JP7475457B2 - 分散電源管理装置 - Google Patents

Description

本開示は、分散電源管理装置に関する。

近年、環境負荷の低減に向け、太陽電池など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）の導入が加速している。また、東日本大震災以降の電力不足などに対応するため、蓄電池等の蓄エネルギー機器（以下、「蓄エネ機器」とも称する）を具備したシステム、または、創エネ機器および蓄エネ機器を組み合わせたシステムなどの製品化が進められている。これらのシステムには、創エネ機器および蓄エネ機器を交流系統に連系するために、静止型インバータが採用されている。

一方、電力系統において、需要の変動に対する発電量の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の軽減の観点から、今後閉鎖が進むことが予測される。ただし、火力発電所における同期発電機は、系統周波数が変動したときに当該変動を抑制する作用（慣性力、同期化力など）を潜在的に有している。そのため、火力発電所の閉鎖が進むと、同期発電機の減数が進むために、電力系統の安定性の確保が困難となることが懸念される。

上記課題を解決するため、静止型インバータに対して同期発電機の機能を持たせた仮想同期発電機の制御技術の開発が進んでいる。例えば、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分散電源（静止型インバータ）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、特許文献１には、系統運用者から要求される要求慣性値と、分散電源の仕様およ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、分散電源における仮想慣性を設定するための制御パラメータを生成する方法が開示されている。

特開２０１９－１７６５８４号公報

上記特許文献１に記載されている制御パラメータの生成方法によれば、系統管理者が意図とした系統の慣性力は担保されるが、負荷の変動または創エネ機器の発電量の変化により、各分散電源が分担する電力の案分までは担保することができない。

例えば、分散電源として仮想同期発電機制御が実装されている蓄電池が２台系統に連系している場合を考える。蓄電池の容量および静止型インバータの容量が同じで、現時点での充電電力量（ＳＯＣ：State Of Charge）の比が２：１とする。この場合、蓄電池の運転計画（充放電計画）において、各蓄電池の放電電力目標値の比はＳＯＣの比と同様、２：１に割り当てられるとする。

ここで、系統全体の負荷が増加すると、各蓄電池では仮想同期発電機制御が実行され、増加した電力を２台の蓄電池が案分して出力することになる。その際、２台の蓄電池の仮想同期発電機制御の制御パラメータが同一であった場合、各蓄電池は同量の電力を追加で出力することになる。

しかしながら、上述した蓄電池の運転計画では、２台の蓄電池が双方のＳＯＣの比に従って電力を出力するよう計画されており、増加した電力もこの運転計画の比で案分されることが望ましい。

上記の特許文献１では、系統事業者の要求する系統の慣性力のみで制御パラメータが決定されるため、負荷の変動または創エネ機器の発電電力が変動したときの過不足電力を複数の分散電源で案分する場合、各分散電源の仮想慣性に基づいて案分されることになる。そのため、元々の運転計画で想定していた案分比とは異なる比で過不足電力が案分されるといった問題点があった。

一般に、複数の分散電源（説明を簡単にするため系統用蓄電池システムの静止型インバータに仮想同期発電機制御を実装した場合を想定する）に割り振る電力目標値（運転計画）は、各蓄電池の容量およびＳＯＣならびに静止型インバータ容量などに基づいて案分される。具体的には、放電の場合は、複数の蓄電池の間で蓄電池容量および静止型インバータの容量が同じ場合は、ＳＯＣが高い蓄電池に多くの電力が割り当てられる。これは、例えば２台の蓄電池のうちの１台の蓄電の充電電力がゼロ（ＳＯＣ＝０）となった場合、以降、系統の慣性力は残りの１台の蓄電池で維持するため、実質的に静止型インバータによる疑似慣性力は半分となってしまうためである。そのため、複数の蓄電池の電力案分を決定する場合、各蓄電池のＳＯＣがほぼ同時にゼロ（充電の場合は満充電）になるように電力を案分する必要がある。

特に、仮想同期発電機制御を実装した蓄電池などの複数の分散電源を用いてマイクログリッド等を構成する場合には、負荷の急変や日射量の急変により系統に供給される電力が急変したときに、各分散電源での電力の案分が想定通りに行なえないといった問題があった。

本開示は、上記したような問題点を解決するためになされたものであり、その目的は、仮想同期発電機制御を実装した静止型インバータを有する複数の分散電源が連系された電力系統において、負荷の消費電力の変動または創エネ機器の発電電力の変動が発生した場合でも、各分散電源が電力目標値の比と等しくなるように過不足電力を案分することができる仮想同期発電機制御の制御パラメータを生成することである。

本開示のある局面では、分散電源装置は、配電系統に連系される複数の分散電源を管理する。複数の分散電源の各々は、仮想同期発電機制御が実装された静止型インバータを有している。分散電源管理装置は、配電系統を管理する系統管理装置および複数の分散電源との間で通信を行なう通信回路と、通信回路が受信した情報および複数の分散電源の容量に基づいて、各分散電源の電力目標値を生成する運転計画作成回路と、各分散電源における仮想同期発電機制御のための制御パラメータまたは、制御パラメータの生成に必要な情報を生成する制御パラメータ生成回路とを備える。通信回路は、各分散電源の計測情報および、系統管理装置からの指令値の少なくとも一方を受信するとともに、各分散電源に制御指令を送信するように構成される。制御パラメータ生成回路は、通信回路が受信した情報、複数の分散電源の容量、および各分散電源の電力目標値に基づいて、制御パラメータまたは制御パラメータの生成に必要な情報を生成し、生成した制御パラメータまたは制御パラメータの生成に必要な情報を通信回路を介して各分散電源に出力する。

本開示によれば、負荷の消費電力の変動または創エネ機器の発電電力が変動した場合においても、複数の分散電源における電力の案分を想定通りに行なうことができる。具体的には、分散電源の運転計画の作成時における電力目標値の比と同等の比で過不足電力を案分することができる。

実施の形態１に係る配電系統の構成を示すブロック図である。 実施の形態１に係る配電系統に接続された蓄電池を含む一部の機器と配電系統の構成をさらに説明するためのブロック図である。 実施の形態１に係るＣＥＭＳのブロック図である。 実施の形態１に係るＣＥＭＳ内の運転計画作成回路のブロック図である。 実施の形態１に係るＣＥＭＳ内の制御パラメータ生成回路のブロック図である。 図１に示されたメガソーラー用電力変換装置のブロック構成図である。 図１に示された系統用蓄電池用電力変換装置のブロック構成図である。 メガソーラー用電力変換装置の第１のＤＣ／ＤＣ変換器を制御する第１の制御回路の構成を説明するブロック図である。 メガソーラー用電力変換装置の第１のＤＣ／ＡＣ変換器を制御する第２の制御回路の構成を説明するブロック図である。 蓄電池用電力変換装置の第２のＤＣ／ＤＣ変換器を制御する第３の制御回路の構成を説明するブロック図である。 蓄電池用電力変換装置の第２のＤＣ／ＡＣ変換器を制御する第４の制御回路の構成を説明するブロック図である。 図１１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１１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１１に示された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。 図１４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。 実施の形態１に係る蓄電池用電力変換装置に実装した仮想同期発電機制御によりカバーする領域を説明するための図である。 実施の形態１に係る蓄電池用電力変換装置に実装した仮想同期発電機制御において負荷を急変させた際の速度調整率と系統周波数との関係の一例を示す図である。 実施の形態１に係る蓄電池用電力変換装置に実装した仮想同期発電機制御において負荷を急変させた際の制動係数と系統周波数の関係の一例を示す図である。 実施の形態１に係る蓄電池用電力変換装置に実装した仮想同期発電機制御のΔＰ／ΔＦ特性の一例を示す図である。 実施の形態１に係る蓄電池用電力変換装置に実装した仮想同期発電機制御において負荷を急変させた際の静止型インバータから出力される系統電圧の周波数の応答波形を示す図である。 従来の仮想同期発電機制御を実装した２台の蓄電池用電力変換装置を用いて自立系統を構成し負荷を急変させた際の各静止型インバータ部から出力される交流電力の実効値の応答波形を示す図である。 従来の仮想同期発電機制御を実装した２台の蓄電池用電力変換装置を用いて自立系統を構成し負荷を急変させた際の各静止型インバータ部から出力される系統電圧の周波数の応答波形を示す図である。 従来の仮想同期発電機制御を実装した第１の電力変換装置のΔＰ／ΔＦ特性の一例を示す図である。 従来の仮想同期発電機制御を実装した第２の電力変換装置のΔＰ／ΔＦ特性の一例を示す図である。 実施の形態１に係る仮想同期発電機制御を実装した第２の電力変換装置のΔＰ／ΔＦ特性の一例を示す図である。 実施の形態１に係る仮想同期発電機制御を実装した電力変換装置の基準ΔＰ／ΔＦ特性の一例を示す図である。 実施の形態１に係る仮想同期発電機制御を実装した電力変換装置の基準ΔＰ／ΔＦ特性を利用し、電力目標値が異なる場合の電力変換装置のΔＰ／ΔＦ特性を作成する動作を説明するための図である。 実施の形態１に係る仮想同期発電機制御を実装した電力変換装置の基準ΔＰ／ΔＦ特性を利用し、静止型インバータの容量が異なる場合の電力変換装置のΔＰ／ΔＦ特性を作成する動作を説明するための図である。 実施の形態１に係る仮想同期発電機制御を実装した、インバータ容量および電力目標値が異なる２台の電力変換装置のΔＰ／ΔＦ特性の一例を示す図である。 図３０に示すΔＰ／ΔＦ特性を有する２台の電力変換装置から出力される交流電力の実効値の応答波形を示す図である。 図１に示されるＣＥＭＳを中心とした分散電源管理装置の通常動作時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図である。 運転計画作成処理（図３３のＳ０５）の詳細動作を説明するフローチャート図である。 仮想同期発電機の制御パラメータ生成処理（図３４のＳ０５６）の詳細動作を説明するフローチャート図である。 基準ΔＰ／ΔＦ特性生成処理（図３５のＳ０５６２）の詳細動作を説明するフローチャート図である。 ΔＰ／ΔＦ特性生成処理（図３５のＳ０５６３）の詳細動作を説明するフローチャート図である。 制御パラメータ生成処理（図３５のＳ０５６４）の詳細動作を説明するフローチャート図である。 運転計画の修正処理（図３３のＳ０９）の詳細動作を説明するフローチャート図である。 蓄電池用の電力変換装置の動作を説明するフローチャート図である。 第２のＤＣ／ＡＣ変換器の制御処理（図４０のＳ２０４）の詳細動作を説明するフローチャート図である。 実施の形態２に係るＣＥＭＳ内の制御パラメータ生成回路のブロック図である。 実施の形態２に係る仮想同期発電機制御用パラメータ生成処理（図３４のＳ０５６）の詳細動作を説明するフローチャート図である。 実施の形態２に係る蓄電池用電力変換装置の動作を説明するフローチャート図である。 仮想同期発電機制御技術の概念を説明するための図である。

以下、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。なお、以下では、図中の同一または相当部分について同一符号を付して、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．
（配電系統の構成例）
最初に、実施の形態１に係る分散電源管理装置が適用される配電系統の構成例を説明する。なお、実施の形態１では、三相系統を例示するが、配電系統は単相系統であってもよい。

図１は、実施の形態１に係る配電系統２４の構成例を示すブロック図である。図１に示すように、配電系統２４は、変電所２０から電力の供給を受ける。配電系統２４には、複数の自動電圧調整器（ＳＶＲ：Step Voltage Regulator）２３ａ～２３ｃが設けられている。複数のＳＶＲ２３ａ～２３ｃは、電力の流れに対して直列に接続されている。複数のＳＶＲ２３ａ～２３ｃには、ビル１１２、マンション１１３、タウンＡ１００ａ～タウンＤ１００ｄ、工場１１０、メガソーラー用の電力変換装置２７、系統用蓄電池用の電力変換装置４１ａ～４１ｃ、同期発電機３０ａ，３０ｂが接続されている。以下の説明では、ＳＶＲ２３ａ～２３ｃを総称して「ＳＶＲ２３」とも称する。また、電力変換装置４１ａ～４１ｃを総称して「電力変換装置４１」とも称する。

配電系統２４には複数の電圧計２２ａ，２２ｅ，２２ｆ，２２ｉ，２２ｊ，２２ｘが配置されている。以下においては、電圧計２２ａ，２２ｅ，２２ｆ，２２ｉ，２２ｊ，２２ｘを総称して「電圧計２２」とも称する。各電圧計２２の計測値は予め定められた周期で配電自動化システム２１（以下、「ＤＳＯ２１」とも称する）に送信される。ＤＳＯ２１は、配電系統２４を管理する「系統管理装置」の一実施例に対応する。

ＳＶＲ２３のタップ位置情報、一次側電圧および二次側電圧の情報は、ＤＳＯ２１に送られる。実施の形態１では、ＳＶＲ２３は、予め定められた周期でタップ位置情報、一次側電圧および二次側電圧情報を通知するとともに、タップ切換時にタップ位置情報、一次側電圧および二次側電圧の情報を非定期に通知する。

ＣＥＭＳ（Community Energy Management System）３１は、予め定められた周期で各需要家（タウン１００ａ～１００ｄ、工場１１０、ビル１１２、マンション１１３）、電力変換装置２７、同期発電機３０ａ，３０ｂおよび電力変換装置４１ａ～４１ｃから各種計測値などの情報を収集する。ＣＥＭＳ３１は、収集したデータをＤＳＯ２１からの要求に応じてＤＳＯ２１に通知する。なお、タウン１００ａ～１００ｄ内の需要家の消費電力、創エネ機器の発電電力は、各需要家に設置されたスマートメータ（図示せず）により計測される。ＣＥＭＳ３１は、スマートメータの計測値を予め定められた周期（例えば３０分周期）で収集する。ＣＥＭＳ３１は「分散電源管理装置」の一実施例に対応する。

電力変換装置２７にはメガソーラー２６が接続されている。電力変換装置４１ａ～４１ｃには系統用蓄電池４０ａ～４０ｃがそれぞれ接続されている。蓄電池４０ａ～４０ｃは、配電系統２４に接続することができる大容量の蓄電池である。以下の説明では、蓄電池４０ａ～４０ｃを総称する場合には「蓄電池４０」とも表記する。

図２は、図１に示す配電系統２４の構成をさらに説明するためのブロック図である。
図２に示すように、配電系統２４には、負荷６００、電力変換装置４１および蓄電池４０が接続されている。なお、説明を簡単にするために、図２では、配電系統２４のインピーダンス２９を集中系で表わしている。配電系統２４のインピーダンス２９は、リアクトル成分および抵抗成分より構成されるものとする。

（１）ＣＥＭＳ３１
図３は、図１に示したＣＥＭＳ３１の構成を示すブロック図である。

図３に示すように、ＣＥＭＳ３１は、通信回路１１、記憶回路１２、制御パラメータ生成回路１３、運転計画作成回路１４、送信データ生成回路１５、および制御回路１６を有する。

通信回路１１は、通信線２５を介してＤＳＯ２１、各需要家（タウン１００ａ～１００ｄ、工場１１０、ビル１１２、マンション１１３）、電力変換装置２７、同期発電機３０ａ，３０ｂおよび電力変換装置４１ａ～４１ｃとの間で通信を行なう。

記憶回路１２は、通信回路１１を介して取得した各種情報を記憶する。各種情報には、計測結果および各分散電源のステータス情報等が含まれる。

制御パラメータ生成回路１３は、電力変換装置４１ａ～４１ｃの各々に実装される仮想同期発電機制御の制御パラメータを生成する。

運転計画作成回路１４は、ＤＳＯ２１からの制御指令に基づいて、電力変換装置４１ａ～４１ｃの運転計画を作成する。電力変換装置４１ａ～４１ｃの運転計画は、対応する蓄電池４０ａ～４０ｃの充放電計画（電力目標値）を含む。実施の形態１では、運転計画作成回路１４は、３０分間隔で２４時間分の運転計画を作成する。

さらに、運転計画作成回路１４は、５分単位で収集する電力変換装置４１ａ～４１ｃの計測結果および、蓄電池４０ａ～４０ｃのＳＯＣ情報などに基づいて、運転計画の修正が必要であるか否かを判定する。運転計画の修正が必要と判定した場合、運転計画作成回路１４は、次回にＤＳＯ２１からの制御指令が通知されるまでの期間の運転計画を修正する。

送信データ生成回路１５は、制御パラメータ生成回路１３により生成された、仮想同期発電機制御の制御パラメータおよび、運転計画作成回路１４から出力される運転計画を記憶する。送信データ生成回路１５は、制御回路１６からの送信指令に応答して、記憶したデータを通信回路１１に出力する。通信回路１１は、送信データ生成回路１５から出力されるデータを、制御回路１６から出力される制御信号に従って、通信線２５に送信する。

制御回路１６は、配電系統２４に接続される分散電源を管理するための制御回路である。制御回路１６は、通信回路１１、記憶回路１２、制御パラメータ生成回路１３、運転計画作成回路１４および送信データ生成回路１５の動作を管理する。

（１－１）運転計画作成回路１４
図４は、図３に示した運転計画作成回路１４の構成を示すブロック図である。

図４に示すように、運転計画作成回路１４は、蓄電池運転計画作成回路１４１と、発電電力予測回路１４２と、消費電力予測回路１４３と、蓄電池運転計画補正回路１４４と、管理回路１４５と、管理回路１４６とを含む。

蓄電池運転計画作成回路１４１は、ＤＳＯ２１から通知される制御指令に関する情報、発電電力予測回路１４２により予測されたメガソーラー２６の発電量の予測結果、および消費電力予測回路１４３により予測された需要家の消費電力の予測結果に関する情報に基づいて、電力変換装置４１ａ，４１ｂ，４１ｃの運転計画（電力目標値）を作成する。なお、ＤＳＯ２１から蓄電池運転計画作成回路１４１に通知される制御指令は、変電所２０の下流側で消費される電力（配電系統２４への供給電力）の計画値を含む。供給電力の計画値は、３０分毎、２４時間分の計画値から構成される。

発電電力予測回路１４２は、図示しない天気予報サーバから２４時間分の天気予報情報を、通信回路１１を介して取得する。発電電力予測回路１４２は、取得した天気予報情報および、発電電力を予測するために準備したデータベース（図示せず）の情報に基づいて、メガソーラー２６の発電電力を予測する。

消費電力予測回路１４３は、ＣＥＭＳ３１内部の時計情報（年月日、曜日、時刻）および、消費電力を予測するために準備したデータベース（図示せず）の情報に基づいて、各需要家の消費電力の合計値を予測する。

蓄電池運転計画補正回路１４４は、通信回路１１を介して電力変換装置４１ａ～４１ｃの充放電電力量、および電力目標値情報に基づいて、運転計画の修正が必要か否かを判定する。修正が必要と判定した場合、蓄電池運転計画補正回路１４４は、運転計画の修正値を生成する。

管理回路１４５は、配電系統２４に接続される分散電源の運転計画の作成を管理する。管理回路１４５は、蓄電池運転計画作成回路１４１および蓄電池運転計画補正回路１４４で生成した各蓄電池４０の電力目標値（充電電力目標値および放電電力目標値）を記憶する。管理回路１４５は、管理回路１４６から出力される制御信号に基づいて、電力目標値を制御パラメータ生成回路１３および送信データ生成回路１５に出力する。

管理回路１４６は、蓄電池運転計画作成回路１４１、発電電力予測回路１４２、消費電力予測回路１４３、蓄電池運転計画補正回路１４４および管理回路１４５の動作を管理する。

（１－２）制御パラメータ生成回路１３
図５は、図３に示した制御パラメータ生成回路１３の構成を示すブロック図である。

図５に示すように、制御パラメータ生成回路１３は、基準ΔＰ／ΔＦ特性算出回路１３１、ΔＰ／ΔＦ特性算出回路１３２、制御パラメータ生成回路１３３、仮想同期発電機モデル１３４、管理回路１３５、および制御回路１３６を含む。

基準ΔＰ／ΔＦ特性算出回路１３１は、電力変換装置４１ａ～４１ｃの静止型インバータ（第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８）の容量情報に基づいて、基準ΔＰ／ΔＦ特性を算出する。

ΔＰ／ΔＦ特性算出回路１３２は、上記基準ΔＰ／ΔＦ特性、および運転計画作成回路１４（図４）で作成された電力目標値情報に基づいて、ΔＰ／ΔＦ特性を算出する。

制御パラメータ生成回路１３３は、上記ΔＰ／ΔＦ特性、ＤＳＯ２１から通知された配電系統２４に関連する情報（系統周波数（基準周波数Ｆｒｅｆ）、ΔＦｍａｘ等）、静止型インバータ（第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８）の容量に基づいて、仮想同期発電機モデル１３４を用いて、仮想同期発電機制御の制御パラメータを生成する。

仮想同期発電機モデル１３４は、制御パラメータ生成回路１３３から入力される情報を用いて、速度調整率Ｋｇｄおよび制動係数Ｄｇを算出する。制御パラメータ生成回路１３３は、制動係数Ｄｇを用いて慣性定数Ｍを算出する。

管理回路１３５は、仮想同期発電機制御の制御パラメータを管理する。管理回路１３５は、制御パラメータ生成回路１３３から出力される制御パラメータ、ΔＰ／ΔＦ特性算出回路１３２により算出されたΔＰ／ΔＦ特性、および電力目標値Ｐｒｅｆなどの情報を図示しないメモリに格納し、管理する。

制御回路１３６は、基準ΔＰ／ΔＦ特性算出回路１３１、ΔＰ／ΔＦ特性算出回路１３２、制御パラメータ生成回路１３３、仮想同期発電機モデル１３４、および管理回路１３５の動作を管理する。

（２）電力変換装置２７
図６は、図１に示した電力変換装置２７の構成を示すブロック図である。

図６に示すように、電力変換装置２７は、電圧計２０１，２０６，２１０、電流計２０２，２０７，２１１、第１のＤＣ／ＤＣ変換器２０３、第１の制御回路２０４、直流母線２０５、第１のＤＣ／ＡＣ変換器２０８、第２の制御回路２０９および、通信インターフェイス（Ｉ／Ｆ）２１２を有する。

電圧計２０１は、メガソーラー２６から出力される直流電圧を計測する。電流計２０２は、メガソーラー２６から出力される直流電流を計測する。

第１のＤＣ／ＤＣ変換器２０３は、メガソーラー２６から出力される第１の直流電圧を第２の直流電圧に変換する。第１の制御回路２０４は、第１のＤＣ／ＤＣ変換器２０３を制御する。

直流母線２０５は、第１のＤＣ／ＤＣ変換器２０３から出力される第２の直流電圧を第１のＤＣ／ＡＣ変換器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変換器２０３から出力される直流電流を計測する。

第１のＤＣ／ＡＣ変換器２０８は、第１のＤＣ／ＤＣ変換器２０３から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変換器２０８を制御する。

電圧計２１０は、第１のＤＣ／ＡＣ変換器２０８から出力される交流電圧を計測する。電流計２１１は、第１のＤＣ／ＡＣ変換器２０８から出力される交流電流を計測する。通信Ｉ／Ｆ２１２は、電力変換装置２７とＣＥＭＳ３１との間で通信を行なう。

（３）電力変換装置４１
図７は、図１に示した電力変換装置４１の構成を説明するブロック図である。

図７に示すように、電力変換装置４１は、電圧計４０１，４０６，４１０、電流計４０２，４０７，４１１、第２のＤＣ／ＤＣ変換器４０３、第３の制御回路４０４、直流母線４０５、第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８、第４の制御回路４０９および、通信Ｉ／Ｆ４１２を有する。

電圧計４０１は、蓄電池４０から出力される直流電圧を計測する。電流計４０２は、蓄電池４０から出力される直流電流を計測する。

第２のＤＣ／ＤＣ変換器４０３は、蓄電池４０から出力される第３の直流電圧を第４の直流電圧に変換する。第３の制御回路４０４は、第２のＤＣ／ＤＣ変換器４０３を制御する。

直流母線４０５は、第２のＤＣ／ＤＣ変換器４０３から出力される直流電圧を第２のＤＣ／ＡＣ変換器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変換器４０３から出力される直流電流を計測する。

第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８は、第２のＤＣ／ＤＣ変換器４０３から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変換器４０８を制御する。

電圧計４１０は、第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８から出力される交流電圧を計測する。電流計４１１は、第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８から出力される交流電流を計測する。通信Ｉ／Ｆ４１２は、電力変換装置４１とＣＥＭＳ３１との間で通信を行なう。

なお、第１のＤＣ／ＤＣ変換器２０３（図６）および第２のＤＣ／ＤＣ変換器４０３（図７）には、公知のＤＣ／ＤＣコンバータを適宜用いることができる。第１のＤＣ／ＡＣ変換器２０８（図６）および第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８（図７）には、公知のインバータを用いることができる。第１のＤＣ／ＡＣ変換器２０８および第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８の各々は「静止型インバータ」の一実施例に対応する。第２の制御回路２０９および第４の制御回路４０９は「静止型インバータ制御部」の一実施例に対応する。

（２－１）第１の制御回路２０４
図８は、図６に示した第１の制御回路２０４の構成を説明するブロック図である。

図８に示すように、第１の制御回路２０４は、ＭＰＰＴ（Maximum Power Point Tracking）制御回路５１、電圧制御回路５２、第１の切換回路５３、および第５の制御回路５４を有する。

ＭＰＰＴ制御回路５１は、電圧計２０１および電流計２０２の計測値に基づいて、いわゆる最大電力点追従（ＭＰＰＴ）制御を実行する。ＭＰＰＴ制御回路５１は、メガソーラー２６の発電電力を最大限に取り出すために、メガソーラー２６の最大電力点をサーチする。具体的には、ＭＰＰＴ制御回路５１は、電圧計２０１により計測される直流電圧を、最大電力点に対応する電圧に制御するために、第１のＤＣ／ＤＣ変換器２０３の制御指令値を生成する。

電圧制御回路５２は、電圧計２０６の計測値に基づいて、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変換器２０３の制御指令値を生成する。

第５の制御回路５４は、ＭＰＰＴ制御回路５１および電圧制御回路５２の制御パラメータおよび制御目標値などを出力するとともに、メガソーラー２６の発電状態などを管理する。第５の制御回路５４は、第１の切換回路５３の制御信号をさらに出力する。

第１の切換回路５３は、第５の制御回路５４からの制御信号に従って、ＭＰＰＴ制御回路５１および電圧制御回路５２の出力のうちのいずれか一方を、第１のＤＣ／ＤＣ変換器２０３の制御指令値として選択的に出力する。

第１のＤＣ／ＤＣ変換器２０３は、ＭＰＰＴモードまたは電圧制御モードで制御される。第１の切換回路５３は、ＭＰＰＴモードでは、ＭＰＰＴ制御回路５１で生成した制御指令値を出力する。第１の切換回路５３は、電圧制御モードでは、電圧制御回路５２が生成した制御指令値を出力する。

（２－２）第２の制御回路２０９
図９は、図６に示した第２の制御回路２０９の構成を説明するブロック図である。

図９に示すように、第２の制御回路２０９は、位相検出回路６１、第１の正弦波生成回路６２、電流制御回路６０、および第６の制御回路６７を有する。

電流制御回路６０は、減算器６３、第１のＰＩ制御回路６４、乗算器６５、減算器６６、第２のＰＩ制御回路６８および第１のＰＷＭ変換器６９を有する。電流制御回路６０は、系統電圧に同期して電力を出力する制御モードを実行する。この制御モードは、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器の制御方式である。

位相検出回路６１は、電圧計２１０（図６）で計測した交流電圧の波形から交流電圧の位相を検出する。

第１の正弦波生成回路６２は、電圧計２１０で計測した交流電圧の振幅および、位相検出回路６１により検出した位相情報に基づいて、交流電圧の波形に同期した正弦波を生成する。なお、実施の形態１では、位相検出回路６１は、交流電圧の波形のゼロクロス点を検出するとともに、ゼロクロス点の検出結果から交流電圧の周波数を検出する。位相検出回路６１は、検出した交流電圧の周波数を、ゼロクロス点情報とともに第１の正弦波生成回路６２に出力する。

電流制御回路６０は、電圧計２０６（図６）より計測される直流母線２０５の直流電圧に基づいて、第１のＤＣ／ＡＣ変換器２０８を制御するための制御指令値を生成する。減算器６３は、第６の制御回路６７より出力される直流母線電圧の目標値から、電圧計２０６により計測される直流母線２０５の直流電圧を減算する。減算器６３による減算値は第１のＰＩ制御回路６４に入力される。

乗算器６５は、第１のＰＩ制御回路６４から出力される制御指令値と、第１の正弦波生成回路６２から出力される正弦波とを乗算することにより、電流指令値を生成する。

減算器６６は、乗算器６５から出力される電流指令値と、電流計２１１（図６）により計測された交流系統の電流値との偏差を算出し、算出した偏差を第２のＰＩ制御回路６８に出力する。

第２のＰＩ制御回路６８は、第６の制御回路６７から与えられる制御パラメータ（比例ゲインおよび積分時間）に基づいて、減算器６６から出力される偏差がゼロになるように制御指令値を生成する。第２のＰＩ制御回路６８は、生成した制御指令値を第１のＰＷＭ変換器６９に出力する。

第１のＰＷＭ変換器６９は、第２のＰＩ制御回路６８から入力される制御指令値に対してＰＷＭ制御を実行することにより制御指令値を生成し、生成した制御指令値を第１のＤＣ／ＡＣ変換器２０８へ出力する。

第６の制御回路６７は、電圧計２０６および電流計２０７から出力される直流母線２０５に関する計測結果、電圧計２１０および電流計２１１から出力される交流系統に関する計測結果、ならびに第１の制御回路２０４から出力される第１のＤＣ／ＤＣ変換器２０３のステータス情報などを収集し、収集した情報を、通信Ｉ／Ｆ２１２を介してＣＥＭＳ３１などに通知する。

また、第６の制御回路６７は、第１のＰＩ制御回路６４および第２のＰＩ制御回路６８に対して制御パラメータを通知する。第６の制御回路６７は、交流系統の実効電圧計測部（図示せず）が計測した有効電力および無効電力に関する情報を、通信Ｉ／Ｆ２１２を介してＣＥＭＳ３１に通知する。第６の制御回路６７は、交流系統の実効電圧および有効電力などの計測値を第５の制御回路５４に通知する。第５の制御回路５４、例えば、系統電圧の実効値が所定値を超えた場合、メガソーラー２６の制御をＭＰＰＴ制御から電圧制御に切り換えることにより、系統電圧の上昇を抑制する。

（３－１）第３の制御回路４０４
図１０は、図７に示した第３の制御回路４０４の構成を説明するブロック図である。

図１０に示すように、第３の制御回路４０４は、充電制御回路７１、放電制御回路７２、第２の切換回路７３および、第７の制御回路７４を有する。

充電制御回路７１は、蓄電池４０の充電制御を行なうときに、第２のＤＣ／ＤＣ変換器４０３の制御指令値を生成する。

放電制御回路７２は、蓄電池４０の放電制御を行なうときに、第２のＤＣ／ＤＣ変換器４０３の制御指令値を生成する。

第７の制御回路７４は、充電制御回路７１および放電制御回路７２に対して、制御パラメータおよび制御目標値などを出力する。第７の制御回路７４は、蓄電池４０の充電電力量（ＳＯＣ）、充電電力（充電電流）および放電電力（放電電流）などを管理する。第７の制御回路７４は、第２の切換回路７３の制御信号を出力する。

第２の切換回路７３は、第７の制御回路７４からの制御信号に従って、充電制御回路７１および放電制御回路７２の出力のうちのいずれか一方を、第２のＤＣ／ＤＣ変換器４０３の制御指令値として選択的に出力する。具体的には、第２の切換回路７３は、蓄電池４０の充電が指示されたときには、充電制御回路７１が生成した制御指令値を出力する。一方、第２の切換回路７３は、蓄電池４０の放電が指示されたときには、放電制御回路７２が生成した制御指令値を出力する。

（３－２）第４の制御回路４０９
図１１は、図７に示した第４の制御回路４０９の構成を説明するブロック図である。

図１１に示すように、第４の制御回路４０９は、交流周波数検出回路８１、実効電力算出回路８２、仮想同期発電機制御回路８３、インバータ電流制御回路８４、インバータ電圧制御回路８５、第３の切換回路８６および、第８の制御回路８７を有する。

交流周波数検出回路８１は、電圧計４１０（図７）で計測した交流電圧の波形から、交流電圧の位相を検出する。実施の形態１では、交流電圧の波形からゼロクロス点を検出し、検出したゼロクロス点の時間間隔から周波数を検出するものとする。なお、交流電圧の周波数の検出方法は、ゼロクロス点の検出結果を用いる方法に限定されるものではない。

実効電力算出回路８２は、電圧計４１０および電流計４１１（図７）により計測した交流電圧および交流電流の情報を用いて実効電力を算出する。実施の形態１では、交流周波数検出回路８１から出力されるゼロクロス点検出情報および交流周波数情報に基づいて、交流電圧波形の１周期分の電力を積算することにより、実効電力を算出する。なお、実効電力の算出方法は、上記方法に限定されるものではなく、例えば、交流系統が三相交流の場合にはＤＱ変換などを用いて実効電力を算出してもよい。

仮想同期発電機制御回路８３は、交流周波数検出回路８１から出力される交流電圧の周波数情報および、実効電力算出回路８２から出力される交流実効電力情報に基づいて、第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８（静止型インバータ）に対し、同期発電機が有する慣性力、同期化力および制動力を持たせる。

［仮想同期発電機制御技術］
以下、仮想同期発電機制御技術について簡単に説明する。

火力発電に代表的に用いられる同期発電機は、周波数に応じて出力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）、系統電圧と同期をとる機能（同期化力）、基幹系統の電圧調整機能（ＡＶＲ機能：Automatic Voltage Regulation機能）、系統事故時の交流系統電圧の瞬時低下の際にも運転を継続する機能などを有する。

仮想同期発電機制御技術では、静止型インバータの過渡応答を制御することにより、静止型インバータに同期発電機の持つ機能を模擬させる。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、およびＡＶＲ機能の３つの機能を模擬する。

実施の形態１では、特にガバナー機能および、動揺方程式に基づく質点系モデルを模擬した機能を第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８に実装した場合について説明する。図４５に、仮想同期発電機制御技術を説明するための概念図を示す。なお、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または無効電力指令値に基づいて制御される機能であるため、実施の形態１では実装しない。以下、ガバナー機能、およ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。

最初に、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、火力発電および原子力発電におけるガスタービンまたは蒸気タービンの出力および、または、水力発電における水車のガイドベーンなどを制御することにより、発電機の出力電力を制御する機能を有する。交流電力系統において需要電力が供給電力を超えると、系統電圧の周波数が低下する。出力制御が可能な火力発電機または水力発電機ではガバナーにドループ特性を持たせることにより、系統電圧の周波数が低下すると、発電電力を増やすように発電機を制御する。一方、供給電力が需要電力を超えることによって系統電圧の周波数が上昇すると、発電電力を減らすように発電機を制御する。

図４５は、ガバナー機能を模式的に表した図である。図４５に示すように、同期発電機の角速度ωが増大すると、エネルギーの流入を調整する弁が右側に移動することにより、同期発電機に供給されるエネルギーが減少する。一方、同期発電機の角速度ωが減少すると、上記弁が左側に移動することにより、同期発電機に供給されるエネルギーが増加する。これにより、同期発電機から出力されるエネルギーを、自端の系統電圧の周波数（すなわち、同期発電機の角速度ω）により単独で制御することができる。上記の動作を同期発電機が個別に行なった場合でも、系統電圧の周波数に基づいて動作が管理されているため、複数の同期発電機間で負荷を分担することが可能となる。ガバナーは、電気学会より、標準モデルとして一次遅れ系で構成したモデルなどが提供されている。

実施の形態１では、次式（１）に示すように、ガバナーを、上述した一次遅れ系で構成したモデルで近似した場合の動作について説明する。
－１／｛Ｋｇｄ×（１＋ｓ×Ｔｇ）｝ …（１）
ただし、式（１）中の－１／Ｋｇｄはガバナーの比例ゲイン（Ｋｇｄ：速度調整率）であり、Ｔｇは一次遅れ系の時定数（Ｔｇ：ガバナー時定数）である。

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。
図４５に示すように、同期発電機は、単位慣性定数Ｍを持つ回転子を有する。例えば、日射量の急変によりメガソーラー２６の発電電力が急減した場合、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、回転子に蓄積された回転エネルギーを電力に変換し、交流系統に出力する。その際、回転子の角速度（回転速度）が減少すると、ガバナー制御により供給されるエネルギーが増加することにより、需要電力と供給電力とをバランスさせる。次式（２）に、質点系モデル（発電機回転子）を模擬する動揺方程式を示す。動揺方程式はエネルギーＰを角速度ωで除算し、トルクＴに変換したものである。
Ｔｉｎ－Ｔｏｕｔ＝Ｍ×ｄω／ｄｔ＋Ｄｇ×ω …（２）
ただし、Ｄｇは制動係数であり、Ｍは慣性定数である。

実施の形態１では、式（１）および式（２）を静止型インバータ（第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８）の制御に組み入れることにより、同期発電機が持つ慣性力、同期化力および制動力を模擬する場合について説明する。

図１１に戻って、インバータ電流制御回路８４は、第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８を電流制御するための制御指令値を生成する。なお、インバータ電流制御回路８４は、図９に示す電流制御回路６０とは制御パラメータのみが異なり、回路構成および動作が同一であるため、詳細な説明は省略する。

インバータ電圧制御回路８５は、第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８を電圧制御するための制御指令値を生成する。

第３の切換回路８６は、インバータ電流制御回路８４からの制御指令値と、インバータ電圧制御回路８５からの制御指令値とを、第８の制御回路８７の出力に基づいて切り換える。

第８の制御回路８７は、電圧計４０６および電流計４０７による直流母線４０５に関する計測結果および、第３の制御回路４０４から出力される第２のＤＣ／ＤＣ変換器４０３のステータス情報などを収集し、収集した情報を、通信Ｉ／Ｆ４１２を介してＣＥＭＳ３１などに通知する。

また、第８の制御回路８７は、仮想同期発電機制御回路８３、インバータ電流制御回路８４およびインバータ電圧制御回路８５の各々の制御パラメータを通知する。

さらに第８の制御回路８７は、図示しない交流系統の実効電圧計測部で計測した交流系統の実効電圧、または図示しない交流系統の有効・無効電力計測部で計測した有効電力および無効電力の情報を、通信Ｉ／Ｆ４１２を介してＣＥＭＳ３１に通知する。第８の制御回路８７は、交流系統の実効電圧、有効電力などの計測結果を第７の制御回路７４に通知する。

（３－２－１）交流周波数検出回路８１
図１２は、図１１に示した交流周波数検出回路８１の構成を説明するブロック図である。

図１２に示すように、交流周波数検出回路８１は、位相検出回路８１０、周波数検出回路８１１、および第２の正弦波生成回路８１２を有する。

位相検出回路８１０は、電圧計４１０から出力される系統電圧の波形からゼロクロス点を検出する。位相検出回路８１０における位相検出方法は、ゼロクロス点の検出に限るものではない。実機でのゼロクロス点の検出については、電圧計４１０のゼロクロス点の検出誤差（主にオフセット誤差）、電圧計４１０の振幅検出誤差（主にリニアリティ誤差）、系統電圧波形をサンプリングするときのサンプリング周期の誤差などにより誤差が発生する。なお、サンプリング周期の誤差は、マイコンなどを利用してサンプリングを行なうとき、キャリア割り込みから実際にサンプリングを行なうまでの時間のばらつきにより発生し得る。

周波数検出回路８１１は、位相検出回路８１０から出力されるゼロクロス点の周期から、系統周波数を検出する。なお、系統周波数を検出する方法は、ゼロクロス点の周期から検出する方法に限定されるものではない。

第２の正弦波生成回路８１２は、位相検出回路８１０におけるゼロクロス点の検出結果、周波数検出回路８１１における周波数の検出結果、およびＣＥＭＳ３１から出力される系統電圧の振幅に基づいて、系統電圧に同期した正弦波を発生する。交流周波数検出回路８１は、ゼロクロス点の検出結果（ゼロクロス点の検出時刻）、周波数の検出結果および正弦波情報を出力する。

（３－２－２）インバータ電圧制御回路８５
図１３は、図１１に示したインバータ電圧制御回路８５の構成を説明するブロック図である。

図１３に示すように、インバータ電圧制御回路８５は、第３の正弦波生成回路８５１、減算器８５２、第３のＰＩ制御回路８５３および第２のＰＷＭ変換器８５４を有する。

インバータ電圧制御回路８５は、仮想同期発電機制御回路８３（図１１）から出力される周波数および位相の情報および、第８の制御回路８７（図１１）から出力される系統電圧の振幅情報に基づいて、第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８を制御するための制御指令値を生成する。なお、第８の制御回路８７からの系統電圧の振幅情報は、第２の正弦波生成回路８１２を経由してインバータ電圧制御回路８５に入力される。

交流周波数検出回路８１（図１１）からの正弦波情報（周波数、位相および振幅の情報）は第３の正弦波生成回路８５１に入力される。第３の正弦波生成回路８５１は、入力された正弦波情報に基づいて、第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８から出力する交流電圧の目標値を生成する。

減算器８５２は、第３の正弦波生成回路８５１からの交流電圧の目標値と、電圧計４１０で計測された電圧との偏差を算出し、算出した偏差を第３のＰＩ制御回路８５３に出力する。

第３のＰＩ制御回路８５３は、入力された偏差がゼロになるようにＰＩ（比例積分）演算を行なうことにより、電圧指令値を生成する。第３のＰＩ制御回路８５３は、生成した電圧指令値を第２のＰＷＭ変換器８５４に出力する。なお、第３のＰＩ制御回路８５３における制御パラメータ（制御ゲインおよび積分時間）は、第８の制御回路８７から与えられるものとする。

第２のＰＷＭ変換器８５４は、第３のＰＩ制御回路８５３から出力される電圧指令値を用いてＰＷＭ（Pulse Width Modulation）制御を実行することにより、制御信号を生成する。第２のＰＷＭ変換器８５４は、生成した制御信号を第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８に出力する。

（３－２－３）仮想同期発電機制御回路８３
図１４は、図１１に示した仮想同期発電機制御回路８３の構成を説明するブロック図である。

図１４に示すように、仮想同期発電機制御回路８３は、減算器８３２、ガバナー制御回路８３３、加算器８３５、減算器８３６および、質点系演算回路８３７を有する。

減算器８３２は、周波数の実測結果と、第８の制御回路８７から出力される基準周波数Ｆｒｅｆとの偏差を算出する。減算器８３２の出力はガバナー制御回路８３３に入力される。ガバナー制御回路８３３は、減算器８３２の出力に基づいて、電力目標値に加えるオフセット値を生成する。ガバナー制御回路８３３の詳細な動作は後述する。

加算器８３５は、ガバナー制御回路８３３から出力されるオフセット値と、第８の制御回路８７から入力される電力目標値Ｐｒｅｆとを加算することにより、質点系演算回路８３７の制御電力目標値を生成する。

減算器８３６は、実効電力算出回路８２から入力される実効電力と、加算器８３５から入力される制御電力目標値との偏差を算出する。減算器８３６の出力は質点系演算回路８３７に入力される。

質点系演算回路８３７は、減算器８３６から出力される偏差がゼロになるように、電力変換装置４１から出力される系統電圧の周波数および位相を算出する。なお、実施の形態１では、ガバナー制御回路８３３および質点系演算回路８３７の制御パラメータ（速度調整率Ｋｇｄ、ガバナー時定数Ｔｇ、慣性定数Ｍおよび制動係数Ｄｇ）は、ＣＥＭＳ３１から第８の制御回路８７を介して通知されるものとする。

（３－２－３－１）ガバナー制御回路８３３
図１５は、図１４に示したガバナー制御回路８３３の構成を説明するブロック図である。

図１５に示すように、ガバナー制御回路８３３は、乗算器９１、一次遅れ系モデル９２、およびリミッタ回路９３を有する。

乗算器９１は、減算器８３２の出力と、第８の制御回路８７から出力される比例ゲイン（－１／Ｋｇｄ）とを乗算する。乗算器９１の出力は一次遅れ系モデル９２に入力される。実施の形態１では、一次遅れ系モデル９２は、電気学会が提示している一次遅れ系の標準モデル（１／（１＋ｓ×Ｔｇ））を実装する。リミッタ回路９３は、一次遅れ系モデル９２の出力に対してリミッタ処理を施す。

（３－２－３－２）質点系演算回路８３７
図１６は、図１４に示した質点系演算回路８３７の構成を説明するブロック図である。

図１６に示すように、質点系演算回路８３７は、減算器１０１、積分器１０２、乗算器１０３、除算器１０４、加算器１０５、および位相計算回路１０６を有する。

減算器１０１は、減算器８３６の出力と、乗算器１０３の出力との偏差を算出する。減算器１０１の出力は積分器１０２に入力される。

積分器１０２は、減算器１０１の出力を積分することにより、図４５に示した発電機回転子の目標角速度（２×π×目標周波数（例えば６０Ｈｚ））と、発電機回転子の角速度との差分値Δωを生成する。積分器１０２の出力は乗算器１０３に入力される。

乗算器１０３は、積分器１０２の出力と、第８の制御回路８７から入力される制動係数Ｄｇとを乗算する。

質点系演算回路８３７は、減算器８３６の出力と乗算器１０３の出力との偏差に基づいて、第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８の制御により、同期発電機が持つ制動力を模擬するように構成される。

除算器１０４は、積分器１０２の出力Δωを２×πで除算することにより、周波数の差分値Δｆに変換する。加算器１０５は、周波数差分情報Δｆに目標周波数（６０Ｈｚ）を加算することにより、周波数差分情報Δｆを発電機回転子の周波数（回転周波数）に変換する。加算器１０５の出力は位相計算回路１０６に入力される。位相計算回路１０６は、発電機回転子の位相を算出する。

次に、質点系演算回路８３７の動揺方程式の伝達関数について説明する。動揺方程式の伝達関数は次式（３）に示すように、一次遅れ系の比例ゲイン（１／Ｄｇ）および時定数（Ｍ／Ｄｇ）を用いて表すことができる。
（１／Ｍ×ｓ）／｛１＋Ｄｇ／Ｍ×（１／ｓ）｝
＝（１／Ｄｇ）×［１／｛１＋（Ｍ／Ｄｇ）×ｓ｝ …（３）
なお、仮想同期発電機制御におけるガバナー時定数Ｔｇ、質点系演算部の時定数Ｍ／Ｄｇはシステムに要求される応答速度に基づき決定する。

（分散電源管理装置の動作概要）
次に、実施の形態１に係る分散電源管理装置の動作の概要について説明する。

図１７は、電力変換装置４１に実装される仮想同期発電機制御によりカバーされる領域を示す図である。図１７の横軸は応答時間を示し、縦軸は需要変動幅を示す。

図１７に示すように、静止型インバータに実装される仮想同期発電機制御は、数十ｍ秒～数分程度の微小変動および短周期変動をカバーする。数分以上の変動については、負荷周波数制御（ＬＦＣ）または経済負荷配分制御（ＥＤＣ）によって対応することができる。よって、実施の形態１では、仮想同期発電機制御の応答性能を１秒以下として説明する。

以下の説明では、図２に示す配電系統２４に接続された蓄電池４０、電力変換装置４１、配電系統のインピーダンス２９および負荷６００で構成されているモデルを使用する。説明を簡単にするため、電力変換装置４１のインバータ容量を４ｋＷとし、負荷６００の容量を最大４ｋＷとする。

図１８は、実施の形態１に係る電力変換装置４１に実装される仮想同期発電機制御を説明するための図である。図１８には、電力目標値は変えずに、負荷６００の消費電力を変化させたときの速度調整率Ｋｇｄと系統周波数との関係の一例が示されている。図１８は、図２において、ＣＥＭＳ３１から電力目標値が２ｋＷとして通知されている状態において、負荷６００が２ｋＷから４ｋＷに変動したときの、定常状態における各速度調整率Ｋｇｄにおける系統周波数を示す。なお、ガバナー時定数Ｔｇ、慣性定数Ｍおよび制動係数Ｄｇの各々は一定値に固定されている。

図１８の例では、Ｋｇｄが０．３４３になるまでは、Ｋｇｄの数値が大きくなるに従って系統周波数が低下する。一方、Ｋｇｄが０．３４３を超えると、系統周波数が収束することが確認される。

図１９は、実施の形態１に係る電力変換装置４１に実装される仮想同期発電機制御を説明するための図である。図１９には、負荷を急変させたときの制動係数Ｄｇと系統周波数との関係の一例が示されている。図１９は、図２において、ＣＥＭＳ３１から電力目標値が２ｋＷとして通知されている状態とし、負荷を２ｋＷから４ｋＷに変動したときの、各制動係数Ｄｇにおける系統周波数を示す。なお、ガバナー時定数Ｔｇ、慣性定数Ｍおよび速度調整率Ｋｇｄ（＝０．３４３）の各々は一定値に固定されている。図１９の例では、制動係数Ｄｇが小さくなるに従って、系統周波数の低下が大きくなることが確認される。

一般に、系統周波数の限界値（上限値および下限値）は、基準周波数（以下、Ｆｒｅｆとも称する）±１～２％程度となる。よって、基準周波数Ｆｒｅｆが６０Ｈｚである場合、系統周波数の上限値は６１．２～６０．６Ｈｚ程度となり、系統周波数の下限値は５９．４～５８．８Ｈｚ程度となる。したがって、ガバナー制御の速度調整率Ｋｇｄおよび制動係数Ｄｇを、系統周波数が上記限界値により定まる周波数範囲に収まるように設定する必要がある。

次に、ΔＰ／ΔＦ特性について説明する。
図２０は、ΔＰ／ΔＦ特性の一例を示す図である。図２０の横軸は、電力目標値に対する実際の電力変換装置４１の出力電力の偏差である差分電力ΔＰである。差分電力ΔＰは、電力変換装置４１の出力電力が電力目標値よりも大きい場合を正とする。

図２０の縦軸は、交流系統の基準周波数Ｆｒｅｆ（例えば６０Ｈｚ）に対する電力変換装置４１が出力する交流電圧の周波数の偏差である差分周波数ΔＦである。差分周波数ΔＦは、電力変換装置４１が出力する交流電圧の周波数が基準周波数Ｆｒｅｆよりも高い場合を正とする。ΔＦｍａｘは、差分周波数ΔＦの最大値である。

実施の形態１に係る仮想同期発電機制御回路８３（図１１）において、図２０に示すΔＰ／ΔＦ特性は、静止型インバータ（第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８）の容量、速度調整率Ｋｇｄおよび制動係数Ｄｇで決まる。なお、図２０では、蓄電池４０の充電については考慮せず、電力目標値を静止型インバータ（第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８）の容量の半分とする。図２０は、図２において負荷６００の消費電力が静止型インバータ（第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８）の容量と同じになったときの系統周波数を上限値（Ｆｒｅｆ＋ΔＦｍａｘ）とし、負荷６００の消費電力がゼロになったときの系統周波数を下限値（Ｆｒｅｆ－ΔＦｍａｘ）とした場合のΔＰ／ΔＦ特性を示している。

実施の形態１では、図２０に示すΔＰ／ΔＦ特性を「基準ΔＰ／ΔＦ特性」と呼ぶこととする。上述したように、基準ΔＰ／ΔＦ特性は、蓄電池４０の放電モードにおいて、静止型インバータの容量の半分を電力目標値とし、静止型インバータの出力が容量と一致した場合に系統周波数が上限値（Ｆｒｅｆ＋ΔＦｍａｘ）となり、静止型インバータの出力がゼロになった場合に系統周波数が下限値（Ｆｒｅｆ－ΔＦｍａｘ）となる条件でのΔＰ／ΔＦ特性である。なお、放電モードの詳細は後述する。

図２１は、実施の形態１に係る電力変換装置４１に実装される仮想同期発電機制御において負荷を急変させたときに静止型インバータから出力される交流電圧の周波数の応答波形を示す図である。

図１７で説明したように、静止型インバータに実装した仮想同期発電機制御は、数十ｍ秒～数分程度の微小振動および短周期変動をカバーする。そのため、仮想同期発電機制御には１秒以下の応答性能が求められる。一般に、時定数を小さくすると、応答性能が上がるが、応答波形に振動が発生する。また、複数台の分散電源が連携して動作する場合には、不必要な横流が発生するなどの問題が発生し得る。そのため実施の形態１では、図２１に示すように、１秒程度で系統周波数が収束するように、ガバナー制御回路８３３（図１５）および質点系演算回路８３７（図１６）における時定数を決定した。

（従来の仮想同期発電機制御およびその問題点）
次に、従来の仮想同期発電機制御を実装した２台の電力変換装置４１を配電系統２４に配置した場合の問題点を説明する。

図２２は、従来の仮想同期発電機制御を実装した２台の電力変換装置４１の各々の静止型インバータから出力される交流電力の実効値の応答波形を示す図である。図２２に示す応答波形は、２台の電力変換装置４１を用いて自立系統を構成し、負荷を急変させたときに各静止型インバータから出力される交流電力の実効値の波形を示している。

図２２では、各電力変換装置４１のインバータ容量を４ｋＷとし、負荷の消費電力を３．３ｋＷとする。第１の電力変換装置４１に対応する第１の蓄電池（図中では「ＢＡＴ１」と表記）の電力目標値を２．２ｋＷとし、第２の電力変換装置４１に対応する第２の蓄電池（図中では「ＢＡＴ２」と表記）の電力目標値を１．１ｋＷとして、第１および第２の電力変換装置４１を制御する。このような状態において、５秒付近で負荷の消費電力が約半分（１．６５ｋＷ）に急変した場合を想定している。

図２２に示すように、負荷が急変する前までは、第１の電力変換装置４１からは電力目標値（２．２ｋＷ）付近の電力が出力され、第２の電力変換装置４１からは電力目標値（１．１ｋＷ）付近の電力が出力されており、両者の電力比は２：１となっている。

一方、負荷が急変した後において、第１の電力変換装置４１の出力電力は１．３５ｋＷとなり、第２の電力変換装置４１の出力電力は０．３ｋＷとなっており、両者の電力比は９：２となっている。このように負荷が急変した後は、２台の電力変換装置４１からは、想定していた電力案分比（２：１）とは異なる比（９：２）で電力が出力されていることが分かる。

図２３は、上記条件で従来の仮想同期発電機制御を実装した２台の電力変換装置４１を動作させたときの各静止型インバータから出力される交流電圧の周波数の応答波形を示す。図２３に示すように、交流電圧の周波数は、負荷が急変した後においても、仮想同期発電機制御によってほぼ同一の周波数に収束していることが分かる。

次に、図２４および図２５を用いて、負荷の急変時に電力案分比の変化が起こる理由について説明する。

図２４は、従来の仮想同期発電機制御を実装した第１の電力変換装置４１のΔＰ／ΔＦ特性の一例を示す図である。図２５は、従来の仮想同期発電機制御を実装した第２の電力変換装置４１のΔＰ／ΔＦ特性の一例を示す図である。

従来の仮想同期発電機制御では、電力目標値および静止型インバータの容量に応じて、ΔＰ／ΔＦ特性は切り替えられない。図２４および図２５の例では、２台の電力変換装置４１の静止型インバータの容量が同じ（４ｋＷ）であるため、同一のΔＰ／ΔＦ特性が与えられたものとする。

図２２に示すように負荷が急変した場合，各電力変換装置４１に実装されている仮想同期発電機制御は、過不足電力を２台の電力変換装置４１が分担するように動作する。このとき、図２３に示したように、静止型インバータから出力される交流電圧の周波数が互いに等しくなるように、２台の電力変換装置４１が制御される。

一方、各電力変換装置４１から出力される電力と電力目標値との差分電力ΔＰは、図２４および図２５に示すΔＰ／ΔＦ特性によって決まる。したがって、２台の電力変換装置４１のΔＰ／ΔＦ特性が同一である場合、差分周波数ΔＦが同じであるため、差分電力ΔＰも同じ値となる。その結果、図２２に示したように、負荷の急変後、２台の電力変換装置４１からは、想定していた電力案分比とは異なる案分比で電力が出力されることになる。

（実施の形態１に係る仮想同期発電機制御）
図２６は、実施の形態１に係る仮想発電機制御を実装した第２の電力変換装置４１のΔＰ／ΔＦ特性の一例を示す図である。図中の実線は第２の電力変換装置４１のΔＰ／ΔＦ特性を示し、破線は第１の電力変換装置４１のΔＰ／ΔＦ特性（図２４）を示している。

図２２で示したように、第２の電力変換装置４１の電力目標値（１．１ｋＷ）が、第１の電力変換装置４１の電力目標値（２．２ｋＷ）の半分である場合（すなわち、電力案分比が２：１）、図２６に示すように、同一の差分周波数ΔＦにおいて、第１の電力変換装置４１の差分電力ΔＰ（図中のΔＰ１）と第２の電力変換装置４１の差分電力ΔＰ（図中のΔＰ２）との比が、電力目標値の比（２：１）に等しくなるように、第２の電力変換装置４１のΔＰ／ΔＦ特性を決定する。

図２６に示すように２台の電力変換装置４１のΔＰ／ΔＦ特性を決定することにより、負荷が変化した場合においても、各電力変換装置４１が分担する電力の比は、ＣＥＭＳ３１から通知される電力目標値の比（２：１）と等しくなることがわかる。

（ΔＰ／ΔＦ特性の作成方法）
次に、ＣＥＭＳ３１における各電力変換装置４１のΔＰ／ΔＦ特性の作成方法について説明する。

実施の形態１では、各電力変換装置４１のΔＰ／ΔＦ特性を作成する場合、ＣＥＭＳ３１は、最初に、電力変換装置４１毎に基準ΔＰ／ΔＦ特性を作成する。以下の説明では、蓄電池４０の放電に限定して基準ΔＰ／ΔＦ特性の作成方法を説明する。

蓄電池４０の動作モードには、蓄電池４０の放電を行なう放電モード、蓄電池４０の充電を行なう充電モードおよび、蓄電池４０の充放電を行なう充放電モードがある。蓄電池４０を放電モードまたは充電モードで動作させる場合には、差分周波数ΔＦの限界値であるΔＦｍａｘに対応する差分電力ΔＰが、静止型インバータの容量の半分となるように、基準ΔＰ／ΔＦ特性を作成する。

一方、蓄電池４０を充放電モードで動作させる場合（特に、電力目標値がゼロ付近となる場合）には、ΔＦｍａｘに対応する差分電力ΔＰが、静止型インバータの容量と等しくなるように、基準ΔＰ／ΔＦ特性を作成する。

なお、ＣＥＭＳ３１は、管理する複数の電力変換装置４１の基準ΔＰ／ΔＦ特性を同一のポリシーで作成する必要がある。したがって、ＣＥＭＳ３１は、第１の電力変換装置４１では充放電モードを考慮して基準ΔＰ／ΔＦ特性を作成する一方で、第２の電力変換装置４１では、充電モードまたは放電モードを考慮して基準ΔＰ／ΔＦ特性を作成することは行なわない。

図２７は、実施の形態１に係る仮想同期発電機制御を実装した電力変換装置４１における基準ΔＰ／ΔＦ特性の一例を示す図である。

実施の形態１では、ＤＳＯ２１から通知される、系統周波数の限界値（Ｆｒｅｆ±ΔＦｍａｘ）に関する情報、ならびに静止型インバータの容量に関する情報に基づいて、基準ΔＰ／ΔＦ特性が作成される。

具体的には、放電モードのみを考慮した場合には、電力目標値Ｐｒｅｆを静止型インバータの容量の半分とし、電力変換装置４１が静止型インバータの容量と等しい電力を出力するときに系統周波数が下限値（Ｆｒｅｆ－ΔＦｍａｘ）となり、静止型インバータの出力がゼロとなるときに系統周波数が上限値（Ｆｒｅｆ＋ΔＦｍａｘ）となるように、基準ΔＰ／ΔＦ特性を作成する。

なお、充電モードのみを考慮した場合には、充電電力を負の値として扱い、充電電力がゼロとなるときに系統周波数が下限値（Ｆｒｅｆ－ΔＦｍａｘ）となり、充電電力が静止型インバータの容量と等しくなるときに系統周波数が上限値（Ｆｒｅｆ＋Δｆｍａｘ）となるように、基準ΔＰ／ΔＦ特性を作成すれば同様の効果が得られる。

また、充放電モードを考慮する場合には、電力目標値Ｐｒｅｆをゼロとし、静止型インバータの容量と等しい電力を放電するときに系統周波数が下限値（Ｆｒｅｆ－ΔＦｍａｘ）となり、静止型インバータの容量と等しい電力を充電するときに系統周波数が上限値（Ｆｒｅｆ＋ΔＦｍａｘ）となるように、基準ΔＰ／ΔＦ特性を作成すれば同様の効果が得られる。

次に、図２７に示す基準ΔＰ／ΔＦ特性を使用した、各電力変換装置４１のΔＰ／ΔＦ特性の作成方法について図２８を用いて説明する。

なお、以下の説明では、各電力変換装置４１の静止型インバータの容量は同一であるものとする。図２８では、図２７に示した基準ΔＰ／ΔＦ特性を利用し、電力目標値が基準ΔＰ／ΔＦ特性における電力目標値（静止型インバータ容量の半分）とは異なる場合のΔＰ／ΔＦ特性を作成する方法を説明する。図中の破線は基準ΔＰ／ΔＦ特性（図２７）を示し、実線はΔＰ／ΔＦ特性を示している。

静止型インバータの容量が同一である場合、実施の形態１では、基準ΔＰ／ΔＦ特性（図中の破線）の傾きに対し、静止型インバータ容量の半分（０．５倍）を、電力変換装置４１の電力目標値Ｐｒｅｆで除算した結果を乗算することにより、ΔＰ／ΔＦ特性（図中の実線）の傾きを求める。例えば、電力目標値Ｐｒｅｆが静止型インバータ容量の０．２５倍であった場合、基準ΔＰ／ΔＦ特性の傾きに、０．５／０．２５（＝２）を乗算することにより、ΔＰ／ΔＦ特性の傾きを求める。

次に、各電力変換装置４１の静止型インバータの容量が異なる場合について説明する。この場合、各電力変換装置４１の基準ΔＰ／ΔＦ特性の作成方法が上述した作成方法とは異なる。

複数の電力変換装置４１間で静止型インバータの容量が異なる場合には、基準となる静止型インバータ容量を予め決めておく。例えば、３台の静止型インバータの容量を１０ｋＷ，８ｋＷ，４ｋＷとした場合には、８ｋＷを基準とする。なお、基本的にはどの容量を基準に選択しても問題がないことは言うまでもない。そして、図２７で述べた作成方法を用いて、基準容量（８ｋＷ）を有する静止型インバータの基準ΔＰ／ΔＦ特性を作成する。

次に、基準容量（８ｋＷ）を有する静止型インバータの基準ΔＰ／ΔＦ特性を用いて、容量が４ｋＷの静止型インバータの基準ΔＰ／ΔＦ特性を作成する。図２９は、容量が４ｋＷの静止型インバータの基準ΔＰ／ΔＦ特性の作成方法を説明するための図である。図中の破線は基準容量を有する静止型インバータの基準ΔＰ／ΔＦ特性（図２７）を示し、実線は容量が４ｋＷの静止型インバータの基準ΔＰ／ΔＦ特性を示している。

図２９に示すように、基準容量（８ｋＷ）に対する基準ΔＰ／ΔＦ特性の傾きに対し、基準容量（今回は８ｋＷ）を、自己の静止型インバータの容量（今回は４ｋＷ）で除算した値を乗算することにより、基準ΔＰ／ΔＦ特性の傾きを求める。具体的には、容量が４ｋＷの静止型インバータの基準ΔＰ／ΔＦ特性の傾きは、基準容量（８ｋＷ）の静止型インバータの基準ΔＰ／ΔＦ特性の傾きに８／４（＝２）を乗算することにより算出される。同様に、容量が１０ｋＷの静止型インバータの基準ΔＰ／ΔＦ特性の直線の傾きは、基準容量（８ｋＷ）の静止型インバータの基準ΔＰ／ΔＦ特性の傾きに８／１０（＝０．８）を乗算することにより算出される。

図３０は、静止型インバータの容量が異なる２台の電力変換装置４１の基準ΔＰ／ΔＦ特性およびΔＰ／ΔＦ特性の一例を示す図である。図３０において、破線Ｌ１は第１の電力変換装置４１の基準ΔＰ／ΔＦ特性を示し、実線Ｌ２は第１の電力変換装置４１のΔＰ／ΔＦ特性を示す。破線Ｌ３は第２の電力変換装置４１の基準ΔＰ／ΔＦ特性を示し、実線Ｌ４は第２の電力変換装置４１のΔＰ／ΔＦ特性を示す。

図３０の例では、第１の電力変換装置４１は、静止型インバータの容量が８ｋＷであり、電力目標値が６ｋＷである。第２の電力変換装置４１は、静止型インバータの容量が４ｋＷであり、電力目標値が１ｋＷである。

図３１は、図３０に示す２台の電力変換装置４１から出力される交流電力の実効値の波形を示す図である。図３１の例では、第１の電力変換装置４１は、静止型インバータの容量が８ｋＷであり、電力目標値が２ｋＷである。第２の電力変換装置４１は、静止型インバータの容量が４ｋＷであり、電力目標値が１ｋＷである。

図３１の波形は、図３０に示した２台の電力変換装置４１の基準ΔＰ／ΔＦ特性（図中の実線Ｌ１，Ｌ３）に基づいて、２台の電力目標値が２ｋＷ，１ｋＷである場合の仮想同期発電機制御回路８３が生成した制御パラメータ（Ｔｇ，Ｋｇｄ，ＭおよびＤｇ）を用いて、第１および第２の電力変換装置４１を動作させたものである。

図３１には、負荷が３ｋＷから５．２５ｋＷに急変した場合において、各電力変換装置４１から出力される交流電力の実効値の波形が示されている。図３１に示すように、負荷が急変する前および負荷が急変した後のいずれにおいても、第１および第２の電力変換装置４１の電力案分比は２：１となっており、想定通りの動作をしていることが分かる。

以上説明したように、仮想同期発電機制御を実装した静止型インバータを有する、複数の電力変換装置４１が配電系統２４に接続されている場合、電力変換装置４１毎に、静止型インバータの容量および電力目標値に基づいてΔＰ／ΔＦ特性が作成される。そして、電力変換装置４１毎に、ΔＰ／ΔＦ特性を用いて仮想同期発電機制御回路８３（図１１）の制御パラメータが生成される。

このような構成としたことにより、負荷６００の消費電力またはメガソーラー２６の発電電力が急変した場合においても、各電力変換装置４１から出力される電力の比を、ＣＥＭＳ３１から通知された電力目標値の比と等しくすることができる。これによると、例えばＳＯＣが少ないために放電電力を少なく設定した蓄電池４０の放電電力の、放電電力全体に占める割合が大きくなるといったことを防ぐことができる。

なお、実施の形態１では、ΔＰ／ΔＦ特性の作成方法として、各電力変換装置４１の基準ΔＰ／ΔＦ特性を作成し、作成した基準ΔＰ／ΔＦ特性を用いて、電力目標値に応じてΔＰ／ΔＦ特性を作成する方法を説明したが、これに限るものではない。例えば、静止型インバータの容量、電力目標値および、蓄電池４０のＳＯＣ情報に基づいて、仮想同期発電機制御回路８３の制御パラメータ（Ｔｇ，Ｋｇｄ，Ｍ，Ｄｇ）を直接的に生成する構成としてもよい。

（分散電源管理装置の動作）
次に、図１から図４１を用いて、実施の形態１に係る分散電源管理装置の動作を詳細に説明する。

最初に図１を参照して、実施の形態１に係る分散電源管理装置が適用される配電系統２４について説明する。

実施の形態１では、配電系統２４は、変電所２０から供給される系統電圧を所定の電圧範囲内に制御するために、変電所２０と電力変換装置２７（または、電力変換装置４１ａまたはタウン１００ａ）との間に、複数のＳＶＲ２３が直列に接続されている。

電力変換装置２７は電流源として動作する。電力変換装置２７の近くには電力変換装置４１ａが設置されている。実施の形態１では、電力変換装置４１ａは電圧源として動作する。電力変換装置４１ａは、仮想同期発電機制御を実行することにより、メガソーラー２６の発電電力を平滑化させることもできる。

負荷としては、タウン１００ａ～１００ｄ、工場１１０、ビル１１２およびマンション１１３がある。負荷には、変電所２０から供給される電力、メガソーラー２６の発電電力および蓄電池４０の放電電力が供給される。工場１１０には非常用の同期発電機３０ａが配置されており、ビル１１２には非常用の同期発電機３０ｂが配置されている。

ここで、変電所２０から供給される電力、メガソーラー２６の発電電力および、蓄電池４０の放電電力を受ける配電系統２４における、分散電源管理装置の動作を説明する。

図３２は、図１に示したＣＥＭＳ３１を中心とした分散電源管理装置の通常動作を説明するためのシーケンス図である。

図３２に示すように、定常時の処理は、３０分周期で実施される処理（以下、「第１の処理」とも称する）と、５分周期で実施される処理（以下、「第２の処理」とも称する）とで構成されている。

第１の処理（３０分周期処理）が開始されると、ＤＳＯ２１は、ＣＥＭＳ３１に対し、通信線２５を介して、収集した計測データの出力を要求する。ＣＥＭＳ３１は、ＤＳＯ２１からの要求を受信すると、直近の３０分間で収集した各需要家の消費電力量、メガソーラー２６の発電電力量、ならびに蓄電池４０の充放電電力量およびＳＯＣを含む計測データをＤＳＯ２１に送信する。

計測データを受信すると、ＤＳＯ２１は、計測データに基づいて配電系統２４の運転計画を作成し、作成した運転計画をＣＥＭＳ３１に通知する。配電系統２４の運転計画は、変電所２０から配電系統２４への電力供給計画を含み、蓄電池４０の運転計画（充放電計画）を作成するために必要となる。ＤＳＯ２１は、３０分周期の電力供給計画を２４時間分作成する。３０分周期の電力供給計画は、３０分間に変電所２０から配電系統２４に供給される総電力量を示す。

ＣＥＭＳ３１は、ＤＳＯ２１から運転計画（電力供給計画）を受信すると、電力変換装置４１に対して計測データを送信するように要求する。計測データは、直近の５分間の蓄電池４０の充放電電力量およびＳＯＣ情報を含む。電力変換装置４１は、ＣＥＭＳ３１からの要求を受信すると、計測データをＣＥＭＳ３１に通知する。

ＣＥＭＳ３１は、配電系統２４に接続されているすべての電力変換装置４１ａ～４１ｃから計測データを受信する。このとき、ＣＥＭＳ３１は、各需要家の３０分間の消費電力量およびメガソーラー２６の発電電力量などの計測データも収集する。

計測データの収集が完了すると、ＣＥＭＳ３１は、蓄電池４０の運転計画および制御パラメータを作成する。蓄電池４０の運転計画は、蓄電池４０の充放電計画であり、蓄電池４０の充放電電力の目標値（電力目標値）を含む。蓄電池４０の運転計画および制御パラメータの作成方法については後述する。

蓄電池４０の運転計画および制御パラメータの作成が完了すると、ＣＥＭＳ３１は、各電力変換装置４１に対し、対応する蓄電池４０の運転計画および制御パラメータを通知して、第１の処理を終了する。

続いてＣＥＭＳ３１は、第２の処理（５分周期処理）を実施する。ＣＥＭＳ３１は、５分周期で各電力変換装置４１から計測データを収集する。ＣＥＭＳ３１は、収集した計測データに基づいて、電力目標値と実際の充放電電力との偏差を検出する。偏差が予め定められた閾値以上である場合には、ＣＥＭＳ３１は、蓄電池４０の運転計画（電力目標値）を再計算し、再計算結果を各電力変換装置４１に通知する。なお、具体的な再計算の方法については後述する。

（ＣＥＭＳ３１の動作）
次に、図３３を用いてＣＥＭＳ３１の詳細な動作を説明する。

図３３は、図１に示したＣＥＭＳ３１の制御処理を示すフローチャートである。図３３に示すように、処理が開始されると、ＣＥＭＳ３１は、ステップ（以下、Ｓと略す）０１にて、ＤＳＯ２１からの計測データの出力要求を受信したかを確認する。出力要求を受信した場合（Ｓ０１にてＹＥＳ）、ＣＥＭＳ３１は、Ｓ０２により、複数の電力変換装置４１から計測データを収集する。ＣＥＭＳ３１は、Ｓ０３により、記憶回路１２に格納した計測データを、通信回路１１を介してＤＳＯ２１に通知する。

一方、ＤＳＯ２１からの出力要求を受信していない場合（Ｓ０１にてＮＯ）またはＳ０３にてＤＳＯ２１に計測データを送信した場合には、ＣＥＭＳ３１は、Ｓ０４に進み、ＤＳＯ２１から運転計画（電力供給計画）を受信したかどうかを確認する。運転計画を受信した場合（Ｓ０４にてＹＥＳ）、ＣＥＭＳ３１はＳ０５に進み、蓄電池４０の運転計画（充放電計画）を作成する。

図３４は、蓄電池４０の運転計画を作成する処理（図３３のＳ０５）を示すフローチャートである。

図３４に示すように、処理が開始されると、Ｓ０５１により、ＣＥＭＳ３１は、メガソーラー２６の発電電力量を予測する。具体的には、図３および図４に戻って、ＤＳＯ２１から運転計画を受信すると、制御回路１６（図３）は、運転計画作成回路１４内の管理回路１４６（図４）に対し、運転計画を作成するように指示する。管理回路１４６は、制御回路１６から指示を受けると、蓄電池運転計画作成回路１４１を経由して発電電力予測回路１４２に対し、メガソーラー２６の発電電力を予測するように指示する。

発電電力予測回路１４２は、管理回路１４６からの指示を受けると、図示しないインターネット上に配置された天気予報サーバにアクセスすることにより、現在から２４時間後までの２４時間分の天気予報を取得する。発電電力予測回路１４２は、取得した２４時間分の天気予報および、発電電力予測回路１４２が管理する発電電力量予測用のデータベース（図示せず）に格納されているデータを用いて、現在から２４時間後までの２４時間分の発電電力量を予測する。なお、発電電力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の発電電力量の実績および天気実績情報に基づいて構築される。データベースの構築方法の説明は省略する。

Ｓ０５１にて発電電力量を予測すると、ＣＥＭＳ３１は、Ｓ０５２により、需要家の消費電力を予測する。具体的には、図４に戻って、管理回路１４６は、発電電力予測回路１４２からメガソーラー２６の発電電力量の予測結果を受けると、蓄電池運転計画作成回路１４１を経由して、消費電力予測回路１４３に対し、需要家の消費電力を予測するように指示する。

消費電力予測回路１４３は、管理回路１４６からの指示を受けると、消費電力予測回路１４３が管理する消費電力予測用のデータベース（図示せず）に格納されているデータを用いて、現在から２４時間後までの２４時間分の需要家の消費電力量を予測する。なお、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、時刻情報および天気情報に基づいて処理することにより構築される。データベースの構築方法の説明は省略する。

Ｓ０５２にて需要家の消費電力量を予測すると、ＣＥＭＳ３１は、Ｓ０５３により、需要計画を作成する。具体的には、図４に戻って、消費電力予測回路１４３から需要家の消費電力量の予測結果を受けると、蓄電池運転計画作成回路１４１は、発電電力予測回路１４２によるメガソーラー２６の発電電力量の予測結果、消費電力予測回路１４３による需要家の消費電力量の予測結果、およびＤＳＯ２１から通知された運転計画（３０分毎の電力供給計画）に基づいて、蓄電池４０ａ～４０ｃの３０分毎の充放電電力量の合計値を算出する。

Ｓ０５３にて需要計画を作成すると、ＣＥＭＳ３１は、Ｓ０５４により、蓄電池４０ａ～４０ｃの充放電電力（電力目標値）を策定する。具体的には、図３および図４に戻って、蓄電池運転計画作成回路１４１は、通信回路１１を介して記憶回路１２に収集された蓄電池４０ａ～４０ｃのＳＯＣ情報および蓄電池容量に基づいて、各蓄電池４０の３０分毎の充放電電力を案分する。

実施の形態１では、２４時間分の蓄電池４０の運転計画を作成する際、ＣＥＭＳ３１は、蓄電池４０ａ～４０ｃのＳＯＣが同時にゼロとなる、あるいは、蓄電池４０ａ～４０ｃがともに２４時間後に満充電状態となるように、各蓄電池４０の充放電電力を策定する。

これは、以下の理由による。例えば、メガソーラー２６の上方を雲が横切ることによって５分間程度、メガソーラー２６の発電電力が１０ＭＷから４ＭＷに低下した場合を想定する。なお、電力変換装置４１ａ～４１ｃの静止型インバータの容量をそれぞれ８ＭＷ，４ＭＷ，２ＭＷとする。

ここで、蓄電池４０ａのＳＯＣが最初にゼロとなり放電を停止することにより、残りの蓄電池４０ｂ，４０ｃから１ＭＷ，０．５ＭＷをそれぞれ放電するように、電力変換装置４１ｂ，４１ｃに対して蓄電池の運転計画が通知されていたとする。日射量の急変によってメガソーラー２６の発電電力が６ＭＷ減少した場合、蓄電池４０ｂ，４０ｃの放電電力は、仮想同期発電機制御によって、それぞれ３ＭＷ，１．５ＭＷを追加で出力することしかできないため、不足分の６ＭＷを補償することができない。

一方、蓄電池４０ａ～４０ｃが動作していた場合には、最大１４ＭＷ（＝８ＭＷ＋４ＭＷ＋２ＭＷ）まで放電が可能となるため、仮想同期発電機制御によって補償できる電力範囲が広がる。よって、ＣＥＭＳ３１において蓄電池４０の運転計画（充放電計画）を作成する場合には、蓄電池４０ａ～４０ｃがほぼ同時にＳＯＣがゼロ、または満充電状態になるように運転計画を作成する必要がある。

Ｓ０５４にて蓄電池４０ａ～４０ｃの充放電電力（電力目標値）を策定すると、ＣＥＭＳ３１は、Ｓ０５５により、全ての蓄電池４０ａ～４０ｃについて、仮想発電機制御の制御パラメータを生成したかを確認する。全ての蓄電池４０ａ～４０ｃの制御パラメータの生成が終了していない場合（Ｓ０５５にてＮＯ）、ＣＥＭＳ３１は、Ｓ０５６に進み、仮想発電機制御の制御パラメータを生成する。

図３５は、仮想同期発電機制御の制御パラメータを生成する処理（図３４のＳ０５６）を示すフローチャートである。図３５に示す処理は、ＣＥＭＳ３１内の制御パラメータ生成回路１３（図５）により実行される。

図３５に示すように、処理が開始されると、制御回路１３６（図５）は、Ｓ０５６１により、図３４のＳ０５４にて蓄電池運転計画作成回路１４１により生成された、次の３０分間の蓄電池４０の電力目標値、電力変換装置４１内の第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８（静止型インバータ）の容量、および配電系統２４に関する情報を収集する。なお、配電系統２４に関する情報には、系統周波数の上限値および下限値ならびに、仮想同期発電機制御回路８３（図１１）の応答性能などが含まれる。系統周波数の上限値は基準周波数Ｆｒｅｆ（例えば６０Ｈｚ）＋ΔＦｍａｘであり、系統周波数の下限値はＦｒｅｆ－ΔＦｍａｘである。

Ｓ０５６１において情報収集が完了すると、Ｓ０５６２により、基準ΔＰ／ΔＦ算出回路１３１は、電力変換装置４１ごとに基準ΔＰ／ΔＦ特性を算出する。以下、基準ΔＰ／ΔＦ特性について説明する。

仮想同期発電機制御を実装した電力変換装置４１の制御パラメータを生成する場合、最初に、静止型インバータの基準ΔＰ／ΔＦ特性を算出する。なお、実施の形態１では、電力変換装置４１のための制御パラメータを生成する構成について説明するが、風力発電装置など出力を調整可能な電力変換装置に仮想同期発電機制御を実装したものについても、同じ方法を用いて制御パラメータを生成することができる。

具体的には、基準ΔＰ／ΔＦ特性算出回路１３１は、図２７に示すように、蓄電池４０の放電モード時、静止型インバータの容量の半分を電力目標値とし、静止型インバータが最大電力を放電したときの交流電圧の周波数が下限周波数と等しくなり（図２７では差分周波数ΔＦ＝－ΔＦｍａｘ）かつ、静止型インバータの放電電力がゼロのときの交流電圧の周波数が上限周波数と等しくなるように（図２７ではΔＦ＝ΔＦｍａｘ）、基準ΔＰ／ΔＦ特性を決定する。

一方、蓄電池４０の充電モード時には、静止型インバータの容量の半分を電力目標値とし、静止型インバータが最大電力を充電したときの交流電圧の周波数が上限周波数となり（ΔＦ＝ΔＦｍａｘ）、かつ、静止型インバータの充電電力がゼロのときの交流電圧の周波数が下限周波数と等しくなるように（ΔＦ＝－ΔＦｍａｘ）、基準ΔＰ／ΔＦ特性を決定する。

また、蓄電池４０の充放電モード時には、静止型インバータの電力目標値をゼロとし、静止型インバータが最大電力を放電したときの交流電圧の周波数が下限周波数と等しくなり（ΔＦ＝－ΔＦｍａｘ）、かつ、静止型インバータが最大電力を充電したときの交流電圧の周波数が上限周波数と等しくなるように（ΔＦ＝ΔＦｍａｘ）、基準ΔＰ／ΔＦ特性を決定する。

図３６は、基準ΔＰ／ΔＦ特性を生成する処理（図３５のＳ０５６２）を示すフローチャートである。

図３６に示すように、処理を開始すると、Ｓ０５６２１により、基準ΔＰ／ΔＦ特性算出回路１３１（図５）は、制御回路１３６から、対象となる静止型インバータの容量情報（Ｃｉｎｖ）を収集する。

静止型インバータの容量情報を収集すると、Ｓ０５６２２により、基準ΔＰ／ΔＦ特性算出回路１３１は、系統情報（ΔＦｍａｘ）を収集する。次に、基準ΔＰ／ΔＦ特性算出回路１３１は、Ｓ０５６２３により、インバータ容量ＣｉｎｖおよびΔＦｍａｘを用いて、基準ΔＰ／ΔＦ特性の傾きを求める。

具体的には、蓄電池４０が充電モードまたは放電モードである場合、基準ΔＰ／ΔＦ特性算出回路１３１は、基準ΔＰ／ΔＦ特性の傾きを、－ΔＦｍａｘ／（Ｃｉｎｖ×０．５）とする。一方、蓄電池４０が充放電モードである場合には、基準ΔＰ／ΔＦ特性の傾きを、－ΔＦｍａｘ／Ｃｉｎｖとする。

なお、放電モード（または充電モード）および充放電モードのいずれの基準ΔＰ／ΔＦ特性を採用するかについては、図３４のＳ０５３で作成した需要計画における蓄電池４０の充放電電力の策定結果に基づいて、蓄電池運転計画作成回路１４１（図４）が判断する。具体的には、策定した充放電電力の絶対値が予め定められた値未満である場合には、蓄電池運転計画作成回路１４１は、充放電モードを採用する。なお、採用されたモードは、配電系統２４に接続されている全ての電力変換装置４１に適用される。

図３５に戻って、Ｓ０５６２において基準ΔＰ／ΔＦ特性が算出されると、Ｓ０５６３により、ΔＰ／ΔＦ特性算出回路１３２（図５）は、ΔＰ／ΔＦ特性を生成する。具体的には、図５に戻って、基準ΔＰ／ΔＦ特性算出回路１３１は、生成した基準ΔＰ／ΔＦ特性の傾きを、制御回路１３６およびΔＰ／ΔＦ特性算出回路１３２に出力する。

ΔＰ／ΔＦ特性算出回路１３２は、制御回路１３６から与えられる電力目標値に基づいて、ΔＰ／ΔＦ特性を算出する。図３７は、ΔＰ／ΔＦ特性を生成する処理（図３５のＳ０５６３）を示すフローチャートである。図３７に示すように、処理を開始すると、ΔＰ／ΔＦ特性算出回路１３２は、Ｓ０５６３１により、制御回路１３６から電力目標値を収集する。ΔＰ／ΔＦ特性算出回路１３２は、Ｓ０５６３２により、収集した電力目標値の大きさが静止型インバータ容量Ｃｉｎｖを超えていないかを判定する。

電力目標値の大きさが静止型インバータ容量Ｃｉｎｖを超えていた場合（Ｓ０５６３２にてＮＯ）、ΔＰ／ΔＦ特性算出回路１３２は、Ｓ０５６３３にて、リミッタにより電力目標値を静止型インバータ容量Ｃｉｎｖに制限する。

ΔＰ／ΔＦ算出回路１３２は、Ｓ０５６３４により、電力目標値を用いてΔＰ／ΔＦ特性の傾きを求める。具体的には、蓄電池４０が放電モードまたは充電モードである場合には、ΔＰ／ΔＦ特性の傾きを、基準ΔＰ／ΔＦ特性の傾き×（Ｃｉｎｖ×０．５）／電力目標値とする。一方、蓄電池４０が充放電モードである場合には、メガソーラー２６または風力発電などの再生可能エネルギーの発電電力の変動を吸収することを想定し（電力目標値がゼロ）、静止型インバータ容量のみに依存するΔＰ／ΔＦ特性、すなわち図３５のＳ０５６２で求めた基準ΔＰ／ΔＦ特性をそのまま使用する。

図３５に戻って、Ｓ０５６３によりΔＰ／ΔＦ特性を生成すると、Ｓ０５６４により、制御回路１３６は、仮想同期発電機制御の制御パラメータを生成する。図５および図３８を用いて、制御パラメータの生成方法について説明する。

図５に示すように、制御回路１３６は、制御パラメータ生成回路１３３に対し、制御パラメータを生成するように指示する。

制御パラメータの生成指示を受けると、制御パラメータ生成回路１３３は、ΔＰ／ΔＦ特性算出回路１３２から与えられるΔＰ／ΔＦ特性の傾き、制御回路１３６から入力される系統情報（基準周波数Ｆｒｅｆ、ΔＦｍａｘ）、電力目標値Ｐｒｅｆおよびインバータ容量Ｃｉｎｖに基づいて、制御パラメータを生成する。実施の形態１では、制御パラメータ生成回路１３（図３）内に仮想同期発電機制御回路８３（図１１）の動作を模擬する仮想同期発電機モデル１３４を実装し、このモデルを用いて制御パラメータを生成する場合について説明する。

なお、制御パラメータの生成方法はこれに限るものではなく、例えば、図１８に示した速度調整率Ｋｇｄと系統周波数との関係を、制動係数Ｄｇごとに対応するテーブルデータとして記憶しておくとともに、図１９に示した制動係数Ｄｇと系統周波数との関係を、速度調整率Ｋｇｄごとに対応するテーブルデータとして記憶しておき、これらのテーブルデータを用いて、適切な速度調整率Ｋｇｄおよび制動係数Ｄｇを決定するように構成してもよい。

実施の形態１では、仮想同期発電機モデル１３４として、図１４から図１６に示すブロック図を数式モデル化したものを使用するが、これに限るものではない。例えば、上記式（１）に示すガバナー制御部の伝達関数、および上記式（２）に示す動揺方程式から仮想同期発電機制御回路８３（図１１）の伝達関数を生成し、生成した伝達関数から制御パラメータを生成する構成としてもよい。

図３８は、制御パラメータを生成する処理（図３５のＳ０５６４）を示すフローチャートである。図３８に示すように、制御パラメータの生成を開始すると、仮想同期発電機モデル１３４（図５）は、Ｓ０５６４１により、速度調整率Ｋｇｄおよび制動係数Ｄｇの各々を予め定められた初期値に設定することにより、速度調整率Ｋｇｄおよび制動係数Ｄｇを初期化する。実施の形態１では、ΔＰ／ΔＦ特性を決定する速度調整率Ｋｇｄおよび制動係数Ｄｇのみを、仮想同期発電機モデル１３４で生成するものとする。

Ｓ０５６４１にて速度調整率Ｋｇｄおよび制動係数Ｄｇを初期化すると、仮想同期発電機モデル１３４は、Ｓ０５６４２に進み、速度調整率Ｋｇｄおよび制動係数Ｄｇを用いてΔＰ／ΔＦ特性の傾きを算出する。

仮想同期発電機モデル１３４は、Ｓ０５６４３により、Ｓ０５６４２にて算出されたΔＰ／ΔＦ特性の傾きと、図３５のＳ０５６３（図３７）により生成したΔＰ／ΔＦ特性の傾きとを比較する。具体的には、仮想同期発電機モデル１３４は、これら２つのΔＰ／ΔＦ特性の傾きの偏差が予め定められた許容範囲内に入っているかを確認する。

傾きの偏差が上記許容範囲内に入っている場合には、仮想同期発電機モデル１３４は、２つのΔＰ／ΔＦ特性の傾きが一致していると判定し（Ｓ０５６４３にてＹＥＳ）、処理をＳ０５６４９に進める。

一方、傾きの偏差が上記許容範囲内に入っていない場合には、仮想同期発電機モデル１３４は、２つのΔＰ／ΔＦ特性の傾きが一致しないと判定する（Ｓ０５６４３にてＮＯ）。この場合、仮想同期発電機モデル１３４は、Ｓ０５６４４に進み、制動係数Ｄｇを変更する。実施の形態１では、仮想同期発電機モデル１３４は、現在の制動係数Ｄｇに所定値を加算する。

Ｓ０５６４４にて制動係数Ｄｇを変更すると、仮想同期発電機モデル１３４は、Ｓ０５６４５により、制動係数Ｄｇが予め定められた所定範囲内に入っているかを確認する。制動係数Ｄｇが当該所定範囲内に入っていれば（Ｓ０５６４５にてＹＥＳ）、仮想同期発電機モデル１３４は、Ｓ０５６４２に戻り、変更された制動係数Ｄｇを用いてΔＰ／ΔＦ特性の傾きを算出する。

一方、制動係数Ｄｇが当該所定範囲を超えている場合（Ｓ０５６４５にてＮＯ）、仮想同期発電機モデル１３４は、現状の速度調整率Ｋｇｄでは適切な特性が得られないと判断し、Ｓ０５６４６により、制動係数Ｄｇを初期値に戻すとともに、速度調整率Ｋｇｄを変更する。具体的には、仮想同期発電機モデル１３４は、現在の速度調整率Ｋｇｄ（初期値）に所定値を加算する。

Ｓ０５６４６にて速度調整率Ｋｇｄを変更すると、仮想同期発電機モデル１３４は、Ｓ０５６４７により、速度調整率Ｋｇｄが予め定められた所定範囲に入っているかを確認する。速度調整率Ｋｇｄが当該所定範囲から外れている場合（Ｓ０５６４７にてＮＯ）、仮想同期発電機モデル１３４は、Ｓ０５６４８に進み、適切な速度調整率Ｋｇｄおよび制動係数Ｄｇが求められなかったとして、速度調整率Ｋｇｄおよび制動係数Ｄｇを予め準備していたそれぞれのデフォルト値に設定し、処理をＳ０５６４９に進める。

一方、Ｓ０５６４７にて速度調整率Ｋｇｄが所定範囲内にある場合（Ｓ０５６４７にてＹＥＳ）、仮想同期発電機モデル１３４は、Ｓ０５６４２に戻り、変更された速度調整率Ｋｇｄおよび制動係数Ｄｇを用いてΔＰ／ΔＦ特性の傾きを算出する。仮想同期発電機モデル１３４は、Ｓ０５６４２～Ｓ０５６４７の処理を、Ｓ０５６５４にてＹＥＳと判定されるまで、または、Ｓ０５６４７にてＮＯと判定されるまで繰り返し実行する。

速度調整率Ｋｇｄおよび制動係数Ｄｇが設定されると、制御パラメータ生成回路１３３は、Ｓ０５６４９により、慣性定数Ｍを算出する。実施の形態１では、慣性定数Ｍは、仮想同期発電機制御に求められる応答時間に基づいて算出される。具体的には、仮想同期発電機制御の応答性能は、ガバナー制御回路８３３（図１４）のガバナー時定数Ｔｇおよび、動揺方程式で求められる質点系演算回路８３７（図１４）の時定数Ｍ／Ｄｇによって決まる。実施の形態１では、ガバナー時定数Ｔｇのデフォルト値を使用し、ガバナー時定数Ｔｇを生成しないことから、質点系演算回路８３７の時定数のみを制御する。質点系演算回路８３７の時定数は、上記式（３）からＭ／Ｄｇにより求められる。よって、実施の形態１では、デフォルト値で定められた質点系演算回路８３７の時定数に制動係数Ｄｇに乗算することにより、慣性定数Ｍを算出する。

図３４に戻って、Ｓ０５６にて仮想同期発電機制御の制御パラメータを生成すると、Ｓ０５５に戻り、制御パラメータ生成回路１３は、配電系統２４に接続されている全ての電力変換装置４１の制御パラメータの算出が完了したかを確認する。全ての電力変換装置４１の制御パラメータの算出が完了していない場合（Ｓ０５５にてＮＯ）、制御パラメータ生成回路１３は、Ｓ０５６に進み、次の電力変換装置４１の制御パラメータを算出する。一方、全ての電力変換装置４１の制御パラメータの算出を完了すると（Ｓ０５５にてＹＥＳ）、制御パラメータ生成回路１３は、蓄電池４０の運転計画の作成を終了する。

図３３のＳ０５により、蓄電池４０の運転計画の作成が終了すると、蓄電池運転計画作成回路１４１（図４）は、作成した運転計画（電力目標値）を管理回路１４５に通知する。管理回路１４５は、運転計画を受信すると、受信した運転計画をメモリに記憶するとともに、送信データ生成回路１５（図３）に通知する。制御パラメータ生成回路１３は、生成した制御パラメータを送信データ生成回路１５に通知する。

送信データ生成回路１５は、蓄電池４０の運転計画（電力目標値）および制御パラメータを取得すると、これらを送信用フォーマットに加工して通信回路１１（図３）に出力する。通信回路１１は、送信データ生成回路１５から送信データを受けると、通信線２５を介して、対応する電力変換装置４１に送信データを送信する。

図３３のＳ１０において、全ての電力変換装置４１への運転計画および制御パラメータの送信が完了すると、Ｓ１１において、ＣＥＭＳ３１を停止させるかを確認する。ＣＥＭＳ３１を停止させる場合（Ｓ１１にてＹＥＳ）、処理を終了する。一方、ＣＥＭＳ３１を停止させない場合（Ｓ１１にてＮＯ）、処理はＳ０１に戻る。

これに対して、図３３のＳ０４にてＤＳＯ２１から運転計画（電力供給計画）を受信していない場合（Ｓ０４にてＮＯ）、ＣＥＭＳ３１は、Ｓ０６に進み、各種計測データの収集時刻が到来したかを確認する。実施の形態１では、上述したように、ＣＥＭＳ３１は、５分周期で計測データを収集する。計測データの収集時刻が到来していない場合（Ｓ０６にてＮＯ）、処理はＳ０１に戻る。一方、計測データの収集時刻が到来した場合（Ｓ０６にてＹＥＳ）、ＣＥＭＳ３１は、Ｓ０７により計測データを収集する。実施の形態１では、ＣＥＭＳ３１は、電力変換装置４１ａ～４１ｃの各々から、５分間の蓄電池４０の充放電電力量、現在の充放電電力およびＳＯＣ情報を、計測データとして収集する。

Ｓ０７にて計測データを収集すると、ＣＥＭＳ３１は、Ｓ０８により、蓄電池４０の運転計画の修正が必要であるか否かを確認する。Ｓ０７では、ＣＥＭＳ３１は、複数の蓄電池４０の各々について、現在の充放電電力と運転計画（電力目標値）とを比較する。具体的には、ＣＥＭＳ３１は、現在の充放電電力と電力目標値との電力差が所定範囲を超えているか、および、蓄電池４０のＳＯＣが予め定められている許容範囲を超えているかを確認する。複数の蓄電池４０のうちのいずれか１つの蓄電池４０において電力差が所定範囲を超えている場合、および／またはＳＯＣが許容範囲を超えている場合には、ＣＥＭＳ３１は、全ての蓄電池４０の運転計画を見直す。なお、電力差が所定範囲を超えている、および／またはＳＯＣが許容範囲を超えている蓄電池４０の運転計画を見直すようにしてもよい。

ＣＥＭＳ３１は、上記の要領で蓄電池４０の運転計画の修正が必要かを確認し、蓄電池４０の運転計画の修正が不要と判断した場合（Ｓ０８にてＮＯ）、Ｓ０１に戻り処理を継続する。一方、蓄電池４０の運転計画の修正が必要と判断した場合（Ｓ０８にてＹＥＳ）、ＣＥＭＳ３１は、Ｓ０９に進み、全ての蓄電池４０の運転計画を修正する。

図３９は、蓄電池４０の運転計画を修正する処理（図３３のＳ０９）を示すフローチャートである。図３９に示す処理は、ＣＥＭＳ３１内の運転計画作成回路１４（図４）により実行される。

図３９に示すように、処理が開始されると、管理回路１４６（図４）は、Ｓ０９１により、蓄電池運転計画補正回路１４４（図４）に対し、運転計画の修正を指示するとともに、各電力変換装置４１から収集した充放電電力およびＳＯＣ情報を転送する。Ｓ０９２では、管理回路１４６は、蓄電池運転計画補正回路１４４に対し、管理回路１４５（図４）に記憶されている蓄電池４０の運転計画（電力目標値）、および記憶回路１２に記憶されている電力変換装置４１の静止型インバータの容量も出力する。

蓄電池運転計画補正回路１４４は、管理回路１４６から与えられる情報に基づいて、蓄電池４０の運転計画の見直しを行なう。例えば、メガソーラー２６の発電電力量の予測値および各需要家の消費電力量の予測値のいずれかが実績値から外れていたために、電力変換装置４１の出力電力が電力目標値の２倍となっている場合を想定する。

このような場合において、系統周波数が下限値（Ｆｒｅｆ－ΔＦｍａｘ）付近にまで低下しているものとする。これ以上の電力不足が生じると、系統周波数が下限値になってしまい、これ以上電力変換装置４１から電力を供給できない状況が発生し得る。

そこで、実施の形態１では、電力目標値と充放電電力との比が所定の範囲内にない場合、蓄電池運転計画補正回路１４４は、５分周期で収集した計測データに基づいて、蓄電池４０の運転計画（電力目標値）を修正する。具体的には、蓄電池運転計画補正回路１４４は、現在の充放電電力およびＳＯＣ情報に基づいて、蓄電池４０の運転計画を修正する。

ここで、蓄電池４０の運転計画の修正にＳＯＣを用いる理由は、蓄電池４０としてリチウムイオンバッテリを使用した場合、過充電または過放電によって蓄電池４０が故障または、急激に劣化してしまう場合がある。そのため、通常の蓄電池の制御では、ＳＯＣが例えば９０％を超えると、蓄電池の充電モードを、定電流充電モードから定電圧充電モードに切り替える。定電圧充電モードでは、充電電力を大きくとることができないため、仮想同期発電機制御において電力目標値を小さくする必要が生じる。同様に、過放電となった場合においても蓄電池４０の劣化が進むため、ＳＯＣが例えば５％を下回った時点で放電電力を絞る必要がある。よって、ＳＯＣを蓄電池４０の運転計画の作成および修正に使用する。

なお、蓄電池４０として鉛蓄電池を使用する場合、過充電には強いが、過放電によって劣化が進行する傾向がある。そのため、鉛蓄電池の場合には、例えばＳＯＣが２０％を下回った時点で放電電力を絞る必要がある。上述したように、使用する蓄電池の劣化の進行を抑制するために、ＳＯＣを用いて電力目標値を修正する。

具体的には、蓄電池運転計画補正回路１４４は、現在の充放電電力に基づいて蓄電池４０の運転計画を作成するが、ＳＯＣが上限値付近となるときの充電および、ＳＯＣが下限値付近となる放電においては、現在の充放電電力およびＳＯＣに基づいて蓄電池４０の運転計画を作成する。具体的には、ＳＯＣが上限値に近い場合には充電電力目標値を絞り、ＳＯＣが下限値に近い場合には放電電力目標値を絞る。

Ｓ０９３にて蓄電池４０の運転計画（電力目標値）を修正すると、Ｓ０９４により、制御パラメータ生成回路１３（図３）は、全ての蓄電池４０の制御パラメータの算出が完了したかを確認する。全ての蓄電池４０の制御パラメータの算出が完了していれば（Ｓ０９４にてＹＥＳ）、蓄電池運転計画補正回路１４４は、蓄電池４０の運転計画の修正処理を終了する。一方、全ての蓄電池４０の運転計画の修正が完了していなければ（Ｓ０９４にてＮＯ）、Ｓ０９５により、制御パラメータ生成回路１３は、仮想同期発電機制御の制御パラメータを生成する。なお、仮想同期発電機制御の制御パラメータの生成方法は、上述した蓄電池４０の運転計画の作成処理（図３４のＳ０５６および図３５）で用いた生成方法と同様であるため説明を省略する。

Ｓ０９５において制御パラメータを生成すると、Ｓ０９４に戻り、制御パラメータ生成回路１３は、全ての電力変換装置４１の制御パラメータの算出が完了したか否かを確認する。全ての電力変換装置４１の制御パラメータの算出が完了していない場合（Ｓ０９４にてＮＯ）、Ｓ０９５により、制御パラメータ生成回路１３は、次の電力変換装置４１の制御パラメータを生成する。

一方、全ての電力変換装置４１の制御パラメータの算出が完了すると（Ｓ０９４にてＹＥＳ）、蓄電池運転計画補正回路１４４は蓄電池４０の運転計画の修正処理を終了する。

図３３に戻って、Ｓ０９において蓄電池４０の運転計画を修正すると、運転計画の作成時と同様に、蓄電池運転計画作成回路１４１は、修正した運転計画（電力目標値）を、管理回路１４５に通知する。

管理回路１４５は、蓄電池運転計画作成回路１４１から蓄電池４０の運転計画を取得すると、取得した運転計画を図示しないメモリに記憶するとともに、送信データ生成回路１５に通知する。同様に、制御パラメータ生成回路１３は、蓄電池４０の運転計画および制御パラメータを送信データ生成回路１５に通知する。

送信データ生成回路１５は、蓄電池４０の運転計画および制御パラメータを受けると、これらを送信用のフォーマットに加工し、通信回路１１に出力する。

通信回路１１は、送信データ生成回路１５から送信データを受けると、通信線２５を介して、対応する電力変換装置４１に送信データを送信する（図３３のＳ１０）。

図３３のＳ１０において、全ての電力変換装置４１に対して蓄電池４０の運転計画の送信が完了すると、Ｓ１１により、ＣＥＭＳ３１を停止するかを確認する。ＣＥＭＳ３１を停止する場合（Ｓ１１にてＹＥＳ）には、処理を終了する。一方、ＣＥＭＳ３１を停止させない場合には、Ｓ０１に戻り、処理を継続する。

以上説明したように、実施の形態１では、電力変換装置４１に向けて蓄電池４０の運転計画（電力目標値）を作成する際、各電力変換装置４１の静止型インバータの容量および電力目標値に基づいて、当該静止型インバータに実装される仮想同期発電機制御の制御パラメータを生成する。これによると、次の運転計画がＣＥＭＳ３１から通知されるまでの期間中に、負荷６００の消費電力またはメガソーラー２６などの創エネ機器の発電電力が変動した場合においても蓄電池４０の運転計画（電力目標値）と同じ案分比で、過不足電力を分担することができる。

したがって、例えば全ての電力変換装置４１に運転計画を通知した直後に日射量が変化することによって、メガソーラー２６の発電電力が５０％減少した場合、不足する５０％の電力は、運転計画の作成時に算出した電力目標値の比に基づいて案分される。例えば運転計画の作成時に、電力目標値がその比に従って制御された場合に、全ての蓄電池４０のＳＯＣがほぼ同時にゼロになるように、各蓄電池４０の充放電電力が策定されていた場合には、メガソーラー２６の発電電力が５０％減少しても、電力目標値の比に基づいて過不足電力が案分されるため、全ての蓄電池４０のＳＯＣがほぼ同時にゼロになるように制御することができる。

なお、実施の形態１では、電力変換装置４１の静止型インバータに向けて仮想同期発電機制御の制御パラメータを生成するとき、インバータ容量および電力目標値を用いて算出する構成について説明したが、これに限るものではなく、例えば、電力変換装置４１ａのインバータ容量に対して蓄電池４０ａの容量が２倍、電力変換装置４１ｂのインバータ容量に対して蓄電池４０ｂの容量が３倍など、インバータ容量に対する蓄電池４０の容量の比が電力変換装置４１間で異なる場合には、容量の比を考慮して各蓄電池４０の運転計画（電力目標値）を生成する。あるいは、制御パラメータを生成するときに上記容量比を考慮することによっても、同様の効果を得ることができる。

（電力変換装置２７および電力変換装置４１の動作）
次に、図６から図１６、図４０および図４１を用いて、メガソーラー用の電力変換装置２７および蓄電池用の電力変換装置４１の動作を説明する。

［電力変換装置２７の動作］
図６を用いて、メガソーラー用の電力変換装置２７の動作を説明する。

メガソーラー２６が発電を開始すると、メガソーラー２６から電力変換装置２７内の第１のＤＣ／ＤＣ変換器２０３に入力される直流電圧が上昇する。第１の制御回路２０４は、電圧計２０１により計測される直流電圧を監視する。第１の制御回路２０４は、直流電圧が所定の電圧値を超えた場合に、電力変換装置２７を待機状態から通常動作に移行させる。

通常動作に移行すると、電力変換装置２７内の第２の制御回路２０９は、第１のＤＣ／ＡＣ変換器２０８を制御する。以下、通常動作時の電力変換装置２７の制御を説明する。

図６を参照して、第１の制御回路２０４は、メガソーラー２６が発電しているかを確認する。具体的には、第１の制御回路２０４は、電圧計２０１により計測されるメガソーラー２６の出力電圧が所定電圧を超えているかを確認する。出力電圧が所定電圧を超えている場合、第１の制御回路２０４は、メガソーラー２６が発電可能であることを、第２の制御回路２０９に通知する。

第２の制御回路２０９は、第１の制御回路２０４からの通知を受信すると、電圧計１０により計測される配電系統２４の交流電圧に基づいて、変電所２０から配電系統２４に電力が供給されているか（配電系統２４が停電していないか）を確認する。

電圧計２１０により計測される交流電圧が所定電圧以上であって、配電系統２４が停電していないことが確認されると、第２の制御回路２０９は、ＤＣ／ＡＣ変換器２０８を起動するとともに、第１の制御回路２０４に対し、メガソーラー２６の発電を開始するように指示する。

なお、実施の形態１では、通常運転時に、直流母線２０５の直流母線電圧を第１のＤＣ／ＡＣ変換器２０８によって管理する場合について説明する。また、実施の形態１では、電力変換装置２７から配電系統２４に回生される電力を、第１のＤＣ／ＡＣ変換器２０８による電流制御によって管理することにより、分散電源管理装置全体を動作させるものとする。

第２の制御回路２０９によってメガソーラー２６の発電開始が指示されると、第１の制御回路２０４の第５の制御回路５４（図８）は、ＭＰＰＴ制御回路５１（図８）に対し、メガソーラー２６の最大電力点追随制御を開始するように指示する。

最大電力点追随制御について簡単に説明する。最大電力点追従制御では、前回の指令値を前々回の電力指令値よりも大きくしたか、小さくしたかを管理する。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の発電電力とを比較し、発電電力が増加していた場合には、前回と同じ方向（増加方向または減少方向）に指令値を変更する。

具体的には、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発電電力よりも増加した場合、前々回の指令値よりも前回の指令値が大きいときには、今回の指令値を増加させる。一方、前々回の指令値よりも前回の指令値が小さいときには、今回の指令値を減少させる。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発電電力よりも減少した場合、前々回の指令値よりも前回の指令値が大きいときには、今回の指令値を減少させる。一方、前々回の指令値よりも前回の指令値が小さいときには、今回の指令値を増加させる。このように今回の指令値を制御することにより、メガソーラー２６は出力電力が最大となるように制御される。

第１のＤＣ／ＤＣ変換器２０３は、第１の制御回路２０４から出力される指令値に従って、内蔵されている昇圧回路を動作させることにより、メガソーラー２６から出力される第１の直流電圧を、第２の直流電圧（直流母線２０５の直流母線電圧）に変換して出力する。

第１のＤＣ／ＤＣ変換器２０３からメガソーラー２６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変換器２０８を制御することにより、配電系統２４にメガソーラー２６の発電電力を出力（回生）する。具体的には、直流母線２０５の直流母線電圧を監視しておき、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より供給される交流電圧に同期して発電電力を出力する。

次に、図９を用いて第２の制御回路２０９の動作を説明する。
第２の制御回路２０９において、位相検出回路６１は、電圧計２１０（図１）により計測される配電系統２４の交流電圧の波形のゼロクロス点を検出する。

第１の正弦波生成回路６２は、位相検出回路６１により検出されたゼロクロス点を示す情報および、電圧計２１０により計測される交流電圧の波形に基づいて、配電系統２４の交流電圧の波形に同期した基準正弦波を生成する。第１の正弦波生成回路６２は、生成した基準正弦波を乗算器６５に出力する。

電圧計２０６は、直流母線２０５の電圧を計測し、計測値を電流制御回路６０内の減算器６３および第６の制御回路６７に出力する。なお、電流制御回路６０は、交流系統電圧に同期して電力を出力する制御方式（電流制御）を用いる。この制御方式は、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の制御方式である。

第６の制御回路６７は、直流母線２０５の目標電圧を記憶しており、当該目標電圧を減算器６３に出力する。

電流制御回路６０は、電圧計２０６により計測される直流母線電圧が目標電圧になるように、第１のＤＣ／ＡＣ変換器２０８が出力する電流を制御する。減算器６３の出力は、第１のＰＩ制御回路６４に入力される。第１のＰＩ制御回路６４は、減算器６３の出力がゼロになるようにＰＩ制御を行なう。第１のＰＩ制御回路６４の出力は、乗算器６５に入力され、第１の正弦波生成回路６２からの基準正弦波と乗算されることにより、電流指令値に変換される。

乗算器６５から出力される電流指令値は減算器６６に入力される。減算器６６は、電流指令値と、電流計２１１により計測される配電系統２４の交流電流値との偏差を算出し、算出した偏差を第２のＰＩ制御回路６８に入力する。

第２のＰＩ制御回路６８は、減算器６６から出力される偏差がゼロとなるようにＰＩ制御を行なう。第１のＰＷＭ変換器６９は、第２のＰＩ制御回路６８の出力に対してＰＷＭ制御を実行することにより、第１のＤＣ／ＡＣ変換器２０８の指令値を生成する。第１のＤＣ／ＡＣ変換器２０８は、第１のＰＷＭ変換器６９から与えられる指令値に従って交流電流を出力する。

また、電圧計２１０により計測される交流電圧（交流実効電圧）が所定の電圧値を超えた場合、あるいは、ＣＥＭＳ３１からメガソーラー２６の発電電力を抑制する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５４（図８）は、メガソーラー２６の制御をＭＰＰＴ制御から電圧制御に切り替える。具体的には、第５の制御回路５４は、電圧計２１０により計測される交流電圧（交流実効電圧）が所定の電圧範囲に収まるように、メガソーラー２６から出力される直流電圧を制御する。あるいは、第５の制御回路５４は、メガソーラー２６の発電電力がＣＥＭＳ３１から通知される電力範囲内に収まるように、メガソーラー２６の出力電圧を制御する。

なお、第１の切換回路５３（図８）は、第５の制御回路５４から与えられる切換制御信号に従って、ＭＰＰＴ制御回路５１の出力と、電圧制御回路５２の出力とを切り換える。

第６の制御回路６７は、電圧計２０６および電流計２０７により計測される直流母線２０５に関する計測結果、電圧計２１０および電流計２１１により計測される配電系統２４に関する計測結果、第１の制御回路２０４から出力される第１のＤＣ／ＤＣ変換器２０３のステータス情報などを収集し、収集した情報を通信Ｉ／Ｆ２１２を介してＣＥＭＳ３１などに通知する。

また、第６の制御回路６７は、図示しない実効電圧計測部により計測した配電系統２４の実効電圧あるいは、図示しない有効・無効電力計測部により計測した交流系統の有効電力および無効電力に関する情報についても、通信Ｉ／Ｆ２１２を介してＣＥＭＳ３１に通知するとともに、交流系統の実効電圧、有効電力等の計測結果は第５の制御回路５４にも通知する。

第５の制御回路５４は、上述したように、交流系統電圧の実効値が所定値を超えた場合、メガソーラー２６の制御をＭＰＰＴ制御から電圧制御に切り替えることにより、交流系統電圧の上昇を抑制する。

［電力変換装置４１の動作］
次に、図７、図１０から図１６、図４０および図４１を用いて、蓄電池用の電力変換装置４１の動作を説明する。

実施の形態１では、電力変換装置４１には仮想同期発電機制御が実装されるため、第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８は電圧制御を実行することにより、電圧源として動作する。すなわち、第３の制御回路４０４（図７）は、直流母線４０５の電圧が一定値になるように制御する。以下、図１０を用いて第３の制御回路４０４の動作を説明する。

直流母線４０５の電圧は電圧計４０６により計測される。電圧計４０６の計測値は、充電制御回路７１、放電制御回路７２および第７の制御回路７４に入力される。

充電制御回路７１および放電制御回路７２は、直流母線４０５の電圧が第７の制御回路７４から出力される目標電圧になるように、充電電力または放電電力を制御する。具体的には、蓄電池４０が放電している場合には、直流母線４０５の電圧が目標電圧より大きいときには放電電力を減少させる一方で、直流母線４０５の電圧が目標電圧より小さいときには放電電力を増加させるように制御することにより、直流母線４０５の電圧を目標電圧に一致させる。

一方、蓄電池４０を充電している場合には、直流母線４０５の電圧が目標電圧より大きいときには充電電力を増加させる一方で、直流母線４０５の電圧が目標電圧より小さいときには放電電力を減少させるように制御することにより、直流母線４０５の電圧を目標電圧に一致させる。

なお、充電制御回路７１の出力と、放電制御回路７２の出力との切り換えは、第２の切換回路７３により行なわれる。第７の制御回路７４は、蓄電池４０の充放電動作に基づいて、第２の切換回路７３への切換制御信号を出力する。

次に、図１１から図１６および図４０を用いて、第４の制御回路４０９（図７）の動作を説明する。

図４０は、電力変換装置４１の動作を説明するためのフローチャートである。
図４０に示すように、処理が開始されると、Ｓ２００により、第４の制御回路４０９は、各種制御パラメータを初期化する。続いてＳ２０１により、第４の制御回路４０９は、電圧計４０１，４０６，４１０により計測した電圧値、電流計４０２，４０７，４１１により計測した電流値および、蓄電池４０のステータス情報を収集する。なお、電圧計４１０の計測値は交流電圧であるため、第８の制御回路８７（図１１）において交流電圧の実効値を算出し、当該実効値を電圧値とする。電流計４１１の計測値は交流電流であるため、第８の制御回路８７において交流電流の実効値を算出し、当該実効値を電流値とする。第７の制御回路７４内の充放電電力計算回路（図示せず）は、収集したデータに基づいて、蓄電池の充放電電力および充放電電力量を算出する。

電圧計４１０により計測した配電系統２４の交流電圧は交流周波数検出回路８１（図１１）に入力される。交流周波数検出回路８１は、Ｓ２０２により、交流電圧の波形のゼロクロス点を検出する。

図１２は、図１１に示した交流周波数検出回路８１の構成を示すブロック図である。図１２に示すように、電圧計４１０の計測値は位相検出回路８１０に入力される。図４０のＳ２０２により、位相検出回路８１０は、交流電圧のゼロクロス点を検出する。なお、実施の形態１では、ゼロクロス点は、電圧計４１０により計測される交流電圧の波形が負から正に切り替わる点および時刻を示している。位相検出回路８１０は、検出したゼロクロス点を示す情報を周波数検出回路８１１に出力する。

周波数検出回路８１１は、位相検出回路８１０が前回検出したゼロクロス点の時刻と、今回検出したゼロクロス点の時刻とに基づいて交流電圧の周期を算出する。周波数検出回路８１１は、算出した周期に基づいて、交流電圧の周波数を算出する。

第２の正弦波生成回路８１２は、位相検出回路８１０により検出されたゼロクロス点情報および、および周波数検出回路８１１により検出された交流電圧の周波数情報を、正弦波情報として出力する。ゼロクロス点情報および周波数情報は、インバータ電流制御回路８４、インバータ電圧制御回路８５、仮想同期発電機制御回路８３および、第８の制御回路８７に出力される。

図４０に戻って、Ｓ２０２にてゼロクロス点を検出した場合（Ｓ２０２にてＹＥＳ）、位相検出回路８１０は、Ｓ２０３により、ゼロクロス点検出フラグをセットする。Ｓ２０３の処理を終了した場合、あるいはＳ２０２にてゼロクロス点を検出しない場合（Ｓ２０２にてＮＯ）、第４の制御回路４０９は、Ｓ２０４により、第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８を制御する。

以下、図１１および図４１を用いて、第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８の制御について説明する。

上述したように、電力変換装置４１は仮想同期発電機制御を実装しているため、第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８は、電圧源として制御される。すなわち、第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８は電圧制御される。したがって、配電系統２４に供給される電力が不足する場合には、第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８は、出力電力を増加するように制御される。一方、配電系統２４に供給される電力が過剰となる場合には、第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８は、出力電力を減少させるように制御される。

図４１は、第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８の制御処理の詳細を説明するためのフローチャートである。

図４１に示すように、Ｓ２０４１により、実効電力算出回路８２（図１１）は、電圧計４１０および電流計４１１の計測値に基づいて電力値を算出すると、Ｓ２０４２により、算出した電力値を積分する。ゼロクロス点検出フラグがセットされている場合（Ｓ２０４３にてＹＥＳ）、実効電力算出回路８２は、Ｓ２０４４に進み、交流電圧１周期分の実効電力値の積分値を第８の制御回路８７内の記憶回路（図示せず）に記憶するとともに、Ｓ２０４５により積分値をゼロに初期化する。

Ｓ２０４５の処理を終えた場合、あるいは、ゼロクロス点検出フラグがセットされていない場合（Ｓ２０４３にてＮＯ）、Ｓ２０４６により、インバータ電圧制御回路８５は、第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８の指令値を生成する。

Ｓ２０４６にて指令値を生成すると、仮想同期発電機制御回路８３（図１１）は、仮想同期発電機制御を実行する。実施の形態１では、交流電圧の１周期を制御周期とする。なお、制御周期については、交流電圧の１周期の整数倍または、１秒周期などの予め定められた周期としてもよい。

図１４は、仮想同期発電機制御回路８３の構成を示すブロック図である。
第８の制御回路８７（図１１）は、制御タイミングに到来したと判断すると、仮想同期発電機制御回路８３に対し、電圧制御に使用する周波数および位相に関する情報を生成するように指示する。実施の形態１では、ゼロクロス点において、インバータ電圧制御回路８５内の第３の正弦波生成回路８５１（図１３）により生成する正弦波の周波数および位相を更新する。よって、実施の形態１では、上記制御周期は、交流周波数検出回路８１により検出したゼロクロス点の周期となる。

図１４に示すように、仮想同期発電機制御回路８３において、減算器８３２は、交流周波数検出回路８１（図１１）から入力される交流電圧の周波数の実測値から、第８の制御回路８７から入力される基準周波数Ｆｒｅｆ（例えば６０Ｈｚ）を減算し、減算結果をガバナー制御回路８３３に出力する。図１５は、図１４に示したガバナー制御回路８３３の詳細な構成を示すブロック図である。

図１５に示すように、ガバナー制御回路８３３において、乗算器９１は、減算器８３２（図１４）の出力と、第８の制御回路８７から通知される制御パラメータ（－１／Ｋｇｄ）とを乗算する。乗算器９１は、乗算結果を一次遅れ系モデル９２に入力する。

なお、ガバナー制御回路８３３で使用する速度調整率Ｋｇｄおよびガバナー時定数Ｔｇは、ＣＥＭＳ３１から通知されたものを第８の制御回路８７を経由してレジスタ（図示せず）にセットし、使用するものとする。

一次遅れ系モデル９２は、上述したように、第８の制御回路８７から通知される時定数Ｔｇを用いて、一次遅れ系（１／（１＋ｓ×Ｔｇ））を模擬する演算を行ない、演算結果をリミッタ回路９３に出力する。

リミッタ回路９３は、入力されたデータに制限を加える。具体的には、リミッタ回路９３は、第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８の電力容量を超えないように、第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８の出力電力に制限を加える。

図１４に戻って、加算器８３５は、ガバナー制御回路８３３の出力と、第８の制御回路８７から出力される電力目標値Ｐｒｅｆとを加算する。なお、電力目標値Ｐｒｅｆは、ＣＥＭＳ３１から通知されたものが第８の制御回路８７から出力される。

減算器８３６は、加算器８３５の出力から実効電力算出回路８２（図１１）から出力される実効電力の実績値を減算し、減算結果を質点系演算回路８３７に出力する。図１６は、図１５に示した質点系演算回路８３７の詳細な構成を示すブロック図である。

図１６に示すように、減算器１０１は、減算器８３６（図１４）の出力から乗算器１０３の出力を減算し、減算値を積分器１０２に出力する。

積分器１０２は、減算器１０１の減算結果を第８の制御回路８７から出力される慣性定数Ｍによって除算し、除算結果を積分する。積分器１０２の出力Δωは、交流電圧の周波数の角速度（２×π×６０Ｈｚ）に対する差分値に相当する。積分器１０２の出力Δωは、乗算器１０３および除算器１０４に入力される。

乗算器１０３は、積分器１０２の出力Δωと、第８の制御回路８７から与えられる制動係数Ｄｇとを乗算し、乗算結果を減算器１０１に出力する。

除算器１０４は、積分器１０２の出力Δωを２×πで除算することにより、Δωを基準周波数Ｆｒｅｆ（６０Ｈｚ）からの差分値Δｆに変換する。加算器１０５は、除算器１０４の出力Δｆと、基準周波数Ｆｒｅｆ（６０Ｈｚ）とを加算することにより、インバータ電圧制御回路８５（図１１）において電圧制御を行なうための周波数（Ｆｒｅｆ＋Δｆ）を生成する。

なお、質点系演算回路８３７で使用する慣性定数Ｍおよび制動係数Ｄｇについては、ＣＥＭＳ３１により生成されて通知されたものを第８の制御回路８７を経由して、図示しないレジスタにセットし、レジスタにセットされたものを使用する。

加算器１０５から出力される周波数情報（Ｆｒｅｆ＋Δｆ）は、位相計算回路１０６に入力される。以下、位相計算回路１０６の動作を説明する。

実施の形態１では、加算器１０５（図１６）から出力される周波数情報は、位相計算回路１０６によって積分され、インバータ電圧制御回路８５が電圧制御を行なうときの位相情報として出力される。

質点系演算回路８３７（図１６）から出力される位相情報および周波数情報は、交流周波数検出回路８１内の第２の正弦波生成回路８１２（図１２）を経由して、インバータ電圧制御回路８５内の第３の正弦波生成回路８５１（図１３）に入力される。第３の正弦波生成回路８５１は、入力された情報に基づいて、電力変換装置４１から出力される交流電圧の目標値を生成する。

図４０に戻って、Ｓ２０５にて仮想同期発電機制御の処理が終了すると、第４の制御回路４０９は、Ｓ２０６により、ＣＥＭＳ３１から計測データの送信要求を受けたかを確認する。ＣＥＭＳ３１から送信要求を受けた場合（Ｓ２０６にてＹＥＳ）、第８の制御回路８７（図１１）は、Ｓ２０７により、計測データを通信Ｉ／Ｆ４１２（図７）を介してＣＥＭＳ３１に通知する。

一方、Ｓ２０７にて計測データを通知した場合、または、ＣＥＭＳ３１からの送信要求がなかった場合（Ｓ２０６にてＮＯ）、第８の制御回路８７は、Ｓ２０８に進み、ＣＥＭＳ３１から制御情報を受信したかを確認する。

ＣＥＭＳ３１から制御情報を受信した場合（Ｓ２０８にてＹＥＳ）、第８の制御回路８７は、Ｓ２０９により、制御情報の受信フラグをセットする。Ｓ２０９の処理が終了した場合、またはＣＥＭＳ３１から制御情報を受信していない場合（Ｓ２０８にてＮＯ）には、第８の制御回路８７は、Ｓ２１０により、ゼロクロス点検出フラグがセットされているか否かを確認する。ゼロクロス点検出フラグがセットされていない場合（Ｓ２１０にてＮＯ）、処理はＳ２０１に戻る。

一方、ゼロクロス点検出フラグがセットされている場合（Ｓ２１０にてＹＥＳ）、Ｓ２１１により、第２の正弦波生成回路８１２（図１２）は、系統電圧の周波数および位相の情報を取り込むとともに、Ｓ２１２にて、ゼロクロス点検出フラグをリセットする。

Ｓ２１２にてゼロクロス点検出フラグをリセットすると、Ｓ２１３により、第２の正弦波生成回路８１２は、系統電圧の周波数および位相の情報（実施の形態１ではゼロクロス点時刻情報）を、Ｓ２１１にて取り込んだ情報に更新する。

Ｓ２１３の処理が完了すると、第８の制御回路８７は、Ｓ２１４により、ＣＥＭＳ３１から制御情報を受信したか（制御情報受信フラグがセットされているか）を確認する。受信フラグがセットされていない場合（Ｓ２１４にてＮＯ）、処理をＳ２０１に戻す。

一方、受信フラグがセットされている場合には（Ｓ２１４にてＹＥＳ）、第８の制御回路８７は、Ｓ２１５により、周波数目標値（基準周波数Ｆｒｅｆ）および電力目標値Ｐｒｅｆの各々を受信したデータに置き換える。第８の制御回路８７は、仮想同期発電機制御の制御パラメータを、Ｓ２１６にて受信した制御パラメータ（速度調整率Ｋｇｄ、制動係数Ｄｇおよび慣性定数Ｍ）に更新する。

Ｓ２１６にて制御パラメータの更新が完了すると、第８の制御回路８７は、受信フラグをセットしているレジスタ（図示せず）をクリア（リセット）して、処理をＳ２０１に戻す。

以上説明したように、実施の形態１に係る分散電源管理装置によれば、ＣＥＭＳ３１が作成した蓄電池４０ａ～４０ｃの運転計画（電力目標値）を、対応する電力変換装置４１ａ～４１ｃにそれぞれに通知した直後に需要バランスが大きく変化した場合であっても、電力変換装置４１ａ～４１ｃの出力電力の案分比を、運転計画作成時の電力目標値の比とほぼ等しくすることができる。これによると、数時間後に蓄電池４０ａ～４０ｃのＳＯＣがほぼ同時にゼロとなるように運転計画（放電計画）が作成されていた場合、もしくは、蓄電池４０ａ～４０ｃがほぼ同時に満充電になるように運転計画（充電計画）が作成されていた場合において、負荷６００の消費電力またはメガソーラー２６の発電電力が運転計画作成時の想定電力から大きく変化したときにおいても、想定した時刻からずれるものの、蓄電池４０ａ～４０ｃのＳＯＣをほぼ同時にゼロ、または蓄電池４０ａ～４０ｃをほぼ同時に満充電とすることができ、想定した運転計画を遵守することができる。

また、従来の仮想同期発電機制御技術では、過不足電力を電力変換装置４１ａ～４１ｃが均等に分担していたため、電力目標値が相対的に小さい電力変換装置４１の電力の案分比が高くなってしまい、対応する蓄電池４０が他の蓄電池４０に先立ってＳＯＣがゼロになってしまう場合があった。これに対し、実施の形態１によれば、過不足電力を、運転計画にて設定された電力目標値の比に案分することができるため、ＳＯＣが低い（すなわち、電力目標値が小さい）蓄電池４０の電力の案分比を低く抑えることができる。

実施の形態２．
実施の形態１では、電力変換装置４１に実装される仮想同期発電機制御の制御パラメータをＣＥＭＳ３１が生成し、電力変換装置４１に送信する構成について説明した。実施の形態２では、ＣＥＭＳ３１が制御パラメータの生成に必要となるパラメータを電力変換装置４１に送信し、受信したパラメータを用いて電力変換装置４１が制御パラメータを生成する構成について説明する。

実施の形態２におけるＣＥＭＳ３１は、実施の形態１におけるＣＥＭＳ３１と比較して、制御パラメータ生成回路１３（図５）の構成のみが異なる。以下では、実施の形態１と異なる部分の動作を中心に、実施の形態２に係る分散電源管理装置を説明する。

図４２は、実施の形態２に係る制御パラメータ生成回路１３の構成を示すブロック図である。図４２に示す制御パラメータ生成回路１３は、図５に示した制御パラメータ生成回路１３から制御パラメータ生成回路１３３および仮想同期発電機モデル１３４を除くとともに、制御回路１３６を制御回路１３７に置き換えたものである。

実施の形態２では、ＣＥＭＳ３１は、ΔＰ／ΔＦ特性の傾きを生成し、生成したΔＰ／ΔＦ特性の傾き、電力目標値Ｐｒｅｆ、系統情報（系統周波数の限界値（Ｆｒｅｆ±ΔＦｍａｘ）、仮想同期発電機制御の応答性能などを電力変換装置４１に送信する。電力変換装置４１は、ＣＥＭＳ３１からの受信データおよび、自己の静止型インバータの容量を用いて制御パラメータを生成する。

実施の形態２では、ＣＥＭＳ３１がΔＰ／ΔＦ特性を生成する構成について説明するが、これに限るものではなく、ＣＥＭＳ３１が、制御パラメータの生成に必要となるすべての情報または中間的に生成されるデータを電力変換装置４１に送信し、電力変換装置４１が、受信したデータを利用して制御パラメータを生成する構成としてもよい。これによると、ＣＥＭＳ３１から電力変換装置４１に送信されるデータ量を減らすことができる。

図４２に示すように、実施の形態２に係る制御パラメータ生成回路１３は、基準ΔＰ／ΔＦ特性算出回路１３１、ΔＰ／ΔＦ特性算出回路１３２、管理回路１３５および制御回路１３７を有する。

基準ΔＰ／ΔＦ特性算出回路１３１は、電力変換装置４１ａ～４１ｃの静止型インバータ（第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８）の容量に関する情報に基づいて、基準ΔＰ／ΔＦ特性を算出する。

ΔＰ／ΔＦ特性算出回路１３２は、基準ΔＰ／ΔＦ特性および、運転計画作成回路１４（図５）で作成された電力目標値Ｐｒｅｆに基づいて、ΔＰ／ΔＦ特性を算出する。

管理回路１３５は、ΔＰ／ΔＦ特性算出回路１３２から出力されるΔＰ／ΔＦ特性の傾き、および電力目標値Ｐｒｅｆなどの情報を図示しないメモリに格納し、管理する。

制御回路１３７は、基準ΔＰ／ΔＦ特性算出回路１３１、ΔＰ／ΔＦ特性算出回路１３２および管理回路１３５の動作を管理する。

次に、実施の形態２に係るＣＥＭＳ３１の動作を説明する。実施の形態２に係るＣＥＭＳ３１の動作は、実施の形態１に係るＣＥＭＳ３１の動作と比較して、仮想同期発電機制御の制御パラメータの生成処理（図３４のＳ０５６および図３５）のみが異なる。以下、異なる部分の動作について説明する。

図４３は、仮想同期発電機制御の制御パラメータを生成する処理（図３４のＳ０５６）を示すフローチャートである。図４３に示す処理は、ＣＥＭＳ３１内の制御パラメータ生成回路１３（図４２）により実行される。

図４３に示すように、処理が開始されると、最初に、制御回路１３７は、Ｓ０５６１により、図３４のＳ０５４で作成した次の３０分間の蓄電池４０の充放電電力量から算出した電力目標値Ｐｒｅｆ、電力変換装置４１内の第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８のインバータ容量Ｃｉｎｖ、配電系統２４の情報（系統周波数の限界値（Ｆｒｅｆ±ΔＦｍａｘ）、仮想同期発電機制御の応答性能）を収集する。実施の形態２では、図３４のＳ０５４において、蓄電池運転計画作成回路１４１（図４）が、各電力変換装置４１の電力目標値Ｐｒｅｆを作成するものとする。

Ｓ０５６１にて情報を収集すると、Ｓ０５６２により、基準ΔＰ／ΔＦ特性算出回路１３１（図４２）は、基準ΔＰ／ΔＦ特性を算出する。基準ΔＰ／ΔＦ特性の作成方法は、実施の形態１で説明した方法と同じである。すなわち、蓄電池４０の放電モードまたは充電モードにおいては、基準とするインバータ容量の半分を電力目標値（放電の場合を正、充電の場合を負とする）とし、静止型インバータが最大電力を放電した場合（充電では充電電力がゼロとなる場合）の交流電圧の周波数が下限周波数（Ｆｒｅｆ－ΔＦｍａｘ）と等しくなるように、静止型インバータの放電電力がゼロの場合（充電では最大電力を充電する場合）の交流電圧の周波数が上限周波数（Ｆｒｅｆ＋ΔＦｍａｘ）と等しくなるように、基準ΔＰ／ΔＦ特性を作成する。

一方、蓄電池４０の充放電モードの場合には、基準となるインバータ容量の半分を電力目標値とし、静止型インバータが最大電力で充電したときの交流電圧の周波数が上限周波数と等しくなるように、かつ、静止型インバータの充電電力がゼロとなるときの交流電圧の周波数が下限周波数と等しくなるように、基準ΔＰ／ΔＦ特性を作成する。

Ｓ０５６２にて基準ΔＰ／ΔＦ特性を算出すると、Ｓ０５６３により、ΔＰ／ΔＦ特性算出回路１３２は、ΔＰ／ΔＦ特性を作成する。具体的には、図４２に示すように、基準ΔＰ／ΔＦ特性を生成すると、基準ΔＰ／ΔＦ特性算出回路１３１は、生成した基準ΔＰ／ΔＦ特性の傾きを制御回路１３７およびΔＰ／ΔＦ特性算出回路１３２に出力する。

ΔＰ／ΔＦ特性算出回路１３２は、制御回路１３７から通知される電力目標値Ｐｒｅｆに基づいて、ΔＰ／ΔＦ特性を算出する。具体的には、ΔＰ／ΔＦ特性算出回路１３２は、制御回路１３７から収集した電力目標値Ｐｒｅｆがインバータ容量Ｃｉｎｖを超えていた場合、電力目標値Ｐｒｅｆをインバータ容量Ｃｉｎｖに制限する。そして、ΔＰ／ΔＦ特性算出回路１３２は、蓄電池４０の放電モードまたは充電モードの場合、ΔＰ／ΔＦ特性の傾き＝基準ΔＰ／ΔＦ特性の傾き×（Ｃｉｎｖ×０．５）／Ｐｒｅｆとなるように、ΔＰ／ΔＦ特性の傾きを算出する。

ΔＰ／ΔＦ特性の傾きが算出されると、制御回路１３７は、ΔＰ／ΔＦ特性の傾き、電力目標値Ｐｒｅｆ、系統情報（Ｆｒｅｆ±ΔＦｍａｘ、仮想同期発電機制御の応答性能など）を管理回路１３５に出力する。管理回路１３５は、入力された情報を図示しない記憶部に、電力変換装置４１ごとに記憶する。以降の動作は、実施の形態１における動作と同じであるため説明を省略する。

次に、実施の形態２に係る電力変換装置４１の動作を説明する。
図４４は、第４の制御回路４０９（図１１）の動作を中心としたフローチャートである。

図４４に示すように、電力変換装置４１の動作が開始されると、実施の形態１と同様に、第４の制御回路４０９は、Ｓ２００により、各種制御パラメータを初期化し、予め定められた初期値に設定する。

各種制御パラメータを初期化すると、第４の制御回路４０９は、Ｓ２０１により、電圧計４０１，４０６，４１０および電流計４０２，４０７，４１１の計測値および、蓄電池４０のステータス情報（ＳＯＣなど）を収集する。実施の形態２では、第４の制御回路４０９は、収集したデータに基づいて、蓄電池４０の充放電電力および充放電電力量を算出する。

次にＳ２０２により、第４の制御回路４０９は、交流電圧のゼロクロス点を検出する。ゼロクロス点を検出すると（Ｓ２０２にてＹＥＳ）、Ｓ２０３に進み、ゼロクロス点検出フラグをセットする。なお、ゼロクロス点は、実施の形態１と同様、電圧計４１０により計測される交流電圧の波形が負から正に切り替わる点および時刻を示す。交流周波数検出回路８１（図１１）は、位相検出回路８１０（図１２）が前回検出したゼロクロス点の時刻情報と、今回検出したゼロクロス点の時刻情報とに基づいて、交流電圧の周期を算出し、算出した結果に基づいて交流電圧の周波数を算出する。

第２の正弦波生成回路８１２は（図１２）、位相検出回路８１０により検出されたゼロクロス点情報および、周波数検出回路８１１により検出された交流電圧の周波数情報を、正弦波情報として出力する。

Ｓ２０３の処理が終了した場合またはＳ２０２にてゼロクロス点が検出されない場合（Ｓ２０２にてＮＯ）、第４の制御回路４０９は、Ｓ２０４により、第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８を制御する。実施の形態１と同様に、第４の制御回路４０９は、第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８を電圧源として制御する。よって、第４の制御回路４０９は、配電系統２４に供給される電力が不足する場合には、第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８の出力電力を増加させ、配電系統２４に供給される電力が過剰となる場合には、第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８の出力電力を減少させる。

実効電力算出回路８２（図１１）は、電圧計４１０および電流計４１１の計測値に基づいて実効電力値を算出し、算出した実効電力値を積分する。ゼロクロス点検出フラグがセットされている場合、実効電力算出回路８２は、交流電圧の１周期分の実効電力の積分値を第８の制御回路８７内の記憶回路に記憶させるとともに、積分値をゼロに初期化する。実効電力を算出すると、インバータ電圧制御回路８５は、第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８を制御するための指令値を生成する。

Ｓ２０４にて指令値が生成されると、第４の制御回路４０９は、Ｓ２０５により、仮想同期発電機制御を実行する。実施の形態１と同様に、交流電圧の１周期を制御周期とする。第８の制御回路８７（図１１）は、制御タイミングが到来したと判断すると、仮想同期発電機制御回路８３（図１１）に対し、電圧制御に使用する周波数および位相の情報を生成するように指示する。実施の形態２では、実施の形態１と同様に、ゼロクロス点で、インバータ電圧制御回路８５内の第３の正弦波生成回路８５１（図１３）が発生する交流電圧の周波数および位相を更新する。

仮想同期発電機制御回路（図１４）において、減算器８３２は、交流周波数検出回路８１（図１１）による交流電圧の周波数の実測値と第８の制御回路８７から出力される基準周波数Ｆｒｅｆとの偏差を算出し、算出した偏差をガバナー制御回路８３３に出力する。

ガバナー制御回路８３３（図１５）は、減算器８３２から出力される偏差と、第８の制御回路８７から通知される制御パラメータ（－１／Ｋｇｄ）とを乗算器９１により乗算し、乗算結果を一次遅れ系モデル９２に出力する。なお、ガバナー制御回路８３３が使用する速度調整率Ｋｇｄおよびガバナー時定数Ｔｇは、ＣＥＭＳ３１から通知された情報に基づいて第８の制御回路８７が生成して図示しないレジスタにセットしたものを使用するものとする。

一次遅れ系モデル９２は、実施の形態１で説明したように、第８の制御回路８７から通知された時定数Ｔｇを用いて、一次遅れ系（１／（１＋ｓ×Ｔｇ））を模擬する演算を行ない、演算結果をリミッタ回路９３に出力する。リミッタ回路９３は、第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８の電力容量を超えないように、第２のＤＣ／ＡＣ変換器４０８の出力電力に制限を加える。

加算器８３５（図１４）は、ガバナー制御回路８３３の出力と、第８の制御回路８７から出力される電力目標値Ｐｒｅｆとを加算する。なお、電力目標値Ｐｒｅｆは、ＣＥＭＳ３１から通知されたものである。減算器８３６は、加算器８３５の出力と、実効電力算出回路８２（図１１）による実効電力の実測値との偏差を算出し、算出した偏差を質点系演算回路８３７に出力する。

質点系演算回路８３７（図１６）において、減算器１０１は、減算器８３６（図１４）の出力と、乗算器１０３の出力との偏差を算出し、算出した偏差を積分器１０２に出力する。積分器１０２は、減算器１０１の出力を、第８の制御回路８７から出力される慣性定数Ｍで除算し、除算結果を積分する。積分器１０２の出力Δω（交流電圧の周波数の角速度からの差分値）は、乗算器１０３および除算器１０４に入力される。乗算器１０３は、積分器１０２の出力Δωと、第８の制御回路８７から出力される制動係数Ｄｇとを乗算し、乗算結果を減算器１０１に出力する。除算器１０４は、積分器１０２の出力Δωを２×πで除算することにより、ΔωをΔｆ（交流電圧の周波数からの差分値）に変換する。加算器１０５は、除算器１０４の出力と、交流電圧の基準周波数Ｆｒｅｆ（６０Ｈｚ）とを加算することにより、インバータ電圧制御回路８５での電圧制御に用いる周波数を生成する。なお、質点系演算回路８３７が使用する慣性定数Ｍおよび制動係数Ｄｇは、ＣＥＭＳ３１から通知された情報を用いて第８の制御回路８７が生成してレジスタ（図示せず）にセットしたものを用いることとする。加算器１０５から出力される周波数情報は、位相計算回路１０６に出力される。位相計算回路１０６は、加算器１０５から出力される周波数情報を積分することにより、インバータ電圧制御回路８５での電圧制御に用いる位相情報を生成する。

質点系演算回路８３７から出力される位相情報および周波数情報は、交流周波数検出回路８１内の第２の正弦波生成回路８１２（図１２）を経由して、インバータ電圧制御回路８５内の第３の正弦波生成回路８５１（図１３）に入力される。第３の正弦波生成回路８５１は、電力変換装置４１から出力する交流電圧の目標値を生成する。

図４４に戻って、Ｓ２０５にて仮想同期発電機制御が完了すると、第４の制御回路４０９は、Ｓ２０６により、ＣＥＭＳ３１から計測データの送信要求を受けたかを確認する。ＣＥＭＳ３１から送信要求を受けた場合（Ｓ２０６にてＹＥＳ）、Ｓ２０７に進み、第４の制御回路４０９は、計測データを通信Ｉ／Ｆ４１２を介してＣＥＭＳ３１に通知する。

Ｓ２０７にて計測データを送信した場合または、ＣＥＭＳ３１からの送信要求を受けていない場合（Ｓ２０６にてＮＯ）、第４の制御回路４０９は、Ｓ２０８により、ＣＥＭＳ３１から制御情報を受信したかを確認する。制御情報を受信していた場合（Ｓ２０８にてＹＥＳ）、第４の制御回路４０９は、制御情報の受信フラグをセットする。Ｓ２０９にて受信フラグをセットした場合、あるいは、ＣＥＭＳ３１から制御情報を受信していない場合（Ｓ２０８にてＮＯ）、第４の制御回路４０９は、Ｓ２１０により、ゼロクロス点検出フラグがセットされているかを確認する。ゼロクロス点検出フラグがセットされていない場合（Ｓ２１０にてＮＯ）、処理はＳ２０１に戻る。

一方、ゼロクロス点検出フラグがセットされている場合（Ｓ２１０にてＹＥＳ）、第４の制御回路４０９は、Ｓ２１１に進み、交流電圧の周波数および位相の情報を第２の正弦波生成回路８１２に取り込むとともに、Ｓ２１２により、ゼロクロス点検出フラグをリセットする。

Ｓ２１２にてゼロクロス点検出フラグをリセットすると、第４の制御回路４０９は、Ｓ２１３により、交流電圧の周波数および位相の情報を、Ｓ２１１において第２の正弦波生成回路８１２に取り込んだ周波数および位相にそれぞれ更新する。

Ｓ２１３にて交流電圧の周波数および位相の情報を更新すると、第４の制御回路４０９は、Ｓ２１４により、ＣＥＭＳ３１からの制御情報を受信したか（受信フラグがセットされているか）を確認する。受信フラグがセットされていない場合（Ｓ２１４にてＮＯ）、処理はＳ２０１に戻る。一方、受信フラグがセットされている場合（Ｓ２１４にてＹＥＳ）、第４の制御回路４０９は、Ｓ２１５により、周波数目標値（基準周波数Ｆｒｅｆ）および電力目標値Ｐｒｅｆをそれぞれ受信したデータに置き換える。

Ｓ２１６にて制御パラメータ生成用の情報を受信すると、第８の制御回路８７は、仮想同期発電機制御の制御パラメータを生成する。具体的には、ＣＥＭＳ３１により生成されたΔＰ／ΔＦ特性の傾き、系統情報（基準周波数Ｆｒｅｆ、電力目標値Ｐｒｅｆ、ΔＦｍａｘなど）および、自己のインバータ容量に基づいて、制御パラメータを生成する。実施の形態２では、第８の制御回路８７は、図１９に示す制動係数Ｄｇおよび系統周波数の関係を複数の速度調整率Ｋｇｄの各々についてテーブルデータとして記憶しておく。第８の制御回路８７は、ΔＦｍａｘの情報に基づいて、テーブルデータを参照することにより、ΔＰ／ΔＦ特性の傾きに一致する速度調整率Ｋｇｄおよび制動係数Ｄｇの組合せを検索する。

なお、電力変換装置４１に実装する仮想同期発電機制御用の制御パラメータの生成方法は上述した方法に限るものではない。例えば実施の形態１のように、自己の仮想同期発電機制御モデルを内蔵する、あるいは、仮想同期発電機制御を表す数式を内蔵するなどの方法を用いてもよい。

速度調整率Ｋｇｄおよび制動係数Ｄｇを生成すると、第８の制御回路８７は、質点系演算回路の時定数情報から慣性定数Ｍを算出する。慣性定数Ｍの算出方法は、実施の形態１で説明したように、上記式（３）を用いて、ＣＥＭＳ３１から通知された時定数と、（Ｍ／Ｄｇ）とが等しくなるように慣性定数Ｍを算出する。

図４４のＳ２２０にて制御パラメータを生成すると、第８の制御回路８７は、Ｓ２１６により、制御パラメータの変更（更新）を実施する。制御パラメータを変更（更新）すると、第８の制御回路８７は、受信フラグをセットしているレジスタ（図示せず）をクリア（リセット）し、処理をＳ２０１に戻す。

以上説明したように、実施の形態２によれば、各々が仮想同期発電機制御を実装した複数の電力変換装置４１を配電系統２４に配置した構成において、負荷６００の消費電力またはメガソーラー２６の発電電力が変動した場合においても、複数の電力変換装置４１は、ＣＥＭＳ３１で作成した運転計画（電力目標値）の案分比に従って過不足電力を分担することができる。

また実施の形態２では、ＣＥＭＳ３１に実装した機能の一部を電力変換装置４１に実装する構成としたことにより、ＣＥＭＳ３１の処理負荷を軽減することができる。例えば、一般需要家が設置した家庭用蓄電池に仮想同期発電機制御を実装する場合、実施の形態１では、ＣＥＭＳ３１が数百から数千の家庭用蓄電池における仮想同期発電機制御の制御パラメータを生成することが必要となる。一方、実施の形態２によれば、仮想同期発電機制御の機能の一部を家庭用蓄電池に実装することにより、ＣＥＭＳ３１の処理負荷を軽減することができる。

また、複数の電力変換装置４１または家庭用蓄電池に実装されている仮想同期発電機制御回路の構成が異なる場合、ＣＥＭＳ３１が制御パラメータを生成する構成では、ＣＭＥＳ３１は、図５に示す仮想同期発電機モデルを複数種類、または実施の形態に２に示したテーブルデータを複数種類持つ必要がある。また、仮想同期発電機制御回路ごとに、生成する制御パラメータの数も異なる場合もある。このような場合でも、電力変換装置４１および家庭用蓄電池の各々が制御パラメータを生成する構成とすることにより、ＣＥＭＳ３１の処理を単純化することができる。

また、実施の形態１および２では、電力変換装置４１に向けて運転計画（電力目標値）を作成するとき、各電力変換装置４１の静止型インバータの容量および電力目標値に基づいて、制御パラメータを生成するように構成したことにより、次の運転計画がＣＥＭＳ３１から通知されるまでの期間に負荷６００の消費電力または、メガソーラー２６の発電電力は変動した場合でも、運転計画（電力目標値）と同じ案分比で過不足電力を分担することができる。

これにより、例えば運転計画を通知した直後に日射量が変化し、メガソーラー２６の葉電電力が５０％減少した場合においても、不足する５０％の電力は、運転計画の作成時に算出した電力目標値の比に基づいて分担される。よって、例えば運転計画作成時において、ほぼ同時にＳＯＣがゼロになるように複数の蓄電池４０の電力目標値が算出されていた場合、電力目標値の比に基づいて、不足する５０％の電力が案分されるため、ほぼ同時にＳＯＣがゼロになるように制御することができる。

なお、実施の形態１および２では、蓄電池４０用の電力変換装置４１に仮想同期発電機制御を実装した構成について説明したが、これに限るものではなく、例えば風力発電機などの創エネ機器に仮想同期発電機制御を実装した構成においても同様の効果を奏することは言うまでもない。特に、風力発電機はプロペラでモータを回すために発電機が慣性力を持っており、同様の効果を奏することは言うまでもない。

また実施の形態１および２では、蓄電池４０のような大容量の蓄電池を配電系統２４に複数台実装する構成について説明したが、家庭用蓄電池の電力変換装置または電気自動車用の電力変換装置に仮想同期発電機制御を実装し、ＣＥＭＳ３１が行なう制御と同様の制御を実施してもよい。この場合、配電系統２４に接続される電力変換装置は数百台の規模になり得る。さらに、蓄電池容量としては蓄電池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）が配置されていても同様の効果を奏することができる。

また、実施の形態１および２では蓄電池４０用の電力変換装置４１について説明したが、これに限るものではなく、静止型インバータを電圧源として制御する電力変換装置（例えば、太陽電池（家庭用太陽電池を含む）、風力発電機および燃料電池の発電電力を配電系統２４に供給するようなシステムに仮想同期発電機制御を実装した構成についても、上述した方法を用いて仮想同期発電機制御の制御パラメータを生成する構成とすることにより、同様の効果を得ることができる。

さらに、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）または燃料電池自動車（ＦＣＶ：Fuel Cell Vehicle）等の車載蓄電池を用いることも可能である。

なお、実施の形態１および２では、説明を簡単にするために、図２１から図３１の説明では数ｋＷのインバータ容量を有する電力変換装置４１を用いて動作を説明したが、これに限るものではない。

また、実施の形態１および２では分散電源管理装置を配電系統に適用する構成について説明したが、これに限るものではなく、送電系統または自立系のマイクログリッドに対して本開示の技術を適用しても同様の効果を奏する。

さらに実施の形態１および２では、三相交流を例示したが単相交流または単相三線交流であってもよい。さらに、系統用蓄電池用の電力変換装置（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おいても、上述した方法を用いて仮想同期発電機制御の制御パラメータを生成する構成とすることにより同様の効果を得ることができる。

なお、実施の形態１および２では、電力変換装置４１内の静止型インバータに向けて、仮想同期発電機制御の制御パラメータを生成するとき、静止型インバータの容量および電力目標値を用いて制御パラメータを生成する構成について説明したがこれに限るものではない。例えば、電力変換装置４１ａ内の静止型インバータの容量に対して蓄電池４０ａの蓄電池容量が２倍、電力変換装置４１ｂ内の静止型インバータの容量に対して蓄電池４０ｂの蓄電池容量が３倍など、静止型インバータの容量に対する蓄電池の容量の比が互いに異なる場合には、当該容量比を考慮して運転計画（電力目標値）を生成する、あるいは、制御パラメータを生成するときに上記容量比を考慮するように構成することにより同様の効果を得ることができる。

実施の形態２では、電力変換装置４１内で制御パラメータを生成することができるように、電力目標値に加えて、系統情報およびΔＰ／ΔＦ特性の傾き情報を送信する構成にすいて説明したが、送信する情報はこれに限るものではなく、電力変換装置４１内で制御パラメータを生成することができる情報をＣＥＭＳ３１から送信するように構成することにより同様の効果を得ることができる。

実施の形態１および２では、仮想同期発電機モデル（図５）を内蔵する構成と、制動係数Ｄｇおよび系統周波数の関係（図１９）を複数の速度調整率Ｋｇｄの各々に対応付けてテーブルデータとして記憶しておき、ΔＦｍａｘ情報に基づいて、ΔＰ／ΔＦ特性の傾きとほぼ一致する速度調整率Ｋｇｄおよび制動係数Ｄｇの組み合わせを検索する、あるいは、速度調整率Ｋｇｄおよび系統周波数の関係（図１８）を複数の制動係数Ｄｇの各々に対応付けてテーブルデータとして記憶しておき、ΔＦｍａｘ情報に基づいて、ΔＰ／ΔＦ特性の傾きとほぼ一致する速度調整率Ｋｇｄおよび制動係数Ｄｇの組み合わせを検索する構成とについて説明したがこれに限るものではない。例えば、仮想同期発電機制御回路を数式モデルで内蔵するなど他の方法を採用してもよいことは言うまでもない。

さらに、実施の形態１および２では、制御パラメータを生成するときにΔＰ／ΔＦ特性を算出する構成について説明したがこれに限るものではなく、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、当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に制御パラメータを生成する構成としてもよい。さらに当該構成にＡＩを実装し、ＡＩを用いて制御パラメータを生成する構成としてもよい。

なお、実施の形態１および２では、ＣＥＭＳ３１とＤＳＯ２１との間の通信周期を３０分とし、ＣＥＭＳ３１と電力変換装置４１との間の通信周期を５分とする構成としたが、これに限るものではない。例えばＣＥＭＳ３１および電力変換装置４１間の通信周期を１分としてもよい。

また、実施の形態１および２では、ガバナー制御回路８３３（図１４）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、これに限るものではなく、二次遅れ系またはＬＰＦ（Low Pass Filter）などでガバナーモデルを構成してもよい。

さらに、実施の形態１および２では、質点系演算回路８３７（図１４）を積分器とフィードバックループとでモデリングしたがこれに限るものではなく、例えば一次遅れ系、二次遅れ系およびＬＰＦでモデル化してもよいことは言うまでもない。さらに、実施の形態１および２では仮想同期発電機制御で広く用いられているＶＱ制御については説明を簡単にするために省略したが、仮想同期発電機制御としてＶＱ制御が実装されている電力変換装置に本開示を採用しても同様の効果を得ることができる。さらに、質点系演算回路８３７（図１４）の構成も図１６に示す回路に限定されるものではない。

変形例の説明．
実施の形態１および２では、説明を分かりやすくするために電力変換装置２７および電力変換装置４１における制御回路を図６から図１６に示す構成とし、かつ、ＣＥＭＳ３１を図３から図５に示すハードウェアで構成する場合について説明したが、各ブロックまた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によって構成しても同様の制御機能を実現することができる。あるいは、少なくとも一部のブロックについて、ソフトウェアおよ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。

なお、上述した実施の形態および変更例について、明細書内で言及されていない組み合わせを含めて、不都合または矛盾が生じない範囲内で、実施の形態で説明された構成を適宜組み合わせることは出願当初から予定されている。

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およ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。

１１ 通信回路、１２ 記憶回路、１３ 制御パラメータ生成回路、１４ 運転計画作成回路、１５ 送信データ生成回路、１６ 制御回路、２０ 変電所、２１ 配電自動化システム（ＤＳＯ）、２２，２０１，２０６，２１０，４０１，４０６，４１０ 電圧計、２３ 自動電圧調整器（ＳＶＲ）、２４ 配電系統、２５ 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、２９ インピーダンス、３０ａ，３０ｂ 同期発電機、３１ ＣＥＭＳ、４０，４０ａ～４０ｃ 系統用蓄電池、４１，４１ａ～４０ｃ 蓄電池用電力変換装置、５１ ＭＰＰＴ制御回路、５２ 電圧制御回路、５３ 第１の切換回路、５４ 第５の制御回路、６１ 位相検出回路、６２ 第１の正弦波生成回路、６３，６６，１０１，８３２，８３６，８５２ 減算器、６４ 第１のＰＩ制御回路、６５，９１，１０３ 乗算器、６７ 第６の制御回路、６８ 第２のＰＩ制御回路、６９ 第１のＰＷＭ変換器、７１ 充電制御回路、７２ 放電制御回路、７３ 第２の切換回路、７４ 第７の制御回路、８１ 交流周波数検出回路、８２ 実効電力算出回路、８３ 仮想同期発電機制御回路、８４ インバータ電流制御回路、８５ インバータ電圧制御回路、８６ 第３の切換回路、８７ 第８の制御回路、９２ 一次遅れ系モデル、９３ リミッタ回路、１０２ 積分器、１０４ 除算器、１０５，８３５ 加算器、１０６ 位相計算回路、１００ａ～１００ｄ タウン、１１０ 工場、１１２ ビル、１１３ マンション、１４１ 蓄電池運転計画作成回路、１４２ 発電電力予測回路、１４３ 消費電力予測回路、１４４ 蓄電池運転計画補正回路、１３５，１４５，１４６ 管理回路、１３１ 基準ΔＰ／ΔＦ特性算出回路、１３２ ΔＰ／ΔＦ特性算出回路、１３３ 制御パラメータ生成回路、１３４ 仮想同期発電機モデル、１３６ 制御回路、２０２，２０７，２１１，４０２，４０７，４１１ 電流計、２０３ 第１のＤＣ／ＤＣ変換器、２０４ 第１の制御回路、２０５，４０５ 直流母線、２０８ 第１のＤＣ／ＡＣ変換器、２０９ 第２の制御回路、２１２，４１２ 通信Ｉ／Ｆ、４０３ 第２のＤＣ／ＤＣ変換器、４０４ 第２の制御回路、４０８ 第２のＤＣ／ＡＣ変換器、４０９ 第４の制御回路、８１０ 位相検出回路、８１１ 周波数検出回路、８１２ 第２の正弦波生成回路、８３３ ガバナー制御回路、８３７ 質点系演算回路、８５１ 第３の正弦波生成回路、８５３ 第３のＰＩ制御回路、８５４ 第２のＰＷＭ変換器、６００ 負荷。

Claims (9)

1. 配電系統に連系される複数の分散電源を管理する分散電源管理装置であって、
   前記複数の分散電源の各々は、仮想同期発電機制御が実装された静止型インバータを有しており、
   前記複数の分散電源との間で通信を行なう通信回路と、
   前記通信回路が受信した情報および前記複数の分散電源の容量に基づいて、前記複数の分散電源の各々の電力目標値を生成する運転計画作成回路と、
   各前記分散電源における前記仮想同期発電機制御のための制御パラメータまたは、前記制御パラメータの生成に必要な情報を生成する制御パラメータ生成回路とを備え、
   前記通信回路は、前記各分散電源の計測情報を受信するとともに、各前記分散電源に制御指令を送信するように構成され、
   前記制御パラメータ生成回路は、前記通信回路が受信した情報、前記複数の分散電源の容量、および前記各分散電源の前記電力目標値に基づいて、前記制御パラメータまたは前記制御パラメータの生成に必要な情報を生成し、生成した前記制御パラメータまたは前記制御パラメータの生成に必要な情報を、前記制御指令として、前記通信回路を介して各前記分散電源に出力する、分散電源管理装置。
2. 前記制御パラメータ生成回路は、各前記分散電源の前記静止型インバータの容量を示す情報および、前記運転計画作成回路により生成された各前記分散電源の前記電力目標値に基づいて、前記制御パラメータを生成する、請求項１に記載の分散電源管理装置。
3. 前記制御パラメータ生成回路は、前記運転計画作成回路により生成された各前記分散電源の前記電力目標値、および前記配電系統を管理する情報に基づいて、前記制御パラメータを生成する、請求項１に記載の分散電源管理装置。
4. 前記制御パラメータ生成回路は、前記静止型インバータの容量の半分を電力目標値としたときの、基準周波数に対する系統周波数の偏差である差分周波数と、電力目標値に対する前記静止型インバータの出力電力の偏差である差分電力との関係を示す基準ΔＰ／ΔＦ特性を生成し、
   生成した前記基準ΔＰ／ΔＦ特性に基づいて、前記運転計画作成回路により生成された前記電力目標値と前記静止型インバータの容量の半分との比を用いて、各前記分散電源のΔＰ／ΔＦ特性を生成する、請求項１から３のいずれか１項に記載の分散電源管理装置。
5. 前記制御パラメータ生成回路は、前記基準ΔＰ／ΔＦ特性の傾きと、前記運転計画作成回路により生成された前記電力目標値と前記静止型インバータの容量の半分との比とに基づいて、各前記分散電源のΔＰ／ΔＦ特性の傾きを算出する、請求項４に記載の分散電源管理装置。
6. 前記制御パラメータ生成回路は、各前記分散電源のΔＰ／ΔＦ特性において前記差分電力の最大値に対応する前記差分周波数の最大値を算出し、前記差分周波数の最大値に基づいて前記制御パラメータを生成する、請求項５に記載の分散電源管理装置。
7. 前記各分散電源は、前記仮想同期発電機制御を実行する制御回路を含み、
   前記制御回路は、同期発電機のガバナー機能を模擬したガバナー制御回路と、前記同期発電機の動揺方程式を模擬した質点系演算回路とを有しており、
   前記制御パラメータ生成回路は、前記制御パラメータとして、前記ガバナー制御回路のゲインおよび前記質点系演算回路の制動係数の少なくとも一方を生成する、請求項１から６のいずれか１項に記載の分散電源管理装置。
8. 前記通信回路は、前記各分散電源に対して、前記ガバナー制御回路のゲインおよび前記質点系演算回路の制動係数の少なくとも一方と、前記運転計画作成回路により生成された前記電力目標値とを通知する、請求項７に記載の分散電源管理装置。
9. 前記通信回路は、各前記分散電源に対して、前記運転計画作成回路により生成された前記電力目標値と、前記制御パラメータ生成回路により生成された各前記分散電源のΔＰ／ΔＦ特性または前記ΔＰ／ΔＦ特性を生成するときに使用した情報とを通知する、請求項４から６のいずれか１項に記載の分散電源管理装置。

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