(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
蓄電デバイスと蓄電デバイスに接続された第１電力変換器とを有する蓄電設備と、発電装置と前記発電装置に接続され前記発電装置の電力を所定の交流電力に変換する第２電力変換器とを有する発電設備と、を含む電源系統において、前記電源系統の電圧を計測する電圧計測器と、前記電源系統の周波数を取得する周波数取得器とを含む、電力変換装置を備えた複合発電システムであって、
前記第１電力変換器の出力端における有効電力および無効電力を得るための値を計測する第１計測器と、
前記第１電力変換器を制御する第１システム制御装置と、
前記第２電力変換器の出力端における有効電力および無効電力を得るための値を計測する第２計測器と、
前記第２電力変換器を制御する第２システム制御装置と、を有し、
前記第１システム制御装置は、
前記蓄電デバイスのＳＯＣと前記蓄電デバイスのＳＯＣ指令値との偏差を比例演算して、第１有効電力指令値を算出する第１有効電力指令値演算部と、
前記第１有効電力指令値と前記第１計測器で計測された値に基づいて得られる有効電力との偏差を比例演算する第１の比例演算器と、当該第１の比例演算器の出力に基準周波数を加算して第１周波数指令値を算出する第１の加算器とを有する第１周波数指令値演算部と、
前記第１周波数指令値と前記周波数取得器で取得された周波数との偏差を積分して第１内部相差角を算出する第１内部相差角演算部と、
第１無効電力指令値と前記第１計測器で計測された値に基づいて得られる無効電力との偏差を比例演算する第２の比例演算器と、当該第２の比例演算器の出力に基準電圧を加算して第１内部起電圧指令値を算出する第２の加算器とを有する第１内部起電圧指令値演算部と、
前記第１内部相差角と、前記第１内部起電圧指令値と、前記電圧計測器で計測された電圧とから、前記第１電力変換器の出力電流の指令値を算出する第１電流指令値演算部と、を備え、
前記第１電流指令値演算部の出力に基づき前記第１電力変換器を制御するよう構成され、
前記第２システム制御装置は、
前記周波数取得器で取得された周波数と周波数指令値との偏差を積分して、第２有効電力指令値を算出する第２有効電力指令値演算部と、
前記第２有効電力指令値と前記第２計測器で計測された値に基づいて得られる有効電力との偏差を比例演算する第３の比例演算器と、当該第３の比例演算器の出力に基準周波数を加算して第２周波数指令値を算出する第３の加算器とを有する第２周波数指令値演算部と、
前記第２周波数指令値と前記周波数取得器で取得された周波数との偏差を積分して第２内部相差角を算出する第２内部相差角演算部と、
第２無効電力指令値と前記第２計測器で計測された値に基づいて得られる無効電力との偏差を比例演算する第４の比例演算器と、当該第４の比例演算器の出力に基準電圧を加算して第２内部起電圧指令値を算出する第４の加算器とを有する第２内部起電圧指令値演算部と、
前記第２内部相差角と、前記第２内部起電圧指令値と、前記電圧計測器で計測された電圧とから、前記第２電力変換器の出力電流の指令値を算出する第２電流指令値演算部と、を備え、
前記第２電流指令値演算部の出力に基づき前記第２電力変換器を制御するよう構成される、電力変換装置を備えた複合発電システム。
【請求項２】
前記第１内部起電圧指令値演算部は、前記第２の加算器の出力から、前記蓄電設備の内部インピーダンスと、前記蓄電設備と前記電源系統との間の外部インピーダンスとの和である第１総合インピーダンスによる電圧降下を差し引いて、前記第１内部起電圧指令値を求めるよう構成され、
前記第２内部起電圧指令値演算部は、前記第４の加算器の出力から、前記発電設備の内部インピーダンスと、前記発電設備と前記電源系統との間の外部インピーダンスとの和である第２総合インピーダンスによる電圧降下を差し引いて、前記第２内部起電圧指令値を求めるよう構成される、請求項１に記載の電力変換装置を備えた複合発電システム。
【請求項３】
前記第１電流指令値演算部は、前記電圧計測器により計測された電圧を有する電源と、前記第１内部起電圧指令値で示される電圧を有する電源との間に、前記第１総合インピーダンスが接続された場合に、前記第１総合インピーダンスに流れる電流値を出力するように構成され、
前記第２電流指令値演算部は、前記電圧計測器により計測された電圧を有する電源と、前記第２内部起電圧指令値で示される電圧を有する電源との間に、前記第２総合インピーダンスが接続された場合に、前記第２総合インピーダンスに流れる電流値を出力するように構成される、請求項２に記載の電力変換装置を備えた複合発電システム。
【請求項４】
前記第１内部起電圧指令値演算部、前記第２内部起電圧指令値演算部、前記第１電流指令値演算部および前記第２電流指令値演算部のそれぞれの出力は、前記蓄電設備の内部インピーダンスの値を実際の値より大きく設定して、算定されるように構成される、請求項１〜３のいずれか１項に記載の電力変換装置を備えた複合発電システム。
【請求項５】
前記電圧計測器および前記周波数取得器は、
前記電源系統の電圧を計測する電圧計と、
前記電圧計の出力を位相同期演算するＰＬＬ演算部と、を有し、
前記電圧計の出力から前記電源系統の電圧を演算するとともに、前記ＰＬＬ演算部の出力から前記電源系統の周波数及び位相を演算するように構成される、請求項１〜４のいずれか１項に記載の電力変換装置を備えた複合発電システム。
【請求項６】
前記第１計測器は、
前記電源系統の電圧を計測する電圧計と、
前記電圧計の出力を位相同期演算するＰＬＬ演算部と、
前記蓄電設備の出力電流を計測する電流計と、を有し、
前記電流計の出力と、前記ＰＬＬ演算部で算出された電圧とから、前記第１計測器の有効電力及び無効電力を算出するように構成され、
前記第２計測器は、
前記電源系統の電圧を計測する電圧計と、
前記電圧計の出力を位相同期演算するＰＬＬ演算部と、
前記発電設備の出力電流を計測する電流計と、を有し、
前記電流計の出力と、前記ＰＬＬ演算部で算出された電圧とから、前記第２計測器の有効電力及び無効電力を算出するように構成される、請求項１〜５のいずれか１項に記載の電力変換装置を備えた複合発電システム。
【請求項７】
前記第１の比例演算器と前記第１の加算器との間に設けられた第１の時間遅れ演算器と、
前記第２の比例演算器と前記第２の加算器との間に設けられた第２の時間遅れ演算器と、
前記第３の比例演算器と前記第３の加算器との間に設けられた第３の時間遅れ演算器と、
前記第４の比例演算器と前記第４の加算器との間に設けられた第４の時間遅れ演算器とを備えた、請求項１〜６のいずれか１項に記載の電力変換装置を備えた複合発電システム。
【請求項８】
前記第１の時間遅れ演算器における時間遅れは、前記第３の時間遅れ演算器における時間遅れよりも大きいように構成される、請求項７に記載の電力変換装置を備えた複合発電システム。
【請求項９】
前記発電装置は、燃料電池であり、
前記第２電力変換器は、前記燃料電池の直流電力を交流電力に変換するように構成される、請求項１〜８のいずれか１項に記載の電力変換装置を備えた複合発電システム。
【請求項１０】
前記発電装置は、バイナリー発電装置であり、
前記発電設備は、前記バイナリー発電装置と、前記バイナリー発電装置の交流電力を直流電力に変換する交流−直流変換器と、前記交流−直流変換器の直流電力を交流電力に変換する前記第２電力変換器とを有する、請求項１〜８のいずれか１項に記載の電力変換装置を備えた複合発電システム。
【請求項１１】
前記電源系統は、原動機発電機および自然エネルギーを利用した発電機を接続してなる自立電源系統である、請求項１〜１０のいずれか１項に記載の電力変換装置を備えた複合発電システム。
【請求項１２】
前記電源系統は、前記蓄電設備を複数接続してなる自立電源系統である、請求項１〜１０のいずれか１項に記載の電力変換装置を備えた複合発電システム。
【請求項１３】
前記電源系統は、商用の電力系統が遮断器を介して接続可能に構成されている、請求項１〜１２のいずれか１項に記載の電力変換装置を備えた複合発電システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、複数のタイプの電源を有し、各電源に設けられた電力変換装置を備えた複合発電システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
通常の電力系統は電力会社が供給する商用の電力系統であるところ、商用の電力系統において、電源品質の維持管理は主として電力会社によって行われている。【０００３】
一方、商用の電力系統に接続されない自立電源系統においては、その電源品質の維持管理は自らが行う必要がある。このような自立電源系統の例として、船舶内における電源系統や、一定地域内において複数の種類の電源を組み合わせてネットワーク化したマイクログリッド等がある。【０００４】
特許文献１には、複数の補機発電機と、充放電動作する電力貯蔵装置と、電気推進器とを備えた船舶内の電源系統において、電気推進器部で消費する電力を検出する電力検出器と、始動指令を与える始動スイッチと、電力検出器の検出信号が閾値以下になると電力貯蔵装置を充電モードにするとともに、始動スイッチの始動指令により電力貯蔵装置を放電モードにして蓄電している電力を船内電力母線に放電させる制御回路とを備えた構成が開示されている。さらに、この構成においては、船舶の入港時に電気推進器部の推力を下げて推進する際にその消費電力が閾値以下になると制御回路により電力貯蔵装置を補機発電機から充電させている。さらに、特許文献１には、その充電動作中に始動スイッチの始動指令を受ける場合、電力貯蔵装置を放電動作させて電気推進器部にその放電電力を供給して、船舶の入港時以降接岸時までの間、補機発電機を駆動する補機用原動機を効率よい領域で運転することにより、補機用原動機の使用する燃料を少なくし、排気ガスを減らすことが開示されている。【０００５】
このような船舶内における電源系統は、通常は、商用の電力系統とは独立した自立電源系統となっていて、岸壁に接岸した係留中は商用の電力系統と連系して電力の供給を受ける。【０００６】
特許文献２には、原動機発電機と、太陽光発電や風力発電といった自然エネルギーを利用した分散電源と、二次電池を備えた蓄電設備とを有するマイクログリッドにおいて、蓄電設備に備えた電力変換装置を用いてマイクログリッドの安定性と品質とを確保する技術が開示されている。【０００７】
船舶内の電源系統やマイクログリッド等は、原動機発電機や二次電池と電力変換器とから構成される電力貯蔵装置の他、太陽電池を用いた発電機や燃料電池を用いた発電機等種々の電源からなる複合発電システムを構成している。【０００８】
特許文献３には、電力貯蔵装置に用いられ、負荷電流等の検出器を別途設けることなく、負荷電流の高調波成分や不平衡分を負担することができる電力変換装置に関する技術が開示されている。すなわち、特許文献３の電力変換装置は、制御部と、二次電池の直流電力を交流電力に変換し、かつ出力線を介して入力される交流電力を直流電力に変換して二次電池に貯蔵することが可能な電力変換部とを備えている。制御部は、仮想発電装置が電力変換部及び二次電池に代えて予め設けられている。制御部は、電力変換部の出力線の電圧に基づいて出力するべき電流値を算出し、電流指令値を定める仮想発電装置モデル部と、電流指令値に対応する電流を出力線へ出力するように構成された制御信号生成部とを有している。そして、仮想発電装置モデル部では、エンジンモデルが、ガバナモデルにて算出される燃料供給量をエンジンの応答特性を考慮せずに該エンジンの機械的トルクに変換して発電機の角速度及び位相角を算出する技術が開示されている。【０００９】
電力変換装置にはその制御方法に着目して、電流制御型と電圧制御型の２種類がある。特許文献４には、電流制御型の電力変換器の技術が開示されている。すなわち、直流電源を用いた電力貯蔵装置と同期発電機とから構成される自立電源系統の負荷変動を抑制するよう構成した並列運転装置の技術が開示されている。具体的には、当該並列運転装置において負荷の急変や不平衡負荷に十分に対応できるものとするために、周波数設定値と自立電源系統の周波数との垂下特性による負の補正量からなる信号を周波数制御器に入力して有効電流設定値を得るとともに、電圧設定値と自立電源系統の電圧実効値との偏差に電圧の垂下特性による負の補正量からなる信号を電圧制御器に入力して無効電流設定値を得るように当該並列運転装置を構成した技術が開示されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【００１０】
【特許文献１】特開２０１０−１１６０７１号公報
【特許文献２】特開２００７−１２９８４５号公報
【特許文献３】特開２００９−２２５５９９号公報
【特許文献４】特開２００７−０２０３６１号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【００１１】
電力変換装置は制御方式により電流制御型と電圧制御型とに分類されることは前述したとおりである。各制御方式の特徴を示すと次のようになる。【００１２】
電流制御型電力変換装置は接続する系統の電圧・周波数に関係なく、所定の電流を出力するよう制御される。主に系統連系用の電力変換装置として用いられる。電圧・周波数は他の発電設備（商用系統、原動機発電機等）により維持されていることを前提としており、単独あるいは電流制御型電力変換装置同士での自立運転はできない。【００１３】
一方、電圧制御型電力変換装置は出力電流に関係なく、一定の電圧・周波数の電力を出力するよう制御される。主に単独での自立運転用の電力変換装置として用いられる。系統との連系運転や電圧制御型電力変換装置同士の並列運転は、出力が不定となるため、使用できない。【００１４】
次に、電源系統における課題について説明する。マイクログリッドや船内の自立電源系統では、特性の異なる複数の発電設備を組み合わせた複合発電システムを構成し、これを運用状況に応じて一般商用系統と連系することがある。発電設備にはディーゼル発電機やガスタービン発電機を用いた発電設備の他、太陽光発電や風力発電等の自然エネルギー発電機、燃料電池、二次電池等を用いた発電設備がある。このうち、太陽光発電機、燃料電池、二次電池は直流電源であり、交流電源系統に接続するために直流を交流に変換するため電力変換装置が使用されている。【００１５】
マイクログリッドでは、一般商用系統との連系運転と、自立運転との双方ができることが求められる。また、自立運転においては発電設備の構成が変化する場合があり、状況によっては電力変換装置を用いた発電設備のみで電源系統が構成される場合もある。【００１６】
マイクログリッドが一般商用系統と連系している場合、マイクログリッドの電力変換装置は、前述したとおり電流制御型となる。【００１７】
マイクログリッドが電力変換装置を用いた電源のみで構成される場合、全ての電力変換装置が電流制御型の場合、電圧・周波数が不定となり、運転できない。このため、１台を電圧制御型に切り替える必要がある。ただし、過渡的な負荷変動は電圧制御型電力変換装置１台が負担することとなることから、負荷変動の対応性は電圧制御型電力変換装置の容量に制限される。また、電圧制御型電力変換装置は必ず運転しておく必要があり、出力の変動に追従できる電源である必要がある。【００１８】
複数の電圧制御型電力変換装置を並列運転した場合、各電力変換装置の負荷分担比が不定となってしまう。これを避ける方法として、電圧制御型電力変換装置の出力を電圧・周波数に対して垂下特性を持たせ負荷分担を安定に行う方法がある。しかし、電力変換装置のインピーダンスは低く、電力変換装置間のわずかな電圧差で大きく出力バランスが崩れてしまうことから、垂下特性だけでは安定した運転ができない。【００１９】
自立運転をしていたマイクログリッド等を商用の電力系統と連系する場合、電圧制御型で運転していた電力変換器は電流制御型にその制御方法を切り替える必要が生じる。【００２０】
マイクログリッド内に設置される発電装置（系統発電機）としては、バイナリー発電機等の原動機発電機および燃料電池発電機が考えられる。ここで、マイクログリッド等を一般商用系統から切り離し、自立運転する場合を考える。自立電源系統の電圧・周波数はマイクログリッド内に設置された系統発電機により維持制御され、電力変換装置は電流制御型で運転されているところ、負荷変動は過渡的に系統発電機が全て負担することとなり、系統の電源品質は系統発電機の特性や容量に依存することになる。このとき系統発電機は大容量のものが必要となる。また、負荷追従性に優れた発電機を系統内に有している必要がある。しかし、一般に、大容量の発電機は応答性が悪い。燃料電池はその反応領域が気液界面の線状であるので、負荷追従性において劣る。【００２１】
本発明の目的とするところは、マイクログリッド等の複合発電システムにおいて、自立運転から連系運転に切り替えるときに、制御方式の変更をする必要のない電力変換装置を提供することにある。併せて、負荷追従性に優れた自立電源系統を実現することにある。
【課題を解決するための手段】
【００２２】
上記の目的を達成するために、本発明に係る電力変換装置を備えた複合発電システムは、蓄電デバイスと蓄電デバイスに接続された第１電力変換器とを有する蓄電設備と、発電装置と前記発電装置に接続され前記発電装置の電力を所定の交流電力に変換する第２電力変換器とを有する発電設備と、を含む電源系統において、前記電源系統の電圧を計測する電圧計測器と、前記電源系統の周波数を取得する周波数取得器とを含む、電力変換装置を備えた複合発電システムであって、前記第１電力変換器の出力端における有効電力および無効電力を得るための値を計測する第１計測器と、前記第１電力変換器を制御する第１システム制御装置と、前記第２電力変換器の出力端における有効電力および無効電力を得るための値を計測する第２計測器と、前記第２電力変換器を制御する第２システム制御装置と、を有する。前記第１システム制御装置は、前記蓄電デバイスのＳＯＣと前記蓄電デバイスのＳＯＣ指令値との偏差を比例演算して、第１有効電力指令値を算出する第１有効電力指令値演算部と、前記第１有効電力指令値と前記第１計測器で計測された値に基づいて得られる有効電力との偏差を比例演算する第１の比例演算器と、当該第１の比例演算器の出力に基準周波数を加算して第１周波数指令値を算出する第１の加算器とを有する第１周波数指令値演算部と、前記第１周波数指令値と前記周波数取得器で取得された周波数との偏差を積分して第１内部相差角を算出する第１内部相差角演算部と、第１無効電力指令値と前記第１計測器で計測された値に基づいて得られる無効電力との偏差を比例演算する第２の比例演算器と、当該第２の比例演算器の出力に基準電圧を加算して第１内部起電圧指令値を算出する第２の加算器とを有する第１内部起電圧指令値演算部と、前記第１内部相差角と、前記第１内部起電圧指令値と、前記電圧計測器で計測された電圧とから、前記第１電力変換器の出力電流の指令値を算出する第１電流指令値演算部と、を備え、前記第１電流指令値演算部の出力に基づき前記第１電力変換器を制御するよう構成される。前記第２システム制御装置は、前記周波数取得器で取得された周波数と周波数指令値との偏差を積分して、第２有効電力指令値を算出する第２有効電力指令値演算部と、前記第２有効電力指令値と前記第２計測器で計測された値に基づいて得られる有効電力との偏差を比例演算する第３の比例演算器と、当該第３の比例演算器の出力に基準周波数を加算して第２周波数指令値を算出する第３の加算器とを有する第２周波数指令値演算部と、前記第２周波数指令値と前記周波数取得器で取得された周波数との偏差を積分して第２内部相差角を算出する第２内部相差角演算部と、第２無効電力指令値と前記第２計測器で計測された値に基づいて得られる無効電力との偏差を比例演算する第４の比例演算器と、当該第４の比例演算器の出力に基準電圧を加算して第２内部起電圧指令値を算出する第４の加算器とを有する第２内部起電圧指令値演算部と、前記第２内部相差角と、前記第２内部起電圧指令値と、前記電圧計測器で計測された電圧とから、前記第２電力変換器の出力電流の指令値を算出する第２電流指令値演算部と、を備え、前記第２電流指令値演算部の出力に基づき前記第２電力変換器を制御するよう構成される。【００２３】
この構成によれば、第１システム制御装置が蓄電デバイスに対する充放電を第１電力変換器を通じて制御することにより、蓄電設備が仮想の発電機として機能する。すなわち、蓄電設備において、第１電力変換器に出力電流の指令値が出力されることにより、第１電力変換器の有効電力及び電源系統の周波数の閉ループ制御系と第１電力変換器の無効電力および電源系統の電圧の閉ループ制御系とが形成され、これらの制御量（被制御量）がフィードバック制御される。したがって、蓄電設備は、電流制御型および電圧制御型の双方として機能し、自立運転から連系運転に切り替えるときに、制御方式の変更をする必要のない電力変換器を備える。しかも、蓄電設備のフィードバック制御システムは実際の発電機ではなくソフトウエアによって実現されるので原理的に応答速度が速い。したがって、発電設備のための第２電力変換器に加えて、仮想の発電機として機能する蓄電設備のための第１電力変換器を用いることにより、急激な負荷変動に対しては、発電設備の発電電力の負荷電力に対する過不足を発電設備に比べて応答速度の速い蓄電設備によって補償することができる。特に、第１電力変換器における制御装置と第２電力変換器における制御装置とを同じ構造とし、各変換器の制御パラメータを変換器に接続される発電設備または蓄電設備の特性に応じて好適に調整することにより、負荷追従性に優れた自立電源系統を実現することができる。【００２４】
本発明にいう「複合発電システム」とは、複数の発電設備と負荷設備とから構成された電源系統であって、商用の電力系統と連系をしていてもよく、商用の電力系統と連系をしていない自立電源系統であってもよい。【００２５】
この構成において、「蓄電設備」は蓄電デバイスと電力変換器とからなる。「蓄電デバイス」は、電池またはキャパシタであって、直流電力の取出しが可能なものをいう。例えば、「蓄電設備」には、一次電池、二次電池、電気二重層キャパシタが含まれる。電気の貯蔵を充電と称し、取り出しを放電と称することもある。また、「電力変換器」はスイッチング素子からなる電力変換回路とスイッチング素子をＯＮ／ＯＦＦ制御するＰＷＭ（Ｐｕｌｓｅ  Ｗｉｄｔｈ  Ｍｏｄｕｌａｔｉｏｎ）制御部とから構成される。なお本発明に係る電力変換装置は、当該電力変換器の他、電圧計等の各種計測器を備え制御装置を含んだものをいう。【００２６】
ＳＯＣ指令値および周波数指令値は、予め設定された所定の数値であって、変更が可能な定数値であってもよく、例えばマンマシンシステムを介して設定が可能になっていてもよい。同様に基準電圧および基準周波数は制御動作の基準の設定値であって、例えばマンマシンシステムを介して変更が可能になっていてもよい。【００２７】
電力変換器のＰＷＭ制御部は、例えば電力変換器の出力電流が与えられた電流指令値になるように、スイッチング素子をＯＮ／ＯＦＦ制御する。係る電力変換器を電流制御型電力変換器と称することがある。【００２８】
前記第１内部起電圧指令値演算部は、前記第２の加算器の出力から、前記蓄電設備の内部インピーダンスと、前記蓄電設備と前記電源系統との間の外部インピーダンスとの和である第１総合インピーダンスによる電圧降下を差し引いて、前記第１内部起電圧指令値を求めるよう構成され、前記第２内部起電圧指令値演算部は、前記第４の加算器の出力から、前記燃料電池発電設備の内部インピーダンスと、前記燃料電池発電設備と前記電源系統との間の外部インピーダンスとの和である第２総合インピーダンスによる電圧降下を差し引いて、前記第２内部起電圧指令値を求めるよう構成されてもよい。【００２９】
この構成によれば、蓄電設備を内部起電力とインピーダンスを有する発電機からなる等価回路として捉えて、この等価回路において、内部起電力から生じる内部起電圧を求め内部起電圧設定値としている。【００３０】
「内部インピーダンス」は、例えばテブナンの定理により求めることができる。実際の内部インピーダンスは一般に非常に小さな値であるといわれている。「外部インピーダンス」は電力変換器と電力系統との間に設けられたリアクトルと配線抵抗とからなる。【００３１】
電流値は計測されているので、総合インピーダンスが定まれば、系統電圧値から内部起電圧は逆算により求めることができる。【００３２】
前記第１電流指令値演算部は、前記電圧計測器により計測された電圧を有する電源と、前記第１内部起電圧指令値で示される電圧を有する電源との間に、前記第１総合インピーダンスが接続された場合に、前記第１総合インピーダンスに流れる電流値を出力するように構成され、前記第２電流指令値演算部は、前記電圧計測器により計測された電圧を有する電源と、前記第２内部起電圧指令値で示される電圧を有する電源との間に、前記第２総合インピーダンスが接続された場合に、前記第２総合インピーダンスに流れる電流値を出力するように構成されてもよい。【００３３】
この構成によれば、内部インピーダンスを実際の値より大きく見積もって、そこに流れる電流値を求めて、その電流値となるように電力変換器を電流制御する。これにより、電力変換器のより安定した運転を実現することを可能にする。【００３４】
その電流値は、無効電力比例制御ループおよび有効電力比例制御ループを内包する各演算部で求めた内部起電圧と位相角から求められたものであるので、見かけは電流制御であるが、電圧制御の側面を有する。【００３５】
前記第１内部起電圧指令値演算部、前記第２内部起電圧指令値演算部、前記第１電流指令値演算部および前記第２電流指令値演算部のそれぞれの出力は、前記蓄電設備の内部インピーダンスの値を実際の値より大きく設定して、算定されるように構成されてもよい。【００３６】
この構成によれば、内部インピーダンスを大きく想定することにより、より安定した動作が期待できる。内部インピーダンスが大きければ、損失が大きいところ、このように仮想的インピーダンスを大きくすることにより、実際に発生する損失を抑えつつ、電力変換器の制御動作の安定化を図ることができる。例えば、内部インピーダンスが殆どゼロのところ、総合インピーダンスにおいて抵抗分を０．１ｐｕ、リアクタンス分を０．４ｐｕとすればかなりの安定化を図ることができる。【００３７】
前記電圧計測器および前記周波数取得器は、前記電源系統の電圧を計測する電圧計と、前記電圧計の出力を位相同期演算するＰＬＬ演算部と、を有し、前記電圧計の出力から前記電源系統の電圧を演算するとともに、前記ＰＬＬ演算部の出力から前記電源系統の周波数及び位相を演算するように構成されてもよい。【００３８】
この構成によれば、三相交流の電源系統に接続された変成器を介して特定の２相（例えば、ＲＳ相、ＳＴ相）の電圧の瞬時値を検出する。これを例えば計算機に取り込みＰＬＬ（Ｐｈａｓｅ  Ｌｏｃｋｅｄ  Ｌｏｏｐ）演算（位相同期演算）を施して、周波数と電圧とを計算する。そして、三相交流の電源系統に接続された変流器を介して特定の２相（例えば、Ｒ相、Ｔ相）の電流の瞬時値を検出して電力の計算を行う。このようにすれば、電圧・周波数は通常の電力計に比べ計測の遅れが小さいので、電圧・周波数を利用して負荷分担調整を行うことにより、良好な応答性を得ることができる。【００３９】
前記第１電力計測器は、前記電源系統の電圧を計測する電圧計と、前記電圧計の出力を位相同期演算するＰＬＬ演算部と、前記蓄電設備の出力電流を計測する電流計と、を有し、前記電流計の出力と、前記ＰＬＬ演算部で算出された電圧とから、前記第１電力計測器の有効電力及び無効電力を算出するように構成され、前記第２電力計測器は、前記電源系統の電圧を計測する電圧計と、前記電圧計の出力を位相同期演算するＰＬＬ演算部と、前記燃料電池発電設備の出力電流を計測する電流計と、を有し、前記電流計の出力と、前記ＰＬＬ演算部で算出された電圧とから、前記第２電力計測器の有効電力及び無効電力を算出するように構成されてもよい。【００４０】
この構成によれば、出力電流が正のとき蓄電デバイスは放電を行い、電力変換器から電力系統に電力が流れる。一方、出力電流が負のとき蓄電デバイスは充電を行い、電力系統から電力変換器に電力が流れる。【００４１】
前記第１の比例演算器と前記第１の加算器との間に設けられた第１の時間遅れ演算器と、前記第２の比例演算器と前記第２の加算器との間に設けられた第２の時間遅れ演算器と、前記第３の比例演算器と前記第３の加算器との間に設けられた第３の時間遅れ演算器と、前記第４の比例演算器と前記第４の加算器との間に設けられた第４の時間遅れ演算器とを備えてもよい。【００４２】
この構成において、時間遅れ演算器は時間遅れ処理をする演算器であって、例えば、一次遅れであってもよい。また、移動平均や二次遅れであってもよい。時間遅れ演算器の前段もしくは後段に制限器を設けて、出力値を制限してもよい。【００４３】
この構成において、時間遅れ演算器における時間遅れの大きさは、電源系統に接続された発電設備の応答の遅れを時間遅れ演算器の時定数としてもよい。【００４４】
前記第１の時間遅れ演算器における時間遅れは、前記第３の時間遅れ演算器における時間遅れよりも大きいように構成されてもよい。【００４５】
前記発電装置は、燃料電池であり、前記第２電力変換器は、前記燃料電池の直流電力を交流電力に変換するように構成されてもよい。【００４６】
前記発電装置は、バイナリー発電機であり、前記発電設備は、前記バイナリー発電機と、前記バイナリー発電機の交流電力を直流電力に変換する交流−直流変換器と、前記交流−直流変換器の直流電力を交流電力に変換する前記第２電力変換器とを有してもよい。【００４７】
前記電源系統は、原動機発電機および自然エネルギーを利用した発電機を接続してなる自立電源系統であってもよい。【００４８】
本発明にいう自立発電系統とは、商用の電力系統とは独立した電源系統をいう。自立電源系統では、一般に、商用の電力系統のような系統電圧や周波数を支配する要素はなく、電力の需給により周波数と電圧は定まる。【００４９】
前記電源系統は、前記蓄電設備を複数接続してなる自立電源系統であってもよい。【００５０】
前記電源系統は、商用の電力系統が遮断器を介して接続可能に構成されてもよい。【００５１】
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。
【発明の効果】
【００５２】
本発明によれば、マイクログリッド等の複合発電システムにおいて、系統連系運転と自立運転の切り替えが制御方式を変更せずに実現可能である。また、電力変換装置のみでの自立電源系統の運転が可能である。これにより、蓄電設備と発電設備とを組み合わせた自立電源系統が実現でき、負荷変動に対し、発電設備を損なうことなく、適切な電源品質を維持することが可能となる。
【図面の簡単な説明】
【００５３】
【図１Ａ】図１Ａは、蓄電設備用の電力変換器の制御ブロックを示す図である。
【図１Ｂ】図１Ｂは、図１Ａにおいて、有効電力指令値を計算するロジックを示す図である。
【図１Ｃ】図１Ｃは、燃料電池発電設備用の電力変換装器の制御ブロックを示す図である。
【図１Ｄ】図１Ｄは、図１Ｃにおいて、有効電力指令値を計算するロジックを示す図である。
【図２Ａ】図２Ａは、図１Ａの制御ブロックの電圧・周波数・位相演算部におけるＰＬＬ演算回路のブロック図である。
【図２Ｂ】図２Ｂは、図１Ａの制御ブロックの電圧・周波数・位相演算部におけるＰＬＬ演算回路における演算処理の内容を説明するためのブロック図である。
【図３Ａ】図３Ａは、システム制御装置において、周波数指令値演算部の演算回路を示すブロック図の一例である。
【図３Ｂ】図３Ｂは、システム制御装置において、周波数指令値演算部の演算回路を示すブロック図のその他の一例である。
【図４Ａ】図４Ａは、システム制御装置において、内部起電圧指令値演算部の演算回路を示すブロック図の一例である。
【図４Ｂ】図４Ｂは、システム制御装置において、内部起電圧指令値演算部の演算回路を示すブロック図のその他の一例である。
【図５】図５は、システム制御装置において、内部相差角演算部の演算回路を示すブロック図の一例である。
【図６Ａ】図６Ａは、システム制御装置において、電流指令値演算部の演算回路を示すブロック図の一例である。
【図６Ｂ】図６Ｂは、仮想的な電圧制御型電力変換装置を示す図である。
【図７】図７は、電源系統図の一例である。
【図８Ａ】図８Ａは、燃料電池発電設備が系統に連係した場合における、垂下特性を説明するための図である。
【図８Ｂ】図８Ｂは、燃料電池発電設備が系統に連係した場合における、垂下特性を説明するための図である。
【図８Ｃ】図８Ｃは、燃料電池発電設備が系統に連係した場合における、垂下特性を説明するための図である。
【図８Ｄ】図８Ｄは、燃料電池発電設備が系統に連係した場合における、垂下特性を説明するための図である。
【図８Ｅ】図８Ｅは、燃料電池発電設備が系統に連係した場合における、垂下特性を説明するための図である。
【図８Ｆ】図８Ｆは、燃料電池発電設備が系統に連係した場合における、垂下特性を説明するための図である。
【図８Ｇ】図８Ｇは、燃料電池発電設備が系統に連係した場合における、垂下特性を説明するための図である。
【図８Ｈ】図８Ｈは、燃料電池発電設備が系統に連係した場合における、垂下特性を説明するための図である。
【図９Ａ】図９Ａは、電力変換装置を２台で並列運転した場合の系統電圧のシミュレーション試験結果を示す図である。
【図９Ｂ】図９Ｂは、電力変換装置を２台で並列運転した場合の系統周波数のシミュレーション試験結果を示す図である。
【図９Ｃ】図９Ｃは、電力変換装置を２台で並列運転した場合の有効電力のシミュレーション試験結果を示す図である。
【図９Ｄ】図９Ｄは、電力変換装置を２台で並列運転した場合の無効電力のシミュレーション試験結果を示す図である。
【図１０Ａ】図１０Ａは、電力変換装置と燃料電池発電設備とを並列運転した場合の系統電圧のシミュレーション試験結果を示す図である。
【図１０Ｂ】図１０Ｂは、電力変換装置と燃料電池発電設備とを並列運転した場合の系統周波数のシミュレーション試験結果を示す図である。
【図１０Ｃ】図１０Ｃは、電力変換装置と燃料電池発電設備とを並列運転した場合の有効電力のシミュレーション試験結果を示す図である。
【図１０Ｄ】図１０Ｄは、電力変換装置と燃料電池発電設備とを並列運転した場合の無効電力のシミュレーション試験結果を示す図である。
【図１１】図１１は、バイナリー発電設備の系統図である。
【発明を実施するための形態】
【００５４】
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、以下では全ての図を通じて同一又は同じ機能を有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。
【００５５】
本発明の実施形態に係る複合発電システム向け電力変換装置について、図１Ａ〜１Ｄを用いて説明する。ここで図１Ａは、複合発電システム向け蓄電設備用の電力変換装置の制御ブロックを示す図である。
【００５６】
二次電池５は直流電力ライン７を介して二次電池電力変換回路６（以下、単に電力変換回路と称す）に接続されている。この電力変換回路６は図示しないパワー半導体素子を高速にＯＮ／ＯＦＦを行うことにより、二次電池５からの直流電力を所定の交流電力に変換して交流電源系統１に出力する、もしくは交流電源系統１からの交流電力を直流電力に変換して二次電池５を充電する。二次電池に代わる蓄電デバイスとして電気二重層キャパシタを用いてもよい。
【００５７】
交流電源系統１には電源系統の電圧を検出するために電圧検出器４と電力変換回路６に流れる電流を検出するための電流検出器３とが設置されている。電圧検出器４の出力は配線２２を介して二次電池システム制御装置１１（第１システム制御装置。以下、単にシステム制御装置と称す。）の電圧・周波数・位相演算部１４に接続されている。また、電流検出器３の出力は配線２１を介してシステム制御装置１１の電流演算部１３に接続されている。電圧検出器４はＰＴ（Ｐｏｔｅｎｔｉａｌ  Ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ）として知られる変成器であり、また電流検出器３はＣＴ（Ｃｕｒｒｅｎｔ  Ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ）として知られる変流器である。
【００５８】
システム制御装置１１は、有効電力指令値演算部９６、電流演算部１３、電圧・周波数・位相演算部１４、有効・無効電力演算部１５、周波数指令値演算部４０、内部起電圧指令値演算部５０、内部相差角演算部６０、電流指令値演算部７０および電力変換装置制御部１６から構成されている。
【００５９】
電力変換装置制御部１６からのゲート駆動信号２０は電力変換回路６に送られる。ゲート駆動信号２０は、パワー半導体素子のゲートをＰＷＭ制御することにより、二次電池５の直流電力は所望の電圧、周波数、位相の交流電力に変換されて交流電源系統１に供給される。もしくは交流電源系統１からの交流電力が直流電力に変換されて二次電池５を充電する。
【００６０】
二次電池５には二次電池の電圧、電流、温度、圧力等の電池の状態を検出するための状態検出器１７が取り付けられている。二次電池監視装置１８は、状態検出器１７からの信号に基づき、二次電池の状態を監視する他、二次電池５のＳＯＣ（Ｓｔａｔｅ  Ｏｆ  Ｃｈａｒｇｅ）の計算を行う。
【００６１】
二次電池監視装置１８は配線２３を介してシステム制御装置１１に接続されていて、二次電池５の状態に異常を検知した場合、電力変換装置制御部１６を介して、電力変換回路６の運転を停止する。同時に二次電池のＳＯＣをシステム制御装置１１に伝える。
【００６２】
次に、図２〜図６を用いて本発明の実施形態に係る複合発電システム向け電力変換装置の詳細について説明をする。
【００６３】
（１）電圧・周波数・位相演算部とＰＬＬ演算
図２Ａ及び図２Ｂは、電圧・周波数・位相演算部１４におけるＰＬＬ演算回路３１について説明する図である。交流電源系統１の電圧及び周波数はこのＰＬＬ演算回路３１にて算出される。すなわち、ＰＬＬ演算回路３１は、周波数取得部として機能する。ここで、図２Ａは、ＰＬＬ演算部（ＰＬＬ演算回路３１）のブロック図であり、図２Ｂは、系統電圧及び系統周波数及び位相を算出するＰＬＬ演算部（ＰＬＬ演算回路３１）における演算処理の内容を説明するためのブロック図である。
【００６４】
交流電源系統１の周波数・位相は、電圧検出器４からの電圧信号に基づき、ＰＬＬ演算回路３１において計算で求められる。具体的には、電力変換回路６に設置された電圧検出器４により交流電源系統１の線間電圧の瞬時値ｖＲＳ、ｖＳＴが計測され、ＰＬＬ演算回路３１に入力される。ＰＬＬ演算回路３１において、この電圧の瞬時値ｖＲＳ、ｖＳＴを用いて交流電源系統１の周波数・位相の推定計算が行われる。
【００６５】
図２Ａ及び図２Ｂに示すＰＬＬ演算回路３１の演算ブロック図において、ＰＬＬ演算回路３１は、線間電圧値（ｖＲＳ、ｖＳＴ）から位相φを算出するαβ変換器３０と、αβ変換器３０により算出された位相φとＰＬＬ演算回路３１内で推定された位相（以下、推定位相）φ'との偏差を求める位相比較器３２と、位相偏差から交流電源系統１の角速度（周波数）を推定するループフィルタ３４および推定された角速度を積分し、推定位相φ'を算出する積分器３５とで構成されている。
【００６６】
電源系統１の位相φは、電圧検出器４から得られた系統線間電圧の瞬時値ｖＲＳ、ｖＳＴとをαβ変換することで求められる。系統側の各相の相電圧の瞬時値をｖＲ、ｖＳ、ｖＴ、とし、瞬時値ベクトルｖαβを次式のように定義する。
【００６７】
【数１】
0005957094.tif 000002
【００６８】
オイラーの式（ｅｊφ＝ｃｏｓφ＋ｊ・ｓｉｎφ）より瞬時値ベクトルｖαβは以下のように表現することができる。
【００６９】
【数２】
0005957094.tif 000003
【００７０】
【数３】
0005957094.tif 000004
【００７１】
ここで瞬時値ベクトルｖαβはａ相を基準にした固定座標系（αβ軸）を角速度ωで回転するベクトルとなる。
【００７２】
実際の電圧検出器４で計測された系統瞬時線間電圧ｖＲＳ、ｖＳＴと瞬時相電圧ｖＲ、ｖＳ、ｖＴは次のような関係にある。
【００７３】
【数４】
0005957094.tif 000005
【００７４】
【数５】
0005957094.tif 000006
【００７５】
従って瞬時値ベクトルは瞬時線間電圧から以下のように求められる。
【００７６】
【数６】
0005957094.tif 000007
【００７７】
【数７】
0005957094.tif 000008
【００７８】
また、αβ変換器３０において、次式よりｃｏｓφおよびｓｉｎφが計算される。
【００７９】
【数８】
0005957094.tif 000009
【００８０】
【数９】
0005957094.tif 000010
【００８１】
ｓｉｎ変換器３６の出力とαβ変換器３０の出力ｃｏｓφとの積と、ｃｏｓ変換器３７の出力とαβ変換器３０の出力ｓｉｎφとの積とが、それぞれ位相比較器３２に入力される。位相比較器３２は、系統電圧の瞬時値から求めた位相φとＰＬＬ演算回路３１内で推定された位相φ'との偏差φ−φ'（以下、位相偏差という）を求める。具体的には、以下のような演算により位相偏差が算出される。αβ変換器３０の出力ε（図２Ｂ参照）は、はオイラーの式より、数１０から求まる。
【００８２】
【数１０】
0005957094.tif 000011
【００８３】
したがって、φ−φ'が十分小さい場合、ε＝sin（φ−φ’）がφ−φ'とほぼ等しくなるため、εが位相偏差φ−φ'とみなされる。
【００８４】
ループフィルタ３４は、位相比較器３２で求められた位相偏差から、系統の周波数を求める。系統の同期周波数（推定同期周波数）ωｓは、ループフィルタ３４の出力から求められる。ループフィルタの伝達関数Ｇ（ｓ）は次式で表される。
【００８５】
【数１１】
0005957094.tif 000012
【００８６】
推定同期周波数ωｓを積分器３５にて積分して、推定位相角φ'を求める。
【００８７】
ここで、αβ座標系に対してωｔで回転するｄｑ座標系を想定して系統の電圧をｄｑ変換して求める。すなわち、ｄｑ座標系での電圧は、以下のように求められる。
【００８８】
【数１２】
0005957094.tif 000013
【００８９】
【数１３】
0005957094.tif 000014
【００９０】
以上のようにして、電圧・周波数・位相演算部１４は、電圧検出器４からの線間電圧の瞬時値ｖＲＳ、ｖＳＴから、電圧Ｖｄ，Ｖｑ、推定同期周波数ωｓ、位相φを算出する。
（２）電流演算部
電流演算部１３は、電圧・周波数・位相演算部１４で計算された推定位相φ’を入力として、次式により電流Ｉｄ，Ｉｑを算出する。
【００９１】
【数１４】
0005957094.tif 000015
【００９２】
よって、ｄｑ座標系での電流ベクトルは次式となる。
【００９３】
【数１５】
0005957094.tif 000016
【００９４】
（３）有効・無効電力演算部
有効・無効電力演算部１５は、電圧・周波数・位相演算部１４と電流演算部１３で計算された電圧Ｖｄ，Ｖｑと電流Ｉｄ，Ｉｑを入力として、有効電力Ｐと無効電力Ｑとを算出する。
【００９５】
【数１６】
0005957094.tif 000017
【００９６】
（４）有効電力指令値演算部
有効電力指令値演算部９６は、二次電池５のＳＯＣと二次電池５のＳＯＣ指令値ＳＯＣｒｅｆとの偏差を比例演算して、有効電力指令値Ｐｒｅｆを算出する。有効電力指令値Ｐｒｅｆは、図１Ｂの制御ブロックに示す方法により算出される。図１Ｂにおいて、減算器９３は、ＳＯＣ指令値ＳＯＣｒｅｆと二次電池監視装置１８で計算されたＳＯＣとの偏差を計算し、比例制御器９４に出力する。比例制御器９４は、減算器９３の出力の極性を反転し、比例ゲインＫを乗じて、次段の上下限設定器９５に送る。上下限設定器９５は有効電力指令値Ｐｒｅｆを周波数指令値演算部４０に出力する。
【００９７】
（５）周波数指令値演算部
周波数指令値演算部４０は有効電力指令値Ｐｒｅｆと有効電力Ｐとの偏差から比例制御により周波数指令値ωｒｅｆを算出する。ここで、図３Ａは図１Ａの制御ブロックにおいて、周波数指令値演算部４０の演算回路を示すブロック図の一例である。すなわち、図３Ａに示すように、減算器４３は有効電力指令値Ｐｒｅｆから有効電力Ｐを減算して、比例制御器４４に出力する。比例制御器４４は、減算器４３の出力に比例ゲイン（Ｄｒ）を乗じて、次段の上下限リミッタ４６に送る。そして、上下限リミッタ４６は、比例制御器４４の出力をωｄｒ＿ｍａｘとωｄｒ＿ｍｉｎの間に制限して出力する。加算器４７は、上下限リミッタ４６の出力に基準周波数ωｏを加えて、周波数指令値ωｒｅｆとして出力する。
【００９８】
図３Ｂは図１Ａの制御ブロックにおいて、周波数指令値演算部４０の演算回路の別の実施形態である。すなわち、図３Ａの代わりに図３Ｂに示すように、比例制御器４４と上下限リミッタ４６の間に一次遅れ演算器４５を配してもよい。比例制御器４４の比例ゲイン（Ｄｒ）は有効電力と周波数との間に所定の垂下特性を有するように調整される。
【００９９】
（６）内部起電圧指令値演算部
図４Ａは図１Ａの制御ブロックにおいて、内部起電圧指令値演算部５０の演算回路を示すブロック図である。図４Ａに示すように、内部起電圧指令値演算部５０は無効電力指令値Ｑｒｅｆと無効電力Ｑとの偏差から比例制御により内部起電圧指令値Ｅｆを算出する。具体的には、減算器５３は無効電力指令値Ｑｒｅｆから無効電力Ｑを減算して、比例制御器５４に出力する。比例制御器５４は、減算器５３の出力に比例ゲイン（Ｄｒ）を乗じて、次段の上下限リミッタ５６に送る。そして、上下限リミッタ５６は、比例制御器５４の出力をＶｄｒ＿ｍａｘとＶｄｒ＿ｍｉｎとの間に制限して出力する。加算器５７は、上下限リミッタ５６の出力に電圧基準値Ｖｏを加算して電圧指令値Ｖｒｅｆを出力する。電圧目標値Ｖｒｅｆは、関数演算器５８に送られる。関数演算器５８は、下式に示す演算を行い、内部起電圧指令値Ｅｆを出力する。
【０１００】
【数１７】
0005957094.tif 000018
【０１０１】
上記式で求められる内部起電圧指令値Ｅｆは、第２の加算器５７の出力である電圧目標値Ｖｒｅｆから、蓄電設備の内部インピーダンスと、蓄電設備と電源系統との間の外部インピーダンスとの和である総合インピーダンス（ｒ、ｘ）による電圧降下を差し引いて求めたものということができる（図６Ｂ参照）。ここで、図６Ｂは仮想的な電圧制御型電力変換装置を示す系統図の一例である。
【０１０２】
図４Ｂは図１Ａの制御ブロックにおいて、内部起電圧指令値演算部の別の実施形態を示すブロック図である。すなわち、図４Ａの代わりに図４Ｂに示すように、比例制御器５４と上下限リミッタ５６との間に一次遅れ演算器５５を配してもよい。比例ゲイン（Ｄｒ）は無効電力と出力電圧との間に所定の垂下特性を有するように調整される。
【０１０３】
（７）内部相差角演算部
図５は図１Ａの制御ブロックにおいて、内部相差角演算部の演算回路を示すブロック図である。図５に示すように、内部相差角演算部６０は周波数指令値ωｒｅｆと推定同期周波数ωｓとの偏差から、内部相差角θを算出する。具体的には、減算器６３は、周波数指令値ωｒｅｆと推定同期周波数ωｓとの偏差を算出する。減算器６３の次段に設けられる積分器６４は、この偏差を積分し、内部相差角θとして出力する。なお、本実施形態においては、周波数指令値ωｒｅｆと推定同期周波数ωｓとを用いて周波数で比較する構成としているが、角速度（単位：rad/sec）、回転数（単位：1/sec）または回転速度（単位：rpm）等で比較する構成としてもよい。角速度、回転数および回転速度は、本発明において、周波数と等価な概念である。
【０１０４】
（８）電流指令値演算部
図６Ａは図１Ａの制御ブロックにおいて、電流指令値演算部７０の演算回路を示すブロック図である。図６Ａに示すように、電流指令値演算部７０において、内部起電圧指令値Ｅｆ、内部相差角θ、電圧Ｖｄ、Ｖｑは関数演算器７２に入力される。関数演算器７２は、下記式の演算を行い、電流指令値Ｉｄ＿ｒｅｆ、Ｉｑ＿ｒｅｆを電力変換装置制御部１６に出力する。
【０１０５】
【数１８】
0005957094.tif 000019
【０１０６】
上記式で求められる電流値は、電圧計測器により計測された系統電圧の電源と内部起電圧指令値電圧の電源との間に総合インピーダンスが接続されたと仮定した場合に、総合インピーダンスに流れる電流値である。この電流値は電流指令値として電流指令値演算部７０から出力される（図６Ｂ参照）。
【０１０７】
ところで、実際の蓄電装置の内部インピーダンスｒａ，ｘｓはほぼゼロに等しく、総合インピーダンスｒ＝ｒa＋ｒｌ、ｘ＝ｘｓ＋ｘｌはほぼ蓄電設備と電源系統との間の外部インピーダンスｒｌ，ｘｌに等しい。しかしながら、前述のとおり、本実施形態においては、内部起電圧指令値Ｅｆ、電流指令値Ｉｄ＿ｒｅｆ、Ｉｑ＿ｒｅｆを算出するに際して、蓄電設備の内部インピーダンスと、蓄電設備と電源系統との間の外部インピーダンスとの和である総合インピーダンスを用いることとした。特に、蓄電装置の内部インピーダンスを仮想的に大きくして、総合インピーダンスを求め、この仮想インピーダンスを用いて内部起電圧指令値Ｅｆ、電流指令値Ｉｄ＿ｒｅｆ、Ｉｑ＿ｒｅｆを算出すれば、安定した運転が可能となる。なぜならば、複数の電圧制御型電力変換装置を並列運転した場合、電力変換装置間のわずかな電圧差で大きく出力バランスが崩れてしまうのは、電力変換装置のインピーダンスが低いためであり、蓄電装置の内部インピーダンスを仮想的に大きくすることにより、電力変換装置のインピーダンスが高くなり、電圧差による出力バランスが不安定になるのを防止できるからである。
【０１０８】
つまり、電流指令値演算部７０は、仮想的な電圧制御型電力変換装置が内部起電圧指令値演算部と内部相差角演算部とにより求められた内部起電圧を発生させた場合に、系統に出力される電流値を推定している。
【０１０９】
これにより、電力変換装置の見掛け上のインピーダンスが上昇し、系統との連系運転時および電力変換装置同士の並列運転時の何れの場合でもシステムが不安定になることを抑制している。
【０１１０】
（９）電力変換装置制御部
電力変換装置制御部１６には電圧・周波数・位相演算部１４で算出された推定位相φ’と、電流演算部１３で算出された電流Ｉｄ，Ｉｑと、電流指令値演算部７０で算出された電流指令値Ｉｄ＿ｒｅｆ、Ｉｑ＿ｒｅｆとが入力される。電力変換装置制御部１６は、電力変換回路６の出力電流が電流指令値演算部７０で算出された電流指令値となるようなゲート駆動信号２０を出力する。
【０１１１】
二次電池監視装置１８において、二次電池５に異常が見つかれば、電池異常信号を配線２３を介してシステム制御装置１１の電力変換装置制御部１６に送り、ゲート駆動信号２０の送出を停止させる。これにより、電力変換回路６の作動が停止するため、二次電池５の保護が図れる。二次電池の異常としては、例えば過電流、電圧低下、過電圧、過充電、過放電、電池温度異常、電池圧力異常、装置異常等がある。
【０１１２】
二次電池監視装置１８は、二次電池５のＳＯＣを算出して、配線２３を介してシステム制御装置１１に送信する。ＳＯＣは、二次電池に流れる電流を積算して求められるＳＯＣ（積算ＳＯＣ）を電流、電圧、温度から求められるＳＯＣ（瞬時ＳＯＣ）で補正することにより計算される。
【０１１３】
電力変換器６は、二次電池５のＳＯＣが目標とするＳＯＣ指令値より小さいとき、有効電力の出力を減らす方向に制御し、反対にＳＯＣが目標とするＳＯＣ指令値より大きいとき、有効電力の出力を増やす方向に制御する。この結果、二次電池のＳＯＣは適正な範囲に保たれる。
【０１１４】
次に、発電設備用の電力変換装置の制御ブロックについて、図１Ｃを用いて説明する。図１Ｃには、発電設備として燃料電池発電設備を適用した場合が例示されている。図１Ｃに示されるように、燃料電池発電設備は、燃料電池１２２および燃料電池電力変換装置１２３を備えている。なお、後述するように、発電設備として燃料電池発電設備以外の発電設備（例えばバイナリー発電機等の原動機発電機）を適用した場合についても同様の構成を採用することができる。以下では、図１Ａで示した二次電池システム制御装置１１の制御ブロックと共通する部分については説明を省略して、相違点について説明する。
【０１１５】
図１Ｃには、図１Ａにおける二次電池５の代わりに発電設備として燃料電池１２２が接続されている。燃料電池１２２は燃料電池電力変換回路１２５に接続されている。燃料電池電力変換回路１２５の出力には電圧検出器１２６が接続されている。燃料電池電力変換回路１２５は燃料電池システム制御装置１２４から配線を介してゲート駆動信号１２７を受けて作動する。図１Ｃには、二次電池監視装置は設けられていない。
【０１１６】
有効電力指令値演算部８６は、燃料電池１２２の周波数Ｆと燃料電池１２２の周波数指令値Ｆｒｅｆとの偏差を比例演算して、有効電力指令値Ｐｒｅｆを算出する。有効電力指令値Ｐｒｅｆは、図１Ｄの制御ブロックに示す方法により算出される。図１Ｄにおいて、減算器８３は、周波数指令値Ｆｒｅｆと周波数Ｆとの偏差を計算し、不感帯演算器８４に送る。不感帯演算器８４は偏差が大きい領域では、入力と同じ値を出力し、偏差が小さい領域では０を出力する。不感帯は小さな偏差に起因する周波数指令値Ｆｒｅｆの一方向への偏向を防止する役割を担っている。不感帯演算器８４を出た信号は、積分制御器８５にて積分され、有効電力指令値Ｐｒｅｆが求められる。有効電力指令値Ｐｒｅｆは、周波数指令値演算部４０に入力される。
【０１１７】
図７は本発明の実施形態に係る複合発電システムの電源系統図の一例である。船内電源系統１００は、特に実体があるというものでなく、強いていえば、配線とこれにつながる各種の発電機や負荷設備等から構成されているということができる。
【０１１８】
船内電源系統１００（以下、単に電源系統と称す）には３相交流電力が流れるところ、図７においては表記を簡単化するために単線系統図として表されている。図７に示す電源系統は、船舶内におけるものであるが、マイクログリッドであっても本発明の適用が可能である。
【０１１９】
電源系統１００は、公称電圧４４０Ｖ，公称周波数６０Ｈｚの三相交流であって、その系統には、各種の設備が接続されている。すなわち、太陽電池ユニット１０３および電力変換器１０４からなる太陽光発電機１１０と、二次電池１０５および電力変換装置からなる蓄電設備１１１と、燃料電池１２２および燃料電池電力変換装置１２３からなる燃料電池発電設備１２１と、ディーゼル発電機１０７とが、図７の電源系統１００の電源側に接続されている。
【０１２０】
図７の電源系統１００の負荷側には、船内電力負荷１０２とバウスラスタ（Ｂｏｗ  Ｔｈｒｕｓｔｅｒ）１０８とが接続されている。船内の照明や空調のほか船内で消費される電力が船内電力負荷１０２となる。バウスラスタ１０８は、タグボート（Ｔｕｇｂｏａｔ）の助けを借りずに入港時に船舶を岸壁に移動するために設けられており、大型の誘導電動機により駆動される。
【０１２１】
基本的には、船内で必要な電力は燃料電池発電設備１２１により賄われる。太陽光発電機１１０等の自然エネルギーが用いられる場合があるが、自然エネルギーは通常、発電電力を制御できないため、電源系統を不安定化させる方向に働く。本発明に係る蓄電設備１１１は、燃料電池発電設備１２１が追従できないような過渡的な負荷変動（例えばバウスラスタ１０８の運転停止）や太陽光発電機１１０による系統への擾乱を補償するために設けられたものである。
【０１２２】
なお、船舶が岸壁に接岸したときは、船内で必要とする電力は商用の電力系統から賄われる。このため、船舶の接岸後に系統連系用の遮断器１１６が図示しない同期投入制御装置と協同して閉路することにより、電源系統１００は遮断器１１６を介して商用の電力系統１１５と連系する。
【０１２３】
ここで二次電池システム制御装置１１（以下、単にシステム制御装置と称す）単独の動作について説明する。すなわち、図１Ａにおいて他の発電設備が接続されていない場合において、プロセス量が変化したときのシステム制御装置１１の動作について説明する。
【０１２４】
船内の電源系統１００において、船内負荷（１０２、１０８）が増加した場合、ドループ特性により同期周波数（推定同期周波数）ωｓが低下する。同期周波数ωｓが低下すると、内部相差角演算部６０において、整定状態でゼロであった減算器６３の出力は正に転じる。このため、積分器６４の出力が増加して、内部相差角θが増加する。これにより、電流指令値演算部７０にて演算される電流指令値Ｉｄ＿ｒｅｆは増加するため、電力変換装置１０６から出力されるｄ軸電流も増加する。その結果、有効電力Ｐが増加し、低下した同期周波数ωｓは増加し、元の値に戻ろうとする。しかし、同期周波数ωｓは船内負荷増加前の値にまでは戻らない。
【０１２５】
一方、有効電力Ｐの増加により、周波数指令値演算部４０の減算器４３の出力は低下する。この結果、周波数指令値演算部４０の出力である周波数指令値ωｒｅｆは低下する。これにより同期周波数ωｓと周波数指令値ωｒｅｆとがバランスして内部相差角演算部６０の減算器６３の出力はゼロとなる。これにより、積分器６４の出力増加は止まり、内部相差角θは船内負荷増加後の値に整定する。
【０１２６】
船内負荷（１０２、１０８）における無効電力Ｑの消費が増加すると、内部起電圧指令値演算部５０の出力である内部起電圧指令値Ｅｆは増加し、電流指令値演算部７０の出力である電流指令値Ｉｑ＿ｒｅｆが増加する。この結果、電力変換装置１０６は必要とする無効電力Ｑを供給する。この間、船内電源系統１０１の負荷力率は一時低下する。
【０１２７】
次に、蓄電設備１１１と燃料電池発電設備１２１が電源系統１に接続されている場合における、システム制御装置１１とシステム制御装置１２４との過渡応答について、図１、図３Ｂ、図７、図８を用いて説明する。ここでは、船内負荷（１０２、１０８）が増加した場合を例示する。
【０１２８】
最初に、図８の見方について説明する。図８Ａは系統の周波数と蓄電設備１１１および燃料電池発電設備１２１の各負荷分担との様子を示したもので、縦軸が周波数ω、横軸が負荷分担であり、横軸Ｐｇ側のグラフは燃料電池発電設備１２１の出力特性を示し、横軸Ｐｂａｔ側のグラフが蓄電設備１１１の出力特性を示す。
【０１２９】
各出力特性の傾きは図３Ｂの比例制御器４４の比例ゲインＤｒの値で決まる。また、燃料電池発電設備１２１の出力特性は図１Ｄの出力結果により上下方向に変動する。同様に、蓄電設備１１１の出力特性は図１Ｂの出力結果により上下に変動する。
【０１３０】
蓄電設備１１１と燃料電池発電設備１２１とは並行運転していることから、周波数は双方とも同じ値となる。また、定常状態では負荷分担は各発電設備の出力特性線上で静定するが、過渡的には出力特性線上から外れた点で動作する場合もある。
【０１３１】
図７に示される電源系統１において、電源設備として燃料電池発電設備１２１のみが接続されている状態で、電源系統負荷が急増した場合について図８Ｂを用いて説明する。初期状態の系統負荷の電力をＰとすると、燃料電池発電設備１２１の負荷分担Ｐ１はＰに等しく、周波数は６０Ｈｚとなっている。次に系統負荷の電力がＰ’に増加すると、増加した直後、燃料電池発電設備１２１の負荷分担は周波数６０Ｈｚのまま、Ｐ１’に変化する。その後、周波数指令演算部４０の特性により、ωｒｅｆが低下し、特性曲線上に静定する。
【０１３２】
このとき、燃料電池への燃料供給が十分早ければ問題とならないが、燃料供給が出力変動に追従できなければ、燃料が不足した状態で発電することになり、燃料電池自身の電極を損傷してしまう可能性が生じる。
【０１３３】
次に電源系統１に電源システムとして燃料電池発電設備１２１と蓄電設備１１１とが接続されている場合の挙動について図８Ｃを用いて説明する。ここで、燃料電池発電設備１２１および蓄電設備１１１における各周波数指令演算部４０の一次遅れ演算器４５の時定数は同じ値に設定されているものとする。
【０１３４】
初期状態で系統負荷電力がＰである場合、燃料電池発電設備１２１と蓄電設備１１１とは各出力特性に応じ、周波数６０ＨｚでＰ１、Ｐ２の負荷を分担する。ここで系統負荷電力がＰ’に増加すると、変動は各発電設備の設備容量比に応じて分担量を増加させ、それぞれ周波数６０ＨｚでＰ１’、Ｐ２’を分担する。その後、各発電設備の周波数指令演算部４０の特性により、ωｒｅｆが同時に低下し、各発電設備の分担量Ｐ１’、Ｐ２’を維持したまま、出力特性線上に静定する。
【０１３５】
燃料電池発電設備１２１のみで運用した場合と比較して、燃料電池発電設備１２１と蓄電設備１１１とを並列運転することにより、燃料電池発電設備の負荷分担量が低減されることがわかる。ただし、負荷変動の分担量は各発電設備の容量比となることから、蓄電設備１１１の容量が燃料電池発電設備１２１に比べて小さい場合、十分な効果が得られない可能性がある。
【０１３６】
さらに燃料電池発電設備１２１および蓄電設備１１１の各周波数指令演算部４０の一次遅れ演算器４５の時定数に互いに異なる値を設定した場合について図８Ｄ〜図８Ｈを用いて説明する。ここで、蓄電設備１１１における一次遅れ演算器４５の時定数を燃料電池発電設備１２１における一次遅れ演算器４５の時定数より長く設定する。好ましくは蓄電設備１１１の時定数を燃料電池発電設備４５の時定数よりも十分長く設定する。
【０１３７】
初期状態は図８Ｄのようになっているものとする。すなわち、系統負荷電力はＰ、周波数は６０Ｈｚとなっている。また、蓄電設備１１１はＳＯＣ（Ｓｔａｔｅ  Ｏｆ  Ｃｈａｒｇｅ）調整が完了し、充放電を行っていない状態である。系統負荷電力は全て燃料電池発電設備１２１が負担し、燃料電池発電設備出力Ｐ１は系統負荷電力Ｐに等しい。
【０１３８】
ここで、系統負荷電力がＰからＰ’に増加すると、一旦は各発電機の容量に応じて負荷分担するが、時定数を短く設定した燃料電池発電設備１２１の周波数指令値ωｒｅｆが先に下がるため、燃料電池発電設備１２１の内部起電圧指令値Ｅｆと蓄電設備１１１の内部起電圧指令値Ｅｆとの位相差が拡大する。蓄電設備１１１の電圧位相が燃料電池発電設備１２１の電圧位相よりも進むことにより蓄電設備１１１の負荷分担が増大し、負荷変動は蓄電設備１１１が分担した状態となる。この状態を図８Ｅに示す。
【０１３９】
その後、蓄電設備１１１の回転速度指令ωｒｅｆが低下し、図８Ｆの状態に至る。この間、燃料電池発電設備１２１の負荷分担は徐々に増加する。
【０１４０】
次に、燃料電池発電設備１２１は、図１Ｄの特性により、周波数を６０Ｈｚに戻すべく、有効電力指令Ｐｒｅｆを増加させる。一方、蓄電設備１１１は放電を続けた結果、ＳＯＣが低下することから、図１Ｂの特性により、有効電力指令Ｐｒｅｆを減少させる。この２つの動作の結果、電力系統は図８Ｇに示されるような状態となる。すなわち、周波数は６０Ｈｚを維持し、蓄電設備１１１はＳＯＣを所定の値に戻すべく、Ｐ２−３の充電を行い、燃料電池発電設備１２１は系統負荷電力Ｐ’と蓄電設備１１１の充電電力Ｐ２−３とを負担し、Ｐ１−３となる。
【０１４１】
さらに、蓄電設備１１１の充電が進み、ＳＯＣが所定の値に近づくにつれ、蓄電設備１１１の出力特性が上方に移動し、充電電力が減少する。それに合わせて、燃料電池発電設備１２１の出力特性が下方に移動し、最終的には図８Ｈの状態で静定する。
【０１４２】
本発明に係る電力変換装置を設けることにより、次の効果が得られる。
（１）制御方式の切替を行うことなく、自立電源系統と陸上の商用電力系統との連系が可能となる。また、自立電源系統において、燃料電池発電設備と二次電池を用いた蓄電設備との連系が可能である。さらには、燃料電池発電設備と蓄電設備はそれぞれ自律的に制御することができ、設備構成の変更および追加が容易となる。
（２）自立電源系統において急激な負荷変動により燃料電池が損傷することを防止する。
（３）自立電源系統において適正な電源品質を確保することが可能となる。
【０１４３】
＜試験結果＞
図９Ａ、図９Ｂ、図９Ｃ、及び図９Ｄに船内電源が蓄電設備１１１のみの場合において、負荷変動が生じたときのシミュレーション結果を示す。ここで、図９Ａは本発明に係る複合発電システム向け電力変換装置を２台設けて並列運転した場合の系統電圧のシミュレーション試験結果を示す図である。図９Ｂは本発明に係る複合発電システム向け電力変換装置を２台設けて並列運転した場合の系統周波数のシミュレーション試験結果を示す図である。図９Ｃは本発明に係る複合発電システム向け電力変換装置を２台設けて並列運転した場合の有効電力のシミュレーション試験結果を示す図である。図９Ｄは本発明に係る複合発電システム向け電力変換装置を２台設けて並列運転した場合の無効電力のシミュレーション試験結果を示す図である。なお、図９Ｃにおいて、（ｉ）は負荷有効電力、（ｉｉ）は２台の電力変換装置のうち一方の有効電力、（ｉｉｉ）は２台の電力変換装置のうち他方の有効電力を表している。また、図９Ｄにおいて、（ｉ）は負荷無効電力、（ｉｉ）は２台の電力変換装置のうち一方の無効電力、（ｉｉｉ）は２台の電力変換装置のうち他方の無効電力を表している。
【０１４４】
図９Ａ〜図９Ｄのシミュレーション結果は、以下のことを示している。
・燃料電池発電設備１２１は停止しており、電力変換装置１０６ａ、１０６ｂを並列運転している。電力指令値はいずれの電力変換装置１０６も当初０ｋＷ、０ｋＶａｒである。
・周波数および電圧のドループ設定は、３台の燃料電池発電設備１２１および２台の電力変換装置１０６のいずれも５％である。
・１秒の時点で船内負荷が４０ｋＷ、３０ｋＶａｒから１２０ｋＷ、９０ｋＶａｒに増加している。
・２秒の時点で、電力変換装置１０６ａの有効電力指令値が１２０ｋＷに変化している。さらに、３秒の時点で電力変換装置１０６ａの無効電力指令値が９０ｋＶａｒに変化している。
【０１４５】
電力変換装置１０６の出力は指令によらず、負荷電力で決まっている。２台の電力変換装置１０６ａ、１０６ｂを並列運転した場合、各電力変換装置１０６の電力指令値が互いに等しければ、負荷が各電力変換装置１０６に均等に分担されることがわかる。また、一方の電力指令値を変更した場合、他方の出力が自動的に対応して変化している。従って、定常的な偏差を観測し、それに応じた電力指令値を与えることにより、電圧、周波数の定常値を定格に維持する制御が可能であることがわかる。
【０１４６】
図１０Ａ、図１０Ｂ、図１０Ｃ及び図１０Ｄに船内電源が燃料電池発電設備１２１および蓄電設備１１１の場合において、負荷変動が生じたときのシミュレーション結果を示す。ここで、図１０Ａは本発明に係る複合発電システム向け電力変換装置と燃料電池発電設備とを並列運転した場合の系統電圧のシミュレーション試験結果を示す図である。図１０Ｂは本発明に係る複合発電システム向け電力変換装置と燃料電池発電設備とを並列運転した場合の系統周波数のシミュレーション試験結果を示す図である。図１０Ｃは本発明に係る複合発電システム向け電力変換装置と燃料電池発電設備とを並列運転した場合の有効電力のシミュレーション試験結果を示す図である。図１０Ｄは本発明に係る複合発電システム向け電力変換装置と燃料電池発電設備とを並列運転した場合の無効電力のシミュレーション試験結果を示す図である。なお、図１０Ｃにおいて、（ｉ）は燃料電池発電設備の有効電力、（ｉｉ）は負荷有効電力、（ｉｉｉ）は電力変換装置の有効電力を表している。また、図１０Ｄにおいて、（ｉ）は燃料電池発電設備の無効電力、（ｉｉ）は負荷無効電力、（ｉｉｉ）は電力変換装置の無効電力を表している。
【０１４７】
図１０Ａ〜図１０Ｄのシミュレーション結果は、以下のことを示している。
・燃料電池発電設備１２１と１台の蓄電設備１１１ａの電力変換装置１０６ａとを並列運転している。電力変換装置１０６ａの電力指令値は当初０ｋＷ、０ｋＶａｒである。
・周波数および電圧のドループ設定は、３台の燃料電池発電設備１２１および２台の電力変換装置１０６のいずれも５％である。
・１秒の時点で負荷が４０ｋＷ、３０ｋＶａｒから１２０ｋＷ、９０ｋＶａｒに増加している。
・２秒の時点で、電力変換装置１０６ａの有効電力指令値が１２０ｋＷに変化している。さらに、３秒の時点で電力変換装置１０６ａの無効電力指令値が９０ｋＶａｒに変化している。
【０１４８】
電力変換装置１０６ａの初期電力はほぼ０であるが、負荷変動時に一定の割合で負荷を負担している。実際の発電機と同様に、有効電力および無効電力の負荷変動に対してすばやく負荷分担を行い、系統周波数および系統電圧の変動を低減している。このことから、本発明に係る電力変換装置１０６は電力系統を安定化する能力を持つことがわかる。
【０１４９】
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。
【０１５０】
＜発電設備の他の例＞
燃料電池発電設備の代わりに、他のタイプの発電設備であっても、同様に電力変換装置を備えた複合発電システムを構築することができる。例えば、発電設備として図１１に示すバイナリー発電装置を適用してもよい。
【０１５１】
バイナリー発電設備１３１は、タービン１４５、発電機１５２、温水ポンプ１４１、蒸発器１４２、予熱器１４３、凝縮器１４６、冷却水ポンプ１５０、冷却塔１５１、熱媒体ポンプ１４８、タンク１４７、交流-直流変換回路１５３および直流-交流変換回路１５４で構成されている。また、バイナリー発電設備１３１に熱エネルギーを供給する熱源１４０を有しており、発生した電気エネルギーは交流電源系統１５５に接続される。熱源１４０としては離島の地熱であって、交流電源系統１５５としては離島の電源系統がある。
【０１５２】
接続関係については、熱源１４０、温水ポンプ１４１、蒸発器１４２および予熱器１４２は温水系の配管を介して順に接続されており、温水が循環している。また、タンク１４７、熱媒体ポンプ１４８、予熱器１４３、蒸発器１４２、タービン１４５および凝縮器１４６は熱媒体系の配管を介して順に接続されており、熱媒体が循環している。冷却塔１５１、冷却水ポンプ１５０および凝縮器１４６は冷却水系の配管を介して順に接続されており、冷却水が循環している。発電機１５２、交流-直流変換回路１５３、直流-交流変換回路１５４、交流電源系統１５５は順に電力線で接続されている。
【０１５３】
バイナリー発電設備の作用について説明する。熱源１４０で発生した熱エネルギーは温水ポンプ１４１により、蒸発器１４２に供給される。蒸発器１４２では温水の熱エネルギーを熱交換で熱媒体に与え、熱媒体を気化させる。温水は予熱器１４３にも循環しており、予熱器１４３は、温水の余熱を使用して、熱媒体の温度を上昇させる。
【０１５４】
タンク１４７に貯蔵されている熱媒体は、熱媒体ポンプ１４８を使用して予熱器１４３に供給され、そこで温水の熱エネルギーを受け取り、温度を上昇させる。次に熱媒体は、蒸発器１４２に循環し、そこで、温水の熱エネルギーを受け取り、気化する。気化した熱媒体は、タービン１４５に供給され、熱媒体の熱エネルギーがタービン１４５の回転エネルギーに変換される。その後、熱媒体はタービン１４５から排出され、凝縮器１４６に循環し、そこで、冷却され、液化する。液化した熱媒体は、タンク１４７に蓄えられる。
【０１５５】
冷却塔１５１は冷却水を冷却する。冷却水は、冷却水ポンプ１５０を使用し、凝縮器１４６に供給され、凝縮器１４６で熱媒体の液化に使用される。タービン１４５が熱媒体により回転させられることにより、その回転動力に基づいて発電機１５２で交流電力が発生する。交流電力は、交流-直流変換回路１５３で一旦、直流電力に変換され、さらに直流-交流変換回路１５４で交流電源に変換後、交流電源系統１５５に供給される。
【０１５６】
蒸気タービン発電機は高温の熱源を使用して、水を直接、蒸気に変換し、この蒸気を用いてタービンを回転させる。これに対し、バイナリー発電装置１３１は熱源を温水とし、熱交換器を使用して、水より低い沸点の熱媒体を気化させ、気化した熱媒体を使用してタービン１４５を回転させる。このように２種類の熱媒体を使用することからバイナリー発電と呼ばれている。水より低い沸点の熱媒体を用いることにより、これまで蒸気タービン等では利用できなかった低温の熱源を利用した発電が可能となる。
【０１５７】
バイナリー発電装置１３１における発電機１５２は永久磁石式高周波同期機が用いられる。発電機１５２は、交流-直流変換回路１５３および直流-交流変換回路１５４を介して、交流電源系統１５５に接続されている。バイナリー発電装置１３１の起動時、発電機１５２はスタータモータとして利用され、電力変換回路により駆動される。起動後は発電機として動作する。発電機は高周波型であり、直接系統に接続することができないため、交流-直流変換回路１５３で一旦直流に変換後、直流-交流変換回路１５４で交流電源系統１５５に対し、電圧、周波数、位相が同期した交流電圧に変換されることにより、交流電源系統に電力を供給する。直流-交流変換回路１５４を燃料電池電力変換回路１２５と同様の構成とすることにより、バイナリー発電装置を含む系統連系用電力変換装置（すなわち、図１Ｃと同様の構成）とすることができる。なお、この際、交流-直流変換回路１５３は、直流側の電圧を一定に制御する電圧一定制御が行われる。
【産業上の利用可能性】
【０１５８】
本発明は複数のタイプの電源を有する複合発電システムであって、連系運転がされることのある自立電源系統において、電源系統の品質の維持管理を行う電力変換装置として好適に用いることができる。また、一般の電源系統にも活用することができる。
【符号の説明】
【０１５９】
１  交流電源系統
３  電流検出器
４  電圧検出器
５  二次電池
６  二次電池電力変換回路
７  直流電力ライン
８  フィルタリアクトル
１１  二次電池システム制御装置（第１システム制御装置）
１３  電流演算部
１４  電圧・周波数・位相演算部
１５  有効・無効電力演算部
１６  電力変換装置制御部
１７  電池状態検出器
１８  二次電池監視装置
２０  ゲート駆動信号（ＰＷＭ信号）
２１  配線
２２  配線
２３  配線
３０  αβ変換器
３１  ＰＬＬ演算回路
３２  位相比較器
３４  ループフィルタ
３５  積分器
３６  ｓｉｎ変換器
３７  ｃｏｓ変換器
４０  周波数指令値演算部
４３  減算器
４４  比例制御器
４５  一次遅れ演算器
４６  上下限リミッタ
４７  加算器
５０  内部起電圧指令値演算部
５３  減算器
５４  比例制御器
５５  一次遅れ演算器
５６  上下限リミッタ
５７  加算器
５８  関数演算器
６０  内部相差角演算部
６３  減算器
６４  積分器
７０  電流指令値演算部
７２  関数演算器
８３  減算器
８４  不感帯演算器
８５  積分制御器
８６  有効電力指令値演算部
９３  減算器
９４  比例制御器
９５  上下限設定器
９６  有効電力指令値演算部
１００  船内電源系統
１０２  船内電力負荷
１０３  太陽電池ユニット
１０４  電力変換器
１０５  二次電池
１０６  二次電池電力変換装置
１０７  ディーゼル発電機
１０８  バウスラスタ
１１０  太陽光発電機
１１１  蓄電設備
１１５  商用電力系統
１１６  遮断器
１２１  燃料電池発電設備
１２２  燃料電池
１２３  燃料電池電力変換装置
１２４  燃料電池システム制御装置
１２５  燃料電池電力変換回路
１２６  電圧検出器
１２７  ゲート駆動信号
１３１  バイナリー発電設備
１４０  熱源
１４１  温水ポンプ
１４２  蒸発器
１４３  予熱器
１４５  タービン
１４６  凝縮器
１４７  タンク
１４８  熱媒体ポンプ
１５０  冷却水ポンプ
１５１  冷却塔
１５２  発電機
１５３  交流−直流変換回路
１５４  直流−交流変換回路
１５５  交流電力系統（島内電力系統）
【図１Ａ】
0005957094.tif 000020
【図１Ｂ】
0005957094.tif 000021
【図１Ｃ】
0005957094.tif 000022
【図１Ｄ】
0005957094.tif 000023
【図２Ａ】
0005957094.tif 000024
【図２Ｂ】
0005957094.tif 000025
【図３Ａ】
0005957094.tif 000026
【図３Ｂ】
0005957094.tif 000027
【図４Ａ】
0005957094.tif 000028
【図４Ｂ】
0005957094.tif 000029
【図５】
0005957094.tif 000030
【図６Ａ】
0005957094.tif 000031
【図６Ｂ】
0005957094.tif 000032
【図７】
0005957094.tif 000033
【図８Ａ】
0005957094.tif 000034
【図８Ｂ】
0005957094.tif 000035
【図８Ｃ】
0005957094.tif 000036
【図８Ｄ】
0005957094.tif 000037
【図８Ｅ】
0005957094.tif 000038
【図８Ｆ】
0005957094.tif 000039
【図８Ｇ】
0005957094.tif 000040
【図８Ｈ】
0005957094.tif 000041
【図９Ａ】
0005957094.tif 000042
【図９Ｂ】
0005957094.tif 000043
【図９Ｃ】
0005957094.tif 000044
【図９Ｄ】
0005957094.tif 000045
【図１０Ａ】
0005957094.tif 000046
【図１０Ｂ】
0005957094.tif 000047
【図１０Ｃ】
0005957094.tif 000048
【図１０Ｄ】
0005957094.tif 000049
【図１１】
0005957094.tif 000050