JP2024046024A - 制御システム、複合発電システム及び制御方法 - Google Patents

Abstract

【課題】母線の周波数および電圧の変動を抑制する制御システムを提供する。【解決手段】制御システムは、意図しない出力の変動性を有する発電機と二次電池とを含む電力供給システムにおいて二次電池の充放電を行う電力変換装置の制御システムであって、発電機の発電電力と電力供給システムの総発電電力の差を補償する充放電指令値を生成し、仮想同期発電機の駆動を模擬し、仮想同期発電機の回転数を算出するロータモデルに基づいて仮想同期発電機の実効電圧値および位相を算出し、電力変換装置と母線との接続点における電圧および位相を算出し、仮想同期発電機の位相と前記接続点の位相との相差角を算出し、前記仮想同期発電機の実効電圧値、前記接続点における電圧、および前記相差角に基づいて、前記電力変換装置の有効電力の目標値を決定し、決定した有効電力の目標値と充放電指令値とを含む電力変換装置の制御指令を生成する。【選択図】図１

Description

本開示は、マイクログリッドシステムの制御システム、複合発電システム及び制御方法に関する。

エンジンなどで駆動する交流発電機が作る母線に再生可能エネルギーや二次電池のインバータを連系させ、母線の負荷に応じて電力を供給するいわゆるマイクログリッドシステム、またはオフグリッドシステムが開示されている（例えば、特許文献１）。特許文献１に記載の電力供給システムでは、二次電池のインバータを仮想同期発電機に見立てて制御しつつ、母線の周波数および電力の変動に応じて二次電池の充放電を制御することにより、母線に接続されたインバータを安定的に制御する技術が開示されている。

特開２０２１－２９０８７号公報

しかし、特許文献１に記載の技術を適用しても母線の周波数および電圧の変動は一般的な大規模系統に比べて大きくなる場合がある。

本開示は、上記課題を解決することができる制御システム、複合発電システム及び制御方法を提供する。

本開示の制御システムは、意図しない出力の変動性を有する発電機と二次電池とを含む電力供給システムにおいて、前記二次電池が出力する直流電力を交流電力に変換して母線に供給するとともに前記母線の交流電力を直流電力に変換して前記二次電池に供給する電力変換装置の制御システムであって、前記発電機の発電電力と前記電力供給システムの総発電電力の差を補償する前記二次電池への充放電指令値を生成する充放電指令部と、仮想同期発電機の駆動を模擬し、前記仮想同期発電機の回転数を算出するロータモデルに基づいて、前記仮想同期発電機の実効電圧値および位相を算出する仮想発電算出部と、前記電力変換装置と前記母線との接続点における電圧および位相を算出する母線算出部と、前記仮想同期発電機の位相と前記接続点の位相との相差角を算出する相差角算出部と、前記仮想同期発電機の実効電圧値、前記接続点における電圧、および前記相差角に基づいて、前記電力変換装置の有効電力の目標値を決定する目標電力決定部と、決定した前記有効電力の目標値と前記充放電指令値とを含む前記電力変換装置の制御指令を生成する指令生成部と、を備える。

また、本開示の複合発電システムは、意図しない出力の変動性を有する発電機と、二次電池と、前記二次電池が出力する直流電力を交流電力に変換して母線に供給するとともに前記母線の交流電力を直流電力に変換して前記二次電池に供給する電力変換装置と、上記の制御システムと、を備える。

また、本開示の制御方法は、意図しない出力の変動性を有する発電機と二次電池とを含む電力供給システムにおいて、前記二次電池が出力する直流電力を交流電力に変換して母線に供給するとともに前記母線の交流電力を直流電力に変換して前記二次電池に供給する電力変換装置の制御方法であって、前記発電機が発電する電力と前記電力供給システムの総発電電力の差を補償する前記二次電池への充放電指令値を生成するステップと、仮想同期発電機の駆動を模擬し、前記仮想同期発電機の回転数を算出するロータモデルに基づいて、前記仮想同期発電機の実効電圧値および位相を算出するステップと、前記電力変換装置と前記母線との接続点における電圧および位相を算出するステップと、前記仮想同期発電機の位相と前記接続点の位相との相差角を算出するステップと、前記仮想同期発電機の実効電圧値、前記接続点における電圧、および前記相差角に基づいて、前記電力変換装置の有効電力の目標値を決定するステップと、決定した前記有効電力の目標値と前記充放電指令値とを含む前記電力変換装置の制御指令を生成するステップと、を備える。

上述の制御システム、複合発電システム及び制御方法によれば、母線の周波数および電圧の変動を抑制することができる。

実施形態に係る電力供給システムの構成を示す概略ブロック図である。 実施形態に係る指令生成装置の一例を示す概略ブロック図である。 実施形態に係る充放電指令値の算出方法の一例を示す第１の図である。 実施形態に係る充放電指令値の算出方法の一例を示す第２の図である。 実施形態に係るＶＳＧ機能単体での効果を示す図である。 実施形態に係るＶＳＧ機能と平準化機能の組合せの効果を示す図である。 実施形態に係る指令生成装置の一例を示す第２の概略ブロック図である。 実施形態に係る指令生成装置の一例を示す第３の概略ブロック図である。 実施形態に係るコンピュータの構成を示す概略ブロック図である。

＜実施形態＞
以下、本開示の電力供給システム１およびその制御について、図１～図８を参照して説明する。
（電力供給システムの構成）
図１に示すように、一実施形態に係る電力供給システム１は、エンジン発電機１０、太陽光発電機２０、蓄電装置３０、指令生成装置３３、および制御装置４０を備える複合発電システムである。電力供給システム１は、自立運転により負荷Ｌに電力を供給する。すなわち、電力供給システム１は、いわゆるマイクログリッドシステム、またはオフグリッドシステムである。エンジン発電機１０、太陽光発電機２０および蓄電装置３０は、母線２に接続され、母線２を介して負荷Ｌに電力を供給する。

エンジン発電機１０は、エンジン１１、発電機１２、ガバナ１３、ＡＶＲ１４（Automatic Voltage Regulator：自動電圧調整器）を備える。エンジン発電機１０は、エンジン１１の回転によって発電機１２を駆動することで、交流電力を発生させる交流発電機である。ガバナ１３は、Ｈｚ－ｋＷドループ特性によりエンジン１１の回転数を制御する。エンジン発電機１０のガバナ特性は、例えば、定格出力および定格周波数に係るプロットと、ゼロ出力および定格出力から負荷遮断したときに無負荷状態で整定する整定周波数に係るプロットとを結ぶ一次関数の傾きによって表される。すなわち、Ｈｚ－ｋＷドループ特性は、周波数が増加するほど出力が減少する特性である。なお、他の実施形態においては、ガバナ特性がＰＩＤ（Proportional Integral Differential）制御によって実現されてもよい。ＡＶＲ１４は、Ｖ－ｋｂａｒドループ特性により発電機１２の界磁巻線に供給する電流を制御することで、発電機１２の端子電圧を調整する。Ｖ－ｋｂａｒドループ特性は、電圧が増加するほど無効電力が減少する特性である。なお、他の実施形態においては、エンジン発電機１０に代えて他の交流発電機を用いてもよい。

太陽光発電機２０は、太陽電池２１と、インバータ２２とを備える。太陽電池２１は、太陽光を直流電力に変換する直流電源装置である。インバータ２２は、太陽電池２１が生成する直流電力を交流電力に変換する。なお、インバータ２２と太陽電池２１とは必ずしも一対一に設けられなくてよい。例えば、１つのインバータ２２に複数の太陽電池２１が接続されてもよい。なお、他の実施形態においては、太陽光発電機２０に代えて、例えば、風力発電機などの他の再生可能エネルギー発電機を用いてもよい。あるいは、再生可能エネルギーに限らず、意図せず出力が変動する各種の発電機を用いてもよい。例えば、電力供給システム１とは独立して運転しており、電力供給システム１の意図とは関係なく発電する発電機を用いてもよい。

蓄電装置３０は、二次電池３１と、インバータ３２を備える。インバータ３２の制御指令は、有効電力の目標値、無効電力の目標値を含む。インバータ３２は、指令生成装置３３からの指令に基づいて、二次電池３１が出力（放電）する直流電力を、母線２の電圧周波数に同期した交流電力に変換して母線２に供給する。インバータ３２は、ＰＬＬ制御により、出力電力を母線２の電圧周波数に同期させる。またインバータ３２は、制御装置４０からの指令に基づいて指令生成装置３３が生成した制御指令に基づいて、母線２に流れる交流電力の一部を直流電力に変換して二次電池３１を充電する。二次電池３１としては、例えばリチウムイオン二次電池を用いることができる。インバータ３２は、Ｐ－Ｑ制御に係る制御指令によって動作する汎用の電流制御型インバータである。なお、他の実施形態に係るインバータ３２は、皮相電力の目標値と力率角度の目標値と電圧周波数の目標値とに係る制御指令によって動作するものであってもよい。なお、インバータ３２と二次電池３１とは必ずしも一対一に設けられなくてよい。例えば、１つのインバータ３２に複数の二次電池３１が接続されてもよい。

指令生成装置３３は、制御装置４０からの充放電指令に基づいて蓄電装置３０のインバータ３２を制御するための制御指令を生成し、蓄電装置３０に出力する。指令生成装置３３は、蓄電装置３０と別個に設けられた装置である。指令生成装置３３は、インバータ３２に同期発電機のような挙動をさせるＶＳＧ（Virtual Synchronous Generator：仮想同期発電機）機能を有している。ＶＳＧ機能を使って蓄電装置３０を制御することにより、系統安定化を図ることができる。

（指令生成装置の構成）
ここで図２を参照して、指令生成装置３３の構成について説明する。図２に指令生成装置３３の概略構成の一例を示す。図２に示すように、指令生成装置３３は、電圧計３３１、コンピュータ３３２を備える。電圧計３３１は、インバータ３２と母線２の接続点の電圧を計測する。コンピュータ３３２は、電圧計３３１の計測値に基づいて制御指令を生成する。

コンピュータ３３２は、指令受付部３３２１、計測値取得部３３２２、モデル記憶部３３２３、駆動トルク算出部３３２４、仮想発電算出部３３２５、母線算出部３３２６、相差角算出部３３２７、目標電力決定部３３２８、指令生成部３３２９を備える。

指令受付部３３２１は、制御装置４０から充放電指令を受け付ける。充放電指令は、有効電力の指令値および無効電力の指令値を含む。

計測値取得部３３２２は、電圧計３３１の計測値を取得する。すなわち計測値取得部３３２２は、接続点における瞬時電圧値を取得する。

モデル記憶部３３２３は、仮想同期発電機の挙動を模擬する数理モデルを記憶する。具体的には、モデル記憶部３３２３は、仮想同期発電機のガバナの挙動を模擬するガバナモデルＭ１、仮想同期発電機のロータの挙動を模擬するロータモデルＭ２を記憶する。ガバナモデルＭ１は、仮想同期発電機のロータの角速度、および角速度指令値が入力されることで、仮想同期発電機の駆動トルク値を出力する。ロータモデルＭ２は、仮想同期発電機の電気トルク値および駆動トルク値が入力されることで、仮想同期発電機のロータの角速度および位相角を出力する。なお、ガバナモデルＭ１およびロータモデルＭ２については、特許文献１に開示されているものを適用することができる。

駆動トルク算出部３３２４は、目標電力決定部３３２８が決定した有効電力の目標値、ならびに前回の制御において仮想発電算出部３３２５が算出した仮想同期発電機のロータの角速度を、ガバナモデルＭ１に入力することで、仮想同期発電機の駆動トルク値を算出する。
仮想発電算出部３３２５は、駆動トルク算出部３３２４が算出した駆動トルク値をロータモデルＭ２に入力することで、仮想同期発電機のロータの角速度および位相角を算出する。また仮想発電算出部３３２５は、ロータの位相と計測値取得部３３２２が取得した電圧計３３１の計測値に基づいて、仮想同期発電機の実効電圧値を算出する。例えば、計測値取得部３３２２は、母線２の瞬時電圧値について、ＰＬＬ（Phase Lock Loop）回路によってロータの周波数でのサンプリングを行い、サンプリングされたデータを周波数変換することで、ロータの周波数成分の実効電圧値を算出する。

母線算出部３３２６は、計測値取得部３３２２が取得した電圧計３３１の計測値に基づいて、接続点における実効電圧値および位相を算出する。例えば、母線算出部３３２６は、母線２の瞬時電圧値についてＰＬＬ回路によって接続点における基本波周波数に同期したサンプリングを行い、サンプリングされたデータを周波数変換することで、基本波成分の実効電圧値を算出する。また、例えば、母線算出部３３２６は、基本波周波数に同期したサンプリングに基づいて接続点の位相を算出する。

相差角算出部３３２７は、母線算出部３３２６が算出した母線２の位相と仮想発電算出部３３２５が算出した仮想同期発電機のロータの位相との差である相差角を算出する。

目標電力決定部３３２８は、仮想発電算出部３３２５が算出した仮想同期発電機の実効電圧値と、母線算出部３３２６が算出した母線２の実効電圧値と、相差角算出部３３２７が算出した相差角とに基づいて、有効電力の目標値を決定する。具体的には、目標電力決定部３３２８は、以下の式（１）に基づいて有効電力の目標値を決定する。
Ｐｖｓｇ＝Ｖｇｒｉｄ×Ｖｖｓｇ÷Ｘ×ｓｉｎΔθ ・・・（１）
ただし、Ｐｖｓｇは、有効電力の目標値を示す。Ｖｇｒｉｄは、母線２の実効電圧値を示す。Ｖｖｓｇは、仮想同期発電機の実効電圧値を示す。Ｘは、仮想同期発電機と母線２との間の直列リアクタンスを示す。Ｘの値としては、例えば仮想同期発電機のリアクタンスとして設定された値の２倍の値を用いることができる。なお、直列リアクタンスＸは、少なくとも仮想同期発電機のリアクタンスより大きい値である。Δθは、母線２と仮想同期発電機の相差角を示す。なお、式（１）は、母線２に対して直列リアクタンスＸおよび仮想同期発電機が直列に接続された等価回路をベースとしたものである。他の実施形態においては、目標電力決定部３３２８は、母線２と仮想同期発電機とが接続される二端子対回路のＹパラメータを解くことで有効電力の目標値を決定してもよい。なお、式（１）は、二端子対回路の等価回路であるπ型回路のアドミタンスを０としたものと等価である。

指令生成部３３２９は、目標電力決定部３３２８が決定した有効電力の目標値と、指令受付部３３２１が制御装置４０から受付けた充放電指令とを含む、インバータ３２の制御指令を生成する。指令生成部３３２９は、生成した制御指令をインバータ３２に出力する。

（制御装置の構成）
制御装置４０は、母線２の電力値と太陽光発電機が発電した電力値を監視し、エンジン発電機１０および蓄電装置３０に充放電指令を出力する。母線２の電力値は、電力供給システム１による総発電電力（負荷Ｌが要求する電力）である。例えば、制御装置４０は、昼間など、太陽光発電機２０による発電電力が所定の閾値以上である場合に、エンジン発電機１０に発電電力を低下させ、または停止させる電力指令を出力する。また制御装置４０は、夜間や悪天候時など、太陽光発電機２０による発電電力が所定の閾値未満となる場合に、エンジン発電機１０に発電電力を増加させる電力指令を出力する。また、制御装置４０は、母線２の電力値と負荷Ｌによる需要電力値とを比較し、電力差に基づいて充放電指令を蓄電装置３０に出力する。また、制御装置４０は、意図せずに変化する太陽光発電機２０による発電電力の変動を平準化するための充放電指令を蓄電装置３０に出力する。図１に示すように、これらの充放電指令に関し、制御装置４０は、計測値取得部４１と、充放電指令部４２とを備えている。

計測値取得部４１は、太陽光発電機２０の発電電力（ＰＶ発電電力と記載する場合がある。）の計測値と、電力供給システム１による総発電電力の計測値と、を取得する。例えば、インバータ２２と母線２の間には太陽光発電機２０の発電電力を計測する電力計ｗ１が設けられており、計測値取得部４１は、電力計ｗ１が計測した電力値を取得する。例えば、母線２には電力供給システム１の総発電電力を計測する電力計ｗ２が設けられており、計測値取得部４１は、電力計ｗ２が計測した電力値を取得する。
充放電指令部４２は、太陽光発電機２０の発電電力と総発電電力の差を平準化する充放電指令値を生成する。次に図３、図４を参照して平準化に係る充放電指令値を生成方法（平準化処理Ａ，Ｂ）について説明する。

（平準化処理Ａ：レートリミット）
図３は、実施形態に係る充放電指令値の算出方法の一例を示す第１の図である。
充放電指令部４２は、時刻Ｔに計測値取得部４１が取得したＰＶ発電電力の計測値から、時刻Ｔに計測値取得部４１が取得した総発電電力の計測値を減算し、その差ΔＷ（Ｔ）を計算する。次に充放電指令部４２は、時刻Ｔ＋ΔＴに計測値取得部４１が取得したＰＶ発電電力の計測値から、時刻Ｔ＋ΔＴに計測値取得部４１が取得した総発電電力の計測値を減算し、その差ΔＷ（Ｔ＋ΔＴ）を計算する。充放電指令部４２は、例えば、所定の周期ΔＴで、このような差ΔＷを繰り返し計算し、計算した差ΔＷの単位時間あたりの変動量に制限（レートリミット）を設け、単位時間あたりの変動量がこのレートリミットを超えた分を補償するような充放電指令値を生成する。例えば、レートリミットが１ｋＷ／ｓ以下に設定されているとする。ある時刻Ｔに計算した差ΔＷ（Ｔ）が－１０ｋＷ、ΔＴを１秒とし、１秒後に計算した差が－１０ｋＷであれば、差の１秒あたりの変化は０ｋＷ／ｓとなり、差ΔＷの単位時間あたりの変動量は１ｋＷ／ｓ以下となる。この場合、充放電指令部４２は、変化量をそのまま認め、図３に示すように、－１０ｋＷ－（－１０ｋＷ／ｓ）＝０ｋＷを算出し、この値だけ二次電池３１に放電させる充放電指令値を生成する（又は充放電の必要が無いので充放電指令値を生成しない）。例えば、ある時刻Ｔに計算した差ΔＷ（Ｔ）が－１０ｋＷ、１秒後に計算した差が－２０ｋＷであれば、差ΔＷの単位時間あたりの変動量は－１０ｋＷ／ｓとなり単位時間あたりの変化量の絶対値が１ｋＷ／ｓを超える。この場合、充放電指令部４２は、変化量の上限値、つまりレートリミット分だけの変化を認め、前回値－１０ｋＷから今回値－２０ｋＷに変化するのと同じ方向（減る方向）にレートリミット分だけを反映させた－１１ｋＷを算出する。そして、充放電指令部４２は、図３に示すように、－１１ｋＷ－（－２０ｋＷ／ｓ）＝９ｋＷを算出し、この値だけ二次電池３１に放電させる充放電指令値を生成する。これにより、ＰＶ発電電力と総発電電力の差の変動が補償される。

（平準化処理Ｂ：移動平均）
図４は、実施形態に係る充放電指令値の算出方法の一例を示す第２の図である。
充放電指令部４２は、時刻Ｔに計測値取得部４１が取得したＰＶ発電電力の計測値から、時刻Ｔに計測値取得部４１が取得した総発電電力の計測値を減算し、その差ΔＷ（Ｔ）を計算する。次に充放電指令部４２は、時刻Ｔ＋ΔＴに計測値取得部４１が取得したＰＶ発電電力の計測値から、時刻Ｔ＋ΔＴに計測値取得部４１が取得した総発電電力の計測値を減算し、その差ΔＷ（Ｔ＋ΔＴ）を計算する。充放電指令部４２は、所定の周期ΔＴでこの差ΔＷを計算し、所定時間（例えば３分）における差ΔＷの平均（移動平均）を算出する。充放電指令部４２は、差ΔＷの移動平均の計算を繰り返し行い、その値を更新する。その一方で、充放電指令部４２は、ＰＶ発電電力の計測値から総発電電力の計測値を減算した値と、直前に計算された移動平均とに基づいて充放電指令値を生成する。例えば、差ΔＷの移動平均が－１０ｋＷで推移しており、時刻Ｔ１に算出された差ΔＷ（Ｔ１）が－２０ｋＷとなると、充放電指令部４２は、図４に示すように、－１０ｋＷ－（－２０ｋＷ）＝１０ｋＷだけ二次電池３１に放電させる充放電指令値を生成する。これにより、ＰＶ発電電力と総発電電力の差の変動が補償される。

また、充放電指令部４２は、二次電池３１のＳＯＣ（State Of Charge）を考慮して、充放電指令を生成してもよい。例えば、二次電池３１のＳＯＣに上下限値を設定する。充放電指令部４２は、二次電池３１のＳＯＣを所定の制御周期で取得する。そして、充放電指令部４２は、上記で説明した平準化処理Ａまたは平準化処理Ｂによって充放電指令値を算出しつつ、設定した上下限値の範囲内で充放電が行われるように充放電指令値を補正し、補正後の充放電指令値を指令生成装置３３へ出力する。

（動作）
上記の構成により、制御装置４０は、平準化処理Ａ又は平準化処理Ｂで生成した充放電指令値を、指令生成装置３３へ出力する。指令生成装置３３では、指令受付部３３２１がこの充放電指令値を受け取る。また、指令生成装置３３は、ガバナモデルＭ１、およびロータモデルＭ２に基づいて、有効電力指令値および角速度指令値から、仮想同期発電機の位相および角速度を求める。また、指令生成装置３３は、電圧計３３１の計測値から、母線２の実効電圧値および位相、ならびに仮想同期発電機の実効電圧値を求める。指令生成装置３３は、仮想同期発電機の位相と母線２の位相の差である相差角を求める。指令生成装置３３は、母線２の実効電圧値、仮想同期発電機の実効電圧値、および相差角に基づいて有効電力の目標値を決定し、充放電指令値と有効電力の目標値を含むインバータ３２の制御指令を生成する。インバータ３２は、指令生成装置３３が生成する制御指令に従って動作する。これにより、太陽光発電機２０の意図しない出力変動や負荷変動の補償と、仮想同期発電機に相当する特性が実現される。

（効果）
図５Ａに、充放電指令部４２による平準化制御を適用せずに指令生成装置３３のＶＳＧ機能のみを適用して、電力供給システム１の出力を負荷変動に追従させた場合の母線２の電圧および周波数の推移を示す。図５Ａの縦軸は負荷、電圧、周波数の大きさを示し、横軸は時間を示す。グラフ５１ａは負荷の推移を示し、グラフ５２ａは電圧の推移を示し、グラフ５３ａは周波数の推移を示している。図５Ａに示すように、充放電指令部４２による平準化制御（上記した平準化処理Ａ又は平準化処理Ｂ）を適用せずに、時刻ｔ１に負荷を上昇させ、時刻ｔ２（時刻ｔ２＝時刻ｔ１＋６０秒）に負荷を低下させたところ、負荷の変動に伴い電圧（グラフ５２ａ）には多少の乱れが生じ、周波数（グラフ５３ａ）には大きな変動が生じた。なお、図示は省略するが、指令生成装置３３のＶＳＧ機能も適用しない場合に同様の負荷変動が発生すると、母線２の電圧、周波数はさらに大きく変動する。

図５Ｂに、充放電指令部４２による平準化制御と指令生成装置３３によるＶＳＧ機能の両方を適用して、電力供給システム１の出力を負荷変動に追従させた場合の母線２の電圧および周波数の推移を示す。図５Ｂの縦軸は負荷、電圧、周波数の大きさを示し、横軸は時間を示す。グラフ５１ｂは負荷の推移を示し、グラフ５２ｂは電圧の推移を示し、グラフ５３ｂは周波数の推移を示している。図５Ａの場合と同様の負荷から開始し、時刻ｔ３に、図５Ａの場合と同様に負荷を上昇させ、時刻ｔ４（時刻ｔ４＝時刻ｔ３＋６０秒）に元の負荷へ低下させたところ、図５Ｂに示す結果が得られた。図５Ｂに示すように、充放電指令部４２による平準化制御と指令生成装置３３によるＶＳＧ機能の両方を適用した場合、電圧（グラフ５２ｂ）については負荷変動の影響をほとんど受けずに略一定に制御することができた。周波数（グラフ５３ｂ）についても、負荷上昇時と低下時の直後だけ、わずかに周波数の変動が生じたが、すぐに元の周波数とすることができた。なお、この例では、負荷が大きく変動した場合の効果について例を挙げて説明を行ったが、負荷が一定で太陽光発電機２０の発電電力が大きく変動した場合でも図５Ｂに例示したものと同様に、母線２の電圧および周波数変動を抑制できることが確認されている。指令生成装置３３のＶＳＧ機能は、インバータ３２に仮想的な同期特性を付加して、母線２の電圧の変動に対処し、系統の安定化を図るものであって、負荷変動などを打ち消すことを意図するものではない。また、その制御周期は、０．１ミリ秒程度である。これに対し、充放電指令部４２による平準化制御は、ＰＶ発電電力と総発電電力の差を平準化する（差を打ち消す）ことを意図するもので、数秒またはそれ以上の時間をかけた比較的大きな変動にも対処することができる。図５Ａ、図５Ｂを参照して説明したように、充放電指令部４２による平準化制御と指令生成装置３３によるＶＳＧ機能を組み合わせることで、母線２の変動幅を半減することができる。また、従来は、負荷変動に応じたエンジン１１の出力変動を見込んでエンジン出力を定格まで上げることができなかったが、充放電指令部４２による平準化制御によって、負荷変動を少なくすることにより、エンジン１１の出力を定格付近まで上昇させることができる。

以上説明したように、本実施形態によれば、充放電指令部４２による再生可能エネルギー発電電力と総発電電力の差を平準化する充放電指令値を生成する処理と、指令生成装置３３による、接続点における瞬時電圧値の計測値から母線２の実効電圧値および位相を求め、仮想同期発電機の実効電圧値、接続点における電圧、および相差角に基づいて、インバータ３２の有効電力の目標値を決定する処理と、を組み合わせてインバータ３２を制御する。これにより、負荷および／又は太陽光発電機２０の発電電力が変動した場合であっても、母線２の周波数および電圧を安定的に制御することができる。

なお、指令生成装置３３は、図６、図７に示す構成とすることもできる。図２に示す指令生成装置３３によれば、仮想同期発電機の周波数と母線２の周波数とを同期させることができる。仮想同期発電機の周波数と母線２の周波数とが同期すると、同期時点における相差角を保ったままインバータ３２の制御がなされる。すなわち相差角がオフセットされた状態となる。他方、相差角が０に近いほど同期安定度が高く、相差角の絶対値がπ（１８０度）に近いほど同期安定度が低くなる。特に、系を安定して運用するためには、相差角の絶対値をπ／２（９０度）以内とすることが好ましい。そのため、図６に示す指令生成装置３３は、相差角を０に近づけつつ、仮想同期発電機の周波数と母線２の周波数とを同期させる。具体的には、図６に示す指令生成装置３３は、図２の構成に加え、さらに相差角低減部３３３０を備える。相差角低減部３３３０は、相差角算出部３３２７が算出した相差角を入力とするＰＩ制御により、相差角を打ち消す補正回転数を算出し、指令受付部３３２１が受け付けた角速度指令値に補正回転数を加算することで、角速度指令値を補正する。駆動トルク算出部３３２４は、補正された角速度指令値に基づいて駆動トルクを算出する。

図６の指令生成装置３３は、相差角が０に近づくように回転数の目標値を補正し、ロータモデルＭ２と補正された回転数の目標値とに基づいて、仮想同期発電機の実効電圧値および位相を算出する。これにより、指令生成装置３３は、相差角を０に近づけつつ、仮想同期発電機の周波数と母線２の周波数とを同期させることができる。したがって、指令生成装置３３は、母線２の周波数の瞬時変化によって、相差角の絶対値がπ／２を超えて不安定な状態になる可能性を低減することができる。

上述の通り、系を安定して運用するためには、相差角の絶対値をπ／２以内とすることが好ましい。そこで、図７に示す指令生成装置３３は、相差角が常に安定領域に留まるようにインバータ３２を制御する。具体的には、図７に示す指令生成装置３３は、図６の構成に加え、さらにリミッタ３３３１を備える。リミッタ３３３１は、相差角算出部３３２７によって算出された相差角を－π／２から＋π／２の範囲の値に制限する。目標電力決定部３３２８は、リミッタ３３３１によって制限された相差角に基づいて、インバータ３２の有効電力の目標値を決定する。これにより、指令生成装置３３は、相差角を常に安定領域に留めることができる。

このように図６、図７に示す指令生成装置３３によれば、インバータ３２を安定的に制御することができ、さらに充放電指令部４２による平準化制御と組み合わせることにより、母線２の電圧および周波数の変動幅を抑制することができる。

上述した実施形態に係る指令生成装置３３および／または制御装置４０は、それぞれ単独のコンピュータによって構成されるものであってもよいし、指令生成装置３３および／または制御装置４０の構成を複数のコンピュータに分けて実装し、複数のコンピュータが互いに協働することで指令生成装置３３として機能するものであってもよい。また、指令生成装置３３および制御装置４０の構成を１台のコンピュータに実装してもよい。

また、上記の実施形態では、再生可能エネルギー発電の一例として太陽光発電機２０を挙げたが、太陽光発電に限らず風力発電、水力発電、地熱発電等と二次電池を含む電力供給システム（又は、太陽光発電機２０と他の再生可能エネルギー発電と二次電池を含む電力供給システム）に対しても本実施形態の充放電指令部４２による平準化制御を適用することができる。また、再生可能エネルギー発電に限らず、意図しない出力の変動性を有する各種の発電機を太陽光発電機２０に代えて／加えて有する電力供給システムに対しても本実施形態の充放電指令部４２による平準化制御を適用することができる。

図８は、実施形態に係るコンピュータの構成を示す概略ブロック図である。
コンピュータ９０は、プロセッサ９１、メインメモリ９２、ストレージ９３、インタフェース９４を備える。上述の指令生成装置３３および制御装置４０の各々は、コンピュータ９０に実装される。そして、上述した各処理部の動作は、プログラムの形式でストレージ９３に記憶されている。プロセッサ９１は、プログラムをストレージ９３から読み出してメインメモリ９２に展開し、当該プログラムに従って上記処理を実行する。また、プロセッサ９１は、プログラムに従って、上述した各記憶部に対応する記憶領域をメインメモリ９２に確保する。プロセッサ９１の例としては、ＣＰＵ（Central Processing Unit）、ＧＰＵ（Graphic Processing Unit）、マイクロプロセッサなどが挙げられる。

プログラムは、コンピュータ９０に発揮させる機能の一部を実現するためのものであってもよい。例えば、プログラムは、ストレージに既に記憶されている他のプログラムとの組み合わせ、または他の装置に実装された他のプログラムとの組み合わせによって機能を発揮させるものであってもよい。なお、他の実施形態においては、コンピュータ９０は、上記構成に加えて、または上記構成に代えてＰＬＤ（Programmable Logic Device）などのカスタムＬＳＩ（Large Scale Integrated Circuit）を備えてもよい。ＰＬＤの例としては、ＰＡＬ(Programmable Array Logic)、ＧＡＬ(Generic Array Logic)、ＣＰＬＤ(Complex Programmable Logic Device)、ＦＰＧＡ（Field Programmable Gate Array）が挙げられる。この場合、プロセッサ９１によって実現される機能の一部または全部が当該集積回路によって実現されてよい。このような集積回路もプロセッサの一例に含まれる。

ストレージ９３の例としては、ＨＤＤ（Hard Disk Drive）、ＳＳＤ（Solid State Drive）、磁気ディスク、光磁気ディスク、ＣＤ－ＲＯＭ（Compact Disc Read Only Memory）、ＤＶＤ－ＲＯＭ（Digital Versatile Disc Read Only Memory）、半導体メモリ等が挙げられる。ストレージ９３は、コンピュータ９０のバスに直接接続された内部メディアであってもよいし、インタフェース９４または通信回線を介してコンピュータ９０に接続される外部メディアであってもよい。また、このプログラムが通信回線によってコンピュータ９０に配信される場合、配信を受けたコンピュータ９０が当該プログラムをメインメモリ９２に展開し、上記処理を実行してもよい。少なくとも１つの実施形態において、ストレージ９３は、一時的でない有形の記憶媒体である。

また、当該プログラムは、前述した機能の一部を実現するためのものであってもよい。さらに、当該プログラムは、前述した機能をストレージ９３に既に記憶されている他のプログラムとの組み合わせで実現するもの、いわゆる差分ファイル（差分プログラム）であってもよい。

以上のとおり、本開示に係るいくつかの実施形態を説明したが、これら全ての実施形態は、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を意図していない。これらの実施形態は、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。これらの実施形態及びその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同様に、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。

＜付記＞
各実施形態に記載の制御システム、複合発電システム及び制御方法は、例えば以下のように把握される。

（１）第１の態様に係る制御システムは、意図しない出力の変動性を有する発電機と二次電池とを含む電力供給システムにおいて、前記二次電池が出力する直流電力を交流電力に変換して母線に供給するとともに前記母線の交流電力を直流電力に変換して前記二次電池に供給する電力変換装置（インバータ３２）の制御システム（制御装置４０、指令生成装置３３）であって、前記発電機が発電する電力と前記電力供給システムの総発電電力の差を補償する前記二次電池への充放電指令値を生成する充放電指令部と、仮想同期発電機の駆動を模擬し、前記仮想同期発電機の回転数を算出するロータモデルに基づいて、前記仮想同期発電機の実効電圧値および位相を算出する仮想発電算出部と、前記電力変換装置と前記母線との接続点における電圧および位相を算出する母線算出部と、前記仮想同期発電機の位相と前記接続点の位相との相差角を算出する相差角算出部と、前記仮想同期発電機の実効電圧値、前記接続点における電圧、および前記相差角に基づいて、前記電力変換装置の有効電力の目標値を決定する目標電力決定部と、決定した前記有効電力の目標値と前記充放電指令値とを含む前記電力変換装置の制御指令を生成する指令生成部と、を備える。
これにより、母線の周波数および電圧の変動を抑制することができる。

（２）第２の態様に係る制御システムは、（１）の制御システムであって、前記充放電指令部は、前記発電機が発電する電力と前記電力供給システムの総発電電力の差の単位時間あたり変動が所定の閾値を超える場合、その超えた分を補償する前記充放電指令値を生成する。
これにより、充放電指令値を生成することができる。

（３）第３の態様に係る制御システムは、（１）の制御システムであって、前記充放電指令部は、前記発電機が発電する電力と前記電力供給システムの総発電電力の差の移動平均から前記差を減じた値を補償する前記充放電指令値を生成する。
これにより、充放電指令値を生成することができる。

（４）第４の態様に係る複合発電システム（電力供給システム１）は、意図しない出力の変動性を有する発電機（太陽光発電機２０、再生可能エネルギー発電機、独立して運転している発電機など）と、二次電池と、前記二次電池が出力する直流電力を交流電力に変換して母線に供給するとともに前記母線の交流電力を直流電力に変換して前記二次電池に供給する電力変換装置（インバータ３２）と、（１）～（３）に記載の制御システムと、を備える。
これにより、発電機の出力が変動した場合でも、母線の周波数および電圧の変動を抑制して安定的に電力を供給することができる。

（５）第５の態様に係る制御方法は、意図しない出力の変動性を有する発電機と二次電池とを含む電力供給システムにおいて、前記二次電池が出力する直流電力を交流電力に変換して母線に供給するとともに前記母線の交流電力を直流電力に変換して前記二次電池に供給する電力変換装置の制御方法であって、前記発電機が発電する電力と前記電力供給システムの総発電電力の差を補償する前記二次電池への充放電指令値を生成するステップと、仮想同期発電機の駆動を模擬し、前記仮想同期発電機の回転数を算出するロータモデルに基づいて、前記仮想同期発電機の実効電圧値および位相を算出するステップと、前記電力変換装置と前記母線との接続点における電圧および位相を算出するステップと、前記仮想同期発電機の位相と前記接続点の位相との相差角を算出するステップと、前記仮想同期発電機の実効電圧値、前記接続点における電圧、および前記相差角に基づいて、前記電力変換装置の有効電力の目標値を決定するステップと、決定した前記有効電力の目標値と前記充放電指令値とを含む前記電力変換装置の制御指令を生成するステップと、を備える。

１・・・電力供給システム
１０・・・エンジン発電機
１１・・・エンジン
１２・・・発電機
１３・・・ガバナ
１４・・・ＡＶＲ
２０・・・太陽光発電機
２１・・・太陽電池
２２・・・インバータ
３０・・・蓄電装置
３１・・・二次電池
３２・・・インバータ
３３・・・指令生成装置
４０・・・制御装置
４１・・・計測値取得部
４２・・・充放電指令部
３３１・・・電圧計
３３２・・・コンピュータ
３３２１・・・指令受付部
３３２２・・・計測値取得部
３３２３・・・モデル記憶部
３３２４・・・駆動トルク算出部
３３２５・・・仮想発電算出部
３３２６・・・母線算出部
３３２７・・・相差角算出部
３３２８・・・目標電力決定部
３３２９・・・指令生成部
３３３０・・・相差角低減部
３３３１・・・リミッタ
９０・・・コンピュータ
９１・・・プロセッサ
９２・・・メインメモリ
９３・・・ストレージ
９４・・・インタフェース

Claims (5)

1. 意図しない出力の変動性を有する発電機と二次電池とを含む電力供給システムにおいて、前記二次電池が出力する直流電力を交流電力に変換して母線に供給するとともに前記母線の交流電力を直流電力に変換して前記二次電池に供給する電力変換装置の制御システムであって、
   前記発電機の発電電力と前記電力供給システムの総発電電力の差を補償する前記二次電池への充放電指令値を生成する充放電指令部と、
   仮想同期発電機の駆動を模擬し、前記仮想同期発電機の回転数を算出するロータモデルに基づいて、前記仮想同期発電機の実効電圧値および位相を算出する仮想発電算出部と、
   前記電力変換装置と前記母線との接続点における電圧および位相を算出する母線算出部と、
   前記仮想同期発電機の位相と前記接続点の位相との相差角を算出する相差角算出部と、
   前記仮想同期発電機の実効電圧値、前記接続点における電圧、および前記相差角に基づいて、前記電力変換装置の有効電力の目標値を決定する目標電力決定部と、
   決定した前記有効電力の目標値と前記充放電指令値とを含む前記電力変換装置の制御指令を生成する指令生成部と、
   を備える制御システム。
2. 前記充放電指令部は、前記発電機が発電する電力と前記電力供給システムの総発電電力の差の単位時間あたり変動が所定の閾値を超える場合、その超えた分を補償する前記充放電指令値を生成する、
   請求項１に記載の制御システム。
3. 前記充放電指令部は、前記発電機が発電する電力と前記電力供給システムの総発電電力の差の移動平均から前記差を減じた値を補償する前記充放電指令値を生成する、
   請求項１に記載の制御システム。
4. 意図しない出力の変動性を有する発電機と、
   二次電池と、
   前記二次電池が出力する直流電力を交流電力に変換して母線に供給するとともに前記母線の交流電力を直流電力に変換して前記二次電池に供給する電力変換装置と、
   請求項１に記載の制御システムと、
   を備える複合発電システム。
5. 意図しない出力の変動性を有する発電機と二次電池とを含む電力供給システムにおいて、前記二次電池が出力する直流電力を交流電力に変換して母線に供給するとともに前記母線の交流電力を直流電力に変換して前記二次電池に供給する電力変換装置の制御方法であって、
   前記発電機が発電する電力と前記電力供給システムの総発電電力の差を補償する前記二次電池への充放電指令値を生成するステップと、
   仮想同期発電機の駆動を模擬し、前記仮想同期発電機の回転数を算出するロータモデルに基づいて、前記仮想同期発電機の実効電圧値および位相を算出するステップと、
   前記電力変換装置と前記母線との接続点における電圧および位相を算出するステップと、
   前記仮想同期発電機の位相と前記接続点の位相との相差角を算出するステップと、
   前記仮想同期発電機の実効電圧値、前記接続点における電圧、および前記相差角に基づいて、前記電力変換装置の有効電力の目標値を決定するステップと、
   決定した前記有効電力の目標値と前記充放電指令値とを含む前記電力変換装置の制御指令を生成するステップと、
   を備える制御方法。

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