JP7222146B1

JP7222146B1 - 電力変換装置

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Publication number: JP7222146B1
Application number: JP2022504237A
Authority: JP
Inventors: 健一近藤; 直樹森島
Original assignee: Toshiba Mitsubishi Electric Industrial Systems Corp
Current assignee: Toshiba Mitsubishi Electric Industrial Systems Corp
Priority date: 2021-06-29
Filing date: 2021-06-29
Publication date: 2023-02-14
Anticipated expiration: 2041-06-29
Also published as: US20240030707A1; JPWO2023275993A1; WO2023275993A1; EP4365701A1

Abstract

電力変換装置（１００）は、発電機（１１０）が接続される送電線（１１５）に接続されている。電力変換装置（１００）は、送電線上の交流電圧の周波数である系統周波数を検出する周波数検出器（１０）と、検出された系統周波数の変動を補償するように無効電力指令値を生成する制御装置（１５）と、無効電力指令値に従った無効電力を送電線（１１５）に出力する電力変換器（５０）とを備える。

Description

本開示は、電力変換装置に関する。

電力系統の事故などの様々な要因により電力系統における発電電力と需要電力（負荷消費電力）との不均衡が生じると、発電機の回転速度が上昇または低下し、電力系統の動揺が発生する。電力系統の動揺の大きさおよび発電機の特性によっては、発電機が同期運転を保つことができず、同期外れを起こす脱調現象が発生する場合がある。

例えば、特開２０１１－２１１８０３号公報（特許文献１）には、電力系統を安定化させるための電力系統安定化装置が開示されている。この電力系統安定化装置は、系統電圧の計測値に基づいて系統電圧を一定に保つ第１の無効電力指令値を演算する系統電圧制御部と、電力系統の有効電力の計測値に基づいて電力動揺を抑制する第２の無効電力指令値を演算する電力動揺抑制制御部とを備える。

特開２０１１－２１１８０３号公報

しかしながら、特許文献１に記載される電力系統安定化装置では、系統電圧および電力系統の有効電力の値を計測するために送電線に電流検出器および電圧検出器を設置しており、系統電圧制御および電力動揺抑制制御を実現するために多くの検出器が必要となるという問題点があった。

また、発電機の回転速度の変動と電力系統の有効電力潮流の変動の大きさおよび位相との関係は電力系統によって異なるため、適用される電力系統に応じて電力系統安定化装置での制御に用いられるパラメータを調整する必要があった。

本開示は、このような問題点を解決するためになされたものであり、本開示の目的は、簡易な構成で発電機の回転速度の変動を抑制することができる電力変換装置を提供することである。

本開示のある局面によれば、送電線に接続される電力変換装置であって、送電線には発電機が接続されている。電力変換装置は、送電線上の交流電圧の周波数である系統周波数を検出する周波数検出器と、検出された系統周波数の変動を補償するように無効電力指令値を生成する制御装置と、無効電力指令値に従った無効電力を送電線に出力する電力変換器とを備える。

本開示によれば、簡易な構成で発電機の回転速度の変動を抑制することができる電力変換装置を提供することができる。

実施の形態１に係る電力変換装置が適用される電力系統の構成例を示す図である。制御装置のハードウェア構成例を示すブロック図である。制御装置の構成例を示すブロック図である。実施の形態１に係る電力変換装置の実装例を示す図である。比較例に係る電力変換装置が適用される電力系統の構成例を示す図である。比較例に係る電力変換装置の実装例を示す図である。実施の形態２に係る電力変換装置の構成を示す図である。図７に示した合成部の構成例を示すブロック図である。

以下、本開示の実施の形態について図面を参照して詳細に説明する。なお、以下では、図中の同一または相当部分について同一符号を付して、その説明は原則的に繰り返さないものとする。

［実施の形態１］
図１は、実施の形態１に係る電力変換装置が適用される電力系統の構成例を示す図である。

図１に示すように、実施の形態１に係る電力変換装置１００は、商用交流電源１２０および送電線１１５を含む電力系統１３０に接続される。送電線１１５には、同期発電機（以下、発電機とも称する）１１０が接続されている。

発電機１１０は、電力系統１３０上の交流電圧の周波数である系統周波数で決まる回転速度（同期速度）で運転する。電力系統１３０が動揺していない場合には、発電機１１０は、その出力電力に応じて一定の相差角を保った同期運転を行っている。相差角とは、発電機１１０の回転子軸と発生磁束軸との相対位置を示す角度である。

系統事故の発生または負荷脱落などにより系統状態が急変すると、発電機１１０の回転速度が加速または減速し、相差角が変動する。この相差角の変動によって発電機１１０の出力電力が変動する。発電機１１０の出力電力が変動することによって、送電線１１５における有効電力潮流が変動する。

系統状態の急変の大きさおよび発電機１１０の特性によっては、発電機１１０が同期運転を保つことができず、同期外れを起こす脱調現象が発生する場合がある。脱調は電源の連鎖的な脱落を誘発し、大規模停電を引き起こすおそれがある。

本実施の形態では、発電機１１０が脱調することを防止するために、電力変換装置１００を用いて、電力系統１３０の動揺を抑制する制御を実現する。具体的には、電力変換装置１００は、系統周波数の変動を示す周波数変動量を検出し、検出された周波数変動量を入力パラメータとして電力系統１３０の動揺を抑制する制御を実行する。

図１に示すように、電力変換装置１００は、周波数検出器１０と、電力変換器５０と、制御装置１５とを備える。

電圧検出器１は、送電線１１５上の交流電圧の瞬時値を検出し、その検出値を示す信号を周波数検出器１０に出力する。

周波数検出器１０は、電圧検出器１の出力信号に基づいて、送電線１１５上の交流電圧波形から当該電圧の周波数である系統周波数ｆを検出する。周波数検出器１０は、例えば、周知のＰＬＬ（Phase Locked Loop）回路などを用いて系統周波数ｆを検出する。周波数検出器１０は、系統周波数ｆの検出値を示す信号を制御装置１５に出力する。

電力変換器５０は、代表的には、ＳＴＡＴＣＯＭ（Static synchronous compensator ）で構成することができる。電力変換器５０は、複数のリアクトル、複数のコンデンサおよび複数のスイッチング素子を有する。電力変換器５０は、制御装置１５によって制御され、無効電力Ｑを送電線１１５に出力する。電力変換器５０は、複数のスイッチング素子の各々をオンおよびオフさせることにより、進相無効電力または遅相無効電力を選択的に出力するとともに、無効電力の大きさを所望の値に制御することができる。ただし、制御された無効電力を出力可能であれば、自励式および他励式の無効電力調整装置を始めとして、任意の機器を適用することができる。

制御装置１５は、系統周波数ｆを用いて、電力変換器５０が送電線１１５へ出力する無効電力Ｑを制御する。具体的には、制御装置１５は、周波数変動検出部２０と、制御演算部３０と、出力制御部４０とを含む。

周波数変動検出部２０は、周波数検出器１０によって検出された系統周波数ｆを用いて、系統周波数ｆの変動（上昇または低下）を示す周波数変動量Δｆを算出する。制御演算部３０は、周波数変動量Δｆを入力パラメータとする、予め定められた制御演算に従って無効電力指令値Ｑｒｅｆを算出する。出力制御部４０は、無効電力指令値Ｑｒｅｆに従った無効電力Ｑを出力するための、電力変換器５０の制御指令を生成する。制御指令は、電力変換器５０へ入力される。

図２は、制御装置１５のハードウェア構成例を示すブロック図である。代表的には、制御装置１５は、所定のプログラムが予め記憶されたマイクロコンピュータによって構成することができる。

図２の例では、制御装置１５は、ＣＰＵ（Central Processing Unit）２００と、メモリ２０２と、入出力（Ｉ／Ｏ）回路２０４とを含む。ＣＰＵ２００、メモリ２０２およびＩ／Ｏ回路２０４は、バス２０６を経由して、相互にデータの授受が可能である。メモリ２０２の一部領域にはプログラムが格納されており、ＣＰＵ２００が当該プログラムを実行することで、後述する各種機能を実現することができる。Ｉ／Ｏ回路２０４は、制御装置１５の外部との間で信号およびデータを入出力する。

あるいは、図２の例とは異なり、制御装置１５の少なくとも一部については、ＦＰＧＡ（Field Programmable Gate Array）またはＡＳＩＣ（Application Specific Integrated Circuit）などの回路を用いて構成することができる。また、制御装置１５の少なくとも一部について、アナログ回路によって構成することもできる。

このように、図１に示された、周波数変動検出部２０、制御演算部３０および出力制御部４０の各ブロックの機能は、制御装置１５によるソフトウェア処理およびハードウェア処理の少なくとも一方によって実現することができる。

図３は、制御装置１５の構成例を示すブロック図である。
図３に示すように、周波数変動検出部２０には、周波数検出器１０によって検出された系統周波数ｆが順次入力される。周波数変動検出部２０は、ＬＰＦ（Low Pass Filter）２２，２４および減算器２６を含む。

ＬＰＦ２２およびＬＰＦ２４は時定数が異なる。ＬＰＦ２２の時定数は、ＬＰＦ２４の時定数よりも大きい。ＬＰＦ２２は、周波数検出器１０によって検出された系統周波数ｆから、系統周波数の基準値（以下、基準周波数とも称する）ｆｒｅｆを含む周波数成分を取り出す。ＬＰＦ２４は、周波数検出器１０によって検出された系統周波数ｆから、基準周波数ｆｒｅｆよりも高く、基準周波数ｆｒｅｆに対して所定の偏差を含む周波数成分を取り出す。

減算器２６は、ＬＰＦ２４から出力される周波数成分からＬＰＦ２２から出力される周波数成分を減算することにより、周波数変動量Δｆを算出する。

あるいは、周波数変動量Δｆについては、基準周波数ｆｒｅｆ（例えば、公称値である５０［Ｈｚ］または６０［Ｈｚ］に対応した設定値）に対する現在の系統周波数ｆの偏差として算出することも可能である（Δｆ＝ｆ－ｆｒｅｆ）。

このように、本実施の形態では、系統周波数ｆの上昇時には、周波数変動量Δｆは正（Δｆ＞０）の極性を示し、系統周波数ｆの低下時には、周波数変動量Δｆは負（Δｆ＜０）の極性を有するように、周波数変動量Δｆが算出される。なお、周波数変動量Δｆの算出方法は、上述の例に限定されるものではない。系統周波数の上昇および低下を表すことができるのであれば、極性（正／負）の定義の変更を含め、任意の手法によって周波数変動量Δｆを算出することができる。

制御演算部３０は、入力された周波数変動量Δｆを補償するように無効電力指令値Ｑｒｅｆを算出する。具体的には、制御演算部３０は、ＰＩ（比例積分）制御器３２を含む。ＰＩ制御器３２は、周波数変動量Δｆに比例する値と周波数変動量Δｆの積分値に比例する値とを加算することにより、無効電力指令値Ｑｒｅｆを生成する。

出力制御部４０は、無効電力制御部４２と、ゲートドライバ４４とを含む。無効電力制御部４２は、無効電力指令値Ｑｒｅｆに従って電力変換器５０から出力される無効電力を制御する。無効電力制御部４２は、無効電力指令値Ｑｒｅｆに基づいて、電力変換器５０に含まれる複数のスイッチング素子のオンおよびオフを制御するための制御指令を生成する。ゲートドライバ４４は、生成された制御指令に従って、電力変換器に含まれる複数のスイッチング素子のオンおよびオフを制御する。

次に、実施の形態１に係る電力変換装置１００の動作について説明する。
電力系統１３０において系統事故の発生または負荷脱落などにより系統状態が急変すると、発電機１１０の回転速度が上昇または低下し、この回転速度の変動によって系統周波数ｆが変動する。

電力変換装置１００において、制御装置１５は、周波数検出器１０の出力信号を用いて周波数変化量Δｆを算出し、算出された周波数変化量Δｆを入力パラメータとする制御演算により、無効電力指令値Ｑｒｅｆを算出する。制御装置１５は、算出された無効電力指令値Ｑｒｅｆに従って電力変換器５０を制御する。電力変換器５０は、無効電力指令値Ｑｒｅｆに従った無効電力Ｑを送電線１１５に出力する。

このように系統周波数ｆの変動を補償するような無効電力Ｑを電力系統１３０に出力することにより、発電機１１０の回転速度の変動が抑制され、結果的に電力系統１３０の動揺が抑制される。これにより、発電機１１０の脱調現象が生じることを防止できる。

図４は、実施の形態１に係る電力変換装置１００の実装例を示す図である。図４には、送電線１１５が三相２回線を有する場合における電力変換装置１００の実装例が示される。

送電線１１５は、１号線１１６および２号線１１８を有する。１号線１１６および２号線１１８の各々は、変電所母線１２５に接続されており、三相の送電線を１回線とした三相交流で電力を輸送する。

電圧検出器１は、１号線１１６を構成する３本の送電線のうちの１本の送電線に接続されている。電圧検出器１は、当該１本の送電線上の交流電圧の瞬時値を検出し、その検出値を示す信号を電力変換装置１００に出力する。

電力変換装置１００は、電圧検出器１の出力信号を用いて系統周波数ｆを検出し、系統周波数ｆの変動を補償するような無効電力を変電所母線１２５に出力する。

系統周波数ｆは、１号線１１６および２号線１１８で互いに等しい。また、系統周波数ｆは、各回線を構成する３本の送電線で互いに等しい。したがって、図４に示すように、系統周波数ｆを検出するための電圧検出器１は、何れか一方の回線に含まれる１本の送電線に接続すればよく、必要な電圧検出器が１個で足りる。

［比較例］
ここで、実施の形態１の効果を明らかにするために、実施の形態１の比較例に係る電力変換装置の構成および動作について説明する。

図５は、比較例に係る電力変換装置が適用される電力系統の構成例を示す図である。
図５に示すように、比較例に係る電力変換装置１０００は、有効電力潮流検出部３００と、有効電力潮流変動検出部３１０と、制御演算部３２０と、出力制御部３３０と、電力変換器３４０とを備える。

電圧検出器１は、送電線１１５上の交流電圧の瞬時値を検出し、その検出値を示す信号を有効電力潮流検出部３００に出力する。電流検出器２は、送電線１１５に流れる交流電流を検出し、その検出値を示す信号を有効電力潮流検出部３００に出力する。

有効電力潮流検出部３００は、電圧検出器１および電流検出器２の出力信号を用いて、送電線１１５に流れる有効電力潮流Ｐを検出する。

有効電力潮流変動検出部３１０は、有効電力潮流検出部３００によって検出された有効電力潮流Ｐを用いて、有効電力潮流Ｐの変動（増加または減少）を示す有効電力潮流変動量ΔＰを算出する。具体的には、有効電力潮流変動検出部６５は、現在の有効電力潮流Ｐから、有効電力潮流の基準値を減算することにより、有効電力潮流変動量ΔＰを算出する。有効電力潮流の基準値は、電力系統１３０の運用計画を立てるために実行される潮流計算などにより決定される。

制御演算部３２０は、有効電力潮流変動量ΔＰを入力とする、予め定められた制御演算に従って有効電力指令値Ｐｒｅｆおよび／または無効電力指令値Ｑｒｅｆを算出する。

出力制御部３３０は、有効電力指令値Ｐｒｅｆに従った有効電力Ｐおよび／または無効電力指令値Ｑｒｅｆに従った無効電力Ｑを出力するための、電力変換器３４０の制御指令を生成する。制御指令は、電力変換器３４０へ入力される。

上述したように、系統状態が急変すると、発電機１１０の回転速度が変動して発電機１１０の出力電力が変動する。発電機１１０の出力電力が変動することによって、送電線１１５における有効電力潮流が変動する。比較例に係る電力変換装置１０００は、この有効電力潮流の変動を示す有効電力潮流変動量を検出し、検出された有効電力潮流変動量を入力パラメータとして、電力系統１３０の動揺を抑制する制御を実行するように構成されている。

即ち、比較例に係る電力変換装置１０００は、制御対象である発電機１１０の回転速度自体ではなく、発電機１１０の回転速度の変動に起因して生じる現象である有効電力潮流の変動を補償するように構成されている。したがって、比較例に係る電力変換装置１０００は、発電機１１０の回転速度を間接的に制御するものであるといえる。

なお、発電機１１０の回転速度の変動と送電線１１５上の有効電力潮流の変動との関係（伝達関数など）は電力系統によって異なる。そのため、比較例に係る電力変換装置１０００では、適用対象の電力系統ごとに、上記関係（伝達関数など）に応じた、制御演算におけるゲインおよび時定数などのパラメータの調整が必要となる。

これに対して、実施の形態１に係る電力変換装置１００は、発電機１１０の回転速度と１対１の関係にある系統周波数の変動を検出し、系統周波数の変動を補償するように構成されている。したがって、制御対象である発電機１１０の回転速度を知ることができるため、実施の形態１に係る電力変換装置１００は、発電機１１０の回転速度を直接的に制御することができる。そのため、比較例に係る電力変換装置１０００とは異なり、適用対象の電力系統ごとに、上記関係（伝達関数など）に応じたパラメータの調整が不要となる。

図６は、比較例に係る電力変換装置１０００の実装例を示す図であり、図４と対比される図である。図６には、送電線１１５が三相２回線を有する場合における電力変換装置１０００の実装例が示される。図４と同様に、送電線１１５は、変電所母線１２５と、変電所母線１２５に接続される１号線１１６および２号線１１８とを有する。

３個の電圧検出器１は、１号線１１６を構成する３本の送電線にそれぞれ接続されている。３個の電圧検出器１の各々は、三相交流電圧のうち対応する相の電圧の瞬時値を検出し、その検出値を示す信号を電力変換装置１０００（有効電力潮流検出部３００）に出力する。

３個の電流検出器２は、１号線１１６を構成する３本の送電線にそれぞれ接続されている。３個の電流検出器２の各々は、対応する相の送電線に流れる交流電流を検出し、その検出値を示す信号を電力変換装置１０００（有効電力潮流検出部３００）に出力する。

３個の電流検出器２は、２号線１１８を構成する３本の送電線にそれぞれ接続されている。３個の電流検出器２の各々は、対応する相の送電線に流れる交流電流を検出し、その検出値を示す信号を電力変換装置１０００（有効電力潮流検出部３００）に出力する。

系統状態が変動すると、送電線１１５上の三相交流電圧が不平衡となり、各相の電圧の大きさが互いに異なる場合がある。そのため、各相の有効電力潮流を算出するためには、相ごとに電圧検出器１を設ける必要がある。また、各相の有効電力潮流を算出するためには、各回線において相ごとに電流検出器２を設ける必要がある。その結果、送電線１１５が三相２回線を有する場合には、有効電力潮流を検出するために、合計９個の検出器が必要となる。

これに対して実施の形態１では、図４に示すように、発電機１１０の回転速度と１対１の関係にある系統周波数を検出するための検出器が、何れかの回線に含まれる１本の送電線に接続された１個の電圧検出器１で足りる。したがって、発電機１１０の回転速度の制御に必要となる検出器の個数を減らすことができる。

［実施の形態２］
図７は、実施の形態２に係る電力変換装置の構成を示す図である。

図７に示すように、実施の形態２に係る電力変換装置１００Ａは、実施の形態１に係る電力変換装置１００に対して、制御装置１５が制御装置１５Ａに置き換えられている点が異なる。

制御装置１５Ａは、上述した系統周波数の変動を抑制する系統周波数変動抑制手段に加え、送電線１１５上の交流電圧（系統電圧）を一定に保つ系統電圧制御手段、および、有効電力潮流の変動を抑制する有効電力潮流変動抑制手段を有している。

具体的には、制御装置１５Ａは、有効電力潮流検出部６０と、有効電力潮流変動検出部６５と、系統電圧変動検出部７５と、周波数変動検出部２０と、制御演算部３０，７０，８０と、合成部８５と、出力制御部４０とを含む。

電圧検出器１は、送電線１１５上の交流電圧の瞬時値を検出し、その検出値を示す信号を周波数検出器１０、有効電力潮流検出部６０および系統電圧変動検出部７５に出力する。

電流検出器２は、送電線１１５に流れる交流電流を検出し、その検出値を示す信号を有効電力潮流検出部６０に出力する。

有効電力潮流検出部６０は、電圧検出器１の出力信号および電流検出器２の出力信号を用いて、送電線１１５に流れる有効電力潮流Ｐを検出する。

有効電力潮流変動検出部６５は、有効電力潮流検出部６０によって検出された有効電力潮流Ｐを用いて、有効電力潮流Ｐの変動（増加または減少）を示す有効電力潮流変動量ΔＰを算出する。具体的には、有効電力潮流変動検出部６５は、現在の有効電力潮流Ｐから、有効電力潮流の基準値Ｐｃ（参照有効電力潮流）を減算することにより、有効電力潮流変動量ΔＰを算出する（ΔＰ＝Ｐｃ－Ｐ）。有効電力潮流の基準値Ｐｃは、電力系統１３０の運用計画を立てるために実行される潮流計算などにより決定される。

制御演算部７０は、有効電力潮流変動量ΔＰを入力とする、予め定められた制御演算に従って有効電力指令値Ｐｒｅｆ１および／または無効電力指令値Ｑｒｅｆ１を生成する。具体的には、制御演算部７０は、発電機１１０の回転速度の変動と送電線１１５上の有効電力潮流の変動との関係（伝達関数など）を用いて、有効電力潮流変動量ΔＰから発電機１１０の回転速度の変動を示す回転速度変動量を算出する。そして、制御演算部７０は、算出した回転速度変動量に比例する値と回転速度変動量の積分値に比例する値とを加算することにより、有効電力指令値Ｐｒｅｆ１および／または無効電力指令値Ｑｒｅｆ１を生成する。有効電力指令値Ｐｒｅｆ１は「第１の有効電力指令値」の一実施例に対応し、無効電力指令値Ｑｒｅｆ１は「第１の無効電力指令値」の一実施例に対応する。有効電力潮流検出部６０、有効電力潮流変動検出部６５および制御演算部７０は、有効電力潮流の変動を抑制するための「有効電力潮流変動抑制手段」を実現する。

系統電圧変動検出部７５は、電圧検出器１によって検出された系統電圧を用いて、系統電圧Ｖの変動（上昇または低下）を示す系統電圧変動量ΔＶを算出する。具体的には、系統電圧変動検出部７５は、現在の系統電圧Ｖの実効値Ｖｅを求める。系統電圧変動検出部７５は、現在の系統電圧Ｖの実効値Ｖｅから、潮流計算などにより決定される系統電圧の実効値の基準値Ｖｃ（参照電圧値）を減算することにより、系統電圧変動量ΔＶを算出する（ΔＶ＝Ｖｅ－Ｖｃ）。

制御演算部８０は、系統電圧変動量ΔＶを入力とする、予め定められた制御演算に従って有効電力指令値Ｐｒｅｆ２および／または無効電力指令値Ｑｒｅｆ２を生成する。例えば、制御演算部８０は、系統電圧変動量ΔＶに比例する値と系統電圧変動量ΔＶの積分値に比例する値とを加算することにより、有効電力指令値Ｐｒｅｆ２および／または無効電力指令値Ｑｒｅｆ２を生成する。有効電力指令値Ｐｒｅｆ２は「第２の有効電力指令値」の一実施例に対応し、無効電力指令値Ｑｒｅｆ２は「第２の無効電力指令値」の一実施例に対応する。系統電圧変動検出部７５および制御演算部８０は、系統電圧を一定に保つための「系統電圧制御手段」を実現する。

周波数変動検出部２０は、周波数検出器１０によって検出された系統周波数ｆを用いて、周波数変動量Δｆを算出する。制御演算部３０は、周波数変動量Δｆを入力とする、予め定められた制御演算に従って無効電力指令値Ｑｒｅｆ３を生成する。無効電力指令値Ｑｒｅｆ３は「第３の無効電力指令値」の一実施例に対応する。周波数検出器１０、周波数変動検出部２０および制御演算部３０は、系統周波数の変動を抑制するための「系統周波数変動抑制手段」を実現する。

合成部８５は、制御演算部７０により生成された有効電力指令値Ｐｒｅｆ１および無効電力指令値Ｑｒｅｆ１、制御演算部８０により生成された有効電力指令値Ｐｒｅｆ２および無効電力指令値Ｑｒｅｆ２、ならびに、制御演算部３０により生成された無効電力指令値Ｑｒｅｆ３を合成して、有効電力指令値Ｐｒｅｆおよび無効電力指令値Ｑｒｅｆを生成する。

出力制御部４０は、有効電力指令値Ｐｒｅｆおよび無効電力指令値Ｑｒｅｆにそれぞれ従った有効電力Ｐおよび無効電力Ｑを出力するための、電力変換器５０の制御指令を生成する。制御指令は、電力変換器５０へ入力される。

図８は、図７に示した合成部８５の構成例を示すブロック図である。
図８に示すように、制御演算部７０は、有効電力潮流変動量ΔＰを補償するように有効電力指令値Ｐｒｅｆ１を生成する制御演算部７０ｐと、有効電力潮流変動量ΔＰを補償するように無効電力指令値Ｑｒｅｆ１を生成する制御演算部７０ｑとを有する。

制御演算部８０は、系統電圧変動量ΔＶを補償するように有効電力指令値Ｐｒｅｆ２を生成する制御演算部８０ｐと、系統電圧変動量ΔＶを補償するように無効電力指令値Ｑｒｅｆ２を生成する制御演算部８０ｑとを有する。

合成部８５は、ゲイン・リミッタ８５１～８５５と、加算器８６０～８６２と、リミッタ８７０，８７２とを含む。

ゲイン・リミッタ８５１は、有効電力指令値Ｐｒｅｆ１にゲインＫ１（第１のゲイン）を乗算し、乗算値Ｋ１・Ｐｒｅｆ１を出力する。ゲイン・リミッタ８５１は、乗算値Ｋ１・Ｐｒｅｆ１に対してリミッタ処理を施す。

ゲイン・リミッタ８５２は、有効電力指令値Ｐｒｅｆ２にゲインＫ２（第２のゲイン）を乗算し、乗算値Ｋ２・Ｐｒｅｆ２を出力する。ゲイン・リミッタ８５２は、乗算値Ｋ２・Ｐｒｅｆ２に対してリミッタ処理を施す。

加算器８６０は、ゲイン・リミッタ８５１から入力される有効電力指令値Ｋ１・Ｐｒｅｆ１と、ゲイン・リミッタ８５２から入力される有効電力指令値Ｋ２・Ｐｒｅｆ２とを加算することにより、有効電力指令値Ｐｒｅｆを生成する（Ｐｒｅｆ＝Ｋ１・Ｐｒｅｆ１＋Ｋ２・Ｐｒｅｆ２）。有効電力指令値Ｐｒｅｆ１は「第４の有効電力指令値」の一実施例に対応する。

リミッタ８７０は、電力変換器５０が有する出力範囲に収まるように、有効電力指令値Ｐｒｅｆにリミッタ処理を施す。

ゲイン・リミッタ８５３は、無効電力指令値Ｑｒｅｆ１にゲインＫ３（第３のゲイン）を乗算し、乗算値Ｋ３・Ｑｒｅｆ１を出力する。ゲイン・リミッタ８５３は、乗算値Ｋ３・Ｑｒｅｆ１に対してリミッタ処理を施す。

ゲイン・リミッタ８５４は、無効電力指令値Ｑｒｅｆ２にゲインＫ４（第４のゲイン）を乗算し、乗算値Ｋ４・Ｑｒｅｆ２を出力する。ゲイン・リミッタ８５４は、乗算値Ｋ４・Ｑｒｅｆ２に対してリミッタ処理を施す。

ゲイン・リミッタ８５５は、無効電力指令値Ｑｒｅｆ３にゲインＫ５（第５のゲイン）を乗算し、乗算値Ｋ５・Ｑｒｅｆ３を出力する。ゲイン・リミッタ８５５は、乗算値Ｋ５・Ｑｒｅｆ３に対してリミッタ処理を施す。

加算器８６２は、ゲイン・リミッタ８５４から入力される無効電力指令値Ｋ４・Ｑｒｅｆ２と、ゲイン・リミッタ８５５から入力される無効電力指令値Ｋ５・Ｑｒｅｆ３とを加算する。加算器８６１は、ゲイン・リミッタ８５３から入力される無効電力指令値Ｋ３・Ｑｒｅｆ１と、加算器８６２から入力される、無効電力指令値Ｋ４・Ｑｒｅｆ２および無効電力指令値Ｋ５・Ｑｒｅｆ３の加算値とを加算することにより、無効電力指令値Ｑｒｅｆを生成する（Ｑｒｅｆ＝Ｋ３・Ｑｒｅｆ１＋Ｋ４・Ｑｒｅｆ２＋Ｋ５・Ｑｒｅｆ３）。無効電力指令値Ｑｒｅｆは「第４の無効電力指令値」の一実施例に対応する。

リミッタ８７２は、電力変換器５０が有する出力範囲に収まるように、無効電力指令値Ｑｒｅｆにリミッタ処理を施す。

上記構成において、ゲイン・リミッタ８５１～８５５にそれぞれ設定されるゲインＫ１～Ｋ５は、有効電力潮流変動抑制手段、系統電圧制御手段、および系統周波数変動抑制手段の優先順位に基づいて設定される。優先順位は系統状態に応じて適宜変更することができる。例えば、系統周波数変動抑制機能を、有効電力潮流抑制機能および系統電圧制御機能よりも優先させたい場合には、ゲインＫ５をゲインＫ１～Ｋ４よりも高い値に設定することができる。

以上説明したように、実施の形態２に係る電力変換装置１００Ａによれば、有効電力潮流変動抑制手段、系統電圧制御手段および系統周波数変動抑制手段を組み合わせることによって電力系統の動揺抑制制御の自由度を高めることができる。その結果、適用される電力系統に応じた適切な制御によって電力系統の動揺を抑制することができる。

ただし、実施の形態２に係る電力変換装置１００Ａを、三相２回線を有する送電線１１５に実装する場合には、比較例（図６参照）と同様に、送電線１１５上の三相交流電圧および、送電線１１５に流れる三相交流電流を検出するための、合計９個の検出器が必要となる。

今回開示された実施の形態はすべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明は上記した説明ではなくて請求の範囲によって示され、請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。

１電圧検出器、２電流検出器、１０周波数検出器、１５，１５Ａ制御装置、２０周波数変動検出部、２２，２４ＬＰＦ、２６減算器、３０，７０，８０，７０ｐ，７０ｑ，８０ｐ，８０ｑ制御演算部、３２ＰＩ制御器、４０出力制御部、４２無効電力制御部、４４ゲートドライバ、５０電力変換器、６０，３００有効電力潮流検出部、６５，３１０有効電力潮流変動検出部、７５系統電圧変動検出部、８５合成部、１００，１００Ａ，１０００電力変換装置、１１５送電線、１１６１号線、１１８２号線、１２５変電所母線、１３０電力系統、２００ＣＰＵ、２０２メモリ、２０４Ｉ／Ｏ回路、８５１～８５５ゲイン・リミッタ、８６０～８６２加算器、８７０，８７２リミッタ。

Claims

送電線に接続される電力変換装置であって、前記送電線には発電機が接続されており、
前記送電線上の交流電圧の周波数である系統周波数を検出する周波数検出器と、
検出された前記系統周波数の変動を補償するように無効電力指令値を生成する制御装置と、
前記無効電力指令値に従った無効電力を前記送電線に出力する電力変換器とを備える、電力変換装置。
前記制御装置は、
検出された前記系統周波数の変動量を算出する周波数変動検出部と、
前記系統周波数の変動量を入力とする、予め定められた制御演算に従って前記無効電力指令値を算出する制御演算部と、
前記無効電力指令値に従った無効電力を出力するように前記電力変換器を制御する出力制御部とを含む、請求項１に記載の電力変換装置。
前記制御装置は、
前記送電線における有効電力潮流を検出する有効電力潮流検出部と、
前記有効電力潮流の変動量を算出する有効電力潮流変動検出部と、
前記有効電力潮流の変動量を入力とする、予め定められた制御演算に従って第１の有効電力指令値および第１の無効電力指令値を算出する第１の制御演算部と、
前記送電線上の系統電圧の実効値の変動量を算出する系統電圧変動検出部と、
前記系統電圧の変動量を入力とする、予め定められた制御演算に従って第２の有効電力指令値および第２の無効電力指令値を算出する第２の制御演算部と、
前記系統周波数の変動量を算出する周波数変動検出部と、
前記系統周波数の変動量を入力とする、予め定められた制御演算に従って第３の無効電力指令値を算出する第３の制御演算部と、
前記第１から第３の制御演算部により算出された前記第１および第２の有効電力指令値を合成して第４の有効電力指令値を生成するとともに、前記第１から第３の無効電力指令値を合成して第４の無効電力指令値を生成する合成部と、
前記第４の有効電力指令値に従った有効電力および前記第４の無効電力指令値に従った無効電力を出力するように前記電力変換器を制御する出力制御部とを含む、請求項１に記載の電力変換装置。
前記合成部は、前記第１の有効電力指令値と第１のゲインとの積と、前記第２の有効電力指令値と第２のゲインとの積とを加算することにより前記第４の有効電力指令値を生成するとともに、
前記第１の無効電力指令値と第３のゲインとの積と、前記第２の無効電力指令値と第４のゲインとの積と、前記第３の無効電力指令値と第５のゲインとの積とを加算することにより前記第４の無効電力指令値を生成する、請求項３に記載の電力変換装置。