JP2007244068A

JP2007244068A - 電力変換装置

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Publication number: JP2007244068A
Application number: JP2006061155A
Authority: JP
Inventors: Kazushige Sugimoto; 和繁杉本; Yuji Shindo; 裕司進藤; Takeshi Koga; 毅古賀; Masahide Kawamura; 正英川村; Koji Matsumoto; 光司松本
Original assignee: Kawasaki Heavy Industries Ltd
Current assignee: Kawasaki Heavy Industries Ltd
Priority date: 2006-03-07
Filing date: 2006-03-07
Publication date: 2007-09-20
Anticipated expiration: 2026-03-07
Also published as: JP4680102B2

Abstract

【課題】電力貯蔵装置に用いられ、負荷電流等の検出手段を別途設けることなく、負荷電流の高調波成分や不平衡分を負担することができる電力変換装置を提供する。
【解決手段】二次電池１の直流電力を交流電力に変換し、交流電路に接続される出力線へ出力し、かつ出力線を介して入力される交流電力を直流電力に変換し、二次電池１に貯蔵することが可能な電力変換部３と、電力変換部３を制御する制御部１２とを備え、制御部１２は、架空の発電装置である仮想発電装置が電力変換部３及び二次電池１に代えて予め設けられており、かつ電力変換部３の出力線が仮想発電装置の出力線であると想定し、電力変換部３の出力線の電圧に基づいて仮想発電装置が出力するべき電流値を算出し、算出した電流値を電流指令値に定める仮想発電装置モデル部１３と、電流指令値に対応する電流を出力線へ出力するように電力変換部３を制御する制御信号生成部２０とを有している。
【選択図】図１

Description

本発明は、マイクログリッド（小規模配電網）等に用いられる電力変換装置に関する。

近年、ガスエンジン発電機や燃料電池等の分散型電源を利用した電力供給システムに関心が高まっている。例えば、特定エリアにおいて、上記の分散型電源と呼ばれる発電装置を用い、この発電装置から複数の負荷へ電力供給を行うマイクログリッドと呼ばれるシステムが提案されている。このようなマイクログリッドは、その内部の電力系統に、上記の発電装置に加え、その発電装置の発電電力の変動や負荷変動を補償するために二次電池等を備えた電力貯蔵装置が接続されて構成されることが多い。また、マイクログリッドについては、商用電力系統とは独立して運用される形態と、商用電力系統と連系して運用される形態とが考えられている。このような分散型電源を利用したシステムでは、安定した電力供給を実現することが重要である。

例えば、特許文献１、２、３には、商用電力系統と連系し、発電装置及び電力貯蔵装置を備えた構成が開示されている。

さらに、特許文献２には、負荷の有効電力等を検出して電力貯蔵装置の充放電を制御することにより、自立運転移行時の内部の電力系統の電力振動及び電力変動を抑制する技術が開示されている。

また、特許文献３には、自家発電設備において、発電機出力、負荷電力等を検出し、負荷の電力需要に応じて、発電機出力及び二次電池からの出力を制御する技術が開示されている。

また、特許文献４には、電力系統に接続された負荷が発生する無効電力を電圧型自励式インバータにより補償する無効電力補償装置において、負荷電流を検出し、負荷電流の三相不平衡成分に起因して発生する電力系統の電圧変動を抑制する技術が開示されている。

また、特許文献５には、複数のフィルタを組み合わせ、それらをスイッチにより選択的に機能させる構成のアクティブフィルタが記載され、負荷電流を検出し、負荷電流の高調波電流や三相不平衡成分等を補償する技術が開示されている。
特開２００４−０６４８１０号公報特開２００４−１４７４４５号公報特開２００１−１１２１７６号公報特開平７−６７２５５号公報特開平８−６５８９２号公報

上記のマイクログリッドに用いられる電力貯蔵装置には、二次電池等の電力貯蔵部と、この電力貯蔵部の電力を電力系統に対し充放電させる電流型インバータを用いた電力変換装置とを備えているが、一般的な電力変換装置では、電流型インバータを電力系統の状態にかかわらず一定の指令値に応じた出力を出すように制御されているため、負荷電流の高調波成分や不平衡分を負担せず、発電装置の負担が大きくなるという問題がある。

特許文献１には、上記のような問題を解消するための技術は開示されていない。

特許文献２、３の技術を用いれば、上記の問題をある程度解消できるものと考えられるが、負荷の有効電力等を検出する必要があり、そのための検出手段が必要である。

また、特許文献４、５の技術を用いれば、上記の問題をある程度解消できるものと考えられるが、特許文献４、５の場合には、特定の問題を解消するための専用の装置が開示されており、別途、その装置を設ける必要がある。また、その装置においても負荷電流を検出するための手段が必要である。

本発明は上記のような課題を解決するためになされたもので、電力貯蔵装置に用いられ、負荷電流等の検出手段を別途設けることなく、負荷電流の高調波成分や不平衡分を負担することができる電力変換装置を提供することを目的としている。

上記課題を解決するために、本発明の電力変換装置は、二次電池の直流電力を交流電力に変換し、交流電路に接続される出力線へ出力し、かつ、前記交流電路から前記出力線を介して入力される交流電力を直流電力に変換し、前記二次電池に貯蔵することが可能な電力変換部と、前記電力変換部を制御する制御部とを備え、前記制御部は、架空の発電装置である仮想発電装置が前記電力変換部及び前記二次電池に代えて予め設けられており、かつ前記電力変換部の出力線が前記仮想発電装置の出力線であると想定し、前記電力変換部の出力線の電圧に基づいて前記仮想発電装置が出力するべき電流値を算出し、算出した電流値を電流指令値に定める仮想発電装置モデル部と、前記電流指令値に対応する電流を前記出力線へ出力するように電流フィードバック制御によって前記電力変換部を制御する電力変換制御部とを有した構成である。

ここで、仮想発電装置モデル部で算出される仮想発電装置が出力するべき電流値（電流指令値）が、負の電流値の場合には、仮想発電装置が電動機としての動作エリアにあり、入力される電力は二次電池に充電される。

この構成によれば、交流電路に接続された出力線の電圧、言い換えれば交流電路の電圧に基づいて仮想発電装置が出力すべき電流値を算出して電流指令値とし、その電流指令値に対応する電流を出力するように電力変換部を制御しているため、電力変換部から出力される電流が通常の発電装置が出力する電流と同じように制御される。したがって、交流電路に負荷及び発電装置が接続されており、負荷電流に高調波成分が含まれていたり、不平衡状態が生じても、その結果、電力変換装置は、発電装置と同じように高調波電流や不平衡電流を出力するため、発電装置とともに高調波成分や不平衡分を負担することができ、発電装置の負担を軽減することができる。また、この場合、電力変換部の出力線の電圧及び電流の検出手段は必要であるが、このような検出手段は電力変換装置の内部部品として設けられるもので、交流電路に接続されている負荷の電流や電力の検出手段のように別途設ける必要はない。

また、前記仮想発電装置モデル部は、前記仮想発電装置が出力するべき電流値として直軸電流値及び横軸電流値を算出し、算出した直軸電流値及び横軸電流値を前記電流指令値に定めるように構成する。

また、前記仮想発電装置モデル部は、前記仮想発電装置が、発電機と、前記発電機の界磁電圧を制御するＡＶＲと、前記発電機を駆動する原動機と、前記原動機への燃料供給量を制御するガバナとを備えて構成されていると想定し、想定した前記発電機、ＡＶＲ、原動機及びガバナのそれぞれの入出力関係を規定する発電機モデル、ＡＶＲモデル、原動機モデル及びガバナモデルを有し、前記ＡＶＲモデルは、前記電力変換部の出力線の電圧と、外部から与えられる無効電力指令値及び前記出力線の電圧指令値とに基づいて前記発電機の界磁電圧を算出するように構成され、前記ガバナモデルは、前記原動機モデルにて算出される前記発電機の角速度と、外部から与えられる有効電力指令値及び前記発電機の角速度指令値のうちの少なくとも前記有効電力指令値とに基づいて前記原動機への燃料供給量を算出するように構成され、前記原動機モデルは、前記ガバナモデルにて算出される前記原動機への燃料供給量と、前記発電機モデルにて算出される前記発電機の電気トルクとに基づいて前記発電機の角速度及び位相角を算出するように構成され、前記発電機モデルは、前記電力変換部の出力線の電圧と、前記ＡＶＲモデルにて算出される前記発電機の界磁電圧と、前記原動機モデルにて算出される前記発電機の角速度及び位相角とに基づいて、前記発電機が出力する直軸電流値及び横軸電流値を算出し、算出した直軸電流値及び横軸電流値を前記電流指令値に定めるように構成されてあってもよい。

この構成によれば、電力変換装置の出力を、発電機及び原動機とそれらを制御するＡＶＲ及びガバナとを有する発電装置の出力と同様に制御することができる。

また、本発明の電力変換装置の電力変換部の出力線が接続される交流電路が、遮断器を介して大規模電力系統の電路に接続されている場合において、遮断器が閉じられて、交流電路が大規模電力系統の電路に接続されている状態（連系接続状態）であっても、遮断器が開かれて、交流電路が大規模電力系統の電路と遮断されている状態（連系遮断状態）であっても、本発明の電力変換装置では、電力変換部から出力される電流が通常の発電装置が出力する電流と同じように制御されるため、通常の発電装置と協調して自系統（交流電路）の電力品質の安定化を図ることが可能である。また、連系接続状態から連系遮断状態へ移行する場合でも、過渡的に通常の発電装置と協調して自系統の電力品質の安定化を図ることが可能である。

本発明は、以上に説明した構成を有し、電力貯蔵装置に用いられる電力変換装置において、負荷電流等の検出手段を別途設けることなく、負荷電流の高調波成分や不平衡分を負担することができるという効果を奏する。また、大規模電力系統と連系接続状態の場合も連系遮断状態の場合も、また連系接続状態から連系遮断状態へ移行する場合にも制御方式の切替等を行うことなく対応できるという効果を奏する。また、例えばＡＶＲモデル及びガバナモデルに入力される各指令値や、ＡＶＲモデル、ガバナモデル及び原動機モデルの内部設定値を調整可能な構成としておくことにより、それらを発電装置の知識に基づいて調整することが可能になるという効果を奏する。

以下、本発明の好ましい実施の形態を、図面を参照しながら説明する。

図１は、本発明の実施の形態の電力変換装置を用いたマイクログリッド（小規模配電網）の構成例を示す回路図である。

マイクログリッドは、一般的に、マイクログリッドの配電線に、ガスエンジン発電機や燃料電池等の分散型電源で構成される発電装置と、負荷と、電力貯蔵装置とが接続されて構成される。また、負荷は、増設や取替え等によって変動する。図１では、マイクログリッドの配電線（交流電路）９に、ガスエンジン発電機１０、負荷１１及び電力貯蔵装置ＰＳが接続されている。また、マイクログリッドには、マイクログリッドを運用する事業者の設定に基づいて、マイクログリッドを統括管理するマイクログリッド制御装置１４がマイクログリッドのエリア内に設けられている。マイクログリッドの配電線９と接続されている電力貯蔵装置ＰＳ、ガスエンジン発電機１０及び負荷１１には、それぞれ、各々の状況を監視する監視ユニット（電力等の計測装置：図示せず）が設けられており、これらの各監視ユニットとマイクログリッド制御装置１４とは、例えば信号線（図示せず）を介して送受信可能である。マイクログリッド制御装置１４は、各監視ユニットからの監視状況（計測値）を受信し、それらの監視状況に応じて、電力貯蔵装置ＰＳ及びガスエンジン発電機１０に対して出力電力目標値等の指令値を送信する。これらの指令値は、各監視ユニットの監視状況に応じて決まるように、事業者によって設定されている（プログラムされている）。

また、マイクログリッドは、商用電力系統（大規模電力系統）と連系することなく独立して運用される形態（以下、「独立形態」という）と、商用電力系統と連系して運用される形態（以下、「連系形態」という）とがある。連系形態の場合には、マイクログリッドの配電線９が、遮断器１５を介して商用電力系統の電路である配電線１６と接続される。この連系形態の場合でも、商用電力系統に異常等が発生した場合には、遮断器１５が開かれて、独立形態と同様の状態になる。遮断器１５の開閉は、例えば商用電力系統の制御システム（図示せず）によって制御される。以下では、連系形態であることに言及しない限り、独立形態で運用されているものとする。

電力貯蔵装置ＰＳは、変圧器８を介してマイクログリッドの配電線９と接続されている。本実施の形態の電力変換装置ＰＣは、ニッケル水素電池等の二次電池１とともに、電力貯蔵装置ＰＳを構成している。ここで、電力変換装置ＰＣは、二次電池１の電圧Ｖｓを検出する電圧センサ（電圧測定用ＰＴ）２と、直流を交流に変換する電力変換部３と、電力変換部３から出力される三相の各相（ａ相、ｂ相、ｃ相）の出力電流ia,ib,icを検出する電流センサ（電流測定用ＰＴ）４と、出力リアクトル５と、各相（ａ相、ｂ相、ｃ相）の出力電圧va,vb,vcを検出する電圧センサ（電圧測定用ＰＴ）６と、フィルタキャパシタ７と、制御部１２とを備えている。

電力変換部３は、それぞれ逆並列接続されたダイオードを備えた６個のスイッチング素子３ａ〜３ｆにより構成されている。この電力変換部３は半導体素子で形成され、各スイッチング素子３ａ〜３ｆには例えばＩＧＢＴが用いられる。制御部１２は、それぞれのスイッチング素子３ａ〜３ｆの制御端子（例えばＩＧＢＴのゲート端子）に入力される制御信号からなる制御信号群Ｓｃを電力変換部３へ出力し、各スイッチング素子３ａ〜３ｆをオンオフ動作させることにより、電力変換部３をインバータとして機能させ、二次電池１の直流電力を交流電力に変換して出力させ、また、電力変換部３を整流器として機能させ、マイクログリッドの配電線９から変圧器８等を介して入力される交流電力を直流電力に変換して二次電池１に貯蔵する。

制御部１２は、仮想発電装置モデル部１３と、電流フィードバック制御によって電力変換部３を制御する制御信号生成部（電力変換制御部）２０とを有している。仮想発電装置モデル部１３では、予めマイクログリッドの配電線９に電力貯蔵装置ＰＳに代えて発電装置（仮想発電装置）が接続されていると想定し、その想定された仮想発電装置が出力するべき電流値を算出し、その電流値を電流指令値（Id-ref,Iq-ref）として制御信号生成部２０へ与える。制御信号生成部２０では、電流指令値（Id-ref,Iq-ref）に対応する電流が電力変換部３から出力されるように、電力変換部３の各スイッチング素子３ａ〜３ｆを制御するための制御信号群Ｓｃを生成し出力する。すなわち、制御部１２では、電力変換部３の出力電流が仮想発電装置の出力電流（計算値）と同じになるように、電力変換部３を制御する。

また、仮想発電装置モデル部１３は、仮想発電装置が、発電機と、発電機の界磁電圧を制御するＡＶＲと、発電機を駆動するエンジン（原動機）と、エンジンへ供給する燃料流量を制御するガバナとを備えて構成されていると想定し、想定した発電機、ＡＶＲ（自動電圧調整器）、エンジン及びガバナのそれぞれの入出力関係を規定する発電機モデル３０、ＡＶＲモデル７０、エンジンモデル（原動機モデル）６０及びガバナモデル８０を有する。すなわち、発電機モデル３０は、発電機の入力に対する出力を演算する演算部であり、ＡＶＲモデル７０は、ＡＶＲの入力に対する出力を演算する演算部であり、エンジンモデル６０は、エンジンの入力に対する出力を演算する演算部であり、ガバナモデル８０は、ガバナの入力に対する出力を演算する演算部である。

この制御部１２は、マイコン等の演算装置で構成され、仮想発電装置モデル部１３及び制御信号生成部２０等は、上記演算装置においてそれに内蔵されているソフトウェアが実行されることにより実現される機能である。

なお、図１のように、マイクログリッドの配電線９に、電力貯蔵装置ＰＳとガスエンジン発電機１０と負荷１１のみが接続されている場合、ガスエンジン発電機１０の発生する有効電力が負荷１１で消費される有効電力を上回ったときに、その上回った分が電力貯蔵装置ＰＳの二次電池１に充電される。この場合には、電力変換部３は整流器として機能する。

次に、図２を参照しながら制御部１２の構成について詳述する。図２は、制御部１２の詳細な構成を示すブロック図である。なお、以下では、加算器、減算器及び加減算器を区別せずに、加減算器と記載する。

制御部１２には、発電機モデル３０、エンジンモデル６０、ＡＶＲモデル７０及びガバナモデル８０の他、図示されていないが、電力算出部、実効電圧算出部および角速度比算出部を有する。電力算出部では、電流センサ４で検出される出力電流ia,ib,icと電圧センサ６で検出される出力電圧va,vb,vcとを入力し、それらから有効電力Ｐg及び無効電力Ｑgを算出し、算出した有効電力Ｐgをガバナモデル８０へ出力し、無効電力ＱgをＡＶＲモデル７０へ出力する。ここで、電力算出部を、出力電流ia,ib,icに代えて、発電機モデル３０から出力される電流指令値Id-ref,Iq-refを入力するように構成してもよい。この場合、電力算出部では、電流指令値Id-ref,Iq-refをｄ−ｑ逆変換して三相電流信号（ia-v，ib-v，ic-vとする）を生成し、その三相電流信号ia-v,ib-v,ic-vと出力電圧va,vb,vcとから有効電力Ｐg及び無効電力Ｑgを算出する。実効電圧算出部では、電圧センサ６で検出される出力電圧va,vb,vcを入力し、それらから実効電圧Ｖgを算出し、ＡＶＲモデル７０へ出力する。角速度比算出部では、エンジンモデル６０の出力である発電機角速度ωeを入力し、角速度比ωe/２πｆを算出し、ガバナモデル８０へ出力する。ここで、ｆは基準（定格：例えば５０Ｈｚ）周波数であり、２πｆは基準（定格）の角速度（固定値）である。この角速度比算出部をガバナモデル８０に含めるようにしてもよい。

ガバナモデル８０では、外部のマイクログリッド制御装置１４から有効電力指令値Ｐrefと角速度指令値ωrefとを入力し、電力算出部にて算出された有効電力Ｐgを入力し、角速度比算出部にて算出された角速度比ωe/２πｆを入力する。加減算器８１では、有効電力指令値Ｐrefから有効電力Ｐgを減算した値をドループブロック８２へ出力する。ドループブロック８２では、加減算器８１の出力に対しドループ設定値に応じて所定の演算が施された値を加減算器８５へ出力する。角速度比ωe/２πｆは、加減算器８５及び一次遅れ演算ブロック８３へ入力される。角速度指令値ωrefと一次遅れ演算ブロック８３の出力とのうちいずれか一方が切替回路８４により選択されて加減算器８５に入力される。加減算器８５では、ドループブロック８２の出力と切替回路８４の出力とを加算し、その加算値から角速度比ωe/２πｆを減算した値を、ＰＩ制御ブロック８６へ出力する。ＰＩ制御ブロック８６では、加減算器８５の出力から燃料流量Ｆを算出し、エンジンモデル６０へ出力する。

エンジンモデル６０では、ガバナモデル８０から燃料流量Ｆを入力するとともに、発電機モデル３０から電気トルクＴeを入力する。エンジン特性ブロック６１では、燃料流量Ｆを入力し、エンジンの応答遅れ等を考慮したエンジントルクＴmを算出し加減算器６２へ出力する。加減算器６２では、エンジン特性ブロック６１の出力値（エンジントルクＴm）から、発電機モデル３０から入力される電気トルクＴeとダンピングブロック６５の出力値とを減算した値を単位慣性定数ブロック６３へ出力する。単位慣性定数ブロック６３では、単位慣性定数Ｍ_０を用いて所定の演算処理を行うことにより発電機角速度ωeを算出し、積分器６４及びダンピングブロック６５へ出力するとともに、発電機モデル３０及び角速度比算出部へ出力する。ダンピングブロック６５では、ダンパ係数Ｄ_０を用いて所定の演算処理がなされて、その出力は加減算器６２へ入力される。積分器６４では、入力される発電機角速度ωeから発電機内部位相角θmを算出し、発電機モデル３０及び制御信号生成部２０へ出力する。

ＡＶＲモデル７０では、外部のマイクログリッド制御装置１４から無効電力指令値Ｑrefと電圧指令値Ｖrefとを入力し、電力算出部にて算出された無効電力Ｑgを入力し、実効電圧算出部にて算出された実効電圧Ｖgを入力する。加減算器７１では、無効電力指令値Ｑrefから無効電力Ｑgを減算した値をドループブロック７２へ出力する。ドループブロック７２では、加減算器７１の出力に対しドループ設定値に応じて所定の演算が施された値を加減算器７３へ出力する。加減算器７３では、ドループブロック７２の出力と電圧指令値Ｖrefとを加算し、その加算値から実効電圧Ｖgを減算した値を、ＰＩ制御ブロック７３へ出力する。ＰＩ制御ブロック７３では、加減算器７３の出力から界磁電圧Ｖfを算出し、発電機モデル３０へ出力する。

発電機モデル３０では、電圧センサ６で検出される出力電圧va,vb,vcと、ＡＶＲモデル７０の出力である界磁電圧Ｖfと、エンジンモデル６０の出力である発電機内部位相角θm及び角速度ωeとを入力し、電気トルクＴeをエンジンモデル６０へ出力するとともに、電流指令値Id-ref,Iq-refを制御信号生成部２０へ出力する。発電機内部位相角θmは、ｄ−ｑ変換ブロック３１へ入力され、角速度ωeは行列演算ブロック３２、３３、４０、４３へ入力される。

ｄ−ｑ変換ブロック３１では、出力電圧va,vb,vcをｄ−ｑ変換することによりｄ軸電圧Vd及びｑ軸電圧Vqを求め、ｄ軸電圧Vdを行列演算ブロック３２，３３及び加減算器４６へ出力し、ｑ軸電圧Vqを行列演算ブロック３２，３３及び加減算器４５へ出力する。行列演算ブロック３２では、ｄ軸電圧Vd及びｑ軸電圧Vqを入力し、その出力を加減算器４１、４２へ出力する。行列演算ブロック３３では、界磁電圧Ｖfとｄ軸電圧Vd及びｑ軸電圧Vqとを入力し、その出力を加減算器３４，３５，３６へ入力する。加減算器３４，３５，３６では、それぞれ行列演算ブロック３３の出力と行列演算ブロック４３の出力とを加算し、その加算値を積分器３７，３８，３９へ出力する。積分器３７，３８，３９のそれぞれの出力は、行列演算ブロック４０，４３，４４へ入力される。行列演算ブロック４０の出力は、加減算器４１，４２へ入力される。加減算器４１、４２の出力は、それぞれ、乗算器４８，４９へ入力されるとともに、電流指令値Id-ref,Iq-refとして制御信号生成部２０へ入力される。行列演算ブロック４４の出力は加減算器４５，４６へ入力される。加減算器４５では、ｑ軸電圧Vqから行列演算ブロック４４の一方の出力を減算した値を行列演算ブロック４７へ出力し、加減算器４６では、ｄ軸電圧Vdから行列演算ブロック４４の他方の出力を減算した値を行列演算ブロック４７へ出力する。行列演算ブロック４７の２つの出力値は、それぞれ乗算器４８，４９へ入力され、乗算器４８，４９にてそれぞれ加減算器４１、４２の出力と乗算される。乗算器４８，４９の出力はそれぞれ加減算器５０へ入力される。加減算器５０では、乗算器４９の出力から乗算器４８の出力を減算し、その値を電気トルクＴeとして、エンジンモデル６０へ出力する。

この発電機モデル３０の構成は、例えば、「PAUL C.KRAUSE, et al: ANALYSIS OF ELECTRIC MACHINERY,IEEE Press (1995)」の文献等に記載されているように周知であり、その詳細な説明は省略する。

制御信号生成部２０では、電圧センサ２で検出される電池電圧Ｖｓと、電流センサ４で検出される出力電流ia,ib,icと、発電機モデル３０の出力である電流指令値Id-ref,Iq-refと、エンジンモデル６０の出力である発電機内部位相角θmとを入力し、電力変換部３へ制御信号群Ｓｃを出力する。発電機内部位相角θmは、ｄ−ｑ変換ブロック２１及びｄ−ｑ逆変換ブロック２８へ入力される。

ｄ−ｑ変換ブロック２１では、出力電流ia,ib,icをｄ−ｑ変換することによりｄ軸電流Id及びｑ軸電流Iqを求め、それぞれを加減算器２２，２３へ出力する。加減算器２２では、発電機モデル３０からの電流指令値Id-refからｄ軸電流Idを減算し、その値をＰＩ制御ブロック２４へ出力する。ＰＩ制御ブロック２４の出力は、乗算器２６にて電池電圧Ｖｓと乗算されてｄ−ｑ逆変換ブロック２８へ入力される。また、加減算器２３では、発電機モデル３０からの電流指令値Iq-refからｑ軸電流Iqを減算し、その値をＰＩ制御ブロック２５へ出力する。ＰＩ制御ブロック２５の出力は、乗算器２６にて電池電圧Ｖｓと乗算されてｄ−ｑ逆変換ブロック２８へ出力される。ｄ−ｑ逆変換ブロック２８では、乗算器２６、２７の出力をｄ−ｑ逆変換し、ＰＷＭ信号生成ブロック２９へ出力する。ＰＷＭ信号生成ブロック２９では、ｄ−ｑ逆変換ブロック２８の出力をＰＷＭ処理することにより電力変換部３の各スイッチング素子３ａ〜３ｆを制御する制御信号群Ｓｃを生成し出力する。

以下、本実施の形態における効果を検証するために行ったシミュレーションについて説明する。

シミュレーションでは、発電機モデル３０によって表現される発電機として、次のＰａｒｋ定数をもつ２００ｋＶＡの発電機を想定した。

(発電機モデルのＰａｒｋ定数)
ｄ軸同期リアクタンス：Ｘｄ＝２．０５
ｑ軸同期リアクタンス：Ｘｑ＝１．９４
ｄ軸過渡リアクタンス：Ｘｄ’＝０．２２
ｄ軸次過渡リアクタンス：Ｘｄ”＝０．１７
ｑ軸次過渡リアクタンス：Ｘｑ”＝０．１７
逆相リアクタンス：Ｘ２＝０．１７
零相リアクタンス：Ｘ０＝０．０９
開路時定数：Ｔｄ０’＝６．３
ｄ軸過渡時定数：Ｔｄ’＝０．７
ｄ軸次過渡時定数：Ｔｄ”＝０．０３
電機子時定数：Ｔａ＝０．２５
Ｐａｒｋ定数は、発電機の特性を指定するためのもので、上記のＰａｒｋ定数は、例えば、文献「森安正司：実用電気機器学、森北出版（２０００）」に記載されている。

そして、シミュレーションでは、系統（マイクログリッドの配電線９）には、図１のように、電力貯蔵装置ＰＳと、３５０ｋＷのガスエンジン発電機１０（以下、「発電機１０」と略す）と、負荷１１とが接続され、マイクログリッドが独立形態で運用されているものとする。また、ガバナモデル８０において、切替回路８４の入力はユーザにより切り替え可能であり、以下では、切替回路８４の入力は一次遅れ演算ブロック８３に接続されているものとする。なお、角速度指令値ωrefを入力しないとともに、切替回路８４が無く、一次遅れ演算ブロック８３の出力が直接加減算器８５に入力されるようにした構成も可能である。

まず、系統にステップ負荷が加わった場合のシミュレーション結果を図３に示す。図３（ａ）には、ステップ負荷に対する有効電力の応答波形を示し、図３（ｂ）には、同ステップ負荷に対する系統周波数の応答波形を示す。

図３（ａ）では、系統（マイクログリッド配電線９）に、ある時刻を基準として、１秒から７秒の間にステップ負荷が加わったときの負荷で消費される有効電力、発電機１０の出力する有効電力、電力変換装置ＰＣの出力する有効電力の経時変化を示す。まず、負荷１１で消費されている有効電力１００ｋＷの全てを発電機１０が供給している定常状態から、１秒の時にステップ負荷が加わり、負荷の有効電力が増加すると、その増加分を分担するように、発電機１０の有効電力が増加するとともに、電力変換装置ＰＣが出力する有効電力が増加する。その後、発電機１０の有効電力が漸増するとともに電力変換装置ＰＣの有効電力が漸減し、７秒の時に上記ステップ負荷が無くなり、負荷の有効電力が１００ｋＷに戻ると、発電機１０の有効電力及び電力変換装置ＰＣの有効電力はともに減少する。その後、発電機１０の有効電力は、１００ｋＷに収束するように漸減し、電力変換装置ＰＣの有効電力は、負の値から０ｋＷに収束するように漸増する。ここで、電力変換装置ＰＣの有効電力が負の値ということは、仮想発電装置モデル部１３で想定される仮想発電装置が電動機としての動作エリアにあることを意味し、この場合、電力変換部３が整流器として動作して二次電池１に電力が充電される。

次に、図３（ｂ）では、ガバナモデル８０のドループ（ドループブロック８２のドループ設定値）を３％に設定している場合、５％に設定している場合、及び電力貯蔵装置ＰＳが無い場合についてそれぞれシミュレーションを行い、ある時刻を基準として、それぞれ１秒から７秒の間にステップ負荷が加わった場合の系統周波数（マイクログリッドの配電線９の周波数）の経時変化を示す。図３（ｂ）から、電力貯蔵装置ＰＳが無い場合には、系統周波数の変動が大きいが、電力貯蔵装置ＰＳが有る場合（ドループが３％、５％）には、系統周波数の変動を抑制できていることがわかる。さらに、ガバナモデル８０のドループの設定値が５％の場合よりも３％の場合の方がより系統周波数の変動を抑制できていることがわかる。系統周波数の変動は、基準周波数（５０Ｈｚ）に対して±０．２Ｈｚ以内が好ましいので、本実施の形態の場合、ガバナモデル８０のドループを３％に設定すればよい。なお、ここでのシミュレーションにおいて、ＡＶＲモデル７０のドループ（ドループブロック７２のドループ設定値）は例えば５％の一定値である。

次に、高調波負荷が存在する場合のシミュレーション結果を図４に示す。図４は、高調波負荷が存在する場合の電力変換装置ＰＣの出力電流、負荷電流及び発電機１０の出力電流の波形を示し、いずれもａ相の電流波形を示す。なお、ｂ相、ｃ相の電流波形については、位相が異なるだけで同様の波形であるので図示を省略する。図４に示すように、電力変換装置ＰＣの出力に高調波成分が含まれており、負荷電流の高調波成分について、発電機１０の出力と電力変換装置ＰＣの出力とで分担できていることがわかる。

次に、不平衡負荷が存在する場合のシミュレーション結果を図５に示す。図５（ａ）は、不平衡負荷が存在する場合の負荷電流の波形を示し、図５（ｂ）は、同場合の電力変換装置ＰＣの出力電流の波形を示す。図５（ａ）、（ｂ）のそれぞれのｃ相電流の波形をみれば、電力変換装置ＰＣから不平衡負荷に対し、不平衡な電流を出力できている。したがって、負荷電流の不平衡分について、発電機１０の出力と電力変換装置ＰＣの出力とで分担できていることがわかる。

以上のシミュレーション結果から、マイクログリッドを独立形態で運用した場合、負荷電流に高調波成分が含まれていたり、三相不平衡状態が生じても、電力変換装置ＰＣが、ガスエンジン発電機１０等の通常の発電装置と同じように高調波電流や不平衡電流を出力するため、通常の発電装置とともに高調波成分や不平衡分を負担することができ、発電装置の負担を軽減することができる。このように、通常の発電装置と協調して自系統の電力品質の安定化を図ることが可能になる。また、本実施の形態では、電圧センサ２、電流センサ４及び電圧センサ６の検出手段は必要であるが、このような検出手段は電力変換装置ＰＣの内部部品として設けられるもので、マイクログリッドの配電線９に接続されている負荷の電流や電力の検出手段のように別途設ける必要はない。

また、前述のようにマイクログリッドを独立形態で運用する場合の他、商用電力系統と連系する連系形態で運用する場合がある。この連系形態の場合には、マイクログリッドの配電線９が、遮断器１５を介して商用電力系統の配電線１６と接続される。ここで、遮断器１５が閉じられた通常の状態（以下、「連系接続状態」という）と、商用電力系統に異常等が発生し、遮断器１５が開かれて商用電力系統と切り離された状態（以下、「連系遮断状態」という）とが存在する。本実施の形態の電力変換装置ＰＣでは、制御部１２に仮想発電装置モデル部１３を有するため、実際の発電装置と同様の周波数制御及び電圧制御を行うことが可能であり、連系接続状態の場合も連系遮断状態の場合も、電力変換装置ＰＣの動作は独立形態で運用されている場合と同様であり、通常の発電装置と協調して自系統の電力品質の安定化を図ることが可能になる。また、連系接続状態から連系遮断状態へ移行する場合でも、過渡的に通常の発電装置と協調して自系統の電力品質の安定化を図ることが可能になる。

このように本実施の形態の電力変換装置ＰＣでは、マイクログリッドを連系形態で運用する場合に、連系接続状態時と連系遮断状態時とで、同じ制御方式であるため、従来の電力貯蔵装置に用いられる電力変換装置のような制御方式の切り替えが不要である。また、制御方式を切り替えるために系統の状態を検出する必要もない。

また、マイクログリッドを独立形態で運用している場合や、連系形態での運用において連系遮断状態の場合に、マイクログリッド内の通常の発電装置の運転が停止され、電力貯蔵装置ＰＳを単独で運転する場合であっても、制御方式を切り替えることなく、電力貯蔵装置ＰＳを単独で運転することが可能である。

また、マイクログリッドを統括管理する制御装置１４が、電力貯蔵装置ＰＳを通常の発電装置と同等に扱うことができ、マイクログリッド制御装置１４による制御が容易になる。また、ユーザにとっても電力貯蔵装置ＰＳを通常の発電装置と同等に扱うことができ、その挙動が予測可能となり調整がしやすくなる。この場合、例えば、ＡＶＲモデル７０のドループの設定値及びガバナモデル８０のドループの設定値及びエンジンモデル６０の単位慣性定数等がユーザにより調整可能な構成である。また、ＡＶＲモデル７０の電圧指令値Ｖref及びガバナモデル８０の角速度指令値ωrefは、マイクログリッド制御装置１４から入力されるものとしたが、これらの電圧指令値Ｖref及び角速度指令値ωrefをユーザにより調整可能な構成としてもよい。ここで、ユーザによる角速度指令値ωrefの調整については、切替回路８４の入力を角速度指令値ωrefに切り替えて、角速度指令値ωrefに所望の値を入力すればよい。例えば、マイクログリッドを独立形態で運用している場合に、電圧指令値Ｖref及び角速度指令値ωrefを所望値に設定して出力電圧及び周波数を一定値に保つように動作させることも可能である。

また、電力変換装置ＰＣの仮想発電装置モデル部１３で想定されている発電装置は仮想的な発電装置であるため、実際の発電装置よりも周波数及び電圧に対する制御可能範囲を広くすることができる。

また、電力変換装置ＰＣの仮想発電装置モデル部１３で想定されている発電装置は仮想的な発電装置であるため、負の電力を出力する、すなわち電動機として動作させる制御が可能となり、この場合、入力される電力は二次電池１に充電されるため、損失にはならない。

また、仮想発電装置モデル部１３の発電機モデル３０で模擬される発電機のパラメータ（Ｐａｒｋ定数）は、任意に変更することが可能である。このとき、実際の発電機では物理的な制約や効率等の問題で設定できないような値でも、発電機モデル３０では設定可能であり、現実には存在しない発電機を模擬することも可能である。

本発明に係る電力変換装置は、マイクログリッド等の分散型電源を用いた電力供給システムの電力貯蔵装置に用いられる電力変換装置等として有用である。

本発明の実施の形態の電力変換装置を用いたマイクログリッドの構成例を示す回路図である。本発明の実施の形態の電力変換装置の制御部の詳細な構成を示すブロック図である。（ａ）は、シミュレーションによるステップ負荷に対する有効電力の応答波形図であり、（ｂ）は、シミュレーションによる同ステップ負荷に対する系統周波数の応答波形図である。シミュレーションによる高調波負荷が存在する場合の電力変換装置の出力電流、負荷電流及びガスエンジン発電機の出力電流の波形図である。（ａ）は、シミュレーションによる不平衡負荷が存在する場合の負荷電流の波形図であり、（ｂ）は、同シミュレーションによる不平衡負荷が存在する場合の電力変換装置の出力電流の波形図である。

符号の説明

ＰＳ電力貯蔵装置
ＰＣ電力変換装置
１二次電池
２電圧センサ
３電力変換部
４電流センサ
５出力リアクトル
６電圧センサ
７フィルタコンデンサ
８変圧器
９マイクログリッドの配電線
１０ガスエンジン発電機
１１負荷
１２制御部
１３仮想発電装置モデル部
１４マイクログリッド制御装置
１５遮断器
１６商用電力系統の配電線
２０制御信号生成部
３０発電機モデル
６０エンジンモデル
７０ＡＶＲモデル
８０ガバナモデル

Claims

二次電池の直流電力を交流電力に変換し、交流電路に接続される出力線へ出力し、かつ、前記交流電路から前記出力線を介して入力される交流電力を直流電力に変換し、前記二次電池に貯蔵することが可能な電力変換部と、
前記電力変換部を制御する制御部とを備え、
前記制御部は、
架空の発電装置である仮想発電装置が前記電力変換部及び前記二次電池に代えて予め設けられており、かつ前記電力変換部の出力線が前記仮想発電装置の出力線であると想定し、前記電力変換部の出力線の電圧に基づいて前記仮想発電装置が出力するべき電流値を算出し、算出した電流値を電流指令値に定める仮想発電装置モデル部と、
前記電流指令値に対応する電流を前記出力線へ出力するように電流フィードバック制御によって前記電力変換部を制御する電力変換制御部とを有した電力変換装置。
前記仮想発電装置モデル部は、前記仮想発電装置が出力するべき電流値として直軸電流値及び横軸電流値を算出し、算出した直軸電流値及び横軸電流値を前記電流指令値に定める請求項１に記載の電力変換装置。
前記仮想発電装置モデル部は、前記仮想発電装置が、発電機と、前記発電機の界磁電圧を制御するＡＶＲと、前記発電機を駆動する原動機と、前記原動機への燃料供給量を制御するガバナとを備えて構成されていると想定し、想定した前記発電機、ＡＶＲ、原動機及びガバナのそれぞれの入出力関係を規定する発電機モデル、ＡＶＲモデル、原動機モデル及びガバナモデルを有し、
前記ＡＶＲモデルは、前記電力変換部の出力線の電圧と、外部から与えられる無効電力指令値及び前記出力線の電圧指令値とに基づいて前記発電機の界磁電圧を算出するように構成され、
前記ガバナモデルは、前記原動機モデルにて算出される前記発電機の角速度と、外部から与えられる有効電力指令値及び前記発電機の角速度指令値のうちの少なくとも前記有効電力指令値とに基づいて前記原動機への燃料供給量を算出するように構成され、
前記原動機モデルは、前記ガバナモデルにて算出される前記原動機への燃料供給量と、前記発電機モデルにて算出される前記発電機の電気トルクとに基づいて前記発電機の角速度及び位相角を算出するように構成され、
前記発電機モデルは、前記電力変換部の出力線の電圧と、前記ＡＶＲモデルにて算出される前記発電機の界磁電圧と、前記原動機モデルにて算出される前記発電機の角速度及び位相角とに基づいて、前記発電機が出力する直軸電流値及び横軸電流値を算出し、算出した直軸電流値及び横軸電流値を前記電流指令値に定めるように構成された請求項１に記載の電力変換装置。