JP5172236B2 - 水力発電所の出力制御方法及び装置 - Google Patents

Description

本発明は、ガバナフリー運転を行う複数の発電機（主機）を備えた水力発電所の出力制御方法及び装置に関する。

国内の電力会社では、系統の質を高く保ち停電を発生させないために、図５に示す中央給電指令所１において系統周波数の維持と潮流制御を実施している。このうちの系統周波数の維持については、系統全体の需要（負荷量）と供給（発電量）のバランスを図るために、一日の需要予測に基づいた負荷パターンと系統周波数の瞬時変動に対応する変動補償分とを加味した出力指令値を算出して、各発電所の有効電力を調整している。

負荷パターンは一般に定時の数値変化のみであり、変動補償分はその都度変化するため、各々別な指令値として各発電所（火力発電所３、原子力発電所４、水力発電所５、６等）に出力されることが多い。以下では、負荷パターンに応じた出力指令値をＤＰＣ指令値Ｍと呼び、瞬時変動補償分に応じた出力指令値をＡＦＣ指令値Ｎと呼ぶ。

さて、大型火力発電所３、原子力発電所４などへの出力指令値は、中央給電指令所１の中央給電制御装置７から個別に出力されるが、水力発電所５、６…については、中央給電指令所１の中央給電制御装置７から直接出力指令値が個別に出力されることはほとんどない。これらの水力発電所５、６…については、中央給電指令所１の管内の複数の水力発電所５、６…を管理する水力制御所２へ、合計のＤＰＣ指令値ＭとＡＦＣ指令値Ｎが送られ、この水力制御所２では、受信した合計のＤＰＣ指令値Ｍ、ＡＦＣ指令値Ｎを、出力分配部８により各水力発電所５、６…に分配している。

水力制御所２における出力分配部８の詳細は、図６に示すように、ＤＰＣ指令値分配器９がＤＰＣ指令値を各水力発電所５、６…向けに分配し、各発電所用のＡＦＣ量算出器１０等が、ＡＦＣ指令値Ｎから各水力発電所５、６…用のＡＦＣ量を算出する。水力制御所２は、これらのＤＰＣ指令値とＡＦＣ量との総和を用いて各水力発電所５、６…への出力指令値Ｘ１〜Ｘｎを算出し、各水力発電所５、６…へ出力する。

複数の主機（発電機）を有する各水力発電所５、６の発電所共通制御装置１１では、図５及び図６に示すように、指令値配分処理部１２が、水力制御所２から受けた出力指令値Ｘ１〜Ｘｎを更に各号機の発電機に配分して出力指令値Ｙ１〜Ｙｎとし、各発電機では、その出力指令値Ｙ１〜Ｙｎに応じ主制御装置１３−１〜１３−ｎ内の自動負荷調整（ＡＬＲ）機能部１４（図７）が出力増減制御信号Ｚ１〜Ｚｎを出力して、各号機の発電機の出力を出力指令値Ｙ１〜Ｙｎに追従させている。

発電所共通制御装置１１の指令値配分処理部１２における出力指令値Ｘ１〜Ｘｎの各発電機への分配に際しては、発電機の容量が同じ場合には、発電機の運転台数により、水力制御所２から受けた出力指令値Ｘ１〜Ｘｎを均等配分していること（特許文献１参照）が多い。また、複数台ある発電機で均等配分を行わず高効率配分を行う場合（特許文献２参照）もある。

一方、火力発電所３、原子力発電所４や揚水発電所、比較的容量の大きな水力発電所５、６…では、調速制御装置１５−１〜１５−ｎ（図５）において、系統周波数の変動に応じたガバナフリー運転を各号機の発電機で行って、電力系統の系統周波数の安定化に寄与していることが多い。

水力発電所５における１号機の発電機の調速制御装置１５−１を例にとると、この調速制御装置１５−１は図７に示すように、当該発電機の電力系統への並列前には、検出回路１６にて検出された発電機の実際の回転速度（実回転速度）Ｎａと、定格設定部１７に設定された定格回転速度Ｎｏとの偏差ΔＮを加減算器１８にて求め、この偏差ΔＮをＰＩＤ演算器１９が比例、積分、微分処理してガイドベーン（ＧＶ）開度目標位置Ａを算出する。加減算器２０が、ガイドベーン開度目標値Ａとガイドベーン（ＧＶ）実開度との差から、ガイドベーン（ＧＶ）開度制御信号Ｂをコンバーター２１へ出力し、このコンバーター２１がガイドベーン（ＧＶ）の開度を調整して水車の回転速度、つまり発電機の回転速度を定格回転速度Ｎｏに調整する。

この状態で、発電機が電力系統に並列されると、発電機が同期発電機の場合には、この発電機は、その実回転速度（発電機実周波数）が電力系統の系統周波数となり、発電が開始される。そして、発電機が電力系統に並列されたときにガバナフリー運転が実施される。このガバナフリー運転時には、負荷制限器（７７）２７の設定値が上限値となり、リミッタ２８は、ガイドベーン開度目標値Ａが当該上限値以上となったときにガバナフリー運転を終了させる。

さて、１号機の発電機が電力系統に並列され、この電力系統の周波数変動がないときには、当該発電機により発電された電圧及び電流が変圧器・変流器２２により検出され、電力変換器２３により実際の発生電力（実出力）が検出される。この発電機を制御する主制御装置１３−１の自動負荷調整（ＡＬＲ）機能部１４は、実際の発生電力を出力指令値Ｙ１（目標電力値）に追従させるための出力増減制御信号Ｚ１を当該発電機の調速制御装置１５−１の負荷設定器（６５Ｐ）２４へ出力し、この負荷設定器２４の設定値を変更する。当該調速制御装置１５−１の加減算器２５は、ガイドベーン（ＧＶ）実開度と負荷設定器２４の設定値との偏差の求め、この偏差に速度垂下率２６が掛けられてガイドベーン（ＧＶ）開度制御量Ｃが求められる。

このとき、当該発電機の実周波数（＝実回転速度Ｎａ）である系統周波数ｆａと、基準周波数設定器１７の定格周波数ｆｏ（＝定格回転速度Ｎｏ）とが一致して、両者の偏差Δｆがゼロとなっているので、ＰＩＤ演算器１９はガイドベーン開度制御量Ｃに基づいてガイドベーン開度目標値Ａを算出する。加減算器２０は、ガイドベーン実開度と上記ガイドベーン開度目標値Ａとの偏差からガイドベーン開度制御信号Ｂを求めてコンバーター２１へ出力し、ガイドベーン開度が変更される。これにより、当該発電機の実際の発生電力（実出力）が目標の電力値（出力指令値Ｙ１）に追従制御される。

次に、この状態で電力系統の系統周波数ｆａが変動、例えば電力使用量が増えて系統周波数ｆａが定格周波数ｆｏよりも低下したときに、検出回路１６にて検出された発電機実周波数（＝系統周波数ｆａ）と基準周波数設定器１７の定格周波数ｆｏとの偏差Δｆが加減算器１８にて算出され、ＰＩＤ演算器１９はこの偏差Δｆに基づきガイドベーン開度目標値Ａを算出し、加減算器２０がガイドベーン開度目標値Ａとガイドベーン実開度との偏差からガイドベーン開度制御信号Ｂを求め、このガイドベーン開度制御信号Ｂによりコンバーター２１がガイドベーン（ＧＶ）開度を増加させて、発電機の発生電力（実出力）が増大する。

このように実出力は増大するが、一つの水力発電所５が電力系統に及ぼす影響は決して大きくなく、従って、系統周波数ｆａの低下は改善されないことが多い。即ち、発電機のガイドベーン実開度は変化（増加）するが、系統周波数ｆａと定格周波数ｆｏとの偏差Δｆはほとんど変化（減少）しない。最終的には、加減算器２９が、ガイドベーン実開度、負荷設定器２４の設定値及び速度垂下率２６により定まるガイドベーン開度制御量Ｃにより偏差Δｆを相殺するまで、ガイドベーン開度が増加して発電機の実際の発生電力（実出力）を増大させ、その後安定することになる。尚、サージタンクを含めた応答性を考慮して制御を行う場合もある（特許文献３参照）。

ところで、上述のようなガバナフリー運転の実施中にガバナフリー補償がなされていない場合には、主制御装置１３−１の自動負荷調整機能部１４は、発電所共通制御装置１１から入力される出力指令値Ｙ１が一定の値であるため、変圧器・変流器２２にて検出され電力変換器２３にて電力に変換された実際の発生電力（実出力）が出力指令値Ｙ１に対して過大であると判断し、実出力を出力指令値Ｙ１に追従させるべく出力増減制御信号Ｚ１を出力して、調速制御装置１５−１の負荷設定器２４の設定値を減少させる。これにより、ガイドベーン開度制御量Ｃ（負の値）が偏差Δｆ（正の値）よりも絶対値が大きくなって、ＰＩＤ演算器１９はガイドベーン開度目標値Ａを低く設定し、ガイドベーンの開度が低下して、当該発電機の発生電力が低下してしまう。

即ち、図８のガバナフリー補償なしの特性図のように、系統周波数が低下し始めたころ（時間ｔ１）は、この系統周波数を定格周波数に戻そうとする作用が働いて、ガイドベーン（ＧＶ）開度が一時的に増加するが、やがて出力指令値Ｙ１どおりの発生電力を保持しようとして、調速制御装置１５−１の負荷設定器２４の設定値が低下して、ガイドベーン開度を減少する作用が強くなっていく。そして、あるガイドベーン開度で一定の値に収束する。

そこで、実際の運用では、水力制御所２は、図６に示すように、各水力発電所５、６…への出力指令値Ｘ１〜Ｘｎを算出するに際し、各水力発電所５、６…向けのＤＰＣ指令値及びＡＦＣ量に、ガバナフリー運転を補償するためのガバナフリー補償値を加算することによって、各水力発電所５、６…へ出力指令値Ｘ１〜Ｘｎを高く設定することが多い。このガバナフリー補償値は、ガバナフリー補償値算出部３０が、電力系統の系統周波数ｆａと定格周波数ｆｏとを加減算した偏差を取り込み、各水力発電所毎に一括して算出している。

このようにガバナフリー補償値が例えば出力指令値Ｘ１に含まれると、１号機の発電機の調速制御装置１５−１において、主制御装置１３−１の自動負荷調整機能部１４による負荷設定器２４の設定値の低下が回避されて、ＰＩＤ演算器１９からのガイドベーン開度目標値Ａが負荷制限器２７の設定値よりも小さく余裕がある状態であれば、ガイドベーン開度の低下が図８のガバナフリー補償ありの如く防止される。これにより、発電機の発生電力の低下が防止されて、ガバナフリー運転による実出力の増大状態が保持され、系統周波数の安定化への寄与が維持される。

但し、海外の発電プラントでは、発電所よりも上流側の中央給電指令所１や水力制御所２で、系統周波数安定化システム（ＤＰＣ指令値Ｍ、ＡＦＣ指令値Ｎなど）が完備していない場合があり、また、これらがあっても水力制御所２でのガバナフリー補償は実施されていないことが多い。尚、ガバナフリー補償値を出力指令値に加算するガバナフリー補償については、特許文献４の水力発電所調速制御装置にも記載されている。
特開平４−２８１３３０号公報 特開平３−１９５３９８号公報 特開平１１−１６６４７０号公報 特開２００３−３２４９９３号公報

水力制御所２では、各水力発電所５、６…の発電機の並列条件などを基にその運転台数を算出し、水力発電所一括のＡＦＣ量の算出やガバナフリー補償値の算出を実施して、各々の水力発電所５、６…への出力指令値Ｘ１〜Ｘｎを算出している。ところが、水力制御所２では、各々の発電機の詳細な運転状態までは確認できないため、場合によっては、負荷制限器２７による負荷制限中であってガバナフリー運転中ではない発電機に対してもガバナフリー補償の対象となる発電機と見なして運転台数を計算し、当該水力発電所５、６…への出力指令値Ｘ１〜Ｘｎを算出してしまう恐れがある。この場合には、本来意図したガバナフリー補償値以上の値が加算または減算されることになるので、想定外の出力指令値Ｘ１〜Ｘｎが出力される恐れがある。

また、ガバナフリー運転によるガイドベーン開度制御量Ｃは、各号機の発電機における調速制御装置１５−１〜１５−ｎ内の速度垂下率２６、負荷設定器（６５Ｐ）２４の設定値、偏差ΔＮ（Δｆ）及びガイドベーン実開度によって全号機の発電機で同じ量とならず、ばらつく場合があり、水力制御所２で算出したガバナフリー補償値（図６）とずれることがある。

更に、海外発電プラントにおいて、上流側の中央給電指令所１や水力制御所２でガバナフリー補償機能がない場合には、図８のガバナフリー補償なしの状態となってしまい、系統周波数の安定化への寄与を維持できなくなる恐れが高い。海外の発電プラントは有人であることが多いため、運転員の判断で出力指令値Ｘ１〜Ｘｎを補正する運用も考えられるが、実用的ではない。

また、特許文献４に記載のガバナフリー補償機能は、調速制御装置による制御の過渡的な不安定さを回避するために遅れ特性を付加したものであり、調速制御装置自体の機能を中心としたものである。従って、電力系統の系統周波数の変動に伴う全体的な制御（系統周波数の調整）を目的としたものではない。

本発明の目的は、上述の事情を考慮してなされたものであり、各発電機に適切なガバナフリー補償を実施して各発電機の出力を好適に制御でき、これにより系統周波数の安定化に確実に寄与できる水力発電所の出力制御方法及び装置を提供することにある。

本発明に係る水力発電所の出力制御方法は、ガバナフリー運転を行う複数の発電機を備えた水力発電所の出力制御方法において、前記水力発電所内において、前記各発電機のガバナフリー運転を、ガイドベーン実開度が所定値未満である場合に出力される信号に基づいて確認すると共に、系統周波数と定格周波数との偏差に基づいて前記発電機毎にガバナフリー補償値を算出し、ガバナフリー運転状態の前記発電機に対して、当該発電機への出力指令値に当該発電機のガバナフリー補償値を加算して当該発電機への新たな出力指令値を決定し、この新たな出力指令値に基づき当該発電機の出力を制御することを特徴とするものである。

また、本発明に係る水力発電所の出力制御装置は、ガバナフリー運転を行う複数の発電機を備えた水力発電所の出力制御装置において、前記水力発電所は、前記各発電機のガバナフリー運転を、ガイドベーン実開度が所定値未満である場合に出力される信号に基づいて確認するガバナフリー運転確認部と、系統周波数と定格周波数との偏差に基づいて前記発電機毎にガバナフリー補償値を算出するガバナフリー補償値算出部とを有し、前記ガバナフリー運転確認部にて確認されたガバナフリー運転状態の前記発電機に対して、当該発電機への出力指令値に、前記ガバナフリー補償値算出部にて算出された当該発電機のガバナフリー補償値を加算して当該発電機への新たな出力指令値を決定し、この新たな出力指令値に基づき当該発電機の出力を制御するよう構成されたことを特徴とするものである。

本発明に係る水力発電所の出力制御方法及び装置によれば、各発電機に適切なガバナフリー補償を実施して各発電機の出力を好適に制御でき、これにより系統周波数の安定化に確実に寄与できる。

以下、本発明を実施するための最良の形態を、図面に基づき説明する。但し、本発明は、これらの実施形態に限定されるものではない。

［Ａ］第１の実施形態
図１は、本発明に係る水力発電所の出力制御装置における第１の実施形態が適用された水力発電所における発電所共通制御装置を、水力制御所と共に示す制御ブロック図である。この第１の実施形態において、前述の背景技術と同様な部分は、同一の符号を付して説明を簡略化し、または省略する。

ガバナフリー運転を行う複数の発電機を備えた各水力発電所４０の制御装置は、図１及び図５に示すように、発電所共通制御装置４１、主制御装置１３−１〜１３−ｎ及び調速制御装置１５−１〜１５−ｎを有して構成され、発電所共通制御装置４１の構成と、この発電所共通制御装置４１へ出力指令値Ｘ１〜Ｘｎを出力する水力制御所４２の構成が、背景技術と異なる。

つまり、水力制御所４２はガバナフリー補償値算出部３０を備えず、中央給電指令所１からのＤＰＣ指令値ＭをＤＰＣ指令値分配器９にて各水力発電所４０毎のＤＰＣ指令値に分配し、中央給電指令所１からのＡＦＣ指令値ＮからＡＦＣ量算出器１０にて各水力発電所４０用のＡＦＣ量を算出し、これらの各水力発電所４０用のＤＰＣ指令値とＡＦＣ量とを加算した出力指令値Ｘ１〜Ｘｎを各水力発電所４０へ出力する。従って、水力制御所４２から各水力発電所４０へ出力される出力指令値Ｘ１〜Ｘｎにはガバナフリー補償値は含まれていない。

各発電所共通制御装置４１は、指令値配分処理部１２、ガバナフリー運転確認部４３−１〜４３−ｎまたは４４−１〜４４−ｎ、ガバナフリー補償値算出部４５−１〜４５−ｎを備え、これらのガバナフリー運転確認部４３−１〜４３−ｎ（または４４−１〜４４−ｎ）及びガバナフリー補償値算出部４５−１〜４５−ｎは、各水力発電所４０が装備する発電機毎に設置される。各発電所共通制御装置４１の指令値配分処理部１２は、背景技術と同様に、該当する水力発電所４０の発電機の運転台数に応じて出力指令値Ｘ１〜Ｘｎを配分処理して、発電機毎に出力指令値Ｙ１〜Ｙｎを出力する。

ガバナフリー運転確認部４３−１〜４３−ｎは、各発電所共通制御装置４１において各発電機のガバナフリー運転を確認するものであり、その一例は、図２に示すように、運転モード設定器４６及び判定器４７を有してなる。運転モード設定器４６は、ガバナフリー補償の使用時にセット操作部４８Ａが、ガバナフリー補償を使用しない除外時にリセット操作部４８Ｂがそれぞれユーザーにより操作され、セット操作部４８Ａが操作されたときにガバナフリー補償使用モード信号Ｋ１を出力する。判定器４７は、この運転モード設定器４６からのガバナフリー補償使用モード信号Ｋ１を入力してガバナフリー補償使用状態を検出し、且つ、該当する発電機を制御する主制御装置１３−１〜１３−ｎから自動負荷調整機能部１４が使用状態にある旨のＡＬＲ使用状態信号Ｋ２を入力し、且つ、該当する発電機が電力系統に並列されている並列状態信号Ｋ３を入力したときに、当該発電機がガバナフリー運転状態にあると判定して、ガバナフリー運転検出信号Ｊを出力する。

ガバナフリー運転確認部４４−１〜４４−ｎは、図３に示すように、図２の運転モード設定器４６を比較器４９に置き換えたものである。この比較器４９は、ガイドベーン（ＧＶ）実開度が負荷制限器２７（図７参照）の設定値未満である場合に、該当する発電機がガバナフリー運転を実施可能な状態にあると判断して、ガバナフリー運転可能信号Ｋ４を出力する。判定部４７は、上記ガバナフリー運転可能信号Ｋ４を入力し、且つ該当する発電機を制御する主制御装置１３−１〜１３−ｎからのＡＬＲ使用状態信号Ｋ２、及び該当する発電機の並列状態信号Ｋ３を入力したときに、当該発電機がガバナフリー運転状態にあると判断してガバナフリー運転検出信号Ｊを出力する。

ガバナフリー補償値算出部４５−１〜４５−ｎは、図１に示すように、発電所共通制御装置４１の加減算器５０が算出した、系統周波数ｆａと定格周波数ｆｏとの偏差Δｆを取り込んで、発電機毎にガバナフリー補償値Ｗ１〜Ｗｎを算出する。このガバナフリー補償値算出部４５−１〜４５−ｎは、ガバナフリー運転確認部４３−１〜４３−ｎまたは４４−１〜４４−ｎにてガバナフリー運転状態が確認された発電機に対して、ガバナフリー補償値Ｗ１〜Ｗｎを上述の如く算出し、各発電機に対応して発電所共通制御装置４１内に設置された加減算器５１−１〜５１−ｎへ上記ガバナフリー補償値Ｗ１〜Ｗｎを出力し、また、ガバナフリー運転状態が確認されなかった発電機に対してガバナフリー補償値Ｗ１〜Ｗｎとして０（ゼロ）を加減算器５１−１〜５１−ｎへ出力する。

発電所共通制御装置４１の各加減算器５１−１〜５５−ｎは、指令値配分処理部１２から出力された出力指令値Ｙ１〜Ｙｎと、ガバナフリー補償値算出部４５−１〜４５−ｎのそれぞれから出力されたガバナフリー補償値Ｗ１〜Ｗｎとを加算して、発電機毎に新たな出力指令値Ｐ１〜Ｐｎを算出する。この出力指令値Ｐ１〜Ｐｎは、図５及び図７に示すように、主制御装置１３−１〜１３−ｎへ出力され、この主制御装置１３−１〜１３−ｎは、出力指令値Ｐ１〜Ｐｎに基づき各発電機の出力（発生電力）を制御する。

従って、本実施形態によれば、次の効果（１）〜（３）を奏する。

（１）ガバナフリー運転確認部４３−１〜４３−ｎまたは４４−１〜４４−ｎによりガバナフリー運転状態が確認された発電機に対して、発電所共通制御装置４１の加減算器５５−１〜５１−ｎは、当該発電機への出力指令値Ｘ１〜Ｘｎに、ガバナフリー補償値算出部４５−１〜４５−ｎにて算出されたガバナフリー補償値Ｗ１〜Ｗｎを加算して、当該発電機へ新たな出力指令値Ｐ１〜Ｐｎを出力し、また、ガバナフリー運転状態が確認されなかった発電機に対しては、ガバナフリー補償値Ｗ１〜Ｗｎが加算されない出力指令値Ｙ１〜Ｙｎが、出力指令値Ｐ１〜Ｐｎとして出力される。このため、各発電機に適切なガバナフリー補償を実施して各発電機の出力（発生電力）を制御でき、この結果、系統周波数の安定化へ確実に寄与できる。

（２）各水力発電所４０の発電所共通制御装置４１へ出力指令値Ｘ１〜Ｘｎを出力する水力制御所４２にガバナフリー補償値算出部３０（図６）が設置されず、上記発電所共通制御装置４１にガバナフリー補償値算出部４５−１〜４５−ｎ（図１）が設置され、この発電所共通制御装置４１が各発電機へガバナフリー補償値Ｗ１〜Ｗｎを含む出力指令値Ｐ１〜Ｐｎを出力する。このため、海外の発電プラントにおいて、中央給電指令所１や水力制御所４２の機能アップを実施することなく、各水力発電所４０において、ガバナフリー補償の必要時にガバナフリー補償を実施して、ガバナフリー運転を阻害しない運用を実現できる。従って、この場合にも、系統周波数の安定化へ確実に寄与できる。

（３）ガバナフリー運転確認部４３−１〜４３−ｎは、運転モード設定器４６のセット操作部４８Ａをユーザーが操作することで出力されるガバナフリー補償使用モード信号Ｋ１等に基づき、ガバナフリー運転状態を検出することから、発電所共通制御装置４１は、ユーザーの操作に対応したガバナフリー補償を実施できる。また、ガバナフリー運転確認部４４−１〜４４−ｎは、ガイドベーンの実開度と負荷設定器２７の設定値を比較器４９が比較することで出力されたガバナフリー運転可能信号Ｋ４等に基づき、ガバナフリー運転状態を検出することから、発電所共通制御装置４１は、実際の発電機の運転状態に応じたガバナフリー補償を実施できる。

［Ｂ］第２の実施形態
図４は、本発明に係る水力発電所の出力制御装置における第２の実施形態が適用された水力発電所における主制御装置などを示す制御ブロック図である。この第２の実施形態において、前記第１の実施形態及び背景技術と同様な部分は、同一の符号を付すことにより説明を簡略化し、または省略する。

本実施形態における水力発電所６０の制御装置が前記第１の実施形態と異なる点は、各水力発電所６０の発電所共通制御装置６１にガバナフリー運転確認部４３−１〜４３−ｎ（または４４−１〜４４−ｎ）及びガバナフリー補償値算出部４５−１〜４５−ｎが設置されず、各発電機をそれぞれ制御する主制御装置６２−１〜６２−ｎにガバナフリー運転確認部６３（または６４）とガバナフリー補償値算出部６５が設置された点である。尚、水力制御所４２は前記第１の実施形態と同様に構成されている。従って、水力制御所４２から各水力発電所６０へ出力される出力指令値Ｘ１〜Ｘｎと、各水力発電所６０の発電所共通制御装置６１から各発電機の主制御装置６２−１〜６２−ｎへ出力される出力指令値Ｙ１〜Ｙｎには、ガバナフリー補償値が含まれていない。

ガバナフリー運転確認部６３は、前記第１の実施形態のガバナフリー運転確認部４３−１〜４３−ｎと同様に構成され、ガバナフリー運転確認部６４は、前記第１の実施形態のガバナフリー運転確認部４４−１〜４４−ｎと同様に構成される。１号機の発電機を制御する主制御装置６２−１を例に説明すると、ガバナフリー運転確認部６３または６４は、当該発電機がガバナフリー運転中であると判定したときにガバナフリー運転検出信号Ｊをガバナフリー補償値算出部６５へ出力する。

ガバナフリー補償値算出部６５は、主制御装置６２−１内の加減算器６６が算出した当該発電機の発電機周波数ｆｇ１と定格周波数ｆｏとの偏差Δｆから当該発電機のガバナフリー補償値Ｌ１を算出する。このガバナフリー補償値算出部６５は、ガバナフリー運転確認部６３または６４にて発電機のガバナフリー運転状態が確認されたときにガバナフリー補償値Ｌ１を上述の如く算出し、当該主制御装置６２−１に設置された加減算器６７へガバナフリー補償値Ｌ１を出力し、また、ガバナフリー運転状態が確認されなかった場合にガバナフリー補償値Ｌ１を０（ゼロ）として加減算器６７へ出力する。

この主制御装置６２−１の加減算器６７は、発電所共通制御装置６１の指令値配分処理部１２から出力された出力指令値Ｙ１にガバナフリー補償値Ｌ１を加算して新たな出力指令値Ｑ１を算出する。主制御装置６２−１の自動負荷調整機能部１４は、電力変換器２３からの当該発電機の実出力（発生電力）を出力指令値Ｑ１（目標電力値）に追従させるべく、当該発電機の調速制御装置４５−１の負荷設定器２４へ出力増減制御信号Ｚ１を出力し、この負荷設定器２４の設定値を調整して、当該発電機の出力を制御する。

水力発電所６０のｎ号機の発電機においても、主制御装置６２−ｎのガバナフリー補償値算出部６５がガバナフリー補償値Ｌｎを算出し、この主制御装置６２−ｎの加減算器６７が出力指令値Ｑｎを出力して、主制御装置６２−ｎの自動負荷調整機能部１４は出力増減制御信号Ｚｎを出力して、当該発電機の調速制御装置１５−ｎの負荷設定器２４の設定値を調整し、ｎ号機の発電機の出力を制御する。

従って、本実施形態においても、第１の実施形態の効果（３）と同様な効果を奏するほか、次の効果（４）及び（５）を奏する。

（４）水力発電所６０の各発電機を制御する主制御装置６２−１〜６２−ｎは、ガバナフリー運転確認部６３または６４により発電機にガバナフリー運転状態が確認された場合に、加減算器６７が、出力指令値Ｙ１〜Ｙｎに、ガバナフリー補償値算出部６５にて算出されたガバナフリー補償値Ｌ１〜Ｌｎを加算して、当該発電機へ新たな出力指令値Ｑ１〜Ｑｎを出力し、また、発電機にガバナフリー運転が確認されなかった場合に、同じく加減算器６７が、ガバナフリー補償値Ｌ１〜Ｌｎが加算されていない出力指令値Ｙ１〜Ｙｎを出力指令値Ｑ１〜Ｑｎとして出力する。このため、各発電機に適切なガバナフリー補償を実施して各発電機の出力（発電力）を制御でき、この結果、系統周波数の安定化への寄与を確実に実現できる。

（５）各水力発電所６０の発電所共通制御装置６１へ出力指令値Ｘ１〜Ｘｎを出力する水力制御所４２にガバナフリー補償値算出部３０（図６）が設置されず、更に水力発電所６０の発電所共通制御装置６１にもガバナフリー補償値算出部４５−１〜４５−ｎ（図１）が設置されず、水力発電所６０における各発電機を制御する主制御装置６２−１〜６２−ｎにガバナフリー補償値算出部６５（図４）が設置されている。そして、この主制御装置６２−１〜６２−ｎ内の加減算器６７が、ガバナフリー補償値算出部６５から出力されたガバナフリー補償値Ｌ１〜Ｌｎに基づいて出力指令値Ｑ１〜Ｑｎを算出し、自動負荷調整機能部１４が、この出力指令値Ｑ１〜Ｑｎに基づき該当する発電機を制御する。このため、各発電機の設置時、または既設発電機の更新時に、発電所共通制御装置６１の機能アップやそのための改造等が不要となり、ガバナフリー補償機能の追加を容易化できる。特に、海外プラントにおいて、中央給電指令所１及び水力制御所４２側にガバナフリー補償機能を有していない場合に効果的である。

本発明に係る水力発電所の出力制御装置の第１の実施形態が適用された水力発電所における発電所共通制御装置を、水力制御所と共に示す制御ブロック図。 図１のガバナフリー運転確認部の第１形態における構成を示す制御ブロック図。 図１のガバナフリー運転確認部の第２形態における構成を示す制御ブロック図。 本発明に係る水力発電所の出力制御装置の第２の実施形態が適用された水力発電所における主制御装置などを示す制御ブロック図。 従来の電力系統全体の制御システムを階層構造として示す制御ブロック図。 図５の水力制御所等の構成を示す制御ブロック図。 図５の水力発電所の構成を示す制御ブロック図。 （Ａ）は、電力系統の系統周波数の変化を示すグラフ、（Ｂ）は、ガバナフリー補償の有無によるガイドベーン（ＧＶ）開度の変化を示すグラフ。

符号の説明

１２ 指令値配分処理部
１４ 自動負荷調整機能部
４０ 水力発電所
４１ 発電所共通制御装置
４３−１〜４３−ｎ ガバナフリー運転確認部
４４−１〜４４−ｎ ガバナフリー運転確認部
４５−１〜４５−ｎ ガバナフリー補償値算出部
４６ 運転モード設定器
４７ 判定部
４９ 比較器
５１−１〜５１−ｎ 加減算器
６０ 水力発電所
６１ 発電所共通制御装置
６２−１〜６２−ｎ 主制御装置
６３ ガバナフリー運転確認部
６４ ガバナフリー運転確認部
６５ ガバナフリー補償値算出部
６７ 加減算器
ｆａ 系統周波数
ｆｏ 定格周波数
Ｌ１〜Ｌｎ ガバナフリー補償値
Ｐ１〜Ｐｎ 出力指令値
Ｑ１〜Ｑｎ 出力指令値
Ｗ１〜Ｗｎ ガバナフリー補償値
Ｘ１〜Ｘｎ 出力指令値
Ｙ１〜Ｙｎ 出力指令値

Claims (7)

1. ガバナフリー運転を行う複数の発電機を備えた水力発電所の出力制御方法において、
   前記水力発電所内において、前記各発電機のガバナフリー運転を、ガイドベーン実開度が所定値未満である場合に出力される信号に基づいて確認すると共に、系統周波数と定格周波数との偏差に基づいて前記発電機毎にガバナフリー補償値を算出し、ガバナフリー運転状態の前記発電機に対して、当該発電機への出力指令値に当該発電機のガバナフリー補償値を加算して当該発電機への新たな出力指令値を決定し、この新たな出力指令値に基づき当該発電機の出力を制御することを特徴とする水力発電所の出力制御方法。
2. ガバナフリー運転を行う複数の発電機を備えた水力発電所であって、発電所共通制御装置の指令値配分処理部が、前記発電機の運転台数に応じて各発電機へ出力指令値を配分処理する水力発電所の出力制御方法において、
   前記発電所共通制御装置内において、前記各発電機のガバナフリー運転を、ガイドベーン実開度が所定値未満である場合に出力される信号に基づいて確認すると共に、系統周波数と定格周波数との偏差に基づいて前記発電機毎にガバナフリー補償値を算出し、ガバナフリー運転状態の前記発電機に対して、前記指令値配分処理部にて算出された当該発電機への出力指令値に当該発電機のガバナフリー補償値を加算して当該発電機への新たな出力指令値を決定し、
   この発電所共通制御装置からの新たな出力指令値に基づき、当該発電機の主制御装置が当該発電機の出力を制御することを特徴とする水力発電所の出力制御方法。
3. ガバナフリー運転を行う複数の発電機を備えた水力発電所であって、発電所共通制御装置の指令値配分処理部が、前記発電機の運転台数に応じて各発電機へ出力指令値を配分処理し、前記各発電機の主制御装置の自動負荷調整機能部が、前記出力指令値に基づき当該発電機の出力を制御する水力発電所の出力制御方法において、
   前記主制御装置内において、当該主制御装置が制御する前記発電機のガバナフリー運転を、ガイドベーン実開度が所定値未満である場合に出力される信号に基づいて確認すると共に、発電機周波数と定格周波数との偏差に基づいて当該発電機のガバナフリー補償値を算出し、ガバナフリー運転状態が確認された制御対象の前記発電機に対して、前記指令値配分処理部にて処理された当該発電機への出力指令値に当該発電機のガバナフリー補償値を加算して当該発電機への新たな出力指令値を決定し、
   当該主制御装置の前記自動負荷調整機能部が、前記新たな出力指令値に基づき、当該発電機の出力を制御することを特徴とする水力発電所の出力制御方法。
4. ガバナフリー運転を行う複数の発電機を備えた水力発電所の出力制御装置において、
   前記水力発電所は、前記各発電機のガバナフリー運転を、ガイドベーン実開度が所定値未満である場合に出力される信号に基づいて確認するガバナフリー運転確認部と、系統周波数と定格周波数との偏差に基づいて前記発電機毎にガバナフリー補償値を算出するガバナフリー補償値算出部とを有し、
   前記ガバナフリー運転確認部にて確認されたガバナフリー運転状態の前記発電機に対して、当該発電機への出力指令値に、前記ガバナフリー補償値算出部にて算出された当該発電機のガバナフリー補償値を加算して当該発電機への新たな出力指令値を決定し、この新たな出力指令値に基づき当該発電機の出力を制御するよう構成されたことを特徴とする水力発電所の出力制御装置。
5. ガバナフリー運転を行う複数の発電機を備えた水力発電所であって、前記発電機の運転台数に応じて出力指令値の配分処理を行う指令値配分処理部を備えた発電所共通制御装置を有する水力発電所の出力制御装置において、
   前記発電所共通制御装置は、前記各発電機のガバナフリー運転を、ガイドベーン実開度が所定値未満である場合に出力される信号に基づいて確認するガバナフリー運転確認部と、系統周波数と定格周波数との偏差に基づいて前記発電機毎にガバナフリー補償値を算出するガバナフリー補償値算出部とを有し、
   前記ガバナフリー運転確認部にて確認されたガバナフリー運転状態の前記発電機に対して、前記指令値配分処理部にて処理された当該発電機への出力指令値に、前記ガバナフリー補償値算出部にて算出された当該発電機のガバナフリー補償値を加算して当該発電機への新たな出力指令値を決定し、
   この発電所共通制御装置からの新たな出力指令値に基づき、当該発電機の主制御装置が当該発電機の出力を制御するよう構成されたことを特徴とする水力発電所の出力制御装置。
6. ガバナフリー運転を行う複数の発電機を備えた水力発電所であって、前記発電機の運転台数に応じて出力指令値の配分処理を行う指令値配分処理部を備えた発電所共通制御装置と、前記指令値配分処理部からの出力指令値に基づき前記発電機の出力を制御する自動負荷調整機能部を備えた前記各発電機の主制御装置と、を有する水力発電所の出力制御装置において、
   前記主制御装置は、当該主制御装置が制御する前記発電機のガバナフリー運転を、ガイドベーン実開度が所定値未満である場合に出力される信号に基づいて確認するガバナフリー運転確認部と、発電機周波数と定格周波数との偏差に基づいて、当該主制御装置が制御する前記発電機のガバナフリー補償値を算出するガバナフリー補償値算出部とを有し、
   前記ガバナフリー運転確認部にてガバナフリー運転状態が確認された制御対象の前記発電機に対して、前記指令値配分処理部にて処理された当該発電機への出力指令値に、前記ガバナフリー補償値算出部にて算出された当該発電機のガバナフリー補償値を加算して当該発電機への新たな出力指令値を決定し、
   当該主制御装置の前記自動負荷調整機能部が、前記新たな出力指令値に基づき、当該発電機の出力を制御するよう構成されたことを特徴とする水力発電所の出力制御装置。
7. 前記ガバナフリー運転確認部は、対象とする発電機における自動負荷調整機能部の使用状態、当該発電機の電力系統への並列状態、及び当該発電機においてガイドベーン開度が負荷制限の設定値未満であることを検出することにより、当該発電機のガバナフリー運転状態を確認するよう構成されたことを特徴とする請求項４乃至６のいずれかに記載の水力発電所の出力制御装置。

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