(57)【要約】      （修正有）【課題】軸ねじれ共振系に減衰特性を与えることができる。【解決手段】ＰＣＳ制御部ＧCPCSには、発電機回転角速度ωG、発電機出力電圧ＶG、ＰＣＳ電力指令が入力され、ＰＣＳ制御部は、発電機出力電圧を検出し、ＰＬＬ回路により電圧の位相角を求め、これを用いて座標変換を行い、軸ねじり振動を減衰させるために、発電機回転数と発電機出力電圧、ＰＣＳ電流を検出する。ＰＣＳ制御部から出力された三相電流は、負荷電流ＩLと加算器５１で加算されて、電流−トルク変換部５２に入力される。電流−トルク変換部５２では、「ｋ・ΦGd」（但し、ｋ：発電機極対数、ΦGd：界磁磁束）が演算され、出力に発電機トルクＴGを得、発電機トルクは、発電機機械特性部ＧGMに入力され、出力に発電機回転角速度ωGが得られる。この発電機回転角速度がＰＣＳ制御部にフィードバックされ、軸ねじり振動が減衰される。【選択図】図５
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
タービンで駆動される発電機と電力貯蔵用交直変換器とから構成されて負荷に電力を供給する分散電源装置において、
前記タービンの速度を制御するタービン速度制御器と、前記発電機を制御する発電機励磁制御器と、前記電力貯蔵用交直変換器を制御する電力貯蔵用交直変換制御器とを有し、
前記電力貯蔵用交直変換制御器によって前記発電機の電流、電力またはトルクを制御して、発電機の軸ねじり共振系に減衰特性を与えることを特徴とする発電機の振動抑制制御装置。
【請求項２】
請求項１に記載の発電機の振動抑制制御装置において、
前記発電機の速度を検出して、共振抑制のための電流指令を演算することを特徴とする発電機の振動抑制制御装置。
【請求項３】
請求項１に記載の発電機の振動抑制制御装置において、
前記発電機の電圧を検出し、この電圧から回転角または角速度を算出して、共振抑制のための電流指令を演算することを特徴とする発電機の振動抑制制御装置。
【請求項４】
請求項１〜３のいずれか１項に記載の発電機の振動抑制制御装置において、
前記電力貯蔵用交直変換制御器は、
発電機回転角速度が供給される共振抑制制御部と、
この制御部の出力を電流に変換するトルク−電流変換係数部と、
電力貯蔵用交直変換電力指令が供給されて演算され、出力に電流指令を送出する電流指令演算部と、
発電機電圧から電圧位相角を求めるＰＬＬ回路部と、
電力貯蔵用交直変換出力電流が供給され、ＰＬＬ回路部により得られた電圧位相角を用いて固定座標を同期回転座標に変換してｄｑ軸電流を得る第１座標変換部と、
前記電流指令演算部から出力された電流指令と前記トルク−電流変換係数部から得られた電流との偏差出力を得る電力貯蔵用交直変換電流指令出力部と、
この電力貯蔵用交直変換電流指令出力部から出力された電流と前記第１座標変換部から出力されたｄｑ軸電流との偏差出力が供給される電流制御器と、
この電流制御器から出力された電流を前記ＰＬＬ回路部により得られた電圧位相角を用いて同期回転座標を固定座標に変換する第２座標変換部と、
この第２座標変換部で得られた出力が供給され、この出力から電力貯蔵用交直変換電流を得る電力貯蔵用交直変換器とからなることを特徴とする発電機の振動抑制制御装置。
【請求項５】
請求項４に記載の発電機の振動抑制制御装置において、
前記ＰＬＬ回路部で得られた電圧位相角を擬似微分回路部で擬似微分して発電機回転角速度に相当する値を得て、この値を共振抑制制御部に供給したことを特徴とする発電機の振動抑制制御装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、発電機の軸ねじれ共振振動を抑制する発電機の振動抑制制御装置に関するものである。
【背景技術】
【０００２】
図８はタービン発電機と電力貯蔵用交直変換器を組み合わせた分散電源装置の概略構成図で、図８において、ＧＴはガスタービン、ＳＧは同期発電機、ＰＣＳは電力貯蔵用交直変換器、ＢＴは蓄電池、ＬＤは負荷である。また、ＩGは発電機出力電流で、この出力電流ＩGは、電力貯蔵用交直変換器ＰＣＳへの入力電流ＩPCSと、負荷ＬＤへの負荷電流ＩLとして供給される。電力貯蔵用交直変換器ＰＣＳは、入力電流ＩPCSを制御して蓄電池ＢＴを充電し、発電機ＳＧ故障時には、蓄電池ＢＴの電力を、電力貯蔵用交直変換器ＰＣＳを介して負荷ＬＤに供給する機能を有している。
【０００３】
上述した分散電源装置で使用されるタービン発電機は、普通、ガスタービンと同期発電機との間に減速機などを介して接続されている。このような分散電源装置から負荷に電力を供給しているとき、負荷が急変した場合、発電機の慣性と軸の剛性から共振系となり、電力貯蔵用交直変換器ＰＣＳの制御の影響で、条件によっては発散することがある。
【０００４】
上記発散が生じると発電機軸系と交直変換器間で低周波軸ねじり振動が発生するために、この軸ねじり振動を抑制する手段としては、系統の電気量から軸ねじれ振動成分を検出し、振動の抑制を行うものである（特許文献１，２参照。）。
【０００５】
また、他の手段としては、ＴＣＳＣ（Ｔｈｙｒｉｓｔｏｒ  Ｃｏｎｔｒｏｌｌｅｄ  Ｓｅｒｉｅｓ  Ｃａｐａｃｉｔｏｒ）のサイリスタ制御直列リアクトルを制御することによって低周波軸ねじれ振動を抑制する方式もある（特許文献３参照。）。
【特許文献１】特開２００１−３３３５３３号公報
【特許文献２】特開平０８−２４２５８４号公報
【特許文献３】特開２００３−１１１２７８号公報
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
上記の背景技術において、ＴＣＳＣを系統に直列に挿入する特許文献３の方式は、分散電源・非常用電源システムなど小規模なシステムでは、構成が複雑になり、設備費が高騰するため、あまり望ましくなく、また、特許文献１，２の方式では、発電機の機械系を考慮していないため、共振抑制が行えない場合がある、という問題がある。
【０００７】
本発明の目的は、上記の事情に鑑みてなされたもので、構成を簡素化するとともに、軸ねじれ共振系に減衰特性を与えることができる発電機の振動抑制制御装置を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
上記の課題を達成するために、請求項１に係る発明は、タービンで駆動される発電機と電力貯蔵用交直変換器とから構成されて負荷に電力を供給する分散電源装置において、
前記タービンの速度を制御するタービン速度制御器と、前記発電機を制御する発電機励磁制御器と、前記電力貯蔵用交直変換器を制御する電力貯蔵用交直変換制御器とを有し、
前記電力貯蔵用交直変換制御器によって前記発電機の電流、電力またはトルクを制御して、発電機の軸ねじり共振系に減衰特性を与えることを特徴とするものである。
【０００９】
請求項２に係る発明は、請求項１において、前記発電機の速度を検出して、共振抑制のための電流指令を演算することを特徴とするものである。
【００１０】
請求項３に係る発明は、請求項１において、前記発電機の電圧を検出し、この電圧から回転角または角速度を算出して、共振抑制のための電流指令を演算することを特徴とするものである。
【００１１】
請求項４に係る発明は、請求項１〜３において、前記電力貯蔵用交直変換制御器は、発電機回転角速度が供給される共振抑制制御部と、この制御部の出力を電流に変換するトルク−電流変換係数部と、電力貯蔵用交直変換電力指令が供給されて演算され、出力に電流指令を送出する電流指令演算部と、発電機電圧から電圧位相角を求めるＰＬＬ回路部と、電力貯蔵用交直変換出力電流が供給され、ＰＬＬ回路部により得られた電圧位相角を用いて固定座標を同期回転座標に変換してｄｑ軸電流を得る第１座標変換部と、前記電流指令演算部から出力された電流指令と前記トルク−電流変換係数部から得られた電流との偏差出力を得る電力貯蔵用交直変換電流指令出力部と、この電力貯蔵用交直変換電流指令出力部から出力された電流と前記第１座標変換部から出力されたｄｑ軸電流との偏差出力が供給される電流制御器と、この電流制御器から出力された電流を前記ＰＬＬ回路部により得られた電圧位相角を用いて同期回転座標を固定座標に変換する第２座標変換部と、この第２座標変換部で得られた出力が供給され、この出力から電力貯蔵用交直変換電流を得る電力貯蔵用交直変換器とからなることを特徴とするものである。
【００１２】
請求項５に係る発明は、請求項４において、前記ＰＬＬ回路部で得られた電圧位相角を擬似微分回路部で擬似微分して発電機回転角速度に相当する値を得て、この値を共振抑制制御部に供給したことを特徴とするものである。
【発明の効果】
【００１３】
本発明によれば、発電機の軸ねじれ共振系に制御的に減衰特性とすることができ、また、電力貯蔵装置の変換器の制御によっても上記のような減衰特性を得ることができ、しかも発電機の速度検出を用いないで上記減衰特性を得ることができる利点がある。
【発明を実施するための最良の形態】
【００１４】
以下本発明の実施の形態を図面に基づいて説明する。図１は本発明で対象とする発電機の振動抑制制御システムのブロック図で、図１において、ＧCTはタービン速度制御部、ＧCGは発電機励磁制御部（ＡＶＲ）、ＧCPCSは電力貯蔵用交直変換（ＰＣＳ）制御部である。
【００１５】
タービン速度制御部ＧCTは、目標角速度ωnと発電機回転角速度ωGからタービン機械特性部ＧTに発電機・タービントルク出力ＴGTが与えられる。タービン機械特性部ＧTは、発電機機械特性部ＧGMと軸トルクＴXで結ばれる。
【００１６】
発電機機械特性部ＧGMから出力される発電機回転角速度ωGは、発電機特性部ＧGに与えられ、発電機特性部ＧGからは発電機トルクＴGが発電機機械特性部ＧGMに与えられる。
【００１７】
発電機特性部ＧGには、発電機励磁制御部ＧCGから励磁電流ＩEXが与えられ、発電機出力電圧ＶGが出力される。この発電機出力電圧ＶGは、発電機励磁制御部ＧCG、ＰＣＳ制御部ＧCPCS及び負荷特性部ＧLに与えられる。
【００１８】
ＧPCSはＰＣＳ特性部で、このＰＣＳ特性部ＧPCSには発電機出力電圧ＶGがＰＣＳ電圧ＶPCSとして与えられるとともに、ＰＣＳ制御部ＧCPCSからＰＣＳ電流ＩPCSR
が与えられる。
【００１９】
ＰＣＳ特性部ＧPCSからは、電流ＩPCSが出力され、負荷特性部ＧLからの負荷電流ＩLとの偏差が取られて、電流ＩGが発電機特性部ＧGに与えられる。
【００２０】
上記のように構成されたシステムにおいて、ＰＣＳの電流または電力を制御することにより、発電機の軸ねじり共振を減衰させることができる。このことを、以下詳述する。
【００２１】
まず、発電機・機械系モデルを図２に示す２慣性系とすると、ブロック線図は図３に示すようになる。図２、図３において、ＪTはタービン慣性モーメント、ＫTは軸ねじれ剛性、ＴXは軸トルク、ＴGは発電機トルク、ＪGは発電機慣性モーメント、ωTタービン回転角速度（＝ｄθT／ｄｔ）、ωGは発電機回転角速度（＝ｄθG／ｄｔ）である。
【００２２】
そして、図３において、発電機トルクから発電機回転角速度までの伝達関数は、機械系の損失を無視すると、次の（１）式となる。
【００２３】
【数１】
2010068573.tif 000003
【００２４】
上記（１）式には、減衰項がないため、負荷急変時などのように急激なトルクが発電機に加わると、発電機には軸ねじり振動が生じて減衰しない。このため、この振動を減衰させるために、発電機回転角速度ωGを図４に示すように、ＫA（ｓ2＋β・ｓ）のブロックを介して発電機トルクＴGにフィードバックする。
【００２５】
図４に示すような構成にすると、伝達関数は、次式（２）式となり、減衰項を付加できる。なお、（２）式において、ζの値を設定することで、減衰は調整できる。
【００２６】
【数２】
2010068573.tif 000004
【００２７】
次に本発明の実施の形態１を図５、図６により述べる。図５はＰＣＳ制御部ＧCPCSに発電機角速度ωGをフィードバックさせて軸ねじり振動を減衰させるようにした実施の形態１を示すブロック構成図で、図５において、ＰＣＳ制御部ＧCPCSには、発電機角速度ωG、発電機出力電圧ＶG、ＰＣＳ電力指令ＰPCSREFが入力される。
【００２８】
ＰＣＳ制御部ＧCPCSは、詳細を図６に示すように構成されていて、発電機出力電圧ＶGを検出し、ＰＬＬにより電圧の位相角を求め、これを用いて座標変換（固定座標から同期回転座標、同期回転座標から固定座標）を行う。軸ねじり振動を減衰させるために、発電機回転数と発電機出力電圧、ＰＣＳ電流を検出し、図６にＰＣＳ制御部ＧCPCS（詳細は後述する）に入力される。
【００２９】
前記ＰＣＳ制御部ＧCPCSからは三相電流ＩPCSabcが出力され、この電流と負荷電流ＩLが加算器５１で加算されて、電流−トルク変換部５２に入力される。電流−トルク変換部５２では、「ｋ・ΦGd」（但し、ｋ：発電機極対数、ΦGd：界磁磁束）が演算され、その出力には発電機トルクＴGが得られる。この発電機トルクＴGは、発電機機械特性部ＧGMに入力され、出力に発電機回転角速度ωGが得られる。この発電機回転角速度ωGは、ＰＣＳ制御部ＧCPCSにフィードバックされ、軸ねじり振動が減衰される。
【００３０】
図６は、ＰＣＳ制御部ＧCPCSの詳細なブロック構成図で、図６において、共振抑制制御部６１は発電機回転角速度ωGが入力されると、図４で示したＫA（ｓ2＋β・ｓ）の処理を行うが、ここでは、実用性を考慮して次の（３）式の低域通過フィルタの特性を加えて処理する。
【００３１】
【数３】
2010068573.tif 000005
【００３２】
発電機角速度が共振抑制制御部６１で処理されると共振抑制トルク指令となって出力され、この出力がトルク−電流変換係数（ＫP）部６２に入力されて出力にｄｑ軸電流ＩRdq指令が得られ、第１偏差部６３のマイナス端に与えられる。
【００３３】
第１偏差部６３のプラス端には、電流指令演算部６４からの電流指令が与えられる。この電流指令は、電流指令演算部６４に入力されるＰＣＳ電力指令ＰPCSREFを演算することにより得られる。
【００３４】
６５は発電機出力電圧ＶGが入力されるＰＬＬ回路部で、このＰＬＬ回路部６５により電圧の位相角θV*が求められ、この位相角θV*は固定座標・同期回転座標変換部６６と同期回転座標・固定座標変換部６７に与えられる。
【００３５】
固定座標・同期回転座標変換部６６は三相電流ＩPCSabcを位相角θV*を用いて、ｄｑ軸電流ＩPCSdqに変換して第２偏差部６８のマイナス端に与える。この第２偏差部６８のプラス端には第１偏差部６３からの偏差出力であるＰＣＳ電流指令が与えられ、その偏差出力が電流制御器６９に入力された後、同期回転座標・固定座標変換部６７に入力され、位相角θV*を用いて三相電流ＩPCSabcに変換されて、ＰＣＳ部７０から出力される。
【００３６】
図７は本発明の実施の形態２を示すブロック構成図で、図６に示す実施の形態１と同一部分には同一符号を付して述べる。この実施の形態２においては、発電機出力電圧ＶGをＰＬＬ回路部６５により発電機位相角θG*として求め、この発電機位相角θG*を擬似微分部７１で擬似微分して発電機回転角速度に相当する値を得て、その値を共振抑制制御部６１に入力することにより、軸ねじり振動を減衰させるようにしたものである。このように擬似微分部７１を用いることにより、発電機の回転数の検出が不要となる。但し、ＰＬＬ回路を使用する関係上、ＰＬＬの検出特性（遅れ、発電機電流による位相ずれ）があるために、精度が多少低下するだけである。
【図面の簡単な説明】
【００３７】
【図１】本発明で対象とする発電機の振動抑制制御システムのブロック図。
【図２】発電機・機械系モデルを示す説明図。
【図３】発電機・機械系モデルのブロック線図。
【図４】発電機回転角速度を発電機トルクにフィードバックしたときの発電機・機械系モデルのブロック線図。
【図５】本発明の実施の形態１を示すブロック構成図。
【図６】実施の形態１におけるＰＣＳ制御部の詳細なブロック構成図。
【図７】本発明の実施の形態２におけるＰＣＳ制御部の詳細なブロック構成図。
【図８】分散電源装置の概略構成図。
【符号の説明】
【００３８】
ＧCT…タービン速度制御部
ＧCG…発電機励磁制御部
ＧCPCS…電力貯蔵用交直変換部
ＧT…タービン機械特性部
ＧGM…発電機機械特性部
ＧG…発電機特性部
ＧL…負荷特性部
ＧPCS…電力貯蔵用交直変換特性部
５１…加算部
５２…電流−トルク変換部
６１…共振抑制制御部
６２…トルク−電流変換係数部
６３、６８…偏差部
６４…電流指令演算部
６５…ＰＬＬ回路部
６６…固定座標・同期回転座標変換部
６７…同期回転座標・固定座標変換部
６９…電流制御部
７０…電力貯蔵用交直変換部
【図１】
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【図２】
2010068573.tif 000007
【図３】
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【図４】
2010068573.tif 000009
【図５】
2010068573.tif 000010
【図６】
2010068573.tif 000011
【図７】
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【図８】
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