JP7398902B2 - 電力制御システム及び電源システム - Google Patents

Description

本発明は、電力制御システム及び電源システムに関する。

従来の電力制御システムとして、短周期の負荷変動が生じた場合に、電力系統への負荷変動の影響を抑制することができる、移動体の推進システムの制御方法が知られている（特許文献１参照）。

この移動体の推進システムの制御方法では、第１電力指令に基づいて、電力系統の周波数と対系統授受電力とが、電力系統の周波数の目標値と対系統授受電力の目標値との関係を示すドループ特性線上の一点となるように第一電力変換器をドループ制御し、第２電力指令値に基づいて、第２電力変換器が電力変換する電力が第２指令値になるよう第２電力変換器を制御する。第１電力指令値は、電力指令値であるか又は電動発電機の回転数指令に基づいて生成される電力指令値である原電力指令値から変動成分を除去する処理を経て生成され、第２電力指令値は、原電力指令値に基づくものである。

この移動体の推進システムの制御方法によれば、第１電力変換器が原電力指令値から変動成分を除去された電力指令値に基づく大きさの電力を電力系統に対し授受し、第２電力変換器が原電力指令値に基づく大きさの電力に応じた機械力を、電動発電機を介して駆動軸に対して授受し、かつ、第１電力変換器が電力系統に対して授受する電力と第２電力変換器が電動発電機を介して駆動軸に授受する機械力に対応する電力との差分が蓄電装置の充放電によって賄われる。その結果、原電力指令値を変動させる必要がある場合でも、電力系統への変動の影響を抑制することができる。

特開２０１６－０５５８５０公開特許公報（要約参照）

しかしながら、上記従来の移動体の推進システムの制御方法では、第１電力変換器の直流端に接続される直流電力負荷は、第２電力変換器を介して第１電力変換器の直流端に接続される電動発電機という特殊な負荷であることが要求される。従って、上記特許文献１は、交流端が交流電力系統に接続された（第１）電力変換器の直流端に、（第２）電力変換器を介して接続される電動発電機以外の一般的な直流電力負荷（以下、単に「一般的な直流電力負荷」という）が接続された場合において、当該一般的な直流電力負荷に短周期（急な）の負荷変動が生じた場合に、（交流）電力系統への負荷変動の影響を抑制することができる、移動体の推進システムの制御方法については、全く言及していない。

本発明は上記のような課題を解決するためになされたもので、交流電力系統と直流電力系統との間に接続された双方向電力変換器を備え、一般的な直流電力負荷に急な負荷変動が生じた場合に、交流電力系統への負荷変動の影響を抑制することが可能な電力制御システム及び電源システムを提供することを目的としている。

上記目的を達成するために、本発明のある形態（aspect）に係る電力制御システムは、交流端が交流電力系統に接続されるとともに直流端が１以上の直流電力負荷が接続された直流電力系統に接続され、前記交流電力系統の交流電力と前記直流電力系統の直流電力とを相互に変換する双方向電力変換器と、前記直流電力系統に接続され、前記直流電力系統の電力を貯蔵する電力貯蔵装置と、前記電力貯蔵装置の充放電電流又は充放電電力が所定の目標電流値又は目標電力値に一致するよう前記双方向電力変換器の交流端の出力又は入力を制御する第１制御を行う双方向電力変換制御器と、を備える。ここで、「双方向電力変換器の交流端の出力又は入力を制御する」とは、双方向電力変換器の交流端の電圧出力、電流出力、又は電力出力、又は、電圧入力、電流入力、又は電力入力を制御することを意味する。

この構成によれば、直流電力負荷に急な負荷変動が生じると、この急な負荷変動による直流電力系統の電圧変動を打ち消すように電力貯蔵装置が充放電する。これより、直流電力系統の電圧変動が抑制される。一方、この間においても、双方向電力変換制御器が電力貯蔵装置の充放電電流又は充放電電力が所定の目標電流値又は目標電力値に一致するよう双方向電力変換器の交流端の出力又は入力を制御するので、直流電力負荷の急な負荷変動に伴う電力貯蔵装置の充放電が、電力貯蔵装置の充放電電流又は充放電電力を定常的な所定の目標電流値又は目標電力値に一致させる充放電に遅れて収束する。その結果、直流電力系統の直流電力及び交流電力系統の交流電力が、電力貯蔵装置の充放電電流又は充放電電力を定常的な所定の目標電流値又は目標電力値に一致させる充放電に遅れて、定常的な状態に収束する。これにより、交流電力系統への直流電力負荷の急な負荷変動の影響が抑制される。さらに、双方向電力変換制御器の応答速度を調整することによって、電力貯蔵装置の負荷変動による負担割合（電力貯蔵装置と交流電力系統の電力源（例えば発電機）とによる、負荷変動を吸収する負担の割合）を調整することができる。

所定の目標電流値又は目標電力値がゼロであってもよい。

この構成によれば、電力貯蔵装置の蓄電率が一定に維持される。

前記双方向電力変換制御器は、前記電力貯蔵装置の蓄電率が所定の目標蓄電率になると、前記所定の目標電流値又は目標電力値をゼロに設定するように構成されていてもよい。

この構成によれば、電力貯蔵装置の蓄電率を所定の目標蓄電率に維持することができる。

前記双方向電力変換制御器は、前記電力貯蔵装置の蓄電率が前記目標蓄電率より小さい所定の不感下限蓄電率を下回ると、前記所定の目標電流値又は目標電力値を、充電電流の目標電流値又は充電電力の目標電力値に設定するように構成されていてもよい。

この構成によれば、電力貯蔵装置が放電により蓄電率が低下した場合に、ハンチングを生じることなく、電力貯蔵装置の蓄電率を所定の目標蓄電率に回復させることができる。

前記双方向電力変換制御器は、前記電力貯蔵装置の蓄電率が前記目標蓄電率より大きい所定の不感上限蓄電率を上回ると、前記所定の目標電流値又は目標電力値を、放電電流の目標電流値又は放電電力の目標電力値に設定するように構成されていてもよい。

この構成によれば、電力貯蔵装置が充電により蓄電率が上昇した場合に、ハンチングを生じることなく、電力貯蔵装置の蓄電率を所定の目標蓄電率に回復させることができる。

前記電力貯蔵装置は、前記直流電力系統の電力を蓄電する蓄電デバイスと、前記直流電力系統の電圧が所定目標電圧値を維持するように前記蓄電デバイスの電圧の昇降圧の比率を制御するＤＣ／ＤＣコンバータと、を備えてもよい。

この構成によれば、直流電力負荷の急な負荷変動により直流電力系統の電圧変動が生じると、ＤＣ／ＤＣコンバータが、直流電力系統の電圧が所定目標電圧値を維持するように、蓄電デバイスの電圧の昇降圧の比率を制御するので、直流電力系統の電圧が速やかに所定目標電圧値に回復する。

前記電力貯蔵装置は、前記直流電力系統に直接接続され、当該直流電力系統の電力を蓄電する蓄電デバイスを備えてもよい。

この構成によれば、直流電力負荷に急な負荷変動が生じると、この急な負荷変動による直流電力系統の電圧変動を打ち消すように蓄電デバイスが充放電する。これより、直流電力系統の電圧変動が抑制される。

前記双方向電力変換制御器は、前記交流電力系統の電力、電圧、電流、及び周波数の少なくともいずれかの変動を抑制するよう前記双方向電力変換器の交流端の出力又は入力を制御する第２制御を前記第１制御に重畳させて行うように構成されていてもよい。ここで、「第２制御を第１制御に重畳させる」とは、「前記電力貯蔵装置の充放電電流又は充放電電力が所定の目標電流値又は目標電力値に一致し、且つ、前記交流電力系統の電力、電圧、電流、及び周波数の少なくともいずれかの変動を抑制する前記双方向電力変換器の交流端の出力又は入力を制御する」ことを意味する。また、「交流電力系統の電力、電圧、電流、及び周波数の少なくともいずれかの変動」の原因は特に限定されない。交流電力系統の交流電力負荷、直流電力系統２０の直流電力負荷等が例示される。

この構成によれば、第２制御によって、交流電力系統の電力、電圧、電流、及び周波数の少なくともいずれかの変動を抑制することができる。

前記第２制御の応答が前記第１制御の応答より早くてもよい。

交流負荷が変動し、双方向電力変換器がこの変動を吸収した場合、この負荷変動は双方向電力変換器を通じて電力貯蔵装置に吸収される。しかし、第１制御によって電力貯蔵装置の充放電電流又は充放電電力が所定の目標電流値又は目標電力値に一致するように収束した後は、この負荷変動を電力貯蔵装置が吸収しようとしても、充放電電流又は充放電電力が所定の目標電流値又は目標電力値に維持されるので、第１制御が第２制御を相殺してしまい、当該負荷変動を電力貯蔵装置が吸収できなくなる。しかし、この構成によれば、第２制御の応答が第１制御の応答より早いので、第１制御が第２制御を相殺することなく、交流負荷の変動を電力貯蔵装置が吸収することができる。

前記第２制御が、前記双方向電力変換器の交流側に出力又は入力される有効電力をフィードバックすることによって、前記交流電力系統の周波数の変動を抑制するよう前記双方向電力変換器の交流側の出力又は入力を制御することを含んでいてもよい。

この構成によれば、交流電力系統の周波数の変動に応じて当該周波数の変動を抑制するような有効電力が双方向電力変換器の交流側に出力又は入力され、それによって、当該周波数の変動が抑制される。

前記第２制御が、前記双方向電力変換器の交流側に出力又は入力される無効電力又は有効電力をフィードバックすることによって、前記交流電力系統の電圧変動を抑制するよう前記双方向電力変換器の交流側の出力又は入力を制御することを含んでいてもよい。

この構成によれば、交流電力系統の電圧の変動に応じて当該電圧の変動を抑制するような有効電力が又は無効電力が双方向電力変換器の交流側に出力又は入力され、それによって、当該当該電圧の変動が抑制される。

また、本発明の他の形態（aspect）に係る電源システムは、上記のいずれかの電力制御システムと、前記交流電力系統と、前記直流電力系統と、を備える。

この構成によれば、交流電力系統への直流電力負荷の急な負荷変動の影響を抑制することができる。

本発明は、交流電力系統と直流電力系統との間に接続された双方向電力変換器を備え、一般的な直流電力負荷に急な負荷変動が生じた場合に、交流電力系統への負荷変動の影響を抑制することが可能な電力制御システム及び電源システムを提供できるという効果を奏する。

図１は、本発明の実施形態１に係る電源システムの構成を示すブロック図である。 図２は、図１のインバータ制御器の電力変換制御に関する構成を示すブロック図である。 図３は、図１のコンバータ制御器の構成を示すブロック図である。 図４は、図１の電源システムのシミュレーション結果を示すグラフである。 図５は、比較例の電源システムのシミュレーション結果を示すグラフである。 図６は、本発明の実施形態２に係る電源システムの構成を示すブロック図である。 図７は、図６のインバータ制御器の構成を示すブロック図である。 図８は、図６の電源システムのシミュレーション結果を示すグラフである。る。 図９は、比較例の電源システムのシミュレーション結果を示すグラフである。 図１０は、本発明の実施形態３に係る電源システムのインバータ制御器におけるバッテリ電流制御器の不感帯動作を示すフローチャートである。 図１１は、実施形態３の電源システムのシミュレーション結果を示すグラフである。 図１２は、本発明の実施形態４に係る電源システムのインバータ制御器の構成を示すブロック図である。 図１３は、本発明の実施形態５に係る電源システムのインバータ制御器の構成を示すブロック図である。 図１４は、本発明の実施形態６に係る電源システムのインバータ制御器の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、以下では全ての図面を通じて同一又は相当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。また、本発明は、以下の実施形態に限定されない。

（実施形態１）

［構成］
図１は、本発明の実施形態１に係る電源システムの構成を示すブロック図である。図１を参照すると、実施形態１の電源システム２００は、交流電力系統１０と、直流電力系統２０と、電力制御システム１００と、を備える。

電源システム２００は、交流電力系統と直流電力系統とを備えるマイクログリッドであればよい。交流電力系統は商用系統（電力会社の電力系統）であってもよい。電源システム２００として、船舶、車両、航空機、ヘリコプタの電力供給システム、又はマイクログリッドが例示される。マイクログリッドの設置場所は、移動体上には限定されず、地上（陸上）であってもよい。

交流電力系統１０は、ここでは、三相交流電力を伝送する。交流電力系統１０は、母線１３を備える。母線１３には、例えば、発電機１２及び１以上の一般的な交流電力負荷（以下、交流負荷と略記する）１４が接続されている。発電機１２の駆動源は、特に限定されない。ここでは、発電機１２の駆動源は、エンジン１１である。交流負荷１４は、図１には１つのみ示されている。交流負荷１４として、各種電気機器、照明等が例示される。

直流電力系統２０は、母線２１を備える。母線２１には、例えば、１以上の一般的な直流電力負荷（以下、直流負荷と略記する）２２が接続され、且つ、負荷用インバータ２３を介して交流モータ２４が接続されている。直流負荷２２は、図１には１つのみ示されている。直流負荷として、交直両用の電気機器、照明、直流モータ等が例示される。以下では、直流負荷２２、負荷用インバータ２３、及び交流モータ２４を、直流電力負荷（２２～２４）と総称し且つそのように総合して記載する。

電力制御システム１００は、交流端が交流電力系統に接続されるとともに直流端が１以上の直流電力負荷（２２～２４）が接続された直流電力系統２０に接続され、交流電力系統１０の交流電力と直流電力系統２０の直流電力とを相互に変換する双方向電力変換器（３１）と、直流電力系統２０に接続され、直流電力系統２０の電力を貯蔵する電力貯蔵装置（２５、２６）と、電力貯蔵装置（２５、２６）の充放電電流又は充放電電力が所定の目標電流値又ＩＢｔ（図２参照）又は目標電力値に一致するよう双方向電力変換器（３１）の交流端の出力又は入力を制御する第１制御を行う双方向電力変換制御器（３２）と、を備える。以下では、双方向電力変換制御器（３２）が、第１制御として、電力貯蔵装置（２５、２６）の充放電電流を所定の目標電流値又ＩＢｔ（図２参照）に一致するよう双方向電力変換器（３１）の交流端の出力又は入力を制御する形態を例示する。

なお、双方向電力変換制御器（３２）が、第１制御として、電力貯蔵装置（２５、２６）の充放電電力を所定の目標電力値に一致するよう双方向電力変換器（３１）の交流端の出力又は入力を制御する形態も、以下の説明を参照して、以下の形態と同様に実施することができる。

具体的には、電力制御システム１００は、コンバータ２５、バッテリ２６、電源用インバータ３１、インバータ制御器３２、コンバータ制御器３３、バッテリ電流計３４、バッテリ電圧計３５、及び直流電力系統電圧計３６を含む。コンバータ２５及びバッテリ２６が、直流電力系統２０の直流電力を貯蔵する電力貯蔵装置を構成する。

バッテリ２６は、蓄電デバイスの一例である。蓄電デバイスとして、バッテリ（二次電池）、コンデンサ等が例示される。ここでは、蓄電デバイスとしてバッテリが用いられる。バッテリ２６は、コンバータ２５を介して、直流電力系統２０の母線２１に接続される。バッテリ２６は、直流電力系統２０の電圧変動を抑制するために設けられる。バッテリ２６の仕様（容量、定格電圧等）は、直流電力系統２０の基準電圧、容量等に応じて適宜決定される。

コンバータ２５は、例えば、ＤＣ／ＤＣコンバータで構成される。コンバータ２５は、コンバータ制御器３３の制御により、バッテリ２６の電圧を昇圧又は降圧して所定の電圧（目標電圧値）に変換する。ここでは、目標電圧値は、直流電力系統２０の基準電圧である。コンバータ（ＤＣ／ＤＣコンバータ）２５は、例えば直流チョッパで構成され、デューティ比を変化させることによって、昇圧又は降圧の比率が制御される。

バッテリ電流計３４は、母線２１とコンバータ２５との間に設けられ、バッテリ２６から母線２１に向けて流れる電流を計測する。この電流を、以下ではバッテリ電流と呼ぶ。なお、バッテリ電流計３４は、コンバータ２５とバッテリ２６との間に設けられてもよい。この場合、バッテリ電流ＩＢｍは、コンバータ２５による昇圧又は降圧の比率に応じて補正される。

バッテリ電圧計３５は、バッテリ２６の電圧を計測する。

直流電力系統電圧計３６は、母線２１の電圧を計測する。この計測した電圧を、以下、直流電力系統電圧と呼ぶ。

コンバータ制御器３３は、直流電力系統電圧ＶＤｍ及びバッテリ電流ＩＢｍに基づいて、コンバータ２５の動作を制御する。コンバータ制御器３３は、例えば、プロセッサ（不図示）とメモリ（不図示）とを有する演算器（不図示）で構成される。演算器として、マイクロコントローラ等が例示される。プロセッサとして、例えば、ＣＰＵ、ＭＰＵ、ＦＰＧＡ（Field Programmable Gate Array）、ＰＬＣ（Programmable Logic Controller）等が例示される。メモリとして、ＲＯＭ、ＲＡＭ等のプロセッサの内部メモリ、ハードディスクドライブ等の外部メモリが例示される。メモリに格納された所定のコンバータ制御プログラムをプロセッサが読み出して実行することによって、後述するコンバータ２５の制御が行われる。

電源用インバータ３１は、双方向電力変換器の一例である。実施形態１では、交流電力系統１０の交流電力と直流電力系統２０の直流電力とを相互に変換するために、双方向電力変換器が用いられる。この双方向電力変換器として、双方向インバータ、サイクロコンバータ等が例示される。実施形態１では、双方向インバータが電源用インバータ３１として用いられる。電源用インバータ３１は、電圧型インバータ及び電流型インバータのいずれでもよいが、ここでは、電圧型インバータが用いられる。

電源用インバータ３１は、交流端が交流電力系統１０に接続され、直流端が直流電力系統２０に接続される。電源用インバータ３１は、インバータ制御器３２の制御により、交流電力系統１０の交流電力と直流電力系統２０の直流電力とを相互に変換する。また、電源用インバータ３１は、交流電力系統１０と連係される（同期運転される）。

インバータ制御器３２は、双方向電力変換制御器の一例である。インバータ制御器３２は、バッテリ電流ＩＢｍ及びバッテリ電圧ＶＢｍに基づいて、電源用インバータ３１の動作を制御する。

インバータ制御器３２は、例えば、プロセッサ（不図示）とメモリ（不図示）とを有する演算器（不図示）で構成される。演算器として、マイクロコントローラ等が例示される。プロセッサとして、例えば、ＣＰＵ、ＭＰＵ、ＦＰＧＡ（Field Programmable Gate Array）、ＰＬＣ（Programmable Logic Controller）等が例示される。メモリとして、ＲＯＭ、ＲＡＭ等のプロセッサの内部メモリ、ハードディスクドライブ等の外部メモリが例示される。メモリに格納された所定のコンバータ制御プログラムをプロセッサが読み出して実行することによって、後述する電源用インバータ３１の制御が行われる。なお、インバータ制御器３２とコンバータ制御器３３とを１つの演算器で構成してもよい。

＜インバータ制御器３２の構成＞
｛電力変換制御に関する構成｝
まず、電力変換の制御に関する構成を説明する。図２は、図１のインバータ制御器３２の電力変換制御に関する構成を示すブロック図である。図２を参照すると、インバータ制御器３２は、ノイズフィルタ４１、減算器４２、ＰＩ制御器４３、インバータ電流制御器４４、二相／三相変換器４５、及び三相／二相変換器４６を含む。

ノイズフィルタ４１は、バッテリ電流ＩＢｍのノイズを除去する。

減算器４２は、バッテリ電流の所定の目標電流値ＩＢｔからノイズを除去されたバッテリ電流ＩＢｍを減算して、電流偏差ＩＢｔｅを生成する。ここで、バッテリ電流ＩＢｍの所定の目標電流値ＩＢｔは、バッテリ電流ＩＢｍが定常状態において維持すべき電流値である。

ＰＩ制御器４３は、この電流偏差ＩＢｔｅにＰＩ制御を施してｄ軸電流指令値Ｉｄを生成する。ｄ軸は、電源用インバータ３１が出力する交流電力の有効電力成分を表し、ｑ軸は、電源用インバータ３１が出力する交流電力の無効電力成分を表す。

インバータ電流制御器４４は、ｄ軸電流指令値Ｉｄ及びｑ軸電流指令値Ｉｑと、三相／二相変換器４６から入力されるｄ軸電流Ｉｄｆ及びｑ軸電流Ｉｑｆとに基づいて、ｄ軸電圧指令値Ｖｄ及びｑ軸電圧指令値Ｖｑを生成する。ここで、ｑ軸電流指令値Ｉｑは、一般的にはゼロとするが、電源用インバータ３１の交流側出力部に備わっているＬＣＬフィルタにより発生する無効電力を補償する値としてもよい。ｄ軸電流Ｉｄｆ及びｑ軸電流Ｉｑｆは、電源用インバータ３１が出力する三相交流電流の計測値をｄ軸及びｑ軸の二相に変換したものである。インバータ電流制御器４４は、具体的には、ｄ軸電流指令値Ｉｄに対するｄ軸電流Ｉｄｆの電流偏差及びｑ軸電流指令値Ｉｑに対するｑ軸電流Ｉｑｆの電流偏差にそれぞれ所定の制御補償を施して、ｄ軸電圧指令値Ｖｄ及びｑ軸電圧指令値Ｖｑを生成する。

二相／三相変換器６８は、ｄ軸電圧指令値Ｖｄ及びｑ軸電圧指令値Ｖｑを、Ｕ相電圧指令値Ｖｕｃ、Ｖ相電圧指令値Ｖｖｃ、Ｗ相電圧指令値Ｖｗｃの三相電圧指令値に変換し、これらを電源用インバータ３１に出力する。

電源用インバータ３１は、この三相電圧指令値に基づいて、直流電力系統２０の直流電圧（直流電力）を交流電力系統１０の交流電圧（交流電力）に変換する。

この変換された交流電力の電流値を三相の電流センサ（不図示）が計測し、計測した三相の電流値（Ｉｕｆ、Ｉｖｆ、Ｉｗｆ）を三相／二相変換器６９が、ｄ軸電流Ｉｄｆ及びｑ軸電流Ｉｑｆに変換する。

この制御の結果、バッテリ電流ＩＢｍが所定の目標電流値ＩＢｔに一致するように、直流電力系統２０の直流電力が交流電力系統１０の交流電力に変換される。なお、ｄ軸電流Ｉｄｆが正の値である場合には、直流電力系統２０の直流電力が交流電力系統１０の交流電力に変換され、ｄ軸電流Ｉｄｆが負の値である場合には、交流電力系統１０の交流電力が直流電力系統２０の直流電力に変換される。

また、図２を参照すると、減算器４２及びＰＩ制御器４３がバッテリ電流ＩＢｍを制御する制御器（以下、バッテリ電流制御器という）を構成している。このバッテリ電流制御器（４２，４３）の応答速度により、負荷変動に対するバッテリ２６の負担度合いが変わる。バッテリ電流制御器（４２，４３）の応答速度を早くすると、バッテリ２６はより短い時間の瞬間的な負荷変動だけを負担し、バッテリ電流制御器（４２，４３）の応答速度を遅くすると、バッテリ２６はある程度長い時定数の変動を吸収する。このように、バッテリ電流制御器（４２，４３）の応答速度を調整することにより、バッテリ２６の負荷変動による負担割合を調整することができる。バッテリ電流制御器（４２，４３）の応答速度は、ＰＩ制御器４３の制御パラメータを変えることによって調整することができる。

｛バッテリ電流の目標電流値制御に関する構成｝
次に、バッテリ電流ＩＢｍの目標電流値ＩＢｔの制御に関する構成を説明する。インバータ制御器３２は、バッテリ２６の蓄電率に応じて、所定の目標電流値ＩＢｔを調整する。バッテリ２６の蓄電率は、満充電の場合の電圧値に対する現在の電圧値の比率で表される。インバータ制御器３２は、満充電の場合の電圧値に対する、バッテリ電圧値ＶＢｍの比率を、蓄電率ＲＢとして求める。そして、所定の目標電流値ＩＢｔを、以下のように、蓄電率ＲＢに基づいて調整する。

本実施形態では、目標蓄電率ＲＢｔを中心に蓄電率ＲＢについて不感帯が設けられる。

蓄電率ＲＢが所定の目標蓄電率ＲＢｔになると、所定の目標電流値ＩＢｔをゼロに設定する。ここで、目標蓄電率ＲＢｔは、電源システムの仕様等に応じて適宜決定されるが、ここでは、例えば、０．５に設定される。このように設定すると、直流電力負荷（２２，２４）の急な減少と急な増大との双方に容易に対応することができる。

蓄電率ＲＢが所定の不感下限蓄電率ＲＢｌｌを下回る場合、所定の目標電流値ＩＢｔを負の値に設定する。不感下限蓄電率ＲＢｌｌは、例えば、０．４に設定される。この場合、所定の目標電流値ＩＢｔは、充電電流の目標電流値になる。これより、バッテリ２６が放電により蓄電率ＲＢが低下した場合に、ハンチングを生じることなく、バッテリ２６の蓄電率ＲＢを所定の目標蓄電率ＲＢｔに回復させることができる。

蓄電率ＲＢが所定の不感上限蓄電率ＲＢｕｌを上回る場合、所定の目標電流値ＩＢｔを正の値に設定する。不感上限蓄電率ＲＢｕｌは、例えば、０．６に設定される。この場合、所定の目標電流値ＩＢｔは、放電電流の目標電流値になる。これより、バッテリ２６が充電により蓄電率ＲＢが上昇した場合に、ハンチングを生じることなく、バッテリ２６の蓄電率ＲＢを所定の目標蓄電率ＲＢｔに回復させることができる。

＜コンバータ制御器３３の構成＞
図３は、図１のコンバータ制御器３３の構成を示すブロック図である。図３を参照すると、コンバータ制御器３３は、ノイズフィルタ５１、減算器５２、ＰＩ制御器５３、反転素子５４、減算器５５、ＰＩ制御器５６、及びノイズフィルタ５７を含む。

ノイズフィルタ５１は、直流電力系統電圧ＶＤｍのノイズを除去する。

減算器５２は、直流電力系統２０の直流電力系統目標電圧値ＶＤｔからノイズを除去された直流電力系統電圧ＶＤｍを減算して、電圧偏差ＶＤｅを生成する。直流電力系統目標電圧値ＶＤｔは、直流電力系統２０の基準電圧値とされる。

ＰＩ制御器５３は、電圧偏差ＶＤｅにＰＩ制御を施してバッテリ電流指令値ＩＢｃを生成する。

ノイズフィルタ５７は、バッテリ電流ＩＢｍのノイズを除去する。反転素子５４は、ノイズが除去されたバッテリ電流ＩＢｍの正負を反転する。このコンバータ２５の制御では充電時のバッテリ電流を正としているからである。

減算器５５は、バッテリ電流指令値ＩＢｃから正負が反転されたバッテリ電流ＩＢｍを減算して、電流偏差ＩＢｃｅを生成する。

ＰＩ制御器５は、電流偏差ＩＢｃｅにＰＩ制御を施してデューティ指令値Ｄを生成し、これをコンバータ２５に出力する。

コンバータ２５は、デューティ指令値Ｄに基づいて直流チョッパを動作させ、それによって、バッテリ２６の電圧を昇圧又は降圧する。この制御により、直流電力系統電圧ＶＤｍが直流電力系統目標電圧値ＶＤｔを下回るとバッテリ２６が放電し、直流電力系統電圧ＶＤｍが直流電力系統目標電圧値ＶＤｔを上回るとバッテリ２６が充電され、それによって、直流電力系統電圧ＶＤｍが直流電力系統目標電圧値ＶＤｔに維持される。

［動作］
次に、以上のように構成された電力制御システム１００の動作、ひいては電源システム２００の動作を説明する。

図１乃至図３を参照すると、直流電力負荷（２２～２４）に急な負荷変動が生じると、直流電力系統電圧ＶＤｍが変動する。すると、コンバータ制御器３３が、この直流電力系統電圧ＶＤｍの変動を打ち消して、直流電力系統電圧ＶＤｍを所定の直流電力系統目標電圧値ＶＤｔに維持するように、コンバータ２５を制御して、バッテリ２６を放電又は充電させる。これにより、直流電力負荷（２２～２４）に負荷変動に応じた電力が授受される。その結果、直流電力系統２０の電圧変動が抑制される。

一方、この間において、インバータ制御器３２が、バッテリ電流ＩＢｍが所定の目標電流値ＩＢｔに一致するように、電源用インバータ３１を制御して、直流電力系統２０の直流電力と交流電力系統１０の交流電力とを相互に変換する。このため、直流電力負荷（２２～２４）の急な負荷変動に伴うバッテリ２６の放電又は充電が、バッテリ電流ＩＢｍを定常的な所定の目標電流値ＩＢｔに一致させる放電又は充電に遅れて収束する。その結果、直流電力系統２０の直流電力及び交流電力系統１０の交流電力が、バッテリ電流ＩＢｍを定常的な所定の目標電流値ＩＢｔに一致させる放電又は充電に遅れて収束する。これにより、交流電力系統１０への直流電力負荷（２２～２４）の急な負荷変動の影響が抑制される。

また、この直流電力負荷（２２～２４）の急な負荷変動によって、バッテリ２６の蓄電率ＲＢが変化した場合、インバータ制御器３２が、バッテリ２６の蓄電率に応じて、所定の目標電流値ＩＢｔを調整する。その結果、バッテリ２６の蓄電率ＲＢが所定の目標蓄電率ＲＢｔに回復する。

［シミュレーション］
図４は、図１の電源システム２００のシミュレーション結果を示すグラフである。図５は、比較例の電源システムのシミュレーション結果を示すグラフである。比較例は、実施形態１の電源システム２００と比較すると、図１において、直流電力系統２０が電力貯蔵装置（２５，２６）を備えず、且つ、電源用インバータ３１がダイオード整流器で置換されている点が異なり、それ以外の構成は実施形態の電源システム２００と同じである。なお、実施形態１の電源システム２００では、インバータ制御器３２における所定の目標電流値ＩＢｔはゼロに設定された。

このシミュレーションでは、直流電力負荷（２２～２４）がシミュレーション開始からの経過時間が３秒から７秒の時間帯においてステップ状に増加及び減少された。

図４において、５段のグラフの横軸は全て経過時間（秒）を示し、最上段のグラフの縦軸は直流電力系統２０の直流電圧（直流電力系統電圧ＶＤｍ）（Ｖ）を示し、上から２番目の段のグラフの縦軸は、直流電力系統２０における直流電力（ｋＷ）を示し、上から３番目の段のグラフの縦軸は、交流電力系統１０の周波数（Ｈｚ）を示し、上から４番目の段のグラフの縦軸は、交流電力系統１０の電圧（Ｖ）を示し、最下段のグラフの縦軸は、交流電力系統１０の電力（ｋＷ）を示す。また、上から２段目のグラフにおいて、「ＡＣ／ＤＣ」のラベルを付与された灰色の線は、電源用インバータ３１の直流電力を示し、「ＤＣ／ＤＣ」のラベルを付与された一点鎖線は、コンバータ２５の直流電力を示し、「ＤＣ Ｌｄ．」のラベルを付与された破線は、直流電力負荷（２２～２４）の直流電力を示す。また、最下段のグラフにおいて、「Ｇｅｎ」のラベルを付与された灰色の線は、発電機１２の交流電力を示し、「ＡＣ／ＤＣ」のラベルを付与された一点鎖線は、電源用インバータ３１の交流電力を示し、「ＡＣ Ｌｄ．」のラベルを付与された破線は、交流負荷（１４）の交流電力を示す。

図５の５段のグラフは、上から２番目の段のグラフを除いて、図４のグラフと同じである。上から２番目の段のグラフの縦軸は、直流電力系統２０及び交流電力系統１０における直流電力（ｋＷ）を示す。「ＡＣ／ＤＣ」のラベルを付与された灰色の線は、ダイオード整流器の直流電力を示し、「ＤＣ Ｌｄ．」のラベルを付与された破線は、直流電力負荷（２２～２４）の直流電力を示す。

まず、図５を参照すると、比較例では、直流電力負荷（２２～２４）のステップ状の増加及び減少に伴い、直流電圧が約５０Ｖ急激に低下した他、電力変動がダイオード整流器を通してそのまま交流電力系統１０に伝わり、エンジン駆動される発電機１２の負荷（交流電力）が急変動している。

一方、図４を参照すると、実施形態１の電源システム２００では、直流電力負荷（２２～２４）の急変時には、コンバータ２５による直流電圧（直流電力系統電圧ＶＤｍ）の一定制御により、負荷変動が吸収され、その後、電源用インバータ３１によりバッテリ電流ＩＢｍがゼロになるように制御されるため、１～２秒程度かけてコンバータ２５の電流（直流電力）がゼロに収束するとともに交流電力系統１０に伝わる負荷変動（電源用インバータ３１の交流電力）がなだらかに立ち上がる。これにより、直流電力系統２０の直流電圧が大きく抑制され、エンジン駆動される発電機１２の負荷変動、並びに交流電力系統１０の交流電圧及び周波数の変動がなだらかなになっている。

なお、このシミュレーションでは、電源用インバータ３１によるバッテリ電流ＩＢｍの制御は、時定数０．６秒程度でゼロに収束するよう制御パラメータが設定された。しかし、この制御パラメータを変更することによってこの時定数を調整することが可能である。従って、この時定数を調整する（選択する）ことによって、必要なバッテリ２６の容量選定と合わせて、最適な電源システム２００の設計に寄与することができる。

（実施形態２）
本発明の実施形態２は、実施形態１の電源システム２００における第１制御に、交流電力系統１０における負荷変動の影響を抑制する第２制御を重畳させた形態を例示する。

［実施形態２に係る発明の概念］
実施形態１の電源システム２００における第１制御は、図１及び図２を参照すると、電力貯蔵装置（２５、２６）の充放電電流又は充放電電力が所定の目標電流値又ＩＢｔ（図２参照）又は目標電力値に一致するよう双方向電力変換器（３１）の交流端の出力又は入力を制御することである。実施形態２に係る発明は、双方向電力変換制御器（３１）が、交流電力系統１０の電力、電圧、電流、及び周波数の少なくともいずれかの変動を抑制するよう双方向電力変換器（３１）の交流端の出力又は入力を制御する第２制御を第１制御に重畳させて行うことである。ここで、「第２制御を第１制御に重畳させる」とは、「電力貯蔵装置（２５、２６）の充放電電流又は充放電電力が所定の目標電流値ＩＢｔ又は目標電力値に一致し、且つ、交流電力系統１０の電力、電圧、電流、及び周波数の少なくともいずれかの変動を抑制するよう双方向電力変換器の交流端の出力又は入力を制御する」ことを意味する。また、「交流電力系統１０の電力、電圧、電流、及び周波数の少なくともいずれかの変動」の原因は特に限定されない。交流電力系統１０の交流電力負荷（１４）の負荷変動、直流電力系統２０の直流電力負荷（２２～２４）の負荷変動等が例示される。

この第２制御の目的は、負荷変動によって交流電力系統１０の電力、電圧、電流、及び周波数の少なくともいずれかが変動した際に、双方向電力変換器（３１）によって、交流電力系統１０に電力（もしくは電流）を出し入れすることによって当該交流電力系統１０の電力、電圧、電流、及び周波数の少なくともいずれかの変動を抑制することにある。

以下には、第２制御が、双方向電力変換器（３１）の交流側に出力又は入力される有効電力をフィードバックすることによって、交流電力系統１０の周波数の変動を抑制するよう双方向電力変換器（３１）の交流側の出力又は入力を制御する形態を例示する。また、この第２制御が、双方向電力変換器（３１）の交流側に出力又は入力される無効電力又は有効電力をフィードバックすることによって、交流電力系統１０の電圧変動を抑制するよう双方向電力変換器（３１）の交流側の出力又は入力を制御する形態を、実施形態５及び実施形態６に例示する。なお、第２制御のこれらの形態以外の形態も、実施形態２、５、６の説明を参照して、実施形態２、５、６と同様に実施することができる。

また、交流電力系統１０を安定化させるのではなく意図した制御を実施したい場合は、変動を抑制するだけでなく、交流電力系統１０の電力、電圧、電流、及び周波数の少なくともいずれかにもとづき、双方向電力変換器（３１）の交流端の出力又は入力を制御する第２制御を第１制御に重畳させて行えば良い。

以下、本実施形態２を具体的に説明する。

［具体的構成及び動作］
図６は、本発明の実施形態２に係る電源システムの構成を示すブロック図である。

図６を参照すると、実施形態２の電源システム２００は、交流電力系統電圧計７１をさらに含む。交流電力系統電圧計７１は、交流電力系統１０の母線１３の電圧を計測する。以下、この計測した電圧を交流電力系統電圧と呼ぶ。

図７は、図６のインバータ制御器３２の構成を示すブロック図である。図７を参照すると、インバータ制御器３２は、ノイズフィルタ４１、減算器４２、ＰＩ制御器６１、ノイズフィルタ６２、ドループ器６３、加減算器６４、減算器６５、ＰＩ制御器６６、インバータ電流制御器４４、二相／三相変換器４５、及び三相／二相変換器４６を含む。

ノイズフィルタ４１及び減算器４２は実施形態１のノイズフィルタ４１及び減算器４２と同じである。また、インバータ電流制御器４４、二相／三相変換器４５、及び三相／二相変換器４６は、実施形態１のインバータ電流制御器４４、二相／三相変換器４５、及び三相／二相変換器４６と同じである。

ＰＩ制御器６１は、減算器４２で生成された電流偏差ＩＢｔｅにＰＩ制御を施し、バッテリ電流ＩＢｍに対応する目標周波数値Ｆｉを生成する。

一方、ノイズフィルタ６２は、三相／二相変換器４６で変換されたｄ軸電流Ｉｄｆのノイズを除去する。ドループ器６３は、ノイズが除去されたｄ軸電流Ｉｄｆをドループ特性に従ってｄ軸電流に対応する目標周波数値Ｆｄに変換する。

加減算器６４は、交流電力系統１０の基準周波数である所定の目標周波数値Ｆｔに対し、バッテリ電流ＩＢｍに対応する目標周波数値Ｆｉを加算するとともにｄ軸電流に対応する目標周波数値Ｆｄを減算して、総合目標周波数値Ｆｓを生成する。

一方、インバータ制御器３２は、交流電力系統電圧計７１が計測した交流電力系統電圧に基づいて交流電力周波数Ｆｍを生成する。

減算器６５は、総合目標周波数値Ｆｓから交流電力系統周波数Ｆｍを減算して、周波数偏差Ｆｅを生成する。

ＰＩ制御器６６は、この周波数偏差ＦｅにＰＩ制御を施してｄ軸電流指令値Ｉｄを生成する。これ以降の処理は、実施形態１のインバータ制御器３２と同じであるのでその説明を省略する。

この制御によれば、バッテリ電流ＩＢｍが所定の目標電流値ＩＢｔに一致するように直流電力系統２０の直流電力と交流電力系統１０の交流電力とが相互に変換される過程において、交流電力系統１０の周波数Ｆｍの変動に応じて当該周波数Ｆｍの変動を抑制するようなｄ軸電流が電源用インバータ３１の交流側に出力又は入力される。何故ならば、交流電力系統１０の周波数Ｆｍが変動して目標周波数値Ｆｔから逸脱すると、当該変動を打ち消すようなｄ軸電流が電源用インバータ３１の交流側に出力又は入力されるからである。なお、ｄ軸電流は有効電力を表す。

その結果、交流電力系統１０の周波数Ｆｍの変動が抑制される。なお、この制御においては、交流電力系統１０の周波数Ｆｍは、目標周波数値Ｆｔに収束しない。何故ならば、電源用インバータ３１自身の出力によってｄ軸電流Ｉｄに対応する目標周波数値Ｆｄが変化するため、総合目標周波数値Ｆｓが変化するからである。しかし、このことは何ら問題にならない。この制御の目的は、単に、負荷変動によって周波数Ｆｍが変動した際に電源用インバータ３１によって、交流電力系統１０に電力（もしくは電流）を出し入れすることによって当該周波数Ｆｍの変動を抑制することにあるからである。

なお、ｄ軸電流Ｉｄｆが正の値である場合には、直流電力系統２０の直流電力が交流電力系統１０の交流電力に変換され、ｄ軸電流Ｉｄｆが負の値である場合には、交流電力系統１０の交流電力が直流電力系統２０の直流電力に変換される。

ここで以下の点が重要である。

実施形態２では、第２制御の応答が第１制御の応答より早いように設定されている。第１制御の応答速度は、ＰＩ制御器６１の制御パラメータで設定され、第２制御の応答速度は、ＰＩ制御器６６の制御パラメータで設定される。

例えば、交流負荷１４の負荷が変動し、電源用インバータ３１がこの変動を吸収した場合、この負荷変動は電源用インバータ３１を通じて電力貯蔵装置（２５、２６）に吸収される。しかし、第１制御によって電力貯蔵装置（２５、２６）の充放電電流ＩＢｍが所定の目標電流値ＩＢｔに一致するように収束した後は、この負荷変動を電力貯蔵装置（２５、２６）が吸収しようとしても、充放電電流ＩＢｍが所定の目標電流値ＩＢｔに維持されるので、第１制御が第２制御を相殺してしまい、当該負荷変動を電力貯蔵装置（２５、２６）が吸収できなくなる。しかし、この構成によれば、第２制御の応答が第１制御の応答より早いので、第１制御が第２制御を相殺することなく、交流負荷１４の負荷変動を電力貯蔵装置（２５、２６）が吸収することができる。但し、第２制御の応答が第１制御の応答より早いことは、実施形態２の発明に必須の構成ではない。第２制御が第１制御に重畳されていれば、第１制御によって電力貯蔵装置（２５、２６）の充放電電流ＩＢｍが所定の目標電流値ＩＢｔに一致するように収束するまでは、第２制御によって、負荷変動が電源用インバータ３１を通じて電力貯蔵装置（２５、２６）に吸収されるからである。

以上に説明したように、実施形態２によれば、発電機１２と負荷変動を分担し、エンジン駆動による発電機１２の負荷変動及び交流電力系統１０の周波数Ｆｍの変動を抑制することができる。

［シミュレーション］
図８は、図６の電源システム２００のシミュレーション結果を示すグラフである。実施形態２の比較例は、実施形態１の比較例と同じである。図８におけるグラフの表し方は、図４におけるグラフの表し方と同じである。図９におけるグラフの表し方は、図５におけるグラフの表し方と同じである。

実施形態２の電源システム２００では、インバータ制御器３２における所定の目標電流値ＩＢｔはゼロに設定された。また、コンバータ２５のバッテリ電流ＩＢｍの収束時定数が１．５秒程度となるように、制御ゲインが設定された。

このシミュレーションでは、シミュレーション開始後３秒で直流電力負荷（２２～２４）が投入され後、７秒で当該直流電力負荷（２２～２４）が遮断された。そして、１２秒で交流負荷（１４）が投入された後、１６秒で当該交流負荷（１４）が遮断された。

まず、図９を参照すると、比較例では、直流電力負荷（２２～２４）投入時の変動は、図５と同様であり、交流負荷（１４）投入時には、直流電力負荷（２２～２４）投入時と同様に、交流電力系統の周波数及び電圧が変動し、エンジン駆動される発電機１２の負荷（交流電力）が急変動している。

一方、図８を参照すると、直流電力負荷（２２～２４）投入時においては、コンバータ２５のバッテリ電流ＩＢｍの収束時定数が１．５秒程度となるように制御ゲインが設定されたため収束時間が異なるものの、おおよその挙動は図４と同様である。一方、交流負荷（１４）の投入時においては、急峻な負荷変動をドループ制御された電源用インバータ３１により吸収することによって発電機１２の負荷（交流電力）の変動が抑制されるとともに交流電力系統１０の周波数及び電圧の変動が大幅に抑制されている。なお、ドループ制御により電源用インバータ３１に吸収された負荷変動は全て直流電力系統２０を介してコンバータ２５により吸収されるため、負荷変動吸収後はコンバータ２５のバッテリ電流ＩＢｍが再び時定数１．５秒程度でゼロに収束し、定常負荷は全て発電機１２が負担している。

（実施形態３）
本発明の実施形態３は、実施形態２のバッテリ電流制御器において、バッテリ電流ＩＢｍに対して不感帯を設けたものである。

図７を参照すると、減算器４２及びＰＩ制御器６１がバッテリ電流制御器を構成している。図１０は、本発明の実施形態３に係る電源システムのインバータ制御器におけるバッテリ電流制御器（４２，６１）の不感帯動作を示すフローチャートである。

図１０を参照すると、バッテリ電流制御器（４２，６１）は、バッテリ電流ＩＢｍがバッテリ電流ＩＢｍの所定目標電流値ＩＢｔより一定値ＩＢｏｆｔ上回る（ステップＳ１でＹＥＳ）と、バッテリ電流ＩＢｍに対応する目標周波数値Ｆｉを一定レート（ΔＦｉ［Ｈｚ／ｓｅｃ］）で減少させ（ステップＳ２）、バッテリ電流ＩＢｍがバッテリ電流ＩＢｍの所定目標電流値ＩＢｔより一定値ＩＢｏｆｔ下回る（ステップＳ３でＹＥＳ）と、バッテリ電流ＩＢｍに対応する目標周波数値Ｆｉを一定レート（ΔＦｉ［Ｈｚ／ｓｅｃ］）で増加させ（ステップＳ４）、これらのいずれでもない場合（ステップＳ３でＮＯ）、バッテリ電流ＩＢｍに対応する目標周波数値Ｆｉは前回値を保持する（ステップＳ５）。

これにより、バッテリ電流ＩＢｍに対応する目標周波数値Ｆｉの生成動作が安定化される（ハンチングが防止される）。

図１１は、実施形態３の電源システム２００のシミュレーション結果を示すグラフである。図１１のグラフの表し方は、図８と同じである。実施形態３のシミュレーションの条件は、実施形態２のシミュレーションの条件と同じである。

図１１を参照すると、実施形態２のシミュレーションと同様の結果が得られている。

（実施形態４）
本発明の実施形態４は、実施形態２の電力制御システム１００（電源システム２００）において、第２制御が、双方向電力変換器（３１）の交流側に出力又は入力される無効電力をフィードバックすることによって、交流電力系統１０の電圧変動を抑制するよう双方向電力変換器（３１）の交流側の出力又は入力を制御する制御をさらに含む形態を例示する。

図１２は、本発明の実施形態４に係る電源システム２００のインバータ制御器３２の構成を示すブロック図である。

図１２を参照すると、実施形態４のインバータ制御器３２は、実施形態２のインバータ制御器３２において、さらに、ノイズフィルタ８１、ドループ器８２、減算器８３、減算器８４、及びＰＩ制御器８５を備えている。

ノイズフィルタ８１は、三相／二相変換器４６で変換されたｑ軸電流Ｉｑｆのノイズを除去する。ドループ器８２は、ノイズが除去されたｑ軸電流Ｉｑｆをドループ特性に従ってｑ軸電流に対応する目標交流電圧値ＶＡｉに変換する。

減算器８３は、交流電力系統１０の基準電圧である所定の目標交流電圧値ＶＡｔからｑ軸電流に対応する目標交流電圧値ＶＡｉを減算して、総合目標交流電圧値ＶＡｓを生成する。

減算器８４は、総合目標交流電圧値ＶＡｓから交流電力系統電圧計７１が計測した交流電力系統電圧ＶＡｍを減算して、電圧偏差ＶＡｅを生成する。

ＰＩ制御器８５は、この電圧偏差ＶＡｅにＰＩ制御を施してｑ軸電流指令値Ｉｑを生成する。これ以降の処理は、実施形態１のインバータ制御器３２と同じであるのでその説明を省略する。

この第２制御の結果、実施形態２の効果に加えて、バッテリ電流ＩＢｍが所定の目標電流値ＩＢｔに一致するように直流電力系統２０の直流電力と交流電力系統１０の交流電力とが相互に変換される過程において、交流電力系統１０の電圧ＶＡｍの変動に応じて当該電圧ＶＡｍの変動を抑制するようなｑ軸電流が電源用インバータ３１の交流側に出力又は入力される。何故ならば、交流電力系統１０の電圧ＶＡｍが変動して目標周電圧値ＶＡｔから逸脱すると、当該変動を打ち消すようなｑ軸電流が電源用インバータ３１の交流側に出力又は入力されるからである。なお、ｑ軸電流は無効電力を表す。

その結果、交流電力系統１０の電圧ＶＡｍの変動が抑制される。

以上に説明したように、実施形態４によれば、発電機１２と負荷変動を分担し、エンジン駆動による発電機１２の負荷変動並びに交流電力系統１０の周波数Ｆｍの変動及び電圧の変動を抑制することができる。

（実施形態５）
本発明の実施形態５は、実施形態１の電力制御システム１００（電源システム２００）において、第２制御が、双方向電力変換器（３１）の交流側に出力又は入力される無効電力をフィードバックすることによって、交流電力系統１０の電圧変動を抑制するよう双方向電力変換器（３１）の交流側の出力又は入力を制御する形態を例示する。

図１３は、本発明の実施形態５に係る電源システムのインバータ制御器３２の構成を示すブロック図である。

図１３を参照すると、実施形態５のインバータ制御器３２は、実施形態１のインバータ制御器３２において、さらに、ノイズフィルタ８１、ドループ器８２、減算器８３、減算器８４、及びＰＩ制御器８５を備えている。

この追加部分の構成は、実施形態４における実施形態２に対する追加部分の構成と同じであるので、その説明を省略する。

実施形態５における第２制御によれば、バッテリ電流ＩＢｍが所定の目標電流値ＩＢｔに一致するように直流電力系統２０の直流電力と交流電力系統１０の交流電力とが相互に変換される過程において、交流電力系統１０の電圧ＶＡｍの変動に応じて当該電圧の変動を抑制するようなｑ軸電流が電源用インバータ３１の交流側に出力又は入力され、その結果、交流電力系統１０の電圧ＶＡｍの変動が抑制される。

従って実施形態５によれば、実施形態１の効果に加えて、交流電力系統１０の電圧ＶＡｍの変動を抑制することができる。

（実施形態６）
本発明の実施形態６は、実施形態１の電力制御システム１００（電源システム２００）において、第２制御が、双方向電力変換器（３１）の交流側に出力又は入力される有効電力をフィードバックすることによって、交流電力系統１０の電圧変動を抑制するよう双方向電力変換器（３１）の交流側の出力又は入力を制御する形態を例示する。

図１４は、本発明の実施形態６に係る電源システムのインバータ制御器３２の構成を示すブロック図である。

図１４を参照すると、実施形態６のインバータ制御器３２は、実施形態１のインバータ制御器３２において、さらに、ノイズフィルタ８１、ドループ器８２、減算器８３、減算器８４、ＰＩ制御器８５、及び加算器８６を備えている。一方、ノイズフィルタ４１、減算器４２、及びＰＩ制御器４３の構成及び動作は、実施形態１と同じである。但し、ＰＩ制御器４３が出力するｄ軸電流指令値をここでは、第１ｄ軸電流指令値Ｉｄ１と表す。

ノイズフィルタ８１は、三相／二相変換器４６で変換されたｄ軸電流Ｉｄｆのノイズを除去する。ドループ器８２は、ノイズが除去されたｄ軸電流Ｉｄｆをドループ特性に従ってｄ軸電流に対応する目標交流電圧値ＶＡｉに変換する。

減算器８３は、交流電力系統１０の基準電圧である所定の目標交流電圧値ＶＡｔからｄ軸電流に対応する目標交流電圧値ＶＡｉを減算して、総合目標交流電圧値ＶＡｓを生成する。

減算器８４は、総合目標交流電圧値ＶＡｓから交流電力系統電圧計７１が計測した交流電力系統電圧ＶＡｍを減算して、電圧偏差ＶＡｅを生成する。

ＰＩ制御器８５は、この電圧偏差ＶＡｅにＰＩ制御を施して第２ｄ軸電流指令値Ｉｄ２を生成する。

加算器８６は、第１ｄ軸電流指令値Ｉｄ１に第２ｄ軸電流指令値Ｉｄ２を加算して、ｄ軸電流指令値Ｉｄを生成する。

これ以降の処理は、実施形態１のインバータ制御器３２と同じであるのでその説明を省略する。

このように構成された実施形態６の第２制御によれば、バッテリ電流ＩＢｍが所定の目標電流値ＩＢｔに一致するように直流電力系統２０の直流電力と交流電力系統１０の交流電力とが相互に変換される過程において、交流電力系統１０の電圧ＶＡｍの変動に応じて当該電圧ＶＡｍの変動を抑制するようなｄ軸電流が電源用インバータ３１の交流側に出力又は入力される。何故ならば、交流電力系統１０の電圧ＶＡｍが変動して目標周電圧値ＶＡｔから逸脱すると、当該変動を打ち消すようなｄ軸電流が電源用インバータ３１の交流側に出力又は入力されるからである。なお、ｄ軸電流は有効電力を表す。

その結果、交流電力系統１０の電圧ＶＡｍの変動が抑制される。

以上に説明したように、実施形態６によれば、発電機１２と負荷変動を分担し、エンジン駆動による発電機１２の負荷変動及び交流電力系統１０の電圧ＶＡｍの変動を抑制することができる。

（その他の実施形態）
実施形態１乃至５において、コンバータ２５及びコンバータ制御器３３を省略してもよい。この場合でも、負荷変動による直流電力系統２０の電圧の変動を抑制することができる。

実施形態１乃至６において、例えば交流電力系統１０の周波数の計測値をハイパスフィルタに通して変動成分だけ抽出し、それがゼロとなるよう制御する第２制御を追加してもよい。

上記説明から、当業者にとっては、多くの改良や他の実施形態が明らかである。従って、上記説明は、例示としてのみ解釈されるべきである。

本発明の電力制御システム及び電源システムは、一般的な直流電力負荷に急な負荷変動が生じた場合に、交流電力系統への負荷変動の影響を抑制することが可能な電力制御システム及び電源システムとして有用である。

１０ 交流電力系統
１１ エンジン
１２ 発電機
１３ 母線
１４ 交流負荷
２０ 直流電力系統
２１ 母線
２２ 直流負荷
２３ 負荷用インバータ
２４ モータ
２５ コンバータ
２６ バッテリ
３１ 電源用インバータ
３２ インバータ制御器
３３ コンバータ制御器
１００ 電力制御システム
２００ 電源システム

Claims (10)

1. 交流端が交流電力系統に接続されるとともに直流端が１以上の直流電力負荷が接続された直流電力系統に接続され、前記交流電力系統の交流電力と前記直流電力系統の直流電力とを相互に変換する双方向電力変換器と、
   前記直流電力系統に接続され、前記直流電力系統の電力を貯蔵する電力貯蔵装置と、
   前記電力貯蔵装置の充放電電流又は充放電電力が所定の目標電流値又は目標電力値に一致するよう前記双方向電力変換器の交流端の出力又は入力を制御する第１制御を行う双方向電力変換制御器と、を備え、
   前記電力貯蔵装置は、前記直流電力系統の電力を蓄電する蓄電デバイスと、前記直流電力系統の電圧が所定目標電圧値を維持するように前記蓄電デバイスの電圧の昇降圧の比率を制御するＤＣ／ＤＣコンバータと、を備える、電力制御システム。
2. 所定の目標電流値又は目標電力値がゼロである、請求項１に記載の電力制御システム。
3. 前記双方向電力変換制御器は、前記電力貯蔵装置の蓄電率が所定の目標蓄電率になると、前記所定の目標電流値又は目標電力値をゼロに設定するように構成されている、請求項１又は２に記載の電力制御システム。
4. 前記双方向電力変換制御器は、前記電力貯蔵装置の蓄電率が前記目標蓄電率より小さい所定の不感下限蓄電率を下回ると、前記所定の目標電流値又は目標電力値を、充電電流の目標電流値又は充電電力の目標電力値に設定するように構成されている、請求項３に記載の電力制御システム。
5. 前記双方向電力変換制御器は、前記電力貯蔵装置の蓄電率が前記目標蓄電率より大きい所定の不感上限蓄電率を上回ると、前記所定の目標電流値又は目標電力値を、放電電流の目標電流値又は放電電力の目標電力値に設定するように構成されている、請求項３又は４に記載の電力制御システム。
6. 前記双方向電力変換制御器は、前記交流電力系統の電力、電圧、電流、及び周波数の少なくともいずれかの変動を抑制するよう前記双方向電力変換器の交流端の出力又は入力を制御する第２制御を前記第１制御に重畳させて行うように構成されている、請求項１乃至５のいずれかに記載の電力制御システム。
7. 前記第２制御の応答が前記第１制御の応答より早い、請求項６に記載の電力制御システム。
8. 前記第２制御が、前記双方向電力変換器の交流側に出力又は入力される有効電力をフィードバックすることによって、前記交流電力系統の周波数の変動を抑制するよう前記双方向電力変換器の交流側の出力又は入力を制御することを含む、請求項６又は７に記載の電力制御システム。
9. 前記第２制御が、前記双方向電力変換器の交流側に出力又は入力される無効電力又は有効電力をフィードバックすることによって、前記交流電力系統の電圧変動を抑制するよう前記双方向電力変換器の交流側の出力又は入力を制御することを含む、請求項６乃至８のいずれかに記載の電力制御システム。
10. 請求項１乃至９のいずれかに記載の電力制御システムと、前記交流電力系統と、前記直流電力系統と、を備える、電源システム。

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