JP2011223715A - 直流連系系統の制御装置 - Google Patents
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Abstract
【課題】直流連系系統で連系された一方の交流系統の電力変動量を抑制しつつ、他方の交流系統の電力変動量を補償できる直流連系系統の制御装置を提供することである。
【解決手段】第1電力変動量演算部18は、第1交流系統11の第1周波数検出器16で検出された第1周波数f1と第1基準周波数fr1との第1周波数変動量ΔF1を第1電力変動量ΔP1に変換し、第2電力変動演算部22は、第2交流系統12の第2周波数検出器20で検出された第2周波数f2と第2基準周波数fr2との第2周波数変動量ΔF2を第2電力変動量ΔP2に変換し、電力変動量平均化制御部19は、第1電力変動量ΔP1及び第2電力変動量ΔP2が平均化するように電力変動を補償する。
【選択図】図1
【解決手段】第1電力変動量演算部18は、第1交流系統11の第1周波数検出器16で検出された第1周波数f1と第1基準周波数fr1との第1周波数変動量ΔF1を第1電力変動量ΔP1に変換し、第2電力変動演算部22は、第2交流系統12の第2周波数検出器20で検出された第2周波数f2と第2基準周波数fr2との第2周波数変動量ΔF2を第2電力変動量ΔP2に変換し、電力変動量平均化制御部19は、第1電力変動量ΔP1及び第2電力変動量ΔP2が平均化するように電力変動を補償する。
【選択図】図1
Description
本発明は、非同期又は異周波数の第1交流系統と第2交流系統とを電力変換器を介して直流系統で連系した直流連系系統の制御装置に関する。
非同期又は異周波数の第1交流系統と第2交流系統とを電力変換器を介して直流系統で連系し、第1交流系統と第2交流系統との間で電力潮流を融通する直流連系系統がある。図7は、基準周波数が50Hzの第1交流系統11と基準周波数が60Hzの第2交流系統12とを電力変換器13a、13bを介して直流系統14で連系し、第2交流系統12から第1交流系統11に電力Prを融通している場合を示している。通常、第2交流系統12から第1交流系統11への電力Prの融通は、予め設定された電力融通量設定値に基づき行われる。
図8は、基準周波数に対する第1交流系統の周波数変動量ΔF1(以下、第1周波数変動量ΔF1という)及び第2交流系統の基準周波数に対する周波数変動量ΔF2(以下、第2周波数変動量F2という)の一例を示すグラフである。第1交流系統11及び第2交流系統12は、自己の交流系統内の電力の総需要量P1、P2に対して供給電力Ps1、Ps2が一致しているときは周波数変動は生じないが、電力の総需要量P1、P2に対して供給電力Ps1、Ps2の過不足が生じると周波数変動が生じる。第1交流系統11と第2交流系統12とは、第2交流系統12から第1交流系統11に電力Prの融通をしているが、非同期で運用されており、自己の交流系統内の電力の総需要量P1、P2と供給電力Ps1、Ps2との関係により、第1周波数変動量ΔF1と第2周波数変動量ΔF2とは互いに無関係に変動している。
ここで、交流系統に太陽光発電設備が大量に導入されると、太陽光発電設備の発電電力の増減が交流系統に与える影響が大きくなり、各々の交流系統でのLFC(周波数制御)の調整容量不足が懸念される。そこで、第2交流系統12から第1交流系統11に電力Prを融通している状態で、第1交流系統11の周波数変動を補償するために第2交流系統12から第1交流系統11へ向けて潮流制御することも考えられる。
一方の交流系統と他方の交流系統とを直流連系系統で連系し、一つの送電路を用いて最小運転電流以下の直流電流による低電力域でも安定して送電を行うことができるようにしたものがある(例えば、特許文献1参照)。
しかし、第1交流系統11の第1周波数変動量ΔF1を補償するために第2交流系統12から第1交流系統11へ向けて潮流制御すると、第2交流系統12の周波数変動量ΔF2に悪影響を及ぼす可能性がある。
図9は、第1交流系統の第1周波数変動量ΔF1を補償した場合の波形図である。一般に、電力系統の電力需要変動量(電力変動量)ΔPと周波数変動量ΔFとの関係は、電力系統の周波数特性定数をKとしたとき、(1)式で示される。
ΔP=−K・ΔF …(1)
このことから、第1交流系統11の第1周波数変動量ΔF1は、第1交流系統11の電力変動量ΔP1(以下、第1電力変動量ΔP1という)が負になったときは正となり、第1電力変動量ΔP1が正になったときは負となる。同様に、第2交流系統12の第2周波数変動量ΔF2は、第2交流系統12の電力変動量ΔP2(以下、第2電力変動量ΔP2という)が負になったときは正となり、第2電力変動量ΔP2が正になったときは負となる。
このことから、第1交流系統11の第1周波数変動量ΔF1は、第1交流系統11の電力変動量ΔP1(以下、第1電力変動量ΔP1という)が負になったときは正となり、第1電力変動量ΔP1が正になったときは負となる。同様に、第2交流系統12の第2周波数変動量ΔF2は、第2交流系統12の電力変動量ΔP2(以下、第2電力変動量ΔP2という)が負になったときは正となり、第2電力変動量ΔP2が正になったときは負となる。
図9では、第1交流系統11の第1周波数変動量ΔF1を補償するための第1補償分電力量ΔPc1を第2交流系統12から第1交流系統11に供給した場合を示している。
すなわち、第1交流系統11の第1周波数変動量ΔF1を補償するために、第1交流系統11の第1周波数変動量ΔF1を打ち消す方向に第1補償分電力量ΔPc1を第2交流系統12から第1交流系統11に向かって流すことになる。これにより、第1交流系統11の第1周波数変動量ΔFに起因する第1電力変動量ΔP1が第1補償分電力量ΔPc1により相殺され、補償後の第1電力変動量ΔP1’はほとんど零になる。
一方、第2交流系統12では、第1交流系統11の周波数変動補償を行った結果、第2交流系統12では第1補償分電力量ΔPc1に相当する第2補償分電力量ΔPc2が第2電力変動量ΔP2に重畳することになる。特に、第2電力変動量ΔP2と第2補償分電力量ΔPc2とが同極性(同位相)の場合には、第2補償分電力量ΔPc2が第2電力変動量ΔP2を相殺するどころか逆に相乗することになるので、補償後の第2電力変動量ΔP2’が却って増加する。結果的に第2周波数変動量ΔF2が増加する恐れがある。
本発明の目的は、直流連系系統で連系された双方の交流系統の電力変動量を平均化して抑制できる直流連系系統の制御装置を提供することである。
請求項1の発明に係る直流連系系統の制御装置は、非同期又は異周波数の第1交流系統と第2交流系統とを電力変換器を介して直流系統で連系し前記第1交流系統と前記第2交流系統との間で電力潮流を融通する直流連系系統の制御装置において、前記第1交流系統の周波数を検出する第1周波数検出器と、前記第1周波数検出器で検出された第1周波数と第1基準周波数とから第1周波数変動量を演算する第1周波数偏差演算部と、前記第1周波数変動量を前記第1交流系統の第1電力変動量に変換する第1電力変動量演算部と、前記第2交流系統の周波数を検出する第2周波数検出器と、前記第2周波数検出器で検出された第2周波数と第2基準周波数とから第2周波数変動量を演算する第2周波数偏差演算部と、前記第2周波数変動量を前記第2交流系統の第2電力変動量に変換する第2電力変動量演算部と、前記第1電力変動量及び前記第2電力変動量が平均化するように電力変動を補償する電力変動量平均化制御部とを備えたことを特徴とする。
請求項2の発明に係る直流連系系統の制御装置は、非同期又は異周波数の第1交流系統と第2交流系統とを電力変換器を介して直流系統で連系し前記第1交流系統と前記第2交流系統との間で電力潮流を融通する直流連系系統の制御装置において、前記第1交流系統の周波数を検出する第1周波数検出器と、前記第1周波数検出器で検出された第1周波数に含まれる第1短周期変動成分を抽出する第1短周期変動成分検出部と、前記第1短期変動成分を前記第1交流系統の第1電力変動量に変換する第1電力変動量演算部と、前記第2交流系統の周波数を検出する第2周波数検出器と、前記第2周波数検出器で検出された第2周波数に含まれる第2短周期変動成分を抽出する第2短周期変動成分検出部と、前記第2短期変動成分を前記第2交流系統の第2電力変動量に変換する第2電力変動量演算部と、前記第1電力変動量及び前記第2電力変動量が平均化するように電力変動を補償する電力変動量平均化制御部とを備えたことを特徴とする。
請求項3の発明に係る直流連系系統の制御装置は、非同期又は異周波数の第1交流系統と第2交流系統とを電力変換器を介して直流系統で連系し前記第1交流系統と前記第2交流系統との間で電力潮流を融通する直流連系系統の制御装置において、前記第1交流系統の周波数を検出する第1周波数検出器と、前記第1周波数検出器で検出された第1周波数と第1基準周波数とから第1周波数変動量を演算する第1周波数偏差演算部と、前記第2交流系統の周波数を検出する第2周波数検出器と、前記第2周波数検出器で検出された第2周波数と第2基準周波数とから第2周波数変動量を演算する第2周波数偏差演算部と、前記第1周波数変動量及び前記第2周波数変動量が平均化するように電力変動を補償する周波数変動量平均化制御部とを備えたことを特徴とする。
請求項4の発明に係る直流連系系統の制御装置は、非同期又は異周波数の第1交流系統と第2交流系統とを電力変換器を介して直流系統で連系し前記第1交流系統と前記第2交流系統との間で電力潮流を融通する直流連系系統の制御装置において、前記第1交流系統の周波数を検出する第1周波数検出器と、前記第1周波数検出器で検出された第1周波数に含まれる第1短周期変動成分を抽出する第1短周期変動成分検出部と、前記第2交流系統の周波数を検出する第2周波数検出器と、前記第2周波数検出器で検出された第2周波数に含まれる第2短周期変動成分を抽出する第2短周期変動成分検出部と、前記第1短周期変動成分及び前記第2短周期変動成分が平均化するように電力変動を補償する周波数変動量平均化制御部とを備えたことを特徴とする。
請求項1の発明によれば、第1交流系統の第1周波数変動量を第1電力変動量に変換し、第2交流系統の第2周波数変動量を第2電力変動量に変換し、第1電力変動量及び第2電力変動量が平均化するように電力変動を補償するので、第1の交流系統と第2の交流系統との双方の電力変動を常に均一化できる。
請求項2の発明によれば、第1交流系統の第1周波数に含まれる第1短周期変動成分を第1電力変動量に変換し、第2交流系統の第2周波数に含まれる第2短周期変動成分を第2電力変動量に変換し、第1電力変動量及び第2電力変動量が平均化するように電力変動を補償するので、第1の交流系統と第2の交流系統との双方の短周期の負荷変動に対しての電力変動量を常に均一化できる。
請求項3の発明によれば、第1周波数変動量及び第2周波数変動量が平均化するように電力変動を補償するので、常に、第1の交流系統と第2の交流系統との双方の周波数変動を均一化できる。
請求項4の発明によれば、第1短周期変動成分及び第2短周期変動成分が平均化するように電力変動を補償するので、常に、第1の交流系統と第2の交流系統との双方の短周期の周波数変動を均一化できる。
以下、本発明の実施の形態を説明する。図1は本発明の第1の実施の形態に係る直流連系系統の制御装置の構成図である。直流連系系統は、基準周波数が50Hzの第1交流系統11と、基準周波数が60Hzの第2交流系統12とを電力変換器13a、13b介して直流系統14で連系して構成されている。第1交流系統11と第2交流系統12とは非同期であり、周波数変動成分の位相や電力の総需要量はそれぞれ異なっている。図1では、第2交流系統12から第1交流系統11に電力Prを融通している場合を示している。この電力Prの融通は、電力潮流制御部15により、予め設定された電力融通量設定値Prになるように電力変換器13a、13bを制御して行われる。
第1交流系統11の周波数f1は第1周波数検出器16で検出され、第1周波数偏差演算部17に入力される。第1周波数偏差演算部17は、第1周波数検出器16で検出された第1周波数f1と第1交流系統11の第1基準周波数fr1(50Hz)との差分を演算し、第1周波数変動量ΔF1として第1電力変動量演算部18に出力する。第1電力変動量演算部18は、第1周波数変動量ΔF1及び第1交流系統11の周波数特性定数をK1に基づいて、第1周波数変動量ΔF1を第1交流系統11の第1電力変動量ΔP1に変換し、電力変動量平均化制御部19に出力する。
ここで、第1周波数変動量ΔF1を第1電力変動量ΔP1に変換するにあたり、第1交流系統11の周波数特性定数をK1を考慮に入れるのは、交流系統の電力変動量は周波数変動として現れ、交流系統全体の電力の総需要量に応じて周波数偏差が異なってくるからである。交流系統全体の電力の総需要量が小さいときは、同じ電力変動量であっても周波数偏差が大きくなり、逆に、交流系統全体の電力の総需要量が大きいときは、同じ電力変動量であっても周波数偏差が小さくなるからである。
第2交流系統12についても同様に、第2交流系統12の周波数f2は第2周波数検出器20で検出され、第2周波数偏差演算部21に入力される。第2周波数偏差演算部21は、第2周波数検出器20で検出された第2周波数f2と第2交流系統12の第2基準周波数fr2(60Hz)との差分を演算し、第2周波数変動量ΔF2として第2電力変動量演算部22に出力する。第2電力変動量演算部22は、第2周波数変動量ΔF2及び第2交流系統12の周波数特性定数K2に基づいて、第2周波数変動量ΔF2を第2交流系統12の第2電力変動量ΔP2に変換し、電力変動量平均化制御部19に出力する。
電力変動量平均化制御部19は、第1電力変動量ΔP1及び第2電力変動量ΔP2が平均化するように、電力変換器13a、13bを制御し電力変動を補償する。すなわち、第1電力変動量ΔP1及び第2電力変動量ΔP2の増減状態に関係なく、第1電力変動量ΔP1及び第2電力変動量ΔP2の双方が平均化するように電力変動を補償する。
この場合、電力潮流制御部15は、第2交流系統12から第1交流系統11に予め設定された電力融通量Prを供給しているので、予め設定された電力融通量Prに補償分電力量加算または減算して電力変動を補償することになる。従って、第2交流系統12から第1交流系統11への電力融通量が最大可能融通量を超えないように制御される。つまり、電力融通量Prと補償分電力量との合計が、最大可能融通量を超えるときは最大可能融通量に制限がかけられる。
図2は、本発明の第1の実施の形態に係る直流連系系統の制御装置により交流系統の電力変動量を補償した場合の一例を示す波形図である。いま、時点t1で第1交流系統11の第1電力変動量ΔP1及び第2交流系統12の第2電力変動量ΔP2の補償を開始したとする。
時点t1〜時点t2においては、第1交流系統11の第1電力変動量ΔP1は極性が負(減少状態)であり、第2交流系統12の第2電力変動量ΔP2は極性が正(増加状態)である。ここで、第1電力変動量ΔP1及び第2電力変動量ΔP2の増加状態または減少状態は、増加方向や減少方向の変化状態ではなく、以下の説明では、極性が正であるときは増加状態とし、極性が負であるときは減少状態であるとする。
時点t1〜時点t2においては、第1電力変動量ΔP1が減少状態であり、第2電力変動量ΔP2増加状態であるので、電力変動量平均化制御部19は、増加状態の第2交流系統12から減少状態の第1交流系統11に補償分電力量を流すように電力変換器13a、13bを制御し、第1電力変動量ΔP1及び第2電力変動量ΔP2の双方が平均化するように電力変動を補償する。
すなわち、減少状態の第1電力変動量ΔP1と増加状態の第2電力変動量ΔP2とが等しくなるように、第2補償分電力量ΔPc2を演算し、第2補償分電力量ΔPc2に相当する第1補償分電力量ΔPc1を第1交流系統11に流すように電力変換器13a、13bを制御する。これにより、時点t1〜時点t2においては、補償後の第1電力変動量ΔP1’と補償後の第2電力変動量ΔP2’とは平均化されて等しくなる。
時点t2〜時点t3においては、第1交流系統11の第1電力変動量ΔP1は極性が正で増加状態であり、第2交流系統12の第2電力変動量ΔP2も極性が正であり双方ともに増加状態であるが、電力変動量平均化制御部19は、第1電力変動量ΔP1及び第2電力変動量ΔP2が増加状態で平均化するように電力変動を補償する。
すなわち、時点t2〜時点t2’の間は、第1電力変動量ΔP1及び第2電力変動量ΔP2がともに正であり増加状態であるが、第2電力変動量ΔP2が第1電力変動量ΔP1より大きいので、第2交流系統12から第1交流系統11に補償電力を供給し、また、時点t2’〜時点t3の間は、第1電力変動量ΔP1及び第2電力変動量ΔP2ともに正であり増加状態であるが、第1電力変動量ΔP1が第2電力変動量ΔP2より大きいので、第1交流系統11から第2交流系統12に補償電力を供給するように制御する。これにより、第1電力変動量ΔP1及び第2電力変動量ΔP2の双方が平均化するように電力変動を補償する。
第1電力変動量ΔP1及び第2電力変動量ΔP2がともに正であり増加状態である時点t2〜時点t3においては、補償後の第1電力変動量ΔP1’及び補償後の第2電力変動量ΔP2’はともに正側で平均化される。第1交流系統11の補償後の第1電力変動量ΔP1’と第2交流系統12の補償後の第2電力変動量ΔP2’とは等しくなる。
時点t3〜時点t4においては、第1交流系統11の第1電力変動量ΔP1は極性が正で増加状態であり、第2交流系統12の第2電力変動量ΔP2は極性が負で減少状態である。従って、電力変動量平均化制御部19は、増加状態の第1交流系統11から減少状態の第2交流系統12に補償分電力量を流すように電力変換器13a、13bを制御し、第1電力変動量ΔP1及び第2電力変動量ΔP2の双方が平均化するように電力変動を補償する。
すなわち、増加状態の第1電力変動量ΔP1と減少状態の第2電力変動量ΔP2とが等しくなるように、第1補償分電力量ΔPc1を演算し、第1補償分電力量ΔPc1に相当する第2補償分電力量ΔPc2を第2交流系統12に流すように電力変換器13a、13bを制御する。これにより、時点t3〜時点t4においては、補償後の第1電力変動量ΔP1’と補償後の第2電力変動量ΔP2’とは平均化されて等しくなる。
時点t4〜時点t5においては、第1交流系統11の第1電力変動量ΔP1は極性が負で減少状態であり、第2交流系統12の第2電力変動量ΔP2も極性が負であり双方ともに減少状態であるが、電力変動量平均化制御部19は、第1電力変動量ΔP1及び第2電力変動量ΔP2が減少状態で平均化するように電力変動を補償する。
すなわち、時点t4〜時点t4’の間は、第1電力変動量ΔP1及び第2電力変動量ΔP2がともに負であり減少状態であるが、第1電力変動量ΔP1が第2電力変動量ΔP2より大きいので、第1交流系統11から第2交流系統12に補償電力を供給し、また、時点t4’〜時点t5の間は、第1電力変動量ΔP1及び第2電力変動量ΔP2ともに負であり減少状態であるが、第2電力変動量ΔP2が第1電力変動量ΔP1より大きいので、第2交流系統12から第1交流系統11に補償電力を供給するように制御する。これにより、第1電力変動量ΔP1及び第2電力変動量ΔP2の双方が平均化するように電力変動を補償する。
第1電力変動量ΔP1及び第2電力変動量ΔP2がともに負であり減少状態である時点t4〜時点t5においては、補償後の第1電力変動量ΔP1’及び補償後の第2電力変動量ΔP2’はともに負側で平均化される。第1交流系統11の補償後の第1電力変動量ΔP1’と第2交流系統12の補償後の第2電力変動量ΔP2’とは等しくなる。
以下、同様に、時点t5〜時点t6においては、第1交流系統11の第1電力変動量ΔP1は極性が負で減少状態であり、第2交流系統12の第2電力変動量ΔP2は極性が正で増加状態であるので、電力変動量平均化制御部19は、増加状態の第2交流系統12から減少状態の第1交流系統11に補償分電力量を流すように電力変換器13a、13bを制御し、第1電力変動量ΔP1及び第2電力変動量ΔP2の双方が平均化するように電力変動を補償する。
時点t6〜時点t7においては、第1交流系統11の第1電力変動量ΔP1は極性が正で増加状態であり、第2交流系統12の第2電力変動量ΔP2は極性が負で減少状態であるので、電力変動量平均化制御部19は、増加状態の第1交流系統11から減少状態の第2交流系統12に補償分電力量を流すように電力変換器13a、13bを制御し、第1電力変動量ΔP1及び第2電力変動量ΔP2の双方が平均化するように電力変動を補償する。
時点t7〜時点t8においては、第1交流系統11の第1電力変動量ΔP1は極性が正で増加状態であり、第2交流系統12の第2電力変動量ΔP2も極性が正であり双方ともに増加状態であるが、電力変動量平均化制御部19は、第1電力変動量ΔP1及び第2電力変動量ΔP2が増加状態で平均化するように電力変動を補償する。
すなわち、時点t7〜時点t7’の間は、第1電力変動量ΔP1及び第2電力変動量ΔP2がともに正であり増加状態であるが、第1電力変動量ΔP1が第2電力変動量ΔP2より大きいので、第1交流系統11から第2交流系統12に補償電力を供給し、また、時点t7’〜時点t8の間は、第1電力変動量ΔP1及び第2電力変動量ΔP2ともに正であり増加状態であるが、第2電力変動量ΔP2が第1電力変動量ΔP1より大きいので、第2交流系統12から第1交流系統11に補償電力を供給するように制御する。これにより、第1電力変動量ΔP1及び第2電力変動量ΔP2の双方が平均化するように電力変動を補償する。
時点t8以降においては、第1交流系統11の第1電力変動量ΔP1は極性が負で減少状態であり、第2交流系統12の第2電力変動量ΔP2は極性が正で増加状態であるので、電力変動量平均化制御部19は、増加状態の第2交流系統12から減少状態の第1交流系統11に補償分電力量を流すように電力変換器13a、13bを制御し、第1電力変動量ΔP1及び第2電力変動量ΔP2の双方が平均化するように電力変動を補償する。
このように、第1電力変動量ΔP1及び第2電力変動量ΔP2が平均化するように電力変動を補償するので、第1電力変動量ΔP1及び第2電力変動量ΔP2が増加状態及び減少状態のいずれの状態であったとしても、第1の交流系統11と第2の交流系統12との双方の電力変動を常に均一化できる。
次に、本発明の第2の実施の形態を説明する。図3は本発明の第2の実施の形態に係る直流連系系統の制御装置の構成図である。この第2の実施の形態は、図1に示した第1の実施の形態に対し、第1周波数偏差演算部17及び第2周波数偏差演算部21に代えて、第1短周期変動成分検出部23及び第2短周期変動成分検出部24を設けたものである。図1に示した第1の実施の形態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。
第1交流系統11の第1短周期変動成分検出部23は、第1周波数検出器16で検出された第1周波数f1に含まれる第1短周期変動成分ΔFs1を抽出し第1電力変動量演算部18に出力する。第1電力変動量演算部18は第1短期変動成分ΔFs1及び第1交流系統11の周波数特性定数K1に基づいて、第1短周期変動成分ΔFs1を第1交流系統11の第1電力変動量ΔP1に変換し、電力変動量平均化制御部19に出力する。
第2交流系統12についても同様に、第2短周期変動成分検出部24は、第2周波数検出器20で検出された第2周波数f2に含まれる第2短周期変動成分ΔFs2を抽出し第2電力変動量演算部22に出力する。第2電力変動量演算部22は第2短期変動成分ΔFs2及び第2交流系統12の周波数特性定数K2に基づいて、第2短周期変動成分ΔFs2を第2交流系統12の第2電力変動量ΔP2に変換し、電力変動量平均化制御部19に出力する。
ここで、第1短周期変動成分ΔFs1、第2短周期変動成分ΔFs2は、変動周期が2〜3分から10分〜20分の変動であり、太陽光発電設備などの分散電源設備の短周期変動成分がこの負荷変動周期に相当し、負荷周波数制御LFC(Load Frequency Control)の対象となる変動成分である。
電力変動量平均化制御部19は、第1電力変動量ΔP1及び第2電力変動量ΔP2の増減状態に関係なく、第1電力変動量ΔP1及び第2電力変動量ΔP2の双方が平均化するように電力変動を補償する。これにより、第1の交流系統11と第2の交流系統12との双方の短周期の負荷変動に対しての電力変動量を常に均一化できる。
以上の説明では、第1電力変動量ΔP1及び第2電力変動量ΔP2の双方が増加状態または減少状態のときには、第1電力変動量及び第2電力変動量が平均化するように電力変動を補償するようにしたが、第1周波数変動量ΔF1及び第2周波数変動量ΔF2が平均化するように電力変動を補償するようにしてもよい。
これは、第1交流系統11の系統規模と第2交流系統12の系統規模との相違により、周波数特性定数K1、K2が異なるので、第1電力変動量ΔP1及び第2電力変動量ΔP2を平均化しても第1周波数変動量ΔF1及び第2周波数変動量ΔF2が平均化できない場合があるからである。つまり、第1交流系統11の周波数特性定数K1と第2交流系統12の周波数特性定数K2との大きさが大幅に異なるときは第1周波数変動量ΔF1及び第2周波数変動量ΔF2を平均化するように電力変動を補償する。
図4は、第1周波数変動量ΔF1及び第2周波数変動量ΔF2が平均化するように電力変動を補償する場合の本発明の第3の実施の形態に係る直流連系系統の制御装置の構成図である。この第3の実施の形態は、図1に示した第1の実施の形態に対し、第1電力変動量演算部18、第2電力変動量演算部22及び電力変動量平均化制御部19に代えて、周波数変動量平均化制御部25を設けたものである。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。
周波数変動量平均化制御部25は、第1周波数変動量ΔF1及び第2周波数変動量ΔF2が平均化するように電力変動を補償するものである。周波数変動量平均化制御部25は、第1周波数偏差演算部17から第1周波数変動量ΔF1を入力するとともに、第2周波数偏差演算部17から第2周波数変動量ΔF2を入力し、第1周波数変動量ΔF1及び第2周波数変動量ΔF2が平均化するように、第1交流系統11の第1補償分電力量ΔPc1及び第2交流系統12の第2補償分電力量ΔPc2を演算する。この場合、第1交流系統11の周波数特性定数K1及び第2交流系統12の周波数特性定数K2が異なることから、(1)式に基づき、第1補償分電力量ΔPc1及び第2補償分電力量ΔPc2を演算する。
すなわち、第1補償分電力量ΔPc1及び第2補償分電力量ΔPc2は、(2)式、(3)式で求められる。
ΔPc1=−K1・(ΔF1+ΔF2)/2 …(2)
ΔPc2=−K2・(ΔF1+ΔF2)/2 …(3)
そして、周波数変動量平均化制御部25は、(2)式、(3)式で求めた第1補償分電力量ΔPc1及び第2補償分電力量ΔPc2を電力潮流制御部15に出力する。電力潮流制御部15は、第2交流系統12から第1交流系統11に予め設定された電力融通量Prを供給しているので、予め設定された電力融通量Prに第1補償分電力量ΔPc1及び第2補償分電力量ΔPc2を加算または減算して電力変動を補償することになる。
ΔPc2=−K2・(ΔF1+ΔF2)/2 …(3)
そして、周波数変動量平均化制御部25は、(2)式、(3)式で求めた第1補償分電力量ΔPc1及び第2補償分電力量ΔPc2を電力潮流制御部15に出力する。電力潮流制御部15は、第2交流系統12から第1交流系統11に予め設定された電力融通量Prを供給しているので、予め設定された電力融通量Prに第1補償分電力量ΔPc1及び第2補償分電力量ΔPc2を加算または減算して電力変動を補償することになる。
図5は、本発明の第3の実施の形態に係る直流連系系統の制御装置により交流系統の電力変動量を補償した場合の一例を示す波形図である。いま、時点t1で第1交流系統11の第1周波数変動量ΔF1及び第2交流系統12の周波数変動量ΔF2の補償を開始したとする。
周波数変動量平均化制御部25は、第1交流系統11の第1周波数変動量ΔF1と第2交流系統の第2周波数変動量ΔF2とが平均化するように、つまり、第1周波数変動量ΔF1及び第2周波数変動量ΔF2との双方が(ΔF1+ΔF2)/2となるように、電力変動を補償することになる。従って時点t1〜t8において、常に、第1周波数変動量ΔF1及び第2周波数変動量ΔF2との双方が(ΔF1+ΔF2)/2となるように制御される。
第3の実施の形態によれば、常に、第1周波数変動量ΔF1及び第2周波数変動量ΔF2との双方が(ΔF1+ΔF2)/2となるように制御されるので、第1交流系統11の周波数特性定数K1と第2交流系統12の周波数特性定数K2との大きさが大幅に異なる場合であっても、常に、第1の交流系統11と第2の交流系統12との双方の周波数変動を均一化できる。
図6は、第1周波数変動量ΔF1及び第2周波数変動量ΔF2が平均化するように電力変動を補償する場合の本発明の第4の実施の形態に係る直流連系系統の制御装置の構成図である。この第4の実施の形態は、図4に示した第3の実施の形態に対し、第1周波数偏差演算部17及び第2周波数偏差演算部21に代えて、第1短周期変動成分検出部23及び第2短周期変動成分検出部24を設けたものである。図4に示した第1の実施の形態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。
周波数変動量平均化制御部25は、第1周波数検出器16で検出された第1周波数f1に含まれる第1短周期変動成分ΔFs1と、第2周波数検出器20で検出された第2周波数f2に含まれる第2短周期変動成分ΔFs2とが平均化するように電力変動を補償するものである。第1短周期変動成分ΔFs1、第2短周期変動成分ΔFs2は、前述したように、変動周期が2〜3分から10分〜20分の変動であり、太陽光発電設備などの分散電源設備の短周期変動成分がこの負荷変動周期に相当し、負荷周波数制御LFC(Load Frequency Control)の対象となる変動成分である。
周波数変動量平均化制御部25は、第1短周期変動成分検出器23から第1短周期変動成分ΔFs1を入力するとともに、第2短周期変動成分検出器24から第1短周期変動成分ΔFs2を入力し、第1短周期変動成分ΔFs1及び第2短周期変動成分ΔFs2が平均化するように、第1交流系統11の第1補償分電力量ΔPc1及び第2交流系統12の第2補償分電力量ΔPc2を演算する。
この場合、第1交流系統11の周波数特性定数K1及び第2交流系統12の周波数特性定数K2が異なることから、(1)式に基づき、第1補償分電力量ΔPc1及び第2補償分電力量ΔPc2を演算する。
すなわち、第1補償分電力量ΔPc1及び第2補償分電力量ΔPc2は、(4)式、(5)式で求められる。
ΔPc1=−K1・(ΔFs1+ΔFs2)/2 …(4)
ΔPc2=−K2・(ΔFs1+ΔFs2)/2 …(5)
そして、周波数変動量平均化制御部25は、(4)式、(5)式で求めた第1補償分電力量ΔPc1及び第2補償分電力量ΔPc2を電力潮流制御部15に出力する。電力潮流制御部15は、第2交流系統12から第1交流系統11に予め設定された電力融通量Prを供給しているので、予め設定された電力融通量Prに第1補償分電力量ΔPc1及び第2補償分電力量ΔPc2を加算または減算して電力変動を補償することになる。
ΔPc2=−K2・(ΔFs1+ΔFs2)/2 …(5)
そして、周波数変動量平均化制御部25は、(4)式、(5)式で求めた第1補償分電力量ΔPc1及び第2補償分電力量ΔPc2を電力潮流制御部15に出力する。電力潮流制御部15は、第2交流系統12から第1交流系統11に予め設定された電力融通量Prを供給しているので、予め設定された電力融通量Prに第1補償分電力量ΔPc1及び第2補償分電力量ΔPc2を加算または減算して電力変動を補償することになる。
第4の実施の形態によれば、常に、第1短周期変動分ΔFs1及び第2短周期変動分ΔFs2との双方が(ΔFs1+ΔFs2)/2となるように制御されるので、第1交流系統11の周波数特性定数K1と第2交流系統12の周波数特性定数K2との大きさが大幅に異なる場合であっても、常に、第1の交流系統11と第2の交流系統12との双方の周波数変動を均一化できる。従って、太陽光発電設備が交流系統11、12に大量導入された場合であっても、負荷周波数制御LFCの調整容量不足を補うことができる。
11…第1交流系統、12…第2交流系統、13…電力変換器、14…直流系統、15…電力潮流制御部、16…第1周波数検出器、17…第1周波数偏差演算部、18…第1電力変動量演算部、19…電力変動量平均化制御部、20…第2周波数検出器、21…第2周波数偏差演算部、22…第2電力変動量演算部、23…第1短周期変動成分検出部、24…第2短周期変動成分検出部
Claims (4)
- 非同期又は異周波数の第1交流系統と第2交流系統とを電力変換器を介して直流系統で連系し前記第1交流系統と前記第2交流系統との間で電力潮流を融通する直流連系系統の制御装置において、前記第1交流系統の周波数を検出する第1周波数検出器と、前記第1周波数検出器で検出された第1周波数と第1基準周波数とから第1周波数変動量を演算する第1周波数偏差演算部と、前記第1周波数変動量を前記第1交流系統の第1電力変動量に変換する第1電力変動量演算部と、前記第2交流系統の周波数を検出する第2周波数検出器と、前記第2周波数検出器で検出された第2周波数と第2基準周波数とから第2周波数変動量を演算する第2周波数偏差演算部と、前記第2周波数変動量を前記第2交流系統の第2電力変動量に変換する第2電力変動量演算部と、前記第1電力変動量及び前記第2電力変動量が平均化するように電力変動を補償する電力変動量平均化制御部とを備えたことを特徴とする直流連系系統の制御装置。
- 非同期又は異周波数の第1交流系統と第2交流系統とを電力変換器を介して直流系統で連系し前記第1交流系統と前記第2交流系統との間で電力潮流を融通する直流連系系統の制御装置において、前記第1交流系統の周波数を検出する第1周波数検出器と、前記第1周波数検出器で検出された第1周波数に含まれる第1短周期変動成分を抽出する第1短周期変動成分検出部と、前記第1短期変動成分を前記第1交流系統の第1電力変動量に変換する第1電力変動量演算部と、前記第2交流系統の周波数を検出する第2周波数検出器と、前記第2周波数検出器で検出された第2周波数に含まれる第2短周期変動成分を抽出する第2短周期変動成分検出部と、前記第2短期変動成分を前記第2交流系統の第2電力変動量に変換する第2電力変動量演算部と、前記第1電力変動量及び前記第2電力変動量が平均化するように電力変動を補償する電力変動量平均化制御部とを備えたことを特徴とする直流連系系統の制御装置。
- 非同期又は異周波数の第1交流系統と第2交流系統とを電力変換器を介して直流系統で連系し前記第1交流系統と前記第2交流系統との間で電力潮流を融通する直流連系系統の制御装置において、前記第1交流系統の周波数を検出する第1周波数検出器と、前記第1周波数検出器で検出された第1周波数と第1基準周波数とから第1周波数変動量を演算する第1周波数偏差演算部と、前記第2交流系統の周波数を検出する第2周波数検出器と、前記第2周波数検出器で検出された第2周波数と第2基準周波数とから第2周波数変動量を演算する第2周波数偏差演算部と、前記第1周波数変動量及び前記第2周波数変動量が平均化するように電力変動を補償する周波数変動量平均化制御部とを備えたことを特徴とする直流連系系統の制御装置。
- 非同期又は異周波数の第1交流系統と第2交流系統とを電力変換器を介して直流系統で連系し前記第1交流系統と前記第2交流系統との間で電力潮流を融通する直流連系系統の制御装置において、前記第1交流系統の周波数を検出する第1周波数検出器と、前記第1周波数検出器で検出された第1周波数に含まれる第1短周期変動成分を抽出する第1短周期変動成分検出部と、前記第2交流系統の周波数を検出する第2周波数検出器と、前記第2周波数検出器で検出された第2周波数に含まれる第2短周期変動成分を抽出する第2短周期変動成分検出部と、前記第1短周期変動成分及び前記第2短周期変動成分が平均化するように電力変動を補償する周波数変動量平均化制御部とを備えたことを特徴とする直流連系系統の制御装置。
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2010
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