JP6894821B2 - 電源システム - Google Patents

Description

本発明は、電源システムに関する。

例えば航空機等に用いられる電源システムにおいて、複数の発電機が設けられた電源システムが知られている。航空機における機器の電気化および電動化の増大（ＭＥＡ: More Electric Aircraft）により、電源容量も増加する傾向にある。

従来、大型の航空機では、主エンジンに取り付けられた変速機内蔵型発電機（ＩＤＧ: Integrated Drive Generator）から固定の電圧および周波数（例えば200V, 400Hz）の電力を各機器に供給するように構成されていた。このようなシステムの場合、航空機の主エンジンは機体の運転状態に応じて回転速度が変化するため、主エンジンと発電機との間には、無段変速機が設けられ、発電機に入力される回転速度が一定になるように変速している。このようなＩＤＧを使用した固定周波数（ＣＦ: Constant Frequency）の電源システムは、電圧および周波数が固定されているため、電動機負荷を直接駆動できる、無瞬断切替が可能等のメリットがある。一方、このような電源システムでは、無段変速機を必要とするためシステムが大型になり、その構造上、大容量化にも限度があると言われている。

これに対し、無段変速機を用いない可変周波数（ＶＦ： Variable Frequency）の電源システムを航空機の電源システムとして採用することも可能である（例えば米国特許第８１５９０８６号明細書参照）。ＶＦ発電機は変速比固定の変速機を通じて主エンジンと接続されており、主エンジンの回転速度に応じて、発電電力の周波数も変化する。無段変速機を持たないため、装置が小型で、大容量化も容易であることから、電気化の進んだ大型航空機では複数のＶＦ発電機を備えた可変周波数の電源システムが採用されることが多くなってきている。

米国特許第８１５９０８６号明細書

しかしながら、従来の可変周波数の電源システムには無瞬断での電源切り替えができない問題がある。発電機を無瞬断で切り替えるためには、電圧、周波数および位相を同期させ、発電機を一時的に並列運転させる必要があるが、ＶＦ発電機の周波数は主エンジンの回転速度に従うため、周波数の調整を行うことができない。このため、電源を切り替える際に瞬断（一時的な停電）が発生してしまう。

特許文献１の構成では、コントローラが一時電源の出力周波数を第１の交流配線部の周波数から第２の交流配線部の周波数に調整することによって電源の切り替えを無瞬断で行うとしている。しかしながら、一の発電機が故障等により突発的に停止した場合には周波数調整が行えず、瞬断が発生してしまう。

本発明は、上記課題を解決するものであり、それぞれが少なくとも１つの発電機を含む複数の配線部が互いに接続された電源システムにおいて、一の発電機に異常が生じた場合でも、各配線部への電力供給を継続することができる電源システムを提供することを目的とする。

本発明の一態様に係る電源システムは、複数の発電機を備えた電源システムであって、前記複数の発電機のそれぞれに接続される複数の交流配線部と、前記複数の交流配線部のそれぞれに接続される複数の電力変換装置と、前記複数の電力変換装置同士を接続する直流配線部と、前記複数の電力変換装置に駆動信号を送信することにより対応する交流配線部と前記直流配線部との間の電力変換制御を行う制御装置と、を備え、前記複数の発電機の少なくとも１つは、対応する第１の交流配線部に当該発電機が出力する発電機有効電力に対する発電機出力電圧の関係が所定の第１の垂下特性を有するよう構成された第１の発電機であり、前記複数の電力変換装置のそれぞれは、各交流配線部を通じて入力される交流電力を直流電力に変換するとともに、前記直流配線部を通じて入力される直流電力を交流電力に変換するよう構成され、前記制御装置は、前記第１の発電機に対応する第１の交流配線部に、前記電力変換装置が出力する電力変換装置有効電力に対する交流配線部電圧の関係が所定の第２の垂下特性を有するように第１の制御要素の目標値を決定し、前記第１の制御要素の目標値を前記直流配線部における直流電圧に応じて補正することにより、前記電力変換装置のための前記駆動信号を生成するよう構成される。

上記構成によれば、複数の発電機のうちの少なくとも１つの発電機（第１の発電機）が第１の垂下特性を有するとともに、電力変換装置における交直変換のための第１の制御要素の目標値が、対応する第１の交流配線部に電力変換装置が出力する電力変換装置有効電力に対する交流配線部電圧の関係に第２の垂下特性を有するように決定される。これにより、第１の発電機の周波数によらず、負荷変化に伴う第１の交流配線部における有効電力の変化に応じた電力の授受を複数の配線部間で行うことができる。さらに、第１の制御要素の目標値は、直流配線部における直流電圧に応じて補正される。これにより、直流電圧が過度に低下または上昇することを抑制し、共通の直流配線部で接続された複数の電力変換装置間の電力の授受をバランスさせることができる。このようにして、複数の電力変換装置がそれぞれ直流配線部における直流電圧を勘案しつつ同じ制御態様を実行することにより、それぞれの交流配線部において出力される電力が制御される。したがって、発電機の異常の有無にかかわらず同じ制御態様を実行しつつ、一の発電機が停止した場合でも、各配線部への電力供給を継続することができる。

前記制御装置は、前記第１の交流配線部の交流配線部電圧が入力され、所定の電圧指令値に対する前記交流配線部電圧の偏差に基づく値に、前記第２の垂下特性を示す係数を掛けた有効電力参照値を求める演算を含む有効電力目標値演算処理によって有効電力目標値を算出する有効電力目標値演算部を備えてもよい。

前記制御装置は、前記第１の発電機の発電機出力電圧と、当該第１の発電機に対応する前記第１の交流配線部における交流配線部電圧とが入力され、当該第１の発電機に対応する前記第１の交流配線部の位相目標値を演算する位相演算部を備え、前記制御装置は、当該第１の交流配線部の交流電流が入力され、前記有効電力目標値および所定の無効電力指令値を用いて一対の交流電流目標値を生成し、前記第１の交流配線部に出力する交流電流の目標値を前記交流電流目標値とし、当該交流電流の位相を前記位相目標値にあわせるような駆動信号を生成するよう構成されてもよい。

前記有効電力目標値演算部は、所定の直流電圧指令値に対する前記直流電圧の偏差に所定の補正係数を掛けた有効電力補正値を算出し、所定の有効電力指令値に、前記有効電力参照値および前記有効電力補正値を加えて前記有効電力目標値を算出するよう構成されてもよい。

前記位相演算部は、前記第１の発電機が停止している場合、所定の値を前記位相目標値として出力し、前記第１の発電機と対応する前記第１の交流配線部とが解列している場合、対応する第１の発電機の発電機電圧を用いて前記位相目標値を演算し、前記第１の発電機と対応する前記第１の交流配線部とが連系接続している場合、前記第１の交流配線部における交流配線部電圧を用いて前記位相目標値を演算するよう構成されてもよい。これによれば、発電機電圧の位相と交流配線部電圧の位相とが一致していない場合であっても、運転状況に応じた適正な位相目標値を演算可能である。

前記第１の発電機は、回転機に接続され、当該回転機の回転速度に応じて発電電力の周波数が変化する可変周波数発電機を含んでもよい。

前記複数の発電機の少なくとも１つは、対応する第２の交流配線部に当該発電機が出力する発電機有効電力に対する周波数の関係が所定の第３の垂下特性を有するよう構成された第２の発電機であり、前記制御装置は、前記第２の発電機に対応する前記第２の交流配線部に、前記電力変換装置が出力する電力変換装置有効電力に対する周波数の関係が所定の第４の垂下特性を有するように第２の制御要素の目標値を決定し、前記第２の制御要素の目標値を前記直流配線部における直流電圧に応じて補正することにより、前記電力変換装置のための前記駆動信号を生成するよう構成されてもよい。これによれば、周波数一定制御の第２の発電機においては、電力変換装置における交直変換のための第２の制御要素の目標値が、対応する第２の交流配線部に電力変換装置が出力する電力変換装置有効電力に対する周波数の関係に第４の垂下特性を有するように決定される。したがって、周波数が可変制御される第１の発電機が接続された可変周波数交流電源系統と、周波数が固定制御される第２の発電機が接続された固定周波数交流電源系統との間でも電力の授受を行うことができる。このため、負荷の特性に応じて電源系統を選択することができ、より効率的な機器構成とすることができる。

本発明によれば、それぞれが少なくとも１つの発電機を含む複数の配線部が互いに接続された電源システムにおいて、一の発電機に異常が生じた場合でも、各配線部への電力供給を継続することができる。

図１は、本発明の実施の形態１に係る電源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に示す電源システムにおける制御系の概略構成を示すブロック図である。 図３は、図２に示す位相演算部の概略構成を示すブロック図である。 図４Ａは、本実施の形態における電力変換装置の交流部の出力電圧と、交流配線部電圧および電力変換装置から交流配線部に出力される交流電流との関係を示すベクトル図である。 図４Ｂは、本実施の形態における電力変換装置の交流部の出力電圧と、交流配線部電圧および電力変換装置から交流配線部に出力される交流電流との関係を示すベクトル図である。 図５は、２つの交流配線部のそれぞれにおける有効電力と交流配線部電圧との関係を示すグラフである。 図６は、２つの交流配線部のそれぞれにおける有効電力と交流配線部電圧との関係を示すグラフである。 図７は、本発明の実施の形態２に係る電源システムの概略構成を示すブロック図である。 図８は、図７に示す電源システムにおける第３の垂下特性を有する発電機に対応する電力変換装置の制御系の概略構成を示すブロック図である。 図９は、実施の形態１における電源システムのシミュレーションのための構成例を示すブロック図である。 図１０は、図９に示す電源システムにおけるシミュレーション（ケース１）の結果を示すグラフである。 図１１は、図９に示す電源システムにおけるシミュレーション（ケース１）の結果を示すグラフである。 図１２は、図９に示す電源システムにおけるシミュレーション（ケース１）の結果を示すグラフである。 図１３は、図９に示す電源システムにおけるシミュレーション（ケース２）の結果を示すグラフである。 図１４は、図９に示す電源システムにおけるシミュレーション（ケース２）の結果を示すグラフである。 図１５は、図９に示す電源システムにおけるシミュレーション（ケース２）の結果を示すグラフである。 図１６は、図９に示す電源システムにおけるシミュレーション（ケース２）の結果を示すグラフである。 図１７は、図９に示す電源システムにおけるシミュレーション（ケース３）の結果を示すグラフである。 図１８は、図９に示す電源システムにおけるシミュレーション（ケース３）の結果を示すグラフである。 図１９は、図９に示す電源システムにおけるシミュレーション（ケース３）の結果を示すグラフである。 図２０は、図９に示す電源システムにおけるシミュレーション（ケース４）の結果を示すグラフである。 図２１は、図９に示す電源システムにおけるシミュレーション（ケース４）の結果を示すグラフである。 図２２は、図９に示す電源システムにおけるシミュレーション（ケース４）の結果を示すグラフである。 図２３は、実施の形態２における電源システムのシミュレーションのための構成例を示すブロック図である。 図２４は、図２３に示す電源システムにおけるシミュレーション（ケース５）の結果を示すグラフである。 図２５は、図２３に示す電源システムにおけるシミュレーション（ケース５）の結果を示すグラフである。 図２６は、図２３に示す電源システムにおけるシミュレーション（ケース５）の結果を示すグラフである。 図２７は、図２３に示す電源システムにおけるシミュレーション（ケース５）の結果を示すグラフである。 図２８は、実施の形態１における電源システムの航空機への適用例の1つを説明するブロック図である。 図２９は、実施の形態１における電源システムの航空機への適用例の他の１つを説明するブロック図である。 図３０は、実施の形態１における電源システムの航空機への適用例の他の１つを説明するブロック図である。 図３１は、実施の形態１における電源システムの航空機への適用例の他の１つを説明するブロック図である。 図３２は、実施の形態２における電源システムの航空機への適用例の１つを説明するブロック図である。 図３３は、実施の形態１の変形例における位相演算部の概略構成を示すブロック図である。

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。

［実施の形態１］
［システム構成］
以下、本発明の実施の形態１について説明する。図１は、本発明の実施の形態１に係る電源システムの概略構成を示すブロック図である。本実施の形態における電源システム１は、複数（図１の例では２つ）の発電機２ｉ（ｉ＝１，２，…）を備えている。電源システム１は、複数の発電機２ｉのそれぞれに接続される複数の交流配線部（交流ＢＵＳ）３ｉを備えている。すなわち、一の発電機２ｉは、一の交流配線部３ｉに接続され、当該交流配線部３ｉに接続される負荷５に交流電力を供給する。

本実施の形態において、各発電機２ｉは、対応する交流配線部３ｉに当該発電機２ｉが出力する有効電力に対する発電機出力電圧の関係が所定の第１の垂下特性を有するよう構成されている。このような発電機（第１の発電機）２ｉと対応する交流配線部（第１の交流配線部）３ｉとが連系接続している場合、各発電機２ｉは、当該交流配線部３ｉにおける交流配線部電圧が減少するに従って出力する有効電力（発電機有効電力）を増加する特性を有している。例えば、発電機２ｉが原動機発電機の場合、負荷５の消費電力が増大して当該負荷５が接続される交流配線部３ｉにおける交流配線部電圧が減少すると、発電機２ｉの出力電力が増加し、交流配線部電圧が第１の垂下特性に応じた値でバランスするように制御される。なお、発電機２ｉは、このような第１の垂下特性を有する限り、特に限定されず、例えば、原動機発電機でもよいし、燃料電池発電機でもよい。

このような第１の垂下特性を有する発電機２ｉは、例えば、回転機（図１においては図示せず。後述する図９における主エンジンＥ１，Ｅ２等）に接続され、当該回転機の回転速度に応じて、発電電力の周波数が変化する可変周波数発電機（ＶＦ発電機）である。これに加えてまたはこれに代えて、電源システム１には、第１の垂下特性を有する発電機２ｉとして、周波数一定制御によって動作する固定周波数発電機（ＣＦ発電機）が含まれていてもよい。

さらに、電源システム１は、複数の交流配線部３ｉのそれぞれに（交流部４ｉａが）接続される複数の電力変換装置４ｉと、複数の電力変換装置４ｉの直流部４ｉｄ同士を接続する直流配線部（直流ＢＵＳ）６とを備えている。各電力変換装置４ｉは、各交流配線部３ｉを通じて入力される交流電力を直流電力に変換するとともに、直流配線部６を通じて入力される直流電力を交流電力に変換する。

例えば、電力変換装置４１は、対応する交流配線部３１に接続された発電機２１から出力される交流電力を電力変換装置４１により直流電力に変換し、直流配線部６に接続された他の電力変換装置４２で再度交流電力に変換した上で、他の交流配線部３２に当該交流電力を供給するとともに、他の交流配線部３２から電力変換装置４２を経由して供給される直流電力を電力変換装置４１により交流電力に変換して対応する交流配線部３１に供給することが可能である。電力変換装置４２においても同様の電力授受が可能である。

各電力変換装置４ｉは、例えば、直流電圧から三相交流電圧を出力し、三相交流電圧から直流電圧を出力する三相インバータ等により構成される。各電力変換装置４ｉは、後述する制御装置１７ｉから送信される所定の第１の制御要素の目標値に基づいて定められるＰＷＭ信号等の駆動信号Ｓｏを受信し、当該駆動信号Ｓｏに基づいてスイッチング動作が行われることにより、交流電力と直流電力との間の電力変換を行う。

なお、本実施の形態においては、複数の電力変換装置４ｉの直流部４ｉｄが直流ＢＵＳを介して接続された構成を例示しているが、複数の電力変換装置４ｉの直流部４ｉｄ同士が直接接続された構成（直接接続された箇所が直流配線部６として構成される）としてもよい。

電源システム１は、複数の電力変換装置４ｉに駆動信号Ｓｏを送信することにより対応する交流配線部３ｉと直流配線部６との間の電力変換制御を行う複数の制御装置１７ｉを備えている。本実施の形態において、複数の制御装置１７ｉは、電力変換装置４ｉの数に対応して設けられている。すなわち、一の制御装置１７ｉが一の電力変換装置４ｉを制御する。これに代えて、一の制御装置１７ｉが複数の電力変換装置４ｉを制御してもよい。また、発電機２ｉの励磁制御および保護制御等を行う発電機制御装置（Generator Control Unit）が制御装置１７ｉとして機能してもよい。

制御装置１７ｉは、第１の垂下特性を有する発電機２ｉに対応する交流配線部３ｉに電力変換装置４ｉが出力する電力変換装置有効電力Ｐａｃ（以下、単に有効電力Ｐａｃと表記する場合がある）に対する交流配線部電圧Ｖａｃの関係が所定の第２の垂下特性を有するように第１の制御要素の目標値を決定する。また、制御装置１７ｉは、第１の制御要素の目標値を直流配線部６における直流電圧Ｖｄｃに応じて補正することにより、各電力変換装置４ｉのための駆動信号Ｓｏ（例えばＰＷＭ信号）を生成するよう構成される。

制御装置１７ｉは、上記のような制御を行うためのより具体的な制御態様として、以下に示す電流制御型の制御態様を採用し得る。以下、詳説する。

図２は、図１に示す電源システムにおける制御系の概略構成を示すブロック図である。図２においては一の電力変換装置４ｉに対する一の制御装置１７ｉについてのみ示す。他の電力変換装置４ｉに対する制御装置１７ｉにおいても同様の制御が行われる。電流制御型の制御装置１７ｉは、第１の制御要素として電力変換装置４ｉが対応する交流配線部３ｉに出力する交流電流Ｉｄ，Ｉｑを用い、電力変換装置４ｉを制御する。

より具体的には、制御装置１７ｉは、第１の垂下特性を有する発電機２ｉに対応する交流配線部３ｉの交流配線部電圧Ｖａｃが入力され、所定の電圧指令値Ｖａｃ＿ｃｍｄに対する交流配線部電圧Ｖａｃの偏差に第２の垂下特性を示す係数１／Ｄｒ＿ｐを掛けて有効電力参照値ΔＰａｃ＿ｒｅｆを求める演算を含む有効電力目標値演算処理によって有効電力目標値Ｐａｃ＿ｒｅｆを算出する有効電力目標値演算部７７を備えている。制御装置１７ｉは、有効電力目標値Ｐａｃ＿ｒｅｆを交流電流目標値Ｉｄ＿ｒｅｆに変換する。また、制御装置１７ｉは、無効電力指令値Ｑａｃ＿ｃｍｄを交流電流目標値Ｉｑ＿ｒｅｆに変換する。制御装置１７ｉは、交流電流目標値Ｉｄ＿ｒｅｆ，Ｉｑ＿ｒｅｆを第１の制御要素の目標値として対応する電力変換装置４ｉを制御する。

電源システム１は、発電機２ｉが出力する交流電圧（発電機出力電圧）を検出する発電機電圧計測器７と、電力変換装置４ｉの交流部４ｉａの交流電圧（交流配線部電圧）を検出する交流電圧計測器８と、電力変換装置４ｉが交流配線部４ｉａに出力する交流電流を検出する交流電流計測器９と、電力変換装置４ｉの直流部４ｉｄの直流電圧Ｖｄｃを検出する直流電圧計測器１０とを備えている。発電機電圧計測器７の接続箇所と、交流電圧計測器８の接続箇所との間には、遮断器（ＧＣＢ：Generator Circuit Breaker）１２が設けられている。

例えば、発電機電圧計測器７および交流電圧計測器８として、ＰＴ(Potential Transformer)が用いられ、交流電流計測器９として、ＣＴ(Current Transformer)が用いられる。また、直流電圧計測器１０として、例えばＤＣＶＴ(DC Voltage Transducer)または抵抗分圧による検出回路が用いられる。交流電圧計測器８および交流電流計測器９は、三相交流配線における各相の瞬時値ｖａ，ｖｂ，ｖｃ，ｉａ，ｉｂ，ｉｃを検出し、後述する演算部７１，７２において各瞬時値から交流配線部電圧Ｖａｃおよび交流電流Ｉａｃ等が算出される。発電機電圧計測器７は、発電機２ｉから出力される三相電圧の瞬時値ｖｇａ，ｖｇｂ，ｖｇｃを検出する。

なお、本実施の形態においては、対応する交流配線部（交流ＢＵＳ）３ｉから分岐した配線部において交流電流の各相の瞬時値を検出することにより電力変換装置４ｉから交流配線部３ｉに出力される交流電流を間接的に検出し、直流配線部（直流ＢＵＳ）６から分岐した配線部において直流電圧Ｖｄｃを検出することにより直流配線部６の直流電圧Ｖｄｃを検出するように構成されているが、これに代えて、交流電流計測器９を対応する交流配線部３ｉに直接接続したり、直流電圧計測器１０を直流配線部６に直接接続したりしてもよい。

各計測器７，８，９，１０で検出された各値は、制御装置１７ｉに入力される。制御装置１７ｉは、位相演算部７０、電圧演算部７１、電流演算部７２、有効電力目標値演算部７７および駆動信号生成部７９の各制御ブロックを備えている。

［位相演算部］
位相演算部７０は、各交流配線部３ｉの位相目標値φｒｅｆを演算する。図３は、図２に示す位相演算部の概略構成を示すブロック図である。位相演算部７０は、対応する発電機２ｉと交流配線部３ｉとの間の電圧位相差に応じて出力する位相目標値φｒｅｆの演算内容を切り替える。本実施の形態において、位相演算部７０は、セレクタ７０ａと、演算部７０ｂとを含んでいる。セレクタ７０ａは、選択指示信号ＳＲが入力され、それに基づいて演算部７０ｂに選択信号ＳＳを送信する。これにより、セレクタ７０ａからの選択信号に応じて演算部７０ｂにおける演算内容が切り替えられる。

セレクタ７０ａには、例えば、遮断器（ＧＣＢ）１２の遮断動作を検出する検出器からの遮断信号、発電機２ｉまたは発電機制御装置において発電機２ｉの停止を検出する検出器からの発電機停止信号等が選択指示信号ＳＲとして入力されてもよい。これに代えて、これらの検出器からの信号に基づいてオペレータ等が手動で状態切り替え操作を行い、当該状態切り替え操作に応じて選択指示信号ＳＲがセレクタ７０ａに入力されるように構成されてもよい。

本実施の形態において、演算部７０ｂは、３つの機能ブロック７０ｂ１，７０ｂ２，７０ｂ３を備え、セレクタ７０ａからの選択信号ＳＳに基づいて３つのうちの１つの機能ブロックを実行可能に構成されている。演算部７０ｂには、機能ブロック７０ｂ１で用いられる交流配線部電圧（の瞬時値ｖａ，ｖｂ，ｖｃ）および機能ブロック７０ｂ２で用いられる発電機出力電圧（の瞬時値ｖｇａ，ｖｇｂ，ｖｇｃ）が入力される。

位相演算部７０は、対応する発電機２ｉと交流配線部３ｉとが連系接続している場合、交流電圧計測器８で計測された交流配線部３ｉにおける交流配線部電圧の瞬時値ｖａ，ｖｂ，ｖｃを用いた公知のＰＬＬ（Phase Lock Loop）演算により、対応する交流配線部３ｉの位相目標値φｒｅｆを演算する。位相演算部７０は、計測から得られた位相φａｃと、ＰＬＬ演算の出力である位相目標値φｒｅｆとの偏差から角速度ωを推定し、当該角速度ωを積分することにより位相目標値φｒｅｆを決定し、出力する。

本実施の形態において、位相演算部７０の演算部７０ｂは、機能ブロック７０ｂ１を実行する。機能ブロック７０ｂ１は、交流電圧計測器８で計測された交流配線部電圧の瞬時値ｖａ，ｖｂ，ｖｃから位相目標値φｒｅｆを演算する。具体的には、機能ブロック７０ｂ１は、αβ変換部７０１、正弦余弦演算部７０２、偏差演算部７０３、伝達関数適用部７０４、および積分部７０５を備えている。

αβ変換部７０１は、交流配線部電圧の瞬時値ｖａ，ｖｂ，ｖｃをαβ変換し、二相交流電圧ｖα，ｖβを出力する。正弦余弦演算部７０２は、二相交流電圧ｖα，ｖβから交流配線部３ｉの位相φａｃの正弦値ｓｉｎφａｃおよび余弦値ｃｏｓφａｃを演算する。これらの値は、以下の式で与えられる。

偏差演算部７０３は、位相φａｃの正弦値ｓｉｎφａｃおよび余弦値ｃｏｓφａｃと、位相目標値φｒｅｆの正弦値ｓｉｎφｒｅｆおよび余弦値ｃｏｓφｒｅｆ（フィードバック値）からＰＬＬの偏差ε＝εａｃを演算する。偏差εａｃは、下記近似式で与えられる。

伝達関数適用部７０４は、上記偏差εａｃを入力として伝達関数Ｇ（ｓ）に基づく角速度ωの演算を行う。例えば、伝達関数Ｇ（ｓ）は、以下の式で与えられる。ここで、ＫＰは、比例ゲインを示し、ＴＩは、積分時定数を示す。

積分部７０５は、伝達関数適用部７０４から出力された角速度ωを積分して位相目標値φｒｅｆを演算する。上述したように、出力された位相目標値φｒｅｆは、偏差演算部７０３にフィードバックされ、セレクタ７０ａによる機能ブロックの変更指令がない限り、ＰＬＬ演算が継続される。

また、位相演算部７０は、対応する発電機２ｉが停止している場合（遮断器１２により発電機２ｉと交流配線部３ｉとの間が遮断（発電機２ｉが解列）されている場合）、所定の値を位相目標値φｒｅｆとして出力する。本実施の形態において、位相演算部７０の演算部７０ｂは、機能ブロック７０ｂ３を実行する。機能ブロック７０ｂ３は、ＰＬＬの偏差εに相当する値εｓｔを所定の値Ｃ（例えばＣ＝４００）に設定する。当該値εｓｔは、角速度変換部７０６に入力される。

角速度変換部７０６は、ＰＬＬにおける伝達関数適用部７０４における伝達関数Ｇ（ｓ）をＧ（ｓ）＝２πとしたものに相当する。これにより、角速度変換部７０６は、角速度ω＝２πＣを出力する。角速度変換部７０６の出力は、積分部７０５に入力され、積分される。積分部７０５の出力が位相目標値φｒｅｆとして出力される。

また、位相演算部７０は、発電機２ｉの起動直後等、対応する発電機２ｉと交流配線部３ｉとが解列している場合、発電機電圧計測器７で計測された発電機電圧の瞬時値ｖｇａ，ｖｇｂ，ｖｇｃを用いた公知のＰＬＬ（Phase Lock Loop）演算により、対応する交流配線部３ｉの位相目標値φｒｅｆを演算する。位相演算部７０は、計測から得られた位相φｇｅｎと、ＰＬＬ演算の出力である位相目標値φｒｅｆとの偏差から角速度ωを推定し、当該角速度ωを積分することにより位相目標値φｒｅｆを決定し、出力する。

なお、発電機２ｉと交流配線部３ｉとが連系接続しているか、解列しているかは、両者の間にある遮断器１２が閉じているか開いているかを検出することによって判定できる。すなわち、発電機２ｉと交流配線部３ｉとの間の遮断器１２が閉じている場合、発電機２ｉ、交流配線部３ｉおよびこれに接続されている負荷５間の配線が全て電気的に繋がっている。したがって、当該配線において位相差は生じない。一方、発電機２ｉと交流配線部３ｉとの間の遮断器１２が開いている場合、発電機２ｉと、交流配線部３ｉおよびこれに接続されている負荷５との間の配線とは、電気的に繋がっていない。したがって、発電機電圧と交流配線部電圧とは、一般的に電圧値および位相が互いに異なる。なお、遮断器１２が閉じているか開いているかの検出は、遮断器１２に設けられる補助接点を介して行われ得る。遮断器１２は、発電機２ｉが起動してから両者の電圧値および位相が等しくなるように制御された後（同期後）、開状態（遮断状態）から閉状態（接続状態）へと切り替えられる。

本実施の形態において、位相演算部７０の演算部７０ｂは、機能ブロック７０ｂ２を実行する。機能ブロック７０ｂ２は、発電機電圧計測器７で計測された発電機電圧の瞬時値ｖｇａ，ｖｇｂ，ｖｇｃから位相目標値φｒｅｆを演算する。機能ブロック７０ｂ２は、機能ブロック７０ｂ１と同様、αβ変換部７０１、正弦余弦演算部７０２、偏差演算部７０３、伝達関数適用部７０４、および積分部７０５を備えている。機能ブロック７０ｂ２は、入力が異なる以外、機能ブロック７０ｂ１と同様のＰＬＬ演算を行う。この際、正弦余弦演算部７０２は、発電機２ｉの出力電圧の位相φｇｅｎの正弦値ｓｉｎφｇｅｎおよび余弦値ｃｏｓφｇｅｎを出力する。伝達関数適用部７０３に入力される偏差ε=εｇｅｎは、上記（３）式におけるφａｃをφｇｅｎに置き換えたものとなる。

このように、機能ブロック７０ｂ１と７０ｂ２とは、入力が異なるだけで同じ伝達関数Ｇ（ｓ）を用いたＰＬＬ演算を行うため、両者を共通化してもよい。また、機能ブロック７０ｂ３は、機能ブロック７０ｂ１，７０ｂ２が行うＰＬＬ演算において、偏差εを固定値とすること、伝達関数Ｇ（ｓ）を変更すること、および、フィードバック演算を行わないことによって実現できる。したがって、機能ブロック７０ｂ１，７０ｂ２と７０ｂ３とを共通化してもよい。

図３３は、実施の形態１の変形例における位相演算部の概略構成を示すブロック図である。本変形例における位相演算部７０Ｂも、図３における位相演算部７０と同様に、αβ変換部７０１、正弦余弦演算部７０２、偏差演算部７０３、伝達関数適用部７０４、および積分部７０５を備えた演算部７０ｂを備えている。なお、図３３の例において、図３の機能ブロック７０ｂ１におけるαβ変換部７０１および正弦余弦演算部７０２を、αβ変換部７０１ａｃおよび正弦余弦演算部７０２ａｃとし、図３の機能ブロック７０ｂ２におけるαβ変換部７０１および正弦余弦演算部７０２を、αβ変換部７０１ｇｅｎおよび正弦余弦演算部７０２ｇｅｎとしている。セレクタ７０ａは、偏差演算部７０３内に設けられ、発電機２ｉの状態に応じた偏差ε（εａｃ、εｇｅｎまたはεｓｔ）を演算するように、入力値を選択するよう構成されている。なお、図３３の例において、発電機２ｉの停止時において伝達関数適用部７０４に入力される偏差ε＝εｓｔは０である。

図３の例においては、各機能ブロック７０ｂ１，７０ｂ２，７０ｂ３のそれぞれに積分部７０５が設けられるため、セレクタ７０ａによって一の機能ブロックから他の機能ブロックに切り替わる際に、積分部７０５の出力が不連続にならないように積分部７０５を調整する必要が生じる。一方、図３３の例では、伝達関数適用部７０４および積分部７０５がセレクタ７０ａによって選択入力される偏差εの種類によらず共通化される。したがって、上記のような積分部７０５の調整を行わなくても積分部７０５の出力が不連続になることを防止することができる。このように、伝達関数Ｇ（ｓ）を共通化させ、入力される偏差εを切り替える方式を採用することにより、発電機２ｉの状態（停止、解列、および連系接続の各状態）の切り替え時において角速度ωおよび位相目標値φｒｅｆが急激に変化することを防止することができる。したがって、発電機２ｉの状態の切り替え時においても滑らかな電力融通動作を実現することができる。

［電圧演算部］
電圧演算部７１は、交流電圧計測器８で検出された各相の電圧の瞬時値ｖａ，ｖｂ，ｖｃから次式により交流配線部電圧Ｖａｃを算出する。

また、位相演算部７１は、交流配線部３ｉの各相の電圧の瞬時値ｖａ，ｖｂ，ｖｃおよび位相演算部７１で演算された位相目標値φｒｅｆから次式により交流電圧の回転座標（ｄｑ座標）系の各座標軸における電圧（ｄ軸電圧Ｖｄ、ｑ軸電圧Ｖｑ）を算出する。

［電流演算部］
電流演算部７２は、各相の瞬時電流ｉａ，ｉｂ，ｉｃおよび位相演算部７１で演算された位相目標値φｒｅｆから次式により交流電流の回転座標系の各座標軸における電流（ｄ軸電流Ｉｄ、ｑ軸電流Ｉｑ）を算出する。

［有効電力目標値演算部］
有効電力目標値演算部７７は、電圧演算部７１で算出された交流配線部電圧Ｖａｃに基づいて有効電力目標値Ｐａｃ＿ｒｅｆを算出する。ここで、有効電力目標値演算部７７は、対応する交流配線部３ｉに電力変換装置４ｉが出力する有効電力Ｐａｃに対する交流配線部電圧Ｖａｃの関係が所定の第２の垂下特性を有するように有効電力目標値Ｐａｃ＿ｒｅｆを算出する。

具体的には、有効電力目標値演算部７７は、所定の交流配線部電圧指令値Ｖａｃ＿ｃｍｄに対する交流配線部電圧Ｖａｃの偏差に第２の垂下特性に応じたドループ係数１／Ｄｒ＿ｐを掛けて、有効電力参照値ΔＰａｃ＿ｒｅｆを算出する。有効電力目標値演算部７７は、算出された有効電力参照値ΔＰａｃ＿ｒｅｆと所定の有効電力指令値Ｐａｃ＿ｃｍｄとに基づいて有効電力目標値Ｐａｃ＿ｒｅｆを算出する。

この際、有効電力目標値演算部７７は、有効電力目標値Ｐａｃ＿ｒｅｆを直流配線部６における直流電圧Ｖｄｃに応じて補正する。より具体的には、有効電力目標値演算部７７は、所定の直流電圧指令値Ｖｄｃ＿ｃｍｄに対する直流電圧Ｖｄｃの偏差に所定の補正係数（補正ゲイン：−Ｋｄｃ）を掛けて、有効電力補正値Ｐａｃ＿ｃｍｐを算出する。有効電力目標値演算部７７は、有効電力指令値Ｐａｃ＿ｃｍｄに、有効電力参照値ΔＰａｃ＿ｒｅｆおよび有効電力補正値Ｐａｃ＿ｃｍｐを加えて有効電力目標値Ｐａｃ＿ｒｅｆを算出する。

制御装置１７ｉは、有効電力目標値Ｐａｃ＿ｒｅｆおよび所定の無効電力指令値Ｑａｃ＿ｃｍｄを用いて一対の交流電流目標値Ｉｄ＿ｒｅｆ，Ｉｑ＿ｒｅｆを生成する。具体的には、制御装置１７ｉは、有効電力目標値演算部７７から出力された有効電力目標値Ｐａｃ＿ｒｅｆに所定のゲインＫａｃを掛けて、電力変換装置４ｉから対応する交流配線部３ｉに出力するｄ軸電流の目標値Ｉｄ＿ｒｅｆを算出する。さらに、制御装置１７ｉは、所定の無効電力指令値Ｑａｃ＿ｃｍｄに、所定のゲイン（−Ｋａｃ）を掛けて、電力変換装置４ｉから対応する交流配線部３ｉに出力するｑ軸電流の目標値Ｉｑ＿ｒｅｆを算出する。

［駆動信号生成部］
制御装置１７ｉは、電力変換装置４ｉから対応する交流配線部３ｉに出力する交流電流の目標値を交流電流目標値Ｉｄ＿ｒｅｆ，Ｉｑ＿ｒｅｆとし、当該交流電流の位相φａｃを位相目標値φｒｅｆにあわせるような駆動信号を生成するよう構成される。このために、駆動信号生成部７９には、交流配線部３ｉに出力する交流電流Ｉｄ，Ｉｑ、位相目標値φｒｅｆおよび交流電流目標値Ｉｄ＿ｒｅｆ，Ｉｑ＿ｒｅｆが入力される。駆動信号生成部７９は、交流配線部３ｉに出力する交流電流Ｉｄ，Ｉｑが交流電流目標値Ｉｄ＿ｒｅｆ，Ｉｑ＿ｒｅｆになるような駆動信号Ｓｏを求め、電力変換装置４ｉに出力する。具体的には、駆動信号生成部７９は、下記式により交流電流目標値Ｉｄ＿ｒｅｆ，Ｉｑ＿ｒｅｆから交流電圧目標値Ｖｄ＿ｒｅｆ，Ｖｑ＿ｒｅｆを算出する。ここで、Ｋｄ，Ｋｑは所定のゲインを表し、Ｔｉｄ，Ｔｉｑは、所定の時定数を表す。

駆動信号生成部７９は、下記式により交流電圧目標値Ｖｄ＿ｒｅｆ，Ｖｑ＿ｒｅｆから三相交流である交流配線部３ｉの各瞬時電圧Ｖａ，Ｖｂ，Ｖｃの目標値Ｖａ＿ｒｅｆ，Ｖｂ＿ｒｅｆ，Ｖｃ＿ｒｅｆを算出する。

図４Ａおよび図４Ｂは、本実施の形態における電力変換装置の交流部の出力電圧と、交流配線部電圧および電力変換装置から交流配線部に出力される交流電流との関係を示すベクトル図である。図４Ａは対応する発電機２ｉと交流配線部３ｉとが連系接続している場合のベクトル図を示し、図４Ｂは対応する発電機２ｉと交流配線部３ｉとの間が遮断されている場合（発電機２ｉ解列時）のベクトル図を示す。

図４Ａおよび図４Ｂにおいて、電力変換装置４ｉの交流部４ｉａから出力される電圧をＥｉｎｖとし、交流配線部電圧をＶａｃとし、電力変換装置４ｉから交流配線部３ｉに出力される交流電流をＩａｃとし、当該交流部４ｉａの等価回路におけるフィルタリアクタンスをＸとする。図４Ａおよび図４Ｂの説明において、各値は自己容量基準の単位法表記で示す。すなわち、電力変換装置４ｉの電圧、電流、電力はそれぞれ、定格電圧、定格電流、定格容量が１［ＰＵ](per unit)となる。

単位法表記において、電力変換装置４ｉが出力する有効電力Ｐａｃおよび無効電力Ｑａｃは、以下の式で表される。

発電機２ｉと交流配線部３ｉとが連系接続している場合、図４Ａに示されるように、静定状態では、ＰＬＬ動作により、交流配線部電圧Ｖａｃは、ｄ軸に一致している。また、交流配線部電圧Ｖａｃは、第２の垂下特性に従い、ほぼ１［ＰＵ］を維持する。すなわち、Ｖｄ＝１，Ｖｑ＝０とみなすことができる。これを上記式（１０）に代入すると、Ｐａｃ＝ＶｄＩｄ，Ｑａｃ＝−ＶｄＩｑとなる。したがって、交流配線部３ｉに出力されるｄ軸電流Ｉｄおよびｑ軸電流Ｉｑは、以下のように表せる。

上記（１１）式より、交流電流目標値Ｉｄ＿ｒｅｆ，Ｉｑ＿ｒｅｆを求めるために、有効電力目標値Ｐａｃ＿ｒｅｆおよび無効電力指令値Ｑａｃ＿ｃｍｄに掛けるゲインＫａｃ，−Ｋａｃは、１／Ｖａｃ，−１／Ｖａｃとなる。これは、単位法表記で表すと、Ｋａｃ＝１，−Ｋａｃ＝−１である。以上のように、本実施の形態においては、有効電力目標値Ｐａｃ＿ｒｅｆおよび所定の無効電力指令値Ｑａｃ＿ｃｍｄを用いて一対の交流電流目標値Ｉｄ＿ｒｅｆ，Ｉｑ＿ｒｅｆを生成するために、固定値（Ｋａｃ，−Ｋａｃ）を掛けている。これは、電力変換装置４ｉの制御系において、電圧を操作量としているため、当該制御系の制御ループ内に電圧計測値が含まれると制御系が不安定になる恐れがあるからである。すなわち、本実施の形態における制御系は、系の安定性を確保するために電圧計測値を用いずに固定値による演算を行うよう構成されている。

なお、本実施の形態において、無効電力指令値Ｑａｃ＿ｃｍｄは、例えば０に固定される。この場合、交流配線部３ｉに出力される交流電流Ｉａｃのｑ軸成分ＩｑはＩｑ＝０となり、交流電流Ｉａｃも交流配線部電圧Ｖａｃと同じくｄ軸上に存在する。負荷５の無効電力成分はすべて発電機２ｉが負担する。

一方、発電機２ｉが交流配線部３ｉから解列されると、図４Ｂに示すように、負荷５のすべての負荷電力（無効電力分を含む）は、電力変換装置４ｉが負担することになる。ここで、交流配線部３ｉに出力される交流電流Ｉａｃのｑ軸成分Ｉｑは０になるように制御されている。このため、交流配線部電圧Ｖａｃはｄ軸から外れた場所で整定する。しかしながら、位相演算部７０がＰＬＬ動作を行うと（セレクタ７０ａによる切り替えが行われないと）、交流配線部電圧Ｖａｃをｄ軸に一致させるために交流配線部３ｉにおける周波数（角速度ω）を上昇させる。これが繰り返される結果、発電機２ｉの解列時においては、周波数が上昇し続ける。

一般的に、交流配線部３ｉに接続されている負荷５は、動作周波数範囲が予め設定されている。このため、交流配線部３ｉの周波数が設定された周波数領域を超えてしまうと、負荷５の安定的な動作を確保することができないおそれがある。したがって、本実施の形態において、位相演算部７０は、セレクタ７０ａによる切り替えにより、発電機２ｉの停止時においてはＰＬＬ動作を行わず、指令値の演算において固定値を用いるように構成されている。これにより、交流配線部３ｉの周波数が過度に上昇することを防止し、負荷５の安定的な動作を確保することができる。

［動作説明］
上述した通り、発電機２ｉは、対応する交流配線部３ｉに各発電機２ｉが出力する有効電力に対する発電機出力電圧の関係が所定の第１の垂下特性を有するよう構成されている。一方、制御装置１７ｉは、発電機２ｉに対応する交流配線部３ｉに各電力変換装置４ｉが出力する電力変換装置有効電力Ｐａｃに対する交流配線部電圧Ｖａｃの関係が所定の第２の垂下特性を有するように第１の制御要素の目標値（本実施の形態においては交流電圧目標値の瞬時値Ｖａ＿ｒｅｆ，Ｖｂ＿ｒｅｆ，Ｖｃ＿ｒｅｆ）を決定する。

ここで、図１に示される２つの交流配線部３１，３２間の電力授受について説明する。図５および図６は、２つの交流配線部のそれぞれにおける有効電力と交流配線部電圧との関係を示すグラフである。なお、図５は後述する直流電圧Ｖｄｃによる補正がない場合を示している。図５および図６において、交流配線部３１における交流配線部電圧をＶ１ａｃ、交流配線部３１に接続される電力変換装置４１の出力有効電力をＰ１ａｃ、交流配線部３１に接続される発電機２１の出力有効電力をＰ１ｇｅｎ、交流配線部３１に接続される負荷５に供給される電力をＰ１とし、これらの関係を左のグラフに示す。同様に、図５および図６において、交流配線部３２における交流配線部電圧をＶ２ａｃ、交流配線部３２に接続される電力変換装置４２の出力有効電力をＰ２ａｃ、交流配線部３２に接続される発電機２２の出力有効電力をＰ２ｇｅｎ、交流配線部３２に接続される負荷５に供給される電力をＰ２とし、これらの関係を右のグラフに示す。

図５および図６の各グラフにおける縦軸より右側のグラフＤＣ１は、第１の垂下特性（発電機２ｉが出力する有効電力Ｐｉｇｅｎに対する交流配線部電圧Ｖｉａｃの関係）を示し、縦軸より左側のグラフＤＣ２０，ＤＣ２は、第２の垂下特性（電力変換装置有効電力Ｐｉａｃに対する交流配線部電圧Ｖｉａｃの関係）を示している。図５および図６において、発電機２ｉと交流配線部３ｉとが連系接続している場合を示している。

例えば、初期状態として、各交流配線部３１，３２には負荷５へ電力Ｐ１０，Ｐ２０が供給されているとする。静定状態において、各負荷電力Ｐ１０，Ｐ２０は、対応する各発電機２１，２２のみで負荷を負担している（Ｐ１０ｇｅｎ＝Ｐ１０，Ｐ２０ｇｅｎ＝Ｐ２０，Ｐ１０ａｃ，Ｐ２０ａｃ＝０）。

初期状態から交流配線部３２に接続される負荷５に供給する電力がＰ２０からＰ２に増加した場合を考える。まず、図５に示すように、仮に直流電圧Ｖｄｃが変化しないものとして考える。電力変換装置有効電力Ｐ２ａｃは、交流配線部電圧Ｖ２ａｃが変化しない限り変化しないので、負荷５の増加分は、一旦発電機２２が負担する。発電機２２における負荷増加に伴い、第１の垂下特性（グラフＤＣ１）により発電機２２と連系接続している交流配線部３２の交流配線部電圧Ｖ２ａｃが低下する。交流配線部電圧Ｖ２ａｃの低下に伴い、第２の垂下特性（グラフＤＣ２０）により、電力変換装置有効電力Ｐ２ａｃが増加（図５において０からＰ２’ａｃに増加）し、両者の垂下特性がバランスするところで整定する。図５においては、発電機有効電力Ｐ２ｇｅｎもＰ２０ｇｅｎ（＝Ｐ２０）からＰ２’ｇｅｎに増加している。

ここで、実際には電力変換装置有効電力Ｐ２ａｃの増加に伴い、直流電圧Ｖｄｃは低下する。図６において、交流配線部３２に関するグラフにおける第２の垂下特性のグラフＤＣ２０が下方にシフトし（破線矢印Ａ）、ＤＣ２に移行することが示されている。この直流電圧Ｖｄｃの低下に伴い、直流配線部６を介して相互に接続されている交流配線部３１から電力変換装置４１を通して直流配線部６に電力が供給される。

このとき、交流配線部３２に関する第２の垂下特性のシフトに合わせて交流配線部３１に関する第２の垂下特性もシフトする。図６において、交流配線部３１に関するグラフにおける第２の垂下特性のグラフＤＣ２０が交流配線部３２と同じ量だけ下方にシフトし（破線矢印Ａ’）、ＤＣ２に移行することが示されている。この結果、交流配線部３１における電力変換装置有効電力Ｐ１ａｃは負の値となる。すなわち、当該Ｐ１ａｃ分の有効電力が直流配線部６を介して交流配線部３１から交流配線部３２に供給される。こうして、直流配線部６の需給バランスがとれたところで整定する。

なお、実際にはこれらの一連の動作がほぼ同時に、かつ短時間で実行されるため、図５の状態は生じない。したがって、各交流配線部３１，３２間における電力の融通が適切に行われ、各交流配線部３１，３２における電源品質も高い状態が維持される。

以上のように、交流配線部３１，３２間における電力の融通は、発電機２ｉおよび電力変換装置４ｉが有する一連の特性が相互に作用することで実現される。このような電力の融通は、２つの交流配線部３１，３２間だけでなく３つ以上の交流配線部３ｉが直流配線部６を介して接続されている場合にも同様に実現される。

以上のように、発電機２ｉが第１の垂下特性を有するとともに、電力変換装置４ｉにおける交直変換のための第１の制御要素の目標値が、対応する交流配線部３ｉに各電力変換装置４ｉが出力する電力変換装置有効電力Ｐａｃに対する交流配線部電圧Ｖａｃの関係に第２の垂下特性を有するように決定される。これにより、発電機２ｉの周波数によらず、負荷変化に伴う交流配線部３ｉにおける有効電力の変化に応じた電力の授受を複数の配線部３ｉ間で行うことができる。さらに、第１の制御要素の目標値は、直流配線部６における直流電圧Ｖｄｃに応じて補正される。これにより、直流電圧Ｖｄｃが過度に低下または上昇することを抑制し、共通の直流配線部６で接続された複数の電力変換装置４ｉ間の電力の授受をバランスさせることができる。

このようにして、複数の電力変換装置４ｉがそれぞれ直流配線部６における直流電圧を勘案しつつ同じ制御態様を実行することにより、それぞれの交流配線部３ｉにおいて出力される電力が制御される。したがって、発電機２ｉの異常の有無にかかわらず同じ制御態様を実行しつつ、一の発電機２ｉが停止した場合において、各配線部３ｉへの電力供給を継続することができる。

また、位相演算部７０において、発電機２ｉと交流配線部３ｉとが連系接続している場合と、解列している場合と、発電機２ｉが停止している場合とで、位相目標値φｒｅｆの演算態様が切り替えられる。これによれば、発電機電圧Ｖｇｅｎの位相φｇｅｎと交流配線部電圧Ｖａｃの位相φａｃとが一致していない場合であっても、運転状況に応じた適正な位相目標値φｒｅｆを演算することができる。

本実施の形態における電源システム１は、より具体的な効果として、以下の効果を奏する。すなわち、まず、本実施の形態における電源システム１では、発電機２ｉが停止しても電力変換装置４ｉが給電を継続するため、瞬断が発生しない。特に、本実施の形態によれば発電機２ｉが故障等で突発的に停止した場合でも瞬断は発生しない。

さらに、直流配線部６で相互接続された電力変換装置４ｉを介して複数の交流配線部３ｉ間で電力を相互に融通することができる。電力の融通量は発電機２ｉが有する第１の垂下特性と電力変換装置４ｉが有する第２の垂下特性および直流電圧Ｖｄｃによる出力有効電力の補正量とにより算出されるように構成されている。しかも、発電機２ｉと、電力変換装置４ｉとの制御は、原理上、独立している。したがって、発電機２ｉおよび電力変換装置４ｉがそれぞれ自律的に動作しているにもかかわらず、適切な電力融通が行われる。この結果、本実施の形態における電源システム１によれば、従来の可変周波数の電源システムに比べて、発電機２ｉの稼働率を高くすることができる。

従来の可変周波数の電源システムには、発電機の稼働率を高くすることができない問題がある。電源システムにおける発電機の接続方式として、複数の発電機が互いに独立した配線部（電源ＢＵＳ）に接続され、各配線部に接続された負荷に対して一の発電機が電力を供給するように構成されたスプリット方式を採用する電源システムがある。例えば、このようなスプリット方式の電源システムにおいて、３つの配線部のそれぞれに１つずつ発電機が接続され、３つの配線部のそれぞれに同じ容量の負荷が接続されている場合を考える。

上記のようなスプリット方式の電源システムにおいては、各配線部において他の発電機からのバイパス回路が設けられており、一の発電機が停止した場合、停止した発電機の配線部はバイパス回路を通じて他の一の発電機から電力の供給を受けるように構成されている。したがって、３つの発電機のうちの１つが停止した場合、残りの２つの発電機のうちの何れか１つの発電機を停止した発電機に対応する配線部にバイパスする。したがって、例えば、対応する負荷に対して５０％の電力を出力していた一の発電機が停止した場合、この負荷にバイパスして接続される他の発電機は、バイパス前の時点で５０％以下の電力を出力している発電機に限られてしまう。

これに対し、本実施の形態における電源システム１によれば、３つの発電機２ｉのうちの１つが停止した場合、残りの２つの発電機２ｉが停止した発電機２ｉの負担分を均等に分担する。このため、例えば、対応する負荷に対して５０％の電力を出力していた一の発電機が停止した場合、この負荷に対して残りの２つの発電機の負荷状況に応じて柔軟に分担率を変化させることができる（３つの発電機２ｉが出力する電力が概ね均一化される）。したがって、各発電機２ｉの稼働率を高くすることができる。

さらに、本実施の形態における電源システム１は、負荷急変時の電圧変動を抑制することができる。交流配線部３ｉに接続される負荷５が急変することにより電圧変動が発生すると、その変動に応じて、複数の交流配線部３ｉ間での電力融通が行われるため、当該負荷変動が生じた交流配線部３ｉに接続される発電機２ｉの電圧変動を抑制することができる。

さらに、本実施の形態においては、仮に一の交流配線部３ｉ上で不具合が生じても、当該不具合が他の交流配線部３ｉに影響を及ぼし難い。複数の交流配線部３ｉ間は電力変換装置４ｉを介して相互に接続されているため、ある交流配線部３ｉで故障等の不具合が生じても、複数の電力変換装置４ｉの保護機能（例えば電流リミッタや過電流、不足電圧による停止）が作動するため、他の交流配線部３ｉへの不具合の波及を抑制することが可能である。

また、直流配線部６に複数の電力変換装置４ｉが接続される場合、それらのすべての電力変換装置４ｉが直流配線部６の直流電圧Ｖｄｃの電圧維持に寄与する。従来の制御態様では、複数の電力変換装置が直流配線部で相互接続されている場合、当該直流配線部の直流電圧を一の電力変換装置が専任で維持し、他の電力変換装置は直流電圧の維持に寄与しない。このため、直流配線部の電圧を維持する電力変換装置は他の電力変換装置と制御が異なり、これらの電力変換装置における動作に制約が生じる。さらに、直流電圧を維持している電力変換装置が停止した場合、直流電圧を維持できなくなり、機能が停止してしまう。

これに対し、本実施の形態における電源システム１では直流配線部６に接続されるすべての制御装置１７ｉが直流配線部６の直流電圧Ｖｄｃに応じて電力変換装置４ｉの第１の制御要素の目標値を補正することにより、直流配線部６の充放電量が適正に維持されるように調整される。したがって、一の直流配線部６に接続される複数の電力変換装置４ｉの制御方式をすべて同じにすることができ、仮に何れかの電力変換装置４ｉが停止しても、残りの電力変換装置４ｉにより、直流電圧Ｖｄｃは適正に維持される。

上述したように、本実施の形態によれば、一の直流配線部６に複数の電力変換装置４ｉを接続することが可能であり、かつ、各電力変換装置４ｉを独立して制御することができる。また、発電機２ｉと電力変換装置４ｉとの間の制御系も、原理上、独立しており、それぞれが自律的に動作する。すなわち、複数の電力変換装置４ｉ間での電力融通を実現するために、各電力変換装置４ｉおよび各発電機２ｉにおいて、制御系を調整する必要がない。したがって、動的に電源構成を変更することを容易に実現することができる。

さらに、本実施の形態においては、従来の可変周波数の電源システムに比べて配線を簡略化することができる。例えば、上述したような従来のスプリット方式の電源システムにおいては、一の発電機が停止した場合に、対応する配線部に他の発電機からの電力供給を受けるためのバイパス回路が設けられる。電源システムに設けられる発電機の数が増えると、バイパス回路の数も多くなり、配線が複雑になる。また、どの発電機をバイパスさせるか等の判断も複雑になる。

これに対し、本実施の形態においては、複数の電力変換装置４ｉが直流配線部６を介して相互に接続されるため、従来のスプリット方式の電源システムにおいて必要とされた発電機停止時のためのバイパス回路を不要とすることができる。また、本実施の形態においては、一の発電機２ｉが停止した際に、当該停止した発電機２ｉに対応する交流配線部３ｉにどの発電機２ｉをバイパスさせるか等の判断も不要とすることができる。

［実施の形態２］
次に、本発明の実施の形態２について説明する。図７は、本発明の実施の形態２に係る電源システムの概略構成を示すブロック図である。実施の形態２において実施の形態１と同様の構成については同じ符号を付し、説明を省略する。実施の形態２における電源システム１Ｂが実施の形態１の電源システム１と異なる点は、複数の発電機の少なくとも１つ（発電機２０；第２の発電機）は、対応する交流配線部３１に発電機２０が出力する発電機有効電力Ｐａｃに対する周波数ｆａｃの関係が所定の第３の垂下特性を有するよう構成されていることである。第３の垂下特性を有する発電機２０は、例えば、周波数一定制御によって動作する固定周波数発電機（ＣＦ発電機）である。

さらに、発電機２０が接続されている交流配線部（第２の交流配線部）３１に接続される電力変換装置４１の制御装置１７０は、第３の垂下特性を有する発電機２０に対応する交流配線部３１に電力変換装置４１が出力する電力変換装置有効電力Ｐａｃに対する周波数ｆａｃの関係が所定の第４の垂下特性を有するように第２の制御要素の目標値を決定し、第２の制御要素の目標値を直流配線部６における直流電圧Ｖｄｃに応じて補正することにより、電力変換装置４１のための駆動信号Ｓｏを生成するよう構成されている。

本実施の形態において、発電機２２は、実施の形態１における発電機２ｉと同様、第１の垂下特性を有し、発電機２２が接続されている交流配線部３２に接続される電力変換装置４２の制御装置１７２は、実施の形態１における制御装置１７ｉ（図２）と同様の制御を行う。

図８は、図７に示す電源システム１Ｂにおける第３の垂下特性を有する発電機２０に対応する電力変換装置４１の制御系の概略構成を示すブロック図である。なお、図８および以下の説明において、図７における制御装置１７０Ａ，１７０Ｂをまとめて制御装置１７０と称する。電力変換装置４１の制御装置１７０においても第２の制御要素として電力変換装置４１から対応する交流配線部３ｉに出力される交流電流Ｉｄ，Ｉｑを用い、電力変換装置４１を制御する。より具体的には、制御装置１７０は、所定の周波数指令値ｆａｃ＿ｃｍｄに対する周波数ｆａｃの偏差に第４の垂下特性を示す係数１／Ｄｒ＿ｐを掛けて有効電力参照値ΔＰａｃ＿ｒｅｆを求める有効電力目標値演算処理によって有効電力目標値Ｐａｃ＿ｒｅｆを算出する有効電力目標値演算部７７０を備えている。

制御装置１７０は、有効電力目標値Ｐａｃ＿ｒｅｆを交流電流目標値Ｉｄ＿ｒｅｆに変換し、第２の制御要素の目標値の１つとして対応する電力変換装置４ｉを制御する。なお、本制御装置１７０と、発電機２２が接続される交流配線部３２に接続される電力変換装置４２の制御装置１７２（図２の構成）とは、互いに独立して構成されてもよいし、１つの制御装置における複数の機能ブロックとして構成されてもよい。

制御装置１７０にも、制御装置１７ｉと同様に、交流電圧計測器８、交流電流計測器９、および直流電圧計測器１０で検出された各値が入力される。制御装置１７０は、電圧・周波数・位相演算部７１０、電流演算部７２０、有効・無効電力演算部７３０、有効電力目標値演算部７７０、無効電力目標値演算部７８０および駆動信号生成部７９０の各制御ブロックを備えている。

［電圧・周波数・位相演算部］
電圧・周波数・位相演算部７１０は、制御装置１７ｉの電圧演算部７１と同様に、交流電圧計測器８で検出された各相の電圧の瞬時値ｖａ，ｖｂ，ｖｃから（５）式により交流配線部電圧Ｖａｃを算出する。また、電圧・周波数・位相演算部７１は、公知のＰＬＬ（Phase Lock Loop）演算により、対応する交流配線部３ｉの周波数ｆａｃおよび位相φａｃを算出する。また、電圧・周波数・位相演算部７１０は、各相の電圧の瞬時値ｖａ，ｖｂ，ｖｃおよび位相φａｃから交流電圧の回転座標（ｄｑ座標）系の各座標軸における電圧（ｄ軸電圧Ｖｄ、ｑ軸電圧Ｖｑ）を算出する。演算式は、（６）式におけるφｒｅｆをφａｃに置き換えたものとなる。

［電流演算部］
電流演算部７２０は、各相の瞬時電流ｉａ，ｉｂ，ｉｃおよび電圧・周波数・位相演算部７１０で演算された位相φａｃから交流電流の回転座標系の各座標軸における電流（ｄ軸電流Ｉｄ、ｑ軸電流Ｉｑ）を算出する。演算式は、（７）式におけるφｒｅｆをφａｃに置き換えたものとなる。

［有効・無効電力演算部］
有効・無効電力演算部７３０は、電圧・周波数・位相演算部７１０で算出された電圧Ｖｄ，Ｖｑおよび電流演算部７２０で算出された電流Ｉｄ，Ｉｑから次式により対応する電力変換装置有効電力Ｐａｃおよび電力変換装置無効電力Ｑａｃを算出する。

［有効電力目標値演算部］
有効電力目標値演算部７７０は、電圧・周波数・位相演算部７１０で算出された周波数ｆａｃに基づいて有効電力目標値Ｐａｃ＿ｒｅｆを算出する。ここで、有効電力目標値演算部７７０は、対応する交流配線部３１に電力変換装置４１が出力する有効電力Ｐａｃに対する周波数ｆａｃの関係が所定の第４の垂下特性を有するように有効電力目標値Ｐａｃ＿ｒｅｆを算出する。

具体的には、有効電力目標値演算部７７０は、所定の周波数指令値ｆａｃ＿ｃｍｄに対する周波数ｆａｃの偏差に第４の垂下特性に応じたドループ係数１／Ｄｒ＿ｐを掛けて、有効電力参照値ΔＰａｃ＿ｒｅｆを算出する。有効電力目標値演算部７７０は、算出された有効電力参照値ΔＰａｃ＿ｒｅｆと所定の有効電力指令値Ｐａｃ＿ｃｍｄとに基づいて有効電力目標値Ｐａｃ＿ｒｅｆを算出する。

この際、有効電力目標値演算部７７０は、有効電力目標値Ｐａｃ＿ｒｅｆを直流配線部６における直流電圧Ｖｄｃに応じて補正する。より具体的には、有効電力目標値演算部７７０は、所定の直流電圧指令値Ｖｄｃ＿ｃｍｄに対する直流電圧Ｖｄｃの偏差に所定の補正係数（補正ゲイン）（−Ｋｄｃ）を掛けて、有効電力補正値Ｐａｃ＿ｃｍｐを算出する。有効電力目標値演算部７７０は、有効電力指令値Ｐａｃ＿ｃｍｄに有効電力参照値ΔＰａｃ＿ｒｅｆおよび有効電力補正値Ｐａｃ＿ｃｍｐを加算して有効電力目標値Ｐａｃ＿ｒｅｆを算出する。

［無効電力目標値演算部］
本実施の形態において、制御装置１７０は、電力変換装置４１に対応する交流配線部電圧Ｖａｃに対する電力変換装置無効電力Ｑａｃの関係が所定の第５の垂下特性を有するように無効電力Ｑａｃの目標値Ｑａｃ＿ｒｅｆを決定するよう構成されている。

無効電力目標値演算部７８０は、電圧・周波数・位相演算部７１で算出された交流配線部電圧Ｖａｃに基づいて無効電力目標値Ｑａｃ＿ｒｅｆを算出する。ここで、無効電力目標値演算部７８０は、対応する交流配線部３１に電力変換装置４１が出力する無効電力Ｑａｃに対する交流配線部電圧Ｖａｃの関係が所定の第５の垂下特性を有するように無効電力目標値Ｑａｃ＿ｒｅｆを算出する。

具体的には、無効電力目標値演算部７８０は、所定の交流電圧指令値Ｖａｃ＿ｃｍｄに対する交流配線部電圧Ｖａｃの偏差に第５の垂下特性に応じたドループ係数１／Ｄｒ＿ｑを掛けて、無効電力参照値ΔＱａｃ＿ｒｅｆを算出する。無効電力目標値演算部７８０は、所定の無効電力指令値Ｑａｃ＿ｃｍｄに、算出された無効電力参照値ΔＱａｃ＿ｒｅｆを加えて無効電力目標値Ｑａｃ＿ｒｅｆを算出する。

制御装置１７０は、有効電力目標値Ｐａｃ＿ｒｅｆおよび無効電力目標値Ｑａｃ＿ｒｅｆを用いて一対の交流電流目標値Ｉｄ＿ｒｅｆ，Ｉｑ＿ｒｅｆを生成する。具体的には、制御装置１７０は、有効電力目標値演算部７７０から出力された有効電力目標値Ｐａｃ＿ｒｅｆに所定のゲインＫａｃを掛けて、電力変換装置４１から対応する交流配線部３１に出力するｄ軸電流の目標値Ｉｄ＿ｒｅｆを算出する。さらに、制御装置１７０は、無効電力目標値演算部７８０から出力された無効電力目標値Ｑａｃ＿ｒｅｆに、所定のゲイン（−Ｋａｃ）を掛けて、電力変換装置４１から対応する交流配線部３１に出力するｑ軸電流の目標値Ｉｑ＿ｒｅｆを算出する。

［駆動信号生成部］
制御装置１７０は、電力変換装置４１から対応する交流配線部３１に出力する交流電流の目標値を交流電流目標値Ｉｄ＿ｒｅｆ，Ｉｑ＿ｒｅｆとし、当該交流電流の位相φａｃとする駆動信号を生成するよう構成される。このために、駆動信号生成部７９０には、交流配線部３ｉに出力する交流電流Ｉｄ，Ｉｑ、位相目標値φａｃおよび交流電流目標値Ｉｄ＿ｒｅｆ，Ｉｑ＿ｒｅｆが入力される。駆動信号生成部７９０は、交流配線部３１に出力する交流電流Ｉｄ，Ｉｑが交流電流目標値Ｉｄ＿ｒｅｆ，Ｉｑ＿ｒｅｆになるような駆動信号Ｓｏを求め、電力変換装置４１に出力する。具体的には、駆動信号生成部７９０は、下記式により交流電流目標値Ｉｄ＿ｒｅｆ，Ｉｑ＿ｒｅｆから交流電圧目標値Ｖｄ＿ｒｅｆ，Ｖｑ＿ｒｅｆを算出する。ここで、Ｋｄ，Ｋｑは所定のゲインを表し、Ｔｉｄ，Ｔｉｑは、所定の時定数を表す。

駆動信号生成部７９０は、下記式により交流電圧目標値Ｖｄ＿ｒｅｆ，Ｖｑ＿ｒｅｆから三相交流である交流配線部３１の各瞬時電圧Ｖａ，Ｖｂ，Ｖｃの目標値Ｖａ＿ｒｅｆ，Ｖｂ＿ｒｅｆ，Ｖｃ＿ｒｅｆを算出する。

電力変換装置４１の交流部の出力電圧と交流配線部および電力変換装置４１から交流配線部３１に出力される交流電流との関係は、図４Ａおよび図４Ｂに示される関係と同様である。

すなわち、発電機２０と交流配線部３１とが連系接続している場合、図４Ａに示されるように、静定状態では、ＰＬＬ動作により、交流配線部電圧Ｖａｃは、ｄ軸に一致している。また、交流配線部電圧Ｖａｃは、第５の垂下特性に従い、ほぼ１［ＰＵ］を維持する。すなわち、Ｖｄ＝１，Ｖｑ＝０とみなすことができる。したがって、実施の形態１で説明したのと同様に、交流配線部３１に出力されるｄ軸電流Ｉｄおよびｑ軸電流Ｉｑは、上記式（１１）のように表せる。

すなわち、交流電流目標値Ｉｄ＿ｒｅｆ，Ｉｑ＿ｒｅｆを求めるために、有効電力目標値Ｐａｃ＿ｒｅｆおよび無効電力目標値Ｑａｃ＿ｒｅｆに掛けるゲインＫａｃ，−Ｋａｃは、１／Ｖａｃ，−１／Ｖａｃとなる。これは、単位法表記で表すと、Ｋａｃ＝１，−Ｋａｃ＝−１である。以上のように、本実施の形態においては、有効電力目標値Ｐａｃ＿ｒｅｆおよび所定の無効電力指令値Ｑａｃ＿ｃｍｄを用いて一対の交流電流目標値Ｉｄ＿ｒｅｆ，Ｉｑ＿ｒｅｆを生成するために、固定値（Ｋａｃ，−Ｋａｃ）を掛けている。これは、電力変換装置４１の制御系において、電圧を操作量としているため、当該制御系の制御ループ内に電圧計測値が含まれると制御系が不安定になる恐れがあるからである。すなわち、本実施の形態における制御系は、系の安定性を確保するために電圧計測値を用いずに固定値による演算を行うよう構成されている。

さらに、駆動信号生成部７９０は、交流配線部３１の交流電流Ｉｄ，Ｉｑが交流電流目標値Ｉｄ＿ｒｅｆ，Ｉｑ＿ｒｅｆになるような駆動信号Ｓｏを求め、電力変換装置４１に出力する。具体的には、駆動信号生成部７９０は、制御装置１７ｉの駆動信号生成部７９と同様に、三相交流である交流配線部３１の各瞬時電圧Ｖａ，Ｖｂ，Ｖｃの目標値Ｖａ＿ｒｅｆ，Ｖｂ＿ｒｅｆ，Ｖｃ＿ｒｅｆを算出する。なお、演算式は、（８）式および（９）式においてφｒｅｆをφａｃに置き換えたものとなる。

これによれば、周波数一定制御の発電機２０においては、電力変換装置４１における交直変換のための第２の制御要素の目標値が、対応する交流配線部３１に電力変換装置４１が出力する電力変換装置有効電力Ｐａｃに対する周波数ｆａｃの関係に第４の垂下特性を有するように決定される。したがって、周波数ｆａｃが可変制御される発電機２２が接続された交流電源系統と、周波数ｆａｃが固定制御される発電機２０が接続された交流電源系統との間でも、電力の授受を行うことができる。この場合でも、各電力変換装置４１，４２を独立して制御することができる。このため、負荷の特性に応じて電源系統を選択することができ、より効率的な機器構成とすることができる。

なお、従来のスプリット方式でＶＦ発電機とＣＦ発電機とが混在する電源システムを実現しようとした場合、以下のような問題がある。すなわち、ＶＦ発電機停止時には対応する負荷をＣＦ発電機に接続することは可能である一方、周波数が一定であることを前提に設計された機器はＶＦ発電機によって駆動することができないため、ＣＦ発電機が停止した場合、対応する負荷をＶＦ発電機に接続してバックアップとすることができない。

これに対し、本実施の形態における電源システム１Ｂによれば、ＶＦ発電機２２とＣＦ発電機２０との間でも電力の融通を行うことが可能となる。また、可変周波数の交流電源系統(交流配線部３２)、固定周波数の交流電源系統(交流配線部３１）、および、直流電源系統(直流配線部６、後述する図３０の適用例２および図３２の適用例５を参照)が利用可能となることから、負荷５，５Ｄの特性に応じて接続する電源ＢＵＳを選択することが可能となる。これにより、より効率的な機器構成とすることができる。

例えば、電動機等の固定周波数の電源が必要な負荷５は、固定周波数の交流電源系統に接続される。また、抵抗負荷等の周波数に依存しない負荷５は、可変周波数の交流電源系に接続される。また、インバータ、アクチュエータ、制御回路等の直流電源が必要な負荷５Ｄは、直流電源系統に接続される。これにより、負荷５，５Ｄ側の余分な電力変換回路を省略することが可能となる。

なお、本実施の形態では、ＣＦ発電機２０に接続される電力変換装置４１の制御態様をＶＦ発電機２２に接続される電力変換装置４２とは異なる上記制御態様で行うことを例示したが、これに代えて、ＣＦ発電機２０に接続される電力変換装置４１の制御態様をＶＦ発電機２２に接続される電力変換装置４２と同じように制御してもよい。すなわち、本実施の形態における電力変換装置４１も実施の形態１における電力変換装置４１と同様に、電力変換装置有効電力Ｐａｃに対する交流配線部電圧Ｖａｃの関係が所定の第２の垂下特性を有する第１の制御要素の目標値を用いて制御されてもよい。

［シミュレーション結果］
上記実施の形態の電源システムにおけるシミュレーション結果を以下に示す。図９は、実施の形態１における電源システムのシミュレーションのための構成例を示すブロック図である。図９において、図１と同様の構成については同じ符号を付し、説明を省略する。以下のケース１〜４のシミュレーションでは、図９に示すように、４つの交流配線部（第１の交流配線部）３１〜３４のそれぞれに１つのＶＦ発電機（第１の発電機）２１〜２４が接続されている電源システム１Ｓを用いている。４つの交流配線部３１〜３４は、１つの直流配線部６を介して相互に接続されている。４つの発電機２１〜２４は、２つの主エンジンＥ１，Ｅ２のそれぞれに２つずつ設けられる。すなわち、主エンジンＥ１の回転動力に基づいて発電機２１，２２が発電を行い、主エンジンＥ２の回転動力に基づいて発電機２３，２４が発電を行うように構成されている。各発電機２１〜２４および各電力変換装置４１〜４４の容量、定格電圧（線間電圧）はそれぞれ１５０ｋＶＡ、４００Ｖｒｍｓである。

［ケース１］
ケース１では、４つの交流配線部３１〜３４にそれぞれ５０％（７５ｋＷ）の負荷がかかった状態を初期状態とし、交流配線部３１の負荷が５０％から１００％（１５０ｋＷ）に変化した場合の動作をシミュレートした。図１０から図１２は、図９に示す電源システム１Ｓにおけるシミュレーション（ケース１）の結果を示すグラフである。

図１０は、ケース１における、電力変換装置４１が交流配線部３１（AC BUS 1）に出力する電力変換装置有効電力ＣＮＶ１、対応する発電機２１が出力する発電機有効電力ＧＥＮ１および負荷５の有効電力ＬＯＡＤ１の時間変化を示すグラフである。また、図１１は、ケース１における、電力変換装置４２が交流配線部３２（AC BUS 2）に出力する電力変換装置有効電力ＣＮＶ２、対応する発電機２２が出力する発電機有効電力ＧＥＮ２および負荷５の有効電力ＬＯＡＤ２の時間変化を示すグラフである。なお、他の交流配線部３３，３４の各値の時間変化は、図１１と同様の結果となるため、省略している。図１２は、ケース１における直流配線部６の直流電圧（DC BUS）の時間変化を示すグラフである。なお、図１２においては定格電圧を１とした単位法（Per Unit）で表記している。

シミュレーション開始時、各交流配線部３１〜３４の負荷５の有効電力は等しい（ＬＯＡＤ１＝ＬＯＡＤ２である）ため、交流配線部３１〜３４間の電力融通は発生しない。したがって、電力変換装置４１〜４４が出力する電力変換装置有効電力ＣＮＶ１，ＣＮＶ２は、何れも０となり、各負荷５に必要な有効電力は、対応する発電機２１〜２４が発電する有効電力で賄っている（ＧＥＮ１＝ＧＥＮ２＝７５ｋＷ）。

図１０に示すように、シミュレーション開始後１秒経過後に交流配線部３１の負荷５が５０％（７５ｋＷ）から１００％（１５０ｋＷ）に上昇している。このとき、交流配線部３１の電力変換装置有効電力ＣＮＶ１が０から５０ｋＷに変化し、対応する発電機２１の発電機有効電力ＧＥＮ１が２５ｋＷ上昇して１００ｋＷに変化している。すなわち、負荷５の有効電力ＬＯＡＤ１の上昇分７５ｋＷのうち、発電機２１の発電機有効電力ＧＥＮ１の上昇分２５ｋＷを差し引いた５０ｋＷの有効電力が他の交流配線部３２〜３４から直流配線部６を介して交流配線部３１に供給されていることが分かる。

このことは、図１１において交流配線部３２に対応する発電機２２の発電機有効電力ＧＥＮ２が約１７ｋＷ上昇して約９２ｋＷに変化するとともに、交流配線部３２の電力変換装置有効電力ＣＮＶ２が約−１７ｋＷになっていることからも理解できる。すなわち、他の交流配線部３２〜３４に対応する発電機２２〜２４の発電機有効電力がそれぞれ約１７ｋＷ上昇することにより、当該他の交流配線部３２〜３４から合計５０ｋＷの有効電力が交流配線部３１に供給されている。また、この際、図１２に示すように、直流電圧も適正範囲に維持されている。

このように、交流配線部３１における負荷５の有効電力ＬＯＡＤ１の上昇に伴い、対応する発電機２１の発電機有効電力ＧＥＮ１が２５ｋＷ上昇するとともに、他の交流配線部３２〜３４に対応する発電機２２〜２４の発電機有効電力ＧＥＮ２が約１７ｋＷ上昇している。これにより、電力変換装置４１〜４４を介した電力融通により発電機２１〜２４の負荷分担が概ね均一化されていることが示されている。したがって、従来の可変周波数電源システムでは実現できない複数の発電機による並列運転が等価的に実現できることが示されている。

［ケース２］
ケース２では、ケース１と同様の初期状態から、各交流配線部３１〜３４の負荷５をステップ状に変化させた場合の動作をシミュレートした。図１３から図１６は、図９に示す電源システム１Ｓにおけるシミュレーション（ケース２）の結果を示すグラフである。

図１３は、ケース２における、交流配線部３１〜３４のそれぞれに接続される負荷５ごとの有効電力ＬＯＡＤ１〜ＬＯＡＤ４の時間変化を示すグラフである。また、図１４は、ケース２における、各電力変換装置４１〜４４が対応する交流配線部３１〜３４に出力する電力変換装置有効電力ＣＮＶ１〜ＣＮＶ４の時間変化を示すグラフである。図１５は、ケース２における、発電機２１〜２４の発電機有効電力ＧＥＮ１〜ＧＥＮ４の時間変化を示すグラフである。図１６は、ケース２における直流配線部６の直流電圧（DC BUS）の時間変化を単位法表記により示すグラフである。

図１３に示すように、交流配線部３１〜３４のそれぞれに接続される負荷５の有効電力が変化すると、図１４および図１５に示すように、その都度、各電力変換装置４１〜４４を介した電力融通が発生していることが分かる。電力融通の結果、図１５に示すように、その時々における発電機２１〜２４の負荷分担が概ね均一化されていることも示されている。また、この際、図１６に示すように、直流電圧も適正範囲に維持されている。

［ケース３］
ケース３では、ケース１と同様の初期状態から、交流配線部３１に接続されている発電機２１が解列された（発電機２１が停止した）場合の動作をシミュレートした。図１７から図１９は、図９に示す電源システム１Ｓにおけるシミュレーション（ケース３）の結果を示すグラフである。

図１７は、ケース３における、電力変換装置４１が交流配線部３１（AC BUS 1）に出力する電力変換装置有効電力ＣＮＶ１、対応する発電機２１の発電機有効電力ＧＥＮ１および負荷５の有効電力ＬＯＡＤ１の時間変化を示すグラフである。また、図１８は、ケース３における、電力変換装置４２が交流配線部３２（AC BUS 2）に出力する電力変換装置有効電力ＣＮＶ２、対応する発電機２２の発電機有効電力ＧＥＮ２および負荷５の有効電力ＬＯＡＤ２の時間変化を示すグラフである。なお、他の交流配線部３３，３４の各値の時間変化は、図１８と同様の結果となるため、省略している。図１９は、ケース３における交流配線部３１（AC BUS 1）の周波数の時間変化を示すグラフである。

本ケース３では、シミュレーション開始から１秒後に発電機２１が解列する。さらに、発電機２１の解列から０．１秒後に、対応する電力変換装置４１の制御装置１７１の位相演算部７０において、ＰＬＬの位相偏差εに相当する値を固定値０に変更している。

図１７に示すように、シミュレーション開始から１秒後に発電機２１が解列し、発電機有効電力ＧＥＮ１が０になる。この代わりに、電力変換装置４１が交流配線部３１に出力する電力変換装置有効電力ＣＮＶ１が対応する負荷５の有効電力ＬＯＡＤ１分を補うように０から７５ｋＷに上昇する。この結果、負荷５への有効電力ＬＯＡＤ１は瞬断することなく継続した給電を受けている。このとき、他の交流配線部３２〜３４は、電力変換装置４１を介して交流配線部３１に電力を供給している。

この結果、図１８に示すように、発電機２２の発電機有効電力ＧＥＮ２が２５ｋＷ上昇して１００ｋＷに変化するとともに、電力変換装置４２が交流配線部３２に出力する電力変換装置有効電力ＣＮＶ２が０から−２５ｋＷに変化する。発電機２３，２４および交流配線部３３，３４でも同様の動作が行われる結果、全体で交流配線部３１に接続される負荷５と同じ７５ｋＷの電力変換装置有効電力が交流配線部３１に供給される。このように、交流配線部３１に接続される負荷５を他の交流配線部３２〜３４に対応する発電機２２〜２４が均等に分担していることが分かる。

ここで、図１９に示されるように、交流配線部３１の周波数は、発電機２１の解列前後でほとんど変化していない。上述したように、本ケース３においては、発電機２１を解列した後、０．１秒後にＰＬＬの位相偏差εを０に固定するように制御している。図１９は、このような制御により、対応する交流配線部３１の周波数が不定になることが防止されることを示している。

［ケース４］
ケース４では、ケース１と同様の初期状態から、交流配線部３１の負荷が５０％から１００％（１５０ｋＷ）に変化し、その後、交流配線部３１の発電機２１が解列された場合の動作をシミュレートした。図２０から図２２は、図９に示す電源システム１Ｓにおけるシミュレーション（ケース４）の結果を示すグラフである。

図２０は、ケース４における、電力変換装置４１が交流配線部３１（AC BUS 1）に出力する電力変換装置有効電力ＣＮＶ１、対応する発電機２１の発電機有効電力ＧＥＮ１および負荷５の有効電力ＬＯＡＤ１の時間変化を示すグラフである。また、図２１は、ケース４における、電力変換装置４２が交流配線部３２（AC BUS 2）に出力する電力変換装置有効電力ＣＮＶ２、対応する発電機２２の発電機有効電力ＧＥＮ２および負荷５の有効電力ＬＯＡＤ２の時間変化を示すグラフである。なお、他の交流配線部３３，３４の各値の時間変化は、図２１と同様の結果となるため、省略している。図２２は、図１９は、ケース４における交流配線部３１（AC BUS 1）の周波数の時間変化を示すグラフである。

本ケース４では、シミュレーション開始から１秒後に交流配線部３１の負荷５が５０％から１００％に変化する。そして、シミュレーション開始から３秒後に発電機２１が解列する。さらに、発電機２１の解列から０．１秒後に、対応する電力変換装置４１の制御装置１７１の位相演算部７０において、ＰＬＬの位相偏差εに相当する値を固定値０に変更している。

交流配線部３１の負荷増加前後の動作は、ケース１と同様であり、発電機２１の解列前後の動作は、ケース３と同様である。しかしながら、本ケース４は、発電機の停止時において他の交流配線部をバイパスさせる必要がある従来の方式では成立しない条件である。すなわち、従来の方式では、他の交流配線部３２〜３４に接続されている発電機２２〜２４の何れか１つを交流配線部３１にバイパスさせようとすると、当該発電機に対する負荷が１００％を超えてしまい、過負荷となる。

一方、本実施の形態においては、図２１に示すように、発電機２１の解列後であっても、交流配線部３２（および交流配線部３３，３４も同様）に出力される電力変換装置有効電力ＣＮＶ１は、１５０ｋＷ（１００％）未満である。すなわち、発電機２１の解列後速やかに他の交流配線部３２〜３４から交流配線部３１への電力融通が発生し、複数の発電機２２〜２４による負荷分担が実現できていることが分かる。このように、本ケース４では、バイパスする発電機の選択、過負荷防止のための負荷遮断等の制御を行うことなくすべての負荷５に給電を継続可能であることが示されている。

［ケース５］
図２３は、実施の形態２における電源システムのシミュレーションのための構成例を示すブロック図である。図２３において、図１および図９と同様の構成については同じ符号を付し、説明を省略する。以下のケース５では、図２３に示すように、４つの交流配線部３１〜３４のうちの２つの交流配線部（第２の交流配線部）３２，３３のそれぞれに固定周波数発電機（ＣＦ発電機、第２の発電機）２０Ｂ，２０Ａが１つずつ接続され、残りの２つの交流配線部（第１の交流配線部）３１，３４のそれぞれに可変周波数発電機（ＶＦ発電機、第１の発電機）２１，２４が１つずつ接続されている電源システム１Ｔを用いている。４つの交流配線部３１〜３４は、１つの直流配線部６を介して相互に接続されている。また、エンジンＥ１，Ｅ２ごとにＣＦ発電機２０Ｂ，２０ＡおよびＶＦ発電機２１，２４が１つずつ設けられる。すなわち、エンジンＥ１には、ＣＦ発電機２０ＢおよびＶＦ発電機２１が設けられ、エンジンＥ２には、ＣＦ発電機２０ＡおよびＶＦ発電機２４が設けられる。

ケース５では、ケース２と同様に、ケース１と同様の初期状態から、各交流配線部３１〜３４の負荷５をステップ状に変化させた場合の動作をシミュレートした。図２４から図２７は、図２３に示す電源システム１Ｔにおけるシミュレーション（ケース５）の結果を示すグラフである。

図２４は、ケース５における、交流配線部３１〜３４のそれぞれに接続される負荷５ごとの有効電力（VF BUS LOAD1, VF BUS LOAD2, CF BUS LOAD1, CF BUS LOAD2）の時間変化を示すグラフである。なお、VF BUS LOAD1は、交流配線部３１に接続された負荷５の有効電力を示し、VF BUS LOAD2は、交流配線部３４に接続された負荷５の有効電力を示し、CF BUS LOAD1は、交流配線部３３に接続された負荷５の有効電力を示し、CF BUS LOAD2は、交流配線部３２に接続された負荷５の有効電力を示す。

また、図２５は、ケース５における、各電力変換装置４１〜４４が対応する交流配線部３１〜３４に出力する電力変換装置有効電力（VF BUS CNV1, VF BUS CNV2, CF BUS CNV1, CF BUS CNV2）の時間変化を示すグラフである。図中の符号と交流配線部３１〜３４との対応関係は図２４と同様である。図２６は、ケース５における、ＶＦ発電機２１，２４およびＣＦ発電機２０Ｂ，２０Ａの発電機有効電力（VF BUS GEN1, VF BUS GEN2, CF BUS GEN1, CF BUS GEN2）の時間変化を示すグラフである。図２７は、ケース５における直流配線部６の直流電圧（DC BUS）の時間変化を単位法表記により示すグラフである。

本ケース５においても、ケース２と同様に、図２４に示すように、交流配線部３１〜３４のそれぞれに接続される負荷５の有効電力が変化すると、図２５および図２６に示すように、その都度、各電力変換装置４１〜４４を介した電力融通が発生していることが分かる。電力融通の結果、図２６に示すように、その時々における発電機２０Ａ，２０Ｂ，２１，２４の負荷分担が概ね均一化されていることも示されている。また、この際、図２７に示すように、直流電圧も適正範囲に維持されている。

シミュレーション結果をケース２と比較すると、本ケース５では、負荷変動時の過渡応答に差異がみられる（整定までの時間がケース２より長くなっている）が、整定状態の応答はケース２と概ね一致している。したがって、互いに異なる電源系統同士を直流配線部６を介して接続した場合であっても、適切な電力の融通が行えることが示されている。

［適用例１］
以下、上記実施の形態における電源システム１，１Ｂの適用例についていくつか例示する。

まず、電源システム１を航空機の電源システムとして適用した場合について説明する。図２８は、実施の形態１における電源システムの航空機への適用例の1つを説明するブロック図である。図２８において、図１および図９と同様の構成については同じ符号を付し、説明を省略する。図２８における電源システム１Ｃは、それぞれが個別の交流配線部３１〜３６に接続される６つの発電機２１〜２６を備えている。そのうち、発電機２１〜２４は、主エンジンＥ１，Ｅ２の回転速度に応じて発電電力の周波数が変化する可変周波数発電機（ＶＦ発電機）として構成されている。残りの発電機２５，２６は、図示しない補助動力装置（ＡＰＵ: Auxiliary Power Unit）の回転動力に基づいて発電する変速機内蔵型発電機（ＩＤＧ: Integrated Drive Generator）として構成されている。すなわち、発電機２５，２６は固定周波数発電機（ＣＦ発電機）として構成されている。発電機２５，２６には負荷５が接続されていない。

ＣＦ発電機２５，２６も第１の垂下特性を有する発電機（第１の発電機）として動作する。すなわち、ＣＦ発電機２５，２６に対応する電力変換装置４５，４６の制御装置１７５，１７６も、他の制御装置１７１〜１７４と同様に、電力変換装置有効電力Ｐａｃに対する交流配線部電圧Ｖａｃの関係が所定の第２の垂下特性を有するように第１の制御要素の目標値を決定し、当該第１の制御要素の目標値を直流配線部６１，６２における直流電圧Ｖｄｃに応じて補正する。

また、交流配線部３１，３２，３５が接続される電力変換装置４１，４２，４５の直流部に直流配線部６１が接続されるとともに、交流配線部３３，３４，３６が接続される電力変換装置４３，４４，４６の直流部に直流配線部６２が接続されている。これら２つの直流配線部６１，６２同士がバイパス回路６３を介して接続されている。バイパス回路６３には、遮断器１１０が設けられている。また、直流配線部６１，６２と各電力変換装置４１〜４６との間には、遮断器１１１〜１１６が設けられている。

本適用例においては、最大６つの発電機２１〜２６で６つの交流配線部３１〜３４の負荷５を分担することができる。また、これにより、負荷急変時の電圧および周波数変動が抑制される。また、何れかの発電機２ｉ（ｉ＝１〜６）が停止しても他の発電機２ｉによりすべての負荷５に電力供給を継続することが可能である。さらに、バイパス回路６３の遮断器１１０および／または各電力変換装置４ｉと直流配線部６１，６２との間に設けられた各遮断器１１ｉの接続または遮断を切り替えることにより、一の交流配線部３ｉに接続される負荷５を一の発電機２ｉで負担するか複数の発電機２ｉで負担するか等の電源システム１Ｃの構成変更を容易に行うことができる。

また、図２８の例のように、複数の交流配線部３ｉにおいて制御態様の異なる複数種類の発電機２ｉが接続された場合であっても、同じ制御態様で各電力変換装置４ｉを制御することができる。したがって、航空機に備えられる複数（６つ）の発電機２ｉを最大限利用して電力融通を実現することができる。

なお、図２８の例では、一方のエンジンＥ１の回転動力に基づいて発電する発電機２１，２２が、一方の直流配線部６１に接続される電力変換装置４１，４２に接続され、他方のエンジンＥ２の回転動力に基づいて発電する発電機２３，２４が、他方の直流配線部６２に接続される電力変換装置４３，４４に接続される構成としている。これに代えて、一方のエンジンＥ１の回転動力に基づいて発電する発電機２１，２２が直流配線部６１に接続される電力変換装置４１と、直流配線部６２に接続される電力変換装置４３に接続され、他方のエンジンＥ２の回転動力に基づいて発電する発電機２３，２４が直流配線部６１に接続される電力変換装置４２と、直流配線部６２に接続される電力変換装置４４に接続される構成としてもよい。

［適用例２］
図２９は、実施の形態１における電源システムの航空機への適用例の他の１つを説明するブロック図である。なお、図２９においては、各交流配線部３１〜３６の制御装置１７１〜１７６は図示を省略している。また、図２９において、図２８と同様の構成については同じ符号を付し、説明を省略する。図２９における電源システム１Ｄは、適用例１と同様に、ＶＦ発電機２１〜２４が交流配線部３１〜３４に接続され、ＣＦ発電機２５，２６が交流配線部３５，３６に接続されている。ただし、本適用例においては、交流配線部３１，３３，３５が接続される電力変換装置４１，４３，４５の直流部に直流配線部６１が接続されるとともに、交流配線部３２，３４，３６が接続される電力変換装置４２，４４，４６の直流部に直流配線部６２が接続されている。

本適用例においては、一方の直流配線部６１およびこれに接続される電力変換装置４１，４３，４５が第１の配電部Ｓ１上に配置され、他方の直流配線部６２およびこれに接続される電力変換装置４２，４４，４６が第２の配電部Ｓ２上に配置されている。直流配線部６１，６２同士は、バイパス回路６３を介して接続されている。バイパス回路６３には、各配電部Ｓ１，Ｓ２上にそれぞれ遮断器１１０Ａ，１１０Ｂが設けられている。

本適用例においては、複数の直流配線部６１，６２およびこれらに接続される電力変換装置４１〜４６を直流配線部ごとに分散配置することが可能である。例えば、第１の配電部Ｓ１は航空機の前方に配置され、第２の配電部Ｓ２は航空機の後方に配置される。

航空機における負荷容量の増大に伴い、発電機２ｉの台数も増加し、その結果、配線量も多くなってきている。このため、１つの配電部にすべての電子回路を設けることができなくなりつつある。従来の電源システムにおいては、複数の交流配線部同士を接続するバイパス回路が必要となるため、配電部を分割しても、複数の配電部間の配線量を低減させることができない。例えば、図２９における電源システム１Ｄと同様の電源構成を従来の方式で実現するためには、負荷５が接続される４つの交流配線部３１〜３４のみを考慮しても、これらを相互接続するためのバイパス経路として６回線が必要となる。

これに対して、本適用例においては、図２９に示すように、配電部Ｓ１，Ｓ２が分割配置されることにより、負荷５と配電部Ｓ１，Ｓ２との距離が最適化されるとともに、配電部Ｓ１，Ｓ２間を１本のバイパス回路６３により接続するだけでよいので、配線量が低減する。さらに、発電機２５，２６に対応する電力変換装置４５，４６も直流配線部６１，６２に接続することにより、バイパス回路を増やすことなく当該発電機２５，２６の電力を何れの交流配線部３１〜３４に接続された負荷５に供給可能となる。

また、配電部Ｓ１，Ｓ２間の配線（配電部外の配線）は機体内を通ることになるため、断線や短絡等の不具合が発生することを考慮する必要がある。本適用例ではバイパス回路６３の両端部（各配電部Ｓ１，Ｓ２）に遮断器１１０Ａ，１１０Ｂが設けられている。これにより、バイパス回路６３で不具合が発生した場合、バイパス回路６３が両方の配電部Ｓ１，Ｓ２から切り離されるようになっている。バイパス回路６３が切り離された場合、配電部Ｓ１，Ｓ２間で電力融通は行えなくなるが、それでも各交流配線部３１〜３４は、それぞれ２台のＶＦ発電機２１，２３または２２，２４と１台のＣＦ発電機２５または２６から電力が供給され得るため、十分な安全性が確保されているといえる。

また、配電部Ｓ１，Ｓ２が航空機の前後に分散配置されていることにより、仮に航空機の不具合が機体の前部および後部の何れか一方において生じた場合であっても、他方に配置される配電部において各負荷５への電力供給を継続することができる。したがって、当該不具合による電源システム１Ｄへの影響を低減することができる。

［適用例３］
図３０は、実施の形態１における電源システムの航空機への適用例の他の１つを説明するブロック図である。なお、図３０において、図１と同様の構成については同じ符号を付し、説明を省略する。本適用例における電源システム１Ｅは、交流配線部３ｉ（３１，３２）に負荷５が接続されるだけでなく、直流配線部６にも負荷（直流負荷）５Ｄが接続されている。

直流配線部６に接続された直流負荷５Ｄに供給する有効電力は、当該直流配線部６に接続された交流配線部３ｉによって均等に分担される。直流配線部６に直流負荷５Ｄが接続された状態においても、複数の交流配線部３ｉ間の電力融通は、上述した通り、適切に行われる。

［適用例４］
図３１は、実施の形態１における電源システムの航空機への適用例の他の１つを説明するブロック図である。なお、図３１において、図１と同様の構成については同じ符号を付し、説明を省略する。本適用例における電源システム１Ｆは、直流配線部６に蓄電設備１３が接続されている。

蓄電設備１３の蓄電池１３ａは、直流配線部６にダイオード等の整流器を含む整流回路１３ｂを介して接続されている。蓄電池１３ａの電圧（蓄電池電圧）は、直流配線部６の通常動作時（複数の交流配線部３ｉ間において電力融通が行われている状態）の電圧変動範囲よりも低く設定されている。これにより、通常動作時においては、蓄電池１３ａから直流配線部６には電力は供給されない。通常動作時においては、直流配線部６に接続された充電装置１３ｃにより、蓄電池１３ａが充電される。

仮に、直流配線部６に接続されている発電機２ｉが故障等により全て停止した場合、直流電圧Ｖｄｃが低下する。そして、直流電圧Ｖｄｃが蓄電池電圧よりも低くなると、蓄電池１３ａからの電力が整流回路１３ｂを介して直流配線部６に供給される。これにより、直流配線部６の直流電圧Ｖｄｃは、蓄電池１３ａの蓄電池電圧に維持される。各交流配線部３ｉに接続された負荷５には、直流配線部６および各電力変換装置４ｉを介して蓄電池１３ａからの電力が供給される。

本適用例によれば、電力蓄電設備１３の複数の発電機２ｉがすべて停止した場合でも蓄電設備１３によって各負荷５への給電を継続することができる。しかも、蓄電設備１３の蓄電池１３ａは、発電機２ｉの通常動作中に発電機２ｉから充電される。したがって、簡単な構成で電源のバックアップ機能を設けることができる。

なお、図３０および図３１には、発電機２ｉがＶＦ発電機であることが示されているが、これに限られず、適用例３および適用例４の構成は、実施の形態２および下記適用例５のように、ＣＦ発電機に対応する交流配線部３ｉとＶＦ発電機に対応する交流配線部３ｉとが直流配線部６を介して接続されている構成についても適用可能である。

［適用例５］
図３２は、実施の形態２における電源システムの航空機への適用例の１つを説明するブロック図である。なお、図３２においては、各交流配線部３１〜３６の制御装置１７１〜１７６は図示を省略している。また、図３２において、図２３および図２９と同様の構成については同じ符号を付し、説明を省略する。図３２における電源システム１Ｇは、適用例１におけるＶＦ発電機２２，２３の代わりにＣＦ発電機（第２の発電機）２０Ｂ，２０Ａが交流配線部（第２の交流配線部）３２，３３に接続されている。交流配線部３２，３３に接続される電力変換装置４２，４３は、実施の形態２で示したように、電力変換装置有効電力Ｐａｃに対する交流配線部３２，３３の周波数ｆａｃの関係が所定の第４の垂下特性を有する第２の制御要素の目標値を用いて制御される。

また、本適用例においては、直流配線部６１，６２にそれぞれ直流負荷５Ｄが接続されている。直流負荷５Ｄを接続することによる電源システム１Ｇの動作は、適用例３における電源システム１Ｅと同様である。

本適用例おける電源システム１Ｇによれば、実施の形態２で説明したように、ＶＦ発電機２１，２４とＣＦ発電機２０Ｂ，２０Ａ間でも電力の融通を行うことが可能となる。また、可変周波数の交流電源系統(交流配線部３１，３４)、固定周波数の交流電源系統(交流配線部３２，３３)、および、直流電源系統(直流配線部６１，６２)が利用可能となることから、負荷５，５Ｄの特性に応じて接続する電源ＢＵＳを選択することが可能となる。これにより、より効率的な機器構成とすることができる。

なお、本適用例においては、１つの配電部Ｓ１，Ｓ２に、ＶＦ発電機２１，２４に対応する電力変換装置４１，４４とＣＦ発電機２０Ａ，２０Ｂに対応する電力変換装置４３，４２とが１つずつ配置されている。これにより、一方の配電部Ｓ１，Ｓ２に不具合が生じても特性の異なる負荷５，５Ｄへの電力供給を継続することができる。ただし、これに代えて、一方の配電部にはＶＦ発電機２１，２４と、対応する電力変換装置４１，４４とをそれぞれ配置し、他方の配電部にはＣＦ発電機２０Ａ，２０Ｂと、対応する電力変換装置４３，４２とを配置してもよい。

［その他の変形例］
以上、本発明の実施の形態について説明したが、本発明は上記実施の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、電源システムが適用される交流配線部３ｉ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、交流配線部３ｉ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電源システムを構築可能である。

また、上記実施の形態においては、１つの交流配線部３ｉに１つの発電機２ｉが接続された例について説明したが、１つの交流配線部３ｉに２以上の発電機２ｉが接続されてもよい。

また、電源システムにおける交流配線部３ｉの数、各交流配線部３ｉに接続される発電機２ｉの種類（ＣＦ発電機、ＶＦ発電機、主エンジンの動力を用いた発電機、補助動力装置の動力を用いた発電機等）、ＣＦ発電機を備えた構成においてはその制御態様（図２に示すようなＶＦ発電機と同じ制御態様とするかそれとは異なる図８に示すような制御態様とするか）、直流配線部６の数等は、種々の態様が採用可能である。

また、上記適用例は、それぞれ独立した構成とするだけでなく複数の適用例を適宜組み合わせて電源システムを構成してもよい。

また、上記適用例においては、主に航空機またはハイブリッド推進船に適用できる旨説明したが、上記実施の形態の電源システムは、複数の発電機を備えた電源システムであれば、好適に適用可能である。例えば、上記実施の形態の電源システムを、通常船舶等の移動体電源システム、自家発電システム等に適用可能である。

本発明は、それぞれが少なくとも１つの発電機を含む複数の配線部が互いに接続された電源システムにおいて、一の発電機に異常が生じた場合でも、各配線部への電力供給を継続するために有用である。

１，１Ｂ 電源システム
２ｉ（ｉ＝１，２，…） 発電機
３ｉ 交流配線部
４ｉ 電力変換装置
６，６１，６２ 直流配線部
１７ｉ，１７０，１７０Ａ，１７０Ｂ 制御装置
２０，２０Ａ，２０Ｂ 固定周波数発電機（ＣＦ発電機）
７０ 位相演算部
７７ 有効電力目標値演算部

Claims (7)

1. 複数の発電機を備えた電源システムであって、
   前記複数の発電機のそれぞれに接続される複数の交流配線部と、
   前記複数の交流配線部のそれぞれに接続される複数の電力変換装置と、
   前記複数の電力変換装置同士を接続する直流配線部と、
   前記複数の電力変換装置に駆動信号を送信することにより対応する交流配線部と前記直流配線部との間の電力変換制御を行う制御装置と、を備え、
   前記複数の発電機の少なくとも１つは、対応する第１の交流配線部に当該発電機が出力する発電機有効電力に対する発電機出力電圧の関係が所定の第１の垂下特性を有するよう構成された第１の発電機であり、
   前記複数の電力変換装置のそれぞれは、各交流配線部を通じて入力される交流電力を直流電力に変換するとともに、前記直流配線部を通じて入力される直流電力を交流電力に変換するよう構成され、
   前記制御装置は、前記第１の発電機に対応する第１の交流配線部に、前記電力変換装置が出力する電力変換装置有効電力に対する交流配線部電圧の関係が所定の第２の垂下特性を有するように第１の制御要素の目標値を決定し、前記第１の制御要素の目標値を前記直流配線部における直流電圧に応じて補正することにより、前記電力変換装置のための前記駆動信号を生成するよう構成される、電源システム。
2. 前記制御装置は、前記第１の交流配線部の交流配線部電圧が入力され、所定の電圧指令値に対する前記交流配線部電圧の偏差に基づく値に、前記第２の垂下特性を示す係数を掛けた有効電力参照値を求める演算を含む有効電力目標値演算処理によって有効電力目標値を算出する有効電力目標値演算部を備えた、請求項１に記載の電源システム。
3. 前記制御装置は、前記第１の発電機の発電機出力電圧と、当該第１の発電機に対応する前記第１の交流配線部における交流配線部電圧とが入力され、当該第１の発電機に対応する前記第１の交流配線部の位相目標値を演算する位相演算部を備え、
   前記制御装置は、当該第１の交流配線部の交流電流が入力され、前記有効電力目標値および所定の無効電力指令値を用いて一対の交流電流目標値を生成し、前記第１の交流配線部に出力する交流電流の目標値を前記交流電流目標値とし、当該交流電流の位相を前記位相目標値にあわせるような駆動信号を生成するよう構成される、請求項２に記載の電源システム。
4. 前記有効電力目標値演算部は、所定の直流電圧指令値に対する前記直流電圧の偏差に所定の補正係数を掛けた有効電力補正値を算出し、所定の有効電力指令値に、前記有効電力参照値および前記有効電力補正値を加えて前記有効電力目標値を算出するよう構成される、請求項２または３に記載の電源システム。
5. 前記位相演算部は、前記第１の発電機が停止している場合、所定の値を前記位相目標値として出力し、前記第１の発電機と対応する前記第１の交流配線部とが解列している場合、対応する第１の発電機の発電機電圧を用いて前記位相目標値を演算し、前記第１の発電機と対応する前記第１の交流配線部とが連系接続している場合、前記第１の交流配線部における交流配線部電圧を用いて前記位相目標値を演算するよう構成される、請求項３に記載の電源システム。
6. 前記第１の発電機は、回転機に接続され、当該回転機の回転速度に応じて発電電力の周波数が変化する可変周波数発電機を含む、請求項１から５の何れかに記載の電源システム。
7. 前記複数の発電機の少なくとも１つは、対応する第２の交流配線部に当該発電機が出力する発電機有効電力に対する周波数の関係が所定の第３の垂下特性を有するよう構成された第２の発電機であり、
   前記制御装置は、前記第２の発電機に対応する前記第２の交流配線部に、前記電力変換装置が出力する電力変換装置有効電力に対する周波数の関係が所定の第４の垂下特性を有するように第２の制御要素の目標値を決定し、前記第２の制御要素の目標値を前記直流配線部における直流電圧に応じて補正することにより、前記電力変換装置のための前記駆動信号を生成するよう構成される、請求項１から６の何れかに記載の電源システム。
   
   

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