CN116686180A

CN116686180A - 电力变换装置

Info

Publication number: CN116686180A
Application number: CN202180089898.2A
Authority: CN
Inventors: 井上祯之; 松本航辉
Original assignee: Mitsubishi Electric Corp
Current assignee: Mitsubishi Electric Corp
Priority date: 2021-01-15
Filing date: 2021-01-15
Publication date: 2023-09-01
Also published as: JPWO2022153477A1; WO2022153477A9; US20240055975A1; JP7536120B2; TW202230928A; TWI781870B; WO2022153477A1

Abstract

配备虚拟同步发电机控制的电力变换装置包括：转换器，将从分布式电源输出的第1直流电压变换为第2直流电压；逆变器，将从转换器输出的第2直流电压变换为交流电压并输出到交流系统；转换器控制电路；虚拟同步发电机控制电路，使逆变器具有同步发电机的瞬态特性；以及逆变器控制电路，基于从虚拟同步发电机控制电路输入的交流系统电压信息，将逆变器作为电压源进行控制。虚拟同步发电机控制电路基于包括电力变换装置的电力目标值的、虚拟同步发电机控制所需的信息，计算分布式电源的充放电被切换的切换频率。转换器控制电路使用切换频率，创建交流系统电压的频率范围，该交流系统电压的频率范围用于在电力变换装置的下降特性中赋予使分布式电源的充放电电力为零的死区，或者对分布式电源的充放电的切换赋予迟滞。转换器控制电路以在频率范围内使分布式电源的充放电电力为零的方式进行控制。

Description

电力变换装置

技术领域

本公开涉及电力变换装置。

背景技术

近年来，为了降低环境负荷，正在加速引进太阳能电池等利用可再生能源的能源创造设备(以下也称为“创能设备”)。另外，为了应对东日本大地震之后的电力不足等，正在推进具备蓄电池等能源储蓄设备(以下也称为“储能设备”)的系统、或将创能设备及储能设备组合而成的系统等的产品化。在这些系统中，为了将创能设备及储能设备与交流系统互连而采用了静止型逆变器。

另一方面，在电力系统中，关于作为针对需求波动的发电量之调节力的火电站，随着基于可再生能源的发电量的增加，从减少包括管理成本在内的发电成本的观点出发，预测今后将会关停。但是，火电站中的同步发电机潜在地具有在系统频率波动后抑制该波动的作用(惯性力、同步化力等)。因此，如果推进关停火电站，则由于同步发电机的减少数量增加，因此可能会难以确保电力系统的稳定性。

为了解决上述技术课题，正在开发使静止型逆变器具有同步发电机的功能的虚拟同步发电机的控制技术。例如在日本特开2019-176584号公报(专利文献1)中公开了一种配备了虚拟同步发电机控制的分布式电源(静止型逆变器)的控制参数的设定方法。具体而言，专利文献1中公开了如下方法：基于由系统运用者所要求的要求惯性值、和基于分布式电源的规格及工作状态而计算出的虚拟惯性值中的任一者，生成用于设定分布式电源中的虚拟惯性的控制参数。

现有技术文献

专利文献

专利文献1：日本特开2019-176584号公报

发明内容

发明所要解决的技术课题

根据专利文献1所记载的控制参数的生成方法，系统管理者想要的系统惯性力得到保证。但在自给自足系统的微电网等之中，在分别具有配备了虚拟同步发电机控制的静止型逆变器的多个蓄电池作为主电源进行工作的结构中，有时负载的消耗电力与创能设备的发电电力由于负载波动或创能设备的发电电力的波动而会达到平衡。此时，期望各蓄电池的充放电电力为零。

然而，由于安装于各蓄电池的电压表及电流表具有测量误差，所以因为此误差而各蓄电池的充放电电力不一定被控制为零。在此情况下，有时会进行如利用多个蓄电池当中的第1蓄电池的放电电力对第2蓄电池充电等非必要充放电。这种非必要充放电或重复充放电有如下问题：使得产生由充放电导致的电力损耗，并且对蓄电池带来不必要的损伤。在专利文献1中，仅基于系统运营商要求的系统惯性力来生成控制参数，针对上述问题没有进行考虑。

本公开是用于解决如上述那样的问题而做出的，其目的在于：在具有配备了虚拟同步发电机控制的静止型逆变器的多个分布式电源互连的交流系统中，当负载的消耗电力及创能设备的发电电力平衡时，抑制在多个分布式电源之间进行非必要充放电。

用于解决技术课题的技术方案

根据本公开的某个方面，电力变换装置连接于交流系统，配备了虚拟同步发电机控制。电力变换装置包括：转换器，将从分布式电源输出的第1直流电压变换为第2直流电压；逆变器，将从转换器输出的第2直流电压变换为交流电压并输出到交流系统；通信电路，接收从管理分布式电源的管理装置通知的、虚拟同步发电机控制所需的信息；第1电压表，测量第2直流电压；第2电压表，测量交流系统的交流系统电压；转换器控制电路，控制转换器；虚拟同步发电机控制电路，使逆变器具有同步发电机的瞬态特性；以及逆变器控制电路，基于从虚拟同步发电机控制电路输入的交流系统电压信息，将逆变器作为电压源进行控制。虚拟同步发电机控制所需的信息包括电力变换装置的电力目标值。虚拟同步发电机控制电路基于虚拟同步发电机控制所需的信息，计算分布式电源的充放电被切换的切换频率。转换器控制电路使用切换频率，创建交流系统电压的频率范围，该交流系统电压的频率范围用于在电力变换装置的下降特性中赋予使分布式电源的充放电电力为零的死区，或者对分布式电源的充放电的切换赋予迟滞。转换器控制电路进行控制使得在频率范围内分布式电源的充放电电力为零。

发明效果

根据本公开，在具有配备了虚拟同步发电机控制的静止型逆变器的多个分布式电源互连的电力系统中，在负载的消耗电力及创能设备的发电电力达到平衡时，能够抑制在多个分布式电源之间进行非必要充放电。

附图说明

图1为示出配电系统的结构例的框图。

图2为用于进一步说明图1所示的配电系统的结构的框图。

图3为示出图1所示的CEMS的结构的框图。

图4为示出图3所示的运转计划创建电路的结构的框图。

图5为示出图3所示的控制参数生成电路的结构的框图。

图6为示出图1所示的大型太阳能发电厂(mega-solar plant)用电力变换装置的结构的框图。

图7为说明图1所示的蓄电池用电力变换装置的结构的框图。

图8为说明图6所示的第1控制电路的结构的框图。

图9为说明图6所示的第2控制电路的结构的框图。

图10为说明图7所示的第3控制电路的结构的框图。

图11为说明图7所示的第4控制电路的结构的框图。

图12为说明图11所示的交流频率检测电路的结构的框图。

图13为说明图11所示的逆变器电压控制电路的结构的框图。

图14为说明图11所示的虚拟同步发电机控制电路的结构的框图。

图15为说明图14所示的调速器(governor)控制电路的结构的框图。

图16为说明图14所示的质点系统运算电路的结构的框图。

图17为示出配备于电力变换装置的虚拟同步发电机控制所覆盖的区域的图。

图18为用于说明配备于实施方式1的电力变换装置的虚拟同步发电机控制的图。

图19为用于说明配备于实施方式1的电力变换装置的虚拟同步发电机控制的图。

图20为示出ΔP/ΔF特性的一例的图。

图21为示出当在配备于实施方式1的电力变换装置的虚拟同步发电机控制中使负载骤变时，从静止型逆变器输出的交流电压的频率的响应波形的图。

图22为示出从配备了以往的虚拟同步发电机控制的两台电力变换装置输出的交流电力的有效值的响应波形的图。

图23为示出从实施方式1的配备了虚拟同步发电机控制的两台电力变换装置输出的交流电力的有效值的响应波形的图。

图24A为示出实施方式1的配备了虚拟同步发电机控制的电力变换装置41的ΔP/ΔF特性的第1例的图。

图24B为示出实施方式1的配备了虚拟同步发电机控制的电力变换装置41的ΔP/ΔF特性的第2例的图。

图24C为示出实施方式1的配备了虚拟同步发电机控制的电力变换装置41的ΔP/ΔF特性的第3例的图。

图25为用于说明以图1所示的CEMS为中心的分布式电源系统的正常工作的时序图。

图26为示出图1所示的CEMS的控制处理的流程图。

图27为示出创建蓄电池的运转计划的处理(图26的S05)的流程图。

图28为示出生成虚拟同步发电机控制的控制参数的生成所需的信息的处理(图27的S056)的流程图。

图29为示出生成基准ΔP/ΔF特性的处理(图28的S0562)的流程图。

图30为示出生成ΔP/ΔF特性的处理(图28的S0563)的流程图。

图31为示出生成死区(dead zone)宽度的处理(图28的S0564)的流程图。

图32为示出修正蓄电池的运转计划的处理(图26的S09)的流程图。

图33为用于说明电力变换装置的工作的流程图。

图34为用于说明第2DC/DC变换器的控制处理细节的流程图。

图35为用于说明第2DC/AC变换器的控制处理细节的流程图。

图36为示出生成控制参数的处理(图33的S216)的流程图。

图37为示出计算死区频率的处理(图36的S2170)的流程图。

图38A为示出对实施方式2的电力变换装置赋予的ΔP/ΔF特性的第1例的图。

图38B为示出对实施方式2的电力变换装置赋予的ΔP/ΔF特性的第2例的图。

图38C为示出对实施方式2的电力变换装置赋予的ΔP/ΔF特性的第3例的图。

图39为用于说明第2DC/DC变换器的控制处理细节的流程图。

图40为用于说明第2DC/AC变换器的控制处理细节的流程图。

图41为用于说明迟滞期间的检测处理细节的流程图。

图42为用于说明虚拟同步发电机控制技术的概念的图。

具体实施方式

以下参照附图，详细说明本公开的实施方式。此外，以下针对图中相同或相当的部分附加同一附图标记，原则上不重复其说明。

实施方式1.

(配电系统的结构例)

首先，说明实施方式1的电力变换装置所连接的配电系统的结构例。此外在实施方式1中，虽然例示了三相系统，但配电系统可以是单相系统。

图1为示出配电系统24的结构例的框图。如图1所示，配电系统24从变电站20接收电力供给。在配电系统24设有多个自动电压调节器(SVR：Step Voltage Regulator，分级调压器)23a～23c。多个SVR 23a～23c相对于电力流动而言为串联。对多个SVR 23a～23c连接有大楼112、公寓113、城镇A 100a～城镇D 100d、工厂110、大型太阳能发电厂用的电力变换装置27、系统用蓄电池用的电力变换装置41a～41c、同步发电机30a、30b。在以下说明中，也将SVR 23a～23c总称为“SVR 23”。另外，也将电力变换装置41a～41c总称为“电力变换装置41”。

在配电系统24配置有多个电压表22a、22e、22f、22i、22j、22x。以下也将电压表22a、22e、22f、22i、22j、22x总称为“电压表22”。各电压表22的测量值以预定周期被发送到配电自动化系统21(以下也称为“DSO 21”)。DSO 21对应于管理配电系统24的“系统管理装置”的一个实施例。

SVR 23的抽头位置信息、初级侧电压及次级侧电压的信息被发送到DSO 21。在实施方式1中，SVR 23以预定周期通知抽头位置信息、初级侧电压及次级侧电压信息，并且在抽头切换时不定期通知抽头位置信息、初级侧电压及次级侧电压的信息。

CEMS(Community Energy Management System，社区能源管理系统)31以预定周期从各用户(城镇100a～100d、工厂110、大楼112、公寓113)、电力变换装置27、同步发电机30a、30b及电力变换装置41a～41c收集各种测量值等信息。CEMS 31响应于来自DSO 21的请求，向DSO 21通知收集到的数据。另外，城镇100a～100d内的用户的消耗电力、创能设备的发电电力由设置于各用户的智能电表(未图示)所测量。CEMS 31以预定周期(例如30分钟周期)收集智能电表的测量值。CEMS 31对应于“管理装置”的一个实施例。

对电力变换装置27连接有大型太阳能发电厂26。对电力变换装置41a～41c分别连接有系统用蓄电池40a～40c。蓄电池40a～40c为能够连接到配电系统24的大容量蓄电池。在以下说明中，在总称蓄电池40a～40c时也记载为“蓄电池40”。

图2为用于进一步说明图1所示的配电系统24的结构的框图。如图2所示，对配电系统24连接有负载600、电力变换装置41及蓄电池40。此外为了简化说明，在图2中，将配电系统24的阻抗29以集总系统方式表示。假设配电系统24的阻抗29由电抗分量及电阻分量构成。

(1)CEMS 31

图3为示出图1所示的CEMS 31的结构的框图。

如图3所示，CEMS 31具有通信电路11、存储电路12、控制参数生成电路13、运转计划创建电路14、发送数据生成电路15以及控制电路16。

通信电路11经由通信线25，在与DSO 21、各用户(城镇100a～100d、工厂110、大楼112、公寓113)、电力变换装置27、同步发电机30a、30b及电力变换装置41a～41c之间进行通信。

存储电路12存储经由通信电路11获取的各种信息。各种信息中含有测量结果及各分布式电源的状态信息等。

控制参数生成电路13生成在电力变换装置41a～41c的各电力变换装置中配备的虚拟同步发电机控制的控制参数。

运转计划创建电路14基于来自DSO 21的控制指令，创建电力变换装置41a～41c的运转计划。电力变换装置41a～41c的运转计划包括对应的蓄电池40a～40c的充放电计划(电力目标值)。在实施方式1中，运转计划创建电路14以30分钟间隔来创建24小时的量的运转计划。

进而，运转计划创建电路14基于以5分钟为单位收集的电力变换装置41a～41c的计测结果及蓄电池40a～40c的SOC(State Of Charge，荷电状态)信息等，判定是否需要修正运转计划。当判定为需要修正运转计划时，运转计划创建电路14修正直到在下次被通知来自DSO 21的控制指令为止的期间的运转计划。

发送数据生成电路15存储由控制参数生成电路13生成的虚拟同步发电机控制的控制参数及从运转计划创建电路14输出的运转计划。发送数据生成电路15响应来自控制电路16的发送指令，将存储的数据输出至通信电路11。通信电路11依照从控制电路16输出的控制信号，将从发送数据生成电路15输出的数据发送至通信线25。

控制电路16是用于管理连接于配电系统24的分布式电源的控制电路。控制电路16管理通信电路11、存储电路12、控制参数生成电路13、运转计划创建电路14及发送数据生成电路15的工作。

(1-1)运转计划创建电路14

图4为示出图3所示的运转计划创建电路14的结构的框图。

如图4所示，运转计划创建电路14包括蓄电池运转计划创建电路141、发电电力预测电路142、消耗电力预测电路143、蓄电池运转计划补正电路144、第1管理电路145和第2管理电路146。

蓄电池运转计划创建电路141基于与从DSO 21通知的控制指令相关的信息、由发电电力预测电路142所预测的大型太阳能发电厂26的发电量的预测结果、以及与由消耗电力预测电路143所预测的用户的消耗电力的预测结果相关的信息，创建电力变换装置41a、41b、41c的运转计划(电力目标值)。另外，从DSO 21通知到蓄电池运转计划创建电路141的控制指令包括在变电站20的下游侧被消耗的电力(对配电系统24的供给电力)的计划值。供给电力的计划值由每30分钟、24小时的量的计划值所构成。

发电电力预测电路142经由通信电路11从未图示的天气预报服务器获取24小时的天气预报信息。发电电力预测电路142基于获取的天气预报信息和为了预测发电电力所准备的数据库(未图示)的信息，预测大型太阳能发电厂26的发电电力。

消耗电力预测电路143基于CEMS 31内部的时钟信息(年月日、星期、时刻)和为了预测消耗电力所准备的数据库(未图示)的信息，预测各用户的消耗电力的合计值。

蓄电池运转计划补正电路144经由通信电路11，基于电力变换装置41a～41c的充放电电量及电力目标值信息，判定是否需要修正运转计划。当判定为需要修正时，蓄电池运转计划补正电路144生成运转计划的修正值。

第1管理电路145存储由蓄电池运转计划创建电路141及蓄电池运转计划补正电路144所生成的各蓄电池40的电力目标值(充电电力目标值及放电电力目标值)。第1管理电路145基于从第2管理电路146输出的控制信号，将电力目标值输出到控制参数生成电路13及发送数据生成电路15。

第2管理电路146管理蓄电池运转计划创建电路141、发电电力预测电路142、消耗电力预测电路143、蓄电池运转计划补正电路144及第1管理电路145的工作。

(1-2)控制参数生成电路13

图5为示出图3所示的控制参数生成电路13的结构的框图。

如图5所示，控制参数生成电路13包括基准ΔP/ΔF特性计算电路131、ΔP/ΔF特性计算电路132、第3管理电路135以及控制电路136。

基准ΔP/ΔF特性计算电路131基于电力变换装置41a～41c的静止型逆变器(第2DC/AC变换器408)的容量信息，计算基准ΔP/ΔF特性。

ΔP/ΔF特性计算电路132基于上述基准ΔP/ΔF特性以及由运转计划创建电路14(图4)创建出的电力目标值信息，计算ΔP/ΔF特性。

第3管理电路135管理同步发电机控制的控制参数。第3管理电路135将由ΔP/ΔF特性计算电路132计算出的ΔP/ΔF特性以及电力目标值Pref等信息保存到未图示的存储器并进行管理。

控制电路136管理基准ΔP/ΔF特性计算电路131、ΔP/ΔF特性计算电路132以及第3管理电路135的工作。

(2)电力变换装置27

图6为示出图1所示的电力变换装置27的结构的框图。

如图6所示，电力变换装置27具有电压表201、206、210、电流表202、207、211、第1DC/DC变换器203、第1控制电路204、直流母线205、第1DC/AC变换器208、第2控制电路209及通信接口(I/F)212。

电压表201测量从大型太阳能发电厂26输出的直流电压。电流表202测量从大型太阳能发电厂26输出的直流电流。

第1DC/DC变换器203将从大型太阳能发电厂26输出的第1直流电压变换为第2直流电压。第1控制电路204控制第1DC/DC变换器203。

直流母线205将从第1DC/DC变换器203输出的第2直流电压供给到第1DC/AC变换器208。电压表206测量直流母线205的电压。电流表207测量从第1DC/DC变换器203输出的直流电流。

第1DC/AC变换器208将从第1DC/DC变换器203输出的直流电力变换为交流电力。第2控制电路209控制第1DC/AC变换器208。

电压表210测量从第1DC/AC变换器208输出的交流电压。电流表211测量从第1DC/AC变换器208输出的交流电流。通信I/F 212在电力变换装置27与CEMS 31之间进行通信。

(3)电力变换装置41

图7为说明图1所示的电力变换装置41的结构的框图。

如图7所示，电力变换装置41具有电压表401、406、410、电流表402、407、411、第2DC/DC变换器403、第3控制电路404、直流母线405、第2DC/AC变换器408、第4控制电路409及通信I/F412。

电压表401测量从蓄电池40输出的直流电压。电流表402测量从蓄电池40输出的直流电流。

第2DC/DC变换器403将从蓄电池40输出的第3直流电压变换为第4直流电压。第3控制电路404控制第2DC/DC变换器403。第2DC/DC变换器403对应于“转换器”的一个实施例。

直流母线405将从第2DC/DC变换器403输出的直流电压供给到第2DC/AC变换器408。电压表406测量直流母线405的电压。电压表406对应于“第1电压表”的一个实施例。电流表407测量从第2DC/DC变换器403输出的直流电流。

第2DC/AC变换器408将从第2DC/DC变换器403输出的直流电力变换为交流电力。第4控制电路409控制第2DC/AC变换器408。第2DC/AC变换器408对应于“逆变器”的一个实施例。

电压表410测量从第2DC/AC变换器408输出的交流电压。电压表410对应于“第2电压表”的一个实施例。电流表411测量从第2DC/AC变换器408输出的交流电流。通信I/F 412在电力变换装置41与CEMS 31之间进行通信。

此外，作为第1DC/DC变换器203(图6)及第2DC/DC变换器403(图7)，能够酌情使用公知的DC/DC转换器。第1DC/AC变换器208(图6)及第2DC/AC变换器408(图7)对应于“静止型逆变器”的一个实施例。作为第1DC/AC变换器208及第2DC/AC变换器408，能够使用公知的逆变器。

(2-1)第1控制电路204

图8为说明图6所示的第1控制电路204的结构的框图。

如图8所示，第1控制电路204具有MPPT(Maximum Power Point Tracking，最大功率点跟踪)控制电路51、电压控制电路52、第1切换电路53以及第5控制电路54。

MPPT控制电路51基于电压表201及电流表202的测量值，执行所谓的最大功率点追踪(MPPT)控制。MPPT控制电路51为了最大限度地提取大型太阳能发电厂26的发电电力而搜索大型太阳能发电厂26的最大功率点。具体而言，MPPT控制电路51为了将由电压表201测量的直流电压控制为对应于最大功率点的电压，生成第1DC/DC变换器203的控制指令值。

电压控制电路52基于电压表206的测量值，生成用于将直流母线205的直流电压(第2直流电压)维持于预定目标电压的第1DC/DC变换器203的控制指令值。

第5控制电路54输出MPPT控制电路51及电压控制电路52的控制参数及控制目标值等，并且管理大型太阳能发电厂26的发电状态等。第5控制电路54还输出第1切换电路53的控制信号。

第1切换电路53依照来自第5控制电路54的控制信号，将MPPT控制电路51及电压控制电路52的输出中的任一者选择性地作为第1DC/DC变换器203的控制指令值而输出。

第1DC/DC变换器203在MPPT模式或电压控制模式下被控制。第1切换电路53在MPPT模式下，输出由MPPT控制电路51生成的控制指令值。第1切换电路53在电压控制模式下，输出电压控制电路52所生成的控制指令值。

(2-2)第2控制电路209

图9为说明图6所示的第2控制电路209的结构的框图。

如图9所示，第2控制电路209具有相位检测电路61、第1正弦波生成电路62、电流控制电路60以及第6控制电路67。

电流控制电路60具有减法器63、第1PI控制电路64、乘法器65、减法器66、第2PI控制电路68及第1PWM变换器69。电流控制电路60执行与系统电压同步地输出电力的控制模式。该控制模式为设置于家庭的普通光伏发电用的电力变换器的控制方式。

相位检测电路61根据用电压表210(图6)测得的交流电压的波形来检测交流电压的相位。

第1正弦波生成电路62基于用电压表210测得的交流电压的振幅以及由相位检测电路61测得的相位信息，生成与交流电压的波形同步的正弦波。另外，在实施方式1中，相位检测电路61检测交流电压的波形的过零点，并且根据过零点的检测结果检测交流电压的频率。相位检测电路61将测得的交流电压的频率与过零点信息一起输出到第1正弦波生成电路62。

电流控制电路60基于由电压表206(图6)所测量的直流母线205的直流电压，生成用于控制第1DC/AC变换器208的控制指令值。减法器63从由第6控制电路67输出的直流母线电压的目标值中减去由电压表206所测量的直流母线205的直流电压。由减法器63得出的相减值被输入到第1PI控制电路64。

乘法器65将从第1PI控制电路64输出的控制指令值与从第1正弦波生成电路62输出的正弦波相乘，由此生成电流指令值。

减法器66计算从乘法器65输出的电流指令值与由电流表211(图6)测得的交流系统的电流值之偏差，将计算出的偏差输出到第2PI控制电路68。

第2PI控制电路68基于从第6控制电路67提供的控制参数(比例增益及积分时间)，以使从减法器66输出的偏差为零的方式生成控制指令值。第2PI控制电路68将生成的控制指令值输出到第1PWM变换器69。

第1PWM变换器69对从第2PI控制电路68输入的控制指令值执行PWM控制，由此生成控制指令值，将生成的控制指令值输出到第1DC/AC变换器208。

第6控制电路67收集关于从电压表206及电流表207输出的直流母线205的测量结果、关于从电压表210及电流表211输出的交流系统的测量结果以及从第1控制电路204输出的第1DC/DC变换器203的状态信息等，经由通信I/F 212将收集到的信息通知到CEMS 31等。

另外，第6控制电路67对第1PI控制电路64及第2PI控制电路68通知控制参数。第6控制电路67经由通信I/F 212将关于交流系统的有效电压测量部(未图示)测得的有功功率(active power)及无功功率(reactive power)的信息通知到CEMS 31。第6控制电路67将交流系统的有效电压及有功功率等测量值通知到第5控制电路54。例如在系统电压的有效值超过既定值的情况下，第5控制电路54将对大型太阳能发电厂26的控制从MPPT控制切换为电压控制，由此抑制系统电压的上升。

(3-1)第3控制电路404

图10为说明图7所示的第3控制电路404的结构的框图。

如图10所示，第3控制电路404具有充电控制电路71、放电控制电路72、第2切换电路73及第7控制电路74。

充电控制电路71在进行蓄电池40的充电控制时，生成第2DC/DC变换器403的控制指令值。

放电控制电路72在进行蓄电池40的放电控制时，生成第2DC/DC变换器403的控制指令值。

第7控制电路74对充电控制电路71及放电控制电路72输出控制参数及控制目标值等。第7控制电路74管理蓄电池40的充电电量(SOC)、充电电力(充电电流)及放电电力(放电电流)等。第7控制电路74输出第2切换电路73的控制信号。

第2切换电路73依照来自第7控制电路74的控制信号，将充电控制电路71及放电控制电路72的输出中的任一者选择性地作为第2DC/DC变换器403的控制指令值而输出。具体而言，当被指示对蓄电池40充电时，第2切换电路73输出充电控制电路71所生成的控制指令值。另一方面，当被指示对蓄电池40放电时，第2切换电路73输出放电控制电路72所生成的控制指令值。

(3-2)第4控制电路409

图11为说明图7所示的第4控制电路409的结构的框图。

如图11所示，第4控制电路409具有交流频率检测电路81、有效电力计算电路82、虚拟同步发电机控制电路83、逆变器电流控制电路84、逆变器电压控制电路85、第3切换电路86、死区期间检测电路90、切换频率计算电路89、第8控制电路87以及控制参数生成电路88。

交流频率检测电路81根据用电压表410(图7)测得的交流电压的波形检测交流电压的相位。在实施方式1中，从交流电压的波形中检测过零点，根据检测出的过零点的时间间隔来检测频率。另外，交流电压的频率的检测方法不限于使用过零点的检测结果的方法。

有效电力计算电路82使用由电压表410及电流表411(图7)测得的交流电压及交流电流的信息来计算有效电力。在实施方式1中，基于从交流频率检测电路81输出的过零点检测信息及交流频率信息，将交流电压波形的一个周期量的电力累加，由此计算有效电力。另外，有效电力的计算方法不限于上述方法，例如当交流系统为三相交流时，也可以使用DQ变换等来计算有效电力。

虚拟同步发电机控制电路83基于从交流频率检测电路81输出的交流电压的频率信息以及从有效电力计算电路82输出的交流有效电力信息，使第2DC/AC变换器408(静止型逆变器)具有同步发电机所具有的惯性力、同步化力(synchronization force)及制动力(damping forces)。

[虚拟同步发电机控制技术]

以下，简单说明虚拟同步发电机控制技术。

典型地用于火力发电的同步发电机具有与频率相应地调节输出电力的功能(调速器功能)、维持角速度的功能(惯性力)、取得与系统电压同步的功能(同步化力)、骨干系统的电压调节功能(AVR功能：自动电压调节(Automatic Voltage Regulation功能))以及在系统故障时交流系统电压瞬间降低时也继续运转的功能等。

根据虚拟同步发电机控制技术，通过控制静止型逆变器的瞬态响应，使静止型逆变器模拟同步发电机具有的功能。具体而言，对调速器功能、模拟了基于摆动方程的质点系统模型(旋转机的动态特性)的功能以及AVR功能这三个功能进行模拟。

在实施方式1中，特别对在第2DC/AC变换器408中配备了调速器功能及模拟了基于摆动方程的质点系统模型的功能的情况进行说明。图42中示出用于说明虚拟同步发电机控制技术的概念图。另外，关于同步发电机具有的AVR功能，由于主要是基于从上级系统(在实施方式1中为CEMS 31)通知的输出电压指令或无功功率指令值而被控制的功能，所以在实施方式1中没有配备。以下，具体说明调速器功能以及模拟了基于摆动方程的质点系统模型的功能。

首先，说明调速器功能。

电站中的调速器具有通过控制火力发电及核能发电中的燃气轮机或蒸汽轮机的输出、以及/或者水力发电中的水轮机的导叶等来控制发电机的输出电力的功能。在交流电力系统中，当需求电力超过供给电力时，系统电压的频率会降低。在能够进行输出控制的火力发电机或水力发电机中，通过使调速器具有下垂(droop)特性，从而当系统电压的频率降低时，对发电机进行控制使得增加发电电力。另一方面，当由于供给电力超过需求电力而系统电压的频率上升时，对发电机进行控制使得减少发电电力。

图42为示意性地表示调速器功能的图。如图42所示，当同步发电机的角速度ω增大时，调节能量流入的阀向右侧移动，由此供给到同步发电机的能量减少。另一方面，当同步发电机的角速度ω减少时，上述阀向左侧移动，由此供给到同步发电机的能量增加。由此，对从同步发电机输出的能量能够根据自身系统电压的频率(即同步发电机的角速度ω)来单独控制。即使在同步发电机个别地进行上述工作的情况下，也基于系统电压的频率来对工作进行管理，所以能够在多个同步发电机之间分担负载。关于调速器，由日本电气学会提供了以一阶滞后系统所构成的模型等作为标准模型。

在实施方式1中，如下式(1)所示，对用由上述一阶滞后系统所构成的模型对调速器进行近似时的工作进行说明。

－1/{Kgd×(l+s×Tg)}…(1)

其中，式(1)中的－1/Kgd为调速器的比例增益(Kgd：速度调节率)，Tg为一阶滞后系统的时间常数(Tg：调速器时间常数)。

接下来，说明模拟了基于摆动方程的质点系统模型的功能。

如图42所示，同步发电机系具备具有单位惯性常数M的转子。例如当由于日照量骤变而大型太阳能发电厂26的发电电力骤减时，根据上述调速器控制无法瞬间供上不足的电力。同步发电机将累积于转子的旋转能量变换为电力并输出到交流系统。此时，当转子的角速度(转速)减少时，通过调速器控制所供给的能量增加，由此使需求电力与供给电力平衡。下式(2)示出模拟质点系统模型(发电机转子)的摆动方程。摆动方程是将能量P除以角速度ω而变换为转矩T的方程。

Tin－Tout＝M×dω/dt+Dg×ω…(2)

其中，Dg为制动系数，M为惯性常数。

在实施方式1中，对通过将式(1)及式(2)编入到静止型逆变器(第2DC/AC变换器408)的控制来模拟同步发电机具有的惯性力、同步化力及制动力的情况进行说明。

回到图11，逆变器电流控制电路84生成用于对第2DC/AC变换器408进行电流控制的控制指令值。另外，逆变器电流控制电路84与图9所示的电流控制电路60仅控制参数不同，电路结构及工作相同，因此省略详细说明。

逆变器电压控制电路85生成用于对第2DC/AC变换器408进行电压控制的控制指令值。

第3切换电路86基于第8控制电路87的输出，在来自逆变器电流控制电路84的控制指令值和来自逆变器电压控制电路85的控制指令值之间进行切换。

第8控制电路87收集由电压表406及电流表407得出的关于直流母线405的测量结果以及从第3控制电路404输出的第2DC/DC变换器403的状态信息等，经由通信I/F 412将收集的信息通知到CEMS 31等。

另外，第8控制电路87通知虚拟同步发电机控制电路83、逆变器电流控制电路84及逆变器电压控制电路85各自的控制参数。

而且，第8控制电路87经由通信I/F 412将用未图示的交流系统的有效电压测量部测得的交流系统的有效电压、或用未图示的交流系统的有功/无功功率测量部测得的有功功率及无功功率的信息通知到CEMS 31。第8控制电路87将交流系统的有效电压、有功功率等测量结果通知到第7控制电路74。

控制参数生成电路88基于经由通信I/F 412从CEMS 31通知的生成虚拟同步发电机控制的控制参数所需的信息，生成虚拟同步发电机控制用的各种参数(速度调节率Kgd、调速器时间常数Tg、惯性常数M及制动系数Dg)。此时，控制参数生成电路88还生成ΔP/ΔF特性，输出到用于计算蓄电池40的充放电被切换的频率(以下也称为“切换频率”)的切换频率计算电路89。另外，生成的虚拟同步发电机控制用的各种参数经由第8控制电路87被通知到虚拟同步发电机控制电路83。

切换频率计算电路89使用由控制参数生成电路88输出的ΔP/ΔF特性以及由第8控制电路87输出的从CEMS 31通知的电力目标值，计算蓄电池40的充放电被切换的频率(切换频率)。对于切换频率的计算方法将在后说明。

死区期间检测电路90基于由切换频率计算电路89计算出的切换频率以及从CEMS31通知的死区宽度信息，计算死区期间。在实施方式1中，死区期间检测电路90基于从第7控制电路74通知的充放电切换检测信息以及从交流频率检测电路81输出的交流频率的检测结果来检测死区期间，经由第8控制电路87将死区期间信息(死区检测标志)通知到第7控制电路74。

(3-2-1)交流频率检测电路81

图12为说明图11所示的交流频率检测电路81的结构的框图。

如图12所示，交流频率检测电路81具有相位检测电路810、频率检测电路811以及第2正弦波生成电路812。

相位检测电路810从自电压表410输出的系统电压的波形中检测过零点。相位检测电路810的相位检测方法不限于对过零点的检测。在实际设备中的过零点检测中，由于电压表410的过零点的检测误差(主要为偏移误差)、电压表410的振幅检测误差(主要为线性误差)、对系统电压波形采样时的采样周期的误差等而产生误差。另外，在利用微机等进行采样时，由于从载波中断到实际进行采样为止的时间的参差(variations)而可能会产生采样周期的误差。

频率检测电路811根据从相位检测电路810输出的过零点的周期来检测系统频率。另外，检测系统频率的方法不限于根据过零点的周期进行检测的方法。

第2正弦波生成电路812基于相位检测电路810的过零点的检测结果、频率检测电路811的系统频率的检测结果以及从CEMS 31输出的系统电压的振幅，产生与系统电压同步的正弦波。交流频率检测电路81输出过零点的检测结果(过零点的检测时刻)、频率的检测结果及正弦波信息。

(3-2-2)逆变器电压控制电路85

图13为说明图11所示的逆变器电压控制电路85的结构的框图。

如图13所示，逆变器电压控制电路85具有第3正弦波生成电路851、减法器852、第3PI控制电路853、第1限流电路855以及第2PWM变换器854。

逆变器电压控制电路85基于从虚拟同步发电机控制电路83(图11)输出的频率及相位的信息以及从第8控制电路87(图11)输出的系统电压的振幅信息，生成用于控制第2DC/AC变换器408的控制指令值。另外，来自第8控制电路87的系统电压的振幅信息经由第2正弦波生成电路812被输入到逆变器电压控制电路85。

来自交流频率检测电路81(图11)的正弦波信息(频率、相位及振幅的信息)被输入到第3正弦波生成电路851。但是，在实施方式1中，由于在虚拟同步发电机控制电路83中并未进行QV控制，所以对振幅信息不进行控制。

第3正弦波生成电路851基于输入的正弦波信息，生成从第2DC/AC变换器408输出的交流电压的目标值(目标交流电压)。

减法器852计算来自第3正弦波生成电路851的交流电压的目标值与用电压表410测得的电压之偏差，将计算出的偏差输出到第3PI控制电路853。

第3PI控制电路853以使输入的偏差为零的方式进行PI(比例积分)运算，由此生成电压指令值。第3PI控制电路853将生成的电压指令值输出到第1限流电路855。

第1限流电路855基于经由第8控制电路87被输入的电流表411的测量结果，对从第3PI控制电路853输出的电压指令值施加限制。具体而言，当超过第2DC/AC变换器408的电流容量的电流流过时，第1限流电路855通过限制电压指令值，由此进行控制使得流过第2DC/AC变换器408的电流为预定电流值(例如第2DC/AC变换器408的电流容量)以下。第1限流电路855的输出被输入到第2PWM变换器854。另外，第3PI控制电路853及第1限流电路855中的控制参数(控制增益及积分时间)从第8控制电路87被提供。

第2PWM变换器854使用从第1限流电路855输出的电压指令值执行PWM(PulseWidth Modulation，脉冲宽度调制)控制，由此生成控制信号。第2PWM变换器854将生成的控制信号输出到第2DC/AC变换器408。

(3-2-3)虚拟同步发电机控制电路83

图14为说明图11所示的虚拟同步发电机控制电路83的结构的框图。

如图14所示，虚拟同步发电机控制电路83具有减法器832、调速器控制电路833、加法器835、减法器836及质点系统运算电路837。

减法器832计算频率的实测结果与从第8控制电路87输出的基准频率Fref之偏差。减法器832的输出被输入到调速器控制电路833。调速器控制电路833基于减法器832的输出，生成要加到电力目标值的偏移值。调速器控制电路833的详细工作将在后说明。

加法器835将从调速器控制电路833输出的偏移值与从第8控制电路87输入的电力目标值Pref相加，由此生成质点系统运算电路837的控制电力目标值。

减法器836计算从有效电力计算电路82输入的有效电力与从加法器835输入的控制电力目标值之偏差。减法器836的输出被输入到质点系统运算电路837。

质点系统运算电路837以使从减法器836输出的偏差为零的方式计算从电力变换装置41输出的系统电压的频率及相位。另外，在实施方式1中，调速器控制电路833及质点系统运算电路837的控制参数(速度调节率Kgd、调速器时间常数Tg、惯性常数M及制动系数Dg)是从控制参数生成电路88经由第8控制电路87被通知的。

(3-2-3-1)调速器控制电路833

图15为说明图14所示的调速器控制电路833的结构的框图。

如图15所示，调速器控制电路833具有乘法器91、一阶滞后系统模型92以及限制器电路93。

乘法器91将减法器832的输出与从第8控制电路87输出的比例增益(－1/Kgd)相乘。乘法器91的输出被输入到一阶滞后系统模型92。在实施方式1中，作为一阶滞后系统模型92，实现为日本电气学会所提出的一阶滞后系统的标准模型(1/(1+s×Tg))。限制器电路93对一阶滞后系统模型92的输出实施限制器处理。

(3-2-3-2)质点系统运算电路837

图16为说明图14所示的质点系统运算电路837的结构的框图。

如图16所示，质点系统运算电路837具有减法器101、积分器102、乘法器103、除法器104、加法器105以及相位计算电路106。

减法器101计算减法器836的输出与乘法器103的输出之偏差。减法器101的输出被输入到积分器102。

积分器102使减法器101的输出为1/M倍并进行积分，由此生成图42所示的发电机转子的目标角速度(2×π×目标频率(例如60Hz))与发电机转子的角速度之差值Δω。积分器102的输出被输入到乘法器103。

乘法器103将积分器102的输出与从第8控制电路87输入的制动系数Dg相乘。

质点系统运算电路837被构成为基于减法器836的输出与乘法器103的输出之偏差来控制第2DC/AC变换器408，由此模拟同步发电机具有的制动力。

除法器104将积分器102的输出Δω除以2×π，由此变换为频率的差值Δf。加法器105对频率差分信息Δf加上目标频率(60Hz)，由此将频率差分信息Δf变换为发电机转子的频率(旋转频率)。加法器105的输出被输入到相位计算电路106。相位计算电路106计算发电机转子的相位。

接下来，说明质点系统运算电路837的摆动方程的传递函数。摆动方程的传递函数如下式(3)所示，能够使用一阶滞后系统的比例增益(1/Dg)及时间常数(M/Dg)来表示。

(1/M×s)/{l+Dg/M×(1/s)}

＝(1/Dg)×[1/{1+(M/Dg)×s}…(3)

另外，虚拟同步发电机控制中的调速器时间常数Tg、质点系统运算部的时间常数M/Dg是基于系统所要求的响应速度来决定的。

(电力变换装置的工作概要)

接下来，说明实施方式1的电力变换装置的工作的概要。

图17为示出由配备于电力变换装置41的虚拟同步发电机控制所覆盖的区域的图。图17的横轴表示响应时间，纵轴表示需求波动幅度。

如图17所示，配备于静止型逆变器的虚拟同步发电机控制覆盖几十毫秒～几分钟左右的微小波动及短周期波动。针对几分钟以上的波动，能够利用负载频率控制(LFC)或经济负载分配控制(EDC)来应对。因此，在实施方式1中，将虚拟同步发电机控制的响应性能设为1秒以下来进行说明。

在以下说明中，使用由连接于图2所示的配电系统24的蓄电池40、电力变换装置41、配电系统的阻抗29及负载600所构成的模型。为了简化说明，设电力变换装置41的逆变器容量为4kW，设负载600的容量为最大4kW。

图18为用于说明配备于实施方式1的电力变换装置41的虚拟同步发电机控制的图。图18为示出当电力目标值不变而使负载600的消耗电力改变时速度调节率Kgd与系统频率的关系的一例。图18为示出图2中从CEMS 31通知了电力目标值为2kW的状态下，负载600从2kW变动到4kW时在稳定状态下各速度调节率Kgd的系统频率。另外，调速器时间常数Tg、惯性常数M及制动系数Dg分别固定为恒定值。

在图18的例中，直到Kgd为0.343为止，系统频率随着Kgd数值变大而降低。另一方面，确认到当Kgd超过0.343时系统频率收敛。

图19为用于说明配备于实施方式1的电力变换装置41的虚拟同步发电机控制的图。图19为示出使负载骤变时制动系数Dg与系统频率的关系的一例。图19为示出图2中从CEMS 31通知了电力目标值为2kW的状态下，使负载从2kW变动到4kW时各制动系数Dg的系统频率。另外，调速器时间常数Tg、惯性常数M及速度调节率Kgd(＝0.343)分别固定为恒定值。在图19的例中，确认到系统频率的降低随着制动系数Dg变小而变大。

一般来说，系统频率的极限值(上限值及下限值)为基准频率(以下也称为Fref)±1～2％左右。因此，当基准频率Fref为60Hz时，系统频率的上限值为61.2～60.6Hz左右，系统频率的下限值为59.4～58.8Hz左右。因此，需要以使系统频率落在由上述极限值所决定的频率范围的方式设定调速器控制的速度调节率Kgd及制动系数Dg。

接下来，说明下降特性(ΔP/ΔF特性)。

图20为示出ΔP/ΔF特性的一例的图。图20的横轴为实际的电力变换装置41的输出电力与电力目标值Pref之偏差即差分电力ΔP。在电力变换装置41的输出电力大于电力目标值Pref的情况下，差分电力ΔP为正。

图20的纵轴为电力变换装置41输出的交流电压的频率与交流系统的基准频率Fref(例如60Hz)之偏差即差分频率ΔF。在电力变换装置41输出的交流电压的频率大于基准频率Fref的情况下，差分频率ΔF为正。ΔFmax为差分频率ΔF的最大值。

在实施方式1的虚拟同步发电机控制电路83(图11)中，图20所示的ΔP/ΔF特性由静止型逆变器(第2DC/AC变换器408)的容量、速度调节率Kgd及制动系数Dg来决定。另外，在图20中不考虑蓄电池40的充电，将电力目标值设为静止型逆变器(第2DC/AC变换器408)的容量的一半。图20示出将图2中负载600的消耗电力与静止型逆变器(第2DC/AC变换器408)的容量相同时的系统频率作为上限值(Fref+ΔFmax)、将负载600的消耗电力为零时的系统频率作为下限值(Fref－ΔFmax)时的ΔP/ΔF特性。

在实施方式1中，将图20所示的ΔP/ΔF特性称为“基准ΔP/ΔF特性”。如上所述，基准ΔP/ΔF特性为如下条件下的ΔP/ΔF特性：其中在蓄电池40的放电模式下，将静止型逆变器的容量的一半作为电力目标值，当静止型逆变器的输出与容量一致时系统频率为上限值(Fref+ΔFmax)，当静止型逆变器的输出为零时系统频率为下限值(Fref－ΔFmax)。另外，放电模式的细节将在后说明。

图21为示出当在配备于实施方式1的电力变换装置41的虚拟同步发电机控制下使负载骤变时从静止型逆变器输出的交流电压的频率的响应波形的图。

如图17中说明过的，配备于静止型逆变器的虚拟同步发电机控制覆盖几十毫秒～几分钟左右的微小振动及短周期波动。因此，对虚拟同步发电机控制要求1秒钟以下的响应性能。一般来说，当使时间常数变小时，响应性能提高，但响应波形中产生振动。另外，当多台分布式电源协同工作时，可能会产生出现非必要横流(cross current)等问题。因此在实施方式1中，如图21所示，以使系统频率在1秒钟左右收敛的方式决定调速器控制电路833(图15)及质点系统运算电路837(图16)的时间常数。

(以往的虚拟同步发电机控制的问题)

接下来，说明将配备了以往的虚拟同步发电机控制的两台电力变换装置41配置于配电系统时的问题。

图22的(A)为示出使用配备以往的虚拟同步发电机控制的两台电力变换装置41构成的自给自足系统中负载的消耗电力及大型太阳能发电厂26的发电电力的波形。大型太阳能发电厂26的发电电力在时刻t1骤增，在时刻t2与负载的消耗电力相等。即在时刻t2以后，大型太阳能发电厂26的发电电力与负载的消耗电力为平衡状态。

图22的(B)为示出从各电力变换装置41(第2DC/AC变换器408)输出的交流电力的有效值的响应波形。实线为示出连接于蓄电池40a的电力变换装置41a的输出电力的响应波形，虚线为示出连接于蓄电池40b的电力变换装置41b的输出电力的响应波形。

将两台电力变换装置41的逆变器容量设为相同。在时刻t1以前，各电力变换装置41释放逆变器容量的60％的电力。图22的(B)示出在时刻t1大型太阳能发电厂26的发电电力骤增、负载的消耗电力与大型太阳能发电厂26的发电电力变为平衡状态时以往的响应波形。

如交流频率检测电路81(图11)的说明所述，电压表及电流表等传感器的输出具有传感器误差(例如5％左右)。具体而言，各传感器具有偏移误差及线性误差。例如当电压表具有1％的偏移误差时，针对交流电压原本的电压0V，从电压表输出－5.76V(288V×2×0.01＝5.76V)。因此，根据以往的电力变换装置41，由于上述传感器误差的影响，产生诸如即使电力指令值为零、也从电力变换装置41输出电力的案例。

这是因为控制第2DC/DC变换器403(图7)的第3控制电路404以使直流母线405的直流电压为恒定的方式控制蓄电池40的充放电电力。因此，因为上述传感器误差，会产生如下情况：即便原本无需进行充放电，但受到虚拟同步发电机控制中的下降特性(ΔP/ΔF特性)的影响，蓄电池40的电力经由电力变换装置41而被放电，或者经由电力变换装置41而对蓄电池40进行充电。在图22的(B)的案例(以往控制)中，蓄电池40a在大型太阳能发电厂26的发电电力与负载的消耗电力平衡的时刻t2，从配电系统接收电力而被充电。另一方面，蓄电池40b在时刻t2向配电系统释放电力。在此，由于大型太阳能发电厂26的发电电力与负载的消耗电力平衡，因此蓄电池40b的放电电力被充电到蓄电池40a。即，进行使一个蓄电池(蓄电池40b)的放电电力充电到另一个蓄电池(蓄电池40a)的工作，或者说进行充放电的传接球(catch ball)(追逐(hunting)工作)。这种非必要的蓄电池40a和蓄电池40b之间的电力交换可能会产生由充放电引起的电力损耗，并且使蓄电池40的劣化加剧。

接下来使用图23，说明配备了实施方式1的虚拟同步发电机控制的电力变换装置4la、41b的工作。在以下说明中，内置于电力变换装置41a、41b的电压表及电流表具有与图22的情况同样的误差。

在实施方式1中，使得在各电力变换装置41具有的下降特性(ΔP/ΔF特性)中在蓄电池40的充放电的切换频率附近带有死区。对于下降特性中死区的细节将在后说明。

图23的(A)与图22的(A)同样示出使用两台电力变换装置41构成的自给自足系统中负载的消耗电力及大型太阳能发电厂26的发电电力的波形。大型太阳能发电厂26的发电电力在时刻t1骤增，在时刻t2变为与负载的消耗电力相等。即，在时刻t2以后，大型太阳能发电厂26的发电电力与负载的消耗电力为平衡状态。

图23的(B)示出从各电力变换装置41(第2DC/AC变换器408)输出的交流电力的有效值的响应波形。实线示出连接于蓄电池40a的电力变换装置41a的输出电力的响应波形，虚线示出连接于蓄电池40b的电力变换装置41b的输出电力的响应波形。

另外，设两台电力变换装置41的逆变器容量相同。在时刻t1以前，各电力变换装置41释放逆变器容量的60％的电力。图23的(B)示出在时刻t1大型太阳能发电厂26的发电电力骤增、负载的消耗电力与大型太阳能发电厂26的发电电力变为平衡状态时的响应波形。

在实施方式1中，基于从CEMS 31通知的在生成虚拟同步发电机控制的控制参数时使用的信息，计算ΔP/ΔF特性，使用计算出的ΔP/ΔF特性和电力目标值，导出蓄电池40的充放电被切换的频率(切换频率)。然后，在导出的切换频率附近的ΔP/ΔF特性(下降特性)中设置死区。基于设有该死区的ΔP/ΔF特性来控制第2DC/DC变换器403及第2DC/AC变换器408，由此以使蓄电池40的充放电电力为“零”的方式进行控制。

另外，作为用于检测死区的信息，设为使用从虚拟同步发电机控制电路83输出的系统频率，或者从交流频率检测电路81输出的系统电压的频率的检测结果。另外，当在死区的频率范围有从虚拟同步发电机控制电路83输出的系统频率、或者从交流频率检测电路81输出的系统电压的频率的检测结果时，虚拟同步发电机控制电路83也继续正常的工作。

回到图23的(B)，在从时刻t1开始日照量发生变化而大型太阳能发电厂26的发电电力增加，直到在时刻t2与负载的消耗电力达到平衡为止的期间，除了大型太阳能发电厂26的发电电力之外，还利用蓄电池40a、40b的放电电力来支持配电系统。此时，虽然来自CEMS 31的电力目标值是相同的，但是由于上述传感器误差的影响，从各电力变换装置41(第2DC/AC变换器408)输出的电力之间产生电力差。然后，当到了时刻t2而负载的消耗电力与大型太阳能发电厂26的发电电力为平衡状态时，电力变换装置41a的输出电力被控制为使得在蓄电池40a从放电切换为充电时的死区宽度(细节将在后说明)的频率期间，蓄电池40a的充放电电力为“零”。由此，在时刻t2以后，电力变换装置41a的输出电力保持为“零”。另一方面，电力变换装置41b随着接近时刻t2而将放电电力减少，最终与电力变换装置41a同样地，输出电力保持为“零”。

像这样根据实施方式1，由于能够抑制在以往控制中成为技术课题的蓄电池40a、40b之间非必要的电力交换，所以能够抑制产生由非必要充放电引起的电力损耗，并且能够抑制蓄电池40a、40b的劣化加剧。

(虚拟同步发电机控制的控制参数的创建方法)

接下来，说明CEMS 31中各电力变换装置41的虚拟同步发电机控制的控制参数(ΔP/ΔF特性)的创建方法。控制参数由CEMS 31内的控制参数生成电路13(图3)来创建。在实施方式1中，利用CEMS 31来创建各电力变换装置41的ΔP/ΔF特性。此时，如上所述，创建作为基准的ΔP/ΔF特性(基准ΔP/ΔF特性)。以下为了简化说明，仅对蓄电池40的放电工作进行说明。

当使蓄电池40仅以放电工作或充电工作方式进行工作时，使针对ΔFmax的ΔP为静止型逆变器的容量的一半来创建基准ΔP/ΔF特性。另一方面，在包含充放电工作的情况下(尤其在电力目标值为零附近时)，以使针对ΔFmax的ΔP为静止型逆变器的容量的方式创建基准ΔP/ΔF特性。此时，需要在CEMS 31所管理的全部电力变换装置41中以同一策略来生成。因此，不会在多个电力变换装置41当中的一台考虑充放电工作、其余的仅考虑充电工作或放电工作的情况下创建ΔP/ΔF特性。

另外，如实施方式1所示，在对多个电力变换装置41创建ΔP/ΔF特性时，需要以使各电力变换装置41在相同ΔF值被切换充放电的方式创建ΔP/ΔF特性。这是基于以下理由。

有如下案例产生：当在多个电力变换装置41之间充放电被切换的ΔF值不同时，在电力目标值为正值(放电)时，随着供给到配电系统的电力减少，即使其它电力变换装置41正在放电，充放电被切换的ΔF值的绝对值为最小的电力变换装置41也切换为充电模式而接收其它电力变换装置41的放电电力，对对应的蓄电池40进行充电。

同样地，有如下案例产生：当电力目标值为负值(充电)时，即使其它电力变换装置41正在充电，充放电被切换的ΔF值的绝对值为最小的电力变换装置41也切换为放电模式而对其它电力变换装置41供给放电电力。

在各案例中，都在各电力变换装置41产生由多个蓄电池40之间的非必要充放电引起的电力损耗，并且加剧蓄电池40的劣化。因此，在实施方式1中，以使各电力变换装置41在相同ΔF值被切换充放电的方式创建ΔP/ΔF特性。

以下，具体说明CEMS 31中各电力变换装置41的ΔP/ΔF特性的创建方法。

如图4所示，在CEMS 31内的运转计划创建电路14，发电电力预测电路142使用来自未图示的外部服务器的天气预报信息以及累积于未图示的CEMS 31内的数据库的发电量预测用数据，预测大型太阳能发电厂26的发电量。数据库中存储有在每天、各时刻及各天气实情下测得的发电量实绩。

同样地，消耗电力预测电路143使用累积于未图示的CEMS 31内的数据库的用户负载的消耗电力预测用数据，预测用户负载的消耗电力。数据库中存储有在每天、各时刻及各天气实情下测得的负载消耗电力实绩。

蓄电池运转计划创建电路141基于大型太阳能发电厂26的发电量的预测结果以及需求负载的消耗电力的预测结果，计算各蓄电池40的充放电电力的合计值。然后，蓄电池运转计划创建电路141基于从第1管理电路145通知的各蓄电池40的蓄电池容量、关于充电电量及电力变换装置41的逆变器容量的信息以及上述充放电电力的合计值的计算结果，计算输出到各电力变换装置的电力目标值。

在实施方式1中，基本上基于各蓄电池40的蓄电池容量及充电电量，以使30分钟后的充电电量及蓄电池容量相等的方式生成各电力变换装置41的电力目标值。另外，在电力目标值超过了电力变换装置41的逆变器容量的情况下，以使电力目标值在逆变器容量以下的方式进行调节。在实施方式1中，将作为生成电力目标值的对象的多个电力变换装置41视为1台电力变换装置来创建基准ΔP/ΔF特性。

具体而言，控制参数生成电路13(图3)计算作为电力目标值的生成对象的多个电力变换装置41的逆变器容量Cinv的合计值(Σ(Cinv))，使针对ΔFmax值的ΔP值为合计的静止型逆变器的容量(Σ(Cinv))的一半来生成基准ΔP/ΔF特性。另外，仅考虑蓄电池40的放电或充电。

当基准ΔP/ΔF特性的生成完成时，控制参数生成电路13计算由运转计划创建电路14所生成的作为对象的多个电力变换装置41的电力目标值的合计值。然后，控制参数生成电路13将多个电力变换装置41视为1台电力变换装置，计算蓄电池40的充放电被切换的频率(切换频率)。具体而言，在实施方式1中，当电力目标值为正值(放电)时，在基准ΔP/ΔF特性中，计算ΔP＝－(电力目标值的合计值)的差分频率ΔF作为切换频率。在以下说明中，计算出的差分频率ΔF也称为“切换频率ΔF0”。

接下来，控制参数生成电路13基于从运转计划创建电路14通知的各电力变换装置41的电力目标值以及切换频率ΔF0及逆变器容量，生成ΔP/ΔF特性。在实施方式1中，控制参数生成电路13将表示ΔP/ΔF特性的斜率的数据及电力目标值通知到电力变换装置41。控制参数生成电路88(图11)基于通知的信息，生成虚拟同步发电机控制电路83内的各种控制参数。

另外，控制参数生成电路13计算对ΔP/ΔF特性赋予的死区宽度。死区宽度的生成方法的细节将在后述。例如当简易地实施时，能够将死区宽度设定为ΔFmax的5％左右的宽度。或者，也可以使死区宽度与各蓄电池40的SOC或逆变器容量相应地改变。作为使死区宽度与蓄电池40的SOC相应地改变的方法，例如在放电模式时，为了减少SOC小于20％的蓄电池40的放电电力，使该蓄电池40的死区宽度比其它蓄电池40的死区宽度窄。由此能够使低SOC的蓄电池40迅速转移到充电模式。另一方面，在充电模式时，为了减少SOC超过80％的蓄电池40的充电电力，使该蓄电池40的死区宽度比其它蓄电池40的死区宽度窄。由此能够使高SOC的蓄电池迅速转移到放电模式。

图24A～图24C为示出配备了实施方式1的虚拟同步发电机控制的电力变换装置41的ΔP/ΔF特性的一例的图。在各ΔP/ΔF特性中设有死区。

图24A为从CEMS 31通知的电力目标值Pref为正值(放电)时的ΔP/ΔF特性。如图24A所示，在ΔP＝－Pref的时间点，即ΔF＝ΔF0的时间点，将ΔP值固定。由于ΔF0是切换频率，所以使第2DC/AC变换器408的输出为“零”。直到系统电压的ΔF超过死区为止，第2DC/AC变换器408的输出为“零”。然后，当ΔF超过了死区的上限频率时，从放电模式转移到充电模式，控制第2DC/AC变换器408以向对应的蓄电池40充电。另外，当系统电压的ΔF在超过死区的上限频率之前变为切换频率ΔF0以下时，再次以放电模式来控制第2DC/AC变换器408。

另一方面，当从充电模式恢复到放电模式时，当ΔF变为死区的上限频率以下时，将第2DC/AC变换器408的输出固定为“零”。然后，当ΔF降到低于死区的下限频率(切换频率ΔF0)时，使第2DC/AC变换器408转移到放电模式。另外，当ΔF在降到低于死区的下限频率(切换频率ΔF0)之前变为死区的上限频率以上时，再次以充电模式来控制第2DC/AC变换器408。

图24B为从CEMS 31通知的电力目标值Pref为负值(充电)时的ΔP/ΔF特性。在图24B中，在ΔP＝Pref的时间点、即ΔF＝ΔF0后的时间点，将ΔP值固定。由于ΔF0是切换频率，所以使第2DC/AC变换器408的输出为“零”。直到系统电压的ΔF超过死区为止，第2DC/AC变换器408的输出为“零”。然后，当ΔF超过了死区的下限频率时，从充电模式转移到放电模式，控制第2DC/AC变换器408以使对应的蓄电池40放电。另外，当系统电压的ΔF在超过死区的下限频率之前超过了切换频率ΔF0时，再次以充电模式来控制第2DC/AC变换器408。

另一方面，在从放电模式恢复到充电模式时，当ΔF变为死区的下限频率以上时，将第2DC/AC变换器408的输出固定于“零”。然后，当ΔF超过了死区的上限频率(切换频率ΔF0)时，使第2DC/AC变换器408转移到充电模式。另外，当ΔF在超过死区的上限频率(切换频率ΔF0)之前降到低于死区的下限频率时，再次以放电模式来控制第2DC/AC变换器408。

图24C为从CEMS 31通知的电力目标值Pref为零时的ΔP/ΔF特性。在图24C中，以ΔP＝0为中心而带有死区。

如上所述，当具有配备了虚拟同步发电机控制的静止型逆变器的多个电力变换装置41连接于系统时，使得通过虚拟同步发电机控制对各电力变换装置41赋予的下降特性(ΔP/ΔF特性)带有死区。由此能够防止如下情况：由于电压表及电流表的传感器误差，尽管大型太阳能发电厂26的发电电力与负载的消耗电力达到平衡，但也如图22的(B)所示，通过蓄电池40b的放电电力对蓄电池40a充电。由此能够抑制由蓄电池40a、40b之间非必要的电力交换引起的电力损耗的产生及蓄电池劣化的加剧。

另外，在实施方式1中，对按以下程序生成ΔP/ΔF特性的方法进行了说明。即，首先，将作为生成电力目标值的对象的多个电力变换装置41视为1台电力变换装置来生成基准ΔP/ΔF特性。接下来，使用生成的基准ΔP/ΔF特性和上述多个电力变换装置41的电力目标值的合计值，计算充放电被切换的频率(切换频率ΔF0)。最后，使用计算出的切换频率ΔF0及各电力变换装置41的电力目标值，生成各电力变换装置41的ΔP/ΔF特性。

但是，ΔP/ΔF特性的生成方法不限于此。例如当使多个电力变换装置41在放电模式下工作时，生成与SOC为最小的蓄电池40对应的电力变换装置41的ΔP/ΔF特性。然后，根据生成的ΔP/ΔF特性计算切换频率ΔF0，作为在对与其它蓄电池40对应的电力变换装置41生成ΔP/ΔF特性时的切换频率ΔF0来使用。

或者，当使多个电力变换装置41以充电模式工作时，生成与SOC为最大的蓄电池40对应的电力变换装置41的ΔP/ΔF特性。然后，根据生成的ΔP/ΔF特性计算切换频率ΔF0，作为对与其它蓄电池40对应的电力变换装置41生成P/ΔF特性时的切换频率ΔF0来使用。

通过像这样生成ΔP/ΔF特性，能够在放电模式时与SOC为最小的蓄电池40相匹配地生成ΔP/ΔF特性，能够在充电模式时与SOC为最大的蓄电池40相匹配地生成ΔP/ΔF特性。

(电力变换装置的工作)

接下来使用图1～图38，详细说明实施方式1的电力变换装置的工作。

首先参照图1，对应用了实施方式1的电力变换装置的配电系统24进行说明。

在实施方式1中，配电系统24为了将从变电站20供给的系统电压控制在既定电压范围内，在变电站20与电力变换装置27(或者电力变换装置41a或城镇100a)之间串联连接有多个SVR 23。

在电力变换装置27附近设置有电力变换装置41a。在实施方式1中，电力变换装置41a作为电压源工作。电力变换装置41a通过使虚拟同步发电机控制电路83(图11)工作，能够使大型太阳能发电厂26的发电电力平滑化。

作为负载，有城镇100a～100d、工厂110、大楼112及公寓113。从变电站20供给的电力、大型太阳能发电厂26的发电电力及蓄电池40a～40c的放电电力被供给到负载。在工厂配置有紧急用的同步发电机，在大楼配置有紧急用的同步发电机。

在此，说明接收从变电站20供给的电力、大型太阳能发电厂26的发电电力及蓄电池40a～40c的放电电力的配电系统24中的分布式电源系统的工作。图25为用于说明以图1所示的CEMS 31为中心的分布式电源系统的正常工作的时序图。

如图25所示，稳定时的处理包括以30分钟周期而实施的处理(以下也称为“第1处理”)和以5分钟周期而实施的处理(以下也称为“第2处理”)。

当开始第1处理(30分钟周期处理)时，DSO 21经由通信线25请求CEMS 31输出收集到的测量数据。当接收到来自DSO 21的请求时，CEMS 31将包括最近30分钟所收集到的各用户的耗电量、大型太阳能发电厂26的发电电量以及蓄电池40的充放电电量及SOC的测量数据发送至DSO 21。

当接收到测量数据时，DSO 21基于测量数据创建配电系统24的运转计划，将创建的运转计划通知到CEMS 31。配电系统24的运转计划包括从变电站20到配电系统24的电力供给计划，对于创建蓄电池40的运转计划(充放电计划)是必需的。DSO 21创建24小时的量的30分钟周期的电力供给计划。30分钟周期的电力供给计划表示30分钟内从变电站20供给到配电系统24的总电量。

当从DSO 21接收到运转计划(电力供给计划)时，CEMS 31请求电力变换装置41发送测量数据。测量数据包括最近5分钟蓄电池40的充放电电量及SOC信息。当接收到来自CEMS 31的请求时，电力变换装置41将测量数据通知到CEMS 31。

CEMS 31从连接于配电系统24的全部电力变换装置41a～41c接收测量数据。此时，CEMS 31还收集各用户的30分钟的耗电量及大型太阳能发电厂26的发电电量等测量数据。

当测量数据的收集完成时，CEMS 31创建蓄电池40的运转计划以及为了生成控制参数所需的信息。蓄电池40的运转计划为蓄电池40的充放电计划，包括蓄电池40的充放电电力的目标值(电力目标值)。关于蓄电池40的运转计划以及控制参数的生成所需的信息的创建方法将在后说明。

当完成了蓄电池40的运转计划以及生成控制参数所需的信息的创建时，CEMS 31对各电力变换装置41通知对应的蓄电池40的运转计划以及生成控制参数所需的信息，结束第1处理。

接下来，CEMS 31实施第2处理(5分钟周期处理)。CEMS 31以5分钟周期从各电力变换装置41收集测量数据。CEMS 31基于收集到的测量数据，检测电力目标值与实际充放电电力之偏差。当偏差为预定阈值以上时，CEMS 31重新计算蓄电池40的运转计划(电力目标值)，将重新计算的结果通知到各电力变换装置41。另外，对于重新计算的具体方法将在后说明。

(CEMS 31的工作)

接下来，使用图26来说明CEMS 31的详细工作。

图26为示出图1所示的CEMS 31的控制处理的流程图。如图26所示，当处理开始时，CEMS 31在步骤(以下省略为S)01确认是否接收到来自DSO 21的对测量数据的输出请求。在接收到输出请求时(在S01为是)，通过S02，CEMS 31从多个电力变换装置41收集测量数据。通过S03，CEMS 31将保存于存储电路12的测量数据经由通信电路11通知到DSO 21。

另一方面，当未接收到来自DSO 21的输出请求时(在S01为否)或者在S03对DSO 21发送了测量数据时，CEMS 31前进到S04，确认是否从DSO 21接收到运转计划(电力供给计划)。当接收到运转计划时(在S04为是)，CEMS 31前进到S05，创建蓄电池40的运转计划(充放电计划)。

图27为示出创建蓄电池40的运转计划的处理(图27的S05)的流程图。

如图27所示，当处理开始时，通过S051，CEMS 31预测大型太阳能发电厂26的发电电量。具体而言，回到图3及图4，当从DSO 21接收到运转计划时，控制电路16(图3)指示运转计划创建电路14内的第2管理电路146(图4)创建运转计划。第2管理电路146在从控制电路16接收到指示时，经由蓄电池运转计划创建电路141指示发电电力预测电路142预测大型太阳能发电厂26的发电电力。

发电电力预测电路142在接收到来自第2管理电路146的指示时，访问配置于未图示的因特网上的天气预报服务器，由此获取从现在起24小时后为止的24小时的天气预报。发电电力预测电路142使用获取的24小时的天气预报以及发电电力预测电路142所管理的发电电量预测用数据库(未图示)中保存的数据，预测从现在起24小时后为止的24小时的发电电量。另外，发电电量预测用的数据库是基于以30分钟周期收集到的大型太阳能发电厂26的发电电量的实绩及天气实情信息来构建的。将省略对数据库的构建方法的说明。

当在S051预测了发电电量时，通过S052，CEMS 31预测用户的消耗电力。具体而言，回到图4，第2管理电路146在从发电电力预测电路142接收到大型太阳能发电厂26的发电电量的预测结果时，经由蓄电池运转计划创建电路141指示消耗电力预测电路143预测用户的消耗电力。

消耗电力预测电路143在接收到来自第2管理电路146的指示时，使用消耗电力预测电路143所管理的消耗电力预测用数据库(未图示)中保存的数据，预测从现在起24小时后为止的24小时的用户的耗电量。另外，消耗电力预测用的数据库是通过基于年月日、时刻信息及天气信息来对以30分钟周期收集到的用户的消耗电力进行处理来构建的。将省略对数据库的构建方法的说明。

当在S052预测了用户的耗电量时，通过S053，CEMS 31创建需求计划。具体而言，回到图4，在从消耗电力预测电路143接收到用户的耗电量的预测结果时，蓄电池运转计划创建电路141基于由发电电力预测电路142得出的大型太阳能发电厂26的发电电量的预测结果、由消耗电力预测电路143得出的用户的耗电量的预测结果以及从DSO 21通知的运转计划(每30分钟的电力供给计划)，计算蓄电池40a～40c每30分钟的充放电电量的合计值。

当在S053创建了需求计划时，通过S054，CEMS 31制定蓄电池40a～40c的充放电电力(电力目标值)。具体而言，回到图3及图4，蓄电池运转计划创建电路141基于经由通信电路11收集于存储电路12的蓄电池40a～40c的SOC信息及蓄电池容量，按比例分配各蓄电池40每30分钟的充放电电力。

在实施方式1中，在创建24小时的量的蓄电池40的运转计划时，得CEMS 31制定各蓄电池40的充放电电力，以使蓄电池40a～40c的SOC同时为零，或者当蓄电池40a～40c在充电模式时几乎同时都为充满电状态。

这是基于以下的理由。例如假设由于云穿越大型太阳能发电厂26上方5分钟左右，大型太阳能发电厂26的发电电力从10MW降低到4MW的情况。另外，设电力变换装置41a～41c的静止型逆变器的容量分别为8MW、4MW、2MW。

在此，假设由于蓄电池40a的SOC最先变为零而停止放电，对电力变换装置41b、41c通知蓄电池的运转计划，使得从其余的蓄电池40b、40c分别放电1MW、0.5MW。当由于日照量骤变而大型太阳能发电厂26的发电电力减少了6MW时，蓄电池40b、40c的放电电力通过虚拟同步发电机控制只能分别追加输出3MW、1.5MW，所以无法补偿不足部分的6MW。

另一方面，当蓄电池40a～40c在工作时，放电可达最大14MW(＝8MW+4MW+2MW)，所以通过虚拟同步发电机控制而能够补偿的电力范围扩大。因此，当在CEMS 31创建蓄电池40的运转计划(充放电计划)时，需要以使蓄电池40a～40c几乎同时SOC为零、或者为充满电状态的方式创建运转计划。

当在S054制定蓄电池40a～40c的充放电电力(电力目标值)时，通过S055，CEMS 31针对全部蓄电池40a～40c，确认是否已生成对于虚拟发电机控制的控制参数的生成所需的信息。当针对全部蓄电池40a～40c，信息的生成尚未结束时(在S055为否)，CEMS 31前进到S056，生成对于虚拟发电机控制的控制参数的生成所需的信息。

图28为示出生成对于生成虚拟同步发电机控制的控制参数所需的信息的处理(图27的S056)的流程图。图28所示的处理由CEMS 31内的控制参数生成电路13(图5)来执行。

如图28所示，当处理开始时，通过S0561，控制电路136(图5)收集在图27的S054由蓄电池运转计划创建电路141所生成的接下来30分钟的蓄电池40的电力目标值、电力变换装置41内的第2DC/AC变换器408(静止型逆变器)的容量以及与配电系统24有关的信息。另外，与配电系统24有关的信息中包含系统频率的上限值及下限值以及虚拟同步发电机控制电路83(图11)的响应性能等。系统频率的上限值为基准频率Fref(例如60Hz)+ΔFmax，系统频率的下限值为Fref－ΔFmax。

当在S0561中完成了信息收集时，通过S0562，基准ΔP/ΔF特性计算电路131针对每个电力变换装置41计算基准ΔP/ΔF特性。以下，说明基准ΔP/ΔF特性。

在生成配备了虚拟同步发电机控制的电力变换装置41的控制参数时，首先计算静止型逆变器的基准ΔP/ΔF特性。另外，虽然在实施方式1中是对生成用于电力变换装置41的控制参数的结构进行说明，但是针对在风力发电装置等可调节输出的电力变换装置配备了虚拟同步发电机控制的情况，也能够使用相同方法来生成控制参数。

具体而言，基准ΔP/ΔF特性计算电路131(图5)如图24A～图24C所示，在蓄电池40放电时，将静止型逆变器的容量的一半作为电力目标值，以使静止型逆变器释放最大电力时的系统频率与下限频率相等(在图24A中为差分频率ΔF＝－ΔFmax)、且静止型逆变器的放电电力为零时的系统频率与上限频率相等(在图24A中为ΔF＝ΔFmax)的方式决定基准ΔP/ΔF特性，另外，电力目标值在放电时为正，在充电时为负。

同样地，在蓄电池40充电时，将静止型逆变器的容量的一半作为电力目标值，以使静止型逆变器充电到最大电力时的系统频率为上限频率(在图24B中为ΔF＝ΔFmax)、且静止型逆变器的充电电力为零时的系统频率与下限频率相等(在图24B中为ΔF＝－ΔFmax)的方式决定基准ΔP/ΔF特性。以下，对放电进行处理的情况被记为放电模式，并且对充电进行处理的情况被记为充电模式。

另外，在蓄电池40进行充放电时(以下记为充放电模式)，使静止型逆变器的电力目标值为零，以使静止型逆变器释放出最大电力时的系统频率与下限频率相等(在图24C中为ΔF＝－ΔFmax)、且在静止型逆变器充电到最大电力时的系统频率与上限频率相等(在图24C中为ΔF＝ΔFmax)的方式决定基准ΔP/ΔF特性。

图29为示出生成基准ΔP/ΔF特性的处理(图28的S0562)的流程图。

如图29所示，当开始处理时，通过S05621，基准ΔP/ΔF特性计算电路131(图5)从控制电路136收集作为生成电力目标值的对象的多个静止型逆变器的容量信息(Cinv)，计算收集到的多个静止型逆变器的容量Cinv之和(＝Σ(Cinv))。

当计算出静止型逆变器的容量之和(Σ(Cinv))时，通过S05622，基准ΔP/ΔF特性计算电路131收集系统信息(ΔFmax)。接下来，通过S05623，基准ΔP/ΔF特性计算电路131使用Σ(Cinv)及ΔFmax来求出基准ΔP/ΔF特性的斜率。

具体而言，当蓄电池40在充电模式或放电模式时，基准ΔP/ΔF特性计算电路131使基准ΔP/ΔF特性的斜率为－ΔFmax/(Σ(Cinv)×0.5)。另一方面，当蓄电池40在充放电模式时，使基准ΔP/ΔF特性的斜率为－ΔFmax/Σ(Cinv)。

接下来，通过S0564，基准ΔP/ΔF特性计算电路131生成充放电切换时的死区宽度。具体而言，基准ΔP/ΔF计算电路131计算从运转计划创建电路14输出的多个电力变换装置41的电力目标值的合计值，使用计算出的电力目标值的合计值和基准ΔP/ΔF特性，计算充放电被切换的频率(切换频率)ΔF0。

另外，关于采用放电模式(或充电模式)和充放电模式中哪个的基准ΔP/ΔF特性，由蓄电池运转计划创建电路141(图4)基于在图27的S053中创建的需求计划中蓄电池40的充放电电力的制定结果来判断。具体而言，当制定出的充放电电力的绝对值小于预定值时，采用充放电模式。另一方面，当充放电电力为预定值以上时，采用放电模式，当充放电电力为负值、且其绝对值为预定值以上时，采用充电模式。另外，采用的模式被应用于连接于配电系统24的全部电力变换装置41。

回到图28，当在S0562计算出基准ΔP/ΔF特性时，通过S0563，ΔP/ΔF特性计算电路132(图5)生成ΔP/ΔF特性。具体而言，基准ΔP/ΔF特性计算电路131将生成的基准ΔP/ΔF特性的斜率以及切换频率ΔF0输出到控制电路136及ΔP/ΔF特性计算电路132。ΔP/ΔF特性计算电路132基于从控制电路136提供的电力目标值，计算ΔP/ΔF特性。图30为示出生成ΔP/ΔF特性的处理(图28的S0563)的流程图。如图30所示，当开始处理时，通过S05631，ΔP/ΔF特性计算电路132从控制电路136收集电力目标值Pref。通过S05632，ΔP/ΔF特性计算电路132判定收集到的电力目标值Pref的大小是否超过静止型逆变器容量Cinv。

针对电力目标值Pref的大小超过静止型逆变器容量Cinv的电力变换装置41(在S05632为否)，通过S05633，ΔP/ΔF特性计算电路132利用限制器将电力目标值Pref限制于静止型逆变器容量Cinv。

通过S05634，ΔP/ΔF特性计算电路132使用电力目标值Pref求出ΔP/ΔF特性的斜率。具体而言，当蓄电池40为放电模式或充电模式时，使ΔP/ΔF特性的斜率为－Pref/ΔF0。另一方面，当蓄电池40为充放电模式时，假设对大型太阳能发电厂26或风力发电等可再生能源的发电电力的波动进行吸收的情况(电力目标值为零)，直接使用仅取决于静止型逆变器容量的ΔP/ΔF特性，即在图28的S0562中求出的基准ΔP/ΔF特性。在实施方式1中，说明使用ΔP/ΔF特性的斜率、切换频率ΔF0、系统信息(±ΔFmax等)以及电力目标值Pref作为生成虚拟同步发电机控制的控制参数所需的信息的情况。

当生成了ΔP/ΔF特性时，通过图28的S0564，控制参数生成电路13生成充放电切换时的死区宽度。图31为示出生成死区宽度的处理(图28的S0564)的流程图。如图31所示，当控制参数生成电路13通过S05641获取到蓄电池40的SOC信息，通过S05642获取到ΔP/ΔF特性的斜率时，通过S05643计算差分频率ΔF的最大值(ΔFmax)。另外，在放电模式中，ΔPmax相当于ΔP/ΔF特性中与－ΔFmax对应的ΔP值，在充电模式中，ΔPmax相当于与ΔFmax对应的ΔP值。

当在S05643获取到ΔFmax时，通过S05644，控制参数生成电路13确认收集到的蓄电池40的SOC是否超过预定上限值S1。在实施方式1中，使用锂离子电池作为蓄电池40。锂离子电池由于过充电或过放电而劣化进展加速，以至于故障。因此在实施方式1中，对蓄电池40的SOC设定上限值S1及下限值S2。例如将S1设定于80％，将S2设定于10％。在充电模式时，当SOC超过S1(80％)时，为了缩减充电电力，通过使死区宽度窄于其它蓄电池40，由此能够迅速转移到放电模式。另一方面，在放电模式时，当SOC小于S2(10％)时，为了缩减放电电力，通过使死区宽度窄于其它蓄电池40，由此能够迅速转移到充电模式。

当SOC＞S1时(在S05644为是)，控制参数生成电路13前进到S05645，确认电力目标值是否大于0，即是否为放电模式。当电力目标值大于0时，即为放电模式时(在S05645为是)，通过S05646，控制参数生成电路13将死区宽度设定为ΔFmax×0.1。另一方面，当电力目标值为0以下时，即为充电模式时(在S05645为否)，通过S05647，控制参数生成电路13将死区宽度设定为ΔFmax×0.05。

当SOC≤S1时(在S05644为否)，通过S05648，控制参数生成电路13确认SOC是否小于下限值S2(10％)。当SOC＜S2时(在S05648为是)，控制参数生成电路13前进到S05649，确认电力目标值是否小于0，即是否为充电模式。当电力目标值小于0时，即为充电模式时(在S05649为是)，通过S05650，控制参数生成电路13将死区宽度设定为ΔFmax×0.1。另一方面，当电力目标值为0以上时，即为放电模式时(在S05649为否)，通过S05651，控制参数生成电路13将死区宽度设定为ΔFmax×0.05。

另外，当简易地实施时，可以采用不论SOC为多少都将死区宽度设定为ΔFmax的5％左右的结构。另外，当然也可以与各蓄电池40的SOC或者对应的电力变换装置41的逆变器容量相应地变更死区宽度。

回到图27，作为生成虚拟同步发电机控制的控制参数所需的信息，当充放电切换时的死区宽度的生成(S0564)结束时，控制参数生成电路13回到S055，针对与连接于配电系统24的全部蓄电池40对应的全部电力变换装置41，确认生成控制参数所需的信息的计算是否已完成。当针对全部电力变换装置41的该信息的计算尚未完成时(在S055为否)，计算下一个电力变换装置41的控制参数的生成所需的信息。当针对全部电力变换装置41，该信息的计算完成时(在S055为是)，控制参数生成电路13结束创建蓄电池40的运转计划的处理(图26的S05)。

另外，关于生成图29所示的基准ΔP/ΔF特性的斜率及切换频率ΔF0的处理，也可以是在变更各电力变换装置41的控制参数时对于最初的电力变换装置41执行，而其它电力变换装置41照原样使用计算出的结果，直到对于最后的电力变换装置41的斜率等的生成完成为止。

当通过图26的S05而蓄电池40的运转计划的创建处理结束时，蓄电池运转计划创建电路141(图4)将创建出的运转计划(电力目标值)经由第2管理电路146通知到第1管理电路145(图4)。第1管理电路145在接收到运转计划时，将接收到的运转计划存储于存储器，并且通知到发送数据生成电路15(图3)。控制参数生成电路13将生成虚拟同步发电机控制的控制参数所需的信息通知到发送数据生成电路15。

发送数据生成电路15在获取到运转计划(电力目标值)及生成控制参数所需的信息(包含死区宽度信息)时，将它们加工为发送用格式以输出到通信电路11(图3)。通信电路11在从发送数据生成电路15接收到发送数据时，经由通信线25将发送数据发送到对应的电力变换装置41。

在图26的S10中，当完成了发送运转计划及生成控制参数所需的信息到全部电力变换装置41时，在S11中确认是否使CEMS 31停止。在使CEMS 31停止时(在S11为是)，结束处理。另一方面，当不使CEMS 31停止时(在S11为否)，处理回到S01。

相对于此，当在图26的S04未从DSO 21接收到运转计划(电力供给计划)时(在S04为否)，CEMS 31前进到S06，确认是否已到各种测量数据的收集时刻。在实施方式1中，如上所述，CEMS 31以5分钟周期来收集测量数据。在未到测量数据的收集时刻时(在S06为否)，处理回到S01。另一方面，当已到测量数据的收集时刻时(在S06为是)，通过S07，CEMS 31收集测量数据。在实施方式1中，CEMS 31从每个电力变换装置41a～41c收集5分钟的蓄电池40的充放电电量、当前的充放电电力及SOC信息作为测量数据。

当在S07收集到测量数据时，通过S08，CEMS 31确认是否需要修正蓄电池40的运转计划。在S07中，CEMS 31针对多个蓄电池40的每一个，比较当前的充放电电力与运转计划(电力目标值)。具体而言，CEMS 31确认当前的充放电电力与电力目标值之电力差是否超过既定范围，以及蓄电池40的SOC是否超过预定容许范围(例如5％～90％)。当多个蓄电池40中的任一个蓄电池40的电力差超过既定范围时、以及/或者SOC超过容许范围时，CEMS 31重新研究全部蓄电池40的运转计划。另外，也可以是重新研究电力差超过既定范围、以及/或者SOC超过容许范围的蓄电池40的运转计划。

CEMS 31根据上述要领确认是否需要修正蓄电池40的运转计划，当判断为无需修正蓄电池40的运转计划时(在S08为否)，回到S01而继续处理。另一方面，当判断为需要修正蓄电池40的运转计划时(在S08为是)，CEMS 31前进到S09，修正全部蓄电池40的运转计划。

图32为示出修正蓄电池40的运转计划的处理(图26的S09)的流程图。图32所示的处理由CEMS 31内的运转计划创建电路14(图3)所执行。

如图32所示，当处理开始时，通过S091，第2管理电路146(图4)对蓄电池运转计划补正电路144(图4)指示修正运转计划，并且转发从各电力变换装置41收集到的充放电电力及SOC信息。

在S092中，第2管理电路146还对蓄电池运转计划补正电路144输出存储于第1管理电路145(图4)的蓄电池40的运转计划(电力目标值)以及存储于存储电路12的电力变换装置41的静止型逆变器的容量。

蓄电池运转计划补正电路144基于从第2管理电路146提供的信息，对蓄电池40的运转计划进行重新研究。假设例如由于大型太阳能发电厂26的发电电量的预测值以及各用户的耗电量的预测值中的任一者偏离实绩值，而电力变换装置41的放电电力变为电力目标值的2倍的情况。

在这种情况下，假设系统频率已降低至下限值(Fref－ΔFmax)附近。当产生更多的电力不足时，可能会产生系统频率变到下限值而无法再从电力变换装置41供给电力的状况。

在此，在实施方式1中，当电力目标值与充放电电力之比不在既定范围内时，蓄电池运转计划补正电路144基于以5分钟周期收集到的测量数据，修正蓄电池40的运转计划(电力目标值)。具体而言，蓄电池运转计划补正电路144基于当前的充放电电力及SOC信息，修正蓄电池40的运转计划。

在此，在蓄电池40的运转计划的修正中使用SOC的理由是：当使用锂离子电池作为蓄电池40时，蓄电池40有时由于过充电或过放电而会发生故障或者急剧劣化。因此，在正常的蓄电池的控制下，当SOC超过例如90％时，将蓄电池的充电模式从恒流充电模式切换为恒压充电模式。在恒压充电模式下，因为无法取大的充电电力，所以需要在虚拟同步发电机控制中将电力目标值设得小。同样地，由于在过放电时蓄电池40的劣化也会加剧，所以需要在SOC降到低于例如5％的时间点减少放电电力。因此，在蓄电池40的运转计划的创建及修正中使用SOC。

另外，当使用铅酸电池作为蓄电池40时，虽然对于过充电是耐受的，但有由于过放电而劣化加剧的倾向。因此，当为铅酸电池时，需要在例如SOC降到低于20％的时间点减少放电电力。如上所述，为了抑制使用的蓄电池的劣化加剧而用SOC来修正电力目标值。

在S093中，与图27的S054同样地，基于各电力变换装置41的当前的充放电电力及蓄电池40的SOC信息，按比例分配各蓄电池40的充放电电力。另外，虽然在上述运转计划的创建(S05)中使用电力目标值，但在运转计划的修正(S09)中，将实测的充放电电力作为电力目标值来修正运转计划。因此，虽然省略说明，但在后述的S095的处理(生成对于控制参数的生成所需的信息)中，虽然进行与图27的S056同样的处理，但使用的参数不同。在图27的S056中，使用由运转计划创建电路14(图3)所生成的电力目标值，与之相对，在图32的S095中，使用实测的充放电电力值而非电力目标值。另外，基于以5分钟周期收集到的数据(实测值)，再次利用运转计划创建电路14生成运转计划(电力目标值)，使用生成的运转计划来修正运转计划，也能够取得同样的效果。

当在S093对各蓄电池40的充放电电力的按比例分配结束时，通过S094，控制参数生成电路13(图3)确认针对全部蓄电池40，生成控制参数所需的信息的计算是否已经完成。如果针对全部蓄电池40，生成控制参数所需的信息的计算已完成(在S094为是)，则蓄电池运转计划补正电路144结束蓄电池40的运转计划的修正处理。另一方面，如果全部蓄电池40的运转计划的修正尚未完成(在S094为否)，则通过S095，控制参数生成电路13生成对于虚拟同步发电机控制的控制参数的生成所需的信息。另外，关于虚拟同步发电机控制的控制参数所需的信息的生成方法，除了上述使用的参数不同以外，与在蓄电池40的运转计划的创建处理(图27的S056)中使用的生成方法是同样的，因此省略说明。

当在S095中生成了对于控制参数的生成所需的信息时，回到S094，控制参数生成电路13确认全部电力变换装置41的控制参数的生成所需的信息的计算是否已经完成。当全部电力变换装置41的控制参数的生成所需的信息的计算尚未完成时(在S094为否)，通过S095，控制参数生成电路13生成对于下一个电力变换装置41的控制参数的生成所需的信息。

另一方面，当全部电力变换装置41的控制参数的生成所需的信息的计算完成时(在S094为是)，蓄电池运转计划补正电路144在S096结束蓄电池40的运转计划的修正处理。

回到图26，当在S09中修正蓄电池40的运转计划时，与运转计划的创建时同样地，蓄电池运转计划创建电路141将修正的运转计划(电力目标值)经由第2管理电路146通知到第1管理电路145。

当从蓄电池运转计划创建电路141获取到蓄电池40的运转计划时，第1管理电路145将获取的运转计划存储到未图示的存储器，并且通知到发送数据生成电路15。同样地，控制参数生成电路13将蓄电池40的运转计划(电力目标值)及控制参数(包含死区宽度信息)的生成所需的信息通知到发送数据生成电路15。

当接收到蓄电池40的运转计划及控制参数的生成所需的信息时，发送数据生成电路15将它们加工为发送用的格式，输出到通信电路11。

通信电路11在从发送数据生成电路15接收到发送数据时，经由通信线25将发送数据发送到对应的电力变换装置41(图26的S10)。

当在图26的S10中对全部电力变换装置41完成了蓄电池40的运转计划的发送时，通过S11确认是否停止CEMS 31。在停止CEMS 31时(在S11为是)，结束处理。另一方面，在不使CEMS 31停止时，回到S01继续处理。

如上所述，在实施方式1中，构成为在针对多个电力变换装置41创建蓄电池40的运转计划(电力目标值)时，基于蓄电池40的电池容量及SOC、各电力变换装置41的静止型逆变器的容量以及电力目标值，生成配备于静止型逆变器的虚拟同步发电机控制的控制参数所需的信息。在上述结构中，使用关于蓄电池40及电力变换装置41的信息，计算各蓄电池40的充放电被切换的切换频率ΔF0，并且基于计算出的切换频率ΔF0生成ΔP/ΔF特性的斜率。然后，基于各蓄电池40的SOC及电力目标值，计算对各电力变换装置41的ΔP/ΔF特性给予的死区宽度。

通过采用这种结构，当多个电力变换装置41连接于配电系统24时，能够使通过虚拟同步发电机控制对各电力变换装置41赋予的下降特性(ΔP/ΔF特性)中的切换频率ΔF0带有死区。其结果是能够防止如下情况：由于电压表及电流表的传感器误差，即使大型太阳能发电厂26的发电电力与负载的消耗电力达到平衡，也如图22的(B)所示，蓄电池40b的放电电力被充电到蓄电池40a。由此能够抑制蓄电池40a、40b之间非必要的电力交换，所以能够抑制由充放电引起的电力损耗的产生及蓄电池40的劣化加剧。

另外，虽然在实施方式1中，对当针对电力变换装置41内的静止型逆变器生成对于虚拟同步发电机控制用的控制参数的生成所需的信息时使用静止型逆变器的容量及电力目标值的结构进行了说明，但不限于此，例如当蓄电池40a的电池容量为电力变换装置41a的静止型逆变器的容量的2倍、蓄电池40b的电池容量为电力变换装置41b的静止型逆变器的容量的3倍等，在多个蓄电池40之间静止型逆变器容量与电池容量之比不同时，也可以采用考虑该容量比以生成运转计划(电力目标值)的结构。或者采用在生成虚拟同步发电机控制的控制参数时考虑上述容量比的结构，也能够获得同样的效果。

(电力变换装置27及电力变换装置41的工作)

接下来使用图6～图37，说明大型太阳能发电厂用的电力变换装置27及蓄电池用的电力变换装置41的工作。

[电力变换装置27的工作]

使用图6，说明大型太阳能发电厂用的电力变换装置27的工作。

当大型太阳能发电厂26开始发电时，从大型太阳能发电厂26输入到电力变换装置27内的第1DC/DC变换器203的直流电压上升。第1控制电路204监视由电压表201所测量的直流电压。当直流电压超过既定电压值时，第1控制电路204使电力变换装置27从待机状态转移到正常工作。当转移到正常工作时，电力变换装置27内的第2控制电路209控制第1DC/AC变换器208。以下说明正常工作时电力变换装置27的控制。

如图6所示，第1控制电路204确认大型太阳能发电厂26是否正在发电。具体而言，第1控制电路204确认由电压表201所测量的大型太阳能发电厂26的输出电压是否超过既定电压。当输出电压超过既定电压时，第1控制电路204对第2控制电路209通知大型太阳能发电厂26能够发电的情况。

第2控制电路209在接收到来自第1控制电路204的通知时，基于由电压表210测量的配电系统24的交流电压，确认是否正从变电站20供给电力到配电系统24(配电系统24是否未停电)。

当确认了由电压表210测量的交流电压为既定电压以上、且配电系统24未停电时，第2控制电路209启动第1DC/AC变换器208，并且指示第1控制电路204以使大型太阳能发电厂26开始发电。

此外，在实施方式1中，对在正常运转时通过第1DC/AC变换器208来管理直流母线205的直流母线电压的情况进行说明。另外，在实施方式1中，通过由第1DC/AC变换器208进行的电流控制来管理从电力变换装置27供给到配电系统24的电力，由此使分布式电源管理装置整体进行工作。

当通过第2控制电路209指示了大型太阳能发电厂26开始发电时，第1控制电路204的第5控制电路54(图8)指示MPPT控制电路51(图8)以开始大型太阳能发电厂26的最大功率点跟踪控制。

对最大功率点跟踪控制简单进行说明。在最大功率点追踪控制中，对使上次的指令值是大于还是小于上上次的电力指令值进行管理。然后，将本次测得的大型太阳能发电厂26的发电电力与上次测得的大型太阳能发电厂26的发电电力进行比较，在发电电力增加的情况下，将指令值变更为与上次相同的方向(增加方向或减少方向)。

具体而言，当本次测得的大型太阳能发电厂26的发电电力比上次测得的发电电力增加的情况下，当上次的指令值大于上上次的指令值时，使本次的指令值增加。另一方面，当上次的指令值小于上上次的指令值时，使本次的指令值减少。反之，当本次测得的大型太阳能发电厂26的发电电力比上次测得的发电电力减少的情况下，当上次的指令值大于上上次的指令值时，使本次的指令值减少。另一方面，当上次的指令值小于上上次的指令值时，使本次的指令值增加。通过像这样控制本次的指令值，大型太阳能发电厂26被控制为使得输出电力为最大。

第1DC/DC变换器203依照从第1控制电路204输出的指令值使内置的升压电路工作，由此将从大型太阳能发电厂26输出的第1直流电压变换为第2直流电压(直流母线205的直流母线电压)并输出。

当开始从第1DC/DC变换器203供给大型太阳能发电厂26的发电电力时，第2控制电路209控制第1DC/AC变换器208，由此对配电系统24输出(再生)大型太阳能发电厂26的发电电力。具体而言，监视直流母线205的直流母线电压，当直流母线电压超过了控制目标值时，与从配电系统24供给的交流电压同步地输出发电电力。

接下来使用图9，说明第2控制电路209的工作。

在第2控制电路209中，相位检测电路61检测由电压表210(图1)测量的配电系统24的交流电压的波形的过零点。

第1正弦波生成电路62基于表示由相位检测电路61检测到的过零点的信息以及由电压表210测量的交流电压的波形，生成与配电系统24的交流电压的波形同步的基准正弦波。第1正弦波生成电路62将生成的基准正弦波输出到乘法器65。

电压表206测量直流母线205的电压，输出测量值到电流控制电路60内的减法器63及第6控制电路67。此外，电流控制电路60使用与交流系统电压同步地输出电力的控制方式(电流控制)。该控制方式为设置于家庭的普通光伏发电用的电力变换装置的控制方式。

第6控制电路67存储直流母线205的目标电压，输出该目标电压到减法器63。

电流控制电路60以使由电压表206测量的直流母线电压成为目标电压的方式控制第1DC/AC变换器208输出的电流。减法器63的输出被输入到第1PI控制电路64。第1PI控制电路64以使减法器63的输出为零的方式进行PI控制。第1PI控制电路64的输出被输入到乘法器65，通过与来自第1正弦波生成电路62的基准正弦波相乘而被变换为电流指令值。

从乘法器65输出的电流指令值被输入到减法器66。减法器66计算电流指令值与由电流表211测量的配电系统24的交流电流值之偏差，将计算出的偏差输入到第2PI控制电路68。

第2PI控制电路68以使从减法器66输出的偏差为零的方式进行PI控制。第1PWM变换器69对第2PI控制电路68的输出执行PWM控制，由此生成第1DC/AC变换器208的指令值。第1DC/AC变换器208依照从第1PWM变换器69提供的指令值输出交流电流。

另外，当由电压表210测量的交流电压(交流有效电压)超过了既定电压值时，或者从CEMS 31通知了抑制大型太阳能发电厂26的发电电力的请求时，第1控制电路204内的第5控制电路54(图8)将大型太阳能发电厂26的控制从MPPT控制切换为电压控制。具体而言，第5控制电路54控制从大型太阳能发电厂26输出的直流电压，以使由电压表210测量的交流电压(交流有效电压)落在既定的电压范围。或者，第5控制电路54控制大型太阳能发电厂26的输出电压，以使大型太阳能发电厂26的发电电力落在从CEMS 31通知的电力范围内。

另外，第1切换电路53(图8)依照从第5控制电路54提供的切换控制信号在MPPT控制电路51的输出与电压控制电路52的输出之间进行切换。

第6控制电路67收集关于由电压表206及电流表207测量的直流母线205的测量结果、关于由电压表210及电流表211测量的配电系统24的测量结果、从第1控制电路204输出的第1DC/DC变换器203的状态信息等，将收集到的信息经由通信I/F 212通知到CEMS 31等。

另外，第6控制电路67对于关于由未图示的有效电压测量部测得的配电系统24的有效电压、或者由未图示的有功/无功功率测量部测得的交流系统的有功功率及无功功率的信息，也经由通信I/F 212通知到CEMS 31，并且还对第5控制电路54通知交流系统的有效电压、有功功率等测量结果。

如上所述，当交流系统电压的有效值超过了既定值时，第5控制电路54将大型太阳能发电厂26的控制从MPPT控制切换为电压控制，由此抑制交流系统电压的上升。

[电力变换装置41的工作]

接下来使用图7～图37，说明蓄电池用的电力变换装置41的工作。

在实施方式1中，由于在电力变换装置41中配备了虚拟同步发电机控制，所以第2DC/AC变换器408通过执行电压控制而作为电压源进行工作。即，第3控制电路404以使直流母线405的电压为恒定值的方式控制第2DC/DC变换器403。以下使用图10，说明第3控制电路404的工作。

直流母线405的电压是由电压表406来测量的。电压表406的测量值被输入到充电控制电路71、放电控制电路72及第7控制电路74。

当直流母线405的电压大于从第7控制电路74输出的目标电压时，充电控制电路71以使直流母线405的电压成为目标电压的方式控制蓄电池40的充电电力。另一方面，当直流母线405的电压小于目标电压时，放电控制电路72使蓄电池40的放电电力增加。

另外，由第2切换电路73进行在充电控制电路71的输出与放电控制电路72的输出之间的切换。第7控制电路74基于由电压表406测得的直流母线405的电压值，输出对第2切换电路73的切换控制信号。

接下来，说明第4控制电路409(图11)的工作。图33为用于说明电力变换装置41的工作的流程图。如图33所示，当处理开始时，通过S200，第4控制电路409初始化各种控制参数。接下来通过S201，第4控制电路409收集由电压表401、406、410测得的电压值、由电流表402、407、411测得的电流值以及蓄电池40的状态信息(SOC等)。此外，由于电压表410的测量值为交流电压，所以在第8控制电路87(图11)中计算交流电压的有效值，将该有效值作为电压值。由于电流表411的测量值为交流电流，所以在第8控制电路87中计算交流电流的有效值，将该有效值作为电流值。第7控制电路74内的充放电电力计算电路(未图示)基于收集到的数据，计算蓄电池的充放电电力及充放电电量。

由电压表410测得的配电系统24的交流电压被输入到交流频率检测电路81(图11)。通过S202，交流频率检测电路81检测交流电压的波形的过零点。

图12为示出图11所示的交流频率检测电路81的结构的框图。如图12所示，电压表410的测量值被输入到相位检测电路810。通过图33的S202，相位检测电路810检测交流电压的过零点。此外，在实施方式1中，过零点表示由电压表410测量的交流电压的波形从负切换为正的点及时刻。相位检测电路810将表示检测到的过零点的信息输出到频率检测电路811。

频率检测电路811基于相位检测电路810上次检测到的过零点的时刻以及本次检测到的过零点的时刻，计算交流电压的周期。频率检测电路811基于计算出的周期，计算交流电压的频率。

第2正弦波生成电路812输出由相位检测电路810检测到的过零点信息以及由频率检测电路811检测到的交流电压的频率信息，作为正弦波信息。过零点信息及频率信息被输出到逆变器电流控制电路84、逆变器电压控制电路85、虚拟同步发电机控制电路83、第8控制电路87及死区期间检测电路90。

回到图33，当在S202检测到过零点时(在S202为是)，通过S203，相位检测电路810将过零点检测标志置位。当结束S203的处理后，或者当在S202未检测到过零点时(在S202为否)，通过S220，第4控制电路409控制第2DC/DC变换器403。

以下使用图10及图34，说明第2DC/DC变换器403的控制。

如上所述，由于在电力变换装置41配备了虚拟同步发电机控制，所以第2DC/AC变换器408作为电压源被控制。即，第2DC/AC变换器408被进行电压控制。因此直流母线405的电压被第2DC/DC变换器403管理。图34为用于说明第2DC/DC变换器403的控制处理细节的流程图。

通过S2201，第3控制电路404基于由电压表406检测的直流母线405的电压以及由电流表407检测的电流，计算充放电电力值。在S2202中，第7控制电路74确认是否从第8控制电路87(图11)通知了死区标志(死区标志是否被置位)。当死区标志未被设定时(在S2202为否)，通过S2203，第3控制电路404确认在S2201获取的蓄电池40的充放电电力值是否在既定范围内。既定范围被设定在充电电力值大致为零的范围。此外，也能够通过将电压表401和电流表402的输出相乘来计算充放电电力值。

当充放电电力值不在既定范围内时，即充放电电力值不是几乎为零时(在S2203为否)，第3控制电路404生成正常的充放电指令值。另一方面，当充放电电力值在既定范围内时(在S2203为是)，通过S2205，第3控制电路404判断为检测到死区期间(死区期间的开始)，将该情况通知到第8控制电路87(图11)。

当死区标志被置位时(在S2202为是)，或者在S2205检测到死区期间时，通过S2206，第7控制电路74将当前的工作模式固定。具体而言，如果当前的工作模式为充电模式，则维持充电模式，如果为放电模式，则维持放电模式。接下来通过S2207，第7控制电路74将充放电电力指令值设定为零并输出到第2DC/DC变换器403，结束第2DC/DC变换器403的控制处理。

回到图33，通过S204，第4控制电路409控制第2DC/AC变换器408。以下使用图11及图35，说明第2DC/AC变换器408的控制。

如上所述，由于在电力变换装置41配备了虚拟同步发电机控制，所以第2DC/AC变换器408作为电压源被控制。即，第2DC/AC变换器408被进行电压控制。因此，当供给到配电系统24的电力不足时，第2DC/AC变换器408被控制为使得增加输出电力。另一方面，当供给到配电系统24的电力过剩时，第2DC/AC变换器408被控制为使输出电力减少。

图35为用于说明第2DC/AC变换器408的控制处理细节的流程图。

如图35所示，当通过S2021有效电力计算电路82(图11)基于电压表410及电流表411的测量值计算出电力值时，通过S2022，对计算出的电力值进行积分。当过零点检测标志被置位时(在S2023为是)，有效电力计算电路82前进到S2024，将交流电压一周期的有效电力值的积分值存储到第8控制电路87内的存储电路(未图示)，并且通过S2025初始化积分值为零。

当结束S2025的处理时，或者过零点检测标志未被置位时(在S2023为否)，通过S2026，死区期间检测电路90检测死区期间。具体而言，死区期间检测电路90基于从第7控制电路74输出的死区检测信息以及被交流频率检测电路81检测到的系统频率信息，检测死区期间。此外，死区检测信息包含蓄电池40的充放电电力几乎为零的信息。

回到图35，当在S2026检测到死区期间时，通过S2027，第8控制电路87确认死区标志是否被置位。当死区标志未被置位时(在S2027为否)，通过S2028，第8控制电路87确认是否从第7控制电路74通知了死区检测信息。在实施方式1中，作为死区的开始，不是基于系统频率的检测结果，而是基于蓄电池40的充放电电力的绝对值是否为既定值以下来检测的。虽然可以基于由交流频率检测电路81输出的系统频率的检测结果来检测死区的开始，但在实施方式1中，为了避免多个蓄电池40之间充放电的传接球，基于蓄电池40的充放电电力来检测死区的开始。通过如此构成，即使在电压表及电流表具有传感器误差的情况下，也能够可靠地检测充放电的切换。

当在S2028中从第7控制电路74通知了死区检测信息时(在S2028为是)，通过S2029，死区期间检测电路90将死区标志置位。另一方面，当死区标志被置位时(在S2027为是)，通过S2031，第8控制电路87确认是否检测到死区期间的结束。当检测到死区期间的结束时(在S2031为是)，通过S2032，第8控制电路87将死区标志复位。在没有从第7控制电路74通知死区检测信息时(在S2028为否)、没有检测到死区期间的结束时(在S2031为否)、或者死区标志被置位(S2029)或死区标志被复位(S2032)时，第4控制电路409生成用于控制第2DC/AC变换器408的控制指令值。

接下来参照图13，说明逆变器电压控制电路85的工作。

如图13所示，逆变器电压控制电路85基于从虚拟同步发电机控制电路83输出的频率及相位信息(经由第2正弦波生成电路812输入)、从第8控制电路87经由第2正弦波生成电路812输入的交流系统电压的振幅信息，生成用于控制第2DC/AC变换器408的控制指令值。

具体而言，来自交流频率检测电路81的正弦波信息(频率、相位及振幅信息、以及由虚拟同步发电机控制电路83计算出的频率及相位信息)被输入至第3正弦波生成电路851。第3正弦波生成电路851基于输入的信息，生成从第2DC/AC变换器408输出的交流系统电压的目标值。

减法器852从第3正弦波生成电路851的输出中减去由电压表410测得的电压，将减法结果输出到第3PI控制电路853。

第3PI控制电路853执行用于使输入的减法结果为零的PI控制，由此生成电压指令值，将生成的电压指令值输出到第1限流电路855。

第1限流电路855根据经由第8控制电路87输入的电流表411的测量结果，对从第3PI控制电路853提供的电压指令值施加限制。例如将研究从CEMS 31通知的电力目标值为逆变器容量的90％、负载消耗电力上升的情况。在该情况下，在实施方式1说明过的ΔP/ΔF特性中，在系统电压的频率偏差(差分频率ΔF)达到－ΔFmax之前，要求输出超过电力变换装置41内的逆变器容量的电力。因此，需要对电力变换装置41的输出电力(输出电流)施加限制，以免超过逆变器容量。因此，在实施方式1中，当超过第2DC/AC变换器408的电流容量的电流流动时，进行控制以施加电流限制，使得流经第2DC/AC变换器408的电流为预定电流值(例如第2DC/AC变换器408的电流容量)。

具体而言，第1限流电路855监视流经第2DC/AC变换器408的电流，控制(限制)电流值以免该电流超过第2DC/AC变换器408的电流容量。第1限流电路855的输出被输入到第2PWM变换器854。此外，第3PI控制电路853以及第1限流电路855的控制参数(控制增益及积分时间)是从第8控制电路87被输出的。

第2PWM变换器854使用从第1限流电路855输出的电压指令值来执行PWM控制，由此生成控制指令值。第2PWM变换器854将生成的控制指令值输出到第2DC/AC变换器408。

回到图33，当在S204生成了第2DC/AC变换器408的控制指令值时，通过S205，虚拟同步发电机控制电路83执行虚拟同步发电机控制。在实施方式1中，将交流电压的1个周期作为控制周期。此外，关于控制周期，也可以设为交流电压的1个周期的整数倍，或者1秒钟周期等预定周期。

图14为示出虚拟同步发电机控制电路83的结构的框图。如果判断为已到控制定时，则第8控制电路87(图11)指示虚拟同步发电机控制电路83生成与在电压控制中使用的频率及相位有关的信息。在实施方式1中，在过零点更新由逆变器电压控制电路85内的第3正弦波生成电路851(图13)生成的正弦波的频率及相位。因此，在实施方式1中，上述控制周期为由交流频率检测电路81检测到的过零点的周期。

如图14所示，在虚拟同步发电机控制电路83中，减法器832从自交流频率检测电路81(图11)输入的系统电压的频率的实测值中减去从第8控制电路87输入的基准频率Fref(例如60Hz)，将减法结果输出到调速器控制电路833。图15为示出图14所示的调速器控制电路833的详细结构的框图。

如图15所示，在调速器控制电路833中，乘法器91将减法器832(图14)的输出与从第8控制电路87通知的控制参数(－1/Kgd)相乘。乘法器91将相乘结果输入到一阶滞后系统模型92。

另外，关于调速器控制电路833中使用的速度调节率Kgd及调速器时间常数Tg，设为是将从CEMS 31通知的信息以及用控制参数生成电路88生成的信息经由第8控制电路87设置到寄存器(未图示)来使用的信息。

如上所述，一阶滞后系统模型92使用从第8控制电路87通知的时间常数Tg，进行模拟一阶滞后系统(l/(l+s×Tg))的运算，将运算结果输出到限制器电路93。

限制器电路93对输入的数据施加限制。具体而言，限制器电路93对第2DC/AC变换器408的输出电力施加限制，以免超过第2DC/AC变换器408的电力容量。

回到图14，加法器835将调速器控制电路833的输出与从第8控制电路87输出的电力目标值Pref相加。此外，关于电力目标值Pref，是从CEMS 31被通知的而从第8控制电路87被输出。

减法器836从加法器835的输出中减去从有效电力计算电路82(图11)输出的有效电力的实绩值，将减法结果输出到质点系统运算电路837。图16为示出图14所示的质点系统运算电路837的详细结构的框图。如图16所示，减法器101从减法器836(图14)的输出中减去乘法器103的输出，将减法值输出到积分器102。

积分器102将减法器101的减法结果除以从第8控制电路87输出的惯性常数M，对除法结果进行积分。积分器102的输出Δω相当于与交流电压的频率的角速度(2×π×60Hz)的差值。积分器102的输出Δω被输入到乘法器103及除法器104。

乘法器103将积分器102的输出Δω与从第8控制电路87提供的制动系数Dg相乘，将乘法结果输出到减法器101。

除法器104将积分器102的输出Δω除以2×π，由此将Δω变换为与基准频率Fref(60Hz)的差值Δf。加法器105将除法器104的输出Δf与基准频率Fref(60Hz)相加，由此生成在逆变器电压控制电路85(图11)中用于进行电压控制的频率(Fref+Δf)。

另外，关于质点系统运算电路837中使用的惯性常数M及制动系数Dg，将由控制参数生成电路88使用由CEMS 31生成并通知的为了生成虚拟同步发电机控制参数所需的信息而生成的结果，经由第8控制电路87设置于未图示的寄存器，使用设置于寄存器的结果。

从加法器105输出的频率信息(Fref+Δf)被输入到相位计算电路106。以下说明相位计算电路106的工作。

在实施方式1中，从加法器105(图16)输出的频率信息被相位计算电路106积分，作为逆变器电压控制电路85进行电压控制时的相位信息被输出。

从质点系统运算电路837(图16)输出的相位信息及频率信息经由交流频率检测电路81内的第2正弦波生成电路812(图12)被输入到逆变器电压控制电路85内的第3正弦波生成电路851(图13)。第3正弦波生成电路851基于输入的信息，生成从电力变换装置41输出的交流电压的目标值。

另外，在实施方式1中，即使在死区标志被置位时，调速器控制电路833及质点系统运算电路837也进行正常工作。

回到图33，当在S205结束了虚拟同步发电机控制的处理时，通过S206，第4控制电路409确认是否从CEMS 31接收到测量数据的发送请求。在从CEMS 31接收到发送请求时(在S206为是)，通过S207，第8控制电路87(图11)将测量数据经由通信I/F 412(图7)通知到CEMS 31。

另一方面，当在S207通知了测量数据时，或者没有来自CEMS 31的发送请求时(在S206为否)，第8控制电路87前进到S208，确认是否从CEMS 31接收到控制信息。

在从CEMS 31接收到控制信息时(在S208为是)，通过S209，第8控制电路87将控制信息的接收标志置位。当S209的处理结束时，或者没有从CEMS 31接收到控制信息时(在S208为否)，通过S210，第8控制电路87确认过零点检测标志是否被置位。当过零点检测标志未被置位时(在S210为否)，处理回到S201。

另一方面，当过零点检测标志被置位时(在S210为是)，通过S211，第2正弦波生成电路812(图12)取入系统电压的频率及相位的信息，并且在S212将过零点检测标志复位。

当在S212将过零点检测标志复位时，通过S213，第2正弦波生成电路812将系统电压的频率及相位的信息(在实施方式1为过零点时刻信息)更新为在S211取入的信息。

当S213的处理完成时，通过S214，第8控制电路87确认是否从CEMS 31接收到控制信息(控制信息接收标志是否被置位)。当接收标志未被置位时(在S214为否)，使处理回到S201。

另一方面，当接收标志被置位时(在S214为是)，通过S215，第8控制电路87将频率目标值(基准频率Fref)及电力目标值Pref分别替换为接收到的数据。

通过S216，控制参数生成电路88生成虚拟同步发电机控制的控制参数(速度调节率Kgd、制动系数Dg及惯性常数M)。图36为示出生成控制参数的处理(图33的S216)的流程图。在实施方式1中，对从CEMS 31输入ΔP/ΔF特性作为生成虚拟同步发电机控制的控制参数所需的信息的情况进行说明。控制参数生成电路88在ΔP/ΔF特性之外还使用系统信息(基准频率Fref、电力目标值Pref、ΔFmax信息)及逆变器容量Cinv来生成控制参数。

如图36所示，当开始生成控制参数时，通过S2161，控制参数生成电路88将速度调节率Kgd及制动系数Dg分别设定为预定初始值，由此初始化速度调节率Kgd及制动系数Dg。

当在S2161对速度调节率Kgd及制动系数Dg进行了初始化时，控制参数生成电路88前进到S2162，使用速度调节率Kgd及制动系数Dg计算ΔP/ΔF特性的斜率。在实施方式1中，对在控制参数生成电路88(图11)内安装模拟虚拟同步发电机控制电路83(图11)的工作的虚拟同步发电机模型、并使用该模型生成控制参数的情况进行说明。

另外，控制参数的生成方法不限于此，也可以构成为例如将图18所示的速度调节率Kgd与系统频率的关系事先存储为与每个制动系数Dg对应的表格数据，并且将图19所示的制动系数Dg与系统频率的关系事先存储为与每个速度调节率Kgd对应的表格数据，使用这些表格数据来决定适当的速度调节率Kgd及制动系数Dg。

在实施方式1中，作为虚拟同步发电机模型，使用对图14～图16所示的框图进行数学公式建模而得到的结果，但不限于此。也可以采用例如根据上述式(1)所示的调速器控制部的传递函数以及上述式(2)所示的摆动方程生成虚拟同步发电机控制电路83(图11)的传递函数、并根据生成的传递函数生成控制参数的结构。

在S2162中，对虚拟同步发电机模型输入设置的速度调节率Kgd及制动系数Dg，由此计算当输入例如逆变器容量的25％左右的负载波动时从质点系统运算电路837(图14)输出的系统频率。从该计算结果中减去基准频率Fref，由此计算差分频率ΔF。然后，将计算出的差分频率ΔF除以负载波动量(例如逆变器容量×0.25)，由此计算ΔP/ΔF特性的斜率。

当在S2162计算出ΔP/ΔF特性的斜率时，通过S2163，控制参数生成电路88将计算出的ΔP/ΔF特性的斜率与通过图28的S0563(图30)所生成的ΔP/ΔF特性的斜率进行比较。具体而言，控制参数生成电路88确认这两个ΔP/ΔF特性的斜率的偏差是否落入了预定容许范围内。

当斜率的偏差落入了上述容许范围内时，控制参数生成电路88判定为两个ΔP/ΔF特性的斜率一致(在S2163为是)，将处理推进到S2169。

另一方面，当斜率的偏差没有落入上述容许范围内时，控制参数生成电路88判定为两个ΔP/ΔF特性的斜率不一致(在S2163为否)。在该情况下，控制参数生成电路88前进到S2164，变更制动系数Dg。在实施方式1中，控制参数生成电路88对当前的制动系数Dg加上既定值。

当在S2164变更了制动系数Dg时，通过S2165，控制参数生成电路88确认制动系数Dg是否落入了预定的既定范围内。如果制动系数Dg落入了该既定范围内(在S2165为是)，则控制参数生成电路88回到S2162，使用变更后的制动系数Dg计算ΔP/ΔF特性的斜率。

另一方面，当制动系数Dg超过该既定范围时(在S2165为否)，控制参数生成电路88判断为凭目前的速度调节率Kgd无法获得适当的特性，通过S2166，使制动系数Dg回到初始值，并且变更速度调节率Kgd。具体而言，控制参数生成电路88对当前的速度调节率Kgd(初始值)加上既定值。

当在S2166变更了速度调节率Kgd时，通过S2167，控制参数生成电路88确认速度调节率Kgd是否落入了预定的既定范围。当速度调节率Kgd偏离了该既定范围时(在S2167为否)，控制参数生成电路88前进到S2168，由于没有获得适当的速度调节率Kgd及制动系数Dg，而将速度调节率Kgd及制动系数Dg设定为预先准备的各自的默认值，将处理推进到S2169。

另一方面，当在S2167速度调节率Kgd在既定范围内时(在S2167为是)，控制参数生成电路88回到S2162，使用变更后的速度调节率Kgd及制动系数Dg计算ΔP/ΔF特性的斜率。控制参数生成电路88重复执行S2162～S2167的处理，直到在S2163判定为是为止，或者直到在S2167判定为否为止。

另外，当在S2168速度调节率Kgd及制动系数Dg被设定为默认值时，即使产生负载波动，也无法依照基于运转计划的电力比来按比例分配过剩或不足的电力。

在实施方式1中，根据图19所示的制动系数Dg与交流系统电压的频率的关系来计算制动系数Dg及速度调节率Kgd。也可以根据图18所示的速度调节率Kgd与交流系统电压的频率的关系来计算制动系数Dg及速度调节率Kgd。

当设定了速度调节率Kgd及制动系数Dg时，通过S2169，控制参数生成电路88计算惯性常数M。在实施方式1中，惯性常数M是基于对虚拟同步发电机控制所要求的响应时间来计算的。具体而言，虚拟同步发电机控制的响应性能是根据调速器控制电路833(图14)的调速器时间常数Tg以及用摆动方程所求出的质点系统运算电路837(图14)的时间常数M/Dg来决定的。在实施方式1中，由于使用调速器时间常数Tg的默认值并且不生成调速器时间常数Tg，所以仅对质点系统运算电路837的时间常数进行控制。质点系统运算电路837的时间常数根据上述式(3)通过M/Dg而被求出。因此，在实施方式1中，对以默认值而定的质点系统运算电路837的时间常数乘以制动系数Dg，由此计算惯性常数M。

当在S2069计算出惯性常数M时，通过S2170，控制参数生成电路88计算死区频率。图37为示出计算死区频率的处理(图36的S2170)的流程图。

如图37所示，当处理开始时，通过S21701，控制参数生成电路88获取电力目标值Pref。进而，通过S21702，控制参数生成电路88获取从CEMS 31通知的死区宽度信息。通过S21703，切换频率计算电路89使用从控制参数生成电路88输出的ΔP/ΔF特性以及从第8控制电路87通知的电力目标值Pref，计算蓄电池40的充放电被切换的切换频率ΔF0。具体而言，切换频率计算电路89计算在ΔP/ΔF特性中ΔP＝－Pref的ΔF作为切换频率ΔF0。

当在S21703计算出切换频率ΔF0时，通过S21704，切换频率计算电路89使用切换频率ΔF0及在S21702获取的死区宽度信息，计算死区的上限频率及下限频率。具体而言，ΔP/ΔF特性的斜率＝－Pref/ΔF0。因此，切换频率ΔF0为－Pref/(ΔP/ΔF特性的斜率)。

当电力目标值Pref为正值(放电)时，如图24A所示，死区的下限频率被设定为ΔF0+系统频率，死区的上限频率被设定为ΔF0+死区宽度+系统频率。

当电力目标值Pref为负值(充电)时，如图24B所示，死区的上限频率被设定为ΔF0+系统频率，死区的下限频率被设定为ΔF0－死区宽度+系统频率。

另外，当电力指令值的绝对值为既定值以下时，如图24C所示，电力变换装置41为充放电模式，死区的下限频率被设定为(－死区宽度)/2，上限频率被设定为(死区宽度)/2。切换频率计算电路89将计算出的死区的上限频率及下限频率输出到死区期间检测电路90，结束控制参数的生成处理。

回到图33，当在S216完成了虚拟同步发电机控制用的控制参数(速度调节率Kgd、制动系数Dg及惯性常数M)的计算时，控制参数生成电路88将该情况通知到第8控制电路87，并且将计算出的控制参数输出到第8控制电路87。

当接收到计算出的控制参数时，第8控制电路87将该控制参数输出到虚拟同步发电机控制电路83，由此更新控制参数。当控制参数的更新完成时，通过S217，第8控制电路87将接收标志被置位的寄存器(未图示)清除(复位)，使处理回到S201。

如上所述，根据实施方式1的分布式电源系统，当由于负载的消耗电力的波动或日照量的波动而创能设备的发电电力与负载的消耗电力达到了平衡时，控制电力变换装置，使得对蓄电池等分布式电源的供给电力或来自分布式电源的供给电力为零。由此能够抑制因为电压表及电流表的传感器误差而引起的在多个分布式电源之间的非必要充放电及重复充放电，所以能够抑制由非必要充放电引起的电力损耗及蓄电池的劣化加剧。

另外，作为具有配备了虚拟同步发电机控制的静止型逆变器的多个电力变换装置连接于系统时的ΔP/ΔF特性的创建方法，首先，将作为电力目标值的生成对象的多个电力变换装置41视为1台电力变换装置而生成基准ΔP/ΔF特性，使用生成的基准ΔP/ΔF特性及多个电力变换装置41的电力目标值的合计值，计算充放电被切换的切换频率ΔF0。接下来，使用此切换频率ΔF0及电力目标值，生成各电力变换装置41的下降特性(ΔP/ΔF特性)。由此，能够对各电力变换装置41赋予在作为对象的多个电力变换装置41之间使切换频率ΔF0相同的ΔP/ΔF特性。然后，使对各电力变换装置41赋予的ΔP/ΔF特性带有死区，由此当用户负载的消耗电力与创能设备的发电电力达到了平衡时，使用被赋有死区的ΔP/ΔF特性来控制静止型逆变器。由此即使在电压表及电流表具有传感器误差时，也能够抑制在蓄电池等分布式电源之间的非必要充放电或重复充放电。结果是能够抑制由非必要充放电引起的电力损耗及对蓄电池的损伤。

实施方式2.

在实施方式1中，说明了CEMS 31中的用于生成在电力变换装置41中配备的虚拟同步发电机控制用的控制参数的信息的生成方法、电力变换装置41中的控制参数的生成方法、对ΔP/ΔF特性赋予的死区的生成方法以及第2DC/DC变换器403及第2DC/AC变换器408的控制方法。

在实施方式2中，对ΔP/ΔF特性赋予死区的方法与实施方式1不同。具体而言，在实施方式2中，说明对ΔP/ΔF特性赋予迟滞而非死区的方法。因此，在实施方式2中，第2DC/DC变换器403及第2DC/AC变换器408的部分控制方法与实施方式1不同，分布式电源系统的电路结构等与实施方式1相同，故省略详细说明。

图38A～图38C为示出对实施方式2的电力变换装置41赋予的ΔP/ΔF特性(下降特性)的一例的图。对各图的ΔP/ΔF特性赋有迟滞。

图38A为示出从CEMS 31通知的电力目标值Pref为正值(放电)时的ΔP/ΔF特性的图。图38A中的实线示出蓄电池40从放电模式转移到充电模式时的ΔP/ΔF特性，虚线示出蓄电池40从充电模式转移到放电模式时的ΔP/ΔF特性。

与实施方式1(图24A)同样地，当第2DC/AC变换器408在放电模式下工作时，如实线所示，在到了ΔP＝－Pref的时间点、即到了ΔF＝ΔF0的时间点，ΔP值被固定。因为ΔF＝ΔF0，所以第2DC/AC变换器408的输出被设为“零”。由此蓄电池40也固定在放电模式。第2DC/AC变换器408输出“零”，直到系统电压的ΔF超过迟滞宽度为止。然后，当ΔF超过了迟滞宽度时，与实施方式1不同，ΔP值被设定为ΔP/ΔF特性所示的值。第2DC/AC变换器408在充电模式下工作。

另一方面，当第2DC/AC变换器408在充电模式下工作时，如虚线所示，在到了ΔP＝－Pref的时间点(到了ΔF＝ΔF0的时间点)，ΔP值被固定。因为ΔF＝ΔF0，所以第2DC/AC变换器408的输出被设为“零”。由此蓄电池40也固定于充电模式。第2DC/AC变换器408输出“零”，直到系统电压的ΔF降到低于迟滞宽度为止。然后，当ΔF降到低于迟滞宽度时，与实施方式1不同，ΔP值被设定为ΔP/ΔF特性所示的值。第2DC/AC变换器408在放电模式下工作。

图38B为示出从CEMS 31通知的电力目标值Pref为负值(充电)时的ΔP/ΔF特性的图。图38B中的实线示出蓄电池40从放电模式转移到充电模式时的ΔP/ΔF特性，虚线示出蓄电池40从充电模式转移到放电模式时的ΔP/ΔF特性。

与实施方式1(图24B)同样地，当第2DC/AC变换器408在充电模式下工作时，如虚线所示，在到了ΔP＝Pref的时间点、即到了ΔF＝ΔF0的时间点，ΔP值被固定。因为ΔF＝ΔF0，所以第2DC/AC变换器408的输出被设为“零”。由此蓄电池40也被固定于充电模式。第2DC/AC变换器408输出“零”，直到系统电压的ΔF降到低于迟滞宽度为止。然后，当ΔF降到低于迟滞宽度时，与实施方式1不同，ΔP值被设定为ΔP/ΔF特性所示的值。第2DC/AC变换器408在放电模式下工作。

另一方面，当第2DC/AC变换器408在放电模式下工作时，如实线所示，在到了ΔP＝Pref的时间点(到了ΔF＝ΔF0的时间点)，ΔP值被固定。因为ΔF＝ΔF0，所以第2DC/AC变换器408的输出被设为“零”。由此蓄电池40也被固定在放电模式。第2DC/AC变换器408输出“零”，直到系统电压的ΔF超过迟滞宽度为止。然后，当ΔF超过了迟滞宽度时，与实施方式1不同，ΔP值被设定为ΔP/ΔF特性所示的值。第2DC/AC变换器408在充电模式下工作。

图38C为示出从CEMS 31通知的电力目标值Pref为零(充放电模式)时的ΔP/ΔF特性的图。图38C中的实线示出蓄电池40从放电模式转移到充电模式时的ΔP/ΔF特性，虚线示出蓄电池40从充电模式转移到放电模式时的ΔP/ΔF特性。

与实施方式1(图24C)同样地，当第2DC/AC变换器408在充电模式下工作时，如虚线所示，在到了ΔP＝0(Pref)的时间点、即到了ΔF＝ΔF0的时间点，ΔP值被固定。因为ΔF＝ΔF0，所以第2DC/AC变换器408的输出被设为“零”。由此蓄电池40也被固定于充电模式。第2DC/AC变换器408输出“零”，直到系统电压的ΔF降到低于迟滞宽度为止。然后，当ΔF降到低于迟滞宽度时，与实施方式1不同，ΔP值被设定为ΔP/ΔF特性所示的值。第2DC/AC变换器408在放电模式下工作。

另一方面，当第2DC/AC变换器408在放电模式下工作时，如实线所示，在到了ΔP＝0(Pref)的时间点(到了ΔF＝ΔF0的时间点)，ΔP值被固定。因为ΔF＝ΔF0，所以第2DC/AC变换器408的输出被设为“零”。由此蓄电池40也被固定在放电模式。第2DC/AC变换器408输出“零”，直到系统电压的ΔF超过迟滞宽度为止。然后，当ΔF超过了迟滞宽度时，与实施方式1不同，ΔP值被设定为ΔP/ΔF特性所示的值。第2DC/AC变换器408在充电模式下工作。

如上所述，当具有配备了虚拟同步发电机控制的静止型逆变器的多个电力变换装置41连接于配电系统时，使虚拟同步发电机控制对电力变换装置41赋予的下降特性(ΔP/ΔF特性)带有迟滞，由此能够防止如下情况：由于传感器误差的影响，即使大型太阳能发电厂26的发电电力与负载的消耗电力达到平衡，也如图22的(B)所示，蓄电池40b的放电电力被充电到蓄电池40a(包含充放电的传接球(追逐工作))。由此能够抑制蓄电池40a、40b之间非必要的电力交换，所以能够抑制由充放电引起的电力损耗的产生及蓄电池的劣化加剧。

另外，在实施方式2中，与实施方式1同样地，作为ΔP/ΔF特性的创建方法，首先将作为电力目标值的生成对象的多个电力变换装置41视为1台的电力变换装置而生成基准ΔP/ΔF特性，使用生成的基准ΔP/ΔF特性及多个电力变换装置41的电力目标值的合计值，计算充放电被切换的切换频率ΔF0。接下来，使用该切换频率ΔF0及各电力变换装置41的电力目标值，生成各电力变换装置41的ΔP/ΔF特性。

但是，ΔP/ΔF特性的生成方法不限于此。例如当使多个电力变换装置41在放电模式下工作时，生成与SOC为最小的蓄电池40对应的电力变换装置41的ΔP/ΔF特性。然后，根据生成的ΔP/ΔF特性计算切换频率ΔF0，作为对与其它蓄电池40对应的电力变换装置41生成ΔP/ΔF特性时的切换频率ΔF0来使用。

或者，当使多个电力变换装置41在充电模式下工作时，生成与SOC为最大的蓄电池40对应的电力变换装置41的ΔP/ΔF特性。然后，根据生成的ΔP/ΔF特性计算切换频率ΔF0，作为对与其它蓄电池40对应的电力变换装置41生成ΔP/ΔF特性时的切换频率ΔF0来使用。

通过像这样生成ΔP/ΔF特性，能够在放电模式时，与SOC为最小的蓄电池40相匹配地生成ΔP/ΔF特性，能够在充电模式时，与SOC为最大的蓄电池40相匹配地生成ΔP/ΔF特性。

以下使用图10～图16、图33、图36以及图38～图41，说明实施方式2的电力变换装置41的工作。此外，CEMS 31的工作与实施方式1的CEMS 31的工作是同样的，故省略说明。

接下来，说明第4控制电路409(图7)的工作。图33为用于说明电力变换装置41的工作的流程图。如图33所示，当处理开始时，与实施方式1同样地，通过S200，第4控制电路409初始化各种控制参数。接下来通过S201，第4控制电路409收集由电压表401、406、410测得的电压值、由电流表402、407、411测得的电流值及蓄电池40的状态信息(SOC等)，基于收集到的数据计算蓄电池的充放电电力及充放电电量。

当在S202检测到过零点时(在S202为是)，通过S203，相位检测电路810将过零点检测标志置位。当结束了S203的处理时、或者在S202未检测到过零点时(在S202为否)，通过S220，第4控制电路409控制第2DC/DC变换器403。

以下使用图10及图39，说明实施方式2的电力变换装置41中的第2DC/DC变换器403的控制。

如上所述，由于在电力变换装置41配备了虚拟同步发电机控制，所以第2DC/AC变换器408作为电压源被控制。即，第2DC/AC变换器408被进行电压控制。因此，直流母线405的电压被第2DC/DC变换器403管理。图39为用于说明第2DC/DC变换器403的控制处理细节的流程图。

通过S2201，第3控制电路404基于由电压表406检测的直流母线405的电压以及由电流表407检测的电流，计算充放电电力值。在S2202中，第7控制电路74确认是否从第8控制电路87(图11)通知了死区标志(死区标志是否被置位)。当死区标志未被设定时(在S2202为否)，通过S2204，第3控制电路404生成正常的充放电指令值。另一方面，当死区标志被置位时(在S2202为是)，通过S2206，第7控制电路74将当前的工作模式固定。具体而言，如果当前的工作模式为充电模式，则充电模式被维持，如果为放电模式，则放电模式被维持。接下来，通过S2207，第7控制电路74将充放电电力指令值设定为零而输出到第2DC/DC变换器403，结束第2DC/DC变换器403的控制处理。

回到图33，当结束了第2DC/DC变换器403的控制处理时，通过S204，第4控制电路409控制第2DC/AC变换器408。以下使用图11及图40，说明实施方式2中的第2DC/AC变换器408的控制。

与实施方式1同样地，在电力变换装置41配备了虚拟同步发电机控制，所以第2DC/AC变换器408作为电压源被控制。即，第2DC/AC变换器408被进行电压控制。由此，当供给到配电系统24的电力不足时，第2DC/AC变换器408被控制为使得增加输出电力。另一方面，当供给到配电系统24的电力过剩时，第2DC/AC变换器408被控制为使输出电力减少。

图40为用于说明第2DC/AC变换器408的控制处理细节的流程图。

如图40所示，当通过S2021有效电力计算电路82(图11)基于电压表410及电流表411的测量值计算出电力值时，通过S2022，对计算出的电力值进行积分。当过零点检测标志被置位时(在S2023为是)，有效电力计算电路82前进到S2024，将交流电压一个周期的有效电力值的积分值存储到第8控制电路87内的存储电路(未图示)，并且通过S2025将积分值初始化为零。

当结束了S2025的处理时，或者过零点检测标志未被置位时(在S2023为否)，通过S2033，死区期间检测电路90检测死区期间。在实施方式2中，死区期间检测电路90检测迟滞期间。具体而言，死区期间检测电路90基于由交流频率检测电路81检测到的系统频率信息以及由切换频率计算电路89计算出的迟滞的上限频率及下限频率，检测迟滞期间。

图41为用于说明迟滞期间的检测处理细节的流程图。当处理开始时，死区期间检测电路90基于从切换频率计算电路89输出的切换频率ΔF0、迟滞的上限频率及下限频率、以及对第2DC/AC变换器408进行电压控制时使用的目标交流电压的频率信息，检测迟滞期间。此外，在实施方式2中，对基于使第2DC/AC变换器408在电压控制下工作时使用的目标交流电压的频率信息来检测迟滞期间的情况进行说明，但不限于此，例如与实施方式1同样地，使用从交流频率检测电路81输出的系统频率的检测结果进行控制，也能够得到同样的效果。

如图41所示，当处理开始时，通过S20331，死区期间检测电路90获取从虚拟同步发电机控制电路83输出的目标交流电压的频率信息。接下来，通过S20332，死区期间检测电路90确认是否检测到迟滞而死区标志被置位。当死区标志未被置位时(在S20332为否)，通过S20333，确认目标交流电压的频率是否在蓄电池的切换频率ΔF0附近(即，是否在迟滞的频率附近)。在实施方式2中，考虑电压表410的采样相位的参差等的影响，当落入切换频率ΔF0±0.01×ΔFmax的范围内时，认为检测到迟滞期间的开始而进行控制。

当目标交流电压的频率在切换频率ΔF0附近时(在S20333为是)，通过S20334，认为检测到迟滞期间的开始。当目标交流电压的频率不在切换频率ΔF0附近时(在S20333为否)，或者在S20334检测到迟滞期间的开始时，结束迟滞期间的检测处理。

另一方面，当死区标志被置位时(在S20332为是)，通过S20335，死区期间检测电路90确认蓄电池40是否为充电模式。在实施方式2中，与实施方式1不同，使ΔP/ΔF特性带有迟滞而非死区。因此，迟滞期间结束的判定取决于蓄电池40是充电模式还是放电模式而不同。参照图38A～图38C，说明迟滞的结束条件的具体思路。

图38A为示出在从CEMS 31通知的电力目标值Pref为正值(放电)时的ΔP/ΔF特性。如图38A所示，当第2DC/AC变换器408为放电模式时，在到了ΔP＝－Pref附近的时间点(到了ΔF＝ΔF0附近的时间点)将ΔP固定而使第2DC/AC变换器408的输出为“零”。使第2DC/AC变换器408的输出为“零”，直到系统电压的ΔF超过迟滞宽度(从放电被切换为充电时的迟滞宽度)为止。此时，死区标志被置位。此外，当ΔF在迟滞宽度内时，在由于大型太阳能发电厂26的发电电力减少而供给到系统的电力不足，从而ΔF减少而降到低于切换频率ΔF0时，死区标志被复位，电力变换装置41在放电模式下工作。另一方面，当ΔF超过了迟滞的上限频率时，将ΔP设定为从CEMS 31通知的ΔP/ΔF特性所示的值，使第2DC/AC变换器408在充电模式下工作。

同样地，当第2DC/AC变换器408为充电模式时，在到了ΔP＝－Pref附近的时间点(到了ΔF＝ΔF0附近的时间点)将ΔP固定而使第2DC/AC变换器408的输出为“零”。使第2DC/AC变换器408的输出为“零”，直到系统电压的ΔF降到低于迟滞宽度(从充电被切换为放电时的迟滞宽度)为止。此时，死区标志被置位。此外，当ΔF在迟滞宽度内时，当由于大型太阳能发电厂26的发电电力增加而供给到系统的电力过剩，从而ΔF增加而超过了切换频率ΔF0时，死区标志被复位，电力变换装置41在充电模式下工作。另一方面，当ΔF降到低于迟滞的下限频率时，将ΔP设定为从CEMS 31通知的ΔP/ΔF特性所示的值，使第2DC/AC变换器408在放电模式下工作。

图38B为示出从CEMS 31通知的电力目标值Pref为负值(充电)时的ΔP/ΔF特性。如图38B所示，当第2DC/AC变换器408为充电模式时，在到了ΔP＝Pref附近的时间点(到了ΔF＝ΔF0附近的时间点)，将ΔP固定而使第2DC/AC变换器408的输出为“零”。使第2DC/AC变换器408的输出为“零”，直到系统电压的ΔF降到低于迟滞宽度(从充电被切换为放电时的迟滞宽度)为止。此时，死区标志被置位。此外，当ΔF在迟滞宽度内时，当由于大型太阳能发电厂26的发电电力增加而供给到系统的电力过剩，从而ΔF增加而超过了切换频率ΔF0时，死区标志被复位，电力变换装置41在充电模式下工作。另一方面，当ΔF降到低于迟滞的下限频率时，将ΔP设定为从CEMS 31通知的ΔP/ΔF特性所示的值，使第2DC/AC变换器408在放电模式下工作。

同样地，当第2DC/AC变换器408为放电模式时，在到了ΔP＝Pref附近的时间点(到了ΔF＝ΔF0附近的时间点)，将ΔP固定而使第2DC/AC变换器408的输出为“零”。使第2DC/AC变换器408的输出为“零”，直到系统电压的ΔF超过迟滞宽度(从放电被切换为充电时的迟滞宽度)的上限频率为止。此时，死区标志被置位。此外，当ΔF在迟滞宽度内时，当由于大型太阳能发电厂26的发电电力减少而供给到系统的电力不足，从而ΔF减少而降到低于切换频率ΔF0时，死区标志被复位，电力变换装置41在放电模式下工作。另一方面，当ΔF超过了迟滞的上限频率时，将ΔP设定为从CEMS 31通知的ΔP/ΔF特性所示的值，使第2DC/AC变换器408在充电模式下工作。

图38C为示出从CEMS 31通知的电力目标值几乎为零(充放电模式)时的ΔP/ΔF特性。如图38C所示，当第2DC/AC变换器408为充电模式时，在到了ΔP＝0附近的时间点(到了ΔF＝ΔF0＝0附近的时间点)，将ΔP固定而使第2DC/AC变换器408的输出为“零”。使第2DC/AC变换器408的输出为“零”，直到系统电压的ΔF降到低于迟滞宽度(从充电被切换为放电时的迟滞宽度)的下限频率为止。此时，死区标志被置位。此外，当ΔF在迟滞宽度内时，当由于大型太阳能发电厂26的发电电力增加而供给到系统的电力过剩，从而ΔF增加而超过了切换频率ΔF0时，死区标志被复位，电力变换装置41在充电模式下工作。另一方面，当ΔF降到低于迟滞的下限频率时，将ΔP设定为从CEMS 31通知的ΔP/ΔF特性所示的值，使第2DC/AC变换器408在放电模式下工作。

同样地，当第2DC/AC变换器408为放电模式时，在到了ΔP＝0附近的时间点(到了ΔF＝ΔF0＝0附近的时间点)，将ΔP固定而使第2DC/AC变换器408的输出为“零”。使第2DC/AC变换器408的输出为“零”，直到系统电压的ΔF超过迟滞宽度(从放电被切换为充电时的迟滞宽度)的上限频率为止。此时，死区标志被置位。此外，当ΔF在迟滞宽度内时，当由于大型太阳能发电厂26的发电电力减少而供给到系统的电力不足，从而ΔF减少而降到低于切换频率ΔF0时，死区标志被复位，使电力变换装置41在放电模式下工作。另一方面，当ΔF超过了迟滞宽度的上限频率时，将ΔP设定为从CEMS 31通知的ΔP/ΔF特性所示的值，使第2DC/AC变换器408在充电模式下工作。

回到图41，当在S20335蓄电池40为充电模式时(在S20335为是)，通过S20336，死区期间检测电路90确认目标交流电压的频率是否为迟滞的下限频率以下。当目标交流电压的频率为迟滞的下限频率以下时(在S20336为是)，通过S20337，死区期间检测电路90判断为检测到迟滞期间的结束，并结束处理。另一方面，当目标交流电压的频率大于迟滞的下限频率时(在S20336为否)，通过S20338，死区期间检测电路90确认目标交流电压的频率是否超过迟滞的上限频率。当目标交流电压的频率超过了迟滞的上限频率时(在S20338为是)，通过S20339，死区期间检测电路90判断为检测到迟滞的结束，并结束处理。当目标交流电压的频率为迟滞的上限频率以下时(在S20338为否)，死区期间检测电路90结束处理。

相对于此，当蓄电池40为放电模式时(在S20335为否)，通过S20340，死区期间检测电路90确认目标交流电压的频率是否为迟滞的上限频率以上。当目标交流电压的频率为迟滞的上限频率以上时(在S20340为是)，通过S20341，死区期间检测电路90判断为检测到迟滞的结束，并结束处理。另一方面，当目标交流电压的频率小于迟滞的上限频率时(在S20340为否)，通过S20342，死区期间检测电路90确认目标交流电压的频率是否降到低于迟滞的下限频率。当目标交流电压的频率降到低于迟滞的下限频率时(在S20342为是)，通过S20343，死区期间检测电路90判断为检测到迟滞的结束，并结束处理。当目标交流电压的频率为迟滞的下限频率以下时(在S20342为否)，死区期间检测电路90结束处理。

回到图40，当迟滞期间的检测处理(S2033)结束时，通过S2027，第8控制电路87确认死区标志是否被置位。当死区标志未被置位时(在S2027为否)，通过S2034，第8控制电路87确认是否检测到迟滞的开始。在实施方式2中，迟滞的开始是使用从虚拟同步发电机控制电路83输出的目标交流电压的频率来检测的。此外，也能够利用从交流频率检测电路81输出的频率的检测结果，或者与实施方式1同样地通过蓄电池40的充放电电力的绝对值是否为既定值以下来进行检测。

当检测到迟滞的开始时(在S2028为是)，通过S2029，死区期间检测电路90在未图示的寄存器中将死区标志置位。

当死区标志被置位时(在S2027为是)，通过S2031，死区期间检测电路90确认是否检测到迟滞的结束。当检测到迟滞的结束时(在S2031为是)，死区期间检测电路90在未图示的寄存器中，将死区标志复位。

当未检测到迟滞的开始时(在S2028为否)或未检测到迟滞的结束时(S2031)，或者在将死区标志置位(S2029)或将死区标志复位(S2032)时，通过S2030，第4控制电路409生成用于控制第2DC/AC变换器408的控制指令值。此外，由逆变器电压控制电路85进行的控制指令值的生成与在实施方式1说明过的处理是同样的，故省略说明。

回到图33，当在S204生成了第2DC/AC变换器408的控制指令值时，通过S205，虚拟同步发电机控制电路83(图11)执行虚拟同步发电机控制。在实施方式2中，与实施方式1同样地，将交流电压的一周期作为控制周期。此外，关于控制周期，也可以设为交流电压的一个周期的整数倍，或者1秒钟周期等预定周期。

图14为示出虚拟同步发电机控制电路83的结构的框图。当判断为控制定时已到时，第8控制电路87(图11)指示虚拟同步发电机控制电路83生成与在电压控制中使用的频率及相位有关的信息。在实施方式2中，与实施方式1同样地，在过零点更新由逆变器电压控制电路85内的第3正弦波生成电路851(图13)生成的正弦波的频率及相位。因此，在实施方式2中，上述控制周期为由交流频率检测电路81检测到的过零点的周期。此外，虚拟同步发电机控制电路83的工作与在实施方式1说明过的工作相同，故省略说明。

回到图33，当在S205虚拟同步发电机控制的处理结束时，通过S206，第4控制电路409确认是否从CEMS 31接收到测量数据的发送请求。在从CEMS 31接收到发送请求时(在S206为是)，通过S207，第8控制电路87(图11)经由通信I/F 412(图7)将测量数据通知到CEMS 31。

在从CEMS 31接收到控制信息时(在S208为是)，通过S209，第8控制电路87将控制信息的接收标志置位。当S209的处理结束时，或者未从CEMS 31接收到控制信息时(在S208为否)，通过S210，第8控制电路87确认过零点检测标志是否被置位。当过零点检测标志未被置位时(在S210为否)，处理回到S201。

当在S212将过零点检测标志复位时，通过S213，第2正弦波生成电路812将系统电压的频率及相位的信息更新为在S211取入的信息。

通过S216，控制参数生成电路88生成虚拟同步发电机控制的控制参数(速度调节率Kgd、制动系数Dg及惯性常数M)。图36为示出生成控制参数的处理(图33的S216)的流程图。在实施方式2中，对与实施方式1同样地从CEMS 31输入ΔP/ΔF特性的斜率作为生成虚拟同步发电机控制的控制参数所需的信息的情况进行说明。此外，在实施方式2中，与实施方式1同样地，除了使用ΔP/ΔF特性的斜率以外，还使用系统信息(基准频率Fref、电力目标值Pref、ΔFmax信息)及逆变器容量Cinv作为用于生成控制参数所需的信息来生成控制参数。

如图36所示，当开始生成控制参数时，通过S2161，控制参数生成电路88将速度调节率Kgd及制动系数Dg分别设定为预定的初始值，由此初始化速度调节率Kgd及制动系数Dg。通过S2162，控制参数生成电路88使用速度调节率Kgd及制动系数Dg来计算ΔP/ΔF特性的斜率。在实施方式2中，对与实施方式1同样地在控制参数生成电路88(图11)内安装模拟虚拟同步发电机控制电路83(图11)的工作的虚拟同步发电机模型、并使用该模型生成控制参数的情况进行说明。

在S2162中，控制参数生成电路88将设置的速度调节率Kgd及制动系数Dg输入到虚拟同步发电机模型，由此计算ΔP/ΔF特性的斜率。

当在S2162计算出ΔP/ΔF特性的斜率时，通过S2163，控制参数生成电路88对计算出的ΔP/ΔF特性的斜率与通过图28的S0563(图30)所生成的ΔP/ΔF特性的斜率进行比较。具体而言，控制参数生成电路88确认这两个ΔP/ΔF特性的斜率的偏差是否落入了预定容许范围内。

当斜率的偏差落入了上述容许范围内时，控制参数生成电路88判定为两个ΔP/ΔF特性的斜率一致(在S2163为是)，使处理前进到S2169。

另一方面，当斜率的偏差没有落入上述容许范围内时，控制参数生成电路88判定为两个ΔP/ΔF特性的斜率不一致(在S2163为否)。在该情况下，控制参数生成电路88前进到S2164，变更制动系数Dg。控制参数生成电路88对当前的制动系数Dg加上既定值。

当在S2164变更了制动系数Dg时，通过S2165，控制参数生成电路88确认制动系数Dg是否落入了预定的既定范围内。如果制动系数Dg落入了该既定范围内(在S2165为是)，则控制参数生成电路88回到S2162，使用变更过的制动系数Dg来计算ΔP/ΔF特性的斜率。

另一方面，当制动系数Dg超过了该既定范围时(在S2165为否)，控制参数生成电路88判断为凭目前的速度调节率Kgd无法获得适当的特性，通过S2166，使制动系数Dg回到初始值，并且变更速度调节率Kgd。具体而言，控制参数生成电路88对当前的速度调节率Kgd(初始值)加上既定值。

当在S2166变更了速度调节率Kgd时，通过S2167，控制参数生成电路88确认速度调节率Kgd是否落入了预定的既定范围。当速度调节率Kgd偏离了该既定范围时(在S2167为否)，控制参数生成电路88前进到S2168，认为未求出适当的速度调节率Kgd及制动系数Dg，而将速度调节率Kgd及制动系数Dg设定为预先准备的各自的默认值，使处理前进到S2169。

另一方面，当在S2167速度调节率Kgd在既定范围内时(在S2167为是)，控制参数生成电路88回到S2162，使用变更过的速度调节率Kgd及制动系数Dg计算ΔP/ΔF特性的斜率。控制参数生成电路88重复执行S2162～S2167的处理，直到在S2163判定为是为止，或者在S2167判定为否为止。此外，在实施方式2中，与实施方式1同样地，根据图19所示的制动系数Dg与交流系统电压的频率的关系，计算制动系数Dg及速度调节率Kgd。

当设定了速度调节率Kgd及制动系数Dg时，通过S2169，控制参数生成电路88计算惯性常数M。惯性常数M是基于对虚拟同步发电机控制所要求的响应时间来计算的。具体而言，虚拟同步发电机控制的响应性能是由调速器控制电路833(图14)的调速器时间常数Tg以及用摆动方程求出的质点系统运算电路837(图14)的时间常数M/Dg来决定的。在实施方式2中，与实施方式1同样地，使用调速器时间常数Tg的默认值，不生成调速器时间常数Tg，所以仅对质点系统运算电路837的时间常数进行控制。质点系统运算电路837的时间常数根据上述式(3)利用M/Dg来求出。因此，对以默认值而定的质点系统运算电路837的时间常数乘以制动系数Dg，由此计算惯性常数M。

当通过S2069计算出惯性常数M时，通过S2170，控制参数生成电路88计算迟滞频率。图37为示出计算迟滞频率的处理(图36的S2170)的流程图。

当在S21703计算出切换频率ΔF0时，通过S21704，切换频率计算电路89使用切换频率ΔF0以及在S21702获取的死区宽度信息，计算迟滞的上限频率及下限频率。具体而言，ΔP/ΔF特性的斜率＝－Pref/ΔF0。因此，切换频率ΔF0为－Pref/(ΔP/ΔF特性的斜率)。

如图38A～图38B所示，当将蓄电池40从放电切换为充电时，迟滞的下限频率被设定为ΔF0，迟滞的上限频率被设定为ΔF0+迟滞宽度。另一方面，当将蓄电池40从充电切换为放电时，迟滞的上限频率被设定为ΔF0，迟滞的下限频率被设定为ΔF0－迟滞宽度。切换频率计算电路89将计算出的迟滞的上限频率及下限频率输出到死区期间检测电路90，结束控制参数的生成处理。

当接收到计算出的控制参数时，第8控制电路87对虚拟同步发电机控制电路83输出该控制参数并更新。当控制参数的更新完成时，通过S217，第8控制电路87将接收标志被置位的寄存器(未图示)清除(复位)，使处理回到S201。

如上所述，根据实施方式2的分布式电源系统，在由于负载的消耗电力的波动或日照量的波动而创能设备的发电电力与负载的消耗电力达到了平衡时，控制电力变换装置，使得对蓄电池等分布式电源的供给电力或来自分布式电源的供给电力为零。由此能够抑制因为电压表及电流表的传感器误差而引起的在多个分布式电源之间的非必要充放电及重复充放电，所以能够抑制由非必要充放电引起的电力损耗及蓄电池的劣化加剧。

另外，作为具有配备了虚拟同步发电机控制的静止型逆变器的多个电力变换装置连接于系统时的ΔP/ΔF特性的创建方法，首先将作为电力目标值的生成的对象的多个电力变换装置41视为1台电力变换装置而生成基准ΔP/ΔF特性，使用生成的基准ΔP/ΔF特性及多个电力变换装置41的电力目标值的合计值，计算充放电被切换的切换频率ΔF0。接下来，使用此切换频率ΔF0及电力目标值，生成各电力变换装置41的ΔP/ΔF特性。由此，能够对各电力变换装置41赋予在作为对象的多个电力变换装置41之间使切换频率ΔF0相同的下降特性(ΔP/ΔF特性)。然后，使对各电力变换装置41赋予的下降特性带有迟滞，由此当用户负载的消耗电力与创能设备的发电电力达到了平衡时，使用被赋有死区的下降特性来控制静止型逆变器。由此，即使在电压表及电流表具有传感器误差时，也能够抑制在多个分布式电源(蓄电池等)之间的非必要充放电或重复充放电。结果是能够抑制由非必要充放电引起的电力损耗及对蓄电池的损伤。

如上所述，根据实施方式1和2，在设置有具有配备了虚拟同步发电机控制的静止型逆变器的多个电力变换装置41的配电系统24中，使蓄电池40的充放电的切换附近的下降特性(ΔP/ΔF特性)带有死区或迟滞，由此在用户负载的消耗电力与大型太阳能发电厂26等创能设备的发电电力达到平衡而无需来自蓄电池40的充放电时，即使电压表及电流表具有传感器误差，也能够抑制在多个蓄电池之间的非必要充放电或重复充放电。由此能够抑制由非必要充放电引起的电力损耗及对蓄电池的损伤。

另外，根据实施方式1和2时，在针对蓄电池用的电力变换装置41创建运转计划(电力目标值)时，构成为基于根据各电力变换装置41内的静止型逆变器的容量及电力目标值计算出的切换频率ΔF0，生成虚拟同步发电机控制用的控制参数(具体而言为ΔP/ΔF特性的斜率)。由此能够在多个电力变换装置41之间将使各电力变换装置41中的死区(或迟滞)开始的频率设为相同。

另外，作为带有死区或迟滞的下降特性(ΔP/ΔF特性)的一例，虽然示出了图24A～图24C及图38A～图38C所示的特性，但不限于此，例如也可以构成为使从充电被切换为放电时的死区(或迟滞)和从放电被切换为充电时的死区(或迟滞)根据例如蓄电池40的SOC而不同。例如可以采用如下结构：当SOC低时，使得带有以充电为优先的死区(或迟滞)，当SOC高时，使得带有以放电为优先的死区(或迟滞)。

进而，在实施方式1和2中，关于对死区(或迟滞)的开始的检测，说明了使用蓄电池40的充放电的切换、或者从虚拟同步发电机控制电路83输出的交流电压目标值的频率来进行检测的结构，但不限于此。例如使用从交流频率检测电路81输出的系统电压的交流频率的检测结果来进行控制，也能够获得同样的效果。

另外，关于死区(或迟滞)的上限频率及下限频率，虽然采用了在CEMS 31内基于电力变换装置41的第2DC/AC变换器408的逆变器容量及蓄电池40的SOC来计算的结构，但不限于此。例如也可以将上限频率及下限频率设定为预定值。

另外，关于死区(或迟滞)的宽度，即使采用由各电力变换装置41而非CEMS 31基于第2DC/AC变换器408的逆变器容量及蓄电池40的SOC来生成的结构，也能够获得同样的效果。

另外，在实施方式1和2中，虽然说明了在电力变换装置41中配备了虚拟同步发电机控制的情况，但不限于此，在例如风力发电机等创能设备中配备了虚拟同步发电机控制时，也起到同样的效果，这是毋庸赘言的。尤其是风力发电机以螺旋桨来转动马达，因而在发电机侧具有惯性力，所以当然会起到同样的效果。

另外，在实施方式1和2中，虽然说明了对配电系统24安装数台蓄电池40那样的大容量蓄电池的情况，但当然也可以在家用蓄电池的电力变换装置、电动车用的电力变换装置中配备虚拟同步发电机控制，而实施与CEMS 31同样的控制。在此情况下，连接于配电系统24的作为对象的电力变换装置为数百台规模。进而，毋庸赘言，作为蓄电池容量，配置如蓄电池40那样的大容量(例如数百kW～数MW)和家用蓄电池(数kW)，也起到同样的效果。

另外，虽然在实施方式1和2中对电力变换装置41进行了说明，但不限于此，针对在如将静止型逆变器作为电压源进行控制的、从例如太阳能电池(不限于大型太阳能发电厂，也可为家用太阳能电池)、风力发电机、燃料电池对系统供给发电电力那样的系统中配备了虚拟同步发电机控制的情况，如果同样地构成为生成虚拟同步发电机制御用的控制参数，则可获得同样的效果，这是毋庸赘言的。进而，也能够使用电动汽车(EV:EletricVehicle)、插电式混合动力汽车(PHEV:Plug-in Hybrid Electric Vehicle)或燃料电池汽车(FCV:Fuel Cell Vehicle)等的车载蓄电池。

另外，在实施方式1和2中，虽然说明了将本公开的技术应用于配电系统的情况，但不限于此，对送电系统或自给自足系统的微电网应用本公开的技术也能够获得同样的效果。此外，虽然以三相交流为例说明了实施方式1和2，但不限于此，当然也可以为单相交流或单相三线交流。此外，即使在系统用蓄电池用电力变换装置(三相交流)和家用蓄电池系统(单相交流)混合存在的情况，如果同样地构成为生成虚拟同步发电机控制用的控制参数，则当然也获得同样的效果。

另外，在实施方式1和2中，虽然说明了当针对电力变换装置41内的静止型逆变器生成虚拟同期发电机控制用的控制参数时，使用静止型逆变器的容量以及电力目标值来进行计算的情况，但不限于此。例如在蓄电池40a的蓄电池容量为电力变换装置41a内的静止型逆变器的容量的2倍、蓄电池40b的蓄电池容量为电力变换装置41b内的静止型逆变器的容量的3倍等蓄电池的蓄电容量与静止型逆变器的容量之比不同的情况下，通过构成为考虑下述容量比而生成运转计划(电力目标值)，或者在生成对于虚拟同步发电机控制用的控制参数生成所需的信息时考虑上述容量比，当然可获得同样的效果。

在实施方式1和2中，虽然说明了当在CEMS 31生成虚拟同步发电机控制用的控制参数时，在CEMS 31生成控制参数而要发送的信息除了电力目标值之外，还发送系统信息、ΔP/ΔF特性的斜率(或者生成控制参数所需的信息)的情况，但不限于此。如果构成为从CEMS 31发送至少使得在连接于配电系统24的配备了虚拟同步发电机控制的电力变换装置内能够生成控制参数的信息以及设定死区(或迟滞)所需的信息，则当然可获得同样的效果。

在实施方式1和2中，虽然说明了在决定虚拟同步发电机控制部的控制参数时，内置虚拟同步发电机模型的情况，或者将图19所示的制动系数Dg与频率的关系按照多个速度调节率Kgd的值事先存储为表格数据，基于ΔFmax信息，搜索与ΔP/ΔF特性的斜率大体一致的速度调节率Kgd与制动系数Dg的组合，或者将图18所示的速度调节率Kgd与频率的关系按照多个制动系数Dg的值事先存储为表格数据，基于ΔFmax信息，搜索与ΔP/ΔF特性的斜率大体一致的速度调节率Kgd与制动系数Dg的组合的情况，但不限于此，例如当然可以是将虚拟同步发电机控制部以数学公式模型方式内置等其它方式。

另外，在实施方式1和2中，虽然说明了在决定虚拟同步发电机控制用的控制参数时，生成ΔP/ΔF特性来求取的情况，但不限于此。可以构成为例如在CEMS 31内安装变电站20以下的配电系统模型(数字孪生)，生成对于计算各控制参数所需的信息，以使使用该配电系统模型而在设想的使用案例中最佳地进行工作。此外，当然也可以构成为安装AI等来计算控制参数。

在实施方式1和2中，将CEMS 31与DSO 21之间的通信周期设为30分钟，将CEMS 31与各电力变换装置41之间的通信周期设为5分钟，但不限于此，例如当然可以将CEMS 31与各电力变换装置41之间的通信周期设为1分钟或更短。

另外，在实施方式1和2中，虽然将调速器控制电路833内的调速器模型设为一阶滞后系统来建模，但不限于此，毋庸赘言，用二阶滞后系统、LPF(Low Pass Filter：低通滤波器)等来构成，也起到同样的效果。

另外，在实施方式1和2中，虽然用图16所示的积分器和反馈环路来对质点系统运算电路进行建模，但不限于此，例如当然也可以用一阶滞后系统、二阶滞后系统、LPF等来建模。

另外，在实施方式1和2中，针对在虚拟同步发电机控制经常实施的VQ控制，虽然为了简化而省略了说明，但是毋庸赘言，对还配备了VQ控制作为虚拟同步发电机控制的电力变换装置采用本方式，也可获得同样的效果。此外，质点系统运算电路837的结构也不限于图16所示的结构。

变形例的说明.

此外，在实施方式1和2中，为了使说明易于理解而说明了将大型太阳能发电厂用电力变换装置27及蓄电池用电力变换装置41的控制电路设为图6～图16所示的结构，将CEMS 31的结构如图3～5所示用硬件(H/W)来构成的情况，但即使用在CPU(CentralProcessing Unit，中央处理单元)上安装的软件(S/W)来实现各块所记载的、各块或部分块的功能，也能够实现同样的控制功能。或者，至少针对一部分块，通过软件及硬件的功能分割也能够实现同样的控制功能。

应该理解为本次公开的实施方式在所有方面都是例示而非限制性的。本公开的范围并非以上述说明来示出，而是以权利要求书来示出，意图包含与权利要求书等同的意义及范围内的所有变更。

附图标记

11：通信电路；12：存储电路；13、88：控制参数生成电路；14：运转计划创建电路；15：发送数据生成电路；16：控制电路；20：变电站；21：配电自动化系统(DSO)；22、201、206、210、401、406、410：电压表；23：自动电压调节器(SVR)；24：配电系统；25：通信线；26：大型太阳能发电厂；27：大型太阳能发电厂用电力转换装置；28：开关；29：阻抗；30：同步发电机；31：CEMS；40、40a～40c：系统用蓄电池；41、41a～40c：蓄电池用电力转换装置；51：MPPT控制电路；52：电压控制电路；53：第1切换电路；54：第5控制电路；60：电流控制电路；61、810：相位检测电路；62：第1正弦波生成电路；63、66、101、832、836、852：减法器；64：第1PI控制电路；65、91、103：乘法器；67：第6控制电路；68：第2PI控制电路；69：第1PWM变换器；71：充电控制电路；72：放电控制电路；73：第2切换电路；74：第7控制电路；81：交流频率检测电路；82：有效电力计算电路；83：虚拟同步发电机控制电路；84：逆变器电流控制电路；85：逆变器电压控制电路；86：第3切换电路；87：第8控制电路；89：切换频率计算电路；90：死区期间检测电路；92：一阶滞后系统模型；93：限制器电路；102：积分器；104：除法器；105、835：加法器；106：相位计算电路；100a～100d：城镇；110：工厂；135：第3管理电路；131：基准ΔP/ΔF特性计算电路；132：ΔP/ΔF特性计算电路；136：控制电路；141：蓄电池运转计划创建电路；142：发电电力预测电路；143：消耗电力预测电路；144：蓄电池运转计划补正电路；145：第1管理电路；146：第2管理电路；202、207、211、402、407、411：电流表；203：第1DC/DC变换器；204：第1控制电路；205、405：直流母线；208：第1DC/AC变换器；209：第2控制电路；212、412：通信I/F；403：第2DC/DC变换器；404：第3控制电路；408：第2DC/AC变换器；409：第4控制电路；811：频率检测电路；812：第2正弦波生成电路；833：调速器控制电路；837：质点系统运算电路；851：第3正弦波生成电路；853：第3PI控制电路；854：第2PWM变换器；855：第1限流电路；600：负载。

Claims

1.一种电力变换装置，连接于交流系统，配备了虚拟同步发电机控制，该电力变换装置包括：

转换器，将从分布式电源输出的第1直流电压变换为第2直流电压；

逆变器，将从所述转换器输出的所述第2直流电压变换为交流电压并输出到所述交流系统；

通信电路，接收从管理所述分布式电源的管理装置通知的、所述虚拟同步发电机控制所需的信息；

第1电压表，测量所述第2直流电压；

第2电压表，测量所述交流系统的交流系统电压；

转换器控制电路，控制所述转换器；

虚拟同步发电机控制电路，使所述逆变器具有同步发电机的瞬态特性；以及

逆变器控制电路，基于从所述虚拟同步发电机控制电路输入的交流系统电压信息，将所述逆变器作为电压源进行控制，

所述虚拟同步发电机控制所需的信息包括所述电力变换装置的电力目标值，

所述虚拟同步发电机控制电路基于所述虚拟同步发电机控制所需的信息，计算所述分布式电源的充放电被切换的切换频率，

所述转换器控制电路使用所述切换频率，创建交流系统电压的频率范围，并且以在所述频率范围内使所述分布式电源的充放电电力为零的方式进行控制，其中该交流系统电压的频率范围用于在所述电力变换装置的下降特性中赋予使所述分布式电源的充放电电力为零的死区，或者对所述分布式电源的充放电的切换赋予迟滞。

2.根据权利要求1所述的电力变换装置，其中

所述虚拟同步发电机控制电路包括：

调速器控制电路，模拟了同步发电机的调速器功能；以及

质点系统运算电路，模拟了所述同步发电机的摆动方程，

所述调速器控制电路基于所述交流系统电压的基准频率及所述交流系统电压的频率，计算要加到所述电力目标值的偏移值，将所述电力目标值及所述偏移值的相加值输出到所述质点系统运算电路，

所述质点系统运算电路以使所述交流系统的有效电力与所述相加值之偏差为零的方式，生成所述交流系统电压的频率及相位，并输出到所述逆变器控制电路。

3.根据权利要求1或2所述的电力变换装置，其中

所述逆变器控制电路基于从所述虚拟同步发电机控制电路输入的所述交流系统电压信息生成目标交流电压，基于生成的所述目标交流电压和由所述第2电压表测量的所述交流系统电压，将所述逆变器作为电压源进行控制。

4.根据权利要求1～3中任一项所述的电力变换装置，其中

所述转换器控制电路以使由所述第2电压表测量的所述第2直流电压为预定电压的方式，控制所述分布式电源的充放电电力，并且当所述交流系统电压的频率在所述频率范围内时，以使所述分布式电源的充放电电力为零的方式进行控制。

5.根据权利要求1～4中任一项所述的电力变换装置，其中

在检测到所述分布式电源的充放电电力为零时，所述转换器控制电路判断为所述交流系统电压的频率落入所述频率范围内，以使所述分布式电源的充放电电力为零的方式进行控制，当检测到所述交流系统电压的频率在所述频率范围外时，所述转换器控制电路进行控制以恢复对所述分布式电源的充放电。

6.根据权利要求1～5中任一项所述的电力变换装置，还包括：

交流频率检测电路，该交流频率检测电路检测所述交流系统电压的频率，

所述转换器控制电路基于所述交流频率检测电路的检测结果，检测出所述交流系统电压的频率在所述频率范围外。

7.根据权利要求2所述的电力变换装置，其中

所述转换器控制电路基于输入到所述质点系统运算电路的所述相加值、或者从所述质点系统运算电路输出的所述交流系统电压的频率信息，检测出所述交流系统电压的频率在所述频率范围外。

8.根据权利要求2所述的电力变换装置，其中

所述转换器控制电路基于输入到所述质点系统运算电路的所述相加值、或者从所述质点系统运算电路输出的所述交流系统电压的频率信息，检测出所述交流系统电压的频率落入所述频率范围内。

9.根据权利要求1～8中任一项所述的电力变换装置，还包括：

电流表，测量所述交流系统的交流电流；以及

有效电力计算电路，基于所述电流表及所述第2电压表的测量值，计算所述逆变器输出的交流有效电力，

所述虚拟同步发电机控制电路基于所述逆变器的容量、所述电力目标值及所述虚拟同步发电机控制用的控制参数，计算所述电力变换装置的所述下降特性，

所述下降特性表示所述逆变器输出的交流电压的频率与所述交流系统电压的基准频率之差分频率、与所述交流有效电力与所述电力目标值之差分电力的关系，

所述虚拟同步发电机控制电路使用所述下降特性计算所述切换频率。

10.根据权利要求9所述的电力变换装置，其中

当所述电力目标值对应于所述分布式电源的放电时，所述转换器控制电路将所述切换频率作为所述频率范围的下限频率，以在所述频率范围内使所述分布式电源的放电电力为零的方式进行控制，

当所述电力目标值对应于所述分布式电源的充电时，所述转换器控制电路将所述切换频率作为所述频率范围的上限频率，以在所述频率范围内使所述分布式电源的充电电力为零的方式进行控制，

当所述电力目标值为零时，所述转换器控制电路将所述切换频率设为零，以所述切换频率为中心设定所述频率范围，以在所述频率范围内使所述分布式电源的充放电电力为零的方式进行控制。

11.根据权利要求9所述的电力变换装置，其中

当将所述分布式电源从放电切换为充电时，所述转换器控制电路进行控制以使所述分布式电源的充电电力为零，直到所述逆变器输出的交流电压的频率超过对所述切换频率加上所述迟滞的宽度而得到的频率为止，

当将所述分布式电源从充电切换为放电时，所述转换器控制电路进行控制以使所述分布式电源的充电电力为零，直到所述逆变器输出的交流电压的频率变得小于从所述切换频率减去所述迟滞的宽度而得到的频率为止。

12.根据权利要求1～11中任一项所述的电力变换装置，其中

所述转换器控制电路从所述管理装置接收与所述死区的宽度或所述迟滞的宽度有关的信息。