JP5956991B2 - 複合発電システム向け電力変換装置 - Google Patents

Description

本発明は、複数のタイプの電源を有する複合発電システムに関し、詳しくは、二次電池等の蓄電デバイスを有する蓄電設備における電力変換装置に関する。

通常の電力系統は電力会社が供給する商用の電力系統であるところ、商用の電力系統において、電源品質の維持管理は主として電力会社によって行われている。

一方、商用の電力系統に接続されない自立電源系統においては、その電源品質の維持管理は自らが行う必要がある。このような自立電源系統の例として、船舶内における電源系統や、一定地域内において複数の種類の電源を組み合わせてネットワーク化したマイクログリッド（Ｍｉｃｒｏ Ｇｒｉｄ）等がある。

特許文献１には、複数の補機発電機と、充放電動作する電力貯蔵装置と、電気推進器とを備えた船舶内の電源系統において、電気推進器部で消費する電力を検出する電力検出手段と、始動指令を与える始動スイッチと、電力検出手段の検出信号が閾値以下になると電力貯蔵装置を充電モードにし、始動スイッチの始動指令により放電モードにし、蓄電している電力を船内電力母線に放電させる制御回路とを備えている。そして、入港時に電気推進器部の推力を下げて推進する際にその消費電力が閾値以下になると制御回路により電力貯蔵装置を補機発電機から充電させている。そして、その充電動作中に始動スイッチの始動指令を受ける場合、電力貯蔵装置を放電動作させて電気推進器部にその放電電力を供給して、船舶の入港時以降接岸時までの間、補機発電機を駆動する補機用原動機を効率よい領域で運転することにより、補機用原動機の使用する燃料を少なくし、排気ガスを減らす技術が開示されている。

このような船舶内における電源系統は、通常は、商用の電力系統とは独立した自立電源系統となっていて、岸壁に接岸した係留中は商用の電力系統と連系して電力の供給を受ける。

特許文献２には、原動機発電機と、太陽光発電や風力発電といった自然エネルギーを利用した分散電源と、二次電池を備えた蓄電設備とを有するマイクログリッドにおいて、蓄電設備に備えた電力変換装置を用いてマイクログリッドの安定性と品質を確保する技術が開示されている。

船舶内の電源系統やマイクログリッド等は、原動機発電機や二次電池と電力変換器変換器から構成される電力貯蔵装置の他、太陽電池を用いた発電機や燃料電池を用いた発電機等種々の電源からなる複合発電システムを構成している。

特許文献３には、電力貯蔵装置に用いられ、負荷電流等の検出手段を別途設けることなく、負荷電流の高調波成分や不平衡分を負担することができる電力変換装置に関する技術が開示されている。すなわち、電力変換装置は、制御部と、二次電池の直流電力を交流電力に変換し、かつ出力線を介して入力される交流電力を直流電力に変換して二次電池に貯蔵することが可能な電力変換部と、を備えている。制御部は、仮想発電装置が電力変換部及び二次電池に代えて予め設けられており、電力変換部の出力線の電圧に基づいて出力するべき電流値を算出し、電流指令値に定める仮想発電装置モデル部と、電流指令値に対応する電流を出力線へ出力するように構成された制御信号生成部とを有している。そして、仮想発電装置モデル部では、エンジンモデルが、ガバナモデルにて算出される燃料供給量をエンジンの応答特性を考慮せずに該エンジンの機械的トルクに変換して用いて発電機の角速度及び位相角を算出する技術が開示されている。

電力変換装置にはその制御方法に着目して、電流制御型と電圧制御型の２種類がある。特許文献４には、電流制御型の電力変換器の技術が開示されている。すなわち、電力貯蔵に直流電源を用いた電力貯蔵装置と同期発電機から構成される自立電源系統の負荷変動を抑制するよう構成した並列運転装置の技術が開示されている。具体的には、当該並列運転装置において負荷の急変や不平衡負荷に十分に対応できるものとするために、周波数設定値と自立電源系統の周波数の垂下特性による負の補正量からなる信号を周波数制御器に入力して有効電流設定値を得て、また、電圧設定値と自立電源系統の電圧実効値の偏差に電圧の垂下特性による負の補正量からなる信号を電圧制御器に入力して無効電流設定値を得るように当該並列運転装置を構成した技術が開示されている。

特開２０１０−１１６０７１号公報 特開２００７−１２９８４５号公報 特開２００９−２２５５９９号公報 特開２００７−０２０３６１号公報

電力変換装置は制御方式により電流制御型と電圧制御型に分類されることは前述したとおりである。各制御方式の特徴を示すと次のようになる。

電流制御型電力変換装置は接続する系統の電圧・周波数に関係なく、所定の電流を出力するよう制御される。主に系統連系用の電力変換装置として用いられる。電圧・周波数は他の発電設備（商用系統、原動機発電機等）により維持されていることを前提としており、単独あるいは電流制御型電力変換装置同士での自立運転はできない。

一方、電圧制御型電力変換装置は出力電流に関係なく、一定の電圧・周波数の電力を出力するよう制御される。主に単独での自立運転用の電力変換装置として用いられる。系統との連系運転や電圧制御型電力変換装置同士の並列運転は、出力が不定となるため、使用できない。

次に、電源系統における課題について説明する。

マイクログリッドや船内の自立電源系統では、特性の異なる複数の発電設備を組み合わせた複合発電システムを構成し、これを運用状況に応じて一般商用系統と連系することがある。発電設備にはディーゼル発電機やガスタービン発電機、ガスエンジン発電機等原動機発電機の他、太陽光発電や風力発電等の自然エネルギー発電機、燃料電池、二次電池等の発電設備がある。このうち、太陽光発電機、燃料電池、二次電池等は直流電源であり、交流電源系統に接続するために直流を交流に変換するため電力変換装置が使用されている。

マイクログリッド等では、一般商用系統との連系運転と自立運転の双方ができることが求められることが多い。また、自立運転においては発電設備の構成が変化する場合があり、状況によっては電力変換装置を用いた発電設備のみで電源系統が構成される場合もある。

マイクログリッド等が一般商用系統と連系している場合、マイクログリッド等の電力変換装置は、前述したとおり電流制御型となる。

ここで、マイクログリッド等を一般商用系統から切り離し、自立運転する場合を考える。マイクログリッド内に原動機発電機が含まれる場合、自立電源系統の電圧・周波数は原動機発電機により維持制御され、電力変換装置は電流制御型で運転されているところ、負荷変動は過渡的に原動機発電機が全て負担することとなり、系統の電源品質は原動機発電機の特性や容量に依存することになる。このとき原動機発電機は大容量のものが必要となる。

一方、マイクログリッドが電力変換装置を用いた電源のみで構成される場合、全ての電力変換装置が電流制御型の場合、電圧・周波数が不定となり、運転できない。このため、１台を電圧制御型に切り替える必要がある。ただし、過渡的な負荷変動は電圧制御型電力変換装置１台が負担することとなることから、負荷変動の対応性は電圧制御型電力変換装置の容量に制限される。また、電圧制御型電力変換装置は必ず運転しておく必要があり、出力の変動に追従できる電源である必要がある。

前述の通り、複数の電圧制御型電力変換装置を並列運転した場合、各電力変換装置の負荷分担比が不定となってしまう。これを避ける方法として、電圧制御型電力変換装置の出力を電圧・周波数に対して垂下特性を持たせ負荷分担を安定に行う方法がある。しかし、電力変換装置のインピーダンスは低く、電力変換装置間のわずかな電圧差で大きく出力バランスが崩れてしまうことから、垂下特性だけでは安定した運転ができない。

自立運転をしていたマイクログリッド等を商用の電力系統と連系する場合、電圧制御型で運転していた電力変換器は電流制御型にその制御方法を切り替える必要が生じる。

本発明の目的とするところは、マイクログリッド等の複合発電システムにおいて、自立運転から連系運転に切り替えるときに、制御方式の変更をする必要のない電力変換装置を提供することにあり、併せて、系統に大容量の原動機発電機を必要としない電力変換装置を提供することにある。

上記の目的を達成するために本発明に係る複合発電システム向け電力変換装置は、蓄電デバイスと電力変換器とを有する蓄電設備を含む複数の発電設備からなる電源系統において、前記電源系統の電圧を計測する電圧計測手段と、前記電源系統の周波数を計測する周波数計測手段と、前記蓄電設備の出力端における有効電力および無効電力を計測する電力計測手段と、システム制御装置とを有して、前記システム制御装置は、有効電力指令値と前記計測手段で計測された有効電力との偏差を比例演算する第１の比例演算器と、当該第１の比例演算器の出力に基準周波数を加算して周波数指令値を算出する第１の加算器とを有する周波数指令値演算部と、前記周波数指令値演算部で演算された周波数指令値と前記周波数計測手段で計測された周波数との偏差を積算して内部相差角を算出する内部相差角演算部と、無効電力指令値と前記電力計測手段で計測された無効電力との偏差を比例演算する第２の比例演算器と、当該第２の比例演算器の出力に基準電圧を加算して内部起電圧指令値を算出する第２の加算器とを有する内部起電圧指令値演算部と、前記内部相差角と、前記内部起電圧指令値と、前記電圧計測手段で計測された電圧とから、前記電力変換器の出力電流の指令値を算出する電流指令値演算部とを備え、前記出力電流の指令値を出力して前記電力変換器を制御する。

本発明にいう「複合発電システム」とは、複数の発電設備と負荷設備から構成された電源系統であって、商用の電力系統と連系をしていてもよく、商用の電力系統と連系をしていない自立電源系統であってもよい。また、「発電設備」として蓄電設備のみであってもよく、蓄電設備の他に、例えば原動機発電機を有していてもよい。

この構成において、「蓄電設備」は蓄電デバイスと電力変換器からなる。「蓄電デバイス」は、電池やキャパシタであって、直流電力の取出しが可能なものをいう。例えば、一次電池、二次電池、電気二重層キャパシタもしくは燃料電池が挙げられる。電気の貯蔵を充電、取り出しを放電と称することもある。また、「電力変換器」はスイッチング素子からなる電力変換回路とスイッチング素子をＯＮ／ＯＦＦ制御するＰＷＭ（Ｐｕｌｓｅ Ｗｉｄｔｈ Ｍｏｄｕｌａｔｉｏｎ）制御部とから構成される。なお本発明に係る電力変換装置は、当該電力変換器の他、電圧計等の各種計測器を備え制御装置を含んだものをいう。

有効電力指令値および無効電力指令値は、予め設定された所定の数値であって、変更が可能な定数値であってよく、例えばマンマシンシステムを介して設定が可能になっていてもよい。同様に基準電圧および基準周波数は制御動作の基準の設定値であって、例えばマンマシンシステムを介して変更が可能になっていてもよい。

電力変換器のＰＷＭ制御部は、例えば電力変換器の出力電流が与えられた電流指令値になるように、スイッチング素子をＯＮ／ＯＦＦ制御する。係る電力変換器を電流制御型電力変換器と称することがある。

本発明に係る複合発電システム向け電力変換装置は、前記内部起電圧指令値演算部において、前記第２の加算器の出力から、前記蓄電設備の内部インピーダンスと前記蓄電設備と前記電源系統間の外部インピーダンスの和である総合インピーダンスによる電圧降下を差し引いて、前記内部起電圧指令値を求める。

この構成によれば、蓄電設備を内部起電力とインピーダンスを有する発電機として捉えて、係る等価回路において、内部起電力から生じる内部起電圧を求め内部起電圧設定値としている。

「内部インピーダンス」は、例えばテブナンの定理により求めることができる。実際の内部インピーダンスは一般に非常に小さな値であるといわれている。「外部インピーダンス」は電力変換器と電力系統との間に設けられたリアクトルと配線抵抗からなる。

電流値は計測されているので、総合インピーダンスが定まれば、系統電圧値から内部起電圧は逆算により求めることができる。

本発明に係る複合発電システム向け電力変換装置は、前記電圧計測手段により計測された電圧の電源と、前記内部起電圧指令値で示される電圧の電源との間に前記総合インピーダンスが接続された場合に、前記総合インピーダンスに流れる電流値を前記出力電流の指令値として出力とする。

この構成によれば、内部インピーダンスを実際の値より大きく見積もって、そこに流れる電流値を求めて、その電流値となるように電力変換器を電流制御することにより、電力変換器のより安定した運転を実現することを可能にする。

その電流値は、無効電力比例制御ループおよび有効電力比例制御ループを内包する各演算部で求めた内部起電圧と位相角から求められたものであるので、見かけは電流制御であるが、電力制御もしくは電圧制御の側面を有す。

本発明に係る複合発電システム向け電力変換装置は、前記蓄電設備の内部インピーダンスの値を実際の値より大きく設定して、前記内部起電圧および前記電流指令値演算部の出力とする。

この構成によれば、内部インピーダンスを大きく想定することにより、より安定した動作が期待できる。内部インピーダンスが大きければ、損失が大きいところ、このように仮想的インピーダンスを大きくすることにより、実際に発生する損失を抑えつつ、電力変換器の制御動作の安定化を図ることができる。例えば、内部インピーダンスが殆どゼロのところ、総合インピーダンスにおいて抵抗分を０．１ｐｕ、リアクタンス分を０．４ｐｕとすればかなりの安定化を図ることができる。

本発明に係る複合発電システム向け電力変換装置は、前記電圧計測手段および前記周波数計測手段が、前記電源系統の電圧を計測する電圧計と、前記電圧計の出力を位相同期演算するＰＬＬ演算部とを有し、前記電圧計の出力から前記電源系統の電圧を検出するとともに、前記ＰＬＬ演算部の出力から前記電源系統の周波数及び位相を検出する。

この構成によれば、三相交流の電源系統に接続された変成器を介して特定の２相（例えば、ＲＳ相、ＳＴ相）の電圧の瞬時値を検出する。これを例えば計算機に取り込みＰＬＬ（Ｐｈａｓｅ Ｌｏｃｋｅｄ Ｌｏｏｐ）演算（位相同期演算）を施して、周波数と電圧を計算する。そして、三相交流の電源系統に接続された変流器を介して特定の２相（例えば、Ｒ相、Ｔ相）の電流の瞬時値を検出して電力の計算を行う。このようにすれば、電圧・周波数は通常の電力計に比べ計測の遅れが小さいので、電圧・周波数を利用して負荷分担調整を行うことにより、良好な応答性を得ることができる。

本発明に係る複合発電システム向け電力変換装置は、前記電力計測手段が、前記電源系統の電圧を計測する電圧計と、前記電圧計の出力を位相同期演算するＰＬＬ演算部と、前記蓄電設備の出力電流を計測する電流計と、を有し、前記電流計の出力と、前記ＰＬＬ演算部で算出された電圧とから前記有効電力及び前記無効電力を算出する。

この構成によれば、出力電流が正のとき蓄電デバイスは放電を行い、電力変換器から電力系統に電力が流れる。一方、出力電流が負のとき蓄電デバイスは充電を行い、電力系統から電力変換器に電力が流れる。

本発明に係る複合発電システム向け電力変換装置は、前記周波数指令値演算部において、前記第１の比例演算器の比例定数および前記有効電力指令値がそれぞれ個別に変更可能であって、前記内部起電圧指令値演算部において、前記第２の比例演算器の比例定数および前記無効電力指令値がそれぞれ個別に変更可能である。

この構成によれば、比例定数や各指令値を変更、調整することにより、蓄電設備間ないしは蓄電設備と他の発電機間の負荷分担の調整を容易に行うことができる。

本発明に係る複合発電システム向け電力変換装置は、前記第１の比例演算器と前記第１の加算器の間に第１の時間遅れ演算器を介在させ、前記第２の比例演算器と前記第２の加算器の間に第２の時間遅れ演算器を介在させてなる。

この構成によれば、時間遅れ演算器は時間遅れ処理をする演算器であって、例えば、一次遅れであってもよい。また、移動平均や二次遅れであってもよい。時間遅れ演算器の前段もしくは後段に制限器を設けて、出力値を制限してもよい。

この構成において、時間遅れ演算器における時間遅れの大きさは、電源系統に接続された原動機発電機の慣性モーメントから求めてもよい。また、好ましくは原動機発電機の応答の時定数を時間遅れ演算器の時定数としてもよい。

本発明に係る複合発電システム向け電力変換装置は、前記電源系統が、原動機発電機および自然エネルギーを利用した発電機を接続してなる自立電源系統である。

本発明にいう自立電源系統とは、商用の電力系統とは独立した電源系統をいう。自立電源系統では、一般に、商用の電力系統のような系統電圧や周波数を支配する要素はなく、電力の需給により周波数と電圧は定まる。

本発明に係る複合発電システム向け電力変換装置は、前記電源系統が、前記蓄電設備を複数接続してなる自立電源系統である。

本発明に係る複合発電システム向け電力変換装置は、前記電源系統に商用の電力系統が遮断器を介して接続可能になっている。

本発明によれば、マイクログリッド等の複合発電システムにおいて、 系統連系運転と自立運転の切り替えが制御方式を変更せずに実現可能である。また、原動機発電機の運転を必要とせず、電力変換装置のみでの自立電源系統の運転が可能である。

図１は本発明の実施形態にかかる複合発電システム向け電力変換装置の制御ブロックを示す図である。 図２Ａは図１の制御ブロックにおいて、系統電圧及び系統周波数を算出するＰＬＬ演算部のブロック図の一例である。 図２Ｂは図１の制御ブロックにおいて、系統電圧及び系統周波数を算出するＰＬＬ演算部における演算処理を示すブロック図の一例である。 図３Ａは図１の制御ブロックにおいて、周波数指令値演算部の演算回路を示すブロック図の一例である。 図３Ｂは図１の制御ブロックにおいて、周波数指令値演算部の演算回路を示すブロック図のその他の一例である。 図４は図１の制御ブロックにおいて、内部相差角演算部の演算回路を示すブロック図の一例である。 図５Ａは図１の制御ブロックにおいて、内部起電圧指令値演算部の演算回路を示すブロック図の一例である。 図５Ｂは図１の制御ブロックにおいて、内部起電圧指令値演算部の演算回路を示すブロック図のその他の一例である。 図６Ａは図１の制御ブロックにおいて、電流指令値演算部の演算回路を示すブロック図の一例である。 図６Ｂは仮想的な電圧制御型電力変換装置を示す図である。 図７は原動機発電機が系統に連係した場合における、垂下特性を説明するための図である。 図８Ａは本発明に係る複合発電システム向け電力変換装置を２台で並列運転した場合の系統電圧のシミュレーション試験結果を示す図である。 図８Ｂは本発明に係る複合発電システム向け電力変換装置を２台で並列運転した場合の系統周波数のシミュレーション試験結果を示す図である。 図８Ｃは本発明に係る複合発電システム向け電力変換装置を２台で並列運転した場合の有効電力のシミュレーション試験結果を示す図である。 図８Ｄは本発明に係る複合発電システム向け電力変換装置を２台で並列運転した場合の無効電力のシミュレーション試験結果を示す図である。 図９Ａは本発明に係る複合発電システム向け電力変換装置とディーゼル発電機とを並列運転した場合の系統電圧のシミュレーション試験結果を示す図である。 図９Ｂは本発明に係る複合発電システム向け電力変換装置とディーゼル発電機とを並列運転した場合の系統周波数のシミュレーション試験結果を示す図である。 図９Ｃは本発明に係る複合発電システム向け電力変換装置とディーゼル発電機とを並列運転した場合の有効電力のシミュレーション試験結果を示す図である。 図９Ｄは本発明に係る複合発電システム向け電力変換装置とディーゼル発電機とを並列運転した場合の有効電力のシミュレーション試験結果を示す図である。 図１０は本発明の実施形態にかかる複合発電システム向け電源系統図の一例である。

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又は相当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。

本発明の実施形態に係る複合発電システム向け電力変換装置について、図１に示す制御ブロックを用いて説明する。ここで、図１は本発明の実施形態にかかる複合発電システム向け電力変換装置の制御ブロックを示す図である。

二次電池５は直流電力ライン７を介して、電力変換回路６に接続されている。この電力変換回路６は図示しないパワー半導体素子を高速にＯＮ／ＯＦＦを行うことにより、二次電池５からの直流電力を所定の交流電力に変換して交流電源系統１に出力する、もしくは交流電源系統１からの交流電力を直流電力に変換して二次電池５を充電する。二次電池に代わる蓄電デバイスとして電気二重層キャパシタであってもよい。

交流電源系統１には電源系統の電圧を検出するために電圧検出器４と電力変換回路６に流れる電流を検出するための電流検出器３とが設置されている。電圧検出器４の出力は配線２２を介して、電流検出器３の出力は配線２１を介して、それぞれシステム制御装置１１の電圧・周波数・位相演算部１４および電流演算部１３に接続されている。電圧検出器４はＰＴ（Ｐｏｔｅｎｔｉａｌ Ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ）として知られる変成器であり、また電流検出器３はＣＴ（Ｃｕｒｒｅｎｔ Ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ）として知られる変流器である。

システム制御装置１１は、電流演算部１３、電圧・周波数・位相演算部１４、有効・無効電力演算部１５、周波数指令値演算部４０、内部起電圧指令値演算部５０、内部相差角演算部６０、電流指令値演算部７０、電力変換装置制御部１６から構成されている。

電力変換装置制御部１６からのゲート駆動信号２０は電力変換回路６に送られる。ゲート駆動信号２０は、パワー半導体素子のゲートをＰＷＭ制御することにより、二次電池５の直流電力は所望の電圧、周波数、位相の交流電力に変換されて交流電源系統１に供給される。もしくは交流電源系統１からの交流電力が直流電力に変換されて二次電池５を充電する。

二次電池５には二次電池の状態を検出するための電圧、電流、温度、圧力等の電池状態検出器１７が取り付けられており、二次電池監視装置１８において二次電池の状態を監視する他、二次電池５のＳＯＣ（Ｓｔａｔｅ Ｏｆ Ｃｈａｒｇｅ）の計算を行う。

二次電池監視装置１８は配線２３を介してシステム制御装置１１に接続されていて、二次電池５の状態に異常を検知した場合、電力変換装置制御部１６を介して、電力変換回路６の運転を停止する。

次に、図２〜図７を用いて本発明の実施形態に係る複合発電システム向け電力変換装置の詳細について説明をする。
（１）電圧・周波数・位相演算部とＰＬＬ演算
図２Ａ及び図２Ｂは、電圧・周波数・位相演算部１４におけるＰＬＬ演算回路３１について説明する図である。交流電源系統１の電圧及び周波数はこのＰＬＬ演算回路３１にて算出される。ここに、図２Ａは、系統電圧及び系統周波数を算出するＰＬＬ演算部（ＰＬＬ演算回路３１）のブロック図の一例であり、図２Ｂは、系統電圧及び系統周波数及び位相を算出するＰＬＬ演算部（ＰＬＬ演算回路３１）における演算処理を示すブロック図である。

交流電源系統１の周波数・位相は電圧検出器４からの電圧信号に基づき、ＰＬＬ演算回路３１において計算で求められる。すなわち、電力変換回路６に設置された電圧検出器４により交流電源系統１の線間電圧の瞬時値νＲＳ、νＳＴが計測され、ＰＬＬ演算回路３１に入力される（図１参照）。ＰＬＬ演算回路３１において、この電圧の瞬時値νＲＳ、νＳＴを用いて交流電源系統１の周波数・位相の推定計算が行われる。

図２Ａ及び図２Ｂに示すＰＬＬ演算回路３１の演算ブロック図において、ＰＬＬ演算回路３１は、線間電圧値（νＲＳ、νＳＴ）から位相φを算出するαβ変換器３０と、αβ変換器３０により算出された位相φとＰＬＬ演算回路３１内で推定された位相φ’との偏差を求める位相比較器３２と、位相偏差から交流電源系統１の角速度（周波数）を推定するループフィルタ（Ｌｏｏｐ Ｆｉｌｔｅｒ）３４および推定された角速度を積算し、推定位相φ’を算出する積算器３５とで構成されている。

電源系統１の位相は、電圧検出器４から得られた系統線間電圧の瞬時値νＲＳ、νＳＴとをαβ変換することで求める。系統側の各相の相電圧の瞬時値をνＲ、νＳ、νＴ、とし、瞬
時値ベクトルναβを次式のように定義する。

オイラーの式（εｊφ＝ｃｏｓφ＋ｊ・ｓｉｎφ）より瞬時値ベクトルναβは以下のように表現することができる。

ここで瞬時値ベクトルναβはａ相を基準にした固定座標系（αβ軸）を角速度ωで回転
するベクトルとなる。

実際の電圧検出器４で計測された系統瞬時線間電圧νＲＳ、νＳＴと瞬時相電圧νＲ、νＳ、νＴは次のような関係にある。

従って瞬時値ベクトルは瞬時線間電圧から

で求められる。また、次式よりｃｏｓφとｓｉｎφが計算されて、位相φが求まる。

位相比較器３２は、系統電圧の瞬時値から求めた位相φとＰＬＬ演算回路３１内で推定された位相φ’の偏差を求める。位相偏差φ−φ’はオイラーの式より、

φ−φ’が十分小さい場合、この値がほぼ位相差と判断される。

ループフィルタ３４は、位相比較器３２で求められた位相偏差から、系統の周波数ωｓを求める。系統周波数は、ループフィルタ３４の出力（ωｓ）から求まる。ループフィルタの伝達関数Ｇ（ｓ）は次式で表される。

推定周波数ωｓを積算器３５にて積算して、推定位相角φ’を求める。

ここで、αβ座標系に対してωｔで回転するｄｑ座標系を想定して系統の電圧をｄｑ変
換して求める。すなわち、ｄｑ座標系での電圧は、

より、

となる。

以上のようにして、電圧・周波数・位相演算部１４は、電圧検出器４からの線間電圧の瞬時値νＲＳ、νＳＴから、電圧Ｖｄ，Ｖｑ、周波数ωｓ、位相φを算出する。
（２）電流演算部
電流演算部１３は、電圧・周波数・位相演算部１４で計算された位相φを入力として、次式により電流Ｉｄ，Ｉｑを算出する。

よって、ｄｑ座標系での電流ベクトルは次式となる。

（３）有効・無効電力演算部
有効・無効電力演算部１５は、電圧・周波数・位相演算部１４と電流演算部１３で計算された電圧Ｖｄ，Ｖｑと電流Ｉｄ，Ｉｑを入力として、有効電力Ｐと無効電力Ｑとを算出する。

（４）周波数指令値演算部
周波数指令値演算部４０は有効電力指令値Ｐｒｅｆと有効電力Ｐの偏差から比例制御により周波数指令値ωｒｅｆを算出する。ここで、図３Ａは図１の制御ブロックにおいて、周波数指令値演算部４０の演算回路を示すブロック図の一例である。すなわち、図３Ａに示すように、減算器４３は有効電力指令値Ｐｒｅｆから有効電力Ｐを減算して、比例制御器４４に出力する。比例制御器４４は、減算器４３の出力に比例ゲインＫｖを乗じて、次段の上下限リミッタ４６に送る。そして、上下限リミッタ４６にて比例制御器４４の出力はωｄｒ＿ｍａｘとωｄｒ＿ｍｉｎの間に制限されて、加算器４７にて周波数基準値ωｏが加えられて、周波数指令値ωｒｅｆとして出力される。周波数基準値ωｏとしては、例えば６０Ｈｚが選ばれている。

図３Ｂは図１の制御ブロックにおいて、周波数指令値演算部４０の演算回路を示すブロック図のその他の一例である。すなわち、図３Ａの代わりに図３Ｂに示すように、比例制御器４４と上下限リミッタ４６の間に一次遅れ演算器４５を配してもよい。比例ゲインＫｖは有効電力と周波数の間に所定の垂下特性を有するように調整する。
（５）内部起電圧指令値演算部
図５Ａは図１の制御ブロックにおいて、内部起電圧指令値演算部５０の演算回路を示すブロック図の一例である。図５Ａに示すように、内部起電圧指令値演算部５０は無効電力指令値Ｑｒｅｆと無効電力Ｑの偏差から比例制御により内部起電圧指令値Ｅｆを算出する。具体的には、減算器５３は無効電力指令値Ｑｒｅｆから無効電力Ｑを減算して、比例制御器５４に出力する。比例制御器５４は、減算器５３の出力に比例ゲインＫｆを乗じて、次段の上下限リミッタ５６に送る。そして、上下限リミッタ５６にて比例制御器５４の出力はＶｄｒ＿ｍａｘとＶｄｒ＿ｍｉｎの間に制限され、加算器５７にて電圧基準値Ｖｏが加算されて電圧目標値Ｖｒｅｆとなり、関数演算器５８に送られて下式に示す演算が施されて内部起電圧指令値Ｅｆとして出力される。

上記数式で求められる内部起電圧指令値Ｅｆは、第２の加算器５７の出力である電圧目標値Ｖｒｅｆから、蓄電設備の内部インピーダンスと蓄電設備と電源系統間の外部インピーダンスの和である総合インピーダンス（ｒ、ｘ）による電圧降下を差し引いて求めたものということができる（図６Ｂ参照）。ここで、図６Ｂは仮想的な電圧制御型電力変換装置を示す系統図の一例である。

図５Ｂは図１の制御ブロックにおいて、内部起電圧指令値演算部の演算回路を示すブロック図のその他の一例である。すなわち、図５Ａの代わりに図５Ｂに示すように、比例制御器５４と上下限リミッタ５６の間に一次遅れ演算器５５を配してもよい。比例ゲインＫｆは無効電力と出力電圧の間に所定の垂下特性を有するように調整する。
（６）内部相差角演算部
図４は図１の制御ブロックにおいて、内部相差角演算部の演算回路を示すブロック図の一例である。図４に示すように、内部相差角演算部６０は周波数指令値ωｒｅｆと周波数ωｓの偏差から、内部相差角θを算出する。周波数指令値ωｒｅｆと周波数ωｓは減算器６３にて偏差が求められて、次段の積算器６４にて積算されて、内部相差角θとして出力される。
（７）電流指令値演算部
図６Ａは図１の制御ブロックにおいて、電流指令値演算部の演算回路を示すブロック図の一例である。図６Ａに示すように、電流指令値演算部７０は内部起電圧指令値Ｅｆ、内部相差角θ、電圧Ｖｄ、Ｖｑを入力として、関数演算器７２にて下式に示す演算が施されて電流指令値Ｉｄ＿ｒｅｆ、Ｉｑ＿ｒｅｆとして電力変換装置制御部１６に出力される。

上記数式で求められる電流値は、電圧計測手段により計測された系統電圧の電源と内部起電圧指令値電圧の電源との間に総合インピーダンスが接続されたとした場合に、総合インピーダンスに流れる電流値である。この電流値は電流指令値として電流指令値演算部７０から出力される（図６Ｂ参照）。

ところで、実際の蓄電装置の内部インピーダンスｒａ ，ｘｓはほぼゼロに等しく、総合インピーダンス ｒ ＝ ｒａ ＋ ｒｌ 、ｘ ＝ ｘｓ ＋ ｘｌはほぼ蓄電設備と電源系統間の外部インピーダンスｒｌ 、ｘｌに等しい。しかしながら、前述のとおり、内部起電圧指令値Ｅｆ、電流指令値Ｉｄ＿ｒｅｆ、Ｉｑ＿ｒｅｆを算出するに際して、蓄電設備の内部インピーダンスと蓄電設備と電源系統間の外部インピーダンスの和である総合インピーダンスを用いることとした。特に、蓄電装置の内部インピーダンスを仮想的に大きくして、総合インピーダンスを求め、この仮想インピーダンスを用いて内部起電圧指令値Ｅｆ、電流指令値Ｉｄ＿ｒｅｆ、Ｉｑ＿ｒｅｆを算出すれば、安定した運転が可能となる。なぜならば、複数の電圧制御型電力変換装置を並列運転した場合、電力変換装置間のわずかな電圧差で大きく出力バランスが崩れてしまうのは、電力変換装置のインピーダンスが低いからである。

つまり、電流指令値演算部７０は仮想的な電圧制御型電力変換装置が内部起電圧指令値演算部と内部相差角演算部の計算で求めた内部起電圧を発生させた場合に系統に出力される電流値を推定している。

これにより、電力変換装置の見掛け上のインピーダンスが上昇し、系統との連系運転時や電力変換装置同士の並列運転でシステムが不安定になることを抑制している。

（８）電力変換装置制御部
電力変換装置制御部１６は電圧・周波数・位相演算部１４で算出された電圧Ｖｄ，Ｖｑと位相φおよび電流演算部１３で算出された電流Ｉｄ，Ｉｑおよび電流指令値演算部７０で算出された電流指令値Ｉｄ＿ｒｅｆ、Ｉｑ＿ｒｅｆを入力として、電力変換回路６の出力電流が電流指令値演算部７０で算出された電流指令値となるようゲート駆動信号２０を出力する。

二次電池監視装置１８において、二次電池５に異常が見つかれば、電池異常信号を配線２３にて、システム制御装置１１の電力変換装置制御部１６に送り、ゲート駆動信号２０の送出を停止して、電力変換回路６の作動を停止させて、二次電池５の保護を図る。二次電池の異常としては、過電流、電圧低下、過電圧、過充電、過放電、電池温度異常、電池圧力異常、装置異常等がある。

図１０は本発明の実施形態に係る複合発電システムの電源系統図の一例である。船内電源系統１０１は、特に実体があるというものでなく、強いていえば、配線とこれにつながる各種の発電機や負荷設備等から構成されているということができる。

船内電源系統１０１（以下、単に電源系統と称す）には３相交流電力が流れるところ、表記を簡単化するために単線系統図として表されている。図１０に示す電源系統は、船舶内におけるものであるが、マイクログリッドであっても本発明の適用が可能である。

電源系統１０１は、公称電圧４４０Ｖ，公称周波数６０Ｈｚの三相交流であって、その系統には、各種の設備が接続されている。すなわち、太陽電池ユニット１０３と電力変換器１０４とからなる太陽光発電機１１０、二次電池１０５と電力変換装置１０６とからなる蓄電設備１１１および３台のディーゼル発電機１０７ａ，１０７ｂ，１０７ｃとが、図１０の電源系統１０１の電源側に接続されている。なお電力変換装置１０６は、電力変換回路６やその制御装置１１，１６から構成されている。

図１０の電源系統１０１の負荷側には船内電力負荷１０２とバウスラスタ（Ｂｏｗ Ｔｈｒｕｓｔｅｒ）１０８とが接続されている。船内の照明や空調のほか船内で消費される電力が船内電力負荷１０２となる。バウスラスタ１０８は、タグボート（Ｔｕｇｂｏａｔ）の助けを借りずに入港時に船舶を岸壁に移動するために設けられており、大型の誘導電動機により駆動される。

基本的には、船内で必要な電力はディーゼル発電機１０７により賄われる。太陽光発電機１１０等の自然エネルギーが用いられる場合があるが、自然エネルギーは通常、発電電力を制御できないため、電源系統を不安定化させる方向に働く。本発明に係る蓄電設備１１１は、ディーゼル発電機１０７が追従できないような過渡的な負荷変動（例えばバウスラスタ１０８の運転停止）や太陽光発電機１１０による系統への擾乱を補償するために設けられたものである。

なお、船舶が岸壁に接岸したときは、船内で必要とする電力は商用の電力系統から賄われる。このため、船舶の接岸後に系統連系用の遮断器１１６が図示しない同期投入制御装置と協同して閉路することにより、電源系統１０１は商用の電力系統１１５と遮断器１１６を介して連系する。

ここでシステム制御装置１１単独の動作について説明する。すなわち、図１において他の発電設備が接続されていない場合において、プロセス量が変化したときの制御装置１１の動作について説明する。

船内の電源系統１０１において、船内負荷（１０２、１０８）が増加した場合、図３のドループ特性により周波数ωｓが低下する。周波数ωｓが低下すると、内部相差角演算部６０において、整定状態でゼロであった減算器６３の出力は正に転じる。そして、積算器６４の出力が増加して、内部相差角θが増加する。これにより、電流指令値演算部７０にて演算される電流指令値Ｉｄ＿ｒｅｆは増加して、電力変換装置１０６から出力されるｄ軸電流が増加して、その結果有効電力Ｐが増加して、低下した周波数ωｓは増加して、元の値に戻ろうとする。しかし、ωｓは船内負荷増加前の値にまでは戻らない。

一方、有効電力Ｐの増加により、周波数指令値演算部４０の減算器４３の出力は低下して、この結果、周波数指令値演算部４０の出力である周波数指令値ωｒｅｆは低下する。これにより周波数ωｓと周波数指令値ωｒｅｆとがバランスして内部相差角演算部６０の減算器６３の出力はゼロとなり、積算器６４の出力増加は止まり、内部相差角θは船内負荷増加後の値に整定する。

船内負荷（１０２、１０８）における無効電力Ｑの消費が増加すると、内部起電圧指令値演算部５０の出力である内部起電圧指令値Ｅｆは増加して、電流指令値演算部７０の出力である電流指令値Ｉｑ＿ｒｅｆが増加して、この結果、電力変換装置１０６は必要とする無効電力Ｑを供給する。この間、船内電源系統１０１の負荷力率は一時低下する。

次に、ディーゼル発電機１０７が電源系統１に接続されている場合における、システム制御装置１１の過渡応答について、船内負荷（１０２、１０８）が増加した場合を例に取り、図３Ａおよび図５Ａを用いて、詳しく説明する。

船内負荷（１０２、１０８）が増加して有効電力Ｐが増加すると、その増加分の有効電力はディーゼル発電機１０７が過渡的に分担することになる。すなわち、有効電力Ｐが増加すると、周波数指令値ωｒｅｆが低下して、内部相差角θが小さくなり、電力変換装置１０６の出力は逆に減少する。この結果、電力変換装置１０６の出力の減少分と船内負荷（１０２、１０８）の増加分はディーゼル発電機１０７が分担することになる。ディーゼル発電機１０７の出力（電源容量）が十分大きければ問題とならないが、例えば、マイクログリッドのように原動機発電機の電源容量が小さい場合、原動機発電機が過負荷となり、場合によっては運転停止する。また、過負荷で運転すれば燃費も悪くなる。

このような現象は、ディーゼル発電機１０７（原動機発電機も同様）の慣性モーメントに起因する応答の遅れによって生じる。定常状態では、前述したように周波数が低下して、ディーゼル発電機１０７と電力変換装置１０６とはそれぞれあらかじめ定めたドループ特性に応じて負荷分担するので問題とはならない。このことから、ディーゼル発電機１０７と電力変換装置１０６の出力の遅れに差がなければ、過渡的にディーゼル発電機１０７が過負荷となるおそれがない。

ディーゼル発電機１０７と電力変換装置１０６とが負荷分担する状況を図７に示す。図７において、縦軸が周波数、横軸が電力であり、横軸Ｐｇ側のグラフはディーゼル発電機１０７の出力特性であり、横軸Ｐｂａｔ側のグラフが電力変換装置１０６の出力特性である。当初負荷Ｐを、ディーゼル発電機１０７がＰ１、電力変換装置１０６がＰ２で分担していたところ、船内負荷がＰ’に増加した場合、定常的には、ディーゼル発電機１０７の出力は曲線（１）で示すドループ特性で変化してＰ’１となり、電力変換装置１０６の出力は曲線（２）で示すドループ特性で変化してＰ’２となる。

ところが、過渡状態では、前述したように、ディーゼル発電機１０７のもつ慣性モーメントにより周波数ωｓは直ぐには下がらないので、電力変換装置１０６の出力はほぼＰ２のままである。不足する有効電力はディーゼル発電機１０７が負担する。

図３Ｂおよび図５Ｂに示すように、比例制御器４４、５４と上下限リミッタ４６、５６の間に一次遅れ演算器４５、５５を配置すれば、電力変換装置１０６の応答がその分遅くなり、ディーゼル発電機１０７の応答に合わせることが可能となる。一次遅れの大きさを調節することにより、過渡状態においても電力変換装置１０６とディーゼル発電機１０７の負荷分担を適正に保つことが可能となる。好ましくは、一次遅れ演算器４５、５５の時定数はディーゼル発電機１０７の慣性モーメントに合わせて設定される。好ましくは、原動機発電機の応答の時定数を一次遅れ演算器４５、５５の時定数としてもよい。例えば、具体的な数値として１秒としてもよい。

３台あるディーゼル発電機１０７がすべて停止している場合、船内の必要電力は２台ある蓄電設備１１１によりまかなわれている。このとき、船内負荷（１０２、１０８）の有効電力Ｐ消費が増加すると、周波数指令値演算部４０における比例制御器４４の比例ゲインＫｖで定まるドループ率によって、その増加分を各蓄電設備１１１ａ、１１１ｂが分担する。無効電力Ｑの場合も同様に、内部起電圧指令値演算部５０における比例制御器５４の比例ゲインＫｆで定まるドループ率によって、その変化分を各蓄電設備１１１ａ、１１１ｂが分担する。

以上に説明した電力変換装置１０６は、電流制御型の特性と電圧制御型の特性の両方を併せもつので、制御方式の切替を必要としない。

本発明に係る電力変換装置を設けることにより、次の効果が得られる。
（１）制御方式の切替を行うことなく、自立電源系統と陸上の商用電力系統との連系が可能となる。また、自立電源系統において、ディーゼル発電機と二次電池を用いた蓄電設備との連系が可能である。更には、二次電池を用いた蓄電設備のみによる自立運転を同一の制御方式で運転ができ、取り扱いが容易となる。
（２）自立運転中の電圧、周波数制御をディーゼル発電機と同様に実施することができ、取り扱いが容易となる。
＜試験結果＞
図８Ａ、図８Ｂ、図８Ｃ、及び図８Ｄに船内電源が蓄電設備１１１のみの場合において、負荷変動が生じたときのシミュレーション結果を示す。ここで、図８Ａは本発明に係る複合発電システム向け電力変換装置を２台設けて並列運転した場合の系統電圧のシミュレーション試験結果を示す図である。図８Ｂは本発明に係る複合発電システム向け電力変換装置を２台設けて並列運転した場合の系統周波数のシミュレーション試験結果を示す図である。図８Ｃは本発明に係る複合発電システム向け電力変換装置を２台設けて並列運転した場合の有効電力のシミュレーション試験結果を示す図である。図８Ｄは本発明に係る複合発電システム向け電力変換装置を２台設けて並列運転した場合の無効電力のシミュレーション試験結果を示す図である。なお、図８Ｃにおいて、（ｉ）は負荷有効電力、（ｉｉ）は２台の電力変換装置のうち一方の有効電力、（ｉｉｉ）は２台の電力変換装置のうち他方の有効電力を表している。また、図８Ｄにおいて、（ｉ）は負荷無効電力、（ｉｉ）は２台の電力変換装置のうち一方の無効電力、（ｉｉｉ）は２台の電力変換装置のうち他方の無効電力を表している。図８Ａ〜図８Ｄのシミュレーション結果によれば、
・ディーゼル発電機１０７は停止しており、電力変換装置１０６ａ、１０６ｂを並列運転している。電力指令はいずれの電力変換装置１０６も当初０ｋＷ、０ｋＶａｒである。
・周波数および電圧のドループ設定は、３台のディーゼル発電機１０７、２台の電力変換装置１０６いずれも５％。
・１秒時点で船内負荷が４０ｋＷ、３０ｋＶａｒから１２０ｋＷ、９０ｋＶａｒに増加。・２秒時点で、電力変換装置１０６ａの有効電力指令値を１２０ｋＷに変更。さらに、３秒時点で同じく無効電力指令値を９０ｋＶａｒに変更。

電力変換装置１０６の出力は指令によらず、負荷電力で決まっている。２台の電力変換装置１０６ａ、１０６ｂを並列運転した場合、各電力変換装置１０６の電力指令値が互いに等しければ、負荷が各電力変換装置１０６に均等に分担されることがわかる。また、一方の電力指令値を変更した場合、他方の出力が自動的に対応して変化している。従って、定常的な偏差を観測し、それに応じた電力指令値を与えることにより、電圧、周波数の定常値を定格に維持する制御が可能であることがわかる。

図９Ａ、図９Ｂ、図９Ｃ及び図９Ｄに船内電源がディーゼル発電機１０７と蓄電設備１１１の場合において、負荷変動が生じたときのシミュレーション結果を示す。ここで、図９Ａは本発明に係る複合発電システム向け電力変換装置とディーゼル発電機とを並列運転した場合の系統電圧のシミュレーション試験結果を示す図である。図９Ｂは本発明に係る複合発電システム向け電力変換装置とディーゼル発電機とを並列運転した場合の系統周波数のシミュレーション試験結果を示す図である。図９Ｃは本発明に係る複合発電システム向け電力変換装置とディーゼル発電機とを並列運転した場合の有効電力のシミュレーション試験結果を示す図である。図９Ｄは本発明に係る複合発電システム向け電力変換装置とディーゼル発電機とを並列運転した場合の無効電力のシミュレーション試験結果を示す図である。なお、図９Ｃにおいて、（ｉ）はディーゼル発電機の有効電力、（ｉｉ）は負荷有効電力、（ｉｉｉ）は電力変換装置の有効電力を表している。また、図９Ｄにおいて、（ｉ）はディーゼル発電機の無効電力、（ｉｉ）は負荷無効電力、（ｉｉｉ）は電力変換装置の無効電力を表している。すなわち、図９Ａ〜図９Ｄのシミュレーション結果によれば、
・ディーゼル発電機１０７、および１台の電力変換装置１０６ａを並列運転している。電 力変換装置１０６の電力指令は当初０ｋＷ、０ｋＶａｒである。
・周波数および電圧のドループ設定は、３台のディーゼル発電機１０７、２台の電力変換装置１０６いずれも５％。
・１秒時点で負荷が４０ｋＷ、３０ｋＶａｒから１２０ｋＷ、９０ｋＶａｒと増加。
・２秒時点で、電力変換装置１０６ａの有効電力指令値を１２０ｋＷに変更。さらに、３秒時点で同じく無効電力指令値を９０ｋＶａｒに変更。

電力変換装置１０６ａの初期電力はほぼ０であるが、負荷変動時に一定の割合で負荷を分担している。実際の発電機と同様に、有効電力および無効電力の負荷変動に対しすばやく負荷分担を行い、系統周波数および系統電圧の変動を低減している。このことから、本発明に係る電力変換装置１０６は電力系統を安定化する能力を持つことがわかる。

上記説明から、当業者にとっては、本発明の多くの改良や他の実施形態が明らかである。従って、上記説明は、例示としてのみ解釈されるべきであり、本発明を実行する最良の態様を当業者に教示する目的で提供されたものである。本発明の精神を逸脱することなく、その構造及び／又は機能の詳細を実質的に変更できる。

本発明は複数のタイプの電源を有する複合発電システムであって、連系運転がされることのある自立電源系統において、電源系統の品質の維持管理を行う電力変換装置として好適に用いることができる。また、一般の電源系統にも活用することができる。

１ 交流電源系統
３ 電流検出器
４ 電圧検出器
５ 二次電池
６ 電力変換回路
７ 直流電力ライン
８ フィルタリアクトル
１１ システム制御装置
１３ 電流演算部
１４ 電圧・周波数・位相演算部
１５ 有効・無効電力演算部
１６ 電力変換装置制御部
１７ 電池状態検出器
１８ 二次電池監視装置
２０ ゲート駆動信号（ＰＷＭ信号）
２１ 配線
２２ 配線
２３ 配線
３０ αβ変換器
３１ ＰＬＬ演算回路
３２ 位相比較器
３４ ループフィルタ
３５ 積算器
４０ 周波数指令値演算部
４３ 減算器
４４ 比例制御器
４５ 一次遅れ演算器
４６ 上下限リミッタ
４７ 加算器
５０ 内部起電圧指令値演算部
５３ 減算器
５４ 比例制御器
５５ 一次遅れ演算器
５６ 上下限リミッタ
５７ 加算器
５８ 関数演算器
６０ 内部相差角演算部
６３ 減算器
６４ 積算器
７０ 電流指令値演算部
７２ 関数演算器
１０１ 船内電源系統
１０２ 船内電力負荷
１０３ 太陽電池ユニット
１０４ 電力変換器
１０５ 二次電池
１０６ 電力変換装置
１０７ ディーゼル発電機
１０８ バウスラスタ
１１０ 太陽光発電機
１１１ 蓄電設備
１１５ 商用電力系統
１１６ 遮断器

Claims (11)

1. 蓄電デバイスと電力変換器とを有する蓄電設備を含む複数の発電設備からなる電源系統において、
   前記電源系統の電圧を計測する電圧計測手段と、前記電源系統の周波数を計測する周波数計測手段と、前記蓄電設備の出力端における有効電力および無効電力を計測する電力計測手段と、システム制御装置とを有して、
   前記システム制御装置は、
   有効電力指令値と前記電力計測手段で計測された有効電力との偏差を比例演算する第１の比例演算器と、当該第１の比例演算器の出力に基準周波数を加算して周波数指令値を算出する第１の加算器とを有する周波数指令値演算部と、
   前記周波数指令値演算部で演算された周波数指令値と前記周波数計測手段で計測された周波数との偏差を積算して内部相差角を算出する内部相差角演算部と、
   無効電力指令値と前記電力計測手段で計測された無効電力との偏差を比例演算する第２の比例演算器と、当該第２の比例演算器の出力に基準電圧を加算して内部起電圧指令値を算出する第２の加算器とを有する内部起電圧指令値演算部と、
   前記内部相差角と、前記内部起電圧指令値と、前記電圧計測手段で計測された電圧とから、前記電力変換器の出力電流の指令値を算出する電流指令値演算部とを備え、
   前記出力電流の指令値を出力して前記電力変換器を制御する複合発電システム用電力変換装置。
2. 前記内部起電圧指令値演算部において、前記第２の加算器の出力から、前記蓄電設備の内部インピーダンスと前記蓄電設備と前記電源系統間の外部インピーダンスとの和である総合インピーダンスによる電圧降下を差し引いて、前記内部起電圧指令値を求める請求項１記載の複合発電システム用電力変換装置。
3. 前記電圧計測手段により計測された電圧の電源と、前記内部起電圧指令値で示される電圧の電源との間に前記総合インピーダンスが接続された場合に、前記総合インピーダンスに流れる電流値を前記出力電流の指令値として出力する請求項２記載の複合発電システム用電力変換装置。
4. 前記蓄電設備の内部インピーダンスの値を実際の値より大きく設定して、前記内部起電圧指令値および前記電流指令値演算部の出力を算定する請求項２または３記載の複合発電システム用電力変換装置。
5. 前記電圧計測手段および前記周波数計測手段が、
   前記電源系統の電圧を計測する電圧計と、
   前記電圧計の出力を位相同期演算するＰＬＬ演算部と、
   を有し、前記電圧計の出力から前記電源系統の電圧を検出するとともに、前記ＰＬＬ演算部の出力から前記電源系統の周波数及び位相を検出する請求項１〜４のいずれか１項記載の複合発電システム用電力変換装置。
6. 前記電力計測手段が、
   前記電源系統の電圧を計測する電圧計と、
   前記電圧計の出力を位相同期演算するＰＬＬ演算部と、
   前記蓄電設備の出力電流を計測する電流計と、
   を有し、前記電流計の出力と、前記ＰＬＬ演算部で算出された電圧とから前記有効電力及び前記無効電力を算出する請求項１〜５のいずれか１項記載の複合発電システム用電力変換装置。
7. 前記周波数指令値演算部において、前記第１の比例演算器の比例定数および前記有効電力指令値がそれぞれ個別に変更可能であって、
   前記内部起電圧指令値演算部において、前記第２の比例演算器の比例定数および前記無効電力指令値がそれぞれ個別に変更可能である請求項１〜６のいずれか１項記載の複合発電システム用電力変換装置。
8. 前記第１の比例演算器と前記第１の加算器の間に第１の時間遅れ演算器を介在させ、
   前記第２の比例演算器と前記第２の加算器の間に第２の時間遅れ演算器を介在させた請求項１〜７のいずれか１項記載の複合発電システム用電力変換装置。
9. 前記電源系統が、原動機発電機および自然エネルギーを利用した発電機を接続してなる自立電源系統である請求項１〜８のいずれか１項記載の複合発電システム用電力変換装置。
10. 前記電源系統が、前記蓄電設備を複数接続してなる自立電源系統である請求項１〜８のいずれか１項記載の複合発電システム用電力変換装置。
11. 前記電源系統に商用の電力系統が遮断器を介して接続可能になっている請求項１〜１０のいずれか１項記載の複合発電システム用電力変換装置。

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