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(19)【発行国】日本国特許庁(JP)
(12)【公報種別】公開特許公報(A)
(11)【公開番号】P2023160536
(43)【公開日】2023-11-02
(54)【発明の名称】系統監視制御システム、系統監視制御方法
(51)【国際特許分類】
H02J 3/00 20060101AFI20231026BHJP
H02J 3/38 20060101ALI20231026BHJP
H02J 3/32 20060101ALI20231026BHJP
H02J 3/18 20060101ALI20231026BHJP
H02J 13/00 20060101ALI20231026BHJP
【ＦＩ】
H02J3/00 170
H02J3/38 120
H02J3/32
H02J3/18 164
H02J13/00 301A
【審査請求】未請求
【請求項の数】10
【出願形態】ＯＬ
【外国語出願】
(21)【出願番号】P 2022070957
(22)【出願日】2022-04-22
(71)【出願人】
【識別番号】000005108
【氏名又は名称】株式会社日立製作所
(74)【代理人】
【識別番号】110000350
【氏名又は名称】ポレール弁理士法人
(72)【発明者】
【氏名】パンディ ラビカント
(72)【発明者】
【氏名】大原 伸也
(72)【発明者】
【氏名】吉原 徹
(72)【発明者】
【氏名】中山 靖章
【テーマコード（参考）】
5G064
5G066
【Ｆターム（参考）】
5G064AC08
5G064CB08
5G064CB16
5G064DA02
5G064DA03
5G066AA01
5G066AA03
5G066AE04
5G066AE09
5G066FA02
5G066FB11
5G066HB06
5G066HB09
5G066JB03
(57)【要約】
【課題】
電力網における再生可能エネルギーシステム（RES）のためのインバータの数に基づいてリアルタイムで振動を監視し制御する系統監視制御システムを提供する。
【解決手段】
電力網に接続された再生可能エネルギーシステムの集約インバータインピーダンスを計算するオフラインインピーダンスアグリゲータシステムと、前記オフラインインピーダンスアグリゲータシステムの計算結果に基づいて、前記電力網内の振動を予測するオンライン安定性チェックシステムと、を備え、前記オフラインインピーダンスアグリゲータシステムは、前記再生可能エネルギーシステム内のインバータの数に基づいて、集約インバータインピーダンスを計算することを特徴とする。
【選択図】 図１
電力網における再生可能エネルギーシステム（RES）のためのインバータの数に基づいてリアルタイムで振動を監視し制御する系統監視制御システムを提供する。
【解決手段】
電力網に接続された再生可能エネルギーシステムの集約インバータインピーダンスを計算するオフラインインピーダンスアグリゲータシステムと、前記オフラインインピーダンスアグリゲータシステムの計算結果に基づいて、前記電力網内の振動を予測するオンライン安定性チェックシステムと、を備え、前記オフラインインピーダンスアグリゲータシステムは、前記再生可能エネルギーシステム内のインバータの数に基づいて、集約インバータインピーダンスを計算することを特徴とする。
【選択図】 図１
【特許請求の範囲】
【請求項1】
電力網に接続された再生可能エネルギーシステムの集約インバータインピーダンスを計算するオフラインインピーダンスアグリゲータシステムと、
前記オフラインインピーダンスアグリゲータシステムの計算結果に基づいて、前記電力網内の振動を予測するオンライン安定性チェックシステムと、を備え、
前記オフラインインピーダンスアグリゲータシステムは、前記再生可能エネルギーシステム内のインバータの数に基づいて、集約インバータインピーダンスを計算することを特徴とする系統監視制御システム。
前記オフラインインピーダンスアグリゲータシステムの計算結果に基づいて、前記電力網内の振動を予測するオンライン安定性チェックシステムと、を備え、
前記オフラインインピーダンスアグリゲータシステムは、前記再生可能エネルギーシステム内のインバータの数に基づいて、集約インバータインピーダンスを計算することを特徴とする系統監視制御システム。
【請求項2】
請求項１に記載の系統監視制御システムであって、
前記系統監視制御システムは、前記オンライン安定性チェックシステムの予測結果に基づいて動作するインバータの最適な数を決定し、前記再生可能エネルギーシステムに動作するインバータの数を変更する指令を出力することを特徴とする系統監視制御システム。
前記系統監視制御システムは、前記オンライン安定性チェックシステムの予測結果に基づいて動作するインバータの最適な数を決定し、前記再生可能エネルギーシステムに動作するインバータの数を変更する指令を出力することを特徴とする系統監視制御システム。
【請求項3】
請求項１に記載の系統監視制御システムであって、
前記電力網は、複数の発電機が相互に接続された並列型またはメッシュ型の電力供給線の構成を有することを特徴とする系統監視制御システム。
前記電力網は、複数の発電機が相互に接続された並列型またはメッシュ型の電力供給線の構成を有することを特徴とする系統監視制御システム。
【請求項4】
請求項３に記載の系統監視制御システムであって、
少なくとも１つの発電機は複数のインバータを有することを特徴とする系統監視制御システム。
少なくとも１つの発電機は複数のインバータを有することを特徴とする系統監視制御システム。
【請求項5】
請求項１に記載の系統監視制御システムであって、
前記再生可能エネルギーシステムは、バッテリエネルギー貯蔵システム（BESS）、静的補償装置（STATCOM）、および高電圧直流（HVDC）システムのうちの少なくとも１つを備えることを特徴とする系統監視制御システム。
前記再生可能エネルギーシステムは、バッテリエネルギー貯蔵システム（BESS）、静的補償装置（STATCOM）、および高電圧直流（HVDC）システムのうちの少なくとも１つを備えることを特徴とする系統監視制御システム。
【請求項6】
請求項１に記載の系統監視制御システムであって、
前記系統監視制御システムは、前記オンライン安定性チェックシステムの予測結果を表示するディスプレイを備えることを特徴とする系統監視制御システム。
前記系統監視制御システムは、前記オンライン安定性チェックシステムの予測結果を表示するディスプレイを備えることを特徴とする系統監視制御システム。
【請求項7】
（ａ）電力網に接続された再生可能エネルギーシステムの集約インバータインピーダンスを計算するステップと、
（ｂ）前記（ａ）ステップの計算結果に基づいて、前記電力網の振動を予測するステップと、を有し、
前記（ａ）ステップにおいて、前記再生可能エネルギーシステム内のインバータの数に基づいて、集約インバータインピーダンスを計算することを特徴とする系統監視制御方法。
（ｂ）前記（ａ）ステップの計算結果に基づいて、前記電力網の振動を予測するステップと、を有し、
前記（ａ）ステップにおいて、前記再生可能エネルギーシステム内のインバータの数に基づいて、集約インバータインピーダンスを計算することを特徴とする系統監視制御方法。
【請求項8】
請求項７に記載の系統監視制御方法であって、
前記（ｂ）ステップにおいて、周波数領域系統インピーダンスおよび周波数領域再生可能エネルギーシステムインピーダンスを利用して前記振動を予測することを特徴とする系統監視制御方法。
前記（ｂ）ステップにおいて、周波数領域系統インピーダンスおよび周波数領域再生可能エネルギーシステムインピーダンスを利用して前記振動を予測することを特徴とする系統監視制御方法。
【請求項9】
請求項７に記載の系統監視制御方法であって、
前記（ｂ）ステップにおいて、前記再生可能エネルギーシステムのアドミッタンスに基づいて前記振動を予測することを特徴とする系統監視制御方法。
前記（ｂ）ステップにおいて、前記再生可能エネルギーシステムのアドミッタンスに基づいて前記振動を予測することを特徴とする系統監視制御方法。
【請求項10】
請求項７に記載の系統監視制御方法であって、
前記（ｂ）ステップにおいて、固有値解析を用いて前記振動を予測することを特徴とする系統監視制御方法。
前記（ｂ）ステップにおいて、固有値解析を用いて前記振動を予測することを特徴とする系統監視制御方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【0001】
本発明は、連系点で電力網に接続される再生可能エネルギーシステム（RES）のための系統監視制御システムに関する。また、本発明は、系統の外乱及びRES間の相互作用によって引き起こされる電気的振動についてRESを監視する方法に関する。
【背景技術】
【0002】
再生可能エネルギーからのクリーンエネルギーの需要の増加により、電力網に多くのインバータで構成される電力RESの大幅な普及が必要となっている。RESは、接続点（POC）で電力網に接続される。
【0003】
電力網のリアルタイム運転では、POCにおいて、RESインピーダンス、及び系統インピーダンスまたはアドミッタンスは、電力網の安定性をチェックするのに十分なパラメータである。電力網では、電力網のどこかで送電線が断線するなどの異常が発生すると、結果的に系統インピーダンスが変化する。
【0004】
また、多くのインバータからなる大容量のRESを系統連系すると、その非線形で複雑な制御によりRES間の相互作用を引き起こす。系統インピーダンスの変化に伴い、RES間または系統との相互作用により、POCでの電圧、電力、無効電力、周波数、及び電流の振動が発生する。電力網の振動を監視・制御するためには、系統インピーダンスとRESインピーダンスの計算が必要である。
【0005】
しかしながら、RESインピーダンスの計算には膨大な時間が掛かり、また運転点に基づいて安定性を監視するだけでは最適なインバータの運転数を決定できない。したがって、既知または既存の方法を用いて、リアルタイムで振動を監視及び抑制することにより、系統運転を安定に保つための最適なインバータの数を決定することは困難である。
【0006】
RESは、電力網に何らかの異常が発生すると、電力網の不安定を引き起こす脆弱性がある。RESに基づくエネルギー源によって引き起こされる新たな問題の１つは、配電網の加重短絡比（WSCR）が低くなったときの振動である。WSCRは、その完全な相互作用を考慮したいくつかのRESのMW出力電力に対する送電線のMVA容量の比として定義できる。そのため、RESの出力が高く、送電線の送電容量が低い場合、WSCRが低下し、振動の危険性が大きくなる。
【0007】
そのようなRESの一例は、最もクリーンなエネルギー源の１つとして考えられている多くの風力タービンで構成されるウィンドファームであり、各風力タービンはインバータを介して電力網と統合されている。RESの機能は、風力エネルギーの変動特性を調整し、電力網に供給することである。ウィンドファームは、多くの風力タービンで構成される風力エネルギー発電プラントである。ウィンドファームは、例えば、主要な電力網や負荷センターから遠く離れた沖合や陸上など、遠隔地に設置することができる。
【0008】
一般に、ウィンドファームは、長い送電線と、電力網への単一のPOCとを必要とする。ウィンドファームから生成された最大量のエネルギーを消費者に伝達、貯蔵、保持するために、いくつかの柔軟性のある技術が実際に使用されてきた。そのような技術の中には、バッテリエネルギー貯蔵システム（BESS）、静的補償装置（STATCOM）、高電圧直流（HVDC）システム、直列コンデンサなどがある。
【0009】
これらの技術は、電力網の安定性、送電容量、電圧と周波数の安定性の問題に対処するための経済的なソリューションと考えられている。いくつかの例では、風力タービンは、準同期相互作用の問題に対して脆弱であり、ウィンドファームが直列コンデンサ、他のウィンドファームやインバータベースの柔軟な技術などの近くの他のRESに放射状に接続されている場合、POCで電圧と電流の振動を誘発する。
【0010】
具体的には、ウィンドファーム内の多くのインバータは、直列コンデンサや近くの他のRESとの相互作用によって生じる電気的共振と相互作用する可能性があり、風力タービンの損傷や誤動作を引き起こす可能性がある。最悪のシナリオでは、これらの相互作用に対処しなければ停電が発生する可能性がある。さらに、電気的共振によって引き起こされる電流の振動に反応すると、そのような反応が電力網の共振の減衰に影響を与える可能性がある。これらの現象は、インバータ相互作用と呼ばれる。これらの現象は、非線形現象が発生して風力タービンの運転が停止するまで、電流と電圧の振動の増加につながり、電力網の不安定性を引き起こす可能性がある。
【0011】
相互作用を監視するために一般的に使用される１つの方法は、インピーダンスベースの安定性解析（IBSA）である。この解析では、周波数スキャン技術を用いて、周波数領域でインバータインピーダンスまたはアドミッタンスと系統インピーダンスを使用する。また、典型的な周波数スキャン技術は、テスト対象のシステムの定常状態の動作条件を確立し、定常状態のシステムに電流または電圧の摂動信号を注入することで構成される。次に、摂動されたシステムの電圧と電流を定常状態の量で減算して、小さな信号値を取得する。
【0012】
そして、高速フーリエ変換（FFT）を実行することにより、テスト周波数でシーケンスまたはd-q軸値を計算し、システムインピーダンスまたはアドミッタンスを計算する。そして、これらのステップは、対象範囲内の他の周波数で繰り返されても良い。いくつかの周波数でのインピーダンスまたはアドミッタンスを使用して、インバータと系統のインピーダンスまたはアドミッタンスマップを取得することができる。さらなる分析ツールを使用して、分析モデリングと安定性を実行し、システムの安定性を評価する。
【0013】
以下の２つの点で、本発明の背景を結論付ける。第１に、RES間の系統外乱相互作用によって引き起こされる弱い系統は、電力網の振動を引き起こす。第２に、振動の予測に応じて、運転するインバータの数を減らすことで、EMTシミュレーションにより決定できる振動を制御する。
【先行技術文献】
【特許文献】
【0014】
【特許文献1】米国特許第１０８５５０７９Ｂ１号明細書
【特許文献2】米国特許第９９４１８２８Ｂ２号明細書
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【0015】
電力網に接続された再生可能エネルギー電力システムを動作させるための方法に関する上述の２つの先行技術は、１つ以上の第１の動作設定で再生可能エネルギー電力システムを動作させることを含む。この方法には、系統またはシステムの障害によって引き起こされる電気的振動について再生可能エネルギー電力システムを監視することも含まれる。これらの従来技術では、振動の予測に応じて、インバータの動作設定を変更する方法を含む。この方法は主に、全てのインバータを運転状態に保ちながら、ウィンドファーム内の風力タービンのインバータのコントローラの動作設定を変更することを含んでいる。この方法には、安定性を維持するためにインバータの最適な数を決定する方法を有するクレームを含んでいない。RES電磁過渡（EMT）モデルからのインバータインピーダンスの計算には膨大な時間が掛かるため、振動をリアルタイムで監視し制御することは困難であることにも注目する価値がある。
【0016】
以下の２つの点で、この節を結論付ける。第１に、EMTシミュレーションは、膨大な時間を要する時系列データを使用するため、振動の予測に遅れが生じ、リアルタイムでは利用できない。第２に、運転点に基づくインバータ周波数マップでは、安定した運転のための最適なインバータの数を決定できない。
【0017】
そこで、本発明の目的は、電力網における再生可能エネルギーシステム（RES）のためのインバータの数に基づいてリアルタイムで振動を監視し制御する系統監視制御システム及びその方法を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【0018】
上記課題を解決するために、本発明は、電力網に接続された再生可能エネルギーシステムの集約インバータインピーダンスを計算するオフラインインピーダンスアグリゲータシステムと、前記オフラインインピーダンスアグリゲータシステムの計算結果に基づいて、前記電力網内の振動を予測するオンライン安定性チェックシステムと、を備え、前記オフラインインピーダンスアグリゲータシステムは、前記再生可能エネルギーシステム内のインバータの数に基づいて、集約インバータインピーダンスを計算することを特徴とする。
【0019】
また、本発明は、（ａ）電力網に接続された再生可能エネルギーシステムの集約インバータインピーダンスを計算ssするステップと、（ｂ）前記（ａ）ステップの計算結果に基づいて、前記電力網の振動を予測するステップと、を有し、前記（ａ）ステップにおいて、前記再生可能エネルギーシステム内のインバータの数に基づいて、集約インバータインピーダンスを計算することを特徴とする。
【発明の効果】
【0020】
本発明によれば、電力網における再生可能エネルギーシステム（RES）のためのインバータの数に基づいてリアルタイムで振動を監視し制御する系統監視制御システム及びその方法を実現することができる。
【0021】
これにより、再生可能エネルギーシステム（RES）からの電力出力を安定させることが可能となる。
【0022】
上記した以外の課題、構成及び効果は、以下の実施形態の説明により明らかにされる。
【図面の簡単な説明】
【0023】
【図1】実施例１に係る系統監視制御システムの概略構成を示す図である。
【図2A】実施例２に係る系統監視制御システムの概略構成を示す図である。
【図3】複数のインバータの周波数領域のRESインピーダンスデータの例を示す図である。
【図4A】故障前の周波数領域の系統インピーダンスの例を示す図である。
【図4B】故障後の周波数領域の系統インピーダンスの例を示す図である。
【図5】周波数領域の系統インピーダンス及び周波数領域のRESインピーダンスに基づく安定性チェックプロセスを示すフローチャートである。
【図6】系統監視制御システムにおける振動の予測及び制御のプロセスを示すフローチャートである。
【図7】安定性チェック方法を示す図である。
【図8】固有値解析を用いた安定性チェックの例を示す図である。
【図9】故障により振動が発生した場合のPOCにおける電圧波形を示す図である。
【図10】振動抑制時のPOCにおける電圧波形を示す図である。
【図11】系統監視制御システムの表示例を示す図である。
【発明を実施するための形態】
【0024】
以下、図面を用いて本発明の実施例を説明する。なお、各図面において同一の構成については同一の符号を付し、重複する部分についてはその詳細な説明は省略する。
【実施例0025】
図１を参照して、本発明の実施例１に係る系統監視制御システムについて説明する。
【0026】
系統監視制御システムの実施例１の主要構成を図１に示す。図１に示すように、本実施例は、系統インピーダンス（１０１２）及び交流電源（１０１１）を含む電力網（１０１）、RESファーム１（１０３）、RESファーム２（１０４）、及び系統監視制御システム（１０７）によって構成される。
【0027】
系統インピーダンス（１０１２）は、複数のインバータ、インバータｎ１（１０３１）、インバータｎ２（１０３２）、インバータｎｎ（１０３３）を含むRESファーム１（１０３）に接続されている。RESファーム１（１０３）のインバータの数はｎである。各インバータにはインバータインピーダンスがある。例えば、インバータｎ１（１０３１）は、インバータｎ１インピーダンス（１０３４）を有する。そして、系統インピーダンス（１０１２）は、インバータｎ１（１０３１）のインバータｎ１インピーダンス（１０３４）に接続されている。
【0028】
また、系統インピーダンス（１０１２）は、複数のインバータ、インバータｍ１（１０４１）、インバータｍ２（１０４２）、インバータｍｍ（１０４３）を含むRESファーム２（１０４）に接続されている。RESファーム２（１０４）のインバータの数はｍである。各インバータにはインバータインピーダンスがある。例えば、インバータｍ１（１０４１）は、インバータｍ１インピーダンス（１０４４）を有する。そして、系統インピーダンス（１０１２）は、インバータｍ１（１０４１）のインバータｍ１インピーダンス（１０４４）に接続されている。
【0029】
電力網（１０１）は、接続点（POC）（１０２）でRESファーム１（１０３）及びRESファーム２（１０４）に接続されている。
【0030】
系統監視制御システム（１０７）は、RES EMTモデルが予め提供されることを考慮して、インバータの数のいくつかの組み合わせにおけるRESファーム１（１０３）及びRESファーム２（１０４）の周波数領域のインピーダンスを計算し集計するためのオフラインインピーダンスアグリゲータシステム（１０７１）を含む。ここで、インバータの数のいくつかの組み合わせとは、RESファーム１（１０３）とRESファーム２（１０４）で動作するインバータの数を意味する。
【0031】
また、系統監視制御システム（１０７）は、系統インピーダンス（１０１２）と、RESファーム１（１０３）のインバータの数の情報とRESファーム２（１０４）のインバータの数の情報とに基づくRESファーム１（１０３）及びRESファーム２（１０４）の周波数領域集約インピーダンス（１０７１ａ）とに基づいて、安定性のチェックと振動の予測を行うオンライン安定性チェックシステム（１０７２）を含む。
【0032】
本実施例の振動を監視及び制御する方法は、系統インピーダンス（１０１２）と、RESファーム１（１０３）及びRESファーム２（１０４）の周波数領域集約インピーダンス（１０７１ａ）とに基づく。インバータの数による解析では、系統監視制御システム（１０７）は、事前に振動を予測し、インバータの数を制限する。
【0033】
本実施例では、系統監視制御システム（１０７）は、電力網（１０１）における振動を予測するためのオフラインインピーダンスアグリゲータシステム（１０７１）及びオンライン安定性チェックシステム（１０７２）を有する。オフラインインピーダンスアグリゲータシステム（１０７１）は、RESファーム１（１０３）及びRESファーム２（１０４）の周波数領域集約インピーダンス（１０７１ａ）を計算する。
【0034】
電力網（１０１）で振動が発生すると、リアルタイムで系統インピーダンス（１０１２）が変化し、その変化は、インバータ数（１０５）及び（１０６）の情報に基づいて、系統監視制御システム（１０７）及びRESファーム１（１０３）の周波数領域集約インピーダンスZRES1(f)及びRESファーム２（１０４）のZRES2(f)によって計算することができる。
【0035】
RESファーム１（１０３）及びRESファーム２（１０４）のいくつかの数のインバータに対応する周波数領域集約インピーダンス（１０７１ａ）は、オフラインインピーダンスアグリゲータシステム（１０７１）によって事前に準備または計算される。本実施例で説明した系統監視制御システム（１０７）は、振動の予測に使用することができる。
【0036】
一般に、本実施例に記載されている系統監視制御システム（１０７）は、電力網（１０１）の電圧安定性、周波数安定性及び電力潮流制御などの電力網の安定化の他の機能を含み得る。したがって、本実施例に開示されている系統監視制御システム（１０７）は、電力網（１０１）に障害が発生した場合に、振動、電圧安定性、周波数安定性及び他の異常を監視及び制御するという基本的な機能を提供する。
【0037】
本実施例では、電力網（１０１）は複数の発電機の表現であっても良く、系統インピーダンス（１０１２）は互いに接続された直列、並列、及びメッシュタイプの伝送線路の組み合わせであっても良い。図１に示す電力網（１０１）は、電力網の単純な説明図である。
【実施例0038】
【0039】
系統監視制御システムの実施例２の主要構成を図２Ａに示す。実施例２（図２Ａ）の系統監視制御システムは、実施例１（図１）の系統監視制御システムとは異なり、振動抑制指令（１０８）及び振動抑制指令（１０９）が、系統監視制御システム（１０７）からRESファーム１（１０３）及びRESファーム２（１０４）にそれぞれ出力される。その他の構成は、基本的に実施例１（図１）と同様である。
【0040】
実施例２では、電力網（１０１）において振動が予測される場合、電力網（１０１）を安定化させるために、系統監視制御システム（１０７）は、振動抑制指令（１０８）及び振動抑制指令（１０９）を、系統監視制御システム（１０７）からRESファーム１（１０３）及びRESファーム２（１０４）にそれぞれ出力する。
【0041】
オフラインインピーダンスアグリゲータシステム（１０７１）は、いくつかのインバータの数の組み合わせにおいて、RESファーム１のインピーダンスとRESファーム２のインピーダンスの周波数領域集約インピーダンスを計算する。
【0042】
オンライン安定性チェックシステム（１０７２）により、系統インピーダンス（１０１２）の変化、またはRESファーム１（１０３）とRESファーム２（１０４）との間の相互作用による振動が予測された時点で、系統監視制御システム（１０７）は、電力の安定状態で動作することができるインバータの最適な数に対応する周波数領域集約インピーダンスZRES1(f)及びZRES2(f)を求める。この場合、系統監視制御システム（１０７）は、振動抑制と安定した運転のために最適な数のインバータを動作させる振動抑制指令（１０８）及び（１０９）を送信する。
【0043】
このように、実施例２は、RESファーム１（１０３）及びRESファーム２（１０４）から電力網（１０１）への出力電力の安定化を促進するための系統監視制御システム（１０７）を主に含む。
【0044】
【0045】
ここで、周波数領域系統インピーダンスをZg(f)と定義し、周波数領域集約インピーダンスをZRES(f)と定義する。オフラインインピーダンスアグリゲータシステム（１０７１）は、インバータのEMTモデル（１０７１ｄ）を含み、時系列シミュレーションがEMTシミュレーションソフトウェア（１０７１ｃ）で実行されて、１，２…Ｎのような、RESファーム１（１０３）及びRESファーム２（１０４）において動作するインバータのいくつかの数の組み合わせにおいて、周波数領域集約インピーダンスデータ（１０７１ａ）(Z1(f), Z2(f),
………… ZN(f),)を準備する。そして、周波数領域集約インピーダンスデータ（１０７１ａ）は、オフラインインピーダンスアグリゲータシステム（１０７１）に格納される。
【0046】
系統監視制御システム（１０７）は、１，２…Ｎのような、RESファーム１（１０３）及びRESファーム２（１０４）で動作するいくつかのインバータの数の組合せにおいて、周波数領域系統インピーダンスZg(f)及び周波数領域RESインピーダンスデータ(Z1(f), Z2(f),
………… ZN(f),)に基づいて振動を予測するためのオンライン安定性チェックシステム（１０７２）を含む。
【0047】
オンライン安定性チェックシステム（１０７２）における制御理論による安定性チェックによる安定性チェックプロセス及び方法に基づいて、最適なインバータ稼働台数などの振動抑制指令（１０８）及び（１０９）を、系統監視制御システム（１０７）からRESファーム１（１０３）及びRESファーム２（１０４）に与えて、電力網（１０１）への出力電力の安定化を促進する。
【0048】
図３は、0～60Hzのような調査周波数範囲に対して、オフラインインピーダンスアグリゲータシステム（１０７１）で計算される、１，２…Ｎのような、RESファーム１（１０３）及びRESファーム２（１０４）で動作するインバータの数のいくつかの組み合わせにおける周波数領域インピーダンスデータ(Z1(f), Z2(f),
………… ZN(f),)の例を示している。振動が発生した場合に、電力網（１０１）を安定して運転するための最適なインバータ動作数を見つけるには、１，２…Ｎのような、RESファーム１（１０３）及びRESファーム２（１０４）で動作するインバータの数のいくつかの組み合わせを計算する必要がある。
【0049】
【0050】
【0051】
図５は、周波数領域系統インピーダンス及び周波数領域RESインピーダンスに基づく安定性チェックプロセスを示す。
【0052】
ステップＳ５０１で処理が開始されると、先ず、ステップＳ５０２において、系統監視制御システム（１０７）は、RESファーム１（１０３）及びRESファーム２（１０４）で稼働しているインバータ数の情報を受信する。
【0053】
次に、受信した情報に基づいて、系統監視制御システム（１０７）は、ステップＳ５０３において、RESファーム１（１０３）及びRESファーム２（１０４）の対応するインピーダンスにアクセスし、ステップＳ５０４において、それぞれZRES1(f)、ZRES2(f)及びZg1(f)のような電力網（１０１）の対応するインピーダンスにアクセスする。なお、ZRES1(f)及びZRES2(f)は、インバータの運転台数に応じたRESファーム１（１０３）及びRESファーム２（１０４）のインピーダンスを集約したものである。
【0054】
そして、ステップＳ５０５において、安定性チェック方法に基づいて、安定性をチェックすることができる。ステップＳ５０６において、制御理論に基づいて振動が予測されると、ステップＳ５０７において、RESファーム１（１０３）及びRESファーム２（１０４）に振動抑制指令（１０８）及び（１０９）が出力される。最後に、ステップＳ５０８で処理が終了する。
【0055】
この安定性チェックプロセスは、制御理論による系統インピーダンス（１０１２）とRESインピーダンスに基づいて実行することができる。安定性チェックプロセスを含む系統監視制御システム（１０７）は、振動を監視及び制御するために、RESファーム１（１０３）及びRESファーム２（１０４）に運転するインバータの数を変更する指令を送信する。
【0056】
図６は、系統監視制御システム（１０７）における振動の予測及び制御の処理である安定性チェックプロセスの詳細を示している。
【0057】
ステップＳ６０１で処理が開始されると、先ず、ステップＳ６０２において、RESファーム１（１０３）及びRESファーム２（１０４）の内の稼働インバータ数がｋ１＝ｍ，ｋ２＝ｎと定義される。
【0058】
次に、ステップＳ６０３において、ZRESk1(f)，ZRESk2(f)及びZg1(f)の関数が計算され、ステップＳ６０４において、当該関数の固有値解析が決定される。そして、ステップＳ６０５において、固有値が正の実部を有するなど、右半分平面に固有値が存在する場合、決定された関数の固有値解析が行われ、ステップＳ６０９において、振動の予測と安定性チェックプロセスを行い、インバータの数ｋ１＝ｎ－１，ｋ２＝ｍ－１を変更する。したがって、安定性チェックプロセスは、関数ZRESk1(f)，ZRESk2(f)及びZg1(f)とその固有値が最適なインバータ運転数の固有値を持たなくなり、振動がなくなるまでこのプロセスを繰り返す。
【0059】
システムが安定し、右半分平面に固有値がない場所で、RESファーム１（１０３）及びRESファーム２（１０４）のインバータの最適数が見つかった場合、ステップＳ６０６及びＳ６０７において、インバータ運転数の変更指示を行うことができる。最後に、ステップＳ６０８で処理が終了する。
【0060】
図７に、固有値解析による安定性チェック方法の概要を示す。安定性チェックプロセスの解析では、インバータの情報に基づいて、系統のインピーダンスの関数と再生可能エネルギーシステムの集約インピーダンスの関数を見つけることができる。したがって、インピーダンスの関数に基づく固有値解析を利用して、電力網（１０１）の安定性を判定することができる。
【0061】
図８は、固有値解析を用いた安定性チェックの例を示す。図８には、動作させるインバータの数ｍ１及びｎ１をそれぞれ有するRESファーム１（１０３）及びRESファーム２（１０４）の２つのケースを示している。この場合、正の実部を持つような右半分平面には１対の固有値が存在するため、固有値解析は不安定なケースを示す。したがって、システム内に振動が存在する。
【0062】
しかし、RESファーム１（１０３）及びRESファーム２（１０４）の稼働インバータ数をそれぞれｍ２とｎ２に変更すると、固有値が正の実部を持たないなど右半分平面に固有値が存在しないためシステムは安定する。したがって、RESファーム１（１０３）及びRESファーム２（１０４）において、振動及び相互作用を制御するための最適なインバータの数は、ｍ２及びｎ２となる。
【0063】
本発明では、固有値解析法が安定性チェックプロセスに使用され、系統監視制御システム（１０７）は、RESファーム１（１０３）及びRESファーム２（１０４）の周波数領域インピーダンスまたはアドミッタンス、及び周波数領域系統インピーダンスを利用する他の制御理論方法を利用することができる。
【0064】
図９は、故障により振動が発生したときのPOC（１０２）における電圧波形を示す。図９では、RESファーム１（１０３）及びRESファーム２（１０４）の相互作用と弱い系統のため、POC(１０２)で電圧に振動が発生した。場合によっては、系統に接続されているインバータの数が多いため、相互に影響を与えることがある。さらに、系統インピーダンスの変化を引き起こす故障系統も振動を誘発する。
【0065】
図１０は、振動が抑制されたときのPOC（１０２）における電圧波形を示す。図１０では、動作するインバータの数を変更し、RESファーム１（１０３）とRESファーム２（１０４）との間の相互作用を低減することによって、POC（１０２）における電圧の振動が抑制されている。
【0066】
本実施例では、少なくとも２つのRESファーム１（１０３）及びRESファーム２（１０４）が１つの電力網（１０１）に接続される。本発明は、各RESが複数のインバータを含む複数のRES間の振動の監視及び制御を含むことができる。また、本発明は、バッテリエネルギー貯蔵システム（BESS）、静的補償装置（STATCOM）などの用途のための単一の大容量インバータを含むことができる単一または複数のそのようなRESにも適用可能である。
【0067】
図１１は、系統監視制御システム（１０７）を含むオンライン系統システムの表示例を示す。図１１では、解析中の電力網（１１０１）、ディスプレイで使用される記号の表記（１１０２）、日付（１１０３）及び時間（１１０４）、安定性チェックプロセスの内容（１１０５）、及び安定性解析結果（１１０６）がディスプレイに示されている。
【0068】
なお、本発明は上記した実施例に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば、上記した実施例は本発明を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある実施例の構成の一部を他の実施例の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施例の構成に他の実施例の構成を加えることも可能である。また、各実施例の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置換をすることが可能である。
【符号の説明】
【0069】
１０１：電力網
１０２：接続点（POC）
１０３：RESファーム１
１０４：RESファーム２
１０５：RESファーム１のインバータ運転台数
１０６：RESファーム２のインバータ運転台数
１０７：系統監視制御システム
１０８：RESファーム１の振動抑制指令ss
１０９：RESファーム２の振動抑制指令
３０１，３０２，３０３，３０４，３０Ｎ：インバータの数のいくつかの組み合わせ１，２，３…Ｎにおける周波数領域RES，周波数領域集約インピーダンスマップの例
３０６：RES抵抗
３０７：RESリアクタンス
４０１：故障前の電力網の抵抗
４０２：故障前の電力網のリアクタンス
４０３：故障後の電力網の抵抗
４０４：故障後の電力網のリアクタンス
９０１：故障後のPOCでの電圧１
９０２：振動抑制後のPOCでの電圧２
１０１１：交流電源
１０１２：系統インピーダンス
１０３１：インバータｎ１
１０３２：インバータｎ２
１０３３：インバータｎｎ
１０３４：インバータｎ１インピーダンス
１０４１：インバータｍ１
１０４２：インバータｍ２ss
１０４３：インバータｍｍ
１０４４：インバータｍ１インピーダンス
１０７１：オフラインインピーダンスアグリゲータシステム
１０７１ａ：周波数領域集約インピーダンスマップデータ
１０７１ｂ：系統インピーダンスデータ
１０７１ｃ：EMTシミュレーションソフトウェア
１０７１ｄ：インバータのEMTモデル
１０７２：オンライン安定性チェックシステム
１１０１：解析中の電力網
１１０２：ディスプレイで使用される記号の表記
１１０３：日付
１１０４：時間
１１０５：安定性チェックプロセスの内容
１１０６：安定性解析結果。
１０２：接続点（POC）
１０３：RESファーム１
１０４：RESファーム２
１０５：RESファーム１のインバータ運転台数
１０６：RESファーム２のインバータ運転台数
１０７：系統監視制御システム
１０８：RESファーム１の振動抑制指令ss
１０９：RESファーム２の振動抑制指令
３０１，３０２，３０３，３０４，３０Ｎ：インバータの数のいくつかの組み合わせ１，２，３…Ｎにおける周波数領域RES，周波数領域集約インピーダンスマップの例
３０６：RES抵抗
３０７：RESリアクタンス
４０１：故障前の電力網の抵抗
４０２：故障前の電力網のリアクタンス
４０３：故障後の電力網の抵抗
４０４：故障後の電力網のリアクタンス
９０１：故障後のPOCでの電圧１
９０２：振動抑制後のPOCでの電圧２
１０１１：交流電源
１０１２：系統インピーダンス
１０３１：インバータｎ１
１０３２：インバータｎ２
１０３３：インバータｎｎ
１０３４：インバータｎ１インピーダンス
１０４１：インバータｍ１
１０４２：インバータｍ２ss
１０４３：インバータｍｍ
１０４４：インバータｍ１インピーダンス
１０７１：オフラインインピーダンスアグリゲータシステム
１０７１ａ：周波数領域集約インピーダンスマップデータ
１０７１ｂ：系統インピーダンスデータ
１０７１ｃ：EMTシミュレーションソフトウェア
１０７１ｄ：インバータのEMTモデル
１０７２：オンライン安定性チェックシステム
１１０１：解析中の電力網
１１０２：ディスプレイで使用される記号の表記
１１０３：日付
１１０４：時間
１１０５：安定性チェックプロセスの内容
１１０６：安定性解析結果。
【図1】
【図2A】
【図2B】
【図3】
【図4A】
【図4B】
【図5】
【図6】
【図7】
【図8】
【図9】
【図10】
【図11】
【外国語明細書】
[Document Name] Specification
[Title of Invention] Grid monitoring and control system, Grid monitoring and control method
[Technical Field]
[0001]
The present invention relates to a grid monitoring and control system for renewable energy systems (RES) connected to an electrical grid at a point of interconnection. The present invention also relates to a method to monitor the RES for electrical Oscillations caused by grid disturbance and interaction among RESs.
[Background of Invention]
[0002]
Increased demand of clean energy from renewables necessitated heavy penetration of power RES consisting of many inverters in the electrical grid. RESs are connected to an electrical grid at a point of connection (POC).
[0003]
In real time operation of electrical grid, at POC, RES impedance and grid impedance or admittances are sufficient parameters to check stability of the electrical grid. In electrical grid, when some abnormality occurs such as fault causing opening of transmission line at any point of electrical grid, consequently grid impedance changes.
[0004]
Also, when high capacity of RES consisting of many inverters are connected grid their non-linear complex control causes interaction among RES. Due to change in the grid impedance an interaction among RES or with grid causes oscillations in the voltage, power, reactive power, frequency, and current at POC. In order to monitor and control Oscillations in the electrical grid, calculation of grid impedance and RES impedance are required.
[0005]
However, calculation of the RES impedance consumes huge time, and monitoring stability based on operating point cannot determine optimal number of inverters operating. Therefore, it is difficult to determine optimal number of inverters to keep grid operating in stable manner by using known or existing methods to monitor and suppress oscillations in real time.
[0006]
RES are vulnerable to cause instability in the electrical grid when some abnormality occurs in the electrical grid. One of the emerging issues of the caused by RES based energy source are oscillations when weighted short circuit ratio (WSCR) of the electrical grid becomes low. WSCR can be defined as ratio of the MVA capacity of transmission line to MW output power of several RES considering their full interactions. Therefore, when output power of RES is high and transmission capacity of transmission line is low, WSCR decrease, and risk of oscillations increases.
[0007]
An example of such RES is wind farm consisting of many wind turbines which is considered as one of the cleanest energy sources and each wind turbines are integrated with the electrical grid via inverters. The function of RES is to regulate the variable characteristics of wind energy and supply into electrical grid. Wind farms are wind energy generation plants consisting of many wind turbines. Wind farms can be located at remote location, for example offshore and onshore which are far away from major electrical grid or load centers.
[0008]
Generally, wind farms need long transmission lines and a single POC to an electrical grid. In order to transmit, store and keep maximum amount of energy generated from wind farm to the consumers, several flexible technologies were used in practice. Some such technologies are, battery energy storage system (BESS), static compensators (STATCOM), high voltage direct current (HVDC) system, series capacitors etc.
[0009]
These technologies are considered as economical solutions to address grid stability, transmission capacity and voltage and frequency stability issues. In some instances, wind turbines are vulnerable to sub-synchronous interaction problems and induces a oscillations in voltage and current at POC when wind farm is radially connected to series capacitor, other nearby RES such as other wind farm or inverter based flexible technologies.
[0010]
Specifically, many inverters in the wind farm can interact with the electrical resonance created by series capacitor and interaction with other nearby RES and may cause damage or malfunctioning of wind turbines. In worst scenario, these interactions could cause blackout if not addressed. Furthermore, when reacting to oscillations in the current caused by electrical resonance, such reaction can affect damping of resonance in the electrical grid. These phenomena can be termed as inverter interaction. These phenomena may lead to increase in oscillations in current and voltage causing instability in the electrical grid until non-linear event occurs to stopped operation of wind turbines.
[0011]
One commonly used method for monitoring interactions is impedance-based stability analysis (IBSA). This analysis uses inverter impedance or admittance and grid impedance in the frequency domain using frequency scanning technique. And a typical frequency scanning technique consists establishing a steady state operating condition of the system under test, injecting a current or voltage perturbation signal to the steady state system. Then by subtracting the perturbed system voltage and current by their steady state quantities to acquire the small signal values.
[0012]
And by performing Fast Fourier Transform (FFT), calculating the sequence or d-q axis value at testing frequency and calculating system impedance or admittance. And these steps may be repeated at other frequencies in the range of interest. Using the impedance or admittance at several frequencies, impedance or admittance map of the inverters and grid can be obtained. Using further analysis tool, the analytical modelling and stability is then performed to evaluate system stability.
[0013]
Following two points conclude the background of the present invention. Firstly, weak grid which is caused by grid disturbance interaction among RESs causes oscillations in the power grid. Secondly, in response to prediction of oscillations by reducing the number of operating inverters will control the oscillations which can be determined by EMT simulations.
[Prior Art Document]
[Patent Document]
[0014]
[Patent Document 1] US10855079B1
[Patent Document 2] US9941828B2
[Summary of Invention]
[Issue to Resolve]
[0015]
Above-mentioned two prior arts related to a method for operating a renewable energy power system connected to power grid includes operating the renewable energy power system at one or more first operational settings. The method also includes monitoring the renewable energy power system for electrical oscillations caused by grid or system disturbance. In the prior arts, in response to predicting oscillations, the method includes changing the operational setting of the inverters. This method mainly includes changing operational setting of controller of inverters of wind turbine in wind farm keeping all inverters operating. Since this method did not include any claim which have method to determine optimal number of inverters to maintain stability. It is also worth noting that calculation of inverter impedance from RES Electro-Magnetic Transient (EMT) model consume huge time, therefore it is difficult to monitor and control of oscillations in real time.
[0016]
Following two points concludes this section. First, EMT simulation uses time series data which takes huge time therefore delay in prediction of oscillations and cannot be utilized in real time. Second, inverter frequency map based on operating points cannot determine optimal number of inverters for stable operations.
[0017]
Therefore, an object of the present invention is to provide a grid monitoring and control system and the method thereof to monitor and control of oscillations in real time based on the number of inverters for renewable energy systems (RES) in the electrical grid.
[Solution to Problem]
[0018]
In order to solve the problems, the present invention provides a grid monitoring and control system comprising: an offline impedance aggregator system for calculating aggregated inverter impedance of renewable energy systems connected to an electrical grid; and an online stability check system for predicting oscillations in the electrical grid based on the calculated result of the offline impedance aggregator system, wherein the offline impedance aggregator system calculates the aggregated inverter impedance based on the number of inverters in the renewable energy systems.
[0019]
The present invention also provides a grid monitoring and control method, the method including the steps of; (a) calculating aggregated inverter impedance of renewable energy systems connected to an electrical grid, (b) predicting oscillations in the electrical grid based on a calculated result of the step (a), wherein in the step (a), the aggregated inverter impedance is calculated based on the number of inverters in the renewable energy systems.
[Advantageous Effect]
[0020]
According to the invention, it is possible to realize a grid monitoring and control system and the method thereof to monitor and control of oscillations in real time based on the number of inverters for renewable energy systems (RES) in the electrical grid.
[0021]
This makes it possible to stabilize power output from renewable energy systems (RES).
[0022]
Objects, configurations, and effects other than those described above will be clarified by the description of the following embodiments.
[Brief Description of Drawings]
[0023]
[FIG. 1] FIG. 1 is a diagram showing a schematic configuration of a grid monitoring and control system according to a first embodiment.
[FIG. 2A] FIG. 2A is a diagram showing a schematic configuration of a grid monitoring and control system according to a second embodiment.
[FIG. 2B] FIG. 2B is a diagram showing a detailed configuration of a grid monitoring and control system 107 of FIG. 2A.
[FIG. 3] FIG. 3 is a diagram showing example of frequency domain RES impedance data of several set of number of inverters.
[FIG. 4A] FIG. 4A is a diagram showing an example of the frequency domain grid impedance before fault.
[FIG. 4B] FIG. 4B is a diagram showing an example of the frequency domain grid impedance after fault.
[FIG. 5] FIG. 5 is a flowchart showing stability check process based on frequency domain grid impedance and frequency domain RES impedance.
[FIG. 6] FIG. 6 is a flowchart showing a process of a prediction and control of oscillations in a grid monitoring and control system.
[FIG. 7] FIG. 7 is a diagram showing stability check method.
[FIG. 8] FIG. 8 is a diagram showing an example of stability check using Eigenvalue analysis.
[FIG. 9] FIG. 9 is a diagram showing a voltage waveform at POC when oscillations occurred caused by fault.
[FIG. 10] FIG. 10 is a diagram showing a voltage waveform at POC when oscillations suppressed.
[FIG. 11] FIG. 11 is a diagram showing an example of display of a grid monitoring and control system.
[Description of Embodiments]
[0024]
Hereinafter, embodiments of the invention will be described with reference to the drawings. In the drawings, the same configurations are denoted by the same reference numerals, and a detailed description of repeated parts will be omitted.
[First Embodiment]
[0025]
A grid monitoring and control system according to a first embodiment of the invention will be described with reference to FIG. 1.
[0026]
A principal configuration of the first embodiment of the grid monitoring and control system is shown in Fig. 1. As shown in Fig. 1, the embodiment is configured by an electrical grid (101) including a grid impedance (1012) and an AC source (1011), RES farm1 (103), RES farm2 (104), and a grid monitoring and control system (107).
[0027]
The grid impedance (1012) is connected to RES farm1 (103) including plural inverters, inverter n1 (1031), inverter n2 (1032), inverter nn (1033). Number of inverters in RES farm1 (103) is n. Each inverter has an inverter impedance. For example, the inverter n1 (1031) has inverter n1 impedance (1034). And the grid impedance (1012) is connected to the inverter n1 impedance (1034) of the inverter n1 (1031).
[0028]
The grid impedance (1012) is also connected to RES farm2 (104) including plural inverters, inverter m1 (1041), inverter m2 (1042), inverter mm (1043). Number of inverters in RES farm2 (104) is m. Each inverter has an inverter impedance. For example, the inverter m1 (1041) has inverter m1 impedance (1044). And the grid impedance (1012) is connected to the inverter m1 impedance (1044) of the inverter m1 (1041).
[0029]
The electrical grid [101] is connected to RES farm1 (103) and RES farm2 (104) at a point of connection (POC) (102).
[0030]
The grid monitoring and control system (107) includes an offline impedance aggregator system (1071) for calculating and aggregating impedance of RES farm1 (103) and RES farm2 (104) frequency domain at several combinations of number of inverters, considering RES EMT model is provided in advance. Here, the several combinations of number of inverters means the number of inverters that are operating in RES farm1 (103) and RES farm2 (104).
[0031]
The grid monitoring and control system (107) also includes an online stability check system (1072) for checking the stability and prediction of oscillation based on the grid impedance (1012) and a frequency domain aggregated impedance (1071a) of RES farm1 (103) and RES farm2 (104) based on the information of the number of inverters in RES farm1 (103) and the information of the number of inverter RES farm2 (104).
[0032]
A method to monitor and control of oscillations of this embodiment is based on the grid impedance (1012) and frequency domain aggregated impedance (1071a) of RES farm1 (103) and RES farm2 (104). During the analysis using the number of inverters, the gird monitoring and control system (107) predicts oscillations in advance and limits the number of inverters.
[0033]
In this embodiment, the grid monitoring and control system (107) has the offline impedance aggregator system (1071) and the online stability check system (1072) for prediction of oscillation in the electrical grid (101). The offline impedance aggregator system (1071) calculates frequency domain aggregated impedance (1071a) of RES farm1 (103) and RES farm2 (104).
[0034]
In real time when oscillations occur in the electrical grid (101), the grid impedance (1012) changes and the changes can be calculated by the Grid monitoring and control system (107) and frequency domain aggregated impedance ZRES1(f) of RES farm1 (103) and ZRES2(f) of RES farm2 (104) based on the information of the number of inverters (105) and (106).
[0035]
The frequency domain aggregated impedances (1071a) corresponding to several numbers of inverters of RES farm1 (103) and RES farm2 (104) is prepared or calculated by the offline impedance aggregator system (1071) in advance. The grid monitoring and control system (107) described in this embodiment can be used for prediction of oscillations.
[0036]
In general, the grid monitoring and control system (107) described in this embodiment may include other functionality of stabilization of electrical grid such as voltage stability, frequency stability and power flow control of the electrical grid (101). Therefore, the grid monitoring and control system (107) disclosed in this embodiment poses basic functionality of monitor and control of oscillations, voltage stability, frequency stability and other abnormalities if the electrical grid (101) has fault.
[0037]
In this embodiment, the electrical grid (101) may be representation of multiple generators and the grid impedance (1012) represented can be combination of series, parallel and mesh type of transmission line connected with each other. The electrical grid (101) shown in FIG. 1 is just a simple illustration of electrical grid.
[Second Embodiment]
[0038]
A grid monitoring and control system and the method thereof according to a second embodiment of the invention will be described with reference to FIGS. 2A to 11.
[0039]
A principal configuration of the second embodiment of the grid monitoring and control system is shown in Fig. 2A. The grid monitoring and control system of the second embodiment (FIG. 2A) is different from the grid monitoring and control system of the first embodiment (FIG. 1) in that an oscillation suppression command (108) and an oscillation suppression command (109) are output from the grid monitoring and control system (107) to RES farm1 (103) and RES farm2 (104), respectively. Other configurations are basically the same as those of the first embodiment (FIG. 1).
[0040]
In the second embodiment, when oscillations are predicted in the electrical grid (101), for stabilizing the electrical grid (101), the grid monitoring and control system (107) provides the oscillation suppression command (108) and the oscillation suppression command (109) to RES farm1 (103) and RES farm2 (104) respectively from the grid monitoring and control system (107).
[0041]
The offline impedance aggregator system (1071) calculates the frequency domain aggregated impedance of the RES farm1 impedance and the RES farm2 impedance at several number of inverters combination.
[0042]
At the time when oscillations are predicted by the online stability check system (1072) due to change in the grid impedance (1012) or an interaction among RES farm1 (103) and RES farm2 (104), the grid monitoring and control system (107) finds frequency domain aggregated impedance ZRES1(f) and ZRES2(f) corresponding to optimal number of inverters which can be operated in stable condition of electrical. In this case, the grid monitoring and control system (107) sends the oscillation suppression command (108) and (109) that optimal number of inverters shall be operated for oscillation suppression and stable operation.
[0043]
In this way, the second embodiment mainly includes the grid monitoring and control system (107) to facilitate stabilizing output power from RES farm1 (103) and RES farm2 (104) to the electrical grid (101).
[0044]
FIG. 2B shows the detailed configuration of the grid monitoring and control system (107) of FIG. 2A.
[0045]
Here, the frequency domain grid impedance is defined as Zg(f) and the frequency domain aggregated impedance is defined as ZRES(f). The offline impedance aggregator system (1071) includes an inverter’s EMT models (1071d) and time series simulation is performed in an EMT simulation software (1071c) to prepare frequency domain aggregated impedance data (1071a) (Z1(f), Z2(f), ………… ZN(f),) at several combination of number of inverters operating in RES farm1 (103) and RES farm2 (104) such 1,2…N. And frequency domain aggregated impedance data (1071a) is stored in the offline impedance aggregator system (1071).
[0046]
The grid monitoring and control system (107) includes the online stability check system (1072) which is for predicting the oscillation based on the frequency domain grid impedance Zg(f) and the frequency domain RES impedances data (Z1(f), Z2(f), ………… ZN(f),) at several combination of number of inverters operating in RES farm1 (103) and RES farm2 (104) such 1,2…N for monitoring and control of oscillations in the online stability check system (1072).
[0047]
Based on the stability check process and method by checking stability by control theory in the online stability check system (1072), oscillation suppression command (108) and (109) such as optimal number of operating inverter can be given from the grid monitoring and control system (107) to RES farm1 (103) and RES farm2 (104) to facilitate stabilizing output power to the electrical grid (101).
[0048]
FIG. 3 shows the example of frequency domain RES impedances data (Z1(f), Z2(f), ………… ZN(f),) at several combination of number of inverters operating in RES farm1 (103) and RES farm2 (104) such 1,2…N calculated in the offline impedance aggregator system (1071) for the investigating frequency range such as 0~60 Hz. In ordered to find optimal number of inverters operating for stable operation of the electrical grid (101) when oscillations occur, it is necessary to calculate several combination of number of inverters operating in RES farm1 (103) and RES farm2 (104) such 1,2…N.
[0049]
FIG. 4A shows an example of the frequency domain grid impedance Zg(f) before fault. In FIG. 4A, the reference 401 shows the resistance 1 of the electrical grid (101), and the reference 402 shows the reactance 1 of the electrical grid (101).
[0050]
FIG. 4B shows an example of the frequency domain grid impedance Zg(f) after fault. In FIG. 4B, the reference 403 shows the resistance 2 of the electrical grid (101), and the reference 404 shows the reactance 2 of the electrical grid (101).
[0051]
FIG. 5 shows stability check process based on the frequency domain grid impedance and the frequency domain RES impedance.
[0052]
After the process starts in step S501, first, in step S502, the grid monitoring and control system (107) receives the information of the number of inverters operating in RES farm1 (103) and RES farm2 (104).
[0053]
Next, based on the received information, the gird monitoring and control system (107) accesses the corresponding impedances of RES farm1 (103) and RES farm2 (104) in step S503 and accesses the corresponding impedances of the electrical grid (101) in step S504, such as ZRES1(f), ZRES2(f) and Zg1(f) respectively. Note that ZRES1(f) and ZRES2(f) are aggregated impedances of RES farm1 (103) and RES farm2 (104) corresponding to the number of inverters operating.
[0054]
And then, based on the stability check method, stability can be checked in step S505. If there is prediction of oscillation based on the control theory in step S506, then oscillation suppression commands (108) and (109) are provided to RES farm1 (103) and RES farm2 (104) in step S507. Finally, the process ends in step S508.
[0055]
This stability check process can be performed based on the grid impedance (1012) and RES impedance by control theory. The grid monitoring and control system (107) including stability check process will send commands to change the number of inverters operating to RES farm 1 (103) and RES farm2 (104) to monitor and control of oscillations.
[0056]
FIG. 6 shows detailed stability check process that is a process of a prediction and control of oscillations in the grid monitoring and control system (107).
[0057]
After the process starts in step S601, first, in step S602, the number of operating inverters in RES farm1 (103) and RES farm2 (104) are defined as k1=m, and k2 =n.
[0058]
Next, the functions of ZRESk1(f), ZRESk2(f) and Zg1(f) are calculated in step S603, and the eigenvalue analysis of the function can be determined in step S604. And in step S605, the determined eigenvalue analysis of the function that such as if eigenvalues are present in right half plan such as any of the eigenvalue have positive real part, then there is a prediction of oscillation and stability check process change the number of inverters k1=n-1, k2=m-1 in step S609. Therefore, stability check process repeats this process until function ZRESk1(f), ZRESk2(f) and Zg1(f) and its eigenvalue do not have any eigenvalue in the of optimal number of inverters operating achieve no oscillation.
[0059]
If optimal number of inverters in RES farm1 (103) and RES farm2 (104) are found where system is stable and have no eigenvalues in right half plane. Then commands to change the number of operating can be given in step S606 and S607. Finally, the process ends in step S608.
[0060]
FIG. 7 shows outline of the stability check method by eigenvalue analysis. During the analysis in stability check process, function of impedances of grid and aggregated impedances of renewable energy systems can be found based on the information of inverters. Therefore, utilizing eigenvalue analysis based on function of impedances, stability of the electrical grid (101) can be determined.
[0061]
FIG. 8 shows an example of stability check using Eigenvalue analysis. In FIG. 8, two cases are shown, RES farm1 (103) and RES farm2 (104) which have number of inverters operating m1 and n1 respectively. In this case, the eigenvalue analysis shows instable case because one pair of eigenvalues are present in right half plan such as having positive real part. Therefore, oscillations present in the system.
[0062]
However, when the number of operating inverters in RES farm1 (103) and RES farm2 (104) are changed to m2 and n2 respectively, the system is stable because there is no eigenvalue present in right half plan such as no eigenvalue have positive real part. Therefore, for RES farm1 (103) and RES farm 2 (104), optimal number of inverters to control oscillation and interactions are m2 and n2.
[0063]
In the present invention, the eigenvalue analysis method is used for stability check process, the grid monitoring and control system (107) may utilize other control theory method utilizing frequency domain impedances or admittances of the RES farm1 (103) and RES farm2 (104) and frequency domain grid impedance.
[0064]
FIG. 9 shows a voltage waveform at POC (102) when oscillations occurred caused by fault. In FIG. 9, oscillation occurred in voltage at POC (102) due to interaction among RES farm1 (103) and RES farm2 (104) and weak grid. In some cases, due high number of inverters connected to grid interact with each other. Additionally, fault grid causing changing in grid impedance also induces oscillations.
[0065]
FIG. 10 shows a voltage waveform at POC (102) when oscillations suppressed. In FIG. 10, oscillations suppressed in voltage at POC (102) by changing the number of inverters operating and reducing the interaction among RES farm1 (103) and RES farm2 (104).
[0066]
In this embodiment, minimum two RES farm 1 (103) and RES farm 2 (104) are connected to one electrical grid (101). The present invention may include monitoring and control of oscillations among plural number of RES where each RES includes plural number of inverters. The present invention also applicable to single or plural such RES which may include single high-capacity inverter for applications like battery energy storage system (BESS), static compensator (STATCOM) etc.
[0067]
FIG. 11 shows an example of display of an online grid system including the grid monitoring and control system (107). In FIG. 11, an electrical grid under analysis (1101), a notation of symbols used in the display (1102), date (1103) and time (1104), contents of stability check process (1105) and stability analysis results (1106) are shown in the display.
[0068]
The invention is not limited to the above-mentioned embodiments, and includes various modifications. For example, the above-descried embodiments are described in detail for easy understanding of the invention, and the invention is not necessarily limited to those including all the configurations described above. Further, a part of the configuration of one embodiment can be replaced with the configuration of another embodiment, and the configuration of another embodiment can be added to the configuration of one embodiment. Further, another configuration may be added to a part of the configuration of each embodiment, and the part of the configuration may be deleted or replaced with another the configuration.
[Reference Sign List]
[0069]
101: Electrical grid
102: Point of connection (POC)
103: RES farm1
104: RES farm2
105: Number of operating inverters in RES farm1
106: Number of operating inverters in RES farm2
107: Grid monitoring and control system
108: Oscillation suppression command for RES farm1
109: Oscillation suppression command for RES farm2
301,302,303,304,30N: example of frequency domain RES frequency domain aggregated impedance map at several set of number of inverters 1,2,3…..N.
306: RES resistance
307: RES reactance
401: Electrical grid resistance before fault
402: Electrical grid reactance before fault
403: Electrical grid resistance after fault
404: Electrical grid reactance after fault
901: Voltage1 at POC after fault
902: Volatge2 at POC after oscillation suppression
1011: AC source
1012: Grid impedance
1031: Inverter n1
1032: Inverter n2
1033: Inverter nn
1034: Inverter n1 impedance
1041: Inverter m1
1042: Inverter m2
1043: Inverter mm
1044: Inverter m1 impedance
1071: Offline impedance aggregator system
1071a: Frequency domain aggregated impedance map data
1071b: Grid impedance data
1071c: EMT simulation software
1071d: Inverter’s EMT models
1072: Online stability check system
1101: Electrical grid under analysis
1102: Notation of symbols used in the display
1103: Date
1104: Time
1105: Contents of stability check process
1106: Stability analysis results
[Title of Invention] Grid monitoring and control system, Grid monitoring and control method
[Technical Field]
[0001]
The present invention relates to a grid monitoring and control system for renewable energy systems (RES) connected to an electrical grid at a point of interconnection. The present invention also relates to a method to monitor the RES for electrical Oscillations caused by grid disturbance and interaction among RESs.
[Background of Invention]
[0002]
Increased demand of clean energy from renewables necessitated heavy penetration of power RES consisting of many inverters in the electrical grid. RESs are connected to an electrical grid at a point of connection (POC).
[0003]
In real time operation of electrical grid, at POC, RES impedance and grid impedance or admittances are sufficient parameters to check stability of the electrical grid. In electrical grid, when some abnormality occurs such as fault causing opening of transmission line at any point of electrical grid, consequently grid impedance changes.
[0004]
Also, when high capacity of RES consisting of many inverters are connected grid their non-linear complex control causes interaction among RES. Due to change in the grid impedance an interaction among RES or with grid causes oscillations in the voltage, power, reactive power, frequency, and current at POC. In order to monitor and control Oscillations in the electrical grid, calculation of grid impedance and RES impedance are required.
[0005]
However, calculation of the RES impedance consumes huge time, and monitoring stability based on operating point cannot determine optimal number of inverters operating. Therefore, it is difficult to determine optimal number of inverters to keep grid operating in stable manner by using known or existing methods to monitor and suppress oscillations in real time.
[0006]
RES are vulnerable to cause instability in the electrical grid when some abnormality occurs in the electrical grid. One of the emerging issues of the caused by RES based energy source are oscillations when weighted short circuit ratio (WSCR) of the electrical grid becomes low. WSCR can be defined as ratio of the MVA capacity of transmission line to MW output power of several RES considering their full interactions. Therefore, when output power of RES is high and transmission capacity of transmission line is low, WSCR decrease, and risk of oscillations increases.
[0007]
An example of such RES is wind farm consisting of many wind turbines which is considered as one of the cleanest energy sources and each wind turbines are integrated with the electrical grid via inverters. The function of RES is to regulate the variable characteristics of wind energy and supply into electrical grid. Wind farms are wind energy generation plants consisting of many wind turbines. Wind farms can be located at remote location, for example offshore and onshore which are far away from major electrical grid or load centers.
[0008]
Generally, wind farms need long transmission lines and a single POC to an electrical grid. In order to transmit, store and keep maximum amount of energy generated from wind farm to the consumers, several flexible technologies were used in practice. Some such technologies are, battery energy storage system (BESS), static compensators (STATCOM), high voltage direct current (HVDC) system, series capacitors etc.
[0009]
These technologies are considered as economical solutions to address grid stability, transmission capacity and voltage and frequency stability issues. In some instances, wind turbines are vulnerable to sub-synchronous interaction problems and induces a oscillations in voltage and current at POC when wind farm is radially connected to series capacitor, other nearby RES such as other wind farm or inverter based flexible technologies.
[0010]
Specifically, many inverters in the wind farm can interact with the electrical resonance created by series capacitor and interaction with other nearby RES and may cause damage or malfunctioning of wind turbines. In worst scenario, these interactions could cause blackout if not addressed. Furthermore, when reacting to oscillations in the current caused by electrical resonance, such reaction can affect damping of resonance in the electrical grid. These phenomena can be termed as inverter interaction. These phenomena may lead to increase in oscillations in current and voltage causing instability in the electrical grid until non-linear event occurs to stopped operation of wind turbines.
[0011]
One commonly used method for monitoring interactions is impedance-based stability analysis (IBSA). This analysis uses inverter impedance or admittance and grid impedance in the frequency domain using frequency scanning technique. And a typical frequency scanning technique consists establishing a steady state operating condition of the system under test, injecting a current or voltage perturbation signal to the steady state system. Then by subtracting the perturbed system voltage and current by their steady state quantities to acquire the small signal values.
[0012]
And by performing Fast Fourier Transform (FFT), calculating the sequence or d-q axis value at testing frequency and calculating system impedance or admittance. And these steps may be repeated at other frequencies in the range of interest. Using the impedance or admittance at several frequencies, impedance or admittance map of the inverters and grid can be obtained. Using further analysis tool, the analytical modelling and stability is then performed to evaluate system stability.
[0013]
Following two points conclude the background of the present invention. Firstly, weak grid which is caused by grid disturbance interaction among RESs causes oscillations in the power grid. Secondly, in response to prediction of oscillations by reducing the number of operating inverters will control the oscillations which can be determined by EMT simulations.
[Prior Art Document]
[Patent Document]
[0014]
[Patent Document 1] US10855079B1
[Patent Document 2] US9941828B2
[Summary of Invention]
[Issue to Resolve]
[0015]
Above-mentioned two prior arts related to a method for operating a renewable energy power system connected to power grid includes operating the renewable energy power system at one or more first operational settings. The method also includes monitoring the renewable energy power system for electrical oscillations caused by grid or system disturbance. In the prior arts, in response to predicting oscillations, the method includes changing the operational setting of the inverters. This method mainly includes changing operational setting of controller of inverters of wind turbine in wind farm keeping all inverters operating. Since this method did not include any claim which have method to determine optimal number of inverters to maintain stability. It is also worth noting that calculation of inverter impedance from RES Electro-Magnetic Transient (EMT) model consume huge time, therefore it is difficult to monitor and control of oscillations in real time.
[0016]
Following two points concludes this section. First, EMT simulation uses time series data which takes huge time therefore delay in prediction of oscillations and cannot be utilized in real time. Second, inverter frequency map based on operating points cannot determine optimal number of inverters for stable operations.
[0017]
Therefore, an object of the present invention is to provide a grid monitoring and control system and the method thereof to monitor and control of oscillations in real time based on the number of inverters for renewable energy systems (RES) in the electrical grid.
[Solution to Problem]
[0018]
In order to solve the problems, the present invention provides a grid monitoring and control system comprising: an offline impedance aggregator system for calculating aggregated inverter impedance of renewable energy systems connected to an electrical grid; and an online stability check system for predicting oscillations in the electrical grid based on the calculated result of the offline impedance aggregator system, wherein the offline impedance aggregator system calculates the aggregated inverter impedance based on the number of inverters in the renewable energy systems.
[0019]
The present invention also provides a grid monitoring and control method, the method including the steps of; (a) calculating aggregated inverter impedance of renewable energy systems connected to an electrical grid, (b) predicting oscillations in the electrical grid based on a calculated result of the step (a), wherein in the step (a), the aggregated inverter impedance is calculated based on the number of inverters in the renewable energy systems.
[Advantageous Effect]
[0020]
According to the invention, it is possible to realize a grid monitoring and control system and the method thereof to monitor and control of oscillations in real time based on the number of inverters for renewable energy systems (RES) in the electrical grid.
[0021]
This makes it possible to stabilize power output from renewable energy systems (RES).
[0022]
Objects, configurations, and effects other than those described above will be clarified by the description of the following embodiments.
[Brief Description of Drawings]
[0023]
[FIG. 1] FIG. 1 is a diagram showing a schematic configuration of a grid monitoring and control system according to a first embodiment.
[FIG. 2A] FIG. 2A is a diagram showing a schematic configuration of a grid monitoring and control system according to a second embodiment.
[FIG. 2B] FIG. 2B is a diagram showing a detailed configuration of a grid monitoring and control system 107 of FIG. 2A.
[FIG. 3] FIG. 3 is a diagram showing example of frequency domain RES impedance data of several set of number of inverters.
[FIG. 4A] FIG. 4A is a diagram showing an example of the frequency domain grid impedance before fault.
[FIG. 4B] FIG. 4B is a diagram showing an example of the frequency domain grid impedance after fault.
[FIG. 5] FIG. 5 is a flowchart showing stability check process based on frequency domain grid impedance and frequency domain RES impedance.
[FIG. 6] FIG. 6 is a flowchart showing a process of a prediction and control of oscillations in a grid monitoring and control system.
[FIG. 7] FIG. 7 is a diagram showing stability check method.
[FIG. 8] FIG. 8 is a diagram showing an example of stability check using Eigenvalue analysis.
[FIG. 9] FIG. 9 is a diagram showing a voltage waveform at POC when oscillations occurred caused by fault.
[FIG. 10] FIG. 10 is a diagram showing a voltage waveform at POC when oscillations suppressed.
[FIG. 11] FIG. 11 is a diagram showing an example of display of a grid monitoring and control system.
[Description of Embodiments]
[0024]
Hereinafter, embodiments of the invention will be described with reference to the drawings. In the drawings, the same configurations are denoted by the same reference numerals, and a detailed description of repeated parts will be omitted.
[First Embodiment]
[0025]
A grid monitoring and control system according to a first embodiment of the invention will be described with reference to FIG. 1.
[0026]
A principal configuration of the first embodiment of the grid monitoring and control system is shown in Fig. 1. As shown in Fig. 1, the embodiment is configured by an electrical grid (101) including a grid impedance (1012) and an AC source (1011), RES farm1 (103), RES farm2 (104), and a grid monitoring and control system (107).
[0027]
The grid impedance (1012) is connected to RES farm1 (103) including plural inverters, inverter n1 (1031), inverter n2 (1032), inverter nn (1033). Number of inverters in RES farm1 (103) is n. Each inverter has an inverter impedance. For example, the inverter n1 (1031) has inverter n1 impedance (1034). And the grid impedance (1012) is connected to the inverter n1 impedance (1034) of the inverter n1 (1031).
[0028]
The grid impedance (1012) is also connected to RES farm2 (104) including plural inverters, inverter m1 (1041), inverter m2 (1042), inverter mm (1043). Number of inverters in RES farm2 (104) is m. Each inverter has an inverter impedance. For example, the inverter m1 (1041) has inverter m1 impedance (1044). And the grid impedance (1012) is connected to the inverter m1 impedance (1044) of the inverter m1 (1041).
[0029]
The electrical grid [101] is connected to RES farm1 (103) and RES farm2 (104) at a point of connection (POC) (102).
[0030]
The grid monitoring and control system (107) includes an offline impedance aggregator system (1071) for calculating and aggregating impedance of RES farm1 (103) and RES farm2 (104) frequency domain at several combinations of number of inverters, considering RES EMT model is provided in advance. Here, the several combinations of number of inverters means the number of inverters that are operating in RES farm1 (103) and RES farm2 (104).
[0031]
The grid monitoring and control system (107) also includes an online stability check system (1072) for checking the stability and prediction of oscillation based on the grid impedance (1012) and a frequency domain aggregated impedance (1071a) of RES farm1 (103) and RES farm2 (104) based on the information of the number of inverters in RES farm1 (103) and the information of the number of inverter RES farm2 (104).
[0032]
A method to monitor and control of oscillations of this embodiment is based on the grid impedance (1012) and frequency domain aggregated impedance (1071a) of RES farm1 (103) and RES farm2 (104). During the analysis using the number of inverters, the gird monitoring and control system (107) predicts oscillations in advance and limits the number of inverters.
[0033]
In this embodiment, the grid monitoring and control system (107) has the offline impedance aggregator system (1071) and the online stability check system (1072) for prediction of oscillation in the electrical grid (101). The offline impedance aggregator system (1071) calculates frequency domain aggregated impedance (1071a) of RES farm1 (103) and RES farm2 (104).
[0034]
In real time when oscillations occur in the electrical grid (101), the grid impedance (1012) changes and the changes can be calculated by the Grid monitoring and control system (107) and frequency domain aggregated impedance ZRES1(f) of RES farm1 (103) and ZRES2(f) of RES farm2 (104) based on the information of the number of inverters (105) and (106).
[0035]
The frequency domain aggregated impedances (1071a) corresponding to several numbers of inverters of RES farm1 (103) and RES farm2 (104) is prepared or calculated by the offline impedance aggregator system (1071) in advance. The grid monitoring and control system (107) described in this embodiment can be used for prediction of oscillations.
[0036]
In general, the grid monitoring and control system (107) described in this embodiment may include other functionality of stabilization of electrical grid such as voltage stability, frequency stability and power flow control of the electrical grid (101). Therefore, the grid monitoring and control system (107) disclosed in this embodiment poses basic functionality of monitor and control of oscillations, voltage stability, frequency stability and other abnormalities if the electrical grid (101) has fault.
[0037]
In this embodiment, the electrical grid (101) may be representation of multiple generators and the grid impedance (1012) represented can be combination of series, parallel and mesh type of transmission line connected with each other. The electrical grid (101) shown in FIG. 1 is just a simple illustration of electrical grid.
[Second Embodiment]
[0038]
A grid monitoring and control system and the method thereof according to a second embodiment of the invention will be described with reference to FIGS. 2A to 11.
[0039]
A principal configuration of the second embodiment of the grid monitoring and control system is shown in Fig. 2A. The grid monitoring and control system of the second embodiment (FIG. 2A) is different from the grid monitoring and control system of the first embodiment (FIG. 1) in that an oscillation suppression command (108) and an oscillation suppression command (109) are output from the grid monitoring and control system (107) to RES farm1 (103) and RES farm2 (104), respectively. Other configurations are basically the same as those of the first embodiment (FIG. 1).
[0040]
In the second embodiment, when oscillations are predicted in the electrical grid (101), for stabilizing the electrical grid (101), the grid monitoring and control system (107) provides the oscillation suppression command (108) and the oscillation suppression command (109) to RES farm1 (103) and RES farm2 (104) respectively from the grid monitoring and control system (107).
[0041]
The offline impedance aggregator system (1071) calculates the frequency domain aggregated impedance of the RES farm1 impedance and the RES farm2 impedance at several number of inverters combination.
[0042]
At the time when oscillations are predicted by the online stability check system (1072) due to change in the grid impedance (1012) or an interaction among RES farm1 (103) and RES farm2 (104), the grid monitoring and control system (107) finds frequency domain aggregated impedance ZRES1(f) and ZRES2(f) corresponding to optimal number of inverters which can be operated in stable condition of electrical. In this case, the grid monitoring and control system (107) sends the oscillation suppression command (108) and (109) that optimal number of inverters shall be operated for oscillation suppression and stable operation.
[0043]
In this way, the second embodiment mainly includes the grid monitoring and control system (107) to facilitate stabilizing output power from RES farm1 (103) and RES farm2 (104) to the electrical grid (101).
[0044]
FIG. 2B shows the detailed configuration of the grid monitoring and control system (107) of FIG. 2A.
[0045]
Here, the frequency domain grid impedance is defined as Zg(f) and the frequency domain aggregated impedance is defined as ZRES(f). The offline impedance aggregator system (1071) includes an inverter’s EMT models (1071d) and time series simulation is performed in an EMT simulation software (1071c) to prepare frequency domain aggregated impedance data (1071a) (Z1(f), Z2(f), ………… ZN(f),) at several combination of number of inverters operating in RES farm1 (103) and RES farm2 (104) such 1,2…N. And frequency domain aggregated impedance data (1071a) is stored in the offline impedance aggregator system (1071).
[0046]
The grid monitoring and control system (107) includes the online stability check system (1072) which is for predicting the oscillation based on the frequency domain grid impedance Zg(f) and the frequency domain RES impedances data (Z1(f), Z2(f), ………… ZN(f),) at several combination of number of inverters operating in RES farm1 (103) and RES farm2 (104) such 1,2…N for monitoring and control of oscillations in the online stability check system (1072).
[0047]
Based on the stability check process and method by checking stability by control theory in the online stability check system (1072), oscillation suppression command (108) and (109) such as optimal number of operating inverter can be given from the grid monitoring and control system (107) to RES farm1 (103) and RES farm2 (104) to facilitate stabilizing output power to the electrical grid (101).
[0048]
FIG. 3 shows the example of frequency domain RES impedances data (Z1(f), Z2(f), ………… ZN(f),) at several combination of number of inverters operating in RES farm1 (103) and RES farm2 (104) such 1,2…N calculated in the offline impedance aggregator system (1071) for the investigating frequency range such as 0~60 Hz. In ordered to find optimal number of inverters operating for stable operation of the electrical grid (101) when oscillations occur, it is necessary to calculate several combination of number of inverters operating in RES farm1 (103) and RES farm2 (104) such 1,2…N.
[0049]
FIG. 4A shows an example of the frequency domain grid impedance Zg(f) before fault. In FIG. 4A, the reference 401 shows the resistance 1 of the electrical grid (101), and the reference 402 shows the reactance 1 of the electrical grid (101).
[0050]
FIG. 4B shows an example of the frequency domain grid impedance Zg(f) after fault. In FIG. 4B, the reference 403 shows the resistance 2 of the electrical grid (101), and the reference 404 shows the reactance 2 of the electrical grid (101).
[0051]
FIG. 5 shows stability check process based on the frequency domain grid impedance and the frequency domain RES impedance.
[0052]
After the process starts in step S501, first, in step S502, the grid monitoring and control system (107) receives the information of the number of inverters operating in RES farm1 (103) and RES farm2 (104).
[0053]
Next, based on the received information, the gird monitoring and control system (107) accesses the corresponding impedances of RES farm1 (103) and RES farm2 (104) in step S503 and accesses the corresponding impedances of the electrical grid (101) in step S504, such as ZRES1(f), ZRES2(f) and Zg1(f) respectively. Note that ZRES1(f) and ZRES2(f) are aggregated impedances of RES farm1 (103) and RES farm2 (104) corresponding to the number of inverters operating.
[0054]
And then, based on the stability check method, stability can be checked in step S505. If there is prediction of oscillation based on the control theory in step S506, then oscillation suppression commands (108) and (109) are provided to RES farm1 (103) and RES farm2 (104) in step S507. Finally, the process ends in step S508.
[0055]
This stability check process can be performed based on the grid impedance (1012) and RES impedance by control theory. The grid monitoring and control system (107) including stability check process will send commands to change the number of inverters operating to RES farm 1 (103) and RES farm2 (104) to monitor and control of oscillations.
[0056]
FIG. 6 shows detailed stability check process that is a process of a prediction and control of oscillations in the grid monitoring and control system (107).
[0057]
After the process starts in step S601, first, in step S602, the number of operating inverters in RES farm1 (103) and RES farm2 (104) are defined as k1=m, and k2 =n.
[0058]
Next, the functions of ZRESk1(f), ZRESk2(f) and Zg1(f) are calculated in step S603, and the eigenvalue analysis of the function can be determined in step S604. And in step S605, the determined eigenvalue analysis of the function that such as if eigenvalues are present in right half plan such as any of the eigenvalue have positive real part, then there is a prediction of oscillation and stability check process change the number of inverters k1=n-1, k2=m-1 in step S609. Therefore, stability check process repeats this process until function ZRESk1(f), ZRESk2(f) and Zg1(f) and its eigenvalue do not have any eigenvalue in the of optimal number of inverters operating achieve no oscillation.
[0059]
If optimal number of inverters in RES farm1 (103) and RES farm2 (104) are found where system is stable and have no eigenvalues in right half plane. Then commands to change the number of operating can be given in step S606 and S607. Finally, the process ends in step S608.
[0060]
FIG. 7 shows outline of the stability check method by eigenvalue analysis. During the analysis in stability check process, function of impedances of grid and aggregated impedances of renewable energy systems can be found based on the information of inverters. Therefore, utilizing eigenvalue analysis based on function of impedances, stability of the electrical grid (101) can be determined.
[0061]
FIG. 8 shows an example of stability check using Eigenvalue analysis. In FIG. 8, two cases are shown, RES farm1 (103) and RES farm2 (104) which have number of inverters operating m1 and n1 respectively. In this case, the eigenvalue analysis shows instable case because one pair of eigenvalues are present in right half plan such as having positive real part. Therefore, oscillations present in the system.
[0062]
However, when the number of operating inverters in RES farm1 (103) and RES farm2 (104) are changed to m2 and n2 respectively, the system is stable because there is no eigenvalue present in right half plan such as no eigenvalue have positive real part. Therefore, for RES farm1 (103) and RES farm 2 (104), optimal number of inverters to control oscillation and interactions are m2 and n2.
[0063]
In the present invention, the eigenvalue analysis method is used for stability check process, the grid monitoring and control system (107) may utilize other control theory method utilizing frequency domain impedances or admittances of the RES farm1 (103) and RES farm2 (104) and frequency domain grid impedance.
[0064]
FIG. 9 shows a voltage waveform at POC (102) when oscillations occurred caused by fault. In FIG. 9, oscillation occurred in voltage at POC (102) due to interaction among RES farm1 (103) and RES farm2 (104) and weak grid. In some cases, due high number of inverters connected to grid interact with each other. Additionally, fault grid causing changing in grid impedance also induces oscillations.
[0065]
FIG. 10 shows a voltage waveform at POC (102) when oscillations suppressed. In FIG. 10, oscillations suppressed in voltage at POC (102) by changing the number of inverters operating and reducing the interaction among RES farm1 (103) and RES farm2 (104).
[0066]
In this embodiment, minimum two RES farm 1 (103) and RES farm 2 (104) are connected to one electrical grid (101). The present invention may include monitoring and control of oscillations among plural number of RES where each RES includes plural number of inverters. The present invention also applicable to single or plural such RES which may include single high-capacity inverter for applications like battery energy storage system (BESS), static compensator (STATCOM) etc.
[0067]
FIG. 11 shows an example of display of an online grid system including the grid monitoring and control system (107). In FIG. 11, an electrical grid under analysis (1101), a notation of symbols used in the display (1102), date (1103) and time (1104), contents of stability check process (1105) and stability analysis results (1106) are shown in the display.
[0068]
The invention is not limited to the above-mentioned embodiments, and includes various modifications. For example, the above-descried embodiments are described in detail for easy understanding of the invention, and the invention is not necessarily limited to those including all the configurations described above. Further, a part of the configuration of one embodiment can be replaced with the configuration of another embodiment, and the configuration of another embodiment can be added to the configuration of one embodiment. Further, another configuration may be added to a part of the configuration of each embodiment, and the part of the configuration may be deleted or replaced with another the configuration.
[Reference Sign List]
[0069]
101: Electrical grid
102: Point of connection (POC)
103: RES farm1
104: RES farm2
105: Number of operating inverters in RES farm1
106: Number of operating inverters in RES farm2
107: Grid monitoring and control system
108: Oscillation suppression command for RES farm1
109: Oscillation suppression command for RES farm2
301,302,303,304,30N: example of frequency domain RES frequency domain aggregated impedance map at several set of number of inverters 1,2,3…..N.
306: RES resistance
307: RES reactance
401: Electrical grid resistance before fault
402: Electrical grid reactance before fault
403: Electrical grid resistance after fault
404: Electrical grid reactance after fault
901: Voltage1 at POC after fault
902: Volatge2 at POC after oscillation suppression
1011: AC source
1012: Grid impedance
1031: Inverter n1
1032: Inverter n2
1033: Inverter nn
1034: Inverter n1 impedance
1041: Inverter m1
1042: Inverter m2
1043: Inverter mm
1044: Inverter m1 impedance
1071: Offline impedance aggregator system
1071a: Frequency domain aggregated impedance map data
1071b: Grid impedance data
1071c: EMT simulation software
1071d: Inverter’s EMT models
1072: Online stability check system
1101: Electrical grid under analysis
1102: Notation of symbols used in the display
1103: Date
1104: Time
1105: Contents of stability check process
1106: Stability analysis results
[Document Name] CLAIMS
[Claim 1]
A grid monitoring and control system comprising:
an offline impedance aggregator system for calculating aggregated inverter impedance of renewable energy systems connected to an electrical grid; and
an online stability check system for predicting oscillations in the electrical grid based on the calculated result of the offline impedance aggregator system, wherein
the offline impedance aggregator system calculates the aggregated inverter impedance based on the number of inverters in the renewable energy systems.
[Claim 2]
The grid monitoring and control system according to claim 1, wherein
the grid monitoring and control system determines optimal number of inverters operating based on the predicted result of the online stability check system, and provides a command for changing the number of inverters operating to the renewable energy systems.
[Claim 3]
The grid monitoring and control system according to claim 1, wherein
the electrical grid has configuration of parallel type or mesh type power supply lines where plural generators are connected to each other.
[Claim 4]
The grid monitoring and control system according to claim 3, wherein
at least one generator has plural inverters.
[Claim 5]
The grid monitoring and control system according to claim 1, wherein
the renewable energy systems have at least one of a battery energy storage system (BESS), a static compensator (STATCOM) and a high voltage direct current (HVDC) system.
[Claim 6]
The grid monitoring and control system according to claim 1, wherein
the grid monitoring and control system has a display showing the predicted result of the online stability check system.
[Claim 7]
A grid monitoring and control method, the method including the steps of;
(a) calculating aggregated inverter impedance of renewable energy systems connected to an electrical grid,
(b) predicting oscillations in the electrical grid based on a calculated result of the step (a), wherein
in the step (a), the aggregated inverter impedance is calculated based on the number of inverters in the renewable energy systems.
[Claim 8]
The grid monitoring and control method according to claim 7,
in the step (b), the oscillations are predicted utilizing frequency domain grid impedance and frequency domain renewable energy system impedance.
[Claim 9]
The grid monitoring and control method according to claim 7,
in the step (b), the oscillations are predicted based on admittances of the renewable energy systems.
[Claim 10]
The grid monitoring and control method according to claim 7, wherein
in the step (b), oscillations are predicted using the eigenvalue analysis.
[Claim 1]
A grid monitoring and control system comprising:
an offline impedance aggregator system for calculating aggregated inverter impedance of renewable energy systems connected to an electrical grid; and
an online stability check system for predicting oscillations in the electrical grid based on the calculated result of the offline impedance aggregator system, wherein
the offline impedance aggregator system calculates the aggregated inverter impedance based on the number of inverters in the renewable energy systems.
[Claim 2]
The grid monitoring and control system according to claim 1, wherein
the grid monitoring and control system determines optimal number of inverters operating based on the predicted result of the online stability check system, and provides a command for changing the number of inverters operating to the renewable energy systems.
[Claim 3]
The grid monitoring and control system according to claim 1, wherein
the electrical grid has configuration of parallel type or mesh type power supply lines where plural generators are connected to each other.
[Claim 4]
The grid monitoring and control system according to claim 3, wherein
at least one generator has plural inverters.
[Claim 5]
The grid monitoring and control system according to claim 1, wherein
the renewable energy systems have at least one of a battery energy storage system (BESS), a static compensator (STATCOM) and a high voltage direct current (HVDC) system.
[Claim 6]
The grid monitoring and control system according to claim 1, wherein
the grid monitoring and control system has a display showing the predicted result of the online stability check system.
[Claim 7]
A grid monitoring and control method, the method including the steps of;
(a) calculating aggregated inverter impedance of renewable energy systems connected to an electrical grid,
(b) predicting oscillations in the electrical grid based on a calculated result of the step (a), wherein
in the step (a), the aggregated inverter impedance is calculated based on the number of inverters in the renewable energy systems.
[Claim 8]
The grid monitoring and control method according to claim 7,
in the step (b), the oscillations are predicted utilizing frequency domain grid impedance and frequency domain renewable energy system impedance.
[Claim 9]
The grid monitoring and control method according to claim 7,
in the step (b), the oscillations are predicted based on admittances of the renewable energy systems.
[Claim 10]
The grid monitoring and control method according to claim 7, wherein
in the step (b), oscillations are predicted using the eigenvalue analysis.
[Document Name] Abstract
[Summary]
[Issue to Resolve]
To provide a grid monitoring and control system to monitor and control of oscillations in real time based on the number of inverters for renewable energy systems (RES) in the electrical grid.
[Solution to Problem]
A grid monitoring and control system comprising: an offline impedance aggregator system for calculating aggregated inverter impedance of renewable energy systems connected to an electrical grid; and an online stability check system for predicting oscillations in the electrical grid based on the calculated result of the offline impedance aggregator system, wherein the offline impedance aggregator system calculates the aggregated inverter impedance based on the number of inverters in the renewable energy systems.
[Representative Figure] FIG. 1
[Summary]
[Issue to Resolve]
To provide a grid monitoring and control system to monitor and control of oscillations in real time based on the number of inverters for renewable energy systems (RES) in the electrical grid.
[Solution to Problem]
A grid monitoring and control system comprising: an offline impedance aggregator system for calculating aggregated inverter impedance of renewable energy systems connected to an electrical grid; and an online stability check system for predicting oscillations in the electrical grid based on the calculated result of the offline impedance aggregator system, wherein the offline impedance aggregator system calculates the aggregated inverter impedance based on the number of inverters in the renewable energy systems.
[Representative Figure] FIG. 1
[Document Name] Figure
FIG. 1
FIG. 2A
FIG. 2B
FIG. 3
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