JP2005261070A - 分散電源制御装置 - Google Patents

Abstract

【課題】分散電源が、電力系統との連系時、および独立系統時の何れの状態にある場合でも安定した電力供給を行なう。
【解決手段】単独運転検出装置２３は、発電機が電力系統に連系しているか否かを判別し、この判別の結果、発電機が電力系統に連系していれば、連系用ガバナ制御部２１からの制御信号がガバナ４に出力されるように、発電機が電力系統に連系していなければ、独立系用ガバナ制御部２２からの制御信号がガバナ４に出力されるように、切り替えスイッチ２４をそれぞれ切り替える制御を行なう。
【選択図】 図２

Description

本発明は、電力系統に連系して用いられる分散電源制御装置に関する。

従来の電力系統では、例えば事業所ごとに分散配置された電源である分散電源を送電線で結合し、この送電線から配電網を介して負荷に電力を供給している（例えば、特許文献１参照）。各所の分散電源でなる発電プラントならびに送配電網から構成されてなる電力システムは、全体が協調制御され、その電圧や周波数、潮流などが適切に制御される。これらの協調制御は大規模な発電プラントや変電所を用いて実行する。このような分散電源を配電網に接続して使用することで、電力システムの負荷が軽減される。
特開２００２−２８１６７３号公報

従来の分散電源の規模は、発電プラント全体の規模に対して小さいため、周波数などが変化した際の電力系統に与える影響は小さい。加えて、分散電源は一般に電力会社の管理下に無いために電力システムとの協調がとりにくい。これらの理由で、分散電源は系統制御の手段としてはほとんど使われてこなかった。

一方、電力系統が停電した場合にも、分散電源が設置された構内の負荷に電力を供給し続けることが望ましい。電力系統から電力が供給されなくなり、構内の負荷に対して分散電源のみで電力供給を行なう場合を独立系統時と呼ぶ。これらの理由から、従来の分散電源の制御装置では、電力系統への連系時の制御特性は考慮せず、独立系統時に適した制御特性のみを考慮して各種調整がなされていた。

しかし、近年は、停電時でも構内に電力の供給が行なえるように、分散電源を設置する事業所が多くなる傾向にあり、この分散電源を電力系統に接続した際に、分散電源の特性が電力系統に及ぼす影響が増大している。よって、分散電源の制御装置では、前述した系統連系時にある場合に電力系統の安定がなされるような制御特性を考慮する必要がある。一方、前述のように独立系統時にはそれに適した制御特性を考慮しなければならない。

そこで、本発明の目的は、分散電源が、電力系統との連系時および独立系統時の何れの状態にある場合でも安定した電力供給を行なうことが可能になる分散電源制御装置を提供することにある。

すなわち、本発明に係わる分散電源制御装置は、電力系統と連系している時および前記電力系統と連系していない独立系統時に運用する分散電源の制御装置であって、発電機と、この発電機に機械トルクを供給する機械トルク供給手段と、前記発電機の特性量を検出する特性量検出手段と、この特性量検出手段により検出された前記発電機の特性量が、予め設定された目標値となるように、前記機械トルク供給手段により前記発電機に供給される機械トルクを制御する機械トルク制御手段と、前記発電機が前記電力系統と連系しているか否かを検出する連系／単独運転検出手段と、この連系／単独運転検出手段による検出結果にしたがって、前記機械トルク制御手段による制御動作を切り替える切り替え手段とを備えたことを特徴とする。

本発明に係わる分散電源制御装置では、発電機が電力系統に連系しているか否かにより、機械トルク制御手段による制御動作を切り替えるようにしたので、発電機が、電力系統との連系時および独立系統時の何れの状態にある場合でも安定した電力供給を行なうことができる。

以下図面により本発明の実施形態について説明する。
（第１の実施形態）
まず、本発明の第１の実施形態について説明する。
図１は、本発明の第１の実施形態にしたがった分散電源制御装置の概略構成例を示すブロック図である。

図１に示した分散電源制御装置は、電力系統１と連系している発電機２の制御を行なうための装置である。発電機（Ｇ）２は、遮断器９、連系線１０を介して、電力を電力系統１および図示しない構内負荷に供給する。また、発電機２には、当該発電機２による発電電力、端子電圧および回転数などを制御する各種の装置が接続される。

まず、発電機２の各種制御装置について説明する。
発電機２には、タービン（原動機）３が結合され、タービン３にはガバナ４が機械的に接続される。ガバナ４には、ガバナ制御装置（Ｇｏｖ）５が接続される。タービン３は、発電機２に機械トルクを供給する。ガバナ４は、図示しない熱機関からタービン３に供給される水蒸気の量を調整することで、タービン３から発電機２に供給される機械トルクを制御する。ガバナ制御装置５は、発電機２の周波数ｆおよび有効電力Ｐを検出し、予め設定された周波数目標値と現在の周波数との偏差Δｆ、および、予め設定された有効電力目標値と現在の有効電力Ｐとの偏差ΔＰをそれぞれ計算して、これらの計算結果に基づいてガバナ４の開度を制御することで、周波数ｆと有効電力Ｐが、それぞれ目標値になるように制御する。これにより、発電機２に供給される機械トルクが制御される。

また、発電機２には、ＡＶＲ（Ａｕｔｏｍａｔｉｃ Ｖｏｌｔａｇｅ Ｒｅｇｕｌａｔｏｒ：自動電圧調整器）７と、ＰＳＳ（Ｐｏｗｅｒ Ｓｙｓｔｅｍ Ｓｔａｂｉｌｉｚｅｒ：電力系統安定装置）８が電気的に接続される。

ＡＶＲ７は、発電機２の端子電圧Ｖｔを検出し、この検出結果に応じて、発電機励磁回路６により発電機２に供給する界磁の強さを制御することで、端子電圧Ｖｔを、予め設定された電圧目標値になるように制御する。

ＰＳＳ８は、発電機２による現在の有効電力Ｐを検出し、発電電力の目標値との差である偏差ΔＰを計算するとともに、電力系統１側の現在の周波数ｆを検出して、周波数の目標値との差である偏差Δｆを計算する。そして、ＰＳＳ８は、偏差ΔＰおよびΔｆの正負および大小に応じて、ＡＶＲ７による端子電圧目標値を補正する。例えば、偏差ΔＰの検出の結果、有効電力Ｐが増加していた場合には、端子電圧目標値を低下させるような補正値を出力し、有効電力Ｐが低下していた場合には、端子電圧目標値を増加させるような補正値を出力する。ＰＳＳ８は、偏差ΔＰおよびΔｆを検出する方式の他に、偏差ΔＰのみ、偏差Δｆのみ、および発電機２の回転数ωの偏差Δωのみを検出する方式も存在する。

図２は、図１に示したガバナ制御装置５の構成例を示すブロック図である。
図２に示した例では、ガバナ制御装置５は、単独運転検出装置２３による制御にしたがって、連系用ガバナ制御部２１および独立系用ガバナ制御部２２のうち一方からの制御信号がガバナ４に出力される構成となっている。この制御信号はガバナ開度指示値を示す。

単独運転検出装置２３は、図１に示した発電機２が電力系統１に連系しているか否かを判別し、この判別の結果、発電機２が電力系統１に連系していれば、連系用ガバナ制御部２１からの制御信号がガバナ４に出力されるように切り替えスイッチ２４を制御し、また、例えば電力系統１の事故により発電機２が電力系統１と連系しなくなった場合には、独立系用ガバナ制御部２２からの制御信号がガバナ４に出力されるように切り替えスイッチ２４を制御する。切り替えスイッチ２４は例えば半導体スイッチング素子である。

図３は、図２に示した単独運転検出装置２３の構成例を示すブロック図である。
図３に示した例では、単独運転検出装置２３は、単独運転検出の手法として無効電力検出方式を用いており、連系線１０およびＡＶＲ７と接続される。単独運転検出装置２３は周波数変動検出部３１と電圧変動指令発生部３２を設けている。電圧変動指令発生部３２は、ＡＶＲ７に対する、端子電圧Ｖｔの一定の変動指令のための制御信号を常時出力する。一定の変動指令とは、例えば、基準値から所定の範囲内における上昇と下降を所定間隔で繰り返すことである。周波数変動検出部３１は、連系線１０における連系点Ａの周波数を常時検出する。

このような構成の単独運転検出装置２３の動作原理を図４を参照して説明する。
発電機２が電力系統１に連系している場合には電圧変動指令発生部３２からの電圧変動指令によりＡＶＲ７が励磁電圧を変化させても、電力系統１の規模のために電圧はほとんど上がらず無効電力が流れるのみである。また、連系点Ａ（図３参照）の周波数は電力系統１の慣性によってほとんど変化しない。

ところが、発電機２が電力系統１と連系しなくなり独立系統となったときには、電力系統１の慣性の影響を受けなくなるので、ＡＶＲ７の動作による励磁電圧の変化にともなって連系点周波数が大きく変化する。そこで、単独運転検出装置２３では周波数偏差の所定のしきい値を設けて、連系点周波数が基準を外れて大きな偏差を持つ、つまり周波数偏差がしきい値を超えた場合には、単独運転に移行したとみなし、独立系用ガバナ制御部２２からの制御信号がガバナ４に出力されるように切り替えスイッチ２４を制御する。これ以外にも、周波数の変化率や電圧位相の変化率の大小にしたがって検出する方法もある。

また、単独運転に移行した状態で、停電の復旧などにより、発電機２が電力系統１と再び連系するようになれば、連系点周波数の偏差が前述したしきい値以下となるので、単独運転装置２３によりこれを検出して、連系用ガバナ制御部２１からの制御信号がガバナ４に出力されるように切り替えスイッチ２４を制御する。

図５は、図２に示した連系用ガバナ制御部２１の構成例を示すブロック図であり、図６は、図２に示した独立系用ガバナ制御部２２の構成例を示すブロック図である。
連系用ガバナ制御部２１および独立系用ガバナ制御部２２は、いずれもＰＩＤ（比例、積分、微分制御）ガバナである。連系用ガバナ制御部２１は、有効電力目標値Ｐ^＊と有効電力Ｐとの差である有効電力偏差△Ｐに対してＰＩＤ制御を行ない、周波数目標値ｆ^＊と周波数ｆとの差である周波数偏差△ｆに対してＰ制御（比例制御）を行なう。一方で、独立系用ガバナ制御部２２は、周波数偏差△ｆに対してＰＩＤ制御を行ない、有効電力偏差△Ｐに対してＰ制御を行なう。

理由としては、系統連系時には、周波数偏差△ｆを発電機２に対する制御だけで０にすることはできず、むしろ、電力系統１から予め指定された有効電力Ｐを偏差なく出力する事が重要である。そこで、有効電力偏差△Ｐに対しては積分制御を含むＰＩＤ制御を行ない、周波数△ｆに対しては系統全体として周波数を保つようにＰ制御を行なう。これにより、系統連系時に適したガバナ制御を行なうことができる。

一方、独立系統時、つまり電力系統１との連系がなくなった場合には、有効電力Ｐを制御するよりも周波数ｆを所定値に保つことが重要である。そこで、周波数ｆに対しては、制御を精度よく行なえるようにＰＩＤ制御を行ない、有効電力Ｐに対してはＰ制御を行なう。これにより、独立系統時に適したガバナ制御を行なうことができる。

以上のように、発電機２が電力系統１に連系している際に適した制御特性をもつ連系用ガバナ制御部２１と、発電機２が電力系統１に連系していない際に適した制御特性をもつ独立系用ガバナ制御部２２をそれぞれ設けた上で、発電機２が電力系統１に連系していれば連系用ガバナ制御部２１からの制御信号をガバナ４に出力するように制御し、発電機２が電力系統１に連系していなければ独立系用ガバナ制御部２２からの制御信号をガバナ４に出力するように制御するので、分散電源が系統に連系しているか否かに関わらず、常に適切なガバナ制御を行なうことができる。よって、常に安定した電力供給が行なえる。

次に、図２に示したガバナ制御装置５の第１の変形例について図７を参照して説明する。
この変形例では、ガバナ制御装置５は連系用ガバナ制御部２１と同様の構成（図５参照）であるガバナ制御部４１の制御特性にかかる制御パラメータ、つまり応答時定数およびゲインが単独運転検出装置４２による制御にしたがって変更されるようになっている。

単独運転検出装置４２は、発電機２が電力系統１に連系しているか否かを判別する。そしてこの判別の結果、発電機２が電力系統１に連系していれば、単独運転検出装置４２はガバナ制御部４１が連系時に適した制御特性をもつように該ガバナ制御部４１の制御パラメータを調整し、発電機２が電力系統１に連系していなければ、ガバナ制御部４１が独立系統時に適した制御特性をもつように制御パラメータを調整する。

具体的には、発電機２が電力系統１に連系していない場合の比例制御にかかる伝達関数が、系統連系時のそれに対して例えば１０分の１になるように調整する。これは、独立系統時の場合にはガバナ開度の制御量が小さい場合でも発電機２の出力や周波数が大きく変動するからである。発電機２が電力系統１に連系していない場合の積分制御にかかる伝達関数が、系統連系時のそれに対して例えば９＊１０^６倍になるように調整する。積分制御にかかる伝達関数を大きくするのは、独立系統時には発電機２の出力を所定値に制御することができないからである。
このような構成とすることで、ガバナ制御部が１つであっても、分散電源が系統に連系しているか否かに関わらず、常に適切なガバナ制御を行なうことができる。

次に、図２に示したガバナ制御装置５の第２の変形例について図８を参照して説明する。
この変形例では、ガバナ制御部４１の制御特性にかかる制御パラメータが周波数感度検出装置５１による制御にしたがって変更されるようになっている。

図８に示した周波数感度検出装置５１はガバナ制御装置４１と接続される。周波数感度検出装置５１は周波数感度検出部５２とガバナ変動指令部５３を設けている。ガバナ変動指令部５３はガバナ制御部４１に対する、ガバナ開度の一定量の変動指令のための制御信号を常時出力する。周波数感度検出部５２は連系線１０における連系点Ａの周波数を常時検出する。周波数感度とはガバナ変動指令部５３により指示されたガバナ開度変動量に対する連系点周波数の変動量である。

周波数感度検出装置５１は、周波数感度検出部５２により検出された周波数感度の値に基づいて、ガバナ制御装置４１の適切な制御パラメータを計算して、制御パラメータ変更指令となる制御信号をガバナ制御装置４１に出力する。具体的には、周波数感度が所定値未満である場合には、発電機２が電力系統１に連系しているとみなし、ガバナ制御装置４１の制御パラメータが系統連系時に適したパラメータになるように制御する。一方、周波数感度が所定値以上である場合には、発電機２が電力系統１から切り離されたとみなし、ガバナ制御装置４１の制御パラメータが単独運転時に適したパラメータになるように制御する。

このような構成とすることで、図７に示した例と同様に、ガバナ制御部が１つであっても、分散電源が系統に連系しているか否かに関わらず、常に適切なガバナ制御を行なうことができる。

（第２の実施形態）
次に、本発明の第２の実施形態について説明する。なお、本実施形態に係る分散電源制御装置の構成は、図１に示したものと基本的にほぼ同様であるので、同一部分の説明は省略する。

第２の実施形態では、第１の実施形態と異なり、発電機２が電力系統１と連系しているか否かによりＰＳＳ８の制御特性にかかる制御パラメータを調整する。
図９は、本発明の第２の実施形態にしたがった分散電源制御装置のＰＳＳ８の構成例を示すブロック図である。
第２の実施形態では、ＰＳＳ８（図１参照）は、単独運転検出装置６３による制御にしたがって連系用ＰＳＳ６１および独立系用ＰＳＳ６２のうち一方からの制御信号がＡＶＲ７に出力される構成となっている。この制御信号は、ＡＶＲ電圧補正信号である。連系用ＰＳＳ６１と独立系用ＰＳＳ６２では、入力値に対して比例、積分および微分演算を行なうための進み遅れ回路（図示せず）の伝達関数がそれぞれ異なる。

単独運転検出装置６３は発電機２が電力系統１に連系しているか否かを判別し、この判別の結果、発電機２が電力系統１に連系していれば連系用ＰＳＳ６１からの制御信号がＡＶＲ７に出力されるように、発電機２が電力系統１に連系していなければ独立系用ＰＳＳ６２からの制御信号がＡＶＲ７に出力されるように切り替えスイッチ６４を制御する。切り替えスイッチ６４は前述した切り替えスイッチ２４と同じスイッチである。

連系用ＰＳＳ６１は系統全体の電力動揺の抑制を目的として運用するので、長周期の電力動揺を抑制するように制御パラメータを設定することが望ましい。また、連系用ＰＳＳ６１は入力信号として、電力系統１の連系点Ａの有効電力Ｐと周波数ｆを用いている（図９参照）。連系用ＰＳＳ６１の入力信号として、周波数ｆの代りに角速度を用いてもよい。連系用ＰＳＳ６１では、有効電力Ｐの入力値に対する演算と周波数ｆの入力値に対する演算を、伝達関数の異なる個別の進み遅れ回路（図示せず）により行ない、それぞれの演算結果に基づいて出力を行なう。

一方、独立系用ＰＳＳ６２は近距離の発電機に対向する装置となることから、地域短周期の電力動揺を抑制するように制御パラメータを設定すればよい。また、独立系用ＰＳＳ６２は入力信号して連系点Ａの有効電力Ｐのみを用いている（図９参照）。

以上のように、発電機２が電力系統１に連系している際に適した制御特性をもつＰＳＳと、発電機２が電力系統１に連系していない際に適した制御特性をもつＰＳＳをそれぞれ設けた上で、発電機２が電力系統１に連系しているか否かにより、何れかからの制御信号をガバナ４に出力するようにしたので、発電機２が系統に連系しているか否かに関わらず、ＰＳＳ（電力安定化装置）を用いた有効電力の適切な制御を行なうことができる。これにより、分散電源を系統の安定化に寄与させることができる。

次に、前述のように説明したＰＳＳ８の第１の変形例について図１０を参照して説明する。
この変形例では、ＰＳＳ８（図１参照）は図９に示した構成と異なり、ＰＳＳ部７１の制御特性にかかる制御パラメータが、単独運転検出装置７２による制御にしたがって変更されるようになっている。

単独運転検出装置７２は、図９に示した単独運転検出装置６３と同様に、図１に示した発電機２が電力系統１に連系しているか否かを判別する。そして、この判別の結果、発電機２が電力系統１に連系していれば、ＰＳＳ部７１が連系時に適した制御特性、つまり長周期の電力動揺を抑制できる制御特性をもつように制御パラメータを調整し、発電機２が電力系統１に連系していなければ、ＰＳＳ部７１が独立系統時に適した制御特性、つまり短周期の電力動揺を抑制できる制御特性をもつように制御パラメータを調整する。このような構成とすることで、ＰＳＳが１つであっても、発電機２が系統に連系しているか否かに関わらず、ＰＳＳを用いた有効電力の適切な制御を行なうことができる。

次に、前述のように説明したＰＳＳ８の第２の変形例について図１１を参照して説明する。
この変形例では、ＰＳＳ部７１の制御特性にかかる制御パラメータが、電圧感度検出装置８１による制御にしたがって変更されるようになっている。

図１１に示した電圧感度検出装置８１はＰＳＳ部７１とＡＶＲ７に接続される。電圧感度検出装置８１は、電圧感度検出部８２と電圧変動指令部８３を設けている。電圧変動指令部８３は、ＡＶＲ７に対し端子電圧の一定の変動指令のための制御信号を常時出力する。電圧感度検出部８２は、連系線１０における連系点Ａの電圧を常時検出する。電圧感度とは、電圧変動指令部８３により指示されたＡＶＲ電圧変動量に対する連系点電圧の変動量である。

電圧感度検出装置８１は、電圧感度検出部８２により検出された電圧感度の値に基づいて、ＰＳＳ部７１の適切な制御パラメータを計算して、制御パラメータ変更指令となる制御信号をＰＳＳ部７１に出力する。具体的には、電圧感度が所定値未満である場合には、発電機２が電力系統１に連系しているとみなし、ＰＳＳ部７１の制御パラメータが連系時に適したパラメータになるように制御する。また、電圧感度が所定値以上である場合には、発電機２が電力系統１から切り離されたとみなし、ＰＳＳ部７１の制御パラメータが単独運転時に適したパラメータになるように制御する。

このような構成とすることで、図１０に示した例と同様に、ＰＳＳが１つであっても、発電機２が系統に連系しているか否かに関わらず、ＰＳＳを用いた有効電力の適切な制御を行なうことができる。

以上説明した実施形態では、１台の発電機を備えた分散電源に適用したが、これに限らず、構内に複数台の発電機を備える分散電源についても適用可能である。
なお、この発明は、前記実施形態そのままに限定されるものではなく、実施段階ではその要旨を逸脱しない範囲で構成要素を変形して具体化できる。また、前記実施形態に開示されている複数の構成要素の適宜な組み合せにより種々の発明を形成できる。例えば、実施形態に示される全構成要素から幾つかの構成要素を削除してもよい。更に、異なる実施形態に亘る構成要素を適宜組み合せてもよい。

本発明の第１の実施形態にしたがった分散電源制御装置の概略構成例を示すブロック図。 図１に示したガバナ制御装置の構成例を示すブロック図。 図２に示した単独運転検出装置の構成例を示すブロック図。 図２に示した単独運転検出装置の動作原理を説明する図。 図２に示した連系用ガバナ制御部の構成例を示すブロック図。 図２に示した独立系用ガバナ制御部の構成例を示すブロック図。 図１に示したガバナ制御装置の他の構成例を示すブロック図。 本発明の第１の実施形態にしたがった分散電源制御装置に設けられる周波数感度検出装置の構成例を示すブロック図。 本発明の第２の実施形態にしたがった分散電源制御装置のガバナ制御装置の構成例を示すブロック図。 本発明の第２の実施形態にしたがった分散電源制御装置のガバナ制御装置の他の構成例を示すブロック図。 本発明の第２の実施形態にしたがった分散電源制御装置に設けられる電圧感度検出装置の構成例を示すブロック図。

符号の説明

１…電力系統、２…発電機、３…タービン、４…ガバナ、５…ガバナ制御装置、６…発電機励磁回路、７…ＡＶＲ（Ａｕｔｏｍａｔｉｃ Ｖｏｌｔａｇｅ Ｒｅｇｕｌａｔｏｒ：自動電圧調整器）、８…ＰＳＳ（Ｐｏｗｅｒ Ｓｙｓｔｅｍ Ｓｔａｂｉｌｉｚｅｒ：電力系統安定装置）、９…遮断器、１０…連系線、２１…連系用ガバナ制御部、２２…独立系用ガバナ制御部、２３…単独運転検出装置、２４…切り替えスイッチ、３１…周波数変動検出部、３２…電圧変動指令発生部、４１…ガバナ制御部、４２…単独運転検出装置、５１…周波数感度検出装置、５２…周波数感度検出部、５３…ガバナ変動指令部、６１…連系用ＰＳＳ、６２…独立系用ＰＳＳ、６３…単独運転検出装置、６４…切り替えスイッチ、７１…ＰＳＳ部、７２…単独運転検出装置、８１…電圧感度検出装置、８２…電圧感度検出部、８３…電圧変動指令部。

Claims (10)

1. 電力系統と連系している時および前記電力系統と連系していない独立系統時に運用する分散電源の制御装置であって、
   発電機と、
   この発電機に機械トルクを供給する機械トルク供給手段と、
   前記発電機の特性量を検出する特性量検出手段と、
   この特性量検出手段により検出された前記発電機の特性量が、予め設定された目標値となるように、前記機械トルク供給手段により前記発電機に供給される機械トルクを制御する機械トルク制御手段と、
   前記発電機が前記電力系統と連系しているか否かを検出する連系／単独運転検出手段と、
   この連系／単独運転検出手段による検出結果にしたがって、前記機械トルク制御手段による制御動作を切り替える切り替え手段と
   を備えたことを特徴とする分散電源制御装置。
2. 前記切り替え手段は、
   前記連系／単独運転検出手段による検出結果にしたがって、前記機械トルク制御手段による制御特性にかかる制御パラメータを変更する
   ことを特徴とする請求項１に記載の分散電源制御装置。
3. 電力系統と連系している時および前記電力系統と連系していない独立系統時に運用する分散電源の制御装置であって、
   発電機と、
   この発電機に機械トルクを供給する機械トルク供給手段と、
   前記発電機の回転数および有効電力を検出する特性量検出手段と、
   前記発電機が前記電力系統と連系している場合において、前記特性量検出手段により検出された前記発電機の有効電力が、予め設定された目標値となるように、前記機械トルク供給手段により前記発電機に供給される機械トルクを制御する連系用制御手段と、
   前記発電機が前記電力系統と連系していない場合において、前記発電機の回転数が、予め設定された目標値となるように、前記供給される機械トルクを制御する独立系用制御手段と、
   前記発電機が前記電力系統と連系しているか否かを検出する連系／単独運転検出手段と、
   この連系／単独運転検出手段による検出の結果、前記発電機が前記電力系統と連系している場合には、前記連系用制御手段の制御動作を実行させ、前記発電機が前記電力系統と連系していない場合には、前記独立系用制御手段の制御動作を実行させる切り替え手段と
   を備えたことを特徴とする分散電源制御装置。
4. 前記連系用制御手段は、
   前記切り替え手段による動作にしたがって、前記発電機の回転数と回転数目標値との差分である回転数偏差に対して比例制御を、前記発電機の有効電力と有効電力目標値との差分である有効電力偏差に対して比例、積分および微分制御を行ない、
   前記独立系用制御手段は、
   前記切り替え手段による動作にしたがって、前記発電機の有効電力偏差に対して比例制御を、前記発電機の回転数偏差に対して比例、積分および微分制御を行なう
   ことを特徴とする請求項３に記載の分散電源制御装置。
5. 電力系統と連系している時および前記電力系統と連系していない独立系統時に運用する分散電源の制御装置であって、
   発電機と、
   この発電機に機械トルクを供給する機械トルク供給手段と、
   前記発電機の特性量を検出する特性量検出手段と、
   この特性量検出手段により検出された前記発電機の特性量が、予め設定された目標値となるように、前記機械トルク供給手段により前記発電機に供給される機械トルクを制御する機械トルク制御手段と、
   この機械トルク制御手段に対し、一定の変動量の機械トルク制御を指示する制御指示手段と、
   この制御指示手段による指示にしたがった前記機械トルクの変動量に対する、前記電力系統と発電機の連系点の周波数感度を検出する周波数感度検出手段と、
   この周波数感度検出手段による検出結果にしたがって、前記機械トルク制御手段による制御特性にかかる制御パラメータを変更する手段と
   を備えたことを特徴とする分散電源制御装置。
6. 電力系統と連系している時および前記電力系統と連系していない独立系統時に運用する分散電源の制御装置であって、
   発電機と、
   この発電機に界磁を加える励磁手段と、
   前記発電機の端子電圧を検出する端子電圧検出手段と、
   この端子電圧検出手段により検出された発電機の端子電圧が、予め設定された目標値となるように前記励磁手段を制御する端子電圧制御手段と、
   この端子電圧制御手段による端子電圧の目標値の補正値を出力して前記発電機により発電された電力が供給される電力系統の有効電力を制御する電力系統安定化手段と、
   前記発電機が前記電力系統と連系しているか否かを検出する連系／単独運転検出手段と、
   この連系／単独運転検出手段による検出結果にしたがって、前記電力系統安定化手段による制御動作を切り替える切り替え手段と
   を備えたことを特徴とする分散電源制御装置。
7. 前記切り替え手段は、
   前記連系／単独運転検出手段による検出結果にしたがって、前記電力系統安定化手段による制御特性にかかる制御パラメータを変更する
   ことを特徴とする請求項６に記載の分散電源制御装置。
8. 電力系統と連系している時および前記電力系統と連系していない独立系統時に運用する分散電源の制御装置であって、
   発電機と、
   この発電機に界磁を加える励磁手段と、
   前記発電機の端子電圧を検出する端子電圧検出手段と、
   この端子電圧検出手段により検出された発電機の端子電圧が、予め設定された目標値となるように前記励磁手段を制御する端子電圧制御手段と、
   長周期の電力動揺を抑制するように、前記端子電圧制御手段による端子電圧の目標値の補正値を出力して、前記発電機により発電された電力が供給される電力系統の有効電力を制御する長周期電力制御手段と、
   短周期の電力動揺を抑制するように、前記端子電圧制御手段による端子電圧の目標値の補正値を出力して、前記発電機により発電された電力が供給される電力系統の有効電力を制御する短周期電力制御手段と、
   前記連系／単独運転検出手段による検出の結果、前記発電機が前記電力系統と連系している場合には、前記長周期電力制御手段の制御動作を実行させ、前記発電機が前記電力系統と連系していない場合には、前記短周期電力制御手段の制御動作を実行させる切り替え手段と
   を備えたことを特徴とする分散電源制御装置。
9. 前記長周期電力制御手段は、
   前記電力系統の連系点の周波数および角速度の何れか、ならびに有効電力を入力信号として、前記端子電圧の目標値の補正値を出力し、
   前記短周期電力制御手段は、
   前記電力系統の連系点の有効電力を入力信号として、前記端子電圧の目標値の補正値を出力する
   ことを特徴とする請求項８に記載の分散電源用制御装置。
10. 電力系統と連系している時および前記電力系統と連系していない独立系統時に運用する分散電源の制御装置であって、
    発電機と、
    この発電機に界磁を加える励磁手段と、
    前記発電機の端子電圧を検出する端子電圧検出手段と、
    この端子電圧検出手段により検出された発電機の端子電圧が、予め設定された目標値となるように前記励磁手段を制御する端子電圧制御手段と、
    この端子電圧制御手段による端子電圧の目標値の補正値を出力して前記発電機により発電された電力が供給される電力系統の有効電力を制御する電力系統安定化手段と、
    前記端子電圧制御手段に対し、一定の変動量の端子電圧制御を指示する制御指示手段と、
    この制御指示手段による指示にしたがった前記端子電圧の変動量に対する、前記電力系統と発電機の連系点の電圧感度を検出する電圧感度検出手段と、
    この電圧感度検出手段による検出結果にしたがって、前記電力系統安定化手段による制御特性にかかる制御パラメータを変更する手段と
    を備えたことを特徴とする分散電源制御装置。

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