JP2009027766A - 二重給電巻線型誘導発電機の電力変換装置 - Google Patents
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Abstract
【課題】系統連系風力発電システムにおいて、系統電圧瞬時低下が発生しても、二重給電巻線型誘導発電機を系統から解列させることなく、安定した運転動作が可能な二重給電巻線型誘導発電機の電力変換装置を提供する。
【解決手段】ステータの1次巻線が電力系統に接続され、ロータの2次巻線を励磁する二重給電巻線型誘導発電機13の該ロータの2次巻線を励磁する第1の電力変換器21と、前記第1の電力変換器の直流側に接続されたDCバス22と、前記DCバスと電力系統に接続された第2の電力変換器23と、前記DCバスに一端が接続された双方向チャージャ31と、前記双方向チャージャの他端に接続された電力蓄積装置30とを備え、電力系統の電圧が予め決められた許容範囲外となった時に、電力蓄積装置の電力を双方向チャージャおよび前記第1の電力変換器を介して前記ロータの2次巻線に供給し、前記電力系統の電圧の低下を補償する。
【選択図】図1
【解決手段】ステータの1次巻線が電力系統に接続され、ロータの2次巻線を励磁する二重給電巻線型誘導発電機13の該ロータの2次巻線を励磁する第1の電力変換器21と、前記第1の電力変換器の直流側に接続されたDCバス22と、前記DCバスと電力系統に接続された第2の電力変換器23と、前記DCバスに一端が接続された双方向チャージャ31と、前記双方向チャージャの他端に接続された電力蓄積装置30とを備え、電力系統の電圧が予め決められた許容範囲外となった時に、電力蓄積装置の電力を双方向チャージャおよび前記第1の電力変換器を介して前記ロータの2次巻線に供給し、前記電力系統の電圧の低下を補償する。
【選択図】図1
Description
本発明は、二重給電巻線型誘導発電機(Doubly Fed Induction Generator)を用いた発電システムに用いられる電力変換装置に係り、特に二重給電巻線型誘導発電機のロータの2次巻線に電流を供給する電力変換装置に関する。
風力、水力、海洋潮流などの自然エネルギーを利用した発電システムでは、風車または水車等に機械的に接続されたロータに永久磁石を備えた同期発電機が用いられる場合がある。同期発電機では、ステータの1次巻線から取り出される発電出力は風車等の回転周波数に対応した周波数となるので、発電機出力を直接電力系統に連系させることは不可能である。したがって、発電機の出力電力を一旦整流し、直流電力に変換し、さらに系統周波数(電力系統の電力の周波数)を有する交流電力にインバータ装置を用いて逆変換して、電力系統に連系させている。従って、同期発電機を用いた発電システムでは、同期発電機と同容量のインバータ装置が必要となり、同期発電機が大容量(例えば3MW)となる場合には、インバータ装置のコストが相当高くなり、発電システム全体としてのコストが上がるという問題がある。
他方で、風力発電システムでは、誘導発電機、特に1次巻線を備えたステータと2次巻線を備えたロータとを有する二重給電巻線型誘導発電機(DFIG)が使用される場合がある。この種の誘導発電機を用いた風力発電システムでは、ステータの1次巻線が電力系統に接続され、風車に連結されたロータの2次巻線には、ロータの回転周波数と系統周波数との差分の周波数の交流電流を供給し、この2次巻線を励磁することで、ステータの1次巻線から系統周波数の発電電力を取り出すことができる。これにより、誘導発電機の出力電力を直接電力系統に連系させることが可能である。そして、この風力発電システムでは、ロータの回転周波数と系統周波数との差分の周波数の電流をロータの2次巻線に供給するインバータが必要とされる。このインバータは、ロータの2次巻線へ電流を供給するためのものであるため比較的小容量で済み(例えば発電機容量の1/3〜1/4)、風力発電システム全体としてのコストが安価となるという利点がある。
なお、インバータの直流部の電圧を制御する電力変換器の制御装置として、特許文献1が知られている。
特開平11−18486号公報
風力発電システムを電力系統に連系させる場合に、電力系統の異常として、電力系統の電圧(以下、系統電圧という)が瞬時に低下する場合がある。このような場合にも、風力発電システムは、安定した運転を継続し、負荷に電力を供給することが要求される。同期発電機の場合には、発電電力は一旦整流して直流電力に変換し、さらに逆変換して電力系統に連系する交流電力を出力するので、系統電圧が瞬時に低下しても、その影響を受けることなく、運転の継続が可能である。
しかしながら、二重給電巻線型誘導発電機の場合には、ステータの1次巻線が電力系統に接続され、ロータの2次巻線にはインバータから励磁電流が供給されているため、系統電圧が瞬時に低下すると、1次巻線への印加電圧の振幅と位相が共に急激に変化するために、1次巻線の電流の振幅と位相が共に変化する。故に、ロータの2次巻線の誘起電圧も不安定な過渡状態になる。また、二重給電巻線型誘導発電機の従来の制御システムでは、系統電圧の変動補正を考慮せず出力制御を行うために、ロータの2次巻線に供給される電流の振幅および位相が激しく変化する。その結果、二重給電巻線型誘導発電機の1次巻線と2次巻線から取り出される発電出力が不安定となり、二重給電巻線型誘導発電機を電力系統から解列しなければならないという問題がある。
本発明は、上述した事情に鑑みて為されたもので、発電システムにおいて、系統電圧が瞬時に低下しても、二重給電巻線型誘導発電機を電力系統から解列させることなく、安定した運転の継続が可能な二重給電巻線型誘導発電機の電力変換装置を提供することを目的とする。
本発明は、電力系統に接続された1次巻線を備えるステータと、2次巻線を備えるロータとを有する二重給電巻線型誘導発電機の電力変換装置を提供するものである。この電力変換装置は、前記2次巻線に電流を供給する第1の電力変換器と、前記第1の電力変換器の直流側に接続されたDCバスと、前記DCバスと電力系統に接続された第2の電力変換器と、前記DCバスに一端が接続された双方向チャージャと、前記双方向チャージャの他端に接続された電力蓄積装置とを備え、前記電力系統の線間電圧と所定の目標値との偏差が予め決められた許容範囲外にある時は、前記電力蓄積装置の電力を前記双方向チャージャを介して前記DCバスに供給することを特徴とする。
本発明によれば、DCバスに接続された双方向チャージャと電力蓄積装置とを備えることで、電力系統が瞬時電圧低下した時に、電力蓄積装置の電力を双方向チャージャを介してDCバスに供給すると同時に、二重給電巻線型誘導発電機の出力電力を調整して出力電圧の低下を補償することができる。また、電力系統の電圧変動の影響を補償する電圧変動補正部を設けることで、電力系統の電圧が瞬時に低下してもこの影響を受けずに二重給電巻線型誘導発電機の安定した運転の継続が可能となる。したがって、二重給電巻線型誘導発電機の風力発電システム全体としてのコストが安価となるという利点を生かしつつ、系統電圧瞬時低下に対する安定性を高めることができる。
以下、本発明の実施形態について、添付図面に基づいて説明する。図1は本発明の第1実施形態の風力発電システムを示す。なお、各図中、同一の作用または機能を有する部材または要素には、同一の符号を付して説明する。
この風力発電システムにおいては、風車11が風力を受けて回転し、風車11の主軸11aの回転が増速器12により増速され、増速器12の出力軸12aに接続された二重給電巻線型誘導発電機13のロータ13aを回転させる。二重給電巻線型誘導発電機13のステータ13bは1次巻線を備えており、この1次巻線は、スイッチ14、トランス15、スイッチ16を介して電力系統17に接続される。ロータ13aは2次巻線を備えており、この2次巻線は、第1の電力変換器21、DCバス22、第2の電力変換器23、フィルタ24、スイッチ26、トランス15、スイッチ16を介して電力系統17に接続されている。DCバス22にはスイッチ27を介して双方向チャージャ31が接続され、双方向チャージャ31には電力蓄積装置(バッテリ)30が接続される。
すなわち、この風力発電システムは、ロータ13aの2次巻線に交流電流を供給して該2次巻線を励磁する第1の電力変換器21と、第1の電力変換器21の直流側に接続されたDCバス22と、DCバス22と電力系統17とに電気的に接続された第2の電力変換器23と、DCバス22に一端が接続され、他端が電力蓄積装置(バッテリ)30に接続された双方向チャージャ31とを含む電力変換装置(インバータ装置)を備える。ここで、第1の電力変換器21は、DCバス22からの直流電力を、ロータ13aの回転周波数と系統周波数(電力系統17から供給される電力の周波数)との差分の周波数の励磁電流に変換し、ロータ13aの2次巻線に該励磁電流を供給するインバータである。また、この第1の電力変換器21は、ロータ13aの回転周波数と系統周波数との差分の周波数の交流電力を直流電力に順変換する整流装置としても機能する。第2の電力変換器23は、DCバス22からの直流電力を系統周波数の交流電力に逆変換するインバータであるが、系統周波数の交流電力を直流電力に順変換する整流装置としても機能する。
電力系統17からロータ13aの2次巻線に励磁電流が供給される場合には、電力系統17からの交流電力が第2の電力変換器23で整流され、DCバス22に直流電力として蓄積され、その直流電力が第1の電力変換器21によりロータ13aの回転周波数と系統周波数との差分の周波数の交流電流に変換され、ロータ13aの2次巻線に供給される。一方、ロータ13aの2次巻線から発電電力が電力系統17に供給される場合には、ロータ13aの回転周波数と系統周波数との差分の周波数の交流電力が第1の電力変換器21で整流され、DCバス22に直流電力として蓄積され、その直流電力が第2の電力変換器23により系統周波数の交流電力に変換され、電力系統17に発電電力として供給される。
図2に示すように、ロータ13aの回転周波数が系統周波数よりも低い場合には、ロータ13aの2次巻線に電力系統17から系統周波数とロータ13aの回転周波数の差の周波数の電流が供給され、発電機13のロータ13aはいわばモータとして動作する。この場合、発電機13の総合出力はステータ13bの1次巻線の出力電力からロータ13aの2次巻線への供給電力を引いたものとなる。ロータ13aの回転周波数が系統周波数と等しくなった場合には、ロータ13aの2次巻線には周波数ゼロの電流(直流電流)が供給される。この時、ロータ13aは完全な電磁石となり、発電機13は同期運転状態となり、発電機13の総合出力はステータ13bの1次巻線からの出力電力のみとなる。ロータ13aの回転周波数が系統周波数よりも高い場合には、ロータ13aは発電機として動作し、ロータ13aの2次巻線から電力系統17に、ロータ13aの回転周波数と系統周波数の差の周波数の電流が供給され、発電機13の総合出力はステータ13bの1次巻線からの出力電力とロータ13aの2次巻線からの出力電力とを加えたものとなる。
しかしながら、電力系統17の異常として、系統電圧(電力系統17の電圧)が瞬時に低下する場合がある。このような系統電圧の瞬時低下が起こると、ステータ13bの1次巻線に印加される電圧が低下してしまい、これに伴いロータ13aの2次巻線の誘起電圧も変動し、従来のハードウェアの構成及び制御システムでは二重給電巻線型誘導発電機13の正常な発電電力の出力ができなくなってしまう。
そこで、この風力発電システムは、このような問題を回避するために、DCバス22に接続された双方向チャージャ31とバッテリである電力蓄積装置30とを備えている。すなわち、二重給電巻線型誘導発電機13のロータ13aの2次巻線を励磁するための小容量バックアップ装置(すなわち電力蓄積装置30)が予め設置されている。そして、系統電圧の瞬時低下が発生すると、電力蓄積装置30により双方向チャージャ31を介してDCバス22に系統電圧の瞬時低下を補うように電力を供給する。
系統電圧の瞬時低下時において、風速が低い場合、すなわち、ロータ13aの回転周波数が系統周波数よりも低い場合には、ロータ13aの回転速度に応じて電力蓄積装置30により提供される直流電力の一部は第1の電力変換器21を介してロータ13aに供給され、残りの電力は第2の電力変換器23、フィルタ24、スイッチ26、トランス15、スイッチ16を介して電力系統17に供給される。風速が高い場合、すなわち、ロータ13aの回転周波数が系統周波数より高い場合には、電力蓄積装置30により提供される直流電力は、ロータ13aへは供給されず、第2の電力変換器23、フィルタ24、スイッチ26、トランス15、スイッチ16を介して電力系統17に供給される。このように、電力蓄積装置30から供給される直流電力により、系統電圧が瞬時に低下してステータ13bの1次巻線の電圧が低下しても、二重給電巻線型誘導発電機13の出力電力を増加させることができる。したがって、二重給電巻線型誘導発電機13の発電電力を所定の値に維持することができ、安定した運転を継続することができる。
また、二重給電巻線型誘導発電機13を電力系統17から切り離した自立運転時に、電力蓄積装置30からDCバス22に直流電力を出力し、第1の電力変換器21はその直流電力によりロータ13aの2次巻線に励磁電流を供給し、その励磁動作によりステータ13bの1次巻線からの電力をスイッチ26、フィルタ24、第2の電力変換器23を介してDCバス22に直流電力を逆に供給することができる。これにより、風力発電システムは正常な発電動作を行うことができる。また、電力系統17からの電力供給が無くても二重給電巻線型誘導発電機13を起動させることができる。
次に、この風力発電システムの制御装置について説明する。この風力発電システムは、第1の電力変換器21,第2の電力変換器23,双方向チャージャ31を制御する制御装置33を備える。この制御装置33には、ステータ13bの1次巻線の相電圧Vs、DCバス22の直流電圧VDC、系統相電圧Vsys、系統電流isys、インバータ電流iinv、ロータ13aの2次巻線の電流iRが取り込まれる。そして、制御装置33からは、第1の電力変換器21のドライブ信号Sa、第2の電力変換器23のドライブ信号Sb、双方向チャージャ31のドライブ信号Scなどが出力され、また、各種スイッチの開閉信号、双方向チャージャ31の動作開始/停止信号などが出力される。
制御装置33は、上述U,V,W相を有する系統相電圧Vsys(即ちVsu,Vsv,Vsw)に3相−2相変換を行う。すなわち、3相の系統相電圧Vsysをαβ静止座標上に表すことで2相の系統電圧に変換する。そして、図5に示すように、αβ静止座標上の系統電圧の位相角度θsを求める。さらに、αβ静止座標上の系統電圧をdq回転座標上に表すことで、d軸電圧Vsdとq軸電圧Vsqとを求める。このようにして、図6(a)に示すように、系統電圧ベクトル↑Vsysはd軸電圧Vsdとq軸電圧Vsqに変換される。そして、系統電圧のPLL(Phase Locked Loop)プロセスを構築する際に、回転座標系のq軸を系統電圧ベクトル↑Vsysに合わせるようにする。これにより、系統電圧ベクトル↑Vsysとロータ励磁電流のdq回転座標上における関係は、図6(b)に示す通りになる。従って、PLLプロセスが正常に動作する時に、Vsqは系統線間電圧の実効値即ち系統相電圧の31/2倍に相当することが分かる。
第1の電力変換器21は、上述したように系統周波数とロータ13aの回転周波数の差の周波数の励磁電流をロータ13aの2次巻線に供給する。二重給電巻線型誘導発電機13は有効電力Pおよび無効電力Qを発生し、これらを電力系統17に出力する。
図3は、有効電力指令値の制御ブロックを示す。図3に示すように、制御装置33は、有効電力指令値P*を発生する有効電力指令発生部43,44を備えている。この制御装置33は、系統電圧の大きさに応じて値の異なる有効電力指令値P*を出力する。より具体的には、図3に示すように、系統電圧のq軸電圧の目標値Vsq*と実際の系統電圧のq軸電圧Vsqとを比較部41で比較し、偏差εvを算出する。そして、偏差εvが許容範囲内であるか許容範囲外であるかを判断部42で判断する。判断部42は、例えば目標値Vsq*に対して実際のq軸電圧Vsqが±15〜20%以内にあるか否かを判定する。偏差εvが許容範囲内であれば、有効電力指令発生部44の出力発生器44aは、後述するように、ロータ13aの回転速度に応じて変化する予め設定されたP* Normを有効電力指令値P*として出力する。一方、偏差εvが許容範囲外であれば、判断部42は電圧異常と判断し、スイッチ16を開いて電力系統17と図3に示していない負荷とを切り離し、偏差εvがゼロとなるようにPI制御部43aはPI制御を行い、リミッタ43bを介してP* Emgを有効電力指令値P*として出力する。
図4は、無効電力指令値の制御ブロックを示す。図4に示すように、制御装置33は、無効電力指令値Q*を発生する無効電力指令発生部45,46を備えている。無効電力指令発生部45,46は、上述した有効電力指令発生部43,44と同様に、互いに異なる無効電力指令値をそれぞれ出力する。具体的には、系統電圧のq軸電圧の目標値Vsq*と実際の系統電圧のq軸電圧Vsqを比較部41aで比較し、偏差εvを算出する、そして、判断部42aは、偏差εvが予め決められた許容範囲内にあるか否かを判定する。偏差εvが許容範囲内であれば、図示しない上位システムから通信手段を介して送られた力率設定値や図示しない入力手段になどを介して設定された力率設定値であるQ* normを無効電力指令値Q*として設定器46aから出力する。一方、偏差εvが許容範囲外であれば、判断部42aは系統電圧の瞬時低下などの異常が起きたと判断し、スイッチ16を開いて受電点で電力系統17と負荷とを切り離す。そして、風力発電システムに接続されている負荷に二重給電巻線型誘導発電機13から無効電力を提供するため、演算部45aは、二重給電巻線型誘導発電機13の実際の無効電力Qの平均値であるQ* Emgを無効電力指令値Q*として出力する。
なお、目標値Vsq*は予め設定された系統電圧のq軸電圧の目標値であり、実際のq軸電圧Vsqは前述のように、U,V,W相の系統相電圧から図5に示す3相−2相変換およびαβ座標系からdq座標系への座標変換により求められる。従って、PLLが正常に動作するときの系統線間電圧の大きさはVsqであるので、このVsqを制御ブロックに導入することにより、二重給電巻線型誘導発電機13の出力電力が系統電圧の変動に影響されないようにすることができる。
図7は、有効電力Pを出力するための第1の電力変換器21のq軸変調率指令値α*rqの出力制御ブロックを示す。有効電力指令値P*は、発電機13の実際の有効電力Pと比較部51により比較され、その差がゼロとなるようにPI演算部52にてPI演算される。なお、実際の有効電力Pは系統相電圧Vsys及び系統相電流Isysより演算で求められる。演算部53では、PI演算部52の出力と−1/Vsqとが乗算される。さらにリミッタ54により演算部53の出力が制限され、ロータ13aのq軸出力電流指令値i*rqが出力される。そして、比較部55によりロータ13aの実際のq軸出力電流irqと電流指令値i*rqとが比較され、その差をゼロとするためのPI演算がPI演算部56により行われる。
PI演算部56の出力は、d/q干渉補正部57により補正され、さらに電圧変動補正部58により補正され、リミッタ59により出力が制限され、ロータ13aのq軸電圧指令値V*rqが得られる。さらに、V*rqは、電圧値を変調率に換算するための換算係数(予め決められた設定値)kを乗算器60で乗算される。これにより、第1の電力変換器21のq軸変調率指令値α*rqを求めることができる。
なお、Vsqは系統電圧のq軸電圧であり、i*rqはロータ13aのq軸出力電流指令値であり、irqはロータ13aの実際のq軸出力電流値であり、irdはロータ13aの実際のd軸出力電流値である。これらの値は、図9に示すように、各相電流irU,irV,irWから3相−2相変換およびαβ−dq座標変換により求められる。また、ωnは同期回転角周波数(=2πf(系統周波数))である。
sは二重給電巻線型誘導発電機13のすべり値であり、以下の式で表される。
s=(ωn−ωr)/ωn
但し、ωr:ロータ13aの角周波数(角速度)である。
なお、図7において、σは二重給電巻線型誘導発電機13の総合漏れ磁束係数(発電機13の定数)であり、σSはステータ13bの漏れ磁束係数(発電機13の定数)であり、Lrはロータ13aのインダクタンス(発電機13の定数)であり、kは電圧値を変調率に換算するための換算係数(インバータの定数)であり、kiはステータ13bの1次巻線とロータ13aの2次巻線との巻数比である。
s=(ωn−ωr)/ωn
但し、ωr:ロータ13aの角周波数(角速度)である。
なお、図7において、σは二重給電巻線型誘導発電機13の総合漏れ磁束係数(発電機13の定数)であり、σSはステータ13bの漏れ磁束係数(発電機13の定数)であり、Lrはロータ13aのインダクタンス(発電機13の定数)であり、kは電圧値を変調率に換算するための換算係数(インバータの定数)であり、kiはステータ13bの1次巻線とロータ13aの2次巻線との巻数比である。
図7に示した有効電力Pの出力制御ブロックは、ステ―タ13bの有効電力と関係するロータ13aのq軸電流を制御することで、二重給電巻線型誘導発電機13の有効電力Pの制御を行う。二重給電巻線型誘導発電機13の原理上、ロータ13aの2次巻線に印加したq軸電圧Vrqの大きさとd軸電流irdの大きさ(d/q干渉)と、系統電圧のq軸電圧Vsqとすべりsの乗算により、ロータ13aのq軸電流irqが決定される。従って、系統電圧のq軸電圧Vsqとすべりsの乗算の大きさの変動を補償しないと、系統電圧の瞬時低下など大きな変動があったときには、q軸電流irqを指令値の通りに制御することができない。また、d/q干渉分としてロータ13aのd軸電流irdの変動分を補償しないと、q軸電流irqはd軸電流irdの変動により影響を受けてしまう。
図8は、無効電力Qを出力するための第1の電力変換器21のd軸変調率指令値α*rdの出力制御ブロックを示す。無効電力指令値Q*は、発電機13の実際の無効電力Qと比較部51aにより比較され、その差をゼロとするためのPI演算がPI演算部52aにて行われる。なお、実際の無効電力Qは系統相電圧Vsys及び系統相電流Isysより演算で求められる。演算部53aでは、PI演算部52aの出力と−1/Vsqとが乗算され、ステータ13bのd軸出力電流指令値i*sdが求められる。電圧変動補正部61は、系統電圧Vsqから励磁電流imsを算出し、比較部61aでd軸出力電流指令値i*sdと励磁電流imsとの差分が算出される。乗算器62では、ステータ13bの1次巻線とロータ13aの2次巻線との巻数比kiの負数−kiと、比較部61aの出力とが乗算される。乗算器62の出力はリミッタ63により制限され、ロータ13aのd軸出力電流指令値i*rdが得られる。そして、d軸出力電流指令値i*rdと実際のd軸出力電流irdとが比較部64で比較され、その差分をゼロとするためのPI演算がPI演算部65で行われる。PI演算部65の出力とd/q干渉補正部67の出力は比較部66で比較され、その出力がリミッタ68で制限され、ロータ13aのd軸出力電圧指令値V*rdとして出力される。そして、V*rdは換算係数kと演算部69で乗算され、これにより第1の電力変換器21のd軸変調率指令値α*rdが求められる。
ここで、図8において、
Vsqは実際の系統電圧のq軸電圧であり、
i*sdはステータ13bのd軸出力電流指令値であり、
i*rdはロータ13aのd軸出力電流指令値であり、
irdはロータ13aの実際のd軸出力電流値であり、
irqはロータ13aの実際のq軸出力電流値であり、
ωnは同期回転角周波数であり、
sは二重給電巻線型誘導発電機13のすべり値であり、
Lhsはステータ13bの自己インダクタンスであり、
Lrはロータ13aのインダクタンスであり、
σは二重給電巻線型誘導発電機13の総合漏れ磁束係数であり、
kは電圧値から変調率への換算係数であり、
kiはステータ13bの1次巻線とロータ13aの2次巻線との巻数比である。
Vsqは実際の系統電圧のq軸電圧であり、
i*sdはステータ13bのd軸出力電流指令値であり、
i*rdはロータ13aのd軸出力電流指令値であり、
irdはロータ13aの実際のd軸出力電流値であり、
irqはロータ13aの実際のq軸出力電流値であり、
ωnは同期回転角周波数であり、
sは二重給電巻線型誘導発電機13のすべり値であり、
Lhsはステータ13bの自己インダクタンスであり、
Lrはロータ13aのインダクタンスであり、
σは二重給電巻線型誘導発電機13の総合漏れ磁束係数であり、
kは電圧値から変調率への換算係数であり、
kiはステータ13bの1次巻線とロータ13aの2次巻線との巻数比である。
図11に示すように、q軸変調率指令値α*rqとd軸変調率指令値α*rdから、dq回転座標系からαβ静止座標系への座標変換および2相−3相変換を経て、第1の電力変換器(インバータ)21への指令値α* rU,α* rV,α* rWが求められる。dq回転座標系からαβ静止座標系への座標変換は、αβ静止座標系での系統電圧の位相角度θs及び図示しない位置センサにより検出されたロータ13aの電気位相角度θrの角度差を用いて行われる。
図12は、双方向チャージャ31を制御する制御装置33の制御ブロックを示す。この実施形態では、双方向チャージャ31を制御するために3つの制御モードが設けられており、制御モード1、制御モード2、制御モード3の順で予め優先順位が決められている。制御モード1は、系統電圧の瞬時低下時或は瞬時過電圧時の動作を制御するモードである。系統電圧の瞬時低下により系統電圧のq軸電圧目標値Vsq*と実際のq軸電圧Vsqの差が許容範囲を超えた場合、電力蓄積装置30からバックアップ運転を継続するように、双方向チャージャ31が動作する。すなわち、この制御モード1の系統電圧の瞬時低下時には、電力蓄積装置30から直流電力がDCバス22を介して第1の電力変換器21に供給され、第1の電力変換器21からロータ13aへの出力電流が強められる。したがって、二重給電巻線型誘導発電機13の電力出力が増大し、負荷に掛かっている電圧、つまり系統電圧の低下が補償される。
また、系統電圧の瞬時過電圧により系統電圧のq軸電圧目標値Vsq*と実際のq軸電圧Vsqの差が許容範囲を超えた場合、電圧偏差εvがゼロとなるように、PI制御部43aはPI制御を行い、系統電圧の瞬時過電圧を抑えるように、減小した電力指令値P* Emgを有効電力指令値P*として出力する。第1の電力変換器21は、その有効電力指令値P*により、図7に示した制御ロジックに従って、二重給電巻線型誘導発電機13の電力出力を減少するように動作する。すなわち、この制御モード1の系統電圧の瞬時過電圧時には、双方向チャージャ31からの電力供給を行わず、第2の電力変換器23からの直流電力がDCバス22を介して第1の電力変換器21に供給され、第1の電力変換器21からロータ13aへの出力電流が、二重給電巻線型誘導発電機13の電力出力を減少方向に動かして、負荷に掛かっている電圧、つまり系統電圧の瞬時過電圧を補償する。なお、風車11は、羽根車の負荷である二重給電巻線型誘導発電機13の発電電力が絞られても、過回転にならないように、羽根の角度を調整する手段を備えている。
制御モード2は、系統電圧のq軸電圧目標値Vsq*と実際のq軸電圧Vsqの差が許容範囲内にあり、且つ、図示しない入力手段により設定された電力変動抑制制御部の有効/無効を表すsign_Compの設定が“有効”(電力変動抑制制御を行う)である場合に動作する。すなわち、制御モード2では、長い時間帯で発電機13の出力電力の平均値Pavを演算部が算出し、その平均値Pavと系統相電圧Vsys及び系統相電流Isysから算出された発電機13の実際の有効電力(瞬時値)Pとを比較し、その偏差ΔPがゼロになるような充放電指令値Pcompを演算部が演算する。すなわち、この制御モード2では、発電機13の有効電力Pが平均値Pavよりも高い時には電力蓄積装置30に充電するように双方向チャージャ31に指令を出し、発電機13の有効電力Pが平均値Pavよりも低い時には電力蓄積装置30から放電するように双方向チャージャ31に指令を出し、発電機13の出力電力を平均化させる。
制御モード3は、系統電圧のq軸電圧目標値Vsq*と実際のq軸電圧Vsqの差が許容値を超えておらず、且つ、図示しない入力手段等により設定された電力変動抑制制御部の有効/無効を表すsign_Compの設定が“無効”(電力変動抑制制御を行わない)である場合に動作する。図12に示す充電制御部は、現在のロータ13aの回転速度と予め設定された充電可速度とを比較する。そして、現在のロータ13aの回転速度が充電可速度より高い場合、充放電指令部の出力制限部は、正常運転時における発電機13の出力電力及び電力蓄積装置30及び双方向チャージャ31の利用可能な最大電力値を超えないように、充電指令値Pcompを制限する。そして、出力制限部は、電力蓄積装置30が充電(チャージ)を行うように双方向チャージャ31に出力指令値P* CHGと動作開始指令を与える。双方向チャージャ31は、電力蓄積装置30の電圧、電流などの情報に基づき、充電電力が充電指令値Pcompを超えないようにDCバス22から電力蓄積装置30を充電する。電力蓄積装置30の電力が定格値又は予め定められた値より高い場合、または故障などの原因で充電できない場合は、充電動作を停止し、双方向チャージャ31の状態信号sign_Staを用いて、充放電指令部に自身の情報を伝える。なお、充電可速度は、カットイン速度より高い回転速度であり、電力蓄積装置30へチャージ可能な回転速度である。また、カットイン速度とは、二重給電巻線型誘導発電機13で発電が行われるときのロータ13aの最低回転速度である。
図13は、ロータの回転速度と発電機の出力電力指令値(有効電力指令値)との関係を示す図である。系統電圧が正常時には、発電機13の有効電力指令値P*は、風車11の羽根車が最大トルクを得られるように、図13の実線で示すような、ロータ13aの回転速度と発電機13の有効電力指令値との関係を示す、予め定められた曲線から決定される。一方、系統電圧が急に減少したときは、制御装置33は系統電圧の減少を検知して、発電機13の有効電力指令値P*を図3に示すP* Emgに応じて上昇させる(図13の緊急時電力指令を参照)。その結果、発電機13の出力は強制的に上げられ、電力系統の電圧を維持する動きになる。しかし、その場合に、風力エネルギーと発電機13の出力は必ずバランスを取れる保証がなくなり、大体の場合には発電機13の出力はその時の風力エネルギーより大きくなる。そのために、風車11の羽根車は減速し始め、羽根車に蓄積している回転エネルギーが放出されることになる。上述の方法によれば、風車11の羽根車に蓄積されている回転エネルギーは意図的に積極的に利用することができる。そして、電力蓄積装置30に蓄積されているエネルギーをDCバス22に注入することにより、風車11の羽根車の負担を緩和させることができる。
電力系統が正常に戻った時に、系統電圧のq軸電圧Vsqが正常レベルであり、且つ二重給電巻線型誘導発電機13の回転速度が予め決められたカットイン速度より遥かに高いという二つ条件を満足すると、制御装置33は電力蓄積装置30を充電するように動作させる。これにより、電力蓄積装置30のエネルギーは常に待機状態になる。
図13の黒丸で示す正常運転時の動作点における回転速度では、図13に示すAの部分が風力エネルギーに依存し、Bの部分が電力蓄積装置出力に依存し、Cの部分が羽根車の運動エネルギーに依存する部分であり、羽根車の運動エネルギーの消耗に伴い、回転速度は低下する。第1の電力変換器21は、風車の場合に、風力以外に更に羽根車に蓄積している回転エネルギーを積極的に利用し、極力系統電圧を維持するように動作する。このような動作により、二重給電巻線型誘導発電機13の動きをできる限り、電磁石を持つ同期発電機の動作に近づけることができる。
次に、図1を参照して、この風力発電システムの動作について説明する。まず、系統連系運転の起動時の動作について説明する。
初期状態は、スイッチは全てオフとなっている。そして、上位機から運転開始指令が来る。制御装置33は起動条件チェック(回転速度>カットイン速度などのチェック)を行い、スイッチ16(SW_Main)をオンする。そして、スイッチ19(SW_Pre)をオンすることで、DCバス22の電圧VDCは、プレチャージ回路25にて整流された電圧まで上昇する。このプレチャージ回路25は、整流ダイオードブリッジ回路を有しており、入力された交流電圧を整流し、線間交流電圧の約1.4倍の直流電圧を出力し、突入電流緩和用の抵抗を通して、DCバス22に配置されているコンデンサに充電するものである。そして、スイッチ26(SW_GC)をオンし、スイッチ19(SW_Pre)をオフし、第2の電力変換器(系統連系インバータ)23のスイッチング動作を開始する。これにより、DCバス(リンク)22の電圧VDCは定格電圧まで上昇する。そして、第1の電力変換器(ロータ励磁インバータ)21のスイッチング動作を開始する。これにより、二重給電巻線型誘導発電機13のロータ13aが励磁される。第1の電力変換器21のスイッチング動作を調整することにより、ステータ13bの相電圧Vsと系統相電圧Vsysの位相、周波数、電圧の大きさを合わせる。そして、スイッチ14(SW_S)をオンすることで、二重給電巻線型誘導発電機13は電力系統17と連系される。さらに、有効電力指令値を調整して図13の実線で表される曲線上の値に一致させる。これにより、発電電力が電力系統17に送出される。
初期状態は、スイッチは全てオフとなっている。そして、上位機から運転開始指令が来る。制御装置33は起動条件チェック(回転速度>カットイン速度などのチェック)を行い、スイッチ16(SW_Main)をオンする。そして、スイッチ19(SW_Pre)をオンすることで、DCバス22の電圧VDCは、プレチャージ回路25にて整流された電圧まで上昇する。このプレチャージ回路25は、整流ダイオードブリッジ回路を有しており、入力された交流電圧を整流し、線間交流電圧の約1.4倍の直流電圧を出力し、突入電流緩和用の抵抗を通して、DCバス22に配置されているコンデンサに充電するものである。そして、スイッチ26(SW_GC)をオンし、スイッチ19(SW_Pre)をオフし、第2の電力変換器(系統連系インバータ)23のスイッチング動作を開始する。これにより、DCバス(リンク)22の電圧VDCは定格電圧まで上昇する。そして、第1の電力変換器(ロータ励磁インバータ)21のスイッチング動作を開始する。これにより、二重給電巻線型誘導発電機13のロータ13aが励磁される。第1の電力変換器21のスイッチング動作を調整することにより、ステータ13bの相電圧Vsと系統相電圧Vsysの位相、周波数、電圧の大きさを合わせる。そして、スイッチ14(SW_S)をオンすることで、二重給電巻線型誘導発電機13は電力系統17と連系される。さらに、有効電力指令値を調整して図13の実線で表される曲線上の値に一致させる。これにより、発電電力が電力系統17に送出される。
次に、自立運転の起動時の動作について説明する。初期状態は、スイッチは全てオフとなっている。そして、図示しないスイッチ等による運転開始操作による運転開始信号あるいは上位機からの通信等による運転開始指令に応じて、制御装置33は起動条件チェック(回転速度>カットイン速度などのチェック)を行い、スイッチ27(SW_CHG)をオンし、DCバス22の電圧VDCは定格電圧まで上昇する。そして、スイッチ26(SW_GC)をオンし、スイッチ14(SW_S)をオンし、第1の電力変換器21のスイッチング動作を開始する。これにより、二重給電巻線型誘導発電機13のロータ13aが励磁される。第1の電力変換器21のスイッチング動作を調整することにより、ステータ13bの相電圧Vsの周波数、電圧の大きさを予め設定された系統相電圧(定格値)と合わせる。そして、ステータ13bの相電圧の位相、周波数、電圧を電圧センサで検知して、第2の電力変換器23のスイッチング動作を開始し、系統連系動作を行う。そして、双方向チャージャ31の動作を停止し、スイッチ27(SW_CHG)をオフする。さらに、スイッチ16(SW_Main)をオンする。制御装置33は、系統電圧のq軸電圧Vsqを読み込み、自立運転時の有効電力Pおよび無効電力Qの指令値のP*,Q*を調整する。
次に、停電時(瞬時電圧低下時)の動作について説明する。
まず、制御装置33は系統電圧のq軸電圧Vsqを読み込む。そして、定常(目標)電圧値Vsq*とq軸電圧Vsqとを比較する。その偏差が電圧ヒステリシス値の範囲内(すなわち許容範囲内)である場合、系統電圧が正常であると判断する。そして、予め用意された回転速度―有効電力指令値のテーブル(図13参照)に基づき、有効電力指令値P*を決定する。また、無効電力指令値Q*は上位機により決定される。そして、有効電力指令値P*および無効電力指令値Q*に基づき、発電機13は電力発電を行う。一方、系統電圧のq軸電圧Vsqと定常(目標)電圧値Vsq*との偏差が電圧ヒステリシス値の範囲外(すなわち許容範囲外)である場合は、有効電力指令発生部43が有効電力指令値P*としてP* Emgを発生し(図3参照)、また、無効電力指令発生部45が無効電力指令値Q*としてQ* Emgを発生する(図4参照)。そして、これらの有効電力指令値P* Emgおよび無効電力指令値Q* Emgに基づき、発電機13は電力発電を行う。
まず、制御装置33は系統電圧のq軸電圧Vsqを読み込む。そして、定常(目標)電圧値Vsq*とq軸電圧Vsqとを比較する。その偏差が電圧ヒステリシス値の範囲内(すなわち許容範囲内)である場合、系統電圧が正常であると判断する。そして、予め用意された回転速度―有効電力指令値のテーブル(図13参照)に基づき、有効電力指令値P*を決定する。また、無効電力指令値Q*は上位機により決定される。そして、有効電力指令値P*および無効電力指令値Q*に基づき、発電機13は電力発電を行う。一方、系統電圧のq軸電圧Vsqと定常(目標)電圧値Vsq*との偏差が電圧ヒステリシス値の範囲外(すなわち許容範囲外)である場合は、有効電力指令発生部43が有効電力指令値P*としてP* Emgを発生し(図3参照)、また、無効電力指令発生部45が無効電力指令値Q*としてQ* Emgを発生する(図4参照)。そして、これらの有効電力指令値P* Emgおよび無効電力指令値Q* Emgに基づき、発電機13は電力発電を行う。
双方向チャージャ31の制御ブロックでは、まず、電圧制御部は、系統電圧の目標値Vsq*とq軸電圧Vsqとの偏差εVが許容範囲外であったとき、電圧信号sign_Vを電圧不安定信号として充放電指令部に与える。同時に、電力変動抑制機能有効信号sign_Compを無効にする。また、電圧制御部は、偏差εVを充放電指令部のPI演算部に与える。PI演算部は偏差εVをゼロとするための有効電力指令値P*をPI演算により演算する。充放電指令部の優先順位判断部は、有効電力指令値P*を優先すべきと判断し、有効電力指令値P*を出力制限部に出力する。出力制限部は電力蓄積装置30及び双方向チャージャ31の最大電力値を超えないように有効電力指令値P*を制限して、双方向チャージャ31に出力指令値P* CHGと動作開始指令とを与える。双方向チャージャ31は、出力指令値P* CHGに従い、電力蓄積装置30に電力を出力させる。
次に、定常時における電力蓄積装置へのチャージと風力の変動補正の切替動作について説明する。双方向チャージャ31の制御ブロック図(図12参照)に示すように、電圧制御部は、電圧信号sign_Vを電圧安定信号として充放電指令部の優先順位判断部に出力する。充電制御部は、現在のロータ13aの回転速度と予め設定された充電可速度とを比較し、現在の回転速度が充電可速度より高い場合は、充電可否信号sign_CHGを充電可信号として充放電指令部の優先順位判断部に出力する。電力変動抑制機能sign_Compが無効の場合に、優先順位判断部は、充電可、電力変動抑制機能無効との情報に基づき、電力蓄積装置30へチャージできると判断し、電力値Pmin(=−Pmax)を出力制限部に出力する。出力制限部は電力蓄積装置30及び双方向チャージャ31の最大電力値を超えないように、電力指令値P*を制限して、双方向チャージャ31に出力指令値P* CHGと動作開始指令を与える。双方向チャージャ31は電力蓄積装置30の電圧および電流を見て、チャージャとして電力蓄積装置30へチャージ動作を開始する。以降、この動作をチャージ条件が成立できなくなるまで繰り返す。
一方、現在のロータ13aの回転速度が充電可速度より低い場合は、充電制御部は、充電可否信号として充電不可信号を出力する。。電力変動抑制制御部は、長い時間帯で発電機13の出力電力の平均値Pavを算出し、その平均値Pavと現在の発電機13の出力電力の瞬間値とを比較し、偏差ΔPを得る。電力変動抑制制御部の演算部は、偏差ΔPを用いて、予測制御などの演算を行い、充放電指令値Pcompを出力する。優先順位判断部は充電不可信号に基づき、制御モード2を優先させるべきと判断し、充放電指令値Pcompを出力制限部に出力する。出力制限部は、電力蓄積装置30及び双方向チャージャ31の最大電力値を超えないように充放電指令値Pcompを制限して出力指令値P* CHGを求める。そして、出力制限部は双方向チャージャ31に出力指令値P* CHGと動作開始指令を与える。
図14は、本発明の第2実施形態の風力発電システムを示す。この実施形態の基本的な構成は第1実施形態と変わらないが、双方向チャージャ31aは第2の電力変換器23と電力系統17との間を結ぶ電気経路に接続されている。双方向チャージャ31aは、図15に示すように、双方向DC/DCコンバータと系統連系インバータとから構成され、電力蓄積装置30に貯留された直流電力を交流電力に変換して第2の電力変換器23に供給するか、或いは、第2の電力変換器23からの交流電力を系統連系インバータにより整流して直流電力に変換し、双方向DC/DCコンバータを介して電力蓄積装置30にチャージする。双方向DC/DCコンバータは、図16に示す回路構成のものを用いることが好ましい。電力蓄積装置30は蓄電池または電気二重層コンデンサを用いることが好ましい。
このシステムにおける自立運転の起動時の動作について説明する。初期状態では、スイッチは全てオフとなっている。そして、図示しないスイッチ等による運転開始操作による運転開始信号あるいは上位機から通信等による運転開始指令に応じて制御装置33は起動条件チェック(回転速度>カットイン速度などのチェック)を行い、スイッチ27(SW_CHG)をオンし、双方向チャージャ31aは予め設定された系統相電圧(定格電圧)の交流電力を出力する。そして、スイッチ19(SW_Pre)をオンすることで、DCバス22の電圧VDCはプレチャージ回路25にて整流された電圧まで上昇する。次に、スイッチ26(SW_GC)をオンし、スイッチ19(SW_Pre)をオフする。そして、第2の電力変換器23がスイッチング動作を開始し、DCバス電圧VDCは定格電圧まで上昇する。第1の電力変換器(ロータ励磁インバータ)21はスイッチング動作を開始する。これにより、二重給電巻線型誘導発電機13のロータ13aが励磁される。第1の電力変換器21のスイッチング動作を調整することにより、ステータ13bの相電圧Vsと双方向チャージャ31aの出力相電圧の位相、周波数、電圧の大きさを合わせる。そして、スイッチ14(SW_S)をオンすることで、二重給電巻線型誘導発電機13と双方向チャージャ31aと連系する。そして、そして、双方向チャージャ31の動作を停止し、スイッチ27(SW_CHG)をオフする。そして、スイッチ16(SW_Main)をオンし、系統電圧のq軸電圧Vsqを読み込み、自立運転時の有効電力Pおよび無効電力Qの指令値P*,Q*を調整し負荷に電力を供給する。
また、これまで述べた各実施形態において、系統線間電圧の瞬時実効値をVsqとしているが、U,V,W相の系統相電圧Vsu,Vsv,Vswから図5に示す3相−2相変換を行い、αβ静止座標系における電圧VαとVβを求めて、更に次の演算式で、系統線間電圧の実効値を求める。
更に、その値をこれまで述べた説明のVsqに代えて使っても良い。
また、上式のkRMSは、系統相電圧Vsysからの系統線間電圧実効値へ換算する係数である。その数値は、座標変換時、次式を使用する場合、kRMS =1である。
更に、その値をこれまで述べた説明のVsqに代えて使っても良い。
また、上式のkRMSは、系統相電圧Vsysからの系統線間電圧実効値へ換算する係数である。その数値は、座標変換時、次式を使用する場合、kRMS =1である。
これまで本発明の一実施形態について説明したが、本発明は上述の実施形態に限定されず、その技術的思想の範囲内において種々異なる形態にて実施されてよいことは言うまでもない。
11 風車
11a 主軸
12 増速器
12a 出力軸
13 二重給電巻線型誘導発電機
13a ロータ
13b ステータ
14,16,19,26,27 スイッチ
15 トランス
17 電力系統
21 第1の電力変換器
22 DCバス
23 第2の電力変換器
24 LCフィルタ
25 プレチャージ回路
30 電力蓄積装置
31,31a 双方向チャージャ
33 制御装置
41,41a 比較部
42 判断部
42a 判断部(電圧ヒステリシス比較部)
43,44 有効電力指令発生部
43a PI制御部
43b リミッタ
44a 出力発生器
45a,65,69 演算部
45,46 無効電力指令発生部
46a 設定器
51,51a,55,61a,64,66 比較部
52,52a,53,53a,56,65,69 演算部
54,59,63,68 リミッタ
57 干渉補正部
58 電圧変動補正部
60,62 乗算器
61 電圧変動補正部
67 干渉補正部
11a 主軸
12 増速器
12a 出力軸
13 二重給電巻線型誘導発電機
13a ロータ
13b ステータ
14,16,19,26,27 スイッチ
15 トランス
17 電力系統
21 第1の電力変換器
22 DCバス
23 第2の電力変換器
24 LCフィルタ
25 プレチャージ回路
30 電力蓄積装置
31,31a 双方向チャージャ
33 制御装置
41,41a 比較部
42 判断部
42a 判断部(電圧ヒステリシス比較部)
43,44 有効電力指令発生部
43a PI制御部
43b リミッタ
44a 出力発生器
45a,65,69 演算部
45,46 無効電力指令発生部
46a 設定器
51,51a,55,61a,64,66 比較部
52,52a,53,53a,56,65,69 演算部
54,59,63,68 リミッタ
57 干渉補正部
58 電圧変動補正部
60,62 乗算器
61 電圧変動補正部
67 干渉補正部
Claims (11)
- 電力系統に接続された1次巻線を備えるステータと、2次巻線を備えるロータとを有する二重給電巻線型誘導発電機の電力変換装置であって、
前記2次巻線に電流を供給する第1の電力変換器と、
前記第1の電力変換器の直流側に接続されたDCバスと、
前記DCバスと電力系統に接続された第2の電力変換器と、
前記DCバスに一端が接続された双方向チャージャと、
前記双方向チャージャの他端に接続された電力蓄積装置とを備え、
前記電力系統の線間電圧と所定の目標値との偏差が予め決められた許容範囲外にある時は、前記電力蓄積装置の電力を前記双方向チャージャを介して前記DCバスに供給することを特徴とする二重給電巻線型誘導発電機の電力変換装置。 - 電力系統に接続された1次巻線を備えるステータと、2次巻線を備えるロータとを有する二重給電巻線型誘導発電機の電力変換装置であって、
前記2次巻線に電流を供給する第1の電力変換器と、
前記第1の電力変換器の直流側に接続されたDCバスと、
前記DCバスと電力系統に接続された第2の電力変換器と、
前記第2の電力変換器の電力系統側に一端が接続された双方向チャージャと、
前記双方向チャージャの他端に接続された電力蓄積装置とを備え、
前記電力系統の線間電圧と所定の目標値との偏差が予め決められた許容範囲外にある時は、前記電力蓄積装置の電力を前記双方向チャージャを介して前記電力系統に供給することを特徴とする二重給電巻線型誘導発電機の電力変換装置。 - 前記偏差が許容範囲内にある時に、前記二重給電巻線型誘導発電機の発電電力の変動を前記電力蓄積装置が補償する動作モードと前記電力蓄積装置へ充電する充電モードとを選択する優先順位判断部を備えたことを特徴とする請求項1または2に記載の電力変換装置。
- 前記電力変換装置は有効電力指令発生部をさらに備え、
前記有効電力指令発生部は、前記偏差が許容範囲内にあるか否かによって、異なる有効電力指令値を出力することを特徴とする請求項1または2に記載の電力変換装置。 - 前記電力変換装置は無効電力指令発生部をさらに備え、
前記無効電力指令発生部は、前記偏差が前記許容範囲内にあるか否かによって、異なる無効電力指令値を出力することを特徴とする請求項1または2に記載の電力変換装置。 - 前記第1の電力変換器は、前記二重給電巻線型誘導発電機が発生する実際の有効電力が前記有効電力指令値になるように、前記2次巻線に電流を供給することを特徴とする請求項4に記載の電力変換装置。
- 前記第1の電力変換器は、前記実際の有効電力が前記有効電力指令値になるように、系統電圧のq軸電圧により補正を行い、前記2次巻線に電流を供給することを特徴とする請求項6に記載の電力変換装置。
- 前記第1の電力変換器は、前記二重給電巻線型誘導発電機が発生する実際の無効電力が前記無効電力指令値になるように、前記2次巻線に電流を供給することを特徴とする請求項5に記載の電力変換装置。
- 前記第1の電力変換器は、前記実際の無効電力が前記無効電力指令値になるように、系統電圧のq軸電圧により補正を行い、前記2次巻線に電流を供給することを特徴とする請求項8に記載の電力変換装置。
- ステータ側の1次巻線が電力系統に接続され、ロータ側の2次巻線を交流励磁する二重給電巻線型誘導発電機の該ロータ側の2次巻線を交流励磁する第1の電力変換器と、
前記第1の電力変換器の直流側に接続されたDCバスと、
前記DCバスと電力系統に接続された第2の電力変換器と、
前記第2の電力変換器の電力系統側に一端が接続された双方向チャージャと、
前記双方向チャージャの他端に接続した電力蓄積装置とを備えたことを特徴とする二重給電巻線型誘導発電機発電システム。 - 電力系統に接続された1次巻線を備えるステータと、2次巻線を備えるロータとを有する二重給電巻線型誘導発電機と、
前記2次巻線に電流を供給する第1の電力変換器と、
前記第1の電力変換器の直流側に接続されたDCバスと、
前記DCバスと電力系統に接続された第2の電力変換器と、
前記DCバスに一端が接続された双方向チャージャと、
前記双方向チャージャの他端に接続された電力蓄積装置とを備えたことを特徴とする二重給電巻線型誘導発電システム。
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