JP7292042B2 - 自立運転における複合発電電源システム - Google Patents
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Description
本発明は、自立運転における複合発電電源システムに関する。
特許文献１には、系統連系または自立運転を行う複数の発電機を備える分散電源システムが開示されている。特許文献１によれば、分散電源システムは、自立運転時に、１台の発電機がアイソクロナス特性で回転数制御を行い、残りの発電機がドループ特性にて回転数制御を行う。
ところで、蓄電装置や再生可能エネルギー発電装置などの直流電源装置とインバータ（パワーコンディショナ）の組み合わせを、自立運転する交流発電機が設けられた母線に接続する電力供給システムが知られている。交流発電機は、ドループ特性で回転数制御を行う。しかしながら、交流発電機を有する電力供給システムを自立運転させる場合、負荷の変動に伴い、母線電圧の周波数の変動が生じやすい。そのため、交流発電機の電圧周波数の変動が生じたときに、インバータが連携状態から解列しやすい。
本発明の目的は、交流発電機と直流電源装置とを備える複合発電電源システムにおいて、負荷の変動による直流電源装置の解列の発生を抑制することができる複合発電電源システムおよびその制御方法を提供することにある。
本発明の第１の態様によれば、インバータの制御装置は、自立運転によって電力を供給する交流発電機と同じ母線に接続された、直流電源装置のインバータを制御する制御装置であって、仮想発電機の駆動を模擬し、前記仮想発電機のロータの回転に係る値を算出するロータモデルと、有効電力指令とに基づいて、前記有効電力指令に従って前記仮想発電機を駆動させたときの前記仮想発電機のロータの回転に係る値を算出する回転算出部と、算出した前記回転に係る値に基づいて、前記インバータに出力させる有効電力および無効電力を決定する出力電力決定部と、決定した前記有効電力および前記無効電力に基づいて、前記インバータのパルス幅変調制御を行う変調制御部とを備え、前記ロータモデルの同期化力に係る時定数が、前記交流発電機との同期化力に係る時定数と一致している。
本発明の第２の態様によれば、第１の態様に係るインバータの制御装置が、前記母線の有効電圧、周波数指令、および前記有効電力指令に基づいて、前記仮想発電機の駆動トルクに係る値を決定するガバナモデルに、前記母線の電圧周波数、前記インバータに対する周波数指令および有効電力指令とを入力することで、前記仮想発電機の駆動トルクに係る値を算出する駆動トルク算出部を備え、前記回転算出部は、算出した前記駆動トルクに係る値と前記ロータモデルとに基づいて、前記仮想発電機の回転周波数を算出するものであってよい。
本発明の第３の態様によれば、第２の態様に係るインバータの制御装置において、前記ガバナモデルのドループフィルタに係る時定数が、前記交流発電機のガバナのドループフィルタに係る時定数と一致しているものであってよい。
本発明の第４の態様によれば、第１から第３の何れかの態様に係るインバータの制御装置が、前記母線の電圧および無効電力指令に基づいて、前記仮想発電機の界磁電圧に係る値を決定する自動電圧調整器モデルに、前記母線の電圧と前記インバータに対する無効電力指令とを入力することで、前記仮想発電機の界磁電圧に係る値を算出する界磁電圧算出部を備え、前記出力電力決定部は、前記出力電力決定部は、算出した前記回転に係る値および前記界磁電圧に係る値に基づいて、前記有効電力および前記無効電力を決定するものであってよい。
本発明の第５の態様によれば、第１から第４の何れかの態様に係るインバータの制御装置において、前記直流電源装置は、蓄電装置または再生可能エネルギー発電装置であるものであってよい。
本発明の第６の態様によれば、インバータは、自立運転によって電力を供給する交流発電機と同じ母線に接続された、直流電源装置のインバータであって、仮想発電機の駆動を模擬し、前記仮想発電機のロータの回転に係る値を算出するロータモデルと、有効電力指令とに基づいて、前記有効電力指令に従って前記仮想発電機を駆動させたときの前記仮想発電機のロータの回転に係る値を算出する回転算出部と、算出した前記回転に係る値に基づいて、出力する有効電力および無効電力を決定する出力電力決定部と、決定した前記有効電力および前記無効電力に基づいて、パルス幅変調制御を行う変調制御部とを備え、前記ロータモデルの同期化力に係る時定数が、前記交流発電機との同期化力に係る時定数と一致している。
本発明の第７の態様によれば、インバータの制御方法は、自立運転によって電力を供給する交流発電機と同じ母線に接続された、直流電源装置のインバータの制御方法であって、仮想発電機の駆動を模擬し、前記仮想発電機のロータの回転に係る値を算出するロータモデルと、有効電力指令とに基づいて、前記有効電力指令に従って前記仮想発電機を駆動させたときの前記仮想発電機のロータの回転に係る値を算出するステップと、算出した前記回転に係る値に基づいて、前記インバータに出力させる有効電力および無効電力を決定するステップと、決定した前記有効電力および前記無効電力に基づいて、前記インバータのパルス幅変調制御を行うステップとを備え、前記ロータモデルの同期化力に係る時定数が、前記交流発電機との同期化力に係る時定数と一致している。
本発明の第８の態様によれば、プログラムは、自立運転によって電力を供給する交流発電機と同じ母線に接続された、直流電源装置のインバータのコンピュータに、仮想発電機の駆動を模擬し、前記仮想発電機のロータの回転に係る値を算出するロータモデルと、有効電力指令とに基づいて、前記有効電力指令に従って前記仮想発電機を駆動させたときの前記仮想発電機のロータの回転に係る値を算出するステップと、算出した前記回転に係る値に基づいて、前記インバータに出力させる有効電力および無効電力を決定するステップと、決定した前記有効電力および前記無効電力に基づいて、前記インバータのパルス幅変調制御を行うステップとを実行させ、前記ロータモデルの同期化力に係る時定数が、前記交流発電機との同期化力に係る時定数と一致している。
上記態様のうち少なくとも１つの態様によれば、インバータは、交流発電機と直流電源装置とを備える電力供給システムにおいて、負荷の変動による直流電源装置の解列の発生を抑制することができる。
〈第１の実施形態〉
図１は、第１の実施形態に係る電力供給システムの構成を示す概略ブロック図である。
図１は、第１の実施形態に係る電力供給システムの構成を示す概略ブロック図である。
《電力供給システムの構成》
第１の実施形態に係る電力供給システム１は、エンジン発電機１０、太陽光発電機２０、蓄電装置３０、および電力制御装置４０を備える複合発電電源システムである。電力供給システム１は、自立運転により負荷Ｌに電力を供給する。すなわち、電力供給システム１は、いわゆるマイクログリッドシステム、またはオフグリッドシステムである。エンジン発電機１０、太陽光発電機２０および蓄電装置３０は、母線に接続され、母線を介して負荷Ｌに電力を供給する。
第１の実施形態に係る電力供給システム１は、エンジン発電機１０、太陽光発電機２０、蓄電装置３０、および電力制御装置４０を備える複合発電電源システムである。電力供給システム１は、自立運転により負荷Ｌに電力を供給する。すなわち、電力供給システム１は、いわゆるマイクログリッドシステム、またはオフグリッドシステムである。エンジン発電機１０、太陽光発電機２０および蓄電装置３０は、母線に接続され、母線を介して負荷Ｌに電力を供給する。
エンジン発電機１０は、エンジン１１、発電機１２、ガバナ１３、ＡＶＲ１４（Automatic Voltage Regulator：自動電圧調整器）を備える。エンジン発電機１０は、エンジン１１の回転によって発電機１２を駆動することで、交流電力を発生させる交流発電機である。
ガバナ１３は、Ｈｚ－ｋＷドループ特性によりエンジン１１の回転数を制御する。エンジン発電機１０のガバナ特性は、例えば、定格出力および定格周波数に係るプロットと、ゼロ出力および定格出力から負荷遮断したときに無負荷状態で整定する整定周波数に係るプロットとを結ぶ一次関数の傾きによって表される。すなわち、Ｈｚ－ｋＷドループ特性は、周波数が増加するほど出力が減少する特性である。なお、他の実施形態においては、ガバナ特性がＰＩＤ（Proportional Integral Differential）制御によって実現されてもよい。ＡＶＲ１４は、Ｖ－ｋｂａｒドループ特性により発電機１２の界磁巻線に供給する電流を制御することで、発電機１２の端子電圧を調整する。Ｖ－ｋｂａｒドループ特性は、電圧が増加するほど無効電力が減少する特性である。なお、他の実施形態においては、エンジン発電機１０に代えて他の交流発電機を用いてもよい。
ガバナ１３は、Ｈｚ－ｋＷドループ特性によりエンジン１１の回転数を制御する。エンジン発電機１０のガバナ特性は、例えば、定格出力および定格周波数に係るプロットと、ゼロ出力および定格出力から負荷遮断したときに無負荷状態で整定する整定周波数に係るプロットとを結ぶ一次関数の傾きによって表される。すなわち、Ｈｚ－ｋＷドループ特性は、周波数が増加するほど出力が減少する特性である。なお、他の実施形態においては、ガバナ特性がＰＩＤ（Proportional Integral Differential）制御によって実現されてもよい。ＡＶＲ１４は、Ｖ－ｋｂａｒドループ特性により発電機１２の界磁巻線に供給する電流を制御することで、発電機１２の端子電圧を調整する。Ｖ－ｋｂａｒドループ特性は、電圧が増加するほど無効電力が減少する特性である。なお、他の実施形態においては、エンジン発電機１０に代えて他の交流発電機を用いてもよい。
太陽光発電機２０は、太陽電池２１と、インバータ２２とを備える。太陽電池２１は、太陽光を直流電力に変換する直流電源装置である。インバータ２２は、太陽電池２１が生成する直流電力を交流電力に変換する。なお、インバータ２２と太陽電池２１とは必ずしも一対一に設けられなくてよい。例えば、１つのインバータ２２に複数の太陽電池２１が接続されてもよい。なお、他の実施形態においては、太陽電池２１に代えて、例えば、風力発電機などの他の再生可能エネルギー発電機を用いてもよい。
蓄電装置３０は、二次電池３１と、インバータ３２とを備える。インバータ３２は、電力制御装置４０からの指令に基づいて二次電池３１が出力する直流電力を、交流電力に変換して母線に供給する電流制御型インバータである。またインバータ３２は、電力制御装置４０からの指令に基づいて母線に流れる交流電力の一部を直流電力に変換して二次電池３１を充電する。二次電池３１としては、例えばリチウムイオン二次電池を用いることができる。なお、インバータ３２と二次電池３１とは必ずしも一対一に設けられなくてよい。例えば、１つのインバータ３２に複数の二次電池３１が接続されてもよい。
電力制御装置４０は、母線の電力値を監視し、エンジン発電機１０に発電電力指令を出し、蓄電装置３０に充放電指令を出力する。例えば、電力制御装置４０は、昼間など、太陽光発電機２０による発電電力が所定の閾値以上である場合に、エンジン発電機１０に発電電力を低下させ、または停止させる発電電力指令を出力する。また電力制御装置４０は、夜間や悪天候時など、太陽光発電機２０による発電電力が所定の閾値未満となる場合に、エンジン発電機１０に発電電力を増加させる発電電力指令を出力する。
また例えば、電力制御装置４０は、太陽光発電機２０による発電電力の変動に基づいて、当該変動を平滑化するための充放電指令をインバータ３２に出力する。また、電力制御装置４０は、母線に供給されている電力値の総和と負荷Ｌによる需要電力値とを比較し、電力差に基づいて充放電指令をインバータ３２に出力する。
また例えば、電力制御装置４０は、太陽光発電機２０による発電電力の変動に基づいて、当該変動を平滑化するための充放電指令をインバータ３２に出力する。また、電力制御装置４０は、母線に供給されている電力値の総和と負荷Ｌによる需要電力値とを比較し、電力差に基づいて充放電指令をインバータ３２に出力する。
《蓄電装置のインバータ》
図２は、第１の実施形態に係る蓄電装置のインバータの構成を示す概略ブロック図である。
第１の実施形態に係るインバータ３２は、インバータ本体３２１、電流計３２２、電圧計３２３、制御装置３２４を備える。電流計３２２は、インバータ本体３２１の出力端の電流を計測する。電圧計３２３は、インバータ本体３２１の出力端の電圧を計測する。制御装置３２４は、電流計３２２および電圧計３２３の計測値に基づいてインバータ本体３２１を制御する。
図２は、第１の実施形態に係る蓄電装置のインバータの構成を示す概略ブロック図である。
第１の実施形態に係るインバータ３２は、インバータ本体３２１、電流計３２２、電圧計３２３、制御装置３２４を備える。電流計３２２は、インバータ本体３２１の出力端の電流を計測する。電圧計３２３は、インバータ本体３２１の出力端の電圧を計測する。制御装置３２４は、電流計３２２および電圧計３２３の計測値に基づいてインバータ本体３２１を制御する。
制御装置３２４は、モデル記憶部３２４１、指令受付部３２４２、計測値取得部３２４３、界磁電圧算出部３２４４、駆動トルク算出部３２４５、回転算出部３２４６、出力決定部３２４７、変調制御部３２４８を備える。
モデル記憶部３２４１は、仮想発電機の挙動を模擬する数理モデルを記憶する。具体的には、モデル記憶部３２４１は、仮想発電機のＡＶＲの挙動を模擬するＡＶＲモデルＭ１、仮想発電機のガバナの挙動を模擬するガバナモデルＭ２、仮想発電機のロータの挙動を模擬するロータモデルＭ３を記憶する。ＡＶＲモデルＭ１は、無効電力の計測値、無効電力指令値、実効電圧値、および電圧指令値が入力されることで、仮想発電機の界磁電圧および電気トルクを出力する。ガバナモデルＭ２は、有効電力の計測値、有効電力指令値、仮想発電機のロータの角速度、および角速度指令値が入力されることで、仮想発電機の駆動トルク値を出力する。ロータモデルＭ３は、仮想発電機の電気トルク値および駆動トルク値が入力されることで、仮想発電機のロータの角速度および位相角を出力する。各数理モデルの詳細については後述する。
指令受付部３２４２は、電力制御装置４０から充放電指令を受け付ける。放電指令は、有効電力の指令値、無効電力の指令値、電圧指令値、および角速度指令値を含む。
計測値取得部３２４３は、電流計３２２および電圧計３２３の計測値を取得する。また計測値取得部３２４３は、電流計３２２および電圧計３２３の計測値に基づいて、有効電力に寄与する電圧値および電流値、無効電力に寄与する電圧値および電流値、実効電圧値、有効電力値、ならびに無効電力値を算出する。
界磁電圧算出部３２４４は、指令受付部３２４２が受け付けた無効電力指令値および電圧指令値、ならびに計測値取得部３２４３が取得した無効電力値および実効電圧値を、ＡＶＲモデルＭ１に入力することで、仮想発電機の界磁電圧値および電気トルク値を算出する。仮想発電機の界磁電圧値および電気トルク値は、仮想発電機の界磁電圧に係る値の一例である。
駆動トルク算出部３２４５は、指令受付部３２４２が受け付けた有効電力指令値および角速度指令値、計測値取得部３２４３が取得した有効電力の計測値、ならびに前回の制御において回転算出部３２４６が算出した仮想発電機のロータの角速度を、ガバナモデルＭ２に入力することで、仮想発電機の駆動トルク値を算出する。駆動トルク値は、仮想発電機の駆動トルクに係る値の一例である。
回転算出部３２４６は、界磁電圧算出部３２４４が算出した電気トルク値および駆動トルク算出部３２４５が算出した駆動トルク値をロータモデルＭ３に入力することで、仮想発電機のロータの角速度および位相角を算出する。仮想発電機のロータの角速度および位相角は、仮想発電機のロータの回転に係る値の一例である。
出力決定部３２４７は、界磁電圧算出部３２４４が算出した界磁電圧値と、計測値取得部３２４３が取得した有効電力に寄与する電圧値および電流値と、無効電力に寄与する電圧値および電流値と、回転算出部３２４６が算出したロータの位相角とに基づいて、出力有効電流および出力無効電流を決定する。例えば、出力決定部３２４７は、仮想発電機のインピーダンスに基づいて、界磁電圧算出部３２４４が算出した界磁電圧値、計測値取得部３２４３が取得した有効電力に寄与する電圧および電流、ならびに無効電力に寄与する電圧および電流の変化量を算出する。そして出力決定部３２４７は、有効電流の変化量に計測値取得部３２４３が取得した有効電流を加算することで、出力有効電流を決定する。また、出力決定部３２４７は、無効電流の変化量に計測値取得部３２４３が取得した無効電流を加算することで、出力無効電流を決定する。出力有効電流は、出力有効電力に係る値の一例である。出力無効電流は、出力無効電力に係る値の一例である。
変調制御部３２４８は、出力決定部３２４７が決定した出力有効電流および出力無効電流に基づいてインバータ本体３２１をパルス幅変調のデューティ比を決定し、インバータ本体３２１の図示しないスイッチング素子のオンオフを制御する。
《数理モデルの構成》
図３は、第１の実施形態に係るＡＶＲモデルの例を示すブロック線図である。
ＡＶＲモデルＭ１は、無効電力の計測値Ｑ、無効電力指令値Ｑ＊、実効電圧値Ｖｇ、および電圧指令値Ｖ＊が入力されることで、仮想発電機の界磁電圧値Ｅおよび電気トルク値Ｔｅを出力する。具体的には、ＡＶＲモデルＭ１は、加え合わせ点Ｍ１１、Ｍ１２、Ｍ１３、ＰブロックＭ１４、ＩブロックＭ１５、ＰブロックＭ１６を備える。加え合わせ点Ｍ１１は、無効電力の計測値Ｑと無効電力指令値Ｑ＊との差を得る。ＰブロックＭ１４は、加え合わせ点Ｍ１１の出力に、比例ゲインＫＡ１によるＰ制御を行う。比例ゲインＫＡ１は、仮想発電機のＶ－ｋｂａｒドループゲインに相当する。加え合わせ点Ｍ１２は、実効電圧値Ｖｇと電圧指令値Ｖ＊の差を得る。加え合わせ点Ｍ１３は、加え合わせ点Ｍ１２の出力とＰブロックＭ１４の出力との差を得る。ＩブロックＭ１５は、加え合わせ点Ｍ１３の出力に積分ゲインＫＡ２による積分制御を行うことで、界磁電圧値Ｅを得る。ＰブロックＭ１６は、界磁電圧値Ｅに無効電流値Ｉｑを乗算し、ロータの角速度ωＲで除算することで、仮想発電機の電気トルクＴｅを得る。
図３は、第１の実施形態に係るＡＶＲモデルの例を示すブロック線図である。
ＡＶＲモデルＭ１は、無効電力の計測値Ｑ、無効電力指令値Ｑ＊、実効電圧値Ｖｇ、および電圧指令値Ｖ＊が入力されることで、仮想発電機の界磁電圧値Ｅおよび電気トルク値Ｔｅを出力する。具体的には、ＡＶＲモデルＭ１は、加え合わせ点Ｍ１１、Ｍ１２、Ｍ１３、ＰブロックＭ１４、ＩブロックＭ１５、ＰブロックＭ１６を備える。加え合わせ点Ｍ１１は、無効電力の計測値Ｑと無効電力指令値Ｑ＊との差を得る。ＰブロックＭ１４は、加え合わせ点Ｍ１１の出力に、比例ゲインＫＡ１によるＰ制御を行う。比例ゲインＫＡ１は、仮想発電機のＶ－ｋｂａｒドループゲインに相当する。加え合わせ点Ｍ１２は、実効電圧値Ｖｇと電圧指令値Ｖ＊の差を得る。加え合わせ点Ｍ１３は、加え合わせ点Ｍ１２の出力とＰブロックＭ１４の出力との差を得る。ＩブロックＭ１５は、加え合わせ点Ｍ１３の出力に積分ゲインＫＡ２による積分制御を行うことで、界磁電圧値Ｅを得る。ＰブロックＭ１６は、界磁電圧値Ｅに無効電流値Ｉｑを乗算し、ロータの角速度ωＲで除算することで、仮想発電機の電気トルクＴｅを得る。
図４は、第１の実施形態に係るガバナモデルの例を示すブロック線図である。
ガバナモデルＭ２は、有効電力の計測値Ｐ、有効電力指令値Ｐ＊、仮想発電機のロータの角速度ωＲ、および角速度指令値ω＊が入力されることで、仮想発電機の駆動トルク値Ｔｄを出力する。具体的には、ガバナモデルＭ２は、加え合わせ点Ｍ２１、Ｍ２２、Ｍ２３、ＰブロックＭ２４、ＰＩブロックＭ２５、一次遅れブロックＭ２６を備える。加え合わせ点Ｍ２１は、有効電力の計測値Ｐと有効電力指令値Ｐ＊との差を得る。ＰブロックＭ２４は、加え合わせ点Ｍ２１の出力に、比例ゲインＫＢ１によるＰ制御を行う。比例ゲインＫＢ１は、仮想発電機のＨｚ－ｋＷドループゲインに相当する。また、比例ゲインＫＢ１は、実効電圧値Ｖｇに対して単調減少する電圧関数によって決定される。そのため、ＰブロックＭ２４は、実効電圧値Ｖｇに基づいて、Ｖ－ｋＷドループ特性に従って比例ゲインＫＢ１を決定し、ＰブロックＭ２４の計算を行う。加え合わせ点Ｍ２２は、仮想発電機のロータの角速度ωＲと角速度指令値ω＊の差を得る。加え合わせ点Ｍ２３は、加え合わせ点Ｍ２２の出力とＰブロックＭ２４の出力との和を得る。ＰＩブロックＭ２５は、加え合わせ点Ｍ２３の出力に比例ゲインＫＢ２および積分ゲインＫＢ３によるＰＩ制御を行う。一次遅れブロックＭ２６は、ＰＩブロックＭ２５の出力に、時定数ＫＢ４に係る一次遅れ制御を行い、駆動トルク値Ｔｄを得る。なお、時定数ＫＢ４は、ガバナ１３の時定数と等しい。なお、本明細書において、「時定数が等しい」、「時定数一致している」とは、必ずしも完全一致している必要はなく、実質的に一致している範囲（例えば、±３ｄＢの範囲）を含む。
ガバナモデルＭ２は、有効電力の計測値Ｐ、有効電力指令値Ｐ＊、仮想発電機のロータの角速度ωＲ、および角速度指令値ω＊が入力されることで、仮想発電機の駆動トルク値Ｔｄを出力する。具体的には、ガバナモデルＭ２は、加え合わせ点Ｍ２１、Ｍ２２、Ｍ２３、ＰブロックＭ２４、ＰＩブロックＭ２５、一次遅れブロックＭ２６を備える。加え合わせ点Ｍ２１は、有効電力の計測値Ｐと有効電力指令値Ｐ＊との差を得る。ＰブロックＭ２４は、加え合わせ点Ｍ２１の出力に、比例ゲインＫＢ１によるＰ制御を行う。比例ゲインＫＢ１は、仮想発電機のＨｚ－ｋＷドループゲインに相当する。また、比例ゲインＫＢ１は、実効電圧値Ｖｇに対して単調減少する電圧関数によって決定される。そのため、ＰブロックＭ２４は、実効電圧値Ｖｇに基づいて、Ｖ－ｋＷドループ特性に従って比例ゲインＫＢ１を決定し、ＰブロックＭ２４の計算を行う。加え合わせ点Ｍ２２は、仮想発電機のロータの角速度ωＲと角速度指令値ω＊の差を得る。加え合わせ点Ｍ２３は、加え合わせ点Ｍ２２の出力とＰブロックＭ２４の出力との和を得る。ＰＩブロックＭ２５は、加え合わせ点Ｍ２３の出力に比例ゲインＫＢ２および積分ゲインＫＢ３によるＰＩ制御を行う。一次遅れブロックＭ２６は、ＰＩブロックＭ２５の出力に、時定数ＫＢ４に係る一次遅れ制御を行い、駆動トルク値Ｔｄを得る。なお、時定数ＫＢ４は、ガバナ１３の時定数と等しい。なお、本明細書において、「時定数が等しい」、「時定数一致している」とは、必ずしも完全一致している必要はなく、実質的に一致している範囲（例えば、±３ｄＢの範囲）を含む。
図５は、第１の実施形態に係るロータモデルの例を示すブロック線図である。
ロータモデルＭ３は、仮想発電機の電気トルク値Ｔｅおよび駆動トルク値Ｔｄが入力されることで、仮想発電機のロータの角速度ωＲおよび位相角θＲを出力する。具体的には、ロータモデルＭ３は、加え合わせ点Ｍ３１、一次遅れブロックＭ３２、ＩブロックＭ３３を備える。加え合わせ点Ｍ３１は、仮想発電機の電気トルクＴｅおよび駆動トルクＴｄの差を得る。一次遅れブロックＭ３２は、加え合わせ点Ｍ３１の出力に、積分ゲインＭおよび時定数Ｄに係る一次遅れ制御を行い、ロータの角速度ωＲを得る。なお、時定数Ｄは、制動巻線による制動力に係る制動係数であり、発電機１２の制動係数と等しい。また、積分ゲインＭは、仮想発電機のロータの慣性モーメントに相当するゲインであり、エンジン１１のロータの慣性モーメントに等しい。ＩブロックＭ３３は、ロータの角速度ωＲを積分し、比例ゲインωＢＡＳＥを乗算することで、仮想発電機のロータの位相θＲを得る。比例ゲインωＢＡＳＥは、母線の基準周波数である。
ロータモデルＭ３は、仮想発電機の電気トルク値Ｔｅおよび駆動トルク値Ｔｄが入力されることで、仮想発電機のロータの角速度ωＲおよび位相角θＲを出力する。具体的には、ロータモデルＭ３は、加え合わせ点Ｍ３１、一次遅れブロックＭ３２、ＩブロックＭ３３を備える。加え合わせ点Ｍ３１は、仮想発電機の電気トルクＴｅおよび駆動トルクＴｄの差を得る。一次遅れブロックＭ３２は、加え合わせ点Ｍ３１の出力に、積分ゲインＭおよび時定数Ｄに係る一次遅れ制御を行い、ロータの角速度ωＲを得る。なお、時定数Ｄは、制動巻線による制動力に係る制動係数であり、発電機１２の制動係数と等しい。また、積分ゲインＭは、仮想発電機のロータの慣性モーメントに相当するゲインであり、エンジン１１のロータの慣性モーメントに等しい。ＩブロックＭ３３は、ロータの角速度ωＲを積分し、比例ゲインωＢＡＳＥを乗算することで、仮想発電機のロータの位相θＲを得る。比例ゲインωＢＡＳＥは、母線の基準周波数である。
《動作》
上記の構成により、制御装置３２４は、ＡＶＲモデルＭ１、ガバナモデルＭ２、およびロータモデルＭ３に基づいて、有効電力指令値、無効電力指令値、電圧指令値、および角速度指令値、ならびに電流計３２２および電圧計３２３の計測値から、仮想発電機の回転角度および界磁電圧値を求める。制御装置３２４は、仮想発電機の回転角度および界磁電圧値から出力有効電流および出力無効電流を決定し、これに基づいてインバータ本体３２１のパルス幅変調制御を行う。これによって、インバータ３２において仮想発電機に相当する特性が実現される。
ここで、本実施形態に係る仮想発電機の時定数は、エンジン発電機１０の時定数と揃えるが、Ｖ－ｋｂａｒドループゲイン、Ｈｚ－ｋＷドループゲイン、インピーダンスなどについては、必ずしもエンジン発電機１０と一致しなくてよい。例えば、仮想発電機のＨｚ－ｋＷドループゲインを、エンジン発電機１０のＨｚ－ｋＷドループゲインより緩やかにすることで、負荷Ｌの変動におけるインバータ３２による有効電力の負担を、エンジン発電機１０より大きくすることができる。また例えば、仮想発電機のＶ－ｋｂａｒドループゲインを、エンジン発電機１０のＶ－ｋｖａｒドループゲインより急にすることで、負荷Ｌの変動におけるインバータ３２による無効電力の負担を、エンジン発電機１０より小さくすることができる。
上記の構成により、制御装置３２４は、ＡＶＲモデルＭ１、ガバナモデルＭ２、およびロータモデルＭ３に基づいて、有効電力指令値、無効電力指令値、電圧指令値、および角速度指令値、ならびに電流計３２２および電圧計３２３の計測値から、仮想発電機の回転角度および界磁電圧値を求める。制御装置３２４は、仮想発電機の回転角度および界磁電圧値から出力有効電流および出力無効電流を決定し、これに基づいてインバータ本体３２１のパルス幅変調制御を行う。これによって、インバータ３２において仮想発電機に相当する特性が実現される。
ここで、本実施形態に係る仮想発電機の時定数は、エンジン発電機１０の時定数と揃えるが、Ｖ－ｋｂａｒドループゲイン、Ｈｚ－ｋＷドループゲイン、インピーダンスなどについては、必ずしもエンジン発電機１０と一致しなくてよい。例えば、仮想発電機のＨｚ－ｋＷドループゲインを、エンジン発電機１０のＨｚ－ｋＷドループゲインより緩やかにすることで、負荷Ｌの変動におけるインバータ３２による有効電力の負担を、エンジン発電機１０より大きくすることができる。また例えば、仮想発電機のＶ－ｋｂａｒドループゲインを、エンジン発電機１０のＶ－ｋｖａｒドループゲインより急にすることで、負荷Ｌの変動におけるインバータ３２による無効電力の負担を、エンジン発電機１０より小さくすることができる。
《作用・効果》
第１の実施形態に係るインバータ３２の制御装置３２４は、エンジン発電機１０と同期化力に係る時定数が等しいロータモデルＭ３を用いて、仮想発電機のロータの角速度を算出し、当該角速度に基づいて電圧周波数を決定し、インバータ３２のパルス幅変調制御を行う。このように仮想発電機の同期化力に係る時定数をエンジン発電機１０と一致させて電圧周波数を決定することにより、負荷Ｌの変動が生じたときに、制御装置３２４は、エンジン発電機１０の電圧周波数の変化と合わせて、インバータ３２の電圧周波数を変化させることができる。これにより、第１の実施形態に係る制御装置３２４は、電力供給システム１において、負荷Ｌの変動による蓄電装置３０の解列の発生を抑制することができる。
また、第１の実施形態によれば、制御装置３２４は、制御装置３２４は、エンジン発電機１０と同期化力に係る時定数が等しいロータモデルＭ３を用いて、仮想発電機のロータの位相を算出し、当該位相に基づいてインバータ３２のパルス幅変調制御を行う。これにより、第１の実施形態に係る制御装置３２４は、電力供給システム１において、負荷Ｌの変動をエンジン発電機１０と蓄電装置３０とのそれぞれに負担させることができる。
第１の実施形態に係るインバータ３２の制御装置３２４は、エンジン発電機１０と同期化力に係る時定数が等しいロータモデルＭ３を用いて、仮想発電機のロータの角速度を算出し、当該角速度に基づいて電圧周波数を決定し、インバータ３２のパルス幅変調制御を行う。このように仮想発電機の同期化力に係る時定数をエンジン発電機１０と一致させて電圧周波数を決定することにより、負荷Ｌの変動が生じたときに、制御装置３２４は、エンジン発電機１０の電圧周波数の変化と合わせて、インバータ３２の電圧周波数を変化させることができる。これにより、第１の実施形態に係る制御装置３２４は、電力供給システム１において、負荷Ｌの変動による蓄電装置３０の解列の発生を抑制することができる。
また、第１の実施形態によれば、制御装置３２４は、制御装置３２４は、エンジン発電機１０と同期化力に係る時定数が等しいロータモデルＭ３を用いて、仮想発電機のロータの位相を算出し、当該位相に基づいてインバータ３２のパルス幅変調制御を行う。これにより、第１の実施形態に係る制御装置３２４は、電力供給システム１において、負荷Ｌの変動をエンジン発電機１０と蓄電装置３０とのそれぞれに負担させることができる。
また、第１の実施形態に係るインバータ３２の制御装置３２４は、ガバナモデルＭ２を用いて仮想発電機の駆動トルク値を算出する。これにより、制御装置３２４は、Ｈｚ－ｋＷドループ特性とＶ－ｋＷドループ特性によってインバータ３２の有効電力を制御することができる。なお、他の実施形態に係る制御装置３２４は、ガバナモデルＭ２によらずに駆動トルク値を決定してもよい。また、第１の実施形態に係るガバナモデルのドループフィルタに係る時定数は、エンジン発電機１０のガバナ１３のドループフィルタに係る時定数と一致している。これにより、負荷Ｌの変動が生じたときに、制御装置３２４は、エンジン発電機１０の出力周波数の変化と合わせて、インバータ３２の出力周波数を変化させることができる。
また、第１の実施形態に係るインバータ３２の制御装置３２４は、ＡＶＲモデルＭ１を用いて仮想発電機の界磁電圧値を算出する。これにより、制御装置３２４は、ドループ特性によってインバータ３２の無効電力を制御することができる。なお、他の実施形態に係る制御装置３２４は、ＡＶＲモデルＭ１によらずに無効電力を制御してもよい。
〈他の実施形態〉
以上、図面を参照して一実施形態について詳しく説明してきたが、具体的な構成は上述のものに限られることはなく、様々な設計変更等をすることが可能である。
以上、図面を参照して一実施形態について詳しく説明してきたが、具体的な構成は上述のものに限られることはなく、様々な設計変更等をすることが可能である。
第１の実施形態では、蓄電装置３０のインバータ３２が仮想発電機に基づく制御を行うが、他の実施形態においては、これに限られない。例えば、他の実施形態においては、太陽光発電機２０のインバータ２２が仮想発電機に基づく制御を行ってもよい。この場合、太陽光発電機２０は、仮想発電機の慣性によって生じる太陽電池２１の発電電力量とインバータ２２の出力電力量とのずれを吸収可能な蓄電装置を備える必要がある。また、他の実施形態においては、複数のインバータ３２のうち、一部のインバータ３２について、上述の制御を行い、他のインバータ３２については通常の制御を行うようにしてもよい。
第１の実施形態では、回転算出部３２４６がロータの回転に係る値としてロータの位相を算出するが、これに限られない。例えば、他の実施形態において回転算出部３２４６がロータの角速度、回転周波数、回転数などの他の値を算出してもよい。また第１の実施形態では、駆動トルク算出部３２４５が仮想発電機の駆動トルクに係る値として駆動トルク値を算出するが、これに限られない。例えば、他の実施形態において駆動トルク算出部３２４５は、ロータの回転力などの他の値を算出してもよい。また第１の実施形態では、界磁電圧算出部３２４４が仮想発電機の界磁電圧に係る値として界磁電圧値を算出するが、これに限られない。例えば、他の実施形態において界磁電圧算出部３２４４は、仮想発電機の界磁電流に係る他の値を算出してもよい。
また、第１の実施形態では、図３－５に示す数理モデルを用いて計算を行うが、これに限られない。例えば、他の実施形態においては、エンジン発電機１０をＰＡＲＫモデルで表したものに基づいて計算を行ってもよい。
〈コンピュータ構成〉
図６は、少なくとも１つの実施形態に係るコンピュータの構成を示す概略ブロック図である。
コンピュータ９０は、プロセッサ９１、メインメモリ９２、ストレージ９３、インタフェース９４を備える。
上述の制御装置３２４は、コンピュータ９０に実装される。そして、上述した各処理部の動作は、プログラムの形式でストレージ９３に記憶されている。プロセッサ９１は、プログラムをストレージ９３から読み出してメインメモリ９２に展開し、当該プログラムに従って上記処理を実行する。また、プロセッサ９１は、プログラムに従って、上述した各記憶部に対応する記憶領域をメインメモリ９２に確保する。
プログラムは、コンピュータ９０に発揮させる機能の一部を実現するためのものであってもよい。例えば、プログラムは、ストレージ９３に既に記憶されている他のプログラムとの組み合わせ、または他の装置に実装された他のプログラムとの組み合わせによって機能を発揮させるものであってもよい。なお、他の実施形態においては、コンピュータ９０は、上記構成に加えて、または上記構成に代えてＰＬＤ（Programmable Logic Device）などのカスタムＬＳＩ（Large Scale Integrated Circuit）を備えてもよい。ＰＬＤの例としては、ＰＡＬ(Programmable Array Logic)、ＧＡＬ(Generic Array Logic)、ＣＰＬＤ(Complex Programmable Logic Device)、ＦＰＧＡ（Field Programmable Gate Array）が挙げられる。この場合、プロセッサによって実現される機能の一部または全部が当該集積回路によって実現されてよい。
図６は、少なくとも１つの実施形態に係るコンピュータの構成を示す概略ブロック図である。
コンピュータ９０は、プロセッサ９１、メインメモリ９２、ストレージ９３、インタフェース９４を備える。
上述の制御装置３２４は、コンピュータ９０に実装される。そして、上述した各処理部の動作は、プログラムの形式でストレージ９３に記憶されている。プロセッサ９１は、プログラムをストレージ９３から読み出してメインメモリ９２に展開し、当該プログラムに従って上記処理を実行する。また、プロセッサ９１は、プログラムに従って、上述した各記憶部に対応する記憶領域をメインメモリ９２に確保する。
プログラムは、コンピュータ９０に発揮させる機能の一部を実現するためのものであってもよい。例えば、プログラムは、ストレージ９３に既に記憶されている他のプログラムとの組み合わせ、または他の装置に実装された他のプログラムとの組み合わせによって機能を発揮させるものであってもよい。なお、他の実施形態においては、コンピュータ９０は、上記構成に加えて、または上記構成に代えてＰＬＤ（Programmable Logic Device）などのカスタムＬＳＩ（Large Scale Integrated Circuit）を備えてもよい。ＰＬＤの例としては、ＰＡＬ(Programmable Array Logic)、ＧＡＬ(Generic Array Logic)、ＣＰＬＤ(Complex Programmable Logic Device)、ＦＰＧＡ（Field Programmable Gate Array）が挙げられる。この場合、プロセッサによって実現される機能の一部または全部が当該集積回路によって実現されてよい。
ストレージ９３の例としては、ＨＤＤ（Hard Disk Drive）、ＳＳＤ（Solid State Drive）、磁気ディスク、光磁気ディスク、ＣＤ－ＲＯＭ（Compact Disc Read Only Memory）、ＤＶＤ－ＲＯＭ（Digital Versatile Disc Read Only Memory）、半導体メモリ等が挙げられる。ストレージ９３は、コンピュータ９０のバスに直接接続された内部メディアであってもよいし、インタフェース９４または通信回線を介してコンピュータ９０に接続される外部メディアであってもよい。また、このプログラムが通信回線によってコンピュータ９０に配信される場合、配信を受けたコンピュータ９０が当該プログラムをメインメモリ９２に展開し、上記処理を実行してもよい。少なくとも１つの実施形態において、ストレージ９３は、一時的でない有形の記憶媒体である。
また、当該プログラムは、前述した機能の一部を実現するためのものであってもよい。さらに、当該プログラムは、前述した機能をストレージ９３に既に記憶されている他のプログラムとの組み合わせで実現するもの、いわゆる差分ファイル（差分プログラム）であってもよい。
１ 電力供給システム
１０ エンジン発電機
１１ エンジン
１２ 発電機
１３ ガバナ
１４ ＡＶＲ
２０ 太陽光発電機
２１ 太陽電池
２２ インバータ
３０ 蓄電装置
３１ 二次電池
３２ インバータ
３２１ インバータ本体
３２２ 電流計
３２３ 電圧計
３２４ 制御装置
３２４１ モデル記憶部
３２４２ 指令受付部
３２４３ 計測値取得部
３２４４ 界磁電圧算出部
３２４５ 駆動トルク算出部
３２４６ 回転算出部
３２４７ 出力決定部
３２４８ 変調制御部
４０ 電力制御装置
Ｍ１ ＡＶＲモデル
Ｍ２ ガバナモデル
Ｍ３ ロータモデル
１０ エンジン発電機
１１ エンジン
１２ 発電機
１３ ガバナ
１４ ＡＶＲ
２０ 太陽光発電機
２１ 太陽電池
２２ インバータ
３０ 蓄電装置
３１ 二次電池
３２ インバータ
３２１ インバータ本体
３２２ 電流計
３２３ 電圧計
３２４ 制御装置
３２４１ モデル記憶部
３２４２ 指令受付部
３２４３ 計測値取得部
３２４４ 界磁電圧算出部
３２４５ 駆動トルク算出部
３２４６ 回転算出部
３２４７ 出力決定部
３２４８ 変調制御部
４０ 電力制御装置
Ｍ１ ＡＶＲモデル
Ｍ２ ガバナモデル
Ｍ３ ロータモデル
Claims (7)
- 自立運転によって電力を供給する交流発電機と、
直流電源装置と、
前記交流発電機と同じ母線に接続され、前記直流電源装置が出力する直流電力を交流電力に変換するインバータと、
前記インバータを制御する制御装置と
を有する複合発電電源システムであって、
前記制御装置は、
仮想発電機の駆動を模擬し、前記仮想発電機のロータの回転に係る値を算出するロータモデルと、有効電力指令とに基づいて、前記有効電力指令に従って前記仮想発電機を駆動させたときの前記仮想発電機のロータの回転に係る値を算出する回転算出部と、
前記母線の電圧および無効電力指令に基づいて、前記仮想発電機の界磁電圧に係る値を決定するＡＶＲモデルに、前記母線の電圧と前記インバータに対する無効電力指令とを入力することで、前記仮想発電機の界磁電圧に係る値を算出する界磁電圧算出部と、
算出した前記回転に係る値および前記界磁電圧に係る値に基づいて、前記インバータに出力させる電圧周波数に係る値および有効電力および無効電力に係る値を決定する出力決定部と、
決定した前記電圧周波数、前記有効電力および前記無効電力に基づいて、前記インバータのパルス幅変調制御を行う変調制御部と
を備え、
前記ロータモデルの同期化力に係る時定数が、前記交流発電機との同期化力に係る時定数と一致し、
前記ＡＶＲモデルのドループゲインが、前記交流発電機のドループゲインと異なる
複合発電電源システム。 - 自立運転によって電力を供給する交流発電機と、
直流電源装置と、
前記交流発電機と同じ母線に接続され、前記直流電源装置が出力する直流電力を交流電力に変換するインバータと、
前記インバータを制御する制御装置と
を有する複合発電電源システムであって、
前記制御装置は、
前記母線の有効電力、周波数指令、有効電力指令、および前記母線の実効電圧に基づいて仮想発電機の駆動を模擬し、前記仮想発電機の駆動トルクに係る値を決定するガバナモデルに、前記母線の電圧周波数、および実効電圧、前記インバータに対する周波数指令および有効電力指令とを入力することで、前記仮想発電機の駆動トルクに係る値を算出する駆動トルク算出部と、
算出した前記駆動トルクに係る値と、前記仮想発電機のロータの回転に係る値を算出するロータモデルと、前記有効電力指令とに基づいて、前記有効電力指令に従って前記仮想発電機を駆動させたときの前記仮想発電機のロータの回転に係る値を算出する回転算出部と、
算出した前記回転に係る値に基づいて、前記インバータに出力させる電圧周波数に係る値を決定する出力決定部と、
決定した前記電圧周波数に基づいて、前記インバータのパルス幅変調制御を行う変調制御部と
を備え、
前記ロータモデルの同期化力に係る時定数が、前記交流発電機との同期化力に係る時定数と一致している
複合発電電源システム。 - 前記ガバナモデルのドループフィルタに係る時定数が、前記交流発電機のガバナのドループフィルタに係る時定数と一致している
請求項２に記載の複合発電電源システム。 - 前記出力決定部は、算出した前記回転に係る値に基づいて、前記インバータに出力させる有効電力に係る値を決定し
前記変調制御部は、決定した前記有効電力に係る値および前記電圧周波数に基づいて、前記インバータのパルス幅変調制御を行う
請求項１から請求項３の何れか１項に記載の複合発電電源システム。 - 前記直流電源装置は、蓄電装置または再生可能エネルギー発電装置である
請求項１から請求項４の何れか１項に記載の複合発電電源システム。 - 自立運転によって電力を供給する交流発電機と、
直流電源装置と、
前記交流発電機と同じ母線に接続され、前記直流電源装置が出力する直流電力を交流電力に変換するインバータと、
を有する複合発電電源システムの制御方法であって、
仮想発電機の駆動を模擬し、前記仮想発電機のロータの回転に係る値を算出するロータモデルと、有効電力指令とに基づいて、前記有効電力指令に従って前記仮想発電機を駆動させたときの前記仮想発電機のロータの回転に係る値を算出するステップと、
前記母線の電圧および無効電力指令に基づいて、前記仮想発電機の界磁電圧に係る値を決定するＡＶＲモデルに、前記母線の電圧と前記インバータに対する無効電力指令とを入力することで、前記仮想発電機の界磁電圧に係る値を算出するステップと、
算出した前記回転に係る値および前記界磁電圧に係る値に基づいて、前記インバータに出力させる電圧周波数に係る値および有効電力および無効電力に係る値を決定するステップと、
決定した前記電圧周波数、前記有効電力および前記無効電力に基づいて、前記インバータのパルス幅変調制御を行うステップと
を備え、
前記ロータモデルの同期化力に係る時定数が、前記交流発電機との同期化力に係る時定数と一致し、
前記ＡＶＲモデルのドループゲインが、前記交流発電機のドループゲインと異なる
複合発電電源システムの制御方法。 - 自立運転によって電力を供給する交流発電機と、
直流電源装置と、
前記交流発電機と同じ母線に接続され、前記直流電源装置が出力する直流電力を交流電力に変換するインバータと、
を有する複合発電電源システムの制御方法であって、
前記母線の有効電力、周波数指令、有効電力指令、および前記母線の実効電圧に基づいて仮想発電機の駆動を模擬し、前記仮想発電機の駆動トルクに係る値を決定するガバナモデルに、前記母線の電圧周波数、および実効電圧、前記インバータに対する周波数指令および有効電力指令とを入力することで、前記仮想発電機の駆動トルクに係る値を算出するステップと、
算出した前記駆動トルクに係る値と、前記仮想発電機のロータの回転に係る値を算出するロータモデルと、前記有効電力指令とに基づいて、前記有効電力指令に従って前記仮想発電機を駆動させたときの前記仮想発電機のロータの回転に係る値を算出するステップと、
算出した前記回転に係る値に基づいて、前記インバータに出力させる電圧周波数に係る値を決定するステップと、
決定した前記電圧周波数に基づいて、前記インバータのパルス幅変調制御を行うステップと
を備え、
前記ロータモデルの同期化力に係る時定数が、前記交流発電機との同期化力に係る時定数と一致している
複合発電電源システム。
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