JP6632774B1 - 電力変換装置 - Google Patents

Abstract

太陽電池（１）及び宅内配電系統（１０）の間には、太陽電池用電力変換装置（２）が配置される。蓄電池（３）及び宅内配電系統（１０）の間には、蓄電池用電力変換装置（４）が配置される。宅内配電系統（１０）の交流実効電圧が、ＨＥＭＳ（７）から送信される不感帯情報に従って規定される電圧範囲から逸脱すると、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路（２０８）及び第２のＤＣ／ＡＣ変換回路（４０８）から出力される有効電力及び無効電力の制御によって、交流実効電圧を当該電圧範囲内に復帰させるための系統電圧安定化制御が実行される。

Description

本発明は、電力変換装置に関し、より特定的には、太陽電池等の再生可能エネルギーを利用した創エネルギー機器（以下、「創エネ機器」とも称する）、及び、蓄電池等の蓄エネルギー機器（以下「蓄エネ機器」とも称す）等の分散電源を交流で系統連系する電力変換装置による分散電源の出力制御に関する。

近年、環境負荷の低減に向け、二酸化炭素を排出しない太陽電池などの自然エネルギーを利用した発電システムが各家庭に普及しつつある。又、東日本大震災以降の電力不足等に対応するため、蓄電池を具備したシステム、電気自動車を蓄電池として利用するシステム、太陽電池と蓄電池を組み合わせたシステムなどの製品化が進められている。さらに、二酸化炭素の排出量を大幅に削減するために、住宅等の断熱性能等を向上させるとともに、太陽電池等の再生可能エネルギーを利用した創エネ器を設置し、住宅で使用する１年間の電力収支をゼロとするゼロエミッション住宅（以降「ＺＥＨ住宅」、あるいは単に「ＺＥＨ」とも称する）の普及が促進されている。

上述のように、太陽電池等の再生可能エネルギーが大量に投入されると、太陽電池の場合は昼間の日射量が多い時間帯に配電系統の電圧が上昇するなどの問題が発生する。この問題に対して、太陽電池の発電電力抑制による逆潮電力の抑制、又は、静止型無効電力補償装置（ＳＶＣ：Static Var Compensator）や蓄電池設備に代表される系統安定化用設備による電力補償等の対策が取られている。しかしながら、これらの対策には、太陽電池が発電できる電力を最大限活用できない、或いは、ＳＶＣ等の系統安定化設備は高額である等の問題がある。又、同様の対策の一環として、政府は２０１６年度より発電電力の自家消費率の向上（地産地消）に向けた補助事業を実施しており今後促進していく計画となっている。又、上記ＺＥＨ住宅の促進事業についても、地産地消を図るため、ＺＥＨ条件とは関係のない蓄電池についても２０１６年度より、補助金の支給による普及の促進が図られている。

又、最近になり跡地開発と呼ばれる、工場や学校などの跡地を利用した大規模なタウン開発（例えば、神奈川県藤沢市のサスティナブル・スマートタウンや九州大学跡地開発等）が進められている。このような開発では、各戸に太陽電池が設置される事例も出てきている。又、上述したような政府の指針からも、今後のタウン開発では、ＺＥＨ住宅（各戸に数ｋＷの創エネ機器（太陽電池等）の設置が前提となることが予測される。この場合、一戸当り４ｋＷの太陽電池を設置すると、３００戸程度のタウン規模では、いわゆる、メガソーラが形成されることになる。このようなケースでは、配電系統の安定化（言い換えると、系統電圧の上昇抑制）のために、高価なＳＶＣや蓄電池等の系統安定化設備をタウン内に設置することが必要となる。スマートタウンでの当該設備の導入に際しては、需要家にも一部負担が求められることが懸念される。

又、個別住宅の対応としては、配電系統の電圧が上昇すると、太陽電池に接続された電力変換装置が無効電力を出力して系統電圧を抑制する制御が公知であるが、当該制御を実施した場合、無効電力による皮相電力の上昇に伴い、太陽電池の発電電力の抑制が必要となる可能性がある。

これらの観点から、特開２０１６−１８２０２１（特許文献１）には、電圧制御機器を複数個具備する分散型発電システムに設けられた無効電力協調制御装置について開示されている。電圧制御機器は、低圧配電線に接続されて、自端の電圧計測値が予め設定された目標電圧範囲内に維持されるように無効電力を調整する機能を有している。当該無効電力協調制御装置は、電圧制御機器が所定条件を満たした場合に、当該電圧制御機器以外の他の電圧制御機器の目標電圧範囲を変更するよう依頼するための目標電圧変更依頼情報を生成する情報生成手段と、当該生成された目標電圧変更依頼情報を送信する情報送信手段とを備えており、当該所定条件は、電圧制御機器が無効電力を調整可能な状態である間に、満たしたと判定されるように構成されている。

特開２０１６−１８２０２１

特許文献１に記載されている無効電力協調制御装置及び電力制御システムでは、系統電圧を安定化させるために、上位ＥＭＳ（Energy Management System）からの指令に基づき各分散電源から出力する有効電力及び無効電力が制御される。しかしながら、この制御周期は上位ＥＭＳからの通信周期（例えば、３０分周期）となるので、３００戸程度のＺＥＨ住宅が密集したタウンで日射急変により系統電圧が急に上昇した場合、太陽電池の発電電力を抑制して系統電圧の安定化を図るなど、本来、必要のない発電量抑制などが発生するという問題点があった。一方で、系統電圧を安定化させるために、ＳＶＣや大容量のタウン蓄電池等の高価な系統安定化設備の導入は、コスト面の問題を発生させる。

本発明は、上記したような問題点を解決するためになされたものであり、その目的は、分散電源が電力変換装置によって交流配電系統と連系される構成において、ＳＶＣや大容量の配電系統用蓄電池等の高価な配電系統電圧安定化設備を導入することなく、分散電源の出力電力又は負荷の消費電力の急変による交流配電系統の電圧変動を抑制することである。

本発明のある局面では、分散電源及び交流配電系統の間に配置された電力変換装置は、インバータ部と、電圧計測部と、実効電圧算出部と、電圧制御目標値生成部と、通信インターフェース部と、インバータ制御部とを備える。インバータ部は、分散電源から出力された直流電力を交流電力に変換する。電圧計測部は、交流配電系統の交流電圧を計測する。実効電圧算出部と、電圧計測部よって計測された交流電圧から交流配電系統の交流実効電圧を算出する。電圧制御目標値生成部と、実効電圧算出部よって算出された交流実効電圧から交流配電系統の電圧制御目標値を生成する。通信インターフェース部は、電力変換装置の外部との間でデータを送受信する。インバータ制御部は、インバータ部の出力を制御する。インバータ制御部は、通信インターフェース部が受信した不感帯情報に従って電圧制御目標値を含むように規定される電圧範囲から交流実効電圧が逸脱した場合に、インバータ部から出力される有効電力及び無効電力の制御によって交流実効電圧を電圧範囲内に復帰させるための系統電圧安定化制御を実行するようにインバータ部の動作を制御する。

本発明によれば、交流配電系統の交流実効電圧が不感帯情報によって規定される電圧範囲から逸脱すると、電力変換装置による自律的な有効電力及び無効電力の制御によって、交流配電系統の交流実効電圧を当該電圧範囲内に復帰させることができる。この結果、高価な系統安定化設備を導入しなくても、分散電源に対応して配置された電力変換装置の出力制御によって、分散電源の出力電力又は負荷の消費電力の急変による交流配電系統の電圧変動を抑制することができる。

本発明の実施の形態１に係る電力変換装置が適用される分散電源システムの構成を示すブロック図である。 図１に示された需要家宅内の各種設備の構成をさらに説明するためのブロック図である。 図１に示された太陽電池用電力変換装置及び蓄電池用電力変換装置の構成を説明するブロック図である。 太陽電池用電力変換装置の第１のＤＣ／ＤＣ変換回路を制御する第１の制御回路の構成を説明するブロック図である。 太陽電池用電力変換装置の第１のＤＣ／ＡＣ変換回路を制御する第２の制御回路の構成を説明するブロック図である。 蓄電池用電力変換装置の第２のＤＣ／ＤＣ変換回路を制御する第３の制御回路の構成を説明するブロック図である。 蓄電池用電力変換装置の第２のＤＣ／ＡＣ変換回路を制御する第４の制御回路の構成を説明するブロック図である。 図５及び図７に示された無効電流波形生成回路の構成を説明するブロック図である。 図５及び図７に示された有効電流波形生成回路の構成を説明するブロック図である。 図５及び図７に示された実効電圧算出回路の構成例を説明するブロック図である。 図５及び図７に示された電圧制御目標値生成回路の構成を説明するブロック図である。 無効電流の出力によって交流実効電圧値の上昇を抑制する系統電圧安定化制御の原理を説明する概念図である。 太陽電池用電力変換装置及び蓄電池用電力変換装置に通知される不感帯幅情報の一例を説明する概念図である。 ＳＶＲ（自動電圧調整器）による系統電圧制御を説明するための概念図である。 本発明の実施の形態１に係る不感帯幅情報を用いた配電系統電圧安定化制御の動作を説明するための概念図である。 本発明の実施の形態１に係るタウン内の需要家位置に応じた不感帯幅の設定を説明するための概念図である。 本発明の実施の形態１に係る系統電圧安定化制御に関わる各種機器間の動作シーケンス図である。 系統電圧安定化制御に関するＨＥＭＳ７の制御処理を説明するフローチャートである。 図１８における不感帯幅情報を生成する制御処理の詳細を説明するフローチャートである。 不感帯幅の補正を説明する概念図である。 有効電流及び無効電流を制御するための電流指令値の生成を説明するための概念図である。 実施の形態１に係る太陽電池用電力変換装置の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１に係る太陽電池用電力変換装置の制御処理を説明する第２のフローチャートである。 本発明の実施の形態１に係る太陽電池用電力変換装置の不感帯幅情報、系統電圧安定化制御時の目標電圧、及び、無効電力出力による系統電圧安定化制御の終了判定電圧の算出処理を説明するフローチャートである。 実施の形態１に係る蓄電池用電力変換装置の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１に係る蓄電池用電力変換装置の制御処理を説明する第２のフローチャートである。 実施の形態２による電圧制御目標値生成回路の構成を説明するブロック図である。 実施の形態２によるＨＥＭＳの制御処理を説明するフローチャートである。 実施の形態２に係る不感帯幅情報の生成のための制御処理の詳細を説明するフローチャートである。 実施の形態２における不感帯幅情報、系統電圧安定化制御時の目標電圧、及び、無効電力出力による系統電圧安定化制御の終了判定電圧を説明する概念図である。 実施の形態３におけるよる不感帯幅情報、並びに、系統電圧安定化制御時の目標電圧、及び、無効電力出力による系統電圧安定化制御の終了判定電圧を説明する概念図である。 実施の形態４におけるよる不感帯幅情報、並びに、系統電圧安定化制御時の目標電圧、及び、無効電力出力による系統電圧安定化制御の終了判定電圧を説明する概念図である。

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。尚、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、本発明の実施の形態１に係る電力変換装置が適用される分散電源システムの構成を示すブロック図である。

図１を参照して、分散電源システムは、複数の区画（例えば、３０区画程度）の集合体で構成されたスマートタウン内に配置される。当該スマートタウンを構成する複数の区画の各々は、共通の柱上トランスに接続させる複数の需要家（例えば、１０軒程度）によって構成される。図１中には、区画１９Ｑ，１９Ｒ，１９Ｚ、及び、区画１９Ｑ，１９Ｒ，１９Ｚにそれぞれ対応する柱上トランス９Ｑ，９Ｒ，９Ｚが例示されるが、区画の数は任意である。又、区画１９Ｑにおいて、需要家ａ及び需要家ｂが例示されるが、需要家数についても任意である。

各需要家宅１８は、太陽電池１、太陽電池用電力変換装置２、蓄電池３、蓄電池用電力変換装置４、需要家宅内の負荷５、分電盤６、ＨＥＭＳ（Home Energy Management System）７、スマートメータ８、宅内配電系統１０、宅内通信ネットワーク１１、及び、信号線１２を備える。宅内通信ネットワーク１１は、ＨＥＭＳ７と宅内の住設機器とを接続する。信号線１２は、分電盤６で計測した各機器の消費電力等を、ＨＥＭＳ７へ送信する。

尚、図１では、区画１９Ｑ内の需要家ａ及び需要家ｂの需要家宅１８ａ，１８ｂの構成を、上述の各要素の符号に添字ａ，ｂを付して例示しているが、各需要家宅でのシステムの構成は同様であるので、需要家を区別せずに説明する際には、符号ａ，ｂを付さずに表記するものとする。同様に、柱上トランスについても、区画を区別せずに説明する場合には、符号Ｑ，Ｒ，Ｚを付さずに、単に柱上トランス９と表記する。

さらに、各需要家及び各区画で共有されるスマートタウンの構成として、変電所２４、変電所２４及び各柱上トランス９間の柱上トランス１次側の配電系統１６、柱上トランス９及び各需要家間の柱上トランス２次側の配電系統１４、宅外通信ネットワーク１３、ＣＥＭＳ（Community Energy Management System）１５、タウン蓄電池２０、タウン蓄電池用電力変換装置２１、自動電圧調整器２３、及び、ＤＳＯ（Distribution System Operator）による配電自動化システム２５が配置される。

ＣＥＭＳ１５は、区画１９Ｑ〜１９Ｚで構成された街区内の需給電力を管理する。宅外通信ネットワーク１３は、各需要家のＨＥＭＳ７及びＣＥＭＳ１５の間を通信接続する。タウン蓄電池用電力変換装置２１は、タウン蓄電池２０及び配電系統１６の間で、直流／交流電力変換を実行する。配電系統１６には、電圧計測のための複数の電圧計２２が配置される。電圧計２２の配置個数は任意であり、図１中には、電圧計２２ａ〜２２ｘが配置される構成が例示される。自動電圧調整器２３及び配電自動化システム２５によって、配電系統１６の電圧が制御される。以下では、自動電圧調整器２３をＳＶＲ（Step Voltage Regulator）２３とも称する。具体的には、配電自動化システム２５からの制御指令に従って、ＳＶＲ２３がタップ切換を行うことによって、配電系統１６の電圧が調整される。

本実施の形態では、各需要家宅内に、「分散電源」として、太陽電池１及び蓄電池３を設置するものとして以下の説明を行う。太陽電池１は「創エネ機器」の一実施例に対応し、蓄電池３は「蓄エネ機器」の一実施例に対応する。尚、全需要家が、太陽電池１（創エネ機器）及び蓄電池３（蓄エネ機器）の両方を有する必要はなく、各需要家は、太陽電池１及び蓄電池３の一方のみを有してもよい。

図２には、図１に示された需要家宅１８内の各種設備の構成をさらに説明するためのブロック図が示される。

図２を参照して、太陽電池１及び太陽電池用電力変換装置２により、創エネ機器による分散電源が構成され、蓄電池３及び蓄電池用電力変換装置４により、蓄エネ機器による分散電源が構成される。尚、上述のように、各需要家宅の電源システムには、創エネ機器による分散電源、及び、蓄エネ機器による分散電源の一方のみが配置されてもよい。

負荷５は、例えば、エコキュート（登録商標）等の蓄熱機器５１、エアコン５２、冷蔵庫５３、照明５４、ＩＨクッキングヒータ５５を含む。負荷５は、宅内配電系統１０から供給された電力によって動作する。分電盤６の内部には、ブレーカ単位で消費電力を計測するための電力計測回路６１が配置される。電力計測回路６１による測定値は、信号線１２を経由して、ＨＥＭＳ７へ送信される。ＨＥＭＳ７は、宅内通信ネットワーク１１を経由して、負荷５の各機器及びスマートメータ８との間でデータの授受が可能である。さらに、ＨＥＭＳ７は、宅外通信ネットワーク１３によって、ＣＥＭＳ１５との間でデータの授受が可能である。

次に、図３には、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４の構成を説明するブロック図が示される。

図３を参照して、太陽電池用電力変換装置２は、電圧計２０１、電流計２０２、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３、第１の制御回路２０４、直流母線２０５、電圧計２０６、電流計２０７、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８、第２の制御回路２０９、電圧計２１０、電流計２１１、及び、通信インターフェース回路２１２を含む。

電圧計２０１は、太陽電池１から出力される電圧（ＤＣ）を計測する。電流計２０２は、太陽電池１から出力される電流（ＤＣ）を計測する。第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３は、太陽電池１より出力される第１の直流電圧の直流電力を、第２の直流電圧の直流電力に変換する。第１の制御回路２０４は、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３を制御する。直流母線２０５は、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３より出力される第２の直流電圧を第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８に供給する。電圧計２０６は直流母線２０５の電圧を計測する。電流計２０７は、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３より出力される電流（ＤＣ）を計測する。

第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８は、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３より出力される直流電力を交流電力に変換する。第２の制御回路２０９は、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８を制御する。電圧計２１０は、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８より出力される電圧（ＡＣ）を計測する。電流計２１１は、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８より出力される電流（ＡＣ）を計測する。通信インターフェース回路２１２は、太陽電池用電力変換装置２とＨＥＭＳ７との間で通信を行う。

蓄電池用電力変換装置４は、電圧計４０１、電流計４０２、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３、第３の制御回路４０４、直流母線４０５、電圧計４０６、電流計４０７、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８、第４の制御回路４０９、電圧計４１０、電流計４１１、及び、通信インターフェース回路４１２を含む。

電圧計４０１は、蓄電池３から出力される電圧（ＤＣ）を計測する。電流計４０２は蓄電池３から出力される電流（ＤＣ）を計測する。第２のＤＣ／ＤＣ変換回路は、蓄電池３より出力される第３の直流電圧の直流電力を、第４の直流電圧の直流電力に変換する。第３の制御回路４０４は、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３を制御する。直流母線４０５は、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３より出力される第４の直流電圧を、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８に供給する。

電圧計４０６は、直流母線４０５の電圧を計測する。電流計４０７は、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３より出力される直流電流を計測する。第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８は、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３より出力される直流電力を交流電力に変換する。第４の制御回路４０９は、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８を制御する。電圧計４１０は、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８より出力される電圧（ＡＣ）を計測する。電流計４１１は、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８より出力される電流（ＡＣ）を計測する。通信インターフェース回路４１２は、蓄電池用電力変換装置４とＨＥＭＳ７との間で通信を行う。

尚、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３及び第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３、並びに、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８及び第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の構成としては、公知のＤＣ／ＤＣコンバータ及びインバータの構成を適宜用いることが可能である。又、図３の構成において、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８及び第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の各々は「インバータ部」の一実施例に対応し、特に、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８は「第１のインバータ」に対応し、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８は「第２のインバータ」に対応する。又、第２の制御回路２０９及び第４の制御回路４０９は「インバータ制御部」の一実施例に対応する。

図４は、図３に示された、太陽電池用電力変換装置２の第１のＤＣ／ＤＣ変換回路を制御する第１の制御回路２０４の構成を説明するブロック図である。

図４を参照して、第１の制御回路２０４は、ＭＰＰＴ（Maximum Power Point Tracking）制御回路２０４１、電圧制御回路２０４２、切換回路２０４３、及び、第５の制御回路２０４４を有する。ＭＰＰＴ制御回路２０４１は、電圧計２０１及び電流計２０２の計測値に基づき、いわゆる、最大電力点追従制御のために、太陽電池１より発電される電力を最大限取り出すために、太陽電池１の最大電力点をサーチする。具体的には、ＭＰＰＴ制御回路２０４１は、電圧計２０１によって測定される直流電圧を、上記最大電力点に対応する電圧に制御するための第１のＤＣ／ＤＣ変換回路の制御指令値を生成する。

電圧制御回路２０４２は、電圧計２０６の計測値に基づき、直流母線２０５の直流電圧（第２の直流電圧）を、予め定められた目標電圧（例えば、３５０Ｖ）に維持するための、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３の制御指令値を生成する。

第５の制御回路２０４４は、ＭＰＰＴ制御回路２０４１及び電圧制御回路２０４２への制御パラメータ及び制御目標値等を出力するとともに、太陽電池１の発電状態などを管理する。第５の制御回路２０４４は、切換回路２０４３の制御信号をさらに出力する。

切換回路２０４３は、第５の制御回路２０４４からの制御信号に従って、ＭＰＰＴ制御回路２０４１及び電圧制御回路２０４２の出力のうちの一方を、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３の制御指令値として選択的に出力する。

後述するように、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３は、ＭＰＰＴモード又は電圧制御モードで制御される。切換回路２０４３は、ＭＰＰＴモードでは、ＭＰＰＴ制御回路２０４１が生成した制御指令値を出力する一方で、電圧制御モードでは、電圧制御回路２０４２が生成した制御指令値を出力するように制御される。

図５は、図３に示された、太陽電池用電力変換装置２の第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８を制御する第２の制御回路２０９の構成を説明するブロック図である。

図５を参照して、第２の制御回路２０９は、位相検出回路２０９１、無効電流制御回路２０９２、無効電流波形生成回路２０９３、有効電流制御回路２０９４、有効電流波形生成回路２０９５、加算器２０９６、第６の制御回路２０９７、実効電圧算出回路２０９８、電圧制御目標値生成回路２０９９、及び、不感帯テーブル生成回路２１００を有する。

位相検出回路２０９１は、電圧計２１０で計測した交流の電圧波形から位相を検出する。無効電流制御回路２０９２は、実効電圧算出回路２０９８より出力される配電系統の交流電圧の実効電圧、電圧制御目標値生成回路２０９９で生成した電圧制御目標値、及び不感帯テーブル生成回路２１００で生成した不感帯幅情報に基づき、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８から出力する無効電流の振幅指令を生成する。無効電流制御回路２０９２の詳細は、後程説明する。

無効電流波形生成回路２０９３は、位相検出回路２０９１から出力された交流電圧の位相検出情報、及び、無効電流制御回路２０９２によって生成された振幅指令値から、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８より出力する無効電流波形を生成する。

有効電流制御回路２０９４は、第６の制御回路２０９７を介して通知される、電圧計２０６で計測した直流母線２０５の電圧、電流計２０７で計測した直流母線２０５を流れる電流、実効電圧算出回路２０９８より出力される宅内配電系統１０の交流実効電圧、電圧制御目標値生成回路２０９９で生成した電圧制御目標値、無効電流制御回路２０９２から出力される無効電流振幅情報、及び、不感帯テーブル生成回路２１００で生成された不感帯幅情報に基づき、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８から出力する有効電流の振幅指令値を生成する。有効電流波形生成回路２０９５は、位相検出回路２０９１から出力された交流電圧の位相検出情報、及び、有効電流制御回路２０９４によって生成された振幅指令値から、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８より出力する有効電流波形を生成する。

加算器２０９６は、無効電流波形生成回路２０９３より出力される無効電流波形と、有効電流波形生成回路２０９５より出力される有効電流波形とを加算することによって、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８より出力する交流電流目標値を生成する。第６の制御回路２０９７は、加算器２０９６からり出力される交流電流目標値と、電流計２１１から出力される交流電流の計測結果とから、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８の出力電流を交流電流目標値に制御するための、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８の制御指令値を生成する。

実効電圧算出回路２０９８は、電圧計２１０から出力される宅内配電系統１０の交流電圧から交流実効電圧を算出する。電圧制御目標値生成回路２０９９は、実効電圧算出回路２０９８より出力される交流実効電圧から交流電圧（交流実効電圧）の制御目標値を生成する。不感帯テーブル生成回路２１００は、不感帯幅情報を生成する。

尚、無効電力生成時は、第６の制御回路２０９７で皮相電力が算出される。算出された皮相電力が、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８の容量を超える場合には、第６の制御回路２０９７は、加算器２０９６より出力される交流電流目標値を修正することによって、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８の出力電力（出力電流）が第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８の容量以下になるように制御する。

図６は、図３に示された、蓄電池用電力変換装置４の第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３を制御する第３の制御回路４０４の構成を説明するブロック図である。

図６を参照して、第３の制御回路４０４は、充電制御回路４０４１、放電制御回路４０４２、切換回路４０４３、及び、第７の制御回路４０４４を有する。

充電制御回路４０４１は、蓄電池３の充電制御を行う際の第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３の制御指令値を生成する。放電制御回路４０４２は、蓄電池３からの放電制御を行う際の第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３の制御指令値を生成する。第７の制御回路４０４４は、充電制御回路４０４１及び放電制御回路４０４２への制御パラメータ及び制御目標値等を出力するとともに、蓄電池３の充電量、充電電流、放電電力量などを管理する。第７の制御回路４０４４は、切換回路４０４３の制御信号をさらに出力する。

切換回路４０４３は、第７の制御回路４０４４からの制御信号に従って、充電制御回路４０４１及び放電制御回路４０４２の出力のうちの一方を、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３の制御指令値として選択的に出力する。

切換回路２０４３は、蓄電池３の充電が指示される際には充電制御回路４０４１が生成した制御指令値を出力する一方で、蓄電池３の放電が指示される際には放電制御回路４０４２が生成した制御指令値を出力するように制御される。

図７は、図３に示された、蓄電池用電力変換装置４の第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８を制御する第４の制御回路４０９の構成を説明するブロック図である。

図７を参照して、第４の制御回路４０９は、位相検出回路４０９１、無効電流制御回路４０９２、無効電流波形生成回路４０９３、有効電流制御回路４０９４、有効電流波形生成回路４０９５、加算器４０９６、第８の制御回路４０９７、実効電圧算出回路４０９８、電圧制御目標値生成回路４０９９、及び、不感帯テーブル生成回路４１００を有する。

位相検出回路４０９１は、電圧計４１０で計測した交流の電圧波形から位相を検出する。無効電流制御回路４０９２は、実効電圧算出回路４０９８より出力される配電系統の交流電圧の実効電圧、電圧制御目標値生成回路４０９９で生成した電圧制御目標値（宅内配電系統１０）、及び、不感帯テーブル生成回路４１００で生成した不感帯幅情報に基づき、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８から出力する無効電流の振幅指令を生成する。無効電流制御回路４０９２の詳細は、後程説明する。

無効電流波形生成回路４０９３は、位相検出回路４０９１から出力された交流電圧の位相検出情報、及び、無効電流制御回路４０９２によって生成された振幅指令値から、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８より出力する無効電流波形を生成する。

有効電流制御回路４０９４は、第８の制御回路４０９７を介して通知される電圧計４０６で計測した直流母線４０５の電圧、電流計４０７で計測した直流母線４０５を流れる電流、実効電圧算出回路４０９８より出力される宅内配電系統１０の交流実効電圧、電圧制御目標値生成回路４０９９で生成した電圧制御目標値（宅内配電系統１０）、無効電流制御回路４０９２から出力される無効電流振幅情報、及び、不感帯テーブル生成回路４１００で生成された不感帯幅情報に基づき、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８から出力する有効電流の振幅指令値を生成する。有効電流波形生成回路４０９５は、位相検出回路４０９１から出力された交流電圧の位相検出情報、及び、有効電流制御回路４０９４によって生成された振幅指令値から、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８より出力する有効電流波形を生成する。

加算器４０９６は、無効電流波形生成回路４０９３より出力される無効電流波形と、有効電流波形生成回路４０９５より出力される有効電流波形とを加算することによって、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８より出力する交流電流目標値を生成する。第８の制御回路４０９７は、加算器４０９６から出力される交流電流目標値と、電流計４１１から出力される交流電流の計測結果とから、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の出力電流を交流電流目標値に制御するための、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の制御指令値を生成する。

実効電圧算出回路４０９８は、電圧計４１０から出力される宅内配電系統１０の交流電圧から交流実効電圧を算出する。電圧制御目標値生成回路４０９９は、実効電圧算出回路４０９８より出力される交流実効電圧から交流電圧（交流実効電圧）の制御目標値を生成する。不感帯テーブル生成回路４１００は、不感帯幅情報を生成する。

尚、無効電力生成時は、第８の制御回路４０９７で皮相電力が算出される。算出された皮相電力が、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の容量を超える場合には、第８の制御回路４０９７は、加算器４０９６より出力される交流電流目標値を修正することによって、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の出力電力（出力電流）が第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の容量以下になるように制御する。

次に、図５及び図７の主要なブロックの詳細についてさらに説明する。
図８は、図５及び図７に示された無効電流波形生成回路２０９３，４０９３の構成を説明するブロック図である。尚、無効電流波形生成回路２０９３及び４０９３の構成は同様であるので、無効電流波形生成回路２０９３を代表的に説明する。

無効電流波形生成回路２０９３は、位相シフト回路２０９３１、リミッタ２０９３２、乗算器２０９３３、無効電力出力時間計測回路２０９３４、及び、無効電力計測回路２０９３５を有する。

位相シフト回路２０９３１は、位相検出回路２０９１より出力される位相情報をπ／２（９０°）シフトして、無効電流を生成する際の基準となる余弦波（ＣＯＳ波形）を生成する、リミッタ２０９３２は、無効電流制御回路２０９２より出力される無効電流振幅が予め定められた上限値を超えないように制限する。無効電流制御回路２０９２からの無効電流振幅は、当該上限値を超えない場合には、リミッタ２０９９３２によって制限されずにそのまま乗算器２０９３３に出力される。一方で、無効電流制御回路２０９２からの無効電流振幅が当該上限値を超える場合には、リミッタ２０９９３２から上記上限値が乗算器２０９３３に出力される。乗算器２０９３３は、位相シフト回路２０９３１より出力される基準余弦波（ＣＯＳ波形）と、リミッタ２０９３２通過後の無効電流の振幅情報との乗算によって、無効電流指令値を生成する。

無効電力出力時間計測回路２０９３４は、無効電流制御回路２０９２から出力される無効電流の振幅情報から無効電力の出力時間を計測する。無効電力計測回路２０９３５は、無効電流制御回路２０９２から出力される無効電流の振幅情報に基づき、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８から出力する無効電力を計測する。

図９は、図５及び図７に示された有効電流制御回路２０９４，４０９４の構成を説明するブロック図である。尚、有効電流制御回路２０９４及び４０９４の構成は同様であるので、有効電流制御回路２０９４を代表的に説明する。

図９を参照して、有効電流制御回路２０９４は、有効電流不感帯制御指令生成回路２０９４１、有効電流制御指令生成回路２０９４２、減算器２０９４３、出力抑制制御回路２０９４４、有効電力計測回路２０９４５、及び、出力抑制時間計測回路２０４９６を有する。

有効電流不感帯制御指令生成回路２０９４１は、電圧制御目標値生成回路２０９９から出力される電圧制御目標値、無効電流制御回路２０９２から出力される無効電流振幅情報、実効電圧算出回路２０９８から出力される実効電圧算出結果、及び、不感帯テーブル生成回路２１００から出力される不感帯幅情報に基づき、有効電力を抑制するための指令値を生成する。有効電流制御指令生成回路２０９４２は、第６の制御回路２０９７を介して入力される電圧計２０６の計測結果、及び、電流計２０７の計測結果に基づき、有効電力を制御するための有効電流指令値を生成する。

減算器２０９４３は、有効電流制御指令生成回路２０９４２の出力から有効電流不感帯制御指令生成回路２０９４１の出力を減算することによって、有効電流指令値を生成する。出力抑制制御回路２０９４４は、第６の制御回路２０９７から出力される出力抑制指令に基づき、出力電力の抑制が必要な場合には、減算器２０９４３から出力される有効電流指令値を抑制する。尚、当該出力抑制指令は、配電自動化システム２５からＣＥＭＳ１５及びＨＥＭＳ７経由で通知される。

有効電力計測回路２０９４５は、出力抑制制御回路２０９４４を通過した有効電流指令値から、有効電力量を計測する。出力抑制時間計測回路２０９４６は、有効電流不感帯制御指令生成回路２０９４１の出力、及び、出力抑制制御回路２０９４４の出力から、有効電力の出力が抑制されている時間を計測する。

図１０は、図５及び図７に示された実効電圧算出回路２０９８，４０９８の構成例を説明するブロック図である。尚、実効電圧算出回路２０９８及び４０９８の構成は同様であるので、実効電圧算出回路２０９８を代表的に説明する。

図１０を参照して、実効電圧算出回路２０９８は、乗算器２０９８１、積算器２０９８２、平方根計算器２０９８３、及び、除算器２０９８４を有する。

乗算器２０９８１は、電圧計２１０による宅内配電系統の交流電圧の計測値同士を乗算することによって電圧二乗値を算出する。乗算器２０９８１の出力は、積算器２０９８２に入力される。これにより、電圧二乗値の総和が計算される。具体的には、位相検出回路２０９１から出力される位相検出情報に従って、例えば配電交流系統の１周期毎に、積算器２０９８２で算出した総和が、図示していないレジスタにラッチされるともに、積算値がゼロにリセットされる。

積算器２０９８２の出力（すなわち、図示していないレジスタ出力）は、平方根計算器２０９８３に入力されて、電圧二乗値の総和の平方根が求められる。さらに、除算器２０９８４では、平方根計算器２０９８３の出力値が、配電交流系統の１周期期間に相当する積算器２０９８２での積算サンプル数Ｎ（Ｎ：自然数）で除算される。この結果、除算器２０９８４の出力値は、宅内配電系統１０の交流実効電圧に相当する。

図１１は、図５及び図７に示された電圧制御目標値生成回路２０９９，４０９９の構成を説明するブロック図である。尚、電圧制御目標値生成回路２０９９及び４０９９の構成は同様であるので、電圧制御目標値生成回路２０９９を代表的に説明する。

図１１を参照して、電圧制御目標値生成回路２０９９は、ＦＩＲ（Finite Impulse Response）フィルタを構成する、乗算器２０９９１、複数段のレジスタ２０９９２ａ〜２０９９２ｍ、及び、複数段の加算器２０９９３ａ〜２０９９３ｍを有する。

電圧制御目標値生成回路２０９９は、実効電圧算出回路２０９８によって算出された、宅内配電系統１０の交流実効電圧が入力されて、当該交流実効電圧の移動平均値を算出する。例えば、本実施の形態１では、１分間の移動平均値が算出される。電圧制御目標値生成回路２０９９によって算出された、宅内配電系統１０の交流実効電圧移動平均値は、宅内配電系統１０の電圧制御目標値として、有効電流制御回路２０９４及び第６の制御回路２０９７へ送出される。

本実施の形態１では、図１に例示したとおり、「創エネ機器」として、自然エネルギーを活用する太陽電池１を用いた場合について説明するが、これに限るものではなく、例えば燃料電池や風力発電設備などを用いることも可能である。或いは、太陽電池１と他の創エネ機器との組み合わせが「創エネ機器」として、需要家に配置されてもよい。

「蓄エネ機器」としての蓄電池３については、定置された据置型バッテリを用いた場合について説明するが、これに限るものではなく、例えば、電気自動車の車載バッテリを蓄電池として用いることも可能である。或いは、据置バッテリ及び車載バッテリの組み合わせを「蓄エネ機器」とすることも可能である。また、リチウムイオンバッテリを用いる場合は、厳密には、バッテリ側に内蔵されたバッテリ管理ユニットが、蓄電量、充放電の可否、充電時の最大充電電流などを管理して、第３の制御回路４０４に通知することになるが、本実施の形態では、説明を簡単にするため、蓄電量、充放電の可否、充電時の最大充電電流などの管理は、統一的に第３の制御回路４０４で行うものとして説明を行う。さらに、本実施の形態では、説明を簡単にするため、図３〜図１１のブロック図に記載された各ブロックによる各種制御機能はハードウェアで実施するものとして説明を行うが、後述するように、本実施の形態で説明する各制御機能は、ハードウェアのみによる実現に限定されるものではない。

次に、本実施の形態１の電力変換装置の具体的な動作について説明する。
再び図１を参照して、実施の形態１に係る電力変換装置が適用される分散電源システムが配置されるスマートタウンにおいて、各需要家宅１８はＺＥＨ住宅で構成されており、全ての住宅には太陽電池１（例えば、容量は４〜６ｋＷ程度）が設置されるケースを想定する。このケースでは、スマートタウン全体で、いわゆるメガソーラが構成される。

各需要家宅１８には、柱上トランス９から、スマートメータ８を介して宅内配電系統１０に電力が供給される。さらに、ＨＥＭＳ７には宅外通信ネットワーク１３を介して、ＣＥＭＳ１５が接続される。以下、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４によって構成される電力変換装置を用いた、宅内配電系統１０の系統電圧安定化制御について説明する。

再び図２を参照して、ＨＥＭＳ７が起動すると、ＨＥＭＳ７は、宅内通信ネットワーク１１に接続されている、太陽電池用電力変換装置２、蓄電池用電力変換装置４、蓄熱機器５１、及び、エアコン５２等の各種負荷機器のステータスを確認する。この際、ＣＥＭＳ１５から各変換装置向けに制御用の目標電圧情報やスレッショルド電圧（不感帯幅情報）等が通知されている場合には、ＨＥＭＳ７は、太陽電池用電力変換装置２、及び蓄電池用電力変換装置４に対して、宅内通信ネットワーク１１を介して通知する情報を、一部ＨＥＭＳ７内で加工して通知する。

宅内通信ネットワーク１１のプロトコルとしては、エコーネットライト（Echonet Light：登録商標）を使用し、物理層としては、イーサネット（Ethernet：登録商標）を使用することができる。但し。宅内通信ネットワーク１１のプロトコルは、エコーネットライトに限られることはなく、他のプロトコル、或いは、独自のプロトコルを適用することが可能である。同様に、物理層についても、イーサネットに限られず、Ｗｉ−ＳＵＮ（Wireless Smart Utility Network）、特小無線等の無線ネットワーク、電灯線を利用したＰＬＣ（Power Line Communications）ネットワーク、又は、光ネットワーク等を適用することが可能である。

さらに、ＣＥＭＳ１５及びＨＥＭＳ７の間は、宅外通信ネットワーク１３で接続されている。ＣＥＭＳ１５及びＨＥＭＳ７間の情報の授受については、後程説明する。ＨＥＭＳ７は、各機器のステータスの確認を終了すると、各機器の動作を監視する。具体的には、各機器の消費電力、太陽電池１の発電電力、及び、蓄電池３の充放電電力の計測値が監視される。また、ＨＥＭＳ７は、ＣＥＭＳ１５から指令が通知された場合、その指令内容に従い各機器に指示を通知する。或いは、ＨＥＭＮＳ７は、各種計測値（消費電力量等）及びステータス情報をＣＥＭＳ１５に送付する。

次に、本実施の形態１に係る電力変換装置による、配電系統１４（柱上トランス２次側）における系統電圧の安定化制御の具体的な動作原理を説明する。

太陽電池１等の分散電源の発電電力量が増加し、宅内との連系点に相当する配電系統１４の交流電圧（交流実効電圧）が上昇した場合、太陽電池用電力変換装置２から無効電力を出力することによって、交流電圧（交流実効電圧）の上昇を抑えることができる。従って、太陽電池用電力変換装置２は、宅内配電系統１０の交流電圧の交流実効電圧値を監視し、交流実効電圧値が上昇した場合、無効電力を出力する機能を備えるように構成される。

図１２には、無効電流の出力によって交流実効電圧値の上昇を抑制する系統電圧安定化制御の原理を説明するための円グラフが示される。

図１２を参照して、原点０を中心とした円グラフの横軸は有効電力（或いは、有効電流）を示し、縦軸は無効電力（或いは、無効電流）を示す。一般に、太陽電池１に接続された太陽電池用電力変換装置２の容量（出力できる最大電力、あるいは最大電流）は、太陽電池１の最大発電電力と同等となることが多い。例えば、４ｋＷの太陽電池１を搭載している場合は、太陽電池用電力変換装置２の容量も４ｋＷに設計されることが一般的である。

図１２の円グラフは、太陽電池用電力変換装置２が出力可能な最大電力（円グラフの半径に相当）を示す。すなわち、太陽電池用電力変換装置２は、円グラフの内側の範囲内で、宅内配電系統１０に対して電力を供給することができる。

図１２の円グラフについてさらに説明する。例えば、無効電力がゼロの場合は、太陽電池用電力変換装置２は、太陽電池１の最大発電電力を出力することができる。この際の出力電力は、図１２中に、有効電力（最大）と表記したベクトルの大きさに相当する。

しかしながら、太陽電池１が最大電力を発電していた状態から、系統電圧の上昇を抑制するため無効電力を出力すると、無効電力及び有効電力を加算したベクトルの終点は、図１２に示すように円グラフの外側になる。このような電力は、太陽電池用電力変換装置２からは出力することができない。

従って、無効電力を出力する場合は、図１２中に示すように有効電力の出力を抑制した上で、無効電力を加算することが必要となる。系統連系規定では、力率は０．８５以上と規定されている。図１２中のθは、ｃｏｓθ＝０．８５となる、有効電力及び無効電力の位相差を示している。従って、太陽電池用電力変換装置２から出力可能な無効電力の最大値（図１２中のＰｉｍａｘ）は、太陽電池用電力変換装置２の定格容量及びｓｉｎθの積となる。

本実施の形態１では、太陽電池用電力変換装置２が、無効電力を出力するために有効電力を抑制する必要がある場合には、太陽電池用電力変換装置２ではなく蓄電池用電力変換装置４から無効電力を出力することで、配電系統１４（宅内配電系統１０）の交流電圧の上昇を抑制する。これにより、太陽電池１の発電電力を最大限確保した上で、無効電力の出力による系統電圧安定化制御が実行される。

具体的には、太陽電池１の発電電力が太陽電池用電力変換装置２の定格電力（最大出力電力）の８５％以下である場合は、太陽電池用電力変換装置２から無効電力を出力しても、有効電力及び無効電力のベクトル和の終点は図１２の円グラフの内側に止まるため、太陽電池１からの発電電力は抑制されない。この場合には、太陽電池用電力変換装置２から無効電力を出力することによって系統電圧安定化制御が実行される。

一方で、太陽電池１からの発電電力が太陽電池用電力変換装置２の定格電力（最大出力電力）の８５％を超える場合には、太陽電池用電力変換装置２より無効電力を発生すると、有効電力及び無効電力のベクトル和の終点が図１２の円グラフの外側に出る場合がある。この場合には、太陽電池用電力変換装置２の有効電力、すなわち、太陽電池１の発電量の抑制を回避するために、蓄電池用電力変換装置４の定格電力（最大出力電力）までの範囲内で無効電力を出力するように、蓄電池用電力変換装置４を制御することによって系統電圧安定化制御が実行される。

このように、系統電圧安定化制御のための無効電力は、太陽電池１の発電電力（有効電力）の抑制が必要となるケースを除いて、基本的には、太陽電池用電力変換装置２から出力される。これにより、以下に説明するような消費電力の抑制を図ることができる。

例えば、太陽電池１の発電電力が十分にあり、蓄電池３が満充電状態の場合、蓄電池用電力変換装置４は、自身の消費電力を抑えるため待機モード（待機電力がほとんど発生しない動作モード）に設定されて充放電を停止している状態となる。このような状態の蓄電池用電力変換装置４を起動して無効電力を発生させることを想定すると、待機モード中にも、蓄電池３及び蓄電池用電力変換装置４間、並びに、宅内配電系統１０及び蓄電池用電力変換装置４間に配置されるリレー回路（図示せず）への供給電力や蓄電池用電力変換装置４を制御する第３の制御回路４０４及び第４の制御回路４０９への供給電力が必要になることで、待機電力の増加が懸念される。又、待機中の蓄電池用電力変換装置４を使用する場合も、無効電力発生のために第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８を動作させるので、スイッチング損失や導通損失が発生し、不必要に電力を消費してしまう。

従って、太陽電池１より出力される発電電力が抑制されない場合には、蓄電池用電力変換装置４よりも太陽電池用電力変換装置２を優先して無効電力を出力するように制御することで、上述した不必要な消費電力を発生させることなしに、系統電圧安定化制御を実行することができる。

一方で、太陽電池１の発電電力が予め定められた基準値以上の場合には、蓄電池用電力変換装置４を起動して無効電力を発生することによって、宅内配電系統１０の交流実効電圧の上昇を抑制する。これにより、太陽電池１等の創エネ機器から出力される発電電力を不必要に抑制することなく、交流実効電圧の上昇を抑制するための無効電力を出力できる。例えば、上述のように、力率が０．８５以上と定められている場合は、上記基準値は、電圧計や電流計等の測定器の誤差及び太陽電池用電力変換装置２での損失等を考慮した上で、太陽電池用電力変換装置２の定格電力の０．８５倍の数値に対応して定めることができる。

太陽電池用電力変換装置２及び／又は蓄電池用電力変換装置４による系統電圧安定化制御によって宅内配電系統１０の電圧上昇を抑制することにより、配電系統１４（柱上トランス２次側）の電圧上昇についても抑制できる。すなわち、上記系統電圧安定化制御は、宅内配電系統１０及び配電系統１４の両方の電圧を安定化することができる。このように、各需要家宅内に配置された分散電源システムによって、配電系統１４にＳＶＣや系統用蓄電池等の高価な配電系統安定化設備を配置することなく、或いは、配電系統安定化を小容量化して、配電系統１４の電圧上昇を抑制できるので、コスト削減を図ることができる。

又、本実施の形態１では、宅内配電系統１０の交流電圧を対象とした系統電圧安定化制御を説明するが、計測が可能であるならばその他の部位の交流電圧、例えば、スマートメータ８の入力側、又は、柱上トランス９の直下などの交流電圧を、系統電圧安定制御の対象とすることも可能である。

本実施の形態１では、上述の系統安定化制御の開始条件として、以下に説明する不感帯を設定する。本実施の形態１では、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４は、通信線を介して直接お互いの情報をやり取りすることなく動作させるので、ＨＥＭＳ７は、ＣＥＭＳ１５から受信した不感帯幅情報を加工して、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４に通知する。

図１３には、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４に通知される不感帯幅情報の一例を説明する概念図が示される。図１３の縦軸には、系統電圧安定化制御の対象とされる宅内配電系統１０の交流実効電圧が示される。

図１３中の破線は、電圧制御目標値生成回路２０９９から出力される電圧制御目標値（上述のように、宅内配電系統１０の交流実効電圧移動平均値に相当）を示す。又、一点鎖線は、ＣＥＭＳ１５から通知される不感帯幅情報から生成した不感帯上限電圧及び不感帯下限電圧を示す。

実施の形態１では、ＨＥＭＳ７は、交流実効電圧が不感帯上限電圧を逸脱した場合は、不感帯の範囲を、「太陽電池１の発電電力が基準値未満の場合の不感帯幅」＜「蓄電池３の不感帯幅」＜「太陽電池１の発電電力が基準値以上の場合の不感帯幅」となるように加工する。加工した各不感帯幅情報は、ＨＥＭＳ７から太陽電池用電力変換装置２（２種類を通知）及び蓄電池用電力変換装置４へ通知される。

尚、発電電力の基準値は、実施の形態１では定格電力の０．８５倍とする。また、不感帯幅の関係は上記に限るものではない。上記のように設定することで、太陽電池１の発電電力が基準値未満の場合は、太陽電池用電力変換装置２から系統電圧安定化制御（無効電力出力）が開始され、基準値以上太陽電池１が発電している場合は、蓄電池用電力変換装置４から系統電圧安定化制御（無効電力出力）が開始される。尚、詳細な動作については後述する。

次に、図１及び図１４〜図１６を用いて、本実施の形態１の電力変換装置の動作原理について説明する。実施の形態１では、太陽電池１などの創エネ機器の発電電力の急峻な変化については各需要家に設置された分散電源内の電力変換装置を活用して系統電圧の安定化を図るとともに、長周期の電圧変動は、従来通りに配電系統１６（柱上トランス１次側）に設置された自動電圧調整器（ＳＶＲ）２３のタップ切り換えで調整を行う。

まず図１４を用いて、ＳＶＲ（自動電圧調整器）による系統電圧制御の動作イメージを説明する。図１４の横軸は時間軸であり、縦軸には、分電盤６内の電力計測回路６１で計測した宅内配電系統１０の交流実効電圧が示される。

図１に示された自動電圧調整器（ＳＶＲ）２３は、配電系統１６（柱上トランス９の２次側）の交流実効電圧（配電系統電圧）が、配電系統１６におけるＳＶＲ２３の運用電圧の上限電圧、あるいは下限電圧を、予め定められた時間（例えば、６０秒程度）逸脱すると、タップ切り換えを実行して、配電系統電圧を適正値に自動調整するように制御される。例えば、本該ＳＶＲ２３の運用電圧範囲は、配電系統電圧（６６００Ｖ）の±１．５％（６６００Ｖ±１００Ｖ）とすることができる。

図１４中には、配電系統電圧におけるＳＶＲ２３の運用上限電圧及び運用下限電圧を、宅内配電系統１０の交流電圧に換算したものが点線で示されている。以下では、宅内配電系統１０の交流実効電圧が図中の運用上限電圧より上昇した場合には、配電系統電圧についても、ＳＶＲ運用上限電圧より上昇し、同様に、宅内配電系統１０の交流実効電圧が図中の運用下限電圧より低下した場合には、配電系統電圧についてもＳＶＲ運用下限電圧より低下するものとして説明を進める。

図１４を参照して、日射急変によりタウン内に設置された太陽電池１の発電電力が急峻に増加することにより、宅内配電系統１０の交流実効電圧が上昇する。宅内配電系統１０の電圧上昇によって、配電系統電圧も上昇する。時刻ｔ１において、配電系統電圧がＳＶＲ運用上限電圧を超過することで、時刻ｔ１から予め定められた時間（６０秒）が経過した時刻ｔ２において、ＳＶＲ２３は、配電系統電圧を低下させるためのタップ切換を実行する。これにより、配電系統電圧が低下するとともに、宅内配電系統１０の交流実効電圧も低下する。図１４中には、比較のために、時刻ｔ２でタップ切換をしなかった場合の電圧挙動が点線で示される。

一方で、この時点では、日射量が元に戻ることで太陽電池１の発電電力は減少に転じており、宅内配電系統１０の交流実効電圧は、ＳＶＲ２３でのタップ切換による減少後も徐々に低下を続け、配電系統電圧も低下する。この結果、時刻ｔ３では、配電系統電圧がＳＶＲ運用下限電圧よりも低下するので、時刻ｔ３から予め定められた時間（６０秒）が経過した時刻ｔ４において、ＳＶＲ２３は、配電系統電圧を上昇させるためのタップ切換を実行する。この結果、ＳＶＲ２３でのタップは、時刻ｔ２までと同様に設定される。従って、時刻ｔ４以降では、配電系統電圧及び宅内配電系統１０の交流実効電圧は、時刻ｔ２でタップ切換を実行しなかった場合と同様に推移する。

このように、太陽電池１による発電電力の変化に従う宅内配電系統１０の交流実効電圧の変化によって配電系統電圧が変化すると、ＳＶＲ２３のタップ切換によって、配電系統電圧は、ＳＶＲ運用電圧範囲内（ＳＶＲ運用下限電圧〜ＳＶＲ運用上限電圧）に静定される。一方で、図１４の制御例では、日射量の変化に応じて、ＳＶＲ２３が短い期間に２回のタップ切り換え動作を行うため、ＳＶＲ２３の機器寿命が短くなることが懸念される。尚、一般的には、再生可能エネルギーなどが導入されていない配電系統では上記タップ切換えは、一日で２０〜３０回程度実施される。

従って、本実施の形態１では、上述した電力変換装置による系統電圧安定化制御によって宅内配電系統１０の電圧の大幅な変動を抑制することにより、ＳＶＲ２３によるタップ切換の回数を抑制した上で、配電系統電圧を安定化する。例えば、上述のように、ＳＶＲ２３の運用電圧範囲が、配電系統電圧（６６００Ｖ）の±１．５％（６６００Ｖ±１００Ｖ）である場合には、太陽電池１の発電電力変動に起因する配電系統電圧の変動幅が、上記運用電圧範囲の電圧幅よりも狭く抑制されるように（例えば、±７５Ｖ以内）、需要家側の分散電源内の電力変換装置（太陽電池用電力変換装置２及び／又は蓄電池用電力変換装置４）を制御する。

次に、図１５を用いて、本実施の形態１の需要家側の分散電源を活用した系統電圧安定化制御の動作イメージを説明する。図１４と同様に、図１５の横軸は時間軸であり、縦軸は、宅内配電系統１０の交流実効電圧が示される。ＳＶＲ２３の運用上限電圧及び運用下限電圧についても、図１４と同様のものが示される。

図１４を参照して、図中に太線で示される、宅内配電系統１０の交流実効電圧の電圧制御目標値Ｖｒ＊は、図１１で説明したように、分電盤６内の電力計測回路６１で計測した交流実効電圧の１分間の移動平均値に従って設定される。尚、電圧制御目標値Ｖｒ＊の設定手法は、これに限るものではなく、交流実効電圧をローパスフィルタにＬＰＦをかけて求めても良いことは言うまでもない。一方で、実線で示される、宅内配電系統１０の交流実効電圧（瞬時値）は、日射量の変化に応じて、折れ線状に逐次変化している。

図１４の斜線領域は、各時点における、交流実効電圧の電圧制御目標値Ｖｒ＊を中心とする不感帯幅の電圧範囲を示している。日射急変により、宅内配電系統１０の交流実効電圧が急峻に変化して不感帯幅の電圧範囲から逸脱すると、電力変換装置（太陽電池用電力変換装置２及び／又は蓄電池用電力変換装置４）から出力される有効電力及び無効電力の制御によって、宅内配電系統１０の交流実効電圧を不感帯幅の範囲内に抑えるための系統電圧安定化制御が実行される。

尚、電力変換装置による系統電圧安定化制御を行なっても、電圧の上昇又は低下を十分に抑制できない場合には、配電系統電圧（配電系統１６）の交流電圧がＳＶＲ運用電圧範囲を外れることに応じてＳＶＲ２３がタップ切換を実行することにより、配電系統電圧の安定化を図ることができる。図１４の例では、時刻ｔａ，ｔｂ〜ｔｃ，ｔｄにおいて、配電系統電圧を抑制するためにＳＶＲ２３でのタップ切換が実行され、このタイミングで、宅内配電系統１０の交流実効電圧についても低下する。

図１５に示した、電力変換装置による系統電圧安定化制御と、ＳＶＲ２３のタップ切換との組み合わせによれば、図１４で説明したような、ＳＶＲ２３のタップ切換のみによって系統電圧の安定化を図る場合と比較して、ＳＶＲ２３の作動（タップ切換）回数を抑制した上で、配電系統１６及び宅内配電系統１０の交流電圧を安定化することができる。

次に、具体的な動作イメージについて説明する。ＣＥＭＳ１５から各需要家に設置された分散電源（太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４）に対して通知される不感帯幅情報は、ＨＥＭＳ７で一旦受信された後、太陽電池用と蓄電池用に加工された上で、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４に通知される。この詳細については、後程説明する。

太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４の各々は、ＨＥＭＳ７から不感帯情報を受信すると、電圧制御目標値生成回路２０９９及び４０９９より出力される電圧制御目標値、及び、受信した不感帯幅情報から、図１５に斜線で示された、系統電圧安定化制御を行わない不感帯幅の上限電圧値及び下限電圧値を算出する。

そして、宅内配電系統１０の交流実効電圧が、算出された当該上限電圧値及び下限電圧の範囲内に入っているか否かが判定され、範囲外である場合には、系統電圧安定化制御が開始されることになる。尚、具体的な処理の流れについては、後程説明する。

図１６には、タウン内の各需要家の位置に応じた不感帯幅の設定を説明する概念図が示される。図１６の横軸は、自動電圧調整器（ＳＶＲ）２３からの距離を示し、縦軸は、宅内配電系統１０の交流実効電圧を示す。

図１６を参照して、配電系統１４（柱上トランス９の２次側）の交流実効電圧は、各需要家の位置に応じて変化し、タウンの入口と比較すると、タウン終端では上昇、あるいは下降する。すなわち、タウン終端に位置する需要家宅１８では、配電系統１４及び宅内配電系統１０での交流実効電圧の変動幅が相対的に大きくなる。

従って、各需要家の分散電源の不感帯幅を同じに設定した場合、系統電圧の振れ幅（上昇あるいは下降幅）が大きいタウン終端の需要家から、有効電力及び無効電力の調整による系統電圧安定化制御が開始される。このため、タウン入口側の需要家と比較すると、太陽電池１の発電電力の抑制量が多くなる。或いは、無効電力を出力する際に発生する電力変換装置の電力損失等による消費電力量が増加する等、タウン内の需要家宅１８の位置に依存して、電力変換装置による系統電圧安定化制御の実施回数が異なることに起因する不公平が発生することが懸念される。従って、本実施の形態１では、上記のような問題を抑制するために、需要家毎に、系統電圧安定化制御の開始条件を規定する不感帯幅を変化させる。

具体的には、自動電圧調整器（ＳＶＲ）２３から各需要家宅１８までの配電系統のインピーダンス情報を元に、タウン入口の需要家宅１８と、他の需要家宅１８とで、ほぼ同じタイミングで系統電圧安定化制御が開始されるよう、不感帯幅をＣＥＭＳ１５で計算する。この結果、需要家宅１８毎に算出された不感帯幅が、ＣＥＭＳ１５から各需要家宅１８のＨＥＭＳ７へ通知される。

例えば、図１６に示されるように、タウン入口側では不感帯幅が狭く設定される一方で、系統電圧の振れ幅の大きくなるタウン終端に向かって、不感帯幅は徐々に広く設定することができる。この結果、タウン内の配電系統のどの位置に需要家の分散電源が接続されていても、系統電圧安定化制御をほぼ同じタイミングで開始することが可能となるので、上述した、タウン内の需要家宅１８の位置の違いによる不公平を抑制することができる。

図１７は、本発明の実施の形態１に係る系統電圧安定化制御に関わる各種機器間の動作シーケンス図である。図１７を用いて、ＣＥＭＳ１５を中心とした、系統電圧安定化制御のための不感帯情報の生成及び通知の処理の流れを説明する。

図１７を参照して、配電系統１６に配置された電圧計２２ａ〜２２ｘ（図１）の計測結果（交流実効電圧）は、３０分周期で配電自動化システム２５に収集される。又、自動電圧調整器２３のＳＶＲ静定値（現在使用している変圧器の巻き線比情報）についても、３０分単位で配電自動化システム２５に通知される。さらに、配電系統インピーダンス情報、配電系統に設置された電圧計２２の情報は、一旦配電自動化システム２５で収集されて、ＣＥＭＳ１５に通知される。尚、通知周期は３０分に限定されず、任意の時間長とすることができる。尚、電圧計２２に係る情報と、自動電圧調整器（ＳＶＲ）２３に係る情報との間で、異なる通知周期を設定することも可能である。又、ＳＶＲ２３に係る情報については、一定周期による通知ではなく、上記のタップ切換の実行毎に通知することも可能である。

配電自動化システム２５は、電圧計２２での電圧計測結果、及び、自動電圧調整器（ＳＶＲ）２３のＳＶＲ静定値情報に加え、自身の有する配電系統のインピーダンス情報を３０分周期でＣＥＭＳ１５に通知する。一方、ＣＥＭＳ１５は、配電自動化システム２５から送付される上記情報、及び、各需要家で計測した５分周期で送付される系統電圧制御目標値（具体的には、本実施の形態１では、配電系統の交流実効電圧値の１分間の移動平均値）、需要家に設置された各分散電源の有効・無効電力制御量（有効電力及び無効電力を含む）、無効電力出力時間、有効電力出力抑制情報（本情報は、ＨＥＭＳ７が太陽電池用電力変換装置２、蓄電池用電力変換装置４、及び、電力計測回路６１から５分周期で収集）に基づき、不感帯幅情報を需要家毎に算出する。不感帯幅の算出方法の詳細については説明を省略するが、任意の算出式又は算出テーブルを予め作成することによって、不感帯幅を算出することができる。ＣＥＭＳ１５で算出された各需要家の不感帯幅情報は、３０分周期で、各需要家宅１８内に設置されたＨＥＭＳ７に通知される。

又、ＣＥＭＳ１５は、タウン蓄電池用電力変換装置２１についても、５分周期で収集した系統電圧制御目標値、有効・無効電力制御量（有効電力及び無効電力を含む）、無効電力出力時間、有効電力出力抑制情報、及び、配電自動化システム２５より通知される各種情報に基づいて不感帯幅情報を算出し、３０分周期で通知する。

次に、図１〜図２４を用いて太陽電池用電力変換装置２、蓄電池用電力変換装置４、及び、ＨＥＭＳ７の動作を説明する。

図１８は、系統電圧安定化制御に関するＨＥＭＳ７の制御処理を説明するフローチャートである。

図１８を参照して、ＨＥＭＳ７は、ステップ（以下、単に「Ｓ」とも表記する）１０１で各種計測結果の収集時刻（５分周期で実施）か否かを確認する。収集時間であった場合（Ｓ１０１のＹＥＳ判定時）は、ＨＥＭＳ７は、Ｓ１０２により、各種の計測結果を収集する。太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４からは、電圧制御目標値生成回路２０９９（４０９９）で生成した各々の電力変換装置の電圧制御目標値（目標電圧）、無効電流波形生成回路２０９３（４０９３）内の無効電力出力時間計測回路２０９３４で計測した無効電力の出力時間、及び、無効電流制御回路２０９２（４０９２）から出力される無効電流振幅情報から生成した無効電力制御量が収集される。さらに、分電盤６内の電力計測回路６１からは、電力計測回路６１で計測した負荷の消費電力量、太陽電池１の発電電力量、及び、蓄電池３の充放電電力量（５分間）が収集される。

ＨＥＭＳ７は、各種データの収集が完了すると、Ｓ１０３により、宅外通信ネットワーク１３を介して、収集した計測結果をＣＥＭＳ１５に通知する。ＨＥＭＳ７は、Ｓ１０３でＣＥＭＳ１５への通知が完了した場合、あるいは、Ｓ１０１のＮＯの場合、Ｓ１０４により、ＣＥＭＳ１５から新たな不感帯情報が通知されていないか確認する。

通知されていない場合（Ｓ１０４のＮＯ判定時）には、処理はＳ１０１に戻される。一方で、不感帯情報が通知されている場合（Ｓ１０４のＹＥＳ判定時）には、ＨＥＭＳ７は、Ｓ１０５により、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４に通知する不感帯幅情報を生成する。

図１９には、図１８のＳ１０５による不感帯幅情報を生成する制御処理の詳細を説明するフローチャートが示される。

図１９を参照して、ＨＥＭＳ７は、不感帯幅情報の生成が開始されると、Ｓ１２１により、不感帯幅の電圧範囲が適正であるかを確認する。本実施の形態１では、図１５を用いて説明したように、宅内配電系統１０の電圧制御目標値は、宅内配電系統１０の交流実効電圧の１分間の移動平均値に従って設定されるため、時間経過に応じて変化する。従って、電圧制御目標値が、宅内配電系統１０の系統電圧上下限限規定値に近い場合には、不感帯幅の補正が必要となる。

図２０は、不感帯幅の補正を説明する概念図である。図２０の縦軸は、宅内配電系統１０の交流実効電圧を示す。

図２０を参照して、宅内配電系統１０の交流実効電圧には、系統電圧上限規定値Ｖｓｍａｘ及び系統電圧上限規定値Ｖｓｍｉｎが設定される。従って、不感帯の上限電圧Ｖｄｚ１及び下限電圧Ｖｄｚ２についても、Ｖｓｍｉｎ≦Ｖｄｚ２＜Ｖｄｚ１≦Ｖｓｍａｘの範囲内に設定することが必要である。

一方で、ＣＥＭＳ１５からは、不感帯幅情報として、電圧制御目標値Ｖｒ＊に対する、不感帯の上限電圧Ｖｄｚ１及び下限電圧Ｖｄｚ２の電圧差（ΔＶｄｚ）が通知され、ＨＥＭＳ７では、Ｖｒ＊±ΔＶｄｚの演算によって、不感帯の上限電圧Ｖｄｚ１及び下限電圧Ｖｄｚ２が算出される。

このため、図２０中の左側に示されるように、通知された不感帯情報に基づく不感帯の上限電圧（Ｖｒ＊＋ΔＶｄｚ）が、系統電圧上限規定値Ｖｓｍａｘを超えていた場合には、当該上限電圧の補正が必要となる。例えば、図２０中の右側に示されるように、Ｖｄｚ１＝Ｖｓｍａｘに制限するように補正が実行される。一方で、不感帯の下限電圧Ｖｄｚ２については、補正することなく、Ｖｒ＊−ΔＶｄｚに設定することができる。

再び図１９を参照して、ＨＥＭＳ７は、Ｓ１２１により、通知された不感帯幅情報に従う不感帯が規定値以内であるか否か、具体的には、不感帯幅の上限電圧及び下限電圧が、系統電圧上限規定値Ｖｓｍａｘ〜系統電圧下限規定値Ｖｓｍｉｎの範囲内である否かを判定する。

Ｖｓｍａｘ〜Ｖｓｍｉｎの範囲から外れている場合（Ｓ１２１のＮＯ判定時）には、ＨＥＭＳ７は、ステップＳ１２２により、不感帯幅を適正範囲に補正する（図２０の右側）。補正後の不感帯幅の上限電圧及び下限電圧は、Ｖｓｍａｘ〜Ｖｓｍｉｎの範囲内に収まる。Ｖｓｍａｘ〜Ｖｓｍｉｎの範囲内である場合（Ｓ１２１のＹＥＳ判定時）には、Ｓ１２２の処理がスキップされて、通知された不感帯幅が維持される。

次に、ＨＥＭＳ７は、Ｓ１２３及びＳ１２４により、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４用の不感帯情報を生成する。

再び図１３を参照して、本実施の形態１では、太陽電池１の発電電力に応じて、太陽電池用電力変換装置２で使用する不感帯情報が切り換えられる。具体的には、図１２で説明したように、太陽電池用電力変換装置２で無効電力を生成し出力した際に、太陽電池１から出力される発電電力に抑制がかからない場合は、蓄電池用電力変換装置４よりも先に太陽電池用電力変換装置２から無効電力が出力されるように、不感帯幅情報が加工される。

一方で、太陽電池用電力変換装置２から無効電力を出力すると太陽電池１の発電電力に抑制がかかる場合は、太陽電池用電力変換装置２よりも先に蓄電池用電力変換装置４から無効電力が出力されるように不感帯幅が加工される。この結果、本実施の形態１では、太陽電池用電力変換装置２については、２種類の不感帯幅情報が作成される。一方で、蓄電池用電力変換装置４については、１種類の不感帯幅情報が作成される。

具体的には、図１３に示されるように、「太陽電池の不感帯幅（発電量が基準値以下）」＞「蓄電池の不感帯幅情報」＞「太陽電池の不感帯幅（発電量が基準値超）」となるように、ＨＥＭＳ７は、Ｓ１２３及びＳ１２４により、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４用の不感帯情報を生成する。

再び図１９を参照して、ＨＥＭＳ７は、Ｓ１２３及びＳ１２４による不感帯幅情報の生成を完了すると、Ｓ１２５により、不感帯幅逸脱時における太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４の制御目標電圧を生成する。

本実施の形態１では、系統電圧安定化制御の実行／停止が短期間で連続的に切換わるハンチング動作を抑制するため、ＨＥＭＳ７では、例えば、宅内配電系統１０の交流実効電圧の交流実効電圧が不感帯幅の上限電圧を逸脱した場合は、図１３に示すように、電圧制御目標値（宅内配電系統１０）と、Ｓ１２３及びＳ１２４で設定した不感帯範囲の上限電圧のうちの最小値との間の電圧を、上記不感帯幅逸脱時における目標電圧に設定する。

尚、上述したように宅内配電系統１０の交流実効電圧の電圧制御目標値Ｖｒ＊は、交流実効電圧の移動平均値を取るため、時間経過に応じて変化する。従って、該制御目標電圧は、上記電圧制御目標値に対する電圧差によって規定されるものとする。また、Ｓ１２５では、系統電圧安定化制御の終了条件についても決定される。本実施の形態１では、図１３に示すように、ＨＥＭＳ７で無効電力制御終了電圧を生成して、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４に通知する。尚、各分散電源での系統電圧安定化制御の詳細は後述する。

上述のように、ＨＥＭＳ７で不感帯幅情報及び不感帯逸脱時の系統電圧制御目標値、並びに、系統電圧安定化制御の終了条件の１つである無効電力制御終了電圧を生成して、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４に通知する。これにより、太陽電池１の発電量が少なく、太陽電池用電力変換装置２より太陽電池１の発電電力を抑制することなく系統電圧安定化制御を行える場合には、太陽電池用電力変換装置２を優先して系統電圧安定化制御に活用できる。一方で、太陽電池１の発電量が多く、太陽電池用電力変換装置２から無効電力を出力すると、太陽電池１の発電電力を抑制する必要がある場合には、蓄電池用電力変換装置４から無効電力を優先して系統電圧安定化制御に活用できる。すなわち、太陽電池１からの発電電力を不必要に抑制することなく、系統電圧安定化制御を行うことができる。

又、太陽電池１の発電電力を抑制することなく系統電圧安定化制御が実行できる場合には、太陽電池用電力変換装置２から無効電力を出力して系統電圧の安定化を図るので、蓄電池用電力変換装置４で無効電力を出力する場合に発生する電力損失（スイッチング損失及び待機電力等）を抑制することがさらに可能となる。

さらに、不感帯逸脱時の系統電圧制御目標値、及び、系統電圧安定化制御の終了条件の１つである無効電力制御終了電圧を上述のように生成することにより、系統電圧安定化制御の開始／終了条件にヒステリシスを持たせることができる。この結果、系統電圧安定化制御のハンチング動作を抑えることが可能である。

次に、太陽電池用電力変換装置２の動作を説明する。
再び図１及び図２を参照して、太陽電池１からの発電が開始されると、太陽電池用電力変換装置２は、太陽電池１から発電される直流電力を宅内配電系統１０に供給するため起動する。具体的には、本実施の形態１では、太陽電池１から出力される直流電圧が予め定められた判定値以上になった場合に太陽電池用電力変換装置２を起動するものとする。

再び図３及び図４を参照して、太陽電池用電力変換装置２が起動すると、通常時は、第１の制御回路２０４中の第５の制御回路２０４４は、ＭＰＰＴ制御回路２０４１に対して、太陽電池１からの出力電力が最大になるようにＭＰＰＴ制御を開始するように指示する。さらに、第５の制御回路２０４４は、切換回路２０４３に対して、ＭＰＰＴ制御回路２０４１の出力を選択するように制御信号を出力する。

一方、図５において、第２の制御回路２０９中の第６の制御回路２０９７は、電圧計２０６から出力される直流母線２０５の直流電圧が一定になるように、有効電流制御回路２０９４で有効電流の振幅を算出し、有効電流波形生成回路２０９５で電流指令値を生成する。

図２１には、有効電流及び無効電流を制御するための電流指令値の生成を説明するための概念図が示される。

図２１及び図７を参照して、有効電流波形生成回路２０９５は、位相検出回路２０９１で検出した交流電圧のゼロクロス点情報を元に、有効電流基準波形を生成する。有効電流基準波形は、交流電圧と同一周波数かつ同一位相の正弦波である。有効電流基準波形に対して、有効電流制御回路２０９４より出力される有効電流振幅情報を乗算することによって、有効電流指令値が生成される。

同様に、無効電流波形生成回路２０９３は、位相検出回路２０９１で検出した交流電圧のゼロクロス点情報を元に、無効電流基準波形を生成する。無効電流基準波形は、有効電流基準波形と（π／２）の位相差を有する余弦波である。無効電流基準波形に対して、無効電流制御回路２０９２より出力される無効電流振幅情報を乗算することによって、無効電流指令値が生成される。

算出された有効電流指令値及び無効電流指令値が加算器２０９６で加算されることにより、三角関数の合成に従って、出力電流指令値が生成されて、第６の制御回路２０９７に入力される。第６の制御回路２０９７では、入力された出力電流指令値にから、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８から出力される皮相電力（皮相電流）を算出する。算出された皮相電力が、定格電力を超えていた場合には、定格電力内に収まるように出力電流指令値が加工される。このように設定された出力電流指令値は、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８へ入力される。

図２２及び図２３には、実施の形態１に係る太陽電池用電力変換装置２の制御処理を説明するフローチャートが示される。図２２及び図２３に示された各ステップは、太陽電池用電力変換装置２の運転中を通じて、第１の制御回路２０４及び第２の制御回路２０９によって継続的に実行される。

図２２を参照して、太陽電池用電力変換装置２が起動すると、Ｓ２０１により、各種センサー情報が収集される。具体的には、電圧計２０１及び電流計２０２で計測した太陽電池１の電圧及び電流が、第１の制御回路２０４中のＭＰＰＴ制御回路２０４１に入力される。又、電圧計２０６で収集した直流母線２０５の直流母線電圧は、第１の制御回路２０４中の電圧制御回路２０４２及び第２の制御回路２０９中の第６の制御回路２０９７に入力される。さらに、電流計２０７で計測した直流母線を流れる電流、及び、電流計２１１で計測した宅内配電系統１０を流れる交流電流の計測結果は、第２の制御回路２０９中の第６の制御回路２０９７に入力される。又、電圧計２１０で計測した宅内配電系統１０の交流電圧は、第２の制御回路２０９中の実効電圧算出回路２０９８、及び、位相検出回路２０９１に入力される。

各種センサーの計測結果の収集が終了すると、Ｓ２０２により、ＭＰＰＴ制御回路２０４１で太陽電池１から発電される電力が算出される。算出結果は、第５の制御回路２０４４に通知される。第５の制御回路２０４４は、発電電力を受信すると、その受信結果を第２の制御回路２０９中の第６の制御回路２０９７に通知する。

一方で、電圧計２１０の交流電圧の計測結果は、位相検出回路２０９１及び実効電圧算出回路２０９８に入力される。位相検出回路２０９１は、入力された交流電圧のゼロクロス点を検出し、検出結果を無効電流波形生成回路２０９３、有効電流波形生成回路２０９５、及び、実効電圧算出回路２０９８に出力する。Ｓ２０３では、実効電圧算出回路２０９８は、図１０に説明した構成により、入力された交流電圧を元に交流実効電圧を算出する。

実効電圧算出回路２０９８で算出された宅内配電系統１０の交流実効電圧は、無効電流制御回路２０９２、有効電流制御回路２０９４、第６の制御回路２０９７、及び、電圧制御目標値生成回路２０９９に入力される。

Ｓ２０４では、電圧制御目標値生成回路２０９９が、交流実効電圧が入力されると、太陽電池用電力変換装置２の電圧制御目標値を算出する。本実施の形態１では、図１１に示したＦＩＲフィルタを使用することで算出された１分間の移動平均値を、宅内配電系統１０の電圧制御目標値に設定する。

図１１に示されるように、実効電圧算出回路２０９８から入力された交流実効電圧は乗算器２０９９１で予め定められた係数Ｍと乗算された後、レジスタ２０９９２ａ及び加算器２０９９３ａに供給される。レジスタ２０９９２及び加算器２０９９３の組は、移動平均を計算するサンプル数分準備されている。レジスタ２０９９２は、図１１に示すようにシフトレジスタ構成で接続されている。乗算される係数Ｍは、移動平均を算出する交流実効電圧のサンプル数の逆数で与えられる。電圧制御目標値生成回路２０９９で算出された交流電圧制御目標値は、無効電流制御回路２０９２、有効電流制御回路２０９４、及び、第６の制御回路２０９７に入力される。

Ｓ２０４による交流電圧制御目標値の算出が完了すると、Ｓ２０５により、第２の制御回路２０９中の第６の制御回路２０９７は、通信インターフェース回路２１２に対して、ＨＥＭＳ７から該計測結果の送信リクエストを受けたか確認する。送信リクエストを受けていた場合は（Ｓ２０５のＹＥＳ判定時）、Ｓ２０６により、通信インターフェース回路２１２を介して、上述した太陽電池１の発電電力、太陽電池１の制御モード（詳細は後述するがＭＰＰＴ制御モード及び電圧制御モードの２種類）、宅内配電系統１０の交流実効電圧、交流電圧制御目標値、並びに、詳細は後述するが、無効電力出力時間の計測結果、無効電力制御量の計測結果、出力した有効電力量、及び、出力抑制を行った時間情報が、ＨＥＭＳ７に通知される。Ｓ２０６による計測データ送信後、無効電力の出力時間の計測結果、無効電力制御量の計測結果、出力した有効電力量、及び、出力抑制を行った時間情報は、一旦クリアされる。

次に、Ｓ２０７により、第２の制御回路２０９中の第６の制御回路２０９７は、ＨＥＭＳ７から不感帯幅情報を受信したか否か確認する。不感帯幅情報を受信していた場合は（Ｓ２０７のＹＥＳ判定時）、Ｓ２０８により、不感帯幅情報、系統電圧安定化制御時の系統電圧制御目標値、及び、無効電力制御終了時電圧が更新される。

不感帯幅情報を受信していない場合（Ｓ２０７のＮＯ判定時）、又は、Ｓ２０８による更新終了時には、Ｓ２０９により、第６の制御回路２０９７から出力される情報を元に不感帯テーブル生成回路２１００によって、不感帯幅、系統電圧安定化制御時の目標電圧、及び、無効電力による系統安定化制御の終了判定電圧の作成が開始される。実施の形態１では、図１３及び図２０で説明したように、不感帯電圧範囲は、電圧制御目標値生成回路２０９９から出力される電圧制御目標値、及び、通知された２種類の無効電力幅情報から生成される。具体的には、太陽電池１の発電電力が基準値以下のときに使用する第１の不感帯幅情報と、太陽電池１の発電電力が基準値を超えた際に使用する第２の不感帯情報から、図１３の中央及び右側に示された２種類の不感帯電圧範囲が生成される。

その際に、同時に送付された系統電圧安定化制御を行う際の２種類の系統電圧制御目標値（不感帯電圧範囲を上側に逸脱した場合と下側に逸脱した場合との２種類）、及び、２種類の無効電力制御終了電圧（不感帯電圧範囲を上側に逸脱した場合と下側に逸脱した場合との２種類）が生成される。

図２４には、不感帯幅情報、系統電圧安定化制御時の系統電圧制御目標値、及び、無効電力制御終了電圧の算出処理を説明するフローチャートである。図２４は、図２２のＳ２０９での処理の詳細を示すものである。

図２４を参照して、Ｓ２５１では、Ｓ２０２で計測した太陽電池１の発電電力が基準値以下であるか否かが判定される。太陽電池１の発電電力が基準値以下の場合（Ｓ２５１のＹＥＳ判定時）には、Ｓ２５３により、第１の不感帯幅情報、系統電圧安定化制御時の系統電圧制御目標値、無効電力制御終了電圧、及び、電圧制御目標値生成回路２０９９の出力から、不感帯電圧範囲、系統電圧安定化制御時の目標電圧、及び、無効電力制御終了を判断する際の交流実効電圧値が算出される。

一方で、太陽電池１の発電電力が基準値を超えている場合（Ｓ２５１のＮＯ判定時）には、Ｓ２５２により、第２の不感帯幅情報、系統電圧安定化制御時の系統電圧制御目標値、無効電力制御終了電圧、及び、電圧制御目標値生成回路２０９９の出力から、不感帯電圧範囲、系統電圧安定化制御時の目標電圧、及び、無効電力制御終了を判断する際の交流実効電圧値が算出される。尚、本実施の形態１では、系統電圧安定化制御時の目標電圧、及び、無効電力制御終了を判断する際の交流実効電圧値は、太陽電池１の発電電力により切換えられる。

再び図２２を参照して、Ｓ２０９が終了すると、Ｓ２１０により、第６の制御回路２０９７は、レジスタ（図示せず）に記憶されたフラグ値に基づき、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８が系統電圧安定化制御を行っているかを確認する。系統電圧安定化制御の非実行時には（Ｓ２１０のＮＯ判定時）には、Ｓ２１１に処理が進められて、宅内配電系統１０の交流実効電圧が、Ｓ２０９で設定された不感帯電圧範囲を逸脱しているか否かが判定される。

不感帯電圧範囲を逸脱していなかった場合（Ｓ２１１のＮＯ判定時）には、処理はＳ２０１に戻される。すなわち、宅内配電系統１０の交流実効電圧が不感帯電圧範囲内である間は、系統電圧安定化制御が実行されないまま、Ｓ２０１〜Ｓ２１１による処理が繰り返される。

これに対して、交流実効電圧（宅内配電系統１０）が不感帯電圧範囲を逸脱していた場合には（Ｓ２１１のＹＥＳ判定時）、第６の制御回路２０９７は、Ｓ２１２により、レジスタ（図示せず）に系統電圧安定化制御フラグをセットするとともに、Ｓ２１３により、系統電圧安定化制御を開始する。

系統電圧安定化制御が開始されると（Ｓ２１３）、或いは、実行中であると（Ｓ２１０のＹＥＳ判定時）、無効電流制御回路２０９２は、Ｓ２１４により、出力する無効電流の振幅を算出（制御）する。例えば、宅内配電系統１０の交流実効電圧を、不感帯幅逸脱時における太陽電池用電力変換装置２の制御目標電圧（図１９のＳ１２５）に近付けるためのＰＩ（比例積分）制御によって、無効電流の電流振幅値を算出することができる。

有効電流制御回路２０９４も、直流母線２０５の電圧を予め定められた目標電圧（例えば、３５０Ｖ）に近付けるためのＰＩ（比例積分）制御によって、有効電流の電流振幅値を算出することができる。図２１で説明したように、無効電流及び有効電流の電流振幅値に基づいて、無効電流波形生成回路２０９３が無効電流指令値を生成するとともに、有効電流波形生成回路２０９５が有効電流指令値を生成する。さらに、加算器２０９６による無効電流指令値及び有効電流指令値の加算によって、電流指令値が求められる。

図２３を参照して、Ｓ２１５により、第６の制御回路２０９７は、加算器２０９６からの電流指令値が予め定められた範囲を超えていないかを確認する。例えば、Ｓ２１５は、電流指令値が最大電流値、具体的には、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８の最大電流値（定格値）を超えているときにＮＯ判定とされる一方で、そうでないときにはＹＥＳ判定とされる。

電流指令値が最大電流値を超えている場合（Ｓ２１５のＹＥＳ判定時）は、Ｓ２１６により、第６の制御回路２０９７は、太陽電池１の制御を電圧制御モードに変更するように、第１の制御回路２０４中の第５の制御回路２０４４に通知する。その際に、太陽電池１からの発電電力についても通知される。尚、ＭＰＰＴ制御及び電圧制御の動作が短時間で繰り返し切り替わらないように（ハンチングを防止）、本実施の形態１では、ＭＰＰＴ制御及び電圧制御の切換時から予め定められた時間内では、新たな制御の切換をマスクするとともに、Ｓ２１５で判定される最大電流値について、電圧制御モードからＭＰＰＴ制御モードへの切換を判定する際の最大電流値を、ＭＰＰＴ制御モードから電圧制御モードへの切換を判定するときに最大電流値よりも小さくすることが好ましい。これにより、太陽電池１の制御モード（ＭＰＰＴ制御モードと電圧制御モード）が短時間に頻繁に切換わることを防止して、系統電圧安定化制御を安定的に実行することができる。

第５の制御回路２０４４は、太陽電池１の制御モードを電圧制御モードに変更する指示を受信すると、ＭＰＰＴ制御回路２０４１が動作中であれば制御停止指示を出力するとともに、現在の指令値などの情報を取り込む。そして、電圧制御回路２０４２に対して、第６の制御回路２０９７から通知された発電電力情報とともに、動作中でなかった場合は、上記ＭＰＰＴ制御回路２０４１から入手した現在の指令値などの情報を送付する。電圧制御回路２０４２は、第５の制御回路２０４４から発電電力情報を受け取ると、受け取った発電電力量になるよう制御指令値を生成する。尚、電圧制御回路２０４２が起動していなかった場合は、ＭＰＰＴ制御回路２０４１から入手した現在の指令値などの情報を初期値として制御を開始する。また、第６の制御回路２０９７は、電圧制御回路２０４２に発電電力情報などの通知を行うと同時に、切換回路２０４３に対して、電圧制御回路２０４２の出力を選択するための制御信号を出力する。

電流指令値が最大電流値を超えていない場合（Ｓ２１５のＮＯ判定時）は、Ｓ２１７により、第６の制御回路２０９７は、第５の制御回路２０４４に対してＭＰＰＴ制御モードで動作するよう指示を出す。第５の制御回路２０４４は、ＭＰＰＴ制御モードによる動作指示を受信すると、電圧制御モードで動作していた場合は、現在の指令値などの情報を電圧制御回路２０４２から読み込むとともに、読み込んだ制御情報をＭＰＰＴ制御回路２０４１に通知する。さらに、第５の制御回路２０４４は、通知した情報を初期値としてＭＰＰＴ制御を開始するよう指示を出すとともに、切換回路２０４３に対して、ＭＰＰＴ制御回路２０４１の出力を選択するための制御信号を出力する。ＭＰＰＴ制御で動作していた場合には、そのまま制御を継続する。

Ｓ２１６又はＳ２１７での処理を完了すると、第６の制御回路２０９７は、Ｓ２１８により、加算器２０９６から出力される電流指令値から皮相電力（皮相電流）を算出する。Ｓ２１９では、Ｓ２１８で算出した皮相電力（皮相電流）が太陽電池用電力変換装置２の容量を超えていないかが判定される。容量を超えていた場合には（Ｓ２１９のＮＯ判定時）、Ｓ２２０に処理を進めて、有効電力の抑制を開始する。具体的には、第６の制御回路２０９７は、皮相電力（皮相電流）が太陽電池用電力変換装置２の容量を超えていた場合、第５の制御回路２０４４に対して、太陽電池１からの発電電力を抑制するよう通知する。その際、発電量についても通知する。第５の制御回路２０４４は、当該通知を受け取ると、太陽電池１の現在の制御モードを確認し、ＭＰＰＴ制御モードであった場合は、電圧制御モードへ移行する。

具体的には上述したように、第５の制御回路２０４４は、ＭＰＰＴ制御回路２０４１に対して制御停止指示を出力するとともに、現在の指令値などの情報を取り込む。そして、第５の制御回路２０４４は、電圧制御回路２０４２に対して、第６の制御回路２０９７から通知された発電電力情報とともに、動作中でなかった場合は、上記ＭＰＰＴ制御回路２０４１から入手した現在の指令値などの情報を送付する。電圧制御回路２０４２は、第５の制御回路２０４４から発電電力情報を受け取ると、受け取った発電電力になるよう制御指令値を生成する。その際、電圧制御回路２０４２が起動していなかった場合は、ＭＰＰＴ制御回路２０４１から入手した現在の指令値などの情報を初期値として制御を開始する。また、第５の制御回路２０４４は、電圧制御回路２０４２に発電電力情報などの通知を行うと同時に、切換回路２０４３に対して、電圧制御回路２０４２の出力を選択するための制御信号を出力する。

一方、電圧制御モードで動作していた場合は、第５の制御回路２０４４は、受け取った発電電力を電圧制御回路２０４２に通知する。電圧制御回路２０４２は、受け取った発電電力になるよう制御指令値を生成する。生成した制御指令値は、切換回路２０４３を介して第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３へ出力される。

Ｓ２２０での有効電力（太陽電池１の発電電力）の抑制指示を完了、又は、皮相電力が太陽電池用電力変換装置２の容量を超えていない場合（Ｓ２１９のＹＥＳ判定時）には、第６の制御回路２０９７は、系統電圧安定化制御の終了条件の確認を行う。

第６の制御回路２０９７は、Ｓ２２１により、現在の太陽電池１の制御がＭＰＰＴ制御モードであるか否かを第５の制御回路２０４４に確認する。ＭＰＰＴ制御モードであった場合には、第６の制御回路２０９７は、無効電流波形生成回路２０９３中の無効電力計測回路２０９３５から通知される無効電力の計測結果を、予め定められた終了判定値と比較する。そして、ＭＰＰＴ制御モードで動作していない場合、又は、無効電力の計測結果が終了判定値以上の場合には、Ｓ２２１がＮＯ判定とされて、処理はＳ２０１へ戻される。これにより、系統電圧安定化制御が継続される。

一方で、太陽電池１がＭＰＰＴ制御モードで動作しており、かつ、無効電力の計測結果が終了判定値未満の場合には、Ｓ２２１をＹＥＳ判定として、Ｓ２２２により、系統電圧安定化制御を終了すると判断する。さらに、Ｓ２２３により、系統電圧安定化制御フラグをクリアした上で、処理がＳ２０１に戻される。

次に、上述したように系統電圧安定化制御の終了条件（Ｓ２２１）を判断する理由について説明する。

通常、系統連系運転時には、太陽電池１は発電電力を最大限取り出すために、ＭＰＰＴ制御モードで動作する。従って、太陽電池１が電圧制御動作モードで動作している場合には、宅内配電系統１０に回生電力が多く流れることにより、系統電圧が上昇していることが想定される。また、宅内配電系統１０及び配電系統１４等の系統電圧安定化制御については、系統インピーダンスの構成によっては、無効電力による制御よりも、有効電力による制御のほうが有効である場合もある。具体的には、系統インピーダンスの主要項目がリアクトルやコンデンサの影響による場合は無効電力による系統電圧安定化制御が効果的である一方で、系統インピーダンスの主要項目が抵抗である場合には、有効電力による系統電圧安定化制御が効果的である。従って、実施の形態１では、系統電圧安定化制御の終了条件として、太陽電池１の制御モードと無効電力の計測結果との両方を用いることで、確実に系統電圧安定化制御の終了を判断することが可能となる。

尚、本実施の形態１では、無効電力による系統電圧安定化制御を優先して実施する場合について説明したが、配電自動化システム２５より通知される系統インピーダンス情報の主要項目が抵抗成分である場合には、有効電力制御を優先して系統電圧安定化制御を実施することができる。具体的には、系統インピーダンスの主要項目がリアクトルやコンデンサの場合には、有効電力を制御した場合と、無効電力を制御した場合とを比較すると、配電交流系統の電圧振幅に与える影響は無効電力のほうが大きい。一方で、系統インピーダンスの主要項目が抵抗成分である場合は、無効電力を制御しても系統電圧への影響は小さい。このため、系統インピーダンスの主要項目がリアクトルやコンデンサの場合には、図２２及び図２３に示したように、Ｓ２１６及びＳ２２０が、無効電力の出力が許容内の最大値となった場合に実行されることにより、無効電力を優先した系統電圧安定化制御を行うことが好ましい。一方で、系統インピーダンスの主要項目が抵抗成分である場合は、Ｓ２１６及びＳ２２０を先に実行して有効電力の抑制を優先した系統電圧安定化制御を行うことが好ましい。

このように、系統インピーダンス情報の構成に従って、無効電力の出力、及び、有効電力の抑制のいずれを優先的に実行するかを切換えることで、さらに効果的に系統電圧安定化制御を行うことができる。例えば、ＨＥＭＳ７は、ＣＥＭＳ１５を介して配電自動化システム２５より通知される系統インピーダンス情報に基づいて、無効電力の出力による系統電圧の抑制と、有効電力の抑制による系統電圧低下との優先順位を判断することができる。当該判断結果をＨＥＭＳ７から太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４に通知することにより、配電系統のインピーダンス情報に基づいて、系統電圧安定化制御を効果的に実施できることができる。

次に、蓄電池用電力変換装置４の動作を説明する。
再び図３を参照して、実施の形態１では、蓄電池用電力変換装置４は、通常、ＨＥＭＳ７から通知される運転計画に基づき動作する。具体的には、太陽電池１の発電電力を最大限売電する「売電優先モード」、太陽電池１の発電電力の余剰電力を充電する「充電優先モード」、買電電力を予め定められた上限値以下に抑える「ピークカットモード」、及び、各種センサーの計測結果の収集、計測データの定期的な通信のみを行う「待機モード」の４種類を有するものとする。待機モードは、消費電力が非常に小さいことが特徴である。

蓄電池用電力変換装置４は、電源が投入されると待機モードで起動し、ＨＥＭＳ７からの運転計画を受信するまで待機モードで動作する。待機モードでは、蓄電池用電力変換装置４は、各種センサー情報の収集を行うとともに、ＨＥＭＳ７からの不感帯幅情報の受信、及び、各種センサーの計測結果のＨＥＭＳ７への送信のみを実施する。

図２５及び図２６には、実施の形態１に係る蓄電池用電力変換装置４の制御処理を説明するフローチャートが示される。図２５及び図２６に示された各ステップは、蓄電池用電力変換装置４の運転中を通じて、第３の制御回路４０４及び第４の制御回路４０９によって継続的に実行される。

図２５並びに、図３〜図５及び図８〜図１２を参照して、蓄電池用電力変換装置４が起動すると、Ｓ３０１により、各種センサー情報が収集される。具体的には、電圧計４０１及び電流計４０２で計測した蓄電池３の電圧及び電流、並びに、電圧計４０６で収集した直流母線４０５の直流母線電圧が、第３の制御回路４０４中の、第７の制御回路４０４４、充電制御回路４０４１、及び、放電制御回路４０４２に入力される。さらに、電流計４０７で計測した直流母線を流れる電流、及び、電流計４１１で計測した宅内配電系統を流れる交流電流の計測結果が、第４の制御回路４０９中の第８の制御回路４０９７に入力される。又、電圧計４１０で計測した宅内配電系統１０の交流電圧は、第４の制御回路４０９中の実効電圧算出回路４０９８及び位相検出回路４０９１に入力される。

各種センサーの計測結果の収集が終了すると、Ｓ３０２により、第７の制御回路４０４４は、電圧計４０１及び電流計４０２より出力されるセンサー情報に基づき、蓄電池３からの充放電電力量を算出する。その際、蓄電池３の充電電力量（ＳＯＣ：State of Charge）についても算出される。尚、本実施の形態１では、蓄電池３の充電電力量が第７の制御回路４０４４で算出されるものとして説明を続けるが、蓄電池３の充電電力量（ＳＯＣ）の算出は任意の要素で実行することが可能である。例えば、畜電池３内に設けられた図示しないバッテリマネージメントユニット（ＢＭＵ）でＳＯＣを算出し、ＳＯＣの算出結果を第７の制御回路４０４４が、蓄電池３内のＢＭＵから受信するように構成することも可能である。

第７の制御回路４０４４は、充放電電力及び充電電力量（ＳＯＣ）の算出を完了すると、その受信結果を第４の制御回路４０９中の第８の制御回路４０９７に通知する。一方、電圧計４１０の交流電圧の計測結果は、位相検出回路４０９１及び実効電圧算出回路４０９８に入力される。位相検出回路４０９１は入力された交流電圧のゼロクロス点を検出して、検出結果を無効電流波形生成回路４０９３、有効電流波形生成回路４０９５、及び、実効電圧算出回路４０９８に出力する。

Ｓ３０３により、実効電圧算出回路４０９８は、入力された交流電圧を元に配電系統の交流実効電圧を算出する。上述のように、実効電圧算出回路４０９８は、図１０に示された実効電圧算出回路２０９８と同一の構成とすることができる。実効電圧算出回路４０９８で算出された宅内配電系統１０の交流実効電圧は、無効電流制御回路４０９２、有効電流制御回路４０９４、第８の制御回路４０９７、及び電圧制御目標値生成回路４０９９に入力される。

Ｓ３０４により、電圧制御目標値生成回路４０９９は、交流実効電圧が入力されると蓄電池用電力変換装置４の電圧制御目標値を算出する。尚、電圧制御目標値生成回路４０９９の構成及び動作は、電圧制御目標値生成回路２０９９（図１１）と同一であるため詳細な説明は繰り返さない。すなわち、電圧制御目標値生成回路４０９９は、宅内配電系統１０の交流実効電圧（実効電圧算出回路４０９８）の一定期間（例えば、１分間）の移動平均値を逐次、交流電圧制御目標値として算出する。電圧制御目標値生成回路４０９９で算出された交流電圧制御目標値は、無効電流制御回路４０９２、有効電流制御回路４０９４、及び、第８の制御回路４０９７に入力される。

Ｓ３０４で交流電圧制御目標値の算出を完了すると、Ｓ３０５により、第８の制御回路４０９７は、ＨＥＭＳ７から該計測結果の送信リクエストを受けたか否かを、通信インターフェース回路４１２に確認する。送信リクエストを受けていた場合には（Ｓ３０５のＹＥＳ判定時）、Ｓ３０６により、通信インターフェース回路４１２を介して、上述した蓄電池３の充放電電力量、蓄電池３の充電電力量（ＳＯＣ）、配電系統の交流実効電圧、電圧制御目標値、並びに、太陽電池用電力変換装置２と同様に、無効電力の出力時間の計測結果、無効電力制御量の計測結果、出力した有効電力量、及び、出力抑制を行った時間情報が、ＨＥＭＳ７に通知される。計測データの送信完了後（Ｓ３０６）、無効電力の出力時間の計測結果、無効電力制御量の計測結果、出力した有効電力量、及び、出力抑制を行った時間情報は、一旦クリアされる。

次に、Ｓ３０７により、第８の制御回路４０９７は、ＨＥＭＳ７から不感帯幅情報を受信したか否かを確認する。不感帯幅情報を受信していた場合は（Ｓ３０７のＹＥＳ判定時）、Ｓ３０８により、不感帯幅情報、系統電圧安定化制御を行う際の系統電圧制御目標値、及び、無効電力制御終了電圧が更新される。

Ｓ３０７のＮＯ判定時、又は、Ｓ３０８の終了時には、Ｓ３０９により、不感帯テーブル生成回路４１００は、第８の制御回路４０９７から出力される情報に基づいて、不感帯幅、系統電圧安定化制御時の目標電圧、及び、無効電力制御終了電圧の作成を開始する。実施の形態１では、図１３の左側に示したように、不感帯電圧範囲は、電圧制御目標値生成回路４０９９から出力される電圧制御目標値、及び、通知された無効電力幅情報から生成される。その際に、系統電圧安定化制御を行う際の系統電圧制御目標値及び無効電力制御終了電圧についても生成される。

Ｓ３０９が終了すると、Ｓ３１０により、第８の制御回路４０９７は、レジスタ（図示せす）に記憶されたフラグ値に基づき、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８が系統電圧安定化制御を行っているか否かを確認する。系統電圧安定化制御を行っていなかった場合には（Ｓ３１０のＮＯ判定時）、Ｓ３１１に処理が進められて、宅内配電系統１０の交流実効電圧が、Ｓ３０９で設定された不感帯電圧範囲を逸脱しているか否かが確認される。

逸脱していなかった場合には（Ｓ３１１のＮＯ判定時）、処理はＳ３０１に戻される。すなわち、宅内配電系統１０の交流実効電圧が不感帯電圧範囲内である間は、系統電圧安定化制御が実行されないまま、Ｓ３０１〜Ｓ３１１による処理か繰り返される。

これに対して、交流実効電圧（宅内配電系統１０）が不感帯電圧範囲を逸脱していた場合には（Ｓ３１１のＹＥＳ判定時）、第８の制御回路４０９７は、Ｓ３１２により、上記レジスタ（図示せず）に系統電圧安定化制御フラグをセットするとともに、Ｓ３１３により、系統電圧安定化制御を開始する。

系統電圧安定化制御が開始されると（Ｓ３１３）、或いは、実行中であると（Ｓ３１０のＹＥＳ判定時）、第８の制御回路４０９７は、Ｓ３１４により、宅内配電系統１０の交流実効電圧が不感帯幅の上限値を逸脱しているかを確認する。系統電圧の交流実効電圧が不感帯幅の上限値を逸脱している場合（Ｓ３１４のＹＥＳ判定時）には、第８の制御回路４０９７は、第７の制御回路４０４４に対して、現在の動作状態（充電／放電／待機）を確認する。その際に、蓄電池３からの充放電を行っていた場合は、充放電電力についても確認する。これにより、Ｓ３１５により、蓄電池３の充電電力量を増加させることが可能であるか否かが確認される。

蓄電池３が放電している場合、又は、充電電力を増加させることができる場合は、Ｓ３１５がＹＥＳ判定とされて、Ｓ３１６に処理が進められる。第８の制御回路４０９７は、充放電電力を算出して、算出結果を第７の制御回路４０４４に通知する。第７の制御回路４０４４は、充放電電力の算出結果を受け取ると、蓄電池３から放電していた場合は、受け取った放電電力を目標値として、放電制御回路４０４２へ通知する。これにより、Ｓ３１６では、放電制御回路４０４２は、受信した放電電力目標を目標として蓄電池３からの放電電力を制御する。

一方、放電を行っていたが、第８の制御回路４０９７から充電電力が通知された場合は、Ｓ３１６により、第７の制御回路４０４４は、放電制御回路４０４２に対して放電制御を停止するように指示するとともに、充電制御回路４０４１に対して充電電力目標を通知する。充電制御回路４０４１は、充電電力目標を受け取ると充電制御を開始する。その際に、第７の制御回路４０４４は、切換回路４０４３に対して、充電制御回路４０４１の出力を選択するための制御信号を出力する。

本実施の形態１では、上述したように太陽電池用電力変換装置２は、太陽電池１からの発電電力の抑制を最小限に抑えるために無効電力の出力を優先し、無効電力制御でも系統電圧が適正範囲内に押さえ込めない場合には有効電力の抑制を実施した。一方で、蓄電池用電力変換装置４は、宅内配電系統１０の交流実効電圧が、不感帯幅の上限電圧値を超えた場合には、蓄電池３から放電する放電電力を抑制する。具体的には、蓄電池３から放電している場合には、放電電力が絞られる、又は、放電から充電への切換えが行われる。特に、充電制御に切り換えることで、系統電圧上昇の主要因である有効電力の逆直流を抑えて、系統電圧の上昇を抑制することができる。これにより、太陽電池用電力変換装置２より出力される太陽電池１の発電電力の抑制を最小限にできるとともに、蓄電池３からの不意必要な放電を抑制することができる。この結果、太陽電池１により発電された電力を効率よく使用できる。

これに対して、Ｓ３１４で、宅内配電系統１０の交流実効電圧が不感帯幅の上限値を逸脱していない場合には（Ｓ３１４のＮＯ判定時）、Ｓ３１７により、第８の制御回路４０９７は、宅内配電系統１０の交流実効電圧が不感帯幅の下限値（下源電圧）を逸脱しているか確認する。

下限値を逸脱していない場合には（Ｓ３１７のＮＯ判定時）、蓄電池３の放電による系統電圧安定化制御を優先して実施することなく、処理はＳ３２０（図２６）に進められる。下限値を逸脱している場合には（Ｓ３１７のＹＥＳ判定時）、Ｓ３１８により、蓄電池３からの放電電力を増加できるかが判断される。具体的には、第８の制御回路４０９７は、第７の制御回路４０４４に対して現在の動作状態（充電／放電／待機）を確認する。その際、蓄電池３からの充放電を行っていた場合は、充放電電力についても確認される。

確認の結果、蓄電池３が充電している場合、又は、放電電力を増加させることができる場合は、Ｓ３１８がＹＥＳ判定とされて、Ｓ３１９に処理が進められる。第８の制御回路４０９７は、充放電電力を算出して、算出結果を第７の制御回路４０４４に通知する。第７の制御回路４０４４は、充放電電力を受け取ると、蓄電池３から放電していた場合は、受け取った放電電力を目標値として放電制御回路４０４２へ通知する。放電制御回路４０４２は、受けとった放電電力目標を目標として、蓄電池３からの放電電力を制御する。一方、充電を行っていた状態で、第８の制御回路４０９７から充電電力の抑制が指示された場合は、第７の制御回路４０４４は、第８の制御回路４０９７から受け取った充電電力目標を目標電力として充電制御を行うよう充電制御回路４０４１に指示する。充電制御回路４０４１は、指示された充電電力目標を目標値として第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３を制御する。充電を行っていた状態で、第８の制御回路４０９７から放電を行うように指示が出された場合は、第７の制御回路４０４４は、充電制御回路４０４１に対して充電制御を停止するように指示するともに、放電制御回路４０４２に対して放電電力目標を通知する。放電制御回路４０４２は、放電電力目標を受け取ると放電制御を開始する。その際、第７の制御回路４０４４は、切換回路４０４３に対して、放電制御回路４０４２の出力を選択するための制御信号を出力する。

Ｓ３１５のＮＯ判定時、Ｓ３１９の終了時、Ｓ３１７のＮＯ判定時、Ｓ３１８のＮＯ判定時、又は、Ｓ３１９の終了時には、第８の制御回路４０９７は、Ｓ３２０（図２６）により、出力する無効電力の振幅を算出する。

図２６を参照して、Ｓ３２０では、太陽電池用電力変換装置２の場合と同様に、蓄電池用電力変換装置４でも、宅内配電系統１０の交流実効電圧を、不感帯幅逸脱時における蓄電池用電力変換装置４の目標電圧（図１９のＳ１２５）に近付けるためのＰＩ制御を用いて、無効電流の電流振幅値を算出することができる。図２１で説明したように、無効電流の電流振幅が入力されると、無効電流波形生成回路４０９３は、無効電流指令値を生成する。一方、有効電流制御回路４０９４は、蓄電池３からの充放電電力を元に有効電流の電流振幅を算出する。有効電流波形生成回路４０９５では、上記したように有効電流の電流振幅情報に基づいて、有効電流の指令値が生成される。さらに、加算器４０９８による無効電流指令値及び有効電流指令値の加算によって、電流指令値が求められる。Ｓ３２１では、求められた電流指令値（皮相電流）に基づき、皮相電力が算出される。

Ｓ３２２では、Ｓ３２１で算出された皮相電力が蓄電池用電力変換装置４の容量を超えていないかが判定される。容量を超えていた場合には（Ｓ３２２のＮＯ判定時）、Ｓ３２３に処理を進めて、有効電力の抑制を開始する。具体的には、第８の制御回路４０９７は第７の制御回路４０４４に対して充放電電力を削減するよう指示を出す。指示を受け取った第７の制御回路４０４４は、充電制御回路４０４１又は放電制御回路４０４２に対して、充放電電力量を削減するよう指示を出す。この場合、充電動作から放電動作への移行、又は、放電動作から充電動作への移行は行わない。

Ｓ３２３での有効電力（蓄電池３の充放電電力）の抑制指示を完了、又は、皮相電力が蓄電池用電力変換装置４の容量を超えていない場合（Ｓ３２２のＹＥＳ判定時）には、Ｓ３２４により、第８の制御回路４０９７は、系統電圧安定化制御の終了条件の確認を行う。

第８の制御回路４０９７は、Ｓ３２４では、宅内配電系統１０の交流実効電圧の現在の値が、無効電力制御終了電圧（図１３）以下であるか、又は、無効電力制御終了電圧（図１３）以上であるかを確認する。不感帯幅の上限電圧を逸脱することで系統電圧安定化制御が開始された場合には、交流実効電圧が無効電力制御終了電圧以下になると、Ｓ３２４がＹＥＳ判定とされる。一方で、不感帯幅の下限電圧を逸脱することで系統電圧安定化制御が開始された場合には、交流実効電圧が無効電力制御終了電圧以上になると、Ｓ３２４がＹＥＳ判定とされる。

Ｓ３２４のＮＯ判定時には、処理はＳ３０１に戻されて、系統電圧安定化制御が継続される。一方で、Ｓ３２４のＹＥＳ判定時には、Ｓ３２５に処理が進められる。Ｓ３２５では、第８の制御回路４０９７は、無効電流波形生成回路４０９３中の無効電力計測回路２０９３５から通知される無効電力の計測結果を、予め定められた終了判定値と比較する。そして、無効電力の計測結果が終了判定値より高い場合には（Ｓ３２５のＮＯ判定時）、処理はＳ３０１（図２５）に戻されて、系統電圧安定化制御が継続される。

一方で、無効電力の計測結果が終了判定値以下の場合には、Ｓ３２５をＹＥＳ判定として、Ｓ３２６により、系統電圧安定化制御を終了すると判断する。さらに、Ｓ３２７により、系統電圧安定化制御フラグをクリアした上で、処理がＳ３０１に戻される。

このように、本実施の形態１による電力変換装置では、第１の制御回路２０４で算出された指令値は、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３に入力されて太陽電池１の出力電圧の制御に用いられ、太陽電池１で発電された電力を取り出す。同様に、第２の制御回路２０９で算出された指令値は、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８に入力されて、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３から出力される太陽電池１で発電した電力を交流電力に変換する制御に用いられる。この結果、太陽電池１による発電電力は、交流電力として宅内配電系統１０に出力される。

同様に、第３の制御回路４０４で算出された指令値は、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３に入力されて、蓄電池３からの充放電電力の制御に用いられる。第４の制御回路４０９で算出された指令値は、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８に入力されて、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３から出力される蓄電池３の充放電電力を交流電力に変換する制御に用いられる。この結果、蓄電池３からの出力電力は、最終的には交流電力として、宅内配電系統１０に出力される。

次に、上述したように系統電圧安定化制御の終了条件（Ｓ３２４，Ｓ３２５）を判断する理由について説明する。

通常、系統連系運転時に系統電圧安定化制御を行わない場合、宅内配電系統１０の交流実効電圧は、図１３に示す電圧制御目標値付近の値となる。よって、日射急変等の影響で現在の自動電圧調整器（ＳＶＲ）２３のタップ選択では、系統電圧がＳＶＲの運用電圧範囲を逸脱する場合（図１４参照）でも、上述した系統電圧安定化制御によって系統電圧を制御した場合、日射などの条件が元に戻ると無効電力を出力しなくても宅内配電系統１０の系統電圧は、目標電圧に向かって変化するように制御されることにより、電圧制御目標値付近に戻ってくる。

例えば、図１３で説明したように、不感帯幅の上限値を逸脱した場合には、系統安定化制御の終了判定電圧（条件）を、系統電圧安定化制御における目標電圧より小さく、かつ、電圧制御目標値（移動平均値）より大きい値に設定する。このような設定にすると、上記日射などの条件が元に戻ると、系統電圧安定化制御を行わなくても（すなわち、無効電力を出力しなくても）、宅内配電系統１０の交流実効電圧は、系統電圧安定化制御による目標電圧以下となる。このように、終了条件を設定することで、系統電圧安定化制御の終了を確実に判断することが可能である。又、実施の形態１では、蓄電池用電力変換装置４の終了条件に、無効電力及び終了判定値との比較（Ｓ３２４）及び交流実効電圧と終了判定電圧との比較（Ｓ３２５）の両方を含める一方で、太陽電池用電力変換装置２の終了条件には、無効電力及び終了判定値との比較（Ｓ２２１）は行うが、終了判定電圧との比較が含まれていない。これによっても、太陽電池用電力変換装置２による無効電力出力の終了が、蓄電池用電力変換装置４による無効電力の出力終了よりも早くするように図ることができる。

尚、本実施の形態１では、タウン蓄電池用電力変換装置２１の動作については詳細な説明を省略するが、蓄電池用電力変換装置４と同様に、ＣＥＭＳ１５から通知される不感帯幅情報の加工（たとえば、図１３及び図２０で説明した加工）、並びに、系統電圧安定化制御時の系統電圧制御目標値、及び、無効電力制御終了電圧の計算は、ＣＥＭＳ１５で実施することができる。さらに、蓄電池用電力変換装置４で計測した各種計測データを同様のタイミングでＣＥＭＳ１５に通知するよう構成すれば、蓄電池用電力変換装置４と同様に、タウン蓄電池用電力変換装置２１を制御することができる。又、タウン蓄電池用電力変換装置２１の制御についても、ＣＥＭＳ１５で不感帯幅情報を生成する際は、配電系統のインピーダンス情報、太陽電池１からの発電量予測、及び、負荷の消費電力予測結果に基づいて決定できる。これにより、需要家側分散電源との通信を伴うことなく、タウン蓄電池用電力変換装置２１による系統電圧安定化制御についても自律的に実行することができる。この結果、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４と連動した系統電圧安定化制御によって、宅内配電系統１０及び配電系統１４の電圧変動を抑制することができるので、個々の需要家宅内に配置する蓄電池３の蓄電容量及びタウン蓄電池２０の蓄電容量が可能となる。

以上のように、本実施の形態１による電力変換装置が配置された分散電源システムでは、配電系統電圧（宅内配電系統１０又は配電系統１４）が日射急変又は負荷急変により一時的に上昇、あるいは下降した場合に、需要家宅内の分散電源を用いて系統電圧の安定化を図ることができる。例えば、ＺＥＨ住宅が３００戸程度集まりメガソーラが構成された場合でも、高価なＳＶＣ等の系統安定化設備を導入することなく、配電系統電圧の安定化を図ることができる。具体的には、配電系統１６（柱上トランス９の１次側）に配置された従来の自動電圧調整器（ＳＶＲ）を活用して、長周期の電圧変動は自動電圧調整器（ＳＶＲ）で調整する一方で、日射急変や負荷変動に起因する短周期の電圧変動については、各需要家宅１８の分散電源（電力変換装置）によって有効電力及び／又は無効電力を制御することで、新たな系統安定化設備を導入することなく、系統電圧の安定化を図ることができる。又、配電系統電圧を安定化させるために導入する配電系統用の蓄電池（タウン蓄電池２０）についても、上述のように需要家側の蓄電池３と連携・協調して動作させることで、蓄電池容量の削減を図ることができる。

さらに、配電系統のインピーダンス情報、太陽電池１からの発電量予測、及び、負荷の消費電力予測結果に基づいて、不感帯幅情報を需要家毎に設定することにより、各需要家宅１８での分散電源による系統電圧安定化制御の開始及び終了のタイミングを揃えることが可能となり、各需要家の配電系統との連系点の違いに起因して、需要家毎の負担に格差が生じることを防止できる。

さらに、本実施の形態１では、太陽電池１及び太陽電池用電力変換装置２のような創エネ機器である場合には、太陽電池１（創エネ機器）の発電電力に応じて不感帯情報を切換えることで、創エネ機器からの発電電力が不必要に抑制されることを回避できる。具体的には、太陽電池１（創エネ機器）の発電電力が基準値以上であり、創エネ機器である太陽電池用電力変換装置２が無効電力を出力すると皮相電力を抑制する必要が生じる場合には、不感帯幅を大きくとって系統電圧安定化制御が開始され難くすることで、蓄エネ機器である蓄電池用電力変換装置４等の他の分散電源による系統電圧安定化制御が先に開始されるようにすることができる。

又、太陽電池１（創エネ機器）の発電電力が小さく、創エネ機器である太陽電池用電力変換装置２が無効電力を出力しても皮相電力を抑制する必要が生じない場合には、不感帯幅を小さくとって系統電圧安定化制御が開始され易くすることで、蓄エネ機器である蓄電池用電力変換装置４等による系統電圧安定化制御が開始され難くすることで、システム全体の消費電力の抑制を図ることができる。

実施の形態２．
実施の形態１では、太陽電池用電力変換装置２に通知する不感帯情報幅についてはＨＥＭＳ７で２種類に加工し、蓄電池用電力変換装置４に通知する不感帯幅情報についてもＨＥＭＳ７で加工して、合計で３種類の異なる不感帯幅情報が、ＨＥＭＳから電力変換装置に通知される例を説明した。

実施の形態２では、実施の形態１のような不感帯幅情報の加工が実施されない。さらに、系統電圧安定化制御時の系統電圧（宅内配電系統１０）の目標電圧、及び、無効電力出力による系統電圧安定化制御の終了判定電圧の算出が異なる。尚、実施の形態２の制御構成としては、電圧制御目標値生成回路２０９９，４０９９の構成が実施の形態１と異なる。実施の形態２では、実施の形態１と異なる部分のみを詳細に説明し、実施の形態１と同様の構成及び制御処理については説明を省略する。

図２７は、実施の形態２による電圧制御目標値生成回路の構成を説明するブロック図である。実施の形態２においても、電圧制御目標値生成回路２０９９及び４０９９の構成は同様であるので、電圧制御目標値生成回路２０９９について代表的に説明する。

図２７を参照して、電圧制御目標値生成回路２０９９は、第１の乗算器２０９９５、加算器２０９９６、第２の乗算器２０９９７、及び、レジスタ２０９９８を有する。

第１の乗算器２０９９５は、実効電圧算出回路２０９８にて算出された交流実効電圧を係数Ｋ１と乗算する。第１の乗算器２０９９５から出力された乗算値は、加算器２０９９６に入力される。加算器２０９９６は、第１の乗算器２０９９５の出力と、第２の乗算器２０９９７の出力とを加算する。加算器２０９９６の出力は、第６の制御回路２０９７等へ出力されるとともに、レジスタ２０９９８にも入力されて１サンプル分の時間遅延が付与される。レジスタ２０９９８の出力は、第２の乗算器２０９９７に入力されて、第２の乗算器２０９９７で（１．０−Ｋ１）と乗算されて、上述のように、加算器２０９９６へ入力される。

このように、電圧制御目標値生成回路２０９９は、ＩＩＲ（Infinite Impulse Response）フィルタを用いて実効電圧の高周波成分を取り除くことによって、電圧制御目標値を生成する。このように構成することにより、実施の形態１（図１１）の構成と比較して、レジスタ及び加算器の数を減少することができる。又、簡易な構成であるため、ＣＰＵ等を使用して、ソフトウェア（Ｓ／Ｗ）で実装することも可能となる。

次に、図２８〜図３０を用いて、実施の形態２における不感帯幅情報、系統電圧安定化制御時の各電力変換装置の系統電圧制御目標（目標電圧）、及び、各電力変換装置の無効電力制御による系統電圧安定化制御の終了判定電圧の算出について説明する。

図２８は、実施の形態２によるＨＥＭＳ７（図１）の制御処理を説明するフローチャートである。

図２８を参照して、ＨＥＭＳ７は、図１８と同様のＳ１０１〜Ｓ１０３を実行する。これにより、ＨＥＭＳは、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４の電圧制御目標値（目標電圧）、無効電流波形生成回路２０９３（４０９３）内の無効電力出力時間計測回路２０９３４で計測した無効電力の出力時間、及び、無効電流制御回路２０９２（４０９２）から出力される無効電流振幅情報から生成した無効電力制御量、並びに、分電盤６内の電力計測回路６１で計測した負荷の消費電力量、太陽電池１の発電電力量、及び、蓄電池３の充放電電力量を、一定の時間周期で収集して、ＣＥＭＳ１５へ送信する。

さらに、ＨＥＭＳ７は、図１８と同様のＳ１０４により、ＣＥＭＳ１５から新たな不感帯情報が通知されていないか確認する。通知されていない場合（Ｓ１０４のＮＯ判定時）には、処理はＳ１０１に戻される。一方で、不感帯情報が通知されている場合（Ｓ１０４のＹＥＳ判定時）には、ＨＥＭＳ７は、Ｓ５０１により、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４に通知する不感帯幅情報を生成する。

図２９には、図２８のＳ５０１による制御処理の詳細を説明するフローチャートが示される。又、図３０には、実施の形態２における不感帯幅情報、系統電圧安定化制御時の目標電圧、及び、無効電力出力による系統電圧安定化制御の終了判定電圧を説明する概念図が示される。

図３０を参照して、実施の形態１では、太陽電池用電力変換装置２（２種類）及び蓄電池用電力変換装置４（１種類）の不感帯情報が個別に設定されたのに対して（図１３）、実施の形態２では、不感帯情報は、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４に対して共通に設定される。

さらに、実施の形態２では、系統電圧安定化制御時の目標電圧、及び、無効電力出力による系統電圧安定化制御を終了する終了判定電圧が、太陽電池用電力変換装置２用及び蓄電池用電力変換装置４で個別に設定される。従って、実施の形態２では、図２３に示された、太陽電池用電力変換装置２での系統電圧安定化制御の終了条件（Ｓ２２１）について、図２６のＳ３２４と同様の、交流実効電圧及び終了判定電圧の比較による条件が付加されることになる。

図２９を参照して、ＨＥＭＳ７は、図１９と同様のＳ１２１により、不感帯幅の電圧範囲が適正であるかを確認する。実施の形態２では上述したように、宅内配電系統１０の電圧制御目標値は、宅内配電系統１０の交流実効電圧から、図２６に示した一次のＩＩＲフィルタによって高周成分を除去することによって算出される。又、電圧制御目標値は、実施の形態１と同様に、時間経過とともに変化する。実施の形態１と同様に、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４に対して共通の不感帯幅情報による不感帯の上限電圧及び下限電圧が、系統電圧上限規定値から系統電圧家電規定値までの範囲から外れている場合には、Ｓ１２２により、図２０で説明したのと同様に、不感帯の上限電圧及び下限電圧の少なくとも一方が、系統電圧上限規定値及び系統電圧下限規定値の間に入るように補正される。

ＨＥＭＳ７は、Ｓ１２１のＹＥＳ判定時、又は、Ｓ１２２の終了時には、Ｓ５２１により、太陽電池用電力変換装置２用及び蓄電池用電力変換装置４に共通の不感帯情報を生成する。この際に、ＣＥＭＳ１５より通知された不感帯情報は、上述のＳ１２１及びＳ１２２により、不感帯の上限電圧及び下限電圧が、系統電圧上限規定値及び系統電圧下限規定値の間に収まるように、必要に応じて加工されている。

図３０（ａ）には、不感帯幅の上限電圧を逸脱した場合における、太陽電池用電力変換装置２用及び蓄電池用電力変換装置４のそれぞれの、系統電圧安定化制御時の目標電圧及び終了判定電圧の設定が示される。

図３０（ａ）に示されるように、不感帯幅の上限電圧を逸脱した場合には、「不感帯幅の上限電圧」≧「創エネ機器である太陽電池用電力変換装置２の目標電圧」≧「蓄エネ機器である蓄電池用電力変換装置４の目標電圧」≧「創エネ機器である太陽電池用電力変換装置２の終了判定電圧」≧「蓄エネ機器である蓄電池用電力変換装置４の終了判定電圧」≧「宅内配電系統１０の電圧制御目標値」の関係が成立するように、太陽電池用電力変換装置２用及び蓄電池用電力変換装置４の目標電圧及び終了判定電圧が設定される。

図３０（ｂ）には、不感帯幅の下限電圧を逸脱した場合における、太陽電池用電力変換装置２用及び蓄電池用電力変換装置４のそれぞれの、系統電圧安定化制御時の目標電圧及び終了判定電圧の設定が示される。

図３０（ｂ）に示されるように、不感帯幅の下限電圧を逸脱した場合には、「不感帯幅の下限電圧」≦「創エネ機器である太陽電池用電力変換装置２の目標電圧」≦「蓄エネ機器である蓄電池用電力変換装置４の目標電圧」≦「創エネ機器である太陽電池用電力変換装置２の終了判定電圧」≦「蓄エネ機器である蓄電池用電力変換装置４の終了判定電圧」≦「宅内配電系統１０の電圧制御目標値」の関係が成立するように、太陽電池用電力変換装置２用及び蓄電池用電力変換装置４の目標電圧及び終了判定電圧が設定される。

図３０（ａ），（ｂ）に示すように設定することで、系統電圧安定化制御を創エネ機器である太陽電池用電力変換装置２と、蓄エネ機器である蓄電池用電力変換装置４とで同時に開始することができる。さらに、宅内配電系統１０の交流実効電圧が不感帯幅の上限電圧を逸脱した場合には、蓄電池用電力変換装置４用の目標電圧が、太陽電池用電力変換装置２用の目標電圧より低いため、蓄電池用電力変換装置４から優先的に無効電力が出力される。これにより、太陽電池用電力変換装置２より出力する無効電力を最小限に抑えることができるので、太陽電池１の発電電力の抑制を最低限に抑えることが可能となる。同様に、宅内配電系統１０の交流実効電圧が不感帯幅の下限電圧を逸脱した場合には、蓄電池用電力変換装置４用の目標電圧が太陽電池用電力変換装置２用の目標電圧より高いため、蓄電池用電力変換装置４から優先的に無効電力が出力される。これにより、太陽電池用電力変換装置２より出力する無効電力を最小限に抑えることができるので、太陽電池１の発電電力の抑制を最低限に抑えることが可能となる。

さらに、系統電圧の交流実効電圧が不感帯幅の上限電圧を逸脱した場合の系統電圧安定化制御の終了判定電圧を、蓄電池用電力変換装置４用の終了判定電圧よりも高く設定するため、太陽電池用電力変換装置２が優先的に無効電力の出力を終了することができる。これにより、太陽電池用電力変換装置２から出力する無効電力を最小限に抑えることができるので、太陽電池１の発電電力の抑制を最低限に抑えることが可能となる。同様に、系統電圧の実効電圧が不感帯幅の下限電圧を逸脱した場合の系統電圧安定化制御の終了判定電圧を、蓄電池用電力変換装置４用の終了判定電圧よりも太陽電池用電力変換装置２用の終了判定電圧を低く設定することにより、太陽電池用電力変換装置２が優先的に無効電力の出力を終了することができる。これにより、太陽電池用電力変換装置２より出力する無効電力を最小限に抑えることができるので、太陽電池１の発電電力の抑制を最低限に抑えることが可能となる。

再び図２９を参照して、ＨＥＭＳ７は、Ｓ５２２では、図３０（ａ），（ｂ）で説明したように、太陽電池用電力変換装置２に通知する、系統電圧安定化制御時の目標電圧、及び、無効電力の出力による系統電圧安定化制御の終了判定電圧を生成する。同様に、ＨＥＭＳ７は、Ｓ５２３では、図３０（ａ），（ｂ）で説明したように、蓄電池用電力変換装置４に通知する、系統電圧安定化制御時の目標電圧、及び、無効電力の出力による系統電圧安定化制御の終了判定電圧を生成する。

再び図２８を参照して、ＨＥＭＳ７は、Ｓ５２３を終了すると、Ｓ１０７により、Ｓ５２１〜Ｓ５２３（図２９）で生成した、不感帯幅情報、並びに、系統電圧安定化制御時の目標電圧及び終了判定電圧を、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４に送信する。

以上説明したように、本実施の形態２では、ＨＥＭＳ７で不感帯幅情報、系統電圧安定化制御時の電圧目標及び終了判定電圧を生成するので、太陽電池用電力変換装置２より出力する無効電力を最小限に抑えることができる。この結果、太陽電池１の発電電力の抑制を最小限に抑えることが可能である。又、図３０（ａ），（ｂ）に示したような、系統電圧安定化制御の目標電圧、及び、系統電圧安定化制御の終了条件の１つである終了判定電圧の設定により、系統電圧安定化制御を行う際の開始／終了条件にヒステリシスを持たせることができる。これにより、系統電圧安定化制御の開始／停止が短時間で繰り返される、ハンチング動作を防止することが可能となる。

実施の形態３．
実施の形態３では、実施の形態１とは反対に、太陽電池用電力変換装置２に通知する不感帯情報幅をＨＥＭＳ７で１種類生成し、蓄電池用電力変換装置４に通知する不感帯幅情報についてもＨＥＭＳ７で２種類生成し、３種類の異なる不感帯幅情報を各電力変換装置に通知する場合について説明する。

図３１には、実施の形態３における不感帯幅情報、並びに、系統電圧安定化制御時の目標電圧、及び、無効電力出力による系統電圧安定化制御の終了判定電圧を説明する概念図が示される。

図３１を参照して、実施の形態３では、ＨＥＭＳ７は、蓄電池用電力変換装置４の不感帯幅を、太陽電池１の発電電力及び基準値の比較に従って２種類に設定する。具体的には、不感帯幅の範囲は、「太陽電池１の発電電力が基準値未満の場合の蓄電池用電力変換装置４の不感帯幅」＜「太陽電池用電力変換装置２の不感帯幅」＜「太陽電池１の発電電力が基準値以上の場合の蓄電池用電力変換装置４の不感帯幅」となるように加工される。加工された、各々の不感帯幅情報は、太陽電池用電力変換装置２、及び、蓄電池用電力変換装置４（２種類を通知）に通知される。

尚、太陽電池１の発電電力に係る上記基準値は、実施の形態１の場合と同様に、定格電力の０．８５倍とすることができる。また、不感帯幅の種類及び関係は、上記に限るものではない。例えば、太陽電池用電力変換装置２の不感帯幅情報についても、実施の形態１と同様に２種類生成することができる。或いは、太陽電池１の発電電力に応じて不感帯幅情報をさらに多段階に切換えて、系統電圧安定化制御を実施することも可能である。

又、実施の形態３では、実施の形態１と同様に、系統電圧安定化制御時の目標電圧、及び、無効電力出力による系統電圧安定化制御を終了する終了判定電圧は、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４で共通に設定される。

実施の形態３によれば、太陽電池１の発電電力が基準値未満の場合には、太陽電池用電力変換装置２からの無効電力の出力によって、系統電圧安定化制御を開始することができる。一方で、太陽電池１の発電電力が基準値以上である場合には、蓄電池用電力変換装置４からの無効電力の出力によって、系統電圧安定化制御を開始することができる。

この結果、実施の形態１（図１３）で説明したのと同様に、太陽電池用電力変換装置２から無効電力を出力しても、太陽電池１の発電電力に抑制がかからないような発電電力（太陽電池１）の場合には、蓄電池用電力変換装置４からの無効電力出力が開始される前に、太陽電池用電力変換装置２から無効電力が出力されるように、不感帯幅情報が加工される。反対に、太陽電池用電力変換装置２から無効電力を出力すると太陽電池１の発電電力に抑制がかかるような発電電力（太陽電池１）の場合には、太陽電池用電力変換装置２から無効電力が出力される前に、蓄電池用電力変換装置４から無効電力が出力されるように、不感帯幅が加工される。

以上のように、本実施の形態３によれば、図３１に示されるように、蓄電池用電力変換装置４については、太陽電池１の発電電力に応じて２種類の不感帯幅情報を生成することにより、太陽電池１の発電電力の大小に応じて、太陽電池用電力変換装置２からの無効電力の出力、及び、蓄電池用電力変換装置４による無効電力の出力を適切に選択して、太陽電池１の発電電力を不必要に抑制することなく、系統電圧安定化制御を実行することができる。さらに、太陽電池１の発電電力を抑制することなく系統電圧安定化制御が行える場合には、太陽電池用電力変換装置２から無効電力を出力するので、蓄電池用電力変換装置４から無効電力を出力する場合に発生する消費電力（スイッチング損失及び待機電力）など）を抑制することが可能である。

又、不感帯逸脱時の系統電圧安定化制御の目標電圧、及び、系統電圧安定化制御の終了条件の１つである終了判定電圧を図３１のように設定することで、系統電圧安定化制御を行う際の開始／終了条件にヒステリシスを持たせることができる。この結果、系統電圧安定化制御の開始／停止が短時間で繰り返される、ハンチング動作を防止することが可能となる。

実施の形態４．
実施の形態４では、実施の形態２と比較して、系統電圧安定化制御時における蓄電池用電力変換装置４の目標電圧（宅内配電系統１０の交流実効電圧）が、太陽電池１の発電電力に応じて２種類に設定される。

図３２は、実施の形態４における不感帯幅情報、並びに、系統電圧安定化制御時の目標電圧、及び、無効電力出力による系統電圧安定化制御の終了判定電圧を説明する概念図が示される。

図３２を参照して、実施の形態４では、ＨＥＭＳ７は、蓄電池用電力変換装置４の目標電圧を、太陽電池１の発電電力及び基準値の比較に従って２種類に設定する。具体的には、不感帯幅の上限電圧を逸脱した場合には、「不感帯幅の上限電圧」≧「太陽電池用電力変換装置２（創エネ機器）の目標電圧」、及び、「太陽電池１の発電電力が基準値未満の場合の蓄電池用電力変換装置４（蓄エネ機器）の目標電圧」≧「太陽電池１の発電電力が基準値以上の場合の蓄電池用電力変換装置４（蓄エネ機器）の目標電圧」≧太陽電池用電力変換装置２（創エネ機器）の終了判定電圧」≧「蓄電池用電力変換装置４（蓄エネ機器）の終了判定電圧」≧「宅内配電系統１０の電圧制御目標値」となるように、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４の目標電圧及び終了判定電圧が設定される。

一方で、図示は省略するが、不感帯幅の下限電圧を逸脱した場合には、「不感帯幅の下限電圧」≦「太陽電池用電力変換装置２（創エネ機器）の目標電圧」、及び、「太陽電池１の発電電力が基準値未満の場合の蓄電池用電力変換装置４（畜エネ機器）の目標電圧」≦「太陽電池１の発電電力が基準値以上の場合の蓄電池用電力変換装置４（畜エネ機器）の目標電圧」≦「太陽電池用電力変換装置２（創エネ機器）の終了判定電圧」≦「蓄電池用電力変換装置４（畜エネ機器）の終了判定電圧」≦「宅内配電系統１０の電圧制御目標値」となるように、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４の目標電圧及び終了判定電圧が設定される。

上記のように設定することで、実施の形態２と同様に、宅内配電系統１０の交流実効電圧が不感帯幅の上限電圧を逸脱した場合には、太陽電池１の発電電力が基準値以上のときの蓄電池用電力変換装置４用の目標電圧が、太陽電池用電力変換装置２用の目標電圧より低いため、蓄電池用電力変換装置４から優先的に無効電力が出力される。これにより、太陽電池用電力変換装置２より出力する無効電力を最小限に抑えることができるので、太陽電池１の発電電力の抑制を最低限に抑えることが可能となる。

同様に、宅内配電系統１０の交流実効電圧が不感帯幅の下限電圧を逸脱した場合に、太陽電池１の発電電力が基準値以上のときの蓄電池用電力変換装置４用の目標電圧が、太陽電池用電力変換装置２の目標電圧よりも高いため、蓄電池用電力変換装置４から優先的に無効電力が出力される。これにより、太陽電池用電力変換装置２より出力する無効電力を最小限に抑えることができるので、太陽電池１の発電電力の抑制を最低限に抑えることが可能となる。

この結果、実施の形態４によっても、実施の形態２と同様に、太陽電池用電力変換装置２より出力する無効電力を最小限に抑えることができるので、太陽電池１からの発電電力の抑制を最小限に抑えることが可能である。又、実施の形態２と同様に、系統電圧安定化制御を行う際の開始／終了条件にヒステリシスを持たせることができるので、系統電圧安定化制御のハンチング動作を防止することが可能である。

尚、本実施の形態１〜４では、電圧制御目標値生成回路２０９９（４０９９）で交流電圧の電圧制御目標値を生成する際は、実効電圧算出回路２０９８（４０９８）より出力される交流実効電圧の移動平均値、あるいはＩＩＲフィルタによるＬＰＦ（Low Pass Filter）により高周波成分を除去した値を使用するよう構成したが、これに限るものではなく、例えば、ＦＩＲフィルタを使用する、或いは、アナログフィルタを通した信号を利用しても、同様の効果を奏することが可能である。又、移動平均値を計算する時間長も１分に限るものではなく、５分、或いは、３０秒等の任意の時間長を採用することが可能である。さらに、ＩＩＲフィルタ及びＦＩＲフィルタの構成についても、図１１や図２７に例示した一次の構成に限定されす、二次、或いは、さらに高次のフィルタを使用することも可能である。

さらに、本実施の形態１〜４では、通信インターフェース回路２１２（４１２）より出力する分散電源で計測した各種計測結果が、電圧制御目標値生成回路２０９９（４０９９）で生成した交流電圧の制御目標電圧、交流電圧を制御するために抑制した有効電力量、有効電力を抑制した時間、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８又は第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８から供給した無効電力量、及び、無効電力を出力した時間うちの少なくとも１つであってもよい。さらに、上記計測結果は、蓄電池３の蓄電電力量（ＳＯＣ）や太陽電池１で発電した発電電力、負荷の消費電力を含んでもよい。

さらに、本実施の形態１〜４では、ＨＥＭＳ７によって、図１３及び図３０〜図３２に示すように系統電圧安定化制御時の太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４の目標電圧を設定したが、電圧制御目標値の設定は、このような例に限定されるものではない。第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８、又は、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８において有効電力及び無効電力を制御する際の交流電圧の電圧制御目標値が、電圧制御目標値生成回路２０９９（４０９９）より出力される交流電圧の制御目標電圧と、不感帯幅の上限及び下限電圧のいずれか一方との間に設定される限り、宅内配電系統１０の系統電圧をＳＶＲの運用上下限電圧値に対応する範囲内に収めることができるので、同様の効果を奏することができる。

さらに、本実施の形態１〜４では、第２の制御回路２０９又は第４の制御回路４０９よって系統電圧安定化制御を行う際に、第２の制御回路２０９又は第４の制御回路４０９で交流電圧を制御するための有効電力及び無効電力がともに予め定められた判定値未満になった場合に、系統電圧安定化制御を終了するよう制御しても同様の効果を奏することが可能である。

また、本実施の形態１〜４では、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４等の分散電源が配電系統に複数台接続されており、複数の分散電源が、実施の形態で示すように複数の創エネ機器及び蓄エネ機器を含む場合、創エネ機器及び蓄エネ機器の間で不感帯幅情報を使用するよう構成した。これにより、上述のように、創エネ機器の発電状態、又は、蓄電機器の動作状態（充電、或いは、放電）、蓄熱機器の動作状態（蓄熱或いは待機）で不感帯幅情報を変えることで、不必要な創エネ機器の発電電力の抑制、又は、無効電力の発生を回避することができる。例えば、系統電圧の上昇時に、蓄電機器が動作していた場合は、放電電力を低減する、或いは、充電電力を増加させる、又は、蓄熱機器を起動する等の動作を優先して実施することができる。一方で、系統電圧の低下時には、蓄電機器が動作していた場合は、充電電力を低減する、或いは、放電電力を増加させる、又は、蓄熱機器が動作している場合は停止させる等の動作を優先することができる。

又、本実施の形態１〜４では、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４等の分散電源が配電系統に複数台接続されており、複数の分散電源が実施の形態で示すように複数の創エネ機器及び蓄エネ機器を含む場合には、配電系統の交流実効電圧が不感帯幅情報によって示される電圧範囲を逸脱したときの系統電圧安定化制御の終了条件を、太陽電池用電力変換装置２（第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８）及び蓄電池用電力変換装置４（第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８）の間で異なるよう制御する。これにより、無効電力の出力によって皮相電力が増加することで、創エネ機器（太陽電池１）などが発電電力を抑制していた場合は、創エネ機器側（太陽電池用電力変換装置２）による系統電圧安定化制御を優先的に終了するとともに、蓄エネ機器側（蓄電池用電力変換装置４）による系統電圧安定化制御を継続することができる。この結果、系統電圧安定化制御によって系統電圧の安定化を図るとともに、総エネ機器の発電電力が過度に抑制されることを防止できる。

尚、本実施の形態１〜４では、系統電圧が不感帯幅情報によって示される電圧範囲を逸脱した場合に、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８及び第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８によって実行される系統電圧安定化制御の目標電圧を不感帯幅情報内に設定するとともに、系統電圧安定化制御の終了条件には、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８又は第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８より出力する無効電力量が終了判定値以下となることが含まれている。これにより、系統電圧安定化制御の開始及び終了を短時間で繰り返すハンチング動作を防止することができる。

さらに、系統電圧安定化制御の終了条件については、配電系統に接続された複数の分散電源が実施の形態で示すように複数の創エネ機器及び蓄エネ機器を含む構成では、創エネ機器側（太陽電池用電力変換装置２）の無効電力の出力が、蓄エネ機器側（蓄電池用電力変換装置４）の無効電力の出力より先に終了するように設定することにより、創エネ機器の発電電力が過度に抑制されることを防止できる。

尚、本実施の形態１〜４では、太陽電池用電力変換装置２は無効電力の制御による系統電圧安定化制御を優先的に実行したが、これに限るものではなく、例えば、系統のインピーダンスを元に、需要家毎に有効電力制御（図２３のＳ２１６）及び無効電力制御（Ｓ図２３の２１４）の優先順位を決定してもよい。具体的には、系統インピーダンスの主要項目がリアクトルやコンデンサである場合には、実施の形態１〜４で説明したように、無効電力による系統電圧安定化制御を優先する一方で、系統インピーダンスの主要項目が抵抗である場合には、有効電力制御を優先して系統電圧安定化制御を実行することが好ましい。この際に、ＨＥＭＳ７は、ＣＥＭＳ１５を介して配電自動化システム２５より通知される系統インピーダンス情報に基づき、上述した無効電力制御及び有効電力制御の優先順位を判断することができる。従って、ＨＥＭＳ７による当該判断結果を、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４に通知することで、配電系統のインピーダンス情報に基づき、系統電圧安定化制御を効果的に実行することができる。

又、本実施の形態１〜４では、蓄電池用電力変換装置４の不感帯幅情報を決定する際に、太陽電池用電力変換装置２が無効電力を出力しても太陽電池１の発電電力が抑制されない場合には、太陽電池用電力変換装置２から無効電力を出力するとともに、蓄電池用電力変換装置４は動作させないように、系統電圧安定化制御を実行する。これにより、蓄電池用電力変換装置４を動作させることにより発生する、スイッチング損失や導通損失による電力損失を不必要に発生させることなく、系統電圧の上昇を抑制することが可能である。又、蓄電池用電力変換装置４が充放電を行っていない場合は、待機電力を削減できる待機モードで蓄電池用電力変換装置４を動作させることができるので、不必要な電力消費を抑制することができる。

本実施の形態１〜４では、ＨＥＭＳ７で不感帯幅情報などを加工して、需要家宅１８内の蓄電池用電力変換装置４及び太陽電池用電力変換装置２に通知するので、蓄電池用電力変換装置４及び太陽電池用電力変換装置２が、宅内通信ネットワーク１１等を介して直接データのやり取りを行うことなく、協調及び連携して宅内配電系統１０の電圧上昇を抑制することができる。例えば、太陽電池１の発電電力が基準値以上である場合には、不感帯の加工によって、太陽電池１の発電力が抑制される前に、蓄電池用電力変換装置４が無効電力を出力して系統電圧安定化制御を開始することができる。これにより、蓄電池用電力変換装置４及び太陽電池用電力変換装置２の間の通信を要することなく、太陽電池１の発電電力が過度に抑制されることを防止できる。

同様に、配電自動化システム２５より通知される配電系統のインピーダンス情報、太陽電池１からの発電量予測、及び、負荷の消費電力予測結果に基づいて、ＣＥＭＳ１５にて不感帯情報を生成するので、各需要家宅１８内の分散電源同士が直接通信することなく、各需要家宅１８内での分散電源（電力変換装置）が、自律的に協調及び連携して系統電圧安定化制御を実行することができる。尚、実施の形態１〜４では、ＣＥＭＳ１５から通知される不感帯情報をＨＥＭＳ７で加工して各分散電源に通知する制御を説明したが、これに限るものではなく、各分散電源内、すなわち、各需要家宅１８の蓄電池用電力変換装置４及び太陽電池用電力変換装置２において、不感帯情報を加工することも可能である。

又、実施の形態１〜４では、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４での無効電力の出力を制御するために不感帯情報を加工するとともに、系統電圧安定化制御の開始及び終了条件にヒステリシスを持たせている。これにより、系統電池安定化制御の開始及び終了が短時間で繰り返されるハンチング動作を防止できる。特に、蓄電池用電力変換装置４を、待機モード及び他の動作モードとの間でハンチングさせることを防止し、かつ、図示していない主回路の導通用のリレー等を不必要にオンオフすることを防止できるので、機器寿命の低下を防止することができる。

又、本実施の形態１〜４では、太陽電池１からの発電電力が抑制されずに宅内配電系統１０に出力可能な場合には、蓄電池用電力変換装置４を利用せずに、太陽電池用電力変換装置２内の第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８によって無効電力を発生させることができる。このため、上述した不必要な消費電力を発生させることなく、宅内配電系統１０の電圧上昇を抑制することができる。さらに、太陽電池１の発電電力が基準値以上の場合には、蓄電池用電力変換装置４を起動し無効電力を発生して宅内配電系統１０の電圧上昇を抑制するよう不感帯情報を加工することができる。これにより、太陽電池１等の創エネ機器から出力される発電電力が不必要に抑制されることを回避できる。

又、宅内配電系統１０及び配電系統１４の電圧上昇を、各需要家宅１８内に配置された分散電源の電力変換装置で抑制できるので、配電系統１４に、ＳＶＣや系統用蓄電池等の高価な系統安定化設備の小容量化、又は、系統安定化設備の配置を不要化することができるので、コスト削減することができる効果がある。尚、本実施の形態１〜４では、系統電圧安定化制御の対象となる交流電圧を宅内配電系統１０での電圧としたが、計測が可能であれば、その他の部位の交流電圧、例えば、スマートメータ８の入力側、又は、柱上トランス９の直下などの交流電圧を、系統電圧安定制御の対象とすることが可能である。

又、本実施の形態１〜４では、蓄電池３として需要家宅１８での定置型畜電池を想定して説明したが、蓄電池３としては、電気自動車（ＥＶ：Electric Vehicle）、プラグインタイプのハイブリッド自動車（ＰＨＥＶ：Plug-in Hybrid Electric Vehicle）、又は、燃料電池自動車（ＦＣＶ：Fuel Cell Vehicle）等の車載蓄電池を用いることも可能である。尚、系統電圧安定化制御の際には無効電力のみが発生されるので、ＥＶ、ＰＨＥＶ、ＦＣＶ等の車載畜電池が蓄電池用電力変換装置４に電気的に接続されていない状態でも、蓄電池用電力変換装置４を用いて系統電圧安定化制御を実行することが可能である。

さらに、実施の形態１では、蓄電池３として１台の定置型バッテリを使用した場合について説明したがこれに限るものではなく、２台以上の複数の蓄電池、あるいは他の分散電源機器と連携して、「畜エネ機器」を構成することも可能である。尚、複数台の蓄電池を連携して使用する場合には、その中の１台又は複数台を上述した車載蓄電池で構成することも可能である。

変形例の説明．
尚、本実施の形態１〜４では、説明を分かりやすくするために太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４の制御回路を、図３〜図１１、及び図２７に示すようにハードウェア（Ｈ／Ｗ）で構成する場合について説明したが、各ブロックに記載された、各ブロック或いは一部のブロックの機能を、ＣＰＵ（Central Processing Unit）上に実装したソフトウェア（Ｓ／Ｗ）で実現しても同様の制御機能を実現することが可能である。或いは、少なくとも一部のブロックについて、ソフトウェア及びハードウェアの機能分割によって、同様の制御機能を実現することも可能である。

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。

１ 太陽電池、２ 太陽電池用電力変換装置、３ 蓄電池、４ 蓄電池用電力変換装置、５ 負荷、６ 分電盤、７ ＨＥＭＳ、８ スマートメータ、９ 柱上トランス、１０ 宅内配電系統、１１ 宅内通信ネットワーク、１２ 信号線、１３ 宅外通信ネットワーク、１４ 柱上トランス以下の配電系統、１５ ＣＥＭＳ、１８ 需要家、１９ 区画、２０ タウン蓄電池、２１ タウン蓄電池用電力変換装置、２２ 電圧計、２３ 自動電圧調整器、２４ 変電所、２５ 配電自動化システム、６１ 電力計測回路、２０１，２０６，２１０，４０１，４０６，４１０ 電圧計、２０２，２０７，２１１，４０２，４０７，４１１ 電流計、２０３ 第１のＤＣ／ＤＣ変換回路、２０４ 第１の制御回路、２０５ 直流母線、２０８ 第１のＤＣ／ＡＣ変換回路（第１のインバータ）、２０９ 第２の制御回路、２１２ 通信インターフェース、４０３ 第２のＤＣ／ＤＣ変換回路、４０４ 第２の制御回路、４０５ 直流母線、４０８ 第２のＤＣ／ＡＣ変換回路（第２のインバータ）、４０９ 第４の制御回路、４１２ 通信インターフェース、２０４１ ＭＰＰＴ制御回路、２０４２ 電圧制御回路、２０４３ 切換え回路、２０４４ 第５の制御回路、２０９１ 位相検出回路、２０９２ 無効電流制御回路、２０９３ 無効電流波形生成回路、２０９４ 有効電流制御回路、２０９５ 有効電流波形生成回路、２０９６ 加算回路、２０９７ 第６の制御回路、２０９８ 実効電圧算出回路、２０９９ 電圧制御目標値生成回路、２１００ 不感帯テーブル生成回路、４０４１ 充電制御回路、４０４２ 放電制御回路、４０４３ 切換え回路、４０４４ 第７の制御回路、４０９１ 位相検出回路、４０９２ 無効電流制御回路、４０９３ 無効電流波形生成回路、４０９４ 有効電流制御回路、４０９５ 有効電流波形生成回路、４０９６ 加算回路、４０９７ 第８の制御回路、４０９８ 実効電圧算出回路、４０９９ 電圧制御目標値生成回路、４１００ 不感帯テーブル生成回路、２０９３１ 位相シフト回路、２０９３２ リミッタ、２０９３３ 乗算器、２０９３４ 無効電力出力時間計測回路、２０９３５ 無効電力計測回路、２０９４１ 有効電流不感帯制御指令生成回路、２０９４２ 有効電流制御指令生成回路、２０９４３ 加算器、２０９４４ 出力抑制制御回路、２０９４５ 有効電力計測回路、２０９４６ 出力抑制時間計測回路、２０９８１ 乗算器、２０９８２ 積算器、２０９８３ 平方根計算器、２０９８４ 除算器、２０９９１ 乗算器、２０９９２，２０９９２ａ〜２０９９２ｍ，２０９９８ レジスタ、２０９９３ 加算器、２０９９５ 第１の乗算器、２０９９６ 加算器、２０９９７ 第２の乗算器。

Claims (14)

1. 分散電源及び交流配電系統との間に配置された電力変換装置であって、
   前記分散電源から出力された直流電力を交流電力に変換するインバータ部と、
   前記交流配電系統の交流電圧を計測する電圧計測部と、
   前記電圧計測部によって計測された交流電圧から前記交流配電系統の交流実効電圧を算出する実効電圧算出部と、
   前記実効電圧算出部によって算出された前記交流実効電圧から前記交流配電系統の電圧制御目標値を生成する電圧制御目標値生成部と、
   前記電力変換装置の外部との間でデータを送受信するための通信インターフェース部と、
   前記インバータ部の出力を制御するインバータ制御部とを備え、
   前記インバータ制御部は、
   前記通信インターフェース部が受信した不感帯情報に従って前記電圧制御目標値を含むように規定される電圧範囲から前記交流実効電圧が逸脱した場合に、前記インバータ部から出力される有効電力及び無効電力の制御によって前記交流実効電圧を前記電圧範囲内に復帰させるための系統電圧安定化制御を実行するように前記インバータ部の動作を制御する、電力変換装置。
2. 前記電圧制御目標値生成部は、前記実効電圧算出部によって算出された前記交流実効電圧の移動平均値、又は、低域通過フィルタによって前記交流実効電圧から高周波成分が除去された値に従って、前記電圧制御目標値を生成する、請求項１記載の電力変換装置。
3. 前記通信インターフェース部から前記電力変換装置の外部に送信されるデータは、前記電圧制御目標値生成部によって生成された前記電圧制御目標値、前記系統電圧安定化制御のために前記インバータ部より出力した前記無効電力、前記無効電力の出力時間長、前記系統電圧安定化制御のための前記インバータ部から出力された前記有効電力の抑制量、及び、前記有効電力の抑制時間長の少なくとも１つを含む、請求項１又は２に記載の電力変換装置。
4. 前記インバータ制御部は、前記系統電圧安定化制御において、前記交流実効電圧を前記電圧範囲内に収めるための前記無効電力の制御指令値を算出し、前記制御指令値に従った電力を前記インバータ部から出力できない場合に、前記交流実効電圧を前記電圧範囲内に収めるように前記有効電力の制御指令値を調整する、請求項１〜３のいずれか１項に記載の電力変換装置。
5. 前記インバータ制御部は、前記系統電圧安定化制御において、前記交流実効電圧を前記電圧範囲内に収めるための前記無効電力及び前記有効電力のうちの一方の制御指令値を算出し、前記一方の制御指令値に従った電力を前記インバータ部から出力できない場合に、前記交流実効電圧を前記電圧範囲内に収めるように前記無効電力及び前記有効電力のうちの他方の制御指令値を調整し、
   前記通信インターフェース部が前記電力変換装置の外部より受信するデータは、前記交流配電系統のインピーダンス情報を含み、
   前記インピーダンス情報に基づいて、前記無効電力及び前記有効電力のうちの優先的に制御される前記一方は選択的に定められる、請求項１〜３のいずれか１項に記載の電力変換装置。
6. 前記インバータ制御部は、前記系統電圧安定化制御において、前記電圧範囲内に設定された目標電圧に向けて前記交流実効電圧を変化させるように、前記有効電力及び前記無効電力を制御し、
   前記目標電圧は、前記交流実効電圧が前記電圧範囲の高電圧側に逸脱して前記系統電圧安定化制御が開始された場合には、前記電圧制御目標値生成部によって生成された前記電圧制御目標値及び前記電圧範囲の上限電圧の間に設定される、請求項１〜５のいずれか１項に記載の電力変換装置。
7. 前記インバータ制御部は、前記インバータ部からの前記無効電力の出力を伴う前記系統電圧安定化制御の実行時には、前記電圧範囲内に設定された目標電圧に向けて前記交流実効電圧を変化させるように前記無効電力を制御し、
   前記系統電圧安定化制御の終了条件は、前記インバータ部から出力される前記無効電力が、予め定められた判定終了値以下となる条件を含む、請求項１〜５のいずれか１項に記載の電力変換装置。
8. 前記インバータ制御部は、前記系統電圧安定化制御において、前記インバータ部から出力される皮相電力が前記インバータ部の定格容量を超えない範囲内で前記有効電力及び前記無効電力を制御し、
   前記系統電圧安定化制御の終了条件は、前記インバータ部から出力される前記無効電力が、予め定められた判定終了値以下となる条件を含む、請求項１〜７のいずれか１項に記載の電力変換装置。
9. 前記分散電源は、直流電力の発電能力を有する創エネ機器を含み、
   前記インバータ部は、前記創エネ機器が発電した前記直流電力を前記交流電力に変換する第１のインバータを含み、
   前記第１のインバータに対しては、前記不感帯情報が複数種類設定され、
   前記第１のインバータは、前記複数種類の不感帯情報から選択された１つの不感帯情報によって規定された前記電圧範囲から前記交流実効電圧が逸脱した場合に前記系統電圧安定化制御を実行するように制御され、
   前記創エネ機器の発電電力に応じて、前記複数種類の不感帯情報から前記１つの不感帯情報が選択される、請求項１〜８のいずれか１項に記載の電力変換装置。
10. 前記分散電源は、前記交流配電系統に対して複数台接続されており、
    前記複数台の分散電源は、直流電力の発電能力を有する創エネ機器、及び、直流電力の蓄電能力を有する蓄エネ機器を含み、
    前記インバータ部は、
    前記創エネ機器が発電した前記直流電力を前記交流電力に変換する第１のインバータと、
    前記蓄エネ機器から入出力される前記直流電力と前記交流電力との間の電力変換を実行する第２のインバータとを含み、
    前記第１のインバータ及び前記第２のインバータに対して、それぞれ異なる前記不感帯情報が設定される、請求項１〜８のいずれか１項に記載の電力変換装置。
11. 前記第２のインバータに対しては、前記不感帯情報が複数種類設定され、
    前記第２のインバータは、前記複数種類の不感帯情報から選択された１つの不感帯情報によって規定された前記電圧範囲から前記交流実効電圧が逸脱した場合に前記系統電圧安定化制御を実行するように制御され、
    前記創エネ機器の発電電力に応じて、前記複数種類の不感帯情報から前記１つの不感帯情報が選択される、請求項１０記載の電力変換装置。
12. 前記分散電源は、前記交流配電系統に対して複数台接続されており、
    前記複数台の分散電源は、直流電力の発電能力を有する創エネ機器、及び、直流電力の蓄電能力を有する蓄エネ機器を含み、
    前記インバータ部は、
    前記創エネ機器が発電した前記直流電力を前記交流電力に変換する第１のインバータと、
    前記蓄エネ機器から入出力される前記直流電力と前記交流電力との間の電力変換を実行する第２のインバータとを含み、
    前記第１のインバータは、前記系統電圧安定化制御において、前記電圧範囲内に設定された第１の目標電圧に向けて前記交流実効電圧を変化させるように、前記有効電力及び前記無効電力を制御し、
    前記第２のインバータは、前記系統電圧安定化制御において、前記電圧範囲内に設定された第２の目標電圧に向けて前記交流実効電圧を変化させるように、前記有効電力及び前記無効電力を制御し、
    前記第１の目標電圧と前記第２の目標電圧とは異なる値に設定される、請求項１〜８のいずれか１項に記載の電力変換装置。
13. 前記第２の目標電圧は、前記創エネ機器の発電電力に応じて複数段階に設定される、請求項１２記載の電力変換装置。
14. 前記分散電源は、前記交流配電系統に対して複数台接続されており、
    前記複数台の分散電源は、直流電力の発電能力を有する創エネ機器、及び、直流電力の蓄電能力を有する蓄エネ機器を含み、
    前記インバータ部は、
    前記創エネ機器が発電した前記直流電力を前記交流電力に変換する第１のインバータと、
    前記蓄エネ機器から入出力される前記直流電力と前記交流電力との間の電力変換を実行する第２のインバータとを含み、
    前記系統電圧安定化制御の終了条件は、前記第１及び第２のインバータで別個に設定され、
    前記終了条件は、前記第１のインバータによる前記無効電力の出力終了が、前記第２のインバータによる前記無効電力の出力終了よりも先になるように設定される、請求項１〜８のいずれか１項に記載の電力変換装置。

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