JP2020108269A - 電力変換装置 - Google Patents

Abstract

【課題】 負荷変動に対する電力補償を周波数変動によらずに行うことができる電力変換装置を提供する。【解決手段】 電力変換器と、電力変換器の交流配線部側の系統電圧を検出する電圧検出器と、電力変換器に駆動信号を送信することにより交流配線部と直流配線部との間の電力変換制御を行う制御器と、を備え、制御器は、電圧検出器により検出される系統電圧から現在の位相を算出する位相演算部と、現在の位相の時間的変化に対して遅れて追従するような仮想の位相を算出し、現在の位相と仮想の位相との間の位相差を位相跳躍量として算出する位相跳躍量演算部と、位相跳躍量を抑制するように電力変換器に入出力される有効電力を調整するための電力変換器の駆動信号を生成する駆動信号生成部と、を備えている。【選択図】図７

Description

本発明は、電力変換装置に関する。

船舶、航空機等の移動体等において使用される可変周波数（ＶＦ： Variable Frequency）の発電機電源システムが知られている。このような発電機電源システムでは、短時間で発電機容量に対して比較的大きな負荷変動（負荷電力の変動）が生じる場合がある。例えば、このような負荷変動の幅は、発電機容量の半分程度まで達する場合がある。

このような負荷変動を抑制するために、発電機および負荷が接続される交流配線部に電力変換装置を接続し、負荷電力の補償を行うことが考えられる。従来、電力変換装置を利用して負荷電力の補償を行う場合、負荷変動に伴う周波数変動を利用する方法が知られている（下記特許文献１−３参照）。

特開２０１２−１４３０１８号公報 特許第５９５６９９１号公報 特許第５６３１７１２号公報

しかしながら、可変周波数の発電機電源システムにおいては、このような負荷変動に伴う周波数変動を利用することができない。一般的に、可変周波数の発電機電源システムにおける発電機駆動に用いる原動機は、発電機に比べて十分に大きいため、負荷変動が生じても交流配線部において周波数変動が生じ難い。また、原動機の回転数が一定でないため、原動機の回転数変化によって周波数も変化する。

このようなことから、可変周波数の発電機電源システムにおいては交流配線部の周波数変動に基づいて負荷電力の補償を行うことができない。したがって、可変周波数の発電機電源システムには、上記特許文献１〜３のような構成は採用できない。

その他の方法として、負荷変動に伴う電圧振幅変動を利用して負荷電力の補償を行うことも考えられる。しかし、このような方法では、例えば無負荷の状態となる場合を含む負荷変動が生じた場合に、検出される電圧振幅と負荷電力とが過渡的に一致せず、システムが不安定化する可能性があるため採用できない。

本発明は、上記課題を解決するものであり、負荷変動に対する電力補償を周波数変動によらずに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、発電機および電力負荷が接続される交流配線部と、蓄電設備が接続される直流配線部との間に配設され、前記交流配線部を通じて入力される交流電力を直流電力に変換して前記蓄電設備に充電するとともに、前記直流配線部を通じて入力される前記蓄電設備から放電された直流電力を交流電力に変換して前記交流配線部に出力するよう構成された電力変換器と、前記電力変換器の前記交流配線部側の系統電圧を検出する電圧検出器と、前記電力変換器に駆動信号を送信することにより前記交流配線部と前記直流配線部との間の電力変換制御を行う制御器と、を備え、前記制御器は、前記電圧検出器により検出される前記系統電圧から現在の位相を算出する位相演算部と、前記現在の位相の時間的変化に対して遅れて追従するような仮想の位相を算出し、前記現在の位相と前記仮想の位相との間の位相差を位相跳躍量として算出する位相跳躍量演算部と、前記位相跳躍量を抑制するように前記電力変換器に入出力される有効電力を調整するための前記電力変換器の駆動信号を生成する駆動信号生成部と、を備えている。

上記構成によれば、負荷変動が交流配線部における位相の時間的変化に基づいて算出される位相跳躍量によって検出される。位相跳躍量は、発電機の内部相差角の変化を示すものであり、発電機の有効電力負荷に依存する値である。したがって、位相跳躍量に基づいて電力変換器に入出力される有効電力を調整することにより、負荷変動に対する電力補償を周波数変動によらずに行うことができる。

前記位相跳躍量演算部は、過去の前記位相跳躍量を２回積分することにより前記仮想の位相を算出するように構成されてもよい。

前記位相跳躍量演算部は、過去の前記位相跳躍量から前記交流配線部の過去の系統周波数を推定する推定器と、推定された系統周波数を積分した過去の位相を前記仮想の位相として算出する積分器と、を備えてもよい。この構成によれば、過去の位相を推定する演算を行うことにより、現在の位相の時間的変化に対して遅れて追従するような仮想の位相を、現在の位相から比較的簡単な演算で算出することができる。

前記電力変換器の前記交流配線部側の有効電力を取得する有効電力取得器を備え、前記位相跳躍量演算部は、取得した前記有効電力と、前記電力変換装置の代わりに仮想の同期調相機が接続されたと仮定した場合の前記仮想の同期調相機における仮想的な慣性モーメントに基づく値とを用いて、前記仮想の同期調相機における角速度を算出する角速度演算部と、前記角速度を積分して得られる前記仮想の同期調相機における位相を前記仮想の位相として算出する積分器と、を備えていてもよい。この構成によれば、電力変換装置を仮想の同期調相機に置き換えたときに、仮想の同期調相機において生じる仮想的な慣性モーメントを考慮することにより、現在の位相の時間的変化に対して遅れて追従するような仮想の位相を比較的に簡単に算出することができる。

前記位相跳躍量演算部は、前記有効電力に位相補償を行う位相補償器を備え、前記位相補償を行った前記有効電力を前記角速度演算部に入力するように構成されてもよい。この構成によれば、位相補償器により仮想の位相を算出するための有効電力に予め減衰効果を加えることができ、負荷変動に対する電力補償の応答が振動的になることを防止することができる。

前記電力変換装置は、前記位相跳躍量に所定のフィルタを適用し、前記フィルタの出力に所定の比例ゲインを乗算することにより電流目標値を算出する電流目標値演算部を備え、前記駆動信号生成部は、前記電力変換器から前記交流配線部に出力される交流電流が前記電流目標値となるような前記駆動信号を生成してもよい。この構成によれば、位相跳躍量にフィルタを適用することにより、位相跳躍量に対する応答特性を調整することができ、より最適な駆動信号を生成することが可能となる。

前記電力変換装置は、前記電力変換装置の代わりに仮想の同期調相機が接続されたと仮定した場合の前記仮想の同期調相機における内部起電圧と前記電圧検出器により検出される前記系統電圧との電圧差から電流目標値を算出する電流目標値演算部を備え、前記駆動信号生成部は、前記電力変換器から前記交流配線部に出力される交流電流が前記電流目標値となるような前記駆動信号を生成してもよい。

前記電流目標値演算部は、前記電流目標値として有効電流成分および無効電流成分をそれぞれ算出し、前記駆動信号生成部は、算出された前記有効電流成分を用いて、前記位相跳躍量を抑制するように前記電力変換器に入出力される有効電力を調整し、算出された前記無効電流成分を用いて、電圧変動を抑制するように前記電力変換器に入出力される無効電力を調整するための前記駆動信号を生成するように構成されてもよい。この構成によれば、負荷変動に対する電力補償を有効電力成分だけでなく無効電力成分に対しても行うことができ、電圧変動をより抑制することができる。

本発明によれば、負荷変動に対する電力補償を周波数変動によらずに行うことができる。

図１は、本発明の実施の形態１に係る電力変換装置が適用される発電機電源システムの概略構成を示すブロック図である。 図２は、同期発電機のベクトル図が電流変化によって変化することを例示する図である。 図３は、負荷減少時における交流配線部の位相（現在の位相）の時間的変化を示すグラフである。 図４は、図３における位相跳躍量の時間的変化を示すグラフである。 図５は、負荷増加時における交流配線部の位相（現在の位相）の時間的変化を示すグラフである。 図６は、図５における位相跳躍量の時間的変化を示すグラフである。 図７は、実施の形態１における電力変換装置の制御系の概略構成を示すブロック図である。 図８は、本実施の形態の位相跳躍量演算部における演算態様の一例を示す図である。 図９は、本実施の形態の電流目標値演算部における演算態様の一例を示す図である。 図１０は、本発明の実施の形態２に係る電力変換装置の制御系の概略構成を示すブロック図である。 図１１は、本実施の形態の位相跳躍量演算部における演算態様の一例を示す図である。 図１２は、本実施の形態の電流目標値演算部における演算態様の一例を示す図である。 図１３は、電源システムのシミュレーションのための構成例を示すブロック図である。 図１４は、電力補償を行わない場合のシミュレーション結果を示すグラフである。 図１５は、電力補償を行わない場合のシミュレーション結果を示すグラフである。 図１６は、電力補償を行わない場合のシミュレーション結果を示すグラフである。 図１７は、実施の形態１における電力補償を行った場合のシミュレーション結果を示すグラフである。 図１８は、実施の形態１における電力補償を行った場合のシミュレーション結果を示すグラフである。 図１９は、実施の形態１における電力補償を行った場合のシミュレーション結果を示すグラフである。 図２０は、実施の形態２における電力補償を行った場合のシミュレーション結果を示すグラフである。 図２１は、実施の形態２における電力補償を行った場合のシミュレーション結果を示すグラフである。 図２２は、実施の形態２における電力補償を行った場合のシミュレーション結果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。

［実施の形態１］
［システム構成］
以下、本発明の実施の形態１について説明する。図１は、本発明の実施の形態１に係る電力変換装置が適用される発電機電源システムの概略構成を示すブロック図である。本実施の形態における発電機電源システム（以下、単に電源システムと称する）１は、可変周波数の発電機２と、発電機２が接続される交流配線部３と、を備えている。図示しないが、発電機２と交流配線部３との間には、遮断器（ＧＣＢ：Generator Circuit Breaker）が設けられている。発電機２は、交流配線部３に接続される電力負荷（以下、単に負荷と称する）５に交流電力を供給する。

さらに、電源システム１は、直流配線部６と、直流配線部６に接続された蓄電設備７を備えている。電力変換装置４は、交流配線部３と直流配線部６との間に配設された電力変換器８と、電力変換器８を制御する制御器１０と、を備えている。

電力変換器８は、交流配線部３を通じて入力される交流電力を直流電力に変換して蓄電設備７に充電するとともに、直流配線部６を通じて入力される蓄電設備７から放電された直流電力を交流電力に変換して交流配線部３に出力するよう構成されている。電力変換器８は、ＩＧＢＴ等のスイッチング素子（図示せず）からなる電力変換回路により構成される。制御器１０は、例えばマイクロコントローラ等のコンピュータ、メモリおよび／または電子回路等により構成される。制御器１０は、電力変換器８のスイッチング素子をオン／オフ制御するための駆動信号Ｓｏを送信することにより交流配線部３と直流配線部６との間の電力変換制御を行う。

［位相跳躍量］
以下、本実施の形態において用いられる位相跳躍量について説明する。図２は、同期発電機のベクトル図が電流変化によって変化することを例示する図である。図２のＩＩａに示すベクトル図を基準とし、発電機２を流れる電流Ｉが減少した場合のベクトル図をＩＩｂに示し、発電機２を流れる電流Ｉが増加した場合のベクトル図をＩＩｃに示す。

図１および図２に示すように、発電機２の内部誘起電圧をＥとし、発電機リアクタンスをＸとし、発電機２を流れる電流をＩとし、交流配線部３の電圧（系統電圧）をＶとし、発電機２の角速度をωとする。発電機２の内部誘起電圧Ｅと発電機２の端子電圧となる系統電圧Ｖとの間の位相差は、内部相差角δで表される。以下では有効電力成分のみを考慮する。また、以下では、瞬時的な負荷変動を想定しているため、発電機２の内部誘起電圧Ｅは、一定とみなす。

基準のベクトル図ＩＩａにおいて、負荷電力の減少に伴い負荷５に流れる負荷電流Ｉ_ｌｏａｄが減少すると、発電機２を流れる電流Ｉも減少するため、ベクトル図ＩＩｂに示すように、発電機リアクタンスＸと電流Ｉの積ＸＩも減少する。すなわち、ベクトルＸＩの長さが短くなる。系統電圧Ｖは、発電機リアクタンスＸに電流Ｉが流れることにより決定される値である。したがって、電流Ｉの減少により系統電圧Ｖが増加する。この結果、ベクトル図ＩＩｂは、基準のベクトル図ＩＩａに対して内部相差角δが減少することになる。

反対に、基準のベクトル図ＩＩａにおいて、負荷電力の増加に伴い負荷５に流れる負荷電流Ｉ_ｌｏａｄが増加すると、発電機２を流れる電流Ｉも増加するため、ベクトル図ＩＩｃに示すように、発電機リアクタンスＸと電流Ｉの積ＸＩも増加する。すなわち、ベクトルＸＩの長さが長くなる。また、電流Ｉの増加により系統電圧Ｖが減少する。この結果、ベクトル図ＩＩｃは、基準のベクトル図ＩＩａに対して内部相差角δが増加することになる。

このように、内部相差角δは、負荷電力の増加に応じて増加し、負荷電力の減少に応じて減少する。しかし、発電機２の回転角度が直接検出できない等の理由により、内部相差角δ自体は、直接検出することができない。そこで、本発明は、系統電圧Ｖから内部相差角δの変動量を演算により算出することを特徴としている。負荷電力が瞬時的に増加または減少すると、内部相差角δは、ステップ状に変動する。この内部相差角δの瞬時的な変動量を位相跳躍量εとする。

図３から図６は、位相跳躍量の算出方法を説明するための概念図である。図３は、負荷減少時における交流配線部３の位相（現在の位相）φ_ａｃの時間的変化を示すグラフである。図３においては、発電機２の回転速度が一定である場合を例示している。このとき、発電機２の回転角度（ロータ角度）φ_Ｅは、角速度ωの傾きで時間とともに線形的に増加する。負荷変動がない場合、交流配線部３の位相φ_ａｃもロータ角度φ_Ｅの増加に応じて線形的に増加する。内部相差角δは、ロータ角度φ_Ｅと交流配線部３の位相φ_ａｃとの差として表れ、負荷変動がない時刻ｔ＝０から時刻ｔ１までの間は一定である。

時刻ｔ１において負荷電力が減少した場合、内部相差角δは、上述のように小さくなる。すなわち、交流配線部３の位相φ_ａｃが時刻ｔ１においてステップ状に上昇する。この交流配線部３の位相φ_ａｃの上昇幅が位相跳躍量εとなる。

ここで、本実施の形態では、交流配線部３の位相φ_ａｃの上昇幅を求めるために、当該位相φ_ａｃの時間的変化に対して遅れて追従するような仮想の位相φという概念を導入する。仮想の位相φは、現在の位相φ_ａｃから微小時間遅れた値を取り、現在の位相φ_ａｃと仮想の位相φとの差分に対して時間的に遅れを伴ってその差分を解消するように追従する。

これにより、負荷電力の減少時において仮想の位相φは、負荷変動が生じた時刻ｔ１から非線形に上昇し、現在の位相φ_ａｃに漸近し、再びその差分が０となる。このような仮想の位相φという概念を導入することにより、位相跳躍量εは、現在の位相φ_ａｃと仮想の位相φの差分（ε＝φ_ａｃ−φ）として求めることができる。

図４は、図３における位相跳躍量εの時間的変化を示すグラフである。図４に示すように、位相跳躍量εは、負荷変動のない状態では０であり、負荷電力の減少が生じた時刻ｔ１において正の所定値を取り（位相跳躍量εが進み方向に生じ）、その後、対数関数的に減少し、０に戻る。

図５は、負荷増加時における交流配線部３の位相（現在の位相）φ_ａｃの時間的変化を示すグラフである。図５においてもロータ角度φ_Ｅおよび負荷変動がない場合の交流配線部３の位相φ_ａｃも、時間経過に応じて線形的に増加する。

時刻ｔ１において負荷電力が増加した場合、内部相差角δは、上述のように大きくなる。すなわち、交流配線部３の位相φ_ａｃが時刻ｔ１においてステップ状に下降する。この交流配線部３の位相φ_ａｃの下降幅が位相跳躍量εとなる。

図３の場合と同様に、仮想の位相φを導入すると、負荷電力の増加時において仮想の位相φは、負荷変動が生じた時刻ｔ１から非線形に下降し、現在の位相φ_ａｃに漸近し、再びその差分が０となる。

図６は、図５における位相跳躍量εの時間的変化を示すグラフである。図６に示すように、位相跳躍量εは、負荷変動のない状態では０であり、負荷電力の増加が生じた時刻ｔ１において負の所定値を取り（位相跳躍量εが遅れ方向に生じ）、その後、対数関数的に増加し、０に戻る。

本実施の形態における制御器１０は、このような位相跳躍量εが正の値をとったときに、交流配線部３に有効電力を供給し（蓄電設備７から放電し）、位相跳躍量εが負の値をとったときに、交流配線部３の有効電力を吸収する（蓄電設備７に充電する）ように電力変換器８を制御する。

［制御器の具体例］
以下、より具体的な制御態様について説明する。図７は、実施の形態１における電力変換装置の制御系の概略構成を示すブロック図である。図７に示す制御器１０は、電流制御型の制御器として構成される。電流制御型の制御器１０は、制御要素として交流配線部の交流電流Ｉ_ｄ，Ｉ_ｑを用い、電力変換器８を制御する。このため、電力変換装置４は、電力変換器８から交流配線部３に出力される出力電流を検出する電流検出器２１を備えている。電流検出器２１は、三相交流の各相の電流の瞬時値ｉ_ａ，ｉ_ｂ，ｉ_ｃを検出する。例えば、電流検出器２１として、ＣＴ(Current Transformer)が用いられる。

また、本実施の形態において、制御器１０は、後述するように、現在の位相φ_ａｃを電力変換器８の交流配線部３側の系統電圧から算出する。このため、電力変換装置４は、電力変換器８の交流配線部３側の系統電圧を検出する電圧検出器２２を備えている。電圧検出器２２は、三相交流の各相の電圧の瞬時値ｖ_ａ，ｖ_ｂ，ｖ_ｃを検出する。例えば、電圧検出器２２として、ＰＴ(Potential Transformer)が用いられる。

各検出器２１，２２で検出された各値は、制御器１０に入力される。制御器１０は、位相演算部１１、電流演算部１２、位相跳躍量演算部１３、電流目標値演算部１４、および駆動信号生成部１５の各制御ブロックを備えている。

［位相演算部］
位相演算部１１は、電圧検出器２２で検出される系統電圧（各相の電圧の瞬時値ｖ_ａ，ｖ_ｂ，ｖ_ｃ）から公知のＰＬＬ（Phase Lock Loop）演算により、交流配線部３の現在の位相φ_ａｃを算出する。

［電流演算部］
電流演算部１２は、電流検出器２１で検出された各相の電流の瞬時値ｉ_ａ，ｉ_ｂ，ｉ_ｃおよび位相演算部１１で演算された位相φ_ａｃから次式により交流電流の回転座標系の各座標軸における電流（ｄ軸電流Ｉ_ｄ、ｑ軸電流Ｉ_ｑ）を算出する。

［位相跳躍量演算部］
位相跳躍量演算部１３は、現在の位相φ_ａｃと仮想の位相φとの間の位相差φ_ａｃ−φを位相跳躍量εとして算出する。図８は、本実施の形態の位相跳躍量演算部における演算態様の一例を示す図である。

位相跳躍量演算部１３は、現在の位相φ_ａｃの時間的変化に対して遅れて追従するような仮想の位相φを算出し、現在の位相φ_ａｃと仮想の位相φとの間の位相差φ_ａｃ−φを位相跳躍量εとして算出する。位相跳躍量演算部１３は、現在の位相φ_ａｃを位相同期（ＰＬＬ）演算することにより、仮想の位相φを算出する。

より具体的には、図８に示すように、位相跳躍量演算部１３は、過去の位相跳躍量εから交流配線部３の過去の系統周波数ωを推定する推定器３２と、推定された系統周波数ωを積分した過去の位相を仮想の位相φとして算出する積分器３３と、を備えている。推定器３２は、ＰＩ制御器として構成される。ＰＩ制御器の伝達関数Ｇ_１（ｓ）は、ゲインＫ_ＰＬＬおよび積分時間Ｔ_ＰＬＬを用いて、以下のように表される。

推定器３２で推定された系統周波数ωは、積分器３３で積分され、仮想の位相φが算出される。結果的に、位相跳躍量演算部１３は、推定器３２および積分器３３により、過去の位相跳躍量εを２回積分するように構成されている。

現在の位相φ_ａｃおよび仮想の位相φは、減算器３１に入力される。位相跳躍量演算部１３は、減算器３１で減算された位相差φ_ａｃ−φを位相跳躍量εとして出力する。減算器３１により算出された位相跳躍量εは、過去の位相跳躍量εとして再度推定器３２に入力される。

この構成によれば、過去の位相を推定する演算を行うことにより、現在の位相φ_ａｃの時間的変化に対して遅れて追従するような仮想の位相φを、現在の位相φ_ａｃから比較的簡単な演算で算出することができる。

［電流目標値演算部］
図９は、本実施の形態の電流目標値演算部における演算態様の一例を示す図である。電流目標値演算部１４は、位相跳躍量演算部１３で演算された位相跳躍量εに所定のフィルタを適用し、フィルタの出力に所定の比例ゲイン（−Ｋ）を乗算することにより電流目標値Ｉ_{ｄ＿ｒｅｆ}を算出する。

図９に示すように、本実施の形態における電流目標値演算部１４は、第１フィルタ３４、第２フィルタ３５およびゲイン乗算器３６を備えている。第１フィルタ３４は、ローパスフィルタにより構成される。例えば、第１フィルタ３４の伝達関数は、時定数Ｔ_ＬＰＦを用いて１／（１＋Ｔ_ＬＰＦ・ｓ）と表される。第２フィルタ３５は、ハイパスフィルタにより構成される。例えば、第２フィルタ３５の伝達関数は、時定数Ｔ_ＨＰＦを用いてＴ_ＨＰＦ・ｓ／（１＋Ｔ_ＨＰＦ・ｓ）と表される。

制御器１０は、位相跳躍量εに第１フィルタ３４および第２フィルタ３５を適用し、その出力に比例ゲイン（−Ｋ）を掛けて、電力変換器８から交流配線部３に出力するｄ軸電流の目標値Ｉ_{ｄ＿ｒｅｆ}を算出する。さらに、制御器１０は、ｑ軸電流の目標値Ｉ_{ｑ＿ｒｅｆ}として固定値出力部３７から所定の固定値（図９の例では０）を出力する。

位相跳躍量εにフィルタを適用することにより、位相跳躍量εに対する応答特性を調整することができ、より最適な駆動信号Ｓｏを生成することが可能となる。例えば、周期的に負荷変動が生じる場合、その負荷変動領域において高い感度を有するようにフィルタの時定数Ｔ_ＬＰＦ，Ｔ_ＨＰＦを設定することにより、負荷変動に対する抑制効果を高めることができる。

なお、電流目標値演算部１４は、上記第１フィルタ３４および第２フィルタ３５の何れか一方のみを備えてもよい。また、上記第１フィルタ３４および第２フィルタ３５以外のフィルタ（例えば帯域通過フィルタ等）を備えてもよい。さらに、フィルタ処理が不要な場合にはフィルタ処理を行わずそのまま電流目標値Ｉ_{ｄ＿ｒｅｆ}に換算してもよい。

図４および図６に示すように、負荷が減少した場合、位相跳躍量εは、正の値となり（進み方向に生じ）、負荷が増加した場合、位相跳躍量εは、負の値となる（遅れ方向に生じる）。電力変換器８から交流配線部３へ出力するときの電流を正の値とすると、負荷が減少した場合、制御器１０は、ｄ軸電流の目標値Ｉ_{ｄ＿ｒｅｆ}として負の値を出力し、負荷が増加した場合、制御器１０は、ｄ軸電流の目標値Ｉ_{ｄ＿ｒｅｆ}として正の値を出力する。

［駆動信号生成部］
駆動信号生成部１５は、位相跳躍量εを抑制するように電力変換器８に入出力される有効電力を調整するための電力変換器８の駆動信号Ｓｏを生成する。より具体的には、制御器１０は、電力変換器８から交流配線部３に出力する交流電流Ｉ_ｄ，Ｉ_ｑが電流目標値演算部１４で算出された電流目標値Ｉ_{ｄ＿ｒｅｆ}，Ｉ_{ｑ＿ｒｅｆ}となるようにフィードバック制御を行うための駆動信号Ｓｏを生成する。このために、駆動信号生成部１５には、交流配線部３に出力する交流電流Ｉ_ｄ，Ｉ_ｑ、現在の位相φ_ａｃおよび電流目標値Ｉ_{ｄ＿ｒｅｆ}，Ｉ_{ｑ＿ｒｅｆ}が入力される。駆動信号生成部１５は、下記式により電流目標値Ｉ_{ｄ＿ｒｅｆ}，Ｉ_{ｑ＿ｒｅｆ}から電圧目標値Ｖ_{ｄ＿ｒｅｆ}，Ｖ_{ｑ＿ｒｅｆ}を算出する。ここで、Ｋ_ｄ，Ｋ_ｑは所定のゲインを表し、Ｔ_ｉｄ，Ｔ_ｉｑは、所定の時定数を表す。

駆動信号生成部１５は、下記式により電圧目標値Ｖ_{ｄ＿ｒｅｆ}，Ｖ_{ｑ＿ｒｅｆ}から三相交流である交流配線部３の各瞬時電圧Ｖ_ａ，Ｖ_ｂ，Ｖ_ｃの目標値Ｖ_{ａ＿ｒｅｆ}，Ｖ_{ｂ＿ｒｅｆ}，Ｖ_{ｃ＿ｒｅｆ}を算出する。

上記構成によれば、負荷変動が交流配線部３における位相φ_ａｃの時間的変化に基づいて算出される位相跳躍量εによって検出される。位相跳躍量εは、発電機２の内部相差角δの変化を示すものであり、発電機２の有効電力負荷に依存する値である。このため、制御器１０は、位相跳躍量εが進み方向に生じた場合に、電力変換器８から交流配線部３の有効電力を吸収し、位相跳躍量εが遅れ方向に生じた場合に、電力変換器８が交流配線部３に有効電力を供給するように、電力変換器８を制御する。これにより、負荷変動に伴う交流配線部３の電力変動、電圧変動および位相跳躍が抑制される。

このように、位相跳躍量εに基づいて電力変換器８に入出力される有効電力を調整することにより、負荷変動に対する電力補償を周波数変動によらずに行うことができる。したがって、可変周波数の発電機２を備えた電源システム１においても負荷変動に対する電力補償を実現することができる。

特に、可変周波数の発電機２は、周波数によってインピーダンスや励磁回路の応答が大きく変化する。したがって安定化のための制御態様によっては全ての領域で安定性を維持することができない可能性がある。これに対し、本実施の形態における電力変換装置４によれば、発電機２のガバナ（調速機）やＡＶＲ（自動電圧調整装置）等に対して積極的な制御を行う必要がなく、交流配線部３で生じる過渡的な変動を抑制するように受動的な制御が行われる。このため、電力変換装置４による制御が、発電機２のガバナやＡＶＲ等に対する制御と干渉することがなく、電力変換装置４による制御調整が容易になる。

また、電力変換器８から交流配線部３に電力が供給される期間、および、交流配線部３の電力が電力変換器８に吸収される期間は、何れも負荷変動により、位相跳躍が生じている（位相跳躍量εが０ではない）わずかな期間、すなわち、図４および図６における時刻ｔ１から時刻ｔ２までの間だけである。したがって、直流配線部６に接続される蓄電設備７の容量は必要最小限でよく、蓄電設備７の大型化を抑制することができる。このため、蓄電設備７は、例えば二次電池で構成されてもよいが、これに代えて電気二重層キャパシタにより構成されてもよい。

上記特許文献２のように電力需給の調整能力を有する従来の電力変換装置においては、直流側に接続される蓄電設備の容量を大きくする必要がある。このため、負荷電力の補償を行うために、そのような電力変換装置をそのまま移動体等の発電機電源システムに適用すると、システムが大型化してしまい好ましくない場合がある。これに対し、本実施の形態における電力変換装置４を用いた場合には、上記の通り直流配線部６に接続される蓄電設備７の容量は必要最小限でよい。このため、大きさに制約のある電源システム１の負荷変動を抑制するための電力変換装置として、本実施の形態の電力変換装置４は、より好適に適用可能である。

［実施の形態２］
次に、本発明の実施の形態２に係る電力変換装置について説明する。本実施の形態において実施の形態１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１０は、本発明の実施の形態２に係る電力変換装置の制御系の概略構成を示すブロック図である。本実施の形態における電力変換装置４Ｂも、電力変換器８、電流検出器２１、電圧検出器２２および制御器１０Ｂを備えている。制御器１０Ｂも、電流制御型の制御器として構成される。

本実施の形態における制御器１０Ｂが実施の形態１における制御器１０と異なる点は、制御器１０Ｂが、電力変換器８に対して仮想同期調相機モデル制御を行うことである。仮想同期調相機モデル制御は、電力変換装置４Ｂの代わりに仮想の同期調相機が接続されたと仮定して、それに基づく演算を行う制御態様として定義される。すなわち、制御器１０Ｂは、仮想の同期調相機における仮想的な慣性モーメントに基づく値（慣性定数）、インピーダンス（リアクタンス）、内部起電圧を演算パラメータとして有している。なお、本実施の形態における仮想の同期調相機は、仮想的な動力源を持たず、励磁電圧Ｅｆが固定の値（ここでは１ＰＵ（Per Unit））となっている。このため、電力変換装置４Ｂは、等価的に励磁電圧一定の同期調相機として動作する。

本実施の形態においても、制御器１０Ｂは、実施の形態１の制御器１０と同様の位相演算部１１、電流演算部１２および駆動信号生成部１５を備えている。また、制御器１０Ｂは、実施の形態１における位相跳躍量演算部１３に代えて、交流配線部３の有効電力Ｐ_ａｃと、仮想の同期調相機における仮想的な慣性モーメントに基づく値（慣性定数Ｍ_Ｖ）とを用いて、仮想の同期調相機における角速度ω_Ｖを算出する角速度演算部４１と、角速度ω_Ｖを積分して仮想の同期調相機における位相を仮想の位相φとして算出する積分器４２と、を備えた位相跳躍量演算部１３Ｂを備えている。

また、制御器１０Ｂは、実施の形態１の電流目標値演算部１４に代えて、仮想の同期調相機における内部起電圧Ｅｆ_ｄ，Ｅｆ_ｑと電力検出器２２により検出される系統電圧Ｖ_ｄ，Ｖ_ｑとの電圧差ΔＶ_ｄ，ΔＶ_ｑから電流目標値Ｉ_{ｄ＿ｒｅｆ}，Ｉ_{ｑ＿ｒｅｆ}を算出する電流目標値演算部１４Ｂを備えている。

このような、位相跳躍量演算部１３Ｂおよび電流目標値演算部１４Ｂの演算を行うために、制御器１０Ｂは、電圧演算部１６と、有効電力演算部１７と、をさらに備えている。本実施の形態においては、電流検出器２１、電圧検出器２２、位相演算部１１、電流演算部１２、電圧演算部１６、および有効電力演算部１７が、電力変換器８の交流配線部３側の有効電力Ｐ_ａｃを取得する有効電力取得器を構成している。

［電圧演算部］
電圧演算部１６は、位相演算部１１で演算された現在の位相φ_ａｃから次式により交流電圧の回転座標系の各座標軸における電圧（ｄ軸電圧Ｖ_ｄ、ｑ軸電圧Ｖ_ｑ）を算出する。

［有効電力演算部］
有効電力演算部１７は、電圧演算部１６で算出された電圧Ｖ_ｄ，Ｖ_ｑおよび電流演算部１２で算出された電流Ｉ_ｄ，Ｉ_ｑから次式により電力変換器８から交流配線部３に出力される有効電力Ｐ_ａｃおよび無効電力Ｑ_ａｃを算出する。なお、本実施の形態においては無効電力Ｑ_ａｃは使用しないため、無効電力Ｑ_ａｃの演算は行わなくてもよい。

［位相跳躍量演算部］
図１１は、本実施の形態の位相跳躍量演算部における演算態様の一例を示す図である。本実施の形態における位相跳躍量演算部１３Ｂには、現在の位相φ_ａｃと有効電力Ｐ_ａｃとが入力される。有効電力Ｐ_ａｃは、後述する位相補償器４４に入力され、位相補償器４４から出力された位相補償後の有効電力が角速度演算部４１に入力される。

角速度演算部４１は、位相補償後の有効電力に対して以下の式で示される伝達関数Ｇ_２（ｓ）を適用する。ここで、ω_ｏは、定常時における角速度を示し、Ｍ_Ｖは、仮想の同期調相機における慣性モーメントに基づく慣性定数を示す。

有効電力の変化をΔＰ_ａｃで表すと、有効電力の変化ΔＰ_ａｃと仮想の同期調相機における角速度ω_Ｖとの関係は、以下の式で表される。

これは、電力変換器８が交流配線部３に電力を供給すると角速度ωが低下し、電力変換器８が交流配線部３から電力を吸収すると角速度ω_Ｖが上昇することを意味する。したがって、上記式（８）の伝達関数Ｇ_２（ｓ）は、有効電力Ｐ_ａｃを積分して、角速度ω_Ｖの加減速の程度を演算することにより、角速度ω_Ｖを演算するものと言える。

角速度演算部４１で算出された角速度ω_Ｖは、積分器４２で積分され、仮想同期調相機における位相が算出される。結果的に、本実施の形態における位相跳躍量演算部１３Ｂは、角速度演算部４１および積分器４２により、有効電力Ｐ_ａｃを２回積分するように構成されている。本実施の形態においては、積分器４２の出力を仮想の位相φとして扱う。

現在の位相φ_ａｃおよび仮想の位相φは、減算器４３に入力される。位相跳躍量演算部１３Ｂは、減算器４３で減算された位相差φ_ａｃ−φを位相跳躍量εとして出力する。

この構成によれば、電力変換装置４Ｂを仮想の同期調相機に置き換えたときに、仮想の同期調相機において生じる仮想的な慣性モーメントに基づく値（慣性定数Ｍ_Ｖ）を考慮することにより、現在の位相φ_ａｃの時間的変化に対して遅れて追従するような仮想の位相φを比較的に簡単に算出することができる。

本実施の形態において、位相跳躍量演算部１３Ｂは、角速度演算部４１において有効電力Ｐ_ａｃから角速度ω_Ｖの演算を行う前に、有効電力Ｐ_ａｃに対して位相補償を行う位相補償器４４を備えている。

本実施の形態において導入している仮想同期調相機モデルは、発電機２（交流配線部３）との間に同期化力が生じるとみなして電力変換器８を動作させる。このときの仮想同期調相機は、理想的な同期機となっており、減衰要素を持っていない。したがって、フィードバック要素となる有効電力Ｐ_ａｃに対する応答が振動的になる可能性がある。そこで、位相跳躍量演算部１３Ｂに入力される有効電力Ｐ_ａｃに対して位相補償を行うことにより、仮想の位相φを算出するための有効電力Ｐ_ａｃに予め減衰効果を加えることができる。したがって、負荷変動に対する電力補償の応答が振動的になることを防止することができる。

［電流目標値演算部］
図１２は、本実施の形態の電流目標値演算部における演算態様の一例を示す図である。本実施の形態における電流目標値演算部１４Ｂには、位相跳躍量εおよび電圧Ｖ_ｄ，Ｖ_ｑが入力される。位相跳躍量εは、乗算器４８により−１が乗算され（符号反転され）、反転量θ＝−εを出力する。位相跳躍量εの反転量θは、内部起電圧演算部４６に入力される。

内部起電圧演算部４６は、仮想同期調相機における励磁電圧Ｅｆ（＝１ＰＵ）および位相跳躍量εの反転量θから以下の式で示される仮想同期調相機の内部起電圧Ｅｆ_ｄ，Ｅｆ_ｑを算出する。

算出された内部起電圧Ｅｆ_ｄ，Ｅｆ_ｑと、電圧演算部１６で算出された電圧Ｖ_ｄ，Ｖ_ｑとは、インピーダンスモデル演算部４７に入力される。インピーダンスモデル演算部４７は、以下の式から電圧差ΔＶ_ｄ，ΔＶ_ｑを算出する。この電圧差ΔＶ_ｄ，ΔＶ_ｑは、仮想同期調相機における仮想的なインピーダンスによる電圧降下となる。

インピーダンスモデル演算部４７は、さらに、得られた電圧差ΔＶ_ｄ，ΔＶ_ｑおよび仮想の同期調相機における仮想的なリアクタンスに基づく値Ｘ_ｓから以下の式に基づいて電流目標値Ｉ_{ｄ＿ｒｅｆ}，Ｉ_{ｑ＿ｒｅｆ}を演算する。

本実施の形態においても、駆動信号生成部１５は、位相跳躍量εを抑制するように電力変換器８に入出力される有効電力を調整するための電力変換器８の駆動信号Ｓｏを生成する。より具体的には、制御器１０Ｂは、電力変換器８から交流配線部３に出力する交流電流Ｉ_ｄ，Ｉ_ｑが電流目標値演算部１４Ｂで算出された電流目標値Ｉ_{ｄ＿ｒｅｆ}，Ｉ_{ｑ＿ｒｅｆ}となるようにフィードバック制御を行うための駆動信号Ｓｏを生成する。

上記構成においても、負荷変動が交流配線部３における位相φ_ａｃの時間的変化に基づいて算出される位相跳躍量εによって検出される。制御器１０Ｂは、位相跳躍量εが進み方向に生じた場合に、電力変換器８から交流配線部３の有効電力を吸収し、位相跳躍量εが遅れ方向に生じた場合に、電力変換器８が交流配線部３に有効電力を供給するように、電力変換器８を制御する。これにより、負荷変動に伴う交流配線部３の電力変動、電圧変動および位相跳躍が抑制される。

さらに、本実施の形態において、電流目標値演算部１４Ｂは、電流目標値として有効電流成分Ｉ_{ｄ＿ｒｅｆ}および無効電流成分Ｉ_{ｑ＿ｒｅｆ}をそれぞれ算出している。このため、駆動信号生成部１５から出力される電力変換器８の駆動信号Ｓｏは、算出された有効電流成分Ｉ_{ｄ＿ｒｅｆ}を用いて、位相跳躍量εを抑制するように電力変換器８に入出力される有効電力を調整し、算出された無効電流成分Ｉ_{ｑ＿ｒｅｆ}を用いて、電圧変動、より具体的には電圧振幅の変動を抑制するように電力変換器８に入出力される無効電力を調整するための駆動信号として構成される。したがって、本実施の形態における電力変換装置４Ｂによれば、負荷変動に対する電力補償を有効電力成分だけでなく無効電力成分に対しても行うことができ、交流配線部３における電圧変動をより抑制することができる。

［シミュレーション結果］
上記実施の形態１，２の電力変換装置４，４Ｂにおけるシミュレーション結果を以下に示す。図１３は、電源システムのシミュレーションのための構成例を示すブロック図である。図１３において、図１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。

以下のシミュレーションでは、図１３に示すように、交流配線部３に２つの負荷５ｂ，５ｍが接続された電源システム１Ｓを用いている。２つの負荷のうちのベース負荷５ｂは、例えば抵抗等を模擬したものであり、負荷変動が生じない定常的な負荷である。本シミュレーションにおいて定常時における交流配線部３の電圧（系統電圧）Ｖ_ｂｕｓを１ＰＵとした場合のベース負荷５ｂを、０．２５ＰＵとしている。

また、２つの負荷のうちの変動負荷５ｍは、例えばモータ等を模擬したものであり、負荷変動が生じる負荷である。本シミュレーションにおいては、シミュレーション開始から０．１秒後の時刻から約０．０６秒間、力行（電力消費）を行い、シミュレーション開始から０．５秒後の時刻から約０．０６秒間、回生（発電）を行う。本シミュレーションにおいて定常時における交流配線部３の電圧（系統電圧）Ｖ_ｂｕｓを１ＰＵとした場合、力行時のピークは、０．５ＰＵであり、回生時のピークは−０．３ＰＵである。発電機２は所定の周波数で一定に動作する。

本シミュレーションにおける電力変換装置４Ｓの制御器１０Ｓは、下記実施例１では実施の形態１における制御器１０として機能し、下記実施例２では実施の形態２における制御器１０Ｂとして機能する。これらの実施例１，２において上記のように変動負荷５ｍを変動させた場合のシミュレーション結果を、電力補償を行わなかった比較例と比較する。

［比較例］
比較例は、図１３の電源システム１Ｓにおいて電力補償を行わなかった場合のシミュレーションである。図１４から図１６は、電力補償を行わない場合のシミュレーション結果を示すグラフである。図１４は、系統電圧Ｖ_ｂｕｓの時間的変化を示すグラフであり、図１５は、各種有効電力Ｐ_ｇｅｎ，Ｐ_ｌｏａｄ，Ｐ_ｍｏｔの時間的変化を示すグラフであり、図１６は、各種無効電力Ｑ_ｇｅｎ，Ｑ_ｌｏａｄ，Ｑ_ｍｏｔの時間的変化を示すグラフである。

図１４に示すように、変動負荷５ｍにおいて力行による負荷変動が生じたことにより、系統電圧Ｖ_ｂｕｓは、１ＰＵから急激に下降し、その後１ＰＵを超えて上昇している。これは、図２に示した通り、力行開始により変動負荷５ｍの負荷電流Ｉが急激に増加し、それに伴って電圧が下降することによるものである。さらに、力行が終了することにより、変動負荷５ｍの負荷電流Ｉが急激に減少することにより、電圧が上昇している。同様に、図１４には、回生による負荷変動が生じたことによる系統電圧Ｖ_ｂｕｓの変動（上昇および下降）も認められる。

図１５において、変動負荷５ｍにおける変動負荷有効電力Ｐ_ｍｏｔが負荷変動を示している。力行時に変動負荷有効電力Ｐ_ｍｏｔが０．４５ＰＵ程度上昇することにより、発電機有効電力Ｐ_ｇｅｎも０．４ＰＵ程度上昇している。また、ベース負荷有効電力Ｐ_ｌｏａｄにも変動が生じ、変動負荷５ｍの影響がベース負荷５ｂにも影響していることが分かる。回生による負荷変動についても同様である。

図１６に示すように、本シミュレーションにおいては系統電流と系統電圧との間で位相差がないため、変動負荷５ｍにおける負荷変動にかかわらず、各無効電力Ｑ_ｇｅｎ，Ｑ_ｌｏａｄ，Ｑはほぼ一定を維持する。

［実施例１］
実施例１は、図１３の電源システム１Ｓにおいて実施の形態１の制御態様に基づいて電力補償を行った場合のシミュレーションである。図１７から図１９は、実施の形態１における電力補償を行った場合のシミュレーション結果を示すグラフである。本実施例における図１７から図１９は、比較例における図１３から図１５に対応している。図１７は、系統電圧Ｖ_ｂｕｓの時間的変化を示すグラフであり、図１８は、各種有効電力Ｐ_ｇｅｎ，Ｐ_ｌｏａｄ，Ｐ_ｍｏｔ，Ｐ_ｓｔｂの時間的変化を示すグラフであり、図１９は、各種無効電力Ｑ_ｇｅｎ，Ｑ_ｌｏａｄ，Ｑ_ｍｏｔ，Ｑ_ｓｔｂの時間的変化を示すグラフである。

図１７に示すように、実施の形態１の制御態様に基づいて電力補償を行った場合であっても、変動負荷５ｍにおいて力行による負荷変動が生じたことにより、系統電圧Ｖ_ｂｕｓは、変動している。しかし、図１４に示す電力補償を行わない比較例に比べてその変動幅は十分に小さく、電力補償により負荷変動に伴う電圧変動が抑制されていることが分かる。

また、図１８に示すように、本実施例１においても、変動負荷５ｍにおける変動負荷有効電力Ｐ_ｍｏｔは図１５に示す比較例と同じように変化している（同じ負荷変動が生じている）ことが分かる。しかし、本実施例１においては、変動負荷有効電力Ｐ_ｍｏｔの変化に伴う発電機有効電力Ｐ_ｇｅｎの変化が比較例に比べて緩和されていることが分かる。

図１８における電力変換装置有効電力Ｐ_ｓｔｂは、電力変換器８が出力する有効電力を示している。正の値は、交流配線部３に有効電力を供給していることを示し、負の値は、交流配線部３から有効電力を吸収していることを示している。図１８には、力行開始時において変動負荷有効電力Ｐ_ｍｏｔが急上昇した際、電力変換装置有効電力Ｐ_ｓｔｂが正の値となっていることが示されている。したがって、変動負荷有効電力Ｐ_ｍｏｔの急上昇に伴って電力変換器８が交流配線部３に有効電力を供給していることが分かる。この結果、発電機有効電力Ｐ_ｇｅｎの最大上昇量および単位時間当たりの上昇量が比較例に比べて抑制されている。

また、図１８には、力行終了時において変動負荷有効電力Ｐ_ｍｏｔが急激に下降した際、電力変換装置有効電力Ｐ_ｓｔｂが負の値となっていることが示されている。したがって、変動負荷有効電力Ｐ_ｍｏｔの急激な下降に伴って電力変換器８が交流配線部３から有効電力を吸収していることが分かる。この結果、発電機有効電力Ｐ_ｇｅｎの単位時間当たりの下降量が比較例に比べて抑制されている。

同様に、回生時においても回生開始時において電力変換装置有効電力Ｐ_ｓｔｂが正の値となり、回生終了時において電力変換装置有効電力Ｐ_ｓｔｂが負の値となることにより、発電機有効電力Ｐ_ｇｅｎの単位時間当たりの最大変化量および単位時間当たりの変化量が比較例に比べて抑制されている。

このように、本実施例１における発電機有効電力Ｐ_ｇｅｎの波形は、変動負荷有効電力Ｐ_ｍｏｔの波形および電力補償を行わない比較例の発電機有効電力Ｐ_ｇｅｎの波形に対してピークが小さく、半値幅の長い波形となる。

以上より、変動負荷５ｍの負荷変動に対して、上記実施の形態１の制御態様に基づく電力補償を行うことにより、発電機２における有効電力Ｐ_ｇｅｎの変動幅（最大値）および単位時間当たりの変動幅がともに抑制されることが分かる。このとき、電力変換装置４が電力補償を行うべく交流配線部３に電力を供給する（Ｐ_ｓｔｂが正の値をとる）時間、または、交流配線部３から電力を給する（Ｐ_ｓｔｂが負の値を取る）時間は、何れも０．１秒程度である。このため、電力変換装置４Ｓに接続される蓄電設備７として、大容量の蓄電設備は必要なく、必要最小限の小容量の蓄電設備で実現可能であることが分かる。

なお、図１９に示すように、実施の形態１の制御態様においては無効電力成分に対しては制御を行わないため、各無効電力Ｑ_ｇｅｎ，Ｑ_ｌｏａｄ，Ｑ_ｍｏｔ，Ｑ_ｓｔｂは、比較例と同様、ほぼ一定を維持する。

［実施例２］
実施例２は、図１３の電源システム１Ｓにおいて実施の形態２の制御態様に基づいて電力補償を行った場合のシミュレーションである。図２０から図２２は、実施の形態２における電力補償を行った場合のシミュレーション結果を示すグラフである。本実施例における図２０から図２２は、比較例における図１３から図１５に対応している。図２０は、系統電圧Ｖ_ｂｕｓの時間的変化を示すグラフであり、図２１は、各種有効電力Ｐ_ｇｅｎ，Ｐ_ｌｏａｄ，Ｐ_ｍｏｔ，Ｐ_ｓｔｂの時間的変化を示すグラフであり、図２２は、各種無効電力Ｑ_ｇｅｎ，Ｑ_ｌｏａｄ，Ｑ_ｍｏｔ，Ｑ_ｓｔｂの時間的変化を示すグラフである。

図２１に示すように、本実施例２における各有効電力Ｐ_ｇｅｎ，Ｐ_ｌｏａｄ，Ｐ_ｍｏｔ，Ｐ_ｓｔｂの波形は、実施例１とほぼ同様の波形となる。したがって、変動負荷５ｍの負荷変動に対して、上記実施の形態２の制御態様に基づく電力補償を行うことにより、発電機２における有効電力Ｐ_ｇｅｎの変動幅（最大値）および単位時間当たりの変動幅がともに抑制されることが分かる。

なお、本実施例２では、上記実施の形態２で説明したように位相跳躍量演算部１３Ｂにおいて有効電力Ｐ_ａｃを用いて角速度ω_Ｖの演算を行う前に、有効電力Ｐ_ａｃに対して位相補償を行っている。図２１によれば、電力変換装置有効電力Ｐ_ｓｔｂおよび発電機有効電力Ｐ_ｇｅｎは、負荷変動に対して、振動的になることなく実施例１と同程度に短時間で収束している。これにより、実施の形態２において減衰要素を持っていない仮想同期調相機モデルを用いて有効電力Ｐ_ａｃをフィードバック制御しても、位相補償を行うことにより、負荷変動に対する電力補償の応答が振動的になることが防止されることが分かる。

さらに、本実施例２においては、有効電力成分だけでなく無効電力成分の電力補償が行われる。図２１および図２２に示すように、電力変換装置有効電力Ｐ_ｓｔｂの変化に応じて電力変換装置無効電力Ｑ_ｓｔｂが変化している。図２２に示すように、この電力変換装置無効電力Ｑ_ｓｔｂの変化に応じて発電機無効電力Ｑ_ｇｅｎが変化している。発電機無効電力Ｑ_ｇｅｎは、電力変換装置無効電力Ｑ_ｓｔｂの波形を反転した波形を有している。

このように、本実施例２においては有効電力成分および無効電力成分の両方について電力補償が行われる。この結果、図２０に示すように、系統電圧Ｖ_ｂｕｓの変動幅は、図１７に示す有効電力成分に対してのみ電力補償を行う実施例１に比べてさらに小さくなっている。したがって、このことから無効電力成分の電力補償により負荷変動に伴う電圧変動（電圧振幅の変動）がさらに抑制されていることが分かる。

［その他の実施の形態］
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、上記実施の形態においては、電力変換装置が適用される電源システムにおける交流配線部３が三相系統である場合について説明したが、これに限られない。例えば、交流配線部３が単相二線系統または単相三線系統の場合であっても、各種演算の方法が系統の方式に応じて異なることを除いて上記実施の形態と同様の電力変換装置をそのような電源システムに適用可能である。

また、上記実施の形態においては、１つの交流配線部３に１つの発電機２が接続された例について説明したが、１つの交流配線部３に２以上の発電機２が接続されてもよい。

また、本発明の電力変換装置は、ハイブリッド推進船、通常船舶、航空機等の移動体電源システム、自家発電システム等、発電機を備えた電源システムであれば、好適に適用可能である。

また、上記実施の形態１における構成（制御態様）の少なくとも一部と、上記実施の形態２における構成（制御態様）の少なくとも一部とを、組み合わせてもよい。例えば、制御器は、上記実施の形態１における位相跳躍量演算部１３と、実施の形態２における電流目標値演算部１４Ｂとを組み合わせて構成されてもよい。また、制御器は、実施の形態２における位相跳躍量演算部１３Ｂと、実施の形態１における電流目標値演算部１４とを組み合わせて構成されてもよい。

また、上記実施の形態においては、発電機２として可変周波数の発電機を例示したが、可変周波数の発電機以外の発電機（例えば周波数制御が可能な発電機）を備えた電源システムへも本発明の電力変換装置を適用可能である。

本発明は、負荷変動に対する電力補償を周波数変動によらずに行うために有用である。

２ 発電機
３ 交流配線部
４，４Ｂ 電力変換装置
５ 負荷（電力負荷）
６ 直流配線部
７ 蓄電設備
８ 電力変換器
１０，１０Ｂ 制御器
１１ 位相演算部
１２ 電流演算部（有効電力取得器）
１３，１３Ｂ 位相跳躍量演算部
１４，１４Ｂ 電流目標値演算部
１５ 駆動信号生成部
１７ 有効電力演算部（有効電力取得器）
２１ 電流検出器（有効電力取得器）
２２ 電圧検出器
３２ 推定器
３３，４２ 積分器
４１ 角速度演算部
４４ 位相補償器

Claims (8)

1. 発電機および電力負荷が接続される交流配線部と、蓄電設備が接続される直流配線部との間に配設され、前記交流配線部を通じて入力される交流電力を直流電力に変換して前記蓄電設備に充電するとともに、前記直流配線部を通じて入力される前記蓄電設備から放電された直流電力を交流電力に変換して前記交流配線部に出力するよう構成された電力変換器と、
   前記電力変換器の前記交流配線部側の系統電圧を検出する電圧検出器と、
   前記電力変換器に駆動信号を送信することにより前記交流配線部と前記直流配線部との間の電力変換制御を行う制御器と、を備え、
   前記制御器は、
   前記電圧検出器により検出される前記系統電圧から現在の位相を算出する位相演算部と、
   前記現在の位相の時間的変化に対して遅れて追従するような仮想の位相を算出し、前記現在の位相と前記仮想の位相との間の位相差を位相跳躍量として算出する位相跳躍量演算部と、
   前記位相跳躍量を抑制するように前記電力変換器に入出力される有効電力を調整するための前記電力変換器の駆動信号を生成する駆動信号生成部と、を備えた、電力変換装置。
2. 前記位相跳躍量演算部は、過去の前記位相跳躍量を２回積分することにより前記仮想の位相を算出する、請求項１に記載の電力変換装置。
3. 前記位相跳躍量演算部は、過去の前記位相跳躍量から前記交流配線部の過去の系統周波数を推定する推定器と、推定された系統周波数を積分した過去の位相を前記仮想の位相として算出する積分器と、を備えた、請求項１または２に記載の電力変換装置。
4. 前記電力変換器の前記交流配線部側の有効電力を取得する有効電力取得器を備え、
   前記位相跳躍量演算部は、取得した前記有効電力と、前記電力変換装置の代わりに仮想の同期調相機が接続されたと仮定した場合の前記仮想の同期調相機における仮想的な慣性モーメントに基づく値とを用いて、前記仮想の同期調相機における角速度を算出する角速度演算部と、前記角速度を積分して得られる前記仮想の同期調相機における位相を前記仮想の位相として算出する積分器と、を備えた、請求項１に記載の電力変換装置。
5. 前記位相跳躍量演算部は、前記有効電力に位相補償を行う位相補償器を備え、前記位相補償を行った前記有効電力を前記角速度演算部に入力する、請求項４に記載の電力変換装置。
6. 前記位相跳躍量に所定のフィルタを適用し、前記フィルタの出力に所定の比例ゲインを乗算することにより電流目標値を算出する電流目標値演算部を備え、
   前記駆動信号生成部は、前記電力変換器から前記交流配線部に出力される交流電流が前記電流目標値となるような前記駆動信号を生成する、請求項１から５の何れかに記載の電力変換装置。
7. 前記電力変換装置の代わりに仮想の同期調相機が接続されたと仮定した場合の前記仮想の同期調相機における内部起電圧と前記電圧検出器により検出される前記系統電圧との電圧差から電流目標値を算出する電流目標値演算部を備え、
   前記駆動信号生成部は、前記電力変換器から前記交流配線部に出力される交流電流が前記電流目標値となるような前記駆動信号を生成する、請求項１から５の何れかに記載の電力変換装置。
8. 前記電流目標値演算部は、前記電流目標値として有効電流成分および無効電流成分をそれぞれ算出し、
   前記駆動信号生成部は、算出された前記有効電流成分を用いて、前記位相跳躍量を抑制するように前記電力変換器に入出力される有効電力を調整し、算出された前記無効電流成分を用いて、電圧変動を抑制するように前記電力変換器に入出力される無効電力を調整するための前記駆動信号を生成する、請求項７に記載の電力変換装置。