JP2017046408A - Control apparatus and control method for dispersed power supply system - Google Patents

Control apparatus and control method for dispersed power supply system Download PDF

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Abstract

PROBLEM TO BE SOLVED: To provide a control apparatus for dispersed power supply system capable of highly precisely estimating even a high system impedance.SOLUTION: The control apparatus for dispersed power supply system includes a system impedance estimation part for estimating a resistance component of a system impedance using a nonlinear programming method on the basis of active power, reactive power and voltage of an interconnection point when a power conditioner connected with a natural energy generating apparatus is connected with a power system through the interconnection point.SELECTED DRAWING: Figure 1

Description

この発明は、分散型電源システムの制御装置および制御方法に関する。   The present invention relates to a control device and a control method for a distributed power supply system.

特許文献１は、系統インピーダンス推定装置を開示する。当該推定装置は、「ΔＶｓ＝Ｒ（ΔＰ＋ＸΔＱ）」の関係式に基づいて系統インピーダンスを推定する。   Patent Document 1 discloses a system impedance estimation apparatus. The estimation apparatus estimates the system impedance based on the relational expression “ΔVs = R (ΔP + XΔQ)”.

特許第４３７１０６２号公報Japanese Patent No. 4371062

しかしながら、特許文献１に記載の系統インピーダンス推定装置は、大きな系統インピーダンスを精度よく推定できない。   However, the system impedance estimation apparatus described in Patent Document 1 cannot accurately estimate a large system impedance.

この発明は、上述の課題を解決するためになされた。大きな系統インピーダンスでも精度よく推定することができる分散型電源システムの制御装置および制御方法を提供することである。   The present invention has been made to solve the above-described problems. It is an object of the present invention to provide a control device and a control method for a distributed power supply system that can accurately estimate even a large system impedance.

この発明に係る分散型電源システムの制御装置は、自然エネルギー生成装置に接続されたパワーコンディショナが連系点を介して電力系統に接続されている際に、前記連系点の有効電力と無効電力と電圧とに基づいて非線形計画法により系統インピーダンスの抵抗成分とリアクタンス成分とを推定する系統インピーダンス推定部、を備えた。   The control device for the distributed power system according to the present invention is configured such that when the power conditioner connected to the natural energy generation device is connected to the power system through the connection point, the active power and the invalidity at the connection point are invalidated. A system impedance estimator for estimating the resistance component and reactance component of the system impedance by nonlinear programming based on the power and voltage is provided.

この発明に係る分散型電源システムの制御方法は、自然エネルギー生成装置に接続されたパワーコンディショナが連系点を介して電力系統に接続されている際に、前記連系点の有効電力と無効電力と電圧とに基づいて非線形計画法により系統インピーダンスの抵抗成分とリアクタンス成分とを推定する系統インピーダンス推定工程、を備えた。   According to the distributed power system control method of the present invention, when the power conditioner connected to the natural energy generation device is connected to the power system through the connection point, the active power and the invalidity at the connection point are invalidated. A system impedance estimation step of estimating a resistance component and a reactance component of the system impedance by nonlinear programming based on the power and the voltage;

これらの発明によれば、系統インピーダンスの抵抗成分とリアクタンス成分とは、非線形計画法により推定される。このため、大きな系統インピーダンスでも精度よく推定することができる。   According to these inventions, the resistance component and reactance component of the system impedance are estimated by nonlinear programming. For this reason, even a large system impedance can be accurately estimated.

この発明の実施の形態１における分散型電源システムの制御装置が適用された分散型電源システムの構成図である。BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS It is a block diagram of the distributed power supply system to which the control apparatus of the distributed power supply system in Embodiment 1 of this invention was applied. この発明の実施の形態１における分散型電源システムの制御装置による無効電力の演算方法を説明するための図である。It is a figure for demonstrating the calculation method of the reactive power by the control apparatus of the distributed power supply system in Embodiment 1 of this invention. この発明の実施の形態１における分散型電源システムの制御装置による系統インピーダンスの抵抗成分とリアクタンス成分と電力系統の基準電圧との推定方法の概要を説明するための図である。It is a figure for demonstrating the outline | summary of the estimation method of the resistance component of a system | strain impedance, the reactance component, and the reference voltage of an electric power system by the control apparatus of the distributed power supply system in Embodiment 1 of this invention. この発明の実施の形態１における分散型電源システムの制御装置による系統インピーダンスの抵抗成分とリアクタンス成分と電力系統の基準電圧との推定方法の詳細を説明するための図である。It is a figure for demonstrating the detail of the estimation method of the resistance component of a system | strain impedance, the reactance component, and the reference voltage of an electric power system by the control apparatus of the distributed power supply system in Embodiment 1 of this invention. この発明の実施の形態１における分散型電源システムの制御装置による系統インピーダンスの抵抗成分とリアクタンス成分と電力系統の基準電圧との推定方法の具体例を説明するための図である。It is a figure for demonstrating the specific example of the estimation method of the resistance component of a system | strain impedance, the reactance component, and the reference voltage of an electric power system by the control apparatus of the distributed power supply system in Embodiment 1 of this invention. この発明の実施の形態１における分散型電源システムの制御装置の動作を説明するためのフローチャートである。It is a flowchart for demonstrating operation | movement of the control apparatus of the distributed power supply system in Embodiment 1 of this invention. この発明の実施の形態１における分散型電源システムの制御装置のハードウェア構成図である。It is a hardware block diagram of the control apparatus of the distributed power supply system in Embodiment 1 of this invention. この発明の実施の形態２における分散型電源システムの制御装置が適用された分散型電源システムの構成図である。It is a block diagram of the distributed power supply system to which the control apparatus of the distributed power supply system in Embodiment 2 of this invention was applied. この発明の実施の形態２における分散型電源システムの制御装置の動作の概要を説明するためのフローチャートである。It is a flowchart for demonstrating the outline | summary of operation | movement of the control apparatus of the distributed power supply system in Embodiment 2 of this invention. この発明の実施の形態２における分散型電源システムの制御装置による無効電力の制御量の演算方法を説明するための図である。It is a figure for demonstrating the calculation method of the control amount of the reactive power by the control apparatus of the distributed power supply system in Embodiment 2 of this invention. この発明の実施の形態２における分散型電源システムの制御装置による複数のパワーコンディショナの各々における無効電力の出力値の設定方法を説明するためのフローチャートである。It is a flowchart for demonstrating the setting method of the output value of the reactive power in each of several power conditioner by the control apparatus of the distributed power supply system in Embodiment 2 of this invention.

この発明を実施するための形態について添付の図面に従って説明する。なお、各図中、同一又は相当する部分には同一の符号が付される。当該部分の重複説明は適宜に簡略化ないし省略する。   A mode for carrying out the invention will be described with reference to the accompanying drawings. In addition, the same code | symbol is attached | subjected to the part which is the same or it corresponds in each figure. The overlapping explanation of the part is appropriately simplified or omitted.

実施の形態１．
図１はこの発明の実施の形態１における分散型電源システムの制御装置が適用された分散型電源システムの構成図である。 Embodiment 1 FIG.
1 is a configuration diagram of a distributed power supply system to which a control device for a distributed power supply system according to Embodiment 1 of the present invention is applied.

図１において、分散型電源システムは、電力系統１と太陽電池モジュール２とパワーコンディショナ３とを備える。   In FIG. 1, the distributed power supply system includes a power system 1, a solar cell module 2, and a power conditioner 3.

例えば、電力系統１は、電力会社により運用される。例えば、太陽電池モジュール２は、建築物の屋上に設けられる。パワーコンディショナ３は、電力系統１と太陽電池モジュール２との間に接続される。パワーコンディショナ３は、連系点４を介して電力系統１に接続される。   For example, the electric power system 1 is operated by an electric power company. For example, the solar cell module 2 is provided on the roof of a building. The power conditioner 3 is connected between the power system 1 and the solar cell module 2. The power conditioner 3 is connected to the power system 1 via the interconnection point 4.

制御装置５は、パワーコンディショナ３に接続される。制御装置５は、無効電力演算部５ａと系統インピーダンス推定部５ｂとを備える。   The control device 5 is connected to the power conditioner 3. The control device 5 includes a reactive power calculation unit 5a and a system impedance estimation unit 5b.

例えば、電力系統１の基準電圧は、Ｖｒに設定される。連系点４から見た電力系統１のインピーダンスは、系統インピーダンスと呼ばれる。系統インピーダンスは、Ｒ＋ｊＸに設定される。 For example, the reference voltage of the power system 1 is set to V r. The impedance of the power system 1 viewed from the interconnection point 4 is referred to as system impedance. The system impedance is set to R + jX.

太陽電池モジュール２は、太陽光の照射により直流電力を発生させる。パワーコンディショナ３は、当該直流電力を交流電力に変換する。パワーコンディショナ３は、当該交流電力を電力系統１に送る。この際、パワーコンディショナ３は、連系点４の現在の有効電力Ｐを把握する。   The solar cell module 2 generates DC power by irradiation with sunlight. The power conditioner 3 converts the DC power into AC power. The power conditioner 3 sends the AC power to the power system 1. At this time, the power conditioner 3 grasps the current active power P at the interconnection point 4.

制御装置５において、無効電力演算部５ａは、電力系統１の基準電圧Ｖｒと系統インピーダンス（Ｒ＋ｊＸ）と連系点４の現在の有効電力Ｐとに基づいて電力系統１の電圧変動を抑制するように連系点４の無効電力Ｑを演算する。 In the control device 5, the reactive power calculation unit 5 a suppresses voltage fluctuations of the power system 1 based on the reference voltage V r of the power system 1, the system impedance (R + jX), and the current active power P at the connection point 4. Thus, the reactive power Q at the interconnection point 4 is calculated.

パワーコンディショナ３は、制御装置５により演算された無効電力Ｑを出力する。その結果、電力系統１の電圧変動が抑制される。   The power conditioner 3 outputs the reactive power Q calculated by the control device 5. As a result, voltage fluctuations in the power system 1 are suppressed.

制御装置５において、系統インピーダンス推定部５ｂは、連系点４の有効電力Ｐと無効電力Ｑと電圧Ｖｓとに基づいて系統インピーダンスの抵抗成分Ｒとリアクタンス成分Ｘと電力系統１の基準電圧Ｖｒとを推定する。 In the control unit 5, system impedance estimating unit 5b, the resistance component of the system impedance based on the active power P and reactive power Q of the linking point 4 and the voltage V s R and reactance component X and the reference voltage V of the electric power system 1 Estimate r .

制御装置５において、無効電力演算部５ａは、系統インピーダンス推定部５ｂにより推定された系統インピーダンスの抵抗成分Ｒとリアクタンス成分Ｘと電力系統１の基準電圧Ｖｒとに基づいて電力系統１の電圧変動を抑制するように連系点４の無効電力Ｑを再び演算する。 In the control device 5, the reactive power calculation unit 5 a performs voltage fluctuations in the power system 1 based on the resistance component R, reactance component X of the system impedance estimated by the system impedance estimation unit 5 b, and the reference voltage V r of the power system 1. The reactive power Q at the interconnection point 4 is calculated again so as to suppress the above.

次に、図２を用いて、無効電力Ｑの演算方法を説明する。
図２はこの発明の実施の形態１における分散型電源システムの制御装置による無効電力の演算方法を説明するための図である。 Next, a method for calculating reactive power Q will be described with reference to FIG.
FIG. 2 is a diagram for explaining a reactive power calculation method by the control device of the distributed power supply system according to the first embodiment of the present invention.

図２において、連系点４の電圧Ｖｓは、基準電圧Ｖｒと系統インピーダンス（Ｒ＋ｊＸ）と連系点４の現在の有効電力Ｐと無効電力Ｑとを用いて次の（１）式で表される。 In FIG. 2, the voltage V s at the connection point 4 is expressed by the following equation (1) using the reference voltage V r , the system impedance (R + jX), the current active power P and the reactive power Q at the connection point 4. expressed.

Figure 2017046408
Figure 2017046408

次の（２）式が仮定されると、（１）式は（３）式に変形される。   When the following equation (2) is assumed, equation (1) is transformed into equation (3).

Figure 2017046408
Figure 2017046408

Figure 2017046408
Figure 2017046408

基準電圧Ｖｒの変動が最小化される場合は、次の（４）式が成立する。 If the fluctuation of the reference voltage V r is minimized, the following (4) is established.

Figure 2017046408
Figure 2017046408

（３）式が（４）式に代入されると、次の（５）式が得られる。   When equation (3) is substituted into equation (4), the following equation (5) is obtained.

Figure 2017046408
Figure 2017046408

（５）式が整理されると、次の（６）式が得られる。   When the formula (5) is arranged, the following formula (6) is obtained.

Figure 2017046408
Figure 2017046408

（６）式が整理されると、次の（７）式が得られる。   When the formula (6) is arranged, the following formula (7) is obtained.

Figure 2017046408
Figure 2017046408

（７）式が整理されると、次の（８）式が得られる。   When the equation (7) is rearranged, the following equation (8) is obtained.

Figure 2017046408
Figure 2017046408

（８）式がαについて整理されると、次の（９）式が得られる。   When the equation (8) is arranged with respect to α, the following equation (9) is obtained.

Figure 2017046408
Figure 2017046408

次の（１０）式が仮定されると、αは（１１）で表される。   When the following equation (10) is assumed, α is represented by (11).

Figure 2017046408
Figure 2017046408

Figure 2017046408
Figure 2017046408

この際、ＢおよびＣは、次の（１２）式および（１３）式で表される。   At this time, B and C are expressed by the following equations (12) and (13).

Figure 2017046408
Figure 2017046408

Figure 2017046408
Figure 2017046408

基準電圧Ｖｒの変動が最小化される場合の無効電力Ｑは、次の（１４）式で得られる。 The reactive power Q when the fluctuation of the reference voltage V r is minimized is obtained by the following equation (14).

Figure 2017046408
Figure 2017046408

次に、図３を用いて、系統インピーダンスの抵抗成分Ｒとリアクタンス成分Ｘと電力系統１の基準電圧Ｖｒとの推定方法の概要を説明する。
図３はこの発明の実施の形態１における分散型電源システムの制御装置による系統インピーダンスの抵抗成分とリアクタンス成分と電力系統の基準電圧との推定方法の概要を説明するための図である。 Next, an outline of a method for estimating the resistance component R of the system impedance, the reactance component X, and the reference voltage V r of the power system 1 will be described with reference to FIG.
FIG. 3 is a diagram for explaining an outline of a method for estimating the resistance component, reactance component of the system impedance, and the reference voltage of the power system by the control device of the distributed power supply system according to the first embodiment of the present invention.

図３に示すように、制御装置５は、連系点４の有効電力Ｐと無効電力Ｑと電圧Ｖｓとに基づいて非線形計画法により系統インピーダンスの抵抗成分Ｒとリアクタンス成分Ｘと電力系統１の基準電圧Ｖｒとを推定する。 As shown in FIG. 3, the control device 5 uses a nonlinear programming method based on the active power P, the reactive power Q, and the voltage V s at the connection point 4 to perform the resistance component R, reactance component X, and power system 1 of the system impedance. The reference voltage V r is estimated.

次に、図４を用いて、系統インピーダンスの抵抗成分Ｒとリアクタンス成分Ｘと電力系統１の基準電圧Ｖｒとの推定方法の詳細を説明する。
図４はこの発明の実施の形態１における分散型電源システムの制御装置による系統インピーダンスの抵抗成分とリアクタンス成分と電力系統の基準電圧との推定方法の詳細を説明するための図である。 Next, with reference to FIG. 4, illustrating the details of the estimation method of the reference voltage V r of the resistance component of the system impedance R and reactance component X and the power system 1.
FIG. 4 is a diagram for explaining the details of a method of estimating the resistance component, reactance component of the system impedance, and the reference voltage of the power system by the control device of the distributed power supply system according to Embodiment 1 of the present invention.

制御装置５は、連系点４の有効電力Ｐと無効電力Ｑと電圧Ｖｓとについて複数組のデータをサンプリングする。例えば、図４に示すように、制御装置５は、連系点４の有効電力Ｐと無効電力Ｑと電圧Ｖｓとについて７組のデータをサンプリングする。 Controller 5 samples the plurality of sets of data for the active power P and reactive power Q and the voltage V s of the linking point 4. For example, as illustrated in FIG. 4, the control device 5 samples seven sets of data for the active power P, the reactive power Q, and the voltage V s at the interconnection point 4.

系統インピーダンスの抵抗成分Ｒとリアクタンス成分Ｘと電力系統１の基準電圧Ｖｒが真値の場合、次の（１５）式が成立する。 When the resistance component R of the system impedance, the reactance component X, and the reference voltage V r of the power system 1 are true values, the following equation (15) is established.

Figure 2017046408
Figure 2017046408

制御装置５は、次の（１６）の目的関数を最小化する系統インピーダンスの抵抗成分Ｒとリアクタンス成分Ｘと基準電圧Ｖｒとを非線形計画法により推定する。 The control device 5 estimates the resistance component R, the reactance component X, and the reference voltage V r of the system impedance that minimizes the objective function (16) below by nonlinear programming.

Figure 2017046408
Figure 2017046408

次に、図５を用いて、系統インピーダンスの抵抗成分Ｒとリアクタンス成分Ｘと電力系統１の基準電圧Ｖｒとの推定方法の具体例を説明する。
図５はこの発明の実施の形態１における分散型電源システムの制御装置による系統インピーダンスの抵抗成分とリアクタンス成分と電力系統の基準電圧との推定方法の具体例を説明するための図である。 Next, a specific example of a method for estimating the resistance component R of the system impedance, the reactance component X, and the reference voltage V r of the power system 1 will be described with reference to FIG.
FIG. 5 is a diagram for explaining a specific example of a method of estimating the resistance component, reactance component of the system impedance, and the reference voltage of the power system by the control device of the distributed power supply system according to Embodiment 1 of the present invention.

例えば、制御装置５は、ニュートン法により系統インピーダンスの抵抗成分Ｒとリアクタンス成分Ｘと電力系統１の基準電圧Ｖｒとを推定する。制御装置５において、関数ｆｋ（Ｒ、Ｘ、Ｖｒ）は、次の（１７）式で表される。 For example, the control device 5 estimates the resistance component R, the reactance component X, and the reference voltage V r of the power system 1 of the system impedance by the Newton method. In the control device 5, the function f k (R, X, V r ) is expressed by the following equation (17).

Figure 2017046408
Figure 2017046408

ニュートン法においては、次の（１８）式が成立する。   In the Newton method, the following equation (18) holds.

Figure 2017046408
Figure 2017046408

連系点４の有効電力Ｐと無効電力Ｑと電圧Ｖｓとについて７組のデータがサンプリングされた場合、Ｆｋ、Ｊｋ、ｘｋは、以下の（１９）式から（２１）式で表される。 When seven sets of data are sampled for the active power P, reactive power Q, and voltage V s at the interconnection point 4, F k , J k , and x k are expressed as expressed.

Figure 2017046408
Figure 2017046408

Figure 2017046408
Figure 2017046408

Figure 2017046408
Figure 2017046408

制御装置５は、次の（２２）式を用いてｘ（ｋ＋１）を推定する。 The control device 5 estimates x (k + 1) using the following equation (22).

Figure 2017046408
Figure 2017046408

Ｊｋの転置行列がＪｋ Ｔと表される場合、（２２）式は、（２３）式に変形される。 If transposed matrix of J k is expressed as J k T, (22) formula is transformed into equation (23).

Figure 2017046408
Figure 2017046408

次の（２４）式および（２５）式が仮定されると、（２３）式は（２６）式に変形される。   If the following equations (24) and (25) are assumed, equation (23) is transformed into equation (26).

Figure 2017046408
Figure 2017046408

Figure 2017046408
Figure 2017046408

Figure 2017046408
Figure 2017046408

制御装置５は、（２６）式を用いてｘ（ｋ＋１）を推定する。具体的には、ｘ（ｋ＋１）は、次の（２７）式で推定される。 The control device 5 estimates x (k + 1) using the equation (26). Specifically, x (k + 1) is estimated by the following equation (27).

Figure 2017046408
Figure 2017046408

次に、図６を用いて、制御装置５の動作を説明する。
図６はこの発明の実施の形態１における分散型電源システムの制御装置の動作を説明するためのフローチャートである。 Next, operation | movement of the control apparatus 5 is demonstrated using FIG.
FIG. 6 is a flowchart for explaining the operation of the control device of the distributed power supply system according to the first embodiment of the present invention.

ステップＳ１では、制御装置５は、ｋを「−１」に設定する。その後、ステップＳ２に進む。ステップＳ２では、制御装置５は、ｘ（０）を入力する。その後、ステップＳ３に進む。ステップＳ３では、制御装置５は、ｋに対してインクリメント処理を行う。その後、ステップＳ４に進む。 In step S1, the control device 5 sets k to “−1”. Thereafter, the process proceeds to step S2. In step S2, the control device 5 inputs x (0) . Thereafter, the process proceeds to step S3. In step S3, the control device 5 performs an increment process on k. Thereafter, the process proceeds to step S4.

ステップＳ４では、制御装置５は、ｘ（ｋ＋１）を演算する。その後、ステップＳ５に進む。ステップＳ５では、制御装置５は、解の精度検査を行う。具体的には、制御装置５は、ｆ（ｋ+１）が十分に小さいか否かを判定する。より具体的には、制御装置５は、ｆ（ｋ+１）が予め設定された閾値εよりも小さいか否かを判定する。 In step S4, the control device 5 calculates x (k + 1) . Thereafter, the process proceeds to step S5. In step S5, the control device 5 performs a solution accuracy test. Specifically, the control device 5 determines whether f (k + 1) is sufficiently small. More specifically, the control device 5 determines whether or not f (k + 1) is smaller than a preset threshold value ε.

ステップＳ５でｆ（ｋ+１）が十分に小さくない場合は、ステップＳ６に進む。ステップＳ６では、制御装置５は、反復回数検査を行う。具体的には、制御装置５は、ｋが予め設定されたｋｍａｘよりも小さいか否かを判定する。 If f (k + 1) is not sufficiently small in step S5, the process proceeds to step S6. In step S <b> 6, the control device 5 performs a repeat count inspection. Specifically, the control device 5 determines whether or not k is smaller than a preset k max .

ステップＳ６でｋが予め設定されたｋｍａｘよりも小さい場合は、ステップＳ３に戻る。 If k is smaller than k max set in advance in step S6, the process returns to step S3.

ステップＳ５でｆ（ｋ+１）が十分に小さい場合とステップＳ６でｋが予め設定されたｋｍａｘ以上の場合は、動作が終了する。 If f (k + 1) is sufficiently small in step S5 and if k is greater than or equal to preset k max in step S6, the operation ends.

以上で説明した実施の形態１によれば、制御装置５は、電力系統１の基準電圧Ｖｒと系統インピーダンス（Ｒ＋ｊＸ）と連系点４の現在の有効電力Ｐとに基づいて電力系統１の電圧変動を抑制するように連系点４の無効電力Ｑを演算する。このため、系統インピーダンス（Ｒ＋ｊＸ）が大きな電力系統１においても、電力系統１の電圧変動をより確実に抑制することができる。 According to the first embodiment described above, the control device 5 controls the power system 1 based on the reference voltage V r of the power system 1, the system impedance (R + jX), and the current active power P at the interconnection point 4. The reactive power Q at the interconnection point 4 is calculated so as to suppress the voltage fluctuation. For this reason, even in the power system 1 with a large system impedance (R + jX), the voltage fluctuation of the power system 1 can be more reliably suppressed.

また、制御装置５は、連系点４の有効電力Ｐと無効電力Ｑと電圧Ｖｓとに基づいて非線形計画法により系統インピーダンスの抵抗成分Ｒとリアクタンス成分Ｘとを推定する。このため、系統インピーダンス（Ｒ＋ｊＸ）でも精度よく推定することができる。 Further, the control unit 5 estimates the resistance component R and reactance component X of the system impedance by nonlinear programming based on the active power P and reactive power Q and the voltage V s of the linking point 4. For this reason, it is possible to accurately estimate the system impedance (R + jX).

また、制御装置５は、ニュートン法により系統インピーダンスの抵抗成分Ｒとリアクタンス成分Ｘとを推定する。このため、系統インピーダンス（Ｒ＋ｊＸ）を二次収束により早く推定することができる。   Further, the control device 5 estimates the resistance component R and reactance component X of the system impedance by the Newton method. For this reason, system | strain impedance (R + jX) can be estimated earlier by secondary convergence.

なお、連系点４の有効電力Ｐと無効電力Ｑと電圧Ｖｓとについて、複数組のデータのサンプリングは、適宜行われる。例えば、パワーコンディショナ３の発電電力を徐々に絞って、連系点４の有効電力Ｐと無効電力Ｑと電圧Ｖｓとを短時間に変化させて連系点４の有効電力Ｐと無効電力Ｑと電圧Ｖｓとをサンプリングしてもよい。例えば、朝と昼と夕方とにおいて予め設定された時刻に連系点４の有効電力Ｐと無効電力Ｑと電圧Ｖｓとをサンプリングしてもよい。 Note that sampling of a plurality of sets of data is appropriately performed for the active power P, reactive power Q, and voltage V s at the interconnection point 4. For example, the power generation power squeezed gradually conditioners 3, active power P and reactive power linking point 4 a short time in changing the active power P and reactive power Q and the voltage V s of the linking point 4 and Q and voltage V s may be sampled. For example, it may be sampled and active power P and reactive power Q and the voltage V s of the linking point 4 at a preset time in the morning and evening and day.

なお、非線形計画法として、二分法を採用してもよい。この場合も、系統インピーダンス（Ｒ＋ｊＸ）を精度よく推定することができる。   A bisection method may be adopted as the nonlinear programming method. Also in this case, the system impedance (R + jX) can be estimated with high accuracy.

次に、図７を用いて、制御装置５の例を説明する。
図７はこの発明の実施の形態１における分散型電源システムの制御装置のハードウェア構成図である。 Next, an example of the control device 5 will be described with reference to FIG.
FIG. 7 is a hardware configuration diagram of the control device of the distributed power supply system according to the first embodiment of the present invention.

制御装置５の各機能は、処理回路により実現される。例えば、処理回路は、少なくとも１つのプロセッサ６ａと少なくとも１つのメモリ６ｂとを備える。例えば、処理回路は、少なくとも１つの専用のハードウェア７を備える。   Each function of the control device 5 is realized by a processing circuit. For example, the processing circuit includes at least one processor 6a and at least one memory 6b. For example, the processing circuit comprises at least one dedicated hardware 7.

処理回路が少なくとも１つのプロセッサ６ａと少なくとも１つのメモリ６ｂとを備える場合、制御装置５の各機能は、ソフトウェア、ファームウェア、又はソフトウェアとファームウェアとの組み合わせにより実現される。ソフトウェアおよびファームウェアの少なくとも一方は、プログラムとして記述される。ソフトウェアおよびファームウェアの少なくとも一方は、少なくとも１つのメモリ６ｂに格納される。少なくとも１つのプロセッサ６ａは、少なくとも１つのメモリ６ｂに記憶されたプログラムを読み出して実行することにより、制御装置５の各機能を実現する。少なくとも１つのプロセッサ６ａは、ＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎｉｔ）、中央処理装置、処理装置、演算装置、マイクロプロセッサ、マイクロコンピュータ、ＤＳＰともいう。例えば、少なくとも１つのメモリ６ｂは、ＲＡＭ、ＲＯＭ、フラッシュメモリ、ＥＰＲＯＭ、ＥＥＰＲＯＭ等の、不揮発性又は揮発性の半導体メモリ、磁気ディスク、フレキシブルディスク、光ディスク、コンパクトディスク、ミニディスク、ＤＶＤ等である。   When the processing circuit includes at least one processor 6a and at least one memory 6b, each function of the control device 5 is realized by software, firmware, or a combination of software and firmware. At least one of software and firmware is described as a program. At least one of software and firmware is stored in at least one memory 6b. At least one processor 6a implements each function of the control device 5 by reading and executing a program stored in at least one memory 6b. The at least one processor 6a is also referred to as a CPU (Central Processing Unit), a central processing unit, a processing unit, an arithmetic unit, a microprocessor, a microcomputer, and a DSP. For example, the at least one memory 6b is a nonvolatile or volatile semiconductor memory such as a RAM, a ROM, a flash memory, an EPROM, or an EEPROM, a magnetic disk, a flexible disk, an optical disk, a compact disk, a mini disk, a DVD, or the like.

処理回路が少なくとも１つの専用のハードウェア７を備える場合、処理回路は、例えば、単一回路、複合回路、プログラム化したプロセッサ、並列プログラム化したプロセッサ、ＡＳＩＣ、ＦＰＧＡ、又はこれらを組み合わせたものである。例えば、制御装置５の各機能それぞれは、処理回路で実現される。例えば、制御装置５の各機能は、まとめて処理回路で実現される。   If the processing circuit comprises at least one dedicated hardware 7, the processing circuit is, for example, a single circuit, a composite circuit, a programmed processor, a parallel programmed processor, an ASIC, an FPGA, or a combination thereof. is there. For example, each function of the control device 5 is realized by a processing circuit. For example, each function of the control device 5 is collectively realized by a processing circuit.

制御装置５の各機能について、一部を専用のハードウェア７で実現し、一部をソフトウェア又はファームウェアで実現してもよい。例えば、無効電力演算部５ａの機能については専用のハードウェア７としての処理回路で実現し、系統インピーダンス推定部５ｂの機能については少なくとも１つのプロセッサ６ａが少なくとも１つのメモリ６ｂに格納されたプログラムを読み出して実行することによって実現してもよい。   A part of each function of the control device 5 may be realized by the dedicated hardware 7 and a part may be realized by software or firmware. For example, the function of the reactive power calculation unit 5a is realized by a processing circuit as dedicated hardware 7, and the function of the system impedance estimation unit 5b is programmed by at least one processor 6a stored in at least one memory 6b. You may implement | achieve by reading and executing.

このように、処理回路は、ハードウェア７、ソフトウェア、ファームウェア、又はこれらの組み合わせによって、制御装置５の各機能を実現する。   In this way, the processing circuit realizes each function of the control device 5 by the hardware 7, software, firmware, or a combination thereof.

実施の形態２．
図８はこの発明の実施の形態２における分散型電源システムの制御装置が適用された分散型電源システムの構成図である。なお、実施の形態１と同一又は相当部分には、同一符号が付される。当該部分の説明は省略される。 Embodiment 2. FIG.
FIG. 8 is a configuration diagram of a distributed power supply system to which the distributed power supply system control device according to the second embodiment of the present invention is applied. In addition, the same code | symbol is attached | subjected to the same part as Embodiment 1, or an equivalent part. The description of this part is omitted.

図８において、分散型電源システムは、電力系統１と複数の太陽電池モジュール２と複数のパワーコンディショナ３とを備える。   In FIG. 8, the distributed power supply system includes a power system 1, a plurality of solar cell modules 2, and a plurality of power conditioners 3.

例えば、電力系統１は、電力会社により運用される。例えば、複数の太陽電池モジュール２は、建築物の屋上に設けられる。複数のパワーコンディショナ３の各々は、電力系統１と複数の太陽電池モジュール２の各々との間に接続される。複数のパワーコンディショナ３の各々は、連系点４を介して電力系統１に接続される。   For example, the electric power system 1 is operated by an electric power company. For example, the plurality of solar cell modules 2 are provided on the roof of a building. Each of the plurality of power conditioners 3 is connected between the power system 1 and each of the plurality of solar cell modules 2. Each of the plurality of power conditioners 3 is connected to the power system 1 via the interconnection point 4.

電力量計８は、複数のパワーコンディショナ３の各々と連系点４との間に接続される。制御装置５は、ハブ９を介してパワーコンディショナ３と接続される。制御装置５は、無効電力演算部５ａと制御量演算部５ｃと出力値設定部５ｄと系統インピーダンス推定部５ｂとを備える。   The watt hour meter 8 is connected between each of the plurality of power conditioners 3 and the interconnection point 4. The control device 5 is connected to the power conditioner 3 via the hub 9. The control device 5 includes a reactive power calculation unit 5a, a control amount calculation unit 5c, an output value setting unit 5d, and a system impedance estimation unit 5b.

複数の太陽電池モジュール２の各々は、太陽光の照射により直流電力を発生させる。複数のパワーコンディショナ３の各々は、当該直流電力を交流電力に変換する。複数のパワーコンディショナ３の各々は、当該交流電力を電力系統１に送る。この際、電力量計８は、連系点４の現在の有効電力Ｐと無効電力ＱＰを把握する。 Each of the plurality of solar cell modules 2 generates DC power by irradiation with sunlight. Each of the plurality of power conditioners 3 converts the DC power into AC power. Each of the plurality of power conditioners 3 sends the AC power to the power system 1. At this time, the power meter 8, to grasp the current active power P and reactive power Q P interconnection node 4.

制御装置５において、無効電力演算部５ａは、電力系統１の基準電圧Ｖｒと系統インピーダンス（Ｒ＋ｊＸ）と連系点４の現在の有効電力Ｐとに基づいて電力系統１の電圧変動を抑制するように連系点４の無効電力Ｑｓを演算する。 In the control device 5, the reactive power calculation unit 5 a suppresses voltage fluctuations of the power system 1 based on the reference voltage V r of the power system 1, the system impedance (R + jX), and the current active power P at the connection point 4. Thus, the reactive power Q s at the interconnection point 4 is calculated.

制御装置５において、制御量演算部５ｃは、無効電力演算部５ａにより演算された無効電力Ｑｓと連系点４の現在の無効電力ＱＰに基づいて複数のパワーコンディショナ３の全体に対する無効電力の制御量ＭＶを演算する。 In the control device 5, the control amount calculation unit 5c, disabled for the whole of the plurality of the power conditioner 3 based on the current reactive power Q P reactive power Q s and linking point 4 calculated by the reactive power calculation unit 5a The control amount MV of electric power is calculated.

制御装置５において、出力値設定部５ｄは、制御量演算部５ｃにより演算された無効電力の制御量ＭＶに基づいて複数のパワーコンディショナ３の各々の力率が予め設定された値以下とならない範囲で複数のパワーコンディショナ３の各々の無効電力の出力値を設定する。   In the control device 5, the output value setting unit 5 d does not have the power factor of each of the plurality of power conditioners 3 equal to or less than a preset value based on the reactive power control amount MV calculated by the control amount calculation unit 5 c. The reactive power output value of each of the plurality of power conditioners 3 is set within the range.

複数のパワーコンディショナ３の各々は、制御装置５により設定された無効電力を出力する。その結果、連系点４において、必要な無効電力Ｑｓが得られる。 Each of the plurality of power conditioners 3 outputs reactive power set by the control device 5. As a result, the necessary reactive power Q s is obtained at the interconnection point 4.

次に、図９を用いて、制御装置５の動作の概要を説明する。
図９はこの発明の実施の形態２における分散型電源システムの制御装置の動作の概要を説明するためのフローチャートである。 Next, the outline | summary of operation | movement of the control apparatus 5 is demonstrated using FIG.
FIG. 9 is a flowchart for explaining the outline of the operation of the control device of the distributed power supply system according to the second embodiment of the present invention.

ステップＳ１１では、制御装置５は、電力系統１の電圧変動を抑制するように連系点４の無効電力Ｑｓを演算する。その後、ステップＳ１２に進む。ステップＳ１２では、制御装置５は、連系点４の無効電力の制御量ＭＶを演算する。その後、ステップＳ１３に進む。ステップＳ１３では、制御装置５は、複数のパワーコンディショナ３の各々における無効電力の出力値を設定する。 In step S <b> 11, the control device 5 calculates the reactive power Q s at the interconnection point 4 so as to suppress voltage fluctuations in the power system 1. Thereafter, the process proceeds to step S12. In step S <b> 12, the control device 5 calculates a control amount MV of reactive power at the interconnection point 4. Thereafter, the process proceeds to step S13. In step S <b> 13, the control device 5 sets an output value of reactive power in each of the plurality of power conditioners 3.

次に、図１０を用いて、連系点４の無効電力の制御量ＭＶの演算方法を説明する。
図１０はこの発明の実施の形態２における分散型電源システムの制御装置による無効電力の制御量の演算方法を説明するための図である。 Next, a method of calculating the reactive power control amount MV at the interconnection point 4 will be described with reference to FIG.
FIG. 10 is a diagram for explaining a reactive power control amount calculation method by the control device of the distributed power supply system according to the second embodiment of the present invention.

図１０において、制御装置５は、連系点４の無効電力をＰＩ制御する。具体的には、制御装置５は、演算された無効電力Ｑｓと連系点４の現在の無効電力ＱＰとの差に基づいて無効電力の制御量ＭＶを演算する。 In FIG. 10, the control device 5 performs PI control on the reactive power at the interconnection point 4. Specifically, the control unit 5 calculates a control amount MV of reactive power on the basis of the difference between the current reactive power Q P of the computed reactive power Q s and linking point 4.

次に、図１１を用いて、複数のパワーコンディショナ３の各々における無効電力の出力値の設定方法を説明する。
図１１はこの発明の実施の形態２における分散型電源システムの制御装置による複数のパワーコンディショナの各々における無効電力の出力値の設定方法を説明するためのフローチャートである。 Next, the reactive power output value setting method in each of the plurality of power conditioners 3 will be described with reference to FIG.
FIG. 11 is a flowchart for explaining a reactive power output value setting method in each of a plurality of power conditioners by the control device of the distributed power supply system according to the second embodiment of the present invention.

ステップＳ２１では、制御装置５は、現在の連系点４の無効電力Ｑｓを残無効電力出力値とする。残無効電力出力値を複数のパワーコンディショナ３の数で除した値を複数のパワーコンディショナ３の各々の無効電力目標値とする。その後、ステップＳ２２に進む。 In step S21, the control device 5 sets the reactive power Q s at the current interconnection point 4 as the remaining reactive power output value. A value obtained by dividing the remaining reactive power output value by the number of the plurality of power conditioners 3 is set as a reactive power target value of each of the plurality of power conditioners 3. Thereafter, the process proceeds to step S22.

ステップＳ２２では、制御装置５は、当該パワーコンディショナ３のインデックスが複数のパワーコンディショナ３の数以下か否かを判定する。   In step S <b> 22, the control device 5 determines whether or not the index of the power conditioner 3 is equal to or less than the number of the plurality of power conditioners 3.

ステップＳ２２で当該パワーコンディショナ３のインデックスが複数のパワーコンディショナ３の数以下の場合は、ステップＳ２３に進む。ステップＳ２３では、制御装置５は、当該パワーコンディショナ３の無効電力目標値の絶対値が現在の有効電力に対応した無効電力上限値の絶対値以上か否かを判定する。   If the index of the power conditioner 3 is equal to or less than the number of the plurality of power conditioners 3 in step S22, the process proceeds to step S23. In step S23, the control device 5 determines whether or not the absolute value of the reactive power target value of the power conditioner 3 is greater than or equal to the absolute value of the reactive power upper limit value corresponding to the current active power.

ステップＳ２３で当該パワーコンディショナ３の無効電力目標値の絶対値が現在の有効電力に対応した無効電力上限値の絶対値以上の場合は、ステップＳ２４に進む。ステップＳ２４では、制御装置５は、当該パワーコンディショナ３の無効電力の出力値を現在の有効電力に対応した無効電力上限値に当該パワーコンディショナ３の無効電力目標値の符号関数を乗じた値に設定する。   If the absolute value of the reactive power target value of the power conditioner 3 is greater than or equal to the absolute value of the reactive power upper limit value corresponding to the current active power in step S23, the process proceeds to step S24. In step S24, the control device 5 multiplies the reactive power output value of the power conditioner 3 by the sign function of the reactive power target value of the power conditioner 3 to the reactive power upper limit value corresponding to the current active power. Set to.

ステップＳ２３で当該パワーコンディショナ３の無効電力目標値の絶対値が現在の有効電力に対応した無効電力上限値の絶対値未満の場合は、ステップＳ２５に進む。ステップＳ２５では、制御装置５は、当該パワーコンディショナ３の無効電力の出力値を当該パワーコンディショナ３の無効電力目標値に設定する。   When the absolute value of the reactive power target value of the power conditioner 3 is less than the absolute value of the reactive power upper limit value corresponding to the current active power in step S23, the process proceeds to step S25. In step S <b> 25, the control device 5 sets the reactive power output value of the power conditioner 3 to the reactive power target value of the power conditioner 3.

ステップＳ２４またはステップＳ２５の後は、ステップＳ２６に進む。ステップＳ２６では、制御装置５は、当該パワーコンディショナ３が運転中か否かを判定する。   After step S24 or step S25, the process proceeds to step S26. In step S26, the control device 5 determines whether or not the power conditioner 3 is in operation.

ステップＳ２６で当該パワーコンディショナ３が運転中でない場合は、ステップＳ２７に進む。ステップＳ２７では、制御装置５は、当該パワーコンディショナ３の無効電力の出力値を０に設定する。その後、ステップＳ２８に進む。   If the power conditioner 3 is not in operation in step S26, the process proceeds to step S27. In step S27, the control device 5 sets the output value of the reactive power of the power conditioner 3 to zero. Thereafter, the process proceeds to step S28.

ステップＳ２６で当該パワーコンディショナ３が運転中の場合は、ステップＳ２７を経由せずにステップＳ２８に進む。   If the power conditioner 3 is operating in step S26, the process proceeds to step S28 without going through step S27.

ステップＳ２８では、制御装置５は、当該パワーコンディショナ３の無効電力の出力値の絶対値が残無効電力出力値の絶対値以上か否かを判定する。   In step S28, the control device 5 determines whether or not the absolute value of the reactive power output value of the power conditioner 3 is greater than or equal to the absolute value of the remaining reactive power output value.

ステップＳ２８で当該パワーコンディショナ３の無効電力の出力値の絶対値が残無効電力出力値の絶対値以上の場合は、ステップＳ２９に進む。ステップＳ２９では、制御装置５は、当該パワーコンディショナ３の無効電力の出力値を残無効電力出力値に当該パワーコンディショナ３の無効電力目標値の符号関数を乗じた値に設定する。その後、ステップＳ３０に進む。   If the absolute value of the reactive power output value of the power conditioner 3 is greater than or equal to the absolute value of the remaining reactive power output value in step S28, the process proceeds to step S29. In step S29, the control device 5 sets the output value of the reactive power of the power conditioner 3 to a value obtained by multiplying the remaining reactive power output value by the sign function of the reactive power target value of the power conditioner 3. Thereafter, the process proceeds to step S30.

ステップＳ２８で当該パワーコンディショナ３の無効電力の出力値の絶対値が残無効電力出力値の絶対値未満の場合は、ステップＳ２９を経由せずにステップＳ３０に進む。   If the absolute value of the reactive power output value of the power conditioner 3 is less than the absolute value of the remaining reactive power output value in step S28, the process proceeds to step S30 without going through step S29.

ステップＳ３０では、制御装置５は、残無効電力出力値から当該パワーコンディショナ３の無効電力の出力値の絶対値を差し引いた値を新たな残無効電力出力値とする。その後、ステップＳ３１に進む。   In step S30, the control device 5 sets a value obtained by subtracting the absolute value of the reactive power output value of the power conditioner 3 from the remaining reactive power output value as a new remaining reactive power output value. Thereafter, the process proceeds to step S31.

ステップＳ３１では、制御装置５は、パワーコンディショナ３のインデックスに対してインクリメント処理を行う。その後、ステップＳ３２に進む。ステップＳ３２では、制御装置５は、パワーコンディショナ３のインデックスが複数のパワーコンディショナ３の数以上か否かを判定する。   In step S <b> 31, the control device 5 performs an increment process on the index of the power conditioner 3. Thereafter, the process proceeds to step S32. In step S <b> 32, the control device 5 determines whether or not the index of the power conditioner 3 is equal to or greater than the number of the plurality of power conditioners 3.

ステップＳ３２でパワーコンディショナ３のインデックスが複数のパワーコンディショナ３の数未満の場合は、ステップＳ２１に戻る。   When the index of the power conditioner 3 is less than the number of the plurality of power conditioners 3 in step S32, the process returns to step S21.

ステップＳ２２でパワーコンディショナ３のインデックスがパワーコンディショナ３の数よりも大きい場合またはステップＳ３２でパワーコンディショナ３のインデックスがパワーコンディショナ３の数以上の場合は、動作が終了する。   If the index of the power conditioner 3 is larger than the number of power conditioners 3 in step S22, or if the index of the power conditioner 3 is greater than or equal to the number of power conditioners 3 in step S32, the operation ends.

以上で説明した実施の形態２によれば、無効電力の制御量ＭＶは、演算された無効電力Ｑｓと連系点４の現在の無効電力ＱＰと基づいて演算される。複数のパワーコンディショナ３の各々の無効電力の出力値は、無効電力の制御量ＭＶに基づいて複数のパワーコンディショナ３の各々の力率が予め設定された値以下とならない範囲で設定される。連系点４の無効電力が足りない場合は、制御量ＭＶが前回よりも大きく演算される。その結果、複数のパワーコンディショナ３の出力値も、前回よりも大きく設定される。このため、現実の無効電力を目標とした無効電力Ｑｓに近付けることができる。 According to the second embodiment described above, the control amount MV of the reactive power is calculated based on the current reactive power Q P of the computed reactive power Q s and linking point 4. The output value of reactive power of each of the plurality of power conditioners 3 is set in a range in which the power factor of each of the plurality of power conditioners 3 is not less than a preset value based on the reactive power control amount MV. . When the reactive power at the interconnection point 4 is insufficient, the control amount MV is calculated larger than the previous time. As a result, the output values of the plurality of power conditioners 3 are also set larger than the previous time. For this reason, it is possible to approach the reactive power Q s targeting the actual reactive power.

なお、実施の形態１および実施の形態２において、太陽電池モジュール２の代わりに他の自然エネルギー生成装置を用いてもよい。例えば、太陽電池モジュール２の代わりに風力発電装置を用いてもよい。この場合も、実施の形態１および実施の形態２と同様の効果を得ることができる。   In Embodiment 1 and Embodiment 2, another natural energy generation device may be used instead of the solar cell module 2. For example, a wind power generator may be used instead of the solar cell module 2. Also in this case, the same effects as those of the first and second embodiments can be obtained.

１ 電力系統、 ２ 太陽電池モジュール、 ３ パワーコンディショナ、 ４ 連系点、 ５ 制御装置、 ５ａ 無効電力演算部、 ５ｂ 系統インピーダンス推定部、 ５ｃ 制御量演算部、 ５ｄ 出力値設定部、 ６ａ プロセッサ、 ６ｂ メモリ、 ７ ハードウェア、 ８ 電力量計、 ９ ハブ   DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 Power system, 2 Solar cell module, 3 Power conditioner, 4 Connection point, 5 Control apparatus, 5a Reactive power calculating part, 5b System impedance estimation part, 5c Control amount calculating part, 5d Output value setting part, 6a Processor, 6b memory, 7 hardware, 8 watt-hour meter, 9 hub

連系点４の電圧Ｖ Ｓ の変動が最小化される場合は、次の（４）式が成立する。 When the fluctuation of the voltage V S at the interconnection point 4 is minimized, the following equation (4) is established.

連系点４の電圧Ｖ Ｓ の変動が最小化される場合の無効電力Ｑは、次の（１４）式で得られる。 The reactive power Q when the fluctuation of the voltage V S at the interconnection point 4 is minimized is obtained by the following equation (14).

Claims (4)

自然エネルギー生成装置に接続されたパワーコンディショナが連系点を介して電力系統に接続されている際に、前記連系点の有効電力と無効電力と電圧とに基づいて非線形計画法により系統インピーダンスの抵抗成分とリアクタンス成分とを推定する系統インピーダンス推定部、
を備えた分散型電源システムの制御装置。 When the power conditioner connected to the natural energy generator is connected to the power system via the connection point, the system impedance is determined by nonlinear programming based on the active power, reactive power, and voltage of the connection point. A system impedance estimator for estimating the resistance component and reactance component of
A control device for a distributed power supply system comprising: 前記系統インピーダンス推定部は、ニュートン法により前記系統インピーダンスの抵抗成分とリアクタンス成分とを推定する請求項１に記載の分散型電源システムの制御装置。   The control apparatus for a distributed power system according to claim 1, wherein the system impedance estimation unit estimates a resistance component and a reactance component of the system impedance by a Newton method. 自然エネルギー生成装置に接続されたパワーコンディショナが連系点を介して電力系統に接続されている際に、前記連系点の有効電力と無効電力と電圧とに基づいて非線形計画法により系統インピーダンスの抵抗成分とリアクタンス成分とを推定する系統インピーダンス推定工程、
を備えた分散型電源システムの制御方法。 When the power conditioner connected to the natural energy generator is connected to the power system via the connection point, the system impedance is determined by nonlinear programming based on the active power, reactive power, and voltage of the connection point. System impedance estimation process for estimating the resistance component and reactance component of
For controlling a distributed power supply system comprising: 前記系統インピーダンス推定工程は、ニュートン法により前記系統インピーダンスの抵抗成分とリアクタンス成分とを推定する工程を含む請求項３に記載の分散型電源システムの制御方法。   4. The distributed power system control method according to claim 3, wherein the system impedance estimation step includes a step of estimating a resistance component and a reactance component of the system impedance by a Newton method.
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