JP2019518417A - 電力系統の共振識別方法および系統連系装置 - Google Patents

Abstract

本発明は、電力系統の共振をより短い時間内で識別するための識別方法に関する。系統連系装置が接続される電力系統の共振を識別するための識別方法では、共通結合点において電気量を測定し、電気量の包絡線を計算し、包絡線に基づいて共振の発生を検出する。

Description

本発明は、電力系統の共振を識別するための識別方法に関し、特に、系統連系装置における動作を安定化させるための共振の発生およびその周波数の検出に関する。

電力系統の共通結合点における共振は、例えば系統連系要件によって規定された限度内でなければならない。この共振は、５０Ｈｚまたは６０Ｈｚという基本周波数の電圧・電流に加わる異なる周波数の波形として発生する。電力系統の共振は、系統ネットワーク構成の変化や、負荷、キャパシタ、リアクトルバンク、系統に連携する発電設備における発電機などの系統連系要素の切り替えによる系統インピーダンスの変動によって引き起こされる。

望ましくない共振を抑制するために、系統連系装置における共振減衰制御が使用できる。しかし、大規模な再生可能エネルギーが電力系統に導入されると、系統インピーダンスはより不安定になり、予測不能になる。この不確実性は、系統連系装置の共振減衰制御の初期制御パラメータ（コントローラで使用される係数）を不適切なものにし、共振問題が依然として発生する。

電力系統の共振という問題があるため、系統インピーダンスの変化に対して共振を抑制するような系統連系装置の共振減衰制御のために、電力系統の共振の発生を識別して、制御パラメータを推定する方法が必要である。

さて、電力系統の共振の識別方法を改良することが有利であろう。特許文献１（国際公開第２０１４／２０２０７７Ａ１号）に開示されている従来技術の方法では、電力系統の共振の識別がフーリエ変換（ＦＴ）によってなされ、系統連系装置の減衰制御のための制御パラメータが推定され、ＦＴの計算後に更新される。

国際公開第２０１４／２０２０７７Ａ１号

しかし、制御パラメータの推定および更新には長い時間がかかる。このような遅れ時間の間に、抑制されていない共振が高くなる可能性があり、系統連系装置を電力系統から切り離す必要がある。

そこで、本発明の目的は、より短い遅れ時間内に電力系統の共振を識別できる識別方法および系統連系装置を提供することである。

上記の課題を解決するために、系統連系装置が接続される電力系統の共振識別方法では、共通結合点における電気量を測定し、電気量の波形の包絡線を計算し、包絡線に基づいて共振の発生を検出する。

さらに、上記の課題を解決するために、電力系統に接続される系統連系装置は、スイッチング素子を有する電力変換器と、共通結合点における電気量を測定する検出器と、電気量に基づいてスイッチング素子をターンオンおよびターンオフして電力変換器を制御する制御装置と、を含み、制御装置は、電気量の包絡線に基づいて共振の発生を検出し、それから共振が減衰するように電力変換器に対して減衰制御を行う。

本発明による識別方法および系統連系装置によれば、包絡線に基づいて共振を検出することにより、より短い遅れ時間で電力系統の共振が識別される。

本発明の他の目的、特徴および利点は、添付の図面と共に以下の説明から明らかになるであろう。

電力系統に接続される系統連系装置を示す図である。 系統連系装置の実装を示す図である。 コントローラの機能ブロック図である。 電力系統の共振の識別手段の構成を示す図である。 電力系統の共振の識別手段における対応する波形を示す図である。 様々な指定された時間間隔を示す図である。

図１は、系統インピーダンス１０１を介して電力系統１０２に接続される系統連系装置１００を示す。この系統連系装置１００は主にＤＣ／ＡＣコンバータ（インバータ）で構成され、静止形同期調相機（ＳＴＡＴＣＯＭ）、太陽光発電（ＰＶ）や風力発電（ＷＦ）用のパワーコンディショナ（ＰＣＳ）、およびその他の系統連系応用装置のような応用上中心的な構成要素である。系統インピーダンス１０１は、送配電網であるからには、通常、基本周波数ではインダクタンスとして動作する。しかし、送配電網では、ネットワーク構成やネットワーク内の他の系統接続要素も、系統インピーダンス１０１の動作に影響を与える。

図２は、系統連系装置１００の実装を示すが、絶縁ゲートバイポーラトランジスタ（ＩＧＢＴ）２１１などの半導体電力用スイッチング素子からなる電力変換器２１０と、ＤＣキャパシタ２１２と、絶縁トランス２１３と、変流器（ＣＴ）２１４と、変圧器（ＶＴ）２１５と、コントローラ２１６と、パルス幅変調器（ＰＷＭ）２１７と、を含んでいる。この系統連系装置の接続点を、以下、共通結合点（ＰＣＣ）２０１と称する。ＣＴ２１４は、電力変換器２１０のＡＣ側の電流（相電流）ｉ_ｃを検出する。ＶＴ２１５はＰＣＣ２０１における電圧ｖ_ｓを検出する。

図２では、系統連系装置１００は、ＩＧＢＴ２１１のターンオン状態とターンオフ状態の異なる組み合わせで電力変換器２１０を動作させることによってＤＣ電力をＡＣ電力に変換するが、通常数ｋＨｚのチョッピング周波数でＤＣキャパシタ２１２の電圧からチョッピング波形を生成する。チョッピング周波数での周波数成分が絶縁トランス２１３の効果によってフィルタリングされるので、ＰＣＣ２０１の側で正弦波形が得られる。ターンオン状態およびターンオフ状態は、コントローラ２１６によって生成される信号に応じてＰＷＭ変調器２１７によって設定される。

図３は、ＰＣＣ２０１に注入される電流の所望量に相当する電流基準ｉ^＊ _ｃ＿ｄｑに対して系統連系装置１００を制御するコントローラ２１６の基本的な機能ブロック図を示す。電流基準ｉ^＊ _ｃ＿ｄｑは、他のコントローラから出力される。電流ｉ_ｃと電圧ｖ_ｓはそれぞれＣＴ２１４とＶＴ２１５により測定され、これらの情報は自動電流制御器（ＡＣＲ）３２１で処理され、電流制御を実現する。さらに、図３のブロックによって示される機能は、コンピュータプログラムを実行するマイクロコンピュータなどの処理装置によってもたらされる。

ＡＣＲ３２１は、比例積分（ＰＩ）制御器を使用して電流制御を実行し、この制御器は、ＤＣ成分における定常誤差をゼロにする。しかしながら、三相システムにおける電圧および電流などのパラメータは、基本周波数、すなわち電力系統の周波数で時間変化する。より良好な電流制御を得るために、三相システムのパラメータは二相システムのパラメータに変換されるが、その値は電力系統の周波数で回転する座標系で表される。したがって、θ検出部３１１は、変換器３１２〜３１４用の回転座標系の位相角を検出し、測定電圧ｖ_ｓおよび電流ｉ_ｃは回転座標系の値ｖ_ｓ＿ｄｑおよびｉ_ｃ＿ｄｑに変換される。

なお、ｄ−ｑ軸を使用する「ベクトル制御」が、本実施形態におけるコントローラ２１６に適用される。したがって、図３において、下付き文字「ｄｑ」を有する記号で表される電流（ｉ^＊ _ｃ＿ｄｑ、ｉ_ｃ＿ｄｑ、ｉ^＊ _{ｃｄｐ＿ｄｑ}）および電圧（ｖ_ｓ＿ｄｑ）の各々は、ｄ軸成分およびｑ軸成分を有する。

電流基準ｉ^＊ _ｃ＿ｄｑと測定電流ｉ_ｃ＿ｄｑとの差分は、ＡＣＲ３２１に与えられ、非干渉制御部３２２は、ｄ軸成分とｑ軸成分との間の非干渉のために回転座標系の二相システムにおいて、三相−二相変換による干渉効果の値を計算する。さらに、測定された電圧ｖ_ｓ＿ｄｑは、電流制御の性能に影響するこのフィードフォワード電圧の電圧歪みを回避するためにローパスフィルタ３２３によって処理される。ＡＣＲ３２１、非干渉制御部３２２およびローパスフィルタ３２３の出力は、二相システムでの電圧指令を生成するために加算される。この二相電圧指令（ｄ軸、ｑ軸）からの、図２のＰＷＭ変調器２１７に対する三相電圧指令の導出が、二相／三相変換器３１４によって実行される。

図１における系統インピーダンス１０１は、電力系統のネットワーク構成や、負荷、キャパシタ、リアクトルバンク、発電機などの系統連系要素のような多くの要素の影響を受ける。これらの影響は、ＰＣＣ２０１において共振問題を引き起こす可能性がある。共振が起きると、異なる周波数の波形が基本周波数の電圧と電流に現れる。その結果、系統連系装置の電圧および電流が歪む。

ＰＣＣ２０１における共振は、例えば、「系統連系要件」によって規定された限度内に抑制されるべきである。通常、望ましくない共振を抑制するために共振減衰制御が使用できる。図３において、共振減衰制御部３３１は、［数１］に示される伝達関数を有するフィルタによって処理された測定電圧ｖ_ｓ＿ｄｑを用いて、共振減衰基準ｉ^＊ _{ｃｄｐ＿ｄｑ}を導出する。ここで、Ｋ_ｄｐとω^_resは共振減衰制御部３３１の制御パラメータである。Ｋ_ｄｐとω^_resは後述する電力系統の共振の識別手段３４１により与えられる。なお、共振減衰制御部３３１は、他の手段でも実装できる。

しかし、大規模な再生可能エネルギーが電力系統に導入されると、系統インピーダンス１０１はより不安定になり、予測困難になる。このような不確実性は、共振減衰制御部３３１の当初の制御パラメータを不適切なものにし、そして共振問題が依然として発生する可能性がある。このような状況では、共振減衰制御部３３１が共振に迅速に応答しない場合には、抑制されない共振が大きくなり、系統連系装置１００を電力系統１０２から切り離すことが必要となる。

このために、電力系統の共振の識別手段３４１を実装して、共振の迅速な識別がなされ、共振減衰制御部３３１に対して、推定された制御パラメータω^_resおよびＫ_ｄｐを迅速に更新する。したがって、系統連系装置１００は、系統インピーダンス１０１の不確実性に起因する共振に対してＰＣＣ２０１での電圧と電流を安定させることができる。

図４は、電力系統の共振の識別手段３４１の構成を示す。包絡線検出部および共振識別部４０１は、測定電流ｉ_ｃ（４１１）の包絡線を解析することによって共振の発生を識別し、解析結果（図５の波形４１２、５１１）に基づいて、制御パラメータ推定部４０２は、共振周波数４１４および制御ゲイン４１６を含む制御パラメータを推定する。更新制御パラメータ部４０３は、共振減衰制御部３３１に対する制御パラメータ（ω^_res（４１５）、Ｋ_ｄｐ（４１７））を更新する役割を果たす。

図５は、電力系統の共振の識別手段３４１における対応する波形を示す。測定電流ｉ_ｃ（４１１）は、共振が発生する前、５０Ｈｚまたは６０Ｈｚという基本周波数で動作する。共振が生じると、基本周波数の電流に異なる周波数波形が生じる。すなわち、基本周波数よりも高い共振周波数を有する波形が基本周波数の電流波形に重畳される。ブロック（４０１）（図４）は、測定電流ｉ_ｃ（４１１）から基本成分を取り除いて、波形４１２を取得し、次にこのブロック（４０１）は、波形４１２に基づいて包絡線波形５１１を生成し、本手段は、指定された時間間隔５１２中にこの包絡線（５１１）の変化を監視する。その結果、ブロック（４０１）は、指定された時間間隔５１２の間に包絡線波形５１１の変化が増加し続けると共振を検出し、共振の識別状態４１３を変更する（図４を参照）。

包絡線（５１１）は、以下のような周知の手段で計算される。測定電流ｉ_ｃ（４１１）が２乗され、次に２乗されたｉ_ｃの平方根が計算される。平方根の高周波（共振周波数）成分は、ＬＰＦ（ローパスフィルタ）によって除去される。

解析結果に基づいて、制御パラメータ推定部４０２（図４）は、波形４１２および５１１を使用して共振周波数ω^_res（４１４）および制御ゲインＫ_ｄｐ（４１６）を推定する。例えば、波形４１２の周波数に基づいて共振周波数を推定し、波形４１２または５１１の振幅に基づいて制御ゲインを推定する。

共振周波数は以下のようにして推定される。図５の波形４１２のゼロクロス点が検出される。次に、任意の２つの隣接するゼロクロス点間の時間間隔が計算される。１つの時間間隔は、振動波形４１２の半周期に対応する。これにより、算出された時間間隔を用いて共振周波数が推定される。

共振が識別されると、更新された共振周波数４１５および更新された制御ゲイン４１７は、推定された共振周波数４１４および推定された制御ゲイン４１６に更新されており、当初の制御パラメータが置き換えられている。制御パラメータの更新後には、迅速に更新された制御パラメータ４１５および４１７を用いて共振減衰制御部３３１（図３）によって共振が抑制される。

図５の時間間隔５１２は定数で指定され、時間間隔は、共振の発生を正確に検出するために測定電流ｉ_ｃ（４１１）の値に応じて指定することができる。図６は、様々な指定された時間間隔５１２を示す。例えば、測定電流ｉ_ｃ（４１１）のピーク値を適用して時間間隔５１２を指定することができる。ピーク値が高いほど（図６の上側波形）、指定された時間間隔５１２が短くなるため、共振の識別時間が短くなる。一方、ピーク値が低い場合（図６の下側波形）には、指定された時間間隔５１２が長くなり、共振の識別時間が長くなる。

上述の実施形態によれば、より短い遅れ時間で電力系統の共振が識別される。また、共振の発生をより短時間で検出し、制御パラメータの更新をより短時間で行うことができる。したがって、系統連系装置は、系統インピーダンスの変化に迅速に応答し、共振によって生じ得る系統連系装置の切り離しが回避される。

本発明は、図面および説明において詳細に図示され説明されているが、そのような図示および説明は、説明的または例示的であって制限的ではないと考えられるべきであり、本発明は開示された実施形態に限定されない。開示された実施形態に対する他の変形は、図面、開示、および添付の特許請求の範囲の検討から、特許請求の範囲に記載の発明を実施する際に当業者によって理解され得る。

例えば、ＭＯＳＦＥＴ（金属酸化物半導体電界効果トランジスタ）およびＧＴＯ（ゲートターンオフサイリスタ）は、ＩＧＢＴの代わりに図２の電力変換器２１０に適用される。さらに、測定電流ｉ_ｃの代わりに測定電圧ｖ_ｓなどの他の測定された電気量に基づいて共振周波数および制御ゲインを推定することができる。

１００ 系統連系装置
１０１ 系統インピーダンス
１０２ 電力系統
２０１ 共通結合点
２１０ 電力変換器
２１１ ＩＧＢＴ
２１２ ＤＣキャパシタ
２１３ 絶縁トランス
２１４ 変流器
２１５ 変圧器
２１６ コントローラ
２１７ パルス幅変調器
４１１ 測定電流
４１２ 波形
５１２ 指定された時間間隔

Claims (13)

1. 系統連系装置が接続された電力系統の共振を識別するための識別方法であって、
   共通結合点における電気量を測定し、
   前記電気量の波形の包絡線を計算し、
   前記包絡線に基づいて前記共振の発生を検出することを特徴とする識別方法。
2. 前記電気量は、前記共通結合点における電流であることを特徴とする請求項１に記載の識別方法。
3. 前記系統連系装置は、スイッチング素子を含む電力変換器を有することを特徴とする請求項１に記載の識別方法。
4. さらに、前記電気量の基本波成分に重畳された波形に基づいて、前記系統連系装置の減衰制御のためのパラメータを推定することを特徴とする請求項１に記載の識別方法。
5. 前記減衰制御のための前記系統連系装置に設定された情報は、前記推定されたパラメータに基づいて更新されることを特徴とする請求項４に記載の識別方法。
6. 前記パラメータは、共振周波数およびゲインであることを特徴とする請求項４に記載の識別方法。
7. 前記電気量は、時間間隔の間に測定されることを特徴とする請求項１に記載の識別方法。
8. 前記時間間隔は、定数によって、もしくは前記測定された電気量の値に応じて指定されることを特徴とする請求項７に記載の識別方法。
9. 送電網に接続される系統連系装置であって、
   スイッチング素子を有する電力変換器と、
   共通結合点における電気量を測定する検出器と、
   前記電気量に基づいて前記スイッチング素子をターンオンおよびターンオフして前記電力変換器を制御するコントローラと、を含み、
   前記コントローラは、前記電気量の包絡線に基づいて前記共振の発生を検出し、次に前記共振が減衰するように前記電力変換器に対して減衰制御を行うことを特徴とする系統連系装置。
10. 前記減衰制御のためのパラメータを含む情報は、前記コントローラに設定されることを特徴とする請求項９に記載の系統連系装置。
11. 前記コントローラは、前記電気量の基本波成分に重畳された波形に基づいて前記パラメータを推定し、
    前記コントローラは、前記パラメータに基づいて前記情報を更新することを特徴とする請求項１０に記載の系統連系装置。
12. 前記電気量は、時間間隔の間に測定されることを特徴とする請求項９に記載の系統連系装置。
13. 前記時間間隔は、定数によって、もしくは前記測定された電気量の値に応じて指定されることを特徴とする請求項１１に記載の系統連系装置。

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