JP7505929B2 - Power system management system and method - Google Patents

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Description

本発明は、電力系統管理システム及び方法に関し、例えば、洋上風力発電装置などの再生可能エネルギー装置がノンファーム型接続される電力系統を管理する電力系統管理システムに適用して好適なものである。 The present invention relates to a power grid management system and method, and is suitable for use in a power grid management system that manages a power grid in which renewable energy devices such as offshore wind power generation devices are connected in a non-farm fashion, for example.

近年、地球温暖化防止のためにＣＯ２排出力が小さい太陽光発電や風力発電の利用が拡大している。太陽光発電は、家庭用太陽光発電装置に代表されるように、発電装置が消費地に近いところに設置されるが、夜間発電ができないために平均稼働率が低いという欠点がある。また太陽光発電は、発電量が雲や雨などの気象状態に大きく影響される。このため、天気予報などを利用して太陽光発電の発電量を前日に予測する場合には、ある程度の予測誤差を考慮することが必要となる。 In recent years, the use of solar power generation and wind power generation, which have low CO2 emissions, has been expanding in order to prevent global warming. Solar power generation, as typified by home solar power generation equipment, is installed close to the consumption area, but has the disadvantage of low average operation rate because it cannot generate electricity at night. In addition, the amount of power generated by solar power generation is greatly affected by weather conditions such as clouds and rain. For this reason, when predicting the amount of power generated by solar power generation the day before using weather forecasts, it is necessary to take into account a certain degree of prediction error.

一方、風力発電は、夜間でも発電でき、特に陸地ではなく海洋に設置される大型の洋上風力発電装置は、年間を通して安定した風に恵まれ、平均稼働率が高いという特徴がある。しかしながら、台風などが接近する場合、風が強すぎると一斉に洋上風力発電が停止するおそれがあり、気象状況により発電量が大きく変動するという欠点もある。 On the other hand, wind power can generate electricity even at night, and large offshore wind power generation equipment, which is installed in the ocean rather than on land, is blessed with stable winds throughout the year and has the advantage of having a high average operating rate. However, when a typhoon or other storm approaches, there is a risk that all offshore wind power generation systems will stop at once if the winds are too strong, and there is also the disadvantage that the amount of power generated can fluctuate greatly depending on weather conditions.

また送電線の電流容量は、火力発電所や原子力発電所などの既存の発電所の最大設計出力値を元に、送電線に落雷事故が発生した場合の一部設備の停止などを考慮して設計されているため、既存の送電線に新たに洋上風力発電による発電電力を流そうとすると、送電線の空き容量が不足するおそれがある。 In addition, the current capacity of transmission lines is designed based on the maximum design output value of existing power plants such as thermal and nuclear power plants, taking into consideration the shutdown of some equipment in the event of a lightning strike on a transmission line. Therefore, if new electricity generated by offshore wind power is to be transmitted through existing transmission lines, there is a risk that the available capacity of the transmission lines will be insufficient.

さらに、家庭用太陽光発電装置の発電量が予測よりも減る場合は、その家庭用太陽光発電装置を設置している需要家の負荷が増えたことと等価であるため、送電線に流れる電力に変動を与えることになる。このとき仮に送電線が過負荷となる場合には、洋上風力発電の出力抑制や火力発電装置の発電抑制を速やかに行うことが必要となる。 Furthermore, if the amount of power generated by a home solar power generation system falls short of what was predicted, this is equivalent to an increase in the load on the consumer who has installed that home solar power generation system, which will cause fluctuations in the power flowing through the transmission lines. If the transmission lines become overloaded in this case, it will become necessary to quickly curtail the output of offshore wind power generation and the power generated by thermal power generation systems.

そこで、前日に翌日の24時間分の送電線に流れる電力を推定し、推定結果を事前に各種の計算手法で求められる運用限界値（運用目標値とも呼ぶ）と呼ばれる送電線に流せる潮流電力の運用上の最大値と比較し、送電線に空きがある時間帯は洋上風力発電装置などの再生可能エネルギー発電装置に送電線を利用させ、なんらかの理由で送電線に空きがなくなる時間帯には再生可能エネルギー発電装置の出力を抑制する、いわゆるノンファーム型接続の導入が検討されている。 Therefore, the introduction of a so-called non-farm type connection is being considered, in which the power flowing through the transmission line for the next 24 hours is estimated the day before, and the estimated result is compared with the maximum operational value of the tidal flow power that can flow through the transmission line, known as the operational limit value (also called the operational target value), which is obtained in advance using various calculation methods.When there is availability on the transmission line, the transmission line is used by renewable energy power generation equipment such as offshore wind power generation equipment, and when there is no availability on the transmission line for some reason, the output of the renewable energy power generation equipment is suppressed.

他方、送電線の運用限界電力は、例えば、送電線の保守工事がある時間帯には、工事区間の送電線を停止する必要があるため、運用限界電力は工事がある時間帯は一時的に下げることになる。また、基幹系統などの電圧階級が高い送電線が２ルートある場合、工事時間帯は一時的に１ルートになるため、その送電線に繋がる電圧階級の低い送電線に流せる電力も抑制することが必要となる。このため、複数の送電線に流れる予想電力をすべて考慮して、各送電線の運用限界値を決定する必要がある。 On the other hand, for example, during times when maintenance work is being carried out on a transmission line, it is necessary to shut down the transmission line in the work section, so the operational limit power of the transmission line will be temporarily lowered during the time when the work is being carried out. Also, when there are two routes of transmission lines with a high voltage class, such as a trunk system, during times when there is work there will temporarily be only one route, so it will be necessary to restrict the power that can flow through the lower voltage class transmission line connected to that transmission line. For this reason, the operational limit value of each transmission line must be determined by taking into account all the expected power flowing through multiple transmission lines.

特開２０１５－１３０７７７号公報JP 2015-130777 A 特開２０１９－１４９８７０号公報JP 2019-149870 A

近年、各所において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装置が数多く導入されてきており、送電線や変圧器などの系統設備に流れる電力が大きく変動し、平常時の過負荷問題や、事故時の安定度維持問題などが発生するおそれが大きくなってきている。これらの諸問題を解決するために、例えば特許文献１では、再生可能エネルギーや発電機を停止させて安定運転を維持することが提案されている。 In recent years, many renewable energy devices such as wind power generation devices and solar power generation devices have been introduced in various places, causing large fluctuations in the power flowing through system equipment such as transmission lines and transformers, and increasing the risk of overload problems during normal times and problems maintaining stability in the event of an accident. To solve these problems, for example, Patent Document 1 proposes stopping renewable energy sources and generators to maintain stable operation.

また特許文献２には、風力発電や太陽光発電、地熱発電及びバイオマス発電などの各種再生可能エネルギー発電設備の連系供給容量枠を用いて商用電力系統に連系するハイブリッド系統接続システムが提案されている。 Patent Document 2 also proposes a hybrid grid connection system that connects various renewable energy power generation facilities, such as wind power generation, solar power generation, geothermal power generation, and biomass power generation, to a commercial power grid using the grid supply capacity limits.

しかしながら、これら特許文献１や特許文献２には、送電線の空き容量を無駄なく活用し、系統に接続された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装置の抑制量を最小化することについては何らの開示も示唆もない。 However, Patent Document 1 and Patent Document 2 do not disclose or suggest anything about making full use of the available capacity of power transmission lines and minimizing the amount of suppression of renewable energy devices, such as wind power generation devices and solar power generation devices, connected to the grid.

本発明は以上の点を考慮してなされたもので、送電線の空き容量を無駄なく活用し、再生可能エネルギー装置の出力抑制量を最小化することにより、再生可能エネルギー装置の発電電力量を最大化し、かくして再生可能エネルギーの有効活用を推進させ得る電力系統安定化システム及び方法を提案しようとするものである。 The present invention has been made in consideration of the above points, and aims to propose a power system stabilization system and method that can maximize the amount of power generated by renewable energy devices by making full use of available capacity on transmission lines and minimizing the amount of output suppression of renewable energy devices, thereby promoting the effective use of renewable energy.

かかる課題を解決するため本発明においては、再生可能エネルギーを発電する再生可能エネルギー装置がノンファーム型接続された電力系統を管理する電力系統管理システムにおいて、前記電力系統のエリア全体でなる全体エリアを管轄する第１の計算機システムと、それぞれ前記全体エリア内の互いに重複しない部分的なエリアを管轄する複数の第２の計算機システムと、前記再生可能エネルギー装置の発電量を直接的又は間接的に制御する第３の計算機システムとを設け、各前記第２の計算機システムが、自己が管轄する前記部分的なエリアでなる部分エリア内の発電実績と、当該部分エリア内の前記送電線の運用限界値とを前記第１の計算機システムと共有し、自己が管轄する前記部分エリア内における前記再生可能エネルギーの抑制量を、当該部分エリア内における発電実績と、当該部分エリア内の前記送電線の運用限界値とに基づいて算出し、算出した前記再生可能エネルギーの抑制量を前記第１の計算機システムに通知し、前記第１の計算機システムが、前記全体エリア内における前記ノンファーム型接続された前記再生可能エネルギー装置により発電される前記再生可能エネルギーの抑制量を、各前記部分エリアにおける前記再生可能エネルギーの発電実績と、各前記部分エリア内の前記送電線の運用限界値に基づいて算出し、算出した前記再生可能エネルギーの抑制量を、各前記第２の計算機システムからそれぞれ通知される前記再生可能エネルギーの抑制量に基づいて補正し、前記第３の計算機システムが、前記第１の計算機システムにより算出及び補正された前記抑制量分だけ前記再生可能エネルギーの発電量を抑制するように、前記再生可能エネルギー装置の発電量を制御するようにした。 In order to solve such problems, the present invention provides a power system management system that manages a power system in which renewable energy devices that generate renewable energy are connected in a non-farm type, comprising a first computer system that manages an entire area of the power system, a plurality of second computer systems that each manage a partial area that does not overlap with each other within the entire area, and a third computer system that directly or indirectly controls the amount of power generated by the renewable energy devices, and each of the second computer systems shares with the first computer system the power generation record within a partial area that is the partial area under its jurisdiction and the operational limit value of the transmission line within the partial area, and determines the amount of suppression of the renewable energy within the partial area under its jurisdiction based on the power generation record within the partial area and the operational limit value of the transmission line within the partial area. The third computer system calculates the amount of suppression of the renewable energy generated by the non-firm-type connected renewable energy device in the entire area based on the power generation record of the renewable energy in each of the partial areas and the operational limit value of the power transmission line, and notifies the first computer system of the calculated amount of suppression of the renewable energy, and the first computer system calculates the amount of suppression of the renewable energy generated by the non-firm-type connected renewable energy device in the entire area based on the power generation record of the renewable energy in each of the partial areas and the operational limit value of the power transmission line in each of the partial areas, corrects the calculated amount of suppression of the renewable energy based on the amount of suppression of the renewable energy notified by each of the second computer systems, and the third computer system controls the amount of power generation of the renewable energy device so as to suppress the amount of power generation of the renewable energy by the amount of suppression calculated and corrected by the first computer system.

また本発明においては、再生可能エネルギーを発電する再生可能エネルギー装置がノンファーム型接続された電力系統を管理する電力系統管理システムにおいて実行される電力系統管理方法であって、前記電力系統管理システムは、前記電力系統のエリア全体でなる全体エリアを管轄する第１の計算機システムと、それぞれ前記全体エリア内の互いに重複しない部分的なエリアを管轄する複数の第２の計算機システムと、前記再生可能エネルギー装置の発電量を直接的又は間接的に制御する第３の計算機システムとを有し、各前記第２の計算機システムが、自己が管轄する前記部分的なエリアでなる部分エリア内の発電実績と、当該部分エリア内の前記送電線の運用限界値とを前記第１の計算機システムと共有し、自己が管轄する前記部分エリア内における前記再生可能エネルギーの抑制量を、当該部分エリア内における発電実績と、当該部分エリア内の前記送電線の運用限界値とに基づいて算出し、算出した前記再生可能エネルギーの抑制量を前記第１の計算機システムに通知する第１のステップと、前記第１の計算機システムが、各前記部分エリアにおける前記再生可能エネルギーの発電実績と、各前記部分エリア内の前記送電線の運用限界値に基づいて算出した、前記全体エリア内における前記ノンファーム型接続された前記再生可能エネルギー装置により発電される前記再生可能エネルギーの抑制量を、各前記第２の計算機システムからそれぞれ通知される前記再生可能エネルギーの抑制量に基づいて補正する第２のステップと、前記第３の計算機システムが、前記第１の計算機システムにより算出及び補正された前記抑制量分だけ前記再生可能エネルギーの発電量を抑制するように、前記再生可能エネルギー装置の発電量を制御する第３のステップとを設けるようにした。 In addition, the present invention provides a power system management method executed in a power system management system that manages a power system in which renewable energy devices that generate renewable energy are connected in a non-farm type, the power system management system having a first computer system that manages an entire area of the power system, a plurality of second computer systems that each manage a partial area that does not overlap with each other within the entire area, and a third computer system that directly or indirectly controls the power generation amount of the renewable energy devices, and each of the second computer systems shares with the first computer system the power generation record within a partial area that is the partial area under its jurisdiction and the operational limit value of the transmission line within the partial area, and determines the suppression amount of the renewable energy within the partial area under its jurisdiction based on the power generation record within the partial area and the operational limit value of the transmission line within the partial area. The method includes a first step of calculating the suppression amount of the renewable energy based on the operational limit value of the transmission line in the area and notifying the first computer system of the calculated suppression amount of the renewable energy, a second step of correcting the suppression amount of the renewable energy generated by the non-firm type connected renewable energy device in the entire area, which is calculated based on the power generation record of the renewable energy in each of the partial areas and the operational limit value of the transmission line in each of the partial areas, based on the suppression amount of the renewable energy notified by each of the second computer systems, and a third step of controlling the power generation amount of the renewable energy device so as to suppress the power generation amount of the renewable energy by the suppression amount calculated and corrected by the first computer system.

本発明の電力系統管理システム及び方法によれば、全体エリア内の再生可能エネルギーの抑制量をより迅速に算出することができるため、より実需給断面に時間的に近いタイミングでより実状に沿った情報に基づいて再生可能エネルギーの抑制量を算出することができる。これにより、送電線の運用限界値のマージンを小さく設定することができ、その分、再生可能エネルギーに割りてる送電線の空き容量を無駄なく活用することができる。 The power grid management system and method of the present invention allows for a faster calculation of the amount of suppression of renewable energy within the entire area, making it possible to calculate the amount of suppression of renewable energy based on information more in line with the actual situation and at a timing closer to the actual supply and demand cross-section. This allows for a smaller margin to be set for the operational limit value of the transmission line, and therefore allows for the free capacity of the transmission line allocated to renewable energy to be used without waste.

本発明によれば、ノンファーム型接続された再生可能エネルギーの抑制量を低減させることができ、再生可能エネルギー装置の出力抑制量を最小化し、再生可能エネルギー装置の発電電力量を最大化することができる。かくするにつき、再生可能エネルギーの有効活用を推進させることができる。 According to the present invention, it is possible to reduce the amount of suppression of non-farm-type connected renewable energy, minimize the amount of output suppression of the renewable energy device, and maximize the amount of power generated by the renewable energy device. This makes it possible to promote the effective use of renewable energy.

第１及び第２の実施の形態による電力系統管理システムの全体構成を示すブロック図である。1 is a block diagram showing an overall configuration of a power system management system according to first and second embodiments; 再エネ系統安定化システム及び再エネ系統安定化サブシステム間の情報共有の説明に供する概念図である。FIG. 13 is a conceptual diagram for explaining information sharing between a renewable energy grid stabilization system and a renewable energy grid stabilization subsystem. 各システム間でやり取りされる情報の説明に供するブロック図である。FIG. 2 is a block diagram illustrating information exchanged between the systems. ノンファーム型接続の導入後における風力発電計画作成の流れの説明に供する図である。FIG. 13 is a diagram for explaining the flow of creating a wind power generation plan after the introduction of a non-farm type connection. ノンファーム型接続における風力発電に割り当てられる基幹系統の空き容量の説明に供する概念図である。FIG. 1 is a conceptual diagram illustrating the available capacity of a main grid allocated to wind power generation in a non-farm type connection. （Ａ）は基幹系統の潮流電力及び空き容量の説明に供する特性曲線図、（Ｂ）は変圧器を流れる潮流電力を示す特性曲線図である。1A is a characteristic curve diagram explaining the forward power and available capacity of a main system, and FIG. 1B is a characteristic curve diagram showing the forward power flowing through a transformer. ノンファーム型接続における風力発電に割り当てられる基幹系統の空き容量の説明に供する概念図である。FIG. 1 is a conceptual diagram illustrating the available capacity of a main grid allocated to wind power generation in a non-farm type connection. （Ａ）は基幹系統の潮流電力及び空き容量の説明に供する特性曲線図、（Ｂ）は変圧器を流れる潮流電力を示す特性曲線図である。1A is a characteristic curve diagram explaining the forward power and available capacity of a main system, and FIG. 1B is a characteristic curve diagram showing the forward power flowing through a transformer. ノンファーム型接続における風力発電に割り当てられる基幹系統の空き容量の説明に供する概念図である。FIG. 1 is a conceptual diagram illustrating the available capacity of a main grid allocated to wind power generation in a non-farm type connection. （Ａ）は基幹系統の潮流電力及び空き容量の説明に供するグラフ、（Ｂ）は変圧器を流れる潮流電力を示すグラフである。1A is a graph explaining the forward power flow and available capacity of a bulk grid, and FIG. 1B is a graph showing the forward power flowing through a transformer. 第１及び第２の実施の形態による再エネ系統安定化システムのハードウェア構成を示すブロック図である。FIG. 2 is a block diagram showing a hardware configuration of a renewable energy grid stabilization system according to the first and second embodiments. 第１の実施の形態による再エネ系統安定化システムの論理構成を示すブロック図である。FIG. 2 is a block diagram showing a logical configuration of the renewable energy grid stabilization system according to the first embodiment. 第１の実施の形態による再エネ系統安定化サブシステムの論理構成を示すブロック図である。FIG. 2 is a block diagram showing a logical configuration of a renewable energy grid stabilization subsystem according to the first embodiment. 運用限界値算出処理の処理手順を示すフローチャートである。13 is a flowchart showing a processing procedure for an operational limit value calculation process. （Ａ）は図１の「エリアＡ」の系統構成図、（Ｂ）は太陽光発電及び風力発電の予測発電量並びに発電機の発電計画による発電量を示すグラフ、（Ｃ）は非同期発電比率を示すグラフである。2A is a system configuration diagram of “Area A” in FIG. 1 , (B) is a graph showing the predicted power generation amount of solar power generation and wind power generation and the power generation amount according to the power generation plan of the generator, and (C) is a graph showing the asynchronous power generation ratio. （Ａ）及び（Ｂ）は再エネ出力抑制量演算部の処理の説明に供するグラフである。13A and 13B are graphs used to explain the processing of the renewable energy output suppression amount calculation unit. 第１の再エネ抑制量算出処理の処理手順を示すフローチャートである。11 is a flowchart showing a processing procedure of a first renewable energy suppression amount calculation process. 第２の再エネ抑制量算出処理の処理手順を示すフローチャートである。13 is a flowchart showing a processing procedure of a second renewable energy suppression amount calculation process. 第２の実施の形態による再エネ系統安定化システムの論理構成を示すブロック図である。FIG. 11 is a block diagram showing a logical configuration of a renewable energy grid stabilization system according to a second embodiment. 運用限界値引上げ処理の処理手順を示すフローチャートである。13 is a flowchart showing a processing procedure for an operation limit value raising process;

以下図面について、本発明の一実施の形態を詳述する。 One embodiment of the present invention will be described in detail below with reference to the drawings.

（１）第１の実施の形態
（１－１）本実施の形態による電力系統管理システムの構成
図１において、１は全体として本実施の形態による電力系統管理システムを示す。この電力系統管理システム１は、一般送配電事業者が保有する送電線２，３（３Ａ，３Ｂ）及び変圧器４（４Ａ１，４Ａ２，４Ｂ）などの送電設備や、火力発電所や水力発電所などの発電機５（５Ａ，５Ｂ，５Ｃ），６（６Ａ，６Ｂ）などから構成される電力系統の運用を管理するためのシステムであり、ネットワーク７を介して相互に接続された中央給電指令所システム８、再エネ系統安定化システム９及び複数の再エネ系統安定化サブシステム１０（１０Ａ，１０Ｂ）を備えて構成される。 (1) First embodiment (1-1) Configuration of the power system management system according to this embodiment In Fig. 1, 1 indicates the power system management system according to this embodiment as a whole. This power system management system 1 is a system for managing the operation of a power system consisting of power transmission facilities such as power transmission lines 2, 3 (3A, 3B) and transformers 4 ( 4A1 , 4A2 , 4B) owned by a general electricity transmission and distribution company, and generators 5 (5A, 5B, 5C) and 6 (6A, 6B) such as thermal power plants and hydroelectric power plants, and is configured with a central load dispatching center system 8, a renewable energy system stabilization system 9, and multiple renewable energy system stabilization subsystems 10 (10A, 10B) interconnected via a network 7.

中央給電指令所システム８は、一般送配電事業者の管轄エリア全体（以下、適宜、これを全体エリアＡＲ１と呼ぶ）の電力系統全体を統合的に管理する機能を有する計算機システムである。 The central load control center system 8 is a computer system that has the function of comprehensively managing the entire power system of the entire area under the jurisdiction of the general electricity transmission and distribution company (hereinafter, appropriately referred to as the entire area AR1).

また再エネ系統安定化システム９は、全体エリアＡＲ１内の風力発電装置１１（１１Ａ，１１Ｂ）や太陽光発電装置１２（１２Ａ，１２Ｂ）などの再生可能エネルギー装置から負荷（需要家）までの電力系統を安定化させるための各種演算処理を実行する機能を有する計算機システムである。 The renewable energy grid stabilization system 9 is a computer system that has the function of executing various calculation processes to stabilize the power grid from renewable energy devices such as wind power generation devices 11 (11A, 11B) and solar power generation devices 12 (12A, 12B) within the entire area AR1 to the loads (consumers).

各再エネ系統安定化サブシステム１０は、それぞれ全体エリアＡＲ１内の互いに重複しない部分的な一部のエリア（以下、これを部分エリアＡＲ２（ＡＲ２Ａ，ＡＲ２Ｂ）と呼ぶ）における再生可能エネルギー装置から負荷までの電力系統を安定化させるための各種演算処理を実行する機能を有する計算機システムである。全体エリアＡＲ１は複数の部分エリアＡＲ２に分割され、部分エリアＡＲ２ごとに、それぞれその部分エリアＡＲ２を管轄する再エネ系統安定化サブシステム１０が設置される。 Each renewable energy system stabilization subsystem 10 is a computer system that has the function of executing various calculation processes to stabilize the power system from the renewable energy devices to the loads in a non-overlapping partial area (hereinafter referred to as partial area AR2 (AR2A, AR2B)) within the entire area AR1. The entire area AR1 is divided into multiple partial areas AR2, and a renewable energy system stabilization subsystem 10 that is responsible for each partial area AR2 is installed.

なお本電力系統管理システム１の場合、図２に示すように、各再エネ系統安定化サブシステム１０は、それぞれ自己が管轄する部分エリア（以下、これを管轄部分エリアと呼ぶ）ＡＲ２内の各発電機６の発電実績（以下、これを発電機発電実績と呼ぶ）、各風力発電装置１１の発電実績（以下、これを風力発電実績と呼ぶ）、及び、各太陽光発電装置１２の発電実績（以下、これをＰＶ発電実績と呼ぶ）とを、自サブシステム内の系統データ保存データベース１３（１３Ａ，１３Ｂ）に登録して管理している。 In the case of this power system management system 1, as shown in FIG. 2, each renewable energy system stabilization subsystem 10 manages the power generation results of each generator 6 (hereinafter referred to as generator power generation results), the power generation results of each wind power generation device 11 (hereinafter referred to as wind power generation results), and the power generation results of each solar power generation device 12 (hereinafter referred to as PV power generation results) in the partial area (hereinafter referred to as the jurisdictional partial area) AR2 under its own jurisdiction by registering them in the system data storage database 13 (13A, 13B) in its own subsystem.

また系統データ保存データベース１３には、後述のように再エネ系統安定化システム９から通知された管轄部分エリアＡＲ２内の送電線３の運用限界値と、所定時間（以下、30分とする）ごとの24時間分の管轄部分エリアＡＲ２内の発電計画値、再生可能エネルギーの出力予測値及び需給予測値も格納される。 The system data storage database 13 also stores the operational limit values of the power transmission lines 3 within the jurisdictional area AR2 notified by the renewable energy system stabilization system 9 as described below, the power generation plan values within the jurisdictional area AR2 for a 24-hour period for each specified time (hereinafter, 30 minutes), the renewable energy output forecast values, and the supply and demand forecast values.

一方、再エネ系統安定化システム９は、各再エネ系統安定化サブシステム１０の管轄部分エリアＡＲ２内の送電線３の運用限界値と、後述のように各再エネ系統安定化サブシステム１０からそれぞれ通知されるその再エネ系統安定化サブシステム１０の管轄部分エリアＡＲ２内の発電機発電実績、風力発電実績及び太陽光発電実績とを自システム内の系統データ保存データベース１４に登録して管理している。 Meanwhile, the renewable energy grid stabilization system 9 registers and manages the operational limit values of the power transmission lines 3 within the jurisdictional partial area AR2 of each renewable energy grid stabilization subsystem 10, as well as the generator power generation results, wind power generation results, and solar power generation results within the jurisdictional partial area AR2 of each renewable energy grid stabilization subsystem 10, which are notified from each renewable energy grid stabilization subsystem 10 as described below, in the grid data storage database 14 within its own system.

また系統データ保存データベース１４には、後述のように中央給電指令所システム８から通知された全体エリアＡＲ１内の各送電線２，３の運用限界値と、30分ごと24時間分の全体エリアＡＲ１内の発電計画値、再生可能エネルギーの出力予測値及び需給予測値も格納される。 The system data storage database 14 also stores the operational limit values of each transmission line 2, 3 within the overall area AR1 notified by the central load dispatching center system 8, as described below, as well as the power generation plan values for the entire area AR1 every 30 minutes for 24 hours, and the predicted output values and supply and demand values of renewable energy.

そして各再エネ系統安定化サブシステム１０は、時々刻々と変化する発電機発電実績、風力発電実績及び又は太陽光発電実績を、適宜、系統データ保存データベース１３に登録すると共に、登録した発電機発電実績、風力発電実績及び又は太陽光発電実績を再エネ系統安定化システム９に通知する。また再エネ系統安定化システム９は、再エネ系統安定化サブシステム１０から送信される発電機発電実績、風力発電実績及び又は太陽光発電実績を、自己の系統データ保存データベース１４に順次登録する。 Each renewable energy system stabilization subsystem 10 appropriately registers the generator power generation record, wind power generation record, and/or solar power generation record, which change from moment to moment, in the system data storage database 13, and notifies the renewable energy system stabilization system 9 of the registered generator power generation record, wind power generation record, and/or solar power generation record. The renewable energy system stabilization system 9 also sequentially registers the generator power generation record, wind power generation record, and/or solar power generation record transmitted from the renewable energy system stabilization subsystem 10 in its own system data storage database 14.

このようにして本電力系統管理システム１では、再エネ系統安定化システム９の系統データ保存データベース１４と、各再エネ系統安定化サブシステム１０の系統データ保存データベース１３とにそれぞれ登録されている上述の各種情報がその再エネ系統安定化サブシステム１０及び再エネ系統安定化システム９間で同期が取れられた状態で共有される。 In this way, in this power grid management system 1, the various pieces of information described above registered in the grid data storage database 14 of the renewable energy grid stabilization system 9 and the grid data storage database 13 of each renewable energy grid stabilization subsystem 10 are shared in a synchronized state between the renewable energy grid stabilization subsystem 10 and the renewable energy grid stabilization system 9.

以上の構成を有する本電力系統管理システム１において、中央給電指令所システム８は、時々刻々と変化する全体エリアＡＲ１内の30分ごと24時間分の各時間帯の需給断面における電力需要や、これらの需給断面における全体エリアＡＲ１内に存在する各再生可能エネルギー装置（風力発電装置１１及び太陽光発電装置１２）の電力量をそれぞれ予測し、予測結果に基づいて発電機５，６による30分ごと24時間分の発電計画を立案する。 In the power grid management system 1 having the above configuration, the central load dispatching center system 8 predicts the ever-changing power demand in the supply and demand section for each time period every 30 minutes over a 24-hour period within the entire area AR1, as well as the amount of power of each renewable energy device (wind power generation device 11 and solar power generation device 12) present within the entire area AR1 in these supply and demand sections, and creates a power generation plan for generators 5 and 6 every 30 minutes over a 24-hour period based on the prediction results.

また中央給電指令所システム８は、図３に示すように、上述のように立案した30分ごと24時間分の各需給断面における発電計画値と、これらの各需給断面における電力需要の予測値（以下、これを需要予測値と呼ぶ）と、これらの各需給断面における全体エリアＡＲ１内の各再生可能エネルギー装置の出力の予測値（以下、これを再エネ出力予測値と呼ぶ）とを再エネ統合安定化システム９に通知する。また中央給電指令所システム８は、これらの情報と併せて、予め設定されている各送電線２，３の運用限界値を再エネ系統安定化システム９に通知する。 As shown in Fig. 3, the central load dispatching center system 8 notifies the renewable energy integrated stabilization system 9 of the power generation plan values for each supply and demand section for 24 hours every 30 minutes that were planned as described above, the forecast values of power demand for each of these supply and demand sections (hereinafter referred to as demand forecast values), and the forecast values of output of each renewable energy device within the entire area AR1 for each of these supply and demand sections (hereinafter referred to as renewable energy output forecast values). In addition to this information, the central load dispatching center system 8 notifies the renewable energy grid stabilization system 9 of the operational limit values of each transmission line 2, 3 that are set in advance.

再エネ系統安定化システム９は、中央給電指令所システム８から通知された各需給断面における全体エリアＡＲ１内の発電計画値、需要予測値及び再エネ出力予測値と、各送電線２，３の運用限界値とを、上述のように系統データ保存データベース１４（図２）に格納して管理する。 The renewable energy grid stabilization system 9 stores and manages the power generation plan values, demand forecast values, and renewable energy output forecast values within the overall area AR1 for each supply and demand section notified by the central load dispatching center system 8, as well as the operational limit values of each transmission line 2, 3, in the grid data storage database 14 (Figure 2) as described above.

そして再エネ系統安定化システム９は、各再エネ系統安定化サブシステム１０に対して、系統データ保存データベース１４に格納したこれら各需給断面における全体エリアＡＲ１内の発電計画値、需要予測値及び再エネ出力予測値の各情報のうち、その再エネ系統安定化サブシステム１０の管轄部分エリアＡＲ２内の発電計画値、需要予測値及び再エネ出力予測値とその管轄部分エリアＡＲ２内の送電線３の運用限界値とをそれぞれ送信する。 Then, the renewable energy grid stabilization system 9 transmits to each renewable energy grid stabilization subsystem 10, among the information on the power generation plan values, demand forecast values, and renewable energy output forecast values within the overall area AR1 in each of these supply and demand cross sections stored in the grid data storage database 14, the power generation plan values, demand forecast values, and renewable energy output forecast values within the partial area AR2 under the jurisdiction of that renewable energy grid stabilization subsystem 10, and the operational limit values of the transmission lines 3 within that partial area AR2 under its jurisdiction.

また再エネ系統安定化システム９は、各需給断面における各送電線２，３の空き容量をそれぞれ算出し、ある需給断面においてかかる空き容量が予め設定された閾値（以下、これを空き容量閾値と呼ぶ）未満となる部分エリアＡＲ２が存在する場合であって、その部分エリアＡＲ２内の送電線３の運用限界値を増加させることが可能なときには、その送電線３の運用限界値を可能な限り増加させた新たな運用限界値を算出し、算出した新たな運用限界値をその部分エリアＡＲ２を管轄する再エネ系統安定化サブシステム１０と中央給電指令所システム８とに通知する。 The renewable energy grid stabilization system 9 also calculates the available capacity of each transmission line 2, 3 in each supply and demand cross section, and when there is a partial area AR2 in which the available capacity in a certain supply and demand cross section is less than a preset threshold (hereinafter, this is referred to as the available capacity threshold) and it is possible to increase the operational limit value of the transmission line 3 in that partial area AR2, it calculates a new operational limit value in which the operational limit value of that transmission line 3 is increased as much as possible, and notifies the renewable energy grid stabilization subsystem 10 and the central load dispatching center system 8 that have jurisdiction over that partial area AR2 of the new calculated operational limit value.

さらに再エネ系統安定化システム９は、系統データ保存データベース１４に格納された全体エリアＡＲ１内の各需給断面における発電計画値、需要予測値及び再エネ出力予測値と、各部分エリアＡＲ２内の発電機発電実績、風力発電実績及び太陽光発電実績とに基づいて、これらの時間帯において全体エリアＡＲ１内で抑制すべき再生エネルギー量（再生可能エネルギーの抑制量）と、発電機５，６の出力電力の調整量（以下、これを発電機出力調整量と呼ぶ）とをそれぞれ算出し、算出した発電機出力調整量を中央給電指令所システム８に通知する。 Furthermore, the renewable energy grid stabilization system 9 calculates the amount of renewable energy to be suppressed (renewable energy suppression amount) within the entire area AR1 during these time periods and the adjustment amount of the output power of the generators 5 and 6 (hereinafter referred to as the generator output adjustment amount) based on the power generation plan values, demand forecast values, and renewable energy output forecast values for each supply and demand section within the entire area AR1 stored in the grid data storage database 14, and the generator power generation results, wind power generation results, and solar power generation results within each partial area AR2, and notifies the central load dispatching center system 8 of the calculated generator output adjustment amount.

一方、再エネ系統安定化サブシステム１０は、再エネ系統安定化システム９から通知された管轄部分エリアＡＲ２内の送電線３の運用限界値と、管轄部分エリアＡＲ２内の発電計画値、需要予測値及び再エネ出力予測値とを系統データ保存データベース１３（図２）に格納して管理する。 On the other hand, the renewable energy grid stabilization subsystem 10 stores and manages the operational limit values of the power transmission lines 3 within the jurisdictional partial area AR2 notified by the renewable energy grid stabilization system 9, as well as the power generation plan values, demand forecast values, and renewable energy output forecast values within the jurisdictional partial area AR2, in the system data storage database 13 (Figure 2).

そして再エネ系統安定化サブシステム１０は、これらの情報と、系統データ保存データベース１３に格納されている管轄部分エリアＡＲ２内の発電機発電実績、風力発電実績及び太陽光発電実績とに基づいて、管轄部分エリアＡＲ２内の送電線３の各需給断面における運用限界値と、管轄部分エリアＡＲ２内の送電線３の運用限界制限を守るために抑制すべき各需給断面における再生可能エネルギーの抑制量とをそれぞれ算出する。 Then, based on this information and the generator power generation records, wind power generation records, and solar power generation records within the jurisdictional partial area AR2 stored in the system data storage database 13, the renewable energy system stabilization subsystem 10 calculates the operational limit values for each supply and demand cross section of the transmission line 3 within the jurisdictional partial area AR2, and the suppression amount of renewable energy in each supply and demand cross section that should be suppressed in order to observe the operational limit restrictions of the transmission line 3 within the jurisdictional partial area AR2.

そして再エネ系統安定化サブシステム１０は、上述のように算出した各需給断面における送電線３の運用限界値及び再生可能エネルギーの抑制量と、管轄部分エリアＡＲ２内の発電機発電実績、風力発電実績及び太陽光発電実績とを再エネ系統安定化システム９に通知する。 Then, the renewable energy grid stabilization subsystem 10 notifies the renewable energy grid stabilization system 9 of the operational limit values of the power transmission lines 3 and the suppression amount of renewable energy in each supply and demand cross section calculated as described above, as well as the power generation results of the generators, wind power generation results, and solar power generation results within the jurisdictional partial area AR2.

再エネ系統安定化システム９は、各再エネ系統安定化サブシステム１０から通知されたこれらの情報を自己の系統データ保存データベース１４に格納する。 The renewable energy grid stabilization system 9 stores this information notified from each renewable energy grid stabilization subsystem 10 in its own grid data storage database 14.

また再エネ系統安定化システム９は、各再エネ系統安定化サブシステム１０からそれぞれ通知された各需給断面における送電線３の運用限界値及び再生可能エネルギーの抑制量に基づいて、上述のように自己が算出した各需給断面における全体エリアＡＲ１内の各送電線２，３の運用限界値と、再生可能エネルギーの抑制量と、発電機出力調整量とをそれぞれ必要に応じて補正し、補正したこれらの情報を中央給電指令所システム８に通知する。 In addition, the renewable energy grid stabilization system 9 corrects the operational limit values of each transmission line 2, 3 within the overall area AR1 in each supply and demand cross section, the suppression amount of renewable energy, and the generator output adjustment amount calculated by itself as described above, as necessary, based on the operational limit values of the transmission line 3 and the suppression amount of renewable energy in each supply and demand cross section notified by each renewable energy grid stabilization subsystem 10, and notifies the central load dispatching center system 8 of this corrected information.

中央給電指令所システム８は、再エネ系統安定化システム９から通知された各需給断面における再生可能エネルギーの抑制量に基づいて、30分の各時間帯ごとの再生可能エネルギーの抑制量をインターネット上の自社のホームページなどで公開することにより、ノンファーム型接続された再生可能エネルギー装置を保有する発電事業者に再生可能エネルギーの発電の抑制を求める。また中央給電指令所システム８は、再エネ系統安定化システム９から通知された発電機出力調整量に基づいて、必要な発電機５，６の出力を増減させるよう発電計画を再立案する。 The central load dispatch center system 8 requests power generation companies that own non-farm-connected renewable energy devices to curtail renewable energy generation by publishing on the Internet, for example, the amount of renewable energy curtailment for each 30-minute time slot based on the amount of renewable energy curtailment in each supply-demand section notified by the renewable energy grid stabilization system 9. In addition, the central load dispatch center system 8 re-drafts the power generation plan to increase or decrease the necessary output of generators 5 and 6 based on the amount of generator output adjustment notified by the renewable energy grid stabilization system 9.

そして中央給電指令所システム８は、その後、再立案した発電計画に従って全体エリアＡＲ１内の各発電機５，６に適切な出力指令値（出力させる電力値）を与えることにより、これら発電機５，６の発電電力量を制御する。 The central load control center system 8 then controls the amount of power generated by each of the generators 5 and 6 in the overall area AR1 by giving appropriate output command values (power values to be output) to each of the generators 5 and 6 in the overall area AR1 according to the re-drafted power generation plan.

（１－２）ノンファーム型接続導入後における再生可能エネルギー発電計画作成の流れ
図４は、図１の電力系統に対して「ノンファーム型接続」を導入した場合における、再生可能エネルギーの発電事業者２０による発電計画の作成の流れを示す。図４に示すように、かかる発電事業者２０は、まず、翌日の発電計画をその前日に作成し（Ｓ１）、作成した発電計画を一般送配電事業者２１に提出する（Ｓ２）。 (1-2) Flow of creating a renewable energy power generation plan after the introduction of a non-firm type connection Figure 4 shows the flow of creating a power generation plan by a renewable energy power generation company 20 when a "non-firm type connection" is introduced to the power system in Figure 1. As shown in Figure 4, the power generation company 20 first creates a power generation plan for the next day on the previous day (S1), and submits the created power generation plan to the general electricity transmission and distribution company 21 (S2).

一般送配電事業者２１は、翌日の需要予測及び発電計画の策定を行い、各発電事象者２０からそれぞれ提出された発電計画に従って再生可能エネルギーの発電が行われた場合に送電設備に過負荷（混雑）が発生しないかを評価する（Ｓ３）。そして一般送配電事業者２１は、送電設備に過負荷が発生すると判断した場合には、その過負荷を解消するために必要な再生可能エネルギーの抑制量をインターネット上の自社のホームページなどで公開する（Ｓ４）。かくして、発電事業者２０は、かかる公開された再生可能エネルギーの抑制量に基づいて、翌日の発電計画の見直しを行う（Ｓ５）。 The general electricity transmission and distribution company 21 makes a demand forecast and a power generation plan for the next day, and evaluates whether an overload (congestion) will occur in the power transmission equipment if renewable energy is generated according to the power generation plans submitted by each power generation company 20 (S3). If the general electricity transmission and distribution company 21 determines that an overload will occur in the power transmission equipment, it publishes on the Internet, for example on its own website, the amount of renewable energy suppression required to eliminate the overload (S4). Thus, the power generation company 20 reviews its power generation plan for the next day based on the published amount of renewable energy suppression (S5).

また発電事業者２０は、上述と同様に、当日も対象とする実需給断面の１＋α（αは、例えば４又は５）時間前までに発電計画を作成して一般送配電事業者２１に提出し（Ｓ６、Ｓ７）、この発電計画に基づいて一般送配電事業者２１が送電設備の過負荷を評価し（Ｓ８）、再生可能エネルギーの必要な抑制量をインターネット上の自社のホームページで公開する（Ｓ９）。かくして、発電事業者２０は、かかる公開された再生可能エネルギーの抑制量に基づいて、実需給断面における発電計画の見直しを行う（Ｓ１０）。さらに実需給断面の１時間前にも同様の処理が繰り返される（Ｓ１１～Ｓ１５）。 As described above, the power generation company 20 also creates a power generation plan at least 1+α (where α is, for example, 4 or 5) hours before the actual supply and demand cross section of the day in question and submits it to the general electricity transmission and distribution company 21 (S6, S7). Based on this power generation plan, the general electricity transmission and distribution company 21 evaluates the overload of the electricity transmission equipment (S8) and publishes the necessary amount of suppression of renewable energy on its own website on the Internet (S9). Thus, the power generation company 20 reviews the power generation plan for the actual supply and demand cross section based on the published amount of suppression of renewable energy (S10). The same process is repeated one hour before the actual supply and demand cross section (S11 to S15).

このように「ノンファーム型接続」を導入する場合、一般送配電事業者２１は翌日の再生可能エネルギーの抑制量を前日に決定し、発電事業者２０は、この決定に従って翌日の発電計画を見直す。また、一般送配電事業者２１は当日の朝にも再生可能エネルギーの抑制量を決定し、発電事業者２０は、この決定に従って当日の発電計画を見直す。さらに、実際の発電の１時間前にも再度同じ手順で再生可能エネルギーの抑制量が算出される。 When a "non-farm type connection" is introduced in this way, the general electricity transmission and distribution company 21 decides the next day's amount of renewable energy suppression the day before, and the power generation company 20 reviews the power generation plan for the next day in accordance with this decision. The general electricity transmission and distribution company 21 also decides the amount of renewable energy suppression the morning of the day, and the power generation company 20 reviews the power generation plan for the day in accordance with this decision. Furthermore, the amount of renewable energy suppression is calculated again using the same procedure one hour before actual power generation.

ここで、図５に示すように、図１の基幹系統２に新たに再生可能エネルギー装置（図５では風力発電装置２２）を「ノンファーム型接続」の電源として接続し、基幹系統２の一方のルート２Ａを流れる潮流電力Ｐ１と、他方のルート２Ｂを流れる潮流電力Ｐ２の合計（Ｐ１＋Ｐ２）をフェンス潮流電力（基幹系統２の潮流電力（Ｐ１＋Ｐ２））として、図６（Ａ）において矢印ａで示すように、事前に求めた基幹系統２の運用限界値（例えば、3620MW）と、潮流電力（Ｐ１＋Ｐ２）との差分（つまり基幹系統２の空き容量）を風力発電装置２２からの風力発電電力に割り当てることを考える。 As shown in Figure 5, a new renewable energy device (wind power generation device 22 in Figure 5) is connected to the main grid 2 in Figure 1 as a power source with a "non-farm type connection", and the sum (P1 + P2) of the flow power P1 flowing through one route 2A of the main grid 2 and the flow power P2 flowing through the other route 2B of the main grid 2 is considered to be the fence flow power (flow power (P1 + P2) of the main grid 2), and the difference between the operational limit value of the main grid 2 calculated in advance (e.g., 3620 MW) and the flow power (P1 + P2) (i.e., the available capacity of the main grid 2) is allocated to the wind-generated power from the wind power generation device 22, as shown by arrow a in Figure 6 (A).

この場合、前日に翌日の24時間分の太陽光発電装置１２（１２Ａ）の発電量の予測値と、負荷２３（図５）の24時間の予測カーブと、発電機５（図５）の24時間の運転計画とを元に、基幹系統２の30分ごと24時間分の潮流電力（Ｐ１＋Ｐ２）を予測し、当該潮流電力（Ｐ１＋Ｐ２）と、運用限界値との差分を、風力発電装置２２に許容する発電量とする。 In this case, the tidal power (P1+P2) of the main grid 2 is predicted every 30 minutes for 24 hours based on the predicted value of the power generation amount of the photovoltaic power generation device 12 (12A) for the next 24 hours on the previous day, the 24-hour prediction curve of the load 23 (Figure 5), and the 24-hour operation plan of the generator 5 (Figure 5). The difference between the tidal power (P1+P2) and the operational limit value is set as the power generation amount allowed for the wind power generation device 22.

図６（Ｂ）に示すように、基幹系統２及び変圧器４（図５）間を接続する送電線３に流れる潮流電力Ｐ３（図４）は、太陽光発電装置１２の発電量と、負荷２３による消費電力量との合計として算出され、日中大きく低下する日と、大きく低下しない日とがある。潮流電力Ｐ３が日中大きく低下する日は太陽光発電装置１２の発電量が多い日であり、潮流電力Ｐ３に減少に伴って基幹系統２の潮流電力（Ｐ１＋Ｐ２）が日中増えることになる。このため、ノンファーム型接続された風力発電装置２２に許容される発電量は小さくなる。 As shown in FIG. 6(B), the forward power P3 (FIG. 4) flowing through the power line 3 connecting the main grid 2 and the transformer 4 (FIG. 5) is calculated as the sum of the power generation amount of the photovoltaic power generation device 12 and the power consumption amount of the load 23, and there are days when it drops significantly during the day and days when it does not drop significantly. Days when the forward power P3 drops significantly during the day are days when the power generation amount of the photovoltaic power generation device 12 is large, and as the forward power P3 decreases, the forward power (P1+P2) of the main grid 2 increases during the day. For this reason, the amount of power generation allowed for the non-farm-connected wind power generation device 22 becomes smaller.

一方、図７及び図８は、運用限界潮流の位置を発電機５及び風力発電装置２２の近くに設定した例である。この場合、日中太陽光発電装置１２が発電すると、送電線３に流れる潮流電力Ｐ３が小さくなり、基幹系統２を流れる潮流電力（Ｐ１＋Ｐ２）も減ることとなるため、図８（Ａ）及び（Ｂ）からも明らかなように、風力発電装置２２に許容される発電量が増える。つまり、この場合には、ノンファーム型接続された風力発電装置２２に許される発電量が図５及び図６と逆の傾向を示す。 On the other hand, Figures 7 and 8 show an example in which the position of the operational limit current is set near the generator 5 and the wind power generation device 22. In this case, when the solar power generation device 12 generates power during the day, the current current power P3 flowing through the transmission line 3 decreases, and the current current power (P1 + P2) flowing through the main grid 2 also decreases, so that, as is clear from Figures 8 (A) and (B), the amount of power generation allowed for the wind power generation device 22 increases. In other words, in this case, the amount of power generation allowed for the non-farm-type connected wind power generation device 22 shows a trend opposite to that of Figures 5 and 6.

他方、図９及び図１０は、また別の例である。この例の場合、構成としては図５及び図６の例に近いが、太陽光発電装置１２（図９）の発電量に大きく影響されることなく、ノンファーム型接続された風力発電装置２２に許容される発電量は大きく変化しない。ただし、図１０（Ａ）及び（Ｂ）は潮流電力Ｐ３のプラスマイナス両方向に運用限界値が設定された例であり、負荷２３（図９）が大口需要家で工場などの設備が停止していると、太陽光発電装置１２の多くの発電電力がかかる送電線３を介して基幹系統２に逆流するため、潮流電力Ｐ３のマイナス側の運用限界値の大きさを超過しないように太陽光発電装置１２の発電量を抑制することが必要である。 On the other hand, Figures 9 and 10 are another example. In this example, the configuration is similar to the examples in Figures 5 and 6, but the amount of power generation allowed by the non-farm-type connected wind power generation device 22 does not change significantly without being greatly affected by the amount of power generation by the solar power generation device 12 (Figure 9). However, Figures 10 (A) and (B) are examples in which operational limits are set in both the positive and negative directions of the forward power P3. If the load 23 (Figure 9) is a large consumer and a facility such as a factory is stopped, much of the power generated by the solar power generation device 12 will flow back to the main grid 2 via the power transmission line 3, so it is necessary to suppress the amount of power generation by the solar power generation device 12 so as not to exceed the magnitude of the negative operational limit value of the forward power P3.

このように太陽光発電装置１２の出力により、「ノンファーム型接続」された風力発電装置２２に割当て可能な基幹系統２の空き容量は変動する。従って、太陽光発電装置１２等の実際の出力を速やかに計測し、ノンファーム型接続された風力発電装置２２に対する抑制量を算出することで、基幹系統２の空き容量を無駄なく活用することが可能となる。 In this way, the available capacity of the main grid 2 that can be allocated to the "non-firm type connected" wind power generation device 22 varies depending on the output of the photovoltaic power generation device 12. Therefore, by quickly measuring the actual output of the photovoltaic power generation device 12, etc., and calculating the amount of suppression for the non-firm type connected wind power generation device 22, it is possible to utilize the available capacity of the main grid 2 without waste.

（１－３）各送電線を流れる潮流電力の抑制
ところで、再生可能エネルギー装置の発電量は気象状況により変動する。このため本電力系統管理システム１において、全体エリアＡＲ１内に需要家や発電事業者が所有する風力発電装置１１や太陽光発電装置１２などの再生可能エネルギー装置が増えると、中央給電指令所システム８が全体エリアＡＲ１内の各発電機５，６に与える時々刻々の出力指令値を適切に算出することが困難になる。 (1-3) Suppression of tidal power flowing through each transmission line The amount of power generated by renewable energy devices fluctuates depending on weather conditions. Therefore, in the power grid management system 1, if the number of renewable energy devices, such as wind power generation devices 11 and solar power generation devices 12, owned by consumers and power generation companies increases within the entire area AR1, it becomes difficult for the central load dispatching center system 8 to appropriately calculate the output command values to be given to each of the generators 5 and 6 within the entire area AR1 at every moment.

一方、各送電線２，３には、事故発生時にも過渡安定度、電圧安定性及び周波数安定性を維持できる電力量として、その送電線２，３に流せる電力の最大値が上述のように運用限界値としてそれぞれ設定される。このため、中央給電指令所システム８が各発電機５，６に与える出力指令値を算出する際には、送電線２，３に流れる潮流電力をその送電線２，３の運用限界値以下に抑えるという、各送電線２，３の運用限界制約を守ることが必要となる。 Meanwhile, for each transmission line 2, 3, the maximum value of the power that can be passed through that transmission line 2, 3 is set as the operational limit value as described above, as the amount of power that can maintain transient stability, voltage stability, and frequency stability even in the event of an accident. Therefore, when the central load dispatching center system 8 calculates the output command value to be given to each generator 5, 6, it is necessary to observe the operational limit constraint of each transmission line 2, 3, which is to keep the tidal flow power flowing through the transmission line 2, 3 below the operational limit value of the transmission line 2, 3.

そこで中央給電指令所システム８は、かかる送電線２，３の運用限界制約を守るために、各送電線２，３に流れる潮流電力が、ある程度の余裕（マージン）をもってその送電線２，３について設定された運用限界値以下となるように、全体エリアＡＲ１内の各再生可能エネルギー装置の発電可能量を予測しながら、全体エリアＡＲ１内の各発電機５，６に与える出力指令値を決めることになる。 Then, in order to comply with the operational limit constraints of the transmission lines 2 and 3, the central load dispatching center system 8 determines the output command value to be given to each generator 5 and 6 in the entire area AR1 while predicting the power generation capacity of each renewable energy device in the entire area AR1 so that the tidal power flowing through each transmission line 2 and 3 is equal to or less than the operational limit value set for that transmission line 2 and 3 with a certain margin.

このマージンの大きさは、全体エリアＡＲ１内の需要予測や各再生可能エネルギー装置の出力予測の予測精度に大きく依存し、かかる予測精度が高ければ高いほどより小さく設定することができ、かかる予測精度が低ければ低いほどより大きく設定する必要がある。このため、かかる予測精度が低い状況下においては、かかるマージンを大きくとる分、再生可能エネルギーに割り当て可能な送電線２，３の空き容量が小さくなることにより、「ノンファーム型接続」された再生可能エネルギー装置から出力される再生可能エネルギーの抑制量が大きくなり、再生可能エネルギーの有効活用を推進させ難いという問題がある。 The size of this margin depends heavily on the accuracy of the demand forecast within the entire area AR1 and the output forecast of each renewable energy device; the higher the accuracy of the forecast, the smaller the margin can be set, and the lower the accuracy of the forecast, the larger the margin must be set. For this reason, in a situation where the accuracy of the forecast is low, the free capacity of the transmission lines 2 and 3 that can be allocated to renewable energy becomes smaller as the margin is set larger, resulting in a problem that the amount of suppression of renewable energy output from "non-farm type connected" renewable energy devices becomes larger, making it difficult to promote effective use of renewable energy.

他方、各送電線２，３の運用限界値は、送電線２，３の保守工事がある時間帯や期間などに一時的に下げられる。例えば、図１の例において、電圧階級が高い基幹系統の送電線２（以下、これを単に基幹系統２と呼ぶ）は２ルート構成であり、各ルート２Ａ，２Ｂの送電限界値の合計値をこの基幹系統２の運用限界値として定義し、各ルート２Ａ，２Ｂをそれぞれ流れる潮流電力Ｐ１，Ｐ２の合計値（Ｐ１＋Ｐ２）を、基幹系統２の流電力として管理するものとする。 On the other hand, the operational limit value of each transmission line 2, 3 is temporarily lowered during times or periods when maintenance work is being carried out on the transmission lines 2, 3. For example, in the example of Figure 1, the trunk system transmission line 2 (hereinafter simply referred to as the trunk system 2) with a high voltage class has a two-route configuration, and the sum of the transmission limit values of each route 2A, 2B is defined as the operational limit value of this trunk system 2, and the sum (P1 + P2) of the flow powers P1, P2 flowing through each route 2A, 2B, respectively, is managed as the flow power of the trunk system 2.

この場合において、基幹系統２の片方のルート２Ａ，２Ｂが保守工事で停止する場合、工事期間（例えば１ヵ月）は一時的に１ルート運用になるために、電圧階級が低い各送電線３にそれぞれ流れる潮流電力Ｐ３，Ｐ４も抑制する必要がある。このために、これらの送電線３に流れる潮流電力Ｐ３，Ｐ４をすべて予測し、予測結果を利用してこれら電圧階級が低い送電線３ごとの運用限界値を決定する必要がある。 In this case, if one of the routes 2A, 2B of the trunk system 2 is shut down for maintenance work, operation will be temporarily limited to one route during the work period (e.g., one month), so it will be necessary to suppress the forward flow powers P3, P4 flowing through each of the transmission lines 3 with lower voltage classes. For this reason, it is necessary to predict all of the forward flow powers P3, P4 flowing through these transmission lines 3 and use the prediction results to determine the operating limit values for each of these transmission lines 3 with lower voltage classes.

また基幹系統２に流れる潮流電力（Ｐ１＋Ｐ２）を抑えるためには、発電機５Ａ，５Ｂの出力を抑制するのに加えて、図１において「エリアＡ」で表す部分エリアＡＲ２Ａ内の発電機６Ａ、風力発電装置１１Ａ及び太陽光発電装置１２Ａの出力を抑制して送電線３Ａの潮流電力Ｐ３を抑制したり、図１において「エリアＢ」で表す部分エリアＡＲ２Ｂ内の発電機６Ｂ、風力発電装置１１Ｂ及び太陽光発電装置１２Ｂを抑制して送電線３Ｂの潮流電力Ｐ４を抑制することが必要である。 In order to suppress the tidal power (P1+P2) flowing through the main grid 2, in addition to suppressing the output of generators 5A and 5B, it is necessary to suppress the output of generator 6A, wind power generation device 11A, and solar power generation device 12A in partial area AR2A represented by "Area A" in Figure 1 to suppress the tidal power P3 of transmission line 3A, and to suppress the output of generator 6B, wind power generation device 11B, and solar power generation device 12B in partial area AR2B represented by "Area B" in Figure 1 to suppress the tidal power P4 of transmission line 3B.

このように送電線２，３の運用限界値は変動することがあり、さらに変動した送電線２，３の運用限界値に追随して各送電線２，３の運用限界制限を守るためには全体エリアＡＲ１内の各再生可能エネルギー装置の出力や各発電機５，６の出力を適切に調整しなければならないという複雑な処理が必要となる。 In this way, the operational limit values of the power transmission lines 2 and 3 may fluctuate, and in order to keep up with the fluctuating operational limit values of the power transmission lines 2 and 3 and maintain the operational limit restrictions of each power transmission line 2 and 3, complex processing is required in which the output of each renewable energy device within the entire area AR1 and the output of each generator 5 and 6 must be appropriately adjusted.

そこで本実施の形態の電力系統管理システム１では、このような複雑な処理を、中央給電指令所システム８、再エネ系統安定化システム９及び各再エネ系統安定化サブシステム１０が協調して実行することでより短時間で行えるようにする。これにより、例えば図４のステップＳ１３で抑制量を決定した後の１時間の間に太陽光発電などの出力が予想を外れて大きく変動した場合にも「ノンファーム型接続」された再生可能エネルギーの抑制量を見直すことができ、かくして各送電線２，３の運用限界制限を守りながら再生可能エネルギー装置の抑制量を最小化させて再生可能エネルギーの有効活用を促進させることが可能となる。 In the power system management system 1 of this embodiment, such complicated processing can be performed in a shorter time by the central load dispatching center system 8, the renewable energy system stabilization system 9, and each renewable energy system stabilization subsystem 10 coordinating with each other. As a result, even if the output of photovoltaic power generation or the like fluctuates unexpectedly and significantly during the hour after the suppression amount is determined in step S13 of FIG. 4, the suppression amount of the "non-firm type connection" can be reviewed. Thus, it is possible to minimize the suppression amount of the renewable energy device while observing the operational limit restrictions of each transmission line 2, 3, and promote the effective use of renewable energy.

（１－４）再エネ系統安定化システム及び再エネ系統安定化サブシステムの構成
ここで、図１１は、本実施の形態による再エネ系統安定化システム９の物理構成を示す。再エネ系統安定化システム９は、ＣＰＵ（Central Processing Unit）３０、主記憶装置３１、補助記憶装置３２及び通信装置３３などの情報処理資源を備えた汎用のサーバ装置から構成される。 (1-4) Configuration of Renewable Energy Grid Stabilization System and Renewable Energy Grid Stabilization Subsystem Here, Fig. 11 shows the physical configuration of the renewable energy grid stabilization system 9 according to this embodiment. The renewable energy grid stabilization system 9 is configured from a general-purpose server device equipped with information processing resources such as a CPU (Central Processing Unit) 30, a main memory device 31, an auxiliary memory device 32, and a communication device 33.

ＣＰＵ３０は、その再エネ系統安定化システム９全体の動作制御を司るプロセッサである。また主記憶装置３１は、例えば揮発性の半導体メモリから構成され、ＣＰＵ３０のワークメモリとして利用される。後述の系統構成作成プログラム４０、将来潮流断面算出プログラム４１、運用限界値算出プログラム４２、系統設備過負荷解消演算プログラム４３、再エネ出力抑制量演算プログラム４４及び発電機出力調整量演算プログラム４５は、この主記憶装置３１に格納されて保持される。 The CPU 30 is a processor that controls the operation of the entire renewable energy grid stabilization system 9. The main memory device 31 is composed of, for example, a volatile semiconductor memory, and is used as a work memory for the CPU 30. The system configuration creation program 40, future power flow cross section calculation program 41, operation limit value calculation program 42, grid equipment overload resolution calculation program 43, renewable energy output suppression amount calculation program 44, and generator output adjustment amount calculation program 45, which will be described later, are stored and held in this main memory device 31.

補助記憶装置３２は、例えばハードディスク装置やＳＳＤ（Solid State Drive）などの不揮発性の記憶装置から構成され、各種プログラムや長期間保持すべきデータ等を格納するために利用される。図２について上述した系統データ保存データベース１４は、この補助記憶装置３２に格納されて保持される。 The auxiliary storage device 32 is composed of a non-volatile storage device such as a hard disk device or SSD (Solid State Drive), and is used to store various programs and data that should be retained for a long period of time. The system data storage database 14 described above in FIG. 2 is stored and retained in this auxiliary storage device 32.

通信装置３３は、ネットワーク５（図１）を介した各再エネ系統安定化サブシステム１０又は再エネ系統安定化システム９や、中央給電指令所システム８との通信時におけるプロトコル制御を行うデバイスであり、例えば、ＮＩＣ（Network Interface Card）などから構成される。 The communication device 33 is a device that performs protocol control during communication with each renewable energy grid stabilization subsystem 10 or the renewable energy grid stabilization system 9, and the central load dispatching center system 8 via the network 5 (FIG. 1), and is composed of, for example, a network interface card (NIC).

なお再エネ系統安定化サブシステム１０の物理構成は再エネ系統安定化システム９と同様であるため、ここでの説明は省略する。ただし、再エネ系統安定化サブシステム１０の場合には、発電機出力調整量演算プログラム４５は省略される。 The physical configuration of the renewable energy grid stabilization subsystem 10 is similar to that of the renewable energy grid stabilization system 9, so a description thereof will be omitted here. However, in the case of the renewable energy grid stabilization subsystem 10, the generator output adjustment amount calculation program 45 is omitted.

図１２は、図４のステップＳ３やステップＳ８及びステップＳ１３において再エネ系統安定化システム９により実行される再生可能エネルギーの抑制量の算出処理に関する、再エネ系統安定化システム９の論理構成を示す。 Figure 12 shows the logical configuration of the renewable energy grid stabilization system 9 with respect to the calculation process of the suppression amount of renewable energy executed by the renewable energy grid stabilization system 9 in steps S3, S8, and S13 of Figure 4.

この図１２に示すように、再エネ系統安定化システム９は、系統データ保存データベース１４と、系統構成作成部５０、将来潮流断面算出部５１、運用限界値算出部５２、系統設備過負荷解消演算部５３、再エネ出力抑制量演算部５４及び発電機出力調整量演算部５５とを備えて構成される。 As shown in FIG. 12, the renewable energy system stabilization system 9 is configured to include a system data storage database 14, a system configuration creation unit 50, a future power flow cross section calculation unit 51, an operational limit value calculation unit 52, a system equipment overload resolution calculation unit 53, a renewable energy output suppression amount calculation unit 54, and a generator output adjustment amount calculation unit 55.

系統データ保存データベース１４は、各種の系統データを保持及び管理するために利用されるデータベースである。系統データ保存データベース１４には、上述のように、全体エリアＡＲ１内の各送電線２，３の運用限界値と、再エネ系統安定化システム９が各再エネ系統安定化サブシステム１０からそれぞれ取得したその再エネ系統安定化サブシステム１０の管轄部分エリアＡＲ２（図１）の発電機実績、風力発電実績及び太陽光発電実績と、中央給電指令所システム８から与えられた全体エリアＡＲ１内の30分ごと24時間分の各時間帯の需給断面における発電計画値、需要予測値及び再エネ出力予測値とがそれぞれ格納される。 The system data storage database 14 is a database used to hold and manage various system data. As described above, the system data storage database 14 stores the operational limit values of each transmission line 2, 3 in the entire area AR1, the generator performance, wind power generation performance, and solar power generation performance of the partial area AR2 (Figure 1) under the jurisdiction of each renewable energy system stabilization subsystem 10, which the renewable energy system stabilization system 9 acquires from each renewable energy system stabilization subsystem 10, and the power generation plan values, demand forecast values, and renewable energy output forecast values in the supply and demand section for each time period every 30 minutes for 24 hours in the entire area AR1, which are provided by the central load dispatching center system 8.

系統構成作成部５０は、再エネ系統安定化システム９のＣＰＵ３０が主記憶装置３１に格納された系統構成作成プログラム４０（図１１）を実行することにより具現化される機能部である。系統構成作成部５０は、全体エリアＡＲ１内の電力系統のトポロジに関する情報を保持しており、送電線２，３や変圧器４などの送電設備の接続関係を表す電力系統の構成図を作成し、その情報を将来潮流断面算出部５１及び運用限界値算出部５２に出力する。 The system configuration creation unit 50 is a functional unit that is realized by the CPU 30 of the renewable energy system stabilization system 9 executing the system configuration creation program 40 (FIG. 11) stored in the main memory device 31. The system configuration creation unit 50 holds information related to the topology of the power system within the entire area AR1, creates a configuration diagram of the power system that shows the connection relationships of the power transmission equipment such as the transmission lines 2 and 3 and the transformer 4, and outputs the information to the future power flow cross section calculation unit 51 and the operational limit value calculation unit 52.

将来潮流断面算出部５１は、再エネ系統安定化システム９のＣＰＵ３０が主記憶装置３１に格納された将来潮流断面算出プログラム４１を実行することにより具現化される機能部である。将来潮流断面算出部５１は、系統構成作成部５０から与えられた全体エリアＡＲ１内の電力系統の構成図の情報と、系統データ保存データベース１４に格納されている各種情報とに基づいて、全体エリアＡＲ１内のすべての送電線２，３について、所定時点（図４のＳ３では翌日の午前０時、Ｓ８では１＋α時間後、Ｓ１３では１時間後）から30分ごと24時間分の各時間帯の需給断面における潮流電力の予測値をそれぞれ算出し、算出した各送電線２，３の各需給断面における潮流電力の予測値を系統設備過負荷解消演算部５３に出力する。また将来潮流断面算出部５１は、算出した各送電線２，３の各需給断面における潮流電力の予測値のうち、基幹系統２（図１）の潮流電力（Ｐ１＋Ｐ２）の30分ごと24時間分の潮流断面の予測値を再エネ出力抑制量演算部５４に出力する。 The future power flow cross section calculation unit 51 is a functional unit embodied by the CPU 30 of the renewable energy system stabilization system 9 executing the future power flow cross section calculation program 41 stored in the main memory device 31. Based on the information on the configuration diagram of the power system in the entire area AR1 provided by the system configuration creation unit 50 and various information stored in the system data storage database 14, the future power flow cross section calculation unit 51 calculates the predicted value of the power flow power in the supply and demand cross section for each time period for 24 hours every 30 minutes from a predetermined time point (0:00 the next day in S3 of FIG. 4, 1+α hours later in S8, and 1 hour later in S13) for all transmission lines 2, 3 in the entire area AR1, and outputs the calculated predicted value of the power flow power in each supply and demand cross section of each transmission line 2, 3 to the system equipment overload resolution calculation unit 53. In addition, the future power flow cross section calculation unit 51 outputs the predicted values of the power flow cross section for 24 hours every 30 minutes of the power flow power (P1 + P2) of the main grid 2 (Figure 1) out of the calculated predicted values of the power flow power in each supply and demand cross section of each transmission line 2, 3 to the renewable energy output suppression amount calculation unit 54.

運用限界値算出部５２は、再エネ系統安定化システム９のＣＰＵ３０が主記憶装置３１に格納された運用限界値算出プログラム４２を実行することにより具現化される機能部である。運用限界値算出部５２は、中央給電指令所システム８から通知される、予め設定された各送電線２，３の運用限界値を系統設備過負荷解消演算部５３に通知する。 The operational limit value calculation unit 52 is a functional unit that is realized by the CPU 30 of the renewable energy grid stabilization system 9 executing the operational limit value calculation program 42 stored in the main memory device 31. The operational limit value calculation unit 52 notifies the grid equipment overload resolution calculation unit 53 of the pre-set operational limit values of each of the power transmission lines 2 and 3 notified by the central load dispatching center system 8.

また運用限界値算出部５２は、後述のように系統設備過負荷解消演算部５３から与えられる基幹系統２の空き容量に基づいて、当該空き容量が上述の予め定めれられた上述の空き容量閾値未満である場合には、将来の30分ごと24時間分の各時間帯における各送電線２，３の運用限界値を算出し、算出結果を系統設備過負荷解消演算部５３に出力する。 In addition, based on the available capacity of the main grid 2 provided by the grid equipment overload resolution calculation unit 53 as described below, if the available capacity is less than the above-mentioned predetermined available capacity threshold, the operational limit value calculation unit 52 calculates the operational limit values of each of the power transmission lines 2 and 3 for each time period for the next 24 hours every 30 minutes, and outputs the calculation results to the grid equipment overload resolution calculation unit 53.

さらに運用限界値算出部５２は、上述のように算出した各部分エリアＡＲ２内の送電線３の運用限界値をそれぞれその部分エリアＡＲ２を管轄する再エネ系統安定化サブシステム１０に通知する。そして運用限界値算出部５２は、この後、各再エネ系統安定化サブシステム１０からそれぞれ通知される基幹系統２の運用限界値に基づいて上述のようにして自己が算出した各送電線２，３の運用限界値を補正し、補正した運用限界値を系統設備過負荷解消演算部５３及び中央給電指令所システム８に出力する。 Furthermore, the operational limit value calculation unit 52 notifies the operational limit value of the transmission lines 3 in each partial area AR2 calculated as described above to the renewable energy system stabilization subsystem 10 that manages that partial area AR2. The operational limit value calculation unit 52 then corrects the operational limit values of each transmission line 2, 3 that it has calculated as described above based on the operational limit value of the main system 2 notified by each renewable energy system stabilization subsystem 10, and outputs the corrected operational limit values to the system equipment overload resolution calculation unit 53 and the central load dispatching center system 8.

系統設備過負荷解消演算部５３は、再エネ系統安定化システム９のＣＰＵ３０が主記憶装置３１に格納された系統設備過負荷解消演算プログラム４３を実行することにより具現化される機能部である。系統設備過負荷解消演算部５３は、将来潮流断面算出部５１から与えられる各送電線２，３の30分ごと24時間分の各時間帯の需給断面における潮流電力の予測値と、運用限界値算出部５２から与えられる各送電線２，３の運用限界値とに基づいて、各需給断面の潮流電力の予測値がいずれもその送電線２，３の運用限界値を超えていないか否かをそれぞれ判定（過負荷判定）する。 The system equipment overload resolution calculation unit 53 is a functional unit realized by the CPU 30 of the renewable energy system stabilization system 9 executing the system equipment overload resolution calculation program 43 stored in the main memory device 31. The system equipment overload resolution calculation unit 53 determines (overload determination) whether or not the predicted values of the flow power of each supply and demand cross section exceed the operational limit value of the transmission lines 2, 3, based on the predicted values of the flow power in the supply and demand cross section for each time period for 24 hours every 30 minutes of each transmission line 2, 3 given by the future flow cross section calculation unit 51 and the operational limit value of each transmission line 2, 3 given by the operational limit value calculation unit 52.

具体的に、系統設備過負荷解消演算部５３は、送電線２，３ごとに、その運用限界値と、その送電線２，３の30分ごとの需給断面の潮流電力の予測値との差分をその送電線２，３の空き容量の予測値として算出し、算出した空き容量の予測値が正の値となるか否かを判定する。そして系統設備過負荷解消演算部５３は、かかる判定の判定結果と、各送電線２，３の30分ごと24時間分の空き容量の予測値とを再エネ出力抑制量演算部５４に出力すると共に、基幹系統２の空き容量の予測値を運用限界値算出部５２に出力する。 Specifically, the system equipment overload resolution calculation unit 53 calculates the difference between the operational limit value and the predicted value of the tidal flow power of the supply and demand section of each of the transmission lines 2 and 3 every 30 minutes as the predicted value of the available capacity of each of the transmission lines 2 and 3, and judges whether the calculated predicted value of the available capacity is a positive value or not. The system equipment overload resolution calculation unit 53 then outputs the result of this judgment and the predicted value of the available capacity for 24 hours every 30 minutes of each of the transmission lines 2 and 3 to the renewable energy output suppression amount calculation unit 54, and outputs the predicted value of the available capacity of the main system 2 to the operational limit value calculation unit 52.

再エネ出力抑制量演算部５４は、再エネ系統安定化システム９のＣＰＵ３０が主記憶装置３１に格納された再エネ出力抑制量演算プログラム４４を実行することにより具現化される機能部である。再エネ出力抑制量演算部５４は、将来潮流断面算出部５１から与えられた各送電線２，３の30分ごと24時間分の潮流電力の予測値と、系統設備過負荷解消演算部５３から与えられた各送電線２，３の30分ごと24時間分の過負荷判定の判定結果、及び、各送電線２，３の30分ごと24時間分の空き容量の予測値とに基づいて、ある送電線２，３のある時間帯の需給断面の潮流電力がその送電線２，３の運用限界値を超えている場合に、その時間帯にどの再生可能エネルギー装置（ここでは風力発電装置１１）の出力をどの程度抑制すべきかといった再生可能エネルギーの抑制量をそれぞれ算出する。そして再エネ出力抑制量演算部５４は、かかる算出結果を再エネ抑制量として発電機出力調整量演算部５５及び中央給電指令所システム８に出力する。 The renewable energy output suppression amount calculation unit 54 is a functional unit embodied by the CPU 30 of the renewable energy system stabilization system 9 executing the renewable energy output suppression amount calculation program 44 stored in the main storage device 31. The renewable energy output suppression amount calculation unit 54 calculates the amount of suppression of renewable energy, such as the extent to which the output of which renewable energy device (here, the wind power generation device 11) should be suppressed during a certain time period when the tidal flow power of the supply and demand cross section of a certain transmission line 2, 3 during that time period exceeds the operation limit value of that transmission line 2, 3, based on the predicted value of the tidal flow power for 24 hours for 30 minutes for each transmission line 2, 3 given by the future power flow cross section calculation unit 51, the judgment result of the overload judgment for 24 hours for 30 minutes for each transmission line 2, 3 given by the system equipment overload resolution calculation unit 53, and the predicted value of the available capacity for 24 hours for 30 minutes for each transmission line 2, 3. The renewable energy output suppression amount calculation unit 54 then outputs the calculation result as the renewable energy suppression amount to the generator output adjustment amount calculation unit 55 and the central load dispatching center system 8.

発電機出力調整量演算部５５は、再エネ系統安定化システム９のＣＰＵ３０が主記憶装置３１に格納された発電機出力調整量演算プログラム４５を実行することにより具現化される機能部である。発電機出力調整量演算部５５は、再エネ出力抑制量演算部５４から与えられた30分ごと24時間分の各時間帯の需給断面における再エネ出力抑制量に基づいて発電機５，６（図１）の出力調整量を算出する。具体的に、発電機出力調整量演算部５５は、再生可能エネルギー装置の出力抑制量が大きい（例えば1000MW以上）と系統周波数が低下するため、このような系統周波数の低下を抑制し得るような発電機５，６の出力調整量を算出する。そして発電機出力調整量演算部５５は、算出した発電機５，６の出力調整量を発電機出力調整量として中央給電指令所システム８に通知する。 The generator output adjustment amount calculation unit 55 is a functional unit embodied by the CPU 30 of the renewable energy grid stabilization system 9 executing the generator output adjustment amount calculation program 45 stored in the main memory device 31. The generator output adjustment amount calculation unit 55 calculates the output adjustment amount of the generators 5, 6 (FIG. 1) based on the renewable energy output suppression amount in the supply and demand section for each time period for 24 hours every 30 minutes given by the renewable energy output suppression amount calculation unit 54. Specifically, when the output suppression amount of the renewable energy device is large (for example, 1000 MW or more), the system frequency drops, so the generator output adjustment amount calculation unit 55 calculates the output adjustment amount of the generators 5, 6 that can suppress such a drop in the system frequency. The generator output adjustment amount calculation unit 55 then notifies the central load dispatching center system 8 of the calculated output adjustment amount of the generators 5, 6 as the generator output adjustment amount.

中央給電指令所システム８は、再エネ出力抑制量演算部５４から与えられた再エネ出力抑制量と、発電機出力調整量演算部５５から与えられた発電機出力調整量と、運用限界値算出部５２から与えられた各送電線２，３の運用限界値とに基づき、潮流計算や過渡安定度計算及びＰＶカーブなどの計算手法を用いて、30分ごと24時間分の各時間帯の需給断面において、過渡安定度を維持できるか、すべての送電線２，３に過負荷が発生しないか、各送電線２，３の電圧変動が既定範囲内に入っているか、及び、各送電線２，３を流れる潮流電力の周波数変動が既定範囲内に入っているかをそれぞれ判定する。 Based on the renewable energy output suppression amount given by the renewable energy output suppression amount calculation unit 54, the generator output adjustment amount given by the generator output adjustment amount calculation unit 55, and the operational limit value of each transmission line 2, 3 given by the operational limit value calculation unit 52, the central load dispatching center system 8 uses calculation methods such as power flow calculation, transient stability calculation, and PV curve to determine whether transient stability can be maintained in the supply and demand cross section for each time period over a 24-hour period every 30 minutes, whether overload will not occur in all transmission lines 2, 3, whether the voltage fluctuation of each transmission line 2, 3 is within a specified range, and whether the frequency fluctuation of the power flow through each transmission line 2, 3 is within a specified range.

そして中央給電指令所システム８は、各送電線２，３の電圧変動が既定範囲内に入っていない場合や、各送電線２，３を流れる潮流電力の周波数変動が既定範囲内に入っていない場合には、対応する時間帯に、これらが対応する既定範囲内に入るように必要な発電機５，６をその出力を上げ又は下げるように発電計画を再立案する。また中央給電指令所システム８は、再エネ出力抑制量演算部５４から与えられた再エネ出力抑制量をホームページに掲載し、これにより必要な再生可能エネルギーの発電事業者に発電計画の見直しを求める。 If the voltage fluctuations of the transmission lines 2, 3 are not within the specified range, or if the frequency fluctuations of the tidal power flowing through the transmission lines 2, 3 are not within the specified range, the central load dispatching center system 8 re-plans the power generation plan to increase or decrease the output of the necessary generators 5, 6 so that they are within the corresponding specified range during the corresponding time period. The central load dispatching center system 8 also publishes the renewable energy output suppression amount given by the renewable energy output suppression amount calculation unit 54 on its website, and requests the necessary renewable energy power generation companies to revise their power generation plans.

なお、上述の判定作業を中央給電指令所システム８の代わりに再エネ系統安定化システム９で実行するようにしてもよい。また各再エネ系統安定化サブシステム１０がそれぞれ管轄部分エリアＡＲ２（図１）内の部分的な電力系統について上述と同様の処理を実行するようにしてもよい。この場合には、図１の部分エリアＡＲ２ごとの運用限界値の時刻変化や、基幹系統２の運用限界値の時刻変化を、再エネ系統安定化システム９及びすべての再エネ系統安定化サブシステム１０間で共有することにより、適切な再生可能エネルギー装置の発電可能量や発電機５，６の出力調整量を算出できる。 The above-mentioned judgment work may be performed by the renewable energy grid stabilization system 9 instead of the central load dispatching center system 8. Also, each renewable energy grid stabilization subsystem 10 may perform the same processing as described above for the partial power grid within its respective jurisdictional partial area AR2 (FIG. 1). In this case, the time change in the operational limit value for each partial area AR2 in FIG. 1 and the time change in the operational limit value of the main grid 2 are shared between the renewable energy grid stabilization system 9 and all the renewable energy grid stabilization subsystems 10, so that the appropriate power generation capacity of the renewable energy device and the output adjustment amount of the generators 5 and 6 can be calculated.

さらに各再生可能エネルギー装置の出力や発電機５，６の時々刻々の出力を実際に計測することで、想定潮流に対する実測潮流の偏差を求めることができ、再生可能エネルギー装置の出力可能量や抑制量を算出する精度を向上させることができる。 Furthermore, by actually measuring the output of each renewable energy device and the moment-to-moment output of generators 5 and 6, it is possible to determine the deviation of the actual measured current from the expected current, thereby improving the accuracy of calculating the possible output amount and suppression amount of the renewable energy device.

一方、図１３は、図４のステップＳ３やステップＳ８及びステップＳ１３において再エネ系統安定化サブシステム１０により実行される再生可能エネルギーの抑制量の算出処理に関する、再エネ系統安定化サブシステム１０の論理構成を示す。 On the other hand, FIG. 13 shows the logical configuration of the renewable energy grid stabilization subsystem 10 with respect to the calculation process of the suppression amount of renewable energy executed by the renewable energy grid stabilization subsystem 10 in steps S3, S8, and S13 of FIG. 4.

この図１３に示すように、再エネ系統安定化サブシステム１０は、系統データ保存データベース１３と、系統構成作成部６０、将来潮流断面算出部６１、運用限界値算出部６２、系統設備過負荷解消演算部６３及び再エネ出力抑制量演算部６４とを備えて構成される。 As shown in FIG. 13, the renewable energy system stabilization subsystem 10 is configured to include a system data storage database 13, a system configuration creation unit 60, a future power flow cross section calculation unit 61, an operational limit value calculation unit 62, a system equipment overload resolution calculation unit 63, and a renewable energy output suppression amount calculation unit 64.

系統データ保存データベース１３は、各種の系統データを保持及び管理するために利用されるデータベースである。系統データ保存データベース１３には、上述のように再エネ系統安定化システム９から通知された管轄部分エリアＡＲ２内の送電線３の運用限界値、及び、管轄部分エリアＡＲ２内の30分ごと24時間分の各時間帯の需給断面における発電計画値、需要予測値及び再エネ出力予測値と、その管轄部分エリアＡＲ２内の発電機実績、風力発電実績及び太陽光発電実績とが格納される。 The system data storage database 13 is a database used to hold and manage various system data. The system data storage database 13 stores the operational limit values of the power transmission lines 3 in the jurisdictional partial area AR2 notified by the renewable energy system stabilization system 9 as described above, the power generation plan values, demand forecast values, and renewable energy output forecast values in the supply and demand section for each time period every 30 minutes for 24 hours in the jurisdictional partial area AR2, and the generator performance, wind power generation performance, and solar power generation performance in the jurisdictional partial area AR2.

系統構成作成部６０は、再エネ系統安定化サブシステム１０のＣＰＵ３０が主記憶装置に格納された系統構成作成プログラムを実行することにより具現化される機能部である。系統構成作成部６０は、その再エネ系統安定化サブシステム１０の管轄部分エリアＡＲ２内の電力系統のトポロジに関する情報を保持しており、その管轄部分エリアＡＲ２内の送電線３や変圧器４などの送電設備の接続関係を表す電力系統の構成図を作成し、その情報を将来潮流断面算出部６１及び運用限界値算出部６２に出力する。 The system configuration creation unit 60 is a functional unit that is realized by the CPU 30 of the renewable energy system stabilization subsystem 10 executing a system configuration creation program stored in the main storage device. The system configuration creation unit 60 holds information regarding the topology of the power system within the jurisdictional partial area AR2 of the renewable energy system stabilization subsystem 10, creates a configuration diagram of the power system that shows the connection relationships of the power transmission equipment such as the transmission lines 3 and transformers 4 within the jurisdictional partial area AR2, and outputs the information to the future power flow cross section calculation unit 61 and the operational limit value calculation unit 62.

将来潮流断面算出部６１は、再エネ系統安定化サブシステム１０のＣＰＵ３０が主記憶装置に格納された将来潮流断面算出プログラムを実行することにより具現化される機能部である。将来潮流断面算出部６１は、系統構成作成部６０から与えられた管轄部分エリアＡＲ２内の電力系統の構成図の情報と、系統データ保存データベース１３に格納されている各種情報とに基づいて、管轄部分エリアＡＲ２内の送電線３について、所定時点（図４のＳ３では翌日の午前０時、Ｓ８では１＋α時間後、Ｓ１３では１時間後）から30分ごと24時間分の各時間帯の需給断面における潮流電力の予測値をそれぞれ算出し、算出した各潮流電力の予測値を系統設備過負荷解消演算部６３に出力する。また将来潮流断面算出部６１は、算出した送電線３の各需給断面における潮流電力の予測値を再エネ出力抑制量演算部６４に出力する。 The future power flow cross section calculation unit 61 is a functional unit embodied by the CPU 30 of the renewable energy system stabilization subsystem 10 executing a future power flow cross section calculation program stored in the main storage device. Based on the information on the configuration diagram of the power system in the jurisdictional partial area AR2 provided by the system configuration creation unit 60 and various information stored in the system data storage database 13, the future power flow cross section calculation unit 61 calculates the predicted value of the power flow power in the supply and demand cross section for each time period for 24 hours every 30 minutes from a predetermined time point (0:00 the next day in S3 of FIG. 4, 1+α hours later in S8, and 1 hour later in S13) for the transmission line 3 in the jurisdictional partial area AR2, and outputs the calculated predicted value of each power flow power to the system equipment overload resolution calculation unit 63. The future power flow cross section calculation unit 61 also outputs the calculated predicted value of the power flow power in each supply and demand cross section of the transmission line 3 to the renewable energy output suppression amount calculation unit 64.

運用限界値算出部６２は、再エネ系統安定化サブシステム１０のＣＰＵ３０が主記憶装置に格納された運用限界値算出プログラムを実行することにより具現化される機能部である。運用限界値算出部６２は、再エネ系統安定化システム９から通知された対応する送電線３の運用限界値を系統設備過負荷解消演算部６３に通知する。また運用限界値算出部６２は、後述のように系統設備過負荷解消演算部６３から与えられる管轄部分エリアＡＲ２内の送電線３の空き容量の予測値に基づいて、かかる送電線３の空き容量の予測値が上述の空き容量閾値未満となる時間帯が存在する場合にはその時間帯における送電線３の新たな運用限界値をそれぞれ算出し、算出結果を系統設備過負荷解消演算部６３及び再エネ系統安定化システム９に出力する。 The operational limit value calculation unit 62 is a functional unit embodied by the CPU 30 of the renewable energy grid stabilization subsystem 10 executing an operational limit value calculation program stored in the main storage device. The operational limit value calculation unit 62 notifies the system equipment overload resolution calculation unit 63 of the operational limit value of the corresponding transmission line 3 notified from the renewable energy grid stabilization system 9. In addition, based on the predicted value of the available capacity of the transmission line 3 in the jurisdictional partial area AR2 given by the system equipment overload resolution calculation unit 63 as described below, if there is a time period in which the predicted value of the available capacity of the transmission line 3 is less than the above-mentioned available capacity threshold, the operational limit value calculation unit 62 calculates a new operational limit value of the transmission line 3 for that time period, and outputs the calculation result to the system equipment overload resolution calculation unit 63 and the renewable energy grid stabilization system 9.

系統設備過負荷解消演算部６３は、再エネ系統安定化サブシステム１０のＣＰＵ３０が主記憶装置に格納された系統設備過負荷解消演算プログラムを実行することにより具現化される機能部である。系統設備過負荷解消演算部６３は、将来潮流断面算出部６１から与えられる管轄部分エリアＡＲ２内の送電線３の30分ごと24時間分の各需給断面における潮流電力の予測値と、運用限界値算出部６２から与えられる送電線３の運用限界値とに基づいて、各需要断面の予測値がいずれもその送電線３の運用限界値を超えていないか否かをそれぞれ判定（過負荷判定）する。 The system equipment overload resolution calculation unit 63 is a functional unit realized by the CPU 30 of the renewable energy system stabilization subsystem 10 executing a system equipment overload resolution calculation program stored in the main memory device. The system equipment overload resolution calculation unit 63 determines (overload determination) whether or not any of the predicted values of each demand section exceeds the operational limit value of the transmission line 3 based on the predicted values of the power flow power in each supply and demand section for 24 hours every 30 minutes of the transmission line 3 in the jurisdictional partial area AR2 given by the future power flow section calculation unit 61 and the operational limit value of the transmission line 3 given by the operational limit value calculation unit 62.

具体的に、系統設備過負荷解消演算部６３は、その送電線３のその運用限界値と、その送電線３の30分ごとの需給断面の潮流電力の予測値との差分をその送電線３の空き容量の予測値として算出し、算出した空き容量の予測値が正の値となるか否かを判定する。そして系統設備過負荷解消演算部６３は、かかる判定の判定結果と、その送電線３の30分ごと24時間分の空き容量の予測値とを再エネ出力抑制量演算部６４に出力すると共に、送電線３の空き容量の予測値を運用限界値算出部６２に出力する。 Specifically, the system equipment overload resolution calculation unit 63 calculates the difference between the operational limit value of the transmission line 3 and the predicted value of the tidal flow power of the supply and demand section of the transmission line 3 every 30 minutes as the predicted value of the available capacity of the transmission line 3, and judges whether the calculated predicted value of the available capacity is a positive value or not. The system equipment overload resolution calculation unit 63 then outputs the result of such judgment and the predicted value of the available capacity of the transmission line 3 for 24 hours every 30 minutes to the renewable energy output suppression amount calculation unit 64, and outputs the predicted value of the available capacity of the transmission line 3 to the operational limit value calculation unit 62.

再エネ出力抑制量演算部６４は、再エネ系統安定化サブシステム１０のＣＰＵ３０が主記憶装置に格納された再エネ出力抑制量演算プログラムを実行することにより具現化される機能部である。再エネ出力抑制量演算部６４は、将来潮流断面算出部６１から与えられた管轄部分エリアＡＲ２内の送電線３の30分ごと24時間分の需給断面の潮流電力の予測値と、系統設備過負荷解消演算部６３から与えられた、送電線３の30分ごと24時間分の過負荷判定の判定結果、及び、送電線３の30分ごと24時間分の空き容量の予測値とに基づいて、送電線３のある時間帯の需給断面の潮流電力の予測値がその送電線３の運用限界値を超えている場合に、その時間帯に管轄部分エリアＡＲ２内のどの再生可能エネルギー装置（ここでは風力発電装置１１）の出力をどの程度抑制すべきかといった再生エネルギーの抑制量を算出する。そして再エネ出力抑制量演算部６４は、かかる算出結果を再エネ抑制量として再エネ系統安定化システム９に出力する。 The renewable energy output suppression amount calculation unit 64 is a functional unit embodied by the CPU 30 of the renewable energy system stabilization subsystem 10 executing the renewable energy output suppression amount calculation program stored in the main storage device. The renewable energy output suppression amount calculation unit 64 calculates the amount of suppression of renewable energy, such as the extent to which the output of which renewable energy device (here, wind power generation device 11) in the jurisdiction area AR2 should be suppressed in a certain time period when the predicted value of the flow power of the supply and demand cross section of the transmission line 3 in a certain time period exceeds the operation limit value of the transmission line 3, based on the predicted value of the flow power of the supply and demand cross section of the transmission line 3 for 24 hours every 30 minutes in the jurisdiction area AR2 given by the future flow cross section calculation unit 61, the judgment result of the overload judgment of the transmission line 3 for 24 hours every 30 minutes given by the system equipment overload resolution calculation unit 63, and the predicted value of the available capacity of the transmission line 3 for 24 hours every 30 minutes. The renewable energy output suppression amount calculation unit 64 then outputs the calculation result to the renewable energy grid stabilization system 9 as the renewable energy suppression amount.

かくして再エネ系統安定化システム９は、各再エネ系統安定化サブシステム１０から与えられた送電線３の新たな運用限界値や再エネ抑制量に基づいて自己が算出した送電線２，３の運用限界値や再エネ抑制量を補正して中央給電指令所システム８に送信する。 Thus, the renewable energy grid stabilization system 9 corrects the operational limit values and renewable energy suppression amounts of the transmission lines 2 and 3 that it has calculated based on the new operational limit values and renewable energy suppression amounts of the transmission lines 3 provided by each renewable energy grid stabilization subsystem 10, and transmits them to the central load dispatching center system 8.

（１－５）運用限界値算出部の処理
送電線２，３の空き容量の予測値は、上述のように全体エリアＡＲ１（図１）内の需要予測値、再エネ出力予測値及び発電計画に基づいてその送電線２，３の想定潮流電力を算出し、算出した想定潮流電力と、その送電線２，３の運用限界値との差分として求めることができる。 (1-5) Processing of the operational limit value calculation unit The predicted value of the available capacity of the transmission lines 2 and 3 can be obtained by calculating the expected flow power of the transmission lines 2 and 3 based on the demand forecast value, the renewable energy output forecast value, and the power generation plan within the entire area AR1 (Figure 1) as described above, and finding the difference between the calculated expected flow power and the operational limit value of the transmission lines 2 and 3.

従来、送電線２，３の運用限界値は、年間の色々な系統断面の潮流電力を予測し、落雷などのＮ－１事故時の発電機５，６（図１）の動揺を決定する過渡安定度計算手法で計画段階で事前に決定される。この際、風力発電装置１１（図１）や太陽光発電装置１２（図１）などのインバータ装置の導入量は小さいものと想定し、発電機５，６は同期発電機であることを前提に過渡安定度計算を行って運用限界値を決定している。 Conventionally, the operational limits of transmission lines 2 and 3 are determined in advance at the planning stage using a transient stability calculation method that predicts the annual tidal power at various system cross sections and determines the oscillations of generators 5 and 6 (Figure 1) in the event of an N-1 accident such as a lightning strike. At this time, it is assumed that the number of inverter devices such as wind power generation equipment 11 (Figure 1) and solar power generation equipment 12 (Figure 1) introduced is small, and the operational limits are determined by performing a transient stability calculation on the premise that generators 5 and 6 are synchronous generators.

このため、風力発電装置１１や太陽光発電装置１２などのインバータ装置の導入が多くなると、事前に求めた運用限界値が正確でなくなり、ノンファーム型接続電源（ここでは風力発電）の導入量をマージンを持たせて少なく見積もることになるため、ノンファーム型接続電源の発電電力量が減ることになる。 For this reason, as more inverter devices such as wind power generation devices 11 and solar power generation devices 12 are introduced, the pre-determined operational limit values become inaccurate, and the amount of non-farm-type connected power sources (wind power generation in this case) introduced will be underestimated with a margin, resulting in a reduction in the amount of power generated by the non-farm-type connected power sources.

そこで、再エネ系統安定化システム９の運用限界値算出部５２や、再エネ系統安定化サブシステム１０の運用限界値算出部６２は、送電線２，３の空き容量の予測値が空き容量閾値未満となった場合には、ノンファーム型接続電源の発電量を減らさないように、図１４に示す処理手順に従って精度の高い運用限界値を求めている。なお以下においては、再エネ系統安定化システム９の運用限界値算出部５２の処理内容についてのみ説明するが、再エネ系統安定化サブシステム１０の運用限界値算出部６２の処理内容もほぼ同様である。 Therefore, when the predicted value of the available capacity of the power transmission lines 2 and 3 falls below the available capacity threshold, the operational limit value calculation unit 52 of the renewable energy grid stabilization system 9 and the operational limit value calculation unit 62 of the renewable energy grid stabilization subsystem 10 calculate highly accurate operational limit values according to the processing procedure shown in FIG. 14 so as not to reduce the power generation amount of the non-farm type connected power source. Note that only the processing content of the operational limit value calculation unit 52 of the renewable energy grid stabilization system 9 will be described below, but the processing content of the operational limit value calculation unit 62 of the renewable energy grid stabilization subsystem 10 is almost the same.

実際上、運用限界値算出部５２は、まず、系統構成作成部５０から与えられる電力系統の構成図の情報に基づいて30分ごとの24時間分（48断面分）の電力系統構成図を作成する（Ｓ２０）。 In practice, the operational limit value calculation unit 52 first creates a power system configuration diagram for 24 hours (48 cross sections) every 30 minutes based on the information on the power system configuration diagram provided by the system configuration creation unit 50 (S20).

続いて、運用限界値算出部５２は、ステップＳ２０で電力系統構成図を作成した各時間帯のうち、ステップＳ２２以降が未処理の時間帯を１つ選択し（Ｓ２１）、選択した時間帯（以下、図１４の説明においてこれを選択時間帯と呼ぶ）において発電計画又は後述するステップＳ２９で変更した設定に従って各発電機５，６を駆動した場合に想定される各送電線２，３の潮流電力の値をそれぞれ算出する（Ｓ２２）。 Then, the operational limit value calculation unit 52 selects one of the time periods for which the power system configuration diagram was created in step S20 and for which processing has not been completed after step S22 (S21), and calculates the expected value of the tidal flow power of each of the transmission lines 2 and 3 when each of the generators 5 and 6 is driven according to the power generation plan or the settings changed in step S29 (described later) during the selected time period (hereinafter, referred to as the selected time period in the description of FIG. 14) (S22).

次いで、運用限界値算出部５２は、選択時間帯に想定される落雷等の事故発生を必要な送電線２，３に対してそれぞれ設定し（Ｓ２３）、その後、かかる送電線２，３にかかる事故が発生した状態において各送電線２，３をそれぞれ流れる潮流電力の過渡安定度を算出する（Ｓ２４）。 Next, the operational limit value calculation unit 52 sets the occurrence of an accident such as a lightning strike expected during the selected time period for each of the necessary transmission lines 2 and 3 (S23), and then calculates the transient stability of the forward flow power flowing through each of the transmission lines 2 and 3 in a state in which an accident occurs on the transmission lines 2 and 3 (S24).

次いで、運用限界値算出部５２は、ステップＳ２４の算出結果に基づいて、各送電線２，３を流れる潮流電力の電圧変動がその送電線２，３に対して予め設定された範囲内にあるか否か、各送電線２，３がそれぞれ過負荷状態になっていないか否か、及び、各送電線２，３をそれぞれ流れる潮流電力の周波数変動が予め設定された範囲内にあるか否かをそれぞれ順次判断する（Ｓ２５～Ｓ２７）。 Next, based on the calculation results of step S24, the operational limit value calculation unit 52 sequentially determines whether the voltage fluctuation of the forward flow power flowing through each of the transmission lines 2, 3 is within a range preset for that transmission line 2, 3, whether each of the transmission lines 2, 3 is in an overload state, and whether the frequency fluctuation of the forward flow power flowing through each of the transmission lines 2, 3 is within a preset range (S25 to S27).

さらに運用限界値算出部５２は、これらステップＳ２５～ステップＳ２７のいずれかにおいていずれの送電線２，３にも問題が発生している（潮流電力の電圧変動が既定範囲外、過負荷の発生あり、及び又は、周波数変動が既定範囲外）か否かを判断する（Ｓ２８）。 Furthermore, the operational limit calculation unit 52 determines whether a problem has occurred in either of the power transmission lines 2 and 3 in any of steps S25 to S27 (voltage fluctuation of the forward power is outside the specified range, an overload has occurred, and/or frequency fluctuation is outside the specified range) (S28).

運用限界値算出部５２は、この判断で否定結果を得ると、全体エリアＡＲ１（図１）内の一部又は全部の発電機５，６の出力設定を所定パターンで変更した後（Ｓ２９）、ステップＳ２２に戻り、この後ステップＳ２８で肯定結果を得るまでステップＳ２２～ステップＳ２９の処理を繰り返す。 If the operational limit value calculation unit 52 obtains a negative result in this determination, it changes the output settings of some or all of the generators 5, 6 within the entire area AR1 (Figure 1) in a predetermined pattern (S29), then returns to step S22, and repeats the processing of steps S22 to S29 until it obtains a positive result in step S28.

そして運用限界値算出部５２は、やがてステップＳ２８で肯定結果を得ると、直前のステップＳ２２で算出した各送電線２，３の潮流電力の値をそれぞれこれら送電線２，３の運用限界値として確定する（Ｓ３０）。また運用限界値算出部５２は、この後、48断面のすべての時間帯についてステップＳ２２～ステップＳ３０の処理を実行し終えたか否かを判断する（Ｓ３１）。 When the operational limit calculation unit 52 eventually obtains a positive result in step S28, it determines the values of the forward flow power of each of the power transmission lines 2 and 3 calculated in the previous step S22 as the operational limit values of these power transmission lines 2 and 3 (S30). The operational limit calculation unit 52 then determines whether or not the processing of steps S22 to S30 has been completed for all time periods of the 48 cross sections (S31).

運用限界値算出部５２は、この判断で否定結果を得るとステップＳ２１に戻り、この後、ステップＳ２１で選択する時間帯をステップＳ２２以降が未処理の他の時間帯に順次切り替えながら、ステップＳ２１～ステップＳ３１の処理を繰り返す。この繰返し処理により、各時間帯における各送電線２，３の運用限界値がそれぞれ確定される。 If the operational limit calculation unit 52 obtains a negative result in this determination, it returns to step S21, and then repeats the processing of steps S21 to S31 while sequentially switching the time period selected in step S21 to other time periods that have not been processed in steps S22 and onward. Through this repeated processing, the operational limit values of each of the power transmission lines 2 and 3 in each time period are determined.

そして運用限界値算出部５２は、やがてすべて時間帯における各送電線２，３の運用限界値をそれぞれ算出し終えることによりステップＳ３１で肯定結果を得ると、この運用限界値算出処理を終了し、このとき算出した各送電線２，３の運用限界値を系統設備過負荷解消演算部５３（図１１）や中央給電指令所システム８に送信する。 When the operational limit calculation unit 52 eventually obtains a positive result in step S31 by completing the calculation of the operational limit values of each of the power transmission lines 2 and 3 for all time periods, it ends the operational limit calculation process and transmits the calculated operational limit values of each of the power transmission lines 2 and 3 to the system equipment overload resolution calculation unit 53 (Figure 11) and the central load dispatching center system 8.

なお、過渡安定度の算出には多くの時間を必要とする。このため、例えば図３において再エネ系統安定化システム９が前日の午後に翌日の発電計画を算出するタイミング（Ｓ１）や、数時間前に発電計画を算出するタイミング（Ｓ６）では過渡安定度計算を行って各送電線２の運用限界値の修正を行うことも可能であるが、１時間前のタイミング（Ｓ１１）では過渡安定度計算を行うには時間が不足することが考えられる。よって、このような場合には、以下に説明する簡易計算手法を用いて各送電線２，３の運用限界値を補正することが考えられる。 Note that calculating transient stability requires a lot of time. For this reason, for example, in FIG. 3, it is possible to perform transient stability calculations and correct the operational limit values of each transmission line 2 at the timing when the renewable energy grid stabilization system 9 calculates the power generation plan for the next day in the afternoon of the previous day (S1) or at the timing when the power generation plan is calculated several hours in advance (S6), but it is considered that there is insufficient time to perform the transient stability calculation one hour in advance (S11). Therefore, in such cases, it is considered to correct the operational limit values of each transmission line 2, 3 using the simplified calculation method described below.

具体的には、まず、図１の「エリアＡ」部分を抜き出した図１５（Ａ）において、図１５（Ｂ）に示すように、24時間分の時々刻々の太陽光発電の予測値と、風力発電の発電計画と、発電機６（６Ａ）の発電機計画とを求め又は取得しておく。太陽光発電装置１２（１２Ａ）の発電量及び風力発電装置１１（１１Ａ）の発電量の合計を非同期発電の発電量とし、例えば火力発電装置などの発電機６（６Ａ）の発電量を同期発電の発電量とする。 Specifically, first, in FIG. 15(A) which shows the "Area A" portion of FIG. 1, the predicted solar power generation value for every moment for 24 hours, the power generation plan for wind power generation, and the power generation plan for generator 6 (6A) are calculated or obtained as shown in FIG. 15(B). The sum of the power generation amount of solar power generation device 12 (12A) and the power generation amount of wind power generation device 11 (11A) is regarded as the power generation amount of asynchronous power generation, and the power generation amount of generator 6 (6A), such as a thermal power generation device, is regarded as the power generation amount of synchronous power generation.

図１５（Ｃ）のように同期発電の発電量に対する非同期発電の発電量の比率をとった場合、かかる比率が高い（例えば、40～60％）ときにはインバータ装置（再生可能エネルギー装置）の占める運転量が多くなり、系統事故時に同期発電を行う発電機６（６Ａ）は加速脱調し易くなるため、運転限界値をマージン分小さくする（例えば20％減少させる）などすることによって、速やかに運転限界値を修正することができる。 When the ratio of asynchronous power generation to synchronous power generation is taken as in Figure 15 (C), if this ratio is high (e.g., 40 to 60%), the inverter device (renewable energy device) will account for a large amount of operation, and generator 6 (6A) performing synchronous generation in the event of a grid accident will be prone to accelerated step-out. Therefore, the operating limit value can be quickly corrected by reducing the operating limit value by a margin (e.g., by reducing it by 20%).

なお、図１５（Ａ）において、同期発電機６（６Ａ）が系統から解列した場合は、エリアＡの電源は太陽光発電装置１２（１２Ａ）と風力発電装置１１（１１Ａ）のみとなり、太陽光発電装置１２（１２Ａ）と風力発電装置１１（１１Ａ）から見た系統側のインピーダンスが大きくなるため、太陽光発電装置１２（１２Ａ）と風力発電装置１１（１１Ａ）から供給される電流に対し、太陽光発電装置１２（１２Ａ）と風力発電装置１１（１１Ａ）が接続される母線の電圧が大きく変動し、安定な運転ができない現象が発生する可能性がある。この場合は太陽光発電装置１２（１２Ａ）または風力発電装置１１（１１Ａ）の出力抑制量を増やすことが必要となる。この安定性の指標は短絡容量比ＳＣＲ(Short Circuit Ratio)と知られている。図１の再エネ系統安定化サブシステム１０（１０Ａ）で、エリアＡのＳＣＲを算出し、再エネ系統安定化サブシステム１０（１０Ｂ）でエリアＢのＳＣＲを算出し、これらの指標を全体エリアを管理する再エネ系統安定化システム９と情報共有して、再エネ系統安定化システム９で全体エリアの重み付き短絡容量比ＷＳＣＲ(Weighted Short Circuit Ratio)として算出することで適切な再エネ発電量を管理できる。 In FIG. 15(A), when the synchronous generator 6 (6A) is disconnected from the grid, the power sources in area A are only the solar power generation device 12 (12A) and the wind power generation device 11 (11A), and the impedance on the grid side seen from the solar power generation device 12 (12A) and the wind power generation device 11 (11A) becomes large. Therefore, the voltage of the busbar to which the solar power generation device 12 (12A) and the wind power generation device 11 (11A) are connected fluctuates greatly with respect to the current supplied from the solar power generation device 12 (12A) and the wind power generation device 11 (11A), and a phenomenon that makes stable operation impossible may occur. In this case, it is necessary to increase the output suppression amount of the solar power generation device 12 (12A) or the wind power generation device 11 (11A). This stability index is known as the short circuit ratio (SCR). The renewable energy grid stabilization subsystem 10 (10A) in Figure 1 calculates the SCR for area A, and the renewable energy grid stabilization subsystem 10 (10B) calculates the SCR for area B. These indicators are shared with the renewable energy grid stabilization system 9 that manages the entire area, and the renewable energy grid stabilization system 9 calculates the weighted short circuit capacity ratio WSCR (Weighted Short Circuit Ratio) for the entire area, making it possible to manage appropriate renewable energy power generation.

また電力系統設備の作業停止などのために、設備の運用限界潮流を低くする期間や再生可能エネルギー装置の出力が計画より大きい場合には、蓄電池に充電しておくことで、再生可能エネルギーの抑制量を減らすことができる。また蓄電池の代わりに、揚水発電装置を用いることで、水のポテンシャルエネルギーに代えることで、再生可能エネルギー装置の出力を抑制する量を減らすこともできる。 In addition, during periods when the equipment's operational limit current is lowered due to work stoppages on power grid equipment, or when the output of renewable energy equipment is higher than planned, the amount of suppression of renewable energy can be reduced by charging the storage battery. Also, by using a pumped storage power generation device instead of a storage battery and replacing it with the potential energy of water, the amount of suppression of the output of the renewable energy device can be reduced.

（１－６）再エネ出力抑制量演算部の処理
図１６（Ａ）は、図１における基幹系統２の潮流電力（Ｐ１＋Ｐ２）の２日間に渡る変化の様子の一例を示し、図１６（Ｂ）は、そのときの潮流電力（Ｐ１＋Ｐ２）の変化量の変化の様子を示す。潮流電力（Ｐ１＋Ｐ２）の変化量は太陽光発電装置１２（１２Ａ，１２Ｂ）に大きく影響を受ける。 (1-6) Processing of the renewable energy output suppression amount calculation unit Fig. 16(A) shows an example of the change in the forward flow power (P1+P2) of the utility grid 2 in Fig. 1 over two days, and Fig. 16(B) shows the change in the amount of change in the forward flow power (P1+P2) at that time. The amount of change in the forward flow power (P1+P2) is significantly affected by the photovoltaic power generation devices 12 (12A, 12B).

図１６（Ａ）に示すように、一日の中でも基幹系統２の潮流電力（Ｐ１＋Ｐ２）の潮流がほとんど変化しない時間帯（図１６（Ａ）において楕円Ｃ１で囲んだ夜間の時間帯）や、潮流電力（Ｐ１＋Ｐ２）の潮流が短時間に大きく変化する時間帯（図１６（Ａ）において楕円Ｃ２で囲んだ朝の時間帯）が存在する。朝という時間帯に起因する潮流の立ち上りに加えて、太陽光発電装置１２が発電を開始することによって基幹系統２の潮流電力（Ｐ１＋Ｐ２）が急激に増加し、ある時間帯では30分間に1800MWも潮流電力（Ｐ１＋Ｐ２）が増加している。 As shown in FIG. 16(A), there are time periods throughout the day when the flow of the tidal power (P1+P2) in the main grid 2 changes very little (nighttime periods surrounded by ellipse C1 in FIG. 16(A)) and time periods when the flow of the tidal power (P1+P2) changes significantly in a short period of time (morning periods surrounded by ellipse C2 in FIG. 16(A)). In addition to the rise in the flow due to the morning time period, the tidal power (P1+P2) in the main grid 2 increases rapidly when the solar power generation device 12 starts generating electricity, and in one time period the tidal power (P1+P2) increases by 1,800 MW in 30 minutes.

この場合において、潮流電力（Ｐ１＋Ｐ２）が運用限界値（図１６（Ａ）の例では13500MW）に近づいている状態で30分間に1800MWも急増すると、状況によっては潮流電力（Ｐ１＋Ｐ２）が運用限界値を超過してしまい、大問題になるおそれがある。 In this case, if the tidal power (P1 + P2) suddenly increases by 1,800 MW in 30 minutes while it is approaching the operational limit (13,500 MW in the example of Figure 16 (A)), depending on the situation, the tidal power (P1 + P2) may exceed the operational limit, which could cause a major problem.

そこで、再エネ系統安定化システム９（図１）の再エネ出力抑制量演算部５４（図１２）は、図１７に示す処理手順に従って、各部分エリアＡＲ２（図１）の天気予報に基づいて各部分エリアＡＲ２内の風力発電装置１１（図１）による発電電力の抑制量を算出する再エネ出力抑制量演算処理を実行する。 Then, the renewable energy output suppression amount calculation unit 54 (Fig. 12) of the renewable energy grid stabilization system 9 (Fig. 1) executes a renewable energy output suppression amount calculation process to calculate the suppression amount of power generated by the wind power generation device 11 (Fig. 1) in each partial area AR2 (Fig. 1) based on the weather forecast for each partial area AR2 (Fig. 1), in accordance with the processing procedure shown in Fig. 17.

実際上、再エネ出力抑制量演算部５４は、系統設備過負荷解消演算部５３から30分ごと24時間分の過負荷判定の判定結果及び基幹系統２のかかる30分ごとの空き容量が与えられると、この図１７に示す再エネ出力抑制量演算処理（以下、これを第１の再エネ出力抑制量演算処理と呼ぶ）を開始し、まず、系統設備過負荷解消演算部５３から与えられた基幹系統２の30分ごと24時間分の空き容量の予測値を取得する（Ｓ４０）。 In practice, when the renewable energy output suppression amount calculation unit 54 is given the result of the overload determination for every 30 minutes for 24 hours and the available capacity of the main grid 2 for every 30 minutes from the grid equipment overload resolution calculation unit 53, it starts the renewable energy output suppression amount calculation process shown in FIG. 17 (hereinafter, this is referred to as the first renewable energy output suppression amount calculation process), and first obtains the predicted value of the available capacity for every 30 minutes for 24 hours of the main grid 2 given by the grid equipment overload resolution calculation unit 53 (S40).

続いて、再エネ出力抑制量演算部５４は、30分ごと24時間分の各需給断面における基幹系統２の潮流電力の変化の予測量（以下、これを潮流変化予測量と呼ぶ）をそれぞれ算出する（Ｓ４１）。具体的に、再エネ出力抑制量演算部５４は、将来潮流断面算出部５１から与えられた基幹系統２の30分ごと24時間分の各需給断面における潮流電力の予測値に基づいて、かかる潮流変化予測量を算出する。 Then, the renewable energy output suppression amount calculation unit 54 calculates the predicted amount of change in the tidal power of the main grid 2 in each supply and demand cross section for 24 hours every 30 minutes (hereinafter, this is called the tidal change predicted amount) (S41). Specifically, the renewable energy output suppression amount calculation unit 54 calculates the tidal change predicted amount based on the predicted value of the tidal power in each supply and demand cross section for 24 hours every 30 minutes of the main grid 2 provided by the future tidal flow cross section calculation unit 51.

次いで、再エネ出力抑制量演算部５４は、需給断面ごとの時間帯のうち、ステップＳ４３以降が未処理の時間帯を１つ選択する（Ｓ４２）。また再エネ出力抑制量演算部５４は、ステップＳ４２で選択した時間帯（以下、図１６の説明において、これを選択時間帯と呼ぶ）におけるステップＳ４０で取得した基幹系統２の空き容量の予測値が予め設定された第１の電力閾値（例えば1000MW）未満であるか否かを判断する（Ｓ４３）。 Next, the renewable energy output suppression amount calculation unit 54 selects one of the time periods for each supply and demand cross section that has not been processed after step S43 (S42). The renewable energy output suppression amount calculation unit 54 also determines whether the predicted value of the available capacity of the main grid 2 acquired in step S40 in the time period selected in step S42 (hereinafter, in the explanation of FIG. 16, this will be referred to as the selected time period) is less than a first power threshold value (e.g., 1000 MW) that has been set in advance (S43).

そして再エネ出力抑制量演算部５４は、この判断で肯定結果を得ると、選択時間帯における全体エリアＡＲ１（図１）内の風力発電の抑制量として、それまで設定されていた再生可能エネルギーの抑制量を一律の割合で増加させた新たな抑制量を算出し（Ｓ４５）、この後、ステップＳ５１に進む。 If the renewable energy output suppression amount calculation unit 54 obtains a positive result in this judgment, it calculates a new suppression amount for wind power generation within the entire area AR1 (Figure 1) during the selected time period by increasing the renewable energy suppression amount that had been set up until that point by a uniform rate (S45), and then proceeds to step S51.

これに対して、再エネ出力抑制量演算部５４は、ステップＳ４３の判断で否定結果を得ると、ステップＳ４１で算出した基幹系統２の選択時間帯における潮流変化予測量が第１の電力閾値未満であるか否かを判断する（Ｓ４４）。 In contrast, if the renewable energy output suppression amount calculation unit 54 obtains a negative result in the judgment in step S43, it determines whether the predicted amount of power flow change in the selected time period of the main grid 2 calculated in step S41 is less than the first power threshold (S44).

この判断で否定結果を得ることは、選択時間帯において、潮流変化により基幹系統２の潮流電力が当該基幹系統２の運用限界値を超過するおそれがあることを意味する。かくして、このとき再エネ出力抑制量演算部５４は、ステップＳ４５を上述と同様に実行した後、ステップＳ５１に進む。 Obtaining a negative result in this determination means that there is a risk that the tidal current power of the bulk grid 2 may exceed the operational limit value of the bulk grid 2 due to a tidal current change during the selected time period. Thus, at this time, the renewable energy output suppression amount calculation unit 54 executes step S45 in the same manner as described above, and then proceeds to step S51.

これに対して、ステップＳ４４の判断で肯定結果を得ることは、選択時間帯において、潮流変化により基幹系統２の潮流電力が当該基幹系統２の運用限界値を超過するおそれがないことを意味する。かくして、このとき再エネ出力抑制量演算部５４は、各部分エリアＡＲ２（図１）のうち、ステップＳ４７以降が未処理の部分エリアＡＲ２を１つ選択する（Ｓ４６）。 In contrast, obtaining a positive result in the judgment in step S44 means that there is no risk that the tidal current power of the main grid 2 will exceed the operational limit value of the main grid 2 due to a tidal current change during the selected time period. Thus, at this time, the renewable energy output suppression amount calculation unit 54 selects one of the partial areas AR2 (Figure 1) that has not been processed after step S47 (S46).

また再エネ出力抑制量演算部５４は、選択した部分エリア（以下、これを選択部分エリアと呼ぶ）ＡＲ２の選択時間帯における天気予報が晴れであるか否かを判断する（Ｓ４７）。そして再エネ出力抑制量演算部５４は、この判断で否定結果を得るとステップＳ４９に進む。 The renewable energy output suppression amount calculation unit 54 also determines whether the weather forecast for the selected time period of the selected partial area AR2 (hereinafter, this will be referred to as the selected partial area) is sunny (S47). If the renewable energy output suppression amount calculation unit 54 obtains a negative result in this determination, it proceeds to step S49.

これに対して、再エネ出力抑制量演算部５４は、ステップＳ４７の判断で肯定結果を得ると、選択時間帯に選択部分エリアＡＲ２の太陽光発電の出力が急増すると予測し（Ｓ４８）、この後、選択時間帯において選択部分エリアＡＲ２内の再生可能エネルギーの発電量が、選択部分エリアＡＲ２内の送電線３の空き容量以下となるように、その選択部分エリアＡＲ２における選択時間帯の再生可能エネルギーの抑制量を算出する（Ｓ４９）。 In response to this, if the renewable energy output suppression amount calculation unit 54 obtains a positive result in the judgment of step S47, it predicts that the output of photovoltaic power generation in the selected partial area AR2 will increase sharply during the selected time period (S48), and then calculates the suppression amount of renewable energy in the selected partial area AR2 during the selected time period so that the amount of power generated by renewable energy in the selected partial area AR2 during the selected time period is equal to or less than the available capacity of the transmission line 3 in the selected partial area AR2 (S49).

次いで、再エネ出力抑制量演算部５４は、すべての部分エリアＡＲ２についてステップＳ４７～ステップＳ４９の処理を実行し終えたか否かを判断する（Ｓ５０）。そして再エネ出力抑制量演算部５４は、この判断で否定結果を得ると、ステップＳ４６に戻り、この後、ステップＳ４６で選択する部分エリアＡＲ２をステップＳ４７以降が未処理の他の部分エリアＡＲ２に順次切り替えながらステップＳ４６～ステップＳ５０の処理を繰り返す。この繰返し処理により、各部分エリアＡＲ２における選択時間帯の再生可能エネルギーの抑制量がそれぞれ算出される。 Then, the renewable energy output suppression amount calculation unit 54 judges whether the processing of steps S47 to S49 has been completed for all partial areas AR2 (S50). If the renewable energy output suppression amount calculation unit 54 obtains a negative result in this judgment, it returns to step S46, and thereafter repeats the processing of steps S46 to S50 while sequentially switching the partial area AR2 selected in step S46 to other partial areas AR2 that have not been processed in steps S47 and after. Through this repeated processing, the renewable energy suppression amount for the selected time period in each partial area AR2 is calculated.

そして再エネ出力抑制量演算部５４は、やがて選択時間帯におけるすべての部分エリアＡＲ２の再生可能エネルギーの抑制量を算出し終えることによりステップＳ５０で肯定結果を得ると、すべての時間帯についてステップＳ４３以降の処理を実行し終えたか否かを判断する（Ｓ５１）。 Then, when the renewable energy output suppression amount calculation unit 54 obtains a positive result in step S50 by completing calculation of the renewable energy suppression amount for all partial areas AR2 in the selected time period, it determines whether or not the processing from step S43 onwards has been executed for all time periods (S51).

再エネ出力抑制量演算部５４は、この判断で否定結果を得るとステップＳ４２に戻り、この後、ステップＳ４２で選択する時間帯をステップＳ４３以降が未処理の他の時間帯に順次切り替えながらステップＳ４２～ステップＳ５１の処理を繰り返す。この繰返し処理により、各部分エリアＡＲ２における再生可能エネルギーのすべての時間帯の抑制量がそれぞれ算出される。 If the renewable energy output suppression amount calculation unit 54 obtains a negative result in this determination, it returns to step S42, and then repeats the processing of steps S42 to S51 while sequentially switching the time period selected in step S42 to other time periods that have not been processed in steps S43 and after. Through this repeated processing, the suppression amount of renewable energy for all time periods in each partial area AR2 is calculated.

そして再エネ出力抑制量演算部５４は、やがてすべての時間帯についてステップＳ４３以降の処理を実行し終えることによりステップＳ５１で肯定結果を得ると、この第１の再エネ抑制量算出処理を終了する。 Then, when the renewable energy output suppression amount calculation unit 54 eventually completes the processing from step S43 onwards for all time periods and obtains a positive result in step S51, it ends this first renewable energy output suppression amount calculation process.

なお、この第１の再エネ抑制量算出処理のように各部分エリアＡＲ２の各時間帯の再生可能エネルギーの発電量をその部分エリアＡＲ２の天気予報に従ってその部分エリアＡＲ２内の再生可能エネルギーの抑制量を変えることがふさわしくない場合もある。例えば、ある部分エリアＡＲ２の天気予報が晴れの場合は日射量が増える可能性が高く、太陽光発電の出力が増えると予想されるため、その部分エリアＡＲ２内の風力発電の抑制量を増やし、その部分エリアＡＲ２内の送電線３の運用限界値を超えないようにすると共に、基幹系統２の運用限界値も超えないようにする必要がある。 Incidentally, there are cases where it is not appropriate to change the amount of suppression of renewable energy in each partial area AR2 in accordance with the weather forecast for that partial area AR2, as in this first renewable energy suppression amount calculation process. For example, if the weather forecast for a certain partial area AR2 is sunny, the amount of solar radiation is likely to increase and the output of solar power generation is expected to increase. Therefore, it is necessary to increase the amount of suppression of wind power generation in that partial area AR2 so as not to exceed the operational limit value of the transmission line 3 in that partial area AR2 and also so as not to exceed the operational limit value of the main grid 2.

一方、図１７は、部分エリアＡＲ２ごとの出力電力の変更指令に対する発電設備の応答速度を考慮した再エネ抑制量算出処理の例を示す。 On the other hand, Figure 17 shows an example of a renewable energy suppression amount calculation process that takes into account the response speed of the power generation equipment to a command to change the output power for each partial area AR2.

図１６について上述した第１の再エネ抑制量算出処理のように、各発電設備に一律の出力変更指令（例えば、現在出力の10％や、定格出力の10％を抑制させるなどの出力変更指令）を与えたとしても、各発電設備の応答速度が異なる場合、その部分エリアＡＲ２内の送電線３の運用限界値を一時的に超過してしまうおそれがある。 As in the first renewable energy suppression amount calculation process described above with reference to FIG. 16, even if a uniform output change command (e.g., an output change command to suppress 10% of the current output or 10% of the rated output) is given to each power generation facility, if the response speed of each power generation facility differs, there is a risk that the operational limit value of the transmission line 3 in the partial area AR2 will be temporarily exceeded.

例えば、図１において、「エリアＢ」の風力発電装置１１Ｂは出力の10％を１分間で抑制できるが、「エリアＡ」の風力発電装置１１Ａは出力の10％を抑制するために10分を要する場合などである。このような場合には、部分エリアＡＲ２ごとの発電設備の応答速度を考慮して出力変更指令を与えることが必要となる。 For example, in FIG. 1, the wind power generation device 11B in "area B" can reduce its output by 10% in one minute, but the wind power generation device 11A in "area A" takes 10 minutes to reduce its output by 10%. In such a case, it is necessary to give an output change command taking into account the response speed of the power generation equipment in each partial area AR2.

図１８は、このような部分エリアＡＲ２ごとの出力変更指令に対する発電設備の応答速度を考慮した再エネ抑制量算出処理（以下、これを第２の再エネ抑制量算出処理と呼ぶ）を示す。再エネ出力抑制量演算部５４は、この図１７に示す処理手順に従って、部分エリアＡＲ２ごとの出力変更指令に対する発電設備の応答速度を考慮した各時間帯の再生可能エネルギー（ここでは風力発電電力）の抑制量を算出する。 Figure 18 shows a renewable energy suppression amount calculation process that takes into account the response speed of the power generation equipment to the output change command for each partial area AR2 (hereinafter, this is referred to as the second renewable energy suppression amount calculation process). The renewable energy output suppression amount calculation unit 54 calculates the suppression amount of renewable energy (here, wind power generation) for each time period that takes into account the response speed of the power generation equipment to the output change command for each partial area AR2, according to the processing procedure shown in this Figure 17.

実際上、再エネ出力抑制量演算部５４は、系統設備過負荷解消演算部５３から翌日24時間分の30分ごとの過負荷判定の判定結果及び各送電線２のかかる30分ごとの空き容量が与えられると、この図１８に示す再エネ出力抑制量演算処理（以下、これを第２の再エネ出力抑制量演算処理と呼ぶ）を開始し、まず、ステップＳ６０及びステップＳ６１を、図１６について上述した第１の再エネ出力抑制量演算処理のステップＳ４０及びステップＳ４１と同様に処理する。 In practice, when the renewable energy output suppression amount calculation unit 54 is given the results of the overload judgment for every 30 minutes for the next 24 hours and the available capacity for every 30 minutes of each transmission line 2 from the system equipment overload resolution calculation unit 53, it starts the renewable energy output suppression amount calculation process shown in FIG. 18 (hereinafter, this will be referred to as the second renewable energy output suppression amount calculation process), and first, processes steps S60 and S61 in the same way as steps S40 and S41 of the first renewable energy output suppression amount calculation process described above with reference to FIG. 16.

続いて、再エネ出力抑制量演算部５４は、30分ごと24時間分の需給断面ごとの時間帯のうち、ステップＳ６３以降が未処理の時間帯を１つ選択する（Ｓ６２）。また再エネ出力抑制量演算部５４は、ステップＳ６２で選択した時間帯（以下、図１８の説明において、これを選択時間帯と呼ぶ）におけるステップＳ６０で取得した基幹系統２の空き容量の予測値が予め設定された第２の電圧閾値（例えば1000MW）未満であるか否かを判断する（Ｓ６３）。 Then, the renewable energy output suppression amount calculation unit 54 selects one of the time periods for each 30-minute supply and demand section for 24 hours that has not been processed after step S63 (S62). The renewable energy output suppression amount calculation unit 54 also determines whether the predicted value of the available capacity of the main grid 2 acquired in step S60 in the time period selected in step S62 (hereinafter, in the explanation of FIG. 18, this will be referred to as the selected time period) is less than a second voltage threshold (e.g., 1000 MW) set in advance (S63).

そして再エネ出力抑制量演算部５４は、この判断で否定結果を得ると、ステップＳ６１で算出した基幹系統２の選択時間帯における潮流変化予測量が第２の電力閾値未満であるか否かを判断する（Ｓ６４）。 If the renewable energy output suppression amount calculation unit 54 obtains a negative result in this determination, it determines whether the predicted amount of power flow change in the selected time period of the main grid 2 calculated in step S61 is less than the second power threshold (S64).

この判断で否定結果を得ることは、選択時間帯において、潮流変化により基幹系統２の潮流電力が当該基幹系統２の運用限界値を超過するおそれがあることを意味する。かくして、このとき再エネ出力抑制量演算部５４は、選択時間帯における全体エリアＡＲ１（図１）内の各風力発電装置１１（図１）の抑制量として、これら風力発電装置１１にそれぞれ設定されていた抑制量を一律の割合で増加させた新たな抑制量をそれぞれ算出し（Ｓ６７）、この後、ステップＳ６９に進む。 Obtaining a negative result in this judgment means that there is a risk that the tidal power of the main grid 2 may exceed the operational limit value of the main grid 2 due to a change in tidal current during the selected time period. Thus, at this time, the renewable energy output suppression amount calculation unit 54 calculates new suppression amounts for each wind power generation device 11 (FIG. 1) within the entire area AR1 (FIG. 1) during the selected time period by increasing the suppression amounts set for each of these wind power generation devices 11 by a uniform rate (S67), and then proceeds to step S69.

これに対して、再エネ出力抑制量演算部５４は、ステップＳ６３やステップＳ６４の判断で肯定結果を得ると、各部分エリアＡＲ２内にそれぞれ存在する風力発電装置１１（図１）の出力変更指令に対する応答速度がすべて所定の応答速度閾値よりも速いか否かを判断する（Ｓ６５）。そして再エネ出力抑制量演算部５４は、この判断で肯定結果を得ると、ステップＳ６７を上述と同様に実行した後、ステップＳ６９に進む。 In response to this, when the renewable energy output suppression amount calculation unit 54 obtains a positive result in the determination of step S63 or step S64, it determines whether the response speeds of the wind power generation devices 11 (FIG. 1) present in each partial area AR2 to the output change command are all faster than a predetermined response speed threshold (S65). Then, when the renewable energy output suppression amount calculation unit 54 obtains a positive result in this determination, it executes step S67 in the same manner as described above, and then proceeds to step S69.

また再エネ出力抑制量演算部５４は、ステップＳ６５の判断で否定結果を得ると、各部分エリアＡＲ２内にそれぞれ存在する風力発電装置１１（図１）の出力変更指令に対する応答速度がすべて上述の応答速度閾値よりも遅いか否かを判断する（Ｓ６６）。そして再エネ出力抑制量演算部５４は、この判断で肯定結果を得ると、ステップＳ６７を上述と同様に実行した後、ステップＳ６９に進む。 If the renewable energy output suppression amount calculation unit 54 obtains a negative result in the determination in step S65, it determines whether the response speeds of all the wind power generation devices 11 (FIG. 1) present in each partial area AR2 to the output change command are slower than the above-mentioned response speed threshold (S66). If the renewable energy output suppression amount calculation unit 54 obtains a positive result in this determination, it executes step S67 in the same manner as described above, and then proceeds to step S69.

これに対して、再エネ出力抑制量演算部５４は、ステップＳ６６の判断で否定結果を得ると、各部分エリアＡＲ２のうち、内部に存在する風力発電装置１１（図１）の出力変更指令に対する応答速度が上述の応答速度閾値よりも遅い各部分エリアＡＲ２については、風力発電に対する現在の抑制量を所定程度減らした新たな抑制量をそれぞれ算出する。また再エネ出力抑制量演算部５４は、内部に存在する風力発電装置１１（図１）の出力変更指令に対する応答速度が上述の応答速度閾値よりも速い各部分エリアＡＲ２については、風力発電に対する現在の抑制量を所定程度増やした新たな抑制量をそれぞれ算出する（Ｓ６８）。 In response to this, when the renewable energy output suppression amount calculation unit 54 obtains a negative result in the judgment in step S66, it calculates a new suppression amount by reducing the current suppression amount for wind power generation by a predetermined amount for each partial area AR2 in which the response speed of the wind power generation device 11 (Figure 1) present therein to the output change command is slower than the above-mentioned response speed threshold. In addition, the renewable energy output suppression amount calculation unit 54 calculates a new suppression amount by increasing the current suppression amount for wind power generation by a predetermined amount for each partial area AR2 in which the response speed of the wind power generation device 11 (Figure 1) present therein to the output change command is faster than the above-mentioned response speed threshold (S68).

続いて、再エネ出力抑制量演算部５４は、すべての時間帯についてステップＳ６３以降の処理を実行し終えたか否かを判断する（Ｓ６９）。そして再エネ出力抑制量演算部５４は、この判断で否定結果を得るとステップＳ６２に戻り、この後、ステップＳ６２で選択する時間帯をステップＳ６３以降が未処理の他の時間帯に順次切り替えながらステップＳ６２～ステップＳ６９の処理を繰り返す。この繰返し処理により、各部分エリアＡＲ２における風力発電のすべての時間帯の抑制量がそれぞれ算出される。 Then, the renewable energy output suppression amount calculation unit 54 judges whether or not the processing from step S63 onwards has been executed for all time periods (S69). If the renewable energy output suppression amount calculation unit 54 obtains a negative result in this judgment, it returns to step S62, and thereafter repeats the processing from step S62 to step S69 while sequentially switching the time period selected in step S62 to other time periods that have not been processed from step S63 onwards. Through this repeated processing, the suppression amount for all time periods of wind power generation in each partial area AR2 is calculated.

そして再エネ出力抑制量演算部５４は、やがてすべての時間帯についてステップＳ６３以降の処理を実行し終えることによりステップＳ６９で肯定結果を得ると、この第２の再エネ抑制量算出処理を終了する。 Then, when the renewable energy output suppression amount calculation unit 54 eventually completes the processing from step S63 onwards for all time periods and obtains a positive result in step S69, it ends this second renewable energy output suppression amount calculation process.

因みに、この図１７や図１８について上述した第１の再エネ出力抑制量算出処理や第２の再エネ出力抑制量算出処理の処理結果に基づいて各発電機５，６の出力抑制を実施したものの、万一、各部分エリアＡＲ２内の送電線３を流れる潮流電力が当該送電線３の運用限界値を超過した場合には、再エネ系統安定化システム９からの情報をもとに、中央給電指令所システム８が中央給電指令所内の運転員に対するアラームを発出するようにする。このアラームをもとに運転員が発電機５，６などの発電をさらに抑制するように指令を与え直すことで送電線３における運用限界値の超過を解消することができる。 Incidentally, in the event that the tidal power flowing through the transmission line 3 in each partial area AR2 exceeds the operational limit value of the transmission line 3 despite the output suppression of each generator 5, 6 being implemented based on the processing results of the first renewable energy output suppression amount calculation process and the second renewable energy output suppression amount calculation process described above with reference to Figures 17 and 18, the central load dispatch center system 8 issues an alarm to the operator in the central load dispatch center based on information from the renewable energy grid stabilization system 9. Based on this alarm, the operator can re-issue an instruction to further suppress power generation of the generators 5, 6, etc., thereby eliminating the exceedance of the operational limit value in the transmission line 3.

（１－７）本実施の形態の効果
以上のように本実施の形態の電力系統管理システム１では、各再エネ系統安定化サブシステム１０がそれぞれ管轄部分エリアＡＲ２内の送電線３の運用限界値や、当該管轄部分エリアＡＲ２内の再生可能エネルギーの抑制量を算出し、算出結果を再エネ系統安定化システム９に通知する。 (1-7) Effects of this embodiment As described above, in the power system management system 1 of this embodiment, each renewable energy system stabilization subsystem 10 calculates the operational limit values of the transmission lines 3 within its jurisdiction partial area AR2 and the suppression amount of renewable energy within the jurisdiction partial area AR2, and notifies the renewable energy system stabilization system 9 of the calculation results.

また再エネ系統安定化システム９は、自己が算出した全体エリアＡＲ１内の各送電線２，３の運用限界値や、全体エリアＡＲ１内の再生可能エネルギーの抑制量及び発電機５，６の発電量を各再エネ系統安定化サブシステム１０から通知された再生可能エネルギーの抑制量に基づいて補正する。 The renewable energy grid stabilization system 9 also corrects the operational limit values of each transmission line 2, 3 within the entire area AR1 that it has calculated, the amount of suppression of renewable energy within the entire area AR1, and the amount of power generated by the generators 5, 6 based on the amount of suppression of renewable energy notified from each renewable energy grid stabilization subsystem 10.

よって本電力系統管理システム１によれば、例えば、再エネ系統安定化システム９だけで全体エリアＡＲ１内の各送電線２，３の運用限界値や、再生可能エネルギーの抑制量及び発電機５，６の出力調整量を算出する場合に比べてより迅速にこれらの値を算出することができる。 Therefore, according to the present power system management system 1, it is possible to calculate the operational limit values of each transmission line 2, 3 within the entire area AR1, the suppression amount of renewable energy, and the output adjustment amount of the generators 5, 6 more quickly than when the renewable energy system stabilization system 9 alone calculates these values.

そして、このように全体エリアＡＲ１内の各送電線２，３の運用限界値や、再生可能エネルギーの抑制量及び発電機５，６の出力調整量を迅速に算出することができれば、図４のステップＳ１３のように実需給断面の１時間前よりもさらに後にこれらの値を算出することができるようになるため（すなわち１時間という時間は、計算の複雑さから余裕を持って設定した時間）、より実需給断面に時間的に近いタイミングでより実状に沿った情報に基づいて各送電線２，３の運用限界値や、再生可能エネルギーの抑制量及び発電機５，６の出力調整量を算出することができる。 If the operational limit values of each transmission line 2, 3 within the entire area AR1, the suppression amount of renewable energy, and the output adjustment amount of the generators 5, 6 can be calculated quickly in this way, it will be possible to calculate these values even later than one hour before the actual supply and demand cross section as in step S13 of Figure 4 (i.e., one hour is set with a margin of error due to the complexity of the calculations), and it will be possible to calculate the operational limit values of each transmission line 2, 3, the suppression amount of renewable energy, and the output adjustment amount of the generators 5, 6 based on information that is more in line with the actual situation and at a timing closer to the actual supply and demand cross section.

そして、より実状に沿った情報に基づいて各送電線２，３の運用限界値や、再生可能エネルギーの抑制量及び発電機５，６の出力調整量を算出することができれば、各送電線２，３の運用限界値のマージンも小さく設定することができるため、その分、再生可能エネルギーに割りてる送電線２，３の空き容量を無駄なく活用することが可能となる。 If it were possible to calculate the operational limit values of each transmission line 2, 3, the amount of suppression of renewable energy, and the amount of output adjustment of the generators 5, 6 based on information that is more in line with the actual situation, the margins of the operational limit values of each transmission line 2, 3 could be set small, making it possible to utilize the available capacity of the transmission lines 2, 3 allocated to renewable energy without waste.

この結果として、ノンファーム型接続された再生可能エネルギーの抑制量を低減させることができ、再生可能エネルギー装置の出力抑制量を最小化し、再生可能エネルギー装置の発電電力量を最大化することができるため、再生可能エネルギーの有効活用を推進させることができる。 As a result, the amount of suppression of non-farm-connected renewable energy can be reduced, the amount of output suppression of the renewable energy device can be minimized, and the amount of power generated by the renewable energy device can be maximized, promoting the effective use of renewable energy.

（２）第２の実施の形態
図１７について上述した第１の再エネ抑制量算出処理や、図１８について上述した第２の再エネ抑制量算出処理では、基幹系統２の空き容量が十分でない場合に全体エリアＡＲ１の風力発電の抑制量を一律の割合で増やすこととしているが（図１７のステップＳ４５、図１８のステップＳ６７）、風力発電の抑制量を増やすことに加えて又は代わりに基幹系統２の運用限界値を引き上げることでも、風力発電の出力の抑制量を低減させることもできる。 (2) Second embodiment In the first renewable energy suppression amount calculation process described above with reference to FIG. 17 and the second renewable energy suppression amount calculation process described above with reference to FIG. 18, the suppression amount of wind power generation in the entire area AR1 is increased at a uniform rate when the available capacity of the main grid 2 is insufficient (step S45 in FIG. 17, step S67 in FIG. 18). However, in addition to or instead of increasing the suppression amount of wind power generation, the suppression amount of wind power generation output can also be reduced by raising the operational limit value of the main grid 2.

これは運用限界値が、事前に想定する代表的な基幹系統２の運用パターンにおいて、過渡安定度計算や潮流計算と呼ばれる手法で求められており、必ずしも実際の系統状態を反映した運用限界値でない場合があることに起因する。実際上、例えば、基幹系統２の周囲温度が低い場合、基幹系統２の潮流電力を増加させても基幹系統２の熱上昇が低いためその運用限界値を一時的に引き上げることが可能となる。この手法はＤＬＲ（Dynamic Line Rating）と呼ばれる手法である。 This is because the operational limit values are calculated using methods called transient stability calculations and power flow calculations for typical operation patterns of the bulk grid 2 that are assumed in advance, and may not necessarily reflect the actual system state. In practice, for example, when the ambient temperature of the bulk grid 2 is low, even if the power flow of the bulk grid 2 is increased, the heat rise of the bulk grid 2 is low, making it possible to temporarily raise the operational limit value. This method is called DLR (Dynamic Line Rating).

図１９は、風力発電の抑制量を増やすことに加えて、基幹系統２の運用限界値を引き上げることで再生可能エネルギー（ここでは風力発電電力）の抑制量を低減させるための再エネ系統安定化システム７０の論理構成を示す。 Figure 19 shows the logical configuration of a renewable energy grid stabilization system 70 for increasing the amount of wind power suppression as well as reducing the amount of renewable energy (here, wind power) suppression by raising the operational limit value of the main grid 2.

この再エネ系統安定化システム７０は、第１の実施の形態の再エネ系統安定化システム９に代えて電力系統管理システム１に適用されるシステムであり、運用限界値算出部７１が、第１の実施の形態の運用限界値算出部５２が備える機能に加えて、図２０に示す運用限界値引上げ処理を実行する機能を備えている点と、将来潮流断面算出部５１が、算出した各送電線２，３の30分ごと24時間分の需給断面の潮流電力の予測値を運用限界値算出部７１にも出力する点とが第１の実施の形態の再エネ系統安定化システム９と相違する。 This renewable energy system stabilization system 70 is a system applied to the power system management system 1 in place of the renewable energy system stabilization system 9 of the first embodiment, and differs from the renewable energy system stabilization system 9 of the first embodiment in that the operational limit value calculation unit 71 has a function to execute the operational limit value raising process shown in FIG. 20 in addition to the function of the operational limit value calculation unit 52 of the first embodiment, and that the future power flow cross section calculation unit 51 also outputs the calculated predicted value of the power flow power of the supply and demand cross section for 24 hours every 30 minutes for each transmission line 2, 3 to the operational limit value calculation unit 71.

そして運用限界値算出部７１は、系統構成作成部５０から与えられた全体エリアＡＲ１内の電力系統の構成図の情報と、将来潮流断面算出部５１から与えられた30分ごと24時間分の各需給断面における潮流電力の予測値と、系統設備過負荷解消演算部５３から与えられた基幹系統２の時間帯ごとの空き容量とに基づいて、図２０に示す処理手順に従って基幹系統２の運用限界値を引上げ可能か否かを各需給断面の時間帯ごとにそれぞれ判定し、引上げ可能である場合には、基幹系統２の運用限界値を引き上げて系統設備過負荷解消演算部５３に通知する。 Then, the operational limit value calculation unit 71 determines whether or not the operational limit value of the main grid 2 can be raised for each time period of each supply and demand cross section, according to the processing procedure shown in FIG. 20, based on the information on the configuration diagram of the power system within the entire area AR1 provided by the system configuration creation unit 50, the predicted values of power flow power in each supply and demand cross section for 24 hours every 30 minutes provided by the future power flow cross section calculation unit 51, and the available capacity for each time period of the main grid 2 provided by the grid equipment overload resolution calculation unit 53. If the operational limit value can be raised, the operational limit value of the main grid 2 is raised and notified to the grid equipment overload resolution calculation unit 53.

実際上、運用限界値算出部７１は、図２０に示す運用限界値引上げ処理を開始すると、
まず、ステップＳ７１以降が未処理の時間帯を１つ選択し（Ｓ７０）、選択した時間帯（以下、図２０の説明においてこれを選択時間帯と呼ぶ）に関する過負荷判定の判定結果及び基幹系統２の空き容量の予測値を系統設備過負荷解消演算部５３から与えられた情報に基づいて取得する（Ｓ７１）。 In practice, when the operational limit value calculation unit 71 starts the operational limit value raising process shown in FIG.
First, one unprocessed time period is selected from step S71 onwards (S70), and the result of the overload determination for the selected time period (hereinafter, in the explanation of Figure 20, this will be referred to as the selected time period) and a predicted value of the available capacity of the main system 2 are obtained based on the information provided from the system equipment overload resolution calculation unit 53 (S71).

続いて、運用限界値算出部７１は、選択時間帯の基幹系統２の潮流変化予測量を算出する（Ｓ７２）。具体的に、運用限界値算出部７１は、将来潮流断面算出部５１から与えられた基幹系統２の選択時間帯の需給断面の潮流電力に基づいて、かかる潮流変化予測量をそれぞれ算出する。 Next, the operational limit value calculation unit 71 calculates the predicted amount of power flow change in the main grid 2 for the selected time period (S72). Specifically, the operational limit value calculation unit 71 calculates each of the predicted amounts of power flow change based on the power flow power of the supply and demand cross section for the selected time period of the main grid 2 provided by the future power flow cross section calculation unit 51.

次いで、運用限界値算出部７１は、選択時間帯における基幹系統２の空き容量の予測値が予め設定された第３の電力閾値（例えば1000MW）未満であるか否かを判断する（Ｓ７３）。そして運用限界値算出部７１は、この判断で肯定結果を得るとステップＳ７６に進む。 Next, the operational limit calculation unit 71 determines whether the predicted value of the available capacity of the main grid 2 in the selected time period is less than a third power threshold (e.g., 1000 MW) that is set in advance (S73). If the operational limit calculation unit 71 obtains a positive result in this determination, it proceeds to step S76.

これに対して、運用限界値算出部７１は、ステップＳ７３の判断で否定結果を得ると、ステップＳ７２で算出した基幹系統２の選択時間帯における潮流変化予測量が第３の電力閾値未満であるか否かを判断する（Ｓ７４）。 In contrast, if the operational limit value calculation unit 71 obtains a negative result in the judgment in step S73, it determines whether the predicted amount of power flow change in the selected time period of the main grid 2 calculated in step S72 is less than the third power threshold (S74).

この判断で否定結果を得ることは、選択時間帯において、潮流変化により基幹系統２の潮流電力が当該基幹系統２の運用限界値を超過するおそれがあることを意味する。かくして、このとき運用限界値算出部７１は、選択時間帯における全体エリアＡＲ１（図１）内の各風力発電装置１１（図１）の抑制量として、これら風力発電装置１１にそれぞれ設定されていた抑制量を一律の割合で増加させた新たな抑制量をそれぞれ算出して中央給電指令所システム８に通知し（Ｓ７５）、この後、ステップＳ８０に進む。 Obtaining a negative result in this judgment means that there is a risk that the tidal flow power of the main grid 2 may exceed the operational limit value of the main grid 2 due to a change in tidal flow during the selected time period. Thus, at this time, the operational limit value calculation unit 71 calculates new suppression amounts for each wind power generation device 11 (FIG. 1) within the entire area AR1 (FIG. 1) during the selected time period by increasing the suppression amounts set for each of these wind power generation devices 11 by a uniform rate, notifies the central load dispatching center system 8 (S75), and then proceeds to step S80.

これに対して、運用限界値算出部７１は、ステップＳ７４の判断で肯定結果を得ると、中央給電指令所システム８から基幹系統２の周囲温度を取得し、取得した周囲温度が予め設定された閾値温度以下であるか否かを判断する（Ｓ７６）。 In response to this, if the operational limit value calculation unit 71 obtains a positive result in the judgment of step S74, it acquires the ambient temperature of the main grid 2 from the central load dispatching center system 8 and judges whether the acquired ambient temperature is equal to or lower than a preset threshold temperature (S76).

そして運用限界値算出部７１は、この判断で肯定結果を得ると、系統設備過負荷解消演算部５３に通知するその選択時間帯の基幹系統２の運用限界値を一時的に引き上げると共に（Ｓ７８）、その旨を中央給電指令所システム８に通知する（Ｓ７９）。また運用限界値算出部は、ステップＳ７１に戻り、この後、ステップＳ７１以降を上述と同様に処理する。 If the operational limit calculation unit 71 obtains a positive result in this determination, it temporarily raises the operational limit value of the main grid 2 for the selected time period notified to the grid equipment overload resolution calculation unit 53 (S78), and notifies the central load dispatching center system 8 of this (S79). The operational limit calculation unit then returns to step S71, and thereafter processes steps S71 and onward in the same manner as described above.

これに対して、運用限界値算出部７１は、ステップＳ７６の判断で否定結果を得ると、選択時間帯に各送電線２，３の運用限界値を引き上げた場合に何らかの問題が発生するか否かを判断する（Ｓ７７）。 In contrast, if the operational limit calculation unit 71 obtains a negative result in the determination in step S76, it determines whether any problems will occur if the operational limit values of each of the power transmission lines 2 and 3 are raised during the selected time period (S77).

そして運用限界値算出部７１は、ステップＳ７７の判断で否定結果を得ると、系統設備過負荷解消演算部５３に通知するその選択時間帯の基幹系統２の運用限界値を一時的に所定割合ずつ引き上げ（Ｓ７８）、その旨を中央給電指令所システム８に報告する（Ｓ７９）。そして運用限界値算出部７１は、この後、ステップＳ７１に戻って、ステップＳ７１以降の処理を上述と同様に実行する。 If the operational limit value calculation unit 71 obtains a negative result in the determination in step S77, it temporarily raises the operational limit value of the main grid 2 for the selected time period notified to the grid equipment overload resolution calculation unit 53 by a predetermined percentage (S78), and reports this to the central load dispatching center system 8 (S79). The operational limit value calculation unit 71 then returns to step S71 and executes the processes from step S71 onwards in the same manner as described above.

これに対して、運用限界値算出部７１は、ステップＳ７７の判断で肯定結果を得ると、すべての時間帯についてステップＳ７１以降の処理が完了したか否かを判断する（Ｓ８０）。運用限界値算出部７１は、この判断で否定結果を得るとステップＳ７０に戻って、この後、ステップＳ７０で選択する時間帯をステップＳ７１以降が未処理の他の時間帯に順次切り替えながらステップＳ７０～ステップＳ８０の処理を繰り返す。 In response to this, if the operational limit calculation unit 71 obtains a positive result in the determination in step S77, it determines whether or not the processing from step S71 onwards has been completed for all time periods (S80). If the operational limit calculation unit 71 obtains a negative result in this determination, it returns to step S70, and thereafter repeats the processing from step S70 to step S80 while sequentially switching the time period selected in step S70 to other time periods that have not been processed from step S71 onwards.

そして運用限界値算出部７１は、やがてすべての時間帯についてステップＳ７１以降の処理を実行し終えることによりステップＳ８０で肯定結果を得ると、この運用限界値引上げ処理を終了する。 Then, when the operational limit calculation unit 71 eventually completes the processing from step S71 onwards for all time periods and obtains a positive result in step S80, it ends the operational limit raising process.

以上のように本実施の形態の電力系統管理システムでは、送電線の空き容量が第３の電力閾値未満の場合や、潮流変化により基幹系統２の潮流電力が当該基幹系統２の運用限界値を超過するおそれがある場合であって、基幹系統２の周囲温度が閾値以下であるときには、基幹系統２の運用限界値を引き上げることで再生可能エネルギー（ここでは風力発電電力）の抑制量を低減させる。 As described above, in the power system management system of this embodiment, when the available capacity of the transmission line is less than the third power threshold, or when there is a risk that the tidal power of the main grid 2 will exceed the operational limit value of the main grid 2 due to a tidal change, and when the ambient temperature of the main grid 2 is equal to or lower than the threshold value, the operational limit value of the main grid 2 is increased to reduce the amount of suppression of renewable energy (wind-generated power in this case).

従って、本電力系統管理システムによれば、再生可能エネルギーに割り当てる基幹系統２の空き容量を大きくすることができ、第１の実施の形態の電力系統管理システム１と比べてより一層とノンファーム型接続された再生可能エネルギーの抑制量を低減させることができる。この結果、再生可能エネルギー装置の出力抑制量を最小化し、再生可能エネルギー装置の発電電力量を最大化することができるため、より一層と再生可能エネルギーの有効活用を推進させることができる。 Therefore, according to this power system management system, it is possible to increase the available capacity of the main system 2 to be allocated to renewable energy, and to further reduce the amount of suppression of non-firm-type connected renewable energy compared to the power system management system 1 of the first embodiment. As a result, it is possible to minimize the amount of output suppression of the renewable energy device and maximize the amount of power generated by the renewable energy device, thereby further promoting the effective use of renewable energy.

（３）他の実施の形態
なお上述の第１及び第２の実施の形態においては、中央給電指令所システム８が、再生可能エネルギーの抑制量をインターネット上の自社のホームページなどで公開して再生可能エネルギーの発電事業者に発電の抑制を求めることで再生可能エネルギーの発電を間接的に抑制するようにした場合について述べたが、本発明はこれに限らず、中央給電指令所システム８がノンファーム型接続された再生可能エネルギー装置を直接的に制御して再生可能エネルギーの発電量を抑制させるようにしてもよい。 (3) Other embodiments In the above-described first and second embodiments, the central load dispatching center system 8 discloses the amount of suppression of renewable energy on its own website on the Internet and requests renewable energy power generation companies to suppress power generation, thereby indirectly suppressing the power generation of renewable energy. However, the present invention is not limited to this, and the central load dispatching center system 8 may directly control renewable energy devices connected in a non-farm type to suppress the amount of power generation of renewable energy.

また上述の第１及び第２の実施の形態においては、ノンファーム型接続された再生可能エネルギー装置の発電の抑制を中央給電指令所システム８が行うようにした場合について述べたが、本発明はこれに限らず、例えば、再エネ系統安定化システム９が行うようにしてもよい。 In the above-mentioned first and second embodiments, the central load control system 8 suppresses the power generation of the non-farm-connected renewable energy devices. However, the present invention is not limited to this, and the suppression may be performed by, for example, the renewable energy grid stabilization system 9.

本発明は、再生可能エネルギーを発電する再生可能エネルギー装置がノンファーム型接続された電力系統の安定化のための制御を行う種々の構成の電力系統管理システムに広く適用することができる。 The present invention can be widely applied to various types of power system management systems that perform control to stabilize a power system in which renewable energy devices that generate renewable energy are connected in a non-farm type manner.

１……電力系統管理システム、２，３，３Ａ，３Ｂ……送電線、４，４Ａ１，４Ａ２，４Ｂ……変圧器、５，５Ａ～５Ｃ，６，６Ａ，６Ｂ……発電機、８……中央給電指令所システム、９、７０……再エネ系統安定化システム、１０，１０Ａ，１０Ｂ……再エネ系統安定化サブシステム、１１，１１Ａ，１１Ｂ，２２……風力発電装置、１２，１２Ａ，１２Ｂ……太陽光発電装置、１３，１３Ａ，１３Ｂ，１４……系統データ保存データベース、２０……発電事業者、２１……一般送配電事業者、２３……負荷、３０……ＣＰＵ、４０……系統構成作成プログラム、４１……将来潮流断面算出プログラム、４２……運用限界値算出プログラム、４３……系統設備過負荷解消演算プログラム、４４……再エネ出力抑制量演算プログラム、４５……発電機出力調整量演算プログラム、５０，６０……系統構成作成部、５１，６１……将来潮流断面算出部、５２，６２，７１……運用限界値算出部、５３，６３……系統設備過負荷解消演算部、５４，６４……再エネ出力抑制量演算部、５５……発電機出力調整量演算部、ＡＲ１……全体エリア、ＡＲ２，ＡＲ２Ａ，ＡＲ２Ｂ……部分エリア。 1...power system management system, 2, 3, 3A, 3B...power transmission line, 4, 4A 1 , 4A 2 , 4B...transformer, 5, 5A to 5C, 6, 6A, 6B...generator, 8...central load dispatching center system, 9, 70...renewable energy system stabilization system, 10, 10A, 10B...renewable energy system stabilization subsystem, 11, 11A, 11B, 22...wind power generation device, 12, 12A, 12B...photovoltaic power generation device, 13, 13A, 13B, 14...system data storage database, 20...power generation company, 21...general power transmission and distribution company, 23...load, 30...CPU, 40...system configuration creation program, 41...future power flow interruption Area calculation program, 42...operational limit value calculation program, 43...system equipment overload resolution calculation program, 44...renewable energy output suppression amount calculation program, 45...generator output adjustment amount calculation program, 50, 60...system configuration creation unit, 51, 61...future power flow cross section calculation unit, 52, 62, 71...operational limit value calculation unit, 53, 63...system equipment overload resolution calculation unit, 54, 64...renewable energy output suppression amount calculation unit, 55...generator output adjustment amount calculation unit, AR1...entire area, AR2, AR2A, AR2B...partial area.

Claims (8)

再生可能エネルギーを発電する再生可能エネルギー装置がノンファーム型接続された電力系統を管理する電力系統管理システムにおいて、
前記電力系統のエリア全体でなる全体エリアを管轄する第１の計算機システムと、
それぞれ前記全体エリア内の互いに重複しない部分的なエリアを管轄する複数の第２の計算機システムと、
前記再生可能エネルギー装置の発電量を直接的又は間接的に制御する第３の計算機システムと
を備え、
各前記第２の計算機システムは、
自己が管轄する前記部分的なエリアでなる部分エリア内の発電実績と、当該部分エリア内の送電線の運用限界値とを前記第１の計算機システムと共有し、
自己が管轄する前記部分エリア内における前記再生可能エネルギーの抑制量を、当該部分エリア内における発電実績と、当該部分エリア内の前記送電線の運用限界値とに基づいて算出し、算出した前記再生可能エネルギーの抑制量を前記第１の計算機システムに通知し、
前記第１の計算機システムは、
前記全体エリア内における前記ノンファーム型接続された前記再生可能エネルギー装置により発電される前記再生可能エネルギーの抑制量を、各前記部分エリアにおける前記再生可能エネルギーの発電実績と、各前記部分エリア内の前記送電線の運用限界値に基づいて算出し、算出した前記再生可能エネルギーの抑制量を、各前記第２の計算機システムからそれぞれ通知される前記再生可能エネルギーの抑制量に基づいて補正し、
前記第３の計算機システムは、
前記第１の計算機システムにより算出及び補正された前記抑制量分だけ前記再生可能エネルギーの発電量を抑制するように、前記再生可能エネルギー装置の発電量を制御する
ことを特徴とする電力系統管理システム。 In a power system management system that manages a power system in which a renewable energy device that generates renewable energy is connected in a non-farm type,
a first computer system that governs an entire area of the power grid;
a plurality of second computer systems each responsible for a non-overlapping partial area within the entire area;
and a third computer system that directly or indirectly controls the amount of power generated by the renewable energy device,
Each of the second computer systems is
sharing with the first computer system a power generation record within the partial area that is the partial area under the jurisdiction of the power generation system and an operational limit value of a power transmission line within the partial area;
Calculate a suppression amount of the renewable energy in the partial area under its jurisdiction based on a power generation record in the partial area and an operational limit value of the power transmission line in the partial area, and notify the first computer system of the calculated suppression amount of the renewable energy;
The first computer system
Calculate a suppression amount of the renewable energy generated by the non-farm type connected renewable energy device in the entire area based on the power generation record of the renewable energy in each of the partial areas and the operational limit value of the transmission line in each of the partial areas, and correct the calculated suppression amount of the renewable energy based on the suppression amount of the renewable energy notified from each of the second computer systems,
The third computer system is
a power system management system that controls an amount of power generation of the renewable energy device so as to suppress an amount of power generation of the renewable energy by the suppression amount calculated and corrected by the first computer system. 前記第１の計算機システムは、
各前記部分エリアの天気予報に基づいて前記部分エリアごとの前記再生可能エネルギーの抑制量をそれぞれ算出するようにして、前記全体エリア内における前記再生可能エネルギーの抑制量を算出する
ことを特徴とする請求項１に記載の電力系統管理システム。 The first computer system
2. The power system management system according to claim 1, further comprising: a power grid management system for managing a renewable energy consumption amount in a power grid that is ... 前記第１の計算機システムは、
前記部分エリアごとに、当該部分エリア内の前記再生可能エネルギー装置の出力変更指令に対する応答速度を考慮して再生可能エネルギーの抑制量を算出するようにして、前記全体エリア内における前記再生可能エネルギーの抑制量を算出する
ことを特徴とする請求項１に記載の電力系統管理システム。 The first computer system
The power system management system according to claim 1, characterized in that a suppression amount of the renewable energy in the entire area is calculated by calculating, for each partial area, a suppression amount of the renewable energy in consideration of a response speed of the renewable energy device in the partial area to an output change command. 前記第１の計算機システムは、
前記再生可能エネルギー装置に割り当てる前記電力系統の送電線の空き容量が十分でない場合には、当該送電線の前記運用限界値を引き上げる
ことを特徴とする請求項１に記載の電力系統管理システム。 The first computer system
The power system management system according to claim 1 , wherein, when a free capacity of a transmission line of the power system to be allocated to the renewable energy device is insufficient, the operation limit value of the transmission line is increased. 再生可能エネルギーを発電する再生可能エネルギー装置がノンファーム型接続された電力系統を管理する電力系統管理システムにおいて実行される電力系統管理方法であって、
前記電力系統管理システムは、
前記電力系統のエリア全体でなる全体エリアを管轄する第１の計算機システムと、
それぞれ前記全体エリア内の互いに重複しない部分的なエリアを管轄する複数の第２の計算機システムと、
前記再生可能エネルギー装置の発電量を直接的又は間接的に制御する第３の計算機システムとを有し、
各前記第２の計算機システムが、自己が管轄する前記部分的なエリアでなる部分エリア内の発電実績と、当該部分エリア内の送電線の運用限界値とを前記第１の計算機システムと共有し、自己が管轄する前記部分エリア内における前記再生可能エネルギーの抑制量を、当該部分エリア内における発電実績と、当該部分エリア内の前記送電線の運用限界値とに基づいて算出し、算出した前記再生可能エネルギーの抑制量を前記第１の計算機システムに通知する第１のステップと、
前記第１の計算機システムが、各前記部分エリアにおける前記再生可能エネルギーの発電実績と、各前記部分エリア内の前記送電線の運用限界値に基づいて算出した、前記全体エリア内における前記ノンファーム型接続された前記再生可能エネルギー装置により発電される前記再生可能エネルギーの抑制量を、各前記第２の計算機システムからそれぞれ通知される前記再生可能エネルギーの抑制量に基づいて補正する第２のステップと、
前記第３の計算機システムが、前記第１の計算機システムにより算出及び補正された前記抑制量分だけ前記再生可能エネルギーの発電量を抑制するように、前記再生可能エネルギー装置の発電量を制御する第３のステップと
を備えることを特徴とする電力系統管理方法。 A power system management method executed in a power system management system that manages a power system in which a renewable energy device that generates renewable energy is connected in a non-farm type,
The power system management system includes:
a first computer system that governs an entire area of the power grid;
a plurality of second computer systems each responsible for a non-overlapping partial area within the entire area;
and a third computer system that directly or indirectly controls the amount of power generated by the renewable energy device;
a first step in which each of the second computer systems shares with the first computer system a power generation record in a partial area that is the partial area under its jurisdiction and an operational limit value of the transmission line in the partial area, calculates a suppression amount of the renewable energy in the partial area under its jurisdiction based on the power generation record in the partial area and the operational limit value of the transmission line in the partial area, and notifies the first computer system of the calculated suppression amount of the renewable energy;
A second step in which the first computer system corrects the suppression amount of the renewable energy generated by the non-farm type connected renewable energy device in the entire area, which is calculated based on the power generation record of the renewable energy in each of the partial areas and the operational limit value of the transmission line in each of the partial areas, based on the suppression amount of the renewable energy notified from each of the second computer systems;
and a third step of controlling, by the third computer system, the amount of power generation of the renewable energy device so as to suppress the amount of power generation of the renewable energy by the suppression amount calculated and corrected by the first computer system. 前記第１の計算機システムは、
各前記部分エリアの天気予報に基づいて前記部分エリアごとの前記再生可能エネルギーの抑制量をそれぞれ算出し、
算出結果に基づいて前記全体エリア内における前記再生可能エネルギーの抑制量を算出するようにして、前記全体エリア内における前記再生可能エネルギーの抑制量を算出する
ことを特徴とする請求項５に記載の電力系統管理方法。 The first computer system
Calculating the suppression amount of the renewable energy for each of the partial areas based on a weather forecast for each of the partial areas;
The power system management method according to claim 5, further comprising: calculating an amount of suppression of the renewable energy in the entire area based on a result of the calculation, thereby calculating an amount of suppression of the renewable energy in the entire area. 前記第１の計算機システムは、
前記部分エリアごとに、当該部分エリア内の前記再生可能エネルギー装置の出力変更指令に対する応答速度を考慮して再生可能エネルギーの抑制量を算出するようにして、前記全体エリア内における前記再生可能エネルギーの抑制量を算出する
ことを特徴とする請求項５に記載の電力系統管理方法。 The first computer system
The power system management method according to claim 5, further comprising: calculating, for each partial area, a suppression amount of the renewable energy in consideration of a response speed of the renewable energy device in the partial area to an output change command, thereby calculating the suppression amount of the renewable energy in the entire area. 前記第１の計算機システムは、
前記再生可能エネルギー装置に割り当てる前記電力系統の送電線の空き容量が十分でない場合には、当該送電線の前記運用限界値を引き上げる
ことを特徴とする請求項５に記載の電力系統管理方法。

 The first computer system
The power system management method according to claim 5, further comprising: increasing the operational limit value of a transmission line of the power system when the available capacity of the transmission line to be allocated to the renewable energy device is insufficient.
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国立研究開発法人 新エネルギー・産業技術総合開発機構 （委託先）東京電力パワーグリッド株式会社 東電設計株式会社 株式会社三菱総合研究所，再生可能エネルギーの大量導入に向けた次世代電力ネットワーク安定化技術開発／研究開発項目［１］－１ 日本版コネクト＆マネージ実現に向けたフィージビリティスタディ，２０１９年度成果報告書，日本，2020年03月，p54-60

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