WO2013179470A1 - 電圧制御装置、その制御方法およびその電圧制御プログラム - Google Patents

電圧制御装置、その制御方法およびその電圧制御プログラム Download PDF

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    • Y02E40/30—Reactive power compensation

Definitions

  • the present invention relates to a voltage control device, a control method thereof, and a voltage control program thereof.
  • the present invention has been made to solve the above-described problem, and uses a low-cost, conventionally used facility to provide voltage control with responsiveness that does not hinder the operation of the power system, It is an object to provide a control method thereof and a voltage control program thereof.
  • a first aspect of the present invention is applied to a power generation system including a wind power generation device having a switching element for controlling a generator, and a capacitor bank for power factor improvement provided between the wind power generation device and a power system.
  • a voltage control device that is connected to the power grid, and when it is determined that a connection point voltage at a connection point connected to the power system has deviated from a target value, the connection point voltage is set to the target value.
  • the target control amount of the reactive power for matching the value is derived from the first control amount that is the control amount of the reactive power due to the fluctuation of the active power at the interconnection point and the change in the power flow of the power system.
  • Capacitance A voltage control device comprising a capacitor bank control means for controlling the bank.
  • the voltage control device applied to the power generation system including the wind power generation device that controls the generator by the switching element, and the capacitor bank for power factor improvement provided between the wind power generation device and the power system.
  • the reactive power for matching the interconnection point voltage to the target value is a first control amount that is a control amount of reactive power caused by fluctuations in active power at the interconnection point, and a second control amount that is a control amount of reactive power caused by a change in power flow of the power system.
  • the switching element performs reactive power control based on the first control amount
  • the capacitor bank provided for power factor improvement performs reactive power control based on the second control amount.
  • Responsive power control caused by fluctuations in active power is required to have responsiveness, but by using a switching element used for controlling the generator of the wind power generator, the responsiveness requirement can be satisfied.
  • reactive power control caused by changes in the power flow of the power system does not require responsiveness such as “entering an allowable value within a predetermined time (for example, 5 minutes)”.
  • the reactive power is generated by controlling the switching element and the capacitor bank based on the target control amount so that the interconnection point voltage matches the target value. Since the feedforward control to be adjusted is performed, the interconnection point voltage can be made to quickly follow the target value.
  • the capacitor bank has been conventionally used for power factor improvement. In the present invention, the capacitor bank is also used for voltage control, so that it is possible to reduce the labor and cost of additional work.
  • calculation means for determining the target control amount based on the target value, the interconnection point voltage, active power at the interconnection point output from the wind turbine generator, and a predetermined arithmetic expression. It may be provided.
  • the target control amount can be easily calculated from the target value, the interconnection point voltage, the active power output from the wind turbine generator, and a predetermined arithmetic expression.
  • a second aspect of the present invention is applied to a power generation system including a wind power generator having a switching element for controlling a generator, and a capacitor bank for power factor improvement provided between the wind power generator and a power system.
  • a voltage control method for a voltage control apparatus wherein when it is determined that a connection point voltage at a connection point where the wind turbine generator is connected to the power system has deviated from a target value, the voltage control apparatus A target control amount of reactive power for making the interconnection point voltage coincide with the target value, a first control amount that is a reactive power control amount due to a change in active power at the interconnection point, and The control element is separated into a second control amount that is a control amount of reactive power caused by a change in power flow of the power system, the switching element is controlled based on the first control amount, and the second control amount is used to control the switching element.
  • Capacitors A voltage control method of the voltage controller for controlling the link.
  • a third aspect of the present invention is applied to a power generation system including a wind power generator having a switching element for controlling a generator, and a capacitor bank for power factor improvement provided between the wind power generator and a power system.
  • a voltage control program for a voltage control device wherein when it is determined that a connection point voltage at a connection point where the wind turbine generator is connected to the power system has deviated from a target value, the connection point A target control amount of reactive power for making the voltage coincide with the target value is a first control amount that is a control amount of reactive power caused by a change in active power at the interconnection point, and a power flow of the power system.
  • a voltage control program of the voltage control apparatus for executing a third process of controlling the Yapashitabanku the computer.
  • FIG. 1 is a diagram showing an overall configuration of a wind power generation system (power generation system) 100 according to an embodiment of the present invention.
  • the wind power generation system 100 includes a single wind power generator (hereinafter referred to as “windmill”) 2 having a switching element for controlling a generator, and a power factor improving capacitor connected between the windmill 2 and the power system 1.
  • a bank 5 and a central monitoring device 10 that controls the operating state of the windmill 2 are provided, and are connected to the power system 1 at the interconnection point Y.
  • connection point voltage Vr at the connection point Y is measured by a voltage measurement unit (not shown), and the voltage value of the connection point voltage Vr is output to the central monitoring device 10. .
  • power (Pn + jQn) (Pn: active power, Qn: reactive power) at the interconnection point Y is measured by a power measurement unit (not shown), and the measured power value is the central monitoring device 10. Is output.
  • the wind power generation system 1 will be described by taking as an example a case where one windmill 2 is provided. However, a wind farm including a plurality of windmills 2 may be used, and the number of windmills is not particularly limited. .
  • the system impedance that is the impedance on the power system 1 side with respect to the interconnection point Y is jx
  • the impedance on the windmill 2 side with respect to the interconnection point Y is jx_wf.
  • “j” indicated by j in the system impedance and the impedance on the windmill 2 side means that it is an imaginary number.
  • the impedance on the windmill 2 side may be indicated as x_wf.
  • the resistance R of the system impedance is represented by Vs.
  • the active power at the connection point Y is Pn
  • the reactive power is Qn
  • the connection point voltage that is the voltage at the connection point Y is Vr
  • the connection point voltage Vr is based on the bus voltage Vs.
  • the reactive power Qn for obtaining the desired interconnection point voltage Vr can be calculated as a variable of the active power Pn.
  • the reactive power Qn component can be divided into controllable reactive power and controllable reactive power.
  • the reactive power Qn is composed of the reactive power Q_reg that can be controlled by the windmill 2 and the capacitor bank 5 and the uncontrollable reactive power Q_wf that is determined based on the impedance jx_wf on the windmill 2 side.
  • the above equation (2) can be rewritten as the following equation (3).
  • the reactive power composed of reactive power Q_reg that can be controlled by the windmill 2 and the capacitor bank 5 and uncontrollable reactive power Q_wf that is determined based on the windmill 2 based on the above equation (3).
  • a voltage control device 20 that determines a target control amount of Qn and controls the interconnection point voltage Vr to a desired value by feedforward control will be described.
  • the wind power generation system 100 includes the voltage control device 20 in the central monitoring device 10.
  • the voltage control device 20 includes a control amount separation unit (control amount separation means) 21, a windmill control device (windmill control means) 22, a capacitor bank control device (capacitor bank control means) 23, It has.
  • the control amount separation unit 21 compares the interconnection point voltage Vr acquired from the voltage measurement unit with the interconnection point voltage Vr ′ that is the target value, and determines whether or not the interconnection point voltage Vr deviates from the target value Vr ′. Determine whether.
  • the control amount separation unit 21 sets the target control amount of the reactive power Qn for making the connection point voltage Vr coincide with the target value Vr ′.
  • a first control amount Q_dev which is a control amount of the reactive power Qn resulting from the fluctuation of the active power Pn at the interconnection point Y
  • a second control which is a control amount of the reactive power Qn resulting from a change in the power flow of the power system 1.
  • FIG. 1 A graph showing the relationship with the power Qn is hereinafter referred to as “PQ curve”.
  • PQ curve the relationship between the active power Pn and the reactive power Qn is a relationship in which the reactive power Qn varies when the active power Pn varies.
  • a difference occurs in the PQ curve according to the value of the interconnection point voltage Vr.
  • the control amount of reactive power for matching with the curve) is set as the target control amount. More specifically, the target control amount is set to a first control amount (Q_dev) that is a control amount of the reactive power Qn resulting from the fluctuation of the active power Pn at the interconnection point Y, and a change in the power flow of the power system 1.
  • a target control amount is achieved by controlling the first control amount and the second control amount separately from the second control amount (Q_shift) that is the control amount of the reactive power Qn.
  • the reactive power control function of the wind turbine 2 is used. This is equivalent to the reactive power Q_wf of the above equation (3) calculated based on the two-side impedance jx_wf. That is, the control amount separation unit 21 outputs the reactive power Q_wf calculated from the windmill 2 side impedance jx_wf to the windmill control device 22 as the first control amount Q_dev.
  • the windmill control device 22 controls a switching element that controls the generator of the windmill 2 based on the first control amount Q_dev.
  • the capacitor bank control device 23 controls the capacitor bank 5 based on the second control amount Q_shift.
  • connection point voltage Vr is detected (step SA1 in FIG. 5), and it is determined whether or not the connection point voltage Vr deviates from the target value Vr ′ (whether or not the voltage fluctuates) (FIG. 5).
  • Step SA2 When it is determined that the interconnection point voltage Vr does not deviate from the target value Vr ′, the process returns to step SA1, and the detection of the interconnection point voltage Vr is continued and monitoring is continued (No in step SA2 in FIG. 5). ).
  • the determination is made based on the desired interconnection point voltage Vr ′ that is the target value and the detected interconnection point voltage Vr. PQ curves to be compared are compared. As a result of the comparison, the target control amount of reactive power for matching the desired connection point voltage Vr ′ with the connection point voltage Vr as the target value is separated into the first control amount and the second control amount, The first control amount is transmitted to the windmill control device 23, and the second control amount is transmitted to the capacitor bank control device 22 (step SA3 in FIG. 5).
  • connection point voltage Vr is compared with a desired connection point voltage Vr ′ as a target value, and it is determined whether or not there is a deviation between the connection point voltage Vr and the desired connection point voltage Vr ′ (step of FIG. 5).
  • SA4 If there is no deviation between the interconnection point voltage Vr and the desired interconnection point voltage Vr ′, this process is terminated (Yes in step SA4 in FIG. 5), and the interconnection point voltage Vr and the desired interconnection point voltage Vr ′ are If there is a deviation, step SA3 is repeated (No in step SA4 in FIG. 5).
  • the voltage control device 20 may be configured to process all or a part of the above processing using software separately.
  • the voltage control device 20 includes a main storage device such as a CPU and a RAM, and a computer-readable recording medium on which a program for realizing all or part of the above processing is recorded. Then, the CPU reads out the program recorded in the storage medium and executes information processing / calculation processing, thereby realizing processing similar to that of the voltage control device 20 described above.
  • the computer-readable recording medium means a magnetic disk, a magneto-optical disk, a CD-ROM, a DVD-ROM, a semiconductor memory, or the like.
  • the computer program may be distributed to the computer via a communication line, and the computer that has received the distribution may execute the program.
  • the connection point voltage Vr at the connection point Y where the windmill 2 is connected to the power system 1 is
  • the reactive power target control amount for making the interconnection point voltage Vr coincide with the target value is the reactive power control amount caused by the fluctuation of the active power at the interconnection point Y.
  • the switching element controls reactive power based on the first control amount
  • the second control amount is a control amount of reactive power caused by a change in the power flow of the power system 1.
  • the capacitor bank provided for power factor improvement performs reactive power control based on the second control amount.
  • Responsive power control caused by fluctuations in active power requires responsiveness, but since a switching element used for controlling the generator of the wind turbine 2 is used, the responsiveness requirement can be satisfied.
  • the reactive power control caused by the change in the power flow of the power system 1 can be compared with the switching element because the responsiveness does not matter such as “entering an allowable value within a predetermined time (for example, 5 minutes)”.
  • a predetermined time for example, 5 minutes
  • connection point voltage Vr when it is determined that the connection point voltage Vr has deviated from the target value, the switching element and the capacitor bank 5 are controlled based on the target control amount so that the connection point voltage Vr matches the target value. Since feedforward control for adjusting the reactive power is performed, the interconnection point voltage Vr can quickly follow the target value. Furthermore, the capacitor bank 5 has been conventionally used for power factor improvement. In the present invention, the capacitor bank 5 is also used for voltage control, so that it is possible to reduce labor and cost for additional work.
  • the system constant j, the wind turbine 2 side impedance jx_wf, and the bus voltage Vs are substituted with general publicly disclosed numerical values, so that the above formula (2) and (3 ), but the value of the system constant is not limited to this.
  • the system impedance jx and the bus voltage Vs are set as variables based on the measured connection point voltage Vr and two or more combinations of the measured active power Pn and reactive power Qn. It is also possible to obtain a system impedance jx and a bus voltage Vs with high accuracy by generating simultaneous equations to be solved and solving the simultaneous equations and to use values of these system constants.
  • the PQ curves shown in FIG. 2 and FIG. 3 are shown with a higher-accuracy curve. 2 Control amount Q_reg can be calculated.
  • Windmill 5 Capacitor bank 10
  • Central monitoring device 20 Voltage control device 21
  • Control amount separation unit 22 Windmill control device 23
  • Capacitor bank control device 100 Wind power generation system

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Abstract

　廉価な、従来から使用している設備を使用して、電力系統の運用に支障ない応答性の電圧制御を提供することを目的とする。風車（２）が電力系統（１）に接続される連系点における連系点電圧（Ｖｒ）が目標値を逸脱したと判定された場合に、連系点電圧（Ｖｒ）を目標値に一致させるための無効電力の目標制御量を、連系点における有効電力の変動に起因する無効電力の制御量である第１制御量と、電力系統（１）の電力潮流の変化に起因する無効電力の制御量である第２制御量とに分離させる制御量分離部（２１）と、第１制御量に基づいてスイッチング素子を制御させる風車制御装置（２２）と、第２制御量に基づいてキャパシタバンク（５）を制御させるキャパシタバンク制御装置（２３）とを具備する。

Description

電圧制御装置、その制御方法およびその電圧制御プログラム
　本発明は、電圧制御装置、その制御方法およびその電圧制御プログラムに関するものである。
　従来、電力系統に連系させる風力発電装置においては、風の影響により安定した電力を計画的に供給することが難しいので、系統連系規定に合致させるべく無効電力を調整し、連系点の電圧を制御している。例えば、系統連系を行う風力発電装置は、風力発電装置に備える無効電力補償能力と、ＩＧＢＴ（Ｉｎｓｕｌａｔｅｄ　Ｇａｔｅ　Ｂｉｐｏｌａｒ　Ｔｒａｎｓｉｓｔｏｒ：絶縁ゲートバイポーラトランジスタ）等の半導体素子を使用して風力発電装置に別途設けられる無効電力補償装置とを使用して無効電力を調整することで、電力系統の連系点における電圧制御を実施し、系統連系規定に合致させている（下記特許文献１から特許文献５参照）。
　また、下記特許文献６には、電力系統に接続される連絡線である電力供給系統の抵抗値とリアクタンス等の連絡線の電気定数に基づいて、調整する無効電力を算出する技術について記載されている。
特開２００４－３２０８５９号公報 特開２００４－３２０８６０号公報 特許第４７７３９３６号公報 米国特許第７，２４５，０３７号明細書 米国特許第７，８０８，１２６号明細書 特開２０００－７８８９６号公報
　しかしながら、上記特許文献１から特許文献５の方法で用いるＩＧＢＴ等の半導体素子は高価であり、コストがかかるという問題があった。また、電力系統側の要求は、例えば「所定時間内（例えば、５分以内）に所定の許容値に入ればよい」などの条件であるため、半導体素子が有する速やかな応答性を十分に生かしきれないという問題があった。
　本発明は、上記問題を解決するためになされたもので、廉価な、従来から使用している設備を使用して、電力系統の運用に支障ない応答性の電圧制御を提供できる電圧制御装置、その制御方法およびその電圧制御プログラムを提供することを目的とする。
　上記目的を達成するために、本発明は以下の手段を提供する。
　本発明の第１の態様は、発電機を制御するスイッチング素子を有する風力発電装置と、前記風力発電装置と電力系統との間に設けられる力率改善用のキャパシタバンクとを備える発電システムに適用される電圧制御装置であって、前記風力発電装置が前記電力系統に接続される連系点における連系点電圧が目標値を逸脱したと判定された場合に、前記連系点電圧を前記目標値に一致させるための無効電力の目標制御量を、前記連系点における有効電力の変動に起因する無効電力の制御量である第１制御量と、前記電力系統の電力潮流の変化に起因する無効電力の制御量である第２制御量とに分離する制御量分離手段と、前記第１制御量に基づいて、前記スイッチング素子を制御する風車制御手段と、前記第２制御量に基づいて、前記キャパシタバンクを制御するキャパシタバンク制御手段とを具備する電圧制御装置である。
　この態様によれば、スイッチング素子により発電機を制御する風力発電装置と、風力発電装置と電力系統との間に設けられる力率改善用のキャパシタバンクとを備える発電システムに適用される電圧制御装置であって、風力発電装置が電力系統に接続される連系点における連系点電圧が目標値を逸脱したと判定された場合に、連系点電圧を目標値に一致させるための無効電力の目標制御量が、連系点における有効電力の変動に起因する無効電力の制御量である第１制御量と、電力系統の電力潮流の変化に起因する無効電力の制御量である第２制御量とに分離され、スイッチング素子は第１制御量に基づいて無効電力制御し、力率改善用に設けられるキャパシタバンクは第２制御量に基づいて無効電力制御する。
　有効電力の変動に起因する無効電力の制御は応答性を求められるが、風力発電装置の発電機の制御に用いられるスイッチング素子が用いられることにより、応答性の要求を満たすことができる。また、電力系統の電力潮流の変化に起因する無効電力の制御は、「所定時間（例えば、５分）以内に許容値に入ること」など応答性は問われないので、スイッチング素子と比較して応答性は良くないが廉価であるキャパシタバンクを用いることにより、系統運用上支障がない程度の応答性で電圧制御でき、大きな制御量に対応できる。
　また、連系点電圧が目標値を逸脱したと判定された段階で、連系点電圧を目標値に一致させるべく目標制御量に基づいて、スイッチング素子とキャパシタバンクとを制御して無効電力を調整させるフィードフォワード制御が行われるので、連系点電圧を速やかに目標値に追従させることができる。
　さらに、キャパシタバンクは、力率改善用として従来から用いられているものであり、本発明ではキャパシタバンクを電圧制御にも使用するので、追加工事などの手間やコストを抑えることができる。
　上記電圧制御装置において、前記目標値、前記連系点電圧、前記風力発電装置から出力される前記連系点における有効電力、および所定の演算式に基づいて前記目標制御量を決定する算出手段を具備することとしてもよい。
　目標値、連系点電圧、風力発電装置から出力される有効電力、および所定の演算式によって、簡便に目標制御量を算出することができる。
　本発明の第２の態様は、発電機を制御するスイッチング素子を有する風力発電装置と、前記風力発電装置と電力系統との間に設けられる力率改善用のキャパシタバンクとを備える発電システムに適用される電圧制御装置の電圧制御方法であって、前記風力発電装置が前記電力系統に接続される連系点における連系点電圧が目標値を逸脱したと判定された場合に、前記電圧制御装置が、前記連系点電圧を前記目標値に一致させるための無効電力の目標制御量を、前記連系点における有効電力の変動に起因する無効電力の制御量である第１制御量と、前記電力系統の電力潮流の変化に起因する無効電力の制御量である第２制御量とに分離し、前記第１制御量に基づいて前記スイッチング素子を制御し、前記第２制御量に基づいて前記キャパシタバンクを制御する電圧制御装置の電圧制御方法である。
　本発明の第３の態様は、発電機を制御するスイッチング素子を有する風力発電装置と、前記風力発電装置と電力系統との間に設けられる力率改善用のキャパシタバンクとを備える発電システムに適用される電圧制御装置の電圧制御プログラムであって、前記風力発電装置が前記電力系統に接続される連系点における連系点電圧が目標値を逸脱したと判定された場合に、前記連系点電圧を前記目標値に一致させるための無効電力の目標制御量を、前記連系点における有効電力の変動に起因する無効電力の制御量である第１制御量と、前記電力系統の電力潮流の変化に起因する無効電力の制御量である第２制御量とに分離する第１処理と、前記第１制御量に基づいて前記スイッチング素子を制御する第２処理と、前記第２制御量に基づいて前記キャパシタバンクを制御する第３処理とをコンピュータに実行させるための電圧制御装置の電圧制御プログラムである。
　本発明によれば、廉価な、従来から使用している設備を使用して、電力系統の運用に支障ない応答性の電圧制御を提供できるという効果を奏する。
本発明の実施形態に係る風力発電システムの概略構成を示した図である。 連系点電圧が１．０ｐｕである場合の有効電力と無効電力との関係の一例を示した図である。 連系点電圧が０．９５ｐｕである場合に、目標値１．０ｐｕに一致させるための目標制御量の一例を示した図である。 本発明の実施形態に係る電圧制御装置の機能ブロック図である。 本発明の実施形態に係る電圧制御装置の動作フローである。
　以下に、本発明に係る電圧制御装置、その制御方法およびその電圧制御プログラムの実施形態について、図面を参照して説明する。
　図１には、本発明の一実施形態に係る風力発電システム（発電システム）１００の全体構成を示した図である。風力発電システム１００は、発電機を制御するスイッチング素子を有する１台の風力発電装置（以下「風車」という）２と、風車２と電力系統１との間に接続される力率改善用のキャパシタバンク５と、風車２の運転状態を制御する中央監視装置１０とを備えており、電力系統１と連系点Ｙで接続されている。
　風力発電システム１００は、図示しない電圧計測部により連系点Ｙにおける連系点電圧Ｖｒが計測されており、連系点電圧Ｖｒの電圧値が中央監視装置１０に出力されるようになっている。また、風力発電システム１００は、図示しない電力計測部により連系点Ｙにおける電力（Ｐｎ＋ｊＱｎ）（Ｐｎ：有効電力、Ｑｎ：無効電力）が計測されており、計測された電力値が中央監視装置１０に出力されるようになっている。なお、本実施形態において、風力発電システム１は、１台の風車２を備える場合を例に挙げて説明するが、複数台の風車２を備えるウィンドファームとしてもよく、風車の台数は特に限定されない。
　図１に示されるように、風力発電システム１００において、連系点Ｙに対し電力系統１側のインピーダンスである系統インピーダンスをｊｘとし、連系点Ｙに対し風車２側のインピーダンスをｊｘ＿ｗｆとする。また、図１においては、系統インピーダンスおよび風車２側のインピーダンスにｊに示される「ｊ」は虚数であることを意味しており、以下の演算式等で記載する場合には、系統インピーダンスはｘ、風車２側のインピーダンスはｘ＿ｗｆと示すこともある。なお、系統インピーダンスの抵抗分ＲはＶｓで代表している。
　ここで、連系点Ｙにおける有効電力をＰｎ、無効電力をＱｎとし、連系点Ｙの電圧である連系点電圧をＶｒとし、母線電圧Ｖｓを基準とした場合の連系点電圧Ｖｒの位相差をθとした場合に、図１に示される風力発電システム１００により、下記（１）式の電力方程式が得られる。ここで、電力系統１および風車２側のケーブル等による抵抗、静電容量、および作用リアクタンスは無視することとする。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
上記（１）式をＱｎについて解くと、以下の（２）式となる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000002
　有効電力Ｐｎは、風車２の出力に依存する値で制御できない変数であり、ｘ（＝系統インピーダンス）およびＶｓ（＝母線電圧）は系統定数と仮定する。上記（２）式を解くことにより、所望の連系点電圧Ｖｒを得るための無効電力Ｑｎを、有効電力Ｐｎの変数として算出することができる。
　また、無効電力Ｑｎの成分は、制御可能な無効電力と制御できない無効電力とに分けることができる。具体的には、無効電力Ｑｎは、風車２およびキャパシタバンク５によって制御可能な無効電力Ｑ＿ｒｅｇと、風車２側のインピーダンスｊｘ＿ｗｆに基づいて決定される制御できない無効電力Ｑ＿ｗｆとで構成されているので、上記（２）式は、以下の（３）式のように書き換えられる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000003
　本実施形態においては、上記（３）式に基づいて、風車２およびキャパシタバンク５によって制御可能な無効電力Ｑ＿ｒｅｇと、風車２に基づいて決定される制御できない無効電力Ｑ＿ｗｆとで構成される無効電力Ｑｎの目標制御量を決定し、フィードフォワード制御によって連系点電圧Ｖｒを所望の値に制御する電圧制御装置２０について説明する。具体的には、風力発電システム１００は、中央監視装置１０に電圧制御装置２０を備えている。
　図４には、中央監視装置１０に備えられる電圧制御装置２０の機能ブロック図を示している。図４に示されるように、電圧制御装置２０は、制御量分離部（制御量分離手段）２１と、風車制御装置（風車制御手段）２２と、キャパシタバンク制御装置（キャパシタバンク制御手段）２３とを備えている。
　制御量分離部２１は、電圧計測部から取得した連系点電圧Ｖｒと、目標値となる連系点電圧Ｖｒ´とを比較し、連系点電圧Ｖｒが目標値Ｖｒ´を逸脱したか否かを判定する。制御量分離部２１は、連系点電圧Ｖｒが目標値Ｖｒ´を逸脱したと判定した場合に、連系点電圧Ｖｒを目標値Ｖｒ´に一致させるための無効電力Ｑｎの目標制御量を、連系点Ｙにおける有効電力Ｐｎの変動に起因する無効電力Ｑｎの制御量である第１制御量Ｑ＿ｄｅｖｉと、電力系統１の電力潮流の変化に起因する無効電力Ｑｎの制御量である第２制御量Ｑ＿ｓｈｉｆｔとに分離する。
　以下に、制御量分離部２１が、分離する第１制御量Ｑ＿ｄｅｖｉおよび第２制御量Ｑ＿ｓｈｉｆｔの算出方法について、説明する。
　制御量分離部２１は、上述した（３）式において、従来図書等で公開されている一般的な数値（例えば、系統インピーダンスｘ＝０．０６、風車側インピーダンスｘ＿ｗｆ＝０．２３、母線電圧Ｖｓ＝１．０）と、目標値となる所望の連系点電圧Ｖｒ＝１．０とを上記演算式（３）式に代入し、その結果得られる有効電力Ｐｎと無効電力Ｑｎとの関係を導出する。ここで、基準容量は、２００ＭＶＡと仮定する。また、（３）式における無効電力Ｑ＿ｗｆは風車２側インピーダンスｘ＿ｗｆに基づいて決定される値とする。
　上記の演算に基づいて、連系点Ｙの有効電力Ｐｎ（変動値）と、そのときの無効電力Ｑｎとの関係は、図２のように示され、連系点Ｙにおける有効電力Ｐｎと無効電力Ｑｎとの関係を示すグラフを以下「Ｐ－Ｑカーブ」という。
　図２のＰ－Ｑカーブにも示されるように、有効電力Ｐｎと無効電力Ｑｎとの関係は、有効電力Ｐｎが変動すると、無効電力Ｑｎも変動する関係となっている。このように、目標とする連系点電圧Ｖｒ＝１．０の場合を、最適なＰ－Ｑカーブとする。
　また、制御量分離部２１が、連系点電圧Ｖｒが目標値Ｖｒ´＝１．０を逸脱したと判定した場合、計測された連系点出力（有効電力）Ｐｎと、計測された連系点無効電力Ｑｎとの関係に基づくＰ－Ｑカーブを導出し、最適なＰ－Ｑカーブとの差を算出する。
　例えば、制御量分離部２１は、連系点電圧Ｖｒが目標値Ｖｒ´＝１．０から逸脱し、Ｖｒ＝０．９５となった場合には、取得した連系点出力（有効電力）Ｐｎおよび連系点無効電力Ｑｎのそれぞれの計測値に基づいて、図３のＡ曲線（◆印のプロット）に示すようなＰ－Ｑカーブを形成する。ここで、図３のＢ曲線（■印のプロット）は、図２で示した目標値Ｖｒ´＝１．０の場合の最適なＰ－Ｑカーブである。このように、連系点電圧Ｖｒの値に応じてＰ－Ｑカーブに差が生じる。
　制御量分離部２１は、連系点電圧Ｖｒ＝０．９５の場合のＰ－Ｑカーブ（図３のＡ曲線）を、連系点電圧の目標値Ｖｒ´＝１．０（図３のＢ曲線）に一致させるための無効電力の制御量を目標制御量とする。
　より具体的には、目標制御量を、連系点Ｙにおける有効電力Ｐｎの変動に起因する無効電力Ｑｎの制御量である第１制御量（Ｑ＿ｄｅｖｉ）と、電力系統１の電力潮流の変化に起因する無効電力Ｑｎの制御量である第２制御量（Ｑ＿ｓｈｉｆｔ）とに分離し、第１制御量と第２制御量とをそれぞれ制御することにより、目標制御量を達成する。
　連系点Ｙにおける有効電力Ｐｎの変動に起因する第１制御量Ｑ＿ｄｅｖｉは、応答性を問われる制御量であるため、風車２の無効電力制御機能を使用することとし、具体的には、風車２側インピーダンスｊｘ＿ｗｆに基づいて算出される、上記（３）式の無効電力Ｑ＿ｗｆに相当させる。つまり、制御量分離部２１は、風車２側インピーダンスｊｘ＿ｗｆにより算出される無効電力Ｑ＿ｗｆを、第１制御量Ｑ＿ｄｅｖｉとし、風車制御装置２２に出力する。
　また、電力系統１の電力潮流の変化に起因する第２制御量Ｑ＿ｓｈｉｆｔは、応答性が問われないので、ＩＧＢＴ等のスイッチング素子と比較すると遅い応答性となるキャパシタバンク５、および風車２にて制御できる無効電力Ｑ＿ｒｅｇに相当させる。つまり、制御量分離部２１は、上記（３）式に、算出された第１制御量Ｑ＿ｄｅｖｉと、一般的な数値（系統インピーダンスｘ、母線電圧Ｖｓ）と、計測された有効電力Ｐｎと、目標値となる連系点電圧Ｖｒ＝１．０とを代入することにより、第２制御量Ｑ＿ｓｈｉｆｔを算出し、キャパシタバンク制御装置２３に出力する。
　風車制御装置２２は、第１制御量Ｑ＿ｄｅｖｉに基づいて、風車２の発電機を制御するスイッチング素子を制御する。
　キャパシタバンク制御装置２３は、第２制御量Ｑ＿ｓｈｉｆｔに基づいてキャパシタバンク５を制御する。
　次に、本実施形態に係る風力発電システム１００の作用について、図１から図５を参照して説明する。
　連系点電圧Ｖｒが検出されており（図５のステップＳＡ１）、連系点電圧Ｖｒが目標値Ｖｒ´を逸脱したか否か（電圧変動したか否か）が判定される（図５のステップＳＡ２）。連系点電圧Ｖｒが目標値Ｖｒ´を逸脱していないと判定された場合には、ステップＳＡ１に戻り、連系点電圧Ｖｒの検出を継続し、監視を続ける（図５のステップＳＡ２のＮｏ）。連系点電圧Ｖｒが目標値Ｖｒ´を逸脱していると判定された場合には、目標値となる所望の連系点電圧Ｖｒ´と、検出された連系点電圧Ｖｒとに基づいて決定されるＰ－Ｑカーブが比較される。比較の結果、連系点電圧Ｖｒを目標値とする所望の連系点電圧Ｖｒ´に一致させるための無効電力の目標制御量を、第１制御量と第２制御量とに分離させ、第１制御量は風車制御装置２３に送信させ、第２制御量はキャパシタバンク制御装置２２に送信させる（図５のステップＳＡ３）。
　連系点電圧Ｖｒが、目標値となる所望の連系点電圧Ｖｒ´と比較され、連系点電圧Ｖｒと所望連系点電圧Ｖｒ´との偏差の有無が判定される（図５のステップＳＡ４）。連系点電圧Ｖｒと所望連系点電圧Ｖｒ´との偏差がない場合には本処理が終了され（図５のステップＳＡ４のＹｅｓ）、連系点電圧Ｖｒと所望連系点電圧Ｖｒ´との偏差がある場合には、ステップＳＡ３を繰り返す（図５のステップＳＡ４のＮｏ）。
　上述した実施形態に係る電圧制御装置２０においては、上記処理の全て或いは一部を別途ソフトウェアを用いて処理する構成としてもよい。この場合、電圧制御装置２０は、ＣＰＵ、ＲＡＭ等の主記憶装置、及び上記処理の全て或いは一部を実現させるためのプログラムが記録されたコンピュータ読み取り可能な記録媒体を備えている。そして、ＣＰＵが上記記憶媒体に記録されているプログラムを読み出して、情報の加工・演算処理を実行することにより、上述の電圧制御装置２０と同様の処理を実現させる。
　ここでコンピュータ読み取り可能な記録媒体とは、磁気ディスク、光磁気ディスク、ＣＤ－ＲＯＭ、ＤＶＤ－ＲＯＭ、半導体メモリ等をいう。また、このコンピュータプログラムを通信回線によってコンピュータに配信し、この配信を受けたコンピュータが当該プログラムを実行するようにしても良い。
　以上説明してきたように、本実施形態に係る電圧制御装置２０、その制御方法およびその電圧制御プログラムによれば、風車２が電力系統１に接続される連系点Ｙにおける連系点電圧Ｖｒが目標値を逸脱したと判定された場合に、連系点電圧Ｖｒを目標値に一致させるための無効電力の目標制御量が、連系点Ｙにおける有効電力の変動に起因する無効電力の制御量である第１制御量と、電力系統１の電力潮流の変化に起因する無効電力の制御量である第２制御量とに分離され、スイッチング素子は第１制御量に基づいて無効電力制御し、力率改善用に設けられるキャパシタバンクは第２制御量に基づいて無効電力制御する。
　有効電力の変動に起因する無効電力の制御は応答性を求められるが、風車２の発電機の制御に用いられるスイッチング素子が使用されるので、応答性の要求を満たすことができる。また、電力系統１の電力潮流の変化に起因する無効電力の制御は、「所定時間（例えば、５分）以内に許容値に入ること」など、応答性は問われないので、スイッチング素子と比較して応答性は良くないが廉価とされているキャパシタバンク５を用いることにより、系統運用上支障がない程度の電圧制御応答性が期待できる。また、キャパシタバンク５を用いることにより大きな容量の無効電力を供給できるので、図３のＱ＿ｓｈｉｆｔに示されるように、大きな変動分に対応できる。
　また、連系点電圧Ｖｒが目標値を逸脱したと判定された段階で、連系点電圧Ｖｒを目標値に一致させるべく、目標制御量に基づいてスイッチング素子とキャパシタバンク５とを制御して無効電力を調整させるフィードフォワード制御が行われるので、連系点電圧Ｖｒを速やかに目標値に追従させることができる。
　さらに、キャパシタバンク５は、力率改善用として従来から用いられているものであり、本発明ではキャパシタバンク５を電圧制御にも使用するので、追加工事などの手間やコストを抑えることができる。
〔変形例〕
　なお、本実施形態において、系統インピーダンスｊｘ、風車２側インピーダンスｊｘ＿ｗｆ、および母線電圧Ｖｓを系統定数は、従来公開されている一般的な数値を代入することで、上記（２）式および上記（３）式を扱っていたが、系統定数の値はこれに限定されない。例えば、上記（２）式において、計測された連系点電圧Ｖｒ、および計測された有効電力Ｐｎと無効電力Ｑｎとの２以上の組み合わせに基づいて、系統インピーダンスｊｘと母線電圧Ｖｓとを変数とする連立方程式を生成し、当該連立方程式を解くことにより、高い精度の系統インピーダンスｊｘおよび母線電圧Ｖｓを求め、それら系統定数の値を使用することとしてもよい。
　このように、高い精度の系統インピーダンスｊｘおよび母線電圧Ｖｓが求められることにより、図２や図３で示すＰ－Ｑカーブがより高い精度の曲線で示されることとなるので、より高い精度の第２制御量Ｑ＿ｒｅｇを算出することができる。
２　風車
５　キャパシタバンク
１０　中央監視装置
２０　電圧制御装置
２１　制御量分離部
２２　風車制御装置
２３　キャパシタバンク制御装置
１００　風力発電システム

Claims (4)

  1. 　発電機を制御するスイッチング素子を有する風力発電装置と、前記風力発電装置と電力系統との間に設けられる力率改善用のキャパシタバンクとを備える発電システムに適用される電圧制御装置であって、
    　前記風力発電装置が前記電力系統に接続される連系点における連系点電圧が目標値を逸脱したと判定された場合に、前記連系点電圧を前記目標値に一致させるための無効電力の目標制御量を、前記連系点における有効電力の変動に起因する無効電力の制御量である第１制御量と、前記電力系統の電力潮流の変化に起因する無効電力の制御量である第２制御量とに分離する制御量分離手段と、
    　前記第１制御量に基づいて、前記スイッチング素子を制御する風車制御手段と、
    　前記第２制御量に基づいて、前記キャパシタバンクを制御するキャパシタバンク制御手段と
    を具備する電圧制御装置。
  2. 　前記目標値、前記連系点電圧、前記風力発電装置から出力される前記連系点における有効電力、および所定の演算式に基づいて前記目標制御量を決定する算出手段を具備する請求項１に記載の電圧制御装置。
  3. 　発電機を制御するスイッチング素子を有する風力発電装置と、前記風力発電装置と電力系統との間に設けられる力率改善用のキャパシタバンクとを備える発電システムに適用される電圧制御装置の電圧制御方法であって、
    　前記風力発電装置が前記電力系統に接続される連系点における連系点電圧が目標値を逸脱したと判定された場合に、
    　前記電圧制御装置が、前記連系点電圧を前記目標値に一致させるための無効電力の目標制御量を、前記連系点における有効電力の変動に起因する無効電力の制御量である第１制御量と、前記電力系統の電力潮流の変化に起因する無効電力の制御量である第２制御量とに分離し、前記第１制御量に基づいて前記スイッチング素子を制御し、前記第２制御量に基づいて前記キャパシタバンクを制御する
    電圧制御装置の電圧制御方法。
  4. 　発電機を制御するスイッチング素子を有する風力発電装置と、前記風力発電装置と電力系統との間に設けられる力率改善用のキャパシタバンクとを備える発電システムに適用される電圧制御装置の電圧制御プログラムであって、
    　前記風力発電装置が前記電力系統に接続される連系点における連系点電圧が目標値を逸脱したと判定された場合に、前記連系点電圧を前記目標値に一致させるための無効電力の目標制御量を、前記連系点における有効電力の変動に起因する無効電力の制御量である第１制御量と、前記電力系統の電力潮流の変化に起因する無効電力の制御量である第２制御量とに分離する第１処理と、
    　前記第１制御量に基づいて前記スイッチング素子を制御する第２処理と、
    　前記第２制御量に基づいて前記キャパシタバンクを制御する第３処理と
    をコンピュータに実行させるための電圧制御装置の電圧制御プログラム。
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