(57)【要約】【課題】  直流送電システムの直流電圧上昇時に、直流送電システムの運転停止を回避し、運転継続を行うことが可能な直流送電システムを提供する【解決手段】  電力を発電する発電システムと、該発電システムからの入力電力を直流電力に変換する第一の電力変換装置と、該第一の電力変換装置から入力された直流電力を交流電力に変換するＤＣ／ＡＣ電力変換装置と、前記第一の電力変換装置と前記ＤＣ／ＡＣ電力変換装置を繋ぐ直流送電線と、該直流送電線の直流電圧を検出する直流電圧検出装置と、該直流電圧検出装置の出力に基づき前記発電システムを制御する制御装置と、を具備する直流送電システムであって、前記制御装置は、前記直流電圧検出装置が検出した直流電圧の時間変化率が第一の閾値を超えたときに第一の保護制御を実行し、前記直流電圧検出装置が検出した直流電圧が第二の閾値を超えたときに第二の保護制御を実行する。【選択図】  図１
2018107982.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
電力を発電する発電システムと、
該発電システムからの入力電力を直流電力に変換する第一の電力変換装置と、
該第一の電力変換装置から入力された直流電力を交流電力に変換するＤＣ／ＡＣ電力変換装置と、
前記第一の電力変換装置と前記ＤＣ／ＡＣ電力変換装置を繋ぐ直流送電線と、
該直流送電線の直流電圧を検出する直流電圧検出装置と、
該直流電圧検出装置の出力に基づき前記発電システムを制御する制御装置と、
を具備する直流送電システムであって、
前記制御装置は、前記直流電圧検出装置が検出した直流電圧の時間変化率が第一の閾値を超えたときに第一の保護制御を実行し、
前記直流電圧検出装置が検出した直流電圧が第二の閾値を超えたときに第二の保護制御を実行することを特徴とする直流送電システム。
【請求項２】
請求項１に記載の直流送電システムにおいて、
前記発電システムは、交流発電システムであり、
前記第一の電力変換装置は、前記交流発電システムから入力された交流電力を直流電力に変換するＡＣ／ＤＣ電力変換装置であり、
前記第一の保護制御は、前記交流発電システムが発電する交流電力を抑制する制御であり、
前記第二の保護制御は、前記交流発電システムが発電する交流電圧を高める制御であることを特徴とする直流送電システム。
【請求項３】
請求項１に記載の直流送電システムにおいて、
前記発電システムは、直流発電システムであり、
前記第一の電力変換装置は、前記直流発電システムから入力された直流電力を直流電力に変換するＤＣ／ＤＣ電力変換装置であり、
前記第一の保護制御は、前記直流発電システムが発電する直流電力を抑制する制御であり、
前記第二の保護制御は、前記直流発電システムが発電する直流電圧を高める制御であることを特徴とする直流送電システム。
【請求項４】
請求項１から３何れか一項に記載の直流送電システムであって、
前記制御装置は、
前記直流送電線の直流電圧に基づき前記第一の電力変換装置の出力を制御するための電力指令値を生成する保護装置と、
該電力指令値に基づき、複数の前記発電システムの各々を制御する運転指令値を演算する発電システム群制御装置と、
からなることを特徴とする直流送電システム。
【請求項５】
請求項１から４何れか一項に記載の直流送電システムにおいて、
前記第一の保護制御を開始した後に、前記第二の保護制御を開始することを特徴とする直流送電システム。
【請求項６】
請求項１から４何れか一項に記載の直流送電システムにおいて、
前記第一の保護制御と前記第二の保護制御を同時に実行することを特徴とする直流送電システム。
【請求項７】
請求項４に記載の直流送電システムにおいて、
前記保護装置は、前記第１の電力変換装置の出力側の直流電圧を検出し、予め定められた前記直流電圧と送電端電圧の運転特性に基づいて、前記発電システムの電圧指令を決定することを特徴とする直流送電システム。
【請求項８】
請求項４に記載の直流送電システムにおいて、
前記発電システムは、予め定められた前記第１の電力変換装置の入力側の電圧と発電電力の運転特性に基づいて、前記発電システムの発電電力を制御することを特徴とする直流送電システム。
【請求項９】
請求項１から８何れか一項に記載の直流送電システムにおいて、
前記第一の電力変換装置の入力側に、電力吸収装置が接続されることを特徴とする直流送電システム。
【請求項１０】
請求項１から８何れか一項に記載の直流送電システムにおいて、
前記第一の電力変換装置または前記ＤＣ／ＡＣ電力変換装置は、自己消弧素子を用いて構成される自励式電力変換装置であることを特徴とする直流送電システム。
【請求項１１】
直流送電システムに用いられる発電システムを制御する制御装置であって、
前記直流送電システムは、
電力を発電する発電システムと、
該発電システムからの入力電力を直流電力に変換する第一の電力変換装置と、
該第一の電力変換装置から入力された直流電力を交流電力に変換するＤＣ／ＡＣ電力変換装置と、
前記第一の電力変換装置と前記ＤＣ／ＡＣ電力変換装置を繋ぐ直流送電線と、
該直流送電線の直流電圧を検出する直流電圧検出装置と、
該直流電圧検出装置の出力に基づき前記発電システムを制御する制御装置と、
からなり、
前記直流電圧検出装置が検出した直流電圧の時間変化率が第一の閾値を超えたときに第一の保護制御を実行し、
前記直流電圧検出装置が検出した直流電圧が第二の閾値を超えたときに第二の保護制御を実行することを特徴とする制御装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、再生可能エネルギー電源などの発電システムを、電力変換所および直流送電線を介して連系する直流送電システム、および、その制御装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
近年、洋上に設置した複数の風車の発電電力を洋上変電所で集電し、直流送電システムを介して陸上に送電する洋上直流送電システムが注目されている。
【０００３】
長距離送電や海底送電では、高効率化のために直流送電システムが用いられることが多いが、風力発電機などの一般の電力系統は交流系統であるので、直流送電システムに送電するためには、交流系統の電力を電力変換装置で直流に変換してから送電する必要があった（例えば、特許文献１の要約書など）。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】特開２０１５−８０３５４号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
特許文献１では、同文献の図１に示されるように、順変換器に少なくとも１つの発電システムが接続され、逆変換器に受電系統が接続されるような直流送電システムでは、直流送電システムの直流電圧がある閾値を超えたときに、直流送電システムの順変換器側の交流電圧を低下させる保護動作を順変換器に実行させ、それに対応して、発電システムからの無効電力の供給量を増大させる安定化動作を発電システムに実行させることで、順変換器の保護動作による発電システムの運転停止（「トリップ」とも言う）を回避している。
【０００６】
しかし、直流送電システムの直流電圧の上昇速度が速い場合、閾値を超えてから前記保護動作および安定化動作を実行しても、各機器の通信や制御の遅延によって、直流電圧上昇を抑えきれない可能性があり、発電システムの運転停止より前に直流送電システムが運転停止してしまう場合があり、発電システムから受電系統への送電経路が断たれてしまうという問題があった。
【課題を解決するための手段】
【０００７】
そこで、上記課題を解決するために本発明は、電力を発電する発電システムと、該発電システムからの入力電力を直流電力に変換する第一の電力変換装置と、該第一の電力変換装置から入力された直流電力を交流電力に変換するＤＣ／ＡＣ電力変換装置と、前記第一の電力変換装置と前記ＤＣ／ＡＣ電力変換装置を繋ぐ直流送電線と、該直流送電線の直流電圧を検出する直流電圧検出装置と、該直流電圧検出装置の出力に基づき前記発電システムを制御する制御装置と、を具備する直流送電システムであって、前記制御装置は、前記直流電圧検出装置が検出した直流電圧の時間変化率が第一の閾値を超えたときに第一の保護制御を実行し、前記直流電圧検出装置が検出した直流電圧が第二の閾値を超えたときに第二の保護制御を実行する。
【発明の効果】
【０００８】
本発明によると、直流送電システムの直流電圧が急激に上昇したときであっても、素早く保護制御を実行することができ、直流送電システムの運転停止を回避し、運転を継続することができる。
【図面の簡単な説明】
【０００９】
【図１】実施例１のシステム概念図を示す。
【図２】実施例１における、電力系統への送電能力低下に伴う直流電圧上昇時の概念図を示す。
【図３】実施例１のＡＣ／ＤＣ電力変換装置と発電システムの運転特性図を示す。
【図４】実施例２のシステム概念図を示す。
【図５】実施例３のシステム概念図を示す。
【図６】実施例４のシステム概念図を示す。
【発明を実施するための形態】
【００１０】
以下、本発明の実施例を図面ともに説明する。なお、以下の実施例は本発明の一形態を示すものであり、本発明は要旨を逸脱しない限り、他の形態を含むものである。
【実施例１】
【００１１】
まず、図１〜図３を用いて、本発明の実施例１の直流送電システム１００を説明する。
【００１２】
本実施例の直流送電システム１００は、洋上に設置された風力発電システムなどの交流発電システム１０１で発電された交流電力を、交流発電システム１０１に近接設置されたＡＣ／ＤＣ電力変換装置１０３（交流−直流電力変換装置）を用いて直流に変換してから長距離送電した後、陸上に設置されたＤＣ／ＡＣ電力変換装置１０４（直流−交流電力変換装置）を用いて直流から交流に変換して電力系統１０５に送電するものであり、直流送電システム１００の直流電圧上昇時に、直流送電システム１００の運転停止を回避し、運転継続を図ることができるものである。
【００１３】
図１は、直流送電システム１００の概念図であり、電気回路を実線で示し、通信経路を点線で示している。ここに示すように、直流送電システム１００は、交流発電システム１０１、交流母線１０２、ＡＣ／ＤＣ電力変換装置１０３、ＤＣ／ＡＣ電力変換装置１０４、電力系統１０５、発電システム群制御装置１０６、直流送電保護制御装置１０７、交流電圧検出装置１０８、電力検出装置１０９、直流電圧検出装置１１０、交流送電線Ａ１１１、交流送電線Ｂ１１２、直流送電線１１３、交流送電線Ｃ１１４から構成される。以下、各々の構成を詳細に説明する。
【００１４】
複数の交流発電システム１０１の各々は、交流送電線Ａ１１１を介して、交流母線１０２と電気的に接続され、交流母線１０２は、交流送電線Ｂ１１２を介して、ＡＣ／ＤＣ電力変換装置１０３と電気的に接続される。また、ＡＣ／ＤＣ電力変換装置１０３は、直流送電線１１３を介してＤＣ／ＡＣ電力変換装置１０４と電気的に接続され、ＤＣ／ＡＣ電力変換装置１０４は、交流送電線Ｃ１１４を介して電力系統１０５と電気的に接続される。
【００１５】
交流電圧検出装置１０８は、交流母線１０２の交流電圧Ｖａｃを検出し、直流送電保護制御装置１０７に送信する。また、電力検出装置１０９は、交流送電線Ｂ１１２を流れる入力電力ＰＧ１を検出し直流送電保護制御装置１０７に送信する。さらに、直流電圧検出装置１１０は、直流送電線１１３の直流電圧Ｖｄｃを検出し、直流送電保護制御装置１０７に送信する。
【００１６】
ＡＣ／ＤＣ電力変換装置１０３とＤＣ／ＡＣ電力変換装置１０４は、自己消弧素子を用いて構成される２レベル変換器やモジュラーマルチレベル変換器など、一般に自励式交直電力変換装置と呼ばれる電力変換装置に加え、変圧器や遮断器、保護機器などの電気設備や、センサ、制御装置、通信機器から構成される。
【００１７】
発電システム群制御装置１０６は、交流発電システム１０１の集中制御を行う制御装置であり、交流発電システム１０１との相互通信手段を備え、交流発電システム１０１の運転状態の監視や、交流発電システム１０１への運転指令や運転動作点の送信を行う。また、直流送電保護制御装置１０７は、事故時などの緊急時に、交流電圧検出装置１０８、電力検出装置１０９、直流電圧検出装置１１０などからの信号に基づいて、直流送電システム１００全体の保護制御を行う制御装置である。なお、直流送電保護制御装置１０７は、直流電圧Ｖｄｃ、入力電力ＰＧ１、交流電圧Ｖａｃの３つの状態量を検出し、ＡＣ／ＤＣ電力変換装置１０３と発電システム群制御装置１０６に指令を与えることを想定しているが、上記以外の状態量の検出や、他の制御装置および機器との通信手段を備えていてもよい。
【００１８】
ここで、定常状態の電力潮流を、図１を用いて説明する。定常状態時には、交流発電システム１０１で発電された交流電力を、ＡＣ／ＤＣ電力変換装置１０３で一旦直流に変換して直流送電線１１３に送電し、ＤＣ／ＡＣ電力変換装置１０４で再度交流に変換して、電力系統１０５に送電する。各機器や送電線の損失を無視すれば、電力変換前の入力電力ＰＧ１と、電力変換後に電力系統１０５に送電された出力電力ＰＧ２の大きさは大略等しく、また、この時、直流送電線１１３での直流電圧Ｖｄｃは大略一定に保たれている。
【００１９】
これに対し、落雷等の影響によって交流送電線Ｃ１１４の電圧が零まで低下し、電力系統１０５への送電能力が低下したことに伴う、直流送電線１１３の直流電圧Ｖｄｃ上昇時の運転継続制御について、図２、図３を用いて説明する。
【００２０】
図２は、落雷などの事故によって、電力系統１０５への送電能力低下が発生した時の、（ａ）交流送電線Ｃ１１４の電圧、（ｂ）入力電力ＰＧ１と出力電力ＰＧ２、（ｃ）直流送電線１１３の直流電圧Ｖｄｃ、（ｄ）交流母線１０２の交流電圧Ｖａｃの時間変化の各概念図であり、縦軸は各要素の大きさ、横軸は時間を示す。なお、縦軸、横軸は共に任意単位（arbitrary unit、以下「a.u.」と称呼する。）で表記している。
【００２１】
図２において、時刻Ｔ０は、落雷などの事故が発生した時刻であり、この前が定常状態、この後が非定常状態である。本実施例では、非定常状態時であっても交流発電システム１０１の動作を継続すべく、後述する、第１の保護制御と第２の保護制御の２つの保護制御を実施する。なお、以下、時刻Ｔ１は第１の保護制御を開始する時刻であり、時刻Ｔ２は第２の保護制御を開始する時刻である。
【００２２】
時刻Ｔ０前の定常状態時には、交流送電線Ｃ１１４の電圧、入力電力ＰＧ１、出力電力ＰＧ２、直流電圧Ｖｄｃ、交流電圧Ｖａｃは何れも１．０［a.u.］である。
【００２３】
時刻Ｔ０から始まる非定常状態では、図２（ａ）に示すように、交流送電線Ｃ１１４の電圧が０．０［a.u.］に低下する。また、図２（ｂ）に示すように、入力電力ＰＧ１に変化はないが、交流送電線Ｃ１１４の電圧低下に伴い、出力電力ＰＧ２が０．０［a.u.］に低下する。すなわち、入力電力ＰＧ１が出力電力ＰＧ２よりも大きくなる。
（第１の保護制御）
次に、時刻Ｔ１に実施される第１の保護制御について説明する。第１の保護制御開始前の時刻Ｔ０〜時刻Ｔ１の時間帯では、入力電力ＰＧ１が出力電力ＰＧ２よりも大きいため、その差分の電力がＡＣ／ＤＣ電力変換装置１０３、ＤＣ／ＡＣ電力変換装置１０４、直流送電線１１３それぞれのキャパシタンス成分に蓄えられ、結果として、図２（ｃ）のように、直流送電線１１３の直流電圧Ｖｄｃが上昇する。
【００２４】
このとき、直流送電保護制御装置１０７は、直流電圧検出装置１１０を介して直流電圧Ｖｄｃを検出し、直流電圧Ｖｄｃの時間変化率ｄＶｄｃを演算する。この時間変化率ｄＶｄｃは、例えば、（式１）で計算される。
【００２５】
【数１】
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【００２６】
Ｖｄｃ［Ｔ］：時刻Ｔにおける直流電圧Ｖｄｃの検出値
Ｖｄｃ［Ｔ−ΔＴ］：時刻ＴからΔＴだけ前の直流電圧Ｖｄｃの検出値
なお、（式１）中のΔＴは、本発明の要旨を逸脱しない範囲で任意に設定可能であり、ΔＴを短くすると、直流電圧Ｖｄｃの検出系に含まれるノイズの影響が大きくなる懸念があるが、この場合には、直流電圧Ｖｄｃの検出値をそのまま（式１）に用いるのではなく、ローパスフィルタなどのノイズ低減処理を行うことで、その影響を解消することが可能である。
【００２７】
時刻Ｔ０〜Ｔ１の時間変化率ｄＶｄｃが、直流送電保護制御装置１０７内で予め定められた閾値ｄＶｄｃｔｈよりも大きい場合、直流送電保護制御装置１０７は発電システム群制御装置１０６に、事故発生フラグＦｌｇと、入力電力ＰＧ１と出力電力ＰＧ２を一致させたいときに用いる事故中の電力指令値ＰＧ１ｒｅｆを送信する。以下では、事故中の電力指令値ＰＧ１ｒｅｆを０．２［a.u.］とした場合を例に説明を続ける。
【００２８】
図２（ｃ）に示す時刻Ｔ０〜Ｔ１の時間変化率ｄＶｄc（直流電圧Ｖｄｃの傾き）が閾値ｄＶｄｃｔｈよりも大きい場合、直流送電保護制御装置１０７から事故発生フラグＦｌｇと電力指令値ＰＧ１ｒｅｆ（０．２［a.u.］）を受け取った発電システム群制御装置１０６は、定常状態の交流発電システム１０１の運転状態に基づいて、各交流発電システム１０１の運転指令値を算出し、各交流発電システム１０１に送信する。これにより、通常は、各交流発電システム１０１の発電の総和である入力電力ＰＧ１と出力電力ＰＧ２が一致するので、交流発電システム１０１の運転停止を回避することができる。
【００２９】
なお、運転指令値の算出方法については、たとえば、予め、事故前の各交流発電システム１０１の発電電力の大きさに基づいて、交流発電システム１０１をランキング化し、入力電力ＰＧ１＝電力指令値ＰＧ１ｒｅｆを満たすように、発電電力の大きいものから順に、発電電力を減少させるように運転指令値を作成する方法が考えられる。交流発電システム１０１の発電電力の制御については、連続的に発電電力制御を行うほか、緊急解列を行うことも有効である。
【００３０】
本実施例においては、入力電力ＰＧ１＝電力指令値ＰＧ１ｒｅｆを満たすように、発電システム群制御装置１０６で各交流発電システム１０１の発電電力が制御されればよく、具体的な運転指令値の算出方法は、上記の手法に限定されない。
（第２の保護制御）
上述したように、通常であれば、第１の保護制御を実施することで、入力電力ＰＧ１と出力電力ＰＧ２が一致し、直流電圧Ｖｄｃが一定に保たれるため、直流送電システム１００の運転停止は回避されるが、ある条件下では、電力指令値ＰＧ１ｒｅｆに基づく制御を行っても入力電力ＰＧ１と出力電力ＰＧ２が一致せず、そのまま放置すると直流送電線１１３の直流電圧Ｖｄｃが上昇し続け、直流送電システム１００が運転停止する場合がある。これを回避するため、本実施例では、一定条件下で、第１の保護制御を実行した後、第２の保護制御を実行する。以下、この第２の保護制御について詳細に説明する。
【００３１】
図２（ｂ）の時刻Ｔ１〜Ｔ２に例示するように、第１の保護制御によっても、入力電力ＰＧ１と出力電力ＰＧ２が等しくならなかった場合、直流送電線１１３に含まれるキャパシタンス成分などの影響により、直流電圧Ｖｄｃの上昇は継続する。図２（ｂ）の場合、入力電力ＰＧ１＝０．２［a.u.］に対し、出力電力ＰＧ２＝０．０［a.u.］であるため、図２（ｃ）に示すように直流電圧Ｖｄｃの上昇が継続し、これを放置すると直流送電システム１００の運転停止に繋がる。
【００３２】
そこで、第１の保護制御を開始した後も、直流電圧Ｖｄｃを監視しておき、これが予め定められた閾値Ｖｄｃｔｈよりも大きくなった場合、第２の保護制御を開始する。本実施例では、予め閾値Ｖｄｃｔｈ＝１．１［a.u.］と設定されており、直流電圧Ｖｄcが１．１［a.u.］に達した時刻Ｔ２に第２の保護制御、すなわち、図２（ｄ）に示す、直流電圧Ｖｄｃの基準値からの上昇幅に応じてＡＣ／ＤＣ電力変換装置１０３に入力される交流電圧Ｖａｃを上昇させる制御、を開始する。
【００３３】
ここで、図３を用いて、ＡＣ／ＤＣ電力変換装置１０３と交流発電システム１０１の運転特性を説明する。図３左図はＡＣ／ＤＣ電力変換装置１０３の運転特性図であり、縦軸に交流電圧Ｖａｃの基準動作点からの変化幅ΔＶａｃを取り、横軸に直流電圧Ｖｄｃの基準動作点からの変化幅ΔＶｄｃを取ったものである。また、図３右図は交流発電システム１０１の運転特性図であり、縦軸に交流電圧Ｖａｃの基準動作点からの変化幅ΔＶａｃを取り、横軸に出力電力ＰＧの基準動作点からの変化幅ΔＰＧを取ったものである。ここに示した運転特性を、ＡＣ／ＤＣ電力変換装置１０３と交流発電システム１０１の夫々に予め持たせることで、第２の保護制御中は、各機器が定められた運転特性に従って自立的に動作することが可能となる。なお、図３では、交流電圧Ｖａｃ、直流電圧Ｖｄｃ、電力ＰＧの全てが１．０［a.u.］の場合を基準動作点として例示したが、本発明の要旨を逸脱しない限り、運転状況に合わせて任意の基準動作点に設定可能である。
【００３４】
図２（ｃ）に示したように、時刻Ｔ２において直流電圧Ｖｄcが１．１［a.u.］に到達し、その後、直流電圧Ｖｄｃが更に上昇すると、図３左図の運転特性図に従って、ＡＣ／ＤＣ電力変換装置１０３は、交流電圧Ｖａｃを所定量だけ上昇させる。
【００３５】
これを図３左図を用いて説明すると、変化幅ΔＶｄｃが０．１［a.u.］上昇すると（直流電圧Ｖｄcが１．１［a.u.］に上昇すると）、ＡＣ／ＤＣ電力変換装置１０３は、図３左図の運転特性に示されるように、変化幅ΔＶａｃを０．１［a.u.］だけ上昇させる（交流電圧Ｖａｃを１．１［a.u.］に上昇させる）。
【００３６】
また、図３右図に示すように、変化幅ΔＶａｃが０．１［a.u.］上昇すると、各々の交流発電システム１０１は図３右図の運転特性図に従って、各々が発電する電力ＰＧを０．２［a.u.］だけ減少させる。そして、各々の電力ＰＧが減少することで、それらの総和である入力電力ＰＧ１も所定量だけ減少する。この第２の保護制御は、直流電圧Ｖｄcが１．１［a.u.］を超える間、繰り返されるため、入力電力ＰＧ１が漸減し、入力電力ＰＧ１と出力電力ＰＧ２の差分が０に近づき、最終的には入力電力ＰＧ１＝出力電力ＰＧ２となる動作平衡点で直流電圧Ｖｄｃは一定となる。
【００３７】
以上で説明したように、第１の保護制御によっても、入力電力ＰＧ１と出力電力ＰＧ２が一致しない場合は、第２の保護制御を実施することによって、直流電圧Ｖｄｃを一定に保つことができ、直流発電システム１０１の運転停止を回避することができる。
【００３８】
以上が実施例１における運転継続制御であり、電力系統１０５への送電能力が回復した場合には、第１の保護制御および第２の保護制御を停止し、時刻Ｔ０以前の状態に戻すように直流送電システム１００内の各機器を制御すればよい。
【００３９】
なお、実施例１では、図３に示したように、第２の保護制御として交流発電システム１０１の運転特性を、交流母線１０２の交流電圧Ｖａｃに基づいて決定していたが、交流電圧Ｖａｃに代わって、交流発電システム１０１と交流送電線Ａ１１１の接続点の電圧に基づいて決定してもよい。
【００４０】
また、実施例１では、第１の保護制御を行った後、第２の保護制御を行うという形態を取っているが、第１の保護制御と第２の保護制御を同時に行うような形態であってもよい。この場合、第１の保護制御における交流発電システム１０１の運転指令値を演算する際に、図３の運転特性図を考慮して演算することで、第１の保護制御と第２の保護制御の干渉を避けることが可能である。
【実施例２】
【００４１】
次に、図４を用いて実施例２の直流送電システム２００について説明する。本実施例の直流送電システム２００は、実施例１の交流母線１０２に電力吸収装置４０１を接続したものであり、それ以外の構成は、図１と同様であるため重複説明を省略する。
【００４２】
実施例１では、交流発電システム１０１の発電電力を減少させることで、直流電圧Ｖｄｃの上昇時に、直流送電システム１００の運転継続を実現したが、実施例２では、電力吸収装置４０１で交流発電システム１０１からの入力電力ＰＧ１を吸収させ、直流電圧Ｖｄｃの上昇時に直流送電システム２００の運転継続を図っている。以下では、実施例２における、電力系統１０５への送電能力低下に伴う直流電圧上昇時の運転継続制御の詳細を説明する。
【００４３】
実施例１では、第１の保護制御で発電システム群制御装置１０６から交流発電システム１０１に運転指令値を送っていたが、実施例２では、交流発電システム１０１に運転指令値を送信するのに代え、電力吸収装置４０１に吸収電力指令値を送信し、電力吸収装置４０１での吸収電力量を制御することで、実施例１における第１の保護制御と同等の効果を得ることができる。
【００４４】
また、第２の保護制御について、図３右の運転特性と同様の特性を、交流発電システム１０１に代わって電力吸収装置４０１に持たせることで、実施例１における第２の保護制御と同等の効果を得ることができる。
【００４５】
以上より、実施例２のように電力吸収装置４０１を備えていた場合でも、実施例１と同等の効果を得ることができる。
【００４６】
なお、図４では、電力吸収装置４０１は交流母線１０２の１か所にのみ接続されていたが、交流発電システム１０１ごとに分散して接続し、発電システム群制御装置１０６で、複数の蓄電池を集中制御するような形態であってもよい。
【実施例３】
【００４７】
次に、図５を用いて実施例３の直流送電システム３００について説明する。本実施例の直流送電システム３００は、実施例１の発電システム群制御装置１０６と直流送電保護制御装置１０７に代わって、それらの機能を統合したシステム保護制御装置５０１を設けたものであり、それ以外の構成は、図１と同様であるため重複説明を省略する。
【００４８】
実施例３では、実施例１と比較し、発電システム群制御装置１０６と直流送電保護制御装置１０７の通信遅延を削減することで、保護制御の応答性を更に向上させることができるものである。すなわち、実施例１では、第１の保護制御において、直流送電保護制御装置１０７から事故発生フラグＦｌｇと電力指令値ＰＧ１ｒｅｆを送信し、それを受け取った発電システム群制御装置１０６が交流発電システム１０１の運転指令値を演算していたが、実施例３では、システム保護制御装置５０１内で事故発生フラグＦｌｇと電力指令値ＰＧ１ｒｅｆの計算と、発電システム１０１の運転指令値の演算を行うことで、通信遅延を削減し、実施例１と同様の効果を更に素早く得ることができる。
【００４９】
なお、実施例３でも、実施例１の図３と同様に、第２の保護制御として交流発電システム１０１の運転特性を、交流母線１０２の交流電圧Ｖａｃに基づいて決定するが、交流電圧Ｖａｃに代わって、交流発電システム１０１と交流送電線Ａ１１１の接続点の電圧に基づいて決定してもよい。
【００５０】
また、実施例３でも、実施例１と同様に、第１の保護制御を行った後、第２の保護制御を行うという形態を取っているが、第１の保護制御と第２の保護制御を同時に行うような形態であってもよい。
【００５１】
この場合、第１の保護制御における交流発電システム１０１の運転指令値を演算する際に、図３の運転特性図を考慮して演算することで、第１の保護制御と第２の保護制御の干渉を避けることが可能である。
【００５２】
また、実施例３でも、実施例２と同様に、電力吸収装置４０１が交流母線１０２や交流発電システム１０１に接続されるような構成であってもよい。
【実施例４】
【００５３】
次に、図６を用いて実施例４の直流送電システム４００について説明する。
【００５４】
実施例１〜実施例３の直流送電システムは、風力発電システムなどの交流発電システム１０１で発電された交流電力を、ＡＣ／ＤＣ電力変換装置１０３を用いて直流に変換して送電し、再度、直流から交流に変換して電力系統１０５に送電するものであったが、実施例４の直流送電システム４００は、太陽光発電システムなどの直流発電システム６０１で発電された直流電力を、ＤＣ／ＤＣ電力変換装置６０３（直流―直流電力変換）で昇圧してから送電し、ＤＣ／ＡＣ電力変換装置１０４再度、直流から交流に変換して電力系統１０５に送電するものである。この直流送電システム４００に第１、第２の保護制御を適用した場合でも、実施例１〜実施例３と同様の効果を得ることができることを説明する。
【００５５】
図６は実施例４の直流送電システム４００のシステム概念図であり、図１の交流発電システム１０１が直流発電システム６０１に代わり、交流母線１０２が直流母線６０２に代わり、ＡＣ／ＤＣ電力変換装置１０３がＤＣ／ＤＣ電力変換装置６０３に代わり、交流送電線Ａ１１１が直流送電線Ａ６０４に代わり、交流電圧検出装置１０８が直流電圧検出装置６０５に代わり、交流送電線Ｂ１１２が直流送電線Ｂ６０６に代わったものである。
【００５６】
実施例１の第１の保護制御では、直流送電線１１３の時間変化率ｄＶｄｃに基づいて、交流発電システム１０１の発電電力を制御したが、本実施例の構成であっても、同等の第１の保護制御により直流発電システム６０１の運転停止を防止することができる。また、実施例１の第２の保護制御では、直流電力Ｖｄｃの大きさに基づいて、交流発電システム１０１の発電電力を制御したが、本実施例の構成であっても、同等の第２の保護制御により直流発電システム６０１の運転停止を防止することができる。
【００５７】
なお、第２の保護制御については、実施例１の図３では、交流発電システム１０１の特性として、交流母線１０２の交流電圧Ｖａcに基づいて、発電電力を制御できるものとしたが、実施例４では、直流発電システム６０１の特性として、交流電圧Ｖａｃに代わって、直流母線６０２の直流電圧Ｖｄｃ２に基づいて、発電電力を制御できるものとすることで、実施例１と同様の効果を得ることができる。
【００５８】
ゆえに実施例４でも、実施例１と同様の保護制御を実施することで、実施例１と同様の効果を得ることができる。
【００５９】
なお、実施例４では、実施例１の図３に倣い、第２の保護制御として直流発電システム６０１の運転特性を、直流母線６０２の直流電圧Ｖｄｃ２に基づいて決定するが、直流電圧Ｖｄｃ２に代わって、直流発電システム６０１と直流送電線Ａ６０４の接続点の電圧に基づいて決定してもよい。
【００６０】
また、実施例４では、実施例１と同様に、第１の保護制御を行った後、第２の保護制御を行うという形態を取っているが、第１の保護制御と第２の保護制御を重複して行うような形態であってもよい。
【００６１】
この場合、第１の保護制御における直流発電システム６０１の運転指令値を演算する際に、図３の運転特性図を考慮して演算することで、第１の保護制御と第２の保護制御の干渉を避けることが可能である。
【００６２】
また、実施例４でも、実施例２と同様に、電力吸収装置４０１が直流母線６０２や直流発電システム６０１に接続されるような構成であってもよい。さらに、実施例４でも、実施例３と同様に、発電システム群制御装置１０６と直流送電保護制御装置１０７の機能を一体化したシステム保護制御装置５０１を用いることで両者間の信号の遅延を抑制する構成としてもよい。
【符号の説明】
【００６３】
１００、２００、３００、４００  直流送電システム
１０１  交流発電システム
１０２  交流母線
１０３  ＡＣ／ＤＣ電力変換装置
１０４  ＤＣ／ＡＣ電力変換装置
１０５  電力系統
１０６  発電システム群制御装置
１０７  直流送電保護制御装置
１０８  交流電圧検出装置
１０９  電力検出装置
１１０  直流電圧検出装置
１１１  交流送電線Ａ
１１２  交流送電線Ｂ
１１３  直流送電線
１１４  交流送電線Ｃ
４０１  電力吸収装置
５０１  システム保護制御装置
６０１  直流発電システム
６０２  直流母線
６０３  ＤＣ／ＤＣ電力変換装置
６０４  直流送電線Ａ
６０５  直流電圧検出装置
６０６  直流送電線Ｂ
Ｆｌｇ  事故発生フラグ
Ｖａｃ  交流電圧
Ｖｄｃ、Ｖｄｃ２  直流電圧
ｄＶｄｃ  時間変化率
ｄＶｄｃｔｈ  閾値
ＰＧ１  入力電力
ＰＧ１ｒｅｆ  電力指令値
ＰＧ２  出力電力
Ｔ０、Ｔ１、Ｔ２  時刻
【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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