JP6747607B2

JP6747607B2 - パワーコンディショナシステムおよびこれを備えた電力システム、並びに事故点標定方法

Info

Publication number: JP6747607B2
Application number: JP2019557717A
Authority: JP
Inventors: 長崎　寛美; 寛美長崎; 由紀久飯島; 千恵子梅野
Original assignee: Toshiba Mitsubishi Electric Industrial Systems Corp
Current assignee: Toshiba Mitsubishi Electric Industrial Systems Corp
Priority date: 2017-12-04
Filing date: 2017-12-04
Publication date: 2020-08-26
Anticipated expiration: 2037-12-04
Also published as: WO2019111292A1; JPWO2019111292A1

Description

本発明は、パワーコンディショナシステムおよびこれを備えた電力システム、並びに事故点標定方法に関するものである。

従来、例えば日本特許第３０５３１１９号公報に記載されているように、事故点までの距離を高精度に標定できるように改善された事故様相特定装置が知られている。「標定」とは、事故点の位置を特定することである。従来、電力系統内の電気量を用いて、電力系統の事故点を標定する技術が一般的であり、事故前の電気量から事故点を推測することが行われている。

日本特許第３０５３１１９号公報

上記従来の技術では、複雑な計算を実行する高価かつ専用の事故様相特定装置を必要とする問題があった。近年普及しつつある再生可能エネルギーを用いた電力システムでも、従来の方法を利用して事故点を標定することもできる。しかしながら、本願発明者は、鋭意研究を進めたところ、再生可能エネルギー電力システムで設置されるパワーコンディショナシステムを使って事故点を標定するという新規な技術を見出した。

本発明は、上述のような課題を解決するためになされたもので、事故点を特定する機能を備えたパワーコンディショナシステムおよびこれを備えた電力システム、並びに事故点標定方法を提供することを目的とする。

第一発明にかかるパワーコンディショナシステムは、
送電線と接続されるインバータ回路と、
前記インバータ回路が前記送電線に出力する出力電流を計測する電流計と、
前記電流計と接続し、前記インバータ回路を制御する制御装置と、
を備え、
前記制御装置は、予め定められた所定入力信号を受けたときに、第一周波数および第一電圧値を持つ第一交流電圧信号と前記第一周波数とは異なる第二周波数および第二電圧値を持つ第二交流電圧信号とを前記インバータ回路に出力させ、前記第一交流電圧信号に応じた前記インバータ回路の第一出力電流と前記第二交流電圧信号に応じた前記インバータ回路の第二出力電流とを前記電流計で計測するように構築され、
前記制御装置は、前記第一電圧値および前記第一出力電流で決まる第一インピーダンスと、前記第二電圧値および前記第二出力電流で決まる第二インピーダンスと、直流抵抗、前記第一周波数およびインダクタンスで前記第一インピーダンスを表す第一複素数と、前記直流抵抗、前記第二周波数および前記インダクタンスで前記第二インピーダンスを表す第二複素数と、に基づいて前記直流抵抗と前記インダクタンスを算出するように構築されている。

第二発明にかかる電力システムは、
直流電力を出力する直流電源と、
前記直流電源からの前記直流電力を交流電力に変換し、前記交流電力を送電線に出力するパワーコンディショナシステムと、
を備え、
前記パワーコンディショナシステムは、
前記送電線と接続されるインバータ回路と、
前記インバータ回路が前記送電線に出力する出力電流を計測する電流計と、
前記電流計と接続し、前記インバータ回路を制御する制御装置と、
を備え、
前記制御装置は、予め定められた所定入力信号を受けたときに、第一周波数および第一電圧値を持つ第一交流電圧信号と前記第一周波数とは異なる第二周波数および第二電圧値を持つ第二交流電圧信号とを前記インバータ回路に出力させ、前記第一交流電圧信号に応じた前記インバータ回路の第一出力電流と前記第二交流電圧信号に応じた前記インバータ回路の第二出力電流とを前記電流計で計測するように構築され、
前記制御装置は、前記第一電圧値および前記第一出力電流で決まる第一インピーダンスと、前記第二電圧値および前記第二出力電流で決まる第二インピーダンスと、直流抵抗、前記第一周波数およびインダクタンスで前記第一インピーダンスを表す第一複素数と、前記直流抵抗、前記第二周波数および前記インダクタンスで前記第二インピーダンスを表す第二複素数と、に基づいて前記直流抵抗と前記インダクタンスを算出するように構築されている。

第三発明にかかる事故点標定方法は、
送電線と接続されるインバータ回路と、前記インバータ回路が前記送電線に出力する出力電流を計測する電流計と、前記電流計と接続し前記インバータ回路を制御する制御装置と、を備えたパワーコンディショナを用いて前記送電線の事故点を標定する事故点標定方法であって、
第一周波数および第一電圧値を持つ第一交流電圧信号と前記第一周波数とは異なる第二周波数および第二電圧値を持つ第二交流電圧信号とを前記インバータ回路に出力させ、前記第一交流電圧信号に応じた前記インバータ回路の第一出力電流と前記第二交流電圧信号に応じた前記インバータ回路の第二出力電流とを前記電流計で計測するステップと、
前記第一電圧値および前記第一出力電流で決まる第一インピーダンスと前記第二電圧値および前記第二出力電流で決まる第二インピーダンスと直流抵抗、前記第一周波数およびインダクタンスで前記第一インピーダンスを表す第一複素数と前記直流抵抗、前記第二周波数および前記インダクタンスで前記第二インピーダンスを表す第二複素数とに基づいて前記直流抵抗と前記インダクタンスを算出するステップと、
前記直流抵抗と前記インダクタンスとに基づいて前記パワーコンディショナから事故点までの距離を計算するステップと、
を備える。

上記のパワーコンディショナシステム、電力システム、および事故点標定方法によれば、パワーコンディショナシステムが事故点特定機能を発揮することができるので、専用の事故点標定装置を用いなくともよいという利点がある。

実施の形態１にかかるパワーコンディショナシステムおよびこれを備えた電力システムを示すシステム構成図である。実施の形態１にかかるパワーコンディショナシステムの回路図である。実施の形態１にかかる電力システムにおいて実行される作業手順を示すフローチャートである。実施の形態１にかかるパワーコンディショナシステムにおいて実行されるルーチンのフローチャートである。実施の形態１にかかる事故点の標定方法の原理を説明するためのグラフである。実施の形態１の変形例にかかるパワーコンディショナシステムにおいて実行されるルーチンのフローチャートである。実施の形態１の変形例にかかるパワーコンディショナシステムおよびこれを備えた電力システムを示すシステム構成図である。実施の形態１の変形例にかかるパワーコンディショナシステムおよびこれを備えた電力システムを示すシステム構成図である。実施の形態１の変形例にかかるパワーコンディショナシステムおよびこれを備えた電力システムを示すシステム構成図である。実施の形態２にかかるパワーコンディショナシステムおよびこれを備えた電力システムを示すシステム構成図である。実施の形態２にかかるパワーコンディショナシステムおよびその周辺構成を示すシステム構成図である。実施の形態２にかかるパワーコンディショナシステムで作成される地図情報を説明するための図である。実施の形態２にかかるパワーコンディショナシステムで作成される地図情報を説明するための図である。実施の形態２にかかるパワーコンディショナシステムにおいて実行されるルーチンのフローチャートである。実施の形態２の変形例にかかるパワーコンディショナシステムおよびその周辺構成を示す回路図である。

図１は、実施の形態１にかかるパワーコンディショナシステム１２およびこれを備えた電力システム１を示すシステム構成図である。電力システム１は、系統連系発電部２と、系統連系発電部２の発電電力を受ける第一母線６と、第一母線６と接続した送電網７と、送電網７を介して電力を受け取る第二母線９と、第二母線９と接続した負荷８と、を備えている。

系統連系発電部２は、回転機発電機４と、第一遮断器５と、太陽電池アレイ３と、電力変換装置であるパワーコンディショナシステム１２と、を備えている。「パワーコンディショナシステム」を、「ＰＣＳ」とも略称する。

回転機発電機４は、第一遮断器５を介して第一母線６に接続している。回転機発電機４は、第一母線６を通じて、送電線７０に電力を供給する。回転機発電機４は、化石エネルギー発電機あるいは原子力発電機に搭載された回転機発電機である。回転機発電機４は、太陽電池アレイ３およびＰＣＳ１２で構成される太陽光電力システムとともに系統連系運転をする。

ＰＣＳ１２は、図２に示されているとおり、インバータ回路２２と、電力変換制御装置４０とを備えている。ＰＣＳ１２は、直流電力を交流電力に変換する電力変換装置である。インバータ回路２２は、太陽電池アレイ３からの直流電力を交流電力に変換する。インバータ回路２２が出力する交流電力は、第一母線６を介して送電線７０に供給される。

電力変換制御装置４０は、インバータ回路２２の動作を制御するものであり、具体的にはインバータ回路２２に含まれるスイッチング素子のスイッチング動作を制御する。電力変換制御装置４０は、定常制御とは別に、「電流制限制御」を実行可能に構築されている。実施の形態１にかかる「電流制限制御」は、インバータ回路２２の出力側の電圧が予め定めた条件に合致したときにインバータ回路２２の出力電流を抑制又は停止させるものである。ＰＣＳ１２の詳細な構造は、図２を参照しつつ後ほど説明する。

電力システム１は、計器用変流器６９と、第二遮断器７１と、継電器７３と、計器用変圧器７５と、を備えている。送電網７は、送電線７０と、第三遮断器７２とを備えている。送電線７０の一端が第一母線６と接続し、送電線７０の他端が第三遮断器７２に接続している。第三遮断器７２は、送電線７０の他端と第二母線９とを仲介している。送電線７０と第一母線６との接続部付近には、計器用変流器６９および計器用変圧器７５が設けられている。計器用変流器６９で計測された電流Ｉと、計器用変圧器７５で計測された電圧Ｖとが、継電器７３に入力される。なお、符号７６は、送電線７０に地絡事故７６が発生した状況を模式的に表したものである。地絡事故７６の発生箇所が、事故点Ｑとして取り扱われる。

継電器７３は、一例として距離継電器である。継電器７３は、送電線７０のインピーダンスが予め定めた所定インピーダンス条件に合致したか否かに基づいて送電線７０の事故を検出することができる。

第一母線６には、回転機発電機４と、送電網７の送電線７０と、ＰＣＳ１２と、が接続している。第一母線６には、回転機発電機４とＰＣＳ１２とが並列接続されており、送電線７０はこれらの発電設備の出力電力を受け取る。第一母線６は、変電所の母線である。

図２は、実施の形態１にかかる電力システム１のＰＣＳ１２を示す回路図である。ＰＣＳ１２は、電力変換部であるインバータ回路２２と、連系トランス２３と、コンデンサ２４と、直流リアクトル２５と、直流電圧検出器２６と、直流電流検出器２７と、交流電圧検出器２８と、交流電流検出器２９と、電力変換制御装置４０と、を備えている。ＰＣＳ１２の電源スイッチ（図示せず）を投入すると、ＰＣＳ１２に電源投入信号Ｓ_ＯＮが入力される。

主回路２１は、太陽電池アレイ３により発電された電力を第一母線６に供給する回路である。主回路２１には、インバータ回路２２、連系トランス２３、コンデンサ２４、及び直流リアクトル２５が設けられている。

インバータ回路２２は、太陽電池アレイ３から供給される直流電力を第一母線６の交流電源と同期する交流電力に変換する。インバータ回路２２は、変換した交流電力を第一母線６に供給するために出力する。

連系トランス２３は、インバータ回路２２の出力側（交流側）に設けられている。連系トランス２３は、インバータ回路２２から出力される交流電圧を第一母線６に供給するための電圧に変圧する。

コンデンサ２４及び直流リアクトル２５は、交流フィルタを構成する。交流フィルタは、連系トランス２３の交流側に設けられている。交流フィルタは、インバータ回路２２から第一母線６に流出する高調波電流を抑制する。

直流電圧検出器２６は、インバータ回路２２の入力側（直流側）に設けられている。直流電圧検出器２６は、太陽電池アレイ３から入力される直流電圧を検出する。直流電圧検出器２６は、検出した直流電圧を電力変換制御装置４０に出力する。

直流電流検出器２７は、インバータ回路２２の入力側に設けられている。直流電流検出器２７は、太陽電池アレイ３から入力される直流電流を検出する。直流電流検出器２７は、検出した直流電流を電力変換制御装置４０に出力する。

交流電圧検出器２８は、直流リアクトル２５の出力側（交流側）に設けられている。交流電圧検出器２８は、インバータ回路２２から出力される交流電圧を検出する。交流電圧検出器２８は、検出した交流電圧を電力変換制御装置４０に出力する。

交流電流検出器２９は、直流リアクトル２５の出力側に設けられている。交流電流検出器２９は、インバータ回路２２から出力される交流電流を検出する。交流電流検出器２９は、検出した交流電流を電力変換制御装置４０に出力する。

電力変換制御装置４０は、インバータ回路２２を制御する制御装置である。電力変換制御装置４０は、直流電圧計測部４１と、直流電流計測部４２と、交流電圧計測部４３と、交流電流計測部４４、電力制御部４５と、ＰＷＭ(Pulse Width Modulation)制御部４６と、入出力インターフェース４７と、を備えている。

直流電圧計測部４１は、直流電圧検出器２６により検出された直流電圧により、太陽電池アレイ３から入力される直流電圧を計測する。直流電圧計測部４１は、計測した直流電圧を電力制御部４５に出力する。

直流電流計測部４２は、直流電流検出器２７により検出された直流電流により、太陽電池アレイ３から入力される直流電流を計測する。直流電流計測部４２は、計測した直流電流を電力制御部４５に出力する。

交流電圧計測部４３は、交流電圧検出器２８により検出された交流電圧により、第一母線６の系統電圧（インバータ回路２２の出力電圧）を計測する。交流電圧計測部４３は、計測した交流電圧を電力制御部４５に出力する。

交流電流計測部４４は、交流電流検出器２９により検出された交流電流により、インバータ回路２２から出力される交流電流を計測する。交流電流計測部４４は、計測した交流電流を電力制御部４５に出力する。

電力制御部４５は、直流電圧計測部４１により計測された直流電圧、直流電流計測部４２により計測された直流電流、交流電圧計測部４３により計測された交流電圧、及び交流電流計測部４４により計測された交流電流に基づいて、インバータ回路２２から出力させる電気量（電流、電圧、電力など）を制御するための演算処理をする。電力制御部４５は、演算された電気量を、インバータ回路２２に対する出力指令値としてＰＷＭ制御部４６に出力する。

ＰＷＭ制御部４６は、電力制御部４５から入力された出力指令値に基づいて、インバータ回路２２をＰＷＭ制御するためのゲート信号を生成する。ＰＷＭ制御部４６は、生成したゲート信号により、インバータ回路２２を駆動制御する。これにより、インバータ回路２２から、所望の周波数を持つ交流電力を出力することができる。

入出力インターフェース４７は、ＰＣＳ１２の外部と信号をやり取りすることができる。入出力インターフェース４７は、電力制御部４５および後述する事故点標定部５０と接続している。入出力インターフェース４７には、事故点標定部５０に事故点標定プログラムを実行させるための事故点標定処理実行指令Ｓ_０を入力することができる。

電力変換制御装置４０は、事故点標定部５０を備えている。事故点標定部５０は、演算部５１と、記憶部５２と、内部バス５３と、を備えている。記憶部５２は、後述する図４にかかる事故点標定処理が記述されたプログラムを記憶している。入出力インターフェース４７に事故点標定処理実行指令Ｓ_０が入力されると、演算部５１が記憶部５２から事故点標定プログラムを読み出して実行する。

図３は、実施の形態１にかかる電力システム１において実行される作業手順を示すフローチャートである。まず、電力系統に事故が発生した可能性があることを作業員が知る（ステップＳ１００）。

次に、作業員は、事故が発生した可能性のある送電網７と接続した発電所に到着する（ステップＳ１０２）。この発電所に、ＰＣＳ１２が設置されているものとする。作業員は、発電所において遮断されているはずの第二遮断器７１を閉じて、ＰＣＳ１２と送電線７０とを連通させる（ステップＳ１０４）。

次に、作業員は、ＰＣＳ１２の電源スイッチを操作することで、ＰＣＳ１２の電源をオンとする（ステップＳ１０６）。なお、実施の形態１では事故の発生後にＰＣＳ１２が一端シャットダウンされる場合を想定しているので、ＰＣＳ１２の電源再投入が行われている。変形例として、仮に事故の発生時にＰＣＳ１２がスタンバイモードになる場合であれば、電源再投入ではなくスタンバイからの復帰操作が行われてもよい。

次に、作業員は、ＰＣＳ１２に対して事故点標定処理実行指令Ｓ_０を与える（ステップＳ１０８）。事故点標定処理実行指令Ｓ_０は、予め定められた所定入力信号である。実施の形態１における事故点標定処理実行指令Ｓ_０は、作業員がＰＣＳ１２の外部で何らかの操作を行うことによって、ＰＣＳ１２に外部から入力される信号である。事故点標定処理実行指令Ｓ_０は、ＰＣＳ１２の操作ボタンあるいはＰＣＳ１２の操作画面上のＧＵＩを介して手動操作によって入力されても良い。あるいは、事故点標定処理実行指令Ｓ_０は、ＰＣＳ１２が持つ通信機能を利用することにより、ＰＣＳ１２と有線又は無線で接続された操作端末を介して入力されても良い。いずれにしろ、実施の形態１における事故点標定処理は、実行開始の条件として外部入力信号を必要とするものであり、ＰＣＳ１２の内部処理のみによって自動的に実行されるものではない。

図４は、実施の形態１にかかるＰＣＳ１２において実行されるルーチンのフローチャートである。図４に示すルーチンは、実施の形態１にかかる事故点標定処理が記述されたプログラムであり、記憶部５２に記憶されている。図４のルーチンは、事故点標定処理実行指令Ｓ_０がＰＣＳ１２に入力された場合に、事故点標定部５０の演算部５１によって実行される。

図４のルーチンでは、まず、演算部５１は、第一交流電圧信号をインバータ回路２２に出力させる（ステップＳ１１０）。次に、演算部５１は、第一交流電圧信号に応じたインバータ回路２２の第一出力電流Ｉ_１を交流電流計測部４４で計測する（ステップＳ１１２）。次に、演算部５１は、第二交流電圧信号をインバータ回路２２に出力させる（ステップＳ１１４）。演算部５１は、第二交流電圧信号に応じたインバータ回路２２の第二出力電流Ｉ_２を交流電流計測部４４で計測するように構築されている（ステップＳ１１６）。

ステップＳ１１０〜Ｓ１１６の一連の処理において、ＰＣＳ１２は、インバータ回路２２を制御することによって、互いに周波数が異なる二種類の交流電圧信号を出力する。第一交流電圧信号は、第一周波数ｆ_１を持ち、第一電圧値Ｖ_１を持つ信号である。第二交流電圧信号は、第二周波数ｆ_２を持ち、第二電圧値Ｖ_２を持つ信号である。一例として、ｆ_１＜ｆ_２とし、Ｖ_１＜Ｖ_２としてもよい。なお、電圧値Ｖ_１、Ｖ_２の大きさは系統電圧と比較して十分に小さくてもよい。系統電圧が仮に６０００Ｖ〜６万Ｖという高電圧なのに対し、Ｖ_１およびＶ_２は例えば１００Ｖ〜２００Ｖ程度の範囲内の電圧でもよい。第一交流電圧信号の出力に応じて流れた第一出力電流Ｉ_１と、第二交流電圧信号を出力に応じて流れた第二出力電流Ｉ_２とが、交流電流検出器２９で計測される。

第一周波数ｆ_１および第二周波数ｆ_２の具体的な値は、予め記憶部５２に記憶されている。ＰＣＳ１２が出力する交流電力の基本周波数ｆ_０とする。基本周波数ｆ_０は、ＰＣＳ１２を含む系統連系システムで基本とされる商用電源周波数である。商用電源周波数は、国および地域によって５０Ｈｚまたは６０Ｈｚに定められている。

第一周波数ｆ_１および第二周波数ｆ_２は、基本周波数ｆ_０との関係で例えば下記のように定めることができる。
ｆ_１＝ｆ_０・・・（１）
ｆ_２＝２ｆ_０＝２ｆ_１・・・（２）

ｆ_２は、基本波の２倍調波とされる。ｆ_２は、ｆ_１と異なる周波数であればよい。例えばｆ_１の整数倍の周波数とすることができる。より具体的には、ｆ_１＝ｆ_０が５０Ｈｚであれば、ｆ_２＝２×ｆ_１＝１００としてもよい。ｆ_２は、ｆ_１より大きくしてもよく、ｆ_１より小さくしてもよい。例えば１／２等の係数をｆ_１に乗じた値をｆ_２としてもよい。また、ｆ_１はｆ_０と同じ値にしなくともよい。ｆ_１は、ｆ_０より大きくとも良く、ｆ_０より小さくとも良い。

演算部５１は、下記の式（３）、（４）に従って、第一電圧値Ｖ_１および第一出力電流Ｉ_１から決まる第一インピーダンスＺ_１と、第二電圧値Ｖ_２および第二出力電流Ｉ_２から決まる第二インピーダンスＺ_２と、を計算する（ステップＳ１１８）。
Ｚ_１＝Ｖ_１／Ｉ_１・・・（３）
Ｚ_２＝Ｖ_２／Ｉ_２・・・（４）

演算部５１は、第一複素数と、第二複素数と、に基づいて直流抵抗Ｒ_１およびインダクタンスＬ_１を算出する。「第一複素数」は、第一インピーダンスＺ_１を表す複素数であり、直流抵抗Ｒ_１を実部とし、第一角周波数ω_１およびインダクタンスＬ_１の積を虚部とする。ただしω_１＝２πｆ_１である。「第二複素数」は、第二インピーダンスＺ_２を表す複素数であり、直流抵抗Ｒ_１を実部とし、第二角周波数ω_２およびインダクタンスＬ_１の積を虚部とする。ただしω_２＝２πｆ_２である。

第一インピーダンスＺ_１および第二インピーダンスＺ_２について定義される二元一次方程式を解くことで、発電所から事故点Ｑまでの送電線距離に応じた直流抵抗Ｒ_１およびインダクタンスＬ_１を算出することができる。具体的には、下記の式（５）、（６）にかかる連立方程式を解くことで、Ｒ_１とＬ_１が算出される。
Ｚ_１＝Ｒ_１＋ｊω_１Ｌ_１・・・（５）
Ｚ_２＝Ｒ_１＋ｊω_２Ｌ_１・・・（６）
上記の式において、ｊは虚数を表す記号である。

ω_１、ω_２をｆ_０で表すと下記の式（７）、（８）が得られる。
Ｚ_１＝Ｒ_１＋ｊ（２πｆ_０）Ｌ_１・・・（７）
Ｚ_２＝Ｒ_１＋ｊ（２π×２ｆ_０）Ｌ_１・・・（８）
式（７）、（８）をＲ１、Ｌ１について解くことで下記の式（９）、（１０）が得られる。
Ｒ_１＝２Ｚ_１−Ｚ_２・・・（９）
ω_１Ｌ_１＝｜Ｚ_１−Ｚ_２｜・・・（１０）

式（１０）でＬ_１に角周波数係数が乗算されており、ここではω_１が乗算されている。Ｌ_１の係数は、第一周波数ｆ_１と第二周波数ｆ_２とのいずれかによって表すことができる。ω_１＝２πｆ_１であり、式（１）、（２）に基づいてω_２で表すと下記の式（１１）のとおりである。
ω_１＝２π（ｆ_２／２）＝（２πｆ_２）×１／２＝ω_２／２・・・（１１）

演算部５１は、実際には、少なくとも式（３）、（４）、（７）および（８）を含む計算処理を実行するように構築されている。

次に、演算部５１は、発電所と事故点Ｑとの距離Ｄを計算する（ステップＳ１２０）。実施の形態１では、簡略化のため、ＰＣＳ１２の設置場所を発電所の場所とみなす。図５は、実施の形態１にかかる事故点Ｑの標定方法の原理を説明するためのグラフである。ＲとＬは、ＰＣＳ１２と事故点Ｑとの間の抵抗分およびインダクタンス分に相当している。図５に示す複素平面において原点ＯとＲ_１およびω_１Ｌ_１で決まる座標Ｑとの間の距離から、図１に示す距離Ｄを求めることができる。

つまり、下記の数式（１２）に従って、距離Ｄを算出することができる。距離がインピーダンスに比例する関係があるので、数式（１２）において、左辺の距離Ｄが、右辺のインピーダンス値（（Ｒ_１）^２＋（ω_１Ｌ_１）^２）^−１／２に比例している。

次に、演算部５１は、入出力インターフェース４７から距離Ｄを出力する（ステップＳ１２２）。その後、今回のルーチンが終了する。

以上説明した実施の形態１にかかる事故点標定処理によれば、ＰＣＳ１２からの第一交流電圧信号および第二交流電圧信号に応じた第一出力電流Ｉ_１および第二出力電流Ｉ_２を計測することによって、上記（１）〜（１１）にかかる演算式に従って、事故点Ｑの標定に用いる直流抵抗Ｒ_１およびインダクタンスＬ_１を算出することができる。再生可能エネルギーによる電力システム１が接続された電力系統に事故があった場合に、ＰＣＳ１２から交流電圧を出力することで事故点Ｑを標定できる。これにより、電力系統内で事故があった場合に、ＰＣＳ１２で事故点Ｑを標定することができる。送電線７０における事故点Ｑを正確に標定することで、短時間で事故を除去することが可能となる。

図６は、実施の形態１の変形例にかかるＰＣＳ１２において実行されるルーチンのフローチャートである。図６のフローチャートでは、図４のステップＳ１１８〜Ｓ１２２が省略されており、その代わりにステップＳ１３０が追加されている。

ステップＳ１３０では、演算部５１は、第一交流電圧信号および第二交流電圧信号の情報およびこれらの信号に応じた電流計測値を、入出力インターフェース４７を介してＰＣＳ１２の外部に出力する。これにより、作業員は上記の式（１）〜（１０）を用いた計算のために必要な情報を得ることができる。従って、作業員は、自己の端末上で実際の距離Ｄの計算を行うことができる。図６の変形例によれば、ＰＣＳ１２の開発コスト等を最小限に抑制することができる。

図７〜図９は、実施の形態１の変形例にかかるＰＣＳ１２およびこれを備えた電力システム１０１〜１０３を示すシステム構成図である。図７の電力システム１０１が図１の電力システム１と異なる点としては、次の二点がある。第一の相違点として、電力システム１は系統連系システムであり、電力システム１０１は独立電源システムであるという違いがある。つまり、電力システム１０１では、第一母線６に回転機発電機４が接続されておらず、第一母線６にＰＣＳ１２および太陽電池アレイ３の直列回路のみが接続されている。

図８に示す電力システム１０２のように、太陽電池アレイ３に代えて、蓄電池１３がＰＣＳ１２に接続されてもよい。図９に示す電力システム１０３のように、蓄電池１３に代えて、風力電力システム１４がＰＣＳ１２に接続されてもよい。風力電力システム１４は、風力発電機１５および電力変換装置１６を含んでいる。風力発電機１５の発電する交流電力は、風の強さに左右される。風の強さは時々刻々と変化するので、風力発電機１５の発電する交流電力は安定しにくい。そこで、電力変換装置１６により風力発電機１５からの交流電力を一定の直流電圧に変換し、さらにこの直流電圧をＰＣＳ１２で安定した交流電力に変換することが好ましい。他の変形例として、太陽電池アレイ３、蓄電池１３、および風力電力システム１４からなる直流電源システム群から二つ以上の直流電源システムを選択してもよく、複数のＰＣＳ１２を介してこの選択した直流電源システムをそれぞれ第一母線６に接続してもよい。これにより複数の直流電源システムを並行運転させてもよい。

実施の形態２．
図１０は、実施の形態２にかかるＰＣＳ１１２およびこれを備えた電力システム２０１を示すシステム構成図である。実施の形態２にかかるＰＣＳ１１２と実施の形態１にかかるＰＣＳ１２との違いは、電力変換制御装置４０の事故点標定部５０で実行される制御内容の違いである。実施の形態２では、実施の形態１とは異なるプログラムを演算部５１で実行させる。

実施の形態２では、ネットワーク８０を介して、作業員が持つ通信端末とＰＣＳ１１２とが通信可能とされる。図１０では、作業員が持つ通信端末として、モニタ８２ａを持つノートＰＣ８２と、表示部８９ａを持つ携帯電話端末８９とが例示されている。ネットワーク８０は、インターネット上に構築された地図情報サービスシステム９０と接続している。地図情報サービスシステム９０はいわゆるクラウドコンピューティングシステムであっても良い。以下の説明では実施の形態１と同一または相当する構成については同一の符号を付して説明を行うとともに、実施の形態１との相違点を中心に説明し、共通事項は説明を簡略化ないしは省略する。

図１１は、実施の形態２にかかるＰＣＳ１１２およびその周辺構成を示すシステム構成図である。実施の形態２にかかるＰＣＳ１１２に内蔵された事故点標定部５０は、基本的には実施の形態１にかかる事故点標定部５０と同様のハードウェア構成を備えている。図１１では図示を簡略化しているが、実際には、実施の形態２にかかる事故点標定部５０も、図２に示すＰＣＳ１１２の回路図と同様の構成を含んでいる。実施の形態２にかかる事故点標定部５０は、記憶部５２に送電線敷設図Ｍ１およびローカル地理データＭ０１が記憶されている点、および後述する図１４のフローチャートにかかる制御処理を実行する点において、実施の形態１とは異なっている。

なお、図１１には、地図情報サービスシステム９０の構成も図示されている。地図情報サービスシステム９０は、地理データＭ０を記憶したデータベース９４と、ユーザの要求に従って所望の地図情報を送信する地図サーバ９２と、を含んでいる。ＰＣＳ１１２は、ネットワーク８０を介して、一定期間ごとに、最新の送電線敷設図Ｍ１を自動的に取得することが好ましい。また、ＰＣＳ１１２の事故点標定部５０は、地理データＭ０に基づいて、少なくとも送電線敷設図Ｍ１を包括する地域のローカル地理データＭ０１を記憶するように構築されている。ローカル地理データＭ０１も、一定期間ごとに最新の地理データＭ０に基づいて自動的に更新されることが好ましい。

図１２および図１３は、実施の形態２にかかるＰＣＳ１１２で作成される地図情報を説明するための図である。図１２に示すように、ローカル地理データＭ０１からなる第一レイヤと、送電線敷設図Ｍ１からなる第二レイヤと、送電線上の何れの箇所に事故点Ｑが位置するかを算出した図である第三レイヤと、を重ねることで、一つの合成地図Ｍ２が作成される。

合成地図Ｍ２は、ノートＰＣ８２のモニタ８２ａに表示される。図１３に示すように、合成地図Ｍ２には、太陽電池アレイ３の設置箇所、ＰＣＳ１１２の設置箇所、変電所２２０、道路２２１、２２２、２２３、２２４、建物情報２２７、２２８、河川２２５、森林２２６、鉄塔Ｔｗ１〜Ｔｗ１０、方位アイコン２３２、スケール表示２３４、および拡大縮小アイコン２３５が図示されている。

さらに、実施の形態２にかかる合成地図Ｍ２は、作業員の現在位置を示す現在位置アイコン２３０と、事故点Ｑを示す事故点表示アイコン２３１と、これらを結ぶ経路を破線矢印で示すルート情報Ｎｖとを含んでいる。これらは公知のＧＰＳ地図情報ナビゲーションシステムと協働させることで実現すればよいので、詳細な説明は省略する。

図１４は、実施の形態２にかかるＰＣＳ１１２において実行されるルーチンのフローチャートである。図１４に示すルーチンは、実施の形態２にかかる事故点標定処理が記述されたプログラムであり、記憶部５２に記憶されている。ステップＳ１１０〜Ｓ１２０の処理は、実施の形態１と同様なので、説明を省略する。

ステップＳ１２０で距離Ｄが算出されると、演算部５１は、記憶部５２に記憶されたローカル地理データＭ０１の参照を行う（ステップＳ２００）。ステップＳ２００と並行して、演算部５１は、記憶部５２に記憶された送電線敷設図Ｍ１を参照する（ステップＳ２０２）。送電線敷設図Ｍ１は、送電線７０の敷設位置および送電線７０の長さを地図上に表したものである。送電線敷設図Ｍ１は、電力会社などが保持する送電線マップを取り込んでもよいし、インターネット上の各種地図情報サービスで提供されている送電線マップを取り込んでもよい。

演算部５１は、送電線７０を辿ってＰＣＳ１１２から距離Ｄにある位置に、事故点Ｑを設定する（ステップＳ２０４）。図１２にも示したように、送電線７０が屈曲して敷設されていても、各区間Ｄ１〜Ｄ４を加算していって距離Ｄに到達した位置に事故点Ｑがあるものとすればよい。

次に、演算部５１は、合成地図Ｍ２を作成する（ステップＳ２０６）。演算部５１は、住所および番地などに基づいてローカル地理データＭ０１および送電線敷設図Ｍ１の縮尺等を互いに一致させ、その後に図１２に示すようにローカル地理データＭ０１と送電線敷設図Ｍ１とを重ね合わせる。演算部５１は、合成地図Ｍ２にステップＳ２０４で特定した事故点Ｑを記入する（ステップＳ２０８）。演算部５１は、公知のＧＰＳ地図情報ナビゲーションシステムと協働することによって、現在位置アイコン２３０から事故点Ｑへの経路を示すルート情報Ｎｖを、合成地図Ｍ２に記入する（ステップＳ２１０）。その後、今回のルーチンが終了する。

図１５は、実施の形態２の変形例にかかるＰＣＳ１１２およびその周辺構成を示すシステム構成図である。ノートＰＣ８２は、モニタ８２ａと、プロセッサ８４と、メモリ８５と、ユーザインターフェース８６と、入出力インターフェース８７と、を備えている。メモリ８５に、アプリケーションプログラム８８がインストールされている。アプリケーションプログラム８８は、図１４に示したルーチンのステップＳ２００〜Ｓ２１０を実行できるように構築されている。このように、合成地図Ｍ２の作成を、ＰＣＳ１１２とノートＰＣ８２とで分担しても良い。アプリケーションプログラム８８は携帯電話端末８９にインストールされてもよく、これにより携帯電話端末８９も上記図１４のフローチャートに従って処理を実行することができる。

なお、実施の形態２では合成地図Ｍ２に多数の情報が含まれているが、よりシンプルな内容の合成地図Ｍ２が提供されても良い。変形の一例として、ローカル地理データＭ０１のレイヤーを省略して、送電線敷設図Ｍ１に事故点Ｑを表示しただけの合成地図Ｍ２が提供されてもよい。ローカル地理データＭ０１が無くとも、事故点Ｑの近くにある鉄塔Ｔｗ１〜Ｔｗ１０を手がかりに、事故点Ｑに作業員が到達することができるからである。他の変形例として、ローカル地理データＭ０１のうち道路２２１、２２２、２２３、２２４以外のいくつかの情報が、合成地図Ｍ２から省略されてもよい。他の変形例として、鉄塔Ｔｗ１〜Ｔｗ１０が省略されても良い。他の変形例として、現在位置アイコン２３０およびルート情報Ｎｖは省略されてもよく、これらに代えて事故点Ｑの直近の鉄塔Ｔｗ６、Ｔｗ７を他の鉄塔Ｔｗ１〜Ｔｗ５、Ｔｗ８〜Ｔｗ１０よりも目立たせて表示しても良い。目立たせる表示の具体的方法は、特定の鉄塔について、例えば色又は透明度を変える方法、サイズを大きくする方法、および点滅させる方法などの様々な方法を含む。

実施の形態２においても実施の形態１の変形例と同様の変形が施されてもよく、図７〜図９の変形例と同様に実施の形態２の電力システム２０１を変形することもできる。

なお、実施の形態１および実施の形態２では、事故点標定部５０が、演算部５１および記憶部５２によって事故点標定プログラムを実行させるように構築されている。演算部５１は、ＣＰＵ（ＣｅｎｔｒａｌＰｒｏｃｅｓｓｉｎｇＵｎｉｔ）、中央処理装置、処理装置、演算装置、マイクロプロセッサ、マイクロコンピュータ、ＤＳＰとも呼ばれる。記憶部５２は、例えば、ＲＡＭ、ＲＯＭ、フラッシュメモリー、ＥＰＲＯＭ、ＥＥＰＲＯＭ等の、不揮発性又は揮発性の半導体メモリ等が該当する。これにより、事故点標定部５０の機能は、ソフトウェア、ファームウェア、又はソフトウェアとファームウェアとの組み合わせにより実現される。しかしながら、事故点標定部５０はこのような具体的構造に限られるものではない。事故点標定部５０の少なくとも一部を、専用ハードウェアで構築してもよい。この場合、事故点標定部５０の少なくとも一部を構成する専用ハードウェアは、例えば、単一回路、複合回路、プログラム化したプロセッサ、並列プログラム化したプロセッサ、ＡＳＩＣ、ＦＰＧＡ、又はこれらを組み合わせたものであってもよい。以上のように、事故点標定部５０は、ハードウェア、ソフトウェア、ファームウェア又はこれらの組み合わせによって図４、図６または図１４で説明した事故点標定処理を実行するように構築されればよい。

なお、実施の形態１および実施の形態２にかかるＰＣＳ１２および電力システム１、１０１〜１０３、２０１の制御動作は、事故点標定方法として提供されても良い。従来のＰＣＳおよび電力システムに事後的に事故点標定部５０を追加して事故点標定処理を実行させることによって、実施の形態１、２にかかる事故点標定方法が実施されてもよい。

１、１０１〜１０３、２０１電力システム、２系統連系発電部、３太陽電池アレイ、４回転機発電機、５第一遮断器、６第一母線、７送電網、８負荷、９第二母線、１２、１１２パワーコンディショナシステム（ＰＣＳ）、１３蓄電池、１４風力電力システム、１５風力発電機、１６電力変換装置、２１主回路、２２インバータ回路、２３連系トランス、２４コンデンサ、２５直流リアクトル、２６直流電圧検出器、２７直流電流検出器、２８交流電圧検出器、２９交流電流検出器、４０電力変換制御装置、４１直流電圧計測部、４２直流電流計測部、４３交流電圧計測部、４４交流電流計測部、４５電力制御部、４６ＰＷＭ制御部、４７入出力インターフェース、５０事故点標定部、５１演算部、５２記憶部、５３内部バス、６９計器用変流器、７０送電線、７１第二遮断器、７２第三遮断器、７３継電器、７５計器用変圧器、７６地絡事故、８０ネットワーク、８２ノートＰＣ、８２ａモニタ、８４プロセッサ、８５メモリ、８６ユーザインターフェース、８７入出力インターフェース、８８アプリケーションプログラム、８９携帯電話端末、８９ａ表示部、９０地図情報サービスシステム、９２地図サーバ、９４データベース、２２０変電所、２２１道路、２２５河川、２２６森林、２２７建物情報、２３０現在位置アイコン、２３１事故点表示アイコン、２３２方位アイコン、２３４スケール表示、２３５拡大縮小アイコン、Ｑ事故点、Ｒ_１直流抵抗、ω_１第一角周波数、Ｌ_１インダクタンス、Ｄ距離、Ｓ_０事故点標定処理実行指令、Ｓ_ＯＮ電源投入信号、Ｍ０地理データ、Ｍ０１ローカル地理データ、Ｍ１送電線敷設図、Ｍ２合成地図、Ｎｖルート情報、Ｔｗ１〜Ｔｗ１０鉄塔

Claims

送電線と接続されるインバータ回路と、
前記インバータ回路が前記送電線に出力する出力電流を計測する電流計と、
前記電流計と接続し、前記インバータ回路を制御する制御装置と、
を備え、
前記制御装置は、予め定められた所定入力信号を受けたときに、第一周波数および第一電圧値を持つ第一交流電圧信号と前記第一周波数とは異なる第二周波数および第二電圧値を持つ第二交流電圧信号とを前記インバータ回路に出力させ、前記第一交流電圧信号に応じた前記インバータ回路の第一出力電流と前記第二交流電圧信号に応じた前記インバータ回路の第二出力電流とを前記電流計で計測するように構築され、
前記制御装置は、前記第一電圧値および前記第一出力電流で決まる第一インピーダンスと、前記第二電圧値および前記第二出力電流で決まる第二インピーダンスと、直流抵抗、前記第一周波数およびインダクタンスで前記第一インピーダンスを表す第一複素数と、前記直流抵抗、前記第二周波数および前記インダクタンスで前記第二インピーダンスを表す第二複素数と、に基づいて前記直流抵抗と前記インダクタンスを算出するように構築されたパワーコンディショナシステム。
前記制御装置は、前記所定入力信号を受けていないときに、前記インバータ回路に商用電源周波数および第三電圧値を持つ交流電力を出力させるように構築され、
前記第一周波数および前記第二周波数の少なくとも一方は、前記商用電源周波数とは異なる周波数であり、
前記第一電圧値および前記第二電圧値は、前記第三電圧値よりも小さい請求項１に記載のパワーコンディショナシステム。
前記制御装置は、前記直流抵抗であるＲと、前記インダクタンスであるＬと、前記第一周波数または前記第二周波数で決まる角周波数係数ωと、に基づいて

に従って、パワーコンディショナ設置場所から事故点までの距離を算出するように構築された請求項１に記載のパワーコンディショナシステム。
前記制御装置は、前記直流抵抗の値と前記インダクタンスの値とに基づいてパワーコンディショナ設置場所から事故点までの距離を算出するように構築され、
前記制御装置は、前記送電線が敷設された場所とパワーコンディショナ設置場所とを示す送電線敷設図を記憶するように構築され、
前記制御装置は、前記送電線敷設図において前記パワーコンディショナ設置場所から前記送電線を辿って前記距離の位置に前記事故点があることを報知するように構築された請求項１に記載のパワーコンディショナシステム。
直流電力を出力する直流電源と、
前記直流電源からの前記直流電力を交流電力に変換し、前記交流電力を送電線に出力するパワーコンディショナシステムと、
を備え、
前記パワーコンディショナシステムは、
前記送電線と接続されるインバータ回路と、
前記インバータ回路が前記送電線に出力する出力電流を計測する電流計と、
前記電流計と接続し、前記インバータ回路を制御する制御装置と、
を備え、
前記制御装置は、予め定められた所定入力信号を受けたときに、第一周波数および第一電圧値を持つ第一交流電圧信号と前記第一周波数とは異なる第二周波数および第二電圧値を持つ第二交流電圧信号とを前記インバータ回路に出力させ、前記第一交流電圧信号に応じた前記インバータ回路の第一出力電流と前記第二交流電圧信号に応じた前記インバータ回路の第二出力電流とを前記電流計で計測するように構築され、
前記制御装置は、前記第一電圧値および前記第一出力電流で決まる第一インピーダンスと、前記第二電圧値および前記第二出力電流で決まる第二インピーダンスと、直流抵抗、前記第一周波数およびインダクタンスで前記第一インピーダンスを表す第一複素数と、前記直流抵抗、前記第二周波数および前記インダクタンスで前記第二インピーダンスを表す第二複素数と、に基づいて前記直流抵抗と前記インダクタンスを算出するように構築された電力システム。
送電線と接続されるインバータ回路と、前記インバータ回路が前記送電線に出力する出力電流を計測する電流計と、前記電流計と接続し前記インバータ回路を制御する制御装置と、を備えたパワーコンディショナを用いて前記送電線の事故点を標定する事故点標定方法であって、
第一周波数および第一電圧値を持つ第一交流電圧信号と前記第一周波数とは異なる第二周波数および第二電圧値を持つ第二交流電圧信号とを前記インバータ回路に出力させ、前記第一交流電圧信号に応じた前記インバータ回路の第一出力電流と前記第二交流電圧信号に応じた前記インバータ回路の第二出力電流とを前記電流計で計測するステップと、
前記第一電圧値および前記第一出力電流で決まる第一インピーダンスと前記第二電圧値および前記第二出力電流で決まる第二インピーダンスと直流抵抗、前記第一周波数およびインダクタンスで前記第一インピーダンスを表す第一複素数と前記直流抵抗、前記第二周波数および前記インダクタンスで前記第二インピーダンスを表す第二複素数とに基づいて前記直流抵抗と前記インダクタンスを算出するステップと、
前記直流抵抗と前記インダクタンスとに基づいて前記パワーコンディショナから事故点までの距離を計算するステップと、
を備える事故点標定方法。