(57)【要約】      （修正有）【課題】太陽光発電プラントの電圧変動を効果的に抑制する。【解決手段】共通結合点（PCC）の第1の電圧Vp1と第1の電流Ip1とを第1の時刻で検出してPCCの有効電力P1を取得し、PCCの第2の電圧Vp2と第2の電流Ip2とを第2の時刻で検出してPCCの有効電力P2を取得し、P1とP2の差の絶対値が第1のプリセット値より大きいステップと、Vp1、Ip1、Vp2およびIp2に基づいて電力網のインピーダンス比Kを取得するステップと、第1の無効電力Q1=K*P11を出力するために第1のインバータを制御し、第2の無効電力Q2=K*P12を出力するために第2のインバータを制御する。【効果】リアルタイムの通信性能に対する要求が低く、無効電力をリアルタイムに調整するためにインバータを制御する必要がない。インバータの出力する無効電力は、電力網のインピーダンス比が変化するときだけ調整される。【選択図】図２
2017099254.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
少なくとも第1のインバータと第2のインバータを含む太陽光発電プラントシステムに適用された太陽光発電プラントの電圧変動を抑制するための方法であって、前記第1のインバータは、第1の変圧器を通して共通結合点に接続され、前記第2のインバータは、第2の変圧器を通して前記共通結合点に接続される、方法において、
前記共通結合点の第1の電圧Vp1と第1の電流Ip1とを第1の時刻で検出し、Vp1とIp1に基づいて前記第1の時刻での前記共通結合点の有効電力P1を取得し、前記共通結合点の第2の電圧Vp2と第2の電流Ip2とを第2の時刻で検出し、Vp2とIp2に基づいて前記第2の時刻での前記共通結合点の有効電力P2を取得し、P1とP2の差の絶対値が第1のプリセット値より大きい、ステップと、
以下の式
【数１】
2017099254.tif 000009
〔ここで、Vd1とVq1は、d-q座標系におけるVp1の成分であり、Vd2とVq2は、前記d-q座標系におけるVp2の成分であり、Id1とIq1は、前記d-q座標系におけるIp1の成分であり、Id2とIq2は、前記d-q座標系におけるIp2の成分である〕を用いて、Vp1、Ip1、Vp2、およびIp2に基づいて、電力網のインピーダンス比Kを取得するステップと、
第1の無効電力Q1=K*P11〔ここで、P11は、前記第1のインバータの現在出力する有効電力である〕を出力するために前記第1のインバータを制御するステップと、
第2の無効電力Q2=K*P12〔ここで、P12は、前記第2のインバータの現在出力する有効電力である〕を出力するために前記第2のインバータを制御するステップと、
を含む方法。
【請求項２】
前記第1の時刻で前記共通結合点の前記第1の電圧Vp1と前記第1の電流Ip1を検出する前において、前記方法が、
前記共通結合点の前記有効電力が第2のプリセット値よりも大きいことを判定するステップと、
P1とP2の差の絶対値が前記第1のプリセット値よりも大きくなるように、前記第1のインバータの出力する前記有効電力と前記第2のインバータの出力する前記有効電力とを制限するステップと、
をさらに含む、請求項1に記載の太陽光発電プラントの電圧変動を抑制するための方法。
【請求項３】
前記第1の時刻と前記第2の時刻の時間間隔は、プリセット時間周期より短い、請求項1に記載の太陽光発電プラントの電圧変動を抑制するための方法。
【請求項４】
少なくとも第1のインバータと第2のインバータを含む太陽光発電プラントシステムに適用された太陽光発電プラントの電圧変動を抑制するための装置であって、前記第1のインバータは、第1の変圧器を通して共通結合点に接続され、前記第2のインバータは、第2の変圧器を通して前記共通結合点に接続される、装置において、
前記共通結合点の第1の電圧Vp1を第1の時刻で検出すると共に前記共通結合点の第2の電圧Vp2を第2の時刻で検出するために構成された電圧検出ユニットと、
前記共通結合点の第1の電流Ip1を前記第1の時刻で検出すると共に前記共通結合点の第2の電流Ip2を前記第2の時刻で検出するために構成された電流検出ユニットと、
Vp1とIp1に基づいて前記第1の時刻での前記共通結合点の有効電力P1を取得すると共にVp2とIp2に基づいて前記第2の時刻での前記共通結合点の有効電力P2を取得するために構成された電力取得ユニットと、
P1とP2の差の絶対値が第1のプリセット値より大きいことを判定するために構成された第1の判定ユニットと、
以下の式
【数２】
2017099254.tif 000010
〔ここで、Vd1とVq1は、d-q座標系におけるVp1の成分であり、Vd2とVq2は、前記d-q座標系におけるVp2の成分であり、Id1とIq1は、前記d-q座標系におけるIp1の成分であり、Id2とIq2は、前記d-q座標系におけるIp2の成分である〕を用いて、電力網のインピーダンス比Kを取得するために構成された電力網インピーダンス比取得ユニットと、
前記第1のインバータを制御して第1の無効電力Q1=K*P11を出力するために構成され、ここで、P11は、前記第1のインバータの現在出力する有効電力であり、また、前記第2のインバータを制御して第2の無効電力Q2=K*P12を出力するために構成され、ここで、P12は、前記第2のインバータの現在出力する有効電力である、制御ユニットと、
を含む装置。
【請求項５】
P1が第2のプリセット値より大きいことを判定するために構成された第2の判定ユニットと、
P1とP2の差の絶対値が前記第1のプリセット値よりも大きくなるように、前記第1のインバータの出力する前記有効電力と前記第2のインバータの出力する前記有効電力とを制限するために構成された制限ユニットと、
をさらに含む、請求項4に記載の太陽光発電プラントの電圧変動を抑制するための装置。
【請求項６】
前記第1の時刻と前記第2の時刻の時間間隔は、プリセット時間周期より短い、請求項4に記載の太陽光発電プラントの電圧変動を抑制するための装置。
【請求項７】
電圧変動を抑制するための太陽光発電プラントシステムであって、少なくとも第1のインバータと第2のインバータを含み、前記第1のインバータが第1の変圧器を通して共通結合点に接続され、前記第2のインバータが第2の変圧器を通して前記共通結合点に接続される、システムにおいて、
前記共通結合点の第1の電圧Vp1を第1の時刻で検出すると共に前記共通結合点の第2の電圧Vp2を第2の時刻で検出するために構成された電圧センサと、
前記共通結合点の第1の電流Ip1を前記第1の時刻で検出すると共に前記共通結合点の第2の電流Ip2を前記第2の時刻で検出するために構成された変流器と、
以下の式
【数３】
2017099254.tif 000011
〔ここで、Vd1とVq1は、d-q座標系におけるVp1の成分であり、Vd2とVq2は、前記d-q座標系におけるVp2の成分であり、Id1とIq1は、前記d-q座標系におけるIp1の成分であり、Id2とIq2は、前記d-q座標系におけるIp2の成分である〕を用いて、Vp1、Ip1、Vp2、およびIp2に基づいて、電力網のインピーダンス比Kを取得するために構成され、第1の無効電力Q1=K*P11〔ここで、P11は、前記第1のインバータの現在出力する有効電力であり〕を出力するために前記第1のインバータを制御するために構成され、また、第2の無効電力Q2=K*P12〔ここで、P12は、前記第2のインバータの現在出力する有効電力である〕を出力するために前記第2のインバータを制御するために構成される、コントローラと、
をさらに含むシステム。
【請求項８】
前記コントローラは、
前記共通結合点の前記有効電力が第2のプリセット値よりも大きいことを判定すると共に、
P1とP2の差の絶対値が前記第1のプリセット値よりも大きくなるように、前記第1のインバータの出力する前記有効電力と前記第2のインバータの出力する前記有効電力とを制限する、
ためにさらに構成される、請求項7に記載の電圧変動を抑制するための太陽光発電プラントシステム。
【請求項９】
前記第1の時刻と前記第2の時刻の時間間隔は、プリセット時間周期より短い、請求項7に記載の電圧変動を抑制するための太陽光発電プラントシステム。
【請求項１０】
前記第1のプリセット値は、0.1Pnであり、ここで、Pnは、前記共通結合点の定格電力であり、
前記プリセット時間周期は、10分である、
請求項9に記載の電圧変動を抑制するための太陽光発電プラントシステム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本開示は、インバータの制御技術の分野、特に、太陽光発電プラントの電圧変動を抑制するための方法およびシステムに関する。
【背景技術】
【０００２】
世界的規模のエネルギ不足のせいで、太陽光発電(photovoltaic power generation)に対する関心がますます高まっている。図1は、従来技術に係る太陽光発電プラントシステムの概略図を示す。
【０００３】
図1は、太陽電池アレイ(photovoltaic array)の基板を示しておらず、太陽電池アレイの基板から出力された直流(DC)電力は、インバータによって交流(AC)電力に逆変換され、電力網(power grid)に送り返される。
【０００４】
実際には、多数のインバータは、一般に並列に接続されて電力網に接続される。図1に示すように、第1のインバータ1、第2のインバータ2、第nのインバータNまでの個々は、それぞれの変圧器を通して共通結合点(PCC)に接続される。すなわち、第1のインバータ1は、第1の変圧器T1を通してPCCに接続され、第2のインバータ2は、第2の変圧器T2を通してPCCに接続され、第nのインバータは、第nの変圧器Tnを通してPCCに接続される。
【０００５】
図1では、rは、抵抗値を表し、xは、インダクタンス値を表し、それらは、PCCと電力網の間のインピーダンス値(線路インピーダンス、負荷インピーダンスなどを含む)である。
【０００６】
図1に示すような太陽光発電プラントシステムの有効電力Pが変化する場合、PCCにおける電圧は、変動することがあり、それによって、他の変圧器変電所の電気エネルギの品質や、PCCに接続された器具の負荷(appliance load)に影響が及び、特に、グリッド電圧のフリッカ係数に影響が及ぶ。
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００７】
したがって、PCCにおける太陽光発電の電圧の変動を効果的に抑制するために、太陽光発電プラントの電圧変動を抑制するための方法およびシステムを提供することが求められている。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
従来技術の課題を解決するため、PCCにおける太陽光発電の電圧の変動を効果的に抑制するために本開示に従って太陽光発電プラントの電圧変動を抑制するための方法およびシステムを提供する。
【０００９】
太陽光発電プラントの電圧変動を抑制するための方法は、本開示の実施形態に従って提供され、それは、少なくとも第1のインバータと第2のインバータを含む太陽光発電プラントシステムに適用される。第1のインバータは、第1の変圧器を通して共通結合点に接続され、第2のインバータは、第2の変圧器を通して共通結合点に接続される。この方法は、
共通結合点の第1の電圧Vp1と第1の電流Ip1とを第1の時刻で検出し、Vp1とIp1に基づいて第1の時刻での共通結合点の有効電力P1を取得し、共通結合点の第2の電圧Vp2と第2の電流Ip2とを第2の時刻で検出し、Vp2とIp2に基づいて第2の時刻での共通結合点の有効電力P2を取得し、P1とP2の差の絶対値が第1のプリセット値より大きいことと、
以下の式
【００１０】
【数１】
2017099254.tif 000003
【００１１】
ここで、Vd1とVq1は、d-q座標系におけるVp1の成分であり、Vd2とVq2は、d-q座標系におけるVp2の成分であり、Id1とIq1は、d-q座標系におけるIp1の成分であり、Id2とIq2は、d-q座標系におけるIp2の成分である、を用いて、Vp1、Ip1、Vp2、およびIp2に基づいて、電力網のインピーダンス比Kを取得することと、
第1の無効電力Q1=K*P11を出力するために第1のインバータを制御し、ここで、P11は、第1のインバータの現在出力する有効電力であることと、
第2の無効電力Q2=K*P12を出力するために第2のインバータを制御し、ここで、P12は、第2のインバータの現在出力する有効電力であることと、
を含む。
【００１２】
好ましくは、第1の時刻で共通結合点の第1の電圧Vp1と第1の電流Ip1を検出する前において、この方法は、
共通結合点の有効電力が第2のプリセット値よりも大きいことを判定することと、
P1とP2の差の絶対値が第1のプリセット値よりも大きくなるように、第1のインバータの出力する有効電力と第2のインバータの出力する有効電力とを制限することと、
をさらに含むことができる。
【００１３】
好ましくは、第1の時刻と第2の時刻の時間間隔は、プリセット時間周期より短くすることができる。
【００１４】
太陽光発電プラントの電圧変動を抑制するための装置は、本開示の実施形態に従ってさらに提供され、それは、少なくとも第1のインバータと第2のインバータを含む太陽光発電プラントシステムに適用される。第1のインバータは、第1の変圧器を通して共通結合点に接続され、第2のインバータは、第2の変圧器を通して共通結合点に接続される。この装置は、
共通結合点の第1の電圧Vp1を第1の時刻で検出すると共に共通結合点の第2の電圧Vp2を第2の時刻で検出するために構成された電圧検出ユニットと、
共通結合点の第1の電流Ip1を第1の時刻で検出すると共に共通結合点の第2の電流Ip2を第2の時刻で検出するために構成された電流検出ユニットと、
Vp1とIp1に基づいて第1の時刻での共通結合点の有効電力P1を取得すると共にVp2とIp2に基づいて第2の時刻での共通結合点の有効電力P2を取得するために構成された電力取得ユニットと、
P1とP2の差の絶対値が第1のプリセット値より大きいことを判定するために構成された第1の判定ユニットと、
以下の式
【００１５】
【数２】
2017099254.tif 000004
【００１６】
ここで、Vd1とVq1は、d-q座標系におけるVp1の成分であり、Vd2とVq2は、d-q座標系におけるVp2の成分であり、Id1とIq1は、d-q座標系におけるIp1の成分であり、Id2とIq2は、d-q座標系におけるIp2の成分である、を用いて、電力網のインピーダンス比Kを取得するために構成された電力網インピーダンス比取得ユニットと、
第1のインバータを制御して第1の無効電力Q1=K*P11を出力するために構成され、ここで、P11は、第1のインバータの現在出力する有効電力であり、また、第2のインバータを制御して第2の無効電力Q2=K*P12を出力するために構成され、ここで、P12は、第2のインバータの現在出力する有効電力である、制御ユニットと、
を含む。
【００１７】
好ましくは、太陽光発電プラントの電圧変動を抑制するための装置は、
P1が第2のプリセット値より大きいことを判定するために構成された第2の判定ユニットと、
P1とP2の差の絶対値が第1のプリセット値よりも大きくなるように、第1のインバータの出力する有効電力と第2のインバータの出力する有効電力とを制限するために構成された制限ユニットと、
をさらに含むことができる。
【００１８】
好ましくは、第1の時刻と第2の時刻の時間間隔は、プリセット時間周期より短くすることができる。
【００１９】
電圧変動を抑制するための太陽光発電プラントシステムは、本開示の実施形態に従ってさらに提供される。太陽光発電プラントシステムは、少なくとも第1のインバータと第2のインバータを含む。第1のインバータは、第1の変圧器を通して共通結合点に接続され、第2のインバータは、第2の変圧器を通して共通結合点に接続される。このシステムは、
共通結合点の第1の電圧Vp1を第1の時刻で検出すると共に共通結合点の第2の電圧Vp2を第2の時刻で検出するために構成された電圧センサと、
共通結合点の第1の電流Ip1を第1の時刻で検出すると共に共通結合点の第2の電流Ip2を第2の時刻で検出するために構成された変流器と、
以下の式
【００２０】
【数３】
2017099254.tif 000005
【００２１】
ここで、Vd1とVq1は、d-q座標系におけるVp1の成分であり、Vd2とVq2は、d-q座標系におけるVp2の成分であり、Id1とIq1は、d-q座標系におけるIp1の成分であり、Id2とIq2は、d-q座標系におけるIp2の成分である、を用いて、Vp1、Ip1、Vp2、およびIp2に基づいて、電力網のインピーダンス比Kを取得するように構成され、第1の無効電力Q1=K*P11を出力するために第1のインバータを制御し、ここで、P11は、第1のインバータの現在出力する有効電力であり、第2の無効電力Q2=K*P12を出力するために第2のインバータを制御し、ここで、P12は、第2のインバータの現在出力する有効電力である、コントローラと、
をさらに含む。
【００２２】
好ましくは、コントローラは、
共通結合点の有効電力が第2のプリセット値よりも大きいことを判定すると共に、
P1とP2の差の絶対値が第1のプリセット値よりも大きくなるように、第1のインバータの出力する有効電力と第2のインバータの出力する有効電力とを制限する、ためにさらに構成することができる。
【００２３】
好ましくは、第1の時刻と第2の時刻の時間間隔は、プリセット時間周期より短くすることができる。
【００２４】
好ましくは、第1のプリセット値は、0.1Pnにすることができ、ここで、Pnは、共通結合点の定格電力であり、
プリセット時間周期は、10分にすることができる。
【００２５】
従来技術と比較して、本開示は、少なくとも以下の利点を有する。
【００２６】
実施形態に係る方法により、2つの時刻における共通結合点の電圧と電流が取得され、電力網のインピーダンス比Kが算出され、太陽光発電プラントの各インバータは、共通結合点の電圧変動を抑制するためにそれぞれの無効電力を出力するため、電力網のインピーダンス比Kに基づいて制御される。電力網のインピーダンス比が変化しないときは、共通結合点の電圧と電流をリアルタイムに検出することは必要ない、と理解することができる。この方法は、簡単であり、リアルタイムの通信性能に対する要求が低く、無効電力をリアルタイムに調整するためにインバータを制御する必要がない。インバータの出力する無効電力を調整することが必要なのは、電力網のインピーダンス比が変化するときだけである。
【００２７】
本開示の実施形態や従来技術の技術的解決策をより明瞭に示す目的のために、以下では実施形態や従来技術の説明に必要な図面について簡潔に紹介する。明らかなことに、以下の説明の図面は、本開示の実施形態の一部にすぎない。当業者によって、創作作業をなんら伴わずに、提供した図面に従って、他の図面も調達することができる。
【図面の簡単な説明】
【００２８】
【図１】従来技術に係る太陽光発電プラントシステムの概略図である。
【図２】本開示に係る太陽光発電プラントの電圧変動を抑制するための第1の方法の実施形態のフローチャートである。
【図３】本開示に係る太陽光発電プラントの電圧変動を抑制するための方法の手動モードのフローチャートである。
【図４】本開示に係る第1の時刻と第2の時刻における電力変化の概略図である。
【図５】本開示に係るPCCの電圧変動を抑制するシミュレーションの概略図である。
【図６】本開示に係る太陽光発電プラントの電圧変動を抑制するための第1の装置の実施形態の概略図である。
【図７】本開示に係る太陽光発電プラントの電圧変動を抑制するための第2の装置の実施形態の概略図である。
【図８】本開示に係る電圧変動を抑制するための太陽光発電プラントの第1のシステムの実施形態の概略図である。
【発明を実施するための形態】
【００２９】
当業者が本開示の解決策をより良く理解するために、本開示の実施形態に係る技術的解決策について、以下の本開示の実施形態の図面と関連して明瞭かつ完全に説明する。明らかなことに、説明した実施形態は、本開示の実施形態のすべてというよりも、僅かなものに過ぎない。本開示の実施形態に基づいて創作作業をなんら伴わずに当業者によって得られる他の実施形態は、本開示の保護する範囲内に入る。
【００３０】
第1の方法の実施形態
本開示に係る太陽光発電プラントの電圧変動を抑制するための第1の方法の実施形態のフローチャートである図2を参照する。
【００３１】
本開示の実施形態に係る太陽光発電プラントの電圧変動を抑制するための方法が提供され、それは、少なくとも第1のインバータと第2のインバータを含む太陽光発電プラントシステムに適用される。第1のインバータは、第1の変圧器を通して共通結合点に接続され、第2のインバータは、第2の変圧器を通して共通結合点に接続される。方法は、ステップS201からステップS203を含む。
【００３２】
本開示に係る方法は、多数のインバータが並列に接続される太陽光発電プラントシステムに適用可能であり、以下の説明は、並列に接続された2つのインバータを一例と次にみなすことによって与えられる、ということに留意すべきである。2より多いインバータが並列に接続される太陽光発電プラントシステムが、本実施形態に係る方法を用いることによって、PCCの電圧変動を抑制することもある、と理解することができる。
【００３３】
ステップS201では、共通結合点の第1の電圧Vp1と第1の電流Ip1は、第1の時刻で検出され、第1の時刻での共通結合点の有効電力P1は、Vp1とIp1に基づいて取得され、共通結合点の第2の電圧Vp2と第2の電流Ip2は、第2の時刻で検出され、第2の時刻での共通結合点の有効電力P2は、Vp2とIp2に基づいて取得され、P1とP2の差の絶対値は、第1のプリセット値より大きい。
【００３４】
ステップS202では、電力網のインピーダンス比Kは、以下の式を用いて、Vp1、Ip1、Vp2、およびIp2に基づいて取得される。
【００３５】
【数４】
2017099254.tif 000006
【００３６】
ここで、Vd1とVq1は、d-q座標系におけるVp1の成分であり、Vd2とVq2は、d-q座標系におけるVp2の成分であり、Id1とIq1は、d-q座標系におけるIp1の成分であり、Id2とIq2は、d-q座標系におけるIp2の成分である。
【００３７】
式(1)を導き出す過程を以下に説明する。
【００３８】
Vp=Ip*Z+Vs   (2)
Vp=Vd+jVq   (3)
Ip=Id+jIq   (4)
Vs=Vsd+jVsq   (5)
Z=r+jx   (6)
【００３９】
以下の式(7)と式(8)は、式(3)から式(6)を式(2)に代入することによって取得することができる。
【００４０】
Vd=r*Id-x*Iq+Vsd   (7)
Vq=r*Iq+x*Id+Vsq   (8)
【００４１】
以下の式(9)から式(12)は、式(7)と式(8)に基づいて取得することができる。
【００４２】
Vd1=r*Id1-x*Iq1+Vsd   (9)
Vq1=r*Iq1+x*Id1+Vsq   (10)
Vd2=r*Id2-x*Iq2+Vsd   (11)
Vq2=r*Iq2+x*Id2+Vsq   (12)
【００４３】
以下の式(13)と式(14)は、式(9)から式(12)に基づいて取得することができる。
【００４４】
Vd1-Vd2=r*(Id1-Id2)-x*(Iq1-Iq2)   (13)
Vq1-Vq2=r*(Iq1-Iq2)+x*(Id1-Id2)   (14)
K=r/x   (15)
【００４５】
式(1)は、式(13)、式(14)、および式(15)に基づいて取得することができる。
【００４６】
電力網のインピーダンス比の取得後に、各インバータの出力すべき無効電力は、Q=K*Pを用いて算出し、ここで、Pは、インバータの現在出力する有効電力である。
【００４７】
S203では、第1のインバータは、第1の無効電力Q1=K*P11を出力するために制御され、ここで、P11は、第1のインバータの現在出力する有効電力であり、第2のインバータは、第2の無効電力Q2=K*P12を出力するために制御され、ここで、P12は、第2のインバータの現在出力する有効電力である。
【００４８】
並列に接続したインバータに対する無効電力調整(reactive adjustment)を行うことによりPCCの電圧変動を抑制するために、太陽光発電プラントの各インバータを調整することが必要である、と理解することができ、各インバータの出力すべき無効電力は、Qi=K*P1iであり、ここで、i=1, 2, 3 … nであり、nは、インバータの個数である。
【００４９】
実施形態に係る方法により、2つの時刻における共通結合点の電圧と電流が取得され、電力網のインピーダンス比Kが算出され、太陽光発電プラントの各インバータは、共通結合点の電圧変動を抑制するためにそれぞれの無効電力を出力するため、電力網のインピーダンス比Kに基づいて制御される。電力網のインピーダンス比が変化しないときは、共通結合点の電圧と電流をリアルタイムに検出することは必要ない、と理解することができる。この方法は、簡単であり、リアルタイムの通信性能に対する要求が低く、無効電力をリアルタイムに調整するためにインバータを制御する必要がない。インバータの出力する無効電力を調整することが必要なのは、電力網のインピーダンス比が変化するときだけである。
【００５０】
第2の方法の実施形態
本開示に係る太陽光発電プラントの電圧変動を抑制するための方法の手動モードのフローチャートである図3を参照する。
【００５１】
PCCの電圧変動の抑制は、手動モードまたは自動モードのいずれかで実施することができる、ということに留意すべきである。以下では、手動モードでの実施について、先ず紹介する。
【００５２】
S301では、共通結合点の有効電力が第2のプリセット値よりも大きいことが判定される。
【００５３】
第1のプリセット値と第2のプリセット値の間に関係はない、ということに留意すべきである。第1のプリセット値は、第2のプリセット値よりも大きくも小さくもなることがある。例えば、実施形態では、第1のプリセット値は、0.1Pnに設定され、第2のプリセット値は、0.2Pnに設定される。第1のプリセット値と第2のプリセット値は、要求に応じて設定されることがある。第1のプリセット値と第2のプリセット値を設定する目的は、PCCの電圧変動を効果的に抑制するために、取得した電力網のインピーダンス比をより正確にすることである。
【００５４】
S302では、第1のインバータの出力する有効電力と、第2のインバータの出力する有効電力は、P1とP2の差の絶対値が第1のプリセット値よりも大きくなるように制限される。
【００５５】
第1のインバータの出力する有効電力と、第2のインバータの出力する有効電力と、を制限する目的は、P1とP2の差の絶対値が第1のプリセット値よりも大きくなるようにすることである。
【００５６】
ステップS303からステップS305は、それぞれステップS201からステップS203と同じであり、ここでは説明をしない。
【００５７】
第2の方法の実施形態では、インバータの出力する有効電力は、P1とP2の差の絶対値が第1のプリセット値よりも大きくなるように、人手の介入によって制御される、ということに留意すべきである。次に、自動モードでの実施について、簡潔に紹介する。
【００５８】
自動モードでは、PCCの有効電力は、リアルタイムに検出され、有効電力の変化の絶対値が第1のプリセット値より大きいことが判定される場合には、変化の前後の有効電力は、P1とP2として扱う。第1の時刻と第2の時刻の時間間隔は、検出精度を確保するために、プリセット時間周期より短いこと、例えば、10分より短いことが必要である、ということに留意すべきである。P1が第1の時刻t1に対応し、P2が第2の時刻t2に対応している図4の詳細を参照してもよい。t1とt2の時間間隔Tは、プリセット時間周期より短くすべきであり、これにより、電力網のインピーダンス比の精度が確保される。
【００５９】
本開示の上記実施形態に係る方法の利点をより直感的に理解するために、本開示に係るシミュレーションの概略図である図5と関連して説明する。
【００６０】
図5から、Kが電力網のインピーダンス比であり、VpccがPCCにおける電圧であることが理解できる。無効電力補償がない、すなわち、K=0である場合には、PCCの電圧変動の範囲は約2%である。図5から、PCCの電圧変動が効果的に補償され、PCCの電圧変動の範囲が制御されてK=0.25の場合に0.2%の範囲内にある、ということが理解できる。Pは、PCCの有効電力であり、Qは、PCCの無効電力である。
【００６１】
上記実施形態に係る太陽光発電プラントの電圧変動を抑制するための方法に基づき、太陽光発電プラントの電圧変動を抑制するための装置を本開示に従ってさらに提供する。以下では、装置について図面と関連して詳細に説明する。
【００６２】
第1の装置の実施形態
本開示に係る太陽光発電プラントの電圧変動を抑制するための第1の装置の実施形態の概略図である図6を参照する。
【００６３】
本実施形態に係る太陽光発電プラントの電圧変動を抑制するため装置は、少なくとも第1のインバータと第2のインバータを含む太陽光発電プラントシステムに適用される。第1のインバータは、第1の変圧器を通して共通結合点に接続され、第2のインバータは、第2の変圧器を通して共通結合点に接続される。装置は、電圧検出ユニット601と、電流検出ユニット602と、電力取得ユニット603と、第1の判定ユニット604と、電力網インピーダンス比取得ユニット605と、制御ユニット606と、を含む。
【００６４】
本実施形態に係る装置は、多数のインバータが並列に接続される太陽光発電プラントシステムに適用可能であり、以下の説明は、並列に接続された2つのインバータを一例と次にみなすことによって与えられる、ということに留意すべきである。
【００６５】
電圧検出ユニット601は、共通結合点の第1の電圧Vp1を第1の時刻で検出すると共に共通結合点の第2の電圧Vp2を第2の時刻で検出するために構成される。
【００６６】
電流検出ユニット602は、共通結合点の第1の電流Ip1を第1の時刻で検出すると共に共通結合点の第2の電流Ip2を第2の時刻で検出するために構成される。
【００６７】
電力取得ユニット603は、Vp1とIp1に基づいて第1の時刻での共通結合点の有効電力P1を取得すると共にVp2とIp2に基づいて第2の時刻での共通結合点の有効電力P2を取得するために構成される。
【００６８】
第1の判定ユニット604は、P1とP2の差の絶対値が第1のプリセット値より大きいことを判定するために構成される。
【００６９】
電力網インピーダンス比取得ユニット605は、以下の式を用いることによって電力網のインピーダンス比Kを取得するために構成される。
【００７０】
【数５】
2017099254.tif 000007
【００７１】
ここで、Vd1とVq1は、d-q座標系におけるVp1の成分であり、Vd2とVq2は、d-q座標系におけるVp2の成分であり、Id1とIq1は、d-q座標系におけるIp1の成分であり、Id2とIq2は、d-q座標系におけるIp2の成分である。
【００７２】
電力網のインピーダンス比の取得後に、各インバータの出力すべき無効電力は、Q=K*Pを用いて算出し、ここで、Pは、インバータの現在出力する有効電力である。
【００７３】
制御ユニット606は、第1のインバータを制御して第1の無効電力Q1=K*P11を出力するために構成され、ここで、P11は、第1のインバータの現在出力する有効電力であり、また、第2のインバータを制御して第2の無効電力Q2=K*P12を出力するために構成され、ここで、P12は、第2のインバータの現在出力する有効電力である。
【００７４】
並列に接続したインバータに対する無効電力調整を行うことによりPCCの電圧変動を抑制するために、太陽光発電プラントの各インバータを調整することが必要である、と理解することができ、各インバータの出力すべき無効電力は、Qi=K*P1iであり、ここで、i=1, 2, 3 … nであり、nは、インバータの個数である。
【００７５】
実施形態に係る装置により、2つの時刻における共通結合点の電圧と電流が取得され、電力網のインピーダンス比Kが算出され、太陽光発電プラントの各インバータは、共通結合点の電圧変動を抑制するためにそれぞれの無効電力を出力するため、電力網のインピーダンス比Kに基づいて制御される。電力網のインピーダンス比が変化しないときは、共通結合点の電圧と電流をリアルタイムに検出することは必要ない、と理解することができる。この装置は、簡単かつ実用的であり、リアルタイムの通信性能に対する要求が低く、無効電力をリアルタイムに調整するためにインバータを制御する必要がない。インバータの出力する無効電力を調整することが必要なのは、電力網のインピーダンス比が変化するときだけである。
【００７６】
第2の装置の実施形態
本開示に係る太陽光発電プラントの電圧変動を抑制するための第2の装置の実施形態の概略図である図7を参照する。
【００７７】
PCCの電圧変動の抑制は、手動モードまたは自動モードのいずれかで実施することができる、ということに留意すべきである。以下では、手動モードでの実施について、先ず紹介する。
【００７８】
本実施形態に係る太陽光発電プラントの電圧変動を抑制するための装置は、第2の判定ユニット701と制限ユニット702をさらに含む。
【００７９】
第2の判定ユニット701は、P1が第2のプリセット値より大きいことを判定するために構成される。
【００８０】
制限ユニット702は、P1とP2の差の絶対値が第1のプリセット値よりも大きくなるように、第1のインバータの出力する有効電力と第2のインバータの出力する有効電力とを制限するために構成される。
【００８１】
第1のプリセット値と第2のプリセット値の間に関係はない、ということに留意すべきである。第1のプリセット値は、第2のプリセット値よりも大きくも小さくもなることがある。例えば、実施形態では、第1のプリセット値は、0.1Pnに設定され、第2のプリセット値は、0.2Pnに設定される。第1のプリセット値と第2のプリセット値は、要求に応じて設定されることがある。第1のプリセット値と第2のプリセット値を設定する目的は、PCCの電圧変動を効果的に抑制するために、取得した電力網のインピーダンス比をより正確にすることである。
【００８２】
第1のインバータの出力する有効電力と、第2のインバータの出力する有効電力と、を制限する目的は、P1とP2の差の絶対値が第1のプリセット値よりも大きくなるようにすることである。
【００８３】
上で紹介したことに留意すべきであり、それは、インバータの出力する有効電力が、P1とP2の差の絶対値が第1のプリセット値よりも大きくなるように、人手の介入によって手動モードで制御されるということである。次に、自動モードでの実施について、簡潔に紹介する。
【００８４】
自動モードでは、PCCの有効電力は、リアルタイムに検出され、有効電力の変化の絶対値が第1のプリセット値より大きいことが判定される場合には、変化の前後の有効電力は、P1とP2として扱う。第1の時刻と第2の時刻の時間間隔は、検出精度を確保するために、プリセット時間周期より短いこと、例えば、10分より短いことが必要である、ということに留意すべきである。P1が第1の時刻t1に対応し、P2が第2の時刻t2に対応している図4の詳細を参照してもよい。t1とt2の時間間隔Tは、プリセット時間周期より短くすべきであり、これにより、電力網のインピーダンス比の精度が確保される。
【００８５】
上記実施形態に係る太陽光発電プラントの電圧変動を抑制するための方法および装置に基づき、太陽光発電プラントの電圧変動を抑制するためのシステムを本開示の実施形態に従ってさらに提供する。システムについて以下の図面と関連して詳細に説明する。
【００８６】
第1のシステムの実施形態
本開示に係る電圧変動を抑制するための太陽光発電プラントの第1のシステムの実施形態の概略図である図8を参照する。
【００８７】
本開示に係る方法は、多数のインバータが並列に接続される太陽光発電プラントシステムに適用可能であり、以下の説明は、並列に接続された2つのインバータを一例と次にみなすことによって与えられる、ということに留意すべきである。
【００８８】
本実施形態に係る電圧変動を抑制するための太陽光発電プラントシステムは、少なくとも第1のインバータ801と第2のインバータ802を含む。第1のインバータ801は、第1の変圧器803を通して共通結合点に接続され、第2のインバータ802は、第2の変圧器804を通して共通結合点に接続される。システムは、変流器805と、電圧センサ806と、コントローラ807とをさらに含む。
【００８９】
電圧センサ806は、共通結合点の第1の電圧Vp1を第1の時刻で検出すると共に共通結合点の第2の電圧Vp2を第2の時刻で検出するために構成される。
【００９０】
変流器805は、共通結合点の第1の電流Ip1を第1の時刻で検出すると共に共通結合点の第2の電流Ip2を第2の時刻で検出するために構成される。
【００９１】
コントローラ807は、以下の式を用いることによってVp1、Ip1、Vp2、およびIp2に基づく電力網のインピーダンス比Kを取得するために構成される。
【００９２】
【数６】
2017099254.tif 000008
【００９３】
ここで、Vd1とVq1は、d-q座標系におけるVp1の成分であり、Vd2とVq2は、d-q座標系におけるVp2の成分であり、Id1とIq1は、d-q座標系におけるIp1の成分であり、Id2とIq2は、d-q座標系におけるIp2の成分である。コントローラ807は、第1のインバータを制御して第1の無効電力Q1=K*P11を出力するためにさらに構成され、ここで、P11は、第1のインバータの現在出力する有効電力である。コントローラ807は、第2のインバータを制御して第2の無効電力Q2=K*P12を出力するためにさらに構成され、ここで、P12は、第2のインバータの現在出力する有効電力である。
【００９４】
並列に接続したインバータに対する無効電力調整を行うことによりPCCの電圧変動を抑制するために、太陽光発電プラントの各インバータを調整することが必要である、と理解することができ、各インバータの出力すべき無効電力は、Qi=K*P1iであり、ここで、i=1, 2, 3 … nであり、nは、インバータの個数である。
【００９５】
実施形態に係る方法により、2つの時刻における共通結合点の電圧と電流が取得され、電力網のインピーダンス比Kが算出され、太陽光発電プラントの各インバータは、共通結合点の電圧変動を抑制するためにそれぞれの無効電力を出力するため、電力網のインピーダンス比Kに基づいて制御される。電力網のインピーダンス比が変化しないときは、共通結合点の電圧と電流をリアルタイムに検出することは必要ない、と理解することができる。この方法は、簡単であり、リアルタイムの通信性能に対する要求が低く、無効電力をリアルタイムに調整するためにインバータを制御する必要がない。インバータの出力する無効電力を調整することが必要なのは、電力網のインピーダンス比が変化するときだけである。
【００９６】
さらに、PCCの電圧変動が手動モードで抑制される場合には、コントローラは、共通結合点の有効電力が第2のプリセット値よりも大きいことを判定するために、また、P1とP2の差の絶対値が第1のプリセット値よりも大きくなるように、第1のインバータの出力する有効電力と第2のインバータの出力する有効電力とを制限するために、さらに構成される。
【００９７】
第1のプリセット値と第2のプリセット値の間に関係はない、ということに留意すべきである。第1のプリセット値は、第2のプリセット値よりも大きくも小さくもなることがある。例えば、実施形態では、第1のプリセット値は、0.1Pnに設定され、第2のプリセット値は、0.2Pnに設定される。第1のプリセット値と第2のプリセット値は、要求に応じて設定されることがある。第1のプリセット値と第2のプリセット値を設定する目的は、PCCの電圧変動を効果的に抑制するために、取得した電力網のインピーダンス比をより正確にすることである。
【００９８】
インバータの出力する有効電力は、P1とP2の差の絶対値が第1のプリセット値よりも大きくなるように制御される、ということに留意すべきである。次に、自動モードでの実施について、簡潔に紹介する。
【００９９】
自動モードでは、PCCの有効電力は、リアルタイムに検出され、有効電力の変化の絶対値が第1のプリセット値より大きいことが判定される場合には、変化の前後の有効電力は、P1とP2として扱う。第1の時刻と第2の時刻の時間間隔は、検出精度を確保するために、プリセット時間周期より短いこと、例えば、10分より短いことが必要である、ということに留意すべきである。P1が第1の時刻t1に対応し、P2が第2の時刻t2に対応している図4の詳細を参照してもよい。t1とt2の時間間隔Tは、プリセット時間周期より短くすべきであり、これにより、電力網のインピーダンス比の精度が確保される。
【０１００】
上で説明したことは、単なる本開示の好適な実施形態であり、本開示を特定の形式に画定することを意図していない。本開示の好適な実施形態は、上に開示されているところ、本開示を限定するものとして解釈されるべきではない。本明細書中に開示された方法および技術内容に鑑みて、当業者は、本開示の範囲から逸脱せずに、本開示の技術的解決策に対して、多くの変更、修正、等価を行うことができる。したがって、本開示の範囲から逸脱せずに、本開示の技術的な本質に従って上記実施形態に対して行うすべての変更、修正、等価は、本開示の保護の範囲に含まれるべきである。
【０１０１】
この出願は、2015年11月26日に中華人民共和国国家知識産権局に出願された「METHOD AND SYSTEM FOR SUPRESSING VOLTAGE FLUCTUATION IN PHOTOVOLTAIC PLANT」という名称の中国特許出願第201510859861.X号の優先権を主張し、参照によりその全体を本明細書に組み込む。
【符号の説明】
【０１０２】
1  第1のインバータ
2  第2のインバータ
601  電圧検出ユニット
602  電流検出ユニット
603  電力取得ユニット
604  第1の判定ユニット
605  電力網インピーダンス比取得ユニット
606  制御ユニット
701  第2の判定ユニット
702  制限ユニット
801  第1のインバータ
802  第2のインバータ
803  第1の変圧器
804  第2の変圧器
805  変流器
806  電圧センサ
807  コントローラ
Id1  Ip1の成分
Id2  Ip2の成分
Ip1  第1の電流
Ip2  第2の電流
Iq1  Ip1の成分
Iq2  Ip2の成分
K  電力網のインピーダンス比
P  有効電力
P1  有効電力
P2  有効電力
PCC  共通結合点
Q  無効電力
Q1  第1の無効電力
Q2  第2の無効電力
r  抵抗値
t1  第1の時刻
t2  第2の時刻
T  時間間隔
T1  第1の変圧器
T2  第2の変圧器
Tn  第nの変圧器
Vd1  Vp1の成分
Vd2  Vp2の成分
Vp1  第1の電圧
Vp2  第2の電圧
Vpcc  PCCにおける電圧
Vq1  Vp1の成分
Vq2  Vp2の成分
x  インダクタンス値
【図１】
2017099254.tif 000012
【図２】
2017099254.tif 000013
【図３】
2017099254.tif 000014
【図４】
2017099254.tif 000015
【図５】
2017099254.tif 000016
【図６】
2017099254.tif 000017
【図７】
2017099254.tif 000018
【図８】
2017099254.tif 000019
【外国語明細書】
2017099254000001.pdf