(57)【要約】発電システムのエネルギー生産及び周波数調整を同時に最適化する方法。リアルタイム発電負荷配分及び周波数調整の影響を考慮して、３段階同時最適化モデルが、前日発電機起動停止スケジュールを決定するために使用される。発電の高速応答に関するシステム要件を表すために、発電上方及び下方調整速度制約が追加され、一次発電制御のシミュレーションを通して、実際の調整性能も考慮に入れられる。
2019535225.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
発電システム（ＰＧＳ）であって、
前記ＰＧＳの負荷によって後に消費されることになるエネルギーを生産する一組の発電機であって、前記一組の発電機は、前記発電システムの周波数を調整する役割を果たす少なくとも１つの発電機と、再生可能エネルギー源である少なくとも１つの発電機とを含むものと、
生産時間にわたる前記ＰＧＳの前記エネルギーの将来の発電量及び消費量の推定値を用いて、前記生産時間の将来の期間にわたる各発電機のエネルギー生産及び周波数調整を推定するプロセッサであって、前記生産時間は等しい長さの時間セグメントを含み、各時間セグメントは複数の等しい時間部分を含み、各時間部分は等しい時間セクションを含むものと、
を備え、
前記プロセッサは、
各発電機の発電機起動停止スケジュールを決定することであって、前記起動停止スケジュールは、各発電機の発電機起動停止、発電負荷配分及び周波数調整の総コストを削減することに基づく、一組の関与状況と、前記生産時間のセグメントごとの一組の生産設定値とを含み、前記発電負荷配分及び周波数調整コストは前記時間セグメントにわたる生産設定値の線形関数として近似され、前記時間セグメントの前記等しい長さは前記発電機起動停止スケジュールに関する前記生産時間の時間分解能を規定する、決定することと、
時間セグメントごとの各発電機に関する発電負荷配分計画を決定することであって、前記負荷配分計画は、少なくとも１つの時間セグメント内の各発電機の発電負荷配分及び周波数調整の総コストを削減することに基づく、前記複数の等しい時間部分にわたる一組の生産設定値を含み、前記周波数調整コストは、前記時間部分にわたる生産設定値の線形関数として近似され、前記時間部分の前記等しい長さは、前記負荷配分計画に関する前記生産時間の時間分解能を規定する、決定することと、
時間部分ごとの各発電機に関する周波数調整方式を決定することであって、前記周波数調整方式は、対応する時間部分の複数のセクションのセクションごとの各発電機の総周波数調整コストを削減することに基づく、前記対応する時間部分内のエネルギー生産量及び需要の変動に起因して、発電機ごとに周波数を所定の範囲内に調整するための一組の生産設定値を決定し、前記等しい時間セクションは前記周波数調整方式に関する前記生産時間の時間分解能を規定する、決定することと、
２つの連続した繰り返し間の総コストの不一致が所定の閾値未満になるまで、決定された最新の生産設定値を用いて、発電機起動停止スケジュール及び発電負荷配分計画のための発電負荷配分及び周波数調整コスト関数を調整することによって、前記発電機起動停止スケジュール、前記発電負荷配分計画及び前記周波数調整方式を更新することと、
を行うように構成され、
送受信機であって、
前記発電機起動停止スケジュールの前記生産時間内で選択される各時間セグメントにおいて、再生可能エネルギー源の前記エネルギー発電量と、前記ＰＧＳの前記負荷の前記エネルギー消費量とに関する更新を受信し、
前記負荷配分計画の前記生産時間内で選択される各時間部分において、再生可能エネルギー源の前記エネルギー発電量と、前記ＰＧＳの前記負荷の前記エネルギー消費量とに関する更新を受信し、
前記周波数調整方式の期間内で選択される各時間セクションにおいて、再生可能エネルギー源の前記エネルギー発電量と、前記ＰＧＳの前記負荷の前記エネルギー消費量とに関する更新を受信する、
ための送受信機を使用することと、
コントローラーであって、
再生可能エネルギー源の前記エネルギー発電量及び前記ＰＧＳの前記負荷の前記エネルギー消費量に関する更新に基づいて、各発電機に関する前記発電機起動停止スケジュール、前記発電負荷配分計画及び前記周波数調整方式を更新し、前記更新された発電機起動停止スケジュールに従って、前記一組の発電機に、更新された関与状況を維持させ、更新されたエネルギー量を生産させ、前記ＰＧＳの前記負荷に、更新された電力平均分配を実施させ、再生可能エネルギー源の前記発電に、更新された発電抑制を実施させるものと、を備える、発電システム。
【請求項２】
前記一組の発電機の前記少なくとも１つの発電機は、システム周波数変動を調整するためにエネルギー生産を調整する、被制御エネルギー生産を有し、前記少なくとも１つの発電機は前記再生可能エネルギー源であり、エネルギー抑制を除いて、無制御エネルギー生産を有する、請求項１に記載のシステム。
【請求項３】
前記ＰＧＳは地理的エリアにエネルギーを供給する、請求項１に記載のシステム。
【請求項４】
前記時間セグメントに関する前記時間分解能は、前記起動停止スケジュールにわたる前記生産時間の一組のスケジューリングされた期間である、請求項１に記載のシステム。
【請求項５】
前記生産時間は２４時間であり、前記生産時間の各セグメントは１時間であり、各セグメントの各部分は５分であり、各部分の各セクションは４秒である、請求項１に記載のシステム。
【請求項６】
前記プロセッサはコンピューター可読メモリと通信し、前記コンピューター可読メモリに記憶されるのは、履歴データ及び予測データであり、前記履歴データは、再生可能エネルギー源の発電出力に関する履歴プロファイルと、前記ＰＧＳの負荷に関する履歴プロファイルと、再生可能エネルギー源の発電出力に関する予測プロファイルと、前記ＰＧＳの負荷に関する予測プロファイルとを含む、請求項１に記載のシステム。
【請求項７】
各発電機の前記発電機起動停止スケジュールを決定するときの発電負荷配分及び周波数調整の前記コストは、前記発電負荷配分計画において決定される生産設定値に対する前記負荷配分コスト及び前記周波数調整コストの感度に基づく、前記時間セグメントにわたる前記生産設定値の線形関数として表される、請求項１に記載のシステム。
【請求項８】
各発電機の前記発電機起動停止スケジュールを決定するときの前記起動停止スケジュールは、前記ＰＧＳ内の全ての発電機に関する最小全上方調整速度要件及び最小全下方調整速度要件を満たし、各時間セグメント内の発電機に関する上方調整速度は、発電機ごとの、前記発電機が起動しつつあるときの最大起動出力急変速度、又は前記発電機がオンラインであるときの最大出力上昇速度の総和と定義され、時間セグメント内の発電機に関する下方調整速度は、前記発電機が停止しつつあるときの最大停止出力急変速度、又は前記発電機がオンラインであるときの最大出力降下速度の総和と定義される、請求項１に記載のシステム。
【請求項９】
各発電機の前記発電機起動停止スケジュールを決定するときの前記起動停止スケジュールは、基本シナリオ及び一組のサンプル不確実性シナリオに関する緩和電力供給及び需要バランス制約を満たし、不確実性シナリオは、アンセンテッド変換技法を用いて、前記ＰＧＳの負荷需要及び再生可能エネルギー発電の予測平均値及び共分散に基づいて決定される、請求項１に記載のシステム。
【請求項１０】
各発電機の前記発電負荷配分計画を決定するときの周波数調整の前記コストは、前記周波数調整方式において決定される生産設定値に対する前記周波数調整コストの感度に基づく、発電負荷配分計画に関する前記時間部分にわたる生産設定値の線形関数として表される、請求項１に記載のシステム。
【請求項１１】
各発電機の前記周波数調整方式を決定するときの周波数調整の前記コストは、連続した時間セクションの間の生産設定値変化、定格周波数からのシステム周波数偏差、及び一次調整制御の性能に関連するコストを含む、請求項１に記載のシステム。
【請求項１２】
生産時間にわたる発電システム（ＰＧＳ）のエネルギーの将来の発電量及び消費量の推定値を用いて、前記ＰＧＳが、前記生産時間の将来の期間にわたる一組の発電機の各発電機のエネルギー生産及び周波数調整を推定するための方法であって、
前記一組の発電機を用いて前記ＰＧＳの負荷によって後に消費されることになるエネルギーを生産することであって、前記一組の発電機は周波数調整の役割を果たす少なくとも１つの発電機と、再生可能エネルギー源である少なくとも１つの発電機とを含むことと、
前記生産時間にわたる前記ＰＧＳの前記エネルギーの将来の発電量及び消費量の前記推定値を用いて、前記生産時間の前記将来の期間にわたる各発電機のエネルギー生産量及び周波数調整を推定するためにプロセッサを使用することであって、前記生産時間は等しい長さの時間セグメントを含み、各時間セグメントは複数の等しい時間部分を含み、各等しい時間部分は等しい時間セクションを含み、前記プロセッサは、
各発電機の発電機起動停止スケジュールを決定することであって、前記起動停止スケジュールは、各発電機の発電機起動停止、発電負荷配分及び周波数調整の総コストを削減することに基づく、一組の関与状況と、前記生産時間のセグメントごとの一組の生産設定値とを含み、前記発電負荷配分及び周波数調整コストは前記時間セグメントにわたる生産設定値の線形関数として近似され、前記時間セグメントの前記等しい長さは前記発電機起動停止スケジュールに関する前記生産時間の時間分解能を規定することと、
時間セグメントごとの各発電機に関する発電負荷配分計画を決定することであって、前記負荷配分計画は、少なくとも１つの時間セグメント内の各発電機の発電負荷配分及び周波数調整の総コストを削減することに基づく、前記複数の等しい時間部分にわたる一組の生産設定値を含み、前記周波数調整コストは、前記時間部分にわたる生産設定値の線形関数として近似され、前記時間部分の前記等しい長さは、前記負荷配分計画に関する前記生産時間の時間分解能を規定することと、
時間部分ごとの各発電機に関する周波数調整方式を決定することであって、前記周波数調整方式は、対応する時間部分の複数のセクションのセクションごとの各発電機の総周波数調整コストを削減することに基づく、前記対応する時間部分内のエネルギー生産量及び需要の変動に起因して、発電機ごとに周波数を所定の範囲内に調整するための一組の生産設定値を決定し、前記等しい時間セクションは前記周波数調整方式に関する前記生産時間の時間分解能を規定することと、
２つの連続した繰り返し間の総コストの不一致が所定の閾値未満になるまで、决定された最新の生産設定値を用いて、発電機起動停止スケジュール及び発電負荷配分計画のための発電負荷配分及び周波数調整コスト関数を調整することによって、前記発電機起動停止スケジュール、前記発電負荷配分計画及び前記周波数調整方式を更新することと、
によってオフラインステージを実行し、
前記発電機起動停止スケジュールの前記生産時間内で選択される各時間セグメントにおいて、再生可能エネルギー源の前記エネルギー発電量と、前記ＰＧＳの前記負荷の前記エネルギー消費量とに関する更新を受信し、
前記負荷配分計画の前記生産時間内で選択される各時間部分において、再生可能エネルギー源の前記エネルギー発電量と、前記ＰＧＳの前記負荷の前記エネルギー消費量とに関する更新を受信し、
前記周波数調整方式の前記期間内で選択される各時間セクションにおいて、再生可能エネルギー源の前記エネルギー発電量と、前記ＰＧＳの前記負荷の前記エネルギー消費量とに関する更新を受信する、
ために、前記プロセッサと通信する送受信機を使用することによってオンラインステージを実行するように構成されることと、
再生可能エネルギー源の前記エネルギー発電量及び前記ＰＧＳの前記負荷の前記エネルギー消費量に関する更新に基づいて、各発電機に関する前記発電機起動停止スケジュール、前記発電負荷配分計画及び前記周波数調整方式を更新し、前記更新された発電機起動停止スケジュールに従って、前記一組の発電機に、更新された関与状況を維持させ、更新されたエネルギー量を生産させ、前記ＰＧＳの前記負荷に、更新された電力平均分配を実施させ、再生可能エネルギー源の前記発電に、更新された発電抑制を実施させるために、前記プロセッサと通信するコントローラーを使用することと、
を含む、方法。
【請求項１３】
各発電機の前記発電機起動停止スケジュールを決定するときの前記発電負荷配分及び前記周波数調整の前記コストは、前記発電負荷配分計画において決定される生産設定値に対する前記負荷配分コスト及び前記周波数調整コストの感度に基づく、前記発電機起動停止スケジュールに関する前記時間セグメントにわたる前記生産設定値の線形関数として表され、前記起動停止スケジュールは、前記ＰＧＳ内の全ての発電機に関する最小全上方調整速度要件及び最小全下方調整速度要件を満たし、各時間セグメント内の発電機に関する上方調整速度は、発電機ごとの、前記発電機が起動しつつあるときの最大起動出力急変速度、又は前記発電機がオンラインであるときの最大出力上昇速度の総和と定義され、時間セグメント内の発電機に関する下方調整速度は、前記発電機が停止しつつあるときの最大停止出力急変速度、又は前記発電機がオンラインであるときの最大出力降下速度の総和と定義される、請求項１２に記載の方法。
【請求項１４】
各発電機の前記発電機起動停止スケジュールを決定するときの前記起動停止スケジュールは、基本シナリオ及び一組のサンプル不確実性シナリオの場合の緩和電力供給及び需要バランス制約を満たし、不確実性シナリオは、アンセンテッド変換技法を用いて、前記ＰＧＳの負荷需要及び再生可能エネルギー発電量の予測平均値及び共分散に基づいて決定される、請求項１２に記載の方法。
【請求項１５】
各発電機の前記発電負荷配分計画を決定するときの周波数調整の前記コストは、前記周波数調整方式において決定される前記生産設定値に対する前記周波数調整コストの感度に基づく、発電負荷配分計画に関する前記時間部分にわたる生産設定値の線形関数として表される、請求項１２に記載の方法。
【請求項１６】
各発電機の前記周波数調整方式を決定するときの周波数調整の前記コストは、連続した時間セクションの間の生産設定値変化、定格周波数からのシステム周波数偏差、及び一次調整制御の性能に関連するコストを含む、請求項１２に記載の方法。
【請求項１７】
方法を実行するためにコンピューターによって実行可能であるプログラムを具現する非一時的コンピューター可読記憶媒体であって、前記方法は、発電システム（ＰＧＳ）が生産時間にわたる前記ＰＧＳのエネルギーの将来の発電量及び消費量の推定値を用いて、前記生産時間の将来の期間にわたる一組の発電機の各発電機のエネルギー生産及び周波数調整を推定するための方法であり、前記方法は、
前記一組の発電機を用いて、前記ＰＧＳの負荷によって後に消費されることになるエネルギーを生産することであって、前記一組の発電機は、前記ＰＧＳの周波数調整の役割を果たす少なくとも１つの発電機と、再生可能エネルギー源である少なくとも１つの発電機とを含むことと、
前記生産時間にわたる前記ＰＧＳの前記エネルギーの将来の発電量及び消費量の推定値を用いて、前記生産時間の前記将来の期間にわたる各発電機のエネルギー生産量及び周波数調整を推定するためにプロセッサを使用することであって、前記生産時間は等しい長さの時間セグメントを含み、各時間セグメントは複数の等しい時間部分を含み、各等しい時間部分は等しい時間セクションを含み、前記プロセッサは、
各発電機の発電機起動停止スケジュールを決定することであって、前記起動停止スケジュールは、一組の関与状況と、前記生産時間のセグメントごとの一組の生産設定値とを含むことと、
時間セグメントごとの各発電機に関する発電負荷配分計画を決定することであって、前記負荷配分計画は、前記複数の等しい時間部分にわたる一組の生産設定値を含むことと、
時間部分ごとの各発電機に関する周波数調整方式を決定することであって、前記周波数調整方式は、対応する時間部分内の前記エネルギー生産量及び需要の変動に起因して、発電機ごとに周波数を所定の範囲内に調整するための一組の生産設定値を決定することと、
２つの連続した繰り返し間の総コストの不一致が所定の閾値未満になるまで、决定された最新の生産設定値を用いて、発電機起動停止スケジュール及び発電負荷配分計画のための前記発電負荷配分及び周波数調整コスト関数を調整することによって、前記発電機起動停止スケジュール、前記発電負荷配分計画及び前記周波数調整方式を更新することと、
を行うように構成されることと、
前記負荷配分方式の前記生産時間内で選択される各時間部分において、再生可能エネルギー源の前記エネルギー発電量と、前記ＰＧＳの前記負荷の前記エネルギー消費量とに関する更新を受信し、
前記周波数調整方式の前記期間内で選択される各時間セクションにおいて、再生可能エネルギー源の前記エネルギー発電量と、前記ＰＧＳの前記負荷の前記エネルギー消費量とに関する更新を受信する、
ために、前記プロセッサと通信する送受信機を使用することと、
再生可能エネルギー源の前記エネルギー発電量及び前記ＰＧＳの前記負荷の前記エネルギー消費量に関する更新に基づいて、各発電機に関する前記発電機起動停止スケジュールを更新し、前記発電機に、更新されたエネルギー量を生産させ、必要とされる周波数を維持させ、前記ＰＧＳを前記更新された発電機起動停止スケジュールに従って動作させるために、前記プロセッサと通信するコントローラーと、
を含む、非一時的コンピューター可読記憶媒体。
【請求項１８】
前記方法において、各発電機の前記発電機起動停止スケジュールを決定するときの前記発電負荷配分コスト及び前記周波数調整コストは、発電負荷配分計画において決定される前記発電機起動停止スケジュールに関する生産設定値に対する対応するコストの感度に基づく、前記時間セグメントにわたる生産設定値の線形関数として近似される、請求項１７に記載の記憶媒体。
【請求項１９】
前記方法において、発電機ごとの前記負荷配分計画を決定するときの前記周波数調整コストは、周波数調整方式において決定される前記負荷配分計画に関する生産設定値に対する対応するコストの感度に基づく、前記時間部分にわたる前記生産設定値の線形関数として近似される、請求項１７に記載の記憶媒体。
【請求項２０】
前記方法において、発電機ごとの前記周波数調整方式を決定するときの周波数調整の前記コストは、連続した時間セクション間の生産設定値変化、定格周波数からのシステム周波数偏差、及び一次調整制御の性能に関連するコストを含む、請求項１７に記載の記憶媒体。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本開示は包括的には、電力システム運用及び制御に関し、より詳細には、発電システムのエネルギー生産及び周波数調整の同時最適化に関する。
【背景技術】
【０００２】
独立系統運用機構（independent system operator）は、前日市場（day-ahead market）及びリアルタイム市場（real-time market）を含む、エネルギー市場及び予備力市場（reserve market）のエネルギー取引及び予備力取引を管理することを通して、電力システムの供給と需要とのバランスを瞬時に、かつ絶えず維持する責任を負う。予測負荷又は負荷履歴と、翌日に関する変動性発電プロファイルとに従って、セキュリティ制約を考慮した発電機起動停止問題（security-constrained unit commitment problem）及びセキュリティ制約を考慮した経済負荷配分問題（security-constrained economic dispatch problem）を解くことを通して、今後の２４時間の負荷配分可能な発電設備の起動停止スケジュールが決定される。発電機起動停止は、システム全体にわたる制約及び設備ごとの制約の両方を考慮しながら、最小コスト発電機起動停止解を見つけることによって決定される。発電機起動停止変数を確定することによって、経済負荷配分が解かれ、その際、経済負荷配分問題の副産物として、エネルギー及び予備力に関する地域別限界価格が得られる。この作業は、分散したエネルギー資源の存在が増えつつあること、及び市場規制に関する改善が続いていることによって複雑になる。
【０００３】
再生可能エネルギー源は予測できないことから、結果として、利用可能な発電量の変動が大きくなる。不安定性が高まる中で電力バランスを達成するため、事業者は、或る特定のコストで停電のリスクを少なくするために、予備力容量を高め、より応答の速い設備を選択しなければならない。エネルギー及び予備力の同時最適化の目標は、不確実性とコストとの間の最良の妥協点を見つけることである。その課題は、再生可能エネルギーデータセットが異なるサンプリング速度を用いて収集される場合に、再生可能エネルギーが、変動の大きさ及び周波数に関して異なる特性を示す場合があることである。発電機起動停止スケジュールは、これまで、長い時間スケール（１時間当たり１サンプル等）において生成される再生可能エネルギープロファイルに基づいて決定されたが、リアルタイムにおいて実施されるときに、最適でない場合がある。一方、そのスケジュールは、短い時間スケール（例えば、５分当たり、又は４秒当たり１サンプル等）において測定された実際の再生可能エネルギー変動に対処するだけの十分な予備力を有しない場合がある。或いは、選択された発電設備の応答速度が、そのような短いスケールにおいて測定された再生可能エネルギー変動周波数に追従するほど十分に高速でない場合がある。他方、発電機起動停止スケジュールは、過大な予備力又は過剰な高速応答の発電設備を選択している場合があったので、経済効率の損失が生じていた。
【０００４】
一方、市場規制の規則は、発電設備が実際にリアルタイムに与えた、又は達成したサービスによって発電設備が報酬を受けることも要求してきた。例えば、周波数調整資源の役割を果たす発電設備は、システム周波数品質への実際の貢献に基づいて補償されるべきである。すなわち、報酬は、システム調整信号に追従するために資源が必要とされるときに、その資源によって与えられる周波数調整サービスの品質を反映すべきである。信号追従は通常、発電設備の周波数コントローラーを通して実施される。この要件は一般に、２ステップ手順を通して満たされる。発電設備は、最初に、毎時プロファイルに基づいて前日市場によって決定される価格によって報酬を受ける。報酬は、その後、実際のリアルタイムプロファイルに従って決定されるリアルタイム価格に基づいて、運用サイクル後に調整される。そのような手法は容易に実施することができるが、発電所は、そのような手順を通して、最大限の恩恵を得ることはほとんどない。その主な理由は、発電設備の関与状況が決定されるとき、発電設備はその技術的な最小アップ／ダウンタイム制約に起因して、しばらくの間、その関与状況を継続しなければならないので、周波数調整に対するその発電設備の貢献及び性能が、関与状況によって大きく制約を受けるためというものである。リアルタイムの再生可能エネルギー及び負荷変動を何らかの方法において考慮しない場合、前日スケジュールとリアルタイム負荷配分及び制御との間の隔たり又は偏差はほとんど軽減されない。
【０００５】
確率特性を用いて発電機起動停止問題に対処するいくつかの方法が存在する。例えば、特許文献１は、混合整数線形計画法を用いて、前日卸電力市場における、セキュリティ制約を考慮した発電機起動停止を最適化するための方法を開示している。特許文献２は、分枝カットアルゴリズム（branch-cut-price algorithm）を用いて、大規模確率発電機起動停止問題を解くためのシステム及び方法を開示している。しかしながら、それらの既存の手法は、発電起動停止スケジュールを決定する際に、発電設備に関する実際の発電負荷配分及び周波数調整性能を十分に細かく検討していなかった。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００６】
【特許文献１】米国特許第７，３４９，８８２号
【特許文献２】米国特許第９，０３１，７９８号
【発明の概要】
【０００７】
それゆえ、エネルギー生産及び周波数調整を同時に最適化するときに、前日電力市場において、リアルタイム運用及び制御と、資源及び負荷の不確実性とを適切に考慮に入れるための新たな手法を開発することが必要とされている。
【０００８】
本開示は、発電システム（ＰＧＳ：power generation system）のエネルギー生産及び周波数調整を同時に最適化する方法に関する。ＰＧＳは、ＰＧＳの負荷によって後に消費されることになるエネルギーを生産する一組の発電機を含む。一組の発電機は、発電システムの周波数を調整する役割を果たす少なくとも１つの発電機と、再生可能エネルギー源である少なくとも１つの発電機とを含む。
【０００９】
本開示の実施の形態は、エネルギー発電機に関する起動停止を決定する際に、次のエネルギーサイクルにわたるエネルギー生産及び消費の変動性を考慮に入れる方法を検討することに基づく。これらの問題に対する解を見つけるために、本発明者らは、エネルギー消費におけるイベントドリブンのエネルギー需要に起因する変動性とともに、再生可能エネルギー源に起因するエネルギー生産の変動性によって提起される課題に焦点を合わせる。本開示がそのような解決策を特定する必要があった少なくとも１つの理由は、エネルギー供給者が、これから生じる将来の次のエネルギーサイクルのために、「自らのエネルギー発電機に関して予想されるエネルギー生産量及び消費量」を何らかの形で推定するよう要求されるためというものである。しかしながら、これから生じるエネルギーサイクルに関する将来のエネルギー生産量及び消費量を推定するための正確な予測解は現時点では存在しないので、エネルギー供給者は、好ましくない、又は不十分なエネルギー予備力管理を課せられる。それは、エネルギー供給者が発電機出力容量を拡大し過ぎることにつながり、また、割高なコストにおいて第三者及び／又は予備力市場からエネルギーを購入しなければならないことによって、エネルギー供給者が予測されないエネルギー供給量（不正確なエネルギー需要／消費量予測に起因する）を埋め合わせる必要があることにつながる。自らの発電機の容量を拡大し過ぎることとともに、第三者からエネルギーを購入することによる、これらの計画外の出費、すなわち、増加したメンテナンスコストによって、コストの上昇を招き、そのコストは後に消費者に転嫁されることになる。
【００１０】
これらの課題に対処するために、エネルギー発電及び容量予備力に関するオフラインの起動停止推定において、オフラインの予測原理と、現在のオンラインの更新原理とを組み合わせるべきであることがわかった。それは、現在のオンライン更新のレガシーを維持しながら、起動停止推定の精度を高めることになる。
【００１１】
具体的には、エネルギー起動停止は時間単位で決定されるべきであり、その後、リアルタイム発電負荷配分更新の精度で決定されるエネルギー発電量及び消費量の予測を用いて更新され、リアルタイム周波数調整更新の精度で決定されるエネルギー生産量及び消費量の予測で更に更新されるべきであることがわかった。そのようにして、オフライン及びオンラインの運用を「同期させる」。
【００１２】
その後、リアルタイム発電負荷配分及び周波数調整の影響を考慮して、前日発電機起動停止スケジュールを決定するために使用することができる３段階同時最適化モデルを、実験を通して見つけた。その場合、発電の高速応答に関するシステム要件を表すために、発電上方及び下方調整速度制約が追加され、一次発電制御のシミュレーションを通して、実際の調整性能も考慮に入れられる。
【００１３】
例えば、本開示のシステム及び方法は、ＰＧＳを管理し、制御する制御システムとして実現することができる。その制御システムは、プロセッサと、受信機と、コントローラーとを含むことができる。プロセッサは、或る生産時間の将来の期間にわたる各発電機のエネルギー生産量及び周波数調整を推定するために使用することができる。プロセッサは、その生産時間にわたるＰＧＳのエネルギーの将来の発電量及び消費量の推定値を使用する。本発明者らの理解を用いるとき、生産時間は等しい長さの時間セグメントを含み、各時間セグメントは複数の等しい時間部分を含み、各時間部分は等しい時間セクションを含む。プロセッサは、各発電機の発電機起動停止スケジュールを決定するように更に構成することができる。起動停止スケジュールは、一組の関与状況と、各発電機の発電機起動停止、発電負荷配分及び周波数調整の総コストを削減することに基づく、生産時間のセグメントごとの一組の生産設定値とを含む。発電負荷配分及び周波数調整コストは、時間セグメントにわたる生産設定値の線形関数として近似される。その場合、時間セグメントの等しい長さは、発電機起動停止スケジュールに関する生産時間の時間分解能を規定する。
【００１４】
また、実験を通して、プロセッサが、時間セグメントごとに、各発電機に関する発電負荷配分計画を決定できることもわかった。その場合に、負荷配分計画は、少なくとも１つの時間セグメント内の各発電機の発電負荷配分及び周波数調整の総コストを削減することに基づく、複数の等しい時間部分にわたる一組の生産設定値を含む。周波数調整コストは、時間部分にわたる生産設定値の線形関数として近似される。その場合に、時間部分の等しい長さは、負荷配分計画に関する生産時間の時間分解能を規定する。さらに、時間部分ごとに、各発電機に関する周波数調整方式を決定することができる。そのような周波数調整方式は、対応する時間部分内のエネルギー生産量及び需要の変動に起因して、発電機ごとに周波数を所定の範囲内に調整するための一組の生産設定値を決定し、一組の生産設定値は、その対応する時間部分の複数のセクションのセクションごとの各発電機の総周波数調整コストを削減することに基づく。その場合、等しい時間セクションは、周波数調整方式に関する生産時間の時間分解能を規定する。
【００１５】
本発明者らが理解した別の態様は、発電機起動停止スケジュール、発電負荷配分計画及び周波数調整方式を更新できることである。これは、２つの連続した繰り返しの総コストの不一致が所定の閾値未満になるまで、決定された最新の生産設定値を用いて、発電機起動停止スケジュール及び発電負荷配分計画に関する発電負荷配分及び周波数調整コスト関数を調整することによって成し遂げることができる。
【００１６】
したがって、本発明者らの理解に基づいて、発電の生産設定値を通して、エネルギー発電及び容量予備力を検討することができ、一方、再生可能エネルギー発電及び負荷変動を伴う調整コストに対する設定値の感度を通して、周波数調整を検討することができる。
【００１７】
発電機起動停止スケジュールの生産時間内で選択される各時間セグメントにおいて、再生可能エネルギー源のエネルギー発電量及びＰＧＳの負荷のエネルギー消費量に関する更新を受信するために、制御システムが送受信機を使用できることが更にわかった。その後、負荷配分計画の生産時間内で選択される各時間部分において、再生可能エネルギー源のエネルギー発電量及びＰＧＳの負荷のエネルギー消費量に関する更新を受信する。それに加えて、周波数調整方式の期間内で選択される各時間セクションにおいて、再生可能エネルギー源のエネルギー発電量及びＰＧＳの負荷のエネルギー消費量に関する更新を受信する。さらに、制御システムは、各発電機に関する発電機起動停止スケジュール、発電負荷配分計画及び周波数調整を更新するためにコントローラーを使用することができる。再生可能エネルギー源のエネルギー発電量及びＰＧＳの負荷のエネルギー消費量に関する更新に基づいて、更新された発電機起動停止スケジュールに従って、（１）一組の発電機に、更新された関与状態を維持させ、更新されたエネルギー量を生産させ、（２）ＰＧＳの負荷に、更新された電力平均配分を実施させ、（３）再生可能エネルギー源の発電に、更新された発電抑制を実施させる。
【００１８】
生産時間は２４時間であり、生産時間の各セグメントは１時間であり、各セグメントの各部分は５分であり、各部分の各セクションは４秒である。プロセッサはコンピューター可読メモリと通信することができ、コンピューター可読メモリに記憶することができるのは、履歴データ及び予測データであり、履歴データは、再生可能エネルギー源の発電出力に関する履歴プロファイル、ＰＧＳの負荷に関する履歴プロファイル、再生可能エネルギー源の発電出力に関する予測プロファイル、ＰＧＳの負荷に関する予測プロファイル等を含むことができる。コンピューター関連命令とともに他のデータがメモリに記憶される場合があると考えられる。
【００１９】
各発電機の発電機起動停止スケジュールを決定するときに、発電負荷配分及び周波数調整のコストは、発電負荷配分計画において決定された生産設定値に対する負荷配分及び調整コストの感度に基づく、発電機起動停止スケジュールのための時間セグメントにわたる生産設定値の線形関数として表すことができることに更に留意した。一方、起動停止スケジュールは、ＰＧＳ内の全ての発電機に関する最小全上方調整速度要件及び最小全下方調整速度要件を満たし、各時間セグメント内の発電機に関する上方調整速度は、発電機ごとの、発電機が起動しつつあるときの最大起動出力急変速度、又は発電機がオンラインであるときの最大出力上昇速度の総和と定義され、時間セグメント内の発電機に関する下方調整速度は、発電機が停止しつつあるときの最大停止出力急変速度、又は発電機がオンラインであるときの最大出力降下速度の総和と定義される。起動停止スケジュールは、基本シナリオ及び一組のサンプル不確実性シナリオに関する緩和電力供給及び需要バランス制約を満たし、不確実性シナリオは、アンセンテッド変換技法を用いて、ＰＧＳの負荷需要及び再生可能エネルギー発電の予測平均値及び共分散に基づいて決定される。
【００２０】
さらにまた、各発電機の発電負荷配分計画を決定するとき、周波数調整のコストは、周波数調整方式において決定される生産設定値に対する周波数調整コストの感度に基づく、発電負荷配分計画に関する時間部分にわたる生産設定値の線形関数として表される。また、各発電機の周波数調整方式を決定するとき、周波数調整のコストは、連続した時間セクションの間の生産設定値変化、定格周波数からのシステム周波数偏差、及び一次調整制御の性能に関連するコストを含むことができる。
【００２１】
本開示の一実施の形態によれば、生産時間にわたる発電システム（ＰＧＳ）のエネルギーの将来の発電量及び消費量の推定値を用いて、ＰＧＳが、その生産時間の或る将来の期間にわたる一組の発電機の各発電機のエネルギー出力及び予備力容量を推定するための方法。その方法は、一組の発電機を用いて、ＰＧＳの負荷によって後に消費されることになるエネルギーを生産することを含む。その場合に、一組の発電機は、制御可能なエネルギー予備力を有する少なくとも１つの発電機と、再生可能エネルギー源である少なくとも１つの発電機とを含む。生産時間にわたるＰＧＳのエネルギーの将来の発電量及び消費量の推定値を用いて、その生産時間の将来の期間にわたる各発電機のエネルギー出力及び予備力容量を推定するためにプロセッサを使用する。その場合に、生産時間は等しい長さの時間セグメントを含み、各時間セグメントは複数の等しい時間部分を含み、各等しい時間部分は等しい時間セクションを含む。その場合に、プロセッサは、生産時間の各セグメントにおいて或る量のエネルギーを生産し、周波数を所定の範囲内に調整する各発電機の発電機起動停止スケジュールを決定することによって、オフラインステージを実行するように構成される。ＰＧＳ内の一組の発電機に関する発電機起動停止、発電負荷配分及び周波数調整の総コストを削減することに基づいており、時間セグメントの等しい長さは、発電機起動停止スケジュールに関する生産時間の時間分解能を規定する。発電機ごとの負荷配分計画を決定し、負荷配分計画は、生産時間の少なくとも１つの時間セグメント内の各発電機の発電負荷配分及び周波数調整の総コストを削減することに基づく、複数の等しい部分に関する一組の生産設定値を含む。その場合に、時間部分の等しい長さは、負荷配分計画に関する生産時間の時間分解能を規定する。発電機ごとの周波数調整方式を決定する。その場合に、周波数調整方式は、対応する時間部分内のエネルギー生産量及び需要の変動に起因する、発電機ごとの発電生産調整を決定する。対応する時間部分の複数のセクションのセクションごとの各発電機の周波数調整の総コストを削減することに基づく。その場合に、等しい時間セクションは、周波数調整方式に関する生産時間の時間分解能を規定する。負荷配分計画及び周波数調整方式内の決定された一組の生産設定値に関する、対応する生産及び周波数調整コストの発電生産調整を用いて、発電機ごとの発電機起動停止スケジュールを更新する。その後、プロセッサと通信する送受信機を使用することによって、オンラインステージを実行する。送受信機は、負荷配分計画の生産時間内で選択される各時間部分において、再生可能エネルギー源のエネルギー発電量及びＰＧＳの負荷のエネルギー消費量に関する更新を受信する。周波数調整方式の期間内で選択された各時間セクションにおいて、再生可能エネルギー源のエネルギー発電量及びＰＧＳの負荷のエネルギー消費量に関する更新を受信する。再生可能エネルギー源のエネルギー発電量及びＰＧＳの負荷のエネルギー消費量に関する更新に基づいて、発電機ごとの発電機起動停止スケジュールを更新するために、そして、発電機に更新されたエネルギー量を生成させ、必要とされる周波数を維持させ、ＰＧＳを、更新された発電機起動停止スケジュールに従って動作させるために、プロセッサと通信するコントローラーを使用する。
【００２２】
本開示の別の実施の形態によれば、方法を実行するためにコンピューターによって実行可能であるプログラムを具現する非一時的コンピューター可読記憶媒体のための方法。生産時間にわたる発電システム（ＰＧＳ）のエネルギーの将来の発電量及び消費量の推定値を用いて、ＰＧＳが、その生産時間の或る将来の期間にわたる一組の発電機の各発電機のエネルギー出力及び予備力容量を推定するための方法。その方法は、一組の発電機を用いて、ＰＧＳの負荷によって後に消費されることになるエネルギーを生産することを含む。一組の発電機は、制御可能なエネルギー予備力を有する少なくとも１つの発電機と、再生可能エネルギー源である少なくとも１つの発電機とを含む。生産時間にわたるＰＧＳのエネルギーの将来の発電量及び消費量の推定値を用いて、その生産時間の将来の期間にわたる各発電機のエネルギー出力及び予備力容量を推定するためにプロセッサを使用する。その場合に、生産時間は等しい長さの時間セグメントを含み、各時間セグメントは複数の等しい時間部分を含み、各等しい時間部分は等しい時間セクションを含む。その場合に、プロセッサは、生産時間の各セグメントにおいて或る量のエネルギーを生産し、周波数を所定の範囲内に調整する各発電機の発電機起動停止スケジュールを決定するように構成される。発電機ごとの負荷配分計画を決定し、負荷配分計画は、複数の等しい部分に関する一組の生産設定値を含む。発電機ごとの周波数調整方式を決定し、周波数調整方式は、対応する時間部分内のエネルギー生産量及び需要の変動に起因する、発電機ごとの発電生産調整を決定する。２つの連続した繰り返し間の総コストの不一致が所定の閾値未満になるまで、決定された最新の生産設定値を用いて、発電機起動停止スケジュール及び発電負荷配分計画に関する発電負荷配分及び周波数調整コスト関数を調整することによって、発電機起動停止スケジュール、発電負荷配分計画及び周波数調整方式を更新する。負荷配分計画の生産時間内で選択される各時間部分において、再生可能エネルギー源のエネルギー発電量及びＰＧＳの負荷のエネルギー消費量に関する更新を受信するために、プロセッサと通信する送受信機を使用する。周波数調整方式の期間内で選択された各時間セクションにおいて、再生可能エネルギー源のエネルギー発電量及びＰＧＳの負荷のエネルギー消費量に関する更新を受信する。最後に、再生可能エネルギー源のエネルギー発電量及びＰＧＳの負荷のエネルギー消費量に関する更新に基づいて、発電機ごとの発電機起動停止スケジュールを更新するために、そして、発電機に更新されたエネルギー量を生成させ、必要とされる周波数を維持させ、ＰＧＳを、更新された発電機起動停止スケジュールに従って動作させるために、プロセッサと通信するコントローラー。
【００２３】
本開示の更なる特徴及び利点は、以下の詳細な説明を添付図面とともに取り入れると、この詳細な説明からより容易に明らかになる。
【００２４】
本開示は、本開示の例示的な実施の形態の非限定的な例として述べる複数の図面に関する以下の詳細な説明において更に説明される。これらの図面において、同様の参照符号は、図面のいくつかの図を通して同様の部分を表している。示されている図面は、必ずしも一律の縮尺というわけではなく、その代わり、一般的に、以下に開示する実施の形態の原理を示すことに強調が置かれている。
【図面の簡単な説明】
【００２５】
【図１Ａ】本開示のいくつかの実施の形態による、発電システムのエネルギー生産及び周波数調整の同時最適化の概略的なブロック図である。
【図１Ｂ】本開示のいくつかの実施の形態による、発電システムのエネルギー生産及び周波数調整の同時最適化の代替の概略的なブロック図である。
【図１Ｃ】本開示のいくつかの実施の形態による、例示的なＧＰＳ制御の概略図である。
【図１Ｄ】本開示のいくつかの実施の形態による、オフライン決定ステージを実行する概略的なブロック図である。
【図１Ｅ】本開示のいくつかの実施の形態による、オンライン適応ステージを実行する概略的なブロック図である。
【図１Ｆ】本開示のいくつかの実施の形態による、コントローラーを使用する概略的なブロック図である。
【図２Ａ】本開示のいくつかの実施の形態による、前日電力市場に関する概略図である。
【図２Ｂ】本開示のいくつかの実施の形態による、前日市場に関する価格の組の構成要素に関する概略図である。
【図２Ｃ】本開示のいくつかの実施の形態による、生産時間をスケジューリング期間、負荷配分期間及び調整期間に分割するための図である。
【図２Ｄ】本開示のいくつかの実施の形態による、発電機起動停止、発電負荷配分及び周波数調整の間の関係に関する図である。
【図２Ｅ】本開示のいくつかの実施の形態による、電力システムの一例に関する図である。
【図３Ａ】本開示のいくつかの実施の形態による、通常の再生可能エネルギー発電プロファイル及び負荷プロファイルに関する概略図である。
【図３Ｂ】本開示のいくつかの実施の形態による、確率変数及びその関数のアンセンテッド変換に関する概略図である。
【図３Ｃ】本開示のいくつかの実施の形態による、スケジューリング期間にわたる再生可能エネルギー発電及び負荷需要プロファイルを生成するための概略図である。
【図３Ｄ】本開示のいくつかの実施の形態による、負荷配分期間及び調整期間にわたる再生可能エネルギー発電及び負荷需要プロファイルを生成するための概略図である。
【図４】本開示のいくつかの実施の形態による、発電設備のための一次制御ユニットの概略図である。
【図５】本開示のいくつかの実施の形態による、代替のコンピューター又はプロセッサを用いて実施することができる、図１Ａの方法を示すブロック図である。
【発明を実施するための形態】
【００２６】
上記で明らかにされた図面は、以下に開示する実施の形態を記載しているが、この論述において言及されるように、他の実施の形態も意図されている。この開示は、限定ではなく代表例として例示の実施の形態を提示している。以下に開示する実施の形態の原理の範囲に含まれる非常に多くの他の変更及び実施の形態を当業者は考案することができる。
【００２７】
以下の説明は、例示的な実施の形態のみを提供し、本開示の範囲、適用可能性又は構成を制限することは意図していない。むしろ、例示的な実施の形態の以下の説明は、１つ以上の例示的な実施の形態を実施するのを可能にする説明を当業者に提供することになる。添付の特許請求の範囲に記載されるような開示される主題の範囲から逸脱することなく、要素の機能及び配置に関して加えることができる種々の変更が考えられる。
【００２８】
実施の形態を十分に理解してもらうために、以下の説明において具体的な細部が与えられる。しかしながら、それらの具体的な細部を用いることなく実施の形態を実施できることを、当業者は理解することができる。例えば、開示される主題のシステム、プロセス及び他の要素は、無用な細部によって実施の形態をわかりにくくしないようにするために、ブロック図の形の構成要素として示される場合がある。他の事例では、実施の形態をわかりにくくするのを避けるために、既知のプロセス、構造及び技法が、無用な細部を用いることなく示される場合がある。さらに、種々の図面において同じ参照符号及び名称は同じ要素を示す。
【００２９】
また、個々の実施の形態は、フローチャート、フロー図、データフロー図、構造図又はブロック図として示されるプロセスとして説明される場合がある。フローチャートは動作を順次のプロセスとして記述する場合があるが、動作の多くは並行して、又は同時に実行することができる。さらに、動作の順序は入れ替えられる場合がある。その動作が完了するときにプロセスが終了する場合があるが、そのプロセスは、論じられないか、又は図示されない更なるステップを有する場合がある。さらに、全ての実施の形態において、詳細に説明される任意のプロセスにおける全ての動作が行われるとは限らない場合がある。プロセスは、方法、関数、手順、サブルーチン、サブプログラム等に対応する場合がある。プロセスが関数に対応するとき、関数の終了は、その関数が、呼び出し元の関数又はメイン関数に戻ることに対応することができる。
【００３０】
さらに、開示される主題の実施の形態は、少なくとも部分的に、手動で、又は自動的に実施される場合がある。手動による実施態様、又は自動的な実施態様は、機械、ハードウェア、ソフトウェア、ファームウェア、ミドルウェア、マイクロコード、ハードウェア記述言語、又はその任意の組み合わせを使用して、実行される場合があるか、又は少なくとも支援される場合がある。ソフトウェア、ファームウェア、ミドルウェア又はマイクロコードにおいて実施されるとき、必要なタスクを実行するプログラムコード又はコードセグメントは、機械可読媒体に記憶される場合がある。プロセッサ（複数の場合もある）が必要なタスクを実行する場合がある。
【００３１】
概要
本開示は、発電システム（ＰＧＳ）のエネルギー生産及び周波数調整を同時に最適化する方法に関する。ＰＧＳは、ＰＧＳの負荷によって後に消費されることになるエネルギーを生産する一組の発電機を含む。
【００３２】
特に、本開示は、エネルギー発電機に関する起動停止を決定する際に、次のエネルギーサイクルにわたるエネルギー生産及び消費の変動性を考慮に入れる方法を決定することに基づく。本発明者らは、エネルギー消費におけるイベントドリブンのエネルギー需要に起因する変動性とともに、再生可能エネルギー源に起因するエネルギー生産の変動性に対処するという課題に焦点を合わせる。エネルギー生産量及び消費量の変動性を考慮に入れる少なくとも１つの理由は、エネルギー供給者が、これから生じる将来の次のエネルギーサイクルのために、自らのエネルギー発電機に関して予想されるエネルギー生産量及び消費量を何らかの形で推定するよう要求されるためというものである。しかしながら、エネルギー供給者が、これから生じるエネルギーサイクルに関する将来のエネルギー生産量及び消費量を推定するための正確な予測解は現時点では存在しないので、エネルギー供給者は、好ましくない、又は不十分なエネルギー予備力管理を課せられる。それは、エネルギー供給者が発電機出力容量を拡大し過ぎることにつながり、また、割高なコストにおいて第三者及び／又は予備力市場からエネルギーを購入することによって、エネルギー供給者が予測されないエネルギー供給量（不正確なエネルギー需要／消費量予測に起因する）を埋め合わせる必要があることにつながる。自らの発電機の容量を拡大し過ぎることとともに、第三者からエネルギーを購入することによる、これらの計画外の出費、すなわち、増加したメンテナンスコストによって、コストの上昇を招き、そのコストは後に消費者に転嫁されることになる。
【００３３】
これらの課題に対処するために、エネルギー発電及び容量予備力に関するオフラインの起動停止推定において、オフラインの予測原理と、現在のオンラインの更新原理とを組み合わせるべきであることがわかった。それは、現在のオンライン更新のレガシーを維持しながら、起動停止推定の精度を高めることになる。
【００３４】
具体的には、エネルギー起動停止は時間単位で決定されるべきであり、その後、リアルタイム発電負荷配分更新の精度で決定されるエネルギー発電量及び消費量の予測を用いて更新され、リアルタイム周波数調整更新の精度で決定されるエネルギー生産量及び消費量の予測で更に更新されるべきであることがわかった。そのようにして、オフライン及びオンラインの運用を「同期させる」。リアルタイム発電負荷配分及び周波数調整の影響を考慮して、前日発電機起動停止スケジュールを決定するために使用される３段階同時最適化モデルを、実験を通して見つけた。その場合、発電の高速応答に関するシステム要件を表すために、発電上方及び下方調整速度制約が追加され、一次発電制御のシミュレーションを通して、実際の調整性能も考慮に入れられる。
【００３５】
言い換えると、本開示のシステム及び方法をより深く理解するために、ＰＧＳを管理し、制御する制御システムをいかに実現できるかについて、更に説明することができる。例えば、その制御システムは、プロセッサと、受信機と、コントローラーとを含むことができる。プロセッサは、或る生産時間の将来の期間にわたる各発電機のエネルギー生産量及び周波数調整を推定するために使用することができる。プロセッサは、その生産時間にわたるＰＧＳのエネルギーの将来の発電量及び消費量の推定値を使用する。本発明者らの理解を用いるとき、生産時間は等しい長さの時間セグメントを含み、各時間セグメントは複数の等しい時間部分を含み、各時間部分は等しい時間セクションを含む。プロセッサは、各発電機の発電機起動停止スケジュールを決定するように更に構成することができる。起動停止スケジュールは、一組の関与状況と、各発電機の発電機起動停止、発電負荷配分及び周波数調整の総コストを削減することに基づく、生産時間のセグメントごとの一組の生産設定値とを含む。発電負荷配分及び周波数調整コストは、時間セグメントにわたる生産設定値の線形関数として近似される。その場合、時間セグメントの等しい長さは、発電機起動停止スケジュールに関する生産時間の時間分解能を規定する。
【００３６】
さらに、プロセッサは、時間セグメントごとに、各発電機に関する発電負荷配分計画を決定できる。その場合に、負荷配分計画は、少なくとも１つの時間セグメント内の各発電機の発電負荷配分及び周波数調整の総コストを削減することに基づく、複数の等しい時間部分にわたる一組の生産設定値を含む。周波数調整コストは、時間部分にわたる生産設定値の線形関数として近似される。その場合に、時間部分の等しい長さは、負荷配分計画に関する生産時間の時間分解能を規定する。その後、時間部分ごとに、各発電機に関する周波数調整方式を決定する。そのような周波数調整方式は、対応する時間部分内のエネルギー生産及び需要の変動に起因して、発電機ごとに周波数を所定の範囲内に調整するための一組の生産設定値を決定し、一組の生産設定値は、その対応する時間部分の複数のセクションのセクションごとの各発電機の全周波数調整コストを削減することに基づく。その場合、等しい時間セクションは、周波数調整方式に関する生産時間の時間分解能を規定する。
【００３７】
その後、発電機起動停止スケジュール、発電負荷配分計画及び周波数調整方式を更新する。これは、２つの連続した繰り返しの総コストの不一致が所定の閾値未満になるまで、決定された最新の生産設定値を用いて、発電機起動停止スケジュール及び発電負荷配分計画に関する発電負荷配分及び周波数調整コスト関数を調整することによって成し遂げることができる。さらに、本発明者らの理解に基づいて、発電の生産設定値を通して、エネルギー発電及び容量予備力を検討することができ、一方、再生可能エネルギー発電及び負荷変動を伴う調整コストに対する設定値の感度を通して、周波数調整を検討することができる。
【００３８】
大局的な見地を得るのを助けるために、いくつかの実施の形態の概説の非限定的な例によって、本開示の少なくとも１つの方法を説明する。例えば、生産時間にわたる発電システム（ＰＧＳ）のエネルギーの将来の発電量及び消費量の推定値を用いて、ＰＧＳが、その生産時間の或る将来の期間にわたる一組の発電機の各発電機のエネルギー出力及び予備力容量を推定するための方法。その方法は、一組の発電機を用いて、ＰＧＳの負荷によって後に消費されることになるエネルギーを生産することを含む。その場合に、一組の発電機は、制御可能なエネルギー予備力を有する少なくとも１つの発電機と、再生可能エネルギー源である少なくとも１つの発電機とを含む。生産時間にわたるＰＧＳのエネルギーの将来の発電量及び消費量の推定値を用いて、その生産時間の将来の期間にわたる各発電機のエネルギー出力及び予備力容量を推定するためにプロセッサを使用する。その場合に、生産時間は等しい長さの時間セグメントを含み、各時間セグメントは複数の等しい時間部分を含み、各等しい時間部分は等しい時間セクションを含む。その場合に、プロセッサは、生産時間の各セグメントにおいて或る量のエネルギーを生産し、周波数を所定の範囲内に調整する各発電機の発電機起動停止スケジュールを決定することによって、オフラインステージを実行するように構成される。ＰＧＳ内の一組の発電機に関する発電機起動停止、発電負荷配分及び周波数調整の総コストを削減することに基づいており、時間セグメントの等しい長さは、発電機起動停止スケジュールに関する生産時間の時間分解能を規定する。発電機ごとの負荷配分計画を決定し、負荷配分計画は、生産時間の少なくとも１つの時間セグメント内の各発電機の発電負荷配分及び周波数調整の総コストを削減することに基づく、複数の等しい部分に関する一組の生産設定値を含む。その場合に、時間部分の等しい長さは、負荷配分計画に関する生産時間の時間分解能を規定する。発電機ごとの周波数調整方式を決定する。その場合に、周波数調整方式は、対応する時間部分内のエネルギー生産量及び需要の変動に起因する、発電機ごとの発電生産調整を決定する。対応する時間部分の複数のセクションのセクションごとの各発電機の周波数調整の総コストを削減することに基づく。その場合に、等しい時間セクションは、周波数調整方式に関する生産時間の時間分解能を規定する。負荷配分計画及び周波数調整方式内の決定された一組の生産設定値に関する、対応する生産及び周波数調整コストの発電生産調整を用いて、発電機ごとの発電機起動停止スケジュールを更新する。その後、プロセッサと通信する送受信機を使用することによって、オンラインステージを実行する。送受信機は、負荷配分計画の生産時間内で選択される各時間部分において、再生可能エネルギー源のエネルギー発電量及びＰＧＳの負荷のエネルギー消費量に関する更新を受信する。周波数調整方式の期間内で選択された各時間セクションにおいて、再生可能エネルギー源のエネルギー発電量及びＰＧＳの負荷のエネルギー消費量に関する更新を受信する。再生可能エネルギー源のエネルギー発電量及びＰＧＳの負荷のエネルギー消費量に関する更新に基づいて、発電機ごとの発電機起動停止スケジュールを更新するために、そして、発電機に更新されたエネルギー量を生成させ、必要とされる周波数を維持させ、ＰＧＳを、更新された発電機起動停止スケジュールに従って動作させるために、プロセッサと通信するコントローラーを使用する。
【００３９】
図１Ａは、本開示のいくつかの実施の形態による、発電システムのエネルギー生産及び周波数調整を管理し、制御する制御システムの概略的なブロック図である。制御システム１００は、プロセッサ１１４と、メモリ１１２と、送受信機１２２と、コントローラー１３２とを含む。測定データ１０９は、メモリに記憶することができるか、又はプロセッサに送信することができる。プロセッサは、２つの異なるステップでＰＧＳの制御を実施することができる。ステップ１１０は、オフライン決定を実行している。このステップは、負荷配分及び調整コストをスケジューリング設定値の線形関数として近似することによって各発電機の発電機起動停止スケジュールを決定することであって、時間セグメントに関する時間分解能は、起動停止スケジュールに関する生産時間の一組のスケジューリング期間である、決定することと、調整コストを負荷配分設定値の線形関数として近似することによって発電機ごとの発電負荷配分計画を決定することと、一次調整性能を調整設定値の線形関数として近似することによって発電機ごとの周波数調整方式を決定することと、発電機起動停止、発電負荷配分及び周波数調整を繰り返し解くことを通して、発電機起動停止スケジュールを完結することとを含む。ステップ１２０は、オンライン適応を実行している。そのステップは、再生可能エネルギー源のエネルギー発電量及びＰＧＳの負荷のエネルギー消費量に関する更新を受信し、発電機起動停止スケジュール、発電負荷配分計画及び周波数調整方式を更新するためにプロセッサと通信するために送受信機１２２を使用する。制御システム１００は、負荷配分可能発電機に指示されたエネルギー量を生産させ、変動性発電機に指示された発電量流出（generation spillage）を実施させ、ＰＧＳの負荷に指示された電力平均分配を実施させ、ＰＧＳを更新された起動停止スケジュール、負荷配分計画及び調整方式に従って動作させるためにコントローラー１３２を使用する。
【００４０】
本開示の態様による、一組の発電機の少なくとも１つの発電機は、システム周波数変動を調整するためにエネルギー生産を調整する、被制御エネルギー生産を有し、少なくとも１つの発電機は再生可能エネルギー源であり、エネルギー抑制を除いて、無制御エネルギー生産を有する。
【００４１】
図１Ｂは、図１Ａの代替的な概略図である。それは、変動性発電機１０１、負荷配分可能発電機１０２、及びＰＧＳの負荷１０３からデータを収集するセンサー１０９を追加する。データは入力インターフェース又はプリプロセッサ１０６を通して、メモリデバイス１０８に送信される。
【００４２】
図１Ｃは、本開示の１つの実施の形態に従って制御される例示的な発電システムの概略図を示す。従来の発電施設１０２は、風力タービンファーム及び太陽電池等の再生可能エネルギー源１０１を備える変電所１１０に結合される。図１Ｃは、３つの形態の発電を示すが、本開示が任意の形態の発電又はエネルギー源に適用可能であることは当業者には認識されよう。
【００４３】
変電所１１０に関連付けられるのは、地域制御モジュール１７６である。地域制御モジュールは、その地域内の発電、送電及び消費を管理する。また、各地域に関連付けられるのは、工場又は大規模な営利企業を表す工業／商業負荷１０３及び／又は住宅負荷１０３である。本開示のいくつかの実施の形態によれば、１つ以上のアプリケーションを使用する各地域制御モジュール１７６が、その地域内の電力生産及び送電を管理するように動作可能である。例えば、本開示のいくつかの実施の形態において、各地域制御モジュール１７６は、エネルギー発電機と、対応する地域内に位置する負荷との間でエネルギーを送電する独立した地域エネルギー事業者である。地域内の電気を制御することに加えて、地域エネルギー事業者は、電気の超過量を送電系統の中に供給することができるか、又は必要とされる電気を送電系統から消費することができる。例えば、１日の時間帯、気象条件、並びにエネルギー生産及び消費に影響を及ぼす他の状況に応じて、その地域のエネルギー事業者が地域内の負荷によって要求されるエネルギーより多くのエネルギーを生産するときに、地域エネルギー事業者はエネルギー供給者である。代替的には、その地域のエネルギー発電機が地域内の負荷によって要求されるエネルギーより少ないエネルギーを生産するときに、地域エネルギー事業者はエネルギー消費者である。異なるエネルギー事業者が送電線１０５（破線において示される）で相互接続される。
【００４４】
いくつかの実施態様において、発電所１０２及び再生可能エネルギー源又は代替エネルギー源１０１等の電力生産エンティティは、局所制御モジュール１７１を介して、地域送電系統と接続する。局所制御モジュール１７１は、複数の電力供給者のそれぞれとの制御コマンド応答を標準化することができる。複数の電力生産エンティティのそれぞれからの標準化された応答を地域制御モジュール１７６に提供することによって、地域制御モジュールは、送電系統を拡張可能な方法において能動的に管理することができる。地域制御モジュール１７６は更に、その地域内の電気生産能力と、送電系統の限界とがわかっている。地域制御モジュール１７６は、電力供給者及び電力消費者に関するトポロジー、及び自らが電力を送電する能力を理解している。
【００４５】
各地域制御モジュール１７６は、例えば、ワイドエリアネットワーク１７４を介して、制御システム１７７に通信可能に結合される。ワイドエリアネットワークは、インターネット、又は遠隔地の間でデータを通信する他の手段とすることができる。それに加えて、又はその代わりに、ローカルエリアネットワーク又はイントラネットを介して、制御システム１７７と地域制御モジュール１７６との間でデータを交換することができる。そのため、制御システム１７７は、ネットワーク１７４を介して、制御システムと地域制御モジュール１７６との間でデータを交換する送受信機１８０を含む。また、制御システム１７７は、送電系統を通って流れる電気の量のバランスを取るために、１つ又はいくつかのプロセッサ１１１Ａ及び１１１Ｂを含む。
【００４６】
制御システム１７７は、いくつかの地域制御モジュール１７６と、地域制御モジュールの制御下にある電力供給者とのインタラクションを管理するように動作可能である。上記で説明されたように、適用可能なアプリケーションを使用する各地域制御モジュール１７６は、自らの制御内で電力消費者及び電力供給者を動的に管理することができる。地域制御モジュール１７６によって管理される或る特定の地域内の需要が増加又は減少するのに応じて、地域制御モジュール１７６は、特定の地域内の電力生産を補償する役割を果たす必要がある。そのため、地域制御モジュール１７６は、送電系統からの電気の供給又は要求について判断する。制御システム１７７は、送電系統に入るか、又は送電系統から出る電気の量のバランスを取るために、そのような要求を受信、送信又は再送する。
【００４７】
本開示の異なる実施の形態は、発電所の発電量、ＰＧＳ内の負荷の電力消費量のうちの１つ又は組み合わせを制御する。例えば、１つの実施の形態は、ＰＧＳの更新された負荷から、必要とされる発電出力変化を判断し、発電コントローラーに発電制御コマンドを送信し、システム周波数を所定のレベルに向けて動かす。例えば、制御システム１７７は、負荷配分可能な従来の発電設備の発電出力レベルを制御するか、変動性の再生可能エネルギー発電の発電出力を遮断するコマンドを、地域制御モジュール１７６に発行することができる。ＰＧＳは、或る地理的エリアにエネルギーを供給することに留意されたい。
【００４８】
それに加えて、又はその代わりに、いくつかの実施の形態は、ＰＧＳ内の発電量及び負荷需要のうちの１つ又は組み合わせを制御する。例えば、制御システム１７７は、システム周波数が所定の閾値より低いときに、バスにおいて強制的な電力平均分配を実行するコマンドを地域制御モジュール１７６に発行することができる。
【００４９】
図１Ｄは、本開示のいくつかの実施の形態による、オフライン決定タスクを実行する概略的なブロック図である。オフラインタスクは、発電機起動停止１１９、発電負荷配分１２１、周波数調整１２３、及び決定トリガー処理１２５を含む。発電機起動停止１１９は、翌日のための全てのスケジューリング期間に関する発電機起動停止スケジュールを決定する。スケジュールは、オン／オフ状態と、負荷配分設備ごとの各スケジューリング期間におけるスケジューリング設定値とを含む。スケジューリング設定値は発電負荷配分１２１に送信され、決定された起動停止コストは、決定トリガー１２５に送信される。発電負荷配分１２１は、スケジューリング期間ごとの全ての負荷配分期間内の電力バランスを維持するための発電負荷配分計画を決定する。負荷配分計画は、各負荷配分期間内の全ての負荷配分可能設備に関する負荷配分設定値を含む。また、負荷配分計画は、スケジューリング設定値に対する発電負荷配分及び周波数コストの感度を計算し、将来の決定のために使用される発電機起動停止１１９にフィードバックされる。負荷配分設定値は周波数調整１２３に送信され、決定された負荷配分コストは決定トリガー１２５に送信される。周波数調整１２３は、翌日のための全ての負荷配分期間の各調整期間内の必要とされる周波数品質を維持する発電周波数調整方式を決定する。また、周波数調整は、負荷配分設定値に対する周波数コストの感度を計算し、将来の決定に備えて発電負荷配分１２１にフィードバックされる。決定された調整コストは決定トリガー１２５に送信される。決定トリガー１２５は、発電機起動停止、発電負荷配分及び周波数調整の総コストを比較し、決定サイクルが必要とされるか否かを判断する。
【００５０】
図１Ｅは、本開示のいくつかの実施の形態による、オンライン適応タスクを実行する概略的なブロック図である。図１Ｄと同様に、オンラインタスクも、発電機起動停止１１９、発電負荷配分１２１、周波数調整１２３、及び決定トリガー処理１２３を含む、４つの構成要素を用いて実施される。唯一の違いは、決定トリガー処理ブロック１２３が、送受信機から測定データ更新を受信することである。再生可能エネルギーのエネルギー発電量及びＰＧＳの負荷のエネルギー消費量に関する更新が無視できない場合には、新たな決定サイクルがトリガーされる。
【００５１】
図１Ｆは、本開示のいくつかの実施の形態による、コントローラーを使用する概略的なブロック図である。決定された発電機起動停止スケジュール、発電負荷配分計画及び周波数調整方式に従って、コントローラー１３２は、負荷配分可能発電機１０２に、発電オン／オフ状態変更及び発電生産設定値１９２を与える。発電機が周波数調整タスクのための役割を果たしている場合には、調整期間ごとにコマンドが更新される。発電機がエネルギー生産タスクの役割のみを果たす場合には、負荷配分期間ごとにコマンドが更新される。また、コントローラーは、変動性発電機１０１に発電抑制コマンド１９４を送信し、ＧＰＳの負荷１０３に電力平均配分コマンド１９６を送信する。発電機１０１及び１０２並びに負荷１０３は、それらのコマンドに従った結果をコントローラー１３２に返送する。
【００５２】
本開示は、前日電力市場を管理するために使用することができる。この市場の関係者は、運用及び調整コストを回収しようとする発電所、その必要性に合わせて電気エネルギーを調達しようとする電気消費者、並びに、発電所のコストを最小化しながら、電気消費者の有用性を最大化する、発電所及び電気消費者の代理をする独立系統運用機構である。
【００５３】
図２Ａに示されるように、前日電力市場２２０は、エネルギー生産及び調整予備力に関する発電所２０１からの言い値（offers）２１１と、エネルギー使用及び需要応答に関する電気消費者２０２からの付け値（bids）２１２とを受け付け、それらの言い値及び付け値を調整するために、発電所及び電気消費者に一組の価格２２０を返送する。このプロセスは、言い値−付け値及び価格の収束が達成されるまで繰り返し適用される。
【００５４】
図２Ｂに例示されるように、前日市場において使用される価格の組２２０は、３つの構成要素、すなわち、エネルギー価格２２１と、予備力容量価格２２２と、調整速度価格として表される予備力性能価格２２３とを含む。
【００５５】
エネルギー生産及び調整予備力は、不確実な再生可能エネルギー発電量及び不確実な負荷需要とともに、前日市場において同時に最適化される。発電設備は２つのグループに分割され、一方のグループは、エネルギー生産及び予備力調整タスクを実行することができる負荷配分可能発電設備であり、他方のグループは、定電力としてのみ使用することができる再生可能エネルギー設備等の変動性発電設備である。システム電力バランスの要件に従って、再生可能エネルギー抑制及び電力平均分配エネルギーも使用できるが、或る特定の罰則コストを課せられる。
【００５６】
前日運用サイクルごとに、期間全体（例えば、２４時間）が、図２Ｃに示されるような、３つの異なるスケールを使用する小さいセクションに分割される。全期間２２４が最初に、一組の等しいスケジューリング期間２２５に分割される（例えば、各スケジューリング期間は１時間）。各スケジューリング期間は、その後、一組の等しい負荷配分期間２２７に分割される（例えば、各負荷配分期間は５分）。各負荷配分期間は、一組の等しい調整期間２２９に更に分割される（例えば、各調整期間は４秒）。
【００５７】
同時最適化は、発電機起動停止２３０、発電負荷配分２４０及び周波数調整２５０を含む、図２Ｄに示されるような３段階最適化プロセスを通して達成される。
【００５８】
同時最適化の第１段階２３０は、翌日のための全てのスケジューリング期間に関する発電機起動停止スケジュールを決定することである。そのスケジュールは、負荷配分設備ごとの各スケジューリング期間におけるオン／オフ状態及びスケジューリング設定値２３３を含む。また、発電機起動停止スケジュールは、全ての再生可能エネルギー設備に関する再生可能エネルギー抑制、及び各スケジューリング期間内の全ての負荷に関する電力平均分配を含むこともできる。スケジューリング設定値２３３は、スケジューリング期間ごとの予測される前日負荷及び再生可能エネルギー発電量によって規定された基本シナリオの下での負荷配分可能設備ごとの平均発電生産レベルを規定する。第１段階の目的２３１は、発電機起動停止と、第２段階から受信された、スケジューリング設定値に対する発電負荷配分及び周波数調整コストの感度に基づく、スケジューリング設定値の線形関数として表された発電負荷配分及び周波数調整に関連する追加コストとの総コストを最小化することである。決定されたスケジューリング設定値は第２段階に送信され、負荷配分期間ごとの詳細な発電負荷配分計画を決定するための根拠としての役割を果たす。第１段階は主問題（master problem）２３２及び一組の従属問題（slave problem）２３４に分割される。主問題２３２の目的は、基本シナリオに基づくシステム全体の制約及び発電設備ごとの制約の下で、基本シナリオに関する発電機起動停止と、不確実性シナリオに関連する重み付けされた追加発電調整コストと、線形化された負荷配分及び調整コストとの総コストを最小化することによって、基本シナリオに関する設備オン／オフ状態及びスケジューリング設定値を決定することである。各不確実性シナリオに関連する追加発電調整コストは、不確実性シナリオに対応する従属問題２３４から受信されるスケジューリング設定値２３８に対する追加発電調整コストの感度に基づく、スケジューリング設定値の線形関数として表される。従属問題２３４は、発電生産を調整して検討対象の不確実性シナリオに関する電力バランス要件を満たすために、主問題２３２とスケジューリング設定値２３３を交換する。システム内の再生可能エネルギー及び負荷の予測／履歴平均及び共分散に基づいて、アンセンテッド変換技法を用いて、サンプル不確実性シナリオが選択される。
【００５９】
同時最適化の第２段階２４０は、スケジューリング期間ごとの全ての負荷配分期間内で電力バランスを維持するための発電負荷配分計画を決定することである。負荷配分計画は、各負荷配分期間内の全ての負荷配分可能設備に関する負荷配分設定値２４５を含む。また、負荷配分計画は、必要に応じて、各スケジューリング期間内の再生可能エネルギー抑制及び電力平均分配を含むこともできる。第２段階の目的２４１は、発電負荷配分と、第３段階から受信される負荷配分設定値２５３に対する調整コストの感度に基づく、負荷配分設定値の線形関数として表された追加周波数調整コストとの総コストを最小化することである。負荷配分設定値２４５は、発電設備がエネルギー生産及び周波数調整の両方に関する供給源としての役割を果した場合の、負荷配分期間ごとの平均発電生産レベルを規定する。エネルギー生産の役割のみを果たす場合には、発電設備は、負荷配分レベルの期間中に、自らの生産量をその設定値レベルに維持する。第２段階は、周波数調整方式を決定するための根拠として使用された負荷配分設定値を第３段階に送出する。
【００６０】
同時最適化の第３段階２５０は、翌日のための全ての負荷配分期間の各調整期間内の必要とされる周波数品質を維持する発電周波数調整方式を決定することである。調整方式は、各調整期間内の全ての負荷配分可能設備に関する調整設定値２５６を含む。第３段階の目的２５１は、一次コントローラーのシミュレーションの結果として生じる信号によって決定される調整設定値２５８に対する性能コストの感度に基づく調整設定値の線形関数として表された調整設定値に追従するために、調整設定値を調整するための二次制御２５２に関連するコスト、及び発電一次コントローラー２５４の性能に関連するコストを含む、周波数調整に関連する追加コストを最小化することである。
【００６１】
実際の適用例の場合、図２Ｄに示される手順は、静的方法及び動的方法の両方において実施することができる。静的な実施態様の場合、３つの異なる時間スケールに関する負荷及び再生可能エネルギープロファイルが与えられると、１回限りの繰り返し同時最適化を通して、一組の発電機起動停止スケジュール、発電負荷配分計画及び周波数調整方式を決定することができる。解かれたスケジュール、計画及び方式は、その後、次の前日生産時間の全期間にわたって使用することができる。
【００６２】
動的な実施態様の場合、静的な実施態様によって決定された解が、最初の出発点としての役割を果たすことができる。その解は、任意の時間スケールにおける負荷プロファイル又は再生可能エネルギープロファイルのいずれかが変更されるときに、同時最適化のための新たな解をトリガーすることによって更新される。動的な実施態様は、発電機起動停止スケジュールをリアルタイムの状況により厳密に一致させることを可能にし、それゆえ、前日市場とリアルタイム市場との間の隔たりを最小化し、発電システムの経済的効率を最大化する。
【００６３】
前日市場において、どの時間スケールが使用されても、時間間隔ごとの電力システムのセキュリティが保証されなければならない。電力システムのためのセキュリティ要件をシミュレートするために、ＤＣ電力潮流が使用される。
【００６４】
図２Ｅは、発電システムの一例に関する図である。発電システムは一組のバス１１０を含む。発電設備１０１、１０２又は負荷１０３はバスに接続することができる。発電は、負荷配分可能設備１０２又は変動性設備１０１からの寄与を受ける場合がある。送電線２７１が２つのバスと接続され、その送電線上の電力潮流は２つの異なる方向、すなわち正の方向２７２及び負の方向２７３から測定することができる。
【００６５】
電力システムのセキュリティは、各送電線上の正負両方の方向における電力潮流をその最大容量内に抑制することによって達成される。送電線の電力潮流を発電出力及び負荷需要の線形結合として表すために、割当係数が使用される。計算負荷を小さくするために、電力潮流容量制約を扱うための反復解法が使用される。反復中に、電力潮流が最初にトリガーされ、その後、過負荷の送電線に対応する制約のみが、問題の中に加えられ、新たな解が得られる。このプロセスは、過負荷が存在しなくなるまで繰り返される。
【００６６】
不確実性モデル化
発電設備は、システムセキュリティを危険にさらすことなく、いつでも電力バランスを達成できなければならないので、再生可能エネルギー発電の市場浸透が進むにつれて、運用予備力がますます重要になる。再生可能エネルギーは高い変動を受けることになり、再生可能エネルギー源に関連する不確実性が、正確な予測を得るのを困難するので、従来の負荷配分可能設備は、より柔軟に機能しなければならない。
【００６７】
図３Ａは、再生可能エネルギー発電プロファイル３０１及び負荷プロファイル３０２の一例である。再生可能エネルギー発電及び負荷需要の大きさが、２４時間の期間にわたって大きく変化する可能性があることを確認することができる。
【００６８】
再生可能エネルギー及び負荷需要の不確実性を考慮に入れるために、アンセンテッド変換技法に基づいて生成された一組のシナリオを使用する。アンセンテッド変換を用いて、統計値の有限集合に関してのみ特徴付けられる確率分布に所与の非線形変換を適用する結果が推定される。図３Ｂは、ガウス分布を有する確率変数（その平均３１１及び共分散３１２によって記述される）、及びその関数３１３（その平均３１４及び共分散３１５によって記述される）のアンセンテッド変換に関する概略図である。ガウス分布を有する確率変数の関数のアンセンテッド変換を求めるために、それらの変数の確率分布が最初に一組のサンプル点３２１として表される。その後、それらのサンプリング点を用いて、関数３２２に関する関連するサンプル点が求められる。それらの関連するサンプル点に基づいて、その関数の平均及び共分散３２４及び３２５が計算される。
【００６９】
仮定されるＰｔは、時間間隔ｔにおいて再生可能エネルギー源又は負荷需要の寄与を受けるバス正味電力注入のベクトルであり、ガウス分布に従う。
【００７０】
【数１】
2019535225.tif 000003
【００７１】
ただし、
【００７２】
【数２】
2019535225.tif 000004
【００７３】
は時間間隔ｔにおけるＰｔに関する平均及び共分散のベクトル及び行列である。以下のように定義される一組の（２ｎ＋１）個のサンプル点を使用することによって、一組のシナリオ
【００７４】
【数３】
2019535225.tif 000005
【００７５】
を作成することができる。
【００７６】
【数４】
2019535225.tif 000006
【００７７】
ただし、ｎは、バス電力注入変数の次元であり、λは、サンプル点の周囲への広がりを決定するパラメーターである。共分散行列の平方根
【００７８】
【数５】
2019535225.tif 000007
【００７９】
は、コレスキー分解法を用いて解くことができる。
【００８０】
【数６】
2019535225.tif 000008
【００８１】
に従って、ＹｔがＰｔに関連付けられる。
【００８２】
その平均ベクトル
【００８３】
【数７】
2019535225.tif 000009
【００８４】
及び共分散行列
【００８５】
【数８】
2019535225.tif 000010
【００８６】
は、
【００８７】
【数９】
2019535225.tif 000011
【００８８】
に従って、
【００８９】
【数１０】
2019535225.tif 000012
【００９０】
のサンプル点に基づいて求めることができる。ただし、Ｗ０＝λ／（ｎ＋λ）、Ｗｋ＝０．５／（ｎ＋λ）である。λを０に設定する場合には、その計算は、平均値に対応するサンプル点を含む必要はない。
【００９１】
スケジューリング期間ｈごとに、接続される再生可能エネルギー又は負荷によって決定される非０の電力注入を有するバスの数がｎｈである場合には、システムに及ぼす不確実な負荷及び不確実な再生可能エネルギーの影響は、再生可能エネルギー及び負荷に関するＫｈ個の不確実性シナリオ、Ｋｈ＝（２ｎｈ＋１）によって表すことができる。それらの不確実性シナリオは、予測される再生可能エネルギー及び負荷と、式（２）によるスケジューリング期間ｈに関するｎｈ個の非０正味注入間の共分散行列とに基づいて決定される。
【００９２】
不確実な負荷及び再生可能エネルギーの下でのシステムの予想される挙動又は属性は、式（４）及び（５）に従って個々のサンプル不確実性シナリオごとに評価される、対応する挙動又は属性の加重和を用いて表すことができる。例えば、そのシステムに関して予想される電力平均分配及び再生可能エネルギー抑制コストを取得したい場合には、最初に、各不確実性シナリオ下で電力平均分配及び再生可能エネルギー抑制コストを求めることができ、その後、システムに関する予想されるコストは、全ての不確実性シナリオの場合の対応するコストの加重総和として求めることができる。
【００９３】
本開示において、負荷及び再生可能エネルギーが予測値として保持されるシナリオに対応する基本シナリオ計算と、負荷及び再生可能エネルギーが予測値から別々に離れている不確実性シナリオとが取り扱われる。基本シナリオの場合、同時最適化を実行するとき、そのコストは総コストの中に完全に取り込まれる。非基本不確実性シナリオの場合、そのコストは、対応する重み係数によって重み付けされ、総コストの中で考慮される。これを検討するために、本開示はλを０と設定し、その際、基本シナリオに対応する重みは０であり、すなわち、Ｗｈ，０＝０である。スケジューリング期間ｈ内の非基本不確実性シナリオｋの場合の重み係数、Ｗｈ，ｋは、Ｗｈ，ｋ＝０．５／ｎｈとして求められる。
【００９４】
同時最適化のプロセス中に、３つの異なる負荷及び再生可能エネルギープロファイルが必要とされる。発電機起動停止スケジュールを決定するために、スケジューリング期間ごとの負荷及び再生可能エネルギープロファイルが与えられなければならない。図３Ｃは、スケジューリング期間に関する再生可能エネルギー発電及び負荷需要プロファイルを生成するための概略図を与える。再生可能エネルギー又は負荷と接続されたバスに関して、予測／履歴負荷需要３３２又は再生可能エネルギー発電量３３４のベクトルに基づいて、スケジューリング時間ｈごとの平均バス正味電力注入量のベクトル３３３が計算され、負荷需要３３６又は再生可能エネルギー発電量３３８の予測／履歴共分散行列に基づいて、スケジューリング時間ｈごとのバス正味電力注入量の共分散行列３３７が計算される。その後、アンセンテッド変換を用いて、負荷及び再生可能エネルギー不確実性によって引き起こされるバス正味電力注入量の分布を表すサンプル点を取得し、それに応じて、スケジューリング時間ｈにおいてバスごとに、異なるサンプル点に対応する一組の倍率を求めることができる。それらの倍率３３５と、予測／履歴負荷３３２又は再生可能エネルギー発電量３３４とを用いて、発電機起動停止問題２３０によって必要とされる負荷需要３３３及び再生可能エネルギー発電量３３９を取得することができる。
【００９５】
不確実性シナリオｋ下でのスケジューリング期間ｈにおける負荷ｄの負荷需要、及び再生可能エネルギー設備ｒの再生可能エネルギー発電量、Ｐｄｈ，ｋ及びＰｒｈ，ｋは、
【００９６】
【数１１】
2019535225.tif 000013
【００９７】
に従って決定することができる。
【００９８】
Ｐｄｈ及びＰｒｈは、スケジューリング期間ｈにおける負荷ｄの予測負荷需要及び再生可能エネルギー設備ｒの再生可能エネルギー発電量である。ＳＣＡＬＥｄｈ，ｋ及びＳＣＡＬＥｒｈ，ｋは、負荷ｄ及び再生可能エネルギー設備ｒに接続されるバスに対応する倍率であり、スケジューリング期間ｈの第ｋの不確実性シナリオの場合の対応するバスにおける正味電力注入量と、同じバス及び同じスケジューリング時間ｈにおける正味電力注入量の平均との比として求められる。
【００９９】
発電負荷配分及び周波数調整のタスクの場合、負荷配分期間及び調整期間ごとの負荷及び再生可能エネルギープロファイルが必要とされる。図３Ｄは、負荷配分期間及び調整期間に関する再生可能エネルギー発電及び負荷需要プロファイルを生成するための概略図を与える。負荷配分期間にわたる負荷需要３４２は、負荷配分期間にわたる対応するスケジューリング期間において決定された負荷需要３３３と、対応するスケジューリング期間にわたる平均値を中心にした負荷配分期間内の履歴／予測負荷需要変動３４０とに基づいて決定することができる。同様に、負荷配分期間にわたる再生可能エネルギー発電量３４６は、負荷配分期間にわたる対応するスケジューリング期間において決定された再生可能エネルギー発電量３３９と、対応するスケジューリング期間にわたる平均値を中心にした負荷配分期間内の履歴／予測再生可能エネルギー発電量変動３４４とに基づいて決定することができる。決定された負荷需要及び再生可能エネルギー発電量は、負荷配分を判断するために、発電負荷配分問題２４０に送り込まれる。
【０１００】
その一方で、それらのデータを更に用いて、周波数調整問題２５０に関する負荷需要及び再生可能エネルギー発電量を生成することができる。調整期間にわたる負荷需要３５６は、調整期間にわたる対応する負荷配分期間において決定された負荷需要３４２と、対応する負荷配分期間にわたる平均値を中心にした調整期間内の履歴／予測負荷需要変動３５２とに基づいて決定することができる。同様に、調整期間にわたる再生可能エネルギー発電量３５８は、調整期間にわたる対応する負荷配分期間において決定された再生可能エネルギー発電量３４６と、対応する負荷配分期間にわたる平均値を中心にした調整期間内の履歴／予測再生可能エネルギー発電量変動３５４とに基づいて決定することができる。
【０１０１】
負荷配分期間ｍ及び調整期間ｓ内の負荷ｄの負荷需要及び再生可能エネルギー設備ｒの再生可能エネルギー発電量、Ｐｄｍ及びＰｒｍ、Ｐｄｓ及びＰｒｓは、
【０１０２】
【数１２】
2019535225.tif 000014
【０１０３】
に従って決定することができる。
【０１０４】
ΔＰｄｈ−ｍ及びΔＰｄｍ−ｓはそれぞれ、負荷配分期間ｍ内及びスケジューリング期間ｈ内の負荷ｄの負荷需要間の偏差、並びに調整期間ｓ及び負荷配分期間ｍ内の負荷需要間の偏差である。
【０１０５】
ΔＰｒｈ−ｍ及びΔＰｒｍ−ｓはそれぞれ、負荷配分期間ｍ内及びスケジューリング期間ｈ内の再生可能エネルギーｒの再生可能エネルギー発電量間の偏差、並びに調整期間ｓ及び負荷配分期間ｍ内の再生可能エネルギー発電量間の偏差である。
【０１０６】
発電機起動停止
第１段階の目的は、次の前日期間のためのシステム電力バランス、予備力容量、周波数調整速度及びネットワークセキュリティ要件を最小コストにおいて満たすために、システムにおいて利用可能である発電設備の起動停止スケジュールを決定することである。第１段階コストは、負荷配分可能設備の関与（起動、無負荷及び停止）、負荷配分及び調整コストと、再生可能エネルギー抑制及び電力平均分配罰則とを含む。関与する発電設備は、予期しない負荷及び再生可能エネルギー変動に耐えるだけの十分な予備力と、周波数品質を維持するのに十分な調整能力及び応答速度とを有しなければならない。
【０１０７】
発電機起動停止は、主問題及び一組の従属問題として定式化される。主問題を用いて、負荷配分可能設備のオン／オフ状態と、発電設備ごとのスケジューリング設定値とが決定される。従属問題を用いて、決定された発電機起動停止スケジュールがスケジューリング期間に関するいくつかの特定の不確実性シナリオに耐えるか否かが検証され、現在の発電機起動停止スケジュールに関するスケジューリング設定値に対する発電調整コストの感度が決定される。翌日内の再生可能エネルギー発電量及び負荷の不確実性シナリオは、アンセンテッド変換技法を用いて生成される。最小の起動停止、負荷配分及び調整コストを伴う最良の発電機起動停止スケジュールを得るために、主問題及び従属問題が繰り返し解かれる。
【０１０８】
主問題と、その制約に関する対応する双対変数との定式化は、以下のように記述することができる。
【０１０９】
【数１３】
2019535225.tif 000015
【０１１０】
【数１４】
2019535225.tif 000016
【０１１１】
ただし、ｇ、ｒ、ｄ、ｌ及びｈは負荷配分可能発電機、再生可能エネルギー発電機、負荷、送電線及びスケジューリング期間に関する添え字であり、Ｇ、Ｒ、Ｄ、Ｌ及びＨは、負荷配分可能発電機、再生可能エネルギー発電機、負荷、送電線及びスケジューリング期間の数である。ＬＯＶＲは一組の過負荷送電線である。第１段階主問題に関する決定変数は、
【０１１２】
【数１５】
2019535225.tif 000017
【０１１３】
である。
【０１１４】
【数１６】
2019535225.tif 000018
【０１１５】
は、発電機ｇがスケジューリング期間ｈにおいて関与するか否かを示す２値変数であり、
【０１１６】
【数１７】
2019535225.tif 000019
【０１１７】
はスケジューリング期間ｈにおける発電機ｇの発電出力、出力上昇予備力（ramp-up reserve）及び出力降下予備力（ramp-down reserve）である。
【０１１８】
【数１８】
2019535225.tif 000020
【０１１９】
はスケジューリング期間ｈにおける再生可能エネルギーｒに関する再生可能エネルギー抑制である。
【０１２０】
【数１９】
2019535225.tif 000021
【０１２１】
はスケジューリング期間ｈにおける負荷ｄに関する電力平均分配である。数学的には、主問題は、混合整数線形計画問題である。
【０１２２】
式（１３）は、主問題に関する目的関数である。ＣｏｓｔＵＣは、発電機起動停止スケジュールに関連する総コストである。
【０１２３】
【数２０】
2019535225.tif 000022
【０１２４】
はスケジューリング期間ｈにおいて起動及び停止される場合の発電機ｇの起動コスト及び停止コストである。
【０１２５】
【数２１】
2019535225.tif 000023
【０１２６】
はスケジューリング期間ｈにおける発電機ｇに関する固定無負荷コスト、単位当たり変動コスト、出力上昇コスト及び出力降下コストである。
【０１２７】
【数２２】
2019535225.tif 000024
【０１２８】
はスケジューリング期間ｈにおける再生可能エネルギーｒに関する単位当たり抑制コストである。
【０１２９】
【数２３】
2019535225.tif 000025
【０１３０】
はスケジューリング期間ｈにおける負荷ｄに関する単位当たり電力平均配分コストである。
【０１３１】
【数２４】
2019535225.tif 000026
【０１３２】
はスケジューリング期間ｈにおける不確実性シナリオｋの追加発電調整コストであり、それは、不確実性シナリオに対応する従属問題によって決定されるスケジューリング設定値に対する発電調整コストの対応する感度に基づく、スケジューリング設定値の線形関数として表される。
【０１３３】
【数２５】
2019535225.tif 000027
【０１３４】
はスケジューリング期間ｈにわたる発電負荷配分及び周波数調整に関連する追加コストであり、それも、第２段階において決定されるスケジューリング設定値に対する発電負荷配分及び周波数調整コストの対応する感度に基づく、スケジューリング設定値の線形関数として表される。式（１３）において表されるように、主問題の目的は、発電機起動停止、使用されない再生可能エネルギー、電力平均分配に関連するコスト、予期しない事態下で再生可能エネルギー及び負荷変動によって引き起こされる追加発電調整コスト、更には、同時最適化の第２段階及び第３段階において決定されることになる発電負荷配分及び周波数調整に関連する追加コストを含む、前日運用サイクルに関する総運用コストを最小化することである。発電機起動停止に関連するコスト項目は、起動コスト、停止コスト、固定無負荷コスト、スケジューリング設定値に関する変動コスト、連続したスケジューリング期間の間の出力上昇及び出力降下コストを含む。起動コスト及び停止コストは、設備がその関与状態を変更するときにはいつでも０より大きい。電力平均分配に関しては、そのモデルは、発電機と消費者との間の契約約定から生じる自発的電力平均分配の可能性を考慮する。
【０１３５】
式（１４）は、スケジューリング期間ごとの緩和電力需給バランス制約である。Ｐｒｈは、スケジューリング期間ｈにおける再生可能エネルギーｒに関する予測再生可能エネルギー出力である。Ｐｄｈは、スケジューリング期間ｈにおける負荷ｄに関する予測負荷需要である。αｈは、制約（１４）の双対変数である。この制限によれば、間欠的な再生可能エネルギー源の抑制された電力から推定される、システム内に存在する全ての設備によって生成される全ての電力の和は、システム内の負荷から、電力平均分配を引いた値に等しい。
【０１３６】
式（１５）〜（１８）は、電力出力限界を表す。
【０１３７】
【数２６】
2019535225.tif 000028
【０１３８】
は、発電機ｇのスケジューリング期間ごとの、出力上昇及び出力降下閾値、起動及び停止出力急変閾値、並びに最小及び最大出力である。
【０１３９】
【数２７】
2019535225.tif 000029
【０１４０】
はそれぞれ、制約（１５）〜（１８）の双対変数である。最小電力出力
【０１４１】
【数２８】
2019535225.tif 000030
【０１４２】
は、その設備が関与する場合の、その設備のマストラン（must-run）又は安定発電レベルによって決定される。一方、その設備が関与する場合には、その出力は利用可能な容量
【０１４３】
【数２９】
2019535225.tif 000031
【０１４４】
によって制限される。また、所与の期間において出力される電力は、先行期間及び後続期間における出力レベルと、その設備の出力急変能力（ramping capability）とによって決まる。設備が停止している場合には、最大起動時出力急変量（maximum start up ramp）
【０１４５】
【数３０】
2019535225.tif 000032
【０１４６】
によって出力上昇能力が与えられ、一方、設備がオンラインであった場合には、その限界は最大出力上昇速度（maximum ramp up rate）
【０１４７】
【数３１】
2019535225.tif 000033
【０１４８】
によって規定される。同様に、出力降下能力は最大出力降下
【０１４９】
【数３２】
2019535225.tif 000034
【０１５０】
又は最大停止時急変速度
【０１５１】
【数３３】
2019535225.tif 000035
【０１５２】
によって制限される。
【０１５３】
式（１９）及び（２０）並びに（２１）及び（２２）は、そのシステムにおける上方及び下方予備力容量並びに調整速度要件を表す。
【０１５４】
【数３４】
2019535225.tif 000036
【０１５５】
はスケジューリング期間ｈにおける要求最小上方及び下方予備力容量及び調整速度である。
【０１５６】
【数３５】
2019535225.tif 000037
【０１５７】
はそれぞれ、制約（１９）〜（２２）の双対変数である。再生可能エネルギー及び負荷の最大変動に対処するために予備力容量が要求され、発電設備の応答が良好な周波数品質を維持するほど十分に速いことを保証するために調整速度が要求される。
【０１５８】
式（２３）及び（２４）はネットワーク関連制約である。正負両方向の場合の送電線上の潮流は、送電線の容量によって制限される。これらの制約は、電力潮流解によって特定される過負荷送電線に対応する制約のみが使用されるときに緩和される。
【０１５９】
【数３６】
2019535225.tif 000038
【０１６０】
は、スケジューリング期間ｈにおける送電線ｌ上の正方向及び負方向における電力潮流及び送電線の容量である。
【０１６１】
【数３７】
2019535225.tif 000039
【０１６２】
はスケジューリング期間ｈにおける送電線ｌ上の電力潮流に対する負荷配分可能発電機ｇ、再生可能エネルギーｒ及び負荷ｄの割当係数であり、それはＤＣ負荷潮流計算法を用いて求めることができる。
【０１６３】
【数３８】
2019535225.tif 000040
【０１６４】
はそれぞれ、制約（２３）及び（２４）の双対変数である。
【０１６５】
式（２５）は、各スケジュール時間の不確実性シナリオに関する発電調整コスト制約である。
【０１６６】
【数３９】
2019535225.tif 000041
【０１６７】
は初期追加発電調整コスト、及びスケジューリング期間ｈにおけるスケジューリング設定値Ｐｇｈに対する発電調整コストの対応する感度である。
【０１６８】
【数４０】
2019535225.tif 000042
【０１６９】
は、スケジューリング期間ｈにおける発電機ｇの初期スケジューリング設定値である。
【０１７０】
【数４１】
2019535225.tif 000043
【０１７１】
は、制約（２５）の双対変数である。
【０１７２】
式（２６）は、運用サイクル中の各負荷配分期間及び調整期間における発電負荷配分及び周波数調整の詳細なシミュレーションに基づく、発電負荷配分及び周波数調整コスト制約である。
【０１７３】
【数４２】
2019535225.tif 000044
【０１７４】
は、初期発電負荷配分及び周波数調整コスト、並びにスケジューリング期間ｈにおけるスケジューリング設定値Ｐｇｈに対する発電負荷配分及び周波数調整コストの対応する感度である。
【０１７５】
【数４３】
2019535225.tif 000045
【０１７６】
は、制約（２６）の双対変数である。
【０１７７】
式（２７）〜（３０）は、発電機に関する最小アップタイム及びダウンタイムを表す。
【０１７８】
【数４４】
2019535225.tif 000046
【０１７９】
は、運用サイクルの開始時に設備がオンライン及びオフラインでなければならないスケジューリング期間の数である。
【０１８０】
【数４５】
2019535225.tif 000047
【０１８１】
ただし、
【０１８２】
【数４６】
2019535225.tif 000048
【０１８３】
は発電機ｇに関する最小アップタイム及びダウンタイムである。
【０１８４】
【数４７】
2019535225.tif 000049
【０１８５】
は、最初のスケジューリング期間の開始前のアップ及びダウンスケジューリング期間の全数であり、
【０１８６】
【数４８】
2019535225.tif 000050
【０１８７】
は初期関与状況である。
【０１８８】
【数４９】
2019535225.tif 000051
【０１８９】
は、スケジューリング期間ｈにおいて起動及び停止される場合の設備ｇに関する設備残存関与時間及び非関与時間である。
【０１９０】
【数５０】
2019535225.tif 000052
【０１９１】
発電設備の運用は、その設備が運転していたか、又は停止していた時間の長さによって制限される。発電機の物理的特性に起因して、設備が起動されると、その設備は直ちに停止することはできず、一方、設備が停止した場合には、その設備は直ちに起動されない場合がある。設備が最初に起動された場合に、最小アップタイムに達するまで、その設備は起動し続けなければならない。運用サイクル中に設備が起動される場合には、その設備がオンライン状態のままでなければならない時間が最小アップタイムであるが、その時間は、運用サイクルに残存する時間を超えることはできない。設備が最初に停止している場合には、その設備は、最小ダウンタイムに達するまで停止したままでなければならない。運用サイクル中に設備が停止されるとき、その設備がオフライン状態のままでなければならない時間が最小ダウンタイムであるが、その時間は、運用サイクルに残存する時間を超えることはできない。
【０１９２】
式（３１）は再生可能エネルギー抑制制約である。間欠的な発電源の抑制が許される場合には、抑制される電力量は、存在する再生可能エネルギー設備の出力によって制限される。
【０１９３】
式（３２）は電力平均分配制約である。電力平均分配が許される場合には、制限負荷量（amount of shed load）は、（例えば、電力供給中断可能な工業契約（interruptible industrial contracts）を通して）その負荷に関して契約された制限容量（shedding capacity）によって制限される。
【０１９４】
第１段階に関する上記の定式化において、計算効率のために、基本シナリオに関する発電負荷配分及び周波数調整のみが考慮されることは留意するに値する。必要に応じて、非基本不確実性シナリオに関する対応する発電負荷配分及び周波数調整も考慮することができる。そのような不確実性シナリオでは、関連するコストが検討対象の不確実性シナリオの重み係数によって重み付けされ、式（１３）の中に加えられ、対応する発電負荷配分及び周波数調整コストを発電設定値Ｐｇｈ，ｋ（Ｐｇｈではない）の線形関数として表すための制約も追加されることになる。
【０１９５】
主問題に関する最適な解が見つけられた後に、エネルギー及び予備力に関する前日地域別限界価格（ＬＭＰ：locational marginal prices）を決定することができる。
【０１９６】
地域別限界価格（ＬＭＰ）は、（１３）〜（３２）に表される発電機起動停止問題の上記の数学的な定式化における双対変数から導出することができる。最適な整数解が得られた後に、最適解内のそれらの値に等しい整数変数を保持する制約を加えて制約付き線形計画を解くことによって、双対変数が得られる。
【０１９７】
（１３）〜（３２）の制約付き最適化問題に関するラグランジュ関数に基づいて、エネルギーに関する限界価格と、調整容量及び速度とが導出された。発電予備力は、それが位置するバスにおける予備力地域別限界価格を支払われ、発電予備力及び調整速度は上方又は下方のいずれかの方向とすることができる。
【０１９８】
限界価格の規定によれば、スケジューリング期間ｈにおける発電機ｇに関するエネルギー地域別限界価格
【０１９９】
【数５１】
2019535225.tif 000053
【０２００】
は、発電機ｇの電力出力、Ｐｇｈに対するラグランジュ関数の偏導関数を計算することを通して導出することができる。
【０２０１】
【数５２】
2019535225.tif 000054
【０２０２】
上方及び下方予備力価格
【０２０３】
【数５３】
2019535225.tif 000055
【０２０４】
は、発電機ｇの上方予備力及び下方予備力に対するラグランジュ関数の限界コストと定義することができる。
【０２０５】
【数５４】
2019535225.tif 000056
【０２０６】
上方及び下方調整速度価格
【０２０７】
【数５５】
2019535225.tif 000057
【０２０８】
は、発電機ｇの上方出力急変速度及び下方出力急変速度に対するラグランジュ関数の限界コストと定義することができる。
【０２０９】
【数５６】
2019535225.tif 000058
【０２１０】
所与のスケジューリング期間における所与の不確実性シナリオの場合に、第１段階従属問題の定式化及びその制約に関する対応する双対変数は以下のように与えられる。
【０２１１】
【数５７】
2019535225.tif 000059
【０２１２】
ただし、ｋは不確実性シナリオに関する添え字である。従属問題に関する決定変数は、
【０２１３】
【数５８】
2019535225.tif 000060
【０２１４】
である。Ｐｇｈ，ｋは、スケジューリング期間ｈにおける不確実性シナリオｋの下での発電機ｇの出力である。
【０２１５】
【数５９】
2019535225.tif 000061
【０２１６】
はスケジューリング期間ｈにおける不確実性シナリオｋの下での再生可能エネルギーｒの抑制である。
【０２１７】
【数６０】
2019535225.tif 000062
【０２１８】
はスケジューリング期間ｈにおける不確実性シナリオｋの下での負荷ｄの電力平均分配である。従属問題は線形計画問題である。
【０２１９】
式（４２）は、スケジューリング期間ｈ及び不確実性シナリオｋの場合の追加運用コストの最小化として表される発電調整の目的関数である。このコストは４つの項目を含み、その項目は、基本シナリオの場合のスケジューリング設定値と、検討対象のスケジューリング期間にわたる検討対象のサンプル不確実性シナリオの場合の発電出力との間の偏差に起因する、出力急変に伴う追加コストと、先行するスケジューリング時間における基本シナリオの場合のスケジューリング設定値と、検討対象のスケジューリング期間の場合のサンプル不確実性シナリオの下での発電出力との間の偏差に起因する、出力急変に伴う追加コストと、基本シナリオの場合の対応する値と、不確実性シナリオの場合の値との間の偏差に基づいて決定される、再生可能エネルギー抑制追加コストと、基本シナリオの場合の対応する値と、サンプル不確実性シナリオの場合の値との間の偏差に基づいて決定される、電力平均分配追加コストとを含む。
【０２２０】
式（４３）は、電力平均分配及び再生可能エネルギー流出（renewable spillage）を含む、緊急措置を伴う緩和電力バランス要件を表す。Ｐｒｈ，ｋは、スケジューリング期間ｈにおける不確実性シナリオｋの下での再生可能エネルギーｒの出力である。Ｐｄｈ，ｋは、スケジューリング期間ｈにおける不確実性シナリオｋの下での負荷ｄの負荷需要である。αｈ，ｋは、制約（４３）の双対変数である。
【０２２１】
式（４４）及び（４５）は、発電機の容量限界を表す。
【０２２２】
【数６１】
2019535225.tif 000063
【０２２３】
はスケジューリング期間ｈにおける不確実性シナリオｋの下での発電機ｇに関する最大及び最小出力限界である。
【０２２４】
【数６２】
2019535225.tif 000064
【０２２５】
ただし、
【０２２６】
【数６３】
2019535225.tif 000065
【０２２７】
はそれぞれ、制約（４４）及び（４５）の双対変数である。
【０２２８】
式（４６）及び（４７）は、発電機の出力急変容量限界を表す。
【０２２９】
【数６４】
2019535225.tif 000066
【０２３０】
はスケジューリング期間ｈにおける不確実性シナリオｋの場合の出力上昇及び出力降下限界である。
【０２３１】
【数６５】
2019535225.tif 000067
【０２３２】
ただし
【０２３３】
【数６６】
2019535225.tif 000068
【０２３４】
はそれぞれ、制約（４６）及び（４７）の双対変数である。
【０２３５】
式（４８）及び（４９）は、正方向及び負方向における送電線に関する関連ネットワーク電力潮流限界であり、過負荷の送電線に関する制約のみが考慮される。
【０２３６】
【数６７】
2019535225.tif 000069
【０２３７】
はスケジューリング期間ｈにおける不確実性シナリオｋの下での、送電線ｌ上の正方向及び負方向における電力潮流、並びに送電線の容量である。
【０２３８】
【数６８】
2019535225.tif 000070
【０２３９】
はそれぞれ、制約（４８）及び（４９）の双対変数である。
【０２４０】
式（５０）は、抑制電力量が、存在する再生可能エネルギー設備の出力によって制限されることを表す。
【０２４１】
式（５１）は、制限負荷量がその負荷に関する総需要によって制限されることを表す。
【０２４２】
不確実性シナリオの場合のスケジューリング設定値と発電出力との間の関係に基づいて、
【０２４３】
【数６９】
2019535225.tif 000071
【０２４４】
である。
【０２４５】
スケジューリング設定値に対する発電調整コストの感度は以下のように求めることができる。
【０２４６】
【数７０】
2019535225.tif 000072
【０２４７】
発電負荷配分
第２段階において、発電機起動停止方式が、短い時間スケール、すなわち、負荷配分期間、通常、５分において生じる負荷及び再生可能エネルギー変動を満たすか否かを検証するために、基本運用シナリオに対して、決定された発電機起動停止方式がチェックされる。
【０２４８】
決定された発電機起動停止スケジュールに基づいて、各負荷配分期間（５分等）中の負荷配分可能発電機ごとの発電負荷配分計画が決定される。履歴負荷プロファイルから、又は単に２つの連続した時間におけるプロファイルによる線形外挿を用いて、翌日内の負荷配分期間に関する再生可能エネルギー発電及び負荷プロファイルを生成することができる。
【０２４９】
スケジューリング期間ｈ内の負荷配分期間ｍごとに、発電負荷配分及びその制約に関する対応する双対変数の定式化は、以下のように記述することができる。
【０２５０】
【数７１】
2019535225.tif 000073
【０２５１】
ただし、ｍは負荷配分期間に関する添え字であり、Ｍｈはスケジューリング期間ｈにおける発電機負荷配分期間の数である。第２の段階の決定変数は、
【０２５２】
【数７２】
2019535225.tif 000074
【０２５３】
である。Ｐｇｍは、負荷配分期間ｍ内の発電機ｇの負荷配分設定値（すなわち、負荷配分生産レベル）である。
【０２５４】
【数７３】
2019535225.tif 000075
【０２５５】
は負荷配分期間ｍ内の再生可能エネルギーｒの抑制である。
【０２５６】
【数７４】
2019535225.tif 000076
【０２５７】
は負荷配分期間ｍ内の負荷ｄの電力平均分配である。
【０２５８】
式（５８）は、発電負荷配分に関連するコスト、スケジューリング期間における対応する再生可能エネルギー及び電力平均分配と比較した、追加未使用再生可能エネルギー及び電力平均分配、並びに周波数調整コストに関連する追加コストを含む、スケジューリング期間ｈにわたる運用コストの最小化として表される発電負荷配分の目的関数である。発電負荷配分に関連するコストは、スケジューリング設定値と負荷配分設定値との間の偏差によって規定される出力急変コストと、２つの連続した負荷配分期間における負荷配分設定値間の偏差によって規定される出力急変コストとを含む。
【０２５９】
【数７５】
2019535225.tif 000077
【０２６０】
はスケジューリング期間ｈにおける全ての負荷配分期間にわたる負荷配分及び調整総コストである。
【０２６１】
【数７６】
2019535225.tif 000078
【０２６２】
は負荷配分期間ｍにおける発電機ｇの単位当たり出力上昇及び出力降下コストである。
【０２６３】
【数７７】
2019535225.tif 000079
【０２６４】
は負荷配分期間ｍにおける再生可能エネルギーｒの単位当たり抑制コストである。
【０２６５】
【数７８】
2019535225.tif 000080
【０２６６】
は負荷配分期間ｍにおける負荷ｄの単位当たり電力平均分配コストである。
【０２６７】
【数７９】
2019535225.tif 000081
【０２６８】
はスケジューリング期間ｈにおける全ての負荷配分期間にわたる負荷配分及び調整総コストである。
【０２６９】
【数８０】
2019535225.tif 000082
【０２７０】
は第３段階において決定された負荷配分期間ｍにおける負荷配分設定値Ｐｇｍに対する周波数調整コストの対応する感度に基づく、負荷配分設定値の線形関数として表される追加周波数調整コストである。
【０２７１】
式（５９）は、電力平均分配及び再生可能エネルギー流出を含む、緊急措置を伴う緩和電力バランス要件を表す。Ｐｒｍは、負荷配分期間ｍにおける再生可能エネルギーｒの予測出力である。Ｐｄｍは、負荷配分期間ｍにおける負荷ｄの予測需要である。αｍは、制約（５９）の双対変数である。
【０２７２】
式（６０）及び（６１）は、発電機の容量限界を表す。
【０２７３】
【数８１】
2019535225.tif 000083
【０２７４】
は負荷配分期間ｍにおける発電機ｇに関する最大及び最小出力限界である。
【０２７５】
【数８２】
2019535225.tif 000084
【０２７６】
はそれぞれ、制約（６０）及び（６１）の双対変数である。
【０２７７】
式（６２）及び（６３）は、発電機の出力急変容量限界を表す。
【０２７８】
【数８３】
2019535225.tif 000085
【０２７９】
は負荷配分期間ｍにおける発電機ｇの出力上昇及び出力降下限界であり、
【０２８０】
【数８４】
2019535225.tif 000086
【０２８１】
に従って求められる。ただし、τｈ−ｍは、負荷配分期間の長さとスケジューリング期間の長さとの比である。
【０２８２】
【数８５】
2019535225.tif 000087
【０２８３】
はそれぞれ、制約（６２）及び（６３）の双対変数である。
【０２８４】
式（６４）及び（６５）は、正方向及び負方向における送電線に関する緩和ネットワーク電力潮流限界であり、過負荷の送電線のみが考慮される。
【０２８５】
【数８６】
2019535225.tif 000088
【０２８６】
は負荷配分期間ｍにおける送電線ｌ上の正方向及び負方向における電力潮流、並びに送電線の容量である。
【０２８７】
【数８７】
2019535225.tif 000089
【０２８８】
はそれぞれ、制約（６４）及び（６５）の双対変数である。
【０２８９】
式（６６）は発電調整コスト制約である。
【０２９０】
【数８８】
2019535225.tif 000090
【０２９１】
は、初期発電調整コスト、及び負荷配分期間ｍにおける負荷配分設定値Ｐｇｍに対する発電調整コストの対応する感度である。
【０２９２】
【数８９】
2019535225.tif 000091
【０２９３】
は、負荷配分期間ｍにおける発電機ｇの初期負荷配分設定値である。ρＦＲは、制約（６６）の双対変数である。
【０２９４】
式（６７）は、抑制電力量が、存在する再生可能エネルギー設備の出力によって制限されることを表す。
【０２９５】
式（６８）は、制限負荷量がその負荷に関する総需要によって制限されることを表す。
【０２９６】
負荷配分設定値は、
【０２９７】
【数９０】
2019535225.tif 000092
【０２９８】
に従って、スケジューリング設定値に関連付けられる。
【０２９９】
スケジューリング設定値に対する発電負荷配分及び調整コストの感度は以下のように得ることができる。
【０３００】
【数９１】
2019535225.tif 000093
【０３０１】
周波数調整
第３段階において、周波数調整を用いて、はるかに高速の時間スケール、すなわち、調整期間、通常、４秒において生じる負荷及び発電の変動に対処するために電力システムがシミュレートされる。この時間スケールの場合の負荷及び発電の履歴プロファイルを用いて、発電設備ごとの予想される周波数調整及び性能コストを判断することができる。周波数調整設定値は、調整期間ごとの負荷及び再生可能エネルギー変動及び周波数要件に基づいて決定される。発電設備が調整設定値に追従する性能は、設定値と、発電設備の実際に達成される機械的出力との偏差の和によって測定される。第３段階は２つのステップを含み、第１のステップは調整期間ごとの調整制御信号を決定する二次周波数制御ステップであり、第２のステップは、発電設備の一次コントローラーを通して発電出力が調整制御信号に追従できるようにする一次周波数制御ステップである。
【０３０２】
周波数調整に関する調整設定値と、その制約に関する対応する双対変数との定式化は以下のように記述することができる。
【０３０３】
【数９２】
2019535225.tif 000094
【０３０４】
ただし、ｓは調整期間に関する添え字であり、Ｓｈ，ｍは負荷配分期間ｍ及びスケジューリング期間ｈ内の設備調整期間の数である。第３段階における決定変数は
【０３０５】
【数９３】
2019535225.tif 000095
【０３０６】
である。
【０３０７】
【数９４】
2019535225.tif 000096
【０３０８】
は調整設定値であり、すなわち、調整期間ｓにおける発電機ｇの発電制御コマンドである。ωＳは、調整期間ｓにおけるシステム角周波数である。
【０３０９】
式（７３）は、二次周波数調整に関連する追加コスト、及び一次周波数コントローラーの調整信号に追従する性能に関連する追加コストを含む、調整期間ｓにわたる運用コストの最小化として表される周波数調整の目的関数である。二次周波数調整に関連するコストは、負荷配分設定値と調整設定値との間の偏差によって規定される出力急変コスト、２つの連続する調整期間の間の調整設定値の偏差によって規定される出力急変コスト、及び調整期間内のシステム角周波数と標準システム角周波数との偏差によって規定される出力急変コストを含む。
【０３１０】
【数９５】
2019535225.tif 000097
【０３１１】
は、期間ｈにおける負荷配分期間ｍにわたる総周波数調整コストである。
【０３１２】
【数９６】
2019535225.tif 000098
【０３１３】
は調整設定値偏差に関する単位当たり上方及び下方出力急変コストであり、
【０３１４】
【数９７】
2019535225.tif 000099
【０３１５】
はシステム周波数偏差に関する単位当たり上方及び下方出力急変コストである。
【０３１６】
【数９８】
2019535225.tif 000100
【０３１７】
は定格／標準システム角周波数である。
【０３１８】
【数９９】
2019535225.tif 000101
【０３１９】
は、
【０３２０】
【数１００】
2019535225.tif 000102
【０３２１】
と定義される、調整期間ｓにおける発電調整性能に関するコストである。
【０３２２】
【数１０１】
2019535225.tif 000103
【０３２３】
は、調整期間ｓにおける発電機ｇの機械的出力である。
【０３２４】
式（７４）は、周波数変化を伴う緩和電力バランス要件を表す。ＤＡＭＰｓは調整期間ｓにおけるシステム減衰係数である。ＤＲＯＯＰｇは発電ｇのドループパラメーターである。Ｐｇｓは、調整期間ｓにおける発電機ｇの発電出力である。Ｐｒｓは、調整期間ｓにおける再生可能エネルギーｒの発電出力である。Ｐｄｓは、調整期間ｓにおける負荷ｄの予測需要である。αｓは、制約（７４）の双対変数である。
【０３２５】
式（７５）及び（７６）は、発電機の容量限界を表す。
【０３２６】
【数１０２】
2019535225.tif 000104
【０３２７】
は調整期間ｓにおける発電機ｇに関する最大及び最小出力限界である。
【０３２８】
【数１０３】
2019535225.tif 000105
【０３２９】
はそれぞれ、制約（７５）及び（７６）の双対変数である。
【０３３０】
式（７７）及び（７８）は、発電機の出力急変容量限界を表す。
【０３３１】
【数１０４】
2019535225.tif 000106
【０３３２】
は調整期間ｓにおける発電機ｇの出力上昇及び出力降下限界であり、
【０３３３】
【数１０５】
2019535225.tif 000107
【０３３４】
に従って求められる。ただし、τｈ−ｓは調整期間の長さとスケジューリング期間の長さとの比である。
【０３３５】
【数１０６】
2019535225.tif 000108
【０３３６】
はそれぞれ、制約（７７）及び（７８）の双対変数である。
【０３３７】
式（７９）は、調整期間ごとの発電調整設定値と、発電出力と、システム角周波数との間の関係を表す。λｇｓは、制約（７９）の双対変数である。
【０３３８】
式（８０）及び（８１）は最大許容周波数偏差を表す。ΔωＭＡＸは、最大許容周波数偏差である。
【０３３９】
【数１０７】
2019535225.tif 000109
【０３４０】
はそれぞれ、（８０）及び（８１）の双対変数である。
【０３４１】
式（８２）及び（８３）は正方向及び負方向における送電線に関する緩和ネットワーク電力潮流限界である。過負荷送電線のみが考慮に入れられる。
【０３４２】
【数１０８】
2019535225.tif 000110
【０３４３】
は調整期間ｓにおける、送電線ｌ上の正方向及び負方向における電力潮流、並びに送電線の容量である。
【０３４４】
【数１０９】
2019535225.tif 000111
【０３４５】
はそれぞれ、制約（８２）及び（８３）の双対変数である。
【０３４６】
式（８４）はスケジューリング期間ｈにおける負荷配分期間ｍ内の全ての調整期間に関する発電調整性能コスト制約である。
【０３４７】
【数１１０】
2019535225.tif 000112
【０３４８】
は調整期間ｓにおける調整設定値
【０３４９】
【数１１１】
2019535225.tif 000113
に対する周波数調整性能コストの感度である。
【０３５０】
【数１１２】
2019535225.tif 000114
【０３５１】
は調整期間ｓにおける、初期発電調整性能コスト及び初期調整設定値である。ρＲＰは、制約（８４）の双対変数である。
【０３５２】
負荷配分設定値に対する周波数調整コストの感度は
【０３５３】
【数１１３】
2019535225.tif 000115
【０３５４】
として求めることができる。
【０３５５】
発電機４３０が発電制御信号に追従する能力は、その技術及び物理的特性によって決まる。一般性を失うことなく、図４に示されるような発電機ごとのガバナー−タービン制御モデルが検討され、スピードガバナー４１０は、その制御コマンド設定値、すなわち、発電調整設定値
【０３５６】
【数１１４】
2019535225.tif 000116
【０３５７】
の変化を検知し、それらの変化を弁作動に変換する。その際、タービン４２０は、弁位置の変化を発電機４３０の機械的電力出力の変化、すなわち、発電信号
【０３５８】
【数１１５】
2019535225.tif 000117
【０３５９】
に変換する。
【０３６０】
ガバナー−タービン制御は多くの場合に２状態動的システムとしてモデル化される。すなわち、１つの状態はスピードガバナーに対応し、１つの状態はタービン弁位置に対応する。
【０３６１】
【数１１６】
2019535225.tif 000118
【０３６２】
との間の関係は、
【０３６３】
【数１１７】
2019535225.tif 000119
【０３６４】
と記述することができる。ただし、Ｔｇ及びＴｔは、そのガバナー及びタービンに関する時定数である。
【０３６５】
一次制御性能を発電機起動停止解に組み込む方法を例示するために、本開示が一例として単純な２状態モデルのみを取り込むことは留意に値する。同じ原理を更に複雑な、又は実用的なコントローラーモデルに容易に拡張することができる。
【０３６６】
所与の時刻ｔ及びその対応する調整期間ｓの場合に、時間領域連続信号
【０３６７】
【数１１８】
2019535225.tif 000120
【０３６８】
はいくつかの単位ステップ関数の加重総和の形で表すことができる。
【０３６９】
【数１１９】
2019535225.tif 000121
【０３７０】
重みは各期間ｓにおける発電制御設定値
【０３７１】
【数１２０】
2019535225.tif 000122
【０３７２】
の増加である。単位ステップ関数は
【０３７３】
【数１２１】
2019535225.tif 000123
【０３７４】
と定義される。
【０３７５】
（７４）及び（７５）にラプラス変換及び逆ラプラス変換を適用することによって、時刻ｔにおける発電機ｇの機械的出力は
【０３７６】
【数１２２】
2019535225.tif 000124
【０３７７】
に従って求めることができる。ただし、
【０３７８】
【数１２３】
2019535225.tif 000125
【０３７９】
は発電機械的出力及びその導関数に関する初期条件である。例えば、
【０３８０】
【数１２４】
2019535225.tif 000126
【０３８１】
である。調整期間ｓにおける発電機ｇの機械的出力は
【０３８２】
【数１２５】
2019535225.tif 000127
【０３８３】
に従って求められる。
【０３８４】
（８５）及び（９０）によれば、調整設定値に対する周波数調整性能コストの感度を
【０３８５】
【数１２６】
2019535225.tif 000128
【０３８６】
として得ることができる。
【０３８７】
図５は、本開示のいくつかの実施の形態による、代替のコンピューター又はプロセッサを用いて実施することができる、図１Ａの方法を示すブロック図である。コンピューター５１１が、プロセッサ５４０と、コンピューター可読メモリ５１２と、記憶装置５５８と、ディスプレイ５５２及びキーボード５５１を備えるユーザーインターフェース５４９とを含み、それらはバス５５６を通して接続される。例えば、プロセッサ５４０及びコンピューター可読メモリ５１２と通信するユーザーインターフェース５４９は、ユーザーによるユーザーインターフェース５５７の表面、キーボード面からの入力を受信すると、データを取得し、コンピューター可読メモリ５１２に記憶する。
【０３８８】
メモリ５１２は、プロセッサによって実行可能である命令と、履歴データと、本開示の方法及びシステムによって利用することができる任意のデータとを記憶できると考えられる。プロセッサ５４０は、シングルコアプロセッサ、マルチコアプロセッサ、コンピューティングクラスター、又は任意の数の他の構成とすることができる。プロセッサ５４０は、バス５５６を通して、１つ以上の入力及び出力デバイスに接続することができる。メモリ５１２は、ランダムアクセスメモリ（ＲＡＭ）、リードオンリーメモリ（ＲＯＭ）、フラッシュメモリ、又は任意の他の適切なメモリシステムを含むことができる。
【０３８９】
更に図５を参照すると、記憶デバイス５５８は、プロセッサによって使用される追加データ及び／又はソフトウェアモジュールを記憶するように構成することができる。例えば、記憶デバイス５５８は、履歴データ、及び本開示に関して上記で言及されたような他の関連データを記憶することができる。それに加えて、又はその代わりに、記憶デバイス５５８は、本開示に関して上記で言及されたようなデータに類似の履歴データを記憶することができる。記憶デバイス５５８は、ハードドライブ、光ドライブ、サムドライブ、ドライブのアレイ、又はその任意の組み合わせを含むことができる。
【０３９０】
そのシステムは、任意選択で、バス５５６を通して、システムをディスプレイデバイス（図示せず）に接続するように構成されるディスプレイインターフェース（図示せず）にリンクすることができ、ディスプレイデバイスは、数ある中でも、コンピューターモニター、カメラ、テレビ、プロジェクター、又はモバイルデバイスを含むことができる。
【０３９１】
コンピューター５１１は電源５５４を含むことができ、適応例に応じて、電源５５４は、任意選択で、コンピューター５１１の外部に位置することができる。バス５５６を通してリンクされるのは、ディスプレイデバイス５４８に接続するように構成されるユーザー入力インターフェース５５７とすることができ、ディスプレイデバイス５４８は、数ある中でも、コンピューターモニター、カメラ、テレビ、プロジェクター、又はモバイルデバイスを含むことができる。バス５５６を通して、プリンターインターフェース５５９も接続することができ、プリンターインターフェースは印刷デバイス５３２に接続するように構成することができ、印刷デバイス５３２は、数ある中でも、液体インクジェットプリンター、ソリッドインクプリンター、大規模商用プリンター、サーマルプリンター、ＵＶプリンター、又は昇華型プリンターを含むことができる。ネットワークインターフェースコントローラー（ＮＩＣ）５３４が、バス５５６を通してネットワーク５３６に接続するように構成され、数ある中でも、データ又は他のデータを、コンピューター５１１の外部にあるサードパーティディスプレイデバイス、サードパーティイメージングデバイス、及び／又はサードパーティ印刷デバイス上に表示することができる。
【０３９２】
図５を更に参照すると、数ある中でも、データ又は他のデータは、ネットワーク５３６の通信チャネルを介して送信することができるか、及び／又は、記憶及び／又は更に処理するために記憶システム５５８内に記憶することができる。さらに、データ又は他のデータは、受信機５４６（又は外部受信機５３８）からワイヤレスで、又は有線で受信される場合があるか、送信機５４７（又は外部送信機５３９）を介してワイヤレスで、又は有線で送信される場合があり、受信機５４６及び送信機５４７はいずれもバス５５６を通して接続される。コンピューター５１１は、入力インターフェース５０８を介して、外部検知デバイス５４４及び外部入力／出力デバイス５４１に接続される場合がある。コンピューター５１１は、他の外部コンピューター５４２に接続される場合がある。出力インターフェース５０９を用いて、処理されたデータをプロセッサ５４０から出力することができる。
【０３９３】
上述した本開示の実施の形態は、数多くの方法のうちの任意のもので実施することができる。例えば、実施の形態は、ハードウェア、ソフトウェア又はそれらの組み合わせを用いて実施することができる。請求項の要素を修飾する、特許請求の範囲における「第１」、「第２」等の序数の使用は、それ自体で、１つの請求項の要素の別の請求項の要素に対する優先順位も、優位性も、順序も暗示するものでもなければ、方法の動作が実行される時間的な順序も暗示するものでもなく、請求項の要素を区別するために、単に、或る特定の名称を有する１つの請求項の要素を、同じ（序数の用語の使用を除く）名称を有する別の要素と区別するラベルとして用いられているにすぎない。
【産業上の利用可能性】
【０３９４】
本発明のシステム、方法及び記憶媒体は、様々な種類の分野における発電システムに適用可能である。
【図１Ａ】
2019535225.tif 000129
【図１Ｂ】
2019535225.tif 000130
【図１Ｃ】
2019535225.tif 000131
【図１Ｄ】
2019535225.tif 000132
【図１Ｅ】
2019535225.tif 000133
【図１Ｆ】
2019535225.tif 000134
【図２Ａ】
2019535225.tif 000135
【図２Ｂ】
2019535225.tif 000136
【図２Ｃ】
2019535225.tif 000137
【図２Ｄ】
2019535225.tif 000138
【図２Ｅ】
2019535225.tif 000139
【図３Ａ】
2019535225.tif 000140
【図３Ｂ】
2019535225.tif 000141
【図３Ｃ】
2019535225.tif 000142
【図３Ｄ】
2019535225.tif 000143
【図４】
2019535225.tif 000144
【図５】
2019535225.tif 000145
【手続補正書】
【提出日】平成31年3月22日(2019.3.22)
【手続補正１】
【補正対象書類名】明細書
【補正対象項目名】００２５
【補正方法】変更
【補正の内容】
【００２５】
【図１Ａ】本開示のいくつかの実施の形態による、発電システムのエネルギー生産及び周波数調整の同時最適化の概略的なブロック図である。
【図１Ｂ】本開示のいくつかの実施の形態による、発電システムのエネルギー生産及び周波数調整の同時最適化の代替の概略的なブロック図である。
【図１Ｃ】本開示のいくつかの実施の形態による、例示的なＰＧＳ制御の概略図である。
【図１Ｄ】本開示のいくつかの実施の形態による、オフライン決定ステージを実行する概略的なブロック図である。
【図１Ｅ】本開示のいくつかの実施の形態による、オンライン適応ステージを実行する概略的なブロック図である。
【図１Ｆ】本開示のいくつかの実施の形態による、コントローラーを使用する概略的なブロック図である。
【図２Ａ】本開示のいくつかの実施の形態による、前日電力市場に関する概略図である。
【図２Ｂ】本開示のいくつかの実施の形態による、前日市場に関する価格の組の構成要素に関する概略図である。
【図２Ｃ】本開示のいくつかの実施の形態による、生産時間をスケジューリング期間、負荷配分期間及び調整期間に分割するための図である。
【図２Ｄ】本開示のいくつかの実施の形態による、発電機起動停止、発電負荷配分及び周波数調整の間の関係に関する図である。
【図２Ｅ】本開示のいくつかの実施の形態による、電力システムの一例に関する図である。
【図３Ａ】本開示のいくつかの実施の形態による、通常の再生可能エネルギー発電プロファイル及び負荷プロファイルに関する概略図である。
【図３Ｂ】本開示のいくつかの実施の形態による、確率変数及びその関数のアンセンテッド変換に関する概略図である。
【図３Ｃ】本開示のいくつかの実施の形態による、スケジューリング期間にわたる再生可能エネルギー発電及び負荷需要プロファイルを生成するための概略図である。
【図３Ｄ】本開示のいくつかの実施の形態による、負荷配分期間及び調整期間にわたる再生可能エネルギー発電及び負荷需要プロファイルを生成するための概略図である。
【図４】本開示のいくつかの実施の形態による、発電設備のための一次制御ユニットの概略図である。
【図５】本開示のいくつかの実施の形態による、代替のコンピューター又はプロセッサを用いて実施することができる、図１Ａの方法を示すブロック図である。
【手続補正２】
【補正対象書類名】明細書
【補正対象項目名】００５０
【補正方法】変更
【補正の内容】
【００５０】
図１Ｅは、本開示のいくつかの実施の形態による、オンライン適応タスクを実行する概略的なブロック図である。図１Ｄと同様に、オンラインタスクも、発電機起動停止１１９、発電負荷配分１２１、周波数調整１２３、及び決定トリガー処理１２５を含む、４つの構成要素を用いて実施される。唯一の違いは、決定トリガー処理ブロック１２５が、送受信機から測定データ更新を受信することである。再生可能エネルギーのエネルギー発電量及びＰＧＳの負荷のエネルギー消費量に関する更新が無視できない場合には、新たな決定サイクルがトリガーされる。
【手続補正３】
【補正対象書類名】明細書
【補正対象項目名】００５１
【補正方法】変更
【補正の内容】
【００５１】
図１Ｆは、本開示のいくつかの実施の形態による、コントローラーを使用する概略的なブロック図である。決定された発電機起動停止スケジュール、発電負荷配分計画及び周波数調整方式に従って、コントローラー１３２は、負荷配分可能発電機１０２に、発電オン／オフ状態変更及び発電生産設定値１９２を与える。発電機が周波数調整タスクのための役割を果たしている場合には、調整期間ごとにコマンドが更新される。発電機がエネルギー生産タスクの役割のみを果たす場合には、負荷配分期間ごとにコマンドが更新される。また、コントローラーは、変動性発電機１０１に発電抑制コマンド１９４を送信し、ＰＧＳの負荷１０３に電力平均配分コマンド１９６を送信する。発電機１０１及び１０２並びに負荷１０３は、それらのコマンドに従った結果をコントローラー１３２に返送する。
【手続補正４】
【補正対象書類名】明細書
【補正対象項目名】００５３
【補正方法】変更
【補正の内容】
【００５３】
図２Ａに示されるように、前日電力市場２００は、エネルギー生産及び調整予備力に関する発電所２０１からの言い値（offers）２１１と、エネルギー使用及び需要応答に関する電気消費者２０２からの付け値（bids）２１２とを受け付け、それらの言い値及び付け値を調整するために、発電所及び電気消費者に一組の価格２２０を返送する。このプロセスは、言い値−付け値及び価格の収束が達成されるまで繰り返し適用される。
【手続補正５】
【補正対象書類名】特許請求の範囲
【補正対象項目名】全文
【補正方法】変更
【補正の内容】
【特許請求の範囲】
【請求項１】
発電システム（ＰＧＳ）であって、前記ＰＧＳの負荷によって後に消費されることになるエネルギーを生産する一組の発電機を備え、前記一組の発電機は、前記発電システムの周波数を調整する役割を果たす少なくとも１つの発電機と、再生可能エネルギー源である少なくとも１つの発電機と、生産時間にわたる前記ＰＧＳの前記エネルギーの将来の発電量及び消費量の推定値を用いて、前記生産時間の将来の期間にわたる各発電機のエネルギー生産及び周波数調整を推定するプロセッサとを有し、前記生産時間は等しい長さの時間セグメントを含み、各時間セグメントは複数の等しい時間部分を含み、各時間部分は等しい時間セクションを含み、
前記ＰＧＳは、前記一組の発電機のセンサーと通信し、データを受信する入力インターフェースを備え、
前記プロセッサは前記入力インターフェースと通信し、
各発電機の発電機起動停止スケジュールを決定することであって、前記発電機起動停止スケジュールは、一組の関与状況と、各発電機の発電機起動停止、発電負荷配分及び周波数調整の総コストを削減することに基づく、前記生産時間のセグメントごとの一組の生産設定値とを含むことと、
各時間セグメントにわたる発電機ごとの発電負荷配分計画を決定することであって、前記発電負荷配分計画は、少なくとも１つの時間セグメント内の各発電機の発電負荷配分及び周波数調整の総コストを削減することに基づく、前記複数の等しい時間部分にわたる一組の生産設定値を含むことと、
各時間部分にわたる発電機ごとの周波数調整方式を決定することであって、前記周波数調整方式は、対応する時間部分内のエネルギー生産量及び需要の変動に起因して、発電機ごとに周波数を所定の範囲内に調整するための一組の生産設定値を決定することと、
２つの連続した繰り返し間の総コストの不一致が所定の閾値未満になるまで、決定された最新の生産設定値を用いて、発電機起動停止スケジュール及び発電負荷配分計画に関する前記発電負荷配分及び周波数調整コスト関数を調整することによって、前記発電機起動停止スケジュール、前記発電負荷配分計画及び前記周波数調整方式を繰り返し更新することと、
を行うように構成され、
前記プロセッサと通信する送受信機であって、
前記発電機起動停止スケジュールの前記生産時間内で選択される各時間セグメントにおいて、再生可能エネルギー源のエネルギー発電量と、前記ＰＧＳの前記負荷のエネルギー消費量に関する更新を受信し、
前記発電負荷配分計画の前記生産時間内で選択される各時間部分において、再生可能エネルギー源の前記エネルギー発電量と、前記ＰＧＳの前記負荷の前記エネルギー消費量とに関する更新を受信し、
前記周波数調整方式の期間内で選択される各時間セクションにおいて、再生可能エネルギー源の前記エネルギー発電量と、前記ＰＧＳの前記負荷の前記エネルギー消費量とに関する更新を受信するものと、
前記プロセッサと通信し、再生可能エネルギー源の前記エネルギー発電量と、前記ＰＧＳの前記負荷の前記エネルギー消費量とに関する更新に基づいて、発電機ごとの前記発電機起動停止スケジュール、前記発電負荷配分計画及び前記周波数調整方式を更新するコントローラーと、
を備える、発電システム。
【請求項２】
前記一組の発電機の前記少なくとも１つの発電機は、システム周波数変動を調整するためにエネルギー生産を調整する、被制御エネルギー生産を有し、前記少なくとも１つの発電機は前記再生可能エネルギー源であり、エネルギー抑制を除いて、無制御エネルギー生産を有する、請求項１に記載のシステム。
【請求項３】
前記発電負荷配分及び周波数調整コストは、前記発電機起動停止スケジュールを決定するときの前記時間セグメントにわたる生産設定値の線形関数として近似され、前記時間セグメントの前記等しい長さは、運用起動停止スケジュールにわたる前記生産時間の時間分解能を規定し、システム制約、発電機制約及び送電制約を満たしながら、全ての発電機の発電機起動停止、発電負荷配分及び周波数調整の総コストが最小化され、
前記周波数調整コストは、前記発電負荷配分計画を決定するときの前記時間部分にわたる生産設定値の線形関数として近似され、前記時間部分の前記等しい長さは前記発電負荷配分計画に関する前記生産時間の時間分解能を規定し、システム制約、発電機制約及び送電制約を満たしながら、少なくとも１つの時間セグメント内の全ての発電機の発電負荷配分及び周波数調整の総コストが最小化される、請求項１に記載のシステム。
【請求項４】
前記周波数調整方式は、前記対応する時間部分の複数のセクションの各セクションにわたる各発電機の総周波数調整コストを削減することに基づき、前記等しい時間セクションは、前記周波数調整方式に関する前記生産時間の時間分解能を規定し、前記時間セグメントに関する前記時間分解能は、前記起動停止スケジュールにわたる前記生産時間の一組のスケジューリングされた期間であり、システム制約、発電機制約及び送電制約を満たしながら、前記対応する時間部分の複数のセクションの各セクションにわたる全ての発電機の総周波数調整コストが最小化される、請求項１に記載のシステム。
【請求項５】
前記コントローラーは、再生可能エネルギー源の前記エネルギー発電量及び前記ＰＧＳの前記負荷の前記エネルギー消費量に関する前記更新に基づいて、発電機ごとの前記発電機起動停止スケジュール、前記発電負荷配分計画及び前記周波数調整方式を更新し、前記更新された運用起動停止スケジュールに従って、前記一組の発電機に、更新された関与状況を維持させ、更新されたエネルギー量を生産させ、前記ＰＧＳの前記負荷に、更新された電力平均分配を実施させ、再生可能エネルギー源の発電に、更新された発電抑制を実施させる、請求項１に記載のシステム。
【請求項６】
前記プロセッサはコンピューター可読メモリと通信し、前記コンピューター可読メモリに記憶されるのは、履歴データ及び予測データであり、前記履歴データは、再生可能エネルギー源の発電出力に関する履歴プロファイルと、前記ＰＧＳの負荷に関する履歴プロファイルと、再生可能エネルギー源の発電出力に関する予測プロファイルと、前記ＰＧＳの負荷に関する予測プロファイルとを含む、請求項１に記載のシステム。
【請求項７】
各発電機の前記発電機起動停止スケジュールを決定するときの発電負荷配分及び周波数調整のコストは、前記発電負荷配分計画において決定される生産設定値に対する負荷配分コスト及び周波数調整コストの感度に基づく、前記時間セグメントにわたる前記生産設定値の線形関数として表される、請求項１に記載のシステム。
【請求項８】
各発電機の前記発電機起動停止スケジュールを決定するときの前記起動停止スケジュールは、前記ＰＧＳ内の全ての発電機に関する最小全上方調整速度要件及び最小全下方調整速度要件を満たし、各時間セグメント内の発電機に関する上方調整速度は、発電機ごとの、前記発電機が起動されるときの最大起動出力急変速度、又は発電機がオンラインであるときの最大出力上昇速度の総和と定義され、時間セグメント内の前記発電機に関する下方調整速度は、前記発電機が停止されるときの最大停止出力急変速度、又は前記発電機がオンラインであるときの最大出力降下速度の総和と定義される、請求項１に記載のシステム。
【請求項９】
各発電機の前記発電機起動停止スケジュールを決定するときの前記起動停止スケジュールは、基本シナリオ及び一組のサンプル不確実性シナリオに関する緩和電力供給及び需要バランス制約を満たし、不確実性シナリオは、アンセンテッド変換技法を用いて、前記ＰＧＳの負荷需要及び再生可能エネルギー発電の予測平均値及び共分散に基づいて決定される、請求項１に記載のシステム。
【請求項１０】
各発電機の前記発電負荷配分計画を決定するときの周波数調整のコストは、前記周波数調整方式において決定される生産設定値に対する周波数調整コストの感度に基づく、発電負荷配分計画に関する前記時間部分にわたる生産設定値の線形関数として表される、請求項１に記載のシステム。
【請求項１１】
各発電機の前記周波数調整方式を決定するときの周波数調整のコストは、連続した時間セクションの間の生産設定値変化、定格周波数からのシステム周波数偏差、及び一次調整制御の性能に関連するコストを含む、請求項１に記載のシステム。
【請求項１２】
生産時間にわたる発電システム（ＰＧＳ）のエネルギーの将来の発電量及び消費量の推定値を用いて、前記ＰＧＳが、前記生産時間の将来の期間にわたる一組の発電機の各発電機のエネルギー生産量及び周波数調整を推定するための方法であって、前記一組の発電機は、前記ＰＧＳの負荷によって後に消費されることになるエネルギーを生産し、前記一組の発電機は周波数調整の役割を果たす少なくとも１つの発電機と、再生可能エネルギー源である少なくとも１つの発電機とを含み、前記方法は、
前記生産時間にわたる前記ＰＧＳの前記エネルギーの将来の発電量及び消費量の前記推定値を用いて、前記生産時間の前記将来の期間にわたる各発電機のエネルギー生産量及び周波数調整を推定するためにプロセッサを使用することであって、前記生産時間は等しい長さの時間セグメントを含み、各時間セグメントは複数の等しい時間部分を含み、各等しい時間部分は等しい時間セクションを含むことと、
オフラインステージを実行することであって、
各発電機の発電機起動停止スケジュールを決定することであって、前記発電機起動停止スケジュールは、各発電機の発電機起動停止、発電負荷配分及び周波数調整の総コストを削減することに基づく、一組の関与状況と、前記生産時間のセグメントごとの一組の生産設定値とを含むことと、
時間セグメントごとの各発電機に関する発電負荷配分計画を決定することであって、前記発電負荷配分計画は、少なくとも１つの時間セグメント内の各発電機の発電負荷配分及び周波数調整の総コストを削減することに基づく、前記複数の等しい時間部分にわたる一組の生産設定値を含むことと、
時間部分ごとの各発電機に関する周波数調整方式を決定することであって、前記周波数調整方式は、対応する時間部分内のエネルギー生産量及び需要の変動に起因して、発電機ごとに周波数を所定の範囲内に調整するための一組の生産設定値を決定することと、
２つの連続した繰り返し間の総コストの不一致が所定の閾値未満になるまで、决定された最新の生産設定値を用いて、発電機起動停止スケジュール及び発電負荷配分計画のための発電負荷配分及び周波数調整コスト関数を調整することによって、前記発電機起動停止スケジュール、前記発電負荷配分計画及び前記周波数調整方式を繰り返し更新することと、
によってオフラインステージを実行することと、
オンラインステージを実行することであって、
前記発電機起動停止スケジュールの前記生産時間内で選択される各時間セグメントにおいて、再生可能エネルギー源のエネルギー発電量と、前記ＰＧＳの前記負荷のエネルギー消費量とに関する更新を受信することと、
前記発電負荷配分計画の前記生産時間内で選択される各時間部分において、再生可能エネルギー源の前記エネルギー発電量と、前記ＰＧＳの前記負荷の前記エネルギー消費量とに関する更新を受信することと、
前記周波数調整方式の前記期間内で選択される各時間セクションにおいて、再生可能エネルギー源の前記エネルギー発電量と、前記ＰＧＳの前記負荷の前記エネルギー消費量とに関する更新を受信すること、
のために、前記プロセッサと通信する送受信機を使用することによってオンラインステージを実行することと、
再生可能エネルギー源の前記エネルギー発電量及び前記ＰＧＳの前記負荷の前記エネルギー消費量に関する更新に基づいて、各発電機に関する前記発電機起動停止スケジュール、前記発電負荷配分計画及び前記周波数調整方式を更新するために、前記プロセッサと通信するコントローラーを使用することと、
を含む、方法。
【請求項１３】
各発電機の前記発電機起動停止スケジュールを決定するときの前記発電負荷配分及び前記周波数調整のコストは、前記発電負荷配分計画において決定される生産設定値に対する負荷配分コスト及び周波数調整コストの感度に基づく、前記発電機起動停止スケジュールに関する前記時間セグメントにわたる前記生産設定値の線形関数として表され、前記発電機起動停止スケジュールは、前記ＰＧＳ内の全ての発電機に関する最小全上方調整速度要件及び最小全下方調整速度要件を満たし、各時間セグメント内の発電機に関する上方調整速度は、発電機ごとの、前記発電機が開始されるときの最大起動出力急変速度、又は前記発電機がオンラインであるときの最大出力上昇速度の総和と定義され、時間セグメント内の発電機に関する下方調整速度は、発電機が停止されるときの最大停止出力急変速度、又は前記発電機がオンラインであるときの最大出力降下速度の総和と定義される、請求項１２に記載の方法。
【請求項１４】
各発電機の前記発電機起動停止スケジュールを決定するときの前記発電機起動停止スケジュールは、基本シナリオ及び一組のサンプル不確実性シナリオの場合の緩和電力供給及び需要バランス制約を満たし、不確実性シナリオは、アンセンテッド変換技法を用いて、前記ＰＧＳの負荷需要及び再生可能エネルギー発電量の予測平均値及び共分散に基づいて決定される、請求項１２に記載の方法。
【請求項１５】
各発電機の前記発電負荷配分計画を決定するときの周波数調整のコストは、前記周波数調整方式において決定される前記生産設定値に対する周波数調整コストの感度に基づく、発電負荷配分計画に関する前記時間部分にわたる生産設定値の線形関数として表され、各発電機の前記周波数調整方式を決定するときの周波数調整の前記コストは、連続した時間セクション間の生産設定値変化、定格周波数からのシステム周波数偏差、及び一次調整制御の性能に関連するコストを含む、請求項１２に記載の方法。
【請求項１６】
前記発電負荷配分及び周波数調整コストは、前記発電機起動停止スケジュールを決定するときの前記時間セグメントにわたる生産設定値の線形関数として近似され、前記時間セグメントの前記等しい長さは運用起動停止スケジュールに関する前記生産時間の時間分解能を規定し、前記周波数調整コストは、発電配分計画を決定するときの前記時間部分にわたる生産設定値の線形関数として近似され、
前記時間部分の前記等しい長さは前記発電負荷配分計画に関する前記生産時間の時間分解能を規定し、前記周波数調整方式は、前記対応する時間部分の複数のセクションの各セクションにわたる各発電機の総周波数調整コストを削減することに基づき、
前記等しい時間セクションは、前記周波数調整方式に関する前記生産時間の時間分解能を規定し、コントローラーが、再生可能エネルギー源の前記エネルギー発電量及び前記ＰＧＳの前記負荷の前記エネルギー消費量に関する前記更新に基づいて、発電機ごとの前記発電機起動停止スケジュール、前記発電負荷配分計画及び前記周波数調整方式を更新し、前記更新された前記運用起動停止スケジュールに従って、前記一組の発電機に、更新された関与状況を維持させ、更新されたエネルギー量を生産させ、前記ＰＧＳの前記負荷に、更新された電力平均分配を実施させ、再生可能エネルギー源の発電に、更新された発電抑制を実施させる、請求項１２に記載の方法。
【請求項１７】
方法を実行するためにコンピューターによって実行可能であるプログラムを具現する非一時的コンピューター可読記憶媒体であって、前記方法は、発電システム（ＰＧＳ）が生産時間にわたる前記ＰＧＳのエネルギーの将来の発電量及び消費量の推定値を用いて、前記生産時間の将来の期間にわたる一組の発電機の各発電機のエネルギー生産量及び周波数調整を推定するための方法であり、前記一組の発電機は、前記ＰＧＳの負荷によって後に消費されることになるエネルギーを生産し、前記一組の発電機は、前記ＰＧＳの周波数調整の役割を果たす少なくとも１つの発電機と、再生可能エネルギー源である少なくとも１つの発電機とを含み、前記方法は、
前記生産時間にわたる前記ＰＧＳの前記エネルギーの将来の発電量及び消費量の推定値を用いて、前記生産時間の前記将来の期間にわたる各発電機のエネルギー生産量及び周波数調整を推定するためにプロセッサを使用することであって、前記生産時間は等しい長さの時間セグメントを含み、各時間セグメントは複数の等しい時間部分を含み、各等しい時間部分は等しい時間セクションを含むことと、
各発電機の発電機起動停止スケジュールを決定することであって、前記発電機起動停止スケジュールは、一組の関与状況と、前記生産時間の各セグメントにわたる一組の生産設定値とを含むことと、
各時間セグメントにわたる発電機ごとの発電負荷配分計画を決定することであって、前記発電負荷配分計画は、前記複数の等しい時間部分にわたる一組の生産設定値を含むことと、
各時間部分にわたる発電機ごとの周波数調整方式を決定することであって、前記周波数調整方式は、対応する時間部分内の前記エネルギー生産量及び需要の変動に起因して、発電機ごとに周波数を所定の範囲内に調整するための一組の生産設定値を決定する、周波数調整方式を決定することと、
２つの連続した繰り返し間の総コストの不一致が所定の閾値未満になるまで、決定された最新の生産設定値を用いて、発電機起動停止スケジュール及び発電負荷配分計画に関する発電負荷配分及び周波数調整コスト関数を調整することによって、前記発電機起動停止スケジュール、前記発電負荷配分計画及び前記周波数調整方式を繰り返し更新することと、
前記発電負荷配分計画及び周波数調整方式において決定された前記一組の生産設定値に対する前記対応する生産及び周波数調整コストの発電生産調整を用いて、発電機ごとの運用起動停止スケジュールを更新することと、
前記プロセッサと通信し、前記発電負荷配分計画の前記生産時間内で選択される各時間部分において、再生可能エネルギー源のエネルギー発電量及び前記ＰＧＳの前記負荷のエネルギー消費量に関する更新を受信し、前記周波数調整方式の前記期間内で選択される各時間セクションにおいて、再生可能エネルギー源の前記エネルギー発電量及び前記ＰＧＳの前記負荷の前記エネルギー消費量に関する更新を受信するための送受信機を使用することと、
前記プロセッサと通信し、再生可能エネルギー源の前記エネルギー発電量及び前記ＰＧＳの前記負荷の前記エネルギー消費量に関する更新に基づいて、発電機ごとの前記運用起動停止スケジュールを更新し、前記更新された運用起動停止スケジュールに従って、前記発電機に、更新されたエネルギー量を生産させ、要求される周波数を維持させ、前記ＰＧＳを、動作させるためのコントローラーを使用することと、
を含む、非一時的コンピューター可読記憶媒体。
【請求項１８】
各発電機の前記発電機起動停止スケジュールを決定するときの発電負荷配分コスト及び前記周波数調整コストは、発電負荷配分計画において決定される前記発電機起動停止スケジュールに関する生産設定値に対する対応するコストの感度に基づく、前記時間セグメントにわたる生産設定値の線形関数として近似され、各発電機の前記発電機起動停止スケジュールを決定するときの前記起動停止スケジュールは、基本シナリオ及び一組のサンプル不確実性シナリオに関する緩和電力供給及び需要バランス制約を満たし、不確実性シナリオは、アンセンテッド変換技法を用いて、前記ＰＧＳの負荷需要及び再生可能エネルギー発電の予測平均値及び共分散に基づいて決定される、請求項１７に記載の非一時的コンピューター可読記憶媒体。
【請求項１９】
発電機ごとの前記発電負荷配分計画を決定するときの前記周波数調整コストは、周波数調整方式において決定される前記発電負荷配分計画に関する生産設定値に対する対応するコストの感度に基づく、前記時間部分にわたる前記生産設定値の線形関数として近似される、請求項１７に記載の非一時的コンピューター可読記憶媒体。
【請求項２０】
発電機ごとの前記周波数調整方式を決定するときの周波数調整のコストは、連続した時間セクション間の生産設定値変化、定格周波数からのシステム周波数偏差、及び一次調整制御の性能に関連するコストを含む、請求項１７に記載の非一時的コンピューター可読記憶媒体。
【手続補正６】
【補正対象書類名】図面
【補正対象項目名】図３Ｂ
【補正方法】変更
【補正の内容】
【図３Ｂ】
2019535225.tif 000146
【手続補正７】
【補正対象書類名】図面
【補正対象項目名】図３Ｃ
【補正方法】変更
【補正の内容】
【図３Ｃ】
2019535225.tif 000147
【手続補正８】
【補正対象書類名】図面
【補正対象項目名】図５
【補正方法】変更
【補正の内容】
【図５】
2019535225.tif 000148
【国際調査報告】
2019535225.tif 000149
2019535225.tif 000150
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