JP6809753B2 - 複合発電システム - Google Patents

Description

本発明は、複合発電システムに関する。

電力会社が供給する商用の電力系統においては、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、燃料電池発電設備、太陽光発電設備、ディーゼル発電設備等の発電設備、および、二次電池、電気二重層キャパシタ等の蓄電設備といった複数の種類の電源を一定地域内において組み合わせてネットワーク化したマイクログリッド等がある。

燃料電池発電設備、太陽光発電設備等の発電設備や蓄電設備においては、各電源に電力変換装置が設けられ、各電源が出力する電力が制御される。このような電力変換装置には、その制御方法に着目して、電流制御型と電圧制御型との２種類がある。

電流制御型電力変換装置は接続する系統の電圧または周波数に関係なく、所定の電流を出力するよう制御される。これは、主に系統連系用の電力変換装置として用いられる。電圧および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、一定の電圧および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。

このため、従来、マイクログリッド等を商用電力系統と連系運転している状態から自立運転に切り替える場合、あるいは、自立運転から商用電力系統連系運転に切り替える場合、電力変換装置の制御方法を切り替える必要が生じていた。

また、自立電源系統においては、発電電力と負荷の消費電力は常に一致させておく必要がある。さらに、電源系統が特性の異なる複数の発電設備で構成されている場合、各発電設備の特性に応じて適切に負荷分担調整を行う必要がある。

このような課題に対して、特許文献１には、電力系統との系統連系運転と自立運転との間を瞬断なく移行したり、複数の蓄電設備の間での自律的な負荷分担を行ったり、短期の系統周波数安定化を実現するための構成として、電力系統に仮想の発電機が接続されたと仮定して蓄電設備からの受電量を制御する仮想発電機モデル制御を行うことが開示されている。

国際公開第２０１３／００８４１３号

しかしながら、特許文献１の構成は、蓄電設備に対する制御については詳しく開示されているが、発電設備に対する制御については改善の余地がある。

本発明は、自立運転から連系運転、あるいは、連系運転から自立運転に移行するときに、制御方式の変更をする必要がなく、かつ自立状態で並列運転が可能な電力変換装置を備えた複合発電システムにおいて、発電設備の負荷分担を適切に行うことができる複合発電システムを提供することを目的とする。

本発明の一態様における複合発電システムは、複数の施設のそれぞれに設けられる施設内配電系統が施設間配電系統を介して互いに電力授受可能に接続された電源系統を構成する複合発電システムであって、前記施設内配電系統のそれぞれが、蓄電デバイスと前記蓄電デバイスに接続され前記蓄電デバイスの直流電力を所定の交流電力に変換する第１電力変換器とを有する蓄電設備、出力制御が可能な発電装置を有する発電設備、および電力を消費する負荷設備のうちの少なくとも１つを有し、前記電源系統は、少なくとも１つの前記蓄電設備、少なくとも１つの前記発電設備および少なくとも１つの前記負荷設備を備え、前記複合発電システムは、前記電源系統の電圧を計測する電圧計測器と、前記電源系統の電圧から前記電源系統の周波数を算出する周波数演算器と、前記第１電力変換器を制御する第１システム制御装置と、前記発電装置を制御する第２システム制御装置と、を有し、前記蓄電設備を含む前記施設内配電系統は、前記第１電力変換器の出力端における有効電力および無効電力を得るための値を計測する第１計測器を有し、前記発電設備を含む前記施設内配電系統は、前記発電設備を含む前記施設内配電系統に供給される受電電力を計測する受電電力計測器を有し、前記第１システム制御装置は、前記蓄電デバイスのＳＯＣと前記蓄電デバイスのＳＯＣ指令値との偏差を減少させるように、負の値も許容する第１有効電力指令値を算出する第１有効電力指令値演算部と、前記蓄電設備を仮想発電機として動作させるために、前記第１有効電力指令値と前記第１計測器で計測された値に基づいて得られる有効電力と基準回転速度とから前記仮想発電機における所定の周波数ドループ特性および所定の慣性特性に応じた仮想的な第１回転速度指令値を算出する第１回転速度指令値演算部と、前記第１回転速度指令値と前記周波数演算器で算出された周波数に基づいて算出される仮想の回転速度との偏差を積分して前記仮想発電機の仮想的な第１内部相差角を算出する第１内部相差角演算部と、第１無効電力指令値と前記第１計測器で計測された値に基づいて得られる無効電力と基準電圧とから前記仮想発電機における所定の電圧ドループ特性に応じた仮想的な第１内部起電圧指令値を算出する第１内部起電圧指令値演算部と、前記第１内部相差角と、前記第１内部起電圧指令値と、前記電圧計測器で計測された電圧と前記仮想発電機における所定の内部インピーダンスとから、前記第１電力変換器の出力電流の指令値を算出する第１電流指令値演算部と、を備え、前記第１電流指令値演算部の出力に基づき前記第１電力変換器を制御するよう構成され、前記第２システム制御装置は、前記周波数演算器で算出された周波数と周波数指令値との偏差から第１発電電力変化率指令値を算出する第１発電電力変化率指令値演算部と、前記受電電力計測器で計測された受電電力から第２発電電力変化率指令値を算出する第２発電電力変化率指令値演算部と、前記第１発電電力変化率指令値と前記第２発電電力変化率指令値とを加算した発電電力変化率指令値を積分して、第２有効電力指令値を算出する第２有効電力指令値演算部と、を備え、前記第２有効電力指令値演算部の出力に基づき前記発電装置を制御するよう構成され、前記第１発電電力変化率指令値演算部は、前記周波数が前記周波数指令値より低い場合、前記発電装置の発電量を増やすような前記第１発電電力変化率指令値を出力し、前記周波数が前記周波数指令値より高い場合、前記発電装置の発電量を減らすような前記第１発電電力変化率指令値を出力し、前記第２発電電力変化率指令値演算部は、前記受電電力が、対応する前記施設内配電系統が受電していることを示す値である場合に、前記発電装置の発電量を増やすような前記第２発電電力変化率指令値を出力し、前記受電電力が、対応する前記施設内配電系統から送電していることを示す値である場合に、前記発電装置の発電量を維持するような前記第２発電電力変化率指令値を出力する。

上記構成によれば、第１システム制御装置が蓄電デバイスに対する充放電を、第１電力変換器を通じて制御することにより、蓄電設備が仮想の発電機として機能する。すなわち、第１システム制御装置においては、電流制御の一形態である有効電力の閉ループ制御系と、電圧制御の一形態である電源系統の電圧の閉ループ制御系とが合成されており、それぞれの制御系には、周波数に対するドループの特性と無効電力に対するドループの特性とが組み込まれている。このため、電流及び電圧の双方の制御が矛盾なく動作することが可能となり、発電機に類似した動作を行う。したがって、蓄電設備は、電流制御型および電圧制御型の双方として機能し、自立運転から連系運転、あるいは、連系運転から自立運転に移行するときに、制御方式の変更をする必要がなく、かつ自立状態で並列運転が可能な発電設備とすることができる。しかも、蓄電設備の上記制御はソフトウエアによって実現されるので原理的に実際の発電機よりも応答速度が速い。したがって、前記電源系統が自立している場合には、施設内の急激な負荷変動に対しては、同施設内の発電設備の応答の遅れによる電力の過不足を蓄電設備によって補償することができる。また、蓄電設備は、周波数対電力のドループ特性を有している。このため、負荷が増加すると有効電力の閉ループ制御系にフィードバックされる電力量が増加することにより、第１電力変換器は周波数を下げるように動作する。一方、負荷が減少すると第１電力変換器は周波数を上げるように動作する。これに対して、蓄電デバイスの充電時には有効電力の閉ループ制御系の電力指令値である第１有効電力指令値を負の値にするために、第１電力変換器は周波数を下げるように動作する。一方、蓄電デバイスの放電時には第１有効電力指令値が増加することにより、第１電力変換器は周波数を増加させるように動作する。

よって、電源系統が自立している場合には、電源系統の周波数および電圧は、各施設の蓄電設備が並列運転を行って維持するとともに、電源系統における負荷電力と充放電電力との総和が発電設備による発電電力量の総和よりも大きい場合は周波数が低下し、小さい場合には周波数が上昇する。したがって、まず、周波数の変化に応じて発電装置の発電量を増減させることにより、電源系統全体の負荷変化と各施設のＳＯＣの変化分とが補償される。さらに、発電設備を有する施設の施設内配電系統の受電電力を監視し、当該受電電力が、対応する施設内配電系統が受電していることを示す値である場合、当該発電装置は発電量を増やすように制御される。これにより、発電能力に余裕のある施設から発電能力が不足している施設に電力が融通されることになり、電源系統全体の需給バランスが崩れることを防止することができる。

したがって、上記構成によれば、自立運転から連系運転、あるいは、連系運転から自立運転に移行するときに、制御方式の変更をする必要がなく、かつ自立状態で並列運転が可能な電力変換装置を備えた複合発電システムにおいて、発電設備の負荷分担を適切に行うことができる。

前記第２有効電力指令値演算部は、前記第２発電電力変化率指令値に対して前記第１発電電力変化率指令値の前記第２有効電力指令値への影響度が大きくなるように前記第２有効電力指令値を算出してもよい。これによれば、電源系統全体の電力の需給バランスを維持しつつ、発電設備と同じ施設内に配置された負荷設備への給電は当該発電設備から優先的に行うことができる。

前記第１内部起電圧指令値演算部は、第１無効電力指令値と前記第１計測器で計測された値に基づいて得られる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前記第１内部起電圧指令値を算出する第２の加算器とから構成されてもよい。

前記発電設備は、前記発電装置と、前記発電装置に接続され前記発電装置の電力を所定の交流電力に変換する第２電力変換器と、を有し、前記第２システム制御装置は、前記第２有効電力指令値に基づいて前記第２電力変換器の出力電流の指令値を算出する第２電流指令値演算部を備え、前記第２電流指令値演算部の出力に基づき前記第２電力変換器を制御するよう構成されてもよい。これにより、発電装置の出力制御を好適に行うことができる。

前記発電装置は、燃料電池であり、前記第２電力変換器は、前記燃料電池の直流電力を交流電力に変換するように構成されてもよい。

前記発電装置は、原動機で駆動される発電機を用いた発電装置であり、前記発電機が直接的に前記施設内配電系統に同期投入するように構成され、前記発電機の出力が前記第２有効電力指令値に追従するように前記発電機を駆動する原動機の駆動力が制御されてもよい。

前記第２システム制御装置は、前記周波数演算器で算出された前記周波数が予め定められた第１のしきい値未満の状態となり、かつ、当該第１のしきい値未満の状態が所定の時間継続した場合に、前記発電設備における発電を開始し、前記周波数が前記第１のしきい値以上の値として予め定められた第２のしきい値以上の状態となり、かつ、当該第２のしきい値以上の状態が所定の時間継続した場合に、前記発電設備における発電を停止するように制御してもよい。これにより、電源系統の電力が不足している場合に制御態様を変更することなく電源系統に電力を供給するとともに過剰な電力の供給を抑えることができ、電源系統における電力の需給バランスを安定的に維持させることができる。

前記複合発電システムは、前記負荷設備を制御する第３システム制御装置を備え、前記第３システム制御装置は、前記周波数演算器で算出された周波数が予め定められた第３のしきい値未満の状態となり、かつ、当該第３のしきい値未満の状態が所定の時間継続した場合に、前記負荷設備が消費する電力を低減させるように制御してもよい。これにより、電源系統の負荷が大きくなった場合に制御態様を変更することなく負荷設備への電力の供給を減少させることができ、電源系統における電力の需給バランスを安定的に維持させることができる。

前記複合発電システムは、前記電源系統に接続された自然エネルギーを利用した発電施設と、前記自然エネルギーを利用した発電施設を制御する第４システム制御装置と、を備え、前記第４システム制御装置は、前記周波数演算器で算出された周波数が予め定められた第４のしきい値以上の状態となり、かつ、当該第４のしきい値以上の状態が所定の時間継続した場合に、前記自然エネルギーを利用した発電施設の発電電力を低減させるように制御してもよい。これにより、電源系統の電力が過剰になっている場合に制御態様を変更することなく電源系統への電力の供給を減少させることができ、電源系統における電力の需給バランスを安定的に維持させることができる。

前記第２システム制御装置は、前記受電電力を積算した値に基づいて前記第２有効電力指令値を補正する指令値補正演算部を備えてもよい。施設ごとの受電電力を積算することにより、施設ごとの定期的な所定期間あたりの電力需給量が算出される。これに基づいて第２有効電力指令値を補正することにより、施設ごとの所定期間あたりの電力需給量に応じた電力の需給相殺処理を行うことができる。このような態様を利用することにより、施設ごとの電力料金の支払い処理を簡単化することができる。

本発明にいう「複合発電システム」とは、発電設備と蓄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。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とが定まる。

上記構成において、「蓄電設備」は蓄電デバイスと電力変換器とからなる。「蓄電デバイス」は、電池または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、「蓄電デバイス」には、一次電池、二次電池、電気二重層キャパシタが含まれる。電気の貯蔵を充電と称し、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（ＰＷＭ（Ｐｕｌｓｅ Ｗｉｄｔｈ Ｍｏｄｕｌａｔｉｏｎ）制御）を行う制御装置とから構成される。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含んだものをいう。

ＳＯＣ（Ｓｔａｔｅ Ｏｆ Ｃｈａｒｇｅ）指令値、周波数指令値および内部インピーダンスは、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もよく、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回転速度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。

本発明の上記目的、他の目的、特徴、及び利点は、添付図面参照の下、以下の好適な実施態様の詳細な説明から明らかにされる。

本発明によれば、自立運転から連系運転、もしくは連系運転から自立運転に移行するときに、制御方式の変更をする必要がなくかつ自立状態で並列運転ができる電力変換装置を備えた複合発電システムにおいて、発電設備の負荷分担を適切に行うことができる。

図１は、本発明の一実施の形態における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に示す蓄電設備の概略構成を示すブロック図である。 図３Ａは、図２に示す電圧・回転速度・位相演算部におけるＰＬＬ演算回路を示す制御ブロック図である。 図３Ｂは、図３Ａに示すＰＬＬ演算回路のより具体的な演算内容を示す図である。 図４は、図２に示す第１有効電力指令値演算部における演算内容を示す制御ブロック図である。 図５Ａは、図２に示す回転速度指令値演算部の演算内容の一例を示す制御ブロック図である。 、図５Ｂは、図２に示す回転速度指令値演算部の演算内容の他の一例を示す制御ブロック図である。 図６Ａは、図２に示す内部起電圧指令値演算部の演算内容の一例を示す制御ブロック図である。 図６Ｂは、図２に示す内部起電圧指令値演算部の演算内容の他の一例を示す制御ブロック図である。 図６Ｃは、図２に示す内部起電圧指令値演算部の演算内容の他の一例を示す制御ブロック図である。 図７は、図２に示す内部相差角演算部の演算内容を示す制御ブロック図である。 図８Ａは、図２に示す電流指令値演算部の演算内容を示す制御ブロック図である。 図８Ｂは、本実施の形態の電源系統における概念図である。 図９は、図１に示す発電設備が電力変換器を介して施設内配電系統に接続される場合の概略構成を示すブロック図である。 図１０は、図９に示す第２有効電力指令値演算部の演算内容の一例を示す制御ブロック図である。 図１１は、図９に示す第２有効電力指令値演算部の演算内容の他の一例を示す制御ブロック図である。 図１２Ａは、本発明の一実施の形態におけるシミュレーション結果を示すグラフである。 図１２Ｂは、本発明の一実施の形態におけるシミュレーション結果を示すグラフである。

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同じ機能を有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。

図１は、本発明の一実施の形態における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、複合発電システム１００は、複数の施設１０１Ａ〜１０１Ｅ（以下、施設１０１Ｘと略記する場合がある）が電力授受可能に接続された交流の電源系統１１３を構成している。

複数の施設１０１Ａ〜１０１Ｅは、それぞれ、施設間配電系統１０２から分岐した施設内配電系統１１２Ａ〜１１２Ｅを備え、施設内配電系統１１２Ａ〜１１２Ｅには、蓄電設備１０３、発電設備１０４および負荷設備１０５の少なくとも１つが接続されている。そして、施設間配電系統１０２は、施設内配電系統１１２Ａ〜１１２Ｅと接続されることにより、蓄電設備１０３、発電設備１０４および負荷設備１０５を少なくとも１つずつ備えた電源系統１１３を構成している。図１において、施設内配電系統１１２Ａ，１１２Ｂは、蓄電設備１０３、発電設備１０４および負荷設備１０５を備え、施設内配電系統１１２Ｃは、発電設備１０４および負荷設備１０５を備え、施設内配電系統１１２Ｄは、蓄電設備１０３および負荷設備１０５を備え、施設内配電系統１１２Ｅは、負荷設備１０５を備えている。なお、施設の数は、これ以上でも以下でもよい。また、負荷設備１０５を有しない施設を接続してもよい。このように、施設１０１Ｘは、例えば、一般の住宅、公共施設、工場、ビル等であり、蓄電設備１０３、発電設備１０４および負荷設備１０５の少なくとも１つを有する施設であれば、本複合発電システム１００の施設となり得る。

複合発電システム１００は、複数の施設１０１Ｘごとに、対応する施設１０１Ｘ内に設けられた各設備の電力授受に関する制御を行う制御装置１１０Ｘを備えている。制御装置１１０Ｘは、対応する１０１Ｘに設けられる施設に応じて、蓄電設備１０３を制御する第１システム制御装置１１、発電設備１０４を制御する第２システム制御装置１２４および負荷設備１０５を制御する第３システム制御装置１３１のうちの少なくとも何れか１つを備えている。

発電設備１０４を含む施設内配電系統１１２Ａ，１１２Ｂ，１１２Ｃは、発電設備１０４を含む施設内配電系統１１２Ａ，１１２Ｂ，１１２Ｃに供給される受電電力を計測する受電電力計測器１１１を有している。受電電力計測器１１１は、施設内配電系統１１２Ａ，１１２Ｂ，１１２Ｃと施設間配電系統１０２との接続点（受電点）に設けられる。

電源系統１１３は、商用系統１０６と遮断器１０７および変圧器１０８を介して接続され、遮断器１０７が開閉することにより、電源系統１１３が商用系統１０６と連係運転するか自立運転するかが切り替えられる。さらに、電源系統１１３には、自然エネルギーを利用した発電施設である太陽光発電施設１０９が接続される。各負荷設備１０５は、蓄電設備１０３、発電設備１０４、商用系統１０６、太陽光発電施設１０９のうちの少なくとも１つの設備から電力の供給を受け、電力を消費する。太陽光発電施設１０９は、第４システム制御装置１３２により制御される。太陽光発電施設１０９は、図１に示すように、施設１０１Ｘとは独立して設けられてもよいし、何れかの施設１０１Ｘを構成する設備の１つとして設けられてもよい。なお、複合発電システム１００において、太陽光発電施設１０９は、必須の構成要素ではない。また、複合発電システム１００には、太陽光発電施設１０９の代わりに、風力発電施設等の他の自然エネルギーを利用した発電施設が設けられていてもよい。

なお、上記実施の形態に代えて、各設備１０３，１０４，１０５，１０９ごとに独立した制御装置が設けられる構成としてもよい。また、複数の施設１０１Ｘを制御する１つの制御装置が設けられる構成としてもよい。この場合、蓄電設備１０３、発電設備１０４および負荷設備１０５の制御装置と、太陽光発電施設１０９の制御装置とを１つの制御装置で構成してもよい。

［蓄電設備］
まず、蓄電設備１０３の構成について説明する。図２は、図１に示す蓄電設備の概略構成を示すブロック図である。図２に示すように、各蓄電設備１０３は、蓄電デバイス５と、蓄電デバイス５に接続され蓄電デバイス５の直流電力を所定の交流電力に変換する第１電力変換器６とを有する。

蓄電デバイス５は直流電力ライン７を介して第１電力変換器６に接続されている。この第１電力変換器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、蓄電デバイス５からの直流電力を所定の交流電力に変換して施設内配電系統１１２Ｘ（Ｘ＝Ａ，Ｂ，…）に出力する、もしくは施設内配電系統１１２Ｘからの交流電力を直流電力に変換して蓄電デバイス５を充電する。蓄電デバイス５は、一次電池、二次電池、電気二重層キャパシタ等が適用できる。

施設内配電系統１１２Ｘには、電源系統１１３の電圧を計測するための電圧計測器４および電圧計測器４で計測した電圧から周波数を求めるための周波数演算器と、施設内配電系統１１２Ｘに流れる電流（受電電流）を計測するための電流計測器３とが設置されている。なお、電圧計測器４は、施設１０１Ｘごとに設けられる代わりに、電源系統１１３の何れかに設けられた電圧計測器４で計測された値が各施設１０１Ｘにおいて共通して用いられてもよい。電圧計測器４の出力は配線２２を介して第１システム制御装置１１の電圧・回転速度・位相演算部１４に接続されている。

電流計測器３の出力は、配線２１を介して第１システム制御装置１１の電流演算部１３に接続されている。電圧計測器４はＰＴ（Ｐｏｔｅｎｔｉａｌ Ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ）として知られる変成器であり、また電流計測器３はＣＴ（Ｃｕｒｒｅｎｔ Ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ）として知られる変流器である。

第１システム制御装置１１は、第１有効電力指令値演算部９６、電流演算部１３、電圧・回転速度・位相演算部１４、有効・無効電力演算部１５、回転速度指令値演算部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および電力変換器制御部１６を備え、第１電力変換器６を制御するよう構成されている。第１システム制御装置１１における電流指令値演算部７０が第１電流指令値演算部として機能し、電力変換器制御部１６が第１電力変換器制御部として機能する。

電力変換器制御部１６からのゲート駆動信号２０は第１電力変換器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、蓄電デバイス５の直流電力は所望の電圧、回転速度、位相の交流電力に変換されて施設内配電系統１１２Ｘに供給される。もしくは施設内配電系統１１２Ｘからの交流電力が直流電力に変換されて蓄電デバイス５を充電する。

蓄電デバイス５には蓄電デバイス５の電圧、電流、温度、圧力等の電池の状態を検出するための状態検出器１７が取り付けられている。蓄電デバイス監視装置１８は、状態検出器１７からの信号に基づき、蓄電デバイス５の状態を監視する他、蓄電デバイス５のＳＯＣ（Ｓｔａｔｅ Ｏｆ Ｃｈａｒｇｅ）の計算を行う。

蓄電デバイス監視装置１８は配線２３を介して第１システム制御装置１１に接続されている。第１システム制御装置１１は、蓄電デバイス５の状態に異常を検知した場合、第１電力変換器制御部１６を介して、第１電力変換器６の運転を停止する。また、第１システム制御装置１１は、蓄電デバイス５のＳＯＣを第１システム制御装置１１に伝える。

次に、本実施の形態における蓄電設備１０３の制御態様について説明する。以下の説明で用いられる演算方式は、一例であって、同等の結果を導く他の演算手法も採用可能である。

（１）電圧・回転速度・位相演算部（ＰＬＬ演算回路）
図３Ａは、図２に示す電圧・回転速度・位相演算部におけるＰＬＬ演算回路を示す制御ブロック図であり、図３Ｂは、図３Ａに示すＰＬＬ演算回路のより具体的な演算内容を示す図である。

電源系統１１３の回転速度・位相は、電圧計測器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。具体的には、第１電力変換器６に設置された電圧計測器４により電源系統１１３の線間電圧の瞬時値ｖ_ＲＳ、ｖ_ＳＴが計測され、ＰＬＬ演算回路３１に入力される。ＰＬＬ演算回路３１において、この電圧の瞬時値ｖ_ＲＳ、ｖ_ＳＴを用いて電源系統１１３の回転速度・位相の推定計算が行われる。

図３Ａおよび図３Ｂ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（ｖ_ＲＳ、ｖ_ＳＴ）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（以下、推定位相）φ'との偏差を求める位相比較器３２と、位相偏差から電源系統１１３の角速度（周波数）を推定するループフィルタ３４と、推定された角速度を積分し、推定位相φ'を算出する積分器３５とで構成されている。

電源系統１１３の位相φは、電圧計測器４から得られた系統線間電圧の瞬時値ｖ_ＲＳ，ｖ_ＳＴをαβ変換することで求められる。系統側の各相の相電圧の瞬時値をｖ_Ｒ、ｖ_Ｓ、ｖ_Ｔ、とし、瞬時値ベクトルｖ_αβを次式のように定義する。

オイラーの式（ｅ^ｊφ＝ｃｏｓφ＋ｊ・ｓｉｎφ）より瞬時値ベクトルｖ_αβ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ｖ_αβはａ相を基準にした固定座標系（αβ軸）上で角速度ωで回転するベクトルとなる。ここで、角速度ωは、系統電圧の角周波数に一致する。

実際の電圧計測器４で計測された系統瞬時線間電圧ｖ_ＲＳ、ｖ_ＳＴと瞬時相電圧ｖ_Ｒ、ｖ_Ｓ、ｖ_Ｔ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以下のように求められる。

また、αβ変換器３０において、次式よりｃｏｓφおよびｓｉｎφが計算される。

ｓｉｎ変換器３６の出力とαβ変換器３０の出力ｃｏｓφとの積と、ｃｏｓ変換器３７の出力とαβ変換器３０の出力ｓｉｎφとの積とが、それぞれ位相比較器３２に入力される。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'との偏差φ−φ'（以下、位相偏差という）を求める。具体的には、以下のような演算により位相偏差が算出される。αβ変換器３０の出力ε（図３Ｂ参照）は、はオイラーの式より、数１０から求められる。

したがって、φ−φ'が十分小さい場合、ε＝sin（φ−φ’）がφ−φ'とほぼ等しくなるため、εが位相偏差φ−φ'とみなされる。

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、電源系統１１３の回転速度を求める。電源系統１１３の回転速度（推定同期回転速度）ω_ｓは、ループフィルタ３４の出力から求められる。ループフィルタの伝達関数Ｇ（ｓ）は例えば次式で表される。

上記回転速度ω_ｓを積分器３５にて積分して、推定位相φ'が求められる。上記のＰＬＬ演算回路は、位相偏差φ−φ'を０とするように動作するため、推定位相φ'および推定同期回転速度ω_ｓはそれぞれ位相φおよび回転速度ωの推定値となっていることは明らかである。

ここで、αβ座標系に対して推定同期回転速度ω_ｓで回転するｄｑ座標系を想定して系統の電圧がｄｑ変換により求められる。すなわち、αβ座標系に対するｄｑ座標系の位相角はφ'となるので、ｄｑ座標系での電圧は、以下のように求められる。

以上のようにして、電圧・回転速度・位相演算部１４は、電圧計測器４からの線間電圧の瞬時値ｖ_ＲＳ、ｖ_ＳＴから、電圧Ｖ_ｄ，Ｖ_ｑ、電源系統１１３の回転速度ω_ｓ、および推定位相φ'を算出する。

（２）電流演算部
電流演算部１３は、電圧・回転速度・位相演算部１４で計算された推定位相φ’を入力として、次式により電流Ｉ_ｄ，Ｉ_ｑ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・回転速度・位相演算部１４で計算された電圧Ｖ_ｄ，Ｖ_ｑと電流演算部１３で計算された電流Ｉ_ｄ，Ｉ_ｑを入力として、有効電力Ｐと無効電力Ｑとを算出する。すなわち、本実施の形態において、蓄電設備１０３に設けられた電流計測器３、電圧計測器４、電流演算部１３、電圧・回転速度・位相演算部１４、および有効・無効電力演算部１５は、第１電力変換器６の出力端における有効電力および無効電力を得るための値を計測する第１計測器として機能する。

（４）第１有効電力指令値演算部
第１有効電力指令値演算部９６は、蓄電デバイス５のＳＯＣと蓄電デバイス５のＳＯＣ指令値ＳＯＣ_ｒｅｆとの偏差に基づいて、第１有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ１を算出する。図４は、図２に示す第１有効電力指令値演算部９６における演算内容を示す制御ブロック図である。図４に示すように、第１有効電力指令値演算部９６は、減算器９３および有効電力指令値設定器９４を有する。減算器９３は、ＳＯＣ指令値ＳＯＣ_ｒｅｆと蓄電デバイス監視装置１８で計算されたＳＯＣとの偏差ΔＳＯＣを計算する。

ここで、第１有効電力指令値演算部９６は、第１有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ１が負の値をとることを許容するよう構成される。すなわち、第１有効電力指令値設定器９４は、減算器９３の出力ΔＳＯＣが所定の値（例えば＋１０％）を超えた場合、第１有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ１を蓄電デバイス５を充電するための値（負の値、例えば定格電力の２０％）に設定する。また、有効電力指令値設定器９４は、減算器９３の出力ΔＳＯＣが所定の値（例えば−１０％）未満となった場合、第１有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ１を蓄電デバイス５を放電するための値（正の値、例えば定格電力の２０％）に設定する。このように、第１有効電力指令値演算部９６において、仮想発電機における回生領域の動作が想定される。これにより、放電時と同様に、蓄電設備１０３の充電時における制御を仮想発電機を模擬した態様とすることができる。

なお、図４に示すように、有効電力指令値設定器９４は、第１有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ１を変更するための所定の値（充電側および放電側のそれぞれ）に対してヒステリシスを持つように設定される。また、図４の例に代えて、第１有効電力指令値演算部９６は、上記減算器９３の出力ΔＳＯＣに所定の比例ゲインＫを乗じることによって、第１有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ１を算出してもよい。

（５）回転速度指令値演算部
回転速度指令値演算部４０は、第１電力変換器６を仮想発電機として動作させるために、第１有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ１と有効電力Ｐと基準回転速度ω_ｏとから仮想発電機における所定の周波数ドループ特性および所定の慣性特性に応じた仮想的な回転速度指令値ω_ｒｅｆを算出する。蓄電設備１０３の回転速度指令値演算部４０は、第１回転速度指令値を算出する第１回転速度指令値演算部として機能する。

より詳しく説明する。回転速度指令値演算部４０は、第１有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ１と有効電力Ｐとの偏差から比例制御により回転速度指令値（第１回転速度指令値）ω_ｒｅｆを算出する。ここで、図５Ａは、図２に示す回転速度指令値演算部４０の演算内容の一例を示す制御ブロック図である。図５Ａに示すように、回転速度指令値演算部４０は、減算器４３、比例制御器（第１の比例演算器）４４、上下限リミッタ４６および加算器（第１の加算器）４７を有している。減算器４３は第１有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ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（Ｄｒ）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は、比例制御器４４の出力をω_{ｄｒ＿ｍａｘ}とω_{ｄｒ＿ｍｉｎ}の間に制限して出力する。加算器４７は、上下限リミッタ４６の出力に基準回転速度ω_ｏを加えて、回転速度指令値ω_ｒｅｆとして出力する。

図５Ｂは、図２に示す回転速度指令値演算部４０の演算内容の他の一例を示す制御ブロック図である。すなわち、図５Ａの代わりに図５Ｂに示すように、比例制御器４４と上下限リミッタ４６との間に一次遅れ演算器４５を配してもよい。比例制御器４４の比例ゲイン（Ｄｒ）は有効電力と回転速度との間に所定の垂下特性を有するように調整される。

（６）内部起電圧指令値演算部
［第１の例］
図６Ａは、図２に示す内部起電圧指令値演算部５０の演算内容の一例を示す制御ブロック図である。図６Ａ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Ｑ_ｒｅｆと無効電力Ｑとの偏差から比例制御により内部起電圧指令値Ｅ_ｆを算出する。蓄電設備１０３の内部起電圧指令値演算部５０は、第１内部起電圧指令値を算出する第１内部起電圧指令値演算部として機能する。具体的には、内部起電圧指令値演算部５０は、減算器５３、比例制御器（第２の比例演算器）５４、上下限リミッタ５６、加算器（第２の加算器）５７、および関数演算器５８を有している。減算器５３は無効電力指令値Ｑ_ｒｅｆ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（Ｄｒ）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は、比例制御器５４の出力をＶ_{ｄｒ＿ｍａｘ}とＶ_{ｄｒ＿ｍｉｎ}との間に制限して出力する。加算器５７は、上下限リミッタ５６の出力に電圧基準値Ｖ_ｏを加算して電圧目標値Ｖ_ｒｅｆを出力する。電圧目標値Ｖ_ｒｅｆは、関数演算器５８に送られる。関数演算器５８は、下式に示す演算を行い、内部起電圧指令値Ｅ_ｆを出力する。

上記式で求められる内部起電圧指令値Ｅ_ｆは、第２の加算器５７の出力である電圧目標値Ｖ_ｒｅｆ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との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（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（後述する図８Ｂ参照）。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。後述するように、実際の電動機における内部インピーダンスは一般に非常に小さな値（ほぼゼロ）であるといわれている。外部インピーダンスは第１電力変換器６と電源系統１１３との間に設けられたリアクトルと配線抵抗とからなる。第１電力変換器６に流れる電流値は計測されるので、総合インピーダンスが定まれば、電源系統１１３の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。

［第２の例］
図６Ｂは、図２に示す内部起電圧指令値演算部５０の演算内容の他の一例を示す制御ブロック図である。図６Ｂ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Ｑ_ｒｅｆと無効電力Ｑとから内部起電圧指令値Ｅ_ｆを算出する。この例においては、内部起電圧指令値演算部５０は、図６Ａの例と同様に、減算器５３、比例制御器（第２の比例演算器）５４、上下限リミッタ５６、および加算器（第２の加算器）５７を有している。図６Ｂの例においては、図６Ａにおける関数演算器５８に代えて演算式が異なる第２の関数演算器５８Ｂを有している。第２の関数演算器５８Ｂには、電流Ｉ_ｄ，Ｉ_ｑの代わりに、電圧Ｖ_ｄ，Ｖ_ｑが入力される。第２の関数演算器５８Ｂは、下式に示す演算を行い、内部起電圧指令値Ｅ_ｆを出力する。

上記式で求められる内部起電圧指令値Ｅ_ｆは、無効電力の偏差に応じて電圧指令値をドループさせて実際の電圧を電圧指令値に追従させるような指令値である。すなわち、本例における内部起電圧指令値Ｅ_ｆは、通常の発電機で行われるＡＶＲ（Ａｕｔｏｍａｔｉｃ Ｖｏｌｔａｇｅ Ｒｅｇｕｌａｔｏｒ）による界磁の制御に基づいた電圧指令値を模したものとなっている。

［第３の例］
図６Ｃは、図２に示す内部起電圧指令値演算部５０の演算内容の他の一例を示す制御ブロック図である。すなわち、内部起電圧指令値演算部５０は、図６Ａ、図６Ｂに示すような比例制御器５４の出力を直接上下限リミッタ５６に入力する態様に代えて、図６Ｃに示すように、比例制御器５４と上下限リミッタ５６との間に一次遅れ演算器５５を配してもよい。比例ゲイン（Ｄｒ）は無効電力と出力電圧との間に所定の垂下特性を有するように調整される。

（７）内部相差角演算部
図７は、図２に示す内部相差角演算部６０の演算内容を示す制御ブロック図である。図７に示すように、内部相差角演算部６０は回転速度指令値ω_ｒｅｆと電源系統１１３の同期回転速度ω_ｓとの偏差から、内部相差角θを算出する。蓄電設備１０３の内部相差角演算部６０は、第１内部相差角を算出する第１内部相差角演算部として機能する。具体的には、内部相差角演算部６０は、減算器６３、積分器６４を有している。減算器６３は、回転速度指令値ω_ｒｅｆと同期回転速度ω_ｓとの偏差を算出する。減算器６３の次段に設けられる積分器６４は、この偏差を積分し、内部相差角θとして出力する。なお、本実施形態においては、回転速度指令値ω_ｒｅｆと同期回転速度ω_ｓとを用いて回転速度（単位：rpm）を比較する構成としているが、角速度（単位：rad/sec）、回転数（単位：Hz）等を比較する構成としてもよい。角速度、回転数および周波数は、本発明において、回転速度と等価な概念である。したがって、後述する電源系統１１３の周波数も電圧・回転速度・位相演算部１４において同期回転速度ω_ｓから得られる。

（８）電流指令値演算部
図８Ａは、図２に示す電流指令値演算部７０の演算内容を示す制御ブロック図である。また、図８Ｂは、本実施の形態の電源系統における概念図である。図８Ａに示すように、電流指令値演算部７０において、内部起電圧指令値Ｅ_ｆ、内部相差角θ、電圧Ｖ_ｄ、Ｖ_ｑは関数演算器７２に入力される。関数演算器７２は、下記式の演算を行い、電流指令値Ｉ_{ｄ＿ｒｅｆ}、Ｉ_{ｑ＿ｒｅｆ}を電力変換器制御部１６に出力する。

上記式で求められる電流値は、電圧計測器４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仮定した場合に、総合インピーダンスに流れる電流値である。この電流値は第１電流指令値として蓄電設備１０３の電流指令値演算部７０から出力される（図８Ｂ参照）。

ところで、実際の蓄電設備１０３の内部インピーダンスｒ_ａ，ｘ_ｓはほぼゼロに等しく、総合インピーダンスｒ＝ｒ_a＋ｒ_ｌ、ｘ＝ｘ_ｓ＋ｘ_ｌはほぼ蓄電設備１０３と電源系統１１３との間の外部インピーダンスｒ_ｌ，ｘ_ｌに等しい。しかしながら、前述のとおり、本実施の形態においては、内部起電圧指令値Ｅ_ｆ、第１電流指令値Ｉ_{ｄ＿ｒｅｆ}、Ｉ_{ｑ＿ｒｅｆ}を算出するに際して、蓄電設備１０３の内部インピーダンスと、蓄電設備１０３と電源系統１１３との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を用いることとした。特に、蓄電設備１０３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Ｅ_ｆ、第１電流指令値Ｉ_{ｄ＿ｒｅｆ}、Ｉ_{ｑ＿ｒｅｆ}を算出すれば、安定した運転が可能となる。なぜならば、複数の第１電力変換器６を並列運転した場合、第１電力変換器６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、第１電力変換器６のインピーダンスが低いためであり、蓄電設備１０３の内部インピーダンスを仮想的に大きくすることにより、第１電力変換器６のインピーダンスが高くなり、電圧差による出力バランスが不安定になるのを防止できるからである。例えば、内部インピーダンスが現実的にはほぼゼロのところ、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。

つまり、電流指令値演算部７０は、仮想的な第１電力変換器６が内部起電圧指令値演算部５０と内部相差角演算部６０とにより求められた内部起電圧を発生させた場合に、施設内配電系統１１２Ｘに出力される電流値を推定している。

これにより、第１電力変換器６の見掛け上のインピーダンスが上昇し、商用系統１０６との連系運転時および電力変換装置同士の並列運転時の何れの場合でもシステムが不安定になることを抑制している。

（９）電力変換器制御部
電力変換器制御部１６には電圧・回転速度・位相演算部１４で算出された推定位相φ’と、電流演算部１３で算出された電流Ｉ_ｄ，Ｉ_ｑと、電流指令値演算部７０で算出された第１電流指令値Ｉ_{ｄ＿ｒｅｆ}、Ｉ_{ｑ＿ｒｅｆ}とが入力される。電力変換器制御部１６は、第１電力変換器６の出力電流が電流指令値演算部７０で算出された第１電流指令値となるようなゲート駆動信号２０を出力する。

蓄電デバイス監視装置１８において、蓄電デバイス５に異常が見つかれば、電池異常信号を配線２３を介してシステム制御装置１１の電力変換器制御部１６に送り、ゲート駆動信号２０の送出を停止させる。これにより、第１電力変換器６の作動が停止するため、蓄電デバイス５の保護が図れる。蓄電デバイスの異常としては、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。

蓄電デバイス監視装置１８は、蓄電デバイス５のＳＯＣを算出して、配線２３を介してシステム制御装置１１に送信する。ＳＯＣは、蓄電デバイスに流れる電流を積算して求められるＳＯＣ（積算ＳＯＣ）を電流、電圧、温度から求められるＳＯＣ（瞬時ＳＯＣ）で補正することにより計算される。

電力変換器６は、蓄電デバイス５のＳＯＣが目標とするＳＯＣ指令値より小さいとき、有効電力の出力を減らす方向に制御し、反対にＳＯＣが目標とするＳＯＣ指令値より大きいとき、有効電力の出力を増やす方向に制御する。この結果、蓄電デバイス５のＳＯＣは適正な範囲に保たれる。

［発電設備］
次に、発電設備１０４の構成について説明する。図９は、図１に示す発電設備が電力変換器を介して施設内配電系統に接続される場合の概略構成を示すブロック図である。図９において、図２で示した第１システム制御装置１１の制御ブロックと共通する部分については同じ符号を付し、説明を省略する。また、図９の例は、発電設備１０４の他に蓄電設備１０３および負荷設備１０５が接続された施設内配電系統１１２Ａを例示するが、発電設備１０４が接続されている限り、施設内配電系統に蓄電設備１０３および／または負荷設備１０５が接続されていない場合（例えば施設内配電系統１１２Ｂ，１１２Ｃ等）であっても、発電設備１０４は、図９の例と同様の構成を採用し得る。

図９に示すように、各発電設備１０４は、発電装置１２２と、発電装置１２２に接続され発電装置１２２の電力を所定の交流電力に変換する第２電力変換器１２５とを有する。発電装置１２２は、出力制御が可能な発電装置であって、例えば、燃料電池発電装置、あるいはディーゼル発電装置、タービン発電装置等の原動機駆動発電装置等が採用可能である。太陽光発電装置や風力発電装置などの出力が自然条件に依存する発電装置であっても、出力制御が可能となっていれば採用可能である。また、原動機駆動発電装置においては、第２電力変換器１２５を設けなくてもよい。

図９に示すように、発電設備１０４には発電装置１２２（例えば燃料電池発電装置）が接続されている。発電装置１２２は第２電力変換器１２５に接続されている。第２電力変換器１２５は第２システム制御装置１２４から配線を介してゲート駆動信号１２７を受けて作動する。第２システム制御装置１２４は、第２電力変換器１２５を制御するよう構成されている。受電電力計測器１１１は、施設内配電系統１１２Ａの電流を計測する電流計測器１１５と、施設内配電系統１１２Ａの電圧を計測する電圧計測器１１４とを備えている。第２システム制御装置１２４には、電流計測器１１５により計測された電流および電圧計測器１１４により計測された電圧が入力される。

発電設備１０４の電圧・回転速度・位相演算部１４は、電源系統１１３の周波数を算出する周波数演算器として機能する。すなわち、電圧・回転速度・位相演算部１４は、電源系統１１３の回転速度ω_ｓから周波数ｆ（＝ω_ｓ／２π）を算出する。有効・無効電力演算部１５は、電圧・回転速度・位相演算部１４で計算された電圧Ｖ_ｄ，Ｖ_ｑと電流演算部１３で計算された電流Ｉ_ｄ,Ｉ_ｑとを入力として、有効電力Ｐと無効電力Ｑとを算出する。有効・無効電力演算部１５から出力される有効電力Ｐが施設内配電系統１１２Ａに供給される受電電力Ｐとなる。したがって、受電電力計測器１１１で計測される電流、電圧から施設内配電系統１１２Ａに供給される受電電力Ｐを得ることができる。

第２有効電力指令値演算部８６は、電圧・回転速度・位相演算部１４で計算された電源系統１１３の周波数ｆと基準周波数ｆ_ｏと有効・無効電力演算部１５で演算される受電電力Ｐとに基づいて第２有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ２を算出する。発電設備１０４の電流指令値演算部７０は、第２有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ２および系統電圧Ｖ_ｄ，Ｖ_ｑを入力とし、第２電力変換器１２５が出力するべき電流指令値Ｉ_{ｄ＿ｒｅｆ}，Ｉ_{ｑ＿ｒｅｆ}を出力する。その計算式は例えば次式で与えられる。

一方、発電設備１０４が原動機駆動の発電設備である場合には、第２電力変換器１２５を設けずに、よく知られるガバナ制御によって第２有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ２を目標値とする電力制御ループが構成されてもよい。すなわち、発電装置１２２として、原動機で駆動される発電機を用いた発電装置を採用する場合、発電機が直接的に施設内配電系統１１２Ａに同期投入するように構成され、発電機の出力が第２有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ２に追従するように発電機を駆動する原動機の駆動力が制御されてもよい。

図１０は、図９に示す第２有効電力指令値演算部８６の演算内容の一例を示す制御ブロック図である。第２有効電力指令値演算部８６は、減算器８３と、第１発電電力変化率指令値演算部８４と、第２発電電力変化率指令値演算部８５と、加算器８７と、積分器８８と、を備えている。減算器８３は、電源系統１１３の周波数ｆと周波数指令値（基準周波数）ｆ_ｏとの偏差Δｆ（＝ｆ_ｏ−ｆ）を計算する。第１発電電力変化率指令値演算部８４は、当該偏差Δｆから第１発電電力変化率指令値Ｒ_ｆを算出する。第１発電電力変化率指令値演算部８４は、周波数ｆが基準周波数ｆ_ｏより低い場合、発電装置１２２の発電量を増やすような第１発電電力変化率指令値Ｒ_ｆを出力し、周波数ｆが基準周波数ｆ_ｏより高い場合、発電装置１２２の発電量を減らすような第１発電電力変化率指令値Ｒ_ｆを出力する。例えば、第１発電電力変化率指令値演算部８４は、＋２％の偏差Δｆごとに第１発電電力変化率指令値Ｒ_ｆを２０％／ｍｉｎ増やし、−２％の偏差Δｆごとに第１発電電力変化率指令値Ｒ_ｆを２０％／ｍｉｎ減らすように変化させる。

第２発電電力変化率指令値演算部８５は、対応する施設内配電系統１１２Ａの受電電力Ｐから第２発電電力変化率指令値Ｒ_ｐを算出する。第２発電電力変化率指令値演算部８５は、受電電力Ｐが、受電していることを示す値である場合（Ｐ＞０）に、発電装置１２２の発電量を増やすような第２発電電力変化率指令値Ｒ_ｐを出力する。

例えば、第２発電電力変化率指令値演算部８５は、受電電力Ｐが正の値である場合、第２発電電力変化率指令値Ｒ_ｐを＋１０％／ｍｉｎ変化させる。なお、本実施の形態では、第２発電電力変化率指令値演算部８５は、受電電力Ｐが所定の正の値以上である場合に、発電装置１２２の発電量を増やすような第２発電電力変化率指令値Ｒｐを出力する。すなわち、受電電力Ｐが０から所定の正の値までの間は不感帯として発電装置１２２の発電量を維持するような指令値を出力するようにしている。また、受電電力Ｐが、対応する施設１０１Ｘから送電していることを示す値である場合（Ｐ＜０の場合）、第２発電電力変化率指令値演算部８５は、発電装置１２２の発電量を維持するような第２発電電力変化率指令値Ｒ_ｐ（すなわちＲ_ｐ＝０）を出力する。

上記のように、第２有効電力指令値演算部８６は、第２発電電力変化率指令値Ｒ_ｐに対して第１発電電力変化率指令値Ｒ_ｆの影響度が大きくなるように設定する。例えば上述したように、周波数変化に基づく第１発電電力変化率指令値Ｒ_ｆの変化は、２０％／ｍｉｎを最小単位とするのに対し、受電電力変化に基づく第２発電電力変化率指令値Ｒｐの変化は、１０％／ｍｉｎを最小単位とする。

加算器８７は、第１発電電力変化率指令値Ｒ_ｆと第２発電電力変化率指令値Ｒ_ｐとを加算して得られる発電電力変化率指令値Ｒ_ｇを出力する。積分器８８は、発電電力変化率指令値Ｒ_ｇを積分して、第２有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ２を算出する。

第２システム制御装置１２４は、第１システム制御装置１１と同様に、回転速度指令値演算部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および電力変換器制御部１６を有している。第２システム制御装置１２４における電流指令値演算部７０が出力する電流指令値Ｉ_{ｄ＿ｒｅｆ}，Ｉ_{ｑ＿ｒｅｆ}が第２電力変換器６の出力電流の指令値である第２電流指令値となる。

このように、本実施の形態において、第１システム制御装置１１における回転速度指令値演算部４０、内部起電圧指令値演算部５０、内部相差角演算部６０、および電流指令値演算部７０が、それぞれ第１回転速度指令値演算部、第１内部起電圧指令値演算部、第１内部相差角演算部、および第１電流指令値演算部として機能する。

上記構成によれば、第１システム制御装置１１が蓄電デバイス５に対する充放電を第１電力変換器６を通じて制御することにより、蓄電設備１０３が仮想発電機として機能する。すなわち、蓄電設備１０３において、第１電力変換器６に出力電流の指令値が入力されることにより、第１電力変換器６の有効電力および電源系統１１３の周波数の閉ループ制御系と第１電力変換器６の無効電力および電源系統１１３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）がフィードバック制御される。

したがって、蓄電設備１０３は、電流制御型および電圧制御型の双方として機能し、自立運転から連系運転、あるいは連系運転から自立運転に移行するときに、制御方式の変更をする必要がなく、かつ自立状態で並列運転が可能な電力変換器を備える。しかも、蓄電設備１０３のフィードバック制御システムは実際の発電機ではなくソフトウエアによって実現されるので原理的に応答速度が速い。したがって、発電設備１０４のための第２電力変換器１２５に加えて、仮想発電機として機能する蓄電設備１０３のための第１電力変換器６を用いることにより、急激な負荷変動に対しては、発電設備１０４の発電電力の負荷電力に対する過不足を発電設備１０４に比べて応答速度の速い蓄電設備１０３によって補償することができる。

より詳しく説明すると、まず、第１システム制御装置１１の働きにより、第１電力変換器６を介して蓄電デバイスのＳＯＣの変化分が補償される。

次に、電源系統１１３が自立している場合には、蓄電設備１０３の仮想発電機としての働きにより、電源系統１１３に接続される負荷量と、蓄電設備への充放電量の増減に応じて電源系統１１３の周波数が増減するため、その周波数の変化に応じて、発電設備１０４の発電出力を増減させることにより、電源系統１１３の全体の負荷量および充放電量と発電量をバランスさせることができる。

さらに、各施設の受電電力量に応じて各施設の発電設備１０４の発電電力を調節することにより、各施設で消費される電力は、可能な限り同じ施設で発電するように調整される。すなわち、各施設における発電設備１０４同士の間での負荷分担を適切に行うことができる。

また、第２有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ２が、第２発電電力変化率指令値Ｒ_ｐに対して第１発電電力変化率指令値Ｒ_ｆの第２有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ２への影響度が大きくなるような値に設定される。これによれば、電源系統１１３全体の電力の需給バランスを維持しつつ、発電設備１０４と同じ施設１０１Ｘ内に配置された負荷設備１０５への給電は当該発電設備１０４から優先的に行うことができる。

なお、第２システム制御装置１２４は、周波数演算器で算出された電源系統１１３の周波数ｆが予め定められた第１のしきい値未満の状態となり、かつ、当該第１のしきい値未満の状態が所定の時間継続した場合に、発電設備１０４における発電を開始し、周波数ｆが第１のしきい値以上の値として予め定められた第２のしきい値以上の状態となり、かつ、当該第２のしきい値以上の状態が所定の時間継続した場合に、発電設備１０４における発電を停止するように制御してもよい。これにより、電源系統１１３の電力が不足している場合に制御態様を変更することなく電源系統１１３に電力を供給するとともに過剰な電力の供給を抑えることができ、電源系統１１３における電力の需給バランスを安定的に維持させることができる。

なお、本実施の形態においては、発電設備１０４を備える施設内配電系統１１２Ａ，１１２Ｂ，１１２Ｃに受電電力計測器１１１が設けられる態様について説明したが、その他の施設内配電系統１１２Ｄ，１１２Ｅにも受電電力計測器１１１を設けてもよい。各施設内配電系統１１２Ｘの受電電力を取得する構成とすることにより、各施設１０１Ｘにおける他の施設との電力の需給状況を把握することができる。したがって、発電設備１０４を制御する第２システム制御装置１２４は、当該電力の需給状況に応じて当該発電設備１０４の発電量を調整することができる。

図１１は、図９に示す第２有効電力指令値演算部の演算内容の他の一例を示す制御ブロック図である。図１１に示すように、第２システム制御装置１２４は、受電電力を積算した値に基づいて第２有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ２を補正する指令値補正演算部９２を備えてもよい。図１１の例では、指令値補正演算部９２は、積分器８９と、第３発電電力変化率指令値演算部９０と、加算器９１とを備えている。

積分器８９は、施設内配電系統の受電電力Ｐを所定期間積算し、当該施設の電力量Ｗを出力する。なお、当該施設の電力量Ｗは、施設１０１Ｘ外への給電が続けば負の値となり、施設１０１Ｘ内への受電が続けば正の値となる。第３発電電力変化率指令値演算部９０は、積分器８９から出力された当該施設の電力量Ｗに基づいて第３発電電力変化率指令値Ｒ_Ｗを生成する。例えば、第３発電電力変化率指令値演算部９０は、当該施設の電力量Ｗが正の値である場合、第３発電電力変化率指令値Ｒ_Ｗを＋５％／ｍｉｎ変化させる。また、第３発電電力変化率指令値演算部９０は、当該施設の電力量Ｗが負の値である場合、第３発電電力変化率指令値Ｒ_Ｗを−５％／ｍｉｎ変化させる。なお、本実施の形態では、当該施設の電力量Ｗの大きさが０から所定の値までの間は不感帯として発電装置１２２の発電量を維持するような指令値を出力するようにしている。

加算器９１は、第１発電電力変化率指令値Ｒ_ｆと第２発電電力変化率指令値Ｒ_ｐとを加算した加算器８７の出力と、第３発電電力変化率指令値Ｒ_Ｗとを加算して得られる発電電力変化率指令値Ｒ_ｇを出力する。図１０の例と同様に、積分器８８は、発電電力変化率指令値Ｒ_ｇを積分して、第２有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ２を算出する。なお、これに代えて、指令値補正演算部９２は、積分器８８の出力に対して当該施設の電力量Ｗに基づく第２有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ２の補正値を加算してもよい。

このように、施設１０１Ｘごとの受電電力を積算することにより、施設１０１Ｘごとの定期的な所定期間あたりの電力需給量が算出される。これに基づいて第２有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ２が補正されることにより、施設１０１Ｘごとの所定期間あたりの電力需給量に応じた電力の需給相殺処理を行うことができる。すなわち、第２システム制御装置１２４は、施設１０１Ｘにおける電力量Ｗが受電過多（正の値）である場合、当該施設１０１Ｘ内の発電設備１０３における発電量を増やし、施設１０１Ｘにおける電力量Ｗが送電過多（負の値）である場合、当該施設１０１Ｘ内の発電設備１０３における発電量を減らすように制御する。これにより、施設１０１Ｘ内の発電設備１０３は、当該施設１０１Ｘにおける電力量Ｗが０に近づくように制御される。このような態様を利用することにより、施設１０１Ｘごとの電力の支払い処理を簡単化することができる。

なお、第３発電電力変化率指令値演算部９０は、第１発電電力変化率指令値Ｒ_ｆおよび第２発電電力変化率指令値Ｒ_ｐに対して第３発電電力変化率指令値Ｒ_Ｗの影響度が小さくなるように設定する。これにより、需給バランスへの影響を抑えつつ電力の需給相殺処理を行うことができる。

［負荷設備］
本実施の形態において、電源系統１１３全体の電力需給状況に応じて、負荷設備１０５の負荷電力が調整されてもよい。例えば、第３システム制御装置１３１は、電源系統１１３の周波数が予め定められた第３のしきい値未満の状態となり、かつ、当該第３のしきい値未満の状態が所定の時間継続した場合に、負荷設備１０５が消費する電力を低減させるように制御する。

本実施の形態によれば、電源系統１１３の需給状況は当該電源系統１１３の周波数の変動から判断することが可能である。上述したように、負荷電力が増加した場合、負荷の増加分は一時的に蓄電設備１０３が分担して負担するとともに、蓄電設備１０３の第１電力変換器６に対する仮想発電機制御における垂下特性に基づいて電源系統１１３の周波数が低下する。この周波数低下に基づいて各発電設備１０４は出力を増加させることにより需給バランスを保つ。負荷電力がさらに増加し、発電設備１０４の発電能力を超え、全ての発電設備１０４の出力が上限に達すると、不足分は蓄電設備１０３から供給される。この結果、電源系統１１３の周波数は基準周波数（定格周波数）よりも低い状態となり、この状態が継続される。蓄電設備１０３からの電力供給が継続されると、蓄電デバイス５のＳＯＣが低下することため、第１電力変換器６への第１有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆ１が負の値となり、仮想発電機の垂下特性から電源系統１１３の周波数がさらに低下する（第３しきい値未満の状態となる）。

このような状態が所定の時間継続した場合に、負荷設備１０５を制御する第３システム制御装置１３１は、電源系統１１３全体で供給される電力が不足しているものと判断し、負荷設備１０５の抑制操作または停止操作を行う。複数の負荷設備１０５における抑制操作または停止操作を行う順位は、周波数の低下量および継続時間のしきい値の設定で調整が可能である。負荷設備１０５を抑制または停止させる場合、例えば、第３システム制御装置１３１は、負荷設備１０５に対して直接的に出力等の抑制命令または停止命令を与えてもよいし、負荷設備１０５と電源系統１１３との接続箇所に接続または遮断する遮断器（例えば電磁接触器等）を設け、当該遮断器に対して両者の接続を遮断する指令を与えてもよい。また、第３システム制御装置１３１は、該当する負荷設備１０５が含まれる施設１０１Ｘに対して警報等を報知して、負荷設備１０５の利用者に節電を促すようにしてもよい。

上記のように、負荷設備１０５に対しても上記のような制御を行うことにより、電源系統１１３の負荷が大きくなった場合に制御態様を変更することなく負荷設備１０５への電力の供給を減少させることができ、電源系統１１３における電力の需給バランスを安定的に維持させることができる。

［太陽光発電施設］
図１に示すように、電源系統１１３に、各施設１０１Ｘとは別に太陽光発電施設１０９等の自然エネルギーを利用した発電施設が接続されている場合には、電源系統１１３全体の電力需給状況に応じて、当該発電施設の発電電力が調整されてもよい。例えば、第４システム制御装置１３２は、電源系統１１３の周波数が予め定められた第４のしきい値以上の状態となり、かつ、当該第４のしきい値以上の状態が所定の時間継続した場合に、太陽光発電施設１０９の発電電力を低減させるように制御する。

太陽光発電施設１０９の発電電力が増加すると、蓄電設備１０３が一時的に余剰分を充電する。このとき仮想発電機の垂下特性により、電源系統１１３の周波数が上昇する。これにより、発電設備１０４の出力が低下することで、需給バランスが維持される。太陽光発電施設１０９の発電電力がさらに増加すると、発電設備１０４の発電電力が全て下限値に達し、蓄電設備１０３の充電状態が継続する。この結果、蓄電デバイス５のＳＯＣが上昇するため、第１電力変換器６に対する有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆは放電側の値（正の値）となるため、電源系統１１３の周波数が上昇した状態が継続する（第４しきい値以上の状態となる）。

このような場合に、太陽光発電施設１０９を制御する第４システム制御装置１３２は、電源系統１１３の周波数の上昇が所定時間継続した場合、電源系統１１３全体で供給されている電力が過剰であると判断し、太陽光発電施設１０９から出力される電力を制限または停止させる。太陽光発電施設１０９の出力電力を制限する方法として、例えば第４システム制御装置１３２は、太陽光発電施設１０９の出力上限値を下げるような命令を与えたり、個別に制御可能な複数のセグメントで構成される太陽光発電施設１０９の場合、当該複数のセグメントのうちの一部のセグメントの発電を停止させたりすることが例示できる。このような太陽光発電施設１０９の出力電力を制限または停止させる前に、第１システム制御装置１１が、蓄電設備１０３のＳＯＣ指令値をより高い値に設定し直してもよい。

これにより、電源系統１１３の電力が過剰になっている場合に制御態様を変更することなく電源系統１１３への電力の供給を減少させることができ、電源系統１１３における電力の需給バランスを安定的に維持させることができる。

［システムの全体的な動作］
以下、本実施の形態における複合発電システム１００の全体的な動作について説明する。

（１）定常状態
負荷設備１０５における負荷の変動、発電設備１０４の出力電力の変動および太陽光発電施設１０９における発電電力の変動がなく、しかも、蓄電設備１０３の蓄電デバイス５におけるＳＯＣが蓄電デバイス５のＳＯＣ指令値ＳＯＣ_ｒｅｆに一致している状態では、負荷設備１０５には、対応する施設１０１Ｘの発電設備１０４および／または太陽光発電施設１０９から電力が供給される。このとき、発電設備１０４は自身の施設１０１Ｘ内の負荷設備１０５へ電力を供給するとともに、余剰分を他の施設に融通する。蓄電設備１０３の出力はゼロで、電源系統１１３の周波数は基準周波数（定格周波数）に一致している。

（２）負荷が増加した場合
定常状態から施設１０１Ａの負荷が増加した場合を考える。負荷が増加することにより、電源系統１１３全体としては発電設備１０４の供給不足となる。このため、当該不足分を蓄電設備１０３が賄って放電するようになる。この結果、蓄電設備１０３の垂下特性により電源系統１１３の周波数が低下する。電源系統１１３の周波数が低下することにより、各施設１０１Ｘの発電設備１０４は発電電力を上昇させる。施設１０１Ａには受電電力Ｐが発生する（正の値となる）ため、施設１０１Ａにおける発電設備１０４は、他の施設の発電設備１０４よりも発電電力が大きくなるように発電電力を上昇させる。施設１０１Ａの発電設備１０４の発電電力が上昇することにより、蓄電設備１０３の出力が減少し、電源系統１１３の周波数も上昇する。やがて、蓄電設備１０３の出力がゼロとなり、電源系統１１３の周波数も基準周波数に戻る。しかし、施設１０１Ａの受電電力が正の値であることから、施設１０１Ａの発電設備１０４の発電電力は上昇を続けるため、電源系統１１３の周波数も上昇を続ける。この結果、蓄電設備１０３が上昇した発電電力を吸収すべく充電状態となる。電源系統１１３の周波数が上昇することに従って、他の施設の発電設備１０４の発電電力は、減少し、最終的には施設１０１Ａの発電設備１０４のみが出力を上昇させた状態で静定する。

（３）負荷が減少した場合
定常状態から施設１０１Ａの負荷が減少した場合を考える。負荷が減少することにより、電源系統１１３全体としては発電設備１０４の供給過剰となる。このため、当該過剰分を蓄電設備１０３が吸収するように充電状態となる。この結果、電源系統１１３の周波数が上昇する。電源系統１１３の周波数が上昇することにより、各施設１０１Ｘの発電設備１０４は発電電力を減少させる。発電設備１０４の発電電力の減少に伴い、蓄電設備１０３の充電量が減少し、電源系統１１３の周波数も低下する。蓄電設備１０３の充電量がゼロになると、電源系統１１３の周波数も基準周波数に戻る。しかし、他の施設の受電電力Ｐが正の値となっていることから、他の施設の発電設備１０４の発電電力は増加に転じ、電源系統１１３の周波数もそれに応じて再び上昇する。これに伴い、施設１０１Ａの発電設備１０４の発電電力が減少し、最終的には施設１０１Ａの発電設備１０４のみが出力を減少させた状態で静定する。

（４）発電設備の発電電力が上限に達した場合
上記（２）において、施設１０１Ａの負荷が上昇し、施設１０１Ａの発電設備１０４の発電電力が上限に達した場合を考える。施設１０１Ａは電力の不足分を電源系統１１３から受電することになるため、電源系統１１３の周波数が低下する。その結果、他の施設の発電設備１０４の発電電力が上昇する。最終的には、施設１０１Ａの蓄電設備１０３の出力がゼロとなり、電源系統１１３の周波数が基準周波数に戻った時点で静定する。この結果、施設１０１Ａは他の施設の発電設備１０４から電力の融通を受ける状態が維持される。

（５）太陽光発電施設の発電電力が上昇した場合
太陽光発電施設１０９の発電電力が上昇すると、電源系統１１３は供給過剰の状態となり、電源系統１１３の周波数が上昇し、各施設１０１Ｘの蓄電設備１０３が余剰分を充電する。電源系統１１３の周波数の上昇に伴い、各施設１０１Ｘの発電設備１０４は、発電電力を減少させ、施設外に融通していた電力を減少させる。太陽光発電施設１０９の発電電力がさらに大きい場合、各施設１０１Ｘの発電設備１０４は発電電力の減少を継続し、施設外から受電する状態で静定する。

（６）電源系統全体が供給不足となった場合
定常状態から電源系統１１３の負荷が上昇し、各施設１０１Ｘの発電設備１０４の供給能力を上回った場合を考える。各施設１０１Ｘの発電設備１０４の出力が上限に達すると、電源系統１１３の周波数の基準周波数からの低下を元に戻すことができない。したがって、各施設１０１Ｘの蓄電設備１０３から電力の不足分が電源系統１１３に供給される。この状態が継続すると、蓄電デバイス５のＳＯＣが充電側に調整されるため、電源系統１１３の周波数がさらに低下する。電源系統１１３の周波数が所定の値（上述した第３のしきい値）未満となった状態が所定の時間継続した場合、電源系統１１３は、供給不足と判断され、各施設１０１Ｘの負荷設備１０５は、負荷の低減または停止を行い、供給不足を改善するように制御される。

（７）電源系統全体が供給過剰となった場合
電源系統１１３全体の負荷が低い状態で、太陽光発電施設１０９の発電電力が上昇し、供給過剰状態となった場合を考える。各施設１０１Ｘの発電設備１０４は発電電力を減少させ、下限値に達すると、余剰分は蓄電設備１０３の蓄電デバイス５に充電される。蓄電デバイス５のＳＯＣが上昇すると、蓄電設備１０３は放電側に調整されるため、電源系統１１３の周波数がさらに上昇する。電源系統１１３の周波数が所定の値（上述した第４のしきい値）以上の状態となり、この状態所定の時間継続した場合、電源系統１１３は、供給過剰と判断され、太陽光発電施設１０９は、発電電力の抑制または停止を行い、供給過剰を改善するように制御される。

［本実施の形態における効果］
上記のような一連の動作が制御態様の切り替えなしに行われる本実施の形態における複合発電システム１００によれば、以下のような効果を奏し得る。

（１）複数の施設１０１Ｘに分散配置された蓄電設備１０３および発電設備１０４を結合し、自立電源系統を構成することができる。上述したように、本実施の形態においては、複数の施設１０１Ｘは、例えば一般家庭、工場、ビル、商業施設、公共施設等が含まれる。複合発電システム１００において、施設数や、各施設の規模などに関する制約はなく、各施設内部の設備の種類や容量、構成などが異なる任意の数の施設１０１Ｘを複合させて構成することが可能である。従来、このような自立電源系統を構成しようとした場合、電源系統全体の負荷変動を１台で吸収できる容量を持った大容量の蓄電設備が必要であったり、原動機発電機が必須であったりといった制約があった。しかし、上記実施の形態においては複数の蓄電設備１０３および発電設備１０４が協業して自立電源系統を維持する能力を有することにより、従来の制約が取り除かれる。

（２）電力変換器のみで自立系統の電圧および周波数を適切に維持することができる。自立系統の電圧および周波数は、仮想発電機モデル制御される第１電力変換器６を備えた蓄電設備１０３が維持している。本実施の形態における第１電力変換器６は、原動機発電機の垂下特性、慣性モーメント、インピーダンスを模擬するように制御されることから、第１電力変換器６のみでも良好な電源品質を維持することができる。従来の電力変換器で自立系統を構成しようとした場合、１台を電圧制御型電力変換装置とし、残りを電流制御型電力変換装置とする必要があった。この方式では電圧および周波数を維持する能力があるのは電圧制御型電力変換装置のみであり、電圧および周波数を維持するためには大容量の電圧制御型電力変換装置が必要であった。しかし、上記実施の形態においては複数の蓄電設備１０３の協業により、このような異なる制御態様の併存は不要となる。

（３）自立系統の需給バランスを適切に維持することができる。複合発電システム１００内の施設１０１Ｘにおける負荷の変動に伴って、発電設備１０４の発電電力と負荷設備１０５で消費される負荷電力との間で一時的な需給バランスの乱れが生じるが、この乱れは、蓄電設備１０３によって吸収される。これによって、負荷変動に伴って電源系統１１３の擾乱が抑制される。しかも、このとき、蓄電設備１０３は、第１システム制御装置１１によって所定の垂下特性を有する仮想発電機として制御されるため、複数の蓄電設備１０３間で電力の分担量を均等に配分することができる。

（４）複数の施設１０１Ｘ間で電力の融通が可能となる。本実施の形態における複合発電システム１００においては、施設１０１Ｘ間で電力を融通しあうことで発電設備１０４を効率的に運用することができる。これにより、従来のスマートグリッドのような、発電設備および蓄電設備の運用を集中管理する必要のあるシステムのように、高速な通信手段および電力計等の多数の計測機器を必要とすることがなく、しかも煩雑な制御を不要とすることができる。

（５）太陽光発電施設１０９等の自然エネルギーを利用した発電施設を有効に活用することができる。太陽光、風力等の自然エネルギーを利用した発電施設は、日射量または風速等により発電量が変化する。また、このような発電施設は、負荷電力に追従させることもできない。したがって、このような発電施設は、商用系統と連系運転することが前提となっており、商用系統が停電した場合、給電することができなくなる問題がある。本実施の形態によれば、このような自然エネルギーを利用した発電施設の発電電力の余剰分を施設１０１Ｘ間で融通することにより、発電電力を有効活用することができる。また、出力変動による電源系統１１３の擾乱を抑制することができる。

（６）システム構成の自由度が高い。本実施の形態における複合発電システム１００においては、蓄電設備１０３、発電設備１０４、負荷設備１０５、太陽光発電施設１０９等に対する制御は原理上独立して構成されている。また、施設１０１Ｘ内の各設備の構成および各設備の容量について特段の制約はない。このため、上述したように、発電設備１０４および蓄電設備１０３の何れか一方を有する施設１０１Ｃ，１０１Ｄや負荷設備１０５のみを有する施設１０１Ｅが存在してもよい。また、施設１０１Ｘ間での情報のやりとりも行われないため、施設１０１Ｘの追加または変更も容易であり、システム構成の自由度は高い。これに対して、従来の一般的なスマートグリッドで、施設を追加しようとすると、施設間の通信手段を確保するとともに、集中管理している制御装置のプログラムも変更する必要があり、設備構成変更に手間がかかる。

［他の適用例１］
本実施の形態の複合発電システム１００に含まれる施設１０１Ｘは、すべて住宅として構成されてもよいし、住宅以外の施設が含まれていてもよい。例えば、複数の住宅に加えて、施設１０１Ｘは、体育館等、災害発生時には避難所として利用される公共施設を含んでいてもよい。

例えば、公共施設には、太陽光発電施設および／またはディーゼル発電設備等の非常用発電設備が含まれ得る。これらの発電設備は、比較的大容量（例えば数１００ｋＷ）の発電設備として構成される。このような構成の場合、従来の構成では商用系統が正常動作している際、太陽光発電施設による発電電力は公共施設内の負荷に給電され、余剰分を商用系統に供給（売電）することができるが、商用系統が災害等により停電した際は、当該余剰分を処理することができず、太陽光発電施設における発電を停止させる必要が生じる。そのため、停電時においては当該公共施設内の負荷の全量を非常用発電設備による発電電力によって賄うこととなり、太陽光発電施設があるにもかかわらずその発電電力が利用できない。この結果、非常用発電設備を停電中常時運転しておくことが必要となる。災害等の停電時においては、当該災害等の影響により発電に要する備蓄燃料が補充できない状況が生じ得る。この場合、燃料が枯渇し、非常用発電設備が運転できなくなるおそれがある。

これに対し、本実施の形態における複合発電システム１００では、商用系統１０６の停電時において、公共施設と住宅等の他の施設とで自立電源系統を構築することができる。本実施の形態によれば、自立電源系統の電圧および周波数は当該他の施設に設けられた蓄電設備によって維持される。一方、公共施設における太陽光発電施設による発電電力の余剰分は住宅等の他の施設に融通される。また、公共施設における非常用発電設備は、自立電源系統において電力供給能力が不足していると判断されるときのみ運転すればよく、非常用発電設備のための備蓄燃料の消費を極力低減することが可能となる。

さらに、例えば、停電を伴う災害が発生し、近隣住民が避難所として上記公共施設に避難している場合、住宅等の他の施設の消費電力を制限することで、避難所として使用されている公共施設への電力供給を効率よく行うことも可能となる。また、計画停電等、公共施設が避難所として使用されていない停電の場合、公共施設の負荷を制限し、公共施設の太陽光発電施設による発電電力および非常用発電設備による発電電力を他の施設に供給することも可能となる。したがって、複合発電システム１００を、公共施設が同システム内に含まれるように構成することにより、停電の状況に応じて、公共施設における発電設備の有効活用が可能となる。

［他の適用例２］
また、本実施の形態の複合発電システム１００は、離島等においても適用可能である。離島等においては、複合発電システム１００が広域の商用系統１０６に接続される代わりに、小規模な商用系統に接続される。このような小規模商用系統の場合、発電のための燃料費が高く、発電コストが高くなる傾向がある。このため、このようなケースでは、太陽光等の自然エネルギーを利用した発電施設を導入したいという要求がある。しかしながら、従来の構成では、小規模商用系統の需給調整能力が低くなりがちで、自然エネルギーを利用した発電施設を大規模に導入した場合、当該発電施設の発電電力の変化によって小規模商用系統の電圧、周波数が変動し、適切な電源品質を維持できなくなるおそれがある。

これに対し、本実施の形態における複合発電システム１００では、蓄電設備１０３が原動機発電機と同等の垂下特性を有するようになるため、小規模商用系統の需給調整能力を補強する効果が得られる。また、模擬的な慣性モーメントおよび内部インピーダンスを有することから、小規模商用系統の安定性を強化する効果が得られる。また、各施設に設置されている燃料電池等の発電設備１０４は自身の負荷電力に追従して発電電力を調整するため、電源系統１１３全体に与える負荷変動を低減させる効果が期待される。さらに、電源系統１１３側で発電電力が不足した場合、電力を小規模商用系統に融通することもできる。したがって、離島等の小規模商用系統の需給調整能力と系統安定性とが高まり、自然エネルギーを利用した発電設備の導入が容易になる。さらに、小規模商用系統は過剰な発電設備を運転する必要がなくなり、発電コストを低減することができる。

［シミュレーション］
以下、本発明の複合発電システムにより複数の施設の間で負荷の分担および電力の融通が好適に行われることをシミュレーションにより示す。図１２Ａおよび図１２Ｂは、本発明の一実施の形態におけるシミュレーション結果を示すグラフである。図１２Ａは各施設における各電力値の時間的変化を示すグラフであり、図１２Ｂは電源系統１１３の周波数変化を示すグラフである。

シミュレーションにおいては、電源系統１１３が図１における施設１０１Ａ，１０１Ｂ，１０１Ｃの３施設からなっている場合を想定する。太陽光発電施設は接続されておらず、それぞれの施設は蓄電設備１０３、発電設備１０４、および負荷設備１０５を有している。発電設備１０４としては燃料電池発電設備を想定しており、発電電力には上下限および変化率の制約が課されている。初期状態として、施設１０１Ａ，１０１Ｂ，１０１Ｃはそれぞれ１００Ｗ，２００Ｗ，３００Ｗの負荷があり、それらはそれぞれの施設の燃料電池発電設備１０４が負担している。

図１２Ａおよび図１２Ｂは、１００秒の時点において８００Ｗの負荷が施設１０１Ａの負荷にステップ状に追加された場合のシミュレーション結果を示している。図１２Ａにおいて負荷の増加の様子は、実線で示されている。施設１０１Ａにおける負荷の増加後、蓄電設備１０３の仮想発電機としての働きにより、図１２Ｂに示すように、周波数は、ステップ状に低下するが、燃料電池発電設備１０４の出力の変化率の制約により、図１２Ａにおいて破線で示される燃料電池発電設備１０４の出力の増加は緩やかとなる。また、このとき図１２Ａにおいて鎖線で示される蓄電設備１０３の出力は、負荷の増加当初、３つの施設１０１Ａ〜１０１Ｃの蓄電設備１０３が当該負荷の増加分を等しく分担するように減少（放電）している。

周波数の低下に伴い、燃料電池発電設備１０４の出力は、徐々に増加する。これに伴って電源系統１１３の周波数は徐々に上昇し、蓄電設備１０３が分担する電力は減少していく。また、施設１０１Ａにおいて増加した負荷を補うために、施設１０１Ａは、施設１０１Ｂおよび施設１０１Ｃからの電力を受電するため、図１２Ａの点線で示すように受電電力が増大する。このため、施設１０１Ａの燃料電池発電設備１０４は、受電電力を減少させるように発電量を継続的に増大させていく。一方、施設１０１Ｂおよび施設１０１Ｃの燃料電池発電設備１０４は、電源系統１１３の周波数が元に戻った後は送電している電力を減らす（受電電力が送電側である）ために出力を減少させる。最終的には、施設１０１Ａの燃料電池発電設備１０４の出力の制約（７００Ｗ）により、当初の負荷と増加負荷分を合わせた９００Ｗに対して施設１０１Ａは不足分の２００Ｗを受電する状態となる。また、施設１０１Ｂおよび施設１０１Ｃは、施設１０１Ａの不足分２００Ｗを１００Ｗずつ分担する状態で落ち着く。

このように、本発明によると施設の負荷の変動分に対しては、どの施設で変動があったかという情報を用いることなく、それぞれの施設１０１Ｘの受電電力および電源系統１１３の周波数のみから自立的に好適な負荷分担を実現することができる。なお、上記シミュレーションにおいては、ＳＯＣの補償については実施していないが、今回のシミュレーションにおいては、施設１０１Ａの蓄電設備１０３に対する充電の指令が施設１０１Ｂおよび施設１０１Ｃの蓄電設備１０３に対する充電の指令よりも大きくなるため、施設１０１Ａの受電量がシミュレーションの結果よりも増大し、最終的にはそれぞれのＳＯＣがバランスして、平衡状態に達することになる。

以上、本発明の一実施の形態について説明したが、本発明は上記実施形態に限定されるものではなく、その趣旨を逸脱しない範囲内で種々の改良、変更、修正が可能である。

例えば、上記実施の形態においては、複合発電システムが適用される電源系統が三相系統である場合について説明したが、これに限られない。例えば、電源系統が単相二線系統または単相三線系統の場合であっても、各種演算の方法が系統の方式に応じて異なることを除いて同様の複合発電システムを構築可能である。

本発明は、自立運転から連系運転、あるいは連系運転から自立運転に移行するときに、制御方式の変更をする必要がなく、かつ自立状態で並列運転が可能な電力変換装置を備えた複合発電システムにおいて、発電設備の負荷分担を適切に行うために有用である。

３ 電流計測器
４ 電圧計測器
５ 蓄電デバイス
６ 第１電力変換器
１１ 第１システム制御装置
１４ 電圧・回転速度・位相演算部（周波数演算器）
１５ 有効・無効電力演算部（第１計測器、第２計測器）
４０ 第１／第２回転速度指令値演算部
４４ 第１／第３の比例演算器
４７ 第１／第３の加算器
５０ 第１／第２内部起電圧指令値演算部
５４ 第２／第４の比例演算器
５７ 第２／第４の加算器
５９ 比例積分補償器
６０ 第１／第２内部相差角演算部
７０ 第１／第２電流指令値演算部
８４ 第１発電電力変化率指令値演算部
８５ 第２発電電力変化率指令値演算部
８６ 第２有効電力指令値演算部
９２ 指令値補正演算部
９６ 第１有効電力指令値演算部
１００ 複合発電システム
１０１Ｘ（Ｘ＝Ａ，Ｂ，…） 施設
１０２ 施設間配電系統
１０３ 蓄電設備
１０４ 発電設備
１０５ 負荷設備
１０９ 太陽光発電施設（自然エネルギーを利用した発電施設）
１１２Ｘ（Ｘ＝Ａ，Ｂ，…） 施設内配電系統
１１３ 電源系統
１２２ 発電装置
１２４ 第２システム制御装置
１２５ 第２電力変換器
１３１ 第３システム制御装置
１３２ 第４システム制御装置

Claims (10)

1. 複数の施設のそれぞれに設けられる施設内配電系統が施設間配電系統を介して互いに電力授受可能に接続された電源系統を構成する複合発電システムであって、
   前記施設内配電系統のそれぞれが、蓄電デバイスと前記蓄電デバイスに接続され前記蓄電デバイスの直流電力を所定の交流電力に変換する第１電力変換器とを有する蓄電設備、出力制御が可能な発電装置を有する発電設備、および電力を消費する負荷設備のうちの少なくとも１つを有し、前記電源系統は、少なくとも１つの前記蓄電設備、少なくとも１つの前記発電設備および少なくとも１つの前記負荷設備を備え、
   前記複合発電システムは、
   前記電源系統の電圧を計測する電圧計測器と、
   前記電源系統の電圧から前記電源系統の周波数を算出する周波数演算器と、
   前記第１電力変換器を制御する第１システム制御装置と、
   前記発電装置を制御する第２システム制御装置と、を有し、
   前記蓄電設備を含む前記施設内配電系統は、前記第１電力変換器の出力端における有効電力および無効電力を得るための値を計測する第１計測器を有し、
   前記発電設備を含む前記施設内配電系統は、前記発電設備を含む前記施設内配電系統に供給される受電電力を計測する受電電力計測器を有し、
   前記第１システム制御装置は、
   前記蓄電デバイスのＳＯＣと前記蓄電デバイスのＳＯＣ指令値との偏差を減少させるように、負の値も許容する第１有効電力指令値を算出する第１有効電力指令値演算部と、
   前記蓄電設備を仮想発電機として動作させるために、前記第１有効電力指令値と前記第１計測器で計測された値に基づいて得られる有効電力と基準回転速度とから前記仮想発電機における所定の周波数ドループ特性および所定の慣性特性に応じた仮想的な第１回転速度指令値を算出する第１回転速度指令値演算部と、
   前記第１回転速度指令値と前記周波数演算器で算出された周波数に基づいて算出される仮想の回転速度との偏差を積分して前記仮想発電機の仮想的な第１内部相差角を算出する第１内部相差角演算部と、
   第１無効電力指令値と前記第１計測器で計測された値に基づいて得られる無効電力と基準電圧とから前記仮想発電機における所定の電圧ドループ特性に応じた仮想的な第１内部起電圧指令値を算出する第１内部起電圧指令値演算部と、
   前記第１内部相差角と、前記第１内部起電圧指令値と、前記電圧計測器で計測された電圧と前記仮想発電機における所定の内部インピーダンスとから、前記第１電力変換器の出力電流の指令値を算出する第１電流指令値演算部と、を備え、
   前記第１電流指令値演算部の出力に基づき前記第１電力変換器を制御するよう構成され、
   前記第２システム制御装置は、
   前記周波数演算器で算出された周波数と周波数指令値との偏差から第１発電電力変化率指令値を算出する第１発電電力変化率指令値演算部と、
   前記受電電力計測器で計測された受電電力から第２発電電力変化率指令値を算出する第２発電電力変化率指令値演算部と、
   前記第１発電電力変化率指令値と前記第２発電電力変化率指令値とを加算した発電電力変化率指令値を積分して、第２有効電力指令値を算出する第２有効電力指令値演算部と、を備え、
   前記第２有効電力指令値演算部の出力に基づき前記発電装置を制御するよう構成され、
   前記第１発電電力変化率指令値演算部は、前記周波数が前記周波数指令値より低い場合、前記発電装置の発電量を増やすような前記第１発電電力変化率指令値を出力し、前記周波数が前記周波数指令値より高い場合、前記発電装置の発電量を減らすような前記第１発電電力変化率指令値を出力し、
   前記第２発電電力変化率指令値演算部は、前記受電電力が、対応する前記施設内配電系統が受電していることを示す値である場合に、前記発電装置の発電量を増やすような前記第２発電電力変化率指令値を出力し、前記受電電力が、対応する前記施設内配電系統から送電していることを示す値である場合に、前記発電装置の発電量を維持するような前記第２発電電力変化率指令値を出力する、複合発電システム。
2. 前記第２有効電力指令値演算部は、前記第２発電電力変化率指令値に対して前記第１発電電力変化率指令値の前記第２有効電力指令値への影響度が大きくなるように前記第２有効電力指令値を算出する、請求項１に記載の複合発電システム。
3. 前記第１内部起電圧指令値演算部は、第１無効電力指令値と前記第１計測器で計測された値に基づいて得られる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前記第１内部起電圧指令値を算出する第２の加算器とから構成される、請求項１または２に記載の複合発電システム。
4. 前記発電設備は、前記発電装置と、前記発電装置に接続され前記発電装置の電力を所定の交流電力に変換する第２電力変換器と、を有し、前記第２システム制御装置は、前記第２有効電力指令値に基づいて前記第２電力変換器の出力電流の指令値を算出する第２電流指令値演算部を備え、前記第２電流指令値演算部の出力に基づき前記第２電力変換器を制御するよう構成される、請求項１から３の何れかに記載の複合発電システム。
5. 前記発電装置は、燃料電池であり、
   前記第２電力変換器は、前記燃料電池の直流電力を交流電力に変換するように構成される、請求項４に記載の複合発電システム。
6. 前記発電装置は、原動機で駆動される発電機を用いた発電装置であり、前記発電機が直接的に前記施設内配電系統に同期投入するように構成され、前記発電機の出力が前記第２有効電力指令値に追従するように前記発電機を駆動する原動機の駆動力が制御される請求項１から３の何れかに記載の複合発電システム。
7. 前記第２システム制御装置は、前記周波数演算器で算出された前記周波数が予め定められた第１のしきい値未満の状態となり、かつ、当該第１のしきい値未満の状態が所定の時間継続した場合に、前記発電設備における発電を開始し、前記周波数が前記第１のしきい値以上の値として予め定められた第２のしきい値以上の状態となり、かつ、当該第２のしきい値以上の状態が所定の時間継続した場合に、前記発電設備における発電を停止するように制御する、請求項１から６の何れかに記載の複合発電システム。
8. 前記負荷設備を制御する第３システム制御装置を備え、
   前記第３システム制御装置は、前記周波数演算器で算出された周波数が予め定められた第３のしきい値未満の状態となり、かつ、当該第３のしきい値未満の状態が所定の時間継続した場合に、前記負荷設備が消費する電力を低減させるように制御する、請求項１から７の何れかに記載の複合発電システム。
9. 前記電源系統に接続された自然エネルギーを利用した発電施設と、
   前記自然エネルギーを利用した発電施設を制御する第４システム制御装置と、を備え、
   前記第４システム制御装置は、前記周波数演算器で算出された周波数が予め定められた第４のしきい値以上の状態となり、かつ、当該第４のしきい値以上の状態が所定の時間継続した場合に、前記自然エネルギーを利用した発電施設の発電電力を低減させるように制御する、請求項１から８の何れかに記載の複合発電システム。
10. 前記第２システム制御装置は、前記受電電力を積算した値に基づいて前記第２有効電力指令値を補正する指令値補正演算部を備えている、請求項１から９の何れかに記載の複合発電システム。

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