JP7028257B2 - 電力変換装置 - Google Patents

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Description

本発明は、電力変換装置に関するものである。
従来、例えば日本特許第５４０８８８９号公報に開示されているように、発電機がモデル化された仮想発電装置モデル部を備えた電力変換装置が知られている。一般に、電力変換装置は、直流と交流とを変換するインバータ回路と、このインバータ回路を制御する制御装置とを含んでいる。仮想発電装置モデル部は、制御装置に内蔵されている。仮想発電装置モデル部が設けられることで、インバータ回路の出力電力が発電機と同様のふるまいをするように、制御装置がインバータ回路の制御信号を生成することができる。
日本特許第５４０８８８９号公報
仮想発電装置モデル部は、通常のインバータ制御では不足してしまう慣性力などの発電機特有の現象を模擬することができる。仮想発電装置モデル部によれば、系統周波数および系統電圧安定化などの効果が得られる。現実の発電機が発電機、ＡＶＲ、原動機およびガバナを備えるのと同様に、上記従来の仮想発電装置モデル部も発電機モデル、ＡＶＲモデル、原動機モデルおよびガバナモデルを含んでいる。上記従来の技術は、このガバナモデルと原動機モデルとの間で伝達される燃料供給量の処理を工夫したものである。
しかしながら、発電機をモデル化するに当たっては、実用上、他にも多数の改善項目が残されている。まず一つの項目を説明すると、電力変換装置を含む電力システムは、電力システム以外の発電機と共通の出力電線に接続されることで、系統連系運転を行う。このとき、発電機が出力する交流電力の周波数と、電力変換装置の出力交流電力周波数とが乖離しすぎることは好ましくない。
他の一つの項目を説明すると、系統連系運転中に発電機で脱落が発生した場合、電力変換装置を含む電力システムが自立運転を開始する必要がある。このとき、制御上で系統連系運転と自立運転との切換が円滑に行われることが好ましい。
更に他の一つの項目を説明すると、電力変換装置の入力端には直流電源が接続され、この直流電源として蓄電池が使用されることがある。直流発電装置である太陽電池あるいは燃料電池などと異なり、蓄電池を使用する場合には蓄電池の電力量が有限であるという特有の事情がある。
上記の各項目に対して、上記従来の技術では適切な対策が施されていない。そこで、本願発明者は、上記従来の技術では配慮されていなかった各種項目について鋭意研究し、実用性を飛躍的に向上させるための改善を施した新規な電力変換装置を見出すに至った。
この出願は、上述のような課題を解決するためになされたものであり、その第一の目的は、電力変換回路の出力交流電力周波数を適切に制御することができる電力変換装置を提供することである。
この出願の第二の目的は、系統連系運転と自立運転との切換がシームレスに行われるように改善された電力変換装置を提供することである。
この出願の第三の目的は、有限な蓄電池電力を有効活用することができる電力変換装置を提供することである。
この出願の第四の目的は、必要に応じて蓄電池を充電できるように構築された仮想発電装置モデルを備える電力変換装置を提供することである。
本願にかかる第一の電力変換装置は、
直流電源と出力電線との間に介在し、前記直流電源からの直流電力を変換することで、前記出力電線へと交流電力を出力する電力変換回路と、
前記電力変換回路のスイッチング制御に用いるパルス幅変調信号を前記電力変換回路に出力する制御装置と、
を備え、
前記制御装置は、
仮想発電装置モデル部と、
制御信号生成部と、
を備え、
前記仮想発電装置モデル部は、
回転軸を持つ原動機を模擬するように構築され、前記回転軸の仮想回転速度を表すモデル角速度を生成するように構築された原動機モデル部と、
自動電圧調節器を模擬するように構築され、界磁電流または界磁電圧に相当する値である界磁相当値を算出するように構築されたＡＶＲモデル部と、
前記電力変換回路の出力電圧の角周波数と前記モデル角速度との差分である角速度差を算出するように構築された角速度差取得部と、
前記界磁相当値と、前記角速度差と、前記電力変換回路の出力電圧と、に基づいて、前記原動機によって駆動される発電機を模擬するための電流指令値を生成するように構築された発電機モデル部と、
を備え、
前記制御信号生成部は、前記電流指令値と前記電力変換回路の出力電流値とに基づいて前記パルス幅変調信号を生成するように構築されたものである。
本願にかかる第二の電力変換装置は、
直流電源と出力電線との間に介在し、前記直流電源からの直流電力を変換することで、前記出力電線へと交流電力を出力する電力変換回路と、
前記電力変換回路のスイッチング制御に用いるパルス幅変調信号を前記電力変換回路に出力する制御装置と、
を備え、
前記制御装置は、
電流指令値を出力するように構築された仮想発電装置モデル部と、
前記電流指令値と前記電力変換回路の出力電流値とに基づいて前記パルス幅変調信号を生成するように構築された制御信号生成部と、
を備え、
前記仮想発電装置モデル部は、
回転軸を持つ原動機を模擬するように構築され、前記回転軸の仮想回転速度を表すモデル角速度を生成するように構築された原動機モデル部と、
自動電圧調節器を模擬するように構築され、界磁電流または界磁電圧に相当する値である界磁相当値を算出するように構築されたＡＶＲモデル部と、
前記モデル角速度と、前記界磁相当値と、前記電力変換回路の出力電圧と、に基づいて、前記原動機によって駆動される発電機を模擬するための電流指令値を生成するように構築された発電機モデル部と、
を備え、
前記制御信号生成部は、積分ゲインを含まないフィードバック制御により、前記電力変換回路の出力電流値と前記電流指令値との差分を前記パルス幅変調信号にフィードバックするように構築されたものである。
本願にかかる第三の電力変換装置は、
直流電源と出力電線との間に介在し、前記直流電源からの直流電力を変換することで、前記出力電線へと交流電力を出力する電力変換回路と、
前記電力変換回路のスイッチング制御に用いるパルス幅変調信号を前記電力変換回路に出力する制御装置と、
を備え、
前記制御装置は、
電流指令値を出力するように構築された仮想発電装置モデル部と、
前記電流指令値と前記電力変換回路の出力電流値とに基づいて前記パルス幅変調信号を生成するように構築された制御信号生成部と、
を備え、
前記出力電線に、外部発電機が接続され、
前記仮想発電装置モデル部は、
回転軸を持つ原動機を模擬するように構築され、前記回転軸の仮想回転速度を表すモデル角速度を生成するように構築された原動機モデル部と、
自動電圧調節器を模擬するように構築され、界磁電流または界磁電圧に相当する値である界磁相当値を算出するように構築されたＡＶＲモデル部と、
前記モデル角速度と、前記界磁相当値と、前記電力変換回路の出力電圧と、に基づいて、前記原動機によって駆動される発電機を模擬するための電流指令値を生成するように構築された発電機モデル部と、
予め設定された無負荷角速度指令値と前記モデル角速度との差分が前記無負荷角速度指令値に時間的に遅れて算入されるように生成された指令値であるフローティング指令値を出力するように構築されたフローティング指令値生成部と、
前記回転軸の前記仮想回転速度を調節するガバナを模擬するように構築され、前記フローティング指令値に基づいて前記原動機に供給される駆動エネルギの指標となる指標値を算出するように構築されたガバナモデル部と、
を備え、
前記ガバナモデル部は、前記フローティング指令値に従って、前記外部発電機から前記出力電線に供給される供給電力が予め定めた定常値であるときには前記電力変換回路が有効電力を出力せず、前記外部発電機の出力低下により前記出力電線の前記供給電力が前記定常値よりも低下したときに前記定常値に対する電流低下分を前記電力変換回路が出力し続けるように前記指標値を算出する。
本願にかかる第四の電力変換装置は、
直流電源と出力電線との間に介在し、前記直流電源からの直流電力を変換することで、前記出力電線へと交流電力を出力する電力変換回路と、
前記電力変換回路のスイッチング制御に用いるパルス幅変調信号を前記電力変換回路に出力する制御装置と、
を備え、
前記制御装置は、
電流指令値を出力するように構築された仮想発電装置モデル部と、
前記電流指令値と前記電力変換回路の出力電流値とに基づいて前記パルス幅変調信号を生成するように構築された制御信号生成部と、
を備え、
前記仮想発電装置モデル部は、
回転軸を持つ原動機を模擬するように構築され、前記回転軸の仮想回転速度を表すモデル角速度を出力するように構築された原動機モデル部と、
自動電圧調節器を模擬し、界磁電流または界磁電圧に相当する値である界磁相当値を算出するように構築されたＡＶＲモデル部と、
前記電力変換回路の出力電圧と、前記ＡＶＲモデル部の前記界磁相当値と、前記電力変換回路の出力電圧の角周波数とに基づいて、前記原動機によって駆動される発電機を模擬するための前記電流指令値を生成するように構築された発電機モデル部と、
を備え、
前記仮想発電装置モデル部は、電流制御信号を受信するように構築され、
前記仮想発電装置モデル部は、前記電流制御信号を受信した場合に、前記発電機モデル部で生成された前記電流指令値を補正することで、前記出力電線から前記電力変換回路を介して前記直流電源の側へ電流が逆流するように補正された前記電流指令値を、前記制御信号生成部へと伝達するように構築されたものである。
上記第一の電力変換装置によれば、電流指令値の生成処理に、角速度差取得部で取得した角速度差を算入することができる。これにより、出力電線の側における系統電力の周波数との関係を考慮に入れつつ、電力変換回路が出力する交流電力の周波数を精度よく調節することができる。
上記第二の電力変換装置によれば、次の効果が得られる。電力変換装置を含む電力システムと発電機を含む電力系統とが系統連系運転されているときに、電力系統が連系運転から脱落すると、電力変換装置を含む電力システム単独の自立運転となることがある。系統連系運転中には積分ゲインを用いたフィードバック制御が好適に機能していても、自立運転中には積分ゲインがフィードバック制御の安定性を低下させることが見出された。上記第二の電力変換装置によれば、積分ゲインが含まれないことで、系統連系運転と自立運転との切換がシームレスに行わ、なおかつ自立運転を安定に行うことができるという利点がある。
上記第三の電力変換装置によれば、バックアップ電流制御を実現することができる。バックアップ電流制御は、外部発電機が定常動作しているときには電力変換装置は電流を出力せず、外部発電機が脱落などにより出力電力低下を起こしたときには電力変換装置が不足分の電流を補充し続ける、というものである。蓄電池が蓄える電力は有限であり、電力変換装置が蓄電池と接続されている場合には出力可能な有効電力に限りがある。上記のバックアップ電流制御により、有限な蓄電池電力を有効活用することができる。
上記第四の電力変換装置によれば、電流制御信号に応じて、電力変換回路から直流電源の側へと流れる電流を作り出すことができる。この電流は、直流電源として蓄電池を用いた場合における蓄電池の充電電流として利用することができる。
実施の形態１にかかる電力変換装置を備えた電力システムを含む全体構造を示すシステム構成図である。 実施の形態１にかかる電力変換装置を備えた電力システムを示す回路図である。 実施の形態１にかかる電力変換装置が備える制御装置の回路ブロック図である。 実施の形態１の変形例にかかる電力変換装置が備える制御装置の回路ブロック図である。 実施の形態１の変形例にかかる電力変換装置が備える制御装置の回路ブロック図である。 実施の形態２にかかる電力変換装置を備えた電力システムを示す回路図である。 実施の形態２にかかる電力変換装置が備える制御装置の回路ブロック図である。 実施の形態２の変形例にかかる電力変換装置が備える制御装置の回路ブロック図である。 実施の形態２の変形例にかかる電力変換装置が備える制御装置の回路ブロック図である。
実施の形態１．
［実施の形態１の装置の構成］
（全体構造）
図１は、実施の形態１にかかる電力変換装置ＰＣを備えた電力システムＰＳを含む全体構造を示すシステム構成図である。出力電線９に対して、電力システムＰＳと、第一外部発電機９ａおよび第二外部発電機９ｂと、負荷１１とが接続されている。電力システムＰＳは、電力変換装置ＰＣと、直流電源１と、を含んでいる。
実施の形態１にかかる電力変換装置ＰＣは、電力変換回路３と、制御装置１２と、を備えている。なお、電力変換装置ＰＣは、上位装置２とも接続しており、上位装置２から充放電電流制御信号Ｉｂａｔ＊を受信できるように構築されている。第一外部発電機９ａおよび第二外部発電機９ｂは、公知の交流発電機であり、電力系統を構築している。第一外部発電機９ａおよび第二外部発電機９ｂは、その具体的仕様は限定されないが、例えば、同期発電機あるいは誘導発電機などとされてもよく、その動力源は蒸気タービンなどであってもよい。
なお、実施の形態の説明および図面において、いくつかの符号「Ｉｄ＊」「Ｉｑ＊」「Ｉｂａｔ＊」に「＊」を付している。このアスタリスクは、制御系の中で、指令値または目標値に相当するパラメータであることを表すためにつける記号である。このアスタリスクを代替する方法として、「Ｒｅｆｅｒｅｎｃｅ」の意味である「ｒｅｆ」を添え字に加えることで、特定のパラメータが指令値または目標値であることを明示してもよい。つまり、Ｉｄ＊、Ｉｑ＊、Ｉｂａｔ＊を、それぞれＩｄｒｅｆ、Ｉｑｒｅｆ、Ｉｂａｔｒｅｆと記しても同じ意味となる。
図２は、実施の形態１にかかる電力変換装置ＰＣを備えた電力システムＰＳを示す回路図である。電力変換回路３は、直流電源１と出力電線９との間に介在し、直流電源１からの直流電力を変換することで、出力電線９へと交流電力を出力する。電力変換回路３は、複数の半導体スイッチング素子を含むインバータ回路である。半導体スイッチング素子は、ＩＧＢＴ或いはＭＯＳＦＥＴなどである。
制御装置１２は、電力変換回路３のスイッチング制御に用いるパルス幅変調信号ＳＰＷＭを電力変換回路３に出力する。パルス幅変調信号ＳＰＷＭは、半導体スイッチング素子のゲートに印加されるゲートパルス信号である。電力変換装置ＰＣの入力端には、直流電源１が接続されている。実施の形態１では、直流電源１として蓄電池１ａが設けられている。
電力変換装置ＰＣの出力端は、出力配線１０および出力側変圧器８を介して、出力電線９に接続している。出力配線１０には、計器用変流器４、出力リアクトル５、フィルタコンデンサ７および計器用変圧器６が設けられている。計器用変流器４は、電流センサとして機能する。計器用変流器４は、電力変換回路３の出力電流ｉｕ，ｉｖ，ｉｗを計測し、計測した電流値を制御装置１２へ伝達する。計器用変圧器６は、電圧センサとして機能する。計器用変圧器６は、電力変換回路３の出力電圧ｖｕｖ、ｖｖｗ、ｖｗｕを計測し、計測した電圧値を制御装置１２へ伝達する。なお、電力変換回路３の出力電圧と出力電線９の系統電圧は、出力側変圧器８があることで大きさが異なるものの互いに相関を持っており、周波数が共通している。実施の形態１の説明では、説明の簡略化のため、出力電圧と系統電圧に共通の符号ｖｕｖ、ｖｖｗ、ｖｗｕを付することがある。
（制御装置の構成）
図３は、実施の形態１にかかる電力変換装置ＰＣが備える制御装置１２の回路ブロック図である。制御装置１２は、仮想発電装置モデル部１３と、制御信号生成部２０と、を備えている。仮想発電装置モデル部１３は、仮想同期発電機（Ｖｉｒｔｕａｌ Ｓｙｎｃｈｒｏｎｏｕｓ Ｇｅｎｅｒａｔｏｒ：ＶＳＧ）を実現する。「仮想同期発電機」は、インバータ連系の分散電源である電力システムＰＳに、同期発電機と同じ特性を持たせるためのモデルである。
仮想発電装置モデル部１３には、電力変換回路３が出力した有効電力Ｐｇと、電力変換回路３の出力電圧ｖｕｖ、ｖｖｗ、ｖｗｕと、電力変換回路３が出力した無効電力Ｑｇと、がフィードバック的に入力されている。仮想発電装置モデル部１３は、これらの入力パラメータに基づいて有効分電流指令値Ｉｑ＊と無効分電流指令値Ｉｄ＊を生成する。以下、説明の簡略化のために、有効分電流指令値Ｉｑ＊と無効分電流指令値Ｉｄ＊とをまとめて「電流指令値Ｉｄ＊、Ｉｑ＊」と記載することもある。仮想発電装置モデル部１３は、生成された有効分電流指令値Ｉｑ＊および無効分電流指令値Ｉｄ＊を制御信号生成部２０に伝達する。制御信号生成部２０は、有効分電流指令値Ｉｑ＊および無効分電流指令値Ｉｄ＊と、電力変換回路３の出力電流値ｉｕ，ｉｖ，ｉｗとに基づいて、パルス幅変調信号ＳＰＷＭを生成する。
仮想発電装置モデル部１３は、発電機モデル部３０と、原動機モデル部６０と、ＡＶＲモデル部７０と、ガバナモデル部８０と、を備えている。
原動機モデル部６０は、蒸気タービン等で回転される回転軸を持つ原動機を模擬している。原動機モデル部６０は、この回転軸の仮想回転速度を表すモデル角速度ωｅを生成する。原動機モデル部６０は、より具体的には、加減算器６１と、除算ブロック６２と、慣性模擬ブロック６３と、を含んでいる。
加減算器６１は、ガバナモデル部８０が出力する駆動エネルギ指標値Ｐｄｒから有効電力Ｐｇを減算する。除算ブロック６２は、加減算器６１の出力をモデル角速度ωｅで除算することでトルク相当値を出力する。慣性模擬ブロック６３は、除算ブロック６２からトルク相当値を受け取り、仮想イナーシャＪｓを用いて回転軸の慣性を模擬することによりモデル角速度ωｅを算出する。
ガバナモデル部８０は、原動機モデル部６０で模擬される原動機に対する調速を行うガバナをモデル化したものである。ガバナモデル部８０は、後述するフローティング指令値ωｆｌｏに基づいて、駆動エネルギ指標値Ｐｄｒを算出する。駆動エネルギ指標値Ｐｄｒは、電力の次元を有する値であり、原動機モデル部６０が模擬する原動機に供給される駆動エネルギの指標である。より具体的には、駆動エネルギ指標値Ｐｄｒは、原動機モデル部６０がエンジンを模擬している場合には、このエンジンに与えられる燃料供給量に相当している。
ガバナモデル部８０は、より具体的には、ガバナモデル加減算器８１と、自動速度調節器８２と、を含んでいる。ガバナモデル加減算器８１は、ガバナモデル部８０の前段の加減算器９２からの入力値とモデル角速度ωｅとの差分を演算する。自動速度調節器８２は、ガバナモデル加減算器８１の出力を受け、比例積分制御つまりＰＩ制御によるフィードバックを行うことで、駆動エネルギ指標値Ｐｄｒを出力する。自動速度調節器８２を「ＡＳＲ８２」とも称す。
ＡＶＲモデル部７０は、発電機モデル部３０の界磁電圧を制御する自動電圧調節器を模擬している。実施の形態１では、ＡＶＲモデル部７０は、界磁電流に相当する界磁相当値Ｉｆｅを算出し、この界磁相当値Ｉｆｅを発電機モデル部３０へと伝達する。界磁相当値Ｉｆｅは、界磁電流に限らず、界磁電圧に相当する値として算出されても良い。ＡＶＲモデル部７０は、より具体的には、ドループブロック７１と、第一所定値ブロック７２と、前段加減算器７３と、後段加減算器７４と、比例積分制御ブロック７５と、第二所定値ブロック７６と、加算器７７と、を含んでいる。
ドループブロック７１は、ドループゲインに応じて無効電力Ｑｇに所定の演算が施された値を出力する。第一所定値ブロック７２は、予め設定された第一所定値を出力する。前段加減算器７３は、ドループブロック７１の出力値と第一所定値ブロック７２の第一所定値との差分を出力する。後段加減算器７４は、前段加減算器７３の出力値と系統電圧振幅ＶＰＬＬとの差分を出力する。系統電圧振幅ＶＰＬＬは、後述する角速度差取得部１１０の位相同期回路１１１で得られる値である。
比例積分制御ブロック７５は、後段加減算器７４の出力を受けて比例積分制御を行う。第二所定値ブロック７６は、予め設定された第二所定値を出力する。加算器７７は、比例積分制御ブロック７５の出力値と第二所定値ブロック７６の第二所定値とを加算する。加算器７７の出力値が、界磁相当値Ｉｆｅである。実施の形態１では、第一所定値及び第二所定値が、１．０に設定されている。
発電機モデル部３０は、原動機によって駆動される発電機を模擬するように構築されている。発電機モデル部３０は、界磁相当値Ｉｆｅと、後述する角速度差取得部１１０で取得された角速度差ωｅｘと、電力変換回路３の出力電圧ｖｕｖ、ｖｖｗ、ｖｗｕと、に基づいて有効分電流指令値Ｉｑ＊および無効分電流指令値Ｉｄ＊を生成する。発電機モデル部３０は、より具体的には、比例ブロック３１と、積分ブロック３２と、ｄ軸変換部３３と、ｑ軸変換部３４と、第一乗算ブロック３５と、第二乗算ブロック３６と、第一同期リアクタンス部３７と、加減算器３８と、第二同期リアクタンス部３９と、を備えている。
比例ブロック３１は、ＡＶＲモデル部７０からの界磁相当値Ｉｆｅを受けてこの界磁相当値Ｉｆｅに予め設定された所定係数を用いた演算を施すことで、内部誘起電圧に相当する値である内部誘起電圧相当値Ｅｆｅを出力する。積分ブロック３２は、後述する角速度差取得部１１０で取得される角速度差ωｅｘを受け、角速度差ωｅｘに積分を施すことでモデル位相δｅを出力する。
ｄ軸変換部３３は、積分ブロック３２からのモデル位相δｅをｄ軸に変換することで、内部誘起電圧をｄ軸に分配するための無次元量の第一係数を算出する。ｑ軸変換部３４は、積分ブロック３２からのモデル位相δｅをｑ軸に変換することで、内部誘起電圧をｑ軸に分配するための無次元量の第二係数を算出する。第一乗算ブロック３５は、ｄ軸変換部３３が出力した第一係数と内部誘起電圧相当値Ｅｆｅとを乗算する。第二乗算ブロック３６は、ｑ軸変換部３４が出力した第二係数と内部誘起電圧相当値Ｅｆｅとを乗算する。
第一同期リアクタンス部３７は、第一乗算ブロック３５の出力値を電圧値から電流値に変換することで無効分電流指令値Ｉｄ＊を算出する。加減算器３８は、第二乗算ブロック３６の出力値と系統電圧振幅ＶＰＬＬとの差分を算出する。第二同期リアクタンス部３９は、加減算器３８の出力値を電圧値から電流値に変換することで有効分電流指令値Ｉｑ＊を算出する。
制御信号生成部２０は、有効分電流指令値Ｉｑ＊および無効分電流指令値Ｉｄ＊と電力変換回路３の出力電流値ｉｕ，ｉｖ，ｉｗとに基づいて、パルス幅変調信号ＳＰＷＭを生成する。より具体的には、制御装置１２は、電力変換回路３の出力電流値ｉｕ，ｉｖ，ｉｗをｄｑ変換するｄｑ変換ブロック９０を備えている。制御信号生成部２０は、有効分電流指令値Ｉｑ＊および無効分電流指令値Ｉｄ＊と、ｄｑ変換ブロック９０の出力値と、に基づいてパルス幅変調信号を生成している。
制御信号生成部２０は、具体的には、無効分加減算器２１と、有効分加減算器２２と、第一非干渉項ブロック２３と、第二非干渉項ブロック２４と、無効分自動電流調節器１２０ａと、有効分自動電流調節器１２０ｂと、カウンタ電圧ブロック１２２と、フィードフォワード加減算器２５と、無効分加算器２６と、有効分加算器２７と、ｄｑ逆変換ブロック２８と、パルス幅変調信号生成ブロック２９と、を含んでいる。
無効分加減算器２１は、無効分電流指令値Ｉｄ＊とｄｑ変換ブロック９０のｄ軸出力値との差分を求める。有効分加減算器２２は、有効分電流指令値Ｉｑ＊とｄｑ変換ブロック９０のｑ軸出力値との差分を求める。第一非干渉項ブロック２３には、無効分電流指令値Ｉｄ＊が入力される。第二非干渉項ブロック２４には、有効分電流指令値Ｉｑ＊が入力される。第一非干渉項ブロック２３および第二非干渉項ブロック２４は、ｄｑ軸上で電流制御する際に直行する成分の電圧をフィードフォワードするための非干渉項を演算する。
無効分自動電流調節器１２０ａは、無効分加減算器２１の出力値に対して、予め設定された所定比例係数を用いた第一の比例制御を施すように構築された制御ブロックである。有効分自動電流調節器１２０ｂは、有効分加減算器２２の出力値に対して、予め設定された所定比例係数を用いた第二の比例制御を施すように構築された制御ブロックである。カウンタ電圧ブロック１２２は、カウンタ電圧に相当するように定めたカウンタ電圧相当値Ｖｒａｔｅを出力する。実施の形態１では、連系運転から自立運転への移行をシームレスに行うために、カウンタ電圧相当値Ｖｒａｔｅが固定値として定められている。
フィードフォワード加減算器２５は、カウンタ電圧相当値Ｖｒａｔｅと第二非干渉項ブロック２４の出力する非干渉項との差分を算出する。無効分加算器２６は、無効分自動電流調節器１２０ａの出力とフィードフォワード加減算器２５の出力とを加算する。有効分加算器２７は、有効分自動電流調節器１２０ｂの出力とフィードフォワード加減算器２５の出力とを加算する。ｄｑ逆変換ブロック２８には、系統電圧角周波数ωＰＬＬが入力される。ｄｑ逆変換ブロック２８は、無効分加算器２６の出力値と有効分加算器２７の出力値とに対してｄｑ逆変換を施す。パルス幅変調信号生成ブロック２９は、ｄｑ逆変換ブロック２８の出力信号から、パルス幅変調信号ＳＰＷＭを生成する。
実施の形態１では、制御装置１２が、角速度差取得部１１０と、フローティング指令値生成部１３０と、充放電制御部１４０と、を備えている。また、実施の形態１では、制御装置１２における制御信号生成部２０に、無効分自動電流調節器１２０ａおよび有効分自動電流調節器１２０ｂが内蔵されている。無効分自動電流調節器１２０ａを、「無効分電流制御ＡＣＲ１２０ａ」とも称する。有効分自動電流調節器１２０ｂを、「有効分電流制御ＡＣＲ１２０ｂ」とも称する。
（角速度差取得部）
電力変換装置ＰＣを含む電力システムＰＳは、第一外部発電機９ａおよび第二外部発電機９ｂと共通の出力電線９に接続されることで、系統連系運転を行う。このとき、第一外部発電機９ａおよび第二外部発電機９ｂが出力する交流電力の周波数と、電力変換装置ＰＣの出力交流電力周波数とが乖離しすぎることは好ましくない。このような観点から電力変換回路３の出力交流電力周波数を適切に制御することが好ましい。そこで、実施の形態１では、角速度差取得部１１０が、角速度差ωｅｘを算出する。
角速度差ωｅｘは、モデル角速度ωｅから系統電圧角周波数ωＰＬＬを減算することにより得られた差分である。角速度差取得部１１０によれば、有効分電流指令値Ｉｑ＊および無効分電流指令値Ｉｄ＊の生成処理に角速度差取得部１１０の角速度差ωｅｘを算入することができる。これにより、出力電線９の側における系統電力の周波数との関係を考慮に入れつつ、電力変換回路３が出力する交流電力の周波数を、精度よく調節することができる。
実施の形態１にかかる角速度差取得部１１０は、位相同期回路１１１と、角速度加減算器１１２と、を含んでいる。位相同期回路１１１には、系統電圧ｖｕｖ、ｖｖｗ、ｖｗｕが入力される。位相同期回路１１１は、回転座標系に変換した際の系統電圧振幅ＶＰＬＬと、回転座標系に変換した際の系統電圧角周波数ωＰＬＬと、を出力する。角速度加減算器１１２は、角速度差ωｅｘを算出する。角速度差ωｅｘは、系統電圧角周波数ωＰＬＬと原動機モデル部６０のモデル角速度ωｅとの差分である。角速度差ωｅｘは、発電機モデル部３０の積分ブロック３２に入力される。系統電圧角周波数ωＰＬＬは、ｄｑ変換ブロック９０と、ｄｑ逆変換ブロック２８と、にそれぞれ入力される。
（無効分電流制御ＡＣＲおよび有効分電流制御ＡＣＲ）
系統連系運転中に第一外部発電機９ａおよび第二外部発電機９ｂで脱落が発生した場合、電力変換装置ＰＣを含む電力システムＰＳが自立運転を開始する必要がある。このとき、制御上で系統連系運転と自立運転との切換が円滑に行われることが好ましい。系統連系運転と自立運転との切換がシームレスに行われるように改善されることが好ましい。そこで、実施の形態１では、制御信号生成部２０が、無効分電流制御ＡＣＲ１２０ａおよび有効分電流制御ＡＣＲ１２０ｂを内蔵している。無効分電流制御ＡＣＲ１２０ａおよび有効分電流制御ＡＣＲ１２０ｂは、積分ゲインを含まないフィードバック制御を行うものである。無効分電流制御ＡＣＲ１２０ａおよび有効分電流制御ＡＣＲ１２０ｂは、電力変換回路３の出力電流値ｉｕ，ｉｖ，ｉｗと有効分電流指令値Ｉｑ＊および無効分電流指令値Ｉｄ＊との差分をパルス幅変調信号ＳＰＷＭに出力する。
無効分電流制御ＡＣＲ１２０ａおよび有効分電流制御ＡＣＲ１２０ｂによれば、次の効果が得られる。電力変換装置ＰＣを含む電力システムＰＳと発電機を含む電力系統とが系統連系運転されているときに、電力系統が連系運転から脱落すると、電力変換装置ＰＣを含む電力システムＰＳ単独の自立運転となることがある。フィードバック制御には、比例制御であるＰ制御、比例積分制御であるＰＩ制御、比例微分制御であるＰＤ制御、および比例積分微分制御であるＰＩＤ制御がある。
ここで、フィードバック制御に積分ゲインが含まれると、系統連系運転中にはフィードバック制御が好適に機能していても、自立運転中には積分ゲインによりフィードバック制御の安定性が低下することを本願発明者は見出した。この点をより具体的に説明すると、電力変換装置ＰＣの自立運転中に第一外部発電機９ａおよび第二外部発電機９ｂが停止しているとき、電力変換装置ＰＣの出力電力のみが出力電線９へと供給される。従って、自立運転中には、電力変換装置ＰＣ自身の出力電力が、そのまま有効電力Ｐｇおよび無効電力Ｑｇなどのフィードバック検出値となって、再び電力変換装置ＰＣへとフィードバックされる。
自立運転を行う場合、電力変換装置ＰＣはＡＶＲの制御に基づき定電圧源としてふるまう。電力変換装置ＰＣの出力電流は、負荷によって決定される。電力変換装置ＰＣの出力電圧を一定に制御しようとするＡＶＲと、出力電流を一定に制御しようとするＡＣＲとが同一制御系内に存在し、なおかつＡＣＲに積分ゲインが含まれる場合には、ＡＣＲがＡＶＲと干渉を起こしてしまう。この干渉が起きると、安定に制御を行うことができない。この点、実施の形態１では、無効分電流制御ＡＣＲ１２０ａおよび有効分電流制御ＡＣＲ１２０ｂがＰ制御のみで構成されており、積分ゲインは含まれない。従って、系統連系運転と自立運転とで共通のフィードバック制御を行ってもよいので、系統連系運転と自立運転との切換がシームレスに行われるという利点がある。
（フローティング指令値生成部）
実施の形態１では、電力変換装置ＰＣの入力端に直流電源１が接続され、この直流電源１として蓄電池１ａが使用されている。直流発電装置である太陽電池あるいは燃料電池などと異なり、直流電源１に蓄電池１ａを使用する場合には直流電源１の電力量が有限であるという特有の事情がある。有限な蓄電池１ａの電力を有効活用することが好ましい。
そこで、実施の形態１では、電力変換装置ＰＣが、フローティング指令値生成部１３０をさらに備える。フローティング指令値生成部１３０は、予め設定された無負荷角速度指令値ωＮＬとモデル角速度ωｅとに基づいて原動機モデル部６０の負荷を調節する。
フローティング指令値生成部１３０を設けることで、第一外部発電機９ａおよび第二外部発電機９ｂから出力電線９に供給される供給電力が予め定めた定常値であるときには、電力変換回路３は有効電力を出力しない。フローティング指令値生成部１３０を設けることで、第一外部発電機９ａおよび第二外部発電機９ｂの出力低下により出力電線９の供給電力が定常値よりも低下したときに、出力電線９へ供給される電流の低下分を電力変換回路３が補充し続ける。
実施の形態１にかかるフローティング指令値生成部１３０は、無負荷指令値ブロック１３１と、加減算器１３２と、一次遅れブロック１３３と、加算器１３４と、を含んでいる。無負荷指令値ブロック１３１は、予め設定された無負荷時の角速度指令値である無負荷角速度指令値ωＮＬを出力する。実施の形態１ではωＮＬ＝１．０５［ＰＵ］と設定されている。加減算器１３２は、無負荷角速度指令値ωＮＬとモデル角速度ωｅとの差分を演算する。モデル角速度ωｅが無負荷角速度指令値ωＮＬと同じ又はこれよりも低い値を取るので、加減算器１３２の出力する差分はゼロあるいはマイナス値となる。一次遅れブロック１３３は、加減算器１３２が演算した差分値に予め設定された所定時定数に従って一次遅れ処理を施した値を出力する。加算器１３４は、一次遅れブロック１３３の出力と無負荷角速度指令値ωＮＬとを加算した値をフローティング指令値ωｆｌｏとして出力する。これにより、無負荷角速度指令値ωＮＬとモデル角速度ωｅとの差分が、一次遅れブロック１３３を経由することで、無負荷角速度指令値ωＮＬへと時間的に遅れて算入される。
実施の形態１にかかる仮想発電装置モデル部１３は、ドループブロック９１と、加減算器９２と、を備えている。ドループブロック９１は、フィードバック的に入力された有効電力Ｐｇに対して、予め設定されたドループゲインに応じて所定の演算を施した値を出力する。加減算器９２は、ドループブロック９１の出力値とフローティング指令値ωｆｌｏとの差分を演算する。加減算器９２は、ガバナモデル部８０の前段に設けられている。加減算器９２で演算された差分が、ガバナモデル部８０の内部のガバナモデル加減算器８１に伝達される。なお、無負荷角速度指令値ωＮＬとドループブロック９１のドループゲインとは、一定の関係性を満たすように一組の値として設定されている。
フローティング指令値生成部１３０の動作を、説明の便宜上、時系列のステップに分けて説明する。まず、第一ステップとして、第一外部発電機９ａおよび第二外部発電機９ｂが正常に発電しており、出力電線９に予定通りの電力が供給されているものとする。このとき、電力変換装置ＰＣは電流を出力しておらず、有効電力Ｐｇはゼロとなっているものとする。また、原動機モデル部６０は無負荷状態であり、モデル角速度ωｅは無負荷角速度指令値ωＮＬと一致しているものとする。
第二ステップにおいて、第一外部発電機９ａおよび第二外部発電機９ｂに異常が発生することで、第一外部発電機９ａおよび第二外部発電機９ｂの出力電流が低下する。第三ステップにおいて、第二ステップにおける出力電流低下に応答して電力変換装置ＰＣが電流を出力し始める。具体的には、定常時には電流を出力していないものの電力変換装置ＰＣが出力電線９と一定の出力電圧で接続しているので、第二ステップの出力電流低下に応答して電力変換装置ＰＣが電流の出力を開始する。
第四ステップでは、電力変換装置ＰＣの出力電流増大に伴って有効電力Ｐｇの値が増加するので、原動機モデル部６０へ入力される有効電力Ｐｇが増加する。第五ステップでは、有効電力Ｐｇの増加により実質的には原動機モデル部６０の負荷が増大したものとして取り扱われることで、原動機モデル部６０のモデル角速度ωｅが低下する。第六ステップでは、モデル角速度ωｅの低下が、フローティング指令値生成部１３０へと伝達される。ここでは、説明の便宜上、モデル角速度ωｅが当初は無負荷角速度指令値ωＮＬと同じ１．０５であったものとし、第五ステップに起因してモデル角速度ωｅが１．００へと低下したものと仮定する。つまり、モデル角速度ωｅがマイナス０．０５されたものと仮定する。
第七ステップでは、モデル角速度ωｅの低下により、加減算器１３２の出力が０からマイナス０．０５へ向かってステップ状に変化する。加減算器１３２の出力がステップ状の低下を示したとしても、一次遅れブロック１３３が一次遅れ処理を施すことでこのステップ状の低下が時間方向に平滑化される。つまり一次遅れブロック１３３の出力は、０からマイナス０．０５へと緩やかに低下する。加算器１３４が一次遅れブロック１３３の出力を無負荷角速度指令値ωＮＬに加算する。加算器１３４の出力つまりフローティング指令値ωｆｌｏは、１．０５から１．００へ向かって所定時定数に従って緩やかに低下する。
上記第一ステップ～第七ステップが進行する中で、フローティング指令値生成部１３０およびガバナモデル部８０は、下記のように協調して動作する。フローティング指令値ωｆｌｏが１．０５から緩やかに低下するのに応じて、ガバナモデル加減算器８１の入力値も無負荷時の値から緩やかに低下する。一次遅れ要素により緩やかな低下を作り出しているので、第六ステップの直後は、フローティング指令値ωｆｌｏは現在のモデル角速度ωｅよりも大きい。つまり、第六ステップの直後は、現在のモデル角速度ωｅが１．００であっても、フローティング指令値ωｆｌｏが１．０５から例えば１．０４までしか低下していない。このとき、フローティング指令値ωｆｌｏとモデル角速度ωｅとの差分はプラス０．０４であり、この差分に応じた値がガバナモデル加減算器８１に入力される。ガバナモデル加減算器８１は、この差分に応じたプラスの値を、ＡＳＲ８２へと伝達する。ＡＳＲ８２は、ガバナモデル加減算器８１からのプラス入力値に応じて、電力の次元を持つ出力値を算出する。ＡＳＲ８２は、この時点では、発電機モデル部３０のモデル角速度ωｅが低下したことを補償するように、モデル角速度ωｅを増大させるような速度調節機能を発揮する。
原動機モデル部６０は、ＡＳＲ８２から入力された出力値に基づいて、加減算器６１、除算ブロック６２、および慣性模擬ブロック６３による一連の所定演算処理を行うことで、最新のモデル角速度ωｅを算出する。最新のモデル角速度ωｅは、再びフローティング指令値生成部１３０へとフィードバックされる。これらの制御が繰り返し行われると、やがて、フローティング指令値ωｆｌｏとモデル角速度ωｅとが互いに一致する時点が到来する。この時点が到来すると、ガバナモデル加減算器８１の出力は、ゼロとなる。
ガバナモデル加減算器８１の出力がゼロとなると、ＡＳＲ８２の入力値が零となるので、ＡＳＲ８２にとっては原動機モデル部６０の速度調節が完了したものとみなすことができる。そうすると電力変換装置ＰＣが不足分の電流を出力したままの状態で制御装置１２の内部制御処理が定常状態となり、これにより電力変換装置ＰＣは上記第二ステップに起因した電流不足分を補うための出力電流を保持することができる。
以上説明したフローティング指令値生成部１３０によれば、「バックアップ電流制御」を実現することができる。バックアップ電流制御は、第一外部発電機９ａおよび第二外部発電機９ｂが定常動作しているときには電力変換装置ＰＣは電流を出力せず、第一外部発電機９ａおよび第二外部発電機９ｂが脱落などにより出力電力低下を起こしたときには電力変換装置ＰＣが不足分の電流を補充する、というものである。蓄電池１ａが蓄える電力は有限であり、電力変換装置ＰＣが蓄電池１ａと接続されている場合には出力可能な有効電力に限りがある。上記のバックアップ電流制御により、蓄電池１ａの有限な電力を有効活用することができる。
（充放電制御部）
蓄電池１ａの電力が低下したときのために、仮想発電装置モデル部１３は、必要に応じて蓄電池１ａを充電できるように構築されることが好ましい。そこで、実施の形態１では、仮想発電装置モデル部１３が、充放電電流制御信号Ｉｂａｔ＊を受信するように構築されている。実施の形態１では、仮想発電装置モデル部１３が、充放電電流制御信号Ｉｂａｔ＊を受信した場合に充放電制御部１４０を作動させる。充放電制御部１４０は、発電機モデル部３０で生成された有効分電流指令値Ｉｑ＊に補正を施す。充放電電流制御信号Ｉｂａｔ＊としてマイナス電流値を有効分電流指令値Ｉｑ＊に加算する。
充放電制御部１４０は、具体的には、乗算ブロック１４１と、充放電電力加減算器１４２と、充放電電流加算器１４３と、を含んでいる。乗算ブロック１４１は、系統電圧振幅ＶＰＬＬと後述する充放電制御部１４０の充放電電流制御信号Ｉｂａｔ＊とを乗算して充放電電力を算出する。充放電電力加減算器１４２は、乗算ブロック１４１からの充放電電力を有効電力Ｐｇから差し引く。充放電電流加算器１４３は、発電機モデル部３０と制御信号生成部２０との間に介在している。充放電電流加算器１４３は、充放電電流制御信号Ｉｂａｔ＊を有効分電流指令値Ｉｑ＊に加算する。
実施の形態１においては、充放電電流加算器１４３による補正は、出力電線９から電力変換回路３を介して電流が逆流するように、有効分電流指令値Ｉｑ＊を負の値に補正するものである。充放電制御部１４０は、補正された有効分電流指令値Ｉｑ＊を制御信号生成部２０へと伝達する。充放電制御部１４０によれば、充放電電流制御信号Ｉｂａｔ＊に応じて、電力変換回路３から直流電源１の側へと流れる電流を作り出すことができる。この電流は、蓄電池１ａの「充電」を行うための充電電流として利用することができる。
さらに、実施の形態１では、充放電電力加減算器１４２によって充放電電力が有効電力Ｐｇから差し引かれるので、原動機モデル部６０に入力される有効電力Ｐｇを一定に保つことができる。従って、充放電制御部１４０が作動しても、原動機モデル部６０に対しての影響はキャンセルされており、モデル角速度ωｅは一定のままとされる。その結果、原動機モデル部６０を定常動作に維持したままで、蓄電池１ａへの充電電流を作り出すことができる。なお、充放電電流制御信号Ｉｂａｔ＊によってプラス電流値を有効分電流指令値Ｉｑ＊に加算すると、上記の動作とは逆に、蓄電池１ａが蓄えた電力を放出する「放電」を行うこともできる。
［実施の形態１の変形例］
一つの電力変換装置ＰＣに、上述した「角速度差取得部１１０」、「無効分電流制御ＡＣＲ１２０ａおよび有効分電流制御ＡＣＲ１２０ｂ」、「フローティング指令値生成部１３０」、および「充放電制御部１４０」が全て搭載されていなくともよい。基本的な変形例として、第一変形例～第四変形例を述べる。まず、第一変形例として、実施の形態１にかかる電力変換装置ＰＣにおいて、「角速度差取得部１１０」が備えられ、「無効分電流制御ＡＣＲ１２０ａおよび有効分電流制御ＡＣＲ１２０ｂ」、「フローティング指令値生成部１３０」、および「充放電制御部１４０」が省略されてもよい。この第一変形例は、上述した「課題を解決するための手段」における「第一の電力変換装置」に相当している。第一変形例に対して、「無効分電流制御ＡＣＲ１２０ａおよび有効分電流制御ＡＣＲ１２０ｂ」、「フローティング指令値生成部１３０」、および「充放電制御部１４０」のうち、任意の一つ或いは任意の二つが組み合わされても良い。
第二変形例として、実施の形態１にかかる電力変換装置ＰＣにおいて、「無効分電流制御ＡＣＲ１２０ａおよび有効分電流制御ＡＣＲ１２０ｂ」が備えられ、「角速度差取得部１１０」、「フローティング指令値生成部１３０」、および「充放電制御部１４０」が省略されてもよい。この第二変形例は、上述した「課題を解決するための手段」における「第二の電力変換装置」に相当している。この第二変形例に対して、「角速度差取得部１１０」、「フローティング指令値生成部１３０」、および「充放電制御部１４０」のうち、任意の一つ或いは任意の二つが組み合わされても良い。なお、組み合わせの仕方次第では、上述した第一変形例の更なる変形と、ここで述べる第二変形例の更なる変形とが同じ回路構造になることもある。
第三変形例として、実施の形態１にかかる電力変換装置ＰＣにおいて、「フローティング指令値生成部１３０」が備えられ、「角速度差取得部１１０」、「無効分電流制御ＡＣＲ１２０ａおよび有効分電流制御ＡＣＲ１２０ｂ」および「充放電制御部１４０」が省略されてもよい。この第三変形例は、上述した「課題を解決するための手段」における「第三の電力変換装置」に相当している。この第三変形例に対して、「角速度差取得部１１０」、「無効分電流制御ＡＣＲ１２０ａおよび有効分電流制御ＡＣＲ１２０ｂ」および「充放電制御部１４０」のうち、任意の一つ或いは任意の二つが組み合わされても良い。なお、組み合わせの仕方次第では、上述した第一変形例の更なる変形および第二変形例の更なる変形と、ここで述べる第三変形例の更なる変形とが同じ回路構造になることもある。
図４は、実施の形態１の変形例にかかる電力変換装置ＰＣが備える制御装置１２の回路ブロック図である。図４は、上記の第三変形例を示す。図４に示す変形例は、図３の制御装置１２から、角速度差取得部１１０、無効分電流制御ＡＣＲ１２０ａ、有効分電流制御ＡＣＲ１２０ｂ、および充放電制御部１４０を取り除いたものである。無効分電流制御ＡＣＲ１２０ａおよび有効分電流制御ＡＣＲ１２０ｂの代わりに、積分ゲインを含むＰＩＤ制御ＡＣＲ２２０ａ、２２０ｂが設けられている。
また、図４に示す制御装置１２では、図３の制御装置１２からカウンタ電圧ブロック１２２が省略され、その代わりに系統電圧ブロック２２２が設けられている。系統電圧ブロック２２２の系統電圧振幅ＶＰＬＬが、フィードフォワード加減算器２５に与えられている。角速度差取得部１１０の各構成要素が省略されているが、位相同期回路１１１は残されている。ただし位相同期回路１１１は系統電圧角周波数ωＰＬＬを出力せず、系統電圧振幅ＶＰＬＬのみを出力している。ＰＩＤ制御ＡＣＲ２２０ａ、２２０ｂは、積分ゲインを含むＰＩフィードバック制御を実施するＰＩ制御ＡＣＲに変形されてもよい。
第四変形例として、実施の形態１にかかる電力変換装置ＰＣにおいて、「充放電制御部１４０」が備えられ、「角速度差取得部１１０」、「無効分電流制御ＡＣＲ１２０ａおよび有効分電流制御ＡＣＲ１２０ｂ」および「フローティング指令値生成部１３０」が省略されてもよい。この第四変形例は、上述した「課題を解決するための手段」における「第四の電力変換装置」に相当している。この第四変形例に対して、「角速度差取得部１１０」、「無効分電流制御ＡＣＲ１２０ａおよび有効分電流制御ＡＣＲ１２０ｂ」および「フローティング指令値生成部１３０」のうち、任意の一つ或いは任意の二つが組み合わされても良い。なお、組み合わせの仕方次第では、上述した第一変形例～第三変形例それぞれの更なる変形と、ここで述べる第四変形例の更なる変形とが同じ回路構造になることもある。
図５は、実施の形態１の変形例にかかる電力変換装置ＰＣが備える制御装置１２の回路ブロック図である。図５は、上記の第四変形例を示す。図５に示す変形例は、図３の制御装置１２から、角速度差取得部１１０、無効分電流制御ＡＣＲ１２０ａ、有効分電流制御ＡＣＲ１２０ｂおよびフローティング指令値生成部１３０を取り除いたものである。フローティング指令値生成部１３０の各構成要素が省略されているが、無負荷指令値ブロック１３１が残されている。ただし、無負荷指令値ブロック１３１の無負荷角速度指令値ωＮＬが直接に加減算器９２へと入力されている。
実施の形態２．
以下の説明では、実施の形態１と実施の形態２とで同一または相当する構成については同一の符号を付して説明を行う。実施の形態２では、実施の形態１との相違点を中心に説明し、共通事項は説明を簡略化ないしは省略する。図６は、実施の形態２にかかる電力変換装置ＰＣ２を備えた電力システムＰＳ２を示す回路図である。実施の形態２では、直流電源１が、蓄電池１ａに代えて太陽電池１ｂを備えている。
図７は、実施の形態２にかかる電力変換装置ＰＣ２が備える制御装置２１２の回路ブロック図である。図７に示す制御装置２１２は、図３の制御装置１２から、フローティング指令値生成部１３０および充放電制御部１４０を取り除いたものである。フローティング指令値生成部１３０が無いので、電力変換装置ＰＣ２は定常運転状態で出力電線９に有効電力を出力する。つまり、電力変換装置ＰＣ２が、第一外部発電機９ａおよび第二外部発電機９ｂと同様に発電機としてふるまう。蓄電池１ａに代えて太陽電池１ｂが用いられているので、太陽光による継続的な発電が可能である。従って、電力変換装置ＰＣ２は、バックアップ電源ではなく、定常運転で電流を出力する一つの発電機を模擬することができる。
図８は、実施の形態２の変形例にかかる電力変換装置ＰＣ２が備える制御装置２１２の回路ブロック図である。図８に示す変形例は、図７の制御装置２１２から、無効分電流制御ＡＣＲ１２０ａおよび有効分電流制御ＡＣＲ１２０ｂを取り除くとともに、これらに代えて積分ゲインを含むＰＩ制御ＡＣＲ２２０ａ、２２０ｂを設けたものである。実施の形態１における図４の変形例とも類似している。また、カウンタ電圧ブロック１２２が省略され、系統電圧ブロック２２２が設けられている。系統電圧ブロック２２２の系統電圧振幅ＶＰＬＬが、フィードフォワード加減算器２５に与えられている。ＰＩＤ制御ＡＣＲ２２０ａ、２２０ｂは、積分ゲインを含むＰＩフィードバック制御を実施するＰＩ制御ＡＣＲに変形されてもよい。
図９は、実施の形態２の変形例にかかる電力変換装置ＰＣ２が備える制御装置２１２の回路ブロック図である。図９に示す変形例は、図７の制御装置２１２から、角速度差取得部１１０を取り除いたものである。
太陽電池１ｂに代えて、他の直流発電装置が設けられていても良い。太陽電池１ｂに代わる他の直流発電装置として、燃料電池が設けられても良い。太陽電池１ｂに代わる他の直流発電装置として、直流電力を出力する風力発電システムが設けられても良い。この風力発電システムは、風を受けるブレードと、ブレードの回転を伝達する動力伝達軸と、動力伝達軸に接続された発電機と、発電機で発電された交流電力を直流電力に変換する電力変換装置と、を備えている。
以上説明した実施の形態１にかかる電力変換装置ＰＣおよび実施の形態２にかかる電力変換装置ＰＣ２が実行する制御動作は、電力変換方法として提供されてもよい。電力変換方法として実施される場合にも、実施の形態１、２の変形例で述べたように、「角速度差取得部１１０」、「無効分電流制御ＡＣＲ１２０ａおよび有効分電流制御ＡＣＲ１２０ｂ」、「フローティング指令値生成部１３０」、および「充放電制御部１４０」において実行される制御動作それぞれを単独で電力変換方法として用いてもよく、あるいはこれらの制御動作の二つ以上を組み合わせて電力変換方法として用いてもよい。
ＰＳ、ＰＳ２ 電力システム、ＰＣ、ＰＣ２ 電力変換装置、１ 直流電源、１ａ 蓄電池、１ｂ 太陽電池、２ 上位装置、３ 電力変換回路、４ 計器用変流器、５ 出力リアクトル、６ 計器用変圧器、７ フィルタコンデンサ、８ 出力側変圧器、９ 出力電線、９ａ 第一外部発電機、９ｂ 第二外部発電機、１０ 出力配線、１１ 負荷、１２、２１２ 制御装置、１３ 仮想発電装置モデル部、２０ 制御信号生成部、２１ 無効分加減算器、２２ 有効分加減算器、２３ 第一非干渉項ブロック、２４ 第二非干渉項ブロック、２５ フィードフォワード加減算器、２６ 無効分加算器、２７ 有効分加算器、２８ ｄｑ逆変換ブロック、２９ パルス幅変調信号生成ブロック、３０ 発電機モデル部、３１ 比例ブロック、３２ 積分ブロック、３３ ｄ軸変換部、３４ ｑ軸変換部、３５ 第一乗算ブロック、３６ 第二乗算ブロック、３７ 第一同期リアクタンス部、３８ 加減算器、３９ 第二同期リアクタンス部、６０ 原動機モデル部、６１ 加減算器、６２ 除算ブロック、６３ 慣性模擬ブロック、７０ ＡＶＲモデル部、７１ ドループブロック、７２ 第一所定値ブロック、７３ 前段加減算器、７４ 後段加減算器、７５ 比例積分制御ブロック、７６ 第二所定値ブロック、７７ 加算器、８０ ガバナモデル部、８１ ガバナモデル加減算器、８２ 自動速度調節器（ＡＳＲ）、９０ ｄｑ変換ブロック、９１ ドループブロック、９２ 加減算器、１１０ 角速度差取得部、１１１ 位相同期回路、１１２ 角速度加減算器、１２０ａ 無効分自動電流調節器（無効分電流制御ＡＣＲ）、１２０ｂ 有効分自動電流調節器（有効分電流制御ＡＣＲ）、１２２ カウンタ電圧ブロック、１３０ フローティング指令値生成部、１３１ 無負荷指令値ブロック、１３２ 加減算器、１３３ 一次遅れブロック、１３４ 加算器、１４０ 充放電制御部、１４１ 乗算ブロック、１４２ 充放電電力加減算器、１４３ 充放電電流加算器、２２２ 系統電圧ブロック、Ｅｆｅ 内部誘起電圧相当値、Ｉｂａｔ＊ 充放電電流制御信号、Ｉｄ＊ 電流指令値（無効分電流指令値）、Ｉｆｅ 界磁相当値、Ｉｑ＊ 電流指令値（有効分電流指令値）、Ｊｓ 仮想イナーシャ、Ｐｄｒ 駆動エネルギ指標値、Ｐｇ 有効電力、Ｑｇ 無効電力、ＳＰＷＭ パルス幅変調信号、ＶＰＬＬ 系統電圧振幅、Ｖｒａｔｅ カウンタ電圧相当値、ｖｕｖ、ｖｖｗ、ｖｗｕ 出力電圧（系統電圧）、δｅ モデル位相、ωｅ モデル角速度、ωｅｘ 角速度差、ωｆｌｏ フローティング指令値、ωＮＬ 無負荷角速度指令値、ωＰＬＬ 系統電圧角周波数

Claims (8)

  1. 直流電源と出力電線との間に介在し、前記直流電源からの直流電力を変換することで、前記出力電線へと交流電力を出力する電力変換回路と、
    前記電力変換回路のスイッチング制御に用いるパルス幅変調信号を前記電力変換回路に出力する制御装置と、
    を備え、
    前記制御装置は、
    仮想発電装置モデル部と、
    制御信号生成部と、
    を備え、
    前記仮想発電装置モデル部は、
    回転軸を持つ原動機を模擬するように構築され、前記回転軸の仮想回転速度を表すモデル角速度を生成するように構築された原動機モデル部と、
    自動電圧調節器を模擬するように構築され、界磁電流または界磁電圧に相当する値である界磁相当値を算出するように構築されたＡＶＲモデル部と、
    前記電力変換回路の出力電圧の角周波数と前記モデル角速度との差分である角速度差を算出するように構築された角速度差取得部と、
    前記界磁相当値と、前記角速度差と、前記電力変換回路の出力電圧と、に基づいて、前記原動機によって駆動される発電機を模擬するための電流指令値を生成するように構築された発電機モデル部と、
    を備え、
    前記制御信号生成部は、前記電流指令値と前記電力変換回路の出力電流値とに基づいて前記パルス幅変調信号を生成するように構築された電力変換装置。
  2. 前記制御信号生成部は、積分ゲインを含まないフィードバック制御により、前記電力変換回路の出力電流値と前記電流指令値との差分を前記パルス幅変調信号へとフィードバックするように構築された請求項１に記載の電力変換装置。
  3. 前記出力電線に、外部発電機が接続され、
    予め設定された無負荷角速度指令値と前記モデル角速度との差分が前記無負荷角速度指令値に時間的に遅れて算入されるように生成された指令値であるフローティング指令値を出力するように構築されたフローティング指令値生成部と、
    前記回転軸の前記仮想回転速度を調節するガバナを模擬するように構築され、前記フローティング指令値に基づいて前記原動機に供給される駆動エネルギの指標となる指標値を算出するように構築されたガバナモデル部と、
    をさらに備え、
    前記ガバナモデル部は、前記フローティング指令値に従って、前記外部発電機から前記出力電線に供給される供給電力が予め定めた定常値であるときには前記電力変換回路が有効電力を出力せず、前記外部発電機の出力低下により前記出力電線の前記供給電力が前記定常値よりも低下したときに前記定常値に対する電流低下分を前記電力変換回路が出力し続けるように前記指標値を算出する請求項１または２に記載の電力変換装置。
  4. 前記仮想発電装置モデル部は、電流制御信号を受信するように構築され、
    前記仮想発電装置モデル部は、前記電流制御信号を受信した場合に、前記発電機モデル部で生成された前記電流指令値を補正することで、前記出力電線から前記電力変換回路を介して前記直流電源の側へ電流が逆流するように補正された前記電流指令値を前記制御信号生成部へと伝達するように構築された請求項１～３のいずれか１項に記載の電力変換装置。
  5. 直流電源と出力電線との間に介在し、前記直流電源からの直流電力を変換することで、前記出力電線へと交流電力を出力する電力変換回路と、
    前記電力変換回路のスイッチング制御に用いるパルス幅変調信号を前記電力変換回路に出力する制御装置と、
    を備え、
    前記制御装置は、
    電流指令値を出力するように構築された仮想発電装置モデル部と、
    前記電流指令値と前記電力変換回路の出力電流値とに基づいて前記パルス幅変調信号を生成するように構築された制御信号生成部と、
    を備え、
    前記仮想発電装置モデル部は、
    回転軸を持つ原動機を模擬するように構築され、前記回転軸の仮想回転速度を表すモデル角速度を生成するように構築された原動機モデル部と、
    自動電圧調節器を模擬するように構築され、界磁電流または界磁電圧に相当する値である界磁相当値を算出するように構築されたＡＶＲモデル部と、
    前記モデル角速度と、前記界磁相当値と、前記電力変換回路の出力電圧と、に基づいて、前記原動機によって駆動される発電機を模擬するための電流指令値を生成するように構築された発電機モデル部と、
    を備え、
    前記制御信号生成部は、積分ゲインを含まないフィードバック制御により、前記電力変換回路の出力電流値と前記電流指令値との差分を前記パルス幅変調信号にフィードバックするように構築された電力変換装置。
  6. 直流電源と出力電線との間に介在し、前記直流電源からの直流電力を変換することで、前記出力電線へと交流電力を出力する電力変換回路と、
    前記電力変換回路のスイッチング制御に用いるパルス幅変調信号を前記電力変換回路に出力する制御装置と、
    を備え、
    前記制御装置は、
    電流指令値を出力するように構築された仮想発電装置モデル部と、
    前記電流指令値と前記電力変換回路の出力電流値とに基づいて前記パルス幅変調信号を生成するように構築された制御信号生成部と、
    を備え、
    前記出力電線に、外部発電機が接続され、
    前記仮想発電装置モデル部は、
    回転軸を持つ原動機を模擬するように構築され、前記回転軸の仮想回転速度を表すモデル角速度を生成するように構築された原動機モデル部と、
    自動電圧調節器を模擬するように構築され、界磁電流または界磁電圧に相当する値である界磁相当値を算出するように構築されたＡＶＲモデル部と、
    前記モデル角速度と、前記界磁相当値と、前記電力変換回路の出力電圧と、に基づいて、前記原動機によって駆動される発電機を模擬するための電流指令値を生成するように構築された発電機モデル部と、
    予め設定された無負荷角速度指令値と前記モデル角速度との差分が前記無負荷角速度指令値に時間的に遅れて算入されるように生成された指令値であるフローティング指令値を出力するように構築されたフローティング指令値生成部と、
    前記回転軸の前記仮想回転速度を調節するガバナを模擬するように構築され、前記フローティング指令値に基づいて前記原動機に供給される駆動エネルギの指標となる指標値を算出するように構築されたガバナモデル部と、
    を備え、
    前記ガバナモデル部は、前記フローティング指令値に従って、前記外部発電機から前記出力電線に供給される供給電力が予め定めた定常値であるときには前記電力変換回路が有効電力を出力せず、前記外部発電機の出力低下により前記出力電線の前記供給電力が前記定常値よりも低下したときに前記定常値に対する電流低下分を前記電力変換回路が出力し続けるように前記指標値を算出する電力変換装置。
  7. 直流電源と出力電線との間に介在し、前記直流電源からの直流電力を変換することで、前記出力電線へと交流電力を出力する電力変換回路と、
    前記電力変換回路のスイッチング制御に用いるパルス幅変調信号を前記電力変換回路に出力する制御装置と、
    を備え、
    前記制御装置は、
    電流指令値を出力するように構築された仮想発電装置モデル部と、
    前記電流指令値と前記電力変換回路の出力電流値とに基づいて前記パルス幅変調信号を生成するように構築された制御信号生成部と、
    を備え、
    前記仮想発電装置モデル部は、
    回転軸を持つ原動機を模擬するように構築され、前記回転軸の仮想回転速度を表すモデル角速度を出力するように構築された原動機モデル部と、
    自動電圧調節器を模擬し、界磁電流または界磁電圧に相当する値である界磁相当値を算出するように構築されたＡＶＲモデル部と、
    前記電力変換回路の出力電圧と、前記ＡＶＲモデル部の前記界磁相当値と、前記電力変換回路の出力電圧の角周波数とに基づいて、前記原動機によって駆動される発電機を模擬するための前記電流指令値を生成するように構築された発電機モデル部と、
    を備え、
    前記仮想発電装置モデル部は、電流制御信号を受信するように構築され、
    前記仮想発電装置モデル部は、前記電流制御信号を受信した場合に、前記発電機モデル部で生成された前記電流指令値を補正することで、前記出力電線から前記電力変換回路を介して前記直流電源の側へ電流が逆流するように補正された前記電流指令値を、前記制御信号生成部へと伝達するように構築された電力変換装置。
  8. 前記原動機モデル部は、前記電力変換回路が出力した有効電力に基づいて前記モデル角速度を生成し、
    前記原動機モデル部に入力される前記有効電力を一定に保つように、前記電流制御信号に基づく充放電電力を前記有効電力から差し引く充放電電力加減算器を更に備える請求項７に記載の電力変換装置。
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