JPWO2019053941A1 - 分散電源システム - Google Patents

Abstract

太陽電池電力変換装置（２）は、連系点（Ｎ）の交流電圧の実効値が第１の閾値電圧を超えているときに、連系点の電圧が第１の目標実効電圧となるように、出力する無効電力を制御する。蓄電池用電力変換装置（４）は、創エネ機器（１１１）の発電電力が第１の基準電力を超え、かつ連系点の交流電圧の実効値が第２の閾値電圧を超えている場合に、連系点（Ｎ）の電圧が第２の目標実効電圧となるように、出力する無効電力を制御する。

Description

本発明は、分散電源システムに関し、特に太陽電池等の再生可能エネルギーを利用した創エネ機器、および蓄電池等の蓄エネ機器が交流で連携する分散電源システムの、特に創エネ機器、および蓄エネ機器の制御方法に関するものである。

近年、環境負荷の低減に向け、二酸化炭素を排出しない太陽電池などの自然エネルギーを利用した発電システムが各家庭に普及しつつある。また、東日本大震災以降の電力不足等に対応するため、蓄電池を具備したシステム、電気自動車を蓄電池として利用するシステム、太陽電池と蓄電池を組み合わせたシステムなどの製品化が進められている。また、政府は二酸化炭素の排出量を大幅に削減するために、住宅等の断熱性能等を向上させるとともに、太陽電池等の再生可能エネルギーを利用した創エネ器を設置し、住宅で使用する１年間の電力収支をゼロとするゼロエミッション住宅（以降ＺＥＨ住宅、あるいは単にＺＥＨと記す）の普及を促進している。

上述のように、太陽電池等の再生可能エネルギーが大量に投入されると、太陽電池の場合は昼間の日射量が多い時間帯に配電系統の電圧が上昇するなどの問題が発生する。そのための対策として、太陽電池の発電電力を抑制し逆潮電力を抑制する、あるいはＳＶＣ（Static Var Compensator（静止型無効電力補償装置））または系統安定化用の蓄電池設備を用いて補償する等の対策が取られている。しかし、上記対策は、太陽電池が発電できる電力を最大限活用できない、あるいはＳＶＣ等の系統安定化設備は高額である等の問題がある。上記対策として、政府は２０１６年度より発電電力の自家消費率の向上（地産地消）に向けた補助事業を実施しており今後促進していく計画となっている。同様に、上記ＺＥＨ住宅の促進事業についても、地産地消を図るため、ＺＥＨ条件とは関係のない蓄電池についても２０１６年度より補助金を出し、普及の促進を図っている。

また、最近になり跡地開発と呼ばれる工場（例えば、神奈川県藤沢市のサスティナブル・スマートタウン等）や九州大学等の跡地を利用した大規模なタウン開発が進められている。このような開発では、各戸に太陽電池が設置される事例も出てきており、また、上述したように政府の指針からも、今後のタウン開発では、ＺＥＨ住宅（各戸に数ｋＷの創エネ機器（太陽電池等）が設置）が前提となると予測される。この場合、３００戸程度のタウン規模になると、メガソーラが形成されることになる。従来技術では、上述したように、配電系統の安定化（系統電圧の上昇抑制）のために、高価なＳＶＣや蓄電池等の系統用設備をタウン内に設置し対応する必要があった。また、個別住宅の対応としては、配電系統の電圧が上昇すると、太陽電池に接続された電力変換装置（以降、パワコンと記す）が無効電力を出力し、系統電圧を抑制するよう制御されていたが、この制御を実施した場合、無効電力による皮相電力の上昇に伴い、太陽電池の発電電力を抑制しなければならない場合も発生していた。なお、上述したようなタウン（以下、スマートタウンと記す）では、各需要家に設置された太陽電池の発電電力による系統電圧上昇を抑制させるため上述したようにＳＶＣや配電系統用蓄電池などの配電系統電圧安定化設備を導入するが、これら設備の導入に際しては、需要家も一部費用を負担する場合がある。

特許文献１には、再生可能エネルギーを利用した発電装置と、発電装置に接続された第一のインバータと、蓄電池と、蓄電池に接続された第二のインバータと、制御器とを備えた発電システムが記載されている。この発電システムでは、第一のインバータと第二のインバータが連系点で接続され、制御器が連系点を経由した負荷への電力供給を制御する。制御器が、蓄電池に接続された第二のインバータから出力される有効電力に基づいて、第一のインバータから出力される無効電力と、第二のインバータから出力される無効電力の比を変化させる。特許文献１に記載されている系統電圧の安定化制御方式は、蓄電池パワコンからの有効電力情報に基づき創エネ機器の無効電力量を決定する。具体的には、創エネ機器としては風力発電等を想定し、創エネ機器制御器は、蓄電池パワコンの出力する有効電力が蓄電池パワコンの定格電力に近づく場合には、創エネ機器と蓄電池パワコンの無効電力比率調整により創エネ機器による無効電力出力を増加させる。その結果、蓄電池パワコンの過負荷を回避し、インバータの利用率を改善することができる。

特開２０１４−１９２９９２号公報

系統連系規定によると、低圧系統の力率は０．８５以上と規定されている。よって、太陽電池パワコンから出力可能な無効電力は、定格電力をＰｍａｘとすると、最大で（１．０−０．８５×０．８５）^1/2×Ｐｍａｘ（すなわち、０．５２６×Ｐｍａｘ）となる。例えば、太陽電池のパワコンの定格電力が６ｋＷ、蓄電池のパワコンの定格電力が２ｋＷ（蓄電池は２ｋＷｈ）の場合、蓄電池パワコンは、最大で２ｋＷの無効電力を出力できる。よって、２ｋＷまでの無効電力で系統電圧の上昇を抑えることができた場合、太陽電池は発電した電力を全て有効電力として出力することができる。しかしながら、特許文献１の制御では、そのようなケースでも、創エネ機器である太陽電池が無効電力を出力するように構成されているため、創エネ機器の発電電力を全て有効電力として出力することができず、創エネ機器の発電電力を抑制しなければならない場合がある。

そこで、本発明は、上述の課題を解決するためになされたものであり、その目的は創エネ機器の発電電力の抑制が起こりにくくすることができる分散電源システムを提供することである。

本発明は、創エネ機器を含む複数の分散電源が一か所の連系点で配電系統に連携して電力系統に電力を供給し、複数の分散電源の少なくとも１つが蓄電池と蓄電池の直流電力を交流電力に変換するインバータ部を有する分散電源システムにおいて、系統連系点の交流電圧を計測する電圧計測部と、創エネ機器が発電する発電電力を計測する発電電力計測部と、蓄電池の直流電力を交流電力に変換するインバータ部を制御する制御部を有する。インバータ部を制御部が制御する際、系統連系点での交流電圧が所定の範囲の際に使用する第１の系統電圧目標値と、系統連系点での交流電圧の上昇を抑制するためインバータ部から無効電力を出力するかの判断に使用する第２の系統電圧目標値と、発電電力計測部の出力に基づきインバータ部で系統電圧の制御を行うかを判断する第１の系統電圧のスレッショルド電圧を有する。発電電力計測部の出力が所定値以上で、電圧計測部の出力が第１の系統電圧のスレッショルド電圧を超えた場合、系統電圧が第２の系統電圧目標値になるようインバータ部から出力する無効電力を制御するよう構成する。

本発明によれば、発電電力計測部の出力が所定値以上で、電圧計測部の出力が第１の系統電圧のスレッショルド電圧を超えた場合、系統電圧が第２の系統電圧目標値になるようインバータ部から出力する無効電力を制御するよう構成するので、創エネ機器だけが無効電力を出力する場合に比べて、創エネ機器の発電電力の抑制が起こりにくくすることができる。

実施の形態１の分散電源システムの構成を表わす図である。 需要家設備１８の構成を表わす図である。 太陽電池用電力変換装置２、および蓄電池用電力変換装置４の構成を表わす図である。 第１の制御回路２０４の構成を表わす図である。 第２の制御回路２０９の構成を表わす図である。 第３の制御回路４０４の構成を表わす図である。 第４の制御回路４０９の構成を表わす図である。 無効電力による系統電圧の制御方式の概念を説明するための図である。 太陽電池用制御情報、および蓄電池用制御情報の需要家設備１８への転送手順を表わすシーケンス図である。 太陽電池用電力変換装置２、および蓄電池用電力変換装置４において収集された計測データのＣＥＭＳ１５への転送手順を表わすシーケンス図である。 有効電流、および無効電流を含む交流電流目標値の生成方法について説明するための図である。 太陽電池用電力変換装置２の動作手順を表わすフローチャートである。 太陽電池用電力変換装置２の動作手順を表わすフローチャートである。 蓄電池用電力変換装置４の動作手順を表わすフローチャートである。 蓄電池用電力変換装置４の動作手順を表わすフローチャートである。 蓄電池用電力変換装置４の動作手順を表わすフローチャートである。 蓄電池の無効電力制御の開始および終了の条件を説明するための図である。 図１６のステップＳ１７４における蓄電池用電力変換装置４の無効電力モードのリセット判定の手順を表わすフローチャートである。 蓄電池用電力変換装置４の無効電力モードのリセット判定方法を模式的に表わす図である。

以下、実施の形態について、図面を用いて説明する。
実施の形態１．
図１は、実施の形態１の分散電源システムの構成を表わす図である。この分散電源システムでは、複数の分散電源が連系点で商用系統と連系される。

図１を参照して、分散電源システムは、柱上トランス９−１〜９−ｍと、複数の区画１９−１〜１９−ｍと、複数の区画への電力供給のための配電系統１４−１〜１４−ｍと、ＣＥＭＳ（Community Energy Management System）１５と、宅外通信ネットワーク１３とを備える。区画の数ｍは、たとえば、３０である。

ＣＥＭＳ１５は、区画１９−１〜１９−ｍ内の需給電力を管理する。
区画１９−ｊは、需要家宅に設置される需要家設備１８−ｊ−１〜１８−ｊ−ｎによって構成される。１つの区画内の需要家宅の数ｎは、たとえば、１０である。

柱上トランス９−１〜９−ｍ以下複数の需要家（例えば、１０軒程度）で構成された区画を複数区画（例えば３０区画）集めてスマートタウンを構成した場合について説明する。

需要家宅は、ＺＥＨ（Zero Emission House）住宅で構成されているものとする。ＺＥＨ住宅とは、二酸化炭素の排出量を大幅に削減するために、住宅等の断熱性能等を向上させるとともに、太陽電池等の再生可能エネルギーを利用した創エネ器を設置し、使用する１年間の電力収支をゼロとする住宅である。全ての住宅には太陽電池１（容量は４〜６ｋＷ程度）が設置され、メガソーラが構成されている場合について説明する。

需要家設備１８−ｊ−１〜１８−ｊ−ｎは、連系点Ｎ−ｊ−１〜Ｎ−ｊ−ｎで商用系統１７と連系可能に構成される。

需要家設備１８−ｊ−ｉは、太陽電池１−ｊ−ｉ、太陽電池用電力変換装置２−ｊ−ｉ、蓄電池３−ｊ−ｉ、蓄電池用電力変換装置４−ｊ−ｉ、需要家宅内の負荷５−ｊ−ｉ、分電盤６−ｊ−ｉ、ＨＥＭＳ７−ｊ−ｉ、スマートメータ８−ｊ−ｉ、宅内配電系統１０−ｊ−ｉ、宅内通信ネットワーク１１−ｊ−ｉ、信号線１２−ｊ−ｉを備える。

宅外通信ネットワーク１３は、ＣＥＭＳ１５と、ＨＥＭＳ７−ｊ−ｉ（ｊ＝１〜ｍ、ｉ＝１〜ｎ）とを接続する。

複数の需要家設備１８−ｊ−１〜１８−ｊ−ｍは、柱上トランス９−ｊを介して、連系線９００に接続される。連系線９００は、商用系統１７に接続される。これによって、複数の需要家設備１８−ｊ−１〜１８−ｊ−ｎに含まれる１以上の分散電源が商用系統１７と連系される。

以下の説明では、上述の構成要素Ｘ−ｊ−ｉを総称して、Ｘと表記する。
図２は、需要家設備１８の構成を表わす図である。図２において、同一の番号を記したものは同一のものとする。需要家設備１８は、分散電源として、創エネ機器１１１と、蓄エネ機器３３３とを備える。

創エネ機器１１１は、創エネ装置としての太陽電池１と、太陽電池用電力変換装置２とを含む。創エネ装置は、太陽電池１に限るものではなく、風力発電装置、または水力発電装置なども含まれる。太陽電池用電力変換装置２が第１の電力変換装置に該当する。

太陽電池１は、容量は４〜６ｋＷ程度であり、図１に示すように１０戸の需要家で構成された区画が３０区画あつまるとメガソーラが構成されている。

太陽電池用電力変換装置２は、太陽電池１から供給される直流電力を交流電力に変換して、宅内配電系統１０に供給する。

蓄エネ機器３３３は、蓄電池３と、蓄電池用電力変換装置４とを含む。
蓄電池３は、電力の充放電が可能なように構成される。

蓄電池用電力変換装置４は、蓄電池３から放電した直流電力を交流電力に変換して、宅内配電系統１０に供給する。蓄電池用電力変換装置４は、宅内配電系統１０から供給される交流電力に直流電力に変換して、蓄電池３を充電する。蓄電池用電力変換装置４が第２の電力変換装置に該当する。蓄電池用電力変換装置４がインバータ部に相当する。

負荷５は、エコキュート５１、エアコン５２、冷蔵庫５３、照明５４、ＩＨクッキングヒータ５５等を含む。

ＨＥＭＳ７は、宅外通信ネットワーク１３を介してＣＥＭＳ１５と接続される。
分電盤６は、柱上トランス９から供給される商用系統１７の電力を宅内配電系統１０に供給する。分電盤６は、電力計測回路６１を備える。電力計測回路６１は、各ブレーカの電力を計測する。

スマートメータ８は、商用系統１７の電力使用量を計測する。
宅内配電系統１０は、宅内の機器へ電力を供給する。

宅内通信ネットワーク１１は、ＨＥＭＳ７と宅内の機器との間で制御情報などを伝送する。

信号線１２は、分電盤６内の電力計測回路で計測された電力を表わす信号を伝送する。
図３は、太陽電池用電力変換装置２、および蓄電池用電力変換装置４の構成を表わす図である。

太陽電池用電力変換装置２は、電圧計２０１、電流計２０２、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３、第１の制御回路２０４、直流母線２０５、電圧計２０６、電流計２０７、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８、第２の制御回路２０９、電圧計２１０、および電流計２１１を備える。

電圧計２０１は、太陽電池１から出力される第１の直流電圧を計測する。
電流計２０２は、太陽電池１から出力される第１の直流電流を計測する。

第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３は、太陽電池１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。

直流母線２０５は、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３から出力される第２の直流電圧を第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８に供給する。

電圧計２０６は、直流母線２０５の第２の直流電圧を計測する。
電流計２０７は、直流母線２０５の第２の直流電流を計測する。

第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８は、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３から出力される第２の直流電圧（直流電力）を交流電圧（交流電力）に変換して、宅内配電系統１０に出力する。

電圧計２１０は、宅内配電系統１０の交流電圧を連系点Ｎの交流電圧として計測する。
電流計２１１は、宅内配電系統１０を流れる交流電流を計測する。

第１の制御回路２０４は、電圧計２０１の出力、電流計２０２の出力、電圧計２０６の出力などに基づいて、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３を制御する。

第２の制御回路２０９は、電圧計２０６の出力、電流計２０７の出力、電圧計２１０の出力、および電流計２１１の出力などに基づいて、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８を制御する。

蓄電池用電力変換装置４は、電圧計４０１、電流計４０２、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３、第３の制御回路４０４、直流母線４０５、電圧計４０６、電流計４０７、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８、第４の制御回路４０９、電圧計４１０、および電流計４１１を備える。

電圧計４０１は、蓄電池３から出力される第３の直流電圧を計測する。
電流計４０２は、蓄電池３から出力される第３の直流電流を計測する。

第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３は、蓄電池３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。

直流母線４０５は、第４の直流電圧を第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８に供給する。
電圧計４０６は、直流母線４０５の第４の直流電圧を計測する。

電流計４０７は、直流母線４０５の第４の直流電流を計測する。
第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８は、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３から出力される第４の直流電圧（直流電力）を交流電圧（交流電力）に変換して、宅内配電系統１０に出力する。

電圧計４１０は、宅内配電系統１０の交流電圧を連系点Ｎの交流電圧として計測する。
電流計４１１は、宅内配電系統１０を流れる交流電流を計測する。

第３の制御回路４０４は、電圧計４０１の出力、電流計４０２の出力、電圧計４０６の出力などに基づいて、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３を制御する。

第４の制御回路４０９は、電圧計４０６の出力、電流計４０７の出力、電圧計４１０の出力、および電流計４１１の出力などに基づいて、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８を制御する。

図４は、第１の制御回路２０４の構成を表わす図である。
第１の制御回路２０４は、ＭＰＰＴ（Maximum Power Point Tracking）制御回路２０４１、電圧制御回路２０４２、切換え回路２０４３、および第５の制御回路２０４４を備える。

ＭＰＰＴ制御回路２０４１は、太陽電池１から供給される電力を最大限取り出すために、電圧計２０１の出力と、電流計２０２の出力とに基づいて、太陽電池１の最大電力点をサーチし、その電力を取り出す制御のための制御指令値を生成する。

電圧制御回路２０４２は、電圧計２０６の出力に基づいて、太陽電池１の電圧を制御し、太陽電池１から取りだす電力を制御するための制御指令値を生成する。

切換え回路２０４３は、ＭＰＰＴ制御回路２０４１の出力と電圧制御回路２０４２の出力のいずれを第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３へ制御指令値として出力するかを切り換える。

第５の制御回路２０４４は、ＭＰＰＴ制御回路２０４１および電圧制御回路２０４２へ制御パラメータ、および制御目標値などを出力するとともに、太陽電池１の発電状態などを管理する。第５の制御回路２０４４は、切換え回路２０４３の制御信号も出力する。

図５は、第２の制御回路２０９の構成を表わす図である。
第２の制御回路２０９は、位相検出回路２０９１、無効電流振幅算出回路２０９２、無効電流波形発生回路２０９３、有効電流振幅算出回路２０９４、有効電流波形発生回路２０９５、加算器２０９６、および第６の制御回路２０９７を備える。

位相検出回路２０９１は、電圧計２１０で計測された交流の電圧波形の位相を検出して、交流電圧の位相検出情報を出力する。

無効電流振幅算出回路２０９２は、第６の制御回路２０９７で算出された交流電圧の実効値に基づいて、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８が出力する無効電流の目標振幅を算出する。

無効電流波形発生回路２０９３は、位相検出回路２０９１から出力される交流電圧の位相検出情報、および無効電流振幅算出回路２０９２から出力される無効電流の目標振幅に基づいて、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８が出力する無効電流波形を発生する。

有効電流振幅算出回路２０９４は、第６の制御回路２０９７で算出された有効電流情報に基づいて、有効電流の目標振幅を算出する。

有効電流波形発生回路２０９５は、位相検出回路２０９１から出力される交流電圧の位相検出情報、および有効電流振幅算出回路２０９４から出力される有効電流の目標振幅に基づいて、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８から出力する有効電流波形を発生する。

加算器２０９６は、無効電流波形発生回路２０９３から出力される無効電流波形と有効電流波形発生回路２０９５から出力される有効電流波形とを加算し、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８から出力する交流電流目標値を生成する。

第６の制御回路２０９７は、電圧計２１０で計測された交流電圧に基づいて、交流電圧の実効値を算出して、無効電流振幅算出回路２０９２へ出力する。

第６の制御回路２０９７は、電圧計２０６で計測された直流母線２０５の電圧に基づいて、有効電流情報を算出して、有効電流振幅算出回路２０９４へ出力する。

第６の制御回路２０９７は、加算器２０９６から出力される交流電流目標値と、電流計２１１で計測された交流電流に基づいて、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８を制御する電流指令値を生成する。

図６は、第３の制御回路４０４の構成を表わす図である。
第３の制御回路４０４は、充電制御回路４０４１、放電制御回路４０４２、切換え回路４０４３、および第７の制御回路４０４４を備える。

充電制御回路４０４１は、電流計４０２の出力と、電圧計４０１の出力とに基づいて、蓄電池３の充電制御を行う際の指令値を算出する。

放電制御回路４０４２は、電流計４０２の出力と、電圧計４０１の出力とに基づいて、蓄電池３からの放電制御を行う際の指令値を算出する。

切換え回路４０４３は、充電制御回路４０４１の出力と放電制御回路４０４２の出力を切り換える。

第７の制御回路４０４４は、充電制御回路４０４１、および放電制御回路４０４２へ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、蓄電池３の充電量、充電電流、放電電力量などを管理する。第７の制御回路４０４４は、切換え回路４０４３の制御信号も出力する。

図７は、第４の制御回路４０９の構成を表わす図である。
第４の制御回路４０９は、位相検出回路４０９１、無効電流振幅算出回路４０９２、無効電流波形発生回路４０９３、有効電流振幅算出回路４０９４、有効電流波形発生回路４０９５、加算器４０９６、および第８の制御回路４０９７を備える。

位相検出回路４０９１は、電圧計４１０で計測された交流の電圧波形を検出して、交流電圧の位相検出情報を出力する。

無効電流振幅算出回路４０９２は、第８の制御回路４０９７で算出された交流電圧の実実効値に基づいて、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８が出力する無効電流の目標振幅を算出する。

無効電流波形発生回路４０９３は、位相検出回路４０９１から出力される交流電圧の位相検出情報、および無効電流振幅算出回路４０９２から出力される無効電流の目標振幅に基づいて、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８から出力される無効電流波形を発生する。

有効電流振幅算出回路４０９４は、第８の制御回路４０９７で算出された有効電流情報に基づいて、有効電流の目標振幅を算出する。

有効電流波形発生回路４０９５は、位相検出回路４０９１から出力される交流電圧の位相検出情報、および有効電流振幅算出回路４０９４から出力される有効電流の目標振幅に基づいて、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８から出力される有効電流波形を発生する。

加算器４０９６は、無効電流波形発生回路４０９３から出力される無効電流波形と有効電流波形発生回路４０９５から出力される有効電流波形とを加算して、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８から出力される交流電流の目標値を生成する。

第８の制御回路４０９７は、電圧計４１０で計測された交流電圧に基づいて、交流電圧の実効値を算出して、無効電流振幅算出回路４０９２へ出力する。

第８の制御回路４０９７は、電圧計４０６で計測された直流母線４０５の電圧に基づいて、有効電流情報を算出して、有効電流振幅算出回路４０９４へ出力する。

第８の制御回路４０９７は、加算器４０９６から出力される交流電流目標値と、電流計４１１で計測された交流電流とに基づいて、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８を制御する電流指令値を生成する。

次に、実施の形態１の分散電源システムの具体的な動作について説明する。以下では、太陽電池１、太陽電池用電力変換装置２、蓄電池３、および蓄電池用電力変換装置４を中心とした分散電源システムの動作を説明する。

ＨＥＭＳ７が起動すると、ＨＥＭＳ７は、宅内通信ネットワーク１１に接続されている太陽電池用電力変換装置２、蓄電池用電力変換装置４、および負荷５のステータスを確認する。その際、ＨＥＭＳ７は、ＣＥＭＳ１５から太陽電池用電力変換装置２に対する制御用の情報が通知されていれば、この通知された制御用の情報を宅内通信ネットワーク１１を介して太陽電池用電力変換装置２に通知する。ＨＥＭＳ７は、ＣＥＭＳ１５から蓄電池用電力変換装置４に対する制御用の情報が通知されていれば、この通知された制御用の情報を宅内通信ネットワーク１１を介して蓄電池用電力変換装置４に通知する。

なお、実施の形態１では、宅内通信ネットワーク１１のプロトコルとしてはＥｃｈｏｎｅｔ Ｌｉｔｅを使用し、物理層としてはＥｔｈｅｒｎｅｔ（登録商標）を使用するものとして説明する。なお、宅内通信ネットワーク１１のプロトコルはＥｃｈｏｎｅｔ Ｌｉｔｅに限るものではなく、他のプロトコル、あるいは独自のプロトコルでも良い。また、物理層もＥｔｈｅｒｎｅｔに限るものではなく、ＷＩＳＭ（Wireless Services Module）または特小無線等の無線ネットワークまたは電灯線を利用したＰＬＣ（Power Line Communication）ネットワーク、光ネットワーク等でも良い。

ＣＥＭＳ１５とＨＥＭＳ７との間は、宅外通信ネットワーク１３で接続されている。ＣＥＭＳ１５とＨＥＭＳ７間の情報のやり取りについては後述する。

ＨＥＭＳ７は、太陽電池用電力変換装置２、蓄電池用電力変換装置４、および負荷５のステータスの確認を終了すると、太陽電池用電力変換装置２、蓄電池用電力変換装置４、および負荷５の動作を監視する。具体的には、ＨＥＭＳ７は、負荷５の消費電力、創エネ機器１１１の発電電力、蓄エネ機器３３３の充放電電力を管理する。ＨＥＭＳ７は、ＣＥＭＳ１５から指令が通知された場合、その指令内容に従って、太陽電池用電力変換装置２、蓄電池用電力変換装置４、および負荷５に指示を通知する。ＨＥＭＳ７は、管理している電力量をＣＥＭＳ１５に送信する。

次に、商用系統１７の交流電圧の上昇を抑制する制御の具体的な動作原理について説明する。

太陽電池１の発電電力が増加し、宅外の商用系統１７の交流電圧の実効値が上昇した場合、太陽電池用電力変換装置２から無効電力を出力することによって、交流電圧の上昇を抑えることができる。よって、太陽電池用電力変換装置２は、商用系統１７に接続される連系点Ｎの交流電圧の実効値を監視し、交流電圧の実効値が上昇した場合、無効電力を出力する。

図８（ａ）および（ｂ）は、無効電力による系統電圧の制御方式の概念を説明するための図である。

以下、図８（ａ）および（ｂ）を用いて実施の形態１の商用系統１７の交流電圧の上昇抑制制御の具体的な動作原理について説明する。太陽電池１等の分散電源の発電電力量が増加し、宅外の商用系統１７の交流電圧の実効値が上昇した場合、太陽電池用電力変換装置２等から無効電力を出力することで交流電圧の上昇を抑えることができる。よって、太陽電池用電力変換装置２には、宅内配電系統１０の交流電圧の実効値を監視し、交流電圧の実効値が上昇した場合、無効電力を出力する機能を備えたものがある。

図８（ａ）において、原点０を中心とした円グラフについて説明する。円グラフは、横軸が有効電力（あるいは有効電流）、縦軸が無効電力（あるいは無効電流）である。一般に、太陽電池１に接続された太陽電池用電力変換装置２が出力できる最大電力である定格電力は、太陽電池１の最大の発電電力と同じとなることが多い。たとえば、４ｋＷの太陽電池１を搭載されている場合は、太陽電池用電力変換装置２の定格電力は４ｋＷとなる。図８（ａ）の円グラフは、太陽電池用電力変換装置２が出力できる最大電力（円グラフの半径の大きさに相当）を示す。すなわち、太陽電池用電力変換装置２は、円グラフの内側なら宅内配電系統１０に対して電力を供給することができる。

より詳細に、図８（ａ）の円グラフについて説明する。例えば、無効電力がゼロの場合は、図８（ａ）に示すように、太陽電池用電力変換装置２は、太陽電池１の最大の発電電力を出力することができる（図中、有効電力（最大）と記した矢印の大きさを参照）。しかし、太陽電池１が最大電力を発電しているときに、系統電圧の上昇を抑制するために、太陽電池用電力変換装置２が無効電力を出力すると、無効電力と有効電力とを加算した電力の座標は、図８（ａ）の円グラフの外側の領域に含まれることになる。太陽電池用電力変換装置２は、円グラフの外側の電力を出力できない。従って、太陽電池用電力変換装置２が無効電力を出力する場合は、図８（ａ）に示すように、有効電力の出力を抑制して、無効電力を加算しなければならない。

系統連系規定では、力率は０．８５以上と規定されている。図８（ａ）において、θはｃｏｓθ＝０．８５となる角度である。従って、太陽電池用電力変換装置２は、太陽電池用電力変換装置２の定格電力×ｓｉｎθまでの無効電力を出力することができる。この無効電力は、図８（ａ）において、縦軸と並行に記した破線の矢印の大きさに相当する。

そこで、実施の形態１では、太陽電池１の発電電力を最大限太陽電池用電力変換装置２から出力するため、太陽電池１の発電電力（図８中は有効電力と記している）が無効電力を出力することで抑制される場合は、蓄電池用電力変換装置４から無効電力を出力することで商用系統１７（宅内配電系統１０）の交流電圧の上昇を抑制する。

具体的には、太陽電池１の現在の発電電力が太陽電池用電力変換装置２の定格電力（最大出力電力）の８５％以下の場合は、太陽電池用電力変換装置２が無効電力を出力しても太陽電池１の発電電力は抑制されない。つまり、無効電力と有効電力を加算した出力電力は、図８（ａ）の円グラフの内側にくる。この場合には、太陽電池用電力変換装置２が、連系点Ｎの交流電圧が定められた電圧以下になるように無効電力を出力する。

一方、太陽電池１の現在の発電電力が太陽電池用電力変換装置２の定格電力（最大出力電力）の８５％を超える場合、太陽電池用電力変換装置２が無効電力を発生すると、太陽電池用電力変換装置２から出力される電力の座標は、図８（ａ）に示す円グラフの外側に出てくる場合がある。その場合、太陽電池用電力変換装置２は有効電力を抑制するため太陽電池１の発電量を抑制する。そのため、実施の形態１では、蓄電池用電力変換装置４を起動し、蓄電池用電力変換装置４の最大出力電力である定格電力まで無効電力を出力するように制御し、宅内配電系統１０の電圧上昇を抑制する。

次に、上述のように蓄電池用電力変換装置４を制御する理由を説明する。例えば、太陽電池１の発電電力が十分にあり、蓄電池３が満充電状態の場合、蓄電池用電力変換装置４は、自身の消費電力を抑えるためスリープモードで待機している場合がある。スリープモードは、待機電力がほとんど発生しない待機モードである。このような状態の蓄電池用電力変換装置４を起動して無効電力を発生させた場合、蓄電池用電力変換装置４の待機電力を不必要に消費してしまう。待機電力には、蓄電池３と蓄電池用電力変換装置４の間、宅内配電系統１０と蓄電池用電力変換装置４の間を接続するための図示していないリレー回路へ供給する電力、および蓄電池用電力変換装置４を制御する第３の制御回路４０４、および第４の制御回路４０９に供給する電力などが含まれる。また、待機中の蓄電池用電力変換装置４を使用する場合も、無効電力発生のため第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８を動作させることによってスイッチング損失および導通損失が発生し、不必要に電力を消費してしまう。

したがって、太陽電池１の現在の発電電力が第１の基準電力ＰＳ以下の場合、太陽電池１から出力される発電電力が抑制されずに、宅内配電系統１０を介して連系点Ｎに出力できるので、蓄電池用電力変換装置４を利用せず、太陽電池用電力変換装置２内の第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３が無効電力を発生する。これにより、上述した不必要な消費電力を発生させることなしに宅内配電系統１０の電圧上昇を抑制し、連系点Ｎの電圧上昇を抑制できる。

一方、太陽電池１の現在の発電電力が第１の基準電力ＰＳを超える場合、蓄電池用電力変換装置４を起動して、太陽電池用電力変換装置２と蓄電池用電力変換装置４とが無効電力を生成する。これによって、宅内配電系統１０の電圧上昇を抑制し、宅内配電系統１０の電圧上昇を抑制することによって、太陽電池１から出力される発電電力を不必要に抑制するのを防止できる。

系統連系規定において、力率が一定値Ｒ以上と定められている場合は、第１の基準電力ＰＳは、太陽電池用電力変換装置２の定格電力と、力率Ｒとを乗算した値以下の数値である。たとえば、力率が０．８５以上と定められている場合は、第１の基準電力ＰＳは、太陽電池用電力変換装置２の定格電力の０．８５倍以下の数値である。実施の形態１では、第１の基準電力ＰＳを太陽電池用電力変換装置２の定格電力の０．８５倍として説明するが、例えば電圧計や電流計等の測定器の誤差、太陽電池用電力変換装置２での損失等を考慮し、第１の基準電力ＰＳを太陽電池用電力変換装置２の定格電力の０．８２倍などと定めても良い。

さらに、商用系統１７の電圧上昇を、各需要家宅内に配置された分散電源で抑制できるので、商用系統１７にはＳＶＣまたは系統用蓄電池等の高価な配電系統安定化設備を配置する必要がない。たとえ、配電系統安定化設備を配置するにしても、小容量化できるので、コストを削減することができる。

なお、実施の形態１では、配電系統内の交流電圧の検出を宅内配電系統１０で行ったがこれに限るものではなく、計測が可能であるならば、例えばスマートメータ８の入力、柱上トランス９の直下などの交流電圧を使用しても良いことは言うまでもない。

太陽電池用電力変換装置２と蓄電池用電力変換装置４の間は通信線を介して直接互いの情報をやり取りすることなく、各々独立して動作する。互いの情報をやり取りせずに自立的に動作させるために、ＨＥＭＳ７が制御情報を太陽電池用電力変換装置２と蓄電池用電力変換装置４に送信する。

太陽電池用電力変換装置２は、蓄電池用電力変換装置４の動作を意識することなく、連系点Ｎの電圧が上昇した場合、自律的に無効電力を生成し、系統電圧の上昇を抑制することができる。太陽電池用電力変換装置２に特別な機能を実装しなくてもよいので、無効電力による系統電圧の上昇を抑制する機能を実装した市販の太陽電池用電力変換装置２を使用できる。蓄電池用電力変換装置４が、太陽電池用電力変換装置２の出力電力を監視することによって、無効電力生成の可否判断を自律的に行うことができる。

具体的には、ＨＥＭＳ７は、太陽電池用電力変換装置２へ太陽電池用制御情報を送信する。太陽電池用制御情報は、第１の目標実効電圧ＶＴ１、および第１の閾値電圧ＶＨ１を含む。

第１の閾値電圧ＶＨ１は、太陽電池用電力変換装置２が無効電力の出力を開始する際の交流実効電圧である。

第１の目標実効電圧ＶＴ１は、太陽電池用電力変換装置２が無効電力を発生する際の交流実効電圧の目標値である。第１の目標実効電圧ＶＴ１を第１の系統電圧目標値という場合もある。

ＨＥＭＳ７は、蓄電池用電力変換装置４へ蓄電池用制御情報を送信する。蓄電池用制御情報は、第１の基準電力ＰＳ、第２の基準電力ＰＥ、第２の閾値電圧ＶＨ２、および第２の目標実効電圧ＶＴ２を含む。

第１の基準電力ＰＳは、前述したように、系統電圧を抑制するために蓄電池用電力変換装置４が無効電力の発生を開始する際の太陽電池１の発電電力、すなわち太陽電池用電力変換装置２から出力される有効電力である。

第２の基準電力ＰＥは、蓄電池用電力変換装置４が無効電力の発生を終了する際の太陽電池１の発電電力、すなわち太陽電池用電力変換装置２から出力される有効電力である。

第２の閾値電圧ＶＨ２は、蓄電池用電力変換装置４が無効電力の出力を開始する際の交流実効電圧である。第２の閾値電圧ＶＨ２を第１の系統電圧のスレッショルド電圧という場合もある。

第２の目標実効電圧ＶＴ２は、蓄電池用電力変換装置４が無効電力を発生する際の交流実効電圧の目標値である。第２の目標実効電圧ＶＴ２を第２の系統電圧目標値という場合もある。

実施の形態１では、太陽電池用電力変換装置２から出力される太陽電池１の発電電力が、第１の基準電力ＰＳよりも大きい場合は、図８（ｂ）に示すように、第１の基準電力ＰＳ＞第２の基準電力ＰＥの関係、および第１の閾値電圧ＶＨ１＞第２の閾値電圧ＶＨ２＞第１の目標実効電圧ＶＴ１＞第２の目標実効電圧ＶＴ２の関係があるものとする。なお、第１の目標実効電圧ＶＴ１と第２の目標実効電圧ＶＴ２の関係は上記に限るものではない。

第２の閾値電圧ＶＨ２を第１の閾値電圧ＶＨ１よりも低く設定することによって、太陽電池１の現在の発電電力が第１の基準電力ＰＳを超えるときに、蓄電池用電力変換装置４からの無効電力が優先して出力される。すなわち、連系点Ｎの交流実効電圧が第２の閾値電圧ＶＨ２を超える程度に上昇しただけでも、蓄電池用電力変換装置４から無効電力が出力され、連系点Ｎの交流実効電圧が第１の閾値電圧ＶＨ１まで上昇しなければ、太陽電池用電力変換装置２から無効電力が出力されない。

また、第２の目標実効電圧ＶＴ２を第１の目標実効電圧ＶＴ１よりも低く設定することによって、太陽電池１の現在の発電電力が第１の基準電力ＰＳを超えるときに、太陽電池用電力変換装置２の無効電力の出力が抑制されて、蓄電池用電力変換装置４からの無効電力が優先して出力される。優先された蓄電池用電力変換装置４の無効電力の出力だけでは、連系点Ｎの交流実効電圧の抑制ができない場合は、太陽電池用電力変換装置２も無効電力を発生する。これにより、太陽電池１の発電電力を不必要に抑制することなく、連系点Ｎの電圧の安定化を図ることができる。

図９は、太陽電池用制御情報、および蓄電池用制御情報の需要家設備１８への転送手順を表わすシーケンス図である。

図９を参照して、ＣＥＭＳ１５は、スマートタウンに加え、周辺のビル、マンション、工場、病院等の需給状況を管理するとともに、系統電圧安定化のためのデータベースを構築する。ＣＥＭＳ１５は、日射量、風速、および気温等の予測結果に基づいて、需要家の消費電力、および太陽電池１の発電電力を予測する。ＣＥＭＳ１５は、予測結果に基づき、各需要家に対して最適な制御情報を生成して通知する。具体的には、ＣＥＭＳ１５は、太陽電池用制御情報、蓄電池用制御情報の変更がある場合に、新たな太陽電池用制御情報、および蓄電池用制御情報を各需要家設備１８のＨＥＭＳ７に送信する。

ＨＥＭＳ７は、太陽電池用電力変換装置２へ、新たな太陽電池用制御情報を通知する。
太陽電池用電力変換装置２は、新たな太陽電池用制御情報を受信すると、図示していない第２の制御回路２０９内の第６の制御回路２０９７内のレジスタにその数値を書き込む。太陽電池用電力変換装置２は、数値の書き込みが完了すると、その旨をＨＥＭＳ７に通知する。その際、太陽電池用電力変換装置２は、受信した太陽電池用制御情報も通知する。ＨＥＭＳ７は、この通知を受信すると、受信した太陽電池用制御情報を確認し、太陽電池用制御情報が正常に送信されたか否かを確認する。そして、ＨＥＭＳ７は、正常に送信されていない場合は、太陽電池用制御情報を再送する。

一方、正常に送信されている場合は、ＨＥＭＳ７は、蓄電池用電力変換装置４へ、新たな蓄電池用制御情報を送信する。

蓄電池用電力変換装置４は、新たな蓄電池用制御情報を受信すると、図示していない第４の制御回路４０９内の第８の制御回路４０９７内のレジスタにその数値を書き込む。蓄電池用電力変換装置４は、数値の書き込みが完了すると、その旨をＨＥＭＳ７に通知する。その際、蓄電池用電力変換装置４は、受信した蓄電池用制御情報も通知する。ＨＥＭＳ７は、この通知を受信すると、受信した蓄電池用制御情報を確認し、蓄電池用制御情報が正常に送信されたか否かを確認する。そして、ＨＥＭＳ７は、正常に送信されていない場合は、蓄電池用制御情報を再送する。

その後、ＨＥＭＳ７は、受信した太陽電池用制御情報、および蓄電池用制御情報とともに、設定変更が完了したことをＣＥＭＳ１５に通知する。ＣＥＭＳ１５は、通知された太陽電池用制御情報、および蓄電池用制御情報を確認し、太陽電池用制御情報、および蓄電池用制御情報が正常に送信されたか否かを確認する。そして、ＣＥＭＳ１５は、正常に送信されていない場合は、太陽電池用制御情報、および蓄電池用制御情報を再送する。正常に送信されている場合は、処理を終了する。

図１０は、太陽電池用電力変換装置２、および蓄電池用電力変換装置４において収集された計測データのＣＥＭＳ１５への転送手順を表わすシーケンス図である。なお、図示していないが、ＨＥＭＳ７が分電盤６内の電力計測回路６１で計測した負荷５の消費電力を含む各ブレーカの電力を信号線１２を介して収集および管理するものとする。

ＣＥＭＳ１５は、各需要家設備１８のＨＥＭＳ７へデータ収集要求を送信する。
ＨＥＭＳ７は、データ収集要求を受信すると、電力計測回路６１によって計測された電力計測結果に基づいて、ＨＥＭＳ７内の図示していないメモリに記憶していた需要家設備１８内の負荷５の単位時間ごとの消費電力量を確認する。ＨＥＭＳ７は、確認が終了すると、太陽電池用電力変換装置２に対して各種計測結果を通知するように要求通知を送信する。

太陽電池用電力変換装置２は、ＨＥＭＳ７から要求通知を受信すると、太陽電池１の単位時間ごとの発電電力、出力した単位時間ごとの有効電力および無効電力、単位時間ごとの発電電力抑制の有無からなる計測結果を第６の制御回路２０９７内の図示していないメモリから読み出し、ＨＥＭＳ７へ通知する。

ＨＥＭＳ７は、太陽電池用電力変換装置２から計測結果の通知を受信すると、その内容を確認後、蓄電池用電力変換装置４へ各種計測結果を通知するように要求通知を送信する。

蓄電池用電力変換装置４は、ＨＥＭＳ７から要求通知を受信すると、蓄電池３の単位時間ごとの充放電電力量、出力した単位時間ごとの有効電力および無効電力からなる計測結果を第８の制御回路４０９７内の図示していないメモリから読み出し、ＨＥＭＳ７へ通知する。

ＨＥＭＳ７は、蓄電池用電力変換装置４から計測結果通知を受信すると、その内容を確認後、ＣＥＭＳ１５へ負荷５の消費電力量を含む各種計測結果を送信する。

ＣＥＭＳ１５は、各種計測結果を受信すると、太陽電池用電力変換装置２に通知した太陽電池用制御情報と太陽電池用電力変換装置２の計測結果との紐付けを行うとともに、蓄電池用電力変換装置４に通知した蓄電池用制御情報と蓄電池用電力変換装置４の計測結果との紐付けを行って、図示していない系統電圧安定化用データベースに記憶する。

その際、ＣＥＭＳ１５は、時刻情報に加え、月、曜日、日射量実績、風速実績、および気温実績情報についても紐付けを行って、系統電圧安定化用データベースに記憶する。太陽電池用電力変換装置２、および蓄電池用電力変換装置４に通知される太陽電池用制御情報、蓄電池用制御情報は、需要家設備１８毎に異なる。ＣＥＭＳ１５が商用系統１７に設置された各計測ポイントの系統電圧の計測結果に基づき、系統電圧の上昇が検出された場合、あるいは系統電圧の上昇が予測された場合、各需要家設備１８の太陽電池用制御情報、蓄電池用制御情報をリアルタイムに計算して通知する。ここで、計測ポイントは、例えば、柱上トランス９−１〜９−ｍとすることができる。

また、ＣＥＭＳ１５は、各需要家設備１８の消費電力量情報についても図示していない消費電力用データベースを構築する。その際、消費電力量データは、時刻情報に加え、月、曜日、天気実績、および気温実績と紐付けして消費電力用データベースに記憶される。

ＣＥＭＳ１５が上記データベースを構築する理由を説明する。ＣＥＭＳ１５が管理するスマートコミュニティ内の配電系統の構成、分散電源の配置、および負荷の配置などは様々である。商用系統１７に設置された各計測ポイントの系統電圧の上昇量も各計測ポイントによって異なる。従って、ＣＥＭＳ１５は、気温の予報を含む天気予報情報、系統電圧安定化用データベース、および消費電力用データベースを用いて、現時刻以降の太陽電池１の発電電力、負荷５の消費電力量を予測する。そして、ＣＥＭＳ１５は、現在の各計測ポイントの系統電圧の計測結果、発電電力予測結果、および消費電力量予測結果に基づいて、今後の系統電圧の上昇を予測する。

系統電圧安定化用データベース、および消費電力用データベースに記憶されている各種計測結果をディープラーニング等の学習を用いて学習し、学習結果に基づいて、配電系統電圧の上昇を予測することができる。

ＣＥＭＳ１５は、配電系統電圧の上昇を予測した場合、系統電圧安定化用データベース、および消費電力用データベースに記憶されている各種計測結果に基づいて、系統電圧上昇予測の場合と同様に、ディープラーニング等の学習を用いて、需要家設備１８内の太陽電池用制御情報、および蓄電池用制御情報を生成する。

なお、実施の形態１では、ＣＥＭＳ１５の具体的な学習方法（機械学習やディープラーニングによる学習方法）については、公知の方法を用いることができる。

上述したように、各種計測結果を学習し、学習結果に基づいて、各需要家設備１８内の太陽電池制御情報、および蓄電池用制御情報を生成するので、コミュニティ内でも異なる動きをする配電系統電圧を効果的、かつ最適に管理することができる。

蓄電池用電力変換装置４（制御部）は、第２の閾値電圧ＶＨ２（第１の系統電圧のスレッショルド電圧）、及び第２の目標実効電圧ＶＴ２（第２の系統電圧目標値）を決定するための条件をＨＥＭＳ７（通信インターフェース部）より取り込むよう構成することとしてもよい。

蓄電池用電力変換装置４（制御部）は、配電系統に接続された創エネ機器１１１の変換器容量を取り込む変換器容量取り込み部を有し、取り込んだ変換器容量取り込み部の出力、第１の目標実効電圧ＶＴ１（第１の系統電圧目標値）に基づいて、第２の閾値電圧ＶＨ２（第１の系統電圧のスレッショルド電圧）、及び第２の目標実効電圧ＶＴ２（第２の系統電圧目標値）を生成するよう制御することとしてもよい。

再び、図３を参照して、ＨＥＭＳ７からの制御用の情報の通知の確認が完了すると、第１の制御回路２０４は、太陽電池１が発電可能か否かを確認する。具体的には、第１の制御回路２０４は、電圧計２０１から出力される太陽電池１の電圧が規定値Ｘを越えているか否かを確認する。太陽電池１の電圧が規定値Ｘを超えていた場合は、第１の制御回路２０４は、第２の制御回路２０９に対して太陽電池１の発電が可能であることを通知する。

第２の制御回路２０９は、この通知を受信すると、電圧計２１０で計測された宅内配電系統１０の交流電圧を確認し、柱上トランス９以下の配電系統１４に交流電力が供給されているか否かを確認する。第２の制御回路２０９は、電圧計２１０の出力を確認し、規定量Ｙ以上の振幅の交流電圧が得られており、かつ商用系統１７が停電していないことを確認すると、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８を起動するとともに、第１の制御回路２０４に対して、太陽電池１の発電を開始するように指示（以下、発電開始指示）を出す。

第１の制御回路２０４中の第５の制御回路２０４４は、第２の制御回路２０９から太陽電池１の発電開始指示が通知されると、ＭＰＰＴ制御回路２０４１に対して太陽電池１の最大電力点追随制御を開始するように指示を出す。以下、最大電力点追随制御方法について簡単に説明する。

ＭＰＰＴ制御回路２０４１は、前回の指令値が前々回の指令値と比較して大きくしたか、あるいは小さくしたかを管理する。ＭＰＰＴ制御回路２０４１は、今回計測した太陽電池１の発電電力と、前回計測した太陽電池１の発電電力とを比較し、発電電力が増加していた場合は、前回と同じ方向に指令値を変える。具体的には、ＭＰＰＴ制御回路２０４１は、今回の発電電力の計測の結果、太陽電池１での発電電力が増加した場合に、前々回の指令値に対して前回の指令値が増加したときには、今回の指令値が増加するよう制御し、前々回の指令値に対して前回の指令値が減少したときには、今回の指令値が減少するように制御する。

一方、ＭＰＰＴ制御回路２０４１は、今回計測した太陽電池１の発電電力と、前回計測した太陽電池１の発電電力とを比較し、発電電力が減少していた場合は、前回と逆方向に指令値を変える。具体的には、ＭＰＰＴ制御回路２０４１は、今回の発電電力の計測の結果、太陽電池１での発電電力が減少した場合に、前々回の指令値に対して前回の指令値が増加したときには、今回の指令値が減少するよう制御し、前々回の指令値に対して前回の指令値が減少したときには、今回の指令値が増加するように制御する。

このように制御することによって、太陽電池１は出力電力が最大となるよう制御される。

第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３は、第１の制御回路２０４から出力される指令値に基づいて、内蔵されている昇圧回路を制御し、太陽電池１から出力される第１の直流電圧を、第２の直流電圧に変換し、出力する。

第２の制御回路２０９は、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３から太陽電池１からの電力の供給が開始されると、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８を制御し、太陽電池１で発電した電力を宅内配電系統１０に出力する。具体的には、第２の制御回路２０９は、直流母線２０５の直流電圧を監視し、直流電圧が制御目標値を超えた場合は、宅内配電系統１０から供給される交流電圧波形に同期して電力を出力させる。

次に、図５を参照して、第２の制御回路２０９の動作を説明する。
位相検出回路２０９１は、電圧計２１０で計測した宅内配電系統１０の交流電圧波形のゼロクロス点を検出する。位相検出回路２０９１は、ゼロクロス点の検出結果を無効電流波形発生回路２０９３、および有効電流波形発生回路２０９５に出力する。

第６の制御回路２０９７は、電圧計２１０から出力される交流電圧を計測し、商用系統１７が停電しているか否かを確認する。第６の制御回路２０９７は、商用系統１７が停電していない場合は、電圧計２０６から出力される直流母線２０５の直流電圧と直流母線２０５の制御目標との差分電圧情報を有効電流振幅算出回路２０９４に出力する。第６の制御回路２０９７は、電圧計２１０から出力される宅内配電系統１０の交流電圧に基づいて、交流実効電圧を算出し、無効電流振幅算出回路２０９２に出力する。

無効電流振幅算出回路２０９２は、交流実効電圧を受け取ると、図８（ｂ）に示す第１の閾値電圧ＶＨ１と比較する。無効電流振幅算出回路２０９２は、比較の結果、交流実効電圧が第１の閾値電圧ＶＨ１以下と判断した場合は、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０８から出力する無効電流の振幅をゼロにするように無効電流波形発生回路２０９３に出力する。無効電流振幅算出回路２０９２は、交流実効電圧が第１の閾値電圧ＶＨ１を超えていた場合は、交流実効電圧と第１の目標実効電圧ＶＴ１との差に基づいて、無効電流の目標振幅を計算し、計算結果を無効電流波形発生回路２０９３に出力する。

有効電流振幅算出回路２０９４は、第６の制御回路２０９７から上述の差分電圧情報が入力されると、有効電流の目標振幅を算出し、算出結果を有効電流波形発生回路２０９５に出力する。

図１１は、有効電流、および無効電流を含む交流電流目標値の生成方法について説明するための図である。

図１１を参照して、第２の制御回路２０９、および第４の制御回路４０９に入力する有効電流、および無効電流を含む交流電流目標値の生成方法について説明する。

有効電流波形発生回路２０９５あるいは４０９５は、位相検出回路２０９１あるいは４０９１において検出したゼロクロス点情報に基づいて、図１１（ａ）に示すように、宅内配電系統１０の交流電圧位相と同位相の正弦波を有効電流基準波形として発生する。有効電流波形発生回路２０９５あるいは４０９５は、有効電流振幅算出回路２０９４あるいは４０９４から出力される有効電流振幅情報と有効電流基準波形とを乗算して図１１（ｂ）に示す有効電流目標値を生成する。

無効電流波形発生回路２０９３あるいは４０９３は、ゼロクロス点情報に基づいて、図１１（ｃ）に示すように宅内配電系統１０の交流電圧位相に対してπ／２進んだ余弦波を無効電流基準波形として発生する。無効電流波形発生回路２０９３あるいは４０９３は、無効電流振幅算出回路２０９２あるいは４０９２から出力される無効電流振幅情報と無効電流基準波形とを乗算して図１１（ｄ）に示す無効電流目標値を生成する。

加算器２０９６あるいは４０９６が、有効電流波形発生回路２０９５あるいは４０９５から出力される有効電流目標値と無効電流波形発生回路２０９３あるいは４０９３から出力される無効電流目標値とを加算することによって、図１１（ｅ）に示す交流電流目標値を生成する。

第６の制御回路２０９７は、加算器２０９６から交流電流目標値が入力されると、宅内配電系統１０を流れる電流を計測する電流計２１１の出力と交流電流目標値とに基づいて、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８に制御指令値を出力する。第６の制御回路２０９７は、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３のステータス情報についても図示していないメモリに記憶し管理する。実施の形態１では、ステータス情報には、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３から送られる太陽電池１の出力抑制情報、有効電流振幅情報、および無効電流振幅情報が含まれる。第６の制御回路２０９７は、ＨＥＭＳ７からの通知要求に基づいて、メモリからステータス情報を読み出して、加工してＨＥＭＳ７に通知する。

次に、図６を参照して、第３の制御回路４０４の動作を説明する。蓄電池３の充放電は、ＨＥＭＳ７から出力される蓄電池３の充放電指示に従って、第３の制御回路４０４で制御する。

ＨＥＭＳ７は、蓄電池用電力変換装置４に対して充放電指示を宅内通信ネットワーク１１を介して通知する。

第４の制御回路４０９内の第８の制御回路４０９７は、ＨＥＭＳ７からの充放電指示を受信すると、第３の制御回路４０４内の第７の制御回路４０４４に蓄電池３の充放電の可否、蓄電量などのステータス情報を通知するように指示を出す。その際、第８の制御回路４０９７は、ＨＥＭＳ７から受信した充放電指示も通知する。

第７の制御回路４０４４は、この指示を受け取ると、図示していないメモリから蓄電電力量を読み出し、充放電の可否を判断する。その際、第７の制御回路４０４４は、図示しない温度計から出力される気温についても確認することによって、充放電の可否を判断する。具体的には、実施の形態１では、蓄電電力量が９０％を超えていた場合は充電不可および放電可とし、外気温が３５℃を超えていた場合、あるいは０℃を下回っていた場合は蓄電池３の劣化を抑制するために充放電不可とし、充電電力量がゼロの場合は充電可および放電不可と判断する。なお、判断するための閾値は上記に限るものではなく、充電制限をかける蓄電電力量を９０％を超える値、あるいは９０％よりも小さな値にしても良い。また、充放電を不可とする外気温についても上記数値に限るものではなく、蓄電池３の劣化が一気に進む温度などの蓄電池３の特性を閾値にしても良い。さらに、蓄電池３の充放電を行わず、宅内配電系統１０に対して無効電流を供給する場合については、特例措置として蓄電池用電力変換装置４を起動する。

充放電の可否判断結果、蓄電電力量等の蓄電池３のステータス情報は、第７の制御回路御４０４４から第８の制御回路４０９７に通知される。第８の制御回路４０９７は、このステータス情報を受信すると、宅内通信ネットワーク１１を介して、その情報をＨＥＭＳ７に通知する。第７の制御回路御４０４４は、第８の制御回路４０９７へのステータス情報の通知を完了すると、充放電可、あるいは無効電流を生成する場合と判断された場合は、蓄電池用電力変換装置４をスリープモードから充放電モードに切り換える。一方、充放電不可と判断された場合は、スリープモードを継続する。

第７の制御回路４０４４は、充放電モードに切り替わったことを確認すると充放電指示が放電であった場合は、放電制御回路４０４２に対して、放電開始指示、および放電電力量指示値を出力する。放電電力量指示値は、ＨＥＭＳ７から充放電指令と共に通知されるものとする。その際、第７の制御回路４０４４は、切換え回路４３に対しても、放電制御回路４２からの制御指令値を選択するよう指示を出力する。

放電制御回路４０４２は、放電開始指示が入力されると、電圧計４０１、および電流計４０２から入力される電圧情報、および電流情報に基づいて、蓄電池３からの放電電力を算出する。放電制御回路４０４２は、算出結果が放電電力量指示値になるように制御指令値を生成し、切換え回路４０４３に出力する。

切換え回路４０４３は、放電制御回路４０４２から出力される制御指令値を第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３に出力する。第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３は、制御指令値を受け取ると、指令値に基づき、蓄電池３から出力される直流電圧を、直流母線４０５の直流電圧に変換することによって蓄電池３から電力を放電させる。その際、放電制御回路４０４２は、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３のステータス情報（具体的には放電電力量）を収集し、収集結果を第８の制御回路４０９７に第７の制御回路４０４４を経由して通知する。第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３から出力された直流電力は、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８で交流電力に変換されて宅内配電系統１０に供給される。

第４の制御回路４０９は、ＨＥＭＳ７から充電指示が通知されると、第３の制御回路４０４に対して充電指示、および充電電力量あるいは充電電流を通知する。

第３の制御回路４０４内の第７の制御回路４０４４は、第４の制御回路４０９から充電指示が通知されると、充電制御回路４０４１に対して、充電開始指示、および充電電力量を出力する。その際、第７の制御回路４０４４は、切換え回路４０４３に対しても、充電制御回路４０４１からの制御指令値を選択するように指示を出力する。

充電制御回路４０４１は、充電開始指示が入力されると、電流計４０２から入力される電流情報、および電圧計４０１から出力される蓄電池電圧に基づいて、蓄電池３への充電電力あるいは充電電流が、通知された充電電力量あるいは充電電流値になるように制御指令値を生成し、切換え回路４０４３に出力する。

切換え回路４０４３は、充電制御回路４０４１から出力される制御指令値を第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３に出力する。第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３は、制御指令値を受け取った指令値に基づき、蓄電池３から出力される直流電圧を、直流母線４０５の直流電圧に変換することによって蓄電池３に電力を充電させる。その際、充電制御回路４０４１は、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３のステータス情報、具体的には充電電力量を収集し、収集結果を第８の制御回路４０９７に第７の制御回路４０４４を経由して通知する。なお、無効電流のみを出力する場合は、実施の形態１では、放電電力が“０”の放電モードとして起動する。

次に、図７を参照して、第４の制御回路４０９の動作を説明する。
位相検出回路４０９１は、電圧計４１０で計測した宅内配電系統１０の交流電圧波形のゼロクロス点を検出する。位相検出回路４０９１は、ゼロクロス点の検出結果を無効電流波形発生回路４０９３、および有効電流波形発生回路４０９５に出力する。

第８の制御回路４０９７は、電圧計４１０から出力される交流電圧を計測し、商用系統１７が停電しているか否かを確認し、停電していない場合は、電圧計４０６から出力される直流母線４０５の直流電圧と直流母線４０５の制御目標との差分電圧情報を有効電流振幅算出回路４０９４に出力する。第８の制御回路４０９７は、電圧計４１０から出力される宅内配電系統１０の交流電圧から交流実効電圧を算出して、無効電流振幅算出回路４０９２に出力する。

無効電流振幅算出回路４０９２は、交流実効電圧を受け取ると、図８（ｂ）に示す第２の閾値電圧ＶＨ２と比較する。無効電流振幅算出回路４０９２は、比較の結果、交流実効電圧が第２の閾値電圧ＶＨ２以下と判断した場合は、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０８から出力する無効電流の目標振幅をゼロとし、目標振幅を無効電流波形発生回路４０９３に出力する。無効電流振幅算出回路４０９２は、交流実効電圧が第２の閾値電圧ＶＨ２を超えていた場合は、交流実効電圧と第２の目標実効電圧ＶＴ２との差に基づいて、無効電流の目標振幅を計算し、計算結果を無効電流波形発生回路４０９３に出力する。

有効電流振幅算出回路４０９４は、第８の制御回路４０９７から上述の差分電圧情報が入力されると有効電流の目標振幅を算出し、算出結果を有効電流波形発生回路４０９５に出力する。

第８の制御回路４０９７は、加算器４０９６から交流電流目標値が入力されると、宅内配電系統１０を流れる電流を計測する電流計４１１の出力と、交流電流目標値とに基づいて、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０８に制御指令値を出力する。第８の制御回路４０９７は、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３のステータス情報についても図示していないメモリに記憶し管理する。ステータス情報には、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３から送られる蓄電池３の充放電電力情報、有効電流振幅情報、および無効電流振幅情報が含まれる。第８の制御回路４０９７は、ＨＥＭＳ７からの通知要求に基づきメモリからステータス情報を読み出して、加工してＨＥＭＳ７に通知する。

次に、太陽電池用電力変換装置２、および蓄電池用電力変換装置４の動作をさらに詳細に説明する。実施の形態１では、上述したように、太陽電池用電力変換装置２と蓄電池用電力変換装置４は互いに独立して動作する。つまり、太陽電池用電力変換装置２と蓄電池用電力変換装置４は、互いに内部ステータスをリアルタイムに情報供給することなしに動作する。蓄電池用電力変換装置４は、分電盤６内の電力計測回路６１から出力される太陽電池１の発電電力の計測結果を使用する。太陽電池１の発電電力が、太陽電池用電力変換装置２から蓄電池用電力変換装置４へ通信等により伝送されるのではない。

図１２および図１３は、太陽電池用電力変換装置２の動作手順を表わすフローチャートである。

ステップＳ１０１において、第１の制御回路２０４が、電圧計２０１から出力される太陽電池１の電圧が規定値Ｘを越えているか否かを確認する。第１の制御回路２０４は、太陽電池１の電圧が規定値Ｘを越えていることを確認すると、第２の制御回路２０９に対して太陽電池１の発電が可能であることを通知する。第２の制御回路２０９が、電圧計２１０から出力される宅内配電系統１０の交流電圧の計測結果に基づいて、商用系統１７が停電しているか否かを確認する。停電していないことが確認されると、処理がステップＳ１０３に進む。

ステップＳ１０３において、第１の制御回路２０４が、ＨＥＭＳ７から太陽電池用制御情報の変更の通知を受信しているか否かを確認する。確認の結果、ＨＥＭＳ７から変更通知を受信していない場合は（Ｓ１０３：ＮＯ）、処理がステップＳ１０５に進む。ＨＥＭＳ７から変更通知を受信している場合は（Ｓ１０３：ＹＥＳ）、処理がステップＳ１０４に進む。

ステップＳ１０４において、第２の制御回路２０９内の第６の制御回路２０９７は、ＨＥＭＳ７から送信されてきた新たな太陽電池用制御情報を図示しないレジスタに設定する。

ステップＳ１０５において、第２の制御回路２０９内の第６の制御回路２０９７は、太陽電池用電力変換装置２の現在の制御モードを確認する。太陽電池用電力変換装置２の制御モードには、通常動作モードと、無効電力モードとがある。通常動作モードは、太陽電池用電力変換装置２が無効電力を出力しない動作モードである。無効電力モードは、太陽電池用電力変換装置２が無効電力を出力するモードである。太陽電池用電力変換装置２の現在の制御モードが、無効電力モードの場合には、処理がステップＳ１１０に進む。太陽電池用電力変換装置２の現在の制御モードが、通常動作モードの場合には、処理がステップＳ１０６に進む。

ステップＳ１１０において、無効電流振幅算出回路２０９２は、第１の目標実効電圧ＶＴ１と、宅内配電系統１０の交流電圧を計測する電圧計２１０の計測結果に基づいて第２の制御回路２０９で算出された宅内配電系統１０の交流実効電圧とに基づいて、無効電流の目標振幅を算出する。有効電流振幅算出回路２０９４が、直流母線２０５の直流電圧を計測する電圧計２０６の計測結果に基づいて、有効電流の目標振幅を算出する。無効電流波形発生回路２０９３は、無効電流の目標振幅に基づいて、無効電流の目標値を生成する。有効電流波形発生回路２０９５は、有効電流の目標振幅に基づいて、有効電流の目標値を生成する。無効電流の目標値と有効電流の目標値とが加算器２０９６で加算されることによって、太陽電池用電力変換装置２が出力する交流電流の目標値が加算器２０９６から出力される。

ステップＳ１０６において、太陽電池用電力変換装置２のモードを無効電力モードに移行するか否かが判断される。具体的には、第２の制御回路２０９内の第６の制御回路２０９７が、宅内配電系統１０の交流電圧を計測する電圧計２１０の計測結果に基づいて宅内配電系統１０の交流実効電圧を算出し、交流実効電圧が第１の閾値電圧ＶＨ１を超えているか否かを確認する。交流実効電圧が第１の閾値電圧ＶＨ１を超えている場合には、処理がステップＳ１０７に進み、交流実効電圧が第１の閾値電圧ＶＨ１以下の場合には、処理がステップＳ１０９に進む。

ステップＳ１０７において、第６の制御回路２０９７は、太陽電池用電力変換装置２内の図示しないレジスタに無効電力モードフラグをセットして、無効電力モードに移行する。

ステップＳ１０８において、無効電流振幅算出回路２０９２は、第１の目標実効電圧ＶＴ１と、宅内配電系統１０の交流電圧を計測する電圧計２１０の計測結果に基づいて第２の制御回路２０９で算出された宅内配電系統１０の交流実効電圧とに基づいて、無効電流の目標振幅を算出する。有効電流振幅算出回路２０９４は、直流母線２０５の直流電圧を計測する電圧計２０６の計測結果に基づいて、有効電流の目標振幅を算出する。無効電流波形発生回路２０９３は、無効電流の目標振幅に基づいて、無効電流の目標値を生成する。有効電流波形発生回路２０９５は、有効電流の目標振幅に基づいて、有効電流の目標値を生成する。無効電流の目標値と有効電流の目標値とが加算器２０９６で加算されることによって、太陽電池用電力変換装置２が出力する交流電流の目標値が加算器２０９６から出力される。

ステップＳ１０９において、有効電流振幅算出回路２０９４は、直流母線２０５の直流電圧を計測する電圧計２０６の計測結果に基づいて、有効電流の目標振幅を算出する有効電流波形発生回路２０９５は、有効電流の目標振幅に基づいて、有効電流の目標値を生成する。無効電流の目標値はゼロである。有効電流の目標値が加算器２０９６に入力されることによって、太陽電池用電力変換装置２が出力する交流電流の目標値が加算器２０９６から出力される。

ステップＳ１１０、Ｓ１０８、またはＳ１０９によって得られた交流電流の目標値は、第６の制御回路２０９７に入力される。

ステップＳ１１１において、第６の制御回路２０９７は、交流電流の目標値に基づいて、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８の制御指令値を生成し、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８に出力する。第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８は、制御指令値が入力されると、入力された指令値に基づいて、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３から供給される直流電力を交流電力に変換し宅内配電系統１０に出力する。

ステップＳ１１２において、第１の制御回路２０４は、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８に制御指令値を出力すると、電圧計２０１から出力される太陽電池１の電圧、および電流計２０２から出力される太陽電池１から供給される電流の計測結果に基づいて、太陽電池１の発電電力を算出する。第２の制御回路２０９は、宅内配電系統１０に設置された電圧計２１０、および電流計２１１を用いて太陽電池用電力変換装置２が出力する有効電力、および無効電力を算出する。

ステップＳ１１３において、第２の制御回路２０９は、ステップＳ１１２での算出結果である太陽電池１の発電電力、太陽電池用電力変換装置２が出力する有効電力、および無効電力を図示していないメモリへ記憶する。

ステップＳ１１４以降において、第２の制御回路２０９内の第６の制御回路２０９７は、太陽電池用電力変換装置２の無効電力モードを継続するか否かを判断する。

ステップＳ１１４において、第６の制御回路２０９７は、ステップＳ１１２で計測した無効電力が規定値ＴＨ１以下か否かを判断する。なお、実施の形態１では、ステップＳ１１２で計測した無効電力を用いるが、その代わりに、無効電流振幅算出回路２０９２から出力される無効電流の振幅値を用いてもよい。ステップＳ１１２で計測した無効電力が規定値ＴＨ１を超える場合（Ｓ１１４：ＮＯ）、処理がステップＳ１０１に戻る。ステップＳ１１２で計測した無効電力が規定値ＴＨ１以下の場合（Ｓ１１４：ＹＥＳ）、処理がステップＳ１１５に進む。

ステップＳ１１５において、第６の制御回路２０９７は、太陽電池用電力変換装置２の現在のモードが無効電力モードであるかを確認する。太陽電池用電力変換装置２が無効電力モードでない場合（Ｓ１１５：ＮＯ）は、処理がステップＳ１０１に戻る。一方、太陽電池用電力変換装置２が無効電力モードである場合（Ｓ１１５：ＹＥＳ）、処理がステップＳ１１６に進む。

ステップＳ１１６において、第６の制御回路２０９７は、無効電力が規定値ＴＨ１以下の期間を計測する。

ステップＳ１１７において、第６の制御回路２０９７は、無電電力が規定値ＴＨ１以下の期間が規定期間ＴＨ２以上継続したか否かを確認する。無電電力が規定値ＴＨ１以下の期間が規定期間ＴＨ２以上継続していた場合には（Ｓ１１７：ＹＥＳ）、処理がステップＳ１１８に進む。無電電力が規定値ＴＨ１以下の期間が規定期間ＴＨ２以上継続していない場合には（Ｓ１１７：ＮＯ）、処理がステップＳ１０１に戻る。

ステップＳ１１８において、第６の制御回路２０９７は、太陽電池用電力変換装置２内の図示しないレジスタにセットされている無効電力モードフラグをクリアして、通常動作モードに移行する。

次に、ステップＳ１１７において、計測した無効電力が規定値ＴＨ１以下の期間が規定期間ＴＨ２以上継続したか否かを確認する理由について簡単に説明する。

太陽電池１等の代表される再生可能エネルギーを利用した発電システムは発電電力が急変することがある。スマートタウンの場合、例えば、雲が上空をよぎり日射急変が発生すると、各戸に設置された太陽電池１は狭いエリアに集中して配置されているため、ほぼ同時に太陽電池１の発電電力が低下するため、系統電圧の上昇は抑制される。しかし、上空の雲が通り過ぎると各戸に設置された太陽電池１の発電電力が回復するため、系統電圧が一気に上昇する。よって、実施の形態１では、このような日射急変でも、系統電圧の上昇を抑えるために、無効電力が規定値ＴＨ１以下の期間が規定期間ＴＨ２以上継続した場合に限り、太陽電池１の無効電力の出力を停止することとした。

また、実施の形態１では、太陽電池用電力変換装置２からの無効電力の出力を太陽電池用電力変換装置２自身で判断するよう構成した。このように構成することで、系統電圧の上昇を効果的に行うことができる。特に、蓄電池用電力変換装置４の有無で太陽電池用電力変換装置２の制御を変える必要がなく、系統電圧が上昇した場合、太陽電池用電力変換装置２の無効電力制御によって、宅内配電系統１０の電圧上昇を確実に抑制できる。

図１４〜図１６は、蓄電池用電力変換装置４の動作手順を表わすフローチャートである。

ステップＳ１５１において、第４の制御回路４０９は、宅内配電系統１０の交流電圧を計測する電圧計４１０の値、および分電盤６内の電力計測回路６１で計測された値を取得する。第４の制御回路４０９は、電圧計４１０からの出力に基づいて、宅内配電系統１０の交流実効電圧を算出する。分電盤６内の電力計測回路６１は、図示していない電圧計と電流計を用いて計測された太陽電池用電力変換装置２が出力する有効電力を太陽電池１の発電電力として算出する。算出された発電電力は、一定周期（例えば１０秒周期）で信号線１２を介して第４の制御回路４０９に通知される。

ステップＳ１５３において、第４の制御回路４０９は、計測結果の取得が完了すると、ＨＥＭＳ７から蓄電池用制御情報の変更が通知されているか否かを確認する。確認の結果、ＨＥＭＳ７から変更通知を受信していない場合（Ｓ１５３：ＮＯ）、処理がステップＳ１５５に進む。ＨＥＭＳ７から変更通知を受信している場合（Ｓ１５３：ＹＥＳ）、処理がステップＳ１５４に進む。

ステップＳ１５４において、第４の制御回路４０９内の第８の制御回路４０９７は、ＨＥＭＳ７から送信されてきた新たな蓄電池用制御情報を図示していないレジスタに設定する。

ステップＳ１５５において、第４の制御回路４０９は、蓄電池用電力変換装置４の現在の制御モードを確認する。蓄電池用電力変換装置４の制御モードには、通常動作モードと、無効電力モードと、スリープモードとがある。通常動作モードは、蓄電池用電力変換装置４が無効電力を出力しない動作モードである。無効電力モードは、蓄電池用電力変換装置４が無効電力を出力するモードである。スリープモードは、蓄電池３からの充放電は行われず、かつ待機のための電力がほとんど発生しない待機モードである。

蓄電池用電力変換装置４の現在の制御モードが無効電力モードの場合（Ｓ１５５：ＹＥＳ）、処理がステップＳ１６２に進む。蓄電池用電力変換装置４の現在の制御モードが無効電力モードでない場合（Ｓ１５５：ＮＯ）、処理がステップＳ１５６に進む。

ステップＳ１６２において、第４の制御回路４０９は、無効電力モード解除の一次判定を行う。蓄電池用電力変換装置４での待機電力、スイッチング損失、および導通損失を可能な限り抑えるため、太陽電池１の発電電力を抑制することなく太陽電池用電力変換装置２が無効電力を発生できる場合は、蓄電池用電力変換装置４が無効電力を発生させないようにする。しかし、太陽電池１の発電電力が、第１の基準電力ＰＳ以下となった時点で、蓄電池用電力変換装置４の無効電力モードの動作を終了し、蓄電池用電力変換装置４が例えばスリープモードに移行した場合、次のような問題が生じる。太陽電池１の発電電力が日射量の急変で急に増加した場合に、蓄電池用電力変換装置４がスリープモードから通常動作モードに切り替わるまでの期間、蓄電池用電力変換装置４が無効電力を出力することができない。その場合、配電系統の電圧上昇を抑制するために、太陽電池１の出力抑制を実施する等の処置が必要になったり、太陽電池１の発電電力が第１の基準電力ＰＳ付近の場合、蓄電池用電力変換装置４の運転モードがハンチングしてしまうことがある。

図１７は、蓄電池の無効電力制御の開始および終了の条件を説明するための図である。
図１７に示すように、蓄電池用電力変換装置４が無効電力モードに移行する際の第１の基準電力ＰＳを、無効電力モードを解除して通常動作モードに移行する際の第２の基準電力ＰＥよりも大きくすることによって、モードの切り替えに際してヒステリシスを持たせる。なお、モードを切り換える際には、図１７に示すように、宅内配電系統１０の第１の目標実効電圧ＶＴ１および第２の目標実効電圧ＶＴ２も切り換える。これによって、無効電力モードと通常動作モードを交互に行き来するモードのハンチングを抑えることができる。その結果、図示しないリレー等を不必要にＯＮ／ＯＦＦさせることがなくなるので、機器が劣化するのを防止できる。

ステップＳ１６２において、第４の制御回路４０９が、太陽電池用電力変換装置２から出力される太陽電池１の発電電力が第２の基準電力ＰＥ以下か否かを判断する。太陽電池用電力変換装置２から出力される太陽電池１の発電電力が第２の基準電力ＰＥ以下の場合（Ｓ１６２：ＹＥＳ）、処理がステップＳ１６４に進む。太陽電池用電力変換装置２から出力される太陽電池１の発電電力が第２の基準電力ＰＥを超える場合（Ｓ１６２：ＮＯ）、処理がステップＳ１６３に進む。

ステップＳ１６４において、第４の制御回路４０９内の第８の制御回路４０９７は、図示しないレジスタにセットされた無効電力モードフラグをクリアする。

蓄電池用電力変換装置４が充放電を行っていた場合は、第３の制御回路４０４は、宅内配電系統１０の交流電圧の目標値を第１の目標実効電圧ＶＴ１に変更し、蓄電池３からの充放電制御を継続する。

一方、蓄電池用電力変換装置４が充放電を行っていなかった場合は、蓄電池用電力変換装置４は、スリープモードに移行する。すなわち、第３の制御回路４０４は、図示していない蓄電池３と蓄電池用電力変換装置４を接続するリレーへの電力供給を停止し、かつ蓄電池３と蓄電池用電力変換装置４とを切り離す。さらに、第３の制御回路４０４は、ＨＥＭＳ７と通信を行う第８の制御回路４０９７内の一部の回路を除き電源の供給を停止する、あるいは低消費電力モードに移行させる。低消費電力モードでは、例えば、ＣＰＵ（Central Processing Unit）等のデジタル回路は入力するクロックの周波数が低くなる。なお、図１５に示すフローチャートは、蓄電池３からの充放電があり、スリープモードへは移行しない場合を示す。また、スリープモードへ移行する場合は、スリープモード移行後、図１５に示すフローチャートの処理は終了する。そして、ＨＥＭＳ７からスリープモード解除指示が入力されると、上述したように、蓄電池用電力変換装置４を通常起動し、蓄電池３と蓄電池用電力変換装置４を接続する図示していないリレーを接続して通常動作モードに復帰する。

ステップＳ１６５において、第８の制御回路４０９７は、直流母線４０５の直流電圧を計測する電圧計４０６の計測結果に基づいて、有効電流振幅算出回路４０９４に有効電流の目標振幅を算出させる。有効電流波形発生回路４０９５が、有効電流の目標振幅に基づいて、有効電流の目標値を生成する。有効電力の目標値が加算器４０９６に入力されて、蓄電池用電力変換装置４が出力する交流電流の目標値が加算器４０９６から出力される。なお、充放電電力量は、ＨＥＭＳ７から通知される充放電電力量に基づき第３の制御回路４０４が制御する。

ステップＳ１６３において、無効電流振幅算出回路４０９２が、第２の目標実効電圧ＶＴ２と、宅内配電系統１０の交流電圧を計測する電圧計４１０の計測結果に基づいて第４の制御回路４０９で算出された宅内配電系統１０の交流実効電圧とに基づいて、無効電流の目標振幅を算出する。有効電流振幅算出回路４０９４が、直流母線４０５の直流電圧を計測する電圧計４０６の計測結果に基づいて、有効電流の目標振幅を算出する。無効電流波形発生回路４０９３は、無効電流の目標振幅に基づいて、無効電流の目標値を生成する。有効電流波形発生回路４０９５は、有効電流の目標振幅に基づいて、有効電流の目標値を生成する。無効電流の目標値と有効電流の目標値とが加算器４０９６で加算されることによって、蓄電池用電力変換装置４が出力する交流電流の目標値が加算器４０９６から出力される。

ステップＳ１５６において、第４の制御回路４０９が、分電盤６内の電力計測回路６１で計測された太陽電池１の発電電力が、第１の基準電力ＰＳを超えるか否かを判断する。太陽電池１の発電電力が、第１の基準電力ＰＳを超える場合に（Ｓ１５６：ＹＥＳ）、処理がステップＳ１５８に進む。太陽電池１の発電電力が、第１の基準電力ＰＳ以下の場合に（Ｓ１５６：ＮＯ）、処理がステップＳ１６１に進む。

ステップＳ１５８において、第４の制御回路４０９が、宅内配電系統１０の交流実効電圧が第２の閾値電圧ＶＨ２を超えているかを確認する。宅内配電系統１０の交流実効電圧が第２の閾値電圧ＶＨ２を超えている場合（Ｓ１５８：ＹＥＳ）、処理がステップＳ１５９に進む。宅内配電系統１０の交流実効電圧が第２の閾値電圧ＶＨ２以下の場合（Ｓ１５８：ＮＯ）、処理がステップＳ１６１に進む。

ステップＳ１５９において、第４の制御回路４０９内の第８の制御回路４０９７は、図示しないレジスタに無効電力モードフラグをセットして、無効電力モードに移行する。

ステップＳ１６０において、無効電流振幅算出回路４０９２が、第２の目標実効電圧ＶＴ２と、宅内配電系統１０の交流電圧を計測する電圧計４１０の計測結果に基づいて第４の制御回路４０９で算出された宅内配電系統１０の交流実効電圧とに基づいて、無効電流の目標振幅を算出する。有効電流振幅算出回路４０９４が、直流母線４０５の直流電圧を計測する電圧計４０６の計測結果に基づいて、有効電流の目標振幅を算出する。無効電流波形発生回路４０９３は、無効電流の目標振幅に基づいて、無効電流の目標値を生成する。有効電流波形発生回路４０９５は、有効電流の目標振幅に基づいて、有効電流の目標値を生成する。無効電流の目標値と有効電流の目標値とが加算器４０９６で加算されることによって、蓄電池用電力変換装置４が出力する交流電流の目標値が加算器４０９６から出力される。

ステップＳ１６１において、有効電流振幅算出回路４０９４が、直流母線４０５の直流電圧を計測する電圧計４０６の計測結果に基づいて、有効電流の目標振幅を算出する。有効電流波形発生回路４０９５が、有効電流の目標振幅に基づいて有効電流の目標値を発生する。有効電流の目標値が加算器４０９６を介して、蓄電池用電力変換装置４が出力する交流電流の目標値として出力される。なお、充放電電力量は、ＨＥＭＳ７から通知される充放電電力量に基づき第３の制御回路４０４が制御する。

ステップＳ１６５、Ｓ１６３、Ｓ１６０、またはＳ１６１で交流電流の目標値が得られると、処理がステップＳ１６６に進む。

ステップＳ１６６において、第４の制御回路４０９内の第８の制御回路４０９７が、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の制御指令値を生成し、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８に出力する。第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８は、制御指令値が入力されると、入力された指令値に基づき、放電の場合は第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３から供給される直流電電力を交流電力に変換して宅内配電系統１０に出力し、充電の場合は宅内配電系統１０を直流電力に変換して、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３を介して蓄電池３に充電する。

ステップＳ１６７において、第３の制御回路４０４は、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８に制御指令値が出力されると、電圧計４０１から出力される蓄電池３の電圧、および電流計４０２から出力される蓄電池３の充放電電流の計測結果に基づいて蓄電池３の充放電電力を算出する。第４の制御回路４０９は、宅内配電系統１０に設置された電圧計４１０、および電流計４１１を用いて蓄電池３の充放電電力から出力される有効電力、および無効電力を算出する。

ステップＳ１６８において、第４の制御回路４０９は、ステップＳ１６７での算出結果である蓄電池３の充放電電力、蓄電池３の充放電電力が出力する有効電力、および無効電力を図示していないメモリへ記憶する。

ステップＳ１６９以降において、第４の制御回路４０９内の第８の制御回路４０９７は、無効電力モードを継続するかを判断する。

ステップＳ１６９において、第８の制御回路４０９７は、Ｓ１６７で計測した無効電力が規定値ＴＨ１以下か否かを判断する。無効電力が規定値ＴＨ１以下の場合（Ｓ１６９：ＹＥＳ）、処理がステップＳ１７１に進む。無効電力が規定値ＴＨ１を超える場合（Ｓ１６９：ＮＯ）、処理がステップＳ１７０に進む。なお、実施の形態１では、ステップＳ１６７で計測した無効電力を用いるが、太陽電池１の場合と同様に、例えば、無効電流振幅算出回路４０９２から出力される無効電流の振幅を用いてもよい。

ステップＳ１７０において、第８の制御回路４０９７は、蓄電池用電力変換装置４の無効電力リセットモードフラグが図示しないレジスタにセットされていた場合は、蓄電池用電力変換装置４の無効電力リセットモードフラグをクリアするとともに、第２の目標実効電圧ＶＴ２を初期値Ｖ０に戻す。そして、処理がステップＳ１５１に戻る。

ステップＳ１７１において、第８の制御回路４０９７は、蓄電池用電力変換装置４の現在のモードが無効電力モードであるか確認する。蓄電池用電力変換装置４の現在のモード無効電力モードでない場合（Ｓ１７１：ＮＯ）、処理がステップＳ１５１に戻る。蓄電池用電力変換装置４の現在のモードが無効電力モードである場合（Ｓ１７１：ＹＥＳ）、処理がステップＳ１７２に進む。

ステップＳ１７２において、第８の制御回路４０９７は、無効電力が規定値ＴＨ１以下の期間を計測する。

ステップＳ１７３において、第８の制御回路４０９７は、無効電力が規定値ＴＨ１以下の期間が規定期間ＴＨ２以上継続したかを確認する。無効電電力が規定値ＴＨ１以下の期間が規定期間ＴＨ２以上継続した場合（Ｓ１７３：ＹＥＳ）は、処理がステップＳ１７４に進む。無効電力が規定値ＴＨ１以下の期間が規定期間ＴＨ２以上継続しない場合（Ｓ１７３：ＮＯ）は、処理がステップＳ１５１に戻る。

ステップＳ１７４において、第８の制御回路４０９７は、蓄電池用電力変換装置４の無効電力モードのリセット判定を行う。

図１８は、図１６のステップＳ１７４における蓄電池用電力変換装置４の無効電力モードのリセット判定の手順を表わすフローチャートである。図１９は、蓄電池用電力変換装置４の無効電力モードのリセット判定方法を模式的に表わす図である。

第８の制御回路４０９７は、蓄電池用電力変換装置４の無効電力モードをすぐに解除するのではなく、図１９に示すように、無効電流の振幅を制御する宅内配電系統１０の電圧の目標値を徐々に第２の目標実効電圧ＶＴ２から第１の目標実効電圧ＶＴ１に変化させることによって無効電力モードを解除する。

ステップＳ１９１において、第８の制御回路４０９７は、現在のモードが蓄電池用電力変換装置４の無効電力リセットモードに移行しているか否かを確認する。現在のモードが蓄電池用電力変換装置４の無効電力リセットモードに移行していない場合（Ｓ１９１：ＮＯ）、処理がステップＳ１９２に進む。

ステップＳ１９２において、第８の制御回路４０９７は、図示しないレジスタに無効電力リセットモードフラグをセットする。

ステップＳ１９２の後、あるいはステップＳ１７１においてＮＯの場合、処理がステップＳ１９３に進む。

ステップＳ１９３において、第８の制御回路４０９７は、第２の目標実効電圧ＶＴ２が第１の目標実効電圧ＶＴ１以上になったか否かを確認する。第２の目標実効電圧ＶＴ２が第１の目標実効電圧ＶＴ１以上になった場合（Ｓ１９３：ＹＥＳ）、処理がステップＳ１９４に進む。第２の目標実効電圧ＶＴ２が第１の目標実効電圧ＶＴ１未満の場合（Ｓ１９３：ＮＯ）、処理がステップＳ１９７に進む。

ステップＳ１９４において、第８の制御回路４０９７は、第２の目標実効電圧ＶＴ２を初期値Ｖ０に戻す。

ステップＳ１９５において、第８の制御回路４０９７は、図示しないレジスタにセットされている蓄電池用電力変換装置４の無効電力リセットモードフラグをリセットする。

ステップＳ１９６において、第８の制御回路４０９７は、図示しないレジスタにセットされている蓄電池用電力変換装置４の無効電力モードフラグをリセットする。これによって、蓄電池用電力変換装置４の無効電力モードが終了する。

ステップＳ１９７において、第８の制御回路４０９７は、無効電流振幅算出回路４０９２で使用する第２の目標実効電圧ＶＴ２を一定量ΔＶだけ増加させる。その後、処理がステップＳ１９３に戻る。

太陽電池１の発電電力の急変、または負荷５の使用電力の急変等によって、一時的に系統電圧が低い値に戻った場合でも、第２の目標実効電圧ＶＴ２を制御することによって、無効電力モードを継続させる。日射が元に戻った場合は、無効電力による系統電圧の抑制を即実行することができるとともに、蓄電池用電力変換装置４が日射急変または負荷急変による一時的な系統電圧低下に対しても確実に対応できるとともに、無効電力モードの解除を確実に判断できる。

以上のように、本実施の形態では、太陽電池用電力変換装置２から出力される太陽電池１の発電電力に基づき、太陽電池用電力変換装置２が系統連系規定で供されている力率が最小となる無効電力を出力しても太陽電池用電力変換装置２から出力される有効電力に抑制がかからない場合は、太陽電池用電力変換装置２が無効電力を出力する。蓄電池用電力変換装置４を利用されないので、不必要な消費電力を発生させることなしに宅内配電系統１０の電圧上昇を抑制できる。

太陽電池用電力変換装置２から出力される有効電力に抑制がかかると予測される場合は、蓄電池用電力変換装置４が優先的に無効電力を出力する。太陽電池用電力変換装置２からは有効電力のみ出力されるので、太陽電池１に対して出力抑制をかけることなく、発電電力を全て太陽電池用電力変換装置２が出力することができる。

蓄電池用電力変換装置４が最大の無効電力を出力しても宅内配電系統１０の系統電圧の交流実効電圧の抑制ができない場合は、太陽電池用電力変換装置２も無効電力を発生するので、系統電圧の上昇を抑制できる。

各需要家宅内に配置された分散電源によって商用系統１７の電圧上昇を抑制できるので、商用系統１７にはＳＶＣまたは系統用蓄電池等の高価な配電系統安定化設備を配置する必要がなく、または配電系統安定化設備を配置するにしても小容量化できる。

実施の形態２．
実施の形態２では、第２の閾値電圧ＶＨ２を太陽電池１の発電電力に応じて切り換える。太陽電池１の発電電力が、出力抑制のかかりにくいほど低い場合に、第２の閾値電圧ＶＨ２を高く設定することによって、蓄電池用電力変換装置４を待機モードに移行しやくする。これによって、待機電力を抑制できる。一方、太陽電池１の発電電力が、出力抑制のかかりやすいほど高くて、無効電力による系統電圧抑制が必要な場合には、第２の閾値電圧ＶＨ２を低く設定することによって、蓄電池用電力変換装置４が確実に無効電力を発生することができる。

具体的には、第８の制御回路４０９７は、分電盤６内の電力計測回路６１で計測された太陽電池１の発電電力が閾値ＴＨＸ以上の場合に、第２の閾値電圧ＶＨ２をＶ１とする。第８の制御回路４０９７は、分電盤６内の電力計測回路６１で計測された太陽電池１の発電電力が閾値ＴＨＸ未満の場合に、第２の閾値電圧ＶＨ２をＶ２とする。Ｖ２＞Ｖ１である。

あるいは、第８の制御回路４０９７は、分電盤６内の電力計測回路６１で計測された太陽電池１の発電電力に対して、第２の閾値電圧ＶＨ２を線形に減少させてもよい。

実施の形態３．
実施の形態１では、第２の目標実効電圧ＶＴ２を第１の目標実効電圧ＶＴ１よりも低く設定したが、これに限るものではない。

本実施の形態では、ＨＥＭＳ７は、第１の目標実効電圧ＶＴ１を第２の目標実効電圧ＶＴ２よりも低く設定する。このように設定した場合、太陽電池用電力変換装置２が無効電力の発生を開始すると、蓄電池用電力変換装置４からの無効電力よりも優先して無効電力が宅内配電系統１０に供給されるようになる。これにより、太陽電池１の出力抑制が迅速に開始される。

一般に、蓄電池用電力変換装置４が出力する無効電力で系統電圧の上昇を抑えられない場合、基本的には、太陽電池１の発電電力が多すぎるため、蓄電池用電力変換装置４の無効電力制御では系統電圧の上昇を抑えることができない場合が想定される。よって、第１の目標実効電圧ＶＴ１を第２の目標実効電圧ＶＴ２よりも低く設定することによって、蓄電池用電力変換装置４の無効電力制御で系統電圧の上昇が抑えられない場合は、太陽電池用電力変換装置２の無効電力の出力を優先させ、自発的に太陽電池１の出力の抑制を行うことによって、配電系統の電圧の安定化が迅速に行われる。

具体的には、ＨＥＭＳ７は、系統電圧が上昇した場合、迅速に太陽電池１の出力抑制を行う必要がある場合は、本実施の形態のように、第１の目標実効電圧ＶＴ１を第２の目標実効電圧ＶＴ２よりも低く設定する。一方、ＨＥＭＳ７は、配電系統の余裕があり、太陽電池１の発電電力を優先させる場合には、実施の形態１のように、第２の目標実効電圧ＶＴ２を第１の目標実効電圧ＶＴ１よりも低く設定する。また、その中間であれば、第１、および第２の系統電圧の目標値を同じにしても良い。

変形例．
本発明は、上記の実施形態に限定されるものではなく、たとえば、以下のような変形例も含む。

（１）実施の形態１では、各需要家宅内に、創エネ機器１１１と蓄エネ機器３３３とを設置するものとしたが、これに限定されるものではない。各需要家宅内には、どちらか一方を有するものでもよい。

この場合には、創エネ機器１１１のみを備える需要家設備１８と、蓄エネ機器３３３のみを備える需要家設備１８がペアを構成する。

たとえば、需要家設備１８−１が、創エネ機器１１１を備え、需要家設備１８−２が蓄エネ機器３３３を備える場合には、需要家設備１８−１と需要家設備１８−２がペアを構成する。需要家設備１８−２内の蓄電池用電力変換装置４は、需要家設備１８−１内の分電盤６内の電力計測回路６１から出力される太陽電池１の発電電力の計測結果をＨＥＭＳ７およびＣＥＭＳ１５を通じて取得するようにすればよい。

（２）実施の形態１では、創エネ機器１１１が、自然エネルギーを活用する分散電源としての太陽電池１を含むものとしたが、これに限るものではない。例えば、創エネ機器１１１が、風力発電装置、または燃料電池を含むものとしてもよい。

（３）実施の形態１では、蓄電池３として据置バッテリを用いたが、これに限るものではない。蓄電池３として、電気自動車のバッテリを用いてもよい。

（４）蓄電池３としてリチュウムイオンバッテリを用いる場合は、バッテリ側に内蔵されたバッテリ管理ユニットが、蓄電量、充放電の可否、充電時の最大充電電流などを管理し、第３の制御回路４０４に通知するものとしてもよい。

（５）実施の形態１では、蓄エネ機器３３３が、蓄電池３を含むものとしたが、これに限るものではない。蓄エネ機器３３３が、電気車両、ハイブリッド車両、または燃料電池車両に接続される電力変換装置を含むものとしてもよい。その際、無効電力を発生させるだけなので、電気車両、ハイブリッド車両、または燃料電池車両が電力変換装置に接続されていなくてもよい。

（６）実施の形態１では、蓄電池３として１台の定置型蓄電池を使用する場合を前提としたが、これに限るものではない。２台以上の複数の蓄電池、あるいは他の分散電源機器と連携して使用してもよい。複数台の蓄電池を連携して使用する場合、その中の１つ、あるいは複数が、電気車両、ハイブリッド車両、または燃料電池車両に接続される電力変換装置であってもよい。

（７）実施の形態１では、各種制御をハードウエアで実施するものとしたが、これに限定されるものではない。各種の制御のための全ての回路、あるいは一部の回路をＣＰＵ上で動作するソフトウエア実現してもよい。

（８）実施の形態１では、図１８のステップＳ１９７において、予め定められた電圧幅で第２の目標実効電圧ＶＴ２を第１の目標実効電圧ＶＴ１に近づけていくように制御したが、これに限定されるものではない。予め定められた時間で第２の目標実効電圧ＶＴ２を第１の目標実効電圧ＶＴ１に近づけていくよう制御してもよい。

（９）実施の形態１では、宅内配電系統１０の交流電圧を検出することによって、連系点Ｎの交流電圧を検出したが、これに限るものではない。例えばスマートメータ８に入力される交流電圧、柱上トランス９の直下などで計測された交流電圧、または商用系統１７の電圧を連系点Ｎの交流電圧としてもよい。

（１０）実施の形態１では、蓄電池用電力変換装置４が、ＣＥＭＳ１５から送信される蓄電池用制御情報に含まれる第１の基準電力ＰＳを表わす情報を取得したが、これに限定されるものではない。

蓄電池用電力変換装置４が、太陽電池用電力変換装置２の定格電力、および系統連系規定によって定められた力率を表わす情報をＣＥＭＳ１５などから取得して、第１の基準電力ＰＳを算出するものとしてもよい。

（１１）実施の形態１では、図１５のステップＳ１６２およびＳ１５６において、分電盤６内の電力計測回路６１は、図示していない電圧計と電流計を用いて計測された太陽電池用電力変換装置２が出力する有効電力を太陽電池１の発電電力として算出したが、これに限定するものではない。太陽電池用電力変換装置２が出力する実効電力（例えば１０秒間の平均値）を太陽電池１の発電電力として算出してもよい。この場合、第１の基準電力ＰＳおよび第２の基準電力ＰＥも変更する必要がある。あるいは、第１の制御回路２０４が、電圧計２０１から出力される太陽電池１の電圧、および電流計２０２から出力される太陽電池１から供給される電流の計測結果に基づいて、太陽電池１の発電電力を算出してもよい。

上記の開示は、以下のような発明も含む。
（請求項Ａ）
複数の分散電源の各々が連系点で商用系統と連系される分散電源システムであって、
前記複数の分散電源は、創エネ機器と蓄エネ機器とを含み、
前記創エネ機器は、創エネ装置と、前記創エネ装置の直流電力を交流電力に変換する第１の電力変換装置とを含み、
前記蓄エネ機器は、蓄電池と、前記蓄電池の直流電力を交流電力に変換する第２の電力変換装置とを含み、
前記第１の電力変換装置は、前記連系点の交流電圧の実効値が第１の閾値電圧を超えているときに、前記連系点の電圧が第１の目標実効電圧となるように、出力する無効電力を制御し、
前記第２の電力変換装置は、前記創エネ機器の発電電力が前記第１の基準電力を超え、かつ前記連系点の交流電圧の実効値が第２の閾値電圧を超えている場合に、前記連系点の電圧が第２の目標実効電圧となるように、出力する無効電力を制御する、分散電源システム。

（請求項Ｂ）
前記第２の電力変換装置は、前記創エネ機器の発電電力が前記第１の基準電力以下の場合に、前記蓄電池から無効電力を出力させない、請求項Ａ記載の分散電源システム。

（請求項Ｃ）
系統連系規定において、力率が一定値以上と定められている場合は、前記第１の基準電力は、前記第１の電力変換装置の定格電力と前記一定値とを乗算した値以下の数値である、請求項Ａに記載の分散電源システム。

（請求項Ｄ）
前記第１の閾値電圧は、前記第２の閾値電圧よりも大きい、請求項Ａ記載の分散電源システム。

（請求項Ｅ）
前記第１の電力変換装置は、前記交流電圧の実効値と、第１の目標実効電圧との差に基づいて、無効電流の目標振幅を求め、
前記第２の電力変換装置は、前記交流電圧の実効値と、第２の目標実効電圧との差に基づいて、無効電流の目標振幅を求め、
前記第２の目標実効電圧は、前記第１の目標実効電圧よりも小さい、請求項Ａ記載の分散電源システム。

（請求項Ｆ）
前記第１の電力変換装置は、前記交流電圧の実効値と、第１の目標実効電圧との差に基づいて、無効電流の目標振幅を求め、
前記第２の電力変換装置は、前記交流電圧の実効値と、第２の目標実効電圧との差に基づいて、無効電流の目標振幅を求め、
前記第２の目標実効電圧は、前記第１の目標実効電圧よりも大きい、請求項Ａ記載の分散電源システム。

（請求項Ｇ）
前記第２の電力変換装置は、前記蓄電池が前記無効電力を出力しているときに、前記創エネ機器の発電電力が前記第１の基準電力よりも小さな第２の基準電力以下に変化した場合に、前記蓄電池の前記無効電力の出力を停止させる、請求項Ａ記載の分散電源システム。

（請求項Ｈ）
前記第１の電力変換装置は、ＣＥＭＳ（Community Energy Management System）から送信される前記第１の閾値電圧、および前記第１の目標実効電圧を含む第１の制御情報を取得し、
前記第２の電力変換装置は、前記ＣＥＭＳから送信される前記第１の基準電力、前記第２の基準電力、前記第２の閾値電圧、および前記第２の目標実効電圧を含む第２の制御情報を取得する、請求項Ｇ記載の分散電源システム。

（請求項Ｉ）
各需要家宅に、前記創エネ機器と、前記蓄エネ機器とが設置され、
前記ＣＥＭＳから送信される前記第１の制御情報および前記第２の制御情報は、需要家宅に応じて異なる、請求項Ｈ記載の分散電源システム。

（請求項Ｊ）
前記第２の電力変換装置は、前記蓄エネ機器が出力する無効電力が規定値以下となる状態が規定期間継続したときには、前記第２の目標実効電圧を一定の電圧幅で徐々に前記第１の目標実効電圧まで変化させる、請求項Ａ記載の分散電源システム。

（請求項Ｋ）
前記創エネ機器の発電電力に応じて、前記第２の閾値電圧が変化する、請求項Ａ記載の分散電源システム。

今回開示された実施の形態はすべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は上記した説明ではなくて請求の範囲によって示され、請求の範囲と均等の意味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。

１ 太陽電池、２ 太陽電池用電力変換装置、３ 蓄電池、４ 蓄電池用電力変換装置、５ 負荷、６ 分電盤、７ ＨＥＭＳ、８ スマートメータ、９ 柱上トランス、１０ 宅内配電系統、１１ 宅内通信ネットワーク、１２ 信号線、１３ 宅外通信ネットワーク、１４ 配電系統、１５ ＣＥＭＳ、１７ 商用系統、１８ 需要家設備、１９ 区画、５１ エコキュート、５２ エアコン、５３ 冷蔵庫、５４ 照明、５５ ＩＨクッキングヒータ、６１ 電力計測回路、１１１ 創エネ機器、２０１，２０６，２１０，４０１，４０６，４１０ 電圧計、２０２，２０７，２１１，４０２，４０７，４１１ 電流計、２０３ 第１のＤＣ／ＤＣ変換回路、２０４ 第１の制御回路、２０５，４０５ 直流母線、２０８ 第１のＤＣ／ＡＣ変換回路、２０９ 第２の制御回路、３３３ 蓄エネ機器、４０３ 第２のＤＣ／ＤＣ変換回路、４０４ 第２の制御回路、４０８ 第２のＤＣ／ＡＣ変換回路、４０９ 第４の制御回路、９００ 連系線、２０４１ ＭＰＰＴ制御回路、２０４２ 電圧制御回路、２０４３，４０４３ 切換え回路、２０４４ 第５の制御回路、２０９１，４０９１ 位相検出回路、２０９２，４０９２ 無効電流振幅算出回路、２０９３，４０９３ 無効電流波形発生回路、２０９４，４０９４ 有効電流振幅算出回路、２０９５，４０９５ 有効電流波形発生回路、２０９６，４０９６ 加算器、２０９７ 第６の制御回路、４０４１ 充電制御回路、４０４２ 放電制御回路、４０４４ 第７の制御回路、４０９７ 第８の制御回路。

信号線１２は、分電盤６内の電力計測回路６１で計測された電力を表わす信号を伝送する。
図３は、太陽電池用電力変換装置２、および蓄電池用電力変換装置４の構成を表わす図である。

無効電流振幅算出回路２０９２は、交流実効電圧を受け取ると、図８（ｂ）に示す第１の閾値電圧ＶＨ１と比較する。無効電流振幅算出回路２０９２は、比較の結果、交流実効電圧が第１の閾値電圧ＶＨ１以下と判断した場合は、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８から出力する無効電流の振幅をゼロにするように無効電流波形発生回路２０９３に出力する。無効電流振幅算出回路２０９２は、交流実効電圧が第１の閾値電圧ＶＨ１を超えていた場合は、交流実効電圧と第１の目標実効電圧ＶＴ１との差に基づいて、無効電流の目標振幅を計算し、計算結果を無効電流波形発生回路２０９３に出力する。

第７の制御回路４０４４は、充放電モードに切り替わったことを確認すると充放電指示が放電であった場合は、放電制御回路４０４２に対して、放電開始指示、および放電電力量指示値を出力する。放電電力量指示値は、ＨＥＭＳ７から充放電指令と共に通知されるものとする。その際、第７の制御回路４０４４は、切換え回路４０４３に対しても、放電制御回路４０４２からの制御指令値を選択するよう指示を出力する。

無効電流振幅算出回路４０９２は、交流実効電圧を受け取ると、図８（ｂ）に示す第２の閾値電圧ＶＨ２と比較する。無効電流振幅算出回路４０９２は、比較の結果、交流実効電圧が第２の閾値電圧ＶＨ２以下と判断した場合は、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８から出力する無効電流の目標振幅をゼロとし、目標振幅を無効電流波形発生回路４０９３に出力する。無効電流振幅算出回路４０９２は、交流実効電圧が第２の閾値電圧ＶＨ２を超えていた場合は、交流実効電圧と第２の目標実効電圧ＶＴ２との差に基づいて、無効電流の目標振幅を計算し、計算結果を無効電流波形発生回路４０９３に出力する。

第８の制御回路４０９７は、加算器４０９６から交流電流目標値が入力されると、宅内配電系統１０を流れる電流を計測する電流計４１１の出力と、交流電流目標値とに基づいて、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８に制御指令値を出力する。第８の制御回路４０９７は、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３のステータス情報についても図示していないメモリに記憶し管理する。ステータス情報には、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３から送られる蓄電池３の充放電電力情報、有効電流振幅情報、および無効電流振幅情報が含まれる。第８の制御回路４０９７は、ＨＥＭＳ７からの通知要求に基づきメモリからステータス情報を読み出して、加工してＨＥＭＳ７に通知する。

ステップＳ１１７において、第６の制御回路２０９７は、無効電力が規定値ＴＨ１以下の期間が規定期間ＴＨ２以上継続したか否かを確認する。無効電力が規定値ＴＨ１以下の期間が規定期間ＴＨ２以上継続していた場合には（Ｓ１１７：ＹＥＳ）、処理がステップＳ１１８に進む。無効電力が規定値ＴＨ１以下の期間が規定期間ＴＨ２以上継続していない場合には（Ｓ１１７：ＮＯ）、処理がステップＳ１０１に戻る。

ステップＳ１９２の後、あるいはステップＳ１９１においてＹＥＳの場合、処理がステップＳ１９３に進む。

上記の開示は、以下のような発明も含む。
（請求項Ａ）
複数の分散電源の各々が連系点で商用系統と連系される分散電源システムであって、
前記複数の分散電源の各々は、創エネ機器と蓄エネ機器とを含み、
前記創エネ機器は、創エネ装置と、前記創エネ装置の直流電力を交流電力に変換する第１の電力変換装置とを含み、
前記蓄エネ機器は、蓄電池と、前記蓄電池の直流電力を交流電力に変換する第２の電力変換装置とを含み、
前記第１の電力変換装置は、前記連系点の交流電圧の実効値が第１の閾値電圧を超えているときに、前記連系点の電圧が第１の目標実効電圧となるように、出力する無効電力を制御し、
前記第２の電力変換装置は、前記創エネ機器の発電電力が第１の基準電力を超え、かつ前記連系点の交流電圧の実効値が第２の閾値電圧を超えている場合に、前記連系点の電圧が第２の目標実効電圧となるように、出力する無効電力を制御する、分散電源システム。

Claims (6)

1. 創エネ機器を含む複数の分散電源が一か所の連系点で配電系統に連携して電力系統に電力を供給し、該複数の分散電源の少なくとも１つが蓄電池と該蓄電池の直流電力を交流電力に変換するインバータ部を有する分散電源システムにおいて、
   系統連系点の交流電圧を計測する電圧計測部と、
   創エネ機器が発電する発電電力を計測する発電電力計測部と、
   該蓄電池の直流電力を交流電力に変換するインバータ部を制御する制御部を有し、
   該インバータ部を該制御部が制御する際、
   系統連系点での交流電圧が所定の範囲の際に使用する第１の系統電圧目標値と、系統連系点での交流電圧の上昇を抑制するため該インバータ部から無効電力を出力するかの判断に使用する第２の系統電圧目標値と、該発電電力計測部の出力に基づき該インバータ部で系統電圧の制御を行うかを判断する第１の系統電圧のスレッショルド電圧を有し、
   該発電電力計測部の出力が所定値以上で、該電圧計測部の出力が該第１の系統電圧のスレッショルド電圧を超えた場合、系統電圧が該第２の系統電圧目標値になるよう該インバータ部から出力する無効電力を制御するよう構成することを特徴とする分散電源システム。
2. 該制御部は、該インバータ部が該第２の系統電圧目標値を目標に無効電力を出力する制御を行っている際、該インバータ部から出力する無効電力量が所定値以下になった際に、該第２の系統電圧目標値を所定の電圧幅で徐々に該第１の系統電圧目標値に近づけていくよう制御することを特徴とする請求項１記載の分散電源システム。
3. 該第１の系統電圧のスレッショルド電圧を該発電電力計測部の出力に基づき変えるよう制御することを特徴とする請求項１記載の分散電源システム。
4. 該制御部は、外部との通信インターフェース部を有し、該通信インターフェース部より該第１の系統電圧目標値が入力された場合は、入力された該第１の系統電圧目標値を使用し該インバータ部を制御することを特徴とする請求項１〜３のいずれか１項に記載の分散電源システム。
5. 該制御部は、上記第１の系統電圧のスレッショルド電圧、及び上記第２の系統電圧目標値を決定するための条件を該通信インターフェース部より取り込むよう構成することを特徴とする請求項４記載の分散電源システム。
6. 該制御部は、配電系統に接続された該創エネ機器の変換器容量を取り込む変換器容量取り込み部を有し、該取り込んだ変換器容量取り込み部の出力、上記第１の系統電圧目標値を基に上記第１の系統電圧のスレッショルド電圧、及び上記第２の系統電圧目標値を生成するよう制御することを特徴とする請求項１〜５のいずれか１項に記載の分散電源システム。

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