JP2018061417A - 電動機駆動式発電装置及び回転形系統安定化装置 - Google Patents

Abstract

【課題】電力の送電系統の末端や離島等の独立した小規模の電力系統において、系統を安定化する。【解決手段】電動機駆動式発電装置１１は、誘導電動発電機としての第１回転機（ＣＳＲ）と、界磁調整可能な同期機としての第２回転機（ＧＳＲ）とが一対で構成され、第２回転機（ＧＳＲ）は、系統と接続可能とされ、第１回転機（ＣＳＲ）は、電力エネルギーを蓄える蓄電設備（Ｂａｔｔ）と電力エネルギーを双方向で直流交流変換させる電力変換装置（ＢＳＣ）とに接続可能とされる。【選択図】図１

Description

本発明の実施形態は、電動機駆動式発電装置及び回転形系統安定化装置（ロータリーＳＳＤ（システム・スタビライジング・デバイス））に関する。

近年、太陽光発電や風力発電等の自然エネルギーを利用した再生可能エネルギー発電の普及が促進されている。

しかしながら、電力系統の末端や離島といった小規模の電力系統においては、このような自然エネルギーによる再生可能エネルギー発電の発電量が、天候等の変化によって急変することにより、系統の電圧変動や周波数変動等を発生させ、需要家に悪影響を与える問題が生じる。自然エネルギーによる再生エネルギー発電の増加より、これらの問題はさらに顕在化しつつある。

このため、系統の末端に接続する発電事業者は、電力会社から、分路リアクトル、静止型無効電力補償装置（ＳＶＣ）等の電力補償装置の設置を義務付けられたり、系統への接続自体を拒否されるケースも発生し、再生可能エネルギーの普及を阻害する要因にもなりかねない。

さらに別の問題として、自然エネルギー発電が安定して有効分を供給していても、自然エネルギー発電と同一の系統に接続されている電力会社のディーゼル発電装置等の原動機付回転形発電機は、自然エネルギー発電の発電量が増加していると、負荷量とのバランスから、休止または停止する場合がある。

この休止または停止状態で系統事故が発生した場合、事故点の区分に必要な選択遮断のために持続短絡電流が必要となるが、多くの自然エネルギー発電は、電力変換装置を使用しているため、選択遮断に必要な持続短絡電流の供給が出来ない。そのため、後備主幹遮断器の開放（トリップ）等による全遮断となり、全体の電力系統が停止、あるいは広範囲での停電（ブラックアウト）に至る恐れがある。

従来は、系統に接続されているディーゼル発電装置やタービン発電装置といった原動機付回転形発電装置により、持続短絡電流が供給され、選択遮断が維持可能であったが、前述したように太陽光発電や風力発電等の再生可能エネルギー発電が近年増加してきたことにより、原動機付回転形発電装置が休止あるいは停止している可能性があり、そのような場合、持続短絡電流の供給補償が困難となる場合がある。

特開２０１４−１２４０４８ 特開２００４−３４３９８４ 特開平６−２８４５８３ ＷＯ２０１５／０７５９２３

本実施形態は、電力の送電系統の末端や離島等の独立した小規模の電力系統において、系統の安定化を目的とする。

具体的には、電圧や周波数の変動を抑制と、潮流調整に必要な有効または無効電力の調整と、系統の余剰電力の吸収と不足電力を補完と、系統内での事故が発生した場合に系統の選択遮断に必要な持続短絡電流の補償などを実現可能とする電動機駆動式発電装置及び回転形系統安定化装置（ロータリーＳＳＤ）を提供する。

実施形態の電動機駆動式発電装置は、誘導電動発電機としての第１回転機（ＣＳＲ）と、界磁調整可能な同期機としての第２回転機（ＧＳＲ）とが一対で構成され、前記第２回転機（ＧＳＲ）は、検出器及び電圧調整器を介して系統と接続可能とされ、前記第１回転機（ＣＳＲ）は、電力エネルギーを蓄える蓄電設備（Ｂａｔｔ）と電力エネルギーを双方向で直交変換させる電力変換装置（ＢＳＣ）とに接続可能とされる。

また、別の実施形態では、前記電動機駆動式発電装置を備えた回転形系統安定化装置を含む。

第１〜第５の実施形態に係る電動機駆動式発電装置を含む回転型系統安定化装置を示す図。 第１〜第４の実施形態に係る回転型系統安定化装置の制御ロジックを示すフローチャート。 第１〜第４の実施形態に係る回転型系統安定化装置の制御ロジックを示すフローチャート。 第１〜第４の実施形態に係る回転型系統安定化装置の制御ロジックを示すフローチャート。 第５の実施形態に係る回転型系統安定化装置の制御ロジックを示すフローチャート。 第５の実施形態に係る回転型系統安定化装置の制御ロジックを示すフローチャート。 第５の実施形態に係る回転型系統安定化装置の制御ロジックを示すフローチャート。 第６の実施形態に係る電動機駆動式発電装置を含む回転型系統安定化装置を示す図。

本発明の実施形態の電動機駆動式発電装置を含む系統安定化装置は、相互に直結された一対の回転機で構成される電動機駆動式発電装置を主要部として含む。この電動機駆動式発電装置は、エネルギーを蓄える蓄電設備と、この蓄電設備に充放電を行う双方向コンバータと組み合わせて稼働される。

この構成により、実施形態の電動機駆動式発電装置を含む系統安定化装置は、接続された系統のエネルギーに余剰があり、電動機駆動式発電装置を駆動するだけのエネルギーがある場合、系統側に接続された回転機（ＧＳＲ：グリッド・サイド・ロータ）を電動機として電動発電機を駆動させ、直結された電力変換装置側の回転機（ＣＳＲ：コンバータ・サイド・ロータ）により発電をおこなう。これにより、双方向コンバータで交流直流変換し、蓄電池に電力エネルギーを蓄電させることが可能となる。

また、接続された系統のエネルギーが不足し、蓄電池に電力エネルギーが蓄えられている場合には、蓄電池からエネルギーを放出させる。これにより、双方向コンバータで直流交流変換を行い、電力変換装置側回転機（ＣＳＲ）を電動機運転し、その駆動力により直結されている系統側回転機（ＧＳＲ）を同期発電機および同期調相機として作用させる。

このように、本発明の実施形態の電動機駆動式発電装置を含む系統安定化装置では、電力変換装置側回転機（ＣＳＲ）と系統側回転機（ＧＳＲ）を一対で制御する電動機駆動式発電装置を備えることを特徴の一つとしている。

本実施形態の電動機駆動式発電装置を含む系統安定化装置は、例えば、電力系統の末端や離島といった、系統安定化が望まれる小規模の電力系統等に適用され得る。

（第１の実施形態）
以下、本発明の第１の実施形態の電動機駆動式発電装置を含む回転形系統安定化装置について図面を参照して説明する。なお、図中、同一の構成部分には同一の符号を付して示し、その詳細な説明は省略する。

図１は、第１の実施形態の電動機駆動式発電装置を含む安定化装置の概略を示す図である。

第１の実施形態では、有効電力（周波数）制御による例を説明する。

まず、図１に示されるように、第１の実施形態の系統安定化装置は、系統側の回転機（ＧＳＲ）１と、後述する電力変換装置側の回転機（ＣＳＲ）２とが一対となって備えられた電動機駆動式発電装置１１を含む。

ここで、回転機（ＣＳＲ）２は、誘導電動発電機であり、回転機（ＧＳＲ）１は、直流励磁式等により界磁調整が可能な同期機である。

また、本系統安定化装置は、この電動機駆動式発電装置１１を、前記回転機（ＣＳＲ）２を駆動制御したり、電力エネルギーを蓄えたりする蓄電池またはコンデンサ等で構成される蓄電設備（Ｂａｔｔ）３を含むエネルギー貯蔵装置、及び前記蓄電設備（Ｂａｔｔ）３の充放電装置として作用する双方向の電力変換装置（ＢＳＣ）４、とを組み合せる。

尚、電力変換装置（ＢＳＣ）４は、前記回転機（ＣＳＲ）２と蓄電設備（Ｂａｔｔ）３との間に設けられる。この電力変換装置（ＢＳＣ）４は、前記回転機（ＣＳＲ）２に直流交流電力変換により駆動を制御する駆動インバータ（ＩＮＶ）（図示せず）と、接続されている系統から交流直流電力変換により蓄電装置３に充電制御を行う充電コンバータ（ＣＮＶ）（図示せず）とを含む双方向コンバータである。ここで、駆動インバータ（ＩＮＶ）と充電コンバータ（ＣＮＶ）は、系統から蓄電設備（Ｂａｔｔ）への直流母線に共通に接続される。

また、電動機駆動式発電装置１１は、電動機駆動式発電装置１１の回転数や位相を検出するための回転検出器（ＰＧ）５と、ブラシレス交流励磁機１０をさらに含む。

回転検出器（ＰＧ）５は、電力変換装置側回転機（ＣＳＲ）２と電力変換装置（ＢＳＣ）４との間に設けられる。また、系統側の回転機（ＧＳＲ）１には、
後述する励磁機（ＥＸ）１０が接続され、回転機（ＧＳＲ）１の界磁を制御する。前記励磁機（ＥＸ）１０はブラシレスコイルとサイリスタを含む。

ここで、前記励磁機（ＥＸ）１０はなくてもよい。この場合、後述する自動調整装置７から系統側回転機（ＧＳＲ）１に直接接続される。

さらに、系統側回転機（ＧＳＲ）１と接続されている系統の電圧や周波数、あるいは他の発電装置（Ｇ）の出力と負荷の容量は、発電装置（Ｇ）や系統負荷等にも設けられた、電流検出器等の複数のセンサ６及び電圧検出用変圧器（ＶＴ）８により検出される。

また、自動調整装置７と系統側回転機（ＧＳＲ）１との間には、直列に接続された電圧検出用変圧器（ＶＴ）８及びヒューズ９が設けられる。

このように前記複数のセンサ６と電圧検出用変圧器（ＶＴ）８によって検出された結果に基づいて、自動調整装置７は、電力変換装置（ＢＳＣ）４の駆動力及び回転数の制御指令や系統側回転機（ＧＳＲ）１の起電力を調整するために、界磁を制御する。

自動調整装置７は、より具体的には、自動電圧調整装置（ＡＶＲ）７ａと、自動力率調整装置（ＡＰＦＲ）７ｂと、プログラマブルロジックコントローラ（ＰＬＣ）７ｃと、から構成される。前記コントローラ７ｃによって界磁の制御指令が与えられ、前記励磁機（ＥＸ）１０の界磁を所定の目的値に設定する。

尚、プログラマブルロジックコントローラ（ＰＬＣ）７ｃは、本実施形態のように自動調整装置７内に設けられていてもよいし、自動調整装置７外部に設け自動電圧調整装置（ＡＶＲ）７ａ、自動力率調整装置（ＡＰＦＲ）７ｂ並びに電動機駆動式発電装置１１を外部から制御するようにしてもよい。

以上述べたように、第１の実施形態では、電力を検出する検出器によって、電動機駆動式発電装置の系統側の回転機（ＧＳＲ）１の電力が検出され、その電力に応じて電力変換装置側回転機（ＣＳＲ）２の駆動力を電力変換装置（ＢＳＣ）４により制御し、また系統側の回転機（ＧＳＲ）１の電圧を自動電圧調整装置（ＡＶＲ）７ａと自動力率調整装置（ＡＰＦＲ）７ｂにより制御する。

図２〜図４は、図１で示した電動機駆動式発電装置を含む回転形系統安定化装置（ロータリーＳＳＤ）の制御ロジックを示すフローチャートである。

まず、図２のフローチャートに示すように、系統安定化装置は、太陽光や風力による発電量の変動、系統負荷の変動、あるいは、休止発電機の運転、といった様々な要因によって、系統の有効電力が増減する（ステップ１）。

系統の発電量が大きく負荷量が小さい場合は、有効電力の供給が過大となることからその系統の周波数数は増加する。逆に、系統の発電量が小さく負荷量が大きい場合には、周波数は減少する。

第１の実施形態では、このような周波数の増減の変動を利用した、周波数偏差（ΔＦ）制御を行う。

一例として、ここでは、規定周波数Ｆが、例えば６０Ｈｚの系統において、前述のいずれかの要因によって、系統の実周波数（Ｆ_ＧＲＩＤ）が５９．０Ｈｚに減少した場合を考える。回転形系統安定化装置の電動機駆動式発電装置１１は、系統側回転機（ＧＳＲ）１が同期機であるため、系統の実周波数（Ｆ_ＧＲＩＤ：５９．０Ｈｚ）に支配される同期速度で回転している。すなわち、回転検出器（ＰＧ）５により検出された電力変換装置側回転機（ＣＳＲ）２の回転数に同期するように制御される（ステップ２）。

ここで電動機駆動式発電装置１１が実際に回転している実回転数から系統の実周波数を演算した場合、規定周波数Ｆと現在値Ｆ_ＧＲＩＤに周波数偏差として周波数偏差（ΔＦ：１．０Ｈｚ）が生じる（ステップ３）。

尚、プログラマブルコントローラ（ＰＬＣ）では、この周波数制御を実行させる閾値として設定周波数（｜Ｆ_ＳＥＴ｜：０．４Ｈｚ（Ｆ_ＳＥＴ＝±０．４Ｈｚ））が設定されている。この設定周波数｜Ｆ_ＳＥＴ｜と周波数偏差ΔＦの差分（Ｆ_ＤＩＦＦ：０．６Ｈｚ）を瞬時移動平均値として算出する（移動平均処理；ステップ４）（図２（Ａ）から図３（Ａ）へ）。

ここで、図３のフローチャートに示すように、ΔＦ＜｜Ｆ_ＳＥＴ｜の場合、電力変換装置（ＢＳＣ）４で電力変換装置側回転機（ＣＳＲ）２の内部ベクトルΔωをゼロで制御する（ステップ５、ステップ９）（以降は図３の（Ｂ−３）から図４の（Ｂ−３）へ）。

また、ΔＦ≧｜Ｆ_ＳＥＴ｜の場合は、ステップ５からステップ６のフローに移行し、前記ΔＦが“＋”値か“−”値かに応じて前記Δωを制御する（ステップ６からステップ７或いはステップ８へ）。

すなわち、ステップ６で、もし、ΔＦが“−”値であれば、前記Δωをプラスで制御し（ステップ８）、“＋”値であれば前記Δωをマイナスで制御する（ステップ７）。

すなわち、図３及び図４に示されるように、例えば、一定時間でこの偏差量ΔＦが“＋”値となった場合、系統に電力が不足している状態であるので、電力変換装置（ＢＳＣ）４に接続された蓄電設備励磁機３に蓄電された電力エネルギーを用いて、電力変換装置（ＢＳＣ）４で電力変換装置側回転機（ＣＳＲ）２のベクトル制御（内部ベクトルΔωのマイナス制御）を行い、電力変換装置側回転機（ＣＳＲ）２を電動機として作用させ、電動機駆動式発電装置１１に駆動力を発生し、この駆動力により、電動機駆動式発電装置１１の片端に直結されている系統側回転機（ＧＳＲ）１を発電機として作用させる。これにより、系統の不足電力を補う（図１における電力の潮流方向Ｂの場合）（ステップ７、１０、１１。図３（Ｂ−２）から図４（Ｂ−２）ヘ）。

逆に、偏差量ΔＦが“−”値となった場合、系統の電力が余剰な状態であるので、電力変換装置（ＢＳＣ）４で電力変換装置側回転機（ＣＳＲ）２のベクトル制御（内部ベクトルΔωのプラス制御）を行い、系統側回転機（ＧＳＲ）１を電動機として作用させ、電動機駆動式発電装置１１に駆動力を発生し、電力変換装置側回転機（ＣＳＲ）２を発電機として作用させる。これにより電力変換装置側回転機（ＣＳＲ）２で発生した電力を、電力変換装置（ＢＳＣ）４で交流直流変換し、蓄電設備（Ｂａｔｔ）３にエネルギーを蓄える
（図１において電力の潮流方向Ａの場合）（ステップ８、１２、１３。図３（Ｂ−１）から図４（Ｂ−１）ヘ）。

周波数偏差制御では、電動機駆動式発電装置は、系統の現在周波数Ｆ_ＧＲＩＤが、設定周波数以内に収まるように、回転形系統安定化装置の系統側出力を調整する。

以上、述べたてきたように本実施形態によれば、太陽光や風力発電といった自然エネルギー発電等の接続により系統の発電量が減少したにも関わらず、持続短絡電流の供給補償のため、電動機駆動式発電装置１１（原動機付回転形発電装置）を無負荷、あるいは低負荷で運転継続しなければならない場合であっても、系統において、この電動機駆動式発電装置１１を休止することで不必要な燃料の消費を抑える、もしくは電動機駆動式発電装置１１の負荷率を上げることで系統における発電設備の運転効率を向上させることが可能となる。このような持続短絡電流の供給補償を行うことはフライホイールを用いた系統安定化装置では実現することは困難である。

（第２の実施形態）
本発明の第２の実施形態は、前記第１の実施形態の周波数偏差制御とは異なり、回転数一定制御の例である。回転形系統安定化装置の全体構成は、図１と同様なので説明は省略する。

この第２の実施形態は、回転形系統安定化装置（ロータリーＳＳＤ）の制御ロジックが第１の実施形態と異なる。具体的には、系統の発電電力量が減少、あるいは負荷量が増となった場合に、系統の周波数が低下することに着目し、系統に接続されている同期機が、その周波数により回転数が支配されることを利用した制御を行う。この制御は、プログラマブルロジックコントローラ（ＰＬＣ）７ｃによって行われる。

この制御では、回転形系統安定化装置の電動機駆動式発電装置１１は、系統側回転機（ＧＳＲ）１が同期機であるため、系統周波数Ｆに支配された同期速度Ｓで回転している。

前述の如く、系統の発電電力が不足すると周波数が低下するが、これにより電動機駆動式発電装置１１の回転速度は、同期速度Ｓ_ＧＲＩＤとなって、規定周波数での同期速度Ｓとの間に速度偏差Ｓ_ＤＩＦＦが現れる。

電力変換装置側回転機（ＣＳＲ）２と同軸に取り付けられている回転検出器（ＰＧ）５から電動機駆動式発電装置１１の現回転速度を検出し、電力変換装置（ＢＳＣ）４は規定周波数Ｆの同期速度Ｓになるように、蓄電設備（Ｂａｔｔ）３に蓄えられた電力エネルギーを使用して、電力変換装置（ＢＳＣ）４が同期速度Ｓになるように回転数一定制御を行う。

従って、速度偏差Ｓ_ＤＩＦＦがマイナス値の場合は、電動機駆動式発電装置１１の電力変換装置側回転機（ＣＳＲ）２は駆動力を与えられ、電動機駆動式発電装置１１の片端の系統側回転機（ＧＳＲ）１はこの駆動力により、有効電力を発電し、系統に電力を供給することができ、最終的には系統は、規定周波数に収束していく。

逆に、速度偏差Ｓ_ＤＩＦＦがプラス値の場合は、系統側回転機（ＧＳＲ）１は同期機のため電動機として作用し、電動機駆動式発電装置１１に駆動力を与え、電力変換装置側回転機（ＣＳＲ）２が発電機となり、発電された電力は、電力変換装置（ＢＳＣ）４を介して電力変換後、蓄電設備（Ｂａｔｔ）３に電力を蓄電する。

上記の回転数一定制御によって、系統安定化を実現することも可能である。

（第３の実施形態）
本発明の第３の実施形態は、前記第１、第２の実施形態の制御ロジックとは異なる、周波数ドループ制御の例である。この制御は、プログラマブルロジックコントローラ（ＰＬＣ）７ｃによって行われる。

尚、回転形系統安定化装置の全体構成は、図１と同様なので説明は省略する。

この第３の実施形態も、前記実施形態と同様に電動機駆動式発電装置１１の回転数にあらかじめ規定する下限周波数で電動機駆動式発電装置１１の系統側回転機（ＧＳＲ）１が吸収方向（電動機モード）となり、同じく規定の上限周波数で系統側回転機（ＧＳＲ）１が送電方向（発電機モード）となる。異なるのは、電力変換装置（ＢＳＣ）４に周波数と駆動制御にドループ特性を持たせ電力変換装置側回転機（ＣＳＲ）２の制御を行う点である。

上記の周波数ドループ制御によって、系統安定化を実現することも可能である。

（第４の実施形態）
本発明の第４の実施形態は、前記第１〜第３の実施形態の制御ロジックとは異なる、電力偏差制御の例である。この制御は、プログラマブルロジックコントローラ（ＰＬＣ）７ｃによって行われる。

尚、回転形系統安定化装置の全体構成は、図１と同様なので説明は省略する。

第４の実施形態では、系統の瞬時発電量Ｐ_Ｇ、瞬時負荷量Ｐ_Ｌをプログラマブルロジックコントローラ（ＰＬＣ）７ｃに取り込み、この数値の比較を行い、瞬時電力量Ｐ_Ｇに対して、負荷量Ｐ_Ｌが大きい場合、電力偏差Ｐ_ＤＩＦＦはマイナス値となり、蓄電設備に蓄えた電力エネルギーを使用し、電力変換装置（ＢＳＣ）４により電動機駆動式発電装置１１の電力変換装置側回転機（ＣＳＲ）２に駆動力を与え、その駆動力により系統側回転機（ＧＳＲ）１を発電機として作用させ、系統の不足している電力を補償する。

逆に系統の瞬時電力量Ｐ_Ｇに対して、負荷量Ｐ_Ｌが小さい場合、電力偏差Ｐ_ＤＩＦＦはプラス値となり、余剰のＰ_Ｇにより、電動機駆動式発電装置１１の系統側回転機（ＧＳＲ）１を電動機運転し、電力変換装置側回転機（ＣＳＲ）２に駆動力を与え、その駆動力により電力変換装置側回転機（ＣＳＲ）２を発電機として作用させ、接続されている電力変換装置（ＢＳＣ）４により、蓄電設備（Ｂａｔｔ）３に余剰の電力エネルギーを蓄える。

上記の電力偏差制御によって、系統安定化を実現することも可能である。

（第５の実施形態）
以上、述べた第１〜第４の実施形態は全て、有効電力（周波数制御もしくは回転数一定制御）に関するものである。本実施形態は、無効電力（電圧）制御により、系統安定化を図るものである。本実施形態の回転形系統安定化装置の全体構成は、第１の実施形態の図１と同様なので詳細な説明は省略する。この実施形態では、電圧を検出する検出器（図１では電圧検出用変圧器（ＶＴ）８）によって、電圧駆動式発電装置の系統側の回転機（ＧＳＲ）１の電圧が検出され、その電圧に応じて系統側の回転機（ＧＳＲ）１の電圧を自動電圧調整装置（ＡＶＲ）７ａと自動力率調整装置（ＡＰＦＲ）７ｂにより制御する。

図５〜図７は、図１で示した電動機駆動式発電装置を含む回転形安定化装置（ロータリーＳＳＤ）の制御ロジックを示すフローチャートである。

まず、図５のフローチャートに示すように、系統安定化装置は、太陽光や風力による電圧の変動、系統負荷の変動、或いは、休止発電機の運転、といった様々な要因によって、系統の無効電力（電圧）が増減する（ステップ２０）。

系統の無効電力が大きく、負荷が要求する無効電力が小さい場合、無効電力の供給が過大となることからその系統の電圧は上昇する。逆に系統の無効電力が小さく、負荷が要求する無効電力が大きい場合には、電圧が下降する。

第５の実施形態では、このような電圧の増減の変動を利用した、電圧偏差（ΔＶ）制御を行う。

一例として、ここでは、規定電圧Ｖが、例えば６６００Ｖの系統において、前述のいずれかの要因によって、系統の実電圧（Ｖ_ＧＲＩＤ）が６３００Ｖに減少した場合を考える。回転形系統安定化装置の電動機駆動式発電装置１１は、系統側回転機（ＧＳＲ）１が同期機であるため、系統の実電圧（Ｖ_ＧＲＩＤ：６３００Ｖ）に支配される電圧で運転している。すなわち、電圧検出用変圧器（ＶＴ）８によって検出された系統側回転機（ＧＳＲ）１の電圧に同期するように制御される（ステップ２１）。

ここで、電動機駆動式発電装置１１が実際に運転している実電圧から系統の実電圧を演算した場合、規定電圧Ｖと現在値Ｖ_ＧＲＩＤとの間に電圧偏差（ΔＶ：３００Ｖ）が生じる（ステップ２２）。

尚、プログラマブルコントローラ（ＰＬＣ）では、この電圧制御を実行させる閾値として設定電圧（｜Ｖ_ＳＥＴ｜：１００Ｖ（Ｖ_ＳＥＴ＝±１００Ｖ））が設定されている。この設定電圧｜Ｖ_ＳＥＴ｜と電圧偏差ΔＶの差分（Ｖ_ＤＩＦＦ：２００Ｖ）を瞬時始動平均値として算出する（移動平均処理；ステップ２３。図５（Ａ’）から図６（Ａ’）へ）。

ここで、図６のフローチャートに示すように、ΔＶ＜｜Ｖ_ＳＥＴ｜の場合、電圧調整器（ＡＶＲ／ＡＰＦＲ）で系統側回転機（ＧＳＲ）１の界磁電流Ｉ_ｅｆ
をゼロで制御する（ステップ２４からステップ２９へ。以降は、図６（Ｂ’−３）から図７の（Ｂ’−３）へ）。

また、ΔＶ≧｜Ｖ_ＳＥＴ｜の場合は、ステップ２４からステップ２６のフローに移行し、前記ΔＶが“＋”値か“−”値かに応じて前記界磁電流Ｉ_ｅｆを制御する（ステップ２５からステップ２６或いはステップ２７へ）。

すなわち、ステップ２５で、もし、ΔＶが“−”値であれば、前記Ｉ_ｅｆをプラスで制御し（ステップ２７）、“＋”値であれば、前記Ｉ_ｅｆをマイナスで制御する（ステップ２６）。

すなわち、図５及び図６に示されるように、例えば、一定時間でこの偏差量ΔＶが“＋”値となった場合、系統側回転機（ＧＳＲ）１の電圧は系統電圧に対して強め界磁状態であるので、自動電圧調整装置（ＡＶＲ）７ａと自動力率調整装置（ＡＰＦＲ）７ｂで系統側回転機（ＧＳＲ）１の界磁電流Ｉ_ｅｆをマイナスで制御することにより、系統側回転機（ＧＳＲ）１の電圧を下降させ、系統に対して進相分の無効電力を供給する。系統は、進相分の無効電力が供給されたことにより、系統電圧Ｖ_ＧＲＩＤは系統の規定電圧Ｖまで上昇する（ステップ２６、２９，３０。図６（Ｂ’−２）から図７（Ｂ’−２）へ）。

逆に、偏差量ΔＶが“−”値となった場合、系統側回転機（ＧＳＲ）１の電圧は系統電圧に対して弱め界磁状態であるので、自動電圧調整装置（ＡＶＲ）７ａと自動力率調整装置（ＡＰＦＲ）７ｂで系統側回転機（ＧＳＲ）１の界磁電流Ｉ_ｅｆをプラスで制御することにより、系統側回転機（ＧＳＲ）１の電圧を上昇させ、系統に対して遅相分の無効電力を供給する。系統は、遅相分の無効電力が供給されたことにより、系統電圧Ｖ_ＧＲＩＤは系統の規定電圧Ｖまで下降する（ステップ２７、３１，３２。図６（Ｂ’−１）から図７（Ｂ’−１）へ）。

電圧偏差制御では、電動機駆動式発電装置は、系統の現在電圧Ｖ_ＧＲＩＤが、設定電圧以内に収まるように、回転形系統安定化装置の系統側電圧を調整する。

ここで回転形系統安定化装置（ロータリーＳＳＤ）の制御ロジックとして、この電圧変動を利用した制御手法として、界磁一定制御が考えられる。

例えば、規定電圧Ｖが、６６００Ｖの系統において、系統安定化装置の電動機駆動式発電装置１１の系統側回転機（ＧＳＲ）１は、系統に接続された同期機であるため、自動電圧調整装置（ＡＶＲ）７ａが系統の規定電圧Ｖで調整された界磁電流を一定に保ったまま、系統電圧（Ｖ_ＧＲＩＤ：６３００Ｖ）に変化した場合、系統側回転機（ＧＳＲ）１は系統に対して強め界磁となり、無効電力が発生し、系統に対しては進み無効分が供給されることとなる。

このため系統は、進相分が供給されたことにより、系統電圧Ｖ_ＧＲＩＤは上昇し、当初、系統の規定電圧Ｖとバランスしていき、系統電圧Ｖ_ＧＲＩＤは、系統規定値Ｖまで上昇する。

このように無効電力の界磁一定制御によって、系統安定化を実現することも可能である。

また、同様に、無効電力による制御として、電圧偏差制御、電圧一定制御、
も可能である。

（第６の実施形態）
前記第１の実施形態で説明した電動機駆動式発電装置を含む回転形系統安定化装置の別の実施例として、蓄電設備（Ｂａｔｔ）３にさらにパワーコンディショナー（ＰＣＳ）１２を設けてもよい。例えば、図８に示すように、系統に接続されている太陽光発電や風力発電などの再生可能エネルギー発電及びディーゼル発電装置やタービン発電装置といった原動機付き回転形発電装置の余剰電力をパワーコンディショナー（ＰＣＳ）１２を介して交流直流変換することで蓄電設備（Ｂａｔｔ）３に電力を蓄電するようにすることも可能である。

このような系統安定化装置は、前述の第５の実施形態等他の実施形態にも勿論適用可能である。

さらにまた、前述した有効電力や無効電力の安定化制御は、それぞれ別々に実施することも可能であるが、有効電力と無効電力の制御の両方を組み合せて実施することにより、より高精度な系統安定化を実現させることも可能である。

本発明の実施形態によれば、太陽光や風力発電といった自然エネルギー発電等の接続により、系統の発電量が減少したにも関わらず、持続短絡電流の供給補償のため、電動機駆動式発電装置１１を無負荷、あるいは低負荷で運転を継続しなければならない系統において、この電動機駆動式発電装置１１を休止することで不必要な燃料の消費を抑える、もしくは電動機駆動式発電装置１１の負荷率を上げることで系統における発電設備の運転効率を向上させることが可能となる（持続短絡電流の補償と運転効率向上）。

また、太陽光や風力等の自然エネルギー発電等における瞬時での発電電力の変動を余剰分があるときには吸収し、不足しているときには補償することで、この電力変動を抑制することを可能とし、瞬時電力変動を補完するために新たな蓄電設備等の設置を回避、あるいは容量を低減、または蓄電設備と併用することでその変動制御の応答性の向上を図ることが可能となる（瞬時電力変動の抑制）。

さらに、系統における有効電力の需要と供給が崩れ、系統の周波数変動が発生した場合に発電と負荷の有効電力のバランスを平準化させ、系統の周波数を一定に維持することを可能とし、周波数変動を補償するために新たな蓄電設備の設置を回避、あるいは容量を低減させる、または蓄電設備と併用することでその変動制御の応答性の向上を図ることが可能となる（周波数変動の抑制）。

また、界磁制御により起電力の調整が可能な回転形発電機を使用することで系統電圧の変動を抑制し、系統安定化の向上を可能とすることが可能となる（系統電圧の変動抑制）。

さらに、系統の電力潮流を調整するために必要な調相設備として、遅相あるいは進相の無効電力の補償装置として作用し、コンデンサ設備や分路リアクトル等の省略あるいは容量の縮小することが可能となる（設備の省スペース化）。

このことから、系統全体の潮流を最適化し、系統運用の効率化及び安定化を図ることが可能となる（系統運用の効率化と安定化）
以上、本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。

また、各実施形態の各構成要件は、各実施形態において、適宜、最適に設計されるものとする。

これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。

１ 回転機（ＧＳＲ）
２ 電力変換装置側回転機（ＣＳＲ）
３ 蓄電設備（Ｂａｔｔ）
４ 電力変換装置（ＢＳＣ）
５ 回転検出器（ＰＧ）
６ センサ
７ 自動調整装置
７ａ 自動電圧調整装置（ＡＶＲ）
７ｂ 自動力率調整装置（ＡＰＦＲ）
７ｃ プログラマブルロジックコントローラ（ＰＬＣ）
８ 電圧検出用変圧器（ＶＴ）
９ ヒューズ
１０ 励磁機（ＥＸ）
１１ 電動機駆動式発電装置
１２ パワーコンディショナー（ＰＣＳ）

Claims (15)

1. 誘導電動発電機としての第１回転機と、界磁調整可能な同期機としての第２回転機とが一対で構成され、前記第２回転機は、系統と接続可能とされ、前記第１回転機は、電力エネルギーを蓄える蓄電設備と電力エネルギーを双方向で直流交流変換させる電力変換装置とに接続可能とされた、電動機駆動式発電装置。
2. 電力を検出する検出器によって前記電動機駆動式発電装置の第２回転機の電力が検出され、その電力に応じて第１回転機の駆動力を電力変換装置により制御し、また第２回転機の電圧を電圧調整器により制御する、請求項１記載の電動機駆動式発電装置。
3. 前記検出器によって系統の電力の増減が検出され、その変動量に応じて電圧調整器が系統の電圧調整のために、励磁機の界磁調整を可能とする制御を行う、請求項２記載の電動機駆動式発電装置。
4. 前記検出器による検出の結果、系統の電力に余剰がある場合は、第２回転機を電動機として電動機駆動式発電装置に駆動力を与え、かつ、第１回転機を発電機として稼働し、この第１回転機で発電した電力を電力変換装置で交流直流変換し、前記蓄電設備にエネルギーを蓄積する、請求項２記載の電動機駆動式発電装置。
5. 前記検出器による検出の結果、系統の電力が不足している場合は、蓄電設備に蓄積されたエネルギーを電力変換装置で直流交流変換し、第１回転機を電動機として稼働させ、かつ、第２回転機を発電機として稼働させ系統の不足電力を補う、請求項４記載の電動機駆動式発電装置。
6. 前記励磁機は、一対のブラシレスコイル及び整流素子を含む直流励磁方式の励磁機であって、この励磁機によって前記第２回転機の界磁調整が行われる、請求項５記載の電動機駆動式発電装置。
7. 前記電力変換装置は、この電力変換装置を第１回転機の駆動専用とする駆動インバータと、蓄電設備への充電専用とする充電コンバータとを含む、請求項１記載の電動機駆動式発電装置。
8. 前記第１回転機は、永久磁石式、あるいは、直流励磁式同期電動発電機である、請求項１記載の電動機駆動式発電装置。
9. 前記第１回転機は、二次励磁式誘導機である、請求項１記載の電動機駆動式発電装置。
10. 前記第２回転機は、二次励磁式誘導機である、請求項１記載の電動機駆動式発電装置。
11. 前記請求項４記載の電動機駆動式発電装置と、前記電力変換装置、を含む回転形系統安定化装置。
12. 前記系統安定化装置は、コンデンサ又は蓄電池を備えた蓄電設備を含むエネルギー貯蔵装置をさらに含む、請求項１１記載の回転形系統安定化装置。
13. 前記系統安定化装置は、系統の有効電力もしくは無効電力の制御を行うものである、請求項１１記載の回転形系統安定化装置。
14. 前記系統安定化装置は、前記蓄電設備への充電を行うパワーコンディショナーをさらに含む、請求項１２記載の回転形系統安定化装置。
15. 前記系統安定化装置は、有効電力又は無効電力を制御する、或いは有効電力及び無効電力を制御するものである、請求項１記載の回転形系統安定化装置。