JP5320916B2 - 発電機の振動抑制制御装置 - Google Patents

Description

本発明は、発電機の軸ねじれ共振振動を抑制する発電機の振動抑制制御装置に関するものである。

図８はタービン発電機と電力貯蔵用交直変換器を組み合わせた分散電源装置の概略構成図で、図８において、ＧＴはガスタービン、ＳＧは同期発電機、ＰＣＳは電力貯蔵用交直変換器、ＢＴは蓄電池、ＬＤは負荷である。また、Ｉ_Gは発電機出力電流で、この出力電流Ｉ_Gは、電力貯蔵用交直変換器ＰＣＳへの入力電流Ｉ_PCSと、負荷ＬＤへの負荷電流Ｉ_Lとして供給される。電力貯蔵用交直変換器ＰＣＳは、入力電流Ｉ_PCSを制御して蓄電池ＢＴを充電し、発電機ＳＧ故障時には、蓄電池ＢＴの電力を、電力貯蔵用交直変換器ＰＣＳを介して負荷ＬＤに供給する機能を有している。

上述した分散電源装置で使用されるタービン発電機は、普通、ガスタービンと同期発電機との間に減速機などを介して接続されている。このような分散電源装置から負荷に電力を供給しているとき、負荷が急変した場合、発電機の慣性と軸の剛性から共振系となり、電力貯蔵用交直変換器ＰＣＳの制御の影響で、条件によっては発散することがある。

上記発散が生じると発電機軸系と交直変換器間で低周波軸ねじり振動が発生するために、この軸ねじり振動を抑制する手段としては、系統の電気量から軸ねじれ振動成分を検出し、振動の抑制を行うものである（特許文献１，２参照。）。

また、他の手段としては、ＴＣＳＣ（Ｔｈｙｒｉｓｔｏｒ Ｃｏｎｔｒｏｌｌｅｄ Ｓｅｒｉｅｓ Ｃａｐａｃｉｔｏｒ）のサイリスタ制御直列リアクトルを制御することによって低周波軸ねじれ振動を抑制する方式もある（特許文献３参照。）。
特開２００１−３３３５３３号公報 特開平０８−２４２５８４号公報 特開２００３−１１１２７８号公報

上記の背景技術において、ＴＣＳＣを系統に直列に挿入する特許文献３の方式は、分散電源・非常用電源システムなど小規模なシステムでは、構成が複雑になり、設備費が高騰するため、あまり望ましくなく、また、特許文献１，２の方式では、発電機の機械系を考慮していないため、共振抑制が行えない場合がある、という問題がある。

本発明の目的は、上記の事情に鑑みてなされたもので、構成を簡素化するとともに、軸ねじれ共振系に減衰特性を与えることができる発電機の振動抑制制御装置を提供することにある。

上記の課題を達成するために、請求項１に係る発明は、タービンで駆動される発電機と電力貯蔵用交直変換器とから構成されて負荷に電力を供給する分散電源装置において、
前記タービンの速度を制御するタービン速度制御器と、前記発電機を制御する発電機励磁制御器と、前記電力貯蔵用交直変換器を制御する電力貯蔵用交直変換制御器とを有し、
前記電力貯蔵用交直変換制御器は、
発電機回転角速度が供給される共振抑制制御部と、
この制御部の出力を電流に変換するトルク−電流変換係数部と、
電力貯蔵用交直変換電力指令が供給されて演算され、出力に電流指令を送出する電流指令演算部と、
発電機電圧から電圧位相角を求めるＰＬＬ回路部と、
電力貯蔵用交直変換出力電流が供給され、ＰＬＬ回路部により得られた電圧位相角を用いて固定座標を同期回転座標に変換してｄｑ軸電流を得る第１座標変換部と、
前記電流指令演算部から出力された電流指令と前記トルク−電流変換係数部から得られた電流との偏差出力を得る電力貯蔵用交直変換電流指令出力部と、
この電力貯蔵用交直変換電流指令出力部から出力された電流と前記第１座標変換部から出力されたｄｑ軸電流との偏差出力が供給される電流制御器と、
この電流制御器から出力された電流を前記ＰＬＬ回路部により得られた電圧位相角を用いて同期回転座標を固定座標に変換する第２座標変換部と、
この第２座標変換部で得られた出力が供給され、この出力から電力貯蔵用交直変換電流を得る電力貯蔵用交直変換器と、を備え、
前記電力貯蔵用交直変換制御器によって前記発電機の電流、電力またはトルクを制御して、発電機の軸ねじり共振系に減衰特性を与えることを特徴とする。

請求項２に係る発明は、請求項１において、前記ＰＬＬ回路部で得られた電圧位相角を擬似微分回路部で擬似微分して発電機回転角速度に相当する値を得て、この値を共振抑制制御部に供給したことを特徴とするものである。

本発明によれば、発電機の軸ねじれ共振系に制御的に減衰特性とすることができ、また、電力貯蔵装置の変換器の制御によっても上記のような減衰特性を得ることができ、しかも発電機の速度検出を用いないで上記減衰特性を得ることができる利点がある。

以下本発明の実施の形態を図面に基づいて説明する。図１は本発明で対象とする発電機の振動抑制制御システムのブロック図で、図１において、Ｇ_CTはタービン速度制御部、Ｇ_CGは発電機励磁制御部（ＡＶＲ）、Ｇ_CPCSは電力貯蔵用交直変換（ＰＣＳ）制御部である。

タービン速度制御部Ｇ_CTは、目標角速度ω_nと発電機回転角速度ω_Gからタービン機械特性部Ｇ_Tに発電機・タービントルク出力Ｔ_GTが与えられる。タービン機械特性部Ｇ_Tは、発電機機械特性部Ｇ_GMと軸トルクＴ_Xで結ばれる。

発電機機械特性部Ｇ_GMから出力される発電機回転角速度ω_Gは、発電機特性部Ｇ_Gに与えられ、発電機特性部Ｇ_Gからは発電機トルクＴ_Gが発電機機械特性部Ｇ_GMに与えられる。

発電機特性部Ｇ_Gには、発電機励磁制御部Ｇ_CGから励磁電流Ｉ_EXが与えられ、発電機出力電圧Ｖ_Gが出力される。この発電機出力電圧Ｖ_Gは、発電機励磁制御部Ｇ_CG、ＰＣＳ制御部Ｇ_CPCS及び負荷特性部Ｇ_Lに与えられる。

Ｇ_PCSはＰＣＳ特性部で、このＰＣＳ特性部Ｇ_PCSには発電機出力電圧Ｖ_GがＰＣＳ電圧Ｖ_PCSとして与えられるとともに、ＰＣＳ制御部Ｇ_CPCSからＰＣＳ電流Ｉ_PCSR
が与えられる。

ＰＣＳ特性部Ｇ_PCSからは、電流Ｉ_PCSが出力され、負荷特性部Ｇ_Lからの負荷電流Ｉ_Lとの偏差が取られて、電流Ｉ_Gが発電機特性部Ｇ_Gに与えられる。

上記のように構成されたシステムにおいて、ＰＣＳの電流または電力を制御することにより、発電機の軸ねじり共振を減衰させることができる。このことを、以下詳述する。

まず、発電機・機械系モデルを図２に示す２慣性系とすると、ブロック線図は図３に示すようになる。図２、図３において、Ｊ_Tはタービン慣性モーメント、Ｋ_Tは軸ねじれ剛性、Ｔ_Xは軸トルク、Ｔ_Gは発電機トルク、Ｊ_Gは発電機慣性モーメント、ω_Tタービン回転角速度（＝ｄθ_T／ｄｔ）、ω_Gは発電機回転角速度（＝ｄθ_G／ｄｔ）である。

そして、図３において、発電機トルクから発電機回転角速度までの伝達関数は、機械系の損失を無視すると、次の（１）式となる。

上記（１）式には、減衰項がないため、負荷急変時などのように急激なトルクが発電機に加わると、発電機には軸ねじり振動が生じて減衰しない。このため、この振動を減衰させるために、発電機回転角速度ω_Gを図４に示すように、Ｋ_A（ｓ²＋β・ｓ）のブロックを介して発電機トルクＴ_Gにフィードバックする。

図４に示すような構成にすると、伝達関数は、次式（２）式となり、減衰項を付加できる。なお、（２）式において、ζの値を設定することで、減衰は調整できる。

次に本発明の実施の形態１を図５、図６により述べる。図５はＰＣＳ制御部Ｇ_CPCSに発電機角速度ω_Gをフィードバックさせて軸ねじり振動を減衰させるようにした実施の形態１を示すブロック構成図で、図５において、ＰＣＳ制御部Ｇ_CPCSには、発電機角速度ω_G、発電機出力電圧Ｖ_G、ＰＣＳ電力指令Ｐ_PCS ^REFが入力される。

ＰＣＳ制御部Ｇ_CPCSは、詳細を図６に示すように構成されていて、発電機出力電圧Ｖ_Gを検出し、ＰＬＬにより電圧の位相角を求め、これを用いて座標変換（固定座標から同期回転座標、同期回転座標から固定座標）を行う。軸ねじり振動を減衰させるために、発電機回転数と発電機出力電圧、ＰＣＳ電流を検出し、図６にＰＣＳ制御部Ｇ_CPCS（詳細は後述する）に入力される。

前記ＰＣＳ制御部Ｇ_CPCSからは三相電流Ｉ_PCS ^abcが出力され、この電流と負荷電流Ｉ_Lが加算器５１で加算されて、電流−トルク変換部５２に入力される。電流−トルク変換部５２では、「ｋ・Φ_Gd」（但し、ｋ：発電機極対数、Φ_Gd：界磁磁束）が演算され、その出力には発電機トルクＴ_Gが得られる。この発電機トルクＴ_Gは、発電機機械特性部Ｇ_GMに入力され、出力に発電機回転角速度ω_Gが得られる。この発電機回転角速度ω_Gは、ＰＣＳ制御部Ｇ_CPCSにフィードバックされ、軸ねじり振動が減衰される。

図６は、ＰＣＳ制御部Ｇ_CPCSの詳細なブロック構成図で、図６において、共振抑制制御部６１は発電機回転角速度ω_Gが入力されると、図４で示したＫ_A（ｓ²＋β・ｓ）の処理を行うが、ここでは、実用性を考慮して次の（３）式の低域通過フィルタの特性を加えて処理する。

発電機角速度が共振抑制制御部６１で処理されると共振抑制トルク指令となって出力され、この出力がトルク−電流変換係数（Ｋ_P）部６２に入力されて出力にｄｑ軸電流Ｉ_R ^dq指令が得られ、第１偏差部６３のマイナス端に与えられる。

第１偏差部６３のプラス端には、電流指令演算部６４からの電流指令が与えられる。この電流指令は、電流指令演算部６４に入力されるＰＣＳ電力指令Ｐ_PCS ^REFを演算することにより得られる。

６５は発電機出力電圧Ｖ_Gが入力されるＰＬＬ回路部で、このＰＬＬ回路部６５により電圧の位相角θ_V ^*が求められ、この位相角θ_V ^*は固定座標・同期回転座標変換部６６と同期回転座標・固定座標変換部６７に与えられる。

固定座標・同期回転座標変換部６６は三相電流Ｉ_PCS ^abcを位相角θ_V ^*を用いて、ｄｑ軸電流Ｉ_PCSdqに変換して第２偏差部６８のマイナス端に与える。この第２偏差部６８のプラス端には第１偏差部６３からの偏差出力であるＰＣＳ電流指令が与えられ、その偏差出力が電流制御器６９に入力された後、同期回転座標・固定座標変換部６７に入力され、位相角θ_V ^*を用いて三相電流Ｉ_PCS ^abcに変換されて、ＰＣＳ部７０から出力される。

図７は本発明の実施の形態２を示すブロック構成図で、図６に示す実施の形態１と同一部分には同一符号を付して述べる。この実施の形態２においては、発電機出力電圧Ｖ_GをＰＬＬ回路部６５により発電機位相角θ_G ^*として求め、この発電機位相角θ_G ^*を擬似微分部７１で擬似微分して発電機回転角速度に相当する値を得て、その値を共振抑制制御部６１に入力することにより、軸ねじり振動を減衰させるようにしたものである。このように擬似微分部７１を用いることにより、発電機の回転数の検出が不要となる。但し、ＰＬＬ回路を使用する関係上、ＰＬＬの検出特性（遅れ、発電機電流による位相ずれ）があるために、精度が多少低下するだけである。

本発明で対象とする発電機の振動抑制制御システムのブロック図。 発電機・機械系モデルを示す説明図。 発電機・機械系モデルのブロック線図。 発電機回転角速度を発電機トルクにフィードバックしたときの発電機・機械系モデルのブロック線図。 本発明の実施の形態１を示すブロック構成図。 実施の形態１におけるＰＣＳ制御部の詳細なブロック構成図。 本発明の実施の形態２におけるＰＣＳ制御部の詳細なブロック構成図。 分散電源装置の概略構成図。

符号の説明

Ｇ_CT…タービン速度制御部
Ｇ_CG…発電機励磁制御部
Ｇ_CPCS…電力貯蔵用交直変換部
Ｇ_T…タービン機械特性部
Ｇ_GM…発電機機械特性部
Ｇ_G…発電機特性部
Ｇ_L…負荷特性部
Ｇ_PCS…電力貯蔵用交直変換特性部
５１…加算部
５２…電流−トルク変換部
６１…共振抑制制御部
６２…トルク−電流変換係数部
６３、６８…偏差部
６４…電流指令演算部
６５…ＰＬＬ回路部
６６…固定座標・同期回転座標変換部
６７…同期回転座標・固定座標変換部
６９…電流制御部
７０…電力貯蔵用交直変換部

Claims (2)

1. タービンで駆動される発電機と電力貯蔵用交直変換器とから構成されて負荷に電力を供給する分散電源装置において、
   前記タービンの速度を制御するタービン速度制御器と、前記発電機を制御する発電機励磁制御器と、前記電力貯蔵用交直変換器を制御する電力貯蔵用交直変換制御器とを有し、
   前記電力貯蔵用交直変換制御器は、
   発電機回転角速度が供給される共振抑制制御部と、
   この制御部の出力を電流に変換するトルク−電流変換係数部と、
   電力貯蔵用交直変換電力指令が供給されて演算され、出力に電流指令を送出する電流指令演算部と、
   発電機電圧から電圧位相角を求めるＰＬＬ回路部と、
   電力貯蔵用交直変換出力電流が供給され、ＰＬＬ回路部により得られた電圧位相角を用いて固定座標を同期回転座標に変換してｄｑ軸電流を得る第１座標変換部と、
   前記電流指令演算部から出力された電流指令と前記トルク−電流変換係数部から得られた電流との偏差出力を得る電力貯蔵用交直変換電流指令出力部と、
   この電力貯蔵用交直変換電流指令出力部から出力された電流と前記第１座標変換部から出力されたｄｑ軸電流との偏差出力が供給される電流制御器と、
   この電流制御器から出力された電流を前記ＰＬＬ回路部により得られた電圧位相角を用いて同期回転座標を固定座標に変換する第２座標変換部と、
   この第２座標変換部で得られた出力が供給され、この出力から電力貯蔵用交直変換電流を得る電力貯蔵用交直変換器と、を備え、
   前記電力貯蔵用交直変換制御器によって前記発電機の電流、電力またはトルクを制御して、発電機の軸ねじり共振系に減衰特性を与えることを特徴とする発電機の振動抑制制御装置。
2. 請求項１に記載の発電機の振動抑制制御装置において、
   前記ＰＬＬ回路部で得られた電圧位相角を擬似微分回路部で擬似微分して発電機回転角速度に相当する値を得て、この値を共振抑制制御部に供給したことを特徴とする発電機の振動抑制制御装置。

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