JP6371603B2 - 複合発電システム用電力変換装置 - Google Patents

Description

本発明は、複数のタイプの発電設備を接続可能な複合発電システムのための電力変換装置に関し、特に、交流電力系統と、回転動力に基づいて発電する発電設備との間に設けられる複合発電システム用電力変換装置に関する。

近年、例えば、ガスタービン発電機やバイナリー発電機等の原動機発電機および燃料電池等の発電設備さらには蓄電設備を含む、複数の種類の電源設備を複数接続した電力供給システムが研究されている。例えば、特定のエリアにおいて、上記のような発電設備を複数含む分散型発電設備を用い、当該発電設備から複数の負荷へ電力供給を行うマイクログリッドと呼ばれるシステムが提案されている。このようなマイクログリッドは、商用電力系統とは独立して運用される形態と、商用電力系統と連系して運用される形態とが含まれる。このようなマイクログリッド等の複合発電システムにおいては、複数の発電設備を接続する際に、発電設備と電源系統との間に電力変換装置を接続して、当該発電設備が各発電設備と連系した動作を可能としている。

また、離島や新興国等の僻地において、大規模な商用電力系統と接続されていない場所では、ディーゼル発電機等の比較的小規模な原動機発電設備を使用して自立した発電システムを構築する場合がある。特に、このような僻地では、燃料の輸送費が高くなり、発電単価が高くなる傾向にあるため、温泉等、比較的温度の低い熱源がある場所では、地熱を利用したバイナリー発電機の導入が注目されている。バイナリー発電機を導入する際、バイナリー発電機は、バイナリー発電単独での自立運転させることが想定されるが、非常時やメンテナンス時等においては他の原動機発電設備等との連系運転が可能であることが望まれる。

バイナリー発電機等の回転動力に基づいて発電する発電設備を含む複数の発電設備において連系運転と自立運転とを制御方式を変更することなく切り替えられる構成として特許文献１のような構成が提案されている。特許文献１においては、交流電力系統に電力変換器を介して蓄電デバイスが接続された構成において、当該電力変換器の交流側（交流電力系統側）の電圧および電流を計測し、これらの計測値を用いて、電力変換器および蓄電デバイスの代わりに仮想の発電機が交流電力系統に接続されているとみなして交流電力系統の負荷変化に応じた出力制御を行っている。

国際公開２０１３／００８４１３号

しかし、回転動力に基づいて発電する発電設備においては、構造上、負荷変化が生じてから出力変更制御を行うまでの応答速度が遅い問題がある。特に、上述したような僻地における発電システムでは、電力システムにおいて必要な全電力に対して１つの発電設備あたりの発電量の変化の割合が高くなる。すなわち、１箇所当たりの負荷変動が系統全体に影響を与える割合が高くなる。このため、特許文献１に記載されたような制御方法では複合発電システムの環境によっては応答速度が遅くなる場合がある。

本発明の目的は、上記課題を解決するためになされたものであり、出力調整を迅速かつ適正に行うことにより、発電設備の自立運転を適正に行うことができる複合発電システム用電力変換装置を提供することにある。

本発明の一態様に係る複合発電システム用電力変換装置は、交流電力系統と、回転機の回転動力に基づいて発電する発電設備との間に設けられる複合発電システム用電力変換装置であって、前記発電設備からの交流電力を直流電力に変換する発電設備側電力変換器と、前記発電設備側電力変換器の直流側端子に直流リンク部を介して接続され、前記発電設備側電力変換器によって変換された直流電力を交流電力に変換する系統側電力変換器と、前記直流リンク部に、ＤＣ／ＤＣコンバータを介して接続される蓄電設備と、を備え、前記系統側電力変換器は、当該系統側電力変換器の交流側の電圧および電流を計測し、これらの計測値を用いて、前記系統側電力変換器の代わりに仮想の発電機が前記交流電力系統に接続されているとみなして前記交流電力系統への出力制御を行うように構成され、前記発電設備側電力変換器は、前記回転機の回転速度に応じて前記直流リンク部の直流電圧（以下、直流中間電圧）を変化させる電圧制御を行うように構成され、前記ＤＣ／ＤＣコンバータは、前記直流中間電圧の変化に応じて前記蓄電設備の充放電量を変化させるように構成される。

上記構成によれば、系統側電力変換器と発電設備側電力変換器との間の直流リンク部に、ＤＣ／ＤＣコンバータを介して蓄電設備が接続される。系統側電力変換器が当該系統側電力変換器の代わりに仮想の発電機が交流電力系統に接続されているとみなして電力を交流電力系統へ出力する制御を行う。これにより、系統との連系運転と自立運転との切り替えを制御方式を変更せずに実現できる。また、他の発電機の運転を必要とせず、電力変換装置のみでの自立運転が可能となる。さらに、交流電力系統において負荷の変動が生じることにより、直流リンク部における直流中間電圧が変化することに伴い、発電設備側電力変換器は、回転機の回転速度に応じて直流中間電圧を変化させる電圧制御を行う。この際、ＤＣ／ＤＣコンバータは、直流中間電圧の変化に応じて蓄電設備からの充放電量を変化させる。これにより、発電設備の速度一定制御が立ち上がってくるまでの間（応答が遅れている間）、ＤＣ／ＤＣコンバータが直流中間電圧の増減を補うように電圧制御を行うことで発電設備が追従できない負荷変動分を蓄電設備が補っている。ここで、ＤＣ／ＤＣコンバータにおいてはＤＣ／ＤＣコンバータ目標電圧と直流中間電圧との間に偏差が残るように充放電を調整（制御）する。この偏差は、ＤＣ／ＤＣコンバータの充放電制御の後から立ち上がってきた発電設備の速度一定制御により修正される。すなわち、発電設備における速度一定制御の応答遅れを、時間遅れを伴わないＤＣ／ＤＣコンバータの充放電制御により時間的に補い、ＤＣ／ＤＣコンバータの充放電制御における目標中間電圧との偏差を、発電設備における速度一定制御により補う。したがって、上記構成によれば、負荷の変動を発電設備側電力変換器およびＤＣ／ＤＣコンバータが相互に補い合うことにより、出力調整を迅速かつ適正に行うことができ、発電設備の自立運転を適正に行うことができる。また、発電設備側電力変換器、ＤＣ／ＤＣコンバータおよび系統側電力変換器はそれぞれ独立して自律的に制御動作を行う。このため、発電設備、蓄電設備、および電力変換装置の制御系を個別に調整できる等、設計の自由度が高く、電源構成が自由に変更できる等、運用も容易となる。

前記発電設備側電力変換器は、前記直流中間電圧が所定の目標電圧（以下、発電機側電力変換器目標中間電圧）となるように電圧制御を行うように構成されてもよい。また、前記発電機側電力変換器目標中間電圧は、前記回転機の回転速度と予め定めた回転速度指令値との偏差に基づいた値に予め定めた直流電圧基準値を加算して算出されたものであってもよい。この構成によれば、発電設備側電力変換器は、直流中間電圧が設定された発電機側電力変換器目標中間電圧となるように電圧制御される。また、回転機の回転速度が変化すると、発電設備側電力変換器はこの発電設備側電力変換器目標中間電圧を変化させる。したがって、ＤＣ／ＤＣコンバータの電圧制御によって生じる定常偏差は、ＤＣ／ＤＣコンバータの電圧制御の後から立ち上がってきた発電設備の速度一定制御と発電機の回転速度に応じて変化した発電設備側電力変換器目標中間電圧による発電設備側電力変換器の電圧一定制御により修正される。

前記発電設備側電力変換器は、前記回転機の回転速度と予め定めた回転速度指令値との偏差に基づいた値に予め定めた直流電圧基準値を加算して前記発電機側電力変換器目標中間電圧を演算し、前記発電機側電力変換器目標中間電圧と第２電圧計測器で計測された直流中間電圧との偏差を比例および積分して前記発電設備側電力変換器に入力される前記発電設備の出力電流の指令値（以下、第１電流指令値）を演算し、前記第１電流指令値を用いて前記発電設備側電力変換器における電力変換を行って、前記電圧制御を行ってもよい。

前記発電設備側電力変換器は、当該発電設備側電力変換器の交流側の電圧を計測する第１電圧計測器と、当該発電設備側電力変換器の直流側の電圧を計測する第２電圧計測器と、第１制御装置とを備え、前記第１制御装置は、前記第１電圧計測器で計測された前記交流側の電圧から、前記発電設備の前記回転機の回転速度を演算する回転速度演算部と、所定の回転速度指令値と前記回転速度との偏差に基づいた値に所定の直流電圧基準値を加算して前記発電機側電力変換器目標中間電圧を演算する目標中間電圧演算部と、前記発電機側電力変換器目標中間電圧と前記第２電圧計測器で計測された前記直流側の電圧との偏差を比例および積分して前記発電設備側電力変換器の直流側への出力電流の指令値（以下、第１電流指令値）を演算する第１電流指令値演算部と、を含み、前記第１電流指令値を用いて前記発電設備側電力変換器における電力変換を行って、前記電圧制御を行ってもよい。これにより、発電設備の回転機の回転速度が所定の回転速度指令値に対して変化した場合に、当該変化量に応じて直流リンク部の発電機側電力変換器目標中間電圧を変化させ、直流中間電圧が当該目標中間電圧となるように出力制御が行われる。

前記ＤＣ／ＤＣコンバータは、前記直流中間電圧と所定の目標電圧（以下、ＤＣ／ＤＣコンバータ目標電圧）との偏差に基づいて前記蓄電設備の充放電量を調節してもよい。

前記ＤＣ／ＤＣコンバータは、前記直流中間電圧と前記直流リンク部側への出力電流との関係が垂下特性を有するように、制御されてもよい。これにより、ＤＣ／ＤＣコンバータによる直流リンク部への出力制御を安定的に行うことができる。

前記ＤＣ／ＤＣコンバータは、前記直流中間電圧が比例制御により制御されてもよい。これにより、ＤＣ／ＤＣコンバータの直流中間電圧と出力電流との関係が垂下特性を有する構成を容易に実現することができる。

前記ＤＣ／ＤＣコンバータは、前記蓄電設備の充電状態（state of charge）に応じて前記ＤＣ／ＤＣコンバータ目標電圧を変化させてもよい。これにより、蓄電設備に蓄えられている電力が直流リンク部への出力調整の際になくならないように蓄電設備の充電状態が適正に維持される。このように、蓄電設備の充放電を直流リンク部への出力制御と同時に管理することができる。

前記ＤＣ／ＤＣコンバータ目標電圧は、前記蓄電設備の充電状態に基づく値（以下、ＳＯＣ値）と所定のＳＯＣ指令値との偏差に基づき算出されたＳＯＣ電圧補正値を前記直流電圧基準値に加算したものであってもよい。

前記ＤＣ／ＤＣコンバータは、当該ＤＣ／ＤＣコンバータの前記直流中間電圧を計測する第３電圧計測器と、前記ＳＯＣ値を取得するＳＯＣ値取得部と、第２制御装置とを備え、前記第２制御装置は、所定のＳＯＣ指令値と前記ＳＯＣ値取得部で取得されたＳＯＣ値との偏差に基づいてＳＯＣ電圧補正値を演算するＳＯＣ電圧補正値演算部と、予め定めた直流電圧基準値に前記ＳＯＣ電圧補正値を加算したＤＣ／ＤＣコンバータ目標電圧と前記第３電圧計測器で計測された前記直流中間電圧とを比例演算して前記ＤＣ／ＤＣコンバータの前記直流リンク部側への出力電流の指令値（以下、第２電流指令値）を演算する第２電流指令値演算部と、を含み、前記第２電流指令値を用いて前記ＤＣ／ＤＣコンバータにおける電力変換を行いながら前記蓄電設備の充放電させる制御を行ってもよい。これにより、直流リンク部側の電圧が所定の直流電圧基準値に対して変化した場合に、当該直流リンク部の電圧変化量に応じて直流リンク部への出力電流を増減させる制御が行われる。さらに、出力電流の増減により、蓄電設備のＳＯＣ値が変化した場合には、当該ＳＯＣ値の変化量に応じて直流リンク部の電圧変化量に補正を加える。すなわち、蓄電設備に蓄えられた電力を直流リンク部に放電した分、蓄電設備を充電し、直流リンク部から蓄電設備へ過剰に充電された分、蓄電設備を放電するように制御される。これにより、ＳＯＣ値の一定制御および直流リンク部の出力調整を同時かつ容易に実現することができる。

前記系統側電力変換器は、当該系統側電力変換器の交流側の電圧を計測する第４電圧計測器と、当該系統側電力変換器の交流側の電流を計測する電流計測器と、第３制御装置とを備え、前記第３制御装置は、前記第４電圧計測器で計測された電圧および前記電流計測器で計測された電流から、前記系統側電力変換器の交流側における有効電力および無効電力を演算する電力演算部と、所定の有効電力指令値と前記有効電力との偏差を比例演算し、その結果に所定の基準周波数を加算して周波数指令値を演算する周波数指令値演算部と、前記系統側電力変換器の交流側の周波数を取得する周波数取得部と、前記周波数取得部で取得された前記周波数と、前記周波数指令値との偏差を積分して内部相差角を演算する内部相差角演算部と、所定の無効電力指令値と前記無効電力との偏差を比例演算し、その結果に所定の基準電圧を加算して内部起電圧指令値を演算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、前記第４電圧計測器で計測された前記交流側の電圧とを用いて、前記系統側電力変換器の交流側への出力電流の指令値（以下、第３電流指令値）を演算する第３電流指令値演算部と、を含み、前記第３電流指令値を用いて前記系統側電力変換器における電力変換制御を行ってもよい。

これによれば、交流電力系統に接続される発電設備および蓄電設備を内部起電力と内部インピーダンスを有する発電機として捉えて、系統側電力変換器の交流側の電圧および電流から当該仮想の発電機の内部起電圧指令値および内部相差角を求め、これらの値から求められる電流値（仮想の発電機における電機子電流値）を系統側電力変換器の出力電流として系統側電力変換器の交流側へ出力する。このように、系統側電力変換器に仮想発電機モデル制御を組み込むことにより、当該系統側電力変換器は、原動機発電機と同等の特性を有するようになり、他の発電機との間で系統連系運転と自立運転とをシームレスに切り替えることができる。

前記発電設備は、前記回転動力を生じさせる回転機の回転速度が一定となるように制御されてもよい。また、発電設備は、ランキンサイクルを利用した発電設備であってもよい。さらに、前記ランキンサイクルを利用した発電設備は、バイナリー発電設備であってもよい。

前記系統側電力変換器は、前記発電設備が発電を停止している状態から起動させる場合に、前記仮想の発電機が負の電力を発生するような制御を行い、前記ＤＣ／ＤＣコンバータが前記蓄電設備を充電するよう構成され、前記発電設備は、前記蓄電設備に充電された電力を用いて自立的に起動するように構成されてもよい。これによれば、発電設備の起動時において、系統側電力変換装置の仮想発電機モデル制御において、一時的に仮想の発電機が負の電力を出力するように設定することにより、交流電力系統を停電させることなく交流電力系統の電力を用いて蓄電設備を充電し、発電設備を起動させることができる。また、発電設備の起動の際に、起動用の別の構成を設ける必要がなく、電力変換装置単体での発電設備の起動が可能である。

本発明によれば、出力調整を迅速かつ適正に行うことにより、発電設備の自立運転を適正に行うことができる。

図１は、本発明の一実施形態に係る複合発電システム用電力変換装置が適用された複合発電システムの概略構成を示すブロック図である。 図２は、図１に示す複合発電システム用電力変換装置のより具体的な構成例を示すブロック図である。 図３は、図２に示す発電設備の概略構成を示すブロック図である。 図４は、図３に示す発電設備のガバナ制御演算部における演算の概要を示す模式図である。 図５は、図２に示す発電設備側電力変換器のより具体的な構成例を示すブロック図である。 図６は、図５に示す発電設備側電力変換器の回転速度・位相演算部における演算の概要を示す模式図である。 図７は、図５に示す発電設備側電力変換器の目標中間電圧演算部における演算の概要を示す模式図である。 図８は、図５に示す発電設備側電力変換器の第１電流指令値演算部における演算の概要を示す模式図である。 図９は、図２に示すＤＣ−ＤＣコンバータのより具体的な構成例を示すブロック図である。 図１０は、図９に示すＤＣ−ＤＣコンバータのＳＯＣ電圧補正値演算部における演算の概要を示す模式図である。 図１１は、図９に示すＤＣ−ＤＣコンバータの第２電流指令値演算部における演算の概要を示す模式図で得ある。 図１２は、図２に示す系統側電力変換器のより具体的な構成例を示すブロック図である。 図１３は、図１２に示す系統側電力変換器の周波数指令値演算部における演算の概要を示す模式図である。 図１４は、図１２に示す系統側電力変換器の内部相差角演算部における演算の概要を示す模式図である。 図１５は、図１２に示す系統側電力変換器の内部起電圧指令値演算部における演算の概要を示す模式図である。 図１６は、本実施形態における仮想的な電圧制御型電力変換装置の一例を示す系統図である。 図１７は、図１２に示す系統側電力変換器の第３電流指令値演算部における演算の概要を示す模式図である。 図１８Ａは、本実施形態における電力変換装置において交流電力系統の負荷が変動した時の負荷分担動作のシミュレーション結果を示す図である。 図１８Ｂは、本実施形態における電力変換装置において交流電力系統の負荷が変動した時の負荷分担動作のシミュレーション結果を示す図である。 図１８Ｃは、本実施形態における電力変換装置において交流電力系統の負荷が変動した時の負荷分担動作のシミュレーション結果を示す図である。 図１８Ｄは、本実施形態における電力変換装置において交流電力系統の負荷が変動した時の負荷分担動作のシミュレーション結果を示す図である。 図１８Ｅは、本実施形態における電力変換装置において交流電力系統の負荷が変動した時の負荷分担動作のシミュレーション結果を示す図である。 図１９Ａは、図１８Ａ〜図１８Ｅに示す負荷分担動作に伴う直流中間電圧の変化を示すグラフである。 図１９Ｂは、図１８Ａ〜図１８Ｅに示す負荷分担動作に伴う系統側、発電設備側および蓄電設備側の各電力の変化を示す図である。 図１９Ｃは、図１８Ａ〜図１８Ｅに示す負荷分担動作に伴う発電設備の回転速度の変化を示す図である。 図２０Ａは、本実施形態において発電設備がトリップした場合の負荷分担動作のシミュレーション結果を示す図である。 図２０Ｂは、本実施形態において発電設備がトリップした場合の負荷分担動作のシミュレーション結果を示す図である。 図２０Ｃは、本実施形態において発電設備がトリップした場合の負荷分担動作のシミュレーション結果を示す図である。 図２０Ｄは、本実施形態において発電設備がトリップした場合の負荷分担動作のシミュレーション結果を示す図である。 図２１Ａは、本実施形態において発電設備が停止状態から起動する際の負荷分担動作のシミュレーション結果を示す図である。 図２１Ｂは、本実施形態において発電設備が停止状態から起動する際の負荷分担動作のシミュレーション結果を示す図である。 図２１Ｃは、本実施形態において発電設備が停止状態から起動する際の負荷分担動作のシミュレーション結果を示す図である。 図２１Ｄは、本実施形態において発電設備が停止状態から起動する際の負荷分担動作のシミュレーション結果を示す図である。

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。

＜全体構成＞
まず、本発明の一実施形態に係る複合発電システム用電力変換装置の全体構成について説明する。図１は本発明の一実施形態に係る複合発電システム用電力変換装置が適用された複合発電システムの概略構成を示すブロック図である。

図１に示すように、本発明の一実施形態における複合発電システム用電力変換装置１は、交流電力系統２と、回転動力に基づいて発電する発電設備３との間に設けられる。交流電力系統２には、少なくとも１つの系統負荷４と、他の発電機として原動機発電機５とが接続されている。また、図示していないが、交流電力系統２には、二次電池等の蓄電設備が接続されていてもよいし、商用電力系統が接続されていてもよい。このように、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と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いし、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。

発電設備３は、回転機６を有し、当該回転機６の回転動力に基づいて発電する。発電設備３には、例えば地熱による発電設備、および、海水の温度差を用いた海洋温度差発電機等が含まれる。地熱による発電設備には、例えばバイナリー発電機、蒸気タービン発電機等のランキンサイクルを利用した発電設備、および、ガスタービン発電機等が含まれる。以下では、発電設備３としてバイナリー発電機を用いた場合を例示している。

複合発電システム用電力変換装置１は、発電設備３からの交流電力を直流電力に変換する発電設備側電力変換器７と、発電設備側電力変換器７の直流側端子に直流リンク部１１を介して接続され、発電設備側電力変換器７によって変換された直流電力を交流電力に変換する系統側電力変換器８とを備えている。すなわち、発電設備側電力変換器７の直流側端子と系統側電力変換器８の直流側端子とは、直流リンク部１１により接続されている。直流リンク部１１は、例えば、発電設備側変換器７の直流側端子と系統側電力変換器８の直流側端子とを接続する配線として構成される。発電設備側電力変換器７と系統側電力変換器８との間の直流リンク部１１には、ＤＣ／ＤＣコンバータ９を介して蓄電設備１０が接続される。蓄電設備１０は、例えばリチウムイオン電池等の二次電池および電気二重層キャパシタ等のキャパシタを含む。ＤＣ／ＤＣコンバータ９は、例えば昇降圧チョッパ等により構成される。

図２は図１に示す複合発電システム用電力変換装置のより具体的な構成例を示すブロック図である。

発電設備側電力変換器７は、回転機６の回転速度ωｂｉｎに応じて直流リンク部１１の直流電圧（以下、直流中間電圧）Ｖｄｃを変化させる電圧制御を行う。より具体的には、発電設備側電力変換器７は、回転機６の回転速度ωｂｉｎに応じて目標中間電圧（以下、発電機側電力変換器目標中間電圧）Ｖｄｃ＿ｒｅｆ＿ｂｉｎを変化させ、直流中間電圧Ｖｄｃが所定の発電機側電力変換器目標中間電圧となるように直流リンク部１１への出力制御を行う。

本実施形態においては、図２に示すように、発電設備側電力変換器７は、発電設備３の交流電力を直流電力に変換する第１変換回路１２、当該発電設備側電力変換器７の交流側の電圧（すなわち、発電設備３の出力電圧）として直軸電圧Ｖｄ＿ｂｉｎ，横軸電圧Ｖｑ＿ｂｉｎを計測する第１電圧計測器１３と、当該発電設備側電力変換器７の直流側の電圧（直流中間電圧）Ｖｄｃを計測する第２電圧計測器１４と、第１電圧計測器１３および第２電圧計測器１４の計測結果に基づいて第１変換回路１２の出力調整を行う第１制御装置１５と、を備えている。さらに、発電設備側電力変換器７は、当該発電設備側電力変換器７の交流側の電流（すなわち、発電設備３の出力電流）として直軸電流Ｉｄ＿ｂｉｎ，横軸電流Ｉｑ＿ｂｉｎを計測する発電設備側電流計測器１６を備えている。

また、ＤＣ／ＤＣコンバータ９は、直流中間電圧Ｖｄｃと所定の目標電圧（以下ＤＣ／ＤＣコンバータ目標電圧）Ｖｄｃｏとの偏差に基づいて蓄電設備１０の充放電量を調節する。ＤＣ／ＤＣコンバータ９は、直流中間電圧Ｖｄｃに対して比例制御を行うことにより蓄電設備１０を充放電させる。さらに、ＤＣ／ＤＣコンバータ９は、蓄電設備１０の充電状態（state of charge）に応じて比例制御におけるＤＣ／ＤＣコンバータ目標電圧Ｖｄｃｏを変化させるように構成される。

本実施形態においては、図２に示すように、ＤＣ／ＤＣコンバータ９は、蓄電設備１０の電力を用いて直流リンク部１１の電圧を変化させる第２変換回路１７と、ＤＣ／ＤＣコンバータ９の直流リンク部１１側の電圧（直流中間電圧）Ｖｄｃを計測する第３電圧計測器１８と、蓄電設備１０の充電状態に基づく値（以下、ＳＯＣ値）を取得するＳＯＣ値取得部１９と、第３電圧計測器１８の計測結果およびＳＯＣ値取得部１９で取得されたＳＯＣ値に基づいて第２変換回路１７の出力調整を行う第２制御装置２０とを備えている。

さらに、ＤＣ／ＤＣコンバータ９は、当該ＤＣ／ＤＣコンバータの直流リンク部１１側の電流Ｉｄｃ＿ｂａｔｔを計測する中間電流計測器２１を備えている。ＳＯＣ値取得部１９は、蓄電設備１０の電圧、電流、温度、圧力等の状態を監視、検出するよう構成されている。ＳＯＣ値取得部１９は、蓄電設備１０の状態を監視する他、検出した値から蓄電設備１０の充電状態、すなわち、ＳＯＣ（State Of Charge）値の演算を行う。ＳＯＣ値取得部１９が蓄電設備１０において異常を検知した場合、第２制御装置２０は、第２変換回路１７の運転を停止する。

なお、本実施形態において、ＳＯＣ値取得部１９は、第２制御装置２０とは別の装置として構成され、ＳＯＣ値取得部１９内で検出された値からＳＯＣ値を演算する構成としている。しかし、本発明はこれに限られず、例えば蓄電設備１０の状態を計測器を用いて計測し、計測した値が第２制御装置２０に送られ、第２制御装置２０が当該計測値からＳＯＣ値を演算することとしてもよい。

また、系統側電力変換器８は、当該系統側電力変換器８の交流側の直軸電圧Ｖｄ＿ｇｒｉｄ，横軸電圧Ｖｑ＿ｇｒｉｄおよび直軸電流Ｉｄ＿ｇｒｉｄ，横軸電流Ｉｑ＿ｇｒｉｄを計測し、これらの計測値を用いて、系統側電力変換器８の代わりに仮想の発電機が交流電力系統２に接続されているとみなして交流電力系統２への出力制御を行う（仮想発電機モデル制御を行う）ように構成される。

本実施形態においては、図２に示すように、系統側電力変換器８は直流リンク部１１の直流電力を交流電力に変換する第３変換回路２２と、系統側電力変換器８の交流側の直軸電圧Ｖｄ＿ｇｒｉｄ，横軸電圧Ｖｑ＿ｇｒｉｄを計測する第４電圧計測器２３と、系統側電力変換器８の交流側の直軸電流Ｉｄ＿ｇｒｉｄ，横軸電流Ｉｑ＿ｇｒｉｄを計測する系統側電流計測器２４と、第４電圧計測器２３および電流計測器２４の計測結果に基づいて第３変換回路２２の出力調整を行う第３制御装置２５と、を備えている。

第１変換回路１２、第２変換回路１７および第３変換回路２２は、それぞれパワー半導体素子を用いてスイッチングを行うインバータ回路を備えている。交流電圧を計測する第１電圧計測器１３および第４電圧計測器２３は、変成器（ＰＴ：Potential Transformer）により実現され、交流電流を計測する発電設備側電流計測器１６および系統側電流計測器２４は、変流器（ＣＴ：Current Transformer）により実現される。第１制御装置１５、第２制御装置２０および第３制御装置２５は、例えばマイクロコントローラ、コンピュータ端末等、後述する各種演算を行い得るコンピュータ装置により実現される。なお、本実施形態において、第１制御装置１５、第２制御装置２０および第３制御装置２５は、別の構成として図示されているが、共通の制御装置が各制御装置として機能することとしてもよい。

上記構成によれば、系統側電力変換器８と発電設備側電力変換器７との間の直流リンク部１１に、ＤＣ／ＤＣコンバータ９を介して蓄電設備１０が接続される。系統側電力変換器８が当該系統側電力変換器８の代わりに仮想の発電機が交流電力系統２に接続されているとみなして直流リンク部１１の電力を交流電力系統２へ出力する制御を行う。これにより、発電設備３において、交流電力系統２との連系運転と、自立運転との切り替えを制御方式を変更せずに実現できる。また、他の発電機５の運転を必要とせず、電力変換装置１のみでの自立運転が可能となる。さらに、交流電力系統２において負荷の変動が生じることにより、直流リンク部１１における直流中間電圧Ｖｄｃが変化した場合に、発電設備側電力変換器７が電圧一定制御を行いつつ、ＤＣ／ＤＣコンバータ９が蓄電設備１０に充電された電力を用いて直流中間電圧Ｖｄｃを比例制御しながら蓄電設備１０を充放電させる。これにより、回転機６の速度一定制御が追従してくるまでの間（応答が遅れている間）、ＤＣ／ＤＣコンバータ９が直流中間電圧Ｖｄｃの増減を補うように電圧制御を行う。

ここで、ＤＣ／ＤＣコンバータ９においては直流中間電圧Ｖｄｃに対して比例制御を行うことにより、出力電流と出力電圧（直流中間電圧Ｖｄｃ）との間に垂下特性を持たせている。これにより、ＤＣ／ＤＣコンバータ９による直流リンク部１１への出力制御を安定的に行うことができる。その一方、この垂下特性により、ＤＣ／ＤＣコンバータ目標電圧に基づいて出力される出力電流に応じた出力電圧には、直流中間電圧に対して偏差が発生する。

この偏差は、ＤＣ／ＤＣコンバータ９の比例制御の後から立ち上がってきた回転機６の速度一定制御と、回転機６の回転速度により変化する発電機側電力変換器目標中間電圧に従った発電設備側電力変換器７の電圧一定制御とにより修正される。すなわち、回転機６における速度一定制御の応答遅れを、時間遅れを伴わないＤＣ／ＤＣコンバータ９の比例制御により時間的に補い、ＤＣ／ＤＣコンバータ９の比例制御におけるＤＣ／ＤＣコンバータ目標電圧との偏差を、回転機６における回転速度一定制御により補う。

したがって、上記構成によれば、負荷の変動を発電設備側電力変換器７およびＤＣ／ＤＣコンバータ９が相互に補い合うことにより、出力調整を迅速かつ適正に行うことができ、発電設備３の自立運転を適正に行うことができる。また、発電設備側電力変換器７、ＤＣ／ＤＣコンバータ９および系統側電力変換器８はそれぞれ独立して自律的に制御動作を行う。このため、発電設備３、蓄電設備１０を個別に調整できる等、設計の自由度が高く、電源構成が自由に変更できる等、運用も容易となる。特に、発電設備３が地熱を利用する発電機（例えば、バイナリー発電機、蒸気タービン発電機）の場合等においては、発電設備３は熱源の近くに設置されるため、原動機発電機５との距離が離れている場合がある。このような場合でも、系統側電力変換器８の特性を原動機発電機５の特性に合わせることにより、それぞれの発電設備が自律的に負荷分担を調整することができ、運用し易い。

以下、各構成についてより具体的に説明する。

＜発電設備＞
図３は図２に示す発電設備の概略構成を示すブロック図である。図３には、発電設備３として水より沸点の低い液体（ペンタン等）を熱媒体として用いるバイナリー発電機が例示されている。発電設備３は、回転機６であるタービンに熱媒体を供給する循環経路を備えている。循環経路には、熱媒体を循環させるための循環ポンプ８１と、回転機６の上流側で熱媒体を蒸発させる蒸発器８２と、回転機６の下流側で熱媒体を凝縮させる凝縮器８３とを備えている。蒸発器８２には、熱媒体とは別の循環経路に所定の熱源（例えば地熱等）により加熱された温水が流れ、蒸発器８２は、この温水を用いて熱媒体を蒸発させる。蒸発した熱媒体は、回転機６（タービン）に吹き付けられ、熱媒体の圧力により回転機６が回転する。これにより、回転機６に接続された発電機８４が回転機６の回転動力に伴って発電を行う。発電設備３は、２つの回転機６を備え、発電機８４の両側にそれぞれ１つの回転機６が設けられるように構成されている。回転機６への蒸気量は、熱媒体の制御弁等からなるガバナ部８５により調整され、これにより回転機６の回転速度ωｂｉｎが調整される。ガバナ部８５への制御指令値は、ガバナ制御演算部８６によって演算される。本実施形態において、発電設備３は、回転機６の回転速度ωｂｉｎを計測する回転速度計測器８７を備え、ガバナ制御演算部８６は、回転速度ωｂｉｎを一定にする制御（回転速度一定制御）を行う。回転機６を通過した熱媒体は凝縮器８３で冷却される。凝縮器８３には、熱媒体とは別の循環経路に所定の冷却源により冷却された冷却水が流れ、凝縮器８３は、この冷却水を用いて熱媒体を冷却する。

図４は図３に示す発電設備のガバナ制御演算部における演算の概要を示す模式図である。図４に示すように、ガバナ制御演算部８６は、発電設備３の回転機６の回転速度ωｂｉｎを計測し、当該回転速度ωｂｉｎと所定の回転速度指令値ωｒｅｆ＿ｂｉｎとの偏差を比例・積分演算してガバナ部８５への指令値（制御弁開度）Ｏｇを演算する。

具体的には、減算器８７により、予め定められた回転速度指令値ωｒｅｆ＿ｂｉｎから回転速度ωｂｉｎが減算され、その偏差がＰＩ制御器８８に入力される。ＰＩ制御器８８は、入力された偏差に基づいて、所定の比例ゲインＫおよび積分時間Ｔを用いて制御弁開度Ｏｇを出力する。

このように、本実施形態において、発電設備３であるバイナリー発電機は、回転機６の回転速度を一定にする制御を行う。

＜発電設備側電力変換器＞
図５は図２に示す発電設備側電力変換器のより具体的な構成例を示すブロック図である。図５に示すように、発電設備側電力変換器７の第１制御装置１５は、第１電圧計測器１３の計測結果から発電設備３の回転機６の回転速度ωｂｉｎおよび回転機６の位相φｂｉｎを演算する回転速度・位相演算部２６と、発電設備側電流計測器１６の計測結果から発電設備３の直軸電流Ｉｄ＿ｂｉｎ，横軸電流Ｉｑ＿ｂｉｎを演算する電流演算部２７とを備えている。さらに、第１制御装置１５は、目標中間電圧演算部２８、第１電流指令値演算部２９および変換回路制御部３０を備えている。

（１）回転速度・位相演算部
図６は図５に示す発電設備側電力変換器の回転速度・位相演算部における演算の概要を示す模式図である。回転速度・位相演算部２６は、第１電圧計測器１３において計測された計測信号から発電設備３の出力電圧（線間電圧）Ｖｄ＿ｂｉｎ，Ｖｑ＿ｂｉｎを演算する。さらに、回転速度・位相演算部２６は、これらの電圧値からＰＬＬ演算を行い、発電設備３の回転機６の回転速度ωｂｉｎおよび位相φｂｉｎを推定する。

より具体的に説明する。まず、第１電圧検出器１３により発電設備３から出力される三相交流電力線Ｒ，Ｓ，Ｔにおける各線間電圧の瞬時値ｖＲＳ，ｖＳＴが計測される。回転速度・位相演算部２６は、この電圧の瞬時値ｖＲＳ，ｖＳＴを用いてＰＬＬ演算を行い、発電設備３の周波数および位相の推定演算を行う。

図６に示すように、回転速度・位相演算部２６は、線間電圧値（ｖＲＳ，ｖＳＴ）から位相φを算出するαβ変換器９１と、αβ変換器９１により算出された位相φと推定された位相φｂｉｎとの偏差（位相偏差）を求める位相比較器９２と、位相偏差から発電設備３の回転機６の周波数（回転速度）ωｂｉｎを推定するループフィルタ（Loop Filter）９３と、推定された回転速度ωｂｉｎを積分し、推定位相φｂｉｎを算出する積分器９４とを備えている。

発電設備３の各相Ｒ，Ｓ，Ｔの相電圧の瞬時値をｖＲ，ｖＳ，ｖＴとしたとき、瞬時値ベクトルｖαβは次式のように定義される。

オイラーの式（ｅｊφ＝ｃｏｓφ＋ｊ・ｓｉｎφ）より瞬時値ベクトルｖαβ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ｖαβはα相を基準にした固定座標系（αβ軸）を回転速度（角速度）ωｂｉｎで回転するベクトルとなる。

第１電圧検出器１３で計測された瞬時線間電圧ｖＲＳ，ｖＳＴと、瞬時相電圧ｖＲ，ｖＳ，ｖＴとは、ｖＲＳ＝ｖＲ−ｖＳおよびｖＳＴ＝ｖＳ−ｖＴという関係を有している。したがって、瞬時値ベクトルｖαβの各成分ｖα，ｖβは、上記関係から、以下のように表せる。

また、位相φｂｉｎは、瞬時値ベクトルｖαβの各成分ｖα，ｖβを用いて以下のように表せる。

位相比較器９２は、発電設備３からの電圧の瞬時値から求められる位相φと回転速度・位相演算部２６の出力である位相φｂｉｎとの偏差（位相偏差）を演算する。すなわち、位相偏差φ−φｂｉｎは、オイラーの式より、ｓｉｎ（φ−φｂｉｎ）＝ｓｉｎφｃｏｓφｂｉｎ−ｃｏｓφｓｉｎφｂｉｎで求められる。φ−φｂｉｎが十分に小さければ、ｓｉｎ（φ−φｂｉｎ）の値が位相偏差φ−φｂｉｎとみなされる。

ループフィルタ９３は、位相比較器９２で求められた位相偏差から、発電設備３の回転機６の回転速度ωｂｉｎを出力する。ループフィルタ９３の伝達関数Ｇ（ｓ）は次式で表される。

積分器９４は、推定された回転速度ωｂｉｎを積分して、推定位相角φｂｉｎを出力する。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、発電設備３の電圧をｄｑ変換により演算する。すなわち、ｄｑ座標系での電圧Ｖｄ＿ｂｉｎ，Ｖｑ＿ｂｉｎは、ｖα，ｖβを用いて以下のように表せる。

以上より、回転速度・位相演算部２６は、第１電圧検出器１３からの線間電圧の瞬時値ｖＲＳ，ｖＳＴから、発電設備３の電圧Ｖｄ＿ｂｉｎ，Ｖｑ＿ｂｉｎ、回転速度ωｂｉｎ、位相φｂｉｎを算出する。

なお、発電設備側電力変換器７において上記のように回転機６の回転速度ωｂｉｎを算出する代わりに、発電設備３の回転速度計測器８７により計測された回転機６の回転速度ωｂｉｎが発電設備側電力変換器７に送られるよう構成され、発電設備側電力変換器７が回転速度計測器８７により計測された値をそのまま用いることとしてもよい。

（２）電流演算部
電流演算部２７は、回転速度・位相演算部２６で演算された位相φｂｉｎと、発電設備側電流計測器１６で計測された電流（ｉＲ，ｉＳ，ｉＴ）とを用いて、電流Ｉｄ＿ｂｉｎ，Ｉｑ＿ｂｉｎを演算する。なお、各相の電流ｉＲ，ｉＳ，ｉＴには、ｉＲ＋ｉＳ＋ｉＴ＝０の関係があるため、発電設備側電流計測器１６で計測される電流は、三相のうち何れか二相でよい。電流Ｉｄ＿ｂｉｎ，Ｉｑ＿ｂｉｎは、以下の式で表される。

（３）目標中間電圧演算部
図７は図５に示す発電設備側電力変換器の目標中間電圧演算部における演算の概要を示す模式図である。図７に示すように、目標中間電圧演算部２８は、予め定められた回転速度指令値ωｒｅｆ＿ｂｉｎと回転速度・移相演算部２６で演算された回転機６の回転速度ωｂｉｎとの偏差に基づいた値に予め定められた直流電圧基準値Ｖｄｃ＿ｒｅｆを加算して発電機側電力変換器目標中間電圧（以下、＜発電機側電力変換器＞の項において、単に目標中間電圧という）Ｖｄｃ＿ｒｅｆ＿ｂｉｎを演算する。

具体的には、減算器３１により、予め定められた回転速度指令値ωｒｅｆ＿ｂｉｎから回転速度ωｂｉｎが減算され、その偏差が比例制御器３２に入力される。比例制御器３２は、当該偏差に負のゲイン（−Ｋ）を掛けて出力する。この出力値と、予め定められた直流電圧基準値Ｖｄｃ＿ｒｅｆとが加算器３３で加算されることにより、目標中間電圧Ｖｄｃ＿ｒｅｆ＿ｂｉｎが出力される。このように、目標中間電圧演算部２８は、発電設備３の回転機６の回転速度ωｂｉｎの変化に応じて直流中間電圧Ｖｄｃの目標値Ｖｄｃ＿ｒｅｆ＿ｂｉｎを演算する。

（４）第１電流指令値演算部
図８は図５に示す発電設備側電力変換器の第１電流指令値演算部における演算の概要を示す模式図である。図８に示すように、第１電流指令値演算部２９は、目標中間電圧Ｖｄｃ＿ｒｅｆ＿ｂｉｎと第２電圧計測器１４で計測された直流中間電圧Ｖｄｃとの偏差を比例および積分して発電設備側電力変換器７の第１変換回路１２に入力される発電設備３の出力電流の指令値（第１電流指令値）Ｉｄ＿ｒｅｆ＿ｂｉｎ，Ｉｑ＿ｒｅｆ＿ｂｉｎを演算する。

具体的には、減算器３４により、目標中間電圧演算部２８で演算された目標中間電圧Ｖｄｃ＿ｒｅｆ＿ｂｉｎから第２電圧計測器１４で計測された直流中間電圧Ｖｄｃが減算され、その偏差がＰＩ制御器３５に入力される。ＰＩ制御器３５は、入力された偏差に基づいて、所定の比例ゲインＫおよび積分時間Ｔを用いてｄ軸（直軸）の第１電流指令値Ｉｄ＿ｒｅｆ＿ｂｉｎを出力する。なお、ｑ軸（横軸）の第１電流指令値Ｉｑ＿ｒｅｆ＿ｂｉｎは偏差によらず０を出力する。

（５）変換回路制御部
変換回路制御部３０は、第１電流指令値演算部２９で得られた第１電流指令値Ｉｄ＿ｒｅｆ＿ｂｉｎ，Ｉｑ＿ｒｅｆ＿ｂｉｎに基づいて第１変換回路１２への電流制御信号を生成する。本実施形態において、変換回路制御部３０は、上記第１電流指令値Ｉｄ＿ｒｅｆ＿ｂｉｎ，Ｉｑ＿ｒｅｆ＿ｂｉｎと、電流演算部２７で得られた発電設備３の出力電流Ｉｄ＿ｂｉｎ，Ｉｑ＿ｂｉｎと、回転速度・位相演算部２６で得られた発電設備３の位相φｂｉｎとを用いて、第１変換回路１２のパワー半導体素子のゲート制御信号として電流制御信号を生成する。電流制御信号は、例えばＰＷＭ信号である。

このように、本実施形態の発電設備側電力変換器７によれば、発電設備３の回転機６の回転速度ωｂｉｎが所定の回転速度指令値ωｒｅｆ＿ｂｉｎに対して変化した場合に、当該変化量に応じて直流リンク部１１の目標中間電圧Ｖｄｃ＿ｒｅｆ＿ｂｉｎを変化させ、直流中間電圧Ｖｄｃが当該目標中間電圧Ｖｄｃ＿ｒｅｆ＿ｂｉｎとなるように第１変換回路１２の出力制御（電圧一定制御）が行われる。

＜ＤＣ−ＤＣコンバータ＞
図９は図２に示すＤＣ−ＤＣコンバータのより具体的な構成例を示すブロック図である。図９に示すように、ＤＣ−ＤＣコンバータ９の第２制御装置２０は、ＳＯＣ電圧補正値演算部３６、第２電流指令値演算部３７および変換回路制御部３８を備えている。

（１）ＳＯＣ電圧補正値演算部
図１０は図９に示すＤＣ−ＤＣコンバータのＳＯＣ電圧補正値演算部における演算の概要を示す模式図である。図１０に示すように、ＳＯＣ電圧補正値演算部３６は、所定のＳＯＣ指令値ＳＯＣｒｅｆとＳＯＣ値取得部１９で取得されたＳＯＣ値との偏差に基づいてＳＯＣ電圧補正値Ｖｓｏｃ＿ｃｍｐを演算する。

具体的には、減算器３９により、予め定められたＳＯＣ指令値ＳＯＣｒｅｆからＳＯＣ値が減算され、その偏差ＳＯＣｄｉｆｆが補正値演算器４０に入力される。補正値演算器４０には、予め偏差ＳＯＣｄｉｆｆとＳＯＣ電圧補正値Ｖｓｏｃ＿ｃｍｐとの間で対応関係が定められている。この対応関係は、偏差ＳＯＣｄｉｆｆが正の向きに大きいほど（ＳＯＣ値がＳＯＣ指令値ＳＯＣｒｅｆに対して小さいほど）ＳＯＣ電圧補正値Ｖｓｏｃ＿ｃｍｐを負の方向に大きく（充電量が大きく）なるような値にし、偏差ＳＯＣｄｉｆｆが負の向きに大きいほど（ＳＯＣ値がＳＯＣ指令値ＳＯＣｒｅｆに対して大きいほど）ＳＯＣ電圧補正値Ｖｓｏｃ＿ｃｍｐを正の方向に大きく（放電量が大きく）なるような値にする。補正演算器４０は、このような対応関係に基づいて、入力された偏差ＳＯＣｄｉｆｆに対応するＳＯＣ電圧補正値Ｖｓｏｃ＿ｃｍｐを出力する。

（２）第２電流指令値演算部
図１１は図９に示すＤＣ−ＤＣコンバータの第２電流指令値演算部における演算の概要を示す模式図である。図１１に示すように、第２電流指令値演算部３７は、予め定められた直流電圧基準値Ｖｄｃ＿ｒｅｆにＳＯＣ電圧補正値Ｖｓｏｃ＿ｃｍｐを加えたＤＣ／ＤＣコンバータ目標電圧（以下、＜ＤＣ−ＤＣコンバータ＞の項において、単に目標電圧という）Ｖｄｃｏと第３電圧計測器１８で計測された直流中間電圧Ｖｄｃとを比例演算してＤＣ／ＤＣコンバータ９の直流リンク部１１側への出力電流の指令値（第２電流指令値）Ｉｄｃ＿ｒｅｆ＿ｂａｔｔを演算する。

具体的には、加算器４１ａにより、予め定められた直流電圧基準値Ｖｄｃ＿ｒｅｆにＳＯＣ電圧補正値Ｖｓｏｃ＿ｃｍｐを加算した目標電圧Ｖｄｃｏが算出される。さらに、減算器４１ｂにより、当該目標電圧Ｖｄｃｏから第３電圧計測器１８で計測された直流中間電圧Ｖｄｃが減算されることにより、当該目標電圧Ｖｄｃｏに対する直流中間電圧Ｖｄｃの偏差が算出される。なお、図１１の例においては、直流電圧基準値Ｖｄｃ＿ｒｅｆおよびＳＯＣ電圧補正値Ｖｓｏｃ＿ｃｍｐを加算して目標電圧Ｖｄｃｏを算出した後、当該目標中間電圧Ｖｄｃｏから直流中間電圧Ｖｄｃを減算している。これに代えて、目標電圧Ｖｄｃｏの演算および当該目標電圧Ｖｄｃｏに対する直流中間電圧Ｖｄｃの偏差の演算を同時に算出してもよい。この電圧偏差が比例制御器４２に入力される。比例制御器４２は、当該電圧偏差に比例ゲインＫを掛けて出力する。この出力値が第２電流指令値Ｉｄｃ＿ｒｅｆ＿ｂａｔｔとなる。比例制御器４２の比例ゲインＫは、入力される直流中間電圧Ｖｄｃと出力する第２電流指令値Ｉｄｃ＿ｒｅｆ＿ｂａｔｔとの関係が垂下特性を有するように設定される。これにより、ＤＣ／ＤＣコンバータ９による直流リンク部１１への出力制御を安定的に行うことができる。

（３）変換回路制御部
変換回路制御部３８は、第２電流指令値演算部３７で得られた第２電流指令値Ｉｄｃ＿ｒｅｆ＿ｂａｔｔに基づいて第２変換回路１７への電流制御信号を生成する。本実施形態において、変換回路制御部３８は、中間電流計測器２１で計測された直流中間電流Ｉｄｃ＿ｂａｔｔが上記第２電流指令値Ｉｄｃ＿ｒｅｆ＿ｂａｔｔに追従するように、第２変換回路１７のパワー半導体素子のゲート制御信号として電流制御信号を生成する。電流制御信号は、例えばＰＷＭ信号である。

このように、本実施形態のＤＣ／ＤＣコンバータ９によれば、直流リンク部１１側の電圧Ｖｄｃが所定の直流電圧基準値Ｖｄｃ＿ｒｅｆに対して変化した場合に、当該直流リンク部１１の電圧変化量に応じて直流リンク部１１への出力電流を増減させる制御が行われる。さらに、出力電流の増減により、蓄電設備１１のＳＯＣ値が変化した場合には、当該ＳＯＣ値の変化量に応じて直流リンク部１１の電圧変化量に補正を加える。すなわち、蓄電設備１０に蓄えられた電力を直流リンク部１１に放電した分、蓄電設備１０を充電し、直流リンク部１１から蓄電設備１０へ過剰に充電された分、蓄電設備１０を放電するように制御される。これにより、ＳＯＣ値の一定制御および直流リンク部１１の出力調整を同時かつ容易に実現することができる。

さらに、ＤＣ／ＤＣコンバータ９は、第２電流指令値演算部３７においてＰＩ制御器ではなく比例制御器４２を用いている。すなわち、ＤＣ／ＤＣコンバータ９は、直流リンク部１１の出力調整として比例制御を行う。一方、発電設備側電力変換器７の第１電流指令値演算部２９は、直流リンク部１１の出力調整として比例制御において生じる残留偏差を解消可能なＰＩ制御を行う。

このように、ＤＣ／ＤＣコンバータ９は、直流リンク部１１の出力調整を時間遅れすることなく迅速に開始するとともに、前述した発電設備側電力変換器７における電圧一定制御が介入する余地を残している。発電設備側電力変換器７における電圧一定制御の立ち上がり時点では、直流中間電圧Ｖｄｃと直流電圧基準値Ｖｄｃ＿ｒｅｆとの偏差がＤＣ／ＤＣコンバータ９の出力調整によりある程度小さくなっている。そして、発電設備側電力変換器７がＤＣ／ＤＣコンバータ９の出力調整における偏差を解消するように出力調整するため、最終的に直流リンク部１１の出力調整を実現しつつ、全体として応答速度を高めることができる。

なお、ＳＯＣ値取得部１９は、蓄電設備１０の監視装置として機能し、蓄電設備１０の異常を検出した場合、異常信号を第２制御装置２０の変換回路制御部３８に送り、ゲート制御信号の送出を停止して、第２変換回路１７の作動を停止させる。これにより、蓄電設備１０の保護を図ることができる。蓄電設備１０の異常としては、例えば過電流、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。

＜系統側電力変換器＞
図１２は図２に示す系統側電力変換器のより具体的な構成例を示すブロック図である。図１２に示すように、系統側電力変換器７の第３制御装置２５は、第４電圧計測器２３の計測結果から仮想発電機の回転速度ωｇｒｉｄ、仮想発電機の位相φｇｒｉｄおよび仮想発電機の出力交流電圧Ｖｄ＿ｇｒｉｄ，Ｖｑ＿ｇｒｉｄを演算する電圧・周波数・位相演算器４３と、系統側電力計測器２４が計測した信号に基づいて、系統側電力変換器８の交流側の電流Ｉｄ＿ｇｒｉｄ，Ｉｑ＿ｇｒｉｄを演算する電流演算部４４と、これらの電圧・電流値に基づいて有効電力および無効電力を演算する電力演算部４５とを備えている。さらに、第３制御装置２５は、周波数指令値演算部４６、内部相差角演算部４７、内部起電圧指令値演算部４８、第３電流指令値演算部４９および変換回路制御部５０を備えている。

電圧・周波数・位相演算部４３は、発電設備側電力変換器７における回転速度・位相演算部２６と同様の演算を行い、仮想の発電機における電圧Ｖｄ＿ｇｒｉｄ，Ｖｑ＿ｇｒｉｄ、周波数（回転速度）ωｇｒｉｄおよび位相φｇｒｉｄを出力する。したがって、本実施形態において、電圧・周波数・位相演算部４３は、周波数取得部として機能する。また、電流演算部４４は、発電設備側電力変換器７における電流演算部２７と同様の演算を行い、仮想の発電機における電流Ｉｄ＿ｇｒｉｄ，Ｉｑ＿ｇｒｉｄを出力する。

（１）電力演算部
電力演算部４５は、電圧・周波数・位相演算部４３で演算された電圧Ｖｄ＿ｇｒｉｄ，Ｖｑ＿ｇｒｉｄと、電流演算部４４で演算された電流Ｉｄ＿ｇｒｉｄ，Ｉｑ＿ｇｒｉｄとを用いて下記の式の通りに有効電力Ｐｇｒｉｄおよび無効電力Ｑｇｒｉｄを演算する。

（２）周波数指令値演算部
図１３は図１２に示す系統側電力変換器の周波数指令値演算部における演算の概要を示す模式図である。図１３に示すように、周波数指令値演算部４６は、所定の有効電力指令値Ｐｒｅｆと電力演算部４５で演算された有効電力Ｐｇｒｉｄとの偏差を比例演算し、その結果ωｄｒに所定の基準周波数ω０を加算して周波数指令値ωｒｅｆを演算する。

具体的には、減算器５１により予め定められた有効電力指令値Ｐｒｅｆから有効電力Ｐｇｒｉｄが減算され、その偏差が比例制御器５２に入力される。比例制御器５２は、当該偏差に比例ゲインＤｒを掛けて出力する。比例ゲインＤｒは有効電力Ｐｇｒｉｄと周波数との間で垂下特性を有するように設定される。比例制御器５２の出力には、一次遅れ演算器５３が接続される。

一次遅れ演算器５３における時間遅れの大きさは、例えば交流電力系統２に接続された原動機発電機５の慣性モーメントに基づいた値が設定される。具体的には、例えば一次遅れ演算器５３の時定数を原動機発電機５の応答の時定数としてもよい。また、一次遅れ演算器５３の前段または後段に制限器を設けて、出力値を制限してもよい。また、一次遅れ演算器５３を含む時間遅れ演算器は、場合によっては設けなくてもよい。

一次遅れ演算器５３の出力には、上下限リミッタ５４が接続される。上下限リミッタ５４は、比例制御器５２の出力を上限値ωｄｒ＿ｍａｘと下限値ωｄｒ＿ｍｉｎ（＝−ωｄｒ＿ｍａｘ）の間に制限して、値ωｄｒを出力する。上下限リミッタ５４の出力値ωｄｒは、加算器５５に入力される。なお、上下限リミッタ５４は、一次遅れ演算器５３の前に設けてもよく、また省略してもよい。加算器５５は、当該出力値ωｄｒと所定の周波数基準値ωｏとを加算して、周波数指令値ωｒｅｆを演算する。周波数基準値ωｏは、例えば６０Ｈｚである。

（３）内部相差角演算部
図１４は図１２に示す系統側電力変換器の内部相差角演算部における演算の概要を示す模式図である。図１４に示すように、内部相差角演算部４７は、周波数取得部で取得された（電圧・周波数・位相演算部４３で演算された）周波数ωｇｒｉｄと、周波数指令値演算部４６で演算された周波数指令値ωｒｅｆとの偏差を積分して内部相差角θを演算する。

具体的には、減算器５６により周波数演算部４６で演算された周波数指令値ωｒｅｆから周波数ωｇｒｉｄが減算され、その偏差が積分器５７に入力される。積分器５７は、偏差を積分して内部相差角θを演算する。

（４）内部起電圧指令値演算部
図１５は図１２に示す系統側電力変換器の内部起電圧指令値演算部における演算の概要を示す模式図である。図１５に示すように、内部起電圧指令値演算部４８は、所定の無効電力指令値Ｑｒｅｆと電力演算部４５で演算された無効電力Ｑｇｒｉｄとの偏差を比例演算し、その結果Ｖｄｒに所定の基準電圧Ｖｏを加算して内部起電圧指令値Ｅｆを演算する。

具体的には、減算器５８により予め定められた無効電力指令値Ｑｒｅｆから無効電力Ｑが減算され、その偏差が比例制御器５９に入力される。比例制御器５９は、当該偏差に比例ゲインＤｒを掛けて出力する。比例ゲインＤｒは無効電力Ｑｇｒｉｄと出力電圧との間で垂下特性を有するように設定される。比例制御器５９の出力には、一次遅れ演算器６０が接続される。内部起電圧指令値演算部４８においても、周波数指令値演算部４６の一次遅れ演算器５３と同様に、一次遅れ演算に代えて他の時間遅れ演算を行ってもよいし、時間遅れ演算を行わなくてもよい。

一次遅れ演算器６０の出力には、上下限リミッタ６１が接続される。上下限リミッタ６１は、一次遅れ演算器６０の出力を上限値Ｖｄｒ＿ｍａｘと下限値Ｖｄｒ＿ｍｉｎ（＝−Ｖｄｒ＿ｍａｘ）の間に制限して、値Ｖｄｒを出力する。上下限リミッタ６１の出力値Ｖｄｒは、加算器６２に入力される。加算器６２は、当該出力値Ｖｄｒと所定の電圧基準値Ｖｏとを加算して、電圧目標値Ｖｒｅｆを演算する。加算器６２から出力される電圧目標値Ｖｒｅｆは、第１の関数演算器６３に入力される。

第１の関数演算器６３は、以下の式に示されるベクトル演算を行い、内部起電圧指令値Ｅｆを出力する。

図１６は本実施形態における仮想的な電圧制御型電力変換装置の一例を示す系統図である。図１６に示すように、上記式で求められる内部起電圧指令値Ｅｆは、加算器６２の出力である電圧目標値Ｖｒｅｆから、仮想の発電機における蓄電設備の内部インピーダンスｒｉ，ｘｉと、仮想の発電機と交流電力系統２との間の外部インピーダンスｒｅ，ｘｅとの和である総合インピーダンス（ｒ，ｘ）＝（ｒｉ＋ｒｅ，ｘｉ＋ｘｅ）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。

（５）電流指令値演算部
図１７は図１２に示す系統側電力変換器の第３電流指令値演算部における演算の概要を示す模式図である。図１７に示すように、第３電流指令値演算部４９は、内部相差角演算部４７で演算された内部相差角θと、内部起電圧指令値演算部４８で演算された内部起電圧指令値Ｅｆと、第４電圧計測器２３で計測された電圧Ｖｄ＿ｇｒｉｄ，Ｖｑ＿ｇｒｉｄとを用いて、系統側電力変換器８の交流側への出力電流の指令値（第３電流指令値）Ｉｄ＿ｒｅｆ＿ｇｒｉｄ，Ｉｑ＿ｒｅｆ＿ｇｒｉｄを演算する。

具体的には、第３電流指令値演算部４９において、内部相差角θと、内部起電圧指令値Ｅｆと、電圧Ｖｄ＿ｇｒｉｄ，Ｖｑ＿ｇｒｉｄとが第２の関数演算器６４に入力される。第２の関数演算器６４は、以下の式に示されるベクトル演算を行い、第３電流指令値Ｉｄ＿ｒｅｆ＿ｇｒｉｄ，Ｉｑ＿ｒｅｆ＿ｇｒｉｄを出力する。

上記式で求められる電流Ｉｄ＿ｒｅｆ＿ｇｒｉｄ，Ｉｑ＿ｒｅｆ＿ｇｒｉｄは、第４電圧計測器２３により計測された系統電圧の電源と内部起電圧指令値Ｅｆの電源との間に、上記総合インピーダンス（ｒ，ｘ）が接続されたと仮定した場合に、総合インピーダンスに流れる電流値を表す。この電流値は第３電流指令値Ｉｄ＿ｒｅｆ＿ｇｒｉｄ，Ｉｑ＿ｒｅｆ＿ｇｒｉｄとして第３電流指令値演算部４９から出力される。

ところで、実際の蓄電装置の内部インピーダンスｒｉ，ｘｉは略ゼロに等しく、総合インピーダンス（ｒ，ｘ）＝（ｒｉ＋ｒｅ，ｘｉ＋ｘｅ）は略外部インピーダンスｒｅ，ｘｅに等しい。しかしながら、本実施形態においては、前述のとおり、内部起電圧指令値Ｅｆおよび第３電流指令値Ｉｄ＿ｒｅｆ＿ｇｒｉｄ，Ｉｑ＿ｒｅｆ＿ｇｒｉｄを演算する際に、仮想の発電機における蓄電設備の内部インピーダンスｒｉ，ｘｉを含む総合インピーダンス（ｒ，ｘ）を用いている。

この際、特に、内部インピーダンスｒｉ，ｘｉ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および電流指令値Ｉｄ＿ｒｅｆ＿ｇｒｉｄ，Ｉｑ＿ｒｅｆ＿ｇｒｉｄを演算することとしてもよい。このように、内部インピーダンスｒｉ，ｘｉを仮想的に大きくして算出を行うことにより、系統側電力変換器８の安定した運転が可能となる。

複数の電圧制御型電力変換装置を並列運転した場合、電力変換器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、電力変換器（交流電力系統−発電機間）のインピーダンスが低いことが原因である。ここで、第３電流指令値演算部４９が演算する第３電流指令値は、仮想的な発電機が内部起電圧を発生させた場合に交流電力系統２に出力されると推定される電流値である。すなわち、第３電流指令値を演算するためのインピーダンスとして、内部インピーダンスｒｉ，ｘｉを含む総合インピーダンスを用い、内部インピーダンスｒｉ，ｘｉを仮想的に大きくすることにより、仮想の発電機における見かけ上のインピーダンスが上昇する。これにより、交流電力系統２との連系運転または複数の発電機間での並列運転においてシステムが不安定になることが抑制される。

（６）変換回路制御部
変換回路制御部５０は、第３電流指令値演算部４９で得られた第３電流指令値Ｉｄ＿ｒｅｆ＿ｇｒｉｄ，Ｉｑ＿ｒｅｆ＿ｇｒｉｄに基づいて第３変換回路２２への電流制御信号を生成する。本実施形態において、変換回路制御部５０は、上記第３電流指令値Ｉｄ＿ｒｅｆ＿ｇｒｉｄ，Ｉｑ＿ｒｅｆ＿ｇｒｉｄと、電流演算部４４で得られた交流側の電流値Ｉｄ＿ｇｒｉｄ，Ｉｑ＿ｇｒｉｄと、電圧・周波数・位相演算部４３で得られた交流側の位相φｇｒｉｄとを用いて、第３変換回路２２のパワー半導体素子のゲート制御信号として電流制御信号を生成する。電流制御信号は、例えばＰＷＭ信号である。

このように、本実施形態の系統側電力変換器８によれば、交流電力系統２に接続される発電設備３および蓄電設備１０を、内部起電力と内部インピーダンスとを有する仮想の発電機として捉えて、系統側電力変換器８の交流側の電圧Ｖｄ＿ｇｒｉｄ，Ｖｑ＿ｇｒｉｄおよび電流Ｉｄ＿ｇｒｉｄ，Ｉｑ＿ｇｒｉｄから当該仮想の発電機の内部起電圧指令値Ｅｆおよび内部相差角θを求め、これらの値から求められる電流値（仮想の発電機における電機子電流値）を系統側電力変換器８の出力電流として系統側電力変換器８の交流側へ出力する。すなわち、第３電力変換回路２２に出力電流の指令値が出力されることにより、第３電力変換回路２２の有効電力および交流電力系統２の周波数の閉ループ制御系と、第３電力変換回路２２の無効電力および交流電力系統２の電圧の閉ループ制御系とが形成され、これらの制御量（被制御量）がフィーバック制御される。したがって、系統側電力変換器８は、電流制御型および電圧制御型の双方の機能を有し、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器となる。このように、系統側電力変換器８に仮想発電機モデル制御を組み込むことにより、当該系統側電力変換器８は、原動機発電機と同等の特性を有するようになり、他の発電機との間で系統連系運転と自立運転とをシームレスに切り替えることができる。

特に離島等でこのような発電設備３および電力変換装置１を運用する場合、発電設備３のメンテナンスや系統負荷４の変動に対応するために、交流電力系統２を停電させることなく、発電設備３の構成変更を行う必要がある。このため、本実施形態においては、系統側電力変換器８において仮想発電機モデル制御を行うことにより、系統連系運転においては、自律的に負荷分担を行うことができ、発電設備３における構成変更や、負荷分担制御を容易に行える。

＜系統負荷変動時の動作＞
以下に、本実施形態の電力変換装置１において交流電力系統２における負荷が変動した場合の動作について説明する。図１８Ａ〜図１８Ｅは、本実施形態における電力変換装置において交流電力系統の負荷が変動した時の負荷分担動作のシミュレーション結果を示す図である。図１８Ａ〜図１８Ｅは、縦軸が直流リンク部１１における電圧（直流中間電圧）Ｖｄｃを示し、横軸が直流中間電圧Ｖｄｃを発電設備３と蓄電設備１０とで負荷分担する際の分担状態を示す。横軸方向中央より右側のＰｂｉｎａｒｙ領域にある系統負荷４の電力（以下、負荷電力）Ｐに対し、発電設備３が負担する負荷電力を示し、横軸中央より左側のＰｂａｔｔ領域にある負荷電力Ｐに対し、蓄電設備１０が負担する負荷電力を示す。ＤＣ−ＤＣコンバータ９は、直流リンク部１１側への出力電圧と出力電流との関係が垂下特性を有しているため、図１８Ａ〜図１８ＥにおけるＰｂａｔｔ領域は、直流中間電圧Ｖｄｃの低下に応じてＰｂａｔｔが増加するように変化する。一方、Ｐｂｉｎａｒｙ領域はＰＩ制御による電圧一定制御のため、負荷負担割合の変化に依存していない。

まず、図１８Ａは、負荷電力Ｐが静定している状態（このときの負荷Ｐは例えば６５ｋＷ）を示している。例えば、直流中間電圧はＶｄｃ＝７１２．５Ｖであり、発電設備３の回転機６の回転速度は１［ＰＵ］である。このとき、負荷電力Ｐは、発電設備３がすべて負担しており（図１８Ａにおいて矢符Ｐ１−０で示される）、蓄電設備１０の充放電電力（ＤＣ／ＤＣコンバータ９の出力）は０ｋＷである。

ここで、負荷電力ＰがＰ’（＞Ｐ）に変動した場合（例えばＰ＝６５ｋＷからＰ’＝１００ｋＷに変動した場合）を考える。図１８Ｂは、系統負荷の変動直後の状態を示している。負荷変動直後は、発電設備３の回転速度ωｂｉｎは変化しないため、発電設備側電力変換器７の目標中間電圧Ｖｄｃ＿ｒｅｆ＿ｂｉｎは、変化しない。一方で、系統負荷の増加に伴い、直流中間電圧Ｖｄｃは、低下する。このため、発電設備側電力変換器７における第１電流指令値演算部２９がＰＩ制御を行い、発電設備３の出力電力を上昇させて、直流中間電圧Ｖｄｃを系統負荷の変動前と同じ値（Ｖｄｃ＿ｒｅｆ＝７１２．５Ｖ）に維持する。直流中間電圧Ｖｄｃ（基準値Ｖｄｃ＿ｒｅｆ）は変化しないため、ＤＣ／ＤＣコンバータ９の出力は０ｋＷのままである。このように、負荷変動直後は、発電設備３が一時的に負荷変動をすべて負担する（図１８Ｂにおいて矢符Ｐ１−１で示される）。

その後、発電設備３の負担が上昇したことにより、発電設備３の回転速度ωｂｉｎが低下する。図１８Ｃは、発電設備３の回転速度ωｂｉｎ低下時の状態を示している。発電設備３の回転速度ωｂｉｎの低下に伴い、発電設備側電力変換器７の目標中間電圧Ｖｄｃ＿ｒｅｆ＿ｂｉｎが低下し、直流中間電圧Ｖｄｃが低下する。直流中間電圧Ｖｄｃが低下することにより、ＤＣ／ＤＣコンバータ９の放電電力が増加する。この結果、負荷電力Ｐ’の一部が蓄電設備１０に移行する（図１８Ｃにおいて矢符Ｐ２−２で示される）。これにより、発電設備３の負荷分担が低減され（図１８Ｃにおいて矢符Ｐ２−１で示される）、回転速度ωｂｉｎの低下が抑制される。

発電設備３の回転速度ωｂｉｎが低下したことにより、発電設備３の回転速度一定制御に基づいて、発電設備３の回転速度ωｂｉｎが上昇し始める。具体的には、発電設備３のガバナ部８５への指令値（制御弁開度）Ｏｇが上昇することにより、発電設備３の回転速度ωｂｉｎが上昇し始める。この結果、図１８Ｄに示すように、発電設備側電力変換器７の目標中間電圧Ｖｄｃ＿ｒｅｆ＿ｂｉｎが上昇し、負荷電力Ｐ’の負荷分担が発電設備３側に移行し始める。蓄電設備１０が、負荷電力Ｐ’の一部を負担したことにより、蓄電設備１０のＳＯＣ値が低下するため、ＳＯＣ電圧補正値Ｖｓｏｃ＿ｃｍｐも低下する。このため、ＤＣ／ＤＣコンバータ９の充電電力が増加する（図１８ＤのＰ２−３で示す）。発電設備３は、ＤＣ／ＤＣコンバータ９を介して蓄電設備１０を充電するために、系統負荷電力Ｐ’と蓄電設備１０への充電電力とを負担する（図１８Ｄにおいて矢符Ｐ１−３（＞Ｐ’）で示される）。

発電設備３の回転速度ωｂｉｎが回転速度指令値ωｒｅｆ＿ｂｉｎに復帰し、蓄電設備１０への充電が完了すると、図１８Ｅに示すように、再び静定状態となる。このとき、発電設備３が負荷電力Ｐ’をすべて負担する（図１８Ｅにおいて矢符Ｐ１−４で示される）。ＤＣ／ＤＣコンバータ９の出力は再び０ｋＷとなる。このとき、蓄電設備１０のＳＯＣ値およびＳＯＣ電圧補正値Ｖｓｏｃ＿ｃｍｐも元の状態に復帰する。

図１９Ａは図１８Ａ〜図１８Ｅに示す負荷分担動作に伴う直流中間電圧の変化を示すグラフであり、図１９Ｂは図１８Ａ〜図１８Ｅに示す負荷分担動作に伴う系統側、発電設備側および蓄電設備側の各電力の変化を示す図であり、図１９Ｃは図１８Ａ〜図１８Ｅに示す負荷分担動作に伴う発電設備の回転速度の変化を示す図である。図１９Ａ〜図１９ＣにおけるＡ〜Ｅは、それぞれ図１８Ａ〜図１８Ｅの各状態に対応する箇所を示している。

図１９Ｃに示すように、系統負荷４の負荷変動に基づいて発電設備３の回転速度ωｂｉｎが変化し、これを発電設備３の回転速度一定制御により復帰させるのにはある程度の時間が必要である。一方、発電機側電力変換器７の目標中間電圧Ｖｄｃ＿ｒｅｆ＿ｂｉｎは目標中間電圧演算部２８により発電設備３の回転速度ωｂｉｎに連動して変化する。このため、図１９Ｂに示すように、発電設備側電力変換器７が電圧一定制御により直流中間電圧Ｖｄｃは回転速度ωｂｉｎに連動して変化する。これに対し、蓄電設備１０を用いたＤＣ／ＤＣコンバータ９の充放電制御（比例制御）は垂下特性を有するため、直流中間電圧Ｖｄｃの変化、すなわち、回転速度ωｂｉｎの変化に対し、変化を抑制するように充放電制御が行われる。このため、系統負荷４の負荷変動に伴う直流中間電圧Ｖｄｃの変動をＤＣ−ＤＣコンバータ９の比例制御により抑制させることができる。また、これにより、発電設備３の回転速度ωｂｉｎの変動も低減させることができ、系統負荷４の負荷変動に対する負荷追従能力も高めることができる。

なお、上記例においては、負荷電力ＰがＰ’に増加した場合について説明したが、負荷電力Ｐが減少した場合についても同様に動作する。すなわち、負荷電力Ｐが減少することにより、発電設備３の回転速度が上昇し、これに伴って蓄電設備１０が充電される。蓄電設備１０が充電されることによりＳＯＣ値が上昇し、ＳＯＣ電圧補正値Ｖｓｏｃ＿ｃｍｐも上昇する。これにより、蓄電設備１０は放電に転ずる。また、発電設備３の回転速度一定制御により、発電設備３の回転速度ωｂｉｎが復帰（減少）し、発電設備側電力変換器７の目標中間電圧Ｖｄｃ＿ｒｅｆ＿ｂｉｎが復帰（減少）する。

＜発電設備トリップ時の動作＞
以下に、本実施形態の電力変換装置１において発電設備３がトリップした場合の動作について説明する。図２０Ａ〜図２０Ｄは本実施形態において発電設備がトリップした場合の負荷分担動作のシミュレーション結果を示す図である。

図２０Ａは、図１８Ａと同様であり、静定状態を示している。この状態から発電設備３がトリップすると、発電設備側電力変換器７からの給電が停止し、系統負荷４の電力Ｐは、ＤＣ／ＤＣコンバータ９を介して蓄電設備１０が負担することとなる（図２０Ｂにおいて矢符Ｐ２−１で示される）。図２０Ｂに示すように、発電設備３のトリップ直後は、直流中間電圧Ｖｄｃは、ほとんど変化しない。しかし、ＤＣ／ＤＣコンバータ９が比例制御を行うことにより、ドループ特性に応じて直流中間電圧Ｖｄｃが低下する（図２０Ｃにおいて矢符Ｐ２−２で示される）。ＤＣ／ＤＣコンバータ９の比例制御により蓄電設備１０の放電が進むと、ＳＯＣ値が低下し、ＳＯＣ電圧補正値Ｖｓｏｃ＿ｃｍｐが低下する。これに伴い、図２０Ｄに示すように、直流中間電圧Ｖｄｃも低下する（図２０Ｄにおいて矢符Ｐ２−３）。

この間、系統側電力変換器８は、直流リンク部１１における電圧変動に関係なく、所要の電力を交流電力系統２に供給し続ける。したがって、発電設備３の回転機６がトリップしても、蓄電設備１０に蓄積されている電力によって、交流電力系統２を停電させることなく給電を継続させることができる。実際の運用では、発電設備３のトリップ後、他の原動機発電機５等の補助発電機を起動し、給電を開始するため、蓄電設備１０は補助発電機が起動するまでの間、給電（直流リンク部１１への放電）を継続する。

このように、発電設備３が何らかの異常によりトリップした場合でも、蓄電設備１０に蓄えられた電力を用いて比例制御を行うＤＣ／ＤＣコンバータ９と仮想発電機モデル制御を行う系統側電力変換器８とが協調的に動作し、交流電力系統２への給電を継続することができる。このため、発電設備３がトリップすることにより、交流電力系統２が停電することを防止することができる。

＜発電設備の起動＞
次に、上記のように発電設備３がトリップし、蓄電設備１０の放電により給電が継続された後に、発電設備３を再起動する際の動作について説明する。なお、トリップ後の再起動に限られず、発電設備３の構成変更後の起動時も同様の動作を行い得る。図２１Ａ〜図２１Ｄは本実施形態において発電設備が停止状態から起動する際の負荷分担動作のシミュレーション結果を示す図である。

発電設備３の起動開始時の状態としては、発電設備３は回転機６が停止し、補助発電機が系統負荷に給電を行っている状態を想定している。この状態において、系統側電力変換器８は、仮想の発電機が負の電力を発生するような制御を行い、ＤＣ／ＤＣコンバータ９が蓄電設備１０を充電する。具体的には、系統側電力変換装置８の周波数指令値演算部４６（図１３）に入力される有効電力指令値Ｐｒｅｆが負の値に設定される。有効電力指令値Ｐｒｅｆの設定は、オペレータにより手動で行われてもよいし、再起動のために予め定められた動作プログラムをオペレータが実行するまたは自動的に実行することにより、自動で設定されてもよい。

有効電力指令値Ｐｒｅｆが負の値に設定されることにより、系統側電力変換器８は交流電力系統２から電力を受電する状態になり、受電した電力で蓄電設備１０の充電が行われる（図２１Ａの矢符Ｐ２−０で示される）。充電の際、オペレータまたは上記動作プログラムにより、ＳＯＣ指令値ＳＯＣｒｅｆは、発電設備３の起動に必要な電力を供給可能となるようなＳＯＣ値に設定される。

蓄電設備１０の充電が進むと、図２１Ｂに示すように、ＳＯＣ値およびＳＯＣ電圧補正値Ｖｓｏｃ＿ｃｍｐが上昇する。蓄電設備１０のＳＯＣ値が上記のように設定されたＳＯＣ指令値ＳＯＣｒｅｆに達すると、オペレータまたは上記動作プログラムにより、有効電力指令値Ｐｒｅｆとして発電設備３の起動に必要な有効電力値が設定される。発電設備３の起動に必要な電力は、ポンプ等、発電設備３に付帯する補機類を駆動するために必要な電力を意味する。このような補機類は、交流電力系統２に接続されている。したがって、系統側電力変換器８は、系統側電力変換装置８から交流電力系統２へ発電設備３の起動に必要な電力を出力するような制御を行う。発電設備３は、蓄電設備１０に充電された電力を用いて自立的に起動する。

なお、発電設備３の起動中は、交流電力系統２に接続されている補助発電機（原動機発電機５等）からも電力を受電する。例えば、発電設備３の停止時においては、交流電力系統２に接続された原動機発電機５が系統負荷への電力を供給することになる。これに加えて、発電設備３を起動するのに必要な電力を原動機発電機５のみで賄うとすると、原動機発電機５の発電能力を超える過負荷の状態になる可能性がある。そこで、蓄電設備１０に充電された電力を交流電力系統２に供給することにより、原動機発電機５を過負荷の状態にすることを防止しつつ、発電設備３の起動を有効に行うことができる。

発電設備３の起動後、発電機側電力変換装置７は通常時の制御に復帰する。また、系統側電力変換装置８の有効電力指令値Ｐｒｅｆも通常時の値に変更される。蓄電設備１０は発電設備３の起動のために放電を行ったことにより、ＳＯＣ値が低下し、ＳＯＣ電圧補正値Ｖｓｏｃ＿ｃｍｐが低下する。発電設備３は、図２１Ｄに示すように、交流電力系統２に必要な電力を供給しながら、蓄電設備１０への充電も行う（図２１Ｄの矢符Ｐ１−３（＞Ｐ）で示される）。

このように、発電設備３の起動時において、系統側電力変換装置８の仮想発電機モデル制御において、一時的に仮想の発電機が負の電力を出力するように設定することにより、交流電力系統２を停電させることなく交流電力系統２の電力を用いて蓄電設備１０を充電し、発電設備３を起動させることができる。また、発電設備３の起動の際に、起動用の別の構成を設ける必要がなく、電力変換装置１単体での発電設備３の起動が可能である。

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。

なお、上記実施形態においては、ゲインＫ，Ｄｒ、時定数Ｔ等の制御パラメータを複数の構成（例えば、第１電流指令値演算部２９、第２電流指令値演算部３７、周波数指令値演算部４６、内部起電圧指令値演算部４８等）について同じ記号を用いて説明した。しかしながら、これらの制御パラメータは、各構成において適宜異なる値を用いることが可能である。すなわち、これらの制御パラメータは、各構成間で関連性はなく、構成ごとに最適な値に設定すればよい。

本発明の複合発電システム用電力変換装置は出力調整を迅速かつ適正に行うことにより、発電設備の自立運転を適正に行うために有用である。

１ 電力変換装置
２ 交流電力系統
３ 発電設備
４ 系統負荷
５ 他の発電設備（原動機発電機）
６ 回転機
７ 発電設備側電力変換器
８ 系統側電力変換器
９ ＤＣ／ＤＣコンバータ
１０ 蓄電設備
１１ 直流リンク部
１２ 第１変換回路
１３ 第１電圧計測器
１４ 第２電圧計測器
１５ 第１制御装置
１６ 発電設備側電流計測器
１７ 第２変換回路
１８ 第３電圧計測器
１９ ＳＯＣ値取得部
２０ 第２制御装置
２１ 中間電流計測器
２２ 第３変換回路
２３ 第４電圧計測器
２４ 系統側電流計測器
２５ 第３制御装置
２６ 回転速度・位相演算部
２７，４４ 電流演算部
２８ 目標中間電圧演算部
２９ 第１電流指令値演算部
３０，３８，５０ 変換回路制御部
３１，３４，３９，４１ｂ，５１，５６，５８，８７ 減算器
３２，４２，５２，５９ 比例制御器
３３，４１ａ，５５，６２ 加算器
３５，８８ ＰＩ制御器
３６ ＳＯＣ電圧補正値演算部
３７ 第２電流指令値演算部
４０ 補正値演算器
４３ 電圧・周波数・位相演算器
４５ 電力演算部
４６ 周波数指令値演算部
４７ 内部相差角演算部
４８ 内部起電圧指令値演算部
４９ 第３電流指令値演算部
５３，６０ 一次遅れ演算器
５４，６１ 上下限リミッタ
５７，９４ 積分器
６３ 第１の関数演算器
６４ 第２の関数演算器
８１ 循環ポンプ
８２ 蒸発器
８３ 凝縮器
８４ 発電機
８５ ガバナ部
８６ ガバナ制御演算部
８７ 回転速度計測器
９１ αβ演算器
９２ 位相比較器
９３ ループフィルタ

Claims (16)

1. 交流電力系統と、回転機の回転動力に基づいて発電する発電設備との間に設けられる複合発電システム用電力変換装置であって、
   前記発電設備からの交流電力を直流電力に変換する発電設備側電力変換器と、
   前記発電設備側電力変換器の直流側端子に直流リンク部を介して接続され、前記発電設備側電力変換器によって変換された直流電力を交流電力に変換する系統側電力変換器と、
   前記直流リンク部に、ＤＣ／ＤＣコンバータを介して接続される蓄電設備と、を備え、
   前記系統側電力変換器は、当該系統側電力変換器の交流側の電圧および電流を計測し、これらの計測値を用いて、前記系統側電力変換器の代わりに仮想の発電機が前記交流電力系統に接続されているとみなして前記交流電力系統への出力制御を行うように構成され、
   前記発電設備側電力変換器は、前記回転機の回転速度に応じて前記直流リンク部の直流電圧（以下、直流中間電圧）を変化させる電圧制御を行うように構成され、
   前記ＤＣ／ＤＣコンバータは、前記直流中間電圧の変化に応じて前記蓄電設備の充放電量を変化させるように構成される、複合発電システム用電力変換装置。
2. 前記発電設備側電力変換器は、
   前記直流中間電圧が所定の目標電圧（以下、発電機側電力変換器目標中間電圧）となるように電圧制御を行うように構成される、請求項１に記載の複合発電システム用電力変換装置。
3. 前記発電機側電力変換器目標中間電圧は、前記回転機の回転速度と予め定めた回転速度指令値との偏差に基づいた値に予め定めた直流電圧基準値を加算して算出されたものである、請求項２に記載の複合発電システム用電力変換装置。
4. 前記発電設備側電力変換器は、
   前記回転機の回転速度と予め定めた回転速度指令値との偏差に基づいた値に予め定めた直流電圧基準値を加算して前記発電機側電力変換器目標中間電圧を演算し、
   前記発電機側電力変換器目標中間電圧と第２電圧計測器で計測された直流中間電圧との偏差を比例および積分して前記発電設備側電力変換器に入力される前記発電設備の出力電流の指令値（以下、第１電流指令値）を演算し、
   前記第１電流指令値を用いて前記発電設備側電力変換器における電力変換を行って、前記電圧制御を行う、請求項２または３に記載の複合発電システム用電力変換装置。
5. 前記発電設備側電力変換器は、
   当該発電設備側電力変換器の交流側の電圧を計測する第１電圧計測器と、
   当該発電設備側電力変換器の直流側の電圧を計測する第２電圧計測器と、
   第１制御装置とを備え、
   前記第１制御装置は、
   前記第１電圧計測器で計測された前記交流側の電圧から、前記発電設備の前記回転機の回転速度を演算する回転速度演算部と、
   所定の回転速度指令値と前記回転速度との偏差に基づいた値に所定の直流電圧基準値を加算して前記発電機側電力変換器目標中間電圧を演算する目標中間電圧演算部と、
   前記発電機側電力変換器目標中間電圧と前記第２電圧計測器で計測された前記直流側の電圧との偏差を比例および積分して前記発電設備側電力変換器に入力される第１電流指令値を演算する第１電流指令値演算部と、を含み、
   前記第１電流指令値を用いて前記発電設備側電力変換器における電力変換を行って、前記電圧制御を行う、請求項２から４の何れかに記載の複合発電システム用電力変換装置。
6. 前記ＤＣ／ＤＣコンバータは、前記直流中間電圧と所定の目標電圧（以下、ＤＣ／ＤＣコンバータ目標電圧）との偏差に基づいて前記蓄電設備の充放電量を調節する、請求項１から４の何れかに記載の複合発電システム用電力変換装置。
7. 前記ＤＣ／ＤＣコンバータは、前記直流中間電圧と前記直流リンク部側への出力電流との関係が垂下特性を有するように、制御される、請求項６に記載の複合発電システム用電力変換装置。
8. 前記ＤＣ／ＤＣコンバータは、前記直流中間電圧が比例制御により制御される、請求項７に記載の複合発電システム用電力変換装置。
9. 前記ＤＣ／ＤＣコンバータは、前記蓄電設備の充電状態に応じて前記ＤＣ／ＤＣコンバータ目標電圧を変化させる、請求項８に記載の複合発電システム用電力変換装置。
10. 前記ＤＣ／ＤＣコンバータ目標電圧は、前記蓄電設備の充電状態に基づく値（以下、ＳＯＣ値）と所定のＳＯＣ指令値との偏差に基づき算出されたＳＯＣ電圧補正値を予め定めた直流電圧基準値に加算したものである、請求項６から９のいずれかに記載の複合発電システム用電力変換装置。
11. 前記ＤＣ／ＤＣコンバータは、
    当該ＤＣ／ＤＣコンバータの前記直流中間電圧を計測する第３電圧計測器と、
    前記ＳＯＣ値を取得するＳＯＣ値取得部と、
    第２制御装置とを備え、
    前記第２制御装置は、
    所定のＳＯＣ指令値と前記ＳＯＣ値取得部で取得されたＳＯＣ値との偏差に基づいてＳＯＣ電圧補正値を演算するＳＯＣ電圧補正値演算部と、
    予め定めた直流電圧基準値に前記ＳＯＣ電圧補正値を加算したＤＣ／ＤＣコンバータ目標電圧と前記第３電圧計測器で計測された前記直流中間電圧とを比例演算して前記ＤＣ／ＤＣコンバータの前記直流リンク部側への出力電流の指令値（以下、第２電流指令値）を演算する第２電流指令値演算部と、を含み、
    前記第２電流指令値を用いて前記ＤＣ／ＤＣコンバータにおける電力変換を行いながら前記蓄電設備の充放電させる制御を行う、請求項１０に記載の複合発電システム用電力変換装置。
12. 前記系統側電力変換器は、
    当該系統側電力変換器の交流側の電圧を計測する第４電圧計測器と、
    当該系統側電力変換器の交流側の電流を計測する第１電流計測器と、
    第３制御装置とを備え、
    前記第３制御装置は、
    前記第４電圧計測器で計測された電圧および前記第１電流計測器で計測された電流から、前記系統側電力変換器の交流側における有効電力および無効電力を演算する電力演算部と、
    所定の有効電力指令値と前記有効電力との偏差を比例演算し、その結果に所定の基準周波数を加算して周波数指令値を演算する周波数指令値演算部と、
    前記系統側電力変換器の交流側の周波数を取得する周波数取得部と、
    前記周波数取得部で取得された前記周波数と、前記周波数指令値との偏差を積分して内部相差角を演算する内部相差角演算部と、
    所定の無効電力指令値と前記無効電力との偏差を比例演算し、その結果に所定の基準電圧を加算して内部起電圧指令値を演算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、前記第４電圧計測器で計測された前記交流側の電圧とを用いて、前記系統側電力変換器の交流側への出力電流の指令値（以下、第３電流指令値）を演算する第３電流指令値演算部と、を含み、
    前記第３電流指令値を用いて前記系統側電力変換器における電力変換制御を行う、請求項１から１１の何れかに記載の複合発電システム用電力変換装置。
13. 前記発電設備は、前記回転動力を生じさせる回転機の回転速度が一定となるように制御される、請求項１から１２の何れかに記載の複合発電システム用電力変換装置。
14. 前記発電設備は、ランキンサイクルを利用した発電設備である、請求項１から１３の何れかに記載の複合発電システム用電力変換装置。
15. 前記ランキンサイクルを利用した発電設備は、バイナリー発電設備である、請求項１４に記載の複合発電システム用電力変換装置。
16. 前記系統側電力変換器は、前記発電設備が発電を停止している状態から起動させる場合に、前記仮想の発電機が負の電力を発生するような制御を行い、前記ＤＣ／ＤＣコンバータが前記蓄電設備を充電するよう構成され、前記発電設備は、前記蓄電設備に充電された電力を用いて自立的に起動する、請求項１から１５の何れかに記載の複合発電システム用電力変換装置。

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