WO2019187411A1

WO2019187411A1 - 分散電源の制御装置

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Publication number: WO2019187411A1
Application number: PCT/JP2018/046994
Authority: WO
Inventors: 佳澤李; 輝菊池; 智道伊藤
Original assignee: 株式会社日立製作所
Priority date: 2018-03-28
Filing date: 2018-12-20
Publication date: 2019-10-03
Also published as: JP7025973B2; JP2019176584A; EP3780310A4; EP3780310A1

Abstract

電力系統に連系される分散電源の出力電力を安定にできる分散電源の制御装置を提供する。分散電源の制御装置（１００）は、分散電源を電力系統に連系させる電力変換装置（１０４）に対して、仮想慣性を設定するものであって、分散電源の仕様および動作状態に基づいて仮想慣性値を算出し、算出される仮想慣性値と、系統運用者（１０１）から要求される要求慣性値とのいずれか一方に基づいて、電力変換装置（１０４）に仮想慣性を設定する。

Description

分散電源の制御装置

　本発明は、電力系統に連系される分散電源を安定に動作させる分散電源の制御装置に関する。

　国連気候変動枠組条約第２２回締約国会議（ＣＯＰ２２）の後、世界中の国々は、再生可能エネルギー源（以下、「ＲＥＳ」と記す。「ＲＥＳ」は、Renewable Energy Sourceの略）の導入を進めている。ＲＥＳを導入する場合、電力変換装置は、ＲＥＳによって発生した電力を調整して電力系統に送電するために、不可欠である。

　従来の電力系統では、発電設備のほとんどが同期発電機である。これらの同期発電機は、系統周波数に同期して回転する回転子を有する。これらの回転子は、各々、回転慣性モーメントを有するので、系統内に在る複数の同期発電機がいっしょに回転すると、系統内には大きな慣性モーメントが存在することになる。これにより、系統周波数が、５０Ｈｚまたは６０Ｈｚというような一定周波数で安定する。

　しかしながら、ＲＥＳの導入が進むにしたがって、ＲＥＳを用いる再生可能エネルギー（発電）システムにおける電力変換装置は慣性を有さないので、電力系統においては、慣性および同期特性を備える発電機の割合が相対的に少なくなってきている。したがって、電力系統の安定性が減少する怖れがある。

　これに対し、再生可能エネルギー発電システムなどの分散電源が備える電力変換装置が仮想的な同期発電機として動作するように、仮想的な慣性定数を含む運動方程式に基づいて電力変換装置を制御する従来技術が知られている（例えば、特許文献１参照）。

米国特許出願公開第２０１１／０２７０４６３号明細書

　上記従来技術では、系統事故などの擾乱が発生した場合、過渡的に、電力変換装置の出力電力に電力動揺が発生する怖れが有る。すなわち、擾乱が発生した場合に、再生可能エネルギー発電システムなどの分散電源の動作が不安定になり得る。

　そこで、本発明は、電力系統に連系される分散電源の出力電力を安定にできる分散電源の制御装置を提供する。

　上記課題を解決するために、本発明による分散電源の制御装置は、分散電源を電力系統に連系させる電力変換装置に対して、仮想慣性を設定するものであって、分散電源の仕様および動作状態に基づいて仮想慣性値を算出し、算出される仮想慣性値と、系統運用者から要求される要求慣性値とのいずれか一方に基づいて、電力変換装置に仮想慣性を設定する。

　本発明によれば、電力変換装置の出力電力に発生する電力動揺を抑制することができる。

　上記した以外の課題、構成および効果は、以下の実施形態の説明により明らかにされる。

一実施形態である再生可能エネルギーシステムの制御装置の構成を示す。図１における再生可能エネルギーシステムの構成を示す。非集中型制御装置の構成を示す。仮想減衰定数は一定にして仮想慣性を変化させた場合における、電力変換装置が出力する有効電力の時間変化の一例を示す。仮想慣性は一定にして仮想減衰定数を変化させた場合における、電力変換装置が出力する有効電力の時間変化の一例を示す。系統連系制御装置が実行する処理動作を示すフローチャートである。図６のステップＳ２を実行するときの系統連系制御装置の機能構成を示す。

　以下、本発明の実施形態について、図面を用いながら説明する。なお、各図において、参照番号が同一のものは同一の構成要件あるいは類似の機能を備えた構成要件を示している。

　図１は、本発明の一実施形態である、電力系統に連系される再生可能エネルギー（発電）システムの制御装置の構成を示す。

　図１に示すように、再生可能エネルギーシステム１０２は、複数の電力変換装置１０４を備える。複数の電力変換装置１０４の各々は、再生可能エネルギー源１０３が発生する電力を、系統電圧および系統周波数を有する交流電力に変換して、図示しない電力系統へ出力する。電力変換装置１０４は、半導体スイッチング素子からなる主回路を有し、この主回路のスイッチングが、非集中型制御装置１０５によって制御されることにより、電力変換装置１０４の出力電力が制御される。

　なお、再生可能エネルギー源１０３としては、風力発電機や太陽電池などが適用される。また、電力変換装置１０４の主回路としては、三相インバータ回路などの電力変換回路が適用される。

　図１に示す系統連系制御装置１００は、系統運用者から通信回線を介して送信される、再生可能エネルギーシステム１０２に要求される慣性の値を示す要求指令１１１と、非集中型制御装置１０５から送信される非集中型制御装置１０５の動作状態１１２と、記録装置１０６から読み込まれる再生可能エネルギーシステム１０２や電力変換装置１０４に関する仕様データ１１３と、に基づいて、複数の非集中型制御装置１０５の各々に設定する仮想慣性値（仮想慣性定数）および仮想減衰定数値を計算して、計算した仮想慣性値を仮想慣性指令１１５として再生可能エネルギーシステム１０２へ送信する。なお、系統連系制御装置１００は、コンピューターシステムから構成され、所定のプログラムを実行することにより、仮想慣性値の計算などの処理を行う。

　非集中型制御装置１０５は、系統連系制御装置１００によって設定される仮想慣性値に基づいて、電力変換装置１０４を、同期発電機のような慣性を示すように制御する。

　ここで、系統運用者１０１は、例えば、電力事業者である。系統運用者は、電力系統の安定化のために必要な慣性値の内、再生可能エネルギーシステム１０２に割り当てる慣性値を設定して、設定した慣性値を、要求指令１１１として、中央給電指令所などから通信装置によって送信する。

　また、系統連系制御装置１００は、複数の非集中型制御装置１０５の各々に設定する仮想慣性値の和である総仮想慣性１１４、すなわち再生可能エネルギーシステムが有する仮想慣性の値を、系統運用者１０１に通信回線を介して通知する。

　図１に示す慣性メータ１０７は、系統連系制御装置１００によって算出される仮想慣性指令１１５や総仮想慣性１１４等を示す情報１１６を、逐次または随時更新しながらディスプレイ装置などに表示するとともに、半導体メモリなどの記憶装置に記録する。これにより、再生可能エネルギーシステム側で、非集中型制御装置１０５の動作状態を容易に確認できる。

　図２は、図１における再生可能エネルギーシステム１０２の構成を示す。

　図２に示すように、再生可能エネルギーシステム１０２は、複数の（図２では三台の）再生可能エネルギー源１０３の各々が、複数の（図２では三台の）電力変換装置１０４の各々の入力に接続される。複数の電力変換装置１０４の各出力は、送電ケーブル２０２を介して、並列多重接続され、並列多重接続された出力が、電力系統２０１に接続される。
電力変換装置１０４は、再生可能エネルギー源１０３からの電力（Ｐ_ｍｉ：ｉ＝１～３）を交流電力（Ｐ_ｅｉ：ｉ＝１～３）に変換して、電力系統２０１へ出力する。

　電力変換装置１０４は、半導体スイッチング素子（図２では絶縁ゲートバイポーラトランジスタ）およびフライホイールダイオードからなる電力変換主回路２０３（インバータ）を備える。非集中型制御装置１０５は、上述のように系統連系制御装置１００からの仮想慣性指令１１５に基づくと共に、検出部２０４が電流センサＣＴおよび電圧センサＶＴを用いて検出する、電力変換主回路２０３の入出力電流・電圧に基づいて、電圧指令（Ｖｉ∠θｉ）を作成する。パルス幅変調部２０５は、非集中型制御装置１０５によって作成される電圧指令（Ｖｉ∠θｉ）と図示しない三角波などのキャリア信号とを比較することにより、すなわちパルス幅変調（ＰＷＭ）により、電力変換主回路２０３の半導体スイッチング素子を駆動するための駆動パルスを作成する。この駆動パルスによって電力変換主回路２０３が動作することにより、出力電圧が電圧指令に一致するように、電力変換装置１０４の出力電力が制御される。

　図３は、非集中型制御装置１０５の構成を示す。

　図３に示すように、非集中型制御装置１０５は、電力計算部３０１、機械的慣性を有する同期発電機の動作を模擬する仮想同期発電機モデル３０２、積分器３０３、電圧指令を作成する波形発生部３０５を備えている。

　電力計算部３０１は、電力変換装置１０４の電力変換主回路２０３（図２）の直流側の電圧（Ｖ_ｄｃ）および電流（Ｉ_ｄｃ）、並びに電力変換主回路２０３の交流側の電圧（Ｖおよび電流（Ｉ）に基づいて、電力変換装置１０４における直流入力電力（有効電力Ｐ_ｍｉ）、交流出力電力（有効電力Ｐ_ｅｉ、無効電力Ｑ_ｅｉ）を算出する。なお、直流側および交流側における電圧・電流は、前述したように、電力変換装置１０４が備える検出部２０４（図２）によって検出される。

　仮想同期発電機モデル３０２は、仮想慣性定数Ｊｉおよび仮想減衰定数Ｄｉを含む同期発電機の運動方程式（後述する式（２））に基づいて設定される。仮想同期発電機モデル３０２によって、電力計算部３０１によって計算される電力変換装置１０４への入力電力（有効電力Ｐ_ｍｉ）と電力変換装置１０４の出力電力（有効電力Ｐ_ｅｉ）との差分に応じて、交流出力の角周波数（ω_ｉ）が算出される。有効電力Ｐ_ｍｉおよびＰ_ｅｉは、それぞれ、同期発電機の運動方程式において、発電機に与える機械的回転力および発電機の電気出力に対応する。また、仮想慣性定数Ｊｉおよび仮想減衰定数Ｄｉは、それぞれ、同期発電機の回転子が有する慣性モーメント、制動巻線による制動効果に対応する。ここで、本実施形態において、仮想慣性定数Ｊｉおよび仮想減衰定数Ｄｉは、系統連系制御装置１００（図２）によって、計算されて、非集中型制御装置１０５に与えられる。

　積分器３０３は、仮想同期発電機モデル３０２によって算出される角周波数（ω_ｉ）を積分して、交流出力の位相角（θ_ｉ）を計算する。

　無効電力制御部３０４は、電力計算部３０１によって計算される電力変換装置１０４の出力電力（無効電力Ｑ_ｅｉ）と、図示されない他の制御装置から与えられる無効電力指令（Ｑ^＊）とを比較して、比較結果に応じて、出力電力（無効電力Ｑ_ｅｉ）を無効電力指令（Ｑ^＊）に一致させるような出力電圧（Ｖ_ｉ）を算出する。

　波形発生部３０５は、無効電力制御部３０４によって算出される出力電圧（Ｖ_ｉ）と、積分器３０３によって算出される位相角（θ_ｉ）に応じて、パルス幅変調部２０５（図２）に与える電圧指令（Ｖｉ∠θｉ）を作成する。

　このような非集中型制御装置１０５により電力変換装置１０４を制御することにより、再生可能エネルギーシステム１０２（図２）に、同期発電機と同様の発電特性を持たせることができる。

　次に、図３に示す非集中型制御装置１０５を備える電力変換装置１０４を複数台備える本実施形態における再生可能エネルギーシステム１０２の挙動について説明する。

　個々の電力変換装置１０４から電力系統へ出力される有効電力Ｐｅｉは、式（１）で表される。

　式（１）において、Ｖ_ｉ，Ｖ_ｇは、それぞれ、電力変換装置の出力電圧、電力系統の電圧であり、θ_ｉ，θ_ｇは、それぞれ、電力変換装置の出力電圧の位相角、電力系統の電圧の位相角である。また、Ｘ_ｉは、電力変換装置の出力と電力系統とを接続するケーブルのインピーダンスである。なお、式（１）においては、θ_ｉとθ_ｇの差が小さいという条件のもとで、正弦関数を近似している。なお、Ｖ_ｉ，Ｖ_ｇ，θ_ｉ，θ_ｇ，Ｘ_ｉは、図２中に付記している（但し、ｉ＝１，２，３）。

　仮想同期発電機モデル３０２（図３）において、運動方程式は、位相角応答をθ_ｉとして式（２）で表される。

　式（２）中、Ｐ_ｍｉ，Ｐ_ｅｉは、上述のように、それぞれ、個々の電力変換装置１０４に入力される有効電力、電力変換装置１０４から電力系統へ出力される有効電力である。

　式（１）および式（２）から、式（３）が得られる。上述のように、Ｐ_ｍｉ，Ｐ_ｅｉは、同期発電機への機械的回転力および電気出力に対応する。なお、Ｐ_ｍｉ，Ｐ_ｅｉは、図２中に付記している（但し、ｉ＝１，２，３）。

　ここで、再生可能エネルギーシステム１０２が備える複数台の電力変換装置１０４の出力電圧の位相角（図２では、θ_１，θ_２，θ_３）の平均値をθ_ａとする。さらに、本実施形態では、複数台の電力変換装置１０４が再生可能エネルギーシステム１０２において互いに近接して配置されているため、式（３）中の位相角θ_ｉ、θ_ｉの時間・一階微分すなわち角周波数、θ_ｉの時間・二階微分すなわち角周波数の時間変化は、複数台の電力変換装置１０４についてほぼ同等であるとする。このような状況下で、複数台の電力変換装置１０４の各々に関する式（３）から（各式の辺々を足し合わせる）、式（４）が得られる。

　式（３）は、いわば、再生可能エネルギーシステム１０２の位相角応答θ_ａが、定係数の２階線形微分方程式で表せることを示している。この場合、θ_ａを求めるために用いられる特性方程式は式（５）で表される。

　式（５）において、ω_ｎは固有周波数（自然周波数）であり、ξは減衰比である。式（４）における各係数と、式（５）から、式（６）が得られる。

　式（６）から判るように、個々の電力変換装置１０４における仮想慣性を足し合わせた総仮想慣性の値、および個々の電力変換装置１０４における仮想減衰定数を足し合わせた総仮想減衰定数の値が、再生可能エネルギーシステム１０２全体の動作に影響する。このため、本実施形態では、後述するように、総仮想慣性の値および総仮想減衰定数の値を最適化して、再生可能エネルギーシステム１０２全体の動作を安定化する。

　次に、個々の電力変換装置における仮想慣性および仮想減衰定数の影響について、図４および図５を用いて説明する。

　図４は、仮想減衰定数Ｄ_ｉは一定にして仮想慣性Ｊ_ｉを変化させた場合における、電力変換装置１０４が出力する有効電力の時間変化の一例を示す。なお、本図４は、前述の式（３）に基づく、本発明者による検討結果である。なお、図４において、有効電力、Ｊ_ｉおよびＤ_ｉの各値は、ｐｕ（per unit）値である。また、有効電力の初期値は０．５ｐｕとしている。

　図４が示すように、仮想慣性Ｊ_ｉの値によって有効電力の振動の状態が変化する。Ｊ_ｉの値を大きくすると、振動する有効電力のピーク値が低減する。このように、Ｊ_ｉを設定する制御により、電力変換装置の出力電力の動揺を抑えることができる。

　図５は、仮想慣性Ｊ_ｉは一定にして仮想減衰定数Ｄ_ｉを変化させた場合における、電力変換装置１０４が出力する有効電力の時間変化の一例を示す。なお、本図５は、前述の式（３）に基づく、本発明者による検討結果である。なお、図５において、有効電力、Ｊ_ｉおよびＤ_ｉの各値は、ｐｕ（per unit）値である。また、有効電力の初期値は０．５ｐｕとしている。

　図５が示すように、仮想減衰定数Ｄ_ｉの値によって有効電力の振動の状態が変化する。
Ｄ_ｉの値を大きくすると、振動する有効電力のピーク値が低減する。このように、Ｄ_ｉを設定する制御により、電力変換装置の出力電力の動揺を抑えることができる。

　なお、図４、図５に示すように、いずれのＪ_ｉ，Ｄ_ｉの値についても、過渡的には振幅が大きな電力動揺が生じている。このため、系統運用者によって要求される仮想慣性値を設定して電力変換装置を制御すると、過渡的に発生する大きな電力動揺が、電力変換装置の性能（例えば、定格電力容量や定格電流など）を越え、電力変換装置の動作を停止するに至る場合が起こり得る。そこで、本実施形態では、後述するように、系統運用者から要求される仮想慣性の値を考慮しながらも、再生可能エネルギーシステム側で、自システムに適した仮想慣性の値を設定する。これにより、再生可能エネルギーシステムの動作を停止させることなく、確実に、電力動揺を抑制できる。

　図６は、電力変換装置に仮想慣性および仮想減衰定数を設定するために系統連系制御装置１００が実行する処理動作を示すフローチャートである。

　ステップＳ１において、系統連系制御装置１００は、系統運用者が再生可能エネルギーシステム１０２に対して要求する仮想慣性値Ｊ_ｒｅｑ（図１における要求指令１１１に相当）を受ける（ステップＳ１）。

　次に、ステップＳ２において、系統連系制御装置１００は、電力変換装置１０４または非集中型制御装置１０５の動作状態１１２（図１）、すなわち再生可能エネルギーシステムの動作状態と、電力変換装置１０４を含む再生可能エネルギーシステム１０２に関する仕様データ１１３（図１）とに基づいて、再生可能エネルギーシステム１０２における各電力変換装置に対して、仮想慣性の上限値Ｊ_{ｍａｘ，ｉ}と、仮想慣性の上限値Ｊ_{ｍａｘ，ｉ}による動作時における仮想減衰定数の下限値Ｄ_{ｍｉｎ，ｉ}とを設定する。なお、具体的な設定手段については、後述する。

　次に、ステップＳ３において、系統連系制御装置１００は、各上限値Ｊ_{ｍａｘ，ｉ}の総計値ΣＪ_{ｍａｘ，ｉ}が要求されている仮想慣性値Ｊ_ｒｅｑより小さいか否かを判定する。
すなわち、系統連系制御装置は、再生可能エネルギーシステムが、系統運用者が要求する仮想慣性値Ｊ_ｒｅｑを備えることができるか否かを判定する。Ｊ_{ｍａｘ，ｉ}の総計値ΣＪ_{ｍａｘ，ｉ}が要求されている仮想慣性値Ｊ_ｒｅｑよりも小さい場合（ステップＳ３のＹＥＳ）、ステップＳ４－１に進む。また、ΣＪ_{ｍａｘ，ｉ}がＪ_ｒｅｑよりも小さくはない場合（ステップＳ３のＮＯ）、すなわちΣＪ_{ｍａｘ，ｉ}がＪ_ｒｅｑ以上である場合、ステップＳ４－２に進む。

　ステップＳ４－１において、系統連系制御装置１００は、ステップＳ３の結果（ＹＥＳ）に基づいて、式（７）によって、再生可能エネルギーシステム１０２に適する総仮想慣性値Ｊ_ｏｐｔを算出する。

　ここでは、再生可能エネルギーシステムが、要求されている仮想慣性値Ｊ_ｒｅｑを備えることができないため、Ｊ_ｏｐｔは、各電力変換装置における仮想慣性の上限値の総計値ΣＪ_{ｍａｘ，ｉ}となる。

　また、ステップＳ４－２において、系統連系制御装置１００は、ステップＳ３の結果（ＮＯ）に基づいて、式（８）によって、再生可能エネルギーシステム１０２に適する総仮想慣性値Ｊ_ｏｐｔを算出する。

　ここでは、再生可能エネルギーシステムが、要求されている仮想慣性値Ｊ_ｒｅｑを備えることができるため、Ｊ_ｏｐｔは、要求されている仮想慣性値Ｊ_ｒｅｑとなる。

　ステップＳ４－１およびＳ４－２のいずれかが実行されると、次に、ステップＳ５が実行される。

　ステップＳ５において、系統連系制御装置１００は、再生可能エネルギーシステムに適した総仮想減衰定数値Ｄ_{ｏｐｔｉｍａｌ}（最適値）を計算する。本実施形態において、総仮想減衰定数値は、前述の式（４）に従う位相角の平均値θ_ａの応答を臨界減衰応答に近づけるように、式（５）における減衰比ξが調整される。この場合、Ｄ_{ｏｐｔｉｍａｌ}は、調整された減衰比をξ_{ｏｐｔｉｍａｌ}とすると、式（６）から、式（９）によって表わされる。

　理想的な臨界減衰応答の場合、ξ_{ｏｐｔｉｍａｌ}＝１であり、繰り返し振動が発生しない。また、ξ_{ｏｐｔｉｍａｌ}＝０．７０７（＝１／（２^１／２））とすれば、繰り返し振動の収束時間が最短になる。

　次に、ステップＳ６において、系統連系制御装置は、算出された総仮想慣性値Ｊ_ｏｐｔと総仮想減衰定数Ｄ_{ｏｐｔｉｍａｌ}に基づき、個々の電力変換装置の非集中型制御装置における仮想慣性値Ｊ_{ｏｐｔ，ｉ}および仮想減衰定数値Ｄ_{ｏｐｔ，ｉ}を、図中に示す４つの制約のもとで設定する。第１の制約は、個々の仮想慣性値Ｊ_{ｏｐｔ，ｉ}の和が算出された総仮想慣性値Ｊ_ｏｐｔに等しいことである。第２の制約は、個々の仮想減衰定数Ｄ_{ｏｐｔ，ｉ}の和が最適な総仮想減衰定数値にできるだけ近付けることである。第３および第４の制約は、各電力変換装置の動作が、定格動作を超えないようにするための制約である。第３の制約は、個々の仮想慣性値Ｊ_{ｏｐｔ，ｉ}が、上限値Ｊ_{ｍａｘ，ｉ}を超えないことである。第４の制約は、個々の仮想減衰定数値Ｄ_{ｏｐｔ，ｉ}が最小値Ｄ_{ｍｉｎ，ｉ}以上であることである。

　ステップＳ７において、系統連系制御装置１００は、算出されたＪ_ｏｐｔおよびＤ_{ｏｐｔｉｍａｌ}を出力して、系統運用者１０１および慣性メータ１０７（図１）に送信する。
また、系統連系制御装置１００は、算出されたＪ_{ｏｐｔ，ｉ}，Ｄ_{ｏｐｔ，ｉ}を出力して、個々の電力変換装置の非集中型制御装置へ送信する。

　図７は、図６のステップＳ２を実行するときの系統連系制御装置１００の機能構成を示す。すなわち、本図７は、本実施形態において、個々の仮想慣性の上限値（最大値）Ｊ_{ｍａｘ，ｉ}、Ｊ_{ｍａｘ，ｉ}による動作時における個々の仮想減衰定数の下限値（最小値）Ｄ_{ｍｉｎ，ｉ}を設定する一手段を示す。

　仮想慣性を有する電力変換装置の動作（仮想慣性動作）時には、電力変換装置の直流側において貯蔵されたエネルギーが用いられる。このエネルギーは、同期発電機の回転子の機械的回転エネルギーに対応する。例えば、再生可能エネルギー源が風力タービン（ＷＴ）である場合、仮想慣性動作に用いられるエネルギーは、ＷＴの発電機の回転子に貯蔵された機械的回転エネルギーである。また、蓄電池に貯蔵された電気エネルギーが用いられる場合もある。

　これらの仮想慣性動作のためのエネルギー源の状態（変動や異常の有無など）、例えば、ＷＴの発電機における回転角周波数の状態や蓄電池における充電状態（ＳＯＣ）は、仮想慣性動作時における再生可能エネルギーシステムの安定動作に影響する。すなわち、仮想慣性動作時に電力変換装置の仕様（例えば定格）を超えるような動作を起こし得る。したがって、仕様を超えない安定動作のためには、回転角周波数やＳＯＣのマージン（実際の動作値が有する仕様値（例えば定格値）までの余裕度）の大きさ、電力変換装置の出力動作（出力角周波数など）のマージンによって、仮想慣性値の大きさを制限することが好ましい。

　そこで、本実施形態では、図７の機能構成により、これらマージンを考慮して仮想慣性の最大値Ｊ_{ｍａｘ，ｉ}を設定する。なお、ここでは、再生可能エネルギー源が風力タービン（ＷＴ）であるとする。

　図７に示すように、系統連系制御装置１００は、再生可能エネルギーシステムの動作状態であるＷＴの回転角周波数ω_ｍｉおよび出力角周波数ω_ｉ、ならびに、再生可能エネルギーシステムの仕様データであるω_ｍｉの上下限値ω_{ｍｉ，ｍａｘ}，ω_{ｍｉ，ｍｉｎ}およびω_ｉの上下限値ω_{ｉ，ｍａｘ}，ω_{ｉ，ｍａｘ}を収集する。なお、前述（図１）のように、動作状態および仕様データは、それぞれ、非集中型制御装置１０５および記録装置１０６から取得される。

　まず、系統連系制御装置１００は、ω_ｉが有する上下限値に対するマージン（ω_{ｉ，ｍａｘ}－ω_ｉ，ω_ｉ－ω_{ｉ，ｍｉｎ}）、ω_ｍ，ｉが有する上下限値に対するマージン（ω_{ｍｉ，ｍａｘ}－ω_ｍｉ，ω_ｍｉ－ω_{ｍｉ，ｍｉｎ}）を算出する。

　最小値選択部５０１は、回転角周波数のマージンΔω_ｍｉおよび出力角周波数のマージンΔω_ｉとして、上限値に対するマージンと下限値に対するマージンとの内、小さい方のマージンすなわち最小のマージンを選択する。

　最大仮想慣性設定部５０２は、ω_ｍｉおよびω_ｉ、最小値選択部５０１によって選択されるマージンΔω_ｍｉ，Δω_ｉに基づいて、式（１０）によって、仮想慣性の上限値Ｊ_{ｍａｘ，ｉ}算出する。なお、式（１０）中、Ｊ_ＷＴ，ｉは個々の風力タービンの回転子の慣性定数（慣性モーメント）を示す。

　式（１０）は、マージンΔω_ｍｉ，Δω_ｉを考慮して、仮想慣性動作に用いられる電力変換装置の直流側に貯蔵されたエネルギー、すなわち風力タービンの回転子の機械的回転エネルギーと、仮想慣性動作により電力変換装置が出力するエネルギー（仮想同期発電機の回転子の機械的回転エネルギーに対応）とが、エネルギー保存則により等しいという条件のもとで導出できる（詳細な導出過程の記載は省略する）。なお、このような導出手段は、他の再生可能エネルギー源（太陽電池など）に対しても適用できる。

　系統連系制御装置１００は、最大仮想慣性設定部５０２によって算出されるＪ_{ｍａｘ，ｉ}を個々の電力変換装置１０４における非集中型制御装置１０５に設定する。

　さらに、系統連系制御装置１００は、仮想慣性動作時における仕様を超えない電力変換装置の安定動作のために、次のように仮想減衰定数の最小値Ｄ_{ｍｉｎ，ｉ}を設定する。

　図７に示すように、系統連系制御装置１００は、再生可能エネルギーシステムの動作状態である個々の電力変換装置の出力電力Ｐ_ｅｉ、ならびに、再生可能エネルギーシステムの仕様データであるＰ_ｅｉの上下限値Ｐ_{ｅｉ，ｍａｘ}，Ｐ_{ｅｉ，ｍｉｎ}を収集する。

　まず、系統連系制御装置１００は、Ｐ_ｅｉが有する上下限値に対するマージン（Ｐ_{ｅｉ，ｍａｘ}－Ｐ_ｅｉ，Ｐ_ｅｉ－Ｐ_{ｅｉ，ｍｉｎ}）を算出する。

　最小値選択部５０１は、出力電力のマージンΔＰ_ｅｉとして、上限値に対するマージンと下限値に対するマージンとの内、小さい方のマージンすなわち最小のマージンを選択する。

　最小減衰定数設定部５０３は、最小値選択部５０１が出力するマージンΔＰ_ｅｉのもとで、前述の式（３）および（５）に基づいて、Ｊ_{ｉ，ｍａｘ}に対する仮想減衰定数すなわち最小仮想減衰定数Ｄ_{ｍｉｎ，ｉ}を算出する。

　系統連系制御装置１００は、最小減衰定数設定部５０３によって算出されるＤ_{ｍｉｎ，ｉ}を個々の電力変換装置１０４における非集中型制御装置１０５に設定する。

　上述のように、本実施形態によれば、再生可能エネルギーシステム側における系統連系制御装置が、系統運用者から再生可能エネルギーシステムに要求される要求慣性値と、再生可能エネルギーシステムの仕様および動作状態に基づいて算出される総仮想慣性値とを比較して、いずれか一方を選択して再生可能エネルギーシステムに設定し、また、設定される要求慣性値または総仮想慣性値に応じて総仮想減衰定数を算出して再生可能エネルギーシステムに設定することにより、同期発電機の慣性動作と同様に安定した仮想慣性動作が可能になる。

　また、本実施形態によれば、再生可能エネルギーシステムの仕様に対する動作状態のマージンに応じて、電力変換装置ごとに仮想慣性および仮想減衰定数を設定することにより、再生可能エネルギーシステムは、仮想慣性動作時に、仕様を超えることなく安定に動作する。

　なお、本発明は前述した実施形態に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば、前述した実施形態は本発明を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、実施形態の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置き換えをすることが可能である。

　例えば、制御対象となる電源は、再生可能エネルギー源に限らず、電力変換装置を介して電力系統に連系する種々の分散電源（エンジン発電機など）でも良い。また、再生可能エネルギーシステムが備える、再生可能エネルギー源および電力変換装置は、各々一台でも良い。

１００　系統連系制御装置、１０１　系統運用者、１０２　再生可能エネルギーシステム、１０３　再生可能エネルギー源、１０４　電力変換装置、１０５　非集中型制御装置、１０６　記録装置、１０７　慣性メータ、１１１　要求指令、１１２　動作状態、１１３　仕様データ、１１４　総仮想慣性、１１５　仮想慣性指令、１１６　情報、２０１　電力系統、２０２　送電ケーブル、２０３　電力変換主回路、２０４　検出部、２０５　パルス幅変調部、３０１　電力計算部、３０２　仮想同期発電機モデル、３０３　積分器、３０４　無効電力制御部、３０５　波形発生部、５０１　最小値選択部、５０２　最大仮想慣性設定部、５０３　最小減衰定数設定部

Claims

　分散電源を電力系統に連系させる電力変換装置に対して、仮想慣性を設定する、分散電源の制御装置において、
　前記分散電源の仕様および動作状態に基づいて仮想慣性値を算出し、
　算出される前記仮想慣性値と、系統運用者から要求される要求慣性値とのいずれか一方に基づいて、前記電力変換装置に前記仮想慣性を設定することを特徴とする分散電源の制御装置。
　請求項１に記載される分散電源の制御装置において、
　前記電力変換装置に設定される前記仮想慣性の値を表示するメータを備えることを特徴とする分散電源の制御装置。
　請求項１に記載される分散電源の制御装置において、
　前記電力変換装置に設定される前記仮想慣性の値を前記系統運用者へ送信することを特徴とする分散電源の制御装置。
　請求項１に記載される分散電源の制御装置において、
　算出される前記仮想慣性値に基づいて、前記電力変換装置に設定される仮想減衰定数を算出することを特徴とする分散電源の制御装置。
　請求項４に記載される分散電源の制御装置において、
　前記仮想減衰定数は、所定の減衰比のもとで算出されることを特徴とする分散電源の制御装置。
　請求項１に記載される分散電源の制御装置において、
　前記分散電源の前記仕様に対する前記動作状態のマージンに基づいて、前記電力変換装置に前記仮想慣性を設定することを特徴とする分散電源の制御装置。
　請求項６に記載される分散電源の制御装置において、
　前記マージンに基づいて前記仮想慣性の上限値を算出する最大仮想慣性設定部を備え、　前記上限値に基づいて前記電力変換装置に前記仮想慣性を設定することを特徴とする分散電源の制御装置。
　請求項７に記載される分散電源の制御装置において、
　前記上限値と前記要求慣性値とを比較した結果に基づいて、前記電力変換装置に前記仮想慣性を設定することを特徴とする分散電源の制御装置。
　請求項４に記載される分散電源の制御装置において、
　前記分散電源の前記仕様に対する前記動作状態のマージンに基づいて、前記電力変換装置に前記仮想減衰定数を設定することを特徴とする分散電源の制御装置。
　請求項９に記載される分散電源の制御装置において、
　前記マージンに基づいて、前記仮想減衰定数の下限値を算出する最小減衰定数設定部を備え、
　前記下限値に基づいて前記電力変換装置に前記仮想減衰定数を設定することを特徴とする分散電源の制御装置。
　複数の分散電源を電力系統に連系させる複数の電力変換装置の各々に対して、仮想慣性を設定する、分散電源の制御装置において、
　前記分散電源の仕様および動作状態に基づいて、前記複数の分散電源の総仮想慣性値を算出し、
　算出される前記総仮想慣性値と、系統運用者から要求される要求慣性値とのいずれか一方に基づいて、前記複数の電力変換装置の各々に前記仮想慣性を設定することを特徴とする分散電源の制御装置。
　請求項１１に記載される分散電源の制御装置において、
　前記分散電源の前記仕様に対する前記動作状態のマージンに基づいて、前記複数の電力変換装置の各々に前記仮想慣性を設定することを特徴とする分散電源の制御装置。