技術 電力系統安定化装置

0001

本発明は、電力系統安定化装置に関する。

0002

工場等に設置される常用型の自家発電設備が知られている。常用型の自家発電設備は、通常時は商用電力系統等の外部電力系統に接続され、系統連系運転を行う。外部電力系統において停電等の故障が発生した場合、自家発電設備は、外部電力系統から解列し、自立運転を行う。自家発電設備に複数の負荷が接続されている場合、自立運転時において、自家発電設備は、複数の負荷のうちの一部の負荷（重要負荷）に電力供給を行う。

0003

このようなことから、系統連系運転から自立運転への切り替えに伴い、自家発電設備に接続されている負荷が急変する恐れがある。負荷の急変により必要となる負荷電力が急減すると、自家発電設備の出力が急減する。自家発電設備が負荷の急変に追従できない場合、自家発電設備に接続されている交流電力系統における系統周波数が急上昇し、自家発電設備の発電機が過速度により停止（トリップ）するおそれがある。

0004

このような負荷変動に伴う電圧または周波数の変動を抑制する電力安定化システムとして、例えば下記特許文献１，２が提案されている。

0005

特開２００７−２３６０８５号公報
特開２０１６−１０２５２号公報

0006

特許文献１では、負荷電力を計測しておき、解列時に減少する負荷を一時的に負荷装置等で消費させている。しかし、電力を計測する方法では、複数の負荷装置を併設する場合等において、負荷電力の算出方法が煩雑になる。また、特許文献１では、自立運転時における負荷変動が想定されており、系統連系運転から自立運転への切り替え時における負荷変動は想定されていない。仮に特許文献１の構成が系統連系運転においても適用し得たとしても、運転状況に応じて（自立運転か系統連系運転かに応じて）負荷電力の計測点の切り替えおよび制御方法の切り替えが必要となる。このため、系統連系運転から自立運転への切り替え時における負荷変動に対応することができない。

0007

また、特許文献２では、蓄電池を利用し、系統安定化を図ることができるが、発電設備から出力される全電力が電力変換装置で電力変換されるため、電力変換装置および蓄電池の容量が大きくなるという問題がある。

0008

本発明は、上記課題を解決するものであり、比較的に小容量な蓄電設備を用いて、運転状況に応じた制御態様の切り替えを要することなく、系統連系運転から自立運転への切り替え時における負荷変動に伴う電圧または周波数の変動を抑制することができる電力系統安定化装置を提供することを目的とする。

0009

本発明の一態様に係る電力系統安定化装置は、発電機と、発電機が接続される交流配線部と、前記発電機とは別の電力系統と前記交流配線部との間の所定の解列点に設けられた遮断器と、前記交流配線部に接続される電力負荷と、を備えた電源システムにおいて前記交流配線部における電圧または周波数を安定化させるための電力系統安定化装置であって、蓄電器と、前記交流配線部と前記蓄電器との間に接続された第１電力変換器と、を含む蓄電設備と、抵抗器と、前記交流配線部と前記抵抗器との間に接続された第２電力変換器と、を含む抵抗設備と、前記第１電力変換器および前記第２電力変換器を制御する制御装置と、前記交流配線部における系統周波数を取得する周波数取得器と、を備え、前記制御装置は、前記系統周波数と予め定められた第１周波数基準値との間の第１偏差に応じて前記蓄電器に充放電させる受給電力目標値を算出し、前記受給電力目標値に基づいて前記第１電力変換器における電力変換を行うための第１駆動信号を生成する第１駆動信号演算部と、前記系統周波数と予め定められた第２周波数基準値との間の第２偏差に応じて前記抵抗器において消費させる消費電力目標値を算出し、前記消費電力目標値に基づいて第２電力変換器における電力変換を行うための第２駆動信号を生成する第２駆動信号演算部と、を備え、前記第２周波数基準値は、前記第１周波数基準値より大きい値に設定され、前記第１駆動信号演算部は、前記第１偏差が前記第１周波数基準値より大きい予め定められた周波数しきい値以上である場合には前記周波数しきい値を前記第１偏差として前記充放電目標値を算出するよう構成され、前記第２駆動信号演算部は、前記系統周波数が前記第２周波数基準値以上である場合の前記第２偏差に基づいて前記消費電力目標値を算出するように構成される。

0010

上記構成によれば、定常運転時（系統連系運転時または自立運転時）に発生するような、予め想定される負荷変動に伴う電圧または周波数の変動は、第１電力変換器を介して蓄電器の充放電により抑制される一方、系統連系運転から自立運転への切り替え時に発生する、急激な負荷の減少に伴う電圧または周波数の変動は、第２電力変換器を介して抵抗器で電力消費されることにより吸収される。したがって、蓄電器の容量を、運転切り替え時に発生する電力変動を想定した容量にする必要がなくなる。このため、比較的に小容量な蓄電設備で系統連系運転から自立運転への切り替え時における負荷変動に伴う電圧または周波数の変動を抑制することができる。また、第１電力変換器および第２電力変換器は系統周波数に基づいて独立して制御されるため、運転状況に応じた制御態様の変更は不要となる。このため、運転状況に応じた制御態様の切り替えを要することなく、系統連系運転から自立運転への切り替え時における負荷変動に伴う電圧または周波数の変動を抑制することができる。

0011

前記周波数しきい値は、前記蓄電設備が補償する周波数の上限値に設定され、前記第２周波数基準値は、前記周波数しきい値に等しい値に設定されてもよい。

0012

前記第１駆動信号演算部は、前記第１偏差に対して比例微分演算処理を行うことにより、前記受給電力目標値を算出してもよい。充放電量制御に微分成分を加えることにより、充放電量制御における過渡的な安定性を向上させることができる。

0013

前記第２駆動信号演算部は、前記第２偏差に所定の比例ゲインを乗算した値に基づいて前記消費電力目標値を算出する消費電力目標値算出部と、前記消費電力目標値に基づいて前記第２駆動信号を生成する第２駆動信号生成部と、を含み、前記消費電力目標値算出部は、前記系統周波数が前記第２周波数基準値より小さい場合には、前記消費電力目標値を０とし、前記系統周波数が前記第２周波数基準値以上である場合には、前記第２偏差に前記所定の比例ゲインを乗算した値に応じた前記消費電力目標値してもよい。これにより、簡単な制御態様で系統解列による急激な負荷減少に伴う発電機の余剰電力を適切に抵抗器で消費させることができる。

0014

前記蓄電器は、二次電池であってもよい。あるいは、前記蓄電器は、電気二重層キャパシタであってもよい。

0015

前記第２電力変換器は、整流回路およびチョッパ回路を含み、前記交流配線部と前記抵抗器との間で交流−直流変換を行うよう構成されてもよい。あるいは、前記第２電力変換器は、交流電力調整回路を含み、前記交流配線部と前記抵抗器との間で交流−交流変換を行うよう構成されてもよい。あるいは、前記第２電力変換器は、サイクロコンバータ回路を含み、前記交流配線部と前記抵抗器との間で交流−交流変換を行うよう構成されてもよい。あるいは、前記第２電力変換器は、マトリックスコンバータ回路を含み、前記交流配線部と前記抵抗器との間で交流−交流変換を行うよう構成されてもよい。抵抗器が接続される第２電力変換器は、抵抗器に電力を供給する（電力を抵抗器で消費する）量を調整するだけでよいため、蓄電器に電力を供給する量だけでなく交流配線部に電力を供給する量も調整する必要がある第１電力変換器に比べて簡単な構成とすることができる。

0016

本発明によれば、比較的に小容量な蓄電設備を用いて、運転状況に応じた制御態様の切り替えを要することなく、系統連系運転時から自立運転への切り替え時における負荷変動に伴う電圧または周波数の変動を抑制することができる。

0017

図１は、本発明の一実施の形態に係る電力系統安定化装置が適用される電源システムの概略構成を示すブロック図である。
図２は、図１に示す蓄電設備における制御系の概略構成を示すブロック図である。
図３は、図２に示す周波数演算部の概略構成を示すブロック図である。
図４は、図２に示す受給電力目標値算出部における演算態様の一例を示す図である。
図５は、図１に示す抵抗設備における制御系の概略構成を示すブロック図である。
図６は、図５に示す消費電力目標値算出部における演算態様の一例を示す図である。
図７は、図５に示す第２駆動信号生成部における演算態様の一例を示す図である。
図８は、本実施の形態における蓄電設備によって調整される電力の周波数変動に対するグラフを示す図である。
図９は、本実施の形態における抵抗設備によって調整される電力の周波数変動に対するグラフを示す図である。
図１０は、本実施の形態における電力系統安定化装置によって調整される電力の周波数変動に対するグラフを示す図である。
図１１は、電源システムのシミュレーションのための構成例を示すブロック図である。
図１２は、実施例１におけるシミュレーション結果を示すグラフである。
図１３は、実施例１におけるシミュレーション結果を示すグラフである。
図１４は、実施例１におけるシミュレーション結果を示すグラフである。
図１５は、実施例１におけるシミュレーション結果を示すグラフである。
図１６は、実施例２におけるシミュレーション結果を示すグラフである。
図１７は、実施例２におけるシミュレーション結果を示すグラフである。
図１８は、実施例２におけるシミュレーション結果を示すグラフである。
図１９は、実施例２におけるシミュレーション結果を示すグラフである。
図２０は、図１に示す抵抗設備の他の例における制御系の概略構成を示すブロック図である。

0018

以下、本発明の実施の形態を、図面を参照しながら説明する。なお、以下では全ての図を通じて同一または同じ機能を有する要素には同一の参照符号を付して、その重複する説明を省略する。

0019

［システム構成］
以下、本発明の実施の形態について説明する。図１は、本発明の一実施の形態に係る電力系統安定化装置が適用される電源システムの概略構成を示すブロック図である。本実施の形態における電源システム１は、発電機２と、発電機２が接続される交流配線部３と、発電機２とは別の電力系統（以下、外部電力系統と称する）４と交流配線部３との間の所定の解列点Ｘに設けられた遮断器（ＧＣＢ：GeneratorCircuit Breaker）５と、交流配線部３に接続される電力負荷（以下、単に負荷と称する）６と、を備えている。

0020

本実施の形態において、交流配線部３は、三相３線交流系統である第１交流配線部３１と第２交流配線部３２とを含んでいる。なお、図面において交流系統は、一部を除き三相３線をまとめて１本の線で表記している。発電機２は、例えば、ガスタービン発電機、ガスエンジン発電機または蒸気タービン発電機等の原動機発電機、等、自家発電設備の発電機として知られている発電機である。発電機２は、第１交流配線部３１に接続されている。

0021

外部電力系統４は、例えば商用電力系統である。外部電力系統４は、第２交流配線部３２に接続されている。なお、本実施の形態においては、外部電力系統４は、変圧器４１および遮断器４２を介して第２交流配線部３２に接続されている。ただし、変圧器４１および／または遮断器４２はなくてもよい。第１交流配線部３１と第２交流配線部３２との間には、遮断器５（解列点Ｘ）が設けられる。

0022

負荷６は、第１交流配線部３１に接続される負荷と、第２交流配線部３２に接続される負荷とを含む。発電機２は、外部電力系統４からの電力供給が停止された場合に、第１交流配線部３１に接続されている負荷への電力供給を維持するための構成である。また、外部電力系統４からの電力供給が停止された場合、第１交流配線部３１は、遮断器５により第２交流配線部３２および外部電力系統４から解列される。したがって、外部電力系統４からの電力供給が停止された場合に、第２交流配線部３２に接続される負荷には電力が供給されない。このようなことから、以下では、第１交流配線部３１に接続される負荷を、重要負荷６１とし、第２交流配線部３２に接続される負荷を、一般負荷６２とする。

0023

本実施の形態における電力系統安定化装置１０は、第１交流配線部３１の電圧または周波数の変動を抑制し、第１交流配線部３１における電力を安定化させるために、第１交流配線部３１に接続される。電力系統安定化装置１０は、蓄電設備１１と、抵抗設備１２と、を備えている。

0024

蓄電設備１１は、蓄電器１３と、第１交流配線部３１と蓄電器１３との間に接続された第１電力変換器１４と、を含む。抵抗設備１２は、抵抗器１５と、第１交流配線部３１と抵抗器１５との間に接続された第２電力変換器１６と、を含む。第１電力変換器１４および第２電力変換器１６は、第３交流配線部３３を介して第１交流配線部３１に接続される。以下、第１交流配線部３１および第３交流配線部３３をまとめて発電機側交流配線部３Ａと称する。

0025

さらに、電力系統安定化装置１０は、第１電力変換器１４および第２電力変換器１６を制御する制御装置１７と、発電機側交流配線部３Ａにおける系統周波数ｆを取得する周波数取得器１８と、を備えている。制御装置１７は、例えばマイクロコントローラ等のコンピュータ、メモリおよび／または電子回路等により構成される。

0026

制御装置１７は、周波数取得器１８で取得した系統周波数ｆに基づいて駆動信号Ｓ１，Ｓ２を生成し、第１電力変換器１４および第２電力変換器１６に出力する。各電力変換器１４，１６は、各駆動信号Ｓ１，Ｓ２に基づいて、交流配線部３（３Ａ）と蓄電器１３に接続される第1直流配線部７１（後述）との間および交流配線部３（３Ａ）と抵抗器１５に接続される第２直流配線部７２（後述）との間で、それぞれ交流−直流電力変換を行う。

0027

なお、後述するように、第１電力変換器１４に出力する第１駆動信号Ｓ１および第２電力変換器１６に出力する第２駆動信号Ｓ２は、それぞれ独立した演算により生成される。このため、図１においては、制御装置１７は、２つの電力変換器１４，１６に共通の制御装置として示されているが、制御装置１７は、第１駆動信号Ｓ１を生成する第１制御装置１７ａ（後述する図２参照）と、第２駆動信号Ｓ２を生成する第２制御装置１７ｂ（後述する図５参照）とで別体に構成されてもよい。

0028

［蓄電設備］
図２は、図１に示す蓄電設備１１における制御系の概略構成を示すブロック図である。図２には、制御装置１７のうちの第１制御装置１７ａとして機能するために必要な制御ブロックのみを示している。本実施の形態において、第１電力変換器１４は、ＩＧＢＴ等のスイッチング素子（図示せず）からなる電力変換回路により構成される。第１制御装置１７ａが生成する第１駆動信号Ｓ１は、第１電力変換器１４のスイッチング素子をオン／オフ制御するための第１駆動信号Ｓ１を送信することにより交流配線部３（３Ａ）と第１直流配線部７１との間の電力変換制御を行うための信号である。

0029

本実施の形態において、第１電力変換器１４の交流出力端と、発電機側交流配線部３Ａとの間には変圧器１４１が設けられている。これにより、発電機側交流配線部３Ａの交流電圧（系統電圧）に対して、第１電力変換器１４の交流出力電圧を低く抑えることができる。なお、発電機側交流配線部３Ａの交流電圧によっては、変圧器１４１はなくてもよい。

0030

蓄電器１３は、第１直流配線部７１を介して第１電力変換器１４に接続されている。蓄電器１３は、例えば、二次電池または電気二重層キャパシタ等により構成される。第１駆動信号Ｓ１に応じて発電機側交流配線部３Ａから第１直流配線部７１に電力が供給されることにより、蓄電器１３は充電され、第１直流配線部７１から発電機側交流配線部３Ａに電力が供給されることにより、蓄電器１３は放電される。

0031

第１制御装置１７ａは、制御ブロックとして、第１駆動信号演算部１９、周波数演算部２０、電流演算部２１、および電圧演算部２２を備えている。また、蓄電設備１１は、第１制御装置１７ａの演算に用いる各値を取得するための構成として、交流電圧計測器２３および交流電流計測器２４を備えている。

0032

周波数演算部２０は、発電機側交流配線部３Ａの系統周波数ｆを、発電機側交流配線部３Ａにおける交流電圧から算出する。このため、交流電圧計測器２３は、発電機側交流配線部３Ａにおける三相交流の各相の電圧の瞬時値ｖａ，ｖｂ，ｖｃを検出する。例えば、交流電圧計測器２３として、ＰＴ(Potential Transformer)が用いられる。交流電圧計測器２３および周波数演算部２０は、周波数取得器１８を構成する。

0033

さらに、第１制御装置１７ａは、制御要素として発電機側交流配線部３Ａの交流電流Ｉｄ，Ｉｑを用い、第１電力変換器１４を制御する。このため、交流電流計測器２４は、発電機側交流配線部３Ａにおける三相交流の各相の電流の瞬時値ｉａ，ｉｂ，ｉｃを検出する。例えば、交流電流計測器２４として、ＣＴ(Current Transformer)が用いられる。

0034

第１駆動信号演算部１９は、周波数取得器１８で取得された系統周波数ｆと予め定められた第１周波数基準値ｆｒｅｆ１との間の第１偏差Δｆ１に応じて蓄電器１３に充放電させる受給電力目標値Ｐｒｅｆ１を算出する受給電力目標値算出部１９１と、受給電力目標値Ｐｒｅｆ１に基づいて第１電力変換器１４における電力変換を行うための第１駆動信号Ｓ１を生成する第１駆動信号生成部１９２とを備えている。

0035

［周波数演算部］
周波数演算部２０は、発電機側交流配線部３Ａにおける系統周波数ｆを演算する。図３は、図２に示す周波数演算部の概略構成を示すブロック図である。周波数演算部２０には、交流電圧計測器２３で検出された交流電圧の瞬時値ｖａ，ｖｂ，ｖｃが入力される。

0036

周波数演算部２０は、入力される交流電圧の瞬時値ｖａ，ｖｂ，ｖｃを用いた公知のＰＬＬ（Phase Lock Loop）演算により、発電機側交流配線部３Ａの位相目標値φｒｅｆを演算する。周波数演算部２０は、電圧計測から得られた位相φと、ＰＬＬ演算の出力である位相目標値φｒｅｆとの偏差から角速度ωを推定し、当該角速度ωを積分することにより位相目標値φｒｅｆを決定する。周波数演算部２０は、推定される角速度ωからｆ＝ω／２πを演算することにより系統周波数ｆを算出し、出力する。

0037

本実施の形態において、周波数演算部２０は、αβ変換部７０１、正弦余弦演算部７０２、偏差演算部７０３、伝達関数適用部７０４、積分部７０５および周波数変換部７０６を備えている。

0038

αβ変換部７０１は、交流配線部電圧の瞬時値ｖａ，ｖｂ，ｖｃをαβ変換し、二相交流電圧ｖα，ｖβを出力する。正弦余弦演算部７０２は、二相交流電圧ｖα，ｖβから発電機側交流配線部３Ａの位相φの正弦値ｓｉｎφおよび余弦値ｃｏｓφを演算する。これらの値は、以下の式で与えられる。

0039

0040

偏差演算部７０３は、位相φの正弦値ｓｉｎφおよび余弦値ｃｏｓφと、位相目標値φｒｅｆの正弦値ｓｉｎφｒｅｆおよび余弦値ｃｏｓφｒｅｆ（フィードバック値）からＰＬＬの偏差εを演算する。偏差εは、下記近似式で与えられる。

0041

0042

伝達関数適用部７０４は、上記偏差εを入力として伝達関数Ｇ（ｓ）に基づく角速度ωの演算を行う。例えば、伝達関数Ｇ（ｓ）は、以下の式で与えられる。ここで、ＫＰは、比例ゲインを示し、ＴＩは、積分時定数を示す。

0043

0044

積分部７０５は、伝達関数適用部７０４から出力された角速度ωを積分して位相目標値φｒｅｆを演算する。上述したように、出力された位相目標値φｒｅｆは、偏差演算部７０３にフィードバックされ、ＰＬＬ演算が継続される。

0045

周波数変換部７０６は、上記伝達関数適用部７０４から出力される角速度ωから系統周波数ｆ＝ω／２πの演算を行う。

0046

なお、周波数演算部２０は、上記演算態様に限られず、例えばＦＶ（frequency/voltage）コンバータによって計測された系統周波数ｆを出力するように構成されてもよい。

0047

［電圧演算部］
電圧演算部２２は、交流電圧計測器２３で検出された各相の電圧の瞬時値ｖａ，ｖｂ，ｖｃおよび周波数演算部２０で演算された位相φから次式により交流電圧の回転座標（ｄｑ座標）系の各座標軸における電圧（ｄ軸電圧Ｖｄ、ｑ軸電圧Ｖｑ）を算出する。

0048

0049

また、電圧演算部２２は、交流電圧計測器２３で検出された各相の電圧の瞬時値ｖａ，ｖｂ，ｖｃから次式により交流電圧Ｖａｃを算出する。

0050

0051

なお、この交流電圧Ｖａｃは、後述する第１駆動信号Ｓ１を生成するために用いられる。ただし、系の安定性を確保するため、上記のような交流電圧計測器２３で検出された電圧計測値を用いずに、交流電圧Ｖａｃを所定の固定値としてもよい。

0052

［電流演算部］
電流演算部２１は、交流電流計測器２４で検出された交流電流の各相の電流の瞬時値ｉａ，ｉｂ，ｉｃおよび周波数演算部２０で演算された位相φから次式により交流電流の回転座標系の各座標軸における電流（ｄ軸電流Ｉｄ、ｑ軸電流Ｉｑ）を算出する。

0053

0054

［受給電力目標値算出部］
図４は、図２に示す受給電力目標値算出部における演算態様の一例を示す図である。受給電力目標値算出部１９１は、減算器７０７、比例ゲイン乗算器７０８、微分成分適用部７０９、加算器７１０およびリミッタ７１１を制御ブロックとして備えている。第１駆動信号演算部１９の受給電力目標値算出部１９１は、第１偏差Δｆ１に対して比例微分（ＰＤ）演算処理を行うことにより、受給電力目標値Ｐｒｅｆ１を算出する。充放電量制御に微分（Ｄ）成分を加えることにより、充放電量制御における過渡的な安定性を向上させることができる。

0055

より具体的には、減算器７０７は、周波数取得器１８で取得された系統周波数ｆと予め定められた第１周波数基準値ｆｒｅｆ１との偏差（ｆｒｅｆ１−ｆ）を演算する。減算器７０７の出力が第１偏差Δｆ１となる。比例ゲイン乗算器７０８は、第１偏差Δｆ１に比例ゲインＫｐ１を乗算する。本実施の形態において、比例ゲインＫｐ１は、負の値に設定される。また、微分成分適用部７０９は、比例ゲイン乗算器７０８の出力に対して微分演算処理を行う。加算器７１０は、比例ゲイン乗算器７０８の出力と微分成分適用部７０９の出力とを加算する。

0056

加算器７１０の出力は、仮の受給電力目標値となる。仮の受給電力目標値は、リミッタ７１１に入力される。リミッタ７１１は、仮の受給電力目標値を所定の上限値と所定の下限値との間に制限して受給電力目標値Ｐｒｅｆ１を出力する。出力される受給電力目標値Ｐｒｅｆ１をリミッタ７１１により所定の上限値以下に制限することは、ＰＤ演算処理の元となる第１偏差Δｆ１を所定の周波数しきい値以下に制限することと同じ技術的意義を有する。

0057

すなわち、本実施の形態における第１駆動信号演算部１９は、受給電力目標値算出部１９１において上記リミッタ７１１を備えることにより、第１偏差Δｆ１が第１周波数基準値ｆｒｅｆ１より大きい予め定められた周波数しきい値以上である場合に、その周波数しきい値を第１偏差Δｆ１として受給電力目標値Ｐｒｅｆ１を算出するように構成される。

0058

例えば、リミッタ７１１の上限値は、第１電力変換器１４が第１直流配線部７１に出力可能な最大の電力（１ＰＵ）に設定され、リミッタ７１１の下限値は、第１電力変換器１４が第１直流配線部７１から吸収可能な最大の電力（−１ＰＵ）に設定される。したがって、本実施の形態において、所定の周波数しきい値は、蓄電設備１１が補償する周波数の上限値に設定される。

0059

本実施の形態において、第１周波数基準値ｆｒｅｆ１は、発電機側交流配線部３Ａの定格周波数に設定される。また、周波数しきい値は、第２制御装置１７ｂにおける演算で用いられる第２周波数基準値ｆｒｅｆ２に等しい値に設定される。詳しくは後述する。

0060

なお、本実施の形態において、受給電力目標値算出部１９１は、ＰＤ演算処理を行うことにより、受給電力目標値Ｐｒｅｆ１を算出する態様を例示したが、これに代えて、比例（Ｐ）演算処理のみを行うことにより、受給電力目標値Ｐｒｅｆ１を算出する態様としてもよい。

0061

［第１駆動信号生成部］
第１駆動信号生成部１９２には、発電機側交流配線部３Ａの交流電流Ｉｄ，Ｉｑ、交流電圧Ｖｄ，Ｖｑ，Ｖａｃ、位相φ、受給電力目標値Ｐｒｅｆ１が入力される。第１駆動信号生成部１９２は、下記式により受給電力目標値Ｐｒｅｆ１から交流電流目標値Ｉｄ＿ｒｅｆ，Ｉｑ＿ｒｅｆを算出する。

0062

0063

なお、本実施の形態において、無効電力目標値Ｑｒｅｆ１は０に設定される。すなわち、ｑ軸電流目標値Ｉｑ＿ｒｅｆは、０である。このため、第１駆動信号生成部１９２に、ｑ軸電流目標値Ｉｑ＿ｒｅｆの値として予め０を与えてもよい。

0064

さらに、第１駆動信号生成部１９２は、発電機側交流配線部３Ａの交流電流Ｉｄ，Ｉｑが交流電流目標値Ｉｄ＿ｒｅｆ，Ｉｑ＿ｒｅｆになるような第１駆動信号Ｓ１を求め、第１電力変換器１４に出力する。具体的には、第１駆動信号生成部１９２は、下記式により交流電流目標値Ｉｄ＿ｒｅｆ，Ｉｑ＿ｒｅｆから交流電圧目標値Ｖｄ＿ｒｅｆ，Ｖｑ＿ｒｅｆを算出する。ここで、Ｋｄ，Ｋｑは所定のゲインを表し、Ｔｉｄ，Ｔｉｑは、所定の時定数を表す。

0065

0066

第１駆動信号生成部１９２は、下記式により交流電圧目標値Ｖｄ＿ｒｅｆ，Ｖｑ＿ｒｅｆから三相交流である発電機側交流配線部３Ａの各瞬時電圧Ｖａ，Ｖｂ，Ｖｃの目標値Ｖａ＿ｒｅｆ，Ｖｂ＿ｒｅｆ，Ｖｃ＿ｒｅｆを算出する。

0067

0068

［抵抗設備］
図５は、図１に示す抵抗設備１２における制御系の概略構成を示すブロック図である。図５には、制御装置１７のうちの第２制御装置１７ｂとして機能するために必要な制御ブロックのみを示している。

0069

蓄電設備１１と同様に、抵抗設備１２において、第２電力変換器１６の交流出力端と、発電機側交流配線部３Ａとの間にも、変圧器１４１が設けられている。これにより、発電機側交流配線部３Ａの交流電圧（系統電圧）に対して、第２電力変換器１６の交流出力電圧を低く抑えることができる。なお、発電機側交流配線部３Ａの交流電圧によっては、変圧器１４１はなくてもよい。抵抗器１５は、負荷変動に伴う発電機側交流配線部３Ａの余剰電力を消費するために設けられる。

0070

本実施の形態において、第２電力変換器１６は、整流回路２８およびチョッパ回路２９を含んでいる。整流回路２８とチョッパ回路２９とは、第２直流配線部７２を介して接続されている。第２電力変換器１６は、発電機側交流配線部３Ａと抵抗器１５との間で交流−直流変換を行うよう構成される。

0071

このために、整流回路２８は、発電機側交流配線部３Ａから第２電力変換器１６に入力される交流電力を整流して直流に変換する。例えば整流回路２８は、各相にそれぞれ２つのダイオードが接続された三相ダイオード整流回路等により構成される。チョッパ回路２９は、第２駆動信号Ｓ２に基づいてオン／オフ制御されるスイッチング素子を備え、整流回路２８により変換された直流電力を抵抗器１５で消費すべき電力に降圧して出力する。例えば、スイッチング素子はＧＴＯサイリスタまたはＩＧＢＴで構成され、第２駆動信号Ｓ２は、ＧＴＯサイリスタまたはＩＧＢＴの通流率（点呼角）αを調整する信号として構成される。

0072

抵抗器１５が接続される第２電力変換器１６は、抵抗器１５に電力を供給する（電力を抵抗器１５で消費する）量を調整するだけでよい。このため、蓄電器１３に電力を供給する量だけでなく発電機側交流配線部３Ａに電力を供給する量も調整する必要がある第１電力変換器１４に比べて簡単な構成とすることができる。

0073

第２制御装置１７ｂは、制御ブロックとして、第２駆動信号演算部２７、および周波数演算部２０を備えている。また、抵抗設備１２は、第２制御装置１７ｂの演算に用いる各値を取得するための構成として、交流電圧計測器２３、直流電圧計測器２５および直流電流計測器２６を備えている。なお、蓄電設備１１と同様の構成である交流電圧計測器２３および第１制御装置１７ａと同様の制御ブロックである周波数演算部２０については、蓄電設備１１と抵抗設備１２とで個別に設けられていてもよいが、両者で共通の構成としてもよい。

0074

蓄電設備１１と同様に、抵抗設備１２においても、第２制御装置１７ｂは、周波数取得器１８（交流電圧計測器２３および周波数演算部２０で構成される）により得られる系統周波数ｆを用いて第２駆動信号Ｓ２を生成する。また、第２制御装置１７ｂは、第２駆動信号Ｓ２を生成するために、直流電圧計測器２５により検出される第２直流配線部７２の直流電圧Ｖｄｃと、直流電流計測器２６により検出される第２直流配線部７２の直流電流Ｉｄｃを取得する。

0075

第２駆動信号演算部２７は、周波数取得器１８で取得された系統周波数ｆと予め定められた第２周波数基準値ｆｒｅｆ２との間の第２偏差Δｆ２に応じて抵抗器１５において消費させる消費電力目標値Ｐｒｅｆ２を算出する消費電力目標値算出部２７１と、消費電力目標値Ｐｒｅｆ２に基づいて第２電力変換器１６における電力変換を行うための第２駆動信号Ｓ２を生成する第２駆動信号生成部２７２とを備えている。

0076

［消費電力目標値算出部］
図６は、図５に示す消費電力目標値算出部における演算態様の一例を示す図である。消費電力目標値算出部２７１は、減算器７１２、比例ゲイン乗算器７１３およびリミッタ７１４を制御ブロックとして備えている。第２駆動信号演算部２７の消費電力目標値算出部２７１は、第２偏差Δｆ２に対して比例（Ｐ）演算処理を行うことにより、消費電力目標値Ｐｒｅｆ２を算出する。

0077

より具体的には、減算器７１２は、周波数取得器１８で取得された系統周波数ｆと予め定められた第２周波数基準値ｆｒｅｆ２との偏差（ｆｒｅｆ２−ｆ）を演算する。減算器７１２の出力が第２偏差Δｆ２となる。比例ゲイン乗算器７１３は、第２偏差Δｆ２に比例ゲインＫｐ２を乗算する。本実施の形態において、比例ゲインＫｐ２は、負の値に設定される。

0078

比例ゲイン乗算器７１３の出力は、仮の消費電力目標値となる。仮の消費電力目標値は、リミッタ７１４に入力される。リミッタ７１４は、仮の消費電力目標値を所定の上限値と０との間に制限して消費電力目標値Ｐｒｅｆ２を出力する。出力される消費電力目標値Ｐｒｅｆ２をリミッタ７１４により０以上に制限することは、系統周波数ｆが第２周波数基準値ｆｒｅｆ２以上である場合の第２偏差Δｆ２に基づいて消費電力目標値Ｐｒｅｆ２を算出することと同じ技術的意義を有する。

0079

すなわち、本実施の形態における第２駆動信号演算部２７は、消費電力目標値算出部２７１において上記リミッタ７１４を備えることにより、系統周波数ｆが第２周波数基準値ｆｒｅｆ２より小さい場合には、消費電力目標値Ｐｒｅｆ２を０とし、系統周波数ｆが第２周波数基準値ｆｒｅｆ２以上である場合には、第２偏差Δｆ２に比例ゲインＫｐ２を乗算した値に応じた消費電力目標値Ｐｒｅｆ２を算出するように構成される。これにより、簡単な制御態様で急激な負荷減少に伴う余剰電力を適切に抵抗器１５で消費させることができる。

0080

例えば、リミッタ７１４の上限値は、第２電力変換器１６が第２直流配線部７２に出力可能な最大の電力（１ＰＵ）に設定され、リミッタ７１４の下限値は、０に設定される。

0081

本実施の形態において、第２周波数基準値ｆｒｅｆ２は、第１周波数基準値ｆｒｅｆ１（すなわち、発電機側交流配線部３Ａの定格周波数）より大きい値に設定される。例えば、第２周波数基準値ｆｒｅｆ２は、定格周波数の１．０３倍（ｆｒｅｆ２＝１．０３×ｆｒｅｆ１）に設定される。

0082

［第２駆動信号生成部］
第２駆動信号生成部２７２は、抵抗器１５に供給される電力が消費電力目標値Ｐｒｅｆ２となるように第２駆動信号Ｓ２を生成する。第２駆動信号生成部２７２には、消費電力目標値算出部２７１で算出された消費電力目標値Ｐｒｅｆ２と、第２直流配線部７２における直流電圧Ｖｄｃおよび直流電流Ｉｄｃとが入力される。

0083

図７は、図５に示す第２駆動信号生成部における演算態様の一例を示す図である。第２駆動信号生成部２７２は、除算器７１５、減算器７１６、ＰＩ演算部７１７および信号変換部７１８を制御ブロックとして備えている。第２駆動信号生成部２７２は、消費電力目標値Ｐｒｅｆ２に基づいて、チョッパ回路２９の通流率αを算出する。

0084

除算器７１５は、消費電力目標値Ｐｒｅｆ２を直流電圧Ｖｄｃで除算して電流目標値Ｉｒｅｆ２を算出する。減算器７１６は、電流目標値Ｉｒｅｆ２から直流電流Ｉｄｃを差し引いた値を出力する。ＰＩ演算部７１７は、減算器７１６の出力を入力としてＰＩ演算を行う。ＰＩ演算の伝達関数Ｇ（ｓ）は上記式（３）と同様である。ＰＩ演算部７１７の出力が通流率αとなる。信号変換部７１８は、ＰＩ演算部７１７で算出された通流率αに基づいて第２駆動信号Ｓ２を生成する。より具体的には、信号変換部７１８は、チョッパ回路２９の電圧出力期間が通流率αに従うような第２駆動信号Ｓ２を生成する。

0085

［電力安定化作用］
以下に、上記実施の形態における電力系統安定化装置１０が、系統連系運転から自立運転への切り替え時における負荷変動に伴う電圧または周波数の変動が生じた場合に、発電機側交流配線部３Ａにおける電力系統安定化を実現することができることを示す。

0086

図８は、本実施の形態における蓄電設備によって調整される電力の周波数変動に対するグラフを示す図である。図８の横軸は系統周波数ｆを示し、縦軸は蓄電設備１１に出入する電力（蓄電設備電力）Ｐ１を示している。図８に示すように、定格周波数である第１周波数基準値ｆｒｅｆ１を基準として、系統周波数ｆが第１周波数基準値ｆｒｅｆ１より増えると、蓄電器１３に電力が充電される（正の値となる）ことにより、発電機側交流配線部３Ａの電力が蓄電設備１１に吸収される。また、系統周波数ｆが第１周波数基準値ｆｒｅｆ１より減ると、蓄電器１３から電力が放電される（負の値となる）ことにより、蓄電設備１１から発電機側交流配線部３Ａに電力が放出される。

0087

上述したように、第１駆動信号演算部１９は、受給電力目標値算出部１９１において上記リミッタ７１１を備えることにより、第１偏差Δｆ１が第１周波数基準値ｆｒｅｆ１より大きい予め定められた周波数しきい値以上である場合に、その周波数しきい値を第１偏差Δｆ１として受給電力目標値Ｐｒｅｆ１を算出する。本実施の形態において周波数しきい値は第２周波数基準値ｆｒｅｆ２と同じ値に設定されている。したがって、系統周波数ｆが第２周波数基準値ｆｒｅｆ２以上になっても、蓄電器１３に充電される電力（蓄電設備電力Ｐ１）は、系統周波数ｆが第２周波数基準値ｆｒｅｆ２である場合の値（上限値）に維持される。放電側（電力が負の値となる側）についても同様である。

0088

図９は、本実施の形態における抵抗設備によって調整される電力の周波数変動に対するグラフを示す図である。図９の横軸は系統周波数ｆを示し、縦軸は抵抗設備１２に出入する電力（抵抗設備電力）Ｐ２を示している。図９に示すように、第１周波数基準値ｆｒｅｆ１より大きい第２周波数基準値ｆｒｅｆ２を基準として、系統周波数ｆが第２周波数基準値ｆｒｅｆ２より増えると、抵抗器１５で電力が消費される（正の値となる）ことにより、発電機側交流配線部３Ａの電力が抵抗設備１２に吸収される。一方、系統周波数ｆが第２周波数基準値ｆｒｅｆ２以下である場合、抵抗器１５には電力の変動はない（抵抗設備電力Ｐ２は０となる）。

0089

図１０は、本実施の形態における電力系統安定化装置によって調整される電力の周波数変動に対するグラフを示す図である。図１０の横軸は系統周波数ｆを示し、縦軸は電力系統安定化装置１０に出入する電力（安定化装置電力）Ｐｓを示している。図１０に示すように、電力系統安定化装置１０全体において調整される電力は、図８および図９のグラフを足し合わしたグラフで示される（Ｐｓ＝Ｐ１＋Ｐ２）。

0090

すなわち、定格周波数である第１周波数基準値ｆｒｅｆ１を基準として、系統周波数ｆが第１周波数基準値ｆｒｅｆ１より増えると、蓄電器１３に電力が充電されることにより、発電機側交流配線部３Ａの電力が電力系統安定化装置１０に吸収される。さらに、系統周波数ｆが増え、第２周波数基準値ｆｒｅｆ２以上になると、それ以上の電力を蓄電器１３では吸収せず、抵抗器１５で電力が消費されることにより、発電機側交流配線部３Ａの電力が電力系統安定化装置１０に吸収される。

0091

上記構成によれば、定常運転時（系統連系運転時または自立運転時）に発生するような、予め想定される負荷変動に伴う電圧または周波数の変動は、第１電力変換器１４を介して蓄電器１３の充放電により抑制される一方、系統連系運転から自立運転への切り替え時に発生する、急激な負荷の減少に伴う電圧または周波数の変動は、第２電力変換器１６を介して抵抗器１５で電力消費されることにより吸収される。したがって、蓄電器１３の容量を、運転切り替え時に発生する電力変動を想定した容量にする必要がなくなる。このため、比較的に小容量な蓄電設備で系統連系運転から自立運転への切り替え時における負荷変動に伴う電圧または周波数の変動を抑制することができる。

0092

また、第１電力変換器１４および第２電力変換器１６は系統周波数ｆに基づいてそれぞれ独立して制御されるため、遮断器５の開閉状態の検出または負荷電力を計測する必要がない。さらに、電力の吸収または放出量（受給電力目標値および消費電力目標値）も系統周波数ｆの変動に応じて求められるため、系統構成等の情報も必要としない。したがって、運転状況に応じた制御態様の変更は不要となる。このため、運転状況に応じた制御態様の切り替えを要することなく、系統連系運転から自立運転への切り替え時における負荷変動に伴う電圧または周波数の変動を抑制することができる。

0093

［効果］
以下に、本実施の形態における電力系統安定化装置１０を電源システム１に適用することによる効果をまとめて記載する。

0094

（１）系統解列時に発生する過速度トリップ発生の防止
一般に上記発電機２のような自家発電設備を備えた工場では、負荷６を重要負荷６１と一般負荷６２とに分け、外部電力系統４に瞬時電圧低下等の事故が発生した場合、予め定められた遮断器５（解列点Ｘ）を遮断することで、重要負荷６１および発電機２を含む発電機側交流配線部３Ａを外部電力系統４から切り離し、発電機側交流配線部３Ａは自立系統として発電機２により重要負荷６１のみへの給電を継続する。このとき、発電機２の発電電力は急減することから、発電機２の回転速度が上昇し、負荷変動に対する追従性能が遅い発電機２において過速度トリップが発生する場合がある。

0095

これに対し、本実施の形態における電力系統安定化装置１０を発電機側交流配線部３Ａに接続することにより、系統解列による負荷変動で生じた周波数上昇に反応し、周波数上昇量に応じた負荷吸収が行われる。これにより、発電機２の回転速度の上昇が抑制され、過速度トリップを発生することを防止することができる。

0096

（２）自立系統の安定性確保
本実施の形態における電力系統安定化装置１０は、蓄電設備１１と抵抗設備１２とを備えている。発電機２による自立運転中に、重要負荷６１において想定される負荷変動により系統周波数ｆが変動した場合、主に蓄電設備１１が負荷変動を吸収することにより、安定化制御を実現しつつ、電力損失を抑制することができる。

0097

（３）周波数制御による効果
系統解列時に生じる負荷変動に伴う発電機２の過速度トリップを防止する他の方法として、解列点Ｘの通過電力を計測し、通過電力が所定の値以下となるよう、予め発電機電力を下げて運用する方法、または、系統解列時、その直前の電力を抵抗設備等で消費させる方法等も考えられる。しかし、これらの方法は解列点Ｘでの解列による過速度トリップ防止にしか役立たない。

0098

これに対し、本実施の形態における電力系統安定化装置１０は、電力安定化制御に系統周波数ｆのみを使用している。このため、解列点Ｘを構成する遮断器５の開閉状態に関係なく制御を行うことが可能である。したがって、例えば自立運転中に生じた想定外の負荷遮断に伴う負荷急変にも同様に電力安定化制御を行うことができる。また、解列点Ｘを構成する遮断器５の開閉状態や解列点Ｘを通過する電力を計測する必要がなく、電力系統安定化装置１０自身が計測する系統周波数ｆのみを使用するため、電力系統安定化装置１０の電源システム１への設置を容易に行うことができる。

0099

（４）装置コストの低減
本実施の形態における電力系統安定化装置１０は、系統解列時の負荷減少については比較的コストの安い負荷設備１２で対応し、自立運転中に想定される負荷変動については、負荷増加および負荷減少の双方に対応できる蓄電設備１１で対応している。このため、装置コストを低減することができる。

0100

（５）設備構成の柔軟性
本実施の形態における電力系統安定化装置１０は、上述の通り、各設備１１，１２が系統周波数ｆのみを使用して安定化制御を行うため、電源システム１に適用される他の装置との併設を容易に行うことができる。また、発電機２が電源システム１に複数接続されている場合において、そのうちのいくつかの発電機２をメンテナンス等によって停止させるような、発電機２の運転台数変化にも柔軟に対応することができる。このように、本実施の形態における電力系統安定化装置１０は、設備の増設または併設、発電機２の運転台数の変更等、設備構成の変化に柔軟に対応することができる。

0101

［シミュレーション結果］
上記実施の形態の電力系統安定化装置１０が適用された電源システム１におけるシミュレーション結果を以下に示す。図１１は、電源システムのシミュレーションのための構成例を示すブロック図である。図１１において、図１と同様の構成については同じ符号を付し、説明を省略する。また、発電機２が過速度によりトリップする条件は、周波数６４Ｈｚを超えた場合とする。

0102

本シミュレーションにおいては、図１１に示す各パラメータを用い、解列点Ｘにおける遮断器５により、発電機側交流配線部３Ａが解列した場合の過渡応答シミュレーション（実施例１）と、発電機側交流配線部３Ａが解列した状態（自立運転時）において負荷変動が生じた場合のシミュレーション（実施例２）と、を行った。

0103

［実施例１］
図１２から図１５は、実施例１におけるシミュレーション結果を示すグラフである。図１２は、発電機側交流配線部３Ａにおける系統周波数ｆの時間的変化を示すグラフであり、図１３は、発電機側交流配線部３Ａにおける電圧の時間的変化を示すグラフであり、図１４は、発電機２が出力する有効電力の時間的変化を示すグラフである。何れのグラフも、系統連系運転から自立運転への切り替え時における負荷変動の過渡応答を、電力系統安定化装置１０が接続されていない（安定化制御を行わない）場合の比較例と比較して示している。各図において、実施例１におけるグラフを実線で示し、比較例におけるグラフを破線で示している。図１５は、図１４に示す実施例１のグラフに、電力系統安定化装置が出力する有効電力のグラフを重ねて表示したグラフである。

0104

図１２に示されるように、シミュレーション開始から約１秒後に解列点Ｘにおいて発電機側交流配線部３Ａが解列され、それに伴う負荷変動によって周波数が増大する。電力系統安定化装置１０が適用されていない比較例においては、系統周波数ｆは周波数の上限値（６４Ｈｚ）を超えており、発電機２がトリップする。一方、電力系統安定化装置１０が適用されている実施例１においては、系統周波数ｆは、６３Ｈｚに抑えられている。このことから、過速度による発電機２のトリップを防止することができることが理解できる。

0105

また、図１３に示されるように、発電機側交流配線部３Ａにおける電圧も、発電機側交流配線部３Ａが解列されることに伴う急な負荷減少によって電圧が変動（上昇）する。電力系統安定化装置１０が適用されている実施例１においては、それが適用されていない比較例に比べて電圧の変動幅が抑えられ、かつ、早期に収束している。本発明の電力系統安定化装置１０は、周波数変動を抑制することを主眼に置いているが、電圧変動についても同様に効果があることが理解できる。

0106

また、図１４に示されるように、発電機２の有効電力は、発電機側交流配線部３Ａが解列されることで急減する。図１４において、負荷変動の変動幅（有効電力の変動幅）は、約３５００ｋＷである。電力系統安定化装置１０が適用されていない比較例においては、系統解列時に発電機２の有効電力は急減している。

0107

一方、電力系統安定化装置１０が適用されている実施例１においても、一旦負荷変動の低減が生じる。しかし、これに伴う周波数変動により、図１５に示されるように、電力系統安定化装置１０における電力安定化処理が実行され、負荷変動分の有効電力を吸収するように動作する。その結果、発電機２の有効電力は、系統解列前の負荷電力あたりまで回復している。このため、系統周波数ｆの上昇が抑制される。その後、発電機２におけるガバナ制御により、系統周波数ｆが低下する。これに応じて電力系統安定化装置１０が吸収する電力も低減する。

0108

図１５に示されるように、系統解列時における負荷変動が生じた場合、まず、蓄電設備１１が、発電機２が出力する有効電力を吸収するように動作している。その後、蓄電設備１１が吸収する有効電力が定格値（１ＭＷ）に達した時点で、抵抗設備１２が、発電機２が出力する有効電力を吸収するように動作している。電力系統安定化装置１０が吸収する有効電力は、蓄電設備１１が吸収する有効電力と抵抗設備１２が吸収する有効電力とを足し合わせた値になっている。

0109

このようにして、発電機２における有効電力の変動に追従して電力系統安定化装置１０がその有効電力を吸収するように動作している。したがって、本シミュレーション結果は、電力系統安定化装置１０により、系統連系運転から自立運転への切り替え時における負荷変動に伴う電圧または周波数の変動を抑制することができることを示している。

0110

［実施例２］
図１６から図１９は、実施例２におけるシミュレーション結果を示すグラフである。図１６は、発電機側交流配線部３Ａにおける系統周波数ｆの時間的変化を示すグラフであり、図１７は、発電機側交流配線部３Ａにおける電圧の時間的変化を示すグラフであり、図１８は、発電機２が出力する有効電力の時間的変化を示すグラフである。何れのグラフも、自立運転時における負荷変動の過渡応答を、電力系統安定化装置１０が接続されていない（安定化制御を行わない）場合の比較例と比較して示している。各図において、実施例２におけるグラフを実線で示し、比較例におけるグラフを破線で示している。図１９は、図１８に示す実施例２のグラフに、電力系統安定化装置が吸収または放出する有効電力のグラフを重ねて表示したグラフである。

0111

本シミュレーションにおいては、７５０ｋＷの負荷変動（すなわち、蓄電設備１１の有効電力の定格値（１ＭＷ）未満の負荷変動）が生じた場合を想定している。図１６に示されるように、シミュレーション開始から約１秒後に負荷変動が生じ系統周波数ｆが減少している。電力系統安定化装置１０が適用されている実施例２においては、それが適用されていない比較例に比べて周波数の変動幅が抑えられている。また、シミュレーション開始から約１０秒後に負荷変動が生じ系統周波数ｆが増加している。この場合も、電力系統安定化装置１０が適用されている実施例２においては、それが適用されていない比較例に比べて周波数の変動幅が抑えられている。

0112

また、図１７に示されるように、発電機側交流配線部３Ａにおける電圧も、負荷変動が生じた場合に、電力系統安定化装置１０が適用されている実施例２においては、それが適用されていない比較例に比べて電圧の変動幅が抑えられている。また、図１８に示されるように、発電機２の有効電力も、負荷変動が生じた場合に、電力系統安定化装置１０が適用されている実施例２においては、それが適用されていない比較例に比べて有効電力の変動幅が抑えられている。

0113

このとき、図１９に示すように、電力系統安定化装置１０において、抵抗設備１２では電力吸収を行わず、蓄電設備１１のみが電力吸収（蓄電器１３への充電）および電力放出（蓄電器１３からの放電）を行っている。図１９において、電力系統安定化装置１０における有効電力のグラフは、蓄電設備１１における有効電力のグラフに一致している。このように、図１９によれば、系統周波数ｆが定格周波数を超えないような予め想定される負荷変動が生じた場合には、蓄電設備１１のみで電力調整が行われることが理解できる。したがって、本シミュレーション結果は、電力系統安定化装置１０により、予め想定される負荷変動が生じた場合に、電力損失を抑制しつつ電源システム１における当該負荷変動を抑制することができることを示している。

0114

［他の実施の形態］
以上、本発明の実施の形態について説明したが、本発明は上記実施の形態に限定されるものではなく、その趣旨を逸脱しない範囲内で種々の改良、変更、修正が可能である。

0115

例えば、上記実施の形態においては、抵抗設備１２の第２電力変換器１６が、整流回路およびチョッパ回路を含み、発電機側交流配線部３Ａと抵抗器１５との間で交流−直流変換を行う態様を例示したが、発電機側交流配線部３Ａの電力を吸収し、抵抗器１５において消費するための構成であればこれに限られない。

0116

例えば、第２電力変換器１６は、発電機側交流配線部３Ａと抵抗器１５との間で交流−交流変換を行う態様としてもよい。この場合、例えば、第２電力変換器１６は、交流電力調整回路、サイクロコンバータ回路またはマトリックスコンバータ回路等の交流コンバータ回路でもよい。

0117

図２０は、図１に示す抵抗設備の他の例における制御系の概略構成を示すブロック図である。図５と同様の構成については同じ符号を付し、説明を省略する。本変形例における第２電力変換器１６Ｂは、発電機側交流配線部３Ａと抵抗器１５とを変圧器１４１を介して交流接続するように構成されている。変圧器１４１より第２電力変換器１６Ｂ側の交流配線部を第４交流配線部３４とする。

0118

第２電力変換器１６Ｂは、第４交流配線部３４の各線に接続されるサイリスタ等のスイッチング素子を備えた交流コンバータ回路１６０を備えている。第２電力変換器１６Ｂは、第２電力変換器１６Ｂに入力される（すなわち、第４交流配線部３４の）交流電圧ＶＡＣおよび交流電流ＩＡＣを計測する電力変換器交流電圧計測器１６１および電力変換器交流電流計測器１６２を備えている。

0119

第２制御装置１７ｂの第２駆動信号演算部２７Ｂも、消費電力目標値算出部２７１および第２駆動信号生成部２７２Ｂを備えている。消費電力目標値算出部２７１は、上記実施の形態（図６）と同様の演算態様により、消費電力目標値Ｐｒｅｆ２を算出する。第２駆動信号生成部２７２Ｂには、その消費電力目標値Ｐｒｅｆ２と、第４交流配線部３４の交流電圧ＶＡＣおよび交流電流ＩＡＣとが入力される。

0120

本変形例における第２駆動信号生成部２７２Ｂは、消費電力目標値Ｐｒｅｆ２に基づいて、交流コンバータ回路１６０の制御遅れ角α’を算出する。ただし、上記実施の形態におけるチョッパ回路２９の通流率αも交流コンバータ回路１６０の制御遅れ角α’も抵抗器１５に印加される電圧の出力期間（デューティ比）を定める値であることに変わりがない。

0121

したがって、本変形例における第２駆動信号生成部２７２Ｂも上記実施の形態における第２駆動信号生成部２７２（図７）と同様の構成とすることができる。ただし、除算器７１５には、直流電圧Ｖｄｃの代わりに交流電圧ＶＡＣが入力され、減算器７１６には、直流電流Ｉｄｃの代わりに交流電流ＩＡＣが入力される。ＰＩ演算部７１７の出力が制御遅れ角α’となる。信号変換部７１８は、交流コンバータ回路１６０の電圧出力期間が制御遅れ角α’に従うような第２駆動信号Ｓ２を生成する。このように、抵抗器１５で電力を消費させるための第２電力変換器１６，１６Ｂは、交流−直流変換方式および交流−交流変換方式の何れをも採用できる。

0122

また、上記実施の形態においては、電源システムが適用される交流配線部３が三相系統である場合について説明したが、これに限られない。例えば、交流配線部３が単相２線系統または単相３線系統の場合であっても、各種演算の方法が系統の方式に応じて異なることを除いて同様の電源システムを構築可能である。

0123

また、上記実施の形態においては、１つの交流配線部３（第１交流配線部３１）に１つの発電機２が接続された例について説明したが、１つの交流配線部３に２以上の発電機２が接続されてもよい。また、１つの交流配線部３に２以上の発電機２が接続される場合、異なる種類の発電機が接続されてもよい。例えば、１つの交流配線部３にガスタービン発電機と、ガスエンジン発電機とが接続されてもよい。

0124

また、上記実施の形態においては、１つの交流配線部３に１つの電力系統安定化装置１０が接続された例について説明したが、１つの交流配線部３に２以上の電力系統安定化装置１０が接続されてもよい。

0125

本発明は、比較的に小容量な蓄電設備を用いて、運転状況に応じた制御態様の切り替えを要することなく、系統連系運転時から自立運転への切り替え時における負荷変動に伴う電圧または周波数の変動を抑制するために有用である。

0126

１電源システム
２発電機
３Ａ発電機側交流配線部（交流配線部）
４外部電力系統（別の電力系統）
５遮断器
１０ 電力系統安定化装置
１３蓄電器
１４ 第１電力変換器
１５抵抗器
１６ 第２電力変換器
１７，１７ａ，１７ｂ制御装置
１８周波数取得器
１９ 第１駆動信号演算部
２７ 第２駆動信号演算部
２７１消費電力目標値算出部
２７２ 第２駆動信号生成部