CN114172163A - 电力系统稳定化系统以及电力系统稳定化方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种电力系统稳定化系统以及电力系统稳定化方法，其能够从根本上应对电压维持能力以及频率维持能力的不足及其变动的课题。在电力系统稳定化系统中，具备被进行励磁控制的同步机的电站与电力系统连接，通过励磁控制装置来控制所述同步机，所述电力系统稳定化系统具备补偿电路，该补偿电路根据作为反映了电力系统中的可再生能源量的指数的电力系统稳定度维持指数，修正所述同步机的励磁控制装置的控制常数。

Description

电力系统稳定化系统以及电力系统稳定化方法

技术领域

本发明涉及电力系统稳定化系统以及电力系统稳定化方法，特别是涉及适合在不具备电力系统的系统稳定化功能(电压调整功能以及频率调整功能)的可再生能源增大的状况下实现电力系统稳定的电力系统稳定化系统以及电力系统稳定化方法。

背景技术

关于电力系统，通过针对电力供求量的变动将电压以及频率迅速地控制为预定值从而稳定地运用电力系统。其中，电力系统的电压调整主要通过发电站中的发电机的励磁控制以及设置在变电站的调相设备的控制来维持。另外，电力系统的频率通过发电站中的发电机的机械输入与电力输出的供求关系的控制来维持。

关于这一点，目前发电站的主流是具备电力系统的系统稳定化功能(电压调整功能以及频率调整功能)的火力发电站、原子能发电站以及水力发电站(以下称为现有型发电站)，但近年来，不具备电力系统的电压调整功能以及频率调整功能的可再生能源所占的比例增大。结果，从电力系统整体来看，存在电压调整能力不足以及频率调整能力不足的倾向。

由此，提出了考虑了太阳能发电、风力发电等可再生能源的电力系统运用，例如在专利文献1中，其目的在于提供一种电力系统电压无功功率监视控制装置，即使发生可再生能源的输出因天气而随着时间经过变动的情况、电源结构或系统结构被变更的情况等，也能够维持电力系统的电压与无功功率的平衡，并且能够提高经济性，提出了以下一种电力系统电压无功功率监视控制装置，其对能够调整电力系统的电压、无功功率的单独装置赋予发送数据，电力系统电压无功功率监视控制装置使用表示电力系统稳定性的1个以上的指标来求出1个以上的目标值制约，根据目标值制约得到关于目标值的信息，将包含关于目标值的信息的发送数据提供给单独装置，由单独装置调整该设置部位的电压、无功功率”。

另外，专利文献2的目的在于提供一种无功功率控制系统，在使用AQR控制(Automatic Reactive Power Regulator：自动无功功率调节器)来控制无功功率的情况下，不会成为进相无功功率，并且能够使无功功率控制的PF(功率因数)为1.0，其中，上述AQR控制是通过进相电容器的接通/断开控制进行的控制，对比文件2中提出了一种无功功率控制系统，其与商用电源进行系统互连并且具备分散电源，通过使用了进相电容器的AQR控制来控制来自商用电源的受电点的无功功率，其具备：检测部，检测AQR控制前的受电点的无功功率即第一无功功率；AQR，根据第一无功功率的值来判断是否需要AQR控制，并且进行AQR控制；以及AVR，在AQR中的AQR控制之前，进行将第一无功功率的值修正为在AQR控制中能够抵消的值的无功功率的AVR控制。

认为可再生能源增大的倾向在将来会进一步扩大，也有预测在2050年可再生能源所占的比例占50％。

并且，该比例不只是简单地变高，还大幅变动。例如，在1天当中，在进行太阳能发电的白天，包含风力发电在内的可再生能源所占的比例变高，但在不进行太阳能发电的夜间，以风力发电为主的可再生能源所占的比例相对变低。另外，这样的比率变动不仅在1天中变动，还根据月、季节或地域而变动。

预想将来这样的电力系统的结构变化对于电力系统的电压维持以及频率维持会带来一些障碍。例如，若将部分现有型的发电站从电力系统断开，则电力系统的电压降低，不容易使其恢复。这是因为在电力系统中，总体上电压维持能力降低。并且，作为其对策，设想增强电压维持能力以及频率维持能力(增强现有型发电站的发电容量、调相设备的容量)，但即使在1天当中根据变动的最严酷状况来设置设备在费用方面也不是上策。

与此相对，专利文献1监视整个电力系统来控制地域性的单独的问题部位，但对于整个电力系统的电压维持能力不足及其变动的课题，没有从根本上解决。另外，专利文献2的使用调相设备的方式对于电压维持能力不足及其变动的课题也并非有效，并且该方式下的应对需要具备设想了最严酷状况的设备容量，无法避免价格变高。

专利文献1：日本特开2016-208654号公报

专利文献2：日本特开2008-182789号公报

发明内容

根据以上内容，在本发明中提供一种电力系统稳定化系统以及电力系统稳定化方法，其能够从根本上应对电压维持能力和频率维持能力不足及其变动的课题。

根据以上内容，在本发明中，在电力系统稳定化系统中，具备被进行励磁控制的同步机的电站与电力系统连接，通过励磁控制装置来控制同步机，电力系统稳定化系统具备补偿电路，该补偿电路根据作为反映了电力系统中的可再生能源量的指数的电力系统稳定度维持指数，修正同步机的励磁控制装置的控制常数。

另外，在本发明中，在电力系统稳定化系统中，具备由原动机驱动的同步机的电站与电力系统连接，通过原动机控制装置控制所述原动机，电力系统稳定化系统具备补偿电路，该补偿电路根据作为反映了电力系统中的可再生能源量的指数的电力系统稳定度维持指数，修正原动机控制装置的控制常数。

另外，在本发明中，在电力系统稳定化系统中，具备无功功率补偿装置的电站与电力系统连接，通过无功功率控制装置控制无功功率补偿装置，无功功率补偿装置构成为具备电容器和功率用半导体，电力系统稳定化系统具备补偿电路，该补偿电路根据作为反映了电力系统中的可再生能源量的指数的电力系统稳定度维持指数，修正无功功率控制装置的控制常数。

另外，在本发明中，在电力系统稳定化方法中，具备被励磁控制的同步机的电站与电力系统连接，通过励磁控制装置来控制同步机，根据作为反映了电力系统中的可再生能源量的指数的电力系统稳定度维持指数，修正同步机的励磁控制装置的控制常数。

另外，在本发明中，在电力系统稳定化方法中，具备由原动机驱动的同步机的电站与电力系统连接，通过原动机控制装置控制原动机，根据作为反映了电力系统中的可再生能源量的指数的电力系统稳定度维持指数，修正原动机控制装置的控制常数。

另外，本在本发明中，在电力系统稳定化方法中，具备无功功率补偿装置的电站与电力系统连接，通过无功功率控制装置控制无功功率补偿装置，无功功率补偿装置构成为具备电容器和功率用半导体，根据作为反映了电力系统中的可再生能源量的指数的电力系统稳定度维持指数，修正无功功率控制装置的控制常数。

能够提供一种电力系统稳定化系统以及电力系统稳定化方法，能够从根本上应对电力系统的电压维持能力以及频率维持能力不足及其变动的课题。

附图说明

图1表示一般的电力系统和控制装置的结构例。

图2表示作为开路端子时的发电机G的等效电路。

图3表示励磁电流If、电动势E以及同步电抗Xs的关系。

图4表示从发电机到作为消耗地的负载的等效电路。

图5表示电枢线圈的时间常数τ、电动势E和端子电压Vg的响应特性。

图6汇总了有助于维持电力系统的电压的励磁控制装置5内的各种控制装置的例子。

图7表示本发明实施例1的发电机的励磁控制装置的结构例。

图8a将发电机与电力系统的关系表示为单机对无限大系统模型。

图8b表示通过输电电压控制励磁装置PSVR、自动电压调整器AVR进行控制时，系统电压降低时的输电线送出母线电压与发电机端子电压及发电机无功功率的关系。

图9表示一般的输电电压控制励磁装置PSVR的结构例。

图10表示自动无功功率调整装置AQR的具体结构例。

图11表示自动功率因数调整装置APFR的具体结构例。

图12表示系统稳定化装置PSS的具体结构例。

图13表示负载频率控制LFC中的运算模块。

图14表示火力发电站中的发电站控制装置4的典型结构例。

图15表示自动设备控制装置APC的结构例。

图16表示静止型无功功率补偿装置SVC的结构例。

具体实施方式

以下，对本发明的实施例进行说明。

为了解决上述课题，在本发明中提出了以下方案：作为反映了电力系统中的可再生能源量的指数，定义了电力系统稳定度维持指数VRI，根据该指数进行控制从而改善电力系统稳定性。

具体而言，根据电力系统稳定度维持指数VRI，为了确保电压调整功能而参与到发电机的励磁控制装置，或者根据电力系统稳定度维持指数VRI，为了确保频率调整功能而参与到发电机的机械输入和电力输出的供求调整功能。并且，根据电力系统稳定度维持指数VRI，为了确保电压调整功能而参与到变电站中的调相功能。

在以下说明本发明的实施例时，关于成为前提的预备知识，特别地明确阐释发电机的励磁控制与电力稳定度的关系。一般为了调整电力系统的电压，具有控制变电站的调相设备的方法和控制发电站的发电机的方法，但在此主要对后者进行说明。

首先，图1表示一般的电力系统和控制装置的结构例。在该图1中，将多个发电站与电力系统1连接，这些发电站是风力发电站2A、太阳能发电站2B等不具备系统稳定化功能(电压调整功能以及频率调整功能)的可再生能源，此外是火力、水力、原子能这样的具有系统稳定化功能(电压调整功能以及频率调整功能)的现有型发电站2C(2C1、2C2…2Cn)。

控制整个电力系统的中央供电指令站3为了进行与整个电力系统的负载10对应的发电，例如具备中央控制功能50，对现有型发电站2C进行指令，该中央控制功能50具备调节器56，该调节器56通过减法器21求出检测到的系统频率f与恒定频率f0之间的差值，生成输出指令值D(D1、D2…Dn)。中央控制功能50的该功能被称为负载频率控制LFC(LoadFrequency Control)。

另外，在中央供电指令站3内具备用于计算电力系统稳定度维持指数VRI的电力系统稳定度维持指数运算部30。关于电力系统稳定度维持指数运算部30，在后面详细叙述。

现有型发电站2C内的发电站控制装置4通过蒸汽调节阀CV来控制从锅炉B向机械连接的涡轮机T和发电机G的蒸汽输入。另外，将输出指令值D作为目标值，将转速检测器51取得的转速、功率检测器52求出的发电输出作为反馈值来进行控制。功率检测器52根据由电压变换器PT1取得的发电机G的端子电压Vg以及由变流器CT1取得的发电机G的端子电流Ig来求出发电输出。将发电机G的电力输出经由变压器Tr、输电线11、12…1n提供给电力系统1。另外，作为发电站控制装置4的控制对象，以锅炉和蒸汽轮机为控制对象进行了说明，但控制对象也可以是包含利用燃气轮机等的废热产生蒸汽的废热回收锅炉和蒸汽轮机的废热回收利用设备等。发电站控制装置4中的主要控制功能是自动设备控制装置APC(Automatic Plant Control)和涡轮控制装置EHC(Electro-Hydraulic Control System)。

另外，现有型发电站2C内的励磁控制装置5将同步发电机G的二次绕组作为励磁线圈6，利用晶闸管8将交流电源7直流化，利用作为励磁控制装置5的主要控制功能的自动电压调整器AVR(Automatic Voltage Regulator)来控制向励磁线圈6赋予的直流励磁电流If，由此将发电机端子电压Vg调整为设定电压Vg0。

励磁控制装置5以自动电压调整器AVR作为主要控制功能，构成了根据上位控制系统的指令实质上修正自动电压调整器AVR的目标值的串联控制装置。所谓上位控制系统，在图1的例子中是指输电电压控制励磁装置PSVR(Power System Voltage Regulator)、电力系统稳定化装置PSS(Power System Stabilizer)、自动无功功率调整装置AQR、自动功率因数调整装置APFR(Automatic Power Factor Regulator)等控制装置，这些指令实质上修正作为下位控制系统的自动电压调整器AVR的目标值。

作为修正方法具有：直接移动自动电压调整器AVR的电压目标设定器90R来修正目标值的方式、以及对电压偏差进行加减运算的方式。在图1中，示出了在加法器24中对电压偏差进行加减运算的方式，但也可以通过变更目标值的方式来实现。在自动电压调整器AVR中，通过电压变换器PT1检测作为同步机的发电机G的端子电压Vg，通过减法器21求出与电压目标设定器90R所设定的设定电压Vg0的差值，经由具有比例积分功能的调节器(AVR运算部)22调整晶闸管8，调整向励磁线圈6赋予的励磁电流If。关于其他控制系统，参照附图在后面详细叙述。作为向其他控制系统的信号输入，具有来自电压变换器PT1的发电机G的端子电压Vg、来自电压变换器PT2的母线电压Vh、来自变流器CT2的发电机G的端子电流Ig。

图2表示作为开路端子时的发电机G的等效电路。由此，发电机G可通过发电机内部的内部感应电压E(有时也称为电动势)、同步电抗Xs＝jωLs和电阻R的串联电路来表示，在外部能够测定的值是发电机电流Ig和发电机端子电压Vg。因此，内部感应电压E作为根据同步电抗Xs＝jωLs、电阻R、发电机电流Ig以及发电机端子电压Vg得到的推定值来求出。此外，ω＝2πf，f为频率。

图3表示横轴的励磁电流If、纵轴的电动势E以及同步电抗Xs的关系，总之，相对于励磁电流If的增加，电动势E显示出饱和特性，同步电抗Xs显示出降低倾向。

图4表示从发电机到作为消耗地的负载的等效电路，发电机内的电感为L1，电阻为R1，负载侧的电感为L2，电阻为R2。根据图4的等效电路，如式(1)那样，能够求出表示系统电压V相对于发电机的电动势E的跟随速度的时间常数τ[sec]。

τ[sec]＝(L1+L2)÷(R1+R2)‥‥‥(1)

图5针对电枢线圈的时间常数τ大的情况和小的情况，表示了电动势E和端子电压Vg的响应特性。在此，如左上所示，表示了在时刻0.1秒使电动势E的最大值从100％增大到150％时的瞬时值和有效值，该条件在右上的时间常数τ大的情况下也相同。为了区别瞬时值和有效值，用粗线表示有效值，用细线表示瞬时值。对于该变化，端子电压Vg在时间常数τ小的情况下，如左下所示，系统电压V对于发电机的电动势E的响应变快(立即达到最终值)。另一方面，当时间常数大时，如右下所示，响应变慢，难以达到最终值。即，系统电压V对于发电机的电动势E的响应速度不是恒定的，根据励磁电流If而变化。

在此，电压维持功能的控制增益(Ka等)为固定值。在实际的控制装置的设计中，设想代表性的控制状态(电路的时间常数)来决定这些比例增益。

根据以上所述，在今后可再生能源的比例增加的情况下，为了维持电力系统的电压，发电机的励磁电流、同步电抗、发电机的响应时间常数大幅变化，这与控制设计中的前提有很大不同，可能无法适当地进行控制。

基于以上的观点，在本发明的电压控制中，根据电力系统稳定度维持指数VRI使参与维持电压的励磁控制装置的控制常数变化。在此，控制常数是指比例控制中的比例增益Ka，积分控制中的积分增益Ki、积分时间常数Ti。在以后的实施例的说明中，主要说明对比例增益Ka进行变更的事例，关于包括积分时间常数Ti(积分增益Ki＝1/积分时间常数Ti)在内进行变更的事例，在图13的实施例9以后进行说明。

返回到图1，励磁控制装置5是以自动电压调整器AVR为主要控制装置的多个控制装置的集合体，在图1中，示出了包含输电电压控制励磁装置PSVR、电力系统稳定化装置PSS、自动无功功率调整装置AQR、自动功率因数调整装置APFR等控制装置而构成励磁控制装置5的事例。对于各控制装置的输入以及处理内容分别进行详细说明，但是其输出构成为最终经由自动电压调整器AVR的控制装置来控制发电机的励磁电流。

图6汇总了有助于维持电力系统的电压的励磁控制装置5内的各控制装置的例子。在此，从控制量、操作量、控制目的等观点对励磁控制装置进行整理。根据该图，这些控制量根据其控制目的而各种各样，与此相对，操作量直接控制发电机励磁电流，或者经由自动电压调整器AVR间接地控制发电机励磁电流。

以下对本发明依次进行说明，首先在实施例1、实施例2中，作为反映了电力系统中的可再生能源量的指数，明确阐述了电力系统稳定度维持指数VRI，并且特别说明为了改善电力系统的电压稳定性而参与到励磁控制装置5内的自动电压调整器AVR的事例。

在实施例3中，说明为了求出电力系统稳定度维持指数VRI而采用分布式系统结构的情况。

在实施例4至实施例8中，说明使电力系统稳定度维持指数VRI参与到励磁控制装置5内的自动电压调整器AVR以外的励磁控制装置的事例。

在实施例9至实施例11中，说明根据电力系统稳定度维持指数VRI为了确保频率调整功能而参与到发电机的机械输入和电力输出的供求调整功能的事例。

在实施例12中，进一步说明向其他设备的应用事例。

本发明中的电力系统稳定化系统包括主机和控制，在发电站的情况下，作为主机是发电机以及对发电机提供机械输入的涡轮、锅炉等原动机，所谓控制，在改善电力系统的频率稳定性的情况下是原动机控制装置，在改善电压稳定性的情况下是励磁控制装置。另外，在调相功能的情况下，所谓主机是指与电力系统连接的同步调相机(旋转电容器)、STATCOM(自励静止无功功率补偿装置)、SVC的主体部分，所谓控制是指用于控制电压和无功功率的控制装置。在本发明的电力系统稳定化系统中，主机与控制相互关联，能够调整频率以及电压的稳定度。

另外，同样地，本发明的电力系统稳定化方法包括主机和控制，作为主机，是发电机以及对发电机提供机械输入的涡轮、锅炉等原动机，所谓控制，在改善电力系统的频率稳定性的情况下通过用于原动机控制装置的控制方法来实现稳定化，或者在改善电压稳定性的情况下通过用于励磁控制装置的控制方法来实现稳定化。另外，在调相功能的情况下，所谓主机是指与电力系统连接的同步调相机(旋转电容器)、STATCOM、SVC的主体部分，所谓控制是指通过在控制电压和无功功率的控制装置中使用的控制方法来实现稳定化。在本发明的电力系统稳定化方法中，主机与控制方法相互关联，能够调整频率以及电压的稳定度。

[实施例1]

在本发明的实施例1中，作为反映了电力系统中的可再生能源量的指数即电力系统稳定度维持指数VRI，是根据可再生能源构成比率M使励磁控制装置的调节器的控制增益变化的指数。因此，以下首先对可再生能源构成比率M的定义及其计算方法进行说明。

在图1的中央供电指令站3等中央装置内设置的电力系统稳定度维持指数运算部30中求出可再生能源构成比率M。设置在中央装置内的理由在于，在此汇集并输入了作为监视对象的电力系统1的大部分信息。将在图1的电力系统稳定度维持指数运算部30中求出的可再生能源构成比率M提供给预先确定的特定发电站(在图1的例子中为2C1)内的发电机G的励磁控制装置5。

可再生能源构成比率M由式(2)定义。

可再生能源构成比率M(电力系统稳定度维持指数VRI)＝可再生能源发电量/(可再生能源发电量+现有型发电站发电量) (2)

在此，作为用于运算可再生能源构成比率M的基础数据的可再生能源发电量以及现有型发电站发电量，基本上以如下方式计算：在电力系统稳定度维持指数运算部30中，对于将各发电设备的发电量经由通信输入到中央供电指令站3等中央装置的发电量求出总和，并求出比率。既有的现有型发电站以及大容量的可再生能源设备大多与中央装置之间具备通信设备，因此能够基于上述数据收集来进行运算和运算结果的分配。

但是，在各家庭中设置的太阳能发电等小规模可再生能源设备大多不具有该通信设备，所以在更严格的可再生能源构成比率M的计算中应该考虑这一点。作为应对，已知以变电站等为单位推定与输配电电线连接并发电的太阳能发电的发电量。

在该推定中，例如在各变电站测量有功功率P和无功功率Q，根据在有功功率P和无功功率Q表示的PQ平面上显示的输配电电线的无负载特性与该平面上的通过有功功率P和无功功率Q定位的负载点之间的关系，对检测出的有功功率进行修正来推定太阳能发电量。另外，能够根据检测出的有功功率和推定出的太阳能发电量来求出该推定的输配电电线中的负载量(相当于现有发电站发电量)。能够使用所有变电站中的这些累计结果来执行式(2)。

通过与计算机装置的例如控制周期对应的频度依次执行式(2)，将该处理结果按时间序列连续地反映到各现有型发电站内的发电机G的励磁控制装置5，由此向电力系统的变动在短期内收敛的方向发挥功能。

将通过式(2)求出的可再生能源构成比率M提供给预先确定的特定发电站内的发电机的励磁控制装置5。励磁控制装置5构成为包含多个励磁控制装置，在实施例1中，是作为励磁控制装置5内的具体的调整对象而参与到自动电压调整器AVR的事例。

图7是本发明实施例1的发电机的励磁控制装置的结构例。图7的自动电压调整器AVR通过电压变换器PT1检测作为同步机的发电机G的端子电压Vg，通过减法器21求出与电压目标设定器90R设定的设定电压Vg0之间的差值，经由具有比例积分功能的调节器(AVR运算部)22调整晶闸管8，调整向励磁线圈6赋予的励磁电流If。AVR运算部22可以包含AVR控制装置内的超前延迟补偿电路。

自动电压调整器AVR被设置在同步机G的励磁控制装置5内，具有以下等目的：通过在稳定运转时将同步机G的电压保持为恒定的功能，在负载变化时在维持电压并调整无功功率的基础上提高动态稳定度，并且通过在电压骤变时迅速恢复电压的功能，抑制切断负载时的电压上升，提高过渡稳定度。为了该目的，自动电压调整器AVR需要减小综合电压变动率(控制偏差)，具有足够的即时响应度，并且作为控制系统足够稳定(具有稳定的增益余量和相位余量)。

在本发明中，使自动电压调整器AVR内的具有比例积分功能的调节器22的控制常数(控制增益Ka、积分时间常数Ti)根据可再生能源构成比率M(电力系统稳定度维持指数VRI)而变化。在本例中，说明变更其中的控制增益Ka。用于变更增益的补偿电路20构成为以可再生能源构成比率M作为输入的例如函数发生器，变更调节器22的比例增益Ka。此时的函数为式(3)。

Ka[A/V]＝f(M)‥‥‥(3)

此外，该函数的特性为当可再生能源构成比率M变大时，调节器22的比例增益Ka变小。该函数的特性预先通过模拟来决定，或者通过试验来决定。并且，可以通过学习控制来决定函数。在学习控制中，控制装置或控制系统本身存储控制方案与该控制方案的执行结果之间的关系，基于该关系改善控制方案。在无法完全掌握控制对象的特性、周边环境条件，无法预先设计适当的控制方案时使用。在具有学习功能的情况下，具有不仅能够立即适应过去经历的状况或与其接近的状况，还能够逐渐适应未经历的新状况的能力。这样确定的该函数一般为折线型。

在式(3)中，说明自动电压调整器AVR内的具有比例积分功能的调节器22的比例增益Ka的变更，但也可以变更具有比例积分功能的调节器22的积分时间常数Ti。但是，一般而言，由于比例增益Ka和积分时间常数Ti是不同的功能，因此对于比例增益Ka和积分时间常数Ti分别具备不同的补偿电路20。另外，补偿电路20既可以对比例增益Ka和积分时间常数Ti中的一方进行补偿，也可以对双方进行补偿。在对双方进行补偿的情况下，作为补偿电路而准备2组。

另外，在本发明中，作为用于对比例增益Ka和积分时间常数Ti进行概括的用词，定位为调节器22中的控制常数。另外，这一点是考虑还用于对后述各种控制装置中的调节器的控制常数进行控制的情况。在成为补偿对象的控制常数有多个的情况下，能够针对多个控制常数中的每一个准备补偿电路20。另外，变更积分时间常数Ti意味着变更了积分时间常数。

本发明中的发电机更一般地是指同步机，在该概念中也包含同步调相机。同步调相机将同步电动机在无负载状态下与电力系统连接，当使同步调相机的励磁为过励磁而运转时，作为从线路取得超前电流的电容器发挥作用，当使同步调相机的励磁为不足励磁而运转时，作为从线路取得滞后电流的电抗器发挥作用。同步调相机以如下方式使用：在电力系统过负载时，线路的负载功率因数向延迟方向降低，因此通过使同步调相机过励磁来改善负载功率因数从而改善线路的压降，另外，在电力系统为轻负载，线路的充电电流大时，线路的负载功率因数向超前方向降低，因此通过使同步调相机为不足励磁来改善负载功率因数从而抑制线路的电压上升。同步调相机具备自动电压调整器AVR来进行电压恒定控制，因此能够直接应用与在本发明的实施例1中叙述的补偿控制相同的补偿控制。

根据本发明的实施例1，即使在该系统内的可再生能源的比例增加，电力系统的电压大幅变动，发电机的励磁电流变化，发电机-自动电压调整器AVR系统的控制特性发生了变化的情况下，自动电压调整器AVR的增益Ka也自动地变更为最佳值，因此能够稳定且迅速地将电力系统的电压控制为本来的值。即，能够提高鲁棒性。

[实施例2]

在实施例1中，作为电力系统稳定度维持指数VRI，根据可再生能源构成比率M使励磁控制装置的调节器的控制增益Ka变化。与此相对，在实施例2中，作为电力系统稳定度维持指数VRI，根据电压变动程度N使励磁控制装置的调节器的控制增益Ka变化。

在该情况下，在图1的中央供电指令站3等中央装置内设置的电力系统稳定度维持指数运算部30中，如下那样计算电压变动程度N，并提供给各现有型发电站内的发电机的励磁控制装置5。

关于电压变动程度N的计算，通过以下一系列处理来求出。首先，通过式(4)求出标准偏差σ。在此STD是求出标准偏差的计算式。由此，如果没有电压变动，则σ＝0，如果变动大，则σ也变大(仅为正的值)。

标准偏差σ[V]＝STD[电力系统电压(t)－电力系统电压基准值] (4)

接着，通过式(5)求出式(4)的标准偏差的比例积分，将该结果作为由电压变动程度N表示的电力系统稳定度维持指数VRI。由此，以σs-σ成为零的方式进行控制运算。Ka是比例增益，Ti是积分时间，t是时间。

电压变动程度N(电力系统稳定度维持指数VRI)＝Ka×(σs-σ)+(1/Ti)×∫(σs-σ)dt (5)

在各发电站内的发电机的励磁控制装置5中，与可再生能源构成比率M同样地，根据电压变动程度N的大小来变更控制增益。

实施例2中的电压是指在电力系统内设想的1个或多个预定地点的电压。持续监视该地点的电压变动，以时间序列求出上述电压变动程度N。另外，上述预定地点可以不是具体地名的地点，而是无限大位置，或者是电力系统上的例如由阻抗的重心位置决定的虚拟点。

根据本发明的实施例2，在该系统内的可再生能源的比例增加，维持电压的总能力降低的情况下，电压维持功能的控制增益成为与电力系统的状态对应的最佳的控制增益，所以即使在对电力系统施加了某些干扰的情况下，也能够稳定且迅速地将电力系统的电压控制为本来的值。即，能够提高鲁棒性。

式(4)是根据关于电压偏差的标准偏差来求出电压变动程度N(电力系统稳定度维持指数VRI)，但式(4)也可以通过同样的考虑方法根据频率偏差来求出频率变动程度N′。若将它们概括地表现，则能够称为稳定度变动程度。

包含以上所述的可再生能源构成比率M和稳定度变动程度(电压变动程度N、频率变动程度N′)的概念的电力系统稳定度维持指数VRI能够称为表示反映了可再生能源量的电力系统的稳定度维持能力的指标。如果可再生能源在电力系统中所占的比例变高，则成为容易产生电压变动的状态，且响应性也变低。

[实施例3]

在实施例1和实施例2中将以往的集中型通信控制系统结构作为前提，该集中型通信控制系统结构在中央供电指令站3等中央装置内汇集并输入了作为监视对象的电力系统1的大部分信息。与此相对，最近的通信控制系统大多以因特网、云这样的通信环境的变化、计算机计算能力的提高为背景而采用分布式系统结构。

在实施例3中，作为分布式系统结构，发电机侧的计算机例如从云上的各处取入所需信息，求出电力系统稳定度维持指数VRI，控制自身的励磁控制功能。在该情况下，所谓云上的各处，主要是电力系统内的其他发电站、变电站这样的电站，各电站将自身测量而得到的电力系统的信息保持在自身电站内的数据库中，根据来自其他电站的请求共享自身信息。即使通信、计算机系统是集中型、分布式中的任意一种，也能够实现本发明。

[实施例4]

在之后的实施例4至实施例7中说明以下情况：作为电力系统稳定度维持指数VRI，根据实施例1的可再生能源构成比率M和实施例2的稳定度变动程度(电压变动程度N、频率变动程度N′)中的任一个，使励磁控制装置5内的各控制装置的调节器的控制增益变化。

在该前提下，在实施例4中作为具体调整对象而参与到输电电压控制励磁装置PSVR。在图1的励磁控制装置5内，示出了将输电电压控制励磁装置PSVR的输出以与自动电压调整器AVR的电压偏差相加的形式进行输入的结构例。

在此，所谓输电电压控制励磁装置PSVR是根据设置在图1的变压器Tr二次侧的电压变换器PT2求出的输电线送出母线电压Vh与其基准电压Vh0之间的偏差来控制发电机的励磁电流If，将输电线送出母线电压Vh维持在基准值Vh0。输电线送出母线电压意味着向电力系统的互连点电压。简而言之，自动电压调整器AVR将发电机端子电压Vg控制为恒定，与此相对，输电电压控制励磁装置PSVR能够将母线电压Vh控制为恒定。

使用图8a与图8b对输电电压控制励磁装置PSVR的原理进行说明。图8a将发电机与电力系统的关系表示为单机对无限大系统模型。另外，图8b表示在实线所示的输电电压控制励磁装置PSVR的控制与单点划线所示的自动电压调整器AVR的控制时，系统电压降低时的输电线送出母线电压(该图上段)与发电机端子电压(该图中段)及发电机无功功率(该图下段)的关系。

由此，在平时的系统电压运转范围内，两个控制都成为大致相同的运转状态，在系统电压降低时，通过输电电压控制励磁装置PSVR对输电电压进行恒定控制，因此进行使发电机电压自动上升升压变压器的电抗下降量来使无功功率增大的控制。

与此相对，在自动电压调整器AVR的控制中，将发电机端子电压Vg控制为恒定，因此较少产生无功功率，输电电压与输电电压降成比例地降低。结果，输电电压控制励磁装置PSVR的目的在于，产生较多的斜线部分的无功功率来提高输电电压，并保持为恒定，由此能够缓和系统电压的降低，提高系统整体的电压稳定性。

图9表示一般的输电电压控制励磁装置PSVR的结构例。在该电路结构例中，输电电压控制励磁装置PSVR例如由以下各部构成：电压检测基准电压设定部31，其在减法器21中对母线电压Vh的检测值与电压目标设定器90H所设定的该设定电压Vh0之间的差进行无功电流修正；无功功率分配部32，其对求出的差电压乘以增益KH来特别地对升压变压器Tr部分中的电压下降量进行补偿；超前延迟的相位补偿电路部33；输出限制器34，其限制由减法器21求出的相位补偿电路部33的输出与发电机端子电压Vg之间的差值。输电电压控制励磁装置PSVR的输出在自动电压调整器AVR内的加法器24中与发电机端子电压偏差信号相加，在自动电压调整器AVR内的调节器22中进行调整后经由晶闸管8来控制励磁电流。

根据该电路结构，输电电压控制励磁装置PSVR的输出经由自动电压调整器AVR内的调节器22而到达励磁控制。在本发明中，根据电力系统稳定度维持指数VRI的大小，使励磁控制装置的控制增益变化，为了实现该变化，只要通过图7的补偿电路20来变更从输电电压控制励磁装置PSVR经由自动电压调整器AVR内的调节器22到达励磁控制的一系列的励磁控制装置中的任意一个励磁控制装置的调节器的控制增益Ka即可。即，只要变更与输电电压控制励磁系统相关的开环传递函数中的调节器的控制增益Ka即可。在图9中，变更了自动电压调整器AVR内的调节器22的控制增益Ka。

具体而言，控制装置内的可变更控制增益的部位之一与图7同样地变更自动电压调整器AVR内的调节器22的增益，其他方法调整输电电压控制励磁装置PSVR内的控制增益KH。本发明可以是任意一种，这可以说是以下说明的其他控制装置的情况。

但是，在变更自动电压调整器AVR内的调节器22的增益的情况和变更单独的控制装置内的调节器的控制增益的情况下，由于作为补偿电路20应该具备的特性不同，因此应该适当地设定合适的函数。另外，在将单独的控制装置的控制增益保持原样时，无论在哪个控制的情况下都将自动电压调整器AVR内的调节器22的增益公用地变更时，根据控制装置也有可能未必使控制增益最优化，因此，认为不得不允许成为以某种程度平均化的效果。

使用输电电压控制励磁装置PSVR来控制电力系统的电压的原委如下所述。首先，检测母线电压Vh并取入到输电电压控制励磁装置PSVR中，将其处理结果反映到自动电压调整器AVR的电压偏差中，通过自动电压调整器AVR确定电磁电流，变更发电机的端子电压，经由变压器输电线反映到电力系统的电压Vh中。

图9的控制装置能够称为基于输电电压控制励磁装置PSVR和自动电压调整器AVR的级联控制，在该情况下，考虑根据输电电压控制励磁装置PSVR的输出来决定自动电压调整器AVR的设置电压的方法、以及将输电电压控制励磁装置PSVR的输出与自动电压调整器AVR的电压偏差相加的方法，可以是任意一种方法。在任意一情况下，结果为调整了自动电压调整器AVR的电压偏差。这一点在实质上进行级联控制的其他控制系统的处理中也相同。

在该控制中，当电力系统的电压降低时，输电电压控制励磁装置PSVR以提高自动电压调整器AVR的设定电压的方式发挥作用，由此，励磁电流如图3所示那样增加，并且与此同时，同步电感根据励磁电流而变化，发电机的响应特性从最佳状态变化为非最佳状态。对于这一点，在本发明中，根据电力系统稳定度维持指数VRI的大小来变更控制增益，其结果是响应性得到改善。

在构成图9那样的级联控制装置的情况下，补偿电路20的作用部位应用于上游侧、下游侧控制装置中的任意1处以上即可，对每个应用部位设置补偿电路。另外，补偿电路能够应用于比例增益和积分时间常数中的任意一方或双方，在应用于双方的情况下，具备比例增益用补偿电路和积分时间常数用补偿电路。这一点可以说是以下的级联控制装置。

[实施例5]

在实施例5中，作为具体的调整对象参与到自动无功功率调整装置AQR。自动无功功率调整装置AQR自动控制励磁电流，使得发电机的无功功率的输出成为有功功率的输出的函数给出的基准值。以降低输电损失以及使无功功率潮流适当化为目的，有时在接近需求端且无功功率调整效果大的火力发电站或扬水式发电站中采用该方式。

示出了在图1的励磁控制装置5内具备自动无功功率调整装置AQR的结构例。并且，图10表示自动无功功率调整装置AQR的具体结构例。根据图10，在无功功率检测部13中根据发电机端子电压Vg和负载电流Ig计算无功功率，由减法器21求出与无功功率设定部14给出的设定无功功率之间的差值ΔQ，将该差值例如在积分电路16中进行积分来作为设定电压，将该设定电压反映到自动电压调整器AVR的设定电压中。

关于实施例5时的比例增益Ka的可变调整，能够与上述实施例同样地根据电力系统稳定度维持指数VRI的大小进行变更。

在图10的自动无功功率调整装置AQR中，具备以电力系统稳定度维持指数VRI作为输入来给出适当的控制增益的补偿电路20，由此变更励磁控制装置内的控制增益。补偿电路20在电力系统稳定度维持指数VRI大时，降低上述励磁控制装置的调节器的控制增益。在该情况下，在励磁控制装置内的哪个部位使控制增益可变是能够适当采用的事项。在图10中，将自动电压调整器AVR内的调节器22的控制增益Ka设定为可变。

[实施例6]

在实施例6中，作为具体的调整对象参与到自动功率因数调整装置APFR。自动功率因数调整装置APFR是自动调整励磁电流以使发电机功率因数恒定的装置。当在小容量的发电机中产生了为了将发电机电压保持为恒定所需的无功功率时，发电机有时成为过电流，因此通常大多设置该自动功率因数调整装置APFR。

示出了在图1的励磁控制装置5内具备自动功率因数调整装置APFR的结构例。并且，图11示出了自动功率因数调整装置APFR的具体结构例。根据图11，自动功率因数调整装置APFR为以下的控制结构：通过有功功率检测器42检测发电机G的有功功率，通过功率因数运算器43求出功率因数PF，通过运算器44进行目标功率因数与测量出的功率因数之间的差值所对应的处理，将该处理结果反映到自动电压调整器AVR的电压偏差中。在反映到电压偏差中时，具有变更电压目标设定器90R的设定电压的方法和与偏差电压相加的方法，本发明可以是其中任意一种方法。这一点在其他控制装置中也相同。

图11的自动功率因数调整装置APFR具备将电力系统稳定性维持指数VRI作为输入来给出适当的控制增益的补偿电路20，由此可变地调整励磁控制装置内的控制增益。补偿电路20在电力系统稳定度维持指数VRI大时，降低上述励磁控制装置的调节器的控制增益。在图11中，将自动电压调整器AVR内的调节器22的控制增益Ka设定为可变。在实施例6的情况下，在励磁控制装置内的哪个部位使调节器的控制增益可变是能够适当采用的事项。

[实施例7]

在实施例7中，作为具体的调整对象参与到系统稳定化装置PSS。系统稳定化装置PSS对发生事故时的发电机端子的电压变动进行及时响应，急速地增加励磁电流，由此能够提高发电机内部感应电压来使同步化能力增大，使稳定度提高。由此，能够显著改善在稳定度上尤其成为问题的超前功率因数运转时的动态稳定度。然而，在采用高速高增益的自动电压调整器AVR时，虽然同步化能力增大，但另一方面，具有减弱制动力的特性，根据系统结构或运转状态，有可能发生由自动电压调整器AVR引起的二次摇摆。作为其对策，检测发电机的转速、输出的变化量，向自动电压调整器AVR输入稳定化信号，使制动力增加。

示出了在图1的励磁控制装置5内具备系统稳定化装置PSS的结构例。并且，图12表示系统稳定化装置PSS的具体结构例。根据图12，根据由频率检测器111检测出的系统频率f和由功率计算器112检测出的有功功率P，在运算器(功率变动计算部)113中求出系统稳定化信号，使用该系统稳定化信号来修正自动电压调整器AVR的电压偏差。

在该系统中，通过设置与实施例1同样的补偿电路20，能够实现本发明的初始目的。在图12中，将自动电压调整器AVR内的调节器(AVR运算部)22的控制增益Ka设定为可变。

[实施例8]

在实施例8中，提出根据发电机系统侧的运转状态来变更在实施例1至实施例7中说明的调节器的控制增益。

在此，运转状态是指启动时、通常输出运转时、停止时等的区别，例如在这些运转状态下即使励磁电流相同，也要使控制增益分别为适合的值。这是应用了式(3)所示的调节器22的比例增益Ka在每个运转状态下不同的情况。

根据实施例6，能够基于根据运转状态而进行了适当化的控制增益进行运转。

以上，在实施例1至实施例8中，说明了参与到发电机的励磁控制装置，根据电力系统稳定度维持指数VRI来变更励磁的情况。另外，电力系统稳定度维持指数VRI既可以在中央供电指令站生成，也可以在单独电站生成。并且，也可以作用于发电机的励磁控制装置内的任意的控制系统。

总之，这些手段可以说是“一种电力系统稳定化系统，其中，具备被励磁控制的同步机的发电站与电力系统连接，通过励磁控制装置控制同步机，所述电力系统稳定化系统具备补偿电路，该补偿电路根据作为反映了电力系统中的可再生能源量的指数的电力系统稳定度维持指数，修正同步机的励磁控制装置的控制增益”。

[实施例9]

在实施例9至实施例11中，说明根据电力系统稳定度维持指数VRI为了确保频率调整功能而参与到发电机的机械输入与电力输出的供求调整功能的事例。

如果进行其他的表现，则是参与到向发电机提供机械输入的原动机侧的控制，根据电力系统稳定度维持指数VRI来变更机械输入。在变更机械输入时，考虑调整中央供电指令站给出的输出指令值D以及通过发电站侧的控制装置进行调整。在实施例9中说明对中央供电指令站给出的输出指令值D进行调整的情况，在实施例10和实施例11中说明通过发电站侧的控制装置进行调整的情况。

首先，实施例9是根据电力系统稳定度维持指数VRI，参与到图1的中央供电指令站3内的中央控制功能50的事例。在中央控制功能50中，执行负载频率控制LFC(LoadFrequency Control)。

中央控制功能50的结构例如像图13所例示的那样为如下功能：通过减法器21求出由频率检测器61检测出的系统频率f与基准频率f₀的偏差(频率偏差Δf)，在调节器56内的比例运算部53和积分运算部54中分别求出比例量和积分量，将通过加法器24相加得到的比例积分信号作为输出指令值D(D1、D2…Dn)分配指令给现有型发电站2C。

关于调节器56的运算，在将比例增益设为Ka、将积分时间常数设为Ti时，能够由式(6)表示。

调节器56的输出＝Ka×Δf+(1/Ti)∫Δfdt (6)

在该情况下，对于面向特定发电站(在该情况下为2C1)的输出指令值D1，由补偿电路20执行与电力系统稳定度维持指数VRI相对应的调节器的控制增益的修正，并反映到调节器56的比例运算部53和积分运算部54。具体而言，作为补偿电路20，具备比例增益Ka用补偿电路20P和积分时间常数Ti用补偿电路20I，将各自的补偿Ka、Ti反映到比例运算部53和积分运算部54。

接受了该修正后输出指令值D1的特定发电站2C1在发电站控制装置4中控制原动机的机械输入，结果与接受了未修正输出指令值D的其他发电站不同，执行反映了可再生能源量的机械输入控制，作为结果能够改善电力系统的频率响应控制。

[实施例10]

在实施例10中，是根据电力系统稳定度维持指数VRI而参与到图1的特定发电站2C1内的发电站控制装置4的事例中的自动设备控制装置APC(Automatic Plant Control)中的对应例。

图14表示火力发电站中的发电站控制装置4的典型的结构例。在该图中，由作为主机的锅炉B、涡轮机T、发电机G构成的结构除了在锅炉B中产生的蒸汽经由蒸汽调节阀CV提供给涡轮机T以外，与图1相同，并省略说明。

发电站控制装置4中的主要的控制功能是自动设备控制装置APC和涡轮控制装置EHC，自动设备控制装置APC得到来自中央供电指令站3的输出指令值D，提供针对锅炉B的锅炉控制装置69的锅炉控制指令BID和针对涡轮控制装置EHC的负载指令Pd。首先，作为实施例10参照图15针对自动设备控制装置APC进行说明，之后，作为实施例11参照图14针对涡轮控制装置EHC进行说明。

图15表示自动设备控制装置APC的结构例，关于锅炉控制指令BID侧，通过减法器21求出向涡轮赋予的主蒸汽压力Pm与其设定压力Pm0之间的偏差即主蒸汽压力偏差ΔPm，在调节器75中执行比例积分，在加法器24中对调节器75的输出加上来自中央供电指令站3的输出指令值D，作为针对锅炉B的锅炉控制装置69的锅炉控制指令BID。该锅炉控制指令BID是利用主蒸汽压力偏差ΔP对输出指令值D进行修正后的指令。

另外，在图15的自动设备控制装置APC中，关于针对涡轮控制装置EHC的负载指令Pd侧，由减法器21求出输出指令值D与功率检测器52求出的发电机输出P之间的偏差(负载偏差)，在高负载变化率限制电路72、低负载变化率限制电路73中变换为高负载变化率限制值与低负载变化率限制值之间的负载变化率，由此作为适当的负载变化率。在调节器74中，对负载偏差进行比例积分从而设为针对涡轮控制装置EHC的负载指令Pd。

根据以上的自动设备控制装置APC的结构例，作为与电力系统稳定度维持指数VRI对应的控制常数的修正部位，能够将调节器74、75作为对象。即，具备以调节器74为对象的补偿电路20A和以调节器75为对象的补偿电路20B。在各补偿电路20A、20B中，在单独地变更调节器74、75各自的比例增益、积分时间常数的情况下，作为补偿电路合计具有4组。

在图示的例子中，以调节器74为对象的补偿电路20A由比例增益Ka用补偿电路20AP以及积分时间常数Ti用补偿电路20AI构成，以调节器75为对象的补偿电路20B由比例增益Ka用补偿电路20BP以及积分时间常数用补偿电路20BI构成。电力系统稳定度维持指数VRI越大，使控制增益Ka为越小的值，但电力系统稳定度维持指数VRI越大，使积分时间常数Ti为越大的值。

其中，特别是调节器74是与负载指令Pd相关的重要部分的调节器，因此优选如下所述。在负载控制中，根据从中央供电指令站3指定的输出指令值D以及在发电机检测出的发电机输出P等，如式(7)那样进行调节器74中的比例积分运算，由此求出负载指令Pd。其中，Ka是比例增益，GI是积分增益，Ti是积分时间，t是时间，其他的控制常数恒定。

Pd[％]＝Ka×(D－P)+(1/Ti)×∫(Ps－P)dt (7)

关于锅炉控制指令BID侧，在接受了该指令的锅炉控制装置69中，根据锅炉控制指令BID，通过燃料控制系统、空气控制系统、供水控制系统来分别控制提供给锅炉的燃料、空气、水。因此，作为与电力系统稳定度维持指数VRI对应的控制增益的修正部位，可以取代上游侧的APC内补偿，而设为下游侧的燃料控制系统、空气控制系统、供水控制系统的补偿。

更具体而言，虽然未图示，但由主控制装置、燃料控制装置、空气控制装置、供水控制装置构成，其中，主控制装置根据从提供给发电站2C1的输出指令值D得到的锅炉控制指令BID与发电机输出之间的偏差来操作燃料目标值、空气目标值、供水目标值，上述燃料控制装置、空气控制装置、供水控制装置根据这些目标值与对应的反馈值之间的偏差来操作燃料控制信号、空气控制信号、供水控制信号。这些控制装置均具备对偏差输入(发电机输出偏差、燃料量偏差、供水量偏差、空气量偏差)进行比例积分控制的调节器，因此通过根据电力系统稳定度维持指数VRI修正该控制增益，也能够得到改善电力系统稳定性的效果。

但是，经由锅炉控制装置的电力系统稳定性改善需要长时间，因此为了更短时间地发挥改善效果，在实施例11中叙述的涡轮控制装置EHC侧的应对是有效的。上述式(7)的应对是涡轮控制装置EHC侧的应对。

[实施例11]

在实施例11中，是根据电力系统稳定度维持指数VRI而参与到图1的特定发电站2C1内的发电站控制装置4的事例中的涡轮控制装置EHC中的对应例。

涡轮控制装置EHC的结构例如图14所示。涡轮控制装置EHC调整涡轮负载和涡轮T的转速ω。关于前者，将上述式(7)的负载指令Pd经由加法器24、伺服机构62提供给蒸汽调节阀CV来调整该蒸汽调节阀的开度，由此用于调整涡轮负载。

与此相对，涡轮T的转速ω由转速检测器51检测，由减法器21求出其与基准速度ωs的差值，在调节器66中乘以一定比率，在上述加法器24中与负载指令Pd相加，经由伺服机构62提供给蒸汽调节阀CV来调整该蒸汽调节阀的开度，由此用于调整转速ω。因此，有时将加法器24的输出称为速度、负载信号。

如此，关于涡轮和发电机的控制，根据涡轮/发电机的转速ω及其预定的基准速度ωs、负载指令Pd，如式(8)那样进行运算，基于该运算结果，操作用于对流入涡轮的蒸汽量进行调整的蒸汽调节阀CV的开度(Acv)。此外，在式(8)中，C为常数。

Acv[％]＝(ωs－ω)/C+Pd (8)

实施例11中的与电力系统稳定度维持指数VRI对应的控制增益的修正部位是调节器66。通过与电力系统稳定度维持指数VRI对应的控制增益来修正调节器66中的常数C(＝1/调定率)。

在水力发电站、原子能发电站的情况下也具备同样的原动机输入控制系统、速度控制系统，能够根据电力系统稳定度维持指数VRI来修正在执行各个偏差输入的比例积分控制时的控制增益。

以上，在实施例9至实施例11中，说明了参与到向发电机提供机械输入的原动机侧的控制，根据电力系统稳定度维持指数VRI来变更机械输入的情况。另外，关于机械输入的变更，在实施例9中调整中央供电指令站提供的输出指令值D，在实施例10、11中使自动设备控制装置APC、涡轮控制装置EHC作为发电站侧的控制装置而发挥作用。这些方法直接或间接地修正原动机的控制装置的控制增益。在此，中央供电指令站3内的中央控制功能也能够在广义上定位为原动机的控制装置。

总之，这些手段是“一种电力系统稳定化系统，其中，具备由原动机驱动且被励磁控制的同步机的发电站与电力系统连接，通过原动机控制装置控制原动机，所述电力系统稳定化系统具备补偿电路，该补偿电路根据作为反映了电力系统中的可再生能源量的指数的电力系统稳定度维持指数，对原动机的控制装置的控制增益进行修正”。

[实施例12]

在实施例12中，还说明向其他设备的应用事例。

首先，关于实施例1至实施例7的励磁控制装置5，只要是同步机就能够应用该励磁控制装置，同步机包含同步调相机(旋转电容器)。同步调相机是无负载运转的同步电动机，是调相设备之一。关于同步调相机的控制，由自动电压调整器AVR进行励磁控制，与图7的结构大致相同。与图7结构的不同点在于，同步调相机是同步电动机，因此不通过涡轮驱动。

将本发明应用于同步调相机具有以下优点。首先，通过调整励磁电流，能够从无功功率的供给到吸收为止连续地在大范围内调整无功功率。另外，根据内部感应电压确立了自身电压，所以即使在系统电压降低时也能够供给恒定的无功功率。

总之，关于同步调相机的实施例12的手段是“一种电力系统稳定化系统，其中，被励磁控制的同步电动机与电力系统连接，通过励磁控制装置控制所述同步电动机，所述电力系统稳定化系统具备补偿电路，该补偿电路根据作为反映了电力系统中的可再生能源量的指数的电力系统稳定度维持指数，修正同步机的励磁控制装置的控制增益”。

另外，关于本发明的应用，也能够应用于STATCOM、SVC等调相设备。其中，SVC(静止型无功功率补偿装置)是静止型调相设备的一种，一般由降压用变压器、串联电抗器、进相电容器、高电压大容量晶闸管装置构成，通过使用了功率用半导体的高速控制，能够在负载状态下使无功功率连续地变化，进行响应速度快的无功功率补偿。其中，包含用于无功功率控制的调节器，因此能够将该部分作为与电力系统稳定度维持指数VRI对应的控制增益的修正部位来使用。

STATCOM是静止型调相设备的一种，一般由降压用变压器、使用了IGBT等的逆变器、蓄电器构成，通过逆变器的高速控制，能够在负载状态下使无功功率连续变化，进行响应速度快的无功功率补偿。其中，逆变器包含用于无功功率控制的调节器，因此能够将该部分作为与电力系统稳定度维持指数VRI对应的控制增益的修正部位来使用。

图16表示基于SVC的本发明应用事例。在该图中，静止型无功功率补偿装置100经由断路器102与输电线1连接。静止型无功功率补偿装置100由初级侧与输电线侧连接的变压器Tr、与变压器次级侧的母线101连接的电抗器L、电容器C、晶闸管8的串联或并联电路构成。

SVC控制装置110通过测量输电线1的电压的电压变换器PT10以及测量静止型无功功率补偿装置100中流过的电流的变流器CT10，取入电压和电流，通过静止型无功功率补偿装置100控制输电线1的电压。

SVC控制装置110具备电压传感器80、电压基准电路103、电流传感器87、乘法器86、减法器21、无功功率控制部83以及栅极脉冲输出部84。SVC控制装置110在由减法器21检测到作为电压传感器80的输出的系统电压低于电压基准电路103给出的设定电压时，经由无功功率控制部83控制静止型无功功率补偿装置100以提供进相无功功率，相反在系统电压上升的情况下控制静止型无功功率补偿装置100以提供迟相无功功率。

在上述SVC控制装置110中决定以下的斜率特性：相对于由静止型无功功率补偿装置100产生的无功功率的变化，电压信号以预定的比例进行变化。因此，乘法器86通过对电流传感器87输出的电流信号乘以预定增益来实现该功能。在图16的实施例中，将该增益设为来自补偿电路20的可变的增益。减法器21输出从作为变动量电压生成部41的输出的变动量电压减去乘法器86输出的电流值与来自补偿电路20的增益之间的乘积而得到的差值。

SVC控制装置110运算并输出静止型无功功率补偿装置100的无功功率输出值，以使减法器21的输出成为0。无功功率控制部83通过运算无功功率输出值来控制母线电压。然后，栅极脉冲输出部84生成栅极脉冲信号并输出给静止型无功功率补偿装置100的晶闸管8，使得产生运算出的无功功率值。静止型无功功率补偿装置100根据该栅极脉冲信号来产生无功功率。

在对静止型无功功率补偿装置100应用本发明时，只要经由补偿电路20根据电力系统稳定度维持指数VRI来变更SVC控制装置110的控制增益即可。

本发明向STATCOM的应用基本上也能够以相同的想法来实现，省略了使用图示的详细说明，其大概由降压用变压器、使用了IGBT(功率用半导体)等的逆变器、蓄电器构成，具备与输电线连接的STATCOM和STATCOM控制装置，通过STATCOM控制装置来控制IGBT(功率用半导体)。STATCOM控制装置具备用于无功功率控制的控制部，该控制部内的控制增益是根据作为反映了电力系统中的可再生能源量的指数的电力系统稳定度维持指数来进行变更。

总之，关于SVC以及STATCOM的实施例12的手段是“一种电力系统稳定化系统，其中，具备无功功率补偿装置100(SVC或STATCOM)的变电站与电力系统连接，通过无功功率控制装置110(SVC控制装置或STATCOM控制装置)控制无功功率补偿装置100，上述无功功率补偿装置100构成为具备电容器(电容器、蓄电器或者电池)和功率用半导体(晶闸管或IGBT)，所述电力系统稳定化系统具备补偿电路20，该补偿电路20根据作为反映了电力系统中的可再生能源量的指数的电力系统稳定度维持指数来修正无功功率控制装置110的控制增益”。

附图标记说明

1：电力系统

2A：风力发电站

2B：太阳能发电站

2C1～2Cn：现有型发电站

3：中央供电指令站

4：发电站控制装置

5：励磁控制装置

6：励磁线圈

7：交流电源

8：晶闸管

10：整个电力系统的负载

11、12、…1n：输电线

14：无功功率设定部

20：补偿电路

20AP、20BP：比例增益Ka用补偿电路

20AI、20BI：积分时间常数Ti用补偿电路

21：减法器

22：调节器(AVR运算部)

24：加法器

30：电力系统稳定度维持指数运算部

31：电压检测基准电压设定部

32：无功功率分配部

33：相位补偿电路部

34：输出限制器

42：有功功率检测器

43：功率因数运算器

44：运算器

50：中央控制功能

51：转速检测器

52：功率检测器

53：比例运算部

54：积分运算部

56：调节器

61、111：频率检测器

62：伺服机构

66：调节器

69：锅炉控制装置

72：高负载变化率限制电路

73：低负载变化率限制电路

74、75：调节器

80：电压传感器

83：无功功率控制部

84：栅极脉冲输出部

86：乘法器

87：电流传感器

90R、90H：电压目标设定器

100：静止型无功功率补偿装置

101：变压器次级侧的母线

102：断路器

103：电压基准电路

110：SVC控制装置

112：功率计算器

113：运算器

AVR：自动电压调整器

AQR：自动无功功率调整装置

APFR：自动功率因数调整装置

B：锅炉

C：电容器

CT1、CT2、CT10：变流器

CV：蒸汽调节阀

D1、D2、…Dn：输出指令值

f：系统频率

f0：恒定频率

τ：时间常数

G：发电机

If：直流励磁电流

Ig：发电机端子电流

L：电抗器

Pm：主蒸汽压力

Pm0：设定压力

ΔPm：主蒸汽压力偏差

PSVR：输电电压控制励磁装置

PSS：电力系统稳定化装置

PT1、PT2、PT10：电压变换器

Q：无功功率

T：涡轮

Tr：变压器

Vg：发电机端子电压

Vg0：设定电压

Vh：母线电压

Vh0：基准电压

ω：涡轮转速

ωs：基准涡轮转速。

Claims (28)

1.一种电力系统稳定化系统，具备被进行励磁控制的同步机的电站与电力系统连接，通过励磁控制装置来控制所述同步机，

其特征在于，

所述电力系统稳定化系统具备补偿电路，该补偿电路根据作为反映了电力系统中的可再生能源量的指数的电力系统稳定度维持指数，修正所述同步机的励磁控制装置的控制常数。

2.一种电力系统稳定化系统，具备由原动机驱动的同步机的电站与电力系统连接，通过原动机控制装置控制所述原动机，

其特征在于，

所述电力系统稳定化系统具备补偿电路，该补偿电路根据作为反映了电力系统中的可再生能源量的指数的电力系统稳定度维持指数，修正所述原动机控制装置的控制常数。

3.根据权利要求1所述的电力系统稳定化系统，其特征在于，

所述同步机是同步电动机。

4.一种电力系统稳定化系统，具备无功功率补偿装置的电站与电力系统连接，通过无功功率控制装置控制所述无功功率补偿装置，所述无功功率补偿装置构成为具备电容器和功率用半导体，

其特征在于，

所述电力系统稳定化系统具备补偿电路，该补偿电路根据作为反映了电力系统中的可再生能源量的指数的电力系统稳定度维持指数，修正所述无功功率控制装置的控制常数。

5.根据权利要求1至4中的任意一项所述的电力系统稳定化系统，其特征在于，

所述电力系统稳定度维持指数是电力系统中的可再生能源的构成比率。

6.根据权利要求1至4中的任意一项所述的电力系统稳定化系统，其特征在于，

所述电力系统稳定度维持指数是表示电力系统电压相对于电力系统电压基准值的变动程度的电压变动程度。

7.根据权利要求2所述的电力系统稳定化系统，其特征在于，

所述电力系统稳定度维持指数是表示电力系统频率相对于电力系统频率基准值的变动程度的频率变动程度。

8.根据权利要求1至4中的任意一项所述的电力系统稳定化系统，其特征在于，

所述电站经由通信与中央装置连接，接收由中央装置求出的所述电力系统稳定度维持指数来变更所述控制常数。

9.根据权利要求1至4中的任意一项所述的电力系统稳定化系统，其特征在于，

所述电站根据经由通信得到的信息来运算所述电力系统稳定度维持指数，变更所述控制常数。

10.根据权利要求1或3所述的电力系统稳定化系统，其特征在于，

所述同步机的励磁控制装置具备自动电压调整器AVR，并且具备所述补偿电路，所述自动电压调整器AVR根据所述同步机的端子电压偏差来操作所述同步机的励磁线圈中流过的电流，所述补偿电路根据所述电力系统稳定度维持指数来变更所述自动电压调整器AVR的控制常数。

11.根据权利要求1所述的电力系统稳定化系统，其特征在于，

所述同步机的励磁控制装置具备输电电压控制励磁装置PSVR，并且具备所述补偿电路，所述输电电压控制励磁装置PSVR根据同步机的互连点电压偏差来调整自动电压调整器AVR的端子电压偏差，该自动电压调整器AVR根据所述同步机的所述端子电压偏差来操作同步机的励磁线圈中流过的电流，所述补偿电路根据所述电力系统稳定度维持指数来变更从所述输电电压控制励磁装置PSVR到所述自动电压调整器AVR的励磁控制装置的控制常数。

12.根据权利要求1所述的电力系统稳定化系统，其特征在于，

所述同步机的励磁控制装置具备自动无功功率调整装置AQR，并且具备所述补偿电路，所述自动无功功率调整装置AQR根据同步机的无功功率偏差来调整自动电压调整器AVR的端子电压偏差，该自动电压调整器AVR根据所述同步机的所述端子电压偏差来操作所述同步机的励磁线圈中流过的电流，所述补偿电路根据所述电力系统稳定度维持指数来变更从所述自动无功功率调整装置AQR到所述自动电压调整器AVR的励磁控制装置的控制常数。

13.根据权利要求1所述的电力系统稳定化系统，其特征在于，

所述同步机的励磁控制装置具备自动功率因数调整装置APFR，并且具备所述补偿电路，所述自动功率因数调整装置APFR为了使同步机的功率因数恒定而调整自动电压调整器AVR的端子电压偏差，该自动电压调整器AVR根据所述同步机的所述端子电压偏差来操作所述同步机的励磁线圈中流过的电流，所述补偿电路根据所述电力系统稳定度维持指数来变更从所述自动功率因数调整装置APFR到所述自动电压调整器AVR的励磁控制装置的控制常数。

14.根据权利要求1所述的电力系统稳定化系统，其特征在于，

所述同步机的励磁控制装置具备系统稳定化装置PSS，并且具备所述补偿电路，所述系统稳定化装置PSS根据从同步机的功率和系统频率求出的电力稳定化信号来调整自动电压调整器AVR的端子电压偏差，该自动电压调整器AVR根据所述同步机的所述端子电压偏差来操作所述同步机的励磁线圈中流过的电流，所述补偿电路根据所述电力系统稳定度维持指数来变更从所述系统稳定化装置PSS到所述自动电压调整器AVR的励磁控制装置的控制常数。

15.根据权利要求1至14中的任意一项所述的电力系统稳定化系统，其特征在于，

所述补偿电路在所述电力系统稳定度维持指数大时，降低所述控制常数中的控制增益。

16.根据权利要求2所述的电力系统稳定化系统，其特征在于，

所述原动机控制装置取得在调节器中对电力系统的频率偏差进行了比例积分而得到的信号来作为输出指令值，并且根据所述电力系统稳定度维持指数修正了所述调节器中的控制常数。

17.根据权利要求2所述的电力系统稳定化系统，其特征在于，

所述原动机控制装置包含对原动机输入进行操作的调节器，并且根据所述电力系统稳定度维持指数修正了所述调节器中的控制常数。

18.根据权利要求17所述的电力系统稳定化系统，其特征在于，

操作所述原动机输入的调节器是对提供给发电站的输出指令值与所述同步机的负载之间的差值进行比例积分运算来操作所述原动机输入的调节器。

19.根据权利要求17所述的电力系统稳定化系统，其特征在于，

操作所述原动机输入的调节器是对原动机的转速与其基准转速之间的差值进行比例运算来操作所述原动机输入的调节器。

20.根据权利要求1至19中的任意一项所述的电力系统稳定化系统，其特征在于，

所述控制常数是控制增益或积分增益或积分时间常数。

21.一种电力系统稳定化方法，具备被励磁控制的同步机的电站与电力系统连接，通过励磁控制装置来控制所述同步机，

其特征在于，

根据作为反映了电力系统中的可再生能源量的指数的电力系统稳定度维持指数，修正所述同步机的励磁控制装置的控制常数。

22.一种电力系统稳定化方法，具备由原动机驱动的同步机的电站与电力系统连接，通过原动机控制装置控制所述原动机，

其特征在于，

根据作为反映了电力系统中的可再生能源量的指数的电力系统稳定度维持指数，修正所述原动机控制装置的控制常数。

23.根据权利要求21所述的电力系统稳定化方法，其特征在于，

所述同步机是同步电动机。

24.一种电力系统稳定化方法，具备无功功率补偿装置的电站与电力系统连接，通过无功功率控制装置控制所述无功功率补偿装置，所述无功功率补偿装置构成为具备电容器和功率用半导体，

其特征在于，

根据作为反映了电力系统中的可再生能源量的指数的电力系统稳定度维持指数，修正所述无功功率控制装置的控制常数。

25.根据权利要求21至24中的任意一项所述的电力系统稳定化方法，其特征在于，

所述电力系统稳定度维持指数是电力系统中的可再生能源的构成比率。

26.根据权利要求21至24中的任意一项所述的电力系统稳定化方法，其特征在于，

所述电力系统稳定度维持指数是表示电力系统电压相对于电力系统电压基准值的变动程度的电压变动程度。

27.根据权利要求22所述的电力系统稳定化方法，其特征在于，

所述电力系统稳定度维持指数是表示电力系统频率相对于电力系统频率基准值的变动程度的频率变动程度。

28.根据权利要求21至27中的任意一项所述的电力系统稳定化方法，其特征在于，

在所述电力系统稳定度维持指数大时，降低所述控制常数中的控制增益。

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