JP2016144348A - 発電制御装置、電力変換器制御装置、発電制御方法およびプログラム - Google Patents
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Abstract
【課題】発電設備における短絡電流が大きい場合でも、発電設備側で、直流送電部と電力系統とを接続する電力変換器よりも電力系統側における事故を検知できるようにする。【解決手段】発電制御装置が、発電機と直流電力を送電する直流送電部とを接続する電力変換器が、前記発電機からの前記直流送電部による送電を中止すべき不具合を検出した場合に、前記電力変換器が前記発電機から受け入れる有効電力の設定値を低下させて生じる、前記発電機へ入力されるトルクと前記発電機が出力する有効電力とのバランスの崩れに起因する事象を検出する事象検出部と、前記事象検出部が前記バランスの崩れに起因する事象を検出した場合、前記発電機へ入力される前記トルクを出力する原動機に対するトルク指令を低下させるトルク指令低下部と、を備える。【選択図】図１
Description
本発明は、発電制御装置、電力変換器制御装置、発電制御方法およびプログラムに関する。
遠距離から大電力を送るための高圧直流送電（HVDC：High Voltage Direct Current）の採用が進んでいる。例えば洋上風車でも、離岸距離が近い場合（数十キロメートル（ｋｍ）以下）は交流送電が一般的だが、離岸距離が拡大した場合、直流送電が用いられる。
洋上風車などの発電設備から電力系統への直流送電を行う場合において、電力系統との連系点に短絡、地絡などの事故が発生し連係点の電圧が低下した場合、電力系統に電力を送電することができなくなる。一方、何も対策を行わない場合、風車などの発電設備側では事故を検知することができないため発電を継続する。その結果、直流送電部の電力が過剰となり、直流送電部の電圧が上昇する。電圧上昇により、機器破壊などの障害が発生する可能性がある。
洋上風車などの発電設備から電力系統への直流送電を行う場合において、電力系統との連系点に短絡、地絡などの事故が発生し連係点の電圧が低下した場合、電力系統に電力を送電することができなくなる。一方、何も対策を行わない場合、風車などの発電設備側では事故を検知することができないため発電を継続する。その結果、直流送電部の電力が過剰となり、直流送電部の電圧が上昇する。電圧上昇により、機器破壊などの障害が発生する可能性がある。
かかる電圧上昇を防止するために、直流送電部に制動抵抗および半導体スイッチを設け、余剰電力を消散させる方法が考えられている。しかし、余剰電力の全てを消散させようとすると、制動抵抗、半導体スイッチともに容量が非常に大きくなり、コスト、重量、寸法の増加を招く。これは、直流送電を含む発電システム全体の発電コストを上昇させる一因となってしまう。
これに対し、特許文献１では、洋上風車を対象に、制動抵抗および半導体スイッチの容量を小さくする方法として、洋上の交流／直流変換器へ流入する洋上風車からの電力を制限するために、洋上変換器の交流側電圧を下げる方法が示されている。
特許文献１に記載の方法は、洋上風車が電力変換器を有しており、その出力電流の最大値が電力変換器で制限されることが前提となっている。
一方、一般的な発電設備では同期発電機による系統連系が主流である。また、風車でも同期発電機を用いて系統連系する方式が提案されている。ここで、同期発電機は電力変換器と比較して出力短絡時の電流（短絡電流）が大きい。そのため、風車側の交流／直流変換器が交流側電圧を下げようとしても、風車が電流を大きく流すことで電圧が下がらず、結果として風車が事故を検知できない可能性がある。
一方、一般的な発電設備では同期発電機による系統連系が主流である。また、風車でも同期発電機を用いて系統連系する方式が提案されている。ここで、同期発電機は電力変換器と比較して出力短絡時の電流（短絡電流）が大きい。そのため、風車側の交流／直流変換器が交流側電圧を下げようとしても、風車が電流を大きく流すことで電圧が下がらず、結果として風車が事故を検知できない可能性がある。
本発明は、風車などの発電設備における短絡電流が大きい場合でも、発電設備側で、電力系統との連系点など、直流送電部よりも電力系統側における事故（より具体的には、直流送電部と電力系統とを接続する電力変換器よりも電力系統側における事故）を検知することができる発電制御装置、電力変換器制御装置、発電制御方法およびプログラムを提供する。
本発明の第１の態様によれば、発電制御装置は、発電機と直流電力を送電する直流送電部とを接続する電力変換器が、前記発電機からの前記直流送電部による送電を中止すべき不具合を検出した場合に、前記電力変換器が前記発電機から受け入れる有効電力の設定値を低下させて生じる、前記発電機へ入力されるトルクと前記発電機が出力する有効電力とのバランスの崩れに起因する事象を検出する事象検出部と、前記事象検出部が前記バランスの崩れに起因する事象を検出した場合、前記発電機へ入力される前記トルクを出力する原動機に対するトルク指令を低下させるトルク指令低下部と、を備える。
前記事象検出部は、前記バランスの崩れに起因する事象として、前記発電機の回転数の増加または前記発電機が接続された電力系統の周波数の増加の少なくともいずれかを示す事象を検出するようにしてもよい。
前記事象検出部は、前記バランスの崩れに起因する事象として、前記発電機からの有効電力と前記原動機に対するトルク指令との偏差の増加を検出するようにしてもよい。
前記発電機と前記電力変換器との間に、前記発電機からの電力を直流電力にて通電させる直流バスが設けられており、前記事象検出部は、前記バランスの崩れに起因する事象として、前記直流バスにおける電圧の上昇を検出するようにしてもよい。
本発明の第２の態様によれば、電力変換器制御装置は、発電機と直流電力を送電する直流送電部とを接続する電力変換器を制御する電力変換器制御装置であって、前記発電機からの前記直流送電部による送電を中止すべき不具合を検出した場合に、前記電力変換器が前記発電機から受け入れる有効電力の設定値を低下させる。
本発明の第３の態様によれば、発電制御方法は、発電機と直流電力を送電する直流送電部とを接続する電力変換器が、前記発電機からの前記直流送電部による送電を中止すべき不具合を検出した場合に、前記電力変換器が前記発電機から受け入れる有効電力の設定値を低下させて生じる、前記発電機へ入力されるトルクと前記発電機が出力する有効電力とのバランスの崩れに起因する事象を検出する事象検出ステップと、前記事象検出ステップにて前記バランスの崩れに起因する事象を検出した場合、前記発電機へ入力される前記トルクを出力する原動機に対するトルク指令を低下させるトルク指令低下ステップと、を有する。
本発明の第４の態様によれば、プログラムは、コンピュータに、発電機と直流電力を送電する直流送電部とを接続する電力変換器が、前記発電機からの前記直流送電部による送電を中止すべき不具合を検出した場合に、前記電力変換器が前記発電機から受け入れる有効電力の設定値を低下させて生じる、前記発電機へ入力されるトルクと前記発電機が出力する有効電力とのバランスの崩れに起因する事象を検出する事象検出ステップと、前記事象検出ステップにて前記バランスの崩れに起因する事象を検出した場合、前記発電機へ入力される前記トルクを出力する原動機に対するトルク指令を低下させるトルク指令低下ステップと、を実行させるためのプログラムである。
上記した発電制御装置、電力変換器、発電制御方法およびプログラムによれば、発電設備における短絡電流が大きい場合でも、発電設備側で、直流送電部と電力系統とを接続する電力変換器よりも電力系統側における事故を検知することができる。
以下、本発明の実施形態を説明するが、以下の実施形態は特許請求の範囲にかかる発明を限定するものではない。また、実施形態の中で説明されている特徴の組み合わせの全てが発明の解決手段に必須であるとは限らない。
＜第１の実施形態＞
図１は、本発明の第１の実施形態における発送電システムの機能構成を示す概略ブロック図である。同図において、発送電システム１は、風車１０と、交流母線２０と、変圧器３０と、風車側電力変換器４１と、風車側変換器制御装置４２と、直流送電部５０と、半導体スイッチ６１と、制動抵抗６２と、系統側電力変換器７１と、系統側変換器制御装置７２と変圧器８０と、発電制御装置１００とを備える。風車１０は、翼１１と、油圧ポンプ１２と、アキュムレータ１３と、油圧モータ１４と、同期発電機１５と、変圧器１６とを備える。
また、発送電システム１は、変圧器８０にて電力系統９０と接続されている。
なお、後述するように、発送電システム１が半導体スイッチ６１と制動抵抗６２とを備えない構成となる場合もある。
図１は、本発明の第１の実施形態における発送電システムの機能構成を示す概略ブロック図である。同図において、発送電システム１は、風車１０と、交流母線２０と、変圧器３０と、風車側電力変換器４１と、風車側変換器制御装置４２と、直流送電部５０と、半導体スイッチ６１と、制動抵抗６２と、系統側電力変換器７１と、系統側変換器制御装置７２と変圧器８０と、発電制御装置１００とを備える。風車１０は、翼１１と、油圧ポンプ１２と、アキュムレータ１３と、油圧モータ１４と、同期発電機１５と、変圧器１６とを備える。
また、発送電システム１は、変圧器８０にて電力系統９０と接続されている。
なお、後述するように、発送電システム１が半導体スイッチ６１と制動抵抗６２とを備えない構成となる場合もある。
なお、発送電システム１が備える風車の数は２つに限らず１つ以上であればよい。
また、本実施形態における発電設備は風車に限らない。例えば、発送電システム１が、火力発電設備または水力発電設備など風車以外の発電設備を備えていてもよい。また、発送電システム１が、風車と火力発電設備とを備えるなど、複数種類の発電設備を備えていてもよい。
また、本実施形態における発電設備は風車に限らない。例えば、発送電システム１が、火力発電設備または水力発電設備など風車以外の発電設備を備えていてもよい。また、発送電システム１が、風車と火力発電設備とを備えるなど、複数種類の発電設備を備えていてもよい。
風車１０は、風力を受けて発電し、発電した電力を、直流送電部５０を介して電力系統９０へ供給する。風車１０は、例えば海洋に設置される洋上風車である。但し、風車１０の設置場所は洋上に限らず陸上であってもよい。
風車１０において、翼１１が受ける風力エネルギーによって油圧ポンプ１２が駆動され、油圧ポンプ１２によって油圧モータ１４が駆動され、油圧モータ１４からの機械的エネルギーによって同期発電機１５が駆動される。すなわち、翼１１が風力を受けて回転すると、翼１１からの回転エネルギーによって油圧ポンプ１２が駆動され、油圧を生じさせる。油圧ポンプ１２からの油圧により油圧モータ１４が駆動されて同期発電機１５のロータを回転させ、この回転エネルギーにより同期発電機１５が交流電力を発電する。なお、アキュムレータ１３には油圧伝達用の油が蓄えられている。このように、本実施形態では、風車１０が油圧駆動により同期発電機１５を動作させる場合を例に説明している。
風車１０において、翼１１が受ける風力エネルギーによって油圧ポンプ１２が駆動され、油圧ポンプ１２によって油圧モータ１４が駆動され、油圧モータ１４からの機械的エネルギーによって同期発電機１５が駆動される。すなわち、翼１１が風力を受けて回転すると、翼１１からの回転エネルギーによって油圧ポンプ１２が駆動され、油圧を生じさせる。油圧ポンプ１２からの油圧により油圧モータ１４が駆動されて同期発電機１５のロータを回転させ、この回転エネルギーにより同期発電機１５が交流電力を発電する。なお、アキュムレータ１３には油圧伝達用の油が蓄えられている。このように、本実施形態では、風車１０が油圧駆動により同期発電機１５を動作させる場合を例に説明している。
翼１１と、油圧ポンプ１２と、アキュムレータ１３と、油圧モータ１４との組み合わせは原動機の例に該当し、同期発電機１５へ入力されるトルク（機械トルク）を出力することで、同期発電機１５のロータを回転駆動させる。
ここでいう原動機は、自然界に存在するエネルギーを機械的エネルギーに変換する機器である。ここでいう自然界に存在するエネルギーは、様々なエネルギーであってよい。例えば、自然界に存在するエネルギーは、石炭または石油などの燃料による熱エネルギーであってもよいし、地熱または太陽熱などの熱エネルギーであってもよいし、太陽光などの光エネルギーであってもよいし、風力または水力などの運動エネルギーまたは位置エネルギーであってもよい。本実施形態では、自然界に存在するエネルギーが風力である場合を例に説明する。
同期発電機１５が発電した電力に対し、変圧器１６が交流母線２０の電圧への変圧を行って交流母線２０へ出力する。
交流母線２０は、風車１０の各々から出力される電力を変圧器３０へ伝送する。
ここでいう原動機は、自然界に存在するエネルギーを機械的エネルギーに変換する機器である。ここでいう自然界に存在するエネルギーは、様々なエネルギーであってよい。例えば、自然界に存在するエネルギーは、石炭または石油などの燃料による熱エネルギーであってもよいし、地熱または太陽熱などの熱エネルギーであってもよいし、太陽光などの光エネルギーであってもよいし、風力または水力などの運動エネルギーまたは位置エネルギーであってもよい。本実施形態では、自然界に存在するエネルギーが風力である場合を例に説明する。
同期発電機１５が発電した電力に対し、変圧器１６が交流母線２０の電圧への変圧を行って交流母線２０へ出力する。
交流母線２０は、風車１０の各々から出力される電力を変圧器３０へ伝送する。
変圧器３０は、交流母線２０からの電力に対して電圧変換を行って風車側電力変換器４１へ出力する。
風車側電力変換器４１は、発電機と直流電力を送電する直流送電部とを接続し、変圧器３０からの電力（交流電力）を直流電力に変換して直流送電部５０へ出力する。
風車側電力変換器４１は、発電機と直流電力を送電する直流送電部とを接続し、変圧器３０からの電力（交流電力）を直流電力に変換して直流送電部５０へ出力する。
風車側変換器制御装置４２は、風車側電力変換器４１による電力変換を制御する。特に、風車側変換器制御装置４２は、例えば電力系統９０との連系点における事故など、直流送電部５０による送電を中止すべき不具合を検出した場合、風車側電力変換器４１が同期発電機１５から受け入れる有効電力の設定値（有効電力指令）を低下させる。
例えば、風車側変換器制御装置４２は、直流送電部５０から電力系統９０へ電力を出力できないことにより、直流送電部５０の電圧が所定の閾値以上に上昇したことを検出すると、風車側電力変換器４１が同期発電機１５から受け入れる有効電力の設定値を低下させる。なお、ここでの低下には遮断（０にすること）も含まれる。従って、風車側変換器制御装置４２が、風車側電力変換器４１に、同期発電機１５から受け入れる有効電力を遮断させるようにしてもよいし、当該有効電力を０よりも大きい値に低減させるようにしてもよい。以下では、風車側変換器制御装置４２が、風車側電力変換器４１に、同期発電機１５から受け入れる有効電力を遮断させる場合を例に説明する。
図２は、風車側変換器制御装置４２の機能構成を示す概略ブロック図である。同図において、風車側変換器制御装置４２は、電圧制御部４２１と、遮断時指令出力部４２２と、事象検出部４２３と、指令切替部４２４と、電流制御部４２５とを備える。
電圧制御部４２１は、通常時における電流制御部４２５への電流指令を出力する。電圧制御部４２１が出力する電流指令は、洋上の交流電圧・周波数を一定にするように生成される。通常時において、風車側電力変換器４１は、この電流指令に基づいて電流制御部４２５で制御された電圧指令に基づいて制御される。すなわち、電流制御部４２５は、風車側電力変換器４１の電流値が電圧制御部４２１の電流指令値になるように電圧指令を生成し、該電圧指令を風車側電力変換器４１に出力する。
遮断時指令出力部４２２は、異常時（直流送電部５０による送電を中止すべき不具合発生時）における指令として、有効電力を遮断する指令（すなわち、風車側電力変換器４１が受け入れる有効電力を０にする指令）または低下させる指令を出力する。なお、風車側電力変換器４１が受け入れる有効電力を０にする場合は、風車側電力変換器４１を停止することでも実現可能である。
電圧制御部４２１は、通常時における電流制御部４２５への電流指令を出力する。電圧制御部４２１が出力する電流指令は、洋上の交流電圧・周波数を一定にするように生成される。通常時において、風車側電力変換器４１は、この電流指令に基づいて電流制御部４２５で制御された電圧指令に基づいて制御される。すなわち、電流制御部４２５は、風車側電力変換器４１の電流値が電圧制御部４２１の電流指令値になるように電圧指令を生成し、該電圧指令を風車側電力変換器４１に出力する。
遮断時指令出力部４２２は、異常時（直流送電部５０による送電を中止すべき不具合発生時）における指令として、有効電力を遮断する指令（すなわち、風車側電力変換器４１が受け入れる有効電力を０にする指令）または低下させる指令を出力する。なお、風車側電力変換器４１が受け入れる有効電力を０にする場合は、風車側電力変換器４１を停止することでも実現可能である。
事象検出部４２３は、直流送電部５０による送電を中止すべき不具合の発生を検出する。例えば、事象検出部４２３は、直流送電部５０の電圧が所定の閾値以上に上昇したことを検出することにより、直流送電部５０による送電を中止すべき不具合の発生を検出する。
但し、事象検出部４２３が、直流送電部５０による送電を中止すべき不具合を検出する方法は、直流送電部５０の電圧上昇を検出する方法に限らない。例えば、事象検出部４２３が通信により不具合発生の通知を受けるようにしてもよい。
但し、事象検出部４２３が、直流送電部５０による送電を中止すべき不具合を検出する方法は、直流送電部５０の電圧上昇を検出する方法に限らない。例えば、事象検出部４２３が通信により不具合発生の通知を受けるようにしてもよい。
指令切替部４２４は、風車側電力変換器４１に対する指令の切替を行う。具体的には、事象検出部４２３が、直流送電部５０の電圧が所定の閾値以上に上昇したことを検出していない状態では、指令切替部４２４は、電圧制御部４２１からの電流指令を風車側電力変換器４１へ出力する。一方、事象検出部４２３が、直流送電部５０の電圧が所定の閾値以上に上昇したことを検出している状態では、指令切替部４２４は、遮断時指令出力部４２２からの電流指令を風車側電力変換器４１へ出力する。
直流送電部５０は、風車側電力変換器４１から出力される電力を直流電力にて系統側電力変換器７１へ送電する。
制動抵抗６２は、事故発生時に余剰電力を消費させるための電気抵抗である。
半導体スイッチ６１は、通常時は開状態（オフ）になっており、電流を流さない。一方、事故発生時に余剰電力が生じると、半導体スイッチ６１は、閉状態（オン）になって制動抵抗６２に電流を流し、余剰電力を半導体スイッチ６１に消費させる。
制動抵抗６２は、事故発生時に余剰電力を消費させるための電気抵抗である。
半導体スイッチ６１は、通常時は開状態（オフ）になっており、電流を流さない。一方、事故発生時に余剰電力が生じると、半導体スイッチ６１は、閉状態（オン）になって制動抵抗６２に電流を流し、余剰電力を半導体スイッチ６１に消費させる。
系統側電力変換器７１は、直流送電部５０からの直流出力を交流電力に変換して変圧器８０へ出力する。
系統側変換器制御装置７２は、系統側電力変換器７１による電力変換を制御する。
変圧器８０は、系統側電力変換器７１からの電力に対し電力系統９０の電圧への変圧を行って電力系統９０へ出力する。
電力系統９０は、電力会社の電力系統であり、各発電設備からの電力を送電する。
系統側変換器制御装置７２は、系統側電力変換器７１による電力変換を制御する。
変圧器８０は、系統側電力変換器７１からの電力に対し電力系統９０の電圧への変圧を行って電力系統９０へ出力する。
電力系統９０は、電力会社の電力系統であり、各発電設備からの電力を送電する。
発電制御装置１００は、油圧モータ１４のトルク（油圧モータ１４が同期発電機１５へ出力するトルク）を制御する。特に、発電制御装置１００は、事故発生時に、油圧モータ１４に対するトルク指令（油圧モータ１４に出力させるトルクの指令）を低下させる。これにより、発電制御装置１００は、同期発電機１４による発電を制御する。
なお、ここでの低下には遮断（０にすること）も含まれる。従って、発電制御装置１００が、油圧モータ１４から同期発電機１５へのトルクの遮断を指令するようにしてもよいし、当該トルクを０よりも大きい値に低減させる指令を行うようにしてもよい。以下では、発電制御装置１００が、油圧モータ１４から同期発電機１５へのトルクの遮断を指令する場合を例に説明する。
ここで、油圧モータ１４に対するトルク指令に同期発電機１５の回転数を乗算すると、同期発電機１５に対する有効電力指令に等しくなる。このように、有効電力指令とトルク指令とを読み替えることができる。
なお、ここでの低下には遮断（０にすること）も含まれる。従って、発電制御装置１００が、油圧モータ１４から同期発電機１５へのトルクの遮断を指令するようにしてもよいし、当該トルクを０よりも大きい値に低減させる指令を行うようにしてもよい。以下では、発電制御装置１００が、油圧モータ１４から同期発電機１５へのトルクの遮断を指令する場合を例に説明する。
ここで、油圧モータ１４に対するトルク指令に同期発電機１５の回転数を乗算すると、同期発電機１５に対する有効電力指令に等しくなる。このように、有効電力指令とトルク指令とを読み替えることができる。
図３は、発電制御装置１００の機能構成を示す概略ブロック図である。同図において、発電制御装置１００は、翼ピッチ制御部１１０と、ポンプ制御部１２０と、モータ制御部１３０と、発電機制御部１４０とを備える。モータ制御部１３０は、トルク制御部１３１と、遮断時指令出力部１３２と、事象検出部１３３と、指令切替部１３４とを備える。
翼ピッチ制御部１１０は、翼１１のピッチ（翼１１の角度）を制御する。
ポンプ制御部１２０は、油圧ポンプ１２を制御する。
翼ピッチ制御部１１０は、翼１１のピッチ（翼１１の角度）を制御する。
ポンプ制御部１２０は、油圧ポンプ１２を制御する。
モータ制御部１３０は、油圧モータ１４を制御する。
トルク制御部１３１は、通常時における油圧モータ１４に対するトルク指令を生成する。通常時において、油圧モータ１４は、トルク制御部１３１が出力する指令値（トルク指令）のトルクを同期発電機１５へ出力するよう動作する。
遮断時指令出力部１３２は、異常時における油圧モータ１４へのトルク指令として、トルクの指令値０を出力する。異常時において、油圧モータ１４は、遮断時指令出力部１３２が出力する指令値０に基づいて、油圧モータ１４から同期発電機１５へのトルクの出力を遮断する。
トルク制御部１３１は、通常時における油圧モータ１４に対するトルク指令を生成する。通常時において、油圧モータ１４は、トルク制御部１３１が出力する指令値（トルク指令）のトルクを同期発電機１５へ出力するよう動作する。
遮断時指令出力部１３２は、異常時における油圧モータ１４へのトルク指令として、トルクの指令値０を出力する。異常時において、油圧モータ１４は、遮断時指令出力部１３２が出力する指令値０に基づいて、油圧モータ１４から同期発電機１５へのトルクの出力を遮断する。
事象検出部１３３は、風車側電力変換器４１が同期発電機１５から受け入れる有効電力の設定値を低下させて生じる、同期発電機１５への入力トルクと同期発電機１５が出力する有効電力とのバランスの崩れに起因する事象を検出する。具体的には、風車側電力変換器４１が同期発電機１５から受け入れる有効電力の設定値を低下させることで、同期発電機１５への入力トルクが、同期発電機１５が出力する有効電力に対して過剰になる。これにより同期発電機１５の回転数、および、同期発電機１５が接続された電力系統の周波数が上昇し、事象検出部１３３は、この回転数が所定の閾値以上になったことを検出する。あるいは、事象検出部１３３が、同期発電機１５が接続された電力系統の周波数が所定の閾値以上になったことを検出するようにしてもよい。
指令切替部１３４は、油圧モータ１４に対する指令の切替を行う。具体的には、事象検出部１３３が、同期発電機１５が接続された電力系統の周波数が所定の閾値以上になったことを検出していない状態では、指令切替部１３４は、トルク制御部１３１からの指令を油圧モータ１４へ出力する。一方、事象検出部１３３が、同期発電機１５が接続された電力系統の周波数が所定の閾値以上になったことを検出している状態では、指令切替部１３４は、遮断時指令出力部１３２からの指令を油圧モータ１４へ出力する。
このように、モータ制御部１３０は、事象検出部１３３が、同期発電機１５が接続された電力系統の周波数が所定の閾値以上になったことを検出すると、油圧モータ１４への入力トルク指令を低下させる。油圧モータ１４からの機械トルクを抑制することで、トルクの余剰による同期発電機１５の回転数上昇を回避するためである。
発電機制御部１４０は、同期発電機１５を制御する。
発電機制御部１４０は、同期発電機１５を制御する。
次に、図４を参照して発送電システム１の動作について説明する。
図４は、事故発生時に発送電システム１が行う処理の例を示す図である。
通常時においては、風車側電力変換器４１は、風車１０と風車側電力変換器４１との間の交流電圧および周波数が一定になるよう制御している。
図４は、事故発生時に発送電システム１が行う処理の例を示す図である。
通常時においては、風車側電力変換器４１は、風車１０と風車側電力変換器４１との間の交流電圧および周波数が一定になるよう制御している。
一方、例えば電力系統との連系点で系統事故が発生するなど（ステップＳ１０１）、電力系統への送電ができなくなると（ステップＳ１０２）、直流送電部５０の電力が過剰となり直流送電部５０の電圧が上昇する（ステップＳ１０３）。
風車側電力変換器４１は、直流送電部５０の電圧が所定の閾値以上に上昇したことを検知すると（ステップＳ１０４）、風車側電力変換器４１が風車１０から受け入れる有効電力の設定値を低下させる（ステップＳ１０５）。これにより、同期発電機１５への入力トルクが、同期発電機１５が出力する有効電力に対して過剰になることで（ステップＳ１０６）、同期発電機１５の回転数が上昇する（ステップＳ１０７）。同期発電機１５の回転数の上昇に伴い、発電の周波数（洋上系統周波数）も上昇する。ここでいう洋上系統は、風車１０から風車側電力変換器４１までの電力系統である。
風車側電力変換器４１は、直流送電部５０の電圧が所定の閾値以上に上昇したことを検知すると（ステップＳ１０４）、風車側電力変換器４１が風車１０から受け入れる有効電力の設定値を低下させる（ステップＳ１０５）。これにより、同期発電機１５への入力トルクが、同期発電機１５が出力する有効電力に対して過剰になることで（ステップＳ１０６）、同期発電機１５の回転数が上昇する（ステップＳ１０７）。同期発電機１５の回転数の上昇に伴い、発電の周波数（洋上系統周波数）も上昇する。ここでいう洋上系統は、風車１０から風車側電力変換器４１までの電力系統である。
発電制御装置１００において事象検出部１３３が、発電機回転数（または洋上系統周波数）を常時監視し、発電機回転数（または洋上系統周波数）が所定の閾値（例えば定格回転数の１１０パーセント（％））を超えたことを検出する（ステップＳ１０８）。すると、指令切替部１３４が、油圧モータ１４への入力トルク指令を遮断する(ステップＳ１０９)。
余剰となったトルクは風車１０のロータ回転数（翼１１および回転軸の回転数）に蓄積される。すなわちロータ回転数が上昇する。
余剰となったトルクは風車１０のロータ回転数（翼１１および回転軸の回転数）に蓄積される。すなわちロータ回転数が上昇する。
ここで、一般の風車と同様、風車１０では、ロータ回転数を一定にするように翼ピッチ制御が実施されている（ステップＳ１１０）。この翼ピッチ制御で入力エネルギーを低減させることにより、風車１０の過回転による停止（トリップ）を防止することが可能である。
以上のように、同期発電機１５と直流送電部５０とを接続する風車側電力変換器４１が、同期発電機１５からの直流送電部５０による送電を中止すべき不具合を検出した場合、風車側電力変換器４１は、同期発電機１５から受け入れる有効電力の設定値を低下させる。そして、事象検出部１３３は、これによって生じる、同期発電機１５へ入力されるトルクと同期発電機１５が出力する有効電力とのバランスの崩れに起因する事象を検出する。
そして、事象検出部１３３がバランスの崩れに起因する事象を検出した場合、指令切替部１３４は、油圧モータ１４への入力トルク指令を遮断する。
このように、事象検出部１３３が、バランスの崩れに起因する事象を検出することで、同期発電機１５の短絡電流が大きい場合でも、電力系統９０との連系点など、系統側電力変換器７１よりも電力系統９０側における事故を検知することができる。
そして、事象検出部１３３がバランスの崩れに起因する事象を検出した場合、指令切替部１３４は、油圧モータ１４への入力トルク指令を遮断する。
このように、事象検出部１３３が、バランスの崩れに起因する事象を検出することで、同期発電機１５の短絡電流が大きい場合でも、電力系統９０との連系点など、系統側電力変換器７１よりも電力系統９０側における事故を検知することができる。
また、事象検出部１３３は、バランスの崩れに起因する事象として、同期発電機１５の回転数の増加または洋上系統周波数（同期発電機１５が接続されている系統の周波数）の増加の少なくともいずれかを示す事象を検出する。
これにより、事象検出部１３３は、同期発電機１５の回転数、または、同期発電機１５の発電周波数など洋上系統周波数を監視するという簡単な処理で、系統側電力変換器７１よりも電力系統９０側における事故を検知することができる。
これにより、事象検出部１３３は、同期発電機１５の回転数、または、同期発電機１５の発電周波数など洋上系統周波数を監視するという簡単な処理で、系統側電力変換器７１よりも電力系統９０側における事故を検知することができる。
また、直流送電部５０の電圧上昇に基づき、風車側電力変換器４１が直流送電部５０へ流れ込む有効電力を低下させるので、直流送電部５０に設置される半導体スイッチ６１、制動抵抗６２ともに、容量低減が可能、もしくは設置不要となる。半導体スイッチ６１および制動抵抗６２の設置要否は、風車１０における回転数（同期発電機１５や回転軸等の回転数）の上昇がどこまで許容されるかに依存する。
また、異常伝達に周波数を使用するため、風車１０と風車側電力変換器４１とが離れて設置されていても、風車１０と風車側電力変換器４１と間の電力ケーブルが正常に接続され、かつ、事象検出部１３３が備える周波数検出器が正常であれば異常を検出することが可能である。通信で異常を伝達する方式も考えられるが、通信ケーブル断線、ノイズによる通信エラー等により異常伝達ができなくなるリスクが考えられ、この点において、本アイデアの方が信頼性が高い。
＜第２の実施形態＞
事象検出部が異常を検出する方法は、周波数による方法に限らない。本実施形態では、事象検出部が有効電力の指令値と測定値との偏差に基づいて異常を検出する場合について説明する。
第２の実施形態における装置の構成は図１〜図３と同様であり、図示および説明を省略する。第２の実施形態では、事象検出部１３３（図３）が異常を検出する処理が、第１の実施形態の場合と異なる。
事象検出部１３３は、同期発電機１５に対する有効電力指令と、有効電力の測定値との偏差に基づいて異常（直流送電部５０による送電を中止すべき不具合）を検出する。
ここで、発電機の周波数と有効電力との関係は、式（１）のように示される。
事象検出部が異常を検出する方法は、周波数による方法に限らない。本実施形態では、事象検出部が有効電力の指令値と測定値との偏差に基づいて異常を検出する場合について説明する。
第２の実施形態における装置の構成は図１〜図３と同様であり、図示および説明を省略する。第２の実施形態では、事象検出部１３３（図３）が異常を検出する処理が、第１の実施形態の場合と異なる。
事象検出部１３３は、同期発電機１５に対する有効電力指令と、有効電力の測定値との偏差に基づいて異常（直流送電部５０による送電を中止すべき不具合）を検出する。
ここで、発電機の周波数と有効電力との関係は、式（１）のように示される。
但し、Ｍは慣性定数を表し、ＰＷは発電機への機械入力（単位はワット［Ｗ］）を表し、ＰＧは発電機有効電力（単位はワット）を表す。
また、ωは発電機の回転角速度（単位はラジアン毎秒（ｒａｄ／ｓ））を表し、式（２）のように示される。
また、ωは発電機の回転角速度（単位はラジアン毎秒（ｒａｄ／ｓ））を表し、式（２）のように示される。
但し、ｆは発電機の回転数（単位はヘルツ（Ｈｚ））を表す。
また、慣性定数Ｍは式（３）のように示される。
また、慣性定数Ｍは式（３）のように示される。
但し、Ｊは慣性モーメント（単位はキログラム平方メートル（ｋｇ・ｍ２）を表し、ωｓは発電機同期速度（単位はラジアン毎秒）を表す。
式（１）を参照すると、発電機の回転角速度ωの微分と、発電機への機械入力から発電機の有効電力を減算した差とが比例している。このことから、事故発生時に発電機の回転角速度が徐々に上昇するのに対し、発電機への機械入力から発電機の有効電力を減算した差は、すぐに変化する。
式（１）を参照すると、発電機の回転角速度ωの微分と、発電機への機械入力から発電機の有効電力を減算した差とが比例している。このことから、事故発生時に発電機の回転角速度が徐々に上昇するのに対し、発電機への機械入力から発電機の有効電力を減算した差は、すぐに変化する。
また、風車では通常、風速やロータ回転数に基づいて風車が出力すべき有効電力指令ＰＷ０ （ｒｅｆ）（またはトルク指令）は常時計算されている。また、発電機の有効電力ＰＧは測定されている。
事象検出部１３３は、有効電力に基づいて、異常（直流送電部５０による送電を中止すべき不具合）を検出する。具体的には、有効電力偏差（風車１０が出力すべき有効電力の指令値と実際の有効電力との差）の閾値εｐを予め設定し、式（４）に基づいて異常の有無を判定する。
事象検出部１３３は、有効電力に基づいて、異常（直流送電部５０による送電を中止すべき不具合）を検出する。具体的には、有効電力偏差（風車１０が出力すべき有効電力の指令値と実際の有効電力との差）の閾値εｐを予め設定し、式（４）に基づいて異常の有無を判定する。
すなわち、事象検出部１３３が、有効電力指令ＰＷ０ （ｒｅｆ）と発電機有効電力計測値ＰＧとの偏差がεｐよりも大きくなったことを検出した場合に、指令切替部１３４が指令を切り替えて、有効電力を遮断する。なお、判定の誤動作防止のためにフィルタ処理を付加してもよい。
以上のように、事象検出部１３３は、バランスの崩れに起因する事象として、同期発電機１５からの有効電力と同期発電機１５に対する有効電力指令との偏差の増加を検出する。
これにより、事象検出部１３３は、周波数に基づく場合よりも速やかに異常を検知し得る。
なお、第２の実施形態と第１の実施形態とは両立し得る。例えば、事象検出部が、周波数に基づく異常検出、有効電力に基づく異常検出の両方を行うようにしてもよい。
これにより、事象検出部１３３は、周波数に基づく場合よりも速やかに異常を検知し得る。
なお、第２の実施形態と第１の実施形態とは両立し得る。例えば、事象検出部が、周波数に基づく異常検出、有効電力に基づく異常検出の両方を行うようにしてもよい。
＜第３の実施形態＞
本実施形態では、第１の実施形態の構成（図１）における、事故が除去された際の処理について説明する。なお、第２の実施形態の構成における、事故が除去された際の処理も同様とすることができる。
第３の実施形態における装置の構成は図１と同様であり、図示および説明を省略する。
本実施形態では、第１の実施形態の構成（図１）における、事故が除去された際の処理について説明する。なお、第２の実施形態の構成における、事故が除去された際の処理も同様とすることができる。
第３の実施形態における装置の構成は図１と同様であり、図示および説明を省略する。
図５は、事故が除去された際に発送電システム１が行う処理の例を示す図である。
電力系統９０との連系点で発生した系統事故が除去され（ステップＳ２０１）、送電が回復した場合（ステップＳ２０２）、直流送電部５０の電圧が定常状態に回復する（ステップＳ２０３）。
系統事故が継続している間は同期発電機１５への入力トルクが、同期発電機１５が出力する有効電力に対して過剰になることで、同期発電機１５の回転数が上昇していたが、風車側電力変換器４１は、直流送電部５０の電圧が定常状態に回復したことを検知すると（ステップＳ２０４）直ちに、風車側電力変換器４１の容量および同期発電機１５の出力変動の許容範囲内で、迅速に周波数を下げるよう動作する（ステップＳ２０６）。具体的には、同期発電機１５から受け入れる有効電力を増加させることで、同期発電機１５が出力する有効電力を増加させ、これにより同期発電機１５の回転数および洋上系統周波数を低下させる。
電力系統９０との連系点で発生した系統事故が除去され（ステップＳ２０１）、送電が回復した場合（ステップＳ２０２）、直流送電部５０の電圧が定常状態に回復する（ステップＳ２０３）。
系統事故が継続している間は同期発電機１５への入力トルクが、同期発電機１５が出力する有効電力に対して過剰になることで、同期発電機１５の回転数が上昇していたが、風車側電力変換器４１は、直流送電部５０の電圧が定常状態に回復したことを検知すると（ステップＳ２０４）直ちに、風車側電力変換器４１の容量および同期発電機１５の出力変動の許容範囲内で、迅速に周波数を下げるよう動作する（ステップＳ２０６）。具体的には、同期発電機１５から受け入れる有効電力を増加させることで、同期発電機１５が出力する有効電力を増加させ、これにより同期発電機１５の回転数および洋上系統周波数を低下させる。
事象検出部１３３が、洋上周波数を監視しておき、洋上周波数が設定値（系統事故除去判定周波数）を下回ったことを検出すると（ステップＳ２０７）、指令切替部１３４が、油圧モータ１４への入力トルク指令の遮断を終了し、トルク制御部１３１が、油圧モータ１４への入力トルク指令の出力を再開する（ステップＳ２０８）。
油圧モータ１４のトルク出力再開に伴ってロータ回転数（翼１１および回転軸の回転数）および油圧ポンプ１２の回転数が下がってくるが、通常通りロータ回転数および油圧ポンプ１２の回転数を一定とするように翼ピッチ制御が実施される（ステップＳ２０９）。
風車側電力変換器４１は、有効電力が安定した時点で、徐々に周波数を定格まで下げる（ステップＳ２１０）。
油圧モータ１４のトルク出力再開に伴ってロータ回転数（翼１１および回転軸の回転数）および油圧ポンプ１２の回転数が下がってくるが、通常通りロータ回転数および油圧ポンプ１２の回転数を一定とするように翼ピッチ制御が実施される（ステップＳ２０９）。
風車側電力変換器４１は、有効電力が安定した時点で、徐々に周波数を定格まで下げる（ステップＳ２１０）。
図６は、事故が除去された際の、洋上周波数、有効電力および油圧モータ１４への入力トルク指令の変化の例を示すグラフである。
同図の横軸は時刻を示す。また、線Ｌ１１は洋上周波数を示し、線Ｌ１２は風車側電力変換器４１における有効電力を示し、線Ｌ１３は油圧モータ１４に対する入力トルク指令を示す。
時刻Ｔ１１において、系統事故が発生して直流送電部５０の電圧が所定の閾値以上に上昇したことを検知すると、風車側電力変換器４１は、直流送電部５０への有効電力の出力を遮断する、または低下させる（線Ｌ１２）。これにより、洋上周波数が上昇する（線Ｌ１１）。
同図の横軸は時刻を示す。また、線Ｌ１１は洋上周波数を示し、線Ｌ１２は風車側電力変換器４１における有効電力を示し、線Ｌ１３は油圧モータ１４に対する入力トルク指令を示す。
時刻Ｔ１１において、系統事故が発生して直流送電部５０の電圧が所定の閾値以上に上昇したことを検知すると、風車側電力変換器４１は、直流送電部５０への有効電力の出力を遮断する、または低下させる（線Ｌ１２）。これにより、洋上周波数が上昇する（線Ｌ１１）。
時刻Ｔ１２において、洋上周波数が閾値（系統事故判定周波数）よりも上昇すると、指令切替部１３４が、油圧モータ１４から同期発電機１５へのトルクを遮断させる（線Ｌ１１）。
また、時刻Ｔ１３において、系統事故が除去されると、風車側電力変換器４１が有効電力を直流送電部５０へ出力して（線Ｌ１２）、洋上周波数を低減させる（線Ｌ１３）。
時刻Ｔ１４において、洋上周波数が閾値（系統事故除去判定周波数）以下になると、指令切替部１３４が油圧モータ１４から同期発電機１５へのトルクの遮断を終了し、トルク制御部１３１が、油圧モータ１４へのトルク指令を風車１０へ出力する（線Ｌ１３）。
時刻Ｔ１５において、風車１０からの出力再開を完了し（線Ｌ１３）、その後、風車側電力変換器４１が、洋上周波数を定格まで徐々に下げていく（線Ｌ１１）。
また、時刻Ｔ１３において、系統事故が除去されると、風車側電力変換器４１が有効電力を直流送電部５０へ出力して（線Ｌ１２）、洋上周波数を低減させる（線Ｌ１３）。
時刻Ｔ１４において、洋上周波数が閾値（系統事故除去判定周波数）以下になると、指令切替部１３４が油圧モータ１４から同期発電機１５へのトルクの遮断を終了し、トルク制御部１３１が、油圧モータ１４へのトルク指令を風車１０へ出力する（線Ｌ１３）。
時刻Ｔ１５において、風車１０からの出力再開を完了し（線Ｌ１３）、その後、風車側電力変換器４１が、洋上周波数を定格まで徐々に下げていく（線Ｌ１１）。
以上の処理により、発送電システム１は、連系点で発生した系統事故が除去され、出力再開が可能となった際に、系統周波数を安定に保ちながら出力を再開することが可能となる。
＜第４の実施形態＞
事故が除去されたことの通知は、上記のように洋上周波数による通知に限らない。本実施形態では、事故が除去されたことを通信にて通知する例について説明する。第４の実施形態も、第１の実施形態、第２の実施形態の何れにも適用し得る。
図７は、本発明の第４の実施形態における発送電システムの機能構成を示す概略ブロック図である。
同図において、図１の各部に対応して同様の機能を有する部分には同一の符号（１０〜１６、２０、３０、４１、４２、５０、６１、６２、７１、７２、８０、９０、１００）を付し、説明を省略する。
事故が除去されたことの通知は、上記のように洋上周波数による通知に限らない。本実施形態では、事故が除去されたことを通信にて通知する例について説明する。第４の実施形態も、第１の実施形態、第２の実施形態の何れにも適用し得る。
図７は、本発明の第４の実施形態における発送電システムの機能構成を示す概略ブロック図である。
同図において、図１の各部に対応して同様の機能を有する部分には同一の符号（１０〜１６、２０、３０、４１、４２、５０、６１、６２、７１、７２、８０、９０、１００）を付し、説明を省略する。
図７に示される発送電システム２では、図１の構成に加えて、風車側変換器制御装置４２と発電制御装置１００とが通信を行う。
図８は、事故が除去された際に発送電システム２が行う処理の例を示す図である。
同図のステップＳ３０１〜３０４は、図５のステップＳ２０１〜２０４と同様である。
ステップＳ３０４の後、風車側電力変換器４１は、その時点での洋上系統の周波数が一定となるように動作する（ステップＳ３０５）。また、制御器３００が、発電制御装置１００に対し通信経由で出力再開指令を送信する（ステップＳ３０６）。発電制御装置１００は、当該指令に基づいて、遮断していた油圧モータ１４への入力トルク指令の出力を再開する（ステップＳ３０７）。
同期発電機１５の電力出力再開に伴ってロータ回転数が下がってくるが、通常通りロータ回転数を一定とするように翼ピッチ制御が実施される（ステップＳ３０８）。
風車１０が出力を再開した後、風車側電力変換器４１は、風車側電力変換器４１の容量の余力に応じて洋上の周波数を定格まで低下させる（ステップＳ３０９）。
同図のステップＳ３０１〜３０４は、図５のステップＳ２０１〜２０４と同様である。
ステップＳ３０４の後、風車側電力変換器４１は、その時点での洋上系統の周波数が一定となるように動作する（ステップＳ３０５）。また、制御器３００が、発電制御装置１００に対し通信経由で出力再開指令を送信する（ステップＳ３０６）。発電制御装置１００は、当該指令に基づいて、遮断していた油圧モータ１４への入力トルク指令の出力を再開する（ステップＳ３０７）。
同期発電機１５の電力出力再開に伴ってロータ回転数が下がってくるが、通常通りロータ回転数を一定とするように翼ピッチ制御が実施される（ステップＳ３０８）。
風車１０が出力を再開した後、風車側電力変換器４１は、風車側電力変換器４１の容量の余力に応じて洋上の周波数を定格まで低下させる（ステップＳ３０９）。
図９は、事故が除去された際に通信による場合の、周波数洋上周波数の変化、および、油圧モータ１４への入力トルク指令の変化の例を示すグラフである。
同図の横軸は時刻を示す。また、線Ｌ２１は洋上周波数を示し、線Ｌ２２は油圧モータ１４に対する入力トルク指令を示す。
時刻Ｔ２１において、系統事故が発生すると、風車側電力変換器４１が直流送電部５０への有効電力の出力を遮断し、洋上周波数が上昇する（線Ｌ２１）。
同図の横軸は時刻を示す。また、線Ｌ２１は洋上周波数を示し、線Ｌ２２は油圧モータ１４に対する入力トルク指令を示す。
時刻Ｔ２１において、系統事故が発生すると、風車側電力変換器４１が直流送電部５０への有効電力の出力を遮断し、洋上周波数が上昇する（線Ｌ２１）。
時刻Ｔ２２において、洋上周波数が閾値（系統事故判定周波数）よりも上昇すると、指令切替部１３４が、油圧モータ１４への入力トルク指令を遮断する（線Ｌ２２）。
また、時刻Ｔ２３において、系統事故が除去されると、風車側電力変換器４１は、洋上周波数を一定に保つよう動作する（線Ｌ２１）。また、制御器３００が発電制御装置１００へ出力再開指令を送信し、発電制御装置１００が同期発電機１５への入力トルク指令の出力を再開する（線Ｌ２２）。
時刻Ｔ２４において、風車１０からの出力再開を完了し（線Ｌ２２）、その後、風車側電力変換器４１が、洋上周波数を定格まで徐々に下げていく（線Ｌ２１）。
また、時刻Ｔ２３において、系統事故が除去されると、風車側電力変換器４１は、洋上周波数を一定に保つよう動作する（線Ｌ２１）。また、制御器３００が発電制御装置１００へ出力再開指令を送信し、発電制御装置１００が同期発電機１５への入力トルク指令の出力を再開する（線Ｌ２２）。
時刻Ｔ２４において、風車１０からの出力再開を完了し（線Ｌ２２）、その後、風車側電力変換器４１が、洋上周波数を定格まで徐々に下げていく（線Ｌ２１）。
以上の処理により、連系点で発生した系統事故が除去され、出力再開が可能となった際に、系統周波数を安定に保ちながら出力を再開することが可能となる。
＜第５の実施形態＞
第１の実施形態における制御は、電力変換器を用いて連系する風車にも適用可能である。本実施形態ではこの点について説明する。
図１０は、本発明の第５の実施形態における発送電システムの機能構成を示す概略ブロック図である。
同図において、図１の各部に対応して同様の機能を有する部分には同一の符号（１１、１６、２０、３０、４１、４２、５０、６１、６２、７１、７２、８０、９０）を付し、説明を省略する。
第１の実施形態における制御は、電力変換器を用いて連系する風車にも適用可能である。本実施形態ではこの点について説明する。
図１０は、本発明の第５の実施形態における発送電システムの機能構成を示す概略ブロック図である。
同図において、図１の各部に対応して同様の機能を有する部分には同一の符号（１１、１６、２０、３０、４１、４２、５０、６１、６２、７１、７２、８０、９０）を付し、説明を省略する。
図１０に示される発送電システム３は、風車４１０の構成、および、発電制御装置１００が行う処理において、発送電システム１（図１）と異なる。
風車４１０は、発電機として永久磁石同期発電機４１１を有し、また、交流直流変換器４１２と、直流バス４１３と、直流交流変換器４１４とを有している。但し、風車４１０が有する発電機は永久磁石同期発電機に限らない。例えば、風車４１０が、永久磁石同期発電機に変えて誘導発電機を有していてもよい。
永久磁石同期発電機４１１が発電した電力は、交流直流変換器４１２で直流に変換され、直流バス４１３を経由した後、直流交流変換器４１４にて交流に変換される。
また、発電制御装置１００は、バランスの崩れに起因する事象として、直流バス４１３の電圧上昇を検出する。
風車４１０は、発電機として永久磁石同期発電機４１１を有し、また、交流直流変換器４１２と、直流バス４１３と、直流交流変換器４１４とを有している。但し、風車４１０が有する発電機は永久磁石同期発電機に限らない。例えば、風車４１０が、永久磁石同期発電機に変えて誘導発電機を有していてもよい。
永久磁石同期発電機４１１が発電した電力は、交流直流変換器４１２で直流に変換され、直流バス４１３を経由した後、直流交流変換器４１４にて交流に変換される。
また、発電制御装置１００は、バランスの崩れに起因する事象として、直流バス４１３の電圧上昇を検出する。
図１１は、事故発生時に発送電システム３が行う処理の例を示す図である。
同図のステップＳ４０１〜Ｓ４０６は、図１のステップＳ１０１〜Ｓ１０６と同様である。ステップＳ４０６でのバランスの崩れにより、直流バス電圧（直流バス４１３の電圧）が上昇する（ステップＳ４０７）。
発電制御装置１００は、直流バス電圧を常時監視しており、直流バス電圧があらかじめ設定するしきい値（例えば定格の１０５パーセント）を超えた場合に（ステップＳ４０８）、風車の電力変換器のうち風車側の交流直流変換器への電力指令を遮断する（ステップＳ４０９）。
ステップＳ４１０は、図１のステップＳ１１０と同様である。
同図のステップＳ４０１〜Ｓ４０６は、図１のステップＳ１０１〜Ｓ１０６と同様である。ステップＳ４０６でのバランスの崩れにより、直流バス電圧（直流バス４１３の電圧）が上昇する（ステップＳ４０７）。
発電制御装置１００は、直流バス電圧を常時監視しており、直流バス電圧があらかじめ設定するしきい値（例えば定格の１０５パーセント）を超えた場合に（ステップＳ４０８）、風車の電力変換器のうち風車側の交流直流変換器への電力指令を遮断する（ステップＳ４０９）。
ステップＳ４１０は、図１のステップＳ１１０と同様である。
以上より、電力変換器を用いて連系する風車でも、電圧を変化させずに対応することが可能となる。
なお、発電制御装置１００の全部または一部の機能を実現するためのプログラムをコンピュータ読み取り可能な記録媒体に記録して、この記録媒体に記録されたプログラムをコンピュータシステムに読み込ませ、実行することにより各部の処理を行ってもよい。なお、ここでいう「コンピュータシステム」とは、ＯＳや周辺機器等のハードウェアを含むものとする。
また、「コンピュータシステム」は、ＷＷＷシステムを利用している場合であれば、ホームページ提供環境（あるいは表示環境）も含むものとする。
また、「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、フレキシブルディスク、光磁気ディスク、ＲＯＭ、ＣＤ−ＲＯＭ等の可搬媒体、コンピュータシステムに内蔵されるハードディスク等の記憶装置のことをいう。さらに「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、インターネット等のネットワークや電話回線等の通信回線を介してプログラムを送信する場合の通信線のように、短時間の間、動的にプログラムを保持するもの、その場合のサーバやクライアントとなるコンピュータシステム内部の揮発性メモリのように、一定時間プログラムを保持しているものも含むものとする。また上記プログラムは、前述した機能の一部を実現するためのものであっても良く、さらに前述した機能をコンピュータシステムにすでに記録されているプログラムとの組み合わせで実現できるものであってもよい。
また、「コンピュータシステム」は、ＷＷＷシステムを利用している場合であれば、ホームページ提供環境（あるいは表示環境）も含むものとする。
また、「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、フレキシブルディスク、光磁気ディスク、ＲＯＭ、ＣＤ−ＲＯＭ等の可搬媒体、コンピュータシステムに内蔵されるハードディスク等の記憶装置のことをいう。さらに「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、インターネット等のネットワークや電話回線等の通信回線を介してプログラムを送信する場合の通信線のように、短時間の間、動的にプログラムを保持するもの、その場合のサーバやクライアントとなるコンピュータシステム内部の揮発性メモリのように、一定時間プログラムを保持しているものも含むものとする。また上記プログラムは、前述した機能の一部を実現するためのものであっても良く、さらに前述した機能をコンピュータシステムにすでに記録されているプログラムとの組み合わせで実現できるものであってもよい。
以上、本発明の実施形態について図面を参照して詳述してきたが、具体的な構成はこの実施形態に限られるものではなく、この発明の要旨を逸脱しない範囲の設計変更等も含まれる。
１、２、３ 発送電システム
１０、４１０ 風車
１１ 翼
１２ 油圧ポンプ
１３ アキュムレータ
１４ 油圧モータ
１５ 同期発電機
１６、３０、８０ 変圧器
２０ 交流母線
４１ 風車側電力変換器
４２ 風車側変換器制御装置
４２１ 電圧制御部
４２２ 遮断時指令出力部
４２３ 事象検出部
４２４ 指令切替部
５０ 直流送電部
６１ 半導体スイッチ
６２ 制動抵抗
７１ 系統側電力変換器
７２ 系統側変換器制御装置
１００ 発電制御装置
１１０ 翼ピッチ制御部
１２０ ポンプ制御部
１３０ モータ制御部
１３１ トルク制御部
１３２ 遮断時指令出力部
１３３ 事象検出部
１３４ 指令切替部
１４０ 発電機制御部
４１１ 永久磁石同期発電機
４１２ 交流直流変換器
４１３ 直流バス
４１４ 直流交流変換器
９０ 電力系統
１０、４１０ 風車
１１ 翼
１２ 油圧ポンプ
１３ アキュムレータ
１４ 油圧モータ
１５ 同期発電機
１６、３０、８０ 変圧器
２０ 交流母線
４１ 風車側電力変換器
４２ 風車側変換器制御装置
４２１ 電圧制御部
４２２ 遮断時指令出力部
４２３ 事象検出部
４２４ 指令切替部
５０ 直流送電部
６１ 半導体スイッチ
６２ 制動抵抗
７１ 系統側電力変換器
７２ 系統側変換器制御装置
１００ 発電制御装置
１１０ 翼ピッチ制御部
１２０ ポンプ制御部
１３０ モータ制御部
１３１ トルク制御部
１３２ 遮断時指令出力部
１３３ 事象検出部
１３４ 指令切替部
１４０ 発電機制御部
４１１ 永久磁石同期発電機
４１２ 交流直流変換器
４１３ 直流バス
４１４ 直流交流変換器
９０ 電力系統
Claims (7)
- 発電機と直流電力を送電する直流送電部とを接続する電力変換器が、前記発電機からの前記直流送電部による送電を中止すべき不具合を検出した場合に、前記電力変換器が前記発電機から受け入れる有効電力の設定値を低下させて生じる、前記発電機へ入力されるトルクと前記発電機が出力する有効電力とのバランスの崩れに起因する事象を検出する事象検出部と、
前記事象検出部が前記バランスの崩れに起因する事象を検出した場合、前記発電機へ入力される前記トルクを出力する原動機に対するトルク指令を低下させるトルク指令低下部と、
を備える発電制御装置。 - 前記事象検出部は、前記バランスの崩れに起因する事象として、前記発電機の回転数の増加または前記発電機が接続された電力系統の周波数の増加の少なくともいずれかを示す事象を検出する、請求項１に記載の発電制御装置。
- 前記事象検出部は、前記バランスの崩れに起因する事象として、前記発電機からの有効電力と前記原動機に対するトルク指令との偏差の増加を検出する、請求項１または請求項２に記載の発電制御装置。
- 前記発電機と前記電力変換器との間に、前記発電機からの電力を直流電力にて通電させる直流バスが設けられており、
前記事象検出部は、前記バランスの崩れに起因する事象として、前記直流バスにおける電圧の上昇を検出する、請求項１から３のいずれか１項に記載の発電制御装置。 - 発電機と直流電力を送電する直流送電部とを接続する電力変換器を制御する電力変換器制御装置であって、
前記発電機からの前記直流送電部による送電を中止すべき不具合を検出した場合に、前記電力変換器が前記発電機から受け入れる有効電力の設定値を低下させる、電力変換器制御装置。 - 発電制御装置の発電制御方法であって、
発電機と直流電力を送電する直流送電部とを接続する電力変換器が、前記発電機からの前記直流送電部による送電を中止すべき不具合を検出した場合に、前記電力変換器が前記発電機から受け入れる有効電力の設定値を低下させて生じる、前記発電機へ入力されるトルクと前記発電機が出力する有効電力とのバランスの崩れに起因する事象を検出する事象検出ステップと、
前記事象検出ステップにて前記バランスの崩れに起因する事象を検出した場合、前記発電機へ入力される前記トルクを出力する原動機に対するトルク指令を低下させるトルク指令低下ステップと、
を有する発電制御方法。 - コンピュータに、
発電機と直流電力を送電する直流送電部とを接続する電力変換器が、前記発電機からの前記直流送電部による送電を中止すべき不具合を検出した場合に、前記電力変換器が前記発電機から受け入れる有効電力の設定値を低下させて生じる、前記発電機へ入力されるトルクと前記発電機が出力する有効電力とのバランスの崩れに起因する事象を検出する事象検出ステップと、
前記事象検出ステップにて前記バランスの崩れに起因する事象を検出した場合、前記発電機へ入力される前記トルクを出力する原動機に対するトルク指令を低下させるトルク指令低下ステップと、
を実行させるためのプログラム。
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