(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
非同期又は異周波数の第１交流系統と第２交流系統とを電力変換器を介して直流系統で連系し前記第１交流系統と前記第２交流系統との間で電力潮流を融通する直流連系系統の制御装置において、前記第１交流系統の周波数を検出する第１周波数検出器と、前記第１周波数検出器で検出された第１周波数と第１基準周波数とから第１周波数変動量を演算する第１周波数偏差演算部と、前記第１周波数変動量を前記第１交流系統の第１電力変動量に変換する第１電力変動量演算部と、前記第２交流系統の周波数を検出する第２周波数検出器と、前記第２周波数検出器で検出された第２周波数と第２基準周波数とから第２周波数変動量を演算する第２周波数偏差演算部と、前記第２周波数変動量を前記第２交流系統の第２電力変動量に変換する第２電力変動量演算部と、前記第１電力変動量及び前記第２電力変動量の極性を判定する電力変動量極性判定部と、前記電力変動量極性判定部が前記第１電力変動量及び前記第２電力変動量のいずれか一方が正で他方が負であると判定しているときは正の交流系統から負の交流系統に正の電力変動量を相殺するように電力変動を補償する電力量変動補償制御部を備えたことを特徴とする直流連系系統の制御装置。
【請求項２】
非同期又は異周波数の第１交流系統と第２交流系統とを電力変換器を介して直流系統で連系し前記第１交流系統と前記第２交流系統との間で電力潮流を融通する直流連系系統の制御装置において、前記第１交流系統の周波数を検出する第１周波数検出器と、前記第１周波数検出器で検出された第１周波数に含まれる第１短周期変動成分を抽出する第１短周期変動成分検出部と、前記第１短周期変動成分を前記第１交流系統の第１電力変動量に変換する第１電力変動量演算部と、前記第２交流系統の周波数を検出する第２周波数検出器と、前記第２周波数検出器で検出された第２周波数に含まれる第２短周期変動成分を抽出する第２短周期変動成分検出部と、前記第２短周期変動成分を前記第２交流系統の第２電力変動量に変換する第２電力変動量演算部と、前記第１電力変動量及び前記第２電力変動量の極性を判定する電力変動量極性判定部と、前記電力変動量極性判定部が前記第１電力変動量及び前記第２電力変動量のいずれか一方が正で他方が負であると判定しているときは正の交流系統から負の交流系統に正の電力変動量を相殺するように電力変動を補償する電力量変動補償制御部を備えたことを特徴とする直流連系系統の制御装置。
【請求項３】
前記電力変動量補償制御部は、前記電力変動量極性判定部が前記第１電力変動量及び前記第２電力変動量の双方が正または負であると判定しているときは、前記第１電力変動量と前記第２電力変動量とが平均化するように電力変動を補償することを特徴とする請求項１または２に記載の直流連系系統の制御装置。
【請求項４】
前記電力変動量補償制御部は、前記電力変動量極性判定部が前記第１電力変動量及び前記第２電力変動量の双方が正または負であると判定しているときは、前記第１周波数変動量と前記第２周波数変動量とが平均化するように周波数変動を補償することを特徴とする請求項１または２に記載の直流連系系統の制御装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、非同期又は異周波数の第１交流系統と第２交流系統とを電力変換器を介して直流系統で連系した直流連系系統の制御装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
非同期又は異周波数の第１交流系統と第２交流系統とを電力変換器を介して直流系統で連系し、第１交流系統と第２交流系統との間で電力潮流を融通する直流連系系統がある。図５は、基準周波数が５０Ｈｚの第１交流系統１１と基準周波数が６０Ｈｚの第２交流系統１２とを電力変換器１３ａ、１３ｂを介して直流系統１４で連系し、第２交流系統１２から第１交流系統１１に電力Ｐｒを融通している場合を示している。通常、第２交流系統１２から第１交流系統１１への電力Ｐｒの融通は、予め設定された電力融通量設定値に基づき行われる。
【０００３】
図６は、基準周波数に対する第１交流系統の周波数変動量ΔＦ１（以下、第１周波数変動量ΔＦという）及び第２交流系統の基準周波数に対する周波数変動量ΔＦ２（以下、第２周波数変動量という）の一例を示すグラフである。第１交流系統１１及び第２交流系統１２は、自己の交流系統内の電力の総需要量Ｐ１、Ｐ２に対して供給電力Ｐｓ１、Ｐｓ２が一致しているときは周波数変動は生じないが、電力の総需要量Ｐ１、Ｐ２に対して供給電力Ｐｓ１、Ｐｓ２の過不足が生じると周波数変動が生じる。第１交流系統１１と第２交流系統１２とは、第２交流系統１２から第１交流系統１１に電力Ｐｒの融通をしているが、非同期で運用されており、自己の交流系統内の電力の総需要量Ｐ１、Ｐ２と供給電力Ｐｓ１、Ｐｓ２との関係により、第１周波数変動量ΔＦ１と第２周波数変動量ΔＦ２とは互いに無関係に変動している。
【０００４】
ここで、交流系統に太陽光発電設備が大量に導入されると、太陽光発電設備の発電電力の増減が交流系統に与える影響が大きくなり、各々の交流系統でのＬＦＣ（周波数制御）の調整容量不足が懸念される。そこで、第２交流系統１２から第１交流系統１１に電力Ｐｒを融通している状態で、第１交流系統１１の周波数変動を補償するために第２交流系統１２から第１交流系統１１へ向けて潮流制御することも考えられる。
【０００５】
一方の交流系統と他方の交流系統とを直流連系系統で連系し、一つの送電路を用いて最小運転電流以下の直流電流による低電力域でも安定して送電を行うことができるようにしたものがある（例えば、特許文献１参照）。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００６】
【特許文献１】特開平１１−２５２７９０号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００７】
しかし、第１交流系統１１の第１周波数変動量ΔＦ１を補償するために第２交流系統１２から第１交流系統１１へ向けて潮流制御すると、第２交流系統１２の周波数変動量ΔＦ２に悪影響を及ぼす可能性がある。
【０００８】
図７は、第１交流系統の第１周波数変動量ΔＦ１を補償した場合の波形図である。一般に、電力系統の電力需要変動量（電力変動量）ΔＰと周波数変動量ΔＦとの関係は、電力系統の周波数特性定数をＫとしたとき、（１）式で示される。  
【０００９】
ΔＰ＝−Ｋ・ΔＦ  …（１）
このことから、第１交流系統１１の第１周波数変動量ΔＦ１は、第１交流系統１１の電力変動量ΔＰ１（以下、第１電力変動量ΔＰ１という）が負になったときは正となり、第１電力変動量ΔＰ１が正になったときは負となる。同様に、第２交流系統１２の第２周波数変動量ΔＦ２は、第２交流系統１２の電力変動量ΔＰ２（以下、第２電力変動量ΔＰ２という）が負になったときは正となり、第２電力変動量ΔＰ２が正になったときは負となる。
【００１０】
図７では、第１交流系統１１の第１周波数変動量ΔＦ１を補償するための第１補償分電力量ΔＰｃ１を第２交流系統１２から第１交流系統１１に供給した場合を示している。
【００１１】
すなわち、第１交流系統１１の第１周波数変動量ΔＦ１を補償するために、第１交流系統１１の第１周波数変動量ΔＦ１を打ち消す方向に第１補償分電力量ΔＰｃ１を第２交流系統１２から第１交流系統１１に向かって流すことになる。これにより、第１交流系統１１の第１周波数変動量ΔＦに起因する第１電力変動量ΔＰ１が第１補償分電力量ΔＰｃ１により相殺され、補償後の第１電力変動量ΔＰ１’はほとんど零になる。
【００１２】
一方、第２交流系統１２では、第１交流系統１１の周波数変動補償を行った結果、第１補償分電力量ΔＰｃ１に相当する第２補償分電力量ΔＰｃ２が第２電力変動量ΔＰ２に重畳することになる。特に、第２電力変動量ΔＰ２と第２補償分電力量ΔＰｃ２とが同極性（同位相）の場合には、第２補償分電力量ΔＰｃ２が第２電力変動量ΔＰ２を相殺するどころか逆に相乗することになるので、補償後の第２電力変動量ΔＰ２’が却って増加する。結果的に第２周波数変動量ΔＦ２が増加する恐れがある。
【００１３】
本発明の目的は、直流連系系統で連系された一方の交流系統の電力変動量を抑制しつつ、他方の交流系統の電力変動量を補償できる直流連系系統の制御装置を提供することである。
【課題を解決するための手段】
【００１４】
請求項１の発明に係る直流連系系統の制御装置は、非同期又は異周波数の第１交流系統と第２交流系統とを電力変換器を介して直流系統で連系し前記第１交流系統と前記第２交流系統との間で電力潮流を融通する直流連系系統の制御装置において、前記第１交流系統の周波数を検出する第１周波数検出器と、前記第１周波数検出器で検出された第１周波数と第１基準周波数とから第１周波数変動量を演算する第１周波数偏差演算部と、前記第１周波数変動量を前記第１交流系統の第１電力変動量に変換する第１電力変動量演算部と、前記第２交流系統の周波数を検出する第２周波数検出器と、前記第２周波数検出器で検出された第２周波数と第２基準周波数とから第２周波数変動量を演算する第２周波数偏差演算部と、前記第２周波数変動量を前記第２交流系統の第２電力変動量に変換する第２電力変動量演算部と、前記第１電力変動量及び前記第２電力変動量の極性を判定する電力変動量極性判定部と、前記電力変動量極性判定部が前記第１電力変動量及び前記第２電力変動量のいずれか一方が正で他方が負であると判定しているときは正の交流系統から負の交流系統に正の電力変動量を相殺するように電力変動を補償する電力量変動補償制御部を備えたことを特徴とする。
【００１５】
請求項２の発明に係る直流連系系統の制御装置は、非同期又は異周波数の第１交流系統と第２交流系統とを電力変換器を介して直流系統で連系し前記第１交流系統と前記第２交流系統との間で電力潮流を融通する直流連系系統の制御装置において、前記第１交流系統の周波数を検出する第１周波数検出器と、前記第１周波数検出器で検出された第１周波数に含まれる第１短周期変動成分を抽出する第１短周期変動成分検出部と、前記第１短周期変動成分を前記第１交流系統の第１電力変動量に変換する第１電力変動量演算部と、前記第２交流系統の周波数を検出する第２周波数検出器と、前記第２周波数検出器で検出された第２周波数に含まれる第２短周期変動成分を抽出する第２短周期変動成分検出部と、前記第２短周期変動成分を前記第２交流系統の第２電力変動量に変換する第２電力変動量演算部と、前記第１電力変動量及び前記第２電力変動量の極性を判定する電力変動量極性判定部と、前記電力変動量極性判定部が前記第１電力変動量及び前記第２電力変動量のいずれか一方が正で他方が負であると判定しているときは正の交流系統から負の交流系統に正の電力変動量を相殺するように電力変動を補償する電力量変動補償制御部を備えたことを特徴とする。
【００１６】
請求項３の発明に係る直流連系系統の制御装置は、請求項１または２において、前記電力変動量補償制御部は、前記電力変動量極性判定部が前記第１電力変動量及び前記第２電力変動量の双方が正または負であると判定しているときは、前記第１電力変動量と前記第２電力変動量とが平均化するように電力変動を補償することを特徴とする。
【００１７】
請求項４の発明に係る直流連系系統の制御装置は、請求項１または２において、前記電力変動量補償制御部は、前記電力変動量極性判定部が前記第１電力変動量及び前記第２電力変動量の双方が正または負であると判定しているときは、前記第１周波数変動量と前記第２周波数変動量とが平均化するように周波数変動を補償することを特徴とする。
【発明の効果】
【００１８】
請求項１の発明によれば、第１交流系統の第１周波数変動量を第１電力変動量に変換し、第２交流系統の第２周波数変動量を第２電力変動量に変換し、第１電力変動量及び第２電力変動量のいずれか一方が正で他方が負のときは、正の交流系統から負の交流系統に正の電力変動量を相殺するように電力変動を補償するので、一方の交流系統の電力変動量を抑制しつつ、他方の交流系統の電力変動量を補償できる。
【００１９】
請求項２の発明によれば、第１交流系統の第１周波数に含まれる第１短周期変動成分を第１電力変動量に変換し、第２交流系統の第２周波数に含まれる第２短周期変動成分を第２電力変動量に変換し、第１電力変動量及び第２電力変動量のいずれか一方が正で他方が負のときは、正の交流系統から負の交流系統に正の電力変動量を相殺するように電力変動を補償するので、一方の交流系統の電力変動量を抑制しつつ、他方の交流系統における短周期の負荷変動に対しての電力変動量を有効に補償できる。
【００２０】
請求項３の発明によれば、請求項１または２の発明の効果に加え、第１電力変動量及び第２電力変動量の双方が正または負のときは、第１電力変動量と第２電力変動量とが平均化するように電力変動を補償するので、第１電力変動量及び第２電力変動量の双方が正または負のときであっても、第１の交流系統と第２の交流系統との双方の電力変動を均一化できる。
【００２１】
請求項４の発明によれば、請求項１または２の発明の効果に加え、第１電力変動量及び第２電力変動量の双方が正または負のときは、第１周波数変動量と第２周波数変動量とが平均化するように周波数変動を補償するので、第１電力変動量及び第２電力変動量の双方が正または負のときであっても、第１の交流系統と第２の交流系統との双方の周波数変動を均一化できる。
【図面の簡単な説明】
【００２２】
【図１】本発明の第１の実施の形態に係る直流連系系統の制御装置の構成図。
【図２】本発明の第１の実施の形態に係る直流連系系統の制御装置により交流系統の電力変動量を補償した場合の一例を示す波形図。
【図３】本発明の第１の実施の形態に係る直流連系系統の制御装置により交流系統の電力変動量を補償した場合の他の一例を示す波形図。
【図４】本発明の第２の実施の形態に係る直流連系系統の制御装置の構成図。
【図５】第１交流系統と第２交流系統とを電力変換器を介して直流系統で連系した従来の直流連系系統の構成図。
【図６】従来の直流連系系統における第１交流系統の第１電力変動量及び第２交流系統の第２電力変動量の一例を示すグラフ。
【図７】従来の直流連系系統における第１交流系統の第１電力変動量を補償した場合の波形図。
【発明を実施するための形態】
【００２３】
以下、本発明の実施の形態を説明する。図１は本発明の第１の実施の形態に係る直流連系系統の制御装置の構成図である。直流連系系統は、基準周波数が５０Ｈｚの第１交流系統１１と、基準周波数が６０Ｈｚの第２交流系統１２とを電力変換器１３ａ、１３ｂ介して直流系統１４で連系して構成されている。第１交流系統１１と第２交流系統１２とは非同期であり、周波数変動成分の位相や電力の総需要量はそれぞれ異なっている。図１では、第２交流系統１２から第１交流系統１１に電力Ｐｒを融通している場合を示している。この電力Ｐｒの融通は、電力潮流制御部１５により、予め設定された電力融通量設定値Ｐｒになるように電力変換器１３ａ、１３ｂを制御して行われる。
【００２４】
第１交流系統１１の周波数ｆ１は第１周波数検出器１６で検出され、第１周波数偏差演算部１７に入力される。第１周波数偏差演算部１７は、第１周波数検出器１６で検出された第１周波数ｆ１と第１交流系統１１の第１基準周波数ｆｒ１（５０Ｈｚ）との差分を演算し、第１周波数変動量ΔＦ１として第１電力変動量演算部１８に出力する。第１電力変動量演算部１８は、第１周波数変動量ΔＦ１及び第１交流系統１１の周波数特性定数をＫ１に基づいて、（１）式により第１周波数変動量ΔＦ１を第１交流系統１１の第１電力変動量ΔＰ１に変換し、電力変動量極性判定部２５に出力する。
【００２５】
ここで、第１周波数変動量ΔＦ１を第１電力変動量ΔＰ１に変換するにあたり、第１交流系統１１の周波数特性定数Ｋ１を考慮に入れるのは、交流系統の電力変動量は周波数変動として現れ、交流系統全体の電力の総需要量に応じて周波数偏差が異なってくるからである。交流系統全体の電力の総需要量が小さいときは、同じ電力変動量であっても周波数偏差が大きくなり、逆に、交流系統全体の電力の総需要量が大きいときは、同じ電力変動量であっても周波数偏差が小さくなるからである。
【００２６】
第２交流系統１２についても同様に、第２交流系統１２の周波数ｆ２は第２周波数検出器２０で検出され、第２周波数偏差演算部２１に入力される。第２周波数偏差演算部２１は、第２周波数検出器２０で検出された第２周波数ｆ２と第２交流系統１２の第２基準周波数ｆｒ２（６０Ｈｚ）との差分を演算し、第２周波数変動量ΔＦ２として第２電力変動量演算部２２に出力する。第２電力変動量演算部２２は、第２周波数変動量ΔＦ２及び第２交流系統１２の周波数特性定数Ｋ２に基づいて、第２周波数変動量ΔＦ２を第２交流系統１２の第２電力変動量ΔＰ２に変換し、電力変動量極性判定部２５に出力する。
【００２７】
電力変動量極性判定部２５は、第１電力変動量ΔＰ１及び第２電力変動量ΔＰ２の極性を判定する。例えば、第１周波数ｆ１が第１基準周波数ｆｒ１より大きいときは第１周波数変動量ΔＦ１は正であり第１電力変動量ΔＰ１は負であるので、第１電力変動量ΔＰ１は負であると判定する。同様に、第１周波数ｆ１が第１基準周波数ｆｒ１より小さいときは第１周波数変動量ΔＦ１は負であり第１電力変動量ΔＰ１は正であるので、第１電力変動量ΔＰ１は正であると判定する。つまり、第１電力変動量ΔＰ１及び第２電力変動量ΔＰの増加方向や減少方向の変化状態ではなく、極性が正であるときは正と判定し、極性が負であるときは負であると判定する。
【００２８】
電力変動量補償制御部１９は、電力変動量極性判定部２５での第１電力変動量ΔＰ１及び第２電力変動量ΔＰ２の極性を入力し、第１電力変動量ΔＰ１及び第２電力変動量ΔＰ２のいずれか一方が正で他方が負であるときは、正の交流系統から負の交流系統に正の電力変動量を相殺するように、電力変換器１３ａ、１３ｂを制御し電力変動を補償する。
【００２９】
この場合、電力変動量補償制御部１９は、第２交流系統１２から第１交流系統１１に予め設定された電力融通量Ｐｒを供給しているので、予め設定された電力融通量Ｐｒに加算して電力変動を補償することになる。従って、第２交流系統１２から第１交流系統１１への電力融通量が最大可能融通量を超えないように制御される。つまり、電力融通量Ｐｒと補償分電力量との合計が、最大可能融通量を超えるときは最大可能融通量に制限がかけられる。
【００３０】
図２は、本発明の第１の実施の形態に係る直流連系系統の制御装置により交流系統の電力変動量を補償した場合の一例を示す波形図である。いま、時点ｔ１で第１交流系統１１の第１電力変動量ΔＰ１の補償を開始したとする。
【００３１】
時点ｔ１〜時点ｔ２においては、第１交流系統１１の第１電力変動量ΔＰ１は極性が負であり、第２交流系統１２の第２電力変動量ΔＰ２は極性が正である。従って、電力変動量補償制御部１９は、正の第２交流系統１２から負の第１交流系統１１に補償分電力量を流すように電力変換器１３ａ、１３ｂを制御する。
【００３２】
すなわち、正の第２電力変動量ΔＰ２を相殺するように、第２補償分電力量ΔＰｃ２を演算し、第２補償分電力量ΔＰｃ２に相当する第１補償分電力量ΔＰｃ１を第１交流系統１１に流すように電力変換器１３ａ、１３ｂを制御する。これにより、時点ｔ１〜時点ｔ２においては、第２交流系統１２の補償後の第２電力変動量ΔＰ２’はほぼ零となり、第１交流系統１１の補償後の第１電力変動量ΔＰ１’は、第１電力変動量ΔＰ１と第２補償分電力量ΔＰｃ２に相当する第１補償分電力量ΔＰｃ１との和となる。
【００３３】
時点ｔ２〜時点ｔ３においては、第１交流系統１１の第１電力変動量ΔＰ１は極性が正であり、第２交流系統１２の第２電力変動量ΔＰ２も極性が正であり双方ともに正である。従って、電力変動量補償制御部１９は、電力変動量の補償制御は行わない。
【００３４】
時点ｔ３〜時点ｔ４においては、第１交流系統１１の第１電力変動量ΔＰ１は極性が正であり、第２交流系統１２の第２電力変動量ΔＰ２は極性が負である。従って、電力変動量補償制御部１９は、正の第１交流系統１１から負の第２交流系統１２に補償分電力量を流すように電力変換器１３ａ、１３ｂを制御する。
【００３５】
すなわち、正の第１電力変動量ΔＰ１を相殺するように、第１補償分電力量ΔＰｃ１を演算し、第１補償分電力量ΔＰｃ１に相当する第２補償分電力量ΔＰｃ２を第２交流系統１２に流すように電力変換器１３ａ、１３ｂを制御する。これにより、時点ｔ３〜時点ｔ４においては、第１交流系統１１の補償後の第１電力変動量ΔＰ１’はほぼ零となり、第２交流系統１２の補償後の第２電力変動量ΔＰ２’は、第２電力変動量ΔＰ２と第１補償分電力量ΔＰｃ１に相当する第２補償分電力量ΔＰｃ２との和となる。
【００３６】
時点ｔ４〜時点ｔ５においては、第１交流系統１１の第１電力変動量ΔＰ１は極性が負であり、第２交流系統１２の第２電力変動量ΔＰ２も極性が負であり双方ともに負である。従って、電力変動量補償制御部１９は、電力変動量の補償制御は行わない。
【００３７】
以下、同様に、時点ｔ５〜時点ｔ６においては、第１交流系統１１の第１電力変動量ΔＰ１は極性が負であり、第２交流系統１２の第２電力変動量ΔＰ２は極性が正であるので、正の第２電力変動量ΔＰ２を相殺するように、第２補償分電力量ΔＰｃ２に相当する第１補償分電力量ΔＰｃ１を第１交流系統１１に流すように電力変換器１３ａ、１３ｂを制御する。
【００３８】
時点ｔ６〜時点ｔ７においては、第１交流系統１１の第１電力変動量ΔＰ１は極性が正であり、第２交流系統１２の第２電力変動量ΔＰ２は極性が負であるので、正の第１電力変動量ΔＰ１を相殺するように、第１補償分電力量ΔＰｃ１に相当する第２補償分電力量ΔＰｃ２を第２交流系統１２に流すように電力変換器１３ａ、１３ｂを制御する。
【００３９】
時点ｔ７〜時点ｔ８においては、第１交流系統１１の第１電力変動量ΔＰ１は極性が正であり、第２交流系統１２の第２電力変動量ΔＰ２も極性が正であり双方ともに正であるので、電力変動量の補償制御は行わない。
【００４０】
時点ｔ８以降においては、第１交流系統１１の第１電力変動量ΔＰ１は極性が負であり、第２交流系統１２の第２電力変動量ΔＰ２は極性が正であるので、正の第２電力変動量ΔＰ２を相殺するように、第２補償分電力量ΔＰｃ２に相当する第１補償分電力量ΔＰｃ１を第１交流系統１１に流すように電力変換器１３ａ、１３ｂを制御する。
【００４１】
このように、第１電力変動量ΔＰ１及び第２電力変動量ΔＰ２のいずれか一方が正で他方が負のとき、正の交流系統から負の交流系統に正の電力変動量を相殺するように電力変動を補償するので、一方の交流系統の電力変動量を完全に除去することはできないが、他方の交流系統の電力変動量を増大させることなく、一方の交流系統の電力変動量を補償することができる。
【００４２】
以上の説明では、第１電力変動量ΔＰ１及び第２電力変動量ΔＰ２の双方が正または負のときは、電力変動量の補償制御は行わないようにしたが、第１電力変動量ΔＰ１及び第２電力変動量ΔＰ２の双方が正または負のときには第１電力変動量ΔＰ１と第２電力変動量ΔＰ２とが平均化するように電力変動を補償するようにしてもよい。
【００４３】
図３は、第１電力変動量ΔＰ１及び第２電力変動量ΔＰ２の双方が正または負のときに、第１電力変動量ΔＰ１と第２電力変動量ΔＰ２とが平均化するように電力変動を補償した場合の波形図である。
【００４４】
図３において、時点ｔ１〜時点ｔ２、時点ｔ５〜時点ｔ６、時点ｔ８以降においては、図２に示した場合と同様に、第１交流系統１１の第１電力変動量ΔＰ１は極性が負であり、第２交流系統１２の第２電力変動量ΔＰ２は極性が正であるので、正の第２交流系統１２から負の第１交流系統１１に補償分電力量を流すように電力変換器１３ａ、１３ｂを制御する。
【００４５】
また、時点ｔ３〜時点ｔ４、時点ｔ６〜時点ｔ７においては、図２に示した場合と同様に、第１交流系統１１の第１電力変動量ΔＰ１は極性が正であり、第２交流系統１２の第２電力変動量ΔＰ２は極性が負であるので、正の第１交流系統１１から負の第２交流系統１２に補償分電力量を流すように電力変換器１３ａ、１３ｂを制御する。
【００４６】
一方、時点ｔ２〜時点ｔ３、時点ｔ７〜時点ｔ８においては、第１交流系統１１の第１電力変動量ΔＰ１は極性が正であり、第２交流系統１２の第２電力変動量ΔＰ２も極性が正であり双方ともに正である。この場合、第１電力変動量ΔＰ１と第２電力変動量ΔＰ２とが正で平均化するように電力変動を補償する。
【００４７】
また、時点ｔ４〜時点ｔ５おいては、第１交流系統１１の第１電力変動量ΔＰ１は極性が負であり、第２交流系統１２の第２電力変動量ΔＰ２も極性が負であり双方ともに負である。この場合、第１電力変動量ΔＰ１と第２電力変動量ΔＰ２とが負で平均化するように電力変動を補償する。
【００４８】
例えば、時点ｔ２〜時点ｔ３では、第１電力変動量ΔＰ１は極性が正であり増加方向に変化している。また、第２電力変動量ΔＰ２は極性が正であるが減少方向に変化している。従って、電力変動量の補償制御は行わない場合には、第１電力変動量ΔＰ１はそのまま増加方向に変化し、第２電力変動量ΔＰ２はそのまま減少方向に変化する。そこで、第１電力変動量ΔＰ１の増加方向の変化を抑制するとともに、第２電力変動量ΔＰ２の減少方向の変化を抑制するように電力変動を補償する。
【００４９】
すなわち、電力変動量の補償制御を行わない場合の時点ｔ２〜時点ｔ３の電力変動量ΔＰ１、ΔＰ２の積算値が、時点ｔ２〜時点ｔ３の時間幅でほぼ均等に分布するように、電力変動量補償制御部１９は、第１補償分電力量ΔＰｃ１、第２補償分電力量ΔＰｃ２を算出し、電力潮流制御部１５は、第１電力変動量ΔＰ１と第２電力変動量ΔＰ２とが平均化するように電力を融通し、第１交流系統１１及び第２交流系統１２との間で電力変動を補償する。これにより、補償後の第１電力変動量ΔＰ１’、補償後の第２電力変動量ΔＰ２’は、時点ｔ２〜時点ｔ３の時間幅において、正で平均化された電力変動量となる。
【００５０】
時点ｔ７〜時点ｔ８では、第１電力変動量ΔＰ１は極性が正であるが減少方向に変化している。また、第２電力変動量ΔＰ２は極性が正であり増加方向に変化している。従って、電力変動量の補償制御は行わない場合には、第１電力変動量ΔＰ１はそのまま減少方向に変化し、第２電力変動量ΔＰ２はそのまま増加方向に変化する。そこで、第１電力変動量ΔＰ１の減少方向の変化を抑制するとともに、第２電力変動量ΔＰ２の増加方向の変化を抑制するように電力変動を補償する。
【００５１】
すなわち、電力変動量の補償制御を行わない場合の時点ｔ７〜時点ｔ８の電力変動量ΔＰ１、ΔＰ２の積算値が、時点ｔ７〜時点ｔ８の時間幅でほぼ均等に分布するように、電力変動量補償制御部１９は、第１補償分電力量ΔＰｃ１、第２補償分電力量ΔＰｃ２を算出し、電力潮流制御部１５は、第１電力変動量ΔＰ１と第２電力変動量ΔＰ２とが平均化するように電力を融通し、第１交流系統１１及び第２交流系統１２との間で電力変動を補償する。これにより、補償後の第１電力変動量ΔＰ１’、補償後の第２電力変動量ΔＰ２’は、時点ｔ７〜時点ｔ８の時間幅において、正で平均化された電力変動量となる。
【００５２】
また、第１交流系統１１の第１電力変動量ΔＰ１及び第２交流系統１２の第２電力変動量ΔＰ２の双方が負であるときは、第１電力変動量ΔＰ１と第２電力変動量ΔＰ２とが負で平均化するように電力変動を補償する。
【００５３】
例えば、時点ｔ４〜時点ｔ５おいては、第１電力変動量ΔＰ１は極性が負であり減少方向に変化している。また、第２電力変動量ΔＰ２は極性が負であるが増加方向に変化している。従って、電力変動量の補償制御は行わない場合には、第１電力変動量ΔＰ１はそのまま減少方向に変化し、第２電力変動量ΔＰ２はそのまま増加方向に変化する。そこで、第１電力変動量ΔＰ１の減少方向の変化を抑制するとともに、第２電力変動量ΔＰ２の増加方向の変化を抑制するように電力変動を補償する。
【００５４】
すなわち、電力変動量の補償制御を行わない場合の時点ｔ４〜時点ｔ５の電力変動量ΔＰ１、ΔＰ２の積算値が、時点ｔ４〜時点ｔ５の時間幅でほぼ均等に分布するように、電力変動量補償制御部１９は、第１補償分電力量ΔＰｃ１、第２補償分電力量ΔＰｃ２を算出し、電力潮流制御部１５は、第１電力変動量ΔＰ１と第２電力変動量ΔＰ２とが平均化するように電力を融通し、第１交流系統１１及び第２交流系統１２との間で電力変動を補償する。これにより、補償後の第１電力変動量ΔＰ１’、補償後の第２電力変動量ΔＰ２’は、時点ｔ４〜時点ｔ５の時間幅において、負で平均化された電力変動量となる。
【００５５】
このように、第１電力変動量ΔＰ１及び第２電力変動量ΔＰ２の双方が正または負のとき、第１電力変動量ΔＰ１と第２電力変動量ΔＰ２とが平均化するように電力変動を補償するので、第１電力変動量ΔＰ１及び第２電力変動量ΔＰ２の双方が正または負のときであっても、第１の交流系統１１と第２の交流系統１２との双方の電力変動を正または負で均一化できる。
【００５６】
以上の説明では、第１電力変動量ΔＰ１及び第２電力変動量ΔＰ２の双方が正または負のときには、第１電力変動量と第２電力変動量とが平均化するように電力変動を補償するようにしたが、第１周波数変動量ΔＦ１と第２周波数変動量ΔＦ２とが平均化するように電力変動を補償するようにしてもよい。
【００５７】
これは、第１交流系統１１の系統規模と第２交流系統１２の系統規模との相違により、周波数特性定数Ｋ１、Ｋ２が異なるので、第１電力変動量ΔＰ１と第２電力変動量ΔＰ２とを平均化しても第１周波数変動量ΔＦ１と第２周波数変動量ΔＦ２とが平均化できない場合があるからである。つまり、第１交流系統１１の周波数特性定数Ｋ１と第２交流系統１２の周波数特性定数Ｋ２との大きさが大幅に異なるときは第１周波数変動量ΔＦ１と第２周波数変動量ΔＦ２とを平均化するように電力変動を補償する。
【００５８】
次に、本発明の第２の実施の形態を説明する。図４は本発明の第２の実施の形態に係る直流連系系統の制御装置の構成図である。この第２の実施の形態は、図１に示した第１の実施の形態に対し、第１周波数偏差演算部１７及び第２周波数偏差演算部２１に代えて、第１短周期変動成分検出部２３及び第２短周期変動成分検出部２４を設けたものである。図１に示した第１の実施の形態と同一要素には同一符号を付し重複する説明は省略する。
【００５９】
第１交流系統１１の第１短周期変動成分検出部２３は、第１周波数検出器１６で検出された第１周波数ｆ１に含まれる第１短周期変動成分ΔＦｓ１を抽出し第１電力変動量演算部１８に出力する。第１電力変動量演算部１８は第１短周期変動成分ΔＦｓ１及び第１交流系統１２の周波数特性定数Ｋ１に基づいて、第１短周期変動成分ΔＦｓ１を第１交流系統１１の第１電力変動量ΔＰ１に変換し、電力変動量極性判定部２５に出力する。
【００６０】
第２交流系統１２についても同様に、第２短周期変動成分検出部２４は、第２周波数検出器２０で検出された第２周波数ｆ２に含まれる第２短周期変動成分ΔＦｓ２を抽出し第２電力変動量演算部２２に出力する。第２電力変動量演算部２２は第２短周期変動成分ΔＦｓ２及び第２交流系統１２の周波数特性定数Ｋ２に基づいて、第２短周期変動成分ΔＦｓ２を第２交流系統１２の第２電力変動量ΔＰ２に変換し、電力変動量極性判定部２５に出力する。
【００６１】
ここで、第１短周期変動成分ΔＦｓ１、第２短周期変動成分ΔＦｓ２は、変動周期が２〜３分から１０分〜２０分の変動であり、太陽光発電設備などの分散電源設備の短周期変動成分がこの負荷変動周期に相当し、負荷周波数制御ＬＦＣ（Load Frequency Control）の対象となる変動成分である。
【００６２】
電力変動量補償制御部１９は、電力変動量極性判定部２５での第１電力変動量ΔＰ１及び第２電力変動量ΔＰ２の極性を入力し、第１電力変動量ΔＰ１及び第２電力変動量ΔＰ２のいずれか一方が正で他方が負のときは、正の交流系統から負の交流系統に正の電力変動量を相殺するように電力変動を補償する。また、第１電力変動量ΔＰ１及び第２電力変動量ΔＰ２の双方が正または負のときは、第１電力変動量ΔＰ１と第２電力変動量ΔＰ２とを平均化するように電力変動を補償するようにしてもよい。
【００６３】
これにより、一方の交流系統の電力変動量を抑制しつつ、他方の交流系統における短周期の負荷変動、つまり、太陽光発電設備などの分散電源設備の短周期変動成分に対しての電力変動量を有効に補償できる。従って、太陽光発電設備が交流系統１１、１２に大量導入された場合であっても、負荷周波数制御ＬＦＣの調整容量不足を補うことができる。
【符号の説明】
【００６４】
１１…第１交流系統、１２…第２交流系統、１３…電力変換器、１４…直流系統、１５…電力潮流制御部、１６…第１周波数検出器、１７…第１周波数偏差演算部、１８…第１電力変動量演算部、１９…電力変動量補償制御部、２０…第２周波数検出器、２１…第２周波数偏差演算部、２２…第２電力変動量演算部、２３…第１短周期変動成分検出部、２４…第２短周期変動成分検出部、２５…電力変動量極性判定部
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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