JP7078463B2 - Power system stabilization system - Google Patents
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Description
本発明は、電力系統安定化システムに関する。 The present invention relates to a power system stabilization system.
近年の再生可能エネルギーの大量導入により、総発電量に対する既存の同期発電機の割合が低下している。再生可能エネルギーは、同期発電機のような慣性を有しないため、同期発電機の減少は系統の慣性低下につながる。 Due to the mass introduction of renewable energy in recent years, the ratio of existing synchronous generators to total power generation has decreased. Renewable energies do not have the inertia of synchronous generators, so a decrease in synchronous generators leads to a decrease in the inertia of the grid.
慣性の低下による系統の過渡安定度低下を補償するために、系統擾乱時に蓄電池システムのような電源と電力変換装置から構成される電力系統安定化システムから電力を供給する技術が知られている。系統擾乱時には、電力変換装置は、無効電力を含め、より大きな電流を短時間であっても出力できることが望ましい。 In order to compensate for the decrease in transient stability of the system due to the decrease in inertia, a technique of supplying power from a power system stabilizing system composed of a power supply and a power conversion device such as a storage battery system is known at the time of system disturbance. During system disturbance, it is desirable that the power converter can output a larger current, including reactive power, even for a short period of time.
しかし、電力変換装置を構成するスイッチング素子の熱時定数が短く、スイッチング素子の熱耐量も小さいため、電力変換装置から大きな電流を流すことは、短時間であっても困難である。 However, since the thermal time constant of the switching element constituting the power conversion device is short and the thermal resistance of the switching element is small, it is difficult to pass a large current from the power conversion device even for a short time.
スイッチング素子の短時間過電流耐量を増加させるという課題の解決策として、特許文献1には、電力変換装置の出力電流に応じて電力変換装置のスイッチング周波数を低下させることにより、スイッチング素子の破壊を防ぎつつ、過電流耐量を増加させ、電力変換装置の使用範囲を広げる制御方式が提案されている。
As a solution to the problem of increasing the short-time overcurrent withstand capability of the switching element,
しかし、出力電流に応じて電力変換装置のスイッチング周波数を低下させる方式では、出力電流が過電流制限値に達してからスイッチング周波数を低下させるため、過電流耐量増加が遅れる虞があり、このため、電力変換装置の使用範囲を十分に広げることができないという問題があった。系統擾乱発生から電力変換装置がスイッチング素子の電流耐量増加を完了するまでの時間が遅いと系統擾乱による系統電圧低下が原因で電源が脱落するおそれがあった。 However, in the method of lowering the switching frequency of the power converter according to the output current, the switching frequency is lowered after the output current reaches the overcurrent limit value, which may delay the increase in the overcurrent withstand. There is a problem that the range of use of the power converter cannot be sufficiently expanded. If the time from the occurrence of the system disturbance to the completion of the increase in the current capacity of the switching element by the power converter is slow, the power supply may drop due to the system voltage drop due to the system disturbance.
本発明は、擾乱状態時に電力系統安定化システムから系統に迅速に、多くの無効電力を供給することができ、これにより系統電圧の低下を抑制し、電源の脱落を抑制することができる電力系統安定化システムを提供することを目的とする。 INDUSTRIAL APPLICABILITY According to the present invention, a large amount of reactive power can be quickly supplied from the power system stabilization system to the system in a disturbed state, thereby suppressing a decrease in system voltage and suppressing power loss. The purpose is to provide a stabilization system.
本発明に係る電力系統安定化システムは、入力電力を交流電力に変換する電力変換部と、前記電力変換部を制御する制御部と、電力系統の擾乱を検知して系統擾乱情報を出力する系統擾乱検知部とを備え、前記制御部は、前記系統擾乱情報に基づき前記電力変換部のスイッチング周波数を低下させるよう構成されたことを特徴とする。 The power system stabilization system according to the present invention includes a power conversion unit that converts input power into AC power, a control unit that controls the power conversion unit, and a system that detects disturbance of the power system and outputs system disturbance information. The control unit is provided with a disturbance detection unit, and is characterized in that the control unit is configured to lower the switching frequency of the power conversion unit based on the system disturbance information.
本発明によれば、系統擾乱時の系統擾乱情報に基づいて電力変換部のスイッチング周波数を低下させることで、電力変換部の出力電流に基づいて電力変換部のスイッチング周波数を低下させる場合と比較して、系統擾乱発生からのスイッチング周波数低下完了までの時間を短縮できる。それによって、系統擾乱発生から電力変換装置がスイッチング素子の電流耐量増加を完了するまでの時間を短縮できる。その結果、系統擾乱時に電力系統安定化システムから系統により迅速に、より多くの無効電力を供給できるため、系統電圧の低下を抑制し、電源の脱落を抑制することができる。 According to the present invention, as compared with the case where the switching frequency of the power conversion unit is lowered based on the output current of the power conversion unit by lowering the switching frequency of the power conversion unit based on the system disturbance information at the time of system disturbance. Therefore, the time from the occurrence of system disturbance to the completion of the switching frequency reduction can be shortened. As a result, the time from the occurrence of system disturbance until the power conversion device completes the increase in the current withstand of the switching element can be shortened. As a result, when the system is disturbed, the power system stabilization system can quickly supply more reactive power to the system, so that it is possible to suppress a decrease in the system voltage and suppress the disconnection of the power supply.
以下、本発明の実施の形態について図面を参照して詳細に説明する。ただし、本発明は以下の実施の形態に限定されることなく、本発明の技術的な概念の中で種々の変形例や応用例をもその範囲に含むものである。 Hereinafter, embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the drawings. However, the present invention is not limited to the following embodiments, and various modifications and applications are included in the technical concept of the present invention.
[第1の実施の形態]
本発明の第1の実施の形態を図1~図7に基づき詳細に説明する。
[First Embodiment]
The first embodiment of the present invention will be described in detail with reference to FIGS. 1 to 7.
図1は第1の実施の形態に係る電力系統安定化システムの全体構成を示したブロック図である。図1の電力系統安定化システムは、蓄電池システム1000を適用対象とした場合を例として説明している。蓄電池システム1000は、蓄電池1、直流電圧平滑部2、電力変換部3、高調波フィルタ4、系統変圧器5、電圧検出器7(7A~7C)、電流検出器8(8A~8B)、制御部9、外部入力装置10から構成される。
FIG. 1 is a block diagram showing the overall configuration of the power system stabilization system according to the first embodiment. The power system stabilization system of FIG. 1 is described by taking the case where the
蓄電池1は、系統電圧や系統周波数の変動を抑制するための有効電力や無効電力の供給源である。直流電圧平滑部2は、蓄電池1から出力される直流電圧を平滑化する機能を有する。電力変換部3は、IGBTやダイオードなどのスイッチング素子から構成され、平滑化された直流電圧を交流電圧に変換する。高調波フィルタ4は、電力変換部3が出力する交流電圧に含まれる高調波成分をカットオフする役割を有する。系統変圧器5は、高調波フィルタ4を通過した交流電圧を、系統6の交流電圧に変換する機能を有する。
The
電圧検出器7(7A、7B、7C)は、蓄電池1の端子間電圧Vbat、系統電圧Vsu、Vsv、Vsw、Vsu2、Vsv2、Vsw2を検出する電圧センサである。また、電流検出器8(8A、8B)は、蓄電池1の端子間の電流Ibat、電力変換部3の出力電流Icu、Icv、Icwを検出する電流センサである。
The voltage detector 7 (7A, 7B, 7C) is a voltage sensor that detects the terminal voltage Vbat of the
制御部9は、上位システム11より、有効電力指令Prefと無効電力指令Qrefを受信する。一方、制御部9から上位システム11には、蓄電池1の充電状態情報SOCが入力される。上位システム11は、受信された充電状態情報SOCに従い、有効電力指令Prefと無効電力指令Qrefを調整する。
The
また、電圧検出器7と電流検出器8から、蓄電池1の端子間電圧Vbat、蓄電池1の端子間電流Ibat、系統電圧Vsu、Vsv、Vsw、Vsu2、Vsv2、Vsw2、電力変換部3の出力電流Icu、Icv、Icwが制御部9に入力される。制御部9は、入力された各種電圧、各種電流を元に、電力変換部3の出力電力と上位システム11の有効電力指令Pref及び無効電力指令Qrefが一致するように電力変換部3を制御する。
Further, from the
また、電力系統安定化システム1000の外部の電圧検出器(図示せず)で検出した系統電圧振幅Vac_fb3・・・Vac_fbnも、系統擾乱情報として制御部9に入力され得るよう構成されている。これらの系統擾乱情報に基づき、系統の擾乱の発生の有無を判定し、その判定の結果に従って電力変換部3の制御を行う。具体的に制御部9は、系統擾乱が発生したと判断される場合には、後述するように、電力変換部3のスイッチング素子のスイッチング周波数fswを低下させるとともに、出力電流の最大値を増加させる制御を実行する。すなわち、制御部9は、電力系統の系統擾乱を検知して系統擾乱情報を出力する系統擾乱検知部として機能する。
Further, the system voltage amplitudes Vac_fb3 ... Vac_fbn detected by an external voltage detector (not shown) of the power
制御部9は、電力変換部3に含まれるスイッチング素子の温度情報Tswも、図示しない温度センサから受信する。制御部9は、この温度情報Tswに基づいて、電力変換部3を制御するためのゲート信号Vgateを制御する。電力変換部3が、一例としてn個のスイッチング素子を有している場合、そのn個のスイッチング素子の温度情報が、それぞれ制御部9に出力され得る。スイッチング素子の数は、例えば電力変換部3が三相の2レベルインバータであった場合は6個となる。スイッチング素子の温度検出器は少なくとも1つ備えられていればよく、全スイッチング素子に対応して設けられる必要はなく、一部のスイッチング素子にのみ設けられていてもよい。
The
また、制御部9には、外部入力装置10から各種信号及び設定値を入力可能にされている。ここでは一例として、
・系統擾乱時のスイッチング周波数の低下の有効無効の切替信号Sw_en1
・系統擾乱時のスイッチング周波数設定値fsw1、fsw2・・・fswn
が外部入力装置10から制御部9に入力される。
Further, various signals and set values can be input to the
-Effective / invalid switching signal for lowering the switching frequency during system disturbance Sw_en1
-Switching frequency set values at the time of system disturbance fsw1, fsw2 ... fswn
Is input from the
この第1の実施の形態では、制御部9により、系統擾乱情報に従い、電力変換部3のスイッチング周波数を低下させる制御が行われる。しかし、切替信号Sw_en1が“1”の場合に周波数低下制御を実行する一方、“0”の場合にはこの制御を行わないようにすることが可能である。
In this first embodiment, the
また、外部入力装置10からスイッチング周波数設定値fsw1、fsw2・・・fswnが入力され、この複数のスイッチング周波数設定値のいずれかが、スイッチング周波数を低下させる制御を実行する場合において、低下後のスイッチング周波数の値として選択される。
Further, when the switching frequency set values fsw1, fsw2 ... fswn are input from the
次に、図2A~図2Eを参照して、制御部9のより詳細な構成を説明する。
図2Aに示すように、制御部9は、充電率演算器51と、出力電力制限値演算器52とを備えている。
Next, a more detailed configuration of the
As shown in FIG. 2A, the
充電率演算器51は、蓄電池1の端子間電圧Vbatと端子間電流Ibatから充電率SOCを算出し、上位システム11と出力電力制限値演算器52に出力する。
出力電力制限値演算器52は、充電率SOCから蓄電池1の許容放電電力、許容充電電力を算出し、その値を電力変換部3の最大出力有効電力の制限値Pmaxと最小出力有効電力の制限値Pminとして、後述するリミッタ61に出力する。換言すれば、出力電力制限値演算器52は、蓄電池1の充電状況に基づき、蓄電池からどの程度の放電が可能であるのかを判定するとともに、どの程度の電力を蓄電池に充電可能なのかを判定し、これにより電力変換部3の最大出力有効電力の制限値を設定する。
The
The output power
図2Bに示すように、制御部9は、電力演算部53、PLL演算器54、α-β変換器55、及びd-q変換器56を備えている。電力演算部53は、系統電圧Vs(Vsu、Vsv、Vsw)、及び電力変換部3の出力電流Icu、Icv、Icwから電力変換部3の出力有効電力Pacと出力無効電力Qacを算出する。出力有効電力Pacと出力無効電力Qacは、後述する減算器78と減算器81に出力される。
As shown in FIG. 2B, the
PLL(Phase-Locked-Loop)演算器54は、系統電圧Vsu、Vsv、Vswの同期位相信号cosωtとsinωtを算出し、d-q変換器56と、後述する逆d-q変換器68に出力する。α-β変換器55は、電力変換部3の出力電流Icu、Icv、Icwから電力変換部3の出力電流のα成分Icαとβ成分Icβを算出して、d-q変換器56へ出力する。
The PLL (Phase-Locked-Loop)
d-q変換器56はα成分Icαとβ成分Icβから電力変換部3の出力電流の有効電流成分Icd_fbと無効電流成分Icq_fbを算出し、後述する減算器79と減算器82に出力する。
The
図2Cに示すように、制御部9は、系統電圧振幅を演算する系統電圧振幅演算部59を備えている。系統電圧振幅演算部59は、前述したα-β変換器55、乗算器57、加算器77、平方根演算器58を備えている。
As shown in FIG. 2C, the
α-β変換器55は、系統電圧Vsu、Vsv、Vswから、当該系統電圧のα成分Vsαとβ成分Vsβを算出する。乗算器57は、α成分Vsαとβ成分Vsβを自乗してVsα2とVsβ2を算出する。加算器77は、このVsα2とVsβ2の和を算出し、平方根演算部58に出力する。平方根演算部58は、Vsα2とVsβ2の和の平方根を算出する。この算出結果が系統電圧振幅Vac_fb1となり、擾乱情報選択部71に入力される。なお、系統電圧振幅Vac_fb2も同様にして、系統電圧Vsu2、Vsv2、Vsw2に基づいて算出される。
The α-
また、図2Dに示すように、制御部9は、比較器100を備えている。比較器100は、電力変換部3を構成するスイッチング素子の温度情報Tswが異常温度閾値Tsw_thより大きいか否かを判定するように構成されている。スイッチング素子の温度情報Tswが異常温度閾値Tsw_thより大きい場合は、温度異常判定信号Tsw_alarmが“1”とされる。一方、スイッチング素子の温度情報Tswが異常温度閾値Tsw_th以下の場合は、温度異常判定信号Tsw_alarmが“0”とされる。温度異常判定信号Tsw_alarmは、後述するスイッチング周波数演算部72に出力される。
Further, as shown in FIG. 2D, the
また、図2Eに示すように、制御部9は、出力有効電力リミッタ61、減算器78、APR(automatic active power regulator)62、指令値リミッタ63、減算器79、81、AQR(Automatic reactive power(Q) Regulator)65、AQR/ACAVR制御切替器87、指令値リミッタ67、減算器82、ACR64、及び加算器80、83を有する。
Further, as shown in FIG. 2E, the
出力有効電力リミッタ61は、上位システム11から入力される有効電力指令Prefの最大値及び最小値を、それぞれ出力電力制限値演算器52から出力された指定値Pmax、Pminに制限する機能を有する。有効電力指令Prefにより指定された電力の最大値及び最小値として大きな値が指定されていても、蓄電池1における充電率SOCからその最大値及び最小値が過大又は過小であると判断される場合には、その最大値及び最小値は指定値Pmax、Pminに制限され得る。
The output
減算器78は、制限後の有効電力指令Pref’と、電力演算部53から入力された出力有効電力Pacとの偏差を算出し、APR(Automatic active Power Regulator)62に出力する。
The
APR62は制限後の有効電力指令Pref’と出力有効電力Pacの偏差がなくなるように電力変換部3の出力電流の有効電流成分の指令値Icdrefを算出し、指令値リミッタ63に出力する。なお、APR62は、P制御器やPI制御器、PID制御器などで構成され得る。後述するACR(Automatic Current Regulator)64、AQR(Automatic reactive power(Q) Regulator)65、ACAVR(Alternating Current Automatic Voltage Regulator)66についても同様にP制御器やPI制御器、PID制御器などで構成され得る。
The APR62 calculates the command value Icdref of the active current component of the output current of the
指令値リミッタ63は、指令値Icdrefの最大値をIcdref_maxに、最小値をIcdref_minに制限し、制限後の指令値Icdref’を減算器79に出力する。減算器79は、制限後の指令値Icdref’と、d-q変換器56から出力された電力変換部3の出力電流の無効電流成分Icd_fbとの偏差を算出し、ACR64に出力する。
The
減算器81は、上位システム11から入力された無効電力指令Qrefと、電力演算部53から入力された出力無効電力Qacの偏差を算出し、その偏差をAQR65に出力する。AQR65は無効電力指令Qrefと出力無効電力Qacの偏差がなくなるように電力変換部3の出力電流の無効電流成分の指令値Icqrefを算出し、ACAVR制御切替器87に出力する。
The
減算器86は、系統電圧振幅指令Vacrefと、系統電圧振幅Vac_fb’の偏差を算出し、ACAVR66に出力する。ACAVR66は、系統電圧振幅指令Vacrefと系統電圧振幅Vac_fb’の偏差がなくなるように、電力変換部3の出力電流の無効電流成分の指令値Icqrefを算出し、AQR/ACAVR制御切替器87に出力する。
The
AQR/ACAVR制御切替器87は、系統擾乱が無い場合はAQR65を選択し、上位システム11からの無効電力指令Qrefと電力変換部の出力無効電力Qacを一致させる制御を選択する。一方、系統擾乱が有る場合は、AQR/ACAVR制御切替器87はACAVR66を選択し、系統電圧振幅Vac_fbの低下を抑制する制御を選択する。
The AQR /
AQR/ACAVR制御切替器87によって選択された電力変換部3の出力電流の無効電流成分の指令値Icqrefが、指令値リミッタ67に出力される。指令値リミッタ67は、電力変換部3の出力電流の無効電流成分の指令値Icqrefの最大値をIcqref_maxに、最小値をIcqref_minに制限し、制限後の指令値Icqref’を減算器82に出力する。減算器82は、制限後の出力電流の無効電流成分の指令値Icqref’と、d-q変換器56から入力された無効電流成分Icq_fbとの偏差を算出し、その偏差をACR64に出力する。
The command value Icqref of the reactive current component of the output current of the
ACR64は、制限後の電力変換部3の出力電流の有効電流成分の指令値Icdref’と、電力変換部3の出力電流のd軸成分Icd_fbとの偏差がなくなるように指令値Vcdrefを算出し、加算器80に出力する。また、ACR64は、制限後の電力変換部3の出力電流の無効電流成分の指令値Icqref’と、電力変換部3の出力電流のq軸成分Icq_fbとの偏差がなくなるように指令値Vcqrefを算出し、加算器83に出力する。
The ACR64 calculates the command value Vcdref so that there is no deviation between the command value Icdref'of the active current component of the output current of the
また、図2Eに示すように、前述のα-β変換器55は、出力電流のα成分Icαとβ成分Icβに加え、系統電圧Vsu、Vsv、Vswから、当該系統電圧のα成分Vsαとβ成分Vsβを算出する。d-q変換器56は、α成分Vsαとβ成分Vsβから系統電圧の有効電圧成分Vsd_ffと無効電圧成分Vsq_ffを算出する。有効電圧成分Vsd_ffと無効電圧成分Vsq_ffは、ローパスフィルタ60A、60Bに入力される。ローパスフィルタ60A及び60Bを通過後の有効電圧成分Vsd_ff’と無効電圧成分Vsq_ff’は、後述する加算器80,83に入力される。
Further, as shown in FIG. 2E, in the above-mentioned α-
加算器80は、指令値Vcdrefと前述の有効電圧成分Vsd_ff’の和であるVcdref’を算出して、逆d-q変換器68に出力する。また、加算器83は、指令値Vcqrefと前述の無効電圧成分Vsq_ff’の和であるVcqref’を算出して、逆d-q変換器68に出力する。
The
逆d-q変換器68は、有効電圧成分Vcdref’と無効電圧成分Vcqref’、系統電圧の同期位相信号cosωt、sinωtから、電力変換部3の出力電圧指令のα成分Vcαrefとβ成分Vcβrefを算出して、逆αβ変換器69に出力する。逆αβ変換器69は、α成分Vcαrefとβ成分Vcβrefから電力変換部3の出力電圧指令のU相成分Vcuref、V相成分Vcvref、W相成分Vcwrefを算出して、PWM演算器70に出力する。
The
PWM演算器70は、U相成分Vcuref、V相成分Vcvref、W相成分Vcwrefに基づき、電力変換部3を制御するためのゲート信号Vgateを生成する。なお、PWM演算器70は、U相成分Vcuref、V相成分Vcvref、W相成分Vcwrefを、後述するスイッチング周波数fswを比較してゲート信号Vgateを電力変換部3に出力する。
The
また、制御部9は、図2Eに示すように、擾乱情報選択部71、及びスイッチング周波数演算部72を備える。
Further, as shown in FIG. 2E, the
擾乱情報選択部71は、複数の電圧検出部7から検出した系統電圧振幅を選択的に採用して、系統電圧振幅Vac_fb’を算出し、スイッチング周波数演算部72に出力する。擾乱情報選択部71に入力される系統電圧振幅は、蓄電池システム1000内で電圧検出器7によって検出された系統電圧値から算出された系統電圧振幅Vac_fb1とVac_fb2だけでなく、外部から入力された系統電圧振幅Vac_fb3・・・・Vac_fbnも含まれる。擾乱情報選択部71は、例えば複数の系統電圧振幅の平均値をVac_fb’としても良いし、複数の系統電圧振幅の最小値をVac_fb’としても良い。
The disturbance
スイッチング周波数演算部72は、系統電圧振幅Vac_fb’に従い、スイッチング周波数を演算する。スイッチング周波数演算部72には、あらかじめ系統擾乱時のスイッチング周波数設定値fsw1、fsw2・・・fswnが記憶されている。スイッチング周波数演算部72は、この複数のスイッチング周波数設定値の中から、入力された系統電圧振幅Vac_fb’に適合する設定値を選択する。
The switching
なお、これら設定値を、スイッチング周波数演算部72に記憶する代わりに、外部入力装置10から外部入力することもできる。
Instead of storing these set values in the switching
また、スイッチング周波数演算部72による系統擾乱時のスイッチング周波数の低下の有効無効は、外部入力装置10からの系統擾乱時のスイッチング周波数の低下の有効無効の切替信号Sw_en1によって切替が可能である。
Further, the effective / invalid change of the switching frequency at the time of system disturbance by the switching
また、スイッチング周波数演算部72は、電力変換部3の出力電流の有効電流成分の指令値の最大値Icdref_max、最小値Icdref_minを前述の指令値リミッタ63に出力する。また、スイッチング周波数演算部72は、電力変換部3の出力電流の無効電流成分の指令値の最大値Icqref_max、最小値Icqref_minを指令値リミッタ67に出力する。さらに、スイッチング周波数演算部72は、AQRとACAVRの制御の選択結果をAQR/ACAVR制御切替器87に出力する。
Further, the switching
図3のフローチャートを参照して、第1の実施の形態における制御部9の動作を、スイッチング周波数演算部72の動作を中心に説明する。ここでは、図1及び図2の蓄電池システム1000に第1の実施の形態を適用した場合のスイッチング周波数演算部72の制御方法について説明する。
The operation of the
ステップS11では、系統擾乱時のスイッチング周波数の低下の有効無効の切替信号Sw_en1が、1であるか0であるかを判定する。ステップS11は、系統擾乱時のスイッチング周波数を低下させる制御が有効となっているか無効になっているかを確認するための処理である。Sw_en1が1であれば、ステップS12へ処理を進める。Sw_en1が0であれば、図3の処理を終了する。 In step S11, it is determined whether the effective / invalid switching signal Sw_en1 of the decrease in the switching frequency at the time of system disturbance is 1 or 0. Step S11 is a process for confirming whether the control for lowering the switching frequency at the time of system disturbance is enabled or disabled. If Sw_en1 is 1, the process proceeds to step S12. If Sw_en1 is 0, the process of FIG. 3 is terminated.
切替信号Sw_en1は、系統擾乱時において電力変換部3のスイッチング周波数fswを低下させる制御を実行するか否かを切り替えるための信号である。蓄電池システム1000の設置場所などを含む各種条件によっては、スイッチング周波数fswを低下させる制御を無効にすることが好ましい場合も考えられる。このため、この第1の実施の形態では、切替信号Sw_en1により、スイッチング周波数fswを低下させる制御の実行の有無を選択可能としている。
The switching signal Sw_en1 is a signal for switching whether or not to execute a control for lowering the switching frequency fsw of the
ステップS12では、擾乱情報選択部71から出力された系統電圧振幅Vac_fb’が系統擾乱の判定閾値Vac_fbth未満かを判定する。系統電圧振幅Vac_fb’が系統擾乱の判定閾値Vac_fbth未満であれば、系統擾乱発生有と判定してステップS13へ処理を進める。系統電圧振幅Vac_fb’が系統擾乱の判定閾値Vac_fbth以上であれば、系統擾乱発生無と判定してステップS16へ処理を進める。
In step S12, it is determined whether the system voltage amplitude Vac_fb' output from the disturbance
ステップS13では、系統擾乱時の系統電圧低下を抑制するために、AQR制御からACAVR制御に切り替える。 In step S13, the AQR control is switched to the ACAVR control in order to suppress the system voltage drop at the time of system disturbance.
ステップS14では、電力変換部3のスイッチング素子の短時間耐量を増加させるために、スイッチング周波数fswを、系統擾乱前のスイッチング周波数fsw0(基準値)からfsw1(<fsw0)に変更する。スイッチング周波数fswを低下させることにより、擾乱発生時においてより大きな電流を系統6に供給することが可能になる。
In step S14, the switching frequency fsw is changed from the switching frequency fsw0 (reference value) before the system disturbance to fsw1 (<fsw0) in order to increase the short-time withstand capability of the switching element of the
ステップS14では更に、系統6により大きな電流を流すことを可能にするため、電力変換部3の出力電流指令の有効電流成分の最大値Idref_maxと最小値Idref_minをそれぞれIdref_max1とIdref_min1に変更する。また、電力変換部3の出力電流指令の無効電流成分の最大値Iqref_maxと最小値Iqref_minをそれぞれIqref_max1とIqref_min1に変更する。その後、ステップS15に処理を進める。
Further, in step S14, in order to enable a larger current to flow through the system 6, the maximum value Idref_max and the minimum value Idref_min of the active current component of the output current command of the
ここで、Idref_max1は系統擾乱前の基準値Idref_max0よりも大きく、Idref_min1は系統擾乱前の基準値のIdref_min0よりも小さい。また、Iqref_max1は系統擾乱前の基準値Iqref_max0よりも大きく、Iqref_min1は系統擾乱前の基準値Iqref_min0よりも小さい。 Here, Idref_max1 is larger than the reference value Idref_max0 before the system disturbance, and Idref_min1 is smaller than the reference value Idref_min0 before the system disturbance. Further, Iqref_max1 is larger than the reference value Iqref_max0 before the system disturbance, and Iqref_min1 is smaller than the reference value Iqref_min0 before the system disturbance.
以下に、ステップS14の処理により、スイッチング素子の短時間電流耐量が増加する原理について説明する。スイッチング素子の電流定格は絶対電流定格と最大ジャンクション温度によって決まる。絶対電流定格とは、それ以上電流をスイッチング素子に流すと当該スイッチング素子が破壊されてしまう電流値のことを指す。この第1の実施の形態では、スイッチング素子に流す電流は当該スイッチング素子の絶対電流定格以下であることが前提である。 Hereinafter, the principle that the short-time current withstand capacity of the switching element is increased by the processing of step S14 will be described. The current rating of the switching element is determined by the absolute current rating and the maximum junction temperature. The absolute current rating refers to the current value at which the switching element is destroyed when a further current is passed through the switching element. In this first embodiment, it is premised that the current flowing through the switching element is equal to or less than the absolute current rating of the switching element.
次に、最大ジャンクション温度とは、それ以上スイッチング素子の半導体チップの温度が上がってしまうと当該スイッチング素子が破壊されてしまうジャンクション温度のことを指す。最大ジャンクション温度は、スイッチング素子の発熱量と、ヒートシンクやファンなどのスイッチング素子の冷却器の冷却性能と、周囲温度によって決まる。スイッチング素子の発熱量は、概ねスイッチング素子自身の導通損失とスイッチング損失(ターンオン損失、ターンオフ損失、リカバリ損失)によって決まる。ここで、スイッチング損失はスイッチング周波数に比例する。このため、スイッチング周波数を低下させればスイッチング素子の発熱量を削減することができる。 Next, the maximum junction temperature refers to the junction temperature at which the switching element is destroyed if the temperature of the semiconductor chip of the switching element rises further. The maximum junction temperature is determined by the calorific value of the switching element, the cooling performance of the cooler of the switching element such as a heat sink or a fan, and the ambient temperature. The amount of heat generated by a switching element is largely determined by the conduction loss and switching loss (turn-on loss, turn-off loss, recovery loss) of the switching element itself. Here, the switching loss is proportional to the switching frequency. Therefore, if the switching frequency is lowered, the amount of heat generated by the switching element can be reduced.
そのため、同じジャンクション温度でもスイッチング周波数が低ければ、より多くの電流をスイッチング素子に流すことができる。より多くの電流をスイッチング素子に流すことができれば、系統擾乱時により多くの電力を電力系統安定化システムから系統に供給できるため、電力系統安定化システムによる系統の過渡安定度の補償効果を増加させることができる。ただし、スイッチング周波数を低下させると電力変換部3の出力電圧、電流に含まれる高調波成分が増加するため、通常時はスイッチング周波数を低下させることはできない。しかし、系統擾乱発生時は高調波成分の抑制よりも電源の脱落防止が優先されると考えられる。
Therefore, even at the same junction temperature, if the switching frequency is low, a larger current can be passed through the switching element. If more current can be passed through the switching element, more power can be supplied from the power system stabilization system to the system when the system is disturbed, thus increasing the compensation effect of the transient stability of the system by the power system stabilization system. be able to. However, if the switching frequency is lowered, the harmonic components included in the output voltage and current of the
そこで、第1の実施の形態では、前述のように系統擾乱発生時のみ電力変換部3のスイッチング周波数fswを低下させる。また、それに応じてスイッチング素子の絶対電流定格以下の範囲で、電力変換部3の出力電流指令の最大値を増加させる。
Therefore, in the first embodiment, as described above, the switching frequency fsw of the
再び図3に戻って説明を続ける。ステップS15では、カウント値Cnt1に1を加算して、図3の処理を終了する。Cnt1に1を加算する処理は、系統電圧回復後も電流耐量が増加した状態を一定時間維持するための遅延期間を設けるためのものである。 Returning to FIG. 3 again, the explanation will be continued. In step S15, 1 is added to the count value Cnt1 to end the process of FIG. The process of adding 1 to Cnt1 is for providing a delay period for maintaining a state in which the current withstand is increased for a certain period of time even after the system voltage is recovered.
ステップS16では、カウント値Cnt1が1以上かどうかを判定する。カウント値Cnt1が1以上であれば、系統擾乱により系統電圧が一度低下後に再び系統電圧が回復した状態だと判定して、ステップS17に処理を進める。Cnt1が1未満であれば、系統電圧回復直後ではないと判定して、図3の処理を終了する。 In step S16, it is determined whether or not the count value Cnt1 is 1 or more. If the count value Cnt1 is 1 or more, it is determined that the system voltage has recovered once after the system voltage has dropped due to the system disturbance, and the process proceeds to step S17. If Cnt1 is less than 1, it is determined that it is not immediately after the system voltage recovery, and the process of FIG. 3 is terminated.
ステップS17ではカウント値Cnt2がCnt2end未満かどうかを判定する。カウント値Cnt2がCnt2end未満であれば、上述の遅延期間であると判定して、ステップS18に処理を進める。Cnt2がCnt2end以上であれば、上述の遅延期間が終了したと判定して、ステップS19に処理を進める。 In step S17, it is determined whether or not the count value Cnt2 is less than Cnt2end. If the count value Cnt2 is less than Cnt2end, it is determined that the delay period is described above, and the process proceeds to step S18. If Cnt2 is Cnt2end or more, it is determined that the above-mentioned delay period has ended, and the process proceeds to step S19.
ステップS18ではカウント値Cnt2に1を加算する。これは上述の遅延期間の経過を記憶させるための処理である。 In step S18, 1 is added to the count value Cnt2. This is a process for storing the elapse of the above-mentioned delay period.
ステップS19では遅延期間が終了したことから、制御をACAVRから通常のAQRに切り替えて、ステップS20に処理を進める。 Since the delay period has expired in step S19, the control is switched from ACAVR to normal AQR, and the process proceeds to step S20.
ステップS20では、スイッチング周波数fsw、出力電流指令の有効電流成分の最大値Idref_max及び最小値Idref_min、並びに電力変換部3の出力電流指令の無効電流成分の最大値Iqref_max及び最小値Iqref_minをそれぞれ系統擾乱発生前の基準値に戻し、ステップS21に処理を進める。
In step S20, the switching frequency fsw, the maximum value Iref_max and the minimum value Idref_min of the active current component of the output current command, and the maximum value Iqref_max and the minimum value Iqref_min of the invalid current component of the output current command of the
ステップS21ではカウント値Cnt1とカウント値Cnt2を初期値の0に戻して、図3の処理を終了する。 In step S21, the count value Cnt1 and the count value Cnt2 are returned to the initial values of 0, and the process of FIG. 3 is terminated.
図4A及び図4Bを参照して、第1の実施の形態の効果を説明する。図4Aは、第1の実施の形態のように擾乱発生時にスイッチング周波数を低下させる制御を実行しない場合(第1の比較例)の系統電圧Vs、及び電力変換部3の出力電流Icのグラフである。図4Bは、第1の実施の形態に従い擾乱発生時にスイッチング周波数を低下させる制御を実行した場合の系統電圧Vs、及び電力変換部3の出力電流Icのグラフである。
The effect of the first embodiment will be described with reference to FIGS. 4A and 4B. FIG. 4A is a graph of the system voltage Vs and the output current Ic of the
図4Aを参照して、第1の実施の形態の動作を実行しない場合の動作について説明する。時刻t0において系統擾乱が発生すると、系統電圧Vsが低下する。これに伴い電力変換部3は、制御部9のACAVR制御によって、系統電圧Vsの低下を抑制するために系統6に供給する無効電力を増加させる制御を開始する。無効電力の増加により、出力電流Icも増加する。しかし、時刻t1で電力変換部3の出力電流Icは電力変換部3の出力電流指令の最大値Icref_max0に制限されてしまい、これによって無効電力出力も制限されてしまう。
With reference to FIG. 4A, an operation when the operation of the first embodiment is not executed will be described. When a system disturbance occurs at time t0, the system voltage Vs drops. Along with this, the
次に、図4Bを参照して、第1の実施の形態の制御を実行する場合の動作について説明する。時刻t0において系統擾乱が発生すると、スイッチング周波数演算部72が系統電圧Vsの低下を検出して、スイッチング周波数fswを低下させる制御を開始する。そして、時刻t0からΔt後のt1にはスイッチング周波数fswの低下と電力変換部3の出力電流指令値の最大値Icref_maxと最小値Icref_minの増加を完了する。スイッチング周波数fswを低下させる分、電力変換部3は出力電流Icの最大値を大きくすることができるので、図4Aの場合に比べ供給する無効電力を増加させることができる。その結果、系統擾乱発生時の系統電圧Vsの低下を抑制することができ、電力系統安定化システムによる系統擾乱発生時の電源脱落防止効果を高めることができる。
Next, with reference to FIG. 4B, the operation when the control of the first embodiment is executed will be described. When a system disturbance occurs at time t0, the switching
図5は、第2の比較例の制御方法を説明している。この図5の例では、出力電流Icを電流センサ等で検知し、出力電流Icを検知し、出力電流Icが最大値Iref_max0に達した場合に、スイッチング周波数fswを低下させる制御を行うものである。この図5の例の場合、時刻t0で系統擾乱が発生し、それが出力電流Icの変化により検知される。ただし、時刻t0では、電力変換部3の出力電流Icは電力変換部3の出力電流指令の最大値Icref_max0に達していないため、スイッチング周波数fswを低下させる制御は開始されない。その後、時刻t1で出力電流Icが最大値Icref_max0に達したら、最大値はIcrefmax_0からIcrefmax_1に変換される。これに対応して、時刻t2においてスイッチング周波数fswをfsw0からfsw1に低下させる制御が行われる。
FIG. 5 describes a control method of the second comparative example. In the example of FIG. 5, the output current Ic is detected by a current sensor or the like, the output current Ic is detected, and when the output current Ic reaches the maximum value Iref_max0, the switching frequency fsw is controlled to be lowered. .. In the case of the example of FIG. 5, a system disturbance occurs at time t0, and it is detected by a change in the output current Ic. However, at time t0, since the output current Ic of the
この処理の場合、系統擾乱の発生から、スイッチング周波数fswの低下の処理が行われるまでに必要な期間Δtの長さ(t0~t2)は、電力変換部3の出力電流Icの最大値Icref_max0に制限されて、図4Bの場合に比べ長くなる。このため、過電流耐量増加が図4Bの場合に比べ遅れる虞がある。
In the case of this processing, the length (t0 to t2) of the period Δt required from the occurrence of the system disturbance to the processing for lowering the switching frequency fsw is set to the maximum value Icref_max0 of the output current Ic of the
これに対し、第1の実施の形態(図4B)では、系統電圧Vsの低下が検知されたらスイッチング周波数fswを低下させる。このため、系統擾乱が発生した時刻t0からスイッチング周波数演算部72が系統電圧Vsの低下を検出し、スイッチング周波数fswの低下を開始する。このため、電力変換部3の出力電流Icが電力変換部3の出力電流指令の最大値Icref_max0に達するまでの時間をスイッチング周波数fswの低下の処理に充てることができる。その結果、出力電流Icの検知結果に基づいてスイッチング周波数fswを低下させた場合と比較して、系統擾乱発生からスイッチング周波数低下完了までの時間の短縮することができる。これにより、系統擾乱時に電力系統安定化システムから系統により速くより多くの無効電力を供給できるため、系統電圧低下の抑制効果を高め、電源の脱落防止効果を高めることができる。
On the other hand, in the first embodiment (FIG. 4B), when a decrease in the system voltage Vs is detected, the switching frequency fsw is decreased. Therefore, the switching
<第1の実施の形態の変形例>
以下、第1の実施の形態の幾つかの変形例について、図6~図8を参照して説明する。
<Modified example of the first embodiment>
Hereinafter, some modifications of the first embodiment will be described with reference to FIGS. 6 to 8.
(第1の変形例)
図6は、第1の実施の形態の第1の変形例について説明するグラフである。第1の実施の形態では、スイッチング周波数演算部72がスイッチング周波数fswを基準値fsw0からfsw1に一段階だけ変更される場合を例として説明した。これに対し、第1の変形例は、スイッチング周波数fswを基準値fsw0から複数段階、例えば2段階(fsw1、fsw2)に変更する。
(First modification)
FIG. 6 is a graph illustrating a first modification of the first embodiment. In the first embodiment, the case where the switching
図6は、複数段にスイッチング周波数を変更する場合の効果について説明するグラフである。この変形例では、第1の実施の形態の判定閾値Vac_fbthに加え、これよりも小さい判定閾値Vac_fbth2を設けて、擾乱情報選択部71から出力された系統電圧振幅Vac_fb’がVac_fbth2未満になった場合は、スイッチング周波数fswをスイッチング周波数fsw1よりも低いスイッチング周波数fsw2まで低下させる。その結果、系統擾乱の程度に合わせてスイッチング周波数fswを設定することができる。スイッチング周波数fswがfsw0からfsw1に設定されると、出力電流指令制限値Icref_maxは、基準値Icref_max0から、これよりも大きいIcref_max1に変更される。更にスイッチング周波数fswが更に大きいfsw2に変更されると、出力電流指令制限値Icref_maxは、Icref_max1よりも大きいIcref_max2に変更される。出力電流指令制限値Icref_maxが大きくなるほど、擾乱発生時においてより大きな無効電流を系統6に供給することができる。このように、系統擾乱の程度が小さい場合においては、余分なスイッチング素子の温度上昇の抑制することができる一方、系統擾乱の程度が大きい場合においては無効電力の供給量を増加させることができる。すなわち、系統擾乱の程度に応じた対応が可能になる。
FIG. 6 is a graph illustrating the effect of changing the switching frequency in a plurality of stages. In this modification, in addition to the determination threshold value Vac_fbth of the first embodiment, a determination threshold value Vac_fbth2 smaller than this is provided, and the system voltage amplitude Vac_fb' output from the disturbance
(第2の変形例)
図7は、第1の実施の形態の第2の変形例について説明するグラフである。第1の実施の形態では、系統擾乱発生時にスイッチング周波数fswを低下させるとともに、電力変換部3の出力電流指令の最大値Icref_maxを増加させるが、第2の変形例では、これに加えて、電力変換部3の出力電流指令の最大値Icref_maxの増加に伴い、その増加された最大値の維持時間tlimを変更する。図7は、電力変換部3の出力電流指令の最大値の継続時間tlimと、電力変換部3の出力電流指令制限値Icref_maxの関係の一例を示している。
(Second modification)
FIG. 7 is a graph illustrating a second modification of the first embodiment. In the first embodiment, the switching frequency fsw is lowered when a system disturbance occurs, and the maximum value Icref_max of the output current command of the
例えば、系統擾乱発生前(Vac_fb’≧Vac_fbth)は、電力変換部3の出力電流指令の最大値Icref_maxはIcref_max0に設定されており、Icref_max0には維持時間tlimを設けない。換言すれば、最大値がIcref_max0の場合においては、維持時間tlimはtlim0=無限大(∞)に設定される。
For example, before the occurrence of system disturbance (Vac_fb'≧ Vac_fbth), the maximum value IClef_max of the output current command of the
一方、系統擾乱発生時には、電力変換部3のスイッチング周波数fswを低下させる制御を行うとともに、電力変換部3の出力電流指令の最大値Icref_maxをIcref_max0からIcref_max1やIcref_max2に増加させる。その際に、電力変換部3の出力電流指令の最大値が大きいほど、大きな出力電流が電力変換部3に流れることとなり、スイッチング素子のジャンクション温度の温度上昇が早まる。
On the other hand, when a system disturbance occurs, the switching frequency fsw of the
このため、第2の変形例では、出力電流指令の最大値Icref_maxが大きくなるほど、維持時間tlimを短く設定する。上記の例では、スイッチング周波数fswの低下に伴って電力変換部3の出力電流指令の最大値Icref_maxがIcref_max1やIcref_max2に増加した場合には、それに応じて維持時間tlimを有限の値であるtlim1、tlim2(<tlim1)に設定する。
Therefore, in the second modification, the maintenance time trim is set shorter as the maximum value Icref_max of the output current command becomes larger. In the above example, when the maximum value Icref_max of the output current command of the
維持時間tlimの経過後は、スイッチング周波数fswを基準値に戻す(増加させる)とともに、電力変換部3の出力電流指令の最大値Icref_maxを擾乱発生前の値であるIcref_max0に戻す。このように、第2の変形例では、維持時間tlimを設定することにより、短時間だけ大きな電流を出力することが可能になり、電力変換部3のスイッチング素子の故障を回避しつつ、系統擾乱からの回復を迅速に行うことができる。なお、電力変換部3の出力電流指令の最大値Icref_maxと電力変換部3の出力電流指令の最大値の維持時間tlimの関係は、あらかじめスイッチング周波数演算部72に記憶させておくことができる。
After the maintenance time trim has elapsed, the switching frequency fsw is returned (increased) to the reference value, and the maximum value Icref_max of the output current command of the
なお、最大値Icref_maxに従って維持時間tlimが上記のようにして決定された場合であっても、温度情報Tswに従い、維持時間tlimに拘わらずスイッチング周波数fswを元の値に戻すとともに、最大値Icref_maxを元の値Icref_max0に戻してもよい。 Even when the maintenance time trim is determined as described above according to the maximum value Icref_max, the switching frequency fsw is returned to the original value and the maximum value Icref_max is set according to the temperature information Tsw regardless of the maintenance time trim. You may return to the original value Icref_max0.
上記のように、温度情報Tswを取得することにより、より長い維持時間tlimを設定することが可能になる。すなわち、予め記憶された最大値Icref_maxと維持時間tlimの関係を示すテーブルに従って継続時間tlimを決定する場合、スイッチング素子の温度が最も高くなる最悪条件を想定しなければならないため、維持時間tlimを短めに設定しなければならない。温度情報Tswを直接計測・取得することで、維持時間tlimをより長く設定することができる。 As described above, by acquiring the temperature information Tsw, it becomes possible to set a longer maintenance time trim. That is, when determining the duration trim according to the table showing the relationship between the maximum value Icref_max stored in advance and the maintenance time trim, the worst condition in which the temperature of the switching element becomes the highest must be assumed, so that the maintenance time trim is shortened. Must be set to. By directly measuring and acquiring the temperature information Tsw, the maintenance time trim can be set longer.
(第3の変形例)
図8及び図9を参照して、第1の実施の形態の第3の変形例について説明する。第1の実施の形態では、系統擾乱情報として系統電圧Vsを検知したが、この第3の変形例では、これに代えて、又はこれに加えて、系統6の電圧の系統角周波数ωを系統擾乱情報として取得する。
(Third modification example)
A third modification of the first embodiment will be described with reference to FIGS. 8 and 9. In the first embodiment, the system voltage Vs is detected as the system disturbance information, but in this third modification, the system angular frequency ω of the voltage of the system 6 is used instead of or in addition to the system voltage Vs. Obtained as disturbance information.
この第3の変形例は、全体構成は第1の実施の形態と略同一であり(図1)、制御部9の構成も、PLL演算器54(図1)が図8のように構成されている点を除き、第1の実施の形態(図2)と略同一である。この第3の変形例では、図8に詳細に示すPLL演算器54の構成により、系統6の電圧の系統角周波数ωが系統擾乱情報として取得され、この系統角周波数ωが、擾乱発生時におけるスイッチング周波数fswの制御に用いられる。図8のPLL演算器54は、系統6の系統角周波数ωの変動を検知するための回路である。PLL演算器54は、一例として、α-β変換器541、d-q変換器542、減算器543、PI制御器544、加算器545、積分器546、同期位相信号生成部547、548を備える。
In this third modification, the overall configuration is substantially the same as that of the first embodiment (FIG. 1), and the configuration of the
α-β変換器541は、系統電圧Vsu、Vsv、Vswから系統電圧のα成分Vsαとβ成分Vsβを算出して、d-q変換器542へ出力する。d-q変換器542はα成分Vsαとβ成分Vsβから系統電圧の有効電流成分Vsdと無効電圧成分Vsqを算出する。無効電圧成分Vsqは減算器543に出力される。
The α-
減算器543は、系統電圧の無効電圧成分指令Vsqrefと無効電圧成分Vsqとの偏差を計算してPI制御器544に出力する。PI制御器544は、無効電圧成分指令Vsqrefと無効電圧成分Vsqの偏差がなくなるよう、系統角周波数の偏差Δωを算出し、加算器545に出力する。加算器545は基準系統角周波数ω0と系統角周波数の偏差Δωの和である系統角周波数ωを算出して、後述する加算器101(図9)に出力する。また、積分器546、及び同期位相信号生成部547、548は、この系統角周波数ωに基づいて、同期位相信号cosωt及びsinωtを生成する。
The
図9を参照して、系統角周波数ωの異常検出回路100’の構成例を説明する。この異常検出回路100’は、加算器101と、絶対値演算器102と、比較器103とから構成され得る。
加算器101は、図8の加算器545から出力された系統角周波数ωと基準角周波数ω0との偏差Δωを絶対値演算器102に出力する。絶対値演算器102はΔωの絶対値を算出して、比較器103に出力する。比較器103はΔωの絶対値が系統角周波数の異常閾値ωthより大きいかどうかを判定する。
A configuration example of the abnormality detection circuit 100'of the system angular frequency ω will be described with reference to FIG. 9. The abnormality detection circuit 100'can be composed of an
The
偏差Δωの絶対値が異常閾値ωthより大きい場合は、系統角周波数の異常判定信号ω_alarmは“1”とされ、一方、偏差Δωの絶対値が異常閾値ωth以下の場合は、判定結果のω_alarmは“0”とされる。 When the absolute value of the deviation Δω is larger than the abnormal threshold ωth, the abnormality judgment signal ω_alarm of the system angular frequency is set to “1”, while when the absolute value of the deviation Δω is equal to or less than the abnormal threshold ωth, the judgment result ω_alarm is It is set to "0".
図10のフローチャートを参照して、この第3の変形例における動作を説明する。第1の実施の形態(図3)との相違点は、ステップS12’において、系統電圧振幅Vac_fb’の代わりに系統角周波数ωに基づく異常判定信号ω_alarmが“1”か否かを判定している点である。その他は、図3と同じであるため説明は省略する。なお、系統電圧振幅Vac_fb’に基づく判定と、系統角周波数ωに基づく判定とを併用することも可能である。 The operation in this third modification will be described with reference to the flowchart of FIG. The difference from the first embodiment (FIG. 3) is that in step S12', it is determined whether or not the abnormality determination signal ω_alarm based on the system angular frequency ω is "1" instead of the system voltage amplitude Vac_fb'. That is the point. Others are the same as in FIG. 3, and the description thereof will be omitted. It is also possible to use both the determination based on the system voltage amplitude Vac_fb'and the determination based on the system angular frequency ω.
[第2の実施の形態]
次に、第2の実施の形態に係る電力系統安定化システムを説明する。この第2の実施の形態のシステムの全体構成は、図1と略同一であるので図示は省略する。ただし、この第2の実施の形態のシステムでは、制御部9が仮想同期発電機制御を実行するよう構成されており、この点において第1の実施の形態と異なっている。
[Second Embodiment]
Next, the power system stabilization system according to the second embodiment will be described. Since the overall configuration of the system of the second embodiment is substantially the same as that of FIG. 1, the illustration is omitted. However, in the system of the second embodiment, the
第1の実施の形態では、通常動作時には、電力変換部3の出力を上位システム11の有効電力指令Prefと無効電力指令Qrefに一致させるための制御を制御部9に適用し、系統擾乱発生時には、当該制御を系統電圧の低下を抑制する制御に変更をするよう構成されている。これに対し、第2の実施の形態では、制御部9に仮想同期発電機制御を適用し、擾乱発生時において、図1の蓄電池1、直流電圧平滑部2、及び電力変換部3等が同期発電機の持つ同期化力を有するよう、制御部9における電力変換部3等への制御が行われる。仮想同期発電機、及び仮想同期発電機制御は、例えば特開2014-168351を含む多数の文献により周知であるため、ここでは省略する。
In the first embodiment, control for matching the output of the
この仮想同期発電機制御によれば、系統擾乱発生時に系統に系統電圧低下を抑制するための無効電力を供給するだけでなく、系統電圧回復後に電源の動揺を抑制するような過渡的な有効電力を供給することができる。 According to this virtual synchronous generator control, not only the reactive power for suppressing the system voltage drop is supplied to the system when the system disturbance occurs, but also the transient active power for suppressing the fluctuation of the power supply after the system voltage is restored. Can be supplied.
仮想同期発電機制御の適用時においても、第1の実施の形態の制御と同様に、系統擾乱発生時に系統電圧低下を抑制するために無効電力を供給する際や、系統電圧回復後に系統の動揺の抑制するような過渡的な有効電力を供給する際に、出力電力がスイッチング素子の電流定格値に制限されてしまう。 Even when the virtual synchronous generator control is applied, as in the control of the first embodiment, when supplying invalid power to suppress the system voltage drop when a system disturbance occurs, or when the system is shaken after the system voltage is restored. The output power is limited to the current rated value of the switching element when the transient active power that suppresses the above is supplied.
そこで、制御部9に仮想同期発電機制御を適用時においても第1の実施の形態と同様の制御を適用することで、系統擾乱発生時にスイッチング素子の電流耐量を増加させることができ、電力系統安定化システムから供給可能な電力を増加させることができる。また、系統擾乱発生から電力変換装置がスイッチング素子の電流耐量増加を完了するまでの時間を短縮することができる。
Therefore, by applying the same control as in the first embodiment even when the virtual synchronous generator control is applied to the
[第3の実施の形態]
次に図11を参照して第3の実施の形態の電力系統安定化システムについて説明する。図11に示す第3の実施の形態の電力系統安定化システムは、風力発電機を電源とした再生可能エネルギー発電システムである。すなわち、第3の実施の形態の電力系統安定化システムは、第1の実施の形態と第2の実施の形態の蓄電池1(図1)を、風車18、発電機17、及び整流用電力変換部16で置き換えたものである。この第3の実施の形態においても、第1の実施の形態と同様に、系統擾乱発生時にスイッチング素子の電流耐量を増加させることができ、再生可能エネルギー発電システムから供給可能な電力を増加させることができる。また、系統擾乱発生から電力変換装置がスイッチング素子の電流耐量増加を完了するまでの時間を短縮することができる。
[Third Embodiment]
Next, the power system stabilization system of the third embodiment will be described with reference to FIG. The power system stabilization system of the third embodiment shown in FIG. 11 is a renewable energy power generation system using a wind power generator as a power source. That is, in the power system stabilization system of the third embodiment, the storage battery 1 (FIG. 1) of the first embodiment and the second embodiment is converted into a
[第4の実施の形態]
次に図12を参照して本発明の第4の実施の形態について説明する。図12は第1~第3の実施の形態の電力安定化システムや再生可能エネルギー発電システムを複数備えた統合型再生可能エネルギー発電システムの例を示している。
[Fourth Embodiment]
Next, a fourth embodiment of the present invention will be described with reference to FIG. FIG. 12 shows an example of an integrated renewable energy power generation system including a plurality of power stabilization systems and renewable energy power generation systems according to the first to third embodiments.
図12の統合型再生可能エネルギー発電システム15は、複数の電力系統安定化システム(ここでは、一例として2つのシステム1000A、1000Bを図示している)の電力変換部3の制御部9を統合制御する統合制御部13を備える。統合制御部13は系統擾乱時のスイッチング周波数の低下の有効無効の切替信号Sw_en1、及びシステムの外部の電圧検出器8E,8Fからの系統擾乱情報を複数のシステム1000A、1000Bに出力する。そのため、各システム1000A、1000Bはシステム1000A、1000Bの内部で得られる系統擾乱情報だけでなく、システム1000A、1000Bの外部の系統擾乱情報にも基づいて、電力系統安定化機能を作動するとともに、系統擾乱発生時には、スイッチング周波数fswを低下させるとともに電力変換部3の出力電流指令の最大値を増加させることで電力系統安定化機能を高めることができる。
In the integrated renewable energy
また、統合制御部13には複数のシステム1000A、1000Bから、各電力変換部3のスイッチング素子の温度情報Tswが入力される。これにより、統合制御部13は、各システム1000A、1000Bのスイッチング素子の温度状況に応じて、系統擾乱時にスイッチング周波数fswを低下させて電力変換部3の出力電流指令の最大値を増加させるシステムを選択することができる。例えば、過去の運転状態によりスイッチング素子の温度Tswが最大ジャンクション温度に近い状況のシステムがあった場合に、そのシステムだけは系統擾乱発生時にスイッチング周波数fsw及び電力変換部3の出力電流指令の最大値を変更させないことで、当該システムのスイッチング素子の破壊を防ぐことができる。
Further, the temperature information Tsw of the switching element of each
尚、本発明は上記した実施例に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば、上記した実施例は本発明を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある実施例の構成の一部を他の実施例の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施例の構成に他の実施例の構成を加えることも可能である。また、各実施例の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置換をすることが可能である。 The present invention is not limited to the above-described embodiment, and includes various modifications. For example, the above-described embodiment has been described in detail in order to explain the present invention in an easy-to-understand manner, and is not necessarily limited to the one including all the described configurations. Further, it is possible to replace a part of the configuration of one embodiment with the configuration of another embodiment, and it is also possible to add the configuration of another embodiment to the configuration of one embodiment. Further, it is possible to add / delete / replace a part of the configuration of each embodiment with another configuration.
1…蓄電池、2…直流電圧平滑部、3…電力変換部、4…高調波フィルタ、5…系統変圧器、6…系統、7…電圧検出器、8…電流検出器、9…制御部、10…外部入力装置、11…上位システム、13…統合制御部、15…統合型再生可能エネルギー発電システム、16…整流用電力変換部、17…発電機、18…風車、51…充電率演算器、52…出力電力制限値演算器、53…電力演算部、54…PLL演算器、55…α-β変換器、56…d-q変換器、57…乗算器、58…平方根演算部、59…系統電圧振幅演算部、60A,60B…LPF、61…出力有効電力リミッタ、62…APR、63…指令値リミッタ、64…ACR、65…AQR、66…ACAVR、67…指令値リミッタ、68…逆d-q変換器、69…逆α-β変換器、70…PWM演算器、71…擾乱情報選択部、72…スイッチング周波数演算部、544…PI制御器、546…積分器、547,548…同期位相信号生成部、77…加算器、78…減算器、79…減算器、80…加算器、81…減算器、82…減算器、83…加算器、543…減算器、545…加算器、86…減算器、87…AQR/ACAVR制御切替器、100…比較器、101…減算器、102…絶対値演算器、103…比較器。 1 ... storage battery, 2 ... DC voltage smoothing unit, 3 ... power conversion unit, 4 ... harmonic filter, 5 ... system transformer, 6 ... system, 7 ... voltage detector, 8 ... current detector, 9 ... control unit, 10 ... external input device, 11 ... higher-level system, 13 ... integrated control unit, 15 ... integrated regenerative energy power generation system, 16 ... rectifying power conversion unit, 17 ... generator, 18 ... windmill, 51 ... charge rate calculator , 52 ... output power limit value calculator, 53 ... power calculator, 54 ... PLL calculator, 55 ... α-β converter, 56 ... dq converter, 57 ... adder, 58 ... square root adder, 59 ... ... System voltage amplitude calculation unit, 60A, 60B ... LPF, 61 ... Output active power limiter, 62 ... APR, 63 ... Command value limiter, 64 ... ACR, 65 ... AQR, 66 ... ACAVR, 67 ... Command value limiter, 68 ... Inverse dq converter, 69 ... Inverse α-β converter, 70 ... PWM calculator, 71 ... Disturbance information selection unit, 72 ... Switching frequency calculation unit, 544 ... PI controller, 546 ... Integrator, 547,548 ... Synchronous phase signal generator, 77 ... adder, 78 ... adder, 79 ... subtractor, 80 ... adder, 81 ... subtractor, 82 ... subtractor, 83 ... adder, 543 ... subtractor, 545 ... adder Instrument, 86 ... subtractor, 87 ... AQR / ACAVR control switch, 100 ... comparer, 101 ... subtractor, 102 ... absolute value calculator, 103 ... comparer.
Claims (14)
前記電力変換部を制御する制御部と、
電力系統の擾乱を検知して系統擾乱情報を出力する系統擾乱検知部と
を備え、
前記制御部は、前記系統擾乱情報に基づき前記電力変換部のスイッチング周波数を低下させるよう構成されると共に、前記スイッチング周波数の低下に伴い、前記電力変換部の出力電流の制限値を基準値から増加させるよう構成された
ことを特徴とする電力系統安定化システム。 A power converter that converts input power to AC power,
A control unit that controls the power conversion unit and
Equipped with a system disturbance detection unit that detects disturbances in the power system and outputs system disturbance information.
The control unit is configured to reduce the switching frequency of the power conversion unit based on the system disturbance information, and increases the output current limit value of the power conversion unit from the reference value as the switching frequency decreases. Was configured to let
A power system stabilization system characterized by this.
前記複数の電力系統安定化システムを統合制御する統合制御部と
を備え、
前記複数の電力系統安定化システムは、それぞれ、
入力電力を交流電力に変換する電力変換部と、
前記電力変換部を制御する制御部と、
複数の電圧検出部で検出された電力系統電圧に従い電力系統の擾乱を検知して系統擾乱情報を出力する系統擾乱検知部と
を備え、
前記統合制御部は、前記複数の電圧検出部において検出された電力系統電圧を選択的に採用した結果に基づき、前記複数の電力系統安定化システムに備えられた複数の前記電力変換部のスイッチング周波数を低下させ、
複数の前記電力変換部の各々は、温度検出部を備え、
前記統合制御部は、前記複数の電力変換部の各々の前記温度検出部より得られる温度情報に基づき、スイッチング周波数を低下させる前記電力変換部を選択する
ことを特徴とする電力系統安定化システム。 With multiple power grid stabilization systems,
It is equipped with an integrated control unit that integrates and controls the plurality of power system stabilization systems.
Each of the plurality of power system stabilization systems
A power converter that converts input power to AC power,
A control unit that controls the power conversion unit and
It is equipped with a system disturbance detection unit that detects power system disturbances according to the power system voltage detected by multiple voltage detection units and outputs system disturbance information.
Based on the result of selectively adopting the power system voltage detected by the plurality of voltage detection units, the integrated control unit has switching frequencies of the plurality of power conversion units provided in the plurality of power system stabilization systems. Decrease,
Each of the plurality of power conversion units includes a temperature detection unit.
The integrated control unit selects the power conversion unit that lowers the switching frequency based on the temperature information obtained from the temperature detection unit of each of the plurality of power conversion units.
A power system stabilization system characterized by this.
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