JP6384426B2 - Control device and control method for distributed power supply system - Google Patents
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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。
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
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 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、複数の自然エネルギー生成装置の各々に接続された複数のパワーコンディショナの各々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と、前記電力系統の基準電圧と前記系統インピーダンスと前記連系点の現在の有効電力とに基づいて前記電力系統の電圧変動を抑制するように前記連系点の無効電力を演算する無効電力演算部と、前記無効電力演算部により演算された無効電力と前記連系点の現在の無効電力に基づいて前記複数のパワーコンディショナに対する無効電力の制御量を演算する制御量演算部と、前記制御量演算部により演算された無効電力の制御量に基づいて前記複数のパワーコンディショナ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前記複数のパワーコンディショナの各々の無効電力の出力値を設定する出力値設定部と、を備えた。 Controller of the distributed power supply system according to this invention, when each of the plurality of power conditioners connected to each of a plurality of natural energy generation apparatus is connected to the power system via the interconnection point, the wherein the system impedance estimating unit for estimating a resistance component and a reactance component of system impedance by nonlinear programming based on the active and reactive power and the voltage of the interconnection point, the reference voltage of the electric power system and the system impedance and communicating A reactive power calculation unit that calculates reactive power at the interconnection point so as to suppress voltage fluctuation of the power system based on a current active power at a system point, and a reactive power calculated by the reactive power calculation unit A control amount calculation unit for calculating a control amount of reactive power for the plurality of power conditioners based on a current reactive power of the interconnection point; The reactive power output value of each of the plurality of power conditioners is within a range in which the power factor of each of the plurality of power conditioners is not less than or equal to a preset value based on the control amount of the reactive power calculated by the unit. And an output value setting unit for setting .
この発明に係る分散型電源システムの制御方法は、複数の自然エネルギー生成装置の各々に接続された複数のパワーコンディショナの各々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と、前記電力系統の基準電圧と前記系統インピーダンスと前記連系点の現在の有効電力とに基づいて前記電力系統の電圧変動を抑制するように前記連系点の無効電力を演算する無効電力演算工程と、前記無効電力演算工程により演算された無効電力と前記連系点の現在の無効電力に基づいて前記複数のパワーコンディショナに対する無効電力の制御量を演算する制御量演算工程と、前記制御量演算工程により演算された無効電力の制御量に基づいて前記複数のパワーコンディショナ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前記複数のパワーコンディショナの各々の無効電力の出力値を設定する出力値設定工程と、を備えた。
The method of the distributed power supply system according to this invention, when each of the plurality of power conditioners connected to each of a plurality of natural energy generation apparatus is connected to the power system via the interconnection point, the wherein the system impedance estimating step of estimating a resistance component of line impedance and reactance component by nonlinear programming based on the active and reactive power and the voltage of the interconnection point, the reference voltage of the electric power system and the system impedance communicating A reactive power calculation step of calculating reactive power at the interconnection point so as to suppress voltage fluctuations of the power system based on a current active power of a system point; and reactive power calculated by the reactive power calculation step; A control amount calculation step of calculating a control amount of reactive power for the plurality of power conditioners based on the current reactive power of the interconnection point; and The reactive power of each of the plurality of power conditioners is within a range in which the power factor of each of the plurality of power conditioners does not fall below a preset value based on the control amount of the reactive power calculated by the control amount calculation step. An output value setting step for setting an output value .
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。
1 is a configuration diagram of a distributed power supply system to which a control device for a distributed power supply system according to
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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).
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
（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.
（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.
（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.
（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.
（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.
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).
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).
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
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
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
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
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
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。
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
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
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
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
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
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.
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 by the following equations (19) to (21): expressed.
制御装置５は、次の（２２）式を用いてｘ（ｋ＋１）を推定する。
The
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).
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).
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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。
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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。
When the absolute value of the reactive power target value of the
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
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
Claims (4)
前記電力系統の基準電圧と前記系統インピーダンスと前記連系点の現在の有効電力とに基づいて前記電力系統の電圧変動を抑制するように前記連系点の無効電力を演算する無効電力演算部と、
前記無効電力演算部により演算された無効電力と前記連系点の現在の無効電力に基づいて前記複数のパワーコンディショナに対する無効電力の制御量を演算する制御量演算部と、
前記制御量演算部により演算された無効電力の制御量に基づいて前記複数のパワーコンディショナ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前記複数のパワーコンディショナの各々の無効電力の出力値を設定する出力値設定部と、
を備えた分散型電源システムの制御装置。 When each of the plurality of power conditioners connected to each of a plurality of natural energy generation apparatus is connected to the power system via the interconnection point, in the active and reactive power and the voltage of the connecting point a system impedance estimating unit for estimating a resistance component of line impedance and reactance component by nonlinear programming based,
A reactive power calculation unit that calculates reactive power at the interconnection point so as to suppress voltage fluctuation of the power system based on a reference voltage of the power system, the system impedance, and a current active power at the interconnection point; ,
A control amount calculation unit that calculates a reactive power control amount for the plurality of power conditioners based on the reactive power calculated by the reactive power calculation unit and the current reactive power of the interconnection point;
Reactive power of each of the plurality of power conditioners within a range in which the power factor of each of the plurality of power conditioners does not fall below a preset value based on the control amount of reactive power calculated by the control amount calculation unit An output value setting section for setting the output value of
A control device for a distributed power supply system comprising:
前記電力系統の基準電圧と前記系統インピーダンスと前記連系点の現在の有効電力とに基づいて前記電力系統の電圧変動を抑制するように前記連系点の無効電力を演算する無効電力演算工程と、
前記無効電力演算工程により演算された無効電力と前記連系点の現在の無効電力に基づいて前記複数のパワーコンディショナに対する無効電力の制御量を演算する制御量演算工程と、
前記制御量演算工程により演算された無効電力の制御量に基づいて前記複数のパワーコンディショナ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前記複数のパワーコンディショナの各々の無効電力の出力値を設定する出力値設定工程と、
を備えた分散型電源システムの制御方法。 When each of the plurality of power conditioners connected to each of a plurality of natural energy generation apparatus is connected to the power system via the interconnection point, in the active and reactive power and the voltage of the connecting point a system impedance estimating step of estimating a resistance component of line impedance and reactance component by nonlinear programming based,
A reactive power calculating step of calculating reactive power at the interconnection point so as to suppress voltage fluctuation of the power system based on a reference voltage of the power system, the system impedance, and a current active power at the interconnection point; ,
A control amount calculation step of calculating a reactive power control amount for the plurality of power conditioners based on the reactive power calculated by the reactive power calculation step and the current reactive power of the interconnection point;
Reactive power of each of the plurality of power conditioners within a range in which the power factor of each of the plurality of power conditioners does not fall below a preset value based on the control amount of reactive power calculated by the control amount calculation step An output value setting process for setting the output value of
For controlling a distributed power supply system comprising:
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