JP6515640B2 - 潮流計算装置、潮流計算方法、及びプログラム - Google Patents

Description

本発明は、潮流計算装置、潮流計算方法、及びプログラムに関する。

電力系統を構成する諸要素の操作量（発電機出力，ノード電圧，調相設備の調節量など）を、経済性と信頼性を考慮しつつ決定する技術の１つに、最適潮流計算がある。最適潮流計算とは、系統の運用制約の下で燃料費や送電損失などが最小となるように、上記諸要素の操作量を計算する手法である。燃料費や送電損失などの運用状態を目的関数として与え、系統の運用制約を制約条件として与え、操作量を状態変数として与えたとき、最適潮流計算は、制約条件付き最適化問題となる（例えば特許文献１を参照）。

また、発電機の起動又は停止計画に関し、再生可能エネルギー電源の不確実要素を考慮した運用技術がある（例えば、特許文献２，３）。

特開２００６−１７４５６４号公報 特開２０１０−１１６７０号公報 特開２０１２−３４４４４号公報

最適潮流計算では、最適化問題が、例えば以下の数式１−４のように定式化される。

ただし、数式１におけるｆは目的関数、数式２は潮流方程式、数式３は潮流方程式以外の等式制約（変圧器の特性や静止形無効電力補償装置（ＳＶＣ）の制御ロジックなど）、数式４は不等式制約（電圧の指定値，送電線の潮流値等）である。また、ｘは電圧解、ｕは操作量、ｚは操作量により従属的に決まる変数（発電機の無効電力や変圧器タップ値など）である。数式１〜数式４は非線形最適化問題となり、数理計画法などの手法によって計算される。

数式２で表される潮流方程式は、各ノードにおける指定された有効電力及び無効電力が、各ノードの電圧や線路インピーダンスからなる回路方程式より導かれる有効電力及び無効電力と、それぞれ一致していることを表す。

しかし、近年、太陽光発電装置、風力発電機などの再生可能エネルギーに係る電源の導入が進んでいるところ、かかる電源の出力は不安定であることが知られている。電力系統の運用にあたっては、上述した再生可能エネルギー電源の特性を考慮することが求められるが、上述した特許文献１は、このような事項を考慮していないため、運用者に対して電力系統の運用に関する適切な情報を提供することができない。

また、特許文献２，３では、有効電力のみが考慮され、電力系統の電圧制約や潮流制約は考慮され得ないため、やはり運用者に対して電力系統の運用に関する適切な情報を提供することができない。

上記課題を解決するための手段の一つは、再生可能エネルギーに係る電源及び複数の発電機を含む電力系統が所定の制約条件の下で運用されるように、前記電力系統を構成する要素の操作量を決定する潮流計算装置であって、所定の時刻における前記電源の複数の発電予測値、前記所定の時刻における前記電力系統の需要予測値、前記所定の制約条件、及び、前記電力系統の運用状態を規定する目的関数に基づいて潮流計算を実行して、前記複数の発電予測値に対応する複数の前記操作量を算出する演算部と、前記演算部の算出結果を出力する出力部と、を備え、前記演算部は、前記需要予測値と前記複数の発電予測値のそれぞれとの差分に相当する複数の見かけ上の需要予測値を算出し、前記複数の見かけ上の需要予測値のうちの１つの値に対して潮流計算を実行して操作量を算出し、この算出された操作量が示す前記複数の発電機の起動又は停止状態を用いて、前記複数の見かけ上の需要予測値のうちの他の値に対して潮流計算を実行して操作量を算出する。

その他、本願が開示する課題、及びその解決方法は、発明を実施するための形態の欄の記載、及び図面の記載等により明らかにされる。

本発明によれば、再生可能エネルギー電源を含む電力系統の運用者に対して、かかる電源の出力変動を考慮した適切な系統運用情報を提供することができる。

本実施形態において最適潮流計算が行われる電力系統の一例を示す図である。 本実施形態における最適潮流計算装置の機能を示すブロック図である。 本実施形態における最適潮流計算の流れを示すフローチャートである。 図３に示されるフローチャートにおいて翌日の起動又は停止計画を算出する流れを示すフローチャートである。 図３に示されるフローチャートにおいて当日の起動又は停止計画を算出する流れを示すフローチャートである。 １日の時間帯における電力需要の予測の一例を示すグラフである。 図６と同じ１日の時間帯における太陽光発電装置の発電予測の一例を示すグラフである。 図６と同じ１日の時間帯における見かけ上の需要予測の一例を示すグラフである。 図６と同じ１日の時間帯において太陽光発電装置の発電予測が変動する様子の一例を示すグラフである。 所定の時刻における太陽光発電装置の発電予測の変動と電力系統の発電機の出力との関係を示す図である。 １日の時間帯における太陽光発電装置の発電予測の変動と電力系統の発電機の出力との関係を示す図である。 所定の時刻における太陽光発電装置の複数の発電予測値のうち、１つの発電予測値に対応する発電機の起動又は停止状態を固定して、他の発電予測値に対する最適潮流計算を実行したときの発電機の出力の一例を示す図である。 図１２と同様に、１つの発電予測値に対応する発電機の起動又は停止状態を固定して、他の発電予測値に対する最適潮流計算を実行したときの発電機の出力の別例を示す図である。

本明細書および添付図面の記載により、少なくとも以下の事項が明らかとなる。

＝＝＝最適潮流計算の対象となる電力系統＝＝＝
図１を参照して、本実施形態において最適潮流計算の対象となる電力系統について説明する。図１は、本実施形態において最適潮流計算が行われる電力系統の一例を示す。図１に示すように、電力系統２００は、発電機２１１−２１３と、ノード２２１−２２７と、蓄電池２３０と、調相設備２４０と、太陽光発電装置２５０と、上記ノードを相互に接続する線路２６１−２６７と、を備える。

具体的には、発電機２１１−２１３は、ノード２２１−２２７及び線路２６１−２６７を介して負荷に電力を供給する。蓄電池２３０は、ノード２２３に接続されており、例えば、電力系統２００に余剰の電力があると蓄電し、電力系統２００に電力が不足すると放電する。調相設備２４０は、電力系統２００に無効電力を供給する設備であり、本実施形態ではノード２２６に接続されている。なお、蓄電池２３０及び調相設備２４０は、他のノードにも設置されてよい。

また、太陽光発電装置２５０は、再生可能エネルギーに係る電源の一例であり、本実施形態では、負荷ノードであるノード２２７に接続されている。太陽光発電装置２５０は、ノード２２７に接続された複数の太陽光発電設備を代表していてもよいし、更に、風力発電機や燃料電池を含んでいてもよい。なお、太陽光発電装置２５０は、他のノードにも設けられてよい。

本実施形態では、このような電力系統２００について発電機２１１−２１３の起動及び停止を計画するべく、需要予測等に基づいて最適潮流計算が実行されるものとする。なお、後述するように、電力系統２００では、負荷の電力需要が変化しなくても、太陽光発電装置２５０の発電量の増減に伴って、発電機２１１−２１３側から負荷ノードに供給される電力（以下、見かけ上の電力需要という）は変動する。

＝＝＝最適潮流計算装置＝＝＝
図２，図６−図１３を参照して、本実施形態における最適潮流計算装置を説明する。図２は最適潮流計算装置の機能を示すブロック図である。図６は、１日の時間帯における電力需要の予測の一例を示す。図７は、図６と同じ１日の時間帯における太陽光発電装置の発電予測の一例を示す。図８は、図６と同じ１日の時間帯における見かけ上の需要予測の一例を示す。図９は、図６と同じ１日の時間帯において太陽光発電装置の発電予測が変動する様子の一例を示す。図１０は、所定の時刻における太陽光発電装置の発電予測の変動と電力系統の発電機の出力との関係を示す。図１１は、１日の時間帯における太陽光発電装置の発電予測の変動と電力系統の発電機の出力との関係を示す。図１２、図１３は、所定の時刻における太陽光発電装置の複数の発電予測値のうち、１つの発電予測値に対応する発電機の起動又は停止状態を固定して、他の発電予測値に対する最適潮流計算を実行したときの発電機の出力の例を示す。

＜装置構成＞
最適潮流計算装置１００は、電力系統２００が所定の制約条件の下で最適に運用されるように、電力系統２００を構成する要素の操作量を決定する装置であって、図２に示されるように、入力部１１０と、演算部１２０と、記憶部１３０と、出力部１４０と、を含んで構成される。ここで、操作量は、発電機の出力、ノード電圧、調相設備の調節量などを含む。

（入力部）
入力部１１０は、運用者及び外部の情報機器との間のインターフェイスであり、例えば、電力系統に関する情報、需要予測に関する情報、及び発電予測に関する情報を受信する。

電力系統に関する情報は、電力系統２００を構成するノードや線路に関する情報であり、例えば、ノード２２１−２２７における電圧ｖ、有効電力Ｐ、無効電力Ｑや、線路２６１−２６７の線路インピーダンスＺや線路アドミタンスＹである。また、発電機、ノード、線路の容量に関する情報が含まれる。このような情報は、運用者によって入力装置（不図示）を介して入力されてもよいし、あるいは、電力系統２００の監視装置（不図示）などから自動的に取得されてもよい。

需要予測に関する情報は、電力系統２００における電力需要の予測値を示す情報である。かかる情報は、負荷が接続されているノード２２１−２２７毎に、図６に示されるように１日における所定の時間帯（例えば１時間）ごとの予測値として与えられる。かかる予測値は、外部サーバ（不図示）から所定の時間間隔（例えば１日毎、１２時間毎など）で受信されてもよいし、あるいは、例えば気象庁から提供される気象予報情報と、各負荷ノードに設置された電力測定装置（不図示）の測定結果（需要実績）と、に基づき、多変量解析などの解析手法やニューラルネットワークなどの学習手法を用いて、運用者側で算出されてもよい。

発電予測に関する情報は、太陽光発電装置２５０の発電量に関する予測値を示す情報であり、ここでは、太陽光発電装置２５０が接続されているノード２２１−２２７のそれぞれについて、１日における所定の時間帯（例えば１時間）毎における予測値として与えられている（図７参照）。発電予測に関する情報は、電力会社などの外部サーバ（不図示）から所定の時間間隔（例えば１日毎、１２時間毎など）で取得されてもよいし、あるいは、例えば気象庁から提供される気象情報と、太陽光発電装置２５０に取り付けられた電力測定装置（不図示）の測定結果（発電実績）と、に基づき、多変量解析などの解析手法やニューラルネットワークなどの学習手法を用いて、運用者側で算出されてもよい。

発電予測に関する情報は、所定の時刻における複数の予測値を含む。このような複数の予測値は、外部サーバ（不図示）から提供される情報に予め含まれてもよいし、あるいは、外部サーバから提供される情報に基づいて運用者側で生成されてもよい。前者の例として、外部サーバから提供される情報が、所定の時刻における予測の最大値、最小値、及び中央値（又は平均値）を含む場合や、所定の時刻における１つの予測値とその変動幅を含む場合などが考えられる。後者の一例として、最適潮流計算装置１００は、外部サーバから、所定の時刻における発電予測値と、その時刻に対応する時間帯における過去の発電予測値と発電実績値との差分に対する標準偏差σと、を取得して、例えば「予測値＋３σ」及び「予測値−３σ」を生成し、「予測値」、「予測値＋３σ」及び「予測値−３σ」をその時刻における複数の予測値とする。また、後者の別例として、最適潮流計算装置１００は、外部サーバから提供された過去の発電予測値とそれに対応する発電実績値とを記憶部１３０に記憶しており、外部サーバから新たな発電予測値が提供されると、記憶された過去の発電予測値及び発電実績値に基づいて標準偏差σを算出し、上述した「予測値＋３σ」及び「予測値−３σ」を生成してもよい。このような複数の予測値をある１日における時間帯に即してグラフ化すると、例えば図９のように示される。なお、ここで述べた「３σ」は、発電予測値に不確実性要素として一定の幅を与えるのに好適な一例であるが、「１σ」、「２σ」など、σの任意の倍数が用いられてよい。また、複数の発電予測値は３個に限られず、例えば「予測値」、「予測値＋３σ」、「予測値＋２σ」、「予測値−２σ」及び「予測値−３σ」の５個でもよい。

ここで、太陽光発電装置２５０が複数のノードに設置されている場合、上述した予測値、予測値＋３σ、及び、予測値−３σは、例えば次のように算出される。例えば、第１の太陽光発電設備がノード２２７に、第２の太陽光発電設備がノード２２４に接続されている場合を考える。第１の太陽光発電設備の発電予測値をＰＶ１（ｔ）とし、過去の発電予測値と発電実績値との差分に対する標準偏差をσ１とし、また、第２の太陽光発電設備の発電予測値をＰＶ２（ｔ）とし、過去の発電予測値と発電実績値との差分に対する標準偏差をσ２とする。このとき、上述した「予測値」、「予測値＋３σ」、及び、「予測値−３σ」に、それぞれ「ＰＶ１（ｔ）＋ＰＶ２（ｔ）」、「｛ＰＶ１（ｔ）＋３σ１｝＋｛ＰＶ２（ｔ）＋σ２｝」、及び「｛ＰＶ１（ｔ）−３σ１｝＋｛ＰＶ２（ｔ）−３σ２｝」を対応させてもよい。

入力部１１０は、上述のような各種情報を受信ないし生成すると、受信した情報を演算部１２０に出力するとともに、記憶部１３０に記憶する。

また、入力部１１０は、上述した需要予測に関する情報及び発電予測に関する情報を受信ないし生成すると、これら情報に基づいて、見かけ上の需要予測に関する情報を生成する。具体的には、ある時刻における需要予測値から、その時刻における複数の発電予測値のそれぞれを減算して、複数の見かけ上の需要予測値を算出する。例えば、複数の発電予測値が「予測値」、「予測値＋３σ」及び「予測値−３σ」の３個で与えられる場合、見かけ上の需要予測値は、１日における各時間帯について３個生成されることになる。なお、発電予測値の個数と見かけ上の需要予測値の個数とが一致する必要はなく、例えば、５個の発電予測値が与えられても、いずれかの発電予測値を用いずに、４個の見かけ上の需要予測値を生成してもよい。

入力部１１０は、このようにして生成した複数の見かけ上の需要予測値をも演算部１２０に出力するとともに、記憶部１３０に記憶する。

（演算部）
演算部１２０は、最適潮流計算を実行して、複数の発電予測値に対応する複数の操作量を算出する。最適潮流計算は、上述したように、電力系統２５０の運用制約を維持しつつ、燃料費や送電損失などが最小となるように、電力系統２５０を構成する要素の操作量を計算する手法である。本実施形態では、所定の時刻における太陽光発電装置２５０の複数の発電予測値、所定の時刻における電力系統２００の見かけ上の需要予測値、所定の制約条件、及び、目的関数に基づいて実行される。複数の発電予測値、及び見かけ上の需要予測値は、上述したように入力部１１０から提供される。また、所定の制約条件、及び目的関数については後述する。

このような演算部１２０は、目的関数設定部１２１、制約条件設定部１２２、及び最適潮流計算部１２３を有する。
− 目的関数設定部
目的関数設定部１２１は、最小化されるべき目的関数を設定する。本実施形態において、目的関数は、例えば燃料費や送電線の送電損失などの、電力系統２５０の運用状態を規定する関数である（上述の数式１参照）。目的関数設定部１２１は、特定の関数をデフォルトとして設定することができるとともに、入力部１１０を介した運用者からの指示に応じて目的関数を変更することもできる。目的関数設定部１２１によって設定された目的関数は、記憶部１３０に記憶される。

− 制約条件設定部
制約条件設定部１２２は、所定の制約条件を設定する。本実施形態において、制約条件の１つは電力系統の潮流方程式である（上述の数式２参照）。潮流方程式は、各ノードで指定した有効電力及び無効電力の供給あるいは消費が、各ノードの電圧や線路インピーダンス（又は線路アドミタンス）で表される回路方程式から得られる有効電力及び無効電力と一致することを示す方程式である。

また、他の制約条件は、潮流方程式以外の等式制約であって（上述の数式３参照）、例えば、電力系統に含まれる変圧器の特性や静止形無効電力補償装置（ＳＶＣ）の制御ロジックが含まれる。これらの等式制約は、通信回線を介して外部の情報装置（不図示）から取得されてもよいし、あるいは、入力部１１０を介して運用者によって入力されてもよい。

別の制約条件は、不等式制約であり（上述の数式４参照）、例えば電力系統に含まれるノードにおける電圧の指定値や送電線の潮流値が含まれる。また、発電機の出力の急激な増減を指示するような非現実的な計算結果が生じないように、前後する時間帯における発電機の出力の変化量に制約が加えられてもよい。例えば、発電機iの変化量Δg_iの上限をΔg^UP _i、下限をΔg^DOWN _iとすると、発電機ｉの出力の変化量に対する制約条件は以下の数式５のように示される。

これらの不等式制約もまた、通信回線を介して外部の情報装置（不図示）から取得されてもよいし、入力部１１０を介して運用者によって入力されてもよい。
このようにして設定された各種制約条件は、記憶部１３０に記憶される。

− 最適潮流計算部
最適潮流計算部１２３は、制約条件設定部１２２において設定された制約条件の下で、目的関数設定部１２１において設定された目的関数を最小化するべく、最適潮流計算を実行する。本実施形態では、発電機２１１−２１３の起動又は停止計画を緻密に策定するべく、最適潮流計算は前日と当日の少なくとも２回実行される。もっとも、計算時間の短縮や計算効率の向上の観点から、翌日の計画のための最適潮流計算と、当日の修正計画のための最適潮流計算とで、計算の仕方を変えているので、以下に説明する。

・ 翌日の起動又は停止計画のための最適潮流計算
本実施形態では、太陽光発電装置２５０の出力の不安定性を考慮して、上述した複数の需要予測値に基づいて最適潮流計算が行われる。よって、最適潮流計算の結果としての解は、所定の時刻に対して複数算出される。例えば図１に示されるように電力系統２００に３台の発電機２１１−２１３が設けられ、かつ、太陽光発電装置２５０の発電予測値が時間帯ごとに３個ずつ与えられる場合、各時間帯における最適潮流計算の解は、図１０に示されるように、３個の発電予測値のそれぞれに対して、発電機２１１−２１３を起動又は停止させるか、及び、どれだけの出力で発電させるか、を示す。ちなみに、図１０は、３個の発電予測値のいずれに対しても発電機２１１，２１２は起動されるべきこと、及び、発電機２１３は太陽光発電装置２５０の発電量が予測値より少ない場合にのみ起動されるべきであることを示す。最適潮流計算部１２３は、このような最適潮流計算を、１日における所定の時間帯（例えば１時間）毎の複数の需要予測値について行うから、このような需要予測値に対応する発電機の出力の合計は、例えば図１１のように複数（３本）の曲線で示される。

ここで、太陽光発電装置２５０の発電予測値の増減に応じて、特定の発電機の起動又は停止状態が変わることがある。例えば図１０は、ある時間帯において、太陽光発電装置２５０が発電予測値どおりに発電する場合には、発電機２１１，２１２を起動させるとともに発電機２１３を停止させることが最適な運転計画であるが、太陽光発電装置２５０が発電予測値より３σだけ少なく発電する場合には、発電機２１３も起動させる必要があることを示している。このような状況が生じれば、該当する時間帯において、特定の発電機の起動が間に合わずに電力の供給が不足し、あるいは、特定の発電機の停止が間に合わずに電力の供給が過剰となるおそれがある。

そこで、本実施形態では、太陽光発電２５０が発電予測値どおりに発電するとの条件下で計算された発電機２１１−２１３の起動又は停止状態を用いて、太陽光発電２５０が発電予測値より３σだけ多く又は少なく発電する場合に対する最適潮流計算を行う。例えば、ある時刻における「発電予測値」に対応する最適潮流計算の結果が、図１０のように発電機２１１、２１２の起動及び発電機２１３の停止を指示する場合、「発電予測値＋３σ」及び「発電予測値−３σ」に対応する最適潮流計算は、発電機２１１，２１２の起動及び発電機２１３の停止という条件の下で実行される。なお、ここでは「発電予測値」を基準として選択して最適潮流計算を実行しているが、「発電予測値＋３σ」及び「発電予測値−３σ」の一方を基準として選択してもよい。

このとき、「発電予測値＋３σ」に対して実行可能な解が得られないことがある。これは、発電機の起動台数が過剰である供給過多の状態を意味する。例えば、ある時刻における「発電予測値」に対する最適潮流計算の結果が、図１２のように発電機２１１−２１３の起動を指示する場合、「発電予測値＋３σ」に対する最適潮流計算は、３台の発電機２１１−２１３の起動という条件の下で行われる。しかし、「発電予測値＋３σ」に対応する見かけ上の需要予測値は、図１２に示されるように発電機２１１、２１２の２台の起動で賄われ得る場合、３台の発電機の起動という条件下における最適潮流計算は、解を与えない。この計算結果は、発電機２１３の起動は供給過剰につながるおそれを示唆する。

一方で、「発電予測−３σ」に対して実行可能な解が得られないことがある。これは、発電機の起動台数が不足する供給不足の状態を意味する。例えば、ある時刻における「発電予測値」に対する最適潮流計算の結果が、図１３のように発電機２１１、２１２の起動を指示する場合、「発電予測値−３σ」に対する最適潮流計算は、発電機２１１、２１２の起動（発電機２１３の停止）という条件の下で行われる。しかし、図１３に示されるように、「発電予測値−３σ」に対応する見かけ上の需要予測値に対して３台の発電機２１１−２１３の起動が必要とされると、２台の発電機の起動という条件下における最適潮流計算は、やはり解を与えない。かかる計算結果は、発電機２１３の停止は供給不足につながるおそれを示唆する。

このように、太陽光発電装置２５０の発電予測に応じて、発電機２１１−２１３の起動又は停止を含めた運用計画の修正が必要となるため、最適潮流計算部１２３は、事前に運用者に警告するべく出力部１４０に指示する。

最適潮流計算部１２３はまた、前日における最適潮流計算の結果を出力部１４０に出力するとともに、記憶部１３０に記憶する。

・ 当日の起動又は停止修正計画のための最適潮流計算
最適潮流計算部１２３は、緻密な起動又は停止計画を策定するべく、前日に実行された最適潮流計算の結果を利用して、当日に改めて最適潮流計算を実行する。そして、最適潮流計算部１２３は、前日と当日との間の電力需要値及び発電予測値の誤差に伴って当日における発電機２１１−２１３の起動又は停止状態が変化すると、前日に策定した起動又は停止計画を修正する。

例えば、前日に策定された起動又は停止計画が、ある時刻において、図１０に示すように「発電予測値」、「発電予測値＋３σ」及び「発電予測値−３σ」のいずれに対しても発電機２１１、２１２の起動を指示しているとする。このとき、当日の最適潮流計算を、最新の需要予測値及び発電予測値に基づき、発電機２１１、２１２の起動という条件の下で実行し、発電機２１３の起動又は停止状態に必要な修正を加える。前日の計画によれば、発電予測値が上下どちらに外れたとしても発電機２１１、２１２を常に起動させるのであるから、当日の最適潮流計算において、最適化問題の状態変数となる発電機の起動停止状態を部分的に固定することにより、計画の精度を維持しつつ計算時間の短縮を図るのである。

このようにして算出された当日における発電機の起動又は停止修正計画は、出力部１４０に出力されるとともに、記憶部１３０に記憶される。

（記憶部）
記憶部１３０は、入力部１１０が受信した需要予測に関する情報及び発電予測に関する情報、これら情報に基づいて生成された見かけ上の需要予測に関する情報、設定された目的関数及び制約条件、算出された前日の起動又は停止計画、当日の起動又は停止修正計画、及びその他の情報を記憶する。また、記憶部１３０は、前述した又は後述する最適潮流計算装置１００の機能を実行するためのプログラムを記憶する。

（出力部）
出力部１４０は、演算部の算出結果を出力するとともに、最適潮流計算部１２３からの指示に基づいて警告を出力する。計算結果及び警告は、運用者が把握しやすいように、例えばディスプレイ（不図示）に表示されたり、スピーカを介して音声で通知されたりする。

なお、このような最適潮流計算装置１００の機能は、ＲＯＭ、ＲＡＭ、ＣＰＵを有するコンピュータがプログラムを実行することによって実行される。

＜最適潮流計算の手順＞
図３−５を参照して、本実施形態における最適潮流計算の手順を説明する。図３は、本実施形態における最適潮流計算の流れを示すフローチャートである。図４及び図５は、図３において前日及び当日の起動又は停止計画を算出する流れを具体的に示すフローチャートである。

本実施形態では、図３に示されるように、ステップＳ１において、該当日の前日に最適潮流計算を実行して、当該日における発電機の起動又は停止計画（以下、翌日の起動又は停止計画という）を算出し、次いで、ステップＳ２において、該当日に再度最適潮流計算を実行して、前日に算出した計画に修正（以下、当日の起動又は停止修正計画という）を加える。以下、図４、図５を参照して、ステップＳ１、Ｓ２を詳細に説明する。

（翌日の起動又は停止計画の算出）
図４を参照して、翌日の起動又は停止計画の算出手順Ｓ１を説明する。
まず、ステップＳ１１において、最適潮流計算に必要となる電力系統２００に関する情報を取得する。この情報は、上述したように入力部１１０において取得され、例えば線路インピーダンス、発電機ノードの指定電圧、発電機の燃料費（円／ｋＷｈ等の指標）、ノード電圧の上下限値を含む。併せて、電力系統２００のノード２２１−２２７ごとに、１日における所定の時間帯毎の需要予測値を取得する。需要予測値は入力部１１０において取得される。

次いで、ステップＳ１２において、電力系統２００のノード２２１−２２７ごとに、１日における所定の時間帯毎の太陽光発電装置２５０の発電予測値を取得する。発電予測値は入力部１１０において取得される。本実施形態において、所定の時間帯毎の発電予測値は、上述したように複数であり、例えば、算出された発電予測値のほか、太陽光発電装置２５０が発電予測値よりも多く発電する場合に対応する値「発電予測値＋３σ」、太陽光発電装置２５０が発電予測値よりも少なく発電する場合に対応する値「発電予測値−３σ」の３個である。

翌日における需要予測値と複数の発電予測値とが取得されると、ステップＳ１３において、時間帯ごとに、需要予測値と複数の発電予測値のそれぞれとの差分に相当する複数の見かけ上の需要予測値を算出する。

そして、ステップＳ１４において、目的関数及び制約条件を設定する。目的関数及び制約条件は、演算部１２０の目的関数設定部１２１及び制約条件設定部１２２においてそれぞれ設定される。上述したように、目的関数は、例えば発電機の燃料費や送電損失であり、制約条件としては、潮流方程式のほか、電圧の上下限値、操作量の上下限値などである。また、発電機の出力を急激に変化させることができないことを考慮し、発電機の出力の変化量に制約を加えてもよい。

目的関数及び制約条件が設定されると、ステップＳ１５において、翌日における所定の時間帯毎に、上述した複数の見かけ上の発電予測値のうち１つの値に対して最適潮流計算が実行され、最適な運用状態に対応する操作量、電圧解、及び従属変数、すなわち、発電機の起動又は停止状態が算出される。

その後、ステップＳ１６において、ステップＳ１５で得られた発電機の起動又は停止状態を用いて、翌日の所定の時間帯毎に「発電予測値＋３σ」及び「発電予測値−３σ」に対応する最適潮流計算を実行する。

そして、ステップＳ１６における最適潮流計算が、例えば図１２、図１３に示されるように実行可能な解を与えない場合（ステップＳ１７の「ＮＯ」）、ステップＳ１８において警告を出力する。警告は、例えば、解が得られなかった時間帯と発電予測値の別（「発電予測値＋３σ」又は「発電予測値−３σ」）とを、図示しないディスプレイに表示することにより行われる。これにより、運用者は事前に、特定の時間帯に特定の発電機の起動又は停止状態の変更があり得ることを認識することができる。

ステップＳ１７においていずれの時間帯においても実行可能な解が得られたとき、及び、ステップＳ１８で警告が出力された後、ステップＳ１９において、ステップＳ１５、Ｓ１６で得られた時間帯毎の操作量、電圧解、及び従属変数を、複数の発電予測値に対応させて出力する。出力の仕方は、例えば、図１０のように特定の時間帯における複数の発電予測値ごとの発電機の出力をグラフ化することや、図１１のように、１日を通しての発電機の総出力をグラフ化することを含む。

このようにして翌日の起動又は停止計画が算出されて、ステップＳ１が終了する。そして、ステップＳ２では、ステップＳ１で得られた計画を用いて、当日の起動又は停止修正計画が策定されることになる。

（当日の起動又は停止修正計画の算出）
図５を参照して、当日の起動又は停止修正計画を策定する手順Ｓ２を説明する。
ステップＳ２１において当日における需要予測値を取得する手順、ステップＳ２２において当日における太陽光発電装置２５０の複数の発電予測値を取得する手順、ステップＳ２３において当日における複数の見かけ上の需要予測値を算出する手順、並びに、ステップＳ２４において目的関数及び制約条件を設定する手順は、前日の起動又は停止計画の算出における対応する手順Ｓ１１−Ｓ１４と同様である。

そして、ステップＳ２５において、再び最適潮流計算を実行し、当日における時間帯毎の発電機の起動又は停止に関する修正計画を算出する。ここで、本実施形態では、当日における最適潮流計算は、計算時間短縮のため、特定の発電機の起動又は停止状態を固定して実行される。ここでは、前日に策定された発電機の起動又は停止状態が利用される。具体的には、前日に策定された計画中のある時刻において、複数の発電予測値に対応する起動又は停止状態のいずれもが、特定の発電機の起動を指示している場合、当日の該当する時刻についての最適潮流計算では、その発電機の起動を条件に加える。同様に、前日に策定された計画中のある時刻において、複数の発電予測値に対応する起動又は停止状態のいずれもが、特定の発電機の停止を指示している場合、当日の該当する時刻についての最適潮流計算では、その発電機の停止を条件に加える。このように、当日の最適潮流計算は、特定の発電機の起動又は停止状態を固定できるかできないかを時間帯ごとに確認したうえで、実行される。

このようにして発電機の起動又は停止修正計画が求められると、ステップＳ２６において、その修正計画に対応する操作量、電圧解、従属変数が出力される。

かかる実施形態では、再生可能エネルギーに係る電源の一例としての太陽光発電装置２５０の発電量予測値に幅が与えられることにより、再生可能エネルギー電源の出力の変動を考慮した最適潮流計算を行うことができる。これにより、運用者は事前に、再生可能エネルギーに係る電源の出力変動を考慮した適切な系統運用情報を得ることができるので、再生可能エネルギー電源が予測値どおりに発電しない場合に備えることが可能となる。また、再生可能エネルギーに係る電源が、ある時間帯において発電予測値より多く又は少なく発電することに伴って、特定の発電機の停止又は起動が必要になる場合には、警告が出力されるので、運用者は事前に、そのような事態に準備しておくことが可能となる。例えば、停止させている発電機を直ちに起動させられることができるように準備したり、蓄電池２３０の放電を手配したりすることが可能となる。また、無効電力の不足が予測されるときには、無効電力の供給を増やすべく調相設備２４０を稼働させることを予定しておくことができる。

前述したとおり、最適潮流計算装置１００は、太陽光発電装置２５０及び複数の発電機を含む電力系統２００が所定の制約条件の下で最適に運用されるように、電力系統２００を構成する要素の操作量を決定する最適潮流計算装置であって、所定の時刻における太陽光発電装置２５０の複数の発電予測値、所定の時刻における電力系統２００の需要予測値、所定の制約条件、及び、電力系統２００の運用状態を規定する目的関数に基づいて最適潮流計算を実行して、複数の発電予測値に対応する複数の操作量を算出する演算部１２０と、演算部１２０の算出結果を出力する出力部１４０と、を備える。かかる実施形態によれば、太陽光発電装置２５０の発電量予測値に幅が与えられるので、太陽光発電装置２５０の出力の変動を考慮した最適潮流計算を行うことができる。よって、運用者は事前に、太陽光発電装置２５０の出力変動を考慮した適切な系統運用情報を得ることができるので、太陽光発電装置２５０が予測値どおりに発電しない場合に備えることが可能となる。

また、演算部１２０は、複数の操作量が示す複数の発電機の起動又は停止状態のうち任意の１つの状態を選択し、１つの状態を用いて最適潮流計算を再度実行することが好ましい。かかる実施形態において、最適潮流計算は、選択された１つの起動又は停止状態とは異なる状態に対して実行可能な解を与えない。つまり、このような場合には、特定の発電機の起動又は停止が必要になることが明らかになるから、運用者は事前にそのような事態に備えることが可能となる。

また、演算部１２０は、再度実行された最適潮流計算の解が実現可能な操作量を示すかどうかを判定し、演算部１２０が、解が実現可能な操作量を示していないと判定すると、出力部１４０は、警告を出力することが好ましい。かかる実施形態によれば、運用者は、特定の発電機の起動又は停止が必要になることを事前に把握することができるから、事前の対策を立てることが可能となる。

また、演算部１２０は、複数の操作量が示す複数の発電機の起動又は停止状態を判定し、全ての操作量が特定の発電機について起動状態を示していると判定すると、特定の発電機が起動状態にあるものとして最適潮流計算を再度実行することが好ましい。かかる実施形態によれば、再度行われる最適潮流計算の計算量を減らすことができるから、計画の精度を維持しつつ計算時間の短縮及び資源の節約に資する。

また、演算部１２０は、全ての操作量が特定の発電機について停止状態を示していると判定すると、特定の発電機が停止状態にあるものとして最適潮流計算を再度実行することが好ましい。かかる実施形態によれば、再度行われる最適潮流計算の計算量を減らすことができるから、計画の精度を維持しつつ計算時間の短縮及び資源の節約に資する。

なお、上述した実施の形態は本発明の理解を容易にするためのものであり、本発明を限定して解釈するためのものではない。本発明はその趣旨を逸脱することなく変更、改良され得るとともに、本発明にはその等価物も含まれる。

１００ 最適潮流計算装置
１１０ 入力部
１２０ 演算部
１３０ 記憶部
１４０ 出力部
２００ 電力系統
２１１−２１３ 発電機
２２１−２２７ ノード
２３０ 蓄電機
２４０ 調相設備
２５０ 太陽光発電装置
２６１−２６７ 線路

Claims (10)

1. 再生可能エネルギーに係る電源及び複数の発電機を含む電力系統が所定の制約条件の下で運用されるように、前記電力系統を構成する要素の操作量を決定する潮流計算装置であって、
   所定の時刻における前記電源の複数の発電予測値、前記所定の時刻における前記電力系統の需要予測値、前記所定の制約条件、及び、前記電力系統の運用状態を規定する目的関数に基づいて潮流計算を実行して、前記複数の発電予測値に対応する複数の前記操作量を算出する演算部と、
   前記演算部の算出結果を出力する出力部と、
   を備え、
   前記演算部は、
   前記需要予測値と前記複数の発電予測値のそれぞれとの差分に相当する複数の見かけ上の需要予測値を算出し、
   前記複数の見かけ上の需要予測値のうちの１つの値に対して潮流計算を実行して操作量を算出し、
   この算出された操作量が示す前記複数の発電機の起動又は停止状態を用いて、前記複数の見かけ上の需要予測値のうちの他の値に対して潮流計算を実行して操作量を算出する、
   ことを特徴とする潮流計算装置。
2. 前記演算部は、前記複数の操作量が示す前記複数の発電機の起動又は停止状態のうち任意の１つの状態を選択し、前記１つの状態を用いて前記潮流計算を再度実行する
   ことを特徴とする請求項１に記載の潮流計算装置。
3. 前記演算部は、再度実行された前記潮流計算の解が実現可能な操作量を示すかどうかを判定し、
   前記演算部が、前記解が実現可能な操作量を示していないと判定すると、前記出力部は、警告を出力する
   ことを特徴とする請求項２に記載の潮流計算装置。
4. 前記演算部は、前記複数の操作量が示す前記複数の発電機の起動又は停止状態を判定し、全ての操作量が特定の発電機について起動状態を示していると判定すると、前記特定の発電機が起動状態にあるものとして前記潮流計算を再度実行する
   ことを特徴とする請求項１−３のいずれかに記載の潮流計算装置。
5. 前記演算部は、全ての操作量が特定の発電機について停止状態を示していると判定すると、前記特定の発電機が停止状態にあるものとして前記潮流計算を再度実行する
   ことを特徴とする請求項４に記載の潮流計算装置。
6. 前記所定の制約条件は、前記電力系統の潮流方程式、前記電力系統に含まれる変圧器の特性、前記電力系統に含まれる静止形無効電力補償装置の制御ロジック、前記電力系統に含まれるノードにおける電圧の指定値、及び送電線の潮流値のうち少なくとも１つを含む
   ことを特徴とする請求項１−５のいずれかに記載の潮流計算装置。
7. 前記目的関数は、発電機の燃料費又は前記電力系統に含まれる送電線の送電損失を示す関数である
   ことを特徴とする請求項１−６のいずれかに記載の潮流計算装置。
8. 前記操作量は、発電機出力、ノード電圧、及び調相設備の調整量のうち少なくとも１つを含む
   ことを特徴とする請求項１−７のいずれかに記載の潮流計算装置。
9. 再生可能エネルギーに係る電源及び複数の発電機を含む電力系統が所定の制約条件の下で運用されるように、前記電力系統を構成する要素の操作量を決定する潮流計算方法であって、
   所定の時刻における前記電源の複数の発電予測値、前記所定の時刻における前記電力系統の需要予測値、前記所定の制約条件、及び、前記電力系統の運用状態を規定する目的関数に基づいて潮流計算を実行して、前記複数の発電予測値に対応する複数の前記操作量を算出し、
   算出された結果を出力し、
   前記複数の発電予測値に対応する前記複数の操作量を算出するに際して、
   前記需要予測値と前記複数の発電予測値のそれぞれとの差分に相当する複数の見かけ上の需要予測値を算出し、
   前記複数の見かけ上の需要予測値のうちの１つの値に対して潮流計算を実行して操作量を算出し、
   この算出された操作量が示す前記複数の発電機の起動又は停止状態を用いて、前記複数の見かけ上の需要予測値のうちの他の値に対して潮流計算を実行して操作量を算出する、
   ことを特徴とする潮流計算方法。
10. 再生可能エネルギーに係る電源及び複数の発電機を含む電力系統が所定の制約条件の下で運用されるように、前記電力系統を構成する要素の操作量を決定するべく、コンピュータに対して、
    所定の時刻における前記電源の複数の発電予測値、前記所定の時刻における前記電力系統の需要予測値、前記所定の制約条件、及び、前記電力系統の運用状態を規定する目的関数に基づいて潮流計算を実行し、前記複数の発電予測値に対応する複数の前記操作量を算出する第１機能と、
    前記第１機能の算出結果を出力する第２機能と、
    前記第１機能において、前記需要予測値と前記複数の発電予測値のそれぞれとの差分に相当する複数の見かけ上の需要予測値を算出し、前記複数の見かけ上の需要予測値のうちの１つの値に対して潮流計算を実行して操作量を算出し、この算出された操作量が示す前記複数の発電機の起動又は停止状態を用いて、前記複数の見かけ上の需要予測値のうちの他の値に対して潮流計算を実行して操作量を算出する第３機能と、
    を実行させるプログラム。

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