WO2017145316A1 - 系統連系設備 - Google Patents

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WO2017145316A1
WO2017145316A1 PCT/JP2016/055581 JP2016055581W WO2017145316A1 WO 2017145316 A1 WO2017145316 A1 WO 2017145316A1 JP 2016055581 W JP2016055581 W JP 2016055581W WO 2017145316 A1 WO2017145316 A1 WO 2017145316A1
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WO
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harmonic voltage
controller
switch
closed
unit
Prior art date
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PCT/JP2016/055581
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French (fr)
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久保田　雅之
勉 丹野
麻美 水谷
伸也 直井
麻紗子 木内
みどり 大槻
和義 島田
Original Assignee
株式会社 東芝
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Publication date
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Priority to JP2018501493A priority patent/JP6626188B2/ja
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    • Y02E40/40—Arrangements for reducing harmonics

Definitions

  • Embodiment of this invention is related with the grid connection installation which suppresses a harmonic voltage.
  • the grid interconnection facility is a facility that performs power interchange between a distributed power source or a storage battery system and a power system, and includes devices such as a transformer, a switch, and a power converter.
  • the grid interconnection facility When the grid interconnection facility is connected to the distributed power source, the power is interchanged so as to be mainly discharged to the power system, and when connected to the storage battery system, the grid interconnection facility is charged / discharged with the power system.
  • harmonic voltage may be generated in the grid interconnection facility.
  • a power interchangeable system such as a distributed power source or a storage battery system
  • harmonic voltage may be generated in the grid interconnection facility.
  • measures have been taken to provide a filter or a capacitor with a reactor, but a great deal of cost has been spent.
  • the measures can suppress harmonics in a specific circuit configuration
  • the measures are permanent.
  • the grid interconnection facility when the switching state of a switch in the grid interconnection facility changes depending on the situation, the grid interconnection facility
  • the impedance characteristic of the filter changes depending on the situation, and a filter or a capacitor with a reactor provided for a specific circuit configuration cannot cope with suppression of harmonics.
  • the grid interconnection facility according to the present embodiment is made to solve the above-described problems, and can suppress harmonic voltages even when the circuit configuration differs depending on the situation.
  • the purpose is to provide grid interconnection facilities.
  • the grid interconnection facility of the present embodiment is a grid interconnection facility connected to a power system, and includes a plurality of power converters connected to the power system, and the power system. And a plurality of transformers provided between the power converter, a plurality of switches provided between the transformer and the power converter, a controller for controlling opening and closing of the switches, And the controller is configured such that the number of closed switches is based on a harmonic voltage content characteristic that is a relationship between the number of closed switches and the harmonic voltage content of the grid interconnection facility. An opening / closing command is output to the switch so that the harmonic voltage of the interconnection facility is outside the range of the number of closed switches in which the harmonic voltage increases.
  • FIG. 1 is a diagram illustrating an entire system to which a grid interconnection facility according to a first embodiment is applied. It is a functional block diagram of the controller and power converter concerning a 1st embodiment. It is a figure which shows a harmonic voltage content rate characteristic. It is a figure for demonstrating the harmonic voltage content rate characteristic when a fluctuation
  • FIG. 1 is a diagram illustrating the entire system to which the grid interconnection facility according to the present embodiment is applied.
  • the grid interconnection facility 1 is connected to an electric power system such as an electric power company and a storage battery system 2 including a plurality of storage batteries 21 to perform power interchange.
  • the grid interconnection facility 1 since it is connected to the storage battery system 2, the grid interconnection facility 1 performs charging / discharging or charging / discharging with the power system.
  • the grid interconnection facility 1 may be connected to a distributed power source such as a solar power generation facility or a wind power generation facility instead of the storage battery system 2. In this case, the electric power system is mainly discharged.
  • the grid interconnection facility 1 includes a plurality of transformers 11, switches 12, filters 13, power converters 14 (hereinafter also simply referred to as “converters”), and loads 15.
  • transformers 11, switches 12, filters 13, power converters 14 hereinafter also simply referred to as “converters”
  • loads 15 there is a configuration in which the devices 11 to 15 are arranged in the same building or in a plurality of buildings and a plurality of containers and connected by communication lines or power lines.
  • the transformer 11 transforms to cover the power of each device in the grid interconnection facility 1.
  • the transformer 11 includes transformers 11 a and 11 b that output the transformed voltage to the load 15 and a transformer 11 c for the converter 14.
  • the transformer 11a is provided on the upper side, that is, on the power system side, and the transformer 11b is provided on the lower side of the transformer 11a, that is, on the storage battery system 2 side. Further, a plurality of transformers 11c and a load 15 are connected in parallel below the transformer 11b.
  • the transformer 11c for the converter 14 includes a switch 12, a filter 13, and a transformer 11, respectively. A circuit in which the converters 14 are connected in series is connected in parallel. Therefore, the grid interconnection facility 1 has a plurality of sets of the switch 12 and the converter 14 connected in series.
  • the switch 12 is a switch that switches between connection and disconnection of the converter 14.
  • the filter 13 is a facility that removes or reduces the harmonic voltage generated in the grid connection facility 1, and is configured by L, R, and C, for example.
  • the converter 14 is a device that converts alternating current and direct current, includes a switching element, and is connected to the power system and the storage battery 21 via the transformer 11 and the switch 12.
  • the grid interconnection facility 1 is provided with a plurality of voltage sensors 16a to 16c for measuring voltage.
  • the voltage sensors 16a to 16c measure the fundamental voltage and the odd-order harmonic voltage.
  • a voltage sensor 16a is provided between the power system and the transformer 11a
  • a voltage sensor 16b is provided between the transformers 11a and 11b.
  • a voltage sensor 16 c is provided between the transformer 11 c and the switch 12.
  • the grid interconnection facility 1 includes a controller 3.
  • the controller 3 is connected to each device in the grid connection facility 1 via a wired or wireless communication line, and collects information on each device and controls each device.
  • the controlled devices include a switch 12, a converter 14, and a load 15.
  • the controller 3 includes a single computer or a plurality of computers connected to a network and a display device.
  • the controller 3 stores a program and a database in an HDD, an SSD, or the like, expands appropriately in a RAM, and performs processing by a CPU and displays on a display device, which will be described later.
  • the controller 3 has a host controller 31 provided in a central power supply control center and the like, and an in-facility controller 32 provided in the grid interconnection facility 1.
  • the host controller 31 and the in-facility controller 32 are connected via a wired or wireless communication line, and transmit information.
  • the controller 3 is divided into the host controller 31 and the in-facility controller 32.
  • the controller 3 is not necessarily divided.
  • the in-facility controller 32 is not necessarily provided in the grid interconnection facility 1.
  • the host controller 31 and the in-facility controller 32 are also simply referred to as “controllers” 31 and 32.
  • FIG. 2 is a functional block diagram of the controller 3 and the converter 14 according to the present embodiment.
  • the controller 32 includes a switch state collection unit 321, a failure information collection unit 322, a closed number counting unit 323, a control unit 324, a voltage acquisition unit 325, a calculation unit 326, an operation state transmission / reception unit 327, and activation
  • a signal transmission unit 328, a switching signal transmission unit 329, a command value reception unit 330, and a charge / discharge command unit 331 are included.
  • the switch state collection unit 321 collects the open / close state of each switch 12.
  • the failure information collection unit 322 collects failure states of the devices 11 to 15.
  • the closed number counting unit 323 counts the number of closed switches 12 from the switching state information of the switches 12 by the switch state collecting unit 321. Further, the closed number counting unit 323 may count the number of closed units in consideration of the presence or absence of the failure of the switch 12 from the failure information collection unit 322.
  • the control unit 324 controls the opening / closing of the switch 12. Specifically, the control unit 324 determines whether the number of closed switches 12 is closed based on the harmonic voltage content characteristic that is the relationship between the number of closed switches 12 and the harmonic voltage content of the grid interconnection facility 1. Then, an opening / closing command is output to the switch 12 so that the harmonic voltage of the grid interconnection facility 1 is outside the range of the number of closed switches (hereinafter also simply referred to as “avoided number range”).
  • the harmonic voltage content rate indicates the ratio of the harmonic voltage to the reference wave voltage.
  • Harmonic voltage refers to odd-order harmonic voltages such as the third, fifth, and seventh orders.
  • FIG. 3 shows the harmonic voltage content characteristic in which the horizontal axis indicates the number of closed switches 12 and the vertical axis indicates the seventh harmonic voltage content.
  • the harmonic voltage content rate characteristic may be stored in advance in a storage unit (not shown) provided in the controller 3 or may be acquired by external input from the host controller 31 or the like. Moreover, you may obtain
  • the avoidance number range is set in advance to the closed number range of the switch 12 in which the harmonic voltage content rate exceeds a predetermined threshold (for example, 3%).
  • the controller 324 is set in a closed state for the number outside the avoidance number range, that is, for the number included in the closed number range of the switch 12 in which the harmonic voltage content is equal to or less than a predetermined threshold.
  • a predetermined threshold for example, 3%
  • the number of switches 12 to be closed and the selection of which switch 12 to close are arbitrary, and the design can be changed as appropriate. For example, it may be determined by the control unit 324, or a setting by an administrator may be received via an administrator input unit 313 described later.
  • control unit 324 determines that the current closed number counted by the closed number counting unit 323 is within the avoidance number range, the control unit 324 is out of the avoidance number range.
  • the closed number to be closed and the selection of the switch 12 to be closed may be determined, or a warning is displayed on the display unit 314 to be described later that the current closed number is within the avoidance number range, and the administrator to be described later You may receive the input of the closed number which becomes out of the avoidance number range by an administrator via the input unit 313.
  • the voltage acquisition unit 325 acquires the voltage including the fundamental wave voltage and the odd harmonic voltage measured by the voltage sensors 16a to 16c.
  • the calculation unit 326 calculates a harmonic content rate from the fundamental wave voltage and the odd-order harmonic voltage acquired by the voltage acquisition unit 325 and obtains a harmonic voltage content rate characteristic.
  • the calculation unit 326 may store the circuit configuration of the grid interconnection facility 1 in a storage unit (not shown) provided in the controller 32 in advance, and obtain a harmonic voltage content characteristic by simulating from the circuit configuration. .
  • the operation state transmission / reception unit 327 transmits all or a part of the data received by the controller 32 to the host controller 31, and transmits / receives a protection value transmitted from the host controller 31, information on the converter 14 to be activated, and the like.
  • the activation signal transmission unit 328 outputs an activation signal to the converter 14.
  • the switching signal transmission unit 329 transmits a switching signal to the converter 14.
  • a switching signal is a signal given to the switching element of the converter 14, and the converter 14 performs switching by this.
  • the command value receiving unit 330 receives the charge / discharge command value transmitted from the host controller 31. Examples of the charge / discharge command value include a command value for active power and a command value for reactive power.
  • the charge / discharge command unit 331 outputs the received charge / discharge command value to the converter 14. When the charge / discharge command value is not transmitted from the host controller 31, the charge / discharge command unit 331 may generate the charge / discharge command value and output it to the converter 14.
  • the controller 31 includes an operation state transmission / reception unit 311, a command value transmission unit 312, an administrator input unit 313, and a display unit 314.
  • the operation state transmission / reception unit 311 receives all or a part of the data included in the controller 32 from the controller 32 and transmits the protection value, information on the activated converter 14, and the like to the controller 32.
  • Command value transmission unit 312 transmits the charge / discharge command value of converter 14 to command value reception unit 328.
  • the administrator input unit 313 is a user interface such as a mouse, a keyboard, and a touch panel. For example, the input of the charge / discharge command value by the manager or the number of closed switches 12 is accepted.
  • the display unit 314 displays the open / close state of the switch 12 and the operation state of each device. In addition, the display unit 314 displays a warning when the number of closed switches 12 input via the administrator input unit 313 is within a high harmonic voltage content range.
  • the converter 14 includes an activation signal receiving unit 141, a switching signal receiving unit 142, and a command value receiving unit 143.
  • the activation signal reception unit 141 receives an activation signal from the activation signal transmission unit 328.
  • the switching signal receiving unit 142 receives the switching signal from the switching signal transmitting unit 329.
  • the command value receiving unit 143 receives the charge / discharge command value from the charge / discharge command unit 331.
  • the converter 14 performs AC and DC conversion based on the charge / discharge command value.
  • the harmonic voltage content rate characteristic varies depending on the circuit configuration of the grid interconnection facility 1.
  • the switch 12 is assumed to be located between the transformer 11 c and the converter 14, but the characteristics also change depending on the state of the switch installed at another position. Further, it varies depending on the transformer 11, the distribution line, and the filter constant of the filter 13 in the grid connection facility 1.
  • the harmonic voltage content rate is a mountain-shaped graph, and the number of closed switches 12 has a peak at 60 units. That is, a closed number of around 60 units must be avoided because the harmonic voltage content is large. If harmonics with a high harmonic voltage content rate occur, harmonic currents flow into the capacitors in the grid interconnection facility 1, which may cause deterioration or fire. Depending on the converter 14, malfunctions or errors may occur. This is because normal operation may not be possible due to detection.
  • control unit 324 outputs an opening / closing command to the switch 12 so that the number of closed switches 12 is outside the closed number range in which the harmonic voltage of the grid interconnection facility 1 increases.
  • the closed number range is a range in which the harmonic voltage content rate is equal to or less than a predetermined threshold value.
  • the threshold is set to 3%, and the control unit 324 controls the opening and closing of the switch 12 so that the number of the closed switches 12 is 40 or less or 75 or more. It suffices for these ranges, and the design of which switch 12 is closed can be changed as appropriate.
  • Information about which switch 12 is in the closed state is received from the controller 31 via the operation state transmission / reception unit 311 from the controller 31 to the controller 32, for example.
  • a warning is displayed on the display unit 314 to prompt the user to reset the number of closed switches.
  • a stop signal may be transmitted simultaneously to the other converters 14 connected to the switch 12 that is not closed so that the number of switches 12 closed is 40 or less.
  • the closing signal of the switch 12 is transmitted all at once from the controller 32 with a contact signal with little communication delay, and the target switches 12 are activated all at once, so that the delay of the activation sequence is reduced. Generation is suppressed, for example, within 10 ms.
  • the transmission of signals in such a sequence is the same in the stop sequence.
  • the grid interconnection facility 1 of the present embodiment is a grid interconnection facility connected to the power grid, and includes a plurality of power converters 14 connected to the power grid, a power grid and a power converter 14, and A plurality of transformers 11 provided between them, a plurality of switches 12 provided between the transformers 11 and the power converter 14, and a controller 3 that controls opening and closing of the switches 12. Then, the controller 3 determines that the closed number of the switches 12 is based on the harmonic voltage content characteristic that is the relationship between the closed number of the switches 12 and the harmonic voltage content of the grid interconnection facility 1. An opening / closing command is output to the switch 12 so that the harmonic voltage of the facility 1 increases outside the range of the number of closed switches.
  • the controller 3 outputs an opening / closing command to the switch 12 to set the number of switches 12 to be closed within the range of the number of switches 12 in which the harmonic voltage content rate is equal to or less than a predetermined threshold.
  • the controller 3 includes a switch state collecting unit 321 that collects the switching state information of each switch 12, a closed unit counting unit 323 that counts the number of closed switches from the switching state information, a fundamental voltage, and an odd number
  • the voltage acquisition unit 325 for acquiring the measured voltage from the voltage sensors 16a to 16c for measuring the voltage including the second harmonic voltage, and calculating the harmonic voltage content from the acquired fundamental wave voltage and the odd harmonic voltage.
  • a calculation unit 326 that obtains the harmonic voltage content rate characteristic from the closed number and the harmonic voltage content rate obtained by the calculation is provided.
  • the harmonic content characteristics can be obtained by actual measurement, so even if there is a change such as equipment expansion in the grid interconnection facility, it is possible to respond flexibly to suppress the generation of harmonic voltage. it can.
  • the calculation unit 326 of the second embodiment obtains the harmonic voltage content characteristic when there is a variation in the harmonic voltage content. For example, the fluctuation can be determined by calculating the harmonic voltage content rate by the calculation unit 326 at predetermined time intervals and obtaining the difference. In the present embodiment, the calculation unit 326 calculates the harmonic voltage content rate from the actual measurement of the voltage sensors 16a to 16c, and obtains the harmonic voltage content rate characteristic when the harmonic voltage content rate decreases. That is, the property is updated in response to the decrease in the content rate.
  • the number of switches 12 is adjusted using the harmonic voltage content characteristic based on the voltage sensor 16c that generates the largest harmonic.
  • the harmonic voltage content rate characteristic may be updated based on only the actual measurement of the voltage sensor 16c, the number of closed units may be changed, or according to the decrease in the harmonic voltage content rate based on the voltage sensor 16a closest to the power system. Further, the harmonic voltage content rate characteristic based on the voltage sensor 16c may be obtained and updated to change the number of closed units. The latter will be described below as an example.
  • the calculation unit 326 calculates the harmonic voltage content based on the voltage sensor 16a closest to the power system, and when there is a decrease, the harmonic based on the voltage sensor 16c that generates the largest harmonic. While calculating a voltage content rate, the said harmonic voltage content rate characteristic is calculated
  • the control unit 324 changes the avoidance number range of the switch 12 based on the updated harmonic voltage content rate characteristic. That is, the control part 324 changes the avoidance number range of the switch 12 based on the calculated
  • the calculation unit 326 obtains the harmonic voltage content characteristic when the harmonic voltage content rate decreases, and the controller 3 includes the harmonic voltage content obtained when the harmonic voltage content rate decreases.
  • the range of avoidance units was changed based on the rate characteristics.
  • the voltage state in the grid interconnection facility 1 varies depending on the time and event, and the harmonic voltage content rate characteristic varies accordingly.
  • the harmonic voltage content is lower on the near side of the power system, and the higher the harmonic voltage content is, the lower the level is, the more the distortions are superimposed. For example, when the harmonic voltage content based on the voltage of the voltage sensor 16a closest to the power system becomes low, the graph of the harmonic voltage content based on the voltage sensor 16c having the highest measured voltage also falls.
  • the harmonic voltage content rate by the voltage sensor 16a closest to the power system falls from, for example, 1% to 0.5%, the harmonic voltage based on the voltage sensor 16c having the highest measured voltage. Since the content rate also decreases, the closed number range in which the harmonic voltage increases is narrowed even if the threshold value is the same.
  • the avoidance number range is 40 or more and 75 or less, whereas the harmonic voltage content rate is reduced to 0.5%. Then, the avoidance number range is 43 or more and 70, and the avoidance number range becomes narrow. For this reason, it is not necessary to limit the number of operating converters unnecessarily. Therefore, unnecessary restrictions during operation can be avoided.
  • the third embodiment will be described with reference to FIGS.
  • the third embodiment is the same as the basic configuration of the first embodiment. In the following, only differences from the first embodiment will be described, and the same parts as those in the first embodiment will be denoted by the same reference numerals and detailed description thereof will be omitted.
  • FIG. 5 is a functional block diagram of the controller 3 and the converter 14 according to the third embodiment.
  • the controller 3 of the third embodiment is provided with a load power command unit 341.
  • the load power command unit 341 outputs a command for causing the load 15 to consume power.
  • the load power command unit 331 causes a heater, an inverter, etc. By outputting a command for causing the load 15 to operate, the harmonic voltage in the facility 1 can be reduced.
  • This power consumption command is preferably output when the number of closed switches 12 is in the closed number range where the harmonic voltage content exceeds a predetermined threshold. Also, it is effective to output the command when the harmonic voltage content rate becomes large, such as during maintenance of equipment in the system interconnection facility 1.
  • the fourth embodiment is the same as the basic configuration of the first embodiment. In the following, only differences from the first embodiment will be described, and the same parts as those in the first embodiment will be denoted by the same reference numerals and detailed description thereof will be omitted.
  • the grid connection facility 1 includes a plurality of sets, each of which includes a switch 12 and a converter 14 connected in series.
  • the controller 32 outputs a command to close the switch 12 to the switch 12 and outputs a command to switch the converter 14 connected in series to the switch 12 that has been closed by the command as one unit.
  • the control is sequentially performed for each pair of the switch 12 and the converter 14. For example, after the first switch 12 is closed, the converter 14 connected in series with the switch 12 is switched. And after that, it carries out in order for each group so that it may be closed with the second switch 12.
  • the switch 12 can be turned on while the harmonic voltage generated in the grid interconnection facility 1 is always kept low.
  • the harmonic voltage can always be kept low by turning on and switching the switch 12 and the converter 14 one by one. It is considered that the reason for this behavior is that the circuit state in the grid interconnection facility 1 differs between when switching one by one and when switching all the units simultaneously.
  • the charging and switching control performed one by one is performed before reaching the closed number range in which the harmonic voltage increases. Further, the control may be performed for the entire set of the switch 12 and the converter 14, or the harmonic voltage suppressing effect can be obtained even if at least one set is performed. This control may be performed when the converter 14 is operated after maintenance of the converter 14 is completed.
  • the fifth embodiment will be described with reference to FIG.
  • the fifth embodiment is the same as the basic configuration of the first embodiment. In the following, only differences from the first embodiment will be described, and the same parts as those in the first embodiment will be denoted by the same reference numerals and detailed description thereof will be omitted.
  • the converter 14 may have a dead zone that does not output when the command value is a low output even if it receives a charge / discharge command value from the outside.
  • the fifth embodiment relates to the control of the controller 32 when the converter 14 has a dead zone.
  • FIG. 7 is a functional block diagram of the controller 3 and the converter 14 according to the fifth embodiment.
  • the controller 32 has a dead zone database 351 of the converter 14.
  • the database 351 stores the upper and lower limits of the dead zone.
  • the controller 32 Based on the database 351, the controller 32 generates a charge / discharge command value so that the total output of the converter 14 approaches 0 by the charge / discharge command unit 331, and outputs the command value to the converter 14.
  • the controller 32 preferably outputs a charge / discharge command value with a total output of zero.
  • the control of the converter 14 by the controller 32 will be specifically described.
  • the upper limit of the dead zone of the converter 14 is +10 kW when the discharge direction from the storage battery system 2 to the power system is positive, and the lower limit is ⁇ 10 kW
  • the charge / discharge command unit 331 has a total output of the converter 14 of zero.
  • the said upper limit or lower limit is produced
  • the positive / negative distribution of the command value to each converter 14 is arbitrary, and the design can be changed as appropriate.
  • the controller 32 By using the controller 32 as described above, it is possible to prevent adverse effects on the power system and to easily obtain the harmonic voltage suppression effect. More specifically, if 100 converters 14 are installed in the grid interconnection facility 1, for example, if all the units output 10 kW, 1000 kW of power will flow backward to the power system, The system may be adversely affected. Even if the power system is not adversely affected, if the total output of the converter 14 departs from 0, the harmonic voltage suppression effect may be hindered. Therefore, the harmonic voltage suppression effect can be easily obtained by outputting a command value in which the total output of the converter 14 approaches zero. This control may be performed when it is determined that the number of closed switches 12 is within the avoidance number range.
  • the harmonic voltage can be suppressed without requiring a special configuration of the converter 14.
  • the sixth embodiment will be described with reference to FIG.
  • the sixth embodiment is the same as the basic configuration of the fifth embodiment.
  • only points different from the fifth embodiment will be described, and the same parts as those of the fifth embodiment will be denoted by the same reference numerals and detailed description thereof will be omitted.
  • FIG. 8 is a functional block diagram of the controller 3 and the converter 14 according to the sixth embodiment.
  • the controller 32 includes a harmonic reduction command value transmission unit 361 and an activation sequence completion reception unit 362, and the converter 14 includes a harmonic reduction command value reception unit 144 and an activation sequence completion transmission unit 145.
  • Harmonic reduction command value transmission unit 361 transmits a harmonic reduction command value with an output power of 0 to converter 14 together with the activation signal, regardless of whether there is a dead band.
  • the activation sequence completion receiving unit 362 receives a signal indicating that the activation sequence is completed from the converter 14.
  • the harmonic reduction command value receiving unit 144 receives the harmonic reduction command value from the harmonic reduction command value transmitting unit 361.
  • the activation sequence completion transmission unit 145 receives the activation signal from the activation signal transmission unit 328 and the harmonic reduction command value from the harmonic reduction command value transmission unit 361, and the activation and switching are completed. A signal to that effect is transmitted to the activation sequence completion receiving unit 362.
  • the total output of the converter 14 can be reduced to 0, communication delay between the converters 14, and the same converter Even if there is a transmission delay between the start signal at 14 and the harmonic reduction command value, the start sequence of the converter 14 can be completed with the harmonic voltage reduced.
  • the controller 32 recovers the dead zone function when receiving an activation sequence completion signal from the converter 14 and the operation for setting the output power to 0 becomes unnecessary. This is because the loss of the converter 14 can be reduced. That is, when the controller 32 receives the activation sequence completion signal from the converter 14, the controller 32 switches the command value transmission from the harmonic reduction command value transmission unit 361 to the charge / discharge command unit 331. Thereby, since it can be made to output to the converter 14 at the upper limit or lower limit of a dead zone at least, a loss can be reduced rather than the case where it does not output.
  • the administrator input unit 312 and the display unit 314 are provided in the host controller 31, but may be provided in the in-facility controller 32.
  • the harmonic voltage content has been described by taking the 7th harmonic voltage as an example, but not limited thereto, the 3rd order, the 5th order, the 9th order, the 11th order, Based on the characteristics of the 13th-order harmonic voltage content rate, the closed number of switches 12 may be controlled to be out of the avoidance number range.
  • the probability of being included in the grid interconnection facility 1 is high in the fifth and seventh orders, and is medium in the eleventh and thirteenth orders. Therefore, in the second embodiment, avoidance is caused by fluctuations in the harmonic voltage content rate.
  • the avoidance number range may be changed if there is a fluctuation in the 11th or 13th harmonic voltage content.

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Abstract

状況に応じて回路構成が異なる場合であっても、高調波電圧を抑制することのできる系統連系設備を提供する。電力系統と接続された系統連系設備であって、電力系統と接続された複数の電力変換器１４と、電力系統と電力変換器１４との間に設けられた複数の変圧器１１と、変圧器１１と電力変換器１４との間に設けられた複数の開閉器１２と、開閉器１２の開閉を制御するコントローラ３と、を備える。そして、コントローラ３は、開閉器１２の閉台数と系統連系設備１の高調波電圧含有率との関係である高調波電圧含有率特性に基づいて、開閉器１２の閉台数が、系統連系設備１の高調波電圧が増大する開閉器閉台数範囲の範囲外となるように開閉器１２に開閉指令を出力する。

Description

系統連系設備
　本発明の実施形態は、高調波電圧を抑制する系統連系設備に関する。
　近年、自然エネルギーの発電を導入するため、太陽光発電設備や風力発電設備などの分散型電源、電力変動抑制又はピークシフト用の蓄電池システムの大規模化が進んでいる。これらの分散型電源や蓄電池システムは、系統連系設備を介して電力会社などの電力系統と連系する。
　系統連系設備は、分散型電源や蓄電池システムと電力系統との間の電力融通を行う設備であり、変圧器、開閉器、電力変換器などの機器を含み構成されている。系統連系設備は、分散型電源と接続される場合には、電力系統に対して主として放電するよう電力融通し、蓄電池システムと接続される場合には、電力系統との間で充放電する。
特開２００９－２１９２２９号公報
　系統連系設備が分散型電源や蓄電池システムなど電力融通する系統と接続される場合、系統連系設備内に高調波電圧が発生する場合がある。従来から、発生した高調波を除去又は低減するため、フィルタやリアクトル付きコンデンサを設ける対策がなされていたが、多大なコストを費やしていた。
　上記対策は、特定の回路構成において高調波の抑制が可能であるが、対策が恒久的であり、例えば系統連系設備内の開閉器等の開閉状態が状況によって変化する場合、系統連系設備のインピーダンス特性が状況により変化することとなり、特定の回路構成のために設けたフィルタやリアクトル付きコンデンサでは、高調波の抑制に対応しきれない。
　また、系統連系設備のインピーダンス特性が開閉器等の状態によって変化する場合、系統連系設備の全領域にわたって高調波電圧が発生しないようにフィルタやリアクトル付きコンデンサを追加する場合には、コスト上や機器の配置スペース上の点からも困難である。
　本実施形態に係る系統連系設備は、上記のような課題を解決するためになされたものであり、状況に応じて回路構成が異なる場合であっても、高調波電圧を抑制することのできる系統連系設備を提供することを目的とする。
　上記の目的を達成するために、本実施形態の系統連系設備は、電力系統と接続された系統連系設備であって、前記電力系統と接続された複数の電力変換器と、前記電力系統と前記電力変換器との間に設けられた複数の変圧器と、前記変圧器と前記電力変換器との間に設けられた複数の開閉器と、前記開閉器の開閉を制御するコントローラと、を備え、前記コントローラは、前記開閉器の閉台数と前記系統連系設備の高調波電圧含有率との関係である高調波電圧含有率特性に基づいて、前記開閉器の閉台数が、前記系統連系設備の高調波電圧が増大する開閉器閉台数範囲の範囲外となるように前記開閉器に開閉指令を出力すること、を特徴とする。
第１の実施形態に係る系統連系設備が適用されたシステム全体を示す図である。 第１の実施形態に係るコントローラ及び電力変換器の機能ブロック図である。 高調波電圧含有率特性を示す図である。 系統連系設備内の電圧状態に変動が生じた場合の高調波電圧含有率特性について説明するための図である。 第３の実施形態に係るコントローラ及び電力変換器の機能ブロック図である。 負荷消費電力に変動が生じた場合の高調波電圧含有率特性について説明するための図である。 第５の実施形態に係るコントローラ及び電力変換器の機能ブロック図である。 第６の実施形態に係るコントローラ及び電力変換器の機能ブロック図である。
［１．第１の実施形態］
［１－１．構成］
　以下では、図１～図３を参照しつつ、本実施形態の系統連系設備について説明する。図１は、本実施形態に係る系統連系設備が適用されたシステム全体を示す図である。
　図１に示すように、系統連系設備１は、電力会社などの電力系統と、複数の蓄電池２１を備えた蓄電池システム２とに接続され、電力融通を行う。本実施形態では蓄電池システム２と接続されているため、系統連系設備１は、電力系統との間で充放電又は充電若しくは放電の何れかを行う。系統連系設備１は蓄電池システム２に代えて太陽光発電設備や風力発電設備などの分散型電源と接続されていても良い。この場合は、電力系統に対して主に放電を行う。
　系統連系設備１は、変圧器１１、開閉器１２、フィルタ１３、電力変換器１４（以下、単に「変換器」ともいう。）、負荷１５をそれぞれ複数含んで構成されている。系統連系設備１の態様としては、例えば、各機器１１～１５が、同一建屋内又は複数の建屋及び複数のコンテナに配置され、通信線や電力線で接続される構成が挙げられる。
　変圧器１１は、系統連系設備１内の各機器の電力を賄うために変圧する。変圧器１１は、変圧した電圧を負荷１５に出力する変圧器１１ａ、１１ｂ及び変換器１４用の変圧器１１ｃを有する。変圧器１１ａは上位すなわち電力系統側に設けられ、変圧器１１ａ下位すなわち蓄電池システム２側に変圧器１１ｂが設けられている。さらに、変圧器１１ｂの下位には、複数の変換器用の変圧器１１ｃと負荷１５とが並列に接続されており、変換器１４用の変圧器１１ｃにはそれぞれ、開閉器１２、フィルタ１３、及び変換器１４が直列に接続された回路が並列に接続されている。従って、系統連系設備１は、直列接続された開閉器１２と変換器１４の組を複数組有する。
　開閉器１２は、変換器１４の接続と切り離しを切り換えるスイッチである。フィルタ１３は、系統連系設備１内に発生した高調波電圧を除去又は低減する設備であり、例えば、Ｌ、Ｒ、Ｃで構成される。変換器１４は、交流と直流とを変換する機器であり、スイッチング素子を含み構成され、変圧器１１及び開閉器１２を介して電力系統と蓄電池２１とに接続されている。
　系統連系設備１には、電圧を測定する複数の電圧センサ１６ａ～１６ｃが設けられている。電圧センサ１６ａ～１６ｃは、基本波電圧及び奇数次の高調波電圧を測定する。ここでは、電力系統と変圧器１１ａとの間に電圧センサ１６ａが設けられ、変圧器１１ａ、１１ｂ間に電圧センサ１６ｂが設けられている。また、変圧器１１ｃと開閉器１２との間に電圧センサ１６ｃが設けられている。
　また、系統連系設備１は、コントローラ３を含み構成されている。コントローラ３は、系統連系設備１内の各機器と有線又は無線の通信回線を介して接続されており、当該各機器の情報の収集及び当該各機器の制御を行う。この制御対象機器としては、開閉器１２、変換器１４、負荷１５が含まれる。
　コントローラ３は、単一のコンピュータ又はネットワーク接続された複数のコンピュータ及び表示装置を含み構成されている。コントローラ３は、プログラム及びデータベースをＨＤＤやＳＳＤ等に記憶しており、ＲＡＭに適宜展開し、ＣＰＵで処理することにより、後述する演算や表示装置への表示を行う。
　コントローラ３は、中央給電司令所などに設けられる上位コントローラ３１と、系統連系設備１内に設けられる設備内コントローラ３２とを有している。上位コントローラ３１と設備内コントローラ３２とは、有線又は無線の通信回線を介して接続されており、情報の伝送を行う。なお、本実施形態ではコントローラ３を上位コントローラ３１と設備内コントローラ３２とに分けたが、必ずしも分けなくても良い。また、設備内コントローラ３２は、必ずしも系統連系設備１内に設けなくても良い。以下、上位コントローラ３１、設備内コントローラ３２は、単に「コントローラ」３１、３２とも称する。
　図２は、本実施形態に係るコントローラ３及び変換器１４の機能ブロック図である。図２に示すように、コントローラ３２は、開閉器状態収集部３２１、故障情報収集部３２２、閉台数集計部３２３、制御部３２４、電圧取得部３２５、演算部３２６、運転状態送受信部３２７、起動信号送信部３２８、スイッチング信号送信部３２９、指令値受信部３３０、充放電指令部３３１を有する。
　開閉器状態収集部３２１は、各開閉器１２の開閉状態を収集する。故障情報収集部３２２は、各機器１１～１５の故障状態を収集する。閉台数集計部３２３は、開閉器状態収集部３２１による開閉器１２の開閉状態情報から開閉器１２の閉台数を集計する。また、閉台数集計部３２３は、閉台数の集計の際、故障情報収集部３２２からの開閉器１２の故障の有無を加味して集計しても良い。
　制御部３２４は、開閉器１２の開閉を制御する。具体的には、制御部３２４は、開閉器１２の閉台数と系統連系設備１の高調波電圧含有率との関係である高調波電圧含有率特性に基づいて、開閉器１２の閉台数が、系統連系設備１の高調波電圧が増大する開閉器閉台数範囲（以下、単に「回避台数範囲」とも称する）の範囲外となるように開閉器１２に開閉指令を出力する。
　高調波電圧含有率とは、基準波電圧に対する高調波電圧の割合を示す。高調波電圧は、３次、５次、７次などの奇数次の高調波電圧をいう。高調波電圧含有率特性の一例として、図３に、横軸を開閉器１２の閉台数、縦軸に７次高調波電圧含有率とした、高調波電圧含有率特性を示す。
　高調波電圧含有率特性は、コントローラ３に設けた記憶部（不図示）に予め記憶させていても良いし、上位コントローラ３１などの外部からの入力により取得しても良い。また、実測から求めても良い。以下では、実測から求める態様で説明する。
　制御部３２４による回避台数範囲外とする制御について、具体的に説明する。例えば、開閉器１２の閉台数が回避台数範囲外とするために、回避台数範囲を、高調波電圧含有率が所定の閾値（例えば、３％）超となる開閉器１２の閉台数範囲に予め設定しておき、制御部３２４は、当該回避台数範囲外の台数分、すなわち、高調波電圧含有率が所定の閾値以下となる開閉器１２の閉台数範囲に含まれる台数分、閉状態となるように開閉器１２に開閉指令を出力する。この回避台数範囲外とする制御において、回避台数範囲外であれば、開閉器１２の閉台数やどの開閉器１２を閉とするかの選択は任意であり、適宜設計変更可能である。例えば、制御部３２４により決定しても良いし、後述する管理者入力部３１３を介して管理者による設定を受け付けても良い。
　また、この回避台数範囲外とする制御は、制御部３２４が、閉台数集計部３２３により集計された現在の閉台数が回避台数範囲内であると判定した場合、制御部３２４が回避台数範囲外となる閉台数及び閉とする開閉器１２の選択を決定しても良いし、現在の閉台数が回避台数範囲内である旨を後述する表示部３１４に警告を表示して、後述の管理者入力部３１３を介して管理者による回避台数範囲外となる閉台数の入力を受け付けても良い。
　電圧取得部３２５は、電圧センサ１６ａ～１６ｃで測定した基本波電圧及び奇数次高調波電圧を含む電圧を取得する。演算部３２６は、電圧取得部３２５により取得した基本波電圧と奇数次高調波電圧とから高調波含有率を演算するとともに、高調波電圧含有率特性を求める。演算部３２６は、コントローラ３２に設けた記憶部（不図示）に系統連系設備１の回路構成を予め記憶しておき、当該回路構成からシミュレーションして高調波電圧含有率特性を求めても良い。
　運転状態送受信部３２７は、コントローラ３２が受信するデータの全部又は一部を上位コントローラ３１に送信し、上位コントローラ３１から送信される保護値や起動する変換器１４の情報等を送受信する。
　起動信号送信部３２８は、変換器１４に起動信号を出力する。スイッチング信号送信部３２９は、変換器１４にスイッチング信号を送信する。スイッチング信号は、変換器１４のスイッチング素子に与えられる信号であり、これにより変換器１４がスイッチングを行う。指令値受信部３３０は、上位コントローラ３１から送信された充放電指令値を受信する。この充放電指令値としては、有効電力の指令値、無効電力の指令値が挙げられる。充放電指令部３３１は、受信した充放電指令値を変換器１４に出力する。充放電指令部３３１は、上位コントローラ３１から充放電指令値が送信されない場合は、充放電指令値を生成し、変換器１４に出力しても良い。
　コントローラ３１は、運転状態送受信部３１１、指令値送信部３１２、管理者入力部３１３、表示部３１４を有している。
　運転状態送受信部３１１は、コントローラ３２が有するデータの全部又は一部をコントローラ３２から受信し、保護値や起動する変換器１４の情報等をコントローラ３２に送信する。指令値送信部３１２は、変換器１４の充放電指令値を指令値受信部３２８に送信する。管理者入力部３１３は、マウス、キーボード、タッチパネルなどのユーザーインターフェースである。例えば、管理者による充放電指令値や、開閉器１２の閉台数の入力を受け付ける。表示部３１４は、開閉器１２の開閉状態や各機器の運用状態などを表示する。また、表示部３１４は、管理者入力部３１３を介して入力された開閉器１２の閉台数が、高調波電圧含有率の大きい範囲内であった場合には、警告を表示する。
　図２に示すように、変換器１４は、起動信号受信部１４１と、スイッチング信号受信部１４２と、指令値受信部１４３と、を有する。起動信号受信部１４１は、起動信号送信部３２８から起動信号を受信する。スイッチング信号受信部１４２は、スイッチング信号送信部３２９からのスイッチング信号を受信する。指令値受信部１４３は、充放電指令部３３１からの充放電指令値を受信する。変換器１４は、当該充放電指令値に基づいて交流と直流の変換を行う。
［１－２．作用］
　本実施形態の系統連系設備１の作用について図３を用いて説明する。なお、奇数次高調波電圧の一例として７次で説明するが、３次、５次、９次、１１次、１３次であっても良い。ここでは、開閉器１２及び変換器１４の台数をそれぞれ１００台として説明する。
　まず、高調波電圧含有率特性について説明する。高調波電圧含有率特性は、系統連系設備１の回路構成によって変化する。例えば、図１では開閉器１２は変圧器１１ｃと変換器１４との間に位置するものを想定しているが、その他の位置に設置された開閉器の状態によっても当該特性は変化する。また、系統連系設備１内の変圧器１１や配電線路、フィルタ１３のフィルタ定数によっても変化する。
　図３に示すように、高調波電圧含有率は、山型のグラフとなっており、開閉器１２の閉台数が６０台でピークを有する。すなわち、６０台前後の閉台数は高調波電圧含有率が大きいため、避ける必要がある。高調波電圧含有率が大きな高調波が発生すると、系統連系設備１内のコンデンサに高調波電流が流入し、劣化や火災の原因になる虞があり、また、変換器１４によっては誤動作や誤検出により正常動作しない虞があるからである。
　本実施形態では、制御部３２４により、開閉器１２の閉台数が、系統連系設備１の高調波電圧が増大する閉台数範囲外となるように開閉器１２に開閉指令を出力する。この閉台数範囲は、高調波電圧含有率が所定の閾値以下となる範囲とする。
　ここでは、閾値を３％としており、制御部３２４は、開閉器１２の閉台数が４０台以下又は７５台以上となるように開閉器１２の開閉を制御する。これらの範囲であれば良く、どの開閉器１２を閉状態とするかは適宜設計変更可能である。どの開閉器１２を閉状態とするかの情報は、例えば、管理者入力部３１３により管理者による閉台数の入力を受け、運転状態送受信部３１１を介してコントローラ３１からコントローラ３２に送信する。なお、管理者が４１台以上７４台以下の開閉器１２の閉台数を入力した場合には、表示部３１４において警告を表示し、閉台数の再設定を促す。その際、開閉器１２の閉台数が４０台以下となるように、閉としない開閉器１２に接続されたその他の変換器１４に一斉に停止信号を送信するようにしても良い。
　なお、起動シーケンスの際に、開閉器１２の閉信号は、コントローラ３２から通信遅れの少ない接点信号等で一斉に送信し、対象の開閉器１２を一斉に起動させることで、起動シーケンスの遅れの発生を例えば１０ｍｓ以内に抑制する。このようなシーケンスにおける信号の送信等は、停止シーケンスにおいても同様である。
　［１－３．効果］
（１）本実施形態の系統連系設備１は、電力系統と接続された系統連系設備であって、電力系統と接続された複数の電力変換器１４と、電力系統と電力変換器１４との間に設けられた複数の変圧器１１と、変圧器１１と電力変換器１４との間に設けられた複数の開閉器１２と、開閉器１２の開閉を制御するコントローラ３と、を備える。そして、コントローラ３は、開閉器１２の閉台数と系統連系設備１の高調波電圧含有率との関係である高調波電圧含有率特性に基づいて、開閉器１２の閉台数が、系統連系設備１の高調波電圧が増大する開閉器閉台数範囲の範囲外となるように開閉器１２に開閉指令を出力するようにした。
　これにより、状況に応じて回路構成が異なる場合であっても、高調波電圧を抑制することのできる系統連系設備を得ることができる。
（２）コントローラ３は、高調波電圧含有率が所定の閾値以下となる開閉器１２の閉台数範囲の閉台数にする開閉指令を開閉器１２に出力するようにした。これにより、多大なコストや設備を導入することなく、高調波電圧を抑制することができる。
（３）コントローラ３は、各開閉器１２の開閉状態情報を収集する開閉器状態収集部３２１と、開閉状態情報から開閉器の閉台数を集計する閉台数集計部３２３と、基本波電圧及び奇数次高調波電圧を含む電圧を測定する電圧センサ１６ａ～１６ｃから、測定された電圧を取得する電圧取得部３２５と、取得した基本波電圧と奇数次高調波電圧とから高調波電圧含有率を演算するとともに、閉台数及び演算により得られた高調波電圧含有率から、高調波電圧含有率特性を求める演算部３２６と、を備えるようにした。
　これにより、実測により高調波含有率特性を得ることができるので、系統連系設備内の設備増設等の変更があった場合でも、高調波電圧の発生を抑制するために柔軟に対応することができる。
［２．第２の実施形態］
　［２－１．構成］
　第２の実施形態は、図４を用いて説明する。第２の実施形態は、第１の実施形態の基本構成と同じである。以下では、第１の実施形態と異なる点のみを説明し、第１の実施形態と同じ部分については同じ符号を付して詳細な説明は省略する。
　第２の実施形態の演算部３２６は、高調波電圧含有率に変動がある場合に高調波電圧含有率特性を求める。この変動は、例えば、所定時間間隔で演算部３２６により高調波電圧含有率を演算し、差分を求めることで変動の有無を判別できる。本実施形態では、演算部３２６は、電圧センサ１６ａ～１６ｃの実測から高調波電圧含有率を演算し、高調波電圧含有率が減少する場合に、高調波電圧含有率特性を求める。すなわち、当該含有率の減少を契機として当該特性を更新する。
　第２の実施形態では、最も大きな高調波が発生する電圧センサ１６ｃに基づく高調波電圧含有率特性を利用して、開閉器１２の閉台数の調整をすることを前提とする。この電圧センサ１６ｃの実測のみに基づいて高調波電圧含有率特性を更新し、閉台数を変更しても良いし、最も電力系統に近い電圧センサ１６ａに基づく高調波電圧含有率の減少に応じて、電圧センサ１６ｃに基づく高調波電圧含有率特性を求めて更新し、閉台数を変更しても良い。以下では後者を例に説明する。
　具体的には、演算部３２６は、最も電力系統に近い電圧センサ１６ａに基づく高調波電圧含有率を演算し、減少があった場合に、最も大きな高調波が発生する電圧センサ１６ｃに基づく高調波電圧含有率を演算するとともに、当該高調波電圧含有率特性を求める。すなわち、演算部３２６は、電力系統に近い箇所での高調波電圧含有率特性が変化した場合に、これに伴って、最も大きな高調波が発生する箇所での高調波電圧含有率特性を求める。
　制御部３２４は、更新した高調波電圧含有率特性に基づいて開閉器１２の回避台数範囲を変更する。すなわち、制御部３２４は、最も大きな高調波が発生する箇所における、求めた高調波電圧含有率特性に基づいて開閉器１２の回避台数範囲を変更する。
［２－２．作用・効果］
　本実施形態では、演算部３２６は、高調波電圧含有率が減少する場合に、高調波電圧含有率特性を求め、コントローラ３は、高調波電圧含有率が減少した際に求めた高調波電圧含有率特性に基づいて、回避台数範囲を変更するようにした。
　これにより、時期や地域、負荷情報、イベント等によって変化する開閉器１２の閉台数範囲を適正に対応することができる。すなわち、時期やイベントによって系統連系設備１内の電圧状態に変動が生じ、これに伴い高調波電圧含有率特性も変動する。また、電力系統の近い側で高調波電圧含有率は低く、下位になるほど歪みが重なって高調波電圧含有率が高くなる傾向にある。例えば、最も電力系統に近い電圧センサ１６ａの電圧に基づく高調波電圧含有率が低くなった場合には、最も測定電圧の高い電圧センサ１６ｃに基づく高調波電圧含有率のグラフも下がる。
　そのため、図４に示すように、電力系統に最も近い電圧センサ１６ａによる高調波電圧含有率が例えば１％から０．５％に下がった場合、最も測定電圧の高い電圧センサ１６ｃに基づく高調波電圧含有率も連動して下がるので、閾値が同じでも高調波電圧が増大する閉台数範囲が狭まる。図４の例では、電圧センサ１６ａによる高調波電圧含有率が１％のとき、回避台数範囲が４０台以上７５台以下であったのに対し、高調波電圧含有率が０．５％に下がると、回避台数範囲が４３台以上７０台となり、回避台数範囲が狭くなる。このため、不必要に変換器の運転台数を制限する必要がなくなる。従って、運用中の不必要な制限を回避することができる。
［３．第３の実施形態］
　第３の実施形態は、図５及び図６を用いて説明する。第３の実施形態は、第１の実施形態の基本構成と同じである。以下では、第１の実施形態と異なる点のみを説明し、第１の実施形態と同じ部分については同じ符号を付して詳細な説明は省略する。
　図５は、第３の実施形態に係るコントローラ３及び変換器１４の機能ブロック図である。第３の実施形態のコントローラ３には、負荷電力指令部３４１が設けられている。負荷電力指令部３４１は、負荷１５に対して電力消費させる指令を出力する。
　図６に示すように、系統連系設備１内において、負荷消費電力が大きい方が、小さい場合と比べて、当該設備１内の高調波電圧が低下する傾向にある。換言すれば、系統連系設備１内に発生する高調波電圧は抵抗性負荷に流れる電流が大きい程、その含有率が低下する特性があることから、負荷電力指令部３３１によりヒータやインバータなどの負荷１５に動作させる指令を出力することで、設備１内の高調波電圧を低下させることができる。
　この電力消費指令は、開閉器１２の閉台数が、所定の閾値超の高調波電圧含有率となる閉台数範囲にある場合に出力すると良い。また、系統連系設備１内の機器の設備のメンテナンス時など、高調波電圧含有率が大きくなる時に当該指令を出力すると効果的である。
［４．第４の実施形態］
　第４の実施形態は、第１の実施形態の基本構成と同じである。以下では、第１の実施形態と異なる点のみを説明し、第１の実施形態と同じ部分については同じ符号を付して詳細な説明は省略する。
　第４の実施形態は、コントローラ３２による開閉器１２と変換器１４の制御態様に関する。すなわち、系統連系設備１は、直列接続された開閉器１２と変換器１４を一組として当該組を複数有する。そして、コントローラ３２は、開閉器１２に閉状態とする指令を出力し、当該指令により閉状態となった開閉器１２に直列接続された変換器１４をスイッチングする指令を出力する制御を１つの単位として、開閉器１２と変換器１４の組ごとに順に当該制御をする。例えば、１台目の開閉器１２を閉とした後に、当該開閉器１２と直列接続された変換器１４のスイッチングを行う。そしてその後、２台目の開閉器１２と閉とするというように、各組ごとに順に行う。
　以上のようなコントローラ３２の制御により、系統連系設備１に発生する高調波電圧を常に低い状態に抑制しながら開閉器１２を投入していくことができる。つまり、例えば開閉器１２と変換器１４が１００台ずつある場合に、１００台の開閉器１２を一斉に投入した後に、１００台の変換器１４をスイッチングさせたとしても、結果的に１００台の変換器１４が動作していることに変わりはないが、開閉器１２と変換器１４を一組ずつ投入及びスイッチングをさせることで、高調波電圧を常に低い状態に抑制することができる。このような振る舞いをするのは、系統連系設備１内の回路状態が１台ずつスイッチングさせる場合と全台同時にスイッチングさせる場合とで異なることが要因と考えられる。
　このような一組ずつ行う投入及びスイッチングの制御は、高調波電圧が増大する閉台数範囲になる前に行うことが好ましい。また、開閉器１２と変換器１４の全組について、当該制御を行っても良いし、少なくとも一組行っても高調波電圧の抑制効果は得られる。本制御は、変換器１４のメンテナンス終了後に、当該変換器１４を動作させる場合に行うと良い。
［５．第５の実施形態］
　第５の実施形態は、図７を用いて説明する。第５の実施形態は、第１の実施形態の基本構成と同じである。以下では、第１の実施形態と異なる点のみを説明し、第１の実施形態と同じ部分については同じ符号を付して詳細な説明は省略する。
　変換器１４は、その種類によっては、外部から充放電指令値を受けても当該指令値が低出力である場合に出力を行わない不感帯を有している場合がある。第５の実施形態は、変換器１４が不感帯を有する場合のコントローラ３２の制御に関する。
　図７は、第５の実施形態に係るコントローラ３及び変換器１４の機能ブロック図である。図７に示すように、コントローラ３２は、変換器１４の不感帯のデータベース３５１を有する。データベース３５１には、不感帯の上限及び下限が格納されている。コントローラ３２は、データベース３５１に基づいて、充放電指令部３３１により、変換器１４の合計出力が０に近づくように充放電指令値を生成し、当該指令値を変換器１４に出力する。コントローラ３２は、合計出力が０となる充放電指令値を出力することが好ましい。
　このコントローラ３２による変換器１４の制御について具体的に説明する。例えば、変換器１４の有する不感帯の上限が蓄電池システム２から電力系統への放電方向を正として＋１０ｋＷ、下限が－１０ｋＷとすると、充放電指令部３３１は、変換器１４の合計出力が０となるように、当該上限又は下限を充放電指令値として生成する。例えば変換器１４が１００台ある場合、５０台を＋１０ｋＷの指令値とし、残りの５０台を－１０ｋＷの指令値とする。なお、各変換器１４への指令値の正負の振り分けは、任意であり、適宜設計変更可能である。
　以上のようなコントローラ３２により、電力系統への悪影響を防止するとともに、高調波電圧抑制効果を得られやすくすることができる。具体的に説明すると、系統連系設備１内に変換器１４が１００台設置されている場合、例えば全台が１０ｋＷの出力を行うと電力系統に１０００ｋＷの電力が逆潮流することになり、電力系統に悪影響を与える可能性がある。また、電力系統に悪影響を与えなくても、変換器１４の合計出力が０から離れると、高調波電圧抑制効果を妨げる可能性がある。そのため、変換器１４の合計出力が０に近づく指令値を出力することで、高調波電圧抑制効果が得られやすくすることができる。開閉器１２の閉台数が回避台数範囲である判定される場合に当該制御を行うと良い。
　また、変換器１４が不感帯を有する場合であっても、変換器１４に特別な構成を要することなく、高調波電圧を抑制することができる。
［６．第６の実施形態］
　第６の実施形態は、図８を用いて説明する。第６の実施形態は、第５の実施形態の基本構成と同じである。以下では、第５の実施形態と異なる点のみを説明し、第５の実施形態と同じ部分については同じ符号を付して詳細な説明は省略する。
　図８は、第６の実施形態に係るコントローラ３及び変換器１４の機能ブロック図である。コントローラ３２は、高調波低減用指令値送信部３６１、起動シーケンス完了受信部３６２を有し、変換器１４は、高調波低減用指令値受信部１４４、起動シーケンス完了送信部１４５を有する。
　高調波低減用指令値送信部３６１は、不感帯の有無に関わらず、出力電力を０とする高調波低減用指令値を、起動信号とともに変換器１４に送信する。起動シーケンス完了受信部３６２は、変換器１４から起動シーケンスが完了した旨の信号を受信する。
　高調波低減用指令値受信部１４４は、高調波低減用指令値送信部３６１からの高調波低減用指令値を受信する。起動シーケンス完了送信部１４５は、変換器１４が、起動信号送信部３２８からの起動信号と高調波低減用指令値送信部３６１からの高調波低減用指令値とを受け、起動及びスイッチングが完了した旨の信号を起動シーケンス完了受信部３６２に送信する。
　以上の構成を有することにより、変換器１４に不感帯が備わっている場合であっても、変換器１４の合計出力を０とすることができるとともに、変換器１４間の通信遅れや、同一変換器１４における起動信号と高調波低減用指令値との伝送遅れがあっても、高調波電圧を低減した状態で変換器１４の起動シーケンスを完了することできる。
　また、コントローラ３２は、変換器１４から起動シーケンス完了信号を受け、出力電力を０とする運転が不要となった場合、不感帯機能を回復させることが望ましい。変換器１４の損失を低減させることができるからである。すなわち、コントローラ３２は、変換器１４から起動シーケンス完了信号を受けた場合、指令値の送信を高調波低減用指令値送信部３６１から充放電指令部３３１に切り換える。これにより、少なくとも不感帯の上限又は下限で変換器１４に出力させることができるので、出力させない場合より損失を低減させることができる。
［７．その他の実施形態］
　本明細書においては、本発明に係る複数の実施形態を説明したが、これらの実施形態は例として提示したものであって、発明の範囲を限定することを意図していない。以上のような実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の範囲を逸脱しない範囲で、種々の省略や置き換え、変更を行うことができる。これらの実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同様に、請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれるものである。
（１）第１乃至第６の実施形態において、管理者入力部３１２や表示部３１４を上位コントローラ３１に設けたが、設備内コントローラ３２に設けても良い。
（２）第１乃至第６の実施形態において、高調波電圧含有率は、７次の高調波電圧を例に説明したが、これに限らず、３次、５次、９次、１１次、１３次の高調波電圧含有率の特性に基づいて、開閉器１２の閉台数を回避台数範囲外とする制御を行っても良い。系統連系設備１に含まれる確率は、５次、７次が高く、１１次、１３次が中程度であることから、第２の実施形態において、高調波電圧含有率の変動を契機に回避台数範囲を変更する場合には、優先的に５次又は７次の高調波電圧含有率の変動を見ると良い。これらの変動がなくても、１１次又は１３次の高調波電圧含有率の変動があれば、回避台数範囲を変更しても良い。
１　　　　　　　　　　系統連系設備
１１、１１ａ～１１ｃ　変圧器
１２　　　　　　　　　開閉器
１３　　　　　　　　　フィルタ
１４　　　　　　　　　電力変換器
１４１　　　　　　　　起動信号受信部
１４２　　　　　　　　スイッチング信号受信部
１４３　　　　　　　　指令値受信部
１４４　　　　　　　　高調波低減用指令値受信部
１４５　　　　　　　　起動シーケンス完了送信部
１５　　　　　　　　　負荷
１６ａ～１６ｃ　　　　電圧センサ
２　　　　　　　　　　蓄電池システム
２１　　　　　　　　　蓄電池
３　　　　　　　　　　コントローラ
３１　　　　　　　　　上位コントローラ
３１１　　　　　　　　運転状態送受信部
３１２　　　　　　　　指令値送信部
３１３　　　　　　　　管理者入力部
３１４　　　　　　　　表示部
３２　　　　　　　　　設備内コントローラ
３２１　　　　　　　　開閉器状態収集部
３２２　　　　　　　　故障情報収集部
３２３　　　　　　　　閉台数集計部
３２４　　　　　　　　制御部
３２５　　　　　　　　電圧取得部
３２６　　　　　　　　演算部
３２７　　　　　　　　運転状態送受信部
３２８　　　　　　　　起動信号送信部
３２９　　　　　　　　スイッチング信号送信部
３３０　　　　　　　　指令値受信部
３３１　　　　　　　　充放電指令部
３４１　　　　　　　　負荷電力指令部
３５１　　　　　　　　データベース
３６１　　　　　　　　高調波低減用指令値送信部
３６２　　　　　　　　起動シーケンス完了受信部

Claims (8)

  1. 　電力系統と接続された系統連系設備であって、
    　前記電力系統と接続された複数の電力変換器と、
    　前記電力系統と前記電力変換器との間に設けられた複数の変圧器と、
    　前記変圧器と前記電力変換器との間に設けられた複数の開閉器と、
    　前記開閉器の開閉を制御するコントローラと、
    　を備え、
    　前記コントローラは、
    　前記開閉器の閉台数と前記系統連系設備の高調波電圧含有率との関係である高調波電圧含有率特性に基づいて、前記開閉器の閉台数が、前記系統連系設備の高調波電圧が増大する開閉器閉台数範囲の範囲外となるように前記開閉器に開閉指令を出力すること、
    　を特徴とする系統連系設備。
  2. 　前記コントローラは、前記高調波電圧含有率が所定の閾値以下となる前記開閉器の閉台数範囲の閉台数にする開閉指令を前記開閉器に出力すること、
    　を特徴とする請求項１記載の系統連系設備。
  3. 　前記コントローラは、
    　各前記開閉器の開閉状態情報を収集する開閉器状態収集部と、
    　前記開閉状態情報から前記開閉器の閉台数を集計する閉台数集計部と、
    　基本波電圧及び奇数次高調波電圧を含む電圧を測定する電圧センサから、測定された電圧を取得する電圧取得部と、
    　取得した前記基本波電圧と奇数次高調波電圧とから前記高調波電圧含有率を演算するとともに、前記閉台数及び前記演算により得られた前記高調波電圧含有率から、前記高調波電圧含有率特性を求める演算部と、
    　を備えたこと、
    　を特徴とする請求項２記載の系統連系設備。
  4. 　前記演算部は、前記高調波電圧含有率が減少する場合に、前記高調波電圧含有率特性を求め、
    　前記コントローラは、前記高調波電圧含有率が減少した際に求めた前記高調波電圧含有率特性に基づいて、前記開閉器閉台数範囲を変更すること、
    　を特徴とする請求項３記載の系統連系設備。
  5. 　前記コントローラは、前記系統連系設備内の負荷に対して、電力消費させる指令を出力する負荷電力指令部を備えること、
    　を特徴とする請求項１～４の何れかに記載の系統連系設備。
  6. 　直列接続された前記開閉器と前記電力変換器の組を複数有し、
    　前記コントローラは、前記開閉器に閉状態とする指令を出力し、当該指令により閉状態となった前記開閉器に直列接続された前記電力変換器をスイッチングする指令を出力する制御を１つの単位として、前記組ごとに順に前記制御をすること、
    　を特徴とする請求項１～４の何れかに記載の系統連系設備。
  7. 　前記コントローラは、前記電力変換器の不感帯のデータベースを有し、当該データベースの不感帯に基づいて、前記電力変換器の合計出力が０に近づく充放電指令値を前記電力変換器に出力すること、
    　を特徴とする請求項１～４の何れかに記載の系統連系設備。
  8. 　前記電力変換器は、前記不感帯に関わらず、出力電力を０とする高調波低減用指令値を受信する受信部を有し、
    　前記コントローラは、前記電力変換器への起動信号とともに前記高調波低減用指令値を送信する送信部を備えること、
    　を特徴とする請求項７記載の系統連系設備。
     
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