JP2016032344A - Abnormality determination method and abnormality determination device for system interconnection system - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、交流を出力する電力変換装置と交流電力系統とを連系する系統連系システムにおける異常判定方法および異常判定装置に関する。 The present invention relates to an abnormality determination method and an abnormality determination apparatus in a grid interconnection system that interconnects a power converter that outputs alternating current and an AC power system.
系統連系システムにおけるパワーコンディショナなどの電力変換装置は、太陽電池などの分散型電源で発電された直流電力を、インバータを用いて商用の交流電力系統の周波数・電圧に適合する交流電力に変換し、交流電力系統に出力する。 Power converters such as power conditioners in grid-connected systems convert DC power generated by distributed power sources such as solar cells into AC power that matches the frequency and voltage of commercial AC power systems using an inverter. And output to the AC power system.
近時、分散型電源の導入の急激な拡大に伴って、広域にわたり多数の電力変換装置が交流電力系統に連系され、交流電力系統に与える影響が無視できない規模になりつつある。交流電力系統の擾乱(じょうらん)により多数の電力変換装置が一斉に解列すると、交流電力系統における電力品質に大きな影響を与える。この問題を回避するために規程されたものとして、FRT(Fault Ride Through:事故時運転継続)要件がある。FRTというのは系統擾乱時における運転継続性能のことである。具体的には、交流電力系統の瞬時電圧低下(瞬低)や系統周波数変動のような系統擾乱の発生に際して、パワーコンディショナを解列せずに運転継続することである。 Recently, with the rapid expansion of the introduction of distributed power sources, a large number of power conversion devices are linked to the AC power system over a wide area, and the influence on the AC power system is becoming a scale that cannot be ignored. If a large number of power conversion devices are disconnected at the same time due to disturbance of the AC power system, the power quality in the AC power system is greatly affected. In order to avoid this problem, there is a requirement of FRT (Fault Ride Through). FRT is the operation continuation performance at the time of system disturbance. Specifically, when a system disturbance such as an instantaneous voltage drop (instantaneous decrease) in the AC power system or a system frequency fluctuation occurs, the operation is continued without disconnecting the power conditioner.
日本電気技術規格委員会が定めた「系統連系規程 JEAC 9701-2012」によると、三相発電設備については次のように規程されている。 According to the “Electrical Grid Regulation JEAC 9701-2012” established by the Japan Electrotechnical Standards Committee, three-phase power generation facilities are regulated as follows.
a.電圧低下時
○ 残電圧が20%以上(2017年3月末までに連系するものについては30%以上)で継続時間が0.3秒以内の電圧低下に対しては運転を継続し、電圧の復帰後0.1秒以内(2017年3月末までに連系するものについては0.5秒以内)に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰すること。
a. When the voltage drops ○ The remaining voltage is 20% or more (30% or more for those connected by the end of March 2017), and the operation continues for voltage drops with a duration of 0.3 seconds or less. Return to 80% or more of the output before the voltage drop within 0.1 second after recovery (within 0.5 second for those connected by the end of March 2017).
○ 三相短絡事故を想定した残電圧20%未満(2017年3月末までに連系するものについては30%未満)で継続時間が0.3秒以内の電圧低下に対しては運転継続又はゲートブロックにて対応する。この場合、電圧復帰後1秒以内に電圧低下前の出力の80%以上の出力まで復帰すること。 ○ Residual voltage is assumed to be less than 20% assuming a three-phase short circuit accident (less than 30% for those connected by the end of March 2017). Correspond with block. In this case, return to 80% or more of the output before the voltage drop within 1 second after voltage recovery.
b.周波数変動時
○ ステップ状に+0.8Hz(50Hz系統に連系する場合)、+1.0Hz(60Hz系統に連系する場合)、3サイクル間継続する周波数変動に対しては運転を継続する。
b. When the frequency fluctuates ○ Stepwise +0.8 Hz (when connected to a 50 Hz system), +1.0 Hz (when connected to a 60 Hz system) Continue operation for frequency fluctuations that last for 3 cycles.
○ ランプ(傾斜)状の±2Hz/sの周波数変動に対しては運転を継続する。ただし、周波数の上限は51.5Hz(50Hz系統に連系する場合)、61.8Hz(60Hz系統に連系する場合)、周波数の下限は47.5Hz(50Hz系統に連系する場合)、57.0Hz(60Hz系統に連系する場合)とする。 ○ Continue operation for frequency fluctuations of ± 2 Hz / s in the form of ramps (tilts). However, the upper limit of the frequency is 51.5 Hz (when connected to the 50 Hz system), 61.8 Hz (when connected to the 60 Hz system), the lower limit of the frequency is 47.5 Hz (when connected to the 50 Hz system), 57 0 Hz (when connected to a 60 Hz system).
つまり、FRT要件とは端的には、系統の異常を検知する機能の感度をある程度鈍らせて、不要動作(単独運転発生ではなく本来は検出すべきでないのに誤検出すること)を回避しつつ、同時に、その感度は鈍すぎてはならず、本来の系統連系保護機能を適切に動作させるための要件である。 In other words, the FRT requirement is a little dull in the sensitivity of the function to detect system abnormalities to some extent, while avoiding unnecessary operations (false detections that should not be detected but are not originally detected). At the same time, the sensitivity should not be too dull and is a requirement for proper operation of the original grid connection protection function.
交流電力系統の事故時等には配電線遮断器が開放されるが、配電線に分散型電源が接続されていると、分散型電源から供給される電力によって部分系統内で運転を継続してしまう場合があり、この状態が単独運転状態である。単独運転状態においては、本来は無電圧であるべき範囲が充電されてしまう危険がある。そこで、危険を避けるために単独運転状態の検出を行う構成を採用し、単独運転状態を検出したときは分散型電源を交流電力系統から解列するようにしている。 In the event of an AC power system accident, etc., the distribution line breaker will be opened, but if a distributed power source is connected to the distribution line, operation will continue in the partial system using the power supplied from the distributed power source. This state is an isolated operation state. In the isolated operation state, there is a risk that the range that should be essentially no voltage is charged. Therefore, in order to avoid danger, a configuration for detecting the isolated operation state is adopted, and when the isolated operation state is detected, the distributed power source is disconnected from the AC power system.
単独運転の検出方式には受動的方式と能動的方式とがある。受動的方式は、単独運転移行時に発電出力と負荷の不平衡により電圧位相や周波数などが急変する事象を検出する方式である。一方、能動的方式は、電力変換装置の制御系により常に電圧や周波数に変動を与えておき、単独運転移行時に変動が顕著になる事象を検出する方式である。 There are a passive method and an active method in the detection method of islanding. The passive method is a method of detecting an event in which the voltage phase, the frequency, etc. change suddenly due to the imbalance between the power generation output and the load at the time of shifting to the single operation. On the other hand, the active method is a method in which the voltage or frequency is always changed by the control system of the power converter, and an event in which the change becomes noticeable at the time of shifting to the independent operation is detected.
電圧位相跳躍検出方式は、受動的単独運転検出方式の一つであり、系統連系状態から単独運転状態へ移行するときの系統電源電圧の位相の急変すなわち位相跳躍を検出して単独運転状態と判定するものである(例えば特許文献1、2参照)。
The voltage phase jump detection method is one of the passive islanding detection methods, and it detects the sudden change of the phase of the system power supply voltage when shifting from the grid connection state to the islanding operation state, that is, the phase jump is detected as the islanding operation state. It is determined (see, for example,
また、能動的単独運転検出方式としては、ステップ注入付周波数フィードバック方式やスリップモード周波数シフト方式がある。 As an active islanding detection method, there are a frequency feedback method with step injection and a slip mode frequency shift method.
前者のステップ注入付周波数フィードバック方式は、交流電力系統に電力変動を注入し、交流電力系統の電圧の周期を計測し、前回計測時の周期に対する今回計測時の周期の増減変化を助長するように正のフィードバック制御をかけて前記電力変動の注入を補正する。その上で、系統電圧の周期の変化パターンを作成し、当該変化パターンに基づいて単独運転を判定する。すなわち、正のフィードバックにより不足または過剰の周波数変化を助長させながら、計測サイクルの偏差に基づいて単独運転判定のための変化パターンを作成し、その変化パターンに基づいて単独運転状態の発生の有無を判定する。このような一連のステップ動作を一定の周期で繰り返し実行する(例えば特許文献3、4参照)。 The former frequency feedback method with step injection injects power fluctuations into the AC power system, measures the voltage cycle of the AC power system, and promotes the increase / decrease change of the cycle at the current measurement relative to the cycle at the previous measurement. Positive power feedback control is applied to correct the power fluctuation injection. Then, a change pattern of the cycle of the system voltage is created, and the isolated operation is determined based on the change pattern. In other words, a change pattern for independent operation determination is created based on the deviation of the measurement cycle while promoting an insufficient or excessive frequency change by positive feedback, and whether or not an isolated operation state has occurred is determined based on the change pattern. judge. Such a series of step operations is repeatedly executed at a constant cycle (see, for example, Patent Documents 3 and 4).
後者のスリップモード周波数シフト方式は、定格周波数からの周波数変化に対して出力電流位相を変化させる特性を電力変換装置にもたせることにより、有効電力・無効電力が平衡している場合でも、単独運転移行時に生じる微小な周波数変化を正帰還して周波数をシフトさせ、その過程で周波数異常に至ったときは単独運転局限化リレー(OFR又はUFR)が動作することにより単独運転を検出するものである(例えば特許文献5、6参照)。 The latter slip mode frequency shift method allows the power conversion device to change the output current phase with respect to the frequency change from the rated frequency, so that even when the active power and reactive power are balanced, the operation is shifted to independent operation. A small frequency change that sometimes occurs is positively fed back to shift the frequency, and when an abnormal frequency is reached in the process, the isolated operation localized relay (OFR or UFR) is operated to detect isolated operation ( For example, see Patent Documents 5 and 6).
上記で説明した受動的単独運転検出の電圧位相跳躍検出方式にあっては、課題とするところの、FRT要件で求められる条件では検出せず、しかも単独運転を適切に検出するように構成するとなると、現在の技術水準では複雑な検出の仕組みを構築しなければならないことが分かっている。加えて、交流電力系統の電圧の歪みがある程度に大きくなると、誤動作を起こす可能性もある。 In the voltage phase jump detection method for passive islanding detection described above, the problem is that detection is not performed under the conditions required by the FRT requirement, and the islanding operation is appropriately detected. It is known that a complicated detection mechanism must be constructed at the current state of the art. In addition, if the voltage distortion of the AC power system increases to a certain extent, it may cause a malfunction.
また、能動的単独運転検出のステップ注入付周波数フィードバック方式やスリップモード周波数シフト方式で用いられる周波数検出についても、上記の電圧位相跳躍検出方式と同様に複雑な仕組みと誤動作のリスクがあることが分かっている。 In addition, the frequency detection method used in the frequency feedback method with step injection for active islanding detection and the slip mode frequency shift method, as well as the voltage phase jump detection method, has a complicated mechanism and a risk of malfunction. ing.
本発明はこのような事情に鑑みて創作したものであり、系統連系システムにおける交流電力系統の瞬時電圧低下(瞬低)や系統周波数変動のような系統擾乱の発生に際して、電力変換装置を解列せずに運転継続するFRT技術に関し、高精度な制御を簡素な構成で実現することを目的としている。 The present invention has been made in view of such circumstances, and solves the problem of the power conversion device when a system disturbance such as an instantaneous voltage drop (instantaneous drop) of the AC power system or a system frequency fluctuation occurs in the system interconnection system. With respect to the FRT technology for continuing operation without lining up, the object is to realize highly accurate control with a simple configuration.
本発明は、次の手段を講じることにより上記の課題を解決する。 The present invention solves the above problems by taking the following measures.
本発明による系統連系システムの異常判定方法は、交流を出力する電力変換装置と交流電力系統とを連系する系統連系システムにおいて、系統電源電圧の位相変化成分からノイズ成分を除去した補正位相変化成分を求め、その補正位相変化成分にランプ・レート・リミテーションを与えた制限付与位相変化成分を生成し、さらに前記補正位相変化成分と前記制限付与位相変化成分との差分であるFRT判定指標を求め、このFRT判定指標に基づいて前記交流電力系統の異常判定を行うものである。 An abnormality determination method for a grid interconnection system according to the present invention is a correction phase in which a noise component is removed from a phase change component of a grid power supply voltage in a grid interconnection system that links a power converter that outputs alternating current and an AC power grid. An FRT determination index that is a difference between the corrected phase change component and the limited phase change component is generated by obtaining a change component, generating a limited phase change component with ramp rate limitation applied to the corrected phase change component And determining abnormality of the AC power system based on the FRT determination index.
また、本発明による系統連系システムの異常判定装置は、
入力する系統電源電圧における位相変化成分を抽出する位相変化成分抽出手段と、
前記位相変化成分抽出手段が抽出する前記位相変化成分からノイズ成分を除去して補正位相変化成分を生成するノイズ成分除去手段と、
前記ノイズ成分除去手段が生成する前記補正位相変化成分に対してランプ・レート・リミテーションを与えて制限付与位相変化成分を生成するランプ・レート・リミテーション手段と、
前記ノイズ成分除去手段が生成する前記補正位相変化成分に対して、前記ランプ・レート・リミテーション手段が生成する前記制限付与位相変化成分を減算してFRT判定指標を生成する減算手段と、
前記FRT判定指標に基づく演算結果から単独運転状態の発生の有無を判定する単独運転判定手段とを備えたものである。
Moreover, the abnormality determination device for the grid interconnection system according to the present invention is:
Phase change component extraction means for extracting a phase change component in the input system power supply voltage;
Noise component removal means for removing a noise component from the phase change component extracted by the phase change component extraction means and generating a corrected phase change component;
Ramp rate limitation means for generating a restriction imparting phase change component by giving a ramp rate limitation to the corrected phase change component generated by the noise component removing unit;
Subtracting means for subtracting the restriction imparting phase change component generated by the ramp rate limiting means from the correction phase change component generated by the noise component removing means to generate an FRT determination index;
And an isolated operation determining means for determining the presence or absence of an isolated operation state from a calculation result based on the FRT determination index.
本発明による系統連系システムの異常判定方法・異常判定装置において、交流電力系統の異常判定に用いるFRT判定指標は補正位相変化成分と制限付与位相変化成分との差分であり、この2要素のうち補正位相変化成分は系統電源電圧の位相変化成分からノイズ成分を除去したものであり、制限付与位相変化成分は補正位相変化成分にランプ・レート・リミテーションを与えたものである。系統連系システムの異常判定に用いる一連の要素(成分)は系統電源電圧の位相変化成分を出発要素とするもので、出発要素はこの位相変化成分ただ1つのみである。この出発要素から一連の複数の関連要素が生成されるが、そのいずれも比較的簡単に生成することが可能である。 In the abnormality determination method / abnormality determination apparatus for the grid interconnection system according to the present invention, the FRT determination index used for the abnormality determination of the AC power system is a difference between the correction phase change component and the restriction imparted phase change component, The correction phase change component is obtained by removing the noise component from the phase change component of the system power supply voltage, and the restriction imparting phase change component is obtained by adding ramp rate limitation to the correction phase change component. A series of elements (components) used for determining the abnormality of the grid interconnection system has a phase change component of the system power supply voltage as a starting element, and there is only one starting element. A series of related elements are generated from this starting element, any of which can be generated relatively easily.
本発明によれば、交流電力系統の瞬時電圧低下(瞬低)や系統周波数変動のような系統擾乱の発生に際して、パワーコンディショナなどの電力変換装置を解列せずに運転継続することに関し、高精度な制御を簡素な構成で実現することができる。 According to the present invention, in the occurrence of system disturbances such as instantaneous voltage drop (instantaneous voltage drop) and system frequency fluctuations in an AC power system, the operation is continued without disconnecting a power converter such as a power conditioner. High-precision control can be realized with a simple configuration.
上記構成の本発明の系統連系システムの異常判定装置には、次のようないくつかの好ましい態様がある。 The abnormality determination device for the grid interconnection system of the present invention having the above configuration has several preferred modes as follows.
上記の異常判定装置の構成要素に加えて、さらに、減算手段が生成するFRT判定指標から跳躍周波数成分を生成する跳躍周波数演算手段と、減算手段が生成するFRT判定指標から跳躍位相成分を生成する跳躍位相演算手段とを備えるものとし、前記の単独運転判定手段は、跳躍周波数演算手段が生成する跳躍周波数成分と跳躍位相演算手段が生成する跳躍位相成分とに基づいて単独運転状態の発生の有無を判定するように構成されているという態様は、好ましいものの1つである。 In addition to the components of the abnormality determination device, a jump frequency calculation unit that generates a jump frequency component from the FRT determination index generated by the subtraction unit, and a jump phase component from the FRT determination index generated by the subtraction unit. A jump phase calculating means, wherein the isolated operation determining means is based on the jump frequency component generated by the jump frequency calculating means and the jump phase component generated by the jump phase calculating means. The aspect of being configured to determine is one of the preferred ones.
また、前記のランプ・レート・リミテーション手段については、n回目に生成された補正位相変化成分と(n−1)回目に生成された制限付与位相変化成分との差分値の大きさが所定のリミット値を超えているとき差分値をリミット値に制限する一方、差分値の大きさがリミット値以下であるときはリミット値によって制限することなく、(n−1)回目の制限付与位相変化成分に前記の差分値を加えてn回目の制限付与位相変化成分を生成するという態様も、好ましいものの1つである。 In the ramp rate limiting means, the magnitude of the difference value between the correction phase change component generated at the nth time and the limited phase change component generated at the (n−1) th time is a predetermined value. When the limit value is exceeded, the difference value is limited to the limit value. On the other hand, when the magnitude of the difference value is less than or equal to the limit value, the (n-1) -th limited addition phase change component is not limited by the limit value. An aspect in which the difference value is added to the above to generate the n-th restriction imparting phase change component is also a preferable one.
また、前記のリミット値は可変とされ、定常時には前記の差分値に対するランプ・レート・リミテーションによる制限がされないようにリミット値が設定される一方、瞬時電圧低下時には前記の差分値に対するランプ・レート・リミテーションによる制限がされるよう交流系統電圧の大きさに応じたリミット値が設定されるように構成されているという態様も、好ましいものの1つである。 In addition, the limit value is variable, and the limit value is set so that the difference value is not limited by the ramp rate limitation in a steady state. On the other hand, when the instantaneous voltage drops, the ramp rate with respect to the difference value is set. An aspect in which the limit value corresponding to the magnitude of the AC system voltage is set so as to be limited by limitation is also a preferable one.
以下、上記構成の本発明の系統連系システムの異常判定装置・異常判定方法につき、その実施の形態を具体的な実施例のレベルで詳しく説明する。 Hereinafter, embodiments of the abnormality determination apparatus and abnormality determination method for the grid interconnection system of the present invention having the above-described configuration will be described in detail at the level of specific examples.
以下、本発明にかかわる系統連系システムの異常判定装置・異常判定方法の実施例を、図1〜図6を参照して詳細に説明する。図1は本発明の実施例における系統連系システムの異常判定装置の主要部の構成を示すブロック図、図2は系統連系システムの異常判定装置の動作説明に供する波形図である。 Embodiments of an abnormality determination apparatus and abnormality determination method for a grid interconnection system according to the present invention will be described below in detail with reference to FIGS. FIG. 1 is a block diagram showing a configuration of a main part of an abnormality determination device for a grid interconnection system according to an embodiment of the present invention, and FIG. 2 is a waveform diagram for explaining an operation of the abnormality determination device for the grid interconnection system.
図1において、11は商用の系統電源の電圧W1(Vpu)を入力として、その系統電源電圧における位相変化成分Δθを抽出する位相変化成分抽出手段、12はノイズ成分除去手段、13はランプ・レート・リミテーション手段、14は減算手段、15は跳躍周波数演算手段、16は跳躍位相演算手段、17は単独運転判定手段である。以下、これらの構成要素について順次説明する。 In FIG. 1, reference numeral 11 is a phase change component extraction means for extracting the phase change component Δθ in the system power supply voltage by using the voltage W1 (Vpu) of a commercial system power supply, 12 is a noise component removal means, and 13 is a ramp rate. A limiting means, 14 is a subtracting means, 15 is a jumping frequency calculating means, 16 is a jumping phase calculating means, and 17 is an independent operation determining means. Hereinafter, these components will be sequentially described.
まず、位相変化成分抽出手段11について、図2(a)を参照しつつ説明する。 First, the phase change component extraction unit 11 will be described with reference to FIG.
図2(a)において、波形のW1は系統電源電圧、W2は系統電源電圧W1についてPLL(Phase Locked Loop:位相同期ループ)にて同期させた正弦波信号、θは系統電源電圧W1についてPLLにて生成した位相、Δθは位相変化成分である。 2A, the waveform W1 is the system power supply voltage, W2 is a sine wave signal synchronized with the system power supply voltage W1 in a PLL (Phase Locked Loop), and θ is the PLL with respect to the system power supply voltage W1. The phase Δθ generated in this way is a phase change component.
位相変化成分抽出手段11は、例えば乗算型PLLを利用するもので、系統電源電圧W1を入力として、位相同期演算により系統電源電圧W1に位相同期した正弦波信号W2を生成する過程で中間的に生成される位相変化成分Δθを抽出する機能を有している。用いる乗算型PLLについては、厳密型や近似型その他があるが、いずれの型式を用いてもよい(例えば非特許文献1参照)。この非特許文献1のPLLは三相交流の場合であるが、単相交流のPLLでも同様である(特許文献7参照)。また、ソフトウェア方式、ハードウェア方式のいずれも用いることができる。
The phase change component extraction unit 11 uses, for example, a multiplying PLL, and in the process of generating a sine wave signal W2 that is phase-synchronized with the system power supply voltage W1 by the phase synchronization calculation using the system power supply voltage W1 as an input. It has a function of extracting the generated phase change component Δθ. The multiplication type PLL to be used includes a strict type, an approximate type, and others, but any type may be used (for example, see Non-Patent Document 1). The PLL of
ソフトウェア方式の場合、今回n回目の計測サイクルで検出した位相θn と前回(n−1)回目の計測サイクルで検出した位相θn-1 との差分が今回の位相変化成分Δθn として求められる。すなわち、
Δθn =θn −θn-1 ……………(1)
である。
For software system, the difference between the phase theta n-1 detected in this phase was detected in the n-th measurement cycle theta n and the previous (n-1) th measurement cycle is determined as the present phase change component [Delta] [theta] n . That is,
Δθ n = θ n −θ n-1 (1)
It is.
計測サイクルに関する周波数をfc とすると、計測タイミングの周期Tは、T=1/fc であり、例えば、fc =16kHzとすると、T=62.5μsとなる。具体的には、計測タイミング(n−1)から計測タイミングnまでの時間間隔が62.5μsということである。 If the frequency related to the measurement cycle is fc, the period T of the measurement timing is T = 1 / fc. For example, if fc = 16 kHz, T = 62.5 μs. Specifically, the time interval from the measurement timing (n−1) to the measurement timing n is 62.5 μs.
次に、ノイズ成分除去手段12について図2(b)を参照しつつ説明する。
Next, the noise
系統電源電圧には様々な不平衡成分や歪成分が含まれており、それを原因とするノイズ成分が系統電源電圧の位相変化成分Δθに影響を与える。そこで、ノイズ成分除去手段12は、このノイズ成分の影響を避けるために、フィルタリングにより系統電源電圧の位相変化成分Δθの波形情報からノイズ成分を位相オフセットとして除去し、オフセット補正された位相変化成分Δθ′を得る。ここで、「オフセット補正された位相変化成分」を単に「補正位相変化成分」と記載することとする。補正位相変化成分Δθ′は系統電源電圧の位相につき、真に変化している成分のみを抽出したものとなる。
The system power supply voltage includes various unbalanced components and distortion components, and noise components caused by the components affect the phase change component Δθ of the system power supply voltage. Therefore, in order to avoid the influence of the noise component, the noise
具体的には、系統電源電圧の周期(60Hzの場合は約16.7ms、50Hzの場合は20ms)において移動平均をとることにより、基本周波数や高調波に同期した揺らぎをカットする。ノイズ成分除去手段12としては、非巡回型のFIR(Finite Impulse Response)フィルタや巡回型のIIR(Infinite Impulse Response)フィルタなどのローパスフィルタあるいはディジタルフィルタ、電子回路におけるローパスフィルタなどを用いることができる。
Specifically, fluctuations synchronized with the fundamental frequency and harmonics are cut by taking a moving average in the period of the system power supply voltage (about 16.7 ms for 60 Hz and 20 ms for 50 Hz). As the noise
次に、ランプ・レート・リミテーション手段13について図2(c)を参照しつつ説明する。 Next, the ramp rate limiting means 13 will be described with reference to FIG.
補正位相変化成分Δθ′に対して与えるランプ・レート・リミテーションは、補正位相変化成分Δθ′の変化率に対して制限をかける処理である。詳しいことは図4、図5のフローチャートを用いて後述するが、ランプ・レート・リミテーション手段13の概要は、補正位相変化成分Δθ′の変化率(単位計測サイクルでの変化量)が規定値(リミット値Lim )以下のときは補正位相変化成分Δθ′に追従させ、一方、補正位相変化成分Δθ′の変化率が規定値(リミット値Lim )を超えるときは補正位相変化成分Δθ′への追従をやめるというものである。
The ramp rate limitation applied to the correction phase change component Δθ ′ is a process for limiting the rate of change of the correction phase change component Δθ ′. Although details will be described later with reference to the flowcharts of FIGS. 4 and 5, the outline of the ramp
補正位相変化成分Δθ′に対してランプ・レート・リミテーションを与えた関数を制限付与位相変化成分Δθrampとする。この制限付与位相変化成分Δθrampは、補正位相変化成分Δθ′の変化率が制限値であるリミット値Lim 以下のときは、補正位相変化成分Δθ′に追従させて、補正位相変化成分Δθ′の変化率と同じ値で変化させる一方、補正位相変化成分Δθ′の変化率がリミット値Lim を超えるに至ったときには、補正位相変化成分Δθ′への追従をやめて、補正位相変化成分Δθ′の変化率に対して制限を与えた前記のリミット値Lim だけ変化させる。 A function obtained by applying a ramp rate limitation to the correction phase change component Δθ ′ is defined as a restriction providing phase change component Δθramp. When the rate of change of the correction phase change component Δθ ′ is equal to or less than the limit value Lim, the limit imparted phase change component Δθramp follows the correction phase change component Δθ ′ to change the correction phase change component Δθ ′. When the change rate of the correction phase change component Δθ ′ exceeds the limit value Lim, the tracking of the correction phase change component Δθ ′ is stopped and the change rate of the correction phase change component Δθ ′ is changed. It is changed by the limit value Lim given the limit.
図2(c)において、期間T1では、補正位相変化成分Δθ′の変化率がリミット値Lim 以下であることから、制限付与位相変化成分Δθrampは補正位相変化成分Δθ′に追従しており、補正位相変化成分Δθ′と一致している。一方、期間T2では、補正位相変化成分Δθ′の変化率がリミット値Lim を超えていることから、制限付与位相変化成分Δθrampは補正位相変化成分Δθ′から外れている。図2(c)ではΔθ′>Δθrampの状態が示されているが、もちろん逆のΔθ′<Δθrampの場合も起こり得る。 In FIG. 2C, in the period T1, the rate of change of the correction phase change component Δθ ′ is equal to or less than the limit value Lim, so that the restriction imparting phase change component Δθramp follows the correction phase change component Δθ ′. This coincides with the phase change component Δθ ′. On the other hand, in the period T2, since the rate of change of the correction phase change component Δθ ′ exceeds the limit value Lim, the restriction imparting phase change component Δθramp deviates from the correction phase change component Δθ ′. In FIG. 2C, the state of Δθ ′> Δθramp is shown, but of course, the opposite case of Δθ ′ <Δθramp may occur.
より具体的には次のとおりである。前回(n−1)回目の計測サイクルでの制限付与位相変化成分を(Δθramp)n-1 、今回n回目の計測サイクルでの制限付与位相変化成分を(Δθramp)n として、前回の制限付与位相変化成分(Δθramp)n-1 に調整用の変数δ(マイナス値の場合を含む)を与えることによって今回の制限付与位相変化成分(Δθramp)n を生成する。すなわち、
(Δθramp)n =(Δθramp)n-1 +δ ……………(2)
とする。そして、この方式の場合に、補正位相変化成分Δθ′の変化率がリミット値Lim 以下のときは、調整用の変数δとして、今回の補正位相変化成分(Δθ′)n と前回の制限付与位相変化成分(Δθramp)n-1 との差分値(追従中での補正位相変化成分Δθ′の変化量)を与え(これについては後述する)、補正位相変化成分Δθ′の変化率がリミット値Lim を超えるときは、調整用の変数δとして、リミット値Lim を与えるものである。まとめると、
補正位相変化成分Δθ′の変化率≦Lim のとき、
δ=(Δθ′)n −(Δθramp)n-1 ……………(3)
補正位相変化成分Δθ′の変化率>Lim のとき、
δ=Lim (プラス値またはマイナス値) ……………(4)
である。
More specifically, it is as follows. Previous (n-1) th measurement limit imparting phase change component in the cycle (Δθramp) n-1, the restriction applied phase change component at the current n-th measurement cycle as (Δθramp) n, previous limitations imparted phase By giving a variable for adjustment δ (including a negative value) to the change component (Δθramp) n−1 , the current restriction imparting phase change component (Δθramp) n is generated. That is,
(Δθramp) n = (Δθramp) n-1 + δ (2)
And In the case of this method, when the rate of change of the correction phase change component Δθ ′ is equal to or smaller than the limit value Lim, the current correction phase change component (Δθ ′) n and the previous limit applying phase are used as the adjustment variable δ. Change component (Δθramp) Gives a difference value (change amount of correction phase change component Δθ ′ during tracking) from n−1 (this will be described later), and the rate of change of correction phase change component Δθ ′ is the limit value Lim Is exceeded, a limit value Lim is given as the adjustment variable δ. Summary,
When the rate of change of the correction phase change component Δθ ′ is ≦ Lim,
δ = (Δθ ′) n − (Δθramp) n−1 (3)
When the rate of change of the corrected phase change component Δθ ′ is> Lim,
δ = Lim (plus or minus value) …………… (4)
It is.
図3(a),(b)は補正位相変化成分Δθ′の変化率がリミット値Lim 以下の場合の制限付与位相変化成分Δθrampの推移を示す。図3(a)は補正位相変化成分Δθ′の変化を示し、図3(b)は同じ計測サイクルでの制限付与位相変化成分Δθrampの変化を示す。ここで、制限付与位相変化成分Δθrampはタイミング(n−1)まで補正位相変化成分Δθ′に追従してきているとする。すなわち、
(Δθ′)n-1 =(Δθramp)n-1 ……………(5)
であるとする。そして、
(Δθ′)n −(Δθ′)n-1 =(Δθ′)n −(Δθramp)n-1 <Lim …………(6)
である。ゆえに、タイミングnにおける制限付与位相変化成分(Δθramp)n として、タイミング(n−1)における制限付与位相変化成分(Δθramp)n-1 に、調整用の変数δとして、ランプ・レート・リミテーションによる制限を与えない、期間〔(n−1)〜n〕での補正位相変化成分Δθ′の変化量δをそのまま採用する。ただし、
δ=(Δθ′)n −(Δθ′)n-1 ……………(7)
とするのではなく、数式(5)を利用した
δ=(Δθ′)n −(Δθramp)n-1 ……………(8)
を用いる。その理由については後述する。
FIGS. 3A and 3B show the transition of the restriction imparting phase change component Δθramp when the rate of change of the correction phase change component Δθ ′ is equal to or less than the limit value Lim. FIG. 3A shows the change of the correction phase change component Δθ ′, and FIG. 3B shows the change of the restriction imparting phase change component Δθramp in the same measurement cycle. Here, it is assumed that the restriction imparting phase change component Δθramp follows the correction phase change component Δθ ′ until timing (n−1). That is,
(Δθ ′) n-1 = (Δθramp) n-1 (5)
Suppose that And
(Δθ ′) n − (Δθ ′) n−1 = (Δθ ′) n − (Δθramp) n−1 <Lim (6)
It is. Thus, the limits applied phase change component (Δθramp) n at the timing n, limited to imparting a phase change component (Δθramp) n-1 at the timing (n-1), as a variable δ for adjustment, according to the ramp rate Limitation The change amount δ of the correction phase change component Δθ ′ in the period [(n−1) to n], which is not limited, is employed as it is. However,
δ = (Δθ ′) n − (Δθ ′) n−1 (7)
Instead of using the formula (5), δ = (Δθ ′) n − (Δθ ramp) n−1 (8)
Is used. The reason will be described later.
図3(c),(d)は補正位相変化成分Δθ′の変化率がリミット値Lim より大きい場合の制限付与位相変化成分Δθrampの推移を示す。図3(c)は補正位相変化成分Δθ′の変化を示し、図3(d)は同じ計測サイクルでの制限付与位相変化成分Δθrampの変化を示す。 FIGS. 3C and 3D show the transition of the restriction imparting phase change component Δθramp when the change rate of the correction phase change component Δθ ′ is greater than the limit value Lim. FIG. 3C shows the change of the correction phase change component Δθ ′, and FIG. 3D shows the change of the restriction imparting phase change component Δθramp in the same measurement cycle.
タイミングnでの制限付与位相変化成分(Δθramp)n を求めるに際して、タイミング(n−1)での制限付与位相変化成分(Δθramp)n-1 に加算する調整用の変数δとして、上記の場合の変化量δ(=(Δθ′)n −(Δθramp)n-1 )に代えて、δ=±Lim が用いられる。ただし、δ=+Lim は、期間〔(n−1)〜n〕での補正位相変化成分Δθ′の変化量δがプラスの場合に採用され、δ=−Lim は、変化量δがマイナスの場合に採用される。図3(c),(d)はプラスの場合に対応している。 When obtaining the restriction imparting phase change component (Δθramp) n at timing n, the variable δ for adjustment added to the restriction imparting phase change component (Δθramp) n-1 at timing (n−1) is Instead of the change amount δ (= (Δθ ′) n − (Δθ ramp) n−1 ), δ = ± Lim is used. However, δ = + Lim is adopted when the change amount δ of the correction phase change component Δθ ′ in the period [(n−1) to n] is positive, and δ = −Lim is when the change amount δ is negative. Adopted. FIGS. 3C and 3D correspond to the plus case.
ここでの議論は、図4、図5のフローチャートを用いた動作説明でより明瞭なものとなる。 The discussion here will become clearer by the explanation of the operation using the flowcharts of FIGS.
ランプ・レート・リミテーション手段13は、以上のような手法で、補正位相変化成分Δθ′に対してランプ・レート・リミテーションを与えた制限付与位相変化成分Δθrampの関数を得る。
The ramp
減算手段14は、ノイズ成分除去手段12によって生成されるところの、系統電源電圧の位相につき真に変化している成分のみを抽出した補正位相変化成分Δθ′に対して、ランプ・レート・リミテーション手段13が生成したところの、補正位相変化成分Δθ′に対してランプ・レート・リミテーションを与えた制限付与位相変化成分Δθrampを減算する。なお、制限付与位相変化成分Δθrampの値がマイナスのときは、減算手段14が行う実際上の演算は加算となる。減算手段14による演算結果をFRT判定指標Δθ″とする。
The subtracting
Δθ″=Δθ′−Δθramp ……………(9)
である。このFRT判定指標Δθ″が図2(c)に表示されている。
Δθ ″ = Δθ′−Δθramp (9)
It is. This FRT determination index Δθ ″ is displayed in FIG.
図2(d)は跳躍周波数演算手段15がFRT判定指標Δθ″から求めた跳躍周波数成分Fと、跳躍位相演算手段16がFRT判定指標Δθ″から求めた跳躍位相成分φを表している。 FIG. 2D shows the jump frequency component F obtained by the jump frequency calculation means 15 from the FRT determination index Δθ ″ and the jump phase component φ obtained by the jump phase calculation means 16 from the FRT determination index Δθ ″.
跳躍周波数演算手段15は、能動的単独運転検出方式にかかわるもので、FRT判定指標Δθ″から跳躍周波数成分Fを求める機能を有している。ここでは、FRT判定指標Δθ″を定数倍(k倍)することにより跳躍周波数成分Fを求める。すなわち、
F=k・Δθ″ ……………(10)
である。kは計測サイクルに関する周波数fc を2πで割った値とする。
The jump frequency calculation means 15 relates to the active islanding detection method and has a function of obtaining the jump frequency component F from the FRT determination index Δθ ″. Here, the FRT determination index Δθ ″ is multiplied by a constant (k The jump frequency component F is obtained. That is,
F = k · Δθ ″ …………… (10)
It is. k is a value obtained by dividing the frequency fc related to the measurement cycle by 2π.
k=fc /2π ……………(11)
であり、例えば、fc =16kHzの場合は、k≒2546.5となる(一例)。
k = fc / 2π (11)
For example, when fc = 16 kHz, k≈2546.5 (an example).
跳躍位相演算手段16は、受動的単独運転検出方式にかかわるもので、FRT判定指標Δθ″から跳躍位相成分φを求める機能を有している。ここでは、FRT判定指標Δθ″を積分することにより跳躍位相成分φを求める。すなわち、
φ=∫Δθ″dt ……………(12)
である。ソフトウェア処理としては、総和(数列の和)Σを用いて、
φ=ΣΔθ″ ……………(13)
となる。
The jump phase calculation means 16 relates to the passive islanding detection method, and has a function of obtaining the jump phase component φ from the FRT determination index Δθ ″. Here, the FRT determination index Δθ ″ is integrated. The jump phase component φ is obtained. That is,
φ = ∫Δθ ″ dt …………… (12)
It is. As software processing, using the summation (sum of sequences) Σ,
φ = ΣΔθ ″ …………… (13)
It becomes.
なお、一度位相跳躍が発生すると、前段で算出された位相跳躍の値が残ったままとなるので、跳躍位相演算手段16においては、次の位相跳躍に備えて、予め値をゼロに近づけておく積分値ゼロリセットの演算を行うものとする。例えば、
φ←0.9999・φ ……………(14)
の演算を繰り返し実行する。
Note that once the phase jump occurs, the value of the phase jump calculated in the previous stage remains, so the jump phase calculation means 16 makes the value close to zero in advance in preparation for the next phase jump. Integral value zero reset is calculated. For example,
φ ← 0.9999 ・ φ ………… (14)
Repeat the above operation.
単独運転判定手段17は、跳躍周波数演算手段15によって求められた跳躍周波数成分Fと跳躍位相演算手段16によって求められた跳躍位相成分φとによって、真に問題となる分散型電源の単独運転状態の発生の有無を判定する。 The isolated operation determination means 17 is based on the jump frequency component F obtained by the jump frequency calculation means 15 and the jump phase component φ obtained by the jump phase calculation means 16, so that the single operation state of the distributed power source that is really a problem is determined. Determine if it occurs.
受動的単独運転検出方式の場合には、逆潮流バランス時に変化が現れず、単独運転が検出されないことがある。そこで、受動的単独運転検出方式を補完して逆潮流バランス時でも検出可能とするために能動的単独運転検出方式が用いられる。 In the case of the passive islanding detection method, no change appears during reverse power flow balance, and islanding may not be detected. Therefore, the active islanding detection method is used to complement the passive islanding detection method and enable detection even during reverse power flow balance.
次に、図4、図5のフローチャートと図6の系統電源電圧に応じて決まるリミット値指標の特性図を用いて、系統連系システムの異常判定方法の具体的な動作を説明する。このフローチャートはタイミングn(nは任意の自然数)から始まるn回目の計測サイクルでの動作を示している。 Next, the specific operation of the abnormality determination method for the grid interconnection system will be described using the flowcharts of FIGS. 4 and 5 and the characteristic diagram of the limit value index determined according to the grid power supply voltage of FIG. This flowchart shows the operation in the nth measurement cycle starting from timing n (n is an arbitrary natural number).
まず、ステップS10において、調整用の変数δとして、
δ=(Δθ′)n −(Δθramp)n-1 ……………(15)
の演算を行う。ここで、(Δθ′)n はタイミングnにおいてノイズ成分除去手段12によって生成された補正位相変化成分であり、(Δθramp)n-1 は前回のタイミングであるタイミング(n−1)においてランプ・レート・リミテーション手段13によって生成された制限付与位相変化成分である。
First, in step S10, as a variable δ for adjustment,
δ = (Δθ ′) n − (Δθ ramp) n−1 (15)
Perform the operation. Here, (Δθ ′) n is a corrected phase change component generated by the noise
ここで、δをδ=(Δθ′)n −(Δθ′)n-1 としない理由は、次のとおりである。もし、そのようにすれば、補正位相変化成分Δθ′が急峻に変化して制限付与位相変化成分Δθrampが補正位相変化成分Δθ′に追従しなくなった後に、補正位相変化成分Δθ′の変化率(1回の計測サイクルにおける変化量)が急にゼロになった場合には、δの値もゼロになってしまう。しかし、補正位相変化成分Δθ′と制限付与位相変化成分Δθrampがリミット値Lim 以上乖離していれば、δはリミット値Lim に等しくなっている必要があり、この原則に反することになってしまう。このような理由により、上式(15)が用いられる。 Here, the reason why δ is not δ = (Δθ ′) n − (Δθ ′) n−1 is as follows. If so, after the correction phase change component Δθ ′ changes sharply and the restriction imparting phase change component Δθramp does not follow the correction phase change component Δθ ′, the rate of change of the correction phase change component Δθ ′ ( When the change amount in one measurement cycle) suddenly becomes zero, the value of δ also becomes zero. However, if the correction phase change component Δθ ′ and the limit applying phase change component Δθramp are more than the limit value Lim, δ needs to be equal to the limit value Lim, which is against this principle. For this reason, the above equation (15) is used.
次いで、ステップS20において、以下に説明するリミット値取得のサブルーチン(ステップS21〜S26)に従って、今回n回目の計測サイクルで用いるリミット値Lim を取得する。 Next, in step S20, a limit value Lim used in the current nth measurement cycle is acquired according to a limit value acquisition subroutine (steps S21 to S26) described below.
リミット値取得のサブルーチン(ステップS21〜S26)での処理は次のとおりである。 Processing in the limit value acquisition subroutine (steps S21 to S26) is as follows.
まず、ステップS21において、図6に示す系統電源電圧Vpu([p.u.](per-unit)…基準値に対する相対値での表記)に応じて決まるリミット値指標の特性データに従って、リミット値指標xを取得する。 First, in step S21, the limit value index x is set in accordance with the characteristic data of the limit value index determined in accordance with the system power supply voltage Vpu ([pu] (per-unit)... Expressed relative to the reference value) shown in FIG. get.
次いで、ステップS22において、前ステップで取得したリミット値指標xがリミット値Lim より大きいか否かを判断する。リミット値指標xがリミット値Lim より大きいときはステップS23に進み、リミット値指標xがリミット値Lim 以下のときはステップS24に進む。 Next, in step S22, it is determined whether or not the limit value index x acquired in the previous step is larger than the limit value Lim. When the limit value index x is larger than the limit value Lim, the process proceeds to step S23, and when the limit value index x is equal to or smaller than the limit value Lim, the process proceeds to step S24.
図6のリミット値指標xの特性図に従うと、系統電源電圧Vpuが正常値に対する相対値として0.8[p.u.]以上あるときは、リミット値指標xは実質的に0となる値βであり、系統電源電圧Vpuが0.7[p.u.]未満のときは、リミット値指標xは1.0である。そして、系統電源電圧Vpuが0.7〜0.8[p.u.]の領域では、リミット値指標xは1またはβに急速接近する。 According to the characteristic diagram of the limit value index x in FIG. 6, when the system power supply voltage Vpu is 0.8 [pu] or more as a relative value with respect to the normal value, the limit value index x is a value β that is substantially zero. When the system power supply voltage Vpu is less than 0.7 [pu], the limit value index x is 1.0. In the region where the system power supply voltage Vpu is 0.7 to 0.8 [p.u.], the limit value index x rapidly approaches 1 or β.
交流電力系統が瞬低を起こして系統電源電圧Vpuが0.7[p.u.]未満となり、リミット値指標xが1となった場合、ステップS22(x>Lim ?)の判断が肯定的となって、ステップS23に進む。一方、系統電源電圧Vpuが正常で0.8[p.u.]以上あり、リミット値指標xがβ(≒0)となっている場合はもとより、交流電力系統が瞬低から正常へ回復しつつあって系統電源電圧Vpuが0.7〜0.8[p.u.]の推移領域でも、ステップS22(x>Lim ?)の判断が否定的となって、ステップS24に進む。 When the AC power system causes an instantaneous drop and the system power supply voltage Vpu becomes less than 0.7 [pu] and the limit value index x becomes 1, the determination in step S22 (x> Lim?) Becomes affirmative. The process proceeds to step S23. On the other hand, not only when the system power supply voltage Vpu is normal and is 0.8 [pu] or more and the limit value index x is β (≈0), the AC power system is recovering from instantaneous drop to normal. Even in the transition region where the system power supply voltage Vpu is 0.7 to 0.8 [pu], the determination in step S22 (x> Lim?) Is negative, and the process proceeds to step S24.
交流電力系統の瞬低の結果、リミット値指標xがリミット値Lim より大きいことから進んだステップS23においては、リミット値Lim としてステップS21で取得したリミット値指標xを設定する。すなわち、
Lim =x ……………(16)
とする。そして、メインルーチンのステップS30に進む。
As a result of the instantaneous drop in the AC power system, the limit value index x is larger than the limit value Lim. In step S23, the limit value index x acquired in step S21 is set as the limit value Lim. That is,
Lim = x …………… (16)
And Then, the process proceeds to step S30 of the main routine.
一方、リミット値指標xがリミット値Lim 以下であることからステップS24に進む場合においては、リミット値Lim を実質的に0となる値βに戻す処理へと進む(ステップS24〜S26)。ただし、1回のステップで一気に戻すのではなく、一定の時間をかけて戻すようにしている。 On the other hand, when the process proceeds to step S24 because the limit value index x is equal to or less than the limit value Lim, the process proceeds to a process of returning the limit value Lim to a value β that is substantially 0 (steps S24 to S26). However, instead of returning all at once in a single step, it returns over a certain period of time.
すなわち、ステップS24において、リミット値Lim として前回(n−1)回目の計測サイクルでのリミット値Lim から微小な規定値αを差し引いて、リミット値Lim を漸減させる。すなわち、
Lim =Lim −α ……………(17)
である。この動作を複数サイクルにわたって繰り返すことになる。
That is, in step S24, the limit value Lim is gradually reduced by subtracting the minute specified value α from the limit value Lim in the previous (n−1) measurement cycle as the limit value Lim. That is,
Lim = Lim -α …………… (17)
It is. This operation is repeated over a plurality of cycles.
次のステップS25では、漸減中のリミット値Lim が実質的に0となる値βより小さくなったか否かを判断する。実質的に0となる値βに接近中のリミット値Lim がβ以上のときは、ステップS26をジャンプして、次の計測サイクルへと進み、ステップS24で再び微小な規定値αを減算する。しかし、漸減しているリミット値Lim が実質的に0となる値βより小さくなるに至ったときには、ステップS26に進んで、リミット値Lim を実質的に0となる値βに設定する(ジャストβ)。すなわち、
Lim =β ……………(18)
である。交流電力系統が瞬低を起こした後に系統電源電圧Vpuが正常状態に復帰すれば、リミット値Lim は実質的に0となる値βに戻され、保持される。
In the next step S25, it is determined whether or not the gradually decreasing limit value Lim is smaller than a value β that is substantially zero. When the limit value Lim approaching the value β that is substantially 0 is equal to or larger than β, the process jumps to step S26 and proceeds to the next measurement cycle, and the minute specified value α is subtracted again in step S24. However, when the gradually decreasing limit value Lim becomes smaller than the value β that becomes substantially zero, the process proceeds to step S26, and the limit value Lim is set to a value β that becomes substantially zero (just β ). That is,
Lim = β …………… (18)
It is. If the system power supply voltage Vpu returns to a normal state after the AC power system has a voltage sag, the limit value Lim is returned to the value β that is substantially 0 and held.
図6の傾斜線上での推移は急峻なものである。ちなみに、漸減にかかわる微小な規定値αは次のように決められる(一例)。計測サイクルに関する周波数fc =16kHz、計測サイクルの周期T=1/fc =62.5μsの場合に、例えば40msの時間をかけてリミット値Lim を1から0まで戻すとすると、
(40×10-3)÷(62.5×10-6)=640 ……………(19)
で、640回の計測サイクルの繰り返しが必要となる。したがって、漸減にかかわる微小な規定値αは1回当りの数値であるから、
α=1/640≒1.56×10-3 ……………(20)
となる(一例)。なお、実質的に0となる値βについて参考までに一例を挙げると、β=0.00012という極小値である。
The transition on the inclined line in FIG. 6 is steep. Incidentally, the minute specified value α related to gradual reduction is determined as follows (example). If the frequency fc = 16 kHz relating to the measurement cycle and the cycle T = 1 / fc = 62.5 μs, for example, if the limit value Lim is returned from 1 to 0 over a period of 40 ms,
(40 × 10 −3 ) ÷ (62.5 × 10 −6 ) = 640 (19)
Therefore, it is necessary to repeat 640 measurement cycles. Therefore, the minute specified value α related to gradual decrease is a numerical value per time.
α = 1 / 640≈1.56 × 10 −3 (20)
(Example). For reference, the value β that is substantially 0 is a minimum value of β = 0.00012.
ステップS21〜S26のリミット値取得のサブルーチンを抜けると(リミット値Lim を取得すると)、次はメインルーチンのステップS30に進む。 After exiting the limit value acquisition subroutine of steps S21 to S26 (when the limit value Lim is acquired), the process proceeds to step S30 of the main routine.
ステップS30において、調整用の変数δがステップS20(サブルーチン(S21〜S26))で取得したリミット値Lim より大きいか否かを判断する。数式(8)を再掲すると、
δ=(Δθ′)n −(Δθramp)n-1 ……………(8)
である。調整用の変数δがリミット値Lim 以下のときには、補正位相変化成分Δθ′の変化が比較的緩やかで、制限付与位相変化成分Δθrampにはランプ・レート・リミテーションを与える必要はなく、制限付与位相変化成分Δθrampは補正位相変化成分Δθ′に追従していることになる。このときは、ステップS50に進む。
In step S30, it is determined whether or not the adjustment variable δ is larger than the limit value Lim acquired in step S20 (subroutine (S21 to S26)). Re-presenting equation (8)
δ = (Δθ ′) n − (Δθramp) n-1 (8)
It is. When the adjustment variable δ is less than or equal to the limit value Lim, the change in the correction phase change component Δθ ′ is relatively gradual, and it is not necessary to apply the ramp rate limitation to the limit application phase change component Δθramp. The change component Δθramp follows the correction phase change component Δθ ′. At this time, the process proceeds to step S50.
一方、調整用の変数δがリミット値Lim より大きくなるときには、補正位相変化成分Δθ′の変化が急峻で、制限付与位相変化成分Δθrampにランプ・レート・リミテーションを与えることになる。このときは、ステップS40に進む。 On the other hand, when the adjustment variable δ becomes larger than the limit value Lim, the change in the correction phase change component Δθ ′ is steep, and the ramp rate limitation is applied to the restriction imparting phase change component Δθramp. At this time, the process proceeds to step S40.
ステップS40において、調整用の変数δとしてリミット値取得のサブルーチン(S21〜S26)で取得した今回n回目の計測サイクルのリミット値Lim を設定する。すなわち、
δ=Lim ……………(21)
とする。前述したように、系統電源電圧Vpuが正常なときは、リミット値Lim =実質的に0となる値βであり、瞬低時にはリミット値Lim =リミット値指標x=1である。
In step S40, the limit value Lim of the current nth measurement cycle acquired in the limit value acquisition subroutine (S21 to S26) is set as the adjustment variable δ. That is,
δ = Lim …………… (21)
And As described above, when the system power supply voltage Vpu is normal, the limit value Lim is a value β that is substantially 0, and at the time of a sag, the limit value Lim is the limit value index x = 1.
ステップS30、ステップS40の処理は調整用の変数δがプラス(補正位相変化成分Δθ′が増加中)の場合に対応している。調整用の変数δがマイナス(補正位相変化成分Δθ′が減少中)の場合に対応するのがステップS50、ステップS60である。 The processes in steps S30 and S40 correspond to the case where the adjustment variable δ is positive (the correction phase change component Δθ ′ is increasing). Steps S50 and S60 correspond to the case where the adjustment variable δ is negative (the correction phase change component Δθ ′ is decreasing).
ステップS50において、調整用の変数δがステップS20(サブルーチン(S21〜S26))で取得したリミット値Lim のマイナス値(−Lim )より小さいか否かを判断する。 In step S50, it is determined whether or not the adjustment variable δ is smaller than the minus value (−Lim) of the limit value Lim acquired in step S20 (subroutine (S21 to S26)).
調整用の変数δがリミット値Lim のマイナス値(−Lim )以上のときには、補正位相変化成分Δθ′の変化が比較的緩やかで、制限付与位相変化成分Δθrampにはランプ・レート・リミテーションを与える必要はなく、制限付与位相変化成分Δθrampは補正位相変化成分Δθ′に追従していることになる。このときは、ステップS70に進む。 When the adjustment variable δ is equal to or greater than the negative value (−Lim) of the limit value Lim, the change in the correction phase change component Δθ ′ is relatively gradual, and a ramp rate limitation is applied to the limited phase change component Δθramp. It is not necessary, and the restriction imparting phase change component Δθramp follows the correction phase change component Δθ ′. At this time, the process proceeds to step S70.
一方、調整用の変数δがリミット値Lim のマイナス値(−Lim )より小さくなるときには、補正位相変化成分Δθ′の変化が急峻で、制限付与位相変化成分Δθrampにランプ・レート・リミテーションを与えることになる。このときは、ステップS60に進む。 On the other hand, when the variable δ for adjustment is smaller than the negative value (−Lim) of the limit value Lim, the change of the correction phase change component Δθ ′ is steep, and the ramp rate limitation is given to the limit applying phase change component Δθramp. It will be. At this time, the process proceeds to step S60.
ステップS60において、調整用の変数δとしてサブルーチンで取得した今回n回目の計測サイクルでのリミット値Lim のマイナス値(−Lim )を設定する。すなわち、
δ=−Lim ……………(22)
とする。
In step S60, the negative value (-Lim) of the limit value Lim in the current nth measurement cycle acquired by the subroutine is set as the adjustment variable δ. That is,
δ = −Lim …………… (22)
And
ステップS30〜ステップS60の処理を総合すると、調整用の変数δがリミット値Lim より大きくなるときには、調整用の変数δは、δ=Lim となり、調整用の変数δがリミット値Lim のマイナス値(−Lim )より小さくなるときには、調整用の変数δは、δ=−Lim となり、それ以外のときは、調整変化分δは、ステップS10で求めた調整用の変数δ=(Δθ′)n −(Δθramp)n-1 そのものを採用する。δ=Lim とδ=−Lim とはランプ・レート・リミテーションを与えるということであり、それ以外のδ=(Δθ′)n −(Δθramp)n-1 はランプ・レート・リミテーションを与えずに、制限付与位相変化成分Δθrampは補正位相変化成分Δθ′に追従させるということである。 Summarizing the processing of step S30 to step S60, when the variable δ for adjustment is larger than the limit value Lim, the variable δ for adjustment is δ = Lim, and the variable δ for adjustment is a negative value of the limit value Lim ( −Lim), the adjustment variable δ becomes δ = −Lim. Otherwise, the adjustment change δ is the adjustment variable δ = (Δθ ′) n − obtained in step S10. (Δθramp) n-1 itself is adopted. δ = Lim and δ = −Lim mean that ramp rate limitation is applied, and other δ = (Δθ ′) n − (Δθramp) n−1 does not give ramp rate limitation. In addition, the restriction imparting phase change component Δθramp follows the correction phase change component Δθ ′.
次いで、ステップS70において、前回(n−1)回目の計測サイクルにおける制限付与位相変化成分(Δθramp)n-1 に対して、上記のステップで求めた調整用の変数δを加えることにより、今回n回目の計測サイクルでの制限付与位相変化成分(Δθramp)n を求める。すなわち、
(Δθramp)n =(Δθramp)n-1 +δ ……………(23)
とする。これは、既に概要を説明したときの数式(2)と同じものである。
Next, in step S70, the adjustment variable δ obtained in the above step is added to the restriction imparting phase change component (Δθramp) n−1 in the previous (n−1) -th measurement cycle, so that the current n The restriction imparting phase change component (Δθramp) n in the second measurement cycle is obtained. That is,
(Δθramp) n = (Δθramp) n-1 + δ (23)
And This is the same as Expression (2) when the outline has already been explained.
さらに、ステップS80において、得られた補正位相変化成分Δθ′と制限付与位相変化成分ΔθrampとからFRT判定指標Δθ″を算出する。すなわち、
Δθ″=Δθ′−Δθramp ……………(24)
である。
Further, in step S80, an FRT determination index Δθ ″ is calculated from the obtained corrected phase change component Δθ ′ and the restriction imparting phase change component Δθramp.
Δθ ″ = Δθ′−Δθramp (24)
It is.
次いで、ステップS90において、FRT判定指標Δθ″を定数倍(k倍)することにより跳躍周波数成分Fを求める。すなわち、
F=k・Δθ″ ……………(25)
である。
Next, in step S90, the jump frequency component F is obtained by multiplying the FRT determination index Δθ ″ by a constant (k times).
F = k · Δθ ″ …………… (25)
It is.
次いで、ステップS100において、FRT判定指標Δθ″の総和を取ることにより跳躍位相成分φを求める。すなわち、
φ=ΣΔθ″ ……………(26)
である。
Next, in step S100, the jump phase component φ is obtained by taking the sum of the FRT determination index Δθ ″.
φ = ΣΔθ ″ …………… (26)
It is.
次いで、ステップS110において、求めた跳躍周波数成分Fと跳躍位相成分φとによって、真に問題となる分散型電源の単独運転状態の発生の有無を判定する。これにより、単独運転状態であると判定したときは、パワーコンディショナを交流電力系統から解列するための指示を与える。ここでの単独運転状態の判定は、跳躍周波数成分Fのみを用いて行うのでもよいし、あるいは跳躍位相成分φのみを用いて行うのでもよいし、さらにはそれらの双方を用いて行うのでもよい。 Next, in step S110, the presence or absence of occurrence of a single operation state of the distributed power source that is a real problem is determined based on the obtained jump frequency component F and jump phase component φ. Thereby, when it determines with it being an independent operation state, the instruction | indication for disconnecting a power conditioner from an alternating current power system is given. The determination of the isolated operation state here may be performed using only the jump frequency component F, or may be performed using only the jump phase component φ, or may be performed using both of them. Good.
本発明実施例の系統連系システムの異常判定方法によれば、交流電力系統の瞬低(瞬時電圧低下)や系統周波数変動のような系統擾乱の発生に対してパワーコンディショナを解列せずに運転継続することに関して、全体的な構成が比較的簡単でありながら、高精度な制御を実現することができる。 According to the abnormality determination method for the grid interconnection system of the embodiment of the present invention, the power conditioner is not disconnected for occurrence of grid disturbance such as instantaneous drop (instantaneous voltage drop) or grid frequency fluctuation of the AC power system. With regard to continuing the operation, it is possible to realize highly accurate control while the overall configuration is relatively simple.
本発明は、系統連系システムにおける交流電力系統の瞬時電圧低下(瞬低)や系統周波数変動のような系統擾乱の発生に際して、電力変換装置を解列せずに運転継続するFRT技術に関し、高精度な制御を簡素な構成で実現する技術として有用である。 The present invention relates to an FRT technology for continuing operation without disconnecting a power converter when a system disturbance such as an instantaneous voltage drop (instantaneous decrease) or a system frequency fluctuation of an AC power system in a system interconnection system occurs. This is useful as a technique for realizing accurate control with a simple configuration.
11 位相変化成分抽出手段
12 ノイズ成分除去手段
13 ランプ・レート・リミテーション手段
14 減算手段
15 跳躍周波数演算手段
16 跳躍位相演算手段
17 単独運転判定手段
DESCRIPTION OF SYMBOLS 11 Phase change component extraction means 12 Noise component removal means 13 Ramp rate limitation means 14 Subtraction means 15 Jump frequency calculation means 16 Jump phase calculation means 17 Independent operation determination means
Claims (5)
前記位相変化成分抽出手段が抽出する前記位相変化成分からノイズ成分を除去して補正位相変化成分を生成するノイズ成分除去手段と、
前記ノイズ成分除去手段が生成する前記補正位相変化成分に対してランプ・レート・リミテーションを与えて制限付与位相変化成分を生成するランプ・レート・リミテーション手段と、
前記ノイズ成分除去手段が生成する前記補正位相変化成分に対して、前記ランプ・レート・リミテーション手段が生成する前記制限付与位相変化成分を減算してFRT判定指標を生成する減算手段と、
前記FRT判定指標に基づく演算結果から単独運転状態の発生の有無を判定する単独運転判定手段とを備えた系統連系システムの異常判定装置。 Phase change component extraction means for extracting a phase change component in the input system power supply voltage;
Noise component removal means for removing a noise component from the phase change component extracted by the phase change component extraction means and generating a corrected phase change component;
Ramp rate limitation means for generating a restriction imparting phase change component by giving a ramp rate limitation to the corrected phase change component generated by the noise component removing unit;
Subtracting means for subtracting the restriction imparting phase change component generated by the ramp rate limiting means from the correction phase change component generated by the noise component removing means to generate an FRT determination index;
An abnormality determination device for a grid interconnection system, comprising: an isolated operation determination unit that determines whether or not an isolated operation state has occurred from a calculation result based on the FRT determination index.
前記減算手段が生成する前記FRT判定指標から跳躍位相成分を生成する跳躍位相演算手段と
をさらに備え、
前記単独運転判定手段は、前記跳躍周波数演算手段が生成する前記跳躍周波数成分と前記跳躍位相演算手段が生成する前記跳躍位相成分とに基づいて単独運転状態の発生の有無を判定する請求項2に記載の系統連系システムの異常判定装置。 Jump frequency calculating means for generating a jump frequency component from the FRT determination index generated by the subtracting means;
Jump phase calculating means for generating a jump phase component from the FRT determination index generated by the subtracting means,
The said independent operation determination means determines the presence or absence of generation | occurrence | production of an independent operation state based on the said jump frequency component which the said jump frequency calculating means produces | generates, and the said jump phase component which the said jump phase calculating means produces | generates. An abnormality determination device for the grid interconnection system described.
n回目に生成された前記補正位相変化成分と(n−1)回目に生成された前記制限付与位相変化成分との差分値の大きさが所定のリミット値を超えているとき前記差分値を前記リミット値に制限する一方、前記差分値の大きさが前記リミット値以下であるときは前記リミット値によって制限することなく、
(n−1)回目の前記制限付与位相変化成分に前記差分値を加えてn回目の前記制限付与位相変化成分を生成する請求項1から請求項3までのいずれか1項に記載の系統連系システムの異常判定装置。 The ramp rate limiting means is:
When the magnitude of the difference value between the correction phase change component generated at the nth time and the limit phase change component generated at the (n−1) th time exceeds a predetermined limit value, the difference value is While limiting to the limit value, when the difference value is less than or equal to the limit value, without limiting by the limit value,
The system linkage according to any one of claims 1 to 3, wherein the difference value is added to the (n-1) th restriction applying phase change component to generate the nth restriction applying phase change component. System abnormality determination device.
定常時には前記差分値に対する前記ランプ・レート・リミテーションによる制限がされないように前記リミット値が設定される一方、瞬時電圧低下時には前記差分値に対する前記ランプ・レート・リミテーションによる制限がされるよう前記交流系統電圧の大きさに応じた前記リミット値が設定される請求項4に記載の系統連系システムの異常判定装置 The limit value is variable,
The limit value is set so as not to be limited by the ramp rate limitation on the difference value in a steady state, while the limit value is limited by the ramp rate limitation on an instantaneous voltage drop. The abnormality determination device for a grid interconnection system according to claim 4, wherein the limit value corresponding to the magnitude of the AC grid voltage is set.
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