JP4246179B2 - 電源系統の制御装置、電力系統の制御装置、電源系統の制御方法および電力系統の制御方法 - Google Patents

Description

この発明は、電源系統の制御装置、電力系統の制御装置、電源系統の制御方法および電力系統の制御方法に関し、特に、風力、太陽光等を用いた発生電力が変動する発電設備や頻繁に負荷電力が変動する負荷機器を含む電源系統または電力系統を制御するための電源系統の制御装置、電力系統の制御装置、電源系統の制御方法および電力系統の制御方法に関する。

風力エネルギーを利用した発電を行う従来の風力発電設備においては、気象状況によって発生電力が変動してしまうため、出力側に繰り返し充放電可能なフライホイール付き可変速発電機設備等を設置して、風力発電設備の出力脈動に応じてフライホイール付き可変速発電機設備の出力を制御して、電力系統または負荷機器に送る電力が脈動しないよう平滑化している（例えば、特許文献１参照。）。

特開２００２−２８５９４９号公報（請求項３）

地球温暖化防止のための二酸化炭素ＣＯ_２削減を目的に、風力や太陽光等の自然エネルギーを用いた発電設備の導入が期待されている。しかしながら、これらの発電設備は気象状況によりその出力が変化してしまうという欠点がある。従って、そのような発電設備が増加してくると、その電力変動により電力系統全体の電力品質が低下してくるため、これらの出力変動を伴う発電設備の設置は制限されている。このため、特許文献１に記載の従来の風力発電設備では上述のような構成とすることにより、風力発電設備単体として出力の平滑化が計られてきた。しかしながら、これらの構成では風力発電設備単体として高効率運転および短時間電力変動の平滑化は実現できるが、他の複数の発電設備や負荷機器と組み合わせた自家発電電源系統や、離島等の独立電源系統の場合において要求される負荷に応じた電力を供給および維持或いは電力系統全体の電力平準化を図ることはできないという問題点があった。

また、フライホール付き可変速発電機の場合は、駆動電力が常時損失となり、経済性が悪いという問題点があった。

また、複数の発電設備がある系統の場合は、電源間で変動を補完して全体としての変動が緩和される場合があり（一般的に風力発電設備台数をｎ台とすると電力変動は１／√ｎといわれている）、個々の発電設備に平滑装置を設けるのは過剰な設備となってしまうという問題点もあった。

特許文献１に記載の方式以外でも、蓄電池、コンデンサ等の電力貯蔵機器を用いた方式も適用されているが、それらはいずれも高価であると共に、寿命が短く、性能維持のための保守費用がかかったり、設置スペースを確保するのが難しい等の問題点があった。

この発明はかかる問題点を解決するためになされたものであり、需給状態を平衡に維持できると共に、発電設備の出力変動、急激な負荷変動に対しても電源系統内の変動幅を抑制し平衡状態を維持できる経済性に優れた電源系統の制御装置、電力系統の制御装置、電源系統の制御方法および電力系統の制御方法を提供することを目的とする。

この発明は、発生電力が変動する第１の発電設備と、ベースとなる発電を行うとともに、原動機と前記原動機により駆動される可変周波数の励磁電源を有する二重給電同期発電機を有する第２の発電設備と、電力を消費する負荷機器とを備えた電力系統に接続されていない電源系統を、制御するための電源系統の制御装置であって、前記電源系統の周波数が、第１の制御信号として入力される入力手段と、前記電源系統の電圧が、第２の制御信号として入力される第２の入力手段と、前記第１の制御信号に前記第２の制御信号を加算した値の変化に応じて、前記第２の発電設備の出力を励磁制御及び原動機制御により変化させることにより、前記電源系統の周波数変動を抑制する制御手段とを備えたことを特徴とする電源系統の制御装置である。

この発明は、発生電力が変動する第１の発電設備と、ベースとなる発電を行うとともに、原動機と前記原動機により駆動される可変周波数の励磁電源を有する二重給電同期発電機を有する第２の発電設備と、電力を消費する負荷機器とを備えた電力系統に接続されていない電源系統を、制御するための電源系統の制御装置であって、前記電源系統の周波数が、第１の制御信号として入力される入力手段と、前記電源系統の電圧が、第２の制御信号として入力される第２の入力手段と、前記第１の制御信号に前記第２の制御信号を加算した値の変化に応じて、前記第２の発電設備の出力を励磁制御及び原動機制御により変化させることにより、前記電源系統の周波数変動を抑制する制御手段とを備えたことを特徴とする電源系統の制御装置であるので、需給状態を平衡に維持できると共に、発電設備の出力変動、急激な負荷変動に対しても電源系統内の変動幅を抑制し平衡状態を維持できる経済性に優れた制御を提供することができる。

実施の形態１．
以下、この発明の実施の形態１に係る電源設備１２の構成を図１に基づいて説明する。図１に示すように、発電設備１と発電設備２とが設けられている。発電設備１は、例えば風力や太陽光等の自然エネルギー等を利用した発電設備であるため、上述したように、二酸化炭素発生量の削減を図れるという利点があるものの、気象状況による出力変動を伴うという性質を有している。発電設備２は、電力供給のベース電源として動作するもので、二重給電同期機発電設備（交流励磁形発電設備）から構成されている。発電設備２には、図１に示すように、ディーゼルエンジン、ガスエンジン、水車等のベースとなる電力を供給できる原動機３と、原動機３により駆動される二重給電同期機を適用した発電機４と、発電機４を励磁するための可変周波数変換器５（可変周波数電源）と、可変周波数変換器５に制御信号を与える制御装置６とを有している。発電設備１，２の出力は母線７に接続されるとともに、母線７及び連系用遮断器１０を介して電力系統１１に接続されている。また、母線７と連系用遮断器１０との間には、連系用遮断器１０を流れる潮流の検出を行う検出装置８が設けられている。検出装置８と制御装置６とは通信手段９により接続されている。通信手段９は、検出装置８で検出される潮流信号を制御装置６に与える。このように、電源設備１２は、符号１〜１０の各機器で構成される複数の発電設備を有する電源設備である。

なお、発電設備１，２のそれぞれを母線６に接続するための遮断器や、電圧レベルを合せるための変圧器、信号を送受信するための機器等が実際の電源設備１２には設けられているが、ここでは、この発明に直接関係しない機器は図示および説明を省略している。

二重給電同期機発電設備から構成される発電設備２は、これまで主に揚水発電システムに適用されており、例えば特公平６−３４６３０号公報に説明されている通り、電力系統１１に接続した状態でも定格以外の回転数で運転可能であるため、原動機３の出力を変化させることなく、原動機３と発電機４とが有する慣性エネルギーを利用して励磁制御により高速に電力を変化させる制御が可能である。この発明は、図１のように構成された電源設備１２において、この特性を利用して電力系統１１から要求される電力を維持し、かつ電力系統１１に対する発生電力が変動する発電設備１の出力変動の影響を低減させるための制御方法に関するものである。

図２に、この発明の制御方法の実施の形態を示す。図２においては、図１に示した制御装置６、検出装置８、および、通信手段９の部分を示している。図２に示すように、制御装置６内には、平均値演算回路１４と、それに接続された加減算回路１５と、平均値演算回路１４に並列に設けられた変化分検出回路１６とが設けられている。加減算回路１５の一方の入力は平均値演算回路１４からの信号であるが、加減算回路１５の他方の入力である有効電力指令値１３は、中央給電指令所あるいは運転員等により与えられる電力系統の運用上の要求か或いは電力託送を利用した需要家との売買契約に基づく有効電力指令値である。平均値演算回路１４は、検出装置８からの潮流信号が入力されて、該入力信号の一定時間幅の平均値演算や所定の時定数を有する１次遅れ回路等により構成される入力信号の平均値を演算する回路である。加減算回路１５は、有効電力指令値１３と平均値演算回路１４からの信号との偏差を求める回路である。また、変化分検出回路１６は、微分回路や任意の周波数成分を抽出するフィルタ回路等で構成される抑制が必要な脈動成分を取り出す回路である。

次に動作について説明する。発電設備２の出力が一定の場合、発電設備１の変動により連系用遮断器１０を流れる潮流（以下、連系線潮流とする。）が、図３（ｄ）の実線のように変化したとする。連系線潮流の検出装置８からの潮流信号は、平均値演算回路１４で原動機３の応答性能に見合った時間の潮流信号の平均値演算が行われるので、それにより、図３（ｄ）の破線で示すような平均値として求まる。加減算回路１５でこの平均値演算回路１４の出力と有効電力指令値１３との偏差を求めると、図３（ｂ）に示す信号となり、この偏差信号を原動機３内に設けられた原動機制御回路３Ａに与える。原動機３の原動機制御回路３Ａでこの偏差信号に応じて、原動機３の出力を増減させることにより、連系線潮流の平均値を有効電力指令値１３となるように制御する。

同様に、変化分検出回路１６の出力（図３（ｃ）の実線）信号を、発電設備２の可変周波数変換器５内に設けられた可変周波数変換器制御回路５Ａに与える。可変周波数変換器制御回路５Ａは、この信号に応じて、原動機３及び発電機４の慣性エネルギーを利用した励磁制御により高速な電力制御が可能であるため、この変化に応じて電力を増減することにより、連系線潮流の脈動を抑制する。

連系線潮流検出遅れおよび制御系の遅れ等により若干の変動は残るが、原動機３の出力制御及び可変周波数変換器５の励磁制御を同時に行うことにより、図３（ａ）に示すように、連系線潮流を一定に維持することが可能となる。連系線潮流検出遅れおよび制御系の遅れ等により抑制できない若干の変動は、これらの遅れを小さくする、或いは、発生電力が変動する発電設備の出力変動の予測等を取り入れた先行制御等の適用により更に改善可能である。

なお、図２では、連系線潮流の変動をそのまま制御する構成としたが、過剰な制御を回避するため、この変動値が所定値以上となった場合のみ制御を行うよう不感帯等を設けた構成でも同様な効果が得られる。

また、図２では有効電力指令値１３を平均値演算回路１４の出力側においたが、連系線潮流の通信手段９の後においても同様の効果を得ることができる。

なお、二重給電同期機発電設備からなる発電設備２が複数台設けられた電源設備の場合は、電源設備の統合制御装置等に制御装置６に相当する機能を設け、運転されている発電設備の容量に応じた指令値を各発電設備に与え変動分を分担させる等の方式により、特定の発電設備に過度の負担がかかることなく制御が可能である。

また、図３では、動作を判りやすくするため、平均値成分と脈動成分を完全に分離して図示したが、実際には互いに相互の成分が含まれていても効果は同じである。つまり、平均値成分に脈動成分が含まれていても、この変化に原動機は応答できないし、逆に脈動成分に平均値成分が含まれていて慣性エネルギーには限度があり定常的にこの変化分を可変周波数変換器５による励磁制御では補充できないため、この限度に達した段階で原動機３の出力増減制御が行われるため同様の効果となる。また、必要な慣性エネルギーについては脈動の大きさ、抑制効果等を考慮して、二重給電同期機発電設備からなる発電設備２の容量或いは台数を選択、場合によっては必要慣性エネルギー確保のためにフライホイールの付加等を行えば良い。

以上のように、本実施の形態では、電源設備１２の発電設備として二重給電同期機発電設備からなる発電設備２を設け、連系線潮流の変動に応じて、原動機３の制御及び可変周波数変換器５による励磁制御を行い、電力系統１１の運用上から要求される電力或いは電力託送を利用した需要家との売買契約に基づく電力を維持すると共に、発生電力が変動する発電設備１の影響を抑制することができる。

なお、ここでは連系線潮流を制御装置６の入力信号としたが、電源設備１２内の発電設備の個々の有効電力を入力として、これを加算した信号でも同様の効果を発揮することができる。また、図１では制御装置６として独立した形で図示したが、平均値演算回路１４、有効電力指令値１３及び加減算回路１５を原動機３の原動機制御回路３Ａに、変化分検出回路１６を可変周波数変換器５の可変周波数変換器制御回路５Ａに設けても良い。

実施の形態２．
図４に実施の形態２に係る独立電源系統２０の構成を示す。図４に示すように、本実施の形態においては、母線７に、負荷機器１８と、発電設備１７と、発電設備２とが接続されている。発電設備１７は、風力や太陽光等の発生電力が変動する発電設備と、ディーゼルエンジン等の原動機を有する発電設備等とからなる複合発電設備である。また、本実施の形態においては、二重給電同期機発電設備からなる発電設備２内に、実施の形態１で説明した図１の構成に加えて、さらに電圧変成器（ＰＴ）１９が設けられている。

図５に、制御装置６の構成を示す。制御装置６には、図５に示すように、周波数検出器２１と、それに接続された平均値演算回路１４と、平均値演算回路１４からの信号と基準周波数２２とが入力される加減算回路１５と、ゲイン２３とが設けられている。また、平均値演算回路１４に並列になるように、周波数検出器２１に接続された変化分検出回路１６が設けられ、それにゲイン２４が接続されている。各構成要素について説明する。周波数検出器２１は、電圧変成器１９の電圧信号から周波数を検出するものである。基準周波数２２は、電源系統の基準周波数である。ゲイン２３および２４は、それぞれ周波数偏差信号を電力制御のために応答性、制御量（感度）、安定性等を考慮して決められるゲインを示す。平均値演算回路１４と変化分検出回路１６と加減算回路１５については、実施の形態１で上述した通りである。

上記実施の形態１では、電力系統１１に接続されている電源設備について述べたが、本実施の形態２は、図４のように、電力系統に接続されない離島等の負荷機器１８を有する独立電源系統である。本実施の形態２は、このような独立電源系統２０において、発電設備として二重給電同期機発電設備からなる発電設備２を付加することにより、発電設備１７の出力変動或いは負荷機器１８の負荷変動により発生する電源系統２０内の需給不平衡による周波数変動を抑制し電力品質を向上させる方法に関するものである。図５において独立電源系統２０の周波数を検出する周波数検出器２１の出力信号を平均値演算回路１４及び変化分検出回路１６にて信号処理する。

平均値演算回路１４で処理された信号は、加減算回路１５にて基準周波数２２との偏差、すなわち、負荷機器１８および発電設備１７の比較的遅い変化に相当する制御信号が求められ、ゲイン２３にて適正なレベルに変換され、原動機３に設けられている原動機制御回路３Ａに与えられる。周波数が低下した場合は、発電量より負荷量が大きいことに相当するため原動機３の出力を増加、周波数が上昇した場合はその逆であり原動機３の出力を低下させる方向に制御することにより、独立電源系統２０の周波数を基準周波数２２に維持することができる。

変化分検出回路１６の出力もゲイン２４にて適正なレベルに変換後、可変周波数変換器５に設けられた可変周波数変換器制御回路５Ａに与えられる。この信号に応じた可変周波数変換器５による励磁制御により、二重給電同期機発電設備からなる発電設備２の出力を高速に変化させることができるため、負荷機器１８および発電設備１７の変化により発生する独立電源系統２０の周波数脈動を抑制することができる。周波数の変化の方向と電力増減の方向の関係は前述の原動機３の制御の場合と同じである。

なお、図５では、基準周波数２２を平均値演算回路１４の出力側においたが、周波数検出器２１の後においても同様の効果を得ることができる。

また、発電設備１７の中にガバナフリー、自動周波数調整（ＡＦＣ）機能を有する設備があっても、これらの発電設備と定常的な変動電力を分担するだけであり同様の効果を得ることができる。

以上のように、原動機３の出力制御及び可変周波数変換器５の励磁制御を同時に行うことにより、独立電源系統２０の周波数を一定に維持することが可能となる。周波数検出遅れ、制御系の遅れ等により抑制できない若干の変動が残るが、これらの遅れを小さくする、或いは、出力変動を伴い発電設備の出力変動の予測等を取り入れた先行制御等の適用により更に改善可能である。

また、図５では、電源系統の周波数変動をそのまま入力として制御する構成としたが、過剰な制御を回避するため、この変動値が所定値以上となった場合のみ制御を行うよう不感帯等を設けた構成でも同様な効果が得られる。

なお、二重給電同期機発電設備からなる発電設備２が複数台設けられた独立電源系統の場合は、電源系統の需給制御装置等に制御装置６に相当する機能を設け、運転されている発電設備の各容量に応じた指令値を各発電設備に与え、変動分を分担させる或いは各発電設備の制御に垂下特性を持たせる（ゲイン２３、２４を適正値に設定）等の方式により、特定の発電設備に過度の負担がかかることなく制御が可能である。

また、必要な慣性エネルギーについては脈動の大きさ、抑制効果等を考慮して、二重給電同期機発電設備からなる発電設備２の容量或いは台数を選択、場合によっては必要慣性エネルギー確保のためにフライホイールの付加等を行えば良い。

以上のように、本実施の形態においては、独立電源系統２０の発電設備として二重給電同期機発電設備からなる発電設備２を設け、電源系統周波数の変動に応じて原動機３の制御及び可変周波数変換器５による励磁制御を行い、出力が変動する発電設備１７の影響及び負荷機器１８の変動の影響を抑制し、独立電源系統２０の需給バランスを維持することにより独立電源系統の電力品質を維持することが可能である。

また、図５では制御装置６として独立した形で図示したが、平均値演算回路１４、加減算回路１５及びゲイン２３を原動機３の原動機制御回路３Ａ内に、変化分検出回路１６及びゲイン２４を可変周波数変換器５の可変周波数変換器制御回路５Ａ内に設けるようにしてもよく、その場合も同様の効果が得られる。

実施の形態３．
図６に実施の形態３に係る独立電源系統２０の構成例を示し、図７に制御装置６の構成例を示す。図６に示すように、二重給電同期機発電設備からなる発電設備２内には、図４の構成に加えて、さらに、変流器２５と通信手段２７とが設けられている。また、発電設備１７と通信手段２７との間には、発電設備１７の出力（有効電力）を検出する有効電力検出装置２６が設けられている。通信手段２７は、有効電力検出装置２６で検出された信号を発電設備２の制御装置６に伝達する。また、負荷機器１８と制御装置６との間には、負荷機器１８の出力（有効電力）を検出する有効電力検出装置２８と、その通信手段２９とが設けられている。

また、図７に示すように、制御装置６内には、有効電力検出器３０と、加減算回路３１と、平均値演算回路１４と、変化分検出回路１６とが設けられている。有効電力検出器３０は、二重給電同期機発電設備からなる発電設備２の出力（有効電力）を検出するものである。加減算回路３１は、有効電力検出器３０からの信号と発電設備１７の有効電力検出装置２６からの信号との和から負荷機器１８の有効電力検出装置２８からの信号を減算するものである。

上記実施の形態２では電源系統の周波数と基準周波数との偏差により制御する方法を示したが、本実施の形態３は制御信号として電源周波数と基準周波数との偏差の代わりに、独立電源系統２０内の発電設備２の発生電力である有効電力検出器３０からの信号と発電設備１７の発生電力である有効電力検出装置２６からの信号との和から負荷機器１８の有効電力（負荷電力）である有効電力検出装置２８の出力を加減算回路３１で減算した出力により制御する方法である。この加減算回路３１の出力を零に制御することは、発電設備２および１７で発生する発電電力と負荷機器１８で消費する負荷電力が等しくなることであり、実施の形態２の周波数の偏差が零（０）の状態と等価である。しかしながら、電源系統の中に、回転機を用いた発電設備や負荷機器があると、発電電力と負荷電力とに偏差が発生してもこれらの回転機の慣性エネルギーによりすぐには周波数が変化しないため、実施の形態２のように周波数の偏差で制御する場合、制御の開始が遅れる。これに対し、実施の形態３の方法の場合、発電電力或いは負荷電力が変化した時点で制御を開始できるため、実施の形態２より周波数変動を小さく抑制することがより可能であり電源系統の電力品質を更に向上することができる利点がある。

また、図６では、加減算回路３１の出力をそのまま平均値演算回路１４と変化分検出回路１６の入力として制御する構成としたが、過剰な制御を回避するため、この変動値が所定値以上となった場合のみ制御を行うよう不感帯等を設けた構成でも同様な効果が得られる。

なお、二重給電同期機発電設備からなる発電設備２が複数台設けられた電源設備の場合は、運転されている発電設備の容量に応じて変動分を分担させる等の方法により、特定の発電設備に過度の負担がかかることなく制御が可能である。

また、必要な慣性エネルギーについては脈動の大きさ、抑制効果等を考慮して、二重給電同期機発電設備からなる発電設備２の容量或いは台数を選択、場合によっては必要慣性エネルギー確保のためにフライホイールの付加等を行えば良い。

以上のように、本実施の形態では、独立電源系統２０の発電設備として二重給電同期機発電設備からなる発電設備２を設け、独立電源系統２０内の発電電力と負荷電力の偏差に応じて原動機３の制御及び可変周波数変換器５による励磁制御を行い、出力が変動する発電設備の影響及び負荷機器１８の変動の影響を抑制し、電源系統２０の需給バランスを維持することにより独立電源系統の電力品質を維持することが可能である。

また、図７では制御装置６として独立した形で図示したが、原動機３の制御装置と可変周波数変換器５の制御回路に分割して設けても良い。

実施の形態４．
上記の図６の構成において負荷機器１８と発電設備１７の台数が多い場合、実施の形態３の制御方法を適用すると各設備数に相当する有効電力検出装置及び通信手段が必要となり設備が高価かつ複雑になると共に、有効電力検出装置や通信手段の故障が発生した場合に需給バランスが崩れる可能性がある。本実施の形態４は、この問題を解決するためになされたもので、基本的な電源系統２０全体の需給バランス及び電力脈動抑制は実施の形態２の制御方法にて実施し、大きな出力変動或いは負荷変動に対しては実施の形態３の制御方法により先行的に二重給電同期機発電設備からなる発電設備２の出力を変化させることにより、経済性に優れ、高信頼性かつ高い電力品質を実現する制御方法を提供する。

図８に実施の形態４の独立電源系統２０の構成例を示し、図９に制御装置６の構成例を示す。本実施の形態４では、図８に示すように、独立電源系統２０内の発電設備として、発電設備３２と、発電設備１７と、発電設備２とが設けられている。また、負荷機器として、負荷機器１８−１と負荷機器１８−２とが設けられている。また、発電設備１７には、発電設備１７の出力（有効電力）を検出する有効電力検出装置２６が設けられ、有効電力検出装置２６の検出値は通信手段２７を介して、発電設備２の制御装置６に入力される。また、負荷機器１８−２には、負荷機器１８−２の出力（有効電力）を検出する有効電力検出装置２８が設けられ、有効電力検出装置２６の検出値は通信手段２９を介して、発電設備２の制御装置６に入力される。なお、発電設備２の構成は、上記の図６と同じであるため、ここでは、その説明は省略する。

次に、制御装置６の構成について説明する。制御装置６内には、発電設備２の電圧変成器１９の出力が入力される周波数検出器２１が設けられている。周波数検出器２１で検出した電源系統周波数は、平均値演算回路１４と変化分検出回路１６−１とに入力される。平均値演算回路１４には、平均値演算回路１４の出力と基準周波数２２とが入力される加減算回路１５が接続されている。また、加減算回路１５には、ゲイン２３が接続されている。ゲイン２３の出力は、原動機３の原動機制御回路３Ａに入力される。また、変化分検出回路１６−１には、ゲイン２４が接続されている。さらに、制御装置６内には、発電設備１７に設けられた有効電力検出装置２６の出力が通信手段２７を介して入力されるとともに、負荷機器１８−２に設けられた有効電力検出装置２８の出力が通信手段２９を介して入力される加減算回路３１が設けられている。加減算回路３１の出力は、変化分検出回路１６−２に接続されている。また、上記のゲイン２４の出力と変化分検出回路１６−２の出力とが入力される加減算回路３３が設けられており、それらの出力の和が求められる。加減算回路３３の出力は、発電設備２の可変周波数変換器５の可変周波数変換器制御回路５Ａに入力される。

次に、動作について説明する。図８の構成において、発電設備を、変動が小さい発電設備３２と主要かつ変動が大きい発電設備１７とに区分し、負荷機器を、変動が小さい負荷機器１８−１と主要かつ変動が大きい負荷機器１８−２とに区分する。主要かつ変動が大きい発電設備１７および負荷機器１８−２のみの発生電力および負荷電力を、それぞれ、有効電力検出装置２６および２８及び通信手段２７および２９を介して、制御信号として、二重給電同期機発電設備からなる発電設備２の制御装置６に入力する。

発電設備２の制御装置６の制御回路は図９のように構成されているので、電圧変成器１９および周波数検出器２１で検出した電源系統周波数を用い、平均値演算回路１４、基準周波数２２、加減算回路１５、および、ゲイン２３による出力で、原動機３の原動機制御回路３Ａで制御を行う。また、電圧変成器１９および周波数検出器２１で検出した電源系統周波数は、変化分検出回路１６−１を介してゲイン２４に入力される。また、主要及び変動が大きい発電設備１７及び負荷機器１８−２に設けた有効電力検出装置２６および２８及び通信手段２７および２９からの信号が加減算回路３１に入力される。加減算回路３１で加減算された信号は、変化分検出回路１６−２に入力される。変化分検出回路１６−２からの信号とゲイン２４からの信号とが加減算回路３３に入力され、それらが加減算回路３３にて加算された信号を用いて、発電設備２の可変周波数変換器５の可変周波数変換器制御回路５Ａにより励磁制御を行う。

このように実施の形態２に主要及び変動が大きい発電設備１７及び負荷機器１８−２の電力変化による先行制御を付加する構成としたので、実施の形態２より更に電源系統の周波数脈動を低減可能であると共に、実施の形態３よりシンプルで経済性に優れた電源系統の制御方式を実現できる。

なお、図９では基準周波数２２を平均値演算回路１４の出力側においたが、周波数検出器２１の後においても同様の効果を得ることができる。

また、先行制御のための信号として、主要及び変動が大きい発電設備と負荷機器の両方の電力信号を用いる方式で説明したが、より経済性等を改善するため、要求される電力品質或いは変動の大きさに応じて有効電力信号を検出する発電設備或いは負荷機器を選択しても良い。

以上のように、本実施の形態によれば、原動機３の出力制御及び可変周波数変換器５の励磁制御を同時に行うことにより、電源系統の周波数を一定に維持することが可能となる。周波数検出遅れ、および、制御系の遅れ等により抑制できない若干の変動は、これらの遅れを小さくする、或いは、出力変動を伴い発電設備の出力変動の予測等を取り入れた先行制御等の適用により更に改善可能である。

なお、ここでは先行制御として説明したが、実施の形態２の方式と実施の形態３の方式を加え合わせた方式とすることにより先行制御の効果と高信頼性を併せ持つ制御も実現できる。

また、図８では、電源系統の周波数変動及び発電設備１７及び負荷機器１８−２の電力変動をそのまま入力として制御する構成としたが、過剰な制御を回避するため、これらの変動値が所定値以上となった場合のみ制御を行うよう不感帯等を設けた構成でも同様な効果が得られる。

なお、二重給電同期機発電設備からなる発電設備２が複数台設けられた電源系統の場合は、電源系統の需給制御装置等に制御装置６に相当する機能を設け、運転されている発電設備の容量に応じた指令値を各発電設備に与え変動分を分担させる或いは各発電設備の制御に垂下特性を持たせる等の方法により、特定の発電設備に過度の負担がかかることなく制御が可能である。

また、必要な慣性エネルギーについては脈動の大きさ、抑制効果等を考慮して、二重給電同期機発電設備からなる発電設備２の容量或いは台数を選択、場合によっては必要慣性エネルギー確保のためにフライホイールの付加等を行えば良い。

また、図８では制御装置６として独立した形で図示したが、原動機３の原動機制御回路３Ａと可変周波数変換器５の可変周波数変換器制御回路５Ａに分割して設けても良い。

実施の形態５．
上記の実施の形態４では、変動が大きい発電設備１７および負荷機器１８−２の電力を先行制御に用いることにより電源系統の電力品質を向上させる方法を示したが、より経済性を向上させるため、本実施の形態５においては、図１０に示すように、発生電力および負荷電力が変化した時に、電流および位相等が変化することにより母線７の電圧がほぼ瞬時変化することを利用した制御方法の例を示す。

図１０に示す本実施の形態にかかる制御装置６の構成について説明する。電圧変成器１９からの信号が入力される周波数検出器２１と電圧検出器３４とが並列に設けられている。また、周波数検出器２１からの信号が入力される平均値演算回路１４と変化分検出回路１６−１とが並列に設けられている。また、平均値演算回路１４の出力と基準周波数とが入力される加減算回路１５が設けられており、加減算回路１５の出力にはゲイン２３が接続されている。ゲイン２３の出力は原動機制御回路３Ａに入力される。変化分検出回路１６−１の出力にはゲイン２４が接続されている。電圧変成器１９からの信号が入力される電圧検出器３４には、変化分検出回路１６−２が接続されている。変化分検出回路１６−２には、ゲイン３５が接続されている。ゲイン２４とゲイン３５の出力は加減算回路３３に入力され、それらの和が求められる。加減算回路３３の出力は、可変周波数変換器制御回路５Ａに入力される。

次に動作について説明する。上記の実施の形態４における発電設備および負荷機器の有効電力の代わりに、本実施の形態においては、電圧変成器１９からの信号を電圧検出器３４に入力する。電圧検出器３４では電源系統の電圧を検出するので、当該電圧検出器３４の出力を変化分検出回路１６−２に入力し、その出力をゲイン３５で適切なレベルに変換し、ゲイン２４の出力と加減算回路３３で加減算する。他の動作は実施の形態４と同じである。なお、系統電圧変化に対する発生電力の変化の方向は、独立電源系統内の発生電力が負荷電力より大きくなった時は系統電圧は上昇、逆の場合は低下するので、系統電圧が上昇した時は発生電力を減少、系統電圧が低下した時は発生電力を増加させる方向となる。

以上のように、本実施の形態においては、発電設備および負荷機器の有効電力の代わりに、電圧変成器１９から電源系統の電圧を検出する電圧検出器３４の出力を入力する方法としたので、図８における有効電力検出装置２６および２８が省略でき、電圧変成器（ＰＴ）１９の設置だけですむので、より経済性を向上させる効果が有る。

実施の形態６．
図１１に、本実施の形態に係る電源系統２０の構成例を示し、図１２に制御装置６の回路構成例を示す。本実施の形態６は、複数の発電設備１７および負荷機器１８を含む電源系統２０が連系用遮断器１０を介して電力系統１１に接続されており、当該電力系統１１に対して電力の授受を行っている構成の場合の制御方法について説明する。図１２は、連系用遮断器１０が閉の状態の制御を実施の形態１の方法で、連系用遮断器１０が開で独立電源系統状態の制御を実施の形態２の方法で構成した場合を示す。なお、当然ながら、実施の形態３〜５にて構成しても同様の効果を得ることができる。

図１１に示すように、複数の発電設備１７と負荷機器１８とが母線７に接続されている。図１１においては、図の簡略化のため、発電設備１７と負荷機器１８とをそれぞれ１つずつ図示している。また、二重給電同期機発電設備からなる発電設備２が母線７に接続されている。また、母線７は、連系用遮断器１０を介して、電力系統１１に接続されている。連系用遮断器１０と母線７との間には、連系用遮断器１０を流れる潮流の検出装置８が設けられている。検出装置８により検出される潮流信号は、通信手段９を介して、制御装置６に入力される。なお、発電設備２の構成は、基本的に、図４のものと同じである。但し、図１１の構成においては、制御装置６に、連系用遮断器１０の開閉状態を示す信号が入力される点と、検出装置８からの潮流信号とが入力される点とが、図４のものと異なる。

図１２に示すように、制御装置６内には、通信手段９により送信される潮流信号が入力される平均値演算回路１４−１と変化分検出回路１６−１とが並列に設けられている。また、平均値演算回路１４−１の出力と有効電力指令値１３とが入力される加減算回路１５−１が設けられている。加減算回路１５−１の出力は、入力Ｂとして切替回路３６−１に入力され、切替回路３６−１の出力Ｄは原動機制御回路３Ａに入力される。一方、変化分検出回路１６−１からの出力は、入力Ｂとして切替回路３６−２に入力され、切替回路３６−２からの出力Ｄは可変周波数変換器制御回路５Ａに入力される。また、制御装置６内には、電圧変成器１９からの信号が入力される周波数検出器２１が設けられている。周波数検出器２１からの信号が入力される平均値演算回路１４−２と変化分検出回路１６−２とが並列に設けられている。平均値演算回路１４−２からの信号と基準周波数２２とが入力される加減算回路１５−２が設けられている。加減算回路１５−２には、ゲイン２３が接続され、ゲイン２３の出力は、入力Ｃとして切替回路３６−１に入力される。また、変化分検出回路１６−２の出力はゲイン２４に接続され、ゲイン２４の出力は、入力Ｃとして切替回路３６−２に入力される。

切替回路３６−１および３６−２は、原動機制御回路３Ａ及び可変周波数変換器制御回路５Ａへの信号を、連系用遮断器１０の開閉状態に応じて切替える切替回路である。切替回路３６−１および３６−２の各々に、連系用遮断器１０が閉のときには入力Ａとして“１”の信号が入力され、開のときには入力Ａとして“０”の信号が入力されるとすると、この切替回路３６−１および３６−２の出力Ｄは、それぞれ、Ａ＝“１”の時（閉状態のとき）、Ｄ＝Ｂとなり、Ａ＝“０”の時（開状態のとき）、Ｄ＝Ｃと切り替わる。すなわち、連系用遮断器１０が閉の状態の時は、検出装置８により検出される潮流信号を用いて原動機３の制御および可変周波数変換器５による励磁制御を行うので、電力系統１１に対し発電設備１７の出力変動および負荷機器１８の負荷変動の影響を電力系統１１に与えることなく電力の授受を所定値に維持するように制御し、一方、電力系統１１側の故障等で連系用遮断器１０が開となり独立電源系統に移行した場合には、電圧変成器１９および周波数検出器２１で検出した電源系統周波数を用いて原動機３の制御および可変周波数変換器５による励磁制御を行うので、周波数を一定、すなわち、需給がバランスしている状態に維持するように制御することができる。

以上のように、本実施の形態においては、連系用遮断器１０の開閉状態に応じて原動機制御回路３Ａ及び可変周波数変換器制御回路５Ａへの信号を切り替える切替回路３６−１および３６−２を設けて、連系用遮断器１０が閉の状態の時は、電力系統１１に対し発電設備１７の出力変動および負荷機器１８の負荷変動の影響を電力系統１１に与えることなく、電力の授受を所定値に維持するように制御し、電力系統１１側の故障等で連系用遮断器１０が開となり、独立電源系統に移行した場合でも、周波数を一定、すなわち、需給がバランスしている状態に維持するように制御することができるようにしたので、高信頼性、高品質の電源システムを実現できる。

実施の形態７．
実施の形態７は、電力系統１１内に、電力が変動する発電設備１７と、負荷機器１８−２の変動電力に見合った容量の二重給電同期機発電設備からなる発電設備２とを分散配置し、対象となる発電設備１、負荷機器１８−２及び発電設備２の電力の総計値が中央給電指令所等より与えられた有効電力指令値１３を維持、かつ、脈動を低減する制御方法に関する。

図１３に、本実施の形態に係る電力系統の構成を示し、図１４に制御装置６の構成例を示す。電力系統１１に、発電設備１，２，１７が接続されているとともに、負荷機器１８−１，１８−２が接続されている。発電設備１の有効電力は有効電力検出装置２６および通信手段２７を通して発電設備２の制御装置６に与えられる。また、負荷機器１８−２の有効電力は有効電力検出装置２８および通信手段２９を通して発電設備２の制御装置６に与えられる。

制御装置６内には、電圧変成器１９からの信号と変流器２５からの信号とが入力される有効電力検出器３０が設けられている。また、有効電力検出器３０からの信号と、通信手段２７および２９によって送信される有効電力信号とが入力される加減算回路３１が設けられている。加減算回路３１の出力が入力される平均値演算回路１４と変化分検出回路１６とが並列に設けられている。また、平均値演算回路１４からの出力と有効電力指令値１３とが入力される加減算回路１５が設けられている。加減算回路１５からの出力は、原動機制御回路３Ａに入力される。一方、変化分検出回路１６からの出力は、可変周波数変換器制御回路５Ａに入力される。

動作について説明する。制御装置６では、通信手段２７および２９によって送信される有効電力信号と、有効電力検出器３０にて検出された二重給電同期機発電設備からなる発電設備２の出力とが、加減算回路３１にて加減算演算され、総計値が算出される。この総計値は、平均値演算回路１４及び変化分検出回路１６に与えられ、平均値演算回路１４の出力は加減算回路１５にて中央給電指令所等からの有効電力指令値１３との偏差信号として原動機３の原動機制御回路３Ａに入力される。一方、変化分検出回路１６の出力は可変周波数変換器５の可変周波数変換器制御回路５Ａに与えられる。

従って、これらの発電設備１および負荷機器１８−２の平均電力を中央給電指令所等からの有効電力指令値１３に維持するよう原動機３を、脈動等の変化成分については可変周波数変換器５による励磁制御により抑制される。これらの原動機３の出力制御及び可変周波数変換器５の励磁制御を同時に行うことにより、対象発電設備および負荷機器の電力値の総計を指令値に維持することが可能となる。

有効電力検出遅れ、制御系の遅れ等により抑制できない若干の変動は、これらの遅れを小さくする、或いは、出力変動を伴い発電設備の出力変動の予測等を取り入れた先行制御等の適用により更に改善可能である。また、図１４では、有効電力の変動をそのまま制御する構成としたが、過剰な制御を回避するため、この変動値が所定値以上となった場合のみ制御を行うよう不感帯等を設けた構成でも同様な効果が得られる。

なお、図１４では有効電力指令値１３を平均値演算回路１４の出力側においたが、加減算回路３１の後においても同様の効果を得ることができる。

なお、二重給電同期機発電設備からなる発電設備２が複数台設けられた電源設備の場合は、電源設備の統合制御装置等に制御装置６に相当する機能を設け、運転されている発電設備の容量に応じた指令値を各発電設備に与え変動分を分担させる等の方法により、特定の発電設備に過度の負担がかかることなく制御が可能である。

また、必要な慣性エネルギーについては脈動の大きさ、抑制効果等を考慮して、二重給電同期機発電設備からなる発電設備２の容量或いは台数を選択、場合によっては必要慣性エネルギー確保のためにフライホイールの付加等を行えば良い。

以上のように、本実施の形態では、電力系統１１の発電設備として二重給電同期機発電設備からなる発電設備２を設け、対象発電設備および負荷機器の変動に応じて原動機３の制御及び可変周波数変換器５による励磁制御を行い、電力系統１１の運用上から要求される電力を維持すると共に出力が変動する発電設備１の影響を抑制することができる。

また、電力系統全体を発電設備および負荷機器を含む複数のグループに分割し、各グループ毎に本発明の制御方法を適用し、各グループ個々に電力脈動を抑制し中央給電指令所等からの指令値となるよう運用する階層化制御により電力系統の需給バランスをとることも可能になる。すなわち、個々のグループに存在する出力が変動する発電設備および負荷機器の影響は各グループ内で処理できるので電力系統全体の運用が容易になる。なお、ここでは、有効電力制御のみを複数グループに分割して制御すると述べたが、同様に電圧についてもグループ単位でその中に電圧調整機器を設け中央給電指令所等から与えられた電圧指令値に対する電圧制御を行うことにより階層化制御が行える。

また、図１４では制御装置６として独立した形で図示したが、原動機３の原動機制御回路３Ａと可変周波数変換器５の可変周波数変換器制御回路５Ａに分割して設けても良い。

実施の形態８．
上記の実施の形態２〜６では、独立電源系統時に二重給電同期機発電設備からなる発電設備２以外の自立運転している発電設備、すなわち、発電設備２の可変周波数変換器５の制御のための位相および周波数の基準が存在するのを前提とした。しかしながら、この自立運転している発電設備が停止した場合、この発電設備２は制御の基準が無くなり周波数が上昇或いは下降し運転継続できなくなる。本実施の形態８はこのような状態を回避するためのもので、図１５に構成例を示す。

図１５に示すように、信号切替回路３９内には、可変周波数変換器５の制御のための基準信号を発生する発信回路３７と、信号切替器３６とが設けられている。信号切替器３６には、入力Ａとして他の発電設備の運転状態信号３８が入力されるとともに、入力Ｂとして電圧変成器１９からの信号が入力され、さらに、入力Ｃとして発信回路３７からの基準信号が入力されて、出力信号Ｄを出力する。

次に、動作について説明する。他の発電設備の運転状態信号３８は、電源系統の基準となりうる自立運転している発電設備がある時にＡ＝“１”、無い時にＡ＝“０”とする。信号切替器３６は、Ａ＝“１”の時、Ｄ＝Ｂ、Ａ＝“０”の時、Ｄ＝Ｃのように出力信号Ｄを切替える機能を有する。自立運転している発電設備がある時は、Ａ＝“１”であり、信号切替器３６の出力信号Ｄとして電圧変成器１９から電源系統の電圧信号が選択され、自立運転している発電設備が無い場合はＡ＝“０”となり、発信回路３７からの信号が選択され、当該信号が、可変周波数変換器５に対する励磁制御および原動機制御における位相および周波数の基準信号として与えられるので、発電設備２は他の発電設備の運転状態に関係なく運転継続することができる。

なお、図１５では、信号切替回路３９を独立した回路として図示したが、可変周波数変換器５の制御回路の中に含めても同様な効果を発揮できる。

また、信号切替時に周波数等が異なっている場合は、切替時のショックを緩和するため、切替前の値から徐々に変化させるような機能を設けても良い。

なお、自立運転している発電設備が無くなった時点で運転している二重給電同期機からなる発電設備２が複数台ある場合は、個々の発信回路３７に誤差があると発電設備間で電力のやり取りが発生し安定した運転ができない可能性があるため、優先順位等に基づき需給制御装置等から選択した当該発電設備２のみの運転状態信号をＡ＝“０”とするか、需給制御装置等の共通制御装置内に信号切替回路３９を設け、各発電設備２の可変周波数変換器５に基準信号を与えるようにしても良い。

実施の形態９．
上記の実施の形態１〜８は、蓄電池やフライホイール等の電力貯蔵設備の有無に関係なく適用可能であるが、電力貯蔵設備がある場合、その寿命や効率も考慮した運用を行うことが望ましい。本実施の形態９はこの観点でなされたもので、上記の実施の形態１〜８のいずれにも適用可能であり、本実施の形態に係る独立電源系統２０の全体構成例を図１６に示し、制御装置６の構成例を図１７に示す。図１６の構成は、基本的に図６の構成と同じである。但し、図１６においては、さらに、蓄電池またはフライホイール等の電力貯蔵設備４０と、電力貯蔵設備４０の電力を検出する有効電力検出装置４１と、有効電力検出装置４１で検出した信号を二重給電同期機発電設備からなる発電設備２の可変周波数変換器５に渡すための通信手段４２とが設けられている。

以下の説明においては、電力貯蔵設備４０として蓄電池を適用して、電力変換器にて交直変換している例で動作および効果を説明する。電力貯蔵設備４０は電源系統で電力が変化した場合、その電力或いは周波数変動に応じて蓄電池から電力を放出（放電）或いは吸収（充電）することにより、電源系統の周波数変動を抑制する。しかしながら、蓄電池の場合、長時間放電或いは充電状態を継続するためには、大きな容量の蓄電池が必要となると共に、大きな充放電を繰り返すことによる寿命の低下、充放電時の蓄電池及び電力変換器の損失による効率の低下が発生する。

すなわち、逆にいうと、蓄電池と電力変換器との組合わせによる高速の電力充放電性能を生かし、その責務を電力、周波数の短時間変動抑制に限定することにより前記問題を解決することができる。

図１７は、本実施の形態９に係る制御装置６の構成例を示す図で、実施の形態３の制御回路構成例を示す図７に、さらに、電力貯蔵設備４０の有効電力を検出する有効電力検出装置４１と、有効電力検出装置４１からの信号を送信する通信手段４２と、通信手段４２からの信号の所定時間幅の平均値を演算する平均値演算回路４３と、平均値演算回路１４からの信号と平均値演算回路４３からの信号とを加減算する加減算回路４４とを付加したものである。

先ず図７の制御回路構成例の場合の挙動を説明する。図７の場合に電力貯蔵設備４０があると、構成上は発電設備１７の一部に含まれるため、電源系統の発電設備１７及び負荷機器１８の電力変動が発生した場合、これを抑制するために短い周期の変化成分については、変化分検出回路１６からの信号による可変周波数変換器５での発電機４の励磁制御抑制、定常或いは長い周期の変化成分については平均値演算回路１４の出力による原動機３の制御によりその変動が抑制される。この場合、電力貯蔵設備４０が放電或いは充電状態を継続していてもその電力を零（０）とするように原動機３は制御されないため、その状態が継続し電力貯蔵設備４０の容量限界に達した時点で電力貯蔵設備４０自身が充放電を止める方向に制御され、平均値演算回路１４の出力が変化し原動機３の出力が制御される。この時点で電力貯蔵設備４０は限界に達しているため、引き続き変動が発生した場合はこれを抑制する制御ができない。これに対して図１７では、電力貯蔵設備４０の充放電状態が有効電力検出装置４１、通信手段４２を介して制御装置６の平均値演算回路４３に与えられ、加減算回路４４にて平均値演算回路１４で演算された信号で原動機３が制御される。制御の方向は、電力貯蔵設備４０が放電出力時に原動機３の出力を増加、充電方向の時に原動機３の出力を低下させる方向とすれば良い。

このようにして、電力貯蔵設備４０が充放電状態を継続或いは過度な充放電状態となるのを防止でき経済性にも優れた電源系統、電源設備を実現できる。

なお、電力貯蔵設備４０は、充電が必要であり、充電方向時は原動機３の制御を行わない、或いは充電が必要との電力貯蔵設備４０からの信号により充電電力を供給するように原動機３を制御する等の機能を付加しても良い。

また、需給制御装置等電源系統、電源設備全体を監視し制御している機能を持った装置がある場合は、この装置で電力貯蔵設備４０の充放電状態が継続しないよう二重給電同期機発電設備からなる発電設備２を含む発電設備１７に指令値を与えても同様の効果を得る。

なお、逆に、電力貯蔵設備４０の制御装置を短い周期の変化成分のみに応答するようにしても、同様の効果を得ることができる。

実施の形態１０．
上記の実施の形態１〜９では、定常或いは長い周期の変動分を二重給電同期機発電設備からなる発電設備２の原動機３の制御により調整する方法を示した。しかしながら、発電設備２の容量、台数或いは運転領域に制約がある場合、この限界値付近で運転を行っていると、この限界値で出力が制限され電力変動抑制制御が有効に作動しないことがある。本実施の形態１０は、複数の発電設備を有する電源系統、設備において、二重給電同期機発電設備からなる発電設備２の出力を常に最適な状態に維持するための制御回路の構成に関するものであり、図１８に制御装置６の構成例を示す。

図１８に示すように、本実施の形態における制御装置６内には、電圧変成器１９からの信号と変流器２５からの信号が入力される有効電力検出器３０と、有効電力検出器３０からの信号が入力されて所定時間幅の平均値を演算する平均値演算回路１４と、平均値演算回路１４からの信号と定常出力目標値４５とを加減算する加減算回路４６とが設けられている。加減算回路４６からの信号は、他の発電設備に、出力増減指令として、入力される。

動作について説明する。二重給電同期機発電設備からなる発電設備２の出力を有効電力検出器３０にて検出し、平均値演算回路１４にて所定の時間幅の平均値を得る。この平均値と定常出力目標値４５との偏差を加減算回路４６にて算出する。なお、定常出力目標値４５は、二重給電同期機発電設備からなる発電設備２を、効率良く、かつ、変動吸収に有効に活用するために設定される目標値である。加減算回路４６にて算出された偏差信号は、他の発電設備に、出力増減信号として与えられる。

電源系統、設備にて発電設備、負荷機器での変動が発生すると、実施の形態１〜９に示すような二重給電同期機発電設備からなる発電設備２の制御にてその変動を抑制し電源系統周波数或いは連系線潮流を維持する。この結果、発電設備２の出力が定常出力目標値４５と異なった値で運転される状態となり、次の変動が発生した場合にこの変動を抑制できない可能性があるため、有効電力検出器３０で検出される実出力と定常出力目標値４５との偏差により他発電設備の出力を増減し、電源系統、設備の発電設備の発電電力を維持すると共に定常状態における発電設備２の出力を定常出力目標値４５に維持する。

また、図１８では、加減算回路４６からの偏差値そのままで制御する構成としたが、過剰な制御を回避するため、この変動値が所定値以上となった場合のみ制御を行うよう不感帯等を設けた構成でも同様な効果が得られる。なお、図１８では制御装置６として独立した形で図示したが、これらを原動機３の制御装置に設けても良い。

また、複数台の発電設備を有する電源系統、設備の場合は、電源系統、設備の需給制御装置等に制御装置６に相当する機能を設け、運転されている発電設備の各容量に応じた指令値を各発電設備に分配することにより特定の発電設備に過度の負担がかかることなく制御が可能である。この場合、応答が遅く変動抑制に寄与し難い発電設備を優先的に制御する、各発電設備の高効率運転点を考慮して分配する等の配分方法も適用して良い。

この発明の実施の形態１に係る電源設備の構成を示した構成図である。 この発明の実施の形態１に係る電源設備における制御回路の構成を示した構成図である。 この発明の実施の形態１に係る電源設備の動作を示した説明図である。 この発明の実施の形態２に係る独立電源系統の構成を示した構成図である。 この発明の実施の形態２に係る独立電源系統における制御回路の構成を示した構成図である。 この発明の実施の形態３に係る独立電源系統の構成を示した構成図である。 この発明の実施の形態３に係る独立電源系統における制御回路の構成を示した構成図である。 この発明の実施の形態４に係る独立電源系統の構成を示した構成図である。 この発明の実施の形態４に係る独立電源系統における制御回路の構成を示した構成図である。 この発明の実施の形態５に係る電源系統における制御回路の構成を示した構成図である。 この発明の実施の形態６に係る電源系統の構成を示した構成図である。 この発明の実施の形態６に係る電源系統における制御回路の構成を示した構成図である。 この発明の実施の形態７に係る電源系統の構成を示した構成図である。 この発明の実施の形態７に係る電源系統における制御回路の構成を示した構成図である。 この発明の実施の形態８に係る電源系統における制御回路の構成を示した構成図である。 この発明の実施の形態９に係る独立電源系統の構成を示した構成図である。 この発明の実施の形態９に係る独立電源系統における制御回路の構成を示した構成図である。 この発明の実施の形態１０に係る電源系統における制御回路の構成を示した構成図である。

符号の説明

１，２，１７，３２ 発電設備、３ 原動機、３Ａ 原動機制御回路、４ 発電機、５ 可変周波数変換器、５Ａ 可変周波数変換器制御回路、６ 制御装置、７ 母線、８ 検出装置、９ 通信手段、１０ 連系用遮断器、１１ 電力系統、１２ 電源設備、１３ 有効電力指令値、１４ 平均値演算回路、１４−１，１４−２ 平均値演算回路、１５ 加減算回路、１５−１，１５−２ 加減算回路、１６ 変化分検出回路、１６−１，１６−２ 変化分検出回路、１８，１８−１，１８−２ 負荷機器、１９ 電圧変成器、２０ 独立電源系統、２１ 周波数検出器、２２ 基準周波数、２３，２４ ゲイン、２５ 変流器、２６、２８ 有効電力検出装置、２７，２９ 通信手段、３０ 有効電力検出器、３１ 加減算回路、３３ 加減算回路、３４ 電圧検出器、３６，３６−１，３６−２ 切替回路、３７ 発信回路（正弦波）、３８ 運転状態信号、３９ 信号切替回路、４０ 電力貯蔵設備、４１ 有効電力検出装置、４２ 通信手段、４３ 平均値演算回路、４４ 加減算回路、４５ 定常出力目標値、４６ 加減算回路。

Claims (9)

1. 発生電力が変動する第１の発電設備と、ベースとなる発電を行うとともに、原動機と前記原動機により駆動される可変周波数の励磁電源を有する二重給電同期発電機を有する第２の発電設備と、電力を消費する負荷機器とを備えた電力系統に接続されていない電源系統を、制御するための電源系統の制御装置であって、
   前記電源系統の周波数が、第１の制御信号として入力される入力手段と、
   前記電源系統の電圧が、第２の制御信号として入力される第２の入力手段と、
   前記第１の制御信号に前記第２の制御信号を加算した値の変化に応じて、前記第２の発電設備の出力を励磁制御及び原動機制御により変化させることにより、前記電源系統の周波数変動を抑制する制御手段と
   を備えたことを特徴とする電源系統の制御装置。
2. 発生電力が変動する第１の発電設備と、ベースとなる発電を行うとともに、原動機と前記原動機により駆動される可変周波数の励磁電源を有する二重給電同期発電機を有する第２の発電設備と、電力を消費する負荷機器とを備えた電力系統に接続されていない電源系統を、制御するための電源系統の制御装置であって、
   前記第１の発電設備の有効電力及び前記負荷機器の有効電力が入力される入力手段と、
   入力されるこれらの有効電力値の総和を制御信号として生成する制御信号生成手段と、
   生成される前記制御信号の変化に応じて前記第２の発電設備の出力を励磁制御及び原動機制御により変化させることにより、前記電源系統の周波数変動を抑制する制御手段と
   を備え、
   前記第１の発電設備は複数の発電設備から構成されており、それらの発電設備は変動が小さい発電設備と主要かつ変動が大きい発電設備とに区分され、
   前記負荷機器は複数の負荷機器から構成されており、それらの負荷機器は変動が小さい負荷機器と主要かつ変動が大きい負荷機器とに区分され、
   前記入力手段は、前記主要かつ変動が大きい発電設備および負荷機器として選択された前記発電設備および前記負荷機器の有効電力が入力され、
   前記制御信号生成手段は、前記主要かつ変動が大きい発電設備および負荷機器の有効電力値の総和を周波数信号に加算して前記制御信号を生成して、
   前記制御手段は、前記制御信号の変化に応じて前記第２の発電設備の出力を励磁制御及び原動機制御により変化させることにより、前記電源系統の周波数変動を抑制することを特徴とする電源系統の制御装置。
3. 発生電力が変動する第１の発電設備と、ベースとなる発電を行うとともに、原動機と前記原動機により駆動される可変周波数の励磁電源を有する二重給電同期発電機を有する第２の発電設備とを備え、電力系統に接続されている電源系統を、制御するための電源系統の制御装置であって、
   前記電源設備の前記第１および第２の発電設備の総合発生電力値および前記電力系統に連系している連系線の潮流を示す信号の少なくともいずれか一方が、第１の制御信号として入力される入力手段と、
   入力される前記第１の制御信号の変動に応じて前記第２の発電設備の出力を励磁制御及び原動機制御により変化させることにより、前記第１および第２の発電設備の総合発生電力値を所定値に維持させる制御手段と
   を備え、
   前記電源系統は電力貯蔵設備を有し、
   前記制御手段は、前記電力貯蔵設備の出力が第２の制御信号として入力され、前記第２の制御信号に基づいて前記第２の発電設備の出力を変化させることにより、前記電力貯蔵設備が長時間充放電状態を継続するのを回避する
   ことを特徴とする電源系統の制御装置。
4. 発生電力が変動する発電設備と、原動機と前記原動機により駆動される可変周波数の励磁電源を有して前記発電設備の容量に見合った容量の二重給電同期機発電設備とが配置された電力系統を、制御するための電力系統の制御装置であって、
   前記発電設備の発生電力が入力される入力手段と、
   入力される前記発電設備の発生電力に基づいて、前記二重給電同期機発電設備の出力を励磁制御及び原動機制御により変化させることにより、前記発電設備の変動が前記電力系統に与える影響を低減すると共に、前記発電設備と前記二重給電同期機発電設備の有効電力の総和を所定値に維持する制御手段と
   を備え、
   前記電力系統は電力貯蔵設備を有し、
   前記制御手段は、前記電力貯蔵設備の出力が制御信号として入力され、前記制御信号に基づいて前記第２の発電設備の出力を変化させることにより、前記電力貯蔵設備が長時間充放電状態を継続するのを回避する
   ことを特徴とする電力系統の制御装置。
5. 前記第２の発電設備の出力と前記第２の発電設備が電力変動抑制効果を発揮するのに適した定常状態での出力目標値との偏差信号により、他の発電設備の出力を変化させ、前記第２の発電設備の出力を出力目標値に維持することにより、前記第２の発電設備を常に電力変動抑制制御可能な状態とする他設備制御手段を
   さらに備えたことを特徴とする請求項１ないし３のいずれか１項に記載の電源系統の制御装置。
6. 前記第２の発電設備の出力と前記第２の発電設備が電力変動抑制効果を発揮するのに適した定常状態での出力目標値との偏差信号により、他の発電設備の出力を変化させ、前記第２の発電設備の出力を出力目標値に維持することにより、前記第２の発電設備を常に電力変動抑制制御可能な状態とする他設備制御手段を
   さらに備えたことを特徴とする請求項４に記載の電力系統の制御装置。
7. 発生電力が変動する第１の発電設備と、ベースとなる発電を行うとともに、原動機と前記原動機により駆動される可変周波数の励磁電源を有する二重給電同期発電機を有する第２の発電設備とを備え、電力系統に接続されている電源系統を制御するための制御方法であって、
   前記電源設備の前記第１および第２の発電設備の総合発生電力値および前記電力系統に連系している連系線の潮流を示す信号の少なくともいずれか一方を前記第２の発電設備に制御信号として入力し、
   前記制御信号の変動に応じて前記第２の発電設備の出力を励磁制御及び原動機制御により変化させることにより、前記第１および第２の発電設備の総合発生電力値を所定値に維持させることを特徴とする電源系統の制御方法。
8. 発生電力が変動する第１の発電設備と、ベースとなる発電を行うとともに、原動機と前記原動機により駆動される可変周波数の励磁電源を有する二重給電同期発電機を有する第２の発電設備と、電力を消費する負荷機器とを備えた電力系統に接続されていない電源系統を制御するための制御方法であって、
   前記電源系統の周波数を前記第２の発電設備に制御信号として入力し、
   前記制御信号の変化に応じて前記第２の発電設備の出力を励磁制御及び原動機制御により変化させることにより、前記電源系統の周波数変動を抑制することを特徴とする電源系統の制御方法。
9. 発生電力が変動する発電設備と、原動機と前記原動機により駆動される可変周波数の励磁電源を有して前記発電設備の容量に見合った容量の二重給電同期機発電設備とが配置された電力系統を制御するための制御方法であって、
   前記発電設備の発生電力を入力として前記二重給電同期機発電設備の出力を励磁制御及び原動機制御により変化させることにより、前記発電設備の変動が前記電力系統に与える影響を低減すると共に、前記発電設備と前記二重給電同期機発電設備の有効電力の総和を所定値に維持することを特徴とする電力系統の制御方法。

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