JP2021019378A - 発電システム - Google Patents

Abstract

【課題】グリッドコードのＬＶＲＴの要件を簡易な構成で達成できる発電システムを提供する。【解決手段】風力発電システム１は、発電機としてのウインドファーム１０と、発電機の出力端に接続される同期調相機４０と、発電機と同期機との合流点３３より出力側に設けられ、出力先電圧Ｖｏｕｔの低下発生時にシステム出力を消費するエネルギ蓄積回路７０と、を備える。【選択図】図１

Description

本開示は、発電システムに関する。

既存のグリッド（電力系統）への風力発電の膨大な浸透のため、新しいグリッドコードの要件を満たすためには、風力発電所の電力品質と電圧低下時運転継続条件（Ｌｏｗ Ｖｏｌｔａｇｅ Ｒｉｄｅ Ｔｈｒｏｕｇｈ：ＬＶＲＴ）の両方の問題を解決することが重要である。ＬＶＲＴは、電力系統側の電圧が低下するなどの異常発生時に、電圧の低下度合に応じて、所定時間だけ発電システムの運転を継続する要件である。系統の異常発生時に大規模なウインドファームを即座に停止すると、系統復旧時に充分な電力を確保できず、電力システムの運用に深刻な影響を及ぼす可能性があり、これを防止するためにＬＶＲＴが設定されている。

例えば特許文献１には、ＬＶＲＴを満たすために電力系統側の電圧低下時に、無停電電源を使用して補機電源を賄って運転を継続することが記載され、特許文献２には、電源系統を非常用に切り替えて主制御装置等の電源を賄うことが記載されている。

米国特許第６９２１９８５号明細書 特開２００７−２３９５９９号公報

ところで、グリッドコードの要求を達成するための費用対効果の高い解決策が求められている。

本開示は、グリッドコードのＬＶＲＴの要件を簡易な構成で達成できる発電システムを提供することを目的とする。

本発明の実施形態の一観点に係る発電システムは、発電機と、前記発電機の出力端に接続される同期機と、前記発電機と前記同期機との合流点より出力側に設けられ、出力先電圧の低下発生時にシステム出力を消費するエネルギ蓄積回路と、を備える。

本開示によれば、グリッドコードのＬＶＲＴの要件を簡易な構成で達成できる発電システムを提供することができる。

実施形態に係る発電システムの一例としての風力発電システムの概略構成を示す機能ブロック図である。 図１に示す風力発電システムのインバータ出力側の等価回路を示す図である。 グリッドコードのＬＶＲＴ条件の一例として日本の規定を示す図である。 電力系統が正常に動作している場合の風力発電システムのフェーザ図である。 系統電圧の低下が発生した場合の風力発電システムのフェーザ図である。 グリッド電圧とグリッド電流との関係を示す図である。 出力電圧に対するグリッドへの出力及び同期調相機へ送られる有効電力を示す図である。 エネルギ蓄積回路の構成の一例を示す図である。 風力発電システムにより実施される系統異常発生時の動作継続処理のフローチャートである

以下、添付図面を参照しながら実施形態について説明する。説明の理解を容易にするため、各図面において同一の構成要素に対しては可能な限り同一の符号を付して、重複する説明は省略する。

図１は、実施形態に係る発電システムの一例としての風力発電システム１の概略構成を示す機能ブロック図である。

本実施形態の風力発電システム１は、風力発電機の出力を一旦コンバータ（図示せず）で直流電力に変換し、インバータ２２により再度一定の電圧及び周波数の交流電力に変換して、三相負荷または電力系統などの出力先（以下では単に「負荷」とも表記する場合、「グリッド」と表記する場合がある）に供給するＤＣリンク方式の風力発電システムである。

風力発電システム１は、図１に示すように、ウインドファーム１０（発電機）と、変換ユニット２０（発電機）と、波形改善リアクトル３０（波形改善部）と、同期調相機４０（同期機）と、補償リアクトル５０（調整部）と、コントローラ６０と、エネルギ蓄積回路７０と、を有する。

ウインドファーム１０は、風力発電を行うための複数の発電用風車（図示せず）を有し、これらの風車によって得られる電気出力を接続して構成される施設である。なお、ウインドファーム１０の各風車は直列または並列に接続され、ウインドファーム１０はこれらの風車により生成された直流電力を合成して出力する。なお、風力発電システム１は、発電機としてウインドファームの代わりに単機の発電用風車を有する構成でもよい。

変換ユニット２０は、ウインドファーム１０の各風車からそれぞれ出力される直流電力の総和を入力し、その総和を交流電力に変換する。例えば変換ユニット２０は、直流リアクトル２１とインバータ２２とを有する。直流リアクトル２１は、ウインドファーム１０から送られた直流電流を平滑化する。直流リアクトル２１は、例えば図１に示すように、インダクタンスＬ_ｄｃ、直流抵抗Ｒ_ｄｃのコイルで実装できる。

インバータ２２は、直流リアクトル２１によって平滑化された直流電流Ｉ_ｄを交流電流Ｉ_ｉｎｖに変換する。インバータ２２には、例えば他励式サイリスタインバータが採用可能である。ただし、サイリスタインバータ以外のインバータであっても、外部からの信号によって入力電圧Ｅ_ｄを制御可能な、自己消弧型素子を用いた電流形インバータであれば、インバータ２２に採用可能である。入力電圧Ｅ_ｄを制御するための、インバータ２２の外部から調整可能なパラメータを、以下において「インバータパラメータ」という。インバータ２２にサイリスタインバータを採用した場合は、制御進み角γを調整することにより、入力電圧Ｅ_ｄが制御される。つまり、制御進み角γがインバータ２２のインバータパラメータである。

変換ユニット２０により出力された交流電力は、波形改善リアクトル３０に入力される。本実施形態では、ウインドファーム１０及び変換ユニット２０が、交流電力を出力する発電機として機能する。変換ユニット２０が出力する交流電力のうちの交流電流を、以下では「インバータ出力電流Ｉ_ＩＮＶ」とも表記する。なお、本実施形態では、インバータ２２は電流形であるため、インバータ出力電流Ｉ_ＩＮＶはほぼ方形波形状となる。

波形改善リアクトル３０は、変換ユニット２０を介してウインドファーム１０の出力端に接続されている。図１に示した例では、波形改善リアクトル３０は、変換ユニット２０の出力端に直列に接続された２つのコイル３１，３２を有する。両コイル３１，３２は、同一鉄心上に図示の極性で巻装されている。

波形改善リアクトル３０は、図１に示すように、２つのコイル３１，３２の自己インダクタンスＬ１，Ｌ２と、両コイル３１，３２間の相互インダクタンスＭを適切に選定することにより、同期調相機４０の初期過渡インダクタンスを等価的に打ち消すことができる。この結果、変換ユニット２０のインバータ２２のサイリスタの転流時に発生する出力電圧の跳躍や陥没などの歪みを本質的に除去することができ、これにより、常に高品質の電力を出力することができる。

また、図１に示すように、波形改善リアクトル３０の両コイル３１，３２の間の直列接続点３３（合流点）が、同期調相機４０と接続されている。この接続により、波形改善リアクトル３０は、ウインドファーム１０の出力を変換ユニット２０により変換した交流電力と、同期調相機４０が出力する電力とを合成した電力を出力する。

同期調相機４０は、変換ユニット２０のインバータ２２のサイリスタの転流と、風力発電システム１の出力先の負荷とが必要とする無効電力を供給する役割を担う。なお、同期調相機４０は、界磁電流Ｉ_ｆを調整することによって、内部誘導起電力Ｖ_ｉを調整でき、これにより無効電力を調整できる。

図２は、図１に示す風力発電システム１のインバータ出力側の等価回路を示す図である。図２では、波形改善リアクトル３０は、相互誘導の無い回路に等価変換されている。図２において、波形改善リアクトル３０の仮想接続点３３Ａよりインバータ２２側のインダクタンスＬαは、Ｌα＝Ｌ１＋Ｍである。波形改善リアクトル３０の仮想接続点３３Ａより同期調相機４０側のインダクタンスＬβは、Ｌβ＝−Ｍである。波形改善リアクトル３０ の仮想接続点３３Ａより出力側のインダクタンスＬγは、Ｌγ＝Ｌ２＋Ｍである。

補償リアクトル５０は、図１に示すように、変換ユニット２０の出力と同期調相機４０の出力との合流点である直列接続点３３より出力側に設けられる。より詳細には、波形改善リアクトル３０のコイル３２より出力側に設けられ、波形改善リアクトル３０の２つのコイル３１，３２と直列接続される。補償リアクトル５０は、リアクタンスＸ_ｃｏｍを変更可能であり、これにより、直列接続点３３より出力側のリアクタンスを調整できる。図２の等価回路で考えると、波形改善リアクトル３０の仮想接続点３３Ａより出力側の等価リアクタンスＸγと、補償リアクトル５０のリアクタンスＸ_ｃｏｍとの和Ｘ_ｏｕｔ（＝Ｘγ＋Ｘ_ｃｏｍ）を調整することができる。

補償リアクトル５０は、例えば、コイルの巻き数を変更できる可変コイルや、異なるリアクタンスをもつ複数のコイルをスイッチで切りかえる構成によって実装できる。

エネルギ蓄積回路７０は、変換ユニット２０の出力と同期調相機４０の出力との合流点である直列接続点３３より出力側に設けられる。エネルギ蓄積回路７０は、発電システム１の出力先の電圧（グリッド電圧）Ｖ_ｏｕｔの低下発生時にシステム出力を消費する。より詳細には、エネルギ蓄積回路７０は、出力先電圧Ｖ_ｏｕｔが所定の閾値Ｖ_{ｏｕｔｍｉｎ}より低下した場合にシステム出力を消費するよう動作する。

コントローラ６０は、ウインドファーム１０、変換ユニット２０、補償リアクトル５０、エネルギ蓄積回路７０などの風力発電システム１の各要素の動作を制御する。例えば、コントローラ６０は、風速計１１の測定値である風速に応じて、インバータ２２の制御進み角γをリアルタイムで制御する。インバータ２２は、制御進み角γの調整によって入力電圧Ｅｄを調整することができる。また、コントローラ６０は、風速に応じて、補償リアクトル５０のリアクタンスＸ_ｃｏｍをリアルタイムで制御する。補償リアクトル５０のリアクタンスの調整によって、例えばシステム出力の力率ｐｆを一定に維持するよう制御できる。

なお、コントローラ６０によるインバータ２２の制御進み角γの制御など、風力発電システム１の全体的な動作に係る制御については、例えば特許第６１４３５７０号公報に記載されているのでここでは説明を省略する。

特に本実施形態では、コントローラ６０は、発電システム１の出力端に設けられる電圧計８０によって検出されるグリッド電圧（出力先電圧）Ｖ_ｏｕｔを観測し、出力先電圧Ｖ_ｏｕｔの低下発生時に、出力先電圧Ｖ_ｏｕｔが所定の閾値（設定電圧Ｖ_{ｏｕｔｓｅｔ}）より低下した場合に、システム出力を消費するようにエネルギ蓄積回路７０を動作させる。

ここで、エネルギ蓄積回路７０の動作条件をさらに説明する。図３は、グリッドコードのＬＶＲＴ条件の一例として日本の規定を示す図である。図３の縦軸は系統電圧の低下時の残電圧を示し、系統の定格電圧に対する割合（％）で示している。つまり、縦軸の数値が高いほど系統電圧の低下量が少なく、縦軸の数値が低いほど系統電圧の低下量が大きいことを意味する。なお「系統電圧」とは、上記の出力先電圧Ｖ_ｏｕｔと同一のパラメータである。図３の横軸はＬＶＲＴで要求される継続時間（秒）を示す。すなわち、電力系統側の電圧が低下するなどの異常発生時に、発電システムの運転を継続させる時間の要件である。

図３に示すように、ＬＶＲＴでは、残電圧がゼロの場合は０．１５秒間、残電圧が５０％の場合は０．９秒間、残電圧が９０％の場合は１．５秒間、系統異常発生後も発電システム１の運転を継続させることが要求される。なお、図３に示す日本の規定は２０１４年に定められたもので、全世界で最も厳しいといえるドイツと同一特性である。

コントローラ６０は、出力先電圧（グリッド電圧）Ｖ_ｏｕｔが低下するなどを検知して電力系統の異常発生を検出した後に、図３などの特性を参照して、残電圧に応じた要求継続時間を導出し、この要求継続時間だけ発電システム１の運転を継続する。

ところで、電力系統に異常が発生した場合でも、例えば電圧の低下量が少ない場合など、エネルギ蓄積回路７０を作動させなくてもＬＶＲＴの要件を満たすよう発電システム１の運転を継続できる状況もありうる。図４、図５を参照してこのケースを説明する。図４は、電力系統が正常に動作している場合の風力発電システム１のフェーザ図である。図５は、系統電圧の低下が発生した場合の風力発電システム１のフェーザ図である。

図４、図５のフェーザ図では、風力発電システム１の各部の交流電流及び交流電圧の各値Ｉ_ＩＮＶ１（Ｉ_ＩＮＶの基本波）、Ｉ_ＳＣ１（Ｉ_ＳＣの基本波）、Ｉ_ＯＵＴ、Ｖμ、Ｖ_ＯＵＴを複素フェーザで表している。なお、図４及び図５では、複素電圧フェーザ及び複素電流フェーザを次のように、文字の上部にドットを付けたベクトル表記としているが、本文ではドットを付けずに「フェーザＶ」、「フェーザＩ」と表記する。

フェーザＩ_ＩＮＶ１はインバータ出力電流Ｉ_ＩＮＶの基本波の電流フェーザを示し、フェーザＩ_ＳＣ１は、同期調相機４０の電機子電流Ｉ_ＳＣの基本波の電流フェーザを示し、フェーザＶμは、仮想接続点３３Ａにおける電圧フェーザを示し、フェーザＶ_ＯＵＴはシステム出力の電圧フェーザを示し、フェーザＩ_ＯＵＴはシステム出力の電流フェーザを示す。フェーザｊ・Ｘ_ＯＵＴ・Ｉ_ＯＵＴは、仮想接続点３３Ａより出力側のリアクタンスＸ_ＯＵＴ（すなわち波形改善リアクトル３０の等価リアクタンスＸγと、補償リアクトル５０のリアクタンスＸ_ｃｏｍの和）による電圧フェーザを示す。

短時間のグリッド電圧Ｖ_ＯＵＴ（エネルギ蓄積回路７０が動作していない時はＶ_ＯＵＴ＝Ｖ_ｔｅｒｍ）の変動時において、インバータ直流側入力電力Ｐ_ｄｃ＝Ｉ_ｄ・Ｅ_ｄは一定であり、かつ同期調相機４０の誘導起電力Ｖ_ｉ（＝Ｖμ）は一定に保たれると仮定する。これは、風速は短時間の間で大きく変化しないので出力端子電圧が短時間の間に変動してもＰ_ｄｃはほぼ一定とみなすことができ、また同期調相機４０の回転角速度は有効電力の変動が僅かならばほぼ一定に保たれるからである。

これらの条件が満たされ、かつ直流入力Ｐ_ｄｃがインバータ（電力変換装置）により交流に変換され、その出力Ｐ_ａｃ＝Ｖ_ＯＵＴ×Ｉ_ＯＵＴ×Ｃｏｓφが電力系統へ出力されるときは、同期調相機４０への有効電力の出入りはないので同期調相機４０は一定速度で回転する（調相機が加速したり、減速したりすることはない）。なお、システム出力電流Ｉ_ＯＵＴは仮想接続点３３Ａから出力端子までの全リアクタンスＸ_ＯＵＴ（＝Ｘγ＋Ｘ_ｃｏｍ）で決定される。

図４及び図５は、Ｖ_ＯＵＴ変動（低下）の前後のシステム各部の電圧、電流のフェーザ図（一相分）を、フェーザＶμを基準として例示したものである。両図において、同期調相機４０への有効電力＝０であるから、フェーザＩ_ＳＣ１とフェーザＶμは直交する。また、フェーザＩ_ＯＵＴとフェーザｊ・Ｘ_ＯＵＴ・Ｉ_ＯＵＴは直交する。

図４はＶ_ＯＵＴ＝定格電圧、出力力率＝１（??＝０）に対するフェーザ図を示す。また図５は、Ｖ_ＯＵＴが低下した場合を示し、直流入力Ｐ_ｄｃは両図において同一であるので、フェーザＩ_ＩＮＶ１は変化しないから、以下の（１）式の関係となる。
フェーザＩ_ＩＮＶ１の実部＝Ｉ_ＯＵＴ・Ｃｏｓ（δ＋φ）＝一定 ・・・（１）

この関係は図４でも成立する。さらに、図５より、以下の（２）式の関係が成立する。
Ｖ_ＯＵＴ・Ｓｉｎδ＝Ｘ_ＯＵＴ・Ｉ_ＯＵＴ・Ｃｏｓ（δ＋φ）
（＝Ｘ_ＯＵＴ×[フェーザＩ_ＩＮＶ１の実部]）・・・（２）

したがって、以下の（３）式の条件が成立する限り、Ｖ_ＯＵＴが変化しても直流入力Ｐ_ｄｃをグリッドに送電することができる。
Ｖ_ＯＵＴ・Ｓｉｎδ＝一定 ・・・（３）
このとき同期調相機４０への有効電力＝０である。

そこで、グリッド電圧Ｖ_ＯＵＴの最小値Ｖ_{ｏｕｔｍｉｎ}は次式で与えられる。
Ｖ_{ｏｕｔｍｉｎ}＝Ｘ_ＯＵＴ×[フェーザＩ_ＩＮＶ１の実部] ・・・（４）
このときδ＝９０°である。

つまり、グリッド電圧Ｖ_ＯＵＴ＞Ｖ_{ｏｕｔｍｉｎ}の範囲に対しては、図１の風力発電システム１はエネルギ蓄積回路７０を動作させることなく直流入力Ｐ_ｄｃをグリッドに送出することができる。

次に、図６、図７を参照して、グリッド電圧の下限値Ｖ_{ｏｕｔｍｉｎ}の具体的な数値について説明する。

同期調相機４０の短絡比Ｋｓ＝２、Ｘ_ＯＵＴ＝０．７ｐｕ(per unit)、直流入力Ｐ_ｄｃ＝１ｐｕ(Ｅｄ ＝１ｐｕ, Ｉｄ＝１ｐｕ)、Ｖｉ（＝Ｖμ）＝１．２２ｐｕ一定の条件で、[フェーザＩ_ＩＮＶ１の実部]＝０．８１９２ｐｕとなる。よって、Ｖ_{ｏｕｔｍｉｎ}＝Ｘ_ＯＵＴ×[フェーザＩ_ＩＮＶ１の実部]＝０．５７３ｐｕとなる。

システム出力Ｐ_ＯＵＴ＝１ｐｕ一定の条件で、グリッド電圧Ｖ_ＯＵＴが１ｐｕから０．５７３ｐｕまで減少する場合の出力電流Ｉ_ＯＵＴ、出力力率ｐｆの計算結果を表１に示す。

表１の結果より、Ｖ_ＯＵＴが０．５７３ｐｕまで減少してもシステムは定格出力Ｐ_ＯＵＴをグリッドに送出することが可能であることがわかる。

図６は、グリッド電圧Ｖ_ＯＵＴとグリッド電流Ｉ_ＯＵＴとの関係を示す図である。図６では、インバータ直流側入力電力Ｐ_ｄｃ＝１ｐｕ一定の条件で、グリッド電圧Ｖ_ＯＵＴが、表１に示した１ｐｕから０．５７３ｐｕまで減少し、さら０ｐｕまで減少した場合のＩ_ＯＵＴの計算結果を示す。

Ｖ_ＯＵＴが０．５７３ｐｕを下回ると、グリッドに１ｐｕの出力を送出できなくなるので、残余の（送出できなくなった）有効電力は同期調相機４０に送られる。このとき、同期調相機４０は同期電動機として動作する。このとき、同期調相機４０の慣性モーメントが非常に大きい場合は、同期調相機４０の速度は直ちに上昇せず、誘導起電力Ｖｉ（＝Ｖμ）は一定に保たれる。

図７は、出力電圧Ｖ_ｏｕｔ に対するグリッドへの出力Ｐ_ｇｒｉｄ（上記のＰ_ＯＵＴに相当）及び同期調相機４０へ送られる有効電力Ｐ_ＳＣを示す図である。出力電圧Ｖ_ＯＵＴが１ｐｕから０．５７３ｐｕまではＰ_ｇｒｉｄ＝１ｐｕ、Ｐ_ＳＣ＝０であるが、０．５７３ｐｕを下回るとＰ_ＳＣが次第に増加し、Ｖ_ｏｕｔが0になると、Ｐ_ｇｒｉｄ＝０、Ｐ_ＳＣ＝１ｐｕとなることがわかる。

実際は、同期調相機４０の慣性モーメントは有限であるため、Ｐ_ＳＣの増大とともに同期調相機４０は加速することとなるので、Ｖ_ＯＵＴが回復した時点で再度システムを電力系統に接続するときに不具合が発生することが予想される。したがって、電力系統に再接続する時点では、同期調相機４０は一定速度で回転していることが望ましい。

図６、図７の結果より、グリッド電圧Ｖ_ＯＵＴが０．５７３ｐｕ以下となると、風力発電システム１はグリッドへ定格出力を送出できなくなることが示された。したがって、上記のグリッド電圧の下限値Ｖ_{ｏｕｔｍｉｎ}は０．５７３ｐｕである。

図８は、エネルギ蓄積回路７０の構成の一例を示す図である。系統電圧Ｖ_ＯＵＴがＶ_{ｏｕｔｍｉｎ}未満になったときは、直流入力Ｐｄｃを一時的に抵抗７２などのエネルギ蓄積要素で消費して、Ｖ_ｏｕｔが回復した時点で再度システムを電力系統に接続する。一時的にエネルギを消費する抵抗７２などの許容電力はグリッドコードに規定された条件に基づき決定する。

図８に示すように、エネルギ蓄積回路７０は、エネルギ蓄積要素としての抵抗７２と、発電機を含む上流側と出力先とを接続した第１状態（図８のＡ接続）と、上流側と抵抗７２とを接続した第２状態（図８のＢ接続）とを切り替えるスイッチ７１とを有する。

図８に示すように、Ｖ_ｏｕｔが定常の動作範囲に対しては、スイッチ７１をＡ側として電力をグリッドに送る。一方、Ｖ_ｏｕｔが低下して設定電圧Ｖ_{ｏｕｔｓｅｔ}（＞Ｖ_{ｏｕｔｍｉｎ}）を下回った場合は、スイッチ７１をＡ→Ｂに切り換えることにより、システムを電力系統から一時的に切り離して直流入力Ｐｄｃを外部抵抗７２で消費する。その後、Ｖ_ｏｕｔがグリッドコードで規定された時間内で設定電圧Ｖ_{ｏｕｔｓｅｔ}以上に回復した場合は、スイッチ７１をＢ→Ａに再度切り換えてグリッドに電力（＝直流入力Ｐｄｃ）を供給する。

なお万一、Ｖ_ｏｕｔがグリッドコードで規定された時間内に回復しなかった場合は、風力発電システム１を停止して、電力系統から解列する。

図９は、風力発電システム１により実施される系統異常発生時の動作継続処理のフローチャートである。

ステップＳ１では、グリッド電圧Ｖ_ｏｕｔが計測されてコントローラ６０に入力される。

ステップＳ２では、グリッド電圧Ｖ_ｏｕｔに基づき、系統電圧の低下発生有無が判定される。電圧低下していない場合にはステップＳ１に戻る。電圧低下発生した場合にはステップＳ３に進む。

ステップＳ３では、残電圧に基づき運転継続時間が決定される。残電圧は、ステップＳ１で計測されたグリッド電圧Ｖ_ｏｕｔを用いて定格電圧に対する割合（％）として算出する。運転継続時間は、例えばコントローラ６０が図３に示した残電圧〜要求継続時間特性を保持してあり、算出した現在の残電圧に基づき要求継続時間を導出する。

ステップＳ４では、グリッド電圧Ｖ_ｏｕｔが所定の閾値（設定電圧Ｖoutset）より小さいか否かが判定される。閾値Ｖoutsetは、定格電圧１に対して例えば０．６である。この閾値は、上述したグリッド電圧の下限値Ｖ_{ｏｕｔｍｉｎ}より大きい値が設定されて下限値に対してある程度の余裕が取られている。下限値Ｖ_{ｏｕｔｍｉｎ}は、定格電圧１に対して例えば０．５７３である。グリッド電圧Ｖ_ｏｕｔが閾値Ｖ_{ｏｕｔｓｅｔ}より小さい場合にはステップＳ５に進み、そうでない場合にはステップＳ６に進む。

ステップＳ５では、グリッド電圧Ｖ_ｏｕｔが閾値Ｖ_{ｏｕｔｓｅｔ}より小さい状態であるため、エネルギ蓄積回路７０が作動される。コントローラ６０は、エネルギ蓄積回路７０のスイッチ７１を図８のＡからＢに切り替える。または、スイッチ７１が既にＢの場合には現在の状態が維持される。

一方、ステップＳ６では、グリッド電圧Ｖ_ｏｕｔが閾値Ｖ_{ｏｕｔｓｅｔ}以上の状態であるため、エネルギ蓄積回路７０は停止される。コントローラ６０は、エネルギ蓄積回路７０のスイッチ７１をＢからＡに切り替える。または、スイッチ７１が既にＡの場合には現在の状態が維持される。

ステップＳ７では、継続時間が経過したか否か、及び、系統が復旧したか否かが判定される。継続時間が経過した場合、または、経過時間経過前でも系統が復旧した場合には、ステップＳ８に進む。系統復旧の判定は、例えばグリッド電圧Ｖ_ｏｕｔが所定値（例えば定格電圧の９０％）まで増加した場合を条件にできる。一方、継続時間が経過していない場合、かつ、系統復旧していない場合にはステップＳ４に戻り、動作継続処理が継続される。

ステップＳ８では、エネルギ蓄積回路７０が停止される。すなわち、コントローラ６０は、エネルギ蓄積回路７０のスイッチ７１を図８のＡの状態にする。ステップＳ８の処理が完了すると本制御フローを終了する。

このように本実施形態に係る風力発電システム１は、発電機としてのウインドファーム１０と、発電機の出力端に接続される同期調相機４０と、発電機と同期機との合流点３３より出力側に設けられ、出力先電圧Ｖ_ｏｕｔの低下発生時にシステム出力を消費するエネルギ蓄積回路７０と、を備える。

この構成により、出力先電圧Ｖ_ｏｕｔの低下発生時にエネルギ蓄積回路７０を作動させるだけでグリッドコードのＬＶＲＴの要件（継続時間）を満たせるようにシステムの動作を継続できるので、グリッドコードのＬＶＲＴの要件を簡易な構成で達成できる。

また、本実施形態に係る風力発電システム１では、エネルギ蓄積回路７０は、出力先電圧Ｖ_ｏｕｔが所定の閾値Ｖ_{ｏｕｔｓｅｔ}より低下した場合にシステム出力を消費するよう動作する。

この構成により、エネルギ蓄積回路７０を作動させなくてもＬＶＲＴの要件を満たすことを事前に把握でき、不要な動作を削減でき、無駄なエネルギ消費を回避できる。なお、本実施形態では、エネルギ蓄積回路７０の動作と停止とを切り替える閾値としてグリッド電圧の設定電圧Ｖ_{ｏｕｔｓｅｔ}を用いたが、グリッド電圧の下限値Ｖ_{ｏｕｔｍｉｎ}を用いてもよい。

また、本実施形態に係る風力発電システム１では、エネルギ蓄積回路７０は、抵抗７２と、発電機を含む上流側と出力先とを接続した第１状態（図８のＡ接続）と、上流側と抵抗７２とを接続した第２状態（図８のＢ接続）とを切り替えるスイッチ７１とを有し、通常時はスイッチ７１を第１状態とし、出力先電圧Ｖｏｕｔの低下発生時にスイッチ７１を第２状態に切り替える。

この構成により、エネルギ蓄積回路７０は、スイッチ７１の切替動作という簡易な動作によって作動、非作動を切り替えることができるので、グリッドコードのＬＶＲＴの要件をより一層簡易な構成で達成できる。

以上、具体例を参照しつつ本実施形態について説明した。しかし、本開示はこれらの具体例に限定されるものではない。これら具体例に、当業者が適宜設計変更を加えたものも、本開示の特徴を備えている限り、本開示の範囲に包含される。前述した各具体例が備える各要素およびその配置、条件、形状などは、例示したものに限定されるわけではなく適宜変更することができる。前述した各具体例が備える各要素は、技術的な矛盾が生じない限り、適宜組み合わせを変えることができる。

上記実施形態では、直列接続点３３より出力側のリアクタンスを調整する調整部として補償リアクトル５０を例示したが、直列接続点３３より出力側のリアクタンスを調整できれば他の要素を適用してもよい。例えばコンデンサを調整部として適用できる。この場合、調整部は、静電容量を変更できる可変コンデンサや、異なる静電容量をもつ複数のコンデンサをスイッチで切りかえる構成によって実装できる。

上記実施形態では、実施形態に係る発電システムの一例として風力発電システム１を挙げて説明したが、発電機は風力発電機に限られない。風力発電機以外の発電機を適用する場合には、図１のシステム図上で、ウインドファーム１０を別方式の発電機に置き換えればよい。すなわち本実施形態は、風力以外の発電手法を用いる発電システムを包含する。

上記実施形態では、風力発電システム１が同期調相機４０を備える構成を例示したが、風力発電システム１は同期機を備えればよく、同期調相機４０の代わりに同期発電機を備える構成としてもよい。同期発電機は、同期調相機と同様に、変換ユニット２０のインバータ２２のサイリスタの転流と、風力発電システム１の出力先の負荷とが必要とする無効電力を供給すると共に、さらに、風力発電システム１の出力先の負荷が要求する有効電力のうち、ウインドファーム１０からの出力で賄うことのできない不足分の有効電力を供給する機能を担う。

また、上記実施形態では、波形改善リアクトル３０が直列接続された２つのコイルから成り、両コイルの直列接続点３３にて同期調相機４０が接続される構成を例示したが、波形改善リアクトル３０は他の構成としてもよい。例えば、波形改善リアクトル３０の両端部にウインドファーム１０及び同期調相機４０がそれぞれ接続され、波形改善リアクトル３０の２つのコイルの直列接続点３３にて出力側の補償リアクトル５０に接続される構成であってもよい。

また、上記実施形態では、ウインドファーム１０と同期調相機４０との間に波形改善リアクトル３０を備える構成を例示したが、風力発電システム１は、波形改善リアクトル３０を含まない構成とすることも可能である。

風力発電システム１は、補償リアクトル５０を備えない構成でもよい。なお、補償リアクトル５０を備えると、システム出力の力率を制御可能となるので、グリッドコードの力率の要件も簡易に満たすことができる。

上記実施形態では、エネルギ蓄積回路７０が抵抗７２を有する構成を例示したが、抵抗７２の代わりにコイルやコンデンサなど、エネルギを蓄積できる他の要素を有する構成でもよい。

１０ ウインドファーム（発電機）
２０ 変換ユニット（発電機）
３０ 波形改善リアクトル（波形改善部）
３３ 直列接続点（合流点）
３３Ａ 仮想接続点
４０ 同期調相機（同期機）
５０ 補償リアクトル（調整部）
７０ エネルギ蓄積回路

図４はＶ_ＯＵＴ＝定格電圧、出力力率＝１（φ＝０）に対するフェーザ図を示す。また図５は、Ｖ_ＯＵＴが低下した場合を示し、直流入力Ｐ_ｄｃは両図において同一であるので、フェーザＩ_ＩＮＶ１は変化しないから、以下の（１）式の関係となる。
フェーザＩ_ＩＮＶ１の実部＝Ｉ_ＯＵＴ・Ｃｏｓ（δ＋φ）＝一定 ・・・（１）

Claims (6)

1. 発電機と、
   前記発電機の出力端に接続される同期機と、
   前記発電機と前記同期機との合流点より出力側に設けられ、出力先電圧の低下発生時にシステム出力を消費するエネルギ蓄積回路と、
   を備える発電システム。
2. 前記エネルギ蓄積回路は、前記出力先電圧が所定の閾値より低下した場合に前記システム出力を消費するよう動作する、
   請求項１に記載の発電システム。
3. 前記閾値は、前記合流点から出力端までの全リアクタンスと、前記発電機から出力される電流値の実部との積に基づき設定される、
   請求項２に記載の発電システム。
4. 前記エネルギ蓄積回路は、抵抗と、前記発電機を含む上流側と出力先とを接続した第１状態と、前記上流側と前記抵抗とを接続した第２状態とを切り替えるスイッチとを有し、
   通常時は前記スイッチを前記第１状態とし、前記出力先電圧の低下発生時に前記スイッチを前記第２状態に切り替える、
   請求項１〜３のいずれか１項に記載の発電システム。
5. 前記発電機と前記同期機との合流点より出力側に設けられ、前記合流点より出力側のリアクタンスを調整する調整部と、
   前記発電機と前記同期機との間に設けられる波形改善部と、
   を備える、請求項１〜４のいずれか１項に記載の発電システム。
6. 前記発電機が、風力発電機である、
   請求項１〜５のいずれか１項に記載の発電システム。

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