WO2020152808A1 - 電力供給システム、及び電力供給システムの制御方法 - Google Patents

電力供給システム、及び電力供給システムの制御方法 Download PDF

Info

Publication number
WO2020152808A1
WO2020152808A1 PCT/JP2019/002108 JP2019002108W WO2020152808A1 WO 2020152808 A1 WO2020152808 A1 WO 2020152808A1 JP 2019002108 W JP2019002108 W JP 2019002108W WO 2020152808 A1 WO2020152808 A1 WO 2020152808A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
power
power supply
supply system
output
conversion units
Prior art date
Application number
PCT/JP2019/002108
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
駿介 河内
鳥羽　廣次
大悟 橘高
Original Assignee
株式会社 東芝
東芝エネルギーシステムズ株式会社
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 株式会社 東芝, 東芝エネルギーシステムズ株式会社 filed Critical 株式会社 東芝
Priority to JP2020567301A priority Critical patent/JP7068507B2/ja
Priority to DE112019006717.6T priority patent/DE112019006717T5/de
Priority to PCT/JP2019/002108 priority patent/WO2020152808A1/ja
Priority to AU2019423646A priority patent/AU2019423646A1/en
Publication of WO2020152808A1 publication Critical patent/WO2020152808A1/ja
Priority to US17/383,147 priority patent/US11349408B2/en

Links

Images

Classifications

    • 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
    • H02M1/00—Details of apparatus for conversion
    • H02M1/0003—Details of control, feedback or regulation circuits
    • 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
    • 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
    • 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
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • 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
    • H02J3/46—Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers
    • H02J3/48—Controlling the sharing of the in-phase component
    • 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
    • H02M7/02—Conversion of ac power input into dc power output without possibility of reversal
    • H02M7/04—Conversion of ac power input into dc power output without possibility of reversal by static converters
    • H02M7/12—Conversion of ac power input into dc power output without possibility of reversal by static converters using discharge tubes with control electrode or semiconductor devices with control electrode
    • H02M7/21—Conversion of ac power input into dc power output without possibility of reversal by static converters using discharge tubes with control electrode or semiconductor devices with control electrode using devices of a triode or transistor type requiring continuous application of a control signal
    • H02M7/217—Conversion of ac power input into dc power output without possibility of reversal by static converters using discharge tubes with control electrode or semiconductor devices with control electrode using devices of a triode or transistor type requiring continuous application of a control signal using semiconductor devices only
    • H02M7/23—Conversion of ac power input into dc power output without possibility of reversal by static converters using discharge tubes with control electrode or semiconductor devices with control electrode using devices of a triode or transistor type requiring continuous application of a control signal using semiconductor devices only arranged for operation in parallel
    • 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
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • 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
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/22—The renewable source being solar energy
    • 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
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/28—The renewable source being wind energy
    • 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
    • H02J2310/00—The network for supplying or distributing electric power characterised by its spatial reach or by the load
    • H02J2310/10—The network having a local or delimited stationary reach

Definitions

  • the embodiment of the present invention relates to a power supply system and a control method for the power supply system.
  • renewable energy power sources such as solar power generation and wind power generation are connected to an AC system by a power converter (inverter) using power electronics technology.
  • a power supply is called an inverter power supply.
  • the inverter power supply also includes a system such as a storage battery installed to suppress the output fluctuation of the renewable energy.
  • control to establish the voltage and frequency of the power system while maintaining the output sharing of multiple inverter power supplies is required.
  • control is known in which a droop characteristic is provided between the active power and the voltage frequency of each inverter power supply operated in the voltage source mode. Then, power distribution control is performed based on the droop characteristics of the active power and the voltage frequency in which these droop characteristics are unified.
  • the balance of the droop characteristics between the effective power and the voltage frequency which is unified with the power supply amount between the nodes, is lost.
  • the problem to be solved by the invention is a power supply system capable of establishing a voltage and a frequency of a system while maintaining output sharing of the inverter power supply when each inverter power supply is connected between nodes having different impedance characteristics. Is to provide.
  • the water power supply system includes a plurality of first power conversion units that supply power according to a distribution characteristic of power supplied to a load, and changes in active power with respect to output frequencies of the plurality of first power conversion units. And a plurality of control devices that respectively control the plurality of first power conversion units based on the change rate by making the rate correspond to the distribution characteristic.
  • the figure of active power-frequency droop characteristic which shows the relationship between active power and frequency.
  • the figure of the reactive power-voltage droop characteristic which shows the relationship between delayed reactive power and voltage.
  • FIG. 1 is a diagram showing an overall configuration of a power supply system 1 according to the first embodiment.
  • the power supply system 1 is an inverter system that supplies electric power to a load 100, and includes a plurality of distributed power supply groups 10 to 10n and a plurality of transformers 12 to 12n.
  • FIG. 1 further shows a load 100, a first bus line L1, a plurality of second bus lines L2 to L2n, a plurality of nodes J1 to J1n, and a plurality of nodes J2 to J2n.
  • the plurality of second bus lines L2 to L2n are connected in parallel to the first bus line L1 via the plurality of nodes J1 to J1n.
  • the distributed power supply group 10 is a power supply group that can supply power to the load 100 independently of other distributed power supply groups.
  • the distributed power supply group 10 includes a first inverter power supply 14 and a plurality of second inverter power supplies 16.
  • the first inverter power supply 14 is a power supply that operates as a voltage source.
  • the first inverter power supply 14 includes a first power conversion unit 14a, a voltage/current measurement unit 14b, and a control device 14c.
  • the first power conversion unit 14a is, for example, an inverter, and converts the power output from the power supply 110 (FIG. 2) into power that can be connected to the power system of the first bus L1 via the second bus L2.
  • the first power converter 14a converts DC power output from the power supply 110 (FIG. 2) into AC power.
  • the first power converters 14a to 14an are connected to the second buses L2 to L2n via the nodes J2 to J2n.
  • the voltage/current measuring unit 14b measures the voltage and current output by the first power conversion unit 14a.
  • the voltage/current measuring unit 14b is composed of, for example, an instrument current transformer and an instrument transformer. Further, the voltage/current measuring unit 14b outputs the voltage measurement value and the current measurement value to the control device 14c.
  • the control device 14c controls the first power conversion unit 14a based on the measurement value of the voltage/current measurement unit 14b. Details of the control device 14c will be described later.
  • the second inverter power supply 16 is a power supply that operates as a current source.
  • the second inverter power supply 16 includes a second power conversion unit 16a, a voltage/current measurement unit 16b, and a control device 16c.
  • the second power conversion unit 16a is, for example, an inverter, and has the same configuration as the first power conversion unit 14a. That is, the second power converter 16a converts the power output from the power supply 120 (FIG. 5) into power that can be connected to the power system of the first bus L1 via the second bus L2.
  • the voltage/current measuring unit 16b has the same configuration as the voltage/current measuring unit 14b. That is, the voltage/current measuring unit 16b outputs the voltage measurement value and the current measurement value to the control device 16c.
  • the control device 16c controls the second power conversion unit 16a based on the measurement value of the voltage/current measurement unit 16b. Details of the control device 16c will be described later.
  • the distributed power supply groups 10 to 10n have the same configuration as the distributed power supply group 10, but the distribution characteristics of the power supplied to the load 100 are different. That is, the power supplied to the load 100 is distributed according to the impedance until each of the plurality of first power converters 14a to 14an is connected to the first bus. That is, the distribution characteristic of the power supplied to the load 100 is defined by the distribution ratio of the power according to the impedance until it is connected to the first bus. Details of the distribution ratio will be described later.
  • the plurality of transformers 12 to 12n convert the voltage of the electric power supplied from the plurality of second buses L2 to L2n into the reference voltage of the first bus L1.
  • the impedances of the plurality of transformers 12 to 12n are also included in the impedance until each of the plurality of first power converters 14a to 14an is connected to the first bus.
  • a rotating machine type distributed power source may be connected to the first bus bar L1.
  • FIG. 2 is a diagram showing a configuration example of the control device 14c when the first inverter power supply 14 operates as a voltage source.
  • the control device 14c includes an active/reactive power calculation unit 20, a droop characteristic calculation unit 21, and a gate pulse generation unit 22.
  • a power supply 110 is, for example, a renewable energy power supply such as solar power generation or wind power generation.
  • the active/reactive power calculation unit 20 calculates the values of active power and reactive power output by the first power conversion unit 14a based on the voltage measurement value and current measurement value output by the voltage/current measurement unit 14b. Then, the active/reactive power calculation unit 20 outputs the values of the active power and the reactive power to the droop characteristic calculation unit 21.
  • the droop characteristic calculation unit 21 uses the values of the active power and the reactive power calculated by the active/reactive power calculation unit 20, and based on the active power-frequency droop characteristic and the reactive power-voltage droop characteristic, the first power A command signal indicating the output voltage waveform of the converter 14a is output to the gate pulse generator 22. That is, the droop characteristic calculation unit 21 outputs, as a command signal indicating the output voltage waveform, a signal including information on the phase, frequency, and amplitude of the voltage waveform.
  • FIG. 3 is a diagram showing an example of active power-frequency droop characteristics showing the relationship between active power P and frequency f.
  • the horizontal axis represents active power P, and the vertical axis represents frequency f.
  • the characteristic line fp14 shows the active power-frequency droop characteristic of the first power converter 14a
  • the characteristic line fp14n shows the active power-frequency droop characteristic of the first power converter 14an.
  • the characteristic lines fp14 to fp14n of the plurality of first power converters 14a to 14an are determined according to the distribution characteristics of the power supplied to the load 100.
  • the droop characteristic calculation unit 21 calculates the frequency of the output voltage using the value of active power calculated by the active/reactive power calculation unit 20. That is, the droop characteristic calculator 21 lowers the frequency when increasing the active power of the plurality of first power converters 14a to 14an, and raises the frequency when decreasing the active power.
  • the frequency fa is set to the reference frequency of 60 hertz or 50 hertz.
  • the active power of the first power conversion unit 14a is active power Pa10
  • the active power of the first power conversion unit 14an is active power Pa10n.
  • the active power of the first power conversion unit 14a at the frequency fb is the active power Pb10
  • the active power of the first power conversion unit 14an is the active power Pb10n.
  • the amount of change P1 of the active power in the first power converter 14a is expressed by the equation (1). Further, the amount of change P1n in active power in the first power conversion unit 14an is expressed by the equation (2).
  • P1 Pb10-Pa10 (1)
  • P1n Pb10n-Pa10n (2)
  • the ratio of the amounts of change P1 and P1n from the active power at the reference frequency fa is based on the slope R1 of the characteristic line fp14 and the slope R1n of the characteristic line fp14, as shown in equation (3).
  • P1:P1n R1:R1n (3)
  • the slope R1 and the slope R1n are represented by the equations (4) and (5).
  • R1 (Pb10-Pa10)/(fb-fa)
  • R1n (Pb10n-Pa10n)/(fb-fa) (5)
  • the distribution characteristic of the active power supplied to the load 100 can be determined based on, for example, the impedance ratio between the plurality of nodes J2 to J2n and the corresponding plurality of nodes J1 to J1n. As a result, even if the plurality of distributed power supply groups 10 to 10n perform independent control, the output power frequencies of the plurality of distributed power supply groups 10 to 10n match.
  • FIG. 4 is a diagram showing an example of reactive power-voltage droop characteristics showing the relationship between delayed reactive power Q and voltage V.
  • the horizontal axis represents the delayed reactive power Q
  • the vertical axis represents the voltage V.
  • a characteristic line Vq14 shows the reactive power-voltage droop characteristic of the first power converter 14a
  • a characteristic line Vq14n shows the reactive power-voltage droop characteristic of the first power converter 14an.
  • the reactive power of the first power conversion unit 14a is the reactive power Qa10
  • the reactive power of the first power conversion unit 14an is the reactive power Qa10n.
  • the reactive power of the first power converter 14a is the reactive power Qb10
  • the reactive power of the first power converter 14an is the reactive power Qb10n.
  • the droop characteristic calculation unit 21 calculates the voltage V of the output voltage, that is, the amplitude, using the value of the reactive power calculated by the active/reactive power calculation unit 20.
  • the droop characteristic calculation unit 21 lowers the voltage V when increasing the delay reactive power Q of the first power conversion unit 14a, and raises the voltage V when decreasing the delay reactive power Q. That is, the droop characteristic calculator 21 outputs a signal that lowers the amplitude when the delay reactive power Q increases and increases the amplitude when the delay reactive power Q decreases.
  • the phase of the voltage waveform is calculated from the values of active power P and reactive power Q.
  • the gate pulse generator 22 receives the gate signal for the first power converter 14a based on the command signal including the phase, frequency, and amplitude information of the voltage waveform input from the droop characteristic calculator 21. To generate.
  • This gate signal is It is a signal that modulates the output voltage waveform of the first power conversion unit 14a, and is, for example, an On/Off signal of the semiconductor switch in the first power conversion unit 14a. Further, as the modulation method at this time, for example, pulse width modulation (PWM modulation) is used.
  • PWM modulation pulse width modulation
  • FIG. 5 is a diagram showing a configuration example of the control device 16c when the second inverter power supply 16 operates as a current source.
  • the control device 16c includes an active/reactive power calculation unit 20, a gate pulse generation unit 22, an active/reactive power control unit 23, a current control device 24, and a voltage control device 25.
  • the same components as those in FIG. 2 are designated by the same reference numerals and the description thereof will be omitted.
  • the active/reactive power calculation unit 20 calculates the active power and the reactive power output by the second power conversion unit 16a based on the output voltage measurement value and the output current measurement value of the second power conversion unit 16a output by the voltage/current measurement unit 16b. Calculate the power value.
  • the active/reactive power calculation unit 20 outputs the values of active power and reactive power to the active/reactive power control device 23.
  • the active/reactive power control device 23 receives the output power command value preset as a fixed value, the active power output by the second power conversion unit 16a, and the reactive power value, and the output power value is the output power.
  • the output current command value of the second power converter 16a is determined so as to follow the command value.
  • the output current command value used by the active/reactive power control device 23 may be changed on a schedule. That is, the active/reactive power control device 23 sets the output power command value to a fixed value or a variable value that changes over time.
  • the active/reactive power control device 23 outputs the calculated output current command value to the current control device 24.
  • the current control unit 24 uses the output current measurement value of the second power conversion unit 16a and the output current command value calculated by the active/reactive power control device 23 to determine the output current of the second power conversion unit 16a as the command value.
  • the current command value is determined so as to follow.
  • the voltage control unit 25 determines the output voltage waveform of the second power conversion unit 16a using the output voltage measurement value of the second power conversion unit 16a and the voltage command value calculated by the active/reactive power control device 23. ..
  • the command signal including the information of the output voltage waveform of the second power conversion unit 16a calculated by the voltage control device 25, that is, the information of the phase, the frequency, and the amplitude is input to the gate pulse generation unit 22.
  • the gate pulse generator 22 generates a gate signal for the second power converter 16a based on a command signal including the phase, frequency, and amplitude information of the voltage waveform input from the voltage controller 25.
  • the gate signal is a signal that modulates the output voltage waveform of the second power conversion unit 16a, and is, for example, an On/Off signal of the semiconductor switch in the second power conversion unit 16a. Further, as the modulation method at this time, for example, pulse width modulation (PWM modulation) is used. As a result, the second power converter 16a outputs power corresponding to the fixed power command value.
  • PWM modulation pulse width modulation
  • FIG. 6 is a diagram showing an operation example of the power supply system 1 according to the first embodiment.
  • the left figure shows an output example of the distributed power supply group 10, and the right figure shows an output example of the distributed power supply group 10n.
  • the vertical axis represents electric power
  • the horizontal axis represents the first inverter power supply (power supply I) and the plurality of second inverter power supplies (power supply II).
  • the output shares of the plurality of first inverter power supplies 14 to 14n are allocated based on the impedance ratio between the plurality of nodes J2 to J2n and the corresponding plurality of nodes J1 to J1n. That is, the output sharing among the plurality of first power converters 14a to 14an is automatically assigned according to the magnitude of the power required in the entire system and according to the characteristics shown in FIGS.
  • the control device 14c controls the first power conversion unit 14a so as to supplement the active power change amount P1 (equation (1)) independently of the distributed power supply group 10n. Active power can be supplied according to output sharing.
  • the frequency of the output power of the first power converter 14a at this time is fb.
  • the control device 14cn controls the first power conversion unit 14an independently of the distributed power supply group 10 so as to compensate for the variation P1n (equation (2)) of active power. This makes it possible to supply active power according to the output sharing.
  • the frequency of the first power conversion unit 14an at this time is fb.
  • the control devices 14c to 14cn of the plurality of distributed power supply groups 10 to 10n can supplement the magnitude of the power required for the entire system at the same frequency even if they are independently controlled, In addition, it is possible to maintain a balance between power supply and demand in the grid.
  • the plurality of second power conversion units 16 to 16n in each distributed power supply group 10 to 10n are operated as current sources. Therefore, it does not interfere with the voltage control of the plurality of first power converters 14a to 14an.
  • the respective inverter power supplies 14 to 14n and 16 to 16n communicate with each other. Without doing so, it becomes possible to maintain the appropriate output sharing and establish the voltage and frequency of the grid.
  • the rate of change of active power with respect to the output frequency of each of the plurality of first power conversion units 14a to 14an is made to correspond to the distribution characteristic of power supplied to the load.
  • the plurality of control devices 14c to 14cn independently control the plurality of first power conversion units 14a to 14an, respectively, the magnitude of the power required for the entire system remains the same. It is possible to make up for it, and it is possible to maintain the power supply and demand balance within the grid.
  • the power supply system 1 according to the second embodiment is different from the power supply system 1 according to the first embodiment in that an output instruction in the current source mode is given from the host controller.
  • an output instruction in the current source mode is given from the host controller.
  • FIG. 7 is a diagram showing the overall configuration of the power supply system 1 according to the second embodiment. As shown in FIG. 7, the power supply system 1 according to the second embodiment is different from the power supply system 1 according to the first embodiment in further including a host controller 30.
  • the host controller 30 controls the plurality of second inverter power supplies 16 to 16n in each distributed power supply group 10 to 10n in an integrated manner.
  • the host controller 30 may control all of the plurality of second inverter power supplies 16 to 16n, or may control some of the plurality of second inverter power supplies 16 to 16n.
  • FIG. 8 is a diagram showing a configuration example of the control device 16c according to the second embodiment. As shown in FIG. 8, the power command value input to the active/reactive power control device 23 is input from the host control device 30.
  • the host controller 30 collects information from the inverter power supplies 14-14n and 16-16n in each distributed power supply group 10-10n in the system to determine the power output command value of the second inverter power supply 16-16n. At this time, the host controller 30 may determine the power output command value by referring to information such as the voltage measurement value in the system and the load condition, for example.
  • the power output command value of the second inverter power supplies 16 to 16n is determined by the host controller 8, it is possible to change the output sharing of the second inverter power supplies 16 to 16n depending on the system condition.
  • the second inverter power supplies 16 to 16n can also be used to suppress power fluctuations in the system, it is possible to reduce the output capacity of the first inverter power supplies 14 to 14n required to cope with power fluctuations.
  • the outputs of the second inverter power supplies 16 to 16n can be controlled by using the information on the system side, it is possible to perform more advanced system control such as improving the distribution of the system voltage, optimizing the power flow, and improving the system stability. Is possible.
  • the first inverter power supplies 14 to 14n can be independently operated without being controlled by the host controller 30, and the plurality of second inverter power supplies 16 to 16n can be operated. It was decided to control by 30. As a result, steep power fluctuations can be suppressed by operating the first inverter power supplies 14 to 14n as voltage sources, so that the communication speed between the host controller 30 and the second inverter power supplies 16 to 16n can be further reduced. Become.
  • the power supply system 1 according to the third embodiment is different from the power supply system 1 according to the first embodiment in that a voltage/current measuring device that measures the output voltage/current of the inverter power supply group is provided.
  • a voltage/current measuring device that measures the output voltage/current of the inverter power supply group is provided.
  • FIG. 9 is a diagram showing the overall configuration of the power supply system 1 according to the third embodiment.
  • the power supply system 1 according to the third embodiment is different from the power supply system 1 according to the first embodiment in that it further includes voltage/current measuring devices 40 to 40n.
  • the measured values of the voltage/current measuring devices 40 to 40n are shared by the second inverter power supplies 16 to 16n in the corresponding distributed power supply groups 10 to 10n.
  • the power command value input to the active/reactive power control unit 23 inside the control device 16c is determined by using the output power of the entire distributed power supply group to which the second inverter power supply 16 belongs.
  • the power command value is a value obtained by apportioning the output power of the entire distributed power supply group by the rated output values of the plurality of second inverter power supplies 16.
  • FIG. 10 is a diagram showing an operation example of the power supply system 1 according to the third embodiment.
  • the left figure shows an output example of the distributed power supply group 10, and the right figure shows an output example of the distributed power supply group 10n.
  • the vertical axis represents electric power
  • the horizontal axis represents the first inverter power supply (power supply I) and the plurality of second inverter power supplies (power supply II).
  • a plurality of second inverter power supplies 16 can also be used to suppress power fluctuations.
  • the output power command of the plurality of second inverter power supplies 16 is changed according to the output power of the entire distributed power supply group.
  • the plurality of second inverter power supplies 16 can also be used for suppressing the power fluctuation. Therefore, the power fluctuations shared by the first inverter power supplies 14 to 14n are reduced, and the output capacity of the first inverter power supplies 14 to 14n required to cope with the power fluctuations can be reduced. Further, since it is not necessary to install a host controller and a communication network between the host controller and each inverter power supply, the influence of the communication speed between the devices can be suppressed.
  • the power supply system 1 according to the fourth embodiment is different from the power supply system 1 according to the first embodiment in that the outputs of the plurality of second inverter power supplies 16 to 16n are proportional to the corresponding first inverter power supplies 14 to 14n. To do.
  • differences from the power supply system 1 according to the first embodiment will be described.
  • FIG. 11 is a diagram showing the overall configuration of the power supply system 1 according to the fourth embodiment.
  • the power supply system 1 according to the fourth embodiment includes a first inverter power supply 14 included in the same distributed power supply group among a plurality of distributed power supply groups 10 to 10n, and a plurality of first inverter power supplies. It differs from the power supply system 1 according to the first embodiment in that the two-inverter power supply 16 is connected by a signal line.
  • the power command value input to the active/reactive power control unit 23 inside the control device 16c is determined using the outputs of the first inverter power supplies 14 belonging to the same distributed power supply group. ..
  • the power command value is a value obtained by multiplying the output power of the first inverter power supply 14 by a coefficient according to the rated output values of the plurality of second inverter power supplies 16, for example.
  • the outputs of the plurality of second inverter power supplies 16 to 16n are proportional to the corresponding first inverter power supplies 14 to 14n. Therefore, without using the voltage/current measuring devices 40 to 40n (FIG. 9), the plurality of second inverter power supplies 16 can also be used to suppress power fluctuations. Also in this case, since it is not necessary to install a host controller and a communication network between the host controller and each inverter power supply, the influence of the communication speed between the devices can be suppressed.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Inverter Devices (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)

Abstract

本実施形態に係る電力供給システムは、負荷に供給する電力の分配特性に従い電力を供給する複数の第１電力変換部と、複数の第１電力変換部それぞれの出力周波数に対する有効電力の変化率を分配特性に対応させ、変化率に基づき複数の第１電力変換部をそれぞれ制御する複数の制御装置と、を備える。

Description

電力供給システム、及び電力供給システムの制御方法
　本発明の実施形態は、電力供給システム、及び電力供給システムの制御方法に関する。
　近年、離島などの小規模な電力系統（オフグリッドシステム）において再生可能エネルギー電源の導入が進展している。太陽光発電や風力発電といった再生可能エネルギー電源はパワーエレクトロニクス技術を用いた電力変換器（インバータ）により交流系統に接続される。このような電源はインバータ電源と呼ばれる。また、再生可能エネルギーの出力変動を抑制するために設置される蓄電池などのシステムもインバータ電源に含まれる。
　このような電力系統の安定的な運転のためには、複数のインバータ電源の出力分担を維持しつつ、電力系統の電圧、周波数を確立する制御が必要とされる。このような制御として、電圧源モードで運転させた各インバータ電源の有効電力と電圧周波数の間にドループ特性を持たせる制御が知られている。そして、これらのドループ特性を統一化した有効電力と電圧周波数とのドループ特性に基づき、電力の分配制御が行われる。とこらが、インピーダンス特性が異なるノード間に各インバータ電源が接続されると、ノード間の電力供給量と統一化した有効電力と電圧周波数とのドループ特性のバランスが崩れてしまう。
特許第３５４３０６８号公報 特許第４７１３９９６号公報 特許第５５９６０８６号公報
　発明が解決しようとする課題は、インピーダンス特性が異なるノード間に各インバータ電源が接続される場合に、インバータ電源の出力分担を維持しつつ、系統の電圧及び周波数の確立が可能である電力供給システムを提供することである。
　本実施形態に係る水電力供給システムは、負荷に供給する電力の分配特性に従い電力を供給する複数の第１電力変換部と、前記複数の第１電力変換部それぞれの出力周波数に対する有効電力の変化率を前記分配特性に対応させ、前記変化率に基づき前記複数の第１電力変換部をそれぞれ制御する複数の制御装置と、を備える。
　本発明によれば、インピーダンス特性が異なるノード間に各インバータ電源が接続される場合に、インバータ電源の出力分担を維持しつつ、系統の電圧及び周波数の確立ができる。
第１実施形態に係る電力供給システムの全体構成を示す図。 電圧源として動作する際の制御装置の構成例を示す図。 有効電力と周波数との関係を示す有効電力－周波数ドループ特性の図。 遅れ無効電力と電圧との関係を示す無効電力－電圧ドループ特性の図。 電流源として動作する際の制御装置の構成例を示す図。 電力供給システムの動作例を示す図。 第２実施形態に係る電力供給システムの全体構成を示す図。 第２実施形態に係る制御装置の構成例を示す図。 第３実施形態に係る電力供給システムの全体構成を示す図。 第３実施形態に係る電力供給システムの動作例を示す図。 第４実施形態に係る電力供給システムの全体構成を示す図。
　以下、本発明の実施形態に係る電力供給システム、及び電力供給システムの制御方法について、図面を参照しながら詳細に説明する。なお、以下に示す実施形態は、本発明の実施形態の一例であって、本発明はこれらの実施形態に限定して解釈されるものではない。また、本実施形態で参照する図面において、同一部分又は同様な機能を有する部分には同一の符号又は類似の符号を付し、その繰り返しの説明は省略する場合がある。また、図面の寸法比率は説明の都合上実際の比率とは異なる場合や、構成の一部が図面から省略される場合がある。
　（第１実施形態）
　図１は、第１実施形態に係る電力供給システム１の全体構成を示す図である。図１に示すように、電力供給システム１は、負荷１００に電力を供給するインバータ系統であり、複数の分散型電源群１０～１０ｎと、複数の変圧器１２～１２ｎと、を備えている。図１には更に負荷１００と、第１母線Ｌ１と、複数の第２母線Ｌ２～Ｌ２ｎと、複数のノードＪ１～Ｊ１ｎと、複数のノードＪ２～Ｊ２ｎとが図示されている。複数の第２母線Ｌ２～Ｌ２ｎは、複数のノードＪ１～Ｊ１ｎを介して第１母線Ｌ１に並列接続される。
　分散型電源群１０は、他の分散型電源群とは独立して電力を負荷１００に供給可能な電源群である。この分散型電源群１０は、第１インバータ電源１４と、複数の第２インバータ電源１６とを有する。
　第１インバータ電源１４は、電圧源として動作する電源である。この第１インバータ電源１４は、第１電力変換部１４ａと、電圧電流計測部１４ｂと、制御装置１４ｃとを有する。
　第１電力変換部１４ａは、例えばインバータであり、電源１１０（図２）から出力された電力を、第２母線Ｌ２を介して第１母線Ｌ１の電力系統に連系できる電力に変換する。例えば、第１電力変換部１４ａは、電源１１０（図２）から出力される直流電力を交流電力に変換する。なお、第１電力変換部１４ａ～１４ａｎは、複数のノードＪ２～Ｊ２ｎを介して第２母線Ｌ２～Ｌ２ｎに接続される。
　電圧電流計測部１４ｂは、第１電力変換部１４ａが出力する電圧と電流とを計測する。この電圧電流計測部１４ｂは、例えば計器用変流器及び計器用変圧器などで構成される。また、電圧電流計測部１４ｂは、電圧計測値と電流計測値を制御装置１４ｃに出力する。
　制御装置１４ｃは、電圧電流計測部１４ｂの計測値に基づき、第１電力変換部１４ａを制御する。制御装置１４ｃの詳細は後述する。
　第２インバータ電源１６は、電流源として動作する電源である。この第２インバータ電源１６は、第２電力変換部１６ａと、電圧電流計測部１６ｂと、制御装置１６ｃとを有する。
　第２電力変換部１６ａは、例えばインバータであり、第１電力変換部１４ａと同等の構成を有する。すなわち、この第２電力変換部１６ａは、電源１２０（図５）から出力された電力を、第２母線Ｌ２を介して第１母線Ｌ１の電力系統に連系できる電力に変換する。
　電圧電流計測部１６ｂは、電圧電流計測部１４ｂと同等の構成である。すなわち、電圧電流計測部１６ｂは、電圧計測値と電流計測値を制御装置１６ｃに出力する。
　制御装置１６ｃは、電圧電流計測部１６ｂの計測値に基づき、第２電力変換部１６ａを制御する。制御装置１６ｃの詳細は後述する。
　なお、複数の分散型電源群１０～１０ｎは、分散型電源群１０と同等の構成を有するが、負荷１００に供給する電力の分配特性が異なる。すなわち、負荷１００に供給する電力は、複数の第１電力変換部１４ａ～１４ａｎのそれぞれが第１母線に接続されるまでのインピーダンスに応じて分配される。すなわち、負荷１００に供給する電力の分配特性は、第１母線に接続されるまでのインピーダンスに応じた電力の分配比率により規定される。分配比率の詳細も後述する。
　複数の変圧器１２～１２ｎは、複数の第２母線Ｌ２～Ｌ２ｎから供給される電力の電圧を第１母線Ｌ１の基準電圧に変換する。複数の第１電力変換部１４ａ～１４ａｎのそれぞれが第１母線に接続されるまでのインピーダンスには、複数の変圧器１２～１２ｎのインピーダンスも含まれる。なお、第１母線Ｌ１に回転機型の分散型電源が接続されても良い。
　図２は、第１インバータ電源１４が電圧源として動作する際の制御装置１４ｃの構成例を示す図である。図２に示すように、制御装置１４ｃは、有効・無効電力算出部２０と、ドループ特性演算部２１と、ゲートパルス生成部２２とを有する。図２には、更に電源１１０が図示されている。電源１１０は、例えば太陽光発電、風力発電といった再生可能エネルギー電源などである。
　有効・無効電力算出部２０は、電圧電流計測部１４ｂが出力する電圧計測値及び電流計測値に基づき、第１電力変換部１４ａが出力する有効電力、及び無効電力の値を算出する。そして、有効・無効電力算出部２０は、有効電力、及び無効電力の値をドループ特性演算部２１へ出力する。
　ドループ特性演算部２１は、有効・無効電力算出部２０が演算した有効電力、及び無効電力の値を用いて、有効電力－周波数ドループ特性と、無効電力－電圧ドループ特性とに基づき、第１電力変換部１４ａの出力電圧波形を示す指令信号をゲートパルス生成部２２に出力する。すなわち、ドループ特性演算部２１は、出力電圧波形を示す指令信号として、電圧波形の位相、周波数、及び振幅の情報を含む信号を出力する。
　図３は、有効電力Ｐと周波数ｆとの関係を示す有効電力－周波数ドループ特性の例を示す図である。横軸は有効電力Ｐを示し、縦軸は周波数ｆを示す。特性線ｆｐ１４は、第１電力変換部１４ａの有効電力－周波数ドループ特性を示し、特性線ｆｐ１４ｎは、第１電力変換部１４ａｎの有効電力－周波数ドループ特性を示す。複数の第１電力変換部１４ａ～１４ａｎの特性線ｆｐ１４からｆｐ１４ｎは、負荷１００に供給する電力の分配特性に応じて定められている。
　図３に示すように、ドループ特性演算部２１は、有効・無効電力算出部２０が演算した有効電力の値を用いて、出力電圧の周波数を算出する。すなわち、このドループ特性演算部２１は、複数の第１電力変換部１４ａ～１４ａｎの有効電力を増加させる場合には周波数を下げ、有効電力を減少させる場合には周波数を上げる。
　例えば周波数ｆａを基準周波数である６０ヘルツ又は５０ヘルツとする。周波数ｆａの場合の第１電力変換部１４ａの有効電力は有効電力Ｐａ１０であり、第１電力変換部１４ａｎの有効電力は有効電力Ｐａ１０ｎである。また、周波数ｆｂの場合の第１電力変換部１４ａの有効電力は有効電力Ｐｂ１０であり、第１電力変換部１４ａｎの有効電力は有効電力Ｐｂ１０ｎである。
　この場合、第１電力変換部１４ａにおける有効電力の変化量Ｐ１は、（１）式で示される。また、第１電力変換部１４ａｎにおける有効電力の変化量Ｐ１ｎは、（２）式で示される。　
Ｐ１＝Ｐｂ１０－Ｐａ１０　　　　　　　　　　　　　　　　　　　（１）
Ｐ１ｎ＝Ｐｂ１０ｎ－Ｐａ１０ｎ　　　　　　　　　　　　　　　　（２）
　この場合、基準周波数ｆａにおける有効電力からの変化量Ｐ１とＰ１ｎの比率は、（３）式で示すように、特性線ｆｐ１４の傾きＲ１とｆｐ１４ｎの傾きＲ１ｎに基づいている。
Ｐ１：Ｐ１ｎ＝Ｒ１：Ｒ１ｎ　　　　　　　　　　　　　　　　　　（３）
ここで、傾きＲ１と傾きＲ１ｎとは（４）、（５）式で示される。　
Ｒ１＝（Ｐｂ１０－Ｐａ１０）／（ｆｂ－ｆａ）　　　　　　　　　（４）
Ｒ１ｎ＝（Ｐｂ１０ｎ－Ｐａ１０ｎ）／（ｆｂ－ｆａ）　　　　　　（５）
　これらから分かるように、基準周波数ｆａにおける有効電力からの変化量Ｐ１とＰ１ｎの比率を（３）式で示す比率で維持すると、周波数の変化量は共にｆｂ－ｆａとなり、第１電力変換部１４ａ、１４ａｎともに等しくなる。換言すると、変化量Ｐ１とＰ１ｎの比率を（３）式で示す比率で維持すると、第１電力変換部１４ａ、１４ａｎへの指示周波数は等しくなる。すなわち、負荷１００に供給する有効電力の分配特性を（３）式で示す比率で維持すると、第１電力変換部１４ａ、１４ａｎを独立に制御しても出力電圧の周波数を等しくするこができる。
　負荷１００に供給する有効電力の分配特性は、例えば複数のノードＪ２～Ｊ２ｎから対応する複数のノードＪ１～Ｊ１ｎ間のインピーダンスの比に基づき定めることが可能である。これにより、複数の分散型電源群１０～１０ｎが独立した制御を行っても、複数の分散型電源群１０～１０ｎの出力電力の周波数は一致する。
　図４は、遅れ無効電力Ｑと電圧Ｖとの関係を示す無効電力－電圧ドループ特性の例を示す図である。横軸は遅れ無効電力Ｑを示し、縦軸は電圧Ｖを示す。特性線Ｖｑ１４は、第１電力変換部１４ａの無効電力－電圧ドループ特性を示し、特性線Ｖｑ１４ｎは、第１電力変換部１４ａｎの無効電力－電圧ドループ特性を示す。電圧Ｖａの場合の第１電力変換部１４ａの無効電力は無効電力Ｑａ１０であり、第１電力変換部１４ａｎの無効電力は無効電力Ｑａ１０ｎである。また、電圧Ｖｂの場合の第１電力変換部１４ａの無効電力は無効電力Ｑｂ１０であり、第１電力変換部１４ａｎの無効電力は無効電力Ｑｂ１０ｎである。
　図４に示すように、ドループ特性演算部２１は、有効・無効電力算出部２０が演算した無効電力の値を用いて、出力電圧の電圧Ｖ、すなわち振幅を演算する。このドループ特性演算部２１は、第１電力変換部１４ａの遅れ無効電力Ｑを増加させる場合には電圧Ｖを下げ、遅れ無効電力Ｑを減少させる場合には電圧Ｖを上げる。すなわち、ドループ特性演算部２１は、遅れ無効電力Ｑが増加した場合には振幅を下げ、遅れ無効電力Ｑが減少した場合には振幅を上げる信号を出力する。なお、電圧波形の位相は有効電力Ｐ及び無効電力Ｑの値により演算される。
　図２に示すように、ゲートパルス生成部２２は、ドループ特性演算部２１から入力された電圧波形の位相、周波数、及び振幅の情報を含む指令信号に基づき、第１電力変換部１４ａに対するゲート信号を生成する。このゲート信号は、
第１電力変換部１４ａの出力電圧波形を変調する信号であり、例えば第１電力変換部１４ａにおける半導体スイッチのＯｎ／Ｏｆｆ信号である。また、この時の変調方法としては、例えばパルス幅変調（ＰＷＭ変調）が用いられる。
　図５は、第２インバータ電源１６が電流源として動作する際の制御装置１６ｃの構成例を示す図である。図５に示すように、制御装置１６ｃは、有効・無効電力算出部２０と、ゲートパルス生成部２２と、有効・無効電力制御部２３と、電流制御装置２４と、電圧制御装置２５と、を備える。図２と同等の構成には同一の番号を付して、説明を省略する。
　有効・無効電力算出部２０は、電圧電流計測部１６ｂが出力する第２電力変換部１６ａの出力電圧計測値及び出力電流計測値に基づき、第２電力変換部１６ａが出力する有効電力、及び無効電力の値を算出する。有効・無効電力算出部２０は、有効電力、及び無効電力の値を有効・無効電力制御装置２３に出力する。
　有効・無効電力制御装置２３は、予め固定値として設定された出力電力指令値と、第２電力変換部１６ａが出力する有効電力、及び無効電力の値を入力とし、出力電力の値が出力電力指令値に追従するよう第２電力変換部１６ａの出力電流指令値を決定する。有効・無効電力制御装置２３で用いる出力電流指令値は、スケジュールで変更するようにしても良い。すなわち、有効・無効電力制御装置２３は、出力電力指令値を固定値、或いは時間経過に従い変化する可変値とする。有効・無効電力制御装置２３は、算出した出力電流指令値を電流制御装置２４に出力する。
　電流制御部２４は、第２電力変換部１６ａの出力電流計測値と、有効・無効電力制御装置２３が算出した出力電流指令値とを用いて、第２電力変換部１６ａの出力電流が指令値に追従するよう電流指令値を決定する。
　電圧制御部２５は、第２電力変換部１６ａの出力電圧計測値と、有効・無効電力制御装置２３が算出した電圧指令値とを用いて、第２電力変換部１６ａの出力電圧波形を決定する。電圧制御装置２５により算出された第２電力変換部１６ａの出力電圧波形の情報、すなわち位相、周波数、及び振幅の情報を含む指令信号は、ゲートパルス生成部２２に入力される。
　ゲートパルス生成部２２は、電圧制御装置２５から入力された電圧波形の位相、周波数、及び振幅の情報を含む指令信号に基づき、第２電力変換部１６ａに対するゲート信号を生成する。このゲート信号は、第２電力変換部１６ａの出力電圧波形を変調する信号であり、例えば第２電力変換部１６ａにおける半導体スイッチのＯｎ／Ｏｆｆ信号である。また、この時の変調方法としては、例えばパルス幅変調（ＰＷＭ変調）が用いられる。これにより、第２電力変換部１６ａは、固定の電力指令値に相当する電力を出力する。
　図６は、第１実施形態に係る電力供給システム１の動作例を示す図である。左図は分散型電源群１０の出力例を示し、右図は分散型電源群１０ｎの出力例を示している。縦軸は電力を示し、横軸は第１インバータ電源（電源Ｉ）、複数の第２インバータ電源（電源ＩＩ）をそれぞれ示している。
　上述のように、複数のノードＪ２～Ｊ２ｎから対応する複数のノードＪ１～Ｊ１ｎ間のインピーダンスの比に基づき、複数の第１インバータ電源１４～１４ｎの出力分担は割り振られる。すなわち、複数の第１電力変換部１４ａ～１４ａｎ間での出力分担は系統全体で必要とされる電力の大きさに応じて図３及び図４で示す特性に応じて自動的に割り振られる。例えば分散型電源群１０では、制御装置１４ｃが分散型電源群１０ｎとは独立に、有効電力の変化量Ｐ１（（１）式）を補うように第１電力変換部１４ａを制御することにより、出力分担に応じた有効電力を供給できる。このときの第１電力変換部１４ａの出力電力の周波数はｆｂである。同様に、分散型電源群１０ｎでは、制御装置１４ｃｎが分散型電源群１０とは独立に、有効電力の変化量Ｐ１ｎ（（２）式）を補うように第１電力変換部１４ａｎを制御することにより、出力分担に応じた有効電力を供給できる。このときの第１電力変換部１４ａｎの周波数はｆｂである。このように、複数の分散型電源群１０～１０ｎの制御装置１４ｃ～１４ｃｎは、独立に制御を行っても、系統全体で必要とされる電力の大きさを同一の周波数で補うことができ、且つ系統内の電力需給バランスを維持できる。あるインバータ電源群の中の母線に回転機型の電源が接続されている場合、この回転機型の電源を電圧源として動作する電源として扱うことで、回転機型電源とインバータ電源の出力分担を適切に維持することも可能となる。これは以降の実施例全てについて同様である。
　一方、各分散型電源群１０～１０ｎ内の複数の第２電力変換部１６～１６ｎは電流源として運転される。このため、複数の第１電力変換部１４ａ～１４ａｎの電圧制御と干渉することは無い。これにより、同一ノードＪ１に接続されるインバータ電源１４、１６と異なるノードＪ１ｎに接続されるインバータ電源１４ｎ、１６ｎが混在するインバータ系統において、各インバータ電源１４～１４ｎ、１６～１６ｎが相互に通信を行うことなく、適切な出力分担を維持し、系統の電圧及び周波数を確立することが可能となる。
　以上説明したように、本実施形態によれば、複数の第１電力変換部１４ａ～１４ａｎそれぞれの出力周波数に対する有効電力の変化率を負荷に供給する電力の分配特性に対応させることとした。これにより、複数の制御装置１４ｃ～１４ｃｎは、複数の第１電力変換部１４ａ～１４ａｎ換部それぞれを独立に制御を行っても、系統全体で必要とされる電力の大きさを同一の周波数で補うことができ、且つ系統内の電力需給バランスが維持できる。
（第２実施形態）
　第２実施形態に係る電力供給システム１は、電流源モードの出力指示を上位制御装置から与える点で、第１形態に係る電力供給システム１と相違する。以下では、第１形態に係る電力供給システム１と相違する点に関して説明する。
　図７は、第２実施形態に係る電力供給システム１の全体構成を示す図である。図７に示すように、第２実施形態に係る電力供給システム１は、上位制御装置３０を更に備える点で、第１形態に係る電力供給システム１と相違する。
　上位制御装置３０は、各分散型電源群１０～１０ｎ内の複数の第２インバータ電源１６～１６ｎを統括して制御する。なお、上位制御装置３０は、複数の第２インバータ電源１６～１６ｎの全てを制御してもよいし、或いは、複数の第２インバータ電源１６～１６ｎの一部を制御してもよい。
　図８は、第２実施形態に係る制御装置１６ｃの構成例を示す図である。図８に示すように、有効・無効電力制御装置２３に入力される電力指令値は上位制御装置３０から入力される。
　上位制御装置３０は系統内の各分散型電源群１０～１０ｎ内のインバータ電源１４～１４ｎ、１６～１６ｎから情報を収集して第２インバータ電源１６～１６ｎの電力出力指令値を決定する。この時、上位制御装置３０は、例えば系統内の電圧計測値や負荷の状況などの情報を参照して電力出力指令値を決定してもよい。
　このように、第２インバータ電源１６～１６ｎの電力出力指令値が上位制御装置８によって決定されるため、第２インバータ電源１６～１６ｎの出力分担を系統の状況によって変化させることが可能となる。また、第２インバータ電源１６～１６ｎも系統の電力変動抑制に用いることができるため、電力変動に対応するために必要となる第１インバータ電源１４～１４ｎの出力容量を削減することができる。また、系統側の情報を用いて第２インバータ電源１６～１６ｎの出力を制御できるため、系統電圧の分布の改善や、潮流の最適化、系統安定度の向上などより高度な系統制御を行うことが可能となる。
　以上説明したように本実施形態によれば、第１インバータ電源１４～１４ｎは、上位制御装置３０の制御を受けずに独立に運転可能とし、複数の第２インバータ電源１６～１６ｎを上位制御装置３０により制御することとした。これにより、急峻な電力変動については第１インバータ電源１４～１４ｎが電圧源として動作することで抑制できるので、上位制御装置３０と第２インバータ電源１６～１６ｎ間の通信速度をより低速化可能となる。
（第３実施形態）
　第３実施形態に係る電力供給システム１は、インバータ電源群の出力電圧・電流を計測する電圧・電流計測装置が設けられている点で、第１形態に係る電力供給システム１と相違する。以下では、第１形態に係る電力供給システム１と相違する点に関して説明する。
　図９は、第３実施形態に係る電力供給システム１の全体構成を示す図である。図９に示すように、第３実施形態に係る電力供給システム１は、電圧・電流計測装置４０～４０ｎを更に備える点で、第１形態に係る電力供給システム１と相違する。電圧・電流計測装置４０～４０ｎの計測値は、対応する分散型電源群１０～１０ｎ内の第２インバータ電源１６～１６ｎで共有される。
　第２インバータ電源１６において、制御装置１６ｃ内部の有効・無効電力制御部２３に入力される電力指令値はその第２インバータ電源１６が属する分散型電源群全体の出力電力を用いて決定される。例えば、電力指令値は、分散型電源群全体の出力電力を複数の第２インバータ電源１６の定格出力値で分配按分した値とする。
　図１０は、第３実施形態に係る電力供給システム１の動作例を示す図である。左図は分散型電源群１０の出力例を示し、右図は分散型電源群１０ｎの出力例を示している。縦軸は電力を示し、横軸は第１インバータ電源（電源Ｉ）、複数の第２インバータ電源（電源ＩＩ）をそれぞれ示している。図１０に示すように複数の第２インバータ電源１６も電力変動の抑制に用いることが可能となる。
　以上説明したように本実施形態によれば、複数の第２インバータ電源１６の出力電力指令を分散型電源群全体の出力電力に応じて変化させることとした。これにより、複数の第２インバータ電源１６も電力変動の抑制に用いることができる。このため、第１インバータ電源１４～１４ｎが分担する電力変動が低減され、電力変動に対応するために必要となる第１インバータ電源１４～１４ｎの出力容量を低減可能となる。また、上位制御装置及び、上位制御装置と各インバータ電源間の通信網を設置する必要が無いので装置間の通信速度の影響を抑制できる。
（第４実施形態）
　第４実施形態に係る電力供給システム１は、複数の第２インバータ電源１６～１６ｎの出力を対応する第１インバータ電源１４～１４ｎに比例させる点で、第１形態に係る電力供給システム１と相違する。以下では、第１形態に係る電力供給システム１と相違する点に関して説明する。
　図１１は、第４実施形態に係る電力供給システム１の全体構成を示す図である。図１１に示すように、第４実施形態に係る電力供給システム１は、複数の分散型電源群１０～１０ｎの内の同一の分散型電源群に含まれる第１インバータ電源１４、及び複数の第２インバータ電源１６を信号線で接続する点で、第１実施形態に係る電力供給システム１と相違する。
　複数の第２インバータ電源１６において、制御装置１６ｃ内部の有効・無効電力制御部２３に入力される電力指令値は、同じ分散型電源群に属する第１インバータ電源１４の出力を用いて決定される。例えば電力指令値は、例えば第１インバータ電源１４の出力電力に、複数の第２インバータ電源１６の定格出力値に応じた係数を乗じた値とする。
　以上説明したように、本実施形態に係る電力供給システム１は、複数の第２インバータ電源１６～１６ｎの出力を対応する第１インバータ電源１４～１４ｎに比例させることとした。このため、電圧・電流計測装置４０～４０ｎ（図９）を用いること無く、複数の第２インバータ電源１６も電力変動の抑制に用いることができる。この場合にも、上位制御装置及び、上位制御装置と各インバータ電源間の通信網を設置する必要が無いので装置間の通信速度の影響を抑制できる。
　以上、いくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例としてのみ提示したものであり、発明の範囲を限定することを意図したものではない。本明細書で説明した新規な装置、方法及びプログラムは、その他の様々な形態で実施することができる。また、本明細書で説明した装置、方法及びプログラムの形態に対し、発明の要旨を逸脱しない範囲内で、種々の省略、置換、変更を行うことができる。また、これらの実施形態は、例として単一の負荷に電力を供給する例を基に説明したが、本発明はより複雑な系統にも適用することができる。さらに、これらの実施形態を２つ以上組み合わせて電力供給システムを構築しても良い。

Claims (10)

  1. 　負荷に供給する電力の分配特性に従い電力を供給する複数の第１電力変換部と、
    　前記複数の第１電力変換部それぞれの出力周波数に対する有効電力の変化率を前記分配特性に対応させ、前記変化率に基づき前記複数の第１電力変換部をそれぞれ制御する複数の制御装置と、
    　を備える、電力供給システム。
  2. 　前記電力の分配特性は、前記複数の第１電力変換部のそれぞれが第１母線に接続されるまでのインピーダンスに応じた電力の分配比率である、請求項１に記載の電力供給システム。
  3. 　前記複数の制御装置それぞれは、制御対象となる前記第１電力変換部の出力電圧の振幅を無効電力と関連付けた特性に基づき出力させる、請求項１又は２に記載の電力供給システム。
  4. 　前記負荷の接続される第１母線に並列接続される複数の第２母線のそれぞれに、前記複数の第１電力変換部が接続されており、
    　前記複数の第２母線のそれぞれに接続され、出力電力指令値を所定値とする複数の第２電力変換部を更に備える、請求項１乃至３のいずれか一項に記載の電力供給システム。
  5. 　前記複数の第２電力変換部に対する出力電力指令値を固定値、或いは時間経過に従い変化する可変値とする、請求項４に記載の電力供給システム。
  6. 　前記複数の第２電力変換部に対する出力電力指令値を生成する上位制御装置を更に備える、請求項４に記載の電力供給システム。
  7. 　前記複数の第２電力変換部に対する出力電力指令値を前記第２母線毎の出力電力に基づき生成する、請求項４に記載の電力供給システム。
  8. 　前記複数の第２電力変換部に対する出力電力指令値を前記第２母線毎の前記第１電力変換部の出力電力に基づき生成する、請求項４に記載の電力供給システム。
  9. 　前記複数の第１電力変換部及び前記複数の第２電力変換部は、インバータ電源である、請求項４乃至８のいずれか一項に記載の電力供給システム。
  10. 　負荷に供給する電力の分配特性に従い電力を供給する複数の第１電力変換部を備える電力供給システムの制御方法であって、
    　前記複数の第１電力変換部それぞれの出力周波数に対する有効電力の変化率を前記分配特性に対応させ、前記変化率に基づき前記複数の第１電力変換部をそれぞれ制御する電力供給システムの制御方法。
PCT/JP2019/002108 2019-01-23 2019-01-23 電力供給システム、及び電力供給システムの制御方法 WO2020152808A1 (ja)

Priority Applications (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2020567301A JP7068507B2 (ja) 2019-01-23 2019-01-23 電力供給システム、及び電力供給システムの制御方法
DE112019006717.6T DE112019006717T5 (de) 2019-01-23 2019-01-23 Energieversorgungssystem und Verfahren zur Steuerung des Energieversorgungssystems
PCT/JP2019/002108 WO2020152808A1 (ja) 2019-01-23 2019-01-23 電力供給システム、及び電力供給システムの制御方法
AU2019423646A AU2019423646A1 (en) 2019-01-23 2019-01-23 Power supply system and method for controlling power supply system
US17/383,147 US11349408B2 (en) 2019-01-23 2021-07-22 Power supply system and method for controlling power supply system

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/JP2019/002108 WO2020152808A1 (ja) 2019-01-23 2019-01-23 電力供給システム、及び電力供給システムの制御方法

Related Child Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
US17/383,147 Continuation US11349408B2 (en) 2019-01-23 2021-07-22 Power supply system and method for controlling power supply system

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2020152808A1 true WO2020152808A1 (ja) 2020-07-30

Family

ID=71736869

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2019/002108 WO2020152808A1 (ja) 2019-01-23 2019-01-23 電力供給システム、及び電力供給システムの制御方法

Country Status (5)

Country Link
US (1) US11349408B2 (ja)
JP (1) JP7068507B2 (ja)
AU (1) AU2019423646A1 (ja)
DE (1) DE112019006717T5 (ja)
WO (1) WO2020152808A1 (ja)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2021170889A (ja) * 2020-04-16 2021-10-28 日新電機株式会社 電力変動緩和装置

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS543068B2 (ja) * 1975-09-22 1979-02-17
JP2002101563A (ja) * 2000-09-19 2002-04-05 Nishishiba Electric Co Ltd 発電設備の系統連系保護装置
JP2003111283A (ja) * 2001-09-28 2003-04-11 Toshiba Corp 発電設備の系統連系保護装置
JP2013207970A (ja) * 2012-03-29 2013-10-07 Sanyo Electric Co Ltd 電力変換システム

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS4713996Y1 (ja) 1966-10-06 1972-05-20
ZA783118B (en) 1977-06-02 1979-06-27 Smith Kline French Lab Amidines
JP3543068B2 (ja) * 1999-05-28 2004-07-14 財団法人電力中央研究所 分散制御型電源システム
US6738269B2 (en) 2000-09-19 2004-05-18 Kabushiki Kaisha Toshiba Line linkage protective device for electricity generation equipment
JP4713996B2 (ja) 2005-10-27 2011-06-29 株式会社東芝 自立運転制御装置および制御方法
EP2549616B1 (en) 2011-07-22 2020-03-25 ABB Schweiz AG An arrangement and a method for supplying electric power
KR20160011912A (ko) * 2014-07-23 2016-02-02 삼성전자주식회사 전원 공급 장치 및 방법
US10211747B2 (en) * 2016-01-15 2019-02-19 General Electric Company System and method for operating a DC to DC power converter
JP6764338B2 (ja) * 2016-12-27 2020-09-30 川崎重工業株式会社 電源システム
WO2019068297A1 (en) * 2017-10-06 2019-04-11 Vestas Wind Systems A/S METHOD OF OPERATING A WIND SYSTEM

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS543068B2 (ja) * 1975-09-22 1979-02-17
JP2002101563A (ja) * 2000-09-19 2002-04-05 Nishishiba Electric Co Ltd 発電設備の系統連系保護装置
JP2003111283A (ja) * 2001-09-28 2003-04-11 Toshiba Corp 発電設備の系統連系保護装置
JP2013207970A (ja) * 2012-03-29 2013-10-07 Sanyo Electric Co Ltd 電力変換システム

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2021170889A (ja) * 2020-04-16 2021-10-28 日新電機株式会社 電力変動緩和装置
JP7215456B2 (ja) 2020-04-16 2023-01-31 日新電機株式会社 電力変動緩和装置

Also Published As

Publication number Publication date
US20210384843A1 (en) 2021-12-09
JPWO2020152808A1 (ja) 2021-11-11
JP7068507B2 (ja) 2022-05-16
AU2019423646A1 (en) 2021-07-22
DE112019006717T5 (de) 2021-10-07
US11349408B2 (en) 2022-05-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Yuan et al. Hierarchical control of DC microgrid with dynamical load power sharing
US9640997B2 (en) Power system stabilization using distributed inverters
JP4495001B2 (ja) 発電システム
EP2936643B1 (en) Coordinated control method of generator and svc for improving power plant active power throughput and controller thereof
CN111817326B (zh) 一种交流微网孤岛模式下的分散式储能soc控制及整合方法
CN110676834B (zh) 考虑不匹配线阻及本地负荷的孤立直流微电网协调方法
CN103620933B (zh) 用于调节连接到多源dc系统的dc源功率变换器的输出电压的控制装置和方法
JP6398414B2 (ja) 電力貯蔵システム、電力変換装置、自立運転システム、及び電力貯蔵システムの制御方法
CN112234643B (zh) 一种基于柔性直流输电互联两区域电网的控制系统及方法
CN107565604B (zh) 多机并联虚拟同步发电机功率分配和参数自适应控制方法
JP2011114899A (ja) 負荷周波数制御方法及び負荷周波数制御装置
US9389631B2 (en) System and method for reactive power compensation
CN110612650A (zh) 用于运行孤岛电网的方法以及孤岛电网
CN107005049B (zh) 功率控制器和功率控制方法
CN110429578B (zh) 一种分布式直流微电网控制方法
CN115036946A (zh) 低压台区分相输出功率调节系统、调节方法及存储介质
WO2020152808A1 (ja) 電力供給システム、及び電力供給システムの制御方法
CN114825487B (zh) 一种离网型风储荷发电系统及控制调试方法
Wiget et al. Dynamic simulation of a combined AC and MTDC grid with decentralized controllers to share primary frequency control reserves
WO2021205701A1 (ja) 電力変換装置
CN112421662B (zh) 一种直流耗能装置的功率电压协调控制方法
Sondhi et al. Primary control in DC microgrids: A review
Burgos–Mellado et al. Consensus-Based Distributed Control for Improving the Sharing of Unbalanced Currents in Three-Phase Three-Wire Isolated Microgrids
Sanseverino et al. Minimum power losses by using droop coefficients regulation method with voltage and frequency constraints in islanded microgrids
JP2012121531A (ja) 交流き電用インバータ制御装置および制御方法

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: 19911312

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2020567301

Country of ref document: JP

Kind code of ref document: A

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2019423646

Country of ref document: AU

Date of ref document: 20190123

Kind code of ref document: A

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 19911312

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1