(57)【要約】【課題】発電機に及ぶ影響を抑えながら、直流送電路の電圧上昇を抑制可能な発電施設及び発電施設の運転方法、並びに発電施設の制御装置を提供する。【解決手段】  発電施設は、少なくとも一つの原動機と、各々の前記原動機によって駆動されるように構成された少なくとも一つの発電機と、各々の前記発電機が接続されるローカルグリッドと、前記ローカルグリッドとグリッドとの間に設けられる直流送電路と、前記ローカルグリッドからの交流電力を直流電力に変換して前記直流送電路に供給するための交直変換器と、前記直流送電路からの前記直流電力を交流電力に変換して前記グリッドに供給するための直交変換器と、前記直流送電路の電圧異常上昇時に前記ローカルグリッドにおける電圧を設定値以上に維持するように前記交直変換器を制御するための第１変換器制御部と、前記直流送電路の電圧異常上昇時に前記原動機から前記発電機への機械的入力が低減されるように前記原動機を制御するための原動機制御部とを備える。【選択図】  図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
少なくとも一つの原動機と、
各々の前記原動機によって駆動されるように構成された少なくとも一つの発電機と、
各々の前記発電機が接続されるローカルグリッドと、
前記ローカルグリッドとグリッドとの間に設けられる直流送電路と、
前記ローカルグリッドからの交流電力を直流電力に変換して前記直流送電路に供給するための交直変換器と、
前記直流送電路からの前記直流電力を交流電力に変換して前記グリッドに供給するための直交変換器と、
前記直流送電路の電圧異常上昇時に前記ローカルグリッドにおける電圧を設定値以上に維持するように前記交直変換器を制御するための第１変換器制御部と、
前記直流送電路の電圧異常上昇時に前記原動機から前記発電機への機械的入力が低減されるように前記原動機を制御するための原動機制御部とを備えることを特徴とする発電施設。
【請求項２】
前記少なくとも一つの発電機は、前記ローカルグリッドに直結された複数の同期発電機を含み、
前記直流送電路の電圧異常上昇時に各々の前記同期発電機の内部相差角の振動が抑制されるように前記交直変換器を制御するための第２変換器制御部をさらに備えることを特徴とする請求項１に記載の発電施設。
【請求項３】
前記第２変換器制御部は、前記ローカルグリッドにおける電流位相とずれた位相の電流を前記ローカルグリッドに供給するように前記交直変換器を制御することを特徴とする請求項２に記載の発電施設。
【請求項４】
前記直流送電路の電圧異常上昇時に有効電力を消費又は蓄積するための少なくとも一つの有効電力消費蓄積部をさらに備えることを特徴とする請求項１乃至３の何れか一項に記載の発電施設。
【請求項５】
前記直流送電路の電圧が第１閾値Ｖｔｈ１を超えたときに前記交直変換器又は前記直交変換器の少なくとも一方をトリップさせるための第３変換器制御部をさらに備え、
前記原動機制御部は、前記直流送電路の前記電圧が前記第１閾値Ｖｔｈ１以下、且つ、前記第１閾値Ｖｔｈ１よりも小さい第２閾値Ｖｔｈ２以上であるとき、前記機械的入力が低減されるように前記原動機を制御するように構成されたことを特徴とする請求項１乃至４の何れか一項に記載の発電施設。
【請求項６】
前記少なくとも一つの原動機は、各々の前記発電機を駆動するための複数の洋上風車を含むことを特徴とする請求項１乃至５の何れか一項に記載の発電施設。
【請求項７】
少なくとも一つの原動機と、各々の前記原動機によって駆動されるように構成された少なくとも一つの発電機と、各々の前記発電機が接続されるローカルグリッドと、前記ローカルグリッドとグリッドとの間に設けられる直流送電路と、前記ローカルグリッドからの交流電力を直流電力に変換して前記直流送電路に供給するための交直変換器と、前記直流送電路からの前記直流電力を交流電力に変換して前記グリッドに供給するための直交変換器とを含む発電施設の運転方法であって、
前記直流送電路の電圧異常上昇時に前記ローカルグリッドにおける電圧を設定値以上に維持するように前記交直変換器を制御する第１変換器制御ステップと、
前記直流送電路の電圧異常上昇時に前記原動機から前記発電機への機械的入力が低減されるように前記原動機を制御する原動機制御ステップとを備えることを特徴とする発電施設の運転方法。
【請求項８】
前記少なくとも一つの発電機は、前記ローカルグリッドに直結された複数の同期発電機を含み、
前記直流送電路の電圧異常上昇時に各々の前記同期発電機の内部相差角の振動が抑制されるように前記交直変換器を制御する第２変換器制御ステップをさらに備えることを特徴とする請求項７に記載の発電施設の運転方法。
【請求項９】
前記第２変換器制御ステップでは、前記ローカルグリッドにおける電流位相とずれた位相の電流を前記ローカルグリッドに供給するように前記交直変換器を制御することを特徴とする請求項８に記載の発電施設の運転方法。
【請求項１０】
前記直流送電路の電圧異常上昇時に有効電力を消費又は蓄積する有効電力消費蓄積ステップをさらに備えることを特徴とする請求項７乃至９の何れか一項に記載の発電施設の運転方法。
【請求項１１】
前記直流送電路の電圧が第１閾値Ｖｔｈ１を超えたときに前記交直変換器又は前記直交変換器の少なくとも一方をトリップさせる変換器保護ステップをさらに備え、
前記原動機制御ステップでは、前記直流送電路の前記電圧が前記第１閾値Ｖｔｈ１以下、且つ、前記第１閾値Ｖｔｈ１よりも小さい第２閾値Ｖｔｈ２以上であるとき、前記機械的入力が低減されるように前記原動機を制御することを特徴とする請求項７乃至１０の何れか一項に記載の発電施設の運転方法。
【請求項１２】
少なくとも一つの原動機と、各々の前記原動機によって駆動されるように構成された少なくとも一つの発電機と、各々の前記発電機が接続されるローカルグリッドと、前記ローカルグリッドとグリッドとの間に設けられる直流送電路と、前記ローカルグリッドからの交流電力を直流電力に変換して前記直流送電路に供給するための交直変換器と、前記直流送電路からの前記直流電力を交流電力に変換して前記グリッドに供給するための直交変換器とを含む発電施設の制御装置であって、
前記直流送電路の電圧異常上昇時に前記ローカルグリッドにおける電圧を設定値以上に維持するように前記交直変換器を制御するための第１変換器制御部と、
前記直流送電路の電圧異常上昇時に前記原動機から前記発電機への機械的入力が低減されるように前記原動機を制御するための原動機制御部とを備えることを特徴とする発電施設の制御装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本開示は、発電施設及びその運転方法、並びに発電施設の制御装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
電力系統（グリッド）に連系される発電機を備えた発電施設として、グリッドとの連系点から離れた場所に設けられるものがある。例えば、風力発電装置や潮流発電装置等の再生エネルギー型発電装置は、風況や潮況を考慮して設置場所が選択されるので、洋上や山間部などグリッドへの接続点から遠く離れた場所に設けられることが多い。特に、洋上風力発電施設では、グリッドへの連系点からの距離が１００ｋｍを超すような場所に設置を計画することがあり得る。
【０００３】
グリッドとの連系点から離れた場所に設けられる発電施設では、無効電力が存在しない直流送電によってグリッドへの送電を行うことが送電ロス低減の観点で有利だとされている。特に、洋上風力発電施設のように発電施設をグリッドに連系させるために海底ケーブルを用いる場合には、交流送電では送電ロスが大きくなる傾向にあり、直流送電が望ましいと考えられている。なお、海底ケーブルによる交流送電時に送電ロスが大きくなるのは、一般的な海底ケーブルは絶縁体および導体シースの比較的薄い層で導体が囲まれた構成になっており、高い静電容量を有するためである。
【０００４】
直流送電方式の発電施設として、高圧直流（ＨＶＤＣ；Ｈｉｇｈ  Ｖｏｌｔａｇｅ  Ｄｉｒｅｃｔ  Ｃｕｒｒｅｎｔ）システムを介してグリッドに連系されたものが知られている。
ＨＶＤＣシステムは、発電施設側に設けられる送り出し変換器（ＳＥＣ；Ｓｅｎｄｉｎｇ  Ｅｎｄ  Ｃｏｎｖｅｒｔｅｒ）と、グリッド側に設けられる受け取り変換器（ＲＥＣ；Ｒｅｃｅｉｖｉｎｇ  Ｅｎｄ  Ｃｏｎｖｅｒｔｅｒ）とを有している。送り出し変換器と受け取り変換器の間には、直流送電路が設けられる。送り出し変換器は、発電施設からの交流電力を直流電力に変換し、直流送電路を介して受け取り変換器に直流電力を供給する。受け取り変換器は、直流送電路を介して送り出し変換器から受け取った直流電力を交流電力に変換し、グリッドにこれを供給する。
【０００５】
直流送電方式の発電施設では、電力系統や直流送電路で短絡、地絡、断線等の事故が発生すると、発電施設から直流送電路を介してグリッドに送電可能な電力量が瞬時に減少し、発電施設とグリッド間での電力の需給バランスが崩れる。すなわち、発電施設から直流送電路を介してグリッドに送電可能な量を上回る電力が発電施設において生成されてしまう。発電施設で生成された電力量とグリッドに送電可能な電力量とのアンバランス（余剰電力）は、直流送電路の電圧上昇を招く。そして、直流送電路の電圧上昇が設計耐電圧を超えると、送り出し変換器を含む機器が故障してしまう。
【０００６】
送り出し変換器を含む機器の故障を防止する手法として、直流送電路にＤＣチョッパを設け、ＤＣチョッパの制動抵抗（Ｂｒａｋｅ  Ｒｅｓｉｓｔｏｒ）によって余剰電力を消散させるものが知られている。しかし、グリッドに連系される発電施設は一般的に規模が大きいから、余剰電力を消散させるためのＤＣチョッパは容量も大きくならざるをえず、コスト、重量及び設置スペースの点で問題がある。
【０００７】
そこで、直流送電路のＤＣチョッパに頼らない手法として、特許文献１には、変換器を介して風力発電装置の発電機がローカルグリッドに接続された発電施設の電力調整方法が開示されている。特許文献１記載の方法は、風力発電装置の発電機からの出力電流の最大値が上記変換器によって制限されることを前提としたものであり、送り出し変換器を制御することでローカルグリッドの電圧を下げて、直流送電路に流入する電力を減少させるものである。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００８】
【特許文献１】米国特許第８３０５７７８号明細書
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００９】
ところで、変換器はコストが高く信頼性が低いため、変換器を用いずに発電機をローカルグリッドに直接的に接続し、さらにローカルグリッドとグリッドとをＨＶＤＣシステムを介して接続した発電施設が提案されている。
しかしながら、特許文献１記載の方法は、発電機からの出力電流の最大値が変換器によって制限されることを前提としており、変換器を用いずに発電機をローカルグリッドに接続した発電施設に如何にして適用するのか不明である。仮に、発電機をローカルグリッドに直接的に接続した発電施設に特許文献１記載の方法を適用しようとすれば、ローカルグリッドの電圧低下の影響がローカルグリッドに直結された発電機に及ぶ。例えば、ローカルグリッドに接続される発電機が同期発電機であれば、ローカルグリッドの電圧低下に伴って同期発電機の端子電圧が低下し、同期発電機の同期化力が小さくなる。その結果、同期発電機の回転シャフトが加速されてしまい、同期発電機の脱調が起きるおそれがある。
【００１０】
本発明の少なくとも一実施形態の目的は、発電機に及ぶ影響を抑えながら、直流送電路の電圧上昇を抑制可能な発電施設及び発電施設の運転方法、並びに発電施設の制御装置を提供することである。
【課題を解決するための手段】
【００１１】
本発明の少なくとも一実施形態に係る発電施設は、
少なくとも一つの原動機と、
各々の前記原動機によって駆動されるように構成された少なくとも一つの発電機と、
各々の前記発電機が接続されるローカルグリッドと、
前記ローカルグリッドとグリッドとの間に設けられる直流送電路と、
前記ローカルグリッドからの交流電力を直流電力に変換して前記直流送電路に供給するための交直変換器と、
前記直流送電路からの前記直流電力を交流電力に変換して前記グリッドに供給するための直交変換器と、
前記直流送電路の電圧異常上昇時に前記ローカルグリッドにおける電圧を設定値以上に維持するように前記交直変換器を制御するための第１変換器制御部と、
前記直流送電路の電圧異常上昇時に前記原動機から前記発電機への機械的入力が低減されるように前記原動機を制御するための原動機制御部とを備える。
【００１２】
上記発電施設によれば、直流送電路の電圧が異常上昇したとき、第１変換器制御部による制御下で交直変換器がローカルグリッドの電圧を設定値以上に維持するので、ローカルグリッドに発電機が直接的に接続される場合であっても、発電機に及ぶ影響が抑制される。例えば、発電機が同期発電機の場合には、ローカルグリッドの電圧が設定値以上に維持されるため、同期発電機の同期化力がある程度確保され、同期発電機の脱調が起こりにくくなる。
また、直流送電路の電圧異常上昇時、原動機制御部によって原動機から発電機への機械的入力を低減するようにしたので、第１変換器制御部による交直変換器の制御によってローカルグリッドの電圧が設定値以上に維持されても、発電機から直流送電路に流入する電力が減少し、直流送電路の電圧上昇を抑制できる。
こうして、発電機−ローカルグリッド間の接続方式によらず、発電機に及ぶ影響を抑えながら、直流送電路の電圧上昇を抑制することができる。
【００１３】
幾つかの実施形態では、前記少なくとも一つの発電機は、前記ローカルグリッドに直結された複数の同期発電機を含み、上記発電施設は、前記直流送電路の電圧異常上昇時に各々の前記同期発電機の内部相差角の振動が抑制されるように前記交直変換器を制御するための第２変換器制御部をさらに備える。ここで、「直結された」とは、変換器を介さずにローカルグリッドに同期発電機が直接的に接続されていることを意味する。
第２変換器制御部の制御下で交直変換器が各々の同期発電機の内部相差角の振動を抑制することで、同期発電機の第二波動揺以降の定態安定度が向上する。
なお、超速応励磁制御を用いて同期発電機の第一波動揺を抑制して過渡安定度を向上させるとともに、超速応励磁制御によってかえって低下する第二波動揺以降の定態安定度を高めるためにＰＳＳ（Ｐｏｗｅｒ  Ｓｙｓｔｅｍ  Ｓｔａｂｉｌｉｚｅｒ）と称される界磁制御を行う技術が、蒸気タービンやガスタービンを用いた大規模な発電施設において確立されている。ところが、上述のようにローカルグリッドに複数の同期発電機が接続される場合、動揺減衰のために利用可能な個々の同期発電機の容量は比較的小さいため、ＰＳＳ制御による動揺減衰効果が十分に得られないことがある。また、ＰＳＳ制御は応答が比較的遅いため、このこともＰＳＳ制御の動揺減衰効果が限定的にしか得られないことの一因となり得る。この点、ローカルグリッドと直流送電路との間の交直変換器は比較的容量が大きく且つ応答が比較的速いため、上述のように第２変換器制御部によって交直変換器を制御すれば、ＰＳＳ制御によって同期発電機の界磁を制御する場合に比べて大きな定態安定度の向上効果を享受できる。
【００１４】
一実施形態では、前記第２変換器制御部は、前記ローカルグリッドにおける電流位相とずれた位相の電流を前記ローカルグリッドに供給するように前記交直変換器を制御する。
これにより、ローカルグリッドにおける電流位相とずれた位相の電流が交直変換器からローカルグリッドに供給され、同期発電機の内部相差角の振動が効果的に抑制される。
【００１５】
幾つかの実施形態では、上記発電施設は、前記直流送電路の電圧異常上昇時に有効電力を消費又は蓄積するための少なくとも一つの有効電力消費蓄積部をさらに備える。
これにより、原動機から発電機への機械的入力の低減によって余剰電力が減少することに加えて、少なくとも一つの有効電力消費蓄積部によって余剰電力が消費又は蓄積されるため、直流送電路における余剰電力が少なくなり、直流送電路の電圧上昇をより効果的に抑制できる。
【００１６】
幾つかの実施形態では、上記発電施設は、前記直流送電路の電圧が第１閾値Ｖｔｈ１を超えたときに前記交直変換器又は前記直交変換器の少なくとも一方をトリップさせるための第３変換器制御部をさらに備え、前記原動機制御部は、前記直流送電路の前記電圧が前記第１閾値Ｖｔｈ１以下、且つ、前記第１閾値Ｖｔｈ１よりも小さい第２閾値Ｖｔｈ２以上であるとき、前記機械的入力が低減されるように前記原動機を制御するように構成される。
これにより、交直変換器又は直交変換器のトリップの頻度が低くなり、発電施設の稼働率が向上する。
【００１７】
幾つかの実施形態では、前記少なくとも一つの原動機は、各々の前記発電機を駆動するための複数の洋上風車を含む。すなわち、幾つかの実施形態では、上記発電施設は、複数の洋上風車を原動機として備える。
【００１８】
本発明の少なくとも一実施形態に係る発電施設の運転方法は、
少なくとも一つの原動機と、各々の前記原動機によって駆動されるように構成された少なくとも一つの発電機と、各々の前記発電機が接続されるローカルグリッドと、前記ローカルグリッドとグリッドとの間に設けられる直流送電路と、前記ローカルグリッドからの交流電力を直流電力に変換して前記直流送電路に供給するための交直変換器と、前記直流送電路からの前記直流電力を交流電力に変換して前記グリッドに供給するための直交変換器とを含む発電施設の運転方法であって、
前記直流送電路の電圧異常上昇時に前記ローカルグリッドにおける電圧を設定値以上に維持するように前記交直変換器を制御する第１変換器制御ステップと、
前記直流送電路の電圧異常上昇時に前記原動機から前記発電機への機械的入力が低減されるように前記原動機を制御する原動機制御ステップとを備える。
【００１９】
上記運転方法では、直流送電路の電圧が異常上昇したとき、交直変換器の制御によってローカルグリッドの電圧が設定値以上に維持されるので、ローカルグリッドに発電機が直接的に接続される場合であっても発電機に及ぶ影響が抑制される。
また、直流送電路の電圧異常上昇時、原動機の制御によって原動機から発電機への機械的入力を低減するようにしたので、交直変換器の制御によってローカルグリッドの電圧が設定値以上に維持されても、発電機から直流送電路に流入する電力が減少し、直流送電路の電圧上昇を抑制できる。
こうして、発電機−ローカルグリッド間の接続方式によらず、発電機に及ぶ影響を抑えながら、直流送電路の電圧上昇を抑制することができる。
【００２０】
幾つかの実施形態では、前記少なくとも一つの発電機は、前記ローカルグリッドに直結された複数の同期発電機を含み、上記発電施設の運転方法は、前記直流送電路の電圧異常上昇時に各々の前記同期発電機の内部相差角の振動が抑制されるように前記交直変換器を制御する第２変換器制御ステップをさらに備える。
このように交直変換器の制御によって各々の同期発電機の内部相差角の振動を抑制することで、同期発電機の第二波動揺以降の定態安定度が向上する。
【００２１】
一実施形態では、前記第２変換器制御ステップでは、前記ローカルグリッドにおける電流位相とずれた位相の電流を前記ローカルグリッドに供給するように前記交直変換器を制御する。
これにより、ローカルグリッドにおける電流位相とずれた位相の電流が交直変換器からローカルグリッドに供給され、同期発電機の内部相差角の振動が効果的に抑制される。
【００２２】
幾つかの実施形態では、上記発電施設の運転方法は、前記直流送電路の電圧異常上昇時に有効電力を消費又は蓄積する有効電力消費蓄積ステップをさらに備える。
これにより、原動機から発電機への機械的入力の低減によって余剰電力が減少することに加えて、有効電力（余剰電力）が消費又は蓄積されるため、直流送電路における余剰電力が少なくなり、直流送電路の電圧上昇をより効果的に抑制できる。
【００２３】
幾つかの実施形態では、上記発電施設の運転方法は、前記直流送電路の電圧が第１閾値Ｖｔｈ１を超えたときに前記交直変換器又は前記直交変換器の少なくとも一方をトリップさせる変換器保護ステップをさらに備え、前記原動機制御ステップでは、前記直流送電路の前記電圧が前記第１閾値Ｖｔｈ１以下、且つ、前記第１閾値Ｖｔｈ１よりも小さい第２閾値Ｖｔｈ２以上であるとき、前記機械的入力が低減されるように前記原動機を制御する。
これにより、交直変換器又は直交変換器のトリップの頻度が低くなり、発電施設の稼働率が向上する。
【００２４】
本発明の少なくとも一実施形態に係る発電施設の制御装置は、
少なくとも一つの原動機と、各々の前記原動機によって駆動されるように構成された少なくとも一つの発電機と、各々の前記発電機が接続されるローカルグリッドと、前記ローカルグリッドとグリッドとの間に設けられる直流送電路と、前記ローカルグリッドからの交流電力を直流電力に変換して前記直流送電路に供給するための交直変換器と、前記直流送電路からの前記直流電力を交流電力に変換して前記グリッドに供給するための直交変換器とを含む発電施設の制御装置であって、
前記直流送電路の電圧異常上昇時に前記ローカルグリッドにおける電圧を設定値以上に維持するように前記交直変換器を制御するための第１変換器制御部と、
前記直流送電路の電圧異常上昇時に前記原動機から前記発電機への機械的入力が低減されるように前記原動機を制御するための原動機制御部とを備える
【００２５】
上記制御装置では、直流送電路の電圧が異常上昇したとき、ローカルグリッドの電圧を設定値以上に維持されるように第１変換器制御部が交直変換器を制御するので、ローカルグリッドに発電機が直接的に接続される場合であっても発電機に及ぶ影響が抑制される。
また、直流送電路の電圧異常上昇時、原動機から発電機への機械的入力が低減されるように原動機制御部が原動機を制御するので、第１変換器制御部による交直変換器の制御によってローカルグリッドの電圧が設定値以上に維持されても、発電機から直流送電路に流入する電力が減少し、直流送電路の電圧上昇を抑制できる。
こうして、発電機−ローカルグリッド間の接続方式によらず、発電機に及ぶ影響を抑えながら、直流送電路の電圧上昇を抑制することができる。
【発明の効果】
【００２６】
本発明の少なくとも一実施形態によれば、発電機−ローカルグリッド間の接続方式によらず、発電機に及ぶ影響を抑えながら、直流送電路の電圧上昇を抑制することができる。
【図面の簡単な説明】
【００２７】
【図１】一実施形態に係る発電施設の全体構成を示す図である。
【図２】一実施形態に係る発電装置を示す図である。
【図３】一実施形態に係る原動機制御部を示すブロック図である。
【図４】一実施形態に係る発電装置の運転方法を示すフローチャートである。
【図５】実施形態に係る発電施設における系統事故の発生前後の各パラメータの経時変化の一例を示すグラフである。
【発明を実施するための形態】
【００２８】
以下、添付図面に従って本発明の実施形態について説明する。ただし、この実施形態に記載されている構成部品の寸法、材質、形状、その相対的配置等は、特定的な記載がない限り本発明の範囲をこれに限定する趣旨ではなく、単なる説明例にすぎない。
【００２９】
図１は、一実施形態に係る発電施設の全体構成を示す図である。
同図に示すように、発電施設１は、少なくとも一つの発電装置１０と、各々の発電装置１０が接続されるローカルグリッド２と、ローカルグリッド２とグリッド１００との間に設けられるＨＶＤＣ２０とを備える。
【００３０】
図１に示す例示的な実施形態では、ローカルグリッド２は、Ｎ個（Ｎは１以上の整数）の発電装置１０にそれぞれ接続されるＮ本のケーブル２Ａと、バス４を介してＮ本のケーブル２Ａに接続される１本のケーブル２Ｂとを含んでいる。また、ローカルグリッド２は、Ｎ本のケーブル２Ａにそれぞれ接続される昇圧器３と、１本のケーブル２Ｂに接続されるサブステーション変圧器６とを含む。さらに、ローカルグリッド２には、高調波フィルタ７Ａや、インターコネクティング・リアクトル８Ａが設けられていてもよい。
【００３１】
図１に示すように、ＨＶＤＣ２０は、直流送電路２２と、直流送電路２２の両側に設けられる一対のＶＳＣ（Ｖｏｌｔａｇｅ  Ｓｏｕｒｃｅ  Ｃｏｎｖｅｒｔｅｒ）とを含む。ローカルグリッド２側のＶＳＣは、ローカルグリッド２からの交流電力を直流電力に変換する交直変換器（送り出し変換器；ＳＥＣ）２４である。一方、グリッド１００側のＶＳＣは、ＳＥＣ２４側から受け取った直流電力を交流電力に変換してグリッド１００に供給する直交変換器（受け取り変換器；ＲＥＣ）２６である。
なお、ＲＥＣ２６とグリッド１００との間には、高調波フィルタ７Ｂや、インターコネクティング・リアクトル８Ｂが設けられていてもよい。
【００３２】
図１に示す例示的な実施形態では、Ｎ個の発電装置１０にそれぞれ接続されるＮ本のケーブル２Ａをバス４によって１本に集約したケーブル２Ｂが１個のＳＥＣ（交直変換器）２４に接続される。
この場合、Ｎ個の発電装置１０からの交流電力は、ローカルグリッド２（ケーブル２Ａ、バス４及びケーブル２Ｂ）を介して１個の交直変換器２４に供給され、１個の交直変換器２４において直流電力に変換される。そして、１個の交直変換器２４からの直流電力が直流送電路２２を介して１個の直交変換器２６に供給され、１個の直交変換器２６において交流電力に変換されてグリッド１００に送られる。
【００３３】
他の実施形態では、ローカルグリッド２は、Ｎ個の発電装置１０にそれぞれ接続されるＮ本のケーブルであり、各ケーブルが交直変換器２４を介して直流送電路２２に接続される。すなわち、ローカルグリッド２のＮ本のケーブルは、ハブによって１本のケーブルに集約されることなく、Ｎ本のケーブルに対してそれぞれ設けられたＮ個の交直変換器２４を介して直流送電路２２に接続される。
この場合、Ｎ個の発電装置１０からの交流電力は、ローカルグリッド２（Ｎ本のケーブル）を介してＮ個の交直変換器２４に供給され、Ｎ個の交直変換器２４においてそれぞれ直流電力に変換される。そして、Ｎ個の交直変換器２４からの直流電力が直流送電路２２を介して１個の直交変換器２６に供給され、１個の直交変換器２６において交流電力に変換されてグリッド１００に送られる。
【００３４】
各々の発電装置１０は、原動機１１と、原動機１１によって駆動される発電機１２とを含む。原動機１１は、例えば、燃料の燃焼エネルギーを出力軸の回転エネルギーに変換するディーゼルエンジン等の内燃機関、風エネルギーを自らの回転エネルギーに変換する風車ロータ、河流エネルギー又は潮流エネルギーを自らの回転エネルギーに変換する水車ロータを含む。
【００３５】
図２は、一実施形態に係る発電装置１０を示す図である。
同図に示すように、幾つかの実施形態では、各発電装置１０は、風エネルギーや河流エネルギー又は潮流エネルギーを受けて回転するロータ６３と、ロータ６３に接続されるドライブトレイン６４と、ドライブトレイン６４を介して伝達されるロータ６３の回転エネルギーを電力エネルギーに変換する発電機１２とを有する。この場合、ロータ６３とドライブトレイン６４によって原動機１１が構成される。
【００３６】
一実施形態では、図２に示すように、各々の発電装置１０の発電機１２はローカルグリッド２に接続された同期発電機であり、各同期発電機１２は、インバータやコンバータ等の変換器を介さずにローカルグリッド２（具体的にはケーブル２Ａ）に直接的に接続される。
【００３７】
また、幾つかの実施形態では、図２に示すように、ドライブトレイン６４は、ロータ６３によって駆動される可変容量型であってもよい油圧ポンプ６４Ａと、油圧ポンプ６４Ａで生成された圧油によって駆動される可変容量型の油圧モータ６４Ｂとを備える。油圧ポンプ６４Ａ及び油圧モータ６４Ｂの押しのけ容積は、それぞれ、ポンプ制御部６７Ａとモータ制御部６７Ｂとによって制御される。油圧ポンプ６４Ａ及び油圧モータ６４Ｂは、高圧油ライン６４Ｃと低圧油ライン６４Ｄを介して互いに接続されている。そのため、油圧ポンプ６４Ａから吐出された作動油（高圧油）は高圧油ライン６４Ｃを介して油圧モータ６４Ｂに供給され、油圧モータ６４Ｂで仕事をした後の作動油（低圧油）は低圧油ライン６４Ｄを介して油圧ポンプ６４Ａに戻される。なお、低圧油ライン６４Ｄには、作動油が貯留されたオイルタンクを接続してもよい。一実施形態では、高圧油ライン６４Ｃにはアキュムレータ６４Ｅが接続される。アキュムレータ６４Ｅは、高圧油ライン６４Ｃにおける脈動を防止したり、油圧ポンプ６４Ａで生成された高圧油を蓄積したり、油圧ポンプ６４Ａの吐出量と油圧モータ６４Ｂの吸込み量との差を吸収したりする役割を有する。
なお、発電装置１０は、同期発電機１２の界磁巻線に界磁電流を供給するための励磁機６６を有し、励磁機６６は励磁機制御部６９によって制御可能に構成されていてもよい。
【００３８】
他の実施形態では、各々の発電装置１０の発電機１２は同期発電機（例えばＰＭＧ同期発電機）であり、同期発電機１２はドライブトレイン６４を介さずにロータ６３に直接的に接続される。この場合、同期発電機１２はＡＣ−ＤＣ−ＡＣリンクを介してローカルグリッド２に接続されてもよい。
さらに別の実施形態では、各々の発電装置１０の発電機１２は二次巻線誘導発電機であり、発電機１２の固定子巻線がローカルグリッド２に直接接続され、発電機１２の回転子巻線はＡＣ−ＤＣ−ＡＣコンバータを介してローカルグリッド２に接続される。この場合、ロータ６３と発電機１２との間には、歯車式の増速機を含むドライブトレイン６４が設けられてもよい。
【００３９】
なお、ロータ６３のブレードは、図２に示すように、ピッチ制御部６８による制御下で作動するピッチ制御機構によってピッチ角の調節が可能になっていてもよい。
【００４０】
幾つかの実施形態では、発電装置１０は洋上風力発電装置である。すなわち、原動機１１は、洋上に設置された風車のロータ６３を含む。
この場合、洋上に設置される風力発電装置１０及び変圧器３と、洋上サブステーションに設置されるサブステーション変圧器６との間に設けられるケーブル２Ａ，２Ｂは海底ケーブルで構成してもよい。また、洋上サブステーションに設けられるＳＥＣ２４と、陸上に設けられるＲＥＣ２６との間の直流送電路２２も海底ケーブルで構成してもよい。
【００４１】
発電施設１では、グリッド１００や直流送電路２２で短絡、地絡、断線等の事故が発生すると、ＲＥＣ２６からグリッド１００に送電可能な電力量ＰＲＥＣが瞬時に減少し、発電施設１とグリッド１００間での電力の需給バランスが崩れる。すなわち、発電施設１から直流送電路２２を介してグリッド１００に送電可能な電力ＰＲＥＣを上回る電力ＰＳＥＣが発電装置１０によって生成され、この電力ＰＳＥＣがＳＥＣ２４を介して直流送電路２２に流入する。こうして生じる直流送電路２２における余剰電力ΔＰ（＝ＰＳＥＣ−ＰＲＥＣ）は、直流送電路２２における電圧上昇を招く。
なお、図１には、グリッド１００側で事故１０２が起きた例を示している。
【００４２】
そこで、幾つかの実施形態では、発電施設１は、直流送電路２２における電圧上昇を抑制するように機能する制御装置３０を備える。制御装置３０は、第１変換器制御部４０および原動機制御部５０を含む。
なお、制御装置３０の各要素は同一場所に設けられている必要はなく、幾つかの要素が他の要素と異なる場所に設けられていてもよい。例えば、制御装置３０の各要素は同一の制御盤に設けられていてもよいし、制御装置３０の各要素が複数の制御盤に分散して設けられていてもよい。また、原動機制御部５０は、各発電装置１０に対して個別に設けられたＮ個の制御盤にそれぞれ設けられていてもよい。さらに、発電施設１が複数の交直変換器（ＳＥＣ）２４を有する場合、第１変換器制御部４０は、各交直変換器２４に対して個別に設けられた複数の制御盤にそれぞれ設けられていてもよい。
【００４３】
第１変換器制御部４０は、直流送電路２２の電圧ＶＤＣの異常上昇時にローカルグリッド２における電圧（ＳＥＣ２４の交流側電圧ＶＳＥＣ）を設定値以上に維持するようにＳＥＣ（交直変換器）２４を制御する。例えば、ローカルグリッド２の電圧は、第１変換器制御部４０によるＳＥＣ２４の制御によって、直流送電路２２の電圧異常上昇発生前におけるローカルグリッド２の電圧値で一定に維持されてもよい。
【００４４】
一実施形態では、第１変換器制御部４０は、電圧検出器３４で直接計測した直流送電路２２の電圧ＶＤＣが閾値を超えたときにＳＥＣ２４の制御を開始する。
他の実施形態では、電圧検出器３４で直接計測した直流送電路２２の電圧ＶＤＣに替えて、あるいは、電圧検出器３４で直接計測した直流送電路２２の電圧ＶＤＣに加えて直流送電路２２の電圧異常上昇の指標である他の情報に基づいて第１変換器制御部４０によるＳＥＣ２４の制御が開始される。
【００４５】
一実施形態では、第１変換器制御部４０は、直流送電路２２の電圧異常上昇の発生を示す信号を異常判定部３２から受け取ったときにＳＥＣ２４の制御を開始する。
異常判定部３２は、電圧検出器３４，３５，３６から取得した電圧情報（直流送電路２２の電圧ＶＤＣ、ＲＥＣ２６の交流側電圧ＶＲＥＣ、グリッド１００の電圧ＶＧｒｉｄ等）、または、変換所、給電指令所、変電所、制御所等から取得した遮断器の開閉状態を含む事故に関する情報に基づいて直流送電路２２の電圧異常上昇の発生の有無を判定してもよい。
例えば、直流送電路２２の電圧ＶＤＣ、ＲＥＣ２６の交流側電圧ＶＲＥＣ、グリッド１００の電圧ＶＧｒｉｄにそれぞれ正常範囲を予め設定しておき、全ての電圧検出値ＶＤＣ，ＶＲＥＣ，ＶＧｒｉｄが正常範囲を逸脱したときに直流送電路２２の電圧異常上昇が発生したと判定してもよいし（ＡＮＤ条件）、何れかの電圧検出値が正常範囲を逸脱したときに直流送電路２２の電圧異常上昇が発生したと判定してもよい（ＯＲ条件）。あるいは、直流送電路２２の電圧ＶＤＣ、ＲＥＣ２６の交流側電圧ＶＲＥＣ、グリッド１００の電圧ＶＧｒｉｄのそれぞれの値の正常範囲からの逸脱の有無、遮断器の開閉状態などのｉ個（ｉは２以上の整数）の条件のうちｊ個（ただしｊ＜ｉ）の条件が成立したときに直流送電路２２の電圧異常上昇が発生したと判定してもよい。
【００４６】
このように、直流送電路２２の電圧が異常上昇すると、第１変換器制御部４０による制御下でＳＥＣ２４がローカルグリッド２の電圧を設定値以上に維持するので、変換器を介さずにローカルグリッド２に発電機１２が直接的に接続される場合であっても、発電機１２に及ぶ影響が抑制される。
例えば、発電機１２が同期発電機の場合には、電力ＰＲＥＣの減少に応じて電力ＰＲＥＣを低下させることを目的としてローカルグリッド２の電圧を下げると、同期発電機の脱調のおそれが生じる。これに対し、上述の実施形態では、ＳＥＣ２４の制御によってローカルグリッド２の電圧を設定値以上に積極的に維持するため、同期発電機の同期化力がある程度確保され、同期発電機の脱調が起こりにくくなる。
【００４７】
なお、第１変換器制御部４０によるＳＥＣ２４の上記制御によって同期発電機の同期化力がある程度確保されるため、同期発電機１２の界磁制御（励磁機制御部６９による励磁機６６の制御）は通常運転時と同じ制御（端子電圧、力率及び無効電力の一定制御）であってもよい。あるいは、同期発電機１２の同期化力をより一層強めて同期発電機１２の過渡安定度を向上させる観点から、励磁機制御部６９によって励磁機６６を制御して同期発電機１２の界磁電流を増加させてもよい。さらに、同期発電機１２の定態安定度を向上させる観点から、励磁機制御部６９によってＰＳＳ制御を行うようにしてもよい。
【００４８】
一方、原動機制御部５０は、直流送電路２２における電圧ＶＤＣの異常上昇時に、原動機１１から発電機１２への機械的入力が低減されるように原動機１１を制御する。
【００４９】
一実施形態では、原動機制御部５０は、電圧検出器３４で直接計測した直流送電路２２の電圧ＶＤＣが閾値を超えたときに原動機１１の機械的入力の低減制御を開始する。
他の実施形態では、電圧検出器３４で直接計測した直流送電路２２の電圧ＶＤＣに替えて、あるいは、電圧検出器３４で直接計測した直流送電路２２の電圧ＶＤＣに加えて直流送電路２２の電圧異常上昇の指標である他の情報に基づいて原動機制御部５０による原動機１１の機械的入力の低減制御が開始される。
【００５０】
一実施形態では、原動機制御部５０は、直流送電路２２の電圧異常上昇の発生を示す信号を異常判定部３２から受け取ったときに原動機１１の機械的入力の低減制御を開始する。異常判定部３２の具体的構成は上述のとおりである。
【００５１】
幾つかの実施形態では、原動機制御部５０は、各々の発電装置１０の運転状態（発電量など）、ローカルグリッド２の電圧（ＳＥＣ２４の交流側電圧ＶＳＥＣ）、事故１０２の程度やその指標（直流電圧ＶＤＣの上昇レート又は絶対値、交流電圧ＶＲＥＣ，ＶＧｒｉｄの低下量、交流周波数の変化量）の少なくとも一つに基づき決定される目標値に、原動機１１による機械的入力を調節する。
この際、発電機１２が同期発電機であれば、同期発電機１２の動揺を抑制するために原動機５０によって原動機１１を細やかに制御して、原動機１１による機械的入力を高速で増減してもよい。すなわち、原動機１１の機械的入力の目標値を上下させ、原動機１１の制御によって同期発電機１２の動揺を積極的に抑制してもよい。
【００５２】
原動機制御部５０の制御対象は原動機１１の全部又は一部であり、発電装置１０が図２に示す構成を有する場合、原動機制御部５０の直接的な制御対象は油圧モータ６４Ｂであってもよい。すなわち、原動機１１が、図２に示すように、ロータ６３と、ロータ６３によって駆動される可変容量型であってもよい油圧ポンプ６４Ａと、油圧ポンプ６４Ａで生成された圧油によって駆動される可変容量型の油圧モータ６４Ｂとを含む場合、原動機制御部５０は油圧モータ６４Ｂの押しのけ容積を調節して発電機１２への機械的入力を低減してもよい。この場合、モータ制御部６７Ｂが原動機制御部５０として機能するように構成されていてもよい。
また、原動機制御部５０によって油圧モータ６４Ｂの押しのけ容積が変更されると、油圧ポンプ６４Ａの吐出量と油圧モータ６４Ｂの吸込み量とに差が生じ、高圧油ライン６４Ｃにおける作動油の圧力に変動が生じる。そのため、原動機制御部５０による油圧モータ６４Ｂの制御に伴い、高圧油ライン６４Ｃにおける作動油の圧力を許容範囲内に収めるようにポンプ制御部６７Ａが油圧ポンプ６４Ａの制御を行ってもよい。なお、アキュムレータ６４Ｅは、油圧ポンプ６４Ａの吐出量と油圧モータ６４Ｂの吸込み量との差を吸収することで、高圧油ライン６４Ｃにおける作動油の圧力変動の抑制に寄与する。
さらに、ポンプ制御部６７Ａによって油圧ポンプ６４Ａの押しのけ容積が変更されると、ロータ６３の回転数に変動が生じる。そのため、ポンプ制御部６４Ａによる油圧ポンプ６４Ａの制御に伴い、ロータ６３の回転数が許容範囲内に収まるようにピッチ制御部６８がピッチ制御機構を制御してロータ６３のブレードのピッチ角を調節してもよい。
【００５３】
図３は、一実施形態に係る原動機制御部５０を示すブロック図である。同図に示す例示的な実施形態では、原動機制御部５０は、原動機１１から発電機１２に入力される機械的トルクの低減量（トルク低減量）を決定するためのトルク低減ロジック５２と、トルク低減ロジック５２で決定されたトルク低減量に基づいて原動機１１の出力を調節するガバナ５４とを備える。
【００５４】
幾つかの実施形態では、トルク低減量決定部５２は、直流送電路２２又はグリッド１００の電圧や周波数を含む事故情報に基づいてトルク低減量Ｔｍ＿ｒｅｄを決定する。この際、トルク低減ロジック５２は、ＳＥＣ２４からグリッド１００側に送り出すことができる電力ＰＲＥＣを事故情報から推定し、該推定した電力ＰＲＥＣと同等の電力が発電装置１０全体で生成されるように各々の原動機１１のトルク低減量Ｔｍ＿ｒｅｄを決定してもよい。
【００５５】
一実施形態では、ガバナ５４は、通常運転時におけるトルク要求値を決定するためのロジックで決定された通常トルク要求値Ｔｍ＿ｎｏｒｍからトルク低減量Ｔｍ＿ｒｅｄを差し引いて得られるトルク目標値Ｔｍ＊が実現されるように原動機１１を制御する。なお、トルク目標値Ｔｍ＊は、減算器５６によって算出可能である。
この場合、通常運転時におけるトルク要求値を決定するためのロジックにトルク低減ロジック５２を追加するだけで、直流送電路２２の電圧異常上昇における原動機１１の機械的入力の低減制御を行うことができる。
【００５６】
このように、直流送電路２２の電圧異常上昇時、原動機制御部５０によって原動機１１から発電機１２への機械的入力を低減するようにしたので、第１変換器制御部４０によるＳＥＣ２４の制御によってローカルグリッド２の電圧が設定値以上に維持されても、発電装置１０から直流送電路２２に流入する電力が減少し、直流送電路２２の電圧上昇を抑制できる。
【００５７】
また、発電機１２が同期発電機である場合、幾つかの実施形態では、制御装置３０は、図１に示すように、直流送電路２２の電圧異常上昇時に各同期発電機１２の内部相差角の振動が抑制されるようにＳＥＣ（交直変換器）２４を制御するための第２変換器制御部４２をさらに備える。
第２変換器制御部４２の制御下でＳＥＣ２４が同期発電機１２の内部相差角の振動を抑制することで、同期発電機１２の第二波動揺以降の定態安定度が向上する。
【００５８】
なお、サイリスタを用いた超速応励磁制御によって同期発電機の励磁機を制御することで同期発電機の第一波動揺を抑制して過渡安定度を向上させるとともに、超速応励磁制御によってかえって低下する第二波動揺以降の定態安定度を高めるためにＰＳＳ（Ｐｏｗｅｒ  Ｓｙｓｔｅｍ  Ｓｔａｂｉｌｉｚｅｒ）制御を行う技術が、蒸気タービンやガスタービンを用いた大規模な発電施設において確立されている。
ところが、ローカルグリッド２に複数の同期発電機１２が接続される場合、動揺減衰のために利用可能な個々の同期発電機１２の容量は相対的に小さいため、ＰＳＳ制御による動揺減衰効果が十分に得られないことがある。また、ＰＳＳ制御は応答が比較的遅いため、このこともＰＳＳ制御の動揺減衰効果が限定的にしか得られないことの一因となり得る。
この点、ローカルグリッド２と直流送電路２２との間の交直変換器２４は比較的容量が大きく且つ応答が比較的速いため、上述のように第２変換器制御部４２によって交直変換器２４を制御すれば、ＰＳＳ制御によって同期発電機１２の界磁を制御する場合に比べて大きな定態安定度の向上効果を享受できる。
【００５９】
一実施形態では、第２変換器制御部４２は、ローカルグリッド２における電流位相とずれた位相の電流をローカルグリッド２に供給するようにＳＥＣ（交直変換器）２４を制御する。この際、第２変換器制御部４２は、電流計測器３７から取得したローカルグリッドにおける電流（交流側電流ＩＳＥＣ）に基づいてＳＥＣ２４を制御してもよい。
これにより、ローカルグリッド２における電流位相とずれた位相の電流がＳＥＣ２４からローカルグリッド２に供給され、同期発電機１２の内部相差角の振動が効果的に抑制される。
【００６０】
なお、発電施設１が複数の交直変換器（ＳＥＣ）２４を有する場合、第２変換器制御部４２は、各交直変換器２４に対して個別に設けられた複数の制御盤にそれぞれ設けられていてもよい。
【００６１】
さらに、幾つかの実施形態では、制御装置３０は、図１に示すように、直流送電路２２の電圧ＶＤＣが第１閾値Ｖｔｈ１を超えたときにＳＥＣ２４又はＲＥＣ２６の少なくとも一方をトリップさせるための第３変換器制御部４４を備える。そして、原動機制御部５０は、直流送電路２２の電圧ＶＤＣが第１閾値Ｖｔｈ１以下、且つ、第１閾値Ｖｔｈ１よりも小さい第２閾値Ｖｔｈ２以上であるとき、原動機１１の機械的入力の低減制御を行う。
これにより、ＳＥＣ２４又はＲＥＣ２６のトリップの頻度が低くなり、発電施設１の稼働率が向上する。
【００６２】
また、幾つかの実施形態では、発電施設１は、図１に示すように、直流送電路２２の電圧異常上昇時に有効電力を消費又は蓄積するための少なくとも一つの有効電力消費蓄積部７０をさらに備える。有効電力消費蓄積部７０は、例えば、制動抵抗器、海洋生物付着防止装置、蓄電池等である。
これにより、原動機１１から発電機１２への機械的入力の低減によって余剰電力が減少することに加えて、少なくとも一つの有効電力消費蓄積部７０によって余剰電力が消費又は蓄積されるため、直流送電路２２における余剰電力が少なくなり、直流送電路２２の電圧上昇をより効果的に抑制できる。
なお、発電装置１０が風力発電装置、河流発電装置または潮流発電装置である場合、海水又は河水を液体抵抗として使用した制動抵抗器を有効電力消費蓄積部７０として用いてもよいし、有効電力消費蓄積部７０としての制動抵抗器を冷却するために海水又は河水を用いてもよい。
【００６３】
一実施形態では、第２変換器制御部４２の制御下でのＳＥＣ２４による動揺減衰制御に替えて、あるいは、ＳＥＣ２４による動揺減衰制御に加えて、直流送電路２２に流入する電力の変動が抑制されるように有効電力消費蓄積部７０における有効電力の消費量又は蓄積量を調節する。
【００６４】
次に、発電施設１の運転方法について説明する。図４は、一実施形態に係る発電装置１の運転方法を示すフローチャートである。
【００６５】
一実施形態では、図４に示すように、まず、ステップＳ２において、直流送電路２２の電圧ＶＤＣが第１閾値Ｖｔｈ１を超えたか否かを判定する。直流送電路２２の電圧ＶＤＣが第１閾値Ｖｔｈ１を超えた場合（ステップＳ２のＹＥＳ判定）、ステップＳ４に進んで、ＳＥＣ２４又はＲＥＣ２６の少なくとも一方をトリップさせる。一方、直流送電路２２の電圧ＶＤＣが第１閾値Ｖｔｈ１以下である場合（ステップＳ２のＮＯ判定）、ステップＳ６に進む。
他の実施形態では、ステップＳ２及びＳ４を省略し、ステップＳ６〜ステップＳ１４を行う。
【００６６】
ステップＳ６では、直流送電路２２の電圧異常上昇の発生の有無を判断する。ステップＳ２を経てステップＳ６を行う場合、第１閾値Ｖｔｈ１よりも小さい第２閾値Ｖｔｈ２以上であるか否かを判定してもよい。
一実施形態では、電圧検出器３４，３５，３６から取得した電圧情報（直流送電路２２の電圧ＶＤＣ、ＲＥＣ２６の交流側電圧ＶＲＥＣ、グリッド１００の電圧ＶＧｒｉｄ等）、または、変換所、給電指令所、変電所、制御所等から取得した遮断器の開閉状態を含む事故情報に基づいて直流送電路２２の電圧異常上昇の発生の有無を判定する。
直流送電路２２の電圧異常上昇が発生していなければ（ステップＳ６のＮＯ判定）、ステップＳ２に戻り、直流送電路２２の電圧ＶＤＣが第１閾値Ｖｔｈ１を超えたか否かを再び判定する。一方、直流送電路２２の電圧異常上昇が発生したと判定されれば（ステップＳ６のＹＥＳ判定）、ステップＳ８に進む。
【００６７】
ステップＳ８では、ローカルグリッド２における電圧（ＳＥＣ２４の交流側電圧ＶＳＥＣ）を設定値以上に維持するようにＳＥＣ２４を制御する。例えば、ローカルグリッド２の電圧は、ＳＥＣ２４の制御によって、直流送電路２２の電圧異常上昇発生前におけるローカルグリッド２の電圧値で一定に維持してもよい。
【００６８】
そして、ステップＳ１０では、原動機１１を制御して、原動機１１から発電機１２への機械的入力を低減する。
幾つかの実施形態では、ステップＳ１０において、各々の発電装置１０の運転状態（発電量など）、ローカルグリッド２の電圧（ＳＥＣ２４の交流側電圧ＶＳＥＣ）、事故１０２の程度やその指標（直流電圧ＶＤＣの上昇レート又は絶対値、交流電圧ＶＲＥＣ，ＶＧｒｉｄの低下量、交流周波数の変化量）の少なくとも一つに基づき決定される目標値に、原動機１１による機械的入力を調節する。
発電装置１０が図２に示す構成を有する場合、ステップＳ１０において、発電機１２を駆動するように構成された油圧モータ６４Ｂの押しのけ容積を調節して油圧モータ６４Ｂから発電機１２への機械的入力を低減してもよい。また、油圧モータ６４Ｂの押しのけ容積の調節に併せて、高圧油ライン６４Ｃにおける作動油の圧力を許容範囲内に収めるように油圧ポンプ６４Ａの制御を行ってもよい。さらに、油圧ポンプ６４Ａの押しのけ容積の調節に併せて、ロータ６３の回転数が許容範囲内に収まるようにピッチ制御機構を制御してロータ６３のブレードのピッチ角を調節してもよい。
【００６９】
また、幾つかの実施形態では、図２に示すように発電装置１０はローカルグリッド２に直結された複数の同期発電機１２を含み、直流送電路２２の電圧異常上昇時に各々の同期発電機１２の内部相差角の振動が抑制されるようにＳＥＣ２４を制御する（図４におけるステップＳ１２）。
一実施形態では、ステップＳ１２において、ローカルグリッド２における電流位相とずれた位相の電流をローカルグリッド２に供給するようにＳＥＣ２４を制御する。
【００７０】
また、幾つかの実施形態では、発電施設１が少なくとも一つの有効電力消費蓄積部７０を有し、直流送電路２２の電圧異常上昇時に有効電力（余剰電力）を有効電力消費蓄積部７０によって消費又は蓄積する（ステップＳ１４）。
一実施形態では、ステップＳ１２におけるＳＥＣによる動揺減衰制御に替えて、あるいは、ＳＥＣ２４による動揺減衰制御に加えて、ステップＳ１４において、直流送電路２２に流入する電力の変動が抑制されるように有効電力消費蓄積部７０における有効電力の消費量又は蓄積量を調節する。
【００７１】
なお、図４に示す例示的な実施形態では、ステップＳ８，Ｓ１０，Ｓ１２，Ｓ１４が順次行われるが、他の実施形態では、これらのうち少なくとも幾つかのステップは同時に行ってもよいし、これらのステップは適宜順番を入れ替えてもよい。
【００７２】
図５は、実施形態に係る発電施設１における事故１０２の発生前後の各パラメータの経時変化の一例を示すグラフである。
図５に示すように、実施形態に係る発電施設１の場合、時刻ｔ０において系統事故が発生してＲＥＣ２６からグリッド１００側に供給できる電力ＰＲＥＣがグリッド電圧ＶＧｒｉｄとともに急減すると、直流送電路２２において余剰電力が発生し、直流送電路２２における電圧ＶＤＣが異常上昇する。直流送電路２２における電圧異常上昇に応じて、制御装置３０の第１変換器制御部４０及び原動機制御部５０による制御が開始される。すなわち、第１変換器制御部４０によるＳＥＣ２４の制御によってローカルグリッド２の電圧（ＳＥＣ２４の交流側電圧ＶＳＥＣ）が設定値以上に維持されるとともに、原動機制御部５０による原動機１１の制御によって発電機１２に入力される機械的トルクＴｍが低減される。なお、図５に示す例では、第１変換器制御部４０によるＳＥＣ２４の制御によって電圧ＶＳＥＣが事故１０２の発生前の値で一定に維持されている。
このように、直流送電路２２の電圧異常上昇時にローカルグリッド２の電圧が設定値以上に維持されるので、同期発電機１２の同期化力がある程度確保される。よって、同期発電機１２の内部相差角の振動に起因した同期発電機１２の回転数ωの変動が多少起きるものの、同期発電機１２の脱調は防止される。
また、直流送電路２２の電圧異常上昇時に原動機１１から同期発電機１２に入力される機械的トルクＴｍが低減されるので、第１変換器制御部４０によるＳＥＣ２４の制御によってローカルグリッド２の電圧が設定値以上に維持されても、同期発電機１２から直流送電路２２に流入する電力が減少し、直流送電路２２の電圧上昇を抑制できる。なお、同期発電機１２の内部相差角の振動に起因した同期発電機１２の電磁トルクＴｅの変動が生じるため、ＳＥＣ２４を介して直流送電路２２に供給される電力ＰＳＥＣにも変動が起きるが、第２変換器制御部４２によるＳＥＣ２４の制御によって同期発電機１２の定態安定度を向上させれば、電力ＰＳＥＣにも変動は抑制できる。
なお、図５に示す例では、機械的トルクＴｍの細やかな調節は行っていないが、同期発電機１２の動揺を抑制するために原動機制御部５０によって原動機１１を制御して機械的トルクＴｍを細やかに調節してもよい。
【００７３】
以上、本発明の実施形態について詳細に説明したが、本発明はこれに限定されず、本発明の要旨を逸脱しない範囲において、各種の改良や変形を行ってもよく、上述した実施形態のうち複数を適宜組み合わせてもよい。
【符号の説明】
【００７４】
１            発電施設
２            ローカルグリッド
３            昇圧器
４            バス
６            サブステーション変圧器
１０          発電装置
１１          原動機
１２          発電機
２０          ＨＶＤＣ（高圧直流システム）
２２          直流送電路
２４          ＳＥＣ（交直変換器）
２６          ＲＥＣ（直交変換器）
３０          制御装置
３２          異常判定部
４０          第１変換器制御部
４２          第２変換器制御部
４４          第３変換器制御部
５０          原動機制御部
５２          トルク低減ロジック
５４          ガバナ
５６          減算器
６３          ロータ
６４          ドライブトレイン
６４Ａ        油圧ポンプ
６４Ｂ        油圧モータ
６４Ｃ        高圧油ライン
６４Ｄ        低圧油ライン
６４Ｅ        アキュムレータ
６６          励磁機
６７Ａ        ポンプ制御部
６７Ｂ        モータ制御部
６８          ピッチ制御部
６９          励磁機制御部
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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