TW202207571A - 分散電源管理裝置 - Google Patents

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Abstract

分散電源管理裝置，包括：通訊電路，在系統管理裝置及複數分散電源之間進行通訊；運轉計畫作成電路，根據通訊電路接收的資訊及複數分散電源的電容，產生各分散電源的電力目標值；以及控制參數產生電路，產生用於各分散電源的靜止型反相器中安裝的虛擬同步發電機控制之控制參數或是控制參數的產生需要的資訊。通訊電路構成為接收各分散電源的測量資訊以及來自系統管理裝置的指令值其中至少一方的同時，傳送控制指令至各分散電源。控制參數產生電路，根據通訊電路接收的資訊、複數分散電源的電容以及各分散電源的電力目標值，產生控制參數或控制參數的產生需要的資訊，經由通訊電路輸出產生的控制參數或控制參數的產生需要的資訊至各分散電源。

Description

分散電源管理裝置
本揭示，係有關於分散電源管理裝置。
近年來，針對降低環境負載，利用太陽電池等可再生能源的創造能源機器(以下也稱「創能機器」)的導入加速。又，為了對應東日本大震災之後的電力不足等，具備蓄電池等儲蓄能量機器(以下也稱「蓄能機器」)的系統，或者進行製品化組合創能機器及蓄能機器的系統等。這些系統中，為了聯合創能機器及蓄能機器至交流系統，採用靜止型反相器。
另一方面，電力系統中，作為對於所需變動的發電量調整力之火力發電所，隨著可再生能源的發電量增加，根據減輕包含管理成本的發電成本之觀點，預測今後進行關閉。但是，火力發電所中的同步發電機，在系統頻率變動時，潛在具有抑制上述變動的作用(慣性力、同步化力等)。因此，進行火力發電所的關閉時，因為進行同步發電機的數量減少，擔憂電力系統的穩定性確保變得困難。
為了解決上述課題，對靜止型反相器，進行具有同步發電機機能的虛擬同步發電機控制技術開發。例如，專利公開2019－176584號公報(專利文件1)中，揭示安裝虛擬同步發電機控制的分散電源(靜止型反相器)控制參數設定方法。具體地，專利文獻1中揭示的方法，係根據系統運用者要求的要求慣性值以及根據分散電源規格及動作狀態算出的虛擬慣性值其中任一方，產生用以設定分散電源中的虛擬慣性之控制參數。 [先行技術文獻] [專利文獻]
[專利文獻1] 專利公開2019－176584號公報
[發明所欲解決的課題]
根據上述專利文獻1中記述的控制參數產生方法，擔保系統管理者打算的系統慣性力，但由於負載變動或創能機器的發電量變化，不能擔保到各分散電源分擔的電力按比例分配。
例如，考慮作為分散電源安裝虛擬同步電機控制的蓄電池聯合2台系統的情況。蓄電池的容量以及靜止反相器的電容相同，目前時刻的充電量(SOC：充電狀態)比為2：1。在此情況下，蓄電池的運轉計畫(充放電計畫)中，各蓄電池的放電電力目標值比與SOC比相同，分配為2：1。
在此，系統全體負載增加時各蓄電池實行虛擬同步發電機控制，2台蓄電池將會按比例分配輸出增加的電力。那時，2台蓄電池的虛擬同步發電機控制的控制參數相同時，各蓄電池將會追加輸出同量的電力。
但是，上述蓄電池的運轉計畫中，計畫使2台蓄電池根據雙方的SOC比輸出電力，增加的電力理想也以此運轉計畫比按比例分配。
上述專利文獻1中，因為只以系統事業者要求的系統慣性力決定控制參數，負載的變動或創能機器的發電電力變動時以複數分散電源按比例分配過與不足的電力的情況下，將根據各分散電源的虛擬慣性按比例分配。因此，具有以不同於原本運轉計畫中設想的按比例分配的比例，按比例分配過與不足的電力等問題。
一般，對複數分散電源(為了使說明簡單，設想系統用蓄電池系統的靜止型反相器中安裝虛擬同步發電機控制的情況)分配的電力目標值(運轉計畫)，根據各蓄電池容量及SOC以及靜止型反相器電容等按比例分配。具體地，放電時，複數蓄電池間蓄電池容量及靜止型反相器電容相同時，對SOC高的蓄電池分配很多電力。因為，例如2台蓄電池中1台蓄電池的充電電力為零(SOC=0)時，之後，由於系統的慣性力以剩下的1台蓄電池維持，實質上靜止型反相器的虛擬慣性力成為一半。因此，決定複數蓄電池的電力按比例分配時，必須按比例分配電力使各蓄電池的SOC大致同時成為零(充電時是滿充電)。
尤其，使用安裝虛擬同步發電機控制的蓄電池等複數分散電源，構成微電網(microgrid)等的情況下，由於負載驟變、日射量驟變對系統供給的電力驟變時，具有各分散電源中的電力按比例分配不能按照設想實行的問題。
本揭示，係為了解決上述問題點而形成，其目的係產生虛擬同步發電機控制的控制參數，在聯合具有安裝虛擬同步發電機控制的靜止型反相器之複數分散電源的電力系統中，即使負載的消耗電力變動或創能機器的發電電力變動發生的情況下，也可以按比例分配過與不足的電力，使各分散電源與電力目標值比相等。 [用以解決課題的手段]
本揭示的某形態中，分散電源裝置，管理聯合配電系統的複數分散電源。複數分散電源分別具有安裝虛擬同步發電機控制的靜止型反相器。分散電源管理裝置，包括：通訊電路，在管理配電系統的系統管理裝置及複數分散電源之間進行通訊；運轉計畫作成電路，根據通訊電路接收的資訊及複數分散電源的電容，產生各分散電源的電力目標值；以及控制參數產生電路，產生用於各分散電源中的虛擬同步發電機控制之控制參數或是控制參數的產生需要的資訊。通訊電路構成為接收各分散電源的測量資訊以及來自系統管理裝置的指令值其中至少一方的同時，傳送控制指令至各分散電源。控制參數產生電路，根據通訊電路接收的資訊、複數分散電源的電容以及各分散電源的電力目標值，產生控制參數或控制參數的產生需要的資訊，經由通訊電路輸出產生的控制參數或控制參數的產生需要的資訊至各分散電源。 [發明效果]
根據本揭示，負載的消耗電力變動或創能機器的發電電力變動的情況下，也可以按照設想實行按比例分配複數分散電源中的電力。具體地，可以以分散電源的運轉計畫作成時的電力目標值比同等的比按比例分配過與不足的電力。
以下，參照圖面詳細說明關於本揭示的實施形態。又，以下，圖中關於相同或相當部分附上相同符號，原則上不重複其說明。
實施形態1 (配電系統的構成例) 最初，說明應用實施形態1的分散電源管理裝置之配電系統構成例。又，實施形態1中，例示三相系統，但配電系統是單相系統也可以。
圖1，係顯示實施形態1的配電系統24的構成例之方塊圖。如圖1所示，配電系統24，從變電所20接受電力供給。配電系統24，設置複數自動電壓調整器(SVR：Step Voltage Regulator(分級調壓器))23a~23c。複數SVR23a~23c，對電力的流動串聯連接。對複數SVR23a~23c，連接大樓112、公寓113、城市A100a~城市D100d、工廠110、大型太陽電池用的電力轉換裝置27、系統用蓄電池的電力轉換裝置41a~41c、同步發電機30a、30b。以下的說明中，總稱SVR23a~23c，也稱「SVR23」。又，總稱電力轉換裝置41a~41c，也總稱「電力轉換裝置41」。
配電系統24中配置複數電壓計22a、22e、22f、22i、22j、22x。以下，電壓計22a、22e、22f、22i、22j、22x作為總稱也稱「電壓計22」。各電壓計22的測量值以預定周期傳送至配電自動化系統21(以下，也稱「DSO21」)。DSO21，對應管理配電系統24的「系統管理裝置」的一實施例。
SVR23的分接頭資訊、一次側電壓及二次側電壓的資訊，傳送至DSO21。實施形態1中，SVR23，以預定的周期通知分接頭資訊、一次側電壓及二次側電壓資訊的同時，非定期通知分接頭轉換時分接頭位置資訊、一次側電壓及二次側電壓的資訊。
CEMS(Community Energy Management System(社區能量管理系統))31，以預定周期從各消費者(城市100a~100d、工廠110、大樓112、公寓113)、電力轉換裝置27、同步發電機30a、30b及電力轉換裝置41a~41c收集各種測量值等資訊。CEMS31，根據來自DSO21的要求通知DSO21收集的資訊。又，城市100a~100d內消費者的消耗電力、創能機器的發電電力，以各消費者設置的智慧電表(未圖示)測量。CEMS31，以預定周期(例如30分鐘周期)收集智慧電表的測量值。CEMS31，對應「分散電源管理裝置」的一實施例。
對電力轉換裝置27連接大型太陽能26。對電力轉換裝置41a~41c，分別連接系統蓄電池40a~40c。蓄電池40a~40c，係可以連接至配電系統24的大容量蓄電池。以下的說明中，總稱蓄電池40a~40c時，也標記為「蓄電池40」。
圖2，係用以進一步說明包含連接至圖1所示之配電系統24的構成方塊圖。 如圖2所示，對配電系統24，連接負載600、電力轉換裝置41及蓄電池40。又，為了使說明簡單，圖2中，以集中系統表示配電系統24的阻抗29。配電系統24的阻抗29，以反應器成分及電阻成分構成。
(1) CEMS31 圖3，係顯示圖1所示之CEMS31的構成方塊圖。
如圖3所示，CEMS31，具有通訊電路11、記憶電路12、控制參數產生電路13、運轉計畫作成電路14、傳送資料產生電路15以及控制電路16。
通訊電路11，經由通訊線25在DSO21、各消費者(城市100a~100d、工廠110、大樓112、公寓113)、電力轉換裝置27、同步發電機30a、30b及電力轉換裝置41a~41c之間進行通訊。
記憶電路12，記憶經由通訊電路11取得的各種資訊。各種資訊內，包含測量結果及各分散電源的狀態資訊等。
控制參數產生電路13，產生電力轉換裝置41a~41c內分別安裝的虛擬同步發電機控制的控制參數。
運轉計畫作成電路14，根據來自DSO21的控制指令，作成電力轉換裝置41a~41c的運轉計畫。電力轉換裝置41a~41c的運轉計畫，包含對應的蓄電池40a~40c的充放電計畫(電力目標值)。實施形態1中，運轉計畫作成電路14以30分鐘間隔作成24小時期間的運轉計畫。
還有，運轉計畫作成電路14，根據以5分鐘單位收集的電力轉換裝置41a~41c測量結果以及系統蓄電池40a~40c的SOC資訊等，判定運轉計畫是否需要修正。判定運轉計畫需要修正時，運轉計畫作成電路14，修正下次通知來自DSO21的控制指令為止的期間的運轉計畫。
傳送資料產生電路15，記憶控制參數產生電路13產生之虛擬同步發電機控制的控制參數以及運轉計畫作成電路14輸出的運轉計畫。傳送資料產生電路15，響應來自控制電路16的傳送指令，輸出記憶的資料至通訊電路11。通訊電路11，根據控制電路16輸出的控制信號，傳送傳送資料產生電路15輸出的資料至通訊線25。
控制電路16，係用以管理連接至配電系統24的分散電源的控制電路。控制電路16，管理通訊電路11、記憶電路12、控制參數產生電路13、運轉計畫作成電路14及傳送資料產生電路15的動作。
(1－1)運轉計畫作成電路14 圖4，係顯示圖3所示之運轉計畫作成電路14的構成方塊圖。
如圖4所示，運轉計畫作成電路14，包含蓄電池運轉計畫作成電路141、發電電力預測電路142、消耗電力預測電路143、蓄電池運轉計畫補正電路144、管理電路145以及管理電路146。
蓄電池運轉計畫作成電路141，根據關於DSO21通知的控制指令之資訊、關於發電電力預測電路142預測的大型太陽能26的發電量預測結果以及消耗電力預測電路143預測的消費者的消耗電力預測結果之資訊，作成電力轉換裝置41a、41b、41c的運轉計畫(電力目標值)。又，DSO21通知蓄電池運轉計畫作成電路141的控制指令，包含變電所20下流側消耗的電力(對配電系統24的供給電力)的計畫值。供給電力的計畫值，根據每30分鐘在24小時期間的計畫值構成。
發電電力預測電路142，從未圖示的天氣預報伺服器經由通訊電路11取得24小時期間的天氣預報資訊。發電電力預測電路142，根據取得的天氣預報資訊以及為了預測發電電力準備的資料庫(未圖示)的資訊，預測大型太陽能26的發電電力。
消耗電力預測電路143，CEMS31內部的計時資訊(年月日、星期、時刻)以及根據預測消耗電力準備的資料庫(未圖示)的資訊，預測各消費者的消耗電力合計值。
蓄電池運轉計畫補正電路144，經由通訊電路11，根據電力轉換裝置41a~41c的充放電量以及電力目標值資訊，判定是否需要修正運轉計畫。判定需要修正時，蓄電池運轉計畫補正電路144，產生運轉計畫的修正值。
管理電路145，管理連接至配電系統24的分散電源之運轉計畫作成。管理電路145，記憶蓄電池運轉計畫作成電路141及蓄電池運轉計畫補正電路144產生的各蓄電池40的電力目標值(充電電力目標值及放電電力目標值)。管理電路145，根據管理電路146輸出的控制信號，輸出電力目標值至控制參數產生電路13及傳送資料產生電路15。
管理電路146，管理蓄電池運轉計畫作成電路141、發電電力預測電路142、消耗電力預測電路143、蓄電池運轉計畫補正電路144、管理電路145的動作。
(1－2)控制參數產生電路13 圖5，係顯示圖3所示之控制參數產生電路13的構成方塊圖。
如圖5所示，控制參數產生電路13，包含基準ΔP/ΔF特性算出電路131、ΔP/ΔF特性算出電路132、控制參數產生電路133、虛擬同步發電機模型134、管理電路135以及控制電路136。
基準ΔP/ΔF特性算出電路131，根據電力轉換裝置41a~41c的靜止型反相器(第2DC/AC轉換器408)的電容資訊，算出基準ΔP/ΔF特性。
ΔP/ΔF特性算出電路132，根據上述基準ΔP/ΔF特性以及運轉計畫作成電路14(圖4)作成的電力目標值資訊，算出ΔP/ΔF特性。
控制參數產生電路133，根據上述ΔP/ΔF特性、DSO21通知關聯配電系統24的資訊(系統頻率(基準頻率Fref)、ΔFmax等)、靜止型反相器(第2DC/AC轉換器408)的電容，使用虛擬同步發電機模型134，產生虛擬同步發電機控制的控制參數。
虛擬同步發電機模型134，利用控制參數產生電路133輸入的資訊，算出速度調整率Kgd以及阻尼係數Dg。控制參數產生電路133，利用阻尼係數Dg算出慣性常數M。
管理電路135，管理虛擬同步發電機控制的控制參數。管理電路135，收納控制參數產生電路133輸出的控制參數、ΔP/ΔF特性算出電路132算出的ΔP/ΔF特性以及電力目標值Pref等的資訊在未圖示的記憶體內並管理。
控制電路136，管理基準ΔP/ΔF特性算出電路131、ΔP/ΔF特性算出電路132、控制參數產生電路133、虛擬同步發電機模型134以及管理電路135的動作。
(2) 電力轉換裝置27 圖6，係圖1所示之電力轉換裝置27的構成方塊圖。
如圖6所示，電力轉換裝置27，具有電壓計201、206、210、電流計202、207、211、第1DC/DC轉換器203、第1控制電路204、直流母線205、第1DC/AC轉換器208、第2控制電路209以及通訊界面(I/F)212。
電壓計201，測量大型太陽能26輸出的直流電壓。電流計202，測量大型太陽能26輸出的直流電流。
第1DC/DC轉換器203，轉換大型太陽能26輸出的直流電壓為第2直流電壓。第1控制電路204，控制第1DC/DC轉換器203。
直流母線205，供給第1DC/DC轉換器203輸出的第2直流電壓至第1DC/AC轉換器208。電壓計206，測量直流母線205的電壓。電流計207，測量第1DC/DC轉換器203輸出的直流電流。
第1DC/AC轉換器208，轉換第1DC/DC轉換器203輸出的直流電力為交流電力。第2控制電路209，控制第1DC/AC轉換器208。
電壓計210，測量第1DC/AC轉換器208輸出的交流電壓。電流計211，測量第1DC/AC轉換器208輸出的交流電流。通訊I/F212，在電力轉換裝置27與CEMS31之間進行通訊。
(3) 電力轉換裝置41 圖7，係說明圖1所示之電力轉換裝置41的構成方塊圖。
如圖7所示，電力轉換裝置41具有電壓計401、406、410、電流計402、407、411、第2DC/DC轉換器403、第3控制電路404、直流母線405、第2DC/AC轉換器408、第4控制電路409以及通訊I/F412。
電壓計401，測量蓄電池40輸出的直流電壓。電流計402，測量蓄電池40輸出的直流電流。
第2DC/DC轉換器403，轉換蓄電池40輸出的第3直流電壓成第4直流電壓。第3控制電路404，控制第2DC/DC轉換器403。
直流母線405，供給第2DC/DC轉換器403輸出的直流電壓至第2DC/AC轉換器408。電壓計406，測量直流母線405的電壓。電流計407，測量第2DC/DC轉換器403輸出的直流電流。
第2DC/AC轉換器408，轉換第2DC/DC轉換器403輸出的直流電力成交流電力。第4控制電路409，控制第2DC/AC轉換器408。
電壓計410，測量第2DC/AC轉換器408輸出的交流電壓。電流計411，測量第2DC/AC轉換器408輸出的交流電流。通訊I/F412，在電力轉換裝置41與CEMS31之進行通訊。
又，對第1DC/DC轉換器203(圖6)及第2DC/DC轉換器403(圖7)，可以適當使用眾所周知的DC/DC轉換器。對第1DC/AC轉換器208(圖6)及第2DC/AC轉換器408(圖7)，可以適當使用眾所周知的反相器。第1DC/AC轉換器208及第2DC/AC轉換器408分別對應「靜止型反相器」的一實施例。第2控制電路209及第4控制電路409對應「靜止型反相器控制部」的一實施例。
(2－1) 第1控制電路204 圖8，係說明圖6所示之第1控制電路204的構成方塊圖。
如圖8所示，第1控制電路204具有MPPT(Maximum Power Point Tracking(最大電力點追蹤))控制電路51、電壓控制電路52、第1轉換電路53以及第5控制電路54。
MPPT控制電路51，根據電壓計201及電流計202的測量值，實行所謂的最大電力點追蹤(MPPT)控制。MPPT控制電路51，為了最大限度取出大型太陽能26的發電電力，搜尋大型太陽能26的最大電力點。具體地，MPPT控制電路51，為了控制電壓計201測量的直流電壓在對應最大電力點的電壓，產生第1DC/DC轉換器203的控制指令值。
電壓控制電路52，根據電壓計206的測量值，產生用以維持直流母線205的直流電壓(第2直流電壓)在預定目標電壓之第1DC/DC轉換器203的控制指令值。
第5控制電路54，輸出MPPT控制電路51及電壓控制電路52的控制參數及控制目標值等的同時，管理大型太陽能26的發電狀態等。第5控制電路54，進一步輸出第1轉換電路53的控制信號。
第1轉換電路53，根據來自第5控制電路54的控制信號，選擇性輸出MPPT控制電路51及電壓控制電路52的輸出中的任一方，作為第1DC/DC轉換器203的控制指令值。
以MPPT模式或電壓控制模式，控制第1DC/DC轉換器203。第1轉換電路53，在MPPT模式中，輸出MPPT控制電路51產生的控制指令值。第1轉換電路53，在電壓控制模式中，輸出電壓控制電路52產生的控制指令值。
(2－2) 第2控制電路209 圖9，係說明圖6所示的第2控制電路209的構成方塊圖。
如圖9所示，第2控制電路209，具有相位檢出電路61、第1正弦波產生電路62、電流控制電路60以及第6控制電路67。
電流控制電路60，具有減法器63、第1PI控制電路64、乘法器65、減法器66、第2PI控制電路68及第1PWM轉換器69。電流控制電路60，實行同步系統電壓輸出電力的控制模式。此控制模式，家庭中設置的一般太陽光發電用電力轉換器的控制方式。
相位檢出電路61，從電壓計210(圖6)測量的交流電壓波形檢出交流電壓的相位。
第1正弦波產生電路62，根據電壓計210測量的交流電壓振幅以及相位檢出電路61檢出的相位資訊，產生同步交流電壓波形的正弦波。又，實施形態1中，相位檢出電路61，檢出交流電壓波形的過零(zero cross)點的同時，從過零點的檢出結果找出交流電壓頻率。相位檢出電路61，將檢出的交流電壓頻率，隨著過零點資訊，輸出至第1正弦波產生電路62。
電流控制電路60，根據電壓計206(圖6)測量的直流母線205的直流電壓，產生用以控制第1DC/AC轉換器208的控制指令值。減法器63，從第6控制電路67輸出的直流母線電壓目標值，減去電壓計206測量的直流母線205的直流電壓。輸入減法器63的減法值至第1PI控制電路64。
乘法器65，透過將第1PI控制電路64輸出的控制指令值與第1正弦波產生電路62輸出的正弦波相乘，產生電流指令值。
減法器66，算出乘法器65輸出的電流指令值與電流計211(圖6)測量的交流系統電流值之偏差，輸出算出的偏差至第2PI控制電路68。
第2PI控制電路68，根據第6控制電路67提供的控制參數(比例增益以及積分時間)，產生控制指令值使減法器66輸出的偏差成為零。第2PI控制電路68，輸出產生的控制指令值至第1PWM轉換器69。
第1PWM轉換器69，透過對第2PI控制電路68輸入的控制指令值實行PWM控制，產生控制指令值，輸出產生的控制指令值至第1DC/AC轉換器208。
第6控制電路67，收集電壓計206及電流計207輸出之關於直流母線205的測量結果、電壓計210及電壓計211輸出之關於交流系統的測量結果以及第1控制電路204輸出之第1DC/DC轉換器203的狀態資訊等，經由通訊I/F212通知CEMS31等收集的資訊。
又，第6控制電路67，對第1PI控制電路64及第2PI控制電路68通知控制參數。第6控制電路67，經由通訊I/F212通知CEMS31關於交流系統的實效電壓測量部(未圖示)測量的有效電力及無效電力之資訊。第6控制電路67，通知第5控制電路54交流系統的實效電壓及有效電力等的測量值。第5控制電路54，例如，當系統電壓的實效值超過既定值時，透過從MPPT控制轉換大型太陽能26的控制至電壓控制，抑制系統電壓的上升。
(3－1) 第3控制電路404 圖10，係說明圖7所示之第3控制電路404的構成方塊圖。
如圖10所示，第3控制電路404，具有充電控制電路71、放電控制電路72、第2轉換電路73以及第7控制電路74。
充電控制電路71，當進行蓄電池40的充電控制時，產生第2DC/DC轉換器403的控制指令值。
放電控制電路72，當進行蓄電池40的放電控制時，產生第2DC/DC轉換器403的控制指令值。
第7控制電路74，對充電控制電路71及放電控制電路72，輸出控制參數及控制目標值等。第7控制電路74，管理輸出蓄電池40的充電量(SOC)、充電電力(充電電流)及放電電力(放電電流)等。第7控制電路74，輸出第2轉換電路73的控制信號。
第2轉換電路73，根據來自第7控制電路74的控制信號，選擇性輸出充電控制電路71及放電控制電路72的輸出中的任一方至第2DC/DC轉換器403的控制指令值，作為第2DC/DC轉換器403的控制指令值。具體地，第2轉換電路73，在指示蓄電池40的充電時，輸出充電控制電路71產生的控制指令值。另一方面，第2轉換電路73，在指示蓄電池40的放電時，輸出放電控制電路72產生的控制指令值。
(3－2) 第4控制電路409 圖11，係說明圖7所示之第4控制電路409的構成方塊圖。
如圖11所示，第4控制電路409，具有交流頻率檢出電路81、實效電力算出電路82、虛擬同步發電機控制電路83、反相器電流控制電路84、反相器電壓控制電路85、第3轉換電路86以及第8控制電路87。
交流頻率檢出電路81，根據電壓計410(圖7)測量的交流電壓波形，檢出交流電壓的相位。實施形態1中，根據交流電壓波形檢出過零點，並根據檢出的過零點的時間間隔檢出頻率。又，交流電壓頻率的檢出方法，不限定於使用過零點檢出結果的方法。
實效電力算出電路82，利用電壓計410及電流計411(圖7)測量的交流電壓及交流電流的資訊，算出實效電力。實施形態1中，根據交流頻率檢出電路81輸出的過零點檢出資訊及交流頻率資訊，透過累計交流電壓波形的1周期電力，算出實效電力。又，實效電力的算出方法，不限定於上述方法，例如，交流系統是三相交流時，利用DQ轉換等，算出實效電力也可以。
虛擬同步發電機控制電路83，根據交流頻率檢出電路81輸出的交流電壓頻率資訊以及實效電力算出電路82輸出的交流實效電力資訊，使第2DC/AC轉換器408(靜止型反相器)，持有同步發電機具有的慣性力、同步化力及制動力。
[虛擬同步發電機控制技術] 以下，簡單說明關於虛擬同步發電機控制技術。
火力發電中代表性使用的同步發電機，具有根據頻率調整輸出電力的機能(調節機能)、維持角速度的機能(慣性力)、取得與系統電壓同步的機能(同步化力)、基礎系統的電壓調整機能(AVR機能：Automatic Voltage Regulation(自動電壓調整)機能)，系統事故時交流系統電壓瞬間下降之際也繼續運轉的機能等。
虛擬同步發電機控制技術中，透過控制靜止型反相器的過渡響應，使靜止型反相器模擬同步發電機具有的機能。具體地，模擬調節機能、模擬根據振盪方程的質量系統模型(旋轉機的動態特性)的機能以及AVR機能3個特機能。
實施形態1中，特別說明關於安裝調節機能以及模擬根據振盪方程的質量系統模型之機能至第2DC/AC轉換器408的情況。圖45中，顯示用以說明虛擬同步發電機控制技術的概念圖。又，關於同步發電機持有的AVR機能，因為係主要根據上述位系統(實施形態1中CEMS31)通知的輸出電壓指令或無效電力指令值控制的機能，實施形態1中未安裝。以下，具體說明調節機能以及模擬根據振盪方程的質量系統模型之機能。
最初，說明關於調節機能。 發電廠中的調節器，透過控制火力發電及原子力發電中的氣體渦輪機或蒸氣渦輪機的輸出及或水力發電中的水車導葉等，有控制發電機的輸出電力之機能。交流電力系統中需要電力超過供給電力時，系統電壓的頻率下降。可控制輸出的火力發電機或水力發電機中透過使調節器持有衰減特性，系統電壓頻率下降時，控制發電機以增加發電電力。另一方面，由於供給電力超過需要電力，系統電壓頻率上升時，控制發電機以減少發電電力。
圖45，係模式表示調節機能圖。如圖45所示，同步發電機的角速度ω增大時，透過調整能量流入的閥往右側移動，對同步發電機供給的能量減少。另一方面，同步發電機的角速度ω減少時，透過上述閥往左側移動，對同步發電機供給的能量增加。藉此，可以以自端系統電壓頻率(即，同步發電機的角速度ω)單獨控制同步發電機輸出的能量。同步發電機即使個別實行上述動作的情況下，因為根據系統電壓的頻率管理動作，複數同步發電機間也可以分擔負載。調節器，從電氣學會，提供一次延遲系統構成的模型等作為標準模型。
實施形態1中，如以下式(1)所示，說明關於以上述一次延遲系統構成的模型近似調節器時的動作。
Figure 02_image001
但，式(1)中的－1/Kgd是調節器的比例增益(Kgd：速度調整率)，Tg是一次延遲系統的時間常數(Tg：調節器時間常數)。
其次，說明關於模擬根據振盪方程的質量系統模型之機能。 如圖45所示，同步發電機，具有持有單位慣性常數M的旋轉器。例如，由於日射量驟變大型太陽能26的發電電力驟減時，上述調節器控制中，不能瞬間供給不足的電力。同步發電機，轉換旋轉器內積累的旋轉能量為電力，輸出至交流系統。那時，旋轉器的角速度(旋轉速度)減少時，由於調節器控制供給的能量增加，使需要電力與供給電力平衡。以下式(2)中，顯示模擬質量系統模型(發電機旋轉器)的振盪方程。振盪方程將能量P除以角速度ω，轉換成力矩T。
Figure 02_image003
但是，Dg是阻尼係數，M是慣性常數。
實施形態1中，透過將式(1)及式(2)納入靜止型反相器(第2DC/AC轉換器408)的控制內，說明關於模擬同步發電機持有的慣性力、同步化力及制動力的情況。
回到圖11，反相器電流控制電路84，產生用以電流控制第2DC/AC轉換器408的控制指令值。又，反相器電流控制電路84，與圖9所示的電流控制電路60只是控制參數不同。因為電路構成及動作相同，省略詳細的說明。
反相器電壓控制電路85，產生用以電壓控制第2DC/AC轉換器408的控制指令值。
第3轉換電路86，根據第8控制電路87的輸出，轉換來自反相器電流控制電路84的控制指令值以及來自反相器電壓控制電路85的控制指令值。
第8控制電路87，收集關於電壓計406及電流計407的直流母線405之測量結果以及第3控制電路404輸出的第2DC/DC轉換器403狀態資訊等，經由通訊I/F412通知CEMS31等收集的資訊。
又，第8控制電路87，通知虛擬同步發電機控制電路83、反相器電流控制電路84、反相器電壓控制電路85分別的控制參數。
第8控制電路87，以未圖示的交流系統的實效電壓測量部測量的交流系統實效電壓，或未圖示的交流系統的有效．無效電力測量部測量的有效電力及無效電力的資訊，經由通訊I/F412通知CEMS31。第8控制電路87，通知第7控制電路74交流系統的實效電壓、有效電力等的測量結果。
(3－2－1)交流頻率檢出電路8 圖12，係說明圖11所示的交流頻率檢出電路81的構成方塊圖。
如圖12所示，交流頻率檢出電路81，具有相位檢出電路810、頻率檢出電路811以及第2正弦波產生電路812。
相位檢出電路810，根據電壓計410輸出的系統電壓波形檢出過零點。相位檢出電路810中的相位檢出方法，不限於過零點的檢出。關於實機中的過零點檢出，由於電壓計410的過零點檢出誤差(主要偏移誤差)、電壓計410的振幅檢出誤差(主要線性誤差)、取樣系統電壓波形時的取樣周期誤差等產生誤差。又，取樣周期誤差，在利用微電腦進行取樣時，由於從載波插入到實際進行取樣為止的時間偏差，可能發生。
頻率檢出電路811，根據相位檢出電路810輸出的過零點周期，檢出系統頻率。又，檢出系統頻率的方法，不限於根據過零點周期檢出的方法。
第2正弦波產生電路812，根據相位檢出電路810中的過零點檢出結果、頻率檢出電路811中的頻率檢出結果以及CEMS31輸出的系統電壓振幅，產生與系統電壓同步的正弦波。交流頻率檢出電路81，輸出過零點檢出結果(過零點檢出時刻)、頻率檢出結果以及正弦波資訊。
(3－2－2)反相器電壓控制電路85 圖13，係說明圖11所示的反相器電壓控制電路85的構成方塊圖。
如圖13所示，反相器電壓控制電路85，具有第3正弦波產生電路851、減法器852、第3PI控制電路853及第2PWM轉換器854。
反相器電壓控制電路85，根據虛擬同步發電機控制電路83(圖11)輸出的頻率及相位的資訊以及第8控制電路87(圖11)輸出的系統電壓的振幅資訊，產生用以控制第2DC/AC轉換器408的控制指令值。又，來自第8控制電路87的系統電壓的振幅資訊，經由第2正弦波產生電路812輸入反相器電壓控制電路85。
來自交流頻率檢出電路813(圖11)的正弦波資訊(頻率、相位及振幅的資訊)輸入至第3正弦波產生電路851。第3正弦波產生電路851，根據輸入的正弦波資訊，產生第2DC/AC轉換器408輸出的交流電壓的目標值。
減法器852，算出來自第3正弦波產生電路851的交流電壓的目標值與電壓計410測量的電壓之偏差，輸出算出的偏差至第3PI控制電路853。
第3PI控制電路853，透過進行PI(比例積分)運算使輸入的偏差成為零，產生電壓指令值。第3PI控制電路853，輸出產生的電壓指令值至第2PWM轉換器854。又，第3PI控制電路853中的控制參數(控制增益及積分時間)，將從第8控制電路87提供。
第2PWM轉換器854，透過使用第3PI控制電路853輸出的電壓指令值實行PWM(Pulse Width Modulation(脈寬調變))控制，產生控制信號。第2PWM轉換器854，輸出產生的控制信號至第2DC/AC轉換器408。
(3－2－3)虛擬同步發電機控制電路83 圖14，係說明圖11所示的虛擬同步發電機控制電路83的構成方塊圖。
如圖14所示，虛擬同步發電機控制電路83，具有。減法器832、調節器控制電路833、加法器835、減法器836以及質量系統運算電路837。
減法器832，算出頻率實測結果與第8控制電路87輸出的基準頻率Fref的偏差。減法器832的輸出，輸入至調節器控制電路833。調節器控制電路833，根據減法器832的輸出，產生加入電力目標值的偏移值。之後敘述調節器控制電路833的詳細動作。
加法器835，透過將調節器控制電路833輸出的偏移值與第8控制電路87輸入的電力目標值Pref相加，產生質量系統運算電路837的控制電力目標值。
減法器836，算出實效電力算出電路82輸入的實效電力與加法器835輸入的控制電力目標值的偏差。減法器836的輸出，輸入至質量系統運算電路837。
質量系統運算電路837，算出電力轉換裝置41輸出的系統電壓頻率以及相位，使減法器836輸出的偏差為零。實施形態1中，調節器控制電路833及質量系統運算電路837的控制參數(速度調整率Kgd、調節器時間常數Tg、慣性常數M以及阻尼係數Dg)，將從CEMS31經由第8控制電路87通知。
(3－2－3－1)調節器控制電路833 圖15，係說明圖14所示的調節器控制電路833的構成方塊圖。
如圖15所示，調節器控制電路833具有乘法器91、一次延遲系統模型92以及限制電路93。
乘法器91，將減法器832的輸出與第8控制電路87輸出的比例增益(－1/Kgd)相乘。乘法器91的輸出輸入至一次延遲系統模型92。實施形態1中，一次延遲系統模型92，安裝至電氣學會提示的一次延遲系統標準模型(1/(1+s×Tg))。限制電路93，對一次延遲系統模型92的輸出施行限制處理。
(3－2－3－2)質量系統運算電路837 圖16，係說明圖14所示的質量系統運算電路837的構成方塊圖。
如圖16所示，質量系統運算電路837，具有減法器101、積分器102、乘法器103、除法器104、加法器105以及相位計算電路106。
減法器101，算出減法器836的輸出與乘法器103的輸出之偏差。減法器101的輸出輸入至積分器102。
積分器102，透過積分減法器101的輸出，產生圖45所示的發電機旋轉器的目標角速度(2×π×目標頻率(例如60Hz))與發電機旋轉器的角速度的差異值Δω。積分器102的輸出，輸入至乘法器103。
乘法器103，將積分器102的輸出與第8控制電路87輸入的阻尼係數Dg相乘。
質量系統運算電路837的構成，係根據減法器836的輸出與乘法器103的輸出之偏差，以第2DC/AC轉換器408的控制，模擬同步發電機持有的制動力。
除法器104，透過將積分器102的輸出Δω除以2×π，轉換成頻率的差異值Δf。加法器105，透過將頻率差異資訊Δf加上目標頻率(60Hz)，轉換頻率差異資訊Δf成發電機旋轉器的頻率(旋轉頻率)。加法器105的輸出，輸入至相位計算電路106。相位計算電路106，算出發電機旋轉器的相位。
其次，說明關於質量系統運算電路837的振盪方程的傳遞函數。振盪方程的傳遞函數如以下式(3)所示，可以使用一次延遲系統的比例增益(1/Dg)以及時間常數(M/Dg)表示。
Figure 02_image005
又，虛擬同步發電機控制中的調節器時間常數Tg、質量系統運算部的時間常數M/Dg，根據系統要求的響應速度決定。
(分散電源管理裝置的動作概要) 其次，說明實施形態1的分散電源管理裝置的動作概要。
圖17，係顯示電力轉換裝置41內安裝的虛擬同步發電機控制覆蓋的區域圖。圖17的橫軸表示響應時間，縱軸表示需要變動幅度。
如圖17所示，靜止型反相器內安裝的虛擬同步發電機控制，覆蓋數十秒~數分鐘左右的微小變動及短周期變動。關於數分鐘以上的變動，可以根據負載頻率控制(LFC)或經濟負載分配控制(EDC)對應。因此，實施形態1中，說明虛擬同步發電機控制的響應性能為1秒以下。
以下的說明中，使用以連接至圖2所示的配電系統24之蓄電池40、電力轉換裝置41、配電的阻抗29及負載600構成的模型。為了使說明簡單，電力轉換裝置41的反相器電容為4kW，負載600的電容為最大4kW。
圖18，係用以說明實施形態1的電力轉換裝置41內安裝的虛擬同步發電機控制圖。圖18中顯示，電力目標值不變而改變負載600的消耗電力時的速度調整率Kgd與系統頻率的一關係例。圖18顯示，在圖2中，CEMS31通知電力目標值為2kW的狀態下，負載600從2kW變動至4kW時穩定狀態下各速度調整率Kgd中的系統頻率。又，調節器時間常數Tg、慣性常數M及阻尼係數Dg分別固定至一定值。
圖18的例中，直到Kgd成為0.343為止，隨著Kgd的數值變大，系統頻率下降。另一方面，Kgd超過0.343時，確定系統頻率收斂。
圖19，係用以說明係顯示實施形態1的蓄電池電力轉換裝置41內安裝的虛擬同步發電機控制圖。圖19中，顯示驟變負載時阻尼係數Dg與系統頻率的一關係例圖。圖19顯示在圖2中CEMS31通知電力目標值2kW的狀態下負載從2kW變動至4kW時各阻尼係數Dg中的系統頻率。又，調節器時間常數Tg、慣性常數M以及速度調整率Kgd(=0.343)分別固定在一定值。圖19的例中，確認隨著阻尼係數Dg變小，系統頻率下降變大。
一般，系統頻率的界限值(上限值及下限值)，為基準頻率(以下，也稱Fref)±1~2%左右。因此，基準頻率Fref是60Hz時，系統頻率的上限值為61.2~60.6Hz左右，系統頻率的下限值為59.4~58.8Hz左右。因此，必須設定調節器控制的速度調整率Kgd及阻尼係數Dg使系統頻率收納在上述界限值規定的頻率範圍內。
其次，說明關於ΔP/ΔF特性。 圖20，係顯示ΔP/ΔF特性的一例圖。圖20的橫軸，係對電力目標值之實際電力轉換裝置41的輸出電力的偏差，差異電力ΔP。差異電力ΔP，以電力轉換裝置41的輸出電力比電力目標值大的情況為正數。
圖20的縱軸，係對於交流系統基準頻率Fref(例如60Hz)之電力轉換裝置41輸出的交流電壓頻率的偏差，差異頻率ΔF。差異頻率ΔF，以電力轉換裝置41輸出的交流電壓頻率比基準頻率Fref高的情況為正數。ΔFmax，係差異頻率ΔF的最大值。
實施形態1的虛擬同步發電機控制電路83(圖11)中，圖20所示的ΔP/ΔF特性，以靜止型反相器(第2DC/AC轉換器408)的電容、速度調整率Kgd以及阻尼係數Dg決定。又，圖20中，不考慮關於蓄電池40的充電，以電力目標值為靜止型反相器(第2DC/AC轉換器408)的一半電容。圖20，顯示以圖2中負載600的消耗電力成為與靜止型反相器(第2DC/AC轉換器408)的電容相同時的系統頻率作為上限值(Fref＋ΔFmax)而以負載600的消耗電力成為零時的系統頻率作為下限值(Fref－ΔFmax)情況下的ΔP/ΔF特性。
實施形態1中，圖20所示的ΔP/ΔF特性稱作「基準ΔP/ΔF特性」。如上述，基準ΔP/ΔF特性，在蓄電池40的放電模式中，以靜止型反相器電容的一半作為電力目標值，靜止型反相器的輸出與電容一致時系統頻率為上限值(Fref＋ΔFmax)，靜止型反相器的輸出為零時系統頻率為下限值(Fref－ΔFmax)條件下的ΔP/ΔF特性。又，之後詳細敘述放電模式。
圖21，係顯示實施形態1的電力轉換裝置41內安裝的虛擬同步發電機控制中驟變負載時靜止型反相器輸出的系統電壓頻率響應波形圖。
如圖17所說明，靜止型反相器中安裝的虛擬同步發電機控制，覆蓋數十秒~數分鐘左右的微小振動及短周期變動。因此，虛擬同步發電機控制要求1秒以下的響應性能。一般，縮小時間常數時，響應性能提高，但響應波形中發生振動。又，複數台分散電源聯合動作時，可能發生不必要的橫流產生等的問題。因此，實施形態1中，如圖21所示，為了1秒左右收斂系統頻率，決定調節器控制電路833(圖15)及質量系統運算電路837(圖16)中的時間常數。
(習知虛擬同步發電機控制以及其問題點) 其次，說明配電系統24中配置安裝習知虛擬同步發電機控制的2台電力轉換裝置41時的問題點。
圖22，係顯示安裝習知虛擬同步發電機控制的2台電力轉換裝置41分別從靜止型反相器輸出的交流電力實效值響應波形圖。圖22所示的響應波形，顯示當使用2台電力轉換裝置41構成自立系統驟變負載時，各靜止型反相器輸出的交流電力實效值波形。
圖22中，各電力轉換裝置41的反相器電容為4kW，負載的消耗電力為3.34kW。對應第1電力轉換裝置41的第1蓄電池(圖中標記為「BAT1」)的電力器目標值為2.2kW，對應第2電力轉換裝置41的第2蓄電池(圖中標記為「BAT2」)的電力器目標值為1.1kW，控制第1及第2電力轉換裝置41。這樣的狀態中，設想5秒附近負載消耗電力驟變成約一半(1.65kW)的情況。
如圖22所示，直到負載驟變前，從第1電力轉換裝置41輸出電力目標值(2.2kW)附近的電力，從第2電力轉換裝置41輸出電力目標值(1.1kW)附近的電力，兩者電力比為2：1。
另一方面，負載驟變後，第1電力轉換裝置41的輸出電力為1.35kW，第2電力轉換裝置41的輸出電力為0.3kW。兩者電力比成為9：2。明白這樣負載驟變後，從2台率轉換裝置41，以不同於設想的電力按比例分配比(2：1)的比(9：2)輸出電力。
圖23顯示，以上述條件使安裝習知虛擬同步發電機控制的2台電力轉換裝置41動作時，從各靜止型反相器輸出的交流電壓頻率響應波形。如圖23所示，明白交流電壓頻率即使在負載驟變後，也由於虛擬同步發電機控制收斂至大致相同的頻率。
其次，利用圖24及圖25，說明關於負載驟變時電力按比例分配比產生變化的理由。
圖24，係顯示安裝習知虛擬同步發電機控制的第1電力轉換裝置41的一ΔP/ΔF特性例圖。圖25，係顯示安裝習知虛擬同步發電機控制的第2電力轉換裝置41的一ΔP/ΔF特性例圖。
習知虛擬同步發電機控制中，根據電力目標值及靜止型反相器電容，不能轉換ΔP/ΔF特性。圖24及圖25的例中，因為2台電力轉換裝置41的靜止型反相器電容相同(4kW)，將提供相同的ΔP/ΔF特性。
如圖22所示，負載驟變時，各電力轉換裝置41中安裝的虛擬同步發電機控制，動作使2台電力轉換裝置41分擔過與不足的電力。此時，如圖23所示，控制2台電力轉換裝置41，使靜止型反相器輸出的交流電壓頻率變得互為相等。
另一方面，各電力轉換裝置41輸出的電力與電力目標值的差異電力ΔP，根據圖24及圖25所示的ΔP/ΔF特性決定。因此，2台電力轉換裝置41的ΔP/ΔF特性相同時，因為差異頻率ΔF相同，差異電力ΔP也成為相同值。結果，如圖22所示，負載驟變後，將從2台電力轉換裝置41以不同於設想的電力按比例分配比的按比例分配比輸出電力。
(實施形態1的虛擬同步發電機控制) 圖26，係顯示安裝實施形態1的虛擬發電機控制的第2電力轉換裝置41的一ΔP/ΔF特性例圖。圖中的實線表示第2電力轉換裝置41的ΔP/ΔF特性，虛線表示第1電力轉換裝置41的ΔP/ΔF特性(圖24)。
如圖22所示，第2電力轉換裝置41的目標電力值(1.1kW)是第1電力轉換裝置41的目標電力值(2.2kW)的一半時(即，電力按比例分配比2：1)，如圖26所示，相同差異頻率ΔF中，決定第2電力轉換裝置41的ΔP/ΔF特性，使第1電力轉換裝置41的差異電力ΔP(圖中的ΔP1)與第2電力轉換裝置41的差異電力ΔP(圖中的ΔP2)的比成為與電力目標值的比(2：1)相等。
如圖26所示，透過決定2台電力轉換裝置41的ΔP/ΔF特性，即使負載變化的情況下，明白各電力轉換裝置41分擔的電力比，也與CEMS31通知的電力目標值比(2：1)相等。
(ΔP/ΔF特性的作成方法) 其次，說明關於CEMS31中各電力轉換裝置41的ΔP/ΔF特性作成方法。
實施形態1中，作成各電力轉換裝置41的ΔP/ΔF特性時，CEMS31最初，每電力轉換裝置41作成基準ΔP/ΔF特性。以下的說明中，限定於蓄電池40的放電，說明基準ΔP/ΔF特性的作成方法。
蓄電池40的動作模式中，具有進行蓄電池40放電的放電模式、進行蓄電池40充電的充電模式以及進行蓄電池40充放電的充放電模式。使蓄電池40以放電模式或充電模式動作時，作成基準ΔP/ΔF特性，使對應差異頻率ΔF的界限值ΔFmax之差異電力ΔP成為靜止型反相器電容的一半。
另一方面，以充放電模式使蓄電池40動作時(尤其，電力目標值成為零附近時)，作成基準ΔP/ΔF特性，使對應ΔFmax的差異電力ΔP成為與靜止型反相器電容相等。
又，CEMS31，必須以相同策略作成管理的複數電力轉換裝置41的基準ΔP/ΔF特性。因此，CEMS31，一方面在第1電力轉換裝置41考慮充放電模式作成基準ΔP/ΔF特性，另一方面在第2電力轉換裝置41不進行考慮充電模式或放電模式作成基準ΔP/ΔF特性。
圖27，係顯示安裝實施形態1的虛擬同步發電機控制的電力轉換裝置41中的一基準ΔP/ΔF特性例圖。
實施形態1中，根據關於DSO21通知的系統頻率界限值(Fmax±ΔFmax)之資訊以及關於靜止型反相器電容之資訊，作成基準ΔP/ΔF特性。
具體地，只考慮放電模式的情況下，作成基準ΔP/ΔF特性，使電力目標值Pref為靜止型反相器電容的一半，電力轉換裝置41輸出與靜止型反相器電容相等的電力時系統頻率為下限值(Fref－ΔFmax)，靜止型反相器輸出為零時系統頻率為上限值(Fref＋ΔFmax)。
又，只考慮充電模式的情況下，處理充電電力為負值，為了使充電電力為零時系統頻率為下限值(Fref－ΔFmax)，充電電力與靜止型反相器電容相等時系統頻率為上限值(Fref＋ΔFmax)，只要作成基準ΔP/ΔF特性就得到同樣的效果。
又，考慮充放電模式的情況下，為了使電力目標值Pref為零，放電與靜止型反相器電容相等的電力時系統頻率為下限值(Fref－ΔFmax)，充電與靜止型反相器電容相等的電力時系統頻率為上限值(Fref＋ΔFmax)，只要作成基準ΔP/ΔF特性就得到同樣的效果。
其次，利用圖28，說明關於使用圖27所示基準ΔP/ΔF特性之各電力轉換裝置41的ΔP/ΔF特性作成方法。
又，以下的說明中，假設各電力轉換裝置41的靜止型反相器電容相同。圖28中，利用圖27所示的基準ΔP/ΔF特性，說明作成電力目標值與基準ΔP/ΔF特性中的電力目標值(靜止型反相器電容的一半)不同時的ΔP/ΔF特性之方法。圖中的虛線表示基準ΔP/ΔF特性(圖27)，實線表示ΔP/ΔF特性。
靜止型反相器電容相同時，實施形態1中，對基準ΔP/ΔF特性(圖中的虛線)傾斜度，透過乘以將靜止型反相器電容的一半(0.5倍)除以電力轉換裝置41的電力目標值Pref的結果，求出ΔP/ΔF特性(圖中的實線)傾斜度。例如，電力目標值Pref是靜止型反相器電容的0.25倍時，透過將基準ΔP/ΔF特性傾斜度乘以0.5/0.2(=2)，求出ΔP/ΔF特性傾斜度。
其次，說明各電力轉換裝置41的靜止型反相器電容不同的情況。在此情況下，各電力轉換裝置41的基準ΔP/ΔF特性作成方法與上述作成方法不同。
複數電力轉換裝置41間靜止型反相器電容不同的情況下，預先決定成為基準的靜止型反相器電容。例如，3台靜止型反相器電容為10kW、8kW、4kW的情況下，以8kW為基準。又，基本上當然選擇哪個電容作為基準都沒問題。於是，利用圖27所述的作成方法，作成具有基準電容(8kW)之靜止型反相器的基準ΔP/ΔF特性。
其次，利用具有基準電容(8kW)之靜止型反相器的基準ΔP/ΔF特性，作成電容4kW之靜止型反相器的基準ΔP/ΔF特性。圖29，係用以說明電容4kW之靜止型反相器的基準ΔP/ΔF特性作成方法。圖中的虛線表示具有基準電容之靜止型反相器的基準ΔP/ΔF特性(圖27)，實線表示電容4kW之靜止型反相器的基準ΔP/ΔF特性。
如圖29所示，對基準電容(8kW)的基準ΔP/ΔF特性傾斜度，透過乘以將基準電容(這次8kW)除以自己的靜止型反相器電容(這次4kW)的值，求出基準ΔP/ΔF特性傾斜度。具體地，電容4kW之靜止型反相器的基準ΔP/ΔF特性傾斜度，透過將基準電容(8kW)的基準ΔP/ΔF特性傾斜度乘以8/4(=2)算出。同樣地，電容10kW之靜止型反相器的基準ΔP/ΔF特性直線傾斜度，透過將基準電容(8kW)的靜止型反相器基準ΔP/ΔF特性傾斜度乘以8/10(=0.8)算出。
圖30，係顯示靜止型反相器電容不同的2台電力轉換裝置41的基準ΔP/ΔF特性以及ΔP/ΔF特性的一例圖。圖30中，虛線L1表示第1電力轉換裝置41的基準ΔP/ΔF特性，實線L2表示第1電力轉換裝置41的ΔP/ΔF特性。虛線L3表示第2電力轉換裝置41的基準ΔP/ΔF特性，實線L4表示第2電力轉換裝置41的ΔP/ΔF特性。
圖30的例中，第1電力轉換裝置41的靜止型反相器電容是8kW，電力目標值是6kW。第2電力轉換裝置41的靜止型反相器電容是4kW，電力目標值是1kW。
圖31，係顯示從圖30所示的2台電力轉換裝置41輸出的交流電力實效值波形圖。圖31的例中，第1電力轉換裝置41的靜止型反相器電容是8kW，電力目標值是2kW。第2電力轉換裝置41的靜止型反相器電容是4kW，電力目標值是1kW。
圖31的波形，根據圖30所示的2台電力轉換裝置41的基準ΔP/ΔF特性(圖中的實線L1, L3)，使用2台電力目標值是2kW, 1kW時的虛擬同步發電機控制電路83產生的控制參數(Tg, Kgd, M及Dg)，使第1及第2電力轉換裝置41動作。
圖31中，負載從3kW驟變至5.25kW時，顯示各電力轉換裝置41輸出的交流電力實效值波形。如圖31所示，明白負載驟變前及負載驟變後其中任一，第1及第2電力轉換裝置41的電力按比例分配比都成為2:1，進行按照設想的動作。
如以上的說明，具有安裝虛擬同步發電機控制的靜止型反相器之複數電力轉換裝置41連接至配電系統24時，每電力轉換裝置41，根據靜止型反相器的電容以及電力目標值，作成ΔP/ΔF特性。於是，每電力轉換裝置41，利用ΔP/ΔF特性，產生虛擬同步發電機控制電路83(圖11)的控制參數。
由於形成這樣的構成，即使負載600的消耗電力或大型太陽能26的發電電力驟變的情況下，也使各電力轉換裝置41輸出的電力比與CEMS31通知的電力目標值比相等。藉此，例如因為SOC很少，可以防止設定放電電力很少的蓄電池40的放電電力占放電電力全體的比例變大之類。
又，實施形態1中，作為ΔP/ΔF特性的作成方法，作成各電力轉換裝置41的基準ΔP/ΔF特性，利用作成的基準ΔP/ΔF特性，說明根據電力目標值，作成ΔP/ΔF特性的方法，但不限於此。例如，根據靜止型反相器的電容、電力目標值以及蓄電池40的SOC資訊，形成直接產生虛擬同步發電機控制電路83的控制參數(Tg, Kgd, M及Dg)之構成也可以。
(分散電源管理裝置的動作) 其次，利用圖1到圖14，詳細說明實施形態1的分散電源管理裝置的動作。
最初參照圖1，說明關於應用實施形態1的分散電源管理裝置之配電系統24。
實施形態1中，配電系統24，為了控制變電所20供給的系統電壓在既定電壓範圍內，變電所20與電力轉換裝置27(或，電力轉換裝置41a或城市100)之間，串聯連接複數SVR23。
電力轉換裝置27作為電流源動作。電力轉換裝置27的附近設置電力轉換裝置41a。實施形態1中，電力轉換裝置41a作為電流源動作。電力轉換裝置41a，透過實行虛擬同步發電機控制，對以使大型太陽能26的發電電力平滑化。
作為負載，有城市100a~100d、工廠110、大樓112以及公寓113。對負載，供給變電所20供給的電力、大型太陽能26的發電電力及蓄電池40的放電電力。工廠110中配置緊急用同步發電機30a，大樓112中配置緊急用同步發電機30b。
在此，說明接受變電所20供給的電力、大型太陽能26的發電電力以及蓄電池40的放電電力之配電系統24中的分散電源管理裝置的動作。
圖32，係用以說明以圖1所示的CEMS31為中心的分散電源管理裝置通常動作的序列圖。
如圖32所示，穩定時的處理，以30分鐘周期實施的處理(以下，也稱「第1處理」)以及5分鐘周期實施的處理(以下，也稱「第2處理」)構成。
開始第1處理(30分鐘周期處理)時，DSO21對CEMS31經由通訊線25，要求收集的測量資料輸出。CEMS31，一收到來自DSO21的要求，就傳送最近30分鐘收集的各消費者的消耗電量、大型太陽能26的發電量以及蓄電池40的充放電量以及包含SOC的測量資料至DSO21。
收到測量資料時，DSO21就根據測量資料作成配電系統24的運轉計畫，通知CEMS31作成的運轉計畫。配電系統24的運轉計畫，包含從變電所20到配電系統24的電力供給計畫，為了作成蓄電池40的運轉計畫(充放電計畫)成為必需。DSO21，24小時作成30分鐘周期的電力供給計畫。30分鐘周期的電力供給計畫，表示30分鐘從變電所20供給到配電系統24的總電量。
CEMS31，從DSO21收到運轉計畫(電力供給計畫)時，就對電力轉換裝置41要求傳送測量資料。測量資料，包含最近5分鐘的蓄電池40充放電量及SOC資訊。電力轉換裝置41，一收到來自CEMS31的要求，就通知CEMS31測量資料。
CEMS31，從連接至配電系統24的全部電力轉換裝置41a~41c接收測量資料。此時，CEMS31，也收集各消費者在30分鐘的消耗電量以及大型太陽能26的發電量等的測量資料。
測量資料的收集結束時，CEMS31作成蓄電池40的運轉計畫以及控制參數。蓄電池40的運轉計畫係蓄電池40的充放電計畫，包含蓄電池40的充放電電力目標值(電力目標值)。之後敘述關於蓄電池40的運轉計畫以及控制參數的作成方法。
蓄電池40的運轉計畫以及控制參數的作成完成時，CEMS31對各電力轉換裝置41，通知對應的蓄電池40的運轉計畫以及控制參數，結束第1處理。
接著，CEMS31實施第2處理(5分鐘周期處理)。CEMS31，以5分鐘周期從電力轉換裝置41收集測量資料。CEMS31，根據收集的測量資料，檢出電力目標值與實際充放電電力的偏差。偏差在預定臨界值以上時，CEMS31，再計算蓄電池40的運轉計畫(電力目標值)，通知各電力轉換裝置41再計算結果。又，之後敘述關於具體的再計算方法。
(CEMS31的動作) 其次，使用圖33說明CEMS31的詳細動作。
圖33，係顯示圖1所示的CEMS31的控制處理流程圖。如圖33所示，開始處理時，CEMS31在步驟(以下，省略為S)01中，確認是否接收來自DSO21的測量資料輸出要求。接收輸出要求時(S01中YES)，CEMS31，通過S02，從複數電力轉換裝置41收集測量資料。CEMS31，通過S03，經由通訊電路11通知DSO21記憶電路12內收納的測量資料。
另一方面，未收接來自DSO21的輸出要求時(S01中NO)或S03中傳送DSO21測量資料時，CEMS31前進至S04，確認是否從DSO21收到運轉計畫(電力供給計畫)。收到運轉計畫時(S04中YES)，CEMS31前進至S05，作成蓄電池40的運轉計畫(充放電計畫)。
圖34，係顯示作成蓄電池40的運轉計畫之處理(圖33的S05)流程圖。
如圖34所示，開始處理時，通過S051，CEMS31預測大型太陽能26的發電量。具體地，回到圖3及圖4，從DSO21收到運轉計畫時，控制電路16(圖3)，指示運轉計畫作成電路141內的管理電路146(圖4)作成運轉計畫。管理電路146從控制電路16接收指示時，經由蓄電池運轉計畫作成電路141指示發電電力預測電路142預測大型太陽能26的發電電力。
發電電力預測電路142，一收到來自管理電路146的指示，就透過存取未圖示的網際網路上配置的天氣預報伺服器，取得從現在到24小時後的24小時天氣預報。發電電力預測電路142，使用取得的24小時天氣預報以及發電電力預測電路142管理的發電量預測用資料庫(未圖示)內收納的資料，預測現在到24小時後的24小時發電量。又，發電量預測用資料庫的建構，係根據以30分鐘周期收集的大型太陽能26的發電量實績以及天氣實績資訊。省略資料庫建構方法的說明。
S051中預測發電量時，CEMS31，通過S052，預測消費者的消耗力。具體地，回到圖4，管理電路146，從發電電力預測電路142收到大型太陽能26的發電量預測結果時，經由蓄電池運轉計畫作成電路141，指示消耗電力預測電路143預測消費者的消耗電力。
消耗電力預測電路143，收到來自管理電路146的指示時，使用消耗電力預測電路143管理的消耗電力預測用資料庫(未圖示)內收納的資料，預測現在到24小時後的24小時消費者消耗電量。又，消耗電力預測用資料庫的建構，係透過根據年月日、時刻資訊以及天氣資訊處理以30分鐘周期收集的消費者消耗電力。省略說明資料庫的建構方法。
S052中預測消費者的消耗電量時，CEMS31，通過S053，作成需要計畫。具體地，回到圖4，從消耗電力預測電路143接收消費者的消耗電量預測結果時，蓄電池運轉計畫作成電路141，根據發電電力預測電路142的大型太陽能26發電量預測結果、消耗電力預測電路143的消費者消耗電量預測結果以及DSO21通知的運轉計畫(每30分的電力供給計畫)，算出蓄電池40a~40c每30分鐘的充放電量合計值。
S053中作成需要計畫時，CEMS31，通過S054，制定蓄電池40a~40c的充放電電力(電力目標值)。具體地，回到圖3及圖4，蓄電池運轉計畫作成電路141，根據經由通訊電路11記憶電路12內收集的蓄電池40a~40c的SOC資訊及蓄電池容量，按比例分配各蓄電池40a~40c每30分鐘的充放電電力。
實施形態1中，作成24小時的蓄電池40運轉計畫之際，CEMS31，制定各蓄電池40的充放電電力，使蓄電池40a~40c的SOC同時成為零或者蓄電池40a~40c都在24小時後成為滿充電狀態。
這是根據以下的理由。例如，設想由於雲穿過大型太陽能26上方5分鐘左右，大型太陽能26的發電電力從10MW下降到4MW的情況。又，電力轉換裝置41a~41c的靜止型反相器電容分別為8MW、4MW、2MW。
在此，蓄電池40a的SOC最初為零，透過停止放電，通知電力轉換裝置41b、41c蓄電池的運轉計畫，從剩下的系統蓄電池40b, 40c分別放電1MW、0.5MW。由於日射量驟變，大型太陽能26的發電電力減少6MW時，蓄電池40b、40c的放電電力，根據虛擬同步發電機控制，因為不能分別追加輸出3MW、1.5MW，不能補償不足部分的6MW。
另一方面，蓄電池40a~40c動作時，因為最大可放電至14MW(=8MW+4MW+2MW)，可以以虛擬同步發電機控制補償的電力範圍擴大。因此，CEMS31中作成蓄電池40的運轉計畫(充放電計畫)時，必須作成運轉計畫使蓄電池40a~40c大致同時SOC為零，或者成為滿充電狀態。
S054中制定蓄電池40a~40c的充放電電力(電力目標值)時，CEMS31通過S055，關於全部蓄電池40a~40c，確認是否產生虛擬發電機控制的控制參數。全部蓄電池40a~40c的控制參數產生未結束時(S055NO)，CEMS31前進至S056，產生虛擬發電機控制的控制參數。
圖35，係顯示產生虛擬同步發電機控制的控制參數之處理(圖34的S056)流程圖。圖35所示的處理，以CEMS31內的控制參數產生電路13(圖5)實行。
如圖35所示，開始處理時，控制電路136(圖5)，通過S0561，在圖34的S054中以蓄電池運轉計畫作成電路141產生其次30分鐘的蓄電池40電力目標值、電力轉換裝置41內的第2DC/AC轉換器408(靜止型反相器)電容以及關於配電系統24的資訊。又，關於配電系統24的資訊內，包含系統頻率的上限值及下限以及虛擬同步發電機控制電路83(圖11)的響應性能等。系統頻率的上限值是基準頻率Fref(例如60Hz)＋ΔFmax，系統頻率的下限值是Fref－ΔFmax。
S0561中資訊收集完成時，通過S0562，基準ΔP/ΔF特性算出電路131，算出每電力轉換裝置41基準ΔP/ΔF特性。以下，說明關於基準ΔP/ΔF特性。
產生安裝虛擬同步發電機控制的電力轉換裝置41之控制參數時，最初，算出靜止型反相器的基準ΔP/ΔF特性。又，實施形態1中，說明關於產生電力轉換裝置41的控制參數之構成，但關於風力發電裝置等可調整輸出的電力轉換裝置中安裝虛擬同步發電機控制，也可以使用相同的方法產生控制參數。
具體地，基準ΔP/ΔF特性算出電路131，如圖27所示，蓄電池40的放電模式時，決定基準ΔP/ΔF特性，以靜止型反相器的一半電容為電力目標值，靜止型反相器放電最大電力時的交流電壓頻率成為與下限頻率相等(圖27中差異頻率ΔF＝－ΔFmax)且靜止型反相器的放電電力為零時的交流電壓頻率變成與上限頻率相等(圖27中ΔF＝ΔFmax)。
另一方面，蓄電池40的充電模式時，決定基準ΔP/ΔF特性，以靜止型反相器的一半電容為電力目標值，靜止型反相器充電最大電力時的交流電壓頻率成為上限頻率(ΔF＝ΔFmax)而且靜止型反相器的充電電力為零時的交流電壓頻率變成與下限頻率相等(ΔF＝－ΔFmax)。
又，蓄電池40的充放電模式時，決定基準ΔP/ΔF特性，靜止型反相器的電力目標值為零，靜止型反相器放電最大電力時的交流電壓頻率成為與下限頻率相等(ΔF＝－ΔFmax)，而且靜止型反相器充電最大電力時的交流電壓頻率變成與上限頻率相等(ΔF＝ΔFmax)。
圖36，係說明產生基準ΔP/ΔF特性的處理(圖35的S0562)之流程圖。
如圖36所示，開始處理時，通過S05621，基準ΔP/ΔF特性算出電路131(圖5)，從控制電路136收集作為對象的靜止型反相器的電容資訊(Cinv)。
收集靜止型反相器的電容資訊時，通過S05622，基準ΔP/ΔF特性算出電路131收集系統資訊(ΔFmax)。其次，基準ΔP/ΔF特性算出基準ΔP/ΔF特性131，通過S05623，利用反相器電容Cinv及ΔFmax，求出基準ΔP/ΔF特性傾斜度。
具體地，蓄電池40是充電模式或放電模式時，基準ΔP/ΔF特性算出電路131，以基準ΔP/ΔF特性傾斜度為－ΔFmax/(Cinv×0.5)。另一方面，蓄電池40是充放電模式時，以基準ΔP/ΔF特性傾斜度為－ΔFmax/Cinv。
又，關於採用放電模式(或充電模式)以及充放電模式中任一的基準ΔP/ΔF特性，蓄電池運轉計畫作成電路141(圖4)根據圖34的S053作成的需要計畫中蓄電池40的充放電電力制定結果判斷。具體地，制定的充放電電力絕對值未達預定值時，蓄電池運轉計畫作成電路141，採用充放電模式。又採用的模式，應用於連接至配電系統24的全部電力轉換裝置41。
回到圖35，S0562中算出基準ΔP/ΔF特性時，通過S0563，ΔP/ΔF特性算出電路132(圖5)產生ΔP/ΔF特性。具體地，回到圖5，基準ΔP/ΔF特性算出電路131輸出產生的基準ΔP/ΔF特性傾斜度至控制電路136以及ΔP/ΔF特性算出電路132。
ΔP/ΔF特性算出電路132，根據控制電路136提供的電力目標值，算出ΔP/ΔF特性。圖37，係顯示產生ΔP/ΔF特性的處理(圖35的S0563)之流程圖。如圖37所示，開始處理時，ΔP/ΔF特性算出電路132，通過S05631，從控制電路136收集電力目標值。ΔP/ΔF特性算出電路132，通過S05632，判定收集的電力目標值大小是否沒超過靜止型反相器電容Cinv。
電力目標值大小沒超過靜止型反相器電容Cinv時(S05632中NO)，ΔP/ΔF特性算出電路132，在S05633中，以限制器限制電力目標值至靜止型反相器電容Cinv。
ΔP/ΔF特性算出電路132，通過S05634，利用電力目標值求出ΔP/ΔF特性傾斜度。具體地，蓄電池40是放電模式或充電模式時，以ΔP/ΔF特性傾斜度為基準ΔP/ΔF特性傾斜度×(Cinv×0.5)/電力目標值。另一方面，蓄電池40是充放電模式時，設想吸收大型太陽能26或風力發電等可再生能量的發電電力變動(電力目標值零)，原封不動使用只依存於靜止型反相器電容的ΔP/ΔF特性，即圖35的S0562求出的基準ΔP/ΔF特性。
回到圖35，通過S0563，產生ΔP/ΔF特性時，通過S0564，控制電路136，產生虛擬同步發電機控制的控制參數。利用圖5及圖38，說明關於控制參數的產生方法。
如圖5所示，控制電路136，指示控制參數產生電路133產生控制參數。
收到控制參數的產生指示時，控制參數產生電路133，根據ΔP/ΔF特性算出電路132提供的ΔP/ΔF特性傾斜度、控制電路136輸入的系統資訊(基準頻率Fref、ΔFmax)、電力目標值Pref及反相器電容Cinv，產生控制參數。實施形態1中，控制參數產生電路13(圖3)內安裝模擬虛擬同步發電機控制電路83(圖11)動作的虛擬同步發電機模型134，說明關於利用此模型產生控制參數的情況。
又，控制參數的產生方法不限於此，例如，也可以構成為記憶著圖18所示的速度調整率Kgd與系統頻率的關係作為對應每阻尼係數Dg的表格資料的同時，記憶著圖19所示的阻尼係數Dg與系統頻率的關係作為對應每速度調整率Kgd的表格資料，利用這些表格資料，決定適當的速度調整率Kgd及阻尼係數Dg。
實施形態1中，作為虛擬同步發電機模型134，使用數式模型化圖14到圖16所示方塊圖，但不限於此。例如，根據上述式(1)所示的調節器控制部的傳遞函數以及上述式(2)所示的振盪方程，產生虛擬同步發電機控制電路83(圖11)的傳遞函數，形成根據產生的傳遞函數產生控制參數的構成也可以。
圖38，顯示產生控制參數的處理(圖35的S0564)之流程圖。如圖38所示，開始控制參數的產生時，虛擬同步發電機模型134(圖5)，通過S05641，透過設定速度調整率Kgd以及阻尼係數Dg為分別的預定初始值，初始化速度調整率Kgd以及阻尼係數Dg。實施形態1中，以虛擬同步發電機模型134只產生決定ΔP/ΔF特性的速度調整率Kgd以及阻尼係數Dg。
S05641中，初始化速度調整率Kgd以及阻尼係數Dg時，虛擬同步發電機模型134前進至S05642，使用速度調整率Kgd以及阻尼係數Dg，算出ΔP/ΔF特性傾斜度。
虛擬同步發電機模型134，通過S05643，比較S05642中算出的ΔP/ΔF特性傾斜度與圖35的S0563(圖37)產生的ΔP/ΔF特性傾斜度。具體地，虛擬同步發電機模型134，確認這2個ΔP/ΔF特性傾斜度的偏差進入預定容許範圍內。
傾斜度偏差進入預定容許範圍內時，虛擬同步發電機模型134判定2個ΔP/ΔF特性傾斜度一致(S05643中YES)，進行處理至S05649。
另一方面，傾斜度的偏差未進入預定容許範圍內時，虛擬同步發電機模型134判定2個ΔP/ΔF特性傾斜度不一致(S05643中NO)。在此情況下，虛擬同步發電機模型134，前進至S05644，變更阻尼係數Dg。實施形態1中，虛擬同步發電機模型134，將現在的阻尼係數Dg加上既定值。
S05644中變更阻尼係數Dg時，虛擬同步發電機模型134，通過S05645，確認阻尼係數Dg是否進入預定既定範圍內。阻尼係數Dg進入上述既定範圍內的話(S05645中YES)，虛擬同步發電機模型134，回到S05642，利用變更的阻尼係數Dg算出ΔP/ΔF特性傾斜度。
另一方面，阻尼係數Dg超過上述既定許範圍時(S05645中NO)，虛擬同步發電機模型134，判斷不能以現狀的速度調整率Kgd得到適當特性，通過S05646，復原阻尼係數Dg至初始值的同時，變更速度調整率Kgd。具體地，虛擬同步發電機模型134將現狀的速度調整率Kgd(初始值)加上既定值。
S05646中變更速度調整率Kgd時，虛擬同步發電機模型134，通過S05647，確認速度調整率Kgd是否進入預定既定範圍。速度調整率Kgd脫離上述既定範圍時(S05647中NO)，虛擬同步發電機模型134，前進至S05648，當作沒求出適當的速度調整率Kgd以及阻尼係數Dg，設定速度調整率Kgd以及阻尼係數Dg為預先準備的各個預設值，前進至S05649。
另一方面，S05647中速度調整率Kgd在既定範圍內時(S05647中YES)，虛擬同步發電機模型134，回到S05642，利用變更的阻尼係數Dg算出ΔP/ΔF特性傾斜度。虛擬同步發電機模型134，直到S05654中判定YES為止，或直到S05647中判定NO為止，重複實行S05642~S05647的處理。
設定速度調整率Kgd以及阻尼係數Dg時，控制參數產生電路133，通過S05649，算出慣性常數M。實施形態1中，慣性常數M，根據虛擬同步發電機控制求出的響應時間算出。具體地，虛擬同步發電機控制的響應性能，根據調節器控制電路833(圖14)的調節器時間常數Tg以及振盪方程求出的質量系統運算電路837(圖14)的時間常數M/Dg決定。實施形態1中，使用調節器時間常數Tg的預設值，因為沒產生調節器時間常數Tg，只控制質量系統運算電路837的時間常數。質量系統運算電路837的時間常數，根據上述式(3)以M/Dg求出。因此，實施形態1中，透過將預設值決定的質量系統運算電路837的時間常數乘以阻尼係數Dg，算出慣性常數M。
回到圖34，S056中產生虛擬同步發電機控制的控制參數時，回到S055，控制參數產生電路13確認連接至配電系統24的全部電力轉換裝置41的控制參數算出是否完成。全部電力轉換裝置41的控制參數算出未完成時(S055中NO)，控制參數產生電路13，前進至S056，算出下一電力轉換裝置41的控制參數。另一方面，全部電力轉換裝置41的控制參數算出完成時(S055中YES)，控制參數產生電路13結束蓄電池40的運轉計畫作成。
根據圖33的S05，蓄電池40的運轉計畫作成結束時，蓄電池運轉計畫作成電路141(圖4)，通知管理電路145作成的運轉計畫(電力目標值)。管理電路145，收到運轉計畫時，記憶收到的運轉計畫在記憶體內的同時，通知傳送資料產生電路15(圖3)，控制參數產生電路13通知傳送資料產生電路15產生的控制參數。
傳送資料產生電路15，取得蓄電池40的運轉計畫(電力目標值)以及控制參數時，加工這些成為傳送用格式，輸出至通訊電路11(圖3)。通訊電路11，從傳送資料產生電路15接收傳送資料時，經由通訊線25，將傳送資料傳送給對應的電力轉換裝置41。
圖33的S10中，對全部電力轉換裝置41的運轉計畫以及控制參數的傳送完成時，S11中，確認是否停止CEMS31。停止CEMS31時(S11中YES)，結束處理。另一方面，不停止CEMS31時(S11中NO)，處理回到S01。
相對於此，圖33的S04中未從DSO21接收運轉計畫(電力供給計畫)時(S04中NO)，CEMS31前進至S06，確認各種測量資料的收集時刻是否到來。實施形態1中，如上述，CEMS31以5分鐘周期收集測量資料。測量資料的收集時刻未到來時(S06中NO)，處理回到S01。另一方面，測量資料的收集時刻到來時(S06中YES)，CEMS31通過S07收集測量資料。實施形態1中，CEMS31從各個電力轉換裝置41a~41c收集5分鐘的蓄電池40充放電量、現在充放電量及SOC資訊作為測量資料。
S07中收集測量資料時，CEMS31通過S08確認蓄電池40的運轉計畫是否需要修正。S07中，CEMS31關於複數蓄電池40各個，比較現在充放電電力與運轉計畫(電力目標值)。具體地，CEMS31確認現在充放電電力與電力目標值的電力差是否超過既定範圍以及蓄電池40的SOC是否超過預定的容許範圍。複數蓄電池40中任1蓄電池40中電力差超過既定範圍時以及/或SOC超過容許範圍時，CEMS31重新評估全部蓄電池40的運轉計畫。又，重新評估電力差超過既定範圍及/或SOC超過容許範圍的蓄電池40的運轉計畫也可以。
CEMS31，以上述要領確認蓄電池40的運轉計畫是否需要修正，判斷蓄電池40的運轉計畫不需要修正時(S08中NO)，回到S01繼續處理。另一方面，判斷蓄電池40的運轉計畫需要修正時(S08中YES)，CEMS31前進至S09，修正全部蓄電池40的運轉計畫。
圖39，係顯示修正蓄電池40的運轉計畫之處理(圖33的S09)流程圖。圖39所示的處理，由CEMS31內的運轉計畫作成電路14(圖4)實行。
如圖39所示，開始處理時，管理電路146(圖4)通過S091，對蓄電池運轉計畫補正電路144(圖4)，指示運轉計畫修正的同時，轉送從各電力轉換裝置41收集的充放電電力以及SOC資訊。S092中，管理電路146，對蓄電池運轉計畫補正電路144，也輸出管理電路145(圖4)內記憶的蓄電池40的運轉計畫(電力目標值)以及記憶電路12內記憶的電力轉換裝置41的靜止型反相器電容。
蓄電池運轉計畫補正電路144，根據管理電路146提供的資訊，實行蓄電池40的運轉計畫重新評估。例如，因為大型太陽能26的發電量預測值及各消費者消耗電量預測值中任一脫離實績值，設想電力轉換裝置41的輸出電力成為電力目標值的2倍的情況。
這樣的情況下，系統頻率將下降至下限值(Fref－ΔFref)附近。產生超過以上的電力不足時，系統頻率成為下限值，可能發生不能再從電力轉換裝置41供給電力的狀況。
於是，實施形態1中，電力目標值與充放電電力之比不在既定範圍內時，蓄電池運轉計畫補正電路144，根據以5分鐘周期收集的測量資料，修正蓄電池40的運轉計畫(電力目標值)。具體地，蓄電池運轉計畫補正電路144，根據現在充放電電力及SOC資訊，修正蓄電池40的運轉計畫。
在此，蓄電池40的運轉計畫修正中使用SOC的理由，係使用鋰離子電池作為蓄電池40的情況下，由於過充電或或過放電，蓄電池40有可能故障或急劇惡化。因此，通常的蓄電池控制，SOC例如超過90%時，將蓄電池的充電模式，從定電流充電模式轉換至定電壓充電模式。定電壓充電模式，因為不能取得大的充電電力，虛擬同步發電機控制中產生縮小電力目標值的需要。同樣地，因為過放電時也加深蓄電池40惡化，SOC例如低於5%的時刻必須縮小放電電力。因此，蓄電池40的運轉計畫作成及修正中使用SOC。
又，使用鉛蓄電池作為蓄電池40時，經得住過充電，但有因過放電加深惡化的傾向。因此，鉛蓄電池的情況下，例如SOC低於20%的時刻必須縮小放電電力。如上述，為了抑制使用的蓄電池加深惡化，使用SOC修正電力目標值。
具體地，蓄電池運轉計畫補正電路144，根據現在的充放電電力作成蓄電池40的運轉計畫，但SOC成為上限值附近時的充電以及SOC成為下限值的放電中，根據現在的充放電電力以及SOC作成蓄電池40的運轉計畫。具體地，SOC在上限值附近時，縮小充電電力目標值，SOC接近下限值時，縮小放電電力目標值。
S093中修正蓄電池40的運轉計畫(電力目標值)時，通過S094，控制參數產生電路13(圖3)，確認全部蓄電池40的控制參數算出是否完成。全部蓄電池40的控制參數算出完成的話(S094中YES)，蓄電池運轉計畫補正電路144，結束蓄電池40的運轉計畫修正處理。另一方面，全部蓄電池40的控制參數算出未完成的話(S094中NO)，通過S095，控制參數產生電路13產生虛擬同步發電機控制的控制參數。又，虛擬同步發電機控制的控制參數產生方法，因為與上述蓄電池40的運轉計畫作成處理(圖34的S056及圖35)中使用的產生方法相同，省略說明。
S095中產生控制參數時，回到S094，控制參數產生電路13，確認全部運轉計畫作成電路14的控制參數算出是否完成。全部運轉計畫作成電路14的控制參數算出未完成時(S094中NO)，通過S095，控制參數產生電路13，產生下一電力轉換裝置41的控制參數。
另一方面，全部電力轉換裝置41的控制參數算出完成時(S094中YES)，蓄電池運轉計畫補正電路144結束蓄電池40的運轉計畫修理處理。
回到圖33，S09中修正蓄電池40的運轉計畫時，與運轉計畫作成時相同，蓄電池運轉計畫作成電路141通知管理電路145修正的運轉計畫(電力目標值)。
管理電路145，從蓄電池運轉計畫作成電路141取得蓄電池40的運轉計畫時，記憶取得的運轉計畫至未圖示的記憶體內的同時，通知傳送資料產生電路15。同樣地，控制參數產生電路13，通知傳送資料產生電路15蓄電池40的運轉計畫以及控制參數。
傳送資料產生電路15，收到蓄電池40的運轉計畫以及控制參數時，加工這些成傳送用的格式，輸出至通訊電路11。
通訊電路11，從傳送資料產生電路15傳送資料時，經由通訊線25，傳送對應的電力轉換裝置41傳送資料(圖33的S10)。
圖33的S10中，對全部電力轉換裝置41蓄電池40的運轉計畫傳送完成時，通過S11，確認是否停止CEMS31。停止CEMS31時(S011中YES)，結束處理。另一方面，不停止CEMS31時，回到S01，繼續處理。
如以上說明，實施形態1中，針對電力轉換裝置41作成蓄電池40的運轉計畫(電力目標值)之際，根據各電力轉換裝置41的靜止型反相器電容及電力目標值，產生上述靜止型反相器內安裝的虛擬同步發電機控制的控制參數。藉此，直到CEMS31通知下一運轉計畫為止的期間中，負載600的消耗電力或大型太陽能26等創能機器的發電電力變動時，以與蓄電池40的運轉計畫(電力目標值)相同的按比例分配比，也可以分擔過與不足的電力。
因此，例如緊接通知全部電力轉換裝置41運轉計畫之後，由於日射量改變，大型太陽能26的發電電力減少50%的情況下，不足的50%電力，根據運轉計畫作成時算出的電力目標值比，按比例分配。例如運轉計畫作成時，根據其比控制電力目標值的情況下，全部蓄電池40的SOC大致同時成為零，未制定各蓄電池40的充放電電力的情況下，大型太陽能26的發電電力即使減少50%，因為根據電力目標值比按比例分配過與不足的電力，也可以控制全部蓄電池40的SOC大致同時成為零。
又，實施形態1中，針對電力轉換裝置41的靜止型反相器產生虛擬同步發電機控制的控制參數時，說明關於使用反相器電容以及電力目標值算出的構成，但不限於此，例如，對於電力轉換裝置41a的反相器電容，系統蓄電池40a的電容是2倍，對於電力轉換裝置41b的反相器電容，系統蓄電池40b的電容是3倍等，對於反相器電容的蓄電池40的電容比在電力轉換裝置41間不同時，考慮電容比產生各蓄電池40的運轉計畫(電力目標值)。或者，產生控制參數時，藉由考慮上述電容比，也可以得到同樣的效果。
(電力轉換裝置27以及電力轉換裝置41的動作) 其次，利用圖6到圖16、圖40及圖41，說明大型太陽能用的電力轉換裝置27以及蓄電池用的電力轉換裝置41之動作。
(電力轉換裝置27的動作) 利用圖6，說明大型太陽能用的電力轉換裝置27之動作。
大型太陽能26開始發電時，從大型太陽能26輸入電力轉換裝置27內的第1DC/DC轉換器203的直流電壓上升。第1控制電路204，監視電壓計210測量的直流電壓。第1控制電路204，當直流電壓超過既定電壓值時，使電力轉換裝置27從待機狀態轉移至通常動作。
轉移至通常動作時，電力轉換裝置27內的第2控制電路209控制第1DC/AC轉換器208。以下，說明通常動作時電力轉換裝置27的控制。
參照圖6，第1控制電路204，確認大型太陽能26是否發電。具體地，第1控制電路204，確認電壓計201測量的大型太陽能26的輸出電壓是否超過既定電壓。輸出電壓超過既定電壓時，第1控制電路204通知第2控制電路209大型太陽能26可發電。
第2控制電路209，收到來自第1控制電路204的通知時，根據電壓計10測量的配電系統24的交流電壓，確認是否從變電所20供給電力至配電系統24(配電系統24是否沒停電)。
電壓計210測量的交流電壓在既定電壓以上，確認配電系統24沒停電時，第2控制電路209，啟動DC/AC轉換器208的同時，指示第1控制電路204開始大型太陽能26的發電。
又，實施形態1中，說明關於通常運轉時，由第1DC/AC轉換器208管理直流母線205的直流母線電壓的情況。又，實施形態1中，透過第1DC/AC轉換器208的電流控制管理電力轉換裝置27到配電系統24的再生電力，使分散電源管理裝置全體動作。
由第2控制電路209指示大型太陽能26的發電開始時，第1控制電路204的第5控制電路54(圖8)，指示MPPT控制電路51(圖8)開始大型太陽能26的最大電力點追隨控制。
簡單說明關於最大電力點追隨控制。最大電力點追隨控制中，管理是否比上上次的電力指令值更增大或更縮小上次的指令值。於是，比較這次測量的大型太陽能26的發電電力與上次測量的大型太陽能26的發電電力，發電電力增加時，往與上次相同的方向(增加方向或減少方向)變更指令值。
具體地，這次測量的大型太陽能26的發電電力比上次測量的發電電力更增加的情況下，上次的指令值比上上次的指令值大時，增加這次的指令值。另一方面，上次的指令值比上上次的指令值小時，減少這次的指令值。相反地，這次測量的大型太陽能26的發電電力比上次測量的發電電力更減少的情況下，上次的指令值比上上次的指令值大時，減少這次的指令值。另一方面，上次的指令值比上上次的指令值小時，增加這次的指令值。透過這樣控制這次的指令值，控制大型太陽能26的輸出電力成為最大。
第1DC/DC轉換器203，根據第1控制電路204輸出的指令值，透過使內建的升壓電路動作，轉換大型太陽能26輸出的第1直流電壓成第2直流電壓(直流母線205的直流母線電壓)並輸出。
開始從第1DC/DC轉換器203供給大型太陽能26的發電電力時，第2控制電路209，透過控制第1DC/AC轉換器208，輸出(再生)大型太陽能26的發電電力至配電系統24。具體地，監視直流母線205的直流母線電壓，當直流母線電壓超過控制目標值時，同步配電系統24供給的交流電壓並輸出發電電力。
其次，利用圖9說明第2控制電路209的動作。 第2控制電路209中，相位檢出電路61，檢出電壓計210(圖1)測量的配電系統24的交流電壓波形過零點。
第1正弦波產生電路62，根據表示相位檢出電路61檢出的過零點的資訊以及電壓計210測量的交流電壓波形，產生與配電系統24的交流電壓波形同步的基準正弦波。第1正弦波產生電路62，輸出產生的基準正弦波至乘法器65。
電壓計206，測量直流母線205的電壓，輸出測量值至電流控制電路60內的減法器63以及第6控制電路67。又，電流控制電路60，使用與交流系統電壓同步輸出電力的控制方式(電流控制)。此控制方式，係家庭中設置的一般太陽光發電用電力轉換裝置的控制方法。
第6控制電路67，記憶直流母線205的目標電壓，輸出上述目標電壓至減法器63。
電流控制電路60，控制第1DC/AC轉換器208輸出的電流，使電壓計206測量的直流母線電壓成為目標電壓。減法器63的輸出，輸入至第1PI控制電路64。第1PI控制電路64，實行PI控制，使減法器63的輸出成為零。第1PI控制電路64的輸出，輸入至乘法器65，並透過乘以來自第1正弦波產生電路62的基準正弦波，轉換成電流指令值。
乘法器65輸出的電流指令值輸入至減法器66。減法器66，算出電流指令值與電流計211測量的配電系統24的交流電流值之偏差，輸入算出的偏差至第2PI控制電路68。
第2PI控制電路68，實行PI控制，使減法器66輸出的偏差成為零。第1PWM轉換器69，透過對第2PI控制電路68的輸出實施PWM控制，產生第1DC/AC轉換器208的指令值。第1DC/AC轉換器208，根據第1PWM轉換器69提供的指令值輸出交流電流。
又，電壓計210測量的交流電壓(交流實效電壓)超過既定電壓值時，或者CEMS31通知抑制大型太陽能26的發電電力的要求時，第1控制電路204內的第5控制電路54(圖8)將大型太陽能26的控制從MPPT控制轉換成電壓控制。具體地，第5控制電路54，控制大型太陽能26輸出的直流電壓，使電壓計210測量的交流電壓(交流實效電壓)收納在既定電壓範圍內。或者，第5控制電路54，控制大型太陽能26的輸出電壓，使大型太陽能26的發電電力收納在CEMS31通知的電力範圍內。
又，第1切換電路53(圖8)，根據第5控制電路54提供的轉換控制信號，轉換MPPT控制電路51的輸出與電壓控制電路52的輸出。
第6控制電路67，收集關於電壓計206以及電流計207測量的直流母線205的測量結果、關於電壓計210及電流計211測量的配電系統24的測量結果、第1控制電路204輸出的第1DC/DC轉換器203的狀態資訊等，經由通訊I/F212通知CEMS31等收集的資料。
又，第6控制電路67，關於與未圖示的實效電壓測量部測量的配電系統24的實效電壓或未圖示的有效．無效電力測量部測量的交流系統的有效電力以及無效電力之資訊，也經由通訊I/F212通知CEMS31的同時，也通知第5控制電路54交流系統的實效電壓、有效電力等測量結果。
第5控制電路54，如上述，當交流系統電壓的實效值超過既定值時，透過將大型太陽能26的控制從MPPT控制轉換成電壓控制，抑制交流系統電壓的上升。
(電力轉換裝置41的動作) 其次，利用圖7、圖10到圖16、圖40及圖41，說明蓄電池用的電力轉換裝置41的動作。
實施形態1中，因為電力轉換裝置41內安裝虛擬同步發電機控制，第2DC/AC轉換器408透過實行電壓控制，作為電壓源動作。即，第3控制電路404(圖7)，控制直流母線405的電壓成為固定值。以下，利用圖10說明第3控制電路404的動作。
直流母線405的電壓以電壓計406測量。電壓計406的測量值，輸入充電控制電路71、放電控制電路72以及第7控制電路74。
充電控制電路71及放電控制電路72，控制充電電力或放電電力，使直流母線405的電壓成為第7控制電路74輸出的目標電壓。具體地，蓄電池40放電的情況下，透過控制直流母線405的電壓比目標電壓大時減少放電電力的同時，直流母線405的電壓比目標電壓小時增加放電電力，使直流母線405的電壓與目標電壓一致。
另一方面，充電蓄電池40的情況下，透過控制直流母線405的電壓比目標電壓大時增加充電電力的同時，直流母線405的電壓比目標電壓小時，減少放電電力，使直流母線405的電壓與目標電壓一致。
又，充電控制電路71的輸出與放電控制電路72的輸出的轉換，由第2切換電路73實行。第7控制電路74，根據蓄電池40的充放電動作，輸出對第2切換電路73的轉換控制信號。
其次，利用圖11到圖16及圖40，說明第4控制電路409(圖7)的動作。
圖40，係用以說明電力轉換裝置41的動作之流程圖。 如圖40所示，開始處理時，通過S200，第4控制電路409初始化各種控制參數。接著，通過S201，第4控制電路409收集電壓計401、406、410測量的電壓值、電流計402、407、411測量的電流值以及蓄電池40的狀態資訊。又，因為電壓計410的測量值是交流電壓，第8控制電路87(圖11)中算出交流電壓的實效值，以上述實效值為電壓值。因為電流計411的測量值是交流電流，第8控制電路87中算出交流電流的實效值，以上述實效值為電流值。第7控制電路74內的充放電電力計算電路(未圖示)，根據收集的資料，算出蓄電池的充放電電力以及充放電量。
電壓計410測量的配電系統24的交流電壓輸入至交流頻率檢出電路81(圖11)。交流頻率檢出電路81，通過S202，檢出交流電流波形的過零點。
圖12，係顯示圖11所示的交流頻率檢出電路81的構成方塊圖。如圖12所示，電壓計410的測量值輸入至相位檢出電路810。通過圖40的S202，相位檢出電路810檢出交流電壓的過零點。又，實施形態1中，過零點，表示電壓計410測量的交流電壓波形從負轉換到正的點及時刻。相位檢出電路810，輸出表示檢出的過零點之資訊至頻率檢出電路811。
頻率檢出電路811，根據相位檢出電路810上次檢出過零點的時刻以及這次檢出過零點的時刻，算出交流電壓的周期。頻率檢出電路811，根據算出的周期，算出交流電壓的頻率。
第2正弦波產生電路812，輸出相位檢出電路810檢出的過零點資訊以及頻率檢出電路811檢出的交流電壓頻率資料，作為正弦波資訊。過零點資訊以及頻率資料，輸出至反相器電流控制電路84、反相器電壓控制電路85、虛擬同步發電機控制電路83以及第8控制電路87。
回到圖40，通過S202檢出過零點時(S202中YES)，相位檢出電路810通過S203設定過零點旗標。結束S202的處理時，或者S202沒檢出過零點時(S202中NO)，第4控制電路409通過S204控制第2DC/AC轉換器408。
以下，利用圖11及圖41，說明關於第2DC/AC轉換器408的控制。
如上述，因為電力轉換裝置41安裝虛擬同步發電機控制，控制第2DC/AC轉換器408作為電壓源。即，電壓控制第2DC/AC轉換器408。因此，對配電系統24供給的電力不足時，控制第2DC/AC轉換器408增加輸出電力。另一方面，對配電系統24供給的電力過剩時，控制第2DC/AC轉換器408減少輸出電力。
圖41，係用以說明第2DC/AC轉換器408的控制處理(圖40的S204)細節之流程圖。
如圖41所示，通過S2041，實效電力算出電路82(圖11)，根據電壓計410及電流計411的測量值算出電力值時，通過S2024，積分算出的電力值。設定過零檢出旗標時(S2043中YES)，實效電力算出電路82，前進至S2044，記憶交流電壓1周期的實效電力值積分值在第8控制電路87內的記憶電路(未圖示)中的同時，通過S2045初始化積分值成零。
結束S2045的處理時，或者，未設定過零點檢出旗標時(S2043中NO)，通過S2026，反相器電壓控制電路85產生第2DC/AC轉換器408的指令值。
S2046中產生指令值時，虛擬同步發電機控制電路83(圖11)實行虛擬同步發電機控制。實施形態1中，以交流電壓的1周期為控制周期。又，關於控制周期，也可以是交流電壓的1周期整數倍或1秒周期等的預定周期。
圖14，係顯示虛擬同步發電機控制電路83的構成之方塊圖。 第8控制電路87(圖11)，判斷控制定時到來時，指示虛擬同步發電機控制電路83，產生關於電壓控制中使用的頻率及相位之資訊。實施形態1中，在過零點，更新反相器電壓控制電路85內的第3正弦波產生電路851(圖13)產生的正弦波頻率及相位。因此，實施形態1中，上述控制周期，成為交流頻率檢出電路81檢出的過零點周期。
如圖14所示，虛擬同步發電機控制電路83中，減法器832，將從交流頻率檢出電路81(圖11)輸入的交流電壓頻率的實測值，減去從第8控制電路87輸入的基準頻率Fref(例如60Hz)，輸出減法結果至調節器控制電路833。圖15，係顯示圖14所示的調節器控制電路833的詳細構成之方塊圖。
如圖15所示，調節器控制電路833中，乘法器91將減法器832(圖14)的輸出與第8控制電路87通知的控制參數(－/Kgd)相乘。乘法器91輸入乘法結果至一次延遲系統模型92。
又，調節器控制電路833中使用的速度調整Kgd及調節器時間常數Tg，係經由第8控制電路87設定CEMS31通知的資料至暫存器(未圖示)，作為使用的資料。
一次延遲系統模型92，如上述，使用第8控制電路87通知的時間常數Tg，實行模擬一次延遲系統(1/(1＋s×Tg))的運算，輸出運算結果至限制電路93。
限制電路93，對輸入的資料加以限制。具體地，限制電路93，對第2DC/AC轉換器408的輸出電力加以限制，以免超過第2DC/AC轉換器408的電力容量。
回到圖14，加法器835，將調節器控制電路833的輸出與第8控制電路87輸出的電力目標值Pref相加。又，電力目標值Pref，係從第8控制電路87輸出CEMS31通知的資訊。
減法器836，從加法器835的輸出減去實效電力算出電路82(圖11)輸出的實效電力實績值，輸出減法結果至質量系統運算電路837。圖16，係顯示圖15所示質量系統運算電路837的詳細構成之方塊圖。
如圖16所示，減法器101，從減法器836(圖14)的輸出減去乘法器103的輸出，輸出減法值至積分器102。
積分器102，將減法器101的減法結果除以第8控制電路87輸出的慣性常數M，積分除法結果。積分器102的輸出Δω，相當於對交流電壓頻率角速度(2×π×60Hz)的差異值。積分器102的輸出Δω，輸入至乘法器103及除法器104。
乘法器103，將積分器102的輸出Δω與第8控制電路87提供的阻尼係數Dg相乘，輸出乘法結果至減法器101。
除法器104，透過將積分器102的輸出Δω除以2×π，轉換Δω成為與基準頻率Fref(60Hz)的差異值Δf。加法器105，透過將除法器104的輸出Δf與基準頻率Fref(60Hz)相加，產生反相器電壓控制電路85(圖11)中用以實行電壓控制的頻率(Fref+Δf)。
又，關於質量系統運算電路837中使用的慣性常數M及阻尼係數Dg，經由第8控制電路87設定CEMS31產生並通知的資料至未圖示的暫存器，使用暫存器中設定的資料。
加法器105輸出的基準頻率(Fref＋Δf)，輸入至相位計算電路106。以下，說明相位計算電路106的動作。
實施形態1中，加法器105(圖16)輸出的頻率資訊，以相位計算電路106積分，輸出作為反相器電壓控制電路85實行電壓控制時的相位資訊。
質量系統運算電路837(圖16)輸出的相位資訊及頻率資訊，經由交流頻率檢出電路81內的第2正弦波產生電路812(圖12)，輸入至反相器電壓控制電路85內的第3正弦波產生電路851(圖13)中。第3正弦波產生電路851，根據輸入的資訊，產生電力轉換裝置41輸出的交流電壓目標值。
回到圖40，S205中結束虛擬同步發電機控制的處理時，第4控制電路409，通過S206，確認是否從CEMS31收到測量資料的傳送要求。從CEMS31收到傳送要求時(S206中YES)，第8控制電路87(圖11)，通過S207，經由通訊I/F412(圖7)通知CEMS31測量資料。
另一方面，S207中通知測量資料時，或者，沒有來自CEMS31的傳送要求時(S206中NO)，第8控制電路87，前進至S208，確認是否從CEMS31收到控制資訊。
從CEMS31收到控制資訊時(S208中YES)，第8控制電路87，通過S209，設定控制資訊的接收旗標。S209的處理結束時或未從CEMS31接收控制資訊時(S208中NO)，由第8控制電路87，通過S210，確認是否設定過零點檢出旗標。未設定過零點檢出旗標時(S210中NO)，處理回到S201。
另一方面，設定過零點檢出旗標時(S210中YES)，通過S211，第2正弦波產生電路812(圖12)，取入系統電壓頻率及相位資訊的同時，通過S212，重置過零點檢出旗標。
S212中重置過零點檢出旗標時，通過S213，第2正弦波產生電路812，更新系統電壓頻率及相位資訊(實施形態1中過零點時刻資訊)成為S211中取入的資訊。
S213的處理完成時，第8控制電路87，通過S214，確認是否從CEMS31收到控制資訊(是否設定控制資訊接收旗標)。未設定接收旗標時(S214中NO)，返回處理到S201。
另一方面，設定接收旗標時(S214中YES)，第8控制電路87，通過S215，分別置換頻率目標值(基準頻率Fref)及電力目標值Pref成接收的資料。第8控制電路87，更新虛擬同步發電機控制的控制參數成為S216中接收的控制參數(速度調整率Kgd、阻尼係數Dg及慣性常數M)。
S216中控制參數的更新完成時，第8控制電路87，清除(重置)設定接收旗標的暫存器(未圖示)，返回處理到S201。
如以上說明，根據實施形態1的分散電源管理裝置，緊接分別通知對應的電力轉換裝置41a~41c CEMS31作成的蓄電池40a~40c的運轉計畫(電力目標值)之後，即使需求平衡變化很大時，也可以使電力轉換裝置41a~41c的輸出電力按比例分配比與運轉計畫作成時電力目標值比大致相等。藉此，數小時後，作成運轉計畫(放電計畫)使蓄電池40a~40c的SOC大致同時成為零的情況，或是，作成運轉計畫(充電計畫)使蓄電池40a~40c的SOC大致同時成為滿充電的情況中，負載600的消耗電力或大型太陽能26的發電電力即使從運轉計畫作成時的設想電力改變很大時，雖然偏離設想的時刻，也可以使蓄電池40a~40c的SOC大致同時為零或使蓄電池40a~40c的SOC大致同時為滿充電，可以遵守設想的運轉計畫。
又，習知的虛擬同步發電機控制技術中，因為電力轉換裝置41a~41c均等分擔過與不足的電力，電力目標值相對小的電力轉換裝置41的電力比例分配比變高，對應的蓄電池40在其它蓄電池40之前SOC有可能成為零。相對於此，根據實施形態1，因為可以按比例分配過與不足的電力成運轉計畫中設定的電力目標值比，可以壓低SOC低(即，電力目標值小)的蓄電池40的電力按比例分配比。
實施形態2 實施形態1中，說明關於CEMS31產生電力轉換裝置41內安裝的虛擬同步發電機控制的控制參數，傳送至電力轉換裝置41的構成。實施形態2中，說明關於CEMS31傳送控制參數產生需要的參數至電力轉換裝置41，利用接收的參數電力轉換裝置41產生控制參數的構成。
實施形態2中的CEMS31，與實施形態1中的CEMS31相較，只有控制參數產生電路13(圖5)的構成不同。以下，以不同於實施形態1的部分動作為中心，說明實施形態2的分散電源管理裝置。
圖42，係實施形態2的控制參數產生電路13的構成之方塊圖。圖42所示的控制參數產生電路13，從圖5所示的控制參數產生電路13除去控制參數產生電路133及虛擬同步發電機模型134的同時，置換控制電路136為控制電路137。
實施形態2中，CEMS31產生ΔP/ΔF特性的傾斜度，傳送產生的ΔP/ΔF特性傾斜度、電力目標值Pref、系統資訊(系統頻率界限值(Fmax±ΔFmax)、虛擬同步發電機控制的響應性能等至電力轉換裝置41。電力轉換裝置41，利用來自CEMS31的接收資料以及自己的靜止型反相器電容，產生控制參數。
實施形態2中，說明關於CEMS31產生ΔP/ΔF特性的構成，但不限於此，CEMS31傳送控制參數產生需要的全部資訊或中間產生的資料至電力轉換裝置41，電力轉換裝置41利用接收的資料產生控制參數的構成也可以。藉此，可以減少從CEMS31傳送至電力轉換裝置41的資料量。
如圖42所示，實施形態2的控制參數產生電路13，具有基準ΔP/ΔF特性算出電路131、ΔP/ΔF特性算出電路132、管理電路135以及控制電路137。
基準ΔP/ΔF特性算出電路131，根據關於電力轉換裝置41a~41c的靜止型反相器(第2DC/AC轉換器408)電容之資訊，算出基準ΔP/ΔF特性。
ΔP/ΔF特性算出電路132，根據基準ΔP/ΔF特性以及運轉計畫作成電路14(圖5)作成的電力目標值Pref，算出ΔP/ΔF特性。
管理電路135，收納ΔP/ΔF特性算出電路132輸出的ΔP/ΔF特性傾斜度以及電力目標值Pref等資訊在未圖示的記憶體內，並管理。
控制電路137，管理基準ΔP/ΔF特性算出電路131、ΔP/ΔF特性算出電路132以及管理電路135的動作。
其次，說明實施形態2的CEMS31的動作。實施形態2的CEMS31的動作，相較於實施形態1的CEMS31的動作，只有虛擬同步發電機控制的控制參數的產生處理(圖34的S056及圖35)不同。以下，說明關於不同部分的動作。
圖43，係顯示產生虛擬同步發電機控制的控制參數之處理(圖34的S056)之流程圖。圖43所示的處理，由CEMS31內的控制參數產生電路13(圖42)實行。
如圖43所示，開始處理時，最初，控制電路137，通過S10561，收集根據圖34的S054作成的下一30分鐘蓄電池40的充收電電量算出的電力目標值Pref、電力轉換裝置41內第2DC/AC轉換器408的反相器電容Cinv、配電系統24的資訊(系統頻率界限值(Fref±ΔFmax)、虛擬同步發電機控制的響應性能)。實施形態2中，圖34的S054中，蓄電池運轉計畫作成電路141(圖4)作成各電力轉換裝置41的電力目標值Pref。
S10561中收集資訊時，通過S10562，基準ΔP/ΔF特性算出電路131(圖42)，算出基準ΔP/ΔF特性。基準ΔP/ΔF特性的作成方法，與實施形態1中說明的方法相同。即，蓄電池40的放電模式或充電模式中，作成基準ΔP/ΔF特性，以作為基準的反相器電容一半為電力目標值(放電時為正，充電時為負)，使靜止型反相器放電最大電力時(充電的話充電電力成為零時)的交流電壓頻率成為與下限頻率(Fref－ΔFmax)相等，並使靜止型反相器的放電電力是零時(充電的話充電最大電力時)的交流電壓頻率成為與上限頻率(Fref＋ΔFmax)相等。
另一方面，蓄電池40的充放電模式的情況下，作成基準ΔP/ΔF特性，以作為基準的反相器電容一半為電力目標值，使靜止型反相器以最大電力充電時的交流電壓頻率成為與上限頻率相等，並使靜止型反相器的充電電力成為零時的交流電壓頻率成為與下限頻率相等。
S10562中算出基準ΔP/ΔF特性時，通過S10563，ΔP/ΔF特性算出電路132作成ΔP/ΔF特性。具體地，如圖42所示，產生基準ΔP/ΔF特性時，基準ΔP/ΔF特性算出電路131輸出產生的基準ΔP/ΔF特性傾斜度至控制電路137及ΔP/ΔF特性算出電路132。
ΔP/ΔF特性算出電路132，根據控制電路137通知的電力目標值Pref，算出ΔP/ΔF特性。具體地，ΔP/ΔF特性算出電路132，當從控制電路137收集的電力目標值Pref超過反相器電容Cinv時，限制電力目標值Pref至反相器電容Cinv。於是，ΔP/ΔF特性算出電路132，在蓄電池40的放電模式或充電模式的情況下，算出ΔP/ΔF特性傾斜度，使ΔP/ΔF特性傾斜度＝基準ΔP/ΔF特性傾斜度×(Cinv×0.5)/Pref。
算出ΔP/ΔF特性傾斜度時，控制電路137輸出ΔP/ΔF特性傾斜度、電力目標值Pref、系統資訊(Fref±ΔFmax、虛擬同步發電機控制的響應性能等)至管理電路135。管理電路135，將輸入的資訊記憶在每電力轉換裝置41未圖示的記憶部內。之後的動作，因為與實施形態1中的動作相同，省略說明。
其次，說明實施形態2的電力轉換裝置41的動作。 圖44，係以第4控制電路409(圖11)的動作為中心的流程圖。
如圖44所示，開始電力轉換裝置41的動作時，與實施形態1相同，第4控制電路409，通過S200，初始化各種控制參數，設定為預定的初始值。
初始化各種控制參數時，第4控制電路409，通過S201，收集電壓計401、406、410以及電流計402、407、411的測量值以及蓄電池40的狀態資訊(SOC等)。實施形態2中，第4控制電路409，根據收集的資料，算出蓄電池40的充放電電力及充放電量。
其次，通過S202，第4控制電路409，檢出交流電壓的過零點。檢出過零點時(S202中YES)，前進至S203，設定過零點旗標。又，過零點，與實施形態1相同，表示電壓計410測量的交流電壓波形從負轉換至正的點及時刻。交流頻率檢出電路81(圖11)，相位檢出電路810(圖12)根據上次檢出的過零點時刻資訊以及這次檢出的過零點時刻資訊，算出交流電壓周期，並根據算出的結果算出交流電壓頻率。
第2正弦波產生電路812(圖12)，輸出相位檢出電路810檢出的過零點時刻資訊以及頻率檢出電路811檢出的交流電壓頻率資訊，作為正弦液資訊。
S203的處理結束時或S202中沒檢出過零點時(S202中NO)，第4控制電路409，通過S204，控制第2DC/AC轉換器408。與實施形態1相同，第4控制電路409控制第2DC/AC轉換器408作為電壓源。因此，第4控制電路409，當供給至配電系統24的電力不足時，增加第2DC/AC轉換器408的輸出電力，供給至配電系統24的電力過剩時，減少第2DC/AC轉換器408的輸出電力。
實效電力算出電路82(圖11)，根據電壓計410及電流計411的測量值算出實效電力值，積分算出的實效電力值。設定過零點檢出旗標時，實效電力算出電路82，使交流電壓的1周期實效電力積分值記憶在第8控制電路87內的記憶電路中的同時，初始化積分值。算出實效電力時，反相器電壓控制電路85產生用以控制第2DC/AC轉換器408的指令值。
S204中產生指令值時，第4控制電路409，通過S205，實行虛擬同步發電機控制。與實施形態1相同，以交流電壓的1周期為控制周期。第8控制電路87(圖11)，判斷控制定時到來時，指示虛擬同步發電機控制電路83(圖13)產生電壓控制使用的頻率及相位之資訊。實施形態2中，與實施形態1相同，在過零點，更新反相器電壓控制電路85內的第3正弦波產生電路851(圖13)產生的交流電壓頻率及相位。
虛擬同步發電機控制電路(圖14)中，減法器832，算出交流頻率檢出電路81(圖11)的交流電壓頻率實測值與第8控制電路87輸出的基準頻率Fref之偏差，輸出算出的偏差至調節器控制電路833。
調節器控制電路833(圖15)，利用乘法器91將減法器832輸出的偏差與第8控制電路87通知的控制參數(－/Kgd)相乘，輸出乘法結果至一次延遲系統模型92。又，調節器控制電路833使用的速度調整率Kgd及調節器時間常數Tg，係使用根據CEMS31通知的資訊第8控制電路87產生並設定至未圖示的暫存器之資料。
一次延遲系統模型92，如實施形態1中所說明，使用第8控制電路87通知的時間常數Tg，實行模擬一次延遲系統(1/(1＋s×Tg))的運算。輸出運算結果至限制電路93。限制電路93，對第2DC/AC轉換器408的輸出電力施加限制，以免超過第2DC/AC轉換器408的電力容量。
加法器835(圖14)，將調節器控制電路833的輸出與第8控制電路87輸出的電力目標值Pref相加。又，電力目標值Pref，係CEMS31通知的資訊。減法器836，算出加法器835的輸出與實效電力算出電路82(圖11)的實效電力實測值的偏差，輸出算出的偏差至質量系統運算電路837。
質量系統運算電路837(圖16)中，減法器101，算出減法器836(圖14)的輸出與乘法器103的輸出之偏差，輸出算出的偏差至積分器102。積分器102，將減法器101的輸出除以第8控制電路87輸出的慣性常數M，積分除法結果。積分器102的輸出Δω(與交流電壓頻率角速度的差異值)，輸入至乘法器103及除法器104。乘法器103，將積分器102的輸出Δω與第8控制電路87輸出的阻尼係數Dg相乘，輸出乘法結果至減法器101。除法器104，透過將積分器102的輸出Δω除以2×π，轉換Δω成Δf(與交流電壓頻率的差異值)。加法器105，透過將除法器104的輸出與交流電壓的基準頻率Fref(60Hz)相加，產生反相器電壓控制電路85中電壓控制使用的頻率。又，質量系統運算電路837使用的慣性常數M及阻尼係數Dg，係使用利用CEMS31通知的資訊第8控制電路87產生並設定至暫存器(未圖示)的資料。加法器105輸出的頻率資訊，輸出至相位計算電路106。相位計算電路106，透過積分加法器105輸出的頻率資訊，產生反相器電壓控制電路85中電壓控制使用的相位資訊。
質量系統運算電路837輸出的相位資訊及頻率資訊，經由交流頻率檢出電路81內的第2正弦波產生電路812(圖12)，輸入至反相器電壓控制電路85內的第3正弦波產生電路851(圖13)。第3正弦波產生電路851，產生電力轉換裝置41輸出的交流電壓目標值。
回到圖44，S205中虛擬同步發電機控制完成時，第4控制電路409，通過S206，確認是否從CEMS31收到測量資料的傳送要求。從CEMS31收到傳送要求時(S206中YES)，前進至S207，第4控制電路409，經由通訊I/F412通知CEMS31測量資料。
S207中傳送測量資料時或未收到來自CEMS31的傳送要求時(S206中NO)，第4控制電路409，通過S208，確認是否從CEMS31收到控制資訊。未收到控制資訊時(S208中YES)，第4控制電路409設定控制資訊的接收旗標。S209中設定接收旗標時，或未從CEMS31接收控制資訊時(S208中NO)，第4控制電路409，通過S210，確認是否設定過零點檢出旗標。未設定過零點檢出旗標時(S210中NO)，處理回到S210。
另一方面，設定過零點檢出旗標時(S210中YES)，第4控制電路409，前進至S211，取入交流電壓的頻率及相位的資訊至第2正弦波產生電路812的同時，通過S212，重置過零點檢出旗標。
S212中重置過零點檢出旗標時，第4控制電路409，通過S213，分別更新交流電壓的頻率及相位的資訊成為S211中第2正弦波產生電路812內取入的頻率及相位。
S213中更新交流電壓的頻率及相位的資訊時，第4控制電路409，通過S214，確認是否收到來自CEMS31的控制資訊(是否設定接收旗標)。未設定接收旗標時(S214中NO)，處理回到S210。另一方面，設定接收旗標時(S214中YES)，第4控制電路409，通過S215，分別置換頻率目標值(基準頻率Fref)及電力目標值Pre成為接收的資料。
S216中接收控制參數產生用資訊時，第8控制電路87產生虛擬同步發電機控制的控制參數。具體地，CEMS31產生的ΔP/ΔF特性傾斜度，根據系統資訊(基準頻率Fref、電力目標值Pref、ΔFmax等)以及自己的反相器電容，產生控制參數。實施形態2中，第8控制電路87，分別關於複數速度調整率Kgd記憶著圖19所示的阻尼係數Dg及系統頻率的關係作為表格資料，第8控制電路87，根據ΔFmax的資訊，透過參照表格資料，檢索與ΔP/ΔF特性傾斜度一致的速度調整率Kgd及阻尼係數Dg的組合。
又，電力轉換裝置41內安裝的虛擬同步發電機控制用控制參數的產生方法不限於上述方法。例如，如同實施形態1，使用內建自己的虛擬同步發電機控制模型或者內建表示虛擬同步發電機控制的數式等方法也可以。
產生速度調整率Kgd及阻尼係數Dg時，第8控制電路87，根據質量系統運算電路的時間常數資訊算出慣性常數M。慣性常數M的算出方法，如實施形態1中所說明，利用上述式(3)，算出慣性常數M，使CEMS31通知的時間常數與(M/Dg)成為相等。
圖44的S220中產生控制參數時，第8控制電路87，通過S216，實施控制參數的變更(更新)。變更(更新)控制參數時，第8控制電路87，清除(重置)設定接收旗標的暫存器(未圖示)，返回處理到S201。
如以上說明，根據實施形態2，各個安裝虛擬同步發電機控制的複數電力轉換裝置41配置在配電系統24的構成中，負載600的消耗電力或大型太陽能26的發電電力變動的情況下，複數電力轉換裝置41也可以根據CEMS31中作成的運轉計畫(電力目標值)的按比例分配比分擔過與不足的電力。
又，實施形態2中，透過形成CEMS31內安裝的一部分機能安裝在電力轉換裝置41內的構成，可以減輕CEMS31的處理負載。例如，一般消費者設置的家庭用蓄電池內安裝虛擬同步發電機控制時，實施形態1中，CEMS31必須產生數百到數千家庭用蓄電池中虛擬同步發電機控制的控制參數。另一方面，根據實施形態2，透過安裝虛擬同步發電機控制的一部分機能在家庭用蓄電池內，可以減輕CEMS31的處理負載。
又，複數電力轉換裝置41或家庭用蓄電池內安裝的虛擬同步發電機控制電路構成不同時，CEMS31產生控制參數的構成中，CEMS31必須具有複複數種圖5所示的虛擬同步發電機模型或者複數種實施形態2所示的表格。又，每虛擬同步發電機控制電路，有可能產生的控制參數數量也不同。即使是這樣的情況下，透過形成電力轉換裝置41及家庭用蓄電池分別產生的控制參數的構成，也可以單純化CEMS31的處理。
又，實施形態1及2中，針對電力轉換裝置41作成運轉計畫(電力目標值)時，根據各電力轉換裝置41中靜止型反相器的電容及電力目標值，透過構成為產生控制參數，即使CEMS31通知下一運轉計畫為止的期間負載600的消耗電力或大型太陽能26的發電電力變動的情況下，也可以以與運轉計畫(電力目標值)相同的按比例分配比，分擔過與不足的電力。
藉此，例如緊接通知運轉計畫後即使日射量改變，大型太陽能26的葉電電力減少50%的情況下，不足的50%的電力也根據運轉計畫作成時算出的電力目標值比分擔。因此，例如，運轉計畫作成時，算出複數蓄電池40的電力目標值，大致同時使SOC成為零的情況下，根據電力目標值比，因為按比例分配不足的50%電力，可以控制大致同時使SOC成為零。
又，實施形態1及2中，說明關於蓄電池40用的電力轉換裝置41內安裝虛擬同步發電機控制的構成，但不限於此，例如風力發電機等的創能機器內安裝虛擬同步發電機控制的構成中，當然也可以達到同樣的效果。尤其，風力發電機，為了旋轉螺漿，發電機具有慣性力，當然達到同樣的效果。
又，實施形態1及2中，說明關於配電系統24內安裝複數台像蓄電池40的大電容蓄電池之構成，但家庭用蓄電池的電身轉換裝置或電氣自動車用電力轉換裝置內安裝虛擬同步發電機控制，實施與CEMS31實行的控制相同的控制也可以。在此情況下，連接至配電系統24的電力轉換裝置能夠成為數百台的規模。還有，作為蓄電池電容，即使配置像蓄電池40的大電容(例如數百kW到數MW)與家庭用蓄電池(數kW)，也可以達到同樣的效果。
又，實施形態1及2中說明關於蓄電池40用的電力轉換裝置41，但不限於此，關於像供給配電系統24控制靜止型反相器作為電壓源的電力轉換裝置(例如，太陽電池(包含家庭用太陽電池)、風力發電機以及燃料電池的發電電力之系統內安裝虛擬同步發電機控制的構成，使用上述方法，透過構成為產生虛擬同步發電機控制的控制參數，也可以得到同樣的效果。
還有，也可以使用電動車(EV：Electric Vehicle)、插頭式混合動力電動車(PHEV：Plug-in Hybrid Electric Vehicle)或燃料電池車(FCV：Fuel Cell Vehicle)等的車載蓄電池。
又，實施形態1及2中，為了使說明簡單，圖21到圖31的說明中使用具有數kW的反相器電容之電力轉換裝置41，說明動作，但不限於此。
又，實施形態1及2中說明關於應用分散電源管理裝置於配電系統的構成，但不限於此，對於送電系統或自立系統的微電網(microgrid)，應用本揭示的技術也達到同樣的效果。
還有，實施形態1及2中，例示三相交流，但單相交流或單相三線交流也可以。還有，混合系統蓄電池用電力轉換裝置(三相交流)與家庭用蓄電池系統(單相交流)的構成中，使用上述方法，透過形成產生虛擬同步發電機控制的控制參數的構成，也可以得到同樣的效果。
又，實施形態1及2中，針對電力轉換裝置41內的靜止型反相器，產生虛擬同步發電機控制的控制參數時，說明關於利用靜止型反相器的電容及電力目標值產生控制參數的構成，但不限於此。例如，對於電力轉換裝置41a內靜止型反相器的電容，系統蓄電池40a的蓄電池電容是2倍，對於電力轉換裝置41b內靜止型反相器的電容，系統蓄電池40b的蓄電池電容是3倍等，對於靜止型反相器電容的蓄電池電容之比互不相同的情況下，透過構成為考慮上述電容比產生運轉計畫(電力目標值)，或者，產生控制參數時考慮上述電容比，可以得到同樣的效果。
實施形態2中說明的構成，係關於為了可以在電力轉換裝置41內產生控制參數，傳送除了電力目標值再加上系統資訊以及基準ΔP/ΔF特性傾斜度資訊，但傳送的資訊不限於此，透過構成為從CEMS31傳送電力轉換裝置41內可以產生控制參數的資訊，可以得到同樣的效果。
實施形態1及2中，說明關於內建虛擬同步發電機模型(圖5)的構成；以及對應阻尼係數Dg及系統頻率的關係(圖19)至各個複數速度調整率Kgd記憶作為表格資料，根據ΔFmax資訊，檢索與ΔP/ΔF特性傾斜度大致一致的速度調整率Kgd及阻尼係數Dg的組合，或者，對應速度調整率Kgd及系統頻率的關係(圖18)至各個複數阻尼係數Dg記憶作為表格資料，根據ΔFmax資訊，檢索與ΔP/ΔF特性傾斜度大致一致的速度調整率Kgd及阻尼係數Dg的組合之構成；但不限於此。例如，當然也可以採用在數式模型內內建虛擬同步發電機控制電路等其它方法。
還有，實施形態1及2中，說明關於產生控制參數時算出ΔP/ΔF特性的構成，但不限於此，例如，CEMS31內安裝變電所20以下的配電系統模型(Digital Twin(數位分身))，使用上述配電系統模型，在設想的用例中產生控制參數以最適當動作的構成也可以。還有上述構成內安裝AI，使用AI產生控制參數的構成也可以。
又，實施形態1及2中，形成CEMS31與DSO21之間的通訊周期為30分鐘，且CEMS31與電力轉換裝置41之間的通訊周期為5分鐘的構成，但不限於此。例如，CEMS31與電力轉換裝置41之間的通訊周期為1分鐘也可以。
又，實施形態1及2中，模型化調節器控制電路833(圖14)內的調節器模型作為一次延遲系統，但不限於此，以二次延遲系統或LPF(Low Pass Filter(低通濾波器))等構成調節器模型也可以。
還有，實施形態1及2中，不限於以積分器與反饋迴路模型化質量系統運算電路837(圖14)，例如以一次延遲系統、二次延遲系統及LPF模型化當然也可以。還有，實施形態1及2中，關於虛擬同步發電機控制廣泛使用的VQ控制，為了使說明簡單省略，但作為虛擬同步發電機控制安裝VQ控制的電力轉換裝置中採用本揭示也可以得到同樣的效果。還有，質量系統運算電路837(圖14)的構成也不限定於圖17所示的電路。
變形例的說明 實施形態1及2中，為了容易了解說明，說明關於以電力轉換裝置27及電力轉換裝置41中的控制電路為圖6到圖16所示的構成，而且以圖3到圖5所示的硬體構成CEMS31的情況，但以CPU(中央處理單元)上安裝的軟體構成各方塊或一部分方塊的機能也可以實現同樣的控制機能。或者，關於至少一部分方塊，利用軟體及硬體的機能分割，也可以實現同樣的控制機能。
又，關於上述實施形態及變更例，包含說明書內未提及的組合，在不產生不合適或矛盾的範圍內，從申請最初就預定適當組合實施形態中說明的構成。
這次揭示的實施形態應被認為以全部的點例示但不是限制。本揭示的範圍不是上述說明而以申請範圍表示，意圖包含與申請範圍均等的意義及範圍內的全部變更。
10:電壓計 11:通訊電路 12:記憶電路 13:控制參數產生電路 14:運轉計畫作成電路 15:傳送資料產生電路 16:控制電路 20:變電所 21:配電自動化系統(DSO) 22a,22e,22f,22i,22j,22x:電壓計 23a,23b,23c:自動電壓調整器(SVR) 24:配電系統 25:通訊線 26:大型太陽能 27:電力轉換裝置 28:開關 29:阻抗 30a,30b:同步發電機 31:CEMS(社區能量管理系統) 40,40a,40b,40c:系統蓄電池 41,41a,41b,41c:電力轉換裝置 51:MPPT(最大電力點追蹤)控制電路 52:電壓控制電路 53:第1切換電路 54:第5控制電路 60:電流控制電路 61:相位檢出電路 62:第1正弦波產生電路 63:減法器 64:第1PI控制電路 65:乘法器 66:減法器 67:第6控制電路 68:第2PI控制電路 69:第1PWM轉換器 71:充電控制電路 72:放電控制電路 73:第2切換電路 74:第7控制電路 81:交流頻率檢出電路 82:實效電力算出電路 83:虛擬同步發電機控制電路 84:反相器電流控制電路 85:反相器電壓控制電路 86:第3切換電路 87:第8控制電路 91:乘法器 92:一次延遲系統模型 93:限制電路 100,100a,100b,100c,100d:城市 101:減法器 102:積分器 103:乘法器 104:除法器 105:加法器 106:相位計算電路 110:工廠 112:大樓 113:公寓 131:基準ΔP/ΔF特性算出電路 132:ΔP/ΔF特性算出電路 133:控制參數產生電路 134:虛擬同步發電機模型 135:管理電路 136:控制電路 137:控制電路 141:蓄電池運轉計畫作成電路 142:發電電力預測電路 143:消耗電力預測電路 144:蓄電池運轉計畫補正電路 145:管理電路 146:管理電路 201,206,210:電壓計 202,207,211:電流計 203:第1DC/DC轉換器 204:第1控制電路 205:直流母線 208:第1DC/AC轉換器 209:第2控制電路 212:通訊界面(I/F) 401,406,410:電壓計 402,407,411:電流計 403:第2DC/DC轉換器 404:第3控制電路 405:直流母線 408:第2DC/AC轉換器 409:第4控制電路 412:通訊界面(I/F) 600:負載 810:相位檢出電路 811:頻率檢出電路 812:第2正弦波產生電路 832:減法器 833:調節器控制電路 835:加法器 836:減法器 837:質量系統運算電路 851:第3正弦波產生電路 852:減法器 853:第3PI控制電路 854:第2PWM轉換器
[圖1] 係顯示實施形態1的配電系統構成之方塊圖； [圖2] 係用以進一步說明包含連接至實施形態1的配電系統的蓄電池的一部分機器與配電系統的構成方塊圖； [圖3] 係實施形態1的CEMS方塊圖； [圖4] 係實施形態1的CEMS內運轉計畫作成電路方塊圖； [圖5] 係實施形態1的CEMS內控制參數產生電路方塊圖； [圖6] 係圖1所示的大型太陽能電力轉換裝置的方塊構成圖； [圖7] 係圖1所示的系統用蓄電池電力轉換裝置的方塊構成圖； [圖8] 係說明控制大型太陽能電力轉換裝置的第1DC/DC轉換器之第1控制電路構成的方塊圖； [圖9] 係說明控制大型太陽能電力轉換裝置的第1DC/AC轉換器之第2控制電路構成的方塊圖； [圖10] 係說明控制蓄電池電力轉換裝置的第2DC/DC轉換器之第3控制電路構成的方塊圖； [圖11] 係說明控制蓄電池電力轉換裝置的第2DC/DC轉換器之第4控制電路構成的方塊圖； [圖12] 係說明圖11所示的交流頻率檢出電路構成的方塊圖； [圖13] 係說明圖11所示的反相器電壓控制電路構成的方塊圖； [圖14] 係說明圖11所示的虛擬同步發電機控制電路構成例的方塊圖； [圖15] 係說明圖14所示的調節器控制電路構成的方塊圖； [圖16] 係說明圖14所示的質量系統運算電路構成的方塊圖； [圖17] 係用以說明利用實施形態1的蓄電池電力轉換裝置內安裝的虛擬同步發電機控制覆蓋的區域圖； [圖18] 係顯示實施形態1的蓄電池電力轉換裝置內安裝的虛擬同步發電機控制中負載驟變之際速度調整率與系統頻率的一關係例圖； [圖19] 係顯示實施形態1的蓄電池電力轉換裝置內安裝的虛擬同步發電機控制中驟變負載之際阻尼係數與系統頻率的一關係例圖； [圖20] 係顯示實施形態1的蓄電池電力轉換裝置內安裝的虛擬同步發電機控制的一ΔP/ΔF特性例圖； [圖21] 係顯示實施形態1的蓄電池電力轉換裝置內安裝的虛擬同步發電機控制中驟變負載之際靜止型反相器輸出的系統電壓頻率響應波形圖； [圖22] 係顯示使用安裝習知虛擬同步發電機控制的2台蓄電池電力轉換裝置構成自立系統，驟變負載之際各靜止型反相器部輸出的交流電力實效值響應波形圖； [圖23] 係顯示使用安裝習知虛擬同步發電機控制的2台蓄電池電力轉換裝置構成自立系統，驟變負載之際各靜止型反相器部輸出的系統電壓頻率響應波形圖； [圖24] 係顯示安裝習知虛擬同步發電機控制的第1電力轉換裝置的一ΔP/ΔF特性例圖； [圖25] 係顯示安裝習知虛擬同步發電機控制的第2電力轉換裝置的一ΔP/ΔF特性例圖； [圖26] 係顯示安裝實施形態1的虛擬同步發電機控制的第2電力轉換裝置的一ΔP/ΔF特性例圖； [圖27] 係顯示安裝實施形態1的虛擬同步發電機控制的電力轉換裝置的一基準ΔP/ΔF特性例圖； [圖28] 係用以說明利用安裝實施形態1的虛擬同步發電機控制的電力轉換裝置的基準ΔP/ΔF特性，作成電力目標值不同時的電力轉換裝置的ΔP/ΔF特性之動作圖； [圖29] 係用以說明利用安裝實施形態1的虛擬同步發電機控制的電力轉換裝置的基準ΔP/ΔF特性，作成靜止型反相器電容不同時的電力轉換裝置的ΔP/ΔF特性之動作圖； [圖30] 係顯示安裝實施形態1的虛擬同步發電機控制之反相器電容及電力目標值不同的2台電力轉換裝置的一ΔP/ΔF特性例圖； [圖31] 係顯示具有圖30所示之ΔP/ΔF特性的2台電力轉換裝置輸出的交流電力實效值響應波形圖； [圖32] 係以圖1所示的CEMS為中心的分散電源管理裝置在通常動作時的序列圖； [圖33] 係說明圖1所示的CEMS控制處理之流程圖； [圖34] 係說明運轉計畫作成處理(圖33的S05)詳細動作之流程圖； [圖35] 係說明虛擬同步發電機的控制參數產生處理(圖34的S056)詳細動作之流程圖； [圖36] 係說明基準ΔP/ΔF特性產生處理(圖35的S0562)詳細動作之流程圖； [圖37] 係說明ΔP/ΔF特性產生處理(圖35的S0563)詳細動作之流程圖； [圖38] 係說明控制參數產生處理(圖35的S0564)詳細動作之流程圖； [圖39] 係說明運轉計畫的修正處理(圖33的S09)詳細動作之流程圖； [圖40] 係說明蓄電池用的電力轉換裝置動作之流程圖； [圖41] 係說明第2DC/AC轉換器的控制處理(圖40的S204)詳細動作之流程圖； [圖42] 係實施形態2的CEMS內控制參數產生電路之方塊圖； [圖43] 係說明實施形態2的虛擬同步發電機控制參數產生處理(圖34的S056)詳細動作之流程圖； [圖44] 係說明實施形態2的蓄電池電力轉換裝置動作之流程圖；以及 [圖45] 係用以說明虛擬同步發電機控制之概念圖。
11:通訊電路
12:記憶電路
13:控制參數產生電路
14:運轉計畫作成電路
15:傳送資料產生電路
16:控制電路
25:通訊線
31:CEMS(社區能量管理系統)

Claims (9)

  1. 一種分散電源管理裝置，管理聯合配電系統的複數分散電源，上述複數分散電源分別具有安裝虛擬同步發電機控制的靜止型反相器，上述分散電源管理裝置包括： 通訊電路，在管理上述配電系統的系統管理裝置及上述複數分散電源之間進行通訊； 運轉計畫作成電路，根據上述通訊電路接收的資訊及上述複數分散電源的電容，產生上述複數分散電源分別的電力目標值；以及 控制參數產生電路，產生用於各上述分散電源中的上述虛擬同步發電機控制之控制參數或是上述控制參數的產生需要的資訊； 其中，上述通訊電路構成為接收上述各分散電源的測量資訊以及來自上述系統管理裝置的指令值其中至少一方的同時，傳送控制指令至各上述分散電源； 上述控制參數產生電路，根據上述通訊電路接收的資訊、上述複數分散電源的電容以及上述各分散電源的上述電力目標值，產生上述控制參數或上述控制參數的產生需要的資訊，經由上述通訊電路輸出產生的上述控制參數或上述控制參數的產生需要的資訊作為上述控制指令至各上述分散電源。
  2. 如請求項1所述之分散電源管理裝置，其中， 上述控制參數產生電路，根據表示各上述分散電源中上述靜止型反相器的電容之資訊以及上述運轉計畫作成回路產生的各上述分散電源的上述電力目標值，產生上述控制參數。
  3. 如請求項1所述之分散電源管理裝置，其中， 上述控制參數產生電路，根據上述運轉計畫作成電路產生的各上述分散電源的上述電力目標值以及來自上述系統管理裝置的上述指令值，產生上述控制參數。
  4. 如請求項1～3中任一項所述之分散電源管理裝置，其中， 上述控制參數產生電路，以上述靜止型反相器電容的一半作為電力目標值時，產生顯示對基準頻率的系統頻率偏差-差異頻率與對電力目標值的上述靜止型反相器的輸出電力偏差-差異電力的關係之基準ΔP/ΔF特性； 根據產生的上述基準ΔP/ΔF特性，利用上述運轉計畫作成電路產生的上述電力目標值與上述靜止型反相器電容一半的比，產生各上述分散電源的ΔP/ΔF特性。
  5. 如請求項4所述之分散電源管理裝置，其中， 上述控制參數產生電路，根據上述基準ΔP/ΔF特性的傾斜度以及上述運轉計畫作成電路產生的上述電力目標值與上述靜止型反相器電容一半的比，算出各上述分散電源的ΔP/ΔF特性傾斜度。
  6. 如請求項5所述之分散電源管理裝置，其中， 上述控制參數產生電路，算出各上述分散電源的ΔP/ΔF特性中對應上述差異電力最大值的上述差異頻率最大值，根據上述差異頻率最大值產生上述控制參數。
  7. 如請求項1所述之分散電源管理裝置，其中， 上述各分散電源，包含實行上述虛擬同步發電機控制的控制電路； 上述控制電路，具有模擬同步發電機的調節器機能之調節器控制電路以及模擬上述同步發電機的振盪方程之質量系統運算電路； 上述控制參數產生電路，產生上述調節器控制電路的增益以及上述質量系統運算電路的阻尼係數中至少一方，作為上述控制參數。
  8. 如請求項7所述之分散電源管理裝置，其中， 上述通訊電路，對上述各分散電源，通知上述調節器控制電路的增益以及上述質量系統運算電路的阻尼係數中至少一方以及上述運轉計畫作成電路產生的上述電力目標值。
  9. 如請求項4所述之分散電源管理裝置，其中， 上述通訊電路，對各上述分散電源，通知上述運轉計畫作成電路產生的上述電力目標值以及表示上述控制參數產生電路產生的各上述分散電源的ΔP/ΔF特性或來自產生上述ΔP/ΔF特性時使用的上述系統管理裝置的指令值之資訊。
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