特開 2024-57352 電力系統監視装置、電力系統運用監視方法、およびプログラム

(19)【発行国】日本国特許庁(JP)

(12)【公報種別】公開特許公報(A)

(11)【公開番号】P2024057352

(43)【公開日】2024-04-24

(54)【発明の名称】電力系統監視装置、電力系統運用監視方法、およびプログラム

(51)【国際特許分類】

   H02J 3/00 20060101AFI20240417BHJP

   G01W 1/00 20060101ALI20240417BHJP

   G01W 1/10 20060101ALI20240417BHJP

【ＦＩ】

H02J3/00 170

G01W1/00 Z

G01W1/10 D

【審査請求】未請求

【請求項の数】14

【出願形態】ＯＬ

(21)【出願番号】P 2022164037

(22)【出願日】2022-10-12

(71)【出願人】

【識別番号】000003078

【氏名又は名称】株式会社東芝

(71)【出願人】

【識別番号】317015294

【氏名又は名称】東芝エネルギーシステムズ株式会社

(74)【代理人】

【識別番号】100120031

【弁理士】

【氏名又は名称】宮嶋 学

(74)【代理人】

【識別番号】100107582

【弁理士】

【氏名又は名称】関根 毅

(74)【代理人】

【識別番号】100124372

【弁理士】

【氏名又は名称】山ノ井 傑

(74)【代理人】

【識別番号】100217940

【弁理士】

【氏名又は名称】三並 大悟

(72)【発明者】

【氏名】下尾 高廣

(72)【発明者】

【氏名】上田 隆司

(72)【発明者】

【氏名】谷山 賀浩

(72)【発明者】

【氏名】山嵜 朋秀

(72)【発明者】

【氏名】宮崎 健二

(72)【発明者】

【氏名】加瀬 高弘

(72)【発明者】

【氏名】佐伯 尚志

(72)【発明者】

【氏名】中村 正

(72)【発明者】

【氏名】平戸 康太

(72)【発明者】

【氏名】舘小路 公士

【テーマコード（参考）】

5G066

【Ｆターム（参考）】

5G066AA03

(57)【要約】

【課題】送配電設備の信頼性を確保しつつ、電力系統の送電容量を増加させることが可能な電力系統監視装置を提供する。
【解決手段】一実施形態に係る電力系統監視装置は、電力系統の送配電設備を含む評価対象エリアの気象に関する気象データを気流解析した結果に基づいて、送配電設備の風況を推定する風況推定部と、送配電設備の風況の推定結果に応じて、送配電設備の潮流値として、予め設定された定格値以上となる最大潮流値を算出する潮流値計算部と、を備える。
【選択図】図３

【特許請求の範囲】

【請求項1】

電力系統の送配電設備を含む評価対象エリアの気象に関する気象データを気流解析した結果に基づいて、前記送配電設備の風況を推定する風況推定部と、
前記送配電設備の風況の推定結果に応じて、前記送配電設備の潮流値として、予め設定された定格値以上となる最大潮流値を算出する潮流値計算部と、
を備える電力系統監視装置。

【請求項2】

前記風況推定部は、前記送配電設備の区間ごとに風況を推定し、
前記潮流値計算部は、前記区間ごとに前記最大潮流値を算出し、
前記送配電設備の中で前記最大潮流値が最も低くなる区間をボトルネック区間として特定するボトルネック特定部をさらに備える、請求項１記載の電力系統監視装置。

【請求項3】

前記送配電設備を地図上に描画し、前記送配電設備の各区間の最大潮流値を、その大きさに応じて色分け表示するとともに、前記地図上に前記評価対象エリアの気流解析結果を表示する表示部をさらに備える、請求項１または２に記載の電力系統監視装置。

【請求項4】

予め設定された時間単位で前記気象データを受信する受信部をさらに備え、
前記風況推定部は、前記時間単位で前記送配電設備の風況を推定し、
前記潮流値計算部は、複数の電力系統にそれぞれ設置された前記送配電設備ごとに、前記時間単位で前記最大潮流値を算出する、請求項１または２に記載の電力系統監視装置。

【請求項5】

前記最大潮流値を上限として、上限から前記送配電設備の潮流値を引いた差分を余裕度として、前記送配電設備ごとに算出する余裕度計算部と、
前記余裕度が所定の値以上となるように前記電力系統の発電計画データを作成する発電計画作成部と、をさらに備える、請求項１または２に記載の電力系統監視装置。

【請求項6】

前記潮流値計算部は、前記風況推定部の風況の推定結果に基づいて、前記送配電設備の区間ごとに風況の信頼区間を算出し、前記信頼区間に応じて、前記最大潮流値を補正する、請求項１または２に記載の電力系統監視装置。

【請求項7】

前記潮流値計算部は、前記風況推定部の風況の推定結果に基づいて、前記推定結果の確率分布を算出した上で、前記最大潮流値の確率分布を算出し、
前記発電計画作成部は、送配電ロスの最小化、発電設備の発電コストの最小化、再生エネルギー発電装置の出力の最大化、および発電設備の排出二酸化炭素の最小化のうちの少なくとも１つを目的関数として、潮流計算の結果に基づいて前記送配電設備の上限温度に達しない発電計画データを作成する際に、前記最大潮流値の確率分布に基づいて前記目的関数の期待値を求める、請求項５記載の電力系統監視装置。

【請求項8】

前記風況推定部は、風況の推定結果と実測値とを比較した結果を用いて前記送配電設備の区間ごとに風況の推定精度を算出し、前記推定精度が所定値以下の区間について、気流解析に用いるモデルを再構成する、請求項１に記載の電力系統監視装置。

【請求項9】

前記風況推定部は、風況の推定結果と実測値とを比較した結果を用いて前記送配電設備の区間ごとに風況の推定精度を算出し、前記推定精度が所定値以下の区間を、風況センサの設置を推奨する区間として特定する、請求項１に記載の電力系統監視装置。

【請求項10】

前記風況推定部は、前記送配電設備の区間ごとに風況を推定し、
前記潮流値計算部は、前記区間ごとに前記最大潮流値を算出し、
前記送配電設備の中で前記最大潮流値がしきい値以下となる区間をボトルネック区間として特定し、前記ボトルネック区間を風況センサの設置を推奨する区間として特定するボトルネック特定部をさらに備える、請求項１に記載の電力系統監視装置。

【請求項11】

前記風況推定部は、前記ボトルネック区間について、前回の気流解析よりも細かく前記評価対象エリアを分割して再度気流解析を行う、請求項１０に記載の電力系統監視装置。

【請求項12】

前記風況推定部は、前記気象データから得られる前記評価対象エリア内の気象予測地点の予測値と、前記気象予測地点と前記送配電設備との間における前記気流解析から得られる所定計算ステップまたは時間内における平均風速の比率と、を用いて前記送配電設備の風況を推定する、請求項１または２に記載の電力系統監視装置。

【請求項13】

電力系統の送配電設備を含む評価対象エリアの気象に関する気象データを気流解析し、
気流解析の結果に基づいて、前記送配電設備の風況を推定し、
前記送配電設備の風況の推定結果に応じて、前記送配電設備の潮流値として、予め設定された定格値以上となる最大潮流値を算出する、
電力系統監視方法。

【請求項14】

電力系統の送配電設備を含む評価対象エリアの気象に関する気象データを気流解析する処理と、
気流解析の結果に基づいて、前記送配電設備の風況を推定する処理と、
前記送配電設備の風況の推定結果に応じて、前記送配電設備の潮流値として、予め設定された定格値以上となる最大潮流値を算出する処理と、
をコンピュータに実行させるためのプログラム。

【発明の詳細な説明】

【技術分野】

【0001】

本発明の実施形態は、電力系統監視装置、電力系統運用監視方法、およびプログラムに関する。

【背景技術】

【0002】

昨今の電力自由化により風力発電装置や太陽光発電装置などの再生可能エネルギー発電装置等により発電された電力が、既設の送配電設備を介し送配電される場合も多くなった。再生可能エネルギー発電装置の有効利用を推進するとともに、既設の送配電設備をどのように有効活用するかという議論が盛んに行われている。

【0003】

その中で、気象条件（気温、風、日照）を考慮して最大電流量を決めるダイナミックレーティングの適用が期待されている。ダイナミックレーティングとは、予め定められた送配電設備の潮流値に対して、送配電設備が上限温度以下となる潮流値に変更して、電力系統の送電容量を増加させる技術である。

【先行技術文献】

【特許文献】

【0004】

【特許文献1】国際公開第２０２０／０９００２１号

【発明の概要】

【発明が解決しようとする課題】

【0005】

ダイナミックレーティングでは、例えば送配電設備の一つである送電線の電流容量が、気象条件を考慮して動的に設定される。この電流容量は、送電線の熱容量によって制限される。この熱容量は、ジュール熱、太陽光の熱吸収、風による対流損失、および外気温との温度差で生じる放射損失によって変化する。対流冷却および放射冷却については、風況の影響が大きい。そのため、風況の予測精度が不十分であると、例えば熱容量の上限を超える電流が送電線を流れるといった事態が起こり得る。この場合、送配電設備の信頼性が低下する可能性がある。

【0006】

本発明が解決しようとする課題は、送配電設備の信頼性を確保しつつ、電力系統の送電容量を増加させることが可能な電力系統監視装置、電力系統運用監視方法、およびプログラムを提供することである。

【課題を解決するための手段】

【0007】

一実施形態に係る電力系統監視装置は、電力系統の送配電設備を含む評価対象エリアの気象に関する気象データを気流解析した結果に基づいて、送配電設備の風況を推定する風況推定部と、送配電設備の風況の推定結果に応じて、送配電設備の潮流値として、予め設定された定格値以上となる最大潮流値を算出する潮流値計算部と、を備える。

【発明の効果】

【0008】

本実施形態によれば、送配電設備の信頼性を確保しつつ、電力系統の送電容量を増加させることが可能となる。

【図面の簡単な説明】

【0009】

【図1】第１実施形態に係る電力系統監視装置を用いた電力運用システムの全体構成を示すブロック図である。

【図2】送電線の設置例を示す模式図である。

【図3】第１実施形態に係る電力系統監視装置の構成を示すブロック図である。

【図4】第１実施形態に係る電力系統監視装置が電力系統を監視する動作の手順を示すフローチャートである。

【図5】風況推定動作の詳細を説明するための図である。

【図6】広域エリアの気流解析データの一例を示すグラフである。

【図7】、送電線の区間ごとの最大潮流値と、風況推定部の気流解析結果と、の表示画像の一例を示す図である。

【図8】余裕度データの一例を示す図である。

【図9】余裕度の表示例を示す図である。

【図10】風速ビンの出現比率の分布図の一例である。

【図11】（ａ）は各風速の発生確率の分布図の一例であり、（ｂ）は風向に対応する送電線の導体との成す角度の発生確率の分布図の一例であり、（ｃ）は送電線の許容電流の発生確率の分布図の一例である。

【図12】第２実施形態に係る風況推定ステップを説明するための模式図である。

【図13】気象予測地点と風速推定地点の風速トレンド波形の一例を示すグラフである。

【発明を実施するための形態】

【0010】

以下、図面を参照して本発明の実施形態を説明する。下記の実施形態は、本発明を限定するものではない。

【0011】

（第１実施形態）
図１は、第１実施形態に係る電力系統監視装置を用いた電力運用システムの全体構成を示すブロック図である。図１に示す電力運用システムは、電力系統監視装置１、電力制御装置８、および電力系統３を備える。

【0012】

まず、電力系統３について説明する。電力系統３は、電力を供給する電力供給網である。電力系統３は、発電機４、再生可能エネルギー発電装置５、変圧器６、および送電線７を有する。電力系統３は、一例として複数の電力系統３ａ、３ｂ、３ｃ、３ｄ、３ｅにより構成される。電力系統３は、遮断器、断路器、および調相器等を有していてもよい。

【0013】

電力系統３ａは、発電機４ａ、変圧器６ａ、および送電線７ａにより構成される。発電機４ａは、水力、火力、原子力等により発電を行う設備である。発電機４ａは、出力電力を電力制御装置８により制御される。変圧器６ａは、発電機４ａから出力された電力の変圧を行う。変圧器６ａは、電圧切替用のタップを有する。送電線７ａは、変圧器６ａにより変圧された電力を送電する。

【0014】

電力系統３ｂは、発電機４ｂ、変圧器６ｂ、および送電線７ｂにより構成される。発電機４ｂにより発電された電力は、変圧器６ｂにより変圧されて送電線７ｂにより送電される。

【0015】

電力系統３ｃは、再生可能エネルギー発電装置５、変圧器６ｃ、および送電線７ｃにより構成される。再生可能エネルギー発電装置５は、風力や太陽光などの再生可能エネルギーにより発電を行う装置である。再生可能エネルギー発電装置５は、出力電力を電力制御装置８により制御される。

【0016】

電力系統３ｄは、変圧器６ｄ、および送電線７ｄにより構成される。変圧器６ｄは、電力系統３ａ、電力系統３ｂ、および電力系統３ｃからそれぞれ供給された電力を変圧する。送電線７ｄは、変圧器６ａにより変圧された電力を送電する。

【0017】

電力系統３ｅは、変圧器６ｅ、および送電線７ｅにより構成される。電力系統３ａ、電力系統３ｂ、電力系統３ｃからそれぞれ供給された電力は、変圧器６ｅにより変圧されて送電線７ｅにより送電される。

【0018】

電力系統３ａ～３ｅの各変圧器６ａ～６ｅには、それぞれ測定装置６１ａ～６１ｅが設けられる。測定装置６１は、変圧器６における現在の温度、電力、電圧、電流、および周波数を測定する。測定装置６１は、温度、電力、電圧、電流、および周波数の測定回路および送受信回路により構成される。

【0019】

電力系統３ａ～３ｅの各送電線７ａ～７ｅには、それぞれ測定装置７１ａ～７１ｅが設けられる。測定装置７１は、送電線７における現在の温度、電力、電圧、電流、および周波数を測定する。測定装置７１は、温度、電力、電圧、電流、および周波数の測定回路および送受信回路により構成される。

【0020】

図２は、送電線７の設置例を示す模式図である。図２に示すように、送電線７は、複数の鉄塔３０間に設置されている。また、鉄塔３０で区切られる送電線７の各区間Ｄには、種々の樹木４０が林立している。

【0021】

次に、図１を参照して電力系統監視装置１について説明する。電力系統監視装置１は、定義された定格値に制限されることなく、既設の送配電設備の上昇温度が予め定められた限界値以下となる発電機４または再生可能エネルギー発電装置５より発電される発電量を算出する装置である。

【0022】

電力系統監視装置１は、通信線９１を介して電力系統３に接続されるとともに、通信線９３を介して電力制御装置８に接続される。電力系統監視装置１は、コンピュータ等により構成される。電力系統監視装置１は、電力系統３の監視または制御を行う事業者の事務所等に設置される。

【0023】

図３は、第１実施形態に係る電力系統監視装置１の構成を示すブロック図である。電力系統監視装置１は、受信部１１、送信部１２、演算部１３、記憶部１４、および表示部１５を備える。以下、各部について説明する。

【0024】

受信部１１は、オンラインデータ受信部１１１およびオフラインデータ受信部１１２を有する。オンラインデータ受信部１１１は、通信線９１を介し電力系統３の測定装置６１、測定装置７１に接続される。通信線９１は、有線または無線により通信を行う専用線、インターネット回線、電話回線等であってよい。オンラインデータ受信部１１１は、測定装置６１、測定装置７１から測定データＤ１１を受信する。測定データＤ１１は、測定装置６１により測定された変圧器６の温度、電力、電圧、電流、周波数をそれぞれ示すデータ、および測定装置７１により測定された送電線７の温度、電力、電圧、電流、および周波数をそれぞれ示すデータである。

【0025】

また、オンラインデータ受信部１１１は、気象データＤ１２および風況実測データＤ１３も受信する。気象データＤ１２は、例えば、気象庁予測データ、気象予報ＧＰＶ（Grid Point Value）データ、天気予報ＳＣＷサイト（Super C Weather）データ、ＥＲＡ－５などの気象再解析データ、および数値気象モデルなどのＷＲＦ（Weather Research and Forecasting）解析結果のデータの少なくとも１つを含む。気象庁予測データは、気象庁が予測したデータである。気象予報ＧＰＶデータは、地図上に予め設定された格子点におけるスーパーコンピュータで計算した過去、未来の気象予測データである。ＥＲＡ－５データは、ヨーロッパ中期予報センタが気象予測に用いるデータである。ＷＲＦは、風速および風向といった風況を予測するための予測モデルである。

【0026】

風況実測データＤ１３は、気象庁観測データ、および局所風況実測データの少なくとも１つを含む。気象庁観測データは、気象庁が風況、温度、湿度、気圧などの気象情報を実測したデータである。局所風況実測データは、気象庁観測データ以外の風況を実測したデータである。局所風況実測データは、例えばＬｉＤＡＲ（Light Detection And Ranging）によって計測した風況データである。ＬｉＤＡＲは、レーザー光を大気中に放射して大気からの散乱光を受信、そのドップラー周波数から風速と風向を観測する計測器である。

【0027】

さらに受信部１１は、外部装置（不図示）から需給計画データＤ１４を受信する。需給計画データＤ１４は、発電機４ａ、４ｂおよび再生可能エネルギー発電装置５に関する、例えば３０分毎または５分ごとの発電計画および需要予測値を示すデータである。需給計画データＤ１４は、電力制御装置８から送信されてもよい。

【0028】

オフラインデータ受信部１１２は、外部から地図データＤ１５および物体データＤ１６を受信する。地図データＤ１５は、例えば、送電線７を含む評価対象エリアの地図や標高など地形に関するデータである。物体データＤ１６は、評価対象エリアに存在する物体に関するデータである。この物体データＤ１６には、例えば、送電線７を取り付けるための鉄塔３０の構造や、送電線７の周辺に林立する樹木４０の高さおよび種類、送電線7の導体の種類および導体の数、といった、送電線７の熱容量に影響を及ぼす物体のデータが含まれる。

【0029】

オンラインデータ受信部１１１およびオフラインデータ受信部１１２は、演算部１３により受信動作を制御される。オンラインデータ受信部１１１およびオフラインデータ受信部１１２は、受信したデータを演算部１３に転送する。

【0030】

送信部１２は、送信回路により構成される。送信部１２は、通信線９３を介して電力制御装置８に接続される。通信線９３は、有線または無線により通信を行う専用線、インターネット回線、電話回線等であってよい。また、送信部１２は、演算部１３に接続される。送信部１２は、演算部１３により作成された潮流値データＤ２１、余裕度データＤ２２、発電計画データＤ２３、計画修正データＤ２４、制御指令データＤ２５、およびボトルネックデータＤ２７を電力制御装置８に送信する。

【0031】

表示部１５は、液晶表示器、プラズマ表示器等により構成される。表示部１５は、演算部１３により作成された種々のデータを表示する。

【0032】

演算部１３は、コンピュータにより構成される。演算部１３は、受信部１１、送信部１２、記憶部１４、および表示部１５にそれぞれ接続される。演算部１３は、潮流値計算部２１、余裕度計算部２２、発電計画作成部２３、計画修正部２４、制御指令作成部２５、風況推定部２６、およびボトルネック特定部２７を有する。各部は、コンピュータ内の演算部または、ソフトウェアモジュールにより構成される。

【0033】

潮流値計算部２１は、測定データＤ１１および定格データＦ１に基づいて潮流値データＤ２１を作成する。定格データＦ１は、変圧器６、送電線７の定格電力および上限温度に関するデータである。定格データＦ１は、記憶部１４に予め記憶されている。

【0034】

潮流値データＤ２１は、変圧器６、送電線７の定格電力に制限されることなく、変圧器６、送電線７の温度が予め定められた上限温度以下となる電力が算出されることにより作成される。作成された潮流値データＤ２１は、記憶部１４に記憶される。

【0035】

余裕度計算部２２は、潮流値計算部２１により算出された潮流値データＤ２１に基づいて、電力系統３ａ～３ｅの各変圧器６ａ～６ｅ、および各送電線７ａ～７ｅごとの余裕度を算出し、余裕度データＤ２２を作成する。余裕度データＤ２２は、潮流値データＤ２１に示された電力を電力系統３ａ～３ｅにて送電した場合の、各変圧器６ａ～６ｅ、および各送電線７ａ～７ｅごとの余裕度を示す。作成された余裕度データＤ２２は、記憶部１４に記憶される。

【0036】

発電計画作成部２３は、需給計画データＤ１４、潮流値データＤ２１、および余裕度データＤ２２に基づいて、発電計画データＤ２３を作成する。需給計画データＤ１４は、発電機４ａ、４ｂおよび再生可能エネルギー発電装置５において、現在または未来における例えば３０分毎または５分ごとの発電計画を示すデータである。

【0037】

潮流値データＤ２１および余裕度データＤ２２に基づいて、変圧器６、送電線７の温度が上限温度以下となる電力が算出され、需給計画データＤ１４が修正されることにより発電計画データＤ２３が作成される。作成された発電計画データＤ２３は、記憶部１４に記憶される。

【0038】

計画修正部２４は、気象データＤ１２、発電計画作成部２３により作成された発電計画データＤ２３に基づいて、計画修正データＤ２４を作成する。

【0039】

電力系統３における事故の発生、再生可能エネルギー発電装置５の出力増加などによる電流の上昇、天候の急変等により、送電線７の温度が、定格データＦ１に示された上限温度から変化すると予測される場合、計画修正部２４は、風況推定部２６で推定された風況に基づいて送電線７の温度が、定格データＦ１に示された上限温度以下となる電力を再度算出する。再度算出された電力に基づいて、発電計画データＤ２３が修正され計画修正データＤ２４が作成される。作成された計画修正データＤ２４は、記憶部１４に記憶される。

【0040】

制御指令作成部２５は、発電計画作成部２３により作成された発電計画データＤ２３または計画修正部２４により作成された計画修正データＤ２４に基づいて、制御指令データＤ２５を作成する。

【0041】

制御指令データＤ２５は、発電計画データＤ２３または計画修正データＤ２４に示された電力が、電力系統３ａ～３ｅにおいて供給されるための制御を示すデータである。制御指令データＤ２５は、例えば発電機４、再生可能エネルギー発電装置５の発電量の制御を指示する。また、電力系統３ａ～３ｅにおける電流の遮断を判断する保護リレー（図中不示）の遮断電流値の変更を指示するものであってもよい。作成された制御指令データＤ２５は、記憶部１４に記憶される。

【0042】

風況推定部２６は、評価対象エリアの気流解析を行うことによって、風況を推定する。風況推定部２６は、例えば、オンラインデータ受信部１１１で受信された気象データＤ１２および風況実測データＤ１３と、オフラインデータ受信部１１２で受信された地図データＤ１５および物体データＤ１６とを用いて、評価対象エリア内の風況、例えば風速および風向などを計算し、計算結果に基づいて送電線７の熱容量に影響を及ぼす風の速度や向きを同定する。

【0043】

ボトルネック特定部２７は、鉄塔３０で区切られる送電線７の区間Ｄの中で、ボトルネックとなる区間を特定する。本実施形態では、ボトルネック特定部２７は、最大潮流値が最も低くなる区間Ｄをボトルネック区間として特定する。

【0044】

記憶部１４は、半導体メモリやハードディスクのような記憶媒体にて構成される。記憶部１４は、演算部１３に接続される。記憶部１４は、演算部１３によりデータの書き込み、読出しが制御される。記憶部１４は、予め設定され定格データＦ１を記憶する。また、記憶部１４は、潮流値データＤ２１、余裕度データＤ２２、発電計画データＤ２３、計画修正データＤ２４、制御指令データＤ２５、および気流解析データＤ２６を記憶する。

【0045】

次に、電力制御装置８について説明する。電力制御装置８は、電力系統３の実際の制御を行う装置である。図１に示すように、電力制御装置８は、通信線９２を介して電力系統３に接続されるとともに、通信線９３を介して電力系統監視装置１に接続される。電力制御装置８は、コンピュータ等により構成される。電力制御装置８は、電力系統３の監視または制御を行う一般送配電事業者の変電所などに設置される。

【0046】

電力制御装置８は、需給計画データＤ１４に基づいて例えば発電機４、再生可能エネルギー発電装置５の発電量の制御を指示する。また、電力制御装置８は、電力系統監視装置１から潮流値データＤ２１、余裕度データＤ２２、発電計画データＤ２３、計画修正データＤ２４、制御指令データＤ２５を受信する。電力制御装置８は、潮流値データＤ２１、余裕度データＤ２２、発電計画データＤ２３、計画修正データＤ２４、制御指令データＤ２５を参照して電力系統３の制御を行う。

【0047】

以下、上述した電力系統監視装置１が電力系統３を監視する動作について説明する。

【0048】

図４は、本実施形態に係る電力系統監視装置１が電力系統を監視する動作の手順を示すフローチャートである。

【0049】

図４に示すフローチャートでは、まず、受信部１１が、監視動作に必要なデータを受信する（ステップＳ１１）。ステップＳ１１では、オンラインデータ受信部１１１が、測定データＤ１１、気象データＤ１２、風況実測データＤ１３、および需給計画データＤ１４を受信する。また、オフラインデータ受信部１１２が、地図データＤ１５および物体データＤ１６を受信する。オンラインデータ受信部１１１およびオフラインデータ受信部１１２でそれぞれ受信されたデータは、演算部１３へ転送される。演算部１３は、例えば１分、５分、３０分等の予め設定された時間単位で測定データＤ１１、気象データＤ１２、風況実測データＤ１３、および需給計画データＤ１４を受信部１１に取得させる。

【0050】

演算部１３では、風況推定部２６が、評価対象エリアの風況を推定する（ステップＳ１２）。ここで、図５を参照して、以下に、ステップＳ１２の動作について詳しく説明する。

【0051】

図５は、風況推定動作の詳細を説明するための図である。まず、風況推定部２６は、地図データＤ１５を用いて広域解析モデルを作成する（ステップＳ１２１）。広域解析モデルには、送電線７が設置された評価対象エリアを含む広域エリアの山間部や平地といった地形モデルが示されている。

【0052】

次に、風況推定部２６は、気象データＤ１２を広域解析モデルに入力して広域エリアの気流解析を行う（ステップＳ１２２）。ステップＳ１２２では、例えばＥＲＡ－５データが気象データＤ１２として用いられる。このＥＲＡ－５データには、評価対象エリアの気象データだけでなく評価対象エリア外の気象データも含まれている。

【0053】

図６は、広域エリアの気流解析データの一例を示すグラフである。図６では、横軸はある地点の風速を示し、縦軸はある地点の標高を示す。図６に示すグラフでは、平年時には、標高が高くなると風速が正の方向に急激に増加する。これに対し、異常気象時には、標高がある値になるまで、一旦、負の方向に増加し、その後、正の方向に増加する。このように、平年時と異常気象時で、気流解析データの変化の態様が異なる。そのため、平年時の気流解析データと、異常気象時の気流解析データとを、それぞれ別の気流解析データＤ２６に格納してもよい。この場合、季節応じて気流解析データを分類して管理することができる。

【0054】

次に、風況推定部２６は、地図データＤ１５および物体データＤ１６を用いて局所解析モデルを作成する（ステップＳ１２３）。ステップＳ１２３では、広域エリアを複数の局所エリアに分割し、局所解析モデルには各局所エリアの地形モデルに樹木４０や鉄塔３０等の送電線７の風況に影響を及ぼすデータが加えられている。

【0055】

次に、風況推定部２６は、ステップＳ１２２で行った広域エリアの気流解析の結果を局所解析モデルに入力して各局所エリアの気流解析を行う（ステップＳ１２４）。各局所エリアの解析結果を示す気流解析データは、気流解析データＤ２６として記憶部１４に記憶される。

【0056】

ステップＳ１２４の気流解析において、風況推定部２６は、鉄塔３０や樹木４０といった物体が、送電線７の風況に与える影響を解析する。例えば、風速は、図６に示すように標高によって変化する。そのため、送電線７の風況も、地上からの高さ、すなわち、送電線７を取り付ける鉄塔３０の高さに応じて変化する。したがって、風況推定部２６は、例えば鉄塔３０の高さを送電線７の高さとして特定し、特定した高さに対応する風速を広域エリアの気流解析の結果から導出する。

【0057】

また、送電線７の風況は、送電線７の周辺に林立する樹木４０の高さや種類によっても変化し得る。例えば、送電線７の風速は、樹木４０が広葉樹である場合と針葉樹である場合とで異なり得る。また、樹木４０が常緑樹である場合と落葉樹である場合とでは、送電線７の風速は、季節によって異なり得る。そこで、本実施形態では、風況推定部２６は、樹木４０の高さや種類を予めパラメータとして数値化したモデル式で補正係数を算出する。この補正係数は、送電線７の風況に与える影響を数値化したものである。広域エリアの気流解析結果に基づいて導出した送電線の高さの風速を、この補正係数で補正することによって、送電線７の風況を高精度に解析することができる。

【0058】

次に、風況推定部２６は、気流解析値を風況実測値または風況予測値に換算する換算係数を計算する（ステップＳ１２５）。換算係数も気流解析データＤ２６として記憶部１４に記憶される。換算係数は、例えば、ある地点で実測された風況実測データＤ１３の実測値と、その実測値と同じ地点の気流解析データの解析値との差分、正規化、差分の二乗和、または内積を計算することによって求めることができる。換算係数によって、風況を実測していない地点についても、実測値を計算することができる。なお、風況推定部２６は、複数の地点で換算係数を計算してもよい。この場合、ある地点の実測値を求める際、その地点に最も近い地点に対応する換算係数を用いることによって、実測値を高精度に計算することができる。または、複数の実測地点の換算係数に基づいて、ある地点の実測値を計算してもよい。

【0059】

上記のように気流解析が終了すると、風況推定部２６は、評価対象エリアにおける風況を推定する（ステップＳ１２６）。ステップＳ１２６では、図５に示すように、風況推定部２６は、気象データＤ１２、風況実測データＤ１３、および気流解析データＤ２６を用いて評価対象エリアの送電線７の各区間Ｄの風況を推定する。現在の風況を推定する場合、現時点の風況実測データＤ１３が存在する区間Ｄについては、風況推定部２６は、例えば、その風況実測データＤ１３を用いて風況を推定する。現時点の風況実測データＤ１３が存在しない区間Ｄについては、風況推定部２６は、例えばその区間近傍の気象データＤ１２と、気流解析データＤ２６とを用いて風況を推定する。また、未来の風況を推定する場合、風況推定部２６は、気象予報ＧＰＶデータなど気象予測データを含む気象データＤ１２と、気流解析データＤ２６とを用いて風況を推定する。

【0060】

上述したように、風況推定部２６が送配電設備の一つである送電線７の風況を推定すると、図３に示すように、演算部１３の潮流値計算部２１が、電力系統３ａ～３ｅのそれぞれにおいて最大潮流値を算出する（ステップＳ１３）。最大潮流値は、予め定められた電力系統３の範囲である電力系統３ａ～３ｅごとに算出される。最大潮流値は、電力系統３ａ～３ｅが許容することができる最大電力または、最大電流である。算出された最大潮流値は、潮流値データＤ２１として記憶部１４に記憶される。

【0061】

電力系統３ａ～３ｅに配置された送配電設備である変圧器６、送電線７は、定格データＦ１により定格電力が定義される。定格データＦ１に示された定格電力は、一定の温度において送配電設備が送配電することができる値に、更にマージンを与えた値として定義される。したがって変圧器６、送電線７は、周囲の温度等の条件により、定格電力以上の電力を許容することができる。許容される定格電力以上の電力を最大潮流値と呼ぶこととする。

【0062】

例えば電力系統３ａに配置された変圧器６ａ、送電線７ａは、変圧器６ａ、送電線７ａの温度が定格データＦ１に示された上限温度以下である最大潮流値に対応する電力を許容することができる。変圧器６ａ、送電線７ａの上限温度は、それぞれを構成する部材のうち、最小の上限温度を有する部材により決定される。例えば変圧器６ａ、送電線７ａの上限温度は、構成部品である絶縁材料の上限温度に基づいて決定される。

【0063】

電力系統３ａの最大潮流値は、変圧器６ａ、送電線７ａの現在の温度と上限温度との差分に応じ算出される。また、変圧器６ａ、送電線７ａの温度は、変圧器６ａ、送電線７ａの周囲の気温、風速、日射量等に基づいて変動する。例えば送電線７の上限温度と最大潮流の関係は（式１）に示す通りとなる。（式１）に基づいて、上限温度を入力すると、想定する気象条件に見合った最大潮流値(に相当する最大電流値)が算出される。（式１）は熱流入項と熱流出項が均衡した平衡点における式（定常状態の式）であるが、平衡点に達する手前で熱流入項と熱流出項が釣り合わない状態で用いられる微分方程式（過渡状態の式）を用いてもよい。

【数1】

・・・・・（式１）

【0064】

式（１）に示す対流損失ｑ_ｃは、強制対流ｑ_ｃ１、ｑ_ｃ２１と、自然対流ｑ_ｃｎのうち、大きい方の値を使用する。ここで、強制対流ｑ_ｃ１、ｑ_ｃ２１は、下記の式（２）で表すことができる。

【数2】

（２）
K_angle：風向係数
Ｎ_Ｒｅ：レイノルズ数
K_ｆ：空気の熱伝導度
Ｔ_ｓ：導体表面温度
Ｔ_ａ：気温

【0065】

式（２）において、レイノルズ数Ｎ_Ｒｅは、下記の式（３）で表すことができる。

【数3】

μ_f:動粘性係数
D₀:導体外形
ρ_f:空気の密度
V_W:風速

【0066】

また、自然対流ｑ_ｃｎは、下記の式（４）で表すことができる。

【数4】

（４）

【0067】

また、式（１）に示す放射損失ｑ_ｒは、下記の式（５）で表すことができる。

【数5】

（５）
ε:架空線の放射率

【0068】

さらに、式（１）に示す太陽熱吸収ｑ_ｓは、下記の式（６）で表すことができる。

【数6】

A’：日射で照射される面積
Q_se：日射量を導体の高さ(海抜)で補正するための係数
θ：太陽光の有効な入射角
α：太陽熱吸収係数

【0069】

潮流値計算部２１は、気象データＤ１２に示された現在の温度、日射量等に関するデーあ、定格データＦ１に示された変圧器６ａ、送電線７ａの上限温度、測定データＤ１１に示された変圧器６ａ、送電線７ａの現在の温度、および風況推定部２６によって推定された風速に基づいて、変圧器６ａ、送電線７ａの両者が上限温度以下となる潮流値であり、変圧器６ａ、送電線７ａの少なくとも一方が定格値以上となる潮流値を最大潮流値として算出する。例えば、上記式（１）の対流損失ｑ_ｃおよび放射損失ｑ_ｒの値は、風況推定部２６によって推定された風速に基づいて設定される。

【0070】

最大潮流値は、定格データＦ１に示された定格電力に制限されることなく算出される。演算部１３の潮流値計算部２１は、時々刻々変化する気象に対応し、例えば１分、５分、３０分等の周期にて、電力系統３ａ～３ｅごとの最大潮流値の算出を行う。さらに、電力系統３ａ～３ｅにおいて、最大潮流値は、送電線７の区間Ｄごとに算出される。

【0071】

なお、最大潮流値は、予め定められた一定の時間後に、変圧器６ａまたは送電線７ａの上限温度に達する潮流値として算出されるようにしてもよい。潮流値計算部２１は、例えば、発電計画の時間帯に対応する時間である１分、５分または３０分後に、変圧器６ａまたは送電線７ａの上限温度に達する潮流値を最大潮流値として算出するようにしてもよい。

【0072】

変圧器６ａまたは送電線７ａは、定格電力を超える潮流値にかかる電力が供給された場合であっても、上限温度に達するまでに時間を要する。したがって予め定められた時間に対応し、定格電力を超える潮流値を最大潮流値とすることができる。最大潮流値をこのように算出することにより、より大きい電力を電力系統３ａ～３ｅに供給することができる。

【0073】

図７は、送電線７の区間ごとの最大潮流値と、風況推定部２６の気流解析結果と、の表示画像の一例を示す図である。図７に示すように、表示部１５は、地図上に送電線７を描画する。また、表示部１５は、潮流値計算部２１によって区間Ｄ毎に算出された送電線７の最大潮流値を、その大きさに応じて色分け表示する。なお、図７では、最大潮流値が大きくるなるにつれて、青色系、緑色系、および赤色系の順に変化する。しかし、最大潮流値の大きさと表示色との対応関係は、これに限定されない。

【0074】

さらに、表示部１５は、風況推定部２６の気流解析によって得られた評価対象エリアＭの風況図（風速と風向のコンター図）を上記地図上に表示する。このとき、風況推定部２６、気流解析結果のうち、熱容量に影響を及ぼす送電線７内の導体に対して垂直方向の風速成分を抽出する。表示部１５は、垂直方向の風速の大きさに応じて色分け表示する。

【0075】

垂直方向の風速は、導体とのなす角度を用いて単純な三角関数で求めることができる。例えば、標準規格の一つであるＩＥＥＥ（Institute of Electrical and Electronics Enginerrs） standardでは、風向を考慮した導体冷却に有効な風速成分を計算するために、下記の式（７）を用いて風向係数K_angleを算出することができる。風況推定部２６は、算出した風向係数K_angleを風速に乗算することによって、導体に垂直な方向の風速成分を抽出する。

【数7】

φ：導体とのなす角度

【0076】

なお、本実施形態では、図７に示すように、風速が大きくるなるにつれて、青色系、緑色系、および赤色系の順に変化する。しかし、風速の大きさと表示色との対応関係は、これに限定されない。

【0077】

上述したように、潮流値計算部２１が、潮流値データＤ２１を算出すると、図４に示すように、演算部１３のボトルネック特定部２７が、送電線７の区間Ｄからボトルネック区間を特定する（ステップＳ１４）。ステップＳ１４では、ボトルネック特定部２７は、送電線７の各区間Ｄの中で、潮流値計算部２１によって算出された最大潮流値が最も低くなる区間をボトルネック区間として特定する。例えば、図７に示す例では、区間Ｄ２の最大潮流値が、区間Ｄ１の最大潮流よりも低いため、ボトルネック特定部２７は、区間Ｄ２をボトルネック区間として特定する。

【0078】

次に、演算部１３の余裕度計算部２２が、潮流値計算部２１によって算出された最大潮流値に対応する電力が供給された場合における上限温度に対する余裕度を、送配電設備ごとに算出する（ステップＳ１５）。余裕度は、例えば電力系統３ａ～３ｅの変圧器６、送電線７ごとに算出される。算出された余裕度は、余裕度データＤ２２として記憶部１４に記憶される。

【0079】

図８は、余裕度データＤ２２の一例を示す図である。余裕度は、算出された最大潮流値に対応する電力が供給された場合における送配電設備の温度と上限温度との差分に基づいて、送配電設備が上限温度に達するまで、更に許容することができる電力または電流の量として算出される。

【0080】

図８に示す例では、電力系統３ａにおける最大潮流値に対応する電力が供給された場合、変圧器６ａの温度が上限温度９５℃に達するため、変圧器６ａの余裕度はゼロとなる。一方、最大潮流値に対応する電力が供給された場合、送電線７ａの予測温度が８０℃である場合、上限温度である９０℃に対して１０℃の余裕があるため、送電線７ａの余裕度は例えば１００ＭＷとなる。ただし、送電線７ａの余裕度を算出する際、潮流値データＤ２１には、ボトルネック特定部２７で特定されたボトルネック区間の最大潮流値が用いられる。

【0081】

図９は、余裕度の表示例を示す図である。余裕度計算部２２は、電力系統３ａ～３ｅの変圧器６、送電線７ごと余裕度を、色分けして余裕度データＤ２２を作成する。作成された余裕度データＤ２２は、表示部１５に表示される。例えば、最大潮流値に対応する電力が供給された場合、表示部１５が、定格データＦ１に示された定格電力以下である送配電設備を青色で表示し、定格電力以上であるが上限温度未満となる送配電設備を橙色で表示し、上限温度以上となる送配電設備を赤色で表示するように、余裕度計算部２２が余裕度データＤ２２を作成する。

【0082】

上述したように、余裕度計算部２２が余裕度データＤ２２を作成すると、図４に示すように、演算部１３の発電計画作成部２３が、需給計画データＤ１４、潮流値データＤ２１、余裕度データＤ２２に基づいて発電計画データＤ２３を作成する（ステップＳ１６）。作成された発電計画データＤ２３は、記憶部１４に記憶される。

【0083】

発電計画データＤ２３は、発電設備により発電される、例えば５分後までの電力の発電量を計画するデータである。需給計画データＤ１４は、発電機４ａ、４ｂおよび再生可能エネルギー発電装置５の、現在または未来における例えば５分ごとの発電計画を示すデータである。

【0084】

発電計画作成部２３は、潮流値データＤ２１、余裕度データＤ２２に基づいて、変圧器６、送電線７の温度が上限温度以下となる電力を算出して、需給計画データＤ１４を修正することによって、発電計画データＤ２３を作成する。

【0085】

発電計画データＤ２３は、需給計画データＤ１４に示された発電機４ａ、４ｂおよび再生可能エネルギー発電装置５の発電量が調整されることによって作成される。変圧器６、送電線７が上限温度に達すると予測される場合、つまり変圧器６または送電線７の余裕度がゼロ未満である場合、潮流計算により発電機４ａ、４ｂおよび再生可能エネルギー発電装置５の最適出力を算出し、発電計画データＤ２３が作成される。

【0086】

発電計画データＤ２３は、発電機４ａ、４ｂおよび再生可能エネルギー発電装置５の出力電力を上げること、下げることを含めて作成される。発電計画データＤ２３に示された発電機４ａ、４ｂおよび再生可能エネルギー発電装置５の発電量は、例えば、電力系統３における全体の電力損失が最小となるように潮流計算により算出される。発電計画データＤ２３に示された発電機４ａ、４ｂおよび再生可能エネルギー発電装置５の発電量は、電力系統３における電力コストが最小となるように算出されるようにしてもよい。発電計画データＤ２３に示された発電機４ａ、４ｂおよび再生可能エネルギー発電装置５の発電量は、電力系統３ａ～３ｅの過渡安定度、電圧安定度、周波数安定度が変圧器６、送電線７の余裕度データＤ２２に示された余裕度に優先して判断され作成される。または、電力系統３ａ～３ｅの過渡安定度、電圧安定度、周波数安定度が、変圧器６、送電線７の余裕度データＤ２２に示された余裕度と比較し、それらの中で最小となる余裕度から判断して作成してもよい。

【0087】

次に、計画修正部２４が、発電計画作成部２３により作成された発電計画データＤ２３を修正し、計画修正データＤ２４を作成する（ステップＳ１７）。計画修正部２４は、風況推定部２６によって推定された風況に基づいて発電計画データＤ２３を修正し、計画修正データＤ２４を作成するようにしてもよい。作成された計画修正データＤ２４は、記憶部１４に記憶される。

【0088】

天候の急変等により送電線７の温度が定格データＦ１に示された上限温度以上になると予測される場合、計画修正部２４は、測定データＤ１１、風況推定部２６の推定結果に基づいて送電線７の温度が定格データＦ１に示された上限温度以下となる電力を再度算出する。

【0089】

再度算出された電力に基づいて、発電計画データＤ２３が修正され計画修正データＤ２４が作成される。また、送電線７の温度が定格データＦ１に示された上限温度以上になると予測される場合、表示部１５および送信部１２からアラームが出力される。表示部１５が、警報ランプ等の表示による警報装置や音声による警報装置を備えるように構成し、これらの警報装置によりアラームが出力されるようにしてもよい。

【0090】

また、事故等により電力系統３全体の電力供給量が制限される場合がある。例えば電力系統３において電力系統３ｂが事故により給電することができなくなった場合、電力系統３全体の電力供給量を維持するため、電力系統３ａ、３ｃの電力供給量を増加させる場合がある。この場合、計画修正データＤ２４は、発電機４ａおよび再生可能エネルギー発電装置５による発電量が調整され作成される。

【0091】

計画修正部２４は、電力系統３ａ、３ｃの電力供給量を増加させた場合、電力系統３ａ、３ｃの変圧器６または送電線７の余裕度がゼロ未満になるかの判断を行う。変圧器６または送電線７の余裕度が電力系統３ａ、３ｃの両方においてゼロ未満になる場合、計画修正部２４は、潮流計算により発電機４ａ、再生可能エネルギー発電装置５の出力電力を算出し、発電機４ａ、再生可能エネルギー発電装置５の出力電力を制限させる計画修正データＤ２４を作成する。電力系統３ａ、３ｃの変圧器６または送電線７が余裕度ゼロに相当する電力を供給するように、計画修正データＤ２４は作成される。

【0092】

計画修正データＤ２４は、発電機４ａ、４ｂおよび再生可能エネルギー発電装置５の出力電力を上げること、下げることを含めて作成される。計画修正データＤ２４は、電力系統３ａ～３ｅの過渡安定度、電圧安定度、周波数安定度が変圧器６、送電線７の余裕度データＤ２２に示された余裕度に優先して判断され作成される。または、電力系統３ａ～３ｅの過渡安定度、電圧安定度、周波数安定度が、変圧器６、送電線７の余裕度データＤ２２に示された余裕度と比較し、それらの中で最小となる余裕度から判断して作成してもよい。

【0093】

制御指令作成部２５は、発電計画作成部２３により作成された発電計画データＤ２３または計画修正部２４により作成された計画修正データＤ２４に基づいて、制御指令データＤ２５を作成する（ステップＳ１８）。作成された制御指令データＤ２５は、記憶部１４に記憶される。

【0094】

制御指令データＤ２５は、発電計画作成部２３により作成された発電計画データＤ２３または計画修正部２４により作成された計画修正データＤ２４にかかる電力が、電力系統３ａ～３ｅにおいて供給されるための制御を示すデータである。制御指令データＤ２５は、例えば発電機４、再生可能エネルギー発電装置５の発電量の制御を指示する。また、電力系統３ａ～３ｅにおける電流の遮断を判断する保護リレー（不図示）の遮断電流値の変更を指示するものであってもよい。

【0095】

送信部１２は、演算部１３により作成された潮流値データＤ２１、余裕度データＤ２２、発電計画データＤ２３、計画修正データＤ２４、制御指令データＤ２５を電力制御装置８に送信する。

【0096】

電力制御装置８は、電力系統監視装置１の送信部１２から送信された潮流値データＤ２１、余裕度データＤ２２、発電計画データＤ２３、計画修正データＤ２４、制御指令データＤ２５を受信する。電力制御装置８は、潮流値データＤ２１、余裕度データＤ２２、発電計画データＤ２３、計画修正データＤ２４、制御指令データＤ２５を参照して電力系統３の制御を行う。

【0097】

電力制御装置８は、制御指令データＤ２５に基づいて、例えば発電機４ａ、４ｂ、再生可能エネルギー発電装置５の発電量の制御を指示する。

【0098】

以上説明した本実施形態によれば、風況推定部２６の気流解析の対象範囲に、送配電設備（送電線７）が含まれている。そのため、送配電設備の風況を高精度に推定することができる。これにより、潮流値計算部２１で算出される送配電設備の最大潮流値は、定格値以上でありながら熱容量の上限を超えない範囲になる。よって、送配電設備の信頼性を確保しつつ、電力系統の送電容量を増加させることが可能となる。

【0099】

また、本実施形態では、ボトルネック特定部２７が、送電線７の区間ごとの風況推定および最大潮流値の算出結果に基づいて、ボトルネック区間を特定する。そのため、送電線７の状況をより詳細に把握した上で最大潮流値を算出することができる。これにより、送配電設備の信頼性を高めながら、電力系統の送電容量を増加させることが可能となる。

【0100】

なお、発電計画作成部２３は、送配電ロスの最小化、発電設備の発電コストの最小化、再生エネルギー発電装置の出力の最大化、および発電設備の排出二酸化炭素の最小化のうちの少なくとも１つを目的関数として、潮流計算の結果に基づいて上限温度に達しない発電設備である発電機４、再生可能エネルギー発電装置５の出力を算出し、発電計画データＤ２３を作成するようにしてもよい。このとき、潮流値計算部２１は、風況推定部２６の風況推定結果の時間変化に基づき、図１０に示すような各風速ビンの出現比率の分布を算出する。さらに、潮流値計算部２１は、算出した出現比率に基づいて最大潮流値の確率分布を算出する。また、発電計画作成部２３は、最大潮流値の確率分布に基づいて上記目的関数の期待値を求める。このように構成することで、送配電ロスの最小化、発電設備の発電コストの最小化、再生エネルギー発電装置の出力の最大化、発電設備の排出二酸化炭素の最小化を含め、発電設備である発電機４、再生可能エネルギー発電装置５の出力が算出されるので、より安定した電力系統３の制御を行うことができる。

【0101】

ここで、図１１（ａ）～図１１（ｃ）を参照して、上記期待値の算出方法について説明する。図１１（ａ）は、各風速の発生確率の分布図の一例である。この発生確率は、図１０に示す各風速ビンの出現比率の分布に基づいて算出される。また、図１１（ｂ）は、風向に対応する送電線７の導体との成す角度の発生確率の分布図の一例である。さらに、図１１（ｃ）は、送電線７の許容電流の発生確率の分布図の一例である。潮流値計算部２１は、図１１（ａ）および図１１（ｂ）の分布図に表されている風速および角度を、上記式（１）に代入して、図１１（ｃ）に示す許容電流の発生確率を算出する。続いて、潮流値計算部２１は、Σ(許容電流に応じた目的関数×発生確率)の式で目的関数の期待値を算出する。

【0102】

また、発電計画作成部２３は、過渡安定度、電圧安定度、周波数安定性のうち、少なくとも１つの限界値に基づいて、潮流計算の結果に基づいて上限温度に達しない発電設備である発電機４、再生可能エネルギー発電装置５の出力を算出し、発電計画データＤ２３を作成するようにしてもよい。このように構成することで、過渡安定度、電圧安定度、周波数安定性が確保された、発電設備である発電機４、再生可能エネルギー発電装置５の出力が算出されるので、より安定した電力系統３の制御を行うことができる。

【0103】

また、計画修正部２４は、電力系統３の故障による運用回線の減少による潮流増加に起因して、少なくとも１つの送配電設備である変圧器６、送電線７の余裕度がゼロ未満になると判断した場合に、発電計画データを修正し、発電設備である発電機４、再生可能エネルギー発電装置５の出力電力を制限させる計画修正データを作成するようにしてもよい。このように構成することで、電力系統３の故障による運用回線の減少により潮流増加があった場合であっても、発電設備である発電機４、再生可能エネルギー発電装置５の適切な出力電力を算出することができ、安定した電力系統３の制御を行うことができる。

【0104】

また、潮流値計算部２１は、風況推定部２６の風況推定結果に基づいて、送電線７の区間毎に風況の推定結果の信頼区間を算出してもよい。例えば、一般的な風況評価に用いる９０％ＴＩＬＥ値を用いても良い。信頼区間が一定以上の場合（信頼区間が広く誤差のリスクが高い場合）、潮流値計算部２１は、算出した最大潮流値に０以上１未満の補正係数を乗算して、最大潮流値を補正する。このように補正することによって風況推定部２６の風況推定の信頼性が低い送電線７の区間についても、最大潮流値の計算精度を確保することができる。

【0105】

また、風況推定部２６は、ステップＳ１２において、送電線７の各区間について推定した風速値と、風況実測データＤ１３の中で各区間に最も近い実測地点の実測値と、を比較してもよい。風況推定部２６は、例えばこの風速値と実測値との差を推定精度として算出する。この推定精度が所定値以下の区間については、風況推定部２６は、例えば、広域エリアからさらに細かく局所エリアを設定等することによって局所解析モデルを再構成する。
これにより、風況の推定精度が低い送電線７の区間については、再度気流解析が行われるので、風況に関して一定の推定基準を確保することができる。

【0106】

なお、送電線７の中に上記推定精度が所定値以下の区間が存在する場合、風況推定部２６は、当該区間を風況センサの設置を推奨する風況センサ設置推奨区間として特定してもよい。この場合、表示部１５が、風況センサ設置推奨区間を他の区間と識別可能な形態、例えば他の区間と異なる色で表示する。これにより、送電線７の中で風況の推定精度を確保しにくい区間については、風況センサの計測結果を用いて最大潮流値を計算するように促すことができる。

【0107】

また、ボトルネック特定部２７は、送電線７の中で最大潮流値がしきい値以下となる区間をボトルネック区間として特定してもよい。この場合、ボトルネック特定部２７は、ボトルネック区間を上記風況センサ設置推奨区間としても特定してもよい。また、表示部１５が、風況センサ設置推奨区間を他の区間と識別可能な形態で表示してもよい。これにより、送電線７の中で潮流値を増加しにくい区間については、風況センサの計測結果を用いて最大潮流値をより高精度に計算するように促すことができる。なお、ボトルネック区間が存在する場合、風況推定部２６が、広域エリアから前回の気流解析よりも細かい局所エリアに分割することによって、局所解析モデルを再構成してもよい。この場合も、ボトルネック区間の推定精度が向上するため、最大潮流値の計算精度を高めることができる。

【0108】

（第２実施形態）
以下、第２実施形態について説明する。ここでは、上述した第１実施形態と異なる点を中心に説明し、同様の点については適宜説明を省略する。本実施形態では、風況推定部２６による風況推定ステップ（Ｓ１２）の一部が、第１実施形態と異なる。以下、第２実施形態に係る風況推定ステップについて説明する。

【0109】

図１２は、第２実施形態に係る風況推定ステップを説明するための模式図である。

【0110】

風況推定ステップでは、まず、風況推定部２６は、第１実施形態と同様に、地図データＤ１５を用いて広域解析モデルを作成する（ステップＳ１２１）。

【0111】

次に、風況推定部２６は、気象データＤ１２または気象データＤ１２に基づく標高毎の風速データを広域解析モデルに入力して広域エリアＡ１の気流解析を行う（ステップＳ１２２）。本実施形態では、ステップＳ１２２で入力される気象データＤ１２には、気象庁予測データが用いられる。この気象庁予測データは、所定（例えば２ｋｍ）の間隔ｄで配置された複数の気象予測地点Ｐ１の気象庁の風況予測データである。また、広域エリアＡ１には、鉄塔３０および送電線７の周辺エリアを含む評価対象エリアだけでなく評価対象エリア外も含まれる。そのため、入力される気象データＤ１２には、評価対象エリア内の気象データだけでなく評価対象エリア外の気象データも含まれる。

【0112】

ステップＳ１２２は、例えばｋ－εモデル、ＬＥＳモデル等を用いた既存の気流解析ソフトウェアを演算部１３に予めインストールしておき、風況推定部２６が、その気流解析ソフトウェアのプログラムに従って動作することによって実現することができる。

【0113】

次に、風況推定部２６は、地図データＤ１５および物体データＤ１６を用いて局所解析モデルを作成する（ステップＳ１２３）。ステップＳ１２３では、広域エリアＡ１が、例えば送電線７および鉄塔３０の付近の局所エリアＡ２に分割される。また、局所解析モデルには、各局所エリアＡ２の地形モデルが加えられている。局所エリアＡ２の地形モデルには、広域エリアＡ１の地形モデルよりも詳細に鉄塔３０および樹木４０、建物の位置や高さなどのデータが示されている。

【0114】

次に、風況推定部２６は、ステップＳ１２２で行った広域エリアＡ１の気流解析の結果を局所解析モデルに入力して各局所エリアの気流解析を行う（ステップＳ１２４）。各局所エリアＡ２の解析結果を示す気流解析データは、気流解析データＤ２６として記憶部１４に記憶される。なお、ステップＳ１２４も、ステップＳ１２２と同様に、風況推定部２６が、演算部１３に予めインストールされた気流解析ソフトウェアのプログラムに従って動作することによって実現することができる。なお、本実施形態では、気流解析データを高精度に作成するために、広域エリアＡ１から局所エリアＡ２へと段階的に気流解析の対象エリアを狭くする、いわゆるネスティングによる気流解析を行っている。しかし、データ精度が確保できるのであれば、広域気流解析と局所気流解析の併用、広域気流解析のみ、または局所気流解析のみで気流解析データを作成してもよい。広域気流解析のみ、または局所気流解析のみで気流解析データを作成する場合、ネスティングによる気流解析が不要になるため、気流解析に要する時間を短縮し、解析処理の負荷を軽減することができる。

【0115】

次に、本実施形態では、風況推定部２６は、気流解析値を風況実測値または風況予測値に換算する換算係数を計算する（ステップＳ１２５）ことなく、送電線７の風況を推定する（ステップＳ１２６）。

【0116】

ステップＳ１２６では、風況推定部２６は、下記の式（８）を用いて、区間ごとに送電線７の風速推定値Ｅを算出する。なお、風速推定範囲は、例えば、ユーザの操作によって選択することができる。なお、風況推定部２６は、予測地点の風向を基準に気流解析で求めた予測地点の風向と推定地点の風向の差分から予測地点の風向も推定してよい。
風速推定値Ｅ＝予測値Ｆ×平均風速比α （８）

【0117】

上記式（８）において、予測値Ｆは、気象データＤ１２に含まれる気象予測地点Ｐ１ａの風速予測値である。なお、送電線の区間Ｄ１、Ｄ２の周辺に複数の気象予測地点Ｐ１が存在する場合、風速推定値Ｅの精度を高めるために、例えば各区間に最も近い気象予測地点Ｐ１ａの風速予測値が予測値Ｆとして用いられる。または、風速推定地点Ｐ２の周辺の気象予測地点Ｐ１から内挿する予測値Ｆを用いても良い。

【0118】

平均風速比αは、下記の式（９）に示すように、気象予測地点Ｐ１ａと区間内の風速推定地点Ｐ２との間における平均風速の比率で算出される無次元の係数である。
平均風速比α＝第２平均風速ＡＶ２／第１平均風速ＡＶ１ （９）

【0119】

式（９）において、第１平均風速ＡＶ１は、気象予測地点Ｐ１ａにおいて、気流解析から得られる所定の時間ステップもしくは時間内の風速の平均値である。例えば、図１３は気流解析から得られる所定の時間内における気象予測地点Ｐ１ａと風速推定地点Ｐ２の風速トレンド波形である。第１平均風速ＡＶ１は気象予測地点Ｐ１ａの風速トレンド波形の平均値である。

【0120】

また、第２平均風速ＡＶ２は、風速推定地点Ｐ２の風速トレンド波形の平均値である。

【0121】

本実施形態では、上述したように、送電線７の各区間Ｄの風況を推定する際に、単に気象データＤ１２を気流解析するだけでなく、平均風速比αを用いて風速推定値Ｅを算出している。そのため、風速推定値Ｅの精度が向上する。

【0122】

したがって、本実施形態によれば、送電線７の風況の推定精度をさらに向上させることが可能となる。

【0123】

以上、いくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例としてのみ提示したものであり、発明の範囲を限定することを意図したものではない。本明細書で説明した新規なシステムは、その他の様々な形態で実施することができる。また、本明細書で説明したシステムの形態に対し、発明の要旨を逸脱しない範囲内で、種々の省略、置換、変更を行うことができる。添付の特許請求の範囲およびこれに均等な範囲は、発明の範囲や要旨に含まれるこのような形態や変形例を含むように意図されている。

【符号の説明】

【0124】

１：電力系統監視装置
１１：受信部
１５：表示部
２１：潮流値計算部
２２：余裕度計算部
２３：発電計画作成部
２６：風況推定部
２７：ボトルネック特定部

【図1】

【図2】

【図3】

【図4】

【図5】

【図6】

【図7】

【図8】

【図9】

【図10】

【図11】

【図12】

【図13】