WO2021014579A1 - 電力変換装置及び分散型電源システム - Google Patents

電力変換装置及び分散型電源システム Download PDF

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WO2021014579A1
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power
value
voltage
interconnection point
estimated value
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重政　隆
康晃 三ッ木
克也 平
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東芝三菱電機産業システム株式会社
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    • Y02E40/00—Technologies for an efficient electrical power generation, transmission or distribution
    • Y02E40/30—Reactive power compensation

Definitions

  • An embodiment of the present invention relates to a power conversion device and a distributed power supply system.
  • the distributed power supply is used to compensate for the voltage fluctuation at the interconnection point of the distributed power supply. Injecting reactive power into the interconnection point from. The injection of ineffective power is controlled by a power converter that converts the power of the distributed power source into power according to the power system.
  • the voltage fluctuation at the interconnection point can be caused even in voltage suppression control using a linear approximation formula. It was difficult to control it properly. Therefore, in the distributed power supply system and the power conversion device used for the distributed power supply system, it is desired that the voltage at the interconnection point of the distributed power supply can be controlled to a specified value more appropriately.
  • An embodiment of the present invention provides a power conversion device and a distributed power supply system capable of more appropriately controlling the voltage at the interconnection point of a distributed power supply to a specified value.
  • the power of the distributed power supply is converted into AC power corresponding to the power system connected to the infinity bus power system, and the converted AC power is supplied to the power system to distribute the distribution.
  • a power conversion device that connects a mold power supply to the power system, the operation of the main circuit unit that converts the power of the distributed power supply into the AC power corresponding to the power system, and the operation of the main circuit unit.
  • the control unit includes a control unit for controlling, and the control unit uses a Kalman filter corresponding to a non-linear expression to obtain an active power value at an interconnection point with the power system, an ineffective power value at the interconnection point, and the interconnection.
  • the estimated value of the resistance component of the system impedance of the power system Based on the voltage value of the system point, the estimated value of the resistance component of the system impedance of the power system, the estimated value of the reactorance component of the system impedance, and the estimated value of the voltage value of the infinite bus power system are calculated.
  • the specified value of the voltage of the interconnection point is input to the estimated value calculation unit, the active power value of the interconnection point with the power system, the invalid power value of the interconnection point, the voltage value of the interconnection point, Based on the estimated value of the resistance component of the system impedance, the estimated value of the reactorance component of the system impedance, the estimated value of the voltage value of the infinity bus power system, and the specified value of the voltage of the interconnection point, the interconnection
  • the invalid power calculation unit that calculates the invalid power command value of the invalid power supplied to the power system in order to bring the voltage value of the point close to the specified value, and the predetermined active power and the invalid power corresponding to the invalid power command value.
  • a power conversion device and a distributed power supply system capable of more appropriately controlling the voltage at the interconnection point of the distributed power supply to a specified value.
  • 4 (a) to 4 (c) are graphs schematically showing an example of simulation results of the distributed power supply system according to the embodiment. It is a graph which shows typically an example of the operation of the distributed power supply system which concerns on embodiment. It is an interference system diagram used for the simulation.
  • 7 (a) to 7 (f) are graphs schematically showing an example of simulation.
  • 8 (a) to 8 (e) are graphs schematically showing an example of simulation.
  • 9 (a) to 9 (c) are graphs schematically showing an example of simulation.
  • 10 (a) to 10 (g) are graphs schematically showing an example of simulation.
  • 11 (a) to 11 (f) are graphs schematically showing an example of simulation. It is a graph which shows an example of a simulation schematically.
  • 13 (a) to 13 (g) are graphs schematically showing an example of simulation.
  • 14 (a) to 14 (f) are graphs schematically showing an example of simulation. It is a graph which shows an example of a simulation schematically.
  • 16 (a) and 16 (b) are graphs schematically showing an example of the operation of the distributed power supply system according to the embodiment.
  • FIG. 1 is a block diagram schematically showing a distributed power supply system according to an embodiment.
  • the distributed power supply system 2 includes a power system 4 connected to an infinity bus power system 3, a distributed power supply 6, and a power conversion device 10.
  • the electric power of the electric power system 4 is AC electric power.
  • the electric power of the electric power system 4 is, for example, three-phase AC electric power.
  • the distributed power source 6 is, for example, a solar panel.
  • the electric power of the distributed power source 6 is DC electric power.
  • the power conversion device 10 is connected to the distributed power source 6 and is also connected to the power system 4 via transformers 12, 14 and the like.
  • the power conversion device 10 converts the DC power of the distributed power source 6 into AC power corresponding to the power system 4, and supplies the converted AC power to the power system 4, thereby converting the distributed power source 6 into the power system 4. To interconnect.
  • the distributed power source 6 is not limited to the solar panel, and may be another generator such as a wind power generator or a gas turbine generator. Further, the distributed power source 6 may be, for example, a charge storage element such as a storage battery or a capacitor.
  • a consumer 16 (load) and another generator 18 may be connected in the immediate vicinity of the power system 4.
  • the power conversion device 10 supplies active power to the power system 4 and supplies optimum reactive power to the power system 4.
  • the power conversion device 10 suppresses fluctuations in the voltage of the interconnection point LP with the power system 4 due to the supply of its own active power and the influence of the consumer 16 and the generator 18.
  • FIG. 2 is a block diagram schematically showing a power conversion device of the distributed power supply system according to the embodiment.
  • the power conversion device 10 includes a main circuit unit 40 and a control unit 42.
  • the main circuit unit 40 converts the DC power or AC power supplied from the distributed power source 6 into AC power corresponding to the power system 4.
  • the control unit 42 controls the operation of the main circuit unit 40.
  • the main circuit unit 40 has, for example, a plurality of switching elements, and converts power by turning on / off the plurality of switching elements.
  • the control unit 42 controls the conversion of electric power by the main circuit unit 40 by controlling the on / off switching of the plurality of switching elements of the main circuit unit 40.
  • a well-known inverter circuit is used for the main circuit unit 40.
  • the configuration of the main circuit unit 40 may be any configuration capable of performing the above power conversion.
  • the distributed power supply system 2 further includes, for example, measuring devices 20 and 22.
  • the measuring device 20 detects and detects the voltage value Vdc of the DC voltage input from the distributed power supply 6 to the power conversion device 10 and the current value Idc of the DC current input from the distributed power supply 6 to the power conversion device 10.
  • the voltage value Vdc and the current value Idc are input to the control unit 42.
  • the control unit 42 controls, for example, an MPPT (Maximum Power Point Tracking) method in which DC power is made to follow the maximum power point of the distributed power source 6.
  • the control unit 42 extracts the maximum power point (optimal operating point) of the distributed power source 6 based on the voltage value Vdc and the current value Idc detected by the measuring device 20, and corresponds to the extracted maximum power point.
  • the operation of the main circuit unit 40 is controlled so as to supply the active power to the power system 4.
  • the method of determining the active power supplied from the power conversion device 10 to the power system 4 is not limited to the MPPT method.
  • the active power supplied from the power conversion device 10 to the power system 4 may be determined based on, for example, an active power command value input from a higher-level controller or the like.
  • the control unit 42 may control the operation of the main circuit unit 40 so as to supply the active power according to the input active power command value to the power system 4.
  • the measuring device 22 detects the active power value P of the interconnection point LP with the power system 4 of the power conversion device 10, the invalid power value Q of the interconnection point LP, and the voltage value Vs of the interconnection point LP. , The detected active power value P, the ineffective power value Q, and the voltage value Vs are input to the control unit 42.
  • the control unit 42 includes an estimated value calculation unit 50, an reactive power calculation unit 52, and a drive circuit 54.
  • the control unit 42 inputs the active power value P, the active power value Q, and the voltage value Vs input from the measuring device 22 to the estimated value calculation unit 50.
  • the estimated value calculation unit 50 determines the estimated value ⁇ R of the resistance component R of the system impedance of the power system 4 and the power based on the active power value P, the ineffective power value Q, and the voltage value Vs input from the measuring device 22.
  • the estimated value ⁇ X of the reactance component X of the system impedance of the system 4 and the estimated value ⁇ Vr of the voltage value Vr of the infinite bus power system 3 are calculated.
  • ⁇ (hat) representing an estimated value such as ⁇ R is written directly above R or the like as shown in FIG. 2, but in the specification, due to the convenience of the format, ⁇ It shall be expressed in a staggered manner, such as R.
  • the estimated value calculation unit 50 estimates the system characteristics of the power system 4 based on the active power value P, the reactive power value Q, and the voltage value Vs. At this time, the estimated value calculation unit 50 considers the system model of the power system 4 as the simplest system model of only the resistance component R and the reactance component X of the system impedance, as shown in FIG.
  • the estimated value calculation unit 50 calculates each estimated value ⁇ R, ⁇ X, ⁇ Vr from the active power value P, the inactive power value Q, and the voltage value Vs by using a Kalman filter corresponding to the non-linear formula. More specifically, the estimated value calculation unit 50 calculates each estimated value ⁇ R, ⁇ X, ⁇ Vr from the active power value P, the inactive power value Q, and the voltage value Vs by using the extended Kalman filter. The estimated value calculation unit 50 inputs the calculated estimated values ⁇ R, ⁇ X, and ⁇ Vr to the invalid power calculation unit 52. Further, the estimated value calculation unit 50 also inputs the active power value P, the ineffective power value Q, and the voltage value Vs used in the calculation to the ineffective power calculation unit 52 together with the estimated values ⁇ R, ⁇ X, and ⁇ Vr.
  • the Kalman filter corresponding to the non-linear expression is not limited to the extended Kalman filter, and may be, for example, an Associated Kalman filter or an ensemble Kalman filter. However, by using the extended Kalman filter, the calculation load in the estimated value calculation unit 50 can be suppressed as compared with these.
  • Each estimated value ⁇ R, ⁇ X, ⁇ Vr, active power value P, invalid power value Q, and voltage value Vs are input from the estimated value calculation unit 50 to the reactive power calculation unit 52, and the interconnection point LP
  • the specified value Vsr of the voltage of is input.
  • the specified value Vsr of the voltage of the interconnection point LP is input to the reactive power calculation unit 52 from the host controller via, for example, a network or the like.
  • the specified value Vsr of the voltage of the interconnection point LP may be, for example, manually set by an operator or the like, or may be a predetermined constant value or the like.
  • the invalid power calculation unit 52 is input from each estimated value ⁇ R, ⁇ X, ⁇ Vr, active power value P, invalid power value Q, voltage value Vs, and a higher-level controller input from the estimated value calculation unit 50. Based on the specified value Vsr of the voltage of the interconnection point LP, the invalid power command value Qn of the invalid power supplied to the power system 4 is calculated.
  • the reactive power command value Qn is a command value of the reactive power supplied to the power system 4 in order to bring the voltage value Vs of the interconnection point LP closer to the designated value Vsr.
  • the reactive power calculation unit 52 inputs the calculated reactive power command value Qn to the drive circuit 54.
  • the reactive power command value Qn calculated by the reactive power calculation unit 52 is input to the drive circuit 54, and the voltage value Vdc and the current value Idc of the distributed power source 6 measured by the measuring device 20 are input.
  • the drive circuit 54 determines the active power by controlling the MPPT method based on the voltage value Vdc and the current value Idc, and outputs the determined active power and the active power corresponding to the ineffective power command value Qn. To drive.
  • the drive circuit 54 supplies the determined active power and the reactive power corresponding to the reactive power command value Qn from the main circuit unit 40 to the power system 4 by switching the on / off of the plurality of switching elements of the main circuit unit 40. To do.
  • the measuring device 22 and the estimated value calculation unit 50 periodically acquire the active power value P, the active power value Q, and the voltage value Vs. Each time the estimated value calculation unit 50 acquires the active power value P, the active power value Q, and the voltage value Vs, the estimated value calculation unit 50 calculates (predicts) each estimated value ⁇ R, ⁇ X, ⁇ Vr, and sets the predicted state. Update the current state from the observation information.
  • the invalid power calculation unit 52 calculates the invalid power command value Qn each time each estimated value ⁇ R, ⁇ X, ⁇ Vr is input from the estimated value calculation unit 50.
  • the drive circuit 54 generates a control signal of the main circuit unit 40 each time an invalid power command value Qn is input, and supplies the active power and the active power to the power system 4 from the main circuit unit 40.
  • the control unit 42 supplies the active power corresponding to the distributed power source 6 to the power system 4, and supplies the reactive power corresponding to the specified value Vsr of the voltage of the interconnection point LP to the power system 4. Supply at any time.
  • the active power is supplied from the power conversion device 10 to the power system 4, and the interconnection point LP due to the influence of the consumer 16 and the generator 18 and the like. It is possible to suppress fluctuations in the voltage of. For example, the fluctuation of the voltage value Vs of the interconnection point LP can be suppressed within ⁇ 2% with respect to the specified value Vsr.
  • each estimated value ⁇ R, ⁇ X, ⁇ Vr is calculated by using an extended Kalman filter (Kalman filter corresponding to a non-linear formula).
  • Kalman filter corresponding to a non-linear formula
  • the system characteristics of the power system 4 can be estimated more appropriately and the voltage fluctuation of the interconnection point LP can be suppressed. can do.
  • the voltage value Vs of the interconnection point LP can be expressed by the non-linear equation of the following equation (1).
  • each estimated value ⁇ R, ⁇ X, ⁇ Vr is calculated.
  • the equation of state of the extended Kalman filter can be expressed by the following equation (2).
  • the output equation of the extended Kalman filter can be expressed by the following equation (3).
  • x is composed of the resistance component R of the system impedance of the power system 4, the reactance component X, and the voltage value Vr of the infinite bus power system 3 as expressed in the following equation (4). It is a state vector.
  • "T" represents transposition.
  • Equation (2) f is a non-linear function of the state vector x.
  • w is a vector of system noise.
  • the subscript "k” represents the time. In other words, the subscript "k” is the order of data corresponding to the periodically acquired active power value P, active power value Q, and voltage value Vs. “K-1” represents the data immediately before “k”. Therefore, Eq. (2) represents estimating the current state vector x from the previous state vector x.
  • the subscript "k” is the same in each of the following equations.
  • Equation (3) z is an observed value of the voltage value Vs.
  • h is a non-linear function of x.
  • v is the observed noise. Equation (3) represents the reaction of the observed value z to the state vector x.
  • the observed value z is a measured value of the voltage value Vs by the measuring device 22.
  • the extended Kalman filter has a prediction step and an update step.
  • the estimated value calculation unit 50 predicts the state vector x by the following equation (5).
  • x f represents a predicted value of the state vector x.
  • x a represents the state vector x updated in the update step. As described above, in this example, the updated state vector x a is used as the predicted state vector x f .
  • the estimated value calculation unit 50 calculates each component of the predicted state vector x f as the estimated values ⁇ R, ⁇ X, and ⁇ Vr, respectively. That is, each estimated value ⁇ R, ⁇ X, ⁇ Vr is, in other words, each component of the updated state vector x a . Further, the estimated value calculation unit 50 has an initial value of the state vector x, and uses this initial value as the predicted state vector x f in the initial state in which the update step is not performed.
  • the control unit 42 controls the operation of the main circuit unit 40 as described above based on the estimated values ⁇ R, ⁇ X, and ⁇ Vr calculated in this way.
  • the initial value of the state vector x may be a constant value.
  • the average value of each estimated value ⁇ R, ⁇ X, ⁇ Vr for one day is used. You may calculate and use the average value of each estimated value ⁇ R, ⁇ X, ⁇ Vr as the initial value of the state vector x of the next day.
  • the estimated value calculation unit 50 calculates the average value of each estimated value ⁇ R, ⁇ X, ⁇ Vr in each predetermined period, and sets the average value of the calculated estimated values ⁇ R, ⁇ X, ⁇ Vr as the next predetermined value. It may have a function of setting the initial value of the state vector x in the period.
  • the estimated value calculation unit 50 predicts the state vector x and predicts the covariance matrix P f by the following equation (6).
  • the covariance matrix P f is an error covariance matrix of the predicted state vector x f in consideration of the influence of the system noise w.
  • J f (x) is a matrix defined by the Jacobian of the nonlinear function f. In this example, as shown in equation (7) below, the diagonal of (1,1,1) It is a matrix.
  • P k-1 is the previous covariance matrix or the initial value of the covariance matrix.
  • J f (x) T is the transposed matrix of the Jacobian matrix J f (x).
  • Q k-1 is a covariance matrix of the system noise w.
  • the covariance matrix Q k-1 of the system noise w is the expected value of the inner product of the system noise w and its transposed matrix as expressed by the following equation (8).
  • the control unit 42 operates the main circuit unit 40 based on the estimated values ⁇ R, ⁇ X, and ⁇ Vr calculated in the prediction step, and the active power value P when the main circuit unit 40 is operated is invalid.
  • the power value Q and the voltage value Vs are acquired.
  • the estimated value calculation unit 50 executes the update step after the active power value P, the active power value Q, and the voltage value Vs are acquired.
  • the estimated value calculation unit 50 updates the state vector x based on the acquired active power value P, active power value Q, and voltage value Vs.
  • the estimated value calculation unit 50 first updates the state vector x based on the acquired measured values of the active power value P, the ineffective power value Q, and the voltage value Vs and the covariance matrix P f. Optimize the Kalman gain for this.
  • the Kalman gain is obtained by the following equation (9).
  • J h (x) is a matrix defined by the Jacobian of the nonlinear function h.
  • J h (x) is expressed by the following equation (10).
  • ⁇ Vs / ⁇ R, ⁇ Vs / ⁇ X, and ⁇ Vs / ⁇ Vr are the following equations (11), (12), and (13) from the above equation (1), respectively. It is expressed as. However, in the equations (11), (12), and (13), B is the following equation (14), and C is the following equation (15). Further, in the above equation (9), J h (x) T is a transposed matrix of the Jacobian matrix J h (x). In equation (9), R k is a covariance matrix of the observed noise v. The covariance matrix R k of the observed noise v is the expected value of the inner product of the observed noise v and its transposed matrix, as shown in the following equation (16). In equation (9), the part [J h (x) P f J h (x) T + R k ] -1 is, in other words, the error covariance with respect to the prediction error (z-h (x f )). ..
  • the estimated value calculation unit 50 uses this Kalman gain to update the state vector x according to the following equation (17).
  • h (x f ) is a predicted value of the voltage value Vs calculated from the predicted state vector x f using the equation (1). That is, the estimated value calculation unit 50, the measured values z of the voltage value Vs of the interconnection point LP, the predicted value h of the voltage Vs of the linking point LP computed using the state vector x f after prediction (x f ) And, the prediction error of the voltage value Vs of the interconnection point LP is obtained.
  • the estimated value calculation unit 50 obtains a prediction error by subtracting the predicted value h (x f ) from the measured value z.
  • the estimated value calculation unit 50 calculates the correction value of the state vector x by multiplying this prediction error by the Kalman gain, and adds the correction value to the predicted state vector x f to update the updated state vector x. Find a. As a result, the next state vector x can be predicted in consideration of the prediction error.
  • the estimated value calculation unit 50 determines whether or not the absolute value of the prediction error (zh (x f )) is equal to or greater than a predetermined value.
  • the estimated value calculation unit 50 resets the previous covariance matrix P k-1 to the initial value.
  • the initial value of the covariance matrix is, for example, a covariance matrix having a relatively large value such as diag (200, 200, 200). As a result, the convergence of the covariance matrix P k-1 can be accelerated when the system characteristics change.
  • the estimated value calculation unit 50 updates the state vector x and also updates the covariance matrix P by the following equation (18). As expressed in the equation (18), the estimated value calculation unit 50 updates the covariance matrix P based on the optimized Kalman gain.
  • the estimated value calculation unit 50 repeatedly executes the above-mentioned prediction step and update step. As a result, each estimated value ⁇ R, ⁇ X, ⁇ Vr can be predicted by the extended Kalman filter, and the operation of the main circuit unit 40 can be controlled based on the prediction. As a result, fluctuations in the voltage value Vs of the interconnection point LP can be suppressed.
  • I is an identity matrix.
  • FIG. 3 is a graph diagram schematically showing an example of the operation of the invalid power calculation unit.
  • the horizontal axis of FIG. 3 is the invalid power value Q of the interconnection point LP, and the vertical axis of FIG. 3 is the voltage value Vs of the interconnection point LP.
  • the invalid power calculation unit 52 When the estimated value calculation unit 50 inputs the estimated values ⁇ R, ⁇ X, ⁇ Vr, the active power value P, the invalid power value Q, and the voltage value Vs, the invalid power calculation unit 52 is shown in FIG. As described above, the inclination K of the voltage value Vs with respect to the invalid power value Q is calculated based on the calculation result of the estimated value calculation unit 50.
  • the invalid power calculation unit 52 calculates the slope K by the following equation (19). In the formula (19), B is represented by the formula (14), and C is represented by the formula (15).
  • the voltage value of the next interconnection point LP is Vs (n)
  • the voltage value of the previous interconnection point LP measured by the measuring device 22 is Vs (n-1)
  • the invalid power value of the next interconnection point LP is
  • the voltage value Vs (n) of the next interconnection point LP is the following equation (20). Can be represented by. Therefore, when the voltage value of the next interconnection point LP is Vs (n) as the specified value Vsr, the invalid power value Q n of the next interconnection point LP can be expressed by the following equation (21).
  • the invalid power calculation unit 52 calculates the inclination K and the invalid power value Q n of the next interconnection point LP based on each value input from the estimated value calculation unit 50.
  • the invalid power value Q n of the next interconnection point LP is calculated as the invalid power command value Q n .
  • FIGS. 4 (a) to 4 (c) are graphs schematically showing an example of simulation results of the distributed power supply system according to the embodiment.
  • the vertical axis of FIG. 4A is the voltage value Vs of the interconnection point LP and the voltage value Vr of the infinite bus power system 3.
  • the designated value Vsr is the voltage value Vr of the infinite bus power system 3.
  • the vertical axis of FIG. 4B is the reactive power value Q and the optimum reactive power value Qop for setting the voltage value Vs of the interconnection point LP to the voltage value Vr of the infinite bus power system 3.
  • the vertical axis of FIG. 4C is the slope K.
  • the horizontal axis of FIGS. 4 (a) to 4 (c) is time. Further, in FIGS. 4 (a) and 4 (b), the vertical axis represents the amount per unit whose rating is “1 pu”.
  • the optimum ineffective power value Qop can be expressed by the following equation (22), where the specified value Vsr is ⁇ Vr.
  • "sign" is a sign function.
  • the voltage value Vs of the interconnection point LP becomes infinite by injecting the invalid power of the invalid power command value Qn into the interconnection point LP. It converged to the voltage value Vr of the large bus power system 3, and the reactive power value Q of the interconnection point LP converged to the optimum reactive power value Qop.
  • the voltage of the interconnection point LP is appropriately controlled to the specified value Vsr by injecting an appropriate invalid power into the interconnection point LP. can do.
  • Vs Vr can be achieved by the optimum invalid power value Qop, it is possible to increase the stable limit power.
  • FIG. 5 is a graph schematically showing an example of the operation of the distributed power supply system according to the embodiment.
  • the power conversion device 10 has a controllable range in which the power factor can be controlled.
  • the controllable range of the power factor in the power conversion device 10 is, for example, a range of ⁇ 0.85 or more. That is, both the delay power factor and the advance power factor are in the range of 0.85 or more and 1.00 or less.
  • the power conversion device 10 has a controllable range that can be controlled and a non-controllable range that cannot be controlled even at the voltage value Vs of the interconnection point LP.
  • An example of the controllable range of Vs is schematically shown.
  • the invalid power calculation unit 52 sets the maximum or minimum invalid power value that can be taken within the controllable range when the calculated invalid power command value Qn exceeds the controllable range. Set as the value Qn.
  • FIG. 6 is an interference system diagram used in the simulation. As shown in FIG. 6, in the simulation, the case where the first and second two systems (power conversion device 10) are connected to the power system 4 is examined.
  • FIG. 7A schematically shows the time change of the active power P10 output from the first system and the change in the active power P1x at the interconnection point due to the output of the active power of the first system.
  • FIG. 7B schematically shows the time change of the active power P20 output by the second system and the change in the active power of the interconnection point P2x due to the output of the active power of the second system.
  • FIG. 7C schematically shows the time change of the ineffective power Q10 output by the first system and the change in the ineffective power Q1x at the interconnection point due to the output of the ineffective power of the first system.
  • FIG. 7D schematically shows the time change of the ineffective power Q21 output by the second system and the change in the ineffective power Q2x at the interconnection point due to the output of the ineffective power of the second system.
  • FIG. 7E schematically shows the time change of the output voltage Vs1 of the first system.
  • FIG. 7 (f) schematically shows the time change of the output voltage Vs2 of the second system.
  • FIG. 8 (a) to 8 (e) are graphs schematically showing an example of simulation.
  • FIG. 8A schematically shows the time change of the active power value P of the interconnection point and the optimum ineffective power value Qop.
  • FIG. 8B schematically shows the time change of the voltage value Vs at the interconnection point.
  • FIG. 8C schematically shows the time change of the estimated value ⁇ R of the resistance component R of the system impedance and the estimated value ⁇ X of the reactance component X of the system impedance of the power system 4.
  • FIG. 8D schematically shows the time change of the estimated value ⁇ Vr of the voltage value Vr of the infinite bus power system 3.
  • FIG. 8 (e) schematically shows the time change of the prediction error err represented by (z—h (x f )).
  • FIG. 9A shows the active power P10 output from the first system, the change P1x of the active power at the interconnection point due to the output of the active power of the first system, the invalid power Q10 output from the first system, and the first system.
  • the time change of Q1x which is the change in the disabling power at the interconnection point due to the output of the disabling power of one system, is schematically shown.
  • FIG. 9B schematically shows the time change of the output voltage Vs1 of the first system.
  • FIG. 9C schematically shows the time change of the power factor Pf1 of the first system.
  • the first system and the second system operate at a power factor of 1, and the output voltage Vs1 of the first system changes so as to undulate due to the output of the active power of the first system.
  • the power factor Pf1 of the first system changes from the delayed power factor to the leading power factor due to the change of the output voltage Vs1 of the first system.
  • FIG. 10A shows the active power P10 output by the first system, the change P1x of the active power at the interconnection point due to the output of the active power of the first system, the invalid power Q10 output by the first system, and the first system.
  • the time change of Q1x which is the change in the disabling power at the interconnection point due to the output of the disabling power of one system, is schematically shown.
  • FIG. 10B schematically shows the time change of the output voltage Vs1 of the first system.
  • FIG. 10 (c) schematically shows the time change of the power factor Pf1 of the first system.
  • FIG. 10D schematically shows the time change of the estimated value ⁇ R of the resistance component R of the system impedance and the estimated value ⁇ X of the reactance component X of the system impedance of the power system 4.
  • FIG. 10E schematically shows the time change of the estimated value ⁇ Vr of the voltage value Vr of the infinite bus power system 3.
  • FIG. 10 (f) schematically shows the time change of the slope K.
  • FIG. 10 (g) schematically shows the time change of the absolute value of the prediction error err.
  • 10 (a) to 10 (g) show the slope K and the slope K with the specified value Vsr set to 1.05 (pu) under the condition that the output voltage Vs1 of the first system changes as shown in FIG. 9 (b). It represents each value of the first system when the control for injecting the invalid power based on the invalid power command value Qn into the interconnection point is performed by calculating the invalid power command value Qn.
  • the output voltage Vs1 could not be controlled to the specified value Vsr in the non-controllable range, the output voltage Vs1 gradually approached the specified value Vsr, and in the controllable range,
  • the output voltage Vs1 can be controlled to the specified value Vsr. In this way, even when the specified value Vsr is set to a predetermined value different from the voltage value Vr of the infinite bus power system 3, the fluctuation of the voltage value Vs is compared with the case where the constant power factor control of the power factor 1 is performed. Can be suppressed. Further, in this example, as shown in FIG. 10C, the power factor Pf1 of the first system can be controlled by the delay power factor.
  • FIG. 11A shows the active power P20 output from the second system, the change P2x of the active power at the interconnection point due to the output of the active power of the second system, the invalid power Q21 output from the second system, and the second system.
  • the time change of Q2x which is the change in the negative power at the interconnection point due to the output of the negative power of the two systems, is schematically shown.
  • FIG. 11B schematically shows the time change of the output voltage Vs2 of the second system.
  • FIG. 11C schematically shows the time change of the power factor Pf2 of the second system.
  • FIG. 11D shows the active power P20 output from the second system, the change P2x of the active power at the interconnection point due to the output of the active power of the second system, the invalid power Q21 output from the second system, and the second
  • the time change of Q2x which is the change in the negative power at the interconnection point due to the output of the negative power of the two systems, is schematically shown.
  • FIG. 11E schematically shows the time change of the output voltage Vs2 of the second system.
  • FIG. 11 (f) schematically shows the time change of the power factor Pf2 of the second system.
  • 11 (a) to 11 (c) schematically show each value of the second system when the first system is operated with a power factor of 1.
  • 11 (d) to 11 (f) schematically show each value of the second system when the first system is operated under the control shown in FIG.
  • the second system is operated at a power factor of 1. Also in the second system, control for calculating the slope K and the invalid power command value Qn may be performed. As a result, fluctuations in the output voltage Vs2 of the second system can be suppressed more appropriately.
  • FIG. 12 is a graph diagram schematically showing an example of simulation.
  • FIG. 12 schematically shows the ineffective power Qf when the inclination K and the ineffective power command value Qn are calculated in the second system, and the theoretical solution Qs of the ineffective power in the second system.
  • the theoretical solution Qs is a theoretical solution of the optimum reactive power for setting the output voltage Vs2 of the second system to the voltage value Vr of the infinite bus power system 3.
  • the theoretical solution Qs is, in other words, the optimum ineffective power value Qop.
  • the designated value Vsr is set to the voltage value Vr of the infinite bus power system 3.
  • the ineffective power Qf is almost the same as the theoretical solution Qs in the controllable range. Therefore, by controlling the inclination K and the invalid power command value Qn to be calculated, the fluctuation of the output voltage Vs2 of the second system can be appropriately suppressed in the controllable range.
  • the plurality of power conversion devices 10 connected to the power system 4 calculate the inclination K and the invalid power command value Qn, and the appropriate invalid power based on the invalid power command value Qn.
  • FIGS. 13 (a) to 13 (g) are graphs schematically showing an example of simulation.
  • Each of FIGS. 13 (a) to 13 (g) schematically represents a time change of the same characteristics as those of FIGS. 10 (a) to 10 (g).
  • 13 (a) to 13 (g) show the slope K and the slope K with the specified value Vsr as 1.00 (pu) under the condition that the output voltage Vs1 of the first system changes as shown in FIG. 9 (b). It represents each value of the first system when the control for injecting the invalid power based on the invalid power command value Qn into the interconnection point is performed by calculating the invalid power command value Qn.
  • the output voltage Vs1 can be controlled to the specified value Vsr within the controllable range.
  • the power factor Pf1 of the first system is controlled by the advancing power factor. In this way, even under the condition of the advancing power factor, the output voltage Vs1 is controlled by calculating the slope K and the reactive power command value Qn and injecting the reactive power based on the reactive power command value Qn into the interconnection point. Can be appropriately controlled to the specified value Vsr.
  • FIGS. 14 (a) to 14 (f) are graphs schematically showing an example of simulation.
  • Each of FIGS. 14 (a) to 14 (f) schematically represents a time change of the same characteristics as those of FIGS. 11 (a) to 11 (f).
  • the control for calculating the slope K and the reactive power command value Qn is the first control as in the case of the delayed power factor.
  • FIG. 15 is a graph diagram schematically showing an example of simulation.
  • FIG. 15 shows the invalid power Qf when the first system is operated under the condition of FIG. 13 and the control for calculating the inclination K and the invalid power command value Qn is performed in the second system, and the invalid power of the second system.
  • the theoretical solution Qs of electric power is schematically represented.
  • the reactive power Qf is almost the same as the theoretical solution Qs in the controllable range even under the condition of the leading power factor, as in the case of the delayed power factor. Therefore, by controlling the inclination K and the invalid power command value Qn to be calculated, the fluctuation of the output voltage Vs2 of the second system can be appropriately suppressed in the controllable range.
  • FIG. 16 (a) and 16 (b) are graphs schematically showing an example of the operation of the distributed power supply system according to the embodiment.
  • FIG. 16A schematically shows an example of the active power Ppf1 when the constant power factor control is performed and the active power Ppf2 when the estimation is performed using the extended Kalman filter.
  • FIG. 16B schematically shows an example of the reactive power Qpf1 when the constant power factor control is performed and the reactive power Qpf2 when the estimation is performed using the extended Kalman filter.
  • the reactive power is reduced and the power factor is smaller than that when the constant power factor control is performed. Can be improved. Therefore, active power can be efficiently supplied from the distributed power source 6 to the power system 4. For example, the owner of the distributed power source 6 can increase the profit on sale of electric power.
  • the fluctuation of the voltage Vs of the interconnection point LP is suppressed more appropriately by injecting an appropriate invalid power into the interconnection point LP.
  • the power factor of the output AC power can be improved, and the active power can be supplied to the power system 4 more efficiently.
  • the embodiments of the present invention have been described above with reference to specific examples. However, the embodiments of the present invention are not limited to these specific examples.
  • the present invention can be similarly carried out by appropriately selecting from a range known to those skilled in the art, and the same effect can be obtained. As far as possible, it is included in the scope of the present invention. Further, a combination of any two or more elements of each specific example to the extent technically possible is also included in the scope of the present invention as long as the gist of the present invention is included.

Landscapes

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Abstract

分散型電源の電力を無限大母線電力系統につながる電力系統に対応した交流電力に変換し、変換後の交流電力を前記電力系統に供給することにより、前記分散型電源を前記電力系統と連系させる電力変換装置であって、前記分散型電源の前記電力を、前記電力系統に対応した前記交流電力に変換する主回路部と、前記主回路部の動作を制御する制御部と、を備え、前記制御部は、非線形式に対応したカルマンフィルタを用いることにより、前記電力系統との連系点の有効電力値、前記連系点の無効電力値、及び前記連系点の電圧値を基に、前記電力系統の系統インピーダンスの抵抗成分の推定値と、前記系統インピーダンスのリアクタンス成分の推定値と、前記無限大母線電力系統の電圧値の推定値と、を演算する推定値演算部と、前記連系点の電圧の指定値が入力され、前記電力系統との連系点の有効電力値、前記連系点の無効電力値、前記連系点の電圧値、前記系統インピーダンスの抵抗成分の推定値、前記系統インピーダンスのリアクタンス成分の推定値、前記無限大母線電力系統の電圧値の推定値、及び前記連系点の電圧の指定値を基に、前記連系点の電圧値を前記指定値に近付けるために前記電力系統に供給する無効電力の無効電力指令値を演算する無効電力演算部と、所定の有効電力及び前記無効電力指令値に対応する無効電力を出力するように、前記主回路部を駆動する駆動回路と、を有する電力変換装置が提供される。これにより、分散型電源の連系点の電圧をより適切に指定値に制御できる電力変換装置及び分散型電源システムが提供される。

Description

電力変換装置及び分散型電源システム
　本発明の実施形態は、電力変換装置及び分散型電源システムに関する。
　電力系統に接続された太陽光発電機、風力発電機、バッテリなどの分散型電源を用いた分散型電源システムにおいて、分散型電源の連系点の電圧変動分を補償するように、分散型電源から連系点に無効電力を注入することが行われている。無効電力の注入は、分散型電源の電力を電力系統に応じた電力に変換する電力変換装置によって制御される。
　例えば、力率が一定となるように、連系点に注入する無効電力を制御することが知られている。これにより、分散型電源から注入する有効電力に起因する連系点の電圧変動を抑制することができる。
　しかしながら、遠方の分散型電源など、系統インピーダンスが大きい場合に、分散型電源が送る電力を増大させると、固定力率による無効電力制御では、連系点の電圧が上昇し、送電できなくなってしまう可能性がある。また、海外などにおいて、連系点の電圧を指定値に制御しようという要求がある。
　分散型電源の連系点からみた見かけの系統特性を線形の近似式を用いて推定し、推定結果に基づいた無効電力を注入することも提案されている。これにより、系統インピーダンスなどに対応した無効電力を注入することができ、系統インピーダンスが大きい場合などにも電圧の変動を抑制することができる。
　しかしながら、例えば、連系点の直近に他の分散発電所や工場負荷などがある場合には、これらの影響により、線形の近似式を用いた電圧抑制制御においても、連系点の電圧変動を適切に抑制することが難しかった。このため、分散型電源システム及びこれに用いられる電力変換装置では、分散型電源の連系点の電圧をより適切に指定値に制御できるようにすることが望まれる。
特開２０１７－３４７３９号公報
　本発明の実施形態は、分散型電源の連系点の電圧をより適切に指定値に制御できる電力変換装置及び分散型電源システムを提供する。
　本発明の実施形態によれば、分散型電源の電力を無限大母線電力系統につながる電力系統に対応した交流電力に変換し、変換後の交流電力を前記電力系統に供給することにより、前記分散型電源を前記電力系統と連系させる電力変換装置であって、前記分散型電源の前記電力を、前記電力系統に対応した前記交流電力に変換する主回路部と、前記主回路部の動作を制御する制御部と、を備え、前記制御部は、非線形式に対応したカルマンフィルタを用いることにより、前記電力系統との連系点の有効電力値、前記連系点の無効電力値、及び前記連系点の電圧値を基に、前記電力系統の系統インピーダンスの抵抗成分の推定値と、前記系統インピーダンスのリアクタンス成分の推定値と、前記無限大母線電力系統の電圧値の推定値と、を演算する推定値演算部と、前記連系点の電圧の指定値が入力され、前記電力系統との連系点の有効電力値、前記連系点の無効電力値、前記連系点の電圧値、前記系統インピーダンスの抵抗成分の推定値、前記系統インピーダンスのリアクタンス成分の推定値、前記無限大母線電力系統の電圧値の推定値、及び前記連系点の電圧の指定値を基に、前記連系点の電圧値を前記指定値に近付けるために前記電力系統に供給する無効電力の無効電力指令値を演算する無効電力演算部と、所定の有効電力及び前記無効電力指令値に対応する無効電力を出力するように、前記主回路部を駆動する駆動回路と、を有する電力変換装置が提供される。
　本発明の実施形態によれば、分散型電源の連系点の電圧をより適切に指定値に制御できる電力変換装置及び分散型電源システムが提供される。
実施形態に係る分散型電源システムを模式的に表すブロック図である。 実施形態に係る分散型電源システムの電力変換装置を模式的に表すブロック図である。 無効電力演算部の動作の一例を模式的に表すグラフ図である。 図４（ａ）～図４（ｃ）は、実施形態に係る分散型電源システムのシミュレーション結果の一例を模式的に表すグラフ図である。 実施形態に係る分散型電源システムの動作の一例を模式的に表すグラフ図である。 シミュレーションに用いた干渉系統図である。 図７（ａ）～図７（ｆ）は、シミュレーションの一例を模式的に表すグラフ図である。 図８（ａ）～図８（ｅ）は、シミュレーションの一例を模式的に表すグラフ図である。 図９（ａ）～図９（ｃ）は、シミュレーションの一例を模式的に表すグラフ図である。 図１０（ａ）～図１０（ｇ）は、シミュレーションの一例を模式的に表すグラフ図である。 図１１（ａ）～図１１（ｆ）は、シミュレーションの一例を模式的に表すグラフ図である。 シミュレーションの一例を模式的に表すグラフ図である。 図１３（ａ）～図１３（ｇ）は、シミュレーションの一例を模式的に表すグラフ図である。 図１４（ａ）～図１４（ｆ）は、シミュレーションの一例を模式的に表すグラフ図である。 シミュレーションの一例を模式的に表すグラフ図である。 図１６（ａ）及び図１６（ｂ）は、実施形態に係る分散型電源システムの動作の一例を模式的に表すグラフ図である。
　以下に、各実施の形態について図面を参照しつつ説明する。
　なお、図面は模式的または概念的なものであり、各部分の厚みと幅との関係、部分間の大きさの比率などは、必ずしも現実のものと同一とは限らない。また、同じ部分を表す場合であっても、図面により互いの寸法や比率が異なって表される場合もある。
　なお、本願明細書と各図において、既出の図に関して前述したものと同様の要素には同一の符号を付して詳細な説明は適宜省略する。
　図１は、実施形態に係る分散型電源システムを模式的に表すブロック図である。
　図１に表したように、分散型電源システム２は、無限大母線電力系統３につながる電力系統４と、分散型電源６と、電力変換装置１０と、を備える。電力系統４の電力は、交流電力である。電力系統４の電力は、例えば、三相交流電力である。
　分散型電源６は、例えば、ソーラーパネルである。分散型電源６の電力は、直流電力である。電力変換装置１０は、分散型電源６と接続されるとともに、変圧器１２、１４などを介して電力系統４と接続される。電力変換装置１０は、分散型電源６の直流電力を電力系統４に対応した交流電力に変換し、変換後の交流電力を電力系統４に供給することにより、分散型電源６を電力系統４と連系させる。
　分散型電源６は、ソーラーパネルに限ることなく、例えば、風力発電機やガスタービン発電機などの他の発電機でもよい。また、分散型電源６は、例えば、蓄電池やコンデンサなどの電荷蓄積素子でもよい。
　電力系統４の直近には、分散型電源６及び電力変換装置１０の他に、例えば、需要家１６（負荷）や他の発電機１８などが接続される可能性がある。電力変換装置１０は、分散型電源６の出力に基づき、有効電力を電力系統４に供給するとともに、最適な無効電力を電力系統４に供給する。これにより、電力変換装置１０は、自身の有効電力の供給、及び需要家１６や発電機１８の影響によって、電力系統４との連系点ＬＰの電圧が変動してしまうことを抑制する。
　図２は、実施形態に係る分散型電源システムの電力変換装置を模式的に表すブロック図である。
　図２に表したように、電力変換装置１０は、主回路部４０と、制御部４２と、を有する。主回路部４０は、分散型電源６から供給された直流電力又は交流電力を、電力系統４に対応した交流電力に変換する。制御部４２は、主回路部４０の動作を制御する。
　主回路部４０は、例えば、複数のスイッチング素子を有し、複数のスイッチング素子のオン・オフにより、電力の変換を行う。制御部４２は、主回路部４０の複数のスイッチング素子のオン・オフの切り替えを制御することにより、主回路部４０による電力の変換を制御する。主回路部４０には、例えば、周知のインバータ回路が用いられる。主回路部４０の構成は、上記の電力変換を行うことができる任意の構成でよい。
　分散型電源システム２は、例えば、計測装置２０、２２をさらに備える。計測装置２０は、分散型電源６から電力変換装置１０に入力される直流電圧の電圧値Ｖｄｃ、及び分散型電源６から電力変換装置１０に入力される直流電流の電流値Ｉｄｃを検出し、検出した電圧値Ｖｄｃ及び電流値Ｉｄｃを制御部４２に入力する。
　制御部４２は、例えば、直流電力を分散型電源６の最大電力点に追従させるＭＰＰＴ（Maximum Power Point Tracking）方式の制御を行う。制御部４２は、例えば、計測装置２０によって検出された電圧値Ｖｄｃ及び電流値Ｉｄｃを基に、分散型電源６の最大電力点（最適動作点）を抽出し、抽出した最大電力点に応じた有効電力を電力系統４に供給するように、主回路部４０の動作を制御する。
　但し、電力変換装置１０から電力系統４に供給する有効電力の決定方法は、ＭＰＰＴ方式に限るものではない。電力変換装置１０から電力系統４に供給する有効電力は、例えば、上位のコントローラなどから入力される有効電力指令値に基づいて決定してもよい。制御部４２は、入力された有効電力指令値に応じた有効電力を電力系統４に供給するように、主回路部４０の動作を制御してもよい。
　計測装置２２は、電力変換装置１０の電力系統４との連系点ＬＰの有効電力値Ｐと、連系点ＬＰの無効電力値Ｑと、連系点ＬＰの電圧値Ｖｓと、を検出し、検出した有効電力値Ｐ、無効電力値Ｑ、及び電圧値Ｖｓを制御部４２に入力する。
　制御部４２は、推定値演算部５０と、無効電力演算部５２と、駆動回路５４と、を有する。制御部４２は、計測装置２２から入力された有効電力値Ｐ、無効電力値Ｑ、及び電圧値Ｖｓを推定値演算部５０に入力する。
　推定値演算部５０は、計測装置２２から入力された有効電力値Ｐ、無効電力値Ｑ、及び電圧値Ｖｓを基に、電力系統４の系統インピーダンスの抵抗成分Ｒの推定値＾Ｒと、電力系統４の系統インピーダンスのリアクタンス成分Ｘの推定値＾Ｘと、無限大母線電力系統３の電圧値Ｖｒの推定値＾Ｖｒと、を演算する。なお、＾Ｒなどの推定値を表す＾（ハット）は、図２などに表すように、Ｒなどの直上に表記されるものであるが、明細書中においては、書式形式の都合により、＾Ｒのように、ずらして表記するものとする。
　推定値演算部５０は、換言すれば、有効電力値Ｐ、無効電力値Ｑ、及び電圧値Ｖｓを基に、電力系統４の系統特性を推定する。この際、推定値演算部５０は、図２に表したように、電力系統４の系統モデルを系統インピーダンスの抵抗成分Ｒ及びリアクタンス成分Ｘのみの最も簡素な系統モデルとして考える。
　推定値演算部５０は、非線形式に対応したカルマンフィルタを用いることにより、有効電力値Ｐ、無効電力値Ｑ、及び電圧値Ｖｓから各推定値＾Ｒ、＾Ｘ、＾Ｖｒを演算する。より具体的には、推定値演算部５０は、拡張カルマンフィルタを用いることにより、有効電力値Ｐ、無効電力値Ｑ、及び電圧値Ｖｓから各推定値＾Ｒ、＾Ｘ、＾Ｖｒを演算する。推定値演算部５０は、演算した各推定値＾Ｒ、＾Ｘ、＾Ｖｒを無効電力演算部５２に入力する。また、推定値演算部５０は、演算に用いた有効電力値Ｐ、無効電力値Ｑ、及び電圧値Ｖｓも、各推定値＾Ｒ、＾Ｘ、＾Ｖｒとともに無効電力演算部５２に入力する。
　なお、非線形式に対応したカルマンフィルタは、拡張カルマンフィルタに限ることなく、例えば、Ｕｎｓｃｅｎｔｅｄ カルマンフィルタやアンサンブル カルマンフィルタなどでもよい。但し、拡張カルマンフィルタを用いることにより、これらに比べて推定値演算部５０での演算負荷を抑えることができる。
　無効電力演算部５２には、推定値演算部５０から各推定値＾Ｒ、＾Ｘ、＾Ｖｒ、有効電力値Ｐ、無効電力値Ｑ、及び電圧値Ｖｓが入力されるとともに、連系点ＬＰの電圧の指定値Ｖｓｒが入力される。連系点ＬＰの電圧の指定値Ｖｓｒは、例えば、ネットワークなどを介して上位のコントローラから無効電力演算部５２に入力される。連系点ＬＰの電圧の指定値Ｖｓｒは、例えば、オペレータなどが手動で設定できるようにしてもよいし、予め設定された一定の値などでもよい。
　無効電力演算部５２は、推定値演算部５０から入力された各推定値＾Ｒ、＾Ｘ、＾Ｖｒ、有効電力値Ｐ、無効電力値Ｑ、電圧値Ｖｓ、及び上位のコントローラなどから入力された連系点ＬＰの電圧の指定値Ｖｓｒを基に、電力系統４に供給する無効電力の無効電力指令値Ｑｎを演算する。無効電力指令値Ｑｎは、連系点ＬＰの電圧値Ｖｓを指定値Ｖｓｒに近付けるために、電力系統４に供給する無効電力の指令値である。無効電力演算部５２は、演算した無効電力指令値Ｑｎを駆動回路５４に入力する。
　駆動回路５４には、無効電力演算部５２で演算された無効電力指令値Ｑｎが入力されるとともに、計測装置２０で計測された分散型電源６の電圧値Ｖｄｃ及び電流値Ｉｄｃが入力される。
　駆動回路５４は、電圧値Ｖｄｃ及び電流値Ｉｄｃに基づくＭＰＰＴ方式の制御によって有効電力を決定し、決定した有効電力及び無効電力指令値Ｑｎに対応する無効電力を出力するように、主回路部４０を駆動する。駆動回路５４は、主回路部４０の複数のスイッチング素子のオン・オフを切り替えることにより、決定した有効電力及び無効電力指令値Ｑｎに対応する無効電力を、主回路部４０から電力系統４に供給する。
　計測装置２２及び推定値演算部５０は、定期的に有効電力値Ｐ、無効電力値Ｑ、及び電圧値Ｖｓを取得する。推定値演算部５０は、有効電力値Ｐ、無効電力値Ｑ、及び電圧値Ｖｓを取得する毎に、各推定値＾Ｒ、＾Ｘ、＾Ｖｒを演算（予測）するとともに、予測した状態と観測による情報から現在の状態を更新する。
　無効電力演算部５２は、推定値演算部５０から各推定値＾Ｒ、＾Ｘ、＾Ｖｒが入力される毎に、無効電力指令値Ｑｎを演算する。駆動回路５４は、無効電力指令値Ｑｎが入力される毎に、主回路部４０の制御信号を生成し、有効電力及び無効電力を主回路部４０から電力系統４に供給する。制御部４２は、上記の処理を繰り返すことにより、分散型電源６に応じた有効電力を電力系統４に供給するとともに、連系点ＬＰの電圧の指定値Ｖｓｒに応じた無効電力を電力系統４に随時供給する。
　このように、有効電力及び無効電力を電力系統４に供給することにより、電力変換装置１０から電力系統４への有効電力の供給や、需要家１６及び発電機１８などの影響による連系点ＬＰの電圧の変動を抑制することができる。例えば、連系点ＬＰの電圧値Ｖｓの変動を指定値Ｖｓｒに対して±２％以内に抑えることができる。
　電力変換装置１０では、拡張カルマンフィルタ（非線形式に対応したカルマンフィルタ）を用いて各推定値＾Ｒ、＾Ｘ、＾Ｖｒを演算している。これにより、例えば、線形の近似式を用いて電力系統４の系統特性を推定する方法と比べて、電力系統４の系統特性をより適切に推定することができる。
　例えば、分散型電源６の設置場所が遠方で、系統インピーダンスの抵抗成分Ｒ及びリアクタンス成分Ｘが大きい場合でも、電力系統４の系統特性をより適切に推定し、連系点ＬＰの電圧変動を抑制することができる。
　さらには、工場などの負荷（需要家１６）や他の分散型電源（発電機１８）が直近にある場合にも、これらの影響を系統特性の変動として推定し、対応する無効電力を連系点ＬＰに注入することができる。従って、負荷や他の分散型電源が直近にある場合にも、分散型電源６の連系点ＬＰの電圧をより適切に指定値Ｖｓｒに制御することができる。
　次に、推定値演算部５０による拡張カルマンフィルタを用いた各推定値＾Ｒ、＾Ｘ、＾Ｖｒの演算について説明する。
　連系点ＬＰの電圧値Ｖｓは、次の（１）式の非線形式で表すことができる。この非線形式に基づいて拡張カルマンフィルタを適用することにより、各推定値＾Ｒ、＾Ｘ、＾Ｖｒを演算する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001




　拡張カルマンフィルタの状態方程式は、次の（２）式で表すことができる。そして、拡張カルマンフィルタの出力方程式は、次の（３）式で表すことができる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000002
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000003
　（２）式において、ｘは、次の（４）式に表すように、電力系統４の系統インピーダンスの抵抗成分Ｒ、リアクタンス成分Ｘ、及び無限大母線電力系統３の電圧値Ｖｒを成分とする状態ベクトルである。但し、（４）式において、「Ｔ」は、転置を表す。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000004
　（２）式において、ｆは、状態ベクトルｘの非線形関数である。（２）式において、ｗは、システムノイズのベクトルである。また、（２）式及び（３）式において、添え字の「ｋ」は、時刻を表す。換言すれば、添え字「ｋ」は、定期的に取得される有効電力値Ｐ、無効電力値Ｑ、及び電圧値Ｖｓに対応するデータの順序である。「ｋ－１」は、「ｋ」の１つ前のデータを表す。従って、（２）式は、１つ前の状態ベクトルｘから現在の状態ベクトルｘを推定することを表している。添え字「ｋ」は、以下の各式においても同様である。
　（３）式において、ｚは、電圧値Ｖｓの観測値である。（３）式において、ｈは、ｘの非線形関数である。また、（３）式において、ｖは、観測ノイズである。（３）式は、状態ベクトルｘに対する観測値ｚの反応を表している。この例において、ｈ（ｘ）は、連系点ＬＰの予測電圧値Ｖｓである（ｈ（ｘ）＝Ｖｓ）。すなわち、観測値ｚは、連系点ＬＰの電圧値Ｖｓに観測ノイズｖを足したものと考えることができる。観測値ｚは、計測装置２２による電圧値Ｖｓの測定値である。
　拡張カルマンフィルタは、予測ステップと、更新ステップと、を有する。推定値演算部５０は、予測ステップにおいて、次の（５）式により、状態ベクトルｘの予測を行う。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000005

　（５）式において、ｘｆは、状態ベクトルｘの予測値を表す。ｘａは、更新ステップにおいて更新された状態ベクトルｘを表す。このように、この例では、更新後の状態ベクトルｘａを、予測後の状態ベクトルｘｆとして用いる。
　推定値演算部５０は、この予測後の状態ベクトルｘｆの各成分を、それぞれ各推定値＾Ｒ、＾Ｘ、＾Ｖｒとして演算する。すなわち、各推定値＾Ｒ、＾Ｘ、＾Ｖｒは、換言すれば、更新後の状態ベクトルｘａの各成分である。また、推定値演算部５０は、状態ベクトルｘの初期値を有し、更新ステップが行われていない初期状態においては、この初期値を予測後の状態ベクトルｘｆとして用いる。制御部４２は、このように演算された各推定値＾Ｒ、＾Ｘ、＾Ｖｒに基づき、上記のように主回路部４０の動作を制御する。
　状態ベクトルｘの初期値は、一定の値でもよいし、例えば、分散型電源６がソーラーパネルである場合などには、一日分の各推定値＾Ｒ、＾Ｘ、＾Ｖｒの平均値を算出し、この各推定値＾Ｒ、＾Ｘ、＾Ｖｒの平均値を次の日の状態ベクトルｘの初期値として用いてもよい。推定値演算部５０は、各推定値＾Ｒ、＾Ｘ、＾Ｖｒのそれぞれの所定期間における平均値を算出し、算出した各推定値＾Ｒ、＾Ｘ、＾Ｖｒの平均値を次の所定期間における状態ベクトルｘの初期値とする機能を有してもよい。
　推定値演算部５０は、予測ステップにおいて、状態ベクトルｘの予測を行うとともに、次の（６）式により、共分散行列Ｐｆを予測する。共分散行列Ｐｆは、システムノイズｗの影響を考慮した予測後の状態ベクトルｘｆの誤差共分散行列である。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000006

　（６）式において、Ｊｆ（ｘ）は、非線形関数ｆのヤコビアンで定義した行列であり、この例では、次の（７）式に表すように、（１，１，１）の対角行列である。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000007

　（６）式において、Ｐｋ－１は、１つ前の共分散行列、又は共分散行列の初期値である。（６）式において、Ｊｆ（ｘ）Ｔは、ヤコビアン行列Ｊｆ（ｘ）の転置行列である。また、（６）式において、Ｑｋ－１は、システムノイズｗの共分散行列である。システムノイズｗの共分散行列Ｑｋ－１は、次の（８）式に表すように、システムノイズｗ及びその転置行列の内積の期待値である。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000008
　制御部４２は、予測ステップにおいて演算された各推定値＾Ｒ、＾Ｘ、＾Ｖｒに基づいて主回路部４０を動作させるとともに、主回路部４０を動作させた時の有効電力値Ｐ、無効電力値Ｑ、及び電圧値Ｖｓを取得する。推定値演算部５０は、有効電力値Ｐ、無効電力値Ｑ、及び電圧値Ｖｓが取得された後、更新ステップを実行する。更新ステップにおいて、推定値演算部５０は、取得された有効電力値Ｐ、無効電力値Ｑ、及び電圧値Ｖｓを基に、状態ベクトルｘを更新する。
　推定値演算部５０は、更新ステップにおいて、まず、取得した有効電力値Ｐ、無効電力値Ｑ、及び電圧値Ｖｓの各測定値と共分散行列Ｐｆとを基に、状態ベクトルｘを更新するためのカルマンゲインの最適化を行う。カルマンゲインは、次の（９）式によって求められる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000009

　（９）式において、Ｊｈ（ｘ）は、非線形関数ｈのヤコビアンで定義した行列である。この例において、非線形関数ｈ（ｘ）は、連系点ＬＰの電圧値Ｖｓであるから、Ｊｈ（ｘ）は、次の（１０）式のように表される。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000010


　（１０）式において、∂Ｖｓ／∂Ｒ、∂Ｖｓ／∂Ｘ、∂Ｖｓ／∂Ｖｒは、上記の（１）式から、それぞれ次の（１１）式、（１２）式、（１３）式のように表される。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000011


Figure JPOXMLDOC01-appb-M000012


Figure JPOXMLDOC01-appb-M000013


　但し、（１１）式、（１２）式、（１３）式において、Ｂは、次の（１４）式、Ｃは、次の（１５）式である。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000014
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000015
　また、上記の（９）式において、Ｊｈ（ｘ）Ｔは、ヤコビアン行列Ｊｈ（ｘ）の転置行列である。（９）式において、Ｒｋは、観測ノイズｖの共分散行列である。観測ノイズｖの共分散行列Ｒｋは、次の（１６）式に表すように、観測ノイズｖ及びその転置行列の内積の期待値である。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000016

　（９）式において、［Ｊｈ（ｘ）ＰｆＪｈ（ｘ）Ｔ＋Ｒｋ］－１の部分は、換言すれば、予測誤差（ｚ－ｈ（ｘｆ））に対する誤差共分散である。
　推定値演算部５０は、更新ステップにおいて、カルマンゲインの最適化を行った後、このカルマンゲインを用い、次の（１７）式により、状態ベクトルｘを更新する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000017

　（１７）式において、ｈ（ｘｆ）は、予測後の状態ベクトルｘｆから（１）式を用いて演算した電圧値Ｖｓの予測値である。すなわち、推定値演算部５０は、連系点ＬＰの電圧値Ｖｓの測定値ｚと、予測後の状態ベクトルｘｆを用いて演算した連系点ＬＰの電圧値Ｖｓの予測値ｈ（ｘｆ）と、を基に、連系点ＬＰの電圧値Ｖｓの予測誤差を求める。推定値演算部５０は、測定値ｚから予測値ｈ（ｘｆ）を差し引くことで、予測誤差を求める。
　推定値演算部５０は、この予測誤差にカルマンゲインを乗じることにより、状態ベクトルｘの補正値を算出し、その補正値を予測後の状態ベクトルｘｆに加えることにより、更新後の状態ベクトルｘａを求める。これにより、予測誤差を考慮して次の状態ベクトルｘの予測を行うことができる。
　この際、推定値演算部５０は、予測誤差（ｚ－ｈ（ｘｆ））の絶対値が、所定値以上か否かを判定する。推定値演算部５０は、所定値以上である場合、前回の共分散行列Ｐｋ－１を初期値にリセットする。共分散行列の初期値は、例えば、ｄｉａｇ（２００，２００，２００）などの比較的大きな値の共分散行列である。これにより、系統特性が変化した場合などに、共分散行列Ｐｋ－１の収束を早めることができる。
　推定値演算部５０は、更新ステップにおいて、状態ベクトルｘを更新するとともに、次の（１８）式により、共分散行列Ｐも併せて更新する。（１８）式に表したように、推定値演算部５０は、最適化したカルマンゲインを基に共分散行列Ｐを更新する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000018

　推定値演算部５０は、上記の予測ステップと更新ステップとを繰り返し実行する。これにより、拡張カルマンフィルタによって各推定値＾Ｒ、＾Ｘ、＾Ｖｒを予測し、予測に基づいて主回路部４０の動作を制御することができる。これにより、連系点ＬＰの電圧値Ｖｓの変動を抑制することができる。なお、（１８）式において、Ｉは、単位行列である。
　次に、無効電力演算部５２による無効電力指令値Ｑｎの演算について説明する。
　図３は、無効電力演算部の動作の一例を模式的に表すグラフ図である。
　図３の横軸は、連系点ＬＰの無効電力値Ｑであり、図３の縦軸は、連系点ＬＰの電圧値Ｖｓである。
　無効電力演算部５２は、推定値演算部５０から各推定値＾Ｒ、＾Ｘ、＾Ｖｒ、有効電力値Ｐ、無効電力値Ｑ、及び電圧値Ｖｓを入力されると、図３に表したように、推定値演算部５０の演算結果を基に、電圧値Ｖｓの無効電力値Ｑに対する傾きＫを演算する。無効電力演算部５２は、次の（１９）式により、傾きＫを演算する。なお、（１９）式において、Ｂは、（１４）式に表したものであり、Ｃは、（１５）式で表したものである。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000019


　次回の連系点ＬＰの電圧値をＶｓ（ｎ）、計測装置２２で計測された前回の連系点ＬＰの電圧値をＶｓ（ｎ－１）、次回の連系点ＬＰの無効電力値をＱｎ、計測装置２２で計測された前回の連系点ＬＰの無効電力値をＱｎ－１とする時、次回の連系点ＬＰの電圧値Ｖｓ（ｎ）は、次の（２０）式で表すことができる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000020

　従って、次回の連系点ＬＰの電圧値をＶｓ（ｎ）を指定値Ｖｓｒとした場合、次回の連系点ＬＰの無効電力値Ｑｎは、次の（２１）式で表すことができる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000021

　このように、無効電力演算部５２は、推定値演算部５０から入力された各値を基に、傾きＫを演算するとともに、次回の連系点ＬＰの無効電力値Ｑｎを演算し、この次回の連系点ＬＰの無効電力値Ｑｎを無効電力指令値Ｑｎとして演算する。
　図４（ａ）～図４（ｃ）は、実施形態に係る分散型電源システムのシミュレーション結果の一例を模式的に表すグラフ図である。
　図４（ａ）の縦軸は、連系点ＬＰの電圧値Ｖｓと、無限大母線電力系統３の電圧値Ｖｒである。このシミュレーションでは、指定値Ｖｓｒを無限大母線電力系統３の電圧値Ｖｒとしている。
　図４（ｂ）の縦軸は、無効電力値Ｑと、連系点ＬＰの電圧値Ｖｓを無限大母線電力系統３の電圧値Ｖｒとするための最適無効電力値Ｑｏｐである。
　図４（ｃ）の縦軸は、傾きＫである。
　図４（ａ）～図４（ｃ）の横軸は、時間である。また、図４（ａ）、図４（ｂ）において、縦軸は、定格を「１ｐ．ｕ．」とする単位当たりの量で表している。
　最適無効電力値Ｑｏｐは、指定値Ｖｓｒを＾Ｖｒとすると、次の（２２）式で表すことができる。なお、（２２）式において、「ｓｉｇｎ」は、符号関数である。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000022
　図４（ａ）～図４（ｃ）に表したように、シミュレーションでは、無効電力指令値Ｑｎの無効電力を連系点ＬＰに注入することで、連系点ＬＰの電圧値Ｖｓは、無限大母線電力系統３の電圧値Ｖｒに収束し、連系点ＬＰの無効電力値Ｑは、最適無効電力値Ｑｏｐに収束した。
　このように、本実施形態に係る分散型電源システム２及び電力変換装置１０では、適切な無効電力を連系点ＬＰに注入することで、連系点ＬＰの電圧を適切に指定値Ｖｓｒに制御することができる。
　また、最適無効電力値Ｑｏｐにより、Ｖｓ＝Ｖｒが達成できるので、安定限界電力の増大化を可能とすることもできる。
　図５は、実施形態に係る分散型電源システムの動作の一例を模式的に表すグラフ図である。
　電力変換装置１０は、力率を制御可能な可制御範囲を有する。電力変換装置１０における力率の可制御範囲は、例えば、±０．８５以上の範囲である。すなわち、遅れ力率及び進み力率の双方で０．８５以上１．００以下の範囲である。
　このため、電力変換装置１０は、図５に表したように、連系点ＬＰの電圧値Ｖｓにおいても、制御可能な可制御範囲と、制御不可能な非可制御範囲と、を有する。なお、図５では、Ｒ＝０．１（ｐｕ）、Ｘ＝０．２（ｐｕ）、Ｖｒ＝１（ｐｕ）、力率の可制御範囲を±０．８５以上とした場合の、電圧値Ｖｓの可制御範囲の一例を模式的に表している。
　無効電力演算部５２は、無効電力指令値Ｑｎを演算した結果、演算した無効電力指令値Ｑｎが可制御範囲を超える場合、可制御範囲内において取り得る最大又は最小の無効電力値を無効電力指令値Ｑｎとして設定する。
　次に、本願発明者の行ったシミュレーションの一例について説明する。
　図６は、シミュレーションに用いた干渉系統図である。
　図６に表したように、シミュレーションでは、第１及び第２の２つの系統（電力変換装置１０）が電力系統４に接続されている場合について検討する。
　図７（ａ）～図７（ｆ）は、シミュレーションの一例を模式的に表すグラフ図である。
　図７（ａ）は、第１系統の出力する有効電力Ｐ１０、及び第１系統の有効電力の出力にともなう連系点の有効電力の変化分Ｐ１ｘの時間変化を模式的に表す。
　図７（ｂ）は、第２系統の出力する有効電力Ｐ２０、及び第２系統の有効電力の出力にともなう連系点の有効電力の変化分Ｐ２ｘの時間変化を模式的に表す。
　図７（ｃ）は、第１系統の出力する無効電力Ｑ１０、及び第１系統の無効電力の出力にともなう連系点の無効電力の変化分Ｑ１ｘの時間変化を模式的に表す。
　図７（ｄ）は、第２系統の出力する無効電力Ｑ２１、及び第２系統の無効電力の出力にともなう連系点の無効電力の変化分Ｑ２ｘの時間変化を模式的に表す。
　図７（ｅ）は、第１系統の出力電圧Ｖｓ１の時間変化を模式的に表す。
　図７（ｆ）は、第２系統の出力電圧Ｖｓ２の時間変化を模式的に表す。
　図７（ａ）～図７（ｆ）では、第１系統及び第２系統が力率１で運転し、第１系統の有効電力の出力によって、連系点の有効電力が二次関数状に変化した場合の各系統の電圧の変化を検討している。
　各系統を力率１で運転させた場合、図７（ｅ）に表したように、連系点の有効電力の変化にともなって、第１系統の出力電圧が変化してしまう。そして、図７（ｆ）に表したように、第１系統の出力電圧だけでなく、第２系統の出力電圧も変化してしまう。これにより、連系点の電圧も変動してしまう。
　図８（ａ）～図８（ｅ）は、シミュレーションの一例を模式的に表すグラフ図である。
　図８（ａ）は、連系点の有効電力値Ｐ、及び最適無効電力値Ｑｏｐの時間変化を模式的に表す。
　図８（ｂ）は、連系点の電圧値Ｖｓの時間変化を模式的に表す。
　図８（ｃ）は、系統インピーダンスの抵抗成分Ｒの推定値＾Ｒ、及び電力系統４の系統インピーダンスのリアクタンス成分Ｘの推定値＾Ｘの時間変化を模式的に表す。
　図８（ｄ）は、無限大母線電力系統３の電圧値Ｖｒの推定値＾Ｖｒの時間変化を模式的に表す。
　図８（ｅ）は、（ｚ－ｈ（ｘｆ））で表される予測誤差ｅｒｒの時間変化を模式的に表す。
　図８（ａ）～図８（ｅ）は、図７（ａ）及び図７（ｂ）と同様に有効電力が変化する条件において、指定値Ｖｓｒを無限大母線電力系統３の電圧値Ｖｒとして傾きＫ及び無効電力指令値Ｑｎを演算し、無効電力指令値Ｑｎに基づく無効電力を連系点に注入する制御を第１系統に行わせた場合の第１系統の各値を表している。
　図８（ｂ）に表したように、傾きＫ及び無効電力指令値Ｑｎを演算する制御を行った場合には、力率１の定力率制御を行う場合と比べて、電圧値Ｖｓの変動を抑制することができる。
　図９（ａ）～図９（ｃ）は、シミュレーションの一例を模式的に表すグラフ図である。
　図９（ａ）は、第１系統の出力する有効電力Ｐ１０、第１系統の有効電力の出力にともなう連系点の有効電力の変化分Ｐ１ｘ、第１系統の出力する無効電力Ｑ１０、及び第１系統の無効電力の出力にともなう連系点の無効電力の変化分Ｑ１ｘの時間変化を模式的に表す。
　図９（ｂ）は、第１系統の出力電圧Ｖｓ１の時間変化を模式的に表す。
　図９（ｃ）は、第１系統の力率Ｐｆ１の時間変化を模式的に表す。
　図９（ａ）～図９（ｃ）では、第１系統及び第２系統が力率１で運転し、第１系統の有効電力の出力によって、第１系統の出力電圧Ｖｓ１が波打つように変化した場合を検討している。図９（ｃ）に表したように、この例では、第１系統の出力電圧Ｖｓ１の変化により、第１系統の力率Ｐｆ１が、遅れ力率から進み力率に変化している。
　図１０（ａ）～図１０（ｇ）は、シミュレーションの一例を模式的に表すグラフ図である。
　図１０（ａ）は、第１系統の出力する有効電力Ｐ１０、第１系統の有効電力の出力にともなう連系点の有効電力の変化分Ｐ１ｘ、第１系統の出力する無効電力Ｑ１０、及び第１系統の無効電力の出力にともなう連系点の無効電力の変化分Ｑ１ｘの時間変化を模式的に表す。
　図１０（ｂ）は、第１系統の出力電圧Ｖｓ１の時間変化を模式的に表す。
　図１０（ｃ）は、第１系統の力率Ｐｆ１の時間変化を模式的に表す。
　図１０（ｄ）は、系統インピーダンスの抵抗成分Ｒの推定値＾Ｒ、及び電力系統４の系統インピーダンスのリアクタンス成分Ｘの推定値＾Ｘの時間変化を模式的に表す。
　図１０（ｅ）は、無限大母線電力系統３の電圧値Ｖｒの推定値＾Ｖｒの時間変化を模式的に表す。
　図１０（ｆ）は、傾きＫの時間変化を模式的に表す。
　図１０（ｇ）は、予測誤差ｅｒｒの絶対値の時間変化を模式的に表す。
　図１０（ａ）～図１０（ｇ）は、図９（ｂ）に表したように第１系統の出力電圧Ｖｓ１が変化する条件において、指定値Ｖｓｒを１．０５（ｐｕ）として傾きＫ及び無効電力指令値Ｑｎを演算し、無効電力指令値Ｑｎに基づく無効電力を連系点に注入する制御を第１系統に行わせた場合の第１系統の各値を表している。
　図１０（ｂ）に表したように、非可制御範囲においては、出力電圧Ｖｓ１を指定値Ｖｓｒに制御できていないものの、徐々に出力電圧Ｖｓ１を指定値Ｖｓｒに近付け、可制御範囲においては、出力電圧Ｖｓ１を指定値Ｖｓｒに制御できている。このように、無限大母線電力系統３の電圧値Ｖｒと異なる所定の値に指定値Ｖｓｒを設定した場合にも、力率１の定力率制御を行う場合と比べて、電圧値Ｖｓの変動を抑制することができる。また、この例では、図１０（ｃ）に表したように、第１系統の力率Ｐｆ１は、遅れ力率で制御できている。
　図１１（ａ）～図１１（ｆ）は、シミュレーションの一例を模式的に表すグラフ図である。
　図１１（ａ）は、第２系統の出力する有効電力Ｐ２０、第２系統の有効電力の出力にともなう連系点の有効電力の変化分Ｐ２ｘ、第２系統の出力する無効電力Ｑ２１、及び第２系統の無効電力の出力にともなう連系点の無効電力の変化分Ｑ２ｘの時間変化を模式的に表す。
　図１１（ｂ）は、第２系統の出力電圧Ｖｓ２の時間変化を模式的に表す。
　図１１（ｃ）は、第２系統の力率Ｐｆ２の時間変化を模式的に表す。
　図１１（ｄ）は、第２系統の出力する有効電力Ｐ２０、第２系統の有効電力の出力にともなう連系点の有効電力の変化分Ｐ２ｘ、第２系統の出力する無効電力Ｑ２１、及び第２系統の無効電力の出力にともなう連系点の無効電力の変化分Ｑ２ｘの時間変化を模式的に表す。
　図１１（ｅ）は、第２系統の出力電圧Ｖｓ２の時間変化を模式的に表す。
　図１１（ｆ）は、第２系統の力率Ｐｆ２の時間変化を模式的に表す。
　図１１（ａ）～図１１（ｃ）は、第１系統を力率１で運転させた場合の第２系統の各値を模式的に表している。図１１（ｄ）～図１１（ｆ）は、第１系統を図１０に表した制御で運転させた場合の第２系統の各値を模式的に表している。
　図１１（ｂ）及び図１１（ｅ）に表したように、傾きＫ及び無効電力指令値Ｑｎを演算する制御を第１系統で行うことにより、第２系統の出力電圧Ｖｓ２の変動も抑制することができる。
　図１１（ｃ）及び図１１（ｆ）に表したように、図１１では、第２系統を力率１で運転させている。第２系統においても、傾きＫ及び無効電力指令値Ｑｎを演算する制御を行ってもよい。これにより、第２系統の出力電圧Ｖｓ２の変動を、より適切に抑制することができる。
　図１２は、シミュレーションの一例を模式的に表すグラフ図である。
　図１２は、第２系統で傾きＫ及び無効電力指令値Ｑｎを演算する制御を行った場合の無効電力Ｑｆ、及び第２系統の無効電力の理論解Ｑｓを模式的に表している。理論解Ｑｓは、第２系統の出力電圧Ｖｓ２を無限大母線電力系統３の電圧値Ｖｒとするための最適無効電力の理論解である。理論解Ｑｓは、換言すれば、最適無効電力値Ｑｏｐである。また、無効電力Ｑｆの演算では、指定値Ｖｓｒを無限大母線電力系統３の電圧値Ｖｒとしている。
　図１２に表したように、無効電力Ｑｆは、可制御範囲においては、理論解Ｑｓとほぼ一致している。従って、傾きＫ及び無効電力指令値Ｑｎを演算する制御を行うことにより、可制御範囲においては、第２系統の出力電圧Ｖｓ２の変動も適切に抑制することができる。
　このように、分散型電源システム２において、電力系統４と連系する複数台の電力変換装置１０で、傾きＫ及び無効電力指令値Ｑｎを演算し、無効電力指令値Ｑｎに基づく適切な無効電力を連系点に注入する制御を行うことにより、送電による電圧上昇をより抑制し、Ｖｓ＝Ｖｒをより達成し易くすることができる。例えば、電力系統４側に設置する無効電力補償装置の台数を減らすなど、電力系統４側での電圧管理機能の簡素化を図ることができる。
　図１３（ａ）～図１３（ｇ）は、シミュレーションの一例を模式的に表すグラフ図である。
　図１３（ａ）～図１３（ｇ）のそれぞれは、図１０（ａ）～図１０（ｇ）のそれぞれと同じ特性の時間変化を模式的に表している。
　図１３（ａ）～図１３（ｇ）は、図９（ｂ）に表したように第１系統の出力電圧Ｖｓ１が変化する条件において、指定値Ｖｓｒを１．００（ｐｕ）として傾きＫ及び無効電力指令値Ｑｎを演算し、無効電力指令値Ｑｎに基づく無効電力を連系点に注入する制御を第１系統に行わせた場合の第１系統の各値を表している。
　図１３（ｂ）に表したように、指定値Ｖｓｒを１．００（ｐｕ）とした場合にも、可制御範囲においては、出力電圧Ｖｓ１を指定値Ｖｓｒに制御できている。また、図１３（ｃ）に表したように、この例では、第１系統の力率Ｐｆ１が、進み力率で制御されている。このように、進み力率となる条件においても、傾きＫ及び無効電力指令値Ｑｎを演算し、無効電力指令値Ｑｎに基づく無効電力を連系点に注入する制御を行うことで、出力電圧Ｖｓ１を指定値Ｖｓｒに適切に制御することができる。
　図１４（ａ）～図１４（ｆ）は、シミュレーションの一例を模式的に表すグラフ図である。
　図１４（ａ）～図１４（ｆ）のそれぞれは、図１１（ａ）～図１１（ｆ）のそれぞれと同じ特性の時間変化を模式的に表している。
　図１４（ｂ）及び図１４（ｅ）に表したように、進み力率となる条件においても、遅れ力率の場合と同様に、傾きＫ及び無効電力指令値Ｑｎを演算する制御を第１系統で行うことにより、第２系統の出力電圧Ｖｓ２の変動も抑制することができる。
　図１５は、シミュレーションの一例を模式的に表すグラフ図である。
　図１５は、図１３の条件で第１系統を運転させた場合に、第２系統で傾きＫ及び無効電力指令値Ｑｎを演算する制御を行った場合の無効電力Ｑｆ、及び第２系統の無効電力の理論解Ｑｓを模式的に表している。
　図１５に表したように、進み力率となる条件においても、遅れ力率の場合と同様に、無効電力Ｑｆは、可制御範囲においては、理論解Ｑｓとほぼ一致している。従って、傾きＫ及び無効電力指令値Ｑｎを演算する制御を行うことにより、可制御範囲においては、第２系統の出力電圧Ｖｓ２の変動も適切に抑制することができる。
　図１６（ａ）及び図１６（ｂ）は、実施形態に係る分散型電源システムの動作の一例を模式的に表すグラフ図である。
　図１６（ａ）は、定力率制御を行った場合の有効電力Ｐｐｆ１と、拡張カルマンフィルタを用いた推定を行った場合の有効電力Ｐｐｆ２の一例をそれぞれ模式的に表している。
　図１６（ｂ）は、定力率制御を行った場合の無効電力Ｑｐｆ１と、拡張カルマンフィルタを用いた推定を行った場合の無効電力Ｑｐｆ２の一例をそれぞれ模式的に表している。
　図１６（ａ）及び図１６（ｂ）に表したように、拡張カルマンフィルタを用いた推定を行った場合には、定力率制御を行った場合と比べて、無効電力を小さくし、力率を改善することができる。従って、分散型電源６から電力系統４により効率良く有効電力を供給することができる。例えば、分散型電源６のオーナーにおいては、電力の売却利益を高めることができる。
　このように、本実施形態に係る分散型電源システム２及び電力変換装置１０では、適切な無効電力を連系点ＬＰに注入することで、連系点ＬＰの電圧Ｖｓの変動をより適切に抑制できるとともに、出力する交流電力の力率を改善し、より効率良く有効電力を電力系統４に供給することができる。
　以上、具体例を参照しつつ、本発明の実施の形態について説明した。しかし、本発明の実施形態は、これらの具体例に限定されるものではない。例えば、分散型電源システム２及び電力変換装置１０に含まれる各要素の具体的な構成に関しては、当業者が公知の範囲から適宜選択することにより本発明を同様に実施し、同様の効果を得ることができる限り、本発明の範囲に包含される。
　また、各具体例のいずれか２つ以上の要素を技術的に可能な範囲で組み合わせたものも、本発明の要旨を包含する限り本発明の範囲に含まれる。
　その他、本発明の実施の形態として上述した分散型電源システム２及び電力変換装置１０を基にして、当業者が適宜設計変更して実施し得る全ての分散型電源システム及び電力変換装置も、本発明の要旨を包含する限り、本発明の範囲に属する。
　その他、本発明の思想の範疇において、当業者であれば、各種の変更例及び修正例に想到し得るものであり、それら変更例及び修正例についても本発明の範囲に属するものと了解される。
　本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。

Claims (9)

  1. 　分散型電源の電力を無限大母線電力系統につながる電力系統に対応した交流電力に変換し、変換後の交流電力を前記電力系統に供給することにより、前記分散型電源を前記電力系統と連系させる電力変換装置であって、
    　前記分散型電源の前記電力を、前記電力系統に対応した前記交流電力に変換する主回路部と、
    　前記主回路部の動作を制御する制御部と、
    　を備え、
    　前記制御部は、
    　　非線形式に対応したカルマンフィルタを用いることにより、前記電力系統との連系点の有効電力値、前記連系点の無効電力値、及び前記連系点の電圧値を基に、前記電力系統の系統インピーダンスの抵抗成分の推定値と、前記系統インピーダンスのリアクタンス成分の推定値と、前記無限大母線電力系統の電圧値の推定値と、を演算する推定値演算部と、
    　　前記連系点の電圧の指定値が入力され、前記電力系統との連系点の有効電力値、前記連系点の無効電力値、前記連系点の電圧値、前記系統インピーダンスの抵抗成分の推定値、前記系統インピーダンスのリアクタンス成分の推定値、前記無限大母線電力系統の電圧値の推定値、及び前記連系点の電圧の指定値を基に、前記連系点の電圧値を前記指定値に近付けるために前記電力系統に供給する無効電力の無効電力指令値を演算する無効電力演算部と、
    　　所定の有効電力及び前記無効電力指令値に対応する無効電力を出力するように、前記主回路部を駆動する駆動回路と、
    　を有する電力変換装置。
  2. 　前記無効電力演算部は、前記推定値演算部の演算結果を基に、前記連系点の電圧値の前記連系点の無効電力値に対する傾きを演算し、前回の連系点ＬＰの無効電力値と、前回の連系点ＬＰの電圧値と、前記指定値と、前記傾きと、を基に、前記無効電力指令値を演算する請求項１記載の電力変換装置。
  3. 　前記推定値演算部は、前記非線形式に対応したカルマンフィルタとして拡張カルマンフィルタを用いる請求項１又は２に記載の電力変換装置。
  4. 　前記推定値演算部は、前記系統インピーダンスの抵抗成分、前記系統インピーダンスのリアクタンス成分、及び前記無限大母線電力系統の電圧値を成分とする状態ベクトルの予測を行い、予測後の前記状態ベクトルの各成分を、それぞれ前記電力系統の系統インピーダンスの抵抗成分の推定値、前記系統インピーダンスのリアクタンス成分の推定値、及び前記無限大母線電力系統の電圧値の推定値として演算し、
    　前記制御部は、演算された前記推定値に基づいて前記主回路部を動作させるとともに、前記主回路部を動作させた時の前記有効電力値、前記無効電力値、及び前記連系点の電圧値を取得し、
    　前記推定値演算部は、取得された前記有効電力値、前記無効電力値、及び前記連系点の電圧値を基に、前記状態ベクトルを更新する請求項３記載の電力変換装置。
  5. 　前記推定値演算部は、更新後の前記状態ベクトルを、予測後の前記状態ベクトルとして用いる請求項４記載の電力変換装置。
  6. 　前記推定値演算部は、
    　　前記状態ベクトルの予測を行うとともに、予測後の前記状態ベクトルの誤差に関する共分散行列の予測を行い、
    　　前記有効電力値、前記無効電力値、及び前記連系点の電圧値の各測定値を取得した後、取得した各測定値と前記共分散行列とを基に、前記状態ベクトルを更新するためのカルマンゲインの最適化を行い、
    　　前記連系点の電圧値の測定値と、予測後の前記状態ベクトルを用いて演算した前記連系点の電圧値の予測値と、を基に、前記連系点の電圧値の予測誤差を求め、
    　　最適化した前記カルマンゲインと前記予測誤差とを基に前記状態ベクトルを更新するとともに、最適化した前記カルマンゲインを基に前記共分散行列を更新する請求項４又は５記載の電力変換装置。
  7. 　前記推定値演算部は、前記予測誤差の絶対値が所定値以上である場合に、前記共分散行列を初期値にリセットする請求項６記載の電力変換装置。
  8. 　前記推定値演算部は、前記系統インピーダンスの抵抗成分の推定値、前記系統インピーダンスのリアクタンス成分の推定値、及び前記無限大母線電力系統の電圧値の推定値のそれぞれの所定期間における平均値を算出し、算出した前記平均値を次の所定期間における前記状態ベクトルの初期値とする請求項４～７のいずれか１つに記載の電力変換装置。
  9. 　分散型電源と、
    　前記分散型電源の電力を電力系統に対応した交流電力に変換し、変換後の交流電力を前記電力系統に供給することにより、前記分散型電源を前記電力系統と連系させる請求項１～８のいずれか１つに記載の電力変換装置と、
    　を備えた分散型電源システム。
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