JP2013162623A - 給電システム - Google Patents

Abstract

【課題】電力系統全体の監視制御から見て火力発電等と同等に扱いやすい給電システムを提供する。
【解決手段】蓄電手段４の放電電力を交流電力に変換するとともに蓄電手段４への充電電力を直流電力に変換する第２電力変換装置２Ｂと、第２電力変換装置２Ｂから出力される電流を検出する第２電流検出部６Ｂと、第１電力変換装置２Ａと第２電力変換装置２Ｂと電力系統１との接続点（ａ点）の電圧値Ｖ_Ｔと角周波数ωと電圧設定値Ｖ_ｒｅｆとに基づいて、仮想発電機の出力電流値Ｉ_Ｇｒｅｆと電気出力トルクＴｅとを演算する電気特性演算部１３と、有効電力の出力目標値Ｐ_ｒｅｆと電気出力トルクＴｅとに基づいて、角周波数ωを演算する質点系演算部１０と、第１電力変換装置２Ａから出力される電流値と出力電流値Ｉ_Ｇｒｅｆとの差分に応じて第２電力変換装置２Ｂを制御する第２電力変換制御部１４Ｂとを備えた給電システム。
【選択図】図１

Description

本発明の実施形態は、給電システムに関する。

近年、発電時に温室効果ガスを排出しない再生可能エネルギーを利用した発電設備を設置し、給電システムの低炭素化が検討されている。再生可能エネルギーを利用した発電は、火力発電等の発電システムと比べて電力供給量の制御が困難であり、安定した電力供給を実現することが望まれている。

例えば、太陽光発電は日射量によって発電量に長時間の変動や短時間の変動が生じるため、火力発電等の従来の発電システムに比べると安定した電力供給が難しい面がある。その点を解決する方法として蓄電池に代表される電力貯蔵装置と再生可能エネルギーを利用した発電設備とを組み合わせて、システムから出力される有効電力を一定に制御する給電システムや、再生可能エネルギーを利用した発電設備の出力の短時間変動を抑制する方法が提案されている。

特開２００７−３１８８３３号公報

火力発電等の同期発電機は系統周波数が変動した際にそれを抑制する作用を潜在的に持っていること、さらに調速機が具備されており、系統周波数が変動した際にはそれを抑制するように発電量が調整されることから、系統周波数の安定化に寄与する。これに対して、再生可能エネルギーを利用した発電設備と電力貯蔵装置とを組み合わせた給電システムでは、系統周波数が変動した際に同期発電機で生じる上記のような周波数調整作用がないため、電力系統に大量導入された場合は系統周波数の安定化が困難になることが予想される。

本発明の実施形態は、上述した課題を解決するためになされたものであり、電力系統全体の監視制御から見て扱いやすい給電システムを提供することを目的とする。

実施形態によれば、蓄電手段と、前記蓄電手段の放電電力を交流電力に変換するとともに、前記蓄電手段への充電電力を直流電力に変換する第２電力変換装置と、前記第２電力変換装置から出力される電流を検出する第２電流検出部と、直流電力を交流電力に変換して供給する第１電力変換装置と、前記第２電力変換装置と、電力系統との接続点の電圧値と、角周波数と、電圧設定値とに基づいて、仮想発電機の出力電流値と電気出力トルクとを演算する電気特性演算部と、有効電力の出力目標値と前記電気特性演算部で演算される仮想発電機の前記電気出力トルクとに基づいて、仮想発電機の前記角周波数を演算する質点系演算部と、前記第１電力変換装置から電力系統へ出力される電流値と前記仮想発電機の出力電流値との差分に応じて前記第２電力変換装置を制御する第２電力変換制御部とを備えた給電システムが提供される。

図１は、第１実施形態の給電システムの一構成例を示すブロック図である。 図２は、図１に示す第２電力変換制御部の一構成例を示す図である。 図３は、図１に示す機械出力演算部の一構成例を示す図である。 図４は、図１に示す質点系演算部の一構成例を示す図である。 図５は、図１に示す界磁電圧演算部の一構成例を示す図である。 図６は、第１実施形態の給電システムの他の構成例を示すブロック図である。 図７は、電流指令値の求め方の一例を説明するための図である。 図８は、第２実施形態の給電システムの一構成図を示すブロック図である。 図９は、図８に示す内部電圧演算部の一構成例を示す図である。 図１０は、第３実施形態の給電システムの一構成例を示すブロック図である。 図１１は、第４実施形態の給電システムの一構成例を示すブロック図である。

以下、実施形態について、図面を参照して説明する。
図１は、第１実施形態の給電システムの一構成例を概略的に示す図である。

本実施形態の給電システムは、再生可能エネルギーを利用した発電設備としての太陽光発電システムに適用している。再生可能エネルギーを利用した発電設備としては、太陽光発電システムの他、風力発電システム、地熱発電システム、波力・潮力・海流発電システム、等の発電設備に適用することが可能である。

本実施形態の給電システムは、太陽電池３と、第１電力変換装置２Ａと、第１電圧検出部５Ａと、第２電圧検出部５Ｂと、第１電流検出部６Ａと、第１電力変換制御部１４Ａと、第２電力変換装置２Ｂと、第２電流検出部６Ｂと、発電機特性演算装置２０と、蓄電池（蓄電手段）４と、第２電力変換制御部１４Ｂと、を備えている。なお、太陽電池３と第１電力変換装置２Ａと第１電力変換制御部１４Ａと平滑リアクトル１８Ａと第２電圧検出部５Ｂと第１電流検出部６Ａとの組合せは、太陽光発電システムの一例である。

第１電圧検出部５Ａは、第１電力変換装置２Ａと、第２電力変換装置２Ｂと、電力系統１との接続点（ａ点）の近傍に接続されている。第１電圧検出部５Ａは、第１電力変換装置２Ａと後述する第２電力変換装置２Ｂと電力系統１との接続点の電圧を検出する。

第２電圧検出部５Ｂは、太陽電池３と第１電力変換装置２Ａとの間の直流回路に設置され、当該直流回路の直流電圧値Ｖ_ＤＣを検出する。第２電圧検出部５Ｂは検出した直流電圧値Ｖ_ＤＣを第１電力変換制御部１４Ａへ出力する。

第１電流検出部６Ａは、電力系統１と第１電力変換装置２Ａとの間に設置され、第１電力変換装置２Ａから出力された交流電流値Ｉ_ＰＶを検出する。第１電流検出部６Ａは、検出した交流電流値Ｉ_ＰＶを第１電力変換制御部１４Ａと第２電力変換制御部１４Ｂとへ出力する。

太陽電池３には制御装置が含まれており、太陽電池３からの出力電力は日射量に応じて最大となるように制御され（ＭＰＰＴ制御）、太陽電池３からの出力電力が大きくなるとＶ_ＤＣが高くなり、逆に、太陽電池３からの出力電力が小さくなるとＶ_ＤＣが低くなる。

第１電力変換装置２Ａは、平滑リアクトル１８Ａを介して電力系統１に接続されているとともに、太陽電池３で発電された直流電力を交流電力に変換する。第１電力変換装置２Ａは、太陽電池３で発電される電力を電力系統１へ供給するように動作する。そのため、第１電力変換装置２Ａの出力電力は日射量の変動に応じた太陽電池３の発電量の変動を反映した電力となる。すなわち、太陽電池３からの出力電力が大きくなると第１電力変換装置２Ａの出力電力が大きくなる。逆に、太陽電池３からの出力電力が小さくなると、第１電力変換装置２Ａの出力電力が小さくなる。本実施形態では、電力変換装置２Ａはいわゆる双方向インバータであり、第１電力変換制御部１４Ａから出力される制御信号に基づいて交流電圧を出力する。

第１電力変換制御部１４Ａは、第１電圧検出部５Ａの出力値Ｖ_Ｔと第２電圧検出部５Ｂの出力値Ｖ_ＤＣと電流検出部６Ａの出力値Ｉ_ＰＶとに基づいて、第１電力変換装置２Ａの動作を制御する。第１電力変換制御部１４Ａは、第１電圧検出部５Ａの出力値Ｖ_Ｔと第１電流検出部６Ａの出力値Ｉ_ＰＶとを用いて第２電圧検出部５Ｂの出力値Ｖ_ＤＣが一定となる電力が出力されるように第１電力変換装置２Ａの出力電圧を制御する。

第２電流検出部６Ｂは、電力系統１と第２電力変換装置２Ｂとの間に設置され、第２電力変換装置２Ｂから電力系統１へ出力された交流電流値Ｉ_ＢＴを検出する。第２電流検出部６Ｂは、検出した交流電流値Ｉ_ＢＴを第２電力変換制御部１４Ｂへ出力する。

第２電力変換装置２Ｂは、平滑リアクトル１８Ｂを介して電力系統１に接続されている。第２電力変換装置２Ｂは、双方向インバータであり、第２電力変換制御部１４Ｂから出力される制御信号に基づいて、蓄電池４の放電電力を交流電力に変換して電力系統１へ出力し、蓄電池４への充電電力を直流電力に変換する。

第２電力変換制御部１４Ｂは、第１電圧検出部５Ａの出力値Ｖ_Ｔと第２電流検出部６Ｂの出力値Ｉ_ＢＴと第１電流検出部６Ａの出力値Ｉ_ＰＶと仮想発電機の出力電流値Ｉ_Ｇｒｅｆとに基づいて、第２電力変換装置２Ｂの動作を制御する。

図２は、第２電力変換制御部１４Ｂの一構成例を示すブロック図である。第２電力変換装置２Ｂの出力電圧は、仮想発電機の出力電流値Ｉ_Ｇｒｅｆと電流検出部６Ａの出力値Ｉ_ＰＶとの差分と、電流検出部６Ｂの出力値Ｉ_ＢＴとが等しくなるように制御される。

第２電力変換制御部１４Ｂは、同期位相検出部１４Ｂ１と、３相２相変換部１４Ｂ２、１４Ｂ４、１４Ｂ７と、減算器１４Ｂ３、１４Ｂ５と、ＰＩ制御部１４Ｂ６と、加算器１４Ｂ８と、２相３相変換部１４Ｂ９と、ＰＷＭ制御部１４Ｂ０と、を備えている。

同期位相検出部１４Ｂ１は、第１電圧検出部５Ａで検出された交流電圧値Ｖ_Ｔを受信して、３相交流電圧の同期位相を検出して３相２相変換部１４Ｂ２、１４Ｂ４、１４Ｂ７、および、２相３相変換部１４Ｂ９へ出力する。

３相２相変換部１４Ｂ２は、第１電流検出部６Ａで検出された交流電流値Ｉ_ＰＶを受信し、同期位相検出部１４Ｂ１から受信した同期位相に基づいて、３相の交流電流値Ｉ_ＰＶを２相に変換する。

３相２相変換部１４Ｂ４は、第２電流検出部６Ｂで検出された交流電流値Ｉ_ＢＴを受信し、同期位相検出部１４Ｂ１から受信した同期位相に基づいて、３相の交流電流値Ｉ_ＢＴを２相に変換する。

３相２相変換部１４Ｂ７は、第１電圧検出部５Ａで検出された交流電圧値Ｖ_Ｔを受信し、同期位相検出部１４Ｂ１から受信した同期位相に基づいて、３相の交流電圧値Ｖ_Ｔを２相に変換する。

減算器１４Ｂ３は、仮想発電機の出力電流値Ｉ_Ｇｒｅｆと２相の交流電流値Ｉ_ＰＶとを受信し、電流値Ｉ_Ｇｒｅｆから電流値Ｉ_ＰＶを引いた差を減算器１４Ｂ５へ出力する。

減算器１４Ｂ５は、減算器１４Ｂ３から出力された差と２相の交流電流値Ｉ_ＢＴとを受信し、差から電流値Ｉ_ＢＴを引いた差をＰＩ制御部１４Ｂ６へ出力する。すなわち、減算器１４Ｂ５から出力される差は、電流値Ｉ_Ｇｒｅｆから電流値Ｉ_ＰＶと電流値Ｉ_ＢＴとを引いた値である。

ＰＩ制御部１４Ｂ６は、減算器１４Ｂ５から出力された差を受信し、受信した値がゼロとなるように２相の電圧値を演算して出力する。

加算器１４Ｂ８は、ＰＩ制御部１４Ｂ６から出力された電圧値と、３相２相変換部１４Ｂ７から出力された２相の電圧値Ｖ_Ｔとを受信して、これらを加算して２相３相変換部１４Ｂ９へ出力する。

２相３相変換部１４Ｂ９は、加算器１４Ｂ８から出力された２相の電圧値を受信し、同期位相検出部１４Ｂ１から受信した同期位相に基づいて、２相の電圧値を３相に変換する。ここで出力される３相の電圧値は、第２電力変換装置２Ｂから出力される３相の交流電圧値の目標値となる。

ＰＷＭ制御部１４Ｂ０は、２相３相変換部１４Ｂ９から出力された３相の交流電圧値を受信し、受信した交流電圧値が電力変換装置２Ｂから出力されるように、ＰＷＭ制御信号を出力する。

発電機特性演算装置２０は、仮想発電機の出力電流値Ｉ_Ｇｒｅｆを供給する。発電機特性演算装置２０は、有効電力設定部８と、有効電力設定部８の出力値と質点系演算部１０の出力値とが供給される機械出力演算部９と、出力電流演算部１３の出力値Ｔｅと機械出力演算部９の出力値Ｔｍとが供給される質点系演算部１０と、電気特性演算部２１と、を備えている。

以下、仮想発電機の出力電流値Ｉ_Ｇｒｅｆを生成する発電機特性演算装置２０の動作について説明する。
有効電力設定部８は、擬似的な同期発電機として電力系統１へ出力すべき有効電力設定値Ｐ_ｒｅｆを出力する。

図３は、機械出力演算部９の一構成例を概略的に示すブロック図である。
機械出力演算部９は、同期発電機の調速機と呼ばれる制御装置に相当し、例えば図３に示す制御ブロック図を実現するように構成されている。機械出力演算部９は、基準角周波数ω_０から角周波数ωを引いた差を出力する減算器９１と、増幅率Ｋの比例ブロック９２と、時定数Ｔ１、Ｔ２の１次遅れブロック９３、９５と、１次遅れブロック９３の出力と有効電力設定値Ｐ_ｒｅｆとを加算した和を出力する加算器９４と、を備え、有効電力設定部８の出力である有効電力設定値Ｐ_ｒｅｆと質点系演算部１０の出力である角周波数ωとが入力され同期発電機における機械出力Ｔｍ相当を演算して出力する。機械出力Ｔｍは、火力発電機における、蒸気エネルギー等で発生するトルクに相当する。

角周波数ωが基準角周波数ω_０より低下すると比例ブロック９２および１次遅れブロック９３の入力は正値となり（ω_０−ω＞０）、最終的に機械出力Ｔｍは増加する。逆に、角周波数ωが基準角周波数ω_０より上昇すると比例ブロック９２および１次遅れブロック９３の入力は負値となり（ω_０−ω＜０）、最終的に機械出力Ｔｍは減少する。角周波数ωの変化に対する機械出力Ｔｍの変化の大きさや速さは、比例ブロック９２の増幅率Ｋや１次遅れブロック９３、９５の時定数Ｔ１、Ｔ２により決まる。

図４は、質点系演算部１０の一構成例を概略的に示すブロック図である。
質点系演算部１０は、同期発電機の運動方程式を演算する。質点系演算部１０は、例えば図４に示すブロック図を実現するように構成されている。質点系演算部１０は、減算器１０１と、積分ブロック１０２と、比例ブロック１０３と、を有している。積分ブロック１０２の定数Ｍはタービンを含めた発電機の慣性定数に相当し、比例ブロック１０３の係数Ｄはダンピング係数に相当する。

機械出力Ｔｍが一定である場合、電力系統１の負荷減少などにより電気出力トルクＴｅが減少すると、図４に示す積分ブロック１０２への入力は正値となるので慣性定数Ｍとダンピング係数Ｄとに応じた変化率で角周波数ωは上昇する。逆に、電力系統１の負荷増加などにより電気出力トルクＴｅが増加すると積分ブロック１０２への入力は負値となるので慣性定数Ｍとダンピング係数Ｄとに応じた変化率で角周波数ωは低下する。

電気出力トルクＴｅが一定であって機械出力Ｔｍが変化する場合は極性が逆となる。したがって、機械出力Ｔｍが減少すれば角周波数ωは低下し、機械出力Ｔｍが増加すれば角周波数ωは上昇する。

質点系演算部１０は、上記のように同期発電機における角周波数ωを演算する。機械出力演算部９では角周波数ωの上昇時は機械出力Ｔｍを減少させ、角周波数ωの低下時は機械出力Ｔｍを増加させるので、角周波数ωの変動を抑制するように作用する。質点系演算部１０で演算された角周波数ωは、電気特性演算部２１へ供給される。

電気特性演算部２１は、電圧設定部１１と、電圧設定部１１の出力値Ｖ_ｒｅｆと第１電圧検出部５Ａの出力値（至近端電圧値）Ｖ_Ｔとが供給される界磁電圧演算部１２と、第１電圧検出部５Ａの出力値Ｖ_Ｔと質点系演算部１０の出力値ωと界磁電圧演算部１２の出力値Ｅｆｄとが供給される出力電流演算部１３と、を備えている。

電圧設定部１１は、電力系統１との接続点（ａ点）の至近端電圧Ｖ_Ｔの目標値である電圧設定値Ｖ_ｒｅｆを出力するものである。

図５は、界磁電圧演算部１２の一構成例を概略的に示すブロック図である。
界磁電圧演算部１２は、同期発電機の励磁制御装置に相当し、例えば図５に示す制御ブロックを実現するように構成されている。界磁電圧演算部１２は、電圧設定値Ｖ_ｒｅｆと第１電圧検出部５Ａで得られた接続点（ａ点）の至近端電圧値Ｖ_Ｔとの差分（Ｖ_ｒｅｆ-Ｖ_Ｔ）に応じて、同期発電機の界磁電圧相当値Ｅｆｄを演算して出力電流演算部１３へ出力する。至近端電圧値Ｖ_Ｔが電圧設定値Ｖ_ｒｅｆより小さい（Ｖ_ｒｅｆ-Ｖ_Ｔ>０）と、一次遅れの入力は正値となるので界磁電圧相当値Ｅｆｄは増加し、逆に至近端電圧値Ｖ_Ｔが電圧設定値Ｖ_ｒｅｆより大きい（Ｖ_ｒｅｆ-Ｖ_Ｔ<０）と一次遅れの入力は負値となるので界磁電圧相当値Ｅｆｄは減少する。

出力電流演算部１３は同期発電機の電気特性式、いわゆるＰａｒｋ式を演算するものである。出力電流演算部１３は、界磁電圧演算部１２の出力である界磁電圧相当値Ｅｆｄと、質点系演算部１０の出力である角周波数ωと、第１電圧検出部５Ａで得られる接続点（ａ点）の至近端電圧値Ｖ_Ｔとを入力値として仮想発電機の出力電流値Ｉ_Ｇｒｅｆを演算する。

簡素化した計算式で表せば、発電機出力電流は（１）式で求められ、発電機出力電流に端子電圧を乗じたものの実部が有効電力出力であり、（２）式で求められる。

ここで、Ｅ_Ｇは発電機内部電圧の大きさ、δ_ＥＧは発電機内部電圧の位相角、Ｘは発電機内部リアクタンス、Ｖ_Ｔは発電機端子電圧の大きさ、δ_ＶＴは発電機端子電圧の位相角、Ｐ_Ｇは発電機有効電力出力、Ｉ_Ｇは発電機出力電流（複素数）を表す。発電機特性演算装置２０の出力Ｉ_Ｇｒｅｆは（１）式のＩ_Ｇに相当し、δ_ＥＧは角周波数ωと時間との積（ωｔ）に相当する。

負荷増加等により電力系統１の周波数、即ち角周波数ωが低下した場合、機械出力演算部９と質点系演算部１０との作用により基準角周波数ω_０付近に戻すよう角周波数ωは制御されるので、δ_ＥＧ−δ_ＶＴが大きくなってＰ_Ｇが増加する。Ｉ_ＧとＰ_Ｇとは、電力系統１に供給される電流と有効電力とに相当する。従って、負荷増加等により電力系統１の周波数、即ち角周波数ωが低下した場合、電力系統１の周波数低下を抑制するように働く。

逆に、負荷減少等により電力系統１の周波数、即ち角周波数ωが上昇した場合、δ_ＥＧ−δ_ＶＴが小さくなるので電力系統１への供給電力が減少し、電力系統１の周波数上昇を抑制するように働く。

（１）式および（２）式に示すＥ_Ｇは、界磁電圧演算部１２の出力である界磁電圧相当値Ｅｆｄと同じ方向に変化するので、電力系統１の電圧が低下すると界磁電圧相当値Ｅｆｄが大きくなり、Ｅ_Ｇも大きくなるので電力系統１の電圧低下を抑制するように働く。逆に、電力系統１の電圧が上昇すると界磁電圧相当値Ｅｆｄが小さくなり、Ｅ_Ｇも小さくなるので電力系統１の電圧上昇を抑制するように働く。

次に、電力系統の電圧や周波数が安定している定常時の作用について述べる。太陽電池３の発電電力は日射量に応じて変化するため、第１電力変換装置２Ａから電力系統１へ供給される電力も日射量に応じて変化する。通常、接続点（ａ点）の電圧は基準値から大きく外れることはなく、電力は電圧と電流との積であることから、定常時における電力の変化は電流の変化とほぼ同等であり、第１電流検出部６Ａの出力値Ｉ_ＰＶに表れる。そして、発電機特性演算装置２０の出力値Ｉ_Ｇｒｅｆは、定常時は一定出力である同期発電機と等価なので一定である。第２電力変換制御部１４Ｂでは発電機特性演算装置２０の出力値Ｉ_Ｇｒｅｆと第１電流検出部６Ａの出力値Ｉ_ＰＶとの差分に相当する電流が、第２電力変換装置２Ｂから電力系統１へ流れるように制御する。その結果、第１電力変換装置２Ａを介した太陽電池３からの供給電力と、第２電力変換装置２Ｂを介した蓄電池４からの供給電力との合計値、即ち電力系統１への供給電力は一定となる。

なお、第１電圧検出部５Ａで得られる電圧を指定値に自動制御しない場合、即ち有効電力の増減等による電圧変動を許容する場合は、電圧設定部１１で界磁電圧相当値Ｅｆｄを設定することにより界磁電圧演算部１２を省略することができる。

また、同期発電機単体の特性のみが必要で角周波数ωの変動抑制が不要な場合は、有効電力設定部８で機械出力Ｔｍを設定することにより機械出力演算部９を省略することができる。

本実施形態に係る太陽光発電システムよれば、同期発電機の運動方程式、電気特性式（Ｐａｒｋ式）、同期発電機の制御装置である調速機、および、励磁制御装置の特性を演算する発電機特性演算装置２０の出力Ｉ_Ｇｒｅｆと、第１電力変換装置２Ａを介した太陽電池３から電力系統１への供給電力に相当する電流検出部６Ａの出力Ｉ_ＰＶとの差分に基づいて第２電力変換制御部１４Ｂが第２電力変換装置２Ｂの出力電流を制御する。このことにより、第１電力変換装置２Ａと第２電力変換装置２Ｂとから電力系統１へ供給される電力の合計は、電力系統１の電圧や周波数の変化に対して同期発電機と同等になる。また、スケジュール通りに有効電力を出力するなど同期発電機と同様の運用も可能となるので、同期発電機と同様に扱うことができる。

上記のように本実施形態に係る給電システムによれば、太陽光発電等の再生可能エネルギーを利用した発電設備と蓄電池等の電力貯蔵装置とを組み合わせた発電システムに同期発電機と同じ特性を持たせることにより、電力系統全体の監視制御から見て同期発電機と同等に扱うことが可能であって、電力系統と連係して運転した場合であっても、安定した電力供給が可能な給電システムを提供することができる。

図６は、第１実施形態の給電システムの他の構成例を示すブロック図である。なお、以下の説明において、上述の第１実施形態の給電システムと同様の構成については同一の符号を付して重複する説明は省略する。

図６に示す給電システムでは、第２電力変換制御部１４Ｂの入力が、第１電流検出部６Ａの出力ではなく、第１電力変換制御部１４Ａの出力Ｉ_{ＰＶｒｅｆ}である。この点以外は、図１に示す給電システムと同様である。

図７は、電流指令値Ｉ_{ＰＶｒｅｆ}を求めるブロック図の一例を示す図である。第１電力変換装置１４Ａは、電圧値Ｖ_ＤＣから電圧指令値Ｖ_{ＤＣｒｅｆ}を減算する減算器１４Ａ１と、電圧値Ｖ_ＤＣと電圧指令値Ｖ_{ＤＣｒｅｆ}との差がゼロとなるように電流指令値Ｉ_{ＰＶｒｅｆ}を出力するＰＩ制御ブロック１４Ａ２とを有している。太陽電池３からの出力電力が大きくなると第２電圧検出部５Ｂで検出される電圧値Ｖ_ＤＣが高くなり、電流指令値Ｉ_{ＰＶｒｅｆ}も大きくなる。第１電力変換装置２Ａの出力電流は電流指令値Ｉ_{ＰＶｒｅｆ}に等しく制御されるので、電圧は概ね一定とすれば第１電力変換装置２Ａの出力電力も大きくなる。逆に、太陽電池３からの出力電力が小さくなると第２電圧検出部５Ｂで検出されるＶ_ＤＣが低くなり、電流指令値Ｉ_{ＰＶｒｅｆ}および第１電力変換装置２Ａの出力電力も小さくなる。

上記のように、電流指令値Ｉ_{ＰＶｒｅｆ}と第１電流検出部６Ａの出力値Ｉ_ＰＶとは略同一となるため、第２電力変換制御部１４Ｂの入力として、第１電流検出部６Ａの出力に代わり電流指令値Ｉ_{ＰＶｒｅｆ}を用いても上述の実施形態と同様の効果が得られる。

次に、第２実施形態の給電システムについて図面を参照して詳細に説明する。
図８は、第２実施形態の給電システムの一構成例を概略的に示すブロック図である。

本実施形態に係る給電システムは、発電機特性演算装置２０の電気特性演算部２１の構成が上述の第１実施形態に係る給電システムと異なっている。

電気特性演算部２１は、電圧設定部１１と、電圧設定部１１から出力された設定値Ｖ_ｒｅｆおよび第１電圧検出部５Ａから出力された電圧値（至近端電圧値）Ｖ_Ｔが供給される内部電圧演算部１５と、内部電圧演算部１５の出力値Ｅ_Ｇと質点系演算部１０の出力値ωと第１電圧検出部５Ａの出力値Ｖ_Ｔとが供給される電流簡易演算部１６と、を備えている。電気特性演算部２１の出力、即ち電流簡易演算部１６の出力値Ｉ_Ｇ２は第２電力変換制御部１４Ｂに供給される。

図９は、内部電圧演算部１５の一構成例を概略的に示すブロック図である。
内部電圧演算部１５は、例えば図９に示すような伝達関数を実現するように構成され、設定値Ｖ_ｒｅｆから至近端電圧値Ｖ_Ｔを引いた差を出力する減算器１５１と、時定数Ｔの１次遅れブロック１５２と、を備えている。内部電圧演算部１５は、第１電圧検出部５Ａの出力である至近端電圧Ｖ_Ｔを、電圧設定部１１の出力である設定値Ｖ_ｒｅｆと等しくする仮想発電機の内部電圧Ｅ_Ｇを演算する。

電流簡易演算部１６は、内部電圧演算部１５の出力値Ｅ_Ｇと質点系演算部１０の出力値ωと第１電圧検出部５Ａの出力値Ｖ_Ｔとから、仮想発電機の出力電流Ｉ_Ｇ２を計算する。一例として、出力電流Ｉ_Ｇ２は先述の（１）式で得られ、δ_ＶＴは一般的な同期位相検出回路（ＰＬＬ）で得られ、δ_ＥＧは下記の（３）式で得られる。

第１電力変換装置２Ａを介した太陽電池３の出力電流Ｉ_ＰＶと仮想発電機の出力電流Ｉ_Ｇ２と第１電圧検出部５Ａの出力値Ｖ_Ｔと第２電流検出部６Ｂの出力値Ｉ_ＢＴとが第２電力変換制御部１４Ｂに供給され、第２電力変換制御部１４Ｂは第２電力変換装置２Ｂを介した蓄電池４の出力電流である第２電流検出部６Ｂの出力値Ｉ_ＢＴが仮想発電機の出力電流Ｉ_Ｇ２と第１電力変換装置２Ａの出力電流Ｉ_ＰＶとの差分と等しくなるように第２電力変換装置２Ｂを制御する。その結果、接続点（ａ点）から電力系統１に供給される電流、即ち電力は仮想発電機と等しくなる。

なお、第１電圧検出部５Ａで得られる電圧を設定値に自動制御しない場合には、即ち有効電力の増減等による電圧変動を許容する場合は、電圧設定部１１で仮想発電機の内部電圧Ｅ_Ｇを設定することにより内部電圧演算部１５を省略することができる。

また、同期発電機単体の特性のみが必要で角周波数ωの変動抑制が不要な場合は、有効電力設定部８で機械出力Ｔｍを設定することにより機械出力演算部９を省略することができる。

上記のように、同期発電機の特性を模擬する発電機特性演算装置２０の内容を簡素化することにより、少ない演算量で同期発電機に近い特性を給電システムに付加することができる。また、スケジュール通りに有効電力を出力するなど同期発電機と同様の運用も可能となるので、同期発電機と同様に扱うことができる。

すなわち、本実施形態に係る給電システムによれば、電力系統全体の監視制御から見て同期発電機と同等に扱うことが可能な給電システムを提供することができる。

次に、第３実施形態の給電システムについて図面を参照して詳細に説明する。

図１０は、第３実施形態の給電システムの一構成例を概略的に示すブロック図である。
本実施形態に係る給電システムは、蓄電池４の接続位置と、発電機特性演算装置２０の出力値の供給先が先述の第１実施形態に係る給電システムと異なっている。

蓄電池４は、太陽電池３とともに第１電力変換装置２Ａに接続されている。すなわち、太陽電池３の発電電力と蓄電池４の充放電電力との合計が、第１電力変換装置２Ａで交流電力に変換されて電力系統１に供給される。したがって、本実施形態の給電システムは、第２電力変換制御部１４Ｂ、第２電力変換装置２Ｂ、および第２電流検出部６Ｂを備えていない。なお、本実施形態の給電システムでは、後述するように太陽電池３と蓄電池４との間で第１電力変換制御部１４Ａへの直流電圧が一定となるように制御される。したがって、本実施形態の給電システムは第２電圧検出部５Ｂを備えていない。

発電機特性演算装置２０は第１実施形態の給電システムと同様の構成であって、発電機特性演算装置２０では仮想発電機の出力電流に相当する指令値Ｉ_Ｇｒｅｆが演算される。発電機特性演算装置２０の出力値（指令値）Ｉ_Ｇｒｅｆは、第１電力変換制御部１４Ａに供給される。

第１電力変換制御部１４Ａは、第１電流検出部６Ａで検出される第１電力変換装置２Ａの出力電流と指令値Ｉ_Ｇｒｅｆとが等しくなるように第１電力変換装置２Ａの出力電圧を制御するので、第１電力変換装置２Ａを介して太陽電池３と蓄電池４とから電力系統１に供給される電力は仮想発電機と等しいものとなる。

なお、太陽電池３と蓄電池４とには制御装置が含まれており、太陽電池３からの出力電力は日射量に応じて最大となるように制御され（ＭＰＰＴ制御）、蓄電池４からの出力電力は直流電圧を一定にするよう制御される。

太陽電池３からの出力電力より第１電力変換装置２Ａから電力系統１への出力電力が多いときは第１電力変換装置２Ａへの直流電圧が低下するので、直流電圧を上げるため蓄電池４から電力が供給（放電）される。

逆に、電力系統１への出力電力より太陽電池３からの出力電力が多いときは直流電圧が上昇するので、直流電圧を下げるため蓄電池４に電力が吸収（充電）される。これにより、指令値Ｉ_Ｇｒｅｆに相当する電力と太陽電池３の発電電力との差は蓄電池４の充放電によって補完される。

上記のように、太陽電池３と蓄電池４とを第１電力変換装置２Ａに接続して、第１電力変換装置２Ａへの直流電圧が一定となるように制御する場合であっても、第１電力変換制御部１４Ａが、第１電流検出部６Ａで検出される第１電力変換装置２Ａの出力電流と指令値Ｉ_Ｇｒｅｆとが等しくなるように第１電力変換装置２Ａの出力電圧を制御することにより、太陽光発電等の再生可能エネルギーを利用した発電設備と蓄電池等の電力貯蔵装置とを組み合わせた発電システムに同期発電機と同じ特性を持たせることが可能となる。

すなわち、本実施形態によれば、電力系統全体の監視制御から見て同期発電機と同等に扱うことが可能であって、電力系統と連係して運転した場合であっても、安定した電力供給が可能な給電システムを提供することができる。

次に、第４実施形態の給電システムについて図面を参照して詳細に説明する。

図１１は、第４実施形態の給電システムの一構成例を概略的に示すブロック図である。
本実施形態に係る給電システムは、蓄電池４の接続位置と、発電機特性演算装置２０の出力値の供給先が先述の第２実施形態に係る給電システムと異なっている。

蓄電池４は、太陽電池３とともに第１電力変換装置２Ａに接続されている。すなわち、太陽電池３の発電電力と蓄電池４の充放電電力との合計が、第１電力変換装置２Ａで交流電力に変換されて電力系統１に供給される。したがって、本実施形態の給電システムは、第２電力変換制御部１４Ｂ、第２電力変換装置２Ｂ、および第２電流検出部６Ｂを備えていない。なお、本実施形態の給電システムでは、後述するように太陽電池３と蓄電池４との間で第１電力変換制御部１４Ａへの直流電圧が一定となるように制御される。したがって、本実施形態の給電システムは第２電圧検出部５Ｂを備えていない。

発電機特性演算装置２０は第２実施形態の給電システムと同様の構成であって、発電機特性演算装置２０では仮想発電機の出力電流に相当する指令値Ｉ_Ｇ２が演算される。発電機特性演算装置２０の出力値（指令値）Ｉ_Ｇ２は、第１電力変換制御部１４Ａに供給される。

第１電力変換制御部１４Ａは、第１電流検出部６Ａで検出される第１電力変換装置２Ａの出力電流と指令値Ｉ_Ｇ２とが等しくなるように、第１電力変換装置２Ａの出力電圧を制御するので、第１電力変換装置２Ａを介して太陽電池３と蓄電池４とから電力系統１に供給される電力は、仮想発電機と等しいものとなる。

また、第３実施形態と同様に、太陽電池３と蓄電池４とには制御装置が含まれ、指令値Ｉ_Ｇ２に相当する電力と太陽電池３の発電電力と差は蓄電池４の充放電によって補完される。

上記のように、太陽電池３と蓄電池４とを第１電力変換装置２Ａに接続して、第１電力変換装置２Ａへの直流電圧が一定となるように制御する場合であっても、第１電力変換制御部１４Ａが、第１電流検出部６Ａで検出される第１電力変換装置２Ａの出力電流と指令値Ｉ_Ｇ２とが等しくなるように第１電力変換装置２Ａの出力電圧を制御することにより、太陽光発電等の再生可能エネルギーを利用した発電設備と蓄電池等の電力貯蔵装置とを組み合わせた発電システムに同期発電機と同じ特性を持たせることが可能となる。

すなわち、本実施形態によれば、電力系統全体の監視制御から見て同期発電機と同等に扱うことが可能であって、電力系統と連係して運転した場合であっても、安定した電力供給が可能な給電システムを提供することができる。

本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。

ａ…接続点、１…電力系統、２Ａ…第１電力変換装置、２Ｂ…第２電力変換装置、４…蓄電池（蓄電手段）、５Ａ…第１電圧検出部、５Ｂ…第２電圧検出部、６Ａ…第１電流検出部、６Ｂ…第２電流検出部、８…有効電力設定部、９…機械出力演算部、１０…質点系演算部、１１…電圧設定部、１２…界磁電圧演算部、１３…出力電流演算部、１４Ａ…第１電力変換制御部、１５…内部電圧演算部、１６…電流簡易演算部、１８Ａ、１８Ｂ…平滑リアクトル、２０…発電機特性演算装置、２１…電気特性演算部。

Claims (7)

1. 蓄電手段と、
   前記蓄電手段の放電電力を交流電力に変換するとともに、前記蓄電手段への充電電力を直流電力に変換する第２電力変換装置と、
   前記第２電力変換装置から出力される電流を検出する第２電流検出部と、
   直流電力を交流電力に変換して供給する第１電力変換装置と、前記第２電力変換装置と、前記電力系統との接続点の電圧値と、角周波数と、電圧設定値とに基づいて、仮想発電機の出力電流値と電気出力トルクとを演算する電気特性演算部と、
   有効電力の出力目標値と前記電気特性演算部で演算される仮想発電機の前記電気出力トルクとに基づいて、仮想発電機の前記角周波数を演算する質点系演算部と、
   前記第１電力変換装置から電力系統へ出力される電流値と前記仮想発電機の出力電流値との差分に応じて前記第２電力変換装置を制御する第２電力変換制御部とを備えた給電システム。
2. 蓄電手段と、
   前記蓄電手段の放電電力を交流電力に変換するとともに、前記蓄電手段への充電電力を直流電力に変換する第２電力変換装置と、
   前記第２電力変換装置から出力される電流を検出する第２電流検出部と、
   直流電力を交流電力に変換して供給する第１電力変換装置と、前記第２電力変換装置と、前記電力系統との接続点の電圧値と、角周波数と、電圧設定値とに基づいて、仮想発電機の出力電流値と電気出力トルクとを演算する電気特性演算部と、
   有効電力の出力目標値と前記電気特性演算部で演算される仮想発電機の前記電気出力トルクとに基づいて、仮想発電機の前記角周波数を演算する質点系演算部と、
   前記第１電力変換装置の出力電流の指令値と前記仮想発電機の出力電流値との差分に応じて前記第２電力変換装置を制御する第２電力変換制御部とを備えた給電システム。
3. 前記蓄電手段は直流電力を充電および放電する蓄電池である請求項１又は請求項２記載の給電システム。
4. 直流電力を交流電力に変換して供給する第１電力変換装置と電力系統との接続点の電圧値と、角周波数と、電圧設定値とに基づいて、仮想発電機の出力電流値と電気出力トルクとを演算する電気特性演算部と、
   有効電力の出力目標値と前記電気特性演算部で演算される仮想発電機の前記電気出力トルクとに基づいて、仮想発電機の前記角周波数を演算する質点系演算部と、
   前記第１電力変換装置から前記電力系統へ出力される電流値と、前記仮想発電機の出力電流値との差分に応じて前記第１電力変換装置を制御する第１電力変換制御部とを備えた給電システム。
5. 前記接続点の電圧値を検出する第１電圧検出部をさらに備え、
   前記電気特性演算部は、前記第１電圧検出部で検出された電圧値と前記電圧設定値とに基づいて界磁電圧相当値を演算する界磁電圧演算部と、
   前記第１電圧検出部で検出された電圧値と前記角周波数と前記界磁電圧相当値とに基づいて仮想発電機の前記出力電流値と前記電気出力トルクとを演算する出力電流演算部と、を有する請求項１乃至請求項４のいずれか１項記載の給電システム。
6. 前記接続点の電圧値を検出する第１電圧検出部をさらに備え、
   前記電気特性演算部は、前記第１電圧検出部で検出された電圧値と前記電圧設定値とを等しくするための仮想発電機の前記内部電圧値を演算する内部電圧演算部と、
   前記角周波数と前記第１電圧検出部で検出された電圧値と前記内部電圧値とに基づいて仮想発電機の前記出力電流値と前記電気出力トルクとを演算する出力電流演算部とを有する請求項１乃至請求項４のいずれか１項記載の給電システム。
7. 前記角周波数と前記有効電力の設定値とに基づいて仮想発電機の機械出力を演算する機械出力演算部をさらに備え、
   前記質点系演算部は前記機械出力と前記電気出力トルクとに基づいて仮想発電機の前記角周波数を演算するように構成された請求項１乃至請求項６のいずれか１項記載の給電システム。

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