WO2013005503A1 - 可変速発電電動機の運転制御装置および運転制御方法 - Google Patents
可変速発電電動機の運転制御装置および運転制御方法 Download PDFInfo
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- H02P9/00—Arrangements for controlling electric generators for the purpose of obtaining a desired output
- H02P9/04—Control effected upon non-electric prime mover and dependent upon electric output value of the generator
Definitions
- the present invention relates to an operation control device and an operation control method for a variable speed generator motor, and more particularly to an operation control device and an operation control method for a variable speed generator motor employing a primary frequency control method.
- variable speed generator motor As the variable speed generator motor, a secondary excitation control system applied to a variable speed pumped storage power station is widely known. This is configured, for example, as in Patent Document 1.
- an induction motor is used as the generator motor.
- a frequency converter is installed between the primary winding (stator winding) and the secondary winding (rotor winding) of the generator motor, and the secondary winding is AC-excited at a variable frequency.
- the rotating shaft on the secondary winding side is directly connected to the pump turbine.
- the secondary excitation control type variable speed generator motor can variably control the slip frequency of the induction machine, so that it can be operated at an optimum rotational speed determined mainly by the efficiency with respect to the fixed power system side frequency. It becomes possible.
- the variable speed pumped storage power plant performs a pumping operation using surplus power at night, and can perform a power generating operation during the daytime when power demand is high, and has a high power adjustment capability.
- variable speed pumped storage power plant it is desirable to install a variable speed pumped storage power plant.
- application in the form of remodeling an existing hydroelectric power plant to a variable speed pumped water power plant is desired.
- the generator of the existing hydropower station is a synchronous machine, it is inevitable to install a generator motor to change it to an induction machine.
- Non-Patent Document 1 a variable speed pumped storage power plant of the primary frequency control system is used.
- the primary frequency control type variable speed generator motor a synchronous machine is used as the generator motor.
- a frequency converter is installed between the primary winding (stator winding) of the generator motor and the power system. The rotating shaft on the secondary winding side is directly connected to the pump turbine.
- the output frequency of the synchronous machine is determined by the rotational speed of the pump turbine (meaning synchronization), and the frequency on the power system side of the frequency converter is set to a constant system frequency. Can be controlled. Also in this case, it is possible to operate at an optimum rotational speed determined mainly by the efficiency with respect to the fixed power system side frequency.
- This primary frequency control type variable speed generator motor can be realized by simply installing a frequency converter when remodeling an existing hydroelectric power plant to a variable speed pumped storage power plant.
- Patent Document 1 As for the operation control of the variable speed pumped storage power generation system, there are many other than Patent Document 1 as long as the secondary excitation control system is used. However, it is not well known when it comes to operation control of a variable speed pumped storage power generation system of the primary frequency control system to which the present invention is applied. Or although there are many which have a power converter device and drive a rotary machine as a thing of a similar main circuit composition, it is not a thing of a type directly connected with a rotating shaft to a pump turbine.
- Non-Patent Document 1 discloses an example of an operation control method for a variable-speed pumped-storage power generation system using a few primary frequency control methods. Here, the following control is proposed.
- the active power is adjusted by controlling the primary frequency converter based on the command to raise or lower the active power from the power plant controller, and the turbine output is controlled to match the specified rotational speed. ing.
- the primary frequency converter output is reduced to reduce the active power, and at the same time the turbine guide vane opening is reduced by the load limiter output to reduce the turbine output and disconnect from the power system.
- Non-Patent Document 1 the control system for the mechanical output of the water turbine and the control system for the primary frequency converter output for controlling the electrical output of the generator motor are independent control systems. For this reason, if the electrical and mechanical control systems are not coordinated, the guide vanes will be unilaterally narrowed by the load limiter regardless of the opening degree command output by the rotational speed control device, particularly in the stopping process. . As a result, the speed control is not effective, and the rotational speed of the water turbine fluctuates without stabilization from the mutual output deviation between the active power and the water turbine output.
- variable speed pumped storage power plant performs pumping operation using surplus power at night and performs power generating operation during the daytime when power demand is high.
- a stop operation is performed every time this operation mode is changed. If a speed change occurs at this time, the stop operation is prolonged, and it is greatly affected by mechanical wear of the pump turbine due to the speed change.
- Non-Patent Document 1 not only at the time of stoppage, but if the cooperation between the electric and mechanical control systems is not taken, the rotation speed greatly fluctuates every time the active power command value changes, and the influence of mechanical wear is usually observed. You will receive stronger.
- the change in the turbine speed that occurs when the active power command value changes is reduced, the mechanical wear of the turbine is reduced, and the maintenance cycle is reduced.
- the purpose is to extend.
- a variable speed generator motor in which a generator motive and a pump turbine are mechanically coupled and a stator winding of the generator motive is connected to an electric power system via a frequency converter.
- an active power control device that controls the frequency converter by an active power control signal for setting the active power of the generator motivation as a target value, and a pump turbine from the target value of the active power and the effective head of the pump turbine
- a rotation speed control device that obtains an output correction signal and uses a sum signal of the pump turbine output correction signal and a speed control signal for setting the rotation speed of the pump turbine as a target value
- the active power target value is reduced in the active power control device, and the speed control signal is excluded in the rotational speed control device, and the pump turbine control signal is output. Determined by pump turbine output correction signal.
- the active power target value of the generator motivation is determined from the frequency control signal of the power system and given to the active power control device, the target value of the active power determined from the frequency control signal of the power system and the detected effective power
- An active power set value correction circuit is provided that calculates the power difference between the powers, and adds a larger correction signal to the target value of the active power for obtaining the pump turbine output correction signal as the power difference increases.
- a variable speed generator motor in which a generator motive and a pump turbine are mechanically coupled and a stator winding of the generator motive is connected to an electric power system via a frequency converter.
- the frequency converter converts the active power of the power generation motive to its target value, and controls the pump turbine following the target value of the power generation motivation.
- a speed control signal for setting the rotational speed of the pump turbine to the target value is added to the signal that controls the target value of the active power of the generator motive.
- the pump turbine is controlled following the target value of the active power of the generator motive, and the speed control signal for setting the rotational speed of the pump turbine to the target value is not taken into account.
- the active power target value of the generator motivation is determined from the frequency control signal of the power system, and the greater the difference power between the active power target value determined from the frequency control signal of the power system and the detected active power, the greater the correction, It gives to the follow-up control of the pump turbine.
- variable speed pumped storage power generation system of the primary frequency control system it is possible to suppress the change in the rotation speed of the turbine due to the fluctuation of the active power command value, reduce the mechanical wear, and extend the maintenance cycle.
- FIG. 2 shows the configuration of a variable speed pumped storage power generation system using a primary frequency control method.
- the generator motor G / M used in this system is a synchronous machine, and its rotating shaft is connected to the pump turbine P / W.
- a combination example of the turbine W and the generator G is shown as the configuration in the power generation mode.
- the pump turbine P / W is provided with, for example, a guide vane, and the inflow amount is adjusted by adjusting the opening degree.
- a frequency converter FC is provided between the generator G / M and the power system L in order to realize variable speed operation.
- the frequency converter FC can be realized by either a direct current type that converts alternating current to direct current and then converts again to alternating current with different frequencies, or an alternating current type that does not convert to direct current.
- the device FC is illustrated.
- the frequency converter FC is connected to the power system via the circuit breaker CB.
- the main circuit of the primary frequency control type variable speed pumped storage power generation system is generally configured as described above.
- the active power P is detected by the active power detector Pd.
- CT and PT are current and voltage detectors.
- the rotational speed S of the pump turbine P / W is detected.
- a converter current command IP of the frequency converter FC necessary for controlling the detected active power to the target active power is determined and given to the frequency converter control device CC.
- the turbine output control command SP necessary for controlling the detected rotational speed S to the target rotational speed is determined, and the guide vane opening degree of the pump turbine P / W is adjusted.
- the electric power generated by the synchronous generator G / M is connected to the power system L via the primary frequency converter FC and the circuit breaker CB.
- the primary frequency control type generator motor G / M is a synchronous generator G / M, and cannot be operated in synchronization with the power system as in the case of using a secondary excitation type variable speed generator motor. Therefore, the primary frequency converter FC links power of different frequencies of the generator G / M and the power system L, and further performs output control of active power.
- the converter output control device CC performs system end active power control by adjusting the output current of the frequency converter FC, and the primary frequency converter FC converts the active power so as to be in an optimum state. .
- FIG. 1 shows specific circuit configurations of the active power control device CP and the rotation speed control device CS. First, the active power control device CP will be described.
- the active power control device CP obtains the target signal P1 of the active power from, for example, the power plant control device 100 that is a higher-level device.
- the target signal P1 is received in the form of an increase command and a decrease command, and is converted into an analog or digital numerical signal by the active power setting device 101 and output.
- the system-end active power detector Pd detects and outputs an actual power actual measurement value P2 of a portion actually connected to the power system L. Based on the result ( ⁇ P) obtained by subtracting the value P2 of the system end active power detector Pd from the value P1 of the active power setting device 101, the adjustment calculation for changing the active power to the command value by the active power regulator 103 I do.
- the adjustment result of the active power adjuster 103 is given to the converter output control device CC as the converter current command IP of the frequency converter FC, and as a result of controlling the direct current flowing through the primary frequency converter FC, the active power value Are controlled and connected to the power system.
- the active power value changed here is given to the system end active power detector Pd, and control is performed until the command value is reached while looping many times.
- the active power control is executed in the frequency converter FC on the electric machine side.
- the pump turbine P / W is controlled by the rotation speed control device CS. Since the pump turbine output control in the rotational speed control device CS is divided into a power generation process and a stop process, the power generation process will be described first.
- the rotational speed controller 106 performs rotational speed control based on a value obtained by subtracting the rotational speed S2 of the pump turbine P / W from the rotational speed command value S1 from the power plant controller 100.
- the output P1 and the effective head H of the active power setting device 101 are taken into the rotation speed control device CS, and the correction command value is obtained in the turbine output correction calculation unit 108.
- a guide vane opening command GV1 is obtained as the sum of the value of the rotation speed controller 106 and the value of the turbine output correction calculation device 108, and the difference obtained by subtracting the value of the actual guide vane opening GV2 is the pump turbine P / W is given to perform control.
- the frequency converter is controlled according to the active power target P1 provided by the active power setting device 101, and the active power target P1 is set to the rotational speed. It is also sent to the control device CS to control the pump turbine P / W. Therefore, in this power generation process, the machine side and the electric machine side are balanced according to the active power target P1 in the long period in the power generation process, and are maintained at a constant rotational speed by the rotational speed control system in a short period and stabilized. Yes.
- the operation of the process of stopping the apparatus shown in FIG. the converter current command IP of the frequency converter FC is rapidly narrowed to zero by continuously outputting the active power reduction command from the power plant control device 100.
- the operation on the electric machine side can be executed without delay, a delay due to inertia occurs on the machine side.
- the rotational speed fluctuates due to the unbalance between the machine side input and the electric machine side output of the variable speed pumped storage power generation system, and there is a concern about mechanical wear during stoppage.
- the rotational speed feedback control by the rotational speed adjuster 106 is stopped in this state. Specifically, the changeover switch 107 is switched to the 0% output side in response to the stop command. This prevents the machine-side rotation speed adjuster 106 from repeatedly generating vibrations that increase or decrease the rotation speed, and reduces mechanical wear during stoppage.
- the turbine output correction calculation device 108 outputs a correction command value that suppresses the change in the rotation speed of the turbine based on the active power setting device 101 and the effective head value H. .
- This is the guide vane opening degree command GV1
- the difference obtained by subtracting the actual guide vane opening degree GV2 from the guide vane opening degree instruction GV1 is given to the water turbine to perform control.
- the control by the speed regulator 106 is excluded, and the guide vane opening in the form of following the active power set value from the electric side. Perform the operation. As a result, transient fluctuations in the rotational speed are suppressed, and the electric machine side output and the machine side input are balanced and controlled according to the active power setting value.
- the turbine output is narrowed down by the load limiter, and the electrical output is made to follow the decrease in the turbine output.
- a method of narrowing down is performed. That is, the load limiter on the machine side is controlled mainly, and the electric machine side is made to follow the load limiter. In this case, it is conceivable that the system end output cannot be narrowed down if any failure occurs in the load limiter.
- FIG. 3 shows an application example in which means for suppressing a change in the rotational speed of the turbine is further added to the embodiment of the present invention described in FIG.
- This embodiment has two differences from the configuration of FIG. The first point is that an active power increase / decrease command from the power plant control device 100 given to the active power setting device 101 is given depending on the automatic frequency control signal AFC command of the power system. The second point is that an active power set value correction circuit 300 is additionally installed, and this output is added to the output of the active power setter 101.
- the comparator 302 compares the difference ⁇ P between the active power numerical command P3 generated from the AFC command and the active power detected value P2 from the power plant control device 100 with the ⁇ P set value. If ⁇ P is within the set value as a result of the comparison, ⁇ P is added to the output P1 of the active power setting device 101 and applied to the turbine output correction calculation unit 108. If ⁇ P is equal to or greater than the set value, ⁇ P is amplified by the amplifier 301 and then added to the output P1 of the active power setting device 101 and applied to the turbine output correction calculation unit 108.
- ⁇ P which is the difference between the value of the active power numerical command, which is an AFC command that gives a command to the generator motor by detecting the frequency deviation due to load fluctuations, and the active power detected by the system end active power detector Pd is the active power.
- a correction command value is added so as to suppress the change in the rotational speed of the pump turbine P / W by the turbine output correction calculation device 108 by adding to the value of the setting device 101.
- ⁇ P which is the difference between the value of the active power numerical command, which is an AFC command that gives a command to the generator motor by detecting the frequency deviation due to load fluctuations
- the active power detected by the system end active power detector Pd is the active power.
- a correction command value is added so as to suppress the change in the rotational speed of the pump turbine P / W by the turbine output correction calculation device 108 by adding to the value of the setting device 101.
- the signal amplified by the amplifier 302 is added to the value of the active power setting device 101 and is given from the turbine output correction arithmetic unit 108 to the turbine P / W.
- the correction command value becomes larger, and the rotational speed control of the turbine can be performed efficiently, so that the rotational speed change can be suppressed.
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Abstract
一次周波数制御方式の可変速揚水発電システムにおいて、有効電力指令値が変化した際に発生する水車速度変化を少なくし、水車の機械的磨耗を低減しメンテナンス周期を延ばすことを目的とする。 発電動動機とポンプ水車が機械的に結合され、発電動動機の固定子巻線が周波数変換装置を介して電力系統に接続された可変速発電電動機の運転制御装置において、発電動動機の有効電力をその目標値とするための有効電力制御信号により周波数変換装置を制御する有効電力制御装置と、有効電力の目標値とポンプ水車の有効落差からポンプ水車出力補正信号を得、ポンプ水車の回転速度をその目標値とするための速度制御信号とポンプ水車出力補正信号の和信号をポンプ水車の制御信号とする回転速度制御装置とを備える。
Description
本発明は、可変速発電電動機の運転制御装置および運転制御方法に係り、特に一次周波数制御方式を採用した可変速発電電動機の運転制御装置および運転制御方法に関する。
可変速発電電動機としては、可変速揚水発電所に適用された二次励磁制御方式のものが広く知られている。これは例えば特許文献１のように構成されている。
二次励磁制御方式の可変速発電電動機では、発電電動機に誘導機を用いている。また、発電電動機の一次巻線（固定子巻線）と二次巻線（回転子巻線）の間に周波数変換器を設置し、二次巻線を可変周波数で交流励磁する。なお、二次巻線側の回転軸はポンプ水車に直結されている。
係る構成により、二次励磁制御方式の可変速発電電動機では、誘導機のすべり周波数を可変に制御できるので、固定の電力系統側周波数に対して主に効率で定まる最適な回転数での運転が可能となる。また、可変速揚水発電所は、夜間の余剰電力を利用して揚水運転を行い、電力需要の高い昼間に発電運転を行うことができ、高い電力調整能力を備える。
これらのことから、可変速揚水発電所の設置が望まれる。特に既存の水力発電所を可変速揚水発電所に改造する形での適用が望まれる。この場合に、周波数変換器を新設するだけでは実現できず、発電電動機も新設する必要がある。既存の水力発電所の発電機は同期機なので、これを誘導機に変更するために、発電電動機の新設が避けられない。
これに対し、一次周波数制御方式の可変速揚水発電所とすることが、非特許文献１で知られている。一次周波数制御方式の可変速発電電動機では、発電電動機に同期機を用いている。また、発電電動機の一次巻線（固定子巻線）と電力系統の間に周波数変換器を設置する。なお、二次巻線側の回転軸はポンプ水車に直結されている。
係る構成により、一次周波数制御方式の可変速発電電動機では、同期機の出側周波数は、ポンプ水車の回転数で定まり（同期の意味）、周波数変換器の電力系統側の周波数を一定の系統周波数に制御できる。この場合にも、固定の電力系統側周波数に対して主に効率で定まる最適な回転数での運転が可能となる。
この一次周波数制御方式の可変速発電電動機によれば、既存の水力発電所を可変速揚水発電所に改造する場合に、周波数変換器を新設するだけで実現できる。
第８回電力技術研究セミナー可変速揚水発電の技術開発動向と系統運用から見た必要性と適用事例、今後の課題平成５年９月２１日 株式会社 ジャテックインターナショナル
可変速揚水発電システムの運転制御に関し、二次励磁制御方式のものであれば特許文献１以外にも多くのものが知られている。然しながら、本発明が適用対象とする一次周波数制御方式の可変速揚水発電システムの運転制御ということになると、余り知られていない。あるいは類似主回路構成のものとして、電力変換装置を備えて回転機を駆動するものは多くあるが、ポンプ水車に回転軸直結する形式のものではない。
非特許文献１は、数少ない一次周波数制御方式の可変速揚水発電システムの運転制御方式の一例を開示したものであり、ここでは以下のように制御することを提案している。
まず、発電過程においては、発電所制御装置からの有効電力上げ下げ指令をもとに一次周波数変換器を制御することで有効電力を調整し、水車出力は規定の回転速度に一致させるように制御している。
また停止過程においては有効電力を低下させるため一次周波数変換器出力を減らすと同時に、負荷制限器出力によって水車ガイドベーン開度を絞り水車出力を低下させ、電力系統から解列している。
非特許文献１では、水車の機械出力の制御系統と、発電電動機の電気出力を制御するための一次周波数変換器出力の制御系統は、各々独立した制御系統とされている。このため、電気と機械の制御系の協調が取られていないと、特に停止過程においてガイドベーンは回転速度制御装置が出力する開度指令に依らず一方的に負荷制限器により絞り込まれることとなる。この結果、速度制御が効かず、有効電力と水車出力の相互の出力偏差から水車の回転速度は安定せずに変動する。
先に述べたように、可変速揚水発電所は、夜間の余剰電力を利用して揚水運転を行い、電力需要の高い昼間に発電運転を行う。この運転モード変更の都度停止操作を行うことになるが、このときに速度変動が生じると停止操作が長引き、また速度変動によるポンプ水車の機械的磨耗の影響を大きく受けることになる。また、非特許文献１では、停止時に限らず、電気と機械の制御系の協調が取られていないと有効電力指令値が変化する度に回転速度が大きく変動し、機械的磨耗の影響を通常より強く受けることになる。
以上のことから本発明においては、一次周波数制御方式の可変速揚水発電システムにおいて、有効電力指令値が変化した際に発生する水車速度変化を少なくし、水車の機械的磨耗を低減しメンテナンス周期を延ばすことを目的とする。
上記目的を達成するために、本発明では発電動動機とポンプ水車が機械的に結合され、発電動動機の固定子巻線が周波数変換装置を介して電力系統に接続された可変速発電電動機の運転制御装置において、発電動動機の有効電力をその目標値とするための有効電力制御信号により周波数変換装置を制御する有効電力制御装置と、有効電力の目標値とポンプ水車の有効落差からポンプ水車出力補正信号を得、ポンプ水車の回転速度をその目標値とするための速度制御信号とポンプ水車出力補正信号の和信号をポンプ水車の制御信号とする回転速度制御装置とを備える。
また、可変速発電電動機の停止指令がされたときに、有効電力制御装置においては有効電力目標値を低減し、かつ回転速度制御装置においては速度制御信号を除外して、ポンプ水車の制御信号をポンプ水車出力補正信号で定める。
また、発電動動機の有効電力目標値を、電力系統の周波数制御信号から決定して有効電力制御装置に与える発電機制御装置、電力系統の周波数制御信号から決定した有効電力目標値と検出した有効電力の差電力を求め、差電力が大きいほど大きな補正信号を、ポンプ水車出力補正信号を求めるための有効電力の目標値に加える有効電力設定値補正回路を備える。
上記目的を達成するために、本発明では発電動動機とポンプ水車が機械的に結合され、発電動動機の固定子巻線が周波数変換装置を介して電力系統に接続された可変速発電電動機の運転制御方法において、発電過程では、周波数変換装置により発電動動機の有効電力をその目標値に制御し、ポンプ水車を発電動動機の有効電力の目標値に追従して制御する。
また、発電過程では、発電動動機の有効電力の目標値に追従して制御する信号に、ポンプ水車の回転速度をその目標値とするための速度制御信号を加味する。
また、停止過程では、ポンプ水車を発電動動機の有効電力の目標値に追従して制御し、ポンプ水車の回転速度をその目標値とするための速度制御信号を加味しない。
また、発電動動機の有効電力目標値を、電力系統の周波数制御信号から決定し、電力系統の周波数制御信号から決定した有効電力目標値と検出した有効電力の差電力が大きいほど大きな補正を、ポンプ水車の追従制御に与える。
本発明によれば、一次周波数制御方式の可変速揚水発電システムにおいて、有効電力指令値の変動による水車の回転数変化を抑え、機械的磨耗を低減しメンテナンス周期を延ばすことが出来る。
本発明の一実施例を、図を用いて詳細に説明する。
図２は、一次周波数制御方式の可変速揚水発電システムの構成を示している。このシステムで用いられる発電電動機Ｇ／Ｍは同期機であり、その回転軸がポンプ水車Ｐ／Ｗに接続されている。但し、図示の例では発電モードでの構成として、水車Ｗと発電機Ｇでの組み合わせ事例を示している。なお、ポンプ水車Ｐ／Ｗは、例えばガイドベーンを備えており、この開度を調整することで流入する推量を調整する。
一次周波数制御方式の可変速揚水発電システムでは、可変速運転を実現するために発電機Ｇ／Ｍと電力系統Ｌとの間に、周波数変換器ＦＣを設けている。周波数変換器ＦＣにより、電力系統Ｌ側の周波数ｆＬを一定（５０または６０Ｈｚ）に保持したまま、発電電動機Ｇ／Ｍ側周波数ｆＧ（従って、回転速度Ｓ）を任意の値に制御することで、可変速運転を可能としている。周波数変換器ＦＣは、一度交流を直流に変換してから再度周波数の相違する交流に変換する直流型、あるいは直流に変換しない交流型のいずれでも実現可能であるが、ここでは直流型の周波数変換器ＦＣを図示している。なお、周波数変換器ＦＣは、遮断器ＣＢを介して電力系統に接続されている。
一次周波数制御方式の可変速揚水発電システムの主回路は概ね以上のように構成されているが、この制御のために有効電力Ｐを、有効電力検出器Ｐｄで検出する。なお、ＣＴ，ＰＴは、電流と、電圧の検出器である。また、図示していないがポンプ水車Ｐ／Ｗの回転速度Ｓが検出されている。
そのうえで、有効電力制御装置ＣＰにおいて、検出した有効電力を目標有効電力に制御するに必要な周波数変換器ＦＣの変換器電流指令ＩＰを決定して、周波数変換器制御装置ＣＣに与える。他方、回転速度制御装置ＣＳにおいて、検出した回転速度Ｓを目標回転速度に制御するに必要な水車出力制御指令ＳＰを決定して、ポンプ水車Ｐ／Ｗのガイドベーン開度を調整する。
図２の構成により、同期発電機Ｇ／Ｍで発電された電力は、一次周波数変換器ＦＣ、遮断器ＣＢを介して電力系統Ｌへ接続される。上記した通り一次周波数制御方式の発電電動機Ｇ／Ｍは同期発電機Ｇ／Ｍであり、二次励磁方式の可変速用発電電動機用いた場合の様に電力系統と同期した運転は不可能であるため、一次周波数変換器ＦＣで発電機Ｇ／Ｍと電力系統Ｌの異なる周波数の電力を連係し、さらに有効電力の出力制御を行うことになる。このとき変換器出力制御装置ＣＣでは、周波数変換器ＦＣの出力電流を調整する事によるシステム端有効電力制御が行われ、一次周波数変換器ＦＣでは有効電力が最適な状態になる様に変換される。
図１は、有効電力制御装置ＣＰと回転速度制御装置ＣＳの具体的な回路構成を示している。まず、有効電力制御装置ＣＰについて説明する。
有効電力制御装置ＣＰは、その上位装置である例えば発電所制御装置１００から、有効電力の目標信号Ｐ１を入手する。目標信号Ｐ１は、上げ指令と下げ指令の形式で受け、有効電力設定器１０１において、アナログまたはディジタルの数値信号に変換出力する。またシステム端有効電力検出器Ｐｄでは、実際に電力系統Ｌと接続される部分の有効電力実測値Ｐ２を検出し、出力する。この有効電力設定器１０１の値Ｐ１からシステム端有効電力検出器Ｐｄの値Ｐ２を差し引いた結果（ΔＰ）をもとに、有効電力調節器１０３で有効電力を指令値まで変化させるための調節演算を行う。
有効電力調節器１０３の調節結果は、周波数変換器ＦＣの変換器電流指令ＩＰとして変換器出力制御装置ＣＣに与えられ、一次周波数変換器ＦＣに流れる直流電流が制御される結果として、有効電力値は制御され電力系統に接続される。ここで変化した有効電力値はシステム端有効電力検出器Ｐｄへ与えられ、何度もループしながら指令値になるまで制御が行われる。
このように、一次周波数制御方式の可変速揚水発電システムでは、電機側の周波数変換器ＦＣにおいて有効電力制御が実行される。他方において、機械側は回転速度制御装置ＣＳによりポンプ水車Ｐ／Ｗが制御される。回転速度制御装置ＣＳにおけるポンプ水車出力制御は、発電過程と、停止過程に分かれているので、まず発電過程について説明する。
発電過程では、発電所制御装置１００からの回転速度指令値Ｓ１からポンプ水車Ｐ／Ｗの回転速度Ｓ２を差し引いた値をもとに回転速度調節器１０６が回転速度制御を行っている。また、回転速度制御装置ＣＳには、有効電力設定器１０１の出力Ｐ１と有効落差Ｈが取り込まれており、水車出力補正演算部１０８において、補正指令値を得ている。回転速度調節器１０６の値と水車出力補正演算装置１０８の値の和として、ガイドベーンの開度指令ＧＶ１が求められ、実際のガイドベーン開度ＧＶ２の値を引いた差が、ポンプ水車Ｐ／Ｗに与えられ、制御を行う。
一次周波数制御方式の可変速揚水発電システムが通常の発電過程において運転される場合には、有効電力設定器１０１が与える有効電力目標Ｐ１に従って周波数変換器が制御され、また有効電力目標Ｐ１は回転速度制御装置ＣＳにも送られてポンプ水車Ｐ／Ｗを制御している。従ってこのシステムは、発電過程においては長周期的には機械側と電機側は有効電力目標Ｐ１に従って平衡しており、短周期的には回転速度制御系により一定回転速度に維持され、安定化している。
次に図１装置の停止過程の動作について説明する。この場合、発電所制御装置１００からの有効電力下げ指令が連続的に出力されることで、周波数変換器ＦＣの変換器電流指令ＩＰは急激に電流ゼロに絞り込まれる。電機側の係る操作は遅滞なく実行できるが、機械側では慣性による遅れを生じる。この状態では、可変速揚水発電システムの機械側の入力と電機側の出力が不平衡となることに起因して回転速度が変動し、従って停止時の機械的磨耗が懸念される。
本発明では、この状態では回転速度調節器１０６による回転速度の帰還制御を停止する。具体的には、停止指令を受けて切替スイッチ１０７を０％出力側に切替えてしまう。これにより、機械側の回転速度調節器１０６が回転速度を上昇させ、或いは低下させることの繰り返し振動が発生するのを防止し、停止時の機械的磨耗を低減させる。
しかしこのままでは、機械側が無制御となってしまうので、有効電力設定器１０１と有効落差の値Ｈをもとに水車出力補正演算装置１０８が水車の回転数変化を抑えるような補正指令値を出す。これがガイドベーン開度指令ＧＶ１となり、そこから実際のガイドベーン開度ＧＶ２の値を引いた差を水車に与え制御を行う。
つまり、本発明の一次周波数制御方式の可変速揚水発電システムの機械側停止過程操作では、速度調節器１０６による制御を排除し、電気側からの有効電力設定値に追従した形のガイドベーン開度操作を実行する。これにより、過渡的な回転速度の変動を押さえ、電機側出力と機械側入力を有効電力設定値に応じて平衡制御させる。
この点に関し、特許文献１の二次励磁制御方式の可変速揚水発電システムでは、この停止過程の場面において、負荷制限器で水車出力絞り込みを実施し、水車出力低下に追従させる形で電気出力を絞り込む方法を行っている。つまり、機械側の負荷制限器を主体に制御し、電機側を負荷制限器に追従させている。この場合、負荷制限器に何らかの障害が発生するとシステム端出力の絞り込みが実施出来ない事が考えられる。
本発明では、有効電力指令に応じて水車出力を追従させる形にする事で、負荷制限器によらずシステム端出力の絞り込みが可能となり、停止過程のみならず発電運転時においても水車出力をシステム端出力に見合った出力に制御することが可能となり、電気出力、機械出力のアンバランスから生じる回転変動を少なくする事が出来る。
図１に記載した本発明の一実施例に、更に水車の回転速度変化を抑えるための手段を追加した一応用例を図３に示す。この実施例が、図１の構成と相違する点は２つある。第１点は、有効電力設定器１０１に与えられる発電所制御装置１００からの有効電力の上げ、下げ指令が電力系統の自動周波数制御信号ＡＦＣ指令に依存して与えられた点である。第２点は、有効電力設定値補正回路３００が追加設置され、この出力が有効電力設定器１０１の出力に加算された点である。
有効電力設定値補正回路３００では、発電所制御装置１００からの、ＡＦＣ指令から作成された有効電力数値指令Ｐ３と、有効電力検出値Ｐ２の差ΔＰを比較器３０２においてΔＰ設定値と比較する。比較の結果、ΔＰが設定値以内であればΔＰを有効電力設定器１０１の出力Ｐ１に加算して水車出力補正演算部１０８に印加する。ΔＰが設定値以上であればΔＰを増幅器３０１で増幅してから有効電力設定器１０１の出力Ｐ１に加算して水車出力補正演算部１０８に印加する。
要するに、負荷変動による周波数偏差を検出して発電電動機に指令を与えるＡＦＣ指令である有効電力数値指令の値と、システム端有効電力検出器Ｐｄで検出した有効電力との差であるΔＰを有効電力設定器１０１の値に加算し、水車出力補正演算装置１０８でポンプ水車Ｐ／Ｗの回転速度変化を抑えるような補正指令値を出す。特に、偏差ΔＰが大きく発生するときには、水車の回転速度変化を抑えるような大きな補正指令値を出す。
これにより、通常の発電過程においてＡＦＣ指令に即した運転が行える。つまり、電機側と機械側が安定して運転している状態で、電力系統からのＡＦＣ指令が与えられた際に初動のポンプ水車Ｐ／Ｗの回転速度制御を素早く行う事ができ、回転速度変化を抑えられる。またΔＰの値がもしΔＰ設定値より大きい場合は、その信号を増幅器３０１により増幅し、水車出力補正演算装置１０８へ入力する。この増幅器３０１使用の判断は比較器３０２がΔＰとΔＰ設定値を比較する事で行い、その結果をもとに増幅信号切替器３０３を切り替える。
これにより大きな有効電力数値指令の変化が有った際に増幅器３０２で増幅した信号を有効電力設定器１０１の値と加算する事になり、水車出力補正演算装置１０８から水車Ｐ／Ｗに与えられる補正指令値がより大きくなり水車の回転速度制御を効率的に行えるようになり回転速度変化を抑えられる。
以上、本発明の実施形態例について説明したが、本発明は上記実施形態例に限定されるものではなく、特許請求の範囲に記載した本発明の要旨を逸脱しない限りにおいて、他の変形例、応用例を含む。
１０１：有効電力設定器 Ｐｄ：システム端有効電力検出器 ＣＰ：有効電力制御装置 ＣＣ：変換器出力制御装置 ＦＣ：一次周波数変換器 ＣＳ：回転速度調節器 １０６：回転速度調節器 １０７：信号切替器 １０８：水車出力補正演算装置 Ｐ／Ｗ：ポンプ水車 Ｇ／Ｍ：同期発電動動機 ＣＢ：遮断器 ３０１：増幅器 ３０２：比較器 ３０３：切替器
Claims (7)
- 発電動動機とポンプ水車が機械的に結合され、発電動動機の固定子巻線が周波数変換装置を介して電力系統に接続された可変速発電電動機の運転制御装置において、
発電動動機の有効電力をその目標値とするための有効電力制御信号により前記周波数変換装置を制御する有効電力制御装置と、前記有効電力の目標値とポンプ水車の有効落差からポンプ水車出力補正信号を得、ポンプ水車の回転速度をその目標値とするための速度制御信号と前記ポンプ水車出力補正信号の和信号をポンプ水車の制御信号とする回転速度制御装置とを備える可変速発電電動機の運転制御装置。 - 請求項１記載の可変速発電電動機の運転制御装置において、
可変速発電電動機の停止指令がされたときに、有効電力制御装置においては有効電力目標値を低減し、かつ回転速度制御装置においては速度制御信号を除外して、ポンプ水車の制御信号をポンプ水車出力補正信号で定めることを特徴とする可変速発電電動機の運転制御装置。 - 請求項１または請求項２記載の可変速発電電動機の運転制御装置において、
前記発電動動機の有効電力目標値を、電力系統の周波数制御信号から決定して前記有効電力制御装置に与える発電機制御装置、電力系統の周波数制御信号から決定した前記有効電力目標値と検出した有効電力の差電力を求め、該差電力が大きいほど大きな補正信号を、前記ポンプ水車出力補正信号を求めるための前記有効電力の目標値に加える有効電力設定値補正回路を備えることを特徴とする可変速発電電動機の運転制御装置。 - 発電動動機とポンプ水車が機械的に結合され、発電動動機の固定子巻線が周波数変換装置を介して電力系統に接続された可変速発電電動機の運転制御方法において、
発電過程では、前記周波数変換装置により発電動動機の有効電力をその目標値に制御し、前記ポンプ水車を前記発電動動機の有効電力の目標値に追従して制御することを特徴とする可変速発電電動機の運転制御方法。 - 請求項４記載の可変速発電電動機の運転制御方法において、
発電過程では、前記発電動動機の有効電力の目標値に追従して制御する信号に、前記ポンプ水車の回転速度をその目標値とするための速度制御信号を加味することを特徴とする可変速発電電動機の運転制御方法。 - 請求項５記載の可変速発電電動機の運転制御方法において、
停止過程では、前記ポンプ水車を前記発電動動機の有効電力の目標値に追従して制御し、前記ポンプ水車の回転速度をその目標値とするための速度制御信号を加味しないことを特徴とする可変速発電電動機の運転制御方法。 - 請求項４乃至請求項６のいずれかに記載の可変速発電電動機の運転制御方法において、前記発電動動機の有効電力目標値を、電力系統の周波数制御信号から決定し、電力系統の周波数制御信号から決定した前記有効電力目標値と検出した有効電力の差電力が大きいほど大きな補正を、前記ポンプ水車の追従制御に与えることを特徴とする可変速発電電動機の運転制御方法。
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