time period.
  • the propriety of supply may be determined based on how many hours have elapsed since the power supply start time during the time period set at this time for supplying power. For example, if the elapsed time from the power supply start time is T, the total amount of power supplied up to the relevant time period is calculated by "maximum output of the storage battery x T", and this value is compared with the capacity in the area-specific storage battery information 107.
  • FIG. 16 is an example of the area demand forecast value 101, which shows the demand forecast value for each customer type (general household, business (high voltage), business (low voltage)), total demand, and total demand for each time period in each area. amount is stored.
  • the total demand amount can be estimated as the amount of power outage in the relevant time period. Further, by referring to the predicted demand value for each customer type (general household, business (high voltage), business (low voltage)) in the area demand forecast value 101, it is possible to estimate the amount of power outage for each customer type.
  • the estimation results of the power outage presence/absence and amount of power outage in each area estimated in this way can be stored in the power outage time/power outage amount estimation result 111 in the format shown in FIG. 22.
  • the cost-benefit evaluation unit 34 can evaluate the costs and benefits that will occur based on the assumed provisional contingency plan and the power outage estimation result (step S103).
  • FIG. 9 is a flowchart showing details of the cost-benefit evaluation processing procedure (step S103) of the provisional contingency plan.
  • the wheeling revenue reduction amount calculation unit 44 performs processing to calculate the wheeling revenue reduction amount based on the estimation result of the amount of power outage in each area (step S500). . Specifically, first, the wheeling fee unit price (yen/kWh) is set for each consumer type (general household, business (high voltage), business (low voltage)). Next, as shown in Equation (2), by multiplying the power outage time/power outage amount estimation result 111 with the amount of power outage for each customer type, it is possible to calculate the amount of reduction in wheeling revenue for each customer type.
  • the power outage penalty calculation unit 45 can perform a process of calculating a loss based on the power outage penalty based on the estimation result of the amount of power outage in each area (step S501). Specifically, first, the penalty unit price (yen/kWh) and the allowable power outage amount (MWh) can be set to arbitrary values. This arbitrary value may be any value appropriately selected by the electric power company itself. Next, as shown in Equation (6), the power outage penalty can be calculated by multiplying the deviation amount of the total power outage amount from the allowable power outage amount for the entire target time period by the penalty unit price.
  • the consumer loss calculation unit 35 can perform a process of calculating the consumer loss based on the estimation result of the amount of power outage in each area (step S502). Details of the customer loss calculation process will be described later in Section 3-2 "Various processes for customer loss calculation".
  • the power supply operation cost calculation unit 46 can calculate the operation cost of each power supply using the power supply allocation of the assumed contingency plan, the power supply list 100, and the area demand forecast value 101 (step S503). Specifically, first, the operating power plants assigned to the area and determined in step S201 can be extracted. When one power generator is assigned to one area, the total demand amount of the area demand forecast value of the area can be taken as the amount of power generated by the power station in each time period. When multiple generators are assigned to one area, the amount of power generated by each power plant is calculated by referring to the power supply list 100 and dividing the total demand proportionally according to the ratio of the maximum output of the assigned power plants. Can be done.
  • the cost function coefficient a g the cost function coefficient b g , and the cost function coefficient c g of the assigned power plant are extracted. Then, using the coefficients (a g , b g , c g ) of the generator cost function, the cost required for operation in each time period can be calculated using equation (7).
  • the power supply vehicle operating cost calculation unit 48 calculates the cost for dispatching and operating the power supply vehicle using the allocation for power supply vehicle dispatch of the contingency plan assumed in step S401 and the power supply vehicle operating unit price 114 ( Step S504). Specifically, first, the power supply vehicles assigned to the area can be extracted. Next, with reference to the power supply vehicle operating unit price 114 in FIG. 19, the cost function coefficient a Veh , cost function coefficient b Veh , and cost function coefficient c Veh of the assigned power supply vehicle can be extracted. Next, using the coefficients (a Veh , b Veh , c Veh ) of the cost function, the cost required for operation in each time period can be calculated using equation (8).
  • the power source replacement/system reconfiguration cost calculation unit 47 can calculate the cost for power source replacement/system reconfiguration (step S505). Specifically, first, the power plants assigned to the area can be extracted. Next, referring to the power supply replacement cost unit price 110 in FIG. 18, the operating cost for changing the supply area can be extracted. If the power allocation in the assumed contingency plan is different from the normal supply area, it can be determined that additional operation costs will be incurred for changing the supply area for the generator.
  • the total loss calculation unit 36 can calculate the total loss using formula (9) based on the wheeling revenue reduction amount calculation result, the power outage penalty calculation result, and the consumer loss calculation result.
  • the total cost calculation unit 37 calculates the total cost based on the power supply operating cost calculation result, the power supply vehicle operating cost calculation result, and the power supply replacement cost calculation result obtained from the processing in the power supply replacement/system reconfiguration cost calculation unit 47. It can be calculated using formula (10).
  • the total benefit evaluation unit 38 calculates the overall evaluation value, that is, the overall evaluation value of the provisional content plan, based on the total loss calculated by the total loss calculation unit 36 and the total cost calculated by the total cost calculation unit 37, using formula (11). (Step S506).
  • the disaster countermeasure planning system 10 can perform the process of calculating the degree of improvement (step S104).
  • the degree of improvement is calculated by calculating the difference between the comprehensive evaluation value (total benefit) of the provisional content plan calculated in S103 and the comprehensive evaluation value (total benefit) of the initial content plan calculated in S101. It is possible to calculate the degree of improvement in the overall evaluation value.
  • a contingency plan with a high overall evaluation value can be searched for (step S105).
  • This search may be performed via the benefit improvement unit 33.
  • This search is a process that uses a metaheuristic method such as a greedy method or a genetic algorithm to increase the degree of improvement by using the degree of improvement as an evaluation function and generating a new provisional content plan so that the evaluation function is improved. may be performed.
  • the disaster countermeasure planning unit 30 can evaluate a plurality of countermeasures based on the set conditions, generate a countermeasure with a high benefit evaluation value from among them, and output the countermeasure. You can also do it.
  • This output can be performed by the output unit 24, or can be displayed on the user terminal 12 of the power distribution company via the communication network 11 via the communication unit 25.
  • This disaster countermeasure planning system evaluates multiple countermeasures.
  • Such a configuration performs optimization processing, and can obtain an optimal plan under given conditions.
  • the planning department generates and/or outputs countermeasures that keep the ratio of the cost required for the countermeasures of the power transmission and distribution company to the power outage loss of the power consumer within a specified range. good.
  • contingency plans in which ⁇ , which is the difference between the customer loss of the initial contingency plan and the customer loss of the interim contingency plan, is greater than or equal to an arbitrarily determined threshold may be adopted; A penalty for deviation may be given to the evaluation value of the contingency plan that falls below a threshold value.
  • the arbitrarily determined threshold value described above may be a threshold value arbitrarily determined by the power transmission and distribution company as appropriate.
  • Figure 29 is a comparison image of consumer losses and countermeasure costs for power transmission and distribution companies.
  • the power transmission and distribution company's countermeasure cost ⁇ is expressed as “transmission and distribution countermeasure cost”
  • the consumer loss ⁇ is expressed as “consumer loss impact degree (total).”
  • the “transmission and distribution countermeasure costs” and “customer loss impact (total)” presented as countermeasures are based on the provisional contingency plan.
  • the “consumer loss impact level (total)” presented when no countermeasures are taken is from the initial contingency plan.
  • the difference between the customer loss of the initial contingency plan and the customer loss of the interim contingency plan is shown as ⁇ .
  • step S105 If the predetermined end condition is reached in step S105, the contingency plan with the highest degree of improvement can be adopted as the best plan during the search process (step S106). Then, the result can be stored in the Conte Plan optimization result 112, and the process can be ended.
  • Figure 21 is an example of the content plan optimization result 112, which includes information on the source power plant, assigned power supply vehicle, and assigned storage battery, which is a contingency plan for each area, and the calculation results of each value in cost-benefit evaluation. It may be stored.
  • the screen shown in FIG. 27 can be displayed on the power transmission and distribution business operator's terminal.
  • the predicted value of the amount of power outage in each area at the specified date and time, the estimated operation/stop status of each power plant, and the supply destination in the contingency plan may be visually shown.
  • the total benefit in the contingency plan, the benefit improvement amount compared to the initial contingency plan, and customer loss may be displayed together with the details thereof.
  • FIG. 10 is a flowchart showing the processing procedure for customer loss calculation by the disaster countermeasure planning system 10.
  • the customer loss calculation unit 35 of the disaster countermeasure planning system 10 performs a process of reading the customer power outage estimation result (step S600), a process of calculating the customer disaster countermeasure preparation time (step S601), a process of determining whether advance countermeasures are possible (step S602), The power outage cost calculation process (step S603), the conditional branching process regarding "Have all customers been processed?" (step S604), and the total power outage cost calculation process for all customers (step S605) can be executed in order. can.
  • the customer disaster countermeasure preparation time calculation unit 50 shown in FIG. 4 first reads the data of the power outage time/power outage amount estimation result 111 (step S600).
  • the customer disaster countermeasure preparation time calculation unit 50 can calculate the disaster countermeasure preparation time for each customer type (step S601). Specifically, the time when a power outage first occurs, that is, the time at which the power outage starts to occur, can be extracted by referring to the information on whether a power outage has occurred in the power outage duration/power outage amount estimation result 111. Then, by taking the difference between the power outage start time and the current time, it is possible to calculate the preparation time for disaster countermeasures.
  • the advance countermeasure availability determination unit 51 uses the disaster countermeasure preparation time of each customer calculated by the consumer disaster countermeasure preparation time calculation unit 50 and the required advance countermeasure time for each customer 104 to determine the advance countermeasures of each customer. It is determined whether or not it is possible (step S602).
  • FIG. 23 is an example of the required advance countermeasure time 104 for each consumer, and the required advance countermeasure time for each consumer is set for each consumer type. Specifically, if "disaster countermeasure preparation time of a consumer ⁇ the required advance countermeasure time of the customer", then the consumer of the concerned customer type can take advance countermeasures; If the amount of time required for the customer to take advance measures, it can be determined that advance measures are not possible for the customer of the customer type.
  • the power outage cost calculation unit 52 calculates the amount of power outage for each time period of the customer obtained from the above-mentioned power outage time/power outage amount estimation result 111, the result of determining whether the advance countermeasure is possible or not, determined by the above-mentioned advance countermeasure determination unit 51, and Using the case-specific power outage cost assumed unit price 105, the cost of the power outage for the consumer, that is, the power outage cost can be calculated (step S603).
  • FIG. 24 is an example of the case-by-case power outage cost assumed unit price 105, and a loss amount unit price may be set according to the power outage time length for each customer type and whether or not advance measures can be taken.
  • loss unit prices may be set depending on the type of day, such as weekdays, weekends, holidays, etc.
  • FIG. 26 is an image of how the estimated unit price of power outage cost for each case changes depending on the length of time.
  • power outage losses to power consumers are calculated based on the amount of power outages mentioned above and the amount of power consumers affected by power outages in areas where power outages are expected to occur in advance. It may be calculated based on information including the time required for the countermeasure, that is, the above-mentioned first information.
  • the time required for the above-mentioned advance measures may depend on the type of power consumer, and may be different for each type of power consumer.
  • the above-mentioned first information may include the type of electric power consumer.
  • the above-mentioned first information may include information on the amount of loss per unit time that depends on the type of electricity consumer, and may include information on the amount of loss per unit time that varies depending on the type of electricity consumer. It may also include. With this configuration, it is possible to formulate a more accurate disaster countermeasure plan that takes into account the amount of loss related to advance countermeasures based on the type of customer.
  • the elapsed time from the start time of power outage occurrence extracted as described above to each time period is defined as the power outage duration in that time period.
  • the product of the estimated unit price of power outage cost according to the time (day type), length of power outage, and availability of advance measures for each time period, and the amount of power outage for the customer type in that time period.
  • the economic scale may be an economical scale such as a small shop or a general household compared to a factory. Here, these scales may be expressed numerically. Through this process, for example, it is possible to evaluate losses based on differences in economic scale depending on the type of consumer.
  • Figure 28 illustrates an example of loss evaluation based on this difference in economic scale.
  • the graph on the left is an image showing the amount of power outage loss and the normal economic scale for customers A, B, and C, and the vertical axis is the loss amount and the normal economic scale. It can be anything that represents.
  • the graph on the left of FIG. 28 normalizes the loss amount of each consumer A, B, and C by dividing the loss amount of each consumer by the respective normal economic scale as the loss impact degree.
  • FIG. 28 for example, it can be seen that consumer A has a relatively small loss impact degree, and consumer C has a relatively large loss impact degree. In this way, it has the effect of being able to estimate the impact of loss depending on the customer.
  • Equation (12) An example of how to calculate the consumer cost is shown in Equation (12).
  • consumerLoss a is the cost of the consumer in area a
  • Ploss a,c,t1 is the total power outage (MWh) in time period t1 for consumer type c in area a
  • unitLoss(c ,s,t2,pr) is the power outage cost unit price (yen/kWh) that depends on customer type c, period s, power outage duration t2, and availability of advance measures pr
  • EC c is the power outage cost unit price (yen/kWh) for customer type c during normal times.
  • the economic scale may be sufficient. Note that the symbols t1 and t2 may be used within the scope of this formula.
  • the planning unit may calculate the power outage loss of the power consumer based on the economic scale of the power consumer during normal times.
  • step S604 the all-customer total power outage cost calculation unit 53 calculates the power outage cost for each customer.
  • the total power outage cost for all customers is calculated by summing up the losses caused by the loss, and the processing result is stored in the customer loss calculation result 113, and the process can be ended (step S605).
  • An example of the customer loss calculation result 113 is shown in FIG.
  • the power transmission and distribution business operator may directly control power plants, power supply vehicles, and storage batteries, or may share control information with other businesses, such as power generation businesses or external parties.
  • the contingency plan may be operated indirectly by transmitting it to the operator of the power supply vehicle or storage battery.
  • the disaster countermeasure planning system of the present embodiment can calculate predicted values of power outage duration and amount in each area when a disaster occurs, Based on the predicted value of the duration and amount of power outages when a contingency plan for power sources is implemented, the type of customers in each area, and the amount of time customers can take precautions, we can calculate the reduction in consignment revenue and the amount of power outage penalties. Accurately evaluate the sales losses of power transmission and distribution companies, countermeasure costs such as generator replacement and distributed power supply operation costs, and economic losses due to power outages for customers, and develop contingency plans based on such economic losses. It is possible to evaluate the total benefit and formulate a contingency plan to improve the total benefit, thereby improving the cost effectiveness of power transmission and distribution companies.
  • the present invention is not limited to the embodiments described above, and includes various modifications and equivalent configurations within the scope of the appended claims.
  • the embodiments described above have been described in detail to explain the present invention in an easy-to-understand manner, and the present invention is not necessarily limited to having all the configurations described.
  • a part of the configuration of one embodiment may be replaced with the configuration of another embodiment.
  • the configuration of one embodiment may be added to the configuration of another embodiment.
  • other configurations may be added, deleted, or replaced with a part of the configuration of each embodiment.
  • each of the above-mentioned configurations, functions, processing units, processing means, etc. may be realized in part or in whole by hardware, for example by designing an integrated circuit, and a processor realizes each function. It may also be realized by software by interpreting and executing a program.
  • Information such as programs, tables, files, etc. that realize each function can be stored in a storage device such as a memory, hard disk, or SSD (Solid State Drive), or in a recording medium such as an IC card, SD card, or DVD.
  • a storage device such as a memory, hard disk, or SSD (Solid State Drive)
  • a recording medium such as an IC card, SD card, or DVD.
  • control lines and information lines shown are those considered necessary for explanation, and do not necessarily show all control lines and information lines necessary for implementation. In reality, almost all configurations can be considered interconnected.
  • Wheeling revenue reduction calculation unit 45... Outage penalty calculation unit, 46... Power supply operating cost calculation unit, 47... Power supply replacement/system reconfiguration cost calculation unit, 48... Power supply vehicle operating cost calculation unit, 50...Customer disaster countermeasure preparation time calculation unit, 51...Advance countermeasure availability determination unit, 52...Outage cost calculation unit, 53...All customers total power outage cost calculation unit

Landscapes

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

Abstract

災害対策計画立案システムであって、演算処理を実行する演算部と、前記演算部がアクセス可能な記憶部とを備え、前記演算部が所定の災害に備える対策の計画を立案する計画立案部を有し、前記計画立案部は、前記災害により停電が予測されるエリアにおける停電時間及び停電量について、それぞれの予測値と、前記エリアにおいて対策を講じた場合における停電時間及び停電量について、それぞれの予測値と、前記エリアの停電により影響を受ける電力需要家が事前対策に要する時間を含む第一の情報と、前記災害に伴う損失に関する第二の情報と、に基づき前記対策の少なくとも便益を評価する。

Description

災害対策計画立案システム及び災害対策計画立案方法 参照による取り込み
　本出願は、令和４年（２０２２年）３月２５日に出願された日本出願である特願２０２２－４９２８８の優先権を主張し、その内容を参照することにより、本出願に取り込む。
　本発明は、災害発生時の停電を抑制するための事前対策を支援する災害対策計画立案システム及び災害対策計画立案方法に関する。
　近年、気候変動などに伴い、洪水や暴風雨など自然災害の発生が世界的に増加している。日本は、諸外国と比較して台風、大雨、地震など自然災害の発生頻度が高い国土有していて、災害対策は重要な課題となっている。特に近年、台風による停電被害が拡大しており、電力分野では自然災害リスクの甚大化に対する停電頻度・規模・時間の低減が求められている。台風による被害を抑制する手段としては、気象予報や台風の進路予測を踏まえ、被害を最小限に抑えるための計画（コンティンジェンシープラン）を事前に策定しておくことが考えられる。送配電事業者によるコンティンジェンシープランとしては、停電により発生する被害想定をもとに、送配電事業者が管轄する各エリアに電力供給を行う発電プラントを一時的に変更（発電機持替）する、また、電源車、蓄電池、電気自動車などの分散エネルギーリソース（ＤＥＲ：Distributed Energy Resource）にて電力供給を代替することで停電抑制が可能である。
　このためには、停電による電力の供給停止が社会に与える影響を定量的に把握する手法の確立が重要である。こうした災害時の停電の社会への影響を考慮した災害対策方法に関する各種の従来技術として、特許文献１及び２などに開示された技術が提案されている。
　特許文献１（特開２０１０－０２０４３４号公報）には、自然災害データ記憶手段、電力線データ記憶手段及び停電事故原因データ記憶手段に記憶されているデータを参照して、入力手段によって入力された立地条件、電力線の引込方式及び受電方式における停電発生原因毎の停電事故件数を算出する手段と、電力線データ記憶手段に記憶されているデータを参照して、１回の停電の影響範囲を求める手段と、算出した停電発生原因毎の停電事故件数と、求めた影響範囲とから入力された立地条件、電力線の引込方式及び受電方式における停電発生原因毎の需要家当たりの停電数を算出する手段と、停電発生原因毎の需要家当たりの停電数と、停電時間データ記憶手段に記憶されているデータに基づいて、停電時間毎の需要家当たりの停電数を算出する手段と、停電時間毎の需要家当たりの停電数から平均停電時間を算出する手段とを備えた停電評価装置が開示されている。
　特許文献２（特開２００７－２２１９７５号公報）には、入力部、表示部、処理部、記憶部を備える配電系統評価装置が開示されている。入力部は、事故区間や停電時間を入力する。処理部の停電区間特定部は、入力部からの事故区間と記憶部の配電系統データとから停電区間を特定する。電力量算出部は、停電区間特定部が特定した停電区間と配電設備データとから停電区間内の需要家を特定し、需要家データの各需要家の電力使用量と入力部が入力した停電時間とから供給支障電力量を算出する。損失料金算出部は、需要家データの単位電力あたりの電気料金と電力量算出部が算出した供給支障電力量とから需要家ごとに電気料金の損失額を算出し、その損失額を合計した値を損失料金とする。表示部は、損失料金算出部が計算した損失料金を表示する。
　前述したように、特許文献１には、需要家の生産機器の停止による時間当りの固定の損失額などを仮定することで停電による需要家の工場生産などの損失額を見積もる方法が記載されている。
　しかしながら、実際には停電による時間当りの損失額は固定ではなく、一般家庭、事業者などの需要家の種別やその事業規模によって異なり、同一の需要家であっても停電が発生する時期や、停電の継続時間によってその損失額の値が変化する。例えば、ＢＣＰ（Business continuity plan）対策として蓄電池を備えている事業者の場合、ある程度の期間は損失を抑制できるが、停電が長期化し蓄電池残量がゼロになった時点からの時間当たりの損失額は上昇する。また停電の予告がない場合、需要家側では停電に備えた応急対策も実施できないため、事前予告がある場合に比べ、時間あたりの損失額が飛躍的に高くなる可能性がある。
　また特許文献２は、停電による送配電事業者の託送収入減少額に基づいて、停電の影響を定量的に見積もる方法であるが、送配電事業者の対策コストや、日本において導入予定の託送料金制度（レベニューキャップ制度）における停電へのペナルティ、停電回避のインセンティブといった託送収入以外の損失については考慮されていない。
　よって特許文献１、特許文献２にある先行技術では、送配電事業者のコンティンジェンシープランに係る対策コスト(発電機持替、電源車、ＤＥＲの利用コスト) や経時で変化する需要家の事前対策可能時間まで含めた停電損失については考慮されていない。そのため、需要家や送配電事業者の損失を正確に見積もることができず、結果として、十分な対策を行えず損失が増大してしまう、又は、逆に過度な対策を施し対策コストが増大してしまう可能性があるという問題がある。
　本発明では、送配電事業者が管轄するエリアについて、各エリアの需要家の種別と、需要家の事前対策可能時間をもとに、送配電事業者の売上損失（託送収入減少、停電ペナルティなど）、対策コスト（電源持替、分散電源稼働費など）、需要家の停電損失に基づくコンティンジェンシープランのトータルの便益を評価し、評価値に基づき最適化を行う事でトータルの便益を改善するコンティンジェンシープランを立案することができる災害対策計画立案システム及び災害対策計画立案方法を提供することを目的とする。
　本発明の課題を解決するための手段について代表的な一例は、次のとおりである。すなわち、災害対策計画立案システムであって、演算処理を実行する演算部と、前記演算部がアクセス可能な記憶部とを備え、前記演算部が所定の災害に備える対策の計画を立案する計画立案部を有し、前記計画立案部は、前記災害により停電が予測されるエリアにおける停電時間及び停電量について、それぞれの予測値と、前記エリアにおいて対策を講じた場合における停電時間及び停電量について、それぞれの予測値と、前記エリアの停電により影響を受ける電力需要家が事前対策に要する時間を含む第一の情報と、前記災害に伴う損失に関する第二の情報と、に基づき前記対策の少なくとも便益を評価する、ことを特徴とする。
　本発明の一態様によれば、送配電事業者の費用対効果を向上できる。前述した以外の課題、構成及び効果は、以下の実施例の説明によって明らかにされる。
送配電事業者への台風進路情報の提示の画面イメージ 災害対策計画立案システムの構成図 災害対策計画立案部のソフトウェア構成 需要家損失算出部のソフトウェア構成 災害対策計画立案部による全体の処理手順を示すフローチャート 未対策時費用便益評価の処理手順を示すフローチャート 初期コンテプランの費用便益評価の処理手順を示すフローチャート 暫定コンテプラン仮定の処理手順を示すフローチャート 暫定コンテプランの費用便益評価の処理手順を示すフローチャート 需要家損失推定の処理手順を示すフローチャート エリア内再エネ電源導入量のデータテーブル例 気象予測値のデータテーブル例 電源リストのデータテーブル例 電源車情報のデータテーブル例 エリア別蓄電池情報のデータテーブル例 エリア需要予測値のデータテーブル例 電源別稼働費単価のデータテーブル例 電源持替費単価のデータテーブル例 電源車稼働単価のデータテーブル例 初期コンテプラン評価結果のデータテーブル例 コンテプラン最適化結果のデータテーブル例 停電時間・停電量推定結果のデータテーブル例 需要家別必要事前対策時間のデータテーブル例 ケース別停電コスト想定単価のデータテーブル例 需要家損失算出結果のデータテーブル例 ケース別停電コスト想定単価のイメージ 送配電事業者向け画面イメージ 損失影響度の算出イメージ 需要家損失及び送配電事業者の対策費の比較イメージ
　以下に本発明の具体的な実施形態について図面を参照して説明する。
　本実施例に開示するシステムでは、台風の襲来が気象予報によって予測された際に、気象予報データに基づき予測される系統故障や発電機脱落による停電被害予想額の大きさと、発電機持替、電源車による臨時供給、蓄電池などのＤＥＲを用いた臨時供給など複数手段による対策コストの観点から経済的に合理的なコンティンジェンシープランを立案する。
　図１は、本実施例における台風到来予測時に、送配電事業者が確認する台風進路情報の画面イメージの例であってよい。送配電事業者は、自社が管轄するエリアである担当エリア（本明細書において「エリア」は、特に断らない場合は、送配電事業者が管轄するエリアを意味してよい。）の中で台風飛来が予測されるエリア、及び影響を受ける可能性のある発電所を確認し、これらの情報をもとにコンティンジェンシープランを立案することができる。各発電所から各エリアへは図１において電力供給線を介して電力が供給されてよい。
　（１）災害対策計画立案システムの構成
　図２は、本実施例に係る災害対策計画立案システム１０の構成例を示す図である。災害対策計画立案システム１０は、ハードディスクドライブなど適宜な不揮発性記憶素子で構成される後述する演算部２１がアクセス可能な記憶部２６を備えてよく。更に、ＲＡＭなど揮発性記憶素子で構成されるメモリ２２、記憶部２６に保持されるプログラムをメモリ２２に読み出すなどして実行しシステム自体の統括制御を行なうと共に各種判定、ＣＰＵ（Central Processing Unit）等の演算処理及び制御処理を行なう演算部２１を備えてよく。更に、ユーザの入力を受け付ける、例えばキーボードやマウス等の入力部２３、処理結果を出力するディスプレイ等の出力部２４、及び通信ネットワーク１１と接続し、外部の利用端末１２などといった他の装置との通信処理を担うネットワークインターフェイス等の通信部２５を備えていてよい。
　記憶部２６の各機能部は、演算部２１がプログラムを実行することで実装され、コンテプラン仮定部３１、停電時間・停電量推定部３２、便益改善部３３、費用便益評価部３４、からなる計画立案部であるところの災害対策計画立案部３０を含む。計画立案部は、所定の災害に備える対策の計画を立案するものである。災害対策計画立案部３０は、後述する災害対策計画立案機能を実現する機能部であってよい。なお、コンテプラン仮定部との名称については、コンテプランとあるものはコンティンジェンシープランを簡略化したものである。以下においても、コンテプランとあるものはコンティンジェンシープランを簡略化したものである。したがって、コンテプランとあるものをコンティンジェンシープランと置き換えても意味する内容は同じである。
　費用便益評価部３４は、需要家損失算出部３５、トータル損失算出部３６、トータルコスト算出部３７、トータル便益評価部３８を備えていてよい。
　また記憶部２６は、電源リスト１００、エリア需要予測値１０１、電源別稼働費単価１０２、需要家別必要事前対策時間１０４、ケース別停電コスト想定単価１０５などの情報をデータベースとして保持することができる。
　この災害対策計画立案システム１０は、特定の場所に設置されたローカルサーバでもよいし、クラウドサーバとしてＳａａＳ（Software as a Service）形態などで提供されてもよい。
　通信ネットワーク１１には、送配電事業者の利用端末１２などが接続している。利用端末１２は、送配電事業者から対象エリアの発電機情報、電源車情報などの入力を受け付けることができる。
　（２）災害対策計画立案機能
　次に、災害対策計画立案システム１０の災害対策計画立案機能について説明する。この災害対策計画立案機能は、災害発生時に災害により停電が予測されるエリアを含む各エリアの停電時間・量について、それぞれの予測値と、仮定したコンティンジェンシープランを講じた場合の停電時間・量の予測値、すなわち前記エリアにおいて対策を講じた場合における停電時間及び停電量について、それぞれについての予測値と、各エリアの需要家の種別と、需要家の事前対策可能時間とを含んでいてよい情報、すなわち、前記エリアの停電により影響を受ける電力需要家が事前対策に要する時間を含む第一の情報と、送配電事業者の売上損失、対策コスト、需要家の停電損失に関する情報などを含んでもよい情報、すなわち、前記災害に伴う損失に関する第二の情報と、に基づき前記対策の少なくとも便益を評価する評価部を備えてよい。
　このように構成することにより、災害に伴う損失に関する情報に加え、需要家に関する情報も踏まえて災害対策計画を立案できる。
　更に、前述の評価部では、仮定したコンティンジェンシープランのトータルの便益を評価するものであってよく、その評価結果に基づき便益が改善するコンティンジェンシープランを特定していく機能を有してよい。なお、便益とは、不利益まで含めた上での利益を意味している。
　このように構成することにより、災害に伴う損失に関する情報に加え、需要家に関する情報も考慮して、より良い災害対策計画を立案できる。
　図３は、災害対策計画立案機能に係る災害対策計画立案システム１０のソフトウェア構成図である。このような災害対策計画立案機能を実現するため、災害対策計画立案システム１０の記憶部２６は、プログラムとして、設備故障予測部３９、再エネ発電量予測部４３、コンテプラン仮定部３１、停電時間・停電量推定部３２、費用便益評価部３４及び便益改善部３３を備える災害対策計画立案部３０を保持してよい。図３において、構成要素の間をつなぐ線について、実線は処理の流れを示し、破線はデータの流れを目安として示していてよい。図３を含めて図面において、構成要素の間をつなぐ線は、必要なすべての線が表されているものではなく、省略されているものもある。構成要素の間の処理の流れ及びデータの流れは図に線が表示されていなくとも適切に行われるものである。
　以下にこれら各機能の詳細を説明する。
　コンテプラン仮定部３１は、コンティンジェンシープランを仮定する処理部であり、電源割当仮定部４０、電源車派遣エリア仮定部４１、蓄電池稼働エリア仮定部４２を有してよい。
　電源割当仮定部４０は、電源リスト１００を用いて、各発電所が電力供給を行うエリアの割当を仮定する処理部であってよい。
　電源車派遣エリア仮定部４１は、電源車情報１０６を用いて、各電源車が電力供給を行うエリアの割当を仮定する処理部であってよい。
　蓄電池稼働エリア仮定部４２は、エリア別蓄電池情報１０７を用いて、各蓄電池が電力供給を行うエリアの割当を仮定する処理部であってよい。
　再エネ発電量予測部４３は、エリア内再エネ電源導入量１０８と気象予測値１０９を用いて、各エリアの再エネ発電量を予測する処理を行うことができる。
　設備故障予測部３９は、電源リスト１００及び気象予測値１０９を用いて、各エリアの発電所や電力供給線などの故障を予測する処理を行うことができる。
　停電時間・停電量推定部３２は、仮定したコンティンジェンシープランと、エリア需要予測値１０１、再エネ発電量予測部４３が予測した各エリアの再エネ発電量の値である再エネ発電量予測値、設備故障予測部３９が予測した結果である設備故障予測結果を用いて、各エリアの停電時間・停電量を推定する処理を行う処理部であり、その処理結果は図４に示す停電時間・停電量推定結果１１１に格納できる。
　費用便益評価部３４は、託送収入減少額算出部４４、停電ペナルティ算出部４５、需要家損失算出部３５、トータル損失算出部３６、電源稼働費算出部４６、電源持替・系統再構成コスト算出部４７、電源車稼働費算出部４８、トータルコスト算出部３７、トータル便益評価部３８を有してよい。
　託送収入減少額算出部４４は、各エリアの停電量の推定結果に基づいて、託送収入減少額を算出する処理を行うことができる。
　停電ペナルティ算出部４５は、各エリアの停電量の推定結果に基づいて、停電のペナルティを踏まえた損失を算出する処理を行うことができる。
　需要家損失算出部３５は、各エリアの停電量の推定結果に基づいて、需要家の損害を算出する処理を行う処理部であってよい。
　電源稼働費算出部４６は、仮定したコンティンジェンシープランの電源割当と電源リスト１００、エリア需要予測値１０１及び電源別稼働費単価１０２とを用いて、各電源の稼働費を算出する処理部であってよい。なお、図３において、電源稼働費算出部４６には、電源リスト１００及びエリア需要予測値１０１からのデータ伝送を示す線は省略されている。
　電源持替・系統再構成コスト算出部４７は、仮定したコンティンジェンシープランの電源割当、電源持替費単価１１０を用いて、電源持替にかかる費用を算出する処理部であってよい。
　電源車稼働費算出部４８は、仮定したコンティンジェンシープランの電源車派遣割当及び電源車稼働単価１１４を用いて、電源車派遣・稼働にかかる費用を算出する処理部であってよい。
　トータル損失算出部３６は、前述の託送収入減少額算出部４４の処理の結果である託送収入減少額算出結果、停電ペナルティ算出結果、需要家損失算出結果、に基づきトータル損失を算出する処理部であってよい。
　トータルコスト算出部３７は、電源稼働費算出部４６によって電源稼働費が算出された結果である電源稼働費算出結果、電源持替・系統再構成コスト算出部４７によって電源持替費が算出された結果である電源持替費算出結果及び電源車稼働費算出部４８によって電源車稼働費が算出された結果である電源車稼働費算出結果、に基づきトータルコストを算出する処理部であってよい。
　トータル便益評価部３８は、トータル損失算出部３６で算出したトータル損失及びトータルコスト算出部３７で算出したトータルコストに基づき、トータル便益を評価する処理部である。初期のコンティンジェンシープランを評価する場合、評価結果は初期コンテプラン評価結果１１６に格納されてよい。すなわち、前述した災害に伴う損失に関する第二の情報は、送配電事業者の売上損失と、前記対策に要するコストと、電力需要家の停電損失と、を含む情報であってよい。
　このように構成することにより、送配電事業者の売上損失、対策に要するコストに加え、電力需要家の停電損失も考慮した災害対策計画を立案することができる。
　また、送配電事業者の売上損失は、託送収入の減少額及び／又は、停電ペナルティ額を含んでよい。前述の対策に要するコストは、電源稼働に要する費用及び／又は分散電源稼働費用を含んでよい。
　このように構成することにより、停電に係る損失をより良く考慮した災害対策計画を立案することができる。
　便益改善部３３は、トータル便益評価部３８で評価したトータル便益の評価結果を元に、トータル便益が改善する新たなコンティンジェンシープランを探索する処理を行う処理部であり、処理結果はコンテプラン最適化結果１１２に格納されてよい。
　図４は、需要家損失算出部３５のソフトウェア構成図である。需要家損失算出のため、需要家災害対策準備時間算出部５０、事前対策可否判定部５１、停電コスト算出部５２、全需要家総停電コスト算出部５３を保持してよい。
　需要家災害対策準備時間算出部５０は、停電時間・停電量推定結果１１１、を用いて、需要家の災害対策の準備時間を算出できる。
　事前対策可否判定部５１は、需要家災害対策準備時間算出部５０において算出した需要家の災害対策準備時間と需要家別必要事前対策時間１０４を用いて、各需要家の事前対策の可否を判定できる。
　停電コスト算出部５２は、事前対策可否判定部５１において判定した結果である需要家の事前対策可否、ケース別停電コスト想定単価１０５のデータを用いて、需要家の停電による損失を算出する。
　全需要家総停電コスト算出部５３は、停電コスト算出部５２において算出した各需要家の停電による損失を合計し、全需要家の総停電コストを算出し、処理結果は需要家損失算出結果１１３に格納されてよい。
　（３）災害対策計画立案機能に関する各種処理
　次に、係る本実施の形態による災害対策計画立案機能に関連して、災害対策計画立案システム１０により実行される各種処理の処理内容について説明する。なお、以下においては、各種処理の処理主体をプログラム又はモジュールとして説明するが、実際上は、そのプログラム又はモジュールに基づいて演算部がその処理を実行してよいことは言うまでもない。
　３－１節「災害対策計画立案の各種処理」にて災害対策計画立案の全体の処理手順を示す。３－２節「需要家損失算出の各種処理」にて需要家損失算出の詳細な処理手順を示す。
（３－１）災害対策計画立案の各種処理
　図５は、災害対策計画立案システム１０による災害対策計画立案部による全体の処理手順を示すフローチャートである。災害対策計画立案システム１０の災害対策計画立案部３０は、未対策時費用便益評価（ステップＳ１００）、暫定コンテプラン仮定（ステップＳ１０１）、エリア毎の停電時間・停電量推定（ステップＳ１０２）、暫定コンテプランの費用便益評価（ステップＳ１０３）、改善度算出（ステップＳ１０４）、既定の終了条件チェック（ステップＳ１０５）及び、最も改善度が高いコンテプランを最良プランとして採用（ステップＳ１０６）、を順に実行してよい。
　図６は、未対策時費用便益評価（ステップＳ１００）の処理手順を示すフローチャートである。
　未対策時費用便益評価処理が開始されると、まず、再エネ発電量予測部４３は、エリア内再エネ電源導入量１０８及び気象予測値１０９を用いて、エリア別の太陽光発電電力量を予測する処理を行うことができる（ステップＳ２００）。
　エリア内再エネ電源導入量１０８は、例えば図１１に示す形式で、「エリア」として表示されるエリア及びそのエリア毎の太陽光発電導入量である「ＰＶ導入量」が設定されていてよい。気象予測値１０９は、例えば、図１２に示す形式でエリア毎の各時刻における平均気温、平均降水量、平均日射量、風速及び、天気などの気象予測値が格納されている。図１２の気象予測値１０９において、「タイムスタンプ」に対応する「予測値」には、予測をしたタイミングが時系列に配列されている。「項目」欄に上げられた「平均気温」などの気象要素に対応する「予測値」欄には、前述の予測をしたタイミングに対応してそれぞれの気象要素の予測値が配列されている。なお、「天気」について「雨」のように、見かけは数値ではないものもあるが、これは処理においては数値で扱われてよいので、予測値と呼んでいる。エリア別の太陽光発電電力量の予測は、例えば当該エリアにおける前記日射量予測値と前記太陽光発電導入量を所定の係数重みをつけて掛け合わせることで時間帯ごとの再エネ発電量予測値を算出することができる。ここで時間帯とはある時刻からある時刻の間の時間範囲であり、再エネ発電量予測値は当該時間帯の発電量の合計値として算出する。
　次に、設備故障予測部３９は、電源リスト１００及び気象予測値１０９を用いて、各エリアの発電所や電力供給線などの故障を予測する処理を行うことができる（ステップＳ２０１）。
　電源リスト１００は、例えば、図１３に示す形式で、発電所を特定する符号を示す「発電所ＩＤ」、発電所ごとにその発電所が存在するエリアである「エリア」、災害等が派生していない平常時において発電所が電力を供給するエリアである「平常時供給先エリア」、発電に用いるエネルギー源を示す「種別」、その発電所の最大出力である「最大出力」、「災害時脆弱度」（災害時における当該発電所の脆弱度であってよい。）などが格納されていてよい。設備故障予測は、電源リスト１００の各発電所のエリア、災害時脆弱度と、気象予測値１０９の各エリアの時間帯ごとの風速に基づいて、例えば以下の数式（１）にて各設備のそれぞれの時間ごとの故障確率を算出し、故障確率が閾値以上であれば「故障」、以下であれば「故障無し」と判定することができる。なお、気象予測値１０９に項目として上げる気象要素は、図１２に示したものの他に、降水量、降雪量など種々の要素が採用できる。なお、記号ｔは、本数式の範囲において用いているものでもよい。
　図１３に示す電源リスト１００には、発電所ＩＤなどの項目が含まれているが、この図に例として挙げたものである。電源リスト１００を含め本発明の説明について上げた様々なデータの表は、例示した項目に限らず、必要な種々の項目を含むことができる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
　次に、コンテプラン仮定部３１は、電源割当仮定部４０、電源車派遣エリア仮定部４１及び蓄電池稼働エリア仮定部４２にてそれぞれのエリアごとのそれぞれのアセットの割当を仮定することで、初期のコンティンジェンシープランを仮定することができる（ステップＳ２０２）。
　初期のコンティンジェンシープランの仮定は、まず電源割当仮定部４０にて、各発電所が初期において電力供給を行うエリアを示す初期エリアの割当を仮定する。具体的に、電源リスト１００における平常時供給先エリアを各発電所の供給先として割当てればよい。次に電源車派遣エリア仮定部４１にて、電源車情報１０６をもとに各電源車が電力供給を行う初期エリアの割当を仮定する。図１４は、電源車情報１０６の例であり、電源車を特定する符号を示す「電源車ＩＤ」、電源車ごとにその電源車を初期において派遣するエリアを示す「初期派遣エリア」、その電源車の最大出力を示す「最大出力」、その電源車が供給できる電力の容量である「供給可能容量」などの情報が格納されている。初期の電源車派遣エリアの仮定は、例えば、電源車情報１０６の初期派遣エリアの情報を参照し、決定すればよい。次に蓄電池稼働エリア仮定部４２にて、エリア別蓄電池情報１０７をもとに各蓄電池の稼働・非稼働を仮定する。図１５はエリア別蓄電池情報１０７の例であり、蓄電池を特定する符号を示す「蓄電池ＩＤ」、蓄電池ごとにその蓄電池が配置されているエリアである「エリア」、その蓄電池の最大出力である「最大出力」及び、その蓄電池の容量である「容量」などの情報が格納されている。初期の蓄電池稼働・非稼働の仮定は、例えば、エリア別蓄電池情報１０７に上げられたすべての蓄電池が稼働するとして仮定すればよい。以上の処理により、それぞれのエリアごとに割り当てる発電所、電源車、蓄電池をコンティンジェンシープランとして仮定することができる。
　次に、停電時間・停電量推定部３２は、仮定したコンティンジェンシープランと、エリア需要予測値１０１、再エネ発電量予測値及び、設備故障予測結果を用いて、設定した電力供給計画を行う将来の時間帯ごとの各エリアの停電有無・停電量を推定する処理を行うことができる（ステップＳ２０３）。
　具体的にそれぞれのエリアごとに仮定したコンティンジェンシープラン、再エネ発電量予測値、設備故障予測結果に基づき、当該エリアの電力供給量を算出し、エリア需要予測値と比較することでそれぞれの時間帯ごとの停電有無、停電量を推定することができる。
　例えば、仮定したコンティンジェンシープランにおけるエリアに割当てた発電所の情報と、設備故障予測結果をもとに割当てた発電所の稼働の可否を判定し、稼働可能であれば、「図１３の電源リスト１００の最大出力×時間」を当該時間帯に発電所が当該エリアに供給できる電力量として算出できる。例えば、最大電力２７（ＧＷ）を１時間供給する場合、当該時間帯の電力供給量は２７（ＧＷｈ）となる。
　また、仮定したコンティンジェンシープランにおける割当てた電源車の情報と「図１４の電源車情報１０６の最大出力×時間」とを、電源車が当該時間帯に供給できる電力量として算出できる。このとき設定した電力供給を行う時間帯が、電力供給開始時間からの何時間経過しているかに基づいて、供給の可否を判定してもよい。例えば、電力供給開始時間から経過時間をＴとすると、「前記電源車の最大出力×Ｔ」により当該時間帯までの総電力供給量を算出し、この値と電源車情報１０６における供給可能容量を比較し、当該時間帯までの「総電力供給量≧供給可能容量」であれば電力供給不可、「総電力供給量＜供給可能容量」であれば電力供給可能を判定することができる。なお、記号Ｔは、本数式の範囲において用いているものである。
　また、仮定したコンティンジェンシープランにおける割当てた蓄電池の情報と、「図１５のエリア別蓄電池情報１０７の最大出力×時間」を蓄電池が当該時間帯に供給できる電力量として算出する。このとき設定した電力供給を行う時間帯が、電力供給開始時間からの何時間経過しているかに基づいて、供給の可否を判定してもよい。例えば、電力供給開始時間から経過時間をＴとすると、「前記蓄電池の最大出力×Ｔ」により当該時間帯までの総電力供給量を算出し、この値とエリア別蓄電池情報１０７における容量を比較し、「当該時間帯までの総電力供給量≧容量」であれば電力供給不可、「当該時間帯までの総電力供給量＜容量」であれば電力供給可能を判定することができる。なお、記号Ｔは、本数式の範囲において用いているものである。
　このようにして算出した各時間帯の発電機、電源車、蓄電池の電力供給量の合算値と、各時間帯の再エネ発電量予測値を合算することで当該エリアの各時間帯の電力供給量を算出できる。図１６はエリア需要予測値１０１の例であり、各エリアのそれぞれの時間帯ごとに、需要家種別（一般家庭、事業者（高圧）、事業者（低圧））ごとの需要予測値、総需要量が格納されていてよい。前記当該エリアの各時間帯の電力供給量と、エリア需要予測値１０１の当該エリアの総需要量を比較し、「電力供給量≧総需要量」であれば停電無し、「電力供給量＜総需要量」であれば停電有り、と判定すればよい。また停電有りの場合、前記総需要量を当該時間帯の停電量として推定することができる。またエリア需要予測値１０１の需要家種別（一般家庭、事業者（高圧）、事業者（低圧））ごとの需要予測値を参照することで需要家種別ごとの停電量を推定できる。このようにして推定した各エリアの停電有無・停電量の推定結果は、図２２に示す形式で停電時間・停電量推定結果１１１に格納されてよい。
　次に、費用便益評価部３４は、前記仮定した初期コンティンジェンシープランと、前記停電時間・停電量推定結果１１１に基づいて、発生する費用と便益の評価を行うことができる（ステップＳ２０４）。
　図７は、初期コンテプランの費用便益評価（ステップＳ２０４）の処理手順の詳細を示すフローチャートである。
　初期コンテプランの費用便益評価が開始されると、まず、託送収入減少額算出部４４は、各エリアの停電時間・停電量の推定結果に基づいて、託送収入減少額を算出する処理を行うことができる（ステップＳ３００）。具体的には、まず需要家種別（一般家庭、事業者（高圧）、事業者（低圧））ごとの託送料金単価（円／ｋＷｈ）を設定してよい。次に数式（２）に示すように、停電時間・停電量推定結果１１１の需要家種別ごとの停電量との積を取ることで各需要家種別の託送収入減少額を算出できる。なお、記号ｔは本数式の範囲において用いているものである。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000002
　ここで、incomeLoss_transaは、エリアａの託送収入減少額であり、PLossa,c,tは、エリアａの需要家種別ｃの時間帯ｔの総停電量（ＭＷｈ）であり、unitPricecは、需要家種別ｃの平均託送料単価（円／ｋＷｈ）である。
　例として、託送収入減少額は以下の式で算出することができる。なお、記号ｔは本数式において用いているものである。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000003
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000004
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000005
　各需要家種別の託送収入減少額を合算することで需要家全体の託送収入減少額を算出できる。
　次に、停電ペナルティ算出部４５は、各エリアの停電量の推定結果に基づいて、停電のペナルティを踏まえた損失を算出する処理を行うことができる（ステップＳ３０１）。具体的には、まずペナルティ単価（円／ｋＷｈ）と、許容停電量（ＭＷｈ）のそれぞれの値を設定する。これらの値は、０以上の任意の値を設定してよい。次に数式（６）に示すように、対象時間帯全体の総停電量の許容停電量からの逸脱量にペナルティ単価を掛けることで停電ペナルティを算出することができる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000006
　ここで、penaltyaは、エリアａの停電ペナルティであり、Loss_allowableは、レベニューキャップにおける許容停電量（ＭＷｈ）であり、unitPenaltyは、ペナルティ単価（円／ＭＷｈ）である。
　次に、需要家損失算出部３５は、各エリアの停電量の推定結果に基づいて、需要家の損害を算出する処理を行うことができる（ステップＳ３０２）。需要家損失算出処理の詳細は、３－２節「需要家損失算出の各種処理」にて後述する。
　次に、電源稼働費算出部４６は、電源割当仮定部４０にて仮定したコンティンジェンシープランの電源割当と電源リスト１００及び、エリア需要予測値１０１を用いて、各電源の稼働費を算出できる（ステップＳ３０３）。具体的には、まずエリアに割当てられ、かつステップＳ２０１で判定した稼電所を抽出できる。一エリアに割当てられる発電機が一つである場合は、当該エリアのエリア需要予測値の総需要量を各時間帯における発電所の発電電力量とすることができる。１エリアに割当てられる発電機が複数である場合、電源リスト１００を参照し、割り当てられた発電所の最大出力の比率で総需要量を按分することで各発電所の発電電力量を算出できる。次に、電源リスト１００を参照し、割当てられた発電所のコスト関数の係数ａg、ｂg、ｃg、をそれぞれ抽出してよい。コスト関数は、発電機の発電電力量と発電機の特性に応じて発電にかかるコストを算出する関数である。そして発電機コスト関数の係数（ａg，ｂg，ｃg）を用いて、次式により各時間帯の稼働にかかるコストを算出できる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000007
　ここで、cost_genegは、電源ｇの稼働コスト(円)であり、Pgは、発電機ｇの発電電力量である。
　次に、電源車稼働費算出部４８は、電源車派遣エリア仮定部４１にて仮定したコンティンジェンシープランの電源車派遣エリアの割当及び電源車稼働単価１１４を用いて、電源車派遣・稼働にかかる費用を算出できる（ステップＳ３０４）。具体的には、まずエリアに割当てられた電源車を抽出してよく。そして、図１９の電源車稼働単価１１４を参照し、割当てられた電源車のコスト関数の係数aVeh、bVeh、cVeh、をそれぞれ抽出してよい。そしてコスト関数の係数（aVeh，bVeh，cVeh）を用いて、次式により各時間帯の稼働にかかるコストを算出できる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000008
　ここで、cost_genegは、電源ｇの稼働コスト(円)であり、Pgは、発電機ｇの発電電力量である。
　次に、トータル損失算出部３６は、託送収入減少額算出結果、停電ペナルティ算出部４５の算出結果である停電ペナルティ算出結果、需要家損失算出結果１１３、に基づきトータル損失を以下の式にて算出できる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000009
　ここで、TotalLossは、トータル損失であり、incomeLoss_transaは、エリアａの託送収入減少額であり、penaltyaは、エリアａの停電ペナルティであり、consumerLossaは、エリアａの需要家損失であり、w1及びw2は任意に設定される重み係数であってよい。
　トータルコスト算出部３７は、電源稼働費算出結果、電源車稼働費算出結果、に基づきトータルコストを以下の式にて算出できる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000010
　ここで、TotalCostは、トータルコストであり、cost_genegは、電源ａの稼働コスト（円）であり、cost_reconstgは、電源ａの電源持替コスト（円）である。なお、cost_reconstgは発電所を平常時とは異なるエリアに割り当てる場合に発生する運用コストであるが、初期計画の場合は０とすればよい。
　そしてトータル便益評価部３８は、前述の算出したトータル損失及びトータルコストに基づき、総合評価値、すなわち初期コンテプランの総合評価値を以下の式にて算出できる（ステップＳ３０５）。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000011
　ここで、TotalBenefitは、トータル便益である。
　そして、前述の結果を初期コンテプラン評価結果１１６に格納してよく（ステップＳ３０５）、処理を終了してよい。
　図２０は初期コンテプラン評価結果１１６の例であり、それぞれのエリア毎にコンティンジェンシープランである供給元発電所を表す「供給元発電所ＩＤ」、割当電源車を表す「割当電源車ＩＤ」、割当蓄電池の情報を表す「割当蓄電池ＩＤ」及び、費用便益評価における各値の算出結果が格納されていてよい。
　費用便益評価部３４は、初期コンテプランの費用便益評価（ステップＳ２０４）処理の終了後、未対策時費用便益評価の処理を終了してよい。
　災害対策計画立案システム１０は、未対策時費用便益評価（ステップＳ１００）の処理が終了すると、暫定コンテプラン仮定の処理を実施してよい（ステップＳ１０１）。
　図８はＳ１０１の暫定コンテプラン仮定についての処理手順を示すフローチャートである。コンテプラン仮定部３１は、電源割当仮定部４０、電源車派遣エリア仮定部４１、蓄電池稼働エリア仮定部４２にてそれぞれのエリアごとの各アセットの割当を仮定することで、暫定のコンティンジェンシープランを仮定することができる。
　暫定のコンティンジェンシープランの仮定は、まず電源割当仮定部４０にて、各発電所が電力供給を行うエリアの割当を仮定してよい（ステップＳ４００）。具体的には、電源リスト１００における平常時供給先エリアとは異なる単一又は複数の供給先エリアをランダムに各発電所の供給先として割当てることができる。ここで、ランダムに割り当てる、というのは、送電事業者等のユーザが適宜割り当てるということである。次に、電源車派遣エリア仮定部４１にて、電源車情報１０６をもとに各電源車が電力供給を行うエリアの割当を仮定する（ステップＳ４０１）。電源車派遣エリアの仮定は、例えば、電源車情報１０６の初期派遣エリアとは異なる単一又は複数の供給先エリアをランダムに各電源車の供給先として割当てることができる。ここで、ランダムに割り当てる、というのは、送電事業者等のユーザが適宜割り当てるということである。次に蓄電池稼働エリア仮定部４２にて、エリア別蓄電池情報１０７をもとに各蓄電池の稼働・非稼働を仮定する（ステップＳ４０２）。蓄電池稼働・非稼働の仮定は、例えば、エリア別蓄電池情報１０７の蓄電池ごとにランダムに稼働又は非稼働を設定することができる。
　以上の処理により、それぞれのエリアごとに割り当てる発電所、電源車、蓄電池を暫定のコンティンジェンシープランとして仮定し、暫定コンテプラン仮定の処理を終了してよい。
　次に、停電時間・停電量推定部３２は、仮定したコンティンジェンシープランと、エリア需要予測値１０１、再エネ発電量予測値、前記設備故障予測結果を用いて、設定した電力供給計画を行う将来の時間帯ごとの各エリアの停電有無・停電量を推定する処理を行うことができる（ステップＳ１０２）。
　それぞれのエリアごとに具体的に仮定したコンティンジェンシープラン、再エネ発電量予測値、設備故障予測結果に基づき、当該エリアの電力供給量を算出し、エリア需要予測値と比較することでそれぞれの時間帯ごとの停電有無、停電量を推定することができる。
　例えば、仮定したコンティンジェンシープランにおけるエリアに割当てた発電所の情報と、設備故障予測結果をもとに割当てた発電所の稼働の可否を判定し、稼働可能であれば、「図１３の電源リスト１００にある最大出力×時間」を当該時間帯に発電所が当該エリアに供給できる電力量として算出することができる。
　また、仮定したコンティンジェンシープランにおける割当てた電源車の情報と「図１４の電源車情報１０６の最大出力×時間」を電源車が当該時間帯に供給できる電力量として算出することができる。このとき設定した電力供給を行う時間帯が、電力供給開始時間からの何時間経過しているかに基づいて、供給の可否を判定してもよい。例えば、電力供給開始時間からの経過時間をＴとすると、「前記電源車の最大出力×Ｔ」により当該時間帯までの総電力供給量を算出し、この値と電源車情報１０６における供給可能容量を比較し、「当該時間帯までの総電力供給量≧供給可能容量」であれば電力供給不可、「当該時間帯までの総電力供給量＜供給可能容量」であれば電力供給可能を判定することができる。なお、記号Ｔは、本数式の範囲において用いているものである。
　また、仮定したコンティンジェンシープランにおける割当てた蓄電池の情報と「図１５のエリア別蓄電池情報１０７の最大出力×時間」を蓄電池が当該時間帯に供給できる電力量として算出できる。このとき設定した電力供給を行う時間帯が、電力供給開始時間からの何時間経過しているかに基づいて、供給の可否を判定してもよい。例えば、電力供給開始時間から経過時間をＴとすると、「前記蓄電池の最大出力×Ｔ」により当該時間帯までの総電力供給量を算出し、この値とエリア別蓄電池情報１０７における容量を比較し、「当該時間帯までの総電力供給量≧当該容量」であれば電力供給不可、「総電力供給量＜当該容量」であれば電力供給可能を判定することができる。なお、記号Ｔは、本数式の範囲において用いているものでもよい。
　このようにして算出した各時間帯の発電機、電源車、蓄電池の電力供給量の合算値と、各時間帯の再エネ発電量予測値を合算することで当該エリアの各時間帯の電力供給量を算出できる。図１６はエリア需要予測値１０１の例であり、各エリアのそれぞれの時間帯ごとに、需要家種別（一般家庭、事業者（高圧）、事業者（低圧））ごとの需要予測値、総需要量が格納されている。前記当該エリアの各時間帯の電力供給量と、エリア需要予測値１０１の当該エリアの総需要量を比較し、「当該電力供給量≧当該総需要量」であれば停電無し、「当該電力供給量＜当該総需要量」であれば停電有り、と判定することができる。また停電有りの場合、前記総需要量を当該時間帯の停電量として推定することができる。またエリア需要予測値１０１の需要家種別（一般家庭、事業者（高圧）、事業者（低圧））ごとの需要予測値を参照することで需要家種別ごとの停電量を推定できる。このようにして推定した各エリアの停電有無・停電量の推定結果は、図２２に示す形式で停電時間・停電量推定結果１１１に格納することができる。
　次に、費用便益評価部３４は、前記仮定した暫定コンティンジェンシープランと、前記停電量推定結果に基づいて、発生する費用と便益の評価を行うことができる（ステップＳ１０３）。
　図９は、暫定コンティンジェンシープランの費用便益評価の処理手順（ステップＳ１０３）の詳細を示すフローチャートである。
　暫定コンテプランの費用便益評価が開始されると、まず、託送収入減少額算出部４４は、各エリアの停電量の推定結果に基づいて、託送収入減少額を算出する処理を行う（ステップＳ５００）。具体的には、まず需要家種別（一般家庭、事業者（高圧）、事業者（低圧））ごとの託送料金単価（円／ｋＷｈ）を設定する。次に数式（２）に示すように、停電時間・停電量推定結果１１１の需要家種別ごとの停電量との積を取ることで各需要家種別の託送収入減少額を算出することができる。
　各需要家種別の託送収入減少額を合算することで需要家全体の託送収入減少額を算出することができる。
　次に、停電ペナルティ算出部４５は、各エリアの停電量の推定結果に基づいて、停電のペナルティを踏まえた損失を算出する処理を行うことができる（ステップＳ５０１）。具体的には、まずペナルティ単価(円／ｋＷｈ)と、許容停電量(MWh) を任意の値に設定することができる。この任意の値は、電力会社自身が適宜選択した任意の値であってよい。次に数式（６）に示すように、対象時間帯全体の総停電量の許容停電量からの逸脱量にペナルティ単価を掛けることで停電ペナルティを算出することができる。
　次に、需要家損失算出部３５は、各エリアの停電量の推定結果に基づいて、需要家の損失を算出する処理を行うことができる（ステップＳ５０２）。需要家損失算出処理の詳細は、３－２節「需要家損失算出の各種処理」にて後述する。
　次に、電源稼働費算出部４６は、仮定したコンティンジェンシープランの電源割当と電源リスト１００、エリア需要予測値１０１を用いて、各電源の稼働費を算出することができる（ステップＳ５０３）。具体的には、まずエリアに割当てられ、かつステップＳ２０１で判定した稼働する発電所を抽出することができる。一エリアに割当てられる発電機が一つである場合は、当該エリアのエリア需要予測値の総需要量を各時間帯における発電所の発電電力量とすることができる。一エリアに割当てられる発電機が複数である場合、電源リスト１００を参照し、割り当てられた発電所の最大出力の比率で総需要量を按分することで各発電所の発電電力量を算出することができる。次に、電源リスト１００を参照し、割当てられた発電所のコスト関数の係数ag、コスト関数の係数bg、コスト関数の係数cg、を抽出する。そして発電機コスト関数の係数（ag，bg，cg）を用いて、数式（７）により各時間帯の稼働にかかるコストを算出することができる。
　次に、電源車稼働費算出部４８は、ステップＳ４０１において仮定したコンティンジェンシープランの電源車派遣についての割当及び電源車稼働単価１１４を用いて、電源車派遣・稼働にかかる費用を算出する（ステップＳ５０４）。具体的には、まずエリアに割当てられた電源車を抽出することができる。次いで、図１９の電源車稼働単価１１４を参照し、割当てられた電源車のコスト関数の係数ａVeｈ、コスト関数の係数ｂVeｈ、コスト関数の係数cVeｈ、を抽出することができる。次いで、そしてコスト関数の係数(ａVeｈ，ｂVeｈ，ｃVeｈ)を用いて、数式（８）により各時間帯の稼働にかかるコストを算出することができる。
　次に電源持替・系統再構成コスト算出部４７は、電源持替・系統再構成にかかるコストを算出することができる（ステップＳ５０５）。具体的には、まずエリアに割当てられた発電所を抽出することができる。次いで、図１８の電源持替費単価１１０を参照し、供給エリア変更にかかる運用費を抽出することができる。そして仮定したコンティンジェンシープランの電源割当が平常時供給先のエリアと異なる場合、当該発電機については、供給エリア変更にかかる運用費が追加で発生するものと判定することができる。
　次に、トータル損失算出部３６は、託送収入減少額算出結果、停電ペナルティ算出結果、需要家損失算出結果、に基づきトータル損失を、数式（９）を用いて算出することができる。
　トータルコスト算出部３７は、電源稼働費算出結果、電源車稼働費算出結果及び、電源持替・系統再構成コスト算出部４７における処理から得られた電源持替費算出結果、に基づきトータルコストを数式（１０）にて算出することができる。
　そしてトータル便益評価部３８は、トータル損失算出部３６において算出したトータル損失、トータルコスト算出部３７において算出したトータルコストに基づき、総合評価値、すなわち暫定コンテプランの総合評価値を、数式（１１）にて算出することができる（ステップＳ５０６）。
　その後、暫定コンテプランの費用便益評価処理（Ｓ１０３）を終了することができる。
　災害対策計画立案システム１０は、暫定コンテプランの費用便益評価処理（Ｓ１０３）の処理が終了すると、改善度算出の処理を実施することができる（ステップＳ１０４）。
　具体的には、改善度算出は、Ｓ１０３にて算出した暫定コンテプランの総合評価値（トータル便益）と、Ｓ１０１にて算出した初期コンテプランの総合評価値（トータル便益）の差分を算出することで総合評価値の改善度を算出することができる。
　そして前記ステップＳ１０１～ステップＳ１０４を規定の終了条件に達するまで繰り返すことで総合評価値が高いコンティンジェンシープランを探索することができる（ステップＳ１０５）。この探索は便益改善部３３を経由することで行ってよい。この探索は例えば欲張り法や遺伝的アルゴリズムなどのメタヒューリスティック手法を用いて改善度を評価関数として、評価関数が改善されるように新たな暫定コンテプランを生成するなどして改善度を増加させる処理が行われてもよい。このように、災害対策計画立案部３０は、設定された条件に基づき複数の対策を評価して、それらの中から便益の評価値が高い対策を生成することができ、その対策を出力することもできる。この出力は、出力部２４により行うことができ、また通信部２５を介して通信ネットワーク１１を経由して配送電事業者の利用端末１２に表示するなどの出力を行うこともできる。なお、本災害対策計画立案システムは、複数の対策を評価するものである。
　このような構成は、最適化処理を行うものであって、与えられた条件のもとで、最適な計画案を求めることができる。
　またこのとき、前記算出した電源稼働費、電源車稼働費、電源持替費の合算値を送配電事業者の対策費をαとして算出し、前期算出した需要家損失をβとした場合に、αとβとの割合が既定の範囲、例えば、「任意の最小値＜α／β＜任意の最大値」となっているコンティンジェンシープランのみ採用することができる。ここで、任意の最小値及び任意の最大値は、送配電事業者が適当であるとして定めた任意の値であってよく、「任意の最小値＜任意の最大値」となるよう定めることは言うまでもない。また、既定の範囲を逸脱したコンティンジェンシープランの評価値に逸脱分のペナルティを与えるなどしてもよい。
　このように、計画立案部は、送配電事業者の対策に要するコストと、電力需要家の停電損失との比率が規定の範囲に収まる対策を生成するもの及び／又は、出力するものであってよい。
　前述のように、αとβとの割合が既定の範囲に収まるようにすることで、電力需要家と送配電事業間で費用負担の公平性を担保するメリットがある。また、この処理により、災害により発生する需要家の支出と送配電事業者の支出のバランスを既定の範囲に保持し、需要家損失に比べて送配電事業者が過度な対策を行うケースを防止する事が期待できる。
　また初期のコンティンジェンシープランの需要家損失と暫定コンティンジェンシープランの需要家損失との差分であるΘが、任意に定めた閾値以上となるコンティンジェンシープランのみ採用するものでよく、又はその閾値以下になるコンティンジェンシープランの評価値に逸脱分のペナルティを与えるなどしてもよい。このような処理により、需要家への最低限の損失補償を踏まえた計画の立案が期待できる。前述の任意に定めた閾値は、送配電事業者が適当であるとして任意に定めた閾値であってよい。
　図２９は、需要家損失及び送配電事業者の対策費の比較イメージである。この図では、送配電事業者の対策費αを、「送配電対策費」と、需要家損失βを、「需要家損失影響度（合計）」と表記してある。対策時として提示してある「送配電対策費」及び「需要家損失影響度（合計）」は、暫定コンティンジェンシープランのものである。未対策時として提示してある「需要家損失影響度（合計）」は、初期のコンティンジェンシープランのものである。初期のコンティンジェンシープランの需要家損失と暫定コンティンジェンシープランの需要家損失との差分がΘとして示してある。
　ステップＳ１０５にて規定の終了条件に達した場合、探索の過程で最も改善度が高いコンティンジェンシープランを最良プランとして採用することができる（ステップＳ１０６）。そして、結果をコンテプラン最適化結果１１２に格納し、処理を終了することができる。
　図２１はコンテプラン最適化結果１１２の例であり、それぞれのエリア毎にコンティンジェンシープランである供給元発電所、割当電源車、割当蓄電池の情報と、費用便益評価における各値の算出結果が格納されていてよい。
　そして前述の最適化結果を送配電事業者へ通知する具体的な方法として、例えば、図２７に示す画面を送配電事業者の利用端末に表示することができる。表示方法として、例えば指定した日時における各エリアの停電量予測値、推定した各発電所の稼働・停止ステータス及び、コンティンジェンシープランにおける供給先、を視覚的に示してもよい。また、コンティンジェンシープランにおけるトータル便益、初期コンテプランと比較した便益改善額及び、需要家損失、をその内訳と共に表示してもよい。
　（３－２）需要家損失算出の各種処理
　図１０は、災害対策計画立案システム１０による需要家損失算出の処理手順を示すフローチャートである。災害対策計画立案システム１０の需要家損失算出部３５は、需要家停電推定結果読込処理（ステップＳ６００）、需要家災害対策準備時間算出処理（ステップＳ６０１）、事前対策可否判定処理（ステップＳ６０２）、停電コスト算出処理（ステップＳ６０３）、「全ての需要家を処理したか？」に関する条件分岐処理（ステップＳ６０４）及び、全需要家の総停電コスト算出処理（ステップＳ６０５）、を順に実行することができる。
　需要家損失算出処理が開始されると、まず、図４に記載の需要家災害対策準備時間算出部５０は、停電時間・停電量推定結果１１１のデータを読み込む（ステップＳ６００）。
　次にその読み込んだデータを用いて、需要家災害対策準備時間算出部５０は、それぞれの需要家種別ごとの災害対策の準備時間を算出することができる（ステップＳ６０１）。具体的には、停電時間・停電量推定結果１１１における停電発生有無の情報を参照し、停電が最初に発生する時刻、すなわち停電発生開始時刻を抽出することができる。そして停電発生開始時刻と現在時刻の差分をとることで災害対策の準備時間を算出することができる。
　次に事前対策可否判定部５１は、需要家災害対策準備時間算出部５０が算出した各需要家の災害対策準備時間及び需要家別必要事前対策時間１０４を用いて、各需要家の事前対策の可否を判定する（ステップＳ６０２）。図２３は、需要家別必要事前対策時間１０４の例であり、需要家種別ごとにそれぞれの需要家の必要事前対策時間が設定されている。具体的には、「需要家の災害対策準備時間≧当該需要家の必要事前対策時間」であれば、当該需要家種別に係る需要家は事前対策可能と、「需要家の災害対策準備時間＜当該需要家の必要事前対策時間」であれば、当該需要家種別の需要家は事前対策が不可能と判定することができる。
　次に停電コスト算出部５２は、前述の停電時間・停電量推定結果１１１から求められる需要家の各時間帯の停電量、前述の事前対策可否判定部５１が判定した事前対策可否判定結果及び、ケース別停電コスト想定単価１０５を用いて、需要家の停電によるコスト、すなわち停電コストを算出することができる（ステップＳ６０３）。図２４は、ケース別停電コスト想定単価１０５の例であり、それぞれの需要家種別ごと及び、事前対策の可否ごとに停電時間長に応じた損失額単価が設定されていてよい。事前対策可否に加えて、平日、土日・祝などの日種別に応じた損失額単価を設定してもよい。図２６はケース別停電コスト想定単価の時間長に応じた変化のイメージである。
　前述のように、電力需要家の停電損失、すなわち電力需要家が停電によって受ける停電コストを含む損失は、前述の停電量と、停電が予測されるエリアの停電により影響を受ける電力需要家が事前対策に要する時間を含む情報、すなわち前述の第一の情報に基づき算出されるものであってよい。このように構成することによって、需要家の停電損失を良く評価することができ、より精度が良く、送電事業者と需要家との公平を担保でき、より良い災害対策計画を立案できる。
　また、前述の事前対策に要する時間は、電力需要家の種別に依存するものであってよく、電力需要家の種別毎に異なるものであってもよい。また、前述の第一の情報は、電力需要家の種別を含むものであってよい。このように構成することによって、需要家の種別を考慮したより高精度の災害対策計画を立案できる。
　更に、前述の第一の情報は、電力需要家の種別に依存する単位時間当りの損失額の情報を含むものであってよく、電力需要家の種別毎に異なる単位時間当りの損失額の情報を含むものであってもよい。このように構成することによって、需要家の種別を踏まえた事前対策に係る損失額を考慮したより高精度の災害対策計画を立案できる。
　具体的な停電コスト算出の方法として、まず前述のように抽出した停電発生開始時刻から各時間帯までの経過時間を、当該時間帯における停電時間長とする。そしてそれぞれの需要家種別ごとに各時間帯の、時期（日種別）、停電時間長、事前対策可否に応じた停電コスト想定単価及び、当該時間帯の当該需要家種別の停電量の積を求めることで、それぞれの需要家種別ごとの損失額を算出し、すべての需要家種別を合算することで、全需要家の停電によるコストを算出できる。
　このとき、例えば、需要家種別ごとの平時の経済規模を０以上の任意の値で設定し、各需要家種別の損失額をこの値で割ることで、損失の平時の経済活動への影響度を算出し、需要家の損失としてもよい。経済規模は、工場に対する小規模な商店や一般家庭のような経済的な規模であってよい。ここではそれら規模を数値で表現して用いてよい。この処理により、例えば、需要家の種別に依存する経済規模の違いを踏まえた損失の評価が期待できる。この経済規模の違いを踏まえた損失の評価のイメージを図２８に例示する。図２８にあるグラフについて、左のグラフは、需要家Ａ、Ｂ及びＣについて停電損失の額と平時経済規模を表したイメージであって、その縦軸は損失額であると共に、平時経済規模を表すものでよい。図２８の左のグラフは、需要家Ａ、Ｂ及びＣについて、それぞれの需要家の損失額をそれぞれの平時経済規模で割った値を損失影響度として、正規化したものである。図２８の場合は、例えば、需要家Ａは損失影響度が比較的に小さく、需要家Ｃでは損失影響度が比較的に大きいことが把握できる。このように、需要家に応じた損失の影響を見積もることができる効果を有する。
　需要家のコストの算出方法の例を数式（１２）に示す。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000012
　ここで、consumerLossaは、エリアａの需要家のコストであり、Plossa,c,t1は、エリアａにおける需要家種別ｃの時間帯ｔ１での総停電量（ＭＷｈ）であり、unitLoss(c,s,t2,pr)は、需要家種別ｃ、時期ｓ、停電時間長ｔ２及び、事前対策可否prに依存する停電コスト単価（円／ｋＷｈ）であり、ECcは需要家種別ｃの平時の経済規模でもよい。なお、記号ｔ１及びｔ２は、本数式の範囲において用いるものでもよい。
　前述のように、計画立案部は、電力需要家の停電損失を、電力需要家の平時の経済規模に基づいて算出するものであってよい。
　次に前述のステップＳ６００～ステップＳ６０４をすべての需要家種別を処理するまで繰り返し（ステップＳ６０４）、すべての需要家を処理したら、全需要家総停電コスト算出部５３は、それぞれの需要家の停電による損失を合計し、全需要家の総停電コストを算出し、処理結果は需要家損失算出結果１１３に格納し処理を終了することができる（ステップＳ６０５）。需要家損失算出結果１１３の例を図２５に示す。
　送配電事業者は、こうして決定されたコンティンジェンシープランに基づき、発電所、電源車、蓄電池の制御を直接行ってもよいし、制御の情報を他の事業者、例えば発電事業者や外部の電源車、蓄電池の運用事業者に送信する事で、間接的にコンティンジェンシープランの運用を行ってもよい。
　また本実施例では分散電源として電源車、蓄電池を利用する例を挙げたが、電気自動車、非常用発電機、といったその他の分散電源を利用する場合でも同様の方法でコンティンジェンシープランを立案できることは言うまでもない。
　（４）本実施の形態の効果
　以上のように本実施の形態の災害対策計画立案システムでは、災害発生時の各エリアの停電時間・量の予測値と、電源持替や、系統切替、分散電源に対応するコンティンジェンシープランを講じた場合の停電時間・量の予測値と、各エリアの需要家の種別と、需要家の事前対策可能時間をもとに、託送収入減少や停電ペナルティのような送配電事業者の売上損失、発電機持替や分散電源稼働費のような対策コスト、需要家の停電による経済的損失を正確に評価し、当該経済的損失に基づくコンティンジェンシープランのトータルの便益を評価しトータルの便益を改善するコンティンジェンシープランを立案することができ、送配電事業者の費用対効果を向上できる。
　かかる構成により、需要家の停電による経済損失を正確に評価しつつ、停電からの復旧時間を短縮し、送配電事業者の対策の費用対効果を向上できる災害対策計画立案システム、方法を提供することができる。また対策による効果を評価値として計算機により自動的に算出し、かつ評価値を向上させる計画を計算機により自動的に立案できるため、災害発生時の対策立案にかかる計算時間を短縮することができる。
　なお、本発明は前記実施形態だけに限定されることなく、実施段階ではその要旨を逸脱しない範囲内で構成要素を変形して具体化できる。
　なお、本発明は前述した実施例に限定されるものではなく、添付した特許請求の範囲の趣旨内における様々な変形例及び同等の構成が含まれる。例えば、前述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、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに本発明は限定されない。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てもよい。また、ある実施例の構成に他の実施例の構成を加えてもよい。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・置換をしてもよい。
　また、前述した各構成、機能、処理部、処理手段等は、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く、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、ハードディスク、ＳＳＤ（Solid State Drive）等の記憶装置、又は、ＩＣカード、ＳＤカード、ＤＶＤ等の記録媒体に格納することができる。
　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、実装上必要な全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、ほとんど全ての構成が相互に接続されていると考えてよい。
１０…災害対策計画立案システム、１１…通信ネットワーク、１２…利用端末、２１…演算部、２２…メモリ、２３…入力部、２４…出力部、２５…通信部、２６…記憶装置、３０…災害対策計画立案部、３１…コンテプラン仮定部、３２…停電時間・停電量推定部、３３…便益改善部、３４…費用便益評価部、３５…需要家損失算出部、３６…トータル損失算出部、３７…トータルコスト算出部、３８…トータル便益評価部、３９…設備故障予測部、４０…電源割当仮定部、４１…電源車派遣エリア仮定部、４２…蓄電池稼働エリア仮定部、４３…再エネ発電量予測部、４４…託送収入減少額算出部、４５…停電ペナルティ算出部、４６…電源稼働費算出部、４７…電源持替・系統再構成コスト算出部、４８…電源車稼働費算出部、５０…需要家災害対策準備時間算出部、５１…事前対策可否判定部、５２…停電コスト算出部、５３…全需要家総停電コスト算出部

Claims (10)

  1. 　災害対策計画立案システムであって、
    　演算処理を実行する演算部と、前記演算部がアクセス可能な記憶部とを備え、
    　前記演算部が所定の災害に備える対策の計画を立案する計画立案部を有し、
    　前記計画立案部は、
    　前記災害により停電が予測されるエリアにおける停電時間及び停電量について、それぞれの第一の予測値を生成し、
    　前記エリアにおいて対策を講じた場合における停電時間及び停電量について、それぞれの第二の予測値を生成し、
    　前記第一の予測値と、前記第二の予測値と、前記エリアの停電により影響を受ける電力需要家が事前対策に要する時間を含む第一の情報と、前記災害に伴う損失に関する第二の情報と、に基づき前記対策の少なくとも便益を評価する、
    　ことを特徴とする災害対策計画立案システム。
  2. 　請求項１に記載の災害対策計画立案システムであって、
    　前記第二の情報は、送配電事業者の売上損失と、前記対策に要するコストと、電力需要家の停電損失と、を含む情報である、
    　ことを特徴とする災害対策計画立案システム。
  3. 　請求項２に記載の災害対策計画立案システムであって、
    　前記送配電事業者の売上損失は、託送収入の減少額又は停電ペナルティ額を含み、
    　前記コストは、電源稼働に要する費用又は分散電源稼働費用を含む、
    　ことを特徴とする災害対策計画立案システム。
  4. 　請求項２に記載の災害対策計画立案システムであって、
    　電力需要家の停電損失は、前記停電量と前記第一の情報に基づき算出される、
    　ことを特徴とする災害対策計画立案システム。
  5. 　請求項２に記載の災害対策計画立案システムであって、
    　前記第一の情報は、電力需要家の種別を含み、
    　前記事前対策に要する時間は、前記電力需要家の種別に依存するものである、
    　ことを特徴とする災害対策計画立案システム。
  6. 　請求項４又は５に記載の災害対策計画立案システムであって、
    　前記第一の情報は、前記電力需要家の種別に依存する単位時間当りの損失額の情報を含む、
    　ことを特徴とする災害対策計画立案システム。
  7. 　請求項１に記載の災害対策計画立案システムであって、
    　前記計画立案部は、設定された条件に基づき複数の対策を評価して、それらの中から便益の評価値が高い対策を生成する、
    　ことを特徴とする災害対策計画立案システム。
  8. 　請求項１に記載の災害対策計画立案システムであって、
    　前記計画立案部は、前記電力需要家の停電損失を、電力需要家の平時の経済規模に基づいて算出する、
    　ことを特徴とする災害対策計画立案システム。
  9. 　請求項１に記載の災害対策計画立案システムであって、
    　前記計画立案部は、送配電事業者の対策に要するコストと、前記電力需要家の停電損失との比率が規定の範囲に収まる対策を生成する
    　ことを特徴とする災害対策計画立案システム。
  10. 　災害対策計画立案システムが実行し、所定の災害に備える対策の計画を立案する災害対策計画立案方法であって、
    　前記災害対策計画立案システムは、演算処理を実行する演算部と、前記演算部がアクセス可能な記憶装置とを有し、
    　前記災害対策計画立案方法は、
    　前記演算装置が、前記災害により停電が予測されるエリアにおける停電時間及び停電量について、それぞれの第一の予測値を生成するステップと、
    　前記演算装置が、前記エリアにおいて対策を講じた場合における停電時間及び停電量について、それぞれの第二の予測値を生成するステップと、
    　前記演算装置が、前記第一の予測値と、前記第二の予測値と、前記エリアの停電により影響を受ける電力需要家が事前対策に要する時間を含む第一の情報と、前記災害に伴う損失に関する第二の情報と、に基づき前記対策の少なくとも便益を評価するステップと、を含む、
    　ことを特徴とする災害対策計画立案方法。
PCT/JP2022/033570 2022-03-25 2022-09-07 災害対策計画立案システム及び災害対策計画立案方法 WO2023181453A1 (ja)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202280090536.XA CN118633100A (zh) 2022-03-25 2022-09-07 灾害对策计划制定系统以及灾害对策计划制定方法

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2022049288A JP2023142394A (ja) 2022-03-25 2022-03-25 災害対策計画立案システム及び災害対策計画立案方法
JP2022-049288 2022-03-25

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2023181453A1 true WO2023181453A1 (ja) 2023-09-28

Family

ID=88100434

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2022/033570 WO2023181453A1 (ja) 2022-03-25 2022-09-07 災害対策計画立案システム及び災害対策計画立案方法

Country Status (3)

Country Link
JP (1) JP2023142394A (ja)
CN (1) CN118633100A (ja)
WO (1) WO2023181453A1 (ja)

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2010020434A (ja) * 2008-07-09 2010-01-28 Shimizu Corp 停電評価装置
JP2014002537A (ja) * 2012-06-18 2014-01-09 Osaka Gas Co Ltd 事業継続リスク評価システム及びコンピュータプログラム
JP2015042071A (ja) * 2013-08-22 2015-03-02 株式会社日立製作所 配電系統設備評価装置及び配電系統設備評価方法

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2010020434A (ja) * 2008-07-09 2010-01-28 Shimizu Corp 停電評価装置
JP2014002537A (ja) * 2012-06-18 2014-01-09 Osaka Gas Co Ltd 事業継続リスク評価システム及びコンピュータプログラム
JP2015042071A (ja) * 2013-08-22 2015-03-02 株式会社日立製作所 配電系統設備評価装置及び配電系統設備評価方法

Also Published As

Publication number Publication date
JP2023142394A (ja) 2023-10-05
CN118633100A (zh) 2024-09-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Fang et al. Strategic scheduling of energy storage for load serving entities in locational marginal pricing market
US7698233B1 (en) System and method for determining expected unserved energy to quantify generation reliability risks
US11551176B2 (en) Methods and systems for determining economic viability of microgrid
Anderson et al. Integrating the value of electricity resilience in energy planning and operations decisions
Kalantari et al. Security-constrained unit commitment with uncertain wind generation: The loadability set approach
Mazidi et al. Design of a risk-averse decision making tool for smart distribution network operators under severe uncertainties: An IGDT-inspired augment ε-constraint based multi-objective approach
Mirhosseini et al. Asset management and maintenance programming for power distribution systems: A review
US10535025B2 (en) Criticality profile for industrial asset
EA008413B1 (ru) Устройство распределительной электрической сети с сегментацией секторами передачи постоянного тока с учётом рынка сбыта электрической энергии и оптимальное планирование её передачи
US8751291B2 (en) Economic analysis of grid infrastructure
JPWO2017170018A1 (ja) 電力制御装置、電力制御方法、およびプログラム
Macmillan et al. Shedding light on the economic costs of long-duration power outages: A review of resilience assessment methods and strategies
JP2006050834A (ja) 電力供給事業リスク管理支援システム
JP7372727B2 (ja) 系統運用者側コンピュータ、発電事業者側コンピュータ、電力システム、制御方法及びプログラム
de Vasconcelos et al. Methodology for inspection scheduling in power distribution networks based on power quality indexes
JP2021039699A (ja) 電力調達支援方法及びシステム
Pavić et al. Energy and reserve co‐optimisation–reserve availability, lost opportunity and uplift compensation cost
Motta et al. A new method for analysing financial damages caused by grid faults on individual customers
JP7262255B2 (ja) 監視システムおよび電力同時同量監視方法
WO2023181453A1 (ja) 災害対策計画立案システム及び災害対策計画立案方法
JP2019140831A (ja) 電力需要予測システム、電力需要予測方法、及びプログラム
Pinto et al. Mitigation in the very short-term of risk from wind ramps with unforeseen severity
KR20230026741A (ko) 전력 구입비 예측을 위한 전력 시장 가격 산출 시스템 및 방법
Wang et al. Prediction of Electric Vehicle Penetration and Its Impacts on Distribution Systems: A Real-World Case Study in Maryland
Eldali et al. Risk-adjusted cost ratios for quantifying improvements in wind power forecasting

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 22933583

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1