WO2019130665A1 - 発電システム - Google Patents

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圭孝 竹本
一瀬　雅哉
知治 中村
智道 伊藤
晃 須々木
薫 園部
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株式会社日立製作所
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    • Y02P70/10—Greenhouse gas [GHG] capture, material saving, heat recovery or other energy efficient measures, e.g. motor control, characterised by manufacturing processes, e.g. for rolling metal or metal working

Definitions

  • the present invention relates to the configuration and control system of a power generation system.
  • the new energy power generation system is concerned that the output power fluctuation caused by the fluctuation of solar energy (solar power generation) and wind speed (wind power generation), which are energy sources, may adversely affect the voltage maintenance of the power system.
  • solar energy solar power generation
  • wind speed wind power generation
  • the structure of the entire power generation system including the electric power system has become complicated and large-scaled, which makes solving this problem more difficult.
  • the voltage at any voltage fluctuation suppression point of the power system is considered in consideration of the reactance existing from the interconnection point to the point (voltage fluctuation suppression point) where it is desired to suppress any voltage fluctuation of the power system.
  • the voltage fluctuation caused by the output power fluctuation at the other site It can not be suppressed (task 1).
  • the control method to make R equal to the ratio R / X of R and reactance component X is satisfied under the approximation based on the premise that the resistance component R is sufficiently smaller than the reactance component X (R ⁇ X). If the precondition of ⁇ X is not satisfied, the desired voltage fluctuation suppressing effect can not be obtained. Further, even when the condition of R ⁇ X is satisfied, in the case where the reactance is excessive, there is a limit in principle in the voltage fluctuation suppressing effect (Problem 3).
  • a power generation system in which multiple power plants are connected to the grid via their respective interconnection transformers, and connection points are connected to an infinite bus via inductance and resistance, it is possible to detect the generated power of each power plant Active power detection unit and reactive power for suppressing voltage fluctuation at any voltage fluctuation suppression point caused by generated power fluctuation of each power plant, and reactive power command is calculated based on the calculated reactive power
  • a power generation system includes a reactive power command computation unit, and a controller that transmits a reactive power command to each power station.
  • a symbol enclosed by [] represents a vector quantity
  • a symbol not enclosed by [] represents a scalar quantity
  • a vector quantity is represented by adding an arrow above the symbol in the figure.
  • represents the absolute value (length) of the vector quantity enclosed by this.
  • FIG. 1 is a schematic configuration diagram of a new energy power generation system according to an embodiment of the present invention.
  • New energy power plant 1 and new energy power plant 2 are connected at connection point 5 via respective interconnection transformer inductance 3 and interconnection transformer inductance 4, and connection point 5 is a line inductance 6 (a middle and low voltage line, R ⁇ It is connected to the infinite bus voltage 8 via an inductance 10 and a resistor 9 existing between the voltage fluctuation suppression point 7 and the infinity bus voltage 8 via the voltage fluctuation suppression point 7 via ⁇ X).
  • line inductance 6 a middle and low voltage line, R ⁇ It is connected to the infinite bus voltage 8 via an inductance 10 and a resistor 9 existing between the voltage fluctuation suppression point 7 and the infinity bus voltage 8 via the voltage fluctuation suppression point 7 via ⁇ X).
  • the control device 13 has an active power detection unit 11 and a reactive power command calculation unit 12.
  • Active power detection unit 11 uses the voltage and current detected by voltage sensor 101a, current sensor 102a, voltage sensor 101b, and current sensor 102b provided between the interconnection transformer inductance of each new energy power plant and connection point 5.
  • voltage sensor 101a current sensor 102a
  • voltage sensor 101b voltage sensor 101b
  • current sensor 102b current sensor 102b provided between the interconnection transformer inductance of each new energy power plant and connection point 5.
  • Reactive power command calculation unit 12 uses reactive power command Q output from each new energy power plant 1 and new energy power plant 2 to suppress voltage fluctuation at voltage fluctuation suppression point 7 using the detected value of active power. a, to calculate the Q B.
  • the reactive power command calculation unit 12 includes means capable of transmitting the reactive power commands to the new energy power plant 1 and the new energy power plant 2, respectively, and each new energy power plant receives reactive power from the control device 13. It has a means for receiving a command and outputting reactive power according to the command.
  • FIG. 2A is an explanatory diagram of the active power detection unit 11 and the reactive power command calculation unit 12 included in the control device 13.
  • Active power detection unit 11 receives a current between connection transformer inductances 3 and 4 of each new energy power plant and a voltage from connection point 5 as input, and a new energy power plant 1 and a new energy power plant 2 output detecting active power P a2 and P b2, has a role of passing the active power P a2, P b2 detected to reactive power command calculation unit 12 in the controller 13.
  • the reactive power command calculation unit 12 includes the optimum ⁇ control unit 14, the common LQ 1 compensation control unit 15, and the indoor Q 2 compensation control unit 16, and outputs of the respective control units (14 to 16) are summed up to generate reactive power command Q A and reactive power command Q B are calculated and transmitted to new energy power plant 1 and new energy power plant 2, respectively.
  • Optimal ⁇ controller 14 receives the output effective power P a2 and P b2, caused by the reactance X s and the resistance R s of the system due to changes in active power P total flowing into the voltage change suppression point 7 shown in FIG. 2 (b) computes the reactive power command Q A.alpha and Q Biarufa suitable for new energy power plant 1 and new energy plant 2 for suppressing a voltage fluctuation of voltage fluctuation suppression point 7.
  • a reactive power command Q A ⁇ and Q B ⁇ a gain G A that determines reactive power distribution to the new energy power plant 1, and G B that determines reactive power distribution to the new energy power plant 2 It has a role of passing to the indoor Q 2 compensation control unit 16 the ratio ⁇ of the optimum active power and reactive power for suppressing the voltage fluctuation corresponding to the active power P total flowing into the voltage fluctuation suppression point 7.
  • the common LQ 1 compensation control unit 15 receives the output active powers P a2 and P b2 , the reactive power commands Q A ⁇ and Q B ⁇ , and the gains G A and G B as input, and the common LQ 1 compensation control target 18 in FIG.
  • the reactive power commands Q AX and Q BX for compensating reactive power consumption due to the reactance X due to the line inductance in the circuit are calculated.
  • the indoor Q 2 compensation control unit 16 receives the output active powers P a2 and P b2 and the ratio ⁇ of the optimum active power and reactive power for suppressing voltage fluctuation as input, and the indoor Q 2 compensation control in FIG.
  • a reactive power command is calculated to compensate reactive power consumption at local reactances X a and X b existing in the respective power plant premises in the object 19.
  • the optimum ⁇ control unit 14 includes an active power total calculation unit 20, an active component proportional distribution gain calculation unit (for power station 1) 21 and an active component proportional distribution gain calculation unit (for power station 2) 22, and an optimum power factor ⁇ It has a table 23, a reactive power command computation unit 24 for voltage fluctuation suppression, and an optimal ⁇ control Q command computation unit 25.
  • the total active power computing unit 20 receives the output active power Pa2 of the new energy power plant 1 detected by the active power detection section 11 and the output active power P b2 of the new energy power plant 2 as input, and the total P total of these active powers Calculate (Equation 1).
  • Active portion proportional distribution gain calculation unit (for power station 1) 21 and active portion proportional distribution gain calculation unit (for power station 2) 22 are total active power P total and active power P a2 of each new energy power station (or P b2 ) is used to calculate the effective proportional distribution gains G A (Equation 2) and G B (Equation 3) for distributing the reactive power command to each new energy power plant.
  • the optimum power factor ⁇ table 23 is a table used to calculate the ratio ⁇ of active power to reactive power suitable for suppressing voltage fluctuation at the voltage fluctuation suppression point 7 from the total active power P total .
  • the voltage fluctuation suppressing reactive power command calculating unit 24 calculates the voltage fluctuation suppressing reactive power command Q ⁇ ref ( Equation 4) as the product of the calculated ⁇ and the total active power P total .
  • Optimal ⁇ control Q command calculation unit 25 the active component proportional distribution gain G A and G B and inputs the reactive power command Q Arufaref, the reactive power command Q A.alpha (5) and the reactive power to be transmitted to each new energy plants
  • the command Q B ⁇ (Eq. 6) is calculated.
  • This operation processing flow inputs active power P a2 and active power P b2 of new energy power plant 1 and new energy power plant 2 and calculates their total P total (processing 1), P total and P a2 and Active proportion proportional distribution gains G A and G B are calculated using P b2 (Process 2).
  • the optimum ratio ⁇ is calculated using P total (process 3), the reactive power command for voltage fluctuation suppression Q ⁇ ref is calculated using the ⁇ and P total (process 4), and the reactive power for voltage fluctuation suppression calculating the reactive power command Q A.alpha and Q Biarufa to be transmitted to each new energy power plant 1 and 2 using a command Q Arufaref and active component proportional distribution gain G a and G B (process 5).
  • the above is the operation processing flow of the optimum ⁇ control unit 14.
  • FIG. 5A is a schematic diagram of the grid connection of the new energy power plant.
  • the impedance existing up to the infinity bus voltage [V 0 ] is R s + jX s
  • the phase difference between the output voltage [V pcc ] and the infinity bus voltage [V 0 ] is ⁇ .
  • the impedance R s + jX s is known, and the delayed reactive power is positive in the system.
  • the basic concept of control in the optimum ⁇ control unit 14 is to output reactive power Q according to the change of output power P, and as shown in the vector diagram of FIG. 5 (b), the amplitude of the output voltage [V pcc ] Is controlled to the same magnitude as the amplitude of the infinite bus voltage [V 0 ].
  • the ratio ⁇ is non-linear, when the active power P is determined, the phase difference ⁇ is uniquely determined, and the ratio ⁇ and the reactive power Q are also uniquely determined according to the phase difference ⁇ .
  • the content of the optimum ⁇ table used for the optimum ⁇ control unit 14 is a database of the ratio ⁇ according to the active power flowing to the voltage fluctuation suppression point based on (Equation 13).
  • the common LQ 1 compensation control unit 15 has a common LQ 1 compensation command calculation unit 26 and a common LQ 1 compensation command proportional distribution unit 27.
  • the common LQ 1 compensation command calculation unit 26 is calculated by the output active power P a2 of the new energy power plant 1 detected by the active power detection section 11, the output active power P b2 of the new energy power plant 2 and the optimum ⁇ control section 14 optimal ⁇ control Q command (for power plant 1) Q A.alpha and optimal ⁇ controls Q command (for power plant 2) Q B ⁇ as input, using the value of the line inductance X, the reactive power consumed by the line inductance X Calculate the reactive power command to compensate.
  • common LQ 1 compensation command calculating unit 26 calculates the reactive power command Q X to compensate the reactive power consumed by a common line inductance as shown in equation (14).
  • the reactive power Q X consumed by the line inductance is originally proportional to the square of the current [I X ] flowing through the inductance as in (Equation 15), but the voltage fluctuation is very small (
  • Since [I X ] is approximated by P and Q as shown by (16, 17, and 18) under the precondition that ( 1 pu), the reactive power command Q X shown in (Equation 14) is Note that it is in the form of the product of power and reactance.
  • equation (16) is a relational expression of the power (P total, Q ⁇ ref) passing through the line inductance, and (Expression 17) (number 18) is the (number 16)
  • 1 pu.
  • This processing flow is optimal ⁇ control Q command Q A.alpha and Q new energy power stations calculated power plants 1 and new energy plant 2 and the active power P a2 by active power P b2 and optimal ⁇ controller 14 as input Biarufa, it calculates the common LQ 1 compensation command Q X using known parameters X (process 1). Then receives the active component proportional distribution gain G A and G B, calculates the reactive power command Q AX and Q BX transmitting new energy power plant 1 and 2 (process 2). The above is the operation processing flow of the common LQ 1 compensation control unit 15.
  • Optimum premises Q 2 compensation control unit 16 is calculated by the effective power detecting unit 11 outputs active power P b2 and optimal ⁇ controller 14 between the output effective power P a2 new detected energy power plant 1 new energy plant 2 by To compensate the reactive power consumed by the interconnection transformer inductance of each new energy power plant using the reactance X a and X b by the interconnection transformer inductance of each new energy power plant with the ratio ⁇ as an input
  • the reactive power command (Q AX ⁇ , Q BX ⁇ ) is calculated as a command to each new energy power plant.
  • the calculation processing flow of the indoor Q 2 compensation control unit 16 will be described using FIG.
  • the local Q 2 compensation control Q command Q AXa and Q BXb are calculated using the known parameters X a and X b as inputs .
  • the above is the operation processing flow of the indoor Q 2 compensation control unit 16.
  • the present control method is not limited to the case where there are two new energy power plants, and even when three or more power plants are connected to the connection point 5, the control method of the present embodiment It becomes possible to carry out voltage fluctuation suppression by applying to one place.
  • FIG. 10 is a graph comparing the voltage fluctuation suppressing effect of the conventional control method and the control method of the present embodiment.
  • the maximum value of the generated power of the new energy power plant is set to 0.24 pu (P a2 ) and 0.17 pu (P b2 ) respectively, and reactance X a by each interconnection transformer inductance , X b and the common line 50 percent respectively reactance X is X a by inductances, 70% X b, set X to about 30% (all 100MVA based value).
  • the resistance R s existing between the voltage fluctuation suppression point and the infinite bus voltage is set to 20% and the reactance X s to about 50% (all 100 MVA base values), and the R s can not be ignored.
  • the fluctuation of the generated power was assumed to be the case where each power station had the same cycle (one cycle: 2 seconds) and the output fluctuation synchronously, with the largest voltage fluctuation.
  • the delay time is not considered in this simulation.
  • the voltage of the infinite bus is 1 pu.
  • the voltage fluctuation due to the power generated by the power plant 2 can not be suppressed, so the voltage fluctuation is as large as 5.8% at the timing when the output of the new energy power plant is maximum.
  • the control method of the present embodiment even when the voltage fluctuation is the largest, it is about 0.2%, and it was confirmed that the voltage fluctuation suppressing effect can be obtained as compared with the conventional method.
  • the output power fluctuation period was set to 2 seconds in this simulation, it is thought that the change of the solar radiation amount by actual sunlight or the wind volume in wind power generation is sufficiently later than this.
  • FIG. 11 is a schematic configuration diagram of a new energy power generation system in a second embodiment.
  • a new energy power plant 28 having no function to receive a reactive power command or the function to adjust reactive power at the connection point 5 is interconnected via an interconnection transformer inductance 29, a control device
  • the output active power P c1 of the new energy power station 28 is transmitted from the voltage transformer 101c provided between the interconnection transformer inductance 29 and the connection point 5 using the voltage and current detected by the current sensor 102c.
  • an active power detection unit 31 having a function of detecting active power P c2 added thereto, and a reactive power command for suppressing voltage fluctuation caused by output fluctuation of the new energy power plant 28 calculates the Q C, by plus the reactive power command Q C to the reactive power command Q a and Q B, out of the new energy plant 28 Lies in that the control arrangement for compensating the reactive power control of the new energy power plant 1 and new energy plant 2 which is interconnection to the same system voltage variations in the voltage change suppression point 7 due to the variation.
  • FIG. 12 shows the detailed configuration of the control device 30, and the difference from FIG. 2 is that the active power Pc2 of the new energy power plant 28 is also detected by the active power detection unit 31, and the active power Pc2 is reactive power command calculation unit 32 having a function of passing to 32.
  • the method of determining the distribution gains G 1 and G 2 in the second embodiment depends on the operation, but overcompensation or shortage of the reactive power command Q C for suppressing voltage fluctuation due to output fluctuation of the new energy power plant 28 does not occur. In addition, it is necessary to determine that the total of the reactive power command magnitudes after distribution is equal to the magnitude of the reactive power command before distribution (Equation 19).
  • the present invention is not limited to the embodiments described above, but includes various modifications.
  • the embodiments described above are described in detail in order to explain the present invention in an easy-to-understand manner, and are not necessarily limited to those having all the configurations described.
  • part of the configuration of one embodiment can be replaced with the configuration of another embodiment, and the configuration of another embodiment can be added to the configuration of one embodiment.
  • the new energy power plant has been described as an example, but the new energy power plant does not use a motor such as a power plant that converts natural energy such as wind power, solar power, geothermal power or hydro power into electric power.
  • a storage battery or the like that releases stored power without generating power itself as the "new energy power plant" in the above embodiment.
  • each of the configurations, functions, processing units, processing means, etc. described above may be realized by hardware, for example, by designing part or all of them with an integrated circuit. Further, each configuration, function, etc. described above may be realized by software by the processor interpreting and executing a program that realizes each function. Information such as programs, tables, and files for realizing each function can be stored in various recording devices and recording media.
  • control lines and information lines indicate what is considered to be necessary for the description, and not all control lines and information lines in the product are necessarily shown. In practice, almost all configurations may be considered to be mutually connected.

Abstract

従来技術では、同系統に他サイトの新エネルギー発電所が連系される場合、他サイトの出力電力変動に起因した電圧変動を抑制することは出来ず、電圧変動抑制点から各新エネルギー発電所の電力の合流点までに存在するリアクタンスによって、新エネルギー発電所単体で期待されている電圧変動抑制効果と同じ効果を得ることができず、電圧変動抑制点から無限大母線電圧までの間の抵抗分Ｒが大きい場合、またはリアクタンスＸが過大な場合については、原理的に電圧変動抑制効果に限界が存在する。　複数の発電所がそれぞれの連系トランスを介して系統に接続され、接続点がインダクタンスおよび抵抗分を介して無限大母線まで接続されている発電システムにおいて、各々の発電所の発電電力を検出可能な有効電力検出部と、各々の発電所の発電電力変動に起因した任意の電圧変動抑制点における電圧変動を抑制するための無効電力を演算し、演算した無効電力に基づき無効電力指令を演算する無効電力指令演算部と、を有し、無効電力指令を各々の発電所へ伝送する制御装置を有する発電システムを提供する。

Description

発電システム
　本発明は、発電システムの構成及び制御方式に関する。
　近年、地球温暖化対策等の理由により世界中で太陽光発電や風力発電などの新エネルギー発電システムの導入が急速に進んでいる。新エネルギー発電システムは、エネルギー源である太陽光の日射量（太陽光発電）や風速（風力発電）の変動に起因した出力電力変動によって、電力系統の電圧維持に悪影響を及ぼすことが懸念されている。特に、近年の急速な新エネルギー発電システムの普及で電力系統含めた発電システム全体の構造が複雑化、大規模化しており、このことが本課題解決をさらに難しくしている。
　一般に、新エネルギー発電システムの発電電力出力に起因した電力出力端の電圧変動は、出力有効電力Ｐと出力無効電力Ｑの比を表すパラメータα（＝Ｑ／Ｐ）を発電電力出力端から無限大母線までの系統インピーダンスＺ＝Ｒ＋ｊＸの抵抗分Ｒとリアクタンス分Ｘの比Ｒ／Ｘに一致させることで最小化可能であることが知られている。（非特許文献１）
特開２０１１－２３４６２０（Ｐ２０１１－２３４６２０Ａ）
２０１０　Ｔｈｅ　Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ　ｏｆ　Ｅｌｅｃｔｒｉｃａｌ　Ｅｎｇｉｎｅｅｒｓ　ｏｆ　Ｊａｐａｎ，ｐａｇｅ２９７～３０３
　従来技術として、複数の発電装置が連系トランスの２次側で接続され、連系トランスの１次側を電力系統と接続するシステムにおいて、連系トランス１次側の無効電力をＱ＝αＰに制御して電力系統とを接続する点（連系点）の電圧変動を抑制する技術が知られている。この従来技術の一例として特許文献１がある。
　この制御方式を用いた場合、連系点から電力系統の任意の電圧変動を抑制したい地点（電圧変動抑制点）までに存在するリアクタンスを考慮すれば、電力系統の任意の電圧変動抑制点における電圧変動を抑制することが可能であるが、電圧変動抑制点と新エネルギー発電所の間に、他サイトの新エネルギー発電所が連系される場合、他サイトの出力電力変動に起因した電圧変動を抑制することが出来ない（課題１）。
　また、電圧変動抑制点までに連系される新エネルギー発電所全てがこの制御方式で制御されていたとしても、電圧変動抑制点から各新エネルギー発電所の電力の合流点までに存在するリアクタンスによって、新エネルギー発電所単体で期待されている電圧変動抑制効果と同じ効果を得ることができない（課題２）。
　さらに、従来技術の新エネルギー発電システムの出力端の電圧変動を抑制するための出力有効電力Ｐと出力無効電力Ｑの比を表すパラメータα（＝Ｑ／Ｐ）を系統インピーダンスＺ＝Ｒ＋ｊＸの抵抗分Ｒとリアクタンス分Ｘの比Ｒ／Ｘに一致させる制御方式は、抵抗分Ｒがリアクタンス分Ｘに対して十分に小さいこと（Ｒ＜＜Ｘ）を前提とした近似の元で成立するため、Ｒ＜＜Ｘの前提条件が成立しない場合、所望の電圧変動抑制効果を得ることが出来ない。また、Ｒ＜＜Ｘの条件成立時でもリアクタンスが過大の場合は、原理的に電圧変動抑制効果に限界が存在する（課題３）。
　複数の発電所がそれぞれの連系トランスを介して系統に接続され、接続点がインダクタンスおよび抵抗分を介して無限大母線まで接続されている発電システムにおいて、各々の発電所の発電電力を検出可能な有効電力検出部と、各々の発電所の発電電力変動に起因した任意の電圧変動抑制点における電圧変動を抑制するための無効電力を演算し、演算した無効電力に基づき無効電力指令を演算する無効電力指令演算部と、を有し、無効電力指令を各々の発電所へ伝送する制御装置を有する発電システムを提供する。
　同系統に複数の新エネルギー発電所が連系される場合において、新エネルギー発電システムの制御装置で計測される有効電力のフィードバックと系統インピーダンスおよび各々の新エネルギー発電所から電圧変動抑制点までのリアクタンスを用いて、各々の新エネルギー発電所に対する電圧変動を抑制するための最適な無効電力指令を算出する制御方式により、任意の点における電圧変動を抑制することを可能とする新エネルギー発電システムを提供する。この制御方式では、電圧変動抑制効果を得るための系統インピーダンスに対する制約条件が存在しないため、インピーダンスの大きい系統に対しても電圧変動抑制効果を得ることが可能である。
実施例１における新エネルギー発電システムの概略構成図の一例 制御装置の制御ブロック概略図の一例 制御装置の制御対象説明図の一例 制御装置の最適α制御ブロック図の一例 制御装置の最適α制御演算処理フロー図の一例 系統概略図の一例 新エネルギー発電所出力電圧と無限大母線電圧のベクトル図の一例 制御装置の共通ＬＱ１補償制御ブロック図の一例 制御装置の共通ＬＱ１補償制御演算処理フロー図の一例 制御装置の構内Ｑ２補償制御ブロック図の一例 制御装置の構内Ｑ２補償制御演算処理フロー図の一例 図１の系統条件における従来制御と本発明制御の電圧変動抑制効果比較図の一例 実施例２における新エネルギー発電システムの概略構成図の一例 実施例２における制御装置の制御ブロック概略図の一例
　以下本発明の実施例について図面を用いて詳細に説明する。なお、本文中、［］で囲まれた記号はベクトル量を、［］で囲まれていない記号はスカラー量を表し、図中では記号の上に矢印を付すことでベクトル量を表す。また、｜｜は、これにより囲まれたベクトル量の絶対値（長さ）を表す。
　図１は、本発明の一実施形態における新エネルギー発電システムの概略構成図である。新エネルギー発電所１と新エネルギー発電所２がそれぞれの連系トランスインダクタンス３と連系トランスインダクタンス４を介して接続点５で接続され、接続点５が線路インダクタンス６（中低圧の線路でＲ＜＜Ｘ）を介して電圧変動抑制点７を経由し、電圧変動抑制点７から無限大母線電圧８の間に存在するインダクタンス１０および抵抗９を介して無限大母線電圧８に接続されている。
　制御装置１３は、有効電力検出部１１と無効電力指令演算部１２を有する。有効電力検出部１１は、各新エネルギー発電所の連系トランスインダクタンスから接続点５までの間に設ける電圧センサ１０１ａ、電流センサ１０２ａおよび電圧センサ１０１ｂ、電流センサ１０２ｂによって検出される電圧と電流を用いて、新エネルギー発電所１の出力有効電力Ｐａ１が連系トランスインダクタンス３を通過した後の有効電力Ｐａ２と新エネルギー発電所２の出力有効電力Ｐｂ１が連系トランスインダクタンス４を通過した後の有効電力Ｐｂ２を検出する。
　無効電力指令演算部１２は、検出した有効電力の値を用いて電圧変動抑制点７における電圧変動を抑制するための各々の新エネルギー発電所１および新エネルギー発電所２が出力する無効電力指令ＱＡ，ＱＢを演算する。無効電力指令演算部１２はこれら無効電力指令をそれぞれ新エネルギー発電所１と新エネルギー発電所２へと伝送可能な手段を備えており、それぞれの新エネルギー発電所は、制御装置１３からの無効電力指令を受取り、その指令に従った無効電力を出力する手段をもつ。
　次に制御装置１３の備える有効電力検出部１１および無効電力指令演算部１２について図２（ａ）と図２（ｂ）を用いて説明する。図２（ａ）は、制御装置１３の備える有効電力検出部１１と無効電力指令演算部１２の説明図である。有効電力検出部１１は、各新エネルギー発電所の連系トランスインダクタンス３および４から接続点５までの間の電流および接続点５の電圧を入力とし、新エネルギー発電所１と新エネルギー発電所２の出力有効電力Ｐａ２およびＰｂ２を検出し、制御装置１３内の無効電力指令演算部１２へ検出した有効電力Ｐａ２、Ｐｂ２を渡す役割をもつ。
　無効電力指令演算部１２は、最適α制御部１４と共通ＬＱ１補償制御部１５と構内Ｑ２補償制御部１６を備え、それぞれの制御部（１４～１６）の出力を合計し無効電力指令ＱＡおよび無効電力指令ＱＢを計算して、新エネルギー発電所１および新エネルギー発電所２へそれぞれ伝送する。
　最適α制御部１４は、出力有効電力Ｐａ２およびＰｂ２を入力とし、図２（ｂ）の電圧変動抑制点７に流れ込む有効電力Ｐｔｏｔａｌの変動による系統のリアクタンスＸｓと抵抗Ｒｓによって生じる電圧変動抑制点７の電圧変動を抑制するための新エネルギー発電所１および新エネルギー発電所２に適した無効電力指令ＱＡαおよびＱＢαを演算する。さらに、無効電力指令ＱＡαおよびＱＢαと新エネルギー発電所１への無効電力分配を決めるゲインＧＡおよび新エネルギー発電所２への無効電力分配を決めるＧＢを共通ＬＱ１補償制御部１５へ渡し、電圧変動抑制点７に流れ込む有効電力Ｐｔｏｔａｌに対応する電圧変動を抑制するための最適な有効電力と無効電力の比率αを構内Ｑ２補償制御部１６へ渡す役割を持つ。
　共通ＬＱ１補償制御部１５は、出力有効電力Ｐａ２およびＰｂ２、無効電力指令ＱＡαおよびＱＢα、ゲインＧＡおよびＧＢを入力とし、図２（ｂ）の共通ＬＱ１補償制御対象１８における線路インダクタンスによるリアクタンスＸによる無効電力消費を補償するための無効電力指令ＱＡＸ，ＱＢＸを演算する。
　構内Ｑ２補償制御部１６は、出力有効電力Ｐａ２およびＰｂ２、電圧変動を抑制するための最適な有効電力と無効電力の比率αを入力とし、図２（ｂ）の構内Ｑ２補償制御対象１９におけるそれぞれの発電所構内に存在する構内リアクタンスＸａおよびＸｂでの無効電力消費を補償するための無効電力指令を演算する。
　次に無効電力指令演算部１２中の最適α制御部１４の構成について図３を用いて説明する。最適α制御部１４は、有効電力合計演算部２０と、有効分比例分配ゲイン演算部（発電所１用）２１および有効分比例分配ゲイン演算部（発電所２用）２２と、最適力率αテーブル２３と、電圧変動抑制用無効電力指令演算部２４と、最適α制御Ｑ指令演算部２５とを有する。
　有効電力合計演算部２０は、有効電力検出部１１によって検出した新エネルギー発電所１の出力有効電力Ｐａ２と新エネルギー発電所２の出力有効電力Ｐｂ２を入力とし、これら有効電力の合計Ｐｔｏｔａｌ（数１）を計算する。
　有効分比例分配ゲイン演算部（発電所１用）２１および有効分比例分配ゲイン演算部（発電所２用）２２は、有効電力合計Ｐｔｏｔａｌと各々の新エネルギー発電所の有効電力Ｐａ２（またはＰｂ２）を用いて各々の新エネルギー発電所への無効電力指令を分配するための有効分比例分配ゲインＧＡ（数２）およびＧＢ（数３）を演算する。
　最適力率αテーブル２３は、有効電力合計Ｐｔｏｔａｌから電圧変動抑制点７における電圧変動を抑制するために適した有効電力と無効電力の比率αを算出するために用いられるテーブルである。
　電圧変動抑制用無効電力指令演算部２４は、算出したαと有効電力合計Ｐｔｏｔａｌの積として電圧変動抑制用の無効電力指令Ｑαｒｅｆ（数４）を演算する。
　最適α制御Ｑ指令演算部２５は、有効分比例分配ゲインＧＡおよびＧＢと無効電力指令Ｑαｒｅｆを入力とし、各新エネルギー発電所へ伝送する無効電力指令ＱＡα（数５）および無効電力指令ＱＢα（数６）を演算する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000002
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000003
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000004
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000005
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000006
　次に、最適α制御部１４の演算処理フローについて図４を用いて説明する。本演算処理フローは、新エネルギー発電所１および新エネルギー発電所２の有効電力Ｐａ２と有効電力Ｐｂ２を入力とし、それらの合計Ｐｔｏｔａｌを計算し（処理１）、ＰｔｏｔａｌとＰａ２およびＰｂ２を用いて有効分比例分配ゲインＧＡおよびＧＢを計算する（処理２）。次に、Ｐｔｏｔａｌを用いて最適比率αを算出し（処理３）、そのαとＰｔｏｔａｌを用いて電圧変動抑制用無効電力指令Ｑαｒｅｆを計算し（処理４）、電圧変動抑制用無効電力指令Ｑαｒｅｆと有効分比例分配ゲインＧＡおよびＧＢを用いて各新エネルギー発電所１および２へ伝送する無効電力指令ＱＡαとＱＢαを計算する（処理５）。以上が最適α制御部１４の演算処理フローである。
　次に、最適α制御部１４に用いる電圧変動を抑制する有効電力と無効電力の比率であるαの導出方法について図５を用いて説明する。図５（ａ）は、新エネルギー発電所の系統連系概略図である。新エネルギー発電所の出力する電力の電圧変動抑制点での電力をＰｔｏｔａｌ＋ｊＱｔｏｔａｌ、電流を［Ｉ］、出力電圧（電圧変動抑制点の電圧に同じ）を［Ｖｐｃｃ］、出力電力端から無限大母線電圧［Ｖ０］までに存在するインピーダンスをＲｓ＋ｊＸｓ、出力電圧［Ｖｐｃｃ］と無限大母線電圧［Ｖ０］との位相差をδとする。インピーダンスＲｓ＋ｊＸｓは既知とし、系統からみて遅れ無効電力を正とする。
　最適α制御部１４における制御の基本的な考え方は、出力電力Ｐの変化に応じて無効電力Ｑを出力し、図５（ｂ）に示すベクトル図のように、出力電圧［Ｖｐｃｃ］の振幅を、常に無限大母線電圧［Ｖ０］の振幅と同じ大きさに制御するものである。
　以下に無効電力Ｑの導出方法を述べる。導出の前提として、制御によって無限大母線電圧［Ｖ０］と新エネルギー発電所の出力電圧［Ｖｐｃｃ］の大きさが等しく１ｐｕに制御されるとする（数７）。無限大母線電圧［Ｖ０］と新エネルギー発電所の出力電圧［Ｖｐｃｃ］をそれぞれ（数８）、（数９）のように定義する。新エネルギー発電所の出力電力Ｐ＋ｊＱを出力電圧［Ｖｐｃｃ］と出力電流［Ｉ］で表す（数１０）。（数９）と（数１０）から電圧変動を抑制可能な電力は（数１１）および（数１２）のように、無限大母線電圧［Ｖ０］と出力電圧［Ｖｐｃｃ］との位相差δとインピーダンスＲｓとＸｓを用いて表すことができ、それらの比α（＝Ｑ／Ｐ）は（数１３）のように表すことができる。比率αは非線形であるが、有効電力Ｐが決まると位相差δは一意に決まり、その位相差δに応じて比率αおよび無効電力Ｑも一意に定まる。最適α制御部１４に用いる最適αテーブルの中身は、（数１３）に基づいた電圧変動抑制点に流れる有効電力に応じた比率αのデータベースである。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000007
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000008
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000009
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000010
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000011
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000012
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000013
　次に共通ＬＱ１補償制御部１５の構成について、図６を用いて説明する。共通ＬＱ１補償制御部１５は、共通ＬＱ１補償指令演算部２６と共通ＬＱ１補償指令比例分配部２７とを有す。
　共通ＬＱ１補償指令演算部２６は、有効電力検出部１１によって検出した新エネルギー発電所１の出力有効電力Ｐａ２と新エネルギー発電所２の出力有効電力Ｐｂ２と最適α制御部１４によって算出した最適α制御Ｑ指令（発電所１用）ＱＡαおよび最適α制御Ｑ指令（発電所２用）ＱＢαを入力とし、線路インダクタンスＸの値を用いて、線路インダクタンスＸによって消費される無効電力を補償するための無効電力指令を演算する。
　共通ＬＱ１補償指令比例分配部２７は、共通ＬＱ１補償指令演算部２６によって演算された無効電力指令を有効分比例分配ゲインＧＡおよび有効分比例分配ゲインＧＢを用いて各発電所の無効電力指令として分配する。
　共通ＬＱ１補償指令演算部２６では、（数１４）に示すように共通の線路インダクタンスで消費される無効電力を補償するための無効電力指令ＱＸを演算する。ここで、線路インダクタンスで消費される無効電力ＱＸは本来（数１５）のようにインダクタンスを流れる電流［ＩＸ］の二乗に比例するが、電圧変動が微小である（｜［Ｖｐｃｃ］｜＝１ｐｕ）という前提条件のもと（数１６，数１７，数１８）で示すように［ＩＸ］をＰとＱで近似しているため、（数１４）に示す無効電力指令ＱＸは電力とリアクタンスの積の形となっていることに注意する。尚、（数１６）は線路インダクタンスを通過する電力（Ｐｔｏｔａｌ，Ｑαｒｅｆ）の関係式であり、（数１７）と（数１８）は、（数１６）において｜［Ｖｐｃｃ］｜＝｜［Ｖｐｃｃｄ］｜＝１ｐｕを代入した場合のインダクタンスに流れる電流［ＩＸｄ］、［ＩＸｑ］と電力との関係式である。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000014
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000015
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000016
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000017
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000018
　次に、共通ＬＱ１補償制御部１５の演算処理フローについて図７を用いて説明する。本演算処理フローは、新エネルギー発電所１および新エネルギー発電所２の有効電力Ｐａ２と有効電力Ｐｂ２と最適α制御部１４によって算出した各発電所への最適α制御Ｑ指令ＱＡαおよびＱＢαを入力とし、既知であるパラメータＸを用いて共通ＬＱ１補償指令ＱＸを算出する（処理１）。次に有効分比例分配ゲインＧＡおよびＧＢを入力とし、新エネルギー発電所１および２へ伝送する無効電力指令ＱＡＸとＱＢＸを計算する（処理２）。以上が共通ＬＱ１補償制御部１５の演算処理フローである。
　次に構内Ｑ２補償制御部１６の構成について、図８を用いて説明する。構内Ｑ２補償制御部１６は、有効電力検出部１１によって検出した新エネルギー発電所１の出力有効電力Ｐａ２と新エネルギー発電所２の出力有効電力Ｐｂ２と最適α制御部１４によって算出した最適比率αを入力とし、それぞれの新エネルギー発電所の連系トランスインダクタンスによるリアクタンスＸａおよびＸｂを用いて、それぞれの新エネルギー発電所の連系トランスインダクタンスにより消費される無効電力を補償するための無効電力指令（ＱＡＸα、ＱＢＸα）をそれぞれの新エネルギー発電所に対する指令として演算する。
　次に、構内Ｑ２補償制御部１６の演算処理フローについて図９を用いて説明する。本演算処理フローは、有効電力検出部１１によって検出した新エネルギー発電所１の出力有効電力Ｐａ２と新エネルギー発電所２の出力有効電力Ｐｂ２と最適α制御部１４によって算出した最適比率αを入力とし、既知であるパラメータＸａおよびＸｂを用いて構内Ｑ２補償制御Ｑ指令ＱＡＸａおよびＱＢＸｂを計算する。以上が構内Ｑ２補償制御部１６の演算処理フローである。
　以上の制御方式による無効電力指令ＱＡ，ＱＢによる無効電力制御を各新エネルギー発電所が実施した場合、各新エネルギー発電所の出力電力変動に起因した任意の電圧変動抑制点における電圧変動を抑制することが可能となる。加えて、本制御方式は新エネルギー発電所が２つの場合に限定されるものではなく、接続点５に発電所が３つ以上連系された場合においても、本実施例の制御方式を各発電所に適用することで電圧変動抑制を実行することが可能となる。
　図１０は、従来制御方式と本実施例の制御方式による電圧変動抑制効果を比較したグラフである。系統条件は図１を仮定し、新エネルギー発電所の発電電力の最大値はそれぞれ０．２４ｐｕ（Ｐａ２）、０．１７ｐｕ（Ｐｂ２）に設定し、それぞれの連系トランスインダクタンスによるリアクタンスＸａ、Ｘｂおよび共通線路インダクタンスによるリアクタンスＸはそれぞれＸａを５０％、Ｘｂを７０％、Ｘを３０％程度に設定した（全て１００ＭＶＡベースの値）。また電圧変動抑制点から無限大母線電圧までの間に存在する抵抗Ｒｓを２０％とリアクタンスＸｓを５０％程度に設定し（全て１００ＭＶＡベースの値）、Ｒｓが無視できない条件としている。発電電力の変動は、各発電所が同じ周期（１周期：２秒）かつ同期して出力変動する最も電圧変動が大きいケースを仮定した。また、本シミュレーションでは遅れ時間は考慮していない。また、無限大母線の電圧を１ｐｕとしている。
　図中点線で示す従来方式では、発電所２の発電電力による電圧変動を抑制出来ないため、新エネルギー発電所の出力が最大のタイミングで電圧変動が５．８％と大きい。これに対して本実施例の制御方式では、最も電圧変動が大きい場合でも０．２％程度となり、従来方式と比較して電圧変動抑制効果を得られることを確認した。また、本シミュレーションでは出力電力変動周期を２秒に設定したが、実際の太陽光による日射量や風力発電における風量の変化はこれよりも十分遅いと考えられる。
　他サイトの新エネルギー発電所の出力変動に起因する電圧変動抑制（課題１）に対しては、他サイトの発電電力を検出し、他サイトの発電電力の影響を考慮した電圧変動抑制のための無効電力指令を演算し、自サイトと他サイトへ無効電力指令を最適に分配することで解決することができる。
　また、新エネルギー発電所から任意の電圧変動抑制点までのリアクタンスによる電圧変動抑制効果の低下（課題２）に対しては、各新エネルギー発電所のリアクタンスによる無効電力消費を補償することで解決することができる。
　また、系統の抵抗分と過大なリアクタンス分による電圧変動抑制効果の低下（課題３）に対しては、従来技術で用いられている原理式そのものが見直されることで解決されている。
　次に本発明の実施例２を説明する。図１１は、実施例２における新エネルギー発電システムの概略構成図である。図１との相違点は、接続点５において、無効電力指令を受取る機能もしくは無効電力を調整する機能のない新エネルギー発電所２８が連系トランスインダクタンス２９を介して連系された点、制御装置３０が連系トランスインダクタンス２９と接続点５の間に設ける電圧センサ１０１ｃ、電流センサ１０２ｃによって検出される電圧と電流を用いて、新エネルギー発電所２８の出力有効電力Ｐｃ１が連系トランスインダクタンス２９を通過した後の有効電力Ｐｃ２を検出する機能が追加された有効電力検出部３１を有している点、新エネルギー発電所２８の出力変動に起因する電圧変動を抑制するための無効電力指令ＱＣを演算し、その無効電力指令ＱＣを無効電力指令ＱＡおよびＱＢへ上乗せすることで、新エネルギー発電所２８の出力変動による電圧変動抑制点７における電圧変動を同一系統に連系される新エネルギー発電所１および新エネルギー発電所２の無効電力制御によって補償する制御構成とした点である。
　このような構成とすることで、上記機能がない新エネルギー発電所２８が連系されている場合においても、電圧変動抑制点７における電圧変動を抑制することが可能となる。
　次に、実施例２で変更した制御装置３０の有効電力検出部３１と無効電力指令演算部３２の詳細について図１２を用いて説明する。
　図１２は制御装置３０の詳細構成であり、図２との相違点は、新エネルギー発電所２８の有効電力ＰＣ２も有効電力検出部３１によって検出し、有効電力Ｐｃ２を無効電力指令演算部３２へ渡す機能を有した点、新エネルギー発電所２８の出力変動に起因する電圧変動を抑制するための無効電力指令Ｑｃを計算するようにした点、任意に設定可能な分配ゲインＧ１およびＧ２によって新エネルギー発電所２８の出力変動に起因する電圧変動を抑制するための無効電力指令ＱＣを分配し、新エネルギー発電所１と新エネルギー発電所２に対する無効電力指令にそれぞれ上乗せする形で無効電力指令ＱＡおよび無効電力指令ＱＢを演算する点である。
　実施例２における分配ゲインＧ１、Ｇ２の決め方は運用によるが、新エネルギー発電所２８の出力変動に起因する電圧変動を抑制するための無効電力指令ＱＣの過補償または不足が生じないように、分配後の無効電力指令大きさの合計が分配前の無効電力指令の大きさと同じとなるように決める必要がある（数１９）。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000019
　なお、本発明は上記した実施例に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば、上記した実施例は本発明を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある実施例の構成の一部を他の実施例の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施例の構成に他の実施例の構成を加えることも可能である。また、各実施例の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置換をすることが可能である。上記実施例においては新エネルギー発電所を例として説明したが、新エネルギー発電所には風力、太陽光、地熱、水力等の自然エネルギーを電力に変換する発電所を一例とした電動機を用いない発電所に加え、自らが発電せずに蓄えた電力を放出する蓄電池などを上記実施例における「新エネルギー発電所」として利用することが可能である。
　また、上記の各構成、機能、処理部、処理手段等は、それらの一部又は全部を、例えば集積回路で設計する等によりハードウェアで実現してもよい。また、上記の各構成、機能等は、プロセッサがそれぞれの機能を実現するプログラムを解釈し、実行することによりソフトウェアで実現してもよい。各機能を実現するプログラム、テーブル、ファイル等の情報は、各種記録装置や記録媒体に保存することができる。
　また、制御線や情報線は説明上必要と考えられるものを示しており、製品上必ずしも全ての制御線や情報線を示しているとは限らない。実際には殆ど全ての構成が相互に接続されていると考えてもよい。
１容量Ａ［ＭＷ］の新エネルギー発電所
２容量Ｂ［ＭＷ］の新エネルギー発電所
３容量Ａ［ＭＷ］の新エネルギー発電所用の連系トランスインダクタンス
４容量Ｂ［ＭＷ］の新エネルギー発電所用の連系トランスインダクタンス
５各新エネルギー発電所の接続点
６特高系統の線路インダクタンス
７電圧変動抑制点
８無限大母線電圧
９電圧変動抑制点から無限大母線電圧までの抵抗分
１０電圧変動抑制点から無限大母線電圧までのインダクタンス
１１有効電力検出部
１２実施例１における無効電力指令演算部
１３実施例１における制御装置
１４最適α制御部
１５共通ＬＱ１補償制御部
１６構内Ｑ２補償制御部
１７最適α制御対象
１８共通ＬＱ１補償制御対象
１９構内Ｑ２補償制御対象
２０有効電力合計演算部
２１有効分比例分配ゲイン演算部（発電所１）
２２有効分比例分配ゲイン演算部（発電所２）
２３最適αテーブル
２４電圧変動抑制用無効電力指令演算部
２５最適α制御Ｑ指令演算部
２６共通ＬＱ１補償指令演算部
２７共通ＬＱ１補償指令比例分配部
２８容量Ｃ［ＭＷ］の新エネルギー発電所
２９容量Ｃ［ＭＷ］の新エネルギー発電所用の連系トランスインダクタンス
３０実施例２における制御装置
３１実施例２における有効電力検出部
３２実施例２における無効電力指令演算部

Claims (10)

  1. 　複数の発電所がそれぞれの連系トランスを介して系統に接続され、接続点がインダクタンスおよび抵抗分を介して無限大母線まで接続されている発電システムにおいて、
    　各々の前記発電所の発電電力を検出可能な有効電力検出部と、
    　各々の前記発電所の発電電力変動に起因した任意の電圧変動抑制点における電圧変動を抑制するための無効電力を演算し、演算した無効電力に基づき無効電力指令を演算する無効電力指令演算部と、を有し、
    　前記無効電力指令を各々の前記発電所へ伝送する制御装置を有する発電システム。
  2. 　前記制御装置は、
    　前記有効電力検出部が検出した有効電力と、前記電圧変動抑制点から無限大母線電圧までのインダクタンスおよび前記電圧変動抑制点から無限大母線電圧までの抵抗分と、を用いて前記電圧変動抑制点における電圧変動を抑制するための無効電力量を演算する制御部１と、
    　前記インダクタンスにより消費される無効電力を補償する無効電力補償量１を演算する制御部２と、
    　各々の前記発電所から接続点までの間の前記連系トランスのインダクタンスにより消費される無効電力を補償する無効電力補償量２を演算する制御部３を有し、
    　前記無効電力指令は、前記無効電力量と、前記無効電力補償量１と、前記無効電力補償量２とに基づき生成される請求項１に記載の発電システム。
  3. 　前記制御部１は、
    　検出した各々の前記発電所の発電電力の合計である合計発電電力を演算する有効電力合計演算部と、
    　前記合計発電電力から電圧変動抑制点における電圧変動を抑制するための有効電力と無効電力の比率αを算出可能な最適比率αテーブルと、
    　前記比率αと前記合計発電電力とを用いて前記無効電力指令を演算する電圧変動抑制用無効電力指令演算部と、を有する請求項２に記載の発電システム。
  4. 　前記制御部２は、検出した各々の前記発電所の発電電力と前記制御部１により算出した前記無効電力量と前記インダクタンスのリアクタンスとを用いて前記インダクタンスにおける無効電力消費を補償するための無効電力指令を演算する演算部１を有する請求項２に記載の発電システム。
  5. 　前記制御部３が、検出した各々の前記発電所の発電電力と前記制御部１により算出した前記比率αと各々の前記発電所の前記連系トランスのインダクタンスのリアクタンスを用いて、各々の前記連系トランスのインダクタンスにおける無効電力消費を補償するための無効電力指令を各々の前記発電所に対して演算する演算部２を有する請求項２に記載の発電システム。
  6. 　制御装置を有し、
    　制御装置から無効電力指令を受取ることが可能な１または複数の発電所１と無効電力指令を受取る機能の無い１または複数の発電所２がそれぞれの連系トランスを介して系統に接続され、接続点がインダクタンスおよび抵抗分を介して無限大母線まで接続されている発電システムにおいて、
    　前記制御装置は、
    　前記発電所１および前記発電所２の発電電力を検出可能な有効電力検出部と、
    　前記発電所１および前記発電所２の発電電力変動に起因した前記発電所２と系統との接続点と無限大母線までの間の任意の電圧変動抑制点における電圧変動を抑制するための無効電力指令を演算する無効電力指令演算部と、を有し、
    　前記無効電力指令演算部は、前記発電所２の出力電力変動による電圧変動を抑制するための無効電力を前記発電所１へ分配するするように前記無効電力指令を生成する発電システム。
  7. 　前記有効電力演算部が検出した有効電力と前記電圧変動抑制点から無限大母線電圧までのインダクタンスおよび前記電圧変動抑制点から無限大母線電圧までの抵抗分を用いて、
    電圧変動抑制点における電圧変動を抑制するための無効電力量を演算する制御部１と、
    　前記インダクタンスにより消費される無効電力を補償する無効電力補償量１を演算する制御部２と、
    　前記発電所１および前記発電所２から接続点までの間に存在する前記連系トランスのインダクタンスにより消費される無効電力を補償する無効電力補償量を演算する制御部３と、を有する請求項６に記載の発電システム。
  8. 　前記制御部１は、発電所１および発電所２の発電電力の合計である合計発電電力を演算する有効電力合計演算部と、
    　前記合計発電電力から電圧変動抑制点における電圧変動を抑制するための有効電力と無効電力の比率αを算出可能な最適比率αテーブルと、
    　前記比率αと前記合計発電電力を用いて電圧変動抑制点における電圧変動を抑制するための無効電力指令を演算する電圧変動抑制用無効電力指令演算部と、を有する請求項７に記載の発電システム。
  9. 　前記制御部２は、各々の発電所１および発電所２の発電電力と前記無効電力指令と前記インダクタンスのリアクタンスとを用いて前記インダクタンスにおける無効電力消費を補償するための無効電力補償量を演算する演算部１を有する請求項７に記載の発電システム。
  10. 　前記制御部３は、各々の発電所１および発電所２の発電電力と前記比率αと各々の発電所１および発電所２の前記連系トランスのインダクタンスのリアクタンスを用いて、各々の前記連系トランスのインダクタンスにおける無効電力消費を補償するための無効電力補償量２を各々の発電所１および発電所２に対して演算する演算部２を有する請求項７に記載の発電システム。
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