(57)【要約】【課題】直流電力を交流電力に変換するインバータ装置に対し同期発電機を模擬した制御を行う際の脱調を防止する。【解決手段】直流電力を交流電力に変換して電力系統２０に出力するインバータ装置３を制御する制御装置１であって、電力系統２０における交流電圧及び交流電流に基づいて所定の同期発電機における回転体の周波数維持特性を模擬し、インバータ装置３から出力する交流電圧の位相を算出する発電機模擬部１００と、発電機模擬部１００で算出した交流電圧の位相に基づいてインバータ装置３に対する制御信号を生成する制御信号生成部１１０とを含み、発電機模擬部１００は、電力系統２０における交流電圧の位相と、発電機模擬部１００から制御信号生成部１１０に出力した交流電圧の位相との位相差が所定の範囲内となるよう、交流電圧の位相の算出に用いる角周波数を調整する情報を生成する角周波数調整部１０２を含む。【選択図】図２
2019154219.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
直流電力を交流電力に変換して電力系統に出力するインバータ装置を制御する制御装置であって、
前記電力系統における交流電圧及び交流電流に基づいて所定の同期発電機における回転体の周波数維持特性を模擬し、前記インバータ装置から出力する交流電圧の位相を算出する発電機模擬部と、
前記発電機模擬部で算出した前記交流電圧の位相に基づいて前記インバータ装置に対する制御信号を生成する制御信号生成部とを含み、
前記発電機模擬部は、
前記電力系統における前記交流電圧の位相と、前記発電機模擬部から前記制御信号生成部に出力した前記交流電圧の位相との位相差が所定の範囲内となるよう、前記交流電圧の位相の算出に用いる角周波数を調整する情報を生成する角周波数調整部を含む、
ことを特徴とする制御装置。
【請求項２】
前記発電機模擬部は、
前記電力系統の前記交流電圧及び前記交流電流に基づいて有効電力を測定する有効電力測定部と、
測定した前記有効電力と前記インバータ装置から出力する交流電力の出力目標との差分を時間積分して角周波数を出力する第１の積分器と、
前記角周波数を時間積分して前記インバータ装置から出力する前記交流電圧の位相を出力する第２の積分器とを更に備え、
前記角周波数調整部は、
前記電力系統の交流電圧の位相と、前記同期発電機を模擬して決定した前記交流電圧の位相との位相差に基づいて内部位相角を算出する内部位相角算出部と、
算出した前記内部位相角が所定の範囲内であるか否かを判定し、判定結果を示す情報を含む信号を生成して前記第１の積分器に入力する比較部と、
前記電力系統の交流電圧に基づいて、前記電力系統における前記交流電圧の系統周波数を検出して前記第１の積分器に入力する系統周波数検出部とを含み、
前記第１の積分器は、前記比較部から入力された信号が、前記内部位相角が所定の範囲外であることを示す情報を含む場合には、前記系統周波数検出部から入力された前記交流電圧の系統周波数を前記角周波数として出力する、
ことを特徴とする請求項１に記載の制御装置。
【請求項３】
前記発電機模擬部は、
前記電力系統の前記交流電圧及び前記交流電流に基づいて有効電力を測定する有効電力測定部と、
測定した前記有効電力と前記インバータ装置から出力する交流電力の出力目標との差分を時間積分して角周波数を出力する第１の積分器と、
前記角周波数を時間積分して前記インバータ装置から出力する前記交流電圧の位相を出力する第２の積分器とを更に備え、
前記角周波数調整部は、
前記電力系統の交流電圧の位相と、前記同期発電機を模擬して決定した前記交流電圧の位相との位相差に基づいて内部位相角を算出する内部位相角算出部と、
前記内部位相角の値をパラメータとする関数に基づいて、算出した前記内部位相角と対応した前記角周波数の調整量を算出する調整量算出部とを含み、
前記第２の積分器は、前記第１の積分器が出力した角周波数に前記調整量算出部が出力した前記調整量を加算した値を時間積分して得られる値を、前記インバータ装置から出力する前記交流電圧の位相として出力する、
ことを特徴とする請求項１に記載の制御装置。
【請求項４】
前記調整量算出部は、前記関数に基づいて、前記内部位相角が小さくなる方向に前記角周波数を加速又は減速させる調整量を算出する、
ことを特徴とする請求項３に記載の制御装置。
【請求項５】
前記調整量を算出する前記関数は、正負の符号が前記内部位相角と同一であり、かつ内部位相角の絶対値が大きくなるに連れて調整量が大きくなる関数である、
ことを特徴とする請求項４に記載の制御装置。
【請求項６】
前記調整量を算出する前記関数は、前記内部位相角のタンジェントに比例する関数である、
ことを特徴とする請求項４に記載の制御装置。
【請求項７】
前記角周波数調整部は、前記インバータ装置と前記電力系統とを接続する送電線路における所定の位置で検出した交流電圧を前記電力系統における前記交流電圧として、前記角周波数を調整する前記情報を生成する、
ことを特徴とする請求項１に記載の制御装置。
【請求項８】
前記発電機模擬部は、前記インバータ装置と前記電力系統とを接続する送電線路における所定の位置で検出した交流電圧と、前記送電線路における前記交流電圧を検出した位置よりも前記インバータ装置側である第１の区間のリアクタンスと、前記交流電圧を検出した位置よりも前記電力系統側である第２の区間のリアクタンスとに基づいて、前記交流電圧を検出した位置よりも前記電力系統側となる位置での交流電圧を推定する電圧推定部を更に備え、
前記角周波数調整部は、前記電圧推定部により推定した前記交流電圧を前記電力系統における前記交流電圧として、前記角周波数を調整する前記情報を生成する、
ことを特徴とする請求項１に記載の制御装置。
【請求項９】
電圧推定部は、原点Ｏを始点とする前記検出した交流電圧のベクトルの終点が、該原点Ｏを中心とする円周上の第１の点と第２の点とを結ぶ線分上であって、前記第１の点からの距離と前記第２の点からの距離との比が前記第１の区間のリアクタンスと前記第２の区間のリアクタンスとの比となる前記第１の点及び前記第２の点の位置を決定し、前記原点Ｏを始点とし前記第２の点を終点とするベクトルに基づいて前記交流電圧を推定する、
ことを特徴とする請求項８に記載の制御装置。
【請求項１０】
直流電力を交流電力に変換して電力系統に出力するインバータ装置の制御方法であって、
前記インバータ装置を制御する制御装置が、
前記電力系統における交流電圧及び交流電流に基づいて所定の同期発電機における回転体の周波数維持特性を模擬し、前記インバータ装置から出力する交流電圧の位相を算出し、
算出した前記交流電圧の位相に基づいて前記インバータ装置に対する制御信号を生成する処理を含み、
前記交流電圧の位相を算出する処理は、
前記電力系統における前記交流電圧の位相と、算出した前記交流電圧の位相との位相差が所定の範囲内となるよう、前記交流電圧の位相の算出に用いる角周波数を調整する情報を生成する処理を含む、
ことを特徴とする制御方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、直流電力を交流電力に変換するインバータ装置を制御する制御装置及び制御方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
電力系統に交流電力を出力する発電設備は、同期発電機のような交流電力を発電して出力する発電設備と、太陽光発電システム及び蓄電池システム等の直流電力を交流電力に変換して出力する発電設備とがある。特に、再生可能エネルギーの有効利用の観点から、近年、直流電力を交流電力に変換して出力する発電設備が増えつつある。
【０００３】
直流電力を交流電力に変換して出力する発電設備は、直流電力を出力する発電機又は蓄電池と、直流電力を交流電力に変換するインバータ装置と、該インバータ装置を制御する制御装置とを含む。この種の発電設備におけるインバータ装置は、制御装置により系統電圧に高速に追従するよう制御される。ところが、発電設備におけるインバータ装置は、同期発電機とは異なり、主体的に周波数を維持する特性を持たない。このため、同期発電機の割合が低い電力系統では、周波数を維持する能力が低くなり、系統電力の安定性が低下する。
【０００４】
系統電力の安定性の低下を防ぐ技術の１つとして、制御装置が、同期発電機の持つ回転体による周波数維持特性を模擬してインバータ装置を制御する技術がある。この種の技術では、インバータ装置から出力される有効電力の計測値と、予め定めた有効電力の出力目標値との差分に基づいて同期発電機の角周波数を算出し、算出した角周波数の電圧をインバータ装置から出力する（例えば、非特許文献１を参照）。
【０００５】
特許文献１には、インバータ装置から出力される有効電力の計測値と、予め定めた有効電力の出力目標値との差を慣性定数の時定数で積分し、該積分の結果を模擬する回転体の角周波数とすることが開示されている。また、特許文献１には、角周波数を積分して系統との目標位相差を算出し、該位相差となる電圧をインバータ装置から出力することが開示されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００６】
【特許文献１】特開２００７−３１８８３３号公報
【非特許文献】
【０００７】
【非特許文献１】的場智之他、「分散型電源による同期化力インバータ装置の基礎検討」、平成24年電気学会全国大会講演論文集、平成24年3月、第6分冊、p.390-391
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００８】
しかしながら、インバータ装置から出力される有効電力の計測値と出力目標値との差分を積分して同期発電機を模擬する制御装置では、電力系統における周波数が短時間で急速に変化した場合に、周波数の変化に追従することができず、脱調（同期外れ）が起こる恐れがある。
【０００９】
本発明は、直流電力を交流電力に変換するインバータ装置に対し同期発電機を模擬した制御を行う際の脱調を防止することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【００１０】
本発明の制御装置は、直流電力を交流電力に変換して電力系統に出力するインバータ装置を制御する制御装置であって、前記電力系統における交流電圧及び交流電流に基づいて所定の同期発電機における回転体の周波数維持特性を模擬し、前記インバータ装置から出力する交流電圧の位相を算出する発電機模擬部と、前記発電機模擬部で算出した前記交流電圧の位相に基づいて前記インバータ装置に対する制御信号を生成する制御信号生成部とを含み、前記発電機模擬部は、前記電力系統における前記交流電圧の位相と、前記発電機模擬部から前記制御信号生成部に出力した前記交流電圧の位相との位相差が所定の範囲内となるよう、前記交流電圧の位相の算出に用いる角周波数を調整する情報を生成する角周波数調整部を含む。
【００１１】
また、本発明の制御方法は、直流電力を交流電力に変換して電力系統に出力するインバータ装置の制御方法であって、前記インバータ装置を制御する制御装置が、前記電力系統における交流電圧及び交流電流に基づいて所定の同期発電機における回転体の周波数維持特性を模擬し、前記インバータ装置から出力する交流電圧の位相を算出し、算出した前記交流電圧の位相に基づいて前記インバータ装置に対する制御信号を生成する処理を含み、前記交流電圧の位相を算出する処理は、前記電力系統における前記交流電圧の位相と、算出した前記交流電圧の位相との位相差が所定の範囲内となるよう、前記交流電圧の位相の算出に用いる角周波数を調整する情報を生成する処理を含む。
【発明の効果】
【００１２】
本発明の制御装置及び制御方法によれば、直流電力を交流電力に変換するインバータ装置に対し同期発電機を模擬した制御を行う際の脱調を防止することが可能となる。
【図面の簡単な説明】
【００１３】
【図１】第１の実施形態に係る制御装置の機能的構成を示す図である。
【図２】第１の実施形態に係る制御装置における発電機模擬部の構成を示す図である。
【図３】内部位相角δと第1の積分器の出力Δωとの関係を説明する図である。
【図４】系統周波数の時間変化の例を示す図である。
【図５】内部位相角に基づく角周波数の調整を行わない場合のシミュレーション結果を示す図である。
【図６】第１の実施形態に係る制御装置による制御を行った場合のシミュレーション結果を示す図である。
【図７】第２の実施形態に係る制御装置における発電機模擬部の構成を示す図である。
【図８】第３の実施形態に係る制御装置の機能的構成を示す図である。
【図９】第３の実施形態に係る制御装置における発電機模擬部の構成例を示す図である。
【図１０】遠方電圧推定部による電圧の推定方法を説明する図である。
【図１１】端子電圧に基づいて角周波数を調整する場合に起こり得る現象を説明する図である。
【図１２】系統周波数の時間変化の第２の例を示す図である。
【図１３】第１の実施形態に係る制御装置による制御を行った場合のシミュレーション結果の別の例を示す図である。
【図１４】第３の実施形態に係る制御装置による制御を行った場合のシミュレーション結果の例を示す図である。
【図１５】第３の実施形態に係る制御装置における発電機模擬部の別の構成例を示す図である。
【発明を実施するための形態】
【００１４】
以下、図面を参照して本発明の実施の形態について説明する。
【００１５】
［第１の実施形態］
図１は、第１の実施形態に係る制御装置の機能的構成を示す図である。図１に示すように、本実施形態に係る制御装置１は、直流電源２が発電した直流電力を交流電力に変換して電力系統２０に出力する（送電する）インバータ装置３の動作を制御する装置である。インバータ装置３において変換された交流電力は、平滑化リアクトル（フィルタ）４により平滑化されたのち、送電線５により電力系統２０に出力される。
【００１６】
本実施形態の制御装置１は、発電機模擬部１００と、制御信号生成部１１０と、出力目標設定部１２０と、基準周波数設定部１３０とを備える。
【００１７】
発電機模擬部１００は、電力系統の交流電圧及び交流電流に基づいて同期発電機が備える回転体の慣性を模擬し、インバータ装置３が出力する電圧の位相θを決定する。本実施形態の制御装置１では、電力系統の交流電圧及び交流電流として、インバータ装置３と電力系統２０とを接続する送電線５において検出した交流電圧Ｖa,b,cと、交流電圧Ｉa,b,cとを利用する。ここで、交流電圧Ｖa,b,cは、電圧検出器６により検出した三相交流の各電圧Ｖａ，Ｖｂ，及びＶｃをまとめて表現したものである。また、交流電流Ｉa,b,cは、電流検出器７により検出した三相交流の各電流Ｉａ，Ｉｂ，及びＩｃをまとめて表現したものである。
【００１８】
発電機模擬部１００は、位相算出部１０１と、角周波数調整部１０２とを含む。
位相算出部１０１は、電力系統の交流電圧Ｖa,b,c及び交流電流Ｉa,b,cと、出力目標と、電力系統２０の基準周波数ω０と、角周波数調整部１０２から入力される情報とに基づいて、インバータ装置３から出力する電圧の位相θを算出する。位相算出部１０１は、出力目標設定部１２０から、インバータ装置３が出力する有効電力の出力目標値を取得する。また、位相算出部１０１は、基準周波数設定部１３０から、電力系統２０の基準周波数ω０を取得する。
【００１９】
角周波数調整部１０２は、電力系統の交流電圧と、位相算出部１０１が算出して出力した電圧の位相θとに基づいて、位相算出部１０１が位相の算出に利用する角周波数の値を調整するための情報を生成し、位相算出部１０１に出力する。具体的には、角周波数調整部１０２は、電力系統の交流電圧の位相と電圧の位相θとに基づいて算出される位相差（内部位相角）δが所定の範囲から逸脱しないよう、制御装置１が模擬する同期発電機における回転体の角周波数を調整する情報を生成する。本実施形態の制御装置１における角周波数調整部１０２は、電圧検出器６により検出した交流電圧Ｖa,b,cを電力系統の交流電圧とする。角周波数調整部１０２は、検出した交流電圧Ｖa,b,cと、電圧の位相θとに基づいて算出した内部位相角δの絶対値が所定の範囲内であるかに応じて、位相算出部１０１に、位相の算出に利用する角周波数の値を切り替えさせる。内部位相角δの絶対値が所定の範囲内である場合、角周波数調整部１０２は、位相算出部１０１に、検出した交流電圧Ｖa,b,c及び交流電流Ｉa,b,cにより算出した有効電力と出力目標値との差分を積分して得られる角周波数調整値Δωに基づいて位相θを算出させる。一方、内部位相角δの絶対値が所定の範囲内である場合、角周波数調整部１０２は、位相算出部１０１に、電力系統の交流電圧Ｖa,b,cから検出される電力系統の周波数ωと、基準周波数ω０との差分ω−ω０に基づいて位相θを算出させる。
【００２０】
制御信号生成部１１０は、発電機模擬部１００から入力される位相θに基づいて、インバータ装置３から出力する電圧の位相θを示す情報を含む制御信号を生成し、インバータ装置３に出力する。制御信号生成部１１０は、正弦波生成部１１１と、パルス幅変調部１１２とを含む。
【００２１】
正弦波生成部１１１は、発電機模擬部１００から入力される位相θに基づいて、三相交流における各相の電圧Ｖ*a，Ｖ*b，及びＶ*cのそれぞれを示す正弦波を生成する。正弦波生成部１１１は、例えば、下記式（１−１）、式（１−２）、及び式（１−３）により、正弦波を生成する。
【００２２】
Ｖ*a＝ｓｉｎ｛θ｝      ・・・（１−１）
Ｖ*b＝ｓｉｎ｛θ＋（２π／３）｝      ・・・（１−２）
Ｖ*c＝ｓｉｎ｛θ＋（４π／３）｝      ・・・（１−３）
【００２３】
パルス幅変調部１１２は、正弦波生成部１１１で生成した正弦波（電圧Ｖ*a，Ｖ*b，及びＶ*c）のそれぞれに対してパルス幅変調（Pulse Width Modulation、ＰＷＭ）を行い、変調後のパルス信号をインバータ装置３に出力する。
【００２４】
このように、本実施形態の制御装置１は、発電機模擬部１００において同期発電機の回転体の角周波数を模擬する際に、内部位相角δの絶対値が所定の範囲から逸脱しないよう角周波数を調整する。例えば、発電機模擬部１００は、内部位相角δの絶対値がπ／４以下（｜δ｜≦π／４）となるように同期発電機の回転体の角周波数を調整する。
【００２５】
図２は、第１の実施形態に係る制御装置における発電機模擬部の構成を示す図である。図２に示すように、発電機模擬部１００の位相算出部１０１は、有効電力計測部１０１ａと、減算器１０１ｂと、第１の積分器１０１ｃと、加算器１０１ｄと、第２の積分器１０１ｅとを含む。
【００２６】
有効電力計測部１０１ａは、電圧検出器６により検出した交流電圧Ｖa,b,cと、電流検出器７により検出した交流電流Ｉa,b,cとに基づいて、現時点における電力系統２０の有効電力Ｐを計測する。有効電力計測部１０１ａは、既知の計測方法に従って、電力系統２０の有効電力Ｐを計測する。
【００２７】
減算器１０１ｂは、インバータ装置３に出力させる有効電力の目標値（出力目標）と、計測した有効電力Ｐとの差分を算出する。出力目標は、出力目標設定部１２０（図１を参照）から入力される。
【００２８】
第１の積分器１０１ｃは、出力目標と有効電力計測部１０１ａで計測した有効電力Ｐとの差分を時間積分する。第１の積分器１０１ｃは、角周波数調整部１０２から入力される出力セット信号ＳＳがオフ（ＯＦＦ）である場合、出力目標と有効電力Ｐとの差分についての時間積分の結果を、角周波数調整値Δωとして出力する。角周波数調整値Δωは、模擬する同期発電機における回転体の角周波数を電力系統の角周波数に合わせるための値であり、現時点における電力系統の角周波数と基準周波数との差分に相当する。一方、第１の積分器１０１ｃは、角周波数調整部１０２から入力される出力セット信号ＳＳがオン（ＯＮ）である場合、角周波数調整部１０２から入力されるセット値出力ω−ω０を、角周波数調整値Δωとして出力する。
【００２９】
加算器１０１ｄは、第１の積分器１０１ｃが出力した角周波数調整値Δωと、基準周波数ω０とを加算して出力する。基準周波数ω０は、基準周波数設定部１３０から入力される。基準周波数ω０は、電力系統２０における電力の基準周波数であり、例えば、５０Ｈｚ或いは６０Ｈｚとする。
【００３０】
第２の積分器１０１ｅは、加算器１０１ｄから入力される角周波数ω０＋Δωを時間積分し、該時間積分の結果をインバータ装置３から出力する電圧の位相θとして出力する。本実施形態の制御装置１では、第２の積分器１０１ｅが出力した位相θは、制御信号生成部１１０の正弦波生成部１１１（図１を参照）に入力されるとともに、角周波数調整部１０２の内部位相角算出部１０２ａに入力される。
【００３１】
本実施形態の制御装置１における角周波数調整部１０２は、内部位相角δが所定の範囲内であるか否かを示す出力セット信号ＳＳと、模擬している同期発電機の角周波数を現時点における系統周波数と一致させるセット値出力ω−ω０とを生成して出力する。角周波数調整部１０２は、内部位相角算出部１０２ａと、比較部１０２ｂと、系統周波数検出部１０２ｃと、減算器１０２ｄとを含む。
【００３２】
内部位相角算出部１０２ａは、電力系統の交流電圧の位相と位相算出部１０１が出力した位相θとの位相差（内部位相角）δを算出する。本実施形態の制御装置１では、有効電力計測部１０１ａに入力される交流電圧Ｖa,b,cを電力系統の交流電圧とする。内部位相角算出部１０２ａは、例えば、下記式（２−１）、式（２−２）、及び式（２−３）により、内部位相角δを算出する。
【００３３】
【数１】
2019154219.tif 000003
【００３４】
比較部１０２ｂは、内部位相角算出部１０２ａで算出した内部位相角δと所定の閾値（例えば、π／４）との大小関係に基づいて、出力セット信号ＳＳを生成し出力する。内部位相角δの絶対値が閾値以下（例えば、｜δ｜≦π／４）である場合には、比較部１０２ｂは、出力セット信号ＳＳとしてオフレベルの信号を生成し出力する。内部位相角δの絶対値が閾値よりも大きい値（例えば、｜δ｜＞π／４）である場合には、比較部１０２ｂは、出力セット信号ＳＳとしてオンレベルの信号を生成し出力する。出力セット信号ＳＳは、位相算出部１０１の第１の積分器１０１ｃに入力される。
【００３５】
系統周波数検出部１０２ｃは、電力系統２０における現時点での電圧の周波数ωを検出する。本実施形態の制御装置１では、有効電力計測部１０１ａに入力される交流電圧Ｖa,b,cに基づいて、周波数ωを検出する。系統周波数検出部１０２ｃは、既知の検出方法に従って、電力系統２０の電圧の周波数ωを検出する。
【００３６】
減算器１０２ｄは、系統周波数検出部１０２ｃで検出した電圧の周波数ωと、電力系統２０の基準周波数ω０との差分ω−ω０を算出する。基準周波数ω０は、基準周波数設定部１３０（図１を参照）から入力される。減算器１０２ｄで算出した差分ω−ω０は、セット値出力として位相算出部１０１の第１の積分器１０１ｃに入力される。
【００３７】
このように、本実施形態に係る発電機模擬部１００では、位相算出部１０１の第１の積分器１０１ｃに、有効電力Ｐと出力目標との差分、及び現時点での系統周波数を示す値（セット値出力ω−ω０）が入力される。そして、第１の積分器１０１ｃは、出力セット信号ＳＳがオン及びオフのいずれであるかに応じて、出力する角周波数調整値Δωの値を変更する。
【００３８】
図３は、内部位相角δと第１の積分器の出力Δωとの関係を説明する図である。図３のテーブル３０には、比較部１０２ｂにおいて内部位相角δと比較する閾値をπ／４とした場合の、内部位相角δと、出力セット信号ＳＳと、第１の積分器１０１ｃが出力する角周波数調整値Δωの値との関係を示している。
【００３９】
図３のテーブル３０では、内部位相角δが｜δ｜≦π／４である場合の出力セット信号ＳＳが、ＯＦＦ（オフレベルの信号）となっている。出力セット信号ＳＳがＯＦＦの場合、第１の積分器１０１ｃは、有効電力Ｐと出力目標との差分を積算（時間積分）した値を、角周波数調整値Δωとして出力する。一方、図３のテーブル３０では、内部位相角δが｜δ｜＞π／４である場合の出力セット信号ＳＳが、ＯＮ（オンレベルの信号）となっている。出力セット信号ＳＳがＯＮの場合、第１の積分器１０１ｃは、角周波数調整部１０２から入力されたセット値出力ω−ω０を、角周波数調整値Δωとして出力する。すなわち、本実施形態の発電機模擬部１００では、内部位相角δが｜δ｜＞π／４となった場合、有効電力Ｐと出力目標との差分によらず、セット値出力ω−ω０を角周波数調整値Δωとする。言い換えると、｜δ｜＞π／４の場合の角周波数調整値Δωは、現時点での系統周波数と基準周波数との差となるため、周波数を合わせやすくなる。このため、内部位相角δの絶対値が閾値よりも大きくなった場合に第２の積分器１０１ｅから出力される位相θと、電力系統における交流電圧の位相との差の増大を防ぐことが可能となる。従って、本実施形態の制御装置１では、直流電力を交流電力に変換するインバータ装置３に対し同期発電機を模擬した制御を行う際の脱調を防止することが可能となる。なお、本実施形態の制御装置１における第１の積分器１０１ｃは、出力セット信号ＳＳがＯＮからＯＦＦに切り替わった場合には、テーブル３０に示したように、直前の出力Δω＝ω−ω０を初期値として有効電力Ｐと出力目標との差分の積算を開始する。
【００４０】
このように、本実施形態の制御装置１は、電力系統２０の交流電圧とインバータ装置３が出力する交流電圧との位相差が所定の範囲を超えた場合には、模擬している同期発電機における回転体の角周波数を系統周波数と一致させてインバータ装置３が出力する交流電圧の位相を調整する。このため、本実施形態の制御装置１では、電力系統２０の周波数（系統周波数）が急速に変化した場合にも、内部位相角の急激な増大による脱調（同期外れ）を防ぐことが可能となる。
【００４１】
以下、図４〜図６を参照して、本実施形態の制御装置１によりインバータ装置３を制御した場合の作用効果について説明する。
【００４２】
図４は、系統周波数の時間変化の例を示す図である。図５は、内部位相角に基づく角周波数の調整を行わない場合のシミュレーション結果を示す図である。図６は、第１の実施形態に係る制御装置による制御を行った場合のシミュレーション結果を示す図である。
【００４３】
本件発明者らは、コンピュータシミュレーションにより、本実施形態の制御装置１によりインバータ装置３を制御した場合の内部位相角δの時間変化と、角周波数調整部１０２による角周波数の調整を行わずにインバータ装置３を制御した場合の内部位相角δの時間変化とを調べた。
【００４４】
なお、シミュレーションには、図１に示したような、１つの発電機（直流電源２）を含む発電設備が電力系統２０（無限大母線）に直結しているモデル（１機無限大母線系統）を使用した。発電機（直流電源２）は蓄電池とした。また、インバータ装置３の出力側のフィルタ部（平滑化リアクトル４）、及び図１には示していない送電線模擬部は、それぞれ、機器容量ベースで５％のリアクタンスとした。送電線模擬部は、送電線５における、交流電圧Ｖa,b,cを検出する位置から電力系統２０までの区間のリアクタンスを模擬するリアクトルである。
【００４５】
また、シミュレーションでは、無限大母線を理想電圧源とし、系統周波数が図４のグラフ４０に示した周波数比ωｓ／ω０のように時間変化をした場合の、内部位相角δの時間変化及び交流電圧Ｖa,b,cの時間変化等を算出した。周波数比ωｓ／ω０は電力系統２０の周波数ωｓと基準周波数ω０との比である。
【００４６】
グラフ４０における最初の１秒間は、周波数比が１．００である。すなわち、シミュレーションにおける最初の１秒間は、電力系統２０の周波数ωｓを基準周波数ω０と一致させている。グラフ４０における時刻１．０秒から１．５秒までの期間は、周波数比が１．０２に増加した後、１．００に戻り、再び１．０２に増加する。特に、グラフ４０では、時刻が１．５秒になるタイミングで、周波数比が１．００から１．０２に瞬間的に増加している。グラフ４０における時刻１．５秒から２．０秒までの期間は、周波数比が１．０２である。グラフ４０における時刻２．０秒から３．０秒までの期間は、時刻２．１秒までの０．１秒間で周波数比が１．０２から０．９８まで低下した後、直線的に０．９２５まで周波数比が低下している。
【００４７】
電力系統２０の周波数ωｓがグラフ４０に示したような時間変化をする場合に、内部位相角δに基づく角周波数の調整を行わずにインバータ装置３を制御するシミュレーションを行うと、図５に示すような結果が得られた。すなわち、図５には、有効電力Ｐと出力目標との差分を時間積分した角周波数調整値Δωのみを用いて算出した位相θによりインバータ装置３を制御した場合のシミュレーション結果を示している。
【００４８】
図５には、４個のグラフ５１〜５４を示している。グラフ５１は、端子電圧の時間変化、すなわち電圧検出器６により検出される交流電圧Ｖa,b,cの時間変化を示している。グラフ５２は、出力電流の時間変化、すなわち電流検出器７により検出される交流電流Ｉa,b,cの時間変化を示している。グラフ５３は、２つの周波数比ωｓ／ω０及び（Δω＋ω０）／ω０の時間変化を示している。そして、グラフ５４は、内部位相角δ（ラジアン）の時間変化を示している。なお、図５のグラフ５１〜５４は、それぞれ、図４のグラフ４０における時刻０秒から１秒までの期間のシミュレーション結果を省略している。
【００４９】
グラフ５３に示すように、電力系統２０の周波数比ωｓ／ω０は、時刻１秒から１．２秒までの期間に１．００から１．０２に増加する。その後、電力系統２０の周波数比ωｓ／ω０は、時刻１．３秒から１．４秒までの期間に１．０２から１．００に戻るが、時刻１．５秒となったときに１．０２に上昇し、時刻２．０秒まで１．０２の状態が続く。しかしながら、電力系統２０の周波数比ωｓ／ω０の時間変化量がこの程度の比較的小さい変化量である場合、角周波数調整部１０２による角周波数の調整を行わなくても、第１の積分器１０１ｃから出力される角周波数調整値Δωは、電力系統２０の周波数ωｓの変化に追従する。このため、時刻１秒から２秒までの期間における内部位相角δの値は比較的小さな値で推移する。角周波数調整部１０２による角周波数の調整を行わない場合、第１の積分器１０１ｃから出力される角周波数調整値Δωは、有効電力Ｐと出力目標との差分を時間積分した値である。すなわち、電力系統２０の周波数ωｓの時間変化量が比較的小さい場合には、角周波数調整部１０２による角周波数の調整を行わなくても、電力系統２０における交流電圧の周波数ωｓとインバータ装置３が出力する交流電圧の周波数との差が大きくならない。従って、時刻１秒から２秒までの期間における端子電圧Ｖa,b,cの位相とインバータが出力する交流電圧の位相θとの位相差（内部位相角δ）は、例えば、グラフ５４のように、０（ラジアン）から−０．５ラジアン（＜π／４）までの範囲内で変化する。
【００５０】
その後、グラフ５３に示すように、電力系統２０の周波数比ωｓ／ω０は、時刻２秒から２．１秒までの期間に著しく低下し、更に時刻３秒まで低下し続ける。周波数比ωｓ／ω０は、時刻２秒から２．１秒までの０．１秒間で０．０４だけ低下している。すなわち、電力系統２０の基準周波数ω０が５０Ｈｚである場合、該電力系統２０の周波数ωｓは、時刻２秒から２．１秒までの０．１秒間で２Ｈｚ変化したことになる。このように、電力系統２０の周波数ωｓが急速に変化した場合、有効電力Ｐと出力目標との差分が大きくなり、該差分の時間積分である角周波数調整値Δωと、模擬する同期発電機における回転体の角周波数との差が大きくなる。これにより、図５のグラフ５４のように、時刻２秒を過ぎると内部位相角δが急速に大きくなり、時刻ｔ２（約２．３４秒）の時点で内部位相角δがπ／２ラジアン（≒１．５７ラジアン）を超過する。しかも、その後も電力系統２０の周波数ωｓは低下し続けており、グラフ５３のように、一度は周波数比（Δω＋ω０）／ω０が低下して周波数比ωｓ／ω０に近づくものの、時刻２．５秒を過ぎたころから２つの周波数比の差が再び大きくなっている。このため、時刻ｔ２以降も内部位相角δは増加を続け、時刻ｔ４（約２．８８秒）において内部位相角δがπ／２ラジアンを超過する。すなわち、図５のシミュレーション結果では、時刻ｔ４において、内部位相角δがπラジアン（＝１８０度）を超過し、脱調（同期外れ）が発生した。脱調が発生した場合、例えば、図５のグラフ５１に示したように、脱調が発生した時刻ｔ４の前後において端子電圧Ｖa,b,cが減少する。また、脱調が発生した場合、図５のグラフ５２に示したように、出力電流Ｉa,b,cが減少する。このように、有効電力Ｐと出力目標との差分のみに基づいてインバータ装置３から出力する電力の位相θを制御する場合、電力系統２０の周波数ωｓが急速に変化すると、周波数ωｓの変化に追従することができず、脱調（同期外れ）が発生することがある。
【００５１】
これに対し、本実施形態に係る制御装置１によりインバータ装置３を制御するシミュレーションを行うと、図６に示すような結果が得られた。
【００５２】
図６には、４個のグラフ６１〜６４を示している。グラフ６１は、端子電圧の時間変化、すなわち電圧検出器６により検出される交流電圧Ｖa,b,cの時間変化を示している。グラフ６２は、出力電流の時間変化、すなわち電流検出器７により検出される交流電流Ｉa,b,cの時間変化を示している。グラフ６３は、２つの周波数比ωｓ／ω０及び（Δω＋ω０）／ω０の時間変化を示している。そして、グラフ６４は、内部位相角δ（ラジアン）の時間変化を示している。なお、図６のグラフ６１〜６４は、それぞれ、図４のグラフ４０における時刻０秒から１秒までの期間のシミュレーション結果を省略している。
【００５３】
本実施形態の制御装置１によりインバータ装置３を制御する場合も、上記のように、内部位相角δが所定の範囲内（｜δ｜≦π／４ラジアン。すなわち｜δ｜≦４５度）であれば、第１の積分器１０１ｃから出力される角周波数調整値Δωは、有効電力Ｐと出力目標との差分を時間積分した値である。そして、図６に示したグラフ６３及び６４における時刻１秒から２秒までの期間のように、電力系統２０の周波数ωｓの時間変化量が比較的小さく、かつ内部位相角δが所定の範囲内である場合、有効電力Ｐと出力目標との差分を時間積分した角周波数調整値Δωに基づいて算出される周波数Δω＋ω０は、周波数ωｓの変化に追従する。このため、時刻１秒から２秒までの期間における内部位相角δの値は、絶対値がπ／４以下となる比較的小さな値で推移する。
【００５４】
また、グラフ６３に示すように、電力系統２０の周波数比ωｓ／ω０は、時刻２秒から２．１秒の間で著しく低下し、更に時刻３秒まで低下し続ける。電力系統２０の周波数ωｓが急速に変化した場合、上記のように、有効電力Ｐと出力目標との差分が大きくなり、該差分の時間積分である角周波数調整値Δωと、模擬する同期発電機における回転体の角周波数との差が大きくなる。このため、図５のシミュレーション結果と同様、時刻２秒を過ぎると内部位相角δが大きくなり、時刻２．２秒を少し過ぎた時刻ｔ１に内部位相角δがπ／４ラジアン（≒０．７８５ラジアン）となる。
【００５５】
しかしながら、本実施形態の制御装置１では、上記のように、内部位相角δの絶対値がπ／４ラジアン（＝４５度）よりも大きくなると、出力セット信号ＳＳがオンになり、第１の積分器１０１ｃから出力される角周波数調整値Δωが角周波数調整部１０２から入力されたセット値出力ω−ω０に変更される。セット値出力は、端子電圧Ｖa,b,cから検出した系統周波数（電力系統の周波数）ωから基準周波数ω０を減算した値である。従って、｜δ｜＞π／４となった時刻ｔ１（約２．２２秒）において、第１の積分器１０１ｃから出力される角周波数調整値Δωがセット値出力ω−ω０に変更され、グラフ６３に点線で示した周波数比（Δω＋ω０）／ω０は、周波数比ω／ω０（≒ωｓ／ω０）なる。これにより、インバータ装置３が出力する電力の周波数を電力系統の周波数に合わせることができ、位相算出部１０１が出力する位相θと電力系統２０の交流電力の位相（交流電圧Ｖa,b,cの位相）との位相差（すなわち内部位相角δ）の絶対値の増加を抑えることが可能となる。
【００５６】
また、角周波数調整値Δωがセット値出力ω−ω０に変更されて（Δω＋ω０）／ω０≒ωｓ／ω０となり、内部位相角δが４５度以下になると、出力セット信号ＳＳはオンからオフに切り替わる。出力セット信号ＳＳがオンからオフになると、制御装置１は、オフになる直前に入力されたセット値出力ω−ω０を初期値とし、有効電力Ｐと出力目標との差分を時間積分して得られる角周波数調整値Δωに基づいて電圧の位相θを算出する。このため、電力系統の周波数の低下が続いている場合、図６のグラフ６４に示したように、時刻ｔ３（約２．６７秒）において再び内部位相角δが４５度を超える。しかしながら、このときも、制御装置１は、第１の積分器１０１ｃから出力される角周波数調整値Δωを角周波数調整部１０２から入力されたセット値出力ω−ω０に変更するので、内部位相角δの増加が押さえられる。よって、本実施形態に係る制御装置１では、グラフ６４のように、電力系統２０の周波数ωｓが急速に低下する時刻ｔ１以降の内部位相角δがπ／４ラジアン程度の値を維持し、脱調（同期外れ）を防ぐことができる。
【００５７】
このように、内部位相角δが所定の範囲内となるよう位相θの算出に用いる角周波数調整値Δωを切り替えることにより、図６のグラフ６１，６２のように、電力系統２０の周波数ωｓが急速に低減した場合にも迅速に追従し、安定した交流電圧及び交流電流を出力することが可能となる。例えば、図６のグラフ６１では、電力系統の周波数が急速に低下した時刻２．１秒以降も、端子電圧Ｖa,b,cが安定している。同様に、図６のグラフ６２では、時刻２．１秒付近において出力電流Ｉa,b,cが著しく減少しているが、時刻ｔ１以降は安定している。
【００５８】
図５及び図６から分かるように、本実施形態の制御装置１のように角周波数調整部１０２により角周波数調整値Δωを調整してインバータ装置３を制御した場合、時刻２秒から３秒までの期間に脱調は起こらない。よって、本実施形態の制御装置１によりインバータ装置３を制御することにより、脱調による端子電圧及び出力電流の乱れを防ぐことが可能となる。
【００５９】
なお、図２の位相算出部１０１及び角周波数調整部１０２の構成は、それぞれ、本実施形態に係る位相算出部１０１及び角周波数調整部１０２の構成の一例に過ぎない。位相算出部１０１及び角周波数調整部１０２の構成は、本実施形態の要旨を逸脱しない範囲において適宜変更可能である。また、図１及び図２に示した制御装置１は、コンピュータと、該コンピュータに実行させるプログラムとにより実現することも可能である。
【００６０】
また、本実施形態では、蓄電池を直流電源２とする発電設備におけるインバータ装置３の制御装置１を例に挙げたが、直流電源２は、これに限らず、太陽光パネル等の直流電力を発生させる発電機であってもよい。
【００６１】
更に、制御装置１において取得する交流電圧Ｖa,b,c及び交流電流Ｉa,b,cは、それぞれ、発電設備内に限らず、電力系統２０内において検出した交流電圧Ｖa,b,c及び交流電流Ｉa,b,cであってもよい。
【００６２】
［第２の実施形態］
本実施形態では、図１の制御装置１における発電機模擬部１００の別の例について説明する。すなわち、本実施形態で説明する制御装置１は、直流電源２により発生させた直流電力を交流電力に変換して電力系統２０に出力するインバータ装置３を制御する装置である。制御装置１は、図１に示したように、発電機模擬部１００と、制御信号生成部１１０と、出力目標設定部１２０と、基準周波数設定部１３０とを備える。発電機模擬部１００は、位相算出部１０１と、角周波数調整部１０２とを含む。制御信号生成部１１０は、正弦波生成部１１１と、パルス幅変調部１１２とを含む。
【００６３】
図７は、第２の実施形態に係る制御装置における発電機模擬部の構成を示す図である。図７に示すように、本実施形態に係る発電機模擬部１００における位相差算出部１０１は、有効電力計測部１０１ａと、減算器１０１ｂと、第１の積分器１０１ｃと、加算器１０１ｆと、第２の積分器１０１ｅとを含む。
【００６４】
有効電力計測部１０１ａは、電圧検出器６により検出した交流電圧Ｖa,b,cと、電流検出器７により検出した交流電流Ｉa,b,cとに基づいて、現時点における電力系統２０の有効電力Ｐを計測する。有効電力計測部１０１ａは、既知の計測方法に従って、電力系統２０の有効電力Ｐを計測する。
【００６５】
減算器１０１ｂは、インバータ装置３に出力させる有効電力の目標値（出力目標）と、計測した有効電力Ｐとの差分を算出する。出力目標は、出力目標設定部１２０（図１を参照）から入力される。
【００６６】
第１の積分器１０１ｃは、出力目標と有効電力計測部１０１ａで計測した有効電力Ｐとの差分を時間積分して出力する。すなわち、本実施形態の制御装置１における位相算出部１０１では、第１の積分器１０１ｃは、内部位相角δの値によらず、常に有効電力Ｐと出力目標との差分を時間積分して得られる値を角周波数調整値Δωとして出力する。
【００６７】
加算器１０１ｄは、第１の積分器１０１ｃが出力した角周波数調整値Δωと、基準周波数ω０と、角周波数調整部１０２から入力される調整量とを加算して出力する。基準周波数ω０は、基準周波数設定部１３０（図１を参照）から入力される。基準周波数ω０は、電力系統２０における電力の基準周波数であり、例えば、５０Ｈｚ或いは６０Ｈｚとする。角周波数調整部１０２から入力される調整量は、内部位相角δの大きさと、所定の関数ｆ（δ）とに基づいて算出される角周波数の調整量である。関数ｆ（δ）は、内部位相角δが小さくなる方向に角周波数ωを変更させる値を算出する関数であり、内部位相角δが大きくなるほど調整量が大きくなるような関数とする。本実施形態に係る以下の説明では、第１の積分器１０１ｃが出力する角周波数調整値Δωを第１の調整値Δωともいい、角周波数調整部１０２が算出する角周波数の調整量を第２の調整値ともいう。
【００６８】
第２の積分器１０１ｅは、加算器１０１ｄから入力される角周波数を時間積分し、時間積分の結果をインバータ装置３から出力する電圧の位相θとして出力する。本実施形態の制御装置１では、第２の積分器１０１が出力した位相θは、制御信号生成部１１０の正弦波生成部１１１（図１を参照）に入力されるとともに、角周波数調整部１０２の内部位相角算出部１０２ａに入力される。
【００６９】
また、図７に示すように、本実施形態に係る発電機模擬部１００における角周波数調整部１０２は、内部位相角算出部１０２ａと、第１のゲイン適用部１０２ｆと、調整量算出部１０２ｇと、第２のゲイン適用部１０２ｈとを含む。
【００７０】
内部位相角算出部１０２ａは、第１の実施形態で説明したように、電力系統２０の交流電圧の位相と位相算出部１０１が算出した位相θとの位相差（内部位相角）δを算出する。本実施形態では、有効電力計測部１０１ａに入力される交流電圧Ｖa,b,cを、電力系統２０の交流電圧とする。内部位相角算出部１０２ａは、例えば、上記の式（２−１）、式（２−２）、及び式（２−３）により、内部位相角δを算出する。
【００７１】
第１のゲイン適用部１０２ｆは、内部位相角算出部１０２ａで算出した内部位相角δに対し所定のゲインａを適用する。第１のゲイン適用部１０２ｆは、例えば、内部位相角δにゲインａを適用した値ａ・δを算出して出力する。ゲインａは、任意の正の値であり、ａ＝１であってもよい。
【００７２】
調整量算出部１０２ｇは、内部位相角δ（又はａ・δ）をパラメータとする関数ｆ（δ）により、内部位相角δと対応した角周波数の調整量を算出する。ここで、関数ｆ（δ）は、内部位相角δが小さくなる方向に、模擬する同期発電機における回転体の角周波数が加速又は減速される値を算出可能な関数とする。例えば、関数ｆ（δ）は、ｆ（δ）＝ｔａｎ（δ）とする。
【００７３】
第２のゲイン適用部１０２ｈは、調整量算出部１０２ｇで算出した調整量に対し所定のゲインｂを適用する。第２のゲイン適用部１０２ｈは、例えば、調整量算出部１０２ｇで算出した調整量にゲインｂを乗算又は加算した値を出力する。ゲインｂは、任意の正の値であり、ｂ＝１であってもよい。第２のゲイン適用部１０２ｈは、ゲインｂを適用した角周波数の調整量を位相算出部１０１の加算器１０１ｆに入力する。
【００７４】
本実施形態の制御装置１における発電機模擬部１００は、上記のように、内部位相角算出部１０２ａにおいて算出した内部位相角δの大きさに応じた調整量を算出し、位相算出部１０１の第２の積分器１０１ｅに入力する角周波数を調整する。このとき、調整量算出部１０２ｇにおいて関数ｆ（δ）＝ｔａｎ（δ）により調整量を算出すると、内部位相角δが大きいほど、調整量の値が大きくなる。このため、例えば、関数ｆ（δ）＝ｔａｎ（δ）により算出した調整量を、模擬する同期発電機の回転体の角周波数調整値Δω＋ω０に加算又は減算することにより、内部位相角δの増大による脱調を防ぐことが可能となる。
【００７５】
また、本実施形態のように関数ｆ（δ）＝ｔａｎ（δ）により調整量を算出する場合、内部位相角δが０に近い値であれば調整量は小さな値となる上、内部位相角δの増大に伴い調整量が連続的に増加する。このため、本実施形態の制御装置１では、発電機模擬部１００において模擬する同期発電機の回転体の角周波数が連続的に変化する。従って、本実施形態の制御装置１によれば、インバータ装置３の制御を同期発電機における回転体の角周波数の変化態様により近づけることが可能となり、より自然な制御が可能となる。
【００７６】
なお、図７の角周波数調整部１０２の構成は、第２の実施形態に係る角周波数調整部１０２の構成の一例に過ぎない。本実施形態に係る角周波数調整部１０２の構成は、本実施形態の要旨を逸脱しない範囲において適宜変更可能である。例えば、調整量算出部１０２ｇにおいて調整量を算出する関数ｆ（δ）は、ｆ（δ）＝ｔａｎ（δ）に限らず、他の関数であってもよい。例えば、調整量を算出する関数ｆ（δ）は、正負の符号が内部位相角δと同一であり、かつ内部位相角δの絶対値が大きくなるに連れて調整量が大きくなる関数から選択することが可能である。例えば、関数ｆ（δ）は、ｆ（δ）＝ｔａｎ（δ）−δであってもよい。更に、関数ｆ（δ）は、例えば、ｆ（δ）＝δ３、或いはｆ（δ）＝δ５等であってもよい。
【００７７】
また、本実施形態に係る位相算出部１０１及び角周波数調整部１０２を含む制御装置１は、コンピュータと、該コンピュータに実行させるプログラムとにより実現することも可能である。
【００７８】
また、本実施形態では、蓄電池を直流電源２とする発電設備におけるインバータ装置３の制御装置１を例に挙げたが、直流電源２は、これに限らず、太陽光パネル等の直流電力を発生させる発電機であってもよい。
【００７９】
更に、制御装置１において取得する交流電圧Ｖa,b,c及び交流電流Ｉa,b,cは、それぞれ、発電設備内に限らず、電力系統２０内において検出した交流電圧Ｖa,b,c及び交流電流Ｉa,b,cであってもよい。
【００８０】
［第３の実施形態］
図８は、第３の実施形態に係る制御装置の機能的構成を示す図である。図８に示すように、本実施形態に係る制御装置１は、発電機模擬部１００と、制御信号生成部１１０と、出力目標設定部１２０と、基準周波数設定部１３０とを備える。本実施形態の制御装置１における制御信号生成部１１０、出力目標設定部１２０、基準周波数設定部１３０、それぞれ、第１の実施形態で説明した機能を持つ。制御信号生成部１１０は、正弦波生成部１１１と、パルス幅変調部１１２とを含む。
【００８１】
本実施形態の制御装置１における発電機模擬部１００は、位相算出部１０１と、角周波数調整部１０２と、遠方電圧推定部１０３とを含む。
【００８２】
本実施形態の制御装置１における位相算出部１０１は、第１の実施形態で説明した方法、或いは第２の実施形態で説明した方法で、インバータ装置３から出力する電力の位相θを算出する。すなわち、位相算出部１０１は、送電線５の位置Ｄ１で検出した交流電圧Ｖa,b,c及び交流電流Ｉa,b,cと、出力目標と、電力系統２０の基準周波数ω０と、角周波数調整部１０２から入力される情報とに基づいて、インバータ装置３から出力する電圧の位相θを算出する。
【００８３】
遠方電圧推定部１０３は、送電線５の位置Ｄ１で検出した交流電圧Ｖa,b,cと、送電線５におけるインバータ装置３の出力端（位置Ｄ０）から位置Ｄ１までの第１の区間のリアクタンスＸと位置Ｄ１から位置Ｄ２までの第２の区間のリアクタンスｎ・Ｘとの比に基づいて、位置Ｄ２における交流電圧Ｖsysを推定する。第１の区間のリアクタンスＸは平滑化リアクトル（フィルタ）４のリアクタンスで近似され、第２の区間のリアクタンスｎ・Ｘは該第２の区間を１つの抵抗（送電線模擬部１０）と見做した場合の該抵抗のリアクタンスである。遠方電圧推定部１０３は、例えば、原点Ｏを始点とする２つのベクトルＶ１及びＶ２における第１のベクトルＶ１の終点と第２のベクトルＶ２の終点と結ぶ線分を１：ｎに外分する点を終点とし、原点Ｏを始点とするベクトルであって、大きさが第１のベクトルＶ１と等しい第３のベクトルＶ３を求め、該第３のベクトルＶ３に基づいて交流電圧Ｖsysを推定する。第１のベクトルＶ１は、送電線５における、インバータ装置３と平滑化リアクトル４との間となる位置（例えばインバータ装置３の出力端となる位置Ｄ０）電圧Ｖvsgと対応するベクトルである。第２のベクトルＶ２は、送電線５における位置Ｄ１で検出した交流電圧Ｖt（Ｖa,b,c）と対応するベクトルである。
【００８４】
本実施形態の制御装置１における角周波数調整部１０２は、第１の実施形態で説明した方法、或いは第２の実施形態で説明した方法で、位相算出部１０１が位相の算出に利用する角周波数の値を調整するための情報を生成し、位相算出部１０１に出力する。すなわち、角周波数調整部１０２は、電力系統２０の交流電圧の位相と、位相算出部１０１が算出して出力した電圧の位相θとに基づいて、位相算出部１０１において位相の算出に利用する角周波数の値を調整するための情報を生成し、位相算出部１０１に出力する。なお、本実施形態に係る角周波数調整部１０２は、位置Ｄ１で検出した交流電圧Ｖa,b,cの代わりに、遠方電圧推定部１０３で推定した交流電圧Ｖsysを電力系統２０の交流電圧とする。すなわち、本実施形態に係る角周波数調整部１０２は、遠方電圧推定部１０３で推定した交流電圧Ｖsysの位相と位相算出部１０１が算出した位相との位相差を内部位相角δとし、角周波数の値を調整するための情報を生成する。
【００８５】
このように、本実施形態の制御装置１における発電機模擬部１００は、インバータ装置３から見て交流電圧Ｖa,b,cを検出する位置Ｄ１よりも遠方となる位置Ｄ２の交流電圧Ｖsysを推定し、推定した交流電圧Ｖsysを利用して同期発電機を模擬する。発電機模擬部１００における位相差算出部１０１及び角周波数調整部１０２は、それぞれ、例えば、第１の実施形態で説明した構成でよい。
【００８６】
図９は、第３の実施形態に係る制御装置における発電機模擬部の構成例を示す図である。
【００８７】
発電機模擬部１００の位相算出部１０１は、図９のように、有効電力計測部１０１ａと、減算器１０１ｂと、第１の積分器１０１ｃと、加算器１０１ｄと、第２の積分器１０１ｅとを含む。位相算出部１０１における有効電力計測部１０１ａ、減算器１０１ｂ、第１の積分器１０１ｃ、加算器１０１ｄ、及び第２の積分器１０１ｅは、それぞれ、第１の実施形態で説明した機能を持つ。
【００８８】
また、発電機模擬部１００の角周波数調整部１０２は、内部位相角算出部１０２ａと、比較部１０２ｂと、系統周波数検出部１０２ｃと、減算器１０２ｄとを含む。角周波数調整部１０２における内部位相角算出部１０２ａ、比較部１０２ｂ、系統周波数検出部１０２ｃ、及び減算器１０２ｄは、それぞれ、第１の実施形態で説明した機能を持つ。なお、本実施形態の制御装置１における内部位相角算出部１０２ａは、遠方電圧推定部１０３により推定した交流電圧Ｖsysの位相と、位相算出部１０１により算出した電圧の位相θとの位相差を内部位相角δとして算出する。内部位相角算出部１０２ａは、例えば、上記式（２−１）、式（２−２）、及び式（２−３）により、内部位相角δを算出する。また、本実施形態の制御装置１における系統周波数検出部１０２ｃは、遠方電圧推定部１０３により推定した交流電圧Ｖsysに基づいて、電力系統２０における現時点での電圧の周波数ωを検出する。
【００８９】
図１０は、遠方電圧推定部による電圧の推定方法を説明する図である。
遠方電圧推定部１０３により遠方電圧を推定する場合、図１０に示すように、原点Ｏを中心とする半径ｒ＝｜Ｖvsg｜の円周Ｃ上に、位置Ｄ０の電圧Ｖvsgと対応するベクトルの終点ＰＤ０と、位置Ｄ２の電圧Ｖsysと対応するベクトルの終点ＰＤ２が存在することを利用する。電圧Ｖvsgと対応するベクトル及び電圧Ｖsysと対応するベクトルは、それぞれ、原点Ｏを始点とし、円周Ｃ上に終点ＰＤ０及びＰＤ２が存在するベクトルであり、位相（方向）が異なる。電圧Ｖvsgは、位相算出部１０１が算出した電力の位相θに基づいてインバータ装置３が出力した交流電圧である。よって、電圧Ｖvsgと対応するベクトルと、電圧Ｖsysと対応するベクトルとの角δ２は、２つの電圧Ｖvsg及びＶsysの位相差（内部位相角）となる。
【００９０】
このとき、位置Ｄ１の電圧Ｖtと対応するベクトルは、円周Ｃ上の２つの点ＰＤ０及びＰＤ２を結ぶ線分上であって、該線分を１対ｎに内分する点ＰＤ１を終点とし、原点Ｏを始点とするベクトルで表される。電圧Ｖvsgは、上記のように、位相算出部１０１が算出した電力の位相θに基づいてインバータ装置３が出力した交流電圧である。よって、電圧Ｖvsgと対応するベクトルと、電圧Ｖtと対応するベクトルとの角δ１は、２つの電圧Ｖvsg及びＶtの位相差（内部位相角）となる。
【００９１】
遠方電圧推定部１０３は、上記の位置Ｄ０の電圧Ｖvsgと対応するベクトル、位置Ｄ１の電圧Ｖtと対応するベクトル、及び位置Ｄ２の電圧Ｖsysと対応するベクトルの関係に基づいて、位置Ｄ２の電圧Ｖsysを推定する。具体的には、遠方電圧推定部１０３は、位置Ｄ１で検出した交流電圧Ｖt（Ｖa,b,c）と、第１の区間のリアクタンスＸと、第２の区間のリアクタンスｎ・Ｘとに基づいて、位置Ｄ２の交流電圧Ｖsysを推定する。
【００９２】
このように、本実施形態の制御装置１では、遠方電圧推定部１０３により推定した位置Ｄ２の交流電圧Ｖsysに基づいて内部位相角δを算出し、該内部位相角δに基づいて位相算出部１０１による位相θの算出に用いる角周波数を調整する。これにより、例えば、送電線５のインピーダンスが大きい場合（言い換えると、第１の区間のリアクタンスＸと第２の区間のリアクタンスｎ・Ｘとの比ｎが大きい場合）にも、内部位相角δの増大を早期に検出することができ、脱調（同期外れ）を防止することができる。
【００９３】
以下、図１１を参照して、位置Ｄ１で検出した交流電圧Ｖa,b,c（端子電圧Ｖt）を利用して算出した内部位相角δに基づいて角周波数を調整する場合に起こり得る現象を説明する。図１１は、端子電圧に基づいて角周波数を調整する場合に起こり得る現象を説明する図である。
【００９４】
図１１の（ａ）には、位置Ｄ０の交流電圧Ｖvsgと位置Ｄ１の交流電圧Ｖtとの内部位相角δ１が所定の範囲内である場合の、位置Ｄ０の交流電圧Ｖvsg、位置Ｄ１の交流電圧Ｖt、及び位置Ｄ２の交流電圧Ｖsysの関係を示している。このように、位置Ｄ０の交流電圧Ｖvsgと位置Ｄ１の交流電圧Ｖtとの内部位相角δ１の絶対値がπ／４ラジアンよりも小さい場合でも、位置Ｄ０の交流電圧Ｖvsgと、位置Ｄ１よりも電力系統２０側となる位置Ｄ２の交流電圧Ｖsysとの内部位相角δ２がπ／４ラジアンに近い値となることがある。
【００９５】
また、リアクタンスの比ｎが大きい場合、例えば、図１１の（ｂ）及び（ｃ）のように、位置Ｄ１で検出した交流電圧Ｖt（Ｖa,b,c）に基づく内部位相角δ１の絶対値がπ／４ラジアンよりも小さいにもかかわらず、内部位相角δ２がπ／２ラジアン（＝９０度）を超過し、πラジアン（＝１８０度）に迫っていることがある。
【００９６】
すなわち、送電線５におけるリアクタンスの比ｎが大きい場合、位置Ｄ１で検出した交流電圧Ｖt（Ｖa,b,c）に基づく内部位相角δ１が所定の範囲内であるにもかかわらず、位置Ｄ１よりも電力系統２０に近い位置Ｄ２での内部位相角δ２は１８０度を超過し、脱調（同期外れ）が発生してしまうことがある。また、送電線５におけるリアクタンスの比ｎが大きい場合、位置Ｄ１で検出した交流電圧Ｖtの周波数と、位置Ｄ２で検出される交流電圧Ｖsysの周波数との乖離が大きくなる。このため、交流電圧Ｖtの周波数に基づいてインバータ装置３が出力する電力の周波数を制御する場合、インバータ装置３が出力する電力の周波数を電力系統２０の周波数に合わせることが難しい。
【００９７】
また、送電線５における位置Ｄ２のように、電力系統２０により近い位置で交流電圧を検出する場合、検出した交流電圧を制御装置１に伝送するための伝送路が長くなる。このため、例えば、伝送路における電圧降下や伝送ロス等により内部位相角δの算出精度が低下して適切な位相θを算出することが難しくなる。また、伝送路が長くなることにより、伝送路の設置やメンテナンスにかかるコストが増大する。
【００９８】
これに対し、本実施形態の制御装置１では、インバータ装置３の出力端に近い位置Ｄ１で検出した交流電圧Ｖtと、送電線５におけるリアクタンスの比ｎとに基づいて、位置Ｄ１よりも電力系統２０に近い位置Ｄ２の交流電圧Ｖsysを推定する。このため、例えば、発電設備内で交流電圧Ｖtを検出することにより、交流電圧Ｖtの電圧降下や伝送ロスを防ぐことができる。また、伝送路の長距離化を防ぐことができるため、伝送路の設置やメンテナンスにかかるコストの増大を抑えることができる。すなわち、本実施形態の制御装置１を含む発電設備は、第１の実施形態の制御装置１を含む発電設備と同等の構成でありながら、送電線５のインピーダンスが大きい場合の脱調（同期外れ）も防止することができる。
【００９９】
以下、図１２〜図１４を参照して、本実施形態の制御装置１によりインバータ装置３を制御した場合の作用効果について説明する。
【０１００】
図１２は、系統周波数の時間変化の第２の例を示す図である。図１３は、第１の実施形態に係る制御装置による制御を行った場合のシミュレーション結果の別の例を示す図である。図１４は、第３の実施形態に係る制御装置による制御を行った場合のシミュレーション結果の例を示す図である。
【０１０１】
本件発明者らは、コンピュータシミュレーションにより、第１の実施形態の制御装置１によりインバータ装置３を制御した場合の内部位相角δの時間変化と、本実施形態の制御装置１によりインバータ装置３を制御した場合の内部位相角δの時間変化とを調べた。
【０１０２】
なお、シミュレーションには、図８に示したような、１つの発電機（直流電源２）を含む発電設備が電力系統２０（無限大母線）に直結しているモデル（１機無限大母線系統）を使用した。発電機（直流電源２）は蓄電池とした。また、インバータ装置３の出力側のフィルタ部（平滑化リアクトル４）は機器容量ベースで５％のリアクタンスとし、位置Ｄ１よりも電力系統２０側の送電線模擬部１０は機器容量ベースで５０％のリアクタンスとした。
【０１０３】
また、シミュレーションでは、無限大母線を理想電圧源とし、系統周波数が図１２のグラフ４１に示した周波数比ωｓ／ω０のように時間変化をした場合の、内部位相角δの時間変化及び交流電圧Ｖa,b,cの時間変化等を算出した。周波数比ωｓ／ω０は電力系統２０の周波数ωｓと基準周波数ω０との比である。
【０１０４】
グラフ４１における時刻０秒から２．０秒までの周波数比ωｓ／ω０の時間変化は、図４のグラフ４０における時間変化と同じである。グラフ４１における時刻２．０秒から４．０秒までの期間は、時刻２．１秒までの０．１秒間で周波数比が１．０２から０．９９まで低下した後、０．９９を維持している。
【０１０５】
電力系統２０の周波数ωｓがグラフ４１に示したような時間変化をする場合に、第１の実施形態で説明した方法でインバータ装置３を制御するシミュレーションを行うと、図１３に示すような結果が得られた。なお、図１３には、位置Ｄ１で検出した交流電圧Ｖa,b,c及び位相θから内部位相角δを算出し、該内部位相角δが所定の範囲内（π／３ラジアン＝６０度）となるようにインバータ装置３を制御した場合のシミュレーション結果を示している。
【０１０６】
図１３には、４個のグラフ７１〜７４を示している。グラフ７１は、端子電圧の時間変化、すなわち電圧検出器６により検出される位置Ｄ１の交流電圧Ｖa,b,cの時間変化を示している。グラフ７２は、出力電流の時間変化、すなわち電流検出器７により検出される交流電流Ｉa,b,cの時間変化を示している。グラフ７３は、３つの周波数比ωｓ／ω０、（Δω＋ω０）／ω０、及びω／ω０の時間変化を示している。グラフ７３における周波数比ω／ω０は、系統周波数検出部１０２ｃにおいて交流電圧Ｖa,b,c（Ｖt）から検出した周波数ωについての周波数比である。そして、グラフ７４は、内部位相角δ（度）の時間変化を示している。なお、図１３のグラフ７１〜７４は、それぞれ、図１２のグラフ４１における時刻０秒から１秒までの期間のシミュレーション結果を省略している。
【０１０７】
グラフ７３に示すように、電力系統２０の周波数比ωｓ／ω０は、時刻１秒から１．２秒までの期間に１．００から１．０２に増加する。その後、電力系統２０の周波数比ωｓ／ω０は、時刻１．３秒から１．４秒までの期間に１．０２から１．００に戻るが、時刻１．５秒となったときに１．０２に上昇し、時刻２．０秒まで１．０２の状態が続く。しかしながら、電力系統２０の周波数比ωｓ／ω０の時間変化量がこの程度の比較的小さい変化量である場合、角周波数調整部１０２による角周波数の調整を行わなくても、第１の積分器１０１ｃから出力される角周波数調整値Δωは、電力系統２０の周波数ωｓの変化に追従する。このため、時刻１秒から２秒までの期間における内部位相角δの値は比較的小さな値で推移する。従って、時刻１秒から２秒までの期間における端子電圧Ｖa,b,cの位相とインバータ装置３が出力する交流電圧の位相θとの位相差（内部位相角δ）は、例えば、グラフ７４のように、６０度から−６０度までの範囲内で変化する。
【０１０８】
その後、グラフ７３に示すように、電力系統２０の周波数比ωｓ／ω０は、時刻２秒から２．１秒までの期間に著しく低下し、２．１秒から４秒までの間は一定の値となる。周波数比ωｓ／ω０は、時刻２秒から２．１秒までの０．１秒間で０．０３だけ低下している。すなわち、電力系統２０の基準周波数ω０が５０Ｈｚである場合、該電力系統２０の周波数ωｓは、時刻２秒から２．１秒までの０．１秒間で１．５Ｈｚ変化したことになる。このように、電力系統２０の周波数ωｓが急速に変化した場合、有効電力Ｐと出力目標との差分が大きくなり、該差分の時間積分である角周波数調整値Δωと、模擬する同期発電機における回転体の角周波数との差が大きくなる。これにより、グラフ７４のように、時刻２秒を過ぎると内部位相角δが急速に大きくなり、時刻ｔ１２（約２．２２秒）の時点で内部位相角δが６０度を超過する。このため、第１の実施形態の制御装置１では、時刻ｔ１２に角周波数調整部１０２が出力する出力セット信号ＳＳがオンになり、位相算出部１０１の第１の積分器１０１ｃが出力する角周波数調整値Δωは角周波数調整部１０２が出力したセット値出力ω―ω０となる。
【０１０９】
ところが、送電線５における第１の区間（位置Ｄ０から位置Ｄ１まで）のリアクタンスＸと第２の区間（位置Ｄ１から位置Ｄ２まで）のリアクタンスｎ・Ｘとの比ｎが大きい場合、位置Ｄ１における交流電圧Ｖa,b,c（Ｖt）と、位置Ｄ１よりも電力系統２０に近い位置Ｄ２における交流電圧Ｖsysとは、上記のように、周波数の乖離が大きくなる。すなわち、本シミュレーションのように、第１の区間（平滑化リアクトル４）のリアクタンスが機器容量ベースで５％であり、第２の区間（送電線模擬部１０）のリアクタンスが機器容量ベースで５０％である場合、位置Ｄ１における交流電圧Ｖa,b,c（Ｖt）と位置Ｄ２における交流電圧Ｖsysとの周波数の乖離が大きくなる。このため、時刻ｔ１２において角周波数調整値Δωを角周波数調整部１０２が出力したセット値出力ω―ω０に切り替えたとしても、グラフ７３のように、位相算出部１０１の第２の積分器１０１ｅに入力される周波数Δω＋ω０と、電力系統２０の周波数ωｓとの間にずれが生じる。よって、位相算出部１０１が算出するインバータ装置３の電力の位相θと電力系統２０の位相とにずれが生じ、内部位相角δの増大を抑えることができず、時刻ｔ１２以降も内部位相角δが増大し続ける。そして、時刻ｔ１３（約２．９７秒）において内部位相角δが１８０度を超過し、脱調（同期外れ）が発生した。
【０１１０】
時刻ｔ１３以降、内部位相角δは増大を続け、グラフ７４のように一度は絶対値が６０度以下になるが、時刻ｔ１４で、内部位相角δは再度６０度を超過する。このときも、第１の実施形態の制御装置１では内部位相角δの増大を抑制することができず、時刻ｔ１５に内部位相角δが１８０度を超過し、脱調（同期外れ）が発生した。
【０１１１】
このように、交流電圧Ｖa,b,c（Ｖt）を検出する位置Ｄ１よりも電力系統側のリアクタンスがインバータ装置３から位置Ｄ１までの区間のリアクタンスと比べて大きい場合、第１の実施形態の制御装置１では、内部位相角δの絶対値の増大を抑制することができず、脱調（同期外れ）が発生することがある。
【０１１２】
これに対し、本実施形態に係る制御装置１によりインバータ装置３を制御するシミュレーションを行うと、図１４に示すような結果が得られた。
【０１１３】
図１４には、４個のグラフ８１〜８４を示している。グラフ８１は、端子電圧の時間変化、すなわち電圧検出器６により検出される交流電圧Ｖa,b,cの時間変化を示している。グラフ８２は、出力電流の時間変化、すなわち電流検出器７により検出される交流電流Ｉa,b,cの時間変化を示している。グラフ８３は、３つの周波数比ωｓ／ω０、（Δω＋ω０）／ω０、及びω／ω０時間変化を示している。グラフ８３における周波数比ω／ω０は、推定した位置Ｄ２の交流電圧Ｖsysから検出した周波数ωについての周波数比である。そして、グラフ８４は、内部位相角δ（度）の時間変化を示している。なお、図１４のグラフ８１〜８４は、それぞれ、図１２のグラフ４１における時刻０秒から１秒までの期間のシミュレーション結果を省略している。
【０１１４】
本実施形態の制御装置１によりインバータ装置３を制御する場合も、上記のように、内部位相角δが所定の範囲内（｜δ｜≦６０度）であれば、第１の積分器１０１ｃから出力される角周波数調整値Δωは、有効電力Ｐと出力目標との差分を時間積分した値である。そして、図１４に示したグラフ８３及び８４における時刻１秒から２秒までの期間のように、電力系統２０の周波数ωｓの時間変化量が比較的小さく、かつ内部位相角δが所定の範囲内である場合、有効電力Ｐと出力目標との差分を時間積分した角周波数調整値Δωに基づいて算出される周波数Δω＋ω０は、周波数ωｓの変化に追従する。このため、時刻１秒から２秒までの期間における内部位相角δの値は、絶対値が６０度以下となる比較的小さな値で推移する。
【０１１５】
また、グラフ８３に示すように、電力系統２０の周波数比ωｓ／ω０は、時刻２秒から２．１秒の間で著しく低下し、以後、４秒まで一定の値となる。電力系統２０の周波数ωｓが急速に変化した場合、上記のように、有効電力Ｐと出力目標との差分が大きくなり、該差分の時間積分である角周波数調整値Δωと、模擬する同期発電機における回転体の角周波数との差が大きくなる。このため、図１３のシミュレーション結果と同様、時刻２秒を過ぎると内部位相角δが大きくなる。しかも、本実施形態の制御装置１は、交流電圧Ｖa,b,cを検出した位置Ｄ１よりも電力系統２０側となる位置Ｄ２の交流電圧Ｖsysの推定し、該交流電圧Ｖsysの位相と、位相算出部１０１が算出した位相θとの位相差を内部位相角δとして算出する。このため、本実施形態の制御装置１により算出する内部位相角δは、上記のように、第１の実施形態の制御装置１により算出する内部位相角δよりも速く増大する。このため、本実施形態の制御装置１では、図１３に示した時刻ｔ１２よりも前の時刻ｔ１１（約２．１７秒）に内部位相角δが６０度を超過する。従って、本実施形態の制御装置１は、時刻ｔ１１に、角周波数調整部１０２が出力する出力セット信号ＳＳがオンになり、位相算出部１０１の第１の積分器１０１ｃは、角周波数調整部１０２が出力したセット値出力ω−ω０を角周波数調整値Δωとして出力する。ここで、セット値出力ω−ω０における周波数ωは、交流電圧Ｖa,b,cを検出した位置Ｄ１よりも電力系統２０側となる位置Ｄ２の交流電圧Ｖsysの周波数であり、電力系統２０の周波数ωｓとの差が非常に小さい。このため、本実施形態の制御装置１では、セット値出力ω−ω０の時間積分により算出する位相θと、電力系統２０の電力の位相との差が小さくなり、インバータ装置３から出力する交流電圧Ｖvsgの周波数を電力系統２０の周波数ωｓに合わせやすい。よって、本実施形態の制御装置１では、グラフ８３及び８４のように、時刻ｔ１１以降の周波数Δω＋ω０が電力系統２０の周波数ωｓに追従し、内部位相角δは６０度を維持する。従って、本実施形態の制御装置１では、送電線５のインピーダンスが大きい場合でも、内部位相角δの増大による脱調（同期外れ）の発生を防ぐことができる。
【０１１６】
なお、図９の位相算出部１０１及び角周波数調整部１０２の構成は、それぞれ、本実施形態に係る位相算出部１０１及び角周波数調整部１０２の構成の一例に過ぎない。位相算出部１０１及び角周波数調整部１０２の構成は、本実施形態の要旨を逸脱しない範囲において適宜変更可能である。例えば、本実施形態の制御装置１における位相算出部１０１及び角周波数調整部１０２は、図１５のような構成であってもよい。
【０１１７】
図１５は、第３の実施形態に係る制御装置における発電機模擬部の別の構成例を示す図である。図１５の発電機模擬部１００における位相算出部１０１及び角周波数調整部１０２は、それぞれ、第２の実施形態で説明した位相算出部１０１及び角周波数調整部１０２と同様の構成となっている。すなわち、本実施形態の制御装置１における角周波数調整部１０２は、内部位相角算出部１０２ａと、第１のゲイン適用部１０２ｆと、調整量算出部１０２ｇと、第２のゲイン適用部１０２ｈとを含む構成であってもよい。この場合、角周波数調整部１０２は、遠方電圧推定部１０３により推定した位置Ｄ２の交流電圧Ｖsysと、位相算出部１０１により算出した位相θとの位相差（内部位相角）δに対し、所定のゲインａを適用した後、調整量算出部１０２ｇにより内部位相角δの大きさに応じた角周波数の調整量を算出する。その後、角周波数調整部１０２は、角周波数の調整量に対しゲインｂを適用して位相算出部１０１に出力する。
【０１１８】
図１５の発電機模擬部１００における位相算出部１０１は、有効電力計測部１０１ａと、減算器１０１ｂと、第１の積分器１０１ｃと、加算器１０１ｆと、第２の積分器１０１ｅとを含む。位相算出部１０１におけるこれらの構成要素は、それぞれ、第２の実施形態で説明した機能を持つ。
【０１１９】
また、図示は省略するが、発電機模擬部１００における位相算出部１０１及び角周波数調整部１０２は、それぞれ、図９及び図１５に示した構成に限らず、本実施形態の要旨を逸脱しない範囲において適宜変更可能である。
【０１２０】
更に、本実施形態に係る位相算出部１０１及び角周波数調整部１０２を含む制御装置１は、コンピュータと、該コンピュータに実行させるプログラムとにより実現することも可能である。
【０１２１】
また、本実施形態では、蓄電池を直流電源２とする発電設備におけるインバータ装置３の制御装置１を例に挙げたが、直流電源２は、これに限らず、太陽光パネル等の直流電力を発生させる発電機であってもよい。
【符号の説明】
【０１２２】
１  制御装置
２  直流電源
３  インバータ装置
４  平滑化リアクトル（フィルタ）
５  送電線
６  電圧検出器
７  電流検出器
１０  送電線模擬部
２０  電力系統
１００  発電機模擬部
１０１  位相算出部
１０１ａ  有効電力計測部
１０１ｂ，１０２ｄ  減算器
１０１ｃ  第１の積分器
１０１ｄ，１０１ｆ  加算器
１０１ｅ  第２の積分器
１０２  角周波数調整部
１０２ａ  内部位相角算出部
１０２ｂ  比較部
１０２ｃ  系統周波数検出部
１０２ｆ  第１のゲイン適用部
１０２ｇ  調整量算出部
１０２ｈ  第２のゲイン適用部
１０３  遠方電圧推定部
１１０  制御信号生成部
１１１  正弦波生成部
１１２  パルス幅変調部
１２０  出力目標設定部
１３０  基準周波数設定部
【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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【図１５】
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