JP6735039B1 - 系統連系インバータ及び系統周波数の変動抑制方法 - Google Patents
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Abstract
【課題】負荷急変や再生可能エネルギー電源の出力変動に伴う系統周波数の変動を短時間で抑制可能とした、系統連系インバータ及び系統周波数の変動抑制方法を提供する。【解決手段】同期発電機３０が接続された電力系統１０に連系され、かつ、ＶＳＧ機能により生成した出力有効電力指令に従って運転することにより系統周波数の変動を抑制するインバータであって、その制御回路が、インバータの出力有効電力設定値と、系統周波数と基準周波数との偏差に擬似減衰係数を乗じた値と、系統周波数の微分値に擬似慣性係数を乗じた値と、の和により表される出力有効電力指令に従ってインバータ主回路１００を駆動する系統連系インバータにおいて、インバータの制御回路は、系統周波数が周波数変動量最大点に到達した後の擬似慣性係数が周波数変動量最大点に到達する前の擬似慣性係数よりも小さくなるように調整する手段を備える。【選択図】図１
Description
本発明は、いわゆる仮想同期発電機制御（ＶＳＧ：Virtual Synchronous Generator）機能によって系統周波数の変動を抑制する系統連系インバータ及び系統周波数の変動抑制方法に関するものである。
太陽光発電装置等の再生可能エネルギー電源から出力される直流電力を交流電力に変換して電力系統に供給するインバータは、通常、ＰＬＬ（Phase Locked Loop）制御により系統周波数と同期して運転されている。周知のようにインバータは、回転体を有する同期発電機とは異って電力用半導体スイッチング素子からなる静止型の電気機器であるため、回転体の慣性力によって系統周波数の変動を抑制する機能を備えていない。
特に、再生可能エネルギー電源の導入量が増加し、相対的に同期発電機の数が減少していくと、負荷の急変や再生可能エネルギー電源の出力変動によって系統周波数が大きく変動する恐れがある。
特に、再生可能エネルギー電源の導入量が増加し、相対的に同期発電機の数が減少していくと、負荷の急変や再生可能エネルギー電源の出力変動によって系統周波数が大きく変動する恐れがある。
そこで、インバータに擬似的な慣性力を持たせて同期発電機の周波数変動抑制機能を実現することにより系統の安定化を図る技術が、仮想同期発電機制御（ＶＳＧ）として知られている。
図６は、上記のＶＳＧ機能を有するインバータを備えた系統連系システムの概略的な構成図である。
図６において、電力系統１０には同期発電機３０が接続されて負荷６０に交流電力を供給している。また、電力系統１０にはＰＬＬ回路２０が接続され、このＰＬＬ回路２０により検出された系統周波数ｆｇ及びその微分値（ｄｆｇ／ｄｔ）が、信号線２１を介してインバータ５０に入力されている。ここで、インバータ５０は、直流／交流変換を行う電力用半導体スイッチング素子からなる主回路とその制御回路とを備えている。
インバータ５０の直流入力側には、太陽光発電装置４０等の再生可能エネルギー電源が接続され、交流出力側は電力系統１０に接続されている。
図６において、電力系統１０には同期発電機３０が接続されて負荷６０に交流電力を供給している。また、電力系統１０にはＰＬＬ回路２０が接続され、このＰＬＬ回路２０により検出された系統周波数ｆｇ及びその微分値（ｄｆｇ／ｄｔ）が、信号線２１を介してインバータ５０に入力されている。ここで、インバータ５０は、直流／交流変換を行う電力用半導体スイッチング素子からなる主回路とその制御回路とを備えている。
インバータ５０の直流入力側には、太陽光発電装置４０等の再生可能エネルギー電源が接続され、交流出力側は電力系統１０に接続されている。
なお、図６における同期発電機３０やインバータ５０（及び太陽光発電装置４０）は何れも単一である場合に限らず、複数台の同期発電機や複数台のインバータが電力系統１０に連系されている場合には、それぞれを縮約したものとして図示してある。
上記構成において、インバータ５０は、負荷の急変等に伴う系統周波数ｆｇの変動を、以下に示すＶＳＧ機能により抑制している。
すなわち、インバータ５０が出力する有効電力（の指令）は、例えば非特許文献１の数式１８に示されているように、以下の数式１によって演算される。
数式１において、
Ｐｉｎｖ：インバータ５０の出力有効電力（指令）
Ｐ０：インバータ５０の出力有効電力の設定値
ｋｖｄ：擬似減衰係数
ｋｖｉ：擬似慣性係数
ｆｇ：実際の系統周波数
ｆ０：系統の基準周波数（例えば、５０［Ｈｚ］または６０［Ｈｚ］）
である。
すなわち、インバータ５０が出力する有効電力（の指令）は、例えば非特許文献１の数式１８に示されているように、以下の数式１によって演算される。
Ｐｉｎｖ：インバータ５０の出力有効電力（指令）
Ｐ０：インバータ５０の出力有効電力の設定値
ｋｖｄ：擬似減衰係数
ｋｖｉ：擬似慣性係数
ｆｇ：実際の系統周波数
ｆ０：系統の基準周波数（例えば、５０［Ｈｚ］または６０［Ｈｚ］）
である。
数式１によれば、系統周波数の変動量つまり周波数偏差（ｆｇ−ｆ０）に応じた擬似減衰成分（右辺第２項）と、系統周波数ｆｇの微分値（ｄｆｇ／ｄｔ）に応じた擬似減衰成分（右辺第３項）との和である調整量を、出力有効電力の設定値Ｐ０から減算することにより、インバータ５０の出力有効電力Ｐｉｎｖが演算される。この値Ｐｉｎｖを出力有効電力指令としてインバータ５０を運転することで、系統周波数ｆｇの変動を抑制することが可能である。
なお、上記擬似減衰係数ｋｖｄ及び擬似慣性係数ｋｖｉとして、従来では適宜選択した固定値を用いている。
なお、上記擬似減衰係数ｋｖｄ及び擬似慣性係数ｋｖｉとして、従来では適宜選択した固定値を用いている。
また、特許文献１には、非特許文献１と同様のＶＳＧ機能として、インバータの制御回路に設けた発電機慣性力発生部により、負荷急変時にＰＬＬ回路の応答を遅延させて得た系統電圧との位相差に基づいて同期発電機の慣性力相当の周波数変動抑制量を算出し、これをインバータの有効電力目標値に加算して系統周波数の低下を改善することが記載されている。
"Ｇｒｉｄ Ｔｉｅｄ Ｃｏｎｖｅｒｔｅｒ ｗｉｔｈ Ｖｉｒｔｕａｌ Ｋｉｎｅｔｉｃ Ｓｔｒａｇｅ"，ＩＥＥＥ，２００９年
非特許文献１に開示された技術によれば、周波数偏差（ｆｇ−ｆ０）が最大値に達した後に、系統周波数ｆｇが基準周波数ｆ０に収束するように制御が行われるが、擬似慣性係数ｋｖｉが固定値として設定されているため、系統周波数ｆｇの収束速度が遅いという問題がある。
なお、特許文献１には、負荷急変時に変動した系統周波数ｆｇを短時間で復帰させるための具体的な方法が開示されていない。
なお、特許文献１には、負荷急変時に変動した系統周波数ｆｇを短時間で復帰させるための具体的な方法が開示されていない。
そこで、本発明の解決課題は、負荷急変や再生可能エネルギー電源の出力変動に伴う系統周波数の変動を短時間で抑制可能とした系統連系インバータ及び系統周波数の変動抑制方法を提供することにある。
上記課題を解決するため、請求項１に係る系統連系インバータは、同期発電機が接続された電力系統に連系され、かつ、仮想同期発電機制御機能により生成した出力有効電力指令に従って運転することにより、系統周波数の変動を抑制可能としたインバータであって、前記インバータの主回路を制御する制御回路が、前記インバータの出力有効電力設定値と、系統周波数と基準周波数との偏差に擬似減衰係数を乗じた値と、系統周波数の微分値に擬似慣性係数を乗じた値と、の和により表される前記出力有効電力指令に従って前記主回路の半導体スイッチング素子をオン・オフさせる系統連系インバータにおいて、
前記制御回路は、系統周波数が周波数変動量最大点に到達した後の擬似慣性係数が前記周波数変動量最大点に到達する前の擬似慣性係数よりも小さくなるように調整する手段を備えたことを特徴とする。
前記制御回路は、系統周波数が周波数変動量最大点に到達した後の擬似慣性係数が前記周波数変動量最大点に到達する前の擬似慣性係数よりも小さくなるように調整する手段を備えたことを特徴とする。
請求項２に係る系統連系インバータは、請求項１に記載した系統連系インバータにおいて、前記インバータの直流電源として再生可能エネルギー電源が接続されていることを特徴とする。
請求項３に係る系統連系インバータは、請求項１または２に記載した系統連系インバータにおいて、前記電力系統に接続された負荷の変動、または、前記インバータの直流電源として接続された再生可能エネルギー電源の出力の変動に伴う系統周波数の変動を抑制することを特徴とする。
請求項４に係る系統連系インバータは、請求項１〜３の何れか１項に記載した系統連系インバータにおいて、前記制御回路は、系統周波数が前記周波数変動量最大点に到達した後の擬似慣性係数を、前記周波数変動量最大点に到達する前の前記同期発電機の慣性と、前記周波数変動量最大点に到達した後の電力系統全体の慣性と、に基づいて設定することを特徴とする。
請求項５に係る系統連系インバータは、請求項４に記載した系統連系インバータにおいて、
前記周波数変動量最大点に到達する前の前記同期発電機の慣性を、前記周波数変動量最大点に到達する前の時刻における前記同期発電機の機械入力変動量と、系統周波数に依存しない負荷変動量と、前記同期発電機の減衰係数と、前記擬似減衰係数と、系統周波数と基準周波数との偏差と、系統周波数の微分値と、前記擬似慣性係数と、を用いて求めることを特徴とする。
前記周波数変動量最大点に到達する前の前記同期発電機の慣性を、前記周波数変動量最大点に到達する前の時刻における前記同期発電機の機械入力変動量と、系統周波数に依存しない負荷変動量と、前記同期発電機の減衰係数と、前記擬似減衰係数と、系統周波数と基準周波数との偏差と、系統周波数の微分値と、前記擬似慣性係数と、を用いて求めることを特徴とする。
請求項６に係る系統周波数の変動抑制方法は、同期発電機が接続された電力系統に連系され、かつ仮想同期発電機制御機能を備えたインバータを運転することにより、系統周波数の変動を抑制する方法であって、
前記インバータの出力有効電力設定値と、系統周波数と基準周波数との偏差に擬似減衰係数を乗じた値と、系統周波数の微分値に擬似慣性係数を乗じた値と、の和により表される出力有効電力指令に従って前記インバータを運転するようにした、系統周波数の変動抑制方法において、
系統周波数が周波数変動量最大点に到達した後の擬似慣性係数が前記周波数変動量最大点に到達する前の擬似慣性係数よりも小さくなるように調整して前記周波数変動量最大点以後の前記出力有効電力指令を生成することを特徴とする。
前記インバータの出力有効電力設定値と、系統周波数と基準周波数との偏差に擬似減衰係数を乗じた値と、系統周波数の微分値に擬似慣性係数を乗じた値と、の和により表される出力有効電力指令に従って前記インバータを運転するようにした、系統周波数の変動抑制方法において、
系統周波数が周波数変動量最大点に到達した後の擬似慣性係数が前記周波数変動量最大点に到達する前の擬似慣性係数よりも小さくなるように調整して前記周波数変動量最大点以後の前記出力有効電力指令を生成することを特徴とする。
請求項７に係る系統周波数の変動抑制方法は、系統周波数と基準周波数との偏差が第１の閾値より小さい場合には、前記インバータの出力有効電力設定値と、系統周波数と基準周波数との偏差に擬似減衰係数を乗じた値と、の和により表される出力有効電力指令に従って前記インバータを運転し、
前記系統周波数と基準周波数との偏差が第１の閾値を超えた時刻以後は、請求項６に記載した処理によって前記周波数変動量最大点以後の前記出力有効電力指令を生成することを特徴とする。
前記系統周波数と基準周波数との偏差が第１の閾値を超えた時刻以後は、請求項６に記載した処理によって前記周波数変動量最大点以後の前記出力有効電力指令を生成することを特徴とする。
請求項８に係る系統周波数の変動抑制方法は、請求項６または７に記載した系統周波数の変動抑制方法において、前記電力系統に接続された負荷の変動、または、前記インバータの直流電源として接続された再生可能エネルギー電源の出力の変動に伴う系統周波数の変動を抑制することを特徴とする。
本発明によれば、系統周波数が変化して周波数変動量最大点に到達した時刻以後の擬似慣性係数を所定値に変化させてインバータの出力有効電力指令を生成することにより、変動した系統周波数を短時間で回復させて系統の早期安定化に寄与することができる。
以下、図に沿って本発明の実施形態を説明する。
図１は、インバータ主回路及びその制御回路を含む本実施形態の系統連系インバータを示す構成図であり、図６と同一の部分については同一の番号を付してある。
図１は、インバータ主回路及びその制御回路を含む本実施形態の系統連系インバータを示す構成図であり、図６と同一の部分については同一の番号を付してある。
図１において、ＰＬＬ回路２０により検出された系統周波数ｆｇは減算部７１に入力され、基準周波数ｆ０との偏差（ｆｇ−ｆ０）が算出される。そして、この偏差（ｆｇ−ｆ０）と前述した擬似減衰係数ｋｖｄとの乗算結果が加算部７３に入力されている。
また、系統周波数ｆｇは可変値としての擬似慣性係数ｋｖｉと乗算され、その乗算結果が微分手段７２により微分されて加算部７３に入力されている。
加算部７３は上記二つの入力を加算して減算部７４に送り、減算部７４はインバータ５０の出力有効電力設定値Ｐ０から加算部７３の出力を減算して出力有効電力指令Ｐｉｎｖを求める。この出力有効電力指令Ｐｉｎｖは電流基準値生成部８０に入力される。
また、系統周波数ｆｇは可変値としての擬似慣性係数ｋｖｉと乗算され、その乗算結果が微分手段７２により微分されて加算部７３に入力されている。
加算部７３は上記二つの入力を加算して減算部７４に送り、減算部７４はインバータ５０の出力有効電力設定値Ｐ０から加算部７３の出力を減算して出力有効電力指令Ｐｉｎｖを求める。この出力有効電力指令Ｐｉｎｖは電流基準値生成部８０に入力される。
電流基準値生成部８０には、出力有効電力指令Ｐｉｎｖと共に無効電力指令Ｑｉｎｖが別途入力されており、電流基準値生成部８０はこれらの入力に基づきｄ軸，ｑ軸電流指令値ｉｄｒｅｆ，ｉｑｒｅｆを生成して電流制御部９０に出力する。
一方、電力用半導体スイッチング素子からなる三相のインバータ主回路１００の直流入力側には、再生可能エネルギー電源に相当する直流電源１０１と直流中間コンデンサ１０２とが並列に接続され、インバータ主回路１００の交流出力側は電力系統１０に接続されている。
インバータ主回路１００の各相出力電流ｉａ，ｉｂ，ｉｃは電流検出器１０３により検出され、座標変換部９１によりｄ軸，ｑ軸電流ｉｄ，ｉｑに変換されて電流制御部９０に入力されていると共に、インバータ主回路１００の各相出力電圧ｖａ，ｖｂ，ｖｃは座標変換部９２によりｄ軸，ｑ軸電圧ｖｄ，ｖｑに変換されて電流制御部９０に入力されている。
なお、ρは座標変換を行うための位相角である。
インバータ主回路１００の各相出力電流ｉａ，ｉｂ，ｉｃは電流検出器１０３により検出され、座標変換部９１によりｄ軸，ｑ軸電流ｉｄ，ｉｑに変換されて電流制御部９０に入力されていると共に、インバータ主回路１００の各相出力電圧ｖａ，ｖｂ，ｖｃは座標変換部９２によりｄ軸，ｑ軸電圧ｖｄ，ｖｑに変換されて電流制御部９０に入力されている。
なお、ρは座標変換を行うための位相角である。
電流制御部９０は、電流及び電圧の各入力信号に基づいてｄ軸，ｑ軸変調指令ｍｄ，ｍｑを生成し、これらの変調指令ｍｄ，ｍｑは座標変換部９３及び変調信号生成部９４により三相各相の変調信号ｍａ，ｍｂ，ｍｃとしてインバータ主回路１００に入力される。インバータ主回路１００では、変調信号ｍａ，ｍｂ，ｍｃを用いたＰＷＭ制御等により半導体スイッチング素子をオン・オフさせ、直流電源１０１の直流電力を交流電力に変換して電力系統１０に供給する。
ここで、同期発電機３０をモデル化した場合の運動方程式（動揺方程式）は、数式２に示す通りである。
数式２において、
Ｍ：同期発電機の慣性（電力系統に接続される同期発電機を一つの慣性に集約した時の縮約モデル）
ｆｍ：同期発電機の（回転子の）回転周波数
ΔＰｍ：同期発電機の機械入力変動量
ΔＰｅ：同期発電機の電気出力変動量
である。
Ｍ：同期発電機の慣性（電力系統に接続される同期発電機を一つの慣性に集約した時の縮約モデル）
ｆｍ：同期発電機の（回転子の）回転周波数
ΔＰｍ：同期発電機の機械入力変動量
ΔＰｅ：同期発電機の電気出力変動量
である。
前述した数式１から、インバータが出力する有効電力の変動量ΔＰｉｎｖは数式３によって表すことができる。
また、数式４に示すように、有効電力変動量ΔＰｉｎｖと同期発電機３０の電気出力変動量ΔＰｅとの和は負荷６０の有効電力変動量ΔＰＬに等しく、この有効電力変動量ΔＰＬは、系統周波数ｆｇに依存しない負荷変動量ΔＰＬ０と、同期発電機３０の減衰係数Ｄと周波数偏差（ｆｇ−ｆ０）との積と、の和になる。
ここで、数式２におけるｆｍ≒ｆｇとおくと、同期発電機３０の拡大運動方程式は、数式２〜４に基づいて数式５のようになる。
数式５において、（Ｍ＋ｋｖｉ）は、（インバータが出力する慣性を含めた）系統全体の慣性係数、（Ｄ＋ｋｖｄ）は系統全体の減衰係数である。
この実施形態では、例えば、負荷変動に伴って系統周波数ｆｇが基準周波数ｆ０から低下していく場合、系統周波数ｆｇが、推測される収束値ｆ∞よりも小さい領域において、収束値ｆ∞から離れていく期間では、擬似慣性係数ｋｖｉを大きくして数式５の系統全体の慣性係数（Ｍ＋ｋｖｉ）を大きい値にし、また、収束値ｆ∞に近付いていく期間では、擬似慣性係数ｋｖｉを小さくして系統全体の慣性係数（Ｍ＋ｋｖｉ）を小さい値にすることにより、系統周波数ｆｇの回復速度を大きくする。なお、系統全体の慣性係数（Ｍ＋ｋｖｉ）及び同期発電機の慣性Ｍは正の値である。
この実施形態では、例えば、負荷変動に伴って系統周波数ｆｇが基準周波数ｆ０から低下していく場合、系統周波数ｆｇが、推測される収束値ｆ∞よりも小さい領域において、収束値ｆ∞から離れていく期間では、擬似慣性係数ｋｖｉを大きくして数式５の系統全体の慣性係数（Ｍ＋ｋｖｉ）を大きい値にし、また、収束値ｆ∞に近付いていく期間では、擬似慣性係数ｋｖｉを小さくして系統全体の慣性係数（Ｍ＋ｋｖｉ）を小さい値にすることにより、系統周波数ｆｇの回復速度を大きくする。なお、系統全体の慣性係数（Ｍ＋ｋｖｉ）及び同期発電機の慣性Ｍは正の値である。
言い換えれば、系統周波数ｆｇが収束値ｆ∞よりも小さい領域で変化している場合に、系統周波数ｆｇが周波数変動量最大点に到達するまでは擬似慣性係数ｋｖｉを大きくし、周波数変動量最大点に到達してから収束値ｆ∞に近付いていく期間では擬似慣性係数ｋｖｉを小さくするものである。
このようにしてインバータの擬似慣性係数ｋｖｉを調整することにより、従来のように擬似慣性係数ｋｖｉを固定値とした場合に比べて系統周波数ｆｇを短時間で回復させることができる。
このようにしてインバータの擬似慣性係数ｋｖｉを調整することにより、従来のように擬似慣性係数ｋｖｉを固定値とした場合に比べて系統周波数ｆｇを短時間で回復させることができる。
前記周波数変動量最大点では、系統周波数ｆｇの微分値（ｄｆｇ／ｄｔ）がゼロになるため、数式５は数式６のようになる。この数式６において、ｆｍｉｎは周波数変動量最大点の周波数最小値であり、ｔ２はその時刻である。
図２は、周波数変動量最大点の上記ｆｍｉｎ，ｔ２等の説明図であり、ｔ２より前の時刻ｔ１とこれに対応する周波数ｆ１及びその微分値である周波数変化率（ｄｆ１／ｄｔ）も併せて示してある。
次に、上述したように擬似慣性係数ｋｖｉを調整する際に必要な系統周波数の収束値ｆ∞は、以下のようにして推定する。
まず、同期発電機３０の回転周波数の変化量ΔＦと前記負荷変動量ΔＰＬ０との間には数式７の関係がある。この数式７において、ｓはラプラス演算子、Ｇ（ｓ）は伝達関数である。
この数式７及び最終値定理から、系統周波数の収束値ｆ∞は数式８により推定することができる。
まず、同期発電機３０の回転周波数の変化量ΔＦと前記負荷変動量ΔＰＬ０との間には数式７の関係がある。この数式７において、ｓはラプラス演算子、Ｇ（ｓ）は伝達関数である。
ここで、図３は、上述したように擬似慣性係数ｋｖｉを調整した場合（本実施形態）と固定した場合（従来技術）の、系統周波数ｆｇの回復状態を示した模式図である。図３からわかるように、収束値ｆ∞を中心として系統周波数ｆｇを所定範囲内に回復させるまでの時間が、本実施形態では従来技術よりも短くなり、その分、系統周波数ｆｇの早期安定化に寄与することができる。
次に、図４，図５に基づいて、系統周波数ｆｇの変動状態に応じたインバータの出力有効電力の演算方法につき説明する。
図４のフローチャートは、図１に示したインバータの制御回路により所定の制御周期で実行されるものであり、現在時刻をｋとし、一制御周期前の時刻を（ｋ−１）とする。
また、図５は、系統周波数ｆｇが変動する様子の一例を示す波形図である。
図４のフローチャートは、図１に示したインバータの制御回路により所定の制御周期で実行されるものであり、現在時刻をｋとし、一制御周期前の時刻を（ｋ−１）とする。
また、図５は、系統周波数ｆｇが変動する様子の一例を示す波形図である。
以下では、系統周波数ｆｇが低下した場合について説明するが、本発明は、系統周波数ｆｇが上昇した場合にも適用可能である。
図４において、まず、現在時刻ｋにおける系統周波数ｆｇと基準周波数ｆ０（例えば５０［Ｈｚ］）との偏差の絶対値が予め設定された第１の閾値ｃ１より小さいか否かを判断する（ステップＳ１）。このステップＳ１は、系統周波数ｆｇが大幅に低下（または上昇）したか否かを判断するためのものである。
系統周波数ｆｇが大幅に低下していない場合には、通常モードの有効電力指令をインバータに出力し（Ｓ１ ＹＥＳ，Ｓ８）、大幅に低下した場合には（Ｓ１ ＮＯ）、ステップＳ２に移行する。
図４において、まず、現在時刻ｋにおける系統周波数ｆｇと基準周波数ｆ０（例えば５０［Ｈｚ］）との偏差の絶対値が予め設定された第１の閾値ｃ１より小さいか否かを判断する（ステップＳ１）。このステップＳ１は、系統周波数ｆｇが大幅に低下（または上昇）したか否かを判断するためのものである。
系統周波数ｆｇが大幅に低下していない場合には、通常モードの有効電力指令をインバータに出力し（Ｓ１ ＹＥＳ，Ｓ８）、大幅に低下した場合には（Ｓ１ ＮＯ）、ステップＳ２に移行する。
ステップＳ２では、インバータの擬似慣性係数を第１の擬似慣性係数ｋｖｉ１として、現在時刻ｋにおける有効電力指令Ｐｉｎｖ（ｋ）を数式１により演算してインバータに与える。
次に、現在時刻ｋの系統周波数ｆｋと時刻（ｋ−１）の系統周波数ｆｋ−１との差の絶対値が第２の閾値ｃ２より小さいか否かを判断する（Ｓ３）。このステップＳ３は、系統周波数ｆｇが図５の周波数変動量最大点に達したか否かを判断するためのものである。
なお、第１，第２の閾値ｃ１，ｃ２の大小関係は、図５に例示するようにｃ１ ＞＞ｃ２である（例えば、ｃ１＝０．３，ｃ２＝０．００１）。
系統周波数ｆｇが周波数変動量最大点に達していない場合にはステップＳ２に戻り（Ｓ３ ＮＯ）、周波数変動量最大点に達していたら、前述した方法により収束値ｆ∞を推定する（Ｓ３ ＹＥＳ，Ｓ４）。
なお、第１，第２の閾値ｃ１，ｃ２の大小関係は、図５に例示するようにｃ１ ＞＞ｃ２である（例えば、ｃ１＝０．３，ｃ２＝０．００１）。
系統周波数ｆｇが周波数変動量最大点に達していない場合にはステップＳ２に戻り（Ｓ３ ＮＯ）、周波数変動量最大点に達していたら、前述した方法により収束値ｆ∞を推定する（Ｓ３ ＹＥＳ，Ｓ４）。
次いで、ｆｋ−ｆｋ−１の符号が変わったか否かを判断する（Ｓ５）。このステップＳ５は、系統周波数ｆｇが戻り始める点を判断するステップである。
ｆｋ−ｆｋ−１の符号が変わっていない場合（Ｓ５ ＮＯ）には、ステップＳ２と同様に現在時刻ｋにおける有効電力指令Ｐｉｎｖ（ｋ）を数式１により演算してインバータに与える（Ｓ９）。
ｆｋ−ｆｋ−１の符号が変わっている場合（Ｓ５ ＹＥＳ）には、系統周波数ｆｇが収束値ｆ∞より小さい範囲で収束値ｆ∞に近付く方向に変化しているか否かを判断する（Ｓ６）。
ｆｋ−ｆｋ−１の符号が変わっていない場合（Ｓ５ ＮＯ）には、ステップＳ２と同様に現在時刻ｋにおける有効電力指令Ｐｉｎｖ（ｋ）を数式１により演算してインバータに与える（Ｓ９）。
ｆｋ−ｆｋ−１の符号が変わっている場合（Ｓ５ ＹＥＳ）には、系統周波数ｆｇが収束値ｆ∞より小さい範囲で収束値ｆ∞に近付く方向に変化しているか否かを判断する（Ｓ６）。
そして、系統周波数ｆｇが収束値ｆ∞に近付く方向に変化している場合には（Ｓ６ ＹＥＳ）、インバータの擬似慣性係数を第１の擬似慣性係数ｋｖｉ１より小さい第２の擬似慣性係数ｋｖｉ２に設定し（ｋｖｉ２＜ｋｖｉ１、かつ、０＜ｋｖｉ２）、現在時刻ｋにおける有効電力指令Ｐｉｎｖ（ｋ）を数式１により演算してインバータに与える（Ｓ１０）。
また、収束値ｆ∞に近付く方向に変化していない場合には（Ｓ６ ＮＯ）、ステップＳ２，Ｓ９と同様に現在時刻ｋにおける有効電力指令Ｐｉｎｖ（ｋ）を数式１により演算してインバータに与える（Ｓ７）。
また、収束値ｆ∞に近付く方向に変化していない場合には（Ｓ６ ＮＯ）、ステップＳ２，Ｓ９と同様に現在時刻ｋにおける有効電力指令Ｐｉｎｖ（ｋ）を数式１により演算してインバータに与える（Ｓ７）。
なお、系統周波数ｆｇが基準周波数ｆ０に復帰しない限り、図４におけるステップＳ７またはＳ１０の何れかが実行される。また、系統周波数ｆｇが基準周波数ｆ０に復帰したら、ステップＳ１以降の処理が順次、繰り返される。
以上のように、系統周波数ｆｇの変動状態に応じて上述した処理を実行することにより、系統周波数ｆｇが周波数変動量最大点に到達してから収束値ｆ∞に近付く方向に変化する場合の回復速度を大きくすることができる。
以上のように、系統周波数ｆｇの変動状態に応じて上述した処理を実行することにより、系統周波数ｆｇが周波数変動量最大点に到達してから収束値ｆ∞に近付く方向に変化する場合の回復速度を大きくすることができる。
系統周波数ｆｇを基準周波数ｆ０に復帰させる動作は、同期発電機３０の慣性力によって行われるが、この慣性力を利用した調整機能は系統周波数ｆｇに変動が生じても直ちに働かない場合が多い。従って、本実施形態によるＶＳＧ機能は、同期発電機３０による上記調整機能が有効になるまでの期間において、系統周波数ｆｇの変動を抑制するために有効なものとなる。
次いで、図４のステップＳ１０において有効電力指令Ｐｉｎｖ（ｋ）を演算する際の第２の擬似慣性係数ｋｖｉ２（周波数変動量最大点に相当する時刻ｔ２以降に用いる擬似慣性係数ｋｖｉ＝ｋｖｉ２）を設定する際の数値範囲の求め方、すなわち擬似慣性係数ｋｖｉの再設定方法について説明する。
擬似慣性係数ｋｖｉを再設定した後の系統全体の慣性係数を所望の値Ｍ’（Ｍ’＝Ｍ＋ｋｖｉ２であり、かつ、Ｍ’＞０）とすると、系統周波数ｆｇの回復速度を改善するためにはＭ’を擬似慣性係数ｋｖｉを再設定する前の系統全体の慣性係数（Ｍ＋ｋｖｉ１）より小さくする必要があるので、数式９が成り立つ。
擬似慣性係数ｋｖｉを再設定した後の系統全体の慣性係数を所望の値Ｍ’（Ｍ’＝Ｍ＋ｋｖｉ２であり、かつ、Ｍ’＞０）とすると、系統周波数ｆｇの回復速度を改善するためにはＭ’を擬似慣性係数ｋｖｉを再設定する前の系統全体の慣性係数（Ｍ＋ｋｖｉ１）より小さくする必要があるので、数式９が成り立つ。
しかし、数式９によれば、同期発電機３０の慣性Ｍが不明であると擬似慣性係数ｋｖｉを再設定することができない。
そこで、以下の方法により、擬似慣性係数ｋｖｉを再設定するための数値範囲を求めることができる。
まず、前記数式６を数式５に代入することにより、数式１０を得る。この数式１０において、ｔ１，ｆ１は、図２に示したように周波数変動量最大点（時刻ｔ２）以前のある時刻とその時の系統周波数であり、（ｄｆ１／ｄｔ）は周波数変化率である。
そこで、以下の方法により、擬似慣性係数ｋｖｉを再設定するための数値範囲を求めることができる。
まず、前記数式６を数式５に代入することにより、数式１０を得る。この数式１０において、ｔ１，ｆ１は、図２に示したように周波数変動量最大点（時刻ｔ２）以前のある時刻とその時の系統周波数であり、（ｄｆ１／ｄｔ）は周波数変化率である。
数式１０を変形すれば、数式１１が得られる。なお、数式１１の右辺第２項におけるｋｖｉは、周波数変動量最大点以前の擬似慣性係数（図４のステップＳ２，Ｓ７，Ｓ９におけるｋｖｉ１に相当）である。
この数式１１によりＭを求め、数式９に示すｋｖｉ２の数値範囲の中でｋｖｉを再設定する。このことにより、ｋｖｉ２が負の値をとったとしても、ｋｖｉ２＋Ｍ＞０を満たすｋｖｉ２を再設定することが可能になる。
この数式１１によりＭを求め、数式９に示すｋｖｉ２の数値範囲の中でｋｖｉを再設定する。このことにより、ｋｖｉ２が負の値をとったとしても、ｋｖｉ２＋Ｍ＞０を満たすｋｖｉ２を再設定することが可能になる。
また、同期発電機３０の慣性Ｍが不明である場合の擬似慣性係数ｋｖｉの再設定方法としては、例えば電力系統を運用している電力会社が同期発電機の慣性Ｍを算出し、その算出値を含む前記数式９の値をインバータ側に送信して再設定させれば良い。
１０：電力系統
２０：ＰＬＬ回路
２１：信号線
３０：同期発電機
４０：太陽光発電装置
５０：インバータ
６０：負荷
７１，７４：減算部
７２：微分手段
７３：加算部
８０：電流基準値生成部
９０：電流制御部
９１，９２，９３：座標変換部
９４：変調信号生成部
１００：インバータ主回路
１０１：直流電源
１０２：直流中間コンデンサ
１０３：電流検出器
２０：ＰＬＬ回路
２１：信号線
３０：同期発電機
４０：太陽光発電装置
５０：インバータ
６０：負荷
７１，７４：減算部
７２：微分手段
７３：加算部
８０：電流基準値生成部
９０：電流制御部
９１，９２，９３：座標変換部
９４：変調信号生成部
１００：インバータ主回路
１０１：直流電源
１０２：直流中間コンデンサ
１０３：電流検出器
Claims (8)
- 同期発電機が接続された電力系統に連系され、かつ、仮想同期発電機制御機能により生成した出力有効電力指令に従って運転することにより、系統周波数の変動を抑制可能としたインバータであって、前記インバータの主回路を制御する制御回路が、前記インバータの出力有効電力設定値と、系統周波数と基準周波数との偏差に擬似減衰係数を乗じた値と、系統周波数の微分値に擬似慣性係数を乗じた値と、の和により表される前記出力有効電力指令に従って前記主回路の半導体スイッチング素子をオン・オフさせる系統連系インバータにおいて、
前記制御回路は、系統周波数が周波数変動量最大点に到達した後の擬似慣性係数が前記周波数変動量最大点に到達する前の擬似慣性係数よりも小さくなるように調整する手段を備えたことを特徴とする系統連系インバータ。 - 請求項１に記載した系統連系インバータにおいて、
前記インバータの直流電源として再生可能エネルギー電源が接続されていることを特徴とする系統連系インバータ。 - 請求項１または２に記載した系統連系インバータにおいて、
前記電力系統に接続された負荷の変動、または、前記インバータの直流電源として接続された再生可能エネルギー電源の出力の変動に伴う系統周波数の変動を抑制することを特徴とする系統連系インバータ。 - 請求項１〜３の何れか１項に記載した系統連系インバータにおいて、
前記制御回路は、系統周波数が前記周波数変動量最大点に到達した後の擬似慣性係数を、前記周波数変動量最大点に到達する前の前記同期発電機の慣性と、前記周波数変動量最大点に到達した後の電力系統全体の慣性と、に基づいて設定することを特徴とする系統連系インバータ。 - 請求項４に記載した系統連系インバータにおいて、
前記周波数変動量最大点に到達する前の前記同期発電機の慣性を、前記周波数変動量最大点に到達する前の時刻における前記同期発電機の機械入力変動量と、系統周波数に依存しない負荷変動量と、前記同期発電機の減衰係数と、前記擬似減衰係数と、系統周波数と基準周波数との偏差と、系統周波数の微分値と、前記擬似慣性係数と、を用いて求めることを特徴とする系統連系インバータ。 - 同期発電機が接続された電力系統に連系され、かつ仮想同期発電機制御機能を備えたインバータを運転することにより、系統周波数の変動を抑制する方法であって、
前記インバータの出力有効電力設定値と、系統周波数と基準周波数との偏差に擬似減衰係数を乗じた値と、系統周波数の微分値に擬似慣性係数を乗じた値と、の和により表される出力有効電力指令に従って前記インバータを運転するようにした、系統周波数の変動抑制方法において、
系統周波数が周波数変動量最大点に到達した後の擬似慣性係数が前記周波数変動量最大点に到達する前の擬似慣性係数よりも小さくなるように調整して前記周波数変動量最大点以後の前記出力有効電力指令を生成することを特徴とした系統周波数の変動抑制方法。 - 系統周波数と基準周波数との偏差が第１の閾値より小さい場合には、前記インバータの出力有効電力設定値と、系統周波数と基準周波数との偏差に擬似減衰係数を乗じた値と、の和により表される出力有効電力指令に従って前記インバータを運転し、
前記系統周波数と基準周波数との偏差が第１の閾値を超えた時刻以後は、請求項６に記載した処理によって前記周波数変動量最大点以後の前記出力有効電力指令を生成することを特徴とした系統周波数の変動抑制方法。 - 請求項６または７に記載した系統周波数の変動抑制方法において、
前記電力系統に接続された負荷の変動、または、前記インバータの直流電源として接続された再生可能エネルギー電源の出力の変動に伴う系統周波数の変動を抑制することを特徴とした系統周波数の変動抑制方法。
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