(57)【要約】【課題】電力系統の負荷が急変した場合に蓄電池の交直変換器を制御し電力系統に電力を充放電して同期発電機と同等の周波数変化の抑制ができる交直変換器制御装置を提供することである。【解決手段】蓄電池２０から電力系統１１に充放電する有効電力及び無効電力が目標値になるように交直変換器２１に制御指令を出力する電力制御部２５と、交直変換器２０の出力電圧の位相が電力系統の系統電圧の位相となるように電力制御部２５に系統電圧の位相に同期した信号を出力する位相同期部２６とを有し、発電機慣性力発生部２７は、位相同期部２６の応答を遅延させた回路を有し、その回路で得られた系統電圧との位相差に基づいて同期発電機の慣性力相当の周波数変動抑制量を算出し、電力制御部の有効電力の目標値に加算する。【選択図】  図１
2019003454.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
電力系統に有効電力及び無効電力を充放電する蓄電池の交直変換器を制御する交直変換器制御装置において、
前記蓄電池から前記電力系統に充放電する有効電力及び無効電力が目標値になるように前記交直変換器に制御指令を出力する電力制御部と、
前記交直変換器の出力電圧の位相が前記電力系統の系統電圧の位相となるように前記電力制御部に前記系統電圧の位相に同期した信号を出力する位相同期部と、
前記位相同期部の応答を遅延させた回路を有しその回路で得られた前記系統電圧との位相差に基づいて同期発電機の慣性力相当の周波数変動抑制量を算出し前記電力制御部の前記有効電力の目標値に加算する発電機慣性力発生部とを備えたことを特徴とする交直変換器制御装置。
【請求項２】
電力系統の周波数が変動したとき前記同期発電機のガバナフリー運転に相当する周波数調整量を算出し前記電力制御部の前記有効電力の目標値に加算するガバナフリー制御部を備えたことを特徴とする請求項１に記載の交直変換器制御装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、電力系統に有効電力及び無効電力を充放電する蓄電池の交直変換器を制御する交直変換器制御装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
電力系統には蓄電池が接続され、電力系統の需要量が多いときは蓄電池から電力系統に放電し、電力系統に余剰電力があるときは電力系統から蓄電池に充電するように運用されている。一方、同期発電機による発電システムに替わり太陽光発電設備などの再エネルギー電源が増加している。電力系統に太陽光発電設備が多くなると、相対的に電力系統に連系運転される同期発電機が少なくなる。
【０００３】
電力系統においては、電力系統の負荷が増減した場合には、同一系統に接続されている同期発電機がこの増減分を担うことになる。同期発電機は電力系統の周波数が変動した際にはそれを抑制する作用を潜在的に持っており、また、調速機が具備されているので、周波数が変動した際にはそれを抑制するように発電量が調整されることから周波数の安定化に寄与する。太陽光発電設備は電力系統の負荷の変動に関係なく一定の電力を出力するので、電力系統の同期発電機が少ないと負荷急変時には同期発電機が持っていた慣性力が失われ負荷急変時の周波数の変化が大きくなる。
【０００４】
そこで、蓄電池の電力変換装置の制御装置は、電力系統の負荷変動や周波数変動が発生した場合に、それに対応する同期発電機そのものの動作を演算し、その際に同期発電機から出力される周波数変動抑制発電量を蓄電池から電力系統に出力し、蓄電池の制御により、同期発電機と同等に周波数の変動を抑制するようにしたものがある（例えば、特許文献１参照）。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】特開２０１３−１６２６２３号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
しかし、特許文献１のものは、電力変換装置の制御装置により、同期発電機をモデル化した発電システムから出力される周波数変動抑制発電量を電力系統に出力し周波数変化を抑制するものであるので、電力変換装置の制御装置の演算制御内容が複雑となる。
【０００７】
本発明の目的は、電力系統の負荷が急変した場合に蓄電池の交直変換器を制御し電力系統に電力を充放電して同期発電機と同等の周波数変化の抑制ができる交直変換器制御装置を提供することである。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
請求項１の発明に係る交直変換器制御装置は、電力系統に蓄電池から有効電力及び無効電力を充放電する交直変換器を制御する交直変換器制御装置において、前記蓄電池から前記電力系統に充放電する有効電力及び無効電力が目標値になるように前記交直変換器に制御指令を出力する電力制御部と、前記交直変換器の出力電圧の位相が前記電力系統の系統電圧の位相となるように前記電力制御部に前記系統電圧の位相に同期した信号を出力する位相同期部と、前記位相同期部の応答を遅延させた回路を有しその回路で得られた前記系統電圧との位相差に基づいて同期発電機の慣性力相当の周波数変動抑制量を算出し前記電力制御部の前記有効電力の目標値に加算する発電機慣性力発生部とを備えたことを特徴とする。
【０００９】
請求項２の発明に係る交直変換器制御装置は、請求項１の発明において、電力系統の周波数が変動したとき前記同期発電機のガバナフリー運転に相当する周波数調整量を算出し前記電力制御部の前記有効電力の目標値に加算するガバナフリー制御部を備えたことを特徴とする。
【発明の効果】
【００１０】
請求項１の発明によれば、発電機慣性力発生部は交直変換器の出力電圧の位相が電力系統の系統電圧の位相となるように電力制御部に系統電圧の位相に同期した信号を出力する位相同期部の応答を遅延させた回路を有し、その回路で得られた系統電圧との位相差に基づいて同期発電機の慣性力相当の周波数変動抑制量を算出し電力制御部の有効電力の目標値に加算するので、簡単な回路で電力系統の周波数低下を大幅に改善できる。
【００１１】
請求項２の発明によれば、請求項１の発明の効果に加え、ガバナフリー制御部は、電力系統の周波数が変動したとき同期発電機のガバナフリー運転に相当する周波数調整量を算出し電力制御部の前記有効電力の目標値に加算するので、発電機慣性力発生部による電力系統の周波数低下抑制に加えガバナフリー領域での周波数も調整できる。
【図面の簡単な説明】
【００１２】
【図１】本発明の第１実施形態に係る交直変換器制御装置の構成図。
【図２】電力系統の負荷急変時の本発明の第１実施形態に係る交直変換器制御装置の応答の波形図。
【図３】電力系統の負荷急変時の従来の交直変換器制御装置の応答の波形図。
【図４】本発明の第２実施形態に係る交直変換器制御装置の構成図。
【図５】電力系統の負荷急変時の本発明の第２実施形態に係る交直変換器制御装置の応答の波形図。
【図６】ガバナフリー機能を有した従来の交直変換器制御装置の負荷急変時の応答の波形図。
【発明を実施するための形態】
【００１３】
以下、本発明の実施形態を説明する。図１は本発明の第１実施形態に係る交直変換器制御装置の構成図である。図１では、電力系統１１に、同期発電機を有した発電システム１２及び蓄電池から有効電力及び無効電力を充放電する交直変換器蓄電池システム１３が接続されたものを示しており、太陽光発電設備などの再エネルギー電源の図示は省略している。
【００１４】
発電システム１２は、同期発電機１４を原動機１５で駆動して電力系統１１の負荷１６に電力を供給するものであり、制御装置１７は、電圧検出器１８ａで検出された同期発電機１４の出力電圧及び電流検出器１９ａで検出された同期発電機１４の出力電流を入力し、原動機１５及び同期発電機１４を制御して出力電力が目標値になるように制御する。
【００１５】
交直変換器蓄電池システム１３は、蓄電池２０の交直変換器２１を制御して電力系統１１に有効電力及び無効電力を充放電するものであり、交直変換器２１はリアクトル２２及び変圧器２３を介して電力系統１１に接続されている。
【００１６】
また、交直変換器２１は、本発明の第１実施形態に係る交直変換器制御装置２４で制御される。交直変換器制御装置２４は、電圧検出器１８ｂで検出された変圧器２３の出力電圧（系統電圧）、電流検出器１９ｂ１で検出された変圧器２３の出力電流及び電流検出器１９ｂ２で検出された交直変換器２１の出力電流を入力し、電力系統１１に充放電する有効電力及び無効電力が目標値になるように制御する。その際に、蓄電池２０から同期発電機１４の慣性力に相当する電力を出力するようにし周波数維持効果を高める。
【００１７】
交直変換器制御装置２４は、電力制御部２５と位相同期部２６と発電機慣性力発生部２７とから構成される。電力制御部２５は蓄電池２０から電力系統１１に充放電する有効電力及び無効電力が目標値になるように交直変換器２１に制御指令を出力するものであり、位相同期部２６は交直変換器２１の出力電圧の位相が電力系統１１の系統電圧の位相となるように電力制御部２５に系統電圧の位相に同期した信号を出力するものである。また、発電機慣性力発生部２７は、位相同期部２６の応答を遅延させた回路を有しその回路で得られた系統電圧との位相差に基づいて、同期発電機１４の慣性力相当の周波数変動抑制量を算出し電力制御部２５の有効電力の目標値に加算するものである。
【００１８】
電力制御部２５の電力演算部２８は、電圧検出器１８ｂで検出された変圧器２３の出力電圧、電流検出器１９ｂ１で検出された変圧器２３の出力電流を入力し、交直変換器制御装置２４から出力される有効電力及び無効電力を演算し、三相二相変換して二相変換された有効電力Ｐ及び無効電力Ｑを出力する。電力演算部２８で演算された有効電力Ｐは加算器２９ａ１に入力され、電力演算部２８で演算された無効電力Ｑは加算器２９ｂ１に入力される。電力制御部２５の三相／ｄｑ変換部３０ａは、電流検出器１９ｂ２で検出された交直変換器２１の出力電流（三相電流）を入力して三相二相変換し、二相変換された交直変換器２１の出力電流を加算器２９ａ２、２９ｂ２に出力する。
【００１９】
加算器２９ａ１では、有効電力目標値Ｐ１に後述の発電機慣性力発生部２７から出力される同期発電機１４の慣性力相当の周波数変動抑制量Ｐｉを加算器２９ｄ１で加算した加算値（Ｐ１＋Ｐｉ）と、交直変換器制御装置２４から出力される有効電力Ｐとの差分ΔＰを演算し有効電力調整器３１に出力する。同様に、加算器２９ｂ１では、無効電力目標値Ｑ１と、交直変換器制御装置２４から出力される無効電力Ｑとの差分ΔＱを演算し無効電力調整器３２に出力する。
【００２０】
加算器２９ａ２では、有効電力調整器３１の出力と三相／ｄｑ変換部３０ａで二相変換されたｄ軸電流との差分を演算しｄ軸電流調整器３３に出力する。ｄ軸電流調整器３３の出力は加算器２９ａ３にて後述の位相同期部２６からの位相角信号が加算され充放電する有効電力指令値が演算される。同様に、加算器２９ｂ２では、無効電力調整器３２の出力と三相／ｄｑ変換部３０ａで二相変換されたｑ軸電流との差分を演算しｑ軸電流調整器３４に出力する。ｑ軸電流調整器３４の出力は加算器２９ｂ３にて後述の位相同期部２６からの位相角信号が加算され充放電する無効電力指令値が演算される。
【００２１】
加算器２９ａ３からの有効電力指令値及び加算器２９ｂ３からの無効電力指令値は、ｄｑ／三相変換部３５に入力され二相三相変換されてゲートパルス発生部３６を介して交直変換器２１に入力される。これにより、交直変換器２１は、有効電力及び無効電力が目標値になるように制御され、蓄電池２０から同期発電機１４の慣性力に相当する電力が加算された有効電力になるように制御される。
【００２２】
次に、位相同期部２６は交直変換器２１の出力電圧の位相が電力系統１１の系統電圧の位相となるように電力制御部２５に系統電圧の位相に同期した信号を出力するものであり、位相同期回路ＰＬＬ（Phase Locked Loop）で構成される。
【００２３】
位相同期部２６の三相／ｄｑ変換部３０ｂは、電圧検出器１８ｂで検出された変圧器２３の出力電圧（系統電圧）を入力し、三相の系統電圧を二相に変換するとともに、二相成分演算部３７ａで求めた内部信号（交直変換器２１の出力電圧）の二相成分の位相角（cosθＨ、sinθＨ）を入力し、系統電圧の位相と内部信号の位相とを比較する。そして、その比較結果を位相角信号として電力制御部２５の加算器２９ａ３、２９ｂ３に出力するとともに位相差検出部３８ａに出力する。
【００２４】
位相差検出部３８ａは、系統電圧の位相と内部信号の位相との位相差ΦＨを演算し位相差調整部３９ａに出力する。位相差調整部３９ａは位相差ΦＨが零となるような調整量を演算し加算器２９ｃに出力する。加算器２９ｃは、位相差調整部３９ａからの調整量と基準周波数（系統電圧の周波数）とを加算して内部信号の角周波数ωＨを求める。内部信号の角周波数ωＨは積分要素４０ａに入力され、積分要素４０ａにて位相角θＨが求められる。積分要素４０ａにて求められた位相角θＨは二相成分演算部３７ａに入力され、二相成分演算部３７ａにて内部信号（交直変換器２１の出力電圧）の二相成分の位相角（cosθＨ、sinθＨ）が求められる。
【００２５】
このように、位相同期部２６は、内部信号（交直変換器２１の出力電圧）の位相が電力系統１１の系統電圧の位相となるように、電力制御部２５の加算器２９ａ３、２９ｂ３に位相角信号として出力するものである。これにより、交直変換器２１の出力電圧の位相は電力系統１１の系統電圧の位相に一致するように調整される。
【００２６】
次に、発電機慣性力発生部２７は、位相同期部２６の応答を遅延させた回路を有し、その回路で得られた系統電圧との位相差に基づいて、同期発電機１４の慣性力相当の周波数変動抑制量を算出し、電力制御部２５の有効電力の目標値に加算するものである。
【００２７】
発電機慣性力発生部２７の位相同期回路ＰＬＬは、三相／ｄｑ変換部３０ｃ、二相成分演算部３７ｂ、位相差検出部３８ｂ、位相差調整部３９ｂ、加算器２９ｃ２、積分要素４０ｂで構成され、位相同期部２６の位相同期回路ＰＬＬ（位相同期部２６の三相／ｄｑ変換部３０ｂ、二相成分演算部３７ａ、位相差検出部３８ａ、位相差調整部３９ａ、加算器２９ｃ１、積分要素４０ａ）と同様な回路構成である。発電機慣性力発生部２７の位相同期回路ＰＬＬは、位相同期部２６の位相同期回路ＰＬＬの応答を遅延させた回路である。
【００２８】
交直変換器２１は、系統電圧に対して、いかなる電圧を発生するのかを瞬時に演算して蓄電池２０の出力電力を所望の電力になるように制御する必要がある。すなわち、系統電圧が実際のものと違っていれば蓄電池２０の出力電力を所望電力にすることは困難であるため、できる限り系統電圧は実際のものに近づけておく必要がある。そこで、位相同期部２６の位相同期回路ＰＬＬは応答速度が早くなるように位相同期部２６の位相差調整部３９ａの制御定数は定められている。一方、発電機慣性力発生部２７の位相差調整部３９ｂの制御定数は、位相同期部２６の位相差調整部３９ａの制御定数より応答が遅くなるように設定されている。これは、電力系統１１の負荷１６の急変により電力系統１１の周波数が変動した場合に、同期発電機１４の特性と同様に電力系統１１の周波数変動が抑制される応答とするためである。
【００２９】
位相同期部２６の位相同期回路ＰＬＬが発電機慣性力発生部２７の位相同期回路ＰＬＬより応答が早いことから、図１では、位相同期部２６の位相同期回路ＰＬＬの諸量には添え字Ｈを付し、発電機慣性力発生部２７の位相同期回路ＰＬＬの諸量には添え字Ｌを付している。
【００３０】
そして、発電機慣性力発生部２７は、発電機慣性力発生部２７の位相同期回路ＰＬＬ（位相同期部２６の三相／ｄｑ変換部３０ｂ、二相成分演算部３７ａ、位相差検出部３８ａ、位相差調整部３９ａ、加算器２９ｃ１、積分要素４０ａ）に加え、発電機慣性力発生部２７の位相同期回路ＰＬＬで得られた系統電圧との位相差ΦＬに基づいて、同期発電機１４の慣性力相当の周波数変動抑制量Ｐｉを演算する慣性力演算部４１を有する。慣性力演算部４１は、同期発電機１４の慣性力相当の周波数変動抑制量Ｐｉとして、負荷急変時に同期発電機１４が出力する電気出力｛Ｐｉ＝（１／ＸＴ）＊sinΦＬ｝を演算する。ＸＴは交直変換器２１の交流側のリアクタンス（主に交流リアクトルまたは変圧器のリアクタンス）、ΦＬは系統電圧の位相と内部信号（交直変換器２１の出力電圧）の位相との位相差である。
【００３１】
慣性力演算部４１は演算した周波数変動抑制量Ｐｉを加算器２９ｄ１に出力する。加算器２９ｄ１は周波数変動抑制量Ｐｉを電力制御部２５の有効電力の目標値Ｐ１に加算する。これにより、同期発電機の慣性力相当の周波数変動抑制量Ｐｉを有効電力の目標値Ｐ１に加算するので、電力系統１１の負荷１６の急変時に電力系統１１の周波数低下を大幅に改善できる。
【００３２】
図２は電力系統の負荷急変時の本発明の第１実施形態に係る交直変換器制御装置の応答の波形図であり、図２（ａ）は負荷変動に対する発電機出力及び蓄電池出力の波形図、図２（ｂ）は図２（ａ）の場合の周波数変動の波形図である。図２（ｂ）では電力系統１１の基準周波数が５０Ｈｚの場合を示している。
【００３３】
図２（ａ）において、いま、時点ｔ１で電力系統１１の負荷が２０００ｋＷから２５００ｋＷに急増したとする。電力系統１１に同期発電機１４が連系されているので電力系統の負荷変動に応じて同期発電機１４は出力を増加させる。また、本発明の第１実施形態に係る交直変換器制御装置は発電機慣性力発生機能を有しているので、電力系統１１の負荷急変に伴い、蓄電池２０からも負荷急変に対応して電力が電力系統１１に出力される。従って、図２（ｂ）に示すように、電力系統１１の周波数の変動は、負荷が急増した時点ｔ１において、わずかに０．３Ｈｚ程度変動しただけである。
【００３４】
図３は電力系統の負荷急変時の従来の交直変換器制御装置の応答の波形図であり、図３（ａ）は負荷変動に対する発電機出力及び蓄電池出力の波形図、図３（ｂ）は図２の場合の周波数変動の波形図である。図３は図２の比較例として示した。
【００３５】
図３（ａ）において、いま、時点ｔ１で電力系統１１の負荷が２０００ｋＷから２５００ｋＷに急増したとする。電力系統１１に同期発電機１４が連系されているので電力系統の負荷変動に応じて同期発電機１４は出力を増加させる。一方、従来の交直変換器制御装置は発電機慣性力発生機能を有していないので、電力系統１１の負荷急変に伴い、蓄電池２０から電力が追加して出力されることはない。従って、図３（ｂ）に示すように、電力系統１１の周波数の変動は、負荷が急増した時点ｔ１から負荷変動が収束するまでの時点ｔ２において大きく変動する。図２及び図３から分かるように本発明の第１実施形態によれば、電力系統１１の負荷１６の急変時に電力系統１１の周波数低下を大幅に改善できる。また、発電機慣性力発生機能は位相同期回路ＰＬＬで実現できるので、簡単な回路で実現が可能である。
【００３６】
次に、本発明の第２実施形態を説明する。図４は本発明の第２実施形態に係る交直変換器制御装置の構成図である。この第２実施形態は、図１に示した第１実施形態に対し、電力系統の周波数が変動したとき同期発電機のガバナフリー運転に相当する周波数調整量を算出し電力制御部２５の有効電力の目標値に加算するガバナフリー制御部４２を追加して設けたものである。図１と同一要素には同一符号を付し重複する説明は省略する。
【００３７】
ガバナフリー制御部４２は、電力系統１１の系統周波数が変動したとき、同期発電機１４のガバナフリー運転に相当する周波数調整量ΔＰｆを算出するものである。ガバナフリー運転は、数秒〜数十秒（１〜２分くらいまで）の系統周波数の変動を吸収する周波数調整量ΔＰｆを出力するものである。なお、同期発電機１４の慣性力による周波数変動の抑制は系統周波数の変動が０〜十数秒の系統周波数の変動を吸収する周波数変動抑制量Ｐｉを出力するものである。
【００３８】
図４において、電力系統１１の系統周波数ｆは周波数検出器４３で検出され、周波数検出器４３で検出された系統周波数ｆは加算器２９ｅに入力される。加算器２９ｅは系統周波数ｆと基準周波数ｆ０との差分を演算し周波数偏差Δｆとして関数発生器４４に出力する。関数発生器４４は周波数偏差Δｆに基づいて、同期発電機１４のガバナフリー運転に相当する周波数調整量ΔＰｆを発生する。関数発生器４４は周波数偏差Δｆが零を中心として所定幅では周波数調整量ΔＰｆが零となる不感帯を有し、また、周波数偏差Δｆの絶対値が所定値を超えると周波数調整量ΔＰｆが一定値となる関数を有する。周波数偏差Δｆが不感帯及び絶対値が所定値を超えない範囲では、周波数調整量ΔＰｆは、Ｐｆ＝−Ｋ・Δｆで示される。Ｋは同期発電機１４でいう速度調停率の逆数（Ｋ＝１／速度調定率）である。
【００３９】
系統周波数ｆが基準周波数ｆ０より低下し不感帯を逸脱しているときは、周波数偏差Δｆは負であるので、蓄電池２０の放電を増加させる周波数調整量ΔＰｆが関数発生器４４より出力される。逆に、系統周波数ｆが基準周波数ｆ０より上昇し不感帯を逸脱しているときは、周波数偏差Δｆは正であるので、蓄電池２０の放電を減少させる周波数調整量ΔＰｆが関数発生器４４より出力される。
【００４０】
ガバナフリー制御部４２からの周波数調整量ΔＰｆは加算器２９ｄ２に出力される。加算器２９ｄ２は、ガバナフリー制御部４２からの周波数調整量ΔＰｆと、発電機慣性力発生部２７から出力される同期発電機１４の慣性力相当の周波数変動抑制量Ｐｉとを加算し加算器２９ｄ２に出力する。加算器２９ｄ２は、周波数調整量ΔＰｆと周波数変動抑制量Ｐｉとを加算し加算値（ΔＰｆ＋Ｐｉ）を加算器２９ｄ１に出力する。加算器２９ｄ１は加算値（ΔＰｆ＋Ｐｉ）を電力制御部２５の有効電力の目標値Ｐ１に加算する。これにより、ガバナフリー制御部４２からの周波数調整量ΔＰｆ及び同期発電機の慣性力相当の周波数変動抑制量Ｐｉの加算値（ΔＰｆ＋Ｐｉ）を有効電力の目標値Ｐ１に加算するので、電力系統１１の負荷１６の急変時に電力系統１１の周波数低下を大幅に改善できる。
【００４１】
図５は電力系統の負荷急変時の本発明の第２実施形態に係る交直変換器制御装置の応答の波形図であり、図５（ａ）は負荷変動に対する発電機出力及び蓄電池出力の波形図、図５（ｂ）は図５（ａ）の場合の周波数変動の波形図である。図５（ｂ）では電力系統１１の基準周波数が５０Ｈｚの場合を示している。
【００４２】
図５（ａ）において、いま、時点ｔ１で電力系統１１の負荷が２０００ｋＷから２５００ｋＷに急増したとする。電力系統１１に同期発電機１４が連系されているので電力系統の負荷変動に応じて同期発電機１４は出力を増加させる。また、本発明の第２実施形態に係る交直変換器制御装置は発電機慣性力発生機能及びガバナフリー機能を有しているので、電力系統１１の負荷急変に伴い、蓄電池２０からも負荷急変に対応して電力が電力系統１１に出力される。従って、図２（ｂ）に示すように、電力系統１１の周波数の変動は、負荷が急増した時点ｔ１において、わずかに０．２Ｈｚ程度変動しただけである。
【００４３】
図６はガバナフリー機能を有した従来の交直変換器制御装置の負荷急変時の応答の波形図であり、図６（ａ）は負荷変動に対する発電機出力及び蓄電池出力の波形図、図６（ｂ）は図６（ａ）の場合の周波数変動の波形図である。図６は図５の比較例として示した。
【００４４】
図６（ａ）において、いま、時点ｔ１で電力系統１１の負荷が２０００ｋＷから２５００ｋＷに急増したとする。電力系統１１に同期発電機１４が連系されているので電力系統の負荷変動に応じて同期発電機１４は出力を増加させる。一方、従来の交直変換器制御装置はガバナフリー機能は有しているが発電機慣性力発生機能を有していないので、電力系統１１の負荷急変に伴い、蓄電池２０から電力が追加して出力されるのはガバナフリー機能に基づくものだけである。従って、ガバナフリー機能は、前述したように、数秒〜数十秒（１〜２分くらいまで）の系統周波数の変動を吸収する周波数調整量ΔＰｆを出力するものであり、系統周波数の変動が０〜十数秒の系統周波数の変動を吸収する周波数変動抑制量Ｐｉは出力されない。このことから、図３（ｂ）に示すように、電力系統１１の周波数の変動は、負荷が急増した時点ｔ１から負荷変動が収束するまでの時点ｔ２において大きく変動する。発電機慣性力発生機能を有している場合には、図５から分かるように電力系統１１の負荷１６の急変時に電力系統１１の周波数低下を大幅に改善できる。なお、本発明の第２実施形態の場合には、ガバナフリー機能を有しているので、数秒〜数十秒（１〜２分くらいまで）の系統周波数の変動を吸収できる。
【００４５】
本発明の第２実施形態によれば、蓄電池システム１３の交直変換器２１にガバナフリー機能に加え慣性力発生機能を付加することで、周波数低下を大幅に改善できる。また、発電機慣性力発生機能は位相同期回路ＰＬＬで実現できるので、簡単な回路で実現が可能である。
【００４６】
以上、本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。
【符号の説明】
【００４７】
１１…電力系統
１２…発電システム
１３…交直変換器蓄電池システム
１４…同期発電機
１５…原動機
１６…負荷
１７…制御装置
１８…電圧検出器
１９…電流検出器
２０…蓄電池
２１…交直変換器
２２…リアクトル
２３…変圧器
２４…交直変換器制御装置
２５…電力制御部
２６…位相同期部
２７…発電機慣性力発生部
２８…電力演算部
２９…加算器
３０…三相／ｄｑ変換部
３１…有効電力調整器
３２…無効電力調整器
３３…p軸電流調整器
３４…ｑ軸電流調整器
３５…ｄｑ／三相変換部
３６…ゲートパルス発生部
３７…二相成分演算部
３８…位相差検出部
３９…位相差調整部
４０…積分要素
４１…慣性力演算部
４２…ガバナフリー制御部
４３…周波数検出器
４４…関数発生器
【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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