(57)【要約】【課題】  ＳＯＣに応じて確実に電力動揺を抑制できる電力変換装置ならびに電力変換システムを提供する。【解決手段】  電力変換装置（１０１）は、蓄電池（１０６）充放電を制御し、電力系統（１０４）と連系する電力変換器（１０２）を備え、電力変換器は蓄電池からの電力を電力系統に出力するとともに、電力系統から入力する電力を蓄電池に充電するものであって、電力変換器は、蓄電池の充電状態に応じて、系統周波数の増加分および減少分の一方に対して、蓄電池を充電もしくは放電し、系統周波数の増加分および減少分の他方に対して、蓄電池を充放電しない。【選択図】図１
2020102895.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
蓄電池の充放電を制御し、電力系統と連系する電力変換器を備え、
前記電力変換器は前記蓄電池からの電力を前記電力系統に出力するとともに、前記電力系統から入力する電力を前記蓄電池に充電する電力変換装置において、
前記電力変換器は、
前記蓄電池の充電状態に応じて、
系統周波数の増加分および減少分の一方に対して、前記蓄電池を充電もしくは放電し、
前記系統周波数の前記増加分および前記減少分の他方に対して、前記蓄電池を充放電しないことを特徴とする電力変換装置。
【請求項２】
請求項１に記載の電力変換装置において、
前記電力変換器は、
前記蓄電池の前記充電状態が所定の上限に到達する場合、前記系統周波数の前記減少分に対し、前記蓄電池の放電電力を電力変換して前記電力系統に出力し、かつ前記系統周波数の前記増加分に対し、前記蓄電池を充放電しないことを特徴とする電力変換装置。
【請求項３】
請求項１に記載の電力変換装置において、
前記電力変換器は、
前記蓄電池の前記充電状態が所定の下限に到達する場合、前記系統周波数の前記減少分に対し、前記蓄電池を充放電せず、前記系統周波数の前記増加分に対し、前記電力系統からの電力を前記蓄電池に充電することを特徴とする電力変換装置。
【請求項４】
請求項１に記載の電力変換装置において、
前記電力変換器は、再生可能エネルギー源により発電する発電装置からの電力を電力変換して前記電力系統に出力し、
前記電力変換器は、前記系統周波数の前記増加分および前記減少分の前記一方に対して、前記発電装置の発電量を増減せず、前記系統周波数の前記増加分および前記減少分の前記他方に対して、前記発電装置の前記発電量を増大または抑制することを特徴とする電力変換装置。
【請求項５】
請求項４に記載の電力変換装置において、
前記電力変換器は、前記蓄電池の前記充電状態が所定の上限に到達する場合、
前記系統周波数の前記減少分に対し、前記蓄電池の放電電力を電力変換して前記電力系統に出力し、かつ前記系統周波数の前記増加分に対し、前記蓄電池を充放電せず、
前記系統周波数の前記減少分に対し、前記発電装置の前記発電量を増減せず、かつ前記系統周波数の前記増加分に対し、前記発電装置の前記発電量を抑制することを特徴とする電力変換装置。
【請求項６】
請求項４に記載の電力変換装置において、
前記電力変換器は、前記蓄電池の前記充電状態が所定の下限に到達する場合、
前記系統周波数の前記減少分に対し、前記蓄電池を充放電せず、前記系統周波数の増加分に対し、前記電力系統からの電力を前記蓄電池に充電し、
前記系統周波数の前記減少分に対し、前記発電装置の前記発電量を増加し、前記系統周波数の前記増加分に対し、前記発電装置の前記発電量を増減しないことを特徴とする電力変換装置。
【請求項７】
請求項１に記載の電力変換装置において、
前記電力変換器は、
系統電圧振幅の増加分および減少分に対し、それぞれ前記電力変換器が出力する無効電力を減少および増大することを特徴とする電力変換装置。
【請求項８】
蓄電池と、
蓄電池を充放電し、電力系統と連系する電力変換器と、
前記電力系統の系統電圧を検出する電圧検出器と、
前記電圧検出器によって検出される前記系統電圧に基づいて、前記電力変換器が、前記蓄電池からの電力を前記電力系統に出力するとともに、前記電力系統から入力する電力を前記蓄電池に充電するように、前記電力変換器を制御する電力制御部と、
を備える電力変換システムにおいて、
前記電力制御部は、
前記系統電圧に基づいて、前記電力系統の系統周波数の増加分および減少分を抽出し、
前記蓄電池の充電状態に応じて、
前記系統周波数の前記増加分および前記減少分の一方に対して、前記蓄電池を充電もしくは放電し、
前記系統周波数の前記増加分および前記減少分の他方に対して、前記蓄電池を充放電しないように、前記電力変換器を制御することを特徴とする電力変換システム。
【請求項９】
請求項８に記載の電力変換システムにおいて、
さらに、再生可能エネルギー源により発電する発電装置を備え、
前記電力制御部は、前記電力変換器が、前記発電装置からの電力を電力変換して前記電力系統に出力するように、前記電力変換器を制御し、、
前記電力制御部は、前記電力変換器が、前記系統周波数の前記増加分および前記減少分の前記一方に対して、前記発電装置の発電量を増減せず、前記系統周波数の前記増加分および前記減少分の前記他方に対して、前記発電装置の前記発電量を増大又は抑制するように前記電力変換器を制御することを特徴とする電力変換システム。
【請求項１０】
請求項８に記載の電力変換システムにおいて、
前記電力制御部は、
前記系統電圧に基づいて、前記系統電圧の電圧振幅の増加分および減少分を抽出し、
前記電圧振幅の前記増加分および前記減少分に対し、それぞれ前記電力変換器が出力する無効電力を減少および増大するように、前記電力変換器を制御することを特徴とする電力変換システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、蓄電池などの蓄電装置を備える電力変換装置、並びにそれが用いられる電力変換システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
風力発電や太陽光発電のような再生可能エネルギー源（Renewable Energy Source；「ＲＥＳ」と略記）による発電は、電力系統に、系統周波数や系統電圧振幅の動揺、すなわち電力動揺を発生させる場合がある。これに対し、蓄電装置を、電力変換器を介して電力系統に連系する電力安定化装置が適用される。
【０００３】
このような電力安定化装置に関する従来技術として、特許文献１に記載の技術が知られている。本技術では、蓄電池の充電状態を示すＳＯＣ（State of Charge）を一定に保つように、電力変換器により蓄電池の充放電が制御される。これにより、蓄電池を劣化させることなく、電力安定化装置を運転できる。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】特開２００１−１５７３６４号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
しかしながら、上記従来技術では、ＳＯＣが上限値や下限値に近くなると、電力安定化装置の系統安定化動作が難しくなる。
【０００６】
そこで、本発明は、ＳＯＣに応じて確実に電力動揺を抑制できる電力変換装置ならびに電力変換システムを提供する。
【課題を解決するための手段】
【０００７】
上記課題を解決するために、本発明による電力変換装置は、蓄電池の充放電を制御し、電力系統と連系する電力変換器を備え、電力変換器は蓄電池からの電力を電力系統に出力するとともに、電力系統から入力する電力を蓄電池に充電するものであって、電力変換器は、蓄電池の充電状態に応じて、系統周波数の増加分および減少分の一方に対して、蓄電池を充電もしくは放電し、系統周波数の増加分および減少分の他方に対して、蓄電池を充放電しない。
【０００８】
また、上記課題を解決するために、本発明による電力変換システムは、蓄電池と、蓄電池を充放電し、電力系統と連系する電力変換器と、電力系統の系統電圧を検出する電圧検出器と、電圧検出器によって検出される系統電圧に基づいて、電力変換器が、蓄電池からの電力を電力系統に出力するとともに、電力系統から入力する電力を蓄電池に充電するように、電力変換器を制御する電力制御部と、を備えるものであって、電力制御部は、系統電圧に基づいて、電力系統の系統周波数の増加分および減少分を抽出し、蓄電池の充電状態に応じて、系統周波数の増加分および減少分の一方に対して、蓄電池を充電もしくは放電し、系統周波数の増加分および減少分の他方に対して、蓄電池を充放電しないように、電力変換器を制御する。
【発明の効果】
【０００９】
本発明によれば、蓄電池の充電状態（ＳＯＣ）に応じて確実に電力動揺を抑制できる。
【００１０】
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。
【図面の簡単な説明】
【００１１】
【図１】第１実施形態である電力変換システムの全体構成を示す概略構成図である。
【図２】第１実施形態の電力変換システムの第１の具体例を示す。
【図３】第１実施形態の電力変換システムの第２の具体例を示す。
【図４】第１実施形態の電力変換システムの第３の具体例を示す。
【図５】第１実施形態における周波数／振幅検出部の構成を示す機能ブロック図である。
【図６】第１実施形態における特定周波数領域抽出部の構成を示す機能ブロック図である。
【図７】第１実施形態における電力指令設定部の構成を示す機能ブロック図である。
【図８】図７における動揺減衰用電力指令設定部の構成を示す機能ブロック図である。
【図９】動揺減衰用電力指令設定部における入出力、フラグの時間変化を示す。
【図１０】動揺減衰用電力指令設定部における無効電力の補正量ΔＱ＊を作成する動作を示す図である。
【図１１】第２実施形態である電力変換システムの全体構成図である。
【図１２】第２実施形態における電力指令設定部の構成を示す機能ブロック図である。
【図１３】図１２における動揺減衰用電力指令設定部の構成を示す機能ブロック図である。
【図１４】動揺減衰用電力指令設定部における入出力、フラグの時間変化を示す。
【発明を実施するための形態】
【００１２】
以下、本発明の実施形態について図面を用いて説明する。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。
（第１実施形態）
図１は、本発明の第１実施形態である電力変換システムの全体構成を示す概略構成図である。
【００１３】
図１に示すように、電力変換システム１０１は、半導体スイッチング素子を含む電力変換主回路を備える電力変換器１０２と、電力変換器１０２を制御する電力制御部１０３とからなる電力変換装置とを備える。
【００１４】
電力変換器１０２は、再生可能エネルギー源による発電装置（以下、「ＲＥＳ」と記す）１０５から供給される電力および蓄電池１０６から放電される電力を電力変換して、変換された電力を電力系統１０４に出力する。また、電力変換器１０２は、蓄電池１０６を充放電する。
【００１５】
電力制御部１０３は、電力系統１０４と電力変換器１０２との接続点すなわち系統連系点における電流および電圧を含む系統連系点情報１０８と、蓄電池の充電状態を表すＳＯＣ１０７（ＳＯＣ：State of Charge）に基づいて、電力変換器１０２が電力系統１０４へ出力する電力（Ｐ（有効電力），Ｑ（無効電力））を制御するための電力制御指令を作成する。また、電力制御部１０３は、ＲＥＳ１０５から電力変換器１０２が入力する電力を調整（例えば、抑制）したり、ＳＯＣ検出部１５０によって検出される蓄電池１０６のＳＯＣ１０７に応じて蓄電池１０６の充放電を制御したりするように、電力制御指令を作成する。例えば、電力制御部１０３は、蓄電池１０６のＳＯＣが過大もしくは過少にならないように蓄電池の充放電を制御しながら、電力変換器１０２の出力電力を制御する。
【００１６】
ＳＯＣ検出部１５０においては、公知のＳＯＣ検出手段が適用される。例えば、ＳＯＣ検出部１５０は、蓄電池１０６の開放電圧を検出し、検出される電圧の値と、予めＳＯＣ検出部１５０に設定されている、ＳＯＣおよび開放電圧の関係を示すデータとから、ＳＯＣを判定する。
【００１７】
図２は、本実施形態の電力変換システムの第１の具体例を示す。
【００１８】
本具体例において、ＲＥＳ１０５は、太陽光発電装置（ＰＶ）から構成される。また、電力系統１０４は、ディーゼルエンジン発電機２０４と、ディーゼルエンジン発電機２０４から電力が供給される負荷２０５とから構成される孤立系統である。なお、ディーゼルエンジン発電機２０４は、三相交流電力を発電する。したがって、図２における電力系統１０４は、三相交流電力系統である（後述する図３，４，１１においても同様）。
【００１９】
図２に示すように、電力変換器１０２は、複数の電力変換器部すなわちＤＣ／ＤＣ変換部２０２，２０３、ＤＣ／ＡＣ変換部２０１とから構成される。
【００２０】
ＤＣ／ＤＣ変換部２０２は、太陽光発電装置ＰＶ（ＲＥＳ１０５）から入力する直流電力を電圧または電流が異なる直流電力に変換して、変換された直流電力を出力する。
【００２１】
ＤＣ／ＤＣ変換部２０３は、蓄電池１０６から入力する放電電力を電圧または電流が異なる直流電力に変換して、変換された直流電力を出力する。
【００２２】
ＤＣ／ＡＣ変換部２０１は、ＤＣ／ＤＣ変換部２０２，２０３が出力する直流電力を交流電力に変換し、変換された交流電力を、系統連系点において、電力系統１０４へ出力する。
【００２３】
なお、ＤＣ／ＡＣ変換部２０１は、電力系統１０４から入力する交流電力を直流電力に変換して、変換された直流電力を出力する。また、ＤＣ／ＤＣ変換部２０３は、ＤＣ／ＡＣ変換部２０１もしくはＤＣ／ＤＣ変換部２０２から入力する直流電力を、電圧または電流が異なる直流電力に変換して、変換された直流電力を充電電力として蓄電池１０６へ出力する。これにより、蓄電池１０６が充電される。
【００２４】
図２に示すように、本具体例において、電力制御部１０３は、周波数／振幅検出部２０６、特定周波数領域抽出部２０７、電力指令設定部２０８、および変換器制御部２０９を備える。
【００２５】
周波数／振幅検出部２０６は、系統連系点情報１０８（本実施形態では、系統連系点における電流および電流の計測値）に基づいて、系統周波数（ω）および電圧振幅（ＶＡＭＰ）を検出する。系統連系点における電圧および電流は、それぞれ、系統連系点に設けられる電圧検出器および電流検出器によって検出される。
【００２６】
特定周波数領域抽出部２０７は、周波数／振幅検出部２０６によって検出される系統周波数（ω）および電圧振幅（ＶＡＭＰ）に基づいて、ωの変動成分（Δω）と、ＶＡＭＰの変動成分（ΔＶＡＭＰ）を抽出する。ΔωおよびΔＶＡＭＰは、それぞれωおよびＶＡＭＰの定常値からの変動成分、すなわち増加分または減少分である。
【００２７】
電力指令設定部２０８は、特定周波数領域抽出部２０７によって抽出されるΔωおよびΔＶＡＭＰと、ＳＯＣ検出部１５０によって検出される蓄電池１０６のＳＯＣ１０７とに基づいて、ＰＶからの電力の指令値２１２（Ｐ＊ＰＶ）、蓄電池からの電力の指令値２１３（Ｐ＊ＢＡＴ）および電力系統への出力電力の指令値２１４（本実施形態では無効電力指令値Ｑ＊）を設定する。
【００２８】
変換器制御部２０９は、電力指令設定部２０８によって設定される指令値２１２〜２１４に基づいて、ＤＣ／ＤＣ変換部２０２、ＤＣ／ＤＣ変換部２０３およびＤＣ／ＡＣ変換部２０１に対する制御指令（Ｍ＊ＰＶ，Ｍ＊ＢＡＴ，Ｍ＊ＡＢＣ）を作成して、これらの変換部へ送信する。制御指令Ｍ＊ＰＶによって、ＤＣ／ＤＣ変換部２０２は、ＤＣ／ＤＣ変換部２０２の出力電力（ＰＰＶ）が指令値２１２（Ｐ＊ＰＶ）に一致するように制御される。また、制御指令Ｍ＊ＢＡＴによって、ＤＣ／ＤＣ変換部２０３は、ＤＣ／ＤＣ変換部２０３の出力電力（ＰＢＡＴ）が指令値２１３（Ｐ＊ＢＡＴ）に一致するように制御される。また、制御指令Ｍ＊ＡＢＣによって、ＤＣ／ＡＣ変換部２０１は、ＤＣ／ＡＣ変換部２０１の出力電力（Ｑ）が指令値２１４（Ｑ＊）に一致するように制御される。
【００２９】
なお、変換器制御部２０９は、例えばＰＷＭ（Pulse Width Modulation；パルス幅変調）制御によって、制御指令を作成する。
【００３０】
なお、ＤＣ／ＤＣ変換部２０２、ＤＣ／ＤＣ変換部２０３およびＤＣ／ＡＣ変換部２０１の各々は、半導体スイッチング素子を含む電力変換主回路を備え、それぞれ制御指令Ｍ＊ＰＶ，Ｍ＊ＢＡＴおよびＭ＊ＡＢＣによって、半導体スイッチング素子のオン・オフが制御されることにより動作する。これにより、電力変換器１０２は、電力系統へ電力を出力するとともに、系統連系点における電力動揺を減衰させる。
【００３１】
図３は、本実施形態の電力変換システムの第２の具体例を示す。以下、第１の具体例と異なる点について説明する。
【００３２】
図３に示すように、電力変換器１０２は、ＤＣ／ＡＣ変換部２１５，２１６から構成される。
【００３３】
ＤＣ／ＡＣ変換部２１５は、太陽光発電装置ＰＶ（ＲＥＳ１０５）から入力する直流電力を交流電力に変換して、変換された交流電力を、系統連系点において、電力系統１０４へ出力する。
【００３４】
ＤＣ／ＡＣ変換部２１６は、蓄電池１０６から入力する放電電力（直流電力）を交流電力に変換し、変換された交流電力を、系統連系点において、電力系統１０４へ出力する。また、ＤＣ／ＡＣ変換部２１６は、電力系統１０４から入力する交流電力を直流電力に変換して、変換された直流電力を充電電力として蓄電池１０６へ出力する。
【００３５】
図４は、本実施形態の電力変換システムの第３の具体例を示す。以下、第１および第２の具体例と異なる点について説明する。
【００３６】
図４に示すように、電力変換器１０２は、ＤＣ／ＤＣ変換部２０２，２０３およびＤＣ／ＡＣ変換部２１６，２１７から構成される。
【００３７】
ＤＣ／ＤＣ変換部２０２は、太陽光発電装置ＰＶ（ＲＥＳ１０５）から入力する直流電力を電圧または電流が異なる直流電力に変換して、変換された直流電力を出力する。
【００３８】
ＤＣ／ＤＣ変換部２０３は、蓄電池１０６から入力する放電電力を電圧または電流が異なる直流電力に変換して、変換された直流電力を出力する。
【００３９】
ＤＣ／ＡＣ変換部２１６は、ＤＣ／ＤＣ変換部２０２が出力する直流電力を交流電力に変換し、変換された交流電力を、系統連系点において、電力系統１０４へ出力する。
【００４０】
ＤＣ／ＡＣ変換部２１７は、ＤＣ／ＤＣ変換部２０３が出力する直流電力を交流電力に変換し、変換された交流電力を、系統連系点において、電力系統１０４へ出力する。
【００４１】
なお、ＤＣ／ＡＣ変換部２１７は、電力系統１０４から入力する交流電力を直流電力に変換して、変換された直流電力を出力する。また、ＤＣ／ＤＣ変換部２０３は、ＤＣ／ＡＣ変換部２１７から入力する直流電力を、電圧または電流が異なる直流電力に変換して、変換された直流電力を充電電力として蓄電池１０６へ出力する。これにより、蓄電池１０６が充電される。
【００４２】
図５は、本実施形態における周波数／振幅検出部２０６の構成を示す機能ブロック図である。
【００４３】
図５に示すように、周波数／振幅検出部２０６においては、系統連系点情報１０８に含まれる３相系統電圧ＶＡ，ＶＢ，ＶＣが、３相／２相変換部３０１によって、２相電圧Ｖα，Ｖβに変換される。さらに、静止座標系における２相電圧Ｖα，Ｖβは、ｄｑ変換部３０２によって、同期回転座標系におけるｄ軸電圧ＶＤおよびｑ軸電圧ＶＱに変換される。ｄ軸電圧ＶＤは、比例積分制御器３０４（ＰＩ）によって、系統連系点における系統周波数ωに変換される。ωは、周波数／振幅検出部２０６から出力される。また、ωが積分器３０５によって積分されることにより、同期回転座標系の回転角θが算出される。
【００４４】
なお、ｄｑ変換部３０２と比例積分制御器３０４および積分器３０５は、いわゆるＳＲＦ−ＰＬＬ（Synchronous Reference Frame（同期回転座標）Phase Locked Loop（位相同期回路））を構成している。したがって、ＳＲＦ−ＰＬＬを適用することにより、系統連系点情報１０８から系統周波数ωを算出できる。
【００４５】
また、図５に示すように、２相電圧Ｖα，Ｖβから、系統電圧の振幅ＶＡＭＰが算出される。例えば、Ｖα，Ｖβの二乗和を算出することにより、この二乗和の平方根によってＶＡＭＰを算出できる。
【００４６】
図６は、本実施形態における特定周波数領域抽出部２０７の構成を示す機能ブロック図である。
【００４７】
図６に示すように、特定周波数領域抽出部２０７においては、周波数／振幅検出部２０６によって検出される系統周波数ωおよび電圧振幅ＶＡＭＰが、それぞれバンドパスフィルタ４０１および４０２に入力される。バンドパスフィルタ４０１は、入力したωに応じて、系統周波数の変動成分Δω（２１０）を抽出して出力する。また、バンドパスフィルタ４０２は、入力したＶＡＭＰに応じて、電圧振幅の変動成分ΔＶＡＭＰ（２１１）を抽出して出力する。
【００４８】
図７は、本実施形態における電力指令設定部２０８の構成を示す機能ブロック図である。
【００４９】
図７に示すように、電力指令設定部２０８は、電力系統１０４と電力変換システム１０１との連系点における電力動揺を減衰するための動揺減衰用電力指令設定部５０１と、太陽光発電装置（ＲＥＳ１０５）と電力系統１０４の連系制御のためのＰＶ発電用電力指令設定部５０２を有する。
【００５０】
ＰＶ発電用電力指令設定部５０２は、蓄電池１０６のＳＯＣに基づくとともに、公知の最大電力追従制御（ＭＰＰＴ制御；Maximum Power Point Tracking Control）により、ＰＶ発電電力基準値Ｐ＊ＰＶ０、蓄電池１０６の充放電電力量の基準値である蓄電電力基準値Ｐ＊ＢＡＴ０、電力変換器１０２が出力する無効電力の基準値である無効電力基準値Ｑ＊０を作成する。
【００５１】
動揺減衰用電力指令設定部５０１は、特定周波数領域抽出部２０７によって抽出された系統周波数の変動成分Δωおよび電圧振幅の変動成分ΔＶＡＭＰに基づくとともに、蓄電池１０６のＳＯＣに基づき、電力動揺を減衰するために、Ｐ＊ＰＶ０の補正量ΔＰ＊ＰＶと、Ｐ＊ＢＡＴ０の補正量ΔＰ＊ＢＡＴと、Ｑ＊０の補正量ΔＱ＊を設定する。
【００５２】
電力指令設定部２０８は、Ｐ＊ＰＶ０、Ｐ＊ＢＡＴ０、Ｑ＊０に、それぞれΔＰ＊ＰＶ、ΔＰ＊ＢＡＴ、ΔＱ＊を加算して、ＰＶ発電電力指令Ｐ＊ＰＶ（２１２）、蓄電電力指令Ｐ＊ＢＡＴ（２１３）、無効電力指令Ｑ＊（２１４）を作成して出力する。
【００５３】
図８は、図７における動揺減衰用電力指令設定部５０１の構成を示す機能ブロック図である。また、図９は、動揺減衰用電力指令設定部５０１における入出力、および内部のフラグの時間変化を示す。
【００５４】
本実施形態では、電力動揺の減衰が、電力系統における系統周波数および系統電圧振幅の変動に対して逆潮流電力を補償することによってなされる。そのため、以下に説明するように、系統周波数の変動成分および系統電圧振幅の変動成分が、それぞれ有効電力及び無効電力に関わる指令値を作成するために適用される。
【００５５】
図８に示すように、動揺減衰用電力指令設定部５０１においては、蓄電池のＳＯＣを管理しながら電力動揺を減衰するために、系統周波数および系統電圧の動揺を示す情報（系統周波数の変動成分Δω（２１０），系統電圧振幅の変動成分ΔＶＡＭＰ（２１１））および蓄電池のＳＯＣ（１０７）に応じて、電力指令の補正量（ΔＰ＊ＰＶ，ΔＰ＊ＢＡＴ，ΔＱ＊）が設定される。
【００５６】
図８に示すように、Δω（２１０）およびΔＶＡＭＰ（２１１）が、それぞれ制御器ＫＰおよびＫＱ（いずれも開ループ制御器）に入力される。制御器ＫＰは、Δω（２１０）に基づいて、上述の逆潮流電力の補償の内、逆潮流有効電力補償（ΔＰ＊ｉｄｅａｌ）６０１を作成する。また、制御器ＫＱは、ΔＶＡＭＰ（２１１）に基づいて、上述の逆潮流電力の補償の内、逆潮流無効電力補償６０２すなわち無効電力補正量（ΔＱ＊）を作成する。
【００５７】
本実施形態では、ＳＯＣに応じた動作モードを設定するために、ＳＯＣについて、所定の上限値ＳＯＣＵＬ（６０３）と、所定の下限値ＳＯＣＬＬ（６０４）と、所定の不感帯ＳＯＣＮＤが規定されており、この動作モード設定が、これらの規定値によるヒステリシス制御器（６０６，６０７）によって実行される。
【００５８】
ＳＯＣが、上限値ＳＯＣＵＬ（６０３）よりも大きくなったり、下限値ＳＯＣＬＬ（６０４）よりも小さくなったりすると、対応するヒステリシス制御器（６０６，６０７）の出力が出力するフラグ（それぞれ、上限フラグＦＬＧＵＬ，下限フラグＦＬＧＬＬ）が「０」から「１」に変わる。
【００５９】
上限フラグが「１」になると、電力変換システムは蓄電池を充電することなく動作し、蓄電池電力の下限６０８が負の無限大「-inf」（下限なし）から「０」に切り替えられる。同時に、ＰＶ発電量の上限６０９が無限大「inf」（上限なし）から「０」に切り替えられる。その結果、逆潮流有効電力補償６０１が、蓄電池の放電とＰＶにおける発電量の制限のいずれかによって、生成され得る。
【００６０】
このような動作が、図９におけるＣａｓｅ１およびＣａｓｅ２に示される。
【００６１】
Ｃａｓｅ１に示されるように、ＳＯＣが所定上限値ＳＯＣＵＬ（６０３）に到達すると、上限フラグ（ＦＬＧＵＬ）が「０」から「１」になる。同時に、Δω（２１０）が示すように系統の周波数動揺が起きると、電力制御部１０３は、周波数動揺を減衰するために、有効電力補償ΔＰ＊ｉｄｅａｌ（６０１）を生成する。蓄電池電力下限６０８およびＰＶ発電量の上限６０９を制御することによって、蓄電池放電およびＰＶ発電量制限のみの電力指令が設定され得る。
【００６２】
なお、Ｃａｓｅ２は、電力動揺の方向が異なる以外は同様の動作を示す。
【００６３】
このように、ＳＯＣが所定上限値ＳＯＣＵＬ（６０３）に到達すると（この時、蓄電池電力の基準値Ｐ＊ＢＡＴ０＝０）、Δω＜０（系統周波数減）の場合、ΔＰ＊ｉｄｅａｌがΔＰ＊ＢＡＴ（＞０）になる。すなわち、ＰＶ発電量は増やさずに、蓄電池の放電電力によって周波数動揺すなわち電力動揺が抑制される。また、Δω＞０（系統周波数増）の場合、ΔＰ＊ｉｄｅａｌがΔＰ＊ＰＶ（＜０）になる。すなわち、蓄電池により系統電力を吸収せずにすなわち蓄電池は充電せずに、ＰＶ発電量の抑制によって周波数動揺すなわち電力動揺が抑制される。したがって、電力変換システムは、ＳＯＣの大きさを、上限値を超えない適正な範囲に保持しながら、系統連系点における電力動揺を抑制することができる。
【００６４】
図８に示すように、ＳＯＣが所定の下限値ＳＯＣＬＬ（６０４）よりも小さくなると、下限フラグ（ＦＬＧＬＬ）が「１」になる。この場合、電力変換システムは、蓄電池を放電することなく動作し、蓄電池電力の上限６１０が無限大「inf」（上限なし）から「０」に切り替えられる。同時に、ＰＶ発電量の上限６０９が無限大「inf」（上限なし）から「０」に切り替えられるとともに、負のオフセット（−ＰＰＶＯＦＳＴ）が逆潮流有効電力補償６０１に加えられる。
【００６５】
このオフセットの分ＰＶにおける発電電力を制限することにより、ＰＶがＭＰＰＴ制御されていても（最大電力点においてΔＰ＊ＰＶ＝０）、蓄電池の放電電力によらず、ＰＶにおける発電電力の増加分によって電力動揺を抑えることができる。
【００６６】
したがって、逆潮流有効電力補償（量）が、蓄電池の充電およびＰＶにおける発電量の制限のいずれかによって生成しうる。
【００６７】
このような動作は、Ｆｉｇ．９のＣａｓｅ３およびＣａｓｅ４に示される。
【００６８】
Ｃａｓｅ３に示すように、ＳＯＣが所定の下限値６０４（ＳＯＣＬＬ）に到達すると、下限フラグ（ＦＬＧＬＬ）が「０」から「１」になる。同時に、周波数動揺２１０（Δω）が起きると、電力制御部（１０３）は、動揺を減衰するために、有効電力補償（量）を生成しようとする。蓄電池電力の上限およびＰＶ発電量の上限を制御することによって、蓄電池充電およびＰＶの発電量制限のみの電力指令が設定され得る。
【００６９】
Ｃａｓｅ４は、周波数動揺の方向が異なる以外は同様の動作を示す。
【００７０】
このように、ＳＯＣが所定下限値ＳＯＣＬＬ（６０４）に到達すると（この時、蓄電池電力の基準値Ｐ＊ＢＡＴ０＝０）、Δω＜０（系統周波数減）の場合、ΔＰ＊ｉｄｅａｌがΔＰ＊ＰＶ（＞０）になる。すなわち、蓄電池の放電電力によらず、ＰＶにおける発電電力の増加分によって電力動揺を抑えることができる。ただし、上述のように、ΔＰ＊ＰＶは、最大電力点からオフセット分抑制された発電量からの増加分である。また、Δω＞０（系統周波数増）の場合、ΔＰ＊ｉｄｅａｌがΔＰ＊ＢＡＴ（＜０）になる。すなわち、ＰＶ発電量のさらなる抑制によらず、蓄電池による系統電力の吸収すなわち蓄電池の充電によって電力動揺が抑制される。したがって、電力変換システムは、ＳＯＣの大きさを、下限値を下回らない適正な範囲に保持しながら、系統連系点における電力動揺を抑制することができる。
【００７１】
図１０は、図８の動揺減衰用電力指令設定部５０１における無効電力の補正量ΔＱ＊（６０２）を作成する動作を示す図である。
【００７２】
前述のように、ΔＱ＊（６０２）は、図８に示した開ループ制御器ＫＱによって、系統電圧動揺を示す電圧振幅の変動成分ΔＶＡＭＰ（２１１）に基づいて作成される。図１０に示すように、ΔＶＡＭＰ（２１１）＞０の場合、ΔＱ＊（６０２）＜０であり、ΔＶＡＭＰ（２１１）＜０の場合、ΔＱ＊（６０２）＞０である。これにより、電力変換システムは、系統連系点における電圧動揺すなわち系統電力動揺を抑制することができる。
（第２実施形態）
図１１は、本発明の第２実施形態である電力変換システムの全体構成図である。以下、主に、第１実施形態と異なる点について説明する。
【００７３】
本実施形態において、電力変換器１０２は、ＤＣ／ＡＣ変換部２１７から構成される。ＤＣ／ＡＣ変換部２１７は、蓄電池１０６から入力する放電電力を交流電力に変換して、変換された交流電力を、系統連系点において、電力系統１０４へ出力する。また、ＤＣ／ＡＣ変換部２１７は、電力系統１０４から入力される交流電力を直流電力に変換して、変換された直流電力によって蓄電池１０６を充電する。なお、第１実施形態とは異なり、電力変換器には、ＲＥＳ１０５は接続されない。したがって、第２実施形態における電力変換器１０２の構成は、図３に示した具体例から、ＰＶ発電装置（ＲＥＳ１０５）およびＰＶ発電装置が接続されるＤＣ／ＡＣ変換部２１５を除いた構成に相当する。
【００７４】
電力制御部１０３における電力指令設定部９０８は、図３の具体例における電力指令Ｐ＊ＰＶ，Ｐ＊ＢＡＴ，Ｑ＊の内、Ｐ＊ＰＶは設定せず、Ｐ＊ＢＡＴ，Ｑ＊を設定する。
【００７５】
図１２は、本実施形態（図１１）における電力指令設定部９０８の構成を示す機能ブロック図である。
【００７６】
図１２に示すように、電力指令設定部９０８は、電力系統１０４と電力変換システム１０１との連系点における電力動揺を減衰するための動揺減衰用電力指令設定部１００１と、蓄電池１０６と電力系統１０４の連系制御のための蓄電池システム用電力指令設定部１００２を有する。
【００７７】
蓄電池システム用電力指令設定部１００２は、蓄電池１０６のＳＯＣに基づくとともに、様々な動作形態に応じて、蓄電池１０６の充放電電力量の基準値である蓄電電力基準値Ｐ＊ＢＡＴ０、電力変換器１０２が出力する無効電力の基準値である無効電力基準値Ｑ＊０を作成する。たとえば、ピークシフト（ピークカット）動作や電力バックアップ動作が適用される。
【００７８】
動揺減衰用電力指令設定部１００１は、第１実施形態と同様に、特定周波数領域抽出部２０７によって抽出された系統周波数の変動成分Δωおよび電圧振幅の変動成分ΔＶＡＭＰに基づくとともに、蓄電池１０６のＳＯＣに基づき、電力動揺を減衰するために、Ｐ＊ＢＡＴ０の補正量ΔＰ＊ＢＡＴと、Ｑ＊０の補正量ΔＱ＊を設定する。
【００７９】
電力指令設定部９０８は、第１実施形態と同様に、Ｐ＊ＢＡＴ０、Ｑ＊０に、それぞれΔＰ＊ＢＡＴ、ΔＱ＊を加算して、蓄電電力指令Ｐ＊ＢＡＴ（２１３）、無効電力指令Ｑ＊（２１４）を作成して出力する。
【００８０】
図１３は、図１２における動揺減衰用電力指令設定部１００１の構成を示す機能ブロック図である。また、図１４は、動揺減衰用電力指令設定部１００１における入出力、および内部のフラグの時間変化を示す。
【００８１】
図１３に示すように、動揺減衰用電力指令設定部１００１の構成は、第１実施形態における動揺減衰用電力指令設定部５０１（図８）から、ΔＰ＊ＰＶの作成に関わる機能を除いた構成に相当する。
【００８２】
ＳＯＣに応じた動揺減衰用電力指令設定部１００１の動作は、図１４のＣａｓｅ１〜４に示される。
【００８３】
Ｃａｓｅ１に示されるように、ＳＯＣが所定上限値ＳＯＣＵＬ（６０３）に到達すると、上限フラグ（ＦＬＧＵＬ）が「０」から「１」になる。同時に、Δω（２１０）が示すように系統の周波数動揺が起きると、電力制御部１０３は、周波数動揺を減衰するために、有効電力補償ΔＰ＊ｉｄｅａｌ（６０１）を生成する。蓄電池電力下限６０８を制御することによって、蓄電池放電の電力指令が設定され得る。
【００８４】
なお、Ｃａｓｅ２は、電力動揺の方向が異なる以外は同様の動作を示す。
【００８５】
このように、ＳＯＣが所定上限値ＳＯＣＵＬ（６０３）に到達すると、Δω＜０（系統周波数減）の場合、ΔＰ＊ｉｄｅａｌ（＞０）がΔＰ＊ＢＡＴ（＞０）になる。すなわち、蓄電池の放電電力によって周波数動揺すなわち電力動揺が抑制される。また、Δω＞０（系統周波数増）の場合、ΔＰ＊ｉｄｅａｌ（＜０）が生成されるが、ΔＰ＊ＢＡＴ＝０として、蓄電池は充放電されない。したがって、電力変換システムは、ＳＯＣの大きさを、上限値を超えない適正な範囲に保持しながら、系統連系点における電力動揺を抑制することができる。
【００８６】
また、Ｃａｓｅ３に示すように、ＳＯＣが所定の下限値６０４（ＳＯＣＬＬ）に到達すると、下限フラグ（ＦＬＧＬＬ）が「０」から「１」になる。同時に、周波数動揺２１０（Δω）が起きると、電力制御部（１０３）は、動揺を減衰するために、有効電力補償（量）を生成しようとする。蓄電池電力の上限を制御することによって、蓄電池充電のみの電力指令が設定され得る。
【００８７】
Ｃａｓｅ４は、周波数動揺の方向が異なる以外は同様の動作を示す。
【００８８】
このように、ＳＯＣが所定下限値ＳＯＣＬＬ（６０４）に到達すると、Δω＜０（系統周波数減）の場合、ΔＰ＊ｉｄｅａｌ（＞０）が生成されるが、ΔＰ＊ＢＡＴ＝０として、蓄電池は充放電されない。また、Δω＞０（系統周波数増）の場合、ΔＰ＊ｉｄｅａｌ（＜０）がΔＰ＊ＢＡＴ（＜０）になる。すなわち、蓄電池による系統電力の吸収すなわち蓄電池の充電によって電力動揺が抑制される。したがって、電力変換システムは、ＳＯＣの大きさを、下限値を下回らない適正な範囲に保持しながら、系統連系点における電力動揺を抑制することができる。
【００８９】
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、各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。
【符号の説明】
【００９０】
１０１  電力変換システム，１０２  電力変換器，１０３  電力制御部，
１０４  電力系統，１０５  ＲＥＳ，１０６  蓄電池，１０７  ＳＯＣ，
１０８  系統連系点情報，１５０  ＳＯＣ検出部，２０１  ＤＣ／ＡＣ変換部，
２０２  ＤＣ／ＤＣ変換部，２０３  ＤＣ／ＤＣ変換部，
２０４  ディーゼルエンジン発電機，２０５  負荷，  ２０６  周波数／振幅検出部，
２０７  特定周波数領域抽出部，２０８  電力指令設定部，２０９  変換器制御部，
２１５  ＤＣ／ＡＣ変換部，２１６  ＤＣ／ＡＣ変換部，２１７  ＤＣ／ＡＣ変換部，
３０１  ３相／２相変換部，３０２  ｄｑ変換部，３０４  比例積分制御器，
３０５  積分器，４０１  バンドパスフィルタ，４０２  バンドパスフィルタ，
５０１  動揺減衰用電力指令設定部，５０２  ＰＶ発電用電力指令設定部，
６０６  ヒステリシス制御器，６０７  ヒステリシス制御器，
９０８  電力指令設定部，１００１  動揺減衰用電力指令設定部，
１００２  蓄電池システム用電力指令設定部
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
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