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技術 電力系統安定化装置

出願人 川崎重工業株式会社
発明者 梅津佑介杉本和繁崎元謙一
出願日 2018年12月26日 (2年8ヶ月経過) 出願番号 2018-242433
公開日 2020年7月9日 (1年1ヶ月経過) 公開番号 2020-108193
状態 未査定
技術分野 交流の給配電
主要キーワード 負荷吸収 交流コンバータ 周波数基準値 負荷変動分 交流接続 受給電力 交流電流計 周波数取得
関連する未来課題
重要な関連分野

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図面 (20)

課題

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電力系統安定化装置を提供する。

解決手段

制御装置は、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偏差に応じて蓄電器充放電させる受給電力目標値を算出し、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偏差に応じて抵抗器において消費させる消費電力目標値を算出し、第2周波数基準値は、第1周波数基準値より大きい値に設定され、第1偏差が第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周波数しきい値を第1偏差として充放電目標値を算出し、系統周波数が第2周波数基準値以上である場合の第2偏差に基づいて消費電力目標値を算出する。

概要

背景

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。

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。

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。

概要

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電力系統安定化装置を提供する。制御装置は、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偏差に応じて蓄電器充放電させる受給電力目標値を算出し、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偏差に応じて抵抗器において消費させる消費電力目標値を算出し、第2周波数基準値は、第1周波数基準値より大きい値に設定され、第1偏差が第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周波数しきい値を第1偏差として充放電目標値を算出し、系統周波数が第2周波数基準値以上である場合の第2偏差に基づいて消費電力目標値を算出する。

目的

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

効果

実績

技術文献被引用数
0件
牽制数
0件

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請求項1

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、電力系統安定化装置。

請求項2

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る、請求項1に記載の電力系統安定化装置。

請求項3

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する、請求項1または2に記載の電力系統安定化装置。

請求項4

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、前記定格周波数が前記第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、前記定格周波数が前記第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とする、請求項1から3の何れかに記載の電力系統安定化装置。

請求項5

前記蓄電器は、二次電池である、請求項1から4の何れかに記載の電力系統安定化装置。

請求項6

前記蓄電器は、電気二重層キャパシタである、請求項1から4の何れかに記載の電力系統安定化装置。

請求項7

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る、請求項1から6の何れかに記載の電力系統安定化装置。

請求項8

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る、請求項1から6の何れかに記載の電力系統安定化装置。

技術分野

0001

本発明は、電力系統安定化装置に関する。

背景技術

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。

先行技術

0005

特開2007−236085号公報
特開2016−10252号公報

発明が解決しようとする課題

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。

課題を解決するための手段

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。

発明の効果

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。

図面の簡単な説明

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。

実施例

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、予め発電機電力下げ運用する方法、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

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