WO2022269858A1 - 電力変換装置 - Google Patents

電力変換装置 Download PDF

Info

Publication number
WO2022269858A1
WO2022269858A1 PCT/JP2021/023950 JP2021023950W WO2022269858A1 WO 2022269858 A1 WO2022269858 A1 WO 2022269858A1 JP 2021023950 W JP2021023950 W JP 2021023950W WO 2022269858 A1 WO2022269858 A1 WO 2022269858A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
command value
power
generator
synchronous generator
simulating
Prior art date
Application number
PCT/JP2021/023950
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
香帆 椋木
浩毅 石原
俊行 藤井
Original Assignee
三菱電機株式会社
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 三菱電機株式会社 filed Critical 三菱電機株式会社
Priority to PCT/JP2021/023950 priority Critical patent/WO2022269858A1/ja
Priority to JP2023529366A priority patent/JPWO2022269858A1/ja
Priority to EP21947143.0A priority patent/EP4362307A1/en
Publication of WO2022269858A1 publication Critical patent/WO2022269858A1/ja

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
    • H02M1/0009—Devices or circuits for detecting current in a converter
    • 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
    • H02M7/53—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 using devices of a triode or transistor type requiring continuous application of a control signal
    • H02M7/537—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 using devices of a triode or transistor type requiring continuous application of a control signal using semiconductor devices only, e.g. single switched pulse inverters
    • H02M7/539—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 using devices of a triode or transistor type requiring continuous application of a control signal using semiconductor devices only, e.g. single switched pulse inverters with automatic control of output wave form or frequency
    • H02M7/5395—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 using devices of a triode or transistor type requiring continuous application of a control signal using semiconductor devices only, e.g. single switched pulse inverters with automatic control of output wave form or frequency by pulse-width modulation
    • 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
    • H02M7/66—Conversion of ac power input into dc power output; Conversion of dc power input into ac power output with possibility of reversal
    • H02M7/68—Conversion of ac power input into dc power output; Conversion of dc power input into ac power output with possibility of reversal by static converters
    • H02M7/72—Conversion of ac power input into dc power output; Conversion of dc power input into ac power output with possibility of reversal by static converters using discharge tubes with control electrode or semiconductor devices with control electrode
    • H02M7/79—Conversion of ac power input into dc power output; Conversion of dc power input into ac power output with 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
    • H02M7/797—Conversion of ac power input into dc power output; Conversion of dc power input into ac power output with 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

Definitions

  • the present disclosure relates to power converters.
  • Patent Document 1 discloses a control device for distributed power sources.
  • the control device calculates a virtual inertia value based on the specifications and operating conditions of the distributed power source, and provides a virtual Set inertia.
  • Patent Literature 1 does not teach or suggest any technique for such needs.
  • An object of one aspect of the present disclosure is to provide a power conversion device capable of improving the stability of a power system by simulating the characteristics of a plurality of synchronous generators.
  • a power converter includes a power converter connected to a power storage element, and a control device that controls the power converter.
  • the power converter converts the DC power output from the storage element into AC power and outputs the AC power to the power system.
  • the control device includes a generator simulating unit that generates a voltage command value for the power converter by simulating the characteristics of a plurality of synchronous generators, and a power conversion unit based on the voltage command value generated by the generator simulating unit. and a signal generator for generating a control signal for the device.
  • the generator simulating section simulates the characteristic of the first synchronous generator to generate a first command value, and the characteristic of the second synchronous generator different from the characteristic of the first synchronous generator.
  • a second characteristic simulating unit that generates a second command value by simulating, an adder that performs addition processing of the first command value and the second command value, and addition of the first command value and the second command value and a voltage command generation unit that generates a voltage command value based on the processing result.
  • FIG. 1 is a diagram showing the overall configuration of a power conversion system according to Embodiment 1; FIG. It is a figure which shows the hardware structural example of a control apparatus.
  • 4 is a block diagram showing a specific functional configuration of a characteristic simulating section according to Embodiment 1;
  • FIG. 10 is a diagram showing the overall configuration of a power conversion system according to Embodiment 2;
  • FIG. 9 is a block diagram showing a specific functional configuration of a characteristic simulating section according to Embodiment 2; It is a figure for demonstrating the modification of a generator simulating part.
  • FIG. 1 is a diagram showing the overall configuration of a power conversion system according to Embodiment 1.
  • the power conversion system includes a power grid 2 , a transformer 3 , a power converter 6 , a current detector 7 , a voltage detector 8 and a storage element 60 .
  • the power system 2 is, for example, a three-phase AC power supply.
  • Power conversion device 6 includes a control device 100 and a power converter 20 .
  • Power converter 20 is connected to interconnection point 4 of power system 2 via transformer 3 . Note that a configuration in which an interconnection reactor is connected to the power converter 20 instead of the transformer 3 may be employed.
  • the power converter 20 is a power converter that is connected to the power storage element 60 and performs power conversion between the power storage element 60 and the power system 2 . Specifically, power converter 20 converts the DC power output from power storage element 60 into AC power, and outputs the AC power to power system 2 via transformer 3 . Further, power converter 20 converts AC power from power system 2 into DC power and outputs the DC power to power storage element 60 . Thereby, the power converter 20 charges and discharges the electric power of the storage element 60 .
  • Power converter 20 is, for example, a self-commutated converter such as a two-level converter, a three-level converter, or a modular multi-level converter.
  • the electricity storage element 60 is, for example, an energy storage element such as an electric double layer capacitor or a secondary battery.
  • the current detector 7 detects a three-phase AC current at the interconnection point 4 of the power system 2 . Specifically, the current detector 7 detects an a-phase alternating current Ia, a b-phase alternating current Ib, and a c-phase alternating current Ic that flow between the connection point 4 and the power converter 20 .
  • AC currents Ia, Ib, and Ic are input to control device 100 .
  • the alternating currents Ia, Ib, and Ic are hereinafter collectively referred to as alternating current Isys.
  • the voltage detector 8 detects the three-phase AC voltage at the interconnection point 4 of the power system 2 . Specifically, voltage detector 8 detects a-phase AC voltage Va, b-phase AC voltage Vb, and c-phase AC voltage Vc at interconnection point 4 .
  • AC voltages Va, Vb, and Vc are input to control device 100 .
  • the AC voltages Va, Vb, and Vc are hereinafter collectively referred to as the AC voltage Vsys.
  • the control device 100 is a device that controls the operation of the power converter 20 .
  • the control device 100 includes a generator simulating section 101 and a signal generating section 103 as main functional configurations.
  • Each function of the generator simulating unit 101 and the signal generating unit 103 is implemented by a processing circuit.
  • the processing circuit may be dedicated hardware, or may be a CPU that executes a program stored in the internal memory of the control device 100 . If the processing circuitry is dedicated hardware, the processing circuitry may be, for example, an FPGA, an ASIC, or a combination thereof.
  • the generator simulating unit 101 generates a voltage command value for the power converter 20 by simulating the characteristics of a plurality of synchronous generators based on the AC voltage Vsys and the AC current Isys at the interconnection point 4 .
  • generator simulating section 101 includes first characteristic simulating section 11 , second characteristic simulating section 12 , adder 13 , reactive power command generating section 14 , and voltage command generating section 15 .
  • the first characteristic simulating section 11 By simulating the characteristics of the first synchronous generator, the first characteristic simulating section 11 outputs an active power command value P1x indicating the target value of the active power to be output in order to simulate the characteristics.
  • the second characteristic simulating unit 12 simulates the characteristics of the second synchronous generator that are different from the characteristics of the first synchronous generator, thereby simulating the active power indicating the target value of the active power to be output to simulate the characteristics.
  • a command value P2x is output. Specific configurations of the first characteristic simulating section 11 and the second characteristic simulating section 12 will be described later.
  • the first characteristic simulating section 11 and the second characteristic simulating section 12 are also collectively referred to as "the characteristic simulating section 10".
  • Active power command value Pref is a target value of active power to be output by power converter 20 in order to simulate both the characteristics of the first synchronous generator and the characteristics of the second synchronous generator.
  • the reactive power command generation unit 14 Based on the detected value of the AC voltage Vsys, the reactive power command generation unit 14 performs automatic AC voltage adjustment to bring the detected value of the AC voltage Vsys closer to the rated value. Further, the reactive power command generation unit 14 performs automatic reactive power adjustment to bring the reactive power measurement value closer to the target value based on the reactive power measurement value calculated from each detected value of the AC voltage Vsys and the AC current Isys. do.
  • the reactive power command generator 14 generates a reactive power command value Qref by executing automatic AC voltage regulation and automatic reactive power regulation.
  • the voltage command generation unit 15 generates the voltage command value Vref based on the addition processing result of the adder 13 (that is, the active power command value Pref). Specifically, the voltage command generator 15 calculates the active current component and the reactive current component by subjecting the detected value of the three-phase alternating current Isys to variable conversion. Further, the voltage command generator 15 calculates the effective voltage component and the ineffective voltage component by subjecting the detected value of the three-phase AC voltage Vsys to variable conversion. Based on the active current component, the reactive current component, the active voltage component, and the reactive voltage component, the voltage command generation unit 15 outputs active power according to the active power command value Pref and outputs reactive power according to the reactive power command value Qref.
  • a voltage command value Vref for each phase of power converter 20 is generated as follows.
  • the signal generating unit 103 generates a control signal for the power converter 20 based on the voltage command value Vref generated by the generator simulating unit 101 and outputs the control signal to the power converter 20 .
  • the signal generator 103 includes a three-phase voltage generator 17 and a PWM (Pulse Width Modulation) controller 19 .
  • the three-phase voltage generator 17 generates three-phase sinusoidal voltages Va*, Vb*, Vc* based on the absolute value
  • and the phase ⁇ ref of the voltage command value Vref. Specifically, Va*
  • ⁇ sin( ⁇ ref), Vb*
  • ⁇ sin( ⁇ ref+2 ⁇ /3), and Vc*
  • the PWM control unit 19 performs pulse width modulation on each of the three-phase sinusoidal voltages Va*, Vb*, and Vc* to generate control signals as PWM signals.
  • PWM control unit 19 outputs the control signal to power converter 20 .
  • the control signal is a gate control signal for controlling on and off of each switching element included in power converter 20 .
  • FIG. 2 is a diagram showing a hardware configuration example of the control device 100. As shown in FIG. FIG. 2 shows an example of configuring the control device 100 by a computer.
  • control device 100 includes one or more input converters 70, one or more sample and hold (S/H) circuits 71, multiplexer (MUX) 72, A/D converter 73 , one or more CPU (Central Processing Unit) 74, RAM (Random Access Memory) 75, ROM (Read Only Memory) 76, one or more input/output interfaces 77, and auxiliary storage device 78 .
  • Controller 100 also includes a bus 79 interconnecting components.
  • the input converter 70 has an auxiliary transformer for each input channel.
  • Each auxiliary transformer converts the signals detected by current detector 7 and voltage detector 8 of FIG. 1 to signals of voltage levels suitable for subsequent signal processing.
  • a sample hold circuit 71 is provided for each input converter 70 .
  • the sample hold circuit 71 samples and holds the signal representing the electric quantity received from the corresponding input converter 70 at a prescribed sampling frequency.
  • a multiplexer 72 sequentially selects the signals held in the plurality of sample hold circuits 71 .
  • A/D converter 73 converts the signal selected by multiplexer 72 into a digital value. By providing a plurality of A/D converters 73, A/D conversion may be performed in parallel on detection signals of a plurality of input channels.
  • the CPU 74 controls the entire control device 100 and executes arithmetic processing according to a program.
  • a RAM 75 as a volatile memory and a ROM 76 as a nonvolatile memory are used as main memory of the CPU 74 .
  • the ROM 76 stores programs and set values for signal processing.
  • the auxiliary storage device 78 is a non-volatile memory having a larger capacity than the ROM 76, and stores programs, data of detected electric quantity values, and the like.
  • the input/output interface 77 is an interface circuit for communication between the CPU 74 and external devices.
  • control device 100 can be configured using circuits such as FPGA (Field Programmable Gate Array) and ASIC (Application Specific Integrated Circuit).
  • FPGA Field Programmable Gate Array
  • ASIC Application Specific Integrated Circuit
  • FIG. 3 is a block diagram showing a specific functional configuration of a characteristic simulating section according to the first embodiment.
  • characteristic simulating unit 10 includes a divider 30, a subtractor 31, proportional units 32 and 34, integrators 33 and 36, adders 35 and 37, and a calculator 38. .
  • the proportional device 32 multiplies the difference ⁇ T by "1/M".
  • M is the moment of inertia (also referred to as the constant of inertia) of the rotor of the synchronous generator to be simulated by the characteristic simulating unit 10 (hereinafter also referred to as “virtual synchronous generator”).
  • Active power command value Px corresponds to a target value of active power to be output from power converter 20 in order to simulate characteristics equivalent to those of a synchronous generator.
  • the integrator 33 time-integrates the multiplied value (that is, ⁇ T/M) of the proportional device 32 and outputs the angular frequency deviation ⁇ .
  • the angular frequency deviation ⁇ corresponds to the difference between the angular frequency ⁇ of the rotor of the virtual synchronous generator and the reference angular frequency ⁇ 0 of the electric power system 2 .
  • the reference angular frequency ⁇ 0 is the angular frequency of the reference frequency (for example, 50 Hz or 60 Hz) of power in the power system 2 .
  • the proportional device 34 multiplies the angular frequency deviation ⁇ by "D" to calculate the braking torque Td. "D” is the damping factor of the virtual synchronous generator.
  • the adder 35 calculates the angular frequency ⁇ by adding the angular frequency deviation ⁇ and the reference angular frequency ⁇ 0.
  • the integrator 36 time-integrates the angular frequency deviation ⁇ and outputs the phase deviation ⁇ m.
  • the phase deviation ⁇ m corresponds to the difference between the phase of the AC voltage Vsys at the interconnection point 4 and the phase of the rotor of the virtual synchronous generator.
  • the phase deviation ⁇ o corresponds to the difference between the phase of the AC voltage Vsys at the interconnection point 4 and the reference phase of the AC voltage output from the power converter 20 .
  • the phase deviation ⁇ corresponds to the difference between the phase of the AC voltage Vsys at the interconnection point 4 and the phase of the AC voltage to be output from the power converter 20 .
  • a calculator 38 calculates an active power command value Px based on the power supply voltage Vs of the power system 2 , the AC voltage Vsys of the interconnection point 4 , the phase deviation ⁇ , and the inductance Xg of the power converter 20 . It is assumed that the power supply voltage Vs is the rated voltage. Calculator 38 calculates active power command value Px by dividing a multiplied value (that is, Vs ⁇ Vsys ⁇ ) of power supply voltage Vs, AC voltage Vsys, and phase deviation ⁇ by inductance Xg.
  • the first characteristic simulating section 11 and the second characteristic simulating section 12 simulate the corresponding synchronous generator based on the corresponding moment of inertia M and braking coefficient D. Specifically, first characteristic simulating section 11 generates active power command value P1x for simulating the characteristic of the first synchronous generator using moment of inertia M1 and damping coefficient D1. The second characteristic simulating section 12 uses the moment of inertia M2 and the damping coefficient D2 to generate an active power command value P2x for simulating the characteristic of the second synchronous generator.
  • the characteristics of the first synchronous generator depend on the values of the moment of inertia M1 and the damping factor D1
  • the characteristics of the second synchronous generator depend on the values of the moment of inertia M2 and the damping factor D2. Note that the moment of inertia M1 is different from the moment of inertia M2. Furthermore, the damping factor D1 may be different from the damping factor D2.
  • Synchronous generators typically have large inertia and losses, so frequency components (e.g., grid impedance, synchronous generator moment of inertia and internal impedance It has the characteristic of suppressing the frequency component caused by Therefore, when a plurality of synchronous generators having different moments of inertia and internal impedances are interconnected to the electric power system, frequency components due to resonance between the electric power system and the respective synchronous generators are suppressed.
  • Generator simulating section 101 according to the first embodiment simulates the characteristics of both the first synchronous generator and the second synchronous generator. As a result, frequency components due to resonance between each of the first synchronous generator and the second synchronous generator and the electric power system 2 are suppressed, so that the stability of the frequency band corresponding to each frequency component is improved.
  • FIG. 4 is a diagram showing the overall configuration of a power conversion system according to Embodiment 2. As shown in FIG. The power conversion system of FIG. 4 replaces the control device 100 of the power conversion system of FIG. 1 with a control device 100A. 100 A of control apparatuses replace the generator simulating part 101 of the control apparatus 100 with the generator simulating part 101A. The configuration other than the generator simulating unit 101A is the same as the configuration in FIG. 1, so detailed description thereof will not be repeated.
  • the generator simulating section 101A includes a first characteristic simulating section 11A, a second characteristic simulating section 12A, an adder 13A, and a voltage command generating section 15A.
  • the first characteristic simulating section 11A By simulating the characteristics of the first synchronous generator, the first characteristic simulating section 11A outputs a phase command value ⁇ 1x indicating the target value of the phase of the voltage to be output in order to simulate the characteristics.
  • the second characteristic simulating section 12 simulates the characteristic of the second synchronous generator and outputs a phase command value ⁇ 2x indicating the target value of the phase of the voltage to be output to simulate the characteristic.
  • the first characteristic simulating section 11A and the second characteristic simulating section 12A are also collectively referred to as the "characteristic simulating section 10A.”
  • the phase command value ⁇ ref is a target value for the phase of the voltage that power converter 20 should output in order to simulate both the characteristics of the first synchronous generator and the characteristics of the second synchronous generator.
  • the voltage command generator 15A generates the voltage command value Vref for the power converter 20 based on the phase according to the addition processing result of the adder 13A (that is, the phase command value ⁇ ref). Specifically, the voltage command generator 15A converts the absolute value
  • signal generating section 103 generates a control signal for power converter 20 based on absolute value
  • FIG. 5 is a block diagram showing a specific functional configuration of a characteristic simulating section according to the second embodiment.
  • characteristic simulating unit 10A includes subtractors 50 and 51 , proportional units 52 and 54 , integrators 53 and 56 and an adder 55 .
  • the subtractor 50 calculates the difference ⁇ P between the active power command value Px and the active power P.
  • the active power P is the current active power supplied to the interconnection point 4, and is calculated based on the alternating current Isys detected by the current detector 7 and the alternating voltage Vsys detected by the voltage detector 8. be.
  • the active power command value Px is appropriately set by the system operator.
  • the subtractor 51 subtracts the output value of the proportional device 54 from the difference ⁇ P.
  • the output value of the proportional device 54 is the product "D*.DELTA..omega.” of the angular frequency deviation .DELTA..omega. and the damping coefficient D*.
  • M* is the moment of inertia of the rotor of the synchronous generator to be simulated by the characteristic simulating unit 10A
  • D* is the braking coefficient of the synchronous generator. Note that the moment of inertia M and the damping coefficient D in FIG. 3 are values used when calculating the angular frequency deviation ⁇ based on the torque, and the moment of inertia M* and the damping coefficient D* in FIG. It is a value used when calculating the angular frequency deviation ⁇ based on.
  • the integrator 53 time-integrates the multiplied value (that is, ⁇ P/M*) of the proportional device 52 and outputs the angular frequency deviation ⁇ .
  • the adder 55 calculates the angular frequency ⁇ by adding the angular frequency deviation ⁇ and the reference angular frequency ⁇ 0.
  • the integrator 56 time-integrates the angular frequency ⁇ and outputs a phase command value ⁇ x.
  • the first characteristic simulating section 11A and the second characteristic simulating section 12A simulate the corresponding synchronous generator based on the corresponding moment of inertia M* and braking coefficient D*. Specifically, the first characteristic simulating section 11A uses the moment of inertia M1* and the damping coefficient D1* to generate the phase command value ⁇ 1x for simulating the characteristic of the first synchronous generator. The second characteristic simulating section 12 uses the moment of inertia M2* and the damping coefficient D2* to generate a phase command value ⁇ 2x for simulating the characteristic of the second synchronous generator.
  • the characteristics of the first synchronous generator depend on the values of the moment of inertia M1* and the damping factor D1*
  • the characteristics of the second synchronous generator depend on the values of the moment of inertia M2* and the damping factor D2*. Note that the moment of inertia M1* is different from the moment of inertia M2*. Furthermore, the damping factor D1* may differ from the damping factor D2*.
  • the generator simulating unit 101A simulates the characteristics of both the first synchronous generator and the second synchronous generator. As a result, frequency components due to resonance between each of the first synchronous generator and the second synchronous generator and the electric power system 2 are suppressed, so that the stability of the frequency band corresponding to each frequency component can be improved. .
  • FIG. 6 is a diagram for explaining a modification of the generator simulating section. Specifically, FIG. 6A shows a modification of generator simulating section 101 according to the first embodiment. FIG. 6B shows a modification of generator simulating section 101A according to the second embodiment.
  • a proportional device 41 is added between the first characteristic simulating unit 11 and the adder 13 compared to the configuration of FIG. Also, a proportional device 42 is added between the second characteristic simulating section 12 and the adder 13 .
  • the adder 13 calculates a value obtained by multiplying the active power command value P1x by the gain G1 (that is, P1x ⁇ G1) and a value that is obtained by multiplying the active power command value P2x by the gain G2 (that is, P2x ⁇ G2).
  • the added active power command value Pref is output.
  • a proportional device 41 is added between the first characteristic simulating unit 11A and the adder 13A.
  • a proportional device 42 is added between 13A.
  • the adder 13A adds the value obtained by multiplying the phase command value ⁇ 1x by the gain G1 (that is, ⁇ 1x ⁇ G1) and the value obtained by multiplying the phase command value ⁇ 2x by the gain G2 (that is, ⁇ 2x ⁇ G2). Outputs the phase command value ⁇ ref.
  • the vibration of the power system 2 can be suppressed more effectively.
  • the gain G1 is set larger than the gain G2.
  • the gain G2 is set larger than the gain G1.
  • the power system 2 includes a first vibration frequency component corresponding to the first synchronous generator and a second vibration frequency component corresponding to the second synchronous generator.
  • the first vibration frequency component is a frequency component due to resonance between the electric power system 2 and the first synchronous generator, and the frequency and amplitude caused by the impedance of the electric power system 2 and the moment of inertia and internal impedance of the first synchronous generator.
  • the second vibration frequency component is a frequency component due to resonance between the second synchronous generator and the electric power system 2, and the frequency and amplitude caused by the impedance of the electric power system 2 and the moment of inertia and internal impedance of the second synchronous generator.
  • the gain G1 and the gain G2 are set based on the magnitude (eg, amplitude) of the first vibration frequency component and the second vibration frequency component. For example, when the first vibration frequency component is greater than the second vibration frequency component, the vibration of the power system 2 is more effectively suppressed by setting the gain G1 to be greater than the gain G2. On the other hand, when the second vibration frequency component is larger than the first vibration frequency component, the vibration of the power system 2 is more effectively suppressed by setting the gain G2 larger than the gain G1.
  • the generator simulating unit simulates the two first synchronous generators and the second synchronous generator has been described, but the present invention is not limited to this configuration.
  • the generator simulating unit may be configured to simulate three or more synchronous generators.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Control Of Eletrric Generators (AREA)

Abstract

電力変換装置（６）は、蓄電要素（６０）に接続された電力変換器（２０）と、制御装置（１００）とを備える。制御装置（１００）は、複数の同期発電機の特性を模擬することにより、電力変換器（２０）に対する電圧指令値を生成する発電機模擬部（１０１）と、電圧指令値に基づいて電力変換器（２０）に対する制御信号を生成する信号生成部（１０３）とを含む。発電機模擬部（１０１）は、第１同期発電機の特性を模擬することにより、第１指令値を生成する第１特性模擬部（１１）と、第１同期発電機の特性とは異なる第２同期発電機の特性を模擬することにより、第２指令値を生成する第２特性模擬部（１２）と、第１指令値および第２指令値の加算処理を実行する加算器（１３）と、第１指令値および第２指令値の加算処理結果に基づいて、電圧指令値を生成する電圧指令生成部（１５）とを含む。

Description

電力変換装置
　本開示は、電力変換装置に関する。
　近年、電力系統に対して、太陽光発電設備等の再生可能エネルギーを用いた多くの分散型電源が導入されている。分散型電源は、電力変換器を介して電力系統に接続される場合が多い。そのため、電力系統に接続される分散型電源が増加すると電力系統に接続される同期発電機の割合が減少し、電力系統内の慣性エネルギーが減少するため、負荷急変時の周波数の変化が大きくなる。そこで、電力変換器に同期発電機と同様な挙動をさせることによって減少した慣性エネルギーを補う仮想同期機制御が提案されている。仮想同期機制御を備える電力変換器は、模擬対象となる同期発電機が電力系統に接続される場合の挙動を模擬するように制御される。
　例えば、国際公開第２０１９／１８７４１１号（特許文献１）は、分散電源の制御装置を開示している。制御装置は、分散電源の仕様および動作状態に基づいて仮想慣性値を算出し、仮想慣性値と、系統運用者から要求される要求慣性値とのいずれか一方に基づいて、電力変換装置に仮想慣性を設定する。
国際公開第２０１９／１８７４１１号
　電力系統には複数の同期発電機が連系しており、各同期発電機は特性が異なる場合が多い。そのため、電力変換器を用いて複数の同期発電機の特性を模擬して、電力系統の安定性を向上させることが求められている。特許文献１には、このようなニーズに対する技術を何ら教示ないし示唆していない。
　本開示のある局面における目的は、複数の同期発電機の特性を模擬することにより、電力系統の安定性を向上させることが可能な電力変換装置を提供することである。
　ある実施の形態に従う電力変換装置は、蓄電要素に接続された電力変換器と、電力変換器を制御する制御装置とを備える。電力変換器は、蓄電要素から出力される直流電力を交流電力に変換して、当該交流電力を電力系統に出力する。制御装置は、複数の同期発電機の特性を模擬することにより、電力変換器に対する電圧指令値を生成する発電機模擬部と、発電機模擬部により生成された電圧指令値に基づいて、電力変換器に対する制御信号を生成する信号生成部とを含む。発電機模擬部は、第１同期発電機の特性を模擬することにより、第１指令値を生成する第１特性模擬部と、第１同期発電機の特性とは異なる第２同期発電機の特性を模擬することにより、第２指令値を生成する第２特性模擬部と、第１指令値および第２指令値の加算処理を実行する加算器と、第１指令値および第２指令値の加算処理結果に基づいて、電圧指令値を生成する電圧指令生成部とを含む。
　本開示によれば、複数の同期発電機の特性を模擬することにより、電力系統の安定性を向上させることが可能となる。
実施の形態１に従う電力変換システムの全体構成を示す図である。 制御装置のハードウェア構成例を示す図である。 実施の形態１に従う特性模擬部の具体的な機能構成を示すブロック図である。 実施の形態２に従う電力変換システムの全体構成を示す図である。 実施の形態２に従う特性模擬部の具体的な機能構成を示すブロック図である。 発電機模擬部の変形例を説明するための図である。
　以下、図面を参照しつつ、本実施の形態について説明する。以下の説明では、同一の部品には同一の符号を付してある。それらの名称および機能も同じである。したがって、それらについての詳細な説明は繰り返さない。
　実施の形態１．
　＜全体構成＞
　図１は、実施の形態１に従う電力変換システムの全体構成を示す図である。電力変換システムは、電力系統２と、変圧器３と、電力変換装置６と、電流検出器７と、電圧検出器８と、蓄電要素６０とを含む。電力系統２は、例えば、三相の交流電源である。電力変換装置６は、制御装置１００と、電力変換器２０とを含む。電力変換器２０は、変圧器３を介して、電力系統２の連系点４に接続される。なお、変圧器３の代わりに連系リアクトルが電力変換器２０に接続される構成であってもよい。
　電力変換器２０は、蓄電要素６０に接続されており、蓄電要素６０と電力系統２との間で電力変換を行なう電力変換器である。具体的には、電力変換器２０は、蓄電要素６０から出力される直流電力を交流電力に変換して、当該交流電力を変圧器３を介して電力系統２に出力する。また、電力変換器２０は、電力系統２からの交流電力を直流電力に変換して、当該直流電力を蓄電要素６０に出力する。これにより、電力変換器２０は、蓄電要素６０の電力を充放電する。電力変換器２０は、例えば、２レベル変換器、３レベル変換器、あるいはモジュラーマルチレベル変換器等の自励式変換器である。蓄電要素６０は、例えば、電気二重層キャパシタ、二次電池等のエネルギー蓄積要素である。
　電流検出器７は、電力系統２の連系点４における三相の交流電流を検出する。具体的には、電流検出器７は、連系点４と電力変換器２０との間に流れるａ相の交流電流Ｉａ、ｂ相の交流電流Ｉｂ、およびｃ相の交流電流Ｉｃを検出する。交流電流Ｉａ，Ｉｂ，Ｉｃは、制御装置１００へ入力される。以下、交流電流Ｉａ，Ｉｂ，Ｉｃを交流電流Ｉｓｙｓとも総称する。
　電圧検出器８は、電力系統２の連系点４における三相の交流電圧を検出する。具体的には、電圧検出器８は、連系点４のａ相の交流電圧Ｖａ、ｂ相の交流電圧Ｖｂ、およびｃ相の交流電圧Ｖｃを検出する。交流電圧Ｖａ，Ｖｂ，Ｖｃは、制御装置１００へ入力される。以下、交流電圧Ｖａ，Ｖｂ，Ｖｃを交流電圧Ｖｓｙｓとも総称する。
　制御装置１００は、電力変換器２０の動作を制御する装置である。具体的には、制御装置１００は、主な機能構成として、発電機模擬部１０１と、信号生成部１０３とを含む。発電機模擬部１０１および信号生成部１０３の各機能は、処理回路により実現される。処理回路は、専用のハードウェアであってもよいし、制御装置１００の内部メモリに格納されるプログラムを実行するＣＰＵであってもよい。処理回路が専用のハードウェアである場合、処理回路は、例えば、ＦＰＧＡ、ＡＳＩＣ、またはこれらを組み合わせたもの等で構成される。
　発電機模擬部１０１は、連系点４における交流電圧Ｖｓｙｓおよび交流電流Ｉｓｙｓに基づいて複数の同期発電機の特性を模擬することにより、電力変換器２０に対する電圧指令値を生成する。具体的には、発電機模擬部１０１は、第１特性模擬部１１と、第２特性模擬部１２と、加算器１３と、無効電力指令生成部１４と、電圧指令生成部１５とを含む。
　第１特性模擬部１１は、第１同期発電機の特性を模擬することにより、当該特性を模擬するために出力すべき有効電力の目標値を示す有効電力指令値Ｐ１ｘを出力する。第２特性模擬部１２は、第１同期発電機の特性とは異なる第２同期発電機の特性を模擬することにより、当該特性を模擬するために出力すべき有効電力の目標値を示す有効電力指令値Ｐ２ｘを出力する。第１特性模擬部１１および第２特性模擬部１２の具体的な構成については後述する。以下、第１特性模擬部１１および第２特性模擬部１２を「特性模擬部１０」とも総称する。
　加算器１３は、有効電力指令値Ｐ１ｘと有効電力指令値Ｐ２ｘとを加算して、加算処理結果としての有効電力指令値Ｐｒｅｆ（＝Ｐ１ｘ＋Ｐ２ｘ）を生成する。有効電力指令値Ｐｒｅｆは、第１同期発電機の特性および第２同期発電機の特性の両方を模擬するために電力変換器２０が出力すべき有効電力の目標値である。
　無効電力指令生成部１４は、交流電圧Ｖｓｙｓの検出値に基づいて、交流電圧Ｖｓｙｓｙの検出値を定格値に近付けるための自動ＡＣ電圧調整を実行する。さらに、無効電力指令生成部１４は、交流電圧Ｖｓｙｓおよび交流電流Ｉｓｙｓの各検出値から算出された無効電力測定値に基づいて、無効電力測定値を目標値に近付けるための自動無効電力調整を実行する。無効電力指令生成部１４は、自動ＡＣ電圧調整および自動無効電力調整を実行することにより無効電力指令値Ｑｒｅｆを生成する。
　電圧指令生成部１５は、加算器１３の加算処理結果（すなわち、有効電力指令値Ｐｒｅｆ）に基づいて、電圧指令値Ｖｒｅｆを生成する。具体的には、電圧指令生成部１５は、三相の交流電流Ｉｓｙｓの検出値を変数変換することにより、有効電流成分および無効電流成分を計算する。また、電圧指令生成部１５は、三相の交流電圧Ｖｓｙｓの検出値を変数変換することにより、有効電圧成分および無効電圧成分を計算する。電圧指令生成部１５は、有効電流成分、無効電流成分、有効電圧成分、および無効電圧成分に基づいて、有効電力指令値Ｐｒｅｆに従う有効電力が出力され、無効電力指令値Ｑｒｅｆに従う無効電力が出力されるように、電力変換器２０の各相の電圧指令値Ｖｒｅｆを生成する。
　信号生成部１０３は、発電機模擬部１０１により生成された電圧指令値Ｖｒｅｆに基づいて、電力変換器２０に対する制御信号を生成し、電力変換器２０に出力する。具体的には、信号生成部１０３は、３相電圧生成部１７と、ＰＷＭ（Pulse　Width　Modulation）制御部１９とを含む。
　３相電圧生成部１７は、電圧指令値Ｖｒｅｆの絶対値｜Ｖｒｅｆ｜および位相θｒｅｆに基づいて、三相の正弦波電圧Ｖａ＊，Ｖｂ＊，Ｖｃ＊を生成する。具体的には、Ｖａ＊＝｜Ｖｒｅｆ｜×ｓｉｎ（θｒｅｆ）、Ｖｂ＊＝｜Ｖｒｅｆ｜×ｓｉｎ（θｒｅｆ＋２π／３）、Ｖｃ＊＝｜Ｖｒｅｆ｜×ｓｉｎ（θｒｅｆ＋４π／３）が生成される。
　ＰＷＭ制御部１９は、三相の正弦波電圧Ｖａ＊，Ｖｂ＊，Ｖｃ＊のそれぞれに対してパルス幅変調を行ない、ＰＷＭ信号としての制御信号を生成する。ＰＷＭ制御部１９は、当該制御信号を電力変換器２０に出力する。典型的には、制御信号は、電力変換器２０に含まれる各スイッチング素子のオンおよびオフを制御するためのゲート制御信号である。
　＜ハードウェア構成＞
　図２は、制御装置１００のハードウェア構成例を示す図である。図２には、コンピュータによって制御装置１００を構成する例が示される。
　図２を参照して、制御装置１００は、１つ以上の入力変換器７０と、１つ以上のサンプルホールド（Ｓ／Ｈ）回路７１と、マルチプレクサ（ＭＵＸ）７２と、Ａ／Ｄ変換器７３と、１つ以上のＣＰＵ（Central　Processing　Unit）７４と、ＲＡＭ（Random　Access　Memory）７５と、ＲＯＭ（Read　Only　Memory）７６と、１つ以上の入出力インターフェイス７７と、補助記憶装置７８とを含む。また、制御装置１００は、構成要素間を相互に接続するバス７９を含む。
　入力変換器７０は、入力チャンネルごとに補助変成器を有する。各補助変成器は、図１の電流検出器７および電圧検出器８による検出信号を、後続する信号処理に適した電圧レベルの信号に変換する。
　サンプルホールド回路７１は、入力変換器７０ごとに設けられる。サンプルホールド回路７１は、対応の入力変換器７０から受けた電気量を表す信号を規定のサンプリング周波数でサンプリングして保持する。
　マルチプレクサ７２は、複数のサンプルホールド回路７１に保持された信号を順次選択する。Ａ／Ｄ変換器７３は、マルチプレクサ７２によって選択された信号をデジタル値に変換する。なお、複数のＡ／Ｄ変換器７３を設けることによって、複数の入力チャンネルの検出信号に対して並列的にＡ／Ｄ変換を実行するようにしてもよい。
　ＣＰＵ７４は、制御装置１００の全体を制御し、プログラムに従って演算処理を実行する。揮発性メモリとしてのＲＡＭ７５及び不揮発性メモリとしてのＲＯＭ７６は、ＣＰＵ７４の主記憶として用いられる。ＲＯＭ７６は、プログラム及び信号処理用の設定値などを収納する。補助記憶装置７８は、ＲＯＭ７６に比べて大容量の不揮発性メモリであり、プログラム及び電気量検出値のデータなどを格納する。
　入出力インターフェイス７７は、ＣＰＵ７４及び外部装置の間で通信する際のインターフェイス回路である。
　なお、図２の例とは異なり、制御装置１００の少なくとも一部をＦＰＧＡ（Field　Programmable　Gate　Array）および、ＡＳＩＣ（Application　Specific　Integrated　Circuit）等の回路を用いて構成することも可能である。
　＜特性模擬部の構成＞
　図３は、実施の形態１に従う特性模擬部の具体的な機能構成を示すブロック図である。図３を参照して、特性模擬部１０は、除算器３０と、減算器３１と、比例器３２，３４と、積分器３３，３６と、加算器３５，３７と、演算器３８とを含む。
　除算器３０は、有効電力指令値Ｐｘを角周波数ωで除算してトルク出力値Ｔｅ（＝Ｐｘ／ω）を算出する。減算器３１は、トルク出力値Ｔｅと制動トルクＴｄとの差分ΔＴ（＝Ｔｅ－Ｔｄ）を算出する。これにより、電力変換器２０の制御において同期発電機が有する制動力が模擬される。比例器３２は、差分ΔＴに“１／Ｍ”を乗算する。“Ｍ”は、特性模擬部１０が模擬対象とする同期発電機（以下、「仮想同期発電機」とも称する。）の回転子の慣性モーメント（慣性定数とも称される）である。有効電力指令値Ｐｘは、同期発電機と同等の特性を模擬するために電力変換器２０から出力すべき有効電力の目標値に相当する。
　積分器３３は、比例器３２の乗算値（すなわち、ΔＴ／Ｍ）を時間積分して角周波数偏差Δωを出力する。角周波数偏差Δωは、仮想同期発電機の回転子の角周波数ωと電力系統２の基準角周波数ω０との差分に相当する。基準角周波数ω０は、電力系統２における電力の基準周波数（例えば、５０Ｈｚまたは６０Ｈｚ）の角周波数である。比例器３４は、角周波数偏差Δωに“Ｄ”を乗算して制動トルクＴｄを算出する。“Ｄ”は、仮想同期発電機の制動係数である。加算器３５は、角周波数偏差Δωと基準角周波数ω０とを加算して角周波数ωを算出する。
　積分器３６は、角周波数偏差Δωを時間積分して位相偏差Δθｍを出力する。位相偏差Δθｍは、連系点４の交流電圧Ｖｓｙｓの位相と、仮想同期発電機の回転子の位相との差分に相当する。加算器３７は、位相偏差Δθｍと位相偏差Δθｏとを加算して位相偏差Δθ（＝Δθｍ＋Δθｏ）を算出する。位相偏差Δθｏは、連系点４の交流電圧Ｖｓｙｓの位相と、電力変換器２０から出力される交流電圧の基準位相との差分に相当する。位相偏差Δθは、連系点４の交流電圧Ｖｓｙｓの位相と、電力変換器２０から出力されるべき交流電圧の位相との差分に相当する。
　演算器３８は、電力系統２の電源電圧Ｖｓと、連系点４の交流電圧Ｖｓｙｓと、位相偏差Δθと、電力変換器２０のインダクタンスＸｇとに基づいて、有効電力指令値Ｐｘを算出する。なお、電源電圧Ｖｓは定格電圧であるとする。演算器３８は、電源電圧Ｖｓと、交流電圧Ｖｓｙｓと、位相偏差Δθとの乗算値（すなわち、Ｖｓ×Ｖｓｙｓ×Δθ）を、インダクタンスＸｇで除算することにより、有効電力指令値Ｐｘを算出する。
　第１特性模擬部１１および第２特性模擬部１２は、対応する慣性モーメントＭと制動係数Ｄとに基づいて、対応する同期発電機を模擬する。具体的には、第１特性模擬部１１は、慣性モーメントＭ１と制動係数Ｄ１とを用いて第１同期発電機の特性を模擬するための有効電力指令値Ｐ１ｘを生成する。第２特性模擬部１２は、慣性モーメントＭ２と制動係数Ｄ２とを用いて第２同期発電機の特性を模擬するための有効電力指令値Ｐ２ｘを生成する。第１同期発電機の特性は、慣性モーメントＭ１および制動係数Ｄ１の値に依存し、第２同期発電機の特性は慣性モーメントＭ２および制動係数Ｄ２の値に依存する。なお、慣性モーメントＭ１は慣性モーメントＭ２と異なる。さらに、制動係数Ｄ１は制動係数Ｄ２と異なっていてもよい。
　典型的には、同期発電機は、大きな慣性とロスがあるため、連系した電力系統と同期発電機との共振による周波数成分（例えば、電力系統のインピーダンス、同期発電機の慣性モーメントおよび内部インピーダンス等に起因する周波数成分）を抑制する特性がある。そのため、慣性モーメントおよび内部インピーダンスが異なる複数の同期発電機が電力系統に連系された場合、電力系統とそれぞれの同期発電機との共振による周波数成分が抑制される。実施の形態１に従う発電機模擬部１０１は、第１同期発電機および第２同期発電機の両方の特性を模擬する。これにより、第１同期発電機および第２同期発電機の各々と電力系統２との共振による周波数成分が抑制されるため、それぞれの周波数成分に対応する周波数帯域の安定性が向上する。
　実施の形態２．
　＜全体構成＞
　図４は、実施の形態２に従う電力変換システムの全体構成を示す図である。図４の電力変換システムは、図１の電力変換システムの制御装置１００を、制御装置１００Ａに置き換えたものである。制御装置１００Ａは、制御装置１００の発電機模擬部１０１を、発電機模擬部１０１Ａに置き換えたものである。発電機模擬部１０１Ａ以外の構成については、図１の当該構成と同様であるための、その詳細な説明は繰り返さない。
　発電機模擬部１０１Ａは、第１特性模擬部１１Ａと、第２特性模擬部１２Ａと、加算器１３Ａと、電圧指令生成部１５Ａとを含む。
　第１特性模擬部１１Ａは、第１同期発電機の特性を模擬することにより、当該特性を模擬するために出力すべき電圧の位相の目標値を示す位相指令値θ１ｘを出力する。第２特性模擬部１２は、第２同期発電機の特性を模擬することにより、当該特性を模擬するために出力すべき電圧の位相の目標値を示す位相指令値θ２ｘを出力する。以下、第１特性模擬部１１Ａおよび第２特性模擬部１２Ａを「特性模擬部１０Ａ」とも総称する。
　加算器１３Ａは、位相指令値θ１ｘと位相指令値θ２ｘとを加算して、加算処理結果としての位相指令値θｒｅｆ（＝θ１ｘ＋θ２ｘ）を生成する。位相指令値θｒｅｆは、第１同期発電機の特性および第２同期発電機の特性の両方を模擬するために電力変換器２０が出力すべき電圧の位相の目標値である。
　電圧指令生成部１５Ａは、加算器１３Ａの加算処理結果（すなわち、位相指令値θｒｅｆ）に従う位相に基づいて、電力変換器２０に対する電圧指令値Ｖｒｅｆを生成する。具体的には、電圧指令生成部１５Ａは、交流電圧Ｖｓｙｓの目標値（以下、目標電圧とも称する。）Ｖоの絶対値｜Ｖо｜を電圧指令値Ｖｒｅｆの大きさ（すなわち、絶対値｜Ｖｒｅｆ｜）に設定する。また、電圧指令生成部１５Ａは、位相指令値θｒｅｆを電圧指令値Ｖｒｅｆの位相に設定する。
　図１で説明したように、信号生成部１０３は、発電機模擬部１０１により生成された電圧指令値Ｖｒｅｆの絶対値｜Ｖｒｅｆ｜および位相θｒｅｆに基づいて、電力変換器２０に対する制御信号を生成し、電力変換器２０に出力する。
　＜特性模擬部の構成＞
　図５は、実施の形態２に従う特性模擬部の具体的な機能構成を示すブロック図である。図５を参照して、特性模擬部１０Ａは、減算器５０，５１と、比例器５２，５４と、積分器５３，５６と、加算器５５とを含む。
　減算器５０は、有効電力指令値Ｐｘと有効電力Ｐとの差分ΔＰを算出する。有効電力Ｐは、連系点４に供給される現時点における有効電力であり、電流検出器７により検出された交流電流Ｉｓｙｓと、電圧検出器８により検出された交流電圧Ｖｓｙｓとに基づいて算出される。有効電力指令値Ｐｘは、系統運用者によって適宜設定される。
　減算器５１は、差分ΔＰから比例器５４の出力値を減算する。比例器５４の出力値は、角周波数偏差Δωと制動係数Ｄ＊との乗算値“Ｄ＊×Δω”である。差分ΔＰから乗算値“Ｄ＊×Δω”を減算することによって、電力変換器２０の制御において同期発電機が有する制動力が模擬される。比例器５２は、差分ΔＰに“１／Ｍ＊”を乗算する。
　“Ｍ＊”は、特性模擬部１０Ａが模擬対象とする同期発電機の回転子の慣性モーメントであり、“Ｄ＊”は、当該同期発電機の制動係数である。なお、図３の慣性モーメントＭおよび制動係数Ｄは、トルクに基づいて角周波数偏差Δωを算出する際に用いられる値であり、図５の慣性モーメントＭ＊および制動係数Ｄ＊は、有効電力に基づいて角周波数偏差Δωを算出する際に用いられる値である。
　積分器５３は、比例器５２の乗算値（すなわち、ΔＰ／Ｍ＊）を時間積分して角周波数偏差Δωを出力する。加算器５５は、角周波数偏差Δωと基準角周波数ω０とを加算して角周波数ωを算出する。積分器５６は、角周波数ωを時間積分して位相指令値θｘを出力する。
　第１特性模擬部１１Ａおよび第２特性模擬部１２Ａは、対応する慣性モーメントＭ＊と制動係数Ｄ＊とに基づいて、対応する同期発電機を模擬する。具体的には、第１特性模擬部１１Ａは、慣性モーメントＭ１＊と制動係数Ｄ１＊とを用いて第１同期発電機の特性を模擬するための位相指令値θ１ｘを生成する。第２特性模擬部１２は、慣性モーメントＭ２＊と制動係数Ｄ２＊とを用いて第２同期発電機の特性を模擬するための位相指令値θ２ｘを生成する。第１同期発電機の特性は、慣性モーメントＭ１＊および制動係数Ｄ１＊の値に依存し、第２同期発電機の特性は慣性モーメントＭ２＊および制動係数Ｄ２＊の値に依存する。なお、慣性モーメントＭ１＊は慣性モーメントＭ２＊と異なる。さらに、制動係数Ｄ１＊は制動係数Ｄ２＊と異なっていてもよい。
　実施の形態２に従う発電機模擬部１０１Ａは、第１同期発電機および第２同期発電機の両方の特性を模擬する。これにより、第１同期発電機および第２同期発電機の各々と電力系統２との共振による周波数成分が抑制されるため、それぞれの周波数成分に対応する周波数帯域の安定性を向上させることができる。
　その他の実施の形態．
　（１）発電機模擬部１０１および発電機模擬部１０１Ａの変形例について説明する。図６は、発電機模擬部の変形例を説明するための図である。具体的には、図６（ａ）は、実施の形態１に従う発電機模擬部１０１の変形例を示している。図６（ｂ）は、実施の形態２に従う発電機模擬部１０１Ａの変形例を示している。
　図６（ａ）を参照して、図１の構成と比較して第１特性模擬部１１と加算器１３との間に比例器４１が追加されている。また、第２特性模擬部１２と加算器１３との間に比例器４２が追加されている。これにより、加算器１３は、有効電力指令値Ｐ１ｘにゲインＧ１を乗じた値（すなわち、Ｐ１ｘ×Ｇ１）と、有効電力指令値Ｐ２ｘにゲインＧ２を乗じた値（すなわち、Ｐ２ｘ×Ｇ２）とを加算した有効電力指令値Ｐｒｅｆを出力する。
　図６（ｂ）を参照して、図４の構成と比較して第１特性模擬部１１Ａと加算器１３Ａとの間に比例器４１が追加されており、第２特性模擬部１２Ａと加算器１３Ａとの間に比例器４２が追加されている。これにより、加算器１３Ａは、位相指令値θ１ｘにゲインＧ１を乗じた値（すなわち、θ１ｘ×Ｇ１）と、位相指令値θ２ｘにゲインＧ２を乗じた値（すなわち、θ２ｘ×Ｇ２）とを加算した位相指令値θｒｅｆを出力する。
　ゲインＧ１，Ｇ２を調整することにより、電力系統２の振動をより効果的に抑制することができる。例えば、第１同期発電機の慣性モーメントを第２同期発電機の慣性モーメントよりも大きくした方が電力系統２の振動を抑制できる場合、ゲインＧ１はゲインＧ２よりも大きく設定される。一方、第２同期発電機の慣性モーメントを第１同期発電機の慣性モーメントよりも大きくした方が電力系統２の振動を抑制できる場合、ゲインＧ２はゲインＧ１よりも大きく設定される。
　具体的には、電力系統２は、第１同期発電機に対応する第１振動周波数成分および第２同期発電機に対応する第２振動周波数成分を含む。第１振動周波数成分は、電力系統２と第１同期発電機との共振による周波数成分であり、電力系統２のインピーダンスと、第１同期発電機の慣性モーメントおよび内部インピーダンスとに起因した周波数および振幅を有する。第２振動周波数成分は、第２同期発電機と電力系統２との共振による周波数成分であり、電力系統２のインピーダンスと、第２同期発電機の慣性モーメントおよび内部インピーダンスとに起因した周波数および振幅を有する。
　ゲインＧ１およびゲインＧ２は、第１振動周波数成分および第２振動周波数成分の大きさ（例えば、振幅）に基づいて設定される。例えば、第１振動周波数成分が第２振動周波数成分よりも大きい場合にはゲインＧ１をゲインＧ２よりも大きく設定することにより、電力系統２の振動をより効果的に抑制する。一方、第２振動周波数成分が第１振動周波数成分よりも大きい場合にはゲインＧ２をゲインＧ１よりも大きく設定することにより、電力系統２の振動をより効果的に抑制する。
　（２）上述した実施の形態では、発電機模擬部が２つの第１同期発電機および第２同期発電機を模擬する構成について説明したが、当該構成に限られない。発電機模擬部は、３つ以上の同期発電機を模擬する構成であってもよい。
　（３）上述の実施の形態として例示した構成は、本開示の構成の一例であり、別の公知の技術と組み合わせることも可能であるし、本開示の要旨を逸脱しない範囲で、一部を省略する等、変更して構成することも可能である。また、上述した実施の形態において、他の実施の形態で説明した処理および構成を適宜採用して実施する場合であってもよい。
　今回開示された実施の形態はすべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本開示の範囲は、上記した説明ではなく、請求の範囲によって示され、請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。
　２　電力系統、３　変圧器、４　連系点、６　電力変換装置、７　電流検出器、８　電圧検出器、１０，１０Ａ　特性模擬部、１１，１１Ａ　第１特性模擬部、１２，１２Ａ　第２特性模擬部、１３，１３Ａ，３５，３７，５５　加算器、１４　無効電力指令生成部、１５，１５Ａ　電圧指令生成部、１７　３相電圧生成部、１９　ＰＷＭ制御部、２０　電力変換器、６０　蓄電要素、７０　入力変換器、７１　サンプルホールド回路、７２　マルチプレクサ、７３　Ａ／Ｄ変換器、７４　ＣＰＵ、７５　ＲＡＭ、７６　ＲＯＭ、７７　入出力インターフェイス、７８　補助記憶装置、７９　バス、１００，１００Ａ　制御装置、１０１，１０１Ａ　発電機模擬部、１０３　信号生成部。

Claims (6)

  1. 　蓄電要素に接続された電力変換器と、
    　前記電力変換器を制御する制御装置とを備え、
    　前記電力変換器は、前記蓄電要素から出力される直流電力を交流電力に変換して、当該交流電力を電力系統に出力し、
    　前記制御装置は、
    　　複数の同期発電機の特性を模擬することにより、前記電力変換器に対する電圧指令値を生成する発電機模擬部と、
    　前記発電機模擬部により生成された前記電圧指令値に基づいて、前記電力変換器に対する制御信号を生成する信号生成部とを含み、
    　前記発電機模擬部は、
    　　第１同期発電機の特性を模擬することにより、第１指令値を生成する第１特性模擬部と、
    　　前記第１同期発電機の特性とは異なる第２同期発電機の特性を模擬することにより、第２指令値を生成する第２特性模擬部と、
    　　前記第１指令値および前記第２指令値の加算処理を実行する加算器と、
    　　前記第１指令値および前記第２指令値の加算処理結果に基づいて、前記電圧指令値を生成する電圧指令生成部とを含む、電力変換装置。
  2. 　前記第１特性模擬部は、第１有効電力指令値を前記第１指令値として出力し、
    　前記第２特性模擬部は、第２有効電力指令値を前記第２指令値として出力し、
    　前記電圧指令生成部は、前記第１有効電力指令値および前記第２有効電力指令値の加算処理結果に従う有効電力が前記電力変換器から出力されるように前記電圧指令値を生成する、請求項１に記載の電力変換装置。
  3. 　前記第１特性模擬部は、第１位相指令値を前記第１指令値として出力し、
    　前記第２特性模擬部は、第２位相指令値を前記第２指令値として出力し、
    　前記電圧指令生成部は、前記第１位相指令値および前記第２位相指令値の加算処理結果に従う位相に基づいて前記電圧指令値を生成する、請求項１に記載の電力変換装置。
  4. 　前記第１同期発電機の第１慣性モーメントは、前記第２同期発電機の第２慣性モーメントと異なる、請求項１～請求項３のいずれか１項に記載の電力変換装置。
  5. 　前記第１同期発電機の第１制動係数は、前記第２同期発電機の第２制動係数と異なる、請求項４に記載の電力変換装置。
  6. 　前記加算器は、前記第１指令値に第１ゲインを乗じた値と、前記第２指令値に第２ゲインを乗じた値とを加算し、
    　前記電力系統は、前記第１同期発電機に対応する第１振動周波数成分および前記第２同期発電機に対応する第２振動周波数成分を含み、
    　前記第１ゲインおよび前記第２ゲインは、前記第１振動周波数成分および前記第２振動周波数成分の大きさに基づいて設定される、請求項１～請求項５のいずれか１項に記載の電力変換装置。
PCT/JP2021/023950 2021-06-24 2021-06-24 電力変換装置 WO2022269858A1 (ja)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/JP2021/023950 WO2022269858A1 (ja) 2021-06-24 2021-06-24 電力変換装置
JP2023529366A JPWO2022269858A1 (ja) 2021-06-24 2021-06-24
EP21947143.0A EP4362307A1 (en) 2021-06-24 2021-06-24 Power conversion device

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/JP2021/023950 WO2022269858A1 (ja) 2021-06-24 2021-06-24 電力変換装置

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2022269858A1 true WO2022269858A1 (ja) 2022-12-29

Family

ID=84545398

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2021/023950 WO2022269858A1 (ja) 2021-06-24 2021-06-24 電力変換装置

Country Status (3)

Country Link
EP (1) EP4362307A1 (ja)
JP (1) JPWO2022269858A1 (ja)
WO (1) WO2022269858A1 (ja)

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2014103192A1 (ja) * 2012-12-27 2014-07-03 川崎重工業株式会社 電力変換装置を備えた複合発電システム
WO2019116419A1 (ja) * 2017-12-11 2019-06-20 東芝三菱電機産業システム株式会社 電力変換装置
WO2019187411A1 (ja) 2018-03-28 2019-10-03 株式会社日立製作所 分散電源の制御装置
WO2021029373A1 (ja) * 2019-08-09 2021-02-18 三菱重工エンジン＆ターボチャージャ株式会社 指令生成装置および指令生成方法

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2014103192A1 (ja) * 2012-12-27 2014-07-03 川崎重工業株式会社 電力変換装置を備えた複合発電システム
WO2019116419A1 (ja) * 2017-12-11 2019-06-20 東芝三菱電機産業システム株式会社 電力変換装置
WO2019187411A1 (ja) 2018-03-28 2019-10-03 株式会社日立製作所 分散電源の制御装置
WO2021029373A1 (ja) * 2019-08-09 2021-02-18 三菱重工エンジン＆ターボチャージャ株式会社 指令生成装置および指令生成方法

Also Published As

Publication number Publication date
JPWO2022269858A1 (ja) 2022-12-29
EP4362307A1 (en) 2024-05-01

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Kotsampopoulos et al. Design, development and operation of a PHIL environment for Distributed Energy Resources
JP2007244068A (ja) 電力変換装置
Verdugo et al. Grid support functionalities based on modular multilevel converters with synchronous power control
WO2022269857A1 (ja) 電力変換装置
WO2022195872A1 (ja) 制御装置、および電力変換装置
Shakerighadi et al. Lyapunov-and eigenvalue-based stability assessment of the grid-connected voltage source converter
CN107005049B (zh) 功率控制器和功率控制方法
D'Arco et al. Evaluation of virtual inertia control strategies for MMC-based HVDC terminals by P-HiL experiments
Williamson et al. A controller for single-phase parallel inverters in a variable-head pico-hydropower off-grid network
WO2022269858A1 (ja) 電力変換装置
Coteli et al. Phase angle control of three level inverter based D-STATCOM using neuro-fuzzy controller
Hassine et al. Model based predictive control for three-phase grid connected converter
JP7051033B1 (ja) 電力変換装置及び制御装置
Şerban et al. Power quality issues in a stand-alone microgrid based on renewable energy
Pregitzer et al. Simulation and implementation results of a 3-phase 4-wire shunt active power filter
Liu et al. High performance iterative learning control for active filters in aircraft power networks
JP6987317B1 (ja) 電力制御システム
JP7355265B1 (ja) 電力変換装置
Hausmann et al. Harmonic compensation in a load emulation system using different control techniques
WO2023233454A1 (ja) 電力変換装置、および制御装置
JP7333888B1 (ja) 分散電源統合管理装置、電力変換装置、電力系統管理システム、分散電源管理方法およびプログラム
WO2023233456A1 (ja) 電力変換装置、および制御装置
JP7392884B1 (ja) 電力変換装置及び検出方法
Pastor et al. Predictive power control of grid-tied multilevel inverter
WO2023058195A1 (ja) 電力変換装置及び制御装置

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: 21947143

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2023529366

Country of ref document: JP

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2021947143

Country of ref document: EP

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2021947143

Country of ref document: EP

Effective date: 20240124