WO2019202906A1 - 電力変換装置及び電力変換制御方法 - Google Patents
電力変換装置及び電力変換制御方法 Download PDFInfo
- Publication number
- WO2019202906A1 WO2019202906A1 PCT/JP2019/011940 JP2019011940W WO2019202906A1 WO 2019202906 A1 WO2019202906 A1 WO 2019202906A1 JP 2019011940 W JP2019011940 W JP 2019011940W WO 2019202906 A1 WO2019202906 A1 WO 2019202906A1
- Authority
- WO
- WIPO (PCT)
- Prior art keywords
- power
- value
- power conversion
- accident
- frequency
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
- H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
- H02J3/24—Arrangements for preventing or reducing oscillations of power in networks
- H02J3/241—The oscillation concerning frequency
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
- H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
- H02J3/28—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy
- H02J3/32—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy using batteries with converting means
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
- H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
- H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02M—APPARATUS FOR CONVERSION BETWEEN AC AND AC, BETWEEN AC AND DC, OR BETWEEN DC AND DC, AND FOR USE WITH MAINS OR SIMILAR POWER SUPPLY SYSTEMS; CONVERSION OF DC OR AC INPUT POWER INTO SURGE OUTPUT POWER; CONTROL OR REGULATION THEREOF
- H02M7/00—Conversion of ac power input into dc power output; Conversion of dc power input into ac power output
- H02M7/42—Conversion of dc power input into ac power output without possibility of reversal
- H02M7/44—Conversion of dc power input into ac power output without possibility of reversal by static converters
- H02M7/48—Conversion of dc power input into ac power output without possibility of reversal by static converters using discharge tubes with control electrode or semiconductor devices with control electrode
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E40/00—Technologies for an efficient electrical power generation, transmission or distribution
- Y02E40/10—Flexible AC transmission systems [FACTS]
Definitions
- the present invention generally relates to control of power conversion, and more particularly to control of power conversion from RES (Renewable Energy Source) or BESS (Battery Energy Storage System) in a power system.
- RES Renewable Energy Source
- BESS Battery Energy Storage System
- Patent Document 1 discloses a technique related to control of a microgrid configured with a plurality of microgrid resources, specifically, a control method for autonomous operation of each microgrid resource in a power-capable state.
- a synchronous generator is known as a generator in an electric power system.
- Synchronous generators have inertia and contribute to the stability of the power system.
- both RES and BESS are generally generators having no inertia, if RES and BESS increase instead of synchronous generators, there is a concern about the stability of the power system.
- the power conversion device has a power conversion control unit that controls a power conversion unit that converts DC power from RES or BESS into AC power in the power system.
- the power conversion control unit detects an accident state including an accident flag indicating whether or not an accident has occurred, based on the AC power as the output of the power conversion unit. Based on the detected accident state, the power conversion control unit receives a control signal input to the power conversion unit from a plurality of operation modes including one or more stabilized operation modes that contribute to stabilization of the power system. Select the operation mode shown.
- system which concerns on Example 1 is shown.
- An example of a structure of a power converter device is shown.
- An example of a structure of a power converter is shown.
- An example of a structure of a detection part is shown.
- An example of a mode selection process is shown.
- designated part is shown.
- An example of the structure of the detection part which concerns on Example 2 is shown.
- An example of the mode selection process which concerns on Example 2 is shown.
- 10 illustrates a part of an example of a mode selection process according to a third embodiment.
- RES102 when the same type of elements are not distinguished, a common code among the reference codes is used, and when the same type of elements is distinguished, the reference code may be used.
- RES102 when RES is not distinguished, it is referred to as “RES102”, and when RES is distinguished, it is referred to as “RES102A” or “RES102B”.
- FIG. 1 shows an example of the configuration of the entire system including the power system.
- the power system includes a power network 100 and a plurality of generators connected to the power network 100.
- the plurality of generators include the synchronous generator 101, the RES 102, and the BESS 104.
- Examples of the RES 102 include a wind power generator (wind turbine) 102A and a solar power generator (solar cell panel) 102B. Some of the generators 101, RES102, and BESS104 may be omitted.
- a power converter 105 (for example, 105A and 105B) is interposed between the RES 102 (for example, 102A and 102B) and the power network 100. Further, a power converter 105 (105C) is interposed between the BESS 104 and the power network 100.
- the power conversion device 105 improves system stability when an accident occurs in the power network 100.
- the power generation of at least the RES 102 and the BESS 104 in the power system is controlled or managed by a host control device 106 such as an energy management center.
- the host controller 106 manages the power network 100 as indicated by reference numeral 107.
- the host control device 106 acquires power network information including information indicating the state of the power network 100 regularly or irregularly.
- the host controller 106 determines one or more thresholds to be set for each power converter 105 based on the acquired power network information, and determines one or more determined values for each power converter 105 as indicated by reference numeral 108. Set the threshold.
- the operation mode is switched based on the one or more threshold values, and such a threshold value can be designated from the host controller 106.
- the host control device 106 can acquire power network information. However, the host control device 106 uses the power generation amount predicted for at least one of the RES 102 and the BESS 104 based on the acquired power network information (for example, based on the power network information. In addition, since one or more threshold values used by the power conversion device 105 are determined, it can be expected that the operation mode of each power conversion device 105 can be maintained in a mode according to the state of the power network 100. Details of the one or more threshold values will be described later. In this embodiment, one or more threshold values are set by the host control device 106 (further, at least one of the one or more threshold values is updated based on the acquired power network information. ), At least one of the one or more threshold values may be set as a fixed value in advance.
- FIG. 2 shows a configuration of the power conversion device 105.
- the power conversion device 105 includes a power conversion control unit (hereinafter, control unit) 202 that controls the power conversion unit 201 in addition to the power conversion unit 201 that converts DC power from RES or BESS into AC power in the power system.
- control unit a power conversion control unit
- At least a part of the control unit 202 may be realized by one or more computer programs being executed by a processor, or one or more hardware circuits (for example, an FPGA (Field-Programmable Gate Array) or an ASIC ( Application Specific Integrated Circuit)).
- FPGA Field-Programmable Gate Array
- ASIC Application Specific Integrated Circuit
- the power conversion unit 201 is connected to the RES 102 or BESS 104 and the power network 100.
- the power conversion unit 201 converts the DC power from the RES 102 or the BESS 104 into AC power in accordance with a control signal from the control unit 202.
- AC power is supplied to the power grid 100.
- the power network 100 is managed by the host controller 106 as indicated by reference numeral 107.
- the control unit 202 specifies an operation mode, a detection unit 203 that detects an accident state, a determination unit 204 that determines an operation mode (specifically, a control signal indicating a control content based on the operation mode is transmitted to the power conversion unit) And a designation unit 205 (transmitted to 201).
- the detection unit 203 detects and outputs an accident state including an accident flag indicating whether or not an accident has occurred, based on at least a part of local information that is information on AC power as an output of the power conversion unit 201.
- the output accident state is input to the determination unit 204.
- the determination unit 204 includes a communication unit 206 that receives one or more threshold values as indicated by reference numeral 108 from an external device such as the host control device 106, and one or more threshold values received by the communication unit 206 and the detection unit 203. Operation indicated by a control signal input to the power conversion unit 201 from among a plurality of operation modes (a plurality of operation modes including one or more stabilization operation modes contributing to stabilization of the power system) based on the accident state of And a selection unit 207 that selects (determines) the mode. The selection unit 207 outputs an operation mode command that is a control command indicating the selected operation mode.
- the designation unit 205 receives the local information and the operation mode command, and generates a control signal in response to the operation mode command.
- the control signal is a signal indicating the control content determined based on the received local information and the operation mode indicated by the operation mode command.
- the designation unit 205 transmits the generated control signal to the power conversion unit 201.
- control part 202 even if RES102 and BESS104 increase in an electric power system, it can contribute to maintenance of the stability of an electric power system.
- FIG. 3 shows the configuration of the power conversion unit 201.
- the power conversion unit 201 includes a power stage 301, an input voltage transformer 3, an input current transformer 4, an input detection unit 5, an output voltage transformer 6, an output current transformer 7, an output detection unit 8, and a PWM (Pulse Width / Modulation) section 304.
- the power generated by the RES 102 or the BESS 104 passes through the power stage 301 and further passes through the line cable 302 between the power conversion unit 201 and the power network 100.
- the input voltage value and input current value (DC voltage value and DC current value) of the power stage 301 are derived by the input voltage transformer 3 and the input current transformer 4, and these values are input by the input detection unit 5 to the input voltage value V It is converted into a signal representative of the signal and the input current value I dc representing the dc.
- the output voltage value and output current value (AC voltage value and AC current value) of the power stage 301 are derived by the output voltage transformer 6 and the output current transformer 7, and these values are output by the output detection unit 8. It is converted into a signal representing the voltage values V a , V b and V c and a signal representing the output current values I a , I b and I c .
- V a , V b , V c , I a , I b and I c is output as local information.
- V a , V b and V c are three-phase voltage values
- I a , I b and I c are three-phase current values.
- a control signal generated based on the output local information is input from the designation unit 205 to the PWM unit 304, and the PWM unit 304 generates a pulse for controlling the power stage 301 based on the control signal.
- FIG. 4 shows an example of the configuration of the detection unit 203.
- the detection unit 203 detects and outputs an accident state composed of FLG FRT , V FRT , ⁇ and ⁇ pp .
- FLG FRT is an accident flag indicating whether or not an accident has occurred.
- V FRT is an example of a value related to the voltage amplitude (V mag ), and specifically, is the lowest value of V mag .
- ⁇ and ⁇ pp are examples of values related to frequency. ⁇ is a frequency deviation ( ⁇ is a frequency). ⁇ pp is a pp frequency (peak-to-peak frequency).
- the detection unit 203 has a plurality of blocks 401 to 413. Some blocks 401 and 407 to 412 are included in an SRF-PLL (SynchronouschronReference Frame Phase Locked Loop) 400.
- SRF-PLL SynchronouschronReference Frame Phase Locked Loop
- the processing performed by the detection unit 203 is, for example, as follows.
- V a , V b, and V c Three-phase voltage values (V a , V b, and V c ), which are an example of a part of local information, are input to the detection unit 203.
- the block 401 converts the input V a , V b and V c into a fixed reference coordinate system (V ⁇ , V ⁇ ) by Park conversion.
- Blocks 402 and 402 calculate V mag based on V ⁇ and V ⁇ .
- a block 404 (comparator) compares the calculated V mag with a predetermined value (for example, 0.9 [pu]).
- a predetermined value for example, 0.9
- the block 406 (S / H (Sample and Hold)) samples and holds the minimum value of V mag .
- the voltage frequency ( ⁇ ) and phase angle ( ⁇ ) are derived from the SRF-PLL 400.
- Block 411 detects the frequency deviation ( ⁇ ) from the nominal value by comparing the nominal value ( ⁇ n ) with the average frequency obtained by block 410.
- the block 412 outputs to detect the omega p-p. As a result, an accident state composed of FLG FRT , V FRT , ⁇ and ⁇ pp is output.
- the output accident state is input to the determination unit 204.
- the block 407 converts the fixed reference coordinate system (V ⁇ and V ⁇ ) into the rotational coordinate system (V d and V q ) based on the fed back ⁇ .
- Block 408 proportional integrator calculates ⁇ from V q .
- ⁇ is input to a block 411 that outputs ⁇ via a block 410 (LPF (Low Pass Filter)), and is compared with ⁇ n .
- ⁇ is input to the block 412, and the block 412 outputs ⁇ pp .
- ⁇ is input to the block 409, and the block 409 calculates ⁇ (phase angle) based on ⁇ . The calculated ⁇ is fed back to block 407.
- FIG. 5 shows an example of the mode selection process performed by the determination unit 204.
- the accident state (FLG FRT , V FRT , ⁇ and ⁇ pp ) output from the detection unit 203 is input to the selection unit 207.
- V FRT is an example of an amplitude value that is a value indicating the amplitude.
- ⁇ and ⁇ p ⁇ p are examples of frequency change values that are values indicating the amount of change in frequency.
- one or more threshold values used in the mode selection process are input from the host control device 106 to the selection unit 207 through the communication unit 206.
- the input of the accident state and the input of one or more threshold values may be the same timing or different timings.
- One or more threshold values may be held by the selection unit 207.
- the selection unit 207 performs mode selection processing.
- the outline of the mode selection process is as follows. That is, the one or more stabilized operation modes include a FRT (Fault Ride Through) mode and a VSG (Virtual Synchronous Generator) mode.
- the plurality of operation modes include a normal mode that is a normal operation mode when no accident occurs.
- the selection unit 207 controls whether or not to cancel the selection of the VSG mode (exit from the VSG mode).
- the stability of the power system includes the distance from the power converter 105 to the location of the accident and the state after the accident has been resolved (after the FLG FRT has changed from “1” to “0”).
- V FRT depends on the distance from the power converter 105 to the accident occurrence position
- at least one of ⁇ and ⁇ pp depends on the state after the accident is resolved. Therefore, according to the mode selection process, since the operation mode is selected based on at least one of the accident occurrence position and the state after the accident is resolved, the improvement of the stability of the power system can be expected.
- the normal mode which is the default operation mode is selected as the operation mode (step 501).
- step 502 If the determination result in step 502 is true (step 502: Yes), the selection unit 207 selects the FRT mode (step 503).
- V FRT as described above, depending on the generation position of the accident, V FRT ⁇ V TH means that occurrence position of the accident soon.
- step 505 When the determination result in step 505 is false (step 505: No), the selection unit 207 selects the normal mode (step 501). This is in order to avoid that the VSG control is performed even when V FRT is larger than V TH (the accident occurrence position is far from the power converter 105), resulting in a decrease in power generation efficiency.
- step 505 determines whether the VSG mode is true (step 505: YES). Therefore, when the determination result in step 505 is true (step 505: YES), the selection unit 207 selects the VSG mode (step 506).
- the selection unit 207 determines whether or not ⁇ ⁇ TH and ⁇ p ⁇ p ⁇ p ⁇ pTH in the VSG mode (step 507). If the determination result in step 507 is false (step 507: No), the operation mode remains the VSG mode. This is because it has been determined that the state after the accident is resolved is not stable. That is, the VSG mode continues at least until ⁇ ⁇ TH and ⁇ pp ⁇ p ⁇ pTH .
- step 507 when the determination result in step 507 is true (step 507: No), the selection unit 207 selects to exit from the VSG mode. For example, the selection unit 207 selects the normal mode (step 501).
- the selection unit 207 outputs an operation mode command indicating the operation mode selected in the mode selection process.
- step FRT step 504 is skipped.
- step 505 When No, Step 504 is performed.
- Step 504: No, Step 503 (selection of FRT mode) is performed.
- FLG FRT 0 between step 506 and step 507 and at least one of step 507: No.
- step 503 selection of FRT mode
- FIG. 6 shows an example of the configuration of the designation unit 205.
- the designation unit 205 has a plurality of blocks 601 to 604.
- the block 601 determines the contents of normal control (control in the normal mode) based on the local information (V a , V b , V c , I a , I b and I c ).
- Block 602 determines the content of FRT control (control in the case of FRT mode) based on the local information.
- Block 603 determines the content of VSG control (control in the case of VSG mode) based on the local information.
- the contents of each of the FRT control and the VSG control can be determined according to an existing method.
- the operation mode command output from the selection unit 207 is input to the designation unit 205.
- a block 604 selects the control content corresponding to the operation mode indicated by the input operation mode command from the content of the normal control, the content of the FRT control, and the content of the VSG control.
- a block 604 generates a control signal indicating the selected control content, and outputs the generated control signal.
- Example 2 of the present invention will be described. At that time, differences from the first embodiment will be mainly described, and description of common points with the first embodiment will be omitted or simplified.
- FIG. 7 shows an example of the configuration of the detection unit according to the second embodiment.
- the detection unit 700 outputs ⁇ FRT instead of V FRT . That is, the abnormal state includes ⁇ FRT instead of V FRT .
- ⁇ FRT is the phase angle deviation.
- ⁇ FRT depends on the stability of the RES 102 or the BESS 104 connected to the power conversion device 105 including the detection unit 700. That is, in the second embodiment, the stability of the RES 102 or the BESS 104 is considered in place of the distance to the accident occurrence position. The larger the ⁇ FRT is, the more unstable the RES 102 or BESS 104 is.
- the detection unit 700 includes blocks 701 to 704 instead of the blocks 405, 406, and 413.
- the block 701 (S / H) samples and holds the frequency when the FLG FRT changes from “0” to “1”. Thereby, the frequency before the occurrence of the accident is detected and held.
- Block 702 compares the frequency ( ⁇ ) derived from SRF-PLL 400 with the frequency before the accident.
- Block 703 outputs the phase angle deviation ( ⁇ FRT ) based on the comparison result (frequency difference). When the accident elimination is completed (when the FLG FRT changes from “1” to “0”), ⁇ FRT is sampled and held.
- FIG. 8 shows an example of mode selection processing according to the second embodiment.
- ⁇ FRT is a threshold value of ⁇ FRT and is one of one or more threshold values set by the host controller 106.
- Example 3 of the present invention will be described. At that time, the differences from the first and second embodiments will be mainly described, and the description of the common points with the first and second embodiments will be omitted or simplified.
- FIG. 9 shows a part of an example of the mode selection process according to the third embodiment.
- step 505 and step 805 are performed.
- step 505: Yes or step 805: Yes the VSG mode is selected (step 506). If step 505: No and step 805: No, the normal mode is selected (step 501).
- control unit 202 may exist in an external device such as the host control device 106 instead of or in addition to the power conversion device 105.
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Power Engineering (AREA)
- Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
- Inverter Devices (AREA)
Abstract
電力系統にRES(Renewable Energy Source)やBESS(Battery Energy Storage System)が増えても電力系統の安定性を維持する。電力変換装置(105)は、電力系統(100)におけるRES(102)又はBESS(104)からの直流電力を交流電力に変換する電力変換部(201)を制御する電力変換制御部(202)を有する。電力変換制御部(202)は、電力変換部(201)の出力としての交流電力を基に、事故発生か否かを示す事故フラグを含む事故状態を検出する(203)。電力変換制御部(202)は、検出された事故状態を基に、電力系統(100)の安定化に寄与する一つ以上の安定化運転モードを含む複数の運転モードの中から、電力変換部(201)に入力する制御信号が示す運転モードを選択する(207)。
Description
本発明は、概して、電力変換の制御に関し、特に、電力系統におけるRES(Renewable Energy Source)又はBESS(Battery Energy Storage System)からの電力の変換の制御に関する。
近年、電力系統においてRESの発電量を増やす傾向にある。RESの発電は天候のような制御不能な要因に依存するため、BESSも注目されている。
特許文献1は、複数のマイクログリッド資源で構成されたマイクログリッドの制御に関する技術、具体的には、発電可能な状況における各マイクログリッド資源の自立運転のため制御方法を開示する。
電力系統での発電機として、一般に、同期発電機が知られている。同期発電機は、慣性を持ち、電力系統の安定性に貢献する。
電力系統にRESやBESSが増えると、電力の需給のバランスの維持のために、同期発電機が電力系統から開列する。RESもBESSも、一般に、慣性を持たない発電機のため、RESやBESSが同期発電機に代わって増えると、電力系統の安定性が懸念される。
電力変換装置が、電力系統におけるRES又はBESSからの直流電力を交流電力に変換する電力変換部を制御する電力変換制御部を有する。電力変換制御部が、電力変換部の出力としての交流電力を基に、事故発生か否かを示す事故フラグを含む事故状態を検出する。電力変換制御部が、検出された事故状態を基に、電力系統の安定化に寄与する一つ以上の安定化運転モードを含む複数の運転モードの中から、電力変換部に入力する制御信号が示す運転モードを選択する。
電力系統にRESやBESSが増えても電力系統の安定性の維持が期待される。
以下、図面を用いて、本発明の幾つかの実施例を説明する。なお、以下の説明では、同種の要素を区別しないで説明する場合には、参照符号のうちの共通符号を使用し、同種の要素を区別する場合は、参照符号を使用することがある。例えば、RESを区別しない場合には、「RES102」と言い、RESを区別する場合には、「RES102A」、「RES102B」のように言う。
図1は、電力系統を含むシステム全体の構成の一例を示す。
電力系統は、電力網100と、電力網100に接続される複数の発電機とを含む。複数の発電機としては、例えば、同期発電機101、RES102及びBESS104がある。RES102としては、例えば、風力発電機(風力タービン)102Aや、太陽光発電機(太陽電池パネル)102Bがある。同期発電機101、RES102及びBESS104のうちの一部の発電機が無くてもよい。
RES102(例えば102A及び102B)と電力網100との間に電力変換装置105(例えば105A及び105B)が介在する。また、BESS104と電力網100との間に電力変換装置105(105C)が介在する。電力変換装置105は、電力網100において事故が発生した場合に系統安定性を向上させる。
電力系統のうちの少なくともRES102やBESS104の発電が、エネルギー管理センターのような上位制御装置106により制御又は管理される。上位制御装置106は、参照符号107で示すように、電力網100を管理する。例えば、上位制御装置106は、定期的に又は不定期的に、電力網100の状態を示す情報を含んだ電力網情報を取得する。上位制御装置106は、取得した電力網情報に基づき、各電力変換装置105に設定する一つ以上の閾値を決定し、参照符号108で示すように、各電力変換装置105に、決定した一つ以上の閾値を設定する。後述するように当該一つ以上の閾値を基に運転モードが切り替わるが、このような閾値を上位制御装置106から指定可能である。上位制御装置106は、電力網情報を取得できるが、上位制御装置106が、取得した電力網情報を基に(例えば、電力網情報を基に、RES102及びBESS104の少なくとも1つについて予測される発電量を基に)、電力変換装置105が使用する一つ以上の閾値を決定するため、各電力変換装置105の運転モードを、電力網100の状態に応じたモードに維持できることが期待できる。一つ以上の閾値の詳細については後述する。なお、本実施例では、一つ以上の閾値は、上位制御装置106から設定されるが(更に、取得された電力網情報を基に、一つ以上の閾値のうちの少なくとも1つが更新されるが)、一つ以上の閾値の少なくとも1つは、予め固定的な値として設定されていてもよい。
図2は、電力変換装置105の構成を示す。
電力変換装置105が、電力系統におけるRES又はBESSからの直流電力を交流電力に変換する電力変換部201の他に、電力変換部201を制御する電力変換制御部(以下、制御部)202を有する。制御部202の少なくとも一部は、一つ以上のコンピュータプログラムがプロセッサによって実行されることで実現されてもよいし、一つ以上のハードウェア回路(例えばFPGA(Field-Programmable Gate Array)又はASIC(Application Specific Integrated Circuit))によって実現されてもよい。制御部202について、各機能の後述の説明は一例であり、複数の機能が1つの機能にまとめられたり、1つの機能が複数の機能に分割されたりしてもよい。
電力変換部201が、RES102又はBESS104と電力網100とに接続される。電力変換部201は、制御部202からの制御信号に従い、RES102又はBESS104からの直流電力を交流電力に変換する。交流電力は電力網100へと供給される。電力網100は、上述したように、参照符号107で示すように上位制御装置106により管理される。
制御部202は、事故状態を検出する検出部203と、運転モードを決定する決定部204と、運転モードを指定する(具体的には、運転モードに基づく制御内容を示す制御信号を電力変換部201に送信する)指定部205とを有する。
検出部203は、電力変換部201の出力としての交流電力に関する情報であるローカル情報の少なくとも一部を基に、事故発生か否かを示す事故フラグを含む事故状態を検出し出力する。出力された事故状態は決定部204に入力される。
決定部204は、上位制御装置106のような外部装置から参照符号108で示すように一つ以上の閾値を受け付ける通信部206と、通信部206が受け付けた一つ以上の閾値と検出部203からの事故状態とを基に複数の運転モード(電力系統の安定化に寄与する一つ以上の安定化運転モードを含む複数の運転モード)の中から電力変換部201に入力する制御信号が示す運転モードを選択(決定)する選択部207とを有する。選択部207は、選択した運転モードを示す制御コマンドである運転モードコマンドを出力する。
指定部205は、ローカル情報及び運転モードコマンドを受信し、運転モードコマンドに応答して、制御信号を生成する。制御信号は、受信したローカル情報と、運転モードコマンドが示す運転モードとを基に決定された制御内容を示す信号である。指定部205は、生成した制御信号を電力変換部201に送信する。
制御部202によれば、電力系統にRES102やBESS104が増えても電力系統の安定性の維持に貢献することができる。
図3は、電力変換部201の構成を示す。
電力変換部201は、パワーステージ301と、入力電圧トランス3と、入力電流トランス4と、入力検出部5と、出力電圧トランス6と、出力電流トランス7と、出力検出部8と、PWM(Pulse Width Modulation)部304とを有する。RES102又はBESS104によって生成された電力は、パワーステージ301を経由し、更に、電力変換部201と電力網100間のラインケーブル302を経由する。
パワーステージ301の入力電圧値及び入力電流値(直流電圧値及び直流電流値)は、入力電圧トランス3及び入力電流トランス4によって導出され、それらの値は、入力検出部5によって、入力電圧値Vdcを表す信号と入力電流値Idcを表す信号とに変換される。同様に、パワーステージ301の出力電圧値及び出力電流値(交流電圧値及び交流電流値)は、出力電圧トランス6及び出力電流トランス7によって導出され、それらの値は、出力検出部8によって、出力電圧値Va、Vb及びVcを表す信号と出力電流値Ia、Ib及びIcを表す信号とに変換される。Va、Vb、Vc、Ia、Ib及びIcを含んだ情報が、ローカル情報として出力される。Va、Vb及びVcは、三相の電圧値であり、Ia、Ib及びIcは、三相の電流値である。
出力されたローカル情報に基づき生成された制御信号が指定部205からPWM部304に入力され、PWM部304が、制御信号に基づいてパワーステージ301を制御するパルスを生成する。
図4は、検出部203の構成の一例を示す。
検出部203は、FLGFRT、VFRT、Δω及びωp-pで構成された事故状態を検出し出力する。FLGFRTは、事故が発生したか否かを示す事故フラグである。VFRTは、電圧振幅(Vmag)に関する値の一例であり、具体的には、Vmagの最低値である。Δω及びωp-pは、周波数に関する値の一例である。Δωは、周波数偏差である(ωは周波数である)。ωp-pは、pp周波数(ピークトゥピーク周波数)である。
検出部203は、複数のブロック401~413を有する。一部のブロック401及び407~412が、SRF-PLL(Synchronous Reference Frame Phase Locked Loop)400に含まれている。
検出部203が行う処理は、例えば以下の通りである。
検出部203に、ローカル情報の一部の一例である三相の電圧値(Va、Vb及びVc)が入力される。ブロック401が、入力されたVa、Vb及びVcを、パーク変換によって、固定基準座標系(Vα、Vβ)に変換する。
ブロック402及び402が、Vα及びVβを基に、Vmagを算出する。ブロック404(比較器)が、算出されたVmagと、所定値(例えば0.9[pu])とを比較する。
Vmagが所定値(例えば0.9)より低くなった場合、ブロック404は、FLGFRTの値を“0”(事故が発生していないことを意味する値)から“1”(事故が発生を意味する値)に変更する。なお、FLGFRT=1とするか否かは、Vmagに代えて又は加えて、ω(例えばΔω)と所定の閾値との関係に応じて決定されてもよい。事故が発生した場合にはVmagやω(例えばΔω)に影響するため、Vmag及びω(例えばΔω)のうちの少なくとも1つの値と当該値の閾値との関係を基に事故発生の有無を決定することは有効である。ブロック405が、Vmagの最低値を取得する。ブロック413によってFLGFRTの遅延信号が“0”から“1”に変化した場合、ブロック406(S/H(Sample and Hold))が、Vmagの最低値をサンプリングしてホールドする。同時に、電圧の周波数(ω)と位相角(Θ)が、SRF-PLL400から派生する。ブロック411が、名目値との周波数偏差(Δω)を、名目値(ωn)とブロック410によって得られた平均周波数とを比較することにより検出する。また、ブロック412が、ωp-pを検出し出力する。結果として、FLGFRT、VFRT、Δω及びωp-pで構成された事故状態が出力される。出力された事故状態は決定部204に入力される。Vmagが所定値(例えば0.9)より低い場合(つまり事故が発生している間)に出力される事故状態によれば、FLGFRT=1であり、且つ、FLGFRT=1のときのVFRT(Vmagの最低値)、Δω、ωp-pが得られる。なお、SRF-PLL400では、ブロック407が、フィードバックされたΘを基に、固定基準座標系(Vα及びVβ)を回転座標系(Vd及びVq)に変換する。ブロック408(比例積分器)が、Vqからωを算出する。ωが、ブロック410(LPF(Low Pass Filter))経由して、Δωを出力するブロック411に入力され、ωnと比較される。また、ωが、ブロック412に入力され、ブロック412が、ωp-pを出力する。また、ωが、ブロック409に入力され、ブロック409が、ωを基にΘ(位相角)を算出する。算出されたΘはブロック407にフィードバックされる。
図5は、決定部204が行うモード選択処理の一例を示す。
検出部203から出力された事故状態(FLGFRT、VFRT、Δω及びωp-p)が選択部207に入力される。VFRTは、振幅を示す値である振幅値の一例である。Δω及びωp-pは、周波数の変化量を示す値である周波数変化値の一例である。
また、上位制御装置106から通信部206を通じてモード選択処理で使用される一つ以上の閾値が選択部207に入力される。事故状態の入力と一つ以上の閾値の入力は、同じタイミングであってもよいし異なるタイミングであってもよい。一つ以上の閾値は選択部207により保持されてよい。一つ以上の閾値の一例が、VFRTの閾値VTHと、Δωの閾値ΔωTHと、ωp-pの閾値ωp-pTHである。
選択部207がモード選択処理を行う。モード選択処理の概要は次の通りである。すなわち、一つ以上の安定化運転モードは、FRT(Fault Ride Through)モードと、VSG(Virtual Synchronous Generator)モードとを含む。複数の運転モードは、それらFRTモード及びVSGモードの他に、事故が発生していないときの通常の運転モードである通常モードを含む。モード選択処理において、選択部207は、FLGFRT=1の場合、FRTモードを選択する。同処理において、選択部207は、VFRTを基に、VSGモードを選択するか否かを制御する。同処理において、選択部207は、Δω及びωp-pの少なくとも1つ基に、VSGモードの選択を解除する(VSGモードから抜ける)か否かを制御する。電力系統の安定性は、慣性の有無に加えて、電力変換装置105から事故の発生位置までの距離と事故解消後(FLGFRTが“1”から“0”に変化した後)の状態との少なくとも1つに依存する。VFRTは、電力変換装置105から事故の発生位置までの距離に依存し、Δω及びωp-pの少なくとも1つは、事故解消後の状態に依存する。従って、モード選択処理によれば、事故の発生位置と事故解消後の状態との少なくとも1つを基に運転モードが選択されるので、電力系統の安定性の向上が期待できる。
以下、モード選択処理を詳細に説明する。
例えば、電力変換装置105の起動時、運転モードは、デフォルトの運転モードである通常モードが選択される(ステップ501)。
選択部207は、通常モードにおいて、FLGFRT=1か否かを判断する(ステップ502)。ステップ502の判断結果が偽の場合(ステップ502:No)、運転モードは通常モードのままである。
ステップ502の判断結果が真の場合(ステップ502:Yes)、選択部207は、FRTモードを選択する(ステップ503)。
選択部207は、FRTモードにおいて、FLGFRT=0か否かを判断する(ステップ504)。ステップ503の判断結果が偽の場合(ステップ504:No)、運転モードはFRTモードのままである。なぜなら、事故有の状態が続いているからである。すなわち、FRTモードは、少なくとも、FLGFRT=0になるまで(具体的には、例えば、Vmagが所定値(例えば0.9)以上になるまで)続く。
FRTモードにおいて、ステップ504の判断結果が真の場合(ステップ504:Yes)、選択部207は、FRTモードから抜けることを選択する。FLGFRT=0、つまり、事故が無い状態に戻ったからである。その際、選択部207は、通常モードを選択するかVSGモードを選択するかを決定するために、VFRT<VTHか否かを判断する(ステップ505)。VFRTは、上述したように、事故の発生位置に依存するが、VFRT<VTHは、事故の発生位置が近いことを意味する。
ステップ505の判断結果が偽の場合(ステップ505:No)、選択部207は、通常モードを選択する(ステップ501)。VFRTはVTHより大きい(事故の発生位置が電力変換装置105から遠い)場合にまでもVSG制御を行い結果として発電効率が低下しまう、といったことを避けるためである。
そこで、ステップ505の判断結果が真の場合に(ステップ505:YES)、選択部207は、VSGモードを選択する(ステップ506)。
選択部207は、VSGモードにおいて、Δω<ΔωTH、且つ、ωp-p<ωp-pTHか否かを判断する(ステップ507)。ステップ507の判断結果が偽の場合(ステップ507:No)、運転モードはVSGモードのままである。なぜなら、事故解消後の状態が安定しないと判断されたためである。すなわち、VSGモードは、少なくとも、Δω<ΔωTH、且つ、ωp-p<ωp-pTHになるまで続く。
言い換えれば、ステップ507の判断結果が真の場合(ステップ507:No)、選択部207は、VSGモードから抜けることを選択する。例えば、選択部207は、通常モードを選択する(ステップ501)。
以上が、モード選択処理の説明である。モード選択処理において選択された運転モードを示す運転モードコマンドを、選択部207が出力する。
なお、モード選択処理では、例えば、下記のうちの少なくとも1つが採用されてよい。
・FRTモードにおいて、ステップ504がスキップされる。ステップ505:Noのときに、ステップ504が行われ、ステップ504:Noのときに、ステップ503(FRTモードの選択)が行われる。
・VSGモードにおいて、ステップ506とステップ507の間、及び、ステップ507:Noの場合、の少なくとも1つにおいて、FLGFRT=0か否かが判断される。FLGFRT=1の場合、ステップ503(FRTモードの選択)が行われる。
・FRTモードにおいて、ステップ504がスキップされる。ステップ505:Noのときに、ステップ504が行われ、ステップ504:Noのときに、ステップ503(FRTモードの選択)が行われる。
・VSGモードにおいて、ステップ506とステップ507の間、及び、ステップ507:Noの場合、の少なくとも1つにおいて、FLGFRT=0か否かが判断される。FLGFRT=1の場合、ステップ503(FRTモードの選択)が行われる。
図6は、指定部205の構成の一例を示す。
指定部205は、複数のブロック601~604を有する。ブロック601は、ローカル情報(Va、Vb、Vc、Ia、Ib及びIc)を基に、通常制御(通常モードの場合での制御)の内容を決定する。ブロック602は、ローカル情報を基に、FRT制御(FRTモードの場合での制御)の内容を決定する。ブロック603は、ローカル情報を基に、VSG制御(VSGモードの場合での制御)の内容を決定する。FRT制御及びVSG制御の各々の内容については、既存の方法に従い決定することができる。
指定部205に、選択部207から出力された運転モードコマンドが入力される。ブロック604(モードセレクタ)が、通常制御の内容、FRT制御の内容、及び、VSG制御の内容のうち、入力された運転モードコマンドが示す運転モードに対応した制御内容を選択する。ブロック604は、選択した制御内容を示す制御信号を生成し、生成した制御信号を出力する。
本発明の実施例2を説明する。その際、実施例1との相違点を主に説明し、実施例1との共通点については説明を省略又は簡略する。
図7は、実施例2に係る検出部の構成の一例を示す。
検出部700は、VFRTに代えて、ΔΘFRTを出力する。つまり、異常状態が、VFRTに代えてΔΘFRTを含む。は、ΔΘFRTは、位相角偏差である。ΔΘFRTは、当該検出部700を含む電力変換装置105に接続されているRES102又はBESS104の安定性に依存する。すなわち、実施例2では、事故の発生位置までの距離に代えて、当該RES102又はBESS104の安定性が考慮される。ΔΘFRTが大きいほど当該RES102又はBESS104が不安定である。
検出部700は、具体的には、ブロック405、406及び413に代えて、ブロック701~704を有する。ブロック701(S/H)は、FLGFRTが“0”から“1”に変化したときにサンプリングして周波数を保持する。これにより、事故発生前の周波数が検出され保持される。ブロック702は、SRF-PLL400から派生した周波数(ω)と、上記事故発生前の周波数とを比較する。ブロック703が、比較結果(周波数差分)に基づく位相角偏差(ΔΘFRT)を出力する。事故解消が終了したとき(FLGFRTが“1”から“0”に変化したとき)、ΔΘFRTが、サンプリングされて保持される。
図8は、実施例2に係るモード選択処理の一例を示す。
FRTモードにおいて、ステップ505を行うことに代えて、決定部810における選択部800は、ΔΘFRT>ΔΘTHか否かを判断する(ステップ805)。ΔΘTHは、ΔΘFRTの閾値であり、上位制御装置106から設定される一つ以上の閾値のうちの1つである。
ステップ805の判断結果が真の場合(ステップ805:Yes)、選択部800は、VSGモードを選択する(ステップ506)。なぜなら、ΔΘFRTが大きいということは、当該選択部800を含む電力変換装置105に接続されているRES102又はBESS104が不安定である可能性が高いことを意味するからである。なお、ステップ805の判断結果が偽の場合(ステップ805:No)、図8の例によればFLGFRT=0のため、選択部800は、通常モードを選択する(ステップ501)。
本発明の実施例3を説明する。その際、実施例1及び2との相違点を主に説明し、実施例1及び2との共通点については説明を省略又は簡略する。
図9は、実施例3に係るモード選択処理の一例の一部を示す。
実施例3では、ステップ505とステップ805の少なくとも1つが行われる。例えば、ステップ505:Yes、又は、ステップ805:Yesの場合、VSGモードが選択される(ステップ506)。ステップ505:No、且つ、ステップ805:Noの場合、通常モードが選択される(ステップ501)。
以上、幾つかの実施例を説明したが、これらは本発明の説明のための例示であって、本発明の範囲をこれらの実施例にのみ限定する趣旨ではない。本発明は、他の種々の形態でも実行することが可能である。例えば、制御部202は、電力変換装置105に代えて又は加えて、上位制御装置106のような外部装置に存在してもよい。
105:電力変換装置
Claims (10)
- 電力系統におけるRES(Renewable Energy Source)又はBESS(Battery Energy Storage System)からの直流電力を交流電力に変換することを入力された制御信号に従い動作する電力変換部と、
前記電力変換部の制御信号を前記電力変換部に入力する電力変換制御部と
を備え、
前記電力変換制御部が、
前記電力変換部の出力としての交流電力を基に、事故発生か否かを示す事故フラグを含む事故状態を検出し、
前記検出された事故状態を基に、前記電力系統の安定化に寄与する一つ以上の安定化運転モードを含む複数の運転モードの中から、前記電力変換部に入力する前記制御信号が示す制御内容の基になる運転モードを選択する、
電力変換装置。 - 前記一つ以上の安定化運転モードは、FRT(Fault Ride Through)モードと、VSG(Virtual Synchronous Generator)モードとを含み、
前記事故状態は、前記事故フラグの他に、
振幅を示す値である振幅値と位相の変化量を示す値である位相変化値とのうちの少なくとも1つと、
周波数の変化量を示す値である周波数変化値と
を含み、
前記電力変換制御部が、
前記検出された事故状態における前記事故フラグが事故発生を示している場合、前記FRTモードを選択し、
前記検出された事故状態における前記振幅値と前記位相変化値との少なくとも1つを基に、前記VSGモードを選択するか否かを制御し、
前記検出された事故状態における前記周波数変化値を基に、前記VSGモードの選択を解除するか否かを制御する、
請求項1に記載の電力変換装置。 - 前記振幅値が、前記振幅値の閾値である振幅閾値未満であることと、前記位相変化値が、前記位相変化値の閾値である位相閾値を超えていることとのうちの少なくとも1つが満たされている場合に、前記電力変換制御部が、前記VSGモードを選択する、
請求項2に記載の電力変換装置。 - 前記電力変換制御部が、更に、前記事故フラグが事故発生を示していない場合に、前記VSGモードを選択する、
請求項3に記載の電力変換装置。 - 前記周波数変化値が、前記周波数変化値の閾値である周波数閾値未満であることが満たされている場合に、前記電力変換制御部が、前記VSGモードの選択を解除する、
請求項2に記載の電力変換装置。 - 前記周波数変化値として、周波数偏差と、pp周波数(ピークトゥピーク周波数)とがあり、
前記周波数閾値として、前記周波数偏差の閾値である偏差閾値と、前記pp周波数の閾値であるpp閾値とがあり、
前記周波数変化値が前記周波数閾値未満であるとは、前記周波数偏差が前記偏差閾値未満であることと、前記pp周波数が前記pp閾値未満であることとのうちの少なくとも1つである、
請求項5に記載の電力変換装置。 - 前記VSGモードを選択するか否かの制御と、前記VSGモードの選択を解除するか否かの制御は、前記検出された事故状態のうちの前記事故フラグ以外の少なくとも1つの値と当該値の閾値と関係に基づいており、
前記閾値が、前記電力系統に含まれる電力網の状態を示す情報を含んだ電力網情報を取得する装置である上位制御装置によって設定された値である、
請求項2に記載の電力変換装置。 - 前記閾値は、前記取得された電力網情報に基づき前記上位制御装置によって決定された値である、
請求項7に記載の電力変換装置。 - 前記事故フラグが示す値は、前記電力変換部の出力としての交流電力から特定される電圧振幅に関する値と周波数に関する値とのうちの少なくとも1つの値と当該少なくとも1つの値の設定された閾値との関係に応じて決定された値である、
請求項1に記載の電力変換装置。 - 電力系統におけるRES(Renewable Energy Source)又はBESS(Battery Energy Storage System)が出力した直流電力を交流電力に変換する電力変換装置を制御する電力変換制御方法であって、
電力変換後の交流電力を基に、事故発生か否かを示す事故フラグを含む事故状態を検出し、
前記検出された事故状態を基に、前記電力系統の安定化に寄与する一つ以上の安定化運転モードを含む複数の運転モードの中から、前記電力変換装置の運転モードを選択する、電力変換制御方法。
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2018080217A JP7083687B2 (ja) | 2018-04-18 | 2018-04-18 | 電力変換装置及び電力変換制方法 |
JP2018-080217 | 2018-04-18 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
WO2019202906A1 true WO2019202906A1 (ja) | 2019-10-24 |
Family
ID=68238850
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
PCT/JP2019/011940 WO2019202906A1 (ja) | 2018-04-18 | 2019-03-20 | 電力変換装置及び電力変換制御方法 |
Country Status (3)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP7083687B2 (ja) |
TW (1) | TWI714034B (ja) |
WO (1) | WO2019202906A1 (ja) |
Families Citing this family (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20240128754A1 (en) * | 2021-02-19 | 2024-04-18 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Microgrid startup method and startup program |
JPWO2023275937A1 (ja) * | 2021-06-28 | 2023-01-05 |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2013115914A (ja) * | 2011-11-28 | 2013-06-10 | Kyocera Corp | パワーコンディショナ及びその制御方法 |
JP6166832B1 (ja) * | 2016-11-16 | 2017-07-19 | 田淵電機株式会社 | 系統連系用電力変換装置、及びその出力電流制御方法 |
Family Cites Families (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2013162623A (ja) * | 2012-02-03 | 2013-08-19 | Toshiba Corp | 給電システム |
WO2014141436A1 (ja) * | 2013-03-14 | 2014-09-18 | 株式会社日立製作所 | 電力変換システム及びその制御方法 |
WO2017067585A1 (en) * | 2015-10-21 | 2017-04-27 | Abb Schweiz Ag | A method to improve microgrid stability with mgc controllers |
-
2018
- 2018-04-18 JP JP2018080217A patent/JP7083687B2/ja active Active
-
2019
- 2019-03-20 WO PCT/JP2019/011940 patent/WO2019202906A1/ja active Application Filing
- 2019-03-22 TW TW108109976A patent/TWI714034B/zh not_active IP Right Cessation
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2013115914A (ja) * | 2011-11-28 | 2013-06-10 | Kyocera Corp | パワーコンディショナ及びその制御方法 |
JP6166832B1 (ja) * | 2016-11-16 | 2017-07-19 | 田淵電機株式会社 | 系統連系用電力変換装置、及びその出力電流制御方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
TW201944695A (zh) | 2019-11-16 |
JP7083687B2 (ja) | 2022-06-13 |
JP2019193334A (ja) | 2019-10-31 |
TWI714034B (zh) | 2020-12-21 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7746038B2 (en) | System and method for suppressing DC link voltage buildup due to generator armature reaction | |
KR101706406B1 (ko) | Ac 시스템을 지원하기 위한 고전압 dc 시스템의 인버터 디바이스의 제어 | |
KR102044511B1 (ko) | 전력 계통주파수 변동 저감을 위한 모듈러 멀티레벨 컨버터의 출력레벨 제어방법 | |
KR101236621B1 (ko) | 인버터 제어장치 | |
JP2004532595A (ja) | 風力タービンの操作方法 | |
WO2019202906A1 (ja) | 電力変換装置及び電力変換制御方法 | |
US8203813B2 (en) | Distributed power supply system | |
CN109154275B (zh) | 在异常电网事件期间运行风力涡轮机发电机 | |
KR101951117B1 (ko) | 풍력 발전용 제어 시스템 | |
JPWO2012114467A1 (ja) | 電力変換装置 | |
KR20160050546A (ko) | 인버터 제어장치 | |
CN109669342B (zh) | 变流器控制系统的收敛状态检测方法和装置、存储介质 | |
JP5666064B1 (ja) | モータ制御装置及びモータ制御方法 | |
JP2019201453A (ja) | 電力供給システムおよび電力管理方法 | |
JP6258806B2 (ja) | 系統連系用電力変換装置 | |
CN112448654B (zh) | 一种用于控制磁悬浮电动机的方法及系统 | |
JP2001136664A (ja) | 分散形発電システム | |
CN109962488B (zh) | 高压直流输电系统 | |
JP6834804B2 (ja) | 発電機用自動電圧調整装置 | |
CA3060181A1 (en) | Method for detecting formation of a separate system | |
US10536105B2 (en) | Power conversion apparatus | |
JPH06245388A (ja) | 系統連系インバータの逆充電保護装置 | |
CN117728503B (zh) | 一种低压分布式光伏孤岛运行控制方法及装置 | |
CN115902401B (zh) | 功率单元的相位检测方法及相关设备和介质 | |
JPH08237869A (ja) | 電力変換装置 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
121 | Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application |
Ref document number: 19789217 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |
|
NENP | Non-entry into the national phase |
Ref country code: DE |
|
122 | Ep: pct application non-entry in european phase |
Ref document number: 19789217 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |