JP6618659B1 - 電力変換システム及びその管理装置、並びに、分散電源装置 - Google Patents

Abstract

分散電源装置（１００）は、電圧調整器（３１０）が接続された配電系統（３００）に連系する。管理装置（２００）は、分散電源装置（１００）の制御に用いられる第１の電圧幅及び第１の電圧幅よりも小さい第２の電圧幅を設定するための情報を周期的に送信する。分散電源装置（１００）は、配電系統（３００）との連系点（３０１）における連系点電圧から、管理装置（２００）から情報が送信される周期よりも短い周期の電圧変動成分を除去することによって連系点の電圧指令値を生成するとともに、電圧指令値に対する連系点電圧の電圧偏差を解消するための無効電力を発生する無効電力制御を実行する。無効電力制御では、電圧偏差の絶対値が第１の電圧幅より大きくなると無効電力の発生が開始され、電圧偏差の絶対値が第２の電圧幅よりも小さくなるまで、電圧偏差の絶対値を減少させるように無効電力が調整される。

Description

本発明は、電力変換システム及びその管理装置、並びに、分散電源装置に関する。

近年の再生可能エネルギの利用拡大の潮流から、太陽光発電及び蓄電池等の分散電源が配電系統に接続されるケースが増える傾向にあるが、分散電源からの逆潮流による系統電圧の不安定化が問題となることがある。例えば、太陽光発電では、日照の有無によって発電量が大きく変化するため、逆潮流される電力が短時間で増減する影響で、系統電圧の安定度が低下することが懸念される。

配電系統側で電圧安定化を向上するために、電圧調整器（Step Voltage Regulator：ＳＶＲ）又は無効電力補償装置（Static Var Compensator：ＳＶＣ）等を追加配置すると、配電系統の維持コストの上昇が懸念される。このため、分散電源側において、パワーコンディショナから配電系統に出力する無効電力を制御することによって、系統電圧を調整する技術が公知である。例えば、太陽光発電システムのコンディショナからの出力電力について一定の力率（例えば、０．９５）に統一することが行われているが、時々刻々と変化する配電系統の状況に対応して適切な電圧調整を行うことが困難である。

このため、特許第５６１８２９４号公報（特許文献１）では、各分散電源の連系点電圧を制御するパワーコンディショナに対して、無効電力調整要求量が指令される制御が開示される。特許文献１では、複数のパワーコンディショナを統括する低圧配電系統監視装置に対して、高圧配電系統監視装置から無効電力調整要求量が送信され、低圧配電系統監視装置は、統括下の複数のパワーコンディショナ間で送信された無効電力調整要求量を適切に割り振ることで、配電系統全体の電圧を適切に調整することができる。

特許第５６１８２９４号公報

特許文献１では、高圧配電系統監視装置が、系統電圧変動の発生に対して、リアルタイムで無効電力調整要求量を算出して、低圧配電系統監視装置、及び、パワーコンディショナに対して送信する必要がある。このため、通常のデマンドレスポンス等とは異なり、リアルタイムでの短周期の情報送信が必要となる。

特許文献１では、電力線搬送通信（Power Line Communications：ＰＬＣ）によって無効電力調整要求量を送信することが想定されているが、電力線搬送通信の使用による漏洩電磁波の高頻度の発生が懸念される。

更に、全ての分散電源（パワーコンディショナ）に対する無効電力調整要求量を設定するために、高圧配電系統監視装置及び低圧配電系統監視装置では、当該無効電力調整要求量を算出するための演算を高速に実行することが必要となり、計算機負荷の増大からのコスト上昇も懸念される。

この発明は、このような問題点を解決するためになされたものであって、本発明の目的は、配電系統に連系する分散電源装置及び管理装置を備える電力変換システムにおいて、管理装置側の演算負荷を高めることなく、分散電源装置側での自律的な制御によって系統電圧安定化を実現することである。

本発明のある局面によれば、電力変換システムは、配電系統に連系する少なくとも１個の分散電源装置と、分散電源装置の管理装置とを備える。管理装置は、分散電源装置に対して、分散電源装置の制御に用いられる第１の電圧幅及び第１の電圧幅よりも小さい第２の電圧幅を設定するための情報を周期的に送信する。分散電源装置は、分散電源と、電力変換回路と、電力変換回路を制御する制御演算部と、連系点の電圧を検出する電圧検出器とを含む。電力変換回路は、配電系統との連系点と分散電源との間での電力変換を制御する。制御演算部は、電圧検出器によって検出された連系点電圧から、管理装置から情報が送信される周期よりも短い周期の電圧変動成分を除去することによって連系点の電圧指令値を生成するとともに、電圧指令値に対する連系点電圧の電圧偏差を解消するための無効電力を電力変換回路によって発生させる無効電力制御を実行する。無効電力制御では、電圧偏差の絶対値が第１の電圧幅より大きくなると無効電力の発生が開始され、電圧偏差の絶対値が第２の電圧幅よりも小さくなるまで、電圧偏差の絶対値を減少させるように無効電力が調整される。

本発明の他のある局面では、配電系統に対して分散電源装置が連系する電力変換システムの管理装置であって、管理装置は、通信部を備える。通信部は、分散電源装置に対して、分散電源装置の制御に用いられる第１の電圧幅及び第１の電圧幅よりも小さい第２の電圧幅を設定するための情報を周期的に送信する。分散電源装置は、配電系統との連系点における連系点電圧から、配信部から情報が送信される周期よりも短い周期の電圧変動成分を除去することによって連系点の電圧指令値を生成するとともに、電圧指令値に対する連系点電圧の電圧偏差を解消するための無効電力を発生する無効電力制御を実行する。無効電力制御では、電圧偏差の絶対値が第１の電圧幅より大きくなると無効電力の発生が開始され、電圧偏差の絶対値が第２の電圧幅よりも小さくなるまで、電圧偏差の絶対値を減少させるように無効電力が調整される。

本発明のさらに他のある局面では、配電系統に連系する分散電源装置であって、分散電源と、電力変換回路と、電力変換回路を制御する制御演算部と、連系点の電圧を検出する電圧検出器とを備える。電力変換回路は、配電系統との連系点と分散電源との間での電力変換を制御する。分散電源装置は、第１の電圧幅及び第１の電圧幅よりも小さい第２の電圧幅を設定するための情報を、分散電源装置の外部の管理装置から周期的に受信する。制御演算部は、電圧検出器によって検出された連系点電圧から、情報が受信される周期よりも短い周期の電圧変動成分を除去することによって連系点の電圧指令値を生成するとともに、電圧指令値に対する連系点電圧の電圧偏差を解消するための無効電力を電力変換回路によって発生させる無効電力制御を実行する。無効電力制御では、電圧偏差の絶対値が第１の電圧幅より大きくなると無効電力の発生が開始され、電圧偏差の絶対値が第２の電圧幅よりも小さくなるまで、電圧偏差の絶対値を減少させるように無効電力が調整される。

本発明によれば、管理装置から第１及び第２の電圧幅に係る情報が送信される周期よりも短い周期の電圧変動成分を、分散電源側での自律的な無効電力制御によって除去できるので、管理装置側の演算負荷を高めることなく、系統電圧を安定化することができる。

本実施の形態に係る電力変換システムが接続される配電系統を説明する概略ブロック図である。 図１に示された分散電源装置の構成例を説明するブロック図である。 図２に示された電圧制御部の構成例を説明するブロック図である。 分散電源装置における無効電力制御の処理の一例を説明するフローチャートである。 分散電源装置における無効電力制御の動作例を説明する制御波形図である。 分散電源装置における無効電力制御の処理の他の例を説明するフローチャートである。 実施の形態２に係る電力変換システムにおける複数の分散電源装置での第１及び第２の電圧幅を設定する制御処理を説明するフローチャートである。 第１及び第２の電圧幅に対する無効電力制御の状態を比較するための第１の制御波形図である。 第１及び第２の電圧幅に対する無効電力制御の状態を比較するための第２の制御波形図である。 実施の形態３に係る電力変換システムにおける分散電源装置の無効電力制御での保持時間を設定する制御処理を説明するフローチャートである。 実施の形態３に係る電力変換システムにおける分散電源装置の無効電力制御でのレート処理時のレート値を設定する制御処理を説明するフローチャートである。 実施の形態４に係る電力変換システムで用いられるニューラルネットワークモデルを説明する概念図である。 実施の形態４に係る電力変換システムにおける、ニューラルネットワークモデルを用いて分散電源装置の指令値を設定する制御処理を説明する第１のフローチャートである。 実施の形態４に係る電力変換システムにおける、ニューラルネットワークモデルを用いて分散電源装置の指令値を設定する制御処理を説明する第２のフローチャートである。

以下に、本発明の実施の形態について、図面を参照して詳細に説明する。なお、以下では、図中の同一又は相当部分には同一符号を付して、その説明は原則的に繰返さないものとする。

実施の形態１．
図１は、本実施の形態に係る電力変換システムが接続される配電系統を説明する概略ブロック図である。

図１を参照して、本実施の形態に係る電力変換システム５０は、分散電源装置１００と、分散電源装置１００の管理装置２００とを備える。分散電源装置１００は、連系点３０１で配電系統３００に接続されて、配電系統３００に連系される。

実施の形態１において、電力変換システム５０内の分散電源装置１００の個数は任意であり、単数であっても複数であってもよい。また、図１に示されるように、１個の分散電源装置１００が、配電系統３００に直接、連系されてもよく、複数の分散電源装置１００を組み合わせたものが、配電系統３００に連系されていてもよい。

管理装置２００は、各分散電源装置１００との間で情報を授受するための通信部２０５を含む。分散電源装置１００が複数配置される構成では、１台の管理装置２００によって、複数の分散電源装置１００が集中管理される。通信部２０５は、分散電源装置１００との間で、所定時間（例えば、３０分）ごとに情報の送受信を実行する。この際の通信プロトコルは、例えば、ＯｐｅｎＡＤＲを使用することができる。

配電系統３００には、変電所５００を介して電力が供給されるとともに、電圧調整器（以下、単にＳＶＲとも称する）３１０が接続されている。なお、ＳＶＲ３１０及び分散電源装置１００の位置関係は図１の例示に限定されるものではなく、配電系統３００のうちの変電所５００及びＳＶＲ３１０の間の位置に、分散電源装置１００が接続されてもよい。

ＳＶＲ３１０は、上述のように、変圧器の一次側巻線及び二次側巻線の巻線比を切換えるための機械的機構（例えば、タップ切換器）を有するように構成されて、当該巻線比の切り替えによって配電系統３００の電圧（以下、単に「系統電圧」とも称する）を制御する。機械的機構によって電圧が調整されるため、ＳＶＲ３１０は、長期的な電圧変動に対応して、系統電圧を安定化する制御に有効である。一方で、機械的機構を用いるため、頻繁な電圧調整は機器寿命を縮める要因となる。

これに対して、分散電源装置１００が無効電力を入出力することによっても、系統電圧の調整が可能である。このような無効電力制御によれば、短期的な電圧変動に対応して、系統電圧を調整することが可能である。しかしながら、分散電源装置１００が無効電力を入出力すると、皮相電力の上限を守るために、有効電力の入出力が制限されることになる。これにより、分散電源装置１００が太陽電池を電源とするものであれば、発電機会の損失が生じる虞がある。又、分散電源装置１００が蓄電池を電源とするものであれば、当該蓄電池の充放電電力が制限される虞がある。

このため、系統電圧の長期的な電圧変動に対して、分散電源装置１００による無効電力制御で継続的に対応することは得策ではない。従って、本実施の形態に係る電力変換システムが適用された配電系統では、系統電圧の長周期的な変動に対してはＳＶＲ３１０による電圧調整で対応する一方で、系統電圧の短周期的な電圧変動に対して、電力変換システムを用いた分散電源装置１００での無効電力制御によって対応する。

なお、太陽光による発電電力が流入する配電系統では、長周期期的な電圧変動の発生要因としては、例えば、１日の中の太陽の高度に伴う日照量変動が考えられる。一方で、短周期期的な電圧変動の発生要因としては、例えば、晴天及び曇天が頻繁に入れ替わるによる、数秒程度での日照量変動が想定される。

図２は、図１に示された分散電源装置１００の構成例を説明するブロック図である。
図２を参照して、分散電源装置１００は、分散電源１１０と、パワーコンディショナ１２０とを含む。パワーコンディショナ１２０は、分散電源１１０及び配電系統３００（連系点３０１）の間での電力変換を制御するための電力変換回路１３０と、電力変換回路１３０を制御する制御演算部１２５と、電圧検出器１３５とを含む。

分散電源１１０は、本実施の形態では、太陽電池によって構成されるものとして説明するが、太陽電池以外の発電要素（例えば、風力発電機）又は、蓄電池及びキャパシタ等の蓄電要素によって、分散電源１１０を構成することも可能である。

電力変換回路１３０は、直流電力を出力する分散電源１１０と、交流電力が伝送される配電系統３００上の連系点３０１との間で、ＤＣ／ＡＣ電力変換を実行する。例えば、電力変換回路１３０は、ＤＣ／ＤＣコンバータ１３１と、ＤＣ／ＡＣインバータ１３２とを有する。公知のように、ＤＣ／ＤＣコンバータ１３１及びＤＣ／ＡＣインバータ１３２は、半導体スイッチング素子（図示せず）のオンオフ制御によって、入出力される電力（電圧及び電流）を制御するように構成されている。したがって、制御演算部１２５は、当該半導体スイッチング素子のオンオフ指令を生成することによって、電力変換回路１３０を制御する。なお、ＤＣ／ＤＣコンバータ１３１及びＤＣ／ＡＣインバータ１３２を含めて、電力変換回路１３０の構成は、公知のものを任意に適用することが可能である。

制御演算部１２５は、例えば、後述する制御処理をソフトウェア処理又はハードウェア処理によって実現する、マイクロコンピュータによって構成することができる。制御演算部１２５は、電圧制御部１２１と、無効電力制御部１２２と、有効電力制御部１２３と、電流制御部１２４とを有する。

電圧検出器１３５は、分散電源装置１００が配電系統３００に接続される連系点３０１の交流電圧実効値Ｖｉｐ（以下、単に「連系点電圧Ｖｉｐ」とも称する）を検出する。制御演算部１２５は、電圧検出器１３５から連系点電圧Ｖｉｐを受けて、当該連系点電圧Ｖｉｐを制御するための電力変換回路１３０への制御指令を生成する。上述のように、当該制御指令には、半導体スイッチング素子（図示せず）のオンオフ指令が含まれる。

図３は、図２に示された電圧制御部１２１の構成例を説明するブロック図である。
図３を参照して、電圧制御部１２１は、電圧指令値生成部１２１ａと、減算部１２１ｂと、無効電力指令値生成部１２１ｃとを有する。

電圧指令値生成部１２１ａは、電圧検出器１３５によって検出された連系点電圧Ｖｉｐから高周波成分の電圧変動、即ち、日照の有無（晴天及び曇天）が短時間で入れ替わることによる短時間周期での日照量変動に起因する電圧変動を除去することによって、連系点電圧の電圧指令値Ｖｒｅｆを生成する。例えば、電圧指令値生成部１２１ａは、時定数が数分から十分程度である一次ローパスフィルタを用いて構成することが可能である。このように、電圧指令値Ｖｒｅｆを生成する際には、管理装置２００から分散電源装置１００に第１及び第２の電圧幅ＶＷ１，ＶＷ２を設定するための情報が送信される周期（例えば、３０分）よりも短い周期の電圧変動が除去される。

減算部１２１ｂは、電圧検出器１３５によって検出された連系点電圧Ｖｉｐから電圧指令値生成部１２１ａからの電圧指令値Ｖｒｅｆを減算することによって、電圧偏差ΔＶｉｐ＝Ｖｉｐ−ΔＶｒｅｆを算出する。この結果、電圧偏差ΔＶｉｐは、電圧指令値生成部１２１ａによって除去された、短時間での電圧変動を示すことが理解される。

無効電力指令値生成部１２１ｃには、電圧指令値Ｖｒｅｆ及び電圧偏差ΔＶｉｐと、管理装置２００から送信された第１の電圧幅ＶＷ１及び第２の電圧幅ＶＷ２とが入力される。無効電力指令値生成部１２１ｃは、これらの入力値に基づき無効電力指令値Ｑｒｅｆ（実効値）を生成する。

第１及び第２の電圧幅ＶＷ１，ＶＷ２は、無効電力制御によって除去されるべき電圧偏差ΔＶｉｐの閾値を示すものであり、無効電力制御のオフ時に、電圧偏差ΔＶｉｐの絶対値が第１の電圧幅ＶＷ１を超えると、即ち、連系点電圧Ｖｉｐが、Ｖｒｅｆ−ＶＷ１〜Ｖｒｅｆ＋ＶＷ１の電圧範囲外となると、無効電力制御が開始される。第２の電圧幅ＶＷ２は、第１の電圧幅ＶＷ１よりも小さい値に設定される。

第１及び第２の電圧幅ＶＷ１，ＶＷ２を設定するための情報は、上述した、所定時間（例えば、３０分）ごとに送受信される情報の一環として、管理装置２００から各分散電源装置１００へ送信される。従って、分散電源装置１００では、無効電力制御によって除去しようとする電圧変動の周期は、第１及び第２の電圧幅の更新周期よりも短いことが理解される。なお、分散電源装置１００が複数個配置されている構成では、第１及び第２の電圧幅ＶＷ１，ＶＷ２は、分散電源装置１００ごとに個別に設定される。

再び、図２を参照して、無効電力制御部１２２は、無効電力指令値Ｑｒｅｆ及び連系点電圧Ｖｉｐから、無効電流指令値Ｉｑｒｅｆを生成して、電流制御部１２４へ送出する。例えば、図示しない位相同期器によって検出された電圧位相θを用いると、無効電流指令値Ｉｑｒｅｆ（瞬時値）は、式（１）に従って算出することができる。

Ｉｑｒｅｆ＝√２・（Ｑｒｅｆ／Ｖｉｐ）・ｃｏｓθ …（１）
有効電力制御部１２３は、有効電力指令値Ｐｒｅｆ（実効値）から有効電流指令値Ｉｐｒｅｆ（瞬時値）を生成して、電流制御部１２４へ送出する。有効電流指令値Ｉｐｒｅｆ（瞬時値）は、式（１）と共通の電圧位相θを用いて、下記の式（２）に従って算出することができる。

Ｉｐｒｅｆ＝√２・Ｐｒｅｆ・ｓｉｎθ …（２）
尚、有効電力指令値Ｐｒｅｆは、管理装置２００から直接与えられてもよく、管理装置２００から受信した情報に基づき有効電力制御部１２３が算出してもよい。いずれにせよ、無効電力指令値Ｑｒｅｆ及び有効電力指令値Ｐｒｅｆは、パワーコンディショナ１２０（電力変換回路１３０）の皮相電力上限値ＰＡｍａｘの範囲内で、即ち、下記の式（３）の範囲内で設定される必要がある。即ち、有効電力指令値Ｐｒｅｆ及び無効電力指令値Ｑｒｅｆの二乗和の平方根がＰＡｒｅｆよりも大きいと、有効電力指令値Ｐｒｅｆは、本来の値よりも制限されることになる。

ＰＡｍａｘ≧√（Ｐｒｅｆ²＋Ｑｒｅｆ²） …（３）
電流制御部１２４は、無効電力制御部１２２からの無効電流指令値Ｉｑｒｅｆ（瞬時値）と、有効電力制御部１２３からの有効電流指令値Ｉｐｒｅｆ（瞬時値）との和から電流指令値Ｉｒｅｆ（瞬時値）を算出する。即ち、電流指令値Ｉｒｅｆ＝√２・（Ｑｒｅｆ／Ｖｉｐ）・ｃｏｓθ＋√２・Ｐｒｅｆ・ｓｉｎθである。

更に、電流制御部１２４は、図示しない電流センサによって検出された、電力変換回路１３０から連系点３０１への出力電流（瞬時値）と上記電流指令値Ｉｒｅｆとの電流偏差を補償するように、電力変換回路１３０（ＤＣ／ＡＣインバータ１３２）を構成する半導体スイッチング素子のオンオフ指令を生成する。連系点３０１での電流の周波数（商用系統周波数）と比較して十分高いスイッチング周波数で電力変換回路１３０（ＤＣ／ＡＣインバータ１３２）を動作させることにより、上記半導体スイッチング素子のオンオフによって出力電流の上昇及び低下を切換えることで、系統周波数に従って変化する電流指令値Ｉｒｅｆ（瞬時値）に沿って、出力電流の瞬時値を制御することが可能となる。この電流制御を通じて、パワーコンディショナ１２０及び連系点３０１（配電系統３００）の間で入出力される有効電力及び無効電力を制御することができる。

尚、分散電源装置１００及びパワーコンディショナ１２０については、図２の例とは異なる構成とすることも可能である。又、図２では、分散電源装置１００が配電系統３００に対して単相で連系する例を示したが、三相で連系することも可能である。

図４は、分散電源装置１００における無効電力制御の処理の一例を説明するフローチャートである。図４に示される制御処理は、図２の制御演算部１２５により繰り返し実行することができる。

制御演算部１２５は、ステップ（以下、単に「Ｓ」と表記する）１００では、管理装置２００からの所定時間（例えば、３０分）ごとの配信があった否かを判定し、配信があった場合には（Ｓ１００のＹＥＳ判定時）、管理装置２００から受信した情報に基づき、Ｓ１１０により第１の電圧幅ＶＷ１を更新するとともに、Ｓ１２０により、第２の電圧幅ＶＷ２を更新する。

制御演算部１２５は、Ｓ１３０により、電圧検出器１３５の出力値から連系点電圧Ｖｉｐ（実効値）を検出するとともに、Ｓ１４０では、連系点電圧Ｖｉｐから電圧指令値Ｖｒｅｆを生成する。Ｓ１４０での処理は、上述の電圧指令値生成部１２１ａの機能に相当する。

制御演算部１２５は、Ｓ１５０により、電圧指令値Ｖｒｅｆに対する連系点電圧Ｖｉｐの電圧偏差ΔＶｉｐ（ΔＶｉｐ＝Ｖｉｐ−Ｖｒｅｆ）の絶対値と第１の電圧幅ＶＷ１（Ｓ１１０）とを比較することによって、無効電力制御による電圧制御（以下、単に，無効電力制御とも称する）の開始要否を判定する。

｜ΔＶｉｐ｜≦ＶＷ１のとき（Ｓ１５０のＮＯ判定時）には、無効電力制御のオフが維持されて、以下に説明するＳ１６０〜Ｓ２１０の処理をスキップして、処理は「リターン」に進められる。この場合には、予め定められた制御周期が経過すると、再び図４の処理が実行される。即ち、無効電力制御のオフ中には、一定の制御周期ごとに、Ｓ１５０による無効電力制御の開始判定が実行される。

制御演算部１２５は、｜ΔＶｉｐ｜が第１の電圧幅ＶＷ１を超えると（Ｓ１５０のＹＥＳ判定時）、無効電力制御を開始して、Ｓ１６０以降へ処理を進める。Ｓ１６０では、｜ΔＶｉｐ｜を減少させるように無効電力指令値Ｑｒｅｆが生成される。例えば、無効電力指令値Ｑｒｅｆは、下記の式（４）による一般的なＰＩ（比例積分）制御に従って算出することができる。式（４）中において、Ｋｐは制御ゲイン、Ｔは収束時間を規定する時定数であり、ｓはラプラス演算子である。

Ｑｒｅｆ＝ΔＶｉｐ・Ｋｐ（１＋１／（ｓ／Ｔ）） …（４）
Ｓ１６０で設定された無効電力指令値Ｑｒｅｆに従う無効電力調整中には、Ｓ１７０により、｜ΔＶｉｐ｜が第２の電圧幅ＶＷ２と比較される。｜ΔＶｉｐ｜が電圧幅ＶＷ２以上の間（Ｓ１７０のＮＯ判定時）には、上記制御周期毎にＳ１６０が実行されて、｜ΔＶｉｐ｜を減少させるように無効電力指令値Ｑｒｅｆが更新される。

制御演算部１２５は、無効電力指令値Ｑｒｅｆ（Ｓ１６０）に従う無効電力調整によって｜ΔＶｉｐ｜が電圧幅ＶＷ２よりも小さくなると（Ｓ１７０のＹＥＳ判定時）、Ｓ１８０〜Ｓ２００による、無効電力制御の終了処理を実行する。Ｓ１８０では、当該タイミングでの無効電力指令値Ｑｒｅｆが保持される。Ｓ１９０では、Ｓ１８０による無効電力指令値Ｑｒｅｆの保持期間中に、｜ΔＶｉｐ｜が第１の電圧幅ＶＷ１を超えていないかが監視される。Ｓ２００では、Ｓ１７０がＹＥＳ判定とされて、無効電力指令値Ｑｒｅｆの保持が開始されてからの経過時間Ｔｘが、予め定められた保持時間Ｔｍと比較される。

制御演算部１２５は、経過時間Ｔｘが保持時間Ｔｍを超えるまでの間は（Ｓ２００のＮＯ判定時）、処理をＳ１８０に戻す。これにより、無効電力制御によって｜ΔＶｉｐ｜が第２の電圧幅ＶＷ２よりも小さくなると、当該時点における無効電力指令値Ｑｒｅｆを保持して無効電力を生成する保持期間（保持時間Ｔｍ）が設けられる。当該保持期間中に、｜ΔＶｉｐ｜が第１の電圧幅よりも再び大きくなると、Ｓ１９０がＹＥＳ判定とされることにより、処理がＳ１６０に戻される。これにより、｜ΔＶｉｐ｜を減少させるように無効電力指令値Ｑｒｅｆを生成する、無効電力の調整が再開される。

制御演算部１２５は、経過時間Ｔｘが保持時間Ｔｍを超えると（Ｓ２００のＹＥＳ判定時）、即ち、保持期間が終了すると、Ｓ２１０により、無効電力指令値Ｑｒｅｆを徐々に０に近付けるレート処理を実行する。例えば、制御周期ごとにΔＱｒ（以下、レート値ΔＱｒとも称する）ずつ、一定レートで無効電力指令値Ｑｒｅｆは、０に近付けられる。

Ｓ２１０によって、無効電力指令値Ｑｒｅｆが０に復帰すると、無効電力制御は終了されて、処理は「リターン」に進められる。制御演算部１２５は、次の制御周期では、再び図４の処理を開始する。尚、保持時間Ｔｍ及びレート値ΔＱｒを設定するための情報についても、第１及び第２の電圧幅ＶＷ１，ＶＷ２を設定するための情報と同様に、管理装置２００から分散電源装置１００へ所定時間（例えば、３０分）ごとに送信することができる。

図５には、分散電源装置における無効電力制御の動作例を説明する制御波形図が示される。尚、図５に示された時間範囲内では、第１及び第２の電圧幅ＶＷ１，ＶＷ２は更新されず一定値である。

図５を参照して、時刻ｔａまでの期間では、連系点電圧Ｖｉｐは、Ｖｒｅｆ−ＶＷ１〜Ｖｒｅｆ＋ＶＷ１の電圧範囲内であるので、無効電力制御はオフされており、無効電力指令値Ｑｒｅｆ＝０に維持される。

時刻ｔａにおいて、Ｖｉｐ＞Ｖｒｅｆ＋ＶＷ１となると、図４のＳ１５０がＹＥＳ判定とされて、無効電力制御が開始される。時刻ｔａ以降では、｜ΔＶｉｐ｜を減少、即ち、連系点電圧Ｖｉｐを低下させるために、図４のＳ１６０により、無効電力指令値Ｑｒｅｆが負値に設定される。無効電力指令値Ｑｒｅｆの絶対値が大きくなると｜ΔＶｉｐ｜は減少に転じて、時刻ｔｂにおいて、Ｖｉｐ＜Ｖｒｅｆ＋ＶＷ２となることで、図４の１７０がＹＥＳ判定とされる。反対に、時刻ｔａ〜ｔｂ間では、Ｓ１７０はＮＯ判定である。

時刻ｔｂからは、保持時間Ｔｍが経過する時刻ｔｃまでの間、図４のＳ２００がＮＯ判定とされて、時刻ｔｂにおける無効電力指令値Ｑｒｅｆが維持される（図４のＳ１８０）。即ち、時刻ｔｂ〜ｔｃの間、保持期間が設けられる。時刻ｔｃ以降では、図４のＳ２１０により、無効電力指令値Ｑｒｅｆは一定レートで０に近付けられ、時刻ｔｄにおいて、Ｑｒｅｆ＝０となって、時刻ｔａでの電圧変動に応じた無効電力制御が終了する。

このように、実施の形態１に係る電力変換システムでは、連系点電圧Ｖｉｐから短時間の電圧変動成分を除去した電圧指令値Ｖｒｅｆから一定の電圧範囲内に、連系点電圧Ｖｉｐを維持するように、分散電源装置１００による無効電力制御を実行することができる。これにより、管理装置２００からの情報（第１及び第２の電圧幅ＶＷ１，ＶＷ２）が更新されない下でも、連系点電圧Ｖｉｐの短時間での電圧変動を、分散電源装置１００の自律的な制御によって除去することが可能である。

この結果、実施の形態１に係る電力変換システムでは、管理装置２００側の演算負荷を高めることなく、分散電源装置１００での自律的な制御によって系統電圧を安定化することができる。又、短期的な電圧変動に対応しては分散電源装置１００での無効電力制御で対応する一方で、長期的な電圧変動に対しては、系統側（例えば、電圧調整器３１０）によって対応する態様での制御とすることで、系統電圧を効率的に安定化することが可能である。

尚、保持期間の配置を省略して（Ｔｍ＝０）、｜Ｖｉｐ｜＜ＶＷ２となった時点（図５の時刻ｔｂ）から、レート処理（Ｓ２１０）を実行して、無効電力指令値Ｑｒｅｆを０に近付けることも可能である。但し、保持期間（図５の時刻ｔｂ〜ｔｃ）を設けることで、連系点電圧Ｖｉｐの安定性を高めることが可能となる。

図６には、分散電源装置における無効電力制御の処理の他の例を説明するフローチャートが示される。

図６を図４と比較して、図６の制御処理では、図４のＳ１２０に代えて、Ｓ１２１が実行される点が異なる。

制御演算部１２５は、Ｓ１２０では、Ｓ１１０により、管理装置２００から受信した情報を用いて更新された第１の電圧幅ＶＷ１から、分散電源装置１００側で第２の電圧幅ＶＷ２を算出する。但し、第２の電圧幅ＶＷ２は、第１の電圧幅ＶＷ１よりも小さい値に設定されることが必要である。例えば、Ｓ１２１では、予め定められた係数α（０＜α＜１．０）を用いて、ＶＷ２＝α・ＶＷ１として算出することができる。

図６のフローチャートの他のステップは、図４と同様であるので詳細な説明は繰り返さない。即ち、設定された第２の電圧幅ＶＷ２に基づく無効電力制御は、図４で説明したのと同様の処理によって実行される。或いは、図４の処理とは反対に、管理装置２００から受信した第２の電圧幅ＶＷ２から、ＶＷ１＞ＶＷ２となるように、第１の電圧幅ＶＷ１を分散電源装置１００側（制御演算部１２５）で算出することも可能である。

このように、本実施の形態に係る電力変換システムでは、管理装置２００から分散電源装置１００に対しては、第１の電圧幅ＶＷ１及び第２の電圧幅ＶＷ２の少なくとも一方に係る情報を定期的に送信することで、実施の形態１で説明した、短時間の系統電圧変動に対応するための分散電源装置１００による無効電力制御を実行することができる。

実施の形態２．
実施の形態１で説明した無効電力制御は、管理装置２００から送信された情報に基づく第１及び第２の電圧幅を用いて、１台の分散電源装置１００ごとで完結することができる。一方で、分散電源装置１００による無効電力制御は、パワーコンディショナ１２０（電力変換回路１３０）の皮相電力上限値の範囲内で実行されるので、系統電圧安定化のために無効電力を入出力することにより、入出力される有効電力が減少する。このため、複数の分散電源装置１００が配電系統３００に接続された電力変換システムでは、複数の分散電源装置１００の間で入出力される無効電力の均衡化が求められる。

実施の形態２では、分散電源装置１００ごとに設定される第１及び第２の電圧幅ＶＷ１，ＶＷ２の調整により、複数の分散電源装置１００の間での無効電力の均衡化を図る制御について説明する。

図７は、実施の形態２に係る電力変換システムにおける複数の分散電源装置の第１及び第２の電圧幅を設定する制御処理を説明するフローチャートである。図７の制御処理では、配電系統３００に接続されたＮ個（Ｎ：２以上の自然数）の分散電源装置１００の第ｉ番目の分散電源装置１００の第１の電圧幅ＶＷ１ｉ及び第２の電圧幅ＶＷ２ｉを設定する処理が示される。図７に記載された制御処置は、例えば、所定時間（例えば、３０分）ごとに分散電源装置１００から管理装置２００へ無効電力制御の実績値が送信されるごとに、管理装置２００によって実行することができる。

図７を参照して、管理装置２００は、Ｓ３１０では、Ｎ個の分散電源装置１００の第１の電圧幅ＶＷ１及び第２の電圧幅ＶＷ２の初期値を設定する。当該初期値は、予め定められた固定値、又は、Ｎ個のＶＷ１及びＶＷ２の現在の値とすることができる。更に、管理装置２００は、Ｓ３２０により、第ｉ番目の分散電源装置１００（パワーコンディショナ１２０）での、無効電力制御の開始タイミングＴｉと、無効電力割合Ｑｉとを検出する。開始タイミングＴｉは、無効電力制御の開始タイミング（図５の時刻ｔａ）の先後を、Ｎ個の分散電源装置１００間で定量的に区別するためのパラメータであり、例えば、開始タイミングが早いほど大きな値に設定され、無効電力制御が実行されなかった場合には、０又は予め定められた負値に設定される。

又、無効電力割合Ｑｉは、無効電力制御の保持期間（図５の時刻ｔｂ〜ｔｃ間）での無効電力を、当該分散電源装置１００の電力変換回路１３０の皮相電力定格で除算した値とすることができる。即ち、開始タイミングＴｉが大きい程、無効電力制御が開始され易い傾向にあり、無効電力割合Ｑｉが大きい程、入出力される無効電力が大きいことが理解される。

管理装置２００は、Ｓ３３０では、Ｎ個の分散電源装置１００での、開始タイミングＴｉの平均値Ｔａｖｅ、及び、無効電力割合Ｑｉの平均値Ｑａｖｅを算出する。更に、Ｓ２４０では、｜Ｑｉ−Ｑａｖｅ｜と、予め定められた閾値Ｑｔｈとが比較される。

管理装置２００は、｜Ｑｉ−Ｑａｖｅ｜＞Ｑｔｈのとき（Ｓ３４０のＹＥＳ判定時）には、Ｓ３５０により、第ｉ番目の分散電源装置１００の第２の電圧幅ＶＷ２ｉを、予め定められた係数Ｃ１を用いた下記の式（５）に従って修正する。

ＶＷ２ｉ＝ＶＷ２ｉ＋Ｃ２・（Ｑｉ−Ｑａｖｅ） …（５）
更に、管理装置２００は、Ｓ３６０により、｜Ｔｉ−Ｔａｖｅ｜と、予め定められた閾値Ｔｔｈとを比較する。｜Ｔｉ−Ｔａｖｅ｜＞Ｔｔｈのとき（Ｓ３６０のＹＥＳ判定時）には、Ｓ３７０により、第ｉ番目の分散電源装置１００の第１の電圧幅ＶＷ１ｉが、予め定められた係数Ｃ１を用いた下記の式（６）に従って修正される。

ＶＷ１ｉ＝ＶＷ１ｉ＋Ｃ１・（Ｔｉ−Ｔａｖｅ） …（６）
この際には、｜Ｔｉ−Ｔａｖｅ｜が上限値Ｔｉｍａｘを超えないようにするガード処理を行って、（Ｔｉ−Ｔａｖｅ）＞Ｔｉｍａｘのときには、（Ｔｉ−Ｔａｖｅ）＝Ｔｉｍａｘに修正するとともに、（Ｔｉ−Ｔａｖｅ）＜−Ｔｉｍａｘのときには、（Ｔｉ−Ｔａｖｅ）＝−Ｔｉｍａｘに修正した上で、式（６）を適用することが好ましい。尚、上限値Ｔｉｍａｘは、例えば、数十秒〜数百秒程度の範囲内で予め定めることができる。

一方で、｜Ｑｉ−Ｑａｖｅ｜≦Ｑｔｈのとき（Ｓ３４０のＮＯ判定時）には、Ｓ３５０〜Ｓ３７０がスキップされて、第１の電圧幅ＶＷ１ｉ及び第２の電圧幅ＶＷ２ｉは、Ｓ３１０での値に維持される。又、｜Ｔｉ−Ｔａｖｅ｜≦Ｔｔｈのとき（Ｓ３７０のＮＯ判定時）には、Ｓ３７０がスキップされて、第１の電圧幅ＶＷ１ｉがＳ３５０で修正される一方で、第２の電圧幅ＶＷ２ｉはＳ３１０での値に維持される。

Ｎ個の分散電源装置１００について、少なくともＳ３４０〜Ｓ３７０の処理を実行することで、個別に第１の電圧幅ＶＷ１及び第２の電圧幅ＶＷ２を設定することができる。これにより、複数（Ｎ個）の分散電源装置１００のうち、無効電力制御で入出力される無効電力が平均値よりも大きい分散電源装置１００では、第２の電圧幅ＶＷ２を拡大することで、無効電力を減少することができる。

同様に、複数（Ｎ個）の分散電源装置１００のうち、無効電力制御における開始タイミングが平均値よりも早い分散電源装置１００では、第１の電圧幅ＶＷ１を拡大することで、無効電力制御が開始され難くすることができる。

図８Ａ及び図８Ｂには、第１及び第２の電圧幅に対する無効電力制御の状態を比較するための第１及び第２の制御波形図が示される。図８Ａ及び図８Ｂでは、２個の分散電源装置１００が配電系統に接続されている場合（Ｎ＝２）のシミュレーション結果が示される。

尚、図８Ａ及び図８Ｂ中の無効電力割合Ｑ１は、１個目（ｉ＝１）の分散電源装置１００における、電力変換回路１３０の皮相電力定格値に対する、当該分散電源装置１００（ｉ＝１）から入出力される無効電力の比を示している。同様に、無効電力割合Ｑ２は、２個目（ｉ＝２）の分散電源装置１００における、電力変換回路１３０皮相電力定格値に対する、当該分散電源装置１００（ｉ＝２）から入出力される無効電力の比を示している。

図８Ａでは、２個の分散電源装置１００の間で第１の電圧幅ＶＷ１が同一であり、かつ、第２の電圧幅ＶＷ２も同一である。この結果、２個目（ｉ＝２）の分散電源装置１００では、１個目（ｉ＝１）の分散電源装置１００と比較して、無効電力制御が早いタイミングで始まっており、かつ、無効電力割合Ｑ２の絶対値は、無効電力割合Ｑ１の絶対値よりも大きい。即ち、図８Ａの状態では、２個目（ｉ＝２）の分散電源装置１００から入出力される無効電力が大きく、系統電圧の安定化のための無効電力の分担が不均衡な状態である。

これに対して、図８Ｂでは、図８Ａと比較して、２個目の分散電源装置１００の第１の電圧幅ＶＷ１を縮小して、１個目の分散電源装置１００の第１の電圧幅ＶＷ１よりも小さい値としている。これにより、２個の分散電源装置１００の間で、無効電力制御の開始タイミングがほぼ揃っている。

更に、図８Ｂでは、１個目の分散電源装置１００の第２の電圧幅ＶＷ２が、２個目の分散電源装置１００の第２の電圧幅ＶＷ２よりも小さくなるように、２個の分散電源装置１００の第２の電圧幅ＶＷ２を、図８Ａでの値から変更している。これにより、無効電力制御中の無効電力割合Ｑ１及びＱ２についても、同等の挙動を示すように調整されている。この結果、図８Ｂでは、第１及び第２の電圧幅ＶＷ１，ＶＷ２の調整により、２個の分散電源装置１００の間で、系統電圧の安定化のための無効電力の分担が均衡化されていることが理解される。

このように、実施の形態２に係る電力変換システムでは、複数の分散電源装置１００で実行された無効電力制御での実績値に応じて、複数の分散電源装置１００の第１及び第２の電圧幅ＶＷ１，ＶＷ２を調整することができる。これにより、複数の分散電源装置１００間での、系統電圧の安定化のための無効電力分担の偏りを抑制して、均衡化することができる。

実施の形態３．
実施の形態１で説明した無効電力制御では、保持時間Ｔｍ、及び、保持時間経過後の無効電力指令値Ｑｒｅｆを０に近付けるレート処理におけるレート値ΔＱについても、各分散電源装置１００から入出力される無効電力に影響を及ぼす。

具体的には、保持時間Ｔｍが長過ぎると、入出力される無効電力が過大となることで、本来の動作である有効電力の入出力が過度に制限されることが懸念される。一方で、保持時間Ｔｍが短過ぎると、一部の分散電源装置１００でのレート処理の開始後に、他の分散電源装置１００での無効電力の分担が過度に増加する虞がある。このため、各分散電源装置１００での無効電力制御の挙動が不安定である場合には、保持時間Ｔｍを長くすることが好ましい。

又、保持時間Ｔｍは、例えば、Ｔｍ＝５分に設定されると、概ね５分以内の電圧変動を分散電源装置１００の無効電力制御によって抑制する一方で、それ以上の長期的な電圧変動を電圧調整器３１０によって調整することになる。即ち、保持時間Ｔｍは、分散電源装置１００の無効電力制御と、電圧調整器３１０との協調制御での分担の境界値に相当する。このため、電圧調整器３１０の動作回数が殆ど動作しない場合には保持時間Ｔｍを長くする一方で、電圧調整器３１０の動作回数が多い場合には、保持時間Ｔｍを短くすることが好ましい。

これらの理由から、保持時間Ｔｍは、無効電力制御を含む電力変換システムの動作実績に基づいて適正値に設定することが好ましい。

図９は、実施の形態３に係る電力変換システムにおける分散電源装置の無効電力制御での保持時間を設定する制御処理を説明するフローチャートである。図９に示された制御処理は、例えば、所定時間（例えば、３０分）ごとに分散電源装置１００から管理装置２００へ無効電力制御の実績値が送信されるごとに、管理装置２００によって実行することができる。尚、保持時間Ｔｍは、全ての分散電源装置１００の間で共通である。

図９を参照して、管理装置２００は、Ｓ４１０では、保持時間Ｔｍの初期値を設定する。初期値は、予め定められた固定値としてもよく、保持時間Ｔｍの現在の値を初期値として用いてもよい。更に、管理装置２００は、Ｓ４２０により、保持時間Ｔｍの最大値となる最大時間Ｔｍａｘを設定する。最大時間Ｔｍａｘは、予め定められた固定値であってもよく、上述のように、電圧調整器３１０の作動実績に応じて可変に設定されてもよい。例えば、現時点から一定時間遡った期間内での電圧調整器３１０の作動回数が多いほど最大時間Ｔｍａｘを短く設定する一方で、当該作動回数が少ないほど最大時間Ｔｍａｘを長く設定することが可能である。

管理装置２００は、Ｓ４３０では、Ｓ４１０で設定された保持時間Ｔｍと、Ｓ４２０で設定された最大時間Ｔｍａｘとを比較する。Ｔｍ＞Ｔｍａｘのとき（Ｓ４３０のＹＥＳ判定時）には、Ｓ４４０により、Ｔｍ＝０にクリアされてから、Ｓ４５０以降の処理が実行される。一方で、Ｔｍ≦Ｔｍａｘのとき（Ｓ４３０のＮＯ判定時）には、Ｓ４１０で読み込まれた保持時間Ｔｍが維持されて、Ｓ４５０以降の処理が実行される。

管理装置２００は、Ｓ４５０では、電圧変動発生時に、複数（Ｎ個）の分散電源装置１００の各々から無効電力制御における保持タイミングＴｈ（図５の時刻ｔｂ）の実績値を取得する。例えば、保持タイミングＴｈは、各分散電源装置１００における、無効電力制御の開始タイミング（図５の時刻ｔａ）から無効電力指令値Ｑｒｅｆの保持の開始タイミング（図５の時刻ｔｂ）との時間差によって定義される。或いは、保持タイミングＴｈは、最も早く無効電力制御を開始した分散電源装置１００における無効電力制御の開始タイミングを起点として、各分散電源装置１００における無効電力指令値Ｑｒｅｆの保持の開始タイミング（図５の時刻ｔｂ）までの経過時間によって定義することも可能である。

管理装置２００は、Ｓ４６０では、Ｎ個の分散電源装置１００での保持タイミングＴｈのうちの、最も早く無効電力が保持される分散電源装置１００での保持タイミングＴ１と、最も遅く無効電力が保持される分散電源装置１００での保持タイミングＴ２とを抽出する。

更に、管理装置２００は、Ｓ４７０では、（Ｔ２−Ｔ１）＞Ｔｍが成立するか否かを判定し、（Ｔ２−Ｔ１）＞Ｔｍ（Ｓ４７０のＹＥＳ判定時）には、Ｓ４８０により、保持時間Ｔｍを、予め定められた刻み値Ｔａ（Ｔａ＞０）だけ増加させる。

又、Ｓ４９０では、Ｓ４８０による増加後の保持時間Ｔｍが、Ｓ４２０で設定された最大時間Ｔｍａｘと比較される。Ｔｍ＞Ｔｍａｘのときには、Ｓ４９５により、Ｔｍ＝Ｔｍａｘに修正されて、処理は終了される。Ｓ４７０〜Ｓ４９０のループ処理により、保持時間Ｔｍは、（Ｔ２−Ｔ１）の実績値以上に設定され、かつ、最大時間Ｔｍａｘ以下にガードされる。

このように、実施の形態３に係る電力変換システムによれば、複数の分散電源装置１００の間での、無効電力の保持タイミングの時間差に応じて、各分散電源装置１００での保持時間の長さを適切に設定することができる。具体的には、保持タイミングの時間差が長いときには、保持時間Ｔｍを長くすることで、特定の分散電源装置１００に無効電力の入出力が偏ることが防止できる。

実施の形態３に係る電力変換システムでは、無効電力制御でのレート処理時のレート値ΔＱｒを、無効電力制御を含む電力変換システムの動作実績に基づいて適正値に設定することが好ましい。

図１０は、実施の形態３に係る電力変換システムにおける分散電源装置の無効電力制御でのレート処理時のレート値ΔＱｒを設定する制御処理を説明するフローチャートである。図１０に示された制御処理についても、例えば、所定時間（例えば、３０分）ごとに分散電源装置１００から管理装置２００へ無効電力制御の実績値が送信されるごとに、管理装置２００によって実行することができる。尚、レート値ΔＱｒは、全ての分散電源装置１００の間で共通である。

図１０を参照して、管理装置２００は、Ｓ５１０により、レート値ΔＱｒの初期値を設定する。初期値は、予め定められた固定値としてもよく、ΔＱｒの現在の値を初期値として用いてもよい。更に、管理装置２００は、Ｓ４２０により、レート値ΔＱｒの最小値ΔＱｒｍｉｎを設定する。最小値ΔＱｒｍｉｎは、予め定められた固定値とすることができるが、例えば、電圧指令値生成部１２１ａ（図３）での高周波成分の電圧変動を除去する際の時定数と連動させて、制御ハンチングが発生しないような値に設定することができる。

管理装置２００は、Ｓ５３０では、Ｓ５１０で設定されたレート値ΔＱｒと、Ｓ５２０で設定された最小値ΔＱｒｍｉｎとを比較する。ΔＱｒ＜ΔＱｒｍｉｎのとき（Ｓ５３０のＹＥＳ判定時）には、Ｓ５４０により、ΔＱｒは、予め定められた刻み値ΔＱａ（ΔＱａ＞０）だけ増加される。増加後のレート値ΔＱｒが最小値ΔＱｒｍｉｎ以上となるまで、即ち、Ｓ５３０がＮＯ判定になるまで、Ｓ５４０の処理は繰り返される。

管理装置２００は、Ｓ５３０のＮＯ判定時には、処理をＳ５５０へ進める。この時点では、レート値ΔＱｒは、Ｓ５１０での設定値（ΔＱｒ＞ΔＱｒｍｉｎのとき）、又は、ΔＱｒｍｉｎ相当（ΔＱｒ≦ΔＱｒｍｉｎのとき）であることが理解される。

管理装置２００は、Ｓ５５０では、Ｎ個の分散電源装置１００での無効電力制御の実績から、保持期間の終了後（図５の時刻ｔｃ以降）に、再び、連系点電圧Ｖｉｐ及び電圧指令値Ｖｒｅｆの電圧偏差｜ΔＶｉｐ｜が第１の電圧幅より大きくなることによって、電圧制御が再開された分散電源装置１００の個数（Ｚ）を、各分散電源装置１００から管理装置２００へ送信された無効電力制御の実績データから検出する。

管理装置２００は、Ｓ５６０では、Ｓ５５０で検出された個数Ｚが、０＜Ｚ＜Ｎであるか否かを判定し、Ｚ＝０、即ち、全ての分散電源装置１００において電圧制御が再開されなかった場合、又は、Ｚ＝Ｎ、即ち、全ての分散電源装置１００で電圧制御が再開されて他の擾乱が発生したと考えられる場合には（Ｓ５６０のＮＯ判定時）には、Ｓ５５０へ処理が進められた時点でのレート値ΔＱｒが維持される。

一方で、Ｓ５５０で検出された個数Ｚが、０＜Ｚ＜Ｎである場合（Ｓ５６０のＹＥＳ判定時）には、Ｓ５７０により、Ｓ５５０へ処理が進められた時点での値から、予め定められた値ΔＱｂ（ΔＱｂ＞０）を減算して、新たなレート値ΔＱｒが設定される。

このように、実施の形態３に係る電力変換システムによれば、無効電力制御終了時のレート処理におけるレート値ΔＱｒについて、最小値ΔＱｒｍｉｎを基準としつつ、一部の分散電源装置１００において保持タイミング（図５の時刻ｔｂ）以降で電圧制御が再開された場合には、レート値ΔＱｒを小さくすることができる。これにより、電圧制御の終了と、電圧制御の再開とが短い周期で繰り返される誤動作（ハンチング）を抑制することができる。

なお、実施の形態３に係る電力変換システムにおいて、保持時間Ｔｍの設定処理（図９）及びレート値ΔＱの設定処理（図１０）については、一方のみを実行してもよく、両方を実行することも可能である。又、上述のように、Ｔｍ＝０として保持期間を設けない変形例も可能であるので、その場合には、図９の処理は不要である。

実施の形態４．
実施の形態４では、ニューラルネットワークモデルを用いて分散電源装置１００への指令値を設定する例について説明する。分散電源装置１００への指令値として、ここでは、第１の電圧幅ＶＷ１及び第２の電圧幅ＶＷ２の設定について、代表的に説明する。

図１１は、実施の形態４に係る電力変換システムで用いられるニューラルネットワークモデルを説明する概念図である。

図１１を参照して、ニューラルネットワークモデル２１０は、管理装置２００において構築されている。

図１１を参照して、ニューラルネットワークモデル２１０は、入力層を構成するＫ個（Ｋ：２以上の整数）のニューロンと、出力層を構成するＬ個（Ｌ：自然数）のニューロンＮｏと、入力層及び出力層の間に接続された隠れ層を構成する複数のニューロンとを含む。図１１の例では、Ｋ＝Ｌ＝４であるので、入力層には、ニューロンＮ１１〜Ｎ１４が配置され、出力層には４個のニューロンＮ２１〜Ｎ２４が配置される。

隠れ層は、Ｍ層に亘って最大Ｊ個（Ｍ，Ｊ：２以上の整数）のニューロンが相互接続されて構成される。上述の個数パラメータＫ，Ｌ，Ｍ，Ｊを決定することにより、ニューラルネットワークモデル２１０の構造が設定される。このように、入力層、隠れ層、出力層の数、及び、各層のニューロン数によって、ニューラルネットワークモデル２１０の構造を任意に設定することができる。

図１１中に円記号で表記した各ニューロンには、活性化関数が入力される。例えば、活性化関数にはシグモイド関数を用いることができるが、公知の任意の活性化関数を適用することができる。

入力層への入力信号には、配電系統の状態を示す定量値、及び、各分散電源装置１００への指令値が含まれる。分散電源装置１００への指令値には、第１の電圧幅ＶＷ１、第２の電圧幅ＶＷ２、保持時間Ｔｍ、保持時間終了後のレート処理におけるレート値ΔＱｒの少なくともいずれかが含まれる。但し、少なくとも第１の電圧幅ＶＷ１及び第２の電圧幅ＶＷ２については、入力信号に含まれるものとする。

又、配電系統の状態には、日時、天気、及び、季節のいずれかが含まれる。これらの状態を示す入力信号は、日時、天気、及び、季節の違いによる電力負荷及び各分散電源装置での発電量の違いを間接的に表す指標として用いることができる。更に、雲の流れる方向、及び、速度についても配電系統の状態に含めるように、入力信号を定義することも可能である。

一方で、出力層からの出力信号には、少なくとも、分散電源装置１００における無効電力割合Ｑが含まれる。

管理装置２００では、共通のニューラルネットワークモデル２１０を用いて、ある時刻における入力信号及び出力信号の組が、学習データとしてニューラルネットワークモデル２１０へ入力される。過去の実績値から得られた複数の学習データを用いた機械学習によって、各ニューロン間での重み付け係数が決定されることで、ニューラルネットワークモデル２１０が構築される。

尚、新たな学習データが入力されるたびに、重み付け係数は更新される。或いは、一定時間の経過時、又は、更新回数が予め定められた回数に達した場合には、比較的古い学習データについては破棄した上で、重み付け係数が決定されてもよい。

又、同一のニューラルネットワークモデル２１０を用いて、重み付け係数を求めるための機械学習は、複数の分散電源装置１００ごとに別個に実行することができる。即ち、ニューラルネットワークモデル２１０の各ニューロン間の重み付け係数は、複数の分散電源装置１００ごとに別個の値とすることが可能である。例えば、複数の分散電源装置１００が同一のスマートタウン内に配置される場合であっても、日照の変動タイミングが数秒程度ずれること、及び、分散電源装置１００の位置に応じて連系点電圧の挙動が異なることを考慮すると、重み係数は、複数の分散電源装置１００ごとに別個の値とする方が好ましい。

図１２及び図１３を用いて、実施の形態４に係る電力変換システムにおける、ニューラルネットワークモデルを用いて分散電源装置の指令値を設定する制御処理を説明する。図１２及び図１３では、代表例として、複数の分散電源装置１００の指令値として、第１の電圧幅ＶＷ１及び第２の電圧幅ＶＷ２を設定するための制御処理を説明する。図１２及び図１３に示された制御処理は、分散電源装置１００へ情報を送信する周期である所定時間（例えば、３０分）の経過毎に、管理装置２００によって実行することができる。

図１２を参照して、管理装置２００は、Ｓ６１０により、Ｎ個の分散電源装置１００の第１の電圧幅ＶＷ１及び第２の電圧幅ＶＷ２の初期値を設定する。更に、Ｓ６２０では、各分散電源装置１００について、ニューラルネットワークモデル２１０に対して、Ｓ６１０で設定された第１及び第２の電圧幅ＶＷ１，ＶＷ２を含む入力信号を与えることによって、出力信号として無効電力割合ＱＮｉを取得する。

管理装置２００は、Ｓ６３０では、Ｓ６２０で算出されたＮ個の分散電源装置１００の無効電力割合ＱＮｉの平均値ＱＮａｖｅを算出する。更に、Ｓ６３０では、第ｉ番目（ｉ：１〜ｎの自然数）の分散電源装置１００でのΔＱＮｉ＝ＱＮｉ−ＱＮａｖｅが求められて、Ｓ６４０では、｜ΔＱＮｉ｜が最大となる第ｊ番目（ｊ：１〜ｎの自然数）の分散電源装置１００が抽出される。

管理装置２００は、Ｓ６５０では、Ｓ６４０で抽出されたｊ番目の分散電源装置１００での｜ＱＮｊ−ＱＮａｖｅ｜を予め定められた判定値ＱＮｔｈと比較する。｜ＱＮｊ−ＱＮａｖｅ｜＞ＱＮｔｈのとき（Ｓ６５０のＹＥＳ判定時）には、Ｓ６６０に処理が進められて、Ｓ６４０で抽出された第ｊ番目の分散電源装置１００の第１の電圧幅ＶＷ１ｊのみが、予め定められた係数ＣＮ１を用いて、下記の式（７）に従って拡大される。

ＶＷ１ｊ＝ＶＷ１ｊ＋ＣＮ１・｜ＱＮｊ−ＱＮａｖｅ｜ …（７）
管理装置２００は、Ｓ６８０により、Ｓ６７０で拡大された第１の電圧幅ＶＷ１ｊを含む入力信号を、ニューラルネットワークモデル２１０に対して入力することによって、各分散電源装置１００の無効電力割合ＱＮｉを取得する。続いて、Ｓ６８０では、Ｓ６７０で取得されたＮ個の無効電力割合ＱＮｉの平均値ＱＮａｖｅが算出される。更に、Ｓ６９０では、Ｎ個の分散電源装置１００での｜ＱＮｉ−ＱＮａｖｅ｜のうちの最大値ＭＡＸ（｜ＱＮｉ−ＱＮａｖｅ｜）が求められる。

管理装置２００は、更に、Ｓ７００により、下記の式（８）及び（９）に従って、Ｓ６４０で抽出されたｊ番目の分散電源装置１００の第１の電圧幅ＶＷ１ｊ及び第２の電圧幅ＶＷ２ｊを変更する。式（９）中のＣＮ２は、予め定められた係数である。

ＶＷ１ｊ＝ＶＷ１ｊ−ＣＮ１・｜Ｑｊ−Ｑａｖｅ｜ …（８）
ＶＷ２ｊ＝ＶＷ２ｊ＋ＣＮ２・｜Ｑｊ−Ｑａｖｅ｜ …（９）
Ｓ７００により、第１の電圧幅ＶＷ１ｊはＳ６６０での拡大前の値に戻される一方で、第２の電圧幅ＶＷ２ｊは、最初の値から拡大される。即ち、Ｓ７００によれば、Ｓ６６０での処理とは逆に、第ｊ番目の分散電源装置１００の第２の電圧幅ＶＷ２ｊのみが、係数ＣＮ２を用いて拡大された状態が形成される。

管理装置２００は、Ｓ７１０では、Ｓ７００で拡大された第２の電圧幅ＶＷ２ｊを含む入力信号を、ニューラルネットワークモデル２１０に入力することによって、出力信号として、各分散電源装置１００の無効電力割合ＱＮｉを取得する。続いて、Ｓ７２０では、Ｓ７１０で取得されたＮ個の無効電力割合ＱＮｉの平均値ＱＮａｖｅが算出される。更に、Ｓ７２０では、Ｎ個の分散電源装置１００での｜ＱＮｉ−ＱＮａｖｅ｜のうちの最大値Ｑ２＝ＭＡＸ（｜ＱＮｉ−ＱＮａｖｅ｜）が求められる。

管理装置２００は、Ｓ７４０により、Ｓ６９０で算出された最大値Ｑ１と、Ｓ７３０で算出されたＱ２とを比較する。Ｑ１＜Ｑ２のとき（Ｓ７４０のＹＥＳ判定時）、即ち、第１の電圧幅ＶＷ１ｊのみを変更したとき（Ｓ６６０）の方が無効電力割合のばらつき減少に効果があった場合には、Ｓ７５０によって、第１の電圧幅ＶＷ１ｊ及び第２の電圧幅ＶＷ２ｊを、Ｓ６６０の実行後と同じ値に戻した後、処理をＳＳ６２０に戻す。即ち、Ｓ７５０では、下記の式（１０），（１１）に従って、第１の電圧幅ＶＷ１ｊ及び第２の電圧幅ＶＷ２ｊが変更される。

ＶＷ１ｊ＝ＶＷ１ｊ＋ＣＮ１・｜Ｑｊ−Ｑａｖｅ｜ …（１０）
ＶＷ２ｊ＝ＶＷ２ｊ−ＣＮ２・｜Ｑｊ−Ｑａｖｅ｜ …（１１）
反対に、Ｑ１≧Ｑ２のとき（Ｓ７４０のＮＯ判定時）、即ち、第２の電圧幅ＶＷ２ｊのみを変更したとき（Ｓ７００）の方が無効電力割合のばらつき減少に効果があった場合には、Ｓ７５０によって、第１の電圧幅ＶＷ１ｊ及び第２の電圧幅ＶＷ２ｊを、Ｓ７００の実行後の値に維持したままで処理をＳＳ６２０に戻す。

Ｓ６２０〜Ｓ６４０の処理が再び実行された後、Ｓ６５０によって、Ｎ個の分散電源装置１００のうちの、ΔＱＮｉ＝ＱＮｉ−ＱＮａｖｅの絶対値の最大値を判定値ＱＮｔｈと比較する。｜ＱＮｊ−ＱＮａｖｅ｜＞ＱＮｔｈのとき（Ｓ６５０のＹＥＳ判定時）には、第１の電圧幅ＶＷ１又は第２の電圧幅ＶＷ２を拡大するためのＳ６６０〜Ｓ７５０及びＳ６２０〜Ｓ６５０の処理が再び実行される。

Ｓ６５０において｜ＱＮｊ−ＱＮａｖｅ｜≦ＱＮｔｈが成立するまで、即ち、複数（Ｎ個）の分散電源装置１００の間での無効電力割合ＱＮのばらつきが判定値以下となるまで、第１の電圧幅ＶＷ１及び第２の電圧幅ＶＷ２の拡大処理が実行される。管理装置２００は、｜ＱＮｊ−ＱＮａｖｅ｜≦ＱＮｔｈが成立すると（Ｓ６５０のＮＯ判定時）、ニューラルネットワークモデル２１０（図１１）を用いた、第１及び第２の電圧幅の設定処理を終了する。

更に、管理装置２００は、設定処理の終了時点における第１の電圧幅ＶＷ１ｉ及び第２の電圧幅ＶＷ２ｉを、次回の通信タイミングにおいて、Ｎ個の分散電源装置１００に対してそれぞれ送信する。

尚、Ｓ６５０では、複数（Ｎ個）の分散電源装置１００の間での無効電力割合ＱＮのばらつきの大きさを評価するための指標の一例として最大値が求められているが、最大値に代えて、最大値及び最小値の差、又は、標準偏差等を求めることによって、ばらつきの大きさを評価することも可能である。

以上説明したように、実施の形態４に係る電力変換システムでは、複数の分散電源装置１００で実行された無効電力制御での実績値を用いて機械学習されたニューラルネットワークを用いて、複数の分散電源装置１００の第１及び第２の電圧幅ＶＷ１，ＶＷ２を調整することができる。これにより、複数の分散電源装置１００間での、系統電圧の安定化のための無効電力分担の偏りを抑制して、均衡化することができる。

尚、図１２及び図１３では、ニューラルネットワークモデル２１０を用いて、分散電源装置１００の指令値のうちの、第１及び第２の電圧幅ＶＷ１，ＶＷ２を調整したが、これ以外の指令値についても、ニューラルネットワークモデル２１０（図１１）の入力信号に含まれていれば、任意の指令値について、同様に調整することが可能である。

今回開示された実施の形態はすべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は上記した説明ではなくて請求の範囲によって示され、請求の範囲と均等の意味及び範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。

５０ 電力変換システム、１００ 分散電源装置、１１０ 分散電源、１２０ パワーコンディショナ、１２１ 電圧制御部、１２１ａ 電圧指令値生成部、１２１ｂ 減算部、１２１ｃ 無効電力指令値生成部、１２２ 無効電力制御部、１２３ 有効電力制御部、１２４ 電流制御部、１２５ 制御演算部、１３０ 電力変換回路、１３１ ＤＣ／ＤＣコンバータ、１３２ ＤＣ／ＡＣインバータ、１３５ 電圧検出器（連系点電圧）、２００ 管理装置、２０５ 通信部、２１０ ニューラルネットワークモデル、３００ 配電系統、３０１ 連系点、３１０ 電圧調整器、５００ 変電所、Ｉｐｒｅｆ 有効電流指令値（瞬時値）、Ｉｑｒｅｆ 無効電流指令値（瞬時値）、Ｉｒｅｆ 電流指令値（瞬時値）、Ｎ１１〜Ｎ１４，Ｎ２１〜Ｎ２４ ニューロン、Ｐｒｅｆ 有効電力指令値（実効値）、Ｑｒｅｆ 無効電力指令値（実効値）、Ｔｍ 保持時間、Ｔｍａｘ 最大時間（保持時間）、Ｔｘ 経過時間、ＶＷ１ 第１の電圧幅、ＶＷ２ 第２の電圧幅、Ｖｉｐ 連系点電圧、Ｖｒｅｆ 電圧指令値（連系点電圧）。

Claims (10)

1. 配電系統に連系する少なくとも１個の分散電源装置と、
   前記分散電源装置の管理装置とを備え、
   前記管理装置は、前記分散電源装置に対して、前記分散電源装置の制御に用いられる第１の電圧幅及び前記第１の電圧幅よりも小さい第２の電圧幅を設定するための情報を周期的に送信し、
   前記分散電源装置は、
   分散電源と、
   前記配電系統との連系点と前記分散電源との間での電力変換を制御する電力変換回路と、
   前記電力変換回路を制御する制御演算部と、
   前記連系点の電圧を検出する電圧検出器とを含み、
   前記制御演算部は、
   前記電圧検出器によって検出された連系点電圧から、前記管理装置から前記情報が送信される周期よりも短い周期の電圧変動成分を除去することによって前記連系点の電圧指令値を生成するとともに、前記電圧指令値に対する前記連系点電圧の電圧偏差を解消するための無効電力を前記電力変換回路によって発生させる無効電力制御を実行し、
   前記無効電力制御では、前記管理装置からの前記情報に基づいて前記第１及び第２の電圧幅が更新され、前記電圧偏差の絶対値が前記第１の電圧幅より大きくなると前記無効電力の発生が開始され、前記電圧偏差の絶対値が前記第２の電圧幅よりも小さくなるまで、前記電圧偏差の絶対値を減少させるように前記無効電力が調整され、
   前記制御演算部は、前記電圧偏差の絶対値が前記第２の電圧幅よりも小さくなった後、前記無効電力の絶対値を徐々に０に近付けるレート処理を実行する、電力変換システム。
2. 前記制御演算部は、
   前記無効電力の発生により前記電圧偏差の絶対値が前記第２の電圧幅よりも小さくなった時点での前記無効電力の発生を保持する保持期間を設けるとともに、当該保持期間の終了後、前記レート処理を実行する、請求項１記載の電力変換システム。
3. 前記制御演算部は、前記保持期間中において前記電圧偏差の絶対値が前記第１の電圧幅よりも大きくなると、再び、前記電圧偏差の絶対値を減少させるように前記無効電力を調整する、請求項２記載の電力変換システム。
4. 前記配電系統に対して複数個の前記分散電源装置が連系され、
   前記複数個の分散電源装置において、前記第１及び第２の電圧幅は個別に設定され、
   前記管理装置は、前記複数個の分散電源装置における前記無効電力制御の実績値に基づいて、前記複数個の分散電源装置の間での前記無効電力の発生分担を均衡化するように前記第１及び第２の電圧幅を更新するために前記情報を更新して、前記複数個の分散電源装置に対して周期的に送信する、請求項１〜３のいずれか１項に記載の電力変換システム。
5. 前記配電系統に対して複数個の前記分散電源装置が連系され、
   前記複数個の分散電源装置において、前記第１及び第２の電圧幅は個別に設定される一方で、前記保持期間の長さは共通に設定され、
   前記管理装置は、前記複数個の分散電源装置における前記無効電力制御の実績に基づいて前記保持期間の長さを変更するための情報を、各前記分散電源装置に対して周期的に送信する、請求項２又は３に記載の電力変換システム。
6. 前記電力変換システムは、前記配電系統に接続された電圧調整器をさらに備え、
   前記保持期間の長さは、前記電圧調整器の作動実績に基づいて可変に設定される最大時間以下の範囲内で可変に設定される、請求項５記載の電力変換システム。
7. 前記配電系統に対して複数個の前記分散電源装置が連系され、
   前記複数個の分散電源装置において、前記第１及び第２の電圧幅は個別に設定される一方で、前記レート処理における単位時間毎の前記無効電力の絶対値の変化量は共通に設定され、
   前記管理装置は、前記複数個の分散電源装置における前記無効電力制御の実績に基づいて前記変化量を変更するための情報を、各前記分散電源装置に対して周期的に送信する、請求項１〜３のいずれか１項に記載の電力変換システム。
8. 前記配電系統に対して複数個の前記分散電源装置が連系され、
   前記複数個の分散電源装置において、前記第１及び第２の電圧幅は個別に設定され、
   前記管理装置は、前記分散電源装置の入出力特性を機械学習するためのニューラルネットワークモデルを有し、
   前記ニューラルネットワークモデルの入力信号は、前記分散電源装置の状態を示すデータ、及び、前記第１及び第２の電圧幅を含む前記分散電源装置の指令値を含み、
   前記ニューラルネットワークモデルの出力信号は、前記分散電源装置における前記電力変換回路の皮相電力定格に対する発生した前記無効電力の実績値の比である無効電力割合を含み、
   前記管理装置は、前記複数個の分散電源装置における前記無効電力制御の実績値に基づいて前記入力信号及び前記出力信号が取得される毎に前記ニューラルネットワークモデルを構成する複数のニューロンの重み係数を算出し、
   前記管理装置は、前記ニューラルネットワークモデルを用いて、前記複数個の分散電源装置の間での前記無効電力の発生分担を均衡化するように前記指令値を更新して、前記指令値に係る情報を前記複数個の分散電源装置に対して周期的に送信する、請求項１〜３のいずれか１項に記載の電力変換システム。
9. 配電系統に対して分散電源装置が連系する電力変換システムの管理装置であって、
   前記分散電源装置に対して、前記分散電源装置の制御に用いられる第１の電圧幅及び前記第１の電圧幅よりも小さい第２の電圧幅を設定するための情報を周期的に送信する通信部を備え、
   前記分散電源装置は、
   前記配電系統との連系点における連系点電圧から、前記通信部から情報が送信される周期よりも短い周期の電圧変動成分を除去することによって前記連系点の電圧指令値を生成するとともに、前記電圧指令値に対する前記連系点電圧の電圧偏差を解消するための無効電力を発生する無効電力制御を実行し、
   前記無効電力制御では、前記管理装置からの前記情報に基づいて前記第１及び第２の電圧幅が更新され、前記電圧偏差の絶対値が前記第１の電圧幅より大きくなると前記無効電力の発生が開始され、前記電圧偏差の絶対値が前記第２の電圧幅よりも小さくなるまで、前記電圧偏差の絶対値を減少させるように前記無効電力が調整され、
   前記無効電力制御では、前記電圧偏差の絶対値が前記第２の電圧幅よりも小さくなった後、前記無効電力の絶対値を徐々に０に近付けるレート処理を実行する、電力変換システムの管理装置。
10. 配電系統に連系する分散電源装置であって、
    分散電源と、
    前記配電系統との連系点と前記分散電源との間での電力変換を制御する電力変換回路と、
    前記電力変換回路を制御する制御演算部と、
    前記連系点の電圧を検出する電圧検出器とを備え、
    前記分散電源装置は、第１の電圧幅及び前記第１の電圧幅よりも小さい第２の電圧幅を設定するための情報を、前記分散電源装置の外部の管理装置から周期的に受信し、
    前記制御演算部は、
    前記電圧検出器によって検出された連系点電圧から、前記情報が受信される周期よりも短い周期の電圧変動成分を除去することによって前記連系点の電圧指令値を生成するとともに、前記電圧指令値に対する前記連系点電圧の電圧偏差を解消するための無効電力を前記電力変換回路によって発生させる無効電力制御を実行し、
    前記無効電力制御では、前記管理装置からの前記情報に基づいて前記第１及び第２の電圧幅が更新され、前記電圧偏差の絶対値が前記第１の電圧幅より大きくなると前記無効電力の発生が開始され、前記電圧偏差の絶対値が前記第２の電圧幅よりも小さくなるまで、前記電圧偏差の絶対値を減少させるように前記無効電力が調整され、
    前記無効電力制御では、前記電圧偏差の絶対値が前記第２の電圧幅よりも小さくなった後、前記無効電力の絶対値を徐々に０に近付けるレート処理を実行する、分散電源装置。

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