WO2014132304A1 - 系統連系する電力変換装置 - Google Patents

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WO2014132304A1
WO2014132304A1 PCT/JP2013/006190 JP2013006190W WO2014132304A1 WO 2014132304 A1 WO2014132304 A1 WO 2014132304A1 JP 2013006190 W JP2013006190 W JP 2013006190W WO 2014132304 A1 WO2014132304 A1 WO 2014132304A1
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generator
voltage
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謙一 崎元
杉本　和繁
進藤　裕司
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川崎重工業株式会社
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    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
    • Y02E10/56—Power conversion systems, e.g. maximum power point trackers

Definitions

  • the present invention relates to a power converter connected to a power system used for a distributed power source or the like.
  • such a system also called a microgrid
  • the power system is alternating current and the power generator is direct current.
  • a power conversion device that converts power between alternating current and direct current is necessary.
  • a self-sustained operation that is operated independently of the commercial power system and a connected operation that is operated in conjunction with the commercial power system are assumed. It is important to realize a stable power supply in any operation. And it is requested
  • the Applicant recently developed a control method for a power converter having characteristics (generator model) equivalent to a generator connected to the grid, and provides stable power not only during grid operation but also during independent operation.
  • a power converter that realizes an uninterrupted transition from interconnected operation to independent operation.
  • a differential equation describing the dynamics of a generator called Park's equation is incorporated in a control system as a generator model.
  • the dynamics are simplified by expressing the generator model with a phasor diagram, and the simplified generator model is incorporated into the control system of the power converter.
  • JP 2009-081942 A Japanese Patent Laid-Open No. 2011-155795 JP 2009-225599 A JP 2012-143018 A
  • the power converter device of patent document 4 is equipped with the PLL circuit for the frequency detection of a system
  • the PLL circuit since the PLL circuit has a control time delay, its response time is set. Since the work to decide and the adjustment of the time constant are necessary, the handling requires a high level of specialized knowledge. Also, when the system voltage fluctuates due to load fluctuations or system faults, the PLL circuit tends to be sensitive to the effects, so the same phenomenon as the actual generator step-out occurs in the generator model. In this case, there is a problem that the intended operation continuation is hindered.
  • the present invention has been made to solve the above-described problems, has characteristics equivalent to a generator, does not use a PLL circuit for system frequency detection, and is resistant to fluctuations in system voltage or frequency.
  • An object of the present invention is to provide a power conversion device capable of continuing operation.
  • a power conversion device configured to convert input DC power into AC power and output the AC power to an output line connected to a power system. And a control unit configured to control the power conversion unit so that the power conversion unit operates as a virtual generator, and the control unit is ineffective that the power conversion unit outputs to the output line.
  • An AVR model configured to calculate an induced voltage of the virtual generator according to a deviation of the output voltage from the voltage command value based on the power and the output voltage, the reactive power command value, and the voltage command value Unit, the active power output from the power converter to the output line, the active power command value, the angular velocity command value, and the angular velocity of the rotor of the virtual generator, based on the angular velocity command value of the angular velocity Depending on the deviation of In addition, a governor for calculating the drive torque of the virtual drive source that drives the virtual generator and the drive source model unit, the induced voltage and the q-axis current command value calculated by the AVR model unit, or the output current of the power conversion unit A power generation torque calculation unit that calculates the power generation torque of the virtual generator based on the q-axis component of the power generation torque, and a power generation torque calculated by the power generation torque calculation unit from the drive torque calculated by the governor and the drive source model unit Rotation angle that calculates the acceleration torque of the virtual generator rotor
  • a generator that calculates a d-axis current command value and a q-axis current command value corresponding to the d-axis component and the q-axis component of the armature current of the virtual generator based on the d-axis component and the q-axis component of the output voltage A model unit; and a power conversion control unit that controls the power conversion unit to output a current corresponding to the d-axis current command value and the q-axis current command value calculated by the generator model unit.
  • the concept of “output voltage of power converter” and “output current of power converter” includes not only the voltage and current on the primary side but also the voltage on the secondary side when a transformer exists in the output line. And current respectively.
  • the voltage and current on the secondary side of the transformer are obtained by converting the voltage value and current value of the power directly output from the power converter according to the turn ratio between the primary winding and the secondary winding. Because it is not too much.
  • “computing” includes “calculating” by software and performing analog operation by hardware (for example, an electronic circuit).
  • the control system of the power conversion device is simplified.
  • the governor and the drive source model unit calculate the drive torque of the virtual drive source according to the frequency (angular speed of the rotor of the virtual generator), and the power generation torque calculation unit calculates the load current (q-axis current command value or output current).
  • the rotation angle calculator subtracts the generated torque from the drive torque to calculate the acceleration torque of the rotor of the virtual generator.
  • a load current corresponding to the rotation angle is output.
  • the q-axis current command value is calculated. Therefore, for example, when the rotation angle of the rotor of the virtual generator increases due to some disturbance, the q-axis current command value increases accordingly, thereby increasing the power generation torque of the virtual generator and decreasing the acceleration torque. To do. As a result, the rotational angle of the rotor of the virtual generator decreases. Therefore, the virtual generator tries to maintain a constant rotor rotation angle even when there is a disturbance.
  • the control unit may further include a power generation torque braking unit that brakes the vibration of the power generation torque calculated by the power generation torque calculation unit and outputs the vibration to the rotation angle calculation unit.
  • the braking unit may be configured with a filter and a phase advance compensator, for example.
  • the control unit further includes a voltage limiting unit that limits a value of a d-axis component and a q-axis component of the output voltage supplied to the generator model unit via the voltage dq conversion unit to a predetermined value. Also good.
  • each variable value of the virtual generator is prevented from greatly fluctuating and deviating from the stable operating range of the generator, thus avoiding step-out. And driving can be continued.
  • the output voltage may be limited before or after the dq conversion.
  • the control unit may further include a current limit control unit that controls the d-axis and q-axis current command values calculated by the generator model to be limited within predetermined limits.
  • a power conversion device that has characteristics equivalent to a generator, does not use a PLL circuit for system frequency detection, and can continue operation with respect to system voltage and frequency fluctuations. it can.
  • FIG. 1 is a block diagram showing a configuration example of a microgrid using the power conversion device according to Embodiment 1 of the present invention.
  • FIG. 2 is an equivalent circuit of a modeled virtual generator included in the control unit of the power conversion apparatus of FIG.
  • FIG. 3 is a phasor diagram showing the relationship among the induced voltage, the phase voltage, and the line current in the equivalent circuit of the virtual generator of FIG.
  • FIG. 4 is an equivalent block diagram at the time of control of the control unit of the power conversion device of FIG. 1.
  • FIG. 5 is a phasor diagram showing the relationship among the induced voltage, phase voltage, and line current in the equivalent block diagram of FIG. FIG.
  • FIG. 6 is an equivalent block diagram during control of the control unit of the power conversion device according to Embodiment 2 of the present invention.
  • FIG. 7 is a graph showing a simulation result by the power conversion device of FIG. 6.
  • FIG. 8 is an equivalent block diagram during control of the control unit of the power conversion device according to Embodiment 3 of the present invention.
  • FIG. 9 is a graph showing a simulation result by the power conversion device of FIG. 8.
  • FIG. 10 is an equivalent block diagram during control of the control unit of the power conversion device according to Embodiment 4 of the present invention.
  • FIG. 11 is a graph showing a simulation result by the power conversion device of FIG. 10.
  • FIG. 1 is a block diagram showing a configuration example of a microgrid using the power conversion device according to Embodiment 1 of the present invention.
  • a load 11 and a DC power source 1 are connected to a distribution line (AC circuit) 9 of a microgrid (small-scale distribution network).
  • the DC power source 1 is connected to the distribution line 9 via the power converter PC and the output line 2.
  • Examples of the DC power source 1 include a DC power generator and a secondary battery.
  • Examples of the DC power generator include a solar battery, a fuel battery, and an AC generator (for example, a gas turbine generator, an engine generator) provided with a rectifier.
  • the DC power supply 1 and the power conversion device PC constitute an AC power supply device.
  • the microgrid is provided with a microgrid control device (not shown) that manages the microgrid based on the setting of the operator operating the microgrid in the area of the microgrid.
  • a microgrid control device (not shown) that manages the microgrid based on the setting of the operator operating the microgrid in the area of the microgrid.
  • Each of the AC power supply device and the load 11 connected to the distribution line 9 of the microgrid is provided with a monitoring unit (measuring device such as electric power: not shown) for monitoring each state.
  • the monitoring unit and the microgrid control device can communicate with each other via, for example, a signal line (not shown).
  • the microgrid control device receives the monitoring status (measured value) from each monitoring unit, and transmits a command value such as an output power target value to the AC power supply device in accordance with the monitoring status.
  • These command values are set (programmed) by the operator so as to be determined according to the monitoring status of each monitoring unit.
  • the microgrid is operated independently of the commercial power system (large-scale power system) without being connected to the commercial power system (hereinafter referred to as “independent form”) and connected to the commercial power system.
  • independent form There is a form (hereinafter referred to as “interconnected form”).
  • interconnected form the microgrid distribution line 9 is connected to the commercial power system via, for example, a circuit breaker (not shown).
  • the power conversion device PC performs the interconnection operation.
  • the circuit breaker When the grid is connected to the grid, if an abnormality occurs in the commercial power system, the circuit breaker is opened and the state is the same as in the independent mode.
  • the switching of the circuit breaker is controlled by, for example, a commercial power system control system (not shown).
  • the power conversion device PC detects the single operation state from changes in the frequency and voltage of the output line, opens a switch (not shown), and shifts to the independent operation.
  • the microgrid is operated by the interconnection
  • the AC power supply device is connected to a microgrid distribution line 9 via a transformer 8.
  • the power converter PC of the present embodiment constitutes an AC power supply device together with the DC power supply 1.
  • the power conversion device PC converts the input DC power into AC power and outputs it to the output line 2 connected to the power system, and the three-phase output from the power conversion unit 3
  • Current sensor (current measurement PC) 4 that detects output currents ia, ib, ic of each phase (a phase, b phase, c phase), output reactor 5, and each phase (a phase, b phase, c phase) )
  • a voltage sensor (not shown) for detecting the voltage of the DC power supply 1 may be provided. Further, the number of phases of the wiring 9 and the output line 2 is not limited.
  • the voltage sensor (voltage measurement PT) 6 detects the voltage on the secondary side of the transformer 8 here, but may detect the voltage on the primary side.
  • the power conversion unit 3 includes, for example, six switching elements 3a to 3f each including a diode connected in antiparallel.
  • the power converter 3 is formed of a semiconductor element, and IGBTs are used for the switching elements 3a to 3f, for example.
  • the control unit 12 outputs a control signal (PWM signal) input to the control terminals (for example, the gate terminals of the IGBTs) of the switching elements 3a to 3f to the power conversion unit 3, and turns on / off the switching elements 3a to 3f.
  • PWM signal control signal
  • the control unit 12 is configured to control the power conversion unit 3 so that the power conversion unit 3 operates as a virtual generator.
  • the control unit 12 is configured such that the virtual generator includes a generator, an AVR (automatic voltage regulator) that controls the induced voltage of the generator, a drive source that drives the generator, and a governor.
  • a generator model unit 30, an AVR model unit 70, and a drive source and governor model unit 80 that define the input / output relationships of the assumed generator, AVR, drive source, and governor.
  • the generator model unit 30 is a calculation unit that calculates an output with respect to the input of the generator
  • the AVR model unit 70 is a calculation unit that calculates an output with respect to the input of the AVR
  • the drive source and governor model unit 80 is The calculation unit calculates the output with respect to the input of the drive source and the governor.
  • the concept of “the output voltage of the power converter 3” and “the output current of the power converter 3” includes not only the voltage and current on the primary side of the transformer 8 existing in the output line 2 but also the secondary side. Voltage and current are also included.
  • This control unit is composed of arithmetic units such as FPGA (field programmable gate array), PLC (programmable logical controller), microcontroller, etc., and the generator model unit 30 and the power conversion control unit 20 are included in the arithmetic unit. It is a functional block realized by executing a program built in the program.
  • arithmetic units such as FPGA (field programmable gate array), PLC (programmable logical controller), microcontroller, etc.
  • an adder a subtracter, and an adder / subtractor are referred to as an adder / subtracter without distinction.
  • the control unit 12 includes a generator model unit 30, an AVR model unit 70, a drive source and governor model unit 80, a power generation torque calculation unit 40, a rotation angle calculation unit 50, a current dq conversion unit 10, and a voltage dq conversion.
  • the unit 60 although not shown, it has a power detection unit and the like.
  • the power detection unit receives the output currents ia, ib, ic detected by the current sensor 4 and the output voltages va, vb, vc detected by the voltage sensor 6, and outputs the active power P and the reactive power Q from them.
  • the calculated active power P is output to the drive source and governor model unit 80, and the reactive power Q is output to the AVR model unit 70.
  • the power detection unit may detect the active power using, for example, a wattmeter provided on the output line 2.
  • the governor and drive source model unit 80 includes an active power P output from the power conversion unit 3 to the output line 2, an active power command value P * , an angular velocity command value ⁇ *, and an angular velocity ⁇ R of the virtual generator rotor. based on, in accordance with the deviation and the deviation from the angular velocity command value of the angular velocity omega R omega * from the effective power command value of the effective power P P *, the drive torque T m of a virtual drive source for driving the virtual generator Calculate (calculate). Specifically, in the drive source and governor model unit 80, the active power command value P * and the angular velocity command value ⁇ * are input from the outside (here, the microgrid control device).
  • active power P is input from the power detection unit, and angular velocity ⁇ R is input from a rotation angle calculation unit 50 described later.
  • the adder / subtractor 81 outputs a value obtained by subtracting the active power P from the active power command value P * to the droop block 82.
  • the droop block 82 outputs to the adder / subtractor 83 a value obtained by multiplying the output of the adder / subtractor 81 by a predetermined calculation according to the drooping characteristic of the governor (for example, a product of a real constant gain K gd ).
  • Subtractor 83 a value obtained by subtracting the angular velocity omega R from the value obtained by adding the output value of the angular velocity command value omega * and the loop block 82, and outputs to the PI control block 84.
  • the PI control block 84 performs proportional-integral compensation on the output of the adder / subtractor 83 by, for example, a PI regulator.
  • the PI control block 84 simulates the response delay of the governor and the drive source. Note that the PI control block 84 may perform only proportional compensation.
  • Driving torque output unit 85 converts the output of the PI control block 84 to the drive torque T m of a virtual drive source (e.g., gas turbines) (e.g. by multiplying a predetermined coefficient) to the rotation angle calculator 50.
  • a virtual drive source e.g., gas turbines
  • the angular velocity ⁇ R and the rotation angle ⁇ R of the virtual generator rotor are calculated based on at least the acceleration torque T and the inertia of the virtual generator rotor.
  • the adder / subtractors 51 and 52 subtract the value obtained by subtracting the power generation torque Te input from the power generation torque calculation unit 40 and the friction torque input from the damping block 53 from the drive torque Tm. Output to.
  • the unit inertia constant block 54 calculates the angular velocity ⁇ R of the rotor of the virtual generator by performing predetermined arithmetic processing using the output of the adder / subtractor 52 and the unit inertia constant J g simulating the inertia of the rotor, and the integrator 55, and output to the adder / subtractor 83 and the damping block 53.
  • the damping block 53 performs a predetermined calculation using the angular velocity ⁇ R of the rotor and the damper coefficient D g that simulates the dynamic friction of the rotor, calculates the friction torque, and outputs this to the adder / subtractor 52. Note that when the calculation of the angular velocity ⁇ R of the rotor is simplified, the damping block 53 may be omitted.
  • the integrator 55 integrates the input angular velocity ⁇ R of the rotor to calculate the rotation angle ⁇ R of the rotor of the virtual generator, and the voltage dq conversion unit 60, current dq conversion unit 10 and dq. Output to the inverse transform unit 25.
  • AVR model unit 70 based on the reactive power Q and the output voltage V g by the power converting unit 3 and outputs to the output line 2, and the reactive power command value Q * and the voltage command value V *, the reactive power of the reactive power Q is configured to calculate the command values Q * deviation from the output voltage V g the induced voltage E f of the virtual generator in accordance with the deviation from the voltage command value V * of.
  • the AVR model unit 70 receives a reactive power command value Q * and a voltage command value V * from the outside (here, a microgrid control device). Further, the reactive power Q is input from the power detection unit, the effective voltage V g is input and from the effective voltage calculation unit (not shown).
  • the effective voltage calculator calculates the execution voltage V g from V gq and V gd calculated by the voltage dq converter 60 using the following equation.
  • the power detection unit calculates the reactive power Q from V gq , V gd and i q , i d using the following equation.
  • the adder / subtractor 71 outputs a value (reactive power deviation) obtained by subtracting the reactive power Q from the reactive power command value Q * to the droop block 72.
  • the droop block 72 outputs, to the block 74, a value obtained by performing a predetermined operation on the output of the adder / subtractor 71 in accordance with the drooping characteristic of AVR (for example, a product of a real constant gain K ad ).
  • the block 74 gives a first-order delay to the output of the droop block 72 and outputs this to the adder / subtractor 73.
  • the reason for providing the first-order lag is to prevent the response to the reactive power deviation from becoming sensitive.
  • the voltage command value V * is input to the adder / subtractor 73.
  • Subtracter 73 adds the output and the voltage command value V * of block 74, further a value obtained by subtracting the effective voltage V g from the added value (voltage deviation in consideration of the reactive power deviation), the PI control block 75 Output.
  • the PI control block 75 performs proportional integration compensation on the output of the adder / subtractor 73 by, for example, a PI regulator to calculate the induced voltage E f, and outputs this to the generator model unit 30 and the power generation torque calculator 40.
  • the generator model unit 30 is based on the induced voltage E f calculated by the AVR model unit 70 and the d-axis component V gd and q-axis component V gq of the output voltage calculated by the voltage dq converter 60.
  • a d-axis current command value i d * and a q-axis current command value i q * corresponding to the d-axis component and the q-axis component of the armature current of the generator are calculated.
  • the generator model unit 30 simulates a synchronous generator using an algebraic expression defined by a phasor diagram.
  • the generator model unit 30 of the present embodiment will be specifically described.
  • FIG. 2 is an equivalent circuit of a modeled virtual generator included in the control unit 12 of the power conversion apparatus of FIG.
  • the virtual generator generates virtual power by the induced voltage E f of the virtual generator field, the winding reactance x of the virtual armature of the virtual generator, and the winding resistance r. This is modeled using the impedance of the machine and the voltage V g (complex voltage vector) and current I (complex current vector) output from the virtual generator.
  • FIG. 3 is a phasor diagram showing the relationship among the induced voltage, phase voltage (output voltage), and line current (output current (more precisely, current command value)) in the equivalent circuit of the virtual generator of FIG.
  • the induced voltage E f is a q-axis reference vector. The relationship between each complex vector from the phasor diagram shown in FIG. 3 is expressed as follows.
  • FIG. 4 is an equivalent block diagram during control of the control unit 12 of the power conversion device PC.
  • FIG. 4 a specific configuration example of each block in FIG. 1, there is shown an equivalent circuit 130 of the feedback path of the variations in the case where the rotation angle theta R of the rotor of the virtual generator varies the .
  • the equivalent circuit 130 will be described later together with the operation of the power conversion device PC.
  • the algebraic expression (5) is represented by a control block as shown in block 30 of the block diagram of FIG.
  • This control block when given the induced voltage E f of the virtual generator and the output voltage vectors V gq and V gd , gives a command value (d-axis current command value i d ) of the current type inverter (power converter 3). * And q-axis current command value i q ) can be calculated. Therefore, in the present embodiment, the generator model unit 30 is configured as a control model that calculates a command value for current feedback control using the algebraic expression (5) defined in the phasor diagram of FIG.
  • the algebraic expression (5) includes the induced voltage E f of the synchronous generator, the d-axis component V gd and the q-axis component V gq of the output voltage, the d-axis current command value i d * and the q-axis current command. It defines the relationship between the value i q * and the winding reactance x and winding resistance r of the virtual armature of the virtual generator.
  • the generator model unit 30 receives the induced voltage E f and the d-axis current command value i d * that satisfies the algebraic expression (5) for the d-axis component V gd and the q-axis component V gq of the output voltage.
  • the q-axis current command value i q * is calculated.
  • Generator torque calculating section 40 calculates a power generation torque T e of the virtual generator based on the calculated in AVR model portion 70 a and the induced voltage E f q-axis current command value i q * and. Specifically, as shown in the equivalent block diagram of FIG. 4, the power generation torque calculator 40 calculates the power generation torque Te by the following equation. Note that ⁇ is a time differential value of the rotation angle ⁇ of the system voltage. In this embodiment, ⁇ is a preset value.
  • T e (E f / ⁇ ) ⁇ i q * (6)
  • Generation torque T e of the thus virtual generator which is calculated, as described above, it is output to the rotation angle calculation unit 50, used for the calculation of acceleration torque T of the rotor of the virtual generator in the rotation angle calculation unit 50 It is done.
  • the current value used to calculate the power generation torque Te in Equation (6) may be a q axis component i q of the output current of the power converter 3.
  • the voltage dq converter 60 receives the output voltages va, vb, and vc of the power converter 3 detected by the voltage sensor 6.
  • Voltage d-q converting section 60 calculates the d-axis component V gd and q-axis component V gq of the output voltage using the rotational angle theta R of the rotor of the virtual generator which is calculated by the rotation angle calculation unit 50. Further, the output current ia, ib, ic of the power converter 3 detected by the current sensor 4 is input to the current dq converter 10.
  • Current d-q converting section 10 calculates the d-axis component i d and the q-axis component i q of the output current using the rotation angle theta R of the rotor of the virtual generator which is calculated by the rotation angle calculation unit 50. Specifically, the voltage dq conversion unit 60 and the current dq conversion unit 10 calculate V gd , V gq and i q , i d using the following equations, respectively.
  • va, vb, vc, and ia, ib, ic are the output voltage and output current of the power converter 3.
  • v g0 and i 0 are not used in the calculation in this embodiment.
  • the generator model unit 30 the rotation angle ⁇ of the output voltage calculated by using the R d-axis component V gd and q-axis component V gq and the induced voltage calculated by the AVR model 70 on the basis of the E f, is calculated the rotational angle theta d-axis current command value as a load current corresponding to R is output i d * and the q-axis current command value i q *.
  • the power conversion control unit 20 performs power conversion so as to output a current corresponding to the d-axis current command value i d * and the q-axis current command value i q * calculated by the generator model unit 30.
  • Control part 3 the power conversion control unit 20 includes adders / subtractors 21 and 22, PI control blocks 23 and 24, a dq inverse conversion unit 25, and a PWM generation unit 26.
  • Subtracter 21 from the d-axis current command value i d * that is input from the generator model unit 30 subtracts the d-axis component i d of the output current inputted from the current d-q power conversion unit 10, the The d-axis error current is output to the PI control block 23.
  • the PI control block 23 subjects the d-axis error current to proportional integration compensation by a PI regulator, and outputs this to the dq inverse conversion unit 25.
  • the adder / subtracter 22 subtracts the q-axis component i q of the output current input from the current dq power converter 10 from the q-axis current command value i q * input from the generator model unit 30.
  • the q-axis error current is output to the PI control block 24.
  • the PI control block 24 performs proportional-integral compensation on the q-axis error current by the PI regulator, and outputs this to the dq inverse conversion unit 25.
  • d-q inverse conversion section 25 uses the rotation angle theta R of the rotor output from the integrator 55 of the rotational angle calculation unit 50, the proportional integral compensation d-axis error current and the q-axis error current the d-q
  • the current command is generated by reverse conversion and is output to the PWM generator 26.
  • the PWM generator 26 converts this current command into a PMW control signal and outputs it to the power converter 3. Thereby, feedback control is performed so that the output current of the power conversion unit 3 becomes a current corresponding to the d-axis current command value i d * and the q-axis current command value i q * calculated by the generator model unit 30. .
  • the characteristics equivalent to the generator are realized in the power conversion device PC.
  • the generator model unit 30 models the steady state of the virtual generator using a phasor diagram, thereby realizing characteristics equivalent to the generator in the power converter PC, it is called a conventional Park equation.
  • the control system of the power converter is simplified.
  • Figure 5 is a phasor diagram showing the relationship between the induced voltage and the phase voltage and the line current virtual generator (output current and the current command value) in a case where the rotation angle theta R of the rotor is varied.
  • ⁇ is the internal phase difference angle of the virtual generator
  • ⁇ is the rotation angle of the system voltage (output voltage).
  • V gd and V gq are expressed by the following equations from the phasor diagram of FIG.
  • V gq V g ⁇ cos ⁇ (8)
  • V gd ⁇ V g ⁇ sin ⁇ (9)
  • V gd, and V gq of formula (8) and (9) it is expressed from the V gq different those equivalent.
  • V gd and V gq calculated by the voltage dq converter 60 are calculated from the phase voltages va, vb, and vc using Expression (7), and are used for actual control of the power converter 3.
  • V gd and V gq in the equations (8) and (9) are derived from the phasor diagram of FIG. 5 and expressed using the internal phase difference angle ⁇ in order to explain the synchronization force. It is. The internal phase difference angle ⁇ is not used for actual control of the power converter 3.
  • the minute change components of V gd and V gq with respect to the minute change of ⁇ are expressed by the following equations.
  • block 130 shows an equivalent circuit of the feedback path of the variations in the case where the rotation angle theta R of the rotor of the virtual generator is varied.
  • the block 76 in the AVR model unit 70 is a field coil transfer function. Since this transfer function has a slow response, when considering the operation of the synchronizing force of the control unit 12 (virtual generator) in the equivalent block diagram of FIG.
  • Block (5, 8) represents a transfer function of the circuit of the output reactor 5 and the transformer 8 in FIG.
  • R F and L F are the resistance and reactance of the output reactor 5 and the transformer 8.
  • the power conversion control unit 20 has a fast response speed, and when considering the operation of the synchronization force, the influence is small and may be ignored. Therefore, as described above, in Equation (6) of the generator torque calculating section 40, q-axis current command value i q * are used in the calculation of the generation torque T e.
  • V gq is positive and V gd is negative from the phasor diagram of FIG.
  • the arrows indicated by dotted lines in FIG. 4 indicate positive value flows, and the arrows indicated by alternate long and short dash lines indicate negative value flows.
  • T e the rotor angular velocity calculated in the rotation angle calculation unit 50 (rpm)
  • rpm the rotor angular velocity calculated in the rotation angle calculation unit 50
  • FIG. 6 is an equivalent block diagram at the time of control by the control unit 12 of the power conversion device according to Embodiment 2 of the present invention.
  • This embodiment is different from the first embodiment, the control unit 12, the power generation torque brake and outputting the braking vibrations of the generator torque T e calculated by the power generation torque calculating section 40 in the rotation angle calculation unit 50 The difference is that 90 is further provided.
  • Embodiment 1 there are two integrators in the signal transmission path, which is a typical second-order lag system, which is a so-called simple vibration model.
  • a braking effect is obtained by providing a braking winding between the rotor and the stator. Therefore, in the present embodiment, a pseudo differential element is added to the calculation result of the power generation torque by the power generation torque braking unit 90 as shown in FIG.
  • the braking unit is configured by a phase advance compensator as represented by the following equation.
  • FIG. 7 is a graph showing a simulation result by the power conversion device of the present embodiment.
  • changes with time in generator torque dotted line
  • active power solid line
  • reactive power two-dot chain line
  • angular velocity one-dot chain line
  • the graph in the upper part (a) of FIG. 7 shows the result in the case of Embodiment 1 that does not include the power generation torque braking unit 90 as a comparative example
  • the results are shown respectively.
  • the power generation torque of the comparative example is greatly oscillated, and the angular velocity is not constant.
  • the reactive power exceeds the active power.
  • FIG. 7A the power generation torque of the comparative example is greatly oscillated, and the angular velocity is not constant.
  • the reactive power exceeds the active power.
  • the power generation torque of the present embodiment converges the vibration and the angular velocity is substantially constant.
  • the active power exceeds the reactive power.
  • the generator torque braking unit 90 virtually realizes the braking winding of the synchronous generator in the virtual generator, reduces the fluctuation of the rotor of the virtual generator, and can obtain a braking effect.
  • FIG. 8 is an equivalent block diagram at the time of control of the control unit 12 of the power conversion apparatus according to Embodiment 3 of the present invention.
  • the control unit 12 outputs the d-axis component V gd and the q-axis component V of the output voltage supplied to the generator model unit 30 via the voltage dq conversion unit 60.
  • the difference is that voltage limiting units 100 and 110 that limit the value of gq to a predetermined value are further provided.
  • Embodiment 1 when the system voltage fluctuates greatly, each variable of the virtual generator moves greatly, and deviates from the range in which the generator operates stably. For this reason, the step-out occurs like the actual generator, and the operation cannot be continued. Therefore, in the present embodiment, the following processing is performed in the voltage limiting units 100 and 110. Specifically, first, it is determined whether or not the following conditional expression (12) is satisfied.
  • the present inventors performed a simulation using the power conversion device of the present embodiment.
  • the upper graph (a) in FIG. 9 shows the temporal change in the phase difference
  • the lower graph (b) in FIG. 9 shows the temporal change in the u-phase current.
  • fluctuations in the system voltage are generated around 2.4 seconds from the start.
  • the phase difference is about 3.2 seconds from the start and converges to about 0 due to the synchronization action of the virtual generator.
  • the u-phase current is temporarily overcurrent in the vicinity of 3 seconds from the start, but after 3.2 seconds, due to the effect of the voltage limit control by the voltage limiter 100. It is within the rated range of -150 (A) to 150 (A).
  • the output of the voltage dq converter 60 is provided with the voltage limiters 100 and 110, and the output voltage is limited after the dq conversion.
  • the output voltage may be limited before conversion.
  • FIG. 10 is an equivalent block diagram when controlling the control unit of the power conversion device according to the fourth embodiment of the present invention.
  • the present embodiment is such that the control unit 12 controls the d-axis and q-axis current command values calculated by the generator model unit 30 to be limited within predetermined limits.
  • the difference is that the unit 120 is further provided.
  • a current limiter is provided for the current command value in the current limit control unit 120.
  • i d is in the range of -0.5pu ⁇ 0.5pu
  • i q is in the range of -1.1pu ⁇ 1.1pu.
  • the present inventors performed a simulation using the power conversion device of the present embodiment.
  • the upper part (a) of FIG. 11 shows the time change of the phase difference
  • the lower part (b) of FIG. 11 shows a graph of the time change of the u-phase current.
  • fluctuations in the system voltage are generated around 2.3 seconds from the start.
  • the phase difference converges to 0 around 3.2 seconds from the start due to the synchronization action of the virtual generator.
  • current is not limited, and thus an overcurrent is temporarily generated.
  • the u-phase current is within the rated range of ⁇ 150 (A) to 150 (A).
  • the present invention can be used for a power conversion device having an interconnected operation function that operates in conjunction with an electric power system.

Abstract

　系統周波数検知のためのＰＬＬ回路を用いず、且つ系統電圧又は周波数の変動に対して運転を継続することが可能な電力変換装置を提供する。　電力変換装置は、入力される直流電力を交流電力に変換する電力変換部(3)と、電力変換部(3)が仮想発電機として動作するよう電力変換部３を制御する制御部(12)を備える。制御部(12)は、仮想発電機の誘起電圧を演算するＡＶＲモデル部(70)と、仮想発電機を駆動する駆動トルクを演算するガバナ及び駆動源モデル部(80)と、仮想発電機の発電トルクを演算する発電トルク演算部(40)と、少なくとも仮想発電機ロータの加速トルクと慣性とに基づいてロータの回転角度を演算する回転角度演算部(50)と、ロータの回転角度を用いて出力電圧のｄ軸成分及びｑ軸成分を演算する電圧ｄ－ｑ変換部(60)と、同期発電機の誘起電圧と相電圧と線電流との関係を表すフェーザ図で規定される代数式を用いて、仮想発電機の電機子電流のｄ軸成分及びｑ軸成分に相当するｄ軸電流指令値及び前記ｑ軸電流指令値を演算する発電機モデル部(30)とを含む。

Description

系統連系する電力変換装置
　本発明は、分散電源などに用いられる電力系統と連系する電力変換装置に関する。
　近年、ガスエンジン発電機や燃料電池等の分散型電源を利用した電力供給システムに関心が高まっている。例えば、特定エリアにおいて、上記の分散型電源と呼ばれる発電装置を用い、この発電装置から複数の負荷へ電力供給を行うシステムが提案されている（例えば特許文献１及び特許文献２参照）。
　ところで、マイクログリッドとも呼ばれるこのようなシステムは、その内部の電力系統に、上記の発電装置に加え、その発電装置の発電電力の変動や負荷変動を補償するために二次電池等を備えた電力貯蔵装置が接続されて構成されることが多い。また、電力系統が交流で発電装置が直流である場合がある。このような場合、電力を交流と直流との間で変換する電力変換装置が必要である。また、このような分散型電源を利用したシステムでは、商用電力系統とは独立して運用される自立運転と、商用電力系統と連系して運用される連系運転とが想定されており、いずれの運転においても安定した電力供給を実現することが重要である。そして、電力変換装置にもこのような安定した電力供給を可能にする機能を備えることが要求される。
　そこで、本件出願人は最近、系統連系する発電機相当の特性（発電機モデル）を有する電力変換装置の制御手法を開発し、連系運転時だけでなく、自立運転時でも安定した電力を供給するとともに、連系運転から自立運転への無瞬断での移行を実現する電力変換装置を提案した。特許文献３に記載された電力変換装置では、発電機モデルとして、Ｐａｒｋの方程式と呼ばれる発電機のダイナミックスを記述する微分方程式が制御系に組み込まれる。一方、特許文献４に記載された従来の電力変換装置では、発電機モデルをフェーザ図で表現することによりダイナミックスを簡素化し、簡素化した発電機モデルが電力変換装置の制御系に組み込まれる。
特開２００９－０８１９４２号公報 特開２０１１－１５５７９５号公報 特開２００９－２２５５９９号公報 特開２０１２－１４３０１８号公報
　しかしながら、特許文献３に記載の電力変換装置は、発電機モデルが、実際の発電機を模擬するためのＰａｒｋの方程式と呼ばれる微分方程式系を含むために、制御回路あるいは制御プログラムが複雑化するという課題がある。
　また、特許文献４に記載の電力変換装置は、系統の周波数検知のためのＰＬＬ回路を制御系の入力段に備えているが、ＰＬＬ回路は制御的な時間遅れを有するので、その応答時間を決める作業や時定数の調整が必要となるため、その取扱いには高度な専門的知識が必要となる。また、系統電圧が負荷変動や系統事故によって変動した際には、ＰＬＬ回路はその影響を過敏に受けやすいため、発電機モデルで実際の発電機の脱調と同様な現象が発生してしまう場合があり、その場合は所期の運転継続が阻害されてしまうという課題がある。
　本発明は以上のような課題を解決するためになされたものであり、発電機相当の特性を有し、系統周波数検知のためのＰＬＬ回路を用いず、且つ系統電圧又は周波数の変動に対して運転を継続することが可能な電力変換装置を提供することを目的とする。
　上記の課題を解決するために、本発明のある態様に係る電力変換装置は、入力される直流電力を交流電力に変換し、電力系統に接続される出力線へ出力するよう構成された電力変換部と、前記電力変換部が仮想発電機として動作するよう当該電力変換部を制御するよう構成された制御部と、を備え、前記制御部は、前記電力変換部が前記出力線に出力する無効電力及び出力電圧と、無効電力指令値と電圧指令値とに基づいて、前記出力電圧の前記電圧指令値からの偏差に応じた前記仮想発電機の誘起電圧を演算するように構成されたＡＶＲモデル部と、前記電力変換部が前記出力線に出力する有効電力と、有効電力指令値と、角速度指令値と、前記仮想発電機のロータの角速度とに基づいて、当該角速度の前記角速度指令値からの偏差に応じた、前記仮想発電機を駆動する仮想駆動源の駆動トルクを演算するガバナ及び駆動源モデル部と、前記ＡＶＲモデル部で演算された誘起電圧とｑ軸電流指令値又は前記電力変換部の出力電流のｑ軸成分とに基づいて前記仮想発電機の発電トルクを演算する発電トルク演算部と、前記ガバナ及び駆動源モデル部で演算された駆動トルクから前記発電トルク演算部で演算された発電トルクを減算して前記仮想発電機のロータの加速トルクを演算し、少なくとも当該加速トルクと前記仮想発電機のロータの慣性とに基づいて前記仮想発電機のロータの前記角速度及び回転角度を演算する回転角度演算部と、前記回転角度演算部で演算された前記回転角度を用いて前記電力変換部の出力電圧のｄ軸成分及びｑ軸成分を演算する電圧ｄ－ｑ変換部と、同期発電機の誘起電圧と相電圧と線電流との関係を表すフェーザ図で規定される代数式を用いて、前記ＡＶＲモデル部で演算された誘起電圧と前記ｄ－ｑ変換部で演算された前記出力電圧のｄ軸成分及びｑ軸成分とに基づいて前記仮想発電機の電機子電流のｄ軸成分及びｑ軸成分に相当するｄ軸電流指令値及び前記ｑ軸電流指令値を演算する発電機モデル部と、前記発電機モデル部で演算されたｄ軸電流指令値及び前記ｑ軸電流指令値に対応する電流を出力するよう前記電力変換部を制御する電力変換制御部と、を含む。ここで「電力変換器の出力電圧」及び「電力変換器の出力電流」の概念には、出力線に変圧器が存在する場合には、一次側の電圧及び電流のみならず二次側の電圧及び電流もそれぞれ含まれる。変圧器の二次側の電圧及び電流は、電力変換器から直接出力される電力の電圧値及び電流値が単に一次巻線と二次巻線との巻き数比に応じて変換されたものに過ぎないからである。また、「演算する」ことには、ソフトウエアによって「計算する」こととハードウエア（例えば電子回路）によってアナログ演算することとを含む。
　この構成によれば、仮想発電機の定常状態を、フェーザ図を用いてモデル化された発電機モデル部により発電機相当の特性が実現されるので、電力変換装置の制御系が簡素化される。また、ガバナ及び駆動源モデル部が周波数（仮想発電機のロータの角速度）の偏差に応じた仮想駆動源の駆動トルクを演算し、発電トルク演算部が負荷電流（ｑ軸電流指令値又は出力電流のｑ軸成分）に応じた仮想発電機の発電トルクを演算し、回転角度演算部が駆動トルクからこの発電トルクを減算して仮想発電機のロータの加速トルクを演算する。そして、発電機モデルがこの回転角度を用いて算出された出力電圧のｄ軸成分及びｑ軸成分とＡＶＲモデル部で演算された誘起電圧とに基づいて、当該回転角度に応じた負荷電流が出力されるようなｑ軸電流指令値を演算する。従って、例えば、何等かの外乱で仮想発電機のロータの回転角度が増大すると、それに応じてｑ軸電流指令値が増大し、それにより、仮想発電機の発電トルクが増大して加速トルクが減少する。その結果、仮想発電機のロータの回転角度が減少する。従って、仮想発電機は外乱があっても一定のロータの回転角度を維持しようとする。すなわち、制御部では、同期発電機と同様の同期化力が作用する。従って、電力系統の位相が変動した場合でも、同期化力により仮想発電機のロータの回転角度を電力系統の電圧の位相に追従させることができる。従って、ＰＬＬ回路が無くても、運転を継続することができる。
　前記制御部は、前記発電トルク演算部で演算された発電トルクの振動を制動して前記回転角演算部に出力する発電トルク制動部を更に備えてもよい。
　この構成により、仮想発電機において、同期発電機の制動巻線が仮想的に実現されるので、仮想発電機のロータの動揺が低減され、制動効果を得ることができる。制動部は、例えば、フィルタ、位相進み補償器で構成されてもよい。
　前記制御部は、前記電圧ｄ－ｑ変換部を介して前記発電機モデル部に与えられる前記出力電圧のｄ軸成分及びｑ軸成分の値を所定の値に制限する電圧制限部を更に備えてもよい。
　この構成により、系統電圧（出力電圧）が大きく変動した場合でも、仮想発電機の各変数値が大きく変動して発電機として安定動作する範囲を逸脱するのが防止されるので、脱調を回避し、運転を継続することができる。出力電圧の制限は、ｄ－ｑ変換の前でも後でもよい。
　前記制御部は、前記発電機モデルが演算した前記ｄ軸及びｑ軸電流指令値を所定の限度内に制限するように制御する電流制限制御部を更に備えてもよい。
　この構成により、定常状態における電流に比べて、変動時の電流が大きくなる現象が発生した場合でも、電力変換装置の容量を超えることがないので、運転を停止することなく継続することができる。
　本発明によれば、発電機相当の特性を有し、系統周波数検知のためのＰＬＬ回路を用いず、且つ系統電圧や周波数の変動に対して運転を継続することが可能な電力変換装置を提供できる。
　本発明の上記目的、他の目的、特徴、及び利点は、添付図面参照の下、以下の好適な実施態様の詳細な説明から明らかにされる。
図１は、本発明の実施の形態１に係る電力変換装置を用いたマイクログリッドの構成例を示すブロック図である。 図２は、図１の電力変換装置の制御部が含むモデル化された仮想発電機の等価回路である。 図３は、図２の仮想発電機の等価回路における誘起電圧と相電圧と線電流との関係を表すフェーザ図である。 図４は、図１の電力変換装置の制御部の制御時における等価ブロック図である。 図５は、図４の等価ブロック図における誘起電圧と相電圧と線電流との関係を表すフェーザ図である。 図６は、本発明の実施の形態２に係る電力変換装置の制御部の制御時における等価ブロック図である。 図７は、図６の電力変換装置によるシミュレーション結果を示すグラフである。 図８は、本発明の実施の形態３に係る電力変換装置の制御部の制御時における等価ブロック図である。 図９は、図８の電力変換装置によるシミュレーション結果を示すグラフである。 図１０は、本発明の実施の形態４に係る電力変換装置の制御部の制御時における等価ブロック図である。 図１１は、図１０の電力変換装置によるシミュレーション結果を示すグラフである。
　本発明の実施の形態を、図面を参照しつつ説明する。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じ符号を付して、重複する説明は省略する。
　（実施の形態１）
　［構成］
　図１は、本発明の実施の形態１に係る電力変換装置を用いたマイクログリッドの構成例を示すブロック図である。
　図１に示すように、マイクログリッド（小規模配電網）の配電線（交流電路）９に、負荷１１及び直流電源１が接続されている。直流電源１は電力変換装置ＰＣ及び出力線２を介して配電線９に接続されている。直流電源１として、直流発電装置、二次電池等が例示される。直流発電装置として、太陽電池、燃料電池、整流器を備えた交流発電機（例えばガスタービン発電機、エンジン発電機）等が例示される。直流電源１と電力変換装置ＰＣとで交流電源装置が構成される。また、マイクログリッドには、マイクログリッドを運用する事業者の設定に基づいて、マイクログリッドを統括管理するマイクログリッド制御装置（図示せず）がマイクログリッドのエリア内に設けられている。マイクログリッドの配電線９と接続されている交流電源装置及び負荷１１には、それぞれ、各々の状況を監視する監視ユニット（電力等の計測装置：図示せず）が設けられており、これらの各監視ユニットとマイクログリッド制御装置とは、例えば信号線（図示せず）を介して通信可能である。マイクログリッド制御装置は、各監視ユニットからの監視状況（計測値）を受信し、それらの監視状況に応じて、交流電源装置に対して出力電力目標値等の指令値を送信する。これらの指令値は、各監視ユニットの監視状況に応じて決まるように、事業者によって設定されている（プログラムされている）。
　また、マイクログリッドは、商用電力系統（大規模電力系統）と連系することなく独立して運用される形態（以下、「独立形態」という）と、商用電力系統と連系して運用される形態（以下、「連系形態」という）とがある。連系形態の場合には、マイクログリッドの配電線９が、例えば遮断器（図示せず）を介して商用電力系統と接続される。このとき交流電源装置では、電力変換装置ＰＣは連系運転を行っている。
　マイクログリッドが連系形態の場合において、商用電力系統に異常等が発生した場合には、遮断器が開かれて、独立形態と同様の状態になる。遮断器の開閉は、例えば商用電力系統の制御システム（図示せず）によって制御される。このとき交流電源装置では、電力変換装置ＰＣは出力線の周波数や電圧の変化から単独運転状態を検出し、図示しない開閉器を開いて自立運転へ移行する。以下では、独立形態であることに言及しない限り、マイクログリッドは連系形態で運用されており、電力変換装置ＰＣは連系運転を行っているものとする。
　交流電源装置は、変圧器８を介してマイクログリッドの配電線９と接続されている。本実施の形態の電力変換装置ＰＣは、直流電源１とともに、交流電源装置を構成している。ここで、電力変換装置ＰＣは、入力される直流電力を交流電力に変換し、電力系統に接続される出力線２へ出力する電力変換部３と、電力変換部３から出力される三相の各相（ａ相、ｂ相、ｃ相）の出力電流ia,ib,icを検出する電流センサ（電流測定用ＰＣ）４と、出力リアクトル５と、各相（ａ相、ｂ相、ｃ相）の出力電圧va,vb,vcを検出する電圧センサ（電圧測定用ＰＴ）６と、フィルタキャパシタ７と、電力変換部３を制御する制御部１２とを備えている。なお、マイクログリッドを制御するために、直流電源１の電圧を検出する電圧センサ（図示せず）を設けてもよい。また、配線９及び出力線２の相数は限定されない。電圧センサ（電圧測定用ＰＴ）６は、ここでは変圧器８の二次側の電圧を検出しているが、一次側の電圧を検出してもよい。
　電力変換部３は、例えば、それぞれ逆並列接続されたダイオードを備えた６個のスイッチング素子３ａ～３ｆにより構成されている。この電力変換部３は、半導体素子で形成され、各スイッチング素子３ａ～３ｆには例えばＩＧＢＴが用いられる。制御部１２は、それぞれのスイッチング素子３ａ～３ｆの制御端子（例えばＩＧＢＴのゲート端子）に入力される制御信号（ＰＷＭ信号）を電力変換部３へ出力し、各スイッチング素子３ａ～３ｆをオンオフ動作させることにより、電力変換部３をインバータとして機能させる。
　制御部１２は、電力変換部３が仮想発電機として動作するよう電力変換部３を制御するように構成されている。言い換えれば、制御部１２は、仮想発電機が、発電機と、発電機の誘起電圧を制御するＡＶＲ（自動電圧調整器）と、発電機を駆動する駆動源及びガバナとを備えて構成されていると仮定し、仮定した発電機、ＡＶＲ、駆動源及びガバナのそれぞれの入出力関係を規定する発電機モデル部３０、ＡＶＲモデル部７０、駆動源及びガバナモデル部８０を有する。すなわち、発電機モデル部３０は、発電機の入力に対する出力を演算する演算部であり、ＡＶＲモデル部７０は、ＡＶＲの入力に対する出力を演算する演算部であり、駆動源及びガバナモデル部８０は、駆動源及びガバナの入力に対する出力を演算する演算部である。更に、本実施の形態では、制御部１２は、仮想発電機の発電トルクＴｅを算出する発電トルク演算部４０と、仮想発電機のロータの回転角度θＲ等を算出する回転角度算出部５０と、電力変換部３の出力電圧のｄ軸成分Ｖｇｄ及びｑ軸成分Ｖｇｑを算出する電圧ｄ－ｑ変換部６０と、電力変換部３の出力電流のｄ軸成分及びｑ軸成分を算出する電流ｄ－ｑ変換部１０と、仮想発電機で算出された電流指令値に対応する電流を出力するよう電力変換部３を制御する電力変換制御部２０とを備える。ここで、「電力変換器３の出力電圧」及び「電力変換器３の出力電流」の概念には、出力線２に存在する変圧器８の一次側の電圧及び電流のみならず二次側の電圧及び電流もそれぞれ含まれる。
　　この制御部は、例えば、ＦＰＧＡ(field programmable gate array)、ＰＬＣ(programmable logic controller)、マイクロコントローラ等の演算装置で構成され、発電機モデル部３０及び電力変換制御部２０等は、上記演算装置においてそれに内蔵されているプログラムが実行されることにより実現される機能ブロックである。
　次に、制御部１２の構成について詳述する。なお、以下では、加算器、減算器及び加減算器を区別せずに、加減算器と記載する。
　制御部１２には、発電機モデル部３０、ＡＶＲモデル部７０、駆動源及びガバナモデル部８０、発電トルク演算部４０、回転角度算出部５０、電流ｄ－ｑ変換部１０及び電圧ｄ－ｑ変換部６０の他、図示されていないが、電力検知部等を有する。電力検知部は、例えば、電流センサ４で検出される出力電流ia,ib,icと電圧センサ６で検出される出力電圧va,vb,vcとを受け取り、それらから有効電力Ｐ及び無効電力Ｑを算出し、算出した有効電力Ｐを駆動源及びガバナモデル部８０へ出力し、無効電力ＱをＡＶＲモデル部７０へ出力する。なお、電力検知部は、例えば、出力線２に設けられた電力計により有効電力を検出してもよい。
　ガバナ及び駆動源モデル部８０は、電力変換部３が出力線２に出力する有効電力Ｐと、有効電力指令値Ｐ＊と、角速度指令値ω＊と、仮想発電機のロータの角速度ωＲとに基づいて、有効電力Ｐの有効電力指令値Ｐ＊からの偏差及び当該角速度ωＲの角速度指令値ω＊からの偏差に応じた、仮想発電機を駆動する仮想駆動源の駆動トルクＴｍを算出（演算）する。具体的には、駆動源及びガバナモデル部８０では、外部（ここではマイクログリッド制御装置）から有効電力指令値Ｐ＊と、角速度指令値ω＊とが入力される。また、電力検知部から有効電力Ｐが入力され、且つ後述する回転角度算出部５０から角速度ωＲが入力される。加減算器８１は、有効電力指令値Ｐ＊から有効電力Ｐを減算した値をドループブロック８２へ出力する。ドループブロック８２は、加減算器８１の出力に対しガバナの垂下特性に応じて所定の演算が施された値（例えば実定数のゲインＫｇｄを掛けたもの）を加減算器８３へ出力する。加減算器８３は、角速度指令値ω＊及びドループブロック８２の出力値を加算した値から角速度ωＲを減算した値を、ＰＩ制御ブロック８４へ出力する。ＰＩ制御ブロック８４は、例えば、ＰＩレギュレータによって、加減算器８３の出力に比例積分補償を施す。ＰＩ制御ブロック８４は、ガバナ及び駆動源の応答遅れを模擬したものである。なお、ＰＩ制御ブロック８４は比例補償のみを行ってもよい。駆動トルク出力部８５は、ＰＩ制御ブロック８４の出力を仮想駆動源（例えばガスタービン）の駆動トルクＴｍに変換して（例えば所定の係数を乗算して）回転角度算出部５０へ出力する。
　回転角度算出部５０は、ガバナ及び駆動源モデル部８０で算出された駆動トルクＴｍから発電トルク演算部４０で算出された発電トルクＴｅを減算して仮想発電機のロータの加速トルクＴを算出し、少なくとも当該加速トルクＴと仮想発電機のロータの慣性とに基づいて仮想発電機のロータの角速度ωＲ及び回転角度θＲを算出する。
　具体的には、加減算器５１及び５２では、駆動トルクＴmから、発電トルク演算部４０から入力される発電トルクＴeとダンピングブロック５３から入力される摩擦トルクとを減算した値を単位慣性定数ブロック５４へ出力する。単位慣性定数ブロック５４は、加減算器５２の出力とロータの慣性を模擬する単位慣性定数Ｊｇを用いて所定の演算処理を行うことにより仮想発電機のロータの角速度ωＲを算出し、積分器５５、加減算器８３及びダンピングブロック５３へ出力する。ダンピングブロック５３は、ロータの角速度ωＲとロータの動摩擦を模擬するダンパ係数Ｄｇを用いて所定の演算を行って摩擦トルクを算出し、これを加減算器５２へ出力する。なお、ロータの角速度ωＲの演算を簡略化する場合は、ダンピングブロック５３を省略してもよい。積分器５５は、入力されるロータの角速度ωＲを積分して仮想発電機のロータの回転角度θＲを算出し、電圧ｄ－ｑ変換部６０、電流ｄ－ｑ変換部１０及びｄ－ｑ逆変換部２５へ出力する。
　ＡＶＲモデル部７０は、電力変換部３が出力線２に出力する無効電力Ｑ及び出力電圧Ｖｇと、無効電力指令値Ｑ＊と電圧指令値Ｖ＊とに基づいて、無効電力Ｑの無効電力指令値Ｑ＊からの偏差と出力電圧Ｖｇの電圧指令値Ｖ＊からの偏差とに応じた仮想発電機の誘起電圧Ｅｆを算出するように構成されている。
　具体的には、ＡＶＲモデル部７０は、外部（ここではマイクログリッド制御装置）から無効電力指令値Ｑ＊と電圧指令値Ｖ＊とが入力される。また、電力検知部から無効電力Ｑが入力され、且つ実効電圧演算部（図示せず）から実効電圧Ｖｇが入力される。ここで実効電圧演算部は、実行電圧Ｖｇを、電圧ｄ－ｑ変換部６０において算出されるＶｇｑ，Ｖｇｄから次式を用いて算出する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
 　また、電力検知部は、無効電力Ｑを、Ｖｇｑ，Ｖｇｄ及びｉｑ，ｉｄから次式を用いて算出する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000002
 尚、式（１）及び（２）におけるＶｇｑ，Ｖｇｄ及びｉｑ，ｉｄの算出方法は後述する。
　加減算器７１は、無効電力指令値Ｑ＊から無効電力Ｑを減算した値（無効電力偏差）をドループブロック７２へ出力する。ドループブロック７２は、加減算器７１の出力に対しＡＶＲの垂下特性に応じて所定の演算が施された値（例えば実定数のゲインＫａｄを掛けたもの）をブロック７４へ出力する。ブロック７４は、ドループブロック７２の出力に一次遅れを付与して、これを加減算器７３へ出力する。一次遅れを付与する理由は、無効電力偏差に対する応答が敏感になることを防止するためである。一方、電圧指令値Ｖ＊が加減算器７３に入力される。加減算器７３は、ブロック７４の出力と電圧指令値Ｖ＊とを加算し、更にその加算値から実効電圧Ｖｇを減算した値（無効電力偏差を加味した電圧偏差）を、ＰＩ制御ブロック７５へ出力する。ＰＩ制御ブロック７５は、加減算器７３の出力に、例えば、ＰＩレギュレータにより比例積分補償を行って誘起電圧Ｅｆを算出し、これを発電機モデル部３０及び発電トルク演算部４０へ出力する。
　発電機モデル部３０は、ＡＶＲモデル部７０で算出された誘起電圧Ｅｆと電圧ｄ－ｑ変換部６０で算出された出力電圧のｄ軸成分Ｖｇｄ及びｑ軸成分Ｖｇｑとに基づいて仮想発電機の電機子電流のｄ軸成分及びｑ軸成分に相当するｄ軸電流指令値ｉｄ ＊及びｑ軸電流指令値ｉｑ ＊を算出する。発電機モデル部３０は、フェーザ図で規定される代数式を用いて同期発電機を模擬している。以下、本実施形態の発電機モデル部３０について具体的に説明する。
　図２は、図１の電力変換装置の制御部１２が含むモデル化された仮想発電機の等価回路である。図２の等価回路に示すように、仮想発電機は、仮想発電機の界磁による誘起電圧Ｅｆと、仮想発電機の仮想的な電機子の巻線リアクタンスｘ及び巻線抵抗ｒによる仮想発電機のインピーダンスと、仮想発電機が出力する電圧Ｖｇ（複素電圧ベクトル）及び電流Ｉ（複素電流ベクトル）と、を用いてモデル化される。
　図３は、図２の仮想発電機の等価回路における誘起電圧と相電圧（出力電圧）と線電流（出力電流（正確には電流指令値））との関係を表すフェーザ図である。このフェーザ図では、誘起電圧Ｅｆがｑ軸の基準ベクトルである。図３に示すフェーザ図から各複素ベクトル間の関係は、以下のように表される。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000003
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000004
 式（４）で実部同士、虚部同士がそれぞれ等しいので、次式が成り立つ。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000005
 　以下では、図４の等価ブロック図も用いて電力変換装置ＰＣの制御部１２について説明する。図４は、電力変換装置ＰＣの制御部１２の制御時における等価ブロック図である。なお、図４には、図１の各ブロックの具体的な構成例と、仮想発電機のロータの回転角度θＲが変動した場合における当該変動のフィードバック経路の等価回路１３０とが示されている。この等価回路１３０については、後で、電力変換装置ＰＣの動作と一緒に説明する。
　代数式（５）は、図４のブロック図のブロック３０に示すような制御ブロックによって表される。この制御ブロックは、仮想発電機の誘起電圧Ｅｆと出力電圧ベクトルＶｇｑ、Ｖｇｄが与えられると電流型インバータ（電力変換器３）の電流フィードバック制御の指令値（ｄ軸電流指令値ｉｄ ＊及びｑ軸電流指令値ｉｑ）を算出することができることを意味している。そこで、本実施の形態では、発電機モデル部３０は、図３のフェーザ図で規定される代数式（５）を用いて電流フィードバック制御の指令値を演算する制御モデルとして構成されている。具体的には、代数式（５）は、同期発電機の誘起電圧Ｅｆと、出力電圧のｄ軸成分Ｖｇｄ及びｑ軸成分Ｖｇｑと、ｄ軸電流指令値ｉｄ ＊及びｑ軸電流指令値ｉｑ ＊と、仮想発電機の仮想的な電機子の巻線リアクタンスｘ及び巻線抵抗ｒとの関係を規定している。発電機モデル部３０は、入力される、誘起電圧Ｅｆと、出力電圧のｄ軸成分Ｖｇｄ及びｑ軸成分Ｖｇｑとに対し、代数式（５）を満たすｄ軸電流指令値ｉｄ ＊及びｑ軸電流指令値ｉｑ ＊を算出する。
　発電トルク演算部４０は、ＡＶＲモデル部７０で算出された誘起電圧Ｅｆとｑ軸電流指令値ｉｑ ＊とに基づいて仮想発電機の発電トルクＴｅを算出する。具体的には、図４の等価ブロック図に示すように、発電トルク演算部４０は、発電トルクＴｅを次式により演算する。尚、ωは系統電圧の回転角度θの時間微分値である。本実施の形態ではωは予め設定された値とする。
　Ｔｅ＝（Ｅｆ／ω）×ｉｑ ＊　・・・（６）
　このようにして算出された仮想発電機の発電トルクＴｅは、上述のように、回転角度演算部５０に出力され、回転角度演算部５０において仮想発電機のロータの加速トルクＴの算出に用いられる。なお、式（６）において発電トルクＴｅを算出するために用いる電流値は、電力変換器３の出力電流のｑ軸成分ｉｑであってもよい。
　電圧ｄ－ｑ変換部６０には、電圧センサ６で検出された電力変換部３の出力電圧va,vb,vcが入力される。電圧ｄ－ｑ変換部６０は、回転角度演算部５０で算出された仮想発電機のロータの回転角度θＲを用いて当該出力電圧のｄ軸成分Ｖｇｄ及びｑ軸成分Ｖｇｑを算出する。また、電流ｄ－ｑ変換部１０には、電流センサ４で検出された電力変換部３の出力電流ia,ib,icが入力される。電流ｄ－ｑ変換部１０は、回転角度演算部５０で算出された仮想発電機のロータの回転角度θＲを用いて当該出力電流のｄ軸成分ｉｄ及びｑ軸成分ｉｑを算出する。具体的には、電圧ｄ－ｑ変換部６０及び電流ｄ－ｑ変換部１０は、それぞれ、Ｖｇｄ、Ｖｇｑ及びｉｑ，ｉｄを、次式を用いて算出する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000006
 　尚、va,vb,vc，及びia,ib,icは電力変換部３の出力電圧、及び出力電流である。ｖｇ０及びｉ０は本実施の形態における演算には使用しない。
　このように、式（７）の演算が実行され、出力電圧のｄ軸成分Ｖｇｄ、ｑ軸成分Ｖｇｑ及び出力電流のｄ軸成分ｉｄ及びｑ軸成分ｉｑが算出される。
　そして、上述のように、発電機モデル部３０は、この回転角度θＲを用いて算出された出力電圧のｄ軸成分Ｖｇｄ及びｑ軸成分ＶｇｑとＡＶＲモデル部７０で算出された誘起電圧Ｅｆとに基づいて、当該回転角度θＲに応じた負荷電流が出力されるようなｄ軸電流指令値ｉｄ ＊及びｑ軸電流指令値ｉｑ ＊を算出する。
　図１に示すように、電力変換制御部２０は、発電機モデル部３０で演算されたｄ軸電流指令値ｉｄ ＊及びｑ軸電流指令値ｉｑ ＊に対応する電流を出力するよう電力変換部３を制御する。具体的には、電力変換制御部２０は、加減算器２１、２２と、ＰＩ制御ブロック２３、２４と、ｄ－ｑ逆変換部２５と、ＰＷＭ生成部２６とを含む。加減算器２１は、発電機モデル部３０から入力されるｄ軸電流指令値ｉｄ ＊から、電流ｄ－ｑ電力変換部１０から入力される出力電流のｄ軸成分ｉｄを減算して、このｄ軸誤差電流をＰＩ制御ブロック２３に出力する。ＰＩ制御ブロック２３は、このｄ軸誤差電流にＰＩレギュレータにより比例積分補償を施して、これをｄ－ｑ逆変換部２５に出力する。一方、加減算器２２は、発電機モデル部３０から入力されるｑ軸電流指令値ｉｑ ＊から、電流ｄ－ｑ電力変換部１０から入力される出力電流のｑ軸成分ｉｑを減算して、このｑ軸誤差電流をＰＩ制御ブロック２４に出力する。ＰＩ制御ブロック２４は、このｑ軸誤差電流にＰＩレギュレータにより比例積分補償を施して、これをｄ－ｑ逆変換部２５に出力する。ｄ－ｑ逆変換部２５は、回転角度算出部５０の積分器５５から出力されるロータの回転角度θＲを用いて、比例積分補償されたｄ軸誤差電流及びｑ軸誤差電流をｄ－ｑ逆変換して電流指令を生成し、これをＰＷＭ生成部２６に出力する。ＰＷＭ生成部２６は、この電流指令をＰＭＷ制御信号に変換して、これを電力変換部３に出力する。これにより、電力変換部３の出力電流が、発電機モデル部３０で演算されたｄ軸電流指令値ｉｄ ＊及びｑ軸電流指令値ｉｑ ＊に対応する電流になるようにフィードバック制御される。
　［動作］
　次に、以上のような構成の電力変換装置ＰＣの動作を説明する。
　＜一般的な動作＞
　電力変換装置ＰＣでは、制御部１２において、電力変換器３が出力する有効電力Ｐの有効電力指令値Ｐ＊からの偏差及び仮想発電機のロータの角速度ωＲの角速度指令値ω＊からの偏差に応じた仮想発電機の回転角度θＲが演算される。また、電力変換器３が出力する無効電力Ｑの無効電力指令値Ｑ＊からの偏差及び電力変換器２の出力電圧Ｖの電圧指令値Ｖ＊からの偏差に応じた仮想発電機の誘起電圧Ｅｆが演算される。そして、これらの回転角度θＲ及び誘起電圧Ｅｆに応じた電流指令値ｉｄ ＊、ｉｑ ＊が演算され、電力変換器３の出力電流がこれらの電流指令値ｉｄ ＊、ｉｑ ＊に対応する電流になるようにフィードバック制御される。その結果、電力変換器３の出力電流が、有効電力Ｐ、無効電力Ｑ、出力電圧、及び出力電圧の角速度が各々の指令値になる電流となるようにフィードバック制御される。
　かくして、電力変換装置ＰＣにおいて発電機相当の特性が実現される。また、発電機モデル部３０が仮想発電機の定常状態を、フェーザ図を用いてモデル化され、それによって電力変換装置ＰＣにおいて発電機相当の特性が実現されるので、従来のＰａｒｋの方程式と呼ばれる微分方程式を含む複雑な発電機モデルと比べて、電力変換装置の制御系が簡素化される。
　＜同期化力＞
　次に、制御部１２（仮想発電機）の同期化力について、図４の等価ブロック及び図５のフェーザ図を用いて説明する。
　図５は、ロータの回転角度θＲが変動した場合における仮想発電機の誘起電圧と相電圧と線電流（出力電流及び電流指令値）との関係を表すフェーザ図である。
　図５を参照すると、δは仮想発電機の内部相差角、θは系統電圧（出力電圧）の回転角度である。例えば、系統連系中に何等かの外乱で仮想発電機のロータの回転角度θＲが増大し、それに伴い内部相差角δが増加した場合を想定する。このとき図５のフェーザ図より、Ｖｇｄ、Ｖｇｑは、次式で表される。
Ｖｇｑ＝Ｖｇ×ｃｏｓδ・・・（８）
Ｖｇｄ＝－Ｖｇ×ｓｉｎδ・・・（９）
ここで、式（８）及び式（９）のＶｇｄ、Ｖｇｑと、電圧ｄ－ｑ変換部６０で算出されるＶｇｄ、Ｖｇｑとは表現が異なるが等価なものである。電圧ｄ－ｑ変換部６０で算出されるＶｇｄ、Ｖｇｑは式（７）を用いて各相電圧va,vb,vcから算出され、電力変換器３の実際の制御に用いられる。これに対し、式（８）及び式（９）のＶｇｄ、Ｖｇｑは、同期化力を説明するために、図５のフェーザ図から導出され、内部相差角δを用いて表現されたものである。内部相差角δは電力変換器３の実際の制御には用いられない。式（８）及び（９）からδの微小変化分に対するＶｇｄ及びＶｇｑの微小変化成分は次式で表される。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000007
 　次に、図４を参照して説明する。図４において、ブロック１３０は、この仮想発電機のロータの回転角度θＲが変動した場合における当該変動のフィードバック経路の等価回路を示す。
　ＡＶＲモデル部７０におけるブロック７６は、界磁コイルの伝達関数である。この伝達関数は応答が遅いため、図４の等価ブロック図において制御部１２（仮想発電機）の同期化力の動作について考える場合は、影響が小さいので無視してもよい。
　また、ブロック（５，８）は、図１の出力リアクトル５及び変圧器８の回路の伝達関数を表している。ここでＲＦ及びＬＦは、出力リアクトル５及び変圧器８の抵抗及びリアクタンスである。電力変換制御部２０は応答速度が速く、同期化力の動作について考える場合は、影響が小さいので無視してもよい。従って、上述のように、発電トルク演算部４０の式（６）において、発電トルクＴｅの演算にｑ軸電流指令値ｉｑ ＊が用いられる。
　発電機の通常の動作条件では、図５のフェーザ図より、Ｖｇｑは正、Ｖｇｄは負である。図４の点線で示した矢印は正の値の流れ、一点鎖線で示した矢印は負の値の流れをそれぞれ示している。このとき図４の点線矢印を通って、正の発電機トルクＴｅが戻ってきて、回転角算出部５０において算出されるロータの角速度（回転数）ωＲを下げようとする。これによってθＲの増加率は減少し，この結果δが減少しようとする。すなわち、ｑ軸電流指令値ｉｄ＊が増大し、それにより、仮想発電機の発電トルクが増大して加速トルクが減少する。その結果、仮想発電機のロータの回転角度が減少する。
　次に、θＲが減少して，δがそれにともない減少した場合を想定する。この場合には，上記の場合とは反対にロータの角速度（回転数）ωＲを増加させようとするので、この結果、同じ理由で、δは増加するように働く。結局、δは外乱が発生してもある一定の値を取り続けようとする。従って、仮想発電機は外乱が発生しても一定のロータの回転角度を維持しようとする。すなわち、制御部１２では、実際の同期発電機と同様の同期化力が作用する。
　かくして、電力系統の位相が変動した場合でも、同期化力により仮想発電機のロータの回転角度を電力系統の電圧の位相に追従させることができるので、ＰＬＬ回路が無くても、運転を継続することができる。
（実施の形態２）
　次に、本発明の実施の形態２について、図６及び図７を用いて説明する。尚、実施の形態１と共通する構成の説明は省略し、相違する構成についてのみ説明する。
　図６は、本発明の実施の形態２に係る電力変換装置の制御部１２の制御時における等価ブロック図である。本実施の形態は、実施の形態１と比較すると、制御部１２が、発電トルク演算部４０で算出された発電トルクＴｅの振動を制動して回転角演算部５０に出力する発電トルク制動部９０を更に備える点が相違する。
　実施の形態１では、信号伝達経路に積分器が二つあり、典型的な二次遅れ系となっており、いわゆる単振動モデルである。一方、現実の同期発電機ではロータとステータとの間に制動巻線を備えることにより制動効果を得ている。そこで、本実施の形態では、図５に示すような、発電トルク制動部９０により、発電トルクの計算結果に対して疑似微分要素を付加する。本実施の形態では、制動部は、次式で表されるような、位相進み補償器で構成されている。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000008
 　図７は、本実施の形態の電力変換装置によるシミュレーション結果を示すグラフである。グラフでは発電機トルク（点線）、有効電力（実線）、無効電力（二点鎖線）及び角速度（一点鎖線）の時間変化を示している。図７の上段（ａ）のグラフは、比較例として発電トルク制動部９０を備えない実施の形態１の場合の結果を示し、図７の下段（ｂ）のグラフは、本実施の形態の場合の結果をそれぞれ示している。図７（ａ）に示すように、比較例の発電トルクは振動が大きく、角速度もまた一定ではない。また、無効電力は有効電力を上回っている。これに対し、図７（ｂ）に示すように、本実施の形態の発電トルクは振動が収束され、角速度はほぼ一定となっている。また、有効電力は無効電力を上回っている。シミュレーション結果から、発電トルク制動部９０により、仮想発電機において同期発電機の制動巻線が仮想的に実現され、仮想発電機のロータの動揺が低減され、制動効果を得ることができる。
（実施の形態３）
　次に、本発明の実施の形態３について、図８及び図９を用いて説明する。尚、実施の形態１と共通する構成の説明は省略し、相違する構成についてのみ説明する。
　図８は、本発明の実施の形態３に係る電力変換装置の制御部１２の制御時における等価ブロック図である。本実施の形態は、実施の形態１と比較すると、制御部１２が、電圧ｄ－ｑ変換部６０を介して発電機モデル部３０に与えられる出力電圧のｄ軸成分Ｖｇｄ及びｑ軸成分Ｖｇｑの値を所定の値に制限する電圧制限部１００及び１１０を更に備える点が相違する。
　実施の形態１では、系統電圧が大きく変動すると、仮想発電機の各変数が大きく動き、発電機として安定して動作する範囲を逸脱してしまう。このため、現実の発電機と同様に脱調が起こり、運転が継続できなくなる。そこで、本実施の形態では、電圧制限部１００及び１１０において次のような処理を行う。具体的には、まず、次の条件式（１２）が成り立つか否かを判断する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000009
 次に、条件式（１２）が成り立つ場合には、次式（１３）及び（１４）により、Ｖｇｄ及びＶｇｑの値を置き換える。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000010
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000011
 　尚、条件式（１２）が成り立たない場合には、電圧Ｖｇｄ及びＶｇｑの置き換えは行わない（Ｖｇｄ’＝Ｖｇｄ、Ｖｇq’＝Ｖｇq）。これにより、実際の電圧変動の値によらず、仮想発電機の内部では電圧変動があたかも０．９倍であるように処理が行われる。例えば残電圧が２０％のときでも、仮想発電機内部の変数は、残電圧が９０％であるかのように振舞う。本実施の形態では電圧変動は０．９倍と設定したが、１以下の数で適宜調整される。
　本発明者らは、本実施の形態の電力変換装置によるシミュレーションを行った。図９の上段（ａ）のグラフは、位相差の時間変化を示し、図９の下段（ｂ）のグラフは、ｕ相電流の時間変化をそれぞれ示している。シミュレーションでは開始から２．４秒付近で系統電圧の変動を発生させている。図９（ａ）に示すように、位相差は開始から３．２秒付近で、仮想発電機の同期化作用により０付近まで収束している。また、図９（ｂ）に示すようにｕ相電流は開始から３秒付近で一時的に過電流が発生しているが、３．２秒以降は電圧制限部１００による電圧制限制御の効果により－１５０（Ａ）から１５０（Ａ）の定格範囲に収まっている。
　このように、系統電圧（出力電圧）が大きく変動した場合でも、仮想発電機の各変数値が大きく変動し、発電機として安定動作する範囲を逸脱するのが防止されるので、脱調を回避し、運転を継続することができる。尚、本実施の形態では、電圧ｄ－ｑ変換部６０の出力に対して電圧制限部１００及び１１０を備える構成とし、出力電圧の制限はｄ－ｑ変換後に行うようにしたが、ｄ－ｑ変換前に出力電圧の制限を行うような構成にしてもよい。
（実施の形態４）
　次に、本発明の実施の形態４について、図１０及び図１１を用いて説明する。尚、実施の形態１と共通する構成の説明は省略し、相違する構成についてのみ説明する。
　図１０は、本発明の実施の形態４に係る電力変換装置の制御部の制御時における等価ブロック図である。本実施の形態は、実施の形態１と比較すると、制御部１２が、発電機モデル部３０が算出したｄ軸及びｑ軸電流指令値を所定の限度内に制限するように制御する電流制限制御部１２０を更に備える点が相違する。
　上記実施の形態では，定常状態における電流に比べ、電圧変動時では電流が大きくなるという現象がある。この過電流が電力変換装置の容量を超えてしまって、運転が継続できない場合がある。そこで、本実施の形態では、図１０のように、電流制限制御部１２０において電流指令値に対して，電流リミッタを設ける。
　本実施の形態では電流のリミット設定値は、ｉｄは－０．５ｐｕ～０．５ｐｕの範囲とし、ｉｑは－１．１ｐｕ～１．１ｐｕの範囲とする。
　本発明者らは、本実施の形態の電力変換装置によるシミュレーションを行った。図１１の上段（ａ）は、位相差の時間変化を示し、図１１の下段（ｂ）は、ｕ相電流の時間変化のグラフを示している。シミュレーションでは開始から２．３秒付近で系統電圧の変動を発生させている。図１１（ａ）に示すように、位相差は開始から３．２秒付近で仮想発電機の同期化作用により０に収束している。また、実施の形態３（図１０のグラフ上段）では電流の制限を行っていないため、一時的に過電流が発生していた。しかし、本実施の形態では、図１１（ｂ）に示すように、ｕ相電流は－１５０（Ａ）から１５０（Ａ）の定格範囲に収まっている。
　上記構成により、定常状態における電流に比べて、変動時に過電流が発生した場合でも、電力変換装置の容量を超えることがないので、運転を停止することなく継続することができる。
　上記説明から、当業者にとっては、本発明の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り、本発明を実行する最良の態様を当業者に教示する目的で提供されたものである。本発明の精神を逸脱することなく、その構造及び／又は機能の詳細を実質的に変更できる。
　本発明は、電力系統と連系して運転する連系運転機能を有する電力変換装置に用いることができる。
ＰＣ　電力変換装置
１　二次電池
２　電圧センサ
３　電力変換部
４　電流センサ
５　出力リアクトル
６　電圧センサ
７　フィルタコンデンサ
８　変圧器
９　マイクログリッドの配電線
１０　電流ｄ－ｑ変換部
１１　負荷
１２　制御部
１３　仮想発電機
１４　マイクログリッド制御装置
１５　遮断器
１６　商用電力系統の配電線
２０　電力変換制御部
３０　発電機モデル部
４０　発電トルク演算部
５０　回転角度演算部
６０　電圧ｄ－ｑ変換部
７０　ＡＶＲモデル部
８０　ガバナ及び駆動源モデル部
９０　発電トルク制動部
１００、１１０　電圧制限部
１２０　電流制限部
１３０　回転角度変動のフィードバック経路の等価回路

Claims (4)

  1. 　入力される直流電力を交流電力に変換し、電力系統に接続される出力線へ出力するよう構成された電力変換部と、
    　前記電力変換部が仮想発電機として動作するよう当該電力変換部を制御するよう構成された制御部と、を備え、
    　前記制御部は、
    　前記電力変換部が前記出力線に出力する無効電力及び出力電圧と、無効電力指令値と電圧指令値とに基づいて、前記出力電圧の前記電圧指令値からの偏差に応じた前記仮想発電機の誘起電圧を演算するように構成されたＡＶＲモデル部と、
    　前記電力変換部が前記出力線に出力する有効電力と、有効電力指令値と、角速度指令値と、前記仮想発電機のロータの角速度とに基づいて、当該角速度の前記角速度指令値からの偏差に応じた、前記仮想発電機を駆動する仮想駆動源の駆動トルクを演算するガバナ及び駆動源モデル部と、
    　前記ＡＶＲモデル部で演算された誘起電圧とｑ軸電流指令値又は前記電力変換部の出力電流のｑ軸成分とに基づいて前記仮想発電機の発電トルクを演算する発電トルク演算部と、
    　前記ガバナ及び駆動源モデル部で演算された駆動トルクから前記発電トルク演算部で演算された発電トルクを減算して前記仮想発電機のロータの加速トルクを演算し、少なくとも当該加速トルクと前記仮想発電機のロータの慣性とに基づいて前記仮想発電機のロータの前記角速度及び回転角度を演算する回転角度演算部と、
    　前記回転角度演算部で演算された前記回転角度を用いて前記電力変換部の出力電圧のｄ軸成分及びｑ軸成分を演算する電圧ｄ－ｑ変換部と、
    　同期発電機の誘起電圧と相電圧と線電流との関係を表すフェーザ図で規定される代数式を用いて、前記ＡＶＲモデル部で演算された誘起電圧と前記ｄ－ｑ変換部で演算された前記出力電圧のｄ軸成分及びｑ軸成分とに基づいて前記仮想発電機の電機子電流のｄ軸成分及びｑ軸成分に相当するｄ軸電流指令値及び前記ｑ軸電流指令値を演算する発電機モデル部と、
    　前記発電機モデル部で演算されたｄ軸電流指令値及び前記ｑ軸電流指令値に対応する電流を出力するよう前記電力変換部を制御する電力変換制御部と、を含む、電力変換装置。
  2. 　前記制御部は、前記発電トルク演算部で演算された発電トルクの振動を制動して前記回転角演算部に出力する発電トルク制動部を更に備える、請求項１に記載の電力変換装置。
  3. 　前記制御部は、前記電圧ｄ－ｑ変換部を介して前記発電機モデル部に与えられる前記出力電圧のｄ軸成分及びｑ軸成分の値を所定の値に制限する電圧制限部を更に備える、請求項１又は２に記載の電力変換装置。
  4. 　前記制御部は、前記発電機モデルが演算した前記ｄ軸及びｑ軸電流指令値を所定の限度内に制限するように制御する電流制限制御部を更に備える、請求項１乃至３のいずれかに記載の電力変換装置。
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