[go: up one dir, main page]

WO2013051429A1 - 系統連系用電力変換装置の制御装置、及び系統連系用電力変換装置 - Google Patents

系統連系用電力変換装置の制御装置、及び系統連系用電力変換装置 Download PDF

Info

Publication number
WO2013051429A1
WO2013051429A1 PCT/JP2012/074553 JP2012074553W WO2013051429A1 WO 2013051429 A1 WO2013051429 A1 WO 2013051429A1 JP 2012074553 W JP2012074553 W JP 2012074553W WO 2013051429 A1 WO2013051429 A1 WO 2013051429A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
phase
voltage
phase information
power
unit
Prior art date
Application number
PCT/JP2012/074553
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
西村　荘治
羽田　儀宏
和宏 黒田
成彰 小林
Original Assignee
日新電機 株式会社
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 日新電機 株式会社 filed Critical 日新電機 株式会社
Priority to CN201280044344.1A priority Critical patent/CN103797701A/zh
Publication of WO2013051429A1 publication Critical patent/WO2013051429A1/ja

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02M—APPARATUS FOR CONVERSION BETWEEN AC AND AC, BETWEEN AC AND DC, OR BETWEEN DC AND DC, AND FOR USE WITH MAINS OR SIMILAR POWER SUPPLY SYSTEMS; CONVERSION OF DC OR AC INPUT POWER INTO SURGE OUTPUT POWER; CONTROL OR REGULATION THEREOF
    • H02M7/00—Conversion of AC power input into DC power output; Conversion of DC power input into AC power output
    • H02M7/42—Conversion of DC power input into AC power output without possibility of reversal
    • H02M7/44—Conversion of DC power input into AC power output without possibility of reversal by static converters
    • H02M7/48—Conversion of DC power input into AC power output without possibility of reversal by static converters using discharge tubes with control electrode or semiconductor devices with control electrode
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/40—Synchronising a generator for connection to a network or to another generator
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/22—The renewable source being solar energy
    • H02J2300/24—The renewable source being solar energy of photovoltaic origin
    • 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
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
    • Y02E10/56—Power conversion systems, e.g. maximum power point trackers

Definitions

  • the present invention relates to a control device for a grid interconnection power converter and a grid interconnection power converter.
  • a power conversion device such as a solar power generation system
  • a so-called power conditioner is installed between a power generation device such as a solar power generation panel and a power system.
  • the power conditioner includes an inverter that converts the generated power into AC power that matches the system frequency, and a control device for the inverter.
  • the power conditioner is unnecessarily disconnected by the isolated operation prevention function that disconnects each distributed power supply system from the system when a power failure occurs in the power system and the isolated operation prevention function when instantaneous voltage drops. Therefore, it is necessary to provide an operation continuation function (FRT function) that prevents this.
  • FRT function operation continuation function
  • the power conditioner detects the fundamental voltage phase of the system voltage, and generates and supplies AC power matched to the power system based on the phase detection.
  • the power conditioner may lose the fundamental voltage phase when an abnormality occurs due to a voltage drop in the power system. If the power conditioner outputs AC power to the power system in a lost state, the power conditioner adversely affects the power system or other power equipment. For this reason, for example, as in the power conversion device (control device) disclosed in Patent Document 1, the fundamental voltage phase is detected from the power system each time, and an abnormality due to a voltage drop including the instantaneous voltage drop as described above occurs. A technique for reducing the loss of the fundamental voltage phase has been considered.
  • a power conditioner that operates based on an unstable phase during the period from when the instantaneous voltage drop occurs in the power system and the power conditioner loses the fundamental voltage phase and returns, and on the power system and power system
  • the non-fundamental order resonance current is superimposed on the current on the system and is continuously generated in relation to the reactor, the capacitor, and the like provided in the connected power device.
  • the resonance current on the electric power system increases, so that the resonance phenomenon occurs due to the stoppage due to the voltage drop of the load device of the consumer, so-called load drop, etc.
  • the concern is that the number of photovoltaic power generation systems will increase from the grid all at once.
  • An object of the present invention is to control a grid interconnection power converter that can further stabilize the system by suppressing the generation of a resonance current while continuing the output current when an instantaneous voltage drop occurs in the power system.
  • An object of the present invention is to provide a power converter for grid connection.
  • the power converter for grid connection including a power converter that converts the power generated by the power generator into AC power that can be output to the power system
  • the power converter is
  • the control device that controls the power system according to the power status of the power system includes an output current amplitude setting unit that sets an amplitude of an output current from the power converter based on a voltage from the power generation device, and a system voltage of the power system.
  • a system voltage information extraction unit that extracts amplitude information and phase information; an abnormality determination unit that determines whether an abnormality due to a voltage drop has occurred in the system voltage based on the amplitude information of the system voltage; and A phase information holding unit that holds phase information of the normal system voltage extracted until it is determined that an abnormality due to a voltage drop has occurred, and the voltage drop in the system voltage
  • the extracted normal phase information is selected as selected phase information when no abnormality is caused, and the retained normal phase information is selected when an abnormality due to the voltage drop occurs in the system voltage.
  • a phase information switching unit that is selected as phase information; and an output current value setting unit that sets a current value of the output current of the power converter based on the set amplitude of the output current and the selected phase information.
  • phase information is maintained until an abnormality is determined due to a voltage drop in the system voltage.
  • the phase information extracted each time is applied to the setting of the output current value in the output current value setting unit, and when the abnormality due to voltage drop occurs, the previously held phase The information is applied to the setting of the output current value in the output current value setting unit.
  • the output current value is set using stable phase information at normal time, so the operation of the power converter controlled by this control device is as stable as at normal time. To do. As a result, the generation of a non-fundamental order resonance current in the output current from the power converter is reduced, which can contribute to further system stabilization.
  • the phase information holding unit holds phase information for at least one cycle extracted until it is determined that an abnormality due to the voltage drop has occurred in the system voltage, and the voltage is stored in the system voltage. It is preferable that the held phase information is sequentially supplied to the output current value setting unit when an abnormality due to the reduction occurs.
  • the phase information in the normal state until the time when it is determined that the abnormality due to the voltage drop has occurred can hold the phase information for at least one cycle.
  • the held phase information is sequentially output to the output current value setting unit.
  • the phase information holding unit holds a predetermined number of phase information extracted until it is determined that an abnormality due to the voltage drop has occurred, and an abnormality due to the voltage drop has occurred in the system voltage
  • the phase information is calculated based on the held predetermined pieces of phase information and sequentially supplied to the output current value setting unit.
  • the normal phase information until it is determined that the abnormality due to the voltage drop has occurred can be held as a predetermined number of phase information, and when the abnormality due to the voltage drop occurs, the predetermined number of phases held While calculating the current phase information based on the information, the calculated phase information is sequentially output to the output current value setting unit.
  • appropriate phase information can be easily output when an abnormality occurs due to a voltage drop, and less phase information can be held.
  • the system voltage information extraction unit includes an ⁇ converter or an instantaneous positive phase converter that extracts amplitude and phase information of the system voltage using ⁇ conversion or instantaneous positive phase conversion.
  • ⁇ conversion or instantaneous positive phase conversion is used in extracting the system voltage amplitude and phase information.
  • the output value after conversion changes instantaneously due to an abnormality caused by a voltage drop such as a momentary voltage drop. Can be done.
  • the phase information switching unit converts the extracted phase information into the selected phase information.
  • the selected phase information is delayed by a predetermined time by the delay unit and supplied to the output current value setting unit.
  • the phase information supplied to the output current value setting unit is extracted from the holding mode side after a predetermined time delay from the return. It is switched to the aspect side.
  • the grid interconnection power conversion device includes a power converter that converts the power generated by the power generation device into AC power that can be output to the power system, and the control device.
  • control device reduces the generation of a non-fundamental order resonance current in the output current from the power converter. It is possible to provide a grid interconnection power conversion device that can contribute to grid stabilization.
  • a control device and a grid interconnection power conversion device can be provided.
  • FIG. 1 shows a photovoltaic power generation system according to this embodiment.
  • the photovoltaic power generation system 10 converts the DC power generated by the photovoltaic power generation panel PV into three-phase AC power having a system frequency (50 Hz or 60 Hz) by the power conditioner 11, and converts the converted AC power into the commercial power system Ls. Output to.
  • the power conditioner 11 employs a voltage type current control method.
  • the power conditioner 11 includes an inverter 12 that is a power converter that converts DC power into AC power, and a control device 13 that controls the inverter 12.
  • the inverter 12 is configured by a three-phase bridge circuit using a plurality of semiconductor switching elements (not shown). DC power generated by the photovoltaic power generation panel PV is input to the inverter 12 through the charging capacitor 14. Based on switching control (PWM control) by the control device 13, the inverter 12 converts the input DC power into three-phase AC power according to the situation of the power system Ls at that time, and connects the reactors of each phase. 15 to the power system Ls.
  • PWM control switching control
  • the controller 13 controls the three-phase system voltages Vsa, Vsb, Vsc and the three-phase system currents Isa, Isb, Isc at the subsequent stage of the connection reactor 15, that is, the connection point with the system Ls. Are input at a predetermined sampling period.
  • the three-phase system voltages Vsa, Vsb, Vsc and the three-phase system currents Isa, Isb, Isc are converted into two-phase voltage values Vs ⁇ , ⁇ -axis fixed coordinate system by a three-phase / two-phase (3 ⁇ / 2 ⁇ ) converter 21. It is converted into Vs ⁇ and two-phase current values Is ⁇ and Is ⁇ , respectively ( ⁇ conversion).
  • the phase calculation unit 22 receives the two-phase voltage values Vs ⁇ and Vs ⁇ from the three-phase / two-phase conversion unit 21, calculates the voltage phase from the two-phase voltage values Vs ⁇ and Vs ⁇ , and converts the calculated voltage phase into a current phase. By performing (phase adjustment), an appropriate current phase ⁇ is calculated from time to time. The detailed configuration of the phase calculation unit 22 will be described later with reference to FIG.
  • the phase calculation unit 22 supplies the calculated current phase ⁇ to the output current value calculation unit 23.
  • the output current value calculation unit 23 is supplied with the output current amplitude command value Ic from the command value switching unit 24 together with the current phase ⁇ .
  • the command value switching unit 24 has first and second input terminals a1 and a2.
  • the output current amplitude command value from the DC voltage control unit 25 is supplied to the first input terminal a1.
  • the DC voltage controller 25 is supplied with the charging voltage Vdc of the charging capacitor 14 provided between the photovoltaic power generation panel PV and the inverter 12 as the generated voltage of the power generation panel PV.
  • the DC voltage control unit 25 sets the output current amplitude command value at that time so that the charging voltage Vdc becomes a steady voltage, and supplies the set command value to the first input terminal a1.
  • the output current amplitude command value held by the command value holding unit 26 is supplied to the second input terminal a2.
  • the command value holding unit 26 is supplied with an output current amplitude command value from the DC voltage control unit 25.
  • a later-described voltage drop determination unit 47 provided in the phase calculation unit 22 determines that an abnormality due to a voltage drop (hereinafter referred to as a voltage drop abnormality) has occurred in the power system
  • the command value holding unit 26 receives the determination signal. Supplied as a hold command signal.
  • the command value holding unit 26 holds the output current amplitude command value acquired at that time, and supplies the held command value to the second input terminal a2.
  • a voltage drop determination unit 47 (see FIG. 2), which will be described later, has a predetermined level including an instantaneous voltage drop in the power system Ls from the three-phase system voltages Vsa, Vsb, Vsc supplied as the two-phase voltage values Vs ⁇ , Vs ⁇ . It is determined whether or not the above voltage drop abnormality has occurred.
  • the determination signal indicating that it is determined that the voltage drop is abnormal is supplied to the control terminal a0 of the command value switching unit 24 as a switching control signal. That is, when it is not determined that the voltage drop is abnormal (when the system is healthy), the command value switching unit 24 is supplied with this as a switching control signal.
  • the command value switching unit 24 selects the first input terminal a ⁇ b> 1 and outputs the current output current amplitude command value supplied from the DC voltage control unit 25 via the first input terminal a ⁇ b> 1 to the output of the command value switching unit 24.
  • the current amplitude command value Ic is supplied to the output current value calculation unit 23.
  • the command value switching unit 24 When it is determined that a voltage drop abnormality of a predetermined level or more including an instantaneous voltage drop has occurred, the command value switching unit 24 is supplied with a switching control signal indicating that fact. Thereby, the command value switching unit 24 selects the second input terminal a2. At the same time, the command value holding unit 26 is supplied with a hold command signal based on the determination that a voltage drop abnormality has occurred in the power system. The command value holding unit 26 holds the output current amplitude command value from the DC voltage control unit 25 at that time and supplies it to the second input terminal a2. The command value switching unit 24 uses the output current amplitude command value supplied from the command value holding unit 26 via the second input terminal a2 as the output current amplitude command value Ic of the command value switching unit 24. To supply.
  • the output current value calculation unit 23 calculates the current value of the output current having an appropriate amplitude and phase from time to time based on the output current amplitude command value Ic and the current phase ⁇ .
  • the calculated current value of the output current is supplied to the calculators 27a and 27b as the two-phase current values Ic ⁇ and Ic ⁇ of the ⁇ axis fixed coordinate system, respectively.
  • the calculator 27a calculates a difference between the two-phase current value Ic ⁇ from the output current value calculation unit 23 based on the command value and the two-phase current value Is ⁇ from the three-phase / two-phase conversion unit 21 based on the actual value. Then, the ⁇ axis calculation result is supplied to the voltage converter 28a.
  • the calculator 27b calculates a difference between the two-phase current value Ic ⁇ from the output current value calculation unit 23 based on the command value and the two-phase current value Is ⁇ from the three-phase / two-phase conversion unit 21 based on the actual value. Then, the ⁇ -axis calculation result is supplied to the voltage converter 28b.
  • the voltage converter 28a converts the error current value between the current command value and the actual value, which is the calculation result of the calculator 27a, into a voltage value and supplies the voltage value to the calculator 29a as the ⁇ -axis error voltage value.
  • the voltage converter 28b converts an error current value between the current command value and the actual value, which is the calculation result of the calculator 27b, into a voltage value, and supplies the voltage value to the calculator 29b as a ⁇ -axis error voltage value.
  • the computing unit 29a reflects the error voltage value from the voltage converter 28a on the two-phase voltage value Vs ⁇ from the three-phase / two-phase conversion unit 21, and the two-phase / three-phase ( 2 ⁇ / 3 ⁇ ) converter 30 is supplied.
  • the arithmetic unit 29b reflects the error voltage value from the voltage converter 28b in the two-phase voltage value Vs ⁇ from the three-phase / two-phase converter 21, and performs two-phase / three-phase conversion as the output voltage value Vc ⁇ on the ⁇ -axis side. To the unit 30.
  • the two-phase / three-phase converter 30 converts the two-phase output voltage values Vc ⁇ and Vc ⁇ in the fixed coordinate system of the ⁇ axis into three-phase output voltage values Vca, Vcb, and Vcc.
  • the converted three-phase output voltage values Vca, Vcb, Vcc are supplied to the PWM control unit 31.
  • the PWM control unit 31 generates a control pulse for performing PWM control of the inverter 12.
  • the PWM control unit 31 determines the on-pulse width (duty) of the control pulse based on the three-phase output voltage values Vca, Vcb, and Vcc. As a result, the PWM control unit 31 causes the inverter 12 to perform an appropriate switching operation based on the control pulse determined from time to time.
  • phase calculation unit 22 Next, the detailed structure of the phase calculation unit 22 will be described with reference to FIG.
  • the phase calculation unit 22 includes an amplitude calculation unit 41 and a phase calculation unit 42. Two-phase voltage values Vs ⁇ and Vs ⁇ are supplied from the three-phase / two-phase conversion unit 21 to the amplitude calculation unit 41 and the phase calculation unit 42 at predetermined sampling periods, respectively.
  • the phase calculator 42 calculates a voltage phase based on the two-phase voltage values Vs ⁇ and Vs ⁇ , and converts the calculated voltage phase into a current phase ⁇ .
  • the phase calculation unit 42 calculates the current phase ⁇ from time to time, and supplies the calculated current phase ⁇ to the first input terminal b1 of the phase value switching unit 43.
  • the phase value switching unit 43 has first and second input terminals b1 and b2.
  • the current phase ⁇ from the phase calculation unit 42 is supplied to the first input terminal b1.
  • the current phase ⁇ held by the phase holding unit 44 is supplied to the second input terminal b2.
  • the current phase ⁇ is supplied from the phase value switching unit 43 to the phase holding unit 44.
  • the phase holding unit 44 updates and holds the phase information for m cycles (in this embodiment, one cycle, that is, one cycle). For example, when the first input terminal b1 is selected by the phase value switching unit 43, the phase holding unit 44 sequentially updates and holds the phase information for the past m cycles of the current phase ⁇ from the phase calculation unit 42. In addition, when the second input terminal b2 is selected by the phase value switching unit 43, the phase holding unit 44 has the past of the current phase ⁇ supplied from the first input terminal b1 before switching to the second input terminal b2. The phase information for m cycles is held, and the phase information switching unit 43 and the phase holding unit 44 are repeatedly updated with the same information from the connection mode.
  • the amplitude calculation unit 41 calculates a voltage amplitude value
  • the amplitude calculator 41 calculates the absolute value of the voltage amplitude value
  • the amplitude change calculation unit 45 includes a calculator 45a.
  • calculated by the current sampling is supplied as it is to the computing unit 45a, and the voltage amplitude value
  • the computing unit 45 a calculates a voltage amplitude change
  • the first determiner 46 compares the voltage amplitude change
  • the first determiner 46 generates an L-level output signal when the voltage amplitude change
  • the first determiner 46 generates an H level output signal when the voltage amplitude change
  • the first determiner 46 supplies the output signal to the voltage drop determination unit 47.
  • the voltage drop determination unit 47 is configured by an RS flip-flop. An output signal is supplied from the first determiner 46 to the S terminal (set terminal) of the voltage drop determination unit 47. The output signal of the second determiner 48 is supplied to the R terminal (reset terminal) of the voltage drop determination unit 47 via an AND circuit (AND circuit) 49 and an on-delay timer 50.
  • the second determiner 48 compares the voltage amplitude value
  • AND circuit 49 is a two-input type. An output signal is supplied from the second determiner 48 to one input terminal of the AND circuit 49. An output signal is supplied from the voltage drop determination unit 47 to the other input terminal of the AND circuit 49.
  • the AND circuit 49 supplies the output signal to the R terminal of the voltage drop determination unit 47 via an on-delay timer 50 that delays signal transmission by a predetermined time Td.
  • the voltage drop determination unit 47 changes the logic of the output signal output from the Q terminal based on the signals supplied to the R terminal and the S terminal of the voltage drop determination unit 47.
  • the voltage drop determination unit 47 supplies the output signal to the control terminal b0 of the phase value switching unit 43.
  • the voltage drop determination unit 47 generates an L level output signal from the Q terminal as an initial state.
  • the phase value switching unit 43 selects the first input terminal b1 when receiving an L level output signal from the voltage drop determination unit 47, and the phase calculation unit 42 based on the two-phase voltage values Vs ⁇ and Vs ⁇ at that time.
  • Current phase ⁇ is output.
  • the current phase ⁇ is output from the phase value switching unit 43, that is, the phase calculation unit 22, and the output current value calculation unit 23 (FIG. 1), the current value of the output current is set.
  • the current phase ⁇ output from the phase value switching unit 43 is held in the phase holding unit 44 while the past one cycle is updated.
  • the first determiner 46 When a voltage drop abnormality such as an instantaneous voltage drop occurs in the three-phase system voltages Vsa, Vsb, and Vsc, and the voltage amplitude change
  • the phase holding unit 44 holds the current phase ⁇ for one cycle at the normal time (when the system is healthy) immediately before the voltage drop abnormality such as instantaneous voltage drop occurs. For this reason, the output current value calculation unit 23 (see FIG. 1) sets the output current value based on the stable current phase ⁇ even in the period when the voltage drop abnormality such as the instantaneous voltage drop occurs.
  • the three-phase system voltages Vsa, Vsb, and Vsc return from the voltage drop abnormality such as instantaneous voltage drop to the normal voltage level, and the voltage amplitude value
  • the output signal of the second determiner 48 is switched from the L level to the H level.
  • the AND circuit 49 is supplied with an H level output signal from the Q terminal of the voltage drop determination unit 47 and an H level output signal from the second determination unit 48. Thereby, the AND circuit 49 switches the output signal from the L level to the H level.
  • the output signal of the on-delay timer 50 is switched from the L level to the H level, and the H level output signal is supplied to the R terminal of the voltage drop determination unit 47.
  • the output signal output from the Q terminal of the voltage drop determination unit 47 switches from H level to L level, and the phase value switching unit 43 switches from the second input terminal b2 to the first input terminal b1.
  • a current phase ⁇ based on the two-phase voltage values Vs ⁇ and Vs ⁇ at that time is output from the phase value switching unit 43 (phase calculation unit 22), and the current value of the output current in the output current value calculation unit 23 (see FIG. 1). Used for setting.
  • the current value of the output current in the output current value calculation unit 23 that determines the operation of the inverter 12 is the charging voltage Vdc at that time.
  • the output current at the time when the abnormality is determined (when the Q terminal of the voltage drop determination unit 47 becomes H level)
  • the amplitude command value is held by the command value holding unit 26, and the held output current amplitude command value is continuously supplied to the output current value calculating unit 23 in the abnormality determination period.
  • the normal current phase ⁇ immediately before being determined to be abnormal is held by the phase holding unit 44 for m cycles (one cycle), and the normal current phase ⁇ is continuously output during the abnormality determination period. This is supplied to the calculation unit 23.
  • the output current value is set using the stable phase information when the power system Ls is normal in the output current value calculation unit 23
  • the operation of the inverter 12 is stabilized in the same manner as in the normal state.
  • Generation of non-fundamental order resonance current in the output current is reduced.
  • the use of the method of the present embodiment is excellent in that phase information is not lost even when the voltage values of the system voltages Vsa, Vsb, and Vsc become zero.
  • FIG. 4 shows the system voltages Vsa, Vsb, Vsc and the system current Isa at the connection point when a power conditioner having a specification for detecting the fundamental voltage phase from the system and reducing the phase loss is used. , Isb, Isc.
  • Isb, Isc when an instantaneous voltage drop occurs on the power system, a non-fundamental order resonance current and a resonance voltage are generated and continued.
  • the resonance current and resonance voltage on the power system increase, and the load drop of the customer is added, leading to an increase in the resonance phenomenon.
  • the power conditioners solar power generation systems
  • FIG. 3 shows changes in the system voltages (connection point voltages) Vsa, Vsb, Vsc and the system currents (connection point currents) Isa, Isb, Isc based on the operation of the power conditioner 11 of the present embodiment.
  • connection point voltages connection point voltages
  • Isa, Isb, Isc system currents
  • the phase holding unit 44 is provided in the phase calculating unit 22 that calculates the current phase ⁇ used for setting the output current value.
  • the phase information up to the time when the voltage drop abnormality of the system voltages Vsa, Vsb, and Vsc is determined is updated and held by the phase holding unit 44 for m cycles (one cycle in this embodiment).
  • the current value of the output current in the output current value calculation unit 23 is determined by the operations of the phase value switching unit 43 and the voltage drop determination unit 47 of the phase calculation unit 22.
  • the phase information output from the phase calculation unit 42 is applied to the setting.
  • the phase information held in the previous phase holding unit 44 is applied to the setting of the output current value in the output current value calculating unit 23. That is, when a voltage drop abnormality occurs in the power system Ls, the output current value is set using the stable normal phase information held by the phase holding unit 44, and thus the operation of the inverter 12 is stabilized. As a result, it is possible to further reduce the generation of a non-fundamental-order resonance current in the output current from the inverter 12 (power conditioner 11), and to further stabilize the power system Ls.
  • phase holding unit 44 that can hold phase information for m cycles (1 cycle in this embodiment) until the determination of the voltage drop abnormality is provided.
  • the phase holding unit 44 sequentially outputs the held phase information for m cycles.
  • a three-phase / two-phase converter 21 that performs ⁇ conversion is used when extracting the amplitude and phase information of the three-phase system voltages Vsa, Vsb, Vsc.
  • the phase information supplied to the output current value calculation unit 23 is the predetermined time Td from the time of the return by the operation of the on-delay timer 50.
  • the holding mode is switched to the extraction mode after a delay.
  • phase calculation unit 22 is configured as shown in FIG.
  • phase calculation unit 22A may be configured as shown in FIG.
  • the phase calculation unit 22A shown in FIG. 5 includes a phase storage unit 51, a phase counter 52, and a computing unit 53 instead of the phase holding unit 44 that holds phase information for m cycles.
  • the phase storage unit 51 receives the current phase ⁇ output from the phase value switching unit 43, and updates and holds a predetermined number (for example, one) of phase information. Further, an output signal is supplied from the voltage drop determination unit 47 to the phase storage unit 51. When an output signal indicating that the voltage drop abnormality determination has been made is supplied to the phase storage unit 51, the phase storage unit 51 starts from the first input terminal b1 immediately before the phase value switching unit 43 switches to the second input terminal b2. The supplied current phase ⁇ (for example, one current phase ⁇ ) is held.
  • the phase storage unit 51 prohibits the update of the current phase ⁇ .
  • the phase counter 52 calculates a phase change amount considering the system frequency for each sampling.
  • the computing unit 53 is added with the phase change amount at each sampling for the normal current phase ⁇ stored in the phase storage unit 51 so that normal phase information can be sequentially output. Even if comprised in this way, appropriate phase information can be easily produced
  • the three-phase / two-phase conversion unit 21 that performs ⁇ conversion to extract the amplitude and phase information of the three-phase system voltages Vsa, Vsb, and Vsc is used.
  • other converters may be used.
  • an instantaneous positive phase converter 21A as shown in FIG. 6 may be used.
  • the instantaneous positive phase converter 21A shown in FIG. 6 includes four calculators 61a to 61d, three delay units 62a to 62c, and two rotation calculators 63a and 63b.
  • the real part (Re) of the first phase system voltage Vsa is supplied to the calculator 61a, and the real part (Re) of the first phase system voltage Vsa is an imaginary part via a delay unit 62a that performs a 1/4 cycle delay. (Im) is supplied to the calculator 61b.
  • the real part of the third phase system voltage Vsc (Re) is input to the arithmetic unit 61c via the rotary operation unit 63b to perform an operation a 2, the real part of the third phase system voltage Vsc (Re) 1/4 It is input to the computing unit 61d as an imaginary part (Im) via the delay unit 62c that performs cycle delay and the rotation computing unit 63b.
  • the calculation results of the two calculators 61c and 61d are input to the two calculators 61a and 61b, respectively.
  • the first voltage value Vs1 is output from the calculator 61a to the phase calculator 22 as the real part calculation result
  • the second voltage value Vs2 is output from the calculator 61b to the phase calculator 22 as the imaginary part calculation result.
  • the amplitude and phase information is extracted from the first voltage value Vs1 including the amplitude information and the second voltage value Vs2 including the phase information.
  • the first voltage value Vs1 including amplitude information changes instantaneously due to a voltage drop abnormality such as an instantaneous voltage drop. The determination can be performed more reliably.
  • the previous instantaneous positive phase converter 21A has first and second voltage values Vs1 for extracting amplitude and phase information of the three-phase voltages Vsa, Vsb, and Vsc so as to correspond to the three-phase power system Ls.
  • the instantaneous positive phase converter 21B includes only a delay unit 62a.
  • the real part (Re) of the single-phase voltage Vs is supplied to the phase calculation unit 22 as the first voltage value Vs1, and the real part (Re) of the single-phase voltage Vs has a delay unit 62a that performs a 1/4 cycle delay.
  • the imaginary part (Im) is supplied to the phase calculation unit 22 as the second voltage value Vs2.
  • the imaginary part (Im) is supplied to the phase calculation unit 22 as the second voltage value Vs2.
  • extraction of amplitude and phase information is performed from the first and second voltage values Vs1, Vs2.
  • the power conditioner 11 can be applied to a single-phase system by changing the configuration such as changing the inverter 12 to a single-phase inverter.
  • the phase information holding mode such as the number of phase information held in the above embodiment and the holding timing, may be appropriately changed.
  • the holding mode of the output current amplitude command value such as the number of output current amplitude command values held in the above embodiment and the holding timing, may be appropriately changed.
  • the inverter 12 is provided as a power converter, but it may be replaced with another power converter, or may be combined with another power converter.

Landscapes

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

Abstract

出力電流の電流値の設定に用いる電流位相θαβの算出を行う位相算出部２２に位相保持部４４を備え、該位相保持部４４にて系統電圧の電圧低下による異常が生じたと判定される時までに抽出された正常な位相情報がｍサイクル分（例えば１サイクル分）、更新されつつ保持される。出力電流値の設定に際しては、位相値切替部４３及び電圧低下判定部４７等の動作にて、電圧低下による異常が生じていない場合には、位相演算部４２から出力される都度抽出の位相情報を出力し、電圧低下による異常が生じた場合には、先の位相保持部４４にて保持された位相情報が出力される。

Description

系統連系用電力変換装置の制御装置、及び系統連系用電力変換装置
　本発明は、系統連系用電力変換装置の制御装置、及び系統連系用電力変換装置に関する。
　近年、環境への負荷が小さい太陽光発電システムが益々注目されている。太陽光発電システムを数百軒程度の街全体で一斉に導入する新たな試みが実施されている。このような比較的狭い地域において多くの太陽光発電システムが電力系統に接続される場合、様々な懸念材料が生まれてくる。
　太陽光発電システム等の分散電源システムでは、太陽光発電パネル等の発電装置と電力系統との間に電力変換装置、所謂パワーコンディショナ（ＰＣＳ）が設置されている。パワーコンディショナは、発電された電力を、系統周波数に合わせた交流電力に変換するインバータとインバータの制御装置とを備えている。また、パワーコンディショナには、電力系統で停電等が生じた場合に個々の分散電源システムを系統から解列させる単独運転防止機能、および瞬時電圧低下時に単独運転防止機能により不必要に解列するのを防止する運転継続機能（ＦＲＴ機能）を備えることが必要とされている。上記のような多くの太陽光発電システムを集中的に導入した比較的狭い地域において、地域全体の太陽光発電システムが一斉に解列する場合に電力系統に与える影響が多大となる。このため、単独運転防止機能および運転継続機能は、系統安定化を図るために特に必要とされている。
　また、パワーコンディショナは、系統電圧の基本波電圧位相を検出し、その位相検出に基づいて電力系統に合わせた交流電力を生成して供給する。しかしながら、パワーコンディショナは、電力系統に電圧低下による異常が生じる時に基本波電圧位相を喪失する虞がある。パワーコンディショナは、喪失した状態で交流電力を電力系統に出力する場合、電力系統又は他の電力機器に悪影響を与えてしまう。そのため、例えば特許文献１に開示の電力変換装置（制御装置）のように、基本波電圧位相を電力系統からその都度検出し、上記のような瞬時電圧低下を含む電圧低下による異常が発生する場合、基本波電圧位相の喪失を低減する技術が考えられている。
特許第３５０５６２６号公報
　電力系統にて瞬時電圧低下が生じてパワーコンディショナが基本波電圧位相を喪失して復帰するまでの期間に、不安定な位相に基づいて動作するパワーコンディショナと、電力系統上や電力系統に接続される電力機器に備えられたリアクトル、コンデンサ等との関係で、非基本波次数の共振電流は、系統上の電流に重畳し、且つ継続的に発生する。特に、電力系統に多くの太陽光発電システムが連系された場合、電力系統上の共振電流が増大して、需要家の負荷機器の電圧低下による停止、所謂負荷脱落等が加わって共振現象が一層増大し、多くの太陽光発電システムが系統から一斉に解列してしまうことが懸念材料となっている。
　また、解列の前段階で数サイクルの一時的な動作停止機能（ゲートブロック機能）を追加する場合、動作停止中の出力電流の電流値はゼロとなり、その後の瞬時電圧低下に復帰する時の電流ソフトスタートの影響を受けることになる。つまり、ゲートブロック機能が用いられた場合では、瞬時電圧低下から復帰する時に出力電流の電流値が緩やかに上昇する。このため、出力電流が瞬時電圧低下前の状態まで速やかに回復できないという問題があった。
　本発明の目的は、電力系統に瞬時電圧低下が生じる場合に出力電流を継続させつつ共振電流の発生を抑制して、一層の系統安定化を図ることができる系統連系用電力変換装置の制御装置、及び系統連系用電力変換装置を提供することにある。
　上記課題を解決するために、発電装置にて発電された電力を電力系統に出力可能な交流電力に変換する電力変換器を含む系統連系用電力変換装置に設けられ、前記電力変換器を前記電力系統の電力状況に応じて制御する制御装置は、前記発電装置からの電圧に基づいて前記電力変換器からの出力電流の振幅を設定する出力電流振幅設定ユニットと、前記電力系統の系統電圧の振幅情報及び位相情報を抽出する系統電圧情報抽出ユニットと、前記系統電圧の振幅情報に基づいて前記系統電圧に電圧低下による異常が生じたか否かを判定する異常判定ユニットと、前記系統電圧に前記電圧低下による異常が生じたと判定される時までに抽出された正常な前記系統電圧の位相情報を保持する位相情報保持ユニットと、前記系統電圧に前記電圧低下による異常が生じていない場合に前記抽出された正常な位相情報を選択位相情報として選択し、且つ前記系統電圧に前記電圧低下による異常が生じた場合に前記保持された正常な位相情報を前記選択位相情報として選択する位相情報切替ユニットと、前記設定した出力電流の振幅と前記選択位相情報とに基づいて、前記電力変換器の出力電流の電流値を設定する出力電流値設定ユニットとを備える。
　この発明では、系統電圧の電圧低下による異常が判定される時までの正常時の位相情報が保持される。電圧低下による異常が生じていない場合には都度抽出される位相情報が出力電流値設定ユニットでの出力電流値の設定に適用され、電圧低下による異常が生じた場合には先の保持された位相情報が出力電流値設定ユニットでの出力電流値の設定に適用される。つまり、電圧低下による異常が生じた場合、正常時の安定した位相情報を用いて出力電流値が設定されるため、この制御装置にて制御される電力変換器の動作は正常時と同様に安定する。結果、電力変換器からの出力電流に非基本波次数の共振電流が発生することが低減され、一層の系統安定化に寄与できる。
　前記制御装置において、前記位相情報保持ユニットは、前記系統電圧に前記電圧低下による異常が生じたと判定された時までに抽出された少なくとも１サイクル分の位相情報を保持し、前記系統電圧に前記電圧低下による異常が生じた場合に、前記保持した位相情報を前記出力電流値設定ユニットに順次供給することが好ましい。
　この発明では、電圧低下による異常が生じたと判定される時までの正常時の位相情報が少なくとも１サイクル分の位相情報を保持可能とされている。電圧低下による異常が生じた場合に、保持した位相情報が出力電流値設定ユニットに順次出力される。これにより、電圧低下による異常が生じた場合の適切な位相情報の出力が演算不要で容易に実施される。
　前記制御装置において、前記位相情報保持ユニットは、前記電圧低下による異常が生じたと判定される時までに抽出された所定個の位相情報を保持し、前記系統電圧に前記電圧低下による異常が生じた場合に、前記保持した所定個の位相情報に基づいて位相情報を算出して前記出力電流値設定ユニットに順次供給することが好ましい。
　この発明では、電圧低下による異常が生じた判定される時までの正常時の位相情報が所定個の位相情報を保持可能とされ、電圧低下による異常が生じた場合に、保持した所定個の位相情報に基づくその時の位相情報を算出しながら、その算出された位相情報が出力電流値設定ユニットに順次出力される。これにより、電圧低下による異常が生じた場合の適切な位相情報の出力が容易に実施され、保持する位相情報が少なくて済む。
　前記制御装置において、前記系統電圧情報抽出ユニットは、αβ変換又は瞬時正相変換を用いて前記系統電圧の振幅及び位相情報を抽出するαβ変換器又は瞬時正相変換器を含むことが好ましい。
　この発明では、系統電圧の振幅及び位相情報の抽出に際し、αβ変換又は瞬時正相変換が用いられる。これにより、いずれの変換であっても、変換後の出力値が瞬時電圧低下等の電圧低下による異常にて瞬時に変化するため、瞬時電圧低下等を含む電圧低下による異常の判定をより確実に行うことが可能となる。
　前記制御装置において、前記系統電圧に前記電圧低下による異常が生じたと判定された後に前記系統電圧が正常状態に復帰する場合、前記位相情報切替ユニットは、前記抽出された位相情報を前記選択位相情報として選択し、前記選択位相情報を遅延ユニットにて所定時間遅延させて出力電流値設定ユニットに供給することが好ましい。
　この発明では、電圧低下による異常が判定された後に系統電圧が正常状態に復帰する際、出力電流値設定ユニットに供給する位相情報が、その復帰時から所定時間の遅延を経て保持態様側から抽出態様側に切り替えられる。これにより、電力系統が電圧低下による異常から復帰する時に電力系統上で過渡変化が生じている可能性があるため、その過渡変化が位相情報に反映されることが防止され、電力変換器の出力安定化、および一層の系統安定化に寄与できる。
　上記課題を解決するために、系統連系用電力変換装置は、発電装置にて発電された電力を電力系統に出力可能な交流電力に変換動作する電力変換器と、上記制御装置とを備える。
　この発明では、請求項１～５のいずれか１項に記載の制御装置が用いられることで、電力変換器からの出力電流に非基本波次数の共振電流が発生することが低減され、一層の系統安定化に寄与できる系統連系用電力変換装置を提供できる。
　本発明によれば、電力系統にて瞬時電圧低下が生じる場合に出力電流を継続させつつ共振電流の発生を抑制して、一層の系統安定化を図ることができる系統連系用電力変換装置の制御装置、及び系統連系用電力変換装置を提供することができる。
本発明の一実施形態における太陽光発電システムの構成を示すブロック図。 本発明の一実施形態における位相算出部の詳細構成を示すブロック図。 本発明の一実施形態における瞬時電圧低下が生じる時の系統（連系点）電圧及び電流の変化を示す波形図。 本発明の比較例における瞬低時の系統（連系点）電圧及び電流の変化を示す波形図。 本発明の別例における位相算出部を示すブロック図。 本発明の別例における変換器を示すブロック図。 本発明の別例における変換器を示すブロック図。
　以下、本発明の太陽光発電システムの一実施形態を図面に従って説明する。
　図１は、本実施形態における太陽光発電システムを示す。太陽光発電システム１０は、太陽光発電パネルＰＶで発電した直流電力を、パワーコンディショナ１１にて系統周波数（５０Ｈｚ又は６０Ｈｚ）の三相交流電力に変換し、変換した交流電力を商用電力系統Ｌｓに出力する。パワーコンディショナ１１は、電圧型電流制御方式を採用している。
　パワーコンディショナ１１は、直流電力から交流電力に変換する電力変換器であるインバータ１２と、インバータ１２を制御する制御装置１３とを備えている。インバータ１２は、複数の半導体スイッチング素子（図示略）を用いた三相ブリッジ回路にて構成されている。太陽光発電パネルＰＶによって発電された直流電力が充電コンデンサ１４を経てインバータ１２に入力される。インバータ１２は、制御装置１３によるスイッチング制御（ＰＷＭ制御）に基づいて、入力された直流電力をその時々の電力系統Ｌｓの状況に応じた三相交流電力に変換して、各相の連系リアクトル１５を介して電力系統Ｌｓに出力する。
　制御装置１３は、インバータ１２の制御を実施する場合に、連系リアクトル１５の後段、即ち系統Ｌｓとの連系点における三相系統電圧Ｖｓａ，Ｖｓｂ，Ｖｓｃ及び三相系統電流Ｉｓａ，Ｉｓｂ，Ｉｓｃを所定サンプリング周期で入力する。三相系統電圧Ｖｓａ，Ｖｓｂ，Ｖｓｃ及び三相系統電流Ｉｓａ，Ｉｓｂ，Ｉｓｃは、三相／二相（３Φ／２Φ）変換部２１にて、αβ軸の固定座標系の二相電圧値Ｖｓα，Ｖｓβ及び二相電流値Ｉｓα，Ｉｓβにそれぞれ変換される（αβ変換）。
　位相算出部２２は、三相／二相変換部２１からの二相電圧値Ｖｓα，Ｖｓβを入力し、二相電圧値Ｖｓα，Ｖｓβから電圧位相を算出し、算出した電圧位相を電流位相に変換（位相調整）することで、その時々で適切な電流位相θαβの算出を行っている。尚、位相算出部２２の詳細構成は、図２を用いて後述する。位相算出部２２は、算出した電流位相θαβを出力電流値算出部２３に供給する。また、出力電流値算出部２３には、電流位相θαβとともに指令値切替部２４からの出力電流振幅指令値Ｉｃが供給される。
　指令値切替部２４は、第１及び第２入力端子ａ１，ａ２を有する。第１入力端子ａ１には、直流電圧制御部２５からの出力電流振幅指令値が供給される。直流電圧制御部２５には、太陽光発電パネルＰＶとインバータ１２との間に設けられた充電コンデンサ１４の充電電圧Ｖｄｃが該発電パネルＰＶの発電電圧として供給される。直流電圧制御部２５は、充電電圧Ｖｄｃが定常電圧となるようにその時々の出力電流振幅指令値を設定し、設定した指令値を第１入力端子ａ１に供給する。
　第２入力端子ａ２には、指令値保持部２６にて保持された出力電流振幅指令値が供給される。指令値保持部２６には、直流電圧制御部２５から出力電流振幅指令値が供給される。位相算出部２２に備えられる後述の電圧低下判定部４７によって電力系統に電圧低下による異常（以下、電圧低下異常という）が生じたと判定された際、指令値保持部２６には、その判定信号が保持指令信号として供給される。指令値保持部２６は、その時に取得した出力電流振幅指令値の保持を行うとともに、保持したその指令値を第２入力端子ａ２に供給する。
　尚、後述の電圧低下判定部４７（図２参照）は、二相電圧値Ｖｓα，Ｖｓβとして供給される三相系統電圧Ｖｓａ，Ｖｓｂ，Ｖｓｃから、電力系統Ｌｓにて瞬時電圧低下を含む所定レベル以上の電圧低下異常が生じているか否かを判定する。
　また、電圧低下異常と判定されたことを示す判定信号は、切替制御信号として指令値切替部２４の制御端子ａ０に供給される。即ち、電圧低下異常と判定されていない場合（系統健全時）、指令値切替部２４には、その旨を切替制御信号として供給される。指令値切替部２４は、第１入力端子ａ１を選択して、直流電圧制御部２５から第１入力端子ａ１を介して供給されるその時々の出力電流振幅指令値を指令値切替部２４の出力電流振幅指令値Ｉｃとして出力電流値算出部２３に供給する。
　　瞬時電圧低下を含む所定レベル以上の電圧低下異常が生じたと判定される場合、指令値切替部２４には、その旨を示す切替制御信号が供給される。これにより、指令値切替部２４は、第２入力端子ａ２を選択する。また同時に、指令値保持部２６には、電力系統に電圧低下異常が生じたとの判定に基づく保持指令信号が供給される。指令値保持部２６は、その時の直流電圧制御部２５からの出力電流振幅指令値を保持して、第２入力端子ａ２に供給する。指令値切替部２４は、指令値保持部２６から第２入力端子ａ２を介して供給された出力電流振幅指令値を、指令値切替部２４の出力電流振幅指令値Ｉｃとして出力電流値算出部２３に供給する。
　　出力電流値算出部２３は、出力電流振幅指令値Ｉｃと電流位相θαβとに基づいて、その時々で適切な振幅及び位相を有する出力電流の電流値を算出する。算出された出力電流の電流値は、αβ軸の固定座標系の二相電流値Ｉｃα，Ｉｃβとしてそれぞれ演算器２７ａ，２７ｂに供給される。
　演算器２７ａは、指令値に基づく出力電流値算出部２３からの二相電流値Ｉｃαと、実値に基づく三相／二相変換部２１からの二相電流値Ｉｓαとの間の差分を演算し、α軸の演算結果を電圧変換器２８ａに供給する。演算器２７ｂは、指令値に基づく出力電流値算出部２３からの二相電流値Ｉｃβと、実値に基づく三相／二相変換部２１からの二相電流値Ｉｓβとの間の差分を演算し、β軸の演算結果を電圧変換器２８ｂに供給する。
　電圧変換器２８ａは、演算器２７ａの演算結果である電流指令値と実値との誤差電流値を電圧値に変換し、α軸の誤差電圧値として演算器２９ａに供給する。電圧変換器２８ｂは、演算器２７ｂの演算結果である電流指令値と実値との誤差電流値を電圧値に変換し、β軸の誤差電圧値として演算器２９ｂに供給する。
　演算器２９ａは、電圧変換器２８ａからの誤差電圧値を、三相／二相変換部２１からの二相電圧値Ｖｓαに反映し、α軸の出力の電圧値Ｖｃαとして二相／三相（２Φ／３Φ）変換部３０に供給する。演算器２９ｂは、電圧変換器２８ｂからの誤差電圧値を、三相／二相変換部２１からの二相電圧値Ｖｓβに反映し、β軸側の出力電圧値Ｖｃβとして二相／三相変換部３０に供給する。
　二相／三相変換部３０は、αβ軸の固定座標系の二相出力電圧値Ｖｃα，Ｖｃβを三相出力電圧値Ｖｃａ，Ｖｃｂ，Ｖｃｃに変換する。変換された三相出力電圧値Ｖｃａ，Ｖｃｂ，Ｖｃｃは、ＰＷＭ制御部３１に供給される。
　ＰＷＭ制御部３１は、インバータ１２のＰＷＭ制御を実施するための制御パルスを生成する。ＰＷＭ制御部３１は、三相出力電圧値Ｖｃａ，Ｖｃｂ，Ｖｃｃに基づいて、制御パルスのオンパルス幅（デューティ）を決定する。これにより、ＰＷＭ制御部３１は、その時々で決定される制御パルスに基づいて、インバータ１２に適切なスイッチング動作を行わせている。
　次に、位相算出部２２の詳細構造について図２を用いて説明する。
　位相算出部２２は、振幅演算部４１及び位相演算部４２を含む。振幅演算部４１及び位相演算部４２には、三相／二相変換部２１から二相電圧値Ｖｓα，Ｖｓβがそれぞれ所定サンプリング周期毎に供給される。位相演算部４２は、二相電圧値Ｖｓα，Ｖｓβに基づいて電圧位相を算出し、算出した電圧位相を電流位相θαβに変換する。位相演算部４２は、その時々の電流位相θαβの演算を行い、演算した電流位相θαβを位相値切替部４３の第１入力端子ｂ１に供給する。
　　位相値切替部４３は、第１及び第２入力端子ｂ１，ｂ２を有する。第１入力端子ｂ１には、位相演算部４２からの電流位相θαβが供給される。第２入力端子ｂ２には、位相保持部４４にて保持された電流位相θαβが供給される。
　位相保持部４４には、位相値切替部４３から電流位相θαβが供給される。位相保持部４４は、ｍサイクル分（本実施形態では１サイクル、即ち１周期分）の位相情報の更新及び保持を行っている。例えば、位相値切替部４３によって第１入力端子ｂ１が選択される場合、位相保持部４４は、位相演算部４２からの電流位相θαβの過去ｍサイクル分の位相情報を順次更新して保持する。また、位相値切替部４３によって第２入力端子ｂ２が選択される場合、位相保持部４４は、第２入力端子ｂ２に切り替わる前までに第１入力端子ｂ１から供給されていた電流位相θαβの過去ｍサイクル分の位相情報を保持し、また位相値切替部４３と位相保持部４４の接続態様から同一情報にて繰り返し更新される。
　振幅演算部４１は、二相電圧値Ｖｓα，Ｖｓβに基づいてその時々の電圧振幅値｜Ｖ｜を演算し、演算した電圧振幅値｜Ｖ｜を振幅変化分算出部４５及び後述の第２判定器４８にそれぞれ供給する。本実施形態では、振幅演算部４１は、電圧振幅値｜Ｖ｜の絶対値を演算する。
　振幅変化分算出部４５は、演算器４５ａを含む。演算器４５ａには、今回のサンプリングで算出された電圧振幅値｜Ｖ｜がそのまま供給され、且つ遅延回路４５ｂから１サイクル前（１周期前）のサンプリングで算出された電圧振幅値｜Ｖ｜が供給される。演算器４５ａは、両値の差分から電圧振幅変化分｜ΔＶ｜を算出して第１判定器４６に供給する。
　第１判定器４６は、電圧振幅変化分｜ΔＶ｜と予め設定された基準値ΔＶｒｅｆとを比較する。第１判定器４６は、電圧振幅変化分｜ΔＶ｜が基準値ΔＶｒｅｆよりも小さい場合にＬレベルの出力信号を生成する。第１判定器４６は、電圧振幅変化分｜ΔＶ｜が基準値ΔＶｒｅｆよりも大きい場合にＨレベルの出力信号を生成する。つまり、第１判定器４６は、電圧振幅変化分｜ΔＶ｜を用いて、瞬時電圧低下を含む電圧低下異常が生じたか否かを判定している。第１判定器４６は、出力信号を電圧低下判定部４７に供給する。
　電圧低下判定部４７は、ＲＳフリップフロップにて構成されている。電圧低下判定部４７のＳ端子（セット端子）には、第１判定器４６から出力信号が供給される。電圧低下判定部４７のＲ端子（リセット端子）には、第２判定器４８の出力信号がアンド回路（ＡＮＤ回路）４９、オンディレイタイマ５０を介して供給される。
　第２判定器４８は、電圧振幅値｜Ｖ｜と予め設定された基準値Ｖｒｅｆとを比較する。第２判定器４８は、電圧振幅値｜Ｖ｜が基準値Ｖｒｅｆよりも小さい場合にＬレベルの出力信号を生成する。第２判定器４８は、電圧振幅値｜Ｖ｜が基準値Ｖｒｅｆよりも大きい場合にＨレベルの出力信号を生成する。つまり、第２判定器４８は、電圧振幅値｜Ｖ｜を用いて、系統電圧に瞬時電圧低下を含む電圧低下異常が生じた後に系統電圧が正常電圧レベルに復帰したか否かを判定している。第２判定器４８は、出力信号をアンド回路４９に供給する。
　アンド回路４９は、２入力型である。アンド回路４９の一方の入力端子には、第２判定器４８から出力信号が供給される。アンド回路４９の他方の入力端子には、電圧低下判定部４７から出力信号が供給される。アンド回路４９は、出力信号を、信号伝達を所定時間Ｔｄだけ遅延させるオンディレイタイマ５０を介して電圧低下判定部４７のＲ端子に供給する。電圧低下判定部４７は、電圧低下判定部４７のＲ端子とＳ端子とに供給される信号に基づいてＱ端子から出力する出力信号の論理を変更する。電圧低下判定部４７は、該出力信号を位相値切替部４３の制御端子ｂ０に供給する。
　ここで、電圧低下判定部４７は、初期状態としてＱ端子からＬレベルの出力信号を生成する。位相値切替部４３は、電圧低下判定部４７からＬレベルの出力信号を受信する場合に第１入力端子ｂ１を選択して、その時々の二相電圧値Ｖｓα，Ｖｓβに基づいて位相演算部４２からの電流位相θαβを出力する。このような構成により、三相系統電圧Ｖｓａ，Ｖｓｂ，Ｖｓｃが正常電圧レベルである場合、電流位相θαβが位相値切替部４３、即ち位相算出部２２から出力され、出力電流値算出部２３（図１参照）によって出力電流の電流値が設定される。また、位相値切替部４３から出力される電流位相θαβは、位相保持部４４において過去１サイクル分が更新されつつ保持される。
　三相系統電圧Ｖｓａ，Ｖｓｂ，Ｖｓｃに瞬時電圧低下等の電圧低下異常が生じて、第１判定器４６にて電圧振幅変化分｜ΔＶ｜が基準値ΔＶｒｅｆよりも大きくなると、第１判定器４６の出力信号がＬレベルからＨレベルに切り替わり、電圧低下判定部４７のＳ端子がＨレベルになる。これを受け、電圧低下判定部４７のＱ端子からの出力信号がＬレベルからＨレベルに切り替わり、次にＲ端子がＨレベルになるまで、Ｑ端子からの出力信号がＨレベルに維持される。すると、位相値切替部４３は、第１入力端子ｂ１から第２入力端子ｂ２に切り替えて、位相保持部４４にて保持した１サイクル分の電流位相θαβを順次出力する。
　このとき、位相保持部４４は、瞬時電圧低下等の電圧低下異常となる直前の正常時（系統健全時）に１サイクル分の電流位相θαβを保持する。このため、出力電流値算出部２３（図１参照）は、瞬時電圧低下等の電圧低下異常が生じている期間においても、安定した電流位相θαβに基づいて出力電流値を設定する。
　やがて、三相の系統電圧Ｖｓａ，Ｖｓｂ，Ｖｓｃが瞬時電圧低下等の電圧低下異常から正常電圧レベルまで復帰して、第２判定器４８にて電圧振幅値｜Ｖ｜が基準値Ｖｒｅｆよりも大きくとなると、第２判定器４８の出力信号がＬレベルからＨレベルに切り替わる。このとき、アンド回路４９には、電圧低下判定部４７のＱ端子からＨレベルの出力信号と、第２判定器４８からＨレベルの出力信号とが供給される。これにより、アンド回路４９は、出力信号をＬレベルからＨレベルに切り替える。所定時間Ｔｄ経過後、オンディレイタイマ５０の出力信号がＬレベルからＨレベルに切り替わり、電圧低下判定部４７のＲ端子にＨレベルの出力信号が供給される。
　電圧低下判定部４７のＱ端子から出力される出力信号がＨレベルからＬレベルに切り替わり、位相値切替部４３は、第２入力端子ｂ２から第１入力端子ｂ１に切り替える。位相値切替部４３（位相算出部２２）から、その時々の二相電圧値Ｖｓα，Ｖｓβに基づく電流位相θαβが出力され、出力電流値算出部２３（図１参照）での出力電流の電流値の設定に用いられる。
　次に、このように構成された制御装置１３の制御によるパワーコンディショナ１１の動作（作用）を図１及び図２を参照しつつ説明する。
　三相の系統電圧Ｖｓａ，Ｖｓｂ，Ｖｓｃが正常電圧レベルで推移している場合では、インバータ１２の動作を決定する出力電流値算出部２３での出力電流の電流値は、その時々の充電電圧Ｖｄｃに基づいて算出される出力電流振幅指令値と、その時々の三相の系統電圧Ｖｓａ，Ｖｓｂ，Ｖｓｃ（二相電圧値Ｖｓα，Ｖｓβ）に基づいて算出される電流位相θαβとを用いて設定される。設定された出力電流値に基づいて動作するインバータ１２により、太陽光発電パネルＰＶで発電した直流電力が電力系統Ｌｓに合った交流電力に適切に変換されて、該系統Ｌｓに出力される。
　三相の系統電圧Ｖｓａ，Ｖｓｂ，Ｖｓｃに瞬時電圧低下等の電圧低下異常が生じると、その異常と判定された時点（電圧低下判定部４７のＱ端子がＨレベルとなった時点）の出力電流振幅指令値が指令値保持部２６にて保持されて、保持された出力電流振幅指令値が異常判定期間で継続して出力電流値算出部２３に供給される。また、異常と判定される直前の正常時の電流位相θαβが位相保持部４４にてｍサイクル分（１サイクル分）保持されて、正常な電流位相θαβが異常判定期間で継続して出力電流値算出部２３に供給される。
　従って、出力電流値算出部２３では、電力系統Ｌｓが正常時の安定した位相情報を用いて出力電流値が設定されるため、インバータ１２の動作は正常時と同様に安定し、インバータ１２からの出力電流に非基本波次数の共振電流が発生することが低減される。また本実施形態の手法を用いれば、系統電圧Ｖｓａ，Ｖｓｂ，Ｖｓｃの電圧値がゼロとなったとしても、位相情報を喪失しない点で優れている。
　ここで、図４は、系統から基本波電圧位相を検出して位相喪失の低減を図る仕様のパワーコンディショナが使用された時の連系点での系統電圧Ｖｓａ，Ｖｓｂ，Ｖｓｃ及び系統電流Ｉｓａ，Ｉｓｂ，Ｉｓｃの変化を示している。しかしながら、同図４に示すように、電力系統上で瞬時電圧低下が発生すると、非基本波次数の共振電流及び共振電圧が発生するとともに、それが継続してしまう。特に電力系統にこの仕様の多くのパワーコンディショナが連系されるような場合、電力系統上の共振電流及び共振電圧が大きくなり、また需要家の負荷脱落等が加わって共振現象の増大を招いて、場合によってはパワーコンディショナ（太陽光発電システム）が一斉に解列する虞がある。
　図３は、本実施形態のパワーコンディショナ１１の動作に基づく系統電圧（連系点電圧）Ｖｓａ，Ｖｓｂ，Ｖｓｃ及び系統電流（連系点電流）Ｉｓａ，Ｉｓｂ，Ｉｓｃの変化を示している。図３に示すように、電力系統Ｌｓ上で瞬時電圧低下が発生しても、非基本波次数の共振電流及び共振電圧の発生が即座に抑制される。またこのことは、電力系統Ｌｓに多くのパワーコンディショナ１１（太陽光発電システム１０）が連系されるような場合に特に有効である。
　やがて、３相系統電圧Ｖｓａ，Ｖｓｂ，Ｖｓｃが瞬時電圧低下等の電圧低下異常から正常電圧レベルまで復帰すると、オンディレイタイマ５０の動作により所定時間Ｔｄを経過した後に、位相値切替部４３の出力は、位相保持部４４からの電流位相θαβから位相演算部４２からの電流位相θαβに切り替わる。これにより、３相系統電圧Ｖｓａ，Ｖｓｂ，Ｖｓｃが正常電圧レベルに復帰する際に電力系統Ｌｓ上で過渡変化が生じている可能性があり、その過渡変化が電流位相θαβに反映されることが防止される。このことは、３相系統電圧Ｖｓａ，Ｖｓｂ，Ｖｓｃが正常電圧レベルに復帰する際にインバータ１２の動作の安定化に寄与して、図３に示すように、復帰時（瞬時電圧低下解除時）の三相系統電圧Ｖｓａ，Ｖｓｂ，Ｖｓｃ及び三相系統電流Ｉｓａ，Ｉｓｂ，Ｉｓｃの歪みを抑制できる。
　次に、本実施形態の特徴的な効果を記載する。
　（１）出力電流値の設定に用いる電流位相θαβの算出を行っている位相算出部２２に位相保持部４４が備えられた。系統電圧Ｖｓａ，Ｖｓｂ，Ｖｓｃの電圧低下異常が判定される時までの位相情報が該位相保持部４４によってｍサイクル分（本形態では１サイクル分）、更新されて保持される。電力系統Ｌｓに電圧低下異常が生じていない場合には、位相算出部２２の位相値切替部４３及び電圧低下判定部４７等の動作によって、出力電流値算出部２３での出力電流の電流値の設定に、位相演算部４２から出力される位相情報が適用される。また、電力系統Ｌｓに電圧低下異常が生じた場合には、出力電流値算出部２３での出力電流値の設定に、先の位相保持部４４にて保持された位相情報が適用される。つまり、電力系統Ｌｓに電圧低下異常が生じた場合、位相保持部４４にて保持された安定した正常時の位相情報を用いて出力電流値が設定されるため、インバータ１２の動作は安定する。その結果、インバータ１２（パワーコンディショナ１１）からの出力電流に非基本波次数の共振電流が発生することを低減して、電力系統Ｌｓをより一層安定化することができる。
　（２）電圧低下異常の判定時までの位相情報がｍサイクル分（本形態では１サイクル）の位相情報を保持可能な位相保持部４４が備えられた。電力系統Ｌｓに電圧低下異常が生じた場合に、位相保持部４４は、保持したｍサイクル分の位相情報を順次出力する。これにより、電力系統Ｌｓに電圧低下異常が生じた場合に適切な位相情報の出力が演算不要で容易に実施される。
　（３）３相の系統電圧Ｖｓａ，Ｖｓｂ，Ｖｓｃの振幅及び位相情報の抽出に際し、αβ変換を行う三相／二相変換部２１が用いられている。これにより、αβ変換後の出力値が瞬時電圧低下等の電圧低下異常にて瞬時に変化するため、瞬時電圧低下等を含む電圧低下異常の判定をより確実に行うことができる。また、αβ変換を用いれば、系統周波数が変化しても正確な位相情報を得ることができる。
　（４）電圧低下異常が判定された後に系統電圧が正常状態に復帰する際、出力電流値算出部２３に供給する位相情報が、オンディレイタイマ５０の動作にてその復帰時から所定時間Ｔｄの遅延を経て保持態様から抽出態様に切り替える。これにより、系統電圧が電圧低下異常から復帰する時に電力系統Ｌｓ上で過渡変化が生じている可能性があるため、その過渡変化が位相情報に反映されることを防止でき、インバータ１２の出力安定化、および一層の系統Ｌｓの安定化に寄与することができる。
　尚、本発明の実施形態は、以下のように変更してもよい。
　・上記実施形態では、位相算出部２２を図２のように構成したが、適宜変更してもよい。例えば、図５に示すように位相算出部２２Ａを構成してもよい。
　図５に示す位相算出部２２Ａは、ｍサイクル分の位相情報を保持する位相保持部４４に替えて、位相記憶部５１、位相カウンタ５２、及び演算器５３を備える。位相記憶部５１は、位相値切替部４３から出力される電流位相θαβを受信し、所定個（例えば１個）の位相情報の更新及び保持を行う。また、位相記憶部５１には電圧低下判定部４７から出力信号が供給される。電圧低下異常判定がなされたことを示す出力信号が位相記憶部５１に供給される場合、位相記憶部５１は、位相値切替部４３が第２入力端子ｂ２に切り替わる直前の第１入力端子ｂ１から供給された電流位相θαβ（例えば、１つの電流位相θαβ）を保持する。電圧低下異常と判定されている期間に、位相記憶部５１は、電流位相θαβの更新を禁止する。位相カウンタ５２は、サンプリング毎に系統周波数を考慮した位相変化分を算出する。演算器５３には、位相記憶部５１で記憶される正常な電流位相θαβに対しその時々のサンプリング毎の位相変化分が加えられ、正常な位相情報が順次出力可能となっている。このように構成しても、電力系統Ｌｓに電圧低下異常が生じた場合に適切な位相情報を容易に生成することができる。また、位相記憶部５１にて保持される位相情報が削減できる。
　・上記実施形態では、３相系統電圧Ｖｓａ，Ｖｓｂ，Ｖｓｃの振幅及び位相情報の抽出を行うべくαβ変換を行う三相／二相変換部２１を用いたが、その他の変換器を用いてもよい。例えば図６に示すような瞬時正相変換器２１Ａを用いてもよい。
　図６に示す瞬時正相変換器２１Ａは、４つの演算器６１ａ～６１ｄ、３つの遅延部６２ａ～遅延部６２ｃ、２つの回転演算器６３ａ，６３ｂを備える。第１相系統電圧Ｖｓａの実部（Ｒｅ）が演算器６１ａに供給されるとともに、第１相系統電圧Ｖｓａの実部（Ｒｅ）が１／４サイクル遅延を行う遅延部６２ａを介して虚部（Ｉｍ）として演算器６１ｂに供給される。第２相系統電圧Ｖｓｂの実部（Ｒｅ）が演算ａ（＝ｅｊ２π／３）を行う回転演算器６３ａを介して演算器６１ｃに入力されるとともに、第２相系統電圧Ｖｓｂの実部（Ｒｅ）が１／４サイクル遅延を行う遅延部６２ｂ、回転演算器６３ａを介して虚部（Ｉｍ）として演算器６１ｄに入力される。第３相系統電圧Ｖｓｃの実部（Ｒｅ）が演算ａ２を行う回転演算器６３ｂを介して演算器６１ｃに入力されるとともに、第３相系統電圧Ｖｓｃの実部（Ｒｅ）が１／４サイクル遅延を行う遅延部６２ｃ、回転演算器６３ｂを介して虚部（Ｉｍ）として演算器６１ｄに入力される。２つの演算器６１ｃ，６１ｄの演算結果は、２つの演算器６１ａ，６１ｂにそれぞれ入力される。実部の演算結果として第１電圧値Ｖｓ１が演算器６１ａから位相算出部２２に出力され、虚部の演算結果として第２電圧値Ｖｓ２が演算器６１ｂから位相算出部２２に出力される。これにより、振幅情報を含む第１電圧値Ｖｓ１及び位相情報を含む第２電圧値Ｖｓ２から振幅及び位相情報の抽出が行われる。このような瞬時正相変換器２１Ａを用いても、振幅情報を含む第１電圧値Ｖｓ１が瞬時電圧低下等の電圧低下異常にて瞬時に変化するため、瞬時電圧低下等を含む電圧低下異常の判定をより確実に行うことができる。
　また、先の瞬時正相変換器２１Ａは、三相の電力系統Ｌｓに対応すべく、三相電圧Ｖｓａ，Ｖｓｂ，Ｖｓｃを振幅及び位相情報の抽出を行うための第１及び第２電圧値Ｖｓ１，Ｖｓ２に変換していたが、図７に示す瞬時正相変換器２１Ｂを用いて、単相の系統に適用できるようにしてもよい。瞬時正相変換器２１Ｂは遅延部６２ａのみを備える。単相電圧Ｖｓの実部（Ｒｅ）が、第１電圧値Ｖｓ１として位相算出部２２に供給され、また単相電圧Ｖｓの実部（Ｒｅ）が、１／４サイクル遅延を行う遅延部６２ａを介した虚部（Ｉｍ）が第２電圧値Ｖｓ２として位相算出部２２に供給される。これにより、第１及び第２電圧値Ｖｓ１，Ｖｓ２から振幅及び位相情報の抽出が行われる。これに合わせてインバータ１２を単相インバータに変更する等の構成変更により、パワーコンディショナ１１が単相系統に適用できる。
　・上記実施形態の位相情報の保持する個数や保持のタイミング等、位相情報の保持態様を適宜変更してもよい。
　・上記実施形態の出力電流振幅指令値の保持する個数や保持のタイミング等、出力電流振幅指令値の保持態様を適宜変更してもよい。
　・上記実施形態では、電力変換器としてインバータ１２を備えていたが、その他の電力変換器と置換してもよく、その他の電力変換器と組み合わせてもよい。
　・上記実施形態では、太陽光発電システム１０のパワーコンディショナ１１に適用したが、その他の分散電源システムのパワーコンディショナ、例えば風力発電システム、コージェネレーションシステム等のパワーコンディショナに適用してもよい。

Claims (6)

  1. 　発電装置にて発電された電力を電力系統に出力可能な交流電力に変換する電力変換器を含む系統連系用電力変換装置に設けられ、前記電力変換器を前記電力系統の電力状況に応じて制御する制御装置であって、
    　前記発電装置からの電圧に基づいて前記電力変換器からの出力電流の振幅を設定する出力電流振幅設定ユニットと、
    　前記電力系統の系統電圧の振幅情報及び位相情報を抽出する系統電圧情報抽出ユニットと、
    　前記系統電圧の振幅情報に基づいて前記系統電圧に電圧低下による異常が生じたか否かを判定する異常判定ユニットと、
    　前記系統電圧に前記電圧低下による異常が生じたと判定される時までに抽出された正常な前記系統電圧の位相情報を保持する位相情報保持ユニットと、
    　前記系統電圧に前記電圧低下による異常が生じていない場合に前記抽出された正常な位相情報を選択位相情報として選択し、且つ前記系統電圧に前記電圧低下による異常が生じた場合に前記保持された正常な位相情報を前記選択位相情報として選択する位相情報切替ユニットと、
    　前記設定した出力電流の振幅と前記選択位相情報とに基づいて、前記電力変換器の出力電流の電流値を設定する出力電流値設定ユニットとを備える、制御装置。
  2. 　請求項１に記載の制御装置において、
    　前記位相情報保持ユニットは、前記系統電圧に前記電圧低下による異常が生じたと判定された時までに抽出された少なくとも１サイクル分の位相情報を保持し、前記系統電圧に前記電圧低下による異常が生じた場合に、前記保持した位相情報を前記出力電流値設定ユニットに順次供給する、制御装置。
  3. 　請求項１に記載の制御装置において、
    　前記位相情報保持ユニットは、前記電圧低下による異常が生じたと判定される時までに抽出された所定個の位相情報を保持し、前記系統電圧に前記電圧低下による異常が生じた場合に、前記保持した所定個の位相情報に基づいて位相情報を算出して前記出力電流値設定ユニットに順次供給する、制御装置。
  4. 　請求項１～３のいずれか１項に記載の制御装置において、
    　前記系統電圧情報抽出ユニットは、αβ変換又は瞬時正相変換を用いて前記系統電圧の振幅及び位相情報を抽出するαβ変換器又は瞬時正相変換器を含む、制御装置。
  5. 　請求項１～４のいずれか１項に記載の制御装置において、
    　前記系統電圧に前記電圧低下による異常が生じたと判定された後に前記系統電圧が正常状態に復帰する場合、前記位相情報切替ユニットは、前記抽出された位相情報を前記選択位相情報として選択し、前記選択位相情報を遅延ユニットにて所定時間遅延させて出力電流値設定ユニットに供給する、制御装置。
  6. 　発電装置にて発電された電力を電力系統に出力可能な交流電力に変換動作する電力変換器と、請求項１～５のいずれか１項に記載の制御装置とを備える系統連系用電力変換装置。
PCT/JP2012/074553 2011-10-07 2012-09-25 系統連系用電力変換装置の制御装置、及び系統連系用電力変換装置 WO2013051429A1 (ja)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201280044344.1A CN103797701A (zh) 2011-10-07 2012-09-25 系统互连用电力转换装置的控制装置及系统互连用电力转换装置

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2011223190A JP5760930B2 (ja) 2011-10-07 2011-10-07 系統連系用電力変換装置の制御装置、及び系統連系用電力変換装置
JP2011-223190 2011-10-07

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2013051429A1 true WO2013051429A1 (ja) 2013-04-11

Family

ID=48043591

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2012/074553 WO2013051429A1 (ja) 2011-10-07 2012-09-25 系統連系用電力変換装置の制御装置、及び系統連系用電力変換装置

Country Status (3)

Country Link
JP (1) JP5760930B2 (ja)
CN (1) CN103797701A (ja)
WO (1) WO2013051429A1 (ja)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP3579370A1 (de) * 2018-06-05 2019-12-11 Nordex Energy GmbH Verfahren zum betrieb einer windenergieanlage
JP7535782B2 (ja) 2020-10-28 2024-08-19 学校法人同志社 系統連系インバータシステムの制御方法

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP6383156B2 (ja) * 2013-03-01 2018-08-29 学校法人中部大学 出力制御回路
EP2922193A1 (en) * 2014-03-20 2015-09-23 Panasonic Intellectual Property Management Co., Ltd. Power conversion apparatus and control method for power conversion apparatus
JP6361398B2 (ja) * 2014-09-16 2018-07-25 日新電機株式会社 系統連系用電力変換装置の制御装置、及び系統連系用電力変換装置
JP6103155B2 (ja) 2014-09-30 2017-03-29 株式会社安川電機 電力変換装置、発電システムおよび電流制御方法
JP6030263B1 (ja) 2016-06-30 2016-11-24 田淵電機株式会社 系統連系用電力変換装置、及びその出力電流制御方法

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH07227044A (ja) * 1994-02-07 1995-08-22 Toshiba Corp 交直変換装置の制御装置
JP2000014162A (ja) * 1998-06-17 2000-01-14 Sanyo Electric Co Ltd 系統連系用インバータ
JP2008059968A (ja) * 2006-09-01 2008-03-13 Matsushita Electric Ind Co Ltd 燃料電池システム
JP2011036040A (ja) * 2009-07-31 2011-02-17 Renesas Electronics Corp 系統連系システム及び系統連系方法

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP3547355B2 (ja) * 1999-12-28 2004-07-28 株式会社日立製作所 電力変換システム

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH07227044A (ja) * 1994-02-07 1995-08-22 Toshiba Corp 交直変換装置の制御装置
JP2000014162A (ja) * 1998-06-17 2000-01-14 Sanyo Electric Co Ltd 系統連系用インバータ
JP2008059968A (ja) * 2006-09-01 2008-03-13 Matsushita Electric Ind Co Ltd 燃料電池システム
JP2011036040A (ja) * 2009-07-31 2011-02-17 Renesas Electronics Corp 系統連系システム及び系統連系方法

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP3579370A1 (de) * 2018-06-05 2019-12-11 Nordex Energy GmbH Verfahren zum betrieb einer windenergieanlage
JP7535782B2 (ja) 2020-10-28 2024-08-19 学校法人同志社 系統連系インバータシステムの制御方法

Also Published As

Publication number Publication date
JP5760930B2 (ja) 2015-08-12
CN103797701A (zh) 2014-05-14
JP2013085364A (ja) 2013-05-09

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2013051429A1 (ja) 系統連系用電力変換装置の制御装置、及び系統連系用電力変換装置
US7453674B2 (en) Method for protecting an electric generator
EP3176802B1 (en) System and method for verifying circuit-breaker means of an ac/dc converter
CA2720999A1 (en) Method and area electric power system detecting islanding by employing controlled reactive power injection by a number of inverters
JP5946291B2 (ja) 変換器、変換器の制御方法及び変換器の制御プログラム
JP6706384B2 (ja) 電力変換装置およびそのテスト方法
US20150130379A1 (en) Ground fault detecting circuit and power converting device including the same
KR101646170B1 (ko) 계통연계운전 및 독립운전을 수행하는 전력시스템 제어 방법
JP6681476B2 (ja) 電力変換装置および電力変換装置の制御方法
US9935463B2 (en) Redundant point of common coupling (PCC) to reduce risk of microgrid's islanding
EP3252908B1 (en) Power management device configured to determine mounting directions of current sensors of a power grid
KR101673494B1 (ko) 독립 자립 운전 제어 장치
Gaillard et al. A fault tolerant converter topology for wind energy conversion system with doubly fed induction generator
Wang Improved control strategy of grid-forming inverters for fault ride-through in a microgrid system
US20230155520A1 (en) Power conversion device
JP6141227B2 (ja) パワーコンディショナ
KR20200088159A (ko) 계통 연계형 인버터 및 계통 연계형 인버터의 단독 운전 검출 방법
JP5896879B2 (ja) 電源装置及び同期投入装置
JP2004096871A (ja) 分散型電源設備の連系保護システム
US12095257B2 (en) Controlling an inverter to emulate synchronous generator under fault conditions
AU2021442185B2 (en) Method of controlling a power converter, converter arrangement and computer program product
JP2019054641A (ja) 電力変換装置
US12140613B2 (en) Open-phase detection circuit and power conversion apparatus
JP7226560B2 (ja) 再生可能エネルギー発電プラントシステムおよびプラント制御装置
JP2003047156A (ja) 分散型電源設備の連系保護システム

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 12837941

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 12837941

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1