(57)【要約】【課題】水車と連結した発電機と電力系統が周波数変換装置およびバイパス遮断器を介して連系する一次励磁方式の水力発電システムにおいて、バイパス遮断器閉極時の電力動揺の防止および高速な電圧同期を両立するすること。【解決手段】周波数変換装置を介して電力系統に連系しており水車と連結した発電機と、周波数変換装置の２つの交流出力端子を短絡するバイパス遮断器と、周波数変換装置とバイパス遮断器を制御する制御装置と、バイパス遮断器両端の２つの交流電圧を検出する電圧検出器から構成される水力発電システムにおいて、制御装置は、バイパス遮断器を開極から閉極へ切り替える際、バイパス遮断器の両端の２つの交流電圧振幅および２つの電圧位相が一致する方向に周波数変換装置の出力電圧を調整し、バイパス遮断器の両端の２つの交流電圧の振幅差・位相差が一定値以内になると、バイパス遮断器を閉極するための閉極指令を出力する。【選択図】図１
2019092270.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
２つの交流出力端子が設けられた周波数変換装置と、
前記周波数変換装置を介して電力系統に連系する水車発電機と、
前記周波数変換装置における前記２つの交流出力端子を短絡する両端が設けられたバイパス遮断器と、
前記周波数変換装置および前記バイパス遮断器を制御する制御装置と、
前記バイパス遮断器の両端の２つの交流電圧を検出する電圧検出器と、を備え、
前記制御装置は、
前記バイパス遮断器を開極から閉極へ切り替える際、前記バイパス遮断器の両端の２つの交流電圧振幅および２つの電圧位相が一致する方向に前記周波数変換装置の出力電圧を調整し、前記バイパス遮断器の両端における前記２つの交流電圧の振幅差・位相差が一定値以内になると、前記バイパス遮断器を閉極するための閉極指令を出力する
ことを特徴とする水力発電システム。
【請求項２】
前記制御装置は、
前記周波数変換装置と発電機間で授受する有効電力および無効電力の各電力指令値を補正するための電力指令補正手段を備え、
前記バイパス遮断器を開極から閉極へ切り替える際、前記２つの交流電圧の振幅差・位相差が零または一定値以内となるような有効電力および無効電力を、前記周波数変換装置が出力するように構成したことを特徴とする請求項１に記載の水力発電システム。
【請求項３】
前記電力指令補正手段は、
前記バイパス遮断器を開極から閉極へ切り替えた後に、前記周波数変換装置の各電力指令値が零となるように補正電力指令値を調整し、前記バイパス遮断器を介して前記電力系統へ発電機の発電電力が送電されるように構成したことを特徴とする請求項２に記載の水力発電システム。
【請求項４】
前記制御装置は、
前記電力指令補正手段の補正電力指令値の変化率を所定値以内に制限し、前記補正電力指令値の加算による電力急変を抑制する出力リミッタ手段を備えることを特徴とする請求項２に記載の水力発電システム。
【請求項５】
前記制御装置は、
前記周波数変換装置と発電機間で授受する有効電力と、前記周波数変換装置と電力系統との間で授受する無効電力の各電力指令値を補正するための電力指令補正手段を備え、
前記バイパス遮断器を開極から閉極へ切り替える際、前記２つの交流電圧の振幅差・位相差が零または一定値以内となるような有効電力および無効電力を、前記周波数変換装置が出力するように構成したことを特徴とする請求項１に記載の水力発電システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、水力発電システムに関し、特に、水車と連結した発電機と電力系統とが周波数変換装置（以下「ＦＣ」ともいう）を介して連系する一次励磁方式の水力発電システムに適用して好適なものである。
【背景技術】
【０００２】
水力発電システムは、水の高低差や流量を利用して水車を回転させることで、回転エネルギーを電気エネルギーに変換する発電システムである。水力発電システムは、回転速度の可変速化による水車の高効率化を目的として、発電機の一次巻線もしくは二次巻線と電力系統との間にＦＣを接続する形態がある。ＦＣは、ＩＧＢＴやサイリスタなどの半導体スイッチング素子を用いた自励式または他励式の交直変換装置が用いられる。
【０００３】
発電機一次巻線にＦＣを接続する一次励磁方式は、二次巻線にＦＣを接続する二次励磁方式に比べて、可変速駆動範囲が広いことや、系統安定化機能に寄与できることなどの特長があるため、近年、注目を集めている。しかしながら、発電機定格に近い運転領域では、可変速化による水車の高効率化の効果が小さい。加えて、ＦＣの電力変換損失により、システムとしての発電効率が低下するという課題がある。
【０００４】
この課題を解決するため、従来の水力発電システムは、ＦＣの２つの交流出力端子を短絡する主回路（以下、バイパス遮断器と称す）を備え、流量または発電電力がしきい値以下の場合には、ＦＣの交流遮断器を閉極するとともにバイパス遮断器を開極してＦＣを介して発電電力を電力系統に送電する一方、流量または発電電力がしきい値よりも大きい場合には、ＦＣの交流遮断器は開極するとともにバイパス遮断器は閉極して発電電力を直接電力系統へ供給する。このように発電機の発電電力や流量に応じて、ＦＣとバイパス遮断器を回路切替することで、発電機定格に近い運転領域での発電効率低下の回避と、低発電電力領域の水車高効率化とを両立していた（特許文献１参照）。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】特開２０１６−１５８３３５号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
ＦＣからバイパス遮断器へ回路切替を実施する際には、バイパス遮断器両端の２つの交流電圧（以降、系統電圧および発電機電圧と称す）の電圧同期が保たれていないと、バイパス遮断器を閉極した瞬間に、電圧振幅・位相差、回路インピーダンス等に起因する過大な突入電流が流れ、発電機・電力系統の電力動揺を引き起こすという課題がある。従って、システム安定運転のために、発電機・電力系統の電力動揺を防止しつつ回路切替を実施することが望ましい。
【０００７】
この問題を解決するための一例としては、水車の調速機（ガバナ）を利用する手段がある。具体的には、水車に流れ込む流量をガバナが調整し、発電機の回転速度を変化させることで、系統電圧と発電機電圧の位相差を調節し、電圧同期が確保されたらバイパス遮断器を閉極させる。しかしながら、ガバナを用いた本方式は、ニードル弁またはガイドベーンを機械的に動作させる必要があることから一般的に制御応答が遅く、電圧同期を確保しバイパス遮断器を閉極するまでに時間を要するという課題がある。
【０００８】
本発明は以上の点を考慮してなされたもので、バイパス遮断器を閉極した時における電力動揺の防止および高速な電圧同期を両立することができる水力発電システムを提案しようとするものである。
【課題を解決するための手段】
【０００９】
かかる課題を解決するため、本発明においては、２つの交流出力端子が設けられた周波数変換装置と、前記周波数変換装置を介して電力系統に連系する水車発電機と、前記周波数変換装置における前記２つの交流出力端子を短絡する両端が設けられたバイパス遮断器と、前記周波数変換装置および前記バイパス遮断器を制御する制御装置と、前記バイパス遮断器の両端の２つの交流電圧を検出する電圧検出器と、を備え、前記制御装置は、前記バイパス遮断器を開極から閉極へ切り替える際、前記バイパス遮断器の両端の２つの交流電圧振幅および２つの電圧位相が一致する方向に前記周波数変換装置の出力電圧を調整し、前記バイパス遮断器の両端における前記２つの交流電圧の振幅差・位相差が一定値以内になると、前記バイパス遮断器を閉極するための閉極指令を出力することを特徴とする。
【発明の効果】
【００１０】
本発明によれば、バイパス遮断器を閉極する時における電力動揺の防止および高速な電圧同期を両立することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１１】
【図１】第１の実施の形態による水力発電システムの全体構成の一例を示すブロック図である。
【図２】図１に示す制御装置の構成例を示す全体制御ブロック図である。
【図３】図２に示す遮断器制御回路の構成例を示す内部制御ブロック図である。
【図４】第１の実施の形態を適用した水力発電システムの各部の波形の一例を示す図である。
【図５】第２の実施の形態による水力発電システムの全体制御ブロック図である。
【発明を実施するための形態】
【００１２】
以下、図面について、本発明の一実施の形態について詳述する。
（１）第１の実施の形態
図１は、第１の実施の形態による水力発電システムの全体構成の一例を示すブロック図である。
【００１３】
発電機１０１は、水車１００と連結しており、バイパス遮断器１０３および周波数変換装置（以下「ＦＣ」と省略する）１０４を介して電力系統１０２に連系している。発電機１０１の発電電力は、バイパス遮断器１０３またはＦＣ１０４を介して電力系統１０２へ送電される。
【００１４】
バイパス遮断器１０３は、制御装置１０５からのバイパス遮断器動作信号ＳＢに応じて閉極・開極が決定される。バイパス遮断器１０３の詳細については後述する。
【００１５】
ＦＣ１０４は、２つの交直変換装置１０６ａ，１０６ｂ、直流コンデンサ１０７および２つの交流遮断器１０８ａ，１０８ｂを備える。交直変換装置１０６ａは、制御装置１０５からのゲート信号ＧＧで動作し、発電機１０１の発電電力を電力系統１０２に送電するよう運転される。一方、交直変換装置１０６ｂは、制御装置１０５からのゲート信号ＧＳにより動作し、直流コンデンサ１０７の直流電圧ＶＤＣを一定に制御しつつ、電力系統１０２と連系運転される。
【００１６】
２つのＦＣ交流遮断器１０８ａ，１０８ｂは、制御装置１０５からのＦＣ交流遮断器動作信号ＳＧＦＣ，ＳＳＦＣに基づいて閉極・開極が決定される。
【００１７】
制御装置１０５は、交流電流検出器１０９ａ，１０９ｂ，１０９ｃおよび交流電圧検出器１１０ａ，１１０ｂから得られる検出値、ＦＣ１０４の有効電力指令ＰＧＦＣｒｅｆ、電力系統１０２と授受する無効電力指令ＱＳＦＣｒｅｆ、および、発電機１０１と授受する無効電力指令ＱＧＦＣｒｅｆを入力として、ＦＣ１０４の２つの交直変換装置１０６ａ，１０６ｂに与えるゲート信号ＧＧ，ＧＳを演算する。さらに制御装置１０５は、バイパス遮断器１０３のバイパス遮断器動作信号ＳＢと、ＦＣ交流遮断器１０８ａ，１０８ｂのＦＣ交流遮断器動作信号ＳＧＦＣ，ＳＳＦＣを決定する。
【００１８】
交流電流検出器１０９ａ，１０９ｂ，１０９ｃは、発電機１０１からＦＣ１０４に流れる電流ＩＧＦＣ、発電機１０１からバイパス遮断器１０３に流れる電流ＩＧＢ、ＦＣ１０４から電力系統１０２へ流れる電流ＩＳＦＣを検出し、制御装置１０５へ入力する。
【００１９】
交流電圧検出器１１０ａ，１１０ｂは、バイパス遮断器１３０の両端の電圧である発電機電圧ＶＧおよび系統電圧ＶＳを検出し、その検出値を制御装置１０５へ入力する。
【００２０】
直流電圧検出器１１１は、２つの交直変換装置１０６ａ，１０６ｂの直流回路に存在する直流コンデンサ１０７の直流電圧ＶＤＣを検出して制御装置１０５へ入力する。
【００２１】
図２は、図１に示す制御装置１０５の構成例を示す全体制御ブロック図を示す。制御装置１０５は、発電機側の交直変換装置１０６ａを制御する発電機端子制御回路２０１と、系統側の交直変換装置１０６ｂを制御する系統端子制御回路２０２と、３つの交流遮断器の閉極・開極を制御する交流遮断器制御回路２０３とを備える。
【００２２】
発電機端子制御回路２０１は、電力系統１０２に送電する発電機１０１の有効電力ＰＧＦＣと、発電機１０１と授受する無効電力ＱＧＦＣとを、ＦＣ１０４の有効電力指令ＰＧＦＣｒｅｆおよび無効電力指令ＱＧＦＣｒｅｆに追従させるように制御する。
【００２３】
系統端子制御回路２０２は、直流コンデンサ１０７の直流電圧ＶＤＣを直流電圧指令値ＶＤＣｒｅｆに追従させるように制御する。また、電力系統１０２と授受する無効電力ＱＳＦＣを無効電力指令ＱＳＦＣｒｅｆに追従させるように制御する。
【００２４】
交流遮断器制御回路２０３は、バイパス遮断器１０３、ＦＣ交流遮断器１０８ａ，１０８ｂの３つの交流遮断器の閉極・開極を制御する。この交流遮断器制御回路２０３は、系統電圧ＶＳと発電機電圧ＶＧの電圧同期を判定する機能を有する。
【００２５】
次に図２などを参照しつつ、それぞれの回路の構成要素を説明する。発電機端子制御回路２０１は、α−β座標変換２０５，２０６、系統電圧位相検出手段２０７、ｄ−ｑ座標変換２０８，２０９、交流電流制御手段２１０、逆ｄ−ｑ座標変換２１１、逆α−β座標変換２１２、ゲートパルス生成手段２１３、加算器２１４ａ，２１４ｂ、電力演算手段２１５、有効電力制御手段２１６、無効電力制御手段２１７、および電力指令値調整手段２１８を備える。
【００２６】
ここで、電力指令値調整手段２１８は、交流遮断器制御回路２０３からの回路切替信号ＳＦＬＧ、発電機電圧ＶＧ、系統電圧ＶＳを入力として、補正電力指令ΔＰ，ΔＱを出力する。回路切替信号ＳＦＬＧは、ＦＣ１０４とバイパス遮断器１０３の回路切替を制御するための信号であり、本実施の形態では、回路切替信号ＳＦＬＧが０の場合は、補正電力指令ΔＰ，ΔＱ=０とする。一方、回路切替信号ＳＦＬＧが１の場合は、補正電力指令ΔＰ，ΔＱに電圧同期の確保が可能な補正有効電力および補正無効電力が出力される。
【００２７】
補正電力指令ΔＰ，ΔＱの具体的な算出例を以下に記載する。まず、補正電力指令ΔＰを求めるため、発電機１０１の運動方程式を式（１）のように求める。
【００２８】
2019092270.tif 000003
【００２９】
ここで、Jは発電機１０１の慣性モーメント、ωＧは発電機１０１の角周波数、ＴＭは発電機１０１の機械入力トルクである。式（１）において、発電機１０１およびＦＣ１０４が授受している有効電力ＰＧＦＣを角周波数ωＧで除した値は、発電機１０１の電気出力トルクに相当する。
【００３０】
式（１）から、発電機は機械入力トルクＴＭと電気出力トルクを零に保つことで発電機１０１のωＧの変化率を零、つまり、一定速度に制御できる。本実施の形態では、発電機１０１の回転速度（回転周波数）の変化率dωＧ/dtを意図的に零以外の値とすることで、発電機電圧ＶＧの回転速度を変化させる。そのために、発電機１０１およびＦＣ１０４が授受している有効電力ＰＧＦＣに補正電力指令ΔＰを加算し、式（２）から補正電力指令ΔＰを求める。
【００３１】
2019092270.tif 000004
【００３２】
一方、補正電力指令ΔＱは、式（３）で計算することができ、発電機電圧ＶＧを系統電圧ＶＳと一致させるための無効電力と、発電機１０１とＦＣ１０４が授受している無効電力ＱＧＦＣの差から求める。
【００３３】
2019092270.tif 000005
【００３４】
ここで、ＥＧは発電機１０１の誘起電圧であり、ＸＧは発電機１０１の漏れリアクタンスであり、ｃｏｓδＧは交直変換装置１０６ａの力率角である。発電機１０１の抵抗分はリアクタンスよりも十分小さいとして無視した。
【００３５】
系統端子制御回路２０２は、直流電圧制御手段２０４、α−β座標変換２０５，２０６、系統電圧位相検出手段２０７、ｄ−ｑ座標変換２０８，２０９、交流電流制御手段２１０、逆ｄ−ｑ座標変換２１１、逆α−β座標変換２１２、ゲートパルス生成手段２１３、電力演算手段２１５、および無効電力制御手段２１７を備える。
【００３６】
交流遮断器制御回路２０３は、ＦＣ１０４の有効電力ＰＧＦＣ、無効電力ＱＧＦＣ、発電機電圧ＶＧ、系統電圧ＶＳを入力として、回路切替信号ＳＦＬＧ、バイパス遮断器１０３、ＦＣ交流遮断器１０８ａ，１０８ｂの閉極・開極信号であるバイパス遮断器動作信号ＳＢ、および、ＦＣ交流遮断器動作信号ＳＧＦＣ，ＳＳＦＣを出力する。
【００３７】
図３は、図２に示す交流遮断器制御回路２０３の構成例を示す内部制御ブロック図である。交流遮断器制御回路２０３は、回路切替判定手段３０１、発電機電圧ＶＧ、系統電圧ＶＳの振幅・位相演算手段３０２，３０３、遮断器閉極・開極信号生成手段３０４、および減算器３０５ａ，３０５ｂを備える。
【００３８】
回路切替判定手段３０１は、ＦＣ１０４の有効電力ＰＧＦＣおよび無効電力ＱＧＦＣを入力し、これらＦＣ１０４の有効電力ＰＧＦＣおよび無効電力ＱＧＦＣと、回路切替しきい値である回路切替有効電力Ｐｔｈおよび回路切替無効電力Ｑｔｈと、を比較して回路切替信号ＳＦＬＧを出力する。
【００３９】
本実施の形態では、前述したＦＣ１０４の有効電力ＰＧＦＣおよび無効電力ＱＧＦＣの２つが回路切替しきい値Ｐｔｈ，Ｑｔｈを超過した場合、回路切替信号ＳＦＬＧが０から１に変化すると定義する。なお、回路切替信号ＳＦＬＧは、切替リセット信号ＳＲｅｓｅｔが入るまで値が保持される。本実施の形態では、有効電力ＰＧＦＣおよび無効電力ＱＧＦＣの２つの値の組み合わせを、回路切替しきい値として用いたが、これに限定されるものではなく、有効電力ＰＧＦＣおよび無効電力ＱＧＦＣ並びに皮相電力などを、回路切替しきい値として用いても良い。
【００４０】
振幅・位相演算手段３０２，３０３は、発電機電圧ＶＧの振幅ＶＧａｍｐおよび位相ＶＧｐｈａｓｅ、並びに、系統電圧ＶＳの振幅ＶＳａｍｐおよび位相ＶＳｐｈａｓeを演算する。演算した各振幅ＶＳａｍｐおよび位相ＶＳｐｈａｓeは、後段の減算器３０５ａ、３０５ｂにて減算され、２つの電圧の振幅差ＶａｍｐＤｉｆｆおよび位相差ＶｐｈａｓｅＤｉｆｆが演算される。振幅差ＶａｍｐＤｉｆｆおよび位相差ＶｐｈａｓｅＤｉｆｆは、電圧同期を判定するために用いられる。
【００４１】
遮断器閉極・開極信号生成手段３０４は、ＦＣ１０４の有効電力ＰＧＦＣおよび無効電力ＱＧＦＣ、回路切替信号ＳＦＬＧ、振幅差ＶａｍｐＤｉｆｆ、並びに位相差ＶｐｈａｓｅＤｉｆｆを入力として、バイパス遮断器１０３、ＦＣ交流遮断器１０８ａ，１０８ｂの閉極・開極信号であるバイパス遮断器動作信号ＳＢ、ＦＣ交流遮断器動作信号ＳＧＦＣ，ＳＳＦＣを出力する。
【００４２】
また、振幅差ＶａｍｐＤｉｆｆ並びに位相差ＶｐｈａｓｅＤｉｆｆは、それぞれ対応する同期判定しきい値である振幅しきい値ＶａｍＰｔｈおよび位相しきい値Ｖｐｈａｓｅｔｈと比較される。前述したＶａｍｐＤｉｆｆおよび位相差ＶｐｈａｓｅＤｉｆｆが、同期判定しきい値ＶａｍＰｔｈ，Ｖｐｈａｓｅｔｈ以内に収まる場合、２つの電圧の電圧同期が確保されたと判定する。ここで、同期判定しきい値ＶａｍＰｔｈ，Ｖｐｈａｓｅｔｈには、バイパス遮断器１０３を閉極した際の電力動揺が機器の安定運転に影響しないような値が適用される。
【００４３】
図４（Ａ）〜図４（Ｊ）は、それぞれ、本実施の形態を適用した水力発電システムの各部の波形の一例を示す。図示の例では、ＦＣ連系運転（バイパス遮断器１０３は開極、ＦＣ交流遮断器１０８ａ，１０８ｂは閉極）の運転状態から、ＦＣバイパス運転（バイパス遮断器１０３は閉極、ＦＣ交流遮断器１０８ａ，１０８ｂは開極）に回路切替を実施する。
【００４４】
図４における縦軸は、上から、図４（Ａ）が系統電圧ＶＳであり、図４（Ｂ）が発電機電圧ＶＧであり、図４（Ｃ）がＦＣ１０４の有効電力ＰＧＦＣであり、図４（Ｄ）が無効電力ＱＧＦＣであり、図４（Ｅ）が、系統電圧ＶＳと発電機電圧ＶＧの位相差ＶｐｈａｓｅＤｉｆｆであり、図４（Ｆ）が、振幅差ＶａｍｐＤｉｆｆであり、図４（Ｇ）が、発電機１０１からバイパス遮断器１０３を介して電力系統１０２に送電する電力ＰＧＢであり、図４（Ｈ）が、回路切替判定手段３０１の回路切替信号ＳＦＬＧであり、図４（Ｉ）が、ＦＣ交流遮断器動作信号ＳＧＦＣ，ＳＳＦＣであり、図４（Ｊ）が、バイパス遮断器動作信号ＳＢである。なお、横軸は時間ｔである。
【００４５】
図４（Ｉ）及び図４（Ｊ）に示す各遮断器動作信号ＳＧＦＣ，ＳＳＦＣ，ＳＢは、値が０の場合が開極とする一方、値が１の場合が閉極とする。また、本実施の形態では、回路切替しきい値Ｐｔｈ，ＱｔｈをＦＣ１０４の有効電力ＰＧＦＣおよび無効電力ＱＧＦＣの２つの電力の定格値とした。つまり、回路切替しきい値Ｐｔｈ=ＰＧＦＣｒｅｆ＿ｒａｔｅｄである一方、回路切替しきい値Ｑｔｈ=ＱＧＦＣｒｅｆ＿ｒａｔｅｄである。
【００４６】
時刻ｔ０において、本実施例の水力発電システムは、低発電電力でＦＣ連系運転している。このとき、バイパス遮断器１０３は開極しており、電流が流れないため、電力系統１０２に送電する電力ＰＧＢ＝０である。
【００４７】
時刻ｔ１から時刻ｔ２にて、発電機１０１の発電電力が増加すると、発電電力を電力系統１０２に送電するためにＦＣ１０４の有効電力ＰＧＦＣおよび無効電力ＱＧＦＣが増加する。そして、時刻ｔ２にて、有効電力ＰＧＦＣおよび無効電力ＱＧＦＣが定格値（ＰＧＦＣｒｅｆ＿ｒａｔｅｄ，ＱＧＦＣｒｅｆ＿ｒａｔｅｄ）に達する。このとき、回路切替しきい値Ｐｔｈ，Ｑｔｈを超過するため、回路切替判定手段３０１の回路切替信号ＳＦＬＧは０から１に変化し、ＦＣ連系運転からＦＣバイパス運転への回路切替が実施される。
【００４８】
回路切替信号ＳＦＬＧが１となったことで、図２に示す電力指令値調整手段２１８の補正電力指令ΔＰ，ΔＱは、電圧同期が確保可能な値が出力される。補正電力指令ΔＰ，ΔＱと、ＦＣ１０４のＰＧＦＣｒｅｆ、およびＱＧＦＣｒｅｆとが、加算器２１４ａ，２１４ｂで加算され、補正後の有効電力指令値ＰＧＦＣｒｅｆ’および無効電力指令値ＱＧＦＣｒｅｆ’が生成される。有効電力制御手段２１６及び無効電力制御手段２１７は、補正後の有効電力指令値ＰＧＦＣｒｅｆ’および無効電力指令値ＱＧＦＣｒｅｆ’に追従するよう有効電力ＰＧＦＣおよび無効電力ＱＧＦＣを制御する。
【００４９】
時刻ｔ２から時刻ｔ３において、本来、ＦＣ１０４が出力すべきＰＧＦＣｒｅｆ＿ｒａｔｅｄから補正電力指令ΔＰだけ指令値がずれるため、発電機１０１の回転速度および周波数が変動する。系統電圧ＶＳは概ね一定周波数に保たれていることから、周波数が変動した発電機電圧ＶＧと系統電圧ＶＳとの周波数差に応じて位相差ＶｐｈａｓｅＤｉｆｆが変化する。
【００５０】
言い換えると、発電機電圧ＶＧ、系統電圧ＶＳの位相差ＶｐｈａｓｅＤｉｆｆが位相しきい値Ｖｐｈａｓｅｔｈを交差する瞬間が一定期間内に必ず発生する。また、補正電力指令ΔＱを加算することで発電機電圧ＶＧの振幅ＶＧａｍｐを調整することができるため、系統電圧の振幅ＶＳａｍｐとの振幅差ＶａｍｐＤｉｆｆを振幅しきい値ＶａｍＰｔｈ以内に制御することができる。
【００５１】
なお、電力指令値調整手段２１８は、図４のように補正電力指令ΔＰ，ΔＱをランプ上に増加または減少させるような変化率リミッタを備えていてもよく、発電機１０１の急加速や急減速による機械的ストレスおよび電圧急変による電気的ストレスを和らげるように構成しても良い。
【００５２】
時刻ｔ３において、系統電圧ＶＳと発電機電圧ＶＧの振幅差ＶａｍｐＤｉｆｆ及び位相差ＶｐｈａｓｅＤｉｆｆがそれぞれ対応する同期判定しきい値ＶａｍＰｔｈ，Ｖｐｈａｓｅｔｈ以内に収まった場合、バイパス遮断器動作信号ＳＢ＝１としてバイパス遮断器１０３を閉極する。
【００５３】
バイパス遮断器１０３が閉極されたことを確認した後、回路切替判定手段３０１は、切替リセット信号ＳＲｅｓｅｔを出力し、補正電力指令出力信号ＳＦＬＧを１から０にリセットする。これにより、補正電力指令ΔＰ，ΔＱは零となる。
【００５４】
バイパス遮断器１０３を閉極したとしても、前述の通り、遮断器閉極時の電力動揺が機器の安定運転に影響しないようなＶａｍＰｔｈ，Ｖｐｈａｓｅｔｈが選定されているため、バイパス遮断器１０３の投入に起因する突入電流を抑制できる。つまり、過度な電力動揺を防止することができる。
【００５５】
時刻ｔ４から時刻ｔ５において、電力指令値調整手段２１８は、バイパス遮断器１０３の閉極（補正電力指令出力信号ＳＦＬＧが１から０変化）を検知し、ＦＣ１０４の有効電力ＰＧＦＣおよび無効電力ＱＧＦＣを零にするような補正電力指令ΔＰ，ΔＱを出力する。つまり、発電機１０１の発電電力が、ＦＣ１０４を介してではなく、バイパス遮断器１０３を介して電力系統１０２へ送電されるようにＦＣ１０４の有効電力ＰＧＦＣおよび無効電力ＱＧＦＣを制御する。
【００５６】
時刻ｔ５において、遮断器閉極・開極信号生成手段３０４は、ＦＣ１０４の交直変換装置１０６ａの有効電力ＰＧＦＣ、無効電力ＱＧＦＣが概ね零になったことを検出し、ＦＣ交流遮断器１０８ａ，１０８ｂを開極（ＦＣ交流遮断器動作信号ＳＧＦＣ，ＳＳＦＣ＝０）する。以上の動作により、ＦＣ連系運転（ＦＣ交流遮断器動作信号ＳＧＦＣ，ＳＳＦＣ＝１、バイパス遮断器動作信号ＳＢ＝０）からＦＣバイパス運転（ＦＣ交流遮断器動作信号ＳＧＦＣ，ＳＳＦＣ＝０、バイパス遮断器動作信号ＳＢ＝１）への回路切替が完了する。
【００５７】
本実施の形態によれば、水力発電システムにおいて、系統電圧ＶＳと発電機電圧ＶＧとの電圧同期が確保された後に、バイパス遮断器１０３を閉極するため、過度な電力動揺を防止することができる。また、ニードル弁またはガイドベーンのような機械的部品の動作で電圧同期を確保しなくても良くなるため、上述した回路切替を高速に実施することができる。
【００５８】
（２）第２の実施の形態
図５は、第２の実施の形態による水力発電システムの全体制御ブロック図である。第２の実施の形態による水力発電システムは、第１の実施の形態による水力発電システムとほぼ同様の構成及び動作であるため、同一の構成及び動作については説明を省略し、以下異なる点を中心として説明する。
【００５９】
まず、第１の実施の形態による水力発電システムでは、発電機端子制御回路２０１に補正電力指令ΔＰ，ΔＱを加算することで電圧同期を確保する構成であった。一方、第２の実施の形態による水力発電システムでは、図５に示すように系統端子制御回路２０２に電力指令値調整手段２１８を備え、系統端子制御回路２０２に補正電力指令ΔＱを加算するように構成している。
【００６０】
つまり、第１の実施の形態では、発電機電圧ＶＧを補正無効電力指令ΔＱによって制御しているが、第２の実施の形態では、系統電圧ＶＳを補正無効電力指令ΔＱによって制御している。
【００６１】
本実施の形態における補正電力指令ΔＱは、式（４）を用いて計算することができ、例えば、系統電圧ＶＳと発電機電圧ＶＧと一致させるための無効電力と、電力系統１０２とＦＣ１０４が授受している無効電力ＱＳＦＣとの差から求める。
【００６２】
2019092270.tif 000006
【００６３】
ここで、ＶＳ０は電力系統１０２の電圧であり、ＸＳは電力系統１０２との連系リアクタンスであり、cosδSは交直変換装置１０６ｂの力率角である。抵抗分は、連系リアクタンスよりも十分小さいとして無視した。
【００６４】
本実施の形態によれば、系統電圧ＶＳを補正電力指令ΔＱの加算により調整するため、発電機１０１の無効電力制御（界磁電流制御）に影響を与えることなく電圧同期を確保することができる。
【００６５】
（３）その他の実施の形態
上記実施の形態は、本発明を説明するための例示であり、本発明をこれらの実施の形態にのみ限定する趣旨ではない。本発明は、その趣旨を逸脱しない限り、様々な形態で実施することができる。例えば、上記実施の形態では、各種プログラムの処理をシーケンシャルに説明したが、特にこれにこだわるものではない。従って、処理結果に矛盾が生じない限り、処理の順序を入れ替え又は並行動作するように構成しても良い。また、上記実施の形態における各処理ブロックを含むプログラムは、例えばコンピュータが読み取り可能な非一時的記憶媒体に格納されている形態であっても良い。
【産業上の利用可能性】
【００６６】
本発明は、水車と連結した発電機と電力系統とが周波数変換装置を介して連系する一次励磁方式の水力発電システムに広く適用することができる。
【符号の説明】
【００６７】
１００……水車、１０１……発電機、１０２……電力系統、１０３……バイパス遮断器、１０４……周波数変換装置（ＦＣ）、１０５……制御装置、１０６ａ、１０６ｂ……交直変換装置、１０７……直流コンデンサ、１０８ａ，１０８ｂ……ＦＣ交流遮断器、１０９ａ，１０９ｂ，１０９ｃ……交流電流検出器、１１０ａ，１１０ｂ……交流電圧検出器、１１１……直流電圧検出器、２０１……発電機端子制御回路、２０２……系統端子制御回路、２０３……交流遮断器制御回路、２０４……直流電圧制御手段、２０５，２０６……α−β座標変換、２０７……系統電圧位相検出手段、２０８，２０９……ｄ−ｑ座標変換、２１０……交流電流制御手段、２１１……逆ｄ−ｑ座標変換、２１２……逆α−β座標変換、２１３……ゲートパルス生成手段、２１４ａ，２１４ｂ……加算器、２１５……電力演算手段、２１６……有効電力制御手段、２１７……無効電力制御手段、２１８……電力指令値調整手段、３０１……回路切替判定手段、３０２，３０３……振幅・位相演算手段、３０４……遮断器閉極・開極信号生成手段、３０５ａ，３０５ｂ……減算器。
【図１】
2019092270.tif 000007
【図２】
2019092270.tif 000008
【図３】
2019092270.tif 000009
【図４】
2019092270.tif 000010
【図５】
2019092270.tif 000011