JP4575272B2 - 分散型電源システム及び系統安定化方法 - Google Patents

Description

本発明は、電力系統の電圧変動を抑制し系統を安定化させる分散型電源システム及び系統安定化方法に関するものである。

一般に、風力発電機などの分散型電源を連系した配電系統においては、分散型電源や負荷の出力変動による配電系統の電圧変動を抑制する必要がある。

特許文献１には、分散電源によって、系統電圧の変動を補償する制御方法が開示されている。すなわち、系統電圧と系統電流の検出値を用いて、分散電源に対する無効電流指令を作成し、配電線の電圧を一定にする方法が述べられている。

また、特許文献２には、ＩＧＢＴを用いた無効電力補償装置を用いて、配電系統の電圧変動を抑制する系統安定化技術が開示されている。すなわち、連系線を介して主幹系統に連系された分散電源が、有効電力Ｐと無効電力Ｑを系統へ出力する。これらの主幹系統と分散電源の間に、例えば、ＩＧＢＴを用いた自励式無効電力補償装置を接続している。そして、分散電源から連系線に出力する電流と、連系点の電圧を検出し、分散型電源が連系線に出力する有効電力Ｐを検出し、連系点の電圧振幅の変動を抑制するように、自励式無効電力補償装置内のＩＧＢＴを制御する。具体的には、無効電力補償装置から、無効電力Ｑｃ＝−｛Ｑ＋（Ｒ／Ｘ）Ｐ｝のように出力する。ここで、記号ＲとＸは、それぞれ連系線インピーダンスの抵抗分とリアクタンス分を表しており、連系線の運用状況により変化する。このため、無効電力補償装置は、次数間高調波電圧を注入し、次数間高調波電流を測定することによりパラメータ（Ｒ／Ｘ）を求めている。

特開２０００−３３３３７３号公報（全体） 特開２００２−１７１６６７号公報（全体）

風力発電機や太陽光発電装置などの自然エネルギーを利用した分散型電源の場合、それらの出力電力は、自然条件に依存するため時間的に変化する。分散型電源の設置場所が配電系統の末端の場合、連系線の抵抗が大きくなり、分散型電源の出す有効電力の変動により、連系線の電圧が変動する。また、近年見られるようなウィンドファームや洋上風力発電施設のように、大量の風力発電機が一ヶ所にまとまって配置された場合、電力の変動が大きくなり、系統の電圧が大きく変動することが懸念される。系統の電圧変動を抑制するために、分散型電源自身が無効電力を出力する場合、系統と負荷に依存するパラメータを測定する必要がある。

特許文献１の技術に関しては、次のような問題がある。

（１）系統電圧検出値と系統電流検出値を用いているため、配電線に接続された負荷の変動による電圧変動も分散電源システムで補償してしまう。本来、必要のない負荷による電圧変動まで補償するため、分散電源の出力する無効電力が大きくなり、損失が増え、分散電源システムの発電効率が低下する。

（２）系統電圧検出値と系統電流検出値を用いているため、配電線に接続された他の分散電源の出力した電流や電圧の値も検出する。このため、複数の分散電源システムが配電線の電圧を一定に制御する際、分散電源間で制御干渉を起こしてしまう。

一方、特許文献２に開示されたように、高調波を系統に注入する方法では、分散型電源が複数の場合、系統に大きな擾乱を与えることになる。また、複数台の分散型電源が、互いに干渉することなく、系統の電圧変動を抑制することも課題となる。

本発明の目的は、小容量の設備で、分散電源に起因する系統の電圧変動を抑制することである。

本発明の他の目的は、複数の分散電源システム間で、制御の干渉を起こしにくい分散型電源システムを提供することである。

さらに本発明の他の目的は、系統に擾乱を与えにくい分散型電源システムを提供することである。

本発明は、その一面において、分散型電源の出力を検出し、この分散型電源の出力に基づく連系点の電圧変動分を補償するように、分散型電源の出力を検出し、この検出出力に応じてこの分散型電源を制御する制御手段を備えたことを特徴とする。

具体的には、分散型電源自身から出力する有効電力Ｐの変動成分ΔＰと、それにより生じた連系点の電圧変動ΔＶの各検出値から、時々刻々変わるパラメータα（ｔ）＝Ｒ／Ｘ、言い換えれば有効電力Ｐ（又はその変動分ΔＰ）と無効電力Ｑとの比Ｐ／Ｑ（又はΔＰ／Ｑ）を推定し、分散型電源に、Ｑ＝−α（ｔ）Ｐ（又はＱ＝−α（ｔ）ΔＰ）で求まる無効電力Ｑを出力させる。

本発明は、他の一面において、分散型電源の出力を検出し、この分散型電源の出力に基づく連系点の電圧変動分を補償するように、分散型電源の出力を検出し、この検出出力に応じてこの分散型電源に近接配置した無効電力補償装置（ＳＶＣ）を制御する制御手段を備えたことを特徴とする。

さらに、本発明は他の一面において、分散型電源自身が出力する有効電力の変化に比例して無効電力を出力し、その比例係数α（ｔ）＝Ｒ／Ｘ、言い換えれば有効電力Ｐ（又はその変動分ΔＰ）と無効電力Ｑとの比Ｐ／Ｑ（又はΔＰ／Ｑ）を、測定値に応じて動的に変更する。

本発明の望ましい実施態様によれば、分散型電源が、自身の責任による連系点の電圧変動分を、自身の制御によって補償することにより、小さな出力電力容量によって、電圧変動を効率良く防止することができる。

また、本発明の他の望ましい実施態様によれば、分散型電源の責任による連系点の電圧変動分を、近傍の自身の無効電力補償装置（ＳＶＣ）を制御することによって補償することにより、小さな出力電力容量によって、電圧変動を効率良く防止することができる。

さらに、本発明の望ましい実施態様によれば、電圧変動を抑制するための無効電力出力量をオンラインで決定でき、有効電力変動による系統電圧の変動を効果的に抑制できる。

また、本発明の他の望ましい実施態様によって、短周期成分の電圧変動成分を抑制する無効電力のみを出力する場合には、分散型電源の必要容量をさらに小さくできる。

さらに、本発明の他の望ましい実施態様によって、分散型電源の有効電力変化に比例して無効電力を変更出力することにより、他の機器の電力変動に影響されずに、自身が発生させている電圧変動を効率的に抑制できる。

本発明のその他の目的と特徴は、以下に述べる実施例の説明の中で明らかにする。

以下に、分散電源の出力状態から、この分散電源自身による系統電圧変動を補償するための制御パラメータを検出して、当該分散電源又は付近の無効電力補償装置を制御する本発明の実施例について、図面を参照して説明する。

図１は、本発明の実施例１による系統安定化装置を備えた分散型電源システムの制御ブロック図である。分散型電源１は、連系線２を介して主幹系統３に連系される。連系線２のインピーダンスの抵抗分をＲ_１、リアクタンス分をＸ_１とする。分散型電源１と連系線２の連系点５あるいは連系線２の途中には、一般家庭や工場設備など電力を消費する一般負荷４が接続される。一般負荷４も同様に、抵抗Ｒ_２とリアクタンスＸ_２を持つ。

本実施例では、分散型電源１に風力発電システムを適用した場合を例に説明する。分散型電源１は、主に発電機１１、電力変換器１２、制御器１３、電圧検出器１４、及び電流検出器１５などで構成される。風力発電システムの風車のブレード１６で受けた風のエネルギーは、発電機１１によって３相交流の電気エネルギーに変換され、電力変換器１２へ送られる。例えば、発電機１１には、永久磁石発電機などが用いられる。風車コントローラ１７は、ブレード１６のピッチ角や風速などから発電システムが発電可能な電力指令Ｐ^＊を計算し、制御器１３へ出力する。電力変換器１２は、主として、ＡＣ／ＤＣ変換器１２１、ＤＣ／ＡＣ変換器１２２、及び両変換器間に接続された平滑コンデンサ１２３で構成される。両変換器１２１と１２２は、例えばＩＧＢＴなどの半導体スイッチング素子を用いて構成する。ＡＣ／ＤＣ変換器１２１は、発電機１１からの交流電力を直流電力に変換し、平滑コンデンサ１２３へ送る。ＤＣ／ＡＣ変換器１２２は、平滑コンデンサ１２３の直流電力を交流電力に変換し、系統側へ前記電力指令Ｐ^＊に追従する有効電力Ｐを出力する。制御器１３は、電圧検出器１４と電流検出器１５から得られた電圧値Ｖと電流値Ｉと、風車コントローラ１７からの電力指令Ｐ^＊を用いて、電力変換器１２を制御するゲートパルス信号Ｇ^＊を出力する。

図２は、制御器１３の具体的な制御ブロック図である。制御器１３は、電力電圧演算器１３１において、電圧検出値Ｖ、電流検出値Ｉから分散型電源１が出力する有効電力Ｐと連系点５の電圧振幅値Ｖｐを求める。例えば、有効電力Ｐと電圧振幅値Ｖｐはそれぞれ（１）式及び（２）式を用いて求められる。

Ｐ＝Ｉｄ×Ｖｄ＋Ｉｑ×Ｖｑ・・・・・・・・・・・・・・（１）

ここで、Ｉｄ及びＩｑは、それぞれ電流検出値Ｉを回転座標変換等で座標変換したｄ軸成分及びｑ軸成分である。同様に、Ｖｄ及びＶｑは、電圧検出値Ｖを回転座標変換等で変換したｄ軸成分及びｑ軸成分である。

電力電圧演算器１３１の中には、位相検出器（図示せず）があり、この位相検出器は、系統電圧のＵ相に追従する位相信号ｃｏｓ（ωｔ），ｓｉｎ（ωｔ）を検出する。位相信号ｃｏｓ（ωｔ）が系統のＵ相に一致している場合、Ｉｄ、Ｉｑ、Ｖｄ、Ｖｑは（３）、（４）式にて計算される。

ここで、Ｉｕ、Ｉｖ、Ｉｗは電流検出器１５により検出した３相の電流のＵ相、Ｖ相、Ｗ相成分である。また、Ｖｕ、Ｖｖ、Ｖｗは、電圧検出器１４により検出した３相電圧のＵ相、Ｖ相、Ｗ相成分である。

変動検出器１３２、１３３は、それぞれ有効電力Ｐ、電圧振幅値Ｖｐを入力し、それぞれ有効電力Ｐの変動成分ΔＰと、電圧振幅の変動成分ΔＶｐを抽出する。抽出された各変動成分ΔＰ、ΔＶｐ及び有効電力計算値Ｐは、無効電力指令演算器１３４に入力される。無効電力指令演算器１３４は、無効電力指令Ｑ^＊を演算する。電力制御器１３５は、無効電力指令Ｑ^＊、有効電力指令Ｐ^＊から、ゲートパルス信号Ｇ^＊を作り、電力変換器１２により、その出力電力を制御する。

次に、図３を用いて変動検出器１３２の具体構成及び動作を説明する。

図３は、有効電力Ｐの変動成分ΔＰを求める制御ブロック図である。有効電力Ｐを入力し、ローパスフィルタ１３２１を通してその出力Ｐ_ＬＦを取り出す。次に、減算器２０ａによって、有効電力Ｐと、前記ローパスフィルタ１３２１の出力Ｐ_ＬＦとの差をとることにより、変動成分ΔＰを求める。これを式で表すと（５）式のようになる。

Ｐ−Ｐ_ＬＦ＝ΔＰ・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・（５）
つまり、低周波成分であるローパスフィルタ出力電力Ｐ_ＬＦを除くので、ΔＰは高周波成分のみとなり、変動検出器１３２は、ハイパスフィルタの特性を持つ。

変動検出器１３２を伝達関数を用いて考える。ローパスフィルタＬＰＦを１次遅れとしておき、そのカットオフ周波数をｆｃ［ｒａｄ／ｓ］とすると、変動検出器１３２の伝達関数は（６）式のように表される。

図４は、（６）式のゲイン特性図である。ローパスフィルタで決めたカットオフ周波数ｆｃの特性を持つハイパスフィルタの特性となり、カットオフ周波数ｆｃ以上の変動成分ΔＰのみを取り出すことが可能となる。

図５は、電圧振幅Ｖｐの変動成分ΔＶｐを求める変動検出器１３３の具体的構成図であり、図３、図４で示した変動検出器１３２と同様に、ローパスフィルタ１３３１と減算器２０ｂとにより、ハイパスフィルタの特性を持つ。したがって、変動検出器１３３は、連系点５における電圧変動のうち、分散型電源１が出力した有効電力変動ΔＰによって引き起こされた連系点電圧の変動成分ΔＶｐを抽出する機能をもつ。

次に、無効電力指令Ｑ^＊の作り方を説明する。

一般負荷４による電圧変動の周期（変動周波数ｆ_Ｌ）は一般に長く、変動検出器１３２、１３３のカットオフ周波数ｆｃより低いので、電圧変動ΔＶｐの中で一般負荷の影響が占める割合は小さい。一方、電圧変動ΔＶｐには、分散型電源１が出力する有効電力Ｐの変動成分ΔＰによる電圧変動が大きく現れる。分散型電源１から、有効電力Ｐと無効電力Ｑが系統側に供給された場合、系統電圧振幅Ｖｐの有効電力Ｐによる変動成分ΔＶｐ１と、無効電力Ｑによる変動成分ΔＶｐ２は、それぞれ（７），（８）式のように表される。

ΔＶｐ１≒（Ｒ_１２／Ｖｐ）Ｐ・・・・・・・・・・・・・・（７）
ΔＶｐ２≒（Ｘ_１２／Ｖｐ）Ｑ・・・・・・・・・・・・・・（８）
ここで、Ｒ_１２、Ｘ_１２は、それぞれ分散型電源側１からみた連系線２と一般負荷４の合成インピーダンスの抵抗成分とリアクタンス成分である。分散型電源１が、無効電力出力を利用して電圧変動ΔＶｐ１を抑制するためには、（９）式から求まる無効電力指令Ｑ^＊を、分散型電源１から出力すれば良いことになる。

ΔＶｐ１＋ΔＶｐ２＝（７）式＋（８）式＝０
∴Ｑ^＊＝−（Ｒ_１２／Ｘ_１２）Ｐ・・・・・・・・・・・・・・（９）
ここで、（７），（８）式は、潮流の小さい時の近似式であるが、潮流の大きいときは（９）式は次のように表される。

ここで、パラメータαを次のように定義する。

一般負荷４は、時間によって変化する量であり、連系線２と一般負荷４の合成インピーダンスから得られる係数α（ｔ）は時間的に変化する。電圧変動を抑制するのに適切な無効電力を出力するには、常に（１１）式のパラメータα（ｔ）を測定し更新し続ける必要がある。

図６は、本発明の実施例１によるパラメータα（ｔ）の演算を含む無効電力指令演算器１３４の制御ブロック図である。図に示すように、パラメータα（ｔ）を求めるために、電圧変動ΔＶｐに有効電力変動ΔＰを乗算器２１ａで掛け算し、これを積分器１３４１で積分して、制御パラメータα（ｔ）を求める。得られたパラメータα（ｔ）と、有効電力Ｐを、乗算器２１ｂにて乗算し、その結果を乗算器２１ｃに出力する。乗算器２１ｃでは、−１を乗じることによって、電圧変動を抑制するのに必要な無効電力指令Ｑ^＊を求める。式を使って表すと（１２）式となる。

パラメータα（ｔ）が適切な大きさに近づくと電圧変動が抑制されるため、電圧変動成分ΔＶｐが零に近づき、積分値は（１）式で求まる所定の値に収束する。

図６の無効電力指令演算器１３４の動作について、図７と図８を用いて説明する。

図７は、係数α（ｔ）が、時刻ｔ＝０で最適値より小さく、無効電力出力Ｑが、電圧変動を抑制するには小さい場合の無効電力指令演算器１３４の動作説明図である。有効電力変動ΔＰにより電圧変動が発生するので、有効電力変動ΔＰと電圧変動ΔＶｐの位相が一致し、ΔＰとΔＶｐの積ΔＰ・ΔＶｐは常に０以上である。この積ΔＰ・ΔＶｐを入力とする積分器１３４１の出力として得られるパラメータα（ｔ）は、積ΔＰ・ΔＶｐが正の間は常に増加関数となり、α（ｔ）と有効電力Ｐの積である無効電力出力指令Ｑ^＊が増加し、電圧変動ΔＶｐが０に近づく方向に変化する。

図８は、逆に、時刻ｔ＝０でα（ｔ）が大きく、無効電力出力Ｑが電圧変動ΔＶｐを抑制する最適値より大き過ぎる場合の無効電力指令演算器１３４の動作説明図である。有効電力変動ΔＰと電圧変動ΔＶｐの位相は反転し、ΔＰとΔＶｐの積ΔＰ・ΔＶｐは常に０以下である。この積ΔＰ・ΔＶｐを積分器１３４１に入力して得られるパラメータα（ｔ）は、積ΔＰ・ΔＶが負の間は常に減少関数となり、αとΔＰの積である無効電力出力Ｑが減少し、ΔＶｐが０に近づく方向に変化する。

以上のαの変化の方向は、系統の電圧振幅変動ΔＶｐが分散型電源１の有効出力変動ΔＰのみによって起こることを想定した理想的な場合であり、実際の電圧変動ΔＶには負荷からの変動成分なども含まれる。しかしながら、ΔＰ・ΔＶｐを積分器１３４１に通すことにより、ΔＰと相関がない分散型電源１以外の要因によるΔＶｐの寄与は打ち消し合う。これは、相関がない成分の場合、ΔＰとΔＶｐはプラスとマイナスに振動する成分になるため、積分するとほぼ０になることによる。このため、時間が経てば、α（ｔ）は適切な値に収束する。

分散型電源１が出力する有効電力Ｐには、長周期と短周期の変動周波数の成分が含まれる。変動成分の主な原因となるものは風速の変動であるが、タワーシャドウ効果による短周期成分もある。このタワーシャドウ効果というのは、風車のブレード１６が、タワーの前を横切る際、タワーにより風が遮られるため、ブレード１６へ入力されるトルクが弱まる現象のことで、有効電力出力に変動をもたらす。風車のブレード１６の回転周期は、およそ１〜３Ｈｚであり、また、風車のブレード数は３枚が一般的なので、タワーシャドウ効果による有効電力変動は、およそ３Ｈｚ程度の周波数を持つ。このタワーシャドウ効果の成分を検出するためには、ローパスフィルタ１３２１、１３３１のカットオフ周波数ｆｃを数Ｈｚ以下とするとよい。

ここでは、電力変換器１２を通して系統に連系する発電システムについて述べたが、有効電力、無効電力を出力可能な他の分散型電源システムについても適用できる。

図９は、本発明の他の実施形態である二次励磁発電システムの回路構成説明図である。図において、図１と同一機能要素については同一符号を付けて、重複説明は避ける。この実施形態の場合、二次励磁発電機１８の回転子巻線は、ＡＣ／ＤＣ変換器１２１に接続され、一方、二次励磁発電機１８の固定子巻線は系統に接続される。また、電力変換器１２のもう一方のＤＣ／ＡＣ変換器１２２は系統に接続されている。二次励磁発電機システムにおいても、分散型電源１が出力する無効電力Ｑは、電力変換器１２により制御できるので、図１で説明した電圧変動抑制制御を適用できる。

以上の実施例１によれば、分散型電源１から見た系統のインピーダンス変化による電圧変動抑制のための制御パラメータを、自分の出力する有効電力Ｐ及び変動成分ΔＰと電圧変動ΔＶｐから適切な値に補正できる。また、無効電力補償装置やインピーダンスを求めるための特別な機器が不要になる。

さらに、分散型電源が出力する有効電力に比例して無効電力を出力し、比例係数αを系統インピーダンスの推定により常に変更することにより、他の機器による電力変動の影響がなく、自身が有効電力変動により発生させている電圧変動のみを抑制できる。加えて、出力無効電力は、自身の電圧変動を抑制すればよいので、小さくて済む。

また、分散型電源が複数台設置された場合でも、分散型電源自身が出力する有効電力変動ΔＰと電圧変動成分ΔＶｐを検出することにより、分散型電源の電力に相関が無い電圧変動成分の影響を小さくできる。したがって、複数の分散型電源間において、電圧変動抑制制御の非干渉化を実現できる。

図１０は、本発明の実施例２による系統安定化装置を備えた分散電源システムにおけるパラメータα（ｔ）の演算を含む無効電力指令演算器１３４ａの構成図であり、図６に代えて用いられる。この実施例２が実施例１と異なる点は、無効電力指令Ｑ^＊の出力方式にある。

分散型電源１が出力する有効電力Ｐの変動ΔＰに対応して、連系点５の電圧振幅Ｖｐが変動する。電圧変動のうち、長周期の成分については、電力系統側の機器、例えばＳＶＲ（Series Voltage Regulator）やトランス、発電機、ＳＶＣ（Static Var Compensator）などが電圧を一定の範囲内に入るように調整する。この場合、系統の電圧調整機器の応答が追いつかない短周期成分の電圧変動のみを分散型電源自身が抑制すれば良いことになる。つまり、分散型電源１が、短周期成分の有効電力出力に比例した無効電力のみを出力するようにした点が実施例１と異なる。

具体的な実施形態の構成は、図１〜図５まで実施例１と同じである。ただ、図３中の無効電力指令演算器１３４の具体的構成が図６とは異なり、図１０に示す無効電力指令演算器１３４ａを用いる。図１０に示すように、無効電力指令演算器１３４ａでは、実施例１と同様にして、有効電力の変動成分ΔＰ，電圧の変動成分ΔＶｐから制御パラメータα（ｔ）を求める。実施例２では、無効電力指令Ｑ^＊を、有効電力の変動成分ΔＰのみに比例する形で（１３）式のように作成する。

Ｑ^＊＝−α（ｔ）ΔＰ・・・・・・・・・・・・・・・・・（１３）
これにより、分散型電源１は、電圧変動の短周期成分のみを抑制する。

本実施例２によると、全ての有効電力に比例して無効電力を出力する場合に比べ、有効電力の変動成分に対してのみ、比例した無効電力を出力すれば良いので、無効電力の出力量をさらに小さくできる。また、有効電力に比例して出力する無効電力の比を電圧と電力から検出し、常に所定の値に保つことができる。この正確性によっても、分散型電源１が出力する無効電力量を小さくできるので、機器の容量をさらに小さくできる。

なお、無効電力指令に定常的なオフセット成分Ｑ_０を加え、（１３'）式としても良い。

Ｑ^＊＝−α（ｔ）ΔＰ＋Ｑ_０・・・・・・・・・・・・・・・（１３'）
この方式であっても、（１３）式と同様な電圧変動抑制効果が得られる。

図１１は、本発明の実施例３による系統安定化装置を備えた分散電源システムにおけるパラメータα（ｔ）の演算を含む無効電力指令演算器１３４ｂの構成図であり、図６や図１０に代えて用いられる。この実施例３が実施例１、２と異なる点は、制御パラメータα（ｔ）の求め方にある。

まず、パラメータα（ｔ）を求めるために、切り替え器１３４２の出力に０を選択し、無効電力指令Ｑ^＊をゼロとして、分散型電源１を、無効電力Ｑを出力しない状態で運転させる。このとき、有効電力変動ΔＰによる系統の電圧変動ΔＶｐ１を、図１１中の回転座標変換器１３４３で変換する。座標変換式は、実施例１の（４）式を用いる。回転座標変換器１３４３は、電圧のｄ軸成分ΔＶｄ及びｑ軸成分のΔＶｑを演算し、パラメータ演算器１３４４に演算結果を出力する。

次に、パラメータ演算器１３４４では、電圧変動ΔＶｐ１のｄ軸成分ΔＶｄとｑ軸成分ΔＶｑのほかにΔＰを入力し、このΔＰとΔＶｄ、ΔＶｑの関係からパラメータαを求め、サンプルホルダ１３４５により次回の演算までホールドする。ΔＰとΔＶｄ、ΔＶｑの関係は（１４）、（１５）式で表される。

ΔＶｄ＝（Ｒ_１２／Ｖｐ０）ΔＰ・・・・・・・・・・・・・（１４）
ΔＶｑ＝−（Ｘ_１２／Ｖｐ０）ΔＰ・・・・・・・・・・・・（１５）
ここで、Ｖｐ０は系統の基準電圧である。

図１２は、横軸をΔＰ、縦軸をΔＶｄ、ΔＶｑとしてグラフ化した計測値である。計測値は、図のように、それぞれ、傾きβ＝（Ｒ_１２／Ｖｐ０）、γ＝−（Ｘ_１２／Ｖｐ０）の直線上に集まる。これらの計測値に、最小二乗法などにより直線をフィッティングし、傾きを求めると（１６）式に示すようにパラメータαを求めることができる。

α＝−β／γ＝（Ｒ_１２／Ｘ_１２）・・・・・・・・・・・・・（１６）
以上の操作によりαを求めて次回の演算までホールドし、切り替え器１３４２の出力をΔＰに切り替えることで、実施例１（図６）又は実施例２（図１０）に示したように、Ｐ又はΔＰにαを掛けた値を無効電力指令Ｑ^＊とすることができる。

図１１では、図１０に対応して有効電力変動分ΔＰを用いる実施例を図示し、図６に対応して有効電力Ｐそのものを用いる構成は省略しているが、切り替え器１３４２の上側に、有効電力変動分ΔＰに代えて有効電力Ｐそのものを入力すれば良い。

本実施例によれば電圧変動のｄ軸成分、ｑ軸成分を利用してパラメータαを求めることにより、実施例１や２とほぼ同様の効果が得られる。

図１３は、本発明の実施例４による分散電源を備えた系統安定化装置の制御ブロック図である。この実施例４が、実施例１〜３と異なる点は系統に連系される分散型電源が複数台となった点である。

個々の分散型電源システム１０１，１０２，１０３，…，１０ｉ，…は、実施例１〜３と同様な動きをする。具体的には、ｉ番目の分散型電源システム１０ｉは、自分自身の出した有効電力の変動ΔＰｉと系統の電圧変動ΔＶｐｉから、制御パラメータαｉ（ｔ）を求める。αｉ（ｔ）の求め方は、実施例１〜３と同じであり、ここでは、実施例１を適用して説明する。

電圧変動抑制のため、ｉ番目の分散型電源システム１０ｉは、無効電力Ｑｉ＝−αｉ（ｔ）Ｐｉを出力する。実施例２を用いる場合は、Ｑｉ＝−αｉ（ｔ）ΔＰｉとなる。ここで、Ｐｉは、ｉ番目の分散型電源１０ｉ自身が出力した有効電力である。パラメータαｉ（ｔ）は、実施例１で述べたように、自身の有効電力出力変動ΔＰｉに起因する電圧変動ΔＶｐ１ｉに対応して求まる値であるから、複数台設置された場合にも、電圧変動抑制のパラメータαｉ（ｔ）を正しく求めることができる。

本実施例４によれば、個々の分散型電源システム１０ｉは、自分自身の有効電力変動ΔＰｉによる電圧変動ΔＶｐ１ｉのみを抑制するので、互いに干渉することなく電圧変動を抑制できる。

図１４は、本発明の実施例５による系統安定化装置を備えた分散型電源システムの制御ブロック図である。この実施例５が、実施例１〜４と異なる点は、無効電力補償装置６に本発明を適用したことである。

図１４に示すように、分散型電源又は変動の大きい負荷２２が、連系点５において系統３に接続されている。系統３への連系線２は、連系線インピーダンスを持つ。また、連系点５には、一般家庭などの一般負荷４と無効電力補償装置６が接続されている。

無効電力補償装置６は、連系点５において、電圧と電流を、電圧検出器１４ａ及び電流検出器１５ａにて測定し、分散型電源又は負荷２２と連系点５間に流れる有効電力変動ΔＰと、それにより生じる電圧変動ΔＶｐを測定、計算する。無効電力補償装置６は、得られた値から実施例１〜３と同様の方法で、制御パラメータα（ｔ）を求め、Ｑ＝−α（ｔ）Ｐ、又は、Ｑ＝−α（ｔ）ΔＰなる無効電力を系統に供給し、系統電圧の変動を抑制する。

本実施例５によれば、実施例１〜３に示した系統電圧変動抑制のための制御パラメータの求め方を無効電力補償装置６に適用し、分散型電源又は変動の大きい負荷２２に起因する電圧変動を抑制する無効電力を、無効電力補償装置６に出力させることができる。したがって、無効電力補償装置６の容量は、必要最小限の小容量で済む。また、高調波電圧等の外乱を系統に注入しないため、系統の電力の品質が悪化することはない。

本発明の実施例１による系統安定化装置を備えた分散型電源システムの制御ブロック図。 図１における制御器１３の具体的な制御ブロック図。 有効電力Ｐの変動成分ΔＰを求める有効電力検出器の制御ブロック図。 有効電力変動を求める際のフィルタにおける（６）式のゲイン特性図。 電圧振幅Ｖｐの変動成分ΔＶｐを求める変動検出器１３３の具体的構成図。 図２に示す無効電力指令演算器１３４の具体的な制御機能ブロック図。 制御パラメータが小さい場合の無効電力指令演算器１３４の動作波形図。 制御パラメータが大きい場合の無効電力指令演算器１３４の動作波形図。 本発明の他の実施形態である二次励磁発電システムの回路構成説明図。 本発明の実施例２による系統安定化装置を備えた分散電源システムにおけるパラメータα（ｔ）の演算を含む無効電力指令演算器１３４ａの構成図。 本発明の実施例３による系統安定化装置を備えた分散電源システムにおけるパラメータα（ｔ）の演算を含む無効電力指令演算器１３４ｂの構成図。 図１１の無効電力指令演算器１３４ｂにおいて、横軸をΔＰ、縦軸をΔＶｄ、ΔＶｑとしてグラフ化した計測図。 本発明の実施例４による複数の分散電源を備えた系統安定化装置を含む分散型電源システムの制御ブロック図。 本発明の実施例５による無効電力補償装置を備えた系統安定化装置を含む分散型電源システムの制御ブロック図。

符号の説明

１，１０１〜１０ｉ…分散型電源、２…連系線、３…主幹系統、４…一般負荷、５…連系点、６…無効電力補償装置、１１…発電機、１２…電力変換器、１２１…ＡＣ／ＤＣ変換器、１２２…ＤＣ／ＡＣ変換器、１２３…平滑化コンデンサ、１３…制御器、１３１…電力電圧演算器、１３２…有効電力の変動を検出する変動検出器、１３２１…ローパスフィルタ、１３３…電圧の変動成分を検出する変動検出器、１３３１…ローパスフィルタ、１３４，１３４ａ，１３４ｂ…無効電力指令演算器、１３４１…積分器、１３４２，１３４３…回転座標変換器、１３４４…切り替え器、１３５…電力制御器、１４，１４ａ…電圧検出器、１５，１５ａ…電流検出器、１６…ブレード、１７…風車コントローラ、１８…二次励磁発電機、２０ａ，２０ｂ…減算器、２１ａ〜２１ｈ…乗算器、２２…分散型電源又は変動の大きい負荷。

Claims (7)

1. 電力系統に接続された分散型電源システムにおいて、当該分散型電源の通常運転中の有効電力Ｐを検出する有効電力検出手段と、当該分散型電源の通常運転中の出力に基づき連系点の電圧振幅値Ｖｐを演算する連系点電圧振幅演算手段と、これらの有効電力Ｐ及び連系点電圧振幅値Ｖｐの変動分ΔＰ及びΔＶｐを演算する変動分演算手段と、これらの有効電力の変動分ΔＰと連系点電圧振幅の変動分ΔＶｐの積ΔＰ・ΔＶｐを演算する積算手段と、前記積算手段の出力ΔＰ・ΔＶｐを時間積分して前記電力系統のインピーダンスにおける抵抗成分とリアクタンス成分の比であるインピーダンス比を推定する推定手段と、当該分散型電源の出力に基づく連系点の電圧変動分を補償するように、前記有効電力Ｐと前記インピーダンス比とに基づいて当該分散型電源が出力すべき無効電力指令Ｑ＊を演算する無効電力指令演算手段と、前記無効電力指令Ｑ＊に応じて当該分散型電源を制御する制御手段を備えたことを特徴とする分散型電源システム。
2. 請求項１において、前記分散型電源は風車を備えた風力発電システムであることを特徴とする分散型電源システム。
3. 請求項１において、前記電力系統に並列に接続された複数の分散型電源と、これらの分散型電源の出力をそれぞれ検出し、対応する各分散型電源の出力に基づく連系点のそれぞれの電圧変動分を補償するように、それぞれ検出した前記出力に応じて各分散型電源をそれぞれ制御する複数の制御手段を備えたことを特徴とする分散型電源システム。
4. 請求項１において、前記分散型電源は、動力源と、この動力源によって駆動される発電機と、この発電機の交流出力電力を可変電圧・可変周波数の交流電力に変換する電力変換器と、前記検出した出力に応じて前記電力変換器を制御する制御手段を備えたことを特徴とする分散型電源システム。
5. 電力系統に接続された分散型電源と、この分散型電源の系統との連系点に接続された無効電力補償装置とを備えた分散型電源システムにおいて、前記分散型電源の通常運転中の有効電力Ｐを検出する有効電力検出手段と、当該分散型電源の通常運転中の出力に基づき連系点の電圧振幅値Ｖｐを演算する連系点電圧振幅演算手段と、これらの有効電力Ｐ及び連系点電圧振幅値Ｖｐの変動分ΔＰ及びΔＶｐを演算する変動分演算手段と、これらの有効電力の変動分ΔＰと連系点電圧振幅の変動分ΔＶｐの積ΔＰ・ΔＶｐを演算する積算手段と、前記積算手段の出力ΔＰ・ΔＶｐを時間積分して前記電力系統のインピーダンスにおける抵抗成分とリアクタンス成分の比であるインピーダンス比を推定する推定手段と、前記分散型電源の出力に基づく連系点の電圧変動分を補償するように、前記有効電力Ｐと前記インピーダンス比とに基づいて前記無効電力補償装置が出力すべき無効電力指令Ｑ＊を演算する無効電力指令演算手段と、前記無効電力指令Ｑ＊に応じて前記無効電力補償装置を制御する制御手段を備えたことを特徴とする分散型電源システム。
6. 請求項５において、前記連系点の近傍に接続された負荷と、前記分散型電源及び前記負荷との総合出力を検出し、この総合出力に基づく連系点の電圧変動分を補償するように、前記検出した出力に応じて前記無効電力補償装置を制御する制御手段を備えたことを特徴とする分散型電源システム。
7. 電力系統に接続された分散型電源システムの系統安定化方法において、当該分散型電源の通常運転中の有効電力Ｐを検出する有効電力検出ステップと、当該分散型電源の通常運転中の出力に基づき連系点の電圧振幅値Ｖｐを演算する連系点電圧振幅演算ステップと、これらの有効電力Ｐ及び連系点電圧振幅値Ｖｐの変動分ΔＰ及びΔＶｐを演算する変動分演算ステップと、これらの有効電力の変動分ΔＰと連系点電圧振幅の変動分ΔＶｐの積ΔＰ・ΔＶｐを演算する積算ステップと、前記積算ステップの出力ΔＰ・ΔＶｐを時間積分して前記電力系統のインピーダンスにおける抵抗成分とリアクタンス成分の比であるインピーダンス比を推定する推定ステップと、当該分散型電源の出力に基づく連系点の電圧変動分を補償するように、前記有効電力Ｐと前記インピーダンス比とに基づいて当該分散型電源が出力すべき無効電力指令Ｑ＊を演算する無効電力指令演算ステップと、前記無効電力指令Ｑ＊に応じて当該分散型電源を制御する制御ステップを備えたことを特徴とする分散型電源システムの系統安定化方法。

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