(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
複数の相互接続点においてマイクログリッドを隣接する送電系統に相互接続する分散同期方法であって、前記マイクログリッドの各分散発電機が同期コントローラを備え、
識別された第１の隣接する送電系統から前記マイクログリッドへの接続要求を受信するステップであって、前記マイクログリッドの前記同期コントローラは、前記マイクログリッドと前記識別された第１の隣接する送電系統との間の前記相互接続点に接続する前記分散発電機を識別し、主導分散発電機に指定し、残りの全ての分散発電機が前記マイクログリッド内の追従分散発電機に指定される、ステップと、
前記識別された第１の隣接する送電系統から受信された同期パラメータに基づいて、前記主導分散発電機の前記同期コントローラによって周波数同期補正量及び電圧同期補正量が決定され、前記マイクログリッドの全ての分散発電機間の同期のために、決定された前記周波数同期補正量及び前記電圧同期補正量を用いることについて、前記主導分散発電機と前記追従分散発電機との間で合意に達するステップと、
前記マイクログリッド内の分散発電機ごとの周波数基準値及び電圧基準値を前記決定された周波数同期補正量及び電圧同期補正量で変更することにより、前記追従分散発電機及び前記主導分散発電機の有効出力及び無効出力を調整するステップと、
一組の第１の所定の同期パラメータ閾値が満たされた時点に基づいて、前記第１の隣接する送電系統を前記マイクログリッドと接続するステップと、
前記第１の隣接する送電系統を前記マイクログリッドと接続した後に、前記主導分散発電機を追従分散発電機に再指定するステップと、
識別された隣接する送電系統から受信された前記マイクログリッドへの接続要求に基づいて、上記のステップを用いて、各残りの識別された隣接する送電系統の同期を繰り返すステップと、
を含む、分散同期方法。
【請求項２】
前記マイクログリッドの各分散発電機は、一次コントローラと、二次コントローラと、前記同期コントローラとを備え、前記同期コントローラは最初に、相互接続されることになる隣接する送電系統を識別するために、疎な通信チャネルを用いて前記マイクログリッド内の近隣発電機と通信する、請求項１に記載の分散同期方法。
【請求項３】
前記受信される同期パラメータは、電圧周波数、電圧位相角及び電圧の大きさを含む、請求項１に記載の分散同期方法。
【請求項４】
前記第１の隣接する送電系統を前記マイクログリッドと接続することは、前記第１の隣接する送電系統と前記マイクログリッドとの間の前記相互接続点の両側間の同期パラメータの差が、前記一組の所定の同期パラメータ閾値未満である時点に基づく、請求項１に記載の分散同期方法。
【請求項５】
前記マイクログリッドの前記同期コントローラと通信する少なくとも１つのユーザ入力インターフェースの表面上でユーザ入力を受信することを更に含み、前記ユーザ入力を受信することによって、前記一組の所定の同期パラメータ閾値が提供される、請求項１に記載の分散同期方法。
【請求項６】
前記追従分散発電機及び前記主導分散発電機の前記有効出力の前記調整はドループ制御規則に基づき、前記ドループ制御規則では、各分散発電機周波数ωｉは、前記分散発電機の公称周波数ωｉ＊と、前記分散発電機のフィルタリングされた周波数同期補正量
【数１】
0006910487.tif 000040
と、前記分散発電機の周波数レギュレーションオフセットΔωｉｒｅｇとの和から、前記分散発電機のドループ定数ｍｉと前記分散発電機の有効出力Ｐｉとの積ｍｉ・Ｐｉを引いた値
【数２】
0006910487.tif 000041
に設定される、請求項１に記載の分散同期方法。
【請求項７】
前記分散発電機に関する前記周波数レギュレーションオフセットΔωｉｒｅｇは、合意制御規則に従って更新され、すなわち、その時間導関数
【数３】
0006910487.tif 000042
が、その公称値とフィルタリングされた周波数同期補正量との和
【数４】
0006910487.tif 000043
と、現在の周波数ωｉとの差から、この発電機ｉと、この発電機が直接通信リンクを有する他の発電機ｊとの間の周波数レギュレーションオフセット差Δωｉｒｅｇ−Δωｊｒｅｇの和を引いた値
【数５】
0006910487.tif 000044
に等しく、ただし、ｎは通信ネットワーク内の分散発電機の全数であり、ａｉｊは発電機ｉと発電機ｊとの間の直接通信リンクの利用可能性によって規定される２進値であり、直接通信リンクが存在する場合には、１に設定され、そうでない場合には、０に設定される、請求項６に記載の分散同期方法。
【請求項８】
前記分散発電機に関する前記フィルタリングされた周波数同期補正量は、周波数同期補正量Δωｉｓｙｎを時定数Ｔｆｉｌωで規定されるローパスフィルターに通すことによって生成され、すなわち、前記フィルタリングされた周波数同期補正量の時間導関数
【数６】
0006910487.tif 000045
は、元の補正量と前記フィルタリングされた補正量との差を、前記ローパスフィルターの時定数で割った値
【数７】
0006910487.tif 000046
に設定される、請求項７に記載の分散同期方法。
【請求項９】
前記分散発電機に関する前記周波数同期補正量は、合意制御規則に従って更新され、すなわち、前記周波数同期補正量の時間導関数
【数８】
0006910487.tif 000047
は、この発電機ｉと、この発電機が直接通信リンクを有する他の発電機ｊとの周波数同期補正量差Δωｉｓｙｎ−Δωｊｓｙｎの和の負の値を、時定数ｋｓωで割った値
【数９】
0006910487.tif 000048
に等しい、請求項８に記載の分散同期方法。
【請求項１０】
主導発電機ｋの前記周波数同期補正量は、周波数差が第２の所定の閾値より大きい場合、前記相互接続点において測定する、接続されることになる前記第１の隣接する送電系統の前記周波数ωｋＰＣＣと、分散発電機ｋの公称周波数ωｋ＊との差
【数１０】
0006910487.tif 000049
と定義される、請求項８に記載の分散同期方法。
【請求項１１】
主導発電機ｋの前記周波数同期補正量は、前記相互接続点の両側間の周波数差が第２の所定の閾値より小さい場合、前記相互接続点において測定する、接続されることになる前記第１の隣接する送電系統の位相角の時間導関数
【数１１】
0006910487.tif 000050
と発電機ｋの前記公称周波数ωｋ＊との差
【数１２】
0006910487.tif 000051
と定義される、請求項８に記載の分散同期方法。
【請求項１２】
前記追従分散発電機及び前記主導分散発電機の前記無効出力の前記調整はドループ制御規則に基づき、前記ドループ制御規則では、各分散発電機電圧が、前記分散発電機の公称電圧Ｅｉ＊と、電圧レギュレーションオフセットΔＥｉｒｅｇと、前記分散発電機のフィルタリングされた電圧同期補正量
【数１３】
0006910487.tif 000052
との和から、前記分散発電機のドループ定数ｎｉと前記分散発電機の無効出力Ｑｉとの積ｎｉ・Ｑｉを引いた値
【数１４】
0006910487.tif 000053
に設定される、請求項１に記載の分散同期方法。
【請求項１３】
前記分散発電機に関する前記フィルタリングされた電圧同期補正量
【数１５】
0006910487.tif 000054
は、電圧同期補正量ΔＥｉｓｙｎを時定数ＴｆｉｌＥで規定されるローパスフィルターに通すことによって生成され、すなわち、前記フィルタリングされた電圧同期補正量の時間導関数
【数１６】
0006910487.tif 000055
は、元の補正量と前記フィルタリングされた補正量との差を前記ローパスフィルターの時定数ＴｆｉｌＥで割った値
【数１７】
0006910487.tif 000056
に設定される、請求項１２に記載の分散同期方法。
【請求項１４】
前記分散発電機に関する前記電圧同期補正量ΔＥｉｓｙｎは合意制御規則に従って更新され、すなわち、前記電圧同期補正量の時間導関数
【数１８】
0006910487.tif 000057
は、この発電機ｉと、この発電機が直接通信リンクを有する他の発電機ｊとの間の電圧同期補正量差ΔＥｉｓｙｎ−ΔＥｊｓｙｎの和の負の値を、時定数ｋｓＥで割った値
【数１９】
0006910487.tif 000058
に等しく、ただし、ｎは通信ネットワーク内の分散発電機の全数であり、ａｉｊは発電機ｉと発電機ｊとの間の直接通信の利用可能性によって規定される２進値であり、直接通信が存在する場合には、１に設定され、そうでない場合には、０に設定される、請求項１３に記載の分散同期方法。
【請求項１５】
主導発電機ｋの前記電圧同期補正量ΔＥｋｓｙｎは、前記相互接続点において測定する、接続されることになる前記第１の隣接する送電系統の電圧ＥｋＰＣＣと、分散発電機ｋの公称電圧Ｅｋ＊との差
【数２０】
0006910487.tif 000059
と定義される、請求項１４に記載の分散同期方法。
【請求項１６】
複数の相互接続点においてマイクログリッドを隣接する送電系統に相互接続する分散同期方法であって、前記マイクログリッドの各分散発電機は、一次コントローラと、二次コントローラと、同期コントローラとを備え、
識別された第１の隣接する送電系統から前記マイクログリッドへの接続要求を受信するステップであって、前記マイクログリッドの前記同期コントローラは、前記マイクログリッドと前記識別された第１の隣接する送電系統との間の前記相互接続点に接続する前記分散発電機を識別し、主導分散発電機に指定し、残りの全ての分散発電機が前記マイクログリッド内の追従分散発電機に指定され、前記主導分散発電機のみが前記識別された第１の隣接する送電系統から情報を受信する、ステップと、
前記第１の隣接する送電系統から受信された同期パラメータに基づいて、前記主導分散発電機の前記同期コントローラによって周波数同期補正量及び電圧同期補正量が決定され、前記マイクログリッドの全ての分散発電機間の同期のために、決定された前記周波数同期補正量及び前記電圧同期補正量を用いることについて、前記主導分散発電機と前記追従分散発電機との間で合意に達するステップと、
前記マイクログリッド内の分散発電機ごとの周波数基準値及び電圧基準値を前記決定された周波数同期補正量及び電圧同期補正量で変更することにより、前記追従分散発電機及び前記主導分散発電機の有効出力及び無効出力を調整するステップと、
一組の第１の所定の同期パラメータ閾値が満たされた時点に基づいて、前記第１の隣接する送電系統を前記マイクログリッドと接続するステップであって、前記一組の第１の所定の同期パラメータ閾値は、前記マイクログリッドの前記同期コントローラと通信するユーザ入力インターフェースのユーザから受信される、ステップと、
前記第１の隣接する送電系統を前記マイクログリッドと接続した後に、前記主導分散発電機を追従分散発電機に再指定するステップと、
識別された隣接する送電系統から受信された前記マイクログリッドへの接続要求に基づいて、上記のステップを用いて、各残りの識別された隣接する送電系統の同期を繰り返すステップと、
を含む、分散同期方法。
【請求項１７】
前記追従分散発電機及び前記主導分散発電機の前記有効出力の前記調整はドループ制御規則に基づき、前記ドループ制御規則では、各分散発電機周波数は、前記分散発電機の公称周波数ωｉ＊と、前記分散発電機のフィルタリングされた周波数同期補正量
【数２１】
0006910487.tif 000060
と、前記分散発電機の周波数レギュレーションオフセットΔωｉｒｅｇとの和から、前記分散発電機の時定数ｍｉと前記分散発電機の有効出力Ｐｉとの積ｍｉ・Ｐｉを引いた値
【数２２】
0006910487.tif 000061
に設定される、請求項１６に記載の分散同期方法。
【請求項１８】
複数の相互接続点においてマイクログリッドを隣接する送電系統に相互接続する分散同期システムであって、
前記マイクログリッドの分散発電機ごとに含まれる一次コントローラ、二次コントローラ及び同期コントローラと、
ユーザ入力インターフェースであって、前記ユーザ入力インターフェースのユーザは、前記マイクログリッドの前記同期コントローラと通信し、一組の第１の所定の同期パラメータ閾値を与える、ユーザ入力インターフェースと、
受信される前記マイクログリッドへの接続要求を送信する識別された第１の隣接する送電系統と、
を備え、前記マイクログリッドの前記同期コントローラは、前記マイクログリッドと前記第１の隣接する送電系統との間の前記相互接続点に接続する前記分散発電機を識別し、主導分散発電機として指定し、残りの全ての分散発電機が前記マイクログリッド内の追従分散発電機に指定され、前記主導分散発電機の前記同期コントローラは、前記第１の隣接する送電系統から受信された同期パラメータに基づいて、周波数同期補正量及び電圧同期補正量を決定し、前記マイクログリッドの全ての発電機間の同期のために、決定された前記周波数同期補正量及び前記電圧同期補正量を用いることについて前記追従分散発電機と合意に達し、
前記マイクログリッド内の分散発電機ごとの周波数基準値及び電圧基準値を前記決定された周波数同期補正量及び電圧同期補正量で変更することによって、前記追従分散発電機及び前記主導分散発電機の有効出力及び無効出力を調整し、
前記一組の第１の所定の同期パラメータ閾値が満たされた時点に基づいて、前記第１の隣接する送電系統を前記マイクログリッドと接続し、
前記第１の隣接する送電系統を前記マイクログリッドと接続した後に、前記主導分散発電機を追従分散発電機に再指定し、
識別された隣接する送電系統から受信された前記マイクログリッドへの接続要求に基づいて、上記の合意、調整、接続、および再指定を用いて、各残りの識別された隣接する送電系統の同期を繰り返すように構成される、分散同期システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本開示は、包括的には、電力システムの制御に関し、より詳細には、複数の相互接続点を有するマイクログリッドの分散同期に関する。
【背景技術】
【０００２】
電力システムは、正常動作中に同期して動作する複数の発電ユニットを有する。すなわち、発電機の端子における電圧の周波数、位相及び振幅が、電力システム内の残りの発電機の同じパラメータと一定の関係を保持する。発電機を電力システムに接続できるようにするには、まず、発電機のバスの電圧の周波数、位相及び振幅が、相互接続点において、電力システムの電圧の周波数、位相及び振幅と一致する必要がある。いわゆる、同期パラメータが所望の許容範囲内で一致すると、発電機遮断器が閉じられる。発電機遮断器による発電ユニットの接続中に同期パラメータに関する何らかの不一致があると、結果として、システムにおいて望ましくない過渡現象及び途絶が生じるおそれがある。
【０００３】
いくつかの小さい分散発電ユニットが協動し、１つの小さい電力システムを形成するマイクログリッドの概念は、再生可能エネルギーリソースのシェアを上げる解決策として、多くの賛同を得つつある。マイクログリッドは、以下の２つのモード、すなわち、グリッド接続モード（grid-connected mode）及びアイランドモード（islanded mode）のいずれかにおいて動作することができる。グリッド接続モードでは、いくつかの分散発電ユニットから構成されるマイクログリッド全体が、メイングリッドの観点から単一の発電機として動作する。それゆえ、メイングリッドとの相互接続点におけるマイクログリッドの同期パラメータがいくつかの発電ユニットに依存するので、マイクログリッドとメイングリッドとの同期は更に難しい。また、同期プロセスは、マイクログリッド内の分散発電ユニット間の通信を必要とする場合もある。
【０００４】
特許文献１は、並列に接続される複数の発電機と、複数の発電機によって生成される発電機負荷と電力系統負荷とを切り替え、及び／又は統合するためのスイッチングシステムと、制御システムとを備える、マルチユニット発電システムを開示している。各発電機にコマンド信号を通信するために、制御システムが各発電機と通信する。スイッチングシステムに発電機負荷と電力系統負荷とを切り替えるか、又は統合するように指示するために、制御システムは更にスイッチングシステムと通信する。各発電機は、例えば、マイクロタービン発電機を含むことができる。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】米国特許第７１２２９１６号
【発明の概要】
【０００６】
本開示は、電力システムの制御に関し、より詳細には、複数の相互接続点を有するマイクログリッドの分散同期に関する。
【０００７】
本開示の実施形態は、孤立したマイクログリッドを隣接する送電系統と複数の相互接続点、すなわち、複数の共通結合点において相互接続することに基づく。詳細には、マイクログリッドのための物理レイヤは、送電線と接続される一組のバスと、一組の制御可能分散発電機と、非制御可能分散発電機と、負荷とを含む電気ネットワークである。通信レイヤは、情報交換のために制御可能分散発電機のためのローカルコントローラ間に通信リンクを与える通信ネットワークであり、その情報交換により同期を繰り返し達成できるようになる。
【０００８】
本開示は、数ある中でも、独立系統運用機関（independent system operator）又は送電系統運用者（transmission system operator）によって要求されるときにいつでも、マイクログリッドを迅速に、かつ高い信頼性で、互いに、又は主送電系統に接続することに対処する。詳細には、本開示に関して、克服すべき少なくとも１つの課題は、或る固定相互接続点において、電圧の周波数、位相及び振幅が電力システム全体の電圧の周波数、位相及び振幅と一致しなければならないという制約を受けることなく、マイクログリッドを電力システムに接続できるようにすることを含んでいた。特に、マイクログリッドは広い地理的地域をカバーできるので、マイクログリッドは、主送電系統又は他の隣接するマイクログリッドと接続するために複数の相互接続点を有することができる。言い換えると、これは、マイクログリッドと電力システムとの間の周波数、位相及び振幅の整合を、マイクログリッド内に位置する分散発電機を実効的に制御することを通して複数の相互接続点において実施できなければならないことを意味し、すなわち、それが克服したかった制約である。
【０００９】
本開示の少なくとも１つの実現形態は、マイクログリッドの分散発電機ごとに同期コントローラを設けることである。その場合に、識別された第１の隣接する送電系統から、マイクログリッドへの接続要求を受信する。その後、マイクログリッドの同期コントローラは、マイクログリッドと、第１の隣接する送電系統との間の相互接続点に接続する分散発電機を識別することができる。その後、識別された分散発電機を主導分散発電機に指定し、残りの全ての分散発電機が、マイクログリッド内の追従分散発電機に指定される。その際、疎な通信ネットワークを用いて分散方式で同期を達成することを提供し、通信要件を複雑にすることなく、複数の相互接続点において同期を達成するだけの十分な融通性を提供する。
【００１０】
具体的には、本開示は、主導発電機のローカルコントローラが近隣発電機から情報を受信できないように通信ネットワークを再構成し、主導発電機に関する情報状態が相互接続情報点において測定された受信同期パラメータのみに基づいて更新できるようにする。ただし、同期パラメータは、電圧周波数、電圧位相角及び電圧の大きさを含むことができる。
【００１１】
最初の実現形態に基づいて、主導分散発電機の同期コントローラが、第１の隣接する送電系統からの、相互接続点において測定された同期パラメータに基づいて、周波数同期補正量及び電圧同期補正量を決定できることが更に理解される。具体的には、本開示は、その際、第１の隣接する送電系統への相互接続点の側における同期パラメータに従って、主導発電機に関する周波数同期補正量及び電圧同期補正量を設定することができる。その後、主導発電機及び追従発電機間の近隣通信を通して、主導発電機に関する周波数同期補正量及び電圧同期補正量の合意に達する。位相角を周波数の積分として求めることができると考えると、位相同期は、以下の方策を用いて周波数補正量を設定することによって達成されるように、周波数同期に埋め込まれる。すなわち、マイクログリッドと第１の隣接する送電系統との間の周波数差が所定の閾値より大きいとき、隣接する送電系統における周波数を直接用いて、周波数補正量を設定する。しかしながら、周波数差がその閾値より小さい場合には、第１の隣接する送電系統における位相の変動率（variation rate of phase）を用いて、周波数同期補正量を設定する。
【００１２】
その後、主導発電機に関して決定された周波数同期補正量及び電圧同期補正量を用いてコントローラの周波数基準値及び電圧基準値を変更することによって、主導発電機及び追従発電機の有効出力及び無効出力を調整することができる。マイクログリッドの周波数及び電圧は、マイクログリッドの有効電力及び無効電力のバランスに依存するので、分散発電機の有効電力及び無効電力の出力を調整する結果として、電力バランスを変更することができ、それゆえ、マイクログリッドのための周波数及び電圧に関する所望の変化を達成できるようになる。相互接続点の両側間の同期パラメータの差が所定の閾値より小さいとき、マイクログリッドと隣接する送電系統との間の遮断器又はスイッチが閉じられ、接続される。
【００１３】
次のステップは、一組の所定の同期パラメータ不一致閾値が満たされた時点に基づいて、第１の隣接する送電系統をマイクログリッドに接続することを含むことができる。位相、周波数及び電圧を含む、各タイプの同期パラメータはそれぞれ、自らの不一致閾値を有する。マイクログリッドと第１の隣接する送電系統との間の同期パラメータの実際の不一致が所定の閾値より小さいとき、その条件が満たされる。機器の損傷又は安全上の問題が生じるのを回避するために、スイッチは、その条件が満たされるまで閉じられるべきではない。次のステップは、主導発電機が双方向通信（bi-way communication）できるように通信ネットワークを再構成することと、マイクログリッドと隣接する送電系統とのスイッチが閉じられた後に、主導発電機を、追従発電機のドループ及び合意規則に従う追従発電機に再指定することとを含む。スイッチが閉じられた後に、相互接続点の両側において同期パラメータに関する差はないので、通信リンクが、近隣発電機と双方向通信できるように再構成されなければ、現在の主導発電機に関する同期補正量は常に０のままになる。主導発電機を追従発電機に再指定することによって、その発電機が他の異なる相互接続点における同期に関与できるようになる。さらに、本開示は、その後、更なる相互接続が要求されなくなるまで、上記のステップを繰り返し実行することができる。
【００１４】
本開示の分散同期システム及び方法の少なくともいくつかの利点は、発電機間に疎な通信ネットワークしか必要としないこと、集中方式による協調を回避すること等の、分散制御の利点を保持することを含み、同時に、分散制御は複数の相互接続点において同期能力を追加する。従来の集中方式に基づく同期方法とは異なり、本開示のシステム及び方法は、相互接続点ごとに個別の通信システムを必要としない。本開示のこの機能は、将来の電力システムにおける複数のマイクログリッドのネットワーク化された動作にとって欠かせない。また、本開示のシステム及び方法は、固定された主導ノードを使用する既存の従来の分散型同期方法とも異なり、本開示は、複数の主導ノードを有する通信ネットワークを提供し、それゆえ、複数の相互接続点において同期を達成することができる。
【００１５】
本開示の同期システム及び方法は、既同期（synchronized）（グリッド接続又はアイランド）モードと、２つの制御モードである、平均化モード及び主導−追従モードを用いる同期（synchronization）モードとの間の円滑な移行を達成し、２つの制御モードは、２つの一般に使用される合意制御方法である。本開示のシステム及び方法は、提案される主導−追従モードと平均化モードとの間の相互関係に起因して、同期モードから既同期モードへの自然に円滑な移行を有する。一方、既同期モードから同期モードへの円滑な移行は、発電機制御において同期補正量情報状態を使用する前に、ローパスフィルターを入れることによって達成することができる。マイクログリッドモード間の円滑な移行は、マイクログリッドの安定した動作を保持するのに重要である。例えば、モード選択スイッチを使用することによって、主導ノードにおける同期機能の起動及び解除が実施される場合には、モードの変更により、主導ノードの電圧に対して、周波数基準値及び電圧基準値の補正量が突然追加／除去され、それゆえ、１つの発電機の電圧及び周波数のそのような突然の変化によって、有効電力及び無効電力に大きな不一致が生じる場合があり、更には同期状態が失われるおそれがある。
【００１６】
同期の進行に応じて、通信ネットワークを再構成することもできる。同期がトリガーされるとき、主導発電機ノードを根ノードと見なし、全ての通信リンクが近隣発電機から情報を受信できないようにすることによって、通信ネットワークが根付き有向全域木（rooted directed spanning tree）として構成される。一方、同期が実施されるか、又はマイクログリッドが既同期モードにあるとき、全ての制御可能発電機が近隣ノードとの情報交換のために双方向通信を有することができるように、通信ネットワークは接続無向グラフ（connected undirected graph）として構成される。
【００１７】
本開示は、発電機の分散一次制御及び二次制御の周波数基準値及び電圧基準値を変更するために、周波数同期補正量及び電圧同期補正量を含む、２つの情報状態を追加することによって、分散同期を達成する。これらの追加された情報状態は、分散二次制御が使用される場合には、二次制御合意規則とは別の合意規則を用いて更新される。それゆえ、本開示によれば、マイクログリッドの本来の一次ドループ制御機能及び二次ドループ制御機能への妨害を引き起こすのが回避され、代わりに、付加的なレイヤとして構築される。本開示は、二次制御に関する具体的な目標を想定することなく、同期に注目することに留意されたい。それゆえ、二次制御の目標は、考案された同期制御とは無関係に規定することができる。例えば、厳密な電圧制御と、厳密な無効電力分担との間の妥協点を、それが同期制御にいかに影響を及ぼすかを懸念することなく、二次制御において実施することができる。それに対して、同期を分散二次制御規則に直接統合する場合には、周波数制御及び有効電力分担の相互影響と、無効電力分担と電圧制御との間の対立（送電線にわたる電圧降下によって引き起こされる）とに起因して、同じループに同期機能を追加することによって更なる安定性の問題が生じるおそれがある。同期が二次制御と統合されるのに加えて、分散二次制御にローカルドループ制御も統合される場合には、その状況が更に悪化する可能性がある。基本的には、それにより、有効電力及び無効電力の分担機能が二次制御に引き渡される。しかしながら、二次制御が反応できる前に負荷又は任意の他の過渡現象が生じた場合には、マイクログリッド内の一次ドループ制御が、電力分担を維持するのに重要な役割を果たす。二次制御は、特に通信速度に起因して低速であり、その反応時間が限られるので、一次ドループ制御を除去し、その機能を二次制御に引き渡すことによって、マイクログリッドは過渡現象中に大きな電力不整合を起こしやすい。
【００１８】
本開示の一実施形態によれば、複数の相互接続点においてマイクログリッドを隣接する送電系統と相互接続する分散同期方法を開示する。マイクログリッドの各分散発電機は同期コントローラを備える。その方法は、識別された第１の隣接する送電系統からマイクログリッドへの接続要求を時間内に受信するステップを含む。マイクログリッドの同期コントローラは、マイクログリッドと第１の隣接する送電系統との間の相互接続点に接続する分散発電機を識別し、主導分散発電機に指定し、残りの全ての分散発電機がマイクログリッド内の追従発電機に指定される。その方法は、第１の隣接する送電系統から受信された同期パラメータに基づいて、主導分散発電機の同期コントローラによって、周波数同期補正量及び電圧同期補正量を決定するステップを含む。その方法は、マイクログリッド内の分散発電機ごとの周波数基準値及び電圧基準値を決定された周波数同期補正量及び電圧同期補正量で変更することによって、追従分散発電機及び主導分散発電機の有効出力及び無効出力を調整するステップを含む。その方法は、一組の所定の同期パラメータ閾値が満たされた時点に基づいて、第１の隣接する送電系統をマイクログリッドと接続するステップを含む。その方法は、第１の隣接する送電系統をマイクログリッドと接続した後に、主導分散発電機を追従分散発電機に再指定するステップを含む。その方法は、識別された隣接する送電系統から受信されたマイクログリッドへの接続要求に基づいて、上記のステップを用いて、各残りの識別された隣接する送電系統の同期を繰り返すステップを含む。
【００１９】
本開示の別の実施形態によれば、複数の相互接続点においてマイクログリッドを隣接する送電系統と相互接続する分散同期方法を開示する。マイクログリッドの各分散発電機は、一次コントローラと、二次コントローラと、同期コントローラとを備える。その方法は、識別された第１の隣接する送電系統からマイクログリッドへの接続要求を時間内に受信するステップを含む。マイクログリッドの同期コントローラは、マイクログリッドと第１の隣接する送電系統との間の相互接続点に接続する分散発電機を識別し、主導分散発電機に指定し、残りの全ての分散発電機がマイクログリッド内の追従発電機に指定される。主導分散発電機のみが識別された第１の隣接する送電系統から情報を受信する。その方法は、第１の隣接する送電系統から受信された同期パラメータに基づいて、主導分散発電機の同期コントローラによって、周波数同期補正量及び電圧同期補正量を決定するステップを含む。その方法は、マイクログリッド内の分散発電機ごとの周波数基準値及び電圧基準値を決定された周波数同期補正量及び電圧同期補正量で変更することによって、追従分散発電機及び主導分散発電機の有効出力及び無効出力を調整するステップを含む。その方法は、一組の所定の同期パラメータ閾値が満たされた時点に基づいて、第１の隣接する送電系統をマイクログリッドと接続するステップを含む。一組の第１の所定の同期パラメータ閾値は、マイクログリッドの同期コントローラと通信するユーザ入力インターフェースのユーザから受信される。その方法は、第１の隣接する送電系統をマイクログリッドと接続した後に、主導分散発電機を追従分散発電機に再指定するステップを含む。その方法は、識別された隣接する送電系統から受信されたマイクログリッドへの接続要求に基づいて、上記のステップを用いて、各残りの識別された隣接する送電系統の同期を繰り返すステップを含む。
【００２０】
本開示の別の実施形態によれば、複数の相互接続点においてマイクログリッドを隣接する送電系統と相互接続する分散同期システムを開示する。そのシステムは、マイクログリッドの分散発電機ごとに、一次コントローラと、二次コントローラと、同期コントローラとを備える）。ユーザ入力インターフェースは、ユーザ入力インターフェースのユーザがマイクログリッドの同期コントローラと通信し、一組の第１の所定の同期パラメータ閾値を与える。識別された第１の隣接する送電系統がマイクログリッドへの接続要求を送信し、接続要求は時間内に受信される。マイクログリッドの同期コントローラは、マイクログリッドと第１の隣接する送電系統との間の相互接続点に接続する分散発電機を識別し、主導分散発電機に指定し、残りの全ての分散発電機がマイクログリッド内の追従発電機に指定される。主導分散発電機の同期コントローラは、第１の隣接する送電系統から受信された同期パラメータに基づいて、周波数同期補正量及び電圧同期補正量を決定するように構成され、マイクログリッドの全ての発電機間の同期のために周波数補正量及び電圧補正量に関して合意に達する。マイクログリッド内の分散発電機ごとの周波数基準値及び電圧基準値を決定された周波数同期補正量及び電圧同期補正量で変更することによって、追従分散発電機及び主導分散発電機の有効出力及び無効出力を調整する。一組の第１の所定の同期パラメータ閾値が満たされた時点に基づいて、第１の隣接する送電系統をマイクログリッドと接続する。第１の隣接する送電系統をマイクログリッドと接続した後に、主導分散発電機を追従分散発電機に再指定する。識別された隣接する送電系統から受信されたマイクログリッドへの接続要求に基づいて、上記のステップを用いて、各残りの識別された隣接する送電系統の同期を繰り返す。
【００２１】
本開示の更なる特徴及び利点は、以下の詳細な説明を添付図面とともに取り入れると、この詳細な説明からより容易に明らかになる。
【００２２】
本開示は、本開示の例示的な実施形態の非限定的な例として述べる複数の図面に関する以下の詳細な説明において更に説明される。これらの図面において、同様の参照符号は、図面のいくつかの図を通して同様の部分を表している。示されている図面は、必ずしも一律の縮尺というわけではなく、その代わり、一般的に、以下に開示する実施形態の原理を示すことに強調が置かれている。
【図面の簡単な説明】
【００２３】
【図１Ａ】本開示のいくつかの実施形態による、複数の相互接続点においてマイクログリッドを隣接する送電系統と相互接続する分散同期方法のいくつかのステップの概略的なブロック図である。
【図１Ｂ】本開示のいくつかの実施形態による、システムのいくつかの構成要素とともに、分散同期方法のステップを示す概略図である。
【図１Ｃ】本開示のいくつかの実施形態による、マイクログリッドと隣接する送電系統との相互接続の分散同期方法を示す概略図である。
【図２Ａ】本開示のいくつかの実施形態による、分散発電機の分散同期制御を通しての複数の共通結合点における隣接する送電系統とのマイクログリッド同期を示す概略図である。
【図２Ｂ】本開示のいくつかの実施形態による、マイクログリッド内で使用される第１のタイプの分散発電機である同期発電機、すなわち、機械ベース制御可能発電機を示す概略図である。
【図２Ｃ】本開示のいくつかの実施形態による、マイクログリッド内で使用される第２のタイプの分散発電機である、単相電圧形変換器（ＶＳＣ）及び三相電圧形変換器を含む変換器ベース制御可能発電機を示す概略図である。
【図２Ｄ】本開示のいくつかの実施形態による、発電機出力電圧及び周波数をレギュレートする、低速の一次レベル制御及び二次レベル制御のための単相発電機及び三相発電機の等価表現を示す概略図である。
【図３】本開示のいくつかの実施形態による、発電機一次ドループ制御を示すプロットグラフである。
【図４Ａ】本開示のいくつかの実施形態による、発電機集中方式二次制御を示す概略図である。
【図４Ｂ】本開示のいくつかの実施形態による、発電機合意ベース分散二次制御を示す概略図である。
【図５Ａ】本開示のいくつかの実施形態による、第１の共通結合点ＰＣＣ−１において同期のために主導−追従モードを使用する分散同期制御を示す概略図である。
【図５Ｂ】本開示のいくつかの実施形態による、アイランド又はグリッド接続のいずれかの既同期動作のために平均化モードを使用する分散同期制御を示す概略図である。
【図５Ｃ】本開示のいくつかの実施形態による、第２の共通結合点ＰＣＣ−２において同期のために主導−追従モードを使用する分散同期制御を示す概略図である。
【図６】本開示のいくつかの実施形態による、４つのインバータ及び２つの抵抗性負荷を備える例示的なマイクログリッドを示す概略図である。
【図７Ａ】本開示のいくつかの実施形態による、二次汎用積分器ベース位相同期ループ（ＳＯＧＩ−ＰＬＬ：second order generalized integrator based phase locked loop）に基づいて、その出力電圧及び電流測定値から単相インバータの有効電力及び無効電力出力を計算することを示す概略図である。
【図７Ｂ】本開示のいくつかの実施形態による、電力計算において使用される二次汎用積分器（ＳＯＧＩ）ブロックを示す概略図である。
【図８Ａ】本開示のいくつかの実施形態による、分散同期制御のインバータ出力周波数の性能を示す例示的なプロットグラフである。
【図８Ｂ】本開示のいくつかの実施形態による、分散同期制御のインバータ出力電圧の性能を示す例示的なプロットグラフである。
【図８Ｃ】本開示のいくつかの実施形態による、分散同期制御のインバータ有効電力出力の性能を示す例示的なプロットグラフである。
【図８Ｄ】本開示のいくつかの実施形態による、第１の情報状態である、周波数レギュレーションオフセット出力を示す例示的なプロットグラフである。
【図８Ｅ】本開示のいくつかの実施形態による、第２の情報状態である、周波数同期補正量出力を示す例示的なプロットグラフである。
【図８Ｆ】本開示のいくつかの実施形態による、第３の情報状態である、電圧同期補正量出力を示す例示的なプロットグラフである。
【図９】本開示の実施形態による、代替の同期コントローラを用いて実施することができる、図１Ａの方法を示すブロック図である。
【発明を実施するための形態】
【００２４】
上記で明らかにされた図面は、ここに開示されている実施形態を記載しているが、この論述において言及されるように、他の実施形態も意図されている。この開示は、限定ではなく代表例として例示の実施形態を提示している。ここに開示されている実施形態の原理の範囲及び趣旨に含まれる非常に多くの他の変更及び実施形態を当業者は考案することができる。
【００２５】
以下の説明は、例示的な実施形態のみを提供し、本開示の範囲も、適用範囲も、構成も限定することを意図していない。そうではなく、例示的な実施形態の以下の説明は１つ以上の例示的な実施形態を実施することを可能にする説明を当業者に提供する。添付の特許請求の範囲に明記されているような開示された主題の趣旨及び範囲から逸脱することなく要素の機能及び配置に行うことができる様々な変更が意図されている。
【００２６】
以下の説明では、実施形態の十分な理解を提供するために、具体的な詳細が与えられる。しかしながら、当業者は、これらの具体的な詳細がなくても実施形態を実施することができることを理解することができる。例えば、開示された主題におけるシステム、プロセス、及び他の要素は、実施形態を不必要な詳細で不明瞭にしないように、ブロック図形式の構成要素として示される場合がある。それ以外の場合において、よく知られたプロセス、構造、及び技法は、実施形態を不明瞭にしないように不必要な詳細なしで示される場合がある。さらに、様々な図面における同様の参照符号及び名称は、同様の要素を示す。
【００２７】
また、個々の実施形態は、フローチャート、フロー図、データフロー図、構造図、又はブロック図として描かれるプロセスとして説明される場合がある。フローチャートは、動作を逐次的なプロセスとして説明することができるが、これらの動作の多くは、並列又は同時に実行することができる。加えて、これらの動作の順序は、再配列することができる。プロセスは、その動作が完了したときに終了することができるが、論述されない又は図に含まれない追加のステップを有する場合がある。さらに、特に説明される任意のプロセスにおける全ての動作が全ての実施形態において行われ得るとは限らない。プロセスは、方法、関数、手順、サブルーチン、サブプログラム等に対応することができる。プロセスが関数に対応するとき、その関数の終了は、呼び出し側関数又はメイン関数へのその機能の復帰に対応することができる。
【００２８】
さらに、開示された主題の実施形態は、少なくとも一部は手動又は自動のいずれかで実施することができる。手動実施又は自動実施は、マシン、ハードウェア、ソフトウェア、ファームウェア、ミドルウェア、マイクロコード、ハードウェア記述言語、又はそれらの任意の組み合わせを用いて実行することもできるし、少なくとも援助することができる。ソフトウェア、ファームウェア、ミドルウェア又はマイクロコードで実施されるとき、必要なタスクを実行するプログラムコード又はプログラムコードセグメントは、マシン可読媒体に記憶することができる。プロセッサ（複数の場合もある）が、それらの必要なタスクを実行することができる。
【００２９】
概略
本開示は、電力システムの制御に関し、より詳細には、複数の相互接続点を有するマイクログリッドの分散同期に関する。
【００３０】
本開示の実施形態は、孤立したマイクログリッドを隣接する送電系統と複数の相互接続点において相互接続することに基づく。詳細には、マイクログリッドのための物理レイヤは、送電線と接続される一組のバスと、一組の制御可能分散発電機と、非制御可能分散発電機と、負荷とを含む電気ネットワークである。通信レイヤは、情報交換のために制御可能分散発電機のためのローカルコントローラ間に通信リンクを与える通信ネットワークであり、その情報交換により同期を繰り返し達成できるようになる。
【００３１】
本開示の少なくとも１つの実現形態は、マイクログリッドの分散発電機ごとに同期コントローラを設けることである。その場合に、識別された第１の隣接する送電系統から、マイクログリッドへの接続要求を受信する。その後、マイクログリッドの同期コントローラは、マイクログリッドと、第１の隣接する送電系統との間の相互接続点に接続する分散発電機を識別することができる。その後、識別された分散発電機を主導分散発電機に指定し、残りの全ての分散発電機が、マイクログリッド内の追従分散発電機に指定される。その際、疎な通信ネットワークを用いて分散方式で同期を達成することを提供し、通信要件を複雑にすることなく、複数の相互接続点において同期を達成するだけの十分な融通性を提供する。
【００３２】
具体的には、本開示は、主導発電機のローカルコントローラが近隣発電機から情報を受信できないように通信ネットワークを再構成し、主導発電機に関する情報状態が相互接続情報点において測定された受信同期パラメータのみに基づいて更新できるようにする。ただし、同期パラメータは、電圧周波数、電圧位相角及び電圧の大きさを含むことができる。
【００３３】
最初の実現形態に基づいて、主導分散発電機の同期コントローラが、第１の隣接する送電系統から受信された同期パラメータに基づいて、周波数同期補正量及び電圧同期補正量を決定できることが更に理解される。具体的には、本開示は、その際、相互接続点における同期パラメータに従って、主導発電機に関する周波数同期補正量及び電圧同期補正量を設定することができる。位相角を周波数の積分として求めることができると考えると、位相同期は、以下の方策を用いて周波数補正量を設定することによって達成されるように、周波数同期に埋め込まれる。すなわち、マイクログリッドと第１の隣接する送電系統との間の周波数差が所定の閾値より大きいとき、隣接する送電系統における周波数を直接用いて、周波数補正量を設定する。しかしながら、周波数差がその閾値より小さい場合には、隣接する送電系統における位相の変動率を用いて、周波数同期補正量を設定する。
【００３４】
その後、主導発電機に関して決定された周波数同期補正量及び電圧同期補正量を用いてコントローラの周波数基準値及び電圧基準値を変更することによって、主導発電機及び追従発電機の有効出力及び無効出力を調整することができる。マイクログリッドの周波数及び電圧は、マイクログリッドの有効電力及び無効電力のバランスに依存するので、分散発電機の有効電力及び無効電力の出力を調整することによって、マイクログリッドのための周波数及び電圧に関する所望の変化を達成できる。相互接続点の両側間の同期パラメータの差が所定の閾値より小さいとき、マイクログリッドと隣接する送電系統との間のスイッチが閉じられ、接続される。次のステップは、同期パラメータ不一致に関する一組の所定の閾値が満たされた時点に基づいて、第１の隣接する送電系統をマイクログリッドと接続することを含むことができる。不一致閾値は、位相、周波数及び電圧を含む、同期パラメータのタイプごとに与えられる。マイクログリッドと第１の隣接する送電系統との間の実際の不一致が所定の閾値未満であるときに、その条件が満たされる。その条件が満たされないとき、機器の損傷又は他の安全上の問題を引き起こすのを回避するために、スイッチは閉じられるべきではない。
【００３５】
次のステップは、主導発電機が双方向通信できるように通信ネットワークを再構成することと、マイクログリッドと隣接する送電系統とのスイッチが閉じられた後に、主導発電機を、追従発電機のドループ及び合意規則に従う追従発電機に設定することとを含む。スイッチが閉じられた後に、相互接続点の両側において同期パラメータに関する差はないので、通信リンクが、近隣発電機と双方向通信できるように再構成されなければ、現在の主導発電機に関する同期補正量は常に０のままになる。主導発電機を追従発電機に再指定することによって、その発電機が他の異なる相互接続点における同期に関与できるようになる。さらに、本開示は、その後、更なる相互接続が要求されなくなるまで、上記のステップを繰り返し実行することができる。
【００３６】
図１Ａは、本開示のいくつかの実施形態による、複数の相互接続点においてマイクログリッドを隣接する送電系統と相互接続する分散同期方法のいくつかのステップの概略的なブロック図である。
【００３７】
同期システム１００は、分散発電機ごとに同期コントローラ１５５と、同期コントローラごとに少なくとも１つのプロセッサとを有し、プロセッサ１６５が、ステップ１１０及び１２０を提供し、プロセッサ１７１が、コントローラステップ１３０、１４０及び１５０を提供する。同期システムは、それらのステップを繰り返し実行して、システム相互接続のための動作の必要性が生じたときに、マイクログリッドが隣接する送電系統に適時に接続できるようにする。
【００３８】
ステップ１１０は、第１の隣接する送電系統の共通結合点における分散発電機の同期コントローラのプロセッサが、この隣接する送電系統から相互接続要求を受信し、その分散発電機を主導発電機として設定することを含む。
【００３９】
ステップ１２０は、主導発電機の同期コントローラのプロセッサが、第１の隣接する送電系統への共通結合点の側から取得された測定値に基づいて、第１の隣接する送電系統の同期パラメータを決定することを含む。
【００４０】
ステップ１３０は、主導発電機の同期コントローラが、同期のための周波数補正量及び電圧補正量を決定し、発電機間の近隣通信を通して、追従発電機と周波数同期補正量及び電圧同期補正量に関して合意に達することを含む。
【００４１】
ステップ１４０は、同期コントローラが主導発電機及び追従発電機の一次制御及び二次制御をトリガーし、同期のための周波数補正量及び電圧補正量で変更された周波数基準値及び電圧基準値に従って、ドループ規則に基づいて、発電機の有効出力及び無効出力を調整することを含む。
【００４２】
ステップ１５０は、主導発電機の同期コントローラが、上記共通結合点の両側間の同期パラメータ不一致が所定の閾値より小さい時点を確認し、マイクログリッドを第１の隣接する送電系統と接続し、主導発電機を追従発電機として再設定することを含む。
【００４３】
図１Ｂは、本開示のいくつかの実施形態による、システムのいくつかの構成要素とともに、分散同期方法のステップを示す概略図である。
【００４４】
同期システム１００は、マイクログリッド１０１と、第１の隣接する送電系統１０２と、第２又は他の隣接する送電系統１０３とを備える。
【００４５】
回路遮断器又はスイッチが、マイクログリッド１０１と、第１又は他の隣接する送電系統１０２、１０３との間の共通結合点Ａ、Ｂ１４１に設置される。遮断器又はスイッチは、開位置では、マイクログリッド１０１を隣接する送電系統１０２又は１０３から切り離し、閉位置では、マイクログリッド１０１を隣接する送電系統１０２又は１０３と接続する。
【００４６】
図１Ｂを更に参照すると、マイクログリッド１０１と隣接する送電系統１０２及び１０３との間の共通結合点１４１における発電機の同期コントローラのプロセッサ１６５は、隣接する送電系統から相互接続要求が受信されるか否かを絶えず監視する（ステップ１１０）。要求が受信された場合には、対応する発電機は主導発電機としての役割を果たし、プロセッサは、センサ１４２から収集される測定値１４３から、相互接続されることになる識別された隣接する送電系統に関する同期パラメータを絶えず決定する（ステップ１２０）。
【００４７】
図１Ｂを更に参照すると、プロセッサ１６５は、共通結合点１４１の両側Ａ、Ｂにおいて、マイクログリッド１０１及び識別された隣接する送電系統１０２又は１０３に関する同期パラメータを決定する（ステップ１２０）。第１のセンサ１４２が、マイクログリッド１０１の同期パラメータを絶えず決定するために共通結合点のＡ側に位置する。第２のセンサ１４２が、隣接する送電系統１０２又は１０３の同期パラメータを絶えず決定するために共通結合点のＢ側に位置する。マイクログリッド１０１及び隣接する送電系統１０２又は１０３に関する同期パラメータは、少なくとも周波数、位相及び電圧を示す。
【００４８】
主導発電機のコントローラ１５５は、同期のための周波数補正量及び電圧補正量を決定し、発電機間の近隣通信を通して、追従発電機と周波数補正量及び電圧補正量に関して合意に達する（ステップ１３０）。発電機ごとのコントローラ１５５は、その後、周波数補正量及び電圧補正量で変更された周波数基準値及び電圧基準値に従って、ドループ規則に基づいて、有効出力及び無効出力の調整をトリガーする（ステップ１４０）。最後に、主導発電機のコントローラ１５５は、共通結合点１４１の両側間の同期パラメータ不一致が所定の閾値より小さい時点を確認し、遮断器又はスイッチ位置を開位置から閉位置に動かすことによって、マイクログリッドを識別された送電系統と接続し、主導発電機を追従発電機として再設定する（ステップ１５０）。
【００４９】
任意選択で、同期システム１００は、コンピュータ可読メモリ１４４内に連続測定データ１４３を記憶することができ、コンピュータ可読メモリは、コントローラ１５５及びプロセッサ１６５と通信する。さらに、入力インターフェース１４５が、メモリ１４４、コントローラ１５５及びプロセッサ１６５と通信することができる。例えば、ユーザが、入力インターフェース１４５のユーザインターフェースを介して、所定の条件、すなわち、所定の不一致閾値を入力することができる。
【００５０】
図１Ｃは、本開示のいくつかの実施形態による、マイクログリッド１０１を隣接する送電系統１０２及び１０３と相互接続する分散同期方法を示す概略図である。
【００５１】
例示的なマイクログリッド及び隣接する送電系統の電源は、従来の発電設備１２１と、風力発電所及び太陽電池アレイ等の再生可能エネルギー源１２２とを含む。例示的なマイクログリッド及び隣接する送電系統の電力消費者１２３は、工場又は大規模な営利企業を表す工業／商業負荷、及び／又は住宅用顧客を表す住宅負荷を含む。発電所１２１及び１２２は、変電所１３３及び送電線１３１を通して、電力消費者１２３と結合される。変電所１３３に関連付けられるのは、地域制御モジュール１１２である。
【００５２】
地域制御モジュール１１２は、その地域内の電力生産、配電及び消費を管理する。異なる地域が送電線１３１で相互接続され、送電線は、変電所１３３内に位置する回路遮断器を通して開閉することができる。各地域制御モジュール１１２は、例えば、ワイドエリアネットワーク１６７を介して、集中制御システム１１１に通信可能に結合される。発電所は、局所制御モジュール１１３を介して、地域送電系統と接続する。局所制御モジュール１１３は、地域制御モジュール１１２又は集中制御システム１１１によって発行される、発電機オン／オフ状態変化及び発電レベル調整に関する制御コマンド応答を標準化することができる。
【００５３】
図１Ｃを更に参照すると、制御システム１１１は、ネットワーク１６７を介して、制御システムと地域制御モジュール１１２との間でデータを交換するための送受信機１１５を備える。また、制御システム１１１は、マイクログリッド１０１及び隣接する送電系統１０２及び１０３を含む、電力システムの動作及び制御を管理する１つ又はいくつかのプロセッサ１１６Ａ及び１１６Ｂを備える。制御システム１１１は、いくつかの地域制御モジュール１１２と、その制御下にある発電所との相互作用を管理するように動作可能である。そのため、集中制御システム１１１は、地域送電系統相互接続、又は送電系統への主要発電機接続に関する決定を行う。地域制御モジュール１１２は、局所的な単独運用の発電機をその地域送電系統に接続することに関する決定を行う。例えば、制御システム１１１は、地域制御モジュール１１２の被制御地域送電系統を隣接する地域送電系統に接続するために、地域制御モジュール１１２にコマンドを発行することができる。本開示のいくつかの実施形態によって説明される同期コントローラ１０５を用いて、マイクログリッド１０１と隣接する送電系統１０２及び１０３との同期をサポートする。
【００５４】
図１Ｃを更に参照すると、同期コントローラは、マイクログリッド１０１と隣接する送電系統１０２又は１０３との同期をサポートするために、マイクログリッド１０１内の発電所１２１及び１２２の発電機ごとに設置される。発電機が、相互接続されることになるマイクログリッドと隣接する送電系統との間の共通結合点付近に位置する場合には、その発電機は、マイクログリッドと識別された隣接する送電系統との間の回路遮断器又はスイッチの両側から収集される局所測定値と、近隣発電機の同期コントローラから要求される同期補正量の和とを用いて、同期プロセス中に発電機の有効電力及び無効電力を調整することによって周波数及び電圧を同時にレギュレートする。地域制御モジュール１１２、又は集中制御システム１１１のいずれかによって相互接続コマンドが発行されると、同期コントローラ１０５は、同期プロセスを起動し、接続されることになる２つの送電系統間の同期パラメータの差に関して所定の閾値が満たされた場合、変電所１３３において回路遮断器又はスイッチを閉じる。同期パラメータは、周波数、位相角、電圧振幅及び位相系列を含むことができる。送電系統相互接続コマンドは、負荷急変等の、電力システム内で必要性が生じたときに行うことができる。
【００５５】
図１Ｃを更に参照すると、発電機１２１及び１２２の制御は、一次制御、二次制御及び三次制御を含む、階層レベルに構造化することができる。一次制御は、ドループ規則を用いて、局所制御モジュール１１３において実現され、その主な目標は、同期状態を保持し、発電機間の重み付けされた電力分担を達成することである。二次制御は、地域制御モジュール１１２において実施されることによって集中方式で実施することができるか、又は局所制御モジュール１１３において実施されることによって分散方式で実施することができる。二次制御の目的は、発電機間の電力分担及び同期状態を妨害することなく、ドループ制御によって引き起こされる、マイクログリッド周波数及び電圧と、その公称値と間の定常偏差を解消することである。三次制御は、現行のエネルギー価格、市場条件及び独立系統運用機関からの情報に基づいて、マイクログリッドと隣接する送電系統との間の有効電力及び無効電力交換を最適化する等の機能を実行するために、集中制御システム１１１において実施される。同期制御部１０５は、マイクログリッド１０１と隣接する送電系統１０２又は１０３とを相互接続する責任を分担するために、マイクログリッドの発電所内の発電機ごとに局所制御モジュール１１３上に構築される。
【００５６】
マイクログリッド
図２Ａは、本開示のいくつかの実施形態による、複数の共通結合点（ＰＣＣ）における隣接する送電系統とのマイクログリッド同期の一例を示す概略図である。図２Ａにおいて、マイクログリッド２０１は、４つの異なる共通結合点（ＰＣＣ）、ＰＣＣ−１  ２１２、ＰＣＣ−２  ２１３、ＰＣＣ−３  ２１４及びＰＣＣ−４  ２１５を有し、マイクログリッド２０１が、隣接する送電系統Ｇｒｉｄ−１  ２０２、Ｇｒｉｄ−２  ２０３、Ｇｒｉｄ−３  ２０４及びＧｒｉｄ−４  ２０５と接続できるようにする。隣接する送電系統は主送電系統、又は１つの他のマイクログリッドとすることができる。各共通結合点は、マイクログリッド２０１の１つのバスと接続され、開いた回路遮断器又はスイッチを通して隣接する送電系統の１つのバスと接続される。
【００５７】
マイクログリッド２０１は、バス２２１及び２２２と、送電線２２４とを通してマイクログリッド２０１と接続される一組の分散発電機２２５及び２２７を備える。いくつかのバス２２１が、共通結合点と接続され、そのようなバスに接続される発電機２２５は、同期プロセス中に主導発電機として扱われる。いくつかの他のバス２２２は、共通結合点と接続されず、それらのバスに接続される発電機２２７は、同期プロセス中に追従発電機として扱われる。分散発電機に関する制御／状態信号が、近隣発電機間の対応する通信リンク２２９を通して交換される。通信ネットワークの構成は、使用されることになる共通結合点と、マイクログリッドの動作状態とに基づいて再構成される。通信ネットワークを通して、各発電機の同期コントローラは、その近隣発電機コントローラと同期制御／状態情報を交換することができる。発電機が主導発電機である場合には、その同期制御部は、マイクログリッドと隣接する送電系統との間の共通結合点の両側において同期パラメータを得ることができる。
【００５８】
マイクログリッド内の分散発電機は、従来の発電所によって一般に使用される機械ベース発電機、又は再生可能エネルギーを用いる発電所によって一般に使用される変換器ベース発電機とすることができる。異なるタイプの発電機の内部制御は大きく異なる場合があり、同じ機能が異なる時間スケールにおいて実施される場合があるが、機械ベース発電機及び変換器ベース発電機はいずれも電圧源として表すことができ、その振幅及び周波数は、マイクログリッドの動作需要に従ってシステムレベル制御によってレギュレートすることができる。基本的には、発電機の内部制御は、制御可能な電圧振幅及び周波数を有する電圧源動作を実現するのを助ける。内部制御機能はシステムレベル制御よりはるかに高速であるので、それらの機能は、システム制御の動態とは干渉しない。いくつかの発電機は、マイクログリッド電圧及び周波数の安定性を維持するためのシステムレベル制御に関与しない場合がある。それらの発電機は、マイクログリッドに有効電力及び無効電力を給電するのみであり、送電系統電圧及び周波数を維持することに関与する制御可能発電機ではなく、非制御可能発電機と適切に呼ぶことができる。非制御可能発電機は、負の電力需要を有する負荷として扱うことができる。システムレベル制御として、隣接する送電系統とのマイクログリッドの同期は、マイクログリッド内の制御可能分散発電機を制御することによって達成される。
【００５９】
図２Ｂは、本開示のいくつかの実施形態による、同期発電機２３０、すなわち、機械ベース制御可能発電機を示す概略図である。発電機は三相電圧２３５及び三相電流２３４を出力する。電圧の周波数及び大きさは、発電機コントローラ２３１を使用することによって、発電機の機械入力電力２３２及び励起電圧２３３を制御することを通してレギュレートすることができる。
【００６０】
図２Ｃは、本開示のいくつかの実施形態による、単相電圧形変換器（ＶＳＣ）２４０及び三相電圧形変換器２４５を含む、変換器ベース制御可能発電機を示す概略図である。単相変換器２４０及び三相変換器２４５はそれぞれ、エネルギー源をＤＣ電源２４３からＡＣ電源に変換することによって、単相ＡＣ電圧２４２及び電流２４１、三相ＡＣ電圧２３５及び電流２３４を与える。
【００６１】
図２Ｄは、本開示のいくつかの実施形態による、発電機出力電圧Ｅｉ及び周波数ωｉをレギュレートする、一次レベル制御及び二次レベル制御のための単相発電機及び三相発電機の等価表現を示す概略図である。単相発電機２５０は、所与の一相においてのみＡＣ電圧２４２及び電流２４１を生成する。それに対して、三相発電機は、３つ全ての相においてＡＣ電圧２３５及び電流２３４を生成することができる。
【００６２】
マイクログリッドは、複数の相互接続点において同期制御を実施するために、制御可能発電機間で情報を交換するための通信レイヤに頼る。同期は、合意に基づく分散制御方式に基づいて実施される。各分散発電機は、少数の近隣発電機としか協調する必要がないので、疎な通信ネットワークがもたらされる。２つの発電機間で双方向通信リンクが使用され、それは、発電機が自らの近隣発電機に情報を送信し、近隣発電機から情報を受信することができることを意味する。さらに、共通結合点に位置する発電機は、同じ共通結合点に接続される隣接する送電系統から測定値及び情報を受信することもできる。共通結合点に位置する発電機とその近隣発電機と間の通信リンクは、主導発電機が自らの情報を送出することだけを可能にして、主導発電機が自らの近隣発電機から情報を受信できないようにするために、同期プロセス中に単方向として再構成することができる。
【００６３】
マイクログリッドのための通信ネットワークは、Ｇ（Ｖ，Ｅ，Ａ）として記述される有向グラフとして表すことができ、ただし、Ｖ＝｛１，．．．，ｎ｝はノードセットであり、各ノードは制御可能発電機を表し、ｎは制御可能発電機の全数である。Ｅ⊆Ｖ×Ｖは、異なるノード間の一組のリンクを含むエッジセットである。
【数１】
0006910487.tif 000002
は、有向グラフの接続性及び重みに関する情報を埋め込まれた隣接行列である。各正の重みａｉｊは、第ｊのノードと第ｉのノードとの間のリンクを関連付ける。例えば、（ｊ，ｉ）∈Ｅ及びａｉｊ＞０である場合には、第ｊのノードから第ｉのノードに向けられるリンクが存在し、第ｉのノードは、第ｊのノードから情報を受信することができる。第ｉのノードと第ｊのノードとの間に直接リンクが存在しない場合には、特定の重みａｉｊは０である。無向グラフの場合、（ｉ，ｊ）∈Ｅは、（ｊ，ｉ）∈Ｅ及びａｉｊ＝ａｊｉを意味することに留意されたい。接続無向グラフでは、任意の２つの異なるノード間に無向パスが存在する。有向グラフＧ（Ｖ，Ｅ，Ａ）のサブグラフは、親有向グラフＧ（Ｖ，Ｅ，Ａ）の全てのノードを含み、かつ、親を有せず根と呼ばれるノードを除く全てのノードが厳密に１つの親を有する場合には、根付き有向全域木とすることができる。根付き有向木では、その木の根から全ての他のノードへの有向パスが存在する。
【００６４】
ｘｉ（ｔ）が第ｉのノードに関連付けられる情報状態を表すと仮定する。グラフ内のノードの情報状態間で合意に達するために最も一般的に適用されるアルゴリズムは、
【数２】
0006910487.tif 000003
である。
【００６５】
このアルゴリズムは、平均化モード、又は主導−追従モードのいずれかにおいて実施することができる。無向接続グラフの場合、平均化モードが使用され、（１）の合意アルゴリズムの結果として、全てのノードの情報状態が、情報状態の初期値の加重平均に収束する。全ての非０の重みａｉｊが等しいままである場合には、情報状態は状態の初期値の平均に収束することになる。
【数３】
0006910487.tif 000004
１つの自明な条件は、（１）の合意アルゴリズムが開始されるときに、情報状態が共通の値にある場合には、全ての状態が同じ共通の値にとどまり続けることである。
【００６６】
厳密に１つの根付き有向全域木を含む有向グラフの場合、主導−追従モードが使用され、（１）の合意アルゴリズムの結果として、全てのノードの情報状態が、根付き有向全域木の根の情報状態に収束する。根ノードは他のノードから情報を受信せず、その情報状態は他のノードから独立していることに留意されたい。一方、残りのノードの情報状態は、根ノードの情報状態に従う。
【００６７】
マイクログリッド動作モードに応じて、本発明は、平均化モードを主導−追従モードに、及びその逆に変更する。平均化モードから主導−追従モードに変更するために、或るノードが主導ノードとして選択され、その情報状態を残りのノードの情報状態から単に独立させる。例えば、第ｋのノードを主導ノードにする場合には、重みａｊｋに影響を及ぼすことなく、重みａｋｊが０にされる。この変更は、第ｋのノードに接続される無向ブランチを第ｋのノードから離れる方向を指す有向ブランチに変換するのと同義である。それゆえ、主導ノードとして第ｋのノードを用いる主導−追従モードでは、（１）の合意アルゴリズムは、
【数４】
0006910487.tif 000005
と変更される。第ｋのノードの情報状態ｘｋは、独立した基準値ｘｒｅｆに従う。
【数５】
0006910487.tif 000006
【００６８】
発電機制御
本開示は、既存のドループ制御に基づく一次発電制御及び二次発電制御に付加的な同期レイヤを追加することによって、ドループ制御規則に基づいて同期制御を実施する。
【００６９】
制御可能発電機のドループベース一次制御は、各発電機においてローカルに実行される。その一次制御は、発電機出力電圧の大きさ及び周波数に関する基準値を発電機の高速内部制御に与え、その発電機は電圧形動作を実現する。第ｉの発電機に関する大きさ及び周波数の基準値ωｉ及びＥｉは、公称値ωｉ＊及びＥｉ＊、ドループ勾配ｍｉ及びｎｉ、並びに発電機有効電力出力Ｐｉ及び無効電力出力Ｑｉに基づいて導出される。
【数６】
0006910487.tif 000007
【００７０】
（５）及び（６）のドループ制御規則の実施は、ローカル電圧測定値ｖｉ及び電流測定値ｉｉのみを使用する、発電機からの有効電力出力及び無効電力出力の測定値を必要とする。定常状態では、発電機の有効電力出力及び無効電力出力は、マイクログリッド内の全てのバスにおける電圧の大きさ及び位相角と、送電線パラメータとによって決まる。送電線インピーダンスが誘導性である場合には、電気ネットワークの第ｉのバスからの定常状態有効電力出力及び無効電力出力は、
【数７】
0006910487.tif 000008
として与えられる。ただし、Ｅｉ及びθｉはそれぞれ、制御可能発電機が接続される場合も、接続されない場合もある電気ネットワークの第ｉのバスにおける電圧の大きさ及び位相角であり、Ｘｉｊは、ネットワークの第ｉのバスと第ｊのバスとの間の送電線のリアクタンスである。２つのバスが接続されない場合には、リアクタンスＸｉｊは無限大である。
【００７１】
図３は、本開示のいくつかの実施形態による、分散発電機の一次ドループ制御を示すプロットグラフである。図において、２つの分散発電機、発電機−１  ３００及び発電機−２  ３０５が存在する。一次コントローラは、Ｐ−ωドループ特性３１０及びＱ−Ｖドループ特性３２０に従って、公称値ωｉ＊及びＥｉ＊に基づいて、有効電力出力３１４及び３１５並びに無効電力出力３２４及び３２５を調整することを通して、周波数３１２及び３１３並びに電圧３２１及び３２２をレギュレートする。全ての発電機の定常状態周波数は等しいので、図に示されるように、発電機間の有効電力分担は、Ｐ−ωドループ特性の勾配によって決定される。しかしながら、送電線にわたる電圧降下に起因して、無効電力分担は達成するのがより難しく、発電機間の無効電力分担を改善するには、一層の協調が要求される。
【００７２】
ドループ制御は原理的には、アイランドマイクログリッド内の発電機間の同期状態及び電力分担を達成する。しかしながら、補償されない場合、マイクログリッド上の有効電力及び無効電力負荷に応じて、周波数及び電圧内に同じく定常偏差が生じる。例えば、マイクログリッドの定常状態周波数ωＳＳは、
【数８】
0006910487.tif 000009
によって与えられる。ただし、Ｐ０は、マイクログリッド内の全負荷であり、従来の負荷は、Ｐ０への負の寄与を導入し、電流制御インバータ等の制御可能発電機は、Ｐ０への正の寄与を導入する。通常、Ｐ０は負であり、（５）に基づく定常状態周波数は公称周波数ω＊より低い。
【００７３】
例えば、共通結合点（ＰＣＣ）において測定される、周波数及び電圧の大きさの定常偏差は、二次コントローラによって軽減することができる。ドループ制御規則（５）及び（６）においてω＊及びＥ＊をレギュレートすることによって定常誤差を補償できることが（９）から明らかであり、それは、周波数及び電圧をレギュレートするためにドループ特性を垂直にシフトすることと同義である。
【００７４】
二次コントローラは、集中方式及び分散方式において実現することができる。
【００７５】
図４Ａは、本開示のいくつかの実施形態による、マイクログリッド内の分散発電機に関する集中二次周波数制御４２０を示す概略図である。実線４３０は送電線を表し、破線４４０は通信リンクを表す。伝達関数Ｈｓｅｃ（Ｓ）４２３によって定義され、共通結合点（ＰＣＣ）４１０に位置する二次周波数コントローラ４２０は、マイクログリッド内の分散発電機４１５ごとの一次コントローラにおいてＰ−ωドループ規則がローカルに実施される場合に、ω＊４２４を生成するために、ＰＣＣにおける周波数ω４２１と基準値ωｒｅｆ４２２との間の誤差を処理する。
【００７６】
二次電圧制御は、発電機制御におけるＱ−Ｖドループ規則に関するＥ＊を生成するために、ＰＣＣにおける電圧の大きさとその基準値との間の誤差を用いて同様に実施される。ω＊及びＥ＊は、共通結合点（ＰＣＣ）における二次コントローラと分散発電機との間の狭帯域幅一方向通信を用いて、全ての制御可能分散発電機に通信される。
【００７７】
共通結合点（すなわち、ＰＣＣ）における電圧の大きさ及び周波数等のマイクログリッドの同期パラメータは、いくつかの分散発電機によって決まるので、同期機能は、二次発電制御において実施することができる。マイクログリッドがＰＣＣにおいて電力システムと同期することになるとき、マイクログリッドの周波数及び電圧の大きさと電力システムの周波数及び電圧の大きさとの間の差を二次制御に加えて、その間の誤差を除去することができる。それゆえ、周波数レベル及び電圧レベルの同期は、マイクログリッドの二次制御に基本的な変更を加えることなく達成することができる。
【００７８】
マイクログリッドのための集中二次制御は、主送電系統の二次制御に直接基づく。しかしながら、二次制御の集中方式によれば、リソース間の集中方式による協調を最低限に維持しながら、分散エネルギーリソースを統合するための電気及び制御インフラストラクチャを提供するという、マイクログリッドの基本的な目標を否定する。集中方式二次制御の２つの大きな不都合は、単一障害点（single-point-of-failure）が存在すること、及びマイクログリッド内の二次コントローラから各制御可能発電機への通信が要求されることである。
【００７９】
集中二次制御内に存在する単一障害点を排除しながら、電圧及び周波数を復元するために、分散二次制御方法を使用することができる。分散二次制御では、局所的な周波数及び電圧の誤差を除去するために、マイクログリッド内の各制御可能発電機に自らの二次コントローラが設けられる。明らかに、独立した二次コントローラによれば、発電機ドループ特性に異なるシフトが生じるおそれがあり、各発電機におけるω＊及びＥ＊の均一性が確保されない場合がある。これは、発電機間の有効電力及び無効電力分担を妨害することになる。それゆえ、各分散二次制御方法は、個々の分散発電機の二次コントローラを協調させるための枠組を必要とする。それゆえ、各制御可能発電機が、他の全ての制御可能発電機の周波数、電圧及び無効電力出力情報を必要とし、その結果、発電機間の通信ネットワークが極めて密になる場合がある。
【００８０】
図４Ｂは、本開示のいくつかの実施形態による、合意ベース分散二次制御を示す概略図である。合意ベース分散二次制御は、各制御可能発電機４１５の中に二次コントローラ４５０を追加する。制御可能発電機内の二次コントローラは、ドループ規則（５）及び（６）にオフセットを加えて、周波数及び電圧の復元を達成する。有効電力及び無効電力分担目標を達成するために、破線４４０を用いて示されるように、疎な通信ネットワークを通して、分散二次コントローラからのオフセット間の合意に達する。周波数を例にとると、積分器４５３を用いる二次周波数コントローラ４５０は、マイクログリッド内の分散発電機４１５ごとの一次コントローラにおいてローカルに実施されるＰ−ωドループ規則を再構成するための周波数オフセットΔωｉｒｅｇ４５２を生成するために、発電機の周波数ωｉ４５１と基準値ωｒｅｆ４２２との間の誤差と、近隣発電機４５４からの周波数オフセットの加重和とを処理する。周波数オフセットが追加されると、一次制御に関するドループ規則がそれに応じて変更される（４５６）。
【００８１】
合意ベース分散二次制御における更新されたＰ−ωドループ特性は、
【数９】
0006910487.tif 000010
によって与えられる。ただし、Δωｉｒｅｇは発電機周波数ωｉを公称値ω＊に戻るように復元するために、二次コントローラによって加えられるオフセットである。オフセットΔωｉｒｅｇは、以下の合意規則に基づいて更新される。
【数１０】
0006910487.tif 000011
【００８２】
（１１）の右辺の第１の部分は、発電機周波数ωｉと公称基準値ω＊との間の誤差が、定常状態において０に収束するのを確実にする。第２の部分は、（１）の合意アルゴリズムと同一であり、全ての制御可能発電機のオフセットΔωｉｒｅｇが定常状態において等しいことを確実にする。これは、周波数復元を達成しながら、ドループ勾配ｍｉに基づいて、発電機間の有効電力分担を維持する。
【００８３】
合意アルゴリズムの平均化モードに基づいて、オフセットΔωｉｒｅｇの間の合意は、制御可能発電機間の双方向通信リンクによって形成される無向グラフが接続されることのみを要求する。それゆえ、各発電機は、残りの全ての発電機との通信リンクを必要としない。
【００８４】
合意ベース分散電圧制御は、制御可能発電機のＱ−Ｖドループ特性にオフセット項を導入することによって同様に達成される。しかしながら、マイクログリッド内の全ての発電機における電圧復元及び完全な無効電力分担は、送電線にわたる電圧降下に起因して相反する条件であるので、局所的な電圧の大きさ、及び近隣発電機との無効電力分担の両方における誤差を考慮する合意アルゴリズムによって、その２つの間の妥協が図られる。
【００８５】
合意ベース分散二次制御は、集中二次制御の２つの短所を軽減する。合意ベース分散二次制御は、密な通信ネットワークを必要とすることなく、かつ単一障害点を導入することなく、周波数及び電圧の復元を達成する。しかしながら、既存の合意ベース分散二次制御では、周波数及び電圧基準値ω＊及びＥ＊は固定される。それゆえ、その分散二次制御は別の電力システムとのマイクログリッド同期を達成するのに適していない。なぜなら、マイクログリッドを電力システムと接続できるようにするには、電力システムの経時的に変化する周波数及び電圧レベルを追跡する必要があるためである。
【００８６】
集中二次制御の別の短所は、集中二次制御が１つの相互接続点しかサポートしないことである。例えば、図２Ａに示されるマイクログリッド内に更なる相互接続点が存在する場合には、新たなＰＣＣにおける電力システムの同期が望まれるとき、新たなＰＣＣにおいて、リモートセンシング回路を備える更なる二次コントローラが必要とされる。さらに、新たなＰＣＣにおける同期は、新たなＰＣＣから全ての制御可能発電機への通信リンクも必要とする。それゆえ、アイランドマイクログリッド内の相互接続点の数が多くなるにつれて、通信インフラストラクチャが次第に密になる。それにもかかわらず、結果として相互接続点の数が増えることになっても、信頼性を高めるために複数のマイクログリッドを接続することが望ましい場合がある。
【００８７】
開示される分散同期方法の目的は、相互接続点ごとに個別の通信ネットワークを必要とすることなく、かつ単一障害点を導入することなく、複数の相互接続点においてマイクログリッドが同期できるようにすることである。これらの目的を果たすために、開示される分散同期制御方法は、ドループ制御において２つの情報状態、すなわちそれぞれＰ−ωドループ制御規則及びＱ−Ｖドループ制御規則に関する情報状態を導入することによって、合意ベース分散制御方法を変更する。これらの情報状態はそれぞれ、基本的には、マイクログリッドが同期することになる隣接する送電系統の周波数及び電圧にそれぞれ応じて公称周波数基準値及び公称電圧基準値を変更する。
【００８８】
図５Ａは、本開示のいくつかの実施形態による、第１の共通結合点ＰＣＣ−１において同期のために主導−追従モードを使用する分散同期制御を示す概略図である。各ノードが分散発電機を表す。実線は発電機間の物理的接続を表し、破線は発電機のコントローラ間の通信線を表す。マイクログリッドは、２つの取り得る共通結合点５１０及び５２０を有する。マイクログリッドは、一組の制御可能分散発電機５１１を備え、各発電機は同期コントローラ５１５によって制御される。発電機は送電線５２５を通して接続される。一方、各発電機の同期コントローラは、その発電機が追従発電機である場合には、近隣発電機の対応するコントローラとの双方向通信５３５を有することができるようにする。対照的に、主導発電機の同期コントローラは、自らの状態を近隣発電機の同期コントローラに送信するために一方向通信５４５のみを有することができる。接続されることになる隣接する送電系統への共通結合点の側における周波数５３０及び電圧５４０が、分散同期コントローラを構成するために使用される。
【００８９】
図５Ｂは、本開示のいくつかの実施形態による、既同期動作モードの場合の平均化モードを使用する分散同期制御を示す概略図である。既同期動作モードは、アイランド動作モード又はグリッド接続動作モードとすることができる。
【００９０】
図５Ｃは、本開示のいくつかの実施形態による、第２の共通結合点ＰＣＣ−２において同期のために主導−追従モードを使用する分散同期制御を示す概略図である。接続されることになる隣接する送電系統への共通結合点の側における周波数５５０及び電圧５６０が、分散同期コントローラを構成するために使用される。
【００９１】
公称基準値ω＊に情報状態
【数１１】
0006910487.tif 000012
を加えることによって、第ｉの発電機のための更新された周波数ドループ制御規則は、
【数１２】
0006910487.tif 000013
と記述することができる。
【００９２】
合意ベース分散二次コントローラ出力Δωｉｒｅｇは、以下の合意規則に基づいて更新される。
【数１３】
0006910487.tif 000014
【００９３】
（１３）の合意規則は、周波数基準値が補正項
【数１４】
0006910487.tif 000015
を含むように変更されるという事実を除いて、（１１）の合意規則と同一であることに留意されたい。この変更によれば、分散二次周波数制御は、経時的に変化する補正量
【数１５】
0006910487.tif 000016
によって、経時的に変化する周波数基準値を追跡することになる。
【００９４】
２つのマイクログリッド動作モードは、一方が主導−追従モードであり、他方が平均化モードであり、各制御可能発電機における周波数基準値補正量
【数１６】
0006910487.tif 000017
がいかに取得されるかを決定する。
【００９５】
マイクログリッドが、例えば、第ｋの発電機付近の相互接続点において同期することになる場合には、主導−追従モードが使用され、第ｋの発電機における周波数基準値補正量Δωｋは、マイクログリッドが同期することになる隣接する送電系統の被測定周波数ωｋＰＣＣと公称基準値ωｋ＊との間の差を用いて取得される。
【数１７】
0006910487.tif 000018
【００９６】
式（１４）は一般に、相互接続点の両側間の周波数差があらかじめ決定された閾値より大きいときに使用される。そうでない場合には、
【数１８】
0006910487.tif 000019
に従って、接続されることになる隣接する送電系統における位相角が使用される。ただし、
【数１９】
0006910487.tif 000020
は相互接続点において測定する、接続されることになる隣接する送電系統の位相角の時間導関数であり、近似的に
【数２０】
0006910487.tif 000021
として計算することができ、ΔθｋＰＣＣは持続時間Δｔにわたる位相角変化である。
【００９７】
残りの発電機における周波数基準値補正量は、以下の合意規則に基づいて取得される。
【数２１】
0006910487.tif 000022
【００９８】
（１４）、（１５）及び（１６）から、発電機ｋが主導発電機である場合に、周波数補正量情報状態が主導−追従モードに従うことを推測することができる。それゆえ、定常状態において、各発電機の周波数基準値は、マイクログリッドが同期することになる隣接する送電系統の周波数に従うことになる。
【００９９】
マイクログリッドが同期モードから既同期モード、すなわちアイランド、グリッド接続のいずれかのモードに戻されると、１つの発電機を主導発電機にしておく必要はない。それゆえ、周波数補正量情報状態のための更新規則は平均化モードに切り替えられる。
【数２２】
0006910487.tif 000023
【０１００】
既同期動作のための平均化モードからマイクログリッド同期のための主導−追従モードへの移行は、単に、主導発電機における周波数補正量状態を（１４）に変更することによって達成することができる。図５Ａ〜図５Ｃから、平均化モードにおいて通信リンクによって形成されるグラフは無向であるとともに接続されることに留意されたい。それに対して、主導−追従モードにおける通信グラフは、無向双方向通信リンクから、主導発電機から離れる方向に向けられる一方向リンクに変更される、主導発電機に接続されるリンクにおいて有向になる。
【０１０１】
定常状態では、全ての周波数補正量状態Δωｉｓｙｎが主導−追従モードにおける主導状態Δωｋｓｙｎに等しい。それらの状態は、主導−追従モードが平均化モードに変更されるときに同じ値にとどまり続けることになる。それゆえ、主導−追従モードから平均化モードへの移行は一般に円滑である。しかしながら、主導ノードは最初に定常状態周波数補正量状態に関する情報を有することになるので、平均化モードから主導−追従モードへの移行は円滑ではない。追従ノードの周波数補正量状態は、通信速度及び通信ネットワークトポロジーに応じた収束速度で、主導ノードの周波数補正量状態に収束することになる。それゆえ、主導発電機が、残りの発電機が追従できるより速く、マイクログリッドが同期することになる隣接する送電系統の周波数に向かって自らの周波数を変更し始めることが起こり得る。これは、発電機間の有効電力分担を一時的に妨害するおそれがあり、マイクログリッド内の或る特定の発電機に過負荷をかけるおそれがある。そのような一時的な過負荷状態を回避するために、周波数ドループ制御規則及び分散二次周波数制御において使用する前に、各発電機における周波数基準値補正量状態がローパスフィルターに通される。ローパスフィルターの出力は、（１２）及び（１３）において
【数２３】
0006910487.tif 000024
としてアスタリスクによって示される。周波数補正量情報状態及びローパスフィルターの出力は、
【数２４】
0006910487.tif 000025
として関連付けられ、すなわち、フィルタリングされた周波数同期補正量の時間導関数
【数２５】
0006910487.tif 000026
は、元の補正量とフィルタリングされた補正量との差をフィルターの時定数で割った値として設定される。
【数２６】
0006910487.tif 000027
【０１０２】
ローパスフィルターの時定数Ｔｆｉｌωは、合意アルゴリズムの収束速度より数十倍高く保持される。基本的に、ローパスフィルターは、発電機の一時的な過負荷状態を回避するために、各発電機における周波数制御が、分散同期のための合意アルゴリズム（１６）より十分に遅くなるのを確実にする。
【０１０３】
定常状態有効電力分担性能は、分散周波数同期制御ループの導入によって影響を及ぼされず、周波数同期制御及び発電機周波数制御の合意アルゴリズムを切り離すことによって、一時的な影響が最小化される。
【０１０４】
分散電圧同期は、Ｑ−Ｖドループ制御規則内に、電圧基準値Ｅ＊への補正量を表す情報状態を導入することによって、周波数同期と同様に達成することができる。また、それは合意ベース分散制御規則に基づいて更新することもできる。簡単にするために、それは本発明において０として扱われる。また、ドループ勾配を０に設定することによって、無効電力分担を無視することができ、その際、各発電機における電圧が、定常状態において等しくなるようにレギュレートされる。
【０１０５】
分散電圧同期の場合、電圧基準値補正量情報状態ΔＥｉ＊が、各制御可能発電機において以下のように導入される。
【数２７】
0006910487.tif 000028
ΔＥｉｒｅｇは二次電圧制御オフセットである。制御需要に基づいて、異なる定式化を使用することができる。また、それは合意ベース分散制御規則に基づいて更新することもできる。簡単にするために、それは本発明において０として扱われる。
【０１０６】
分散周波数同期と同様に、電圧補正量状態
【数２８】
0006910487.tif 000029
は、主導−追従モード、又は平均化モードのいずれかを用いて決定される。マイクログリッドが、例えば、第ｋの発電機付近の相互接続点において同期することになる場合には、第ｋの発電機における電圧基準値補正量ΔＥｋｓｙｎは、マイクログリッドが同期することになる隣接する送電系統の被測定電圧ＥｋＰＣＣと公称基準値Ｅｋ＊との間の差を用いて取得される。
【数２９】
0006910487.tif 000030
【０１０７】
残りの発電機における電圧基準値補正量は、以下の合意規則に基づいて取得される。
【数３０】
0006910487.tif 000031
【０１０８】
（１９）及び（２０）から、発電機ｋが主導発電機である場合に、電圧補正量情報状態は主導−追従モードに従うことを推測することができる。それゆえ、定常状態において、各発電機の電圧基準値は、マイクログリッドが同期することになる隣接する送電系統の電圧に従うことになる。
【０１０９】
マイクログリッドが同期モードから既同期モードに戻されると、１つの発電機を主導発電機にしておく必要はない。それゆえ、電圧補正量情報状態のための更新規則は平均化モードに切り替えられる。
【数３１】
0006910487.tif 000032
【０１１０】
分散周波数同期と同様に、発電機電圧制御において使用する前に各発電機における電圧補正量情報状態をローパスフィルターに通すことによって、分散電圧同期の合意規則が発電機電圧制御から切り離される。
【数３２】
0006910487.tif 000033
すなわち、フィルタリングされた電圧同期補正量の時間導関数
【数３３】
0006910487.tif 000034
は、元の補正量とフィルタリングされた補正量との差をフィルターの時定数ＴｆｉｌＥで割った値として設定される。
【数３４】
0006910487.tif 000035
【０１１１】
例
図６は、本開示のいくつかの実施形態による、制御可能発電機としての役割を果たす４つのインバータ６１０と、インバータ１及びインバータ４バスにおいて２つの抵抗性負荷６１５ＲＬ１及びＲＬ２とを備えるシミュレートされたマイクログリッドを示す概略図であり、破線は通信リンクを示す。マイクログリッドを隣接する送電系統６９０と接続するために４つの共通結合点（ＰＣＣ）６８０が存在し、それは、一定の周波数及び一定の電圧の大きさを有する無限大バスＡＣ系統としてモデル化される。各インバータ６１０はＤＣ源６４０によって給電され、制御可能電圧振幅６２０及び周波数６３０を有する理想的な単相電圧源としてシミュレートされ、インバータの内部制御の高速の動態は無視される。ＲＬ１は一定の２．０ｋＷ負荷であり、ＲＬ２は２．０ｋＷ〜４．０ｋＷの間で変化する可変負荷である。インバータ６１０は、１．８ｍＨのインダクタンスＬ６５０を有する位相リアクトルを介して電気ネットワークに接続される。電気ネットワークは、インバータ１とインバータ２との間、インバータ１とインバータ４との間、及びインバータ３とインバータ４との間に３つの送電線６６０を備え、対応するインピーダンスＺ１２、Ｚ１４及びＺ３４はそれぞれ、０．８＋ｊ３．６×１０−３、０．４＋ｊ１．８×１０−３及び０．７＋ｊ１．９×１０−３である。マイクログリッドのための通信ネットワークは、インバータ１とインバータ２との間、インバータ２とインバータ３との間、及びインバータ３とインバータ４との間の３つの通信リンク６７０からなり、それらの通信リンクの対応する双方向重みａ１２、ａ２１、ａ２３、ａ３２、ａ３４は１．０に設定され、他の全てのａｉｊは０に設定される。公称グリッド電圧ピークＥ＊は３２５．３Ｖであり、公称周波数ω＊は２π・６０ｒａｄ／ｓである。
【０１１２】
マイクログリッド内の各インバータは、周波数基準値ωｉを導出するために、（１２）のＰ−ωドループ制御規則を実施する。Ｐ−ωドループ規則は、分散二次周波数制御に関連する情報状態Δωｉｒｅｇと、分散同期制御に関連する
【数３５】
0006910487.tif 000036
とを含む。インバータ１及びインバータ４のＰ−ωドループ勾配ｍ１及びｍ４は２．５×１０−３に設定され、インバータ２及びインバータ３の勾配ｍ２及びｍ３は５．０×１０−３に設定される。簡単にするために、各インバータに関するＱ−Ｖドループ勾配ｎｉを０に設定することによって、無効電力分担は考慮されない。それゆえ、各インバータは、（１９）からの電圧基準値に基づいて、出力電圧の大きさＥｉを制御する。電圧基準値は、公称基準値Ｅ＊と情報状態
【数３６】
0006910487.tif 000037
との和である。分散二次周波数制御及び同期制御の利得ｋｉ及びｋｓはそれぞれ、２．０及び０．２に設定される。ローパスフィルター時定数は１０である。
【０１１３】
Ｐ−ωドループ規則及びＱ−Ｖドループ規則を実施するために、瞬時出力電圧及び電流測定値ｖｉ及びｉｉを用いて、各インバータの有効電力出力及び無効電力出力Ｐｉ及びＱｉがローカルに計算される必要がある。
【０１１４】
図７Ａは、本開示のいくつかの実施形態による、二次汎用積分器に基づく位相同期ループ（ＳＯＧＩ−ＰＬＬ）を用いる、その瞬時出力電圧及び電流測定値からの単相インバータの有効電力出力及び無効電力出力の計算を示す概略図である。最初に、二次汎用積分器を用いて、電圧ｖｉ７１０及び電流ｉｉ７２０をαβフレーム内の対応する電圧ｖα７１５及びｖβ７４５並びに電流ｉα７５５及びｉβ７６５に変換する。電圧及び電流測定値に直交するそれらの信号は、その後、αβ−ｄｑ変換７７０及び７８０に基づいて、ｄｑフレーム内の電圧ｖｄ７３７及びｖｑ７４７並びに電流ｉｄ７５７及びｉｑ７６７に更に変換される。その後、インバータの有効電力７３０Ｐｉ及び無効電力７４０Ｑｉをｄｑフレーム内の電圧及び電流を用いて計算することができる。一方、電圧ｖｑ及び公称周波数ω＊に基づいて、位相同期ループに基づく補償器ブロック７９０を用いて、インバータの周波数７８５及び位相角７６０を特定することができる。補償器７９０の帯域幅ＨＰＬＬ（ｓ）は０．５Ｈｚであり、その伝達関数は（６．８＋２．１５／ｓ）・１０−３である。
【０１１５】
図７Ｂは、本開示のいくつかの実施形態による、有効電力及び無効電力計算において使用される二次汎用積分器（ＳＯＧＩ）ブロックを示す概略図である。ＳＯＧＩブロック７９５の利得ｋは１．４１４に設定される。
【０１１６】
異なる共通結合点における同期、及び異なるモードにおいて動作するマイクログリッドに関して、開示される方法の性能を実証するために、一組の連続したイベントがシミュレートされる。シミュレートされた結果が図８Ａ〜図８Ｆに示される。シミュレートされたイベントは、インバータ１と外部システムとの間の共通結合点ＰＣＣ−１における同期８０１、インバータ３と外部システムとの間のＰＣＣ−３における同期８０２、インバータ４と外部システムとの間のＰＣＣ４における同期８０３、及びインバータ４に接続されるバスにおける負荷変化８０４を含む。
【０１１７】
イベント発生のスケジュールを記述するために、マイクログリッドの単独動作に関するｔ０８１１、イベント８０１、８０２、８０３及び８０４の発生時刻に関するｔ１８１２、ｔ２８１３、ｔ３８１４及びｔ４８１５を含む、５つの異なる時点が使用される。
【０１１８】
時点ｔ０において、マイクログリッドは単独状態において動作し、分散同期制御は平均化モードにある。時点ｔ１において、分散同期制御が、主導ノードとしてインバータ１を用いる主導−追従モードに変更される。マイクログリッド周波数を５９Ｈｚに下げるために、その情報状態Δω１ｓｙｎが−２π・１ｒａｄ／ｓに下げられ、マイクログリッド電圧を５％だけ公称電圧Ｅ＊より高くするために、ΔＥ１ｓｙｎが０．０５・Ｅ＊に上げられる。時点ｔ２において、インバータ３が主導ノードに変更される。その周波数補正量状態Δω３ｓｙｎが−２π・１に保持され、マイクログリッド電圧を５％だけ公称電圧Ｅ＊より下げるために、電圧補正量状態ΔＥ３ｓｙｎが−０．０５・Ｅ＊に下げられる。時点ｔ３において、インバータ４が主導ノードに変更される。マイクログリッド周波数を６１Ｈｚに上げるために、その周波数補正量状態Δω４ｓｙｎが２π・１に上げられ、マイクログリッド電圧を公称電圧Ｅ＊より２％下げるために、電圧補正量状態ΔＥ４ｓｙｎが−０．０２・Ｅ＊に等しく設定される。最後に、時点ｔ４において、負荷ＲＬ２が、２ｋＷから４ｋＷまで２倍に引き上げられる。
【０１１９】
図８Ａは、本開示のいくつかの実施形態による、分散同期制御のインバータ出力周波数ωｉ／２πの性能を示す例示的なプロットグラフである。そのプロットのｘ軸はイベント発生時点８１０を表し、そのプロットのｙ軸はインバータ周波数８２０を表す。図８Ａ〜図８Ｆにおいて、実線８０５はインバータ１のパラメータを表し、破線８０６はインバータ２のパラメータを表し、点線８０７はインバータ３のパラメータを表し、一点鎖線８０８はインバータ４のパラメータを表す。
【０１２０】
図８Ｂは、本開示のいくつかの実施形態による、分散同期制御のインバータ出力電圧Ｅｉの性能を示す例示的なプロットグラフである。プロットのｙ軸はインバータ出力電圧８３０を表す。
【０１２１】
図８Ｃは、本開示のいくつかの実施形態による、分散同期制御のインバータ有効電力出力Ｐｉの性能を示す例示的なプロットグラフである。プロットのｙ軸はインバータ有効電力出力８４０を表す。
【０１２２】
図８Ｄは、本開示のいくつかの実施形態による、第１の情報状態である、周波数レギュレーションオフセット出力Δωｉｒｅｇを示す例示的なプロットグラフである。プロットのｙ軸は二次周波数オフセット８５０を表す。
【０１２３】
図８Ｅは、本開示のいくつかの実施形態による、第２の情報状態である、周波数同期補正量出力Δωｉｓｙｎを示す例示的なプロットグラフである。プロットのｙ軸は周波数同期補正量８６０を表す。
【０１２４】
図８Ｆは、本開示のいくつかの実施形態による、第３の情報状態である、電圧同期補正量出力ΔＥｉｓｙｎを示す例示的なプロットグラフである。プロットのｙ軸は電圧同期補正量８７０を表す。
【０１２５】
図８Ｄに示されるように、ｔ０においてシミュレーションが開始された後に、マイクログリッド周波数を６０Ｈｚに復元するために、周波数同期補正量情報状態Δωｉｓｙｎが増加し始める。マイクログリッドにかかる全負荷は４ｋＷであり、Ｐ−ωドループ勾配ｍｉに応じて、４つのインバータによって分担される。ドループ勾配ｍ１及びｍ４がドループ勾配ｍ２及びｍ３の半分であることから、インバータ１及び４によって供給される有効電力はインバータ２及び３によって供給される有効電力の２倍である。分散同期状態は、平均化モードに起因して、共通の値にとどまり続ける。
【０１２６】
時点ｔ１において、インバータ１が主導ノードに指定され、分散同期制御が平均化モードから主導−追従モードに変更される。残りのインバータの同期補正量情報状態は、図８Ｅ及び図８Ｆにおいて見られるように、インバータ１の同期補正量情報状態に接近し始める。追従インバータは、自らの同期情報状態をインバータ１の同期情報状態に収束させるのに或る時間を要するので、図８Ｃにおいて見られるように、インバータ間に一時的な電力不一致が生じることになる。インバータの一次制御及び二次制御において使用する前に、同期情報状態Δωｉｓｙｎ及びΔＥｉｓｙｎにローパスフィルターを適用することによって、一時的な電力不一致が低く抑えられる。主導インバータ１によって設定された同期情報状態に応じて、マイクログリッド周波数及び電圧はそれぞれ５９Ｈｚ及び１．０５・Ｅ＊に整定する。分散同期は、約３０秒で平均化モードに再び切り替えられる。同期情報状態が互いに既に合意に達しているので、主導−追従モードから平均化モードへの移行はマイクログリッド周波数又は電圧を変更しない。それゆえ、３０秒において、過渡現象は観測されない。
【０１２７】
ｔ２において、インバータ３が主導ノードに変更される。インバータ３はマイクログリッド周波数に関する変更を要求しないので、ｔ２において、インバータ間に有効電力分担の妨害は生じない。インバータ３によって設定されたΔＥ３ｓｙｎに応じて、マイクログリッド電圧は新たな値０．９５・Ｅ＊に整定する。
【０１２８】
ｔ３において、インバータ４が主導ノードに変更され、図８Ａ〜図８Ｆから、マイクログリッド周波数及び電圧が、主導ノードであるインバータ４によって要求される値に収束することが明らかである。
【０１２９】
ｔ４において、負荷ＲＬ２が２ｋＷから４ｋＷまで増加し、マイクログリッドにかかる全負荷が６ｋＷになる。負荷過渡現象は分散同期動態とは無関係であるので、図８Ｅ及び図８Ｆにおける同期状態は変化しないままであることに留意されたい。一方、分散二次制御情報状態Δωｉｒｅｇは、全マイクログリッド負荷の増分を補償し、周波数を主導インバータによって要求される値に復元するために増加し始める。
【０１３０】
特徴
本開示の態様は、マイクログリッドの各分散発電機が、一次コントローラと、二次コントローラと、同期コントローラとを備え、同期コントローラは最初に、相互接続されることになる隣接する送電系統を識別するために、疎な通信チャネルを用いてマイクログリッド内の近隣発電機と通信することを含む。一態様は、電圧周波数、電圧位相角及び電圧の大きさを含む受信される同期パラメータを含む。一態様は、第１の隣接する送電系統とマイクログリッドとの間の相互接続点の両側間の同期パラメータの差が、一組の所定の同期パラメータ閾値未満である時点に基づいて、第１の隣接する送電系統をマイクログリッドと接続することを含む。マイクログリッドの同期コントローラと通信する少なくとも１つのユーザ入力インターフェースの表面上でユーザ入力を受信することは、一組の所定の同期パラメータ閾値を提供する。
【０１３１】
別の態様は、主導分散発電機が識別された隣接する送電系統からマイクログリッドへの接続要求を受信し、結果として、主導分散発電機が識別された隣接する送電系統から情報を受信した後にのみ、主導分散発電機がマイクログリッド内の近隣分散発電機に情報を送信することを含む。追従分散発電機は、近隣分散発電機とともに情報を送信及び受信する。
【０１３２】
別の態様は、追従分散発電機及び主導分散発電機の有効出力の調整はドループ制御規則に基づくことを含み、この規則では、各分散発電機周波数は、分散発電機の公称周波数ωｉ＊と、分散発電機のフィルタリングされた周波数同期補正量
【数３７】
0006910487.tif 000038
と、分散発電機の周波数レギュレーションオフセットΔωｉｒｅｇとの和から、分散発電機のドループ時定数ｍｉと分散発電機の有効出力Ｐｉとの積を引いた値
【数３８】
0006910487.tif 000039
に設定される。
【０１３３】
図９は、本開示の実施形態による、代替的な同期コントローラを使用して実施することができる、図１Ａの方法を示すブロック図である。コントローラ９１１は、プロセッサ９４０、コンピュータ可読メモリ９１２、記憶装置９５８、並びにディスプレイ９５２及びキーボード９５１を含むユーザインターフェース９４９を備えることができ、それらは、バス９５６を通して接続される。例えば、プロセッサ９４０及びコンピュータ可読メモリ９１２と通信するユーザインターフェース９４９は、ユーザによるユーザインターフェース９５７の表面、キーボード表面からの入力を受信すると、データを入手し、コンピュータ可読メモリ９１２内に記憶する。
【０１３４】
メモリ９１２は、プロセッサによって実行可能な命令と、履歴データと、本開示の方法及びシステムによって利用することができる任意のデータとを記憶することができることが意図されている。プロセッサ９４０は、シングルコアプロセッサ、マルチコアプロセッサ、コンピューティングクラスタ、又は任意の数の他の構成体とすることができる。プロセッサ９４０は、バス９５６を通じて１つ以上の入力デバイス及び出力デバイスに接続することができる。メモリ９１２は、ランダムアクセスメモリ（ＲＡＭ）、読み出し専用メモリ（ＲＯＭ）、フラッシュメモリ、又は他の任意の適したメモリシステムを含むことができる。
【０１３５】
図９を更に参照すると、記憶デバイス９５８は、プロセッサによって用いられる補助データ及び／又はソフトウェアモジュールを記憶するように構成することができる。例えば、記憶デバイス９５８は、履歴データと、本開示に関して上述したような他の関連したデータとを記憶することができる。さらに又は代替的に、記憶デバイス９５８は、本開示に関して上述したデータと同様の履歴データを記憶することができる。記憶デバイス９５８は、ハードドライブ、光ドライブ、サムドライブ、ドライブのアレイ、又はそれらの任意の組合せを含むことができる。
【０１３６】
システムは、任意選択で、バス９５６を通じて、システムをディスプレイデバイス（図示せず）に接続するように構成されたディスプレイインターフェース（図示せず）にリンクすることができ、ディスプレイデバイスは、とりわけ、コンピュータモニター、カメラ、テレビ、プロジェクター、又はモバイルデバイスを含むことができる。
【０１３７】
コントローラ９１１は、電力源９５４を備えることができ、用途に応じて、電力源９５４は、任意選択でコントローラ９１１の外部に配置されてもよい。バス９５６を通じて、ディスプレイデバイス９４８に接続するように構成されたユーザ入力インターフェース９５７をリンクすることができ、ディスプレイデバイス９４８は、とりわけ、コンピュータモニター、カメラ、テレビ、プロジェクター、又はモバイルデバイスを含むことができる。プリンタインターフェース９５９も、バス９５６を通じて接続することができ、印刷デバイス９３２に接続するように構成することができる。印刷デバイス９３２は、とりわけ、液体インクジェットプリンタ、固体インクプリンタ、大規模商用プリンタ、感熱式プリンタ、ＵＶプリンタ、又は昇華型プリンタを含むことができる。ネットワークインターフェースコントローラ（ＮＩＣ）９３４は、バス９５６を通じてネットワーク９３６に接続するように構成され、とりわけ、データ又は他のデータは、コントローラ９１１の外部の第三者ディスプレイデバイス、第三者撮像デバイス、及び／又は第三者印刷デバイス上にレンダリングすることができる。さらに、バス９５６はグローバルポジショニングシステム（ＧＰＳ）デバイス９０１又は類似の関連するタイプのデバイスに接続することができる。
【０１３８】
図９を更に参照すると、とりわけ、データ又は他のデータは、ネットワーク９３６の通信チャネルを介して送信することができ、及び／又は、記憶及び／又は更なる処理のために記憶システム９５８内に記憶することができる。さらに、データ又は他のデータは、受信機９４６（又は外部受信機９３８）から無線又は配線接続で受信することもできるし、送信機９４７（又は外部送信機９３９）を介して無線又は配線接続で送信することもでき、受信機９４６及び送信機９４７は、ともにバス９５６を通じて接続されている。コントローラ９１１は、入力インターフェース９０８を介して外部検知デバイス９４４及び外部入力／出力デバイス９４１に接続することができる。コントローラ９１１は、他の外部コンピュータ９４２、メモリデバイス９０６及び外部センサ９０４に接続することができる。出力インターフェース９０９は、プロセッサ９４０からの処理データを出力するのに用いることができる。
【０１３９】
上述した本開示の実施形態は、数多くの方法のうちの任意のもので実施することができる。例えば、実施形態は、ハードウェア、ソフトウェア又はそれらの組み合わせを用いて実施することができる。請求項の要素を修飾する、特許請求の範囲における「第１」、「第２」等の序数の使用は、それ自体で、或る請求項の要素の別の請求項の要素に対する優先順位も、優位性も、順序も暗示するものでもなければ、方法の動作が実行される時間的な順序も暗示するものでもなく、請求項の要素を区別するために、単に、或る特定の名称を有する或る請求項の要素を、同じ（序数の用語の使用を除く）名称を有する別の要素と区別するラベルとして用いられているにすぎない。
【図１Ａ】
0006910487.tif 000062
【図１Ｂ】
0006910487.tif 000063
【図１Ｃ】
0006910487.tif 000064
【図２Ａ】
0006910487.tif 000065
【図２Ｂ】
0006910487.tif 000066
【図２Ｃ】
0006910487.tif 000067
【図２Ｄ】
0006910487.tif 000068
【図３】
0006910487.tif 000069
【図４Ａ】
0006910487.tif 000070
【図４Ｂ】
0006910487.tif 000071
【図５Ａ】
0006910487.tif 000072
【図５Ｂ】
0006910487.tif 000073
【図５Ｃ】
0006910487.tif 000074
【図６】
0006910487.tif 000075
【図７Ａ】
0006910487.tif 000076
【図７Ｂ】
0006910487.tif 000077
【図８Ａ】
0006910487.tif 000078
【図８Ｂ】
0006910487.tif 000079
【図８Ｃ】
0006910487.tif 000080
【図８Ｄ】
0006910487.tif 000081
【図８Ｅ】
0006910487.tif 000082
【図８Ｆ】
0006910487.tif 000083
【図９】
0006910487.tif 000084