JP2685667B2 - Generator load distribution method - Google Patents
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Description
【０００１】[0001]
【産業上の利用分野】本発明は電力系統運用における需
給制御方法に係り、特に、負荷追従性・応答予備力・潮
流・燃料費・送電ロス・ＣＯ2 排出量といった項目を総
合的に考慮したうえで予測負荷を用いて発電機の負荷配
分を複数時点について動的に策定することにより負荷配
分の高度化・自動化を実現する方法に関する。BACKGROUND OF THE INVENTION 1. Field of the Invention The present invention relates to a demand and supply control method in power system operation, and in particular, comprehensively considers items such as load followability, response reserve, tidal current, fuel cost, transmission loss, and CO 2 emission. In addition, the present invention relates to a method for realizing the sophistication and automation of load distribution by dynamically determining the load distribution of a generator for a plurality of time points using the predicted load.
【０００２】[0002]
【従来の技術】予測負荷を用いて複数時点の負荷配分を
動的に策定する従来方法として、磯田：「負荷の変動特
性と発電機の応答性を考慮したオンライン火力機負荷配
分法」：電気学会論文誌Ｂ，１０１，１１，ｐｐ．６８
３−６８９記載の方法がある。この方法では先の時点で
負荷が急増する場合を想定して、はじめに先の時点の負
荷配分を策定し、その後、順次手前の時点の負荷配分を
策定する。即ち、遠い時点の負荷配分から順次求め最終
的に現時点から数分後の負荷配分を求めるものである。
供給予備力というのは、発電機の現在の実出力から出力
上下限までの余裕である。2. Description of the Related Art Isoda: "On-line thermal power generator load distribution method considering load fluctuation characteristics and generator response" as a conventional method for dynamically determining load distribution at multiple points in time using predicted load: Electricity Academic journal B, 101, 11, pp. 68
There is a method described in 3-689. In this method, assuming that the load will increase rapidly at a previous time point, the load distribution at the previous time point is first set, and then the load distribution at the previous time point is sequentially set. That is, the load distribution is sequentially obtained from the load distribution at a distant time point, and finally the load distribution several minutes after the current time is obtained.
The reserve capacity is the margin from the current actual output of the generator to the output upper and lower limits.
【０００３】[0003]
【発明が解決しようとする課題】しかし上記従来技術で
は、最も緊急な要求である現時点から数分後の負荷配分
が処理の最後にならないと得られないという問題があっ
た。又、遠い時点の負荷配分を優先的に策定し、以後そ
れを固定させるため、時間が進行するに従って同じ時点
における負荷配分が大きく修正されてしまうという問題
点があった。However, the above-mentioned conventional technique has a problem that the most urgent request cannot be obtained until the load distribution several minutes after the present time is reached at the end of the processing. Further, the load distribution at a distant point is preferentially set and fixed thereafter, so that there is a problem that the load distribution at the same point is largely corrected as time advances.
【０００４】また、上記従来技術では、需要が急に変動
した場合の対応能力を保った負荷配分については考慮さ
れていない。本発明の目的は、需要急変への対応能力を
常に保った負荷配分を実現することである。 Further , in the above-mentioned prior art, demand changes suddenly.
In case of load distribution, the load distribution that maintains the ability to respond is considered.
Not. The purpose of the present invention is to improve the ability to respond to sudden changes in demand.
It is to realize load distribution that is always maintained.
【０００５】[0005]
【課題を解決するための手段】上記目的を達成するため
に、本発明は、各発電機が所定の時間内にあとどれだけ
出力を増減できるかを表す量の全発電機の総和である応
答予備力を、所定量以上確保することを制約条件とし
て、予測負荷を複数の発電機に配分する。 [MEANS FOR SOLVING THE PROBLEMS] To achieve the above object
In addition, the present invention is based on how much power each generator will have in a given time.
The response is the sum of all generators that indicates whether the output can be increased or decreased.
A constraint is to secure a certain amount of reserve capacity or more.
And distribute the predicted load to multiple generators.
【０００６】[0006]
【作用】各発電機が所定の時間内にあとどれだけ出力を
増減できるかを表す量の全発電機の総和である応答予備
力を、常に所定量以上に保って発電機に負荷配分するた
め、需要急変への対応能力を常に保った負荷配分を可能
とする。 [Function] How much power each generator can output within a predetermined time
Response reserve, which is the sum of all the generators that can be increased or decreased
Power is always kept above a certain amount to distribute the load to the generator.
Therefore, load distribution is possible while always maintaining the ability to respond to sudden changes in demand.
And
【０００７】[0007]
【実施例】通常、発電機の出力指令は、図１のように給
電所１で需要予測に基づき負荷配分を策定し、給電所１
がその結果を出力指令として各発電機２ａ〜２ｅに送出
する。以下本発明の実施例では本発明は、負荷配分策定
の方法について説明する。本実施例では、以下の数１に
示す問題１を解くことにより負荷追従性制約のみを考慮
した発電機負荷配分を決定するものである。[Example] Normally, for the output command of the generator, as shown in FIG.
Sends the result as an output command to each of the generators 2a to 2e. The embodiments of the present invention will be described below with reference to a method for formulating load distribution. In the present embodiment, the generator load distribution is determined in consideration of only the load followability constraint by solving the problem 1 shown in the following Expression 1.
【０００８】（問題１）(Problem 1)
【０００９】[0009]
【数１】 (Equation 1)
【００１０】問題１で、Ｆは目的関数、Ｔは総考慮時
間、Ｎは総発電機台数、Ｐi(ｔ）はｉ発電機のｔ時点に
おける負荷配分（指令値）、ａi，ｂi，ｃi はそれぞれ
ｉ発電機の燃料費，送電ロスおよびＣＯ2 排出量を考慮
した作成して特性パラメータ、ＰiUとＰiLはそれぞれｉ
発電機の出力上限と出力下限、δi はｉ発電機の出力変
化速度、ＰR(ｔ）はｔ時点における総需要、ＰL(ｔ）は
ｔ時点における送電ロスである。In problem 1, F is the objective function, T is the total consideration time, N is the total number of generators, P i (t) is the load distribution (command value) of the i generator at time t, and a i , b i , C i are characteristic parameters created in consideration of the fuel cost, transmission loss and CO 2 emission of the i generator, and P iU and P iL are i respectively.
The output upper limit and the output lower limit of the generator, δ i is the output change speed of the i generator, P R (t) is the total demand at time t, and P L (t) is the transmission loss at time t.
【００１１】つぎに上記問題１の解法を説明する。図２
はそのフローチャートである。図２において、１０１は
データ入力を行なうステップ、１０２は初期着目時点を
設定するステップ、１０３は負荷配分を仮策定するステ
ップ、１０４は負荷追従性制約を充足するか否か判定す
るステップ、１０５は計算打ち切り条件を判定するステ
ップ、１０６は着目時点を移行するステップ、１０７は
負荷追従性制約違反を解消するステップ、１０８は負荷
追従性制約違反が解消されたか否かを判定するステッ
プ、１０９は他予備力の振替を行なうステップである。Next, the solution to the above problem 1 will be described. FIG.
Is the flowchart. In FIG. 2, 101 is a step of inputting data, 102 is a step of setting an initial point of interest, 103 is a step of tentatively determining load distribution, 104 is a step of determining whether or not a load followability constraint is satisfied, and 105 is A step of determining the calculation termination condition, a step of shifting the time point of interest, a step of resolving the load-following constraint constraint violation, a step of determining whether the load-following constraint constraint violation is resolved, and a step 109 of other. This is the step of transferring the reserve power.
【００１２】１０１はデータ入力では、発電機の出力上
下限，出力変化速度，燃料費特性，ＣＯ2 排出量特性，
系統構成，送電線や変圧器などの設備データ，予測負
荷，潮流制約や応答予備力制約の条件，目的関数の重み
パラメータなど必要なデータを入力する。１０２の初期
着目時点の設定では、初期着目時点を現在時点の１時点
先の時点に設定する。以下では着目時点をパラメータｔ
であらわす（つまり初期状態ではｔ＝０）。１０３の負
荷配分仮策定部では、以下の数２に示す問題２を解くこ
とによりｔにおける負荷配分を「仮に」策定する。In data input 101, the upper and lower limits of the output of the generator, output change speed, fuel cost characteristics, CO 2 emission characteristics,
Input necessary data such as system configuration, equipment data such as transmission lines and transformers, predicted load, conditions for power flow constraint and response reserve constraint, weight parameter of objective function. In the setting of the initial point-of-interest 102, the initial point-of-interest is set to a point one point ahead of the current point. In the following, the point of interest is the parameter
(That is, t = 0 in the initial state). The load distribution provisional formulation unit 103 formulates the provisional load distribution at t by solving the problem 2 shown in the following mathematical expression 2.
【００１３】（問題２）(Problem 2)
【００１４】[0014]
【数２】 (Equation 2)
【００１５】「仮に」としたのは、ここで策定した負荷
配分が制約条件を満たさない場合、あとで修正されるこ
とになるからである。なお問題２を解くとき送電ロスを
考慮に入れて負荷追従性制約（需給バランス制約）をあ
つかう手法としては“関根他著、「電力系統工学」ｐ
ｐ．９４−９９，コロナ社（１９７９）”や特開昭58−
151831号公報に記載される方法がある。よってここでは
その詳細については省略する。１０４の負荷追従性制約
充足判定では、１０３で仮策定された負荷配分が負荷追
従性制約を充足しているかどうかを判定する。１０４で
負荷追従性制約が充足されていると判定されれば、１０
５の計算打ち切り条件判定にすすむ。105では、計算打
ち切り条件が満足されているかどうか調べ、満足されて
いなれば処理を終了し、そうでなければ１０６の着目時
点移行にすすむ。尚、計算打ち切り条件としては、着目
時点があらかじめ指定された最遠時点に達したかどう
か、又は計算時間があらかじめ指定された最大計算時間
に達したかどうかなどの条件がある。１０６では着目時
点を１時点先にすすめる。すなわちｔを１だけ増加させ
る。一方、１０４において、制約条件が充足されていな
いと判定されれば１０７の制約違反の解消にすすむ。１
０７では、１０３で仮に策定された負荷配分を修正する
ことにより制約違反を解消する。着目時点ｔにおける負
荷配分を修正するだけでは制約違反を解消できない場
合、ｔから逆時間方向に１時点ずつ負荷配分を修正する
時点を拡大していき、複数時点の負荷配分を修正するこ
とにより制約違反解消を図る。その具体的な方法につい
ては後述する。１０７の処理が終了すると、１０８の制
約違反の解消判定にすすむ。１０８では、１０７で制約
違反が解消できたかどうかを判定する。解消できた場合
は、１０５の計算打ち切り条件判定にすすむ。解消でき
なかった場合には、１０９の他予備力の振替にすすむ。
１０９では、１０７の負荷配分修正だけでは解消できな
かった制約違反の残余分を、水力などの他予備力にふり
かえることによって解消する。他予備力ふりかえとは、
負荷配分対象外の発電機に負荷の一部を受け持たせると
いう意味である。１０７の制約違反の解消の試行の際に
前もって制約違反残余分の最小値を記憶しておき、１０
９ではｔ時点の予測負荷のうち、その最小値分だけ他予
備力にふりかえるという処理を実行する。"Tentatively" is used because if the load distribution defined here does not satisfy the constraint conditions, it will be corrected later. As a method for dealing with load followability constraint (supply / demand balance constraint) in consideration of transmission loss when solving problem 2, see “Sekine et al.,“ Power System Engineering ”p.
p. 94-99, Corona Company (1979) "and JP-A-58-
There is a method described in Japanese Patent No. 151831. Therefore, details thereof are omitted here. In the load followability constraint satisfaction determination of 104, it is determined whether the load distribution provisionally formulated in 103 satisfies the load followability constraint. If it is determined in 104 that the load followability constraint is satisfied, 10
Proceed to the calculation termination condition judgment of 5. At 105, it is checked whether or not the calculation termination condition is satisfied, and if not satisfied, the process is terminated, and if not, the process proceeds to 106 at the time point of interest. It should be noted that the calculation termination condition includes conditions such as whether the time point of interest has reached the farthest time point designated in advance, or whether the calculation time has reached the maximum calculation time point designated in advance. At 106, the time point of interest is advanced by one time point. That is, t is increased by 1. On the other hand, if it is determined at 104 that the constraint condition is not satisfied, the constraint violation at 107 is resolved. 1
At 07, the constraint violation is resolved by correcting the load distribution provisionally prepared at 103. If the constraint violation cannot be resolved by only modifying the load distribution at the time point of interest t, the time points at which the load distribution is modified one by one in the reverse time direction from t are expanded, and the load distribution at multiple time points is modified to restrict the constraint. Try to resolve the violation. The specific method will be described later. When the process of 107 is completed, the process proceeds to the determination of elimination of the constraint violation of 108. At 108, it is determined at 107 whether the constraint violation has been resolved. If the problem can be resolved, the calculation termination condition determination of 105 is performed. If the problem cannot be resolved, another reserve power of 109 is transferred.
At 109, the residual of the constraint violation, which cannot be resolved only by the load distribution correction at 107, is resolved by reflecting it on another reserve force such as hydraulic power. With other reserve capacity,
This means that the generators that are not subject to load distribution are responsible for part of the load. When attempting to eliminate the constraint violation of 107, the minimum value of the constraint violation residual is stored in advance.
In 9, the process of changing the estimated load at time t to the other reserve by the minimum value is executed.
【００１６】図３は、図２の１０７の追従性制約違反の
解消のステップを更に詳細化した処理フローである。各
発電機の負荷配分は(4）(5）式の制約条件を同時に満た
す範囲すなわち配分上下限の範囲で策定しなければなら
ない。処理が１０７の制約違反解消部に移るのは、配分
上下限の範囲では(6）式を満たす解が得られなかった場
合である。このような場合には一度(5）式の制約条件を
緩和して(6）式を満たすように負荷配分を再策定し、そ
のあと(5）式を満すように負荷配分を修正する。以下、
図３にそって制約違反解消の処理を説明する。まずｈと
いうインデックスを導入し、２１０でｈ＝１とする。２
０２の配分上下限設定部では(7）式により配分上下限を
計算する。FIG. 3 is a more detailed processing flow of the step of resolving the violation of the followability constraint in 107 of FIG. The load distribution of each generator must be set within the range that simultaneously satisfies the constraints of Eqs. (4) and (5), that is, the distribution upper and lower limits. The processing shifts to the constraint violation elimination section 107 when the solution satisfying the expression (6) is not obtained within the distribution upper and lower limits. In such a case, the constraint condition of Eq. (5) is once relaxed, the load distribution is re-established so as to satisfy Eq. (6), and then the load distribution is corrected so as to satisfy Eq. (5). Less than,
The processing for solving the constraint violation will be described with reference to FIG. First, an index of h is introduced, and 210 is set to h = 1. 2
In the distribution upper / lower limit setting unit 02, the distribution upper / lower limit is calculated by the equation (7).
【００１７】[0017]
【数３】 (Equation 3)
【００１８】２０３の負荷配分仮策定部では、ｔ＝τに
おける負荷配分を(7）式の範囲内で(1）〜(3）式の目的
関数を最小化するようにできるだけ(6）式を充足するよ
うに策定する。２０４の負荷追従性制約充足判定部で
は、２０３の結果が(6）式を充足しているかどうかを判
定し、充足していれば２０５へすすむ。２０５以下で
は、τ−ｈ時点とτ時点の間の負荷配分を(5）式を満た
すように修正する。２０５では新たにｋというインデッ
クスを導入し、ｋ＝０とする。２０６の配分上下限設定
部では(8）式により配分上下限を計算する。In the load distribution provisional formulation unit 203, the load distribution at t = τ is defined by formula (6) as much as possible so as to minimize the objective functions of formulas (1) to (3) within the range of formula (7). Formulate to satisfy. The load followability constraint satisfaction determination unit 204 determines whether the result of 203 satisfies Expression (6), and if so, advances to 205. Below 205, the load distribution between the τ-h time point and the τ time point is modified so as to satisfy the equation (5). In 205, a new index k is introduced to set k = 0. The distribution upper and lower limit setting unit 206 calculates the distribution upper and lower limits by the equation (8).
【００１９】[0019]
【数４】 (Equation 4)
【００２０】２０７の負荷配分仮策定部では(8）式の範
囲内で(1）〜(3）式の目的関数を最小化するようにでき
るだけ(6）式を充足するようにｔ＝τ−ｋ−１における
負荷配分を策定する。２０８の負荷追従性制約充足判定
部では２０７の結果が(6）式を充足しているかどうかを
判定し、充足している場合は２０９へすすむ。２０９で
はｈ＝ｋ−１かどうか調べ、ｈ≠ｋ−１ならば２１０で
ｋ＝ｋ＋１としたあと２０６にもどり、ｈ＝ｋ−１なら
ば(4）〜(6）式の制約条件を充足する負荷配分が得られ
たことになるので終了する。In the load distribution provisional formulation unit 207, t = τ− so that the objective functions of the expressions (1) to (3) are minimized within the range of the expression (8) so that the expression (6) is satisfied. Develop load distribution for k-1. The load followability constraint satisfaction determination unit 208 determines whether or not the result of 207 satisfies Expression (6), and if so, proceeds to 209. In 209, it is checked whether h = k−1. If h ≠ k−1, 210 is set to k = k + 1, and then the process returns to 206. If h = k−1, the constraint conditions of equations (4) to (6) are satisfied. Since the load distribution to be obtained is obtained, the process ends.
【００２１】一方、２０４で(6）式が充足されていない
と判定されれば、２１１でｈ＝τかどうか調べる。その
結果ｈ＝τであったなら現在の時点まで遡って負荷配分
を修正しても制約条件を充足する負荷配分が求まらない
ということなので、制約条件を充足する負荷配分が得ら
れないまま２１１の処理を終了することになる。ｈ≠τ
であったなら、さらに時点を遡って負荷配分を修正する
ために２１２でｈ＝ｈ＋１として２０２にもどる。On the other hand, if it is determined at 204 that expression (6) is not satisfied, at 211 it is checked whether h = τ. As a result, if h = τ, it means that even if the load distribution is corrected retroactively up to the present time point, the load distribution that satisfies the constraint condition cannot be obtained, so that the load distribution that satisfies the constraint condition cannot be obtained. The process of 211 is ended. h ≠ τ
If so, h = h + 1 is set at 212 and the flow returns to 202 in order to further correct the load distribution.
【００２２】以上の方法を用いることにより以下の効果
が得られる。The following effects can be obtained by using the above method.
【００２３】(a) 負荷配分策定において負荷追従性を最
大限確保することができる。(A) It is possible to secure the maximum load followability in load distribution formulation.
【００２４】(b) 手前の時点から順に策定していくこと
で、緊急度の高い負荷配分から先に得られる。(B) By deciding sequentially from the time before this, load distribution with a high degree of urgency can be obtained first.
【００２５】(c) また負荷配分の修正はできるだけ遠い
未来の時点で行うことで、負荷配分の修正が差し迫って
必要になる負荷配分にはできるだけ修正が及ばないよう
にできる。(C) Further, the load distribution is corrected at a time point as far as possible in the future, so that the load distribution which is urgently needed to be corrected can be corrected as little as possible.
【００２６】(d) 修正の際にも目的関数最小化を考慮し
ているので、最適性を大きく損なうことはない。(D) Since the objective function minimization is taken into consideration also in the correction, the optimality is not greatly impaired.
【００２７】実施例２ 応答予備力制約 本発明では、問題３を解くことにより負荷追従性制約と
応答予備力制約を考慮した発電機負荷配分を決定する。Embodiment 2 Response Reserve Force Constraint In the present invention, generator load distribution is determined in consideration of the load followability constraint and response reserve constraint by solving Problem 3.
【００２８】（問題３）(Problem 3)
【００２９】[0029]
【数５】 (Equation 5)
【００３０】問題３で、Ｒ U（ｔ）とＲ L（ｔ）はそれぞ
れｔ時点における上げ下げ方向応答予備力確保指定値で
ある。In problem 3, R U (t) and R L (t) are designated values for ensuring the reserve response in the raising / lowering direction at time t.
【００３１】つぎに本発明による問題３の解法を説明す
る。図４はそのフローチャートである。図４において、
３０１はデータ入力部、３０２は初期着目時点設定部、
303は負荷配分仮策定部、３０４は負荷追従性制約・応
答予備力制約充足判定部、３０５は計算打ち切り条件判
定部、３０６は着目時点移行部、３０７は負荷追従性制
約・応答予備力制約違反解消部、３０８は負荷追従性制
約・応答予備力制約違反解消判定部、３０９は他予備力
振替部、３１０は応答予備力制約緩和部、である。Next, a solution method for Problem 3 according to the present invention will be described. FIG. 4 is a flowchart thereof. In FIG.
301 is a data input unit, 302 is an initial point-of-interest setting unit,
Reference numeral 303 is a load distribution provisional formulation unit, 304 is a load followability constraint / response reserve capacity constraint satisfaction determination unit, 305 is a calculation termination condition determination unit, 306 is a time point transition unit of interest, and 307 is a load followability constraint / response reserve capacity constraint violation. The elimination unit, 308 is a load followability constraint / response reserve force constraint violation elimination determination unit, 309 is another reserve force transfer unit, and 310 is a response reserve force constraint relaxation unit.
【００３２】３０１，３０２，３０３はそれぞれ１０
１，１０２，１０３と同一機能を有するので説明を省略
する。３０４の負荷追従性制約・応答予備力制約充足判
定部では、３０３で策定された負荷配分が負荷追従性制
約と応答予備力制約を共に充足しているかどうかを判定
する。充足していれば３０５へすすむ。なお３０５，３
０６はそれぞれ１０５，１０６と同一機能を有する。Each of 301, 302, and 303 is 10
Since it has the same function as 1, 102, 103, its description is omitted. In the load followability constraint / response reserve capacity constraint determination unit 304, it is determined whether the load distribution defined in 303 satisfies both the load followability constraint and the response reserve capacity constraint. If satisfied, proceed to 305. 305,3
06 has the same functions as 105 and 106, respectively.
【００３３】一方、３０４において、仮策定の負荷配分
がいずれかの制約条件を充足していないと判定されれば
３０７の負荷追従性制約・応答予備力制約違反解消部に
すすむ。On the other hand, if it is determined in 304 that the provisional load distribution does not satisfy one of the constraint conditions, the process proceeds to the load followability constraint / response reserve constraint violation eliminating unit 307.
【００３４】３０７では、３０３での仮策定の負荷配分
を修正することにより制約違反を解消する。３０７では
１０７と類似の処理を行うが、応答予備力制約を考慮す
る部分の有無だけが異なる。３０７の処理の詳細は後述
する。３０７の処理が終了すると、３０８の負荷追従性
制約・応答予備力制約違反解消判定部にすすむ。In 307, the constraint violation is resolved by correcting the provisional load distribution in 303. At 307, processing similar to that at 107 is performed, but only the presence or absence of a portion considering the response reserve constraint is different. Details of the process of 307 will be described later. When the processing of 307 is completed, the processing proceeds to the load followability constraint / response reserve capacity constraint violation determination unit of 308.
【００３５】３０８では、３０７で制約違反が解消でき
たかどうかを判定する。解消できた場合は、３０５の計
算打ち切り条件判定部にすすむ。負荷追従性制約違反を
解消できなかった場合には、３０９の他予備力振替部に
すすむ。なお３０９は１０９と同一機能を有する。応答
予備力制約違反を解消できなかった場合には、３１０の
応答予備力制約緩和部にすすむ。At 308, it is determined at 307 whether the constraint violation has been resolved. If the problem can be resolved, the process proceeds to the calculation termination condition determining unit 305. When the violation of the load followability constraint cannot be resolved, the other reserve force transfer unit 309 is proceeded to. Note that 309 has the same function as 109. If the violation of the response reserve constraint cannot be resolved, the process proceeds to the response reserve constraint relaxation unit 310.
【００３６】３１０では、３０７の処理のなかで前もっ
て記憶しておいた応答予備力制約違反の残余分の最小値
を応答予備力緩和量として、応答予備力制約を緩和す
る。応答予備力制約の緩和は具体的には以下の要領で行
う。たとえばτ時点における上げ方向の応答予備力制約
残余分の最小値をｒとすると、τ時点における上げ方向
応答予備力制約確保指定値ＲU(τ）を新たにＲL(τ）−
ｒの値と置き換える。At 310, the response reserve constraint is relaxed by using the minimum residual amount of the response reserve constraint violation stored in advance in the process of 307 as the response reserve relaxation amount. The relaxation of the response reserve constraint is specifically done as follows. For example, assuming that the minimum value of the residual response reserve constraint in the raising direction at the time point τ is r, the designated value R U (τ) for ensuring the upward response reserve force constraint at the time point τ is newly RL (τ)-
Replace with the value of r.
【００３７】３１０の処理終了後は３０３にすすむ。After the processing of 310 is completed, the operation proceeds to 303.
【００３８】図５は、図４の３０７の制約違反解消部の
処理フローである。処理が３０７の制約違反解消部に移
るのは、３０４において(4）(5）式の制約のもとで策定
した解が(6）(9）(10)式を同時に満たさない場合であ
る。このような場合には一度(5）式の制約条件を緩和し
て(6）(9）(10)式を同時に満たすように負荷配分を再策
定し、そのあと(5）式を満たすように負荷配分を修正す
る。図５は、図３に４１７，４１８が追加されただけな
ので、その部分だけを以下説明する。また、応答予備力
制約(9）(10)式のうち(9）式の制約違反解消処理に限定
して説明する（(10)式の扱いも(9）式の扱いと同様）。FIG. 5 is a processing flow of the constraint violation eliminating section 307 of FIG. The processing shifts to the constraint violation resolution section 307 when the solutions formulated under the constraints of equations (4) and (5) at 304 do not simultaneously satisfy equations (6), (9) and (10). In such a case, once relax the constraint condition of Eq. (5), re-formulate the load distribution so that Eqs. (6), (9), and (10) are satisfied at the same time, and then satisfy Eq. (5). Correct the load distribution. In FIG. 5, only 417 and 418 are added to FIG. 3, so only that part will be described below. Further, the response reserve constraint (9) and (10) will be limited to the constraint violation solving process of the formula (9) (the treatment of the formula (10) is similar to the treatment of the formula (9)).
【００３９】４１７は、４１３の応答予備力制約充足判
定部と４１４の応答予備力制約違反解消部からなる。Reference numeral 417 comprises a response reserve force constraint satisfaction determination unit 413 and a response reserve force constraint violation resolution unit 414.
【００４０】４１３では、４０３で策定された負荷配分
が応答予備力制約を充足しているかどうかを判定する。
充足していれば４０５へすすみ、充足していなければ４
１４へすすむ。At 413, it is determined whether the load distribution determined at 403 satisfies the response reserve constraint.
If satisfied, proceed to 405, and if not satisfied, 4
Proceed to 14.
【００４１】４１４では、ｔ＝τとして以下の数６に示
す問題４，以下の数７に示す問題５を解くことにより応
答予備力制約の充足を図る。In 414, the response reserve constraint is satisfied by solving the problem 4 shown in the following formula 6 and the problem 5 shown in the following formula 7 with t = τ.
【００４２】（問題４）(Problem 4)
【００４３】[0043]
【数６】 (Equation 6)
【００４４】（問題５）(Problem 5)
【００４５】[0045]
【数７】 (Equation 7)
【００４６】ここでＰｉ(ｔ)old は４０３で仮策定され
た負荷配分、Δは応答予備力制約違反量である。この方
法は発電機全体を、出力上限のために出力変化速度をフ
ルに利用できない発電機のグループ（Ａ）と出力変化速
度をフルに利用できる発電機のグループ（Ｂ）にわけ、
Ａグループが分担していた負荷のうち応答予備力制約違
反量に相当する量だけをＢグループにふりかえることに
より、応答予備力を確保するものである。問題４と問題
５がともにそれぞれの制約条件(13)(14)式と(17)(18)式
のもとで解ければ応答予備力制約を充足するような負荷
配分が得られたことになる。応答予備力制約を充足する
負荷配分が得られれば４０５にすすみ、得られなければ
４１１にすすむ。Here, Pi (t) old is the load distribution provisionally formulated in 403, and Δ is the response reserve constraint violation amount. This method divides the whole generator into a group of generators (A) that cannot fully utilize the output change rate due to the upper output limit and a group (B) of generators that can fully utilize the output change rate.
The response reserve capacity is secured by changing the amount of the load shared by the A group corresponding to the response reserve capacity constraint violation amount to the B group. If both Problem 4 and Problem 5 are solved under the respective constraint conditions (13) (14) and (17) (18), the load distribution satisfying the response reserve constraint is obtained. Become. If the load distribution satisfying the response reserve constraint is obtained, the process proceeds to 405, and if not, the process proceeds to 411.
【００４７】以上の方法を用いることにより以下の効果
が得られる。The following effects can be obtained by using the above method.
【００４８】(a) 負荷配分策定において負荷追従性と応
答予備力を同時に確保することができる。(A) When formulating load distribution, load followability and response reserve capacity can be secured at the same time.
【００４９】(b）手前の時点から順に策定していくこと
で、緊急度の高い負荷配分から先に得られる。(B) By deciding in order from the time before this, load distribution with a high degree of urgency can be obtained first.
【００５０】(c）また負荷配分の修正はできるだけ遠い
未来の時点で行うことで、負荷配分の修正が差し迫って
必要になる負荷配分にはできるだけ修正が及ばないよう
にできる。(C) Further, the load distribution can be corrected at a time point as far away as possible in the future, so that the load distribution which is urgently needed to be corrected can be corrected as little as possible.
【００５１】(d) 修正の際にも目的関数最小化を考慮し
ているので、最適性を大きく損なうことはない。(D) Since the minimization of the objective function is taken into consideration also in the correction, the optimality is not greatly impaired.
【００５２】以上は、応答予備力を考慮した発電機負荷
配分方法の一実施例であるが、これ以外の経済負荷配分
や従来の動的負荷配分においても類似の方法で応答予備
力を確保することが可能である。ただし経済負荷配分で
は応答予備力確保のための調整量が不足しやすい。また
従来の動的負荷配分では、先に述べたように数分後の負
荷配分が処理の最後にならないと得られないなどという
問題点がここでもそのまま現れる。The above is one embodiment of the generator load distribution method considering the response reserve capacity. However, the response reserve capacity is secured by a similar method in other economic load distribution and conventional dynamic load distribution. It is possible. However, in economic load distribution, the amount of adjustment for securing response reserve capacity tends to be insufficient. Further, in the conventional dynamic load distribution, the problem that the load distribution after a few minutes is not obtained until the end of the processing as described above, remains as it is here.
【００５３】次に以下の数８に示す問題６を解くことに
より負荷追従性制約・応答予備力制約・潮流制約を考慮
した発電機負荷配分を決定する他の実施例を説明する。Next, another embodiment will be described in which the generator load distribution is determined in consideration of the load followability constraint, response reserve constraint, and power flow constraint by solving the problem 6 shown in the following Eq.
【００５４】（問題６）(Problem 6)
【００５５】[0055]
【数８】 (Equation 8)
【００５６】問題６で、Ｍは送電線本数、ＬjU(ｔ）と
ＬjL(ｔ）はそれぞれｊ送電線のｔ時点における潮流許
容範囲上下限、Ｌj(ｔ）はｊ送電線のｔ時点における潮
流である。なおここでは系統構成が放射状になっている
場合を想定する。In problem 6, M is the number of transmission lines, L jU (t) and L jL (t) are the upper and lower limits of the allowable power flow at time t of the j transmission line, and L j (t) is the t of the j transmission line. It is the tide at the time. It is assumed here that the system configuration is radial.
【００５７】問題６は上述の実施例の方法を少し拡張す
るだけで解くことができる。すなわち上述の実施例で
は、応答予備力制約違反を解消する場合、発電機全体を
２つのグループにわけ、一方のグループは分担負荷の一
部を他方に分担させるという方法を用いた。それに対し
て、ある送電線の潮流が上限をΔだけオーバーする場
合、その送電線を基準にして流出側の発電機と流入側の
発電機にわけ、流出側の負荷分担量をΔだけ減少させ流
入側の負荷分担量をΔだけ増加させることで潮流を許容
範囲内に収めることができる。図５において、このよう
な原理で潮流制約充足判定・潮流制約違反を解消する機
構を４１７，４１８のうしろに付加することにより負荷
配分策定において潮流制約を考慮することができる。こ
れにより負荷追従性・応答予備力以外に、電力運用制御
において重要な要素である線路潮流を考慮して負荷配分
をおこなうことができる。以下に図６乃至図８を用いて
本実施例と従来法との比較を行なった結果を説明する。
図６の需要曲線を用いて４２台の発電機を対象に、従来
法と本実施例による場合とをそれぞれ用いて負荷配分を
シミュレーションした。いずれの場合も目的関数は発電
コストとした。予見時間は３０分、負荷配分周期は３分
である。図７と図８にそれぞれ従来法と本実施例の方法
による１０時３３分から１１時の間の需給不均衡量また
は予想需給不均衡量を示す。図７と図８で縦に並ぶ値の
列は、その上部に記した時刻に策定された需給不均衡量
または予想需給不均衡量である。網掛けは策定時刻の需
給不均衡量、それ以外は左端の時刻の予想需給不均衡量
である。図７と図８によると、従来法では需給不均衡量
が出てしまうが、本実施例による方法では出ないことが
わかる。Problem 6 can be solved by slightly expanding the method of the above embodiment. That is, in the above-described embodiment, when the response reserve constraint violation is resolved, the generator is divided into two groups, and one group shares a part of the shared load with the other. On the other hand, when the power flow of a certain transmission line exceeds the upper limit by Δ, it is divided into the generator on the outflow side and the generator on the inflow side based on that transmission line, and the load sharing amount on the outflow side is reduced by Δ. By increasing the load sharing on the inflow side by Δ, the tidal current can be kept within the allowable range. In FIG. 5, the power flow constraint can be taken into consideration in the load distribution formulation by adding a mechanism for determining whether or not the power flow constraint is satisfied and resolving the violation of the power flow constraint on the basis of such a principle, behind 417 and 418. As a result, the load distribution can be performed in consideration of the line flow, which is an important factor in power operation control, in addition to the load followability and response reserve capacity. The results of comparison between the present embodiment and the conventional method will be described below with reference to FIGS. 6 to 8.
Using the demand curve of FIG. 6, load distribution was simulated for 42 generators using the conventional method and the case of the present embodiment, respectively. In each case, the objective function was the power generation cost. The preview time is 30 minutes and the load distribution cycle is 3 minutes. 7 and 8 show the supply and demand imbalance amount or the expected supply and demand imbalance amount from 10:33 to 11:00 according to the conventional method and the method of this embodiment, respectively. The columns of values arranged vertically in FIG. 7 and FIG. 8 are the supply / demand imbalance amount or the expected supply / demand imbalance amount established at the time shown in the upper part. The shaded area is the supply / demand imbalance at the time of formulation, and the other areas are the expected supply / demand imbalance at the leftmost time. 7 and 8, it can be seen that the demand-supply imbalance amount is generated by the conventional method, but not by the method according to the present embodiment.
【００５８】又更に以下に図９及び図１０を用いて本実
施例と従来法との比較を行なった結果を説明する。図９
の需要曲線を用いて４２台の発電機を対象に、本実施例
による方法と従来法とを用いて負荷配分をシミュレーシ
ョンした。いずれの場合も目的関数は発電コストとし
た。予見時間は３０分、負荷配分周期は３分である。図
１０に本実施例による方法と従来法による１０時５７分
から１１時１５分の間のある発電機の指令値または予想
指令値を示す。図１０で縦に並ぶ値の列は、その上部に
記した時刻に策定された指令値または予想指令値であ
る。網掛けは策定時刻の指令値、それ以外は左端の時刻
の予想指令値である。図１０の１１時１８分の予想指令
値に着目する。従来法では、はじめ３８.０ＭＷ である
が１０時５７分の時点で６５.９ＭＷ にまで大幅修正さ
れ、その３分後の１１時にはさらに８３.０ＭＷ にまで
修正されている。一方本実施例による方法では、はじめ
45.5ＭＷで、１１時の時点が５３.０ＭＷ に、１１時６
分の時点で６０.５ＭＷ に修正されている。このように
従来法では指令値の大幅かつ急激な修正がおこっていた
が、本実施例による方法ではそれを指令値の修正を低い
レベルに抑えることができていることがわかる。Further, the results of comparison between this embodiment and the conventional method will be described below with reference to FIGS. 9 and 10. FIG.
The load distribution was simulated using the demand curve of 42 generators using the method according to the present embodiment and the conventional method. In each case, the objective function was the power generation cost. The preview time is 30 minutes and the load distribution cycle is 3 minutes. FIG. 10 shows the command value or predicted command value of a certain generator between 10:57 and 11:15 according to the method according to this embodiment and the conventional method. The column of values arranged vertically in FIG. 10 is the command value or the predicted command value established at the time described above. Shaded cells are the command values for the established time, and the other values are the predicted command values for the leftmost time. Attention is paid to the predicted command value at 11:18 in FIG. In the conventional method, it was initially 38.0 MW, but was significantly corrected to 65.9 MW at 10:57, and 3 minutes later at 11:00 it was further corrected to 83.0 MW. On the other hand, in the method according to this embodiment,
At 45.5 MW, the time at 11 o'clock was 53.0 MW, at 11 o'clock 6
It was corrected to 60.5 MW at the minute. As described above, in the conventional method, the command value was largely and rapidly corrected, but in the method according to the present embodiment, it can be understood that the correction of the command value can be suppressed to a low level.
【００５９】以下に本発明の他の実施例を説明する。以
下では、発電コスト・送電ロス・ＣＯ2 排出量の多目的
を考慮するための目的関数を構成する方法について説明
する。Another embodiment of the present invention will be described below. In the following, a method of constructing an objective function for considering the multiple objectives of power generation cost, transmission loss, and CO 2 emission will be described.
【００６０】まず発電コストは通常First, the power generation cost is usually
【００６１】[0061]
【数９】 (Equation 9)
【００６２】のように出力Ｐの２次関数で表現される。
つぎに送電ロスは、“関根他著、「電力系統工学」ｐ
ｐ．８８−９３，コロナ社（１９７９）”に記載される
方法すなわちＢ係数法で評価することができる。Ｂ係数
法では送電ロスは下記のように記述される。It is expressed by a quadratic function of the output P as follows.
Next, transmission loss is described in “Power System Engineering” by Sekine et al.
p. 88-93, Corona (1979) ", that is, the B coefficient method. In the B coefficient method, transmission loss is described as follows.
【００６３】[0063]
【数１０】 (Equation 10)
【００６４】この式をさらに簡単化するためには、１≠
ｊとなるＰjを１時点前の値Ｐjoldに固定すればよく、
その結果はつぎのようになる。To further simplify this equation, 1 ≠
It suffices to fix P j that is j to the value P j old one time before,
The result is as follows.
【００６５】[0065]
【数１１】 [Equation 11]
【００６６】最後にＣＯ2 排出量は、熱効率・所内比率
・燃料種類を考慮して作成する。簡易手法としては通
常、熱効率・所内比率を考慮して作成される発電コスト
関数すなわち(20)式を利用する方法がある。以下その方
法について説明する。Finally, the CO 2 emission amount is prepared in consideration of thermal efficiency, in-house ratio, and fuel type. As a simple method, there is usually a method of using a power generation cost function, that is, equation (20), which is created in consideration of thermal efficiency and in-house ratio. The method will be described below.
【００６７】ある出力における発電コストは、その出力
を出すために必要な燃料消費量と燃料単価の積で計算さ
れる。したがって燃料消費量は発電コストを燃料単価で
除算することで求められる。つぎに単位燃料消費量から
排出されるＣＯ2 排出量を燃料消費量にかけ算すること
で、発電機出力に対するＣＯ2 排出量が得られる。この
方法によるとＣＯ2 排出量は、発電コストの定数倍とな
りその定数は燃料の種類で決まり、つぎの式で記述され
ることになる。The power generation cost at a certain output is calculated by the product of the fuel consumption amount and the fuel unit price required to produce that output. Therefore, the fuel consumption is calculated by dividing the power generation cost by the fuel unit price. Next, the CO 2 emission amount emitted from the unit fuel consumption amount is multiplied by the fuel consumption amount to obtain the CO 2 emission amount with respect to the generator output. According to this method, the CO 2 emission amount is a constant multiple of the power generation cost, and the constant is determined by the type of fuel, and is described by the following equation.
【００６８】[0068]
【数１２】 (Equation 12)
【００６９】(20)(22)(23)式を用いた１つの目的関数を
作成する最も簡単な方法はつぎの方法である。The simplest method for creating one objective function using equations (20), (22) and (23) is as follows.
【００７０】[0070]
【数１３】 (Equation 13)
【００７１】この場合、目的関数が出力Ｐの２次関数と
なるため、目的関数最小化の手法として、“関根他著、
「電力系統工学」ｐｐ．９４−９９，コロナ社(１９７
９)”に記載される等増分燃料費の原則をそのまま利用
することができる。この方法により、多目的を考慮に入
れた目的関数最小化を容易にかつ高速に実行することが
できる。In this case, since the objective function is a quadratic function of the output P, as a method for minimizing the objective function, “Sekine et al.
"Power System Engineering" pp. 94-99, Corona (197
9) ”, the principle of equal incremental fuel cost can be used as it is. By this method, objective function minimization taking multi-objective into consideration can be easily and quickly performed.
【００７２】[0072]
【発明の目的】本発明によれば、未来の複数時点のうち
手前の時点の負荷配分から順に策定するので、至近時点
の負荷配分から順に得られる。また、一度策定した負荷
配分が負荷追従性・応答予備力・線路潮流の制約に違反
する場合は、必要最小限だけの負荷配分修正で制約違反
を解消できる。負荷配分に適した予備力の指標として、
発電機の出力変化速度を考慮した応答予備力を導入し
た。これにより、負荷配分制御に好適な予備力の評価が
可能となる。According to the present invention, the load distribution is set in order from the load distribution at the front point among the plurality of time points in the future, so that the load distribution at the closest point can be sequentially obtained. In addition, if the load distribution once established violates the constraints of load followability, response reserve, and line power flow, the constraint violation can be resolved by the minimum necessary load distribution modification. As an index of reserve capacity suitable for load distribution,
Introducing a response reserve considering the output change rate of the generator. This makes it possible to evaluate the reserve capacity suitable for load distribution control.
【００７３】燃料費・送電ロス・ＣＯ2 排出量で表され
る目的関数を最小化することによりこれらの項目を総合
的に考慮して負荷配分を策定することが可能となる。By minimizing the objective function represented by the fuel cost, transmission loss, and CO 2 emission amount, it becomes possible to formulate the load distribution by comprehensively considering these items.
【図１】負荷配分制御を行なうシステム全体を表す概念
図である。FIG. 1 is a conceptual diagram showing an entire system for performing load distribution control.
【図２】本発明の一実施例である負荷追従性制約を考慮
した動的負荷配分のフローチャートである。FIG. 2 is a flowchart of dynamic load distribution in which a load followability constraint according to an embodiment of the present invention is considered.
【図３】図２における負荷追従性制約違反解消ステップ
の詳細フローチャートである。FIG. 3 is a detailed flowchart of a load followability constraint violation resolution step in FIG.
【図４】本発明の他の実施例である負荷追従性制約と応
答予備力制約を考慮した動的負荷配分のフローチャート
である。FIG. 4 is a flow chart of dynamic load distribution according to another embodiment of the present invention, in which load followability constraint and response reserve constraint are taken into consideration.
【図５】図４における制約違反解消ステップの詳細フロ
ーチャートである。FIG. 5 is a detailed flowchart of a constraint violation resolution step in FIG.
【図６】従来法と本実施例の方法との比較に用いた需要
曲線である。FIG. 6 is a demand curve used for comparison between the conventional method and the method of this embodiment.
【図７】従来法による需給不均衡量である。FIG. 7 is the amount of supply and demand imbalance by the conventional method.
【図８】本実施例の方法による需給不均衡量である。FIG. 8 is a supply and demand imbalance amount according to the method of the present embodiment.
【図９】従来法と本実施例の方法との比較に用いた需線
曲線である。FIG. 9 is a demand line curve used for comparison between the conventional method and the method of the present embodiment.
【図１０】従来法と本実施例の方法による指令値であ
る。FIG. 10 shows command values according to the conventional method and the method of the present embodiment.
１…給電所、２ａ〜２ｅ…発電機、１０１…データ入力
部、１０２…初期着目時点設定部、１０３…負荷配分仮
策定部、１０４…負荷追従性制約充足判定部、１０５…
計算打ち切り条件判定部、１０６…着目時点移行部、１
０７…負荷追従性制約違反解消部、１０８…負荷追従性
制約違反解消判定部、１０９…他予備力振替部。DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 ... Power supply station, 2a-2e ... Generator, 101 ... Data input part, 102 ... Initial attention time point setting part, 103 ... Temporary load distribution formulation part, 104 ... Load followability constraint satisfaction determination part, 105 ...
Calculation termination condition determination unit, 106 ... Attention point shift unit, 1
07 ... Load followability constraint violation elimination section, 108 ... Load followability constraint violation elimination determination section, 109 ... Other reserve force transfer section.
───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (72)発明者 田村 滋 茨城県日立市久慈町4026番地 株式会社 日立製作所 日立研究所内 (72)発明者 森田 憲一 茨城県日立市大みか町五丁目２番１号 株式会社 日立製作所 大みか工場内 (72)発明者 野原 肇 大阪市北区中之島三丁目３番22号 関西 電力株式会社内 (72)発明者 二上 昭 大阪市北区中之島三丁目３番22号 関西 電力株式会社内 (72)発明者 氏家 諭 大阪市北区中之島三丁目３番22号 関西 電力株式会社内 (56)参考文献 特開 昭58−151831（ＪＰ，Ａ) ─────────────────────────────────────────────────── ─── Continuation of front page (72) Inventor Shigeru Tamura 4026 Kuji Town, Hitachi City, Ibaraki Prefecture Hitachi Research Laboratory, Hitachi, Ltd. (72) Inventor Kenichi Morita 5-2-1 Omika-cho, Hitachi City, Ibaraki Prefecture Hitachi, Ltd. Omika Plant (72) Inventor Hajime Hajime 3-22 Nakanoshima 3-chome, Kita-ku, Osaka, Kansai Electric Power Co., Inc. In-company (72) Inventor Satoshi Ujiie 3-22-3 Nakanoshima, Kita-ku, Osaka Kansai Electric Power Co., Inc. (56) Reference JP-A-58-151831 (JP, A)
Claims (4)
力を増加できるかを表す量の全発電機の総和である上げ
応答予備力を、所定量以上確保することを制約条件とし
て、複数時点における予測負荷を複数の発電機に配分
し、電力系統の制御運用を行う発電機負荷配分方法。 1. How many more generators will be output within a given time
Raise is the sum of all generators that represent how much power can be increased
The constraint condition is to secure a certain amount of response reserve.
The predicted load at multiple points to multiple generators
Then, the generator load distribution method for controlling and operating the power system.
力を減少できるかを表す量の全発電機の総和である下げ
応答予備力を、所定量以上確保することを制約条件とし
て、複数時点における予測負荷を複数の発電機に配分
し、電力系統の制御運用を行う発電機負荷配分方法。 2. How much each generator will output within a predetermined time
Lowering, which is the sum of all generators that represent how much power can be reduced
The constraint condition is to secure a certain amount of response reserve.
The predicted load at multiple points to multiple generators
Then, the generator load distribution method for controlling and operating the power system.
ける各発電機への負荷配分が前記制約条件を満たさない
ときは、発電機全体を、出力限度のために出力変化速度
を最大にできない発電機のグループと、出力変化速度を
最大にできる発電機のグループとに分け、一方のグルー
プの発電機が負担していた負荷を他方のグループの発電
機に負担させることで、前記制約条件を満たすように予
測負荷を複数の発電機に配分する発電機負荷配分方法。 3. The method according to claim 1 or 2, at a certain point of time.
Load distribution to each generator does not meet the above constraint conditions
When the output change rate of the entire generator due to the output limit
The group of generators that cannot maximize the
Divide into groups of generators that can be maximized, and
The load that the generators in
Load the machine to meet the above constraint conditions.
A generator load distribution method that distributes measured load to multiple generators.
電機の出力上下限及び発電機の出力変化速度を更に制約
条件として、発電機の現在の実出力と前記予測負荷に基
づいて次の時点の発電機の負荷配分を求め、当該負荷配
分が負荷追従性を満たすか否か判定し、満足する場合に
は当該負荷配分結果と前記予測負荷に基づいて更に次の
時点の負荷配分を求め、前記負荷追従性を満足しない場
合には当該負荷配分を修正し、修正された負荷配分結果
と前記予測負荷に基づいて更に次の時点の負荷配分を求
め、これらの処理を繰り返し実行することにより先々の
負荷配分を求める負荷配分方法。 4. The target emission according to claim 1 or 2.
Further constrain the upper and lower limits of the electric machine output and the generator output change speed
The condition is based on the current actual output of the generator and the predicted load.
The load distribution of the generator at the next time is calculated based on
If the minutes satisfy the load following property,
Is further calculated based on the load distribution result and the predicted load.
If the load distribution at the time is calculated and the load following performance is not satisfied,
If the load distribution is corrected, the corrected load distribution result
And the load distribution at the next point in time based on the predicted load
Therefore, by repeatedly executing these processes,
Load distribution method for calculating load distribution.
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|---|---|---|---|
| JP3210631A JP2685667B2 (en) | 1991-08-22 | 1991-08-22 | Generator load distribution method |
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