WO2023281565A1 - 設備構築計画・運用支援システム、及び設備構築計画・運用支援方法 - Google Patents

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WO2023281565A1
WO2023281565A1 PCT/JP2021/025272 JP2021025272W WO2023281565A1 WO 2023281565 A1 WO2023281565 A1 WO 2023281565A1 JP 2021025272 W JP2021025272 W JP 2021025272W WO 2023281565 A1 WO2023281565 A1 WO 2023281565A1
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WO
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power
equipment
information
plan
target area
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PCT/JP2021/025272
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English (en)
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Inventor
貴也 庄野
Original Assignee
株式会社東芝
東芝エネルギーシステムズ株式会社
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    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q50/00—Information and communication technology [ICT] specially adapted for implementation of business processes of specific business sectors, e.g. utilities or tourism
    • G06Q50/06—Energy or water supply
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
    • Y04S10/50—Systems or methods supporting the power network operation or management, involving a certain degree of interaction with the load-side end user applications

Definitions

  • the present invention relates to a facility construction planning/operation support system and a facility construction planning/operation support method.
  • Energy management consists of prediction of generation and planning and control of supply. Furthermore, in accordance with the forecasts and plans for energy demand and supply, facility construction plans related to energy management are carried out. Energy demand stochastically fluctuates under the influence of natural phenomena such as temperature and human social life patterns. In addition, power generation related to energy supply is also affected by wind and sunshine on renewable energy power generation, and the heat value of fuel in thermal power generation.
  • Patent Document 1 discloses a control device and a control method that can efficiently utilize the capacity of transmission and transformation equipment by dynamic rating of transformers.
  • Patent Document 2 discloses a facility planning method based on profitability evaluation based on the dynamic rating of transformers.
  • JP 2018-182822 A Japanese Patent Application Laid-Open No. 2019-102006
  • Patent Document 1 focuses on the operational limit value of a single transformer on the power system, and the power transmission line, etc., which has a planar spread such as the branch office of the power company and the jurisdiction of each jurisdiction. It is difficult to plan equipment and operate it according to the comprehensive equipment capacity in the area including related equipment.
  • Patent Document 2 a facility planning method based on profitability evaluation in accordance with the dynamic rating of transformers is described. In some cases, it was not possible to support facility planning and its operation.
  • Patent Literatures 1 and 2 are directed to dynamic rating based on temperature information around the transformer, but various restrictions including area equipment capacity and power generation (including multiple equipment Various restrictions), and information such as supply and demand forecasts based on weather and social activities is scarce. Sometimes it was not possible.
  • the present invention takes into consideration the above points, and provides a facility construction plan/operation support system or a facility construction plan/operation support system that can more appropriately support the construction plan and operation of electric power facilities such as power generation and transmission/distribution facilities.
  • the purpose is to provide an operation support method.
  • the support system is provided with parameters that contribute to the expansion of the simulation range and accuracy improvement related to power system power flow calculation, and a supply and demand prediction unit that predicts the future energy demand and/or power generation in the management area. Based on the real-time prediction result of the prediction unit, it is also possible to provide a linking function between the power supply and demand control within the management area, the investment plan for constructing the power equipment, and its operation system by surface so-called dynamic rating. .
  • a facility construction plan/operation support system is a facility construction plan/operation support system that generates construction plans for a plurality of power facilities and operation plans (construction plans, operation plans for the power facilities, or both). , an information acquisition unit, and a generation unit.
  • the information acquisition unit obtains information about one or more power facilities included in a target area specified by the user, which includes the past and present usage levels of the power facilities, the amount of power demand in the target area, and the target area. current and future weather information for the target area, and information indicating predetermined functions and performance of the power equipment such as the rating of the power equipment (or information indicating the rating).
  • the generation unit Based on the information acquired by the information acquisition unit, the generation unit performs operation such that the cost incurred by the power equipment due to the operation of the power equipment is equal to or less than a first threshold and the amount of power demand in the target area can be supplied.
  • Generate a plan eg, construction plan, power facility operation plan.
  • FIG. 2 is a diagram showing an example of a functional configuration of a support device 10;
  • FIG. FIG. 4 is a diagram showing the concept of processing executed by the support device 10;
  • FIG. 4 is a diagram for explaining a specific example (1) of processing;
  • FIG. 6 is a diagram showing an example of an evaluation target period and an optimum solution calculation period;
  • FIG. 3 is a diagram (part 1) for explaining the evaluation performed by the installed capacity evaluation unit 32;
  • FIG. 2 is a diagram (part 2) for explaining the evaluation performed by the installed capacity evaluation unit 32;
  • the figure for demonstrating the evaluation (2) of remaining life The figure which shows an example of an equipment cost model.
  • FIG. 4 is a diagram showing an example of processing of an evaluation unit 30;
  • FIG. 6 is a diagram showing an example of information on a power transmission and distribution plan extracted by an equipment construction plan optimization calculator 62;
  • 7 is a diagram showing an example of a schedule for maintenance, removal, new installation, etc., displayed on the information output unit 70;
  • FIG. 7 is a diagram for explaining information indicating costs calculated by a total cost optimization calculation unit 66 displayed on an information output unit 70;
  • the figure for demonstrating the calculation model of 3rd Embodiment The figure which shows an example of a structure of 1 A of facility construction planning and operation support systems of 4th Embodiment.
  • Power generation and power transmission and distribution facilities related to energy supply are affected by wind, sunshine, temperature and humidity for renewable energy generation, and heat value of fuel for thermal power generation. receive. It is necessary to create a construction plan for transmission and distribution facilities and an operation plan that takes this effect into account.
  • the support device of the present embodiment has a prediction accuracy and planning accuracy that can follow and respond to environmental changes and real-time changes in energy supply and demand in the renewal plan and operation of electric power equipment, and the social economic activities of people and the electric power system environment. Appropriately and flexibly plan for efficient operation based on changes and renewal of power facilities. As a result, it is possible to improve the return on investment for equipment within the planning period, and to level the costs associated with equipment renewal and its operation.
  • the support device performs wide-area and surface-based so-called dynamic rating based on sensing data such as outside temperature, humidity, solar radiation, rainfall, snow depth, air pressure, wind speed, wind direction, etc. around multiple power transformers and power transmission lines. It is also possible to evaluate the overall installed capacity and the remaining life for the product life and the economic profitability of the facility, create a facility plan, and control the operation.
  • the support equipment picks up and analyzes surrounding information related to power demand and generation, such as current and future weather information, from SNS information on the Internet, etc., expanding the scope and accuracy of facility construction planning and facility operation simulations. You may give as a parameter which contributes to an improvement.
  • a supply and demand forecasting unit that predicts the future energy demand and/or power generation in the managed area by providing sensing information of equipment and peripheral information related to power demand and generation as parameters, and real-time prediction of the supply and demand forecasting unit Based on the results, a linking function between the power supply and demand control within the management area, the investment plan for constructing the power equipment, and its operation system is provided.
  • a dynamic system in line with the economic profitability of facilities is based on standardized parameters of the entire power facility such as multiple transformers and transmission lines, economic parameters, and technical parameters. Based on the data and data from the initial investment, the total cost of ownership of the power plant as a function of the depreciation period, the income of the power plant on the total investment to satisfy the determined demand, and the total power plant Evaluate power facility revenues and total cost of ownership of power facilities, develop facility plans, and control operations to determine economic profitability.
  • the support device for example, predicts energy demand and / or supply in the management area, and optimizes the facility plan in the management area based on dynamic facility capacity evaluation (dynamic rating), And it can be applied to the optimization support system of the operation efficiency of the equipment.
  • FIG. 1 is a diagram showing an example of the functional configuration of the support device 10.
  • the support device 10 is a device that supports drafting of a facility construction plan for power facilities (for example, power transmission and transformation facilities) and control related to its operation.
  • the support device 10 includes, for example, an information acquisition unit 20, an evaluation unit 30, a demand prediction unit 40, a power generation prediction unit 50, an optimization plan calculation unit 60, an information output unit 70, and a storage unit 100.
  • Some or all of the information acquisition unit 20, the evaluation unit 30, the demand prediction unit 40, the power generation prediction unit 50, and the optimization plan calculation unit 60 are stored in the storage unit 100 by a processor such as a CPU (Central Processing Unit), for example. It is realized by executing a stored program (software).
  • a processor such as a CPU (Central Processing Unit), for example. It is realized by executing a stored program (software).
  • LSI Large Scale Integration
  • ASIC Application Specific Integrated Circuit
  • FPGA Field-Programmable Gate Array
  • GPU Graphics Processing Unit
  • circuitry including circuitry
  • SoC System on Chip
  • each of the functional units described above may be of a distributed operation type in which calculations are individually distributed, or distributed calculations in a cloud environment that do not depend on physical locations.
  • a hybrid configuration combining physical hardware and a cloud environment may be used.
  • Some or all of the evaluation unit 30, the demand prediction unit 40, the power generation prediction unit 50, and the optimization calculation unit are examples of the “generation unit”.
  • the "equipment planning and operation support system” in the scope of claims may be configured as one device such as the support device 10 with each function, or may be individually distributed to perform calculations. It may be a distributed operation type, a configuration that does not depend on a physical location, and performs distributed operations in a cloud environment.
  • the program may be stored in advance in a storage unit 100 such as a HDD (Hard Disk Drive) or flash memory, or stored in a removable storage medium such as a DVD, CD-ROM, or USB memory. may be installed by being attached to the drive device. Also, the program may be provided by an external device via communication such as a network NW and installed to enhance or improve the function.
  • the storage unit 100 stores information obtained via the network NW described above and one or more pieces of model information 110 used for various arithmetic processing. An outline of each functional configuration will be described below, and detailed processing will be described later.
  • the information acquisition unit 20 acquires various types of information.
  • the various types of information include information on transformers and transmission lines (underground transmission lines, overhead transmission lines, etc.) included in power equipment, and various types of information such as environmental information (weather information and climate information). Details of the various information will be described later.
  • the information acquisition unit 20 may acquire various types of information via a network, or may acquire various types of information input by an operator.
  • a network includes, for example, the Internet, a WAN (Wide Area Network), a provider device, a wireless base station, and the like.
  • the evaluation unit 30 includes, for example, an equipment capacity evaluation unit 32 and an equipment remaining life evaluation unit 34.
  • the facility capacity evaluation unit 32 evaluates the state of the facility when power transmission is performed using the facility in the designated area.
  • the evaluation means for example, evaluating whether the degree of load given to the wear and tear that may cause the equipment to lose its functions and performance requirements exceeds a threshold value, or indicating the degree of the degree of load. For example, the degree of loading for dynamically varying capacities is evaluated.
  • the equipment remaining life evaluation unit 34 estimates and evaluates the remaining life of the power equipment.
  • the remaining life to be evaluated is, for example, the remaining life of the facility, or the remaining life until the equipment loses its functions and performance requirements when operated under predetermined conditions.
  • the demand prediction unit 40 predicts the power demand (an example of demand) in a designated area.
  • the power generation prediction unit 50 predicts the amount of power that can be supplied to a specified area, which is the power generated by the power generation facility.
  • the optimization plan calculation unit 60 includes, for example, a facility construction plan optimization calculation unit 62, a facility operation plan optimization calculation unit 64, and a total cost optimization calculation unit 66.
  • the equipment construction plan optimization calculation unit 62 calculates, for example, a plan for new installation or removal of electric power equipment, electrical insulation of each equipment associated with maintenance such as repair or repair, suspension, and the like.
  • the equipment operation plan optimization calculation unit 64 determines a plan that allows the load received by the power equipment to be equal to or less than a threshold value and allows the necessary power to be transmitted to the necessary equipment, or a plan that allows more efficient power transmission to the equipment. Calculate “Efficiently” means that the power transmission loss is small (or equal to or less than a predetermined ratio).
  • the total cost optimization calculator 66 calculates the cost. Costs include additional costs for multiple transformers, transmission lines, and other electrical equipment, removal costs, initial maintenance costs, and other maintenance costs.
  • the optimization plan calculation unit 60 refers to the calculation results of the equipment construction plan optimization calculation unit 62, the equipment operation plan optimization calculation unit 64, and the total cost optimization calculation unit 66, and proposes one or more to the user. Calculate the plan for
  • the information output unit 70 is a display unit that displays generated information.
  • the support device 10 applies the dynamic rating as a means of determining the real-time installed capacity of electrical equipment, such as multiple transformers and transmission lines, within the target area.
  • the dynamic rating's dynamic installed capacity evaluation applies to multiple transformers and transmission lines within the target area. Also, if there is another means for dynamically evaluating installed capacity without limiting to transformers and transmission lines, an algorithm corresponding to that means is applied.
  • FIG. 2 is a diagram showing the concept of processing executed by the support device 10.
  • the support device 10 acquires various information.
  • Various types of information include system parameters, outside temperature, conductive current flowing through power equipment in the area, environmental information (outside temperature, humidity, solar radiation, rainfall, snow depth, atmospheric pressure, wind speed, wind direction, etc.). weather information), weather forecast information, and the like.
  • various types of information include information such as the number of years since the installation and operation of power equipment, past operation status of power equipment, remaining life (or degree of deterioration) of each power equipment, attributes of power equipment (specifications and specifications) , information on cooperation with other devices, etc.).
  • the degree of deterioration is an example of the "degree of use”.
  • the support device 10 performs various calculations using arithmetic logic and sub-calculation logic.
  • Arithmetic logic is the logic for creating a plan to efficiently supply power to equipment in the target area, such as system power flow simulation, so that the life of the power equipment is long, and within the limits of the equipment capacity. be.
  • the sub-calculation logic is a model that outputs insulating oil temperature, medium temperature, life of power equipment, efficiency of power transmission, sag of power transmission line, etc. when part or all of various information is input (for example, simulation model and machine learning models) and evaluation objective functions.
  • Arithmetic logic is a model (for example, a simulation model or a machine learning model) that outputs the above-described plan when information output by a sub-arithmetic logic is input, an evaluation objective function, or the like. Note that the sub-calculation logic and the calculation logic may be integrated. A specific example of (2) will be described later.
  • the support device 10 generates an area equipment construction plan, an area equipment operation plan, area resilience information, and the like, based on the results of the arithmetic logic operations.
  • the equipment construction plan for the area is a plan for maintenance such as removal of electric equipment, expansion, and repair/repair.
  • the equipment operation plan is a plan for the operation of electrical equipment. Resilience information is alternative plans to the optimal plan (backup plans and countermeasures against unexpected situations).
  • the support device 10 for example, enables the overall optimization of both the facility cost in the target area, that is, the facility and operation of the asset.
  • the support device 10 for example, inputs various parameters into the evaluation objective function to calculate the optimum solution for facility construction and its operation.
  • the support device 10 uses the evaluation objective function F(x1, x2, .
  • the slackness of the electric wire) is determined by various constrained optimization methods.
  • the support device 10 may also apply the parameters of the evaluation objective function described above to the simulation model to generate a power transmission and distribution plan.
  • the support device 10 may generate a power transmission/distribution plan by simulating current and future installation conditions of the power equipment and operating conditions of the power equipment using the installation conditions as parameters.
  • the user can refer to the equipment construction plan, the equipment operation plan, or the balance of both provided by the support device 10 to make macro management decisions.
  • the support device 10 determines the target area.
  • the target area may be an area that is systematically designated in advance, or an area that is changed and designated by the user each time.
  • FIG. 3 is a diagram for explaining a specific example (1) of processing.
  • the support device 10 causes the information output unit 70 to output connection information indicating connection relationships between a substation including a plurality of transformers and other electrical equipment and a plurality of transmission lines as shown in FIG.
  • the user refers to the connection information and performs a predetermined operation to specify the target area.
  • an area including substations AD is selected. This specifies the planar spread.
  • Substation A includes multiple transformers.
  • the plurality of transformers for example, have different dates of installation (new and old) as shown in FIG. 4, or have different functions and performance ratings.
  • each transmission line may have a different installation date (new or old) or a different rating. That is, electrical equipment has different attributes (for example, operation history, specifications, specifications, etc.).
  • the support device 10 acquires information on transformers and transmission lines in the target area.
  • Various information about the transformer is stored in the storage unit 100, for example.
  • FIG. 5A is a diagram showing an example of the content of information about transformers and transmission lines.
  • Information on transformers and transmission lines includes information in which past operation status information, standard ratings, specifications and location information are associated with transformer IDs (identification information), and transmission line IDs. , past operational status (degree of use), standard rating, specifications, and information associated with location information.
  • the storage unit 100 may store information indicating connection relationships of transformers, transmission lines, and other electrical equipment. This example is an example of a configuration related to a transmission system operator, and may be a configuration related to a distribution system operator or other energy. In other words, it does not depend on the voltage class or energy infrastructure operator.
  • the past operation status is information for estimating the degree of deterioration of the target transformer or transmission line.
  • the past operation status is, for example, information in which the weather (temperature, etc.) in which the object was operated, the value of the electric current that flowed, etc. are associated with each other in chronological order.
  • a standard rating is a rating set under standard conditions. For example, the installed capacity based on the dynamic rating changes with respect to the standard rating depending on the degree of divergence between the environmental information of the electrical equipment corresponding to the standard rating and the current or future environmental information. Specifications are information such as detailed specifications of the object.
  • the support device 10 accepts from the user the designation of the dynamic rating evaluation target period and the optimal solution calculation period related to the facility capacity.
  • the evaluation target period is the evaluation target period of the dynamic rating related to the installed capacity.
  • the optimum solution calculation period is the period for various plans related to facility construction and its operation.
  • FIG. 5B is a diagram illustrating an example of an evaluation target period and an optimum solution calculation period. For example, when receiving a period from now to three months from now, the support device 10 generates various plans for three months from now (example 1).
  • the solution of the evaluation objective function can be the efficiency optimization of the facility operation of transformers or transmission lines in the short term, or the life extension, the efficiency optimization of the facility operation in a very long time section, or There is also a global optimal solution in the sense that life extension is possible.
  • the global optimum solution the following items are the optimum solution considering a certain surface area, a temporal section, or both.
  • the evaluation period and the optimum solution calculation period do not necessarily have to have the present as the demarcation point.
  • the start of the calculation period may be used as a starting point, and the evaluation may be performed retroactively from that point (Example 3). That is, the retroactive evaluation period is evaluated.
  • the retroactive evaluation period for example, in the retroactive evaluation period, regarding the construction and operation of the electric power equipment, analysis results indicating "what should have been done?" and improvement measures are proposed to the user.
  • the equipment remaining life evaluation unit 34 of the support device 10 acquires the degree of deterioration of the target transformer or transmission line using a predetermined evaluation model and the past operation status.
  • This evaluation model outputs the degree of deterioration corresponding to the input information when the past operating conditions (such as the current value and temperature that flowed in each time series) are input. For example, objects that have been used less frequently in the past tend to have a relatively small degree of deterioration. For example, if the target tends to be operated with a tendency to generate a load in the past, the degree of deterioration tends to be relatively large. Loading means operating above or near the standard rating, or operating above or near the rating depending on the environment.
  • the equipment remaining life evaluation unit 34 evaluates the remaining life of the target based on the degree of deterioration.
  • the installed capacity evaluation unit 32 of the support device 10 generates a plurality of power transmission and distribution plans based on the prediction result of the demand prediction unit 40, the prediction result of the power generation prediction unit 50, and the like.
  • a power transmission and distribution plan is a time-series plan of how much power is transmitted to which transformers and transmission lines.
  • the installed capacity evaluation unit 32 comprehensively generates a power transmission and distribution plan.
  • the generated power transmission and distribution plan is a power transmission and distribution plan that satisfies the demand of the consumer.
  • the installed capacity evaluation unit 32 extracts power transmission and distribution plans one by one from a plurality of power transmission and distribution plans, and evaluates various indicators corresponding to the power transmission and distribution plans.
  • the installed capacity evaluation unit 32 evaluates various indexes using the above-described degree of deterioration (degree of deterioration taking into account past and future operational conditions), current weather information, future weather information, and the like. Evaluation means, for example, deriving various indexes and evaluating whether the indexes are good or bad based on the various indexes.
  • the various indices are evaluation indices necessary for generating a power transmission and distribution plan, such as transformer insulating oil temperature, winding temperature, power transmission efficiency, conductor temperature and sag of power transmission lines, for example.
  • the various indicators may include various indicators in addition to the above indicators.
  • FIG. 6A is a diagram for explaining the evaluation performed by the installed capacity evaluation unit 32.
  • the installed capacity evaluation unit 32 evaluates each plan and each predetermined target (eg, transformer or transmission line) included in the target area.
  • the installed capacity evaluation unit 32 generates information indicating transitions of various indexes in time series. For example, as shown in FIG. 6A, information is generated that indicates time-series transitions of transformer insulating oil temperature, time-series transitions of winding temperature, time-series transitions of efficiency related to power transmission, and the like.
  • the installed capacity evaluation unit 32 applies the time-series transitions to preset criteria to derive scores (score 1, score 2, score 3) for each time-series transition. For example, as shown in FIG.
  • time-series transition of insulator temperature information indicating time-series transition of insulator temperature, time-series transition of conductor temperature, time-series transition of efficiency related to power transmission, and the like is generated. Furthermore, the installed capacity evaluation unit 32 applies the time-series transitions to preset criteria to derive scores (score 4, score 5, score 6) for each time-series transition.
  • the above various indicators may include the slackness (slackness) of the transmission line.
  • slackness in power transmission lines is caused by the heat of conductors and is affected by, for example, outside air temperature, solar radiation, and wind.
  • the slackness is obtained by, for example, a model using the above-mentioned influential factors as parameters. Risk avoidance such as short-circuiting between transmission lines and contact with trees may be considered as a constraint condition in the evaluation.
  • the installed capacity evaluation unit 32 obtains the time-series transition of the insulating oil temperature using, for example, the following method. First, the installed capacity evaluation unit 32 obtains the insulating oil temperature ⁇ réellet (t) at the time t using Equation (1). “ ⁇ réelles ” is the temperature of the initial value. “ ⁇ OL ” is the ultimate temperature of the insulating oil obtained by (Equation 2). “ ⁇ 0 ” is the time constant of temperature change.
  • Equation 2 “ ⁇ a ” in Equation (2) is the outside air temperature. “ ⁇ ко ” is the maximum insulating oil rise value [k] obtained by (Equation 3).
  • Equation 3 indicates the maximum insulating oil rise value [k] at rated load.
  • K indicates a load factor (for example, current value I [A]/current value IN [A] at rated load).
  • R is the loss ratio (eg, load loss/no load loss at rated load).
  • m is a constant determined by the cooling method.
  • the equipment capacity evaluation unit 32 can obtain the time-series transition of the insulating oil temperature using the above concept. It should be noted that the method of obtaining the time-series transition of the insulating oil temperature is not limited to (Equation 1)-(Equation 3), and other models and formulas may be used.
  • the installed capacity evaluation unit 32 obtains the time-series transition of the winding temperature using, for example, the following method. First, the installed capacity evaluation unit 32 obtains the winding temperature ⁇ gt (t) at the time t using Equation (4). “ ⁇ g ” is the winding temperature rise value [K].
  • the equipment remaining life evaluation unit 34 obtains the life loss [minutes/year] using, for example, the following (Equation 5). "T1" is the start time of the target period, and “T2" is the end time of the target period. “b” is the life loss factor.
  • the equipment remaining life evaluation unit 34 uses the idea of (Formula 5) above to find the time-series life loss of each target when the above power transmission and distribution plan is executed.
  • the equipment remaining life evaluation unit 34 integrates the loss obtained from the past operation status and the life loss obtained by the above method to obtain the time series life loss for each target.
  • FIG. 7 is a diagram for explaining the remaining life evaluation (part 2).
  • the equipment remaining life evaluation unit 34 for example, derives the life loss for each time and derives the cumulative value of the life loss for each time. Furthermore, the equipment remaining life evaluator 34 applies the time-series life loss to preset criteria to derive a score (score 7, score 8) for each time-series transition.
  • the equipment remaining life evaluation unit 34 may apply an equipment cost model, for example, when deriving a score for the cumulative value of life loss.
  • the facility cost model is, for example, a model in which the cumulative value of life loss and cost are associated with each other. If the cumulative life loss reaches a first threshold, a predetermined cost is associated because initial maintenance is required, and if the cumulative life loss reaches a second threshold, a predetermined cost is associated because periodic maintenance is required. associated with the cost of
  • the equipment model cost is associated with the removal cost of the transformer, the replacement cost of the transformer, the replacement cost of the transmission line, and the like.
  • FIG. 8 is a diagram showing an example of an equipment cost model.
  • the equipment remaining life evaluation unit 34 derives, for example, the higher the cost, the smaller the score related to life loss.
  • costs related to maintenance and removal are shown, but various other costs such as repair and new installation may be included.
  • the equipment remaining life evaluation unit 34 takes into consideration various indicators at time T-1 obtained by the equipment capacity evaluation unit 32. For example, at time T ⁇ 1, the target equipment starts operating, and at time T, the life loss due to the operation is obtained.
  • the installed capacity evaluation unit 32 takes into consideration the life loss at time T and the cumulative value of the life loss when obtaining various indices at time T+1. For example, assuming a target facility whose lifetime loss at time T is considered, various indexes at time T+1 are obtained (with the degree of performance deterioration of the power facility taken into account).
  • environmental information weather, climate, etc.
  • Such processing is repeated to perform each evaluation.
  • the temperature of the transmission line included in the above-mentioned various indicators.
  • the following conductor temperature model for example, the model specified in JCS0374:2003 Japan Electric Wire & Cable Makers' Association, Calculation Standards for Bare Wire Allowable Current
  • the temperature of an overhead power line is affected by the type and size of the wire used, current flow, air temperature, wind, and solar radiation (weather conditions).
  • the current that can flow in an overhead line depends on the temperature of the line.
  • equation (6) is the steady state temperature equation
  • equation (7) is the transient temperature equation.
  • the total amount of heat generated by current and the amount of heat absorbed by solar radiation corresponds to the total amount of heat dissipated by heat radiation and by convection.
  • d ⁇ /dt is the temperature change per elapsed time
  • C is the wire heat capacity.
  • the conductor temperature of the underground transmission cable may be obtained by various calculation models.
  • the conductor temperature calculation model is, for example, the DRS thermal analysis model (IEC60287 and IEC60853-2).
  • IEC60287 and IEC60853-2 An example of determining the conductor temperature of a transmission line cable in which an optical fiber cable is laid outside the cable conduit will be described.
  • This cable conduit can be represented by an electrical circuit.
  • the electric circuit has resistors R1-R5 connected in series. Node1 is provided on the opposite side of the resistor R1 to the resistor R2, and between the resistors R1 and R2, between the resistors R2 and R3, between the resistors R3 and R4, and between the resistors R4 and R5.
  • Node2, Node3, Node4, and Node5 are provided therebetween, respectively. Each Node is electrically connected to other Nodes. Capacitors C1 and C2 are connected between Node1 and Node2, capacitors C3 and C4 are connected between Node3 and Node4, and capacitor C5 is connected between capacitors C4 and Node5. there is Each capacitor is electrically connected.
  • This electrical circuit corresponds to a thermal equivalent circuit, where current corresponds to heat and potential difference corresponds to temperature difference.
  • the thermal diffusion model is, for example, the thermal diffusion model (IEC60853-2).
  • the cable surface temperature is obtained by Equation (8). “ ⁇ (t)” is the cable surface temperature and “ ⁇ ” is the thermal resistance. “W” is the diameter of the cable.
  • the cable conductor temperature is further predicted from the predicted value of the cable surface temperature calculation (prediction) obtained by Equation (8). This prediction is made, for example, using a CR ladder thermal analysis model.
  • the conductor temperature of overhead transmission lines and underground cables is determined.
  • sensing by so-called IoT may be complemented.
  • thermocouples attached to individual power transmission cables, infrared cameras, drones, etc. may be used to perform more detailed measurements in a wider range and according to the temperature distribution to be evaluated.
  • the evaluation unit 30 integrates the evaluation results of the equipment capacity evaluation unit 32 and the equipment remaining life evaluation unit 34 to evaluate the power transmission and distribution plan.
  • ⁇ Integrate and evaluate the power transmission and distribution plan'' means statistically processing the indices and scores derived by the equipment capacity evaluation unit 32 and the equipment remaining life evaluation unit 34 to derive the indices and scores for the power transmission and distribution plan. It is to be.
  • FIG. 9 is a diagram showing an example of the processing of the evaluation unit 30.
  • a score is obtained by statistically processing the scores of electrical equipment included in the target area.
  • an integrated score 1 is derived by integrating scores 1 of a plurality of electric facilities included in the target area. Integrated scores are similarly derived for scores 2-7. Then, an integrated score is derived based on the integrated scores 1-7.
  • the equipment construction plan optimization calculation unit 62 of the optimization plan calculation unit 60 calculates one or more desired power transmission and distribution plans.
  • the facility construction plan optimization calculation unit 62 extracts a desired power transmission and distribution plan by referring to the derived integrated score and each score.
  • a desired power transmission and distribution plan is, for example, a plan in which there is no score below a threshold, the score is higher than the average score, and the integrated score is equal to or higher than a standard.
  • the desired power transmission and distribution plan may be a plan that satisfies conditions specified by the user.
  • an efficient power transmission and distribution plan is extracted, and if the user attaches importance to the surplus loss of each facility, a power transmission and distribution plan with small surplus loss is extracted. Also, when the user attaches importance to a well-balanced power transmission and distribution plan, a power transmission and distribution plan in which efficiency and surplus loss are secured to some extent is extracted.
  • FIG. 10 is a diagram showing an example of information related to the power transmission and distribution plan extracted by the facility construction plan optimization calculator 62.
  • the extracted information about the power transmission and distribution plan is displayed on the information output unit 70 as shown in FIG. 10, for example.
  • the information about the power transmission and distribution plan includes, for example, time-series information of various indices as shown in FIG. 10 and scores.
  • the equipment operation plan optimization calculation unit 64 calculates maintenance plans, removal plans, new installation plans, etc. of power equipment when the extracted power transmission and distribution plan is executed. Also, a power transmission and distribution plan can be calculated based on the maintenance plan, removal plan, and new installation plan for power equipment.
  • the equipment operation plan optimization calculation unit 64 plans maintenance, removal, new equipment, etc. of the power equipment based on the life loss. For example, the facility operation plan optimization calculation unit 64 generates a schedule for maintenance, removal, new installation, etc. before the life loss reaches a predetermined timing such as maintenance timing or removal timing.
  • FIG. 11 is a diagram showing an example of a schedule for maintenance, removal, new installation, etc. displayed on the information output unit 70. As shown in FIG. In addition to the schedule described above, FIG. 11 includes information indicating costs (described later) for each period.
  • the total cost optimization calculation unit 66 calculates the cost for each power transmission and distribution plan (Plan).
  • the cost is the cost related to the management of power equipment (maintenance, removal, new installation, etc.).
  • the total cost optimization calculator 66 calculates the cost for each period for each schedule as shown in FIG. For example, the greater the burden of maintenance, removal, new installation, etc., the greater the cost.
  • FIG. 12 is a diagram for explaining the information indicating the cost calculated by the total cost optimization calculation unit 66 displayed on the information output unit 70.
  • the information indicating the cost includes information on costs such as the total cost of the power transmission and distribution plan and the weekly cost.
  • the information indicating the cost includes a display button. When this button is operated, the information shown in FIG. 11 is displayed on the information output section 70 .
  • the proposed power transmission and distribution plan may be the following power transmission and distribution plan.
  • it is a power transmission and distribution plan that tends to carry out power transmission so as not to impose a burden on (old) equipment with a high degree of deterioration.
  • This power transmission and distribution plan is, for example, a power transmission and distribution plan in which facilities with a high degree of deterioration are suspended at night, and facilities with a high degree of deterioration are suspended during times when power demand is expected to be low.
  • it is a power transmission and distribution plan in which even highly deteriorated (old) facilities are put to a heavy burden and used up, removed early, or replaced with new facilities.
  • a power transmission and distribution plan in which highly deteriorated (old) equipment is removed, and new equipment bears the load of the removed equipment, increasing the burden.
  • a power transmission and distribution plan may be generated in which replacement of transmission lines and substations and configuration changes are proposed.
  • a transmission and distribution plan may be generated to replace the transformer at substation A with a new transformer.
  • some equipment transformers, transmission lines, and other equipment
  • a power transmission and distribution plan that satisfies the conditions cannot be generated, or if the bottleneck is resolved, a more suitable power transmission and distribution plan is generated.
  • a power transmission and distribution plan may be generated that proposes installation of new equipment, replacement of equipment, new installation of another power transmission route, search for another power transmission route, and the like.
  • a power transmission and distribution plan may be generated and proposed by performing a plurality of processes described above in a composite manner.
  • the support device 10 may generate a power transmission/distribution plan that tends to be requested by the user according to the user's designation, or regardless of whether or not there is a user's request. Further, the support device 10 may be configured such that the model information 110 used for generating the above-described power transmission and distribution plan generates a power transmission and distribution plan with each tendency as described above. By applying (inputting) a parameter according to the trend to the model information 110, the model information 110 may output a power transmission and distribution plan with the trend corresponding to the parameter.
  • the support device 10 generates a power transmission and distribution plan using the future weather information of the target area as described above. If it differs from the prediction, a backup power transmission and distribution plan that can ensure resilience to be used in this case may be generated.
  • a backup power transmission/distribution plan is a power transmission/distribution plan that satisfies a certain level of quality (for example, stability of power supply, efficiency, and reduction of load on facilities) even if the prediction is incorrect.
  • the support device 10 executes a backup power transmission and distribution plan selected in advance or afterward from among a plurality of backup power transmission and distribution plans instead of the power transmission and distribution plan.
  • the model information 110 used to generate the power transmission and distribution plan may be configured to generate the backup power transmission and distribution plan as described above, and the support device 10 may generate the backup power transmission and distribution plan.
  • the model information 110 may output a backup power transmission and distribution plan corresponding to the parameters.
  • the optimization plan calculation unit 60 obtains the total cost of ownership of the power facility as a function of the depreciation period and calculates the overall To determine economic profitability, the total cost of ownership of the power plant is evaluated by the power plant's revenues, including electricity bills, and expenditures, including power generation fuels and capital expenditures. For example, the operation is evaluated based on the value obtained by subtracting the total investment cost, power generation fuel, capital investment cost (including maintenance and removal cost, etc.) from the income. The administrator can refer to this evaluation to determine what kind of power transmission plan and equipment investment plan are appropriate.
  • representative examples of the factors that make up the total cost of ownership include: Visible costs: equipment investment costs, software license costs
  • Hidden costs maintenance costs, training costs, equipment setup costs, repair and repair costs
  • the support device increases the amount of information and improves accuracy for modeling the power system equipment, thereby improving the accuracy of prediction by simulating the behavior of the power system such as future electrical phenomena.
  • the support device 10 can be used as various systems for solving related/coordinated management decision-making problems by minimizing the error between predictions by simulation of various phenomena on the present and future electric power systems and actual phenomena. It is possible to improve the function and performance of each function, device, and system by sharing prediction results from simulations of various phenomena on the power system, present and future.
  • the support device 10 can improve the resilience of energy supply by executing the backup plan even if future weather information or the like is different from predictions.
  • the support device 10 can increase the free capacity by grasping the actual capacity of the grid, reduce the curtailment of renewable energy, and pursue the maximum efficiency between power generation and consumption by alleviating congestion in the transmission and distribution network.
  • FIG. 13 is a diagram showing an example of the configuration of the support system 1 of the second embodiment.
  • the support device 10 acquires the acquired current and future environmental information (weather information and meteorological information) and social environmental information patterns via the network NW, and uses the acquired information for the various processes described above.
  • the demand prediction unit 40 or the power generation prediction unit 50 of the support device 10 predicts energy demand and/or supply in the target area, or recognizes the environment in which the power equipment is installed, based on the information acquired via the network NW. can be made or predicted.
  • the optimization plan calculation unit 60 of the support device 10 can generate various plans using information acquired via the network NW.
  • the support device 10 may import SNS information and generate various plans for various electric phenomenon simulations of the power system using the voltage, current, and system facility parameters of the power system.
  • the electrical phenomenon simulation is the method described in the first embodiment or other simulation models.
  • the temperature, humidity, solar radiation, wind speed, etc. around the transmission line are useful parameters for identifying the actual line constants from the perspective of rigorizing and improving the accuracy of the above simulation model. It is necessary to install sensors and develop a communication network to collect sensor information for local temperature, humidity, solar radiation, wind speed, etc.
  • sensor density and equipment cost is large for sensor installation and communication network development. It becomes an issue.
  • the amount of information and accuracy is equal to or higher than that of weather information and weather forecasts published by public institutions using conventional methods. can be achieved.
  • the support device 10 picks up and analyzes information such as SNS information on the Internet as described above, improves the accuracy of prediction of energy demand or supply, and makes appropriate plans. It can contribute to generation.
  • a third embodiment will be described below.
  • a plurality of scores are calculated, and the scores are used to generate an operation plan and the like.
  • an operational plan is generated using an arithmetic model.
  • the third embodiment will be described below, focusing on the differences from the first or second embodiment.
  • FIG. 14 is a diagram for explaining the computational model of the third embodiment.
  • the support device 10 of the third embodiment uses information on the power system (for example, information on power equipment including transformers and transmission lines), demand forecast data, equipment cost models, weather information, and information from SNS as a calculation model (constraint optimization algorithm).
  • the calculation model outputs an operation plan, costs corresponding to the operation plan, and schedules for management such as maintenance and removal.
  • the constraints are desired constraints such as, for example, power transmission efficiency being equal to or higher than a threshold, cost being equal to or lower than a threshold, and load applied to power equipment being equal to or lower than a threshold.
  • a computational model is, for example, a machine learning model such as a neural network.
  • This computational model is, for example, information obtained by learning learning data.
  • Learning data is, for example, information in which information input to a computation model is associated with a combination of an operation plan, a cost for the operation plan, and a management schedule.
  • the computational model is, for example, a learned model such that when information is input, an operation plan corresponding to the input information, a cost for the operation plan, and a management schedule are output.
  • the support device 10 can achieve the same effects as the first embodiment by using the computational model.
  • a facility construction planning/operation support system has a terminal device (hereinafter referred to as a terminal device) used to solve management decision-making problems.
  • FIG. 15 is a diagram showing an example of the configuration of the equipment construction planning/operation support system 1A of the fourth embodiment.
  • the facility construction planning/operation support system 1A includes a terminal device 200 in addition to the support device 10 .
  • the support device 10 provides the terminal device 200 with the generated information (various plans).
  • This terminal device 200 is a device used for various processes such as facility procurement, fuel procurement, ship allocation planning, facility shutdown planning, and personnel allocation planning.
  • the terminal device 200 uses the information (various plans) provided by the support device 10 to perform various processes.
  • the terminal device 200 may read various plans and perform processing, or may perform processing according to operations performed by the user based on various plans.
  • the support device 10 can provide support for solving management decision-making problems.
  • the target area has been described as including power equipment.
  • the coverage area may include some or all of the facilities listed below.
  • the processing of the equipment construction planning/operation support system 1 does not depend on the size of the management area, the voltage class, the business domain, or the business operator.
  • ⁇ HEMS Home EMS: Home EMS
  • ⁇ MEMS Mansion EMS: EMS for collective housing (condominium)
  • ⁇ BEMS Building EMS: EMS for commercial buildings
  • FEMS Factory EMS: EMS for factories
  • CEMS Cluster/Community EMS: Regional EMS
  • the facility construction planning and operation support system 1 specifically manages the following functional requirements.
  • the facility construction planning/operation support system 1 visualizes the amount of power used in the target area, controls systems and equipment for power saving (CO2 reduction), and controls renewable energy such as solar power generators and storage batteries.
  • the equipment construction planning and operation support system 1 has different management targets, but the basic functional requirements of the system of monitoring and controlling power demand and power supply are common. "Visualization" of energy consumption, analysis of the "visualized” energy usage status, finding areas where reductions in fuel consumption and equipment operation are possible, leading to reductions in fuel and operating costs.
  • the support device 10 widens the range of the conventional dynamic rating for individual transformers and power transmission lines in terms of surface area, and also takes into account the concept of temporal cross sections. can find the optimal solution of the objective function at For this purpose, it is possible to expand the area and temporal cross-section of what has conventionally been the capacity evaluation of individual transformers and transmission lines.
  • a supply and demand forecasting unit is provided to forecast the amount of energy demand and/or the amount of power generation, and based on the real-time forecast results of the supply and demand forecasting unit, power supply and demand control within the management area, other equipment planning management systems, equipment operation systems, accounting

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Abstract

実施形態の設備構築計画・運用支援システムは、複数の電力設備の構築計画、もしくは前記電力設備の運用計画、もしくはその両方を生成する支援システムであり、情報取得部と、生成部とを持つ。情報取得部は、ユーザに指定された対象エリアに含まれる一以上の電力設備に関する情報であって、前記電力設備の過去及び現在の使用度合と、対象エリアにおける電力の需要量と、前記対象エリアに供給可能な電力量と、前記対象エリアの現在及び将来の気象情報と、前記電力設備の定格を示す情報と、を取得する。生成部は、前記情報取得部が取得した情報に基づいて、前記電力設備の運用によって前記電力設備に掛かるコストが第１閾値以下であり、且つ前記対象エリアにおける電力の需要量を供給可能な運用計画を生成する。

Description

設備構築計画・運用支援システム、及び設備構築計画・運用支援方法
　本発明は、設備構築計画・運用支援システム、及び設備構築計画・運用支援方法に関する。
　時々刻々と変動するエネルギーの需要に対して供給を行うため、１０分先、１時間先、１２時間先、翌日、１週間先、１ヶ月先又は１年先など、さまざまな時間断面の需要と発生の予測と、供給の計画及び制御とからなるエネルギー管理が行われている。さらにそれらエネルギー需要と供給の予測や計画に応じて、エネルギー管理に関わる設備構築計画が行われている。エネルギー需要は気温等の自然現象、及び人の社会生活パターンの影響を受け確率的に変動する。また、エネルギー供給に関わる発電も、再エネ発電への風、日照の影響、火力発電では燃料の熱価により発電量が影響を受ける。
　特許文献１には、変圧器のダイナミックレイティングにより、送変電設備能力を効率的に活用することができる制御装置、制御方法が開示されている。 
　特許文献２には、変圧器のダイナミックレイティングに則した収益性評価による設備計画方法が開示されている。
特開２０１８－１８２８２２号公報 特開２０１９－１０２００６号公報
　しかしながら、特許文献１の発明は、電力系統上の単一の変圧器の運用限界値に着眼しており、電力会社の支社店や各管轄管内というような面的に広がりをもつ、送電線等の関連設備をも含むエリア内の包括的な設備容量に則した設備計画、及びその運用が難しい。
　特許文献２の発明では、変圧器のダイナミックレイティングに則した収益性評価による設備計画方法が記されているが、同じく送電線等の関連設備をも含むエリア内の包括的な設備容量に則した設備計画、及びその運用を支援することができない場合があった。
　特許文献１、２の発明のどちらも変圧器周辺の温度情報をベースとしたダイナミックレイティングを指向しているが、面的な設備容量や発電をも含めた種々の制約（複数の設備を含めた種々の制約）、かつ気象や社会的活動をベースとした需給予測等の情報に乏しく、時間的中長期断面かつ面的な設備容量限界値超過や寿命予測による設備構築計画やその運用を支援することができない場合があった。
　本発明は、以上の点を考慮したものであり、発電や送配電設備などの電力設備の構築計画とその運用をより適切に支援することができる設備構築計画・運用支援システム又は設備構築計画・運用支援方法を提供することを目的とする。例えば、支援システムに、電力系統潮流計算に関わるシミュレーション範囲拡大と精度向上に寄与するパラメータを与え、管理エリア内の将来のエネルギーの需要量及び／又は発電量を予測する需給予測部を設け、需給予測部のリアルタイムな予測結果に基づいて、面的な所謂ダイナミックレイティングにより管理エリア内の電力需給制御と、電力設備構築の投資計画と、その運用システムとの連係機能を設けるものであってもよい。
　実施形態の設備構築計画・運用支援システムは、複数の電力設備の構築とその運用計画（構築計画、もしくは前記電力設備の運用計画、もしくはその両方）を生成する設備構築計画・運用支援システムであり、情報取得部と、生成部とを持つ。情報取得部は、ユーザに指定された対象エリアに含まれる一以上の電力設備に関する情報であって、前記電力設備の過去及び現在の使用度合と、対象エリアにおける電力の需要量と、前記対象エリアに供給可能な電力量と、前記対象エリアの現在及び将来の気象情報と、前記電力設備の定格など電力設備の所定の機能と性能を示す情報（または定格を示す情報）と、を取得する。生成部は、前記情報取得部が取得した情報に基づいて、前記電力設備の運用によって前記電力設備に掛かるコストが第１閾値以下であり、且つ前記対象エリアにおける電力の需要量を供給可能な運用計画（例えば、構築計画、電力設備の運用計画）を生成する。
支援装置１０の機能構成の一例を示す図。 支援装置１０が実行する処理の概念を示す図。 処理の具体例（１）を説明するための図。 変圧器の属性について説明するための図。 変圧器及び送電線に関する情報の内容の一例を示す図。 評価対象期間と最適解算出期間との一例を示す図。 設備容量評価部３２が行う評価について説明するための図（その１）。 設備容量評価部３２が行う評価について説明するための図（その２）。 余寿命の評価（その２）について説明するための図。 設備コストモデルの一例を示す図。 評価部３０の処理の一例を示す図。 設備構築計画最適化算出部６２により抽出された送配電計画に関する情報の一例を示す図。 情報出力部７０に表示されるメンテンナンスや撤去、新規設置などのスケジュールの一例を示す図。 情報出力部７０に表示されるトータルコスト最適化算出部６６が算出したコストを示す情報について説明するための図。 ２実施形態の設備構築計画・運用支援システム１の構成の一例を示す図。 第３実施形態の演算モデルについて説明するための図。 第４実施形態の設備構築計画・運用支援システム１Ａの構成の一例を示す図。
　以下、実施形態の設備構築計画・運用支援システム及び設備構築計画・運用支援方法を、図面を参照して説明する。
　＜概要＞
　エネルギー供給に関わる発電と送配電設備は、再エネ発電への風、日照の影響、温湿度、火力発電では燃料の熱価等により発電効率が影響を受け、その運用状況に設備寿命が影響を受ける。この影響を加味した発送配電設構の築備計画とその運用計画の生成が必要とされる。本実施形態の支援装置は、電力設備の更新計画やその運用において、環境変化とエネルギー需給のリアルタイムな変化に追従応答可能な予測精度及び計画精度で、人の社会的経済活動や電力システム環境の変化を踏まえた効率的運用、及び電力設備の更新を適切かつ柔軟に計画する。これにより、計画期間内の設備に対する投資対効果の向上や、設備更新、及びその運用に係るコストの平準化を実現する。また、電力系統における送電容量を決める様々な要因は下記であるが、
　・ 同期安定性
　・ 電圧安定性・電圧上下限
　・ 周波数維持・需給バランス
　・熱的送電容量制約etc.
最も小さな送電容量制約の要因でボトルネック的に送電容量は支配される。
　支援装置は、電力設備、たとえば複数の電力変圧器や送電線周辺の外気温、湿度、日射、降雨量、積雪深、気圧、風速、風向、などのセンシングデータによる広域かつ面的な所謂ダイナミックレイティングによる面的設備容量と製品寿命に対する余寿命、及び設備の経済的な収益性を評価し、設備計画を作成、運用を制御してもよい。 さらには、支援装置は、現在かつ将来の気象情報など、電力の需要と発生に関わる周辺情報をインターネット上のＳＮＳ情報などからピックアップ・分析して、設備構築計画と設備運用のシミュレーション範囲拡大と精度向上に寄与するパラメータとして与えてもよい。
　このように、設備構築計画・運用支援システムに、電力設備とその設備の運用状態に関わるモデル化をより高精細にしたのち、設備計画とその運用のシミュレーション範囲拡大と精度向上に寄与する複数電気設備のセンシング情報及び電力の需要と発生に関わる周辺情報をパラメータとして与え、管理エリア内の将来のエネルギーの需要量及び／又は発電量を予測する需給予測部を設け、需給予測部のリアルタイムな予測結果に基づいて、管理エリア内の電力需給制御と、電力設備構築の投資計画と、その運用システムとの連係機能を設ける。
　設備の経済的な収益性の評価について、設備の経済的な収益性に則した動的システムは、複数変圧器や送電線など電力設備全体の標準化されたパラメータ、経済的なパラメータ、技術的なデータと、初期投資からのデータをベースに、電力設備の総所有コストを減価償却期間の関数として、決定された需要を満足させるための投資合計における電力設備の収入を得て、電力設備の総合的な経済的収益性を決定するために、電力設備の収入及び電力設備の総所有コストとを評価し、設備計画を作成、運用を制御する。
　＜第１実施形態＞
　［支援装置の機能構成の概要］
　支援装置は、例えば、それぞれ管理エリア内のエネルギーの需要及び／又は供給を予測し、かつ、動的な設備容量の評価（ダイナミックレイティング）に基づいて、当該管理エリア内の設備計画の最適化、及び当該設備の運用効率の最適化支援システムに適用できるものである。
　図１は、支援装置１０の機能構成の一例を示す図である。支援装置１０は、電力設備（例えば送変電設備）の設備構築計画の立案やその運用に関わる制御等を支援する装置である。支援装置１０は、例えば、情報取得部２０、評価部３０、需要予測部４０、発電予測部５０、最適化計画算出部６０、及び情報出力部７０と、記憶部１００とを備える。情報取得部２０、評価部３０、需要予測部４０、発電予測部５０、及び最適化計画算出部６０うち一部又は全部は、例えば、ＣＰＵ（Central Processing Unit）などのプロセッサが、記憶部１００に記憶されたプログラム（ソフトウェア）を実行することで実現される。また、これらの構成要素の機能のうち一部又は全部は、ＬＳＩ（Large Scale Integration）やＡＳＩＣ（Application Specific Integrated Circuit）、ＦＰＧＡ（Field-Programmable Gate Array）、ＧＰＵ（Graphics Processing Unit）等のハードウェア（回路部：circuitryを含む）によって実現されていてもよいし、SoC（システムオンチップ：　System on Chip）のようにシステムの動作に必要な機能のすべてを、一つの半導体チップに実装されていてもよいし、ソフトウェアとハードウェアの協働によって実現されていてもよい。
　なお、上記の各機能部は、個別に分散して演算を行う分散演算型、物理的なロケーションに依存しない、クラウド環境での分散演算でもよい。または、物理的ハードウェアとクラウド環境を組み合わせたハイブリッド構成でもよい。評価部３０、需要予測部４０、発電予測部５０、および最適化算出部の一部または全部は、「生成部」の一例である。なお、特許請求の範囲にける「設備計画・運用支援システム」は、支援装置１０などのように各機能を一つの装置として構成するものであってもよいし、個別に分散して演算を行う分散演算型、物理的なロケーションに依存しない、クラウド環境での分散演算を行う構成であってもよい。
　プログラムは、予めＨＤＤ（Hard Disk Drive）やフラッシュメモリなどの記憶部１００に格納されていてもよいし、ＤＶＤやＣＤ－ＲＯＭ、ＵＳＢメモリなどの着脱可能な記憶媒体に格納されており、記憶媒体がドライブ装置に装着されることでインストールされてもよい。また、プログラムは、外部の装置によりネットワークＮＷなどの通信を介して提供され、機能の増強や改善のためにインストールされてもよい。記憶部１００には、上述したネットワークＮＷを介して得られた情報や各種演算処理に用いられる一以上のモデル情報１１０が記憶されている。以下、各機能構成の概要について説明し、詳細な処理については後述する。
　情報取得部２０は、各種情報を取得する。各種情報とは、電力設備に含まれる変圧器や送電線（地中送電線、架空送電線など）に関する情報や、環境情報（天候情報や気候情報）など種々の情報を含む。各種情報の詳細については後述する。情報取得部２０は、ネットワークを介して各種情報を取得してもよいし、オペレータが入力した各種情報を取得してもよい。ネットワークとは、例えば、ネットワークＮＷは、例えば、インターネット、ＷＡＮ（Wide Area Network）、プロバイダ装置、無線基地局などを含む。
　評価部３０は、例えば、設備容量評価部３２及び設備余寿命評価部３４を備える。設備容量評価部３２は、指定されたエリアにおける設備を利用した送電を行ったときの設備の状態を評価する。評価とは、例えば、設備にとってその機能と性能要件を喪失し得る損耗に与える負荷度合が閾値以上となることを評価したり、負荷度合の程度を示したりすることである。例えば、動的に変動する容量に対する負荷度合が評価される。
　設備余寿命評価部３４は、電力設備の余寿命を推定演算して評価する。評価する余寿命は、例えば、設備の余寿命や、所定の条件で運用された場合にその機能と性能要件を喪失するまでの余寿命などである。
　需要予測部４０は、指定されたエリアにおける電力の需要（需要量の一例）を予測する。発電予測部５０は、発電設備において発電される電力であって、指定されたエリアに供給可能な電力量を予測する。
　最適化計画算出部６０は、例えば、設備構築計画最適化算出部６２、設備運用計画最適化算出部６４、及びトータルコスト最適化算出部６６を備える。設備構築計画最適化算出部６２は、例えば、電力設備の新規設置や除去、補修・修繕などのメンテナンスに伴う個々の設備の電気的絶縁、停止などの計画を算出する。
　設備運用計画最適化算出部６４は、例えば、電力設備が受ける負荷が閾値以下となり、必要な電力を必要な設備に送電可能である計画や、更に効率的に設備に送電を行うことができる計画を算出する。「効率的に」とは、送電ロスが小さい（又は所定割合以下）であることである。トータルコスト最適化算出部６６は、コストを算出する。コストとは、複数の変圧器や送電線、その他電気設備の追加コストや、除去コスト、初期メンテナンスコスト、その他のメンテナンスに掛かるコストなどである。
　最適化計画算出部６０は、例えば、設備構築計画最適化算出部６２、設備運用計画最適化算出部６４、及びトータルコスト最適化算出部６６の算出結果を参照して、ユーザに提案する一以上の計画を算出する。
　情報出力部７０は、生成された情報を表示する表示部である。
　［支援装置の処理の概要］
　支援装置１０は、対象エリア内の電気設備、たとえば複数の変圧器や送電線のリアルタイムな設備容量を求める手段としてダイナミックレイティングを適用する。ダイナミックレイティングの動的な設備容量の評価は、対象エリア内の複数の変圧器、送電線に適用する。また、変圧器、送電線に限定することなく、その他設備容量を動的に評価する手段があれば、その手段に応じたアルゴリズムが適用される。
　図２は、支援装置１０が実行する処理の概念を示す図である。
　（１）支援装置１０は、各種情報を取得する。各種情報とは、系統パラメータや、外気温、エリアの電力設備に流れる導電電流、環境情報（外気温、湿度、日射、降雨量、積雪深、気圧、風速、風向、などの種々の天候情報や気象情報）、気象予測情報などである。また、各種情報には、電力設備の設置運用開始からの経年、過去の電力設備の運用状況又は電力設備のそれぞれの余寿命（又は劣化度合）などの情報、電力設備の属性（諸元や仕様、他装置との連携関係の情報等）を含む。劣化度合は、「使用度合」の一例である。
　（２）支援装置１０は、演算ロジック及びサブ演算ロジックを用いて、各種演算を行う。演算ロジックは、系統潮流シミュレーションをはじめ、対象のエリアにおける設備に、効率的に、電力設備の寿命が長くなるように、更に設備容量の範囲内で電力を供給する計画を生成するためのロジックである。サブ演算ロジックは、各種情報の一部又は全部が入力されると、絶縁油温度や、媒体温度、電力設備の寿命、送電の効率、送電線の弛度などを出力するモデル（例えば、シミュレーションモデルや機械学習モデル）や評価目的関数である。演算ロジックは、サブ演算ロジックにより出力された情報が入力されると、上述した計画を出力するモデル（例えば、シミュレーションモデルや機械学習モデル）や評価目的関数などである。なお、サブ演算ロジックと演算ロジックとは統合されてもよい。（２）の具体例については後述する。
　（３）支援装置１０は、演算ロジックの演算の結果に基づいて、エリアの設備構築計画や、エリアの設備運用計画、エリアのレジリエンス情報などを生成する。エリアの設備構築計画は、電気設備の撤去や、増設、補修・修繕などメンテナンスなどの計画である。設備運用計画とは、電気設備の運用の計画である。レジリエンス情報とは、最適な計画に対する代替計画（バックアップの計画や想定外の状況に対する対応案）である。
　支援装置１０は、例えば、対象のエリア内の設備コスト、つまりアセットの設備と運用の両面の全体最適化を可能にする。支援装置１０は、例えば、評価目的関数に、種々のパラメータを入力することで設備構築とその運用の最適解を算出する。例えば、支援装置１０は、評価目的関数であるＦ（ｘ１，ｘ２，・・・，Ｘｎ）＝Ｆ（設備の定格、設備の経年情報、時間断面（期間）、設備の位置情報、天候、送電線の弛み）の極大、もしくは極小を、種々の制約付き最適化手法で求める。
　また、支援装置１０は、上述した評価目的関数のパラメータをシミュレーションモデルに適用して送配電計画を生成してもよい。支援装置１０は、シミュレーションモデルの際、現在および将来の電力設備の設置状態および設置状態をパラメータとした電力設備の運用状態においてシミュレーションを行って送配電計画を生成してもよい。
　（４）ユーザは、支援装置１０により提供された設備構築計画、設備運用計画、またはその両方のバランスを参照して、マクロな経営的意思決定が可能である。
　［支援装置の処理の具体例］
　以下、支援装置１０が実行する処理の具体例について説明する。支援装置１０は、対象のエリアを決定する。対象のエリアは、予めシステム的に指定されたエリアであってもよいし、ユーザによって都度変更指定されるエリアであってもよい。
　（エリアの指定）
　図３は、処理の具体例（１）を説明するための図である。例えば、支援装置１０は、ユーザに図３に示すような複数の変圧器やその他電気設備を含む変電所と複数の送電線との接続関係を示す接続情報を情報出力部７０に出力させる。ユーザは、接続情報を参照して、所定の操作を行って対象のエリアを指定する。図３の例では、変電所Ａ－Ｄを含むエリアが選択されたものとする。これにより面的な広がりが指定される。
　変電所Ａには、複数の変圧器が含まれる。複数の変圧器は、例えば、図４に示すように設置された日（新旧）が異なっていたり、機能や性能的定格が異なっていたりする。また、各送電線も、設置された日（新旧）が異なっていたり、定格が異なっていたりする。すなわち、電気設備は、それぞれ異なる属性（例えば運用履歴や諸元、仕様など）を有する。
　支援装置１０は、対象のエリアの変圧器及び送電線に関する情報を取得する。変圧器に関する各種情報は、例えば、記憶部１００に記憶されている。図５Ａは、変圧器及び送電線に関する情報の内容の一例を示す図である。変圧器及び送電線に関する情報は、変圧器ＩＤ（識別情報）に対して、過去の運用状況を示す情報、基準定格、諸元及び位置情報が対応付けられた情報と、送電線ＩＤに対して、過去の運用状況（使用度合）、基準定格、諸元及び位置情報が対応付けられた情報とが含まれる。記憶部１００には、変圧器や送電線、その他の電気設備の接続関係を示す情報が記憶されていてもよい。この例は送電系統運用者（Transmission System Operator）に関わる構成の一例であって、配電運用者（Distribution System Operator）やその他エネルギーに関わる構成であってもよい。つまり、電圧階級やエネルギーインフラの事業者に依存しない。
　過去の運用状況とは、対象の変圧器又は送電線の劣化度合を推定するための情報である。過去の運用状況とは、例えば、時系列ごとに、対象が運用された天候（気温など）や、流れた電流値などが対応付けられた情報である。基準定格とは、基準とする条件において設定された定格である。例えば、基準定格に対応する電気設備の環境情報と、現在または将来の環境情報などとの乖離度合によって、ダイナミックレイティングによる設備容量は基準定格に対して変化する。諸元とは、その対象の詳細な仕様などの情報である。
　上記のように、エリアが指定されることで、単一の変圧器もしくは送電線が対象として後述する各種計画が生成されたり、広い範囲の複数の電力設備に対する各種計画が生成されたりする。
　（時間の指定）
　例えば、支援装置１０は、ユーザから設備容量に関わるダイナミックレイティングの評価対象期間と最適解算出期間の指定を受け付ける。評価対象期間とは、設備容量に関わるダイナミックレイティングの評価対象期間である。また、最適解算出期間とは、設備構築やその運用に関わる各種計画の期間である。図５Ｂは、評価対象期間と最適解算出期間との一例を示す図である。例えば、現在から３か月後までの期間を受け付けると、支援装置１０は、３か月後までの各種計画を生成する（例１）。すなわち、評価目的関数の対象の時間的断面の拡大又は縮小が可能であり、その期間に応じた電気設備の属性（例えば定格を示す情報）、運用状態が各種計画に反映される。これにより、評価目的関数の解は、短期断面での変圧器もしくは送電線の設備運用の効率最適化、あるいは寿命延伸もありうるし、非常に長い時間的断面での設備運用の効率最適化、あるいは寿命延伸もありうるという意味での全体最適解もありうる。全体最適解の例としては、ある面的エリア、または時間的断面、またはその両方を加味したうえでの、最適解は下記のような事項がある。
　・設備構築に関わる投資の極小
　・設備巡視・点検に関わる人的配置、もしくは人的工数の極小
　・設備修繕・補修に関わる人的配置、もしくは人的工数の極小
　・送配電ロスの極小
　・CO2排出量の極小
　・再エネ電源接続容量の極大
　・天災などによるレジリエンス喪失リスクの極小
　また、図５Ｂに示すように、評価対象期間と最適解算出期間とは必ずしも現在を分界点とする必要がなく、将来を分界点としてもよいし（例２）、ある時点（現在や最適解算出期間の始期）を起点に、その時点から遡って評価を行ってもよい（例３）。つまり、遡り評価期間の評価が行われる。遡り評価期間では、例えば、遡り評価期間において、電力設備の構築や運用に関して、「どのようにすべきであったか？」を示す分析結果や改善策などがユーザに提案される。
　（余寿命の評価（その１）
　支援装置１０の設備余寿命評価部３４は、所定の評価モデルと過去の運用状況を用いて対象の変圧器又は送電線の劣化度合を取得する。この評価モデルは、過去の運用状況（時系列ごとに流れた電流値や気温など）が入力されると、入力された情報に応じた劣化度合を出力するものである。例えば、過去に使用度合が少ない対象の劣化度合は比較的小さい傾向である。例えば、過去に負荷が生じる傾向で対象が運用される傾向である場合、比較的劣化度合は大きい傾向である。負荷が生じるとは、基準定格を超えて又は定格付近で運用されるような状態や、環境に応じた定格を超えて又は定格付近で運用される状態である。設備余寿命評価部３４は、劣化度合に基づいて、対象の余寿命を評価する。
　（設備容量の評価）
　支援装置１０の設備容量評価部３２は、需要予測部４０の予測結果や、発電予測部５０の予測結果などに基づいて、複数の送配電計画を生成する。送配電計画とは、どの変圧器や送電線にどの程度の電力を送電させるか時系列の計画である。例えば、設備容量評価部３２は、網羅的に送配電計画を生成する。生成される送配電計画は、需要家の需要を満たす送配電計画である。
　設備容量評価部３２は、例えば、複数の送配電計画のうち、１つずつ送配電計画を抽出し、その送配電計画に対応する各種指標を評価する。設備容量評価部３２は、上記の劣化度合（過去の運用状況および将来の運用状況が加味された劣化度合）や、現在の気象情報、将来の気象情報などを用いて、各種指標を評価する。評価とは、例えば、各種指標を導出したり、各種指標に基づいて、その指標の良し悪しを評価したりすることである。各種指標とは、例えば、変圧器の絶縁油温度や、巻線温度、送電の効率、送電線の導体温度や弛度などの送配電計画を生成するために必要な評価指標である。各種指標には、上記の指標の他、種々の指標が含まれてもよい。
　図６Ａは、設備容量評価部３２が行う評価について説明するための図である。設備容量評価部３２は、計画ごと、且つ対象エリアに含まれる所定の対象（例えば、変圧器又は送電線）ごとに評価を行う。設備容量評価部３２は、時系列の各種指標の推移を示す情報を生成する。例えば、図６Ａに示すように変圧器の絶縁油温度の時系列の推移や、巻線温度の時系列の推移、送電に関する効率の時系列の推移などを示す情報を生成する。更に、設備容量評価部３２は、時系列の推移を予め設定された基準に適用して、各時系列の推移に対してスコア（スコア１、スコア２、スコア３）を導出する。例えば、図６Ｂに示すように絶縁体温度の時系列の推移や、導体温度の時系列の推移、送電に関する効率の時系列の推移などを示す情報を生成する。更に、設備容量評価部３２は、時系列の推移を予め設定された基準に適用して、各時系列の推移に対してスコア（スコア４、スコア５、スコア６）を導出する。
　なお、上記の各種指標には、送電線の弛度（弛み）が含まれてもよい。例えば、送電線の弛みは、導体の熱によって発生し、例えば、外気温、日射、風の影響を受ける。弛みは、例えば、上記の影響の要因をパラメータとしたモデルによって求められる。また、送電線同士の短絡、樹木接触などのリスク回避が評価における制約条件として考慮されてもよい。
　　　（変圧器の絶縁油温度を求める手法）
　設備容量評価部３２は、例えば、下記の手法を用いて、絶縁油温度の時系列の推移を求める。まず、設備容量評価部３２は、式（１）を用いて、時刻ｔにおける絶縁油温度θоｔ（ｔ）を求める。「θоｓ」は、初期値の温度である。「θоＬ」は、（式２）により求められる絶縁油の最終到達温度である。「τ０」は温度変化の時定数である。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
 　
　式（２）の「θａ」は外気温である。「θо」は（式３）で求められる最高絶縁油上昇値［ｋ］である。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000002
　（式３）の「θОＮ」は定格負荷時の最高絶縁油上昇値［ｋ］を示す。「Ｋ」は負荷率（例えば、現在の電流値Ｉ［Ａ］／定格負荷時の電流値ＩＮ［Ａ］）を示している。「Ｒ」は損失比（例えば、定格負荷時の負荷損／無負荷損）である。「ｍ」は冷却方式により定まる定数である。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000003
　設備容量評価部３２は、上記の考え方を利用して、絶縁油温度の時系列の推移を求めることができる。なお、絶縁油温度の時系列の推移の求め方は、（式１）－（式３）に限らず、その他のモデルや数式が利用されてもよい。
　　　（絶縁油温度を求める手法）
　設備容量評価部３２は、例えば、下記の手法を用いて、巻線温度の時系列の推移を求める。まず、設備容量評価部３２は、式（４）を用いて、時刻ｔにおける巻線温度θｇｔ（ｔ）を求める。「θｇ」は、巻線温度上昇値［Ｋ］である。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000004
　（余寿命の評価（その２））
　設備余寿命評価部３４は、例えば、下記の（式５）を用いて、寿命損失［分／年］を求める。「Ｔ１」は対象期間の開始時刻であり、「Ｔ２」は対象期間の終了時刻である。「ｂ」は寿命損失係数である。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000005
　設備余寿命評価部３４は、例えば、上記の（式５）の考え方を用いて、上記の送配電計画を実行した場合の各対象の時系列の寿命損失を求める。設備余寿命評価部３４は、過去の運用状況から得られた損失と、上記の手法により求めた寿命損失とを統合して、各対象の時系列の寿命損失を求める。
　図７は、余寿命の評価（その２）について説明するための図である。設備余寿命評価部３４は、例えば、時刻ごとの寿命損失を導出したり、時刻ごとの寿命損失の累計値を導出したりする。更に、設備余寿命評価部３４は、時系列の寿命損失を予め設定された基準に適用して、各時系列の推移に対してスコア（スコア７、スコア８）を導出する。
　設備余寿命評価部３４は、例えば、寿命損失の累計値に対するスコアを導出する際、設備コストモデルが適用されてもよい。設備コストモデルとは、例えば、寿命損失の累計値とコストとが対応付けられたモデルである。寿命損失の累計値が第１閾値に到達した場合、初期メンテンナンスが必要なため、所定のコストが関連付けられ、寿命損失の累計値が第２閾値に到達した場合、定期メンテンナンスが必要なため、所定のコストが関連付けられている。また、設備モデルコストには、変圧器の撤去コストや、変圧器の交換コスト、送電線の交換コストなどが対応付けられている。
　図８は、設備コストモデルの一例を示す図である。例えば、寿命損失の累計値が大きくなるほど、コストの累計は大きい傾向となる。設備余寿命評価部３４は、例えば、コストが大きいほど、寿命損失に関するスコアは小さい傾向で導出する。図示する例では、メンテンナンスや撤去に関するコストを示しているが、その他、補修や新規設置など種々のコストが含まれてもよい。
　なお、設備余寿命評価部３４は、例えば、時刻Ｔにおける寿命損失及び寿命損失の累計値を求める際に、設備容量評価部３２が求めた時刻Ｔ－１における各種指標を加味する。例えば、時刻Ｔ－１において対象の設備の稼働し、その稼働による寿命損失が、時刻Ｔにおいて求められる。また、設備容量評価部３２も同様に、時刻Ｔ＋１における各種指標を求める際に、時刻Ｔにおける寿命損失及び寿命損失の累計値が加味される。例えば、時刻Ｔにおける寿命損失が考慮された対象の設備を想定して、時刻Ｔ＋１における各種指標が求められる（電力設備の性能の劣化度合が加味される）。また、上記の各時刻による予測される環境情報（天候、気候など）が考慮される。このような処理が繰り返されて各評価がされる。
　上記の手法は一例であり、その他、種々の手法により、時刻ごとの各種指標や、寿命損失、スコアが求められてもよい。
　また、上述の各種指標に含まれる送電線の温度の導出手法の一例について説明する。架空導電線の温度が用いられる場合、以下の導体温度モデル（例えば、JCS0374:2003日本電線工業会・裸線許容電流の計算基準で規定されたモデル）が用いられてよい。例えば、架空送電線の温度は、使用される電線の種類やサイズ、流れる電流、気温、風、日射（気象条件）に影響される。架空送電線に流せる電流は電線の温度に依存する。例えば、式（６）は、定常状態の温度式であり、式（７）は過渡状態の温度式である。
　式（６）または式（７）に示す要素の意味について説明する。「I２Rac×10-5」は、電流による発熱［W/cm］である。「I」は通電電流［A］である。「Rac」は使用温度における交流抵抗［Ω/ｋｍ］である。「qs」は日射からの吸熱［W/cm］である。「qr」は放熱による熱放散熱［W/cm］である。「qc」は対流による放熱散熱［W/cm］であり、例えば、風による影響である。式（６）に示すように、電流による発熱と日射からの吸熱との合計の熱量は、放熱による熱放散熱と、対流による熱放散熱との合計の熱量に相当する。「ｄθ/ｄｔ」は、経過時間あたりの温度変化であり、「C」は電線熱容量である。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000006
 　
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000007
 　
　また、地中送電線ケーブルの導体温度は、種々の計算モデルによって求められてもよい。導体温度の計算モデルは、例えば、ＤＲＳ熱解析モデル（ＩＥＣ６０２８７およびＩＥＣ６０８５３－２）である。ケーブル管路の外側に光ファイバーケーブルが敷設された送電線ケーブルの導体温度を求める例について説明する。このケーブル管路は、電気回路で表すことができる。例えば、電気回路は、抵抗Ｒ１－抵抗Ｒ５が直列に接続される。抵抗Ｒ１の抵抗Ｒ２との反対側にはＮｏｄｅ１が設けられ、抵抗Ｒ１と抵抗Ｒ２との間、抵抗Ｒ２と抵抗Ｒ３との間、抵抗Ｒ３と抵抗Ｒ４との間、抵抗Ｒ４と抵抗Ｒ５との間には、それぞれ、Ｎｏｄｅ２、Ｎｏｄｅ３、Ｎｏｄｅ４、Ｎｏｄｅ５が設けられている。各Ｎｏｄｅは、他のＮｏｄｅに電気的に接続されている。Ｎｏｄｅ１とＮｏｄｅ２との間には、コンデンサＣ１およびコンデンサＣ２が接続され、Ｎｏｄｅ３とＮｏｄｅ４との間にはコンデンサＣ３およびコンデンサＣ４が接続され、コンデンサＣ４とＮｏｄｅ５との間にはコンデンサＣ５が接続されている。各コンデンサは電気的に接続されている。この電気回路は、熱等価回路に相当し、電流は熱に対応し、電位差は温度差に対応する。抵抗Ｒ５のＮｏｄｅ５とは反対側の地点Ｔｐ（ｔ）から信号（例えば、ＤＴＳ（Distributed Temperature Sensing: 光ファイバ温度分布計測装置）のパルスレーザーに対応する）が入力された場合、Ｎｏｄｅ３では金属被ロス（Ｗｓ）が加味された出力となり、Ｎｏｄｅ２では誘電損（Ｗｄ）が加味された出力となり、Ｎｏｄｅ１では導体ロス（Ｗｃ）が加味された出力となる。これらの損失は、負荷電流から求められる。そして、コンデンサＣ１とコンデンサＣ２との間の出力は、導体温度計算値に相当する。このように、地中送電線ケーブルの導体温度を求めることができる。
　更に、熱拡散モデルと予測計算を行い、ケーブル導体温度を予測推定してもよい。熱拡散モデルは、例えば、熱拡散モデル（ＩＥＣ６０８５３－２）である。ケーブル表面温度は、式（８）により求められる。「θ（ｔ）」はケーブル表面温度であり、「ρ」は熱抵抗である。「Ｗ」はケーブルの直径である。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000008
　式（８）により求められたケーブル表面温度計算（予測）の予測値から、更にケーブル導体温度を予測する。この予測は、例えば、Ｃ－Ｒラダー熱解析モデルを用いて行われる。
　上記のように、架空送電線や地中ケーブルの導体温度が求められる。
　導体温度を求めるためのモデリング情報の高密度化、精度向上のため、いわゆるＩｏＴによるセンシングの補完をしてもよい。たとえば、送電線ケーブル個別に付加する熱電対などの従来手法に代えて、赤外線カメラ、ドローンなどを活用したより広範囲かつ、評価対象の温度分布に応じたよりきめ細かい計測をしてもよい。
　（送配電計画に対する評価）
　評価部３０は、設備容量評価部３２及び設備余寿命評価部３４の評価の結果を統合して、送配電計画を評価する。「統合して、送配電計画を評価する」とは、設備容量評価部３２及び設備余寿命評価部３４が導出した指標やスコアを統計的な処理を行って送配電計画に対する指標やスコアを導出することである。評価部３０は、例えば、送配電計画１－ｎに対する統合スコアを導出する。
　図９は、評価部３０の処理の一例を示す図である。例えば、スコアの種別ごとに、対象エリアに含まれる電気設備のスコアを統計的に処理したスコアを求める。例えば、対象エリアに含まれる複数の電気設備のスコア１を統合して統合スコア１が導出される。スコア２－７についても同様に統合スコアが導出される。そして、統合スコア１－７に基づいて統合スコアが導出される。
　（最適化算出部が実行する処理）
　最適化計画算出部６０の設備構築計画最適化算出部６２は、一以上の所望の送配電計画を算出する。設備構築計画最適化算出部６２は、導出した統合スコア及び各スコアを参照して、所望の送配電計画を抽出する。所望の送配電計画とは、例えば、各スコアが閾値未満のものがなく、スコアが平均スコアよりも高く、更に統合スコアが基準以上のスコアである計画である。また、所望の送配電計画は、ユーザが指定した条件を満たす計画であってもよい。例えば、ユーザが効率を重視する場合、効率的な送配電計画が抽出され、ユーザが個々の設備の余剰損失を重視する場合、余剰損失が小さい送配電計画が抽出される。また、ユーザがバランスのとれた送配電計画を重視する場合、効率と余剰損失とがある程度担保された送配電計画が抽出される。
　図１０は、設備構築計画最適化算出部６２により抽出された送配電計画に関する情報の一例を示す図である。抽出された送配電計画に関する情報は、例えば、図１０に示すように情報出力部７０に表示される。送配電計画に関する情報には、例えば、図１０に示すような各種指標の時系列の情報や、スコアが含まれる。
　設備運用計画最適化算出部６４は、抽出された送配電計画が実行された場合の電力設備のメンテンナンスの計画や、撤去の計画、新規設置の計画など算出する。また、電力設備のメンテンナンスの計画や、撤去の計画、新規設置の計画を基に、送配電計画も算出できる。設備運用計画最適化算出部６４は、寿命損失に基づいて、電力設備のメンテンナンスや撤去、新規装置などを計画する。例えば、設備運用計画最適化算出部６４は、寿命損失がメンテンナンスタイミングや、撤去タイミングなどの定められたタイミングに到達する前に、メンテンナンスや撤去、新規設置などを行うスケジュールを生成する。このとき、設備運用計画最適化算出部６４は、同じタイミング（例えば、同じ週）で所定の度合以上の管理者の負担が掛からないように、またはある特定のエリアに電力供給喪失、もしくは系統安定度喪失のリスクが伴わないことを全体最適化の制約条件として各処理のスケジュールを分散させる。図１１は、情報出力部７０に表示されるメンテンナンスや撤去、新規設置などのスケジュールの一例を示す図である。図１１には、上述したスケジュールに加え、期間ごとのコスト（後述）を示す情報が含まれる。
　トータルコスト最適化算出部６６は、送配電計画（Ｐｌａｎ）ごとのコストを算出する。コストとは、電力設備の管理に関するコスト（メンテンナンスや撤去、新規設置などのコスト）である。トータルコスト最適化算出部６６は、図１１で示したようなスケジュールごとに、期間ごとのコストを算出する。例えば、メンテンナンスや撤去、新規設置などの負担が大きいほど、コストは大きくなる。
　図１２は、情報出力部７０に表示されるトータルコスト最適化算出部６６が算出したコストを示す情報について説明するための図である。図１２に示すように、コストを示す情報には、送配電計画の合計コストや、週のコストなどコストに関する情報が含まれる。また、コストを示す情報には、表示ボタンが含まれる。このボタンが操作されると、前述した図１１に示した情報が情報出力部７０に表示される。
　なお、提案される送配電計画は、上記の例に加え（または代えて）、以下のような送配電計画であってもよい。例えば、劣化度合が高い（古い）設備に対して負担が掛からないように送電が行われる傾向の送配電計画である。この送配電計画は、例えば夜は劣化度合が高い設備を休止させたり、電力需要が低いと予測される時間帯は劣化度合が高い設備を休止させたりする送配電計画である。例えば、劣化度合が高い（古い）設備に対しても負担をかけてつかい切り、早期に撤去したり、新規の設備と入れ替えたりする送配電計画である。例えば、劣化度合が高い（古い）設備を撤去し、新規の設備に撤去した分の負荷を担わせ負担を大きくする送配電計画である。また、送電線や変電所の交換や構成の変更が提案される送配電計画が生成されてもよい。例えば、変電所Ａの変圧器を新規の変圧器に交換する送配電計画が生成されてもよい。また、一部の設備（変圧器、送電線、その他の設備）がボトルネックとなり、条件を満たす送配電計画が生成できない場合や、ボトルネックが解消されれば、より好適な送配電計画が生成できる場合、設備の新設や、設備の交換、別送電ルートの新設、別送電ルートの検索などを提案する送配電計画が生成されてもよい。このように、上述した複数の処理が複合的に行われて送配電計画が生成され、提案されてもよい。
　なお、例えば、支援装置１０は、ユーザの指定に応じて、またはユーザの要求の有無に関わらずユーザが要求する傾向の送配電計画を生成してもよい。また、支援装置１０が、上記の送配電計画の生成に用いるモデル情報１１０が、上記のような各傾向の送配電計画を生成するように構成されていてもよいし、支援装置１０が、各傾向に応じたパラメータをモデル情報１１０に適用（入力）することで、パラメータに対応する傾向の送配電計画をモデル情報１１０に出力させてもよい。
　支援装置１０は、上述したように将来の対象エリアの気象情報を用いて送配電計画を生成するが、過去に予測した将来の気象情報が実際の気象の状態と異なる場合や、予測が以前の予測と異なる場合、この場合に利用されるレジリエンスが確保可能なバックアップの送配電計画を生成してもよい。バックアップの送配電計画とは、予測が外れた場合であっても、ある程度の品質（例えば電力供給の安定性、効率や設備に対する負荷の軽減）を満たす送配電計画である。例えば、支援装置１０は、複数のバックアップの送配電計画のうち予め選択、又は事後的に選択されたバックアップの送配電計画を、送配電計画に代えて実行する。
　上記の送配電計画の生成に用いるモデル情報１１０が、上記のようなバックアップの送配電計画を生成するように構成されていてもよいし、支援装置１０が、バックアップの送配電計画を生成するために用意したパラメータをモデル情報１１０に適用（入力）することで、パラメータに対応するバックアップの送配電計画をモデル情報１１０に出力させてもよい。
　最適化計画算出部６０は、電力設備の総所有コストを減価償却期間の関数として決定された電力の需要を満足させるための投資コストの合計における電力設備の収入を得て電力設備の総合的な経済的収益性を決定するために、電気料金を含む電力設備の収入、及び発電燃料、設備投資費用を含む支出により電力設備の総所有コストを評価する。例えば、収入から、投資コストの合計や発電燃料、設備投資費用（メンテンナンスや撤去費用などを含む）などを減算した値に基づいて、運用に関する評価を行う。管理者は、この評価を参照して、どのような送電の計画及び設備投資の計画が適切であるかを判断することができる。
　以下は、電力設備の総所有コストの評価の一例である。ある時間的断面の収益は下記の関係式から導出可能である。
　ある断面の収益　＝　電力設備の収入（入）＋　発電燃料費（出）＋設備投資費用（人的オペレーションも含む）（出）
これは発電事業の例で、設備投資費用は減価償却も考慮が必要である。
送配電事業者にとっては、下記となる。
ある断面の収益　＝　電力設備の収入（託送料）（入）＋設備投資費用（人的オペレーションも含む）（出）
また、総所有コストを構成する要素の代表例としては下記がある。
　見えるコスト：設備投資費用、ソフトウェアのライセンス費用
　見えにくいコスト：メンテナンス費、トレーニング費、設備のセットアップ費、修理・補修費
　以上説明した第１実施形態では、支援装置は、電力系統設備のモデル化のための情報量増加と精度向上により、ひいては将来の電気的諸現象など電力系統の振舞いのシミュレーションによる予測の精度向上、時々刻々と変化する周辺環境による影響の反映による将来のシミュレーションによる予測と実現象の誤差の抑制をする。更に、支援装置１０は、これら現在、及び将来の電力系統上の諸現象のシミュレーションによる予測と実現象の誤差を最小化することにより、関連・連係する経営の意思決定問題を解決する種々システムと、現在、及び将来の電力系統上の諸現象のシミュレーションによる予測結果を共有することにより、それぞれの機能、装置、及びシステムが負う機能・性能を向上することができる。また、支援装置１０は、将来の気象情報などが予測と異なる場合であっても、バックアッププランの実行によりエネルギー供給のレジリエンスを向上させることができる。また、支援装置１０は、系統の実際の容量把握により空き容量増加、再エネ抑制を縮小したり、送配電網の混雑緩和により発電と消費間の最大効率を追求したりすることができる。
　＜第２実施形態＞
　以下、第２実施形態について説明する。第２実施形態では、インターネット上のＳＮＳ（Social Networking Service）の情報が更に利用される。図１３は、第２実施形態の支援システム１の構成の一例を示す図である。支援装置１０は、ネットワークＮＷを介して、取得した現在及び将来の環境情報（天候情報や気象情報）、社会の環境情報パターンを取得し、取得した情報を上述した各種処理に用いる。支援装置１０の需要予測部４０又は発電予測部５０は、ネットワークＮＷを介して取得した情報により、対象エリア内のエネルギーの需要及び／又は供給を予測したり、電力設備が設置された環境を認識したり、予測したりすることができる。
　更に、支援装置１０の最適化計画算出部６０は、ネットワークＮＷを介して取得した情報を用いて、各種計画を生成することができる。支援装置１０は、電力系統の電圧、電流、及び系統設備のパラメータを使った系統の諸々の電気現象シミュレーシに対して、ＳＮＳの情報を取り込み、各種計画を生成してもよい。例えば、電気現象のシミュレーションとは、第１実施形態で説明した手法や他のシミュレーションモデルである。
　例えば、上記のシミュレーションモデルの厳密化、精度向上の観点で送電線周辺の気温、湿度、日射、風速などは実際の線路定数同定のための有益なパラメータとなる。現地の気温、湿度、日射、風速などはセンサの設置とそのセンサ情報を収集する通信網の整備が必要であるが、センサの設置と通信網の整備にはその密度と設備コストのバランスが大きな課題となる。しかし、ＳＮＳ上での種々書込みや散在する情報を収集して所謂ビッグデータとして解析することで、公的機関が従来の手法で公開している気象情報や天候予報と同等以上の情報量と精度を達成することができる。
　以上説明した第２実施形態によれば、支援装置１０は、上記のようにインターネット上のＳＮＳの情報などが、ピックアップ・分析されてエネルギーの需要又は供給の予測に関する精度向上及び適切な各種計画の生成に寄与することができる。
　＜第３実施形態＞
　以下、第３実施形態について説明する。第１及び第２実施形態では、複数のスコアを算出し、そのスコアを用いて運用計画等を生成するものとした。第３実施形態では、演算モデルを用いて運用計画を生成する。以下、第３実施形態について第１又は第２実施形態との相違点を中心に説明する。
　図１４は、第３実施形態の演算モデルについて説明するための図である。第３実施形態の支援装置１０は、電力系統に関する情報（例えば変圧器及び送電線を含む電力設備の情報）や、需要予測データ、設備コストモデル、気象情報、ＳＮＳからの情報を演算モデル（制約付き最適化アルゴリズム）に入力する。演算モデルは、上記の情報が入力されると、運用計画や運用計画に対応するコスト、メンテンナンスや撤去などの管理のスケジュールを出力する。制約とは、例えば、送電効率が閾値以上となることや、コストが閾値以下となること、電力設備に掛かる負荷が閾値以下となることなどの所望の制約である。
　演算モデルは、例えば、ニューラルネットワークなどの機械学習モデルである。この演算モデルは、例えば、学習データが学習された情報である。学習データは、例えば、運用計画、運用計画に対するコスト、及び管理のスケジュールの組み合わせに対して、演算モデルに入力される情報が対応付けられた情報である。演算モデルは、例えば、情報が入力されると、この入力された情報に対応する運用計画、運用計画に対するコスト、及び管理のスケジュールが出力されるように学習されたモデルである。
　以上説明した第３実施形態によれば、支援装置１０が、演算モデルを用いることにより、第１実施形態と同様の効果を奏することができる。
　＜第４実施形態＞
　以下、第４実施形態について説明する。第４実施形態では、設備構築計画・運用支援システムが、経営の意思決定問題を解決するために利用される端末装置（以下、端末装置）を有する。
　図１５は、第４実施形態の設備構築計画・運用支援システム１Ａの構成の一例を示す図である。設備構築計画・運用支援システム１Ａは、支援装置１０に加えて、端末装置２００を備える。支援装置１０は、生成した情報（各種計画）を端末装置２００に提供する。この端末装置２００は、例えば設備調達、燃料調達、配船計画、設備停止計画、人員配置計画などの各種処理に用いられる装置である。端末装置２００は、支援装置１０により提供された情報（各種計画）を用いて、各種処理を行う。端末装置２００は、各種計画を読み込んで、処理を行ってよいし、各種計画に基づいてユーザが行った操作に応じて処理を行ってもよい。
　以上説明した第４実施形態によれば、支援装置１０は、経営の意思決定問題を解決するための支援を行うことができる。
　（その他）
　上述した例では、対象エリアには電力設備が含まれるものとして説明した。対象エリアには、下記の設備の一部又は全部を包含してもよい。すなわち、設備構築計画・運用支援システム１の処理は、管理エリアの大小、電圧階級の高低、事業領域、事業者には依存しない。
・HEMS＝Home EMS：家庭用のEMS
・MEMS＝Mansion EMS：集合住宅（マンション）用のEMS
・BEMS＝Building EMS：商業ビル用のEMS
・FEMS＝Factory EMS：工場用のEMS
・CEMS＝Cluster/Community EMS：地域用のEMS
　また、設備構築計画・運用支援システム１は、具体的には下記機能要件を管理の対象とする。設備構築計画・運用支援システム１は、対象エリアの電力使用量の可視化、節電（CO2削減）のためのシステム・機器制御、ソーラー発電機等の再生可能エネルギーや蓄電器の制御等を行う。設備構築計画・運用支援システム１は、それぞれ管理対象は違うが、電力需要と電力供給の監視と制御をするというシステムの基本機能要件は共通であり、少なくとも、電気又は電力などのエネルギーの使用状況を「見える化」、「見える化」したエネルギーの使用状況の分析、燃料消費や設備稼働などの削減可能な個所を見つけ、燃料や運用コストの削減につなげる。
　（まとめ）
　上述したように、支援装置１０は、従来の変圧器や送電線個々のダイナミックレイティングの範囲を面的に広げ、かつ時間的断面の概念をも加味して、面的なエリア内と時間的断面での目的関数の最適解を求めることができる。これには、従来単独の変圧器や送電線の容量評価であったものを、面的かつ時間的断面の広がりを設けることができる。
　さらに、現在かつ将来の気象情報など、電力の需要と発生に関わる周辺情報をインターネット上のＳＮＳ情報などからピックアップ・分析してシミュレーション範囲拡大と精度向上に寄与するパラメータとして与え、管理エリア内の将来のエネルギーの需要量及び又は発電量を予測する需給予測部を設け、需給予測部のリアルタイムな予測結果に基づいて、管理エリア内の電力需給制御と、その他設備計画管理システム、設備運用システム、経理システムなど、エネルギー事業経営における経営の意思決定に関わる種々のシステムとの連係機能を設けるようにした。
　これにより設備構築計画・運用支援システムにおける電力設備のモデル化のための情報量増加と精度向上により、ひいては将来の電気的現象など電力系統設備の振舞いのシミュレーションによる予測の精度向上、時々刻々と変化する周辺環境による影響の反映による将来のシミュレーション予測と実現象の誤差を抑制し、設備投資の最適化と設備運用の効率化に寄与することができる。
　なお、第１実施形態から第４実施形態のうち、一部又は全部は任意に組み合わせてれ実施されてもよい。
　本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同様に、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれるものである。

Claims (15)

  1. 　複数の電力設備の構築計画、もしくは前記電力設備の運用計画、もしくはその両方を生成する支援システムであって、
    　ユーザに指定された対象エリアに含まれる一以上の電力設備に関する情報であって、
    　前記電力設備の過去及び現在の使用度合と、
    　対象エリアにおける電力の需要量と、
    　前記対象エリアに供給可能な電力量と、
    　前記対象エリアの現在及び将来の気象情報と、
    　前記電力設備の定格を示す情報と、を取得する情報取得部と、
    　前記情報取得部が取得した情報に基づいて、前記電力設備の運用によって前記電力設備に掛かるコストが第１閾値以下であり、且つ前記対象エリアにおける電力の需要量を供給可能な運用計画を生成する生成部と、
    　を備える設備構築計画・運用支援システム。
  2. 　前記生成部は、前記コストが閾値以下であり、且つ前記対象エリアにおける電力の需要量を供給可能であり、更に送電の効率が第２閾値以上である運用計画を生成する、
    　請求項１に記載の設備構築計画・運用支援システム。
  3. 　前記生成部は、前記運用計画に対応する前記電力設備の保守又は管理に関するスケジュールを生成する、
    　請求項１又は２に記載の設備構築計画・運用支援システム。
  4. 　前記生成部は、数カ月先までの期間を含むスケジュールであって前記運用計画に対応する前記電力設備の保守又は管理に関するコストが第３閾値以下となるスケジュールを生成する、
    　請求項１から３のうちいずれか１項に記載の設備構築計画・運用支援システム。
  5. 　前記生成部は、ダイナミックレイティング技術を用いて動的に電力設備の許容度合を変化させて、前記運用計画を生成する、
    　請求項１から４のうちいずれか１項に記載の設備構築計画・運用支援システム。
  6. 　前記情報取得部は、インターネット上のソーシャル・ネットワーキング・サービス（social networking service, 以降ＳＮＳ）の情報を取得し、
    　前記生成部は、前記ＳＮＳの情報を加味して、前記運用計画を生成する、
    　請求項１から５のうちいずれか１項に記載の設備構築計画・運用支援システム。
  7. 　前記生成部は、現在及び将来の電力設備の設置状態及び前記設置状態をパラメータとした前記電力設備の運用状態のシミュレーションに基づいて、前記運用計画を生成する、
    　請求項１から６のうちいずれか１項に記載の設備構築計画・運用支援システム。
  8. 　前記生成部は、前記電力設備の総所有コストを減価償却期間の関数として決定された電力の需要を満足させるための投資コストの合計における前記電力設備の収入を得て前記電力設備の総合的な経済的収益性を決定するために、電気料金を含む電力設備の収入、及び発電燃料、設備投資費用を含む支出により前記電力設備の総所有コストを評価する、
    　請求項１から７のうちいずれか１項に記載の設備構築計画・運用支援システム。
  9. 　前記生成部は、目的関数の極大、もしくは極小を、種々の制約付き最適化手法で求める目的関数；Ｆ（ｘ１,ｘ２, …,Ｘｎ） = Ｆ（設備定格, 設備経年情報, 時間断面, 位置情報, 天候）
    　請求項１から８のうちいずれか１項に記載の設備構築計画・運用支援システム。
  10. 　前記生成部は、指定された対象エリアに含まれる前記電力設備の属性及び運用状態を示す情報を用いて前記運用計画を生成し、
    　前記対象エリアは拡大又は縮小可能である、
    　請求項１から９のうちいずれか１項に記載の設備構築計画・運用支援システム。
  11. 　前記生成部は、指定された期間の運用計画を生成し、
    　前記期間は、ユーザによって指定された期間である、
    　請求項１から１０のうちいずれか１項に記載の設備構築計画・運用支援システム。
  12. 　前記生成部は、前記電力設備の設置状態と前記運用計画のシミュレーシ結果を、経営の意思決定問題を解決するために用いられる装置に提供する、
    　請求項１から１１のうちいずれか１項に記載の設備構築計画・運用支援システム。
  13. 　前記生成部は、将来の対象エリアの気象情報を用いて前記運用計画を生成し、
    　前記将来の気象情報がリアルタイムの気象の状態と異なる場合に利用されるレジリエンスが確保可能なバックアップの運用計画を生成する、
    　請求項１から１２のうちいずれか１項に記載の設備構築計画・運用支援システム。
  14. 　前記生成部は、複数の前記バックアップの運用計画のうち予め選択、又は事後的に選択されたバックアップの運用計画を、前記運用計画に代えて実行する、
    　請求項１３に記載の設備構築計画・運用支援システム。
  15. 　コンピュータが、
    　複数の電力設備の構築計画、もしくは前記電力設備の運用計画、もしくはその両方を生成する設備構築計画・運用支援方法であって、
    　ユーザに指定された対象エリアに含まれる一以上の電力設備に関する情報であって、
    　前記電力設備の過去及び現在の使用度合と、
    　対象エリアにおける電力の需要量と、
    　前記対象エリアに供給可能な電力量と、
    　前記対象エリアの現在及び将来の気象情報と、
    　前記電力設備の定格を示す情報と、を取得し、
    　前記取得した情報に基づいて、前記電力設備の運用によって前記電力設備に掛かるコストが第１閾値以下であり、且つ前記対象エリアにおける電力の需要量を供給可能な運用計画を生成する、
    　設備構築計画・運用支援方法。
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