JP2016046997A - Distributed power supply system and control method therefor - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、リチウムイオン電池などの蓄電池を含む分散型電源の制御を行う分散型電源システムおよびその制御方法に関する。 The present invention relates to a distributed power supply system that controls a distributed power supply including a storage battery such as a lithium ion battery, and a control method therefor.
現在、大型の蓄電池システムを用いた電力貯蔵装置が開発されている。例えば電力貯蔵装置は、太陽光や風力といった再生可能エネルギーの発電端における電力の変動吸収や、電力系統運用におけるアンシラリーサービスの一環である周波数変動抑制を行うシステムとして導入が見込まれている。電力貯蔵装置としての蓄電池システムは、多数個の蓄電池セルを直列または並列に接続した蓄電池ブロックを、系統連系インバータ装置（パワーコンディショナ）を介して電力系統に接続することで、電力系統に対して所望の充放電運転を行う。特許文献１では、パワーコンディショナを用いた蓄電池システムの例が示されている。 Currently, power storage devices using large storage battery systems are being developed. For example, the power storage device is expected to be introduced as a system that absorbs fluctuations in power at the power generation end of renewable energy such as sunlight and wind power, and suppresses frequency fluctuations as part of an ancillary service in power system operation. A storage battery system as a power storage device connects a storage battery block in which a large number of storage battery cells are connected in series or in parallel to a power system via a grid-connected inverter device (power conditioner). To perform the desired charge / discharge operation. In patent document 1, the example of the storage battery system using a power conditioner is shown.
文献１の方式の場合、インバータの直流側は系統連系インバータのパルス幅変調により概ね直流形状の電流となり、重畳された高周波電流はインバータ内部の平滑コンデンサ等により平滑される。ただし一部の高周波成分は平滑コンデンサで吸収しきれずに蓄電池ブロックに流出する可能性があり、高周波電流が蓄電池の内部発熱に影響し温度上昇または特性劣化に影響を与えるという課題がある。 In the case of the method of Document 1, the DC side of the inverter becomes a substantially DC current by the pulse width modulation of the grid-connected inverter, and the superimposed high-frequency current is smoothed by a smoothing capacitor or the like inside the inverter. However, some high-frequency components may not be absorbed by the smoothing capacitor and may flow out to the storage battery block, and there is a problem that the high-frequency current affects internal heat generation of the storage battery and affects temperature rise or characteristic deterioration.
本課題は平滑コンデンサの容量を増す、または系統連系インバータと蓄電池ブロックの間に別途インダクタンス等によるローパスフィルタ回路を追加するなどによって低減が可能であるが、いずれの手段もコスト増または寸法の大型化などの影響を及ぼす可能性がある。 This problem can be reduced by increasing the capacity of the smoothing capacitor or adding a low-pass filter circuit such as an inductance separately between the grid-connected inverter and the storage battery block. There is a possibility that it will affect.
本発明は、上記実情に鑑みてなされたものであり、フィルタ回路等を別途設けることなく高周波電流による蓄電池ブロックの劣化を防止できるシステムを提供することを目的としている。 The present invention has been made in view of the above circumstances, and an object thereof is to provide a system that can prevent deterioration of a storage battery block due to a high-frequency current without separately providing a filter circuit or the like.
上記課題を解決するために、本発明は蓄電池を含む分散型電源と連系するパワーコンディショナを複数備える分散型電源システムにおいて、第一のパワーコンディショナは、その直流端に接続した前記蓄電池の内部インピーダンス中の抵抗成分がより小さくなるように電池電流中の交流電流成分を制御する電池優先モード機能を備え、第二のパワーコンディショナは、前記電池優先モード機能で制御した場合に生ずる交流電流歪みを補償する高調波補償機能を備えることを特徴とする。 In order to solve the above problems, the present invention provides a distributed power supply system including a plurality of power conditioners linked to a distributed power supply including a storage battery, wherein the first power conditioner is connected to the DC terminal of the storage battery. A battery priority mode function is provided to control the alternating current component in the battery current so that the resistance component in the internal impedance becomes smaller, and the second power conditioner generates an alternating current when controlled by the battery priority mode function. A harmonic compensation function for compensating for distortion is provided.
本発明は、第一のパワーコンディショナに接続された蓄電池ブロックを第一のパワーコンディショナの劣化低減運転により劣化を低減する一方、第一のパワーコンディショナの劣化低減運転に起因して生じる交流側の電流歪みを第二のパワーコンディショナが低減するよう歪み補償を加えることにより、他のシステムに影響を与えることなく蓄電池ブロックの劣化を低減することが可能となる。 The present invention reduces the deterioration of the storage battery block connected to the first power conditioner by the deterioration reducing operation of the first power conditioner, while the alternating current generated due to the deterioration reducing operation of the first power conditioner. By adding distortion compensation so that the second power conditioner reduces the current distortion on the side, deterioration of the storage battery block can be reduced without affecting other systems.
以下、本発明の実施形態に係る電池システムについて、図面を参照して詳細に説明する。 尚、下記はあくまでも実施の例に過ぎず、下記具体的内容に発明自体が限定されることを意図する趣旨ではない。 Hereinafter, a battery system according to an embodiment of the present invention will be described in detail with reference to the drawings. It should be noted that the following is merely an example of implementation and is not intended to limit the invention itself to the following specific contents.
分散型電源ユニットS1、S2にはそれぞれパワーコンディショナPCS1、PCS2が接続されている。PCSの交流出力端子は電力系統Gridに対して並列接続され、電力系統Gridに対し電力を充電または放電可能な構成となっている。電力系統Gridと各PCSの間には変圧器を備えてもよく、例えば図１ではPCS1およびPCS2に対し変圧器Tr1、Tr2を備える例を示している。各PCSの系が並列される点から電力系統Gridに向かう線上には制御用電力計M1を設ける。システムの統括コントローラC1は、制御用電力計M1の情報を監視し、PCS1、PCS2に対し充電または放電の電力指令を与え、さらに後述する運転モード指示を与える。また、図１ではPCS1、PCS2の２並列構成を例に示しているが、本発明の分散型電源の並列数はこの限りでなく２以上であればよい。 Power conditioners PCS1 and PCS2 are connected to the distributed power supply units S1 and S2, respectively. The AC output terminal of the PCS is connected in parallel to the power grid Grid so that the power grid can be charged or discharged. A transformer may be provided between the power grid Grid and each PCS. For example, FIG. 1 shows an example in which transformers Tr1 and Tr2 are provided for PCS1 and PCS2. A control wattmeter M1 is provided on a line from the point where each PCS system is paralleled to the power grid. The overall controller C1 of the system monitors information of the control wattmeter M1, gives a power command for charging or discharging to the PCS1 and PCS2, and further gives an operation mode command to be described later. 1 shows a two-parallel configuration of PCS1 and PCS2 as an example, but the number of parallel power sources of the present invention is not limited to this and may be two or more.
PCS1、PCS2はそれぞれ同等の内部構成であるとして、ここでは代表としてPCS1の内部の詳細について図２を用いて説明する。直流側が端子Ｐ、Ｎを介して分散型電源ユニットS1の正極及び負極に接続され、交流側が端子Ｕ、Ｖ、Ｗを介して変圧器Tr1または電力系統Gridに接続されている。 Assuming that PCS1 and PCS2 have the same internal configuration, the internal details of PCS1 will be described as a representative with reference to FIG. The direct current side is connected to the positive and negative electrodes of the distributed power supply unit S1 via terminals P and N, and the alternating current side is connected to the transformer Tr1 or the power system Grid via terminals U, V, and W.
インバータ回路８３は、三相ＰＷＭ演算部８ｆから入力されるパルス幅変調（ＰＷＭ）信号に従って駆動し、フィルタ素子である直流コンデンサ８４を介して入力される直流電力を三相交流電力に変換し、電力系統Grid側に出力する（つまり分散型電源ユニットS1を放電させる）。 The inverter circuit 83 is driven according to a pulse width modulation (PWM) signal input from the three-phase PWM calculation unit 8f, converts DC power input via the DC capacitor 84 that is a filter element into three-phase AC power, The power is output to the grid side (that is, the distributed power supply unit S1 is discharged).
インバータ回路８３は、いわゆる３相フルブリッジインバータ回路であり、スイッチング素子を２直列した上下アームを直流側に対して並列接続した構成となっている。それぞれの上下アームの３つの中間電位は、連系リアクトル８１を介して交流端子ＵＶＷに接続されている。なお、以下では、分散型電源ユニットS1の充電電流及び充電電力を正の値で表し、分散型電源ユニットS1の放電電流及び放電電力を負の値で表す。 The inverter circuit 83 is a so-called three-phase full-bridge inverter circuit, and has a configuration in which two upper and lower arms having two switching elements connected in series are connected in parallel to the DC side. The three intermediate potentials of the upper and lower arms are connected to the AC terminal UVW via the interconnection reactor 81. In the following, the charging current and charging power of the distributed power supply unit S1 are represented by positive values, and the discharging current and discharging power of the distributed power supply unit S1 are represented by negative values.
充放電電力算出部８ｃは、直流コンデンサ８４の両端にかかる電圧を検出した電圧値Ｖdcと、直流電流センサ８５によって検出される電流値Ｉdcと、に基づいて分散型電源ユニットS1の実際の充放電電力Ｐdc（直流電力）を算出する。直流電流センサ８５は、端子PまたはNと直流コンデンサ８４のとの間に設置されている。 The charge / discharge power calculation unit 8c performs actual charge / discharge of the distributed power supply unit S1 based on the voltage value Vdc obtained by detecting the voltage applied to both ends of the DC capacitor 84 and the current value Idc detected by the DC current sensor 85. Electric power Pdc (DC power) is calculated. The DC current sensor 85 is installed between the terminal P or N and the DC capacitor 84.
加算器は、電力指令値Ｐdc*と、充放電電力算出部８ｃから入力される充放電電力Ｐdcとの電力差分を算出し、ＰＩ制御器８ｄに出力する。電力指令値Ｐdc*は外部または内部で設定可能とし、例えば統括コントローラC1から送信される電力指令に基づくものであってもよい。ＰＩ制御器８ｄは、入力される電力差分をゼロとするように、比例積分制御を用いて電流指令値Ｉd*（インバータ回路８３から出力すべき有効電流値）を算出する。 The adder calculates a power difference between the power command value Pdc * and the charge / discharge power Pdc input from the charge / discharge power calculation unit 8c, and outputs the difference to the PI controller 8d. The power command value Pdc * can be set externally or internally, and may be based on, for example, a power command transmitted from the overall controller C1. The PI controller 8d calculates a current command value Id * (an effective current value to be output from the inverter circuit 83) using proportional-integral control so that the input power difference is zero.
交流電圧情報抽出部８aは、３相電圧センサが検出する電圧値に基づいて交流側端子Ｕ、Ｖ、Ｗに印加される交流電圧Ｖｕ、Ｖｖ、Ｖｗの振幅Ｖacを算出し、有効電流算出部８ｂに出力する。また、交流電圧情報抽出部８aは、３相電圧センサが検出する電圧値に基づいて交流電圧Ｖｕ、Ｖｖ、Ｖｗの位相θを抽出し、有効電流算出部８ｂに出力する。
なお、３相電圧センサは、連系リアクトル８１と交流出力端子U、V、Wとの間に設置されている。
The AC voltage information extraction unit 8a calculates the amplitude Vac of the AC voltages Vu, Vv, and Vw applied to the AC terminals U, V, and W based on the voltage value detected by the three-phase voltage sensor, and the effective current calculation unit. Output to 8b. Further, the AC voltage information extraction unit 8a extracts the phase θ of the AC voltages Vu, Vv, and Vw based on the voltage value detected by the three-phase voltage sensor, and outputs the phase θ to the effective current calculation unit 8b.
The three-phase voltage sensor is installed between the interconnection reactor 81 and the AC output terminals U, V, and W.
有効電流算出部８ｂは、交流電圧情報抽出部８aから入力される振幅Ｖac及び位相θと、３つの交流電流センサ８２から入力される交流電流Ｉｕ、Ｉｖ、Ｉｗと、に基づいて有効電力を算出する。さらに、有効電流算出部８ｂは、前記した有効電力に対応する有効電流Ｉdを算出し、直交座標系に換算する。ＰＩ制御器８ｄから入力される電流指令値Ｉd*と、有効電流算出部８ｂから入力される有効電流Ｉdとの電流差分を算出し、ＰＩ制御器８eに出力する。ＰＩ制御器８eは、加算器２３ｑから入力される電力差分をゼロとするように、比例積分制御を用いて電圧指令値Ｖd*を算出し、振幅Ｖacと加算された後、三相ＰＷＭ制御部８ｆに出力する。 The active current calculation unit 8b calculates active power based on the amplitude Vac and phase θ input from the AC voltage information extraction unit 8a and the AC currents Iu, Iv, and Iw input from the three AC current sensors 82. To do. Further, the active current calculation unit 8b calculates an effective current Id corresponding to the above-described active power and converts it to an orthogonal coordinate system. The current difference between the current command value Id * input from the PI controller 8d and the effective current Id input from the effective current calculator 8b is calculated and output to the PI controller 8e. The PI controller 8e calculates the voltage command value Vd * using proportional integral control so that the power difference input from the adder 23q is zero, and after adding the amplitude Vac, the three-phase PWM control unit Output to 8f.
三相ＰＷＭ制御部８ｆは、交流電圧情報抽出部８aから入力される位相θに基づいて、入力される電圧値を三相交流信号に変換する。さらに、三相ＰＷＭ制御部８ｆは、前記した三相交流信号を所定の搬送波（キャリア）と比較することによって高周波のパルス（矩形波電圧）を生成し、当該パルスに応じてインバータ回路８３の各スイッチング素子のオン／オフを制御する。これによって、直流端子P、Nに接続された分散型電源の充放電電力Ｐdcを電力指令値Ｐdc*に一致させるようにインバータ回路８３の動作が制御される。なお、三相ＰＷＭ制御部８ｆは、制御切換設定手段８ｇ、および外部からのモード切替信号MODEの入力信号によってスイッチング制御を通常モードと蓄電池優先モードに切換可能なように構成されている。例えば制御切換設定手段８ｇでは、位相情報や変調信号に対するゲイン値情報、オフセット値情報を入力可能とする。 The three-phase PWM control unit 8f converts the input voltage value into a three-phase AC signal based on the phase θ input from the AC voltage information extraction unit 8a. Further, the three-phase PWM control unit 8f generates a high-frequency pulse (rectangular wave voltage) by comparing the above-described three-phase AC signal with a predetermined carrier wave (carrier), and each of the inverter circuits 83 according to the pulse. Controls on / off of the switching element. As a result, the operation of the inverter circuit 83 is controlled so that the charge / discharge power Pdc of the distributed power source connected to the DC terminals P and N matches the power command value Pdc *. The three-phase PWM control unit 8f is configured to be able to switch the switching control between the normal mode and the storage battery priority mode by the control switching setting unit 8g and an input signal of the mode switching signal MODE from the outside. For example, the control switching setting means 8g can input phase information and gain value information and offset value information for the modulation signal.
インバータ回路８３の各スイッチング素子のオン／オフ制御はスイッチング動作に起因する高周波ノイズを伝播するため、直流コンデンサ８４はこれを吸収する目的で設けられているが、高周波ノイズ成分は直流コンデンサ８４と蓄電池システムのインピーダンス比に応じて分流するため、蓄電池システムに通流する充放電電流にも高周波ノイズ成分が重畳することになる。 Since the on / off control of each switching element of the inverter circuit 83 propagates high frequency noise resulting from the switching operation, the DC capacitor 84 is provided for the purpose of absorbing this, but the high frequency noise component is the DC capacitor 84 and the storage battery. Since the current is shunted according to the impedance ratio of the system, the high frequency noise component is also superimposed on the charge / discharge current flowing through the storage battery system.
図３は分散型電源の例としてリチウムイオン蓄電池システムを用いた場合の蓄電池のインピーダンス特性を示したものである。低周波から高周波に変化するにつれ、抵抗成分とリアクタンス成分がそれぞれ変化し、例えば抵抗成分には周波数ｆB点で示すような最小抵抗RBができる。蓄電池システムの充放電電流に重畳した高周波ノイズ成分は抵抗成分によって損失を生じ発熱に変化する。蓄電池システムの充放電の主機能は化学反応によるものであるため、アレニウス則などの劣化経験則が適用でき、発熱による温度上昇は充放電の機能の寿命に影響を与えることになる。 FIG. 3 shows impedance characteristics of a storage battery when a lithium ion storage battery system is used as an example of a distributed power source. As the frequency changes from the low frequency to the high frequency, the resistance component and the reactance component change. For example, the resistance component has a minimum resistance R B as shown by the frequency f B. The high-frequency noise component superimposed on the charge / discharge current of the storage battery system causes a loss due to the resistance component and changes to heat generation. Since the main function of charge / discharge of the storage battery system is based on a chemical reaction, a deterioration rule of thumb such as the Arrhenius rule can be applied, and the temperature rise due to heat generation affects the life of the charge / discharge function.
そこで、例えばPCS１のスイッチング素子のオン／オフ制御において、スイッチング周波数をｆA、ｆBの様に数通りの周波数を選択可能なように構成し、かつ統括コントローラC1の指示に従いこれを選択するように構成する。これにより相対的に蓄電池システムの発熱を軽減することができるため、蓄電池システムの寿命延長の効果を得ることが可能となる。なお、ここでスイッチング周波数を変化の対象としたが、ほかにも３相の変調率に対して等量のオフセット値を加算させる方式など、直流電流に重畳する高周波電流成分の周波数および/または振幅を変化させればよい。図４は周波数および変調方式を変化させた場合の直流側瞬時電流およびその周波数スペクトルを細線太線で比較したもので、その周波数成分はスイッチングの操作により変化可能であることが分かる。 Therefore, for example, in the ON / OFF control of the switching element of PCS1, the switching frequency is configured to be selectable from several frequencies such as fA and fB, and is selected according to the instruction of the general controller C1. To do. As a result, the heat generation of the storage battery system can be relatively reduced, so that the effect of extending the life of the storage battery system can be obtained. Although the switching frequency is the subject of change here, the frequency and / or amplitude of the high-frequency current component superimposed on the DC current, such as a method of adding an equal amount of offset value to the three-phase modulation rate, etc. Can be changed. FIG. 4 shows a comparison of the DC side instantaneous current and its frequency spectrum when the frequency and the modulation method are changed with a thin thick line, and it can be seen that the frequency component can be changed by the switching operation.
一方、分散型電源システムはPCSの交流側が接続する電力系統Gridに対してもいわゆる高調波歪みなどの指標で伝播ノイズに制限がある。そのため、蓄電池システムの寿命延長の効果を得ることができる周波数ｆBを選択した場合に、交流側の伝導ノイズが規制値を超えるため周波数ｆBを選択できない場合がある。そこで本実施例では当該PCS１に並列接続されているPCS2が、PCS1の高調波歪みを相殺するような電流を電力系統Gridに注入するよう制御することで、PCS1における蓄電池システムの寿命延長と、電力系統Gridに対する高調波抑制を両立することができる。 On the other hand, in the distributed power system, the propagation noise is limited by an index such as so-called harmonic distortion even for the power grid connected to the AC side of the PCS. Therefore, when the frequency f B that can achieve the effect of extending the life of the storage battery system is selected, the frequency f B may not be selected because the conduction noise on the AC side exceeds the regulation value. Therefore, in this embodiment, the PCS2 connected in parallel to the PCS1 is controlled so as to inject the current that cancels the harmonic distortion of the PCS1 into the power grid, thereby extending the life of the storage battery system in the PCS1 and the power. It is possible to achieve both harmonic suppression for the grid.
図５は高調波歪みを相殺するために必要となるPCS1とPCS2の同期機能の１手法を示している。PCS1およびPCS2は図２で示すように、電力系統Gridの交流電圧Vu、Vv、Vwを検出してその位相成分θを抽出することで電力系統Gridに連系するため、同一の電力系統Gridに接続されるPCSで検出したθは概ね一致した値となる。そこでθについて通常モード帯と、蓄電池優先モード帯を設け、それぞれの領域でスイッチング制御を切り替えるよう予めそれぞれのPCSに機能を搭載することで、歪み相殺のための同期が可能となる。なお、通常モード帯と蓄電池優先モード帯を区別する境界値情報は制御切換設定手段８ｇによって入力される。さらに、位相θの基準と成る50Hzや60Hz に相当する基本波周波数の倍数をスイッチング周波数ｆA、ｆB に割り当てることで位相θに同期したスイッチング動作が可能となる。さらにPCS2は三相ＰＷＭ制御部８ｆの内部にPCS1の高調波予測演算機能を備えるものとする。高調波予測演算とは、蓄電池優先モードにおけるPCS1の演算機能をPCS2上で模擬演算することによって、PCS1で発生する高調波を予測するものである。PCS2はPCS1と同等の位相θ、振幅Vac、およびスイッチングの搬送波を情報として備えておりPCS1の発生するスイッチングパターンを予測可能であり、スイッチングによる電力系統Gridの歪みを補償するよう制御が可能となる。 FIG. 5 shows one method of the synchronization function of PCS1 and PCS2 necessary for canceling the harmonic distortion. As shown in FIG. 2, PCS1 and PCS2 detect AC voltages Vu, Vv, and Vw of the power system Grid and extract their phase components θ to link to the power system Grid. The θ detected by the connected PCS is almost the same value. Therefore, a normal mode band and a storage battery priority mode band are provided for θ, and a function for each PCS is mounted in advance so as to switch the switching control in each region, thereby enabling synchronization for distortion cancellation. The boundary value information for distinguishing between the normal mode band and the storage battery priority mode band is input by the control switching setting means 8g. Furthermore, a switching operation synchronized with the phase θ can be performed by assigning a multiple of the fundamental frequency corresponding to 50 Hz or 60 Hz as a reference of the phase θ to the switching frequencies f A and f B. Further, the PCS2 is assumed to have a harmonic prediction calculation function of the PCS1 inside the three-phase PWM control unit 8f. The harmonic prediction calculation is to predict harmonics generated in PCS1 by simulating the calculation function of PCS1 in the storage battery priority mode on PCS2. PCS2 has the same phase θ, amplitude Vac, and switching carrier wave as PCS1 as information, can predict the switching pattern generated by PCS1, and can be controlled to compensate for distortion of power grid due to switching .
このように、分散型電源システムがその一部に蓄電池優先モードを有し、蓄電池優先モードにおいて生じる交流側の高調波を対向するPCS2で補償するシステムであれば、蓄電池の発熱を抑制することでシステム全体の寿命を延長する効果を得ることができる。 In this way, if the distributed power supply system has a storage battery priority mode in a part thereof, and the system compensates the harmonics on the AC side generated in the storage battery priority mode with the opposing PCS2, the heat generation of the storage battery can be suppressed. The effect of extending the lifetime of the entire system can be obtained.
なお、PCS2の高調波補償機能の有無をモード切替信号MODEで外部から操作可能とし、さらに統括コントローラC1が制御用電力計M1の電流信号に基づき高調波を演算するよう構成すれば、電力系統Gridに対しシステムが出力する高調波が規制値を超える場合にのみPCS2を高調波補償モードに切り替えるなどの構成であっても構わない。 If the PCS2's harmonic compensation function can be operated from the outside with the mode switching signal MODE, and if the general controller C1 is configured to calculate harmonics based on the current signal of the control wattmeter M1, the power grid On the other hand, the PCS 2 may be switched to the harmonic compensation mode only when the harmonics output by the system exceed the regulation value.
図６は図１に示した分散型電源システムにおいて、PCS1と変圧器Tr1の接続回路上に高調波モニタＭ２を設け、検出した高調波情報をPCS2に入力する構成となっている。本構成においてPCS2の制御周期がPCS1に対し十分に短い場合は、検出した高調波を抑制するようPCS2の出力を調整することによって、蓄電池システムの寿命延長を歪みなく実現できる。ここでPCS2の制御周期はPCS1に比べ5倍以上であれば十分な高調波抑制効果が得られる。また本方式であれば、蓄電池優先モードは図５で述べたような位相によって限定される動作でなく任意のタイミングで切換が可能である。 FIG. 6 shows a configuration in which the harmonic monitor M2 is provided on the connection circuit between the PCS1 and the transformer Tr1 and the detected harmonic information is input to the PCS2 in the distributed power supply system shown in FIG. In this configuration, when the control cycle of PCS2 is sufficiently shorter than PCS1, the life extension of the storage battery system can be realized without distortion by adjusting the output of PCS2 to suppress the detected harmonics. Here, if the control cycle of PCS2 is 5 times or more that of PCS1, a sufficient harmonic suppression effect can be obtained. Further, according to this method, the storage battery priority mode can be switched at an arbitrary timing, not the operation limited by the phase as described in FIG.
図７は図１に示した分散型電源システムにおいて、PCS1とPCS2との並列点よりも電力系統Grid側の回路上に高調波モニタＭ３を設け、検出した高調波情報をPCS2に入力する構成となっている。本構成においてPCS2の制御周期がPCS1に対し十分に短い場合は、検出した高調波を抑制するようPCS2の出力を調整することによって、蓄電池システムの寿命延長を歪みなく実現できる。ここでPCS2の制御周期はPCS1に比べ5倍以上であれば十分な高調波抑制効果が得られる。また本方式であれば、蓄電池優先モードは図５で述べたような位相によって限定される動作でなく任意のタイミングで切換が可能である。 FIG. 7 shows a configuration in which a harmonic monitor M3 is provided on the circuit on the grid side of the power grid from the parallel point of PCS1 and PCS2 in the distributed power supply system shown in FIG. It has become. In this configuration, when the control cycle of PCS2 is sufficiently shorter than PCS1, the life extension of the storage battery system can be realized without distortion by adjusting the output of PCS2 to suppress the detected harmonics. Here, if the control cycle of PCS2 is 5 times or more that of PCS1, a sufficient harmonic suppression effect can be obtained. Further, according to this method, the storage battery priority mode can be switched at an arbitrary timing, not the operation limited by the phase as described in FIG.
図８は図３に替わり鉛蓄電池を例に蓄電池の内部インピーダンスを示したものである。図３に比べ、PCSの動作周波数領域においてｆCからｆDに周波数を変化させた場合、抵抗成分はRcからRDへ変化した。ここで、分散型電源システムにおいてPCS1およびPCS2に特性の異なる蓄電池システムがそれぞれ接続されている場合には、より抵抗の低減効果が大きい蓄電池システムをPCS1に接続し蓄電池優先モードで運用することで、システム全体での寿命低減効果を高めることができる。 FIG. 8 shows the internal impedance of a storage battery as an example of a lead storage battery instead of FIG. Compared to FIG. 3, when the frequency was changed from fC to fD in the PCS operating frequency region, the resistance component changed from Rc to RD. Here, when storage battery systems with different characteristics are connected to PCS1 and PCS2 in the distributed power system, respectively, by connecting a storage battery system with a greater resistance reduction effect to PCS1 and operating in storage battery priority mode, The lifetime reduction effect of the entire system can be enhanced.
S1、S2 分散型電源ユニット
PCS1、PCS2 パワーコンディショナ
Grid 電力系統
Tr1、Tr2 変圧器
M1 制御用電力計
C1 統括コントローラ
Ｕ、Ｖ、Ｗ 端子
８１ 連系リアクトル
８２ 交流電流センサ
８３ インバータ回路
８４ 直流コンデンサ
８５ 直流電流センサ
８ｆ 三相ＰＷＭ制御部
S1, S2 Distributed power supply unit
PCS1, PCS2 inverter
Grid power system
Tr1, Tr2 transformer
M1 power meter for control
C1 General controller U, V, W Terminal 81 Linked reactor 82 AC current sensor 83 Inverter circuit 84 DC capacitor 85 DC current sensor 8f Three-phase PWM controller
Claims (7)
第一のパワーコンディショナは、その直流端に接続した前記蓄電池の内部インピーダンス中の抵抗成分がより小さくなるように電池電流中の交流電流成分を制御する電池優先モード機能を備え、
第二のパワーコンディショナは、前記電池優先モード機能で制御した場合に生ずる交流電流歪みを補償する高調波補償機能を備えることを特徴とする分散型電源システム。 In a distributed power system comprising a plurality of power conditioners linked to a distributed power source including a storage battery,
The first power conditioner has a battery priority mode function for controlling the alternating current component in the battery current so that the resistance component in the internal impedance of the storage battery connected to the direct current end becomes smaller,
The second power conditioner includes a harmonic compensation function that compensates for an alternating current distortion that occurs when controlled by the battery priority mode function.
前記第一のパワーコンディショナ及び前記第二のパワーコンディショナは、接続する交流系統の電圧情報に基づき、前記電池優先モード機能及び前記高調波補償機能を同期させる同期手段を更に備えることを特徴とする分散型電源システム。 The distributed power supply system according to claim 1,
The first power conditioner and the second power conditioner further include synchronization means for synchronizing the battery priority mode function and the harmonic compensation function based on voltage information of a connected AC system. Distributed power system.
前記第二のパワーコンディショナは、前記第一のパワーコンディショナが前記電池優先モード機能により発生させる高調波電流を予測する高調波予測演算機能と、前記高調波予測演算機能の予測電流分を自身の出力から減らすよう補償する高調波補償演算機能と備えることを特徴とする分散型電源システム。 The distributed power supply system according to claim 1 or 2,
The second power conditioner includes a harmonic prediction calculation function for predicting a harmonic current generated by the battery priority mode function by the first power conditioner, and a predicted current component of the harmonic prediction calculation function. A distributed power supply system comprising a harmonic compensation calculation function that compensates for reduction from the output of the power supply.
前記第二のパワーコンディショナは、前記第一のパワーコンディショナの発生する高調波電流を直に計測する高調波計測機能と、前記高調波計測機能の検出高調波を自身の出力から減らすよう補償する高調波補償演算機能とを備えることを特徴とする分散型電源システム。 The distributed power supply system according to claim 1, wherein the second power conditioner directly measures a harmonic current generated by the first power conditioner, and the harmonic measurement. A distributed power supply system comprising: a harmonic compensation calculation function that compensates to reduce the detected harmonics of the function from its own output.
前記第一のパワーコンディショナは前記高調波補償機能を備え、
前記第二のパワーコンディショナは前記電池優先モード機能を備え、
前記第一のパワーコンディショナ及び前記第二のパワーコンディショナに特性が異なる蓄電池がそれぞれ接続されている場合、前記第一のパワーコンディショナに接続された蓄電池の内部インピーダンス中の抵抗成分による損失と前記第二のパワーコンディショナに接続された蓄電池の内部インピーダンス中の抵抗成分による損失とを比べ、当該損失が大きい方のパワーコンディショナに対して前記電池優先モード機能で制御することを特徴とする分散型電源システム。 The distributed power supply system according to any one of claims 1 to 4,
The first power conditioner includes the harmonic compensation function,
The second inverter is provided with the battery priority mode function,
When storage batteries having different characteristics are connected to the first power conditioner and the second power conditioner, respectively, loss due to a resistance component in the internal impedance of the storage battery connected to the first power conditioner Comparing the loss due to the resistance component in the internal impedance of the storage battery connected to the second power conditioner, the battery priority mode function is used to control the power conditioner with the larger loss. Distributed power system.
前記蓄電池にはリチウムイオン電池、鉛蓄電池が含まれることを特徴とする分散型電源システム。 A distributed power supply system according to any one of claims 1 to 5,
The distributed storage system according to claim 1, wherein the storage battery includes a lithium ion battery and a lead storage battery.
第一のパワーコンディショナは、その直流端に接続した前記蓄電池の内部インピーダンス中の抵抗成分がより小さくなるように電池電流中の交流電流成分を制御し、第二のパワーコンディショナは、前記制御した場合に生ずる交流電流歪みの補償制御をすることを特徴とする分散型電源システムの制御方法。 In a control method of a distributed power system comprising a plurality of power conditioners linked to a distributed power source including a storage battery,
The first power conditioner controls the AC current component in the battery current so that the resistance component in the internal impedance of the storage battery connected to the DC terminal becomes smaller, and the second power conditioner controls the control A control method for a distributed power supply system, characterized in that compensation control is performed for alternating current distortion generated in the event of a failure.
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