JP2017208932A - 電力変換装置 - Google Patents

Abstract

【課題】 単相三線式の電力系統と分散型電源との間に接続される電力変換装置において、制御態様の切り替えを必要とせずに、系統連系運転と自立運転との間の移行を無瞬断で行うことができる電力変換装置を提供する。
【解決手段】 制御器は、第１電圧線と中性電圧線との間に第１の仮想発電機が接続され、かつ、第２電圧線と中性電圧線との間に第２の仮想発電機が接続されたと仮定して、電流計測器および電圧計測器で計測された電流および電圧から、発電機の位相角と位相角指令値との偏差から各仮想発電機における仮想的な相差角を算出する相差角生成部と、計測された電流および電圧から、各仮想発電機の仮想的な誘起電圧を算出する誘起電圧生成部と、計測された電圧、相差角、誘起電圧および予め定められた各仮想発電機の内部インピーダンスから、各仮想発電機の電流指令値を生成する電流指令値生成部と、を備える。
【選択図】図１

Description

本発明は、電力変換装置に関する。

商用電力系統等の電力系統と、太陽光発電設備、燃料電池発電設備、蓄電設備等の分散型電源との間の電力変換装置が種々提案されている。例えば特許文献１では、分散型電源の電力系統との系統連系運転と自立運転との間を瞬断なく移行したり、複数の分散型電源との間での自律的な負荷分担を行ったり、短期の系統周波数安定化を実現するための構成として、電力系統に仮想の発電機が接続されたと仮定して分散型電源からの受電量を制御する仮想発電機モデル制御を行うことが開示されている。

国際公開第２０１３／００８４１３号

龍建儒、新帯俊信、柿ヶ野浩明、三浦友史、伊瀬敏史、「仮想同期発電機を用いた家庭用分散形電源の商用系統連系・解列の無瞬断切り替え制御」、電気学会論文誌Ｂ（電力・エネルギー部門誌）、２０１３年、vol.133、No.5、pp.430-438

しかし、上記特許文献１の構成は、電力系統が三相系統である場合に適用されるものである。上記特許文献１の構成は、家庭用の小容量系統である単相三線式の電力系統に、そのまま適用することができない。特に、最近、各家庭等に設置された燃料電池発電設備、太陽光発電設備を利用したマイクログリッドが急速に普及している。このようなマイクログリッドは、単相三線式の電力系統に接続されるため、上記特許文献１のような電力変換装置をそのまま適用することができない。

上記非特許文献１には、このような単相三線式の電力系統に仮想発電機モデル制御を適用する態様が記載されている。しかし、この構成では、自立運転時に中性線の制御を別途行う必要があり、系統連系運転時と自立運転時との間の移行には運転モードの切り替えが必要となっている。また、これにより、電力変換装置の構成も複雑化している。したがって、上記非特許文献１のような構成では、分散型電源が単相三線式の電力系統に接続されるシステムにおいて、制御態様の切り替えを行わずに系統連系運転と自立運転との間を瞬断なく移行することができない。

本発明は、上記課題を解決するものであり、単相三線式の電力系統と分散型電源との間に接続される電力変換装置において、制御態様の切り替えを必要とせずに、系統連系運転と自立運転との間の移行を無瞬断で行うことができる電力変換装置を提供することを目的とする。

本発明の一態様に係る電力変換装置は、分散型電源と、第１電圧線、第２電圧線および中性電圧線を有する単相三線式の電力系統と、の間に接続される電力変換装置であって、前記分散型電源に接続される一対の入力端と、前記電力系統の各電圧線に接続される３つの出力端とを有するインバータと、前記インバータの前記電力系統側において、前記第１電圧線に接続される第１出力端の第１出力電流および前記第２電圧線に接続される第２出力端の第２出力電流をそれぞれ計測する電流計測器と、前記電力系統の前記中性電圧線に対する前記第１電圧線における第１系統電圧および前記中性電圧線に対する前記第２電圧線における第２系統電圧をそれぞれ計測する電圧計測器と、前記インバータのスイッチングを制御する制御器と、を備え、前記制御器は、前記第１電圧線と前記中性電圧線との間に第１の仮想発電機が接続され、かつ、前記第２電圧線と前記中性電圧線との間に第２の仮想発電機が接続されたと仮定して、前記電流計測器および前記電圧計測器で計測された電流および電圧から、各仮想発電機の仮想的な周波数指令値を生成し、当該周波数指令値を積分して位相角指令値を生成するとともに、前記第１系統電圧および前記第２系統電圧から各仮想発電機の位相角を生成し、前記発電機の位相角と前記位相角指令値との偏差から各仮想発電機における仮想的な相差角を算出する相差角生成部と、前記電流計測器および前記電圧計測器で計測された電流および電圧から、各仮想発電機の仮想的な誘起電圧を算出する誘起電圧生成部と、前記電圧計測器で計測された電圧、前記相差角、前記誘起電圧および予め定められた各仮想発電機の内部インピーダンスから、各仮想発電機の電流指令値を生成する電流指令値生成部と、を備え、前記電流計測器で計測された電流が前記電流指令値となるように前記インバータをスイッチングするよう構成され、前記相差角生成部は、前記第１の仮想発電機と前記第２の仮想発電機との間で共通の前記周波数指令値を生成する、および／または、前記第１の仮想発電機および前記第２の仮想発電機の一方の位相角を前記第１の仮想発電機および前記第２の仮想発電機の他方の位相角に基づいて調整することにより位相角間の誤差を補正するよう構成される。

上記構成によれば、単相三線式の電力系統の第１電圧線と中性電圧線との間、および、第２電圧線と中性電圧線との間のそれぞれに、仮想発電機が接続されたと仮定して、第１電圧線、第２電圧線および中性電圧線が接続されるインバータのスイッチングが制御される。これにより、簡単な構成で、制御態様の切り替えを必要とせずに、第１電圧線および第２電圧線における系統連系運転と自立運転との間の移行を無瞬断で行うことができる。さらに、２つの仮想発電機の間で共通の周波数指令値が生成される、および／または、２つの仮想発電機の一方の位相角を他方の位相角に基づいて調整することにより位相角間の誤差が補正される。これにより、２つの仮想発電機同士を同期させることができ、第１系統電圧および第２系統電圧だけでなく第１電圧線と第２電圧線との間の電圧を維持することができる。

前記相差角生成部は、前記電流計測器および前記電圧計測器で計測された電流および電圧から前記第１の仮想発電機および前記第２の仮想発電機による有効電力の総和を算出し、当該有効電力の総和と有効電力指令値および基準周波数とから前記周波数指令値を生成することにより、前記第１の仮想発電機と前記第２の仮想発電機との間で共通の前記周波数指令値を生成してもよい。これによれば、有効電力の制御ループが２つの仮想発電機間で共通化されるため、簡単な構成で２つの仮想発電機間の誘起電圧の位相を一致させることができる。

前記相差角生成部は、前記第１の仮想発電機の前記位相角と前記第２の仮想発電機の前記位相角との差を比例演算し、当該比例演算結果を前記第１の仮想発電機の前記周波数および前記第２の仮想発電機の前記周波数の何れか一方に加えることで、前記位相角間の誤差を補正してもよい。これによれば、有効電力の制御ループの構成に拘わらず、２つの仮想発電機間の誘起電圧の位相のずれを小さくすることができる。

前記誘起電圧生成部は、前記電流計測器および前記電圧計測器で計測された電流および電圧から各仮想発電機の無効電力を算出し、当該各無効電力と、前記第１系統電圧の大きさおよび前記第２系統電圧の大きさと、各無効電力指令値および基準電圧とから各仮想発電機の前記誘起電圧を算出してもよい。無効電力の制御ループを仮想発電機ごとに個別に設けることにより、制御の自由度を高くすることができる。

前記相差角生成部は、前記有効電力の総和と前記有効電力指令値との差を伝達関数Ｋ_Ｇ（ｓ）＝Ｋ_ｇｄ／（１＋Ｔ_ｇｓ）を用いて演算し、当該演算結果に前記基準周波数を加えることにより、前記周波数指令値を生成してもよい。ここで、Ｋ_ｇｄは、各仮想発電機における周波数ドループ特性を示す係数であり、Ｔ_ｇは、各仮想発電機における慣性による回転数の追従遅れの特性を示す時定数である。これにより、仮想の発電機において有効電力を用いたガバナ制御を模擬した制御態様を容易に実現することができる。

前記誘起電圧生成部は、前記無効電力と前記無効電力指令値との差に電圧ドループ特性を示す係数Ｋ_ａｄを掛け、その結果に前記基準電圧を加えて電圧指令値を生成し、当該電圧指令値と、前記電圧計測器で計測された対応する電圧の大きさとの差を伝達関数Ｋ_Ａ（ｓ）＝Ｋ_ａｐ＋Ｋ_ａｉ／ｓを用いて演算し、当該演算結果を前記誘起電圧として出力してもよい。ここで、Ｋ_ａｐは、比例要素を示す係数であり、Ｋ_ａｉは積分要素を示す係数である。これにより、仮想の発電機において無効電力を用いた自動電圧調整制御を模擬した制御態様を容易に実現することができる。

前記制御器は、前記電流計測器および前記電圧計測器で計測された電流および電圧の正相成分を抽出し、抽出された各値の正相成分を、正相に同期する回転座標系において取り扱うことにより、各仮想発電機の電流指令値を生成してもよい。各値の正相成分を抽出して、正相に同期する回転座標系上で仮想発電機を構成することにより、当該回転座標系において２つの仮想発電機における取り扱いを容易にすることができる。

本発明によれば、単相三線式の電力系統と分散型電源との間に接続される電力変換装置において、制御態様の切り替えを必要とせずに、系統連系運転と自立運転との間の移行を無瞬断で行うことができる。

図１は、本発明の一実施の形態に係る電力変換装置を示す制御ブロック図である。 図２は、図１に示す電力変換装置におけるインバータの概略構成を示す図である。 図３は、本実施の形態における周波数指令値算出部の構成を示すブロック図である。 図４は、本実施の形態における自動電圧調整部の構成を示すブロック図である。 図５は、本実施の形態における系統電圧および誘起電圧の同期座標系におけるベクトルを示す図である。 図６は、本実施の形態の第１の変形例における相差角生成部の構成を示すブロック図である。 図７は、本実施の形態の第２の変形例における相差角生成部の構成を示すブロック図である。 図８は、本シミュレーションにおける電力変換装置を適用したシステムの構成を示すブロック図である。 図９Ａは、第１のケースにおけるシミュレーション結果を示すグラフであって、負荷の消費電力の経時的な変化を示すグラフである。 図９Ｂは、第１のケースにおけるシミュレーション結果を示すグラフであって、第２発電装置の出力電圧の経時的な変化を示すグラフである。 図９Ｃは、第１のケースにおけるシミュレーション結果を示すグラフであって、第１発電装置の出力電圧の経時的な変化を示すグラフである。 図９Ｄは、第１のケースにおけるシミュレーション結果を示すグラフであって、周波数の経時的な変化を示すグラフである。 図９Ｅは、第１のケースにおけるシミュレーション結果を示すグラフであって、相差角の経時的な変化を示すグラフである。 図９Ｆは、第１のケースにおけるシミュレーション結果を示すグラフであって、系統電圧の実効値の経時的な変化を示すグラフである。 図１０Ａは、第２のケースにおけるシミュレーション結果を示すグラフであって、負荷の消費電力の経時的な変化を示すグラフである。 図１０Ｂは、第２のケースにおけるシミュレーション結果を示すグラフであって、第２発電装置の出力電圧の経時的な変化を示すグラフである。 図１０Ｃは、第２のケースにおけるシミュレーション結果を示すグラフであって、第１発電装置の出力電圧の経時的な変化を示すグラフである。 図１０Ｄは、第２のケースにおけるシミュレーション結果を示すグラフであって、周波数の経時的な変化を示すグラフである。 図１０Ｅは、第２のケースにおけるシミュレーション結果を示すグラフであって、相差角の経時的な変化を示すグラフである。 図１０Ｆは、第２のケースにおけるシミュレーション結果を示すグラフであって、系統電圧の実効値の経時的な変化を示すグラフである。

以下、本発明の実施の形態を、図面を参照しながら説明する。なお、以下では全ての図を通じて同一または同じ機能を有する要素には同一の参照符号を付して、その重複する説明を省略する。

図１は、本発明の一実施の形態に係る電力変換装置を示す制御ブロック図である。本実施の形態における電力変換装置１は、分散型電源２と、単相三線式の電力系統３との間に接続される。分散型電源２は、例えば、太陽光発電設備、燃料電池発電設備、蓄電設備等の電源設備である。単相三線式の電力系統３は、第１電圧線３ａ、第２電圧線３ｃおよび中性電圧線３ｂを有している。当該電力系統３は、小容量系統として一般家庭等に導入され、電力変換装置１を介して上記分散型電源２と接続される。

電力変換装置１は、分散型電源２と電力系統３とを接続するインバータ４を備えている。図２は、図１に示す電力変換装置におけるインバータの概略構成を示す図である。図２に示すように、インバータ４は、分散型電源２に接続される一対の入力端と、電力系統３の各電圧線３ａ〜３ｃに接続される３つの出力端とを有する。このように、インバータ４は、直流電圧から三相交流を出力する三相インバータを単相三線式のインバータとして動作させることで実現可能である。電力系統３に接続される出力部４ａ，４ｂ，４ｃごとに２つ、合計６つのスイッチング素子４１〜４６が設けられている。インバータ４は、後述する制御器８からの電圧指令値ｖ_ａ ^＊，ｖ_ｂ ^＊，ｖ_ｃ ^＊をＰＷＭ信号に変換するＰＷＭ信号生成部４７を有する。電圧指令値ｖ_ａ ^＊，ｖ_ｂ ^＊，ｖ_ｃ ^＊に基づいて変換されたＰＷＭ信号は、各スイッチング素子のオン／オフを切り替えるゲート駆動信号Ｓ１〜Ｓ６として各スイッチング素子４１〜４６に送られ、直流電源設備である分散型電源２から出力される直流電圧が単相三線式の交流電圧に変換される。出力部４ａ，４ｂ，４ｃは、コイルおよびコンデンサ等により構成されるフィルタ回路５を介して電力系統３の各電圧線３ａ，３ｂ，３ｃに接続される。

電力変換装置１は、インバータ４の電力系統側において、第１電圧線３ａに接続される第１出力部４ａの第１出力電流ｉ_ａおよび第２電圧線３ｃに接続される第２出力部４ｃの第２出力電流ｉ_ｃをそれぞれ計測する電流計測器６と、電力系統３の中性電圧線３ｂに対する第１電圧線３ａにおける第１系統電圧ｖ_ｇ１および中性電圧線３ｂに対する第２電圧線３ｃにおける第２系統電圧ｖ_ｇ２をそれぞれ計測する電圧計測器７と、を備えている。電流計測器６および電圧計測器７の構成は、公知の構成が適用できる。

電力変換装置１は、インバータ４の各スイッチング素子４１〜４６のスイッチングを制御する制御器８を備えている。制御器８は、電流計測器６で計測される電流および電圧計測器７で計測される電圧に基づいて電圧指令値ｖ_ａ ^＊，ｖ_ｂ ^＊，ｖ_ｃ ^＊を生成する。

制御器８は、マイクロコントローラ等のコンピュータおよび／または各種の電子回路素子により構成される。制御器８は、第１電圧線３ａと中性電圧線３ｂとの間に第１の仮想発電機が接続され、かつ、第２電圧線３ｃと中性電圧線３ｂとの間に第２の仮想発電機が接続されたと仮定して電圧指令値ｖ_ａ ^＊，ｖ_ｂ ^＊，ｖ_ｃ ^＊を生成する制御を行う。すなわち、制御器８は、電力変換装置１を単相三線式の電力系統３における第１電圧線３ａと第２電圧線３ｃとを対象とする２系統の仮想発電機（仮想同期発電機）制御系として制御する。この際、中性電圧線３ｂは基準電圧として一定とするため、本実施の形態において、電圧指令値ｖ_ｂ ^＊はつねに０としている。

制御器８は、機能ブロックとして、相差角生成部９と、誘起電圧生成部１０と、電流指令値生成部１１と、を備えている。相差角生成部９は、電流計測器６および電圧計測器７で計測された電流および電圧から、各仮想発電機の仮想的な周波数指令値ω_Ｒを生成し、当該周波数指令値ω_Ｒを積分して位相角指令値θ_Ｒを生成する。

本実施の形態において、相差角生成部９は、第１出力電流ｉ_ａ、第２出力電流ｉ_ｃ、第１系統電圧ｖ_ｇ１および第２系統電圧ｖ_ｇ２から第１の仮想発電機および第２の仮想発電機による有効電力の総和Ｐを算出する有効電力算出部（総有効電力算出部）１２と、当該有効電力の総和Ｐと有効電力指令値Ｐ^＊および基準周波数ω^＊とから周波数指令値（共通周波数指令値）ω_Ｒを生成する周波数指令値算出部（共通周波数指令値算出部）１３と、を備えている。

後述するように、本実施の形態の仮想発電機制御においては、各値を正相に同期する回転座標系（ｄｑ座標系）上で取り扱う。このため、有効電力の総和Ｐも正相成分を用いて表す必要がある。ここで、第１仮想発電機による有効電力Ｐ_１は、Ｐ_１＝２（ｖ_ｇ１ｄ ^＋ｉ_ａｄ ^＋＋ｖ_ｇ１ｑ ^＋ｉ_ａｑ ^＋）で表され、第２仮想発電機による有効電力Ｐ_２は、Ｐ_２＝２（ｖ_ｇ２ｄ ^＋ｉ_ｃｄ ^＋＋ｖ_ｇ２ｑ ^＋ｉ_ｃｑ ^＋）で表されるため、有効電力の総和Ｐは、Ｐ＝Ｐ_１＋Ｐ_２＝２（ｖ_ｇ１ｄ ^＋ｉ_ａｄ ^＋＋ｖ_ｇ１ｑ ^＋ｉ_ａｑ ^＋＋ｖ_ｇ２ｄ ^＋ｉ_ｃｄ ^＋＋ｖ_ｇ２ｑ ^＋ｉ_ｃｑ ^＋）で表される。有効電力算出部１２は、上記式に基づいて、有効電力の総和Ｐを算出する。

図３は、本実施の形態における周波数指令値算出部の構成を示すブロック図である。図３に示すように、有効電力算出部１２で算出された有効電力の総和Ｐは、有効電力指令値Ｐ^＊から差し引かれ、当該差が一次遅れ演算器１４に入力される。一次遅れ演算器１４は、有効電力の総和Ｐと周波数指令値ω_Ｒとの間に所定の垂下特性および追従遅れを示す慣性効果を有するように調整される。

本実施の形態において、一次遅れ演算器１４は、伝達関数Ｋ_Ｇ（ｓ）＝Ｋ_ｇｄ／（１＋Ｔ_ｇｓ）を用いて演算した結果を出力する。ここで、Ｋ_ｇｄは、各仮想発電機における周波数ドループ特性を示す係数であり、Ｔ_ｇは、各仮想発電機における慣性による回転数の追従遅れの特性を示す時定数である。これにより、仮想の発電機において有効電力を用いたガバナ制御を模擬した制御態様を容易に実現することができる。周波数指令値算出部１３は、一次遅れ演算器１４における演算結果に所定の基準周波数ω^＊を加えることにより、周波数指令値ω_Ｒを生成する。このようにして、相差角生成部９は、第１の仮想発電機と第２の仮想発電機との間で共通の周波数指令値ω_Ｒを生成する。相差角生成部９は、周波数指令値ω_Ｒを積分する積分器１５を有し、周波数指令値ω_Ｒを積分して位相角指令値θ_Ｒを生成する。

さらに、相差角生成部９は、第１系統電圧ｖ_ｇ１および第２系統電圧ｖ_ｇ２から各仮想発電機の位相角θ_１，θ_２を生成する位相角生成部１６１，１６２を有する。位相角生成部１６１，１６２は、それぞれ、系統電圧ｖ_ｇ１，ｖ_ｇ２の正相成分を抽出する正相抽出部１７１，１７２を備えている。

正相抽出部１７１，１７２は、それぞれ単相の信号から正相成分を抽出する。単相の信号は、正相信号と逆相信号との和として表すことができる。例えば第１系統電圧は、ｖ_ｇ１＝ｖ_ｇ１ ^＋＋ｖ_ｇ１ ⁻と表される。このように、本実施の形態において、信号の正相成分は、当該信号を示す符号の右肩に＋を付して表わされ、信号の逆相成分は、当該信号を示す符号の右肩に−を付して表わされる。本実施の形態の仮想発電機制御においては、各値を正相に同期する回転座標系（ｄｑ座標系）上で取り扱う。このため、当該単相の信号である系統電圧ｖ_ｇ１，ｖ_ｇ２の正相成分を抽出することにより、２相信号（ｄ軸成分ｖ_ｇ１ｄ ^＋，ｖ_ｇ２ｄ ^＋およびｑ軸成分ｖ_ｇ１ｑ ^＋，ｖ_ｇ２ｑ ^＋、場合によってはこれらをまとめてｖ_ｇ１ｄｑ ^＋，ｖ_ｇ２ｄｑ ^＋と総称する場合がある）に変換する。系統電圧ｖ_ｇ１，ｖ_ｇ２の正相成分を抽出する方法は、例えばＤＤＳＲＦ（Double Decoupled Synchronous Reference Frame）、ＤＳＯＧＩ（Dual Second Order Gneralized Integrator）等、公知の方法が採用可能である。

また、位相角生成部１６１，１６２は、系統電圧ｖ_ｇ１，ｖ_ｇ２の正相成分のうち、ｑ軸成分を入力として比例積分(ＰＩ)要素を介して各正相に同期する回転座標系の回転周波数ω_１，ω_２を出力する周波数演算部１８１，１８２と、回転周波数ω_１，ω_２を積分して各系統電圧の位相角θ_１，θ_２を生成する積分器１９１，１９２とを備えている。積分器１９１，１９２のそれぞれから出力される位相角θ_１，θ_２は、それぞれ対応する正相抽出部１７１，１７２にフィードバックされることにより、位相角生成部１６１，１６２は、ＰＬＬ（Phase Locked Loop）制御回路を形成している。

相差角生成部９は、位相角指令値θ_Ｒから位相角生成部１６１，１６２で生成された各仮想発電機の位相角θ_１，θ_２を差し引いて各仮想発電機における仮想的な相差角δ_１，δ_２を算出する。

誘起電圧生成部１０は、第１出力電流ｉ_ａおよび第１系統電圧ｖ_ｇ１から第１の仮想発電機による無効電力Ｑ_１を算出する無効電力算出部２０１と、第２出力電流ｉ_ｃおよび第２系統電圧ｖ_ｇ２から第２の仮想発電機による無効電力Ｑ_２を算出する無効電力算出部２０２と、各無効電力Ｑ_１，Ｑ_２と、第１系統電圧の大きさ｜ｖ_ｇ１｜および第２系統電圧の大きさ｜ｖ_ｇ２｜と、各無効電力指令値Ｑ_１ ^＊，Ｑ_２ ^＊および基準電圧ｖ_ｇ ^＊とから各仮想発電機の誘起電圧Ｅ_ｆ１，Ｅ_ｆ２を算出する自動電圧調整部２１１，２１２と、を備えている。

上述したように、本実施の形態の仮想発電機制御においては、各値を正相に同期する回転座標系（ｄｑ座標系）上で取り扱う。このため、無効電力も正相成分を用いて表す必要がある。ここで、第１仮想発電機による無効電力Ｑ_１は、Ｑ_１＝２（−ｖ_ｇ１ｄ ^＋ｉ_ａｑ ^＋＋ｖ_ｇ１ｑ ^＋ｉ_ａｄ ^＋）で表され、第２仮想発電機による無効電力Ｑ_２は、Ｑ_２＝２（−ｖ_ｇ２ｄ ^＋ｉ_ｃｑ ^＋＋ｖ_ｇ２ｑ ^＋ｉ_ｃｄ ^＋）で表される。無効電力算出部２０１，２０２は、それぞれ、上記式に基づいて、対応する電動機の無効電力Ｑ_１，Ｑ_２を算出する。

図４は、本実施の形態における自動電圧調整部の構成を示すブロック図である。図４においては、２つの自動電圧調整部２１１，２１２をまとめて自動電圧調整部２１ｎ（ｎ＝１，２）と表記し、対応する無効電力Ｑ_１，Ｑ_２等もＱ_ｎ等というように表記する。図４に示すように、自動電圧調整部２１ｎは、無効電力Ｑ_ｎと無効電力指令値Ｑ_ｎ ^＊との差に電圧ドループ特性を示す係数Ｋ_ａｄを掛け、その結果に基準電圧Ｖ_Ｒ ^＊を加えて電圧指令値Ｖ_Ｒｎを生成する電圧指令値算出部２２ｎと、当該電圧指令値Ｖ_Ｒｎと、電圧計測器７で計測された対応する電圧の大きさ｜Ｖ_ｇｎ｜との差を比例積分演算するＰＩ演算部２３ｎと、を備えている。

ＰＩ演算部２３ｎは、電圧指令値Ｖ_ｎＲから対応する電圧の大きさ｜ｖ_ｇｎ｜を差し引いた値を伝達関数Ｋ_Ａ（ｓ）＝Ｋ_ａｐ＋Ｋ_ａｉ／ｓを用いて比例積分演算する。ここで、Ｋ_ａｐは、比例要素を示す係数であり、Ｋ_ａｉは積分要素を示す係数である。ＰＩ演算部２３ｎの演算結果が誘起電圧Ｅ_ｆｎとして出力される。各系統電圧の大きさ｜ｖ_ｇ１｜，｜ｖ_ｇ２｜は、各正相抽出部２４１，２４２においてそれぞれ系統電圧ｖ_ｇ１，ｖ_ｇ２から電圧の正相成分ｖ_ｇ１ｄｑ ^＋，ｖ_ｇ２ｄｑ ^＋を抽出した結果から得られる。なお、正相抽出部２４１，２４２は、相差角生成部９における正相抽出部１７１，１７２と同様の構成であり、本実施の形態においては、図面上理解し易いように別の構成として記載しているが、１７１と２４１とを共通化し、１７２と２４２とを共通化してもよい。

上記のように、無効電力Ｑ_１，Ｑ_２と無効電力指令値Ｑ_ｎ ^＊との差に対して電圧ドループ特性を与えることにより、仮想の発電機において無効電力Ｑ_１，Ｑ_２を用いた自動電圧調整（ＡＶＲ）制御を模擬した制御態様を容易に実現することができる。

電流指令値生成部１１は、電圧計測器７で計測された系統電圧ｖ_ｇ１，ｖ_ｇ２、相差角δ_１，δ_２、誘起電圧Ｅ_ｆ１，Ｅ_ｆ２および予め定められた各仮想発電機の内部インピーダンスｚから、各仮想発電機の電流指令値ｉ_ａｄｑ ^＊，ｉ_ｃｄｑ ^＊を生成する。電流指令値生成部１１は、第１系統電圧ｖ_ｇ１、第１の仮想発電機における相差角δ_１および誘起電圧Ｅ_ｆ１が入力され、第１の仮想発電機における電流指令値ｉ_ａｄｑ ^＊を出力する第１電流指令値生成部２５１と、第２系統電圧ｖ_ｇ２、第２の仮想発電機における相差角δ_２および誘起電圧Ｅ_ｆ２が入力され、第２の仮想発電機における電流指令値ｉ_ｃｄｑ ^＊を出力する第２電流指令値生成部２５２と、を備えている。なお、内部インピーダンスｚは、第１仮想発電機と第２仮想発電機とで共通としている。

本実施の形態において、制御器８は、電流計測器６および電圧計測器７で計測された電流および電圧の正相成分を抽出し、抽出された各値の正相成分を、正相に同期する回転座標系において取り扱うことにより、各仮想発電機の電流指令値を生成する。各値の正相成分を抽出して、正相に同期する回転座標系上で仮想発電機を構成することにより、当該回転座標系において２つの仮想発電機における取り扱いを容易にすることができる。

図５は、本実施の形態における系統電圧および誘起電圧の同期座標系におけるベクトルを示す図である。上述したように、各系統電圧ｖ_ｇ１，ｖ_ｇ２は、単相の電圧であるため、これらの正相成分を抽出して２相信号に変換している。図５は、ｄ軸を実数軸（横軸）、ｑ軸を虚数軸（縦軸）にとっている。図５に示すように、相差角δ_１，δ_２は、系統電圧ｖ_ｇ１，ｖ_ｇ２と誘起電圧Ｅ_ｆ１，Ｅ_ｆ２とのなす角を表す。したがって、ｄ軸を実数軸、ｑ軸を虚数軸にとった第１系統および第２系統それぞれの同期座標系において、誘起電圧Ｅ_ｆ１，Ｅ_ｆ２は、Ｅ_ｆ１ｅ^ｊδ１，Ｅ_ｆ２ｅ^ｊδ２とベクトル表現できる。各電動機の電流指令値ｉ_ａｄｑ ^＊，ｉ_ｃｄｑ ^＊は、同期座標系における誘起電圧Ｅ_ｆ１，Ｅ_ｆ２と系統電圧ｖ_ｇ１，ｖ_ｇ２とのベクトル差を内部インピーダンスｚで割ったものとして与えられる。すなわち、第１仮想発電機に対する電流指令値は、ｉ_ａｄｑ ^＊＝（Ｅ_ｆ１ｅ^ｊδ１−ｖ_ｇ１ｄｑ ^＋）／ｚで与えられ、第２仮想発電機に対する電流指令値は、ｉ_ｃｄｑ ^＊＝（Ｅ_ｆ２ｅ^ｊδ２−ｖ_ｇ２ｄｑ ^＋）／ｚで与えられる。

系統電圧ｖ_ｇ１，ｖ_ｇ２は、中性電圧線３ｂを基準としているため、同期座標系において、同じ電圧指令値に対して逆符号の電圧を発生することになる。すなわち、電圧ｖ_ｇ１ｄｑ，ｖ_ｇ２ｄｑは、同期座標系上では互いに逆方向のベクトルとなる。したがって、第１電圧線３ａと第２電圧線３ｃとの間は、第１電圧線３ａまたは第２電圧線３ｃにおける電圧の２倍の電圧が出力されることになる。

さらに、相差角δ_１，δ_２（＝θ_Ｒ−θ_１，θ_Ｒ−θ_２）は、周波数指令値ω_Ｒで回転している座標系と、周波数ω_１，ω_２で回転している座標系との相対的な角度であり、電圧ｖ_ｇ１ｄｑ，ｖ_ｇ２ｄｑは、それぞれ周波数ω_１，ω_２で回転している座標系に同期しているベクトルである。したがって、誘起電圧Ｅ_ｆ１，Ｅ_ｆ２は、何れも周波数指令値ω_Ｒで回転している座標系に同期して位相角（指令値）θ_Ｒで回転していることになる。また、周波数ω_１，ω_２は、過渡的には周波数指令値ω_Ｒと異なるが、定常時においては周波数指令値ω_Ｒに一致する。

制御器８は、電流計測器６で計測された電流ｉ_ａ，ｉ_ｃが電流指令値ｉ_ａｄｑ ^＊，ｉ_ｃｄｑ ^＊となるようにインバータ４をスイッチングする。すなわち、制御器８は、系統電圧ｖ_ｇ１，ｖ_ｇ２および系統周波数ω_１，ω_２に対して電圧指令値および周波数指令値を生成して直接制御するのではなく、発電機に対応する内部変数およびパラメータ、すなわち、相差角δ_１，δ_２、誘起電圧Ｅ_ｆ１，Ｅ_ｆ２および内部インピーダンスｚを導入して発電機の特性を模擬した電流を出力するように制御する。

本実施の形態において、制御器８は、電流指令値ｉ_ａｄｑ ^＊，ｉ_ｃｄｑ ^＊を電圧指令値ｖ_ａ ^＊，ｖ_ｃ ^＊に変換してからインバータ４に出力する。電流指令値生成部１１で生成された電流指令値ｉ_ａｄｑ ^＊，ｉ_ｃｄｑ ^＊は、正相電流に対する指令値であるので、これと比較される電流計測器６で計測された電流ｉ_ａ，ｉ_ｃも正相抽出部２６１，２６２により正相成分ｉ_ａｄｑ ^＋，ｉ_ｃｄｑ ^＋が抽出される。制御器８は、電流指令値ｉ_ａｄｑ ^＊，ｉ_ｃｄｑ ^＊から正相抽出部２６１，２６２により抽出されたｉ_ａｄｑ ^＋，ｉ_ｃｄｑ ^＋を差し引き、その偏差がＰＩ補償器２７１，２７２に入力される。ＰＩ補償器２７１，２７２は、入力された偏差に基づいてＰＩ補償を行うことによって電圧指令値に変換する。ＰＩ補償器２７１，２７２から出力される電圧指令値は、電圧指令値ｖ_ａ ^＊の同期座標系における正相成分ｖ_ａｄ ^＊，ｖ_ａｑ ^＊および電圧指令値ｖ_ｃ ^＊の同期座標系における正相成分ｖ_ｃｄ ^＊，ｖ_ｃｑ ^＊となる。

制御器８は、当該正相成分ｖ_ａｄ ^＊，ｖ_ａｑ ^＊，ｖ_ｃｄ ^＊，ｖ_ｃｑ ^＊を固定座標系における単相の電流指令値ｖ_ａ ^＊，ｖ_ｃ ^＊に変換する電圧指令変換部２８１，２８２を備えている。電圧指令変換部２８１は、第１仮想発電機における電圧指令値の正相成分ｖ_ａｄ ^＊，ｖ_ａｑ ^＊および位相角θ_１から、変換式ｖ_ａ ^＊＝２（ｖ_ａｄ ^＊ｃｏｓθ_１−ｖ_ａｑ ^＊ｓｉｎθ_１）を用いて、第１電圧線３ａに対する電圧指令値ｖ_ａ ^＊を出力する。同様に、電圧指令変換部２８２は、第２仮想発電機における電圧指令値の正相成分ｖ_ｃｄ ^＊，ｖ_ｃｑ ^＊および位相角θ_２から、変換式ｖ_ｃ ^＊＝２（ｖ_ｃｄ ^＊ｃｏｓθ_２−ｖ_ｃｑ ^＊ｓｉｎθ_２）を用いて、第２電圧線３ｃに対する電圧指令値ｖ_ｃ ^＊を出力する。

制御器８は、このようにして得られた電圧指令値ｖ_ａ ^＊，ｖ_ｃ ^＊および中性電圧線３ｂに対する電圧指令値ｖ_ｂ ^＊＝０をインバータ４のＰＷＭ信号生成部４７に入力する。

上記構成によれば、単相三線式の電力系統３の第１電圧線３ａと中性電圧線３ｂとの間、および、第２電圧線３ｃと中性電圧線３ｂとの間のそれぞれに、仮想の発電機が接続されたと仮定して、第１電圧線３ａ、第２電圧線３ｃおよび中性電圧線３ｂが接続されるインバータ４のスイッチングが制御される。これにより、簡単な構成で、制御態様の切り替えを必要とせずに、第１電圧線３ａおよび第２電圧線３ｃにおける系統連系運転と自立運転との間の移行を無瞬断で行うことができる。

また、本実施の形態においては、周波数および電圧の制御は、第１の仮想発電機と第２の仮想発電機とで個別に行われる一方、有効電力の制御は、電力系統３の負荷の総和に対して一括して行われる。

より具体的には、位相角生成部１６１，１６２により仮想発電機ごとの位相角θ_１，θ_２に基づいてＰＬＬ制御ループを形成することにより、仮想発電機間で独立した電圧指令値ｖ_ａ ^＊，ｖ_ｃ ^＊が生成される。したがって、第１電圧線３ａと中性電圧線３ｂとの間に接続される負荷と、第２電圧線３ｃと中性電圧線３ｃとの間に接続される負荷とが一致していない場合であっても、それぞれにおいて独立した仮想発電機制御を行うことができる。

一方で、２つの仮想発電機の間で有効電力の総和Ｐから共通の周波数指令値ω_Ｒが生成される。これにより、有効電力の制御ループが２つの仮想発電機間で共通化される。すなわち、２つの仮想発電機間の誘起電圧Ｅ_ｆ１，Ｅ_ｆ２の位相角指令値θ_Ｒが共通化されるため、誘起電圧Ｅ_ｆ１，Ｅ_ｆ２の位相は一致する。したがって、２つの仮想の発電機同士（各仮想発電機の同期座標系同士）を同期させることができ、第１系統電圧ｖ_ｇ１および第２系統電圧ｖ_ｇ２だけでなく第１電圧線３ａと第２電圧線３ｃとの間の電圧ｖ_ｇ２１（２００Ｖ）を維持することができる。なお、第１電圧線３ａと第２電圧線３ｃとの間の電圧ｖ_ｇ２１に対しては、直接の制御ループは存在しないが、第１電圧線３ａと第２電圧線３ｃとの間の負荷は、インバータ４から見れば、等価的に第１電圧線３ａと第２電圧線３ｂに接続されているとみなせるため、各仮想発電機による制御ループにより結果として安定化される。

また、誘起電圧Ｅ_ｆ１，Ｅ_ｆ２自体は、仮想発電機ごとの無効電力Ｑ_１，Ｑ_２に基づいて算出される。無効電力の制御ループにおいては、自立運転時に実際の負荷と指令値との整合が取れていなくても、有効電力の制御ループによって誘起電圧Ｅ_ｆ１，Ｅ_ｆ２が調整されることにより、適正な状態に落ち着く。したがって、無効電力の制御ループは、仮想発電機ごとに個別に設けることにより、制御の自由度を高くすることができる。

［変形例］
以上、本発明の実施の形態について説明したが、本発明は上記実施の形態に限定されるものではなく、その趣旨を逸脱しない範囲内で種々の改良、変更、修正が可能である。

例えば、相差角生成部９が、第１の仮想発電機と第２の仮想発電機との間で共通の周波数指令値ω_Ｒを生成する上記態様に加えて、第１の仮想発電機および第２の仮想発電機の一方の位相角（例えばθ_２）を第１の仮想発電機および第２の仮想発電機の他方の位相角（例えばθ_１）に基づいて調整することにより位相角θ_１，θ_２間の誤差を補正する位相角誤差補正部２９（図６）を備えてもよい。

図６は、本実施の形態の第１の変形例における相差角生成部の構成を示すブロック図である。図６において上記実施の形態における構成と同様の構成については同じ符号を付し、説明を省略する。図６に示すように、第１の変形例における相差角生成部９Ｂは、位相角誤差補正部２９を備え、当該位相角誤差補正部２９は、第１の仮想発電機の位相角θ_１と第２の仮想発電機の位相角θ_２との差を比例演算する比例演算器３０を備え、比例演算器３０における比例演算結果を第２の仮想発電機の周波数ω_２に加えることで、位相角θ_１，θ_２間の誤差を補正するように構成される。積分器１９２には、周波数演算部１８２から出力された第２仮想発電機の周波数ω_２に比例演算器３０から出力された位相角の補正分が加えられた補正後の周波数ω_２’が入力され、これが積分されることにより、補正後の位相角θ_２が生成される。

位相角生成部１６１，１６２における各ＰＬＬ制御ループ内の積分器１９１，１９２が保持している位相角θ_１，θ_２が、急激な負荷変化等によって誤差を生じ、互いに大きくずれてしまう場合が考えられる。自立運転時に位相角θ_１，θ_２の大きなずれが生じると、図１の構成では位相角θ_１，θ_２のずれを戻すことできない。これに対して、上記第１の変形例によれば、各位相角生成部１６１，１６２から出力される位相角θ_１，θ_２が異なる場合、その差に応じて一方の位相角θ_１に他方の位相角θ_２を近づけるように補正される。したがって、有効電力の制御ループの構成に拘わらず、２つの仮想発電機間の電圧Ｖ_ｇ１，Ｖ_ｇ２の位相角θ_１，θ_２のずれを小さくすることができる。これによって、第１電圧線３ａと第２電圧線３ｃとの間の電圧を安定化させることができる。

なお、比例演算器３０から出力される補正分は、仮想発電機の動作に影響しない程度の量に設定される。また、補正分を生成する比例演算器３０の代わりに積分演算要素を含む補償器を用いると、２つの仮想発電機の位相角θ_１，θ_２をつねに一致させるように動作してしまい、第１電圧線３ａと中性電圧線３ｂとの間に接続される負荷と、第２電圧線３ｃと中性電圧線３ｂとの間に接続される負荷とがアンバランスな状態になった場合に、各仮想発電機制御が適正に行われなくなる。したがって、位相角θ_１、θ_２のずれを補償する演算器として比例演算器３０を用いることにより、偏差をある程度許容することができ、２系統の仮想発電機制御を適正に動作させつつ位相角θ_１，θ_２のずれが大きくなった場合に、これを補正することができる。

また、上記のような位相角誤差補正部２９を備えている場合、相差角生成部９は、第１の仮想発電機と第２の仮想発電機との間でそれぞれ個別の周波数指令値ω_１Ｒ，ω_２Ｒ、すなわち、個別の位相角指令値θ_１Ｒ，θ_２Ｒを生成してもよい。図７は、本実施の形態の第２の変形例における相差角生成部の構成を示すブロック図である。図７において上記実施の形態および第１の変形例における構成と同様の構成については同じ符号を付し、説明を省略する。

図７に示すように、第２の変形例における相差角生成部９Ｃは、第１出力電流ｉ_ａおよび第１系統電圧ｖ_ｇ１から第１の仮想発電機による第１有効電力Ｐ_１を算出する第１有効電力算出部１２１と、第２出力電流ｉ_ｃおよび第２系統電圧ｖ_ｇ２から第２の仮想発電機による第２有効電力Ｐ_２を算出する第２有効電力算出部１２２と、を備えている。本変形例において、第１有効電力算出部１２１は、第１仮想発電機による有効電力Ｐ_１＝２（ｖ_ｇ１ｄ ^＋ｉ_ａｄ ^＋＋ｖ_ｇ１ｑ ^＋ｉ_ａｑ ^＋）を出力し、第２有効電力算出部１２２は、第２仮想発電機による有効電力Ｐ_２＝２（ｖ_ｇ２ｄ ^＋ｉ_ｃｄ ^＋＋ｖ_ｇ２ｑ ^＋ｉ_ｃｑ ^＋）を出力する。

さらに、相差角生成部９Ｃは、第１の仮想発電機に関して、第１有効電力Ｐ_１と第１有効電力指令値Ｐ_１ ^＊および基準周波数ω^＊とから第１周波数指令値ω_１Ｒを生成する第１周波数指令値算出部１３１と、第１周波数指令値ω_１Ｒを積分して第１位相角指令値θ_１Ｒを生成する第１積分器１５１と、を備えている。さらに、相差角生成部９Ｃは、第２の仮想発電機に関しても同様に、第２有効電力Ｐ_２と第２有効電力指令値Ｐ_２ ^＊および基準周波数ω^＊とから第２周波数指令値ω_２Ｒを生成する第２周波数指令値算出部１３２と、第２周波数指令値ω_２Ｒを積分して第２位相角指令値θ_２Ｒを生成する第２積分器１５２と、を備えている。

本変形例によれば、２つの仮想の発電機の位相角θ_１，θ_２間の誤差が補正されることにより、２つの仮想の発電機同士を同期させることができる。

また、上記実施の形態においては、無効電力の制御ループにおいて、自動電圧調整部２１１，２１２に入力される無効電力（Ｑ_１，Ｑ_２）およびその指令値（Ｑ_１ ^＊，Ｑ_２ ^＊）を個別の値としたが、無効電力の総和Ｑおよびその指令値Ｑ^＊を自動電圧調整部２１１，２１２の何れにも入力する構成としてもよい。この場合、無効電力の総和Ｑは、Ｑ＝Ｑ_１＋Ｑ_２＝２（−ｖ_ｇ１ｄ ^＋ｉ_ａｑ ^＋＋ｖ_ｇ１ｑ ^＋ｉ_ａｄ ^＋−ｖ_ｇ２ｄ ^＋ｉ_ｃｑ ^＋＋ｖ_ｇ２ｑ ^＋ｉ_ｃｄ ^＋）で与えられる。

［シミュレーション結果］
上記実施の形態の電力変換装置１におけるシミュレーション結果を以下に示すことにより、上記実施の形態の電力変換装置１によって、系統連系から解列への移行、および他の発電装置との負荷分担などの動作が好適に行われることを示す。本シミュレーションにおいて、電力変換装置１における制御態様の切り替えおよびパラメータ変更は、動作途中において一切行われていない。

図８は、本シミュレーションにおける電力変換装置を適用したシステムの構成を示すブロック図である。図８に示すように、本シミュレーションにおいては、上記実施の形態における電力変換装置１に分散型電源である第１発電装置２Ａが接続されるとともに、第１発電装置２Ａに太陽光発電装置等の他のインバータ方式による第２発電装置２Ｂが電力系統３に並列に連系可能に構成されている。

第２発電装置２Ｂは、系統連系状態では電力系統３に同期して電力系統３に流し込む電流の制御が行われる。例えば太陽光発電装置においては、太陽光の発電量に応じた電流を電力系統３に流し込む制御が行われる。第１発電装置２Ａは、上記実施の形態における電力変換装置１における制御、すなわち、有効電力に対する周波数ドループ特性と無効電力に対する電圧ドループ特性および慣性効果を模擬した周波数変動特性とによる制御が行われる。

すなわち、第１発電装置２Ａは、自立運転時には電力変換装置１における基準周波数ω^＊と基準電圧ｖ^＊に基づいてドループ特性に応じた周波数および電圧を出力するため、系統解列時も停止することなく運転を続ける。したがって、並列している第２発電装置２Ｂは、系統解列時も第１発電装置２Ａを電力系統と見立てて運転を続けることになる。電力変換装置１における基準周波数ω^＊と基準電圧ｖ^＊は、電力系統３の基準周波数および基準電圧と同じ値に設定される。第１発電装置２Ａは、電力変換装置１を介して電力系統３と３線で連系するが、第２発電装置２Ｂは通常２線で第１電圧線３ａと第２電圧線３ｃとの間に連系する。

本シミュレーションにおいては以下の２つのケースについてのシミュレーションを行った。第１のケースにおいては、第１発電装置２Ａが電力系統３に連系しており、第１電圧線３ａと中性電圧線３ｂとの間に負荷Ｌ１が接続されている時点（３秒の時点）からシミュレーションを開始している。図９Ａ〜図９Ｆは、第１のケースにおけるシミュレーション結果を示すグラフである。図９Ａは負荷の消費電力の経時的な変化を示し、図９Ｂは第２発電装置の出力電圧の経時的な変化を示し、図９Ｃは第１発電装置の出力電圧の経時的な変化を示し、図９Ｄは周波数の経時的な変化を示し、図９Ｅは相差角の経時的な変化を示し、図９Ｆは系統電圧の実効値の経時的な変化を示す。

図９Ａに示すように、最初の時点（３秒の時点）では第１発電装置２Ａが電力系統３に連系しており、第１電圧線３ａと中性電圧線３ｂとの間に６００Ｗの負荷Ｌ１が接続されている（図９ＡにおいてＰＬ＿１で示される）。第２電圧線３ｃと中性電圧線３ｂとの間に負荷は接続されていないため、図９ＡにおいてＰＬ＿２は０であり、負荷の合計値ＰＬはＰＬ＿１に一致する。負荷Ｌ１への電力が電力系統３から供給されているため、第１発電装置２Ａの有効電力指令値Ｐ^＊は０であり、図９Ｃに示すように、第１発電装置２Ａの第１電圧線３ａと中性電圧線３ｂとの間の出力電力ＰｇＢ＿１、第２電圧線３ｃと中性電圧線３ｂとの間の出力電力ＰｇＢ＿２およびそれらの和ＰｇＢは何れも０である。

その後、４秒の時点で第１発電装置２Ａと電力系統３とが解列された場合、第１発電装置２Ａは、自立運転となる。したがって、図９Ｃに示すように、負荷Ｌ１への給電は第１発電装置２Ａの第１電圧線３ａが担当する（図９ＣにおけるＰｇＡ＿１が０Ｗから６００Ｗに変化する）。このとき、有効電力指令値Ｐ^＊は０のままであるため、図９Ｄに示すように、有効電力に対する周波数ドループ特性により周波数ω_１，ω_２は基準周波数ω^＊（３秒の時点における６０Ｈｚ）から低下するものの、滑らかに自立運転に移行している。

その後、図９Ｂに示すように、６秒の時点で第２発電装置２Ｂが第１電圧線３ａおよび第２電圧線３ｂ間に接続され、８秒の時点で４００Ｗの電力の和ＰｇＢを出力している。この電力は、第１電圧線３ａと第２電圧線３ｃとの間に供給されるため、第１電圧線３ａおよび第２電圧線３ｂに２００Ｗずつの電力（図９ＢにおけるＰｇＢ＿１，ＰｇＢ＿２）が供給される。

この結果、負荷Ｌ１の消費電力６００Ｗのうち、２００Ｗが第２発電装置２Ｂから供給される。残りの４００Ｗは、引き続き第１発電装置２Ａが供給する。この結果、図９Ｃに示すように、第１発電装置２Ａの第１電圧線３ａと中性電圧線３ｂとの間の出力電力ＰｇＡ＿１は、６００Ｗから４００Ｗに低下する。一方、本ケースにおいて第３電圧線３ｃと中性電圧線３ｂとの間には負荷が存在しないため、第２発電装置２Ｂから第２電圧線３ｂに供給される電力２００Ｗは余剰となる。したがって、第１発電装置２Ａが当該電力を吸収する（図９ＣにおいてＰｇＡ＿２が０Ｗから−２００Ｗに変化する）。

すなわち、８秒の時点以降における第１発電装置２Ａの有効電力の和ＰｇＡは２００Ｗに減少する。これに伴い、周波数ω_１，ω_２は上昇する。

その後、図９Ａに示すように、１２秒の時点で負荷Ｌ１が６００Ｗから２００Ｗに減少した場合、負荷Ｌ１のすべての電力を第２発電装置２Ｂから供給される２００Ｗで賄うことができるため、第１発電装置２Ａの第１電圧線３ａと中性電圧線３ｂとの間の出力電力ＰｇＡ＿１は、４００Ｗから０Ｗに低下する。この結果、第１発電装置２Ａは、第２発電装置２Ｂから第２電圧線３ｂに供給される電力２００Ｗの吸収動作のみを行う。すなわち、１２秒の時点以降における第１発電装置２Ａの電力の和ＰｇＡは−２００Ｗとなる。これに伴い、周波数ω_１，ω_２はさらに上昇し、基準周波数ω^＊（６０Ｈｚ）を超える値となる。

以上のように、本ケースにおいては、系統連系、解列および負荷変動に応じて電力変換装置１による制御態様の切り替えを行うことなく、負荷Ｌ１への適切な電力供給が行われていることが示された。また、第１発電装置２Ａの第１電圧線３ａおよび第２電圧線３ｃの相差角δ_１，δ_２は、各電圧線３ａ，３ｃの負荷に応じて独立して変動している。

次に、第２のケースについて説明する。第２のケースにおいては、第１発電装置２Ａが電力系統３に連系しており、第１電圧線３ａと第２電圧線３ｃとの間に１．２ｋＷの負荷Ｌ２が接続されている時点（３秒の時点）からシミュレーションを開始している。図１０Ａ〜図１０Ｆは、第２のケースにおけるシミュレーション結果を示すグラフである。図１０Ａ〜図１０Ｆはそれぞれ第１のケースにおける図９Ａ〜図９Ｆに対応するグラフを示している。

３秒の時点において、負荷Ｌ２への電力は、電力系統３から供給されているため、第１発電装置２Ａの有効電力指令値Ｐ^＊は０であり、図１０Ｃに示すように、第１発電装置２Ａの第１電圧線３ａと中性電圧線３ｂとの間の出力電力ＰｇＡ＿１、第２電圧線３ｃと中性電圧線３ｂとの間の出力電力ＰｇＡ＿２およびそれらの和ＰｇＡは何れも０である。

その後、４秒の時点で第１発電装置２Ａと電力系統３とが解列された場合、第１発電装置２Ａは、自立運転となる。したがって、図１０Ｃに示すように、負荷Ｌ２への給電は第１発電装置２Ａが担当する。負荷Ｌ２は、第１電圧線３ａと第２電圧線３ｃとの間に接続されているため、第１発電装置２Ａは、第１電圧線３ａおよび第２電圧線３ｃにそれぞれ６００Ｗずつ電力を供給する。このとき、有効電力指令値Ｐ^＊は０のままであるため、図１０Ｄに示すように、周波数ω_１，ω_２はドループ特性により低下するものの、滑らかに自立運転に移行している。

その後、図１０Ｂに示すように、６秒の時点で第２発電装置２Ｂが第１電圧線３ａおよび第２電圧線３ｃ間に接続され、８秒の時点で８００Ｗの電力の和ＰｇＢを出力している。この電力は、第１電圧線３ａと第２電圧線３ｃとの間に供給されるため、第１電圧線３ａおよび第２電圧線３ｂに４００Ｗずつの電力（図１０ＢにおけるＰｇＢ＿１，ＰｇＢ＿２）が供給される。

この結果、負荷Ｌ２の消費電力１．２ｋＷのうち、８００Ｗが第２発電装置２Ｂから供給される。残りの４００Ｗは、引き続き第１発電装置２Ａが供給する。この結果、図１０Ｃに示すように、第１発電装置２Ａの第１電圧線３ａと中性電圧線３ｂとの間の出力電力ＰｇＡ＿１および第１発電装置２Ａの第２電圧線３ｃと中性電圧線３ｂとの間の出力電力ＰｇＡ＿２は、何れも６００Ｗから２００Ｗに低下する。これに伴い、周波数ω_１，ω_２は上昇する。

その後、図１０Ａに示すように、１２秒の時点で負荷Ｌ２が１．２ｋＷから４００Ｗに減少した場合、第２発電装置２Ｂから供給される８００Ｗの電力の和ＰｇＢのうちの４００Ｗが負荷Ｌ２で消費され、残りの４００Ｗを第１発電装置２Ａが吸収することとなる。したがって、図１０Ｃに示すように、第１発電装置２Ａの各出力電力ＰｇＡ＿１，ＰｇＡ＿２は、ともに−２００Ｗとなる。これに伴い、周波数ω_１，ω_２はさらに上昇し、基準周波数ω^＊（６０Ｈｚ）を超える値となる。

以上のように、本ケースにおいても、系統連系、解列および負荷変動に応じて電力変換装置１による制御態様の切り替えを行うことなく、負荷Ｌ２への適切な電力供給が行われていることが示された。また、本ケースにおいては、第２発電装置２Ｂが接続される電圧線３ａ，３ｃと負荷Ｌ２が接続されている電圧線３ａ，３ｃとが同じであるため、第１発電装置２Ａは、第１電圧線３ａと第２電圧線３ｃとで同じ電力を出力しており、相差角δ_１，δ_２も互いに一致した状態で変動している。

なお、何れのケースにおいても自立運転の場合は内部のＡＣフィルタが負荷となるため、無効電流が流れ、電力変換装置１における無効電力制御の作用により系統電圧の実効値Ｖｇ＿１Ｎ，Ｖｇ＿２Ｎが若干変化しているが、実用上支障はない程度といえる。

以上のように、上記実施の形態における電力変換装置１は、上記シミュレーションにより、従来の単相三線式の電力変換装置ではなし得なかった効果を発揮することが示された。すなわち、上記実施の形態における電力変換装置１は、単相三線式系統において連系運転と自立運転との間の移行を、制御態様の切り替えを必要とせずに無瞬断で実現することができる。さらに、他のインバータ方式の発電装置２Ｂとの並列運転および負荷分担を、同じく何らの制御態様の切り替えなしに実現することができる。

本発明に係る電力変換装置は、単相三線式の電力系統と分散型電源との間に接続される電力変換装置において、制御態様の切り替えを必要とせずに、系統連系運転と自立運転との間の移行を無瞬断で行うために有用である。

１ 電力変換装置
２ 分散型電源
３ 電力系統
３ａ 第１電圧線
３ｂ 中性電圧線
３ｃ 第２電圧線
４ インバータ
６ 電流計測器
７ 電圧計測器
８ 制御器
９ 相差角生成部
１０ 誘起電圧生成部
１１ 電流指令値生成部

Claims (7)

1. 分散型電源と、第１電圧線、第２電圧線および中性電圧線を有する単相三線式の電力系統と、の間に接続される電力変換装置であって、
   前記分散型電源に接続される一対の入力端と、前記電力系統の各電圧線に接続される３つの出力端とを有するインバータと、
   前記インバータの前記電力系統側において、前記第１電圧線に接続される第１出力端の第１出力電流および前記第２電圧線に接続される第２出力端の第２出力電流をそれぞれ計測する電流計測器と、
   前記電力系統の前記中性電圧線に対する前記第１電圧線における第１系統電圧および前記中性電圧線に対する前記第２電圧線における第２系統電圧をそれぞれ計測する電圧計測器と、
   前記インバータのスイッチングを制御する制御器と、を備え、
   前記制御器は、
   前記第１電圧線と前記中性電圧線との間に第１の仮想発電機が接続され、かつ、前記第２電圧線と前記中性電圧線との間に第２の仮想発電機が接続されたと仮定して、前記電流計測器および前記電圧計測器で計測された電流および電圧から、各仮想発電機の仮想的な周波数指令値を生成し、当該周波数指令値を積分して位相角指令値を生成するとともに、前記第１系統電圧および前記第２系統電圧から各仮想発電機の位相角を生成し、前記発電機の位相角と前記位相角指令値との偏差から各仮想発電機における仮想的な相差角を算出する相差角生成部と、
   前記電流計測器および前記電圧計測器で計測された電流および電圧から、各仮想発電機の仮想的な誘起電圧を算出する誘起電圧生成部と、
   前記電圧計測器で計測された電圧、前記相差角、前記誘起電圧および予め定められた各仮想発電機の内部インピーダンスから、各仮想発電機の電流指令値を生成する電流指令値生成部と、を備え、
   前記電流計測器で計測された電流が前記電流指令値となるように前記インバータをスイッチングするよう構成され、
   前記相差角生成部は、前記第１の仮想発電機と前記第２の仮想発電機との間で共通の前記周波数指令値を生成する、および／または、前記第１の仮想発電機および前記第２の仮想発電機の一方の位相角を前記第１の仮想発電機および前記第２の仮想発電機の他方の位相角に基づいて調整することにより位相角間の誤差を補正するよう構成される、電力変換装置。
2. 前記相差角生成部は、前記電流計測器および前記電圧計測器で計測された電流および電圧から前記第１の仮想発電機および前記第２の仮想発電機による有効電力の総和を算出し、当該有効電力の総和と有効電力指令値および基準周波数とから前記周波数指令値を生成することにより、前記第１の仮想発電機と前記第２の仮想発電機との間で共通の前記周波数指令値を生成する、請求項１に記載の電力変換装置。
3. 前記相差角生成部は、前記第１の仮想発電機の前記位相角と前記第２の仮想発電機の前記位相角との差を比例演算し、当該比例演算結果を前記第１の仮想発電機の前記周波数および前記第２の仮想発電機の前記周波数の何れか一方に加えることで、前記位相角間の誤差を補正する、請求項１または２に記載の電力変換装置。
4. 前記誘起電圧生成部は、前記電流計測器および前記電圧計測器で計測された電流および電圧から各仮想発電機の無効電力を算出し、当該各無効電力と、前記第１系統電圧の大きさおよび前記第２系統電圧の大きさと、各無効電力指令値および基準電圧とから各仮想発電機の前記誘起電圧を算出する、請求項１から３の何れかに記載の電力変換装置。
5. 前記相差角生成部は、前記有効電力の総和と前記有効電力指令値との差を以下の伝達関数Ｋ_Ｇ（ｓ）を用いて演算し、当該演算結果に前記基準周波数を加えることにより、前記周波数指令値を生成する、請求項２に記載の電力変換装置。
   Ｋ_Ｇ（ｓ）＝Ｋ_ｇｄ／（１＋Ｔ_ｇｓ）
   ここで、Ｋ_ｇｄは、各仮想発電機における周波数ドループ特性を示す係数であり、Ｔ_ｇは、各仮想発電機における完成による回転数の追従遅れの特性を示す時定数である。
6. 前記誘起電圧生成部は、前記無効電力と前記無効電力指令値との差に電圧ドループ特性を示す係数Ｋ_ａｄを掛け、その結果に前記基準電圧を加えて電圧指令値を生成し、当該電圧指令値と、前記電圧計測器で計測された対応する電圧の大きさとの差を以下の伝達関数Ｋ_Ａ（ｓ）を用いて演算し、当該演算結果を前記誘起電圧として出力する、請求項４に記載の電力変換装置。
   Ｋ_Ａ（ｓ）＝Ｋ_ａｐ＋Ｋ_ａｉ／ｓ
   ここで、Ｋ_ａｐは、比例要素を示す係数であり、Ｋ_ａｉは積分要素を示す係数である。
7. 前記制御器は、前記電流計測器および前記電圧計測器で計測された電流および電圧の正相成分を抽出し、抽出された各値の正相成分を、正相に同期する回転座標系において取り扱うことにより、各仮想発電機の電流指令値を生成する、請求項１から６の何れかに記載の電力変換装置。

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