JP6410674B2 - Multi-terminal DC power transmission system - Google Patents

Multi-terminal DC power transmission system Download PDF

Info

Publication number
JP6410674B2
JP6410674B2 JP2015126398A JP2015126398A JP6410674B2 JP 6410674 B2 JP6410674 B2 JP 6410674B2 JP 2015126398 A JP2015126398 A JP 2015126398A JP 2015126398 A JP2015126398 A JP 2015126398A JP 6410674 B2 JP6410674 B2 JP 6410674B2
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
power
power converter
terminal
group
transmission system
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Active
Application number
JP2015126398A
Other languages
Japanese (ja)
Other versions
JP2017011916A (en
Inventor
徹 吉原
徹 吉原
伸也 大原
伸也 大原
井上　重徳
重徳 井上
加藤　修治
修治 加藤
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Hitachi Ltd
Original Assignee
Hitachi Ltd
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 Hitachi Ltd filed Critical Hitachi Ltd
Priority to JP2015126398A priority Critical patent/JP6410674B2/en
Publication of JP2017011916A publication Critical patent/JP2017011916A/en
Application granted granted Critical
Publication of JP6410674B2 publication Critical patent/JP6410674B2/en
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E40/00—Technologies for an efficient electrical power generation, transmission or distribution
    • Y02E40/70—Smart grids as climate change mitigation technology in the energy generation sector
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/60—Arrangements for transfer of electric power between AC networks or generators via a high voltage DC link [HVCD]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
    • Y04S10/12—Monitoring or controlling equipment for energy generation units, e.g. distributed energy generation [DER] or load-side generation
    • Y04S10/123—Monitoring or controlling equipment for energy generation units, e.g. distributed energy generation [DER] or load-side generation the energy generation units being or involving renewable energy sources

Landscapes

  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Direct Current Feeding And Distribution (AREA)
  • Remote Monitoring And Control Of Power-Distribution Networks (AREA)

Description

本発明は、複数の電力系統群間を、直流送電網を介して連系する、多端子直流送電システムに関する。   The present invention relates to a multi-terminal DC power transmission system that interconnects a plurality of power system groups via a DC power transmission network.

長距離送電や、海底送電の高効率化のために、直流送電システムがよく用いられる。一般の電力系統は交流系統であるので、直流送電システムでは、交流系統の電力を電力変換器で直流に変換して送電する。   A DC power transmission system is often used to improve the efficiency of long-distance transmission and submarine transmission. Since a general power system is an AC system, in a DC power transmission system, power from the AC system is converted into DC by a power converter for transmission.

従来、直流送電システムは、２つの交流系統間での１対１送電が主流であったが、近年の技術向上により、直流送電網を形成して複数の交流系統を連系する、多端子直流送電システムの導入が増加している。多端子直流送電システムの典型的な一例として、洋上に複数の風車を建設し、直流送電網と電力変換器を用いて陸上に送電する洋上ウインドファームが挙げられる。   Conventionally, the DC power transmission system has been mainly one-to-one power transmission between two AC systems, but due to recent technological improvements, a DC power transmission network is formed to connect a plurality of AC systems. The introduction of power transmission systems is increasing. A typical example of a multi-terminal DC power transmission system is an offshore wind farm in which a plurality of wind turbines are constructed on the ocean and transmitted to land using a DC power grid and a power converter.

係る多端子直流送電システムは、一般には長大な直流送電網を介して２組以上の交流系統群が接続されており、かつ複数の電力変換器も互いに距離を置いて配置されることが多いために、広大な領域にわたって、各電力変換器、線路などが配置されたシステムである。他方、多端子直流送電システムの制御のためには、各電力変換器間の連携制御が不可欠であり、多端子直流送電システム全体を管理、制御するための制御システムの在り方が考慮される必要がある。   Such a multi-terminal DC power transmission system generally has two or more AC system groups connected via a long DC transmission network, and a plurality of power converters are often arranged at a distance from each other. In addition, each power converter, line, etc. are arranged over a vast area. On the other hand, in order to control a multi-terminal DC power transmission system, cooperative control between the power converters is indispensable, and it is necessary to consider the way of a control system for managing and controlling the entire multi-terminal DC power transmission system. is there.

この点に関して特許文献１では、中央制御装置による集中一括管理を行う方式が提案されている。この多端子直流システムでは、従来の電力系統と同様に、系統内の運用状態を監視し、中央制御装置で情報収集し、最適な運用となるように制御することができるとしている。   In this regard, Patent Document 1 proposes a method for performing centralized collective management by a central control device. In this multi-terminal DC system, as in a conventional power system, the operation state in the system can be monitored, information can be collected by a central control device, and control can be performed so as to achieve optimum operation.

国際公開公報ＷＯ２０１２０４４３６９ＡInternational Publication WO20122044369A

多端子直流送電システム適用の典型的な一例である洋上ウインドファームにおいて、陸上側の交流系統で送電線地絡事故などの系統事故が発生した場合、陸上側の交流系統への送電容量が低下するため、それに合わせて、洋上ウインドファームの発電電力を制限しなければならないことがある。   In offshore wind farm, which is a typical example of multi-terminal DC power transmission system application, when a grid fault such as a power line ground fault occurs in the AC system on the land side, the transmission capacity to the AC system on the land side decreases. Therefore, the generated power of the offshore wind farm may need to be limited accordingly.

然るに、洋上ウインドファームの発電電力の制限は、クリーンな自然エネルギー発電の発電機会を逸失することにつながる。また、交流系統事故時には、事故の影響の拡大防止のため、高速に多端子直流システム内の電力変換器を制御できることが望ましい。   However, the limit on power generated by offshore wind farms leads to the loss of clean renewable energy generation opportunities. In addition, it is desirable to be able to control the power converter in the multi-terminal DC system at high speed in order to prevent the influence of the accident from expanding in the event of an AC system failure.

緊急性を要する事故時対応の問題、あるいは通常時における各種情報の共有制御という面で見たときに、中央制御装置を介して各機器の制御が行われる特許文献１の制御システム構成にはいくつかの問題がある。これらは、中央制御装置を介することによる情報収集の遅延、制御信号の伝達などの通信遅延面での対応の遅延であり、特に交流系統事故時に、高速に多端子直流システム内の電力変換器を制御することが困難である。   There are several control system configurations in Patent Document 1 in which each device is controlled via the central control unit when viewed from the viewpoint of emergency response problems or shared control of various information during normal times. There is a problem. These are delays in communication delays such as information collection delays and control signal transmissions through the central controller, especially when power converters in multi-terminal DC systems are installed at high speeds in the event of an AC system failure. It is difficult to control.

以上のことから本発明においては、現場の電力変換器側で交流系統事故時などの対応可能な多端子直流送電システムを提供することを目的としている。   In view of the above, an object of the present invention is to provide a multi-terminal DC power transmission system that can cope with an AC system failure on the power converter side in the field.

そこで、上記課題を解決するために本発明は、第１の交流系統群に接続され、複数の電力変換器で構成された第１の電力変換器群と、第２の交流系統群に接続され、複数の電力変換器で構成された第２の電力変換器群と、第１の電力変換器群と第２の電力変換器群との間に形成された直流送電網とを備えた多端子直流送電システムであって、第１の電力変換器群に属する複数の電力変換器は、第１の交流系統群に発生した事故時に、第１の交流系統群と第２の交流系統群との間での電力量を事故発生前の電力量に維持するための制御装置を備えていることを特徴とする。   Therefore, in order to solve the above problems, the present invention is connected to the first AC system group, and is connected to the first power converter group configured by a plurality of power converters and the second AC system group. A multi-terminal comprising: a second power converter group composed of a plurality of power converters; and a DC power transmission network formed between the first power converter group and the second power converter group In the DC power transmission system, the plurality of power converters belonging to the first power converter group are connected to each other between the first AC system group and the second AC system group in the event of an accident occurring in the first AC system group. It is characterized by having a control device for maintaining the electric energy between them at the electric energy before the occurrence of the accident.

本発明によると、多端子直流送電システムにおいて、一方の交流系統群内の、ある交流系統で交流系統事故などによる送電容量低下が発生しても、もう一方の交流系統群から送電される有効電力を制限せずに、交流系統の送電容量低下の前後で、２つの交流系統群で授受する有効電力を大略一定に保つことができる。   According to the present invention, in a multi-terminal DC power transmission system, even if a transmission capacity reduction occurs due to an AC system fault in one AC system group in one AC system group, the effective power transmitted from the other AC system group Without limiting the active power, the active power exchanged between the two AC system groups can be kept substantially constant before and after the reduction of the transmission capacity of the AC system.

実施例１に係る分散制御装置ＣＴＬの具体構成を示す図。1 is a diagram illustrating a specific configuration of a distributed control device CTL according to Embodiment 1. FIG. 本発明が適用可能な典型的な多端子直流送電システムの構成例を示す図。The figure which shows the structural example of the typical multi-terminal DC power transmission system which can apply this invention. 陸上側の各電力変換器に分散配置した制御装置の概要構成を示す図。The figure which shows schematic structure of the control apparatus distributed and arranged in each power converter on the land side. 実施例１に係る分散制御装置ＣＴＬと通信路ＴＭ１の関係を示す図。The figure which shows the relationship between the distributed control apparatus CTL which concerns on Example 1, and communication channel TM1. 陸上側の各電力変換器に分散配置した実施例２の制御装置の概要構成を示す図。The figure which shows schematic structure of the control apparatus of Example 2 distributedly arranged in each power converter on the land side. 実施例２に係る分散制御装置ＣＴＬと通信路ＴＭ２の関係を示す図。The figure which shows the relationship between the distributed control apparatus CTL which concerns on Example 2, and communication channel TM2. 実施例２に係る分散制御装置ＣＴＬの具体構成を示す図。FIG. 6 is a diagram illustrating a specific configuration of a distributed control device CTL according to a second embodiment. 通信距離行列Ｄのデータテーブルを示す図。The figure which shows the data table of the communication distance matrix D. FIG. 実施例２における通信距離優先有効電力指令値演算部の演算フローチャート。9 is a calculation flowchart of a communication distance priority active power command value calculation unit according to the second embodiment. 実施例３に係る交流系統健全端電力変換器の制御装置内の有効電力指令値演算制御部を示す図。The figure which shows the active power command value calculation control part in the control apparatus of the alternating current system healthy edge power converter which concerns on Example 3. FIG.

以下、本発明の実施形態について図面を用いて説明する。なお、以下の実施例は本発明の一形態を示すものであり、本発明はその要旨を逸脱しない限り、他の形態を含むものである。   Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings. The following examples show one form of the present invention, and the present invention includes other forms unless departing from the gist of the present invention.

図２は、本発明が適用可能な典型的な多端子直流送電システムの構成例を示している。図２の事例では、洋上ウインドファームで発生した発電電力を、多端子直流送電網を介して陸上側に送電する事例を示している。   FIG. 2 shows a configuration example of a typical multi-terminal DC power transmission system to which the present invention is applicable. The example of FIG. 2 shows an example in which generated power generated at an offshore wind farm is transmitted to the land side via a multi-terminal DC power transmission network.

図２において、交流系統群ＡＣＷと電力変換器群ＣＯＮＷは洋上ウインドファームＷに設置された設備、交流系統群ＡＣＬと電力変換器群ＣＯＮＬは陸上側に設置された設備であり、これらの間が海底に設置された直流送電網ＤＣＴにより接続されている。   In FIG. 2, the AC system group ACW and the power converter group CONW are facilities installed on the offshore wind farm W, and the AC system group ACL and the power converter group CONL are facilities installed on the land side. They are connected by a DC transmission network DCT installed on the seabed.

洋上の交流系統群ＡＣＷは、風力発電機ＧＷ（ＧＷ１、ＧＷ２、ＧＷ３）、連系母線ＢＵＳＷ（ＢＵＳＷ１、ＢＵＳＷ２、ＢＵＳＷ３）、送電線ＬＷ（ＬＷ１、ＬＷ２、ＬＷ３）などで構成され、図示の例では各発電機ＧＷが電力変換器群ＣＯＮＷ内の電力変換器（ＣＯＮＷ１、ＣＯＮＷ２、ＣＯＮＷ３）を介して直流送電網ＤＣＴに接続されている。なお図２において、洋上の交流系統群ＡＣＷは、各風力発電機ＧＷ（ＧＷ１、ＧＷ２、ＧＷ３）と各電力変換器（ＣＯＮＷ１、ＣＯＮＷ２、ＣＯＮＷ３）が対になり、１対１に接続されているが、これは連系母線ＢＵＳＷ（ＢＵＳＷ１、ＢＵＳＷ２、ＢＵＳＷ３）を介して並列接続される構成であってもよい。   The offshore AC system group ACW is composed of wind power generators GW (GW1, GW2, GW3), interconnection buses BUSW (BUSW1, BUSW2, BUSW3), power transmission lines LW (LW1, LW2, LW3), etc. Then, each generator GW is connected to DC power transmission network DCT via the power converters (CONW1, CONW2, CONW3) in the power converter group CONW. In FIG. 2, in the AC system group ACW on the ocean, each wind power generator GW (GW1, GW2, GW3) and each power converter (CONW1, CONW2, CONW3) are paired and connected one-to-one. However, this may be configured to be connected in parallel via the interconnection bus BUSW (BUSW1, BUSW2, BUSW3).

これに対し、陸上側の設備も基本的には洋上側設備と同じ構成を採用している。陸上の交流系統群ＡＣＬは、火力、原子力、水力などの発電機ＧＬ（ＧＬ１、ＧＬ２、ＧＬ３、ＧＬ４）、連系母線ＢＵＳＬＡ（ＢＵＳＬＡ１、ＢＵＳＬＡ２、ＢＵＳＬＡ３、ＢＵＳＬＡ４）、送電線ＬＬＡ（ＬＬＡ１、ＬＬＡ２、ＬＬＡ３、ＬＬＡ４）などで構成され、図示の例では各発電機ＧＬ（ＧＬ１、ＧＬ２、ＧＬ３、ＧＬ４）が電力変換器群ＣＯＮＬ内の連系母線ＢＵＳＬＢ（ＢＵＳＬＢ１、ＢＵＳＬＢ２、ＢＵＳＬＢ３、ＢＵＳＬＢ４）、送電線ＬＬＢ（ＬＬＢ１、ＬＬＢ２、ＬＬＢ３、ＬＬ４）、電力変換器（ＣＯＮＬ１、ＣＯＮＬ２、ＣＯＮＬ３、ＣＯＮＬ４）を介して直流送電網ＤＣＴに接続されている。なお図２において、陸上の交流系統群ＡＣＬは、各発電機ＧＬ（ＧＬ１、ＧＬ２、ＧＬ３、ＧＬ４）と各電力変換器（ＣＯＮＬ１、ＣＯＮＬ２、ＣＯＮＬ３、ＣＯＮＬ４）が対になり、１対１に接続されているが、これは連系母線、ＢＵＳＬＡ、ＢＵＳＬＢなどを介して並列接続される構成であってもよい。   On the other hand, the equipment on the land side basically adopts the same structure as the offshore equipment. The onshore AC system group ACL includes a generator GL (GL1, GL2, GL3, GL4) for thermal power, nuclear power, hydraulic power, etc., an interconnected bus BUSLA (BUSLA1, BUSLA2, BUSLA3, BUSLA4), a power transmission line LLA (LLA1, LLA2, LLA3, LLA4) and the like. In the example shown in the figure, each generator GL (GL1, GL2, GL3, GL4) is connected to a bus BUSLB (BUSLB1, BUSLB2, BUSLB3, BUSLB4), a power transmission line in the power converter group CONL. LLB (LLB1, LLB2, LLB3, LL4) and a power converter (CONL1, CONL2, CONL3, CONL4) are connected to the DC power transmission network DCT. In FIG. 2, the onshore AC system group ACL is connected to each generator GL (GL1, GL2, GL3, GL4) and each power converter (CONL1, CONL2, CONL3, CONL4) in a one-to-one relationship. However, this may be configured to be connected in parallel via an interconnection bus, BUSLA, BUSLB, or the like.

図２に示す多端子直流送電システムは、第１の交流系統群ＡＣＷと第２の交流系統群ＡＣＬの間に形成されており、第１の交流系統群ＡＣＷ側に３端子、第２の交流系統群ＡＣＬ側に４端子を備えた７端子による多端子直流送電システムの例である。この事例では、第１の交流系統群ＡＣＷ側の３端子（ＣＯＮＷ１、ＣＯＮＷ２、ＣＯＮＷ３）からそれぞれ電力Ｐ１ｂ、Ｐ２ｂ、Ｐ３ｂを送電し、第２の交流系統群ＡＣＬ側の４端子（ＣＯＮＬ１、ＣＯＮＬ２、ＣＯＮＬ３、ＣＯＮＬ４）においてそれぞれ電力Ｐ１ａ、Ｐ２ａ、Ｐ３ａ、Ｐ４ａを受電しているものとする。従って、送電電力と受電電力の各合計は正常運転時においては同量である。   The multi-terminal DC power transmission system shown in FIG. 2 is formed between the first AC system group ACW and the second AC system group ACL, and has three terminals and a second AC system on the first AC system group ACW side. It is an example of the multi-terminal direct current power transmission system by 7 terminals provided with 4 terminals in the system group ACL side. In this example, power P1b, P2b, and P3b are respectively transmitted from three terminals (CONW1, CONW2, and CONW3) on the first AC system group ACW side, and four terminals (CONL1, CONL2, It is assumed that the power P1a, P2a, P3a, and P4a are received at CONL3 and CONL4), respectively. Accordingly, the total of transmitted power and received power is the same during normal operation.

なお、図２の多端子直流送電システムにおいて、第２の交流系統群ＡＣＬ側の４端子の各電力変換器（ＣＯＮＬ１、ＣＯＮＬ２、ＣＯＮＬ３、ＣＯＮＬ４）における直流側電圧をＶＤＣ１ａ、ＶＤＣ２ａ、ＶＤＣ３ａ、ＶＤＣ４ａとし、交流側母線電圧をＶＡＣ１ａ、ＶＡＣ２ａ、ＶＡＣ３ａ、ＶＡＣ４ａとして示している。   In the multi-terminal DC power transmission system of FIG. 2, the DC side voltages in the four-terminal power converters (CONL1, CONL2, CONL3, CONL4) on the second AC system group ACL side are VDC1a, VDC2a, VDC3a, VDC4a. The AC side bus voltage is shown as VAC1a, VAC2a, VAC3a, VAC4a.

図２の多端子直流送電システムを構成する７端子の電力変換器間は、実際には長大な距離を置いて配置されている。この関係は陸上の４端子間の距離も同じ状況にある。本発明では、陸上側の設備の制御のために中央装置を備えないものである。中央の１か所に全ての情報を集約し、そこでの判断結果を各端子に送信して制御させるという中央装置方式では、制御、保護の遅れが懸念されることから、陸上側の各電力変換器に配置した装置による分散制御方式を採用する。   The 7-terminal power converters constituting the multi-terminal DC power transmission system of FIG. 2 are actually arranged at a long distance. This relationship is the same for the distance between the four terminals on land. In the present invention, a central device is not provided for controlling the facilities on the land side. In the central device method, where all information is collected in one central location and the judgment results are sent to each terminal for control, there is concern about control and protection delays. The distributed control method by the device arranged in the vessel is adopted.

図３は、陸上側の各電力変換器に分散配置した制御装置の概要構成を示す図である。各電力変換器（ＣＯＮＬ１、ＣＯＮＬ２、ＣＯＮＬ３、ＣＯＮＬ４）には、個別の制御装置ＣＴＬ（ＣＴＬ１、ＣＴＬ２、ＣＴＬ３、ＣＴＬ４）が設置されており、かつ個別の制御装置ＣＴＬ（ＣＴＬ１、ＣＴＬ２、ＣＴＬ３、ＣＴＬ４）の間は同報通信路ＴＭ１により接続されている。なお同報通信路ＴＭ１は、ある通信局が発した信号が並列に各他通信局に同時送信される通信形態である。   FIG. 3 is a diagram showing a schematic configuration of a control device distributed and arranged in each land-side power converter. Each power converter (CONL1, CONL2, CONL3, CONL4) is provided with an individual control device CTL (CTL1, CTL2, CTL3, CTL4) and an individual control device CTL (CTL1, CTL2, CTL3, CTL4). ) Are connected by a broadcast communication channel TM1. The broadcast communication channel TM1 is a communication mode in which a signal transmitted from a certain communication station is simultaneously transmitted to each other communication station in parallel.

図４は、実施例１に係る分散制御装置ＣＴＬと通信路ＴＭ１の関係を示す図である。図４に示す分散制御装置ＣＴＬ（ＣＴＬ１、ＣＴＬ２、ＣＴＬ３、ＣＴＬ４）は、陸上側の各電力変換器（ＣＯＮＬ１、ＣＯＮＬ２、ＣＯＮＬ３、ＣＯＮＬ４）にそれぞれ設けられ、有効電力指令補正値演算部１０１と、有効電力指令補正制御部１０２と、通信部１０３により構成されている。有効電力指令補正値演算部１０１と有効電力指令補正制御部１０２の構成は、図１を用いて後述するが、要するに分散制御装置ＣＴＬ（例えばＣＴＬ１）内の有効電力指令補正値演算部１０１で算出した有効電力指令補正値Ｓ１は、ＣＴＬ１内の有効電力指令補正制御部１０２に直接与えられる（実線で示す）とともに、ＣＴＬ１内の通信部１０３に送られ、通信路ＴＭ１、他の分散制御装置ＣＴＬ２、ＣＴＬ３、ＣＴＬ４内の通信部１０３を介してそれぞれの有効電力指令補正制御部１０２に同報伝送（点線で示す）される。図４では、通信路ＴＭ１は光伝送におけるスター接続による同報伝送の例を記載している。   FIG. 4 is a diagram illustrating a relationship between the distributed control device CTL and the communication path TM1 according to the first embodiment. The distributed control device CTL (CTL1, CTL2, CTL3, CTL4) shown in FIG. 4 is provided in each of the land-side power converters (CONL1, CONL2, CONL3, CONL4), and an active power command correction value calculation unit 101, The active power command correction control unit 102 and the communication unit 103 are included. The configurations of the active power command correction value calculation unit 101 and the active power command correction control unit 102 will be described later with reference to FIG. 1, but in short, calculated by the active power command correction value calculation unit 101 in the distributed control device CTL (for example, CTL1). The active power command correction value S1 is directly given to the active power command correction control unit 102 in the CTL1 (shown by a solid line) and sent to the communication unit 103 in the CTL1, and the communication path TM1 and other distributed control devices CTL2 , CTL3, and CTL4, and broadcast transmission (indicated by dotted lines) to each active power command correction control unit 102 via the communication unit 103. In FIG. 4, the communication path TM1 describes an example of broadcast transmission by star connection in optical transmission.

これによりＣＴＬ１内の有効電力指令補正値演算部１０１で算出した有効電力指令補正値Ｓ１は、通信路ＴＭ１により他の分散制御装置ＣＴＬ２、ＣＴＬ３、ＣＴＬ４に同報伝送され、有効電力指令補正制御部１０２における制御にほぼ同時に反映される。なお、図４の通信路ＴＭ１の通信構成は、相互に形成（双方向通信）されており、他の分散制御装置ＣＴＬ２、ＣＴＬ３、ＣＴＬ４からの通信は、同様にしてＣＴＬ１内の有効電力指令補正制御部１０２における制御に反映される。   As a result, the active power command correction value S1 calculated by the active power command correction value calculation unit 101 in CTL1 is broadcast to the other distributed control devices CTL2, CTL3, and CTL4 through the communication channel TM1, and the active power command correction control unit. The control at 102 is reflected almost simultaneously. Note that the communication configuration of the communication path TM1 in FIG. 4 is mutually formed (two-way communication), and communication from the other distributed control devices CTL2, CTL3, CTL4 is performed in the same manner as the active power command correction in the CTL1. This is reflected in the control in the control unit 102.

図１は、実施例１に係る分散制御装置ＣＴＬの具体構成を示す図である。図示の例では、分散制御装置ＣＴＬ２を例示して詳細構成を示している。   FIG. 1 is a diagram illustrating a specific configuration of the distributed control device CTL according to the first embodiment. In the illustrated example, the detailed configuration is illustrated by illustrating the distributed control device CTL2.

分散制御装置ＣＴＬ２は、有効電力指令補正値Ｓ１を与える有効電力指令補正値演算部１０１と有効電力指令補正制御部１０２とで構成されているが、通常状態において有効電力指令補正値Ｓ１はゼロとされている。このため、有効電力指令補正制御部１０２は、自己に予め設定されている有効電力指令値Ｐ２ａｒｅｆ＿ｐｒｅに従い、自己の電力変換器ＣＯＮＬ２の出力である有効電力Ｐ２ａを制御している。この制御は他の分散制御装置ＣＴＬ１、ＣＴＬ３、ＣＴＬ４でも同じであり、それぞれの設定値Ｐ１ａｒｅｆ＿ｐｒｅ、Ｐ３ａｒｅｆ＿ｐｒｅ、Ｐ４ａｒｅｆ＿ｐｒｅに従い自己の電力変換器ＣＯＮＬ１、ＣＯＮＬ３、ＣＯＮＬ４の出力である有効電力Ｐ１ａ、Ｐ３ａ、Ｐ４ａに制御している。この結果として、陸上側の電力変換器ＣＯＮＬの合計では、洋上側電力（Ｐ１ｂ＋Ｐ２ｂ＋Ｐ３ｂ）と同じ電力を与えている。   The distributed control device CTL2 includes an active power command correction value calculation unit 101 that provides an active power command correction value S1 and an active power command correction control unit 102. In a normal state, the active power command correction value S1 is zero. Has been. For this reason, the active power command correction control unit 102 controls the active power P2a, which is the output of its own power converter CONL2, in accordance with the active power command value P2aref_pre set in advance in itself. This control is the same in the other distributed control devices CTL1, CTL3, and CTL4, and the active power P1a, P3a, and P4a that are the outputs of their own power converters CONL1, CONL3, and CONL4 according to the respective set values P1aref_pre, P3aref_pre, and P4aref_pre. I have control. As a result, the total power of the land-side power converter CONL gives the same power as the offshore power (P1b + P2b + P3b).

有効電力指令補正値演算部１０１は、陸上側の交流系統群ＡＣＬにおける事故Ｆを検知したときのみ有効電力指令補正値Ｓ１を与える。ここでは図２の多端子直流送電システムにおいて、電力変換器ＣＯＮＬ２に接続された送電線ＬＬＡ２上で事故発生し、送電線ＬＬＡ２が遮断器により開放され、その後高速再閉路が実行されたことを想定し、この時の分散制御装置ＣＴＬ２における動作を主体に説明する。なお、以下本発明の実施例について、本発明における電力変換器の有効電力指令値の演算手法について説明するが、電力変換器は、有効電力指令値に基づいて適切に制御されるものとする。   The active power command correction value calculation unit 101 gives the active power command correction value S1 only when an accident F in the onshore AC system group ACL is detected. Here, in the multi-terminal DC power transmission system of FIG. 2, it is assumed that an accident has occurred on the power transmission line LLA2 connected to the power converter CONL2, the power transmission line LLA2 is opened by the circuit breaker, and then a high-speed reclosing is executed. The operation of the distributed control device CTL2 at this time will be mainly described. In addition, about the Example of this invention below, although the calculation method of the active power command value of the power converter in this invention is demonstrated, a power converter shall be appropriately controlled based on an active power command value.

図１の分散制御装置ＣＴＬ内の有効電力指令補正値演算部１０１では、交流事故検出部３０３において、連系母線ＢＵＳＬＢ２の母線電圧ＶＡＣ２ａを監視している。この監視は、他の分散制御装置ＣＴＬ２、ＣＴＬ３、ＣＴＬ４でも行われているが、想定事故（電力変換器ＣＯＮＬ２に接続された送電線ＬＬＡ２上で発生した事故）に対してはＣＴＬ１でのみ検知され、他の分散制御装置ＣＴＬ２、ＣＴＬ３、ＣＴＬ４では検知されないものとする。   In the active power command correction value calculation unit 101 in the distributed control device CTL of FIG. 1, the AC fault detection unit 303 monitors the bus voltage VAC2a of the interconnection bus BUSLB2. This monitoring is also performed by other distributed control devices CTL2, CTL3, and CTL4. However, for an assumed accident (an accident that occurred on the transmission line LLA2 connected to the power converter CONL2), it is detected only by CTL1. The other distributed control devices CTL2, CTL3, and CTL4 are not detected.

有効電力指令値計算部３０４では、事故検知時における送電可能な有効電力を計算する。例えば電力変換器ＣＯＮＬ２に接続された送電線ＬＬＡ２上で発生した事故が至近端三相地絡事故であるのか、比較的に遠方の一相地絡事故であるのかといった事故態様に応じて、事故発生後に当該電力変換器ＣＯＮＬ２から送出可能な有効電力の値Ｐ２ｒｅｆ＿ｎｅｗを決定する。至近端三相地絡事故であれば送出可能な有効電力Ｐ２ｒｅｆ＿ｎｅｗはゼロであるが、軽微な一相地絡事故であれば健全な２相により７０％程度の有効電力Ｐ２ｒｅｆ＿ｎｅｗを送出可能であると判断する。なお送出可能な有効電力Ｐ２ｒｅｆ＿ｎｅｗの算出に当たり、電力変換器が過電流にならないように、交流系統事故中の有効電力指令値Ｐ２ａｒｅｆ＿ｎｅｗを決定するのがよい。   The active power command value calculation unit 304 calculates active power that can be transmitted when an accident is detected. For example, depending on the accident mode such as whether the accident that occurred on the transmission line LLA2 connected to the power converter CONL2 is a near-end three-phase ground fault accident or a relatively far one-phase ground fault accident, An active power value P2ref_new that can be transmitted from the power converter CONL2 after the occurrence of an accident is determined. The effective power P2ref_new that can be transmitted in the case of a close-end three-phase ground fault is zero, but if it is a minor one-phase ground fault, about 70% of the effective power P2ref_new can be transmitted in two healthy phases. Judge. In calculating the effective power P2ref_new that can be transmitted, it is preferable to determine the active power command value P2aref_new during the AC system fault so that the power converter does not become overcurrent.

減算部３０５には、自己に予め設定されている有効電力指令値Ｐ２ａｒｅｆ＿ｐｒｅと、事故態様に応じて決定された事故時に送電可能な有効電力Ｐ２ｒｅｆ＿ｎｅｗが与えられ、その差ΔＰ２ａを導出している。本発明においては、事故発生の前後において陸上側電力変換器が送出する総電力量を変動させないことを主目的としている。このため、減算部３０５では事故により当該電力変換器ＣＯＮＬ２から送出不可能となった電力分ΔＰ２ａを他の分散制御装置ＣＴＬ２、ＣＴＬ３、ＣＴＬ４に追加分担させようとしている。   The subtraction unit 305 is provided with the active power command value P2aref_pre that is preset in itself and the active power P2ref_new that can be transmitted in the event of an accident determined according to the accident mode, and derives the difference ΔP2a. The main object of the present invention is not to change the total amount of power transmitted by the land-side power converter before and after the occurrence of an accident. For this reason, the subtraction unit 305 tries to additionally share the power component ΔP2a that cannot be transmitted from the power converter CONL2 due to an accident to the other distributed control devices CTL2, CTL3, and CTL4.

有効電力指令値配分部３０６では、交流系統事故発生端電力変換器ＣＯＮＬ２の、事故発生前の有効電力指令値Ｐ２ａｒｅｆ＿ｐｒｅと、交流系統事故中の有効電力指令値Ｐ２ｒｅｆ＿ｎｅｗの差分ΔＰ２ａを基に、交流系統健全端の電力変換器ＣＯＮＬ１、ＣＯＮＬ３、ＣＯＮＬ４に分配する有効電力指令補正値Ｓ１（ΔＰ２ａ＿１、ΔＰ２ａ＿３、ΔＰ２ａ＿４）を演算する。実施例１では、交流系統健全端の電力変換器ＣＯＮＬ１、ＣＯＮＬ３、ＣＯＮＬ４の有効電力調整可能容量Ｐｍａｒ（Ｐｍａｒ１、Ｐｍａｒ３、Ｐｍａｒ４）を基に分配する。なお有効電力調整可能容量Ｐｍａｒとは、例えば定格容量を１００とする時に現在の運転が７０であれば、差分の３０を現在運転からの追加負担可能量（＝有効電力調整可能容量Ｐｍａ）として計算したものである。この有効電力調整可能容量Ｐｍａｒの算出に当たり、短時間の運転であれば電力変換器ＣＯＮＬ１、ＣＯＮＬ３、ＣＯＮＬ４の定格容量の代わりに、過渡的な容量を基準にするものであってもよい。   The active power command value distribution unit 306 is based on the difference ΔP2a between the active power command value P2aref_pre before the occurrence of the accident and the active power command value P2ref_new during the AC system fault of the AC system fault occurrence end power converter CONL2. The active power command correction value S1 (ΔP2a_1, ΔP2a_3, ΔP2a_4) distributed to the power converters CONL1, CONL3, CONL4 at the healthy end is calculated. In the first embodiment, the distribution is made based on the active power adjustable capacity Pmar (Pmar1, Pmar3, Pmar4) of the power converters CONL1, CONL3, CONL4 at the healthy end of the AC system. The active power adjustable capacity Pmar is calculated, for example, when the rated capacity is 100 and the current operation is 70, the difference 30 is calculated as an additional burden possible amount from the current operation (= the active power adjustable capacity Pma). It is a thing. In calculating the effective power adjustable capacity Pmar, a transient capacity may be used as a reference instead of the rated capacity of the power converters CONL1, CONL3, and CONL4 for a short time operation.

交流系統健全端の電力変換器ＣＯＮＬ１、ＣＯＮＬ３、ＣＯＮＬ４の有効電力調整可能容量Ｐｍａｒ（Ｐｍａｒ１、Ｐｍａｒ３、Ｐｍａｒ４）は、交流系統事故中に、電力変換器間の通信で交流系統事故端の電力変換器に送信することも可能であるが、交流事故発生前に、電力変換器間の通信もしくは上位の中央制御装置を介した通信によって、相互に電力変換器の有効電力調整可能容量を情報共有することも可能である。なお、交流事故発生前に通信する場合には、交流系統事故中の電力変換器の有効電力調整可能容量の情報に関する通信は不要となり、交流系統事故中の電力変換器間の通信遅延を削減できる。   The active power adjustable capacity Pmar (Pmar1, Pmar3, Pmar4) of the power converters CONL1, CONL3, CONL4 at the AC system healthy end is a power converter at the AC system fault end by communication between power converters during the AC system fault. It is possible to transmit to the power converter, but before the AC accident occurs, information on the adjustable power capacity of the power converters can be shared with each other by communication between the power converters or communication via the host central controller. Is also possible. When communication is performed before an AC accident occurs, communication regarding the information on the active power adjustable capacity of the power converter during the AC system accident becomes unnecessary, and communication delays between the power converters during the AC system accident can be reduced. .

図１において、電力変換器ＣＯＮＬ１に送信する有効電力指令補正値ΔＰ２ａ＿１、電力変換器ＣＯＮＬ３に送信する有効電力指令補正値ΔＰ２ａ＿３、電力変換器ＣＯＮＬ４に送信する有効電力指令補正値ΔＰ２ａ＿４は、電力変換器ＣＯＮＬ１の有効電力調整可能容量Ｐｍａｒ１、電力変換器ＣＯＮＬ３の有効電力調整可能容量Ｐｍａｒ３、電力変換器ＣＯＮＬ４の有効電力調整可能容量Ｐｍａｒ４を用いて、（１）式により演算することができる。   In FIG. 1, the active power command correction value ΔP2a_1 transmitted to the power converter CONL1, the active power command correction value ΔP2a_3 transmitted to the power converter CONL3, and the active power command correction value ΔP2a_4 transmitted to the power converter CONL4 are: The effective power adjustable capacity Pmar1 of the CONL1, the active power adjustable capacity Pmar3 of the power converter CONL3, and the active power adjustable capacity Pmar4 of the power converter CONL4 can be used to calculate by the equation (1).

Figure 0006410674
Figure 0006410674

有効電力指令値配分部３０６で求めた有効電力指令補正値ΔＰ２ａ＿１、ΔＰ２ａ＿３、ΔＰ２ａ＿４は、通信部１０３、通信路ＴＭ１を介して、電力変換器ＣＯＮＬ１、電力変換器ＣＯＮＬ３、電力変換器ＣＯＮＬ４側の分散制御装置ＣＴＬ２、ＣＴＬ３、ＣＴＬ４内の有効電力指令補正制御部１０２にそれぞれ送信される。この中では、加算器３０７において、それぞれの目標有効電力Ｐ１ａｒｅｆ＿ｐｒｅ、Ｐ３ａｒｅｆ＿ｐｒｅ、Ｐ４ａｒｅｆ＿ｐｒｅに、有効電力指令補正値ΔＰ２ａ＿１、ΔＰ２ａ＿３、ΔＰ２ａ＿４を加算して最終の制御目標信号Ｐ１ａｒｅｆ＿ｎｅｗ、Ｐ３ａｒｅｆ＿ｎｅｗ、Ｐ４ａｒｅｆ＿ｎｅｗを得る。なお、事故発生端子ＣＯＮＬ２の有効電力指令値配分部３０６では、自己の有効電力指令補正制御部１０２には有効電力指令補正値ΔＰ２ａを与えない。図１において示された有効電力指令補正制御部１０２に至るラインは、他の端子での事故検出の際に反映される制御ラインとして示されている。   The active power command correction values ΔP2a_1, ΔP2a_3, and ΔP2a_4 obtained by the active power command value distribution unit 306 are distributed on the power converter CONL1, power converter CONL3, and power converter CONL4 side via the communication unit 103 and the communication path TM1. It is transmitted to the active power command correction control unit 102 in each of the control devices CTL2, CTL3, and CTL4. Among these, the adder 307 adds the active power command correction values ΔP2a_1, ΔP2a_3, and ΔP2a_4 to the target active powers P1aref_pre, P3aref_pre, and P4aref_pre to obtain final control target signals P1aref_new, P3aref_new_new, and P4aref_new_pw. The active power command value distribution unit 306 of the accident occurrence terminal CONL2 does not give the active power command correction value ΔP2a to its own active power command correction control unit 102. The line that reaches the active power command correction control unit 102 shown in FIG. 1 is shown as a control line that is reflected when an accident is detected at another terminal.

以上説明した実施例１において、交流事故検出部３０３が事故検知して出力を与え、有効電力指令値計算部３０４から事故検知時における送電可能な有効電力を与える期間は、検知する電圧の低下期間である。つまり、事故発生により電圧低下し、保護継電器が作動して遮断器が開放され、その後高速再閉路動作により遮断器が閉じられて事故除去に成功した時点までとされる。   In the first embodiment described above, the AC accident detecting unit 303 detects an accident and gives an output, and the active power command value calculating unit 304 gives the active power that can be transmitted when the accident is detected. It is. That is, the voltage drops due to the occurrence of an accident, the protective relay is activated and the circuit breaker is opened, and then the circuit breaker is closed by the high-speed reclosing operation until the accident is successfully removed.

なお、事故が永久事故であり、高速再閉路による事故除去に失敗した場合には、再度遮断器が開放されることになる。この場合に、有効電力指令値計算部３０４から事故検知時における送電可能な有効電力を与え続けるか否かについては、適宜考慮すればよい。電力変換器ＣＯＮＬによる連続運転が可能であれば継続しても良いし、連続運転が困難であれば適宜の時期に電力変換器ＣＯＮＬの受電電力を低減して運転するのがよい。後者の場合に洋上側からの送出電力と陸上側の受電電力に差異を生じることから、洋上側からの送出電力を制限する運転が行われることになる。   In addition, when the accident is a permanent accident and the accident removal by high-speed reclosing fails, the circuit breaker is opened again. In this case, whether or not to continue to provide active power that can be transmitted at the time of an accident detection from the active power command value calculation unit 304 may be appropriately considered. If continuous operation by the power converter CONL is possible, the operation may be continued, and if continuous operation is difficult, the operation may be performed by reducing the received power of the power converter CONL at an appropriate time. In the latter case, there is a difference between the transmitted power from the offshore side and the received power on the land side, so that the operation for limiting the transmitted power from the offshore side is performed.

また実施例１では、図１の有効電力指令値配分部３０６について、交流系統健全端の電力変換器の有効電力調整可能容量を基に演算する方法について説明したが、本発明に適用可能な有効電力指令値配分部３０６に適用可能な演算方法は実施例１で説明した方法に限定されない。   In the first embodiment, the active power command value distribution unit 306 in FIG. 1 has been described with respect to the calculation method based on the active power adjustable capacity of the power converter at the AC system healthy end. The calculation method applicable to the power command value distribution unit 306 is not limited to the method described in the first embodiment.

また、実施例１では電力変換器間の通信手段として、通信線ＴＭ１を用いたが、通信手段は、無線通信を用いてもよい。   In the first embodiment, the communication line TM1 is used as the communication means between the power converters. However, the communication means may use wireless communication.

次に、本発明の実施例２について説明する。実施例２について、図５から図７を用いて説明する。なお実施例２は、実施例１と同様に、図２のＦ点において三相地絡事故が発生した場合の制御を例にとり示している。   Next, a second embodiment of the present invention will be described. Example 2 will be described with reference to FIGS. As in the first embodiment, the second embodiment shows an example of control when a three-phase ground fault occurs at the point F in FIG.

実施例１では、電力変換器群ＣＯＮＬ内の任意の電力変換器（ＣＯＮＬ１、ＣＯＮＬ２、ＣＯＮＬ３、ＣＯＮＬ４）の間が同報通信線ＴＭ１によって繋がっているのに対し、実施例２では、電力変換器群ＣＯＮＬ内の各電力変換器が通信線ＴＭ２を用いてカスケード接続された通信回路を用いる。   In the first embodiment, arbitrary power converters (CONL1, CONL2, CONL3, CONL4) in the power converter group CONL are connected by the broadcast communication line TM1, whereas in the second embodiment, the power converter A communication circuit in which each power converter in the group CONL is cascade-connected using the communication line TM2 is used.

図５は、陸上側の各電力変換器に分散配置した実施例２の制御装置の概要構成を示す図であり、図３に対応している。図３では通信路ＴＭ１は同報通信路であったが、図５の通信路ＴＭ２はカスケード接続された通信回路である点において相違している。つまり図５のカスケード通信路ＴＭ２の例では、電力変換器ＣＯＮＬ１の制御装置ＣＴＬ１の通信部が通信線ＴＭ２の始点、電力変換器ＣＯＮＬ４の制御装置ＣＴＬ４の通信部が通信線ＴＭ２の終点であり、制御装置ＣＴＬ１の与えた信号は、制御装置ＣＴＬ２の通信部、制御装置ＣＴＬ２の通信部を経由して、制御装置ＣＴＬ４の通信部に送信されることになる。なおカスケード通信路ＴＭ２は他の形式であってもよく図５の例では始点、終点を有する形式であったが、これは一巡するタイプであってもよい。係るカスケード通信路形式では、各通信部を経由することによる伝送遅れが分散制御装置における迅速な制御、保護に支障となる。先にも述べたように、各電力変換器間は長大な距離を置いて配置されている。   FIG. 5 is a diagram illustrating a schematic configuration of a control device according to the second embodiment distributed in each land-side power converter, and corresponds to FIG. 3. In FIG. 3, the communication path TM1 is a broadcast communication path, but the communication path TM2 in FIG. 5 is different in that it is a cascade-connected communication circuit. That is, in the example of the cascade communication path TM2 in FIG. 5, the communication unit of the control device CTL1 of the power converter CONL1 is the start point of the communication line TM2, and the communication unit of the control device CTL4 of the power converter CONL4 is the end point of the communication line TM2. The signal given by the control device CTL1 is transmitted to the communication unit of the control device CTL4 via the communication unit of the control device CTL2 and the communication unit of the control device CTL2. The cascade communication path TM2 may have another format, and in the example of FIG. 5, it has a format having a start point and an end point. In such a cascade communication path format, a transmission delay caused by passing through each communication unit hinders quick control and protection in the distributed control device. As described above, the power converters are arranged at a long distance.

実施例２は、カスケード接続された通信路であっても、事故発生前と同量の電力を確保するためのものである。具体的には、実施例２では、交流系統事故発生端電力変換器から通信距離が近い電力変換器に優先的に補償有効電力指令値を割り振ることで、実施例１と比べて、通信線の数を削減しつつ、交流系統の事故発生中にも、２つの交流系統群で授受する有効電力を交流系統の事故発生前と同様に保つことができる。   The second embodiment is for securing the same amount of power as that before the occurrence of the accident even in the cascade-connected communication paths. Specifically, in the second embodiment, the compensation active power command value is preferentially allocated to the power converter having a short communication distance from the AC system fault occurrence end power converter, so that the communication line While reducing the number, even during the occurrence of an AC system accident, the active power exchanged by the two AC system groups can be maintained in the same manner as before the AC system accident.

図６は、実施例２に係る分散制御装置ＣＴＬと通信路ＴＭ２の関係を示す図であり、実施例１の図４に対応している。図４との相違点は通信路ＴＭ２のみである。図４が同報通信であるに対し、図６はカスケード通信である。また図５と図６は同じくカスケード通信のものであるが、図６にはより信頼度の高い一巡形式のカスケード通信路の例を示している。   FIG. 6 is a diagram illustrating a relationship between the distributed control device CTL and the communication path TM2 according to the second embodiment, and corresponds to FIG. 4 of the first embodiment. The difference from FIG. 4 is only the communication path TM2. 4 is broadcast communication, while FIG. 6 is cascade communication. FIGS. 5 and 6 are also for cascade communication, but FIG. 6 shows an example of a one-round cascade communication path with higher reliability.

この一巡タイプの場合のカスケード通信路ＴＭ２は、制御装置ＣＴＬ１の通信部１０３と制御装置ＣＴＬ２の通信部１０３の間で送受信する通信線ＴＭ２１２、制御装置ＣＴＬ２の通信部１０３と制御装置ＣＴＬ３の通信部１０３の間で送受信する通信線ＴＭ２２３、制御装置ＣＴＬ３の通信部１０３と制御装置ＣＴＬ４の通信部１０３に送信する通信線ＴＭ２３４、制御装置ＣＴＬ４の通信部１０３から制御装置ＣＴＬ１の通信部１０３の間で送受信する通信線ＴＭ２４１で構成されている。従って、制御装置ＣＴＬ２の通信部１０３から、隣接する制御装置ＣＴＬ１、ＣＴＬ３の通信部１０３に送信する場合には、通信線ＴＭ２２３あるいは通信線ＴＭ２１２により信号伝送すればよいが、制御装置ＣＴＬ４の通信部１０３に伝送する場合には、隣接する制御装置ＣＴＬ３の通信部１０３から、さらに通信線ＴＭ２３４を経由して、制御装置ＣＴＬ４の通信部１０３に到達することになる。   The cascade communication path TM2 in the case of this one-round type is a communication line TM212 that transmits and receives between the communication unit 103 of the control device CTL1 and the communication unit 103 of the control device CTL2, and the communication unit 103 of the control device CTL2 and the communication unit of the control device CTL3. A communication line TM223 that transmits and receives between the communication units 103, a communication line TM234 that transmits to the communication unit 103 of the control device CTL4 and a communication unit 103 of the control device CTL4, and a communication unit 103 of the control device CTL4 from the communication unit 103 of the control device CTL4. It consists of a communication line TM241 for transmitting and receiving. Therefore, when transmitting from the communication unit 103 of the control device CTL2 to the communication unit 103 of the adjacent control devices CTL1 and CTL3, the signal may be transmitted through the communication line TM223 or the communication line TM212, but the communication unit of the control device CTL4. In the case of transmission to 103, the communication unit 103 of the adjacent control device CTL3 reaches the communication unit 103 of the control device CTL4 via the communication line TM234.

図７は、実施例２に係る分散制御装置ＣＴＬの具体構成を示す図であり、実施例１の図１に対応している。図１と相違している点は、通信路ＴＭ２以外には、有効電力指令値配分部３０６が通信距離優先配分計算部５０４に置換されている点である。   FIG. 7 is a diagram illustrating a specific configuration of the distributed control device CTL according to the second embodiment, and corresponds to FIG. 1 of the first embodiment. The difference from FIG. 1 is that the active power command value distribution unit 306 is replaced with a communication distance priority distribution calculation unit 504 other than the communication channel TM2.

図７において、交流事故検出部３０３、有効電力指令値計算部３０４、減算部３０５の構成並びに機能は、基本的に図１のそれらと同じかもしくは同等であるので、この部分の説明を割愛する。図７の通信距離優先配分計算部５０４では、入力されたΔＰ２ａ（自己に予め設定されている有効電力指令値Ｐ２ａｒｅｆ＿ｐｒｅと、事故態様に応じて決定された事故時に送電可能な有効電力Ｐ２ｒｅｆ＿ｎｅｗの差）を、カスケード通信経路ＴＭ２における通信距離の観点から、追加分担する電力量を配分する。   In FIG. 7, the configurations and functions of the AC accident detection unit 303, the active power command value calculation unit 304, and the subtraction unit 305 are basically the same as or equivalent to those in FIG. . In the communication distance priority distribution calculation unit 504 in FIG. 7, the input ΔP2a (the difference between the active power command value P2aref_pre preset in itself and the effective power P2ref_new that can be transmitted in the event of an accident determined according to the accident mode) Is distributed from the viewpoint of the communication distance in the cascade communication path TM2.

通信距離優先配分計算部５０４における処理を図８、図９を用いて説明する。まず図８は、適宜の記憶装置内に予め準備された通信距離行列Ｄのデータテーブル６０１である。このデータテーブル６０１は、縦横のマトリクスに陸上側電力変換器名（ＣＯＮＬ１からＣＯＮＬ４）、あるいはその制御装置名を記述している。さらに縦横マトリクスには、一方の電力変換器の通信部から他方の電力変換器の通信部に信号伝送するときに、通過する電力変換器の通信部の個数を記述している。また通信距離行列６０１のｍ行ｎ列（ｍ、ｎは１から４の整数）は、一方の電力変換器から他方の電力変換器までの通信距離を意味するともいえる。   Processing in the communication distance priority distribution calculation unit 504 will be described with reference to FIGS. First, FIG. 8 is a data table 601 of a communication distance matrix D prepared in advance in an appropriate storage device. This data table 601 describes land-side power converter names (CONL1 to CONL4) or their control device names in vertical and horizontal matrices. Further, the vertical / horizontal matrix describes the number of communication units of the power converter that passes when the signal is transmitted from the communication unit of one power converter to the communication unit of the other power converter. In addition, it can be said that m rows and n columns (m and n are integers from 1 to 4) of the communication distance matrix 601 mean a communication distance from one power converter to the other power converter.

図６の一巡カスケード通信路の場合、縦横の電力変換器が同じものであれば通過数（通信距離）は「０」、双方向通信の場合隣接する電力変換器は「１」、さらに隣接する電力変換器は「２」とされる。電力変換器数は４であり、双方向通信を行っているので、最大数は「２」である。例えば、電力変換器ＣＯＮＬ１から電力変換器ＣＯＮＬ３までの通信距離は、電力変換器ＣＯＮＬ１から電力変換器ＣＯＮＬ２までの通信線ＴＭ２１２と、電力変換器ＣＯＮＬ２から電力変換器ＣＯＮＬ３までの通信線ＴＭ２２３を合わせて２となるため、通信距離行列６０１の１行３列は２となる。通信距離行列６０１は、通信回路の構成によってのみ決まるため、交流系統事故の前後で変化しない。そのため、交流系統事故発生前に、通信距離行列６０１を演算することは可能である。   In the case of the one-round cascade communication path in FIG. 6, the number of passages (communication distance) is “0” if the vertical and horizontal power converters are the same, and the adjacent power converter is “1” in the case of bidirectional communication, and further adjacent. The power converter is “2”. Since the number of power converters is 4 and bi-directional communication is performed, the maximum number is “2”. For example, the communication distance from the power converter CONL1 to the power converter CONL3 includes the communication line TM212 from the power converter CONL1 to the power converter CONL2 and the communication line TM223 from the power converter CONL2 to the power converter CONL3. 2 so that 1 row and 3 column of the communication distance matrix 601 is 2. Since the communication distance matrix 601 is determined only by the configuration of the communication circuit, it does not change before and after the AC system fault. Therefore, it is possible to calculate the communication distance matrix 601 before the AC system failure occurs.

図９は実施例２における通信距離優先有効電力指令値演算部５０４の演算フローチャートである。図７において、Ｓ７０１は処理開始処理ステップ、Ｓ７０２は電力変換器選択処理ステップ、Ｓ７０３は調整容量選択処理ステップ、Ｓ７０４は有効電力アンバランス量演算処理ステップ、Ｓ７０５は有効電力指令値配分処理ステップ、Ｓ７０６は有効電力バランス判定処理ステップ、Ｓ７０７は通信距離更新処理ステップ、Ｓ７１０は終了処理ステップである。   FIG. 9 is a calculation flowchart of the communication distance priority active power command value calculation unit 504 in the second embodiment. In FIG. 7, S701 is a processing start processing step, S702 is a power converter selection processing step, S703 is an adjustment capacity selection processing step, S704 is an active power unbalance amount calculation processing step, S705 is an active power command value distribution processing step, S706. Is an active power balance determination processing step, S707 is a communication distance update processing step, and S710 is an end processing step.

最初の開始処理ステップＳ７０１では、通信距離係数ｋを初期値１に設定する。次に電力変換器選択処理ステップＳ７０２では、図８の通信距離行列６０１を基に、交流事故発生端の電力変換器（この場合にはＣＯＮＬ２）から通信距離ｋ（＝１）の位置にある電力変換器を選択する。電力変換器がＣＯＮＬ２である場合には、隣接する電力変換器ＣＯＮＬ１、ＣＯＮＬ３が選択されることになる。   In the first start processing step S701, the communication distance coefficient k is set to an initial value 1. Next, in the power converter selection processing step S702, the power at the communication distance k (= 1) from the power converter (CONL2 in this case) at the AC accident occurrence end based on the communication distance matrix 601 of FIG. Select a transducer. When the power converter is CONL2, the adjacent power converters CONL1 and CONL3 are selected.

調整容量選択処理ステップＳ７０３では、電力変換器選択処理ステップＳ７０２で選択された電力変換器（ＣＯＮＬ１、ＣＯＮＬ３）の有効電力調整可能容量（Ｐｍａｒ１、Ｐｍａｒ３）を選択する。電力変換器ＣＯＮＬの有効電力調整可能容量Ｐｍａｒは、実施例１と同様に、交流事故発生前に通信することで、交流系統事故中の電力変換器の有効電力調整可能容量の情報に関する通信は不要となり、交流系統事故中の電力変換器間の通信遅延を削減できる。   In the adjustment capacity selection processing step S703, the active power adjustable capacity (Pmar1, Pmar3) of the power converter (CONL1, CONL3) selected in the power converter selection processing step S702 is selected. The active power adjustable capacity Pmar of the power converter CONL is communicated before the occurrence of an AC accident, as in the first embodiment, so that there is no need for communication regarding information on the effective power adjustable capacity of the power converter during the AC system fault. Thus, communication delays between power converters during an AC system failure can be reduced.

有効電力アンバランス量演算処理ステップＳ７０４では、交流系統事故発生端電力変換器ＣＯＮＬ２の、事故発生前の有効電力指令値と交流系統事故中の有効電力指令値の差分のうち、交流系統健全端電力変換器に配分されていない有効電力を演算し出力する。電力変換器ＣＯＮＬ２の、事故発生前の有効電力指令値はＰ２ａｒｅｆ＿ｐｒｅ、交流系統事故中の有効電力指令値はＰ２ａｒｅｆ＿ｎｅｗであり、その差分であるΔＰ２ａが出力される。   In the active power imbalance amount calculation processing step S704, the AC system healthy end power of the difference between the active power command value before the accident occurrence and the active power command value during the AC system fault of the AC system fault occurrence end power converter CONL2 is calculated. Calculates and outputs the active power not distributed to the converter. The active power command value of the power converter CONL2 before the occurrence of the accident is P2aref_pre, the active power command value during the AC system failure is P2aref_new, and ΔP2a that is the difference is output.

有効電力指令値配分処理ステップＳ７０５では、調整容量選択処理ステップＳ７０３で選択された有効電力調整可能容量Ｐｍａｒと、有効電力アンバランス量演算処理ステップＳ７０４から出力される有効電力ΔＰ２ａを基に、各電力変換器の有効電力指令補償値を演算する。   In the active power command value distribution processing step S705, each power is determined based on the active power adjustable capacity Pmar selected in the adjustment capacity selection processing step S703 and the active power ΔP2a output from the active power unbalance amount calculation processing step S704. The active power command compensation value of the converter is calculated.

以下の説明では、有効電力指令値配分処理ステップＳ７０５において、調整容量選択処理ステップＳ７０３で選択された有効電力調整可能容量の総和と有効電力アンバランス量演算処理ステップＳ７０４から出力される有効電力の大小関係で場合分けして、図９の演算フローチャートを説明する。   In the following description, in the active power command value distribution processing step S705, the total of the active power adjustable capacity selected in the adjustment capacity selection processing step S703 and the magnitude of the active power output from the active power unbalance amount calculation processing step S704. The calculation flowchart of FIG. 9 will be described with respect to each case.

まず、調整容量選択処理ステップＳ７０３で選択された有効電力調整可能容量の総和が有効電力アンバランス量演算処理ステップＳ７０４から出力される有効電力より大きい場合について例を挙げて説明する。   First, the case where the sum of the active power adjustable capacity selected in the adjustment capacity selection processing step S703 is larger than the active power output from the active power unbalance amount calculation processing step S704 will be described as an example.

実施例２において、ｋ＝１の場合、（２）式のようにして、電力変換器ＣＯＮＬ１に分配される補償有効電力指令値ΔＰ２ａ＿１と、電力変換器ＣＯＮＬ３に分配される補償有効電力指令値ΔＰ２ａ＿３が演算されたとする。   In the second embodiment, when k = 1, the compensation active power command value ΔP2a_1 distributed to the power converter CONL1 and the compensation active power command value ΔP2a_3 distributed to the power converter CONL3 are calculated as shown in Equation (2). Is calculated.

Figure 0006410674
Figure 0006410674

なおΔＰ２ａ＿１とΔＰ２ａ＿３の分配演算方法については、有効電力調整可能容量に応じて比例配分する方法や、電力変換器ＣＯＮＬ１に優先的に割り振る方法などを用いることができる。   In addition, as a distribution calculation method of ΔP2a_1 and ΔP2a_3, a method of proportional distribution according to the active power adjustable capacity, a method of preferential allocation to the power converter CONL1, or the like can be used.

この場合には、有効電力調整可能容量Ｐｍａｒ（Ｐｍａｒ１、Ｐｍａｒ３）の和が、補償有効電力指令値ΔＰ２ａより大きいため、電力変換器ＣＯＮＬ１と電力変換器ＣＯＮＬ３のみで、補償有効電力指令値ΔＰ２ａを補償することができる。   In this case, since the sum of the active power adjustable capacities Pmar (Pmar1, Pmar3) is larger than the compensation active power command value ΔP2a, the compensation active power command value ΔP2a is compensated only by the power converter CONL1 and the power converter CONL3. can do.

有効電力バランス判定処理ステップＳ７０６では、有効電力指令値の配分が完了したかどうかを判定する。完了している場合には、処理ステップＳ７１０へ進み、完了していない場合には、処理ステップＳ７０７へ進む。有効電力指令値の配分が完了している場合には、調整容量選択処理ステップＳ７０３で選択されなかった電力変換器の有効電力アンバランス補償指令値を０に指定する。   In the active power balance determination processing step S706, it is determined whether or not the distribution of the active power command value has been completed. If completed, the process proceeds to process step S710, and if not completed, the process proceeds to process step S707. When the distribution of the active power command value is completed, the active power unbalance compensation command value of the power converter that has not been selected in the adjustment capacity selection processing step S703 is designated as 0.

上記の例の場合、ΔＰ２ａ＝ΔＰ２ａ＿１＋ΔＰ２ａ＿３となるように配分が完了しているため、処理ステップＳ７１０へ進み、終了処理ステップＳ７１０によって、図９の演算フローチャートは終了となる。   In the case of the above example, since the distribution is completed so that ΔP2a = ΔP2a_1 + ΔP2a_3, the process proceeds to process step S710, and the operation flowchart of FIG. 9 is terminated by the end process step S710.

次に、調整容量選択処理ステップＳ７０３で選択された有効電力調整可能容量Ｐｍａｒ（Ｐｍａｒ１、Ｐｍａｒ３）の総和が有効電力アンバランス量演算処理ステップＳ７０４から出力される有効電力より小さい場合について例を挙げて説明する。   Next, an example is given of a case where the sum of the active power adjustable capacities Pmar (Pmar1, Pmar3) selected in the adjustment capacity selection processing step S703 is smaller than the active power output from the active power unbalance amount calculation processing step S704. explain.

実施例２において、ｋ＝１の場合、（３）式のように、電力変換器ＣＯＮＬ１に分配される補償有効電力指令値ΔＰ２ａ＿１と、電力変換器ＣＯＮＬ３に分配される補償有効電力指令値ΔＰ２ａ＿３が演算される。   In the second embodiment, when k = 1, the compensation active power command value ΔP2a_1 distributed to the power converter CONL1 and the compensation active power command value ΔP2a_3 distributed to the power converter CONL3 are as shown in Equation (3). Calculated.

Figure 0006410674
Figure 0006410674

このケースでは、有効電力調整可能容量Ｐｍａｒ（Ｐｍａｒ１、Ｐｍａｒ３）の和がΔＰ２ａより小さいため、電力変換器ＣＯＮＬ１と電力変換器ＣＯＮＬ３のみで、ΔＰ２ａを補償することができない。この場合、有効電力指令値の配分が完了していないため、有効電力バランス判定処理ステップＳ７０６を経て、処理ステップＳ７０７へ進む。通信距離ｋにある電力変換器のみではΔＰ２ａを補償できないため、通信距離更新処理ステップＳ７０７で、通信距離ｋをｋ＋１に更新する。   In this case, since the sum of the active power adjustable capacities Pmar (Pmar1, Pmar3) is smaller than ΔP2a, ΔP2a cannot be compensated only by the power converter CONL1 and the power converter CONL3. In this case, since the distribution of the active power command value has not been completed, the process proceeds to the processing step S707 through the active power balance determination processing step S706. Since ΔP2a cannot be compensated only by the power converter at the communication distance k, the communication distance k is updated to k + 1 in the communication distance update processing step S707.

通信距離ｋ＋１に更新後、交流系統事故発生端電力変換器の、事故発生前の有効電力指令値と交流系統事故中の有効電力指令値の差分のうち、交流系統健全端電力変換器に配分されていない有効電力を再演算する。以降、有効電力指令値の配分が完了するまで、演算フローチャートを繰り返す。   After the communication distance is updated to k + 1, the difference between the active power command value before the occurrence of the accident and the active power command value during the AC system fault is allocated to the AC system healthy end power converter. Recalculate the active power that is not. Thereafter, the calculation flowchart is repeated until the distribution of the active power command value is completed.

以上が、実施例２における通信距離優先有効電力指令値演算部５０４の演算フローチャートの説明である。なお、有効電力指令値配分処理ステップＳ７０５で演算されたΔＰ２ａ＿１、ΔＰ２ａ＿３、ΔＰ２ａ＿４は、通信線ＴＭ２を通じて、各電力変換器ＣＯＮＬ１、ＣＯＮＬ３、ＣＯＮＬ４に送信される。   The above is the description of the calculation flowchart of the communication distance priority active power command value calculation unit 504 in the second embodiment. Note that ΔP2a_1, ΔP2a_3, and ΔP2a_4 calculated in the active power command value distribution processing step S705 are transmitted to the power converters CONL1, CONL3, and CONL4 through the communication line TM2.

かくして、交流系統健全端・通信線路中間部の電力変換器の有効電力指令値制御１０２および交流系統健全端・通信線路末端の電力変換器の有効電力指令値制御部１０２では、交流系統事故発生端の電力変換器の有効電力指令値制御部１０１から送信された信号に基づいて、実施例１における交流系統健全端の電力変換器の有効電力指令値制御部１０２と同様に、各電力変換器の交流系統事故中の有効電力指令値を演算する。   Thus, the active power command value control 102 of the power converter at the AC system healthy end / communication line middle part and the active power command value control unit 102 of the power converter at the AC system healthy end / communication line terminal are used in the AC system fault occurrence terminal. Based on the signal transmitted from the active power command value control unit 101 of the power converter in the same manner as the active power command value control unit 102 of the power converter at the healthy end of the AC system in the first embodiment, Calculates the active power command value during an AC system fault.

なお、実施例２では、電力変換器群ＣＯＮＬ内の各電力変換器が、通信線ＴＭ２を介して、通信経路がカスケード接続構成になっている場合について説明したが、通信経路の構成については、環状構成やツリー状構成など、様々なネットワークトポロジーを用いることが可能である。要するに経由して伝送が行われる場合に、本発明の対策が有効である。また、実施例２では電力変換器間の通信手段として、通信線ＴＭ２を用いたが、通信手段は、無線通信を用いてもよい。   In the second embodiment, each power converter in the power converter group CONL has been described with respect to the case where the communication path has a cascade connection configuration via the communication line TM2. Various network topologies such as a ring configuration and a tree configuration can be used. In short, the measures of the present invention are effective when the transmission is performed via the route. In the second embodiment, the communication line TM2 is used as the communication means between the power converters, but the communication means may use wireless communication.

次に、本発明の実施例３について説明する。実施例３では、電力変換器間の通信線を用いずに、交流系統の事故発生中にも、２つの交流系統群で授受する有効電力を交流系統の事故発生前と同様に保つことができる。実施例３について、図２と図１０を用いて説明する。なお実施例３は、実施例１、実施例２と同様に、図２のＦ点において三相地絡事故が発生した場合の制御を例にとり示している。   Next, Embodiment 3 of the present invention will be described. In the third embodiment, the active power exchanged between the two AC system groups can be maintained in the same manner as before the occurrence of the AC system accident even during the occurrence of the AC system accident without using the communication line between the power converters. . A third embodiment will be described with reference to FIGS. 2 and 10. In the third embodiment, as in the first and second embodiments, the control when a three-phase ground fault occurs at point F in FIG. 2 is shown as an example.

Ｆ点の三相地絡事故により、母線電圧ＶＡＣ２ａが低下する。この場合、電力変換器ＣＯＮＬ２の保護のため、母線電圧ＶＡＣ２ａの低下幅に応じて、電力変換器ＣＯＮＬ２は送電電力Ｐ２ａを制限しなければならない。有効電力Ｐ２ａの制限により、電力変換器群ＣＯＮＷから直流送電網ＤＣＴに送電される有効電力の総和Ｐｂが、電力変換器群ＣＯＮＬから交流系統群ＡＣＬに送電される有効電力の総和Ｐａよりも大きくなる。ＰａとＰｂの差分によって、直流送電網ＤＣＴ内の直流電圧が変化する。直流電圧の変化幅に応じて各電力変換器が有効電力アンバランス補償指令値を演算することで、通信線を用いずに、ＰａとＰｂのアンバランスを解消できる。   The bus voltage VAC2a decreases due to the three-phase ground fault at point F. In this case, in order to protect the power converter CONL2, the power converter CONL2 must limit the transmission power P2a according to the decrease width of the bus voltage VAC2a. Due to the restriction of the active power P2a, the total sum Pb of active power transmitted from the power converter group CONW to the DC power transmission network DCT is larger than the total sum Pa of active power transmitted from the power converter group CONL to the AC system group ACL. Become. Depending on the difference between Pa and Pb, the DC voltage in the DC power transmission network DCT changes. Each power converter calculates the active power imbalance compensation command value according to the change width of the DC voltage, so that the imbalance between Pa and Pb can be eliminated without using a communication line.

図１０は、実施例３に係る交流系統事故中の電力変換器群ＣＯＮＬ内の交流系統健全端電力変換器（例えばＣＯＮＬ１）の制御装置ＣＴＬ内の有効電力指令値演算制御部３０４である。図１０では電力変換器ＣＯＮＬ１の有効電力指令値演算制御部についてのみ記載しているが、他の交流系統健全端電力変換器である電力変換器ＣＯＮＬ３、電力変換器ＣＯＮＬ４についても同様の制御を適用する。   FIG. 10 illustrates the active power command value calculation control unit 304 in the control device CTL of the AC system healthy end power converter (for example, CONL1) in the power converter group CONL during the AC system accident according to the third embodiment. Although only the active power command value calculation control unit of the power converter CONL1 is described in FIG. 10, the same control is applied to the power converter CONL3 and the power converter CONL4 which are other AC system healthy end power converters. To do.

図１０は交流系統健全端の電力変換器の有効電力指令値制御部３０４であり、不感帯ブロック８０２、補償有効電力演算ブロック８０３、加算ブロック８０４から構成されている。以下においては健全端を代表して電力変換器ＣＯＮＬ１の例で説明するが、同様の機能は、ほかの健全端においても行われている。   FIG. 10 shows an active power command value control unit 304 of the power converter at the AC system healthy end, which includes a dead zone block 802, a compensation active power calculation block 803, and an addition block 804. In the following, the example of the power converter CONL1 will be described on behalf of the healthy end, but the same function is also performed at other healthy ends.

健全端の電力変換器ＣＯＮＬ１は、電力変換器ＣＯＮＬ１の直流側から至近端直流電圧ＶＤＣ１ａを検出している。不感帯ブロック８０２には、予め、不感帯上限値ＶＤＣ１ａ＿ｕｌｉｍと不感帯下限値ＶＤＣ１ａ＿ＬＬｉｍが設定されており、入力ＶＤＣ１ａに対して、不感帯を逸脱しない場合には０を出力し、不感帯を逸脱した場合には、不感帯からの差分ΔＶＤＣ１ａを出力する。   The power converter CONL1 at the healthy end detects the near-end DC voltage VDC1a from the DC side of the power converter CONL1. In the dead zone block 802, a dead zone upper limit value VDC1a_ulim and a dead zone lower limit value VDC1a_LLim are set in advance. When the dead zone does not deviate from the dead zone, 0 is output. The difference ΔVDC1a from is output.

この構成によれば、直流送電網ＤＣＴに洋上側から供給される電力Ｐｂと、直流送電網ＤＣＴから陸上側に送出される電力Ｐａが同量である場合には、各電力変換器が検知した直流電圧は不感帯ブロック８０２で設定されている上下限値の範囲内に存在している。   According to this configuration, when the power Pb supplied to the DC power transmission network DCT from the ocean side and the power Pa sent from the DC power transmission network DCT to the land side are the same amount, each power converter detected. The DC voltage exists within the range of the upper and lower limit values set in the dead zone block 802.

これに対し、陸上側送電線の事故Ｆが生じている場合には、以下のようである。この場合には、直流送電網ＤＣＴに洋上側から供給される電力Ｐｂが、直流送電網ＤＣＴから陸上側に送出される電力Ｐａよりも大きくなり、この結果各電力変換器が検知した直流電圧は不感帯ブロック８０２で設定されている上下限値の範囲を逸脱し、図１０の不感帯ブロック８０２から差分ΔＶＤＣ１ａを出力する。なお、この検知は全ての陸上側電力変換器ＣＯＮＬにおいて可能であるが、事故発生端子である陸上側電力変換器ＣＯＮＬ２では、以下の機能を働かせる必要がない。このため、陸上側電力変換器ＣＯＮＬ２では交流側電圧の低下をもって、以下の動作を阻止するのがよい。   On the other hand, when the accident F of the landside transmission line has occurred, it is as follows. In this case, the electric power Pb supplied to the DC power transmission network DCT from the ocean side becomes larger than the power Pa sent from the DC power transmission network DCT to the land side, and as a result, the DC voltage detected by each power converter is A deviation ΔVDC1a is output from the dead zone block 802 of FIG. 10 by deviating from the range of the upper and lower limit values set in the dead zone block 802. This detection is possible in all land-side power converters CONL, but the land-side power converter CONL2 that is an accident occurrence terminal does not need to operate the following functions. For this reason, in the land side power converter CONL2, it is good to prevent the following operation | movement with the fall of an alternating current side voltage.

次に、補償有効電力演算ブロック８０３において、不感帯ブロック８０２の出力値ΔＶＤＣ１ａから、補償有効電力指令値ΔＰ２ａ＿１を演算する。補償有効電力指令値ΔＰ２ａ＿１の演算に当たり、補償有効電力演算ブロック８０３内の処理には、比例制御や非線形制御など、様々な制御手法を用いることが可能である。   Next, in a compensation active power calculation block 803, a compensation active power command value ΔP2a_1 is calculated from the output value ΔVDC1a of the dead zone block 802. In calculating the compensation active power command value ΔP2a_1, various control methods such as proportional control and nonlinear control can be used for the processing in the compensation active power computation block 803.

次に、補償有効電力指令値ΔＰ２ａ＿１に、電力変換器ＣＯＮＬ１の交流系統事故発生前の有効電力指令値Ｐ１ａｒｅｆ＿ｐｒｅを加算ブロック８０４で加算し、電力変換器ＣＯＮＬ１の交流系統事故発生中の有効電力指令値Ｐ１ａｒｅｆ＿ｎｅｗを演算する。健全側の電力変換器では、上記制御回路が機能して、それぞれが分担追加する有効電力を演算して制御に反映させている。これにより、他の電力変換器との間での通信を不要としながら、陸上側交流送電線の事故時における追加分担制御が実現可能である。なお、不感帯ブロック８０２の不感帯上限値および不感帯下限値は、本発明の趣旨を逸脱しない範囲で、任意に設定可能である。   Next, the active power command value P1aref_pre before the occurrence of the AC system fault of the power converter CONL1 is added to the compensation active power command value ΔP2a_1 by the addition block 804, and the active power command value during the AC system fault of the power converter CONL1 is added. P1aref_new is calculated. In the power converter on the healthy side, the above control circuit functions, and the active power that each part adds is calculated and reflected in the control. Thereby, additional sharing control at the time of the accident of a land side AC power transmission line is realizable, making communication between other power converters unnecessary. The dead zone upper limit value and the dead zone lower limit value of the dead zone block 802 can be arbitrarily set within a range not departing from the gist of the present invention.

以上の実施例を通じて、本発明は「第１の交流系統群に接続され、複数の電力変換器で構成された第１の電力変換器群と、第２の交流系統群に接続され、複数の電力変換器で構成された第２の電力変換器群と、第１の電力変換器群と第２の電力変換器群との間に形成された直流送電網とを備えた多端子直流送電システムであって、第１の電力変換器群に属する複数の電力変換器は、第１の交流系統群に発生した事故時に、第１の交流系統群と第２の交流系統群との間での電力量を事故発生前の電力量に維持するための制御装置を備えた」ものである。   Through the above embodiments, the present invention is “connected to the first AC system group and connected to the first power converter group composed of a plurality of power converters and the second AC system group, and A multi-terminal DC power transmission system including a second power converter group configured by power converters, and a DC power transmission network formed between the first power converter group and the second power converter group The plurality of power converters belonging to the first power converter group can be connected between the first AC system group and the second AC system group at the time of an accident occurring in the first AC system group. It is equipped with a control device for maintaining the electric energy at the electric energy before the occurrence of the accident.

なおこの場合に、電力量を事故発生前の電力量に維持することは、完全一致のみを意味しない。つまり、事故による電力低下量を極力少なくするという意味を含めて維持するとしたものである。   In this case, maintaining the electric energy at the electric energy before the occurrence of the accident does not mean only perfect match. In other words, it is to be maintained including the meaning of minimizing the amount of power reduction due to an accident.

この本発明思想は、実施例１では、「制御装置は、第１の電力変換器群に属する複数の電力変換器に個別に設けられて、同報通信路により接続されており、制御装置のうち第１の交流系統群に発生した事故を検知した第１の制御装置は、当該事故による電力低下分を求め、同報通信路を介して前記事故を検知していない第２の制御装置に対して、事故による電力低下分を分担負担する信号を与える」ことにより、具現化されている。   The idea of the present invention is that, in the first embodiment, “a control device is individually provided in a plurality of power converters belonging to the first power converter group and connected by a broadcast communication path. Of these, the first control device that has detected an accident that has occurred in the first AC system group determines the amount of power reduction due to the accident, and sends it to the second control device that has not detected the accident via the broadcast channel. On the other hand, it is embodied by giving a signal to share the burden of power reduction due to an accident.

また本発明思想は、実施例２では、「制御装置は、第１の電力変換器群に属する複数の電力変換器に個別に設けられて、カスケード通信路により接続されており、制御装置のうち第１の交流系統群に発生した事故を検知した第１の制御装置は、当該事故による電力低下分を求め、カスケード通信路を介して事故を検知していない第２の制御装置に対して、事故による電力低下分を分担負担する信号を与える」ことにより、具現化されている。   In addition, the idea of the present invention is that, in the second embodiment, “a control device is individually provided in a plurality of power converters belonging to the first power converter group and connected by a cascade communication path. The first control device that has detected an accident that has occurred in the first AC system group determines the amount of power reduction due to the accident, and for the second control device that has not detected the accident via the cascade communication path, It is embodied by giving a signal to share the burden of power reduction due to an accident.

また本発明思想は、実施例３では、「制御装置は、第１の電力変換器群に属する複数の電力変換器に個別に設けられて、その直流送電網側の直流電圧を監視し、当該直流電圧の変動に応じて、自己の電力変換器が分担負担すべき電力量を補正するとともに、制御装置のうち第１の交流系統群に発生した事故を検知した制御装置は電力量の補正を行わない」」ことにより、具現化されている。   In addition, the idea of the present invention is that, in the third embodiment, “the control device is individually provided in the plurality of power converters belonging to the first power converter group, and monitors the DC voltage on the DC power grid side, According to the fluctuation of the DC voltage, the power amount that the power converter should share is corrected, and the control device that detects the accident that occurred in the first AC system group among the control devices corrects the power amount. "Do not do" is embodied.

ＡＣＷ、ＡＣＬ：交流系統群
ＣＯＮＷ、ＣＯＮＬ：電力変換器
ＤＣＴ：直流送電網
Ｗ：洋上側
Ｌ：陸上側
ＧＷ：風力発電機
ＧＬ：火力、水力、原子力発電機など
ＢＵＳ：連系母線
ＬＬ、ＬＷ：送電線
ＶＡＣ：交流電圧
ＶＤＣ：直流電圧
ＴＭ１、ＴＭ２：通信線
ＣＴＬ：分散制御装置
１０１：有効電力指令補正値演算部
１０２：有効電力指令補正制御部
１０３：通信部
３０３：交流事故検出部
３０４：交流系統事故中の有効電力指令値演算部
３０５：減算ブロック
３０６：有効電力指令値配分ブロック
３０７：加算ブロック
５０４：通信距離優先有効電力指令値演算ブロック
６０１：通信距離行列
Ｓ７０１：開始処理ステップ
Ｓ７０２：電力変換器選択処理ステップ
Ｓ７０３：調整容量選択処理ステップ
Ｓ７０４：有効電力アンバランス量演算処理ステップ
Ｓ７０５：有効電力指令値配分処理ステップ
Ｓ７０６：有効電力バランス判定処理ステップ
Ｓ７０７：通信距離更新処理ステップ
Ｓ７１０：終了処理ステップ
８０２：不感帯ブロック
８０３：補償有効電力演算ブロック
８０４：加算ブロック ACW, ACL: AC system group CONW, CONL: Power converter DCT: DC transmission network W: Offshore L: Onshore GW: Wind power generator GL: Thermal power, hydropower, nuclear power generator, etc. BUS: Interconnection buses LL, LW : Transmission line VAC: AC voltage VDC: DC voltage TM1, TM2: Communication line CTL: Distributed control device 101: Active power command correction value calculation unit 102: Active power command correction control unit 103: Communication unit 303: AC accident detection unit 304 : Active power command value calculation unit 305 during AC system fault: Subtraction block 306: Active power command value distribution block 307: Addition block 504: Communication distance priority active power command value calculation block 601: Communication distance matrix S701: Start processing step S702 : Power converter selection processing step S703: Adjustment capacity selection processing step S704: Active power imbalance amount calculation Management Step S705: active power command value distribution processing step S706: active power balance determining processing step S707: communication distance update processing step S710: end processing step 802: deadband block 803: compensating active power calculation block 804: the addition block

Claims (10)

第１の交流系統群に接続され、複数の電力変換器で構成された第１の電力変換器群と、
第２の交流系統群に接続され、複数の電力変換器で構成された第２の電力変換器群と、前
記第１の電力変換器群と前記第２の電力変換器群との間に形成された直流送電網とを備え
た多端子直流送電システムであって、
前記第２の電力変換器群に属する複数の電力変換器は、前記第２の交流系統群に発生し
た事故時に、前記第２の交流系統群と前記第１の交流系統群との間での電力量を事故発生
前の電力量に維持するための制御装置を備えており、
前記制御装置は、前記第２の電力変換器群に属する複数の電力変換器に個別に設けられ
て、通信路により接続されており、通常は予め設定された電力指令に従い電力変換器を制
御し、
前記制御装置は、前記第２の交流系統群に発生した事故を検知したときに、当該事故に
よる電力低下分を求め、前記通信路を介して前記事故を検知していない他の制御装置に対
して、前記事故による電力低下分を分担負担する信号を与えるとともに、
他の制御装置から前記通信路を介して前記事故による電力低下分を分担負担する信号を
受けたときに、前記電力低下分を分担負担する信号を前記予め設定された電力指令に加算
して電力変換器を制御することを特徴とする多端子直流送電システム。 A first power converter group connected to the first AC system group and configured by a plurality of power converters;
A second power converter group connected to the second AC system group and configured by a plurality of power converters, and formed between the first power converter group and the second power converter group A multi-terminal DC power transmission system comprising a DC power transmission network,
The plurality of power converters belonging to the second power converter group are connected between the second AC system group and the first AC system group in the event of an accident occurring in the second AC system group. It has a control device to maintain the amount of power at the amount of power before the accident occurred,
The control device is individually provided to a plurality of power converters belonging to the second power converter group and connected by a communication path, and normally controls the power converter according to a preset power command. ,
When the controller detects an accident that has occurred in the second AC system group, the controller determines the amount of power reduction due to the accident, and for other control devices that have not detected the accident via the communication path And give a signal to share the power reduction due to the accident,
When a signal for sharing the power reduction due to the accident is received from another control device via the communication path, the signal for sharing the power reduction is added to the preset power command to generate power. A multi-terminal DC power transmission system characterized by controlling a converter. 請求項１記載の多端子直流送電システムであって、
前記通信路はカスケード通信路であって、
前記制御装置は、前記カスケード通信路における通信距離の情報を保持し、前記制御装
置のうち前記第２の交流系統群に発生した事故を検知した制御装置は、前記通信距離が短
い隣接制御装置に対して優先的に前記事故による電力低下分を分担負担する信号を与える
ことを特徴とする多端子直流送電システム。 The multi-terminal DC power transmission system according to claim 1,
The communication path is a cascade communication path,
The control device holds information on a communication distance in the cascade communication path, and the control device that detects an accident occurring in the second AC system group among the control devices is an adjacent control device having a short communication distance. A multi-terminal DC power transmission system characterized in that a signal for preferentially sharing the power reduction due to the accident is given to the terminal. 請求項１記載の多端子直流送電システムであって、
前記制御装置は、前記第２の電力変換器群に属する複数の電力変換器に個別に設けられ
て、その前記直流送電網側の直流電圧を監視し、当該直流電圧の変動に応じて、自己の電
力変換器が分担負担すべき電力量を補正するとともに、前記制御装置のうち前記第２の交
流系統群に発生した事故を検知した制御装置は前記電力量の補正を行わないことを特徴と
する多端子直流送電システム。 The multi-terminal DC power transmission system according to claim 1,
The control device is individually provided in a plurality of power converters belonging to the second power converter group, monitors a DC voltage on the DC power grid side, and self-controls according to a change in the DC voltage. The power converter of the first power converter corrects the amount of power to be shared, and the control device that detects an accident occurring in the second AC system group of the control devices does not correct the power amount. Multi-terminal DC power transmission system. 請求項１記載の多端子直流送電システムであって、
前記制御装置は、前記第２の交流系統群の送電可能有効電力が低下した場合に、前記第
２の電力変換器群が前記第２の交流系統群の送電可能有効電力の低下を検出し、前記第２
の電力変換器群の送電可能有効電力を超えない範囲で、前記第１の交流系統群から前記第
２の交流系統群への送電電力を大略一定に保ち続けるよう制御する機能を有することを特
徴とする多端子直流送電システム。 The multi-terminal DC power transmission system according to claim 1,
The control device detects a decrease in transmittable active power of the second AC system group when the second power converter group detects a decrease in transmittable active power of the second AC system group, The second
The power converter group has a function of controlling so that the transmission power from the first AC system group to the second AC system group is kept substantially constant within a range not exceeding the transmittable active power. Multi-terminal DC power transmission system. 請求項１または請求項２に記載の多端子直流送電システムであって、
前記制御装置は、前記第２の電力変換器群に含まれる電力変換器間で通信する情報に、
前記電力変換器の有効電力調整可能容量の情報を含むことを特徴とする多端子直流送電シ
ステム。 The multi-terminal DC power transmission system according to claim 1 or 2,
The control device includes information communicated between power converters included in the second power converter group.
A multi-terminal DC power transmission system comprising information on an active power adjustable capacity of the power converter. 請求項５に記載の多端子直流送電システムであって、
前記有効電力調整可能容量の情報に基づいて、前記第２の電力変換器群に含まれる前記
電力変換器の有効電力指令値が演算されることを特徴とする多端子直流送電システム。 The multi-terminal DC power transmission system according to claim 5,
A multi-terminal DC power transmission system, wherein an active power command value of the power converter included in the second power converter group is calculated based on information of the active power adjustable capacity. 請求項６に記載の多端子直流送電システムであって、
前記第２の電力変換器群に含まれる電力変換器が、前記第２の電力変換器群内の他の電
力変換器から、前記有効電力指令値を受け取り、有効電力出力値を制御することを特徴と
する多端子直流送電システム。 The multi-terminal DC power transmission system according to claim 6,
A power converter included in the second power converter group receives the active power command value from another power converter in the second power converter group, and controls an active power output value. A multi-terminal DC power transmission system. 請求項１または請求項２に記載の多端子直流送電システムであって、
前記第２の電力変換器群に含まれる電力変換器の通信線路の構成が、孤立した電力変換
器がないように構成されていることを特徴とする多端子直流送電システム。 The multi-terminal DC power transmission system according to claim 1 or 2,
The multi-terminal DC power transmission system, wherein the communication line of the power converter included in the second power converter group is configured so that there is no isolated power converter. 請求項８に記載の多端子直流送電システムであって、
前記第２の電力変換器群に含まれる電力変換器で通信する情報に、前記電力変換器の有
効電力調整可能容量の情報を含むことを特徴とする多端子直流送電システム。 The multi-terminal DC power transmission system according to claim 8,
The multi-terminal DC power transmission system, wherein information communicated by a power converter included in the second power converter group includes information on an effective power adjustable capacity of the power converter. 請求項１から請求項９のいずれか１項に記載の多端子直流送電システムであって、
前記第１の交流系統群が、少なくとも１つの風力発電機から構成されることを特徴とする多端子直流送電システム。 The multi-terminal DC power transmission system according to any one of claims 1 to 9,
The multi-terminal DC power transmission system, wherein the first AC system group includes at least one wind power generator .
JP2015126398A 2015-06-24 2015-06-24 Multi-terminal DC power transmission system Active JP6410674B2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2015126398A JP6410674B2 (en) 2015-06-24 2015-06-24 Multi-terminal DC power transmission system

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2015126398A JP6410674B2 (en) 2015-06-24 2015-06-24 Multi-terminal DC power transmission system

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JP2017011916A JP2017011916A (en) 2017-01-12
JP6410674B2 true JP6410674B2 (en) 2018-10-24

Family

ID=57764507

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2015126398A Active JP6410674B2 (en) 2015-06-24 2015-06-24 Multi-terminal DC power transmission system

Country Status (1)

Country Link
JP (1) JP6410674B2 (en)

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP7046663B2 (en) * 2018-03-19 2022-04-04 株式会社日立製作所 Control method for multi-terminal DC power transmission system and multi-terminal DC power transmission system
KR102074638B1 (en) * 2018-04-03 2020-02-07 한국전력공사 Router apparatus of high-voltage direct current
CN110729747B (en) * 2019-09-27 2020-12-04 中国南方电网有限责任公司 Valve bank locking processing method and device for multi-terminal extra-high voltage direct current transmission system
JP6811901B1 (en) * 2020-02-04 2021-01-13 三菱電機株式会社 Multi-terminal DC power transmission system, its common control device and individual protection device, and failure recovery method for multi-terminal DC power transmission system
CN112202153B (en) * 2020-10-20 2023-08-04 南方电网科学研究院有限责任公司 Locking control method, device, terminal and medium for multi-terminal direct current transmission system
CN114884112B (en) * 2022-04-21 2022-12-06 浙江大学 Receiving end alternating current fault ride-through control method of hybrid cascade direct current transmission system

Family Cites Families (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS58103826A (en) * 1981-12-16 1983-06-21 東京電力株式会社 Controller for dc transmission system
JP3150437B2 (en) * 1992-08-17 2001-03-26 株式会社東芝 Control device of AC / DC converter

Also Published As

Publication number Publication date
JP2017011916A (en) 2017-01-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP6410674B2 (en) Multi-terminal DC power transmission system
US10411616B2 (en) Controlling a power transmission network
EP2721705B1 (en) A method for controlling power flow within a wind park system, controller, computer program and computer program products
EP2940824A1 (en) Improvements in or relating to voltage source converters
EP2528184A1 (en) Method and apparatus for controlling a DC-transmission link
WO2008131799A1 (en) Method and system to influence the power generation of an adjustable speed generator
JP2011504087A (en) Active network management
EP3067760B1 (en) Redundant control device and method of hvdc system
CN114336716B (en) Energy dissipation method for offshore wind power system through flexible direct current grid connection
Peiris et al. An adaptive protection scheme for small scale microgrids based on fault current level
BR112017015125B1 (en) SERIES VALVE GROUP CONTROL DEVICE FOR TRANSMISSION OF DIRECT CURRENT POWER IN HIGH VOLTAGE
US10284103B2 (en) Power converter operable during a fault condition
US10734810B2 (en) Coordinated frequency load shedding protection method using distributed electrical protection devices
US9705324B2 (en) Converter system for AC power sources
EP3238310A1 (en) A method for controlled energising of a transformer
CN116388255A (en) Self-adaptive current control method for cascading failure of multi-feed direct-current power transmission system
CN107069736B (en) For the urgent Poewr control method of AC/DC Hybrid Transmission System containing flexible direct current
CN107306029B (en) Analog quantity transmission system and method for hybrid power transmission control protection device
US11394203B2 (en) System and method for controlling electrical power distribution
CN205846729U (en) A kind of wiring construction of inverter
CN106026199B (en) A kind of wind power plant region subdivision powerless control method
JP2019022277A (en) Wind power generation apparatus, control method for wind power generation apparatus, and wind power generation system
JPS61102124A (en) Frequency controller for direct current transmission system
JP7156968B2 (en) power conversion system
EP3322062B1 (en) Improvements in or relating to power transmission networks

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20180119

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20180612

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20180627

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20180731

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20180806

TRDD Decision of grant or rejection written
A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

Effective date: 20180918

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20180925

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Ref document number: 6410674

Country of ref document: JP

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150