JP2019205225A - 直流配電系統の系統安定化装置および系統安定化方法、並びに直流電力システム - Google Patents

Abstract

【課題】急峻な負荷変動が生じた場合でも、系統を安定化することができる、直流配電系統の系統安定化装置および系統安定化方法、並びにこれらが用いられる直流電力システムを提供する。【解決手段】直流配電系統の系統安定化装置は、発電装置３−１および負荷装置４−１を含み、発電装置は第一電力変換装置６−１を介して電力を供給する直流配電系統を安定化するものであって、第一電力変換装置を制御する第一制御装置８−１からなり、第一制御装置は、第一電力変換装置の直流側における直流電力の時間変化率と、発電装置の応答特性とを比較する判定部と、第一電力変換装置を電圧制御によって制御する電圧制御部と、第一電力変換装置を電力制御によって制御する電力制御部と、判定部の比較結果に応じて、電圧制御部および電力制御部のいずれかを選択する制御切替部と、を備える。【選択図】図１

Description

本発明は、発電装置と電気負荷装置が接続される直流配電系統を安定化する系統安定化装置および系統安定化方法、並びにこれらが用いられる直流電力システムに関する。

将来、電気負荷の大容量化と高電圧化は、一般の大規模系統だけでなく、設置面積などに制限のある小規模の電力系統、たとえば船舶内電力系統にも導入されるものと考えられ、その際、系統内の総負荷容量は発電機の定格出力に匹敵することが想定される。

電気負荷の大容量化は、配電機器、特に昇圧／降圧等に用いる変圧器の大型化を引き起こし、設置面積の不足を招く。これに対し、高周波変圧器が用いられる直流配電方式が注目されている。直流配電方式で使用する昇圧／降圧用の絶縁型直流／直流変換装置で使用する変圧器は、一般の商用周波数より高周波で駆動するため、商用周波数で用いる変圧器と比較して小型化できる。このような利点があるため、配電系統の直流化が、注目され、検討されている。

このような小規模の電力系統においては、負荷の需要に対して十分余裕のある電源設備を設置することが難しい。このため、負荷の出力が変動すると、通常の回転型発電機を電源とする場合、発電機の調速器の応答性によっては、発電機の回転数変動や直流配電系統の電圧変動を引き起こすおそれがある。

これに対し、特許文献１に記載の従来技術が知られている。本従来技術では、負荷変動によって、直流配電系統の電圧値が所定の変動範囲を超えたり、直流配電系統の直流電流値が所定の上限を超えたりしたら、系統内に設置される電力変換装置のうちの一つの制御モードが、電力制御から電圧制御に切り替えられる。これにより、直流配電系統の電圧が安定化する。

国際公開第２０１１／１６２０２５号

上記の従来技術では、電圧変動が所定の範囲を逸脱したり、電流が所定の上限値を超えたりしたりするときに制御が切り替えられるので、急峻な負荷変動に起因する発電装置の過回転や過減速を防ぐことが難しく、系統が不安定になる怖れがある。

そこで、本発明は、急峻な負荷変動が生じた場合でも、系統を安定化することができる、直流配電系統の系統安定化装置および系統安定化方法、並びにこれらが用いられる直流電力システムを提供する。

上記課題を解決するために、本発明による直流配電系統の系統安定化装置は、発電装置および負荷装置を含み、発電装置は第一電力変換装置を介して電力を供給する直流配電系統を安定化するものであって、第一電力変換装置を制御する第一制御装置からなり、第一制御装置は、第一電力変換装置の直流側における直流電力の時間変化率と、発電装置の応答特性とを比較する判定部と、第一電力変換装置を電圧制御によって制御する電圧制御部と、第一電力変換装置を電力制御によって制御する電力制御部と、判定部の比較結果に応じて、電圧制御部および電力制御部のいずれかを選択する制御切替部と、を備える。

本発明による直流配電系統の系統安定化方法は、発電装置および負荷装置を含み、発電装置は第一電力変換装置を介して電力を供給する直流配電系統を安定化する方法であって、第一電力変換装置の直流側における直流電力の時間変化率と、発電装置の応答特性とを比較し、比較の結果に基づいて、第一電力変換装置を電圧制御および電力制御のいずれによって制御するかを選択する。

上記課題を解決するために、本発明による直流電力システムは、直流電力を発生および消費する直流配電系統を有するものであって、直流配電系統は、第一電力変換装置を介して電力を供給する発電装置と、直流電力を消費する負荷装置と、直流配電系統を安定化する系統安定化装置と、を備え、系統安定化装置は、第一電力変換装置を制御する第一制御装置からなり、第一制御装置は、第一電力変換装置の直流側における直流電力の時間変化率と、発電装置の応答特性とを比較する判定部と、第一電力変換装置を電圧制御によって制御する電圧制御部と、第一電力変換装置を電力制御によって制御する電力制御部と、判定部の比較結果に応じて、電圧制御部および電力制御部のいずれかを選択する制御切替部と、を備える。

本発明によれば、急峻な負荷変動が生じた場合に、直流配電系統を安定化することができる。

上記した以外の課題、構成および効果は、以下の実施形態の説明により明らかにされる。

実施例１である直流電力システムにおける直流配電系統の構成を示す。 実施例１における第一変換器制御装置８−１の構成を示す。 直流電圧制御部Ｃ８１の構成を示す。 直流電力制御部Ｃ８２の構成を示す。 図１における第二変換器制御装置９−１の構成を示す。 直流電圧制御部Ｃ９１の構成を示す。 直流電力制御部Ｃ９２の構成を示す。 第一制御装置８−１が実行する処理の流れを示すフローチャートである。 実施例２である直流電力システムの構成を示す。 実施例２における第一変換器制御装置８−１の構成を示す。 実施例２における第二変換器制御装置９−１の構成を示す。 第三変換器制御装置１１−１の構成を示す。 第三変換器制御装置１１−１の直流電圧制御部Ｃ１１１の構成を示す。 実施例２における第一変換器制御装置８−１が実行する処理の流れを示すフローチャートである。 実施例３である直流電力システムの構成を示す。 実施例３における第一変換器制御装置８−１，８−２の構成を示す。 直流電圧制御部Ｃ８１の構成を示す。 実施例３における第一変換器制御装置８−１が実行する処理の流れを示すフローチャートである。

以下、本発明の実施形態について、下記の実施例１〜３により、図面を用いながら説明する。なお、各図において、参照番号が同一のものは同一の構成要件あるいは類似の機能を備えた構成要件を示している。

以下、本発明の実施例１について、図１〜８を用いて説明する。

図１は、本発明の実施例１である直流電力システムにおける直流配電系統の構成を示す。本実施例１は、以下に説明するように、一電源、一負荷、一蓄電設備で構成され、直流電力を発生および消費する直流配電系統である。この直流配電系統においては、系統内における負荷の急峻な電力変動に対して、系統に連系する電力変換装置の制御モード（電力制御、電圧制御）を切り替えることにより、電源を構成する発電機の回転数と直流配電系統の直流電圧の変動を抑制する。

図１に示すように、直流配電系統１は、電気負荷装置４−１を含む直流回路２、発電装置３−１、蓄電装置５、交流／直流電力変換装置６−１、直流／直流電力変換装置７−１、第一変換器制御装置８−１、第二変換器制御装置９−１によって構成される。

発電装置３−１は、回転形の発電機（交流発電機）を備えている。発電機は、エンジンなどの原動機により回転駆動される。なお、発電装置３−１は、発電機の回転速度を制御するために、原動機の駆動力を制御する調速器を備えている。

交流／直流電力変換装置６−１は、発電装置３−１が出力する交流電力を直流電力に変換する。本実施例１において、交流／直流電力変換装置６−１は、交流発電機の交流出力電力すなわち発電装置３−１の交流出力を直流に整流する整流回路と、整流回路の出力電圧を昇圧する直流／直流電力変換回路とにより構成される。直流／直流電力変換回路は、半導体スイッチング素子をオン・オフ制御することにより、直流電圧を昇圧もしくは降圧する。なお、直流／直流電力変換装置７−１も同様の直流／直流電力変換回路を備える。

ここで、本明細書において、「Ａ／Ｂ電力変換」（Ａ，Ｂ：直流もしくは交流）という表記は、ＡをＢに電力変換することを表している。

第一変換器制御装置８−１は、電圧センサによって検出される、発電装置３−１の出力の交流電圧値Ｓ６１−１と、交流／直流電力変換装置６−１が出力し、主に直流回路２に供給される直流電流値Ｓ６２−１と、交流／直流電力変換装置６−１の出力の直流電圧値Ｓ６３−１と、交流／直流電力変換装置６−１における整流回路の出力電圧であり直流／直流電力変換回路によって昇圧される前の電圧値Ｓ６０−１を受信し、受信したこれらＳ６１−１，Ｓ６２−１，Ｓ６３−１，Ｓ６０−１に基づいて、交流／直流電力変換装置６−１に与える駆動信号ＣＯＭ８−１を生成する。第一変換器制御装置８−１は、この駆動信号ＣＯＭ８−１によって、交流／直流電力変換装置６−１を制御する。これにより、第一変換器制御装置８−１は、系統安定化装置として機能する。

なお、駆動信号ＣＯＭ８−１は、交流／直流電力変換装置６−１における直流／直流電力変換回路を構成する半導体スイッチング素子をオン・オフ駆動する（後述する他の「駆動信号」についても同様）。

蓄電装置５は、直流／直流電力変換装置７−１を介して直流配電系統１に接続される。なお、交流／直流電力変換装置６−１の直流側と直流／直流電力変換装置７−１との接続経路は、いわば直流配電系統１における直流母線を示す。蓄電装置５としては、蓄電池、キャパシタ、フライホイ−ル、ＳＭＥＳ（Superconducting Magnetic Energy Storage）、インダクタなどや、これらのうち任意の２つ以上の組合せが適用される。
などが適用される。

第二変換器制御装置９−１は、直流／直流電力変換装置７−１において計測される、直流回路２に入出力する直流電流値Ｓ７１−１および直流電圧値Ｓ７２−１と、蓄電装置５の直流電圧値Ｓ７０−１を受信して、受信したこれらＳ７１−１，Ｓ７２−１，Ｓ７０−１に基づいて、直流／直流電力変換装置７−１に与える駆動信号ＣＯＭ９−１を生成する。第二変換器制御装置９−１は、この駆動信号ＣＯＭ９−１によって、直流／直流電力変換装置７−１を制御する。これにより、第二変換器制御装置９−１は、蓄電装置５の充放電を制御する。

直流回路２において、電気負荷装置４−１は、交流／直流電力変換装置６−１の直流側と直流／直流電力変換装置７−１との接続経路内、すなわち、直流配電系統１における直流母線に接続される。電気負荷装置４−１は、直流母線からの直流電力によって動作する。なお、電気負荷装置４−１は、直流負荷装置でもよいし、インバータ装置（直流／交流電力変換装置）によって駆動される交流負荷装置でもよい。

図２は、本実施例１において系統安定化装置として機能する第一変換器制御装置（図１における「８−１」）の構成を示す。

図２に示すように、第一変換器制御装置８−１は、第一過渡応答検出部８１、直流電圧制御部Ｃ８１、直流電力制御部Ｃ８２、制御切替部８５、指令値変調部６１を備える。

なお、第一変換器制御装置８−１は、マイクロコンピュータ、ＡＳＩＣ、ＤＳＰ、ＦＰＧＡ等のいずれかを用いて構成される（後述の各「変換器制御装置」も同様）。

第一過渡応答検出部８１は、電力算出部８２と、第一判定部８３と、電力指令値生成部８４を備える。

電力算出部８２は、直流電流値Ｓ６２−１と、直流電圧値Ｓ６３−１に基づいて、直流電力値を演算する。そして、電力算出部８２は、算出した直流電力値を、第一判定部８３および電力指令値生成部８４に送る。

第一判定部８３は、電力算出部８２からの直流電力値に基づいて、直流電力値の時間変化率を演算して、演算した時間変化率と、発電装置３−１の応答特性（例えば、応答速度）、つまり発電装置３−１の調速器の応答時定数とを比較する。また、第一判定部８３は、交流電圧値Ｓ６１−１に基づいて交流の周波数を検出するとともに、検出した周波数と、発電装置３−１が備える発電機の極対数から、発電機の回転数および回転数の変動を算出する。なお、調速器の応答時定数および発電機の極対数は、予め第一変換器制御装置８−１内に記憶されている。

さらに、第一判定部８３は、直流電力値の時間変化率と調速器の応答時定数とを比較した結果と、発電機の回転数の変化分（変動）に基づいて、交流／直流電力変換装置６−１の直流回路２側の直流電圧を制御量として、この直流電圧を所定の値に制御する電圧制御と、交流／直流電力変換装置６−１が直流回路２側へ出力する直流電力を制御量とする電力制御との内のいずれを実行するかを判定する。判定後、第一判定部８３は、判定結果を制御切替部８５に送る。なお、判定処理の流れについては後述する（図８）。

電力指令値生成部８４は、電力算出部８２からの直流電力値に基づいて、直流電力の時間変化率を演算する。また、電力指令値生成部８４は、直流電力値を変化率リミッタに入力し、演算された直流電力の時間変化率が調速器の応答時定数に応じて設定される時間変化率の範囲内に抑制された変化率リミッタの出力を、電力指令値として直流電力制御部Ｃ８２に送る。なお、本実施例１においては、電力指令値の時間変化率は、演算された直流電力値の時間変化率が調速器の応答時定数に応じて設定される時間変化率の範囲を逸脱している場合、調速器の応答時定数に応じて設定される時間変化率の範囲内の所定値（例えば上限値）に設定され、逸脱していない場合は、演算された直流電力の時間変化率が設定される。

図３は、直流電圧制御部Ｃ８１の構成を示す。

図３に示すように、直流電圧制御部Ｃ８１は、比例積分制御部Ｃ８１−１と、昇圧比調整部Ｃ８１−２を備える。

比例積分制御部Ｃ８１−１は、直流電圧値Ｓ６３−１と直流基準電圧値ＣＯＭＶ０との偏差に基づき、比例積分（ＰＩ）演算により直流電圧指令値を生成する。

昇圧比調整部Ｃ８１−２は、比例積分制御部Ｃ８１−１からの直流電圧指令値と、昇圧前の直流電圧値Ｓ６０−１とから昇圧比を演算し、演算された昇圧比に応じた制御指令信号Ｖ＊を生成する。制御指令信号Ｖ＊は、例えば、ＰＷＭ（Pulse Width Modulation）制御の場合、演算された昇圧比に応じたデューティを得るための電圧指令（変調波）に相当する。

図４は、直流電力制御部Ｃ８２の構成を示す。

図４に示すように、直流電力制御部Ｃ８２は、比例積分制御部Ｃ８２−１と、比例積分制御部Ｃ８２−２と、昇圧比調整部Ｃ８２−３を備える。

比例積分制御部Ｃ８２−１は、直流電流値Ｓ６２−１と直流電圧値Ｓ６３−１の積算によって得られる直流電力値と、電力指令値生成部８４（図２）からの直流電力指令値Ｐｒｅｆとの偏差に基づき、比例積分（ＰＩ）演算により直流電流指令値Ｉ＊を生成する。

比例積分制御部Ｃ８２−２は、直流電流値Ｓ６２−１と直流電流指令値Ｉ＊との偏差に基づき、比例積分（ＰＩ）演算により、直流電圧指令値を生成する。

昇圧比調整部Ｃ８２−３は、比例積分制御部Ｃ８２−２からの直流電圧指令値と昇圧前の直流電圧値Ｓ６０−１に基づいて、図３におけるＣ８１−２と同様に、制御指令信号Ｖ＊を生成する。

前述の第一判定部８３（図２）における判定結果、すなわち「電圧制御」および「電力制御」に応じて、制御切替部８５（図２）によって、それぞれ、直流電圧制御部Ｃ８１が生成する制御指令信号および直流電力制御Ｃ８２が生成する制御指令信号の一方が選択される。選択された制御指令信号（Ｖ＊）に応じて、指令値変調部６１は、変調動作（例えば、ＰＷＭ変調）によって駆動信号ＣＯＭ８−１を生成して、生成した駆動信号ＣＯＭ８−１を交流／直流電力変換装置６−１に送信する。交流／直流電力変換装置６−１は、駆動信号ＣＯＭ８−１によって制御される。これにより、直流配電系統における系統電圧や系統電力が安定化する。

図５は、図１における第二変換器制御装置９−１の構成を示す。

図５に示すように、第二変換器制御装置９−１は、第二過渡応答検出部９１と、直流電圧制御部Ｃ９１と、直流電力制御部Ｃ９２と、制御切替部９２と、指令値変調部７１を備える。

第二過渡応答検出部９１は、直流回路２の直流電圧値Ｓ７２−１に基づいて、直流／直流電力変換装置７−１の直流回路２側の直流電圧を制御量とする電圧制御と、直流／直流電力変換装置７−１と直流回路２との間の直流入出力電力を制御量とする電力制御の内のいずれを実行するのかを判定する。このとき、第二過渡応答検出部９１は、直流電圧値Ｓ７２−１の値が所定の範囲を逸脱したか否かを判定することによって電圧制御と電力制御のいずれを実行するのかを判定し、判定結果（「電圧制御」または「電力制御」）を制御切替部９２に送る。

第二変換器制御装置９−１は、直流／直流電力変換装置７−１に対して、直流電圧値Ｓ７２−１が所定の範囲内である場合、電力制御を実行し、直流電圧値Ｓ７２−１が所定の範囲を逸脱している場合、電圧制御を実行する。これにより、負荷変動時に、直流配電系統の系統電圧を安定化するように、蓄電装置５の充放電が制御される。なお、直流電圧値Ｓ７２−１が所定の範囲内である場合（通常状態を含む）、負荷への電力供給は、発電装置３−１の発電電力で賄われ、実質的に蓄電装置５の充放電量はほぼ零となる。これにより、蓄電装置５の劣化が防止され、蓄電装置５の寿命が延びる。

図６は、直流電圧制御部Ｃ９１の構成を示す。

図６に示すように、直流電圧制御部Ｃ９１は、直流電圧制御部Ｃ８１（図３）と同様に、比例積分制御部Ｃ９１−１と、昇圧比補正部Ｃ９１−２を備える。

比例積分制御部Ｃ９１−１は、直流電圧値Ｓ７２−１と直流基準電圧値ＣＯＭＶ０との偏差に基づき、比例積分（ＰＩ）演算により直流電圧指令値を生成する。

昇圧比補正部Ｃ９１−２は、比例積分制御部Ｃ９１−１からの直流電圧指令値と、蓄電装置５の直流電圧Ｓ７０−１とから昇圧比を演算し、演算された昇圧比に応じた制御指令信号Ｖ＊を生成する。制御指令信号Ｖ＊は、例えば、ＰＷＭ（Pulse Width Modulation）制御の場合、演算された昇圧比に応じたデューティを得るための電圧指令（変調波）に相当する。

図７は、直流電力制御部Ｃ９２の構成を示す。

図７に示すように、直流電力制御部Ｃ９２は、直流電力制御部Ｃ８２（図４）と同様に、比例積分制御部Ｃ９２−１と、比例積分制御部Ｃ９２−２と、昇圧比補正部Ｃ９２−３を備える。

比例積分制御部Ｃ９２−１は、直流電流値Ｓ７１−１と直流電圧値Ｓ７２−１の積算によって得られる直流電力値と、電力指令値ＣＯＭＰ０との偏差に基づき、比例積分（ＰＩ）演算により直流電流指令値Ｉ＊を生成する。

比例積分制御部Ｃ９２−２は、直流電流値Ｓ７１−１と直流電流指令値Ｉ＊との偏差に基づき、比例積分（ＰＩ）演算により、直流電圧指令値を生成する。

昇圧比補正部Ｃ９２−３は、比例積分制御部Ｃ９２−２からの直流電圧指令値と、蓄電装置５の直流電圧Ｓ７０−１とに基づいて、図６におけるＣ９１と同様に、制御指令信号Ｖ＊を生成する。

前述の第二過渡応答検出部９１（図５）における判定結果、すなわち「電圧制御」および「電力制御」に応じて、制御切替部９２（図５）によって、それぞれ、直流電圧制御部Ｃ９１が生成する制御指令信号および直流電力制御Ｃ９２が生成する制御指令信号の一方が選択される。選択された制御指令信号（Ｖ＊）に応じて、指令値変調部７１は、変調動作（例えば、ＰＷＭ変調）によって駆動信号ＣＯＭ９−１を生成して、生成した駆動信号ＣＯＭ９−１を直流／直流電力変換装置７−１に送信する。直流／直流電力変換装置７−１は、駆動信号ＣＯＭ８−１によって制御される。これにより、直流配電系統を安定化するように、蓄電装置５の充放電が制御される。

図８は、本実施例１において系統安定化装置として機能する第一変換器制御装置８−１（図２）が実行する処理の流れを示すフローチャートである。

まず、定常状態において、第一変換器制御装置８−１は、電圧制御を実行する（ステップＳＴ１）。この時、制御切替部８５（図２）は、直流電圧制御部Ｃ８１が生成する制御指令信号を選択し、直流電圧制御部Ｃ８１と指令値変調部６１を接続する。

次に、電力算出部８２によって、直流電流値Ｓ６２−１と直流電圧値Ｓ６３−１に基づいて直流電力値が算出される（ステップＳＴ２）。

次に、第一判定部８３によって、ステップＳＴ２で算出された直流電力値の時間変化率が、発電装置３−１の調速器の応答時定数に応じて設定される所定の時間変化率の範囲内であるか否かが判定される（ステップＳＴ３）。直流電力値の時間変化率が所定の時間変化率を逸脱する場合（ステップＳＴ３のＹｅｓ）、次にステップＳＴ４が実行される。直流電力値の時間変化率が所定の時間変化率以内である場合（ステップＳＴ３のＮｏ）、ステップＳＴ２が、再度、実行される。

ステップＳＴ４では、第一判定部８３によって、発電装置３−１の発電機の回転数が、所定範囲を逸脱しているか否かが判定される。回転数が所定範囲を逸脱する場合（ステップＳＴ４のＹｅｓ）、次にステップＳＴ５が実行される。回転数が所定範囲内である場合（ステップＳＴ４のＮｏ）、ステップＳＴ２が、再度、実行される。

ステップＳＴ５では、制御切替部８５によって、第一変換器制御装置８−１による交流／直流電力変換装置６−１の制御が、電圧制御から電力制御へ切り替えられる。

このように、直流電力値の時間変化率が、発電装置３−１の調速器の応答時定数に応じて設定される所定の時間変化率の範囲を逸脱する場合、すなわち直流電力値が発電装置３−１の応答速度を超えて急峻に変動する場合に、制御モードが電圧制御から電力制御に切り換えられるので、急峻な負荷変動が生じても、系統を安定化させることができる。さらに、本実施例１では、直流電力値の時間変化率が所定の時間変化率を逸脱しても、発電装置３−１の発電機の回転数が所定範囲内である場合、電力制御への切り換えは実行されない。これにより、急峻な負荷変動が生じても、変動量が小さく、実質、負荷変動が発電機の動作や系統の安定性に影響しない場合に、不要な制御動作がなされず、電圧制御状態が維持される。

上述のように、ステップＳＴ４においては、負荷変動に伴う発電装置３−１の動作変動を、発電機の回転数に基づいて判定されるが、発電機の回転数に代えて、発電装置３−１の出力の交流電圧値Ｓ６１−１の変動に基づいて判定されてもよい。

なお、ステップＳＴ４において、第一判定部８３は、回転数が所定範囲を逸脱する場合（ステップＳＴ４のＹｅｓ）、制御切替部８５に対して、直流電力制御部Ｃ８２が生成する制御指令信号の選択、すなわち交流／直流電力変換装置６−１に対する電力制御の選択を指令する。また、第一判定部８３は、回転数が所定範囲内である場合（ステップＳＴ４のＮｏ）、制御切替部８５に対して、直流電圧制御部Ｃ８１が生成する制御指令信号の選択、すなわち交流／直流電力変換装置６−１に対する電圧制御の選択を指令する。

なお、図８には示していないが、ステップＳＴ４では、電力指令値生成部８４によって、電力算出部８２からの直流電力値の時間変化率の大きさが抑制され、このように時間変化率が抑制された直流電圧値から電力指令値（図４における「Ｐｒｅｆ」）が生成される。

上述した実施例１によれば、発電装置３−１が発生する交流電力が交流／直流電力変換装置６−１によって直流電力に変換されて直流配電系統１に供給され、この直流電力の時間変化率が発電装置３−１の応答特性に応じて設定される所定範囲の時間変化率を逸脱する場合に、交流／直流電力変換装置６−１の制御を電圧制御から電力制御に切り換える。これにより、急峻な負荷変動が生じても、発電装置３−１の動作（発電機の回転数など）が安定化されるとともに、直流配電系統１を安定化することができる。

また、交流／直流電力変換装置６−１を制御することによって直流配電系統が安定化されるので、電気負荷装置４−１を含む直流回路２側において、直流電圧を制御する機器が不要となる。これにより、直流配電系統１の規模の増大が抑制できる。

また、負荷変動時に、系統電圧を安定化するために、蓄電装置５を充放電する直流／直流電力変換装置７−１に対して電圧制御が実行されるが、発電装置３−１側の交流／直流電力変換装置６−１が系統安定化機能を有するので、蓄電装置５の容量を低減することができ、蓄電装置５を小型化できる。

以下、本発明の実施例２について、図９〜１４を用いて説明する。なお、主に、実施例１と異なる点について説明する。

図９は、本発明の実施例２である直流電力システムの構成を示す。

本実施例２は、一電源、一負荷、一蓄電設備で構成される直流配電系統１と直流配電系統の状態を監視する系統監視装置１０からなる。

本実施例２においては、電気負荷装置４−１の電力変動に対して、交流／直流電力変換装置６−１の制御モードが切り替えられると（電圧制御→電力制御）、系統監視装置１０から直流／直流電力変換装置７−１に、制御モードの切り替え（電力制御→電圧制御）を指令する設定信号を送信する。さらに、発電装置３−１と電気負荷装置４−１との間の電力需給がバランスするタイミングで、系統監視装置１０から、各電力変換装置に対し、制御モードを、電力変動発生前の状態に復帰させることを指令する設定信号を送信する。

図９が示すように、直流配電系統１は、実施例１（図１）と同様に、電気負荷装置４−１を含む直流回路２、発電装置３−１、蓄電装置５、交流／直流電力変換装置６−１、直流／直流電力変換装置７−１、第一変換器制御装置８−１、第二変換器制御装置９−１によって構成される。なお、本実施例２においては、直流回路２において、電気負荷装置４−１には、第三変換器制御装置１１−１によって制御される直流／直流電力変換装置７−２を介して系統電力が供給される。

直流配電系統１において、電気負荷装置４−１、発電装置３−１、蓄電装置５、交流／直流電力変換装置６−１、直流／直流電力変換装置７−１、第一変換器制御装置８−１、第二変換器制御装置９−１の機能や動作は前述の実施例１（図１）と同様である。

直流／直流電力変換装置７−２は、系統からの直流電力を、昇圧あるいは降圧するなどして、電気負荷装置４−１に供給する直流電力に変換する。

第三変換器制御装置１１−１は、直流／直流電力変換装置７−２において計測される、直流回路２に入出力する直流電流値Ｓ７１−２および直流回路２側の直流／直流電力変換装置７−２の直流電圧値Ｓ７２−２と、電気負荷装置４−１の直流電圧値Ｓ７０−２を受信して、受信したこれらＳ７１−２，Ｓ７２−２，Ｓ７０−２に基づいて、直流／直流電力変換装置７−２に与える駆動信号ＣＯＭ１１−１を生成する。第三変換器制御装置１１−１は、この駆動信号ＣＯＭ１１−１によって、直流／直流電力変換装置７−２を制御する。これにより、第三変換器制御装置１１−１は、電気負荷装置４−１に供給する直流電力の直流電圧を制御する。

系統監視装置１０は、直流配電系統１における直流回路２の構成、潮流状態、発電装置の回転状態等を監視するとともに、系統監視装置は、各電力変換装置の制御モードを設定する。より具体的に、系統監視装置１０は、第一変換器制御装置８−１、第二変換器制御装置９−１および第三変換器制御装置１１−１から、それぞれ、変換器設定情報Ｓ６５−１、変換器設定情報Ｓ７３−１および変換器設定情報Ｓ７３−２を受信する。また、系統監視装置１０は、系統安定化機能を有する第一変換器制御装置８−１および第二変換器制御装置９−１に対して、それぞれ、電圧指令値または電力指令値もしくは制御モードを示す変換器制御信号Ｓ６４−１および変換器制御信号Ｓ７４−１を送信する。

図１０は、本実施例２において系統安定化装置として機能する第一変換器制御装置（図９における「８−１」）の構成を示す。

図１０に示すように、第一変換器制御装置８−１は、実施例１（図２）と同様に、第一過渡応答検出部８１、直流電圧制御部Ｃ８１、直流電力制御部Ｃ８２、制御切替部８５、指令値変調部６１を備える。本実施例２の第一変換器制御装置８−１は、さらに、変換器設定情報送信部８６を備える。

第一過渡応答検出部８１は、実施例１（図２）と同様に、電力算出部８２と、第一判定部８３と、電力指令値生成部８４を備える。

電力算出部８２は、実施例１（図２）と同様に直流電力値を計算するが、計算した直流電力値を、第一判定部８３および電力指令値生成部８４のほか、変換器設定情報送信部８６にも送る。

第一判定部８３は、実施例１（図２）と同様に、直流電力値の時間変化率と、発電装置３−１の応答時定数とを比較するとともに、発電機の回転数および回転数の変動を算出する。さらに、第一判定部８３は、実施例１（図２）と同様に、この比較結果と、発電機の回転数の変化分（変動）とに基づくとともに、さらに系統監視装置１０から受信する変換器制御信号Ｓ６５−１（制御モードの指定信号）にも基づいて、電圧制御および電力制御のいずれを実行するかを判定する。判定後、第一判定部８３は、判定結果を制御切替部８５に送るとともに、変換器設定情報送信部８６にも送る。なお、判定処理の流れについては後述する（図１４）。

ここで、定常状態では、変換器制御信号Ｓ６５−１は制御モードとして電圧制御を指定するので、第一判定部８３は、変換器制御信号Ｓ６５−１に応じて、実行する制御モードは電圧制御であると判定する。これにより、定常状態において、交流／直流電力変換装置６−１は電圧制御によって運転される。

電力指令値生成部８４は、実施例１（図２）と同様に、電力算出部８２からの直流電力値に基づいて、直流電力の時間変化率の大きさが所定範囲内に抑制された電力指令値を生成し、生成した電力指令値を直流電力制御部Ｃ８２に送る。

変換器設定情報送信部８６は、交流電圧値Ｓ６１−１と、直流電流値Ｓ６２−１と、直流電圧値Ｓ６３−１と、電力算出部８２で算出された直流電力値と、第一判定部８３による判定結果である制御モード（電圧制御または電力制御）を、第一変換器制御装置８−１に関する変換器設定情報Ｓ６４−１として系統監視装置１０に送信する。

直流電圧制御部Ｃ８１の構成は、実施例１（図３）と同様である。また、直流電力制御部Ｃ８２の構成も、実施例１（図４）と同様である。さらに、実施例１（図２）と同様に、直流電圧制御部Ｃ８１および直流電力制御部Ｃ８２が生成する制御指令信号の内のいずれかが、第一判定部８３による制御モードの判定結果に応じて選択され、選択された制御指令信号に基づいて交流／直流電力変換装置６−１が制御される。これにより、直流配電系統が安定化する。

図１１は、実施例２における第二変換器制御装置９−１の構成を示す。

図１１に示すように、第二変換器制御装置９−１は、実施例１（図５）と同様に、第二過渡応答検出部９１と、直流電圧制御部Ｃ９１と、直流電力制御部Ｃ９２と、制御切替部９２と、指令値変調部７１を備える。本実施例２における第二変換器制御装置９−１は、さらに、電力算出部９３および変換器設定情報送信部９４を備える。

第二過渡応答検出部９１は、直流回路２に入出力する直流電流値Ｓ７１−１および直流電圧値Ｓ７２−１と、系統監視装置１０からの変換器制御信号Ｓ７４−１とに基づいて、直流／直流電力変換装置７−１の直流回路２側の直流電圧を制御量とする電圧制御と、直流／直流電力変換装置７−１と直流回路２との間の直流入出力電力を制御量とする電力制御の内のいずれを実行するのかを判定する。このとき、第二過渡応答検出部９１は、直流電圧値Ｓ７２−１の値が所定の範囲を逸脱したか否かを判定することによって電圧制御と電力制御のいずれを実行するのかを判定し、判定結果（「電圧制御」または「電力制御」）を制御切替部９２に送るとともに、変換器設定情報送信部９４にも送る。

ここで、定常状態を含む、直流電圧値Ｓ７２−１が所定の範囲内である場合、変換器制御信号Ｓ７４−１は制御モードとして電力制御を指定するとともに、電力指令値が零であることを示す。このため、第二過渡応答検出部９１は、実行する制御モードは電力制御であると判定する。これにより、定常状態において、直流／直流電力変換装置７−１は、蓄電装置５の充放電電力が零になるように、電力制御によって運転される。また、直流電圧値Ｓ７２−１が所定の範囲を逸脱する場合、第二過渡応答検出部９１は、実行する制御モードは電圧制御であると判定する。これにより、直流／直流電力変換装置７−１は電圧制御によって運転されるので、系統電圧を安定化することができる。

直流電圧制御部Ｃ９１の構成は、実施例１（図６）と同様である。また、直流電力制御部Ｃ９２の構成も、実施例１（図７）と同様である。さらに、実施例１（図５）と同様に、直流電圧制御部Ｃ９１および直流電力制御部Ｃ９２が生成する制御指令信号の内のいずれかが、第二過渡応答検出部９１による制御モードの判定結果に応じて選択され、選択された制御指令信号に基づいて直流／直流電力変換装置７−１が制御される。これにより、直流配電系統が安定化する。

変換器設定情報送信部９４は、直流電流値Ｓ７１−１と、直流電圧値Ｓ７２−１と、第二過渡応答検出部９１による制御モードの判定結果とを、系統監視装置１０に送信する。さらに、変換器設定情報送信部９４は、電力算出部９３が直流電流値Ｓ７１−１および直流電圧値Ｓ７２−１に基づいて算出する直流電力値を系統監視装置１０に送信する。

図１２は、第三変換器制御装置１１−１の構成を示す。

図１２に示すように、第三変換器制御装置１１−１は、直流電圧制御部Ｃ１１１と、電力算出部１１１−１と、変換器設定情報送信部１１１−２と、指令値変調部７１を備える。

変換器設定情報送信部１１１−２は、直流電圧値Ｓ７２−２、直流電圧値Ｓ７０−２、直流回路２側の直流電流値Ｓ７１−２を含む変換器設定情報Ｓ７３−２を系統監視装置１０に送信する。また、変換器設定情報Ｓ７３−２は、直流電流値Ｓ７１−２および直流電圧値Ｓ７２−２に基づいて電力算出部１１１−１によって算出される直流電力値を含む。

図１３は、第三変換器制御装置１１−１の直流電圧制御部Ｃ１１１の構成を示す。

図１３に示すように、直流電圧制御部Ｃ１１１は、比例積分制御部Ｃ１１１−１と、降圧比補正部Ｃ１１１−２を備える。

比例積分制御部Ｃ１１１−１は、直流電圧値Ｓ７０−２と、電気負荷装置４−１の直流基準電圧値ＣＯＭＶ１との偏差に基づき、比例積分（ＰＩ）演算により、直流電圧指令値を生成する。

降圧比補正部Ｃ１１１−２は、比例積分制御部Ｃ１１１−１からの直流電圧指令値と、直流電圧値Ｓ７２−２とに基づいて降圧比を演算し、演算された降圧比に応じた制御指令信号Ｖ＊を生成する。制御指令信号Ｖ＊は、例えばＰＷＭ制御の場合、演算された降圧比に応じたデューティを得るための電圧指令（変調波）に相当する。

降圧比補正部Ｃ１１１−２によって生成された制御指令信号Ｖ＊に応じて、指令値変調部７１（図１２）は、変調動作（例えば、ＰＷＭ変調）によって駆動信号ＣＯＭ１１−１を生成して、生成した駆動信号ＣＯＭ１１−１を直流／直流電力変換装置７−２に送信する。これにより、直流／直流電力変換装置７−２は、電気負荷装置４−１に電力を供給して、電気負荷装置４−１を駆動する。

なお、本実施例２において、第三変換器制御装置１１−１は、電気負荷装置４−１の制御機能を有するが、系統を安定化する機能は有していない。

図１４は、本実施例２において系統安定化装置として機能する第一変換器制御装置８−１（図１０）が実行する処理の流れを示すフローチャートである。

図１４のフローチャートにおいて、ステップＳＴ１１，ＳＴ１２，ＳＴ１３，ＳＴ１４およびＳＴ１５は、それぞれ、実施例１（図８）におけるステップＳＴ１，ＳＴ２，ＳＴ３，ＳＴ４およびＳＴ５と同様である。

本実施例２においては、ステップＳＴ１５において、電圧制御から電力制御への切り替えが実行されると、さらに、ステップＳＴ１６が実行される。

なお、ステップＳＴ１６が実行される前に、第一変換器制御装置８−１は、系統監視装置１０より変換器制御信号Ｓ６５−１を受信している。

ここで、系統監視装置１０は、第一変換器制御装置８−１（図１０における「電力算出部８２」参照）において算出される直流電力値、すなわち発電装置３−１による系統への電力供給量と、第三変換器制御装置１１−１（図１２における「電力算出部１１１−１」参照）において算出される直流電力値、すなわち電気負荷装置４−１における電力需要量とを監視している。系統監視装置１０は、電力供給量と電力需要量との差が所定値以内であり、両者が実質的に等しく、バランスしていることを確認すると、第一変換器制御装置８−１および第二変換器制御装置９−１に対して、それぞれ、制御モードを指令する変換器制御信号Ｓ６５−１（電圧制御）および変換器制御信号Ｓ７４−１（電力制御）を送信する。

ステップＳＴ１６では、第一判定部８３（図１０）によって、系統監視装置１０から変換器制御信号Ｓ６５−１が受信されているか否かが判定される。変換器制御信号Ｓ６５−１が受信されている場合（ステップＳＴ１６のＹｅｓ）、次にステップＳＴ１７が実行される。また、変換器制御信号Ｓ６５−１が受信されていない場合（ステップＳＴ１６のＮｏ）、ステップＳＴ１６の判定処理が繰り返し実行される。

ステップＳＴ１７では、制御切替部８５（図１０）によって、第一変換器制御装置８−１による交流／直流電力変換装置６−１の制御が、電力制御から電圧制御に切り換えられる。これにより、直流配電系統は定常状態に復帰する。ステップＳＴ１７が実行されると、再度、ステップＳＴ１２以降の処理が実行される。

なお、蓄電装置５側の第二変換器制御装置９−１（図１１）は、実施例１（図５）と同様の機能を有するとともに、さらに図１４におけるステップＳＴ１６およびＳＴ１７と同様の処理を実行する。ただし、第二変換器制御装置９−１の場合、図１４におけるステップＳＴ１１，ＳＴ１５，ＳＴ１６およびＳＴ１７に対応する処理は、それぞれ、「電力制御」、「電力制御から電圧制御への切り替え」、「変換器制御信号Ｓ７４−１の受信判定」および「電圧制御から電力制御への切り替え」である。

上述した実施例２によれば、実施例１と同様に、直流配電系統１に供給される直流電力の時間変化率が発電装置３−１の応答特性に応じて設定される所定範囲の時間変化率を逸脱する場合に、交流／直流電力変換装置６−１の制御モードを電圧制御から電力制御に切り換える。これにより、実施例１と同様に、急峻な負荷変動が生じても、直流配電系統１を安定化することができる。また、負荷変動が生じた際に、蓄電装置５に接続される直流／直流電力変換装置の制御モードを電力制御から電圧制御に切り替えることにより、系統電圧を安定化することができる。

さらに、本実施例２によれば、系統監視装置１０が系統内の電力変換装置の状態（制御モード、電力出力など）を監視し、電力変換装置の制御モードを設定することにより、過渡的な負荷変動の後、定常状態へ復帰する際に、電力需給がバランスする適切なタイミングで電力変換装置の制御モードを切り替えることができる。

以下、本発明の実施例３について、図１５〜１８を用いて説明する。なお、主に、実施例１および実施例２と異なる点について説明する。

図１５は、本発明の実施例３である直流電力システムの構成を示す。

本実施例３は、実施例２（図９）と同様に、直流配電系統１と、直流配電系統１の状態を監視する系統監視装置１０からなる。さらに、本実施例３において、直流配電系統１は、複数電源（図１５では二電源）、複数負荷（図１５では二負荷）、一蓄電設備で構成される。従って、本実施例３の構成は、二電源および二負荷である点を除いて、ほぼ実施例２と同様である。

図１５が示すように、直流配電系統１は、電気負荷装置４−１を含む直流回路２−１、電気負荷装置４−２を含む直流回路２−２、発電装置３−１、発電装置３−２、蓄電装置５、交流／直流電力変換装置６−１、交流／直流電力変換装置６−２、直流／直流電力変換装置７−１、第一変換器制御装置８−１、第一変換器制御装置８−２、第二変換器制御装置９−１によって構成される。

なお、本実施例３においては、直流回路２−１において、電気負荷装置４−１には、第三変換器制御装置１１−１によって制御される直流／直流電力変換装置７−２を介して系統電力が供給される。また、本実施例３においては、直流回路２−２において、電気負荷装置４−２には、第三変換器制御装置１１−２によって制御される直流／直流電力変換装置７−３を介して系統電力が供給される。

直流配電系統１において、電気負荷装置４−１、発電装置３−１、蓄電装置５、交流／直流電力変換装置６−１、直流／直流電力変換装置７−１、直流／直流電力変換装置７−２、第一変換器制御装置８−１、第二変換器制御装置９−１の機能や動作は前述の実施例１（図１）および実施例２（図９）と同様である。また、直流配電系統１において、直流／直流電力変換装置７−２、第三変換器制御装置１１−１、系統監視装置１０の機能や動作は前述の実施例２（図９）と同様である。

また、図１５において、電気負荷装置４−２、発電装置３−２、交流／直流電力変換装置６−２、直流／直流電力変換装置７−３、第一変換器制御装置８−２、第三変換器制御装置１１−２の機能や動作は、それぞれ電気負荷装置４−１、発電装置３−１、交流／直流電力変換装置６−１、直流／直流電力変換装置７−２、第一変換器制御装置８−１、第三変換器制御装置１１−１と同様である。

なお、第一変換器制御装置８−２は、電圧センサによって検出される、発電装置３−２の出力の交流電圧値Ｓ６１−２と、交流／直流電力変換装置６−２が出力し、主に直流回路２−１，２−２に供給される直流電流値Ｓ６２−２と、交流／直流電力変換装置６−２の出力の直流電圧値Ｓ６３−２と、交流／直流電力変換装置６−２における整流回路の出力電圧であり直流／直流電力変換回路によって昇圧される前の電圧値Ｓ６０−２を受信し、受信したこれらＳ６１−２，Ｓ６２−２，Ｓ６３−２，Ｓ６０−２に基づいて、交流／直流電力変換装置６−２に与える駆動信号ＣＯＭ８−２を生成する。第一変換器制御装置８−２は、この駆動信号ＣＯＭ８−２によって、交流／直流電力変換装置６−２を制御する。これにより、第一変換器制御装置８−２は、第一変換器制御装置８−１とともに系統安定化装置として機能する。

また、第三変換器制御装置１１−２は、直流回路２−２側の端子電圧Ｓ７２−３、直流回路２−２側の直流電流Ｓ７１−３、電気負荷装置４−２に出力される直流電圧Ｓ７０−３を受信し、第三変換器制御装置１１−２は電気負荷装置４−２に印加する直流電圧を制御する。

第三変換器制御装置１１−２は、直流／直流電力変換装置７−３において計測される、直流回路２−２に入出力する直流電流値Ｓ７１−３および直流回路２−２側の直流／直流電力変換装置７−３の直流電圧値Ｓ７２−３と、電気負荷装置４−２の直流電圧値Ｓ７０−３を受信して、受信したこれらＳ７１−３，Ｓ７２−３，Ｓ７０−３に基づいて、直流／直流電力変換装置７−３に与える駆動信号ＣＯＭ１１−２を生成する。第三変換器制御装置１１−２は、この駆動信号ＣＯＭ１１−２によって、直流／直流電力変換装置７−３を制御する。これにより、直流／直流電力変換装置７−３は、電気負荷装置４−２に電力を供給して、電気負荷装置４−２を駆動する。

系統監視装置１０は、第一変換器制御装置８−１、第一変換器制御装置８−２、第二変換器制御装置９−１、第三変換器制御装置１１−１、第三変換器制御装置１１−２から、それぞれ、各電力変換装置において計測される電気量（電圧、電流、電力）を含む変換器設定情報Ｓ６４−１、変換器設定情報Ｓ６４−２、変換器設定情報Ｓ７３−１、変換器設定情報Ｓ７３−２、変換器設定情報Ｓ７３−３を受信する。また、系統監視装置１０は、系統安定化機能を有する第一変換器制御装置８−１、第一変換器制御装置８−２および第二変換器制御装置９−１に対して、それぞれ、電圧指令値または電力指令値もしくは制御モードを示す変換器制御信号Ｓ６５−１、変換器制御信号Ｓ６５−２、変換器制御信号Ｓ７４−１を送信する。すなわち、系統監視装置１０は、発電装置３−１および発電装置３−２の各電力供給量と、電気負荷装置４−１および電気負荷装置４−２の各電力需要量を監視している。

図１６は、本実施例３において系統安定化装置として機能する第一変換器制御装置（図１５における「８−１」および「８−２」）の構成を示す。なお、第一変換器制御装置８−１と第一変換器制御装置８−２は同様の構成を有する。そこで、図１６には、第一変換器制御装置８−１を示し、第一変換器制御装置８−２の説明は省略する。

図１６に示すように、第一変換器制御装置８−１は、実施例２（図１０）と同様に、第一過渡応答検出部８１、直流電圧制御部Ｃ８１、直流電力制御部Ｃ８２、制御切替部８５、指令値変調部６１、変換器設定情報送信部８６を備える。

第一過渡応答検出部８１は、実施例１（図２）および実施例２（図１０）と同様に、電力算出部８２と、第一判定部８３と、電力指令値生成部８４を備える。さらに、第一過渡応答検出部８１は、電力上限値検出部８７を備える。

電力算出部８２は、実施例１（図２）と同様に直流電力値を演算するが、計算した直流電力値を、第一判定部８３および変換器設定情報送信部８６に送るとともに、後述する電力上限値検出部８７を介して電力指令値生成部８４に送る。

電力上限値検出部８７は、電力算出部８２で演算した直流電力値が、発電装置３−１の定格出力電力値以上であるか否かを判定し、定格出力電力値以上である場合、第一判定部８３には、直流電力値が上限値（定格値）に到達していることを示す上限到達信号を送り、電力指令値生成部８４には定格出力電力値を送る。また、直流電力値が定格出力電力値よりも小さい場合、電力上限値検出部８７は、第一判定部８３に上限到達信号を送らず、電力指令値生成部８４には電力算出部８２で演算した直流電力値を送る。

第一判定部８３は、実施例１（図２）および実施例２（図１０）と同様に、直流電力値の時間変化率と、発電装置３−１の応答時定数とを比較するとともに、発電機の回転数および回転数の変動を算出する。さらに、第一判定部８３は、実施例２（図１０）と同様に、この比較結果と、発電機の回転数の変化分（変動）と、系統監視装置１０から受信する変換器制御信号Ｓ６５−１（制御モードの指定信号）とに基づくとともに、さらに、電力上限値検出部８７から上限到達信号に基づいて、電圧制御および電力制御のいずれを実行するかを判定する。判定後、第一判定部８３は、判定結果を制御切替部８５に送るとともに、変換器設定情報送信部８６にも送る。なお、判定処理の流れについては後述する（図１８）。

電力指令値生成部８４は、電力上限値検出部８７からの直流電力値に基づいて、実施例１（図２）と同様に、直流電力の時間変化率の大きさが所定範囲内に抑制された電力指令値（Ｐｒｅｆ）を生成し、生成した電力指令値を直流電力制御部Ｃ８２に送る。

変換器設定情報送信部８６は、第一変換器制御装置８−１では交流電圧値Ｓ６１−１、直流電流値Ｓ６２−１、直流電圧値Ｓ６３−１、電力算出部８２で算出した直流電力値、制御モードを含む第一変換器制御装置８−１の設定情報を変換器設定情報Ｓ６４−１として系統監視装置１０に送信する。

変換器設定情報送信部８６は、実施例２（図１０）と同様に、交流電圧値Ｓ６１−１と、直流電流値Ｓ６２−１と、直流電圧値Ｓ６３−１と、電力算出部８２で算出された直流電力値と、第一判定部８３による判定結果である制御モード（電圧制御または電力制御）を、第一変換器制御装置８−１に関する変換器設定情報Ｓ６４−１として系統監視装置１０に送信する。

図１７は、直流電圧制御部Ｃ８１の構成を示す。

図１７に示すように、直流電圧制御部Ｃ８１は、比例積分制御部Ｃ８１−１と、昇圧比調整部Ｃ８１−２と、垂下係数積算部Ｃ８１−３とを備える。なお、本実施例３の直流電圧制御部Ｃ８１においては、発電装置３−１と発電装置３−２の一方に負荷が集中することを防止するため、いわゆるドループ（Ｄｒｏｏｐ）制御（垂下制御）が用いられる。

垂下係数積算部Ｃ８１−３は、直流電流値Ｓ６２−１と直流電圧値Ｓ６３−１との積算値、すなわち直流電力値に、垂下係数を乗じる。

比例積分制御部Ｃ８１−１は、直流基準電圧ＣＯＭＶ０と、垂下係数が乗じられた直流電力値との偏差（直流基準電圧ＣＯＭＶ０−垂下係数×直流電力値）、すなわちドループ（垂下）特性を持たせた基準電圧値と、直流電圧値Ｓ６３−１との偏差に基づき、比例積分（ＰＩ）演算により直流電圧指令値を生成する。

昇圧比補正部Ｃ８１−２は、比例積分制御部Ｃ８１−１からの直流電圧指令値と、昇圧前の直流電圧Ｓ６０−１とから昇圧比を演算し、演算された昇圧比に応じた制御指令信号Ｖ＊を生成する。制御指令信号Ｖ＊は、例えば、ＰＷＭ（Pulse Width Modulation）制御の場合、演算された昇圧比に応じたデューティを得るための電圧指令（変調波）に相当する。

なお、直流電力制御部Ｃ８２の構成は、実施例１（図４）と同様である。さらに、実施例１（図２）と同様に、直流電圧制御部Ｃ８１および直流電力制御部Ｃ８２が生成する制御指令信号の内のいずれかが、第一判定部８３による制御モードの判定結果に応じて選択され、選択された信号に基づいて交流／直流電力変換装置６−１が制御される。これにより、直流配電系統が安定化する。

なお、本実施例３（図１５）における第二変換器制御装置９−１の構成は、実施例２における第二変換器制御装置９−１の構成（図１１）と同様である。また、本実施例３（図１５）における第三変換器制御装置１１−１，１１−２の構成は、ともに実施例２における第三変換器制御装置１１−１の構成（図１２）と同様である。

図１８は、本実施例３において系統安定化装置として機能する第一変換器制御装置８−１（図１６）が実行する処理の流れを示すフローチャートである。なお、第一変換器制御装置８−２（図１５）も、本図１８のフローチャートに従って、処理を実行する。

まず、定常状態において、第一変換器制御装置８−１は、電圧制御を実行する（ステップＳＴ２１）。この時、制御切替部８５（図１６）は、直流電圧制御部Ｃ８１が生成する制御指令信号を選択し、直流電圧制御部Ｃ８１と指令値変調部６１を接続する。なお、直流電圧制御部Ｃ８１は、上述のようにドループ制御を実行する（図１７）。

次に、電力算出部８２によって、直流電流値Ｓ６２−１と直流電圧値Ｓ６３−１に基づいて直流電力値が算出される（ステップＳＴ２２）。

次に、電力上限値検出部８７からの上限到達信号の有無に基づいて、ステップＳＴ２２で算出された直流電力値が、発電装置３−１の定格出力以上である否かを判断し（ステップＳＴ２３）、定格以上である場合（ステップＳＴ２３のＹｅｓ：上限到達信号有）、次にステップＳＴ２６が実行され、定格よりも小である場合（ステップＳＴ２３のＮｏ：上限到達信号無）、次にステップＳＴ２４が実行される。

ステップＳＴ２４では、第一判定部８３によって、ステップＳＴ２２で算出された直流電力値の時間変化率が、発電装置３−１の調速器の応答時定数に応じて設定される所定の時間変化率の範囲内であるか否かが判定される。直流電力値の時間変化率が所定の時間変化率を逸脱する場合（ステップＳＴ２４のＹｅｓ）、次にステップＳＴ２５が実行される。直流電力値の時間変化率が所定の時間変化率の範囲内である場合（ステップＳＴ２５のＮｏ）、ステップＳＴ２２が、再度、実行される。

ステップ２５では、第一判定部８３によって、発電装置３−１の発電機の回転数が、所定範囲を逸脱しているか否かが判定される。回転数が所定範囲を逸脱する場合（ステップＳＴ２５のＹｅｓ）、次にステップＳＴ２６が実行される。回転数が所定範囲内である場合（ステップＳＴ２５のＮｏ）、ステップＳＴ２２が、再度、実行される。

ステップＳＴ２６では、制御切替部８５によって、第一変換器制御装置８−１による交流／直流電力変換装置６−１の制御が、電圧制御から電力制御へ切り替えられる。ここで、ステップＳＴ２３の次にステップＳＴ２６が実行される場合、電力指令値は定格電力に設定される。また、ステップＳＴ２５の次にステップＳＴ２６が実行される場合、直流電力指令値は、電力算出部８２からの直流電力値から電力指令値生成部８４によって生成される電力指令値が設定される。ステップＳＴ２６が実行されると、次に、ステップＳＴ２７が実行される。

ステップＳＴ２７では、ステップＳＴ２３と同様に、交流／直流電力変換装置６−１の直流電力が発電装置３−１の定格出力以上であるか否かが判定される。定格出力以上である場合（ステップＳＴ２７のＹｅｓ）、ステップＳＴ２７の判定処理が繰り返し実行され、定格出力よりも小である場合（ステップＳＴ２７のＮｏ）、次にステップＳＴ２８が実行される。なお、本ステップＳＴ２７においては、ステップＳＴ２３で、交流／直流電力変換装置６−１の直流電力が発電装置３−１の定格出力以上と判定されて、制御モードが電圧制御から電力制御に切り換えられた場合に、負荷変動が低下したか否かが確認される。

ステップＳＴ２８では、第一判定部８３（図１６）によって、系統監視装置１０から変換器制御信号Ｓ６５−１が受信されているか否かが判定される。変換器制御信号Ｓ６５−１が受信されている場合（ステップＳＴ２８のＹｅｓ）、次にステップＳＴ２９が実行される。また、変換器制御信号Ｓ６５−１が受信されていない場合（ステップＳＴ２８のＮｏ）、ステップＳＴ２８の判定処理が繰り返し実行される。

なお、ステップＳＴ２８からステップＳＴ２９において、系統監視装置１０は発電装置３−１および発電装置３−２の各供給電力の和が、電気負荷装置４−１および電気負荷装置４−２の各需要電力の和に等しいことを確認すると、第一変換器制御装置８−１、第一変換器制御装置８−２および第二変換器制御装置９−１に、それぞれ、変換器制御信号Ｓ６５−１、変換器制御銀号Ｓ６５−２および変換器制御信号Ｓ７４−１を送信する。

ステップＳＴ２９において、第一変換器制御装置８−１は変換器制御信号Ｓ６５−１を受信すると交流／直流電力変換装置６−１の直流回路２側端子の直流電圧を、第一変換器制御装置８−２は変換器制御信号Ｓ６５−２を受信すると交流／直流電力変換装置６−２の直流回路２側端子の直流電圧を制御するように各々制御モードを切り替える。また、ステップＳＴ２９において、第二変換器制御装置９−１は、変換器制御信号Ｓ７４−１を受信すると直流／直流電力変換装置７−１が蓄電装置５の充放電電力を制御するように制御モードを切り替える。

このように、第一変換器制御装置８−１、第一変換器制御装置８−２が直流電圧制御に制御モードを切り替え、第二変換器制御装置９−１が直流電力制御に制御モードを切り替えると、ステップＳＴ２１の状態すなわち定常状態に復帰する。

上述のような実施例３によれば、実施例１，２と同様に、急峻な負荷変動が生じても、直流配電系統１を安定化することができる。また、負荷変動が生じた際に、蓄電装置５に接続される直流／直流電力変換装置の制御モードを電力制御から電圧制御に切り替えることにより、系統電圧を安定化することができる。

また、実施例３によれば、直流配電系統１に複数の発電装置３−１，３−２および複数の電気負荷装置４−１，４−２が接続されていても、実施例２と同様に、系統監視装置１０が系統内の電力変換装置の状態（制御モード、電力出力など）を監視し、電力変換装置の制御モードを設定することにより、過渡的な負荷変動の後、定常状態へ復帰する際に、電力変換装置が、電力需給がバランスする適切なタイミングで制御モードを切り替えることができる。

また、本実施例３によれば、各交流／直流電力変換装置で、制御モードを切り替え、各発電装置の調速器の応答時定数により設定される時間変化率に基づいて直流電力指令値がそれぞれ設定されるので、直流配電系統に仕様の異なる複数台の発電機を含む場合においても、直流配電系統を安定化できる。

また、本実施例３によれば、複数の第一変換器制御装置８−１，８−２の各々が系統安定化機能を有し、かつ直流配電系統内における電力需要が複数の発電装置によって賄われる。このため、複数の発電装置や複数の電気負荷装置が直流配電系統に接続されても、蓄電装置の容量の容量を増大させることなく、例えば１台の蓄電装置で直流系統電圧の変動を抑制することができる。

さらに、本実施例３によれば、発電装置の定格電力を超えるような負荷変動が生じた場合、電力指令値を発電装置の定格電力に設定することにより、複数の発電装置のいずれかに過度な電力負担が発生することが防止される。これにより、発電装置の異常を防止できる。

なお、本発明は前述した実施形態に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば、前述した実施形態は本発明を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、各実施形態の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置き換えをすることが可能である。

例えば、直流電力系統内における発電装置や電気負荷装置の台数は、任意の複数台でも良い。発電装置の台数と電気負荷装置の台数は、異なっていても良い。また、蓄電装置の台数、任意の複数台でも良い。

また、蓄電装置や電気負荷装置は、直流配電系統に電力変換装置を介して接続しても良いし、電力変換装置を介することなく、直接接続しても良い。

１ 直流配電系統、
２，２−１，２−２ 直流回路、
３−１，３−２ 発電装置、
４−１，４−２ 電気負荷装置、
５ 蓄電装置、
６−１，６−２ 交流／直流電力変換装置、
７−１，７−２，７−３ 直流／直流電力変換装置、
８−１，８−２ 第一変換器制御装置、
９−１ 第二変換器制御装置、
１１−１，１１−２ 第三変換器制御装置、
１０ 系統監視装置、
６１，７１指令値変調部、
８１ 第一過渡応答検出部、
８２ 電力算出部、
８３ 第一判定部、
８４ 電力指令値生成部、
８５ 制御切替部、
８６ 変換器設定情報送信部、
８７ 電力上限値検出部、
９−１ 第二変換器制御装置、
９１ 第二過渡応答検出部、
９２ 制御切替部、
９３ 電力算出部、
９４ 変換器設定情報送信部

Claims (15)

1. 発電装置および負荷装置を含み、前記発電装置は第一電力変換装置を介して電力を供給する直流配電系統を安定化する直流配電系統の系統安定化装置において、
   前記第一電力変換装置を制御する第一制御装置からなり、
   前記第一制御装置は、
   前記第一電力変換装置の直流側における直流電力の時間変化率と、前記発電装置の応答特性とを比較する判定部と、
   前記第一電力変換装置を電圧制御によって制御する電圧制御部と、
   前記第一電力変換装置を電力制御によって制御する電力制御部と、
   前記判定部の比較結果に応じて、前記電圧制御部および前記電力制御部のいずれかを選択する制御切替部と、
   を備えることを特徴とする直流配電系統の系統安定化装置。
2. 請求項１に記載の直流配電系統の系統安定化装置において、
   前記判定部が前記直流電力の前記時間変化率が前記応答特性を逸脱していると判定すると、前記制御切替部は前記電力制御部を選択することを特徴とする直流配電系統の系統安定化装置。
3. 請求項１に記載の直流配電系統の系統安定化装置において、
   前記判定部は前記発電装置の動作変動を判定し、
   前記制御切替部は、前記判定部による、前記比較結果および前記発電装置の前記動作変動の判定結果に基づいて、前記電圧制御部および前記電力制御部のいずれかを選択することを特徴とする直流配電系統の系統安定化装置。
4. 請求項３に記載の直流配電系統の系統安定化装置において、
   前記判定部が、前記直流電力の前記時間変化率が前記応答特性を逸脱していると判定し、かつ前記発電装置の前記動作変動が所定範囲を逸脱していると判定すると、前記制御切替部は前記電力制御部を選択し、
   前記判定部が、前記直流電力の前記時間変化率が前記応答特性を逸脱していると判定し、かつ前記発電装置の前記動作変動が前記所定範囲内であると判定すると、前記制御切替部は前記電圧制御部を選択することを特徴とする直流配電系統の系統安定化装置。
5. 請求項１に記載の直流配電系統の系統安定化装置において、
   前記制御切替部は、定常状態において、前記電圧制御部を選択することを特徴とする直流配電系統の系統安定化装置。
6. 請求項１に記載の直流電力系統の系統安定化装置において、
   前記発電装置は、交流発電機と、前記交流発電機を駆動する原動機と、前記原動機の駆動力を制御する調速器と、を備え、
   前記第一電力変換装置は前記交流発電機の交流電力を直流電力に変換して前記直流配電系統へ出力することを特徴とする直流電力系統の系統安定化装置。
7. 請求項６に記載の直流配電系統の系統安定化装置において、
   前記判定部は、直流電力の時間変化率と、前記発電装置の前記応答特性として、前記調速器の応答時定数とを比較することを特徴とする直流配電系統の系統安定化装置。
8. 請求項６に記載の直流配電系統の系統安定化装置において、
   前記判定部は前記交流発電機の回転数の変動を判定し、
   前記制御切替部は、前記判定部による、前記比較結果および前記発電装置の前記回転数の前記変動の判定結果に基づいて、前記電圧制御部および前記電力制御部のいずれかを選択することを特徴とする直流配電系統の系統安定化装置。
9. 請求項１に記載の直流配電系統の系統安定化装置において、
   前記直流配電系統は蓄電装置を含み、
   前記蓄電装置は第二電力変換装置を介して前記直流配電系統に接続され、
   前記第一電力変換装置が前記電力制御部によって制御されるとき、前記第二電力変換装置は電圧制御によって制御されることを特徴とする直流配電系統の系統安定化装置。
10. 請求項１に記載の直流配電系統の系統安定化装置において、
    前記判定部は、前記第一電力変換装置を電圧制御によって制御することを指令する制御信号を受信しているか否かを判定し、
    前記第一電力変換装置が前記電力制御部によって制御されている時、前記判定部が前記制御信号を受信していると判定すると、前記制御切替部は前記電圧制御部を選択することを特徴とする直流配電系統の系統安定化装置。
11. 複数の発電装置および複数の負荷装置を含み、前記複数の発電装置は複数の第一電力変換装置を介して電力を供給する直流配電系統を安定化する直流配電系統の系統安定化装置において、
    前記複数の第一電力変換装置を制御する複数の第一制御装置からなり、
    前記第一制御装置は、
    前記第一電力変換装置の直流側における直流電力の時間変化率と、前記発電装置の応答特性とを比較する判定部と、
    前記第一電力変換装置を電圧制御によって制御する電圧制御部と、
    前記第一電力変換装置を電力制御によって制御する電力制御部と、
    前記判定部の比較結果に応じて、前記電圧制御部および前記電力制御部のいずれかを選択する制御切替部と、
    を備えることを特徴とする直流配電系統の系統安定化装置。
12. 請求項１１に記載の直流配電系統の系統安定化装置において、
    前記第一制御装置は、前記直流電力が前記発電装置の定格値以上であるか否かを判定する電力上限値検出部を備え、
    前記電力上限値検出部によって、前記前記直流電力が前記発電装置の前記定格値以上であると判定されると、前記制御切替部は、前記電力制御部を選択し、
    前記電力制御部における電力指令値が前記定格値に設定されることを特徴とする直流配電系統の系統安定化装置。
13. 発電装置および負荷装置を含み、前記発電装置は第一電力変換装置を介して電力を供給する直流配電系統を安定化する直流配電系統の系統安定化方法において、
    前記第一電力変換装置の直流側における直流電力の時間変化率と、前記発電装置の応答特性とを比較し、
    前記比較の結果に基づいて、前記第一電力変換装置を電圧制御および電力制御のいずれによって制御するかを選択することを特徴とする直流配電系統の系統安定化方法。
14. 直流電力を発生および消費する直流配電系統を有する直流電力システムにおいて、
    前記直流配電系統は、
    第一電力変換装置を介して電力を供給する発電装置と、
    前記直流電力を消費する負荷装置と、
    前記直流配電系統を安定化する系統安定化装置と、
    を備え、
    前記系統安定化装置は、前記第一電力変換装置を制御する第一制御装置からなり、
    前記第一制御装置は、
    前記第一電力変換装置の直流側における直流電力の時間変化率と、前記発電装置の応答特性とを比較する判定部と、
    前記第一電力変換装置を電圧制御によって制御する電圧制御部と、
    前記第一電力変換装置を電力制御によって制御する電力制御部と、
    前記判定部の比較結果に応じて、前記電圧制御部および前記電力制御部のいずれかを選択する制御切替部と、
    を備えることを特徴とする直流電力システム。
15. 請求項１４に記載の直流電力システムにおいて、
    さらに、前記直流配電系統の状態を監視する系統監視装置を備え、
    前記系統監視装置は、前記直流配電系統の前記状態に基づいて、前記第一電力変換装置を電圧制御によって制御することを指令する制御信号を、前記第一制御装置へ送信し、
    前記第一制御装置における前記判定部は、前記制御信号を受信しているか否かを判定し、
    前記第一電力変換装置が前記電力制御部によって制御されている時、前記判定部が前記制御信号を受信していると判定すると、前記制御切替部は前記電圧制御部を選択することを特徴とする直流電力システム。

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