WO2023218962A1 - 電力系統計画運用装置、及び電力系統計画運用方法 - Google Patents

電力系統計画運用装置、及び電力系統計画運用方法 Download PDF

Info

Publication number
WO2023218962A1
WO2023218962A1 PCT/JP2023/016462 JP2023016462W WO2023218962A1 WO 2023218962 A1 WO2023218962 A1 WO 2023218962A1 JP 2023016462 W JP2023016462 W JP 2023016462W WO 2023218962 A1 WO2023218962 A1 WO 2023218962A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
typhoon
countermeasure
power
data
reliability
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Ceased
Application number
PCT/JP2023/016462
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
隆久 松崎
洋平 村上
将也 千田
雅浩 渡辺
伸也 大原
徹 吉原
瑠理子 原口
浩子 助田
ロバート ジョセフ エリス
祐太 土屋
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Hitachi Ltd
Original Assignee
Hitachi Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Hitachi Ltd filed Critical Hitachi Ltd
Priority to US18/860,074 priority Critical patent/US20250286373A1/en
Publication of WO2023218962A1 publication Critical patent/WO2023218962A1/ja
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING OR CALCULATING; 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—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote monitoring or remote control of equipment in a power distribution network
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote monitoring or remote control of equipment in a power distribution network
    • H02J13/12—Monitoring network conditions, e.g. electrical magnitudes or operational status
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J3/001—Arrangements for handling faults or abnormalities, e.g. emergencies or contingencies
    • H02J3/0012—Arrangements for handling faults or abnormalities, e.g. emergencies or contingencies characterised by the contingency detection means in AC networks, e.g. using phasor measurement units [PMU], synchrophasors or contingency analysis
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J3/001—Arrangements for handling faults or abnormalities, e.g. emergencies or contingencies
    • H02J3/00125—Transmission line or load transient problems, e.g. overvoltage, resonance or self-excitation of inductive loads
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J3/18—Arrangements for adjusting, eliminating or compensating reactive power in networks
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for feeding a single network from two or more generators or sources in parallel; Arrangements for feeding already energised networks from additional generators or sources in parallel
    • H02J3/46—Controlling the sharing of generated power between the generators, sources or networks
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2103/00—Details of circuit arrangements for mains or AC distribution networks
    • H02J2103/30—Simulating, planning, modelling, reliability check or computer assisted design [CAD] of electric power networks
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—ELECTRIC POWER NETWORKS; CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2103/00—Details of circuit arrangements for mains or AC distribution networks
    • H02J2103/30—Simulating, planning, modelling, reliability check or computer assisted design [CAD] of electric power networks
    • H02J2103/35—Grid-level management of power transmission or distribution systems, e.g. load flow analysis or active network management

Definitions

  • the present invention relates to a power system planning and operating device and a power system planning and operating method.
  • Patent Document 1 describes a weather data observation meter installed at various locations on a power distribution line to actually measure weather data;
  • the management server includes a management server that receives data, and a damage history database in which a history of past damage details is recorded together with the damage location and the weather conditions at that time, and the management server has a damage prediction target area that sets a damage prediction target area.
  • a setting means a typhoon information acquisition means for acquiring typhoon information from a typhoon information transmission source, and the setting by taking into account the typhoon information acquired by the typhoon information acquisition means and the weather data actually measured by the weather data observation device.
  • a typhoon damage prediction support system is described, which is characterized by comprising: a damage content prediction means for predicting damage details based on the damage history database; and a damage content recording means for recording the predicted damage details.
  • Patent Document 1 With the technology of Patent Document 1, it is possible to reduce the damage caused by a typhoon by optimizing the response after an accident, but it is possible to reduce the damage caused by a typhoon by optimizing the response after an accident. cannot be taught.
  • the purpose of the present invention is to provide a power system planning and operating device that can reduce social costs such as damage to overhead lines caused by a typhoon and improve resilience even before an accident caused by a typhoon and the accompanying power outage occur;
  • the objective is to provide a method for power system planning and operation.
  • the power system planning and operation device of the present invention calculates power generation for each typhoon countermeasure case based on typhoon information data including at least course information and wind speed of the typhoon, and grid operation countermeasure candidate data including power plant output information.
  • a typhoon countermeasure candidate calculation unit that calculates typhoon countermeasure candidate calculation result data including changed values of the output of the typhoon countermeasure candidate; and a typhoon countermeasure candidate calculation unit that calculates the typhoon countermeasure candidate calculation result data, the typhoon countermeasure candidate calculation result data, system data indicating the system configuration, damage cost data due to power outage, and weights for the effects of power outage.
  • a reliability economy index value calculation unit that calculates reliability economy index value calculation result data, which is an index value of reliability economy, from reliability economy index data indicating reliability economy index value, and said reliability economy index value calculation result data.
  • a typhoon countermeasure decision unit that obtains typhoon countermeasure decision result data from the system.
  • FIG. 1 is a diagram showing a functional configuration of a power system planning and operation device according to a first embodiment
  • FIG. 1 is a diagram showing a power system planning and operating system to which the power system planning and operating device of Example 1 is applied
  • FIG. 1 is a diagram illustrating a hardware configuration of a power system planning and operating device according to a first embodiment
  • FIG. It is a diagram showing the configuration of a typhoon countermeasure calculation program. It is a figure showing the composition of typhoon information data of typhoon countermeasure calculation input data DB.
  • FIG. 1 is a diagram showing a functional configuration of a power system planning and operation device according to a first embodiment
  • FIG. 1 is a diagram showing a power system planning and operating system to which the power system planning and operating device of Example 1 is applied
  • FIG. 1 is a diagram illustrating a hardware configuration of a power system planning and operating device according to a first embodiment
  • FIG. It is a diagram showing the configuration of a typho
  • 3 is a diagram showing that the probability of occurrence is expressed by a probability distribution function of the probability of collapse of a steel tower with respect to wind speed. It is a figure showing the composition of grid operation countermeasure candidate data of typhoon countermeasure calculation input data DB. It is a figure showing the structure of damage cost data of typhoon countermeasure calculation input data DB. It is a figure showing the composition of reliability economic efficiency index data of typhoon countermeasure calculation input data DB. It is a figure showing the composition of typhoon countermeasure candidate calculation result data of typhoon countermeasure calculation result data DB. It is a figure showing the composition of reliability economic efficiency index value calculation result data of typhoon countermeasure calculation result data DB.
  • FIG. 2 is a diagram illustrating a processing flow of a typhoon countermeasure calculation unit of the power system planning and operation device.
  • FIG. 3 is a diagram illustrating an example of a display output by a display control unit to a display unit. It is a figure which shows the other example of a display which a display control part outputs to a display part.
  • FIG. 2 is a diagram showing the functional configuration of a power system planning and operation device and the functional configuration of a central power dispatch command system in Example 2.
  • FIG. 18 is a diagram illustrating a power system planning and operating system according to a second embodiment to which the power system planning and operating device and the central power supply command system described in FIG. 17 are applied.
  • FIG. FIG. 3 is a diagram showing a functional configuration of a power system planning and operating device in Example 3;
  • FIG. 3 is a diagram showing the structure of candidate data for system improvement measures when the type of system improvement measure is transmission line expansion.
  • FIG. 7 is a diagram showing the structure of candidate data for system improvement measures when the type of system improvement measure is substation expansion. It is a figure which shows the structure of system improvement measure candidate data when the system improvement measure type is phase adjustment equipment expansion.
  • FIG. 3 is a diagram showing a functional configuration of a power system planning and operating device in Example 3
  • FIG. 3 is a diagram showing the structure of candidate data for system improvement measures when the type of system improvement measure is transmission line expansion.
  • FIG. 7 is a diagram showing the structure of candidate data for system improvement measures when the type of system improvement measure is substation expansion. It
  • FIG. 3 is a diagram illustrating typhoon countermeasure candidate calculation result data that is stored for each typhoon countermeasure case and stores information on system maintenance measures and system operation measures.
  • FIG. 7 is a diagram illustrating other typhoon countermeasure candidate calculation result data that is stored for each typhoon countermeasure case and stores information on system maintenance measures and system operation measures.
  • FIG. 3 is a diagram showing a hardware configuration of a power system planning and operating device according to a third embodiment.
  • FIG. 7 is a diagram showing the functional configuration of a power system planning operation device and the central power dispatch command system in Example 4.
  • FIG. 24 is a diagram showing a power system planning and operating system according to a fifth embodiment to which the power system planning and operating device and system planning system described in FIG. 24 are applied.
  • FIG. 1 is a diagram showing the relationship between the power system diagram and the predicted course of the typhoon when a typhoon is approaching.
  • the power system diagram in FIG. 1 shows a map of power plants, substations, and power transmission lines that connect them. As a typhoon passes, power transmission towers may collapse, cutting off power transmission and causing power outages.
  • the power system planning and operating device 10 predicts power transmission interruption due to the collapse of a power transmission tower based on the storm area and maximum wind speed of the predicted course of the typhoon, and changes system operation such as changing the power transmission route or power plant output. Prevent power outages.
  • the power system planning and operation device 10 Predict power transmission interruptions at predetermined intervals and change system operation.
  • the solid line circle is a storm area
  • the broken line circle is a forecast circle.
  • the power system planning operation device 10 may be able to change the system operation so that the output of the B power plant and the A power plant is replaced by increasing the output of another power plant.
  • the power system planning operation device 10 may be able to change the system operation so that the output of the B power plant and the A power plant is replaced by increasing the output of another power plant.
  • the impact of a power outage varies depending on the region.
  • the number of power plants is large, the number of combinations of conditions for changing system operation becomes large.
  • the power system planning and operation device 10 calculates reliability economic index values for a plurality of system operation candidates, and obtains typhoon countermeasure results based on the index values.
  • the power system planning and operation device 10 calculates the results of typhoon countermeasures based on the path of past typhoons, including the expansion of power system transmission lines, substations, phase adjustment equipment, etc. , optimize the expansion of substations, phase adjustment equipment, etc.
  • FIG. 2 is a diagram showing the functional configuration of the power system planning and operation device 10 in the first embodiment.
  • the power system planning operation device 10 obtains typhoon countermeasures using a typhoon countermeasure calculation input data DB30, which is a database (hereinafter referred to as DB) that stores calculation input data for typhoon countermeasures due to typhoons, and the typhoon countermeasure calculation input data DB30.
  • the typhoon countermeasure calculation unit 20, the typhoon countermeasure calculation result data DB 40 that stores the typhoon countermeasures obtained by the typhoon countermeasure calculation unit 20, and the display control when displaying the typhoon countermeasure results on the display unit 105 (FIG. 4) to be described later. It consists of a display control section 50.
  • the typhoon countermeasure calculation unit 20 selects typhoon information using the typhoon countermeasure calculation input data DB 30, calculates typhoon countermeasure candidates for the selected typhoon information, and calculates reliability economic efficiency index values for the calculated typhoon countermeasure candidates. is calculated, typhoon countermeasures are determined based on the calculated reliability economy index value, and the typhoon countermeasure results are stored in the typhoon countermeasure calculation result data DB 40.
  • the typhoon countermeasure calculation input data DB 30 stores typhoon information data 31, grid operation countermeasure candidate data 33, grid data 34, damage cost data 35, and reliability economic efficiency index data 36.
  • the typhoon information data 31 which will be described in detail later with reference to FIG. 6, is information indicating the predicted course and scale (maximum wind speed, etc.) of the typhoon that has occurred.
  • the grid operation countermeasure candidate data 33 which will be described in detail later with reference to FIG. 8, is information indicating candidates for operational changes in response to typhoon damage at facilities such as power plants in the grid.
  • the system data 34 includes system configuration, line impedance (R + j This data is necessary for state estimation and time-series change calculations.
  • the damage cost data 35 which will be described in detail later with reference to FIG. 9, is information indicating costs etc. associated with a power outage at a substation.
  • the reliability economy index data 36 which will be described in detail later with reference to FIG. 10, is information indicating the weight of each type of reliability economy.
  • the typhoon countermeasure calculation unit 20 which will be described later, scores important facilities that need to avoid power outages as much as possible to maintain society as reliability economic index data 36, and quantifies reliability economic index values for typhoon countermeasure candidates. Calculate accurately.
  • the typhoon countermeasure calculation result data DB 40 stores typhoon information selection result data 41, typhoon countermeasure candidate calculation result data 42, reliability economic index value calculation result data 43, and typhoon countermeasure determination result data 44.
  • the typhoon information selection result data 41 is typhoon information from which the power system planning and operation device 10 of the embodiment has determined typhoon countermeasure candidates.
  • the typhoon countermeasure candidate calculation result data 42 which will be described in detail later with reference to FIG. 11, is information indicating the calculation results of typhoon countermeasures determined by the power system planning and operation device 10 of the embodiment.
  • the reliability economic efficiency index value calculation result data 43 which will be described in detail later in FIG. This information is associated with the typhoon countermeasure candidate calculation result data 42.
  • the typhoon countermeasure decision result data 44 which will be described in detail later with reference to FIG. This is information on the selection results of typhoon countermeasure cases. This makes it possible to compare the calculation results of the reliability and economy index values for the typhoon countermeasure cases, and to easily confirm the selection results and reasons for selection.
  • the information stored in the typhoon countermeasure calculation result data DB 40 includes not only data as calculation results but also data at the time of intermediate processing, and can be used as appropriate.
  • the typhoon countermeasure calculation unit 20 is a processing unit that calculates typhoon countermeasures, and is composed of a typhoon information selection unit 21, a typhoon countermeasure candidate calculation unit 22, a reliability economy index value calculation unit 23, and a typhoon countermeasure determination unit 24.
  • the processing contents of the typhoon countermeasure calculation unit 20 will be explained in detail with reference to FIG. 14.
  • the typhoon information selection unit 21 selects typhoon information for which typhoon countermeasures are required from the typhoon information data 31 and outputs the selection result to the typhoon information selection result data 41.
  • the typhoon countermeasure candidate calculation unit 22 calculates typhoon countermeasure candidates related to grid operation based on the typhoon information selected by the typhoon information selection unit 21 and using the grid operation countermeasure candidate data 33. Output as .
  • the reliability economic efficiency index value calculation unit 23 uses the system data 34, damage cost data 35, and reliability economic efficiency index data 36 to calculate the reliability of the typhoon countermeasure candidates related to system operation calculated by the typhoon countermeasure candidate calculation unit 22.
  • the economical index value is calculated and output as reliability economical index value calculation result data 43.
  • the typhoon countermeasure determination unit 24 determines typhoon countermeasures related to system operation based on the reliability economic efficiency index value calculated by the reliability economic efficiency index value calculation unit 23, and outputs it as typhoon countermeasure determination result data 44.
  • the display control unit 50 processes various data handled by the power system planning and operation device 10 into an easily viewable format and displays the data.
  • the display control unit 50 also reflects input results from input means such as a mouse and a keyboard on the display screen.
  • FIG. 3 is a diagram showing a power system planning and operating system to which the power system planning and operating device 10 of the first embodiment is applied.
  • the power system planning and operation device 10 includes a supervisory control terminal 301 that monitors and controls a synchronous machine power source 304 such as thermal power generation, nuclear power generation, and hydroelectric power generation connected to the power system 306, and a renewable energy power source such as solar power generation and wind power generation. 303 and a monitoring terminal 302 that monitors a measuring device 305 that measures the power flow distribution within the power system 306. Obtain the output and power transmission status.
  • a supervisory control terminal 301 that monitors and controls a synchronous machine power source 304 such as thermal power generation, nuclear power generation, and hydroelectric power generation connected to the power system 306, and a renewable energy power source such as solar power generation and wind power generation.
  • a monitoring terminal 302 that monitors a measuring device 305 that measures the power flow distribution within the power system 306. Obtain the output and power transmission status.
  • the power system planning and operation device 10 includes a computer and information processing unit including a display unit 105, an input unit 103 such as a keyboard and a mouse, a communication unit 104, a CPU (Central Processing Unit) 101, a memory 102, and a storage device connected by a bus line 91. device or computer server.
  • a computer and information processing unit including a display unit 105, an input unit 103 such as a keyboard and a mouse, a communication unit 104, a CPU (Central Processing Unit) 101, a memory 102, and a storage device connected by a bus line 91. device or computer server.
  • the storage device includes a typhoon countermeasure calculation input data DB 30 that stores typhoon information data 31, grid operation countermeasure candidate data 33, grid data 34, damage cost data 35, and reliability economic index data 36 as a database, and typhoon information selection result data.
  • 41 includes a typhoon countermeasure calculation result data DB 40 that stores typhoon countermeasure candidate calculation result data 42, reliability economic efficiency index value calculation result data 43, and typhoon countermeasure determination result data 44 as a database, and a typhoon countermeasure calculation program 20P.
  • the CPU 101 executes a predetermined computer program of a typhoon countermeasure calculation program 20P, which will be described later in FIG. 23, realizes the functions of the typhoon countermeasure determining unit 24 and the display control unit 50.
  • the display unit 105 is configured as a display device. Further, the display unit 105 may be configured to use a printer device, an audio output device, or the like instead of or in addition to the display device. In addition, the display unit 105 of the power system planning and operation device 10 displays a simple screen just for rewriting each program and database, and displays the obtained typhoon countermeasure candidate results on a display device connected to the network 300. You may also do so.
  • the input unit 103 is configured to include at least one of a keyboard switch, a pointing device such as a mouse, a touch panel, a voice instruction device, and the like.
  • the communication unit 104 includes a circuit and a communication protocol for connecting to the network 300.
  • the memory 102 is composed of a RAM (Random Access Memory), and stores the computer program read out from the typhoon countermeasure calculation unit 20, and temporarily stores calculation result data, image data, etc. required for each process.
  • the screen data stored in memory 102 is sent to display unit 105 and displayed. An example of the displayed screen will be described later.
  • the memory 102 stores temporary calculation data such as image data for display, typhoon information selection result data 41, typhoon countermeasure candidate calculation result data 42, reliability economic index value calculation result data 43, typhoon countermeasure decision result data 44, etc. and the calculation result data is temporarily stored. Further, the CPU 101 (display control unit 50) generates necessary image data and displays it on the display unit 105 (for example, a display screen).
  • FIG. 5 is a diagram showing the configuration of the typhoon countermeasure calculation program 20P.
  • the typhoon countermeasure calculation program 20P stores a typhoon information selection program 21P, a typhoon countermeasure candidate calculation program 22P, a reliability economic index value calculation program 23P, a typhoon countermeasure determination program 24P, and a display program 50P.
  • the typhoon information selection program 21P is a program that selects typhoon information from the typhoon information data 31 and stores it in the typhoon information selection result data 41, and is executed by the CPU 101 to realize the typhoon information selection section 21.
  • the typhoon countermeasure candidate calculation program 22P calculates typhoon countermeasure candidates related to grid operation using the grid operation countermeasure candidate data 33 for the typhoon information selected by the typhoon information selection unit 21, and stores the calculated typhoon countermeasure candidates as typhoon countermeasure candidate calculation result data 42.
  • This program is executed by the CPU 101 to implement the typhoon countermeasure candidate calculation unit 22.
  • the reliability economic efficiency index value calculation program 23P calculates the reliability of typhoon countermeasure candidates related to system operation calculated by the typhoon countermeasure candidate calculation unit 22 using the system data 34, damage cost data 35, and reliability economic index data 36. This is a program that calculates an economical index value and stores it as reliability economical index value calculation result data 43, and is executed by the CPU 101 to realize the reliability economical index value calculation section 23.
  • the reliability economic index value refers to the number of times, time, or expected value of power shortage that power supply shortages occur when measures are implemented as typhoon countermeasure candidates.
  • the typhoon countermeasure determination program 24P is a program that determines typhoon countermeasures related to system operation based on the reliability economic efficiency index value calculated by the reliability economic efficiency index value calculation unit 23, and stores it as typhoon countermeasure determination result data 44. , is executed by the CPU 101 to realize the typhoon countermeasure determination unit 24.
  • the display program 50P is a program that appropriately processes and displays various data handled by the power system planning and operation device 10 in an easy-to-read format, and also reflects input results from input means such as a mouse and a keyboard on the display screen. is executed to realize the display control unit 50.
  • FIG. 6 is a diagram showing the structure of the typhoon information data 31 of the typhoon countermeasure calculation input data DB 30.
  • the typhoon information data 31 indicates the scale of the typhoon and the expected typhoon damage for each predicted course of the typhoon.
  • the types of typhoon damage may include information such as collapse of steel towers and lightning strikes due to flooding associated with typhoons.
  • the typhoon information data 31 includes, for each typhoon case 311, the scale of the typhoon at the predicted course date and time 312, the typhoon's center position 313, central pressure 314, maximum wind speed 315, storm area radius 316, and strong wind area radius 317. , and the typhoon damage expected to be caused by the typhoon at the date and time 312 of the predicted course, damage equipment 318, damage details 319, and damage occurrence probability 320.
  • typhoon case 311 and typhoon case CT1 when the expected course date and time 312 is 18:00 on MM month DD of YYYY, the center position 313 is N1 latitude and E1 east longitude, the central pressure 314 is 1000 hPa, and the maximum wind speed is 315. is 30 m/s, the radius of the storm area 316 is 50 km, and the radius of the strong wind area 317 is 300 km, indicating that there is no damaged equipment 318, damage details 319, and occurrence probability 320 caused by the typhoon on the date and time.
  • the center position 313 is N2 north latitude and east longitude E2
  • the central pressure 314 is 950 hPa
  • the maximum wind speed 315 is 40 m/s
  • the storm area radius 316 is 70 km
  • the strong wind area radius 317 is 400 km
  • the damaged equipment 318 is the power transmission line L21
  • the damage details 319 are cut off
  • the probability of occurrence 320 is 0.05, indicating that typhoon damage is expected.
  • the wind speed is the 10-minute average wind speed
  • the maximum wind speed is the maximum value of the 10-minute average wind speed.
  • the instantaneous wind speed is a value obtained by averaging the measured values of the anemometer (at 0.25 second intervals) for 3 seconds (the average of 12 measured values)
  • the maximum instantaneous wind speed is the maximum value of the instantaneous wind speed.
  • the wind speed is also defined as the Japan Meteorological Agency, but is not limited thereto.
  • the maximum wind speed may be the wind speed.
  • typhoon prediction data is used to evaluate each risk up to a future time section, and the total risk until the typhoon passes is evaluated.
  • the occurrence probability 320 of power transmission line interruption damage will be explained.
  • the probability of collapse of structures such as power transmission towers is almost 0 until a certain wind speed is reached, and the probability of collapse increases rapidly when the wind speed exceeds the design standard wind speed with a design margin. It is true. Therefore, as shown in FIG. 7, the occurrence probability 320 is expressed as a probability distribution function (also called a fragility curve) in which the horizontal axis represents the wind speed relative to the steel tower and the vertical axis represents the probability of collapse.
  • the wind speed at the tower location is predicted from the predicted course of the typhoon, and the probability of tower collapse is calculated from the fragility curve in Figure 7.
  • the probability of occurrence of power interruption damage to a power transmission line is the probability that any one of the towers included in the power transmission line will collapse. In this way, the probability of occurrence of power line interruption damage is calculated.
  • FIG. 8 is a diagram showing the structure of the grid operation countermeasure candidate data 33 of the typhoon countermeasure calculation input data DB 30.
  • the grid operation countermeasure candidate data 33 is information indicating candidates for operational changes in response to typhoon damage in the grid operation countermeasure type, which is the equipment of the grid.
  • FIG. 8 shows a case where the power plant operation is changed every predetermined date and time as the type of system operation countermeasure.
  • the grid operation countermeasure candidate data 33 for a predetermined grid operation countermeasure type includes the power plant name 333, the output 334 of the power plant (current value, output upper limit value, output lower limit value) for each date and time 332 (date and time). ), and the cost 335 (increase/decrease) for changing the output of the power plant.
  • Fig. 8 when the system operation measure type 331 is a power plant and the date and time 332 is 00:00 on the DD day of the MM month of YYYY, the current output of the power plant G1 is 500 MW, the output upper limit is 1000 MW, and the output lower limit is 00:00.
  • the figure shows that 300MW, the cost of increasing output is 6 yen/kWh, and the cost of decreasing output is -6 yen/kWh.
  • FIG. 8 shows the grid operation countermeasure candidate data 33 when the grid operation countermeasure type 331 is a power plant. This may include starting or stopping substations, changing substation taps, turning on or opening substation phase adjustment equipment, turning on or opening power transmission lines, or other system operation measures.
  • the grid operation countermeasure candidate data 33 allows concrete typhoon countermeasure candidates related to grid operation. In addition, it is possible to quantitatively and accurately calculate reliability and economic index values such as costs for typhoon countermeasure candidates. These index values are evaluated in all time sections from the time the typhoon approaches to the time the typhoon passes.
  • FIG. 9 is a diagram showing the structure of the damage cost data 35 of the typhoon countermeasure calculation input data DB 30.
  • the damage cost data 35 is information indicating costs associated with a power outage at a substation.
  • the damage cost data 35 includes a substation name 351 and a cost 352 associated with a power outage at the substation.
  • FIG. 9 shows that at a substation whose substation name 351 is substation S1, a power outage will cause damage at a cost 352 of 4000 yen/kWh.
  • the damage cost data 35 may be costs for each individual consumer, costs for each consumer type (general household, factory, office, hospital, etc.), or other types. Also good. That is, the damage cost data 35 is at least one of the power outage cost for each substation, the power outage cost for each customer, and the power outage cost for each customer type.
  • FIG. 10 is a diagram showing the structure of the reliability economic index data 36 of the typhoon countermeasure calculation input data DB 30.
  • the reliability economy index data 36 is information indicating the weight of each type of reliability economy.
  • the reliability economy index data 36 includes a reliability economy index type 361 and a weighting coefficient 362 for each index.
  • the reliability economy index data 36 includes a reliability economy index type 361 and a weighting coefficient 362 for each index.
  • the type 361 of the reliability economic index value may be LOLP (Loss Of Load Probability), LOLE (Loss Of Load Expectation), EUE (Expected Suiteved Energy), or VOLL (Value Of Lost Load).
  • indicators related to system stability synchronous stability, voltage stability, frequency stability, overload, etc. (generator step-out or not, maximum internal phase difference angle of the generator, PV curve load margin up to the nose point, short circuit capacity, short circuit capacity ratio (SCR: Short Circuit Ratio), maximum frequency reduction value, RoCoF (Rate Of Change Of Frequency), transmission line overload rate, transmission line overload amount)
  • SCR Short Circuit Ratio
  • RoCoF Rate Of Change Of Frequency
  • transmission line overload rate transmission line overload amount
  • It may also be an economic indicator such as GDP lost due to power outages, or it may be possible to score important government offices and hospitals that need to avoid power outages as much as possible in order to maintain social functions.
  • reliability economy index data 36 it is possible to quantitatively calculate reliability economy index values for typhoon countermeasure candidates.
  • FIG. 11 is a diagram showing the structure of the typhoon countermeasure candidate calculation result data 42 of the typhoon countermeasure calculation result data DB 40.
  • the typhoon countermeasure candidate calculation result data 42 is information indicating the calculation result of typhoon countermeasures for each typhoon countermeasure case name 421.
  • the typhoon countermeasure candidate calculation result data 42 includes information on system operation countermeasures 421B and power outage mitigation countermeasures 421C.
  • the grid operation countermeasures stored in the grid operation countermeasure candidate data 33 are stored for each grid operation countermeasure type 422B.
  • the system operation measure type 422B is a power plant operation change
  • the power plant name 424B the output value before change (current value), output upper limit value, and output for each date and time 423B (date and time).
  • Information 425B about the lower limit value and the changed output value is stored.
  • the typhoon countermeasure case name 421 is "typhoon countermeasure case CC1.”
  • the system operation countermeasure 421B changes the output of power station G1 at 00:00 on the MM month DD day of YYYY from 500 MW to 1000 MW, and the power generation This indicates that the output of Station G2 will be changed from 300MW to 150MW.
  • the power outage mitigation measures 421C of the typhoon countermeasure candidate calculation result data 42 are stored for each power outage mitigation measure stored in the system operation countermeasure candidate data 33.
  • the power outage mitigation measure type 422C indicates the deployment of a power supply vehicle to the substation and a change in operational output
  • the name of the substation to be deployed 424C and the relevant substation are displayed for each date and time 423C (date and time).
  • the output value before change (current value), the output upper limit value, the output lower limit value, the output value after change, and information 425C about future reinforcement plans for the deployment of power supply vehicles are stored.
  • the output of substation CS1 at 00:00 on DD, MM, YYYY is 30 MW, and the output can be increased to 100 MW in the future. , indicating that an additional 200 MW of reinforcements are planned.
  • Typhoon countermeasure case CC1 in Figure 11 includes both system operation countermeasures 421B (i.e., changes in power plant operation) and power outage mitigation countermeasures 421C (i.e., deployment of power supply vehicles to substations and changes in operational output) as typhoon countermeasures. This is a case where the above is carried out, but each may be carried out independently.
  • the system operation countermeasure type 422B power plant operation change in FIG. 11
  • measures to alleviate power outages may include other countermeasures such as demand response and controlling the charging and discharging of electric vehicles.
  • each typhoon countermeasure candidate can be made concrete.
  • reliability economic efficiency index values (reliability economy index values) for typhoon countermeasure candidates can be calculated quantitatively and with high precision.
  • FIG. 12 is a diagram showing the structure of the reliability economic index value calculation result data 43 of the typhoon countermeasure calculation result data DB 40.
  • the reliability economy index value calculation result data 43 is information indicating the reliability economy index value calculation result for each typhoon countermeasure, and is associated with the typhoon countermeasure candidate calculation result data 42.
  • the reliability economy index value calculation result data 43 includes a typhoon case name 431 corresponding to the typhoon case stored in the typhoon information selection result data 41 (see FIG. 4), and typhoon countermeasure candidate calculation result data 42 (see FIG. 11).
  • the typhoon countermeasure case name 432 corresponding to the typhoon countermeasure case (typhoon countermeasure case name 421) stored in The information includes the expected damage cost value 434 and the index value 435 of reliability and economic efficiency when implementing the relevant typhoon countermeasure case.
  • the countermeasure cost 433 per time when implementing a typhoon countermeasure case is added to the cost 335 of the grid operation countermeasure candidate data 33 corresponding to the grid operation countermeasure to be implemented in the relevant typhoon countermeasure case 421. Calculated by multiplying the difference values before and after. Additionally, additional costs incurred due to deployment of power supply vehicles to substations, etc. will also be added.
  • the expected damage cost value 434 per typhoon countermeasure case is calculated as follows. First, system stability (synchronization stability performance, voltage stability, frequency stability, overload, etc.).
  • the cost 352 stored in the damage cost data 35 is determined assuming that a power outage will occur in the analysis target area.
  • the frequency decreases, calculate the amount of load (substation) interruption by simulating the operation of an Under Frequency Relay (UFR), and assume that a power outage will occur due to the substation being interrupted in the analysis target area.
  • the cost 352 stored in the damage cost data 35 is determined.
  • the cost 352 stored in the damage cost data 35 (FIG. 9) is determined assuming that a power outage occurs due to a substation connected to a lower level of the transmission line where the overload occurs. Furthermore, by multiplying the obtained damage cost by the probability of equipment damage occurring in the typhoon case, an expected damage cost value 434 for each time the typhoon countermeasure case is implemented is determined.
  • the index value 435 of the reliability economy when implementing a typhoon countermeasure case is, for example, the countermeasure cost 433 per time corresponding to the typhoon case with the relevant typhoon case name 431 and the typhoon countermeasure case with the relevant typhoon countermeasure case name 432.
  • the expected damage cost value 434 is calculated as a weighted sum (weighted average value) of the weighting coefficients 362 stored in the corresponding reliability economic index data 36.
  • the countermeasure cost as a result of implementing typhoon countermeasure case CC1 with typhoon countermeasure case name 432 for typhoon case CT1 with typhoon case name 431 is 50 million yen/time, and the expected damage cost is 0.01. This shows that the cost is 100 million yen/time, and the reliability economic index value is 150.
  • the calculation of countermeasure cost 433 per typhoon countermeasure case, expected damage cost per typhoon countermeasure case 434, and reliability economy index value 435 when implementing typhoon countermeasure case is as follows. Each may be determined by a method other than the above.
  • the countermeasure cost 433 per typhoon countermeasure case and the expected damage cost 434 per typhoon countermeasure case are calculated based on a specific number of hours (for example, when a typhoon makes landfall on the Japanese mainland). It may also be a case of limiting to time only.
  • FIG. 13 is a diagram showing the structure of the typhoon countermeasure determination result data 44 of the typhoon countermeasure calculation result data DB 40.
  • the typhoon countermeasure decision result data 44 includes information that displays a list of reliability economic index values (reliability economic index values) for each typhoon countermeasure case, and information on the selection results of the typhoon countermeasure cases.
  • the typhoon countermeasure decision result data 44 includes the typhoon countermeasure case name 441 and typhoon case name 442 corresponding to the typhoon countermeasure case name 432 stored in the reliability economic index value calculation result data 43 (FIG. 12). It is composed of information on the typhoon case and the selection results 444 as typhoon countermeasures for the index value 435 of reliability economy.
  • the typhoon countermeasure case with the smallest sum of the index values 443 of the reliability economy for the typhoon cases of each typhoon case 442 in the typhoon countermeasure with the typhoon countermeasure case name 441 is selected.
  • FIG. 13 shows that CC1 has been selected as the typhoon countermeasure case.
  • typhoon countermeasures may be selected using methods other than those described above.
  • typhoon countermeasure decision result data 44 it is possible to compare each typhoon countermeasure case (none, CC1, CC2, etc.) and the calculation results of reliability economic index values for each typhoon case, making it easy to understand the selection results and reasons for selection. It can be confirmed. In addition, since it is possible to select typhoon countermeasures that reduce countermeasure costs and damage costs, it is possible to reduce social costs and improve power resilience.
  • step S1 the typhoon information selection unit 21 of the typhoon countermeasure calculation unit 20 uses the typhoon information data 31 to select typhoon information stored in the typhoon information data 31 (see FIG. 6), and converts the selection result into the typhoon information. It is output as selection result data 41.
  • step S2 the typhoon information selection unit 21 of the typhoon countermeasure calculation unit 20 uses the typhoon information selection result data 41 and the grid operation countermeasure candidate data 33 to calculate countermeasure candidates related to grid operation for the typhoon selected in step S1. Then, it is output as typhoon countermeasure candidate calculation result data 42 (see FIG. 11).
  • step S3 the reliability economic efficiency index value calculation unit 23 of the typhoon countermeasure calculation unit 20 uses the typhoon countermeasure candidate calculation result data 42, the system data 34, the damage cost data 35, and the reliability economic efficiency index data 36 to The reliability economy index value for the typhoon countermeasure candidate calculated by the countermeasure candidate calculation unit 22 is calculated and outputted as reliability economy index value calculation result data 43 (see FIG. 12).
  • step S4 the typhoon countermeasure determination unit 24 of the typhoon countermeasure calculation unit 20 determines whether or not there is a typhoon countermeasure candidate that was not selected in step S2, regarding the typhoon information selected in step S1. If there are unselected typhoon countermeasure candidates (YES in S4), the process returns to step S2. If there are no unselected typhoon countermeasure candidates (NO in S4), the process advances to step S5.
  • step S5 the typhoon countermeasure determining unit 24 determines whether there is any typhoon information that was not selected in step S1. If unselected typhoon information exists (S5: YES), the process returns to step S1. If there is no unselected typhoon information (NO in S5), the process advances to step S6.
  • step S6 the typhoon countermeasure determination unit 24 determines typhoon countermeasures using the reliability economy index value calculation result data 43, and outputs it as typhoon countermeasure determination result data 44 (see FIG. 13).
  • the typhoon countermeasure calculation unit 20 calculates the reliability economic index value calculated from the typhoon information data, system operation countermeasure candidate data, damage cost data, system data, and reliability economic index data. Since it is possible to select typhoon countermeasures that reduce countermeasure costs and damage costs, it is possible to both reduce social costs and improve power resilience.
  • FIGS. 15 and 16 a display example outputted to the display unit 105 by the display control unit 50 (see FIG. 2) of the typhoon countermeasure calculation unit 20 is shown in FIGS. 15 and 16.
  • FIG. 15 displays typhoon cases 53 and typhoon contents 54 in the typhoon information, typhoon countermeasure candidate cases 55 and typhoon countermeasure candidate contents 56 in the typhoon countermeasure candidates. These display data items can be freely selected by the user. In addition, the display in FIG. 15 also displays a system diagram 51 and a legend 52, making it easy for the user to understand the positions of typhoon countermeasure candidates.
  • FIG. 16 is another example of display content.
  • FIG. 16 displays a typhoon countermeasure case 57, a date 59, a time 510, a content 511, a reliability economic index value calculation result 512, and a typhoon countermeasure decision result 513 for the system operation countermeasure.
  • These display data items can be freely selected by the user.
  • the display in FIG. 16 also displays a system diagram 51 and a legend 52, making it easy for the user to understand the location of typhoon countermeasures.
  • the power system planning operation device 10 transmits the typhoon countermeasure decision result data 44 (see FIG. 13) to the central dispatch dispatch system (EMS), and the central dispatch dispatch system calculates the adjustment power operation cost.
  • EMS central dispatch dispatch system
  • FIG. 17 is a diagram showing the functional configuration of the power system planning and operation device 10 and the central power dispatch command system 60 in the second embodiment.
  • the power system planning and operating device 10 in FIG. 17 includes a typhoon countermeasure transmitting unit 25 that transmits typhoon countermeasure determination result data 44 determined by the typhoon countermeasure determining unit 24 to the central power dispatch command system 60 in the power system planning and operating device 10 in FIG.
  • the difference is that we added .
  • the other configuration of the power system planning and operation device 10 is the same as that in FIG. 2, so the description thereof will be omitted here.
  • the central power supply command system 60 includes a database that stores typhoon countermeasure decision result data 44, supply and demand planning data 81, procurement adjustment power data 82, and operation adjustment power determination result data 72, and an operation adjustment power determination unit 71.
  • the typhoon countermeasure determination result data 44 is information transmitted from the typhoon countermeasure transmitter 25 of the power system planning and operation device 10.
  • the supply and demand plan data 81 is information regarding power generation plans and supply and demand plans provided from power generation companies and retailers to general power transmission and distribution companies.
  • the procurement adjustment power data 82 is information on adjustment power procured in the supply and demand adjustment market.
  • the operation adjustment power determination result data 72 is information regarding the determination result of the adjustment power to be operated.
  • the operation adjustment power determination unit 71 determines the adjustment power to be operated using the typhoon countermeasure determination result data 44, the supply and demand plan data 81, and the procurement adjustment power data 82, and outputs the operation adjustment power determination result data 72.
  • the operation adjustment capacity determination unit 71 predicts the imbalance of power generation and load from the supply and demand planning data 81, and calculates the adjustment capacity stored in the procurement adjustment capacity data 82 and the typhoon countermeasure decision result data 44. From among the power plant output changes that are available, the power plant output changes that can adjust the imbalance are determined by merit order. Note that the method for determining the operational adjustment capacity may be other than the above-mentioned method.
  • FIG. 18 is a diagram showing a power system planning and operating system according to a second embodiment to which the power system planning and operating device 10 and the central power dispatch command system 60 described in FIG. 17 are applied.
  • the power system planning and operating system in FIG. 18 differs from the power system planning and operating system in FIG.
  • the power system planning and operating device 10 is configured to be able to send and receive data to and from the central power dispatch system 60 via the network 300, but the power system planning and operating system 10 is an internal device of the central power dispatch system 60, and Data may also be sent and received via a communication network.
  • the typhoon countermeasure decision result data 44 is sent to the central power dispatch command system 60; It may also be a power supply command system, market management system, etc.
  • Example 3 in contrast to Example 1, a case will be explained in which statistical data of past typhoons, etc., instead of actual typhoon prediction data, are input and utilized for strengthening substations, power transmission lines, etc.
  • FIG. 19 is a diagram showing the functional configuration of the power system planning and operation device 10 in the third embodiment.
  • the power system planning and operation device 10 described in FIG. Understand the weaknesses of the system.
  • the typhoon countermeasure calculation input data DB 30 records grid maintenance countermeasure candidate data 32, details of which will be described later, and the typhoon countermeasure candidate calculation section 22 calculates the grid maintenance countermeasure candidate data 32 for the typhoon information selected by the typhoon information selection section 21.
  • the difference is that typhoon countermeasure candidates related to grid operation are calculated using the system operation countermeasure candidate data 33 and output as typhoon countermeasure candidate calculation result data 42 (see FIG. 11).
  • FIG. 20A shows the structure of the system maintenance measure candidate data 32 when the system maintenance measure type 321 is transmission line extension.
  • the system improvement measure candidate data 32 includes the transmission line name 323A (transmission line L1, L2, etc.), the number of circuits 324A (1, 2, etc.) of the transmission line, the transmission line in the transmission line expansion case name 322A.
  • the substation name 325A of the power transmission end and the power reception end of , and the information of the cost 326A for expanding the power transmission line are stored.
  • FIG. 20B shows the structure of the system maintenance measure candidate data 32 when the system maintenance measure type 321 is substation expansion.
  • the system maintenance measure candidate data 32 includes the substation expansion case name 322B (CS1, CS2, etc.), the relevant substation name 323B (substation S1, S2, etc.), the number of transformer banks 324B of the relevant substation, the relevant Stores information on the cost of 325B for expanding the substation.
  • the substation expansion case whose substation expansion case name 322B in FIG. 20B is CS1 indicates that a substation S1 with two banks will be expanded at a cost of 10 billion yen.
  • FIG. 20C shows the configuration of the system maintenance countermeasure candidate data 32 when the grid maintenance countermeasure type 321 is expansion of phase adjustment equipment.
  • the system maintenance countermeasure candidate data 32 includes the phase equipment expansion case (CY1, CY2, etc.) in the phase modifier expansion case name 322C, the phase modifier equipment name (phase modifier Y1, Y2, etc.) in the phase modifier equipment name 323C, Information about the number of phase modifiers 324C, the name of the substation where the phase modifier is added 325C, and the cost 326C required for adding the phase modifier is stored.
  • phase equipment expansion case CY1, CY2, etc.
  • phase modifier equipment name phase modifier Y1, Y2, etc.
  • Information about the number of phase modifiers 324C the name of the substation where the phase modifier is added 325C
  • the cost 326C required for adding the phase modifier is stored.
  • phase modifier expansion case whose phase modifier expansion case name 322C in FIG. 20C is CY1 indicates that one phase modifier facility Y1 will be added to the substation S1 at a cost of 50 million yen.
  • the phase adjustment equipment includes a power capacitor (SC: Static Condensor), a shunt reactor (ShR: Shunt Reactor), and the like.
  • System maintenance measure type 321 refers to system maintenance measures other than the addition of transmission lines, substations, and phase adjustment equipment, such as high voltage direct current (HVDC) equipment, synchronous phase modifiers, and static var compensators (SVC). :Static Var Compensator), self-excited SVC, SVG (Static Var Generator), STATCOM (STATic synchronous COMPensator), phase shifter, or other system maintenance measures.
  • HVDC high voltage direct current
  • SVC static var compensators
  • typhoon countermeasure candidates related to grid maintenance can be specified. Furthermore, reliability and economic efficiency index values for typhoon countermeasure candidates can be calculated quantitatively and with high precision.
  • the power transmission line expansion case name 422A when the grid maintenance measure type of the grid improvement measure candidate data 32 is transmission line expansion when the grid maintenance measure type of the grid improvement measure candidate data 32 is transmission line expansion
  • a substation expansion case name 423A when the system maintenance measure type is substation expansion when the system maintenance measure type is substation expansion
  • a phase adjusting equipment expansion case name 424 when the system maintenance measure type is phase adjusting equipment expansion when the system maintenance measure type is phase adjusting equipment expansion.
  • the grid operation countermeasures stored in the grid operation countermeasure candidate data 33 are stored for each grid operation countermeasure type 422B.
  • the grid operation countermeasure type 422B is a change in the operation of a power plant
  • the power plant name 424B, the output value before the change, and the output upper limit of the power plant are specified for each date and time 423B (date and time).
  • Information 425B of the value, output lower limit value, and changed output value is stored.
  • the system maintenance countermeasure candidate data 32 of the transmission line expansion case CL1 and the substation expansion case CS1 are stored. However, this is different from FIG. 21A.
  • typhoon countermeasure case CC1 Figure 21A
  • system operation measures are implemented as typhoon countermeasures
  • typhoon countermeasure case CC2 Figure 21B
  • system maintenance measures are implemented as typhoon countermeasures. It goes without saying that both operational measures and system maintenance measures may be taken.
  • the grid maintenance measure type may be another system maintenance measure described in the explanation of the grid maintenance countermeasure candidate data 32, and the grid operation countermeasure type may be another system described in the explanation of the grid operation countermeasure candidate data 33. It may also be an operational measure.
  • typhoon countermeasure candidates can be made concrete.
  • reliability economic efficiency index values reliability economy index values
  • FIG. 22 is a diagram showing the hardware configuration of the power system planning and operation device 10 according to the third embodiment.
  • the power system planning and operation device 10 of FIG. 4 differs in that the typhoon countermeasure calculation input data DB 30 includes grid maintenance countermeasure candidate data 32 and is stored in the storage device as a database.
  • the other configurations are the same as the configuration in FIG. 4, so their description will be omitted.
  • the power system planning and operating device 10 transmits the typhoon countermeasure decision result data 44 to the central dispatch dispatch system (EMS), thereby reducing the adjustment power operation cost and improving power resilience in the central dispatch dispatch system.
  • EMS central dispatch dispatch system
  • FIG. 23 is a diagram showing the functional configuration of the power system planning and operation device 10 and the central power dispatch command system 60 in the fourth embodiment.
  • the power system planning and operating device 10 in FIG. 23 sends typhoon countermeasure decision result data 44 determined by the typhoon countermeasure determining unit 24 to the central power dispatch command system 60 to the power system planning and operating device 10 in FIG. 2 in FIG.
  • the difference is that a transmitter 25 is added.
  • the other configurations of the power system planning and operation device 10 are the same as those shown in FIG. 2, so the description thereof will be omitted here.
  • the central power supply command system 60 is the same as the central power supply command system 60 described in FIG. 17, the description thereof will be omitted here.
  • the fourth embodiment in addition to suppressing supply and demand and frequency fluctuations due to imbalances in power generation and demand, it is possible to operate a regulating power that can reduce the regulating power operation cost and improve power resilience.
  • the power system planning operation device 10 transmits typhoon countermeasure decision result data 44 to the system planning system, thereby reducing system planning costs and improving power resilience in the system planning system. explain.
  • FIG. 24 is a diagram showing the functional configuration of the power system planning operation device 10 and the functional configuration of the system planning system 1100 in the fifth embodiment.
  • the power system planning and operating device 10 in FIG. 24 includes a typhoon countermeasure transmitting unit 25 that transmits typhoon countermeasure determination result data 44 determined by the typhoon countermeasure determining unit 24 to the grid planning system 1100 in the power system planning and operating device 10 in FIG.
  • the addition is different.
  • the other configurations of the power system planning and operation device 10 are the same as those shown in FIG. 19, so the description thereof will be omitted here.
  • the system planning system 1100 includes a database that stores typhoon countermeasure decision result data 44, supply and demand plan data 1301, and system data 34, a system equipment plan determining section 1201, a system work stoppage plan determining section 1202, and a system operation plan determining section. 1203, and a database that stores system equipment plan determination result data 1401, system work stoppage plan determination result data 1402, and system operation plan determination result data 1403.
  • the typhoon countermeasure determination result data 44 is information transmitted from the typhoon countermeasure transmitter 25 of the power system planning and operation device 10.
  • the supply and demand plan data 1301 is information regarding power generation plans and supply and demand plans provided from power generation companies and retailers to general power transmission and distribution companies.
  • the system data 34 includes system configuration, line impedance (R + j This data is necessary for state estimation and time-series change calculations.
  • the system equipment plan determination result data 1401 is information regarding the determination result of the equipment plan regarding the system maintenance measures explained in the system maintenance countermeasure candidate data 32.
  • the system work stoppage plan decision result data 1402 is information regarding the decision result of a work stoppage plan for equipment related to system maintenance measures.
  • the system operation plan determination result data 1403 is information regarding the determination results of equipment operation plans regarding system maintenance measures.
  • the system equipment plan determining unit 1201 uses the typhoon countermeasure decision result data 44, the supply and demand plan data 81, and the system data 34 to determine the equipment plan regarding system maintenance measures such as the explanation of the grid improvement measure candidate data 32, and determines the system equipment plan.
  • Plan decision result data 1401 is output.
  • the method for determining the equipment plan is, for example, to find an equipment plan that can maintain system stability as explained in the N-1 standard and reliability/economic index value calculation result data 43 and has a low equipment expansion cost. Note that the method for determining the equipment plan may be a method other than the above.
  • the system work stoppage plan determination unit 1202 uses the system equipment plan determination result data 1401 to determine a work stoppage plan for equipment related to system maintenance measures, and outputs system work stoppage plan determination result data 1402.
  • a method for determining the work stoppage plan for example, a work stoppage plan that can maintain system stability and that has low work stoppage costs as explained in the N-1 standard and the reliability economic index value calculation result data 43 is determined. Note that the method for determining the work stoppage plan may be other than the above.
  • the system operation plan determining unit 1203 uses the system work stoppage plan determination result data 1402 to determine an equipment operation plan related to system maintenance measures, and outputs the system operation plan determination result data 1403.
  • a method for determining the operation plan for example, an operation plan that can maintain system stability as explained in the N-1 standard and the reliability economic index value calculation result data 43 and that has low operation costs is determined. Note that the method for determining the operation plan may be a method other than the above.
  • FIG. 25 is a diagram showing a power system planning and operating system according to a fifth embodiment to which the power system planning and operating device 10 and the system planning system 1100 described in FIG. 24 are applied.
  • the power system planning and operation system of FIG. 25 differs in that the central power dispatch control system 60 of the power system planning and operation system of FIG. .
  • the power system planning and operation device 10 is configured to be able to send and receive data to and from the system planning system 1100 via the network 300, but the power system planning and operation device 10 is an internal device of the system planning system 1100, and the internal communication network Data may also be sent and received via.
  • the system planning system 1100 is used as an example of the transmission destination of the typhoon countermeasure decision result data 44, but there are other systems such as a system stabilization system, a main power supply command system, a system power supply command system, a market management system, etc. But it's okay.
  • the present invention is not limited to the above-described embodiments, and includes various modifications.
  • the above embodiments have been described in detail to explain the present invention in an easy-to-understand manner, and are not necessarily limited to those having all the configurations described.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Business, Economics & Management (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Economics (AREA)
  • Primary Health Care (AREA)
  • Tourism & Hospitality (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Human Resources & Organizations (AREA)
  • Marketing (AREA)
  • Public Health (AREA)
  • Strategic Management (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Business, Economics & Management (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
  • Remote Monitoring And Control Of Power-Distribution Networks (AREA)

Abstract

本発明の電力系統計画運用装置（１０）は、台風における少なくとも進路情報と風速を含む台風情報データと発電所の出力情報を含む系統運用対策候補データとから台風対策ケース毎の発電所の出力の変更値を含む台風対策候補計算結果データを求める台風対策候補計算部（２２）と、台風対策候補計算結果データと系統構成を示す系統データと停電に伴う被害費用データと停電の影響に対する重みを示す信頼度経済性指標データとから信頼度経済性の指標値である信頼度経済性指標値計算結果データを求める信頼度経済性指標値計算部（２３）と、信頼度経済性指標値計算結果データから台風対策決定結果データを求める台風対策決定部（２４）と、を備えるようにし、台風による事故、及びそれに伴う停電が発生する前において、台風による架線の被害等の社会コストの低減とレジリエンス向上を行う。

Description

電力系統計画運用装置、及び電力系統計画運用方法
　本発明は、電力系統計画運用装置、及び電力系統計画運用方法に関する。
　電力系統は、単一故障が発生しても系統安定性（同期安定性、電圧安定性、周波数安定性、過負荷等）を維持し、停電させないような設備形成及び運用がされている。以後、これをＮ－１基準と呼ぶ。
　台風、地震、落雷などの自然災害が発生した場合、複数の故障が同時又は連続的に生じて多重故障（Ｎ－１規準以上の事故）が発生する可能性がある。多重故障に対しては、当該故障の発生による社会的影響（停電による社会的損失）が大きくなる。近年、気候変動による台風の激甚化から台風時における電力供給の維持が課題となってきており，送電鉄塔など系統設備・機器の増強などの対策が求められている。
　例えば、特許文献１には、配電線路の各所に配設されて気象データを実測する気象データ観測計と、前記気象データ観測計と遠制伝送路網を介して接続され、実測された前記気象データを受信する管理サーバと、過去の被害内容の履歴が被害位置及びその時の気象条件と共に記録された被害履歴データベースとを有し、前記管理サーバは、被害予測対象領域を設定する被害予測対象領域設定手段と、台風情報発信源から台風情報を取得する台風情報取得手段と、前記台風情報取得手段によって取得した台風情報と前記気象データ観測計により実測された気象データとを加味して、前記設定された被害予測対象領域における各被害予測対象座標での時刻別の気象条件を予測する気象条件予測手段と、前記各被害予測対象座標で予測された気象条件から当該被害予測対象座標での被害内容を前記被害履歴データベースに基づき予測する被害内容予測手段と、予測された前記被害内容を記録する被害内容記録手段とを具備することを特徴とする台風被害予測支援システムが記載されている。
特開２０１０－０４９４３３号公報
　特許文献１の技術では、台風被害が発生した際に台風の予測と、各被害予測箇所での実測データの両者を記録する。これにより、台風による架線の被害などが出た場合でも、被害予測データベースに、予測された被害内容と共に被害予測確率が記録されるので、被害予測対象座標の被害予測をその発生確率と共に情報提供することが可能となり、予測される被害の信憑性を確認することが可能となる。そしてその被害予測に基づく事故後の対応を取ることができる。
　特許文献１の技術では、事故後の対応を適切化することで、台風による被害が出た後の被害を減ずることができるが、台風による事故、及びそれに伴う停電が発生する前に、対策を講じることはできない。
　本発明の目的は、台風による事故、及びそれに伴う停電が発生する前においても、台風による架線の被害等の社会コストの低減とレジリエンス（resilience；強靭性）向上を行える電力系統計画運用装置、及び電力系統計画運用方法を提供することにある。
　前記課題を解決するため、本発明の電力系統計画運用装置は、台風における少なくとも進路情報と風速を含む台風情報データと発電所の出力情報を含む系統運用対策候補データとから台風対策ケース毎の発電所の出力の変更値を含む台風対策候補計算結果データを求める台風対策候補計算部と、前記台風対策候補計算結果データと系統構成を示す系統データと停電に伴う被害費用データと停電の影響に対する重みを示す信頼度経済性指標データとから信頼度経済性の指標値である信頼度経済性指標値計算結果データを求める信頼度経済性指標値計算部と、前記信頼度経済性指標値計算結果データから台風対策決定結果データを求める台風対策決定部と、を備えるようにした。
　本発明によれば、電力系統の台風による社会コストの低減と電力系統のレジリエンス向上を実現できる。
台風が接近している際の電力系統図と台風の予想進路との関係を示す図である。 実施例１の電力系統計画運用装置の機能構成を示す図である。 実施例１の電力系統計画運用装置を適用した電力系統計画運用システムを示す図である。 実施例１の電力系統計画運用装置のハードウェア構成を説明する図である。 台風対策計算プログラムの構成を示す図である。 台風対策計算入力データＤＢの台風情報データの構成を示す図である。 発生確率を鉄塔の風速に対する倒壊確率の確率分布関数で表すことを示す図である。 台風対策計算入力データＤＢの系統運用対策候補データの構成を示す図である。 台風対策計算入力データＤＢの被害費用データの構成を示す図である。 台風対策計算入力データＤＢの信頼度経済性指標データの構成を示す図である。 台風対策計算結果データＤＢの台風対策候補計算結果データの構成を示す図である。 台風対策計算結果データＤＢの信頼度経済性指標値計算結果データの構成を示す図である。 台風対策計算結果データＤＢの台風対策決定結果データの構成を示す図である。 電力系統計画運用装置の台風対策計算部の処理フローを説明する図である。 表示制御部が表示部に出力する表示例を示す図である。 表示制御部が表示部に出力する他の表示例を示す図である。 実施例２における電力系統計画運用装置の機能構成と中央給電指令システムの機能構成を示す図である。 図１７で説明した電力系統計画運用装置と中央給電指令システムを適用した実施例２の電力系統計画運用システムを示す図である。 実施例３における電力系統計画運用装置の機能構成を示す図である。 系統整備対策種別が送電線増設の場合の系統整備対策候補データの構成を示す図である。 系統整備対策種別が変電所増設の場合の系統整備対策候補データの構成を示す図である。 系統整備対策種別が調相設備増設の場合の系統整備対策候補データの構成を示す図である。 台風対策ケース毎に記憶され、系統整備対策と系統運用対策の情報を記憶する台風対策候補計算結果データについて説明する図である。 台風対策ケース毎に記憶され、系統整備対策と系統運用対策の情報を記憶する他の台風対策候補計算結果データについて説明する図である。 実施例３の電力系統計画運用装置のハードウェア構成を示す図である。 実施例４における電力系統計画運用装置の機能構成と中央給電指令システムの機能構成を示す図である。 実施例５における電力系統計画運用装置の機能構成と系統計画システムの機能構成を示す図である。 図２４で説明した電力系統計画運用装置と系統計画システムを適用した実施例５の電力系統計画運用システムを示す図である。
　以下、本発明の実施形態について、図面を参照しながら詳細に説明する。
　まず、図１により、実施形態の電力系統計画運用装置１０の処理概要を説明する。
　図１は、台風が接近している際の電力系統図と台風の予想進路との関係を示す図である。図１の電力系統図は、発電所と変電所とこれらを接続する送電線を地図表示している。台風の通過に伴い、送電鉄塔が倒壊して送電が遮断され、停電が生じることがある。
　電力系統計画運用装置１０は、台風の予想進路の暴風域と最大風速から、送電鉄塔の倒壊による送電遮断を予測し、送電ルートの変更や発電所出力の変更等の系統運用を変更して、停電の発生を予防する。
　具体的には、図１に示すように、台風の予想進路から、Ｂ発電所の送電線とＡ発電所の送電線が順に暴風域に入ることが予想され、電力系統計画運用装置１０は、所定に周期で送電遮断を予測して、系統運用を変更する。なお、図１において、実線の円は暴風域であり、破線の円は予報円である。
　電力系統計画運用装置１０は、系統運用の変更を行うのに当り、Ｂ発電所とＡ発電所の出力を他の発電所の出力を増加させて代替するように系統運用を変更できる場合もあるが、全て代替できずに一部で停電が生じる場合もある。また、地域によって停電した場合の影響が異なる。さらに、発電所数が多い場合には、系統運用を変更する組み合わせ条件も多大になる。
　このため、電力系統計画運用装置１０は、複数の系統運用候補の信頼度経済性の指標値を算出して、指標値に基づいて台風対策結果を求める。
　また、電力系統計画運用装置１０は、電力系統の送電線、変電所、調相設備等の増設を含めて、過去の台風の進路に基づいて台風対策結果を求めることにより、電力系統の送電線、変電所、調相設備等の増設の最適化を行う。
　図２は、実施例１における電力系統計画運用装置１０の機能構成を示す図である。
　電力系統計画運用装置１０は、台風による台風対策の計算入力データを記憶するデータベース（以下、ＤＢと記す）である台風対策計算入力データＤＢ３０と、台風対策計算入力データＤＢ３０を用いて台風対策を求める台風対策計算部２０と、台風対策計算部２０で求めた台風対策を記憶する台風対策計算結果データＤＢ４０と、台風対策結果を後記する表示部１０５（図４）に表示する際の表示制御を行う表示制御部５０と、から構成する。
　詳しくは、台風対策計算部２０は、台風対策計算入力データＤＢ３０を用いて、台風情報を選択し、選択した台風情報に対する台風対策候補を計算し、計算した台風対策候補に対する信頼度経済性指標値を計算し、計算した信頼度経済性指標値に基づいて台風対策を決定し、台風対策結果を台風対策計算結果データＤＢ４０に記憶する。
　以下、台風対策計算入力データＤＢ３０と台風対策計算部２０と台風対策計算結果データＤＢ４０の構成をより詳細に説明する。
　台風対策計算入力データＤＢ３０には、台風情報データ３１と、系統運用対策候補データ３３と、系統データ３４と、被害費用データ３５と、信頼度経済性指標データ３６と、を記憶する。
　台風情報データ３１は、図６により詳細を後述するが、発生した台風の予想進路と規模（最大風速等）を示す情報である。
　系統運用対策候補データ３３は、図８により詳細を後述するが、系統の発電所等の設備における台風被害に対する運用変更の候補を示す情報である。後述する台風対策計算部２０は、推定される台風被害の対策候補を実施した際の効果を、定量的に計算する。
　系統データ３４は、系統構成、線路インピーダンス（Ｒ＋ｊＸ）、対地静電容量（サセプタンス：ｊＢ）、系統構成と状態推定に必要なデータ（バットデータの閾値など）、発電機データ、その他の潮流計算・状態推定・時系列変化計算に必要なデータである。
　被害費用データ３５は、図９により詳細を後述するが、変電所の停電に伴う費用等を示す情報である。後述する台風対策計算部２０は、被害費用データ３５を参照して、台風対策候補に対する信頼度経済性指標値を定量的かつ高精度に計算する。
　信頼度経済性指標データ３６は、図１０により詳細を後述するが、信頼度経済性の種別毎の重みを示す情報である。後述する台風対策計算部２０は、社会維持のために停電をできる限り避ける必要のある重要な施設をスコア化して信頼度経済性指標データ３６とし、台風対策候補に対する信頼度経済性指標値を定量的に計算する。
　台風対策計算結果データＤＢ４０には、台風情報選択結果データ４１と、台風対策候補計算結果データ４２と、信頼度経済性指標値計算結果データ４３と、台風対策決定結果データ４４と、を記憶する。
　台風情報選択結果データ４１は、実施形態の電力系統計画運用装置１０が台風対策候補を求めた台風情報である。
　台風対策候補計算結果データ４２は、図１１により詳細を後述するが、実施形態の電力系統計画運用装置１０が求めた台風対策の計算結果を示す情報である。
　信頼度経済性指標値計算結果データ４３は、図１２により詳細を後述するが、実施形態の電力系統計画運用装置１０が算出した台風対策毎の台風対策の信頼度経済性指標値計算結果を示す情報であり、台風対策候補計算結果データ４２と対応付ける。
　台風対策決定結果データ４４は、図１３により詳細を後述するが、実施形態の電力系統計画運用装置１０が算出した台風ケースの信頼度経済性指標値を、台風対策ケース毎に一覧表示する情報と台風対策ケースの選択結果の情報である。これにより、台風対策ケースに対する信頼度経済性指標値の計算結果を比較することができ、選択結果と選択理由を容易に確認することができる。
　台風対策計算結果データＤＢ４０に記憶される情報は、計算結果としてのデータばかりではなく、中間処理時点のデータも含めて記憶されており、適宜利用が可能とされている。
　台風対策計算部２０は、台風対策を求める処理部であり、台風情報選択部２１と台風対策候補計算部２２と信頼度経済性指標値計算部２３と台風対策決定部２４とから構成する。台風対策計算部２０の処理内容は、図１４により詳細に説明する。
　台風情報選択部２１は、台風情報データ３１から台風対策を求める台風情報を選択し、選択結果を台風情報選択結果データ４１に出力する。
　台風対策候補計算部２２は、台風情報選択部２１で選択した台風情報に基づいて、系統運用対策候補データ３３を用いて、系統運用に関わる台風対策候補を計算し、台風対策候補計算結果データ４２として出力する。
　信頼度経済性指標値計算部２３は、系統データ３４と被害費用データ３５と信頼度経済性指標データ３６を用いて、台風対策候補計算部２２で計算した系統運用に関わる台風対策候補の信頼度経済性指標値を計算し、信頼度経済性指標値計算結果データ４３として出力する。    
　台風対策決定部２４は、信頼度経済性指標値計算部２３で計算した信頼度経済性指標値に基づいて系統運用に関わる台風対策を決定し、台風対策決定結果データ４４として出力する。
　表示制御部５０は、電力系統計画運用装置１０において取り扱う各種のデータを、適宜見やすい形式に加工して表示する。また、表示制御部５０は、マウスやキーボードなどの入力手段の入力結果を表示画面に反映する。
　図３は、実施例１の電力系統計画運用装置１０を適用した電力系統計画運用システムを示す図である。
　電力系統計画運用装置１０は、電力系統３０６に連系する火力発電や原子力発電、水力発電などの同期機電源３０４を監視制御する監視制御端末３０１、太陽光発電や風力発電などの再生可能エネルギー電源３０３を監視制御する監視制御端末３０１、及び、電力系統３０６の系統内の潮流分布を測定する計測装置３０５を監視する監視端末３０２に、ネットワーク３００を介して接続してデータを送受信し、発電所の出力や送電状態を取得する。
　次に、図４により、実施例１の電力系統計画運用装置１０のハードウェア構成を説明する。
　電力系統計画運用装置１０は、表示部１０５、キーボードやマウス等の入力部１０３、通信部１０４、ＣＰＵ（Central Processing Unit）１０１、メモリ１０２と記憶装置がバス線９１により接続されたコンピュータ、情報処理装置、または計算機サーバである。
　記憶装置は、台風情報データ３１、系統運用対策候補データ３３、系統データ３４、被害費用データ３５と信頼度経済性指標データ３６をデータベースとして記憶する台風対策計算入力データＤＢ３０と、台風情報選択結果データ４１、台風対策候補計算結果データ４２、信頼度経済性指標値計算結果データ４３と台風対策決定結果データ４４をデータベースとして記憶する台風対策計算結果データＤＢ４０と、台風対策計算プログラム２０Ｐを含んでいる。
　ＣＰＵ１０１は、図５で後述する台風対策計算プログラム２０Ｐの所定のコンピュータプログラムを実行して、台風対策計算部２０の台風情報選択部２１、台風対策候補計算部２２、信頼度経済性指標値計算部２３、台風対策決定部２４と表示制御部５０の機能を実現する。
　表示部１０５は、ディスプレイ装置として構成される。また、表示部１０５は、ディスプレイ装置に代えて、または、ディスプレイ装置と共に、プリンタ装置または音声出力装置等を用いる構成でも良い。
　また、電力系統計画運用装置１０の表示部１０５は、各プログラムやデータベースの書き換えを行うためだけの簡単な画面表示を行い、求めた台風対策の候補結果を、ネットワーク３００に接続するディスプレイ装置に表示するようにしても良い。
　入力部１０３は、キーボードスイッチ、マウス等のポインティング装置、タッチパネル、音声指示装置等の少なくともいずれか一つを備えて構成である。
　通信部１０４は、ネットワーク３００に接続するための回路及び通信プロトコルを備えている。
　メモリ１０２は、ＲＡＭ（Random Access Memory）により構成され、台風対策計算部２０から読み出されたコンピュータプログラムを記憶したり、各処理に必要な計算結果データ及び画像データ等を一時記憶したりする。メモリ１０２に格納された画面データは、表示部１０５に送られて表示される。表示される画面の例は後述する。
　詳しくは、メモリ１０２は、表示用の画像データ、台風情報選択結果データ４１、台風対策候補計算結果データ４２、信頼度経済性指標値計算結果データ４３、台風対策決定結果データ４４等の計算一時データ及び計算結果データを一旦格納する。また、ＣＰＵ１０１（表示制御部５０）によって必要な画像データを生成して表示部１０５（例えば表示ディスプレイ画面）に表示する。
　図５は、台風対策計算プログラム２０Ｐの構成を示す図である。
　台風対策計算プログラム２０Ｐは、台風情報選択プログラム２１Ｐ、台風対策候補計算プログラム２２Ｐ、信頼度経済性指標値計算プログラム２３Ｐ、台風対策決定プログラム２４Ｐと表示プログラム５０Ｐを格納している。
　台風情報選択プログラム２１Ｐは、台風情報データ３１から台風情報を選択し、台風情報選択結果データ４１に記憶するプログラムであり、ＣＰＵ１０１が実行して台風情報選択部２１を実現する。
　台風対策候補計算プログラム２２Ｐは、台風情報選択部２１で選択した台風情報について、系統運用対策候補データ３３を用いて、系統運用に関わる台風対策候補を計算し、台風対策候補計算結果データ４２として記憶するプログラムであり、ＣＰＵ１０１が実行して台風対策候補計算部２２を実現する。
　信頼度経済性指標値計算プログラム２３Ｐは、系統データ３４と被害費用データ３５と信頼度経済性指標データ３６を用いて、台風対策候補計算部２２で計算した系統運用に関わる台風対策候補の信頼度経済性指標値を計算し、信頼度経済性指標値計算結果データ４３として記憶するプログラムであり、ＣＰＵ１０１が実行して信頼度経済性指標値計算部２３を実現する。
　詳しくは、信頼度経済性指標値は、台風対策候補の対策を実施した際の電力供給不足が発生する回数、時間、または不足力の期待値の電力の供給信頼度や、台風対策候補の対策を実施するための費用等の経済性を示し、台風対策候補を定量的に比較するための数値である。
　台風対策決定プログラム２４Ｐは、信頼度経済性指標値計算部２３で計算した信頼度経済性指標値に基づいて系統運用に関わる台風対策を決定し、台風対策決定結果データ４４として記憶するプログラムであり、ＣＰＵ１０１が実行して台風対策決定部２４を実現する。
　表示プログラム５０Ｐは、電力系統計画運用装置１０において取り扱う各種のデータを適宜見やすい形式に加工して表示する、また、マウスやキーボードなどの入力手段の入力結果を表示画面に反映するプログラムであり、ＣＰＵ１０１が実行して表示制御部５０を実現する。
　以後、台風対策計算入力データＤＢ３０と台風対策計算結果データＤＢ４０の内容について詳細に説明する。
　図６は、台風対策計算入力データＤＢ３０の台風情報データ３１の構成を示す図である。台風情報データ３１は、発生した台風の予想進路毎の、台風の規模と予想される台風被害を示す。なお、台風被害の種別として、台風に伴う洪水による鉄塔の倒壊や落雷などの情報を含んでも良い。
　詳しくは、台風情報データ３１は、台風ケース３１１毎に、予想進路の日時３１２における当該台風の中心位置３１３、中心気圧３１４、最大風速３１５、暴風域半径３１６、及び強風域半径３１７の台風の規模と、予想進路の日時３１２における当該台風による予想される被害設備３１８、被害内容３１９、及び被害の発生確率３２０の台風被害と、から構成する。
　具体的には、台風ケース３１１が台風ケースＣＴ１においては、予想進路の日時３１２がYYYY年MM月DD日18時では、中心位置３１３が北緯N1・東経E1、中心気圧３１４が1000hPa、最大風速３１５が30m/s、暴風域半径３１６が50km、及び強風域半径３１７が300kmであり、当該日時の台風による被害設備３１８と被害内容３１９及び発生確率３２０は無いことを示している。
　また、予想進路の日時３１２がYYYY年MM月DD日21時では、中心位置３１３が北緯N2・東経E2、中心気圧３１４が950hPa、最大風速３１５が40m/s、暴風域半径３１６が70km、及び強風域半径３１７が400kmであり、当該日時に、被害設備３１８が送電線L21、被害内容３１９が遮断、発生確率３２０が0.05の台風被害の予想されることを示している。
　なお、風速について、気象庁のホームページによれば、風速は１０分間平均風速であり、最大風速は１０分間平均風速の最大値である。ちなみに、瞬間風速は風速計の測定値（０．２５秒間隔）を３秒間平均した値（測定値１２個の平均）であり、最大瞬間風速は瞬間風速の最大値である。本開示においても風速は気象庁の定義と同じであるが、これに限定されるものではない。最大風速は風速でも良い。
　このように地震などの災害と違って台風による影響の特徴として、台風の進展によって被害範囲や被害確率、被害の大きさなどが変化して行くことである。また地震などの災害と違って、時間的な予測や風速などのハザードの大きさの予測が容易であることである。そのため、本実施例では台風の予測データを用いて、将来時間断面までそれぞれのリスクを評価して、台風が過ぎ去るまでのトータルでのリスクを評価する。
　ここで、送電線の遮断被害の発生確率３２０について説明する。
　送電鉄塔のような構造物の倒壊は、ある一定の風速に達するまで倒壊する確率はほぼ0であり、設計基準風速に設計余裕を見込んだ風速を超えると急激に倒壊確率が上昇するのが一般的である。そこで、図７に示すように、発生確率３２０は、横軸に鉄塔に対する風速、縦軸に倒壊確率を取った確率分布関数（フラジリティ曲線、フラジリティカーブとも呼ばれる）で示される。
　台風の予想進路から鉄塔の地点の風速を予測し、図７のフラジリティカーブから鉄塔の倒壊確率を算出する。送電線の遮断被害の発生確率は、その送電線に含まれる鉄塔のうちいずれか1つの鉄塔で倒壊が起きる確率である。このようにして送電線の遮断被害の発生確率を算出する。
　図８は、台風対策計算入力データＤＢ３０の系統運用対策候補データ３３の構成を示す図である。系統運用対策候補データ３３は、系統の設備である系統運用対策種別における台風被害に対する運用変更の候補を示す情報である。図８は、系統運用対策種別として、所定日時毎の発電所の運用変更の場合を示している。
　詳しくは、所定の系統運用対策種別における系統運用対策候補データ３３は、日時３３２（日付と時刻）毎に、発電所名３３３、当該発電所の出力３３４（現在値・出力上限値・出力下限値）、及び当該発電所の出力変更にかかる費用３３５（上げ・下げ）から構成する。
　具体的には、図８は、系統運用対策種別３３１が発電所で、日時３３２がYYYY年MM月DD日00時00分では、発電所Ｇ１の現在出力が500MW、出力上限が1000MW、出力下限が300MW、出力増加にかかる費用が6円/kWh、出力減少にかかる費用が－6円/kWhであることを示している。
　系統運用対策候補データ３３により、例えば発電所G1の出力を減らし、発電所G2の出力を上げることで、台風による鉄塔の倒壊による断線が起きる可能性の高い箇所を流れる電力量を減らしたり、断線が起きた場合に過負荷になる期待値が高い箇所の電力量を減らしたりする。これにより停電リスクを低減する。
　図８は、系統運用対策種別３３１が発電所の場合の系統運用対策候補データ３３を示しているが、系統運用対策種別３３１としては、発電所の運用変更以外の系統運用対策、例えば、発電所の起動または停止、変電所タップの変更、変電所調相設備の投入または開放、送電線の投入または開放であっても良いし、他の系統運用対策であっても良い。
　系統運用対策候補データ３３により、系統運用に関わる台風対策候補を具体化することができる。また、台風対策候補に対する費用等の信頼度経済性指標値を定量的かつ高精度に計算することができる。これら指標値を台風近接時から台風が過ぎ去って行くタイミングまで全ての時間断面で評価する。
　図９は、台風対策計算入力データＤＢ３０の被害費用データ３５の構成を示す図である。被害費用データ３５は、変電所の停電に伴う費用等を示す情報である。
　詳しくは、被害費用データ３５は、変電所名３５１と当該変電所の停電に伴う費用３５２から構成する。
　具体的には、図９では、変電所名３５１が変電所S1の変電所では、停電によって費用３５２が4000円/kWhの被害が生じることを示している。
　被害費用データ３５は、個別の需要家毎の費用であっても良いし、需要家種別（一般家庭、工場、オフィス、病院など）毎の費用であっても良いし、他の種別であっても良い。即ち、被害費用データ３５は、変電所毎の停電費用と需要家毎の停電費用と需要家種別毎の停電費用の少なくともいずれか1つである。以上のような情報を含むことで、台風対策候補に対する信頼度経済性指標値を定量的かつ高精度に計算することができる。
　図１０は、台風対策計算入力データＤＢ３０の信頼度経済性指標データ３６の構成を示す図である。信頼度経済性指標データ３６は、信頼度経済性の種別毎の重みを示す情報である。
　詳しくは、信頼度経済性指標データ３６は、信頼度経済性指標の種別３６１と指標毎の重み係数３６２から構成する。
　具体的には、図１０では、信頼度経済性指標の種別３６１として対策費用と被害費用期待値があり、対策費用の重み３６２が１、被害費用期待値の重み３６２が1000であることを示している。
　信頼度経済性指標値の種別３６１は、ＬＯＬＰ（Loss Of Load Probability）やＬＯＬＥ（Loss Of Load Expectation）やＥＵＥ（Expected Unserved Energy）であっても良いし、ＶＯＬＬ（Value Of Lost Load）であっても良いし、系統安定性（同期安定性、電圧安定性、周波数安定性、過負荷等）に関わる指標（発電機の脱調有無や発電機の内部相差角の最大値、Ｐ－Ｖカーブのノーズポイントまでの負荷余裕、短絡容量、短絡容量比（ＳＣＲ：Short Circuit Ratio）、最大周波数低下値、ＲｏＣｏＦ（Rate Of Change Of Frequency）、送電線の過負荷率、送電線の過負荷量）であっても良いし、他の指標であっても良い。また停電によって失われるGDPなど経済的な指標でも良いし、例えば、社会機能維持のために停電をできる限り避ける必要のある重要官庁や病院などをスコア化しても良い。
　信頼度経済性指標データ３６により、台風対策候補に対する信頼度経済性指標値を定量的に計算することができる。
　図１１は、台風対策計算結果データＤＢ４０の台風対策候補計算結果データ４２の構成を示す図である。台風対策候補計算結果データ４２は、台風対策ケース名４２１毎の台風対策の計算結果を示す情報である。台風対策候補計算結果データ４２は、系統運用対策４２１Ｂと停電量緩和対策４２１Ｃの情報を含んでいる。
　台風対策候補計算結果データ４２の系統運用対策４２１Ｂには、系統運用対策候補データ３３に記憶されている系統運用対策が系統運用対策種別４２２Ｂ毎に記憶される。
　詳しくは、系統運用対策種別４２２Ｂが発電所の運用変更の場合、日時４２３Ｂ（日付と時刻）毎に、発電所名４２４Ｂ、当該発電所の変更前出力値（現在値）及び出力上限値及び出力下限値及び変更後出力値の情報４２５Ｂが記憶されている。なお、図１１では、台風対策ケース名４２１は、「台風対策ケースＣＣ１」である。
　具体的には、図１１の台風対策ケース４２１が台風対策ケースＣＣ１では、系統運用対策４２１Ｂは、YYYY年MM月DD日00時00分の発電所Ｇ１の出力を500MWから1000MWに変更し、発電所Ｇ２の出力を300MWから150MWに変更することを示している。
　また、台風対策候補計算結果データ４２の停電量緩和対策４２１Ｃには、系統運用対策候補データ３３に記憶されている停電量緩和対策毎に記憶されている。
　詳しくは、停電量緩和対策種別４２２Ｃが変電所への電源車の配備と運用出力の変更を示す変電所の場合、日時４２３Ｃ（日付と時刻）毎に、配備する変電所名４２４Ｃ、当該変電所の電源車配備の変更前出力値（現在値）及び出力上限値及び出力下限値及び変更後出力値、今後の増援予定の情報４２５Ｃが記憶されている。
　具体的には、図１１の台風対策ケース名４２１が台風対策ケースＣＣ１では、YYYY年MM月DD日00時00分の変電所CS１の出力が30MWであり、今後100MWまで出力を上げることができ、さらに200MW分の増援が予定されていることを示している。
　図１１の台風対策ケースＣＣ１は、それぞれ、台風対策として系統運用対策４２１Ｂ（即ち発電所の運用変更）と停電量緩和対策４２１Ｃ（即ち変電所への電源車の配備と運用出力の変更）の両者を実施した場合であるが、それぞれ単独で実施しても良い。系統運用対策種別４２２Ｂ（図１１では発電所の運用変更）は、系統運用対策候補データ３３の説明で記載した他の系統運用対策であっても良い。停電緩和対策も変電所への電源車の配備の他に、需要抑制（デマンドレスポンス）や電気自動車の充放電の制御など他の対策手法を取っても良い。
　これら上記の対策を組み合わせることで、最適な対策を選択できるようなシステムとする必要があるが、それら組み合わせは膨大であり、また台風の予測が外れた場合も停電リスクが大きく上昇することがない対策を取るなど、考慮が必要な事項が多い。そこで強化学習などと組み合わせて多数の対策から、より最適な対策を絞り込んで表示するアルゴリズムを持っても良い。
　また、多数の送電線があることから、断線する送電線の組み合わせも無数に存在する。これらの組み合わせを全て想定して計算する場合、計算時間が膨大となる。そこで条件を設定して想定するケース数を縮減することが考えられる。この縮減には発生確率を使って確率が一定以上のものを利用するという方法もあるが、その他に確率ではなく、断線確率とその線が断線した場合の停電量を乗じた停電リスクや、断線確率とその線を流れている電力量を乗じた送電リスクなどを評価指標として評価ケース数を縮減しても良い。
　台風対策候補計算結果データ４２により、各台風対策候補を具体化することができる。また、台風対策候補に対する信頼度経済性指標値（信頼度経済性の指標値）を定量的かつ高精度に計算することができる。
　図１２は、台風対策計算結果データＤＢ４０の信頼度経済性指標値計算結果データ４３の構成を示す図である。信頼度経済性指標値計算結果データ４３は、台風対策毎の台風対策の信頼度経済性指標値計算結果を示す情報であり、台風対策候補計算結果データ４２と対応付けている。
　信頼度経済性指標値計算結果データ４３には、台風情報選択結果データ４１（図４参照）に記憶されている台風ケースに対応する台風ケース名４３１、台風対策候補計算結果データ４２（図１１参照）に記憶されている台風対策ケース（台風対策ケース名４２１）に対応する台風対策ケース名４３２、当該台風対策ケース実施時にかかる１回あたりの対策費用４３３、当該台風対策ケース実施時の１回あたりの被害費用期待値４３４、当該台風対策ケース実施時の信頼度経済性の指標値４３５の情報から構成する。
　台風対策ケース実施時にかかる１回あたりの対策費用４３３は、例えば、当該台風対策ケース４２１において実施する系統運用対策に対応する系統運用対策候補データ３３の費用３３５に、発電所出力変更（運用変更）前後の差分値を乗じて求める。また、変電所への電源車配備などにより生じる追加コストも加算する。
　また、当該台風対策ケース実施時の１回あたりの被害費用期待値４３４は、次のように求める。
　まず、当該台風ケースにおいて発生する設備被害内容及び当該台風対策ケース名４３２の台風対策ケース（台風対策ケースＣＣ１やＣＣ２等）において実施する系統運用対策を模擬した系統解析によって、系統安定性（同期安定性、電圧安定性、周波数安定性、過負荷等）を評価する。
　同期安定性または電圧安定性が維持できない場合には、解析対象地域で停電が生じるものとして被害費用データ３５に記憶されている費用３５２を求める。一方、周波数が低下する場合には、周波数低下リレー（ＵＦＲ：Under Frequency Relay）の動作を模擬した負荷（変電所）の遮断量を求め、解析対象地域において遮断される変電所により停電するものとして被害費用データ３５に記憶されている費用３５２を求める。
　過負荷が発生する場合には、過負荷が発生する送電線の下位につながる変電所により停電するものとして被害費用データ３５（図９）に記憶されている費用３５２を求める。更に、求めた被害費用に当該台風ケースにおいて発生する設備被害の発生確率を乗じることで、当該台風対策ケース実施時の１回あたりの被害費用期待値４３４を求める。
　台風対策ケース実施時の信頼度経済性の指標値４３５は、例えば、当該台風ケース名４３１の台風ケース及び当該台風対策ケース名４３２の台風対策ケースに対応する１回あたりの対策費用４３３と１回あたりの被害費用期待値４３４に対し、対応する信頼度経済性指標データ３６に記憶されている重み係数３６２の重み付き和（加重平均値）として求める。
　具体的には、図１２では、台風ケース名４３１の台風ケースＣＴ１に対して台風対策ケース名４３２の台風対策ケースＣＣ１を実施した結果の対策費用が0.5億円／回、被害費用期待値が0.01億円／回、信頼度経済性指標値が150であることを示している。なお、台風対策ケース実施時にかかる１回あたりの対策費用４３３、台風対策ケース実施時の１回あたりの被害費用期待値４３４、台風対策ケース実施時の信頼度経済性の指標値４３５の計算は、それぞれ、前記以外の方法で求めても良い。
　また、台風対策ケース実施時にかかる１回あたりの対策費用４３３、台風対策ケース実施時の１回あたりの被害費用期待値４３４は、特定の時間数（例えば、台風が日本本土上に上陸している時間のみに限定するといったケース）であっても良い。
　信頼度経済性指標値計算結果データ４３により、各台風ケース（ＣＴ１、ＣＴ２等）及び各台風対策ケース（なし、ＣＣ１、ＣＣ２等）に対する信頼度経済性指標値を定量的に計算し、比較することができる。
　図１３は、台風対策計算結果データＤＢ４０の台風対策決定結果データ４４の構成を示す図である。台風対策決定結果データ４４は、台風ケースの信頼度経済性指標値（信頼度経済性の指標値）を、台風対策ケース毎に一覧表示する情報と台風対策ケースの選択結果の情報である。
　台風対策決定結果データ４４は、信頼度経済性指標値計算結果データ４３（図１２）に記憶されている台風対策ケース名４３２の台風対策ケースに対応する台風対策ケース名４４１、台風ケース名４４２の台風ケース、信頼度経済性の指標値４３５に対する台風対策としての選択結果４４４の情報により構成する。
　台風対策の選択は、例えば、台風対策ケース名４４１の台風対策における各台風ケース４４２の台風ケースに対する信頼度経済性の指標値４４３の和が最も小さい台風対策ケースを選択する。例えば、図１３では、台風対策ケースにＣＣ１が選択されたことを示している。なお、台風対策の選択は、前記以外の方法で選択しても良い。
　台風対策決定結果データ４４により、各台風対策ケース（なし、ＣＣ１、ＣＣ２等）及び各台風ケースに対する信頼度経済性の指標値の計算結果を比較することができ、選択結果と選択理由を容易に確認することができる。また、対策費用と被害費用を低減できる台風対策を選択できるため、社会コストの低減と電力レジリエンスの向上を実現できる。
　次に、図１４により、電力系統計画運用装置１０の台風対策計算部２０（図２参照）の処理フローを説明する。
　ステップＳ１で、台風対策計算部２０の台風情報選択部２１が、台風情報データ３１を用いて、台風情報データ３１（図６参照）に記憶されている台風情報を選択し、選択結果を台風情報選択結果データ４１として出力する。
　ステップＳ２で、台風対策計算部２０の台風情報選択部２１が、台風情報選択結果データ４１と系統運用対策候補データ３３を用いて、ステップＳ１で選択した台風についての系統運用に関わる対策候補を計算し、台風対策候補計算結果データ４２（図１１参照）として出力する。
　ステップＳ３で、台風対策計算部２０の信頼度経済性指標値計算部２３が、台風対策候補計算結果データ４２と系統データ３４と被害費用データ３５と信頼度経済性指標データ３６を用いて、台風対策候補計算部２２で計算した台風対策候補に対する信頼度経済性の指標値を計算し、信頼度経済性指標値計算結果データ４３（図１２参照）として出力する。
　ステップＳ４で、台風対策計算部２０の台風対策決定部２４が、ステップＳ１で選択した台風情報に関し、ステップＳ２において未選択の台風対策候補の有無を判定する。未選択の台風対策候補が存在する場合は（Ｓ４のＹＥＳ）、ステップＳ２へ戻る。未選択の台風対策候補が存在しない場合には（Ｓ４のＮＯ）、ステップＳ５へ進む。
　ステップＳ５で、台風対策決定部２４が、ステップＳ１における未選択の台風情報の有無を判定する。未選択の台風情報が存在する場合は（Ｓ５のＹＥＳ）、ステップＳ１に戻る。未選択の台風情報が存在しない場合には（Ｓ５のＮＯ）、ステップＳ６へ進む。
　ステップＳ６で、台風対策決定部２４が、信頼度経済性指標値計算結果データ４３を用いて、台風対策を決定し、台風対策決定結果データ４４（図１３参照）として出力する。
　台風対策計算部２０は、以上の処理により、台風情報データ、系統運用対策候補データ、被害費用データ、系統データ、及び信頼度経済性指標データから計算される信頼度経済性の指標値に基づいて対策費用と被害費用を低減する台風対策を選択できるため、社会コストの低減と電力レジリエンスの向上を両立できる。
　次に、図１５と図１６により、台風対策計算部２０の表示制御部５０（図２参照）が表示部１０５に出力する表示例を示す。
　図１５は、台風情報における台風ケース５３及び台風内容５４、台風対策候補における台風対策候補ケース５５及び台風対策候補内容５６を表示したものである。これらの表示データ項目は利用者が自由に選択できる。
　また、図１５の表示には、系統図５１や凡例５２が併せて表示されており、利用者が台風対策候補の位置を理解しやすい表示形式となっている。
　図１６は、表示内容の別の例である。図１６は、台風対策ケース５７、系統運用対策における日付５９、時刻５１０、内容５１１、信頼度経済性指標値計算結果５１２、台風対策決定結果５１３を表示したものである。これらの表示データ項目は利用者が自由に選択できる。
　また、図１６の表示にも、系統図５１や凡例５２が併せて表示されており、利用者が台風対策の位置を理解しやすい表示形式となっている。
　次に、図１７と図１８により、電力系統計画運用装置１０が中央給電指令システム（ＥＭＳ）に台風対策決定結果データ４４（図１３参照）を送信し、中央給電指令システムにおいて調整力運用コストの低減と電力レジリエンスの向上を行う実施例について説明する。
　図１７は、実施例２における電力系統計画運用装置１０の機能構成と中央給電指令システム６０の機能構成を示す図である。
　図１７の電力系統計画運用装置１０は、図２の電力系統計画運用装置１０に、台風対策決定部２４で決定した台風対策決定結果データ４４を中央給電指令システム６０に送信する台風対策送信部２５を追加したことが異なる。電力系統計画運用装置１０の他の構成は、図２と同様のため、ここでは説明を省略する。
　中央給電指令システム６０は、台風対策決定結果データ４４、需給計画データ８１、調達調整力データ８２、及び運用調整力決定結果データ７２を記憶するデータベースと、運用調整力決定部７１と、を備える。
　台風対策決定結果データ４４は、電力系統計画運用装置１０の台風対策送信部２５から送信された情報である。
　需給計画データ８１は、発電事業者及び小売事業者から一般送配電事業者に提供される発電計画及び需給計画に関する情報である。
　調達調整力データ８２は、需給調整市場で調達した調整力の情報である。
　運用調整力決定結果データ７２は、運用する調整力の決定結果に関する情報である。
　運用調整力決定部７１は、台風対策決定結果データ４４と需給計画データ８１と調達調整力データ８２を用いて、運用する調整力を決定し、運用調整力決定結果データ７２を出力する。
　詳しくは、運用調整力決定部７１は、需給計画データ８１から発電及び負荷のインバランスを予測し、調達調整力データ８２に記憶されている調整力、かつ、台風対策決定結果データ４４に記憶されている発電所出力変更量の中から、インバランスを調整可能な発電所出力変更量をメリットオーダーで求める。なお、運用調整力の決定方法は、前記以外の方法であっても良い。
　以上により、発電及び需要のインバランスに対する需給及び周波数変動を抑制に加え、調整力運用コストの低減と電力レジリエンスの向上を両立可能な調整力の運用ができる。
　図１８は、図１７で説明した電力系統計画運用装置１０と中央給電指令システム６０を適用した実施例２の電力系統計画運用システムを示す図である。
　図１８の電力系統計画運用システムは、図３の電力系統計画運用システムに、ネットワーク３００を介して電力系統計画運用装置１０に接続する中央給電指令システム６０を追加したことが異なる。
　本実施例では電力系統計画運用装置１０を中央給電指令システム６０とネットワーク３００を介してデータを送受できるものとしたが、電力系統計画運用装置１０を中央給電指令システム６０の内部装置とし、内部の通信ネットワークを介してデータを送受しても良い。
　また、本実施例では、台風対策決定結果データ４４の送信先を中央給電指令システム６０とする例を説明したが、中央給電指令システム６０に替えて、系統安定化システム、基幹給電指令システム、系統給電指令システム、市場管理システム等でも良い。
　実施例３では実施例１に対して、実際の台風予測データではなく、過去の台風の統計データなどを入力して、変電所の強化や送電線の強化などに活用するケースについて説明する。
　図１９は、実施例３における電力系統計画運用装置１０の機能構成を示す図である。
　図２で説明した電力系統計画運用装置１０とは、台風情報データ３１が過去の台風の進路と規模を示す情報であることが異なり、過去の台風データを多数入力することで、統計的に電力系統の弱点を把握する。
　また、台風対策計算入力データＤＢ３０が、詳細を後述する系統整備対策候補データ３２を記録し、台風対策候補計算部２２が、台風情報選択部２１で選択した台風情報について、系統整備対策候補データ３２と系統運用対策候補データ３３を用いて、系統運用に関わる台風対策候補を計算し、台風対策候補計算結果データ４２（図１１参照）として出力することが異なる。
　以後、系統整備対策候補データ３２と台風対策候補計算結果データ４２の詳細を説明する。
　まず、系統整備対策候補データ３２の詳細を、図２０Ａ、図２０Ｂ、図２０Ｃにより説明する。
　図２０Ａは、系統整備対策種別３２１が送電線増設の場合の系統整備対策候補データ３２の構成を示している。
　この場合、系統整備対策候補データ３２は、送電線増設ケース名３２２Ａにおける、当該送電線名３２３Ａ（送電線Ｌ１、Ｌ２等）、当該送電線の回線数３２４Ａ（１、２等）、当該送電線の送電端及び受電端の変電所名３２５Ａ、当該送電線の増設にかかる費用３２６Ａの情報を記憶する。
　具体的には、図２０Ａの送電線増設ケース名３２２ＡがＣＬ１の送電線増設ケースは、送電端の変電所Ｓ１と受電端の変電所Ｓ２を結ぶ回線数１の送電線Ｌ１を費用1000億円で増設することを示している。
　図２０Ｂは、系統整備対策種別３２１が変電所増設の場合の系統整備対策候補データ３２の構成を示している。
　この場合、系統整備対策候補データ３２は、変電所増設ケース名３２２Ｂ（ＣＳ１、ＣＳ２等）における、当該変電所名３２３Ｂ（変電所Ｓ１、Ｓ２等）、当該変電所の変圧器バンク数３２４Ｂ、当該変電所の増設にかかる費用３２５Ｂの情報を記憶する。
　具体的には、図２０Ｂの変電所増設ケース名３２２ＢがＣＳ１の変電所増設ケースは、バンク数２の変電所Ｓ１を費用100億円で増設することを示している。
　図２０Ｃは、系統整備対策種別３２１が調相設備増設の場合の系統整備対策候補データ３２の構成を示している。
　この場合、系統整備対策候補データ３２は、調相設備増設ケース名３２２Ｃにおける相設備増設ケース（ＣＹ１、ＣＹ２等）、当該調相設備名３２３Ｃにおける調相設備名（調相Ｙ１、Ｙ２等）、当該調相設備数３２４Ｃ、当該調相設備を増設する変電所名３２５Ｃ、当該調相設備の増設にかかる費用３２６Ｃの情報を記憶する。
　具体的には、図２０Ｃの調相設備増設ケース名３２２ＣがＣＹ１の調相設備増設ケースは、１つの調相設備Ｙ１を変電所Ｓ１に費用0.05億万円で増設することを示している。ここで、調相設備とは、電力用コンデンサ（ＳＣ：Static Condensor）や分路リアクトル（ＳｈＲ：Shunt Reactor）等である。
　系統整備対策種別３２１は、送電線増設及び変電所増設及び調相設備増設以外の系統整備対策、例えば、直流設備（ＨＶＤＣ：High Voltage Direct Current）、同期調相機、静止型無効電力補償装置（ＳＶＣ：Static Var Compensator）、自励式ＳＶＣ、ＳＶＧ（Static Var Generator）、ＳＴＡＴＣＯＭ（STATic synchronous COMpensator）、位相調整器（Phase Shiftor）であっても良いし、他の系統整備対策であっても良い。
　系統整備対策候補データ３２を設けることにより、系統整備に関わる台風対策候補を具体化することができる。また、台風対策候補に対する信頼度経済性指標値を定量的かつ高精度に計算することができる。
　次に、図２１Ａと図２１Ｂにより、台風対策ケース４２１毎に記憶され、系統整備対策４２１Ａと系統運用対策４２１Ｂの情報を記憶する台風対策候補計算結果データ４２について説明する。
　図２１Ａに示す台風対策ケース４２１がＣＣ１の台風対策候補計算結果データ４２の系統整備対策４２１Ａには、系統整備対策候補データ３２の系統整備対策種別が送電線増設の場合の送電線増設ケース名４２２Ａと、系統整備対策種別が変電所増設の場合の変電所増設ケース名４２３Ａと、系統整備対策種別が調相設備増設の場合の調相設備増設ケース名４２４と、の情報を記憶する。
　そして、図２１Ａに示す台風対策候補計算結果データ４２の系統運用対策４２１Ｂには、系統運用対策候補データ３３に記憶されている系統運用対策が系統運用対策種別４２２Ｂ毎に記憶される。
　詳しくは、系統運用対策４２１Ｂには、系統運用対策種別４２２Ｂが発電所の運用変更の場合、日時４２３Ｂ（日付と時刻）毎に、発電所名４２４Ｂ、当該発電所の変更前出力値及び出力上限値及び出力下限値及び変更後出力値の情報４２５Ｂが記憶されている。
　図２１Ｂに示す台風対策ケース４２１がＣＣ２の台風対策候補計算結果データ４２の系統整備対策４２１Ａには、送電線増設ケースＣＬ１、変電所増設ケースＣＳ１の系統整備対策候補データ３２が記憶されていることが、図２１Ａと異なる。
　または、図２１Ｂに示す台風対策ケース４２１がＣＣ２の台風対策候補計算結果データ４２では、系統運用対策のための運用変更なしであることを示している（発電所の変更後の出力が、現在値から変更なし）。
　台風対策ケースＣＣ１（図２１Ａ）では、台風対策として系統運用対策のみを行い、台風対策ケースＣＣ２（図２１Ｂ）では、台風対策として系統整備対策のみを行う場合を示しているが、台風対策として系統運用対策と系統整備対策の両方を行っても良いことは言うまでもない。
　系統整備対策種別は、系統整備対策候補データ３２の説明で記載した他の系統整備対策であっても良く、また、系統運用対策種別は、系統運用対策候補データ３３の説明で記載した他の系統運用対策であっても良い。
　以上により、台風対策候補を具体化することができる。また、台風対策候補に対する信頼度経済性指標値（信頼度経済性の指標値）を定量的かつ高精度に計算することができる。
　図２２は、実施例３の電力系統計画運用装置１０のハードウェア構成を示す図である。
　図４の電力系統計画運用装置１０とは、台風対策計算入力データＤＢ３０が系統整備対策候補データ３２を含みデータベースとして記憶装置に記憶する点が異なる。他の構成は、図４の構成と同じため、説明は省略する。
　次に、図２３により、電力系統計画運用装置１０が中央給電指令システム（ＥＭＳ）に台風対策決定結果データ４４を送信し、中央給電指令システムにおいて調整力運用コストの低減と電力レジリエンスの向上を行う実施例について説明する。
　図２３は、実施例４における電力系統計画運用装置１０の機能構成と中央給電指令システム６０の機能構成を示す図である。
　図２３の電力系統計画運用装置１０は、図１９の図２の電力系統計画運用装置１０に、台風対策決定部２４で決定した台風対策決定結果データ４４を中央給電指令システム６０に送信する台風対策送信部２５を追加したことが異なる。電力系統計画運用装置１０の他の構成は、図２と同様のため、ここでは説明を省略する。また、中央給電指令システム６０は、図１７で説明した中央給電指令システム６０と同じため、ここでは説明を省略する。
　実施例４によれば、発電及び需要のインバランスに対する需給及び周波数変動を抑制に加え、調整力運用コストの低減と電力レジリエンスの向上を両立可能な調整力の運用ができる。
　次に、図２４と図２５により、電力系統計画運用装置１０が系統計画システムに台風対策決定結果データ４４を送信し、系統計画システムにおいて系統計画コストの低減と電力レジリエンスの向上を行う実施例について説明する。
　図２４は、実施例５における電力系統計画運用装置１０の機能構成と系統計画システム１１００の機能構成を示す図である。
　図２４の電力系統計画運用装置１０は、図１９の電力系統計画運用装置１０に、台風対策決定部２４で決定した台風対策決定結果データ４４を系統計画システム１１００に送信する台風対策送信部２５を追加したことが異なる。電力系統計画運用装置１０の他の構成は、図１９と同様のため、ここでは説明を省略する。
　系統計画システム１１００は、台風対策決定結果データ４４、需給計画データ１３０１、及び系統データ３４を記憶するデータベースと、系統設備計画決定部１２０１と、系統作業停止計画決定部１２０２と、系統運用計画決定部１２０３と、系統設備計画決定結果データ１４０１、系統作業停止計画決定結果データ１４０２、及び系統運用計画決定結果データ１４０３を記憶するデータベースと、を備える。
　台風対策決定結果データ４４は、電力系統計画運用装置１０の台風対策送信部２５から送信された情報である。
　需給計画データ１３０１は、発電事業者及び小売事業者から一般送配電事業者に提供される発電計画及び需給計画に関する情報である。
　系統データ３４は、系統構成、線路インピーダンス（Ｒ＋ｊＸ）、対地静電容量（サセプタンス：ｊＢ）、系統構成と状態推定に必要なデータ（バットデータの閾値など）、発電機データ、その他の潮流計算・状態推定・時系列変化計算に必要なデータである。
　系統設備計画決定結果データ１４０１は、系統整備対策候補データ３２で説明した系統整備対策に関する設備計画の決定結果に関する情報である。
　系統作業停止計画決定結果データ１４０２は、系統整備対策に関する設備の作業停止計画の決定結果に関する情報である。
　系統運用計画決定結果データ１４０３は、系統整備対策に関する設備の運用計画の決定結果に関する情報である。
　系統設備計画決定部１２０１は、台風対策決定結果データ４４と需給計画データ８１と系統データ３４を用いて、系統整備対策候補データ３２の説明のような系統整備対策に関する設備計画を決定し、系統設備計画決定結果データ１４０１を出力する。設備計画の決定方法は、例えば、Ｎ－１基準や信頼度経済性指標値計算結果データ４３で説明した系統安定性を維持可能かつ設備増設費用の安価な設備計画を求める。なお、設備計画の決定方法は、前記以外の方法であっても良い。
　系統作業停止計画決定部１２０２は、系統設備計画決定結果データ１４０１を用いて、系統整備対策に関する設備の作業停止計画を決定し、系統作業停止計画決定結果データ１４０２を出力する。作業停止計画の決定方法は、例えば、Ｎ－１基準や信頼度経済性指標値計算結果データ４３で説明した系統安定性を維持可能かつ作業停止費用の安価な作業停止計画を求める。なお、作業停止計画の決定方法は、前記以外の方法であっても良い。
　系統運用計画決定部１２０３は、系統作業停止計画決定結果データ１４０２を用いて、系統整備対策に関する設備の運用計画を決定し、系統運用計画決定結果データ１４０３を出力する。運用計画の決定方法は、例えば、Ｎ－１基準や信頼度経済性指標値計算結果データ４３で説明した系統安定性を維持可能かつ運用費用の安価な運用計画を求める。なお、運用計画の決定方法は、前記以外の方法であっても良い。
　以上により、Ｎ－１基準や系統安定性の維持に加え、系統整備コストの低減と電力レジリエンスの向上を両立可能な系統計画ができる。
　図２５は、図２４で説明した電力系統計画運用装置１０と系統計画システム１１００を適用した実施例５の電力系統計画運用システムを示す図である。
　図２５の電力系統計画運用システムは、図１８の電力系統計画運用システムの中央給電指令システム６０を、ネットワーク３００を介して電力系統計画運用装置１０に接続する系統計画システム１１００に替えたことが異なる。
　本実施例では電力系統計画運用装置１０を系統計画システム１１００とネットワーク３００を介してデータを送受できるものとしたが、電力系統計画運用装置１０を系統計画システム１１００の内部装置とし、内部の通信ネットワークを介してデータを送受しても良い。
　また、本実施例では、台風対策決定結果データ４４の送信先として系統計画システム１１００を例にとって説明したが、他にも系統安定化システム、基幹給電指令システム、系統給電指令システム、市場管理システム等でも良い。
　また、本発明は上記した実施例に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。上記の実施例は本発明で分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある実施形態の構成の一部を他の実施形態の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施形態の構成に他の実施形態の構成を加えることも可能である。
　１０　電力系統計画運用装置
　２０　台風対策計算部
　２１　台風情報選択部
　２２　台風対策候補計算部
　２３　信頼度経済性指標値計算部
　２４　台風対策決定部
　２５　台風対策送信部
　３０　台風対策計算入力データＤＢ
　３１　台風情報データ
　３２　系統整備対策候補データ
　３３　系統運用対策候補データ
　３４　系統データ
　３５　被害費用データ
　３６　信頼度経済性指標データ
　４０　台風対策計算結果データＤＢ
　４１　台風情報選択結果データ
　４２　台風対策候補計算結果データ
　４３　信頼度経済性指標値計算結果データ
　４４　台風対策決定結果データ
　５０　表示制御部
　６０　中央給電指令システム
　４３５　信頼度経済性の指標値
　１１００　系統計画システム

Claims (13)

  1. 　台風における少なくとも進路情報と風速を含む台風情報データと発電所の出力情報を含む系統運用対策候補データとから台風対策ケース毎の発電所の出力の変更値を含む台風対策候補計算結果データを求める台風対策候補計算部と、
    　前記台風対策候補計算結果データと系統構成を示す系統データと停電に伴う被害費用データと停電の影響に対する重みを示す信頼度経済性指標データとから信頼度経済性の指標値である信頼度経済性指標値計算結果データを求める信頼度経済性指標値計算部と、
    　前記信頼度経済性指標値計算結果データから台風対策決定結果データを求める台風対策決定部と、
    を備えることを特徴とする電力系統計画運用装置。
  2. 　請求項１に記載の電力系統計画運用装置において、
    　前記台風情報データは、過去の台風の進路情報と風速である
    ことを特徴とする電力系統計画運用装置。
  3. 　請求項１に記載の電力系統計画運用装置において、
    　前記台風対策候補計算部は、風速と送電鉄塔の倒壊確率の関係を示す確率分布関数を用いて、台風による送電鉄塔の倒壊確率から送電線の遮断確率を求め、発電所の出力の変更値から成る前記台風対策候補計算結果データを求める
    ことを特徴とする電力系統計画運用装置。
  4. 　請求項１に記載の電力系統計画運用装置において、
    　前記系統運用対策候補データは、発電所の出力変更と発電所起動停止と変電所タップ変更と調相設備投入開放と送電線投入開放の少なくともいずれか一つの系統運用対策、及びその運用費用を含む
    ことを特徴とする電力系統計画運用装置。
  5. 　請求項１に記載の電力系統計画運用装置において、
    　前記被害費用データは、変電所毎の停電費用と需要家毎の停電費用と需要家種別毎の停電費用の少なくともいずれか1つである
    ことを特徴とする電力系統計画運用装置。
  6. 　請求項１に記載の電力系統計画運用装置において、
    　前記信頼度経済性指標データは対策費用と被害費用期待値のそれぞれの重みを示す
    ことを特徴とする電力系統計画運用装置。
  7. 　請求項１に記載の電力系統計画運用装置において、
    　前記台風対策候補計算結果データは、少なくとも系統整備対策に対する増設内容と系統運用対策に対する運用変更内容のいずれかを含む
    ことを特徴とする電力系統計画運用装置。
  8. 　請求項１に記載の電力系統計画運用装置において、
    　前記信頼度経済性指標値計算結果データは、前記台風対策ケースと前記台風対策ケースに対する前記台風対策ケースの対策費用と前記台風対策ケースにおける被害費用期待値と信頼度経済性の指標値を含む
    ことを特徴とする電力系統計画運用装置。
  9. 　請求項１に記載の電力系統計画運用装置において、
    　前記台風対策決定部は、前記台風対策ケースにおける信頼度経済性の指標値の和が最小となる台風対策ケースを台風対策の選択結果とする
    ことを特徴とする電力系統計画運用装置。
  10. 　請求項１に記載の電力系統計画運用装置において、
    　前記電力系統計画運用装置で求めた台風対策決定結果データを中央給電指令システムと系統計画システムと系統安定化システムと基幹給電指令システムと系統給電指令システムと市場管理システムのいずれかを送信する台風対策送信部
    を備えることを特徴とする電力系統計画運用装置。
  11. 　請求項１に記載の電力系統計画運用装置において、
    　前記電力系統計画運用装置は、中央給電指令システムと系統計画システムと系統安定化システムと基幹給電指令システムと系統給電指令システムと市場管理システムのいずれかシステムの内部装置である
    ことを特徴とする電力系統計画運用装置。
  12. 　電力系統の電力系統計画運用方法であって、
    　台風における少なくとも進路情報と風速を含む台風情報データと系統運用対策候補データと系統整備対策候補データとから台風対策ケース毎の対策候補計算結果データを求める台風対策候補計算ステップと、
    　前記対策候補計算結果データと系統構成を示す系統データと停電に伴う被害費用データと停電の影響に対する重みを示す信頼度経済性指標データとから信頼度経済性の指標値である信頼性経済性指標計算結果データを求める信頼度経済性指標値計算ステップと、
    前記信頼性経済性指標計算結果データから台風対策決定結果データを求める台風対策決定ステップと、を含む電力系統計画運用方法。
  13. 　請求項１２に記載の電力系統計画運用方法において、
    　前記系統整備対策候補データは送電線増設と変電所増設と調相設備増設と直流設備増設と同期調相機増設と静止型無効電力補償装置増設と自励式ＳＶＣ増設とＳＶＧ増設とＳＴＡＴＣＯＭ増設と位相調整器増設のいずれか一つ以上の系統整備対策及びその増設費用を含む
    ことを特徴とする電力系統計画運用方法。
PCT/JP2023/016462 2022-05-11 2023-04-26 電力系統計画運用装置、及び電力系統計画運用方法 Ceased WO2023218962A1 (ja)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US18/860,074 US20250286373A1 (en) 2022-05-11 2023-04-26 Planned power system operation device and planned power system operation method

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2022-078134 2022-05-11
JP2022078134A JP7744293B2 (ja) 2022-05-11 2022-05-11 電力系統計画運用装置、及び電力系統計画運用方法

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2023218962A1 true WO2023218962A1 (ja) 2023-11-16

Family

ID=88730409

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2023/016462 Ceased WO2023218962A1 (ja) 2022-05-11 2023-04-26 電力系統計画運用装置、及び電力系統計画運用方法

Country Status (3)

Country Link
US (1) US20250286373A1 (ja)
JP (1) JP7744293B2 (ja)
WO (1) WO2023218962A1 (ja)

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2016006254A1 (ja) * 2014-07-11 2016-01-14 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 対リスク準備装置、対リスク準備方法、及び、対リスク準備システム
JP2020107294A (ja) * 2018-12-26 2020-07-09 株式会社日立製作所 想定故障分析装置および想定故障分析方法

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP7611769B2 (ja) * 2021-05-27 2025-01-10 株式会社日立製作所 電力系統計画運用装置、方法及びシステム

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2016006254A1 (ja) * 2014-07-11 2016-01-14 パナソニックＩｐマネジメント株式会社 対リスク準備装置、対リスク準備方法、及び、対リスク準備システム
JP2020107294A (ja) * 2018-12-26 2020-07-09 株式会社日立製作所 想定故障分析装置および想定故障分析方法

Also Published As

Publication number Publication date
JP2023167169A (ja) 2023-11-24
JP7744293B2 (ja) 2025-09-25
US20250286373A1 (en) 2025-09-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Hamidieh et al. Microgrids and resilience: A review
JP6348862B2 (ja) 系統安定化制御装置および電力系統制御システム
US20140156031A1 (en) Adaptive Stochastic Controller for Dynamic Treatment of Cyber-Physical Systems
US10355478B2 (en) System and method for asset health monitoring using multi-dimensional risk assessment
Su et al. Grid-enhancing technologies for clean energy systems
JP7558365B2 (ja) 優先度算出装置および優先度算出プログラム
JPWO2016002339A1 (ja) 電圧安定度監視装置および方法
US12518325B2 (en) Electric power system planning operation device, method, and system
Skok et al. Applications based on PMU technology for improved power system utilization
Rong et al. Resilience-oriented restoration strategy by offshore wind power considering risk
CN113919528A (zh) 一种洪涝灾害下的配电网维护方法
WO2023218962A1 (ja) 電力系統計画運用装置、及び電力系統計画運用方法
Li et al. Investigation of automated corrective actions for special protection schemes
Sedighizadeh et al. Non-Transmission Expansion Alternatives for Southwest Power Pool
Castillo Aguirre et al. Benefit analysis in power generation dispatch using dynamic line ratings on transmission lines
KR102796721B1 (ko) 전력 계통 관성 감시 시스템 및 그에 따른 운영방법
Esobinenwu Comparative Study on Determination of Voltage Stability Limits of the 330kV Nigerian Power Grid Using Four Prediction Optimizers
Hillberg et al. Flexibility to support the future power systems
Winter European wind integration study (EWIS). Towards a successful integration of large scale wind power into European electricity grids. Final report
EP4704281A1 (en) Computer-implemented method, system and computer program product for optimizing an electric power distribution network
Vaishnavi et al. Grid Sustainability Assessment under N-1 Contingency Condition: A Case Study of Specific Event
Wang et al. Risk Assessment of Coupled Gas-Electricity Systems Under Extreme Weather
JP2025182540A (ja) 停電レジリエンス評価装置、停電レジリエンス評価方法、およびプログラム
Verma Smart Grid Technologies for Enhanced Power System Efficiency and Reliability
BİLGEN PMU BASED ONLINE GRID VOLTAGE STABILITY ASSESSMENT

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: 23803441

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 18860074

Country of ref document: US

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 23803441

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

WWP Wipo information: published in national office

Ref document number: 18860074

Country of ref document: US