JP7134388B1 - 電力変換装置及び電力変換システム - Google Patents

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Abstract

電力変換装置（４４）は、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路（４０８）を含む。第２のＤＣ／ＡＣ変換回路（４０８）は、外部の制御装置から通信インターフェース（４１２）に通知される指令に基づいて、交流系統に対して電圧源として動作する。第４の制御回路（４０９）は、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路（４０８）が配電系統（２４）に出力する系統交流電圧の実測値に基づいて当該系統交流電圧の位相情報を生成するとともに、通信インターフェース（４１２）に通知された系統交流電圧の周波数指令値と、生成した位相情報とを用いて、正弦波状の目標交流電圧を算出する。第４の制御回路（４０９）は、系統交流電圧の実測値と目標交流電圧との偏差を補償する様に、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路（４０８）の動作を制御する。

Description

本開示は、電力変換装置及び電力変換システムに関する。
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等の自然エネルギーを利用した、静止型インバータを採用した発電システムの導入が加速している。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等の製品化が進められているが、どのシステム（電力変換装置）にも静止型インバータが採用されている。
一方、調整力としての火力発電所は、再生可能エネルギーによる発電量の増加に伴い、管理コストを含む発電コストが高くなるため、今後閉鎖が進むことが予測される。その際、火力発電等の同期発電機は、系統周波数が変動した際にそれを抑制する作用（慣性力、同期化力等）を潜在的に持っている。火力発電所の閉鎖（同期発電機の減少）が進むと系統の安定度の確保が難しくなることが懸念される。
この様な観点から、同期発電機の特性を有する様に電力変換装置（静止型インバータ）の動作を制御する仮想同期発電機制御の開発が進められている。例えば、同期発電機の特性を電力変換装置の外に接続された制御装置に実装し、当該制御装置からの指令値に基づいて電力変換装置を制御することで、複数の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）等に仮想的に同期発電機の機能を与えることができる。
特に、蓄電池は、太陽電池及び風力発電機等の再生可能エネルギー電源とは異なり、充放電電力を制御できるため、仮想同期発電機制御を実装した蓄電池は、自立系のマイクログリッド等では主電源（マスター電源）として使用することができる。
特開２０１９－１７６５８４号公報（特許文献１）には、仮想同期発電機制御を実装した電力変換装置（静止型インバータ搭載の分散電源）の制御パラメータの設定方法が開示されている。
具体的には、系統運用者から要求される要求慣性値と、電力変換装置の仕様及び動作状態に基づいて算出した仮想慣性値とのいずれか一方に基づいて、再生可能エネルギーシステムの電力変換装置に仮想慣性を設定する制御パラメータを生成することが記載されている。
より詳細には、再生可能エネルギーシステムに適する総仮想慣性値Ｊｏｐｔについては、系統運用者が電力変換装置に対して要求する仮想慣性値（Ｊｒｅｑ）を受け取り、再生可能エネルギーシステムの動作状態及び仕様データに基づいて、再生可能エネルギーシステムに含まれる複数の電力変換装置の各々について、仮想慣性の上限値（Ｊｍａｘ，ｉ）と、仮想慣性の上限値（Ｊｍａｘ，ｉ）による動作時における仮想減衰定数の下限値（Ｄｍｉｎ，ｉ）とが設定される。
そして、各上限値（Ｊｍａｘ，ｉ）の総計値（ΣＪｍａｘ，ｉ）が要求されている仮想慣性値（Ｊｒｅｑ）より小さいかを判定し、当該総計値（ΣＪｍａｘ，ｉ）が要求されている仮想慣性値（Ｊｒｅｑ）よりも小さい場合、再生可能エネルギーシステムに適する総仮想慣性値Ｊｏｐｔは、Ｊｏｐｔ＝ΣＪｍａｘ，ｉとして算出される。
一方で、上記総計値（ΣＪｍａｘ，ｉ）が要求されている仮想慣性値（Ｊｒｅｑ）より大きい場合は、総仮想慣性値Ｊｏｐｔは、Ｊｏｐｔ＝Ｊｒｅｑと設定される。特許文献１には、再生可能エネルギーシステムに適した総仮想減衰定数値Ｄｏｐｔｉｍａｌ（最適値）の算出についても同様に記載されている。
特開２０１９－１７６５８４号公報
特許文献１によれば、仮想同期発電機制御機能を実装した静止型インバータの仮想同期発電機制御のための制御パラメータ（総仮想慣性値及び総仮想減衰定数値）は、上述の様に算出されて、静止型インバータに通知される。この場合、系統管理者の意図とした系統の慣性力は、静止型インバータに実装されている仮想同期発電機制御により担保される。
一方、自立系のマイクログリッド等では、複数の仮想同期発電機制御を実装した静止型インバータによって充放電電力を制御される蓄電池が主電源（マスター電源）として動作し、自立系統を支える構成とすることができる。しかしながら、この様な構成では、各静止型インバータに仮想同期発電機制御を実装することが必要となるので、既存の静止型インバータを利用してシステムを構成することが困難となる。
これに対して、仮想同期発電機制御が実装されていない従来の静止型インバータによって自立系のマイクログリッドを立ち上げる場合は、例えば、１台の蓄電池用電力変換装置内の静止型インバータを、電圧制御、具体的には、ＣＶＣＦ（Constant Voltage Constant Frequency）制御によって、主電源（マスター電源）として動作させていた。この場合、負荷変動又は発電量の変化が発生すると、負荷と発電電力とがバランスする様に、主電源からの出力電力の調整が図られる。
通常、主電源の入出力電力は、自立系のマイクログリッドを管理するＣＥＭＳ（Community Energy Management System）等の管理装置によって監視される。主電源の入出力電力が、予め作成された主電源の運転計画から逸脱した場合には、同一のマイクログリッド内でスレーブ電源（電流制御）として動作している蓄電池等の他の分散電源に対して、充放電電力を調整する様にＣＥＭＳから通知される。これにより、充放電電力がマスター電源に偏らない様に、マイクログリッド全体を制御することができる。
又、最近注目を集めているスマートインバータは、電流制御を行うためスレーブ電源として動作するが、系統交流電圧の周波数に基づき、自律的に充放電電力を制御する機能（垂下特性）を有している。しかしながら、上述の様に、主電源（マスター電源）は一定周波数の系統交流電圧を出力するため、上記スマートインバータの機能を利用して自立系のマイクログリッドの制御を行うことは困難である。
これに対して、仮想同期発電機制御を実装した静止型インバータによって充放電電力を制御される蓄電池が主電源である自立系のマイクログリッドでは、負荷変動及び発電量変動によって、主電源の充放電電力が運転計画から逸脱した場合、静止型インバータから出力される系統交流電圧の周波数が変化する。このため、上記スマートインバータをスレーブ電源とすると、スマートインバータの垂下特性機能を利用して、負荷変動及び発電量変動によって生じたマイクログリッド内での過不足電力を、主電源のみでなく、スレーブ電源を含めて分担してカバーすることができる。
昨今では、地震、台風、豪雨等の災害により電力インフラが被害を受け１週間以上停電が継続する等の事態が発生するケースが発生しており、当該ケースに対応するため、新たに配電事業者ライセンス制度等の検討が進められている。配電事業者ラインセンスの１つの狙いは、災害発生時に電力インフラに被害を受けていない配電系統については分散電源を活用して停電を仮復旧するものである。
この様なケースに、既設の蓄電池等の電源設備を利用して自立マイクログリッドを構成することを想定する。上述した様に、仮想同期発電機制御が実装されていない従来の静止型インバータを用いて、主電源（マスター電源）を電圧制御（ＣＶＣＦ制御）で動作させた場合には、自立マイクログリッドを、マスター電源と、太陽電池等の分散電源（スレーブ電源）とで連携して長時間運用意する場合、上述の問題から、系統の安定度の確保等が懸念される。
この様に、系統安定度を確保する面からは、仮想同期発電機制御を実装した電力変換器の導入が好ましい一方で、既設の電力変換装置を、仮想同期発電機制御を実装した電力変換器にリプレイスすることは、コスト面等から自立マイクログリッドの構築に制約を生じさせる。
本開示は、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、本開示の目的は、外部から通知された指令に基づいて、交流系統に対して電圧源として動作するインバータを含む電力変換装置において、通信遅延のばらつき等の影響を排除して、電力変換装置から出力される交流電圧を安定的に制御して、系統の安定度を確保することである。
本開示のある局面によれば、電力変換装置が提供される。電力変換装置は、分散電源を制御する制御装置からの指令に基づいて動作する電力変換装置であって、インバータと、通信部と、電圧計測部と、目標交流電圧生成部と、電圧制御部とを備える。インバータは、交流系統及び分散電源の間に接続されて、指令に基づいて交流系統に対して電圧源として動作する。通信部は、制御装置から通知される指令を含む、インバータの制御に必要な情報を受信する。電圧計測部は、インバータが交流系統に出力する系統交流電圧の電圧値を計測する。目標交流電圧生成部は、電圧源として動作するインバータの出力目標値として正弦波状の目標交流電圧を生成する。電圧制御部は、電圧計測部によって計測される電圧値と目標交流電圧との偏差を補償する様にインバータの動作を制御する。情報は、系統交流電圧の周波数指令値を含む。目標交流電圧生成部は、系統交流電圧の振幅指令値と、通信部によって受信される周波数指令値と、電力変換装置において生成される系統交流電圧の位相情報とを用いて、目標交流電圧を算出する。
本開示の他のある局面によれば電力変換システムが提供される。電力変換システムは、分散電源の制御装置と、制御装置からの指令に基づいて動作する電力変換装置とを備える。制御装置には、同期発電機の特性を模擬する仮想同期発電機制御機能が実装される。電力変換装置は、インバータと、通信部と、電圧計測部と、目標交流電圧生成部と、電圧制御部とを含む。インバータは、交流系統及び分散電圧の間に接続されて、指令に基づいて交流系統に対して電圧源として動作する。通信部は、制御装置から通知される指令を含む、インバータの制御に必要な情報を受信する。電圧計測部は、インバータが交流系統に出力する系統交流電圧の電圧値を計測する。目標交流電圧生成部は、電圧源として動作するインバータの出力目標値として正弦波状の目標交流電圧を生成する。電圧制御部は、電圧計測部によって計測される電圧値と目標交流電圧との偏差を補償する様にインバータの動作を制御する。情報は、系統交流電圧の周波数指令値を含む。目標交流電圧生成部は、系統交流電圧の振幅指令値と、通信部によって受信される周波数指令値と、電力変換装置において生成される系統交流電圧の位相情報とを用いて、目標交流電圧を算出する。
本開示によれば、外部から通知された指令に基づいて、交流系統に対して電圧源として動作するインバータを含む電力変換装置において、通信遅延のばらつき等の影響を排除して、インバータの出力目標値（目標交流電圧）の連続性を確保することで、電力変換装置から出力される交流電圧を安定的に制御して、系統の安定度を確保することができる。
実施の形態１に係る電力変換装置が接続される配電系統の構成を説明するブロック図である。 図１に示された配電系統蓄電池システム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ＣＥＭＳの構成を説明するブロック図である。 図３に示された運転計画作成回路の構成を説明するブロック図である。 図１に示されたメガソーラー用電力変換装置の構成を説明するブロック図である。 図２に示された配電系統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。 図５に示された第１の制御回路の構成を説明するブロック図である。 図５に示された第２の制御回路の構成を説明するブロック図である。 図６に示された第３の制御回路の構成を説明するブロック図である。 図６に示された第４の制御回路の構成を説明するブロック図である。 図１０に示された交流周波数検出回路の構成を説明するブロック図である。 図１０に示されたインバータ電圧制御回路の構成を説明するブロック図である。 図２に示された制御装置４３の構成を説明するブロック図である。 図１３に示された仮想同期発電機制御回路の構成を説明するブロック図である。 図１４に示されたガバナー制御回路の構成を説明するブロック図である。 図１４に示された質点系演算回路の構成を説明するブロック図である。 配電系統蓄電池システムに実装した仮想同期発電機制御がカバーする領域を説明する概念図である。 実施の形態１に係る配電系統蓄電池システムに実装した仮想同期発電機制御における課題を説明するためのタイミングチャートである。 配電系統蓄電池システムの周波数指令値の受信タイミングを説明するための概念的な波形図である。 ゼロクロス点の検出手法の一例を説明する概念図である。 制御装置から出力された周波数指令値を反映させるタイミングを説明するための概念的な波形図である。 図１に示されるＣＥＭＳを中心とした分散電源システムのシーケンス図である。 図２に示される制御装置を中心とした配電系統蓄電池システムのシーケンス図である。 図１に示されるＣＥＭＳの制御処理を説明するフローチャートである。 図２４に示される運転計画を作成するステップの詳細を説明するフローチャートである。 図２に示される制御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。 図２に示される制御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。 図２に示される配電系統蓄電池用電力変換装置の動作を説明する第１のフローチャートである。 図２に示される配電系統蓄電池用電力変換装置の動作を説明する第２のフローチャートである。 図２に示される配電系統蓄電池用電力変換装置の動作を説明する第３のフローチャートである。 実施の形態２に係る電力変換装置内のインバータ電圧制御回路の構成を説明するブロック図である。 図２８に示された第４の正弦波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における図２に示された制御装置の構成を説明するブロック図である。 図３０に示された第２の仮想同期発電機制御回路の構成例を説明するブロック図である。 実施の形態３に係る電力変換装置内の圧制御回路の構成を説明するブロック図である。 図３２に示された第５の正弦波生成回路の構成を説明するブロック図である。 仮想同期発電機制御技術を説明するための概念図である。 垂下特性（ドループ特性）の一例を説明する第１の概念図である。 垂下特性（ドループ特性）の一例を説明する第２の概念図である。
以下に、本開示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、実施の形態１に係る電力変換装置が接続される配電系統の構成を説明するブロック図である。以下、本実施の形態では、説明を簡単にするために単相の配電系統を例示するが、言うまでもなく同様の構成を三相の配電系統に適用可能である。
図１を参照して、配電系統２４（２４ａ～２４ｄ）は、開閉器２８を介して、変電所２０と接続される。配電系統２４上では、複数の自動電圧調整器２３（２３ａ～２３ｃ）が直列接続されている。本実施の形態では、自動電圧調整器２３は、ＳＶＲ（Step Voltage Regulator）によって構成されるので、以下では、自動電圧調整器２３をＳＶＲ２３とも称する。
配電系統２４ｄは、開閉器２８を介して変電所２０と接続されており、配電系統２４ｄ及び２４ｃの間にはＳＶＲ２３ｃが接続される。配電系統２４ｃ及び２４ｂの間にはＳＶＲ２３ｂが接続され、配電系統２４ｂ及び２４ａの間にはＳＶＲ２３ａが接続される。
配電系統２４ａ～２４ｂに対しては、タウンＡ１００ａ、タウンＢ１００ｂ、タウンＣ１００ｃ、タウンＤ１００ｄ、工場１０１、ビル１０２、及び、マンション１０３が、負荷として接続される。
更に、配電系統２４ａに対しては、メガソーラー用電力変換装置２７を介してメガソーラー２６が接続されるとともに、配電系統蓄電池システム４１ａを介して配電系統蓄電池４０ａが接続される。配電系統２４ｂに対しては、配電系統蓄電池システム４１ｂを介して配電系統蓄電池４０ｂが接続され、配電系統２４ｃに対しては、同期発電機３０ａが接続される。配電系統２４ｄに対しては、同期発電機３０ｂが接続されるともに、配電系統蓄電池システム４１ｃを介して配電系統蓄電池４０ｃが接続される。
以下では、図中で、小文字の添字の付加によって区別される各要素を包括的に表記する場合には、当該添字を削除して表記するもののとする。例えば、図１中の配電系統蓄電池４０ａ～４０ｃ、及び、配電系統蓄電池システム４１ａ～４１ｃのそれぞれについて、包括的に表記する場合には、単に、配電系統蓄電池４０及び配電系統蓄電池システム４１と表記する。
配電系統２４には、電圧計２２（２２ａ，２２ｅ，２２ｆ，２２ｉ，２２ｊ，２２ｘ）が複数接続されており、計測結果は予め定められた周期で、配電自動化システム（ＤＳＯDistribution System Operator）２１に送信される。又、ＳＶＲ２３のタップ位置情報、一次側、及び二次側電圧情報も、ＤＳＯ２１に通知される。尚、本実施の形態では、ＳＶＲ２３からは、予め定められた周期でタップ位置情報、並びに、一次側及び二次側電圧情報が通知されるとともに、ＳＶＲ２３タップ切換時には、タップ位置情報、並びに、一次側及び二次側電圧情報が非定期に通知されるものとする。
ＣＥＭＳ３１は、予め定められた周期で、各需要家（図１の例では、タウンＡ１００ａ、タウンＢ１００ｂ、タウンＣ１００ｃ、タウンＤ１００ｄ、ビル１０２、マンション１０３、及び、工場１０１）、メガソーラー用電力変換装置２７、同期発電機３０ａ，３０ｂ、並びに、配電系統蓄電池システム４１ａ～４１ｃから、各種計測結果等の情報を収集する。
ＣＥＭＳ３１が収集した上記データは、ＤＳＯ２１からの要求に基づき、ＣＥＭＳ３１からＤＳＯ２１へ通知される。尚、タウンＡ１００ａ、タウンＢ１００ｂ、タウンＣ１００ｃ、及び、タウンＤ１００ｄ内の需要家の消費電力、並びに、創エネ機器の発電電力は、各需要家に設置された図示していないスマートメータから、ＣＥＭＳ３１が予め定められた周期（例えば３０分周期）で収集される。
図２は、図１に示された配電系統２４に接続された配電系統蓄電池４０を含む配電系統蓄電池システム４１の構成をさらに説明するためのブロック図である。
図２を参照して、配電系統蓄電池システム４１は、電流／電圧計測装置４２、制御装置４３、及び、配電系統蓄電池用電力変換装置４４を含む。
電流／電圧計測装置４２は、配電系統蓄電池システム４１が接続されている配電系統２４の電圧及び電流を計測する。電流／電圧計測装置４２による電圧及び電流の計測値は、通信線２５を介してＣＥＭＳ３１と接続される制御装置４３に通知される。
配電系統蓄電池用電力変換装置４４は、配電系統蓄電池４０及び配電系統２４の間に接続されて、指令値に従った有効電力及び無効電力が入出力される様に、配電系統蓄電池４０及び配電系統２４の間で電力変換を実行する。これにより、配電系統蓄電池４０の充放電が制御される。
制御装置４３は、実施の形態１では、配電系統蓄電池用電力変換装置４４から入出力される有効電力及び無効電力の指令値、制御装置４３内の仮想同期発電機制御回路４３３（後述）内で使用する制御パラメータ、並びに、配電系統蓄電池用電力変換装置４４内のインバータ電圧制御回路４０９５内で使用する制御パラメータ等を、ＣＥＭＳ３１から受信する。一方で、制御装置４３は、配電系統蓄電池用電力変換装置４４より出力される有効無効電力の計測結果等を，ＣＥＭＳ３１に通知する。
実施の形態１では、制御装置４３は、後述する仮想同期発電機制御回路４３３で算出した周波数指令値及び電圧振幅指令値を、通信線４５を介して配電系統蓄電池用電力変換装置４４に通知する。
図２に示された、配電系統蓄電池システム４１は、本実施の形態に係る「電力変換システム」の一実施例に対応し、配電系統蓄電池用電力変換装置４４は、本実施の形態に係る「電力変換装置」の一実施例に対応する。又、配電系統２４は、「交流系統」の一実施例に対応し、配電系統蓄電池４０は「分散電源」の一実施例に対応する。尚、図１では、複数の配電系統蓄電池システム４１（即ち、配電系統蓄電池用電力変換装置４４）が接続された交流系統（配電系統２４）が例示されているが、交流系統に接続される配電系統蓄電池システム４１及び配電系統蓄電池用電力変換装置４４が１個の場合であっても、本開示を適用することが可能である点について、確認的に記載する。
図３は、図１に示されたＣＥＭＳ３１の構成を説明するブロック図である。図３を参照して、ＣＥＭＳ３１は、通信回路３１１、記憶回路３１２、運転計画作成回路３１４、送信データ生成回路３１５、及び、分散電源管理部制御回路３１６を含む。
通信回路３１１は、通信線２５を介して、ＤＳＯ２１、各需要家（タウンＡ１００ａ、タウンＢ１００ｂ、タウンＣ１００ｃ、タウンＤ１００ｄ、ビル１０２、マンション１０３、及び、工場１０１）、メガソーラー用電力変換装置２７、同期発電機３０ａ，３０ｂ、並びに、配電系統蓄電池システム４１ａ，４１ｂ，４１ｃと通信する。
記憶回路３１２は、通信回路３１１を介して入手した、各種情報（計測結果及び各分散電源のステータス情報等）を記憶する。計測結果には、配電系統蓄電池システム４１ａ，４１ｂ，４１ｃから収集した、ＳＯＣ情報等が含まれる。
運転計画作成回路３１４は、ＤＳＯ２１からの制御指令に基づき、配電系統蓄電池システム４１ａ，４１ｂ，４１ｃの運転計画を作成する。例えば、実施の形態１では、３０分間隔で２４時間分の運転計画が作成される。
送信データ生成回路３１５は、運転計画作成回路３１４から出力される運転計画に係るデータを記憶するとともに、分散電源管理部制御回路３１６からの送信指令に基づいて、記憶したデータを通信回路３１１に出力する。通信回路３１１は、分散電源管理部制御回路３１６から出力される制御信号に基づいて、送信データ生成回路３１５から出力されるデータを送信する。
分散電源管理部制御回路３１６は、ＣＥＭＳ３１内の通信回路３１１、記憶回路３１２、運転計画作成回路３１４、及び、送信データ生成回路３１５の動作を管理する。又、分散電源管理部制御回路３１６は、配電系統蓄電池システム４１ａ，４１ｂ，４１ｃの仮想同期発電機制御部（制御装置４３内）、及び、電圧制御部（配電系統蓄電池用電力変換装置４４内）の制御パラメータについても生成する。
これらの仮想同期発電機制御部、及び、電圧制御部の詳細については後述するが、実施の形態１では、仮想同期発電機制御を実装した配電系統蓄電池システム４１の仮想同期発電機制御部、及び、電圧制御部の制御パラメータは、連系系統の場合、即ち、系統電源と接続されている配電系統２４に対して配電系統蓄電池用電力変換装置４４が電圧源として動作して連系する場合と、自立系統の場合、即ち、系統電源から切り離されている配電系統２４に対して配電系統蓄電池用電力変換装置４４が電圧源として動作する場合との間では、異なる値となる様に制御される。又、自立系統においても、同期発電機の有無、及び、仮想同期発電機制御を実装した配電系統蓄電池システム４１の台数に依存して、仮想同期発電機制御部、及び、電圧制御部の制御パラメータが変えられる。
図４は、図３に示されたＣＥＭＳ３１内の運転計画作成回路３１４の構成を説明するブロック図である。図４を参照して、運転計画作成回路３１４は、蓄電池運転計画生成回路３１４１、発電量予測回路３１４２、消費電力予測回路３１４３、分散電源運転計画作成管理回路３１４５、及び、運転計画作成部管理回路３１４６を含む。
発電量予測回路３１４２は、天気予報サーバー（図示せず）から２４時間分の天気予報情報を、通信回路３１１を介して入手するとともに、入手した天気予報情報、及び、発電量予測用に準備したデータベース情報（図示せず）に基づいて、メガソーラー２６の発電量を予測する。
消費電力予測回路３１４３は、ＣＥＭＳ３１の内部の時計情報（年月日、曜日、時刻）、及び、消費電力予測用に準備したデータベース情報（図示せず）に基づいて、各需要家の消費電力の合計を予測する。
蓄電池運転計画生成回路３１４１は、ＤＳＯ２１から通知される制御指令情報と、発電量予測回路３１４２が予測したメガソーラー２６の発電量予測結果と、消費電力予測回路３１４３が予測した需要家の消費電力予測情報とに基づいて、配電系統蓄電池用電力変換装置４４ａ，４４ｂ，４４ｃの運転計画（３０分毎－２４時間分の計画）、即ち、各分散電源の電力目標値を生成する。尚、ＤＳＯ２１から通知される制御指令情報は、変電所２０以下で消費される電力（供給電力）の計画値（３０分毎－２４時間分の計画）を含む。
分散電源運転計画作成管理回路３１４５は、蓄電池運転計画生成回路３１４１で生成した各分散電源の電力目標値を記憶するとともに、運転計画作成部管理回路３１４６より出力される制御信号に基づき、記憶した電力目標値を、送信データ生成回路３１５に出力する。
運転計画作成部管理回路３１４６は、蓄電池運転計画生成回路３１４１、発電量予測回路３１４２、消費電力予測回路３１４３、及び、分散電源運転計画作成管理回路３１４５の動作を管理する。
図５は、図１に示されたメガソーラー用電力変換装置２７の構成を説明するブロック図である。図５を参照して、メガソーラー用電力変換装置２７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２１２を含む。
電圧計２０１は、メガソーラー２６から出力される電圧（ＤＣ）を計測する。電流計２０２は、メガソーラー２６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、メガソーラー２６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２１２は、メガソーラー用電力変換装置２７とＣＥＭＳ３１との間で通信を行う。
図６は、図２に示された配電系統蓄電池用電力変換装置４４の構成を説明するブロック図である。図６を参照して、配電系統蓄電池用電力変換装置４４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４１２を含む。
電圧計４０１は、配電系統蓄電池４０から出力される電圧（ＤＣ）を計測する。電流計４０２は、配電系統蓄電池４０から出力される電流（ＤＣ）を計測する。第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３は、配電系統蓄電池４０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４１２は、配電系統蓄電池用電力変換装置４４と制御装置４３との間で通信を行う。
尚、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３（図５）及び第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３(図６）、並びに、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８（図５）及び第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８（図６）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。
図７は、図５に示された、メガソーラー用電力変換装置２７の第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３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７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、第１の切換え回路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、所謂、最大電力点追従制御を行う。最大電力点追従制御では、メガソーラー２６より発電される電力を最大限取り出すために、メガソーラー２６の最大電力点がサーチされる。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２０３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の各々に対して、制御パラメータ及び制御目標値等を出力するとともに、メガソーラー２６の発電状態等を管理する。第５の制御回路２０４４は、第１の切換え回路２０４３の制御信号を更に出力する。
第１の切換え回路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。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。第１の切換え回路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様に制御される。
図８は、図５に示された、メガソーラー用電力変換装置２７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８を参照して、第２の制御回路２０９は、位相検出回路２０９１、第１の正弦波生成回路２０９２、電流制御回路２０９０、及び、第６の制御回路２０９７を含む。又、電流制御回路２０９０は、減算器２０９３、第１のＰＩ（Proportional-Integral）制御回路２０９４、乗算器２０９５、減算器２０９６、第２のＰＩ制御回路２０９８、及び、第１のＰＷＭ（Pulse Width Modulation）変換回路２０９９を有する。尚、電流制御回路２０９０の機能は、系統交流電圧に同期して電力を出力する制御モードで、家庭に設置されている一般的な太陽光発電用の電力変換装置の制御機能に相当する。
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情報を検出する。第１の正弦波生成回路２０９２は、電圧計２１０で計測した系統交流電圧の振幅、及び、位相検出回路２０９１で検出した位相情報に基づき。交流の電圧波形に同期した正弦波を生成する。
実施の形態１では、位相検出回路２０９１は、交流の電圧波形からゼロクロス点を検出すると共に、ゼロクロス点検出結果から系統交流電圧の周波数を検出し、ゼロクロス点情報と共に第１の正弦波生成回路２０９２に出力する。尚、ゼロクロス点検出の詳細については、後述する。
電流制御回路２０９０は、電圧計２０６より出力される直流母線２０５の直流電圧に基づき、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８の制御指令値を生成する。電圧計２０６より出力される直流母線２０５の直流電圧は、減算器２０９３により、第６の制御回路２０９７より出力される直流母線電圧の目標値から減算される。
減算器２０９３で得られた減算値は、第１のＰＩ制御回路２０９４に入力される。第１のＰＩ制御回路２０９４は、第６の制御回路２０９７より出力される制御パラメータ（比例ゲイン及び積分時間）を用いた制御演算によって、直流母線２０５の直流電圧を所定値に制御するための指令値を生成する。
第１のＰＩ制御回路２０９４によって生成された指令値は、乗算器２０９５に出力されて、第１の正弦波生成回路２０９２から出力される交流の電圧波形に同期した正弦波と乗算される。これにより、乗算器２０９５からは、電流指令値が出力される。
乗算器２０９５から出力される電流指令値は、減算器２０９６に入力される。減算器２０９６は、電流指令値から、電流計２１１で計測した交流系統の電流値を減算して、電流偏差を算出する。減算器２０９６によって算出された電流偏差は、第２のＰＩ制御回路２０９８に入力される。
第２のＰＩ制御回路２０９８は、第６の制御回路２０９７より出力される制御パラメータ（比例ゲイン及び積分時間）を用いた制御演算によって、減算器２０９６による電流偏差を補償、即ち、電流偏差をゼロに制御するための制御指令値を生成する。生成された制御指令値は、第１のＰＷＭ変換回路２０９９に入力される。
第１のＰＷＭ変換回路２０９９は、第２のＰＩ制御回路２０９８からの制御指令値にＰＷＭ変調を施して、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８の制御指令値を生成する。生成された制御指令値は、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８に対して出力される。上述した様に、第１のＰＩ制御回路２０９４及び第２のＰＩ制御回路２０９８の制御パラメータについても、第６の制御回路２０９７から通知される。
更に、交流系統の実効電圧計測部（図示せず）で計測される交流系統の実効電圧、又は、交流系統の有効・無効電力計測部（図示せず）で計測した有効電力及び無効電力情報についても、通信インターフェース２１２（図５）を介して、第６の制御回路２０９７からＣＥＭＳ３１に通知される。更に、交流系統の実効電圧及び有効電力等の計測結果は、第６の制御回路２０９７から第５の制御回路２０４４（図７）にも通知される。これにより、第５の制御回路２０４４は、例えば、系統交流電圧の実効値が所定の基準値を超えた場合、メガソーラー２６の制御をＭＰＰＴ制御から電圧制御に切換えて、系統交流電圧の上昇を抑制することができる。
図９は、図６に示された、配電系統蓄電池用電力変換装置４４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９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、第２の切換え回路４０４３、及び、第７の制御回路４０４４を含む。
充電制御回路４０４１は、配電系統蓄電池４０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、配電系統蓄電池４０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、配電系統蓄電池４０の充電量（ＳＯＣ）、充放電電流、充放電電力量等を管理する。第７の制御回路４０４４は、第２の切換え回路４０４３の制御信号をさらに出力する。
第２の切換え回路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。
第２の切換え回路４０４３は、配電系統蓄電池４０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、配電系統蓄電池４０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様に制御される。
図１０は、図６に示された、配電系統蓄電池用電力変換装置４４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１０を参照して、第４の制御回路４０９は、交流周波数検出回路４０９１、実効電力算出回路４０９２、インバータ電流制御回路４０９４、インバータ電圧制御回路４０９５、第３の切換え回路４０９６、及び、第８の制御回路４０９７を含む。
交流周波数検出回路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。実施の形態１では、後述する手法によって交流の電圧波形からゼロクロス点を検出して、検出したゼロクロス点の時間間隔から周波数が検出される。尚、系統交流電圧の周波数検出は、ゼロクロス点の検出を用いる手法に限定されない点について、確認的に記載する。
実効電力算出回路４０９２は、電圧計４１０及び電流計４１１で計測した系統交流電圧情報及び交流電流情報から実効電力を算出する。例えば、実施の形態１では、交流周波数検出回路４０９１より出力されるゼロクロス点検出情報及び交流周波数情報に基づき、系統交流電圧波形の１周期分の電力を積算することによって、実効電力を算出する。但し、実効電力は、上記以外の手法によっても算出することが可能である。例えば、交流系統が三相交流の場合には、三相の交流電圧及び電流のｄ－ｑ変換値を用いて実効電力を算出することが可能である。
インバータ電流制御回路４０９４は、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８を電流制御によって動作させる場合の制御指令値を生成する。尚、インバータ電流制御回路４０９４は、図８中の電流制御回路２０９０と制御パラメータが異なるだけで、回路構成及び動作を同一とすることで構成できる。このため、インバータ電流制御回路４０９４についての詳細な説明は省略する。
インバータ電圧制御回路４０９５は、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８を電圧制御、即ち、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８から系統交流電圧を出力する制御によって動作させる場合の制御指令値を生成する。
第３の切換え回路４０９６は、インバータ電流制御回路４０９４が生成した制御指令値（電流制御）と、インバータ電圧制御回路４０９５が生成した制御指令値（電圧制御）との一方を、第８の制御回路４０９７の出力に従って選択して、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８に対して出力する。即ち、配電系統蓄電池用電力変換装置４４の第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８は、電圧制御又は電流制御のいずれによっても動作可能であり、第８の制御回路４０９７の出力に従って電圧制御又は電流制御の一方が適用されて動作する。
第８の制御回路４０９７は、電圧計４０６及び電流計４０７より出力される直流母線４０５に関する計測結果、電圧計４１０及び電流計４１１より出力される交流系統に関する計測結果、並びに、第３の制御回路４０４から出力される第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３のステータス情報等を収集する。第８の制御回路４０９７によって収集された計測結果及びステータス情報等は、通信インターフェース４１２を介して、制御装置４３等に通知される。
上述したインバータ電流制御回路４０９４及びインバータ電圧制御回路４０９５の各種制御パラメータは、第８の制御回路４０９７から通知される。尚、実施の形態１では、図２で説明した様にインバータ電圧制御回路４０９５の制御パラメータは、ＣＥＭＳ３１から通知されたものが、第８の制御回路４０９７を経由して通知される。これは、以下の理由による。
実施の形態１で示す様に、配電系統蓄電池用電力変換装置４４の外部の制御装置４３に仮想同期発電機制御機能を持たせる場合、詳細は後述するが、配電系統蓄電池用電力変換装置４４に周波数指令値が送付されるまでには、計測遅延、処理遅延、及び、通信遅延等が発生することにより、配電系統蓄電池用電力変換装置４４から出力される交流系統周波数に、当該周波数指令値が反映されるまでには遅延が生じる。一方で、負荷変動又は発電量変動に対する過不足電力は、配電系統蓄電池用電力変換装置４４自身が処理するため、ほぼ遅延時間なしに対処することができる。この遅延時間の有無の差によって、系統周波数及び系統電圧の関係が、周波数指令値による想定とは変わることにより、配電系統２４の挙動が不安定になる虞がある。尚、本明細書において、電力変換装置に対して、「外部」の制御装置とは、電力変換装置及び制御装置の間での情報の授受に、通信インターフェースの介在を要することと等価であるものとする。
自立マイクログリッドに仮想同期発電機制御機能を実装した配電系統蓄電池システム４１が１台の場合は自身が系統交流電圧の周波数を決定し、出力するため処理遅延の影響は、それ程大きくはならない。一方で、２以上の複数台の配電系統蓄電池システム４１が連携して自立マイクログリッドを構築する場合には、台数の増加に応じて、この遅延時間が自立マイクログリッドの安定動作に影響することが懸念される。
一例として、２台の配電系統蓄電池システム４１が接続されていた場合を想定して説明する。自立マイクログリッド内で負荷又は発電量の急変が発生すると、上記遅延時間の影響により、配電系統蓄電池システム４１が出力する電力の変化に対して、配電系統蓄電池システム４１が出力する系統交流電圧の周波数が遅れて変化する。
これにより、２台の配電系統蓄電池システム４１が出力する系統交流電圧の位相が最適な制御ポイントからずれると、２台の配電系統蓄電池システム４１間で横流が発生する。その際、各配電系統蓄電池システム４１の電圧制御部の応答速度が高いと、横流が発散して大きな電流が生じることにより、自立マイクログリッドが保護停止してしまうことが懸念される。
このため、本実施の形態１では、ＣＥＭＳ３１が各配電系統蓄電池システム４１に対して送付する、電圧制御（インバータ電圧制御回路４０９５）の制御パラメータを、マイクログリッド内で動作する仮想同期発電機制御機能を実装した配電系統蓄電池システム４１の台数に応じて可変に設定する。具体的には、当該台数が多い程、電圧制御の応答時間が長くなる様に、各配電系統蓄電池用電力変換装置４４内のインバータ電圧制御回路４０９５内の制御パラメータを設定することで、配電系統蓄電池用電力変換装置４４が出力する交流電圧の制御の応答時間を最適に設定して、自立マイクログリッドの安定性を確保することができる。この結果、複数台の仮想同期発電機制御機能を実装した配電系統蓄電池システム４１が電圧源として並列動作することで自立マイクログリッドを構成する場合、１台で自立マイクログリッドを構成する場合と比較して、配電系統蓄電池用電力変換装置４４が出力する交流電圧の制御の応答時間が長くなる様に、各配電系統蓄電池用電力変換装置４４に通知される制御パラメータが設定される。
同様に、配電系統蓄電池用電力変換装置４４の制御応答速度を決めるインバータ電圧制御回路４０９５の制御パラメータについては、自立マイクログリッドを構成する際と、系統に連系する様に動作する際とで、異なる設定とすることが好ましい。具体的には、連系系統の場合には、系統を支える同期発電機の応答が早いため、配電系統蓄電池用電力変換装置４４側での制御応答を抑えることが、電力系統の安定性を担保する面からは好ましい。従って、ＣＥＭＳ３１は、配電系統蓄電池用電力変換装置４４が連系系統する場合には、自立マイクログリッドを構成する場合と比較して、配電系統蓄電池用電力変換装置４４の出力電圧制御の応答時間が長くなる様に、インバータ電圧制御回路４０９５の制御パラメータを設定する。より詳細には、連系系統の際の配電系統蓄電池用電力変換装置４４の出力電圧制御の応答時間は、１台で自立マイクログリッドを支える場合の当該応答時間よりも長くなる様に、インバータ電圧制御回路４０９５の制御パラメータが設定される。これにより、仮想同期発電機制御機能を実装した配電系統蓄電池システム４１が連系系統する場合にも、不必要な擾乱を発生させることなく、系統に慣性力を与えることができる。
同様に、制御装置４３内の仮想同期発電機制御回路４３３の制御パラメータについても、本実施の形態１ではＣＥＭＳ３１から通知される。これは、以下の理由による。
上述した様に、配電系統蓄電池用電力変換装置４４の外部の制御装置４３に仮想同期発電機制御機能を持たせる場合、配電系統蓄電池用電力変換装置４４に周波数指令値を送付する際に、計測遅延、処理遅延、及び、通信遅延等が発生するため、配電系統蓄電池用電力変換装置４４から出力する交流系統周波数に上記周波数指令値が反映されるまでに遅延が発生する。
これに対して、自立マイクログリッド内で負荷変動又は発電量変動が発生した場合、複数台の仮想同期発電機制御機能を実装した配電系統蓄電池システム４１は、上記負荷変動又は発電量変動に対応して、配電系統蓄電池用電力変換装置４４の出力電力を変化させることができる。しかしながら、周波数指令値は外部の制御装置４３で生成されるため、上記変動に対応した配電系統蓄電池用電力変換装置４４の出力電力の変化は、周波数指令値に対して即座には反映されない。
このため、後述する、制御装置４３内の仮想同期発電機制御回路４３３の制御ゲイン（特に、制動係数Ｄｇ及び速度調整率Ｋｇｄ）が高いと、各々の配電系統蓄電池システム４１の出力する系統交流電圧の周波数が大きく変化する。これにより、配電系統蓄電池システム４１同士で電力のキャッチボールが行われることで、各々の配電系統蓄電池システム４１が出力する系統交流電圧の周波数が発振する様になると、最終的には配電系統蓄電池システム４１が停止する虞がある。
このため、本実施の形態１では、自立系統（自立マイクログリッド）に、仮想同期発電機制御を実装した配電系統蓄電池システム４１（配電系統蓄電池用電力変換装置４４）が複数台接続されて電圧源として動作する場合には、仮想同期発電機制御を実装した配電系統蓄電池システム４１の台数に応じて、後述する仮想同期発電機制御内の制御ゲイン（少なくとも、制動係数Ｄｇ）を可変に設定する様に、ＣＥＭＳ３１が構成される。尚、制動係数Ｄｇについての詳細は後述する。これにより、自立系統に、仮想同期発電機制御を実装した配電系統蓄電池システム４１が複数台接続されて並列に電圧源として動作する場合においても、配電系統２４に不必要な擾乱を発生させることなく、系統に慣性力を与えることができる。
同様に、制御装置４３内の仮想同期発電機制御回路４３３の制御ゲインは、配電系統蓄電池システム４１（配電系統蓄電池用電力変換装置４４）が、自立マイクログリッドを構成する際と、連系系統の際との間で、異なる値に設定することが好ましい。具体的には、連系系統の際には、系統を支える同期発電機の応答が早いため、仮想同期発電機制御回路４３３内の制御パラメータ（特に、制動係数Ｄｇ及び速度調整率Ｋｇｄ）を、負荷変動または発電量変動に対する系統交流電圧の制御応答速度が低くなる様に設定することで、電力系統の安定性を担保することができる。詳細には、仮想同期発電機制御回路４３３の制御ゲインについても、連系系統の場合の配電系統蓄電池用電力変換装置４４の、負荷変動又は発電量変動に対する系統交流電圧の制御応答速度が、１台で自立マイクログリッドを支える場合の当該応答速度よりも遅くなる様に、ＣＥＭＳ３１によって設定される。これにより、仮想同期発電機制御機能を実装した配電系統蓄電池システム４１が連系系統する場合にも、不必要な擾乱を発生させることなく、系統に慣性力を与えることができる。
図１１は、図１０に示された交流周波数検出回路４０９１の構成を説明するブロック図である。
図１１を参照して、交流周波数検出回路４０９１は、位相検出回路４０９１０、周波数検出回路４０９１１、及び、第２の正弦波生成回路４０９１２を有する。例えば、位相検出回路４０９１０は、電圧計４１０より出力される交流系統の電圧波形から、ゼロクロス点を検出する。尚、位相検出回路４０９１０での位相検出方法はゼロクロス点検出に限るものではないことは言うまでもない。
周波数検出回路４０９１１は、位相検出回路４０９１０より出力されるゼロクロス点の周期から系統交流電圧の周波数を検出する。第２の正弦波生成回路４０９１２は、位相検出回路４０９１０でのゼロクロス点検出結果、周波数検出回路４０９１１での周波数検出結果、及び、ＣＥＭＳ３１より出力される系統交流電圧振幅に基づいて、系統交流電圧に同期した正弦波を発生する。
尚、本実施の形態１では、第２の正弦波生成回路４０９１２が生成した正弦波は、インバータ電流制御回路４０９４で配電系統蓄電池用電力変換装置４４を電流源として制御する際に使用される。交流周波数検出回路４０９１からはゼロクロス点検出情報（例えば、ゼロクロス点検出時刻）、周波数検出情報、及び、正弦波情報が出力される。
図１２は、図１０に示されたインバータ電圧制御回路４０９５の構成を説明するブロック図である。
図１２を参照して、インバータ電圧制御回路４０９５は、第３の正弦波生成回路４０９５１、減算器４０９５２、第３のＰＩ制御回路４０９５３、第２のＰＷＭ変換回路４０９５４、及び、第１の電流制限回路４０９５５を含む。
インバータ電圧制御回路４０９５は、制御装置４３内の仮想同期発電機制御回路４３３（詳細は後述）から出力される周波数情報（周波数指令値）と、ＣＥＭＳ３１によって生成された系統交流電圧の振幅情報（電圧振幅指令値）とに基づいて、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８を制御する制御指令値を生成する。尚、本実施の形態１では、制御装置４３から出力される周波数情報及び系統交流電圧の振幅情報は、図１０に示した通信インターフェース４１２を介した経路により、第８の制御回路４０９７を経由してインバータ電圧制御回路４０９５に入力される。
交流周波数検出回路４０９１からの正弦波情報（位相検出情報）は、第３の正弦波生成回路４０９５１に入力される。第３の正弦波生成回路４０９５１は、入力された周波数情報（周波数指令値）、位相情報（実施の形態１ではゼロクロス点検出情報）、及び、系統交流電圧の振幅情報に基づき、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８から出力する系統交流電圧の目標値を生成する。
減算器４０９５２は、第３の正弦波生成回路４０９５１の出力値（系統交流電圧の目標値）から電圧計４１０で計測された電圧を減算器４０９５２で減算して、電圧偏差を出力する。算出された電圧偏差は、第３のＰＩ制御回路４０９５３に出力される。第３のＰＩ制御回路４０９５３は、入力された電圧偏差を補償する、即ち、当該電圧偏差がゼロになる様に、ＰＩ制御演算に従って制御指令値を生成する。第３のＰＩ制御回路４０９５３は、制御指令値を第１の電流制限回路４０９５５に出力する。
第１の電流制限回路４０９５５は、第８の制御回路４０９７経由で入力される電流計４１１での計測結果に基づき、第３のＰＩ制御回路４０９５３から出力された制御指令値に対して制限を加える。具体的には、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の電流容量を超える電流が流れる場合には、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８を流れる電流が予め定められた電流値（例えば、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の電流容量）以下になる様に制御指令値を低下させる。
第１の電流制限回路４０９５５の出力は、第２のＰＷＭ変換回路４０９５４に入力される。尚、第３のＰＩ制御回路４０９５３及び第１の電流制限回路４０９５５の制御パラメータ（制御ゲイン、積分時間、及び、電流制限値）は、ＣＥＭＳ３１で生成されて、制御装置４３及び第８の制御回路４０９７を介して、インバータ電圧制御回路４０９５に入力される。尚、上述した様に、電圧源として動作するインバータ台数に応じて電圧制御部（インバータ電圧制御回路４０９５）の応答速度を低くする場合には、上記インバータ台数が多くなる程、第３のＰＩ制御回路４０９５３の制御ゲインの低下、及び、積分時間の上昇の少なくとも一方を行って、制御パラメータを構成する。
第２のＰＷＭ変換回路４０９５４は、第１の電流制限回路４０９５５から出力される指令値にＰＷＭ変調を施して、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の制御指令値を生成する。生成された制御指令値は、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８に対して出力される。
尚、第８の制御回路４０９７は、上述した交流系統の実効電圧計測部（図示せず）又は有効・無効電力計測部（図示せず）で計測した、交流系統の実効電圧、有効電力及び無効電力情報についても、通信インターフェース４１２を介して、制御装置４３（ＣＥＭＳ３１）に通知する。交流系統の実効電圧、有効電力及び無効電力等の計測結果は、第８の制御回路４０９７から第７の制御回路４０４４にも通知される。
図１２の構成において、インバータ電圧制御回路４０９５のうち、第３の正弦波生成回路４０９５１は「目標交流電圧生成部」の一実施例に対応し、減算器４０９５２、第３のＰＩ制御回路４０９５３、第２のＰＷＭ変換回路４０９５４、及び、第１の電流制限回路４０９５５は「電圧制御部」の一実施例に対応する。又、図６の通信インターフェース４１２及び電圧計４１０は「通信部」及び「電圧計測部」の一実施例にそれぞれ対応し、図１０の交流周波数検出回路（より特定的には、図１１の位相検出回路４０９１０）は「位相検出部」の一実施例に対応する。
図１３は、図２に示された制御装置４３の構成を説明するブロック図である。
図１３を参照して、制御装置４３は、第２の位相検出回路４３１、実効電力算出回路４３２、仮想同期発電機制御回路４３３、通信インターフェース（Ｉ／Ｆ）４３４、及び、管理回路４３５を含む。管理回路４３５は、通信インターフェース４３４及び通信線４５を介して、配電系統蓄電池用電力変換装置４４との間で通信することができる。又、管理回路４３５は、図２で示される様に、ＣＥＭＳ３１との間でも通信可能である。
第２の位相検出回路４３１は、電流／電圧計測装置４２より出力される交流系統の電圧波形からゼロクロス点を検出する。例えば、本実施の形態１では、具体的にはゼロクロス点時刻、及びゼロクロス点検出タイミングが検出される。第２の位相検出回路４３１では、前回検出したゼロクロス点時刻情報と、今回検出したゼロクロス点時刻情報とから、系統交流電圧の周波数が算出される。尚、位相検出回路４０９１０で説明したのと同様に、第２の位相検出回路４３１での位相検出は、ゼロクロス点検出に限るものではなく、周波数の算出手法も、上記の内容で限定されるものではない。
実効電力算出回路４３２は、電流／電圧計測装置４２から出力される交流系統の電流及び電圧情報、並びに、第２の位相検出回路４３１より出力されるゼロクロス点検出情報に基づいて、系統交流電圧１周期分の実効電力を算出する。その際に、実効電圧及び実効電流についても算出される。
仮想同期発電機制御回路４３３は、第２の位相検出回路４３１から出力されるゼロクロス点情報及び系統交流電圧の周波数情報と、実効電力算出回路４３２から出力される交流実効電力情報とに基づき、同期発電機が有する、慣性力、同期化力、及び制動力を、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０８（静止型インバータ）に持たせるための、仮想同期発電機制御を実行する。
ここで、仮想同期発電機制御技術について簡単に説明する。火力発電に代表される同期発電機の持つ機能としては、周波数に応じて出力する電力を調整する機能（ガバナー機能）、角速度を維持する機能（慣性力）、系統交流電圧と同期を取る機能（同期化力）、基幹系統の電圧調整機能（ＡＶＲ：Automatic Voltage Regulator）、系統事故時の系統交流電圧の瞬時低下の際にも運転を継続する機能等がある。仮想同期発電機制御技術では、同期発電機の持つ過渡機能を模擬する様に、静止型インバータの過渡応答が制御される。具体的には、ガバナー機能、動揺方程式に基づく質点系モデル（回転機の動特性）を模擬した機能、及び、ＡＶＲ機能の３つの機能を模擬する様に、静止型インバータの出力電圧が制御される。本実施の形態１では、特に、ガバナー機能及び動揺方程式に基づく質点系モデルを模擬した機能を実装した場合について説明する。
図３４には、仮想同期発電機制御技術を説明するための概念図が示される。尚、同期発電機の持つＡＶＲ機能については、主に、上位システム（実施の形態１ではＣＥＭＳ３１）から通知される出力電圧指令又は無効電力指令値に基づき制御される機能である。このため、実施の形態１では、ＡＶＲ機能について、仮想同期発電機制御回路４３３には実装されない例を説明する。即ち、系統交流電圧の電圧振幅指令については、仮想同期発電機制御回路４３３では生成されず、制御装置４３内の管理回路４３５及び通信インターフェース４３４を経由して、ＣＥＭＳ３１から配電系統蓄電池用電力変換装置４４に対して通知される。
以下、ガバナー機能及び動揺方程式に基づく質点系モデルを模擬した機能について具体的に説明する。
まず始めに、ガバナー機能について説明する。発電プラントにおけるガバナーは、火力発電、原子力発電のガスタービン或いは蒸気タービンの出力、又は、水力発電の水車のガイドベーン等を制御することによって、発電機の出力電力を制御する機能を有する。
交流電力系統では、需要電力が供給電力を超えると、系統交流電圧の周波数が低下する。出力制御が可能な火力発電機及び水力発電機は、ガバナーにドループ特性を持たることで、周波数が低下すると発電電力を増やす様に制御される。反対に、供給電力が需要電力を超えると、系統交流電圧の周波数が上昇する。この場合も同様に、出力制御が可能な火力発電機及び水力発電機は、ガバナーにドループ特性を持たせることで、周波数が上昇すると発電電力を減らす様に制御される。
図３４には、ガバナー機能が模式的に示されている。図３４に示される同期発電機モデルＭＰＧでは、同期発電機の回転子Ｍ１を回転させるための機械的入力Ｐｉｎが、調節弁Ｍ２によって制御される流量によって調整される。
同期発電機の回転子Ｍ１の角速度ωが増大すると、エネルギーの流入を調節する調節弁Ｍ２が、図中右側に移動する様に制御されることで、同期発電機への機械的入力Ｐｉｎが減少する。これに対して、同期発電機の回転子Ｍ１の角速度ωが減少すると、調節弁Ｍ２が図中左側に移動する様に制御されることで、同期発電機への機械的入力Ｐｉｎが増加する。
このような動作を通じて、同期発電機から出力される電気的出力Ｐｏｕｔを、同期発電機の角速度ωに相当する、自端の系統交流電圧の周波数に応じて、単独で制御することができる。上記動作を、同期発電機が個々に行った場合でも、系統交流電圧の周波数で管理されているため、発電機間で負荷分担を行うことが可能となる。ガバナーについては、電気学会より標準モデルとして１次遅れ形で構成したモデル等が提供されている。
本実施の形態１では、ガバナーを上述した一次遅れ系モデルで近似した場合の動作について説明する。下記の式（１）には、当該一次遅れ系の伝達関数Ｇ（ｓ）が示される。尚、式（１）中の（－１／Ｋｇｄ）は、ガバナーの比例ゲイン（Ｋｇｄ：速度調整率）を示し、Ｔｇは、一次遅れ系の時定数（Ｔｇ：ガバナー時定数）を示す。
Ｇ（ｓ）＝－１／（Ｋｇｄ×（１＋ｓ×Ｔｇ）） …（１）
次に、動揺方程式に基づく質点系モデルを模擬した機能について説明する。
同期発電機は、図３４に示す様に単位慣性定数Ｍを持つ回転子Ｍ１を有する。例えば、メガソーラー２６の発電電力が日射急変により急減した場合、上記ガバナー制御では、不足する電力を瞬時に賄うことができない。
同期発電機は、回転子Ｍ１に蓄積された回転エネルギーを電力に変換して、系統に出力する。その際、発電機回転子の角速度ω（回転数）が減少する。回転子Ｍ１の角速度が減少すると、ガバナー制御で供給される機械的入力Ｐｉｎが増加することで、需要電力に対する供給電力の不足がカバーされる。
式（２）には、同期発電機の回転子Ｍ１の質点系モデルを模擬する動揺方定式が示される。式（２）では、機械的入力Ｐｉｎ及び電気的出力Ｐｏｕｔは、角速度ωで除算することによって、入力トルクＴｉｎ及び出力トルクＴｏｕｔに換算されている。又、式（２）中のＤｇは制動係数を示し、上述した様に、Ｍは単位慣性定数を示す。
Ｔｉｎ－Ｔｏｕｔ＝Ｍ×（ｄω／ｄｔ）＋Ｄｇ×ω …（２）
本実施の形態１では、配電系統蓄電池用電力変換装置４４の外部の制御装置４３（仮想同期発電機制御回路４３３）に上記式（１），（２）を組み入れて、配電系統蓄電池用電力変換装置４４内の静止型インバータ（第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８）の周波数を制御する。これにより、当該静止型インバータ（第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８）は、同期発電機の持つ慣性力、同期化力、及び、制動力を模擬する様に、電圧源として動作する。
図１４は、図１３に示された仮想同期発電機制御回路４３３の構成を説明するブロック図である。
図１４を参照して、仮想同期発電機制御回路４３３は、減算器４３３１、ガバナー制御回路４３３２、加算器４３３３、減算器４３３４、及び、質点系演算回路４３３５を含む。
減算器４３３１は、第２の位相検出回路４３１から出力される周波数の実測結果から、ＣＥＭＳ３１から通知されて管理回路４３５から出力される目標周波数Ｆｒｅｆ（例えば、６０［Ｈｚ］）を減算して周波数偏差を算出する。減算器４３３１から出力された周波数偏差は、ガバナー制御回路４３３２に入力される。
図１５は、ガバナー制御回路４３３２の構成を説明するブロック図である。
図１５を参照して、ガバナー制御回路４３３２は、乗算器４３３２１、一次遅れ系モデル４３３２２、及び、リミッタ回路４３３２３を有する。一次遅れ系モデル４３３２２は、上述の式（１）中の「１／（１＋ｓ×Ｔｇ）」の伝達関数で表記される。
乗算器４３３２１は、減算器４３３１からの出力（周波数偏差）と、ＣＥＭＳ３１から通知されて管理回路４３５から出力される比例ゲイン（－１／Ｋｇｄ）とを乗算する。乗算器４３３２１の出力値は、一次遅れ系モデル４３３２２に出力される。上述の様に、本実施の形態１では、電気学会が提示している一次遅れ形の標準モデルをガバナー制御に使用する場合を例示しているので、一次遅れ系モデル４３３２２は、式（１）中の上記伝達関数を実装して構成される。一次遅れ系モデル４３３２２の出力は、リミッタ回路４３３２３によるリミッタ処理後、図１４の加算器４３３３に対して出力される。
再び図１４を参照して、加算器４３３３は、ガバナー制御回路４３３２の出力をオフセット値（オフセット電力）として、ＣＥＭＳ３１から通知されて管理回路４３５から出力される電力目標値Ｐｒｅｆに加算する。加算器４３３３の出力値は、質点系演算回路４３３５の制御電力目標値とされる。
減算器４３３４は、実効電力算出回路４３２より出力される実効電力から、加算器４３３３から出力される制御電力目標値を減算して、電力偏差を算出する。減算器４３３４によって算出された電力偏差は、質点系演算回路４３３５に入力される。
質点系演算回路４３３５は、減算器４３３４からの電力偏差を補償する、即ち、電力偏差をゼロにする様に、配電系統蓄電池用電力変換装置４４より出力する系統交流電圧の周波数及び位相を算出する。尚、ガバナー制御回路４３３２及び質点系演算回路４３３５の制御パラメータ（速度調整率Ｋｇｄ、ガバナー時定数Ｔｇ、単位慣性定数Ｍ、及び、制動係数Ｄｇ）は、本実施の形態１では、ＣＥＭＳ３１から通知される、仮想同期発電機制御の制御パラメータを使用するものとする。
図１６は、図１４に示された質点系演算回路４３３５の構成を説明するブロック図である。
図１６を参照して、質点系演算回路４３３５は、減算器４３３５１、積分器４３３５２、乗算器４３３５３、除算器４３３５４、加算器４３３５５、及び、位相計算回路４３３５６を含む。
減算器４３３５１は、減算器４３３４から出力された電力偏差から、乗算器４３３５３の出力値を減算した値を出力する。減算器４３３５１の出力値は、積分器４３３５２に入力される。
積分器４３３５２は、減算器４３３５１の出力値を単位慣性定数Ｍで除算して（即ち、（１／Ｍ）倍して）積分することで、図３４で示した同期発電機の回転子Ｍ１の目標角速度ωｒｅｆと、回転子Ｍ１の角速度ωとの差分値（Δω）を生成する。例えば、系統の周波数目標値を６０［Ｈｚ］とすると、ωｒｅｆ＝２×π×６０［ｒａｄ／ｓ］で与えられる。
積分器４３３５２の出力値（Δω）は、乗算器４３３５３に入力されて、ＣＥＭＳ３１から通知されて管理回路４３５より出力される制動係数Ｄｇと乗算される。
減算器４３３５１が、減算器４３３４から出力された電力偏差から、乗算器４３３５３の出力を減算することで、質点系演算回路４３３５では、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の制御において、同期発電機の持つ制動力を模擬することができる。
積分器４３３５２の出力（Δω）は、除算器４３３５４において（２×π）で除算されることにより、周波数差分情報（Δｆ）に変換される。この周波数差分情報（Δｆ）は、加算器４３３５５において、目標周波数（６０Ｈｚ）と加算されることにより、同期発電機の回転子Ｍ１の周波数（回転周波数）に変換される。加算器４３３５５の出力は、電圧制御の周波数指令値ｆ＊として、管理回路４３５へ入力される。
加算器４３３５５の出力（回転周波数）は、更に、位相計算回路４３３５６にも入力される。位相計算回路４３３５６では、回転子Ｍ１の周波数を積分することによって、回転子Ｍ１の位相が算出される。位相計算回路４３３５６によって得られた位相情報は、管理回路４３５へ入力される。一般的な仮想同期発電機制御では、当該位相情報は、電圧制御位相目標値として取り扱うことができるが、後述する様に、本実施の形態では、直接、電圧制御には用いられない。
尚、本実施の形態１では上述した様に、仮想同期発電機制御を実装した配電系統蓄電池システム４１内の仮想同期発電機制御回路４３３及びインバータ電圧制御回路４０９５の制御パラメータは、連系系統の場合と自立系統の場合で異なる様に設定される。又、自立系統においても、同期発電機の有無、及び、仮想同期発電機制御を実装して電圧源として動作する配電系統蓄電池システム４１の台数に応じて、仮想同期発電機制御回路４３３及び電流制御回路２０９０（図８）の制御パラメータが切り換えられる。より具体的には、仮想同期発電機制御回路４３３の応答速度を遅くする場合は、ガバナー時定数（Ｔｇ）を大きくする、速度調整率Ｋｇｄを小さくする（即ち、１／Ｋｇｄを大きくする）、単位慣性定数Ｍを大きくする、及び、制動係数Ｄｇを大きくする調整の少なくともいずれかが行われる。この際に、調整される制御パラメータの対象（一部又は全部）は任意である。又、質点系モデルの時定数は（Ｍ／Ｄｇ）で表すことができるので、質点系モデルの時定数（Ｍ／Ｄｇ）を一定に保つ様に、Ｍ及びＤｇの両方を調整することも可能である。
次に、図１から図２７Ｃを用いて、本実施の形態１の動作概要について説明する。
図１７は、配電系統蓄電池システム４１に実装した仮想同期発電機制御がカバーする領域を説明する概念図である。図１７の横軸は、時間軸であり、縦軸は需要変動幅を示す。
図１７を参照して、静止型インバータを制御する仮想同期発電機制御は、数十［ｍｓ］～数分の微小変動及び短周期変動をカバーする。数分以上の変動に対しては、仮想同期発電機制御ではなく、負荷周波数制御（ＬＦＣ：Load Frequency Control）又は経済負荷配分制御（ＥＤＣ：Economic Load-dispatching Control）にて対応することが一般的である。このため、以下では、仮想同期発電機制御部の応答性能は数秒以下であるものとして説明を続ける。
図１８は、実施の形態１に係る配電系統蓄電池システム４１に実装した仮想同期発電機制御における課題を説明するためのタイミングチャートである。
図１８において、１段目の波形は、配電系統蓄電池システム４１（配電系統蓄電池用電力変換装置４４）より出力される系統交流電圧を示す。２段目には、実効電力算出回路４３２で算出された配電系統蓄電池システム４１（配電系統蓄電池用電力変換装置４４）からの実効電力算出結果の出力タイミングが示される。
更に、３段目には、仮想同期発電機制御回路４３３で算出された周波数算出結果、即ち、周波数指令値の算出タイミングが示され、４段目には、通信インターフェース４３４からの周波数指令値の出力タイミングが示される。
図１８に示される様に、系統交流電圧に対応して算出された周波数指令値が、配電系統蓄電池用電力変換装置４４に通知されるまでには、遅延時間Ｔｄ１が発生する。遅延時間Ｔｄ１には、制御装置４３での計測遅延（実効電力算出及び交流周波数検出の処理時間）、処理遅延（計測結果に基づき周波数指令値を算出する際の処理時間）、並びに、通信遅延（算出した周波数指令値を配電系統蓄電池用電力変換装置４４に通知する際に発生する遅延時間）が含まれる。この遅延時間Ｔｄ１は、下記の理由から、図中に矢印で表記する様に一定とはならない。
一般に、制御装置４３の内部の処理は、図示しないＣＰＵ（Central Processing Unit）によって実行されるが、当該ＣＰＵは、仮想同期発電機制御以外にも、例えば、配電系統蓄電池システム４１の管理、ＣＥＭＳ３１との通信、及び、計測データの管理等の様々なタスクを処理する。従って、実効電力算出処理及びゼロクロス点の検出処理が完了しても、処理タスクの切換待ち時間等が発生することがあるため、制御装置４３内で生じる遅延時間は一定ではない。
又、通信遅延に関しても、例えば、制御装置４３がＣＥＭＳ３１等の他の機器と通信しているケース、配電系統蓄電池用電力変換装置４４が他の機器と通信をしているケース、通信帯域が他の通信で使用されているケース、及び、通信路の状況が悪く送信したデータが再送になるケース等、ケースに応じて遅延時間は異なる。
図１９は、配電系統蓄電池システム４１の制御動作を説明するための周波数指令値の受信タイミングを説明するための概念的な波形図である。図１９には、配電系統蓄電池用電力変換装置４４が出力する系統交流電圧の位相と周波数指令値の受信タイミングとの関係が示される。
図１９には、配電系統蓄電池用電力変換装置４４が出力する系統交流電圧の正弦波波形に対する、制御装置４３で生成された周波数指令値及び電圧振幅指令値が、配電系統蓄電池用電力変換装置４４のインバータ電圧制御回路４０９５内の第３の正弦波生成回路４０９５１（図１２）に通知されるタイミングが矢印で表記されている。
上述の様に、遅延時間Ｔｄ１はばらつくため、周波数指令値は、配電系統蓄電池用電力変換装置４４が出力する系統交流電圧の種々の電圧位相において受信されることになる。従って、周波数指令値が受信された状態で無条件に系統交流電圧の周波数を変えた場合には、電圧制御で基準となる系統交流電圧の目標値（電圧値）が、周波数を変更したタイミングで不連続となることで、系統擾乱が生じる可能性がある。
ここで、第３の正弦波生成回路４０９５１から出力される、系統交流電圧の目標値Ｖｔｒは、時刻ｔ、制御装置４３により生成された周波数指令値ｆ＊及び、ＣＥＭＳ３１から制御装置４３を経由して通知された電圧振幅指令値Ｖ＊、並びに、現在におけるＶｔｒの位相をθとすると、下記の式（３）で表すことができる。
Ｖｔｒ＝Ｖ＊×ｓｉｎ（２×π×ｆ＊×ｔ＋θ） …（３）
図２１には、制御装置から出力された周波数指令値を反映させるタイミングを説明するための概念的な波形図が示される。
図２１には、周波数指令値ｆ＊＝ｆ１で系統交流電圧を制御していた状態において、時刻ｔ０において、周波数指令値ｆ＊＝ｆ２が受信されたときの動作が示される。図２１中には、ｆ＊＝ｆ１に従う目標電圧波形が実線で示されている。変更された周波数指令値ｆ＊の受信タイミングで、即座に、周波数指令値ｆ＊の変更を反映して目標値Ｖｔｒを変更すると下記の問題が懸念される。
時刻ｔ０における系統交流電圧の目標値は、ｆ＊＝ｆ１の下では、Ｖ＊×ｓｉｎ（２×π×ｆ１×ｔ０＋θ）であるのに対して、ｆ＊＝ｆ２に変化させると、Ｖ＊×ｓｉｎ（２×π×ｆ２×ｔ０＋θ）となる。これにより、ｓｉｎの位相角が、（２×π×ｆ１×ｔ０＋θ）から（２×π×ｆ２×ｔ０＋θ）に変わる際に、大きな不連続が生じると、目標値Ｖｔｒの電圧値（瞬時値）の連続性が担保できない。
例えば、位相角（２×π×ｆ１×ｔ０＋θ）と、位相角（２×π×ｆ２×ｔ０＋θ）との差が、π（１８０［ｄｅｇ］）である場合には、時刻ｔ０以降での目標値Ｖｔｒの波形は、破線で示したものとなる。従って、時刻ｔ０を境にして、系統交流電圧の目標値Ｖｔｒ（電圧値）は、最大で、π（１８０［ｄｅｇ］）位相がずれる可能性があることが理解される。
従って、本実施の形態１では、配電系統蓄電池用電力変換装置４４が、現在出力している系統交流電圧の位相を検出し、検出した位相情報に基づいて、系統交流電圧の目標値Ｖｔｒ（以下、目標交流電圧Ｖｔｒとも称する）を算出する。より具体的には、本実施の形態１では、電圧計４１０で計測した交流電圧情報から検出された系統交流電圧のゼロクロス点を用いて、各の式（４）に従って、目標交流電圧Ｖｔｒが算出される。式（４）において、ｔｎは現在時刻を示し、ｔｚｃは、ゼロクロス点の検出時刻を示す。
Ｖｔｒ＝Ｖ＊×ｓｉｎ（２π×ｆ＊×（ｔｎ－ｔｚｃ）） …（４）
尚、ゼロクロス点検出時刻をｔ＝０と定義して、上述の現在時刻ｔｎを表すことで、式（４）は、下記の式（５）に変形することが可能である。式（４），（５）によれば、ゼロクロス点における位相角を基準（０［ｄｅｇ］）として、周波数指令値ｆ＊に従う角速度（２π×ｆ＊）を用いて算出された正弦波の位相角を用いて、目標交流電圧Ｖｔｒが生成される。
Ｖｔｒ＝Ｖ＊×ｓｉｎ（２π×ｆ＊×ｔｎ） …（５）
次に、図２０を用いてゼロクロス点検出時刻の検出手法の一例を説明する。
本実施の形態１では、電圧計４１０で計測した系統交流電圧は、Ａ／Ｄ変換器（図示せず）を用いて、デジタルデータに変換される。この際のサンプリング周波数は、例えば、第２のＰＷＭ変換回路４０９５４でのキャリア周波数と揃えることができる。
デジタル変換された系統交流電圧（デジタル値）は、ＦＩＲ（Finite Impulse Responseフィルタ）等を用いたフィルタ処理によって、ノイズ成分が抑制される。図２０には、フィルタ処理後の系統交流電圧（デジタル値）のゼロクロス点付近（立ち上がり部、即ち、位相θ＝０［ｄｅｇ］前後）の拡大図が示される。
図２０を参照して、ゼロクロス点を挟む２個の系統交流電圧（デジタル値）の間では、符号（正／負）が反転する。ゼロクロス点を検出するためには、系統交流電圧の符号が負から正に変わる２個のサンプリング時刻ｔｎ－１及びｔｎが抽出される。時刻ｔｎ－１での電圧値Ｖｎ－１（Ｖｎ－１＞０）及び時刻ｔｎでの電圧値Ｖｎ（Ｖｎ＞０）の線形補間により、ゼロクロス点の検出時刻ｔｚｃは、下記の式（６）によって求めることができる。
ｔｚｃ＝（ｔｎ－１）＋（ｔｎ－ｔｎ－１）×－Ｖｎ－１／（Ｖｎ－Ｖｎ－１） …（６）
尚、交流波形のゼロクロス点には、符号が負から正に変わることで検知できるθ＝０［ｄｅｇ］のものと、符号が正から負に変わることで検知できるθ＝１８０［ｄｅｇ］のものとの２種類があるが、以下、本実施の形態では、θ＝０［ｄｅｇ］のゼロクロス点を対象として、単に、ゼロクロス点と称することとする。
再び図２１を参照して、本実施の形態１では、電圧計４１０で計測した系統交流電圧、即ち、配電系統蓄電池用電力変換装置４４から出力された系統交流電圧のゼロクロス点に基づいて、第３の正弦波生成回路４０９５１より出力する系統交流電圧の目標値（電圧値）の周波数を切り換える。
即ち、図２１の例では、時刻ｔ０で周波数指令値ｆ＊＝ｆ２が受信されても、ゼロクロス点に相当する時刻ｔ１までの間は、ｆ＊＝ｆ１として目標交流電圧Ｖｔｒが設定され、時刻ｔ１から、ｆ＊＝ｆ２とした目標交流電圧Ｖｔｒの算出が開始される。これにより、目標交流電圧Ｖｔｒの電圧値がゼロ付近のときに周波数指令値ｆ＊及び／又は電圧振幅指令値Ｖ＊を切り換えることで、電圧値の連続性を確保できる。
即ち、図１９に示した様に、制御装置４３の処理遅延及び通信遅延等によって周波数指令値が、配電系統蓄電池用電力変換装置４４が出力する系統交流電圧の様々な位相で受信されたとしても、周波数指令値を切り換えるタイミングをゼロクロス点とすることで、系統に不必要な擾乱を与えることなく、配電系統蓄電池用電力変換装置４４から系統交流電圧を出力することができる。
次に、図１～図２７Ｃを用いて本実施の形態１の電力変換装置の動作を説明する。
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接続される配電系統について説明する。実施の形態１では、配電系統２４には、変電所２０から配電系統電圧を所定の電圧内に制御するため、変電所２０とメガソーラー用電力変換装置２７（又は、配電系統蓄電池システム４１ａ、或いは、タウンＤ１００ｄ）との間に、３つのＳＶＲ２３が直列に接続されている。
又、電流源として動作するメガソーラー用電力変換装置２７の近傍には、配電系統蓄電池システム４１ａが設置されている。本実施の形態１では、配電系統蓄電池システム４１ａは、電圧源として動作し、メガソーラー２６の発電電力のしわ取りも、配電系統蓄電池システム４１ａの仮想同期発電機制御回路４３３を動作させることで行っている。
又、負荷としてはタウンＡ１００ａ、タウンＢ１００ｂ、タウンＣ１００ｃ、タウンＤ１００ｄ、工場１０１、ビル１０２、及び、マンション１０３が例示されている。これらの負荷には、変電所２０からの電力、メガソーラー２６の発電電力、及び、配電系統蓄電池４０ａ～４０ｃからの電力が供給される。更に、工場１０１には、同期発電機３０ａ、ビル１０２には、同期発電機３０ｂが、それぞれ非常用に配置されている。
ここで、変電所２０から供給される電力、メガソーラー２６の発電電力、及び、配電系統蓄電池４０ａ～４０ｃからの放電電力で配電系統を支えていた系の動作を説明する。
図２２は、図１に示すＣＥＭＳ３１を中心とした分散電源システムのシーケンス図である。図２２には、ＣＥＭＳ３１を中心実施する３０分周期の処理シーケンスが示される。ＣＥＭＳ３１は、ｎ台（ｎ：整数）の制御装置４３を統括して運転計画を作成する。
図２２において、３０分周期処理が開始されると、ＤＳＯ２１は、ＣＥＭＳ３１に対して、収集した計測データの出力要求を通信線２５を介して出力する。ＣＥＭＳ３１は、ＤＳＯ２１からの要求を受信すると、配電系統蓄電池システム４１に対して、計測データ（３０分間の充放電電力量、ＳＯＣ情報等）を送信するよう要求する。ＣＥＭＳ３１からの計測データの送信要求を受信すると、配電系統蓄電池システム４１内の制御装置４３は、計測データをＣＥＭＳ３１に通知する。
ＣＥＭＳ３１は、すべての配電系統蓄電池システム４１からの計測データの収集が完了すると、ＣＥＭＳ３１が３０分周期処理内で収集した需要家に関するデータを含む配電系統蓄電池４０の運転計画作成に使用するために収集した上記計測データをＤＳＯ２１に送信する。送信される収集計測データは、例えば、各需要家の消費電力量、並びに、メガソーラー２６の発電電力量、配電系統蓄電池４０の充放電電力量及びＳＯＣ等の計測結果を含む。
ＤＳＯ２１は、計測結果を受信すると、配電系統蓄電池４０の運転計画を作成するために必要となる、２４時間分の３０分周期の需給計画を作成し、作成した運転計画をＣＥＭＳ３１に通知する。需給計画は、３０分間毎に変電所２０を介して配電系統２４に供給する総供給電力量を規定する。
ＣＥＭＳ３１は、配電系統蓄電池４０の運転計画作成に使用する上記情報を受信すると、配電系統蓄電池４０の運転計画及び制御パラメータを生成する。尚、運転計画及び制御パラメータの具体的な作成手法については後述する。配電系統蓄電池４０の運転計画、及び、制御パラメータの作成が完了すると、ＣＥＭＳ３１は、各配電系統蓄電池システム４１内の制御装置４３に対して、運転計画及び制御パラメータを送信して、３０分周期処理を終了する。
次に、図２３を用いて、制御装置４３を中心とした配電系統蓄電池システム４１のシーケンスを説明する。
図２３を参照して、制御装置４３は、上述した３０分周期処理が終了し、蓄電池運転計画の受信を完了すると、逐次処理を開始する。尚、本実施の形態１では、蓄電池運転計画には、３０分間の配電系統蓄電池４０の電力指令値、並びに、系統交流電圧の電圧振幅指令値及び各種制御パラメータが含まれる。この制御パラメータは、仮想同期発電機制御回路４３３及びインバータ電圧制御回路４０９５内の制御部のパラメータ等を含む。
制御装置４３は、逐次処理では、配電系統蓄電池用電力変換装置４４に対して充放電電力等の計測データの出力要求を送信する。配電系統蓄電池用電力変換装置４４は、計測データの出力要求を受信すると、計測データ（計測結果）を制御装置４３に出力する。制御装置４３は、受信した各計測結果を、メモリ（図示せず）に一旦記憶する。
又、制御装置４３は、電流／電圧計測装置４２より出力される配電系統２４の交流電流及び交流電圧を、予め定められた時間間隔（サンプリング周期）でサンプリングする。制御装置４３では、サンプリング値に基づき、第２の位相検出回路４３１（図１３）での系統交流電圧のゼロクロス点時刻の検出、及び、実効電力算出回路４３２（図１３）での実効有効電力及び実効無効電力の算出が実行される。又、実効電力算出回路４３２では、計測した系統交流電圧及び交流系統電流に基づいて、実効電圧及び実効電流が更に算出される。
制御装置４３は、配電系統蓄電池用電力変換装置４４からの計測データの受信を完了すると、電流／電圧計測装置４２の出力、及び、ＣＥＭＳ３１から受信した電力指令値に基づいて、仮想同期発電機制御回路４３３（図１３）により、配電系統蓄電池用電力変換装置４４に通知する周波数指令値を算出する。
制御装置４３は、周波数指令値の算出が終了すると、算出した周波数指令値、並びに、ＣＥＭＳ３１から受信した電圧振幅指令値及び電圧制御用の制御パラメータを、配電系統蓄電池用電力変換装置４４に通知する。これにより、制御装置４３の逐次処理が終了される。尚、本実施の形態１では、制御装置４３の逐次処理は、図１８に例示した様に、系統交流電圧の１周期（１／６０［ｓｅｃ］）毎に実行されるものとする。但し、この逐次処理の周期は、系統交流電圧の１周期に限られるものではなく、系統交流電圧の複数周期毎或いは半周期毎に、上記逐次処理が行われてもよい。
次に、図２４を用いてＣＥＭＳ３１の詳細動作を説明する。図２４は、図１に示すＣＥＭＳ３１の制御処理を説明するフローチャートである。
図２４を参照して、ＣＥＭＳ３１は、処理が開始されると、Ｓ１０１により、ＤＳＯ２１からの計測データの出力要求を受信したか確認する。出力要求があった場合は（１０１のＹＥＳ判定時）、ＣＥＭＳ３１は、Ｓ１０２により、通信回路３１１を介して、ｎ台の制御装置４３から計測データを収集して、記憶回路３１２に一旦記憶する。更に、ＣＥＭ３１は、Ｓ１０３により、記憶回路３１２に記憶した計測データを、ＤＳＯ２１に送信する。
ＣＥＭＳ３１は、Ｓ１０３による計測データの送信後、及び、Ｓ１０１のＮＯ判定時（ＤＳＯ２１からの出力要求非受信）には、Ｓ１０４により、ＤＳＯ２１から運転計画作成要求を受信したか確認する。受信していない場合（Ｓ１０４のＮＯ判定時）には、処理はＳ１０１に戻される。一方で、ＣＥＭＳ３１は、受信していた場合（Ｓ１０４のＹＥＳ判定時）には、Ｓ１０５に処理を進めて、運転計画の作成処理を実行する。
図２５は、図２４のＳ１０５での運転計画作成処理の詳細を説明するフローチャートである。
図２５を参照して、ＣＥＭＳ３１は、運転計画の作成が開始されると、Ｓ１０５１により、メガソーラー２６の発電量予測を実行する。
図３及び図４に戻って、Ｓ１０５１では、分散電源管理部制御回路３１６は、通信回路３１１を介して、ＤＳＯ２１からの蓄電池運転計画通知を受信すると、運転計画作成回路３１４内の運転計画作成部管理回路３１４６（図４）に対して、運転計画の作成指示を出力する。運転計画作成部管理回路３１４６（図４）は、当該作成指示を受けると、蓄電池運転計画生成回路３１４１（図４）を経由して、発電量予測回路３１４２（図４）に対してメガソーラー２６の発電電力の予測指示を出力する。
発電量予測回路３１４２は、予測指示を受けると、インターネット上に配置された天気予報サーバー（図示せず）から２４時間分の天気予報を入手する。更に、発電量予測回路３１４２は、入手した天気予報と、発電量予測回路３１４２が管理する発電量予測用のデータベース（図示せず）のデータとを用いて、２４時間分の発電量を予測する。これにより、図２５のＳ１０５１の処理が実行される。尚、当該発電量予測用のデータベースは、３０分周期で収集したメガソーラー２６の発電量実績及び天気実績情報を用いて構築することが可能である。尚、具体的なデータベースの構築方法の説明は省略するが、任意の手法を採用することができる。
再び図２５を参照して、ＣＥＭＳ３１は、Ｓ１０５１での発電量予測が終了すると、Ｓ１０５２により、需要家の消費電力を予測する。
図４に戻って、Ｓ１０５２では、運転計画作成部管理回路３１４６は、発電量予測回路３１４２からメガソーラー２６の発電量予測結果を受けると、蓄電池運転計画生成回路３１４１を経由して、消費電力予測回路３１４３に対して需要家の消費電力の予測指示を出力する。消費電力予測回路３１４３は、当該予測指示を受けると、消費電力予測回路３１４３が管理する消費電力予測用のデータベースのデータ（図示せず）を用いて、２４時間分の需要家の消費電力を予測する。尚、当該消費電力予測用のデータベースは、３０分周期で収集した需要家の消費電力を、年月日、曜日、時刻情報、及び、天気情報で層別集計することによって、構築することができる。当該データベースの構築方法の説明についても省略するが、任意の手法が採用可能である。
図２５に戻って、ＣＥＭ３１は、Ｓ１０５２での需要家の消費電力予測が終了すると、Ｓ１０５３により、需要計画の作成を開始する。
図４に戻って、Ｓ１０５３において、運転計画作成回路３１４内の蓄電池運転計画生成回路３１４１は、消費電力予測回路３１４３から需要家の消費電力の予測結果を受けると、発電量予測回路３１４２によるメガソーラー２６の発電量予測結果、消費電力予測回路３１４３による需要家の消費電力を予測結果、及び、ＤＳＯ２１から通知された電力の需給計画に基づいて、配電系統蓄電池４０ａ～４０ｃの３０分毎の充放電計画を作成する。尚、当該充放電計画は、各々の３０分間で、配電系統２４に接続された配電系統蓄電池４０が充放電する電力量の合計値の計画を示す。又、上述の様に、電力の需給計画は、変電所２０以下の配電系統２４に計画している、２４時間分の電力供給計画（３０分毎の総供給電力量）を示す。
再び図２５を参照して、ＣＥＭＳ３１は、Ｓ１０５３での需要計画の作成が終了すると、Ｓ１０５４により、配電系統蓄電池４０ａ～４０ｃの充放電電力を策定する。
図３及び図４に戻って、Ｓ１０５４では、蓄電池運転計画生成回路３１４１は、通信回路３１１を介して記憶回路３１２に収集された、配電系統蓄電池４０ａ～４０ｃのＳＯＣ情報及び配電系統蓄電池４０ａ～４０ｃの蓄電池容量に基づき、上述した充放電計画の充放電電力（配電系統蓄電池４０全体の合計値）を配電系統蓄電池４０ａ～４０ｃの間で案分することによって、３０分毎の配電系統蓄電池４０ａ～４０のそれぞれの充放電電力を決定する。
実施の形態１では、２４時間分の蓄電池の運転計画を作成する際に、充電電力量が少ない場合には、配電系統蓄電池４０ａ～４０ｃのＳＯＣがほぼ同時にゼロになる様に運転計画を策定する。又は、充電電力量が十分にある場合には、配電系統蓄電池４０ａ～４０ｃがほぼ同時に満充電になる様に、運転計画を策定する。これは、以下の理由による。
例えば、１０［ＭＷ］を発電中のメガソーラー２６上を雲が横切ることで（例えば５分程度）、発電電力が低下、例えば、１０［ＭＷ］から４［ＭＷ」に低下した場合を想定する。又、配電系統蓄電池システム４１ａ～４１ｃの静止型インバータ容量を、それぞれ８［ＭＷ］、４［ＭＷ］、２［ＭＷ］とする。
ここで、配電系統蓄電池４０ａがＳＯＣがゼロとなった停止状態で、配電系統蓄電池４０ｂ及び４０ｃからそれぞれ１［ＭＷ］及び０．５［ＭＷ］を放電するよう蓄電池運転計画が通知されていたとする。この場合、日射急変により配電系統蓄電池４０ｂ及び４０ｃからの放電電力は、仮想同期発電機制御によって増加させても、静止型インバータ容量までの３［ＭＷ］と１．５［ＭＷ］を追加することしかできない。即ち、配電系統蓄電池４０ａを使用できない影響で、不足分の６［ＭＷ］の全てをカバーすることができない。
一方で、配電系統蓄電池４０ａ～４０ｃが動作していた場合は、配電系統蓄電池システム４１ａ～４１ｃの静止型インバータ容量の合計値である１４［ＭＷ］までの放電が可能となるので、仮想同期発電機制御でカバーできる電力範囲が広がる。従って、ＣＥＭＳ３１は、並列に動作可能な配電系統蓄電池システム４１の台数を増やすために、配電系統蓄電池４０ａ～４０ｃが、ほぼ同時にＳＯＣがゼロ、又は、満充電になる様に、配電系統蓄電池４０の運転計画を作成することが好ましい。
再び図２５を参照して、ＣＥＭＳ３１は、Ｓ１０５４での配電系統蓄電池４０ａ～４０ｃの充放電電力の策定が終了すると、Ｓ１０５５で配電系統蓄電池４０の出力電圧指令値を作成する。尚、本実施の形態１では、上述した様に配電系統蓄電池４０の電圧振幅（電圧指令値）はＣＥＭＳ３１から通知される交流系統電圧の出力電圧指令値を使用する。ＣＥＭＳ３１は、Ｓ１０５５が終了すると、Ｓ１０５の運転計画の作成処理を終了する。
図２４に戻って、ＣＥＭＳ３１は、運転計画の作成（Ｓ１０５）を終了すると、Ｓ１０６により、作成した運転計画を送信する。
図４に戻って、Ｓ１０６では、蓄電池運転計画生成回路３１４１は、作成した運転計画（電力目標値）を、分散電源運転計画作成管理回路３１４５に通知する。分散電源運転計画作成管理回路３１４５は、運転計画を受けると、図示していないメモリに記憶するとともに、送信データ生成回路３１５（図３）に通知する。
送信データ生成回路３１５は、運転計画（電力目標値）を受けると、送信フォーマットに加工して通信回路３１１に出力する。通信回路３１１は、送信データ生成回路３１５から送信データを受けると、通信線２５を介して対応する配電系統蓄電池システム４１内の制御装置４３に送信する。
再び図２４を参照して、ＣＥＭＳ２４は、Ｓ１０６において、全ての配電系統蓄電池システム４１への運転計画の送信が完了すると、Ｓ１０７に処理を進めて、ＣＥＭＳ３１を停止するかを確認する。停止する場合（Ｓ１０７のＹＥＳ判定時）には、ＣＥＭＳ３１の処理は終了される。一方で、停止しない場合（Ｓ１０７のＮＯ判定時）には、Ｓ１０１に処理を戻して、ＣＥＭ３１は動作を継続する。
次に、図５～図２７Ｃを用いて、メガソーラー用電力変換装置２７及び配電系統蓄電池システム４１の動作について説明する。まず、図５を用いてメガソーラー用電力変換装置２７の動作を説明する。
図５を参照して、メガソーラー２６が発電を開始すると、メガソーラー用電力変換装置２７内の第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３に対して、メガソーラー２６から出力される発電電力が入力される。これにより、メガソーラー２６より出力される第１の直流電圧が上昇する。第１の制御回路２０４は、電圧計２０１によって上記第１の直流電圧を監視する。第１の制御回路２０４は、第１の直流電圧が所定の電圧値を超えると、メガソーラー用電力変換装置２７を、待機動作から通常動作に移行させる。通常動作に移行すると、メガソーラー用電力変換装置２７において、第２の制御回路２０９は、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８を制御する。
以下、通常動作でのメガソーラー用電力変換装置２７の動作を説明する。図５において、第１の制御回路２０４は、メガソーラー２６にて電力が発電されているかを確認する。具体的には、上述した様に電圧計２０１より監視されるメガソーラー２６の出力電圧（第１の直流電圧）に基づいて、発電が可能であるか否かが確認される。第１の制御回路２０４は、第１の直流電圧が所定の電圧値を超えていた場合は、第２の制御回路２０９に対して、メガソーラー２６での発電が可能であることを通知する。
第２の制御回路２０９は、左記通知を受信すると、配電系統２４の系統交流電圧を電圧計２１０で監視することで、交流電力の配電系統２４が停電していないか、即ち、系統交流電圧が供給されているかを確認する。
第２の制御回路２０９は、電圧計２１０の検出値に基づいて、所定の系統交流電圧が供給されており、配電系統２４が停電中ではないことを確認すると、ＤＣ／ＡＣ変換回路２０８を起動するとともに、第１の制御回路２０４に対して、メガソーラー２６の発電開始指示を出力する。
尚、本実施の形態１では、通常運転時は、直流母線２０５の直流母線電圧を第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８で管理する場合について説明する。又、本実施の形態１では、配電系統２４に回生する電力については、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８を電流制御することで管理して、分散電源システム全体を動作させるものとする。
図７を参照して、第１の制御回路２０４中の第５の制御回路２０４４は、第２の制御回路２０９（図５）よりメガソーラー２６の発電開始指示が通知されると、ＭＰＰＴ制御回路２０４１に対して、メガソーラー２６の最大電力点追従制御を開始する様に指示を出力する。
以下、最大電力点追従制御方法について簡単に説明する。最大電力点追従制御では、前回の出力電圧指令値が、前々回の出力電圧指令値と比較して、上昇したか又は低下したかが逐次管理される。そして、今回計測したメガソーラー２６の発電電力と、前回計測したメガソーラー２６の発電電力を比較し、発電電力量が増加していた場合は、前回と同じ方向に出力電圧指令値を変える。具体的には、今回の発電量の計測の結果、メガソーラー２６での発電量が増加した場合は、前々回の出力電圧指令値に対して、前回の指令値が上昇していたときは、今回の出力電圧指令値は、増加するよう制御される。これに対して、前々回の出力電圧指令値に対して、前回の出力電圧指令値が低下していたときは、今回の出力電圧指令値は、低下する様に制御される。
反対に、今回計測したメガソーラー２６の発電電力が、前回計測したメガソーラー２６の発電電力よりも減少していた場合は、前々回の出力電圧指令値に対して、前回の出力電圧指令値が上昇していたときは、今回の出力電圧指令値は低下する様に制御される。一方、前々回の出力電圧指令値に対して、前回の出力電圧指令値が低下していたときには、今回の出力電圧指令値は増加する様に制御される。
この様に出力電圧指令値を制御することで、メガソーラー２６は、出力電力が最大となるよう動作点を探索する様に制御される。第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３は、第１の制御回路２０４より出力される出力電圧指令値に基づいて、内蔵されている昇圧回路（図示せず）での昇圧比を制御する。これにより、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３は、メガソーラー２６から出力される第１の直流電圧を出力電圧指令値に従って制御するとともに、第２の直流電圧（直流母線電圧）に変換して、直流母線２０５に出力する。
次に、再び図８を参照して、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８（図５）を制御する第２の制御回路２０９の動作を説明する。
位相検出回路２０９１は、電圧計２１０で計測した配電系統２４の系統交流電圧波形のゼロクロス点を検出する。第１の正弦波生成回路２０９２は、位相検出回路２０９１で検出したセロクロス点情報、及び、電圧計２１０より出力される系統交流電圧波形から、電流制御の際に使用する基準正弦波を生成する。当該基準正弦波は、配電系統２４の系統交流電圧波形に同期しており、第１の正弦波生成回路２０９２から乗算器２０９５に出力される。
直流母線２０５の電圧を計測する電圧計２０６の計測結果は、電流制御回路２０９０内の減算器２０９３及び第６の制御回路２０９７に入力される。尚、電流制御回路２０９０は、系統交流電圧に同期して電力を出力する制御（電流制御）を実行する。当該電流制御は、家庭に設置されている一般的な太陽光発電用の電力変換装置での制御方式である。
第６の制御回路２０９７には、直流母線２０５の目標電圧が記憶されている。当該目標電圧は、第６の制御回路２０９７から減算器２０９３へ出力される。減算器２０９３は、直流母線２０５の目標電圧から、電圧計２０６による直流母線電圧の計測値を減算した値を出力する。電流制御回路２０９０は、電圧計２０６より出力される直流母線電圧が上記目標電圧になる様に、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８が出力する交流電流を制御する。
第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３（図５）によって、メガソーラー２６からの発電電力の供給が開始されると、第２の制御回路２０９は、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８を制御して配電系統２４にメガソーラー２６で発電した電力を回生する。具体的には、第２の制御回路２０９は、電圧計２０６によって監視される、直流母線２０５の直流母線電圧が制御目標値を超えた場合には、配電系統２４の系統交流電圧波形に同期した電力を、配電系統２４に対して出力する様に、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８を制御する。
図８において、減算器２０９３の出力は、第１のＰＩ制御回路２０９４に入力される。第１のＰＩ制御回路２０９４は、減算器２０９３の出力がゼロになる様にＰＩ制御を実行する。第１のＰＩ制御回路２０９４の出力は、乗算器２０９５に入力される。第１のＰＩ制御回路２０９４は、乗算器２０９５において、第１の正弦波生成回路２０９２の出力と乗算されて、電流指令値に変換される。乗算器２０９５の出力（電流指令値）は、減算器２０９６に入力される。減算器２０９６は、電流指令値から電流計２１１で計測された配電系統２４の交流電流の計測値を減算した値を出力する。減算器２０９６の出力は、第２のＰＩ制御回路２０９８に入力される。
第２のＰＩ制御回路２０９８は、減算器２０９６の出力がゼロになる様にＰＩ制御を実行する。第２のＰＩ制御回路２０９８の出力は、第１のＰＷＭ変換回路２０９９にてＰＷＭ変調が施されて、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８の制御指令値に変換される。第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８は、第１のＰＷＭ変換回路２０９９より出力される制御指令値に基づき交流電流を出力する。
又、電圧計２１０で計測した系統交流電圧（交流実効電圧）が所定の電圧値を超えた場合、又は、ＣＥＭＳ３１からメガソーラー２６の発電電力の抑制要求が通知された場合には、第１の制御回路２０４内の第５の制御回路２０４４は、メガソーラー２６の制御をＭＰＰＴ制御から電圧制御に切り換える。具体的には、第５の制御回路２０４４は、電圧計２１０で計測した系統交流電圧（交流実効電圧）が所定の電圧値に収まる様に、又は、メガソーラー２６の発電電力がＣＥＭＳ３１から通知された電力値以下になる様に、メガソーラー２６の出力電圧を制御する。尚、ＭＰＰＴ制御及び電圧制御の切換は、図７の構成において、ＭＰＰＴ制御回路２０４１及び電圧制御回路２０４２の出力の一方を選択的に出力する第１の切換え回路２０４３に対する切換え制御信号を、第５の制御回路２０４４が設定することで実現される。
上述した様に、図８の第６の制御回路２０９７は、電圧計２０６及び電流計２０７より出力される直流母線２０５に関する計測結果、電圧計２１０及び電流計２１１より出力される交流系統に関する計測結果、並びに、第１の制御回路２０４から出力される第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３のステータス情報等を収集する。収集された各種情報は、通信インターフェース２１２を介して、ＣＥＭＳ３１等に通知される。
又、配電系統２４の電圧実効値についても、実効電圧計測部（図示）で計測した電圧実効値を、第６の制御回路２０９７からＣＥＭＳ３１に通知することができる。また、交流系統の有効・無効電力計測部（図示せず）で計測された有効電力及び無効電力の情報についても、通信インターフェース２１２を介して、第６の制御回路２０９７からＣＥＭＳ３１に通知することができる。尚、交流系統の実効電圧及び有効電力等の計測結果は、第５の制御回路２０４４（図７）にも通知することができる。第５の制御回路２０４４は、上述した様に、例えば、系統交流電圧の実効値が所定の電圧値を超えた場合には、メガソーラー２６の制御をＭＰＰＴ制御から電圧制御に切換えて、系統交流電圧の上昇を抑制する。
次に、図６～図２７Ｃを用いて配電系統蓄電池システム４１の動作を説明する。
まず、図１３、並びに、図２６Ａ及び図２６Ｂを用いて、制御装置４３の動作を説明する。図２６Ａ及び図２６Ｂは、制御装置４３の動作を、管理回路４３５の処理によって説明するフローチャートである。
図２６Ａを参照して、制御装置４３の動作が開始されると、管理回路４３５は、Ｓ２００により、各種制御パラメータを、予め定められた初期値に初期化する。管理回路４３５は、各種制御パラメータの初期化を完了すると、Ｓ２０１により、ＣＥＭＳ３１からの周波数指令値等の受信を通信インターフェース４３４に確認する。管理回路４３５は、周波数指令値等を受信していた場合（Ｓ２１０のＹＥＳ判定時）には、Ｓ２０２により、指令値受信フラグをセットした後に、Ｓ２０３に処理を進めて、電流／電圧計測装置４２から出力される系統交流電圧の電圧計測値及び電流計測値を取得する。周波数指令値等を受信していない場合（Ｓ２１０のＮＯ判定時）には、Ｓ２０２をスキップして、Ｓ２０３に処理が進められる。
管理回路４３５は、系統交流電圧の電圧計測値及び電流計測値の取得（Ｓ２０３）が完了すると、Ｓ２０４により、実効電力算出回路４３２（図１３）による実効電圧の演算処理の実行を指示する。これにより、実効電力算出回路４３２による、電流及び電圧の計測値、並びに、サンプリング期間（間隔）ΔＴの乗算値の積算処理が実行される。即ち、サンプリング周期毎に、積算値Ｗｅｆｆ＿ｃａｌに上記乗算値が逐次加算される。
管理回路４３５は、実効電力の演算（Ｓ２０４）が終了すると、Ｓ２０５により、第２の位相検出回路４３１（図１３）がゼロクロス点を検出したかを確認する。本実施の形態１では、位相検出回路４０９１０が電圧計４１０によって計測された系統交流電圧のゼロクロス点を検出するのと同様の手法で、第２の位相検出回路４３１において、電圧計２１０で計測された系統交流電圧のゼロクロス点が検出される。
ゼロクロス点が検出されると、Ｓ２０５がＹＥＳ判定とされて、処理は、図２６ＢのＳ２０６に進められる。Ｓ２０６では、第２の位相検出回路４３１により、図２０で説明した手法によって、式（６）を用いて、今回のゼロクロス点の検出時刻ｔｚｃ＿ｎを算出することができる。
更に、今回のゼロクロス点の検出時刻（ｔｚｃ＿ｎ）が算出されると（Ｓ２０６）、管理回路４３５は、第２の位相検出回路４３１に対して、系統交流電圧の周波数の算出処理を指示する。例えば、前回のゼロクロス点の検出時刻（ｔｚｃ＿ｎ－１）と今回のゼロクロス点の検出時刻（ｔｚｃ＿ｎ）との時間差から、下記の式（７）によって、周波数検出値Ｆｍｓｒを算出することができる。
Ｆｍｓｒ＝１／（ｔｚｃ＿ｎ－ｔｚｃ＿ｎ－１） …（７）
更に、管理回路３４５は、ゼロクロス点の検出タイミングでは、Ｓ２０８により、ゼロクロス点間（ｔｚｃ＿ｎ－１～ｔｚｃ＿ｎ）での積算値Ｗｅｆｆ＿ｃａｌ（Ｓ２０４）を、実効電力値Ｗｅｆｆに代入する。その後、Ｗｅｆｆ＿ｃａｌはクリアされる（Ｗｅｆｆ＿ｃａｌ＝０）。
管理回路４３５は、Ｓ２０８の処理が完了すると、Ｓ２０９により、指令値受信フラグがセットされているかを確認する。指令値受信フラグがセットされていた場合（Ｓ２０９のＹＥＳ判定時）には、Ｓ２１０により、ＣＥＭＳ３１から通知された仮想同期発電機制御指令値及び制御パラメータを、図示しないレジスタにセットする。これにより、レジスタにセットされる制御指令値及び制御パラメータは、ＣＥＭＳ３１から通知された最新の値に変更される。
一方で、指令値受信フラグがセットされていていない場合（Ｓ２０９のＮＯ判定時）には、Ｓ２１０及びＳ２１１をスキップして、処理はＳ２１２に進められる。
管理回路４３５は、Ｓ２１２では、図１４に示された仮想同期発電機制御回路４３３による仮想同期発電機制御を実施する。即ち、仮想同期発電機制御の制御周期は、第２の位相検出回路４３１によるゼロクロス点の検出周期と同等となる。
管理回路４３５は、Ｓ２１２では、仮想同期発電機制御回路４３３（図１４）に対して、式（７）に従って算出された周波数検出値Ｆｍｓｒ（Ｓ２０７）を、実測周波数として入力する。
図１４において、第２の位相検出回路４３１による系統交流電圧の実測周波数から、管理回路４３５から出力される基準系統交流電圧の目標周波数Ｆｒｅｆが、減算器４３３１によって減算される。減算器４３３１の出力、即ち、周波数偏差は、図１５に示したガバナー制御回路４３３２に入力される。
図１５に示されたガバナー制御回路４３３２では、減算器４３３１の出力と、管理回路４３５から通知される制御パラメータ（－１／Ｋｇｄ）とが、乗算器４３３２１で乗算される。乗算器４３３２１の出力は、一次遅れ系モデル４３３２２に入力される。尚、ガバナー制御回路４３３２で使用される、速度調整率Ｋｇｄ及びガバナー時定数Ｔｇは、上述したレジスタ（Ｓ２１０）にセットされた制御パラメータの値に設定される。図１５で説明した演算処理により、一次遅れ系モデル４３３２２の出力は、リミッタ回路４３３２３によるリミッタ処理後、図１４の加算器４３３３に対して出力される。
図１４では、加算器４３３３により、ガバナー制御回路４３３２の出力は管理回路４３５より出力される電力目標値（Ｐｒｅｆ）と加算される。電力目標値Ｐｒｅｆは、上述した様に、ＣＥＭＳ３１から通知されたものが、管理回路４３５から出力される。加算器４３３３の出力は、減算器４３３４によって、実効電力算出回路４３２より出力される実測した実効電力から減算される。即ち、加算器４３３３の出力値は、質点系演算回路４３３５の制御電力目標値とされており、ガバナー制御回路４３３２の出力は、ＣＥＭＳ３１から通知される電力目標値Ｐｒｅｆに対する、ガバナー制御を実現するためのオフセット値として加算されている。
図１６において、減算器４３３４の出力、即ち、実効電力の偏差と、管理回路４３５において上記レジスタ（Ｓ２１０）にセットされた、ＣＥＭＳ３１から通知された制御パラメータが入力される。これにより、図１６で説明した制御演算は、レジスタにセットされた、ＣＥＭＳ３１から通知された最新の単位慣性定数Ｍ及び制動係数Ｄｇを用いて実行される。これにより、上述した様に、加算器４３３５５からは、配電系統蓄電池用電力変換装置４４内のインバータ電圧制御回路４０９５で電圧制御を行う際の周波数指令値ｆ＊が出力される。
又、位相計算回路４３３５６からは、加算器４３３５５から出力された周波数情報（周波数指令値ｆ＊）を積分することで、同期発電機モデル（図２３）の回転子Ｍ１の位相を示す位相情報が出力される。尚、上述の様に、本実施の形態１では、当該位相情報は、周波数指令値ｆ＊とは異なり、インバータ電圧制御回路４０９５で電圧制御には用いられない。このため、位相計算回路４３３５６で算出された位相情報は、ＤＳＯ２１に通知する情報として使用される。この様にしてＳ２１２の仮想同期発電機制御によって生成された、これらの周波数情報（周波数指令値ｆ＊）及び位相情報は、管理回路４３５を経由して通信インターフェース４３４に出力される。
再び図２６Ｂを参照して、管理回路４３５は、Ｓ２１２によって周波数情報（周波数指令値ｆ＊）が算出されると、ＣＥＭＳ３１から受信した、電圧振幅指令値情報及びインバータ電圧制御回路４０９５で使用する制御パラメータとともに、所定のフォーマットに変換して、Ｓ２１３により、配電系統蓄電池用電力変換装置４４に通知する。この様に、ゼロクロス点の検出タイミング、即ち、Ｓ２０５（図２６Ａ）のＹＥＳ判定時には、管理回路３４５は、図２６Ｂに示されたＳ２０６～Ｓ２１３の後、図２６ＡのＳ２１４に処理を進める。一方で、管理回路３４５は、ゼロクロス点の検出タイミング以外（Ｓ２０５のＮＯ判定時）には、図２６Ｂに示されたＳ２０６～Ｓ２１３をスキップして、処理をＳ２１４に進める。
管理回路４３５は、Ｓ２１４では、配電系統蓄電池用電力変換装置４４に対する計測データの送信要求を、通信インターフェース４３４に出力する。通信インターフェース４３４は、管理回路４３５から計測データの送信要求を受けると、配電系統蓄電池用電力変換装置４４に対して、当該データ送信要求を出力する。管理回路４３５は、送信要求の出力後には、Ｓ２１５により、配電系統蓄電池用電力変換装置４４からの計測情報の受信を待機する。
管理回路４３５は、配電系統蓄電池用電力変換装置４４からの計測データを受信すると（Ｓ２１５のＹＥＳ判定時）、Ｓ２１６に処理を進めて、受信した計測情報をメモリ（図示せず）に記憶する。
管理回路４３５は、計測情報が記憶されると（Ｓ２１６）、Ｓ２１７により、ＣＥＭＳ３１からの計測情報の送信要求を受信したかを確認する。当該送信要求を受信していた場合（Ｓ２１７のＹＥＳ判定時）には、Ｓ２１８により、上記メモリに記憶される、配電系統蓄電池用電力変換装置４４より受信した計測情報がＣＥＭＳ３１に送信した後に、処理はＳ２０１に戻される。一方で、当該送信要求を受信していない場合（Ｓ２１７のＮＯ判定時）には、Ｓ２１８をスキップして、処理は、Ｓ２０１に戻される。この様にして、制御装置４３では、図２６Ａ及び図２６Ｂに示された制御処理が継続的に繰り返される。
次に、図２７Ａ～図２７Ｃを用いて、配電系統蓄電池用電力変換装置４４内の動作を説明する。図２７Ａ～図２７Ｃは、配電系統蓄電池用電力変換装置４４の動作を、第４の制御回路４０９及び第３の制御回路４０４の処理によって説明するフローチャートである。
図２７Ａを参照して、配電系統蓄電池用電力変換装置４４が動作を開始すると、第４の制御回路４０９は、Ｓ３００により、配電系統蓄電池用電力変換装置４４内の各種制御パラメータの初期化を行う。本実施の形態１では、Ｓ３００による初期化の際に、少なくともインバータ電圧制御回路４０９５の制御パラメータについては、配電系統蓄電池用電力変換装置４４が１台で電圧制御により自立系統（自立マイクログリッド）を起動した際に使用するパラメータが予めセットされているものとする。
第４の制御回路４０９は、各種制御パラメータの初期化（Ｓ３００）を完了すると，Ｓ３０１により、第４の制御回路４０９に含まれる第８の制御回路４０９７（図１０）が制御装置４３から指令値等を受信したかを確認する。第８の制御回路４０９７が指令値を受信していた場合（Ｓ３０１のＹＥＳ判定時）には、図２７ＢのＳ３０２に処理が進められる。
図２７Ｂを参照して、第４の制御回路４０９は、Ｓ３０２では、指令値受信フラグをセットして、Ｓ３０３により、制御装置４３から配電系統蓄電池用電力変換装置４４内の制御パラメータを受信したかを確認する。即ち、制御装置４３から受信した指令値等の情報（Ｓ３０１）に、制御パラメータが含まれていたかが確認される。
制御装置４３から制御パラメータが受信されていた場合（Ｓ３０３のＹＥＳ判定時）には、Ｓ３０４により、制御パラメータが変更される。具体的には、制御パラメータを保持するレジスタ（図示せず）に、制御装置４３から受信した最新の値がセットされる。制御装置４３から制御パラメータが受信されていない場合（Ｓ３０３のＮＯ判定時）には、Ｓ３０４はスキップされて、制御パラメータは、現在の値に維持される。第４の制御回路４０９は、Ｓ３０２～Ｓ３０４の後、図２７ＡのＳ３０５に処理を進める。
再び図２７Ａを参照して、第４の制御回路４０９は、Ｓ３０５では、電流計４１１（図６）で計測された、配電系統蓄電池用電力変換装置４４より出力される交流電流値と、電圧計４０６で計測された直流母線４０５の電圧値と、電圧計４１０計測された配電系統蓄電池用電力変換装置４４より出力される交流電圧値とを取り込む。
第４の制御回路４０９は、Ｓ３０６により、Ｓ３０５で取り込んだ配電系統２４の交流電流値及び交流電圧値を用いて、実効電力算出回路４０９２（図１０）により実効電力を算出する。Ｓ３０６では、Ｓ２０４（実効電力算出回路４３２）と同様の処理が、電流計４１１及び電圧計４０６による計測値を用いて実行される。これにより、実効電力算出回路４０９２による、電流及び電圧の計測値、並びに、サンプリング期間（間隔）ΔＴの乗算値の積算処理が実行される。即ち、サンプリング周期毎に、積算値Ｗｅｆｆｐ＿ｃａｌに上記乗算値が逐次加算される。
図１０に示される様に、電圧計４１０による系統交流電圧の計測値は、交流周波数検出回路４０９１に入力されて、図１１に示された位相検出回路４０９１０及び第２の正弦波生成回路４０９１２に入力される。位相検出回路４０９１０は、電圧計４１０によって計測された系統交流電圧波形のゼロクロス点を検出する。
再び図２７Ａを参照して、第４の制御回路４０９は、Ｓ３０６の処理が終了すると、Ｓ３０７により、位相検出回路４０９１０（図１１）がゼロクロス点を検出したかを確認する。
ゼロクロス点が検出されると、Ｓ３０７がＹＥＳ判定とされて、処理は、図２７ＣのＳ３０８ａに進められる。Ｓ３０８ａでは、位相検出回路４０９１０により、Ｓ２０６と同様に図２０で説明した手法によって、式（６）を用いて、今回のゼロクロス点の検出時刻ｔｚｃｐ＿ｎを算出することができる。
更に、今回のゼロクロス点の検出時刻（ｔｚｐｃ＿ｎ）が算出されると（Ｓ３０８ａ）、第４の制御回路４０９は、周波数検出回路４０９１１（図１１）に対して、ゼロクロス点検出時刻に基づく、周波数算出処理を指示する。例えば、前回のゼロクロス点の検出時刻（ｔｚｃｐ＿ｎ－１）と今回のゼロクロス点の検出時刻（ｔｚｃｐ＿ｎ）との時間差から、下記の式（８）によって、周波数検出値Ｆｍｓｒｐを算出することができる。
Ｆｍｓｒｐ＝１／（ｔｚｃｐ＿ｎ－ｔｚｃｐ＿ｎ－１） …（８）
更に、第４の制御回路４０９は、ゼロクロス点の検出タイミングでは、Ｓ３０９により、ゼロクロス点間（ｔｚｃｐ＿ｎ－１～ｔｚｃｐ＿ｎ）での積算値Ｗｅｆｆｐ＿ｃａｌ（Ｓ３０６）を、実効電力値Ｗｅｆｆｐに代入する。その後、Ｗｅｆｆｐ＿ｃａｌはクリアされる（Ｗｅｆｆｐ＿ｃａｌ＝０）。
第４の制御回路４０９は、Ｓ３０９の処理が完了すると、Ｓ３１０により、指令値受信フラグがセットされているかを確認する。指令値受信フラグがセットされていた場合（Ｓ３１０のＹＥＳ判定時）には、Ｓ３１１により、第３の正弦波生成回路４０９５１で生成する目標交流電圧の周波数（即ち、周波数指令値ｆ＊）を、ゼロクロス点の検出タイミングで変更する。一方で、指令値受信フラグがセットされていない場合（Ｓ３１０のＮＯ判定時）には、Ｓ３１１はスキップされて、目標交流電圧の周波数（周波数指令値ｆ＊）は維持される。その後、処理は、図２７ＡのＳ３１２に、処理が進められる。
この様に、本実施の形態１では、周波数指令値ｆ＊が変更されるタイミングは、図２０で説明したゼロクロス点検出タイミング（θ＝０［ｄｅｇ］）に限定されており、Ｓ３１１による周波数指令値ｆ＊の変更後では、時刻ｔｎにおける目標交流電圧Ｖｔｒは、下記の式（９）によって算出される。
Ｖｔｒ＝Ｖ＊×ｓｉｎ（２π×ｆ＊×（ｔｎ－ｔｚｃｐ＿ｎ） …（９）
これにより、図１９で説明した様に、制御装置４３からの仮想同期発電機制御による周波数指令値ｆ＊が、配電系統蓄電池用電力変換装置４４に受信されるタイミングが、系統交流電圧の位相上で不定であるのに対して、目標交流電圧Ｖｔｒの電圧値（瞬時値）が不連続になること（図２１）を回避することができる。これにより、配電系統２４に不必要な擾乱を与えることなく、配電系統蓄電池用電力変換装置４４から系統交流電圧を出力することができる。
図１２に示した様に、第３の正弦波生成回路４０９５１は、ゼロクロス点検出結果に基づいて、上記式（９）に従って、系統交流電圧の目標値である目標交流電圧Ｖｔｒを出力する。減算器４０９５２による、目標交流電圧Ｖｔｒから、電圧計４１０による系統交流電圧の計測値を減算した値（電圧偏差）は、第３のＰＩ制御回路４０９５３に入力される。第３のＰＩ制御回路４０９５３は、減算器４０９５２から出力される電圧偏差がゼロになる様に制御演算を実行する。尚、第３のＰＩ制御回路４０９５３に用いられる制御パラメータは、第８の制御回路４０９７から入力される。第３のＰＩ制御回路４０９５３の制御パラメータについても、周波数指令値と同様に、ＣＥＭＳ３１から変更された制御パラメータが通知されている場合には、ゼロクロス点検出時に最新値に変更される。
第３のＰＩ制御回路４０９５３の制御演算結果は、第１の電流制限回路４０９５５での上述したリミット処理後、第２のＰＷＭ変換回路４０９５４に入力される。第２のＰＷＭ変換回路４０９５４は、入力値に対するＰＷＭ変調によって、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の制御指令値を生成する。
再び図２７Ａを参照して、第４の制御回路４０９は、Ｓ３１２により、第３の正弦波生成回路４０９５１を用いて、上述した式（９）に従って目標交流電圧Ｖｔｒを生成する。更に、Ｓ３１３では、上述した図１２の構成によって第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８を制御して、配電系統２４に電力を供給する。
第３の制御回路４０４は、Ｓ３１４により、電圧計４０６による直流母線電圧の計測値を取得して、Ｓ３１５により、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３（図６）を制御する。
図６で説明した様に、第３の制御回路４０４は、電圧計４０６で計測した直流母線電圧の電圧値に基づいて、配電系統蓄電池４０から放電又は充電する電力を決定する。具体的には、第３の制御回路４０４内の第７の制御回路４０４４（図９）は、直流母線４０５の電圧が予め定められた値に維持される様に、配電系統蓄電池４０からの充放電電力を制御する。
上述した様に、本実施の形態１では、配電系統蓄電池システム４１には仮想同期発電機制御を実装しているため、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８は電圧源（電圧制御）として動作する。従って、第３の制御回路４０４は、直流母線４０５の電圧が一定値になる様に、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３（図６）を制御する。
図９で説明した様に、電圧計４０６による直流母線４０５の直流母線電圧の計測値は、充電制御回路４０４１、放電制御回路４０４２、及び、第７の制御回路４０４４に入力される。充電制御回路４０４１は、直流母線電圧が、第７の制御回路４０４４より出力される目標電圧よりも高い場合には、直流母線電圧が目標電圧になる様に、充電制御回路４０４１が配電系統蓄電池４０への充電電力を制御する。一方で、直流母線電圧が当該目標電圧よりも低い場合には、放電制御回路４０４２が配電系統蓄電池４０の放電電力を制御する。尚、充電制御回路４０４１の出力と放電制御回路４０４２の出力とは、第２の切換え回路４０４３に入力される。第２の切換え回路４０４３は、第７の制御回路４０４４からの切換制御信号に応じて、充電制御回路４０４１の出力と放電制御回路４０４２の出力との一方を、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３に送信される制御指令値として出力する。第７の制御回路４０４４は、電圧計４０６による直流母線電圧の計測値と、上記目標電圧との比較により、第２の切換え回路４０４３の切換制御信号を生成する。
この様にして、Ｓ３１５による第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８が行われると、第３の制御回路４０４は、Ｓ３１６により、電圧計４０１及び電流計４０２（図６）で計測した直流電圧及び直流電流の計測値に基づいて、配電系統蓄電池４０の充放電電力を算出する。算出された充放電電力は、第３の制御回路４０４内の第７の制御回路４０４４（図９）から第８の制御回路４０９７（図１０）へ通知され、当該通知結果は、第４の制御回路４０９内の第８の制御回路４０９７内のメモリ（図示せず）に記憶される。
更に、第４の制御回路４０９は、充放電電力の算出値を記憶してＳ３１６の処理を終了すると、処理をＳ３０１へ戻して、配電系統蓄電池用電力変換装置４４の制御を継続する。
以上説明した様に、本実施の形態１によれば、配電系統蓄電池用電力変換装置４４の外部の制御装置４３から、配電系統蓄電池用電力変換装置４４が出力する交流電圧の周波数指令値（ｆ＊）が通知される構成において、制御装置４３での計測遅延及び処理遅延、並びに、制御装置４３及び配電系統蓄電池用電力変換装置４４の間の通信遅延による遅延時間が一定せずに発生する場合においても、配電系統蓄電池用電力変換装置４４で検出した系統交流電圧の位相を元に、周波数指令値を変更する様に制御する。
具体的には、配電系統蓄電池用電力変換装置４４が出力する系統交流電圧の目標値（目標交流電圧Ｖｔｒ）を算出する際の時刻情報を、配電系統蓄電池用電力変換装置４４で検出した位相情報の検出時刻を基準として設定することで、制御装置４３からの周波数指令値及び電圧振幅指令値の到達タイミング（受信タイミング）にジッタ（ばらつき）が発生しても、系統交流電圧の目標値（電圧値）の連続性を担保することができる。この結果、不必要な擾乱を与えることなく、配電系統蓄電池用電力変換装置４４に対して外付けの制御装置４３により仮想同期発電制御を実現することができる。
以上の様に構成することで、仮想同期発電機制御機能を実装していない従来の蓄電池用電力変換装置においても、外部の制御機器を用いて、蓄電池用電力変換装置から出力する系統交流電圧の周波数制御を行うことで、仮想同期発電機制御機能を実現することができる。これにより、既設の従来の蓄電池用電力変換装置に対して、例えば、第８の制御回路４０９７において、配電系統蓄電池用電力変換装置４４が出力する系統交流電圧の目標値（目標交流電圧Ｖｔｒ）を生成する処理（第３の正弦波生成回路４０９５１の機能部分）を変更する小規模の改造によって、仮想同期発電機制御機能を持たせることができる。目標交流電圧Ｖｔｒの生成処理は、ソフトウェアで実装されることが多いため、ソフトウェアの変更によって、既設の蓄電池用電力変換装置に仮想同期発電機制御機能を追加することが期待できる。更に、上述した様に、外付けの制御機器から仮想同期発電機制御のための指令値及び制御パラメータを通知しても、主に通信によって生じるジッタ（ばらつき）に対応して、系統交流電圧を安定的に制御することができる。
尚、本実施の形態１では、配電系統蓄電池用電力変換装置４４が出力している系統交流電圧の位相情報を用いて、系統交流電圧の目標値（目標交流電圧Ｖｔｒ）を算出する方法として、電圧計４１０で計測した交流電圧情報から系統交流電圧のゼロクロス点を検出して、式（９）に従って、目標交流電圧Ｖｔｒを算出する例を説明した。しかしながら、この手法は一例に過ぎず、他の手法によって、配電系統蓄電池用電力変換装置４４が出力している系統交流電圧の位相情報を、目標交流電圧Ｖｔｒに反映してもよい。例えば、三相交流系統の場合には、三相交流電圧にｄ－ｑ変換を行い、そのｄ軸電圧及びｑ軸電圧から系統交流電圧の位相情報を算出して、当該位相情報を用いて、目標交流電圧Ｖｔｒに対する周波数指令値ｆ＊の切換えタイミング、及び、目標交流電圧Ｖｔｒを算出する際の時刻情報を決定することも可能である。
又、ゼロクロス点の検出についても、図２０で説明した様に、系統交流電圧の計測値のＡ／Ｄ変換値をフィルタ処理した値を用いて検出する例を示したが、フィルタ処理を省略して、ゼロクロス点検出時刻を求めることも可能である。又、ゼロクロス点検出時刻について、例示した式（６）以外で算出することも可能である。更に、電圧計４１０の計測値には、リニアリティ誤差及びオフセット誤差等が含まれることがあるので、これらの誤差を補正したデータを用いて、ゼロクロス点を検出してもよい。特に、オフセット誤差は、目標交流電圧Ｖｔｒを生成する際に、系統への擾乱の原因となる虞があるので、電圧計４１０による交流電圧の計測値の積分値がゼロになる様に、オフセット誤差を補正する処理を適宜実行することが好ましい。
又、本実施の形態１では、制御装置４３中の仮想同期発電機制御回路４３３、及び、配電系統蓄電池用電力変換装置４４中のインバータ電圧制御回路４０９５の制御パラメータを、自立系統では仮想同期発電機制御を実装した静止型インバータ電源の台数、又は、同期発電機等他の電圧源として動作する分散電源の台数及び種類に応じて、ＣＥＭＳ３１で決定し通知する様に構成する。
具体的には、自立マイクログリッド内で動作する仮想同期発電機制御機能を実装して電圧源として動作する配電系統蓄電池システム４１の台数に応じて、ＣＥＭＳ３１から各配電系統蓄電池システム４１に送付される、電圧制御部の制御パラメータを変える様に構成した。これにより、複数台の仮想同期発電機制御機能を実装した配電系統蓄電池システム４１で自立マイクログリッドを構成した場合も、各配電系統蓄電池用電力変換装置４４内のインバータ電圧制御回路４０９５内の制御パラメータを、電圧源として動作する配電系統蓄電池用電力変換装置４４の台数に応じて、電圧制御部の応答時間が最適となる様に設定することができる。
実施の形態１では、複数台の仮想同期発電機制御機能を実装した配電系統蓄電池システム４１が電圧源として動作することで自立マイクログリッドを構成する場合、１台で自立マイクログリッドを構成する場合と比較して、第３のＰＩ制御回路４０９５３の制御ゲインを小さくする、或いは、積分時間を長くする、又は、制御ゲインを小さくするとともに積分時間長くするよう様に、各配電系統蓄電池用電力変換装置４４に通知される制御パラメータが設定される。同様に、連系系統においても、系統を支える同期発電機の応答が早いため、電力系統の安定性を担保するため配電系統蓄電池用電力変換装置４４内のインバータ電圧制御回路４０９５内の制御パラメータを制御し、負荷変動又は発電量変動に対する制御応答時間を、１台の仮想同期発電機制御機能を実装した配電系統蓄電池システム４１で自立マイクログリッドを支える場合の制御応答時間に対して長くなるよう制御パラメータを設定するよう構成する。
より詳細には、実施の形態１では、複数台の仮想同期発電機制御機能を実装した配電系統蓄電池システム４１で自立マイクログリッドを構成する場合、１台で自立マイクログリッドを構成する場合と比較して、第３のＰＩ制御回路４０９５３の制御ゲインを小さくする、或いは、積分時間を長くする、又は、制御ゲインを小さくするとともに積分時間長くする様に、ＣＥＭＳ３１から通知される制御パラメータが設定される。又、仮想同期発電機制御回路４３３（図１８）の応答速度を遅くする場合は、ガバナー時定数（Ｔｇ）を大きくする、速度調整率Ｋｇｄを小さくする（１／Ｋｇｄを大きくする）、単位慣性定数Ｍを大きくする、又は、制動係数Ｄｇを大きくする様に、制御パラメータを調整する。これにより、仮想同期発電機制御機能を実装した実施の形態１に係る配電系統蓄電池システム４１を、連系系統で動作させた場合にも、不必要な擾乱を発生させることなく、系統に慣性力を与えることができる効果がある。
同様に、制御装置４３内の仮想同期発電機制御回路４３３の制御パラメータについても本実施の形態１ではＣＥＭＳ３１から通知される。これも上述した様に、外部の制御装置４３に仮想同期発電機制御機能を持たせる場合、配電系統蓄電池用電力変換装置４４に周波数指令値が送付されるまでには、計測遅延、処理遅延、及び、通信遅延が発生し、配電系統蓄電池用電力変換装置４４から出力する交流系統周波数に反映するまでに処理遅延が発生する。よって、自立マイクログリッド内で負荷変動又は発電量変動が発生した場合、複数台の仮想同期発電機制御機能を実装した配電系統蓄電池システム４１は、負荷変動又は発電量変動に対応して、配電系統蓄電池用電力変換装置４４の出力電力を変化させるが、周波数指令値が制御装置４３で生成されるため、系統交流電圧の周波数は、すぐには変化しない。そのため、制御装置４３内の仮想同期発電機制御回路４３３のゲイン（特に、制動係数Ｄｇ及び速度調整率Ｋｇｄ）が高いと、各々の配電系統蓄電池システム４１の出力する系統交流電圧の周波数が大きく変化する。
これにより、配電系統蓄電池システム４１同士で不必要な電力のキャッチボールが行われる様になると、各配電系統蓄電池システム４１が出力する系統交流電圧の周波数が発振し、最終的には配電系統蓄電池システム４１が停止してしまう。このため、本実施の形態１では、自立系統において、仮想同期発電機制御を実装して電圧源として動作する配電系統蓄電池システム４１の台数に応じて、仮想同期発電機制御内の少なくとも制動係数Ｄｇを制御する。具体的には、当該台数が多いほど、制動係数Ｄｇが大きく設定される。これにより、自立系統に対して、仮想同期発電機制御を実装した複数台の配電系統蓄電池システム４１が、連携して電圧源として動作する場合においても、不必要な擾乱を発生させることなく、系統に慣性力を与えることができる。
同様に、連系系統においても、系統を支える同期発電機の応答が早いため、電力系統の安定性を担保するために、制御装置４３内の仮想同期発電機制御回路４３３内の制御パラメータ（特に、制動係数Ｄｇ及び速度調整率Ｋｇｄ）を変えて、負荷変動又は発電量変動に対する、系統交流電圧の応答速度を制御することが好ましい。具体的には、仮想同期発電機制御機能を実装した配電系統蓄電池システム４１は、連系系統の場合には、１台で自立マイクログリッドを支える場合と比較して、制御応答が遅くなる様に（応答速度が低くなる様に）、ＣＥＭＳ３１によって制御パラメータが設定される。これにより、連系系統においても、仮想同期発電機制御機能を実装した配電系統蓄電池システム４１を、不必要な擾乱を発生させることなく動作させて、系統に慣性力を与えることができる。
実施の形態２．
実施の形態１では、仮想同期発電機制御機能を実装していない、従来の蓄電池用電力変換装置（配電系統蓄電池用電力変換装置４４）においても、外部制御機器を用いて蓄電池用電力変換装置から出力する系統交流電圧の周波数を制御することで、仮想同期発電機制御機能を実現する手法について説明した。実施の形態２では、系統交流電圧の目標値（目標交流電圧Ｖｔｒ）を生成する他の手法を説明する。
更に、実施の形態２では、実施の形態１と比較して、制御装置４３内の仮想同期発電機制御回路４３３にＡＶＲ機能が実装される点が異なる。従って、実施の形態２では、仮想同期発電機制御回路４３３及び第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の構成及び制御動作の一部が異なる。その他の部分について、回路構成及び制御動作等は、実施の形態１と同一であるため詳細な説明は繰り返さない。
図２８は、実施の形態２に係る電力変換装置の代表例である配電系統蓄電池用電力変換装置４４内のインバータ電圧制御回路４０９５の構成を示す。
実施の形態２に係るインバータ電圧制御回路４０９５は、実施の形態１に係るインバータ電圧制御回路４０９５（図１２）と比較して、第３の正弦波生成回路４０９５１にかえて、第４の正弦波生成回路４０９５６が配置される点で異なる。即ち、実施の形態２では、第４の正弦波生成回路４０９５６によって、配電系統蓄電池用電力変換装置４４が出力する系統交流電圧の目標値、即ち、目標交流電圧Ｖｔｒが生成される。
第４の正弦波生成回路４０９５６には、図１２と同様に周波数指令値（ｆ＊）が第８の制御回路４０９７から入力される。更に、第４の正弦波生成回路４０９５６には、図１２でのゼロクロス点検出情報に代えて、サンプリング期間ΔＴが第８の制御回路４０９７から入力される。サンプリング期間ΔＴは、インバータ電圧制御回路４０９５での処理周波数の逆数で与えられる。例えば、処理周波数が２０［ｋＨｚ］のときには、サンプリング期間ΔＴ＝１／２０［ｋＨｚ］＝５０［μｓ］である。図２８のそれ以外の構成は、図１２と同様であるので、詳細な説明は繰り返さない。
図２９は、図２８に示された第４の正弦波生成回路４０９５６の構成を説明するブロック図である。
図２９を参照して、第４の正弦波生成回路４０９５６は、乗算器４０９５５１，４０９５５２，４０９５５６，４０９５６０、加算器４０９５５３、除算器４０９５５４，切り捨て回路４０９５５５、減算器４０９５５７、レジスタ４０９５５８、及び、正弦波テーブル４０９５５９を含む。
乗算器４０９５５１は、制御装置４３から送信された周波数指令値ｆ＊に対して２πを乗算して、角速度指令値ω＊に変換する。乗算器４０９５５１は、乗算器４０９５５２から出力された角速度指令値ω＊と、第８の制御回路４０９７からのサンプリング期間ΔＴとを乗算する。
乗算器４０９５５２からは、第４の正弦波生成回路４０９５６で生成する目標交流電圧Ｖｔｒの、サンプリング期間ΔＴにおける位相変化量Δθが出力される。加算器４０９５５３は、レジスタ５０９５５８で１クロック遅延された、前回計算した目標交流電圧Ｖｔｒの位相情報と、乗算器４０９５５２から出力された位相変化量Δθとを加算して、目標交流電圧Ｖｔｒの位相情報を出力する。
除算器４０９５５４は、加算器４０９５５３の出力を２πで除算する。除算器４０９５５４による除算結果は、切り捨て回路４０９５５５で小数点以下を切り捨てることで、整数化される。
乗算器４０９５５６は、切り捨て回路４０９５５５の出力を２πと乗算する。乗算器４０９５５６による乗算結果は、減算器４０９５５７に入力される。減算器４０９５５７は、加算器４０９５５３から出力される目標交流電圧Ｖｔｒの位相情報から、乗算器４０９５５６の出力を減算する。これにより、減算器４０９５５７から出力される目標交流電圧Ｖｔｒの位相情報は、０以上、かつ、２π未満に制限が掛けられる。
減算器４０９５５７の出力は、レジスタ４０９５５８に入力されて、１クロック遅延される。同様に、減算器４０９５５７の出力（位相情報）は、正弦波テーブル４０９５５９で振幅情報に変換される。正弦波テーブル４０９５５９は、入力された位相情報（０～２π）を振幅情報（－１～１）に変換するための正弦波テーブルを内蔵しており、テーブルに記憶されていない位相情報が入力された場合は、テーブルに記憶されている前後のデータを用いて内挿することで、振幅情報を生成する。
正弦波テーブル４０９５５９から出力された振幅情報は、乗算器４０９５６０において、制御装置４３から出力される電圧振幅指令値（Ｖ＊）と乗算される。乗算器４０９５６０の出力は、系統交流電圧の目標値である目標交流電圧Ｖｔｒとして、減算器４０９５２（図２８）へ出力される。これにより、図２８では、電圧計４１０で計測された系統交流電圧の実測値を目標交流電圧Ｖｔｒに制御するための図１２と同様の制御処理が実行される。
図２８（実施の形態２）において、インバータ電圧制御回路４０９５のうち、第４の正弦波生成回路４０９５６は「目標交流電圧生成部」の一実施例に対応し、減算器４０９５２、第３のＰＩ制御回路４０９５３、第２のＰＷＭ変換回路４０９５４、及び、第１の電流制限回路４０９５５は「電圧制御部」の一実施例に対応する。
次に、図３０を用いて、実施の形態２における制御装置４３の構成を説明する。
図３０を参照して、実施の形態２に係る制御装置４３は、実施の形態１の構成（図１３）と比較して、仮想同期発電機制御回路４３３に代えて、第２の仮想同期発電機制御回路４３６を含む点で異なる。図３０のその他の部分の構成は、図１３と同様であるので詳細な説明は繰り返さない。即ち、実施の形態２では、第２の仮想同期発電機制御回路４３６によって、目標交流電圧Ｖｔｒに反映される周波数指令値ｆ＊が算出される。
図３１は、図３０に示された第２の仮想同期発電機制御回路４３６の構成を説明するブロック図である。
図３１を参照して、第２の仮想同期発電機制御回路４３６は、仮想同期発電機制御回路４３３（図１４）と同様の、減算器４３３１、ガバナー制御回路４３３２、加算器４３３３、減算器４３３４、及び、質点系演算回路４３３５に加えて、減算器４３３６、比例制御回路４３３７、及び、リミッタ回路４３３８を更に含む。
減算器４３３６は、ＣＥＭＳ３１から通知される実効無効電力指令から、実効電力算出回路４３２（図１３）から出力された実効無効電力の実測値を減算する。減算器４３３６による減算結果は、比例制御回路４３３７に入力される。比例制御回路４３３７は、減算器４３３６の出力に比例ゲインを乗算する比例演算を実行する。比例制御回路４３３７に代えて、ＰＩ制御又はＰＩＤ制御を実行する制御器が配置されてもよい。
比例制御回路４３３７の出力は、リミッタ回路４３３８による振幅制限の実行後に、電圧振幅指令値として、管理回路４３５に対して出力される。当該電圧振幅指令値は、目標交流電圧Ｖｔｒを算出する際の電圧振幅指令値Ｖ＊として用いられる。
尚、本実施の形態２では、比例制御回路４３３７の制御ゲイン（比例ゲイン）、及び、リミッタ回路４３３８での振幅制限値は、ＣＥＭＳ３１から通知されて、管理回路４３５から第２の仮想同期発電機制御回路４３６へ送信されるものとする。
以下では、図１～図１６、及び、図２８～図３１を用いて、実施の形態２における配電系統蓄電池システム４１の動作について説明する。尚、実施の形態１と同様な動作を行う場合は、詳細な説明は繰り返さない。
実施の形態２においても、実施の形態１と同様に、ＣＥＭＳ３１による３０分周期処理（図２２）が終了して、制御装置４３が蓄電池運転計画の受信を完了すると、制御装置４３は、逐次処理（図２３）を実行する。上記蓄電池運転計画は、３０分間の配電系統蓄電池４０の電力指令値、交流系統の無効電力指令、及び、各種制御パラメータ（第２の仮想同期発電機制御回路４３６及びインバータ電圧制御回路４０９５内の制御部のパラメータ等）を含む。
具体的には、制御装置４３は、逐次処理において、実施の形態１と同様に、配電系統蓄電池用電力変換装置４４からの計測データの収集を実行するとともに、電流／電圧計測装置４２より出力される配電系統２４の交流電流及び交流電圧を予め定められたサンプリング周期でサンプリングする。制御装置４３は、実施の形態１と同様に、第２の位相検出回路４３１内で系統交流電圧のゼロクロス点時刻の検出処理を実行するとともに、実効電力算出回路４３２内で実効有効電力及び実効無効電力の算出処理を実行する。尚、実効電力算出回路４３２では、計測した系統交流電圧及び系統交流電流を用いて、実効電圧及び実効電流も算出される。
制御装置４３は、電流／電圧計測装置４２の出力、及び、ＣＥＭＳ３１から受信した電力指令値に基づき、第２の仮想同期発電機制御回路４３６により、配電系統蓄電池用電力変換装置４４に通知する周波数指令値（ｆ＊）及び電圧振幅指令値（Ｖ＊）を算出する。制御装置４３は、上記周波数指令値及び電圧振幅指令値の算出を終了すると、算出した周波数指令値及び電圧振幅指令値と、ＣＥＭＳ３１から受信した電圧制御用の制御パラメータとを、配電系統蓄電池用電力変換装置４４に通知する。これにより、制御装置４３による逐次処理が終了される。
尚、本実施の形態２でも、実施の形態１と同様に、制御装置４３の逐次処理は、図１８に示される様に、系統交流電圧の１周期毎に実行されるものとする。実施の形態１で説明した様に、逐次処理は、系統交流電圧の複数周期毎或いは半周期毎に実行されてもよい。
次に、図３０及び図３１を用いて制御装置４３の動作を説明する。制御装置４３が動作を開始すると、管理回路４３５は、予め定められた初期値に、各種制御パラメータを初期化する。管理回路４３５は、初期化を完了すると、ＣＥＭＳ３１から周波数指令値等を受信したかを、通信インターフェース４３４に確認する。受信していた場合は、受信した各種情報が、管理回路４３５内の図示しないレジスタに書き込まれる。
一方で、第２の位相検出回路４３１及び実効電力算出回路４３２は、電流／電圧計測装置４２から出力される系統交流電圧の電圧計測値及び電流計測値を用いて、系統交流電圧の周波数検出、並びに、実効有効電力及び実効無効電力の算出を実行する。
実施の形態２においても、第２の位相検出回路４３１では、実施の形態１と同様に、系統交流電圧のゼロクロス点を検出して、検出結果をもとに周波数を算出する。第２の位相検出回路４３１は、系統交流電圧のゼロクロス点を検出する。上述した様に、図２０及び式（６）で説明したのと同様に、ゼロクロス点検出時刻を算出するとともに、式（８）に従って、周波数検出値を求めることができる。又、系統交流電圧の電圧及び電流の計測結果を用いて、実効電力算出回路４３２では、実施の形態１で説明したのと同様に、実効有効電力及び実効無効電力が算出される。
管理回路４３５は、ゼロクロス点の検出時には、ＣＥＭＳ３１から電力指令値、無効電力指令値、及び、第２の仮想同期発電機制御回路４３６の制御パラメータ等が受信されたかを確認する。受信していた場合は、管理回路４３５内の図示しないレジスタに記憶されている有効電力指令値、無効電力指令値、及び、第２の仮想同期発電機制御回路４３６へ出力する制御用パラメータが、ゼロクロス点の検出タイミングにおいて、書き換えられる。
実施の形態２においても、実施の形態１と同様に、系統交流電圧の１周期が制御周期とされるが、実施の形態１と同様に、当該制御周期については、系統交流電圧の周期の整数倍、或いは、予め定められた時間長とすることができる。
図３１において、管理回路４３５は、制御周期が経過する毎に、第２の仮想同期発電機制御回路４３６に対して、配電系統蓄電池用電力変換装置４４で使用する系統交流電圧の周波数（周波数指令値）及び振幅（電圧振幅指令値）を生成するよう指示する。
実施の形態２においても、実施の形態１と同様に、第２の位相検出回路４３１で系統交流電圧のゼロクロス点が検出される毎に、第２の仮想同期発電機制御回路４３６により、系統交流電圧の周波数指令値を算出する。従って、実施の形態２においても、実施の形態１と同様に、上記制御周期は、第２の位相検出回路４３１によって図２０に示されたゼロクロス点が検出される周期と同等になる。
図３１において、第２の位相検出回路４３１からの実測した系統交流電圧、及び、実効電力算出回路４３２からの実測した実効有効電力を、目標周波数Ｆｒｅｆ（例えば、６０Ｈｚ）及び電力目標値（Ｐｒｅｆ）に制御するための、減算器４３３１、ガバナー制御回路４３３２、加算器４３３３、減算器４３３４、及び、質点系演算回路４３３５の動作は、実施の形態１と同様であるため、詳細な説明は繰り返さない。これにより、質点系演算回路４３３５からは、実施の形態１と同様の位相情報及び周波数指令値（ｆ＊）が出力される。実施の形態１と同様に、質点系演算回路４３３５から出力された位相情報及び周波数指令値は、管理回路４３５に入力される。
実施の形態２では、第２の仮想同期発電機制御回路４３６は、追加配置された、減算器４３３６、比例制御回路４３３７、及び、リミッタ回路４３３８によるＡＶＲ機能を有する。具体的には、第２の仮想同期発電機制御回路４３６は、ＣＥＭＳ３１から通知された実効無効電力指令に従って、配電系統蓄電池用電力変換装置４４に通知する電圧振幅指令値を生成する。当該無効電力指令値は、通信インターフェース４３４を介して管理回路４３５に通知され、管理回路４３５内の図示しないレジスタに記憶される。その際、ＡＶＲ制御で使用する、比例制御回路４３３７の比例ゲイン及びリミッタ回路４３３８の制限値等の情報がＣＥＭＳ３１より通知されていた場合は、管理回路４３５内のレジスタ値は、受信した数値に書き換えられる。
図３１を参照して、ＡＶＲ機能（制御）について詳細に説明する。ＣＥＭＳ３１から通知された実効無効電力指令は、管理回路４３５内の図示しないレジスタから、減算器４３３６に入力される。減算器４３３６は、実効無効電力指令から実効電力算出回路４３２によって算出された実測実効無効電力値を減算する。
減算器４３３６の出力、即ち、実効無効電力偏差は、比例制御回路４３３７に入力される。比例制御回路４３３７は、ＣＥＭＳ３１から通知された比例ゲインに基づき、比例制御演算を実行する。比例制御回路４３３７の出力は、リミッタ回路４３３８に入力される。リミッタ回路４３３８では、入力された電圧振幅指令値をＣＥＭＳ３１から通知された振幅制限値範囲内（例えば、６６００Ｖ±３３０Ｖ）に入れるためのリミット処理が行われる。この様に、実測実効無効電力を実効無効電力指令に制御する様に、電圧振幅指令値は生成される。
リミッタ回路４３３８の出力、即ち、リミット処理後の電圧振幅指令値は、管理回路４３５に入力される。管理回路４３５は、第２の仮想同期発電機制御回路４３６で周波数指令値及び電圧振幅指令値の生成を完了すると、ＣＥＭＳ３１から通知されたインバータ電圧制御回路４０９５内の制御パラメータと合わせて、通信インターフェース４３４で所定のフォーマットに変換する。変換後の各種データは、配電系統蓄電池用電力変換装置４４に通知される。
次に、図２８及び図２９を用いて、実施の形態２でのインバータ電圧制御回路４０９５の動作について説明する。
自立運転によるマイクログリッドの立ち上げが開始されると、第４の制御回路４０９は、配電系統蓄電池用電力変換装置４４内の各種制御パラメータの初期化し、初期化が完了すると、インバータ電圧制御回路４０９５に対して、電圧制御の開始を指示する。
インバータ電圧制御回路４０９５は、当該指示を受けると、電圧制御を開始する。電圧制御が開始されると、インバータ電圧制御回路４０９５内の第４の正弦波生成回路４０９５６は、第８の制御回路４０９７から入力された、制御装置４３から通知された周波数指令値及び電圧振幅指令値、並びに、サンプリング間隔ΔＴに基づいて、電圧制御の際の系統交流電圧の目標値（目標交流電圧Ｖｔｒ）を生成する。
次に、図２９を用いて、実施の形態２に係る第４の正弦波生成回路４０９５６の動作を説明する。実施の形態１では、目標交流電圧Ｖｔｒは、配電系統蓄電池用電力変換装置４４から出力される系統交流電圧のゼロクロス点（ゼロクロス点時刻）を検出して、目標交流電圧Ｖｔｒの算出における、制御装置４３から通知された周波数指令値及び電圧振幅指令値を、ゼロクロスタイミングを基準に切り換える様に制御していた。この様に制御することで、目標交流電圧Ｖｔｒの連続性を担保して、周波数指令値及び電圧振幅指令値を切り換え時に発生する擾乱の最小化を図っていた。
これに対して、実施の形態２では、ゼロクロス点検出を行うことなく、制御装置４３から通知される周波数指令値を目標交流電圧Ｖｔｒに反映する。
図２９において、ＣＥＭＳ３１から通知された周波数指令値は、第８の制御回路４０９７内の図示しないレジスタに記憶される。第８の制御回路４０９７から出力される当該周波数指令値（ｆ＊）は、乗算器４０９５５１に入力される。
乗算器４０９５５１は、周波数指令値に２πを乗算して角速度ωを算出し、当該角速度ωは、乗算器４０９５５２において、第８の制御回路４０９７より出力されるサンプリング間隔ΔＴ（例えば、５０［μｓ］）と乗算されて、位相変化量Δθが算出される。上述の様に、位相変化量Δは、周波数指令値ｆ＊を反映して目標交流電圧Ｖｔｒ（正弦波）を生成した際の、サンプリング間隔ΔＴの期間での位相変化量に相当する。
乗算器４０９５５２より出力される位相変化量Δθは、加算器４０９５５３により、レジスタ４０９５５８に保持された１周期（ΔＴ）前の位相変化量と加算される。これにより、目標交流電圧Ｖｔｒに相当する正弦波の位相角θ０が算出される。
加算器４０９５５３の出力（加算結果）は、除算器４０９５５４及び減算器４０９５５７に出力される。加算器４０９５５３の出力は、除算器４０９５５４により２πで除算され、除算結果は、切り捨て回路４０９５５５により少数点以下が切り捨てられる。
切り捨て回路４０９５５５の出力は、乗算器４０９５５６で２πと乗算される。乗算器４０９５５６の出力は、減算器４０９５５７に入力されて、加算器４０９５５３の出力から減算される。
次に、加算器４０９５５３の出力に対する、除算器４０９５５４、切り捨て回路４０９５５５、及び、乗算器４０９５５６による上記一連の処理について簡単に説明する。当該処理は、目標交流電圧Ｖｔｒを生成する際の正弦波の位相情報を、０≦θ＜２πの範囲内に収めるための処理である。
加算器４０９５５３から出力される位相角θ０は、自然数ｎを用いて、下記の式（１０）で表すことができる。尚、式（１０）中のθ′は、０≦θ′＜２πである。
θ０＝２π×ｎ＋θ′ …（１０）
当該θを２πで除算することにより、除算器４０９５５４からは、θ０／２π＝ｎ＋（θ′／２π）が出力される。除算器４０９５５４の出力から小数点以下を切り捨てることで、切り捨て回路４０９５５５からは、式（１０）中のｎが出力される。
乗算器４０９５５６は、切り捨て回路４０９５５５の出力に２πを乗算することで、式（１０）中の（２π×ｎ）を出力する。減算器４０９５５７では、加算器４０９５５３の出力（θ０）から、乗算器４０９５５６の（２π×ｎ）が減算される。従って、減算器４０９５５７からは、式（１０）中のθ′が出力される。この様にして、加算器４０９５５３の出力θ０からθ′が抽出されて、正弦波テーブル４０９５５９に、正弦波の位相情報θ（０≦θ＜２π）として入力される。当該位相情報θは、１周期遅らせて加算器４０９５５３に出力するために、レジスタ４０９５５８にも入力される。
正弦波テーブル４０９５５９は、入力された位相情報（位相角）θ（０≦θ＜２π）に対する正弦波の振幅情報（－１～１）を、予めＲＯＭ（Read Only Memory）等のメモリに記憶することで構成できる。正弦波テーブル４０９５５９は、減算器４０９５５７より位相情報（位相角θ）が入力されると、入力された位相情報に対する正弦波の振幅情報（－１～１）を出力する。尚、ＲＯＭ等のメモリサイズを小さくするために、記憶するテーブルのデータ数を少なくしたいに場合は、上述の様に、入力された位相角（θ）の前後のデータを上記テーブルから読み出して、線形補間等の手法を用いて内挿することが可能である。
正弦波テーブル４０９５５９から出力された正弦波振幅情報（－１～１）は、乗算器４０９５６０により、制御装置４３から通知されて、第８の制御回路４０９７の図示しないレジスタに記憶されている電圧振幅指令値と乗算される。この結果、乗算器４０９５６０は、系統交流系統の目標値である目標交流電圧Ｖｔｒを出力する。この様に、第４の正弦波生成回路４０９５６は、周波数指令値（ｆ＊）に従う角速度（２π×ｆ＊）における予め定められた時間間隔（サンプリング期間ΔＴ）での位相変化量の積算によって算出された正弦波の位相角を用いて、目標交流電圧Ｖｔｒを算出する。
この様にして生成された第４の正弦波生成回路４０９５６が出力する目標交流電圧Ｖｔｒは、図２８の減算器４０９５２に入力される。減算器４０９５２では、目標交流電圧Ｖｔｒから、電圧計４１０から出力される系統交流圧の計測値が減算されて、電圧偏差が算出される。減算器４０９５２から出力される電圧偏差は、第３のＰＩ制御回路４０９５３に入力され、当該電圧偏差を補償する（即ち、電圧偏差をゼロにする）ための制御演算結果が、第３のＰＩ制御回路４０９５３から出力される。尚、第３のＰＩ制御回路４０９５３で用いられる制御パラメータは第８の制御回路４０９７から入力される。当該制御パラメータの値は、ＣＥＭＳ３１から変更された制御パラメータが通知されていれば変更される様に制御される。
第３のＰＩ制御回路４０９５３の出力は、第１の電流制限回路４０９５５により、配電系統蓄電池用電力変換装置４４より出力する交流電流が、配電系統蓄電池用電力変換装置４４の容量を超えない様に制限される。具体的には、電流計４１１の計測結果に基づき、第３のＰＩ制御回路４０９５３の出力に上限を設けるリミット処理が行われる。
第１の電流制限回路４０９５５によるリミット処理後の、第３のＰＩ制御回路４０９５３の出力は、第２のＰＷＭ変換回路４０９５４でＰＷＭ変調されて、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の制御指令値に変換される。第２のＰＷＭ変換回路４０９５４は、制御指令値を第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８に出力する。第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８は、当該制御指令値に従って、配電系統２４に系統交流電圧を出力する。
又、実施の形態２においても、実施の形態１と同様に、第３の制御回路４０４は、電圧計４０６で計測した直流母線電圧の計測値に基づいて、配電系統蓄電池４０から放電又は充電する電力を決定する。具体的には、第３の制御回路４０４内の第７の制御回路４０４４は、直流母線４０５の電圧（直流母線電圧）が予め定められた目標電圧になる様に、配電系統蓄電池４０の充放電電力を制御する。上述した様に、実施の形態２では、実施の形態１と同様に、配電系統蓄電池システム４１には仮想同期発電機制御が実装されており、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８は、電圧源（電圧制御）として動作する。従って、第３の制御回路４０４は、直流母線電圧が一定値（目標電圧）になる様に、配電系統蓄電池４０の充放電を制御する。尚、第３の制御回路４０４の動作は、実施の形態１と同様であるため詳細な説明は繰り返さない。
本実施の形態２は以上の様に構成されているため、周波数指令値ｆ＊が切り換わるときには、位相変化量Δθ（図２９の乗算器４０９５５３の出力）が変化するものの、正弦波テーブル４０９５５９に入力される位相角（位相情報）は、不連続にならない様に管理されている。この為、周波数指令値ｆ＊が切り換わる際における目標交流電圧Ｖｔｒの連続性を担保することができる。これにより、制御装置４３での計測遅延及び処理遅延、並びに、制御装置４３及び配電系統蓄電池用電力変換装置４４の間の通信遅延による遅延時間が一定しないために、外部の制御装置４３から配電系統蓄電池用電力変換装置４４に周波数指令値ｆ＊が通知されるタイミングがばらついても、系統交流電圧の目標値（目標交流電圧Ｖｔｒ）の連続性を担保することができる。この結果、系統に不必要な擾乱を与えることなく外付けの制御装置４３により仮想同期発電制御を実現することができる。
以上の様に構成することで、実施の形態１と同様に、仮想同期発電機制御機能を実装していない従来の蓄電池用電力変換装置（配電系統蓄電池用電力変換装置４４）においても、外部制御機器を用いて蓄電池用電力変換装置から出力する系統交流電圧の周波数を制御することで、仮想同期発電機制御機能を実現することができる。これにより、既設の従来の蓄電池用電力変換装置に対して、例えば、配電系統蓄電池用電力変換装置４４が出力する系統交流電圧の目標値（目標交流電圧Ｖｔｒ）を生成する処理（第４の正弦波生成回路４０９５６の機能部分）を変更する小規模の改造、例えば、ソフトウェアの変更によって、仮想同期発電機制御機能を持たせることができる。この場合にも、上述の様に、外付けの制御機器から仮想同期発電機制御のための指令値及び制御パラメータを通知しても、主に通信によって生じるジッタ（ばらつき）に対応して、系統交流電圧を安定的に制御することができる。
尚、本実施の形態２では、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８を電圧制御で制御する際の系統交流電圧の目標値（目標交流電圧Ｖｔｒ）を、第４の正弦波生成回路４０９５６で説明した様に、周波数指令値ｆ＊を反映して生成する正弦波の位相角で管理することで、実施の形態１の様にゼロクロス点を待つことなく、周波数指令値ｆ＊を切り換えることができる。この結果、ＣＥＭＳ３１から通知後、ゼロクロス点検出まで待機時間を設けることなく、即座に、周波数指令値ｆ＊を変更して、目標交流電圧Ｖｔｒを算出することができる。この結果、仮想同期発電機制御の効果を高めることによって、システムの安定性向上を図ることが可能である。
尚、第４の正弦波生成回路４０９５６の構成は、図２９に示すものに限定されるものではなく、配電系統蓄電池用電力変換装置４４内の第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８を電圧制御で動作させる際の系統交流電圧の目標値（目標交流電圧Ｖｔｒ）を生成する際に、正弦波の電圧位相を管理する様に構成すれば、同様の効果を得ることができる。
又、本実施の形態２では、制御装置４３にＡＶＲ機能を実装した場合について説明したが、ＡＶＲ機能を実装した外付けの制御装置４３の構成は、図３１の例示に限定されるものではない。例えば、比例制御回路４３３７を、ＰＩ制御回路又はＰＩＤ制御回路等の他の制御演算を実行する回路に置換しても、同様の効果を奏することできる。更に、ＣＥＭＳ３１からの通知は、例示した実効無効電力指令に限定されるものではなく、例えば、配電系統蓄電池用電力変換装置４４から出力される系統交流電圧の電圧振幅指令値が直接通知されることで、ＡＶＲ機能が実装されてもよい。
以上説明した様に、実施の形態２では、外部の制御装置４３からの指令値を用いて、配電系統蓄電池用電力変換装置４４を電圧源として動作させる際に、制御装置４３からの指令値を系統交流電圧の様々な位相で受信しても、系統交流電圧の目標値（目標交流電圧Ｖｔｒ）を示す正弦波の位相角を管理して制御する。これにより、周波数指令値ｆ＊の変更時における目標交流電圧Ｖｔｒの連続性を確保することができる。この結果、配電系統に不必要な擾乱を与えることなく、仮想同期発電機制御を持たせる様に配電系統蓄電池用電力変換装置４４から、系統交流電圧を出力することができる。
実施の形態３．
実施の形態１及び２では、仮想同期発電機制御機能を実装していない、従来の蓄電池用電力変換装置（配電系統蓄電池用電力変換装置４４）においても、外部制御機器を用いて蓄電池用電力変換装置から出力する系統交流電圧の周波数を制御することで、仮想同期発電機制御機能を実現する手法について説明した。実施の形態３では、系統交流電圧の目標値（目標交流電圧Ｖｔｒ）を生成する更に他の手法を説明する。具体的には系統交流電圧の目標値（目標交流電圧Ｖｔｒ）の生成部内に、系統交流電圧のＡＶＲ機能を実装する。
以下、図３２及び図３３を用いて、実施の形態３に係るインバータ電圧制御回路４０９５の動作を説明する。実施の形態３では、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の一部の制御動作（具体的には、インバータ電圧制御回路４０９５の動作）が異なるだけで、回路構成等は実施の形態２と同一である。実施の形態３において、原則的には、実施の形態１及び２との共通部分について詳細な説明は繰り返さない。
図３２は、実施の形態３に係る電力変換装置の代表例である配電系統蓄電池用電力変換装置４４内のインバータ電圧制御回路４０９５の構成を示す。
実施の形態３に係るインバータ電圧制御回路４０９５は、実施の形態１に係るインバータ電圧制御回路４０９５（図１２）と比較して、第３の正弦波生成回路４０９５１にかえて、第５の正弦波生成回路４０９５７が配置される点で異なる。即ち、実施の形態３では、第５の正弦波生成回路４０９５７によって、配電系統蓄電池用電力変換装置４４が出力する系統交流電圧の目標値、即ち、目標交流電圧Ｖｔｒが生成される。
第５の正弦波生成回路４０９５７には、図１２と同様に、周波数指令値（ｆ＊）が第８の制御回路４０９７から入力されとともに、交流周波数検出回路４０９１（図１０）からのゼロクロス点検出情報が入力される。
図３２（実施の形態３）において、インバータ電圧制御回路４０９５のうち、第５の正弦波生成回路４０９５７は「目標交流電圧生成部」の一実施例に対応し、減算器４０９５２以降の部分によって、「電圧制御部」の一実施例が構成される。
図３３は、図３２に示された第５の正弦波生成回路４０９５７の構成を説明するブロック図である。
図３３を参照して、第５の正弦波生成回路４０９５７は、減算器４０９５７１，４０９５７５、乗算器４０９５７２，４０９５７３，４０９５７８、正弦波テーブル４０９５５９、比例積分制御回路４０９５７６、及び、リミッタ回路４０９５７７を含む。
減算器４０９５７１は、第８の制御回路４０９７内の時刻生成回路（図示せず）から出力される時刻情報によって示される現在時刻（ｔｎ）、交流周波数検出回路４０９１で検出されたたゼロクロス点時刻（ｔｚｃｐ＿ｎ）を減算する。
乗算器４０９５７３は、第８の制御回路４０９７から出力される周波数指令値ｆ＊に２πを乗算して、角速度（ω）に変換する。乗算器４０９５７２は、減算器４０９５７１の出力と、乗算器４０９５７３の出力（角速度ω）とを乗算する。従って、乗算器４０９５７２の出力は、実施の形態１で説明した、目標交流電圧Ｖｔｒを生成するための式（９）中のｓｉｎの位相角を示す、「２×π×ｆ＊×（ｔｎ－ｔｚｃｐ＿ｎ）」に相当する。
尚、ＣＥＭＳ３１から通知された周波数情報（周波数指令値ｆ＊）は、実施の形態１と同様に、ゼロクロス点の検出タイミングにおいて、第８の制御回路４０９７内の図示しないレジスタに取り込まれるものとする。
正弦波テーブル４０９５５９は、実施の形態２で説明したのと同様に構成され、乗算器４０９５７２より出力される位相角を、正弦波の振幅情報（－１～１）に変換して出力する。
減算器４０９５７５は、ＣＥＭＳ３１から通知された実効無効電力指令から、実効電力算出回路４０９２（図１０）から出力された実効無効電力の実測値を減算する。尚、ＣＥＭＳ３１から通知された実効無効電力指令値は、ゼロクロス点の検出タイミングにおいて、第８の制御回路４０９７内の図示しないレジスタに取り込まれるものとする。減算器４０９５７５による減算結果は、比例積分制御回路４０９５７６に入力される。比例積分制御回路４０９５７６では、減算器４０９５７５の出力をゼロにするための比例積分制御（ＰＩ制御）演算を実行する。比例積分制御回路４０９５７６からの出力は、目標交流電圧Ｖｔｒの電圧振幅指令値Ｖ＊として、リミッタ回路４０９５７７に入力される。リミッタ回路４０９５７７によるリミット処理後の電圧振幅指令値Ｖ＊は、乗算器４０９５７８に入力される。
乗算器４０９５７８は、リミッタ回路４０９５７７から出力される電圧振幅指令値Ｖ＊と、正弦波テーブル４０９５５９から出力される振幅情報（－１～１）とを乗算して、目標交流電圧Ｖｔｒを生成する。実施の形態１及び２と同様に、目標交流電圧Ｖｔｒは、インバータ電圧制御回路４０９５内の減算器４０９５２（図１２）に対して出力される。尚、以降のインバータ電圧制御回路４０９５の構成及び動作は、実施の形態１又は２と同様であるので説明な説明は繰り返さない。
次に、図１～図１６、図３２、及び、図３３を用いて、実施の形態３における配電系統蓄電池システム４１の動作について説明する。尚、実施の形態１及び２と同様な動作を行う場合は、詳細な説明は繰り返さない。
実施の形態３においても、実施の形態１又は２と同様に、ＣＥＭＳ３１による３０分周期処理（図２２）が終了して、制御装置４３が蓄電池運転計画の受信を完了すると、制御装置４３は、逐次処理（図２３）を実行する。上記蓄電池運転計画は、３０分間の配電系統蓄電池４０の電力指令値、交流系統の無効電力指令、及び、各種制御パラメータ（仮想同期発電機制御回路４３３及びインバータ電圧制御回路４０９５内の制御部のパラメータ等）を含む。
具体的には、制御装置４３は、逐次処理において、実施の形態１又は２と同様に、配電系統蓄電池用電力変換装置４４からの計測データの収集を実行するとともに、電流／電圧計測装置４２より出力される配電系統２４の交流電流及び交流電圧を予め定められたサンプリング周期でサンプリングする。制御装置４３は、実施の形態１又は２と同様に、第２の位相検出回路４３１内で系統交流電圧のゼロクロス点時刻の検出処理を実行するとともに、実効電力算出回路４３２内で実効有効電力及び実効無効電力の算出処理を実行する。尚、実効電力算出回路４３２では、計測した系統交流電圧及び系統交流電流を用いて、実効電圧及び実効電流も算出される。
制御装置４３は、電流／電圧計測装置４２の出力、及び、ＣＥＭＳ３１から受信した電力指令値に基づき、実施の形態１と同様の仮想同期発電機制御回路４３３により、配電系統蓄電池用電力変換装置４４に通知する周波数指令値（ｆ＊）を算出する。制御装置４３は、上記周波数指令値の算出を終了すると、算出した周波数指令値と、ＣＥＭＳ３１から受信した実効無効電力指令及び電圧制御用の制御パラメータとを、配電系統蓄電池用電力変換装置４４に通知する。これにより、制御装置４３による逐次処理が終了される。
本実施の形態３でも、実施の形態１と同様に、制御装置４３の逐次処理は、図１８に示される様に、系統交流電圧の１周期毎に実行されるものとする。実施の形態１で説明した様に、逐次処理は、系統交流電圧の複数周期毎或いは半周期毎に実行されてもよい。
次に、図１３及び図１４を用いて、制御装置４３の動作を説明する。即ち、制御装置４３は、実施の形態１と同様である。制御装置４３が動作を開始すると、管理回路４３５は、予め定められた初期値に、各種制御パラメータを初期化する。管理回路４３５は、初期化を完了すると、ＣＥＭＳ３１から周波数指令値等を受信したかを、通信インターフェース４３４に確認する。受信していた場合は、受信した各種情報が、管理回路４３５内の図示しないレジスタに書き込まれる。一方で、第２の位相検出回路４３１及び実効電力算出回路４３２は、電流／電圧計測装置４２から出力される系統交流電圧の電圧計測値及び電流計測値を用いて、系統交流電圧の周波数検出、並びに、実効有効電力及び実効無効電力の算出を実行する。
実施の形態３においても、第２の位相検出回路４３１では、実施の形態１と同様に、系統交流電圧のゼロクロス点を検出して、検出結果をもとに周波数を算出する。第２の位相検出回路４３１は、系統交流電圧のゼロクロス点を検出する。上述した様に、図２０及び式（６）で説明したのと同様に、ゼロクロス点検出時刻を算出するとともに、式（８）に従って、周波数検出値を求めることができる。又、系統交流電圧の電圧及び電流の計測結果を用いて、実効電力算出回路４３２では、実施の形態１で説明したのと同様に、実効有効電力及び実効無効電力が算出される。
管理回路４３５は、ゼロクロス点の検出時には、ＣＥＭＳ３１から電力指令値、無効電力指令値、及び、仮想同期発電機制御回路４３３の制御パラメータ等が受信されたかを確認する。受信していた場合は、管理回路４３５内の図示しないレジスタに記憶されている有効電力指令値、無効電力指令値、及び、仮想同期発電機制御回路４３３へ出力する制御用パラメータが、ゼロクロス点の検出タイミングにおいて、書き換えられる。
実施の形態３においても、実施の形態１と同様に、系統交流電圧の１周期が制御周期とされるが、実施の形態１でも説明した様に、当該制御周期については、系統交流電圧の周期の整数倍、或いは、予め定められた時間長とすることができる。
管理回路４３５は、制御周期が経過する毎に、仮想同期発電機制御回路４３３に対して、配電系統蓄電池用電力変換装置４４で使用する系統交流電圧の周波数（周波数指令値）及び振幅（電圧振幅指令値）を生成するよう指示する。実施の形態３では、第２の位相検出回路４３１で系統交流電圧のゼロクロス点の検出毎に、仮想同期発電機制御回路４３３によって系統交流電圧の周波数指令値が算出される。よって、本実施の形態３においても、実施の形態１と同様に、上記制御周期は、上記制御周期は、第２の位相検出回路４３１によって図２０に示されたゼロクロス点が検出される周期と同等になる。
図１４において、減算器４３３１は、第２の位相検出回路４３１からの系統交流電圧の実測周波数から、管理回路４３５から出力される系統交流電圧の目標周波数Ｆｒｅｆ（例えば、６０［Ｈｚ］）を減算して周波数偏差を算出する。減算器４３３１から出力された周波数偏差は、ガバナー制御回路４３３２に入力される。ガバナー制御回路４３３２の動作は、実施の形態１と同様であるので、詳細な説明は繰り返さない。
ガバナー制御回路４３３２の出力は、加算器４３３３により、管理回路４３５より出力される電力目標値（Ｐｒｅｆ）と加算される。尚、電力目標値は、上述した様にＣＥＭＳ３１から通知されたものが管理回路４３５から出力される。加算器４３３３の出力は、減算器４３３４により、実効電力算出回路４３２より出力される実測実効電力から減算される。減算器４３３４による減算結果は、質点系演算回路４３３５に入力される。質点系演算回路４３３５の動作は、実施の形態１と同様であるので、詳細な説明は繰り返さない。これにより、質点系演算回路４３３５からは、実施の形態１と同様の位相情報及び周波数指令値（ｆ＊）が出力される。実施の形態１と同様に、質点系演算回路４３３５から出力された位相情報及び周波数指令値は、管理回路４３５に入力される。
次に、図３２及び図３３を用いて、本実施の形態３のインバータ電圧制御回路４０９５の動作について説明する。
自立運転によるマイクログリッドの立ち上げが開始されると、第４の制御回路４０９は、まず初めに、配電系統蓄電池用電力変換装置４４内の各種制御パラメータの初期化を行う。初期化処理を完了すると、第４の制御回路４０９は、インバータ電圧制御回路４０９５に電圧制御の開始を指示する。
インバータ電圧制御回路４０９５は、当該指示を受けると、電圧制御を開始する。電圧制御が開始されると、インバータ電圧制御回路４０９５内の第５の正弦波生成回路４０９５７は、第８の制御回路４０９７を介して入力された、制御装置４３より通知された周波数指令値（ｆ＊）、実効無効電力指令値、及び、時刻情報等に基づいて、電圧制御の際の系統交流電圧の目標値（目標交流電圧Ｖｔｒ）を生成する。
次に、図３３を用いて、実施の形態３の第５の正弦波生成回路４０９５７の動作を説明する。実施の形態１では、目標交流電圧Ｖｔｒを生成する際、配電系統蓄電池用電力変換装置４４から出力される系統交流電圧のゼロクロス点（ゼロクロス点時刻）を検出して、ゼロクロスタイミングを基準に、制御装置４３から通知された更新後の周波数指令値及び電圧振幅指令値を目標交流電圧Ｖｔｒに反映する様に制御していた。この様に制御することで、目標交流電圧Ｖｔｒの連続性を担保して、周波数指令値及び電圧振幅指令値を変更する際に発生する擾乱の最小化を図ることができる。
一方、実施の形態３では、実施の形態１とは異なる手法で、制御装置４３から通知される周波数指令値を、目標交流電圧Ｖｔｒに反映する。
図３３において、ＣＥＭＳ３１から通知された周波数指令値及び実効無効電力指令値は、第８の制御回路４０９７内の図示しないレジスタに記憶される。具体的には、第８の制御回路４０９７は、交流周波数検出回路４０９１によるゼロクロス点の検出タイミングにおいて、上記周波数指令値及び実効無効電力指令値を、通信インターフェース４１２から取り込む様に構成される。
第８の制御回路４０９７から出力される周波数指令値（ｆ＊）は、乗算器４０９５７３により、２πと乗算され角速度に変換される。減算器４０９５７１は、第８の制御回路４０９７から出力される時刻情報によって示される現在時刻から、交流周波数検出回路４０９１で検出したゼロクロス点検出時刻を減算する。減算器４０９５７１の出力は、乗算器４０９５７２により、乗算器４０９５７３より出力される角速度と乗算される。これにより、上述した様に、系統交流電圧の振幅（目標交流電圧Ｖｔｒ）に相当する正弦波の位相情報（位相角）が算出される。乗算器４０９５７２の出力（位相角）は、実施の形態２と同様の正弦波テーブル４０９５５９に入力される。これにより、正弦波テーブル４０９５５９からは、入力された位相情報（位相角）に対する正弦波の振幅情報（－１～１）が出力される。
一方、減算器４０９５７５は、第８の制御回路４０９７の図示していないレジスタに記憶されている、ＣＥＭＳ３１から通知された実効無効電力指令値から、実効電力算出回路４０９２で算出された実効無効電力の実測値を減算する。減算器４０９５７５の出力、即ち、実効無効電力の指令値に対する偏差は、比例積分制御回路４０９５７６に入力される。比例積分制御回路４０９５７６では、減算器４０９５７５から出力される上記偏差を補償する（即ち、偏差をゼロにする）ための比例積分制御（ＰＩ制御）演算が実施される。比例積分制御回路４０９５７６による演算結果は、目標交流電圧Ｖｔｒの電圧振幅指令値Ｖ＊として、リミッタ回路４０９５５７に入力されて、所定の範囲内に収まる様にリミッタ処理される。
本実施の形態３では、一例として、リミッタ回路４０９５５７において、実施の形態２と同様に、入力された目標交流電圧Ｖｔｒの電圧振幅指令値Ｖ＊を、所定の振幅制限値範囲内（例えば、６６００［Ｖ］±３３０［Ｖ］）に入る様に、電圧振幅指令値Ｖ＊に制限を加える。
尚、本実施の形態３では、比例積分制御回路４０９５７６で使用する制御パラメータ（比例ゲイン及び積分時間）、並びに、リミッタ回路４０９５７７の振幅制限値は、ＣＥＭＳ３１から通知され、制御装置４３を経由して第８の制御回路４０９７内の図示しないレジスタに記憶された値が使用されるものとする。リミッタ回路４０９５７７から出力される、リミッタ処理後の電圧振幅指令値Ｖ＊は、乗算器４０９５７８により、正弦波テーブル４０９５５９より出力される正弦波の振幅情報（－１～１）と乗算される。これにより、乗算器４０９５７８は、目標交流電圧Ｖｔｒを生成する。目標交流電圧Ｖｔｒは、インバータ電圧制御回路４０９５内の減算器４０９５２（図１２）に対して出力される。
この結果、第５の正弦波生成回路４０９５７から出力される目標交流電圧Ｖｔｒから、図１２において、減算器４０９５２により、電圧計４１０より出力される系統交流電圧の実測値が減算されて、系統交流電圧偏差が求められる。減算器４０９５２から出力された系統交流電圧偏差は、第３のＰＩ制御回路４０９５３に入力される。
第３のＰＩ制御回路４０９５３は、減算器４０９５２から出力される上記偏差を補償する（即ち、偏差をゼロにする）ための制御演算を実行する。尚、第３のＰＩ制御回路４０９５３で用いられる制御パラメータは、第８の制御回路４０９７から入力される。当該制御パラメータの値は、ＣＥＭＳ３１から変更された制御パラメータが通知されていれば変更される様に制御される。
第３のＰＩ制御回路４０９５３の出力は、第１の電流制限回路４０９５５により、配電系統蓄電池用電力変換装置４４より出力する交流電流が、配電系統蓄電池用電力変換装置４４の容量を超えない様に制限される。具体的には、電流計４１１の計測結果に基づき、第３のＰＩ制御回路４０９５３の出力に上限を設けるリミット処理が行われる。
第１の電流制限回路４０９５５によるリミット処理後の、第３のＰＩ制御回路４０９５３の出力は、第２のＰＷＭ変換回路４０９５４でＰＷＭ変調されて、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の制御指令値に変換される。第２のＰＷＭ変換回路４０９５４は、制御指令値を第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８に出力する。第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８は、当該制御指令値に従って、配電系統２４に系統交流電圧を出力する。
又、実施の形態３においても、実施の形態１と同様に、第３の制御回路４０４は、電圧計４０６で計測した直流母線電圧の計測値に基づいて、配電系統蓄電池４０から放電又は充電する電力を決定する。具体的には、第３の制御回路４０４内の第７の制御回路４０４４は、直流母線４０５の電圧（直流母線電圧）が予め定められた目標電圧になる様に、配電系統蓄電池４０の充放電電力を制御する。上述した様に、実施の形態３では、実施の形態１と同様に、配電系統蓄電池システム４１には仮想同期発電機制御が実装されており、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８は、電圧源（電圧制御）として動作する。従って、第３の制御回路４０４は、直流母線電圧が一定値（目標電圧）になる様に、配電系統蓄電池４０の充放電を制御する。尚、第３の制御回路４０４の動作は、実施の形態１と同様であるため詳細な説明は繰り返さない。
本実施の形態３は以上の様に構成されているため、ゼロクロス点の検出時刻と現在時刻との時間差と、ゼロクロス点の検出タイミングで更新される周波数指令値ｆ＊とから、正弦波テーブル４０９５５９への入力値、即ち、目標交流電圧Ｖｔｒを示すｓｉｎの位相角が算出される。従って、ＣＥＭＳ３１から通知される周波数指令値ｆ＊が変化しても、目標交流電圧Ｖｔｒの位相角が、不連続にならない様に管理されている。これにより、周波数指令値ｆ＊が切り換わる際における目標交流電圧Ｖｔｒの連続性を担保することができる。この結果、制御装置４３での計測遅延及び処理遅延、並びに、制御装置４３及び配電系統蓄電池用電力変換装置４４の間の通信遅延による遅延時間が一定しないために、外部の制御装置４３から配電系統蓄電池用電力変換装置４４に周波数指令値ｆ＊が通知されるタイミングがばらついても、系統交流電圧の目標値（目標交流電圧Ｖｔｒ）の連続性を担保することができる。この結果、系統に不必要な擾乱を与えることなく外付けの制御装置４３により仮想同期発電制御を実現することができる。
以上の様に構成することで、実施の形態１及び２と同様に、仮想同期発電機制御機能を実装していない従来の蓄電池用電力変換装置においても、外部制御機器を用いて蓄電池用電力変換装置から出力する系統交流電圧の周波数を制御することで、仮想同期発電機制御機能を実現することができる。これにより、既設の従来の蓄電池用電力変換装置に対して、例えば、配電系統蓄電池用電力変換装置４４が出力する系統交流電圧の目標値（目標交流電圧Ｖｔｒ）を生成する処理（第５の正弦波生成回路４０９５７の機能部分）を変更する小規模の改造、例えば、ソフトウェアの変更によって、仮想同期発電機制御機能を持たせることができる。この場合にも、上述の様に、外付けの制御機器から仮想同期発電機制御のための指令値及び制御パラメータを通知しても、主に通信によって生じるジッタ（ばらつき）に対応して、系統交流電圧を安定的に制御することができる。
尚、本実施の形態３では、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８を電圧制御で制御する際の系統交流電圧の目標値（目標交流電圧Ｖｔｒ）を示す正弦波の位相角を、第５の正弦波生成回路４０９５７で説明した様に、ゼロクロス点の検出タイミングで更新される周波数指令値と、ゼロクロス点の検出時刻及び現在時刻の時間差とを用いて算出する様に構成した。これにより、当該正弦波の位相角が不連続にならない様に管理することで、実施の形態１と同様に、システムの安定性向上を図ることができる。
尚、第５の正弦波生成回路４０９５７の構成は、図３３に示すものに限定されるものではなく、配電系統蓄電池用電力変換装置４４内の第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８を電圧制御で動作させる際の系統交流電圧の目標値（目標交流電圧Ｖｔｒ）を生成する際に、正弦波の電圧位相を管理する様に構成すれば、同様の効果を得ることができる。
又、本実施の形態３では、ＡＶＲ機能を配電系統蓄電池用電力変換装置４４内に実装した場合について説明したが、実施の形態２からも理解される様に、ＡＶＲ機能の実装場所は特に限定されるものではない。即ち、ＡＶＲ機能については、配電系統蓄電池用電力変換装置４４ではなく、外付けの制御装置４３に実装してもよい。又、図３３に示された比例積分制御回路４０９５７６は、比例制御回路又はＰＩＤ制御回路等の他の制御演算を実行する回路に置換しても、同様の効果を奏することできる。更に、実施の形態２で説明したのと同様に、ＣＥＭＳ３１からの通知は、例示した実効無効電力指令に限定されるものではなく、例えば、実施の形態１と同様に、配電系統蓄電池用電力変換装置４４から出力される系統交流電圧の電圧振幅指令値が直接通知されることで、ＡＶＲ機能が実装されてもよい。
以上説明した様に、実施の形態３では、外部の制御装置４３からの指令値を用いて、配電系統蓄電池用電力変換装置４４を電圧源として動作させる際に、制御装置４３からの指令値を系統交流電圧の様々な位相で受信しても、系統交流電圧の目標値（目標交流電圧Ｖｔｒ）を示す正弦波の位相角を管理し制御する。これにより、周波数指令値ｆ＊の変更時における目標交流電圧Ｖｔｒの連続性を確保することができる。この結果、配電系統に不必要な擾乱を与えることなく、仮想同期発電機制御を持たせる様に配電系統蓄電池用電力変換装置４４から、系統交流電圧を出力することができる。
本実施の形態１～３は以上の様に構成されているため、配電系統蓄電池用電力変換装置４４の外部の制御装置４３に仮想同期発電機制御を実装して、周波数指令値が制御装置４３から配電系統蓄電池用電力変換装置４４に通信される構成においても、当該周波数指令値が変更される際に配電系統２４に不必要な擾乱を与えることを防止できる。具体的には、制御装置４３での計測遅延（実効電力算出及び交流周波数検出の際の遅延時間）、並びに、処理遅延（計測結果に基づき周波数指令値等を算出する際の処理時間）と、周波数指令値を制御装置４３から配電系統蓄電池用電力変換装置４４に通知する際に発生する通信遅延とが発生する。これらの遅延時間の合計がばらつくことで、周波数指令値又は電圧振幅指令値が配電系統蓄電池用電力変換装置４４に到達するタイミングに、電圧位相上でジッタ（ばらつき）が発生しても、目標交流電圧Ｖｔｒの連続性を担保することができる。これにより、配電系統２４に不必要な擾乱を与えることなく、外付けの制御装置４３により、仮想同期発電制御機能を実現する様に配電系統蓄電池用電力変換装置４４を電圧源として動作させることができる。
又、本実施の形態１～３では、以上の様に構成することで、仮想同期発電機制御機能を実装していない従来の蓄電池用電力変換装置（配電系統蓄電池用電力変換装置４４）においても、制御装置４３の機能を有する外部制御機器を用いて、蓄電池用電力変換装置から出力する系統交流電圧の周波数等を、仮想同期発電機制御機能によって制御することができる。これにより、既設の蓄電池用電力変換装置においても、系統交流電圧の目標値（目標交流電圧Ｖｔｒ）の算出処理についての、上述した様な小規模の改造、例えば、ソフトウェアの変更によって、仮想同期発電機制御機能を持たせることができる。
尚、本実施の形態１及び３では、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８を電圧制御で制御する際の系統交流電圧の目標値（目標交流電圧Ｖｔｒ）を、第３の正弦波生成回路４０９５１及び第５の正弦波生成回路４０９５７によって、周波数指令値及び時刻情報（現在の時刻と交流周波数検出回路４０９１で検出したゼロクロス点の検出時刻情報）を用いて算出される正弦波の位相角を管理して生成する。これにより、制御装置４３からの各種指令値が配電系統蓄電池用電力変換装置４４に通知されるタイミングがまちまちである場合も、システムの安定性向上を図ることができる。
又、本実施の形態２では、系統交流電圧の目標値（目標交流電圧Ｖｔｒ）を生成する際に、周波数指令値ｆ＊及びサンプリング間隔ΔＴから正弦波の位相角を生成するよう構成すれば、図２９の第４の正弦波生成回路４０９５６とは異なる構成としても、同様の効果が得られることは言うまでもない。即ち、実施の形態２及び３で例示した、第４の正弦波生成回路４０９５６及び第５の正弦波生成回路４０９５７の構成は、図２９及び図３３での例示に限定されるものではなく、配電系統蓄電池用電力変換装置４４内の第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８を電圧制御で動作させる際の系統交流電圧の目標値（目標交流電圧Ｖｔｒ）を生成する際に、正弦波の位相角を管理する様に構成すれば、同様の効果が得られることは言うまでもない。
又、本実施の形態２及び３で説明した様に、ＡＶＲ機能は、配電系統蓄電池用電力変換装置４４内、及び、制御装置４３のいずれに実装することも可能である。又、ＡＶＲ機能のための制御演算についても、Ｐ（比例）制御、ＰＩ（比例積分）制御、ＰＩＤ（比例積分微分）制御等、任意の手法を適用することが可能である。又、ＣＥＭＳ３１から、直接、配電系統蓄電池用電力変換装置４４から出力される系統交流電圧の電圧振幅指令値が、配電系統蓄電池用電力変換装置４４に通知されてもよい。
尚、実施の形態１～３では、目標交流電圧Ｖｔｒの算出に用いられる周波数指令値ｆ＊及び電圧振幅指令値Ｖ＊が、それぞれ異なる手法で求められる例を説明したが、周波数指令値ｆ＊を求める手法（実施の形態１～３）と、電圧振幅指令値Ｖ＊を求める手法（実施の形態１～３）とは、任意に組み合わせることが可能である。例えば、周波数指令値ｆ＊が第４の正弦波生成回路４０９５６（実施の形態２）によって求められる場合において、電圧振幅指令値Ｖ＊については、実施の形態１と同様に、ＣＥＭＳ３１から制御装置４３に通知された値がそのまま用いられても良く、或いは、実施の形態３と同様に、配電系統蓄電池用電力変換装置４４にＡＶＲ機能が実装される様に設定されてもよい。
以上説明した様に、実施の形態１～３では、外部の制御装置４３からの指令値を用いて、配電系統蓄電池用電力変換装置４４を電圧源として動作させる際に、制御装置４３からの指令値を系統交流電圧の様々な位相で受信しても、周波数指令値ｆ＊の変更時における目標交流電圧Ｖｔｒの連続性を確保することができる。この結果、配電系統に不必要な擾乱を与えることなく、仮想同期発電機制御を持たせる様に配電系統蓄電池用電力変換装置４４から、系統交流電圧を出力することができる。
尚、本実施の形態１～３では、配電系統蓄電池システム４１内の、制御装置４３中の仮想同期発電機制御回路４３３、及び、配電系統蓄電池用電力変換装置４４中のインバータ電圧制御回路４０９５の制御パラメータについて、自立系統では仮想同期発電機制御を実装した静止型インバータ電源の台数、又は、同期発電機等他の電圧源として動作する分散電源の台数及び種類に応じて異なる値が、ＣＥＭＳ３１で設定される様にした。具体的には、例えば、２台の配電系統蓄電池システム４１が接続されていた場合には、自立マイクログリッド内で負荷又は発電量の急変が発生した際、配電系統蓄電池システム４１が出力する電力の変化に対して、配電系統蓄電池システム４１が出力する系統交流電圧の周波数が遅れて変化する。そのため、２台の配電系統蓄電池システム４１が出力する系統交流電圧の位相が最適な制御ポイントからずれることで、２台の配電系統蓄電池システム４１間で横流が発生する虞がある。このとき、各配電系統蓄電池システム４１の電圧制御部の応答速度が高過ぎると、横流が発散してしまい、自立マイクログリッドが停止することが懸念される。
従って、本実施の形態１～３では、マイクログリッド内で電圧源として動作する仮想同期発電機制御機能を実装した配電系統蓄電池システム４１の台数に応じて、ＣＥＭＳ３１が、各配電系統蓄電池システム４１に電圧制御部の制御パラメータを送付するよう構成した。これにより、複数台の仮想同期発電機制御機能を実装した配電系統蓄電池システム４１で自立マイクログリッドを構成した場合にも、各配電系統蓄電池用電力変換装置４４内のインバータ電圧制御回路４０９５内の制御パラメータを、上記台数に応じて応答時間が最適となる様に設定することで、自立マイクログリッドの安定性を確保することができる。具体的には、電圧源として動作する配電系統蓄電池システム４１（即ち、配電系統蓄電池用電力変換装置４４）の台数が多いほど、インバータ電圧制御回路４０９５による電圧制御の応答時間を長くする（応答速度を低くする）様に、制御パラメータが設定される。
より詳細には、実施の形態１～３の各々において、実施の形態１で説明した様に、複数台の仮想同期発電機制御機能を実装した配電系統蓄電池システム４１で自立マイクログリッドを構成する場合には、１台で自立マイクログリッドを構成する場合と比較して、インバータ電圧制御回路４０９５の応答時間を長く（応答速度を低く）するために、第３のＰＩ制御回路４０９５３の制御ゲインを小さくする、或いは、積分時間を長くする、又は、制御ゲインを小さくするとともに積分時間長くする様に、ＣＥＭＳ３１から通知される制御パラメータが設定される。
同様に、連系系統においても、系統を支える同期発電機の応答が早いため、電力系統の安定性を担保するためには、配電系統蓄電池用電力変換装置４４内のインバータ電圧制御回路４０９５の応答時間（応答速度）を、自立マイクログリッドを支える場合とは変えることが好ましい。具体的には、負荷変動又は発電量変動に対する応答時間について、連系系統の動作の場合の応答時間が、１台の仮想同期発電機制御機能を実装した配電系統蓄電池システム４１で自立マイクログリッドを支える場合の応答時間よりも長くなる様に、ＣＥＭＳ３１から通知される制御パラメータが設定される。
これにより、仮想同期発電機制御機能を実装した配電系統蓄電池システム４１を、系統に連系させる様に動作させる場合においても、配電系統２４に不必要な擾乱を発生させることなく、系統に慣性力を与えることができる。
同様に、制御装置４３内の仮想同期発電機制御回路４３３の制御パラメータについても本実施の形態１～３では、ＣＥＭＳ３１から制御装置４３に通知される。これも上述した様に、外部の制御装置４３に仮想同期発電機制御機能を持たせる場合、配電系統蓄電池用電力変換装置４４に周波数指令値を送付するまでに計測遅延、処理遅延、及び、通信遅延が発生する。このため、配電系統蓄電池用電力変換装置４４から出力する系統交流周波数に、仮想同期発電機制御による周波数指令値が反映されるまでには、遅延時間が発生する。従って、自立マイクログリッド内で負荷変動又は発電量変動が発生した場合には、複数台の仮想同期発電機制御機能を実装した配電系統蓄電池システム４１は、負荷変動又は発電量変動に対応して、配電系統蓄電池用電力変換装置４４の出力電力（系統交流電圧）を変化させるが、周波数はすぐには制御装置４３からの指令値に従って変化しない。
そのため、制御装置４３内の仮想同期発電機制御回路４３３のゲイン（特に、制動係数Ｄｇ及び速度調整率Ｋｇｄ）が高く、仮想同期発電機制御の応答時間が短い（応答速度が高い）と、各配電系統蓄電池システム４１が出力する系統交流電圧の周波数が大きく変化してしまう。これにより、配電系統蓄電池システム４１同士で不必要な電力のキャッチボールが行われることで、各配電系統蓄電池システム４１が出力する系統交流電圧の周波数が発振し、最終的には配電系統蓄電池システム４１の停止に至る虞がある。
本実施の形態１～３では、自立系統に対して、仮想同期発電機制御を実装した配電系統蓄電池システム４１が複数台接続されて電圧源として動作する場合には、当該配電系統蓄電池システム４１の台数に応じて、仮想同期発電機制御の少なくとも制動係数Ｄｇを変化させる。具体的には、上記台数が多いほど、制動係数Ｄｇを大きく設定する。これにより、自立系統に対して、仮想同期発電機制御を実装した配電系統蓄電池システム４１が複数台接続されて電圧源として動作する場合においても、配電系統２４に不必要な擾乱を発生させることなく慣性力を与えることができる。
尚、仮想同期発電機制御部の応答速度を低くする場合は、ガバナー時定数（Ｔｇ）を大きくする、速度調整率Ｋｇｄを小さくする（即ち、１／Ｋｇｄを大きくする）、単位慣性定数Ｍを大きくする、又は、制動係数Ｄｇを大きくする様に、ＣＥＭＳ３１から通知される制御パラメータを設定することができる。
又、実施の形態２及び３に示された、ＡＶＲ機能を制御装置４３内又は配電系統蓄電池用電力変換装置４４内に実装する場合においても、上記と同様に、自立系統において、複数台の仮想同期発電機制御を実装した配電系統蓄電池システム４１が電圧源として動作する場合には、当該配電系統蓄電池システム４１の台数により、制御パラメータ（比例ゲイン及び積分時間等）を変えることが好ましい。具体的には、上記台数が多い程、応答速度が低く（応答時間が長く）なる様に、ＣＥＭＳ３１から通知される制御パラメータは可変に設定される。
同様に、連系系統においても、系統を支える同期発電機の応答が早いため、電力系統の安定性を担保するため制御装置４３内の仮想同期発電機制御回路４３３内の制御パラメータ（特に、制動係数Ｄｇ及び速度調整率Ｋｇｄ）は、負荷変動又は発電量変動に対する系統交流電圧の周波数変化の応答速度を低くすることが好ましい。具体的には、負荷変動又は発電量変動に対する応答時間について、連系系統の動作の場合には、１台の仮想同期発電機制御機能を実装した配電系統蓄電池システム４１で自立マイクログリッドを支える場合の応答時間により長くなる様に、ＣＥＭＳ３１から通知される制御パラメータが設定される。これにより、連系系統においても仮想同期発電機制御機能を実装した配電系統蓄電池システム４１を系統に連系させても不必要な擾乱を発生させることなく、系統に慣性力を与えることができる。
更に、実施の形態１～３では、仮想同期発電機制御部の制御パラメータ（ＡＶＲ機能を含む）、及び、インバータ電圧制御回路４０９５の制御パラメータを決定する際、例えば、ＣＥＭＳ３１内に変電所２０以下の配電系統モデル（デジタルツイン）を実装し、該配電系統モデルを用いて想定されるユースケースで最適に動作するよう各制御パラメータを算出するのに必要な情報を生成するよう構成してもよい。更に、ＡＩ（Artificial Intelligence）等を実装して、制御パラメータを算出する様に構成してもよいことは言うまでもない。
又、実施の形態１～３では、ＣＥＭＳ３１及びＤＳＯ２１の間の通信周期を３０分としたが、通信周期は任意の時間長に設定することが可能である。例えば、ＣＥＭＳ３１及び各配電系統蓄電池システム４１間の通信周期を１分、或いは、さらに短くしてもよいことは言うまでもない。
尚、実施の形態１～３では、配電系統蓄電池システム４１に仮想同期発電機制御を実装した場合について説明したが、本開示の適用は蓄電池システムへの適用に限定されるものではなく、例えば、風力発電機等の創エネ機器と、配電系統との間に配置された電力変化装置に対して、仮想同期発電機制御を実装する場合にも適用して、同様の効果を奏することができる。特に、風力発電機は、プロペラでモータを回転させることによって発電するので、発電機側が慣性力を有しているため、好適に同様の効果を奏することができる。
又、実施の形態１～３では、配電系統蓄電池４０のような大容量の蓄電池を配電系統に数台実装する場合について説明したが、家庭用蓄電池の電力変換装置、又は、電気自動車用の電力変換装置に対しても、本実施の形態１～３におけるＣＥＭＳ３１と同様の制御により、仮想同期発電機制御を実装することが可能である。この場合には、配電系統２４に接続される対象の電力変換装置、数百台規模になることが想定される。更に、蓄電池容量としては、配電系統蓄電池４０のような大容量（例えば数百［ｋＷ］から数［ＭＷ］）と、家庭用蓄電池（数［ｋＷ］）との両方が配置されていても、同様の効果を奏することは言うまでもない。
又、本実施の形態１～３では配電系統蓄電池システム４１について説明したが、本開示の適用はこの例示に限定されるものではなく、静止型インバータを電圧源として制御する、太陽電池（メガソーラーに限らず家庭用の太陽電池でもよい）、風力発電機、燃料電池からの発電電力を系統に供給するようなシステムに広く適用することができる。即ち、これらのシステムにおいても、本開示で説明した様に、外部の制御装置からの制御パラメータを用いて、仮想同期発電機制御を実装した電圧源として電力変換装置を動作させる際に、同様の効果を享受することができる。更に、本開示において、蓄電池としては、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、本実施の形態１～３では、自立マイクログリッドへの適用例を説明したが、本開示の適用はこれに限定されるものではなく、送電系統や通常の配電系統に対しても、本開示を適用して、同様の効果を奏することが可能である。又、配電系統については、単相交流を例示したが、配電系統が、単相三線交流、又は、三相交流で構成される場合であっても、本開示を共通に適用可能であることは、言うまでもない。更には、配電系統蓄電池用電力変換装置（三相交流）と、家庭用蓄電池システム（単相交流）とが混在する構成に対しても、外部の制御装置からの同期発電機制御機能のための制御パラメータに基づいて、各電力変換装置が出力する交流電圧の目標値を、本開示と同様に生成することによって、同様の効果を享受することができる。
本実施の形態１～３では、ガバナー制御回路４３３２内のガバナーモデルを一次遅れ系としてモデル化したが、２次遅れ系又は低域通過フィルタ（ＬＰＦ：Low Pass Filter）等によってガバナーモデルを構成することも可能である。更に、本実施の形態１～３では、質点系演算回路を、図１６に示す積分器とフィードバックループとでモデリングしたが、モデリングの手法は、この例示に限定されるものではない。例えば、１次遅れ系、２次遅れ系、又は、ＬＰＦ等によって、質点系演算回路をモデル化することも可能である。更に、質点系演算回路４３３５の構成についても、図１６に示す構成に限定されるものではない。更に、仮想同期発電機制御機能を持たせるための仮想同期発電機制御回路４３３の構成についても、図１４の例示に限定されるものではなく、同期発電機の特性を模擬する様に、電圧源として動作するインバータの周波数指令値を生成することができるのであれば、任意の制御構成によって仮想同期発電機制御の機能を実現することが可能である。
尚、本実施の形態１～３では、配電系統蓄電池システム４１に対して慣性力を与えるために、電圧源として動作する電力変換装置（配電系統蓄電池用電力変換装置４４）に仮想同期発電機制御機能を実装する例を説明したが、仮想同期発電機制御機能とは異なる電圧源としての制御機能を、外部の制御装置４３からの指令によって電力変換装置に実装する場合にも、本開示を適用することが可能である。
例えば、仮想同期発電機制御機能の代わりに、垂下特性（ドループ特性）制御機能を実装する様に、外部の制御装置４３から電力変換装置（配電系統蓄電池用電力変換装置４４）に対して、周波数指令値が通知されてもよい。
図３５Ａ及び図３５Ｂには、垂下特性の一例を説明するための概念図が示される。
図３５Ａ及び図３５Ｂの横軸には、配電系統蓄電池システム４１が出力する電力（実測値）とＣＥＭＳ３１から通知される電力目標値との差分に相当する電力偏差ΔＰが示される。当該電力偏差ΔＰは、図１３に示された制御装置４３において、実効電力算出回路４３２によって算出される実測実効電力から、管理回路４３５から出力される電力目標値Ｐｒｅｆ（図１４と同様）を減算することで求めることができる。
そして、制御装置４３は、図３５Ａ又は図３５Ｂに示されるΔＰ－Δｆ特性（垂下特性）に従って、算出された電力偏差ΔＰに対する周波数指令値の変化量Δｆを求めることができる。図３５Ａに示される垂下特性では、変化量Δｆを－Δｆｍａｘ～Δｆｍａｘの範囲内とするリミット処理を伴って、電力偏差ΔＰに比例する様に、変化量Δｆが算出される。又、図３５Ｂに示される垂下特性では、図３５Ａの垂下特性に対して、電力偏差ΔＰの絶対値が小さい範囲（－ΔＰｄｂ≦ΔＰ≦ΔＰｄｂ）では、周波数指令値ｆ＊を維持する様に、Δｆ＝０に設定される。
制御装置４３は、垂下特性に従ったΔｆを用いて、周波数指令値ｆ＊をｆ＊＋Δｆに更新する処理を繰り返すことで、垂下特性を実装するための電力変換装置（配電系統蓄電池用電力変換装置４４の周波数指令値ｆ＊を生成することができる。これにより、制御装置４３は、仮想同期発電機制御回路４３３とは別の手法で、電圧源として動作する電力変換装置（配電系統蓄電池用電力変換装置４４）に慣性力を付与するための制御を実装するこができる。
変形例の説明．
尚、本実施の形態１～３では、説明を分かりやすくするために、メガソーラー用電力変換装置２７及び配電系統蓄電池システム４１の制御回路を図５～図１６、ＣＥＭＳ３１の構成を図３～図４に示す様に、ハードウェア（Ｈ／Ｗ）で構成する例を想定して説明した。しかしながら、各ブロック図に記載された、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。本開示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。
２０ 変電所、２１ 配電自動化システム、２２ａ，２２ｅ，２２ｆ，２２ｉ，２２ｊ，２２ｘ，２０１，２０６，２１０，４０１，４０６，４１０ 電圧計、２３ａ，２３ｂ，２３ｃ 自動電圧調整器、２４，２４ａ，２４ｂ，２４ｃ，２４ｄ 配電系統、２５，４５ 通信線、２６ メガソーラー、２７ メガソーラー用電力変換装置、２８ 開閉器、３０ａ，３０ｂ 同期発電機、３１ ＣＥＭＳ、４０，４０ａ，４０ｂ，４０ｃ 配電系統蓄電池、４１，４１ａ，４１ｂ，４１ｃ 配電系統蓄電池システム、４２ 電流／電圧計測装置、４３ 制御装置、４４，４４ａ，４４ｂ，４４ｃ 配電系統蓄電池用電力変換装置、１００ａ，１００ｂ，１００ｃ，１００ｄ タウン、１０１ 工場、１０２ ビル、１０３ マンション、２０２，２０７，２１１，４０２，４０７，４１１ 電流計、２０３，２０８，４０３，４０８，２０９９，４０９５４ 変換回路、２０４ 第１の制御回路、２０５，４０５ 直流母線、２０９ 第２の制御回路、２１２，４１２，４３４ 通信インターフェース、３１１ 通信回路、３１２ 記憶回路、３１４ 運転計画作成回路、３１５ 送信データ生成回路、３１６ 分散電源管理部制御回路、３４５，４３５ 管理回路、４０４ 第３の制御回路、４０９ 第４の制御回路、４３１ 第２の位相検出回路、４３２，４０９２ 実効電力算出回路、４３３ 仮想同期発電機制御回路、４３６ 第２の仮想同期発電機制御回路、２０４１ ＭＰＰＴ制御回路、２０４２ 電圧制御回路、２０４３ 第１の切換え回路、２０４４ 第５の制御回路、２０９０ 電流制御回路、２０９１，４０９１０ 位相検出回路、２０９２ 第１の正弦波生成回路、２０９４ 第１のＰＩ制御回路、２０９７ 第６の制御回路、２０９８ 第２のＰＩ制御回路、３１４１ 蓄電池運転計画生成回路、３１４２ 発電量予測回路、３１４３ 消費電力予測回路、３１４５ 分散電源運転計画作成管理回路、３１４６ 運転計画作成部管理回路、４０４１ 充電制御回路、４０４２ 放電制御回路、４０４３ 第２の切換え回路、４０４４ 第７の制御回路、４０９１ 交流周波数検出回路、４０９４ インバータ電流制御回路、４０９５ インバータ電圧制御回路、４０９６ 第３の切換え回路、４０９７ 第８の制御回路、４３３２ ガバナー制御回路、４３３５ 質点系演算回路、４３３７ 比例制御回路、４３３８，４３３２３，４０９５５７，４０９５７７ リミッタ回路、４０９１１ 周波数検出回路、４０９１２ 第２の正弦波生成回路、４０９５１ 第３の正弦波生成回路、４０９５３ 第３のＰＩ制御回路、４０９５５ 第１の電流制限回路、４０９５６ 第４の正弦波生成回路、４０９５７ 第５の正弦波生成回路、４３３２２ 系モデル、４３３５２ 積分器、４３３５４，４０９５５４ 除算器、４３３５６ 位相計算回路、４０９５５５ 切り捨て回路、４０９５５８，５０９５５８ レジスタ、４０９５５９ 正弦波テーブル、４０９５７６ 比例積分制御回路、Ｆｒｅｆ 目標周波数、Ｋｇｄ 速度調整率、Ｍ 単位慣性定数、Ｍ１ 回転子、Ｍ２ 調節弁（ガバナー）、ＭＰＧ 同期発電機モデル、Ｔｇ ガバナー時定数、Ｖ＊ 電圧振幅指令値、Ｖｔｒ 目標交流電圧、ｆ＊ 周波数指令値、ｔｚｃ，ｔｚｃｐ 検出時刻（ゼロクロス点）。

Claims (21)

  1. 分散電源を制御する制御装置からの指令に基づいて動作する電力変換装置であって、
    交流系統及び前記分散電源の間に接続されて、前記指令に基づいて前記交流系統に対して電圧源として動作するインバータと、
    前記インバータが前記交流系統に出力する系統交流電圧の電圧値を計測する電圧計測部と、
    前記電圧源として動作する前記インバータの出力目標値として正弦波状の目標交流電圧を生成する目標交流電圧生成部と、
    前記電圧計測部によって計測される前記電圧値と前記目標交流電圧との偏差を補償する様に前記インバータの動作を制御する電圧制御部とを備え、
    前記制御装置からの前記指令 は、前記系統交流電圧の周波数指令値を含み、
    前記目標交流電圧生成部は、前記系統交流電圧の振幅指令値と、前記制御装置から出力された前記周波数指令値と、前記電力変換装置において生成される前記系統交流電圧の位相情報とを用いて、前記目標交流電圧を算出する、電力変換装置。
  2. 前記位相情報は、前記電圧計測部によって計測された前記電圧値の周期的な変化から求められる、請求項１記載の電力変換装置。
  3. 前記電圧計測部によって計測された前記電圧値に基づいて、前記系統交流電圧のゼロクロス点を検出する位相検出部を更に備え、
    前記目標交流電圧の算出に用いられる前記周波数指令値及び前記振幅指令値の更新は、前記ゼロクロス点において行われる、請求項２記載の電力変換装置。
  4. 前記目標交流電圧生成部は、前記ゼロクロス点の位相角を基準として、前記周波数指令値に従う角速度を用いて算出された、前記正弦波の位相角を前記位相情報として、前記目標交流電圧を生成する、請求項３記載の電力変換装置。
  5. 前記位相情報は、前記制御装置から出力された前記周波数指令値から求められる、請求項１記載の電力変換装置。
  6. 前記目標交流電圧生成部は、前記制御装置から出力された前記周波数指令値に従う角速度における予め定められた時間間隔での位相変化量の積算によって算出された、前記正弦波の位相角を前記位相情報として、前記目標交流電圧を算出する、請求項５記載の電力変換装置。
  7. 前記指令は、前記電圧制御部の応答速度を調整するための制御パラメータを含み、
    前記電力変換装置が、単独で前記電圧源として動作して、或いは、他の少なくとも１台の前記電力変換装置と並列に複数台で前記電圧源として動作して、前記交流系統を自立系統として支える場合には、前記複数台で電圧源として動作するときの前記電圧制御部の応答速度が、前記単独で電圧源として動作するときの前記電圧制御部の応答速度より低くなる様に、前記制御パラメータは設定される、請求項１～６のいずれか１項に記載の電力変換装置。
  8. 前記目標交流電圧生成部は、前記制御装置から出力された前記振幅指令値を用いて前記目標交流電圧を算出する、請求項１～７のいずれか１項に記載の電力変換装置。
  9. 前記周波数指令値は、前記制御装置において、前記交流系統の電圧計測値から求められた実効無効電力の実測値と、前記実効無効電力の指令値との偏差を補償するための制御演算によって生成される、請求項８記載の電力変換装置。
  10. 前記目標交流電圧生成部は、前記電圧計測部によって計測された前記電圧値から求められた実効無効電力の実測値と、前記実効無効電力の指令値との偏差を補償するための制御演算によって前記振幅指令値を生成するとともに、算出した前記振幅指令値を用いて前記目標交流電圧を算出する、請求項１～７のいずれか１項に記載の電力変換装置。
  11. 前記制御装置は、前記分散電源を管理する管理装置からの指令に基づいて、前記電圧源として動作する前記インバータに同期発電機の特性を持たせるための仮想同期発電機制御によって前記周波数指令値を生成する、請求項１～１０のいずれか１項に記載の電力変換装置。
  12. 同期発電機の特性を模擬する仮想同期発電機制御機能が実装された、分散電源の制御装置と、
    前記制御装置からの指令に基づいて動作する電力変換装置とを備え、
    前記電力変換装置は、
    交流系統及び前記分散電源の間に接続されて、前記指令に基づいて前記交流系統に対して電圧源として動作するインバータと、
    前記インバータが前記交流系統に出力する系統交流電圧の電圧値を計測する電圧計測部と、
    前記電圧源として動作する前記インバータの出力目標値として正弦波状の目標交流電圧を生成する目標交流電圧生成部と、
    前記電圧計測部によって計測される前記電圧値と前記目標交流電圧との偏差を補償する様に前記インバータの動作を制御する電圧制御部とを含み、
    前記制御装置からの前記指令 は、前記系統交流電圧の周波数指令値を含み、
    前記目標交流電圧生成部は、前記系統交流電圧の振幅指令値と、前記制御装置から出力された前記周波数指令値と、前記電力変換装置において生成される前記系統交流電圧の位相情報とを用いて、前記目標交流電圧を算出する、電力変換システム。
  13. 前記位相情報は、前記電圧計測部によって計測された前記電圧値の周期的な変化から求められる、請求項１２記載の電力変換システム。
  14. 前記電力変換装置は、
    前記電圧計測部によって計測された前記電圧値に基づいて、前記系統交流電圧のゼロクロス点を検出する位相検出部を更に含み、
    前記目標交流電圧の算出に用いられる前記周波数指令値及び前記振幅指令値の更新は、前記ゼロクロス点において行われる、請求項１３記載の電力変換システム。
  15. 前記目標交流電圧生成部は、前記ゼロクロス点の位相角を基準として、前記周波数指令値に従う角速度を用いて算出された、前記正弦波の位相角を前記位相情報として、前記目標交流電圧を生成する、請求項１４記載の電力変換システム。
  16. 前記位相情報は、前記制御装置から出力された前記周波数指令値から求められる、請求項１２記載の電力変換システム。
  17. 前記目標交流電圧生成部は、前記制御装置から出力された前記周波数指令値に従う角速度における予め定められた時間間隔での位相変化量の積算によって算出された、前記正弦波の位相角を前記位相情報として、前記目標交流電圧を算出する、請求項１６記載の電力変換システム。
  18. 前記指令は、前記電圧制御部の応答速度を調整するための制御パラメータを含み、
    前記電力変換装置が、単独で前記電圧源として動作して、或いは、他の少なくとも１台の前記電力変換装置と並列に複数台で前記電圧源として動作して、前記交流系統を自立系統として支える場合には、前記複数台で電圧源として動作するときの前記電圧制御部の応答速度が、前記単独で電圧源として動作するときの前記電圧制御部の応答速度より低くなる様に、前記制御装置は、前記制御パラメータを設定する、請求項１２～１７のいずれか１項に記載の電力変換システム。
  19. 前記目標交流電圧生成部は、前記制御装置から出力された前記振幅指令値を用いて前記目標交流電圧を算出する、請求項１２～１８のいずれか１項に記載の電力変換システム。
  20. 前記周波数指令値は、前記制御装置において、前記交流系統の電圧計測値から求められた実効無効電力の実測値と、前記実効無効電力の指令値との偏差を補償するための制御演算によって生成される、請求項１９記載の電力変換システム。
  21. 前記目標交流電圧生成部は、前記電圧計測部によって計測された前記電圧値から求められた実効無効電力の実測値と、前記実効無効電力の指令値との偏差を補償するための制御演算によって前記振幅指令値を生成するとともに、算出した前記振幅指令値を用いて前記目標交流電圧を算出する、請求項１２～１８のいずれか１項に記載の電力変換システム。
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