WO2014098104A1

WO2014098104A1 - 異種発電装置間の並列運転制御方法および制御システム

Info

Publication number: WO2014098104A1
Application number: PCT/JP2013/083822
Authority: WO
Inventors: 潮田征弘; 千田充; 佐藤和憲; 立石孝七
Original assignee: 川崎重工業株式会社; 株式会社第一テクノ
Priority date: 2012-12-21
Filing date: 2013-12-18
Publication date: 2014-06-26
Also published as: JPWO2014098104A1; CN104871390B; KR20150085057A; US20150333519A1; EP2937964A4; EP2937964A1; US9899842B2; KR101727087B1; CN104871390A; WO2014098104A8; JP6131274B2; CA2895270A1

Abstract

　複数の異種発電装置を並列運転に移行させる際の制御方法において、前記複数の発電装置の少なくとも一方の出力電圧および電圧垂下特性の少なくとも一方を変更する。前記複数の異種発電装置が、電圧垂下特性が互いに異なる複数の同期型発電装置である場合は、並列運転される前記複数の発電装置（ＧＥ１，ＧＥ２）のうち、より小さい電圧垂下特性を有する一方の発電装置（ＧＥ１）の当該電圧垂下特性を、他方の発電装置（ＧＥ２）の電圧垂下特性に合致するよう変更し、前記電圧垂下特性変更時に、前記他方の発電装置（ＧＥ２）を、その出力電圧が並列運転開始前の値に維持されるように制御する。

Description

異種発電装置間の並列運転制御方法および制御システム

関連出願

　本出願は、２０１２年１２月２１日出願の特願２０１２－２７９６５８の優先権を主張するものであり、その全体を参照により本願の一部をなすものとして引用する。

　本発明は、異種発電装置間または発電装置と系統電源との間で安定的に並列運転を行うための制御方法およびこれらの制御システム、特には並列運転に移行する際の電圧制御方法および制御システムに関する。

　一般に、各種電源設備では、常用運用される発電装置と非常時や緊急時に運用される発電装置を、構成するエンジンや機関の種類により区別しており、種類や特性の異なる発電装置同士の並列運用は行われていない。しかし、常用運用されている装置の一部に不具合が発生した場合や、負荷変動が大きく、スタンバイ機によるピークカット運用が望まれる場合等には、スタンバイ機も含めて同一種類の発電装置について、同一周波数垂下特性と同一電圧垂下特性を持つよう、事前に調整を行ったうえで並列運転を行うことが一般的であった。

　また、従来から、自立運転型発電装置として同期型発電機が用いられている一方で、自立運転ができない誘導型発電機は、商用電源のような大きな系統電源との連系運転に限定して使用されている。

　さらに、電源系統を構成する各種発電装置の任意な運転停止や、時間帯や周囲環境等で大きく変わる自然エネルギー回収型の電源設備の場合には、組み合わされた電源仕様に応じて電源系統側の出力電圧垂下特性も系統電源側のインピーダンスにも常に変化が現れてくる。

特開２００５－３５４８６１号公報

　このように、複数の発電機間で並列運転を行う場合、発電機容量に応じ軽負荷から全負荷まで発電機間の有効電流および無効電流の負荷配分を均等に行うためには、両発電機の出力電圧垂下特性（負荷の増大に応じて出力電圧が低下する特性）を一致させる必要があることから、従来、異種の発電機同士の場合には、優れた電圧垂下特性を有する側、つまり負荷の増大による出力電圧の低下が小さい側の電圧垂下特性を、発電機自立運転時か並列運転時かにかかわらず、電圧垂下特性の劣る側の特性に調整した状態で運転し、運転途中で電圧垂下特性を変更することなく発電機同士の並列または解除時の単独自立運転を行っていた。このため、自立運転時に、発電機や発電機を駆動する原動機が本来有する性能を発揮させることができず、効率的な運転の妨げとなっていた。

　誘導型発電装置に関しては、自立運転中の小容量の同期発電機に対して、誘導発電機の並列投入における突入電流の負担が容易ではなく、この並列突入での始動電流が同期発電機の定格電流値を遥かに超えることになるため、上述のように同期型発電装置との並列運転は行われてこなかった。誘導電動機の直入れ始動でも同様である。さらに、自立運転型パワコンディショナーや自立運転時のＵＰＳ電源装置でも、始動電流の大きい誘導型負荷の運転は困難とされている。

　さらには、系統電源と連系する上記のような電源設備に対し、構成する発電装置の系統側電源（系統を構成する運転中の発電設備）の変化に応じ、系統側と並列運転する発電装置の電圧垂下特性を任意に変更し、構成する発電装置間の特性に合わせて、最適に切換えを行う制御方法と制御システムが必要とされてきている。

　そこで、本発明の目的は、異種の発電装置同士、または発電装置と系統電源とを、安定的かつ高効率に並列運転するための電圧制御方法および制御システムを提供することにある。

　上記目的を達成するために、本発明に係る異機種発電装置間の並列運転制御方法または並列運転制御システムは、複数の異種発電装置を並列運転に移行させる際の制御方法であって、前記複数の発電装置の少なくとも一方の出力電圧および電圧垂下特性の少なくとも一方を変更する。

　この構成によれば、従来は困難とされていた、異なる電圧垂下特性を有する同期型発電装置同士の並列運転、同期型発電装置と誘導型発電装置との並列運転、および同期型発電装置と系統電源との並列運転を安定的に運用することが可能となる。

　本発明の一実施形態に係る異機種発電装置間の並列運転制御方法または並列運転制御システムは、前記複数の異種発電装置が、電圧垂下特性が互いに異なる複数の同期型発電装置であり、各発電装置が有する互いに異なる電圧垂下特性で自立運転しているときに、前記複数の発電装置を並列運転に移行させる際の出力電圧の制御方法またはシステムであって、並列運転される前記複数の発電装置のうち、より小さい電圧垂下特性を有する一方の発電装置の当該電圧垂下特性を、他方の発電装置の電圧垂下特性に合致するよう変更し、
　前記電圧垂下特性変更時に、前記他方の発電装置を、その出力電圧が並列運転開始前の値に維持されるように制御することが好ましい。

　この構成によれば、各発電装置がそれぞれの最適な電圧垂下特性において単独で運転されている状態からでも、並列運転移行後に発電装置間で負荷電流の不平衡は発生せず、各発電装置の容量比に基づく運転が可能となる。すなわち、負荷のアンバランスの発生を抑制しながら並列運転へ移行することが可能となる。したがって、各発電装置の性能を損なうことなく、かつ安定的に、異種発電装置同士または発電装置と系統電源との並列運転を行うことができる。

　本発明の一実施形態に係る異機種発電装置間の並列運転制御方法または並列運転制御システムは、前記複数の電源装置の一方が同期型発電装置であり、他方が誘導型発電装置であり、先行して自立運転している前記同期型発電装置と、前記誘導型発電装置とを並列運転に移行させる際の制御方法またはシステムであって、前記同期型発電装置の出力電圧を、並列運転の開始信号を受けて、自立運転時の出力電圧値よりも小さい値に設定することが好ましい。あるいは、前記同期型発電装置の電圧垂下特性の垂下率を、並列運転の開始信号を受けて、自立運転中の垂下率よりも大きい値に設定してもよい。

　この構成によれば、同期型発電装置と大きな始動電流を伴う誘導型発電装置とを並列運転する場合にも、同期型発電装置の電圧垂下特性または電圧設定値を任意に変更することにより、並列運転開始時の瞬間的な過大電流の発生を抑制できるので、安定的に並列運転に移行することが可能となる。

　本発明の一実施形態に係る異機種発電装置間の並列運転制御方法または並列運転制御システムにおいて、前記複数の電源装置の一方が同期型発電装置であり、他方が系統電源であり、前記系統電源に、前記同期型発電装置の電圧垂下特性を超える電圧低下が発生した場合に、この電圧低下量に応じて前記同期型発電装置の出力電圧指令値を低下させることが好ましい。あるいは、前記系統電源に、前記同期型発電装置の電圧垂下特性を超える電圧低下が発生した場合に、前記同期型発電装置の電圧垂下特性の垂下率を、自立運転中の垂下率よりも大きい値に設定してもよい。

　系統電源側で電圧低下が発生した場合、連系中の発電装置において過大な電流の流出とその過電流負担が継続し、時間の経過と共に発電装置の内部位相角が拡大する。さらには発電装置の脱調現象へと至る可能性がある。一方、内部位相角が拡大した状態で系統電源側の電圧が復帰する場合には、内部位相角の拡大状況によって、系統電源と発電装置との位相差拡大による非同期事象となり、大きな衝撃が生じる。また、系統電源の電圧低下から復帰がさらに遅れ、内部位相角が拡大を続けた場合、発電装置は脱調現象へと至り、連系運転の継続は困難となる。以上のような事象に対して、上記構成によれば、系統電源の電圧低下による過大電流発生を抑止し、かつ、系統電源と並列運転される発電装置の内部位相角拡大による脱調を防止して、系統電源の電圧復帰後も、安定的に並列運転を維持することができる。また、各国の系統連系に関する規格では、大きな電圧低下の発生時にも１～３秒前後の運転維持が要求されるが、このような規格を満たすことが可能となる。

　請求の範囲および／または明細書および／または図面に開示された少なくとも２つの構成のどのような組合せも、本発明に含まれる。特に、請求の範囲の各請求項の２つ以上のどのような組合せも、本発明に含まれる。

　この発明は、添付の図面を参考にした以下の好適な実施形態の説明から、より明瞭に理解されるであろう。しかしながら、実施形態および図面は単なる図示および説明のためのものであり、この発明の範囲を定めるために利用されるべきものではない。この発明の範囲は添付の請求の範囲によって定まる。添付図面において、複数の図面における同一の符号は、同一または相当する部分を示す。

本発明の一実施形態に係る方法を実行する制御システムが搭載される機器の駆動系統の概略構成を示すブロック図である。異種発電機間で電圧垂下特性が異なる場合の状態を示すグラフである。異種発電機間で電圧垂下特性の基点が不一致の場合の状態を示すグラフである。異種発電機間で電圧垂下特性およびその基点が一致する場合の状態を示すグラフである。本発明の一実施形態に係る並列運転手順を示すフロー図である。本発明の一実施形態における、全負荷運転時の電圧垂下特性変更の原理を説明するためのグラフである。本発明の一実施形態における、部分負荷運転時の電圧垂下特性変更の原理を説明するためのグラフである。本発明の一実施形態における電圧垂下比例ゲインの制御方法を示すブロック図である。本発明の一実施形態における電圧垂下比例ゲインの制御方法（一方の発電装置が系統電源の場合）を示すブロック図である。本発明の一実施形態における電圧垂下比例ゲインの制御方法（一方の発電装置が系統電源の場合）を示すブロック図である。本発明の系統電源側の瞬時電圧低下に対する連系発電機への影響解析である。本発明の一実施形態に係る電圧制御システムを示すブロック図である。

　以下，本発明の好ましい実施形態を図面に基づいて説明する。

　図１に、本発明の一実施形態に係る制御システム１が搭載される機器の駆動系統ＤＳの概略構成を示す。この制御システム１は、本発明の一実施形態に係る制御方向を実行するためのシステムである。また、この制御方法は、負荷の増大に応じて出力電圧が低下する特性である電圧垂下特性が互いに異なる複数の異種発電機同士または発電機と系統電源とを、それぞれ自立運転しているときに、同一の駆動対象を駆動する並列運転に移行させる際の制御方法である。

　なお、本明細書における並列運転の対象となる「発電装置」とは、回転機を有する原動機、例えばガスタービンエンジンやディーゼルエンジンによって駆動される電磁誘導式の同期型発電装置のほか、回転機を有しない静止型の発電装置、例えば燃料電池発電機、太陽光発電機（太陽電池を含む）など、自立運転が可能なあらゆる種類の発電装置を含み、さらには誘導型発電装置および系統電源（商用電源）も含む。また、本明細書における「並列運転」には、一方の発電装置が系統電源の場合の連系運転も含む。電磁誘導式の発電機を駆動する原動機としては、例えば、ガスタービンエンジン、ディーゼルエンジン、風車、水車等、出力電圧操作が可能な回転機を有する装置を使用することができる。

　異種の同期型発電装置の構成例として、第１原動機（例えば、ガスタービンエンジン）３によって駆動される第１発電機ＧＥ１は、第１遮断器５および連絡遮断器７を介して駆動対象の負荷Ｌに接続されている。一方、第２原動機（例えば、ディーゼルエンジン）１３によって駆動される第２発電機ＧＥ２は、第２遮断器１５および連絡遮断器７を介して負荷Ｌに接続されている。また、負荷Ｌは、これら発電機ＧＥ１，ＧＥ２とは独立に、系統遮断器１７を介して系統電源１９に接続されている。

　本実施形態に係る制御方法では、各発電機毎の電圧垂下特性から第１発電機ＧＥ１と第２発電機ＧＥ２とを並列運転に移行させる際に、相手側発電装置の電圧垂下量の他、所要負荷から一方の機種の発電装置（ここでは、例えば第２発電機ＧＥ２）との負荷を減算した負荷となるように他方の機種の発電装置（ここでは、例えば第１発電機ＧＥ１）の負荷から電圧設定値を決定し、第１発電機ＧＥ１の電圧垂下特性を、第２発電機ＧＥ２の電圧垂下特性に合致するよう変更し、この垂下特性変更時に、第１発電機ＧＥ１を、その出力電圧が維持されるように制御する。

　図２は、負荷に対する両発電機ＧＥ１，ＧＥ２の無効電流分担の様子を示す。第１発電機ＧＥ１の垂下基点、つまり無負荷時の出力電圧と、第２発電機ＧＥ２の無負荷時の垂下基点は相異なっており、それぞれ、無負荷時の出力電圧に対して、例えば１０３％と１０５％である。したがって、第１発電機ＧＥ１と第２発電機ＧＥ２の、無負荷時に対する全負荷時（状態（Ａ））からの出力電圧低下率である垂下特性は、それぞれ３％、５％となり、互いに異なる。この場合、例えば負荷の無効分が変動したときに起こる負荷量の変動に対して、発電機間の電流出力配分のバランスが崩れ（状態（Ｂ））、発生電圧を調整する必要が生じる。また、無効分の調整によって瞬間的に軽負荷となった場合（状態（Ｃ））、電圧垂下特性が小さい発電機（この例では第１発電機ＧＥ１）が横流を受け、他方（この例では第２発電機ＧＥ２）がこの横流分を負担する。

　異種発電機ＧＥ１，ＧＥ２間の並列運転を、発電機間の横流電流を抑制し負荷のバランスを保ちながら安定的に行うためには、発電機間で電圧垂下特性が一致しており、かつ垂下基点が一致していることが必要である。電圧垂下特性が一致していれば、異種発電機ＧＥ１，ＧＥ２間での横流電流分担の調整量が少なく、しかも負荷分担率が均一になる。一方、電圧垂下特性が一致していなければ、前述のとおり、低負荷時に異種発電機ＧＥ１，ＧＥ２間の負荷配分に著しい負荷電流のアンバランスと横流電流が生じる。また、負荷が瞬時に減少した場合、垂下特性の小さい発電機側（図２の例では第１発電機ＧＥ１側）に横流電流が流入し、電圧垂下特性の大きい第２発電機ＧＥ２側がこの分も負担することによる過電流事象が発生する。

　さらに、図３に示すように、両発電機ＧＥ１，ＧＥ２が同じ電圧垂下特性を有していても、垂下基点が一致していなければ、やはり異種発電機ＧＥ１，ＧＥ２間での負荷電流にアンバランスが発生する。しかし、図４に示すように、電圧垂下特性およびその基点が一致していれば、負荷電流の分担も均等に行われ、発電機間の横流抑制や静的な有効・無効負荷電流の分担バランスは崩れない。

　図５に、電圧垂下特性の変更を自動で行う場合の並列運転移行の手順を示す。まず、並列運転時の負荷分担（典型的には、例えば、発電機毎の容量比）が決定される。この状態で、異種発電装置である第１発電機ＧＥ１および第２発電機ＧＥ２が、起動指令によって起動され、各発電機の自立運転が開始される。より詳細には、予め第２発電機ＧＥ２側の遮断器１５および連絡遮断器７が閉じられて、第２発電機ＧＥ２による負荷運転が行われる。次いで、第１発電機ＧＥ１の独立運転が、負荷Ｌへの給電準備として、第２発電機ＧＥ２の独立運転と並行して進められる。なお、先に運転されているのが第１発電機のＧＥ１側であってもよく、その場合、遮断器１５の代わりに遮断器５が閉じられる。

　次いで、並列運転のための同期検定が行われる。異種発電機ＧＥ１，ＧＥ２間で並列運転を行うためには、通常の並列運転と同様に（ａ）発電機出力電圧、（ｂ）発電機出力周波数、（ｃ）発電機出力電圧の位相、の３点の同期検定条件が満たされていることが必要である。これらの同期検定条件が全て満たされていることが確認された後に、出力電圧垂下特性の小さい側の発電機である第１発電機ＧＥ１側の遮断器５が閉じられる。先行で運転される発電機が第１発電機ＧＥ１の場合は、第２発電機ＧＥ２側の遮断器１５が閉じられる。

　それぞれ独立に運転されていた第１発電機ＧＥ１と第２発電機ＧＥ２を並列運転に切り替える並列運転開始指令が出された場合に、以下に詳述する手順によって、より小さい電圧垂下特性を有する第１発電機ＧＥ１の電圧垂下特性を変更して、他方の第２発電機ＧＥ２の電圧垂下特性に合致させる。このとき、第１発電機ＧＥ１の出力電圧が、所定の無効電流および有効電流の負荷分担にしたがって維持される。並列運転直後には有効電流の平衡制御を別途行うことにより電圧垂下特性の一致を同時に図ってもよい。その後、無効電流負荷平衡装置を作動させて、無効電流の負荷平衡状態に移行する。

　電圧垂下特性の変更時において、具体的な例として、第１発電機ＧＥ１の自立運転時の最適な運転条件から、電圧垂下特性と出力電圧指令値を同時に変更する。この電圧垂下特性変更の原理を、図６および図７を参照しながら説明する。第１発電機ＧＥ１が全負荷を負担する場合を示す図６において、直線（１）で示される状態（垂下特性３％，無負荷時出力電圧１０３％）が、第１発電機ＧＥ１自立運転時の状態である。直線（１）から、仮に垂下特性の基点Ｇ０を変えずに電圧垂下特性のみを５％に変更した場合の状態を直線（２）で示す。また、直線（１）で示される状態から、仮に出力電圧指令値のみを変更した場合の状態を直線（３）で示す。直線（１）から（２）への変更操作と直線（１）から（３）への変更操作を併せて実行することにより、第１発電機ＧＥ１の自立運転状態である直線（１）から、第１発電機ＧＥ１の出力電圧に変更が生じることなく、電圧垂下特性のみが変更された状態である直線（４）へ移行される。

　同様に、第１発電機ＧＥ１が部分負荷電流（例えば５０％）を負担する場合も、図７に示すように、直線（５）で示される自立運転の状態（電圧垂下特性３％，無負荷時出力電圧１０１．５％）から、電圧垂下特性の基点Ｇ０を変えずに電圧垂下特性を５％に変更する操作（直線（６））、および、出力電圧指令値を変更する操作（直線（７））を併せて実行することにより、第１発電機ＧＥ１の出力電圧に変更がなく、電圧垂下特性のみが変更された状態である直線（８）へ移行される。前述のとおり、電圧垂下特性の数値は無負荷時に対する１００％負荷時の出力電圧の低下率を示し、無負荷時出力電圧は１００％全負荷時の出力電圧に対する無負荷時の出力電圧の比率を示す。

　なお、並列運転を解除して第１発電機ＧＥ１の自立運転に戻す際には、並列運転開始時の電圧垂下特性変更手順と逆の手順によって、第１発電機ＧＥ１の出力電圧を変化させることなく、電圧垂下特性のみを自立運転時の値に復帰させる。つまり、第１発電機ＧＥ１と第２発電機ＧＥ２をいずれも５％の垂下特性で、それぞれ５０％の負荷分担で並列運転している状態から、第２発電機ＧＥ２の負荷を第１発電機ＧＥ１側へ移行させるとともに、第１発電機ＧＥ１側の電圧垂下特性を５％から３％へ戻し、同時に出力電圧指令値を元の値に戻すことにより、第１発電機ＧＥ１の出力電圧を変化させることなく、第１発電機ＧＥ１を電圧垂下特性３％で自立運転する元の状態に戻る。

　図８～１０に、並列運転のための出力電圧制御方法の具体例を示す。これらの例では、出力電圧指令値設定手段２１によって設定された出力電圧指令値と、第１発電機ＧＥ１の出力電圧検出器によって測定された出力電圧検出値とを比較し、これらの偏差に基づいて、比例ゲイン設定手段２５が比例ゲインを決定し、この比例ゲインに基づいて発電機の励磁器２７を調整することにより出力電圧を制御するというフィードバック比例制御を行う。

　図８は、異種の同期型発電装置間での並列運転における制御方法の例を示している。より具体的には、３％の電圧垂下特性を有する第１発電機ＧＥ１と５％の電圧垂下特性を有する第２発電機ＧＥ２を並列運転する際に、垂下特性を５％に合せて運転するための制御方法を示している。この例では、電圧設定値Ｓをε０＋１０５％とし、比例ゲインＰを２０．０倍としている。なお、ε０は無負荷時の値である。

　本実施形態では、電圧垂下特性を３％から５％に変更する場合を例として挙げているが、このように、比例制御の比例ゲインを変更することにより、電圧垂下特性の値を任意に変更することができる。さらに、垂下特性とともに出力電圧指令値を併せて変更することにより、発電装置の出力電圧を保ちながら電圧垂下特性の値のみを変更することが可能となる。図８では５％垂下時の電圧設定値はＳ＝ε０＋１０５％、１０％垂下時はＳ＝ε0＋１１０％と表記されている。

　なお、並列運転対象の発電装置のうちの一方が、大きな始動電流を要する発電装置、例えば風車型発電装置として採用される誘導型発電装置である場合には、並列運転開始時に、同期型発電装置は誘導型発電装置から過大電流を受ける。これを軽減するため、過大電流が発生している間、電圧設定値Ｓを、電圧垂下特性に基づく値（この例ではＳ＝ε０＋１０５％）よりも低く設定する。この場合の電圧設定値Ｓは、例えば、電圧垂下特性に基づく値に対して７０～９０％の値とすることが好ましい。これにより、電圧設定値Ｓを電圧垂下特性に基づく値とした場合に対して、始動電流が５０～８０％程度に抑制される。始動電流が突入する時間を経過した後は、電圧指令値Ｓを電圧垂下特性に基づく値に変更することにより、規定の電圧値に戻す。このような制御が特に有効となるのは、一方の発電装置の始動電流が、短絡時電流の２０～５０％に相当する場合である。なお、電圧設定値を変更する代わりに、電圧垂下特性における電圧垂下量を大幅に増大させること、例えば、通常３％～５％の電圧垂下量を、電圧設定値は維持した状態で２０％～３０％へ変更することも有効である。さらに、小容量の発電装置の自立運転中に、その発電機容量に対して大きめの誘導型発電機を投入する場合においても、投入のタイミングに合わせた電圧指令値変更や、電圧垂下特性の一時的変更は、始動電流の軽減に有効である。

　この制御方法によれば、同期型発電装置と大きな始動電流を伴う誘導型発電装置とを並列運転する場合にも、同期型発電装置の電圧垂下特性または電圧設定値を任意に変更することにより、並列運転開始時の瞬間的な過大電流の発生を抑制できる。これら初期過渡電流が減少に合せて、通常運転時での電圧垂下特性や規定の電圧値に戻す。なお、自立運転型パワーコンデショナーや自立運転中のＵＰＳ装置で、誘導型負荷の運転でも同様な初期過渡電流値の抑制制御が可能である。また、電圧垂下特性の変更に関しては、運転中の電圧値を維持しながら、電圧垂下量の変更を、瞬時に行ってもよく、または漸変的に行ってもよい。

　図９に、発電装置と系統電源とを並列運転する際の制御方法、特に、発電装置と系統電源との並列運転において、定常的な運転がされている場合の制御方法を示している。一方、図１０は、発電装置と系統電源とを並列運転する際の制御方法であって、系統電源に大幅な電圧低下が生じた場合の制御方法を示している。図９に示す発電装置と系統電源との定常的な並列運転では、図８の例における自立運転発電機側の電圧設定値Ｓを、系統電源との並列運転として、例えばε０＋１１０％と変更し、比例ゲインＰを１０．０倍とすればよい。

　一方、図１１に示すように、系統電源に瞬間的に大幅な電圧低下（ΔＶ％）が生じた場合、通常は、並列運転中の相手側発電機装置には過大な無効電流や電力動揺が生じることとなる。なお、図１１のチャート（ａ）は、系統電源に瞬間的な電圧低下があった場合の系統電源の電圧変化を模式的に示しており、同図のチャート（ｂ）は、系統電源電圧の変化に対応する、発電装置の出力電圧および内部位相角の変化を示す。系統電源における電圧の急激な低下は、相手側の発電装置にも大きな影響を及ぼすこととなる。すなわち、相手側の発電装置側では、系統電源側の電圧低下の間、１／Ｘｄ”×電圧低下率（Ｘｄ”：発電装置初期過渡リアクタンス）の過大電流が発生する。系統電源における電圧低下が継続した場合は、発電装置の内部位相角が拡大し、短時間（例えば０．３～１．０秒）で連系中の発電機の脱調現象に至る。また、発電装置の内部位相角が拡大している間に系統電源の電圧が復帰した場合には、発電装置と系統電源との位相差拡大により、発電装置と系統電源との間で非同期投入事象が発生する。この場合の衝撃は、発電装置内部位相角が最大の場合（発電装置が脱調する直前の位相角）で、１／Ｘｄ”×２倍程度となり、過大な無効電流が発生するのみならず、過大な有効電力の負担が連系中の発電装置に発生する。

　このような状況を回避するため、図１０に示すように、系統電源母線の電圧値を常時監視し、系統電源に瞬間的に大幅な電圧低下が生じた場合、具体的には、例えば、並列運転対象の発電装置の電圧垂下特性値を超える電圧低下（ΔＶ％）が生じた場合には、母線電圧値の低下分に発電装置の電圧垂下特性値を加算した電圧指令値を与える。つまり、系統電源側の電圧低下量に倣っての電圧指令値の倣い運転をおこなう。すなわち、この電圧低下量に応じて並列運転対象の発電装置の出力電圧指令値を低下させる。さらに、並列運転対象の発電装置に設定された電力指令（目標）に対して、電圧低下量に応じた電力出力の低減制御を行う。なお、このような制御を行うための電圧低下量ΔＶ％としては、例えば、５％以上かつ垂下特性値（％）の１．５～２．５倍（すなわち、この例では７．５～１２．５％）の範囲内に設定する。

　並列運転を解除する場合は、上記で説明した並列開始時の逆の手順で操作を行う。すなわち、本実施形態における第１発電機ＧＥ１と第２発電機ＧＥ２の並列運転の状態から、必要に応じて負荷を移行させた後、図１の連絡遮断器７を開放することにより、電圧垂下特性復帰変更指令が出され、第１発電機ＧＥ１の垂下特性が５％から元の３％へ復帰変更される。このように、並列運転解除においても第１発電機ＧＥ１の垂下特性を変更して、発電機運転として元の最適な状態に復帰させることが可能であるので、並列運転が必要な場合のみ垂下特性を変更した状態で運転し、並列運転が不要となり自立運転を行う場合に、自立運転を行う発電機を最適な条件で運転することができる。

　なお、以上で説明したのは、主として電圧垂下特性の変更としての並列運転条件を自動的に開始する場合の制御方法であるが、垂下特性の変更を手動で開始してもよい。垂下特性の変更を手動で開始する場合は、垂下変更開始の指令を手動で与えて垂下特性変更を行い、その後に並列運転開始操作を行えばよく、それ以外の手順については自動変更の場合と同様である。

　以下に、電圧垂下特性を変更するための制御フローを、図１２に示す制御ブロック図を参照しながら詳述する。

　並列運転の開始時には、まず、発電機の始動信号を受けて、制御ロジック内の初期化を行う。具体的には、制御定数初期化手段４１からの初期化指令信号により、比例ゲイン初期値ＰＢを比例ゲイン設定手段２５に設定するとともに、出力電圧設定初期値ＮＢを電圧指令値設定手段２１に設定する。電圧垂下特性の変更指令がある毎に、比例ゲインが変更される。また、電圧指令値設定手段２１での出力電圧変更は常時可能であり、出力電圧の定格運転条件をインターロックとして持つ場合もある。

　電圧垂下特性を変更する動作は、垂下特性変更可能信号および垂下特性変更指令信号を受けることにより開始される。垂下特性変更可能信号として、通常は発電機の定格電圧信号が用いられる。

　垂下特性変更指令信号は、自動変更の垂下特性変更指令または手動変更の垂下特性変更指令のいずれか一方が発せられた場合に送られる。自動変更の場合と手動変更の場合の垂下特性変更指令信号は、それぞれ以下のように与えられる。

　自動変更の場合、通常、自号発電機遮断器（図１の例では、第１遮断器）５、異種発電機遮断器（図１の例では、第２遮断器）１５および連絡遮断器７のすべての投入信号が揃うことにより、自動変更の垂下特性変更指令信号となる。手動変更の場合、垂下特性手動変更指令手段４３から手動で垂下特性変更指令の信号が送られる。垂下特性手動変更指令手段４３からの手動信号が入る前に、自号機遮断器５、異機種遮断器１５および連絡遮断器７のすべてが遮断された場合は、電圧垂下特性の変更が自動的に開始される。

　変更時間設定手段４５は、電圧垂下特性の変更を行う漸変的な変更時間の設定を行う。０設定では瞬時に、０以外の設定では指定された時間をかけて漸変的に、電圧垂下特性を変更するよう設定される。

　また、垂下特性変更開始の条件が満たされたときに、比例ゲイン変更量初期値設定手段４７により、電圧垂下特性の変更による比例ゲインの変更量初期値を設定する。比例ゲイン変更量の全量が加算されることにより、比例ゲインの変更が完了する。

　比例ゲイン変更量計算手段４９は、電圧垂下特性の変更時間と比例ゲイン変更量から、一定サイクル（通常は制御系のサンプリングタイム）毎の比例ゲイン変化率を計算し、この変化率に従って、比例ゲイン動作値から減算する。電圧垂下特性の変更時間が０設定の場合には比例ゲイン変更量＝比例ゲイン変化率となり、瞬時に（すなわちサンプリングタイムの１サイクルで）比例ゲイン変更量の全量が減算され、垂下特性変更が完了する。一方、電圧垂下特性を漸変的に変更する設定がなされた場合、比例ゲイン変更量の初期値から一定サイクル毎に比例ゲイン変化率を減算していく。

　垂下特性変更判定手段５１により、比例ゲイン変更量分の変更が完了したかを判定し、完了と判定した場合に比例ゲインの減算を終了する。

　また、垂下特性変更開始の条件が満たされたときには、電圧変更量初期値設定手段５３により、垂下特性変更時の出力電圧指令値の変更量初期値を設定する。出力電圧指令値変更量の全量が加算されることにより、出力電圧指令値の変更が完了する。

　電圧指令値変更量計算手段５５は、出力電圧指令値変更量と、変更時間設定手段４５により設定された電圧垂下特性の変更時間とから、一定サイクル（通常は制御系のサンプリングタイム）毎の回転指令数変化率を計算し、この変化率に従って、出力電圧指令値設定手段２１の動作値から減算する。電圧垂下特性の変更時間が０設定の場合には出力電圧指令値変更量＝出力電圧指令値変化率となり、瞬時に（すなわちサンプリングタイムの１サイクルで）出力電圧指令値変更量の全量が減算され、出力電圧指令値の変更が完了する。一方、電圧垂下特性を漸変的に変更する設定がなされた場合、出力電圧指令値変更量の初期値から一定サイクル毎に出力電圧指令値変化率を減算していく。

　出力電圧指令値変更判定手段５７により、出力電圧指令値変更量分の変更が完了したかを判定し、完了と判定した場合に出力電圧指令値の減算を終了する。

　次に、並列運転の解除（解列）時の制御方法について説明する。なお、以下の説明において、解列時に、電圧垂下特性を、並列運転時の値（本実施形態では５％）から自立運転時の値（本実施形態では３％）に戻す変更を「復帰変更」と呼ぶ。解列時には、垂下特性復帰変更可能信号および垂下特性復帰変更指令信号を受けて、垂下特性復帰変更動作が開始される。垂下特性復帰変更可能信号として、通常は発電機の定格電圧信号が用いられる。

　垂下特性復帰変更指令信号は、自動変更の垂下特性復帰変更指令または手動変更の垂下特性復帰変更指令のいずれか一方が発せられた場合に送られる。自動変更の場合と手動変更の場合の垂下特性復帰変更指令信号は、それぞれ以下のように与えられる。

　自動変更の場合、通常、自号発電機遮断器５、エンジン間連絡用遮断器１７および異種発電装置遮断器１５の少なくともいずれか１つが開放されることにより、垂下特性復帰変更指令信号となる。手動変更の場合、垂下特性手動復帰変更指令手段から手動で垂下特性復帰変更指令の信号が送られる。垂下特性手動復帰変更指令手段１４３からの手動信号が入る前に、自号発電機遮断器５、連絡用遮断器７および異機種遮断器１５の少なくともいずれか１つが開放された場合は、垂下特性復帰変更が自動的に行われる。

　復帰変更時間設定手段１４５により、電圧垂下特性の復帰変更を行う漸変的な変更時間の設定が行なわれる。０設定では瞬時に、０以外の設定では指定された時間をかけて漸変的に電圧垂下特性を復帰変更するよう設定される。

　また、垂下特性復帰変更開始の条件が満たされたときに、比例ゲイン復帰変更量初期値設定手段１４７により、電圧垂下特性の復帰変更による比例ゲインの復帰変更量初期値を設定する。比例ゲイン復帰変更量の全量が加算されることにより、比例ゲインの復帰変更が完了する。

　比例ゲイン復帰変更量計算手段１４９は、電圧垂下特性の変更時間と比例ゲイン復帰変更量から、一定サイクル毎（通常は制御系のサンプリングタイム）の比例ゲイン変化率を計算し、この変化率に従って、比例ゲイン動作値から減算する。電圧垂下特性の復帰変更時間が０設定の場合には比例ゲイン復帰変更量＝比例ゲイン変化率となり、瞬時に（すなわちサンプリングタイムの１サイクルで）比例ゲイン復帰変更量の全量が減算され、垂下特性復帰変更が完了する。一方、電圧垂下特性を漸変的に復帰変更する設定がなされた場合、比例ゲイン復帰変更量の初期値から一定サイクル毎に比例ゲイン変化率を減算していく。

　垂下特性復帰変更判定手段１５１により、比例ゲイン復帰変更量分の変更が完了したかを判定し、完了と判定した場合に比例ゲインの減算を終了する。

　また、垂下特性復帰変更開始の条件が満たされたときには、出力電圧復帰変更量初期値設定手段１５３により、垂下特性復帰変更時の出力電圧指令値の復帰変更量初期値を設定する。出力電圧指令値復帰変更量の全量が加算されることにより、出力電圧指令値の復帰変更が完了する。

　出力電圧指令値復帰変更量計算手段１５５は、出力電圧指令値復帰変更量と、復帰変更時間設定手段により設定された電圧垂下特性の復帰変更時間とから、一定サイクル（通常は制御系のサンプリングタイム）毎の出力電圧指令値変化率を計算し、この変化率に従って、出力電圧指令値設定手段２１の動作値から減算する。電圧垂下特性の復帰変更時間が０設定の場合には出力電圧指令値復帰変更量＝出力電圧指令値変化率となり、瞬時に（すなわちサンプリングタイムの１サイクルで）出力電圧指令値復帰変更量の全量が減算され、出力電圧指令値の復帰変更が完了する。一方、電圧垂下特性を漸変的に復帰変更する設定がなされた場合、出力電圧指令値復帰変更量の初期値から一定サイクル毎に出力電圧指令値変化率を減算していく。

　出力電圧指令値復帰変更判定手段１５７により、出力電圧指令値復帰変更量分の復帰変更が完了したかを判定し、完了と判定した場合に出力電圧指令値の減算を終了する。

　なお、この制御システムにおいては、異種発電装置の組合せの例である第１発電機ＧＥ１と第２発電機ＧＥ２の並列運転中に並列解除信号が出された場合のみならず、何らかの原因により突然並列運転が中止されても、この解除指令を取り込み、高垂下特性の第１発電機ＧＥ１側において、電圧垂下特性を、並列運転時の５％から並列解除後の３％に、出力電圧を変化させることなく自動的に復帰変更することも可能である。

　このように、本実施形態に係る発電装置の並列運転制御方法によれば、従来は困難とされていた、異なる電圧垂下特性を有する同期型発電装置同士の並列運転、同期型発電装置と誘導型発電装置との並列運転、および同期型発電装置と系統電源との並列運転を安定的に運用することが可能となる。したがって、各発電装置の性能を損なうことなく、かつ安定的に、異種発電装置同士または発電装置と系統電源との並列運転を行うことができる。

　以上のとおり、図面を参照しながら本発明の好適な実施形態を説明したが、本発明の趣旨を逸脱しない範囲内で、種々の追加、変更または削除が可能である。したがって、そのようなものも本発明の範囲内に含まれる。

　１　制御システム
　１９　系統電源
　ＧＥ１　第１発電機（発電装置）
　ＧＥ２　第２発電機（発電装置）
　Ｌ　負荷（駆動対象）

Claims

　複数の異種発電装置を並列運転に移行させる際の制御方法であって、
　前記複数の発電装置の少なくとも一方の出力電圧および電圧垂下特性の少なくとも一方を変更する
　異種発電装置間の並列運転制御方法。
　請求項１に記載の並列運転制御方法において、前記複数の異種発電装置が、電圧垂下特性が互いに異なる複数の同期型発電装置であり、各発電装置が有する互いに異なる電圧垂下特性で自立運転しているときに、前記複数の発電装置を並列運転に移行させる際の出力電圧の制御方法であって、
　並列運転される前記複数の発電装置のうち、より小さい電圧垂下特性を有する一方の発電装置の当該電圧垂下特性を、他方の発電装置の電圧垂下特性に合致するよう変更し、
　前記電圧垂下特性変更時に、前記他方の発電装置を、その出力電圧が並列運転開始前の値に維持されるように制御する、
　異種発電装置間の並列運転制御方法。
　請求項１に記載の並列運転制御方法において、前記複数の電源装置の一方が同期型発電装置であり、他方が誘導型発電装置であり、先行して自立運転している前記同期型発電装置と、前記誘導型発電装置とを並列運転に移行させる際の制御方法であって、
　前記同期型発電装置の出力電圧を、並列運転の開始信号を受けて、自立運転時の出力電圧値よりも小さい値に設定する、異種発電装置間の並列運転制御方法。
　請求項１に記載の並列運転制御方法において、前記複数の電源装置の一方が同期型発電装置であり、他方が誘導型発電装置であり、先行して自立運転している前記同期型発電装置と、前記誘導型発電装置とを並列運転に移行させる際の制御方法であって、
　前記同期型発電装置の電圧垂下特性の垂下率を、並列運転の開始信号を受けて、自立運転中の垂下率よりも大きい値に設定する、異種発電装置間の並列運転制御方法。
　請求項１に記載の並列運転制御方法において、前記複数の電源装置の一方が同期型発電装置であり、他方が系統電源であり、前記系統電源に、前記同期型発電装置の電圧垂下特性を超える電圧低下が発生した場合に、この電圧低下量に応じて前記同期型発電装置の出力電圧指令値を低下させる、異種発電装置間の並列運転制御方法。
　請求項１に記載の並列運転制御方法において、前記複数の電源装置の一方が同期型発電装置であり、他方が系統電源であり、前記系統電源に、前記同期型発電装置の電圧垂下特性を超える電圧低下が発生した場合に、前記同期型発電装置の電圧垂下特性の垂下率を、自立運転中の垂下率よりも大きい値に設定する、異種発電装置間の並列運転制御方法。
　複数の異種発電装置を並列運転に移行させる際の制御システムであって、
　前記複数の発電装置の少なくとも一方の出力電圧および電圧垂下特性の少なくとも一方を変更する手段を備える、
　異種発電装置間の並列運転制御システム。
　請求項７に記載の並列運転制御システムにおいて、前記複数の異種発電装置が、電圧垂下特性が互いに異なる複数の同期型発電装置であり、各発電装置が有する互いに異なる電圧垂下特性で自立運転しているときに、前記複数の発電装置を並列運転に移行させる際の出力電圧の制御システムであって、
　並列運転される前記複数の発電装置のうち、より小さい電圧垂下特性を有する一方の発電装置の当該電圧垂下特性を、他方の発電装置の電圧垂下特性に合致するよう変更する手段と、
　前記電圧垂下特性変更時に、前記他方の発電装置を、その出力電圧が並列運転開始前の値に維持する手段と、
　を備える異種発電装置間の並列運転制御システム。
　請求項７に記載の並列運転制御システムにおいて、前記複数の電源装置の一方が同期型発電装置であり、他方が誘導型発電装置であり、先行して自立運転している前記同期型発電装置と、前記誘導型発電装置とを並列運転に移行させる際の制御システムであって、
　前記同期型発電装置の出力電圧を、並列運転の開始信号を受けて、自立運転時の出力電圧値よりも小さい値に設定する手段を備える、異種発電装置間の並列運転制御システム。
　請求項７に記載の並列運転制御システムにおいて、前記複数の電源装置の一方が同期型発電装置であり、他方が誘導型発電装置であり、先行して自立運転している前記同期型発電装置と、前記誘導型発電装置とを並列運転に移行させる際の制御システムであって、
　前記同期型発電装置の電圧垂下特性の垂下率を、並列運転の開始信号を受けて、自立運転中の垂下率よりも大きい値に設定する手段を備える、異種発電装置間の並列運転制御システム。
　請求項７に記載の並列運転制御システムにおいて、前記複数の電源装置の一方が同期型発電装置であり、他方が系統電源であり、前記系統電源に、前記同期型発電装置の電圧垂下特性を超える電圧低下が発生した場合に、この電圧低下量に応じて前記同期型発電装置の出力電圧指令値を低下させる手段を備える、異種発電装置間の並列運転制御システム。
　請求項７に記載の並列運転制御方法において、前記複数の電源装置の一方が同期型発電装置であり、他方が系統電源であり、前記系統電源に、前記同期型発電装置の電圧垂下特性を超える電圧低下が発生した場合に、前記同期型発電装置の電圧垂下特性の垂下率を、自立運転中の垂下率よりも大きい値に設定する、異種発電装置間の並列運転制御方法。