JP7052290B2 - 交直変換器制御装置 - Google Patents

Description

本発明は、同期発電機及び蓄電池が連系された電力系統に蓄電池の電力を充放電する交直変換器を制御する交直変換器制御装置に関する。

電力系統は、従前においては同期発電機による発電システムで構成されていたが、近年は同期発電機による発電システムに替わり太陽光発電設備などの再生可能エネルギー電源も増加している。例えば、再生可能エネルギー電源である太陽光発電設備は電力系統の需要量に関係なく、発電電力を電力系統に供給するように運転されるので、電力系統には蓄電池が接続され、電力系統に余剰電力があるときは電力系統から蓄電池に充電し、電力系統の需要量が多いときは蓄電池から電力系統に放電するように運用されている。電力系統に太陽光発電設備が多くなると、相対的に電力系統に連系運転される同期発電機が少なくなる。

このような電力系統においては、電力系統の負荷の増減により、電力系統の周波数が変動した際には、同一系統に接続されている同期発電機がこの負荷の増減分を担うことになる。同期発電機は、電力系統の周波数変動を抑制する作用を潜在的に持っており、また、調速機が具備されているので、周波数が変動した際にはそれを抑制するように発電量が調整されることから周波数の安定化に寄与する。一方、太陽光発電設備は日射量一定の場合電力系統の負荷の変動に関係なく一定の電力を出力するので、電力系統の同期発電機が少ないと負荷急変時には同期発電機が持っていた慣性力が失われ負荷急変時の周波数の変化が大きくなる。

そこで、蓄電池の出力特性を電力系統に連系される同期発電機と同等の特性になるように蓄電池の制御に同期化力または慣性力を擬似的に持たせ、同期発電機と同等に周波数の変動を抑制するようにしたもの（以降、仮想同期発電機という）がある（例えば、特許文献１参照）。

特開２０１３－１６２６２３号公報

しかし、特許文献１のものは、蓄電池を制御する電力変換装置の電力変換制御部は、同期発電機をモデル化した発電機特性演算部から出力される周波数変動抑制発電量を含んだ仮想同期発電機の出力電流値ＩＧｒｅｆを入力し、蓄電池から電力系統に供給される出力電流が仮想同期発電機の出力電流値ＩＧｒｅｆとなるように蓄電池を制御するので、蓄電池用電力変換装置は等価的には電流源としての振る舞いを示すため、例えば交流回路にコンデンサを接続して系統インピーダンスが増大した場合にも過電圧を抑制し、また電圧波形を正弦波に近づけるために電流制御を高速に行う必要がある。

本発明の目的は、同期発電機のように制御特性として、慣性力や同期化力を擬似的に持ち、電力系統との並列・解列が容易に行えることで単独運転を可能とし、また電力系統に短絡事故が発生しても過電流による保護停止することなく運転継続が可能な交直変換器制御装置を有する交直変換器を提供することである。

請求項１の発明に係る交直変換器制御装置は、同期発電機及び蓄電池が連系された電力系統に前記蓄電池の電力を充放電する交直変換器を制御する交直変換器制御装置において、前記蓄電池から出力される電力が前記同期発電機の特性と同等な特性となるように仮想同期発電機の発電機特性を演算する発電機特性演算部と、前記電力系統に短絡事故が発生したとき前記交直変換器の出力電流が電流制限値を超えないように前記仮想同期発電機の内部インピーダンスを変化させる出力電流抑制部とを備え、前記発電機特性演算部は、前記仮想同期発電機のトルク指令値と出力トルク及び前記仮想同期発電機の慣性定数と制動係数に基づいて前記仮想同期発電機の回転子角速度を求める回転子角速度演算部と、前記回転子角速度演算部で得られた回転子角速度に基づき前記仮想同期発電機の内部誘起電圧を演算しその内部誘起電圧及び前記仮想同期発電機の内部インピーダンスに基づき前記交直変換器の出力電力が前記仮想同期発電機の出力指令値になるように前記交直変換器の電圧指令値を演算する電圧指令値演算部とを有し、前記電力系統に連系する発電機台数に応じて前記回転子角速度演算部の前記慣性定数及び前記制動係数を変化させることを特徴とする。

請求項２の発明に係る交直変換器制御装置は、請求項１の発明において、前記電流制限値は、前記仮想同期発電機の許容電流値以下であることを特徴とする。

請求項３の発明に係る交直変換器制御装置は、請求項１の発明において、前記電流制限値は、前記電力系統の短絡事故発生箇所のアークを消滅できる電流値であることを特徴とする。

請求項４の発明に係る交直変換器制御装置は、請求項１乃至３のいずれか１項の発明において、前記仮想同期発電機の前記内部誘起電圧の位相を前記電力系統の系統電圧の位相に同期させる同期検定部を設けたことを特徴とする。

請求項１の発明によれば、蓄電池から出力される電力が同期発電機の特性と同等な特性となるように仮想同期発電機の発電機特性を演算し、蓄電池の交直変換器の出力電力が仮想同期発電機の出力指令値として、電圧源としての特性を有するように蓄電池の交直変換器の電圧指令値を出力する回路構成とし、交直変換器の出力電流が電流制限値を超えないように仮想同期発電機の内部インピーダンスを変化させる。このため、電力系統に短絡事故が発生したとしても蓄電池から電力系統に出力される電流が電流制限値以上になることを防止できる。また、仮想同期発電機の内部インピーダンスを変化させる構成としているので、同期発電機をモデル化した発電機特性演算部を有していても蓄電池を制御する交直変換器の制御回路を簡素化でき、電力系統の負荷が急変した場合に蓄電池の交直変換器を制御し同期発電機と同等の周波数変化での抑制ができる。さらに、電力系統に連系する同期発電機台数に応じて回転子角速度演算部の慣性定数及び制動係数を変化させるので、再生可能エネルギー電源の増加に伴い電力系統に連系する同期発電機台数が少なくなる場合であっても、仮想同期発電機の慣性力を確保でき負荷急変時の周波数の変化を抑制できる。

請求項２の発明によれば、請求項１の発明の効果に加え、電流制限値は仮想同期発電機の許容電流値以下であるので、電力系統に短絡事故が発生したとしても短絡電流を仮想同期発電機の許容電流値以下に抑制できる。

請求項３の発明によれば、請求項１の発明の効果に加え、電流制限値は、電力系統の短絡事故発生箇所のアークを消滅できる電流値であるので、雷などにより一過的に発生したアークを消滅でき短絡事故を除去できる。

請求項４の発明によれば、請求項１乃至３のいずれか１項の発明の効果に加え、仮想同期発電機の内部誘起電圧の位相を電力系統の系統電圧の位相に同期させる同期検定部を設けたので、仮想同期発電機を電力系統に連系する場合に同期検定器が不要となり、また位相同期回路ＰＬＬ（phase locked loop）も不要となる。

本発明の第１実施形態に係る交直変換器制御装置の構成図。 本発明の第１実施形態における出力電流抑制部の動作の一例を示す動作説明図 電力系統に２相短絡事故が発生した場合の交直変換器の出力電流の一例を示す波形図。 電力系統に３相短絡事故が発生した場合の交直変換器の出力電流の一例を示す波形図。 本発明の第２実施形態に係る交直変換器制御装置の構成図。

以下、本発明の実施形態を説明する。図１は本発明の第１実施形態に係る交直変換器制御装置１１の構成図である。図１では、電力系統１２に遮断器１３を介して交直変換器蓄電池システム１４が接続されたものを示しており、交直変換器蓄電池システム１４は、蓄電池１５の電力をリアクトル１６を介して充放電する交直変換器１７とから構成されている。なお、太陽光発電設備などの再生可能エネルギー電源の図示は省略している。

交直変換器蓄電池システム１４の交直変換器１７は、本発明の第１実施形態に係る交直変換器制御装置１１で制御される。交直変換器制御装置１１は、制御演算部１８と発電機特性演算部１９とから構成され、発電機特性演算部１９は電圧指令値演算部２０と回転子角速度演算部２１とから構成されている。

制御演算部１８は、発電機特性演算部１９の電圧指令値演算部２０で演算された電圧指令値Ｖｍ（＝ｖａ、ｖｂ、ｖｃ）をＰＷＭ制御部２２でＰＷＭ制御しゲートパルス発生部２３を介して交直変換器１７に出力し、蓄電池１５から出力される電力が発電機特性演算部１９で演算された仮想同期発電機の出力電力となるように蓄電池１５からの出力電力を制御する。発電機特性演算部１９は、蓄電池１５から出力される電力が同期発電機の特性と同等な特性となるように仮想同期発電機の発電機特性を演算するものであり、制御演算部１８の交直変換器１７の制御により、蓄電池１５から同期発電機の特性と同等な特性の出力電力を出力でき、電力系統の周波数変動に対して同期発電機の慣性力による周波数維持効果を高められるようにしている。

発電機特性演算部１９の回転子角速度演算部２１は、仮想同期発電機の回転子角速度ωを求めるものである。仮想同期発電機の出力指令値（出力目標値）Ｐｍは比例器２４ａに入力され、１／ωが乗算されてトルク指令値（トルク目標値）Ｔｍが演算され加算器２５ａに入力される。加算器２５ａには、仮想同期発電機の出力トルクＴｅ、制動トルクＴｄ、調速機トルクＴｇも入力され、トルク偏差ΔＴ（＝Ｔｍ－Ｔｅ－Ｔｄ－Ｔｇ）が演算される。トルク偏差ΔＴは比例器２４ｂに入力され、１／Ｍが乗算されて角加速度偏差ΔＴ／Ｍが演算され積分器２６ａに入力される。Ｍは仮想同期発電機の回転子の慣性定数である。角加速度偏差ΔＴ／Ｍは積分器２６ａで積分されて角速度偏差Δωが求められる。

角速度偏差Δωは比例器２４ｃで制動係数Ｄが乗算されて制動トルクＴｄとなり加算器２５ａへ負帰還される。同様に、角速度偏差Δωは比例器２４ｄで調速係数Ｋが乗算されて調速トルクＴｇとなり加算器２５ａへ負帰還される。また、角速度偏差Δωは加算器２５ｂに入力され角速度基準値ω０に加算されて仮想同期発電機の回転子角速度ωとなる。ここで、出力トルクＴｅは、電圧指令値演算部１９の除算器２７にて仮想同期発電機の出力電力Ｐｅを回転子角速度ωで除算して求められ加算器２５ａへ負帰還される。

このように、回転子角速度演算部２１は、仮想同期発電機の出力電力Ｐｅに相当する出力トルクＴｅと出力指令値Ｐｍに相当するトルク指令値Ｔｍ及び前記仮想同期発電機の慣性定数Ｍと制動係数Ｄに基づいて仮想同期発電機の回転子角速度ωを求める。

発電機特性演算部１９の電圧指令値演算部２０は、交直変換器１７への電圧指令値Ｖｍを演算するものである。電圧指令値Ｖｍは３相であるので、Ｖｍ（＝ｖａ、ｖｂ、ｖｃ）と表している。前述したように、電圧指令値Ｖｍ（＝ｖａ、ｖｂ、ｖｃ）は制御演算部１８のＰＷＭ制御部２２及びゲートパルス発生部２３を介して交直変換器１７に出力される。

回転子角速度演算部２１で得られた回転子角速度ωは、電圧指令値演算部２０の積分器２６ｂに入力され、積分器２６ｂで積分されて回転子位相θが求められる。回転子位相θは正弦波発生器２８に入力され、正弦波発生器２８で３相の正弦波｛sinθ、sin(θ－２π／３）、sin(θ＋２π／３）｝が演算され乗算器２９ａに入力される。

一方、電圧検出器３０で検出された系統電圧Ｖ１は、発電機特性演算部１９の加算器２５ｃに入力され、加算器２５ｃでは電圧基準値Ｖｒと系統電圧Ｖ１の差分を演算し電圧調整器３１に入力される。電圧調整器３１は系統電圧Ｖ１が電圧基準値Ｖｒとなるように３相の正弦波｛sinθ、sin(θ－２π／３）、sin(θ＋２π／３）｝の波高値Ｅｉを演算し、乗算器２９ａに出力する。

乗算器２９ａは、波高値Ｅｉと３相の正弦波｛sinθ、sin(θ－２π／３）、sin(θ＋２π／３）｝とを乗算し、仮想同期発電機の内部誘起電圧ｅｉを演算する。内部誘起電圧ｅｉは、３相の正弦波として、ｅｉ＝｛Ｅｉ・sinθ、Ｅｉ・sin(θ－２π／３）、Ｅｉ・sin(θ＋２π／３）｝で表される。仮想同期発電機の内部誘起電圧ｅｉは乗算器２９ｂ及び加算器２５ｄに入力される。

乗算器２９ｂには電流検出器３１で検出された交直変換器蓄電池システム１４の交直変換器１７の出力電流Ｉ１も入力され、乗算器２９ｂでは仮想同期発電機の内部誘起電圧ｅｉと交直変換器１７の出力電流Ｉ１とが乗算され、交直変換器蓄電池システム１４から電力系統１２に出力される仮想同期発電機の出力電力Ｐｅ（＝ｅｉ・Ｉ１）が演算される。前述したように、仮想同期発電機の出力電力Ｐｅは除算器２７にて回転子角速度ωで除算され出力トルクＴｅ（＝Ｐｅ／ω）が求められ、回転子角速度演算部２１の加算器２５ａへ負帰還される。

一方、加算器２５ｄには仮想同期発電機の内部誘起電圧ｅｉに加え、比例器２４ｅからの仮想同期発電機の内部インピーダンスＺの抵抗Ｒの電圧ＶＲが入力されるとともに、比例器２４ｆからの仮想同期発電機の内部インピーダンスＺのリアクタンスＬの電圧ＶＬが入力される。これにより、系統電圧Ｖ１及び仮想同期発電機の出力指令値Ｐｍを維持した交直変換器１７の電圧指令値Ｖｍ（＝ｖａ、ｖｂ、ｖｃ）が演算される。

このように、本発明の第１実施形態の交直変換器制御装置１１では、交直変換器１７の出力電流Ｉ１を検出して、交直変換器１７の電圧指令値Ｖｍ（＝ｖａ、ｖｂ、ｖｃ）を演算し、交直変換器１７を電圧源として動作させている。この場合、電力系統１２に短絡事故が発生した場合には交直変換器１７から電力系統１２に過電流が供給されることになる。そこで、本発明の第１実施形態の交直変換器制御装置１１では、電力系統１２の短絡事故時の過電流に対して限流作用を持たせるため、出力電流抑制部３２を設けている。出力電流抑制部３２は、電流検出器３１で検出された交直変換器１７の出力電流Ｉ１が電流閾値を超えたときは、交直変換器１７の出力電流Ｉ１が電流制限値ＩＬを超えないように仮想同期発電機の内部インピーダンスＺが大きくなるように変化させるものである。

図２は出力電流抑制部３２の動作の一例を示す動作説明図であり、図２（ａ）は交直変換器１７の出力電流Ｉ１と内部インピーダンスＺとの関係図、図２（ｂ）は交直変換器１７の出力電流Ｉ１が電流閾値を超えた場合の波形図である。図２（ａ）において、交直変換器１７の出力電流Ｉ１の電流閾値は第１閾値｜Ｉ１ａ｜と第２閾値｜Ｉ１ｂ｜とを有し、第１閾値｜Ｉ１ａ｜と第２閾値｜Ｉ１ｂ｜との関係は｜Ｉ１ａ｜＞｜Ｉ１ｂ｜である。いま、交直変換器１７の出力電流Ｉ１が第１閾値｜Ｉ１ａ｜の範囲（－Ｉ１ａ＜Ｉ１＜Ｉ１ａ）にあるときは内部インピーダンスＺは変化させずにＺ１のままとする。

一方、交直変換器１７の出力電流Ｉ１が第１閾値｜Ｉ１ａ｜の範囲（－Ｉ１ａ＜Ｉ１＜Ｉ１ａ）を逸脱したときは、内部インピーダンスＺをＺ１からＺ２に変化させ、内部インピーダンスＺを大きくする。また、内部インピーダンスＺの復帰は、交直変換器１７の出力電流Ｉ１が第２閾値｜Ｉ１ｂ｜の範囲（－Ｉ１ｂ＜Ｉ１＜Ｉ１ｂ）に戻ったときに内部インピーダンスＺをＺ２からＺ１に変化させ元に戻す。

図２（ｂ）において、いま、時点ｔ１で交直変換器１７の出力電流Ｉ１が第１閾値｜Ｉ１ａ｜の範囲（－Ｉ１ａ＜Ｉ１＜Ｉ１ａ）のマイナス領域で逸脱したので、内部インピーダンスＺはＺ２となり、時点ｔ２で第２閾値｜Ｉ１ｂ｜の範囲（－Ｉ１ｂ＜Ｉ１＜Ｉ１ｂ）のマイナス領域で復帰したので、内部インピーダンスＺはＺ１に復帰する。そして、時点ｔ３で交直変換器１７の出力電流Ｉ１が第１閾値｜Ｉ１ａ｜の範囲（－Ｉ１ａ＜Ｉ１＜Ｉ１ａ）のプラス領域で逸脱したので、内部インピーダンスＺはＺ２となり、時点ｔ４で第２閾値｜Ｉ１ｂ｜の範囲（－Ｉ１ｂ＜Ｉ１＜Ｉ１ｂ）のプラス領域で復帰したので、内部インピーダンスＺはＺ１に復帰する。以下同様に、時点ｔ５で内部インピーダンスＺはＺ２となり、時点ｔ６で内部インピーダンスＺはＺ１に復帰し、時点ｔ７で内部インピーダンスＺはＺ２となり、時点ｔ８で内部インピーダンスＺはＺ１に復帰し、交直変換器１７の出力電流Ｉ１が第１閾値｜Ｉ１ａ｜を超える限りはこの動作を繰り返す。

内部インピーダンスＺがＺ２である範囲では、交直変換器１７の出力電流Ｉ１は抑制される。これにより、交直変換器１７の出力電流Ｉ１が電流制限値ＩＬを超えないようにする。図３は電力系統１２に２相短絡事故が発生した場合の交直変換器１７の出力電流Ｉ１の一例を示す波形図であり、図３（ａ）は出力電流抑制部３２を動作させなかった場合の交直変換器１７の出力電流Ｉ１の一例の波形図、図３（ｂ）は出力電流抑制部３２を動作させた場合の交直変換器１７の出力電流Ｉ１の一例を示す波形図である。図３（ａ）に示すように、出力電流抑制部３２を動作させなかった場合の交直変換器１７の出力電流Ｉ１は、電力系統１２に２相短絡が発生した場合、２相短絡した２相に大きな電流が流れているが、出力電流抑制部３２を動作させた場合の交直変換器１７の出力電流Ｉ１は、図３（ｂ）示すように電流制限値ＩＬ以下に抑制されている。

図４は電力系統１２に３相短絡事故が発生した場合の交直変換器１７の出力電流Ｉ１の一例を示す波形図であり、図４（ａ）は出力電流抑制部３２を動作させなかった場合の交直変換器１７の出力電流Ｉ１の一例の波形図、図４（ｂ）は出力電流抑制部３２を動作させた場合の交直変換器１７の出力電流Ｉ１の一例を示す波形図である。図４（ａ）に示すように、出力電流抑制部３２を動作させなかった場合の交直変換器１７の出力電流Ｉ１は、電力系統１２に３相短絡が発生した場合、３相ともに大きな電流が流れているが、出力電流抑制部３２を動作させた場合の交直変換器１７の出力電流Ｉ１は、図４（ｂ）示すように電流制限値ＩＬ以下に抑制されている。

ここで、電流制限値ＩＬは、例えば仮想同期発電機の許容電流値とする。これにより、電力系統１２に短絡事故が発生したとしても短絡電流を仮想同期発電機の許容電流値以下に抑制できる。内部インピーダンスＺを大きくしたＺ２は、交直変換器１７の出力電流Ｉ１が電流制限値ＩＬである仮想同期発電機の許容電流値を超えないように定められる。また、電流制限値ＩＬは、例えば、電力系統１２の短絡事故発生箇所のアークを消滅できる電流値とする。これにより、雷などにより一過的に発生した短絡事故の場合はアークを消滅でき短絡事故を除去できる。

次に、本発明の第１実施形態の交直変換器制御装置１１では、電力系統１２の負荷急変時の周波数の変化を抑制できるようにするため仮想同期発電機の慣性力を確保するようにしている。仮想同期発電機の慣性力を確保するために、回転子角速度演算部２１の比例器２４ｂの慣性定数Ｍ及び比例器２４ｃの制動係数Ｄを可変できるように構成し、電力系統１２に連系している同期発電機台数に応じて、回転子角速度演算部２１の比例器２４ｂの慣性定数Ｍ及び比例器２４ｃの制動係数Ｄを適切な値に設定する。具体的には、同期発電機による発電システムに代えて導入された交直変換器蓄電池システムの発電能力に応じて、その仮想同期発電機が慣性力を確保できるように、回転子角速度演算部２１の比例器２４ｂの慣性定数Ｍ及び比例器２４ｃの制動係数Ｄを適切な値に設定する。これにより、電力系統１２に連系する同期発電機台数が少ない場合であっても、仮想同期発電機を含めた電力系統全体の慣性力を確保でき負荷急変時の周波数の変化を抑制できる。

次に、本発明の第２実施形態を説明する。図５は本発明の第２実施形態に係る交直変換器制御装置１１の構成図である。この第２実施形態は、図１に示した第１実施形態に対し、仮想同期発電機の内部誘起電圧ｅｉの位相θを電力系統１２の系統電圧Ｖ１の位相に同期させる同期検定部３３を設けたものである。図１と同一要素には同一符号を付し重複する説明は省略する。

図５において、第２実施形態では同期検定部３３が追加して設けられている。同期検定部３３は仮想同期発電機を電力系統１２に連系する際に仮想同期発電機の出力電圧の位相θを電力系統１２の系統電圧Ｖ１の位相に同期させるものである。仮想同期発電機を電力系統１２に連系するには、仮想同期発電機の出力電圧の大きさ、周波数、位相が、系統電圧の大きさ、周波数、位相に一致していることが必要である。

仮想同期発電機の出力電圧の大きさは電圧指令値演算部２０の加算器２５ｄから出力される交直変換器１７の電圧指令値Ｖｍであり、電圧指令値Ｖｍの大きさは系統電圧Ｖ１と同じ大きさの電圧値である。仮想同期発電機の出力電圧の周波数は、回転子角速度演算部２１の加算器２５ｂから出力される回転子角速度ω（＝２πｆ：ｆは周波数）であり、角速度基準値ω０（＝２πｆ０：ｆ０は周波数基準値）に角速度偏差を加算した値である。角速度偏差Δωは微少であることから、仮想同期発電機の出力電圧の周波数は系統電圧Ｖ１の周波数とほぼ等しい。一方、仮想同期発電機の出力電圧の位相θは回転子角速度ωを積分して得られるが、系統電圧Ｖ１の位相と同じであるかどうかは分からない。

そこで、第１実施形態では、同期検定器または位相同期回路ＰＬＬにより、仮想同期発電機の出力電圧の位相θと系統電圧Ｖ１の位相とを一致させて、仮想同期発電機を電力系統１２に同期併入させることになる。

一方、第２実施形態では、同期検定部３３により仮想同期発電機の出力電圧の位相θと系統電圧Ｖ１の位相とを一致させて、仮想同期発電機を電力系統１２に同期併入させる。同期検定部３３の位相差検出部３４は、系統電圧Ｖ１の位相と仮想同期発電機の出力電圧の位相θとの位相偏差Δθを演算しスイッチ３５を介して比例積分器３６に入力する。比例積分器３６は位相偏差Δθに相当する角速度偏差Δω１を加算器２５ｅに出力する。加算器２５ｅは、加算器２５ｂから出力される回転子角速度ωに角速度偏差Δω１を加算して積分器２６ｂに入力する。これにより、位相偏差Δθが０になるように調整され、仮想同期発電機の出力電圧の位相θは系統電圧Ｖ１の位相とほぼ同じとなる。

スイッチ３５は遮断器１３が開放しているときにオンし、遮断器１３が投入されたときはオフとなる。つまり、交直変換器蓄電池システム１４の交直変換器１７が電力系統１２に接続されていないときにオンし、仮想同期発電機が電力系統１２に連系されたとき（交直変換器１７が電力系統１２に接続されたとき）はオフとなる。同期検定部３３を設けたことにより、仮想同期発電機を電力系統１２に連系する場合に同期検定器が不要となり、交直変換器制御装置１１には位相同期回路ＰＬＬは不要となる。

以上、本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。

１１…交直変換器制御装置
１２…電力系統
１３…遮断器
１４…交直変換器蓄電池システム
１５…蓄電池
１６…リアクトル
１７…交直変換器
１８…制御演算部
１９…発電機特性演算部
２０…電圧指令値演算部
２１…回転子角速度演算部
２２…ＰＷＭ制御部
２３…ゲートパルス発生部
２４…比例器
２５…加算器
２６…積分器
２７…除算器
２８…正弦波発生器
２９…乗算器
３０…電圧検出器
３１…電流検出器
３２…出力電流抑制部
３３…同期検定部
３４…位相差検出部
３５…スイッチ
３６…比例積分器

Claims (4)

1. 同期発電機及び蓄電池が連系された電力系統に前記蓄電池の電力を充放電する交直変換器を制御する交直変換器制御装置において、
   前記蓄電池から出力される電力が前記同期発電機の特性と同等な特性となるように仮想同期発電機の発電機特性を演算する発電機特性演算部と、前記電力系統に短絡事故が発生したとき前記交直変換器の出力電流が電流制限値を超えないように前記仮想同期発電機の内部インピーダンスを変化させる出力電流抑制部とを備え、
   前記発電機特性演算部は、前記仮想同期発電機のトルク指令値と出力トルク及び前記仮想同期発電機の慣性定数と制動係数に基づいて前記仮想同期発電機の回転子角速度を求める回転子角速度演算部と、前記回転子角速度演算部で得られた回転子角速度に基づき前記仮想同期発電機の内部誘起電圧を演算しその内部誘起電圧及び前記仮想同期発電機の内部インピーダンスに基づき前記交直変換器の出力電力が前記仮想同期発電機の出力指令値になるように前記交直変換器の電圧指令値を演算する電圧指令値演算部とを有し、
   前記電力系統に連系する発電機台数に応じて前記回転子角速度演算部の前記慣性定数及び前記制動係数を変化させることを特徴とする交直変換器制御装置。
2. 前記電流制限値は、前記仮想同期発電機の許容電流値であることを特徴とする請求項１記載の交直変換器制御装置。
3. 前記電流制限値は、前記電力系統の短絡事故発生箇所のアークを消滅できる電流値であることを特徴とする請求項１記載の交直変換器制御装置。
4. 前記仮想同期発電機の前記内部誘起電圧の位相を前記電力系統の系統電圧の位相に同期させる同期検定部を設けたことを特徴とする請求項１乃至３のいずれか１項に記載の交直変換器制御装置。

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