JP6163494B2 - 電力変換器、および電力変換器を制御する方法 - Google Patents

Description

本明細書に記述されている実施形態は、概して電力発電システムを作動させること、より具体的には、電力発電システムを制御するためにフェーザ測定ユニット（ＰＭＵ）から得られるデータを使用することに関する。

太陽および風は、ますます魅力的な代替エネルギー源になっている、エネルギーの再生可能エネルギー源の例である。日光の形での太陽エネルギーは、太陽電池によって電気エネルギーに変換され得る。光を直接電気エネルギーに変換する装置に対するより一般的な用語が、「光起電力電池」である。太陽ファームは、所望のレベルの電力を提供するために、一緒に結合されている複数の太陽電池を含む。風力エネルギーは、風力タービン発電機を使用して、電気エネルギーに変換され得る。風力タービン発電機は、風力エネルギーを駆動軸の回転運動に転換する多数の刃を有する回転子を含み、駆動軸の回転運動は、次々に、発電機を駆動するために利用される。風力ファームは、所望のレベルの電力を提供するために一緒に結合されている複数の風力タービン発電機を含む。

電気事業によって生成される電力は、再生可能エネルギー源または化石燃料系エネルギー源を使用して、典型的には、送電網を通じて、顧客に供給される。生成された電力は、送電網への印加に先立って、電力を調整するためにパワーエレクトロニクス（例えば電力変換器）に提供されてもよい。送電網に印加される電気は、送電網接続性期待値（ｇｒｉｄ ｃｏｎｎｅｃｔｉｖｉｔｙ ｅｘｐｅｃｔａｔｉｏｎ）を満たすことを要求される。これらの要件は、安全性の問題だけでなく電力品質問題に対処している。例えば、送電網接続性期待値は、過渡事象、例えば送電網上での短絡故障の間に電力発電システムを作動させることを含む。この能力は、低電圧乗り切り（ｌｏｗ ｖｏｌｔａｇｅ ｒｉｄｅ ｔｈｒｏｕｇｈ）（ＬＶＲＴ）またはゼロ電圧乗り切り（ＺＶＲＴ）と呼ばれてもよい。ＬＶＲＴ／ＺＶＲＴ事象は、交流（ＡＣ）商用電圧が、送電網の単相または送電網の多相において低い状態である。ＬＶＲＴ／ＺＶＲＴ事象の間に、電力発電システムから電力を受け入れるための送電網の容量は、低い。別の送電網接続性期待値は、発電システム出力が、送電網を通って流れる電気の電圧および周波数と一致すること、である。

遠隔地かつ高電力格付けの典型的な再生可能エネルギーファームは、弱い送電網接続を生じる。ただし、高価な投資が、例えば、より太い伝送線および／または回路補正機器を通して、接続を増強するために利用される場合を除く。低い短絡比（ＳＣＲ）は、送電網が弱いことの兆候である。例えば、ＳＣＲが１．５未満である場合、従来の電流制御型の発電機は、安定して作動することができない可能性があり、電圧制御型の発電機は、安定して作動させるために比較的ゆっくりと調整しなければならない。ゆっくりした制御で発電機を作動させるために、追加的なハードウェア投資が、十分な作動余裕（例えば、電力変換器内に備えられている直流リンクキャパシタの大きさを、増大させる必要がある場合がある）を保証するために必要である。

その上、典型的には、高電力格付けを有する発電機は、再生可能エネルギーファーム内に備えられており、このファームが、故障事象を乗り切り、かつ故障後の負荷制限または停電を避けることを可能にしている。しかし、低電圧のおよび特にゼロ電圧の故障事象の間、送電網電圧で固定されたままにすることは、困難である。というのは、発電機と送電網との間の同期を維持するために典型的に用いられる送電網基準電圧が、低いためである。故障事象が深刻な場合、制御器が基準として使用するのに十分な、残留送電網電圧はない可能性がある。この状況では、制御器は、電力を出力するための周波数を、独立して決定してもよく、この周波数は送電網と調和していなくてもよい。故障事象からの回復の間、発電機が送電網と調和しない場合、有害に大きな過渡電流が、発電機と送電網との間の位相角差により生じる場合がある。

ＳＣＨＷＥＩＴＺＥＲ ｅｔ ａｌ，「Ｓｙｎｃｈｒｏｐｈａｓｏｒ−Ｂａｓｅｄ Ｐｏｗｅｒ Ｓｙｓｔｅｍ Ｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ ａｎｄ Ｃｏｎｔｒｏｌ Ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｓ」，Ｓｃｈｗｅｉｔｚｅｒ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｌａｂｏｒａｔｏｒｉｅｓ，Ｉｎｃ．，１０ｐａｇｅｓ

１つの態様では、電力供給システムが提供されている。電力供給システムは、第１端および第２端を有する少なくとも１つの導体と、導体の第１端に連結されているフェーザ測定ユニット（ＰＭＵ）とを含む。ＰＭＵは、第１端でフェーザデータを得るように、かつフェーザデータを含むフェーザ信号を生成するように構成されている。電力供給システムは、導体の第２端に連結されており、導体に電力を提供するように構成されている電力発電システムを、さらに含む。電力発電システムは、電源、電力変換器、および制御器を含む。制御器は、ＰＭＵに通信可能に連結されており、フェーザ信号を受信するように、かつフェーザデータに少なくとも部分的に基づいて電力変換器を制御するように構成されている。

別の態様では、伝送線を通じて送電網に電力を提供するように構成されている少なくとも１つの電力変換器を制御する方法が提供されている。この方法は、電力変換器の電圧出力を監視することと、電圧出力に関連する電圧出力データを記録することとを含む。この方法は、時間基準信号を受信することと、電圧出力データに時刻印を付与することとを、さらに含む。この方法は、電力変換器からの伝送線の反対端に位置する第１位置で電圧フェーザを測定することを、さらに含む。この方法は、時間基準信号を受信することと、フェーザデータを生成するために電圧フェーザに時間基準信号を関連させることとを、さらに含む。この方法は、電力変換器制御器にフェーザデータを送信することと、電力変換器制御器を使用して、フェーザデータおよび電圧出力データに少なくとも部分的に基づいて電力変換器を制御することとを、さらに含む。

さらに別の態様では、伝送線に連結されている電力変換器を制御するように構成されている制御器が、提供されている。電力変換器制御器は、時間基準信号を受信するように構成されている全地球測位システム（ＧＰＳ）受信機と、電力変換器の電圧出力に関連する電圧出力データを記憶するように構成されているメモリ装置とを、含む。電力変換器制御器は、メモリ装置に記憶されている電圧出力データに時刻基準を付与するように構成されている処理装置を、さらに含む。処理装置は、電力変換器からの伝送線の反対端に位置するフェーザ測定ユニット（ＰＭＵ）からフェーザデータを受信するようにさらに構成されている。フェーザデータは、フェーザデータを第１時刻に結び付ける時刻基準を含む。処理装置は、第１時刻からのフェーザデータを第１時刻からの電圧出力データと比較するように、かつフェーザデータおよび電圧出力データに少なくとも部分的に基づいて電力変換器の作動を制御するようにさらに構成されている。

送電網に連結された電力発電システムを含む典型的な電力供給システムのブロック図である。 図１に示される電力発電システムを制御する典型的な方法のフローチャートである。

本明細書に記述されている方法、システム、およびコンピュータ読取可能媒体は、再生可能エネルギー系電力発電システムを制御するために、フェーザ測定ユニット（ＰＭＵ）から集められたデータを使用することを容易にする。より具体的には、電力発電システムと送電網との間の同期を維持するために、遠隔のＰＭＵから受信されるフェーザデータは、制御器によって使用される。電力発電システムが、送電網の事象を乗り切るか、長引く送電網の電圧低下を有する送電網に電力を提供するときに、同期が、維持される。さらに、電力発電システムの作動は、遠隔のＰＭＵからの現在のシステム情報に基づいている。例えば、変換器作動パラメータは、現在のシステム情報に基づいて調整されてもよい。本明細書に記述されている方法、システム、およびコンピュータ読取可能媒体は、さらに送電網の実際のインピーダンスを決定すること、および実際の送電網電圧に基づいた電力発電システムの電力出力を制御することを、容易にする。

本明細書に記述されている方法およびシステムの技術的な影響は、（ａ）少なくとも１つの電力変換器の電圧出力を監視すること、（ｂ）電力変換器の電圧出力に関連する電圧出力データを記録すること、（ｃ）時間基準信号を受信しかつ電圧出力データに時刻印を付与すること、（ｄ）第１位置で電圧フェーザを測定することであって、第１位置は、電力変換器からの伝送線の反対端に位置する、測定すること、（ｅ）時間基準信号を受信するために、かつフェーザデータを生成するために、電圧フェーザに時間基準信号を関連させること、（ｆ）電力変換器制御器にフェーザデータを送信すること、および（ｇ）電力変換器制御器を使用して、少なくとも部分的にフェーザデータおよび電圧出力データに基づいて電力変換器を制御すること、のうちの少なくとも１つを含む。

図１は、少なくとも１つの導体１６によって送電網１４に連結された少なくとも１つの再生可能エネルギー系電力発電システムを含む、典型的な電力供給システム１０のブロック図である。例示的な実施形態では、少なくとも１つの導体１６は、電力発電システムを電気的に連結することができる少なくとも１つの伝送線を備え、この伝送線は、送電網１４から実質的に離れて位置している。高電力レベルを作り出す風力ファームおよび太陽ファームは、典型的には、相当な量の開放空間を必要とする。利用可能空間、および高レベルの風力／太陽の暴露のある位置は、送電網１４に連結された負荷中心から何百マイルも離れていてもよい。伝送線として記述されているが、少なくとも１つの導体１６は、電力発電システムを送電網１４に電気的に連結することができる、少なくとも１つの配電線または他の導体または導体の集まりを備えてもよい。その上、電力供給システム１０は、送電システム、配電システム、および／または送電網に電力を供給することを容易にする他の適切な種類のシステムを含んでもよい。

例示的な実施形態では、伝送線１６の電源側（ｓｏｕｒｃｅ ｓｉｄｅ）１８は、第１電力発電システム２０および第２電力発電システム２２を含む。２つの電力発電システムを含むものとして記述されているが、伝送線１６の電源側１８は、任意の数の電力発電システムを含んでもよく、この電力発電システムは、電力供給システム１０が、本明細書に記述されているように機能することを可能にする。その上、第１電力発電システム２０および第２電力発電システム２２が風力エネルギー系電力発電システムである場合、電源側１８は、風力ファームと呼ばれてもよい。その上、第１電力発電システム２０および第２電力発電システム２２が太陽エネルギー系電力発電システムである場合、電源側１８は、太陽ファームと呼ばれてもよい。

例示的な実施形態では、第１電力発電システム２０は、電源２６および電力変換器２８を含む。第２電力発電システム２２は、電源３０および電力変換器３２を含む。例えば、電源側１８が風力ファームである場合、電源２６は風力タービンを含んでもよい。電力変換器２８は、風力タービンの可変周波数出力を固定周波数出力に変換するための交流（ＡＣ）／直流（ＤＣ）変換器およびＤＣ／ＡＣ変換器を含んでもよい。別の例において、電源側１８が太陽ファームである場合、電源２６は、光起電力（ＰＶ）アレイを含んでもよく、電力変換器２８は、太陽変換器を含んでもよい。ＰＶアレイは、典型的には直流電圧を出力する。太陽変換器は、直流電圧を受信し、この直流電圧を三相交流出力に変換するインバータを含んでもよく、この三相交流出力は、負荷、例えば送電網１４に印加される。太陽ファームまたは風力ファームとして記述されているが、電源２６は、任意の種類の、変換器に接続される電源であってもよい。

本明細書に記載されているように、送電網１４は、配電および／または送電のために構成された、導体および装置のネットワークである。例示的な実施形態では、電源側１８は、さらに、中央システム制御器３６を含む。システム制御器３６は、第１電力発電システム２０および第２電力発電システム２２に通信可能に連結されている。例示的な実施形態では、中央システム制御器３６は、第１電力発電システム２０および第２電力発電システム２２の電力出力を制御する電力変換器２８および３２に制御信号をそれぞれ提供する。システム制御器３６は、伝送線１６に所望の電力を出力するために第１電力発電システム２０および第２電力発電システム２２の作動を連係させる集中制御器である。例えば、システム制御器３６は、風力ファーム管理システム内に備えられていてもよいし、風力ファーム内に備えられている風力タービンおよび電力変換器の作動を連係させるように構成されてもよい。代替の実施形態では、第１電力発電システム２０は、変換器制御器４０を含んでもよく、第２電力発電システム２２は、変換器制御器４２を含んでもよい。変換器制御器４０は、電力変換器２８および／または電源２６の作動を、自律的に、または中央システム制御器３６から受信する制御信号に基づいて、制御する。変換器制御器４２は、電力変換器３２／または電源３０の作動を、自律的に、または中央システム制御器３６から受信する制御信号に基づいて、制御する。

例示的な実施形態では、制御器３６、４０、および４２は各々、プロセッサを含み、例えば、それぞれプロセッサ４４、４６、および４８である。本明細書で使用される用語プロセッサは、中央処理装置、マイクロプロセッサ、マイクロ制御器、縮小命令セット回路（ＲＩＳＣ）、特定用途向け集積回路（ＡＳＩＣ）、論理回路、および本明細書に記述されている機能を実行することができる他の回路またはプロセッサを指している。

例示的な実施形態では、電力供給システム１０は、さらにフェーザ測定ユニット（ＰＭＵ）５０を含む。例示的な実施形態では、ＰＭＵ５０は、伝送線１６の送電網側５２に置かれており、送電網側５２は、電源側１８から遠く離れている。ＰＭＵ５０は、送電網側５２で電圧および電流を測定し、かつ電圧および電流のフェーザを出力する。例示的な実施形態では、ＰＭＵ５０は、システム制御器３６に通信可能に連結されている。代替の実施形態では、ＰＭＵ５０は、変換器制御器４０および４２に通信可能に連結されている。ＰＭＵ５０は、本明細書に記述されているように電力供給システム１０が機能することを可能にする制御器３６、４０および４２の任意の組み合わせに連結されてもよい。

例えば、ＰＭＵ５０は、本明細書に記述されているように電力供給システム１０が機能することを可能にする光ファイバケーブルおよび／または他の種類の有線接続を介して、システム制御器３６に通信可能に連結されてもよい。代替の実施形態では、ＰＭＵ５０は、無線接続を介して、システム制御器３６に通信可能に連結されてもよい。無線通信は、本明細書に記述されているようにＰＭＵ５０が機能することを可能にする、移動体通信、衛星通信、無線周波数（ＲＦ）通信、通信、電気電子技術者協会（ＩＥＥＥ）８０２．１１規格（例えば、８０２．１１（ｇ）または８０２．１１（ｎ））を利用する通信、世界規模で相互運用可能なマイクロ波によるアクセス（ＷＩＭＡＸ）規格を利用する通信、および／または任意の無線通信を含んでもよいが、それらに限定されない。

例示的な実施形態では、ＰＭＵ５０は、例えば衛星６２から、時間情報を受信するように構成された第１全地球測位システム（ＧＰＳ）受信機６０を含むか、またはこの受信機６０に連結されている。例えば、ＧＰＳ受信機６０は、協定世界時（ＵＴＣ）に対応する信号を受信してもよい。時間情報も、本明細書では「時刻印」と呼ばれてもよい。まず、ＧＰＳ受信機６０は、ＰＭＵ５０に連結されているか、またはＰＭＵ５０内に備えられている。時刻印は、対応する情報と一緒に集められ、記憶され、および／または送信される。例えば、時刻印は、フェーザ情報が収集された時刻を記録するために、フェーザ情報と一緒に記憶されてもよい。時刻印も、システム制御器３６による使用のためのシステム制御器３６に、対応するフェーザ情報と一緒に送信されてもよい。例示的な実施形態では、システム制御器３６は、時刻印のされた電圧フェーザ値を受信する。ＧＰＳ信号からの時間情報を決定することは、分散された位置で連係されている時刻印を得ることを容易にする。

例示的な実施形態では、システム制御器３６は、第２ＧＰＳ受信機６４を含むか、または第２ＧＰＳ受信機６４に連結されている。第２ＧＰＳ受信機６４は、例えば衛星６２から、位置および時間の情報を含むＧＰＳ信号６６を、受信するように構成されている。代替の実施形態では、変換器制御器４０および４２は、さらにＧＰＳ受信機を含む。

例示的な実施形態では、遠隔のＰＭＵ５０からシステム制御器３６に受信されるフェーザデータは、低電圧用の故障事象および／または０ボルトの故障事象の下でさえ、第１電力発電システム２０および第２電力発電システム２２が、送電網１４との同期を維持することを可能にする。送電網１４との同期を維持することは、送電網故障事象の間の少なくとも一定量の時間の間、第１電力発電システム２０および第２電力発電システム２２をオンラインに（すなわち、乗り切るように）保つことを容易にする。送電網故障事象を乗り切るための能力は、送電網１４の操作者によって明示される送電網の集積化要求内に含まれてもよい。システム制御器３６は、ＰＭＵ５０からのフェーザデータを使用して、送電網事象があまりに深刻なのでシステム制御器３６が基準残留送電網電圧を得ることができないときでさえ、送電網１４と同期することができる。故障が取り除かれ、第１電力発電システム２０および第２電力発電システム２２と送電網１４との間の接続が再確立される場合、第１電力発電システム２０および第２電力発電システム２２の出力は送電網１４と同期され、このことは、２つの側の間の大きな位相角差により、有害に大きな電流が生成されることを防いでいる。

その上、例示的な実施形態では、遠隔のＰＭＵ５０からデータを受信することは、システム制御器３６が突然の位相跳躍によって引き起こされる変動（ｄｙｎａｍｉｃｓ）を緩和することを可能にする。例えば、送電網１４に連結されている大きなキャパシタバンクがオンまたはオフに切り替えられる場合、または負荷が送電網１４に接続されるかまたは送電網１４から分離される場合、送電網側５２の電圧位相角は、第１電力発電システム２０および第２電力発電システム２２の出力と送電網１４との間で、跳躍し、大きな変動（ｄｙｎａｍｉｃｓ）をもたらし得る（すなわち、電力動揺）。ＰＭＵ５０から受信されるフェーザデータは、フィードフォワード入力信号としてシステム制御器３６に提供され、システム制御器３６は、第１電力発電システム２０および／または第２電力発電システム２２によって出力される電圧の位相角を調節して、その効果を相殺し、かつより滑らかな電力出力を提供する。

例示的な実施形態では、電力供給システム１０は、少なくとも１つの測定装置７０を含み、測定装置７０は、システム制御器３６に連結されているかまたはシステム制御器３６内に備えられており、第１電力発電システム２０および第２電力発電システム２２の出力７２から電圧および／または電流の測定値を提供するように構成されている。測定装置７０は、システム制御器３６に測定値を提供してもよく、システム制御器３６によって第１電力発電システム２０および第２電力発電システム２２の電力出力を決定することができる。例示的な実施形態では、システム制御器３６は、伝送線１６の線路インピーダンスを決定するために、遠隔のＰＭＵ５０からのデータ（例えばフェーザデータ）および測定装置７０からのローカル測定値を組み合わせる。より具体的には、システム制御器３６は、電源側１８の電力出力、電源側１８によって出力される電圧の大きさおよび位相角、および送電網側５２での電圧の位相角に基づいて、線路インピーダンスを決定する。その上、システム制御器３６は、線路インピーダンスを伝送線１６の温度と比較することにより（すなわち、線路インピーダンスはその温度に比例して上昇する）、伝送線１６の熱限界に近づいているかどうかを判断することができる。さらに、システム制御器３６は、伝送線１６上の高インピーダンス故障を識別することができ、高インピーダンス故障は、システム制御器３６によって、線路インピーダンスにおける急激な変化として観測される。

システム制御器３６は、次の公式に基づいて、線路インピーダンスを決定してもよい。

伝送線１６に提供されている電力は、式１でＰとして表されている。上述したように、システム制御器３６は、測定装置７０から受信される測定値に基づいてＰを決定する。その上、伝送線１６に提供されている電圧の大きさは、式１でｖ１として表されており、伝送線１６に供給されている電圧の位相角は、α１として表されている。例示的な実施形態では、ｖ１とα１は、測定装置７０によってシステム制御器３６に提供される。伝送線１６の送電網側５２での電圧の大きさは、式１でｖ２として表されており、伝送線１６の送電網側５２での電圧の位相角は、α２として表されている。ｖ２およびα２は、ＰＭＵ５０によってシステム制御器３６に提供されている。残りの変数ｘは、伝送線１６の線路インピーダンスである。

その上、線路インピーダンスが分かった場合、システム制御器３６は、送電網１４が受け入れることができる電力の最大レベルを決定してもよい。風力ファームの場合（すなわち、電源２６が風力タービンである）に、送電網接続の電力転送能力が、利用可能な風力電力未満に減少する場合（すなわち、故障に起因する低電圧事象による）、電力変換器２８は、風力電力と一致するように、送電網に対して進んでいる風力電力の電圧位相を連続的に増加させることにより、風力電力の電力出力を増加させることを試みるだろう。電圧位相を増加させることは、例えば、従来の同期発電機の「脱調作動」に似た、不安定性をもたらし得る。遠隔のＰＭＵ５０からフェーザデータを受信することは、システム角安定性を保証するのを助けることができる。あるシステム事象の下では、送電網電圧が長引く低下を経験する場合、ファーム発電機は、角安定性問題に直面し得る。なぜならば、ファーム発電機は、送電網側５２が受け入れることができるよりも多くの電力を伝送線にわたって押しだそうとするためである。実際の送電網電圧を知ることは、ファーム制御器が、その出力電力レベルに順応して制限し、かつそのような角安定性問題を回避することを、可能にする。

図２は、少なくとも１つの電力変換器、例えば、（図１に示される）電力変換器２８および／または３２を制御するための典型的な方法１１０のフローチャート１００である。より具体的には、フローチャート１００は、ＰＭＵ、例えば、（図１に示される）ＰＭＵ５０から受信されるフェーザデータに少なくとも部分的に基づいて第１電力発電システム２０および／または第２電力発電システム２２の電力出力を制御するための典型的な方法１１０を説明する。例示的な実施形態では、方法１１０は、コンピュータに実装されている方法、例えば、（図１に示される）システム制御器３６によって実行される、コンピュータに実装されている方法）である。別の例示的な実施形態では、コンピュータ読取可能媒体上で具体化されたコンピュータプログラムは、少なくとも１つのコードセグメントを含み、このコードセグメントは、コンピュータ、例えばシステム制御器３６によって実行されるときに方法１１０を実行する。

上述したように、電力変換器２８および３２は、伝送線、例えば（図１に示される）伝送線１６を通じて送電網、例えば（図１に示される）送電網１４に電力を提供する。その上、伝送線１６は、第１端、例えば（図１に示される）電源側１８、および第２端、例えば（図１に示される）送電網側５２を含む。

例示的な実施形態では、方法１１０は、少なくとも１つの電力変換器、例えば、電力変換器２８および／または電力変換器３２の電圧出力を監視すること１２０を含む。例えば、測定装置、例えば（図１に示される）測定装置７０は、電力変換器２８および／または３２の電圧出力を監視１２０してもよい。

例示的な実施形態では、方法１１０は、さらに電力変換器２８および／または３２の電圧出力に関連する電圧出力データを記録すること１２２を含んでもよい。方法１１０は、さらに時間基準信号を受信し、かつ電圧出力データに時刻印を付与すること１２４を含んでもよい。（図１に示される）システム制御器３６は、ＧＰＳ受信機、例えば（図１に示される）ＧＰＳ受信機６４を含んでもよく、このＧＰＳ受信機６４は、時刻基準データを含むＧＰＳ信号を受信する１２４ように構成されている。

例示的な実施形態では、方法１１０は、第１位置で、例えば伝送線１６の送電網側５２で、電圧フェーザを測定すること１２６を、さらに含む。ＰＭＵ、例えば、（図１に示される）ＰＭＵ５０は、伝送線１６の送電網側５２で電圧フェーザを測定する１２６ために、送電網側５２に置かれてもよい。方法１１０は、時間基準信号を受信し、時刻印されたフェーザデータを生成するために電圧フェーザに時間基準信号を関連させること１２８を含む。例示的な実施形態では、方法１１０は、フェーザデータを、電力変換器制御器、例えばシステム制御器３６に送信すること１３０を、さらに含む。

例えば、ＰＭＵ５０は、システム制御器３６にフェーザデータを送信１３０してもよい。代替の実施形態では、ＰＭＵ５０は、個々の電力変換器制御器、例えば、（図１に示される）電力変換器制御器４０および／または４２にフェーザデータを送信する１３０。方法１１０は、フェーザデータおよび電圧出力データに少なくとも部分的に基づいて、電力変換器２８および／または３２を制御すること１３２を、さらに含む。

方法１１０は、電力変換器２８および／または３２の電圧出力をフェーザデータに同期させること１３４を、さらに含んでもよい。同期させること１３４は、伝送線１６の送電網側５２で測定された電圧と同位相にある周波数を有する電圧を出力するように、電力変換器２８および／または３２を制御することを、含んでもよい。

方法１１０は、電力変換器２８および／または３２の電力出力を決定すること１３６と、電力出力およびフェーザデータに少なくとも部分的に基づいて伝送線１６のインピーダンスを決定すること１３８とを、さらに含んでもよい。システム制御器３６は、ＰＭＵ５０から受信されるデータと、ローカル電力測定装置、例えば（図１に示される）測定装置７０から受信されるデータとに、少なくとも部分的に基づいて、伝送線１６のインピーダンスを決定１３８してもよい。より具体的には、システム制御器３６は、次のものに基づいて伝送線１６のインピーダンス（Ｘ）を決定１３８してもよい。

方法１１０は、伝送線１６のインピーダンスに少なくとも部分的に基づいて送電網１４が受け入れることができる最大電力を決定すること１４０を、さらに含んでもよい。

本明細書に記述されている実施形態が、本発明の処理タスクを実行するためのいかなる特別のプロセッサにも限定されていないことに留意すべきである。本明細書で使用される用語としての「プロセッサ」という用語は、本発明のタスクを実行するのに必要な、演算または計算を実行することができる任意の機械も意味することを、意図している。「プロセッサ」という用語は、構造化された入力を受け入れて、規定された規則にしたがって出力を作り出すように入力を処理することができる任意の機械も意味することを、さらに意図している。本明細書で使用される「するように構成されている」という語句は、当業者には理解されるように、プロセッサが、本発明の実施形態のタスクを実行するために、ハードウェアおよびソフトウェアの組み合わせを備えることを意味していることにさらに留意すべきである。

その上、特に規定されない限り、本明細書で使用される技術的および科学的な用語は、本開示が属する当業者によって一般に理解されるのと同じ意味を有する。本明細書で使用される「第１」、「第２」などの用語は、任意の順序、量、または重要性を意味するのではなく、むしろ１つの要素と他の要素とを区別するために使用されている。さらに、「１つの」（「ａ」および「ａｎ」）という用語は、量の限定を意味するのではなく、むしろ少なくとも１つの基準項目の存在を意味している。「または」という用語は、包括的であることと、列挙された項目の１つ、いくつか、またはすべてを意味することとを、意図している。「含む（ｉｎｃｌｕｄｉｎｇ）」、「備える（ｃｏｍｐｒｉｓｉｎｇ）」、または「有する（ｈａｖｉｎｇ）」およびそれらの変形の使用は、本明細書では、その後に列挙された項目およびそれらの等価物だけでなく追加の項目を包含することを意図している。「接続されている」および「連結されている」という用語は、物理的または機械的な接続または連結に制限されておらず、直接か間接かにかかわらず、電気的な接続または連結を含むことができる。その上、「回路」および「回路類」および「制御器」という用語は、単一の部品または複数の部品のどちらを含んでもよく、これらの部品は、能動的および／または受動的でありかつ記述されている機能を提供するように互いに接続されているかまたはさもなければ連結されている。

本明細書に記述されている実施形態は、１つ以上のコンピュータ読取可能媒体を包含してもよい。そこでは、各媒体は、その上に、データまたはデータを操作するためのコンピュータ実行命令を含むように構成されているか、または含んでいてもよい。コンピュータ実行命令は、処理システムがアクセスしてもよい、データ構造、オブジェクト、プログラム、ルーチン、または他のプログラムモジュールを含み、この処理システムは、様々な異なる機能を実行できる汎用コンピュータに関連する処理システム、または限られた数の機能を実行できる専用コンピュータに関連するような処理システムである。コンピュータ実行命令は、処理システムに、特別の機能または一群の機能を実行させ、本明細書に示された方法のためのステップを実行するためのプログラムコード手段の例である。その上、特別な一連の実行命令は、そのようなステップを実行するために使用されてもよい対応する行為の例を提供する。コンピュータ読取可能媒体の例としては、ランダムアクセスメモリ（「ＲＡＭ」）、読み取り専用メモリ（「ＲＯＭ」）、プログラム可能読み取り専用メモリ（「ＰＲＯＭ」）、消去およびプログラム可能読み取り専用メモリ（「ＥＰＲＯＭ」）、電気的消去およびプログラム可能読み取り専用メモリ（「ＥＥＰＲＯＭ」）、コンパクトディスク読み取り専用メモリ（「ＣＤ−ＲＯＭ」）、または処理システムによってアクセスされてもよいデータまたは実行命令を供給することができる他の装置または部品が挙げられる。

ＰＭＵによって得られる遠隔の電力データに少なくとも部分的に基づいて電力変換器の作動を制御するための例示的な、方法、システム、およびコンピュータ読取可能媒体が、本明細書に記述されている。送電網ＰＭＵ測定値、例えば電圧位相角を受信し、かつローカル位相ロックループ（ＰＬＬ）を同期させることによって、再生可能発電機制御器は、送電網接続の重要な情報を得ることができる。例えば、電力対位相角を評価することによって、制御器は、送電網強度を決定することができる。さらに、ＰＭＵ測定値から検知される位相跳躍または電圧降下は、送電網故障事象の兆候を制御器に提供する。ＰＭＵ情報は、制御器が、実際の送電網条件にしたがって電力発電システムの動的応答を最適化するように順応して制御パラメータを調節することを、可能にする。ＰＭＵ情報は、さらに、送電網故障事象を乗り切るように、かつ送電網故障事象からの改善された回復のために送電網との同期を維持するように、システム能力を高める。

本明細書に記述されている、方法、システム、およびコンピュータ読取可能媒体は、電力発電システムの効率的かつ経済的な制御を容易にする。方法およびシステムの例示的な実施形態は、本明細書で詳細に、記述されおよび／または図示されている。方法およびシステムは、本明細書に記述されている特定の実施形態に制限されるのではなく、むしろ、各システムの部品だけでなく各方法のステップを、本明細書に記述されている他の部品から独立してかつ別々に、利用してもよい。各成分、および各方法ステップを、さらに、他の部品および／または方法ステップと結合して使用することができる。

この明細書は、実施例を使用して、ベストモードを含む本発明を開示し、かついかなる当業者も本発明を実施することが可能となるようにしており、本発明は、任意の装置またはシステムを製造しかつ使用することと、任意の組み込まれた方法を実行することとを含む。本発明の特許可能な範囲は、特許請求の範囲によって画定されており、当業者に思い浮かぶ他の実施例を含んでもよい。そのような他の実施例は、それらが特許請求の範囲の文言と異ならない構造要素を有しているか、またはそれらが特許請求の範囲の文言と実質的な差がない等価な構造要素を含むならば、特許請求の範囲の範囲内にあることが意図されている。

１０ 電力供給システム
１４ 送電網、発電変換システム
１６ 導体、伝送線
１８ 電源側
２０ 第１電力発電システム
２２ 第２電力発電システム
２６、３０ 電源
２８、３２ 電力変換器
３６ システム制御器、中央システム制御器
４０、４２ 変換器制御器、電力変換器制御器
４４、４６、４８ プロセッサ（処理装置）
５０ フェーザ測定ユニット（ＰＭＵ）
５２ 送電網側
６０ 全地球測位システム（ＧＰＳ）受信機
６２ 衛星
６４ 第２ＧＰＳ受信機、ＧＰＳ受信機
６６ ＧＰＳ信号、第１ＧＰＳ信号
７０ 測定装置
７２ 出力、電力発電システムの出力
１００ フローチャート
１１０ 方法、電力変換器を制御するための方法
１２０ 監視、電力変換器の電圧出力を監視すること
１２２ 電圧出力データを記録すること
１２４ 時間基準信号を受信し、かつ電圧出力データに時刻印を付与すること
１２６ 第１位置で、電圧フェーザを測定すること
１２８ 時間基準信号を受信し、時刻印されたフェーザデータを生成するために電圧フェーザに時間基準信号を関連させること
１３０ 送信、フェーザデータを、電力変換器制御器に送信すること
１３２ フェーザデータおよび電圧出力データに少なくとも部分的に基づいて、電力変換器を制御すること
１３８ 決定

Claims (14)

1. 第１端および第２端を有する少なくとも１つの導体（１６）と、
   前記少なくとも１つの導体（１６）の前記第１端に連結されているフェーザ測定ユニット（ＰＭＵ（５０））であって、前記ＰＭＵ（５０）は、前記第１端でフェーザデータを得るように、かつ前記フェーザデータを含むフェーザ信号を生成するように構成されている、ＰＭＵ（５０）と、
   前記少なくとも１つの導体（１６）の前記第２端に連結されており、かつ前記少なくとも１つの導体（１６）に電力を提供するように構成されている電力発電システム（２０、２２）であって、前記電力発電システム（２０、２２）は、電源（２６、３０）、電力変換器（２８、３２）、および制御器（３６、４０、４２）を備え、前記制御器（３６、４０、４２）は、前記ＰＭＵ（５０）に通信可能に連結されており、前記フェーザ信号を受信するように、かつ前記フェーザデータに基づいて少なくとも部分的に前記電力変換器（２８、３２）を制御するように構成されている、電力発電システム（２０、２２）と、
   前記制御器（４０、４２）に通信可能に連結された測定装置（７０）と、
   を備え、
   前記測定装置（７０）は、
   前記少なくとも１つの導体（１６）の前記第２端で電圧および電流の少なくとも１つを測定するように、かつ、
   前記少なくとも１つの導体（１６）の前記第２端で測定されている前記電圧および前記電流の少なくとも１つを表している変換器出力データを含む出力電力信号を生成するように、
   構成され、
   前記制御器（４０、４２）は、
   前記変換器出力データおよび前記フェーザデータに基づいて前記少なくとも１つの導体（１６）のインピーダンス（Ｘ）を決定するように、かつ、
   前記少なくとも１つの導体（１６）の前記インピーダンスに少なくとも部分的に基づいて送電網（１４）が受け入れることができる最大電力を決定するように、
   構成されている、
   電力供給システム（１０）。
2. 前記少なくとも１つの導体（１６）は、電力を前記電力発電システム（２０、２２）から前記送電網（１４）に送電することおよび配電することの少なくとも１つをするように構成されている少なくとも１つの送電線を含む、請求項１に記載の電力供給システム（１０）。
3. 前記制御器（３６、４０、４２）は、前記フェーザデータを前記制御器（３６、４０、４２）の作動に適用することにより、ＬＶＲＴ（Low Voltage Ride Through）事象および／またはＺＶＲＴ（Zero Voltage Ride Through）事象の間、前記電力発電システム（２０、２２）と前記送電網（１４）との間の位相同期を維持するように構成されている、請求項１または２に記載の電力供給システム（１０）。
4. 前記電源（２６、３０）は、風力タービン発電機および光起電力アレイの少なくとも１つを備える、請求項１から３のいずれかに記載の電力供給システム（１０）。
5. 前記制御器（３６、４０、４２）は、中央システム制御器（３６）および個々の変換器制御器（４０、４２）の少なくとも１つを備える、請求項１から４のいずれかに記載の電力供給システム（１０）。
6. 前記ＰＭＵ（５０）は、前記フェーザデータに時刻印するために使用される時間基準信号を受信する全地球測位システム（ＧＰＳ）受信機（６０、６４）を備える、請求項１から５のいずれかに記載の電力供給システム（１０）。
7. 前記フェーザデータは、前記少なくとも１つの導体（１６）の前記第１端で電力に関連する、時刻印された電流フェーザおよび時刻印された電圧フェーザの少なくとも１つを備える、請求項６に記載の電力供給システム（１０）。
8. 前記制御器（４０、４２）は、前記時間基準信号を受信するＧＰＳ受信機（６０、６４）を備え、前記制御器（４０、４２）は、前記電力変換器（２８、３２）を制御するための電圧基準および電流基準の少なくとも１つとして、時刻印された前記フェーザデータを使用する、請求項７に記載の電力供給システム（１０）。
9. 前記制御器（４０、４２）は、前記少なくとも１つの導体（１６）の前記第１端で前記電力と同位相にある電力を出力するように、前記電力変換器（２８、３２）を制御する、請求項７または８に記載の電力供給システム（１０）。
10. 前記制御器（４０、４２）は、前記送電網（１４）が受け入れることができる前記最大電力未満である電力を出力するように前記電力変換器（２８、３２）を制御する、請求項１から９のいずれかに記載の電力供給システム（１０）。
11. 送電線（１６）を通じて送電網（１４）に電力を提供するように構成されている少なくとも１つの電力変換器（２８、３２）を制御する方法であって、
    少なくとも１つの電力変換器（２８、３２）の電圧出力を監視することと、
    前記電圧出力に関連する電圧出力データを記録することと、
    時間基準信号を受信し、かつ前記電圧出力データに時刻印を付与することと、
    少なくとも１つの電力変換器（２８、３２）からの送電線（１６）の反対端に位置する第１位置で電圧フェーザを測定することと、
    前記時間基準信号を受信し、かつフェーザデータを生成するために前記電圧フェーザに前記時間基準信号を関連させることと、
    電力変換器制御器（４０、４２）に前記フェーザデータを送信することと、
    前記電力変換器制御器（４０、４２）を使用して、前記フェーザデータおよび前記電圧出力データに少なくとも部分的に基づいて、前記少なくとも１つの電力変換器（２８、３２）を制御することと、
    前記少なくとも１つの電力変換器（２８、３２）の電力出力を決定することと、
    前記電力出力および前記フェーザデータに少なくとも部分的に基づいて前記送電線（１６）のインピーダンスを決定することと、
    前記送電線（１６）の前記インピーダンスに少なくとも部分的に基づいて前記送電網（１４）が受け入れることができる最大電力を決定することと、
    を含む、方法。
12. 前記少なくとも１つの電力変換器（２８、３２）の前記電圧出力を前記フェーザデータに同期させることを、さらに含む、請求項１１に記載の方法。
13. 前記少なくとも１つの電力変換器（２８、３２）の前記電圧出力を前記フェーザデータに同期させることは、前記第１位置で測定されている前記電圧と同位相にある周波数を有する電圧を出力するように少なくとも１つの電力変換器（２８、３２）を制御することを含む、請求項１２に記載の方法。
14. 第１端および第２端を有する送電線（１６）に連結されている電力変換器（２８、３２）を制御するように構成されている制御器（３６、４０、４２）であって、
    時間基準信号を受信するように構成されている全地球測位システム（ＧＰＳ）受信機（６０、６４）と、
    前記電力変換器（２８、３２）の電圧出力に関連する電圧出力データを記憶するように構成されているメモリ装置であって、前記電圧出力データは、第１時刻に前記送電線（１６）の前記第１端で測定されている電圧出力データを含む、メモリ装置と、
    処理装置（４４、４６、４８）であって、
    前記メモリ装置に記憶されている前記電圧出力データに時刻基準を付与するように、
    前記送電線（１６）の前記第２端に置かれているフェーザ測定ユニット（ＰＭＵ（５０））から、フェーザデータを前記第１時刻に結び付ける時刻基準を含む前記フェーザデータを受信するように、
    前記第１時刻からの前記フェーザデータを前記第１時刻からの前記電圧出力データと比較するように、
    前記フェーザデータおよび前記電圧出力データに少なくとも部分的に基づいて前記電力変換器（２８、３２）の作動を制御するように、
    前記電力変換器（２８、３２）の電力出力を決定するように、
    前記電力変換器（２８、３２）の前記電力出力および前記フェーザデータに少なくとも部分的に基づいて前記送電線（１６）のインピーダンスを決定するように、
    前記送電線（１６）の前記インピーダンスに少なくとも部分的に基づいて送電網（１４）が受け入れることができる最大電力を決定するように、
    構成されている、処理装置（４４、４６、４８）と、
    を備える、制御器（３６、４０、４２）。