配送管理システム
配電管理システム（DMS ）は、電力配電網を効率的かつ確実に監視・制御するために設計されたアプリケーションの集合体です。制御室や現場の運用担当者が配電網の監視・制御を行う際に、意思決定支援システムとして機能します。停電の削減、停電時間の最小化、許容可能な周波数と電圧レベルの維持といった観点から、信頼性とサービス品質を向上させることがDMSの主要な成果です。配電網の複雑さを考えると、このようなシステムでは複数のコンポーネント間の通信と調整が必要になる場合があります。例えば、能動負荷の制御には、米国特許11747849B2に記載されているように、異なるコンポーネントを介した複雑な通信チェーンが必要になる場合があります。
近年、電気エネルギーの利用が飛躍的に増加し、顧客の電力に対する要求と品質の定義は大きく変化しました。電気エネルギーが日常生活に不可欠なものとなったことで、その最適な利用と信頼性が重要になりました。リアルタイムのネットワークビューと動的な意思決定は、リソースの最適化と需要管理に不可欠なものとなり、大規模電力網における配電管理システムの必要性が高まっています。
概要
ほとんどの配電事業者は、顧客情報システム（CIS）、地理情報システム（GIS）、音声自動応答システム（IVRS）といった他のシステムと連携する停電管理システム（OMS）を通じて、 ITソリューションを包括的に活用しています。停電管理システムは、配電システムのネットワークコンポーネント／接続モデルを備えています。顧客からの停電通報の発信場所と、ネットワーク上の保護装置（遮断器など）の位置情報を組み合わせることで、ルールエンジンが停電発生場所を予測します。この予測に基づいて復旧活動が計画され、作業員が派遣されます。
これと並行して、配電事業者は監視制御データ収集（SCADA）システムの導入を開始しました。当初は高電圧変電所のみを対象としていましたが、時が経つにつれ、 SCADAの利用範囲は徐々に低電圧変電所へと拡大しました。
DMSはリアルタイムデータにアクセスし、すべての情報を制御センターの単一コンソールに統合的に提供します。その発展は地域によって様々でした。例えば米国では、DMSは停電管理システムを次のレベルに引き上げ、完全なシーケンスを自動化し、配電スペクトル全体をエンドツーエンドで統合的に把握できるようにすることで発展しました。対照的に英国では、はるかに高密度でメッシュ化されたネットワークトポロジと、より厳格な安全衛生規制が相まって、高電圧開閉操作の集中化が早期に進みました。当初は紙の記録と回路図が大きなウォールボードに印刷され、現在の運転状態を示す磁気シンボルが「貼付」されていました。英国では、DMSは当初SCADAシステムから発展し、これらの集中制御および安全管理手順を電子的に管理できるように拡張されました。これらのDMSでは、ネットワーク上のあらゆる絶縁点と接地点を網羅する必要があったため、初期のOMSよりもさらに詳細なコンポーネント/接続モデルと回路図が必要でした。そのため、英国などの地域では、ネットワーク コンポーネント/接続モデルは通常、最初に DMS で開発されましたが、米国ではこれらは一般に GIS で構築されました。
DMS の一般的なデータ フローには、 SCADAシステム、情報ストレージおよび検索(ISR) システム、通信 (COM) サーバー、フロントエンド プロセッサ(FEP)、およびフィールド リモート ターミナル ユニット (FRTU) が含まれます。
なぜ DMS なのか?
- 停止期間を短縮する
- 停電予測の速度と精度を向上します。
- 停電箇所の特定機能の向上により、作業員の巡回と運転時間を短縮します。
- 業務効率の向上
- 復元目標を達成するために必要な作業員リソースを決定します。
- 事業地域間のリソースを有効活用します。
- 相互援助チームのスケジュールを組む最適な時期を決定します。
- 顧客満足度の向上
- DMS には IVR やその他のモバイル テクノロジーが組み込まれており、これにより顧客からの通話の中断時の通信が改善されます。
- より正確な推定復旧時間を顧客に提供します。
- 停電の影響を受けたすべての顧客を追跡し、各フィーダー上のすべてのデバイスの電気構成を決定し、各復旧プロセスの詳細をまとめることで、サービスの信頼性を向上させます。
DMS機能
適切な意思決定と O&M 活動をサポートするために、DMS ソリューションは次の機能をサポートする必要があります。
- ネットワーク可視化とサポートツール
- 分析および是正措置のためのアプリケーション
- ユーティリティ計画ツール
- システム保護スキーム
DMS によって実行されるさまざまなサブ機能は、以下のとおりです。
ネットワーク接続分析（NCA）
配電網は通常、広いエリアをカバーし、異なる電圧レベルでさまざまな顧客に電力を供給しています。そのため、大規模な GIS/オペレータ インターフェースで必要な電源と負荷を見つけることは非常に困難になることがよくあります。通常の SCADA システム GUI で提供されるパンとズームでは、正確な動作要件はカバーされません。ネットワーク接続性解析はオペレータ固有の機能であり、オペレータが目的のネットワークまたはコンポーネントを非常に簡単に識別または見つけるのに役立ちます。NCA は必要な解析を行い、さまざまなネットワーク負荷の供給ポイントを表示します。モデル化されたネットワークのトポロジーに影響する回路遮断器(CB)、リング メイン ユニット(RMU)、アイソレータなどのすべてのスイッチング デバイスの状態に基づいて、一般的なネットワーク トポロジーが決定されます。NCA はさらに、ネットワーク内のラジアル モード、ループ、並列を示す配電網の動作状態をオペレータが把握できるように支援します。
スイッチングスケジュールと安全管理
英国などの地域では、DMSの中核機能は常にネットワークの安全な切り替えと作業をサポートすることにありました。制御エンジニアは、作業開始前にネットワークの一部を分離して安全を確保するための切り替えスケジュールを作成し、DMSはネットワークモデルを使用してこれらのスケジュールを検証します。切り替えスケジュールは、遠隔操作と手動（現場）切り替え操作を組み合わせることができます。必要なセクションが安全になった後、DMSは作業許可（PTW）文書の発行を許可します。作業完了後にPTWがキャンセルされると、切り替えスケジュールは正常な運転状態への復旧を容易にします。切り替えコンポーネントには、有効な運用制限を反映するようにタグを付けることもできます。
ネットワークコンポーネント／接続モデル、および関連ダイアグラムは常に最新の状態に維持する必要があります。そのため、スイッチングスケジュール機能では、ジョブの適切な段階で、ネットワークモデルの「パッチ」をライブバージョンに適用することもできます。「パッチ」という用語は、以前ウォールボードダイアグラムをメンテナンスするために使用されていた方法に由来しています。
状態推定（SE）
状態推定器は、送電網全体の監視・制御システムに不可欠な要素です。主にシステム電圧の信頼性の高い推定値を提供することを目的としています。状態推定器から得られる情報は、ネットワーク全体の制御センターやデータベースサーバーに送られます。[ 1 ]対象となる変数は、動作限界までの余裕、機器の健全性、必要なオペレータ操作などのパラメータを示します。状態推定器は、測定値がノイズによって損なわれたり、欠落したり、不正確であったりする可能性があるにもかかわらず、これらの対象となる変数を高い信頼性で計算することを可能にします。
状態を直接観察することはできないかもしれませんが、同期していると想定される一連の測定から状態を推測することは可能です。アルゴリズムでは、ノイズの存在によって測定値が歪む可能性があることを考慮する必要があります。一般的な電力システムでは、状態は準静的です。時定数は十分に速いため、システムのダイナミクスは（測定周波数に対して）急速に減衰します。システムは、負荷プロファイルの変化などの様々なパラメータによって駆動される一連の静的状態を経て進行しているように見えます。状態推定器への入力は、負荷潮流解析、コンティンジェンシー解析などの様々なアプリケーションに渡すことができます。
ロードフローアプリケーション（LFA）
潮流解析は、電力系統に適用される数値解析における重要なツールです。潮流解析では通常、単線結線図のような簡略化された表記法が用いられ、電圧や電流ではなく、様々な形態の交流電力に焦点を当てます。通常の定常運転における電力系統を解析します。潮流解析の目的は、指定された負荷および発電機の有効電力と電圧条件において、電力系統の各バスの完全な電圧角と振幅の情報を取得することです。この情報が分かれば、各分岐における有効電力と無効電力の潮流、および発電機の無効電力出力を解析的に決定できます。
この問題の非線形性のため、許容誤差内で解を得るために数値解析手法が用いられます。負荷モデルは、テレメータまたは予測フィーダー電流に一致するように負荷を自動的に計算する必要があります。需要家の種類、負荷プロファイル、その他の情報を利用して、個々の配電用変圧器に負荷を適切に分配します。負荷潮流または電力潮流の調査は、電力システムの将来の拡張計画だけでなく、既存システムの最適な運用方法を決定する上でも重要です。
電圧-無効電力制御（VVC）
ボルト・VAR制御（VVC）とは、配電システム全体における電圧レベルと無効電力（VAR）を管理するプロセスを指します。これら2つの値は関連しており、無効電力が誘導性線路（すべての線路にはある程度のインダクタンスがあります）を流れると、その線路で電圧降下が発生します。VVCには、電圧をより直接的に制御する機器に加えて、意図的に無効電力を系統に注入して電圧降下の大きさを調整する機器も含まれます。
従来の系統では、電圧管理を行うための主要ツールとして、負荷タップ切換装置（LTC）、電圧レギュレータ、コンデンサバンクの3つがあります。LTCと電圧レギュレータは、ネットワークの戦略的なポイントに設置され、必要に応じて電圧を上げたり下げたりするように調整される、可変巻数比の変圧器です。コンデンサバンクは無効電力を「生成」することで電圧を管理するもので、これまでは真の電圧/無効電力制御を実行するための主要なツールでした。これらの大型コンデンサは、スイッチを介してシャント構成で系統に接続され、スイッチが閉じられると、コンデンサが無効電力を生成し、接続点で電圧を昇圧します。将来的には、スマートインバータやその他の分散型発電リソースによってVVCがさらに強化される可能性があり、これらも配電網に無効電力を注入できます。VVCアプリケーションは、すべてのVVC機器に必要なアクションプランを提案することで、危険なほど低電圧または高電圧状態を緩和するのに役立ちます。この計画では、必要なタップ位置とコンデンサのスイッチング状態を指定して、電圧が公称値に近い値に維持されるようにし、電力会社の Volt-VAR 制御機能を最適化します。
VVCは、安定した電圧プロファイルを維持するだけでなく、電力線の電流容量（電流容量）を向上させる潜在的なメリットももたらします。コンデンサやインダクタ（電気モーターなど）といった無効電力部品を含む負荷は、電力系統に負担をかける可能性があります。これは、これらの負荷の無効電力成分が、純粋に抵抗性の負荷と比較して、より多くの電流を消費するためです。この過剰電流は、変圧器や導体などの機器の発熱につながる可能性があり、全電流を流すために機器のサイズ調整が必要になる場合があります。理想的な電力システムは、システムのあらゆるレベルで無効電力の発生、吸収、流量を慎重に計画することで、電流の流れを制御する必要があります。
負荷制限アプリケーション（LSA）
配電システムは、長距離の送電線、複数の供給点、そして変動する需要を特徴としています。これらの特性は、本質的に不安定性や予期せぬシステム状態に対して脆弱であり、重大な故障につながる可能性があります。不安定性は通常、故障、ピーク不足、または保護機能の故障による電力系統の動揺によって発生します。配電システムの負荷遮断および復旧計画は、あらゆる電力会社における緊急時の運用と制御において重要な役割を果たします。
自動化された負荷制限アプリケーションは、配電網内の所定のトリガー条件を検出し、事前に定義された一連の制御アクションを実行します。例えば、重要度の低いフィーダーの開閉、下流の配電網や供給源の再構成、変圧器のタップ制御などです。配電網が複雑で広範囲に及ぶ場合、下流で緊急措置を講じることで、上流のネットワークへの負荷を軽減できる可能性があります。非自動化システムでは、トラブル発生時の対応とオペレータの手動介入が、トラブルの軽減に重要な役割を果たします。トラブルへの迅速な対応が不十分な場合、トラブルは指数関数的に拡大し、深刻な災害につながる可能性があります。
DMSは、あらゆる電力会社の緊急時の運用と制御要件を自動化する、モジュール式の自動負荷遮断・復旧アプリケーションを提供する必要があります。このアプリケーションは、通常運用者が行う周波数不足負荷遮断（UFLS）、制限値超過、時間帯に基づく負荷遮断スキームなど、様々なアクティビティに対応する必要があります。
障害管理とシステム復旧 (FMSR)
電力供給の信頼性と品質は、あらゆる公益事業において確保すべき重要なパラメータです。顧客への停電時間の短縮は、公益事業の信頼性指標全体を向上させるため、FMSR（自動スイッチングシステム）または自動スイッチングアプリケーションが重要な役割を果たします。FMSRに必要な主な機能は、スイッチング管理とスイッチングプランの提案です。
DMSアプリケーションは、SCADAシステムから障害情報を受信し、障害の特定とスイッチング管理アプリケーションの実行のために処理します。結果はアプリケーションによってアクションプランに変換されます。アクションプランには、自動負荷遮断器/RMU/セクショナライザのオン/オフの切り替えが含まれます。アクションプランは、機能によって提供されるスタディモードで検証できます。スイッチング管理は、設定に基づいて手動または自動で実行できます。
フィーダー再構成による負荷分散 (LBFR)
フィーダー再構成による負荷分散は、負荷が集中するエリアに複数のフィーダーを供給している電力会社にとって不可欠なアプリケーションです。ネットワーク上の負荷を分散するために、オペレータは負荷をネットワークの他の部分に再ルーティングします。フィーダー負荷管理（FLM）は、配電システムにおけるエネルギー供給を管理し、問題領域を特定する上で不可欠です。フィーダー負荷管理は、配電システムのバイタルサインを監視し、問題領域を特定することで、配電オペレータに事前に警告を発し、最も必要な場所に効率的に注意を集中させることができます。これにより、既存の問題をより迅速に修正し、問題を回避する可能性を高め、信頼性とエネルギー供給パフォーマンスの両方の向上につながります。
同様に、フィーダー再構成は損失最小化にも利用されます。ネットワークや運用上の制約により、電力網は損失発生の影響を認識せずに最大能力で運用されることがあります。これらの運用による全体的なエネルギー損失と収益損失は、効率的な運用のために最小限に抑える必要があります。DMSアプリケーションは、このためにスイッチング管理アプリケーションを活用します。損失最小化問題は最適電力潮流アルゴリズムによって解決され、上記の機能と同様にスイッチングプランが作成されます。
配電負荷予測（DLF）
配電負荷予測（DLF）は、負荷予測の作成、管理、分析のための構造化されたインターフェースを提供します。電力負荷予測のための正確なモデルは、公益事業会社の運営と計画に不可欠です。DLFは、電力会社が電力購入、負荷切り替え、インフラ開発など、重要な意思決定を行うのに役立ちます。
負荷予測は、計画期間の違いによって、短期負荷予測（STLF）（最長 1 日）、中期負荷予測（MTLF）（1 日～ 1 年）、長期負荷予測（LTLF）（1 ～ 10 年）に分類されます。 1 年を通して負荷を正確に予測するには、天候、日射量、人口、一人当たり国内総生産、季節、休日など、さまざまな外部要因を考慮する必要があります。 たとえば、冬季には、夏季モデルで使用される変数に加えて、平均風速冷却係数を説明変数として追加できます。 春や秋などの季節の変わり目には、変換手法を使用できます。 休日の場合、休日の影響負荷を通常の負荷から差し引くことで、実際の休日負荷をより正確に推定できます。
負荷予測のための様々な予測モデルが開発されており、重回帰、指数平滑法、反復加重最小二乗法、適応型負荷予測、確率時系列、ファジー論理、ニューラルネットワーク、知識ベースエキスパートシステムといった様々な手法が用いられています。これらの中で最も人気のあるSTLFは、自己回帰（AR）モデル、自己回帰移動平均モデル（ARMA）、自己回帰和分移動平均（ARIMA）モデルといった確率時系列モデルや、ファジー論理やニューラルネットワークを用いたその他のモデルです。
DLF は、今日の要件に対応し、将来の要件にも適応するように構成されたデータ集約および予測機能を提供し、再現可能で正確な予測を作成する機能を備えている必要があります。
標準ベースの統合
統合エネルギー供給公益事業の運用モデルには、GIS、課金・計測ソリューション、ERP、資産管理システムなど、並行して稼働し、日常業務をサポートするさまざまな機能モジュールが存在します。多くの場合、これらの機能モジュールは、ネットワーク、ワークフロー、リソース（作業員、資産など）の現在の運用状況を評価するため、定期的またはリアルタイムで相互にデータを交換する必要があります。他の電力システムセグメントとは異なり、配電システムは新しい消費者の追加、新しい送電線、機器の交換などにより、日々変化または拡張します。さまざまな機能モジュールが非標準の環境で動作し、カスタムAPIやデータベースインターフェースを使用している場合、管理にかかるエンジニアリング作業は膨大になります。すぐに、増大する変更や追加を管理することが困難になり、システム統合が機能しなくなる可能性があります。そのため、公益事業は機能モジュールのメリットを十分に活用できず、場合によっては、システムを非常に高いコストで適切な環境に移行する必要がある場合もあります。
これらの問題が明らかになるにつれ、アプリケーション間のデータ交換に関する様々な標準化プロセスが開始されました。標準ベースの統合は、他の機能モジュールとの統合を容易にし、運用パフォーマンスも向上させるという認識が広まりました。これにより、ユーティリティは将来の拡張時にベンダー中立の環境で運用できるようになります。つまり、ユーティリティは既存の機能に加えて新しい機能モジュールを容易に追加し、新しいインターフェースアダプタを用意することなく、データを効率的にプッシュまたはプルできるようになります。
IEC 61968規格に基づく統合
IEC 61968は、 IEC第57技術委員会の第14作業部会によって策定されている規格であり、配電システムアプリケーション間の情報交換に関する標準を定義しています。この規格は、新規または既存の様々なアプリケーションからデータを収集する必要がある公益事業におけるアプリケーション間統合を支援することを目的としています。
IEC 61968 によれば、DMS は電力供給機器の監視と制御、システムの信頼性を確保するための管理プロセス、電圧管理、需要側管理、停電管理、作業管理、自動マッピング、施設管理といった様々な機能をカプセル化します。IEC 61968 規格の核心は、各アプリケーションクラス向けの様々な標準インターフェースを定義するインターフェース参照モデル (IRM) です。抽象的 (論理的) なコンポーネントは、具体的な (物理的) アプリケーションを表すために列挙されます。例えば、ネットワーク運用 (NO) のような業務機能は、ネットワーク運用監視 (NMON) のような様々な業務サブ機能で表すことができ、さらにネットワーク運用監視 (NMON) は、変電所状態監視、ネットワーク状態監視、警報監視といった抽象的コンポーネントで表されます。
IEC 61968 では、準拠したユーティリティ アプリケーション間インフラストラクチャのシステム インターフェイスを、統一モデリング言語(UML) を使用して定義することを推奨しています。UML には、オブジェクト指向ソフトウェア集約型システムのビジュアル モデルの作成に使用できる一連のグラフィック表記法が含まれています。IEC 61968 シリーズの標準は、現在 UML モデルとして維持されている共通情報モデル(CIM) を拡張して、電気配電のニーズに対応しています。特にインターネット上での構造化ドキュメントの交換では、データ形式として拡張マークアップ言語(XML) を使用できます。その主な用途の 1 つは、異なる潜在的に互換性のないコンピュータ システム間での情報交換です。したがって、XML は配電管理のシステム インターフェイスの領域に適しています。メッセージ ペイロードをフォーマットして、SOAP ( Simple Object Access Protocol ) などのさまざまなメッセージング トランスポートにロードできるようにします。
参考文献
- ^ Yih-Fang Huang; Werner, S.; Jing Huang; Kashyap, N.; Gupta, V.、「電力網における状態推定：将来の電力網の要件がもたらす新たな課題への対応」、Signal Processing Magazine、IEEE、vol.29、no.5、pp.33,43、2012年9月
外部リンク
