JP7010690B2 - Power generation system - Google Patents
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Description
本発明は、発電システムの構成及び制御方式に関する。 The present invention relates to a configuration and a control method of a power generation system.
近年、地球温暖化対策等の理由により世界中で太陽光発電や風力発電などの新エネルギー発電システムの導入が急速に進んでいる。新エネルギー発電システムは、エネルギー源である太陽光の日射量(太陽光発電)や風速(風力発電)の変動に起因した出力電力変動によって、電力系統の電圧維持に悪影響を及ぼすことが懸念されている。特に、近年の急速な新エネルギー発電システムの普及で電力系統含めた発電システム全体の構造が複雑化、大規模化しており、このことが本課題解決をさらに難しくしている。 In recent years, the introduction of new energy power generation systems such as solar power generation and wind power generation is rapidly progressing all over the world for reasons such as global warming countermeasures. There is concern that the new energy power generation system will adversely affect the voltage maintenance of the power system due to output power fluctuations caused by fluctuations in the amount of solar radiation (photovoltaic power generation) and wind speed (wind power generation), which are energy sources. There is. In particular, with the rapid spread of new energy power generation systems in recent years, the structure of the entire power generation system including the power system has become complicated and large in scale, which makes it even more difficult to solve this problem.
一般に、新エネルギー発電システムの発電電力出力に起因した電力出力端の電圧変動は、出力有効電力Pと出力無効電力Qの比を表すパラメータα(=Q/P)を発電電力出力端から無限大母線までの系統インピーダンスZ=R+jXの抵抗分Rとリアクタンス分Xの比R/Xに一致させることで最小化可能であることが知られている。(非特許文献1) In general, the voltage fluctuation at the power output end caused by the generated power output of the new energy power generation system causes the parameter α (= Q / P) representing the ratio of the output active power P and the output disabled power Q to be infinite from the generated power output end. It is known that it can be minimized by matching the ratio R / X of the resistance component R and the reactance component X of the system impedance Z = R + jX up to the bus. (Non-Patent Document 1)
従来技術として、複数の発電装置が連系トランスの2次側で接続され、連系トランスの1次側を電力系統と接続するシステムにおいて、連系トランス1次側の無効電力をQ=αPに制御して電力系統とを接続する点(連系点)の電圧変動を抑制する技術が知られている。この従来技術の一例として特許文献1がある。
As a conventional technique, in a system in which a plurality of power generation devices are connected on the secondary side of the interconnection transformer and the primary side of the interconnection transformer is connected to the power system, the invalid power on the primary side of the interconnection transformer is set to Q = αP. There is known a technique for suppressing voltage fluctuations at a point (interconnection point) that is controlled and connected to a power system.
この制御方式を用いた場合、連系点から電力系統の任意の電圧変動を抑制したい地点(電圧変動抑制点)までに存在するリアクタンスを考慮すれば、電力系統の任意の電圧変動抑制点における電圧変動を抑制することが可能であるが、電圧変動抑制点と新エネルギー発電所の間に、他サイトの新エネルギー発電所が連系される場合、他サイトの出力電力変動に起因した電圧変動を抑制することが出来ない(課題1)。 When this control method is used, the voltage at any voltage fluctuation suppression point in the power system is considered, considering the reactorism existing from the interconnection point to the point where any voltage fluctuation suppression in the power system is desired (voltage fluctuation suppression point). It is possible to suppress fluctuations, but if a new energy power plant at another site is interconnected between the voltage fluctuation suppression point and the new energy power plant, voltage fluctuations caused by output power fluctuations at other sites will be suppressed. It cannot be suppressed (Problem 1).
また、電圧変動抑制点までに連系される新エネルギー発電所全てがこの制御方式で制御されていたとしても、電圧変動抑制点から各新エネルギー発電所の電力の合流点までに存在するリアクタンスによって、新エネルギー発電所単体で期待されている電圧変動抑制効果と同じ効果を得ることができない(課題2)。 Even if all the new energy power plants connected to the voltage fluctuation suppression point are controlled by this control method, the reactorism existing from the voltage fluctuation suppression point to the confluence of the electric power of each new energy power plant , The same effect as the voltage fluctuation suppression effect expected of the new energy power plant alone cannot be obtained (Problem 2).
さらに、従来技術の新エネルギー発電システムの出力端の電圧変動を抑制するための出力有効電力Pと出力無効電力Qの比を表すパラメータα(=Q/P)を系統インピーダンスZ=R+jXの抵抗分Rとリアクタンス分Xの比R/Xに一致させる制御方式は、抵抗分Rがリアクタンス分Xに対して十分に小さいこと(R<<X)を前提とした近似の元で成立するため、R<<Xの前提条件が成立しない場合、所望の電圧変動抑制効果を得ることが出来ない。また、R<<Xの条件成立時でもリアクタンスが過大の場合は、原理的に電圧変動抑制効果に限界が存在する(課題3)。 Further, the parameter α (= Q / P) representing the ratio of the output active power P and the output ineffective power Q for suppressing the voltage fluctuation at the output end of the new energy power generation system of the prior art is set as the resistance component of the system impedance Z = R + jX. Since the control method that matches the ratio R / X of R and reactance X is established based on the approximation that the resistance R is sufficiently smaller than the reactance X (R << X), R. If the precondition of << X is not satisfied, the desired voltage fluctuation suppressing effect cannot be obtained. Further, if the reactance is excessive even when the condition of R << X is satisfied, there is a limit to the voltage fluctuation suppressing effect in principle (Problem 3).
複数の発電所がそれぞれの連系トランスを介して系統に接続され、接続点がインダクタンスおよび抵抗分を介して無限大母線まで接続されている発電システムにおいて、各々の発電所の発電電力を検出可能な有効電力検出部と、各々の発電所の発電電力変動に起因した任意の電圧変動抑制点における電圧変動を抑制するための無効電力を演算し、演算した無効電力に基づき無効電力指令を演算する無効電力指令演算部と、を有し、無効電力指令を各々の発電所へ伝送する制御装置を有する発電システムを提供する。 In a power generation system in which multiple power plants are connected to the grid via their respective interconnection transformers and the connection points are connected to the infinity bus via inductance and resistance, the power generated by each power plant can be detected. The active power detector and the invalid power for suppressing the voltage fluctuation at an arbitrary voltage fluctuation suppression point caused by the power generation fluctuation of each power plant are calculated, and the invalid power command is calculated based on the calculated invalid power. Provided is a power generation system having an invalid power command calculation unit and a control device for transmitting an invalid power command to each power plant.
同系統に複数の新エネルギー発電所が連系される場合において、新エネルギー発電システムの制御装置で計測される有効電力のフィードバックと系統インピーダンスおよび各々の新エネルギー発電所から電圧変動抑制点までのリアクタンスを用いて、各々の新エネルギー発電所に対する電圧変動を抑制するための最適な無効電力指令を算出する制御方式により、任意の点における電圧変動を抑制することを可能とする新エネルギー発電システムを提供する。この制御方式では、電圧変動抑制効果を得るための系統インピーダンスに対する制約条件が存在しないため、インピーダンスの大きい系統に対しても電圧変動抑制効果を得ることが可能である。 When multiple new energy power plants are connected to the same system, the feedback and system impedance of active power measured by the control device of the new energy power generation system and the reactor from each new energy power plant to the voltage fluctuation suppression point. Provides a new energy power generation system that can suppress voltage fluctuations at any point by a control method that calculates the optimum invalid power command for suppressing voltage fluctuations for each new energy power generation plant. do. In this control method, since there is no constraint condition for the system impedance for obtaining the voltage fluctuation suppressing effect, it is possible to obtain the voltage fluctuation suppressing effect even for a system having a large impedance.
以下本発明の実施例について図面を用いて詳細に説明する。なお、本文中、[]で囲まれた記号はベクトル量を、[]で囲まれていない記号はスカラー量を表し、図中では記号の上に矢印を付すことでベクトル量を表す。また、||は、これにより囲まれたベクトル量の絶対値(長さ)を表す。 Hereinafter, examples of the present invention will be described in detail with reference to the drawings. In the text, the symbol enclosed in [] indicates the vector quantity, the symbol not enclosed in [] indicates the scalar quantity, and in the figure, the vector quantity is indicated by adding an arrow above the symbol. Further, || represents the absolute value (length) of the vector quantity surrounded by this.
図1は、本発明の一実施形態における新エネルギー発電システムの概略構成図である。新エネルギー発電所1と新エネルギー発電所2がそれぞれの連系トランスインダクタンス3と連系トランスインダクタンス4を介して接続点5で接続され、接続点5が線路インダクタンス6(中低圧の線路でR<<X)を介して電圧変動抑制点7を経由し、電圧変動抑制点7から無限大母線電圧8の間に存在するインダクタンス10および抵抗9を介して無限大母線電圧8に接続されている。
FIG. 1 is a schematic configuration diagram of a new energy power generation system according to an embodiment of the present invention. The new
制御装置13は、有効電力検出部11と無効電力指令演算部12を有する。有効電力検出部11は、各新エネルギー発電所の連系トランスインダクタンスから接続点5までの間に設ける電圧センサ101a、電流センサ102aおよび電圧センサ101b、電流センサ102bによって検出される電圧と電流を用いて、新エネルギー発電所1の出力有効電力Pa1が連系トランスインダクタンス3を通過した後の有効電力Pa2と新エネルギー発電所2の出力有効電力Pb1が連系トランスインダクタンス4を通過した後の有効電力Pb2を検出する。
The
無効電力指令演算部12は、検出した有効電力の値を用いて電圧変動抑制点7における電圧変動を抑制するための各々の新エネルギー発電所1および新エネルギー発電所2が出力する無効電力指令QA,QBを演算する。無効電力指令演算部12はこれら無効電力指令をそれぞれ新エネルギー発電所1と新エネルギー発電所2へと伝送可能な手段を備えており、それぞれの新エネルギー発電所は、制御装置13からの無効電力指令を受取り、その指令に従った無効電力を出力する手段をもつ。
The reactive power
次に制御装置13の備える有効電力検出部11および無効電力指令演算部12について図2(a)と図2(b)を用いて説明する。図2(a)は、制御装置13の備える有効電力検出部11と無効電力指令演算部12の説明図である。有効電力検出部11は、各新エネルギー発電所の連系トランスインダクタンス3および4から接続点5までの間の電流および接続点5の電圧を入力とし、新エネルギー発電所1と新エネルギー発電所2の出力有効電力Pa2およびPb2を検出し、制御装置13内の無効電力指令演算部12へ検出した有効電力Pa2、Pb2を渡す役割をもつ。
Next, the active
無効電力指令演算部12は、最適α制御部14と共通LQ1補償制御部15と構内Q2補償制御部16を備え、それぞれの制御部(14~16)の出力を合計し無効電力指令QAおよび無効電力指令QBを計算して、新エネルギー発電所1および新エネルギー発電所2へそれぞれ伝送する。
The reactive power
最適α制御部14は、出力有効電力Pa2およびPb2を入力とし、図2(b)の電圧変動抑制点7に流れ込む有効電力Ptotalの変動による系統のリアクタンスXsと抵抗Rsによって生じる電圧変動抑制点7の電圧変動を抑制するための新エネルギー発電所1および新エネルギー発電所2に適した無効電力指令QAαおよびQBαを演算する。さらに、無効電力指令QAαおよびQBαと新エネルギー発電所1への無効電力分配を決めるゲインGAおよび新エネルギー発電所2への無効電力分配を決めるGBを共通LQ1補償制御部15へ渡し、電圧変動抑制点7に流れ込む有効電力Ptotalに対応する電圧変動を抑制するための最適な有効電力と無効電力の比率αを構内Q2補償制御部16へ渡す役割を持つ。
The optimum
共通LQ1補償制御部15は、出力有効電力Pa2およびPb2、無効電力指令QAαおよびQBα、ゲインGAおよびGBを入力とし、図2(b)の共通LQ1補償制御対象18における線路インダクタンスによるリアクタンスXによる無効電力消費を補償するための無効電力指令QAX,QBXを演算する。
The common LQ 1
構内Q2補償制御部16は、出力有効電力Pa2およびPb2、電圧変動を抑制するための最適な有効電力と無効電力の比率αを入力とし、図2(b)の構内Q2補償制御対象19におけるそれぞれの発電所構内に存在する構内リアクタンスXaおよびXbでの無効電力消費を補償するための無効電力指令を演算する。
The premises Q2
次に無効電力指令演算部12中の最適α制御部14の構成について図3を用いて説明する。最適α制御部14は、有効電力合計演算部20と、有効分比例分配ゲイン演算部(発電所1用)21および有効分比例分配ゲイン演算部(発電所2用)22と、最適力率αテーブル23と、電圧変動抑制用無効電力指令演算部24と、最適α制御Q指令演算部25とを有する。
Next, the configuration of the optimum
有効電力合計演算部20は、有効電力検出部11によって検出した新エネルギー発電所1の出力有効電力Pa2と新エネルギー発電所2の出力有効電力Pb2を入力とし、これら有効電力の合計Ptotal(数1)を計算する。
The total active
有効分比例分配ゲイン演算部(発電所1用)21および有効分比例分配ゲイン演算部(発電所2用)22は、有効電力合計Ptotalと各々の新エネルギー発電所の有効電力Pa2(またはPb2)を用いて各々の新エネルギー発電所への無効電力指令を分配するための有効分比例分配ゲインGA(数2)およびGB(数3)を演算する。 The effective portion proportional distribution gain calculation unit (for power plant 1) 21 and the effective portion proportional distribution gain calculation unit (for power plant 2) 22 have a total active power total and the active power Pa2 (or each new energy power plant). Using P b2 ), the effective fraction proportional distribution gains GA (Equation 2) and GB (Equation 3) for distributing the ineffective power command to each new energy power plant are calculated.
最適力率αテーブル23は、有効電力合計Ptotalから電圧変動抑制点7における電圧変動を抑制するために適した有効電力と無効電力の比率αを算出するために用いられるテーブルである。 The optimum power factor α table 23 is a table used for calculating the ratio α of the active power and the active power suitable for suppressing the voltage fluctuation at the voltage fluctuation suppression point 7 from the total active power total.
電圧変動抑制用無効電力指令演算部24は、算出したαと有効電力合計Ptotalの積として電圧変動抑制用の無効電力指令Qαref(数4)を演算する。
The voltage fluctuation suppression invalid power
最適α制御Q指令演算部25は、有効分比例分配ゲインGAおよびGBと無効電力指令Qαrefを入力とし、各新エネルギー発電所へ伝送する無効電力指令QAα(数5)および無効電力指令QBα(数6)を演算する。
The optimum α control Q
次に、最適α制御部14の演算処理フローについて図4を用いて説明する。本演算処理フローは、新エネルギー発電所1および新エネルギー発電所2の有効電力Pa2と有効電力Pb2を入力とし、それらの合計Ptotalを計算し(処理1)、PtotalとPa2およびPb2を用いて有効分比例分配ゲインGAおよびGBを計算する(処理2)。次に、Ptotalを用いて最適比率αを算出し(処理3)、そのαとPtotalを用いて電圧変動抑制用無効電力指令Qαrefを計算し(処理4)、電圧変動抑制用無効電力指令Qαrefと有効分比例分配ゲインGAおよびGBを用いて各新エネルギー発電所1および2へ伝送する無効電力指令QAαとQBαを計算する(処理5)。以上が最適α制御部14の演算処理フローである。
Next, the arithmetic processing flow of the optimum
次に、最適α制御部14に用いる電圧変動を抑制する有効電力と無効電力の比率であるαの導出方法について図5を用いて説明する。図5(a)は、新エネルギー発電所の系統連系概略図である。新エネルギー発電所の出力する電力の電圧変動抑制点での電力をPtotal+jQtotal、電流を[I]、出力電圧(電圧変動抑制点の電圧に同じ)を[Vpcc]、出力電力端から無限大母線電圧[V0]までに存在するインピーダンスをRs+jXs、出力電圧[Vpcc]と無限大母線電圧[V0]との位相差をδとする。インピーダンスRs+jXsは既知とし、系統からみて遅れ無効電力を正とする。
Next, a method of deriving α, which is a ratio of active power and inactive power for suppressing voltage fluctuations used in the optimum
最適α制御部14における制御の基本的な考え方は、出力電力Pの変化に応じて無効電力Qを出力し、図5(b)に示すベクトル図のように、出力電圧[Vpcc]の振幅を、常に無限大母線電圧[V0]の振幅と同じ大きさに制御するものである。
The basic concept of control in the optimum
以下に無効電力Qの導出方法を述べる。導出の前提として、制御によって無限大母線電圧[V0]と新エネルギー発電所の出力電圧[Vpcc]の大きさが等しく1puに制御されるとする(数7)。無限大母線電圧[V0]と新エネルギー発電所の出力電圧[Vpcc]をそれぞれ(数8)、(数9)のように定義する。新エネルギー発電所の出力電力P+jQを出力電圧[Vpcc]と出力電流[I]で表す(数10)。(数9)と(数10)から電圧変動を抑制可能な電力は(数11)および(数12)のように、無限大母線電圧[V0]と出力電圧[Vpcc]との位相差δとインピーダンスRsとXsを用いて表すことができ、それらの比α(=Q/P)は(数13)のように表すことができる。比率αは非線形であるが、有効電力Pが決まると位相差δは一意に決まり、その位相差δに応じて比率αおよび無効電力Qも一意に定まる。最適α制御部14に用いる最適αテーブルの中身は、(数13)に基づいた電圧変動抑制点に流れる有効電力に応じた比率αのデータベースである。
The method of deriving the reactive power Q will be described below. As a premise of derivation, it is assumed that the magnitudes of the infinite bus voltage [V 0 ] and the output voltage [V pcc ] of the new energy power plant are equally controlled to 1 pu by control (Equation 7). The infinite bus voltage [V 0 ] and the output voltage [V pcc ] of the new energy power plant are defined as (Equation 8) and (Equation 9), respectively. The output power P + jQ of the new energy power plant is represented by the output voltage [V pcc ] and the output current [I] (Equation 10). The power that can suppress the voltage fluctuation from (Equation 9) and (Equation 10) is the phase difference between the infinite bus voltage [V 0 ] and the output voltage [V pcc ] as in (Equation 11) and (Equation 12). It can be expressed using δ, impedance R s , and X s , and their ratio α (= Q / P) can be expressed as (Equation 13). The ratio α is non-linear, but when the active power P is determined, the phase difference δ is uniquely determined, and the ratio α and the reactive power Q are also uniquely determined according to the phase difference δ. The content of the optimum α table used in the optimum
次に共通LQ1補償制御部15の構成について、図6を用いて説明する。共通LQ1補償制御部15は、共通LQ1補償指令演算部26と共通LQ1補償指令比例分配部27とを有す。
Next, the configuration of the common LQ 1
共通LQ1補償指令演算部26は、有効電力検出部11によって検出した新エネルギー発電所1の出力有効電力Pa2と新エネルギー発電所2の出力有効電力Pb2と最適α制御部14によって算出した最適α制御Q指令(発電所1用)QAαおよび最適α制御Q指令(発電所2用)QBαを入力とし、線路インダクタンスXの値を用いて、線路インダクタンスXによって消費される無効電力を補償するための無効電力指令を演算する。
The common LQ 1 compensation
共通LQ1補償指令比例分配部27は、共通LQ1補償指令演算部26によって演算された無効電力指令を有効分比例分配ゲインGAおよび有効分比例分配ゲインGBを用いて各発電所の無効電力指令として分配する。
The common LQ 1 compensation command
共通LQ1補償指令演算部26では、(数14)に示すように共通の線路インダクタンスで消費される無効電力を補償するための無効電力指令QXを演算する。ここで、線路インダクタンスで消費される無効電力QXは本来(数15)のようにインダクタンスを流れる電流[IX]の二乗に比例するが、電圧変動が微小である(|[Vpcc]|=1pu)という前提条件のもと(数16,数17,数18)で示すように[IX]をPとQで近似しているため、(数14)に示す無効電力指令QXは電力とリアクタンスの積の形となっていることに注意する。尚、(数16)は線路インダクタンスを通過する電力(Ptotal,Qαref)の関係式であり、(数17)と(数18)は、(数16)において|[Vpcc]|=|[Vpccd]|=1puを代入した場合のインダクタンスに流れる電流[IXd]、[IXq]と電力との関係式である。
As shown in (Equation 14), the common LQ 1 compensation
次に、共通LQ1補償制御部15の演算処理フローについて図7を用いて説明する。本演算処理フローは、新エネルギー発電所1および新エネルギー発電所2の有効電力Pa2と有効電力Pb2と最適α制御部14によって算出した各発電所への最適α制御Q指令QAαおよびQBαを入力とし、既知であるパラメータXを用いて共通LQ1補償指令QXを算出する(処理1)。次に有効分比例分配ゲインGAおよびGBを入力とし、新エネルギー発電所1および2へ伝送する無効電力指令QAXとQBXを計算する(処理2)。以上が共通LQ1補償制御部15の演算処理フローである。
Next, the arithmetic processing flow of the common LQ 1
次に構内Q2補償制御部16の構成について、図8を用いて説明する。構内Q2補償制御部16は、有効電力検出部11によって検出した新エネルギー発電所1の出力有効電力Pa2と新エネルギー発電所2の出力有効電力Pb2と最適α制御部14によって算出した最適比率αを入力とし、それぞれの新エネルギー発電所の連系トランスインダクタンスによるリアクタンスXaおよびXbを用いて、それぞれの新エネルギー発電所の連系トランスインダクタンスにより消費される無効電力を補償するための無効電力指令(QAXα、QBXα)をそれぞれの新エネルギー発電所に対する指令として演算する。
Next, the configuration of the premises Q2
次に、構内Q2補償制御部16の演算処理フローについて図9を用いて説明する。本演算処理フローは、有効電力検出部11によって検出した新エネルギー発電所1の出力有効電力Pa2と新エネルギー発電所2の出力有効電力Pb2と最適α制御部14によって算出した最適比率αを入力とし、既知であるパラメータXaおよびXbを用いて構内Q2補償制御Q指令QAXaおよびQBXbを計算する。以上が構内Q2補償制御部16の演算処理フローである。
Next, the arithmetic processing flow of the premises Q2
以上の制御方式による無効電力指令QA,QBによる無効電力制御を各新エネルギー発電所が実施した場合、各新エネルギー発電所の出力電力変動に起因した任意の電圧変動抑制点における電圧変動を抑制することが可能となる。加えて、本制御方式は新エネルギー発電所が2つの場合に限定されるものではなく、接続点5に発電所が3つ以上連系された場合においても、本実施例の制御方式を各発電所に適用することで電圧変動抑制を実行することが可能となる。
When each new energy power plant implements the reactive power control according to the above control method, the voltage fluctuation at any voltage fluctuation suppression point caused by the output power fluctuation of each new energy power plant is detected. It becomes possible to suppress it. In addition, this control method is not limited to the case where there are two new energy power plants, and even when three or more power plants are connected to the
図10は、従来制御方式と本実施例の制御方式による電圧変動抑制効果を比較したグラフである。系統条件は図1を仮定し、新エネルギー発電所の発電電力の最大値はそれぞれ0.24pu(Pa2)、0.17pu(Pb2)に設定し、それぞれの連系トランスインダクタンスによるリアクタンスXa、Xbおよび共通線路インダクタンスによるリアクタンスXはそれぞれXaを50%、Xbを70%、Xを30%程度に設定した(全て100MVAベースの値)。また電圧変動抑制点から無限大母線電圧までの間に存在する抵抗Rsを20%とリアクタンスXsを50%程度に設定し(全て100MVAベースの値)、Rsが無視できない条件としている。発電電力の変動は、各発電所が同じ周期(1周期:2秒)かつ同期して出力変動する最も電圧変動が大きいケースを仮定した。また、本シミュレーションでは遅れ時間は考慮していない。また、無限大母線の電圧を1puとしている。 FIG. 10 is a graph comparing the voltage fluctuation suppression effect of the conventional control method and the control method of the present embodiment. Assuming Fig. 1 for the system conditions, the maximum values of the generated power of the new energy power plant are set to 0.24 pu (P a2 ) and 0.17 pu (P b2 ), respectively, and the reactance X a due to the interconnection transformer inductance of each is set. , X b and the reactance X due to the common line inductance were set to 50% for X a , 70% for X b , and 30% for X (all values based on 100 MVA). Further, the resistance R s existing from the voltage fluctuation suppression point to the infinite bus voltage is set to about 20% and the reactance X s is set to about 50% (all are values based on 100 MVA), and R s cannot be ignored. As for the fluctuation of the generated power, it is assumed that each power plant has the same cycle (1 cycle: 2 seconds) and the output fluctuates in synchronization with the largest voltage fluctuation. In addition, the delay time is not taken into consideration in this simulation. Further, the voltage of the infinity bus is set to 1pu.
図中点線で示す従来方式では、発電所2の発電電力による電圧変動を抑制出来ないため、新エネルギー発電所の出力が最大のタイミングで電圧変動が5.8%と大きい。これに対して本実施例の制御方式では、最も電圧変動が大きい場合でも0.2%程度となり、従来方式と比較して電圧変動抑制効果を得られることを確認した。また、本シミュレーションでは出力電力変動周期を2秒に設定したが、実際の太陽光による日射量や風力発電における風量の変化はこれよりも十分遅いと考えられる。
In the conventional method shown by the dotted line in the figure, the voltage fluctuation due to the generated power of the
他サイトの新エネルギー発電所の出力変動に起因する電圧変動抑制(課題1)に対しては、他サイトの発電電力を検出し、他サイトの発電電力の影響を考慮した電圧変動抑制のための無効電力指令を演算し、自サイトと他サイトへ無効電力指令を最適に分配することで解決することができる。 For voltage fluctuation suppression (problem 1) caused by output fluctuations of new energy power plants at other sites, it is necessary to detect the generated power of other sites and suppress voltage fluctuations in consideration of the influence of the generated power of other sites. It can be solved by calculating the reactive power command and optimally distributing the reactive power command to the own site and other sites.
また、新エネルギー発電所から任意の電圧変動抑制点までのリアクタンスによる電圧変動抑制効果の低下(課題2)に対しては、各新エネルギー発電所のリアクタンスによる無効電力消費を補償することで解決することができる。 In addition, the decrease in voltage fluctuation suppression effect due to reactorism from the new energy power plant to any voltage fluctuation suppression point (Problem 2) can be solved by compensating for the reactive power consumption due to the reactorism of each new energy power plant. be able to.
また、系統の抵抗分と過大なリアクタンス分による電圧変動抑制効果の低下(課題3)に対しては、従来技術で用いられている原理式そのものが見直されることで解決されている。 Further, the decrease in the voltage fluctuation suppressing effect (problem 3) due to the resistance component of the system and the excessive reactance component is solved by reviewing the principle formula itself used in the prior art.
次に本発明の実施例2を説明する。図11は、実施例2における新エネルギー発電システムの概略構成図である。図1との相違点は、接続点5において、無効電力指令を受取る機能もしくは無効電力を調整する機能のない新エネルギー発電所28が連系トランスインダクタンス29を介して連系された点、制御装置30が連系トランスインダクタンス29と接続点5の間に設ける電圧センサ101c、電流センサ102cによって検出される電圧と電流を用いて、新エネルギー発電所28の出力有効電力Pc1が連系トランスインダクタンス29を通過した後の有効電力Pc2を検出する機能が追加された有効電力検出部31を有している点、新エネルギー発電所28の出力変動に起因する電圧変動を抑制するための無効電力指令QCを演算し、その無効電力指令QCを無効電力指令QAおよびQBへ上乗せすることで、新エネルギー発電所28の出力変動による電圧変動抑制点7における電圧変動を同一系統に連系される新エネルギー発電所1および新エネルギー発電所2の無効電力制御によって補償する制御構成とした点である。
Next, Example 2 of the present invention will be described. FIG. 11 is a schematic configuration diagram of the new energy power generation system according to the second embodiment. The difference from FIG. 1 is that at the
このような構成とすることで、上記機能がない新エネルギー発電所28が連系されている場合においても、電圧変動抑制点7における電圧変動を抑制することが可能となる。
With such a configuration, it is possible to suppress the voltage fluctuation at the voltage fluctuation suppression point 7 even when the new
次に、実施例2で変更した制御装置30の有効電力検出部31と無効電力指令演算部32の詳細について図12を用いて説明する。
Next, the details of the active
図12は制御装置30の詳細構成であり、図2との相違点は、新エネルギー発電所28の有効電力PC2も有効電力検出部31によって検出し、有効電力Pc2を無効電力指令演算部32へ渡す機能を有した点、新エネルギー発電所28の出力変動に起因する電圧変動を抑制するための無効電力指令Qcを計算するようにした点、任意に設定可能な分配ゲインG1およびG2によって新エネルギー発電所28の出力変動に起因する電圧変動を抑制するための無効電力指令QCを分配し、新エネルギー発電所1と新エネルギー発電所2に対する無効電力指令にそれぞれ上乗せする形で無効電力指令QAおよび無効電力指令QBを演算する点である。
FIG. 12 shows the detailed configuration of the
実施例2における分配ゲインG1、G2の決め方は運用によるが、新エネルギー発電所28の出力変動に起因する電圧変動を抑制するための無効電力指令QCの過補償または不足が生じないように、分配後の無効電力指令大きさの合計が分配前の無効電力指令の大きさと同じとなるように決める必要がある(数19)。
The method of determining the distribution gains G1 and G2 in the second embodiment depends on the operation, but the overcompensation or the shortage of the reactive power command QC for suppressing the voltage fluctuation caused by the output fluctuation of the new
なお、本発明は上記した実施例に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば、上記した実施例は本発明を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある実施例の構成の一部を他の実施例の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施例の構成に他の実施例の構成を加えることも可能である。また、各実施例の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置換をすることが可能である。上記実施例においては新エネルギー発電所を例として説明したが、新エネルギー発電所には風力、太陽光、地熱、水力等の自然エネルギーを電力に変換する発電所を一例とした電動機を用いない発電所に加え、自らが発電せずに蓄えた電力を放出する蓄電池などを上記実施例における「新エネルギー発電所」として利用することが可能である。 The present invention is not limited to the above-described embodiment, and includes various modifications. For example, the above-described embodiment has been described in detail in order to explain the present invention in an easy-to-understand manner, and is not necessarily limited to the one including all the described configurations. Further, it is possible to replace a part of the configuration of one embodiment with the configuration of another embodiment, and it is also possible to add the configuration of another embodiment to the configuration of one embodiment. Further, it is possible to add / delete / replace a part of the configuration of each embodiment with another configuration. In the above embodiment, a new energy power plant has been described as an example, but the new energy power plant is an example of a power plant that converts natural energy such as wind power, solar power, geothermal power, and hydraulic power into electric power, and power generation without using an electric motor. In addition to the above, it is possible to use a storage battery or the like that discharges the stored power without generating power by itself as the "new energy power plant" in the above embodiment.
また、上記の各構成、機能、処理部、処理手段等は、それらの一部又は全部を、例えば集積回路で設計する等によりハードウェアで実現してもよい。また、上記の各構成、機能等は、プロセッサがそれぞれの機能を実現するプログラムを解釈し、実行することによりソフトウェアで実現してもよい。各機能を実現するプログラム、テーブル、ファイル等の情報は、各種記録装置や記録媒体に保存することができる。 Further, each of the above configurations, functions, processing units, processing means and the like may be realized by hardware by designing a part or all of them by, for example, an integrated circuit. Further, each of the above configurations, functions, and the like may be realized by software by the processor interpreting and executing a program that realizes each function. Information such as programs, tables, and files that realize each function can be stored in various recording devices and recording media.
また、制御線や情報線は説明上必要と考えられるものを示しており、製品上必ずしも全ての制御線や情報線を示しているとは限らない。実際には殆ど全ての構成が相互に接続されていると考えてもよい。 In addition, the control lines and information lines indicate those that are considered necessary for explanation, and do not necessarily indicate all the control lines and information lines in the product. In practice, it can be considered that almost all configurations are interconnected.
1容量A[MW]の新エネルギー発電所
2容量B[MW]の新エネルギー発電所
3容量A[MW]の新エネルギー発電所用の連系トランスインダクタンス
4容量B[MW]の新エネルギー発電所用の連系トランスインダクタンス
5各新エネルギー発電所の接続点
6特高系統の線路インダクタンス
7電圧変動抑制点
8無限大母線電圧
9電圧変動抑制点から無限大母線電圧までの抵抗分
10電圧変動抑制点から無限大母線電圧までのインダクタンス
11有効電力検出部
12実施例1における無効電力指令演算部
13実施例1における制御装置
14最適α制御部
15共通LQ1補償制御部
16構内Q2補償制御部
17最適α制御対象
18共通LQ1補償制御対象
19構内Q2補償制御対象
20有効電力合計演算部
21有効分比例分配ゲイン演算部(発電所1)
22有効分比例分配ゲイン演算部(発電所2)
23最適αテーブル
24電圧変動抑制用無効電力指令演算部
25最適α制御Q指令演算部
26共通LQ1補償指令演算部
27共通LQ1補償指令比例分配部
28容量C[MW]の新エネルギー発電所
29容量C[MW]の新エネルギー発電所用の連系トランスインダクタンス
30実施例2における制御装置
31実施例2における有効電力検出部
32実施例2における無効電力指令演算部
1 new energy power plant with capacity A [MW] 2 new energy power plant with capacity B [MW] 3 interconnection transformer for new energy power plant with capacity A [MW] 4 capacity B [MW] for new energy power plant
22 Effective portion proportional distribution gain calculation unit (power plant 2)
23 Optimal α table 24 Reactive power command calculation unit for
Claims (8)
各々の前記発電所の発電電力を検出可能な有効電力検出部と、各々の前記発電所の発電電力変動に起因した任意の電圧変動抑制点における電圧変動を抑制するための無効電力を各々の前記発電所について演算し、演算した無効電力に基づき各々の前記発電所の無効電力指令を演算する無効電力指令演算部を備え、前記無効電力指令を各々の前記発電所へ伝送する制御装置を有し、
前記制御装置は、
前記有効電力検出部が検出した有効電力と、前記電圧変動抑制点から無限大母線電圧までのインダクタンスおよび前記電圧変動抑制点から無限大母線電圧までの抵抗分と、を用いて前記電圧変動抑制点における電圧変動を抑制するための無効電力量を各々の前記発電所について演算する制御部1と、
前記接続点から前記電圧変動抑制点までのインダクタンスにより消費される無効電力を補償する無効電力補償量1を各々の前記発電所について演算する制御部2と、
各々の前記発電所から接続点までの間の前記連系トランスのインダクタンスにより消費される無効電力を補償する無効電力補償量2を各々の前記発電所について演算する制御部3を有し、
前記無効電力指令は、前記無効電力量と、前記無効電力補償量1と、前記無効電力補償量2とに基づき生成される発電システム。 In a power generation system where multiple power plants are connected to the grid via their respective interconnection transformers and the connection points are connected to the infinity bus via inductance and resistance.
The active power detector capable of detecting the generated power of each power plant and the invalid power for suppressing the voltage fluctuation at an arbitrary voltage fluctuation suppression point caused by the power generation fluctuation of each power plant are described above. It has an invalid power command calculation unit that calculates the power plant and calculates the invalid power command of each power plant based on the calculated invalid power, and has a control device that transmits the invalid power command to each power plant. ,
The control device is
The voltage fluctuation suppression point using the active power detected by the active power detection unit, the inductance from the voltage fluctuation suppression point to the infinite bus voltage, and the resistance component from the voltage fluctuation suppression point to the infinity bus voltage. The control unit 1 that calculates the amount of invalid power for suppressing the voltage fluctuation in each of the power plants, and
A control unit 2 that calculates the static power compensation amount 1 for compensating the static power consumed by the inductance from the connection point to the voltage fluctuation suppression point for each power plant.
It has a control unit 3 that calculates the static power compensation amount 2 for compensating the static power consumed by the inductance of the interconnection transformer between each power plant and the connection point for each power plant.
The ineffective power command is a power generation system generated based on the ineffective power amount, the ineffective power compensation amount 1, and the ineffective power compensation amount 2 .
検出した各々の前記発電所の発電電力の合計である合計発電電力を演算する有効電力合演算部と、
前記合計発電電力から電圧変動抑制点における電圧変動を抑制するための有効電力と無効電力の比率αを算出可能な最適比率αテーブルと、
前記比率αと前記合計発電電力とを用いて前記無効電力量を演算する電圧変動抑制用無効電力指令演算部と、を有する請求項1に記載の発電システム。 The control unit 1
An active power combination calculation unit that calculates the total generated power, which is the total of the detected power generated by each of the power plants.
An optimum ratio α table that can calculate the ratio α of active power and active power for suppressing voltage fluctuation at the voltage fluctuation suppression point from the total generated power, and
The power generation system according to claim 1 , further comprising an invalid power command calculation unit for suppressing voltage fluctuations for calculating the amount of invalid power using the ratio α and the total generated power.
制御装置から無効電力指令を受取ることが可能な1または複数の発電所1と無効電力指令を受取る機能の無い1または複数の発電所2がそれぞれの連系トランスを介して系統に接続され、接続点がインダクタンスおよび抵抗分を介して無限大母線まで接続されている発電システムにおいて、
前記制御装置は、
前記発電所1および前記発電所2の発電電力を検出可能な有効電力検出部と、
前記発電所1および前記発電所2の発電電力変動に起因した前記発電所2と系統との接続点と無限大母線までの間の任意の電圧変動抑制点における電圧変動を抑制するための無効電力指令を演算する無効電力指令演算部と、を有し、
前記無効電力指令演算部は、前記発電所2の出力電力変動による電圧変動を抑制するための無効電力を前記発電所1へ分配するように前記無効電力指令を生成するとともに、
前記有効電力検出部が検出した有効電力と前記電圧変動抑制点から無限大母線電圧までのインダクタンスおよび前記電圧変動抑制点から無限大母線電圧までの抵抗分を用いて、電圧変動抑制点における電圧変動を抑制するための無効電力量を演算する制御部1と、
前記接続点から前記電圧変動抑制点までのインダクタンスにより消費される無効電力を補償する無効電力補償量1を演算する制御部2と、
前記発電所1および前記発電所2から接続点までの間に存在する前記連系トランスのインダクタンスにより消費される無効電力を補償する無効電力補償量2を演算する制御部3と、を有し、
前記無効電力指令は、前記無効電力量と、前記無効電力補償量1と、前記無効電力補償量2とに基づき生成される発電システム。 Has a control device
One or more power plants 1 capable of receiving an invalid power command from a control device and one or a plurality of power plants 2 having no function of receiving an invalid power command are connected to and connected to the grid via their respective interconnection transformers. In a power generation system where points are connected to an infinite bus via inductance and resistance
The control device is
An active power detection unit capable of detecting the generated power of the power plant 1 and the power plant 2 and
Reactive power for suppressing voltage fluctuations at any voltage fluctuation suppression point between the connection point between the power plant 2 and the grid and the infinity bus due to fluctuations in the generated power of the power plant 1 and the power plant 2. It has an invalid power command calculation unit that calculates commands, and
The reactive power command calculation unit generates the reactive power command so as to distribute the reactive power for suppressing the voltage fluctuation due to the output power fluctuation of the power plant 2 to the power plant 1 .
Voltage fluctuation at the voltage fluctuation suppression point using the active power detected by the active power detection unit, the inductance from the voltage fluctuation suppression point to the infinity bus voltage, and the resistance component from the voltage fluctuation suppression point to the infinity bus voltage. The control unit 1 that calculates the amount of invalid power to suppress
A control unit 2 that calculates an indemnity compensation amount 1 that compensates for the indemnity power consumed by the inductance from the connection point to the voltage fluctuation suppression point.
It has a control unit 3 for calculating a static power compensation amount 2 for compensating for the static power consumed by the inductance of the interconnection transformer existing between the power plant 1 and the power plant 2 and the connection point.
The ineffective power command is a power generation system generated based on the ineffective power amount, the ineffective power compensation amount 1, and the ineffective power compensation amount 2 .
前記合計発電電力から電圧変動抑制点における電圧変動を抑制するための有効電力と無効電力の比率αを算出可能な最適比率αテーブルと、
前記比率αと前記合計発電電力を用いて電圧変動抑制点における電圧変動を抑制するための無効電力量を演算する電圧変動抑制用無効電力指令演算部と、を有する請求項5に記載の発電システム。 The control unit 1 includes an active power total calculation unit that calculates the total power generation power, which is the total power generation power of the power plant 1 and the power plant 2.
An optimum ratio α table that can calculate the ratio α of active power and active power for suppressing voltage fluctuation at the voltage fluctuation suppression point from the total generated power, and
The power generation system according to claim 5 , further comprising a voltage fluctuation suppression invalid power command calculation unit for calculating an invalid power amount for suppressing voltage fluctuation at a voltage fluctuation suppression point using the ratio α and the total generated power. ..
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