電力システムの運用と制御

電力系統運用は、発電において、電力供給の1日前（前日運用^[1]）から数分前^[2]までの時間スケールでの意思決定プロセスを表すために使用される用語である。電力系統制御という用語は、許容できる品質の信頼性の高い電力供給を提供するために、計画外の障害（需要の変化や機器の故障など）に応じて講じられる措置を表す。 ^[3]対応する工学分野は、電力系統運用および制御と呼ばれる。電気は貯蔵することが難しいため、常に供給（発電）と需要（「グリッドバランシング」）がバランスしている必要がある。電力系統では、リアルタイムのバランス調整のタスクは、従来の（垂直統合型）電力市場の電力会社が運営する地域ベースの制御センターによって実行される。再編された北米の送電網では、これらのセンターは2016年に74番のバランシング機関^{に属しており、 [4]運用を担当するエンティティは、}独立系システムオペレーター、送電システムオペレーターとも呼ばれる。複数の発電所のリソースのバランス調整を行う他の形式は、電力プールである。^[5]バランス調整機関は信頼性コーディネーターによって監督される。^[6]

前日運転は、翌日に電力を供給するために呼び出される可能性のある発電ユニットをスケジュールします（ユニットコミットメント）。ディスパッチ可能な発電ユニットは需要に応じて電力を生産できるため、正確にスケジュールできます。翌日の天候依存の変動性再生可能エネルギーの生産量は確実ではないため、そのソースはディスパッチできません。この変動性は、将来の電力需要の不確実性と、起こり得る発電および送電の障害に対応する必要性と相まって、電力生産は期待されていないが、非常に短い通知でディスパッチできる運用予備力をスケジュールする必要があります。 ^[1]

いくつかのユニットは、より早い段階でのコミットメントを必要とする独自の機能を持っています。たとえば、原子力発電所は起動に非常に長い時間がかかり、水力発電所は水資源の使用をかなり前もって計画する必要があるため、これらのユニットのコミットメントの決定は、納品の数週間または数か月前に行われます。^[7]

「伝統的な」垂直統合型電力会社にとって、ユニットコミットメントの主な目標は、ユニット電力の生産の限界費用と（化石燃料発電にとっては非常に重要な）立ち上げ費用の両方を最小限に抑えることです。「再構築された」電力市場では、市場清算アルゴリズムが使用され、オークションの形式をとることがよくあります。メリットオーダーは、金銭的コストだけでなく、環境への配慮によっても定義されることがあります。^[1]

ユニットコミットメントは、ユニットの可用性が複数の制約を受けるため、より短い時間枠の操作よりも複雑です。^[8]

• 不測の事態に備えた十分な予備力を含め、需要と供給のバランスを維持する必要があります。バランスは送電制約を反映する必要があります。
• 熱ユニットには、最小稼働時間（一度電源を入れるとすぐに電源を切ることはできない）と停止時間（一度停止するとすぐに再起動することはできない）の制限がある場合があります。
• 「必須」ユニットは技術的な制約により稼働する必要があります（たとえば、熱電併給発電所は熱が必要な場合に稼働する必要があります）。
• 通常、発電所には火力ユニットの起動時に立ち会う必要がある作業員が1人しかいないため、一度に起動できるのは1つのユニットだけです。^[9]

供給前の数時間で、システムオペレータは、コストを最小限に抑えながら供給の信頼性を確保するために、追加の補助予備力を展開したり、さらに多くの発電ユニットを投入したりする必要があるかもしれません。同時に、オペレータは電圧の崩壊を防ぐために十分な無効電力予備力を確保する必要があります。^[2]

決定（「経済的ディスパッチ」）はディスパッチ曲線に基づいており、X軸はシステム電力を構成し、発電ユニットの間隔は、ユニットの最大電力に対応する間隔の長さでメリットオーダーでこの軸上に配置され、Y軸の値は限界費用（電力1MWhあたり、起動コストは無視）を表します。コストベースの決定の場合、メリットオーダーのユニットは、限界費用の増加順に並べられます。右のグラフは、3つのコミットされた発電機ユニット（完全にディスパッチ可能、MWhあたりのコストは一定）を備えた非常に単純化されたシステムを示しています。^[7]

• ユニット A は、1MWh あたり 30 ドルのコストで最大 120MW を供給できます (システム電力は 0～120MW)。
• ユニット B は 60 ドル/MWh で最大 80 MW を供給できます (システム電力 120～200 MW)。
• ユニット C は 120 ドル/MWh で 50 MW の発電能力があります (システム電力 200 ～ 250 MW)。

予想される需要が 150 MW (グラフの垂直線) の場合、ユニット A は 120 MW のフル電力で稼働し、ユニット B は30 MW のディスパッチ レベルで稼働し、ユニット C は予備として保持されます。この線の左側のディスパッチ曲線の下の領域は、動作時間あたりのコスト (起動コストを無視すると、1 時間あたり 30 ドル * 120 + 60 ドル * 30 = 5,400 ドル) を表します。次の MWh の電力の増分コスト (例では 60 ドル、グラフの水平線で表されます) はシステム ラムダと呼ばれます(したがって、この曲線はシステム ラムダ曲線とも呼ばれます)。

実際のシステムでは、1MWhあたりのコストは通常​​一定ではなく、したがってディスパッチ曲線の線は水平ではありません（通常、電力の限界費用はディスパッチレベルとともに増加しますが、複合サイクル発電所では、運転モードに応じて複数のコスト曲線があるため、電力とコストの関係は必ずしも単調ではありません）。^[10]

例の需要の最小レベルが 120 MW を超える場合、ユニット A は常にフルパワーで稼働してベースロード電力を供給し、ユニット B は可変電力で稼働し、ユニット C はオンとオフを切り替える必要があり、「中間」または「サイクリング」容量を提供します。需要がたまに 200 MW を超える場合、ユニット C はほとんどの時間アイドル状態になり、ピーク時の発電所(「ピーカー」) と見なされます。ピーカーは年間数十時間しか稼働しない可能性があるため、資本投資と固定費を回収するためには、ピーカーで生産される電力のコストが非常に高くなる可能性があります (仮想のフルスケールのディスパッチ曲線の右側を参照)。

時には、グリッド制約が予期せず変化し、以前に設定されたユニットコミットメントを変更する必要が生じることがあります。このシステムの再ディスパッチの変更は、電力レベルの増減について事前に入札を提出した市場参加者に指令を出す中央オペレータによってリアルタイムで制御されます。再ディスパッチは集中化されているため、契約条件の交渉に遅れはありません。発生したコストは、事前に設定された料金に基づいて、または均等に分配されて、混乱の原因となった参加者に割り当てられます。^[12]

電力供給の数分前に、システムオペレータは電力フロー調査アルゴリズムを使用して、最適な電力フローを見つけます。この段階での目標は、供給の信頼性（「セキュリティ」）です。^{[2]実際の電気ネットワークは手作業で計算するには複雑すぎるため、1920年代から計算は自動化され、最初は特別に構築された}アナログコンピュータ、いわゆるネットワークアナライザの形で行われましたが、1960年代にデジタルコンピュータに置き換えられました。

総需要と総負荷の間には小さな不一致が見られるのが一般的で、最初は回転機械（主に同期発電機）の運動エネルギーによって対処されます。供給が多すぎると、機器が余剰分を吸収し、周波数が予定レートを超えます。逆に、需要が多すぎると、発電機は減速して余分な電力を供給し、周波数がわずかに低下します。^[13]オペレータの介入は必要ありません。この「即時制御」には明らかな限界があるため、典型的な電力網には、数秒（「一次制御」）から数時間（「時間制御」）までの反応間隔にわたる制御連続体が組み込まれています。^[14]

の一次制御は周波数変動後数秒以内に自動的に作動する。一次制御は状況を安定させるが、状態を正常に戻すことはなく、発電側（調速機が原動機の電力を調整する）と負荷の両方に適用され、次のようになる。^[15]

• 誘導モーターは自動調整します（周波数が低いほどエネルギー使用量が減ります）。
• 低周波数リレーは遮断可能な負荷を切断します。
• 補助サービスが実行されます（信頼性サービス契約を通じて調達されるため、負荷が軽減されます）。

一次制御によく使われる別の用語は周波数応答（または「ベータ」）です。周波数応答には発電機の慣性応答も含まれます。 ^{[16]これは、}自動発電制御に使用されるエリア制御誤差（ACE）計算の周波数バイアス係数によって近似されるパラメータです。^[17]

の二次制御は、擾乱後にシステム周波数を回復するために使用され、調整機関の制御コンピュータによる調整（これは通常、負荷周波数制御または自動発電制御）と、調整機関のスタッフによる手動操作が行われます。二次制御では、回転予備力と非回転予備力の両方が使用され、擾乱後数分以内に調整サービスが展開されます（水力発電所はさらに迅速に対応できます）。^[18]

三次管理には、現在および将来の不測の事態に対処するための予備力の配備と復旧が含まれます。^[19]

時刻制御の目的は、広域同期グリッド内で長期周波数を指定された値に維持することです。擾乱により平均周波数がドリフトし、公式時刻と AC サイクルで測定された時刻の間に時刻誤差が蓄積されます。米国では、各相互接続内で平均 60 Hz 周波数が指定されたエンティティである時刻モニターによって維持され、グリッドの周波数目標 (スケジュールされた周波数^[13] ) を定期的に変更して、全体の時刻オフセットを事前定義された制限内に収めます。たとえば、東部相互接続では、時刻オフセットが 10 秒に達するとアクション (一時的に周波数を 60.02 Hz または 59.98 Hz に設定する) が開始され、オフセットが 6 秒に達すると停止します。時刻制御は、コンピューター (自動時刻誤差補正) によって実行されるか、モニターがバランシング機関に設定の調整を要求することによって実行されます。^[20]

• コネホ、アントニオ J.ルイス、バリンゴ（2017年12月5日）。電力システムの運用。スプリンガー。ISBN 978-3-319-69407-8. OCLC  1015677828.
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• McCalley, James D. 「システム運用、最適化、制御入門」(PDF) . iastate.edu .アイオワ州立大学. 2022 年5 月 30 日閲覧。
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• Kundur, P.; Balu, NJ; Lauby, MG (1994)。電力システムの安定性と制御。EPRI 電力システムエンジニアリングシリーズ。McGraw-Hill Education。ISBN 978-0-07-035958-1. 2023年6月12日閲覧。