TW202230928A - 電力轉換裝置 - Google Patents

Abstract

實現虛擬同步發電機控制之電力轉換裝置，其包括：轉換器，轉換自分散電源輸出之第1直流電壓為第2直流電壓；變頻器，轉換自轉換器輸出之第2直流電壓為交流電壓，以輸出到交流系統；轉換器控制迴路；虛擬同步發電機控制迴路，使變頻器具有同步發電機之過渡特性；以及變頻器控制迴路，依據自虛擬同步發電機控制迴路輸入之交流系統電壓資訊，將變頻器作為電壓源以控制之。虛擬同步發電機控制迴路，其依據包含電力轉換裝置之電力目標值之虛擬同步發電機控制所必要之資訊，算出分散電源之充放電切換之切換頻率。轉換器控制迴路係使用切換頻率，製作在電力轉換裝置之垂下特性，將分散電源之充放電電力作為零之死區，或者，用於賦予滯後到分散電源之充放電切換之交流系統電壓之頻率範圍。轉換器控制迴路係控制使得在頻率範圍內，分散電源之充放電電力成為零。

Description

電力轉換裝置

本開示係關於一種電力轉換裝置。

近年來，朝向環境負荷之減少，利用太陽能電池等之可再生能源之創能源設備（以下，也稱做「創能設備」）之導入係正在加速。又，為了對應日本311大地震之後之電力不足等，具備蓄電池等之儲能源設備（以下，也稱做「儲能設備」）之系統，或者，組合創能設備及儲能設備之系統等之商品化係正在進行。在這些系統中，為了互連創能設備及儲能設備到交流系統，而採用靜止型變頻器。

另外，在電力系統中，作為對於需求變動之發電量之調整力之火力發電廠，其伴隨著由可再生能源所做之發電量之增加，自減少包含管理成本之發電成本之觀點看來，可預測到今後將會逐漸關廠。但是，火力發電廠中之同步發電機，其潛在性地具有在系統頻率變動後，抑制該變動之作用（慣性力、同步化力等）。因此，當推進火力發電廠之關廠時，因為同步發電機之減少數量增加，而有電力系統之穩定性之確保變得困難之虞。

為了解決上述課題，使靜止型變頻器具有同步發電機之功能之虛擬同步發電機之控制技術之開發係正在進行。例如在日本特開2019－176584號公報（專利文獻1)中，其開示有一種實現虛擬同步發電機控制之分散電源（靜止型變頻器）之控制參數之設定方法。具體來說，在專利文獻1中，其開示有一種依據由系統運用者所要求之要求慣性值、及依據分散電源之規格及動作狀態所算出之虛擬慣性值之任一者，生成用於設定分散電源中之虛擬慣性之控制參數之方法。 [先行技術文獻] [專利文獻]

［專利文獻1］日本特開2019－176584號公報

[發明所欲解決的問題]

當依據專利文獻1所述之控制參數之生成方法時，可擔保系統管理者意圖之系統之慣性力。但是，在獨立系統之微電網等之中，於分別具有實現虛擬同步發電機控制之靜止型變頻器之複數蓄電池，其作為主電源以動作之構造，因為負載變動或創能設備之發電電力之變動，而有時產生負載之消耗電力與創能設備之發電電力相平衡之情形。在此情形下，期望各蓄電池之充放電電力成為零。

但是，組裝於各蓄電池之電壓計及電流計係具有量測誤差，所以，因為此誤差，而各蓄電池之充放電電力未必被控制為零。在此情形下，有時有藉複數蓄電池中之第1蓄電池之放電電力，而第2蓄電池被充電之進行非必要充放電之情形。此非必要之充放電或充放電之重複，其造成由充放電所做之電力損失，同時有賦予非必要之損壞到蓄電池之問題點。在專利文獻1中，其僅依據系統業者要求之系統之慣性力，生成控制參數，針對上述問題點則未被考慮。

本開示係用於解決如上述之問題點所研發出者，其目的係在具有實現虛擬同步發電機控制之靜止型變頻器之複數分散電源被互連之交流系統中，當負載之消耗電力及創能設備之發電電力平衡後，抑制在複數分散電源間，進行非必要之充放電。 [用以解決問題的手段]

在本開示之某方面中，電力轉換裝置，其被連接於交流系統，實現虛擬同步發電機控制。電力轉換裝置係包括：轉換器，轉換自分散電源輸出之第1直流電壓為第2直流電壓；變頻器，轉換自轉換器輸出之第2直流電壓為交流電壓，以輸出到交流系統；通訊迴路，接收自管理分散電源之管理裝置通知之在虛擬同步發電機控制時所必要之資訊；第1電壓計，量測第2直流電壓；第2電壓計，量測交流系統之交流系統電壓；轉換器控制迴路，控制轉換器；虛擬同步發電機控制迴路，使變頻器具有同步發電機之過渡特性；以及變頻器控制迴路，依據自虛擬同步發電機控制迴路輸入之交流系統電壓資訊，將變頻器作為電壓源以控制之。虛擬同步發電機控制時所必要之資訊，其包含電力轉換裝置之電力目標值。虛擬同步發電機控制迴路，其依據在虛擬同步發電機控制時所必要之資訊，算出分散電源之充放電切換之切換頻率。轉換器控制迴路，其使用切換頻率，製作於電力轉換裝置之垂下特性，將分散電源之充放電電力作為零之死區，或者，用於賦予滯後到分散電源之充放電之切換之交流系統電壓之頻率範圍。轉換器控制迴路係控制使得在頻率範圍內，分散電源之充放電電力成為零。 [發明功效]

當依據本開示時，於具有實現虛擬同步發電機控制之靜止型變頻器之複數分散電源被互連之電力系統中，在負載之消耗電力及創能設備之發電電力平衡後，可抑制在複數分散電源間，進行非必要之充放電。

[用以實施發明的形態]

以下，參照圖面，詳細說明本開示之實施形態。另外，以下，針對圖中之同一或相當部分，賦予同一編號，其說明則原則上不重複。

實施形態1. （配電系統之構造例） 首先，說明連接有實施形態1之電力轉換裝置之配電系統之構造例。另外，在實施形態1中，雖然例示三相系統，但是，其也可以配電系統為單相系統。

圖1為表示配電系統24之構造例之方塊圖。如圖1所示，配電系統24係自變電站20，接收電力之供給。於配電系統24設有複數自動電壓調整器（SVR:Step Voltage Regulator)23a～23c。複數之SVR23a～23c，其相對於電力之流動而言為串聯。於複數之SVR23a～23c，其連接有大樓112、公寓113、城鎮A100a～城鎮D100d、工廠110、大型太陽能用之電力轉換裝置27、系統用蓄電池用之電力轉換裝置41a～41c、同步發電機30a,30b。在以下之說明中，也總稱SVR23a～23c為「SVR23」。又，也總稱電力轉換裝置41a～41c為「電力轉換裝置41」。

在配電系統24配置有複數之電壓計22a,22e,22f,22i,22j,22x。以下，也總稱電壓計22a,22e,22f,22i,22j,22x為「電壓計22」。各電壓計22之量測值，其以被事先決定之週期，被傳送到配電自動化系統21（以下，也稱做「DSO21」）。DSO21係對應於管理配電系統24之「系統管理裝置」之一實施例。

SVR23之分電插件位置資訊、一次側電壓及二次側電壓之資訊，其被傳送到DSO21。在實施形態1中，SVR23係以被事先決定之週期，通知分電插件位置資訊、一次側電壓及二次側電壓資訊，同時在分電插件切換時，不定期通知分電插件位置資訊、一次側電壓及二次側電壓之資訊。

CEMS（Community Energy Management System)31，其以被事先決定之週期，自各用戶（城鎮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，收集各種量測值等之資訊。CEMS31係因應來自DSO21之要求，通知收集到之數據到DSO21。另外，城鎮100a～100d內的用戶之消耗電力、創能設備之發電電力，其由被設置於各用戶之智慧電表（未圖示）所量測。CEMS31係以被事先決定之週期（例如30分鐘週期），收集智慧電表之量測值。CEMS31係對應於「管理裝置」之一實施例。

於電力轉換裝置27連接有大型太陽能26。於電力轉換裝置41a～41c，分別連接有系統用蓄電池40a～40c。蓄電池40a～40c係可連接到配電系統24之大容量蓄電池。在以下之說明中，當總稱蓄電池40a～40c時，也記述為「蓄電池40」。

圖2為用於更加說明圖1所示之配電系統24之構造之方塊圖。如圖2所示，於配電系統24連接有負載600、電力轉換裝置41及蓄電池40。另外，為了簡單說明，於圖2中，使配電系統24的阻抗29以集中系統表示。配電系統24的阻抗29，其由電抗器組件及電阻組件所構成。

（1）CEMS31 圖3為表示圖1所示之CEMS31之構造之方塊圖。

如圖3所示，CEMS31係具有通訊迴路11、儲存迴路12、控制參數生成迴路13、運轉計畫製作迴路14、傳輸數據生成迴路15、及控制迴路16。

通訊迴路11係透過通訊線25，在DSO21、各用戶（城鎮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。

儲存迴路12係儲存透過通訊迴路11以取得之各種資訊。於各種資訊係包含量測結果及各分散電源之狀態資訊等。

控制參數生成迴路13，其生成被組裝於電力轉換裝置41a～41c之每一個之虛擬同步發電機控制之控制參數。

運轉計畫製作迴路14，其依據來自DSO21之控制命令，製作電力轉換裝置41a～41c之運轉計畫。電力轉換裝置41a～41c之運轉計畫，其包含對應之蓄電池40a～40c之充放電計畫（電力目標值）。在實施形態1中，運轉計畫製作迴路14，其以30分鐘間隔，製作24小時份之運轉計畫。

另外，運轉計畫製作迴路14，其依據以5分鐘單位，收集之電力轉換裝置41a～41c之計測結果及蓄電池40a～40c之SOC（State Of Charge）資訊等，判定是否必須修正運轉計畫。當判定必須修正運轉計畫後，運轉計畫製作迴路14，其修正直到在下次，被通知來自DSO21之控制命令為止之期間之運轉計畫。

傳輸數據生成迴路15，其儲存由控制參數生成迴路13所生成之虛擬同步發電機控制之控制參數及自運轉計畫製作迴路14輸出之運轉計畫。傳輸數據生成迴路15，其響應來自控制迴路16之傳送命令，輸出儲存之數據到通訊迴路11。通訊迴路11係使自傳輸數據生成迴路15輸出之數據，根據自控制迴路16輸出之控制訊號，傳送到通訊線25。

控制迴路16係用於管理被連接到配電系統24之分散電源之控制迴路。控制迴路16係管理通訊迴路11、儲存迴路12、控制參數生成迴路13、運轉計畫製作迴路14及傳輸數據生成迴路15之動作。

（1－1）運轉計畫製作迴路14 圖4為表示圖3所示之運轉計畫製作迴路14之構造之方塊圖。

如圖4所示，運轉計畫製作迴路14係包含蓄電池運轉計畫製作迴路141、發電電力預測迴路142、消耗電力預測迴路143、蓄電池運轉計畫更正迴路144、第1管理迴路145、及第2管理迴路146。

蓄電池運轉計畫製作迴路141，其依據關於自DSO21通知之控制命令之資訊、由發電電力預測迴路142所預測之大型太陽能26之發電量之預測結果、及關於由消耗電力預測迴路143所預測之用戶之消耗電力之預測結果之資訊，製作電力轉換裝置41a,41b,41c之運轉計畫（電力目標值）。另外，自DSO21通知到蓄電池運轉計畫製作迴路141之控制命令，其包含在變電站20之下游側，被消費之電力（往配電系統24之供給電力）之計畫值。供給電力之計畫值，其由每30分鐘、24小時份之計畫值所構成。

發電電力預測迴路142，其使24小時份之氣象預報資訊，自未圖示之氣象預報伺服器，透過通訊迴路11以取得。發電電力預測迴路142，其依據取得之氣象預報資訊及為了預測發電電力所準備之資料庫（未圖示）之資訊，預測大型太陽能26之發電電力。

消耗電力預測迴路143，其依據CEMS31內部之時鐘資訊（年月日、星期、時刻）及為了預測消耗電力所準備之資料庫（未圖示）之資訊，預測各用戶之消耗電力之合計值。

蓄電池運轉計畫更正迴路144係透過通訊迴路11，依據電力轉換裝置41a～41c之充放電電力量、及電力目標值資訊，判定是否必須修正運轉計畫。當判定必須修正後，蓄電池運轉計畫更正迴路144係生成運轉計畫之修正值。

第1管理迴路145，其儲存以蓄電池運轉計畫製作迴路141及蓄電池運轉計畫更正迴路144所生成之各蓄電池40之電力目標值（充電電力目標值及放電電力目標值）。第1管理迴路145，其依據自第2管理迴路146輸出之控制訊號，輸出電力目標值到控制參數生成迴路13及傳輸數據生成迴路15。

第2管理迴路146，其管理蓄電池運轉計畫製作迴路141、發電電力預測迴路142、消耗電力預測迴路143、蓄電池運轉計畫更正迴路144及第1管理迴路145之動作。

（1－2）控制參數生成迴路13 圖5為表示圖3所示之控制參數生成迴路13之構造之方塊圖。

如圖5所示，控制參數生成迴路13，其包含基準ΔP／ΔF特性算出迴路131、ΔP／ΔF特性算出迴路132、第3管理迴路135、及控制迴路136。

基準ΔP／ΔF特性算出迴路131，其依據電力轉換裝置41a～41c之靜止型變頻器（第2DC／AC轉換器408）之容量資訊，算出基準ΔP／ΔF特性。

ΔP／ΔF特性算出迴路132，其依據上述基準ΔP／ΔF特性、及運轉計畫製作迴路14（圖4）所製作之電力目標值資訊，算出ΔP／ΔF特性。

第3管理迴路135係管理同步發電機控制之控制參數。第3管理迴路135，其儲存由ΔP／ΔF特性算出迴路132所算出之ΔP／ΔF特性、及電力目標值Fref等之資訊，到未圖示之記憶體以管理之。

控制迴路136，其管理基準ΔP／ΔF特性算出迴路131、ΔP／ΔF特性算出迴路132、及第3管理迴路135之動作。

（2）電力轉換裝置27 圖6為表示圖1所示之電力轉換裝置27之構造之方塊圖。

如圖6所示，電力轉換裝置27，其具有電壓計201,206,210、電流計202,207,211、第1DC／DC轉換器203、第1控制迴路204、直流母線205、第1DC／AC轉換器208、第2控制迴路209及通訊接口（I／F）212。

電壓計201係量測自大型太陽能26輸出之直流電壓。電流計202係量測自大型太陽能26輸出之直流電流。

第1DC／DC轉換器203，其轉換自大型太陽能26輸出之第1直流電壓為第2直流電壓。第1控制迴路204係控制第1DC／DC轉換器203。

直流母線205，其供給自第1DC／DC轉換器203輸出之第2直流電壓到第1DC／AC轉換器208。電壓計206係量測直流母線205之電壓。電流計207係量測自第1DC／DC轉換器203輸出之直流電流。

第1DC／AC轉換器208，其轉換自第1DC／DC轉換器203輸出之直流電力為交流電力。第2控制迴路209係控制第1DC／AC轉換器208。

電壓計210，其量測自第1DC／AC轉換器208輸出之交流電壓。電流計211係量測自第1DC／AC轉換器208輸出之交流電流。通訊I／F212係於電力轉換裝置27與CEMS31之間，進行通訊。

（3）電力轉換裝置41 圖7為說明圖1所示之電力轉換裝置41之構造之方塊圖。

如圖7所示，電力轉換裝置41係具有電壓計401,406,410、電流計402,407,411、第2DC／DC轉換器403、第3控制迴路404、直流母線405、第2DC／AC轉換器408、第4控制迴路409及通訊I／F412。

電壓計401係量測自蓄電池40輸出之直流電壓。電流計402係量測自蓄電池40輸出之直流電流。

第2DC／DC轉換器403，其轉換自蓄電池40輸出之第3直流電壓為第4直流電壓。第3控制迴路404係控制第2DC／DC轉換器403。第2DC／DC轉換器403係對應「轉換器」之一實施例。

直流母線405，其供給自第2DC／DC轉換器403輸出之直流電壓，到第2DC／AC轉換器408。電壓計406係量測直流母線405之電壓。電壓計406係對應「第1電壓計」之一實施例。電流計407，其量測自第2DC／DC轉換器403輸出之直流電流。

第2DC／AC轉換器408，其轉換自第2DC／DC轉換器403輸出之直流電力為交流電力。第4控制迴路409係控制第2DC／AC轉換器408。第2DC／AC轉換器408係對應「變頻器」之一實施例。

電壓計410，其量測自第2DC／AC轉換器408輸出之交流電壓。電壓計410係對應「第2電壓計」之一實施例。電流計411，其量測自第2DC／AC轉換器408輸出之交流電流。通訊I／F412係在電力轉換裝置41與CEMS31之間，進行通訊。

另外，於第1DC／DC轉換器203（圖6）及第2DC／DC轉換器403（圖7），可適宜使用周知之DC／DC轉換器。第1DC／AC轉換器208（圖6）及第2DC／AC轉換器408（圖7），其對應「靜止型變頻器」之一實施例。於第1DC／AC轉換器208及第2DC／AC轉換器408，可使用周知之變頻器。

（2-1）第1控制迴路204 圖8為說明圖6所示之第1控制迴路204之構造之方塊圖。

如圖8所示，第1控制迴路204係具有MPPT（Maximum Power Point Tracking）控制迴路51、電壓控制迴路52、第1切換迴路53、及第5控制迴路54。

MPPT控制迴路51，其依據電壓計201及電流計202之量測值，執行所謂最大電力點追蹤（MPPT）控制。MPPT控制迴路51，其為了最大限度地取出大型太陽能26之發電電力，而搜尋大型太陽能26之最大電力點。具體來說，MPPT控制迴路51，其為了控制由電壓計201所量測之直流電壓，為對應最大電力點之電壓，生成第1DC／DC轉換器203之控制命令值。

電壓控制迴路52，其依據電壓計206之量測值，生成用於使直流母線205之直流電壓（第2直流電壓），維持於被事先決定之目標電壓之第1DC／DC轉換器203之控制命令值。

第5控制迴路54，其輸出MPPT控制迴路51及電壓控制迴路52之控制參數及控制目標值等，同時管理大型太陽能26之發電狀態等。第5控制迴路54還輸出第1切換迴路53之控制訊號。

第1切換迴路53，其根據來自第5控制迴路54之控制訊號，將MPPT控制迴路51及電壓控制迴路52之輸出中之任一者，作為第1DC／DC轉換器203之控制命令值，以選擇性地輸出。

第1DC／DC轉換器203，其以MPPT模式或電壓控制模式被控制。第1切換迴路53係在MPPT模式下，輸出以MPPT控制迴路51生成之控制命令值。第1切換迴路53係在電壓控制模式下，輸出電壓控制迴路52所生成之控制命令值。

（2-2）第2控制迴路209 圖9為說明圖6所示之第2控制迴路209之構造之方塊圖。

如圖9所示，第2控制迴路209係具有相位檢測迴路61、第1正弦波生成迴路62、電流控制迴路60、及第6控制迴路67。

電流控制迴路60係具有減法器63、第1PI控制迴路64、乘法器65、減法器66、第2PI控制迴路68及第1PWM轉換器69。電流控制迴路60，其執行同步於系統電壓，以輸出電力之控制模式。此控制模式為被設置於家庭之一般太陽光發電用之電力轉換器之控制方式。

相位檢測迴路61，其由以電壓計210（圖6）所測得之交流電壓之波形，檢測交流電壓之相位。

第1正弦波生成迴路62，其依據以電壓計210所測得之交流電壓之波寬度、及由相位檢測迴路61所測得之相位資訊，生成同步於交流電壓之波形之正弦波。另外，在實施形態1中，相位檢測迴路61，其檢測交流電壓之波形之零交叉點，同時自零交叉點之檢測結果，檢測交流電壓之頻率。相位檢測迴路61，其使測得之交流電壓之頻率與零交叉點資訊，一同輸出到第1正弦波生成迴路62。

電流控制迴路60，其依據由電壓計206（圖6）所量測之直流母線205之直流電壓，生成用於控制第1DC／AC轉換器208之控制命令值。減法器63，其由自第6控制迴路67輸出之直流母線電壓之目標值，減去由電壓計206所量測之直流母線205之直流電壓。由減法器63所做之相減值，其被輸入到第1PI控制迴路64。

乘法器65，其使自第1PI控制迴路64輸出之控制命令值，與自第1正弦波生成迴路62輸出之正弦波相乘，藉此，生成電流命令值。

減法器66，其算出自乘法器65輸出之電流命令值，與由電流計211（圖6）所量測之交流系統之電流值之偏差，輸出算出之偏差到第2PI控制迴路68。

第2PI控制迴路68，其依據自第6控制迴路67被賦予之控制參數（比例增益及積分時間），生成控制命令值，使得自減法器66輸出之偏差成為零。第2PI控制迴路68，其輸出生成之控制命令值到第1PWM轉換器69。

第1PWM轉換器69，其對於自第2PI控制迴路68輸入之控制命令值，執行PWM控制，藉此，生成控制命令值，輸出生成之控制命令值到第1DC／AC轉換器208。

第6控制迴路67，其收集關於自電壓計206及電流計207輸出之直流母線205之量測結果、關於自電壓計210及電流計211輸出之交流系統之量測結果、及自第1控制迴路204輸出之第1DC／DC轉換器203之狀態資訊等，使收集之資訊透過通訊I／F212，通知到CEMS31等。

又，第6控制迴路67，其對於第1PI控制迴路64及第2PI控制迴路68，通知控制參數。第6控制迴路67，其使關於交流系統的實效電壓量測部（未圖示）所測得之有效電力及無效電力之資訊，透過通訊I／F212通知到CEMS31。第6控制迴路67，其使交流系統之實效電壓及有效電力等之量測值，通知到第5控制迴路54。第5控制迴路54，其例如當系統電壓之有效值超過既定值後，使大型太陽能26之控制，自MPPT控制切換為電壓控制，藉此，抑制系統電壓之上昇。

（3－1）第3控制迴路404 圖10為說明圖7所示之第3控制迴路404之構造之方塊圖。

如圖10所示，第3控制迴路404係具有充電控制迴路71、放電控制迴路72、第2切換迴路73及第7控制迴路74。

充電控制迴路71，其當進行蓄電池40之充電控制時，生成第2DC／DC轉換器403之控制命令值。

放電控制迴路72，其當進行蓄電池40之放電控制時，生成第2DC／DC轉換器403之控制命令值。

第7控制迴路74，其對於充電控制迴路71及放電控制迴路72，輸出控制參數及控制目標值等。第7控制迴路74，其管理蓄電池40之充電電力量（SOC）、充電電力（充電電流）及放電電力（放電電流）等。第7控制迴路74係輸出第2切換迴路73之控制訊號。

第2切換迴路73，其根據來自第7控制迴路74之控制訊號，將充電控制迴路71及放電控制迴路72之輸出中之任一者，作為第2DC／DC轉換器403之控制命令值，以選擇性地輸出。具體來說，第2切換迴路73，其當被指示充電蓄電池40後，輸出充電控制迴路71所生成之控制命令值。另外，第2切換迴路73，其當被指示放電蓄電池40後，輸出放電控制迴路72所生成之控制命令值。

（3－2）第4控制迴路409 圖11為說明圖7所示之第4控制迴路409之構造之方塊圖。

如圖11所示，第4控制迴路409係具有交流頻率檢測迴路81、有效功率算出迴路82、虛擬同步發電機控制迴路83、變頻器電流控制迴路84、變頻器電壓控制迴路85、第3切換迴路86、死區期間檢測迴路90、切換頻率算出迴路89、第8控制迴路87、及控制參數生成迴路88。

交流頻率檢測迴路81，其由自電壓計410（圖7）所測得之交流電壓之波形，檢測交流電壓之相位。在實施形態1中，其自交流電壓之波形檢測零交叉點，自測得之零交叉點之時間間隔，檢測頻率。另外，交流電壓之頻率之檢測方法，其並不侷限於使用零交叉點之檢測結果之方法。

有效功率算出迴路82，其使用由電壓計410及電流計411（圖7）所測得之交流電壓及交流電流之資訊，算出有效功率。在實施形態1中，其依據自交流頻率檢測迴路81輸出之零交叉點檢測資訊及交流頻率資訊，將交流電壓波形之一週期份之電力加起來，藉此，算出有效功率。另外，有效功率之算出方法，其並不侷限於上述方法，例如當交流系統為三相交流時，也可以使用DQ轉換等，以算出有效功率。

虛擬同步發電機控制迴路83，其依據自交流頻率檢測迴路81輸出之交流電壓之頻率資訊、及自有效功率算出迴路82輸出之交流有效功率資訊，使第2DC／AC轉換器408（靜止型變頻器）具有同步發電機所具有之慣性力、同步化力及煞車力。

［虛擬同步發電機控制技術］ 以下，簡單說明虛擬同步發電機控制技術。

代表性地被使用於火力發電之同步發電機，其具有對應頻率以調整輸出電力之功能（調控器功能）、維持角速度之功能（慣性力）、取得與系統電壓同步之功能（同步化力）、基幹系統之電壓調整功能（AVR功能：Automatic Voltage Regulation功能）、及在系統事故時之交流系統電壓之瞬間降低時，也繼續運轉之功能等。

在虛擬同步發電機控制技術中，其藉控制靜止型變頻器之過渡響應，使靜止型變頻器模擬同步發電機所具有之功能。具體來說，其模擬調控器功能、模擬依據搖擺方程式之質量系統模型（旋轉機之動態特性）之功能、及AVR功能等三個功能。

在實施形態1中，特別說明使調控器功能及模擬依據搖擺方程式之質量系統模型之功能，實現於第2DC／AC轉換器408之情形。圖42為表示用於說明虛擬同步發電機控制技術之概念圖。另外，針對同步發電機所具有之AVR功能，其為依據主要自更高的系統（在實施形態1中為CEMS31）通知之輸出電壓命令或無效電力命令值，以被控制之功能，所以，在實施形態1中係未實現。以下，具體說明調控器功能、及模擬依據搖擺方程式之質量系統模型之功能。

首先，說明調控器功能。 發電廠中之調控器，其控制火力發電及核能發電中之氣體渦輪或蒸氣渦輪之輸出，及／或水力發電中之水車的導葉等，藉此，具有控制發電機之輸出電力之功能。在交流電力系統中，當需求電力超過供給電力時，系統電壓之頻率係降低。在可輸出控制之火力發電機或水力發電機中，使調控器具有下降特性，當系統電壓之頻率降低時，控制發電機使得增加發電電力。另外，當藉供給電力超過需求電力，而系統電壓之頻率上昇時，控制發電機使得減少發電電力。

圖42為概略表示調控器功能之圖。如圖42所示，當同步發電機之角速度ω增大時，調整能源流入之閥係移動到右側，藉此，被供給到同步發電機之能源係減少。另外，當同步發電機之角速度ω減少時，上述閥係移動到左側，藉此，被供給到同步發電機之能源係增加。藉此，可藉自端之系統電壓之頻率（亦即，同步發電機之角速度ω），單獨控制自同步發電機輸出之能源。即使同步發電機個別進行上述之動作後，也依據系統電壓之頻率以管理動作，所以，在複數同步發電機間，可分擔負載。調控器係由電氣學會，提供有作為標準模型，以一次延遲系統所構成之模型等。

在實施形態1中，如次式（1）所示，說明以上述一次延遲系統所構成之模型，近似調控器後之動作。 －1／{Kgd×（l＋s×Tg）｝…（1） 但是，公式（1）中之l／Kgd係調控器之比例增益（Kgd：速度調整率），Tg係一次次延遲系統之時間常數（Tg：調控器時間常數）。

接著，說明模擬依據搖擺方程式之質量系統模型之功能。 如圖42所示，同步發電機係具備具有單位慣性常數M之轉子。例如當因為日照量之急速改變，而大型太陽能26之發電電力急減後，在上述調控器控制中，無法瞬間補足不足之電力。同步發電機，其轉換累積於轉子之旋轉能源為電力，輸出到交流系統。此時，當轉子之角速度（旋轉速度）減少時，由調控器控制所供給之能源係增加，藉此，平衡需求電力與供給電力。在次式(2)係表示模擬質量系統模型（發電機轉子）之搖擺方程式。搖擺方程式係將能源P除以角速度ω，轉換為扭力T者。Tin－Tout＝M×dω／dt＋Dg×ω…（2） 但是，Dg係煞車係數，M係慣性常數。

在實施形態1中，說明組入公式（1）及公式（2）到靜止型變頻器（第2DC／AC轉換器408）之控制，藉此，模擬同步發電機所具有慣性力、同步化力及煞車力之情形。

回到圖11，變頻器電流控制迴路84，其生成用於電流控制第2DC／AC轉換器408之控制命令值。另外，變頻器電流控制迴路84，其與圖9所示之電流控制迴路60僅控制參數不同，迴路構成及動作係相同，所以，省略其詳細說明。

變頻器電壓控制迴路85，其生成用於電壓控制第2DC／AC轉換器408之控制命令值。

第3切換迴路86，其使來自變頻器電流控制迴路84之控制命令值、及來自變頻器電壓控制迴路85之控制命令值，依據第8控制迴路87之輸出以切換。

第8控制迴路87，其收集由電壓計406及電流計407所做之關於直流母線405之量測結果、及自第3控制迴路404輸出之第2DC／DC轉換器403之狀態資訊等，使收集之資訊透過通訊I／F412，通知到CEMS31等。

又，第8控制迴路87，其通知虛擬同步發電機控制迴路83、變頻器電流控制迴路84及變頻器電壓控制迴路85之各控制參數。

而且，第8控制迴路87，其使以未圖示之交流系統的實效電壓量測部所測得之交流系統之實效電壓、或以未圖示之交流系統的有效．無效電力量測部所測得之有效電力及無效電力之資訊，透過通訊I／F412以通知到CEMS31。第8控制迴路87，其通知交流系統之實效電壓、有效電力等之量測結果到第7控制迴路74。

控制參數生成迴路88，其依據在生成透過通訊I／F412，自CEMS31通知之在虛擬同步發電機控制之控制參數時所必要之資訊，生成虛擬同步發電機控制用之各種參數（速度調整率Kgd、調控器時間常數Tg、慣性常數M及煞車係數Dg）。此時，控制參數生成迴路88，其也生成ΔP／ΔF特性，輸出到用於算出蓄電池40之充放電切換之頻率（以下，也稱做「切換頻率」）之切換頻率算出迴路89。另外，生成之虛擬同步發電機控制用之各種參數，其透過第8控制迴路87，以通知到虛擬同步發電機控制迴路83。

切換頻率算出迴路89，其使用由控制參數生成迴路88輸出之ΔP／ΔF特性、及由第8控制迴路87輸出之自CEMS31通知之電力目標值，算出蓄電池40之充放電切換之頻率（切換頻率）。針對切換頻率之算出方法係後述之。

死區期間檢測迴路90，其依據以切換頻率算出迴路89算出之切換頻率、及自CEMS31通知之死區寬度資訊，算出死區期間。在實施形態1中，死區期間檢測迴路90，其依據自第7控制迴路74通知之充放電切換檢測資訊、及自交流頻率檢測迴路81輸出之交流頻率之檢測結果，檢測死區期間，使死區期間資訊（死區檢測旗標）透過第8控制迴路87，以通知到第7控制迴路74。

（3－2－1）交流頻率檢測迴路81 圖12為說明圖11所示之交流頻率檢測迴路81之構造之方塊圖。

如圖12所示，交流頻率檢測迴路81係具有相位檢測迴路810、頻率檢測迴路811、及第2正弦波生成迴路812。

相位檢測迴路810，其由自電壓計410輸出之系統電壓之波形，檢測零交叉點。相位檢測迴路810中之相位檢測方法，其並不侷限於零交叉點之檢測。針對以實機之零交叉點之檢測，因為電壓計410之零交叉點之檢測誤差（主要係偏移誤差）、電壓計410之波寬度檢測誤差（主要係線性誤差）、取樣系統電壓波形時之取樣週期之誤差等，而產生誤差。另外，取樣週期之誤差，其當利用微電腦等以進行取樣時，藉自載波中斷至實際進行取樣為止之時間之參差，而可產生。

頻率檢測迴路811，其由自相位檢測迴路810輸出之零交叉點之週期，檢測系統頻率。另外，檢測系統頻率之方法，其並不侷限於自零交叉點之週期檢測之方法。

第2正弦波生成迴路812，其依據相位檢測迴路810中之零交叉點之檢測結果、頻率檢測迴路811中之系統頻率之檢測結果、及自CEMS31輸出之系統電壓之波寬度，產生同步於系統電壓之正弦波。交流頻率檢測迴路81，其輸出零交叉點之檢測結果（零交叉點之檢測時刻）、頻率之檢測結果及正弦波資訊。

（3－2－2）變頻器電壓控制迴路85 圖13為說明圖11所示之變頻器電壓控制迴路85之構造之方塊圖。

如圖13所示，變頻器電壓控制迴路85係具有第3正弦波生成迴路851、減法器852、第3PI控制迴路853、第1電流限制迴路855、及第2PWM轉換器854。

變頻器電壓控制迴路85，其依據自虛擬同步發電機控制迴路83（圖11）輸出之頻率及相位之資訊、及自第8控制迴路87（圖11）輸出之系統電壓之波寬度資訊，生成用於控制第2DC／AC轉換器408之控制命令值。另外，來自第8控制迴路87之系統電壓之波寬度資訊，其經由第2正弦波生成迴路812以輸入到變頻器電壓控制迴路85。

來自交流頻率檢測迴路81（圖11）之正弦波資訊（頻率、相位及波寬度之資訊），其輸入到第3正弦波生成迴路851。但是，在實施形態1中，在虛擬同步發電機控制迴路83並未進行QV控制，所以，波寬度資訊係作為未控制者。

第3正弦波生成迴路851，其依據輸入之正弦波資訊，生成自第2DC／AC轉換器408輸出之交流電壓之目標值（目標交流電壓）。

減法器852，其算出來自第3正弦波生成迴路851之交流電壓之目標值，與以電壓計410測得之電壓之偏差，輸出算出之偏差到第3PI控制迴路853。

第3PI控制迴路853，其進行PI（比例積分）運算，使得輸入之偏差成為零，藉此，生成電壓命令值。第3PI控制迴路853，其輸出生成之電壓命令值到第1電流限制迴路855。

第1電流限制迴路855，其對於自第3PI控制迴路853輸出之電壓命令值，依據經由第8控制迴路87以被輸入之電流計411之量測結果，施加限制。具體來說，第1電流限制迴路855，其當流過超過第2DC／AC轉換器408之電流容量之電流時，藉由限制電壓命令值，控制使得使流過第2DC／AC轉換器408之電流，成為被事先決定之電流值（例如第2DC／AC轉換器408之電流容量）以下。第1電流限制迴路855之輸出，其被輸入到第2PWM轉換器854。另外，第3PI控制迴路853及第1電流限制迴路855中之控制參數（控制增益及積分時間），其為自第8控制迴路87被賦予者。

第2PWM轉換器854，其使用自第1電流限制迴路855輸出之電壓命令值，以執行PWM（Pulse Width Modulation）控制，藉此，生成控制訊號。第2PWM轉換器854，其輸出生成之控制訊號到第2DC／AC轉換器408。

（3－2－3）虛擬同步發電機控制迴路83 圖14為說明圖11所示之虛擬同步發電機控制迴路83之構造之方塊圖。

如圖14所示，虛擬同步發電機控制迴路83係具有減法器832、調控器控制迴路833、加法器835、減法器836及質量系統運算迴路837。

減法器832，其算出頻率之實測結果，與自第8控制迴路87輸出之基準頻率Fref之偏差。減法器832之輸出係被輸入到調控器控制迴路833。調控器控制迴路833，其依據減法器832之輸出，生成加在電力目標值之偏移值。調控器控制迴路833之詳細動作係後述之。

加法器835，其使自調控器控制迴路833輸出之偏移值，與自第8控制迴路87輸入之電力目標值Pref相加，藉此，生成質量系統運算迴路837之控制電力目標值。

減法器836，其算出自有效功率算出迴路82輸入之有效功率，與自加法器835輸入之控制電力目標值之偏差。減法器836之輸出係被輸入到質量系統運算迴路837。

質量系統運算迴路837，其算出自電力轉換裝置41輸出之系統電壓之頻率及相位，使得自減法器836輸出之偏差成為零。另外，在實施形態1中，調控器控制迴路833及質量系統運算迴路837之控制參數（速度調整率Kgd、調控器時間常數Tg、慣性常數M及煞車係數Dg），其為自控制參數生成迴路88，透過第8控制迴路87以被通知。

（3－2－3－1）調控器控制迴路833 圖15為說明圖14所示之調控器控制迴路833之構造之方塊圖。

如圖15所示，調控器控制迴路833係具有乘法器91、一次延遲系統模型92、及限制器迴路93。

乘法器91，其使減法器832之輸出，與自第8控制迴路87輸出之比例增益（－1／Kgd）相乘。乘法器91之輸出係被輸入到一次延遲系統模型92。在實施形態1中，一次延遲系統模型92，其實現電氣學會所提示之一次延遲系統之標準模型（1／（1＋s×Tg））。限制器迴路93係對於一次延遲系統模型92之輸出，實施限制器處理。

（3－2－3－2）質量系統運算迴路837 圖16為說明圖14所示之質量系統運算迴路837之構造之方塊圖。

如圖16所示，質量系統運算迴路837係具有減法器101、積分器102、乘法器103、除法器104、加法器105、及相位計算迴路106。

減法器101，其算出減法器836之輸出與乘法器103之輸出之偏差。減法器101之輸出係被輸入到積分器102。

積分器102，其使減法器101之輸出為1／M倍以積分之，藉此，生成圖42所示之發電機轉子之目標角速度（2×π×目標頻率（例如60Hz）），與發電機轉子之角速度之差值Δω。積分器102之輸出係被輸入到乘法器103。

乘法器103，其使積分器102之輸出，與自第8控制迴路87輸入之煞車係數Dg相乘。

質量系統運算迴路837，其依據減法器836之輸出與乘法器103之輸出之偏差，控制第2DC／AC轉換器408，藉此，模擬同步發電機所具有之煞車力。

除法器104，其使積分器102之輸出Δω除以2×π，藉此，轉換為頻率之差值Δf。加法器105，其使頻率差分資訊Δf與目標頻率（60Hz）相加，藉此，轉換頻率差分資訊Δf為發電機轉子之頻率（旋轉頻率）。加法器105之輸出係被輸入到相位計算迴路106。相位計算迴路106係算出發電機轉子之相位。

接著，說明質量系統運算迴路837之搖擺方程式之傳遞函數。搖擺方程式之傳遞函數，如次式（3）所示，可使用一次延遲系統之比例增益（1／Dg）及時間常數（M／Dg）以表示之。 （1／M×s）／{l＋Dg／M×（1／s）} ＝（1／Dg）×[1／{1＋（M／Dg）×s｝…（3） 另外，虛擬同步發電機控制中之調控器時間常數Tg、質量系統運算部之時間常數M／Dg，其依據系統所要求之響應速度而決定之。

（電力轉換裝置之動作概要） 接著，說明實施形態1之電力轉換裝置之動作之概要。

圖17為表示由實現於電力轉換裝置41之虛擬同步發電機控制，所覆蓋之領域之圖。圖17之橫軸係表示響應時間，縱軸係表示需求變動寬度。

如圖17所示，實現於靜止型變頻器之虛擬同步發電機控制，其覆蓋數十m秒～數分鐘左右之微小變動及短週期變動。針對數分鐘以上之變動，可藉負載頻率控制（LFC）或經濟負載分布控制（EDC）以對應之。因此，在實施形態1中，說明使虛擬同步發電機控制之響應性能作為1秒鐘以下。

在以下之說明中，使用由被連接於圖2所示之配電系統24之蓄電池40、電力轉換裝置41、配電系統的阻抗29及負載600所構成之模型。為了簡單說明，使電力轉換裝置41之變頻器容量作為4kW，使負載600之容量作為最大4kW。

圖18為用於說明實現於實施形態1之電力轉換裝置41之虛擬同步發電機控制之圖。圖18為表示當電力目標值不改變，改變負載600之消耗電力後，速度調整率Kgd與系統頻率之關係之一例。圖18為表示在圖2中，於自CEMS31通知電力目標值作為2kW之狀態下，負載600自2kW變動為4kW後，穩定狀態中之各速度調整率Kgd中之系統頻率。另外，調控器時間常數Tg、慣性常數M及煞車係數Dg，其分別被固定於一定值。

在圖18之例中，直到Kgd成為0.343為止，根據Kgd之數值變大，系統頻率係降低。另外，確認到當Kgd超過0.343時，系統頻率係收斂。

圖19為用於說明實現於實施形態1之電力轉換裝置41之虛擬同步發電機控制之圖。圖19為表示急速改變負載後，煞車係數Dg與系統頻率之關係之一例。圖19為表示在圖2中，於自CEMS31通知電力目標值為2kW之狀態下，使負載自2kW變動為4kW後，各煞車係數Dg中之系統頻率。另外，調控器時間常數Tg、慣性常數M及速度調整率Kgd（＝0.343）之每一個，其被固定於一定值。在圖19之例中，確認到根據煞車係數Dg變小，系統頻率之降低變大。

一般來說，系統頻率之極限值（上限值及下限值），其成為基準頻率（以下，也稱做Fref）±1～2%左右。因此，當基準頻率Fref為60Hz時，系統頻率之上限值係成為61.2～60.6Hz左右，系統頻率之下限值係成為59.4～58.8Hz左右。因此，必須設定調控器控制之速度調整率Kgd及煞車係數Dg落在系統頻率由上述極限值所決定之頻率範圍。

接著，說明垂下特性（ΔP／ΔF特性）。 圖20為表示ΔP／ΔF特性一例之圖。圖20之橫軸，其為做為對於電力目標值Pref之實際之電力轉換裝置41之輸出電力之偏差之電力差ΔP。電力差ΔP，其將電力轉換裝置41之輸出電力大於電力目標值Pref之情形，作為正。

圖20之縱軸，其為做為對於交流系統之基準頻率Fref（例如60Hz）之電力轉換裝置41所輸出之交流電壓之頻率偏差之頻率差ΔF。頻率差ΔF，其將當電力轉換裝置41所輸出之交流電壓之頻率，大於基準頻率Fref之情形，作為正。ΔFmax係頻率差ΔF之最大值。

在實施形態1之虛擬同步發電機控制迴路83（圖11）中，圖20所示之ΔP／ΔF特性，其以靜止型變頻器（第2DC／AC轉換器408）之容量、速度調整率Kgd及煞車係數Dg決定。另外，在圖20中，其不考慮蓄電池40之充電，將電力目標值作為靜止型變頻器（第2DC／AC轉換器408）之容量之一半。圖20為表示將圖2中，負載600之消耗電力成為與靜止型變頻器（第2DC／AC轉換器408）之容量相同後之系統頻率，作為上限值（Fref＋ΔFmax），將負載600之消耗電力成為零後之系統頻率，作為下限值（Fref－ΔFmax）時之ΔP／ΔF特性。

在實施形態1中，其將圖20所示之ΔP／ΔF特性稱做「基準ΔP／ΔF特性」。如上所述，基準ΔP／ΔF特性，其為於蓄電池40之放電模式中，將靜止型變頻器之容量之一半作為電力目標值，當靜止型變頻器之輸出與容量一致後，系統頻率係成為上限值（Fref＋ΔFmax），當靜止型變頻器之輸出成為零後，系統頻率係成為下限值（Fref－ΔFmax）之條件下之ΔP／ΔF特性。另外，放電模式係詳述於下。

圖21為表示當在實現於實施形態1之電力轉換裝置41之虛擬同步發電機控制中，急速改變負載後，自靜止型變頻器輸出之交流電壓之頻率之響應波形之圖。

如圖17所說明過地，實現於靜止型變頻器之虛擬同步發電機控制，其覆蓋數十m秒～數分左右之微小振動及短週期變動。因此，虛擬同步發電機控制，其被要求1秒鐘以下之響應性能。一般來說，當使時間常數較小時，響應性能係提高，但是，在響應波形係產生振動。又，當複數台分散電源協同工作時，會發生產生非必要之橫流等之問題。因此，在實施形態1中，圖如21所示，決定調控器控制迴路833（圖15）及質量系統運算迴路837（圖16）中之時間常數，使得以1秒鐘左右，系統頻率係收斂。

（先前之虛擬同步發電機控制之問題點） 接著，說明使實現先前之虛擬同步發電機控制之電力轉換裝置41，配置於兩台配電系統後之問題點。

圖22（A）為表示使用實現先前之虛擬同步發電機控制之兩台電力轉換裝置41，所組成之獨立系統統中之負載之消耗電力及大型太陽能26之發電電力之波形。大型太陽能26之發電電力，其在時刻t1急增，在時刻t2則與負載之消耗電力相等。亦即，在時刻t2之後，大型太陽能26之發電電力與負載之消耗電力係成為平衡狀態。

圖22（B）為表示自各電力轉換裝置41（第2DC／AC轉換器408）輸出之交流電力之有效值之響應波形。實線為表示被連接於蓄電池40a之電力轉換裝置41a之輸出電力之響應波形，虛線為表示被連接於蓄電池40b之電力轉換裝置41b之輸出電力之響應波形。

兩台之電力轉換裝置41之變頻器容量係作為相同。在時刻t1之前，各電力轉換裝置41係放電變頻器容量之60%之電力。圖22（B）為表示在時刻t1，大型太陽能26之發電電力急增，負載之消耗電力與大型太陽能26之發電電力，變化為平衡狀態後之先前之響應波形。

如交流頻率檢測迴路81（圖11）之說明所述，電壓計及電流計等的偵知器之輸出，其具有偵知器誤差（例如5%左右）。具體來說，各偵知器係具有偏移誤差及線性誤差。例如當電壓計具有1%之偏移誤差時，相對於交流電壓之原來之電壓0V而言，自電壓計輸出－5.76V（288V×2×0.01＝5.76V）。因此，在先前之電力轉換裝置41中，因為上述偵知器誤差之影響，產生不管電力命令值為零，電力轉換裝置41輸出電力之案例。

其係因為控制第2DC／DC轉換器403（圖7）之第3控制迴路404，控制蓄電池40之充放電電力，使得直流母線405之直流電壓成為一定。因此，因為上述偵知器誤差，造成不管原來無須進行充放電地，承受虛擬同步發電機控制中之垂下特性（ΔP／ΔF特性）之影響，而產生透過電力轉換裝置41，蓄電池40之電力係放電，或者，透過電力轉換裝置41，電力往蓄電池40充電之情形。在圖22（B）之案例（先前控制）中，蓄電池40a，其在大型太陽能26之發電電力與負載之消耗電力平衡之時刻t2，自配電系統接收電力以被充電。另外，蓄電池40b係在時刻t2，電力往配電系統放電。在此，大型太陽能26之發電電力與負載之消耗電力係平衡，所以，蓄電池40b之放電電力，成為充電到蓄電池40a。亦即，使一者之蓄電池（蓄電池40b）之放電電力，充電到另一者之蓄電池（蓄電池40a）之動作，或者，成為進行充放電之接球（catchball）（追逐操作）。這種非必要之蓄電池40a及蓄電池40b間之電力交換，其產生由充放電所致之電力損失，同時有使蓄電池40劣化之虞。

接著，使用圖23，說明實現實施形態1之虛擬同步發電機控制之電力轉換裝置4la,41b之動作。在以下之說明中，內建於電力轉換裝置41a,41b之電壓計及電流計，其具有與圖22之情形同樣之誤差。

在實施形態1中，於各電力轉換裝置41所具有之垂下特性（ΔP／ΔF特性）中，其使蓄電池40之充放電之切換頻率附近具有死區。垂下特性中之死區之詳細係後述之。

圖23（A）為與圖22（A）同樣地，其表示使用兩台之電力轉換裝置41所組成之獨立系統統中之負載之消耗電力及大型太陽能26之發電電力之波形。大型太陽能26之發電電力，其在時刻t1急增，在時刻t2，負載之消耗電力成為相等。亦即，時刻t2之後，大型太陽能26之發電電力與負載之消耗電力係成為平衡狀態。

圖23（B）為表示自各電力轉換裝置41（第2DC／AC轉換器408）輸出之交流電力之有效值之響應波形。實線為表示被連接於蓄電池40a之電力轉換裝置41a之輸出電力之響應波形，虛線為表示被連接於蓄電池40b之電力轉換裝置41b之輸出電力之響應波形。

另外，兩台之電力轉換裝置41之變頻器容量作為相同。在時刻t1之前，各電力轉換裝置41係放電變頻器容量之60%之電力。圖23（B）為表示在時刻t1，大型太陽能26之發電電力急增，負載之消耗電力與大型太陽能26之發電電力，變化為平衡狀態後之響應波形。

在實施形態1中，依據自CEMS31通知之在生成虛擬同步發電機控制之控制參數時所使用之資訊，算出ΔP／ΔF特性，使用算出之ΔP／ΔF特性與電力目標值，導出蓄電池40之充放電切換之頻率（切換頻率）。而且，在導出之切換頻率附近之ΔP／ΔF特性（垂下特性），設置死區。依據被設於此死區之ΔP／ΔF特性，控制第2DC／DC轉換器403及第2DC／AC轉換器408，藉此，控制使得蓄電池40之充放電電力成為“零”。

另外，作為用於檢測死區之資訊，其作為使用自虛擬同步發電機控制迴路83輸出之系統頻率，或者，自交流頻率檢測迴路81輸出之系統電壓之頻率之檢測結果者。又，當在死區之頻率範圍，有自虛擬同步發電機控制迴路83輸出之系統頻率，或者，自交流頻率檢測迴路81輸出之系統電壓之頻率之檢測結果時，虛擬同步發電機控制迴路83也繼續通常之動作。

回到圖23（B），自時刻t1開始，日照量係變化而大型太陽能26之發電電力增加，至在時刻t2，與負載之消耗電力平衡為止之期間，其加到大型太陽能26之發電電力，藉蓄電池40a,40b之放電電力以支撐配電系統。此時，來自CEMS31之電力目標值係相同，但是，因為上述之偵知器誤差之影響，在自各電力轉換裝置41（第2DC／AC轉換器408）輸出之電力，產生電力差。而且，當到了時刻t2，負載之消耗電力與大型太陽能26之發電電力為平衡之狀態時，電力轉換裝置41a之輸出電力，其在蓄電池40a自放電切換為充電時之死區寬度（詳述於下）之頻率期間，被控制使得蓄電池40a之充放電電力成為“零”。因此，時刻t2之後，電力轉換裝置41a的輸出電力係堅持在“零”。另外，電力轉換裝置41b係隨著接近時刻t2，而放電電力逐漸減少，最後，與電力轉換裝置41a同樣地，輸出電力堅持在“零”。

如此一來，當依據實施形態1時，可抑制於先前控制中，成為課題之非必要之蓄電池40a,40b間之電力交換，所以，可抑制由非必要之充放電所致之電力損失之產生，同時可抑制蓄電池40a,40b之劣化進行。

（虛擬同步發電機控制之控制參數之製作方法） 接著，說明CEMS31中之各電力轉換裝置41之虛擬同步發電機控制之控制參數（ΔP／ΔF特性）之製作方法。控制參數，其由CEMS31內的控制參數生成迴路13（圖3）所製作。在實施形態1中，藉CEMS31，製作各電力轉換裝置41之ΔP／ΔF特性。此時，如上所述，成為基準之ΔP／ΔF特性（基準ΔP／ΔF特性）係被製作。以下，為了簡單化說明，僅說明蓄電池40之放電動作。

當動作蓄電池40僅進行放電動作或充電動作時，對於ΔFmax之ΔP係作為靜止型變頻器之容量之一半，基準ΔP／ΔF特性係被製作。另外，當包含充放電動作時（尤其，電力目標值為零附近時），基準ΔP／ΔF特性係被製作，使得對於ΔFmax之ΔP成為靜止型變頻器之容量。此時，CEMS31所管理之全部之電力轉換裝置41，必須以同一策略生成。因此，複數之電力轉換裝置41中之一台係考慮充放電動作，剩下的僅考慮充電動作或放電動作，不製作ΔP／ΔF特性。

又，如實施形態1所示，當對於複數之電力轉換裝置41，製作ΔP／ΔF特性時，必須製作ΔP／ΔF特性，使得在各電力轉換裝置41為相同ΔF值中，切換充放電。其係因為以下之理由。

產生當充放電切換之ΔF值在複數之電力轉換裝置41間不同時，於電力目標值為正值（放電）時，當供給到配電系統之電力逐漸減少時，於充放電切換之ΔF值之絕對值為最小之電力轉換裝置41中，不管其他之電力轉換裝置41在放電，也切換為充電模式，接收其他之電力轉換裝置41之放電電力，充電對應之蓄電池40之案例。

同樣地，產生當電力目標值為負值（充電）時，於充放電切換之ΔF值之絕對值為最小之電力轉換裝置41中，不管其他之電力轉換裝置41正在充電，也切換為放電模式，供給放電電力到其他之電力轉換裝置41之案例。

在各案例中，也於各電力轉換裝置41中，產生非必要之充放電，由複數之蓄電池40間之充放電所致之電力損失，同時推進蓄電池40之劣化。因此，在實施形態1中，製作ΔP／ΔF特性，使得各電力轉換裝置41在相同ΔF值，切換充放電。

以下，具體說明CEMS31中之各電力轉換裝置41之ΔP／ΔF特性之製作方法。

如圖4所示，於CEMS31內的運轉計畫製作迴路14中，發電電力預測迴路142，其使用來自未圖示之外部的伺服器之氣象預報資訊、及累積於未圖示之CEMS31內的資料庫之發電量預測用數據，預測大型太陽能26之發電量。於資料庫係儲存有各日、各時刻及各天氣實績所測得之發電量實績。

同樣地，消耗電力預測迴路143，其使用累積於未圖示之CEMS31內的資料庫之用戶負載之消耗電力預測用數據，預測用戶負載之消耗電力。於資料庫係儲存有各日、各時刻及各天氣實績所測得之負載消耗電力實績。

蓄電池運轉計畫製作迴路141，其依據大型太陽能26之發電量之預測結果、及需求負載之消耗電力之預測結果，算出各蓄電池40之充放電電力之合計值。而且，蓄電池運轉計畫製作迴路141，其依據自第1管理迴路145通知之各蓄電池40之蓄電池容量、關於充電電力量及電力轉換裝置41之變頻器容量之資訊、及上述充放電電力之合計值之算出結果，算出輸出到各電力轉換裝置之電力目標值。

在實施形態1中，基本上，其依據各蓄電池40之蓄電池容量及充電電力量，生成各電力轉換裝置41之電力目標值，使得30分鐘後之充電電力量及蓄電池容量成為同等。另外，當電力目標值超過電力轉換裝置41之變頻器容量後，調整為使電力目標值在變頻器容量以下。在實施形態1中，將成為生成電力目標值之對象之複數之電力轉換裝置41，視為一台電力轉換裝置，製作基準ΔP／ΔF特性。

具體來說，控制參數生成迴路13（圖3），其算出成為電力目標值之生成對象之複數之電力轉換裝置41之變頻器容量Cinv之合計值（Σ（Cinv）），對於ΔFmax值之ΔP值，其作為合計之靜止型變頻器之容量（Σ（Cinv））的一半，以生成基準ΔP／ΔF特性。另外，僅考慮蓄電池40之放電或充電。

當完成基準ΔP／ΔF特性之生成時，控制參數生成迴路13，其算出由運轉計畫製作迴路14所生成之成為對象之複數之電力轉換裝置41之電力目標值之合計值。而且，控制參數生成迴路13，其將複數之電力轉換裝置41視為一台電力轉換裝置，算出蓄電池40之充放電切換之頻率（切換頻率）。具體來說，在實施形態1中，當電力目標值為正值（放電）後，於基準ΔP／ΔF特性中，將成為ΔP＝－（電力目標值之合計值）之頻率差ΔF，作為切換頻率以算出。在以下之說明中，算出之頻率差ΔF也稱做「切換頻率ΔF0」。

接著，控制參數生成迴路13，其依據自運轉計畫製作迴路14通知之各電力轉換裝置41之電力目標值、及切換頻率ΔF0及變頻器容量，生成ΔP／ΔF特性。在實施形態1中，控制參數生成迴路13，其通知表示ΔP／ΔF特性之傾斜之數據及電力目標值，到電力轉換裝置41。控制參數生成迴路88（圖11），其依據通知之資訊，生成虛擬同步發電機控制迴路83內之各種控制參數。

又，控制參數生成迴路13，其算出賦予到ΔP／ΔF特性之死區寬度。死區寬度之生成方法係詳述於下。例如當簡易地實施時，可使死區寬度設定為ΔFmax之5%左右之寬度。或者，也可以使死區寬度對應各蓄電池40之SOC或變頻器容量以改變。作為對應蓄電池40之SOC以改變死區寬度之手法，例如在放電模式時，為了減少SOC係20%未滿之蓄電池40之放電電力，而使此蓄電池40之死區寬度與其他之蓄電池40之死區寬度相比較下，較狹窄。藉此，可使低SOC之蓄電池40盡快過渡到充電模式。另外，在充電模式時，為了減少SOC係超過80%之蓄電池40之充電電力，而使此蓄電池40之死區寬度與其他之蓄電池40之死區寬度相比較下，較狹窄。藉此，可使高SOC之蓄電池盡快過渡到放電模式。

圖24A～圖24C為表示實現實施形態1之虛擬同步發電機控制之電力轉換裝置41之ΔP／ΔF特性一例之圖。在各ΔP／ΔF特性係設有死區。

圖24A為自CEMS31通知之電力目標值Pref為正值（放電）時之ΔP／ΔF特性。如圖24A所示，在成為ΔP＝－Pref後之時點，亦即，在成為ΔF＝ΔF0後之時點，固定ΔP值。ΔF0係切換頻率，所以，使第2DC／AC轉換器408之輸出為“零”。直到系統電壓之ΔF超過死區為止，第2DC／AC轉換器408之輸出係成為“零”。而且，當ΔF超過死區之上限頻率時，自放電模式過渡到充電模式，控制第2DC／AC轉換器408，使得充電對應之蓄電池40。另外，當系統電壓之ΔF直到超過死區之上限頻率為止，成為切換頻率ΔF0以下後，再度以放電模式，控制第2DC／AC轉換器408。

另外，當自充電模式返回放電模式時，於ΔF成為死區之上限頻率以下時，使第2DC／AC轉換器408之輸出固定在“零”。而且，當ΔF低於死區之下限頻率（切換頻率ΔF0）時，使第2DC／AC轉換器408過渡到放電模式。另外，當直到ΔF低於死區之下限頻率（切換頻率ΔF0）為止，成為死區之上限頻率以上後，再度以充電模式，控制第2DC／AC轉換器408。

圖24B為自CEMS31通知之電力目標值Pref為負值（充電）後之ΔP／ΔF特性。在圖24B中，於成為ΔP＝Pref後之時點，亦即，於成為ΔF＝ΔF0後之時點，固定ΔP值。ΔF0係切換頻率，所以，使第2DC／AC轉換器408之輸出為“零”。直到系統電壓之ΔF超過死區為止，第2DC／AC轉換器408之輸出成為“零”。而且，當ΔF超過死區之下限頻率時，自充電模式過渡到放電模式，控制第2DC／AC轉換器408，使得放電對應之蓄電池40。另外，當系統電壓之ΔF直到超過死區之下限頻率為止，超過切換頻率ΔF0後，再度以充電模式，控制第2DC／AC轉換器408。

另外，在自放電模式返回充電模式時，當ΔF成為死區之下限頻率以上時，使第2DC／AC轉換器408之輸出固定於“零”。而且，當ΔF超過死區之上限頻率（切換頻率ΔF0）時，過渡第2DC／AC轉換器408到充電模式。另外，當直到ΔF超過死區之上限頻率（切換頻率ΔF0）為止，低於死區之下限頻率後，再度以放電模式，控制第2DC／AC轉換器408。

圖24C為自CEMS31通知之電力目標值Pref為零後之ΔP／ΔF特性。在圖24C中，將ΔP＝0作為中心以具有死區。

如上所述，當具有實現虛擬同步發電機控制之靜止型變頻器之複數之電力轉換裝置41，被連接於系統時，在被虛擬同步發電機控制賦予到各電力轉換裝置41之垂下特性（ΔP／ΔF特性），具有死區。藉此，藉電壓計及電流計之偵知器誤差，不管大型太陽能26之發電電力與負載之消耗電力已經平衡，如圖22（B）所示，也可防止藉蓄電池40b之放電電力，而充電蓄電池40a。藉此，可抑制由非必要之蓄電池40a,40b間之電力交換所做之電力損失產生及蓄電池劣化之推進。

另外，在實施形態1中，說明以以下程序生成ΔP／ΔF特性之方法。亦即，首先，將成為生成電力目標值之對象之複數之電力轉換裝置41，視為一台電力轉換裝置，以生成基準ΔP／ΔF特性。接著，使用生成之基準ΔP／ΔF特性、及上述複數之電力轉換裝置41之電力目標值之合計值，算出充放電切換之頻率（切換頻率ΔF0）。最後，使用算出之切換頻率ΔF0及各電力轉換裝置41之電力目標值，生成各電力轉換裝置41之ΔP／ΔF特性。

但是，ΔP／ΔF特性之生成方法，並未侷限於此。例如當以放電模式動作複數之電力轉換裝置41時，生成對應於SOC係最小之蓄電池40之電力轉換裝置41之ΔP／ΔF特性。而且，自生成之ΔP／ΔF特性算出切換頻率ΔF0，作為在對應於其他之蓄電池40之電力轉換裝置41中，生成ΔP／ΔF特性時之切換頻率ΔF0以使用之。

或者，當以充電模式動作複數之電力轉換裝置41時，生成對應於SOC為最大之蓄電池40之電力轉換裝置41之ΔP／ΔF特性。而且，自生成之ΔP／ΔF特性算出切換頻率ΔF0，作為在對應於其他之蓄電池40之電力轉換裝置41中，生成P／ΔF特性時之切換頻率ΔF0以使用之。

如此一來，藉生成ΔP／ΔF特性，可在放電模式時，配合SOC為最小之蓄電池40，以生成ΔP／ΔF特性，可在充電模式時，配合SOC為最大之蓄電池40，以生成ΔP／ΔF特性。

（電力轉換裝置之動作） 接著，使用圖1～圖38，詳細說明實施形態1之電力轉換裝置之動作。

首先，參照圖1，說明適用有實施形態1之電力轉換裝置之配電系統24。

在實施形態1中，配電系統24，其為了使自變電站20供給之系統電壓，控制在既定電壓範圍內，於變電站20與電力轉換裝置27（或者，電力轉換裝置41a或城鎮100a）之間，串聯有複數之SVR23。

在電力轉換裝置27附近，設置有電力轉換裝置41a。在實施形態1中，電力轉換裝置41a係作為電壓源以動作。電力轉換裝置41a，其藉動作虛擬同步發電機控制迴路83（圖11），可平滑化大型太陽能26之發電電力。

作為負載，其有城鎮100a～100d、工廠110、大樓112及公寓113。自變電站20供給之電力、大型太陽能26之發電電力及蓄電池40a～40c之放電電力，其供給到負載。在工廠配置有緊急用之同步發電機，在大樓配置有緊急用之同步發電機。

在此，說明接收自變電站20供給之電力、及大型太陽能26之發電電力及蓄電池40a～40c之放電電力之配電系統24中之分散電源系統之動作。圖25為用於說明將圖1所示之CEMS31，作為中心之分散電源系統之通常動作之時序圖。

如圖25所示，穩定時之處理，其由以30分鐘週期，被實施之處理（以下，也稱做「第1處理」）、及以5分鐘週期，被實施之處理（以下，也稱做「第2處理」）所構成。

當開始第1處理（30分鐘週期處理）時，DSO21係對於CEMS31，透過通訊線25，要求收集到之量測數據之輸出。CEMS31係當接收來自DSO21之要求時，將包含在最近30分鐘所收集到之各用戶之消耗電力量、大型太陽能26之發電電力量、及蓄電池40之充放電電力量及SOC之量測數據，傳送到DSO21。

當接收量測數據時，DSO21係依據量測數據，製作配電系統24之運轉計畫，通知製作之運轉計畫到CEMS31。配電系統24之運轉計畫，其包含自變電站20往配電系統24之電力供給計畫，在製作蓄電池40之運轉計畫（充放電計畫）時很需要。DSO21係製作24小時份之30分鐘週期之電力供給計畫。30分鐘週期之電力供給計畫，其表示30分鐘內，自變電站20供給到配電系統24之總電力量。

CEMS31係當自DSO21接收運轉計畫（電力供給計畫）時，對於電力轉換裝置41，要求傳送量測數據。量測數據，其包含最近5分鐘之蓄電池40之充放電電力量及SOC資訊。電力轉換裝置41係當接收來自CEMS31之要求時，通知量測數據到CEMS31。

CEMS31係自被連接於配電系統24之全部之電力轉換裝置41a～41c，接收量測數據。此時，CEMS31也收集各用戶之30分鐘之消耗電力量及大型太陽能26之發電電力量等之量測數據。

當量測數據之收集完成時，CEMS31係製作為了生成蓄電池40之運轉計畫及控制參數所必要之資訊。蓄電池40之運轉計畫，其為蓄電池40之充放電計畫，其包含蓄電池40之充放電電力之目標值（電力目標值）。針對蓄電池40之運轉計畫、及控制參數之生成所必要之資訊之製作方法係詳述於後。

當完成蓄電池40之運轉計畫、及生成控制參數所必要之資訊之製作時，CEMS31係對於各電力轉換裝置41，通知對應之蓄電池40之運轉計畫、及生成控制參數所必要之資訊，結束第1處理。

接著，CEMS31係實施第2處理（5分鐘週期處理）。CEMS31係以5分鐘週期，自各電力轉換裝置41收集量測數據。CEMS31係依據收集到之量測數據，檢測電力目標值與實際之充放電電力之偏差。當偏差為被事先決定之門檻值以上時，CEMS31係再計算蓄電池40之運轉計畫（電力目標值），通知再計算結果到各電力轉換裝置41。另外，針對具體之再計算之方法係詳述於後。

（CEMS31之動作） 接著，使用圖26以說明CEMS31之詳細動作。

圖26為表示圖1所示之CEMS31之控制處理之流程圖。如圖26所示，當處理開始時，CEMS31係藉步驟（以下，略記為S）01，確認是否接收到來自DSO21之量測數據之輸出要求。接收輸出要求後（在S01為YES），CEMS31係藉S02，自複數之電力轉換裝置41收集量測數據。CEMS31係藉S03，使儲存於儲存迴路12之量測數據，透過通訊迴路11通知到DSO21。

另外，當未接收來自DSO21之輸出要求時（在S01為NO），或在S03，當傳送量測數據到DSO21後，CEMS31係前進到S04，確認是否自DSO21接收到運轉計畫（電力供給計畫）。當接收運轉計畫後（在S04為YES），CEMS31係前進到S05，製作蓄電池40之運轉計畫（充放電計畫）。

圖27為表示製作蓄電池40之運轉計畫之處理（圖27之S05）之流程圖。

如圖27所示，當處理開始時，藉S051，CEMS31係預測大型太陽能26之發電電力量。具體來說，回到圖3及圖4，當自DSO21接收運轉計畫時，控制迴路16（圖3）係對於運轉計畫製作迴路14內的第2管理迴路146（圖4），指示製作運轉計畫。第2管理迴路146係當自控制迴路16接收指示時，經由蓄電池運轉計畫製作迴路141以對於發電電力預測迴路142，指示預測大型太陽能26之發電電力。

發電電力預測迴路142，其當接收來自第2管理迴路146之指示時，訪問被配置於未圖示之網際網路上之氣象預報伺服器，藉此，取得自現在至24小時後為止之24小時份之氣象預報。發電電力預測迴路142，其使用取得之24小時份之氣象預報、及發電電力預測迴路142所管理之儲存於發電電力量預測用資料庫（未圖示）之數據，預測自現在至24小時後為止之24小時份之發電電力量。另外，發電電力量預測用之資料庫，其依據以30分鐘週期，收集到之大型太陽能26之發電電力量之實績及天氣實績資訊，以被構築。資料庫之構築方法之說明係省略之。

當藉S051而預測發電電力量時，CEMS31係藉S052，預測用戶之消耗電力。具體來說，回到圖4，第2管理迴路146，其當自發電電力預測迴路142，接收大型太陽能26之發電電力量之預測結果時，經由蓄電池運轉計畫製作迴路141，對於消耗電力預測迴路143，指示預測用戶之消耗電力。

消耗電力預測迴路143，其當接收來自第2管理迴路146之指示時，使用被儲存於消耗電力預測迴路143所管理之消耗電力預測用資料庫（未圖示）之數據，預測自現在至24小時後為止之24小時份之用戶之消耗電力量。另外，消耗電力預測用之資料庫，其藉使以30分鐘週期，收集到之用戶之消耗電力，依據年月日、時刻資訊及天氣資訊以處理之，而被構築。資料庫之構築方法之說明係省略之。

當藉S052而預測用戶之消耗電力量時，CEMS31係藉S053，製作需求計畫。具體來說，回到圖4，當自消耗電力預測迴路143接收用戶之消耗電力量之預測結果時，蓄電池運轉計畫製作迴路141，其依據由發電電力預測迴路142所做之大型太陽能26之發電電力量之預測結果，由消耗電力預測迴路143所做之用戶之消耗電力量之預測結果、及自DSO21通知之運轉計畫（每30分鐘之電力供給計畫），算出蓄電池40a～40c之每30分鐘之充放電電力量之合計值。

當藉S053而製作需求計畫時，CEMS31係藉S054，策定蓄電池40a～40c之充放電電力（電力目標值）。具體來說，回到圖3及圖4，蓄電池運轉計畫製作迴路141，其依據透過通訊迴路11，以被儲存迴路12所收集之蓄電池40a～40c之SOC資訊及蓄電池容量，按比例分配各蓄電池40之每30分鐘之充放電電力。

在實施形態1中，策定各蓄電池40之充放電電力，使得當製作24小時份之蓄電池40之運轉計畫時，CEMS31係蓄電池40a～40c之SOC同時成為零，或者，當蓄電池40a～40c為充電模式時，幾乎同時成為充滿電狀態。

其係因為以下之理由。例如假設因為雲穿越大型太陽能26之上方5分鐘左右，大型太陽能26之發電電力自10MW降低到4MW之情形。另外，使電力轉換裝置41a～41c之靜止型變頻器之容量，分別作為8MW,4MW,2MW。

在此，對於電力轉換裝置41b,41c，通知蓄電池之運轉計畫，使得蓄電池40a之SOC係首先成為零而停止放電，藉此，自剩下之蓄電池40b,40c分別放電1MW,0.5MW。當因為日照量之急速改變，而大型太陽能26之發電電力減少6MW後，蓄電池40b,40c之放電電力，其無法藉虛擬同步發電機控制，分別追加輸出3MW,1.5MW，所以，無法補償不足部分之6MW。

另外，當蓄電池40a～40c動作後，放電可達最大14MW（＝8MW＋4MW＋2MW），所以，藉虛擬同步發電機控制，可補償之電力範圍係擴大。因此，在CEMS31中，當製作蓄電池40之運轉計畫（充放電計畫）時，必須製作運轉計畫，使得蓄電池40a～40c幾乎同時SOC為零，或者，成為充滿電狀態。

當藉S054而策定蓄電池40a～40c之充放電電力（電力目標值）時，CEMS31係藉S055，針對全部之蓄電池40a～40c，確認在生成虛擬發電機控制之控制參數時所必須之資訊是否已經生成。當針對全部之蓄電池40a～40c，資訊之生成未結束時（在S055為NO），CEMS31係前進到S056，生成在生成虛擬發電機控制之控制參數時所必須之資訊。

圖28為表示生成在生成虛擬同步發電機控制之控制參數時，所必須之資訊之處理（圖27之S056）之流程圖。圖28所示之處理，其藉CEMS31內的控制參數生成迴路13（圖5）而被執行。

如圖28所示，當處理開始時，控制迴路136（圖5）係藉S0561，收集藉圖27之S054而被蓄電池運轉計畫製作迴路141所生成之下一個30分鐘之蓄電池40之電力目標值、電力轉換裝置41內的第2DC／AC轉換器408（靜止型變頻器）之容量、及關於配電系統24之資訊。另外，於關於配電系統24之資訊，其包含系統頻率之上限值及下限值、及虛擬同步發電機控制迴路83（圖11）之響應性能等。系統頻率之上限值係基準頻率Fref（例如60Hz）＋ΔFmax，系統頻率之下限值係Fref－ΔFmax。

在S0561中，當完成資訊收集時，藉S0562，基準ΔP／ΔF特性算出迴路131，其對每一電力轉換裝置41，算出基準ΔP／ΔF特性。以下，說明基準ΔP／ΔF特性。

當生成實現虛擬同步發電機控制之電力轉換裝置41之控制參數時，首先，算出靜止型變頻器之基準ΔP／ΔF特性。另外，在實施形態1中，說明生成用於電力轉換裝置41之控制參數之構造，但是，針對在可調整風力發電裝置等輸出之電力轉換裝置，實現虛擬同步發電機控制者，也可以使用相同方法以生成控制參數。

具體來說，基準ΔP／ΔF特性算出迴路131（圖5），如圖24A～圖24C所示，在蓄電池40之放電時，決定基準ΔP／ΔF特性，使得將靜止型變頻器之容量之一半作為電力目標值，在靜止型變頻器做最大電力放電後之系統頻率係成為與下限頻率相等（在圖24A中，其為頻率差ΔF＝－ΔFmax），而且，靜止型變頻器之放電電力為零時之系統頻率係成為與上限頻率相等（在圖24A中，其為ΔF＝ΔFmax）。另外，電力目標值係將放電時，作為正，將充電時，作為負。

同樣地，當蓄電池40在充電時，決定基準ΔP／ΔF特性，使得將靜止型變頻器之容量之一半作為電力目標值，在靜止型變頻器做最大電力充電後之系統頻率成為上限頻率（在圖24B中，其為ΔF＝ΔFmax），而且，在靜止型變頻器之充電電力為零時之系統頻率係成為與下限頻率相等（在圖24B中，其為ΔF＝－ΔFmax）。以下，處理放電之情形係記述為放電模式，同時處理充電之情形係記述為充電模式。

又，蓄電池40在充放電時（以下，記述為充放電模式），決定基準ΔP／ΔF特性，使得將靜止型變頻器之電力目標值作為零，當靜止型變頻器做最大電力放電後之系統頻率成為與下限頻率相等（在圖24C中，其為ΔF＝－ΔFmax），而且，在靜止型變頻器做最大電力充電後之系統頻率成為與上限頻率相等（在圖24C中，其為ΔF＝ΔFmax）。

圖29為表示生成基準ΔP／ΔF特性之處理（圖28之S0562）之流程圖。

如圖29所示，當開始處理時，藉S05621，基準ΔP／ΔF特性算出迴路131（圖5），其自控制迴路136，收集成為生成電力目標值之對象之複數靜止型變頻器之容量資訊（Cinv），算出收集到之複數靜止型變頻器之容量Cinv之和（＝Σ（Cinv））。

當算出靜止型變頻器之容量之和（Σ（Cinv））時，藉S05622，基準ΔP／ΔF特性算出迴路131係收集系統資訊（ΔFmax）。接著，基準ΔP／ΔF特性算出迴路131係藉S05623，使用Σ（Cinv）及ΔFmax以求出基準ΔP／ΔF特性之傾斜。

具體來說，當蓄電池40為充電模式或放電模式時，基準ΔP／ΔF特性算出迴路131，其將基準ΔP／ΔF特性之傾斜，作為－ΔFmax／（Σ（Cinv）×0.5）。另外，當蓄電池40為充放電模式時，其將基準ΔP／ΔF特性之傾斜，作為－ΔFmax／Σ（Cinv）。

接著，基準ΔP／ΔF特性算出迴路131係藉S0564，生成充放電之切換時之死區寬度。具體來說，基準ΔP／ΔF算出迴路131，其算出自運轉計畫製作迴路14輸出之複數之電力轉換裝置41之電力目標值之合計值，使用算出之電力目標值之合計值與基準ΔP／ΔF特性，算出充放電切換之頻率（切換頻率）ΔF0。

另外，針對是否採用放電模式（或充電模式）及充放電模式之任一者之基準ΔP／ΔF特性，其依據圖27之以S053製作之需求計畫中之蓄電池40之充放電電力之策定結果，而蓄電池運轉計畫製作迴路141（圖4）做判斷。具體來說，當策定之充放電電力之絕對值為被事先決定之值未滿時，採用充放電模式。另外，當充放電電力為被事先決定之值以上時，採用放電模式，當充放電電力為負值，且其絕對值為被事先決定之值以上時，採用充電模式。另外，採用之模式，其適用於被連接於配電系統24之全部之電力轉換裝置41。

回到圖28，當在S0562中，算出基準ΔP／ΔF特性時，藉S0563，ΔP／ΔF特性算出迴路132（圖5）係生成ΔP／ΔF特性。具體來說，基準ΔP／ΔF特性算出迴路131，其使生成之基準ΔP／ΔF特性之傾斜、及切換頻率ΔF0，輸出到控制迴路136及ΔP／ΔF特性算出迴路132。ΔP／ΔF特性算出迴路132，其依據自控制迴路136被賦予之電力目標值，算出ΔP／ΔF特性。圖30為表示生成ΔP／ΔF特性之處理（圖28之S0563）之流程圖。如圖30所示，當開始處理時，ΔP／ΔF特性算出迴路132係藉S05631，自控制迴路136收集電力目標值Pref。ΔP／ΔF特性算出迴路132係藉S05632，判定收集到之電力目標值Pref之大小，是否超過靜止型變頻器容量Cinv。

針對電力目標值Pref之大小，超過靜止型變頻器容量Cinv之電力轉換裝置41（在S05632為NO），ΔP／ΔF特性算出迴路132係藉S05633，以限制器限制電力目標值Pref在靜止型變頻器容量Cinv。

ΔP／ΔF特性算出迴路132係藉S05634，使用電力目標值Pref以求出ΔP／ΔF特性之傾斜。具體來說，當蓄電池40為放電模式或充電模式時，將ΔP／ΔF特性之傾斜作為－Pref／ΔF0。另外，當蓄電池40為充放電模式時，假設吸收大型太陽能26或風力發電等之可再生能源之發電電力之變動（電力目標值為零），照原樣使用僅依存於靜止型變頻器容量之ΔP／ΔF特性，亦即，以圖28之S0562求出之基準ΔP／ΔF特性。在實施形態1中，說明作為在生成虛擬同步發電機控制之控制參數時所必須之資訊，其使用ΔP／ΔF特性之傾斜、切換頻率ΔF0、系統資訊（±ΔFmax等）、及電力目標值Pref之情形。

當生成ΔP／ΔF特性時，藉圖28之S0564，控制參數生成迴路13，其生成充放電切換時之死區寬度。圖31為表示生成死區寬度之處理（圖28之S0564）之流程圖。如圖31所示，當控制參數生成迴路13，其藉S05641而取得蓄電池40之SOC資訊，藉S05642而取得ΔP／ΔF特性之傾斜時，藉S05643算出頻率差ΔF之最大值（ΔFmax）。另外，在放電模式中，ΔPmax係相當於在ΔP／ΔF特性中，對應於－ΔFmax之ΔP值，在充電模式中，ΔPmax相當於對應ΔFmax之ΔP值。

當藉S05643而取得ΔFmax時，控制參數生成迴路13係藉S05644，確認收集到之蓄電池40之SOC，是否超過被事先決定之上限值S1。在實施形態1中，蓄電池40係使用鋰離子電池。鋰離子電池，其因為過充電或過放電而劣化之推進加速，終至故障。因此，在實施形態1中，對於蓄電池40之SOC，設定上限值S1及下限值S2。例如設定S1在80%，設定S2在10%。於充電模式時，當SOC超過S1（80%）時，為了縮小充電電力，而與其他之蓄電池40相比較下，使死區寬度較狹窄，藉此，可盡快過渡到放電模式。另外，於放電模式時，當SOC為S2（10%）未滿時，為了縮小放電電力，而在與其他之蓄電池40相比較下，使死區寬度較狹窄，藉此，可盡快過渡到充電模式。

當SOC＞S1時（在S05644為YES），控制參數生成迴路13係前進到S05645，確認電力目標值是否大於0，亦即，是否為放電模式。當電力目標值大於0時，亦即，其為放電模式時（在S05645為YES），控制參數生成迴路13係藉S05646，設定死區寬度為ΔFmax×0.1。另外，當電力目標值為0以下時，亦即，其為充電模式時（在S05645為NO），控制參數生成迴路13係藉S05647，設定死區寬度為ΔFmax×0.05。

當SOC≦S1時（在S05644為NO），控制參數生成迴路13係藉S05648，確認SOC是否為下限值S2（10%）未滿。當SOC＜S2時（在S05648為YES），控制參數生成迴路13係前進到S05649，確認電力目標值是否為0未滿，亦即，其是否為充電模式。當電力目標值為0未滿時，亦即，其為充電模式時（在S05649為YES），控制參數生成迴路13係藉S05650，設定死區寬度為ΔFmax×0.1。另外，當電力目標值為0以上時，亦即，其為放電模式時（在S05649為NO），控制參數生成迴路13係藉S05651，設定死區寬度為ΔFmax×0.05。

另外，當簡易地實施時，也可以使死區寬度不管SOC地，作為設定為ΔFmax之5%左右之構造。又，當然也可以使死區寬度，因應各蓄電池40之SOC，或者，因應對應之電力轉換裝置41之變頻器容量以變更之。

回到圖27，作為在生成虛擬同步發電機控制之控制參數時所必要之資訊，當結束充放電切換時之死區寬度之生成（S0564）時，控制參數生成迴路13係回到S055，針對對應於被連接到配電系統24之全部之蓄電池40之全部之電力轉換裝置41，確認在生成控制參數時所必要之資訊之算出是否已經完成。當針對全部之電力轉換裝置41之該資訊之算出未完成時（在S055為NO），在生成下一個電力轉換裝置41之控制參數時所必要之資訊係被算出。當針對全部之電力轉換裝置41，該資訊之算出係完成時（在S055為YES），控制參數生成迴路13，其結束製作蓄電池40之運轉計畫之處理（圖26之S05）。

另外，針對生成圖29所示之基準ΔP／ΔF特性之傾斜及切換頻率ΔF0之處理，也可以當變更各電力轉換裝置41之控制參數時，其對於最初之電力轉換裝置41執行，其他之電力轉換裝置41，其直到對於最後之電力轉換裝置41之傾斜等之生成完成為止，照原樣地使用算出之結果。

藉圖26之S05，當蓄電池40之運轉計畫之製作處理結束時，蓄電池運轉計畫製作迴路141（圖4），其使製作之運轉計畫（電力目標值）經由第2管理迴路146，通知到第1管理迴路145（圖4）。第1管理迴路145，其當接收運轉計畫時，儲存接收之運轉計畫到記憶體，同時通知到傳輸數據生成迴路15（圖3）。控制參數生成迴路13，其使在生成虛擬同步發電機控制之控制參數時所必要之資訊，通知到傳輸數據生成迴路15。

傳輸數據生成迴路15，其當取得運轉計畫（電力目標值）及在生成控制參數時所必要之資訊（包含死區寬度資訊）時，加工這些為傳送用格式以輸出到通訊迴路11（圖3）。通訊迴路11，其當自傳輸數據生成迴路15接收傳輸數據時，透過通訊線25，以傳送傳輸數據到對應之電力轉換裝置41。

在圖26之S10中，當完成傳送運轉計畫及在生成控制參數時所必要之資訊到全部之電力轉換裝置41時，於S11中，確認是否停止CEMS31。當停止CEMS31時（在S11為YES），結束處理。另外，當不停止CEMS31時（在S11為NO），處理係回到S01。

相對於此，當在圖26之S04，未自DSO21接收運轉計畫（電力供給計畫）時（在S04為NO），CEMS31係前進到S06，確認各種量測數據之收集時刻是否已經來到。在實施形態1中，如上所述，CEMS31係以5分鐘週期，收集量測數據。當量測數據之收集時刻未來到時（在S06為NO），處理係回到S01。另外，當量測數據之收集時刻已經來到後（在S06為YES），CEMS31係在S07，收集量測數據。在實施形態1中，CEMS31係自電力轉換裝置41a～41c之每一個，將5分鐘之蓄電池40之充放電電力量、現在之充放電電力及SOC資訊，作為量測數據以收集之。

在S07當收集量測數據時，CEMS31係藉S08，確認蓄電池40之運轉計畫之修正是否必要。在S07中，CEMS31係針對複數之蓄電池40之每一個，比較現在之充放電電力與運轉計畫（電力目標值）。具體來說，CEMS31係確認現在之充放電電力與電力目標值之電力差，是否超過既定範圍，及蓄電池40之SOC，是否超過被事先決定之容許範圍（例如5%～90%）。當在複數之蓄電池40中之任一者之蓄電池40中，電力差超過既定範圍時，及／或SOC超過容許範圍時，CEMS31係改正全部之蓄電池40之運轉計畫。另外，也可以改正電力差超過既定範圍，及／或SOC超過容許範圍之蓄電池40之運轉計畫。

CEMS31係以上述要領，確認蓄電池40之運轉計畫之修正是否必要，當判斷無須修正蓄電池40之運轉計畫時（在S08為NO），回到S01而繼續處理。另外，當判斷必須修正蓄電池40之運轉計畫後（在S08為YES），CEMS31係前進到S09，修正全部之蓄電池40之運轉計畫。

圖32為表示修正蓄電池40之運轉計畫之處理（圖26之S09）之流程圖。圖32所示之處理，其由CEMS31內的運轉計畫製作迴路14（圖3）所執行。

如圖32所示，當處理開始時，第2管理迴路146（圖4）係藉S091，對於蓄電池運轉計畫更正迴路144（圖4），指示修正運轉計畫，同時傳送自各電力轉換裝置41收集到之充放電電力及SOC資訊。

在S092中，第2管理迴路146，其對於蓄電池運轉計畫更正迴路144，也輸出被儲存於第1管理迴路145（圖4）之蓄電池40之運轉計畫（電力目標值）、及被儲存於儲存迴路12之電力轉換裝置41之靜止型變頻器之容量。

蓄電池運轉計畫更正迴路144，其依據自第2管理迴路146被賦予之資訊，改正蓄電池40之運轉計畫。例如假設因為大型太陽能26之發電電力量之預測值、及各用戶之消耗電力量之預測值之任一者偏離實績值，而電力轉換裝置41之放電電力成為電力目標值之兩倍之情形。

在這種情形下，當作系統頻率降低至下限值（Fref－ΔFmax）附近。當產生這個以上之電力不足時，系統頻率係成為下限值，會產生自電力轉換裝置41無法供給這個以上之電力之狀況。

在此，在實施形態1中，當電力目標值與充放電電力之比，不在既定之範圍內時，蓄電池運轉計畫更正迴路144，其依據以5分鐘週期收集到之量測數據，修正蓄電池40之運轉計畫（電力目標值）。具體來說，蓄電池運轉計畫更正迴路144，其依據現在之充放電電力及SOC資訊，修正蓄電池40之運轉計畫。

在此，在蓄電池40之運轉計畫之修正使用SOC之理由，其為當作為蓄電池40而使用鋰離子電池時，有時因為過充電或過放電而蓄電池40會故障，或者，急遽劣化。因此，在通常之蓄電池之控制中，當SOC超過例如90%時，使蓄電池之充電模式，自定電流充電模式切換為定電壓充電模式。在定電壓充電模式中，因為無法加大充電電力，所以，有必要在虛擬同步發電機控制中，減少電力目標值。同樣地，在成為過放電後，蓄電池40之劣化也會推進，所以，在SOC低於例如5%後之時點，有必要減少放電電力。因此，使用SOC於蓄電池40之運轉計畫之製作及修正。

另外，當作為蓄電池40而使用鉛酸電池時，對於防止過充電係較強，但是，因為過放電而有推進劣化之傾向。因此，當為鉛酸電池時，在例如SOC低於20%後之時點，有必要減少放電電力。如上所述，為了抑制使用之蓄電池之劣化推進，而使用SOC以修正電力目標值。

在S093中，與圖27之S054同樣地，其依據各電力轉換裝置41之現在之充放電電力及蓄電池40之SOC資訊，按比例分配各蓄電池40之充放電電力。另外，在上述運轉計畫之製作（S05）中，雖然使用電力目標值，但是，在運轉計畫之修正（S09）中，其將實測之充放電電力作為電力目標值，以修正運轉計畫。因此，雖然省略說明，但是，在後述之S095之處理（在生成控制參數時所必要之資訊之生成）中，雖然進行與圖27之S056同樣之處理，但是，使用之參數係不同。在圖27之S056中，相對於使用以運轉計畫製作迴路14（圖3）所生成之電力目標值，在圖32之S095中，其取代電力目標值，而使用實測之充放電電力值。另外，依據以5分鐘週期收集到之數據（實測值），再度，藉運轉計畫製作迴路14而生成運轉計畫（電力目標值），使用生成之運轉計畫以修正運轉計畫，也可發揮同樣之效果。

當藉S093而各蓄電池40之充放電電力之按比例分配結束時，藉S094，控制參數生成迴路13（圖3），其確認針對全部之蓄電池40，在生成控制參數時所必要之資訊之算出是否已經完成。如果針對全部之蓄電池40，在生成控制參數時所必要之資訊之算出完成時（在S094為YES），蓄電池運轉計畫更正迴路144，其結束蓄電池40之運轉計畫之修正處理。另外，如果全部之蓄電池40之運轉計畫之修正未完成時（在S094為NO），藉S095，控制參數生成迴路13，其生成在生成虛擬同步發電機控制之控制參數時所必要之資訊。另外，在生成虛擬同步發電機控制之控制參數時所必要之資訊之生成方法，除了上述使用之參數不同外，其與在蓄電池40之運轉計畫之製作處理（圖27之S056）所使用之生成方法同樣，所以，省略其說明。

當在S095中，生成在生成控制參數時所必要之資訊時，回到S094，控制參數生成迴路13，其確認在生成全部之電力轉換裝置41之控制參數時所必要之資訊之算出是否已經完成。當在生成全部之電力轉換裝置41之控制參數時所必要之資訊之算出未完成時（在S094為NO），藉S095，控制參數生成迴路13，其生成在生成下一個電力轉換裝置41之控制參數時所必要之資訊。

另外，當在生成全部之電力轉換裝置41之控制參數時所必要之資訊之算出完成時（在S094為YES），蓄電池運轉計畫更正迴路144係藉S096，結束蓄電池40之運轉計畫之修正處理。

回到圖26，當在S09中，修正蓄電池40之運轉計畫時，與運轉計畫之製作時同樣地，蓄電池運轉計畫製作迴路141，其使修正之運轉計畫（電力目標值），經由第2管理迴路146以通知到第1管理迴路145。

當第1管理迴路145自蓄電池運轉計畫製作迴路141，取得蓄電池40之運轉計畫時，儲存取得之運轉計畫到未圖示之記憶體，同時通知到傳輸數據生成迴路15。同樣地，控制參數生成迴路13，其使在生成蓄電池40之運轉計畫（電力目標值）及控制參數（包含死區寬度資訊）時所必要之資訊，通知到傳輸數據生成迴路15。

傳輸數據生成迴路15，其當接收在生成蓄電池40之運轉計畫及控制參數時所必要之資訊時，加工這些為傳送用之格式，輸出到通訊迴路11。

通訊迴路11，其當自傳輸數據生成迴路15接收傳輸數據時，透過通訊線25，以傳送傳輸數據到對應之電力轉換裝置41（圖26之S10）。

在圖26之S10中，當蓄電池40之運轉計畫對於全部之電力轉換裝置41完成傳送時，藉S11，確認是否停止CEMS31。當停止CEMS31時（在S11為YES），結束處理。另外，當不停止CEMS31時，回到S01，繼續處理。

如上所述，在實施形態1中，當為了複數之電力轉換裝置41而製作蓄電池40之運轉計畫（電力目標值）時，其依據蓄電池40之電池容量及SOC、各電力轉換裝置41之靜止型變頻器之容量、及電力目標值，生成在實現於靜止型變頻器之虛擬同步發電機控制之控制參數所必要之資訊。在上述構造中，使用關於蓄電池40及電力轉換裝置41之資訊，算出各蓄電池40之充放電切換之切換頻率ΔF0，而且，依據算出之切換頻率ΔF0，以生成ΔP／ΔF特性之傾斜。而且，依據各蓄電池40之SOC及電力目標值，算出賦予到各電力轉換裝置41之ΔP／ΔF特性之死區寬度。

藉作為這種構造，當複數之電力轉換裝置41連接於配電系統24時，可使藉虛擬同步發電機控制，而被賦予到各電力轉換裝置41之垂下特性（ΔP／ΔF特性）中之切換頻率ΔF0，具有死區。結果，藉電壓計及電流計之偵知器誤差，不管大型太陽能26之發電電力與負載之消耗電力正在平衡地，如圖22（B）所示，也可防止蓄電池40b之放電電力充電到蓄電池40a。藉此，可抑制非必要之蓄電池40a,40b間之電力交換，所以，可抑制由充放電所致之電力損失之產生及蓄電池40之劣化推進。

另外，在實施形態1中，雖然說明過當為了電力轉換裝置41內的靜止型變頻器，而生成在生成虛擬同步發電機控制用之控制參數時所必要之資訊時，使用靜止型變頻器之容量及電力目標值之構造，但是，本發明並不侷限於此，例如當相對於電力轉換裝置41a之靜止型變頻器之容量而言，蓄電池40a之電池容量為兩倍、相對於電力轉換裝置41b之靜止型變頻器之容量而言，蓄電池40b之電池容量為三倍等，在複數之蓄電池40間，靜止型變頻器容量與電池容量之比不同時，也可以考慮該容量比，而為生成運轉計畫（電力目標值）之構造。或者，當生成虛擬同步發電機控制之控制參數時，作為考慮上述容量比之構造，也可以獲得同樣之效果。

（電力轉換裝置27及電力轉換裝置41之動作） 接著，使用圖6～圖37，說明大型太陽能用之電力轉換裝置27及蓄電池用之電力轉換裝置41之動作。

［電力轉換裝置27之動作］ 使用圖6，說明大型太陽能用之電力轉換裝置27之動作。

當大型太陽能26開始發電時，自大型太陽能26輸入到電力轉換裝置27內的第1DC／DC轉換器203之直流電壓係上昇。第1控制迴路204，其監視被電壓計201所量測之直流電壓。第1控制迴路204，其當直流電壓超過既定電壓值後，使電力轉換裝置27自待機狀態過渡到通常動作。當過渡到通常動作時，電力轉換裝置27內的第2控制迴路209，其控制第1DC／AC轉換器208。以下，說明通常動作時之電力轉換裝置27之控制。

如圖6所示，第1控制迴路204，其確認大型太陽能26是否正在發電。具體來說，第1控制迴路204，其確認被電壓計201所量測之大型太陽能26之輸出電壓，是否超過既定電壓。當輸出電壓超過既定電壓時，第1控制迴路204係使大型太陽能26可發電之情事，通知到第2控制迴路209。

第2控制迴路209，其當接收來自第1控制迴路204之通知時，依據被電壓計210所量測之配電系統24之交流電壓，確認是否正在自變電站20供給電力到配電系統24（配電系統24是否未停電）。

當確認到被電壓計210所量測之交流電壓為既定電壓以上，且配電系統24未停電時，第2控制迴路209，其起動第1DC／AC轉換器208，同時指示第1控制迴路204，使得大型太陽能26開始發電。

另外，在實施形態1中，說明於通常運轉時，藉第1DC／AC轉換器208管理直流母線205之直流母線電壓之情形。又，在實施形態1中，使自電力轉換裝置27被供給到配電系統24之電力，以由第1DC／AC轉換器208所做之電流控制管理，藉此，動作分散電源管理裝置之全體。

當以第2控制迴路209指示大型太陽能26開始發電時，第1控制迴路204的第5控制迴路54（圖8），其指示MPPT控制迴路51（圖8），使得開始大型太陽能26之最大電力點追隨控制。

簡單說明最大電力點追隨控制。在最大電力點追蹤控制中，其管理使上次之命令值大於或小於上上次之電力命令值。而且，當比較本次測得之大型太陽能26之發電電力，與上次測得之大型太陽能26之發電電力，發電電力係增加後，變更命令值為與上次相同方向（增加方向或減少方向）。

具體來說，當本次測得之大型太陽能26之發電電力，比上次測得之發電電力還要增加後，當上上次之命令值小於上次之命令值時，增加本次之命令值。另外，當上上次之命令值大於上次之命令值時，減少本次之命令值。反之，當本次測得之大型太陽能26之發電電力，比上次測得之發電電力還要減少後，當上上次之命令值小於上次之命令值時，減少本次之命令值。另外，當上上次之命令值大於上次之命令值時，增加本次之命令值。如此一來，藉控制本次之命令值，控制使得大型太陽能26係輸出電力成為最大。

第1DC／DC轉換器203，其根據自第1控制迴路204輸出之命令值，動作內建之昇壓迴路，藉此，使自大型太陽能26輸出之第1直流電壓，轉換為第2直流電壓（直流母線205之直流母線電壓）以輸出之。

當開始自第1DC／DC轉換器203供給大型太陽能26之發電電力時，第2控制迴路209係藉控制第1DC／AC轉換器208，輸出（再生）大型太陽能26之發電電力到配電系統24。具體來說，當事先監視直流母線205之直流母線電壓，直流母線電壓超過控制目標值後，同步於由配電系統24所供給之交流電壓以輸出發電電力。

接著，使用圖9，說明第2控制迴路209之動作。在第2控制迴路209中，相位檢測迴路61，其檢測被電壓計210（圖1）所量測之配電系統24之交流電壓之波形之零交叉點。

第1正弦波生成迴路62，其依據表示被相位檢測迴路61所測得之零交叉點之資訊、及被電壓計210所量測之交流電壓之波形，生成同步於配電系統24之交流電壓之波形之基準正弦波。第1正弦波生成迴路62，其輸出生成之基準正弦波到乘法器65。

電壓計206，其量測直流母線205之電壓，輸出量測值到電流控制迴路60內的減法器63及第6控制迴路67。另外，電流控制迴路60，其使用同步於交流系統電壓以輸出電力之控制方式（電流控制）。此控制方式係被設置於家庭之一般太陽光發電用之電力轉換裝置之控制方式。

第6控制迴路67，其儲存直流母線205之目標電壓，輸出該目標電壓到減法器63。

電流控制迴路60，其控制第1DC／AC轉換器208所輸出之電流，使得被電壓計206所量測之直流母線電壓成為目標電壓。減法器63之輸出，其被輸入第1PI控制迴路64。第1PI控制迴路64，其進行PI控制，使得減法器63之輸出成為零。第1PI控制迴路64之輸出，其被輸入乘法器65，藉與來自第1正弦波生成迴路62之基準正弦波相乘，被轉換為電流命令值。

自乘法器65輸出之電流命令值，其被輸入減法器66。減法器66，其算出電流命令值與被電流計211所量測之配電系統24之交流電流值之偏差，輸入算出之偏差到第2PI控制迴路68。

第2PI控制迴路68，其進行PI控制，使得自減法器66輸出之偏差成為零。第1PWM轉換器69，其對於第2PI控制迴路68之輸出，執行PWM控制，藉此，生成第1DC／AC轉換器208之命令值。第1DC／AC轉換器208，其根據自第1PWM轉換器69被賦予之命令值，輸出交流電流。

又，當被電壓計210所量測之交流電壓（交流實效電壓），超過既定電壓值後，或者，自CEMS31通知抑制大型太陽能26之發電電力之要求後，第1控制迴路204內的第5控制迴路54（圖8），其使大型太陽能26之控制，自MPPT控制切換為電壓控制。具體來說，第5控制迴路54，其控制自大型太陽能26輸出之直流電壓，使得被電壓計210所量測之交流電壓（交流實效電壓），落在既定之電壓範圍。或者，第5控制迴路54，其控制大型太陽能26之輸出電壓，使得大型太陽能26之發電電力，落在自CEMS31所通知之電力範圍內。

另外，第1切換迴路53（圖8），其根據自第5控制迴路54被賦予之切換控制訊號，切換MPPT控制迴路51之輸出與電壓控制迴路52之輸出。

第6控制迴路67，其收集關於被電壓計206及電流計207所量測之直流母線205之量測結果、關於被電壓計210及電流計211所量測之配電系統24之量測結果、自第1控制迴路204輸出之第1DC／DC轉換器203之狀態資訊等，使收集到之資訊透過通訊I／F212，以通知到CEMS31等。

又，第6控制迴路67，其針對關於由未圖示之實效電壓量測部所測得之配電系統24之實效電壓，或者，由未圖示之有效．無效電力量測部所測得之交流系統之有效電力及無效電力之資訊，也透過通訊I／F212以通知到CEMS31，同時交流系統之實效電壓、有效電力等之量測結果，也通知到第5控制迴路54。

第5控制迴路54，如上所述，其當交流系統電壓之有效值超過既定值後，使大型太陽能26之控制，自MPPT控制切換為電壓控制，抑制交流系統電壓之上昇。

［電力轉換裝置41之動作］ 接著，使用圖7～圖37，說明蓄電池用之電力轉換裝置41之動作。

在實施形態1中，於電力轉換裝置41實現有虛擬同步發電機控制，所以，第2DC／AC轉換器408係執行電壓控制，藉此，作為電壓源以動作。亦即，第3控制迴路404，其控制第2DC／DC轉換器403，使得直流母線405之電壓成為一定值。以下，使用圖10，說明第3控制迴路404之動作。

直流母線405之電壓係被電壓計406所量測。電壓計406之量測值，其被輸入到充電控制迴路71、放電控制迴路72及第7控制迴路74。

充電控制迴路71，其當直流母線405之電壓，大於自第7控制迴路74輸出之目標電壓時，控制蓄電池40之充電電力，使得直流母線405之電壓成為目標電壓。另外，當直流母線405之電壓小於目標電壓時，放電控制迴路72係增加蓄電池40之放電電力。

另外，充電控制迴路71之輸出與放電控制迴路72之輸出之切換，其由第2切換迴路73進行。第7控制迴路74，其依據被電壓計406所測得之直流母線405之電壓值，輸出切換控制訊號到第2切換迴路73。

接著，說明第4控制迴路409（圖11）之動作。圖33為用於說明電力轉換裝置41之動作之流程圖。如圖33所示，當處理開始時，藉S200，第4控制迴路409係初始化各種控制參數。接著，藉S201，第4控制迴路409，其收集被電壓計401,406,410所測得之電壓值、被電流計402,407,411所測得之電流值及蓄電池40之狀態資訊（SOC等）。另外，電壓計410之量測值係交流電壓，所以，在第8控制迴路87（圖11）中，算出交流電壓之有效值，將該有效值作為電壓值。電流計411之量測值係交流電流，所以，在第8控制迴路87中，算出交流電流之有效值，將該有效值作為電流值。第7控制迴路74內的充放電電力計算迴路（未圖示），其依據收集到之數據，算出蓄電池之充放電電力及完全放電電力量。

被電壓計410所測得之配電系統24之交流電壓，其被輸入到交流頻率檢測迴路81（圖11）。交流頻率檢測迴路81係藉S202，檢測交流電壓之波形之零交叉點。

圖12為表示圖11所示之交流頻率檢測迴路81之構造之方塊圖。如圖12所示，電壓計410之量測值係被輸入到相位檢測迴路810。藉圖33之S202，相位檢測迴路810係檢測交流電壓之零交叉點。另外，在實施形態1中，零交叉點，其表示被電壓計410所量測之交流電壓之波形，自負切換為正之點及時刻。相位檢測迴路810，其使表示檢測到之零交叉點之資訊，輸出到頻率檢測迴路811。

頻率檢測迴路811，其依據相位檢測迴路810在上次檢測到之零交叉點之時刻、及本次檢測到之零交叉點之時刻，算出交流電壓之週期。頻率檢測迴路811，其依據算出之週期，算出交流電壓之頻率。

第2正弦波生成迴路812，其使被相位檢測迴路810所檢測到之零交叉點資訊及、及被頻率檢測迴路811所檢測到之交流電壓之頻率資訊，作為正弦波資訊以輸出之。零交叉點資訊及頻率資訊，其被輸出到變頻器電流控制迴路84、變頻器電壓控制迴路85、虛擬同步發電機控制迴路83、第8控制迴路87及死區期間檢測迴路90。

回到圖33，當在S202檢測到零交叉點後（在S202為YES），相位檢測迴路810係藉S203，設定零交叉點檢測旗標。當結束S203之處理後，或者，當在S202未檢測到零交叉點時（在S202為NO），第4控制迴路409係藉S220，控制第2DC／DC轉換器403。

以下，使用圖10及圖34，說明第2DC／DC轉換器403之控制。

如上所述，電力轉換裝置41係實現虛擬同步發電機控制，所以，第2DC／AC轉換器408係作為電壓源以被控制。亦即，第2DC／AC轉換器408係被電壓控制。因此直流母線405之電壓係被第2DC／DC轉換器403所管理。圖34為用於說明第2DC／DC轉換器403之控制處理之詳細之流程圖。

第3控制迴路404係藉S2201，依據被電壓計406所檢測之直流母線405之電壓、及由電流計407所檢測之電流，算出充放電電力值。在S2202中，第7控制迴路74，其確認自第8控制迴路87（圖11），是否有通知死區旗標（死區旗標是否被設定）。當死區旗標未被設定時（在S2202為NO），第3控制迴路404係藉S2203，確認在S2201取得之蓄電池40之充放電電力值，是否在既定範圍內。既定範圍係被設定在充電電力值幾乎成為零之範圍。另外，充放電電力值，其也可藉電壓計401及電流計402之輸出相乘以算出。

當充放電電力值未在既定範圍內時，亦即，當充放電電力值幾乎不為零時（在S2203為NO），第3控制迴路404係生成通常之充放電命令值。另外，當充放電電力值在既定範圍內時（在S2203為YES），第3控制迴路404係藉S2205，判斷已經檢測到死區期間（死區期間之開始），通知該要旨到第8控制迴路87（圖11）。

當死區旗標被設定時（在S2202為YES），或者，在S2205，死區期間被檢測時，藉S2206，第7控制迴路74係固定現在之動作模式。具體來說，如果現在之動作模式為充電模式時，維持充電模式，如果為放電模式時，維持放電模式。接著，藉S2207，第7控制迴路74，其設定充放電電力命令值為零，以輸出到第2DC／DC轉換器403，結束第2DC／DC轉換器403之控制處理。

回到圖33，藉S204，第4控制迴路409係控制第2DC／AC轉換器408。以下，使用圖11及圖35，說明第2DC／AC轉換器408之控制。

如上所述，電力轉換裝置41係實現虛擬同步發電機控制，所以，第2DC／AC轉換器408係作為電壓源以被控制。亦即，第2DC／AC轉換器408係被電壓控制。因此，當被供給到配電系統24之電力係不足時，第2DC／AC轉換器408係被控制為增加輸出電力。另外，當被供給到配電系統24之電力係成為過剩時，第2DC／AC轉換器408係被控制為減少輸出電力。

圖35為用於說明第2DC／AC轉換器408之控制處理之詳細之流程圖。

如圖35所示，藉S2021，當有效功率算出迴路82（圖11），其依據電壓計410及電流計411之量測值以算出電力值時，藉S2022，積分算出之電力值。當零交叉點檢測旗標係被設定時（在S2023為YES），有效功率算出迴路82係前進到到S2024，使交流電壓一週期份之有效功率值之積分值，儲存到第8控制迴路87內的儲存迴路（未圖示），同時藉S2025，初始化積分值為零。

當結束S2025之處理後，或者，零交叉點檢測旗標未被設定時（在S2023為NO），藉S2026，死區期間檢測迴路90係檢測死區期間。具體來說，死區期間檢測迴路90，其依據自第7控制迴路74輸出之死區檢測資訊、及被交流頻率檢測迴路81所檢測到之系統頻率資訊，檢測死區期間。另外，死區檢測資訊，其包含蓄電池40之充放電電力幾乎為零之資訊。

回到圖35，當在S2026，死區期間被檢測時，藉S2027，第8控制迴路87係確認死區旗標是否被設定。當死區旗標未被設定時（在S2027為NO），第8控制迴路87係藉S2028，確認死區檢測資訊是否自第7控制迴路74已經被通知。在實施形態1中，死區之開始，其並非依據系統頻率之檢測結果，而依據蓄電池40之充放電電力之絕對值，是否為既定值以下，以被檢測。雖然也可以依據被交流頻率檢測迴路81所輸出之系統頻率之檢測結果，以檢測死區之開始，但是，在實施形態1中，為了避免複數之蓄電池40間之充放電之接球，而依據蓄電池40之充放電電力，檢測死區之開始。如此一來，藉此構造，即使於電壓計及電流計具有偵知器誤差之情形下，也可以確實地檢測充放電之切換。

當在S2028中，自第7控制迴路74通知死區檢測資訊後（在S2028為YES），藉S2029，死區期間檢測迴路90係設定死區旗標。另外，當死區旗標係被設定時（在S2027為YES），第8控制迴路87係藉S2031，確認是否檢測到死區期間之結束。當檢測到死區期間之結束時（在S2031為YES），第8控制迴路87係藉S2032，死重置區旗標。當未自第7控制迴路74通知死區檢測資訊時（在S2028為NO）、當未檢測到死區期間之結束時（在S2031為NO）、或設定死區旗標（S2029）或重置死區旗標（S2032）後，第4控制迴路409，其生成用於控制第2DC／AC轉換器408之控制命令值。

接著，參照圖13，說明變頻器電壓控制迴路85之動作。如圖13所示，變頻器電壓控制迴路85，其依據自虛擬同步發電機控制迴路83輸出之頻率及相位資訊（經由第2正弦波生成迴路812以輸入）、自第8控制迴路87經由第2正弦波生成迴路812以輸入之交流系統電壓之波寬度資訊，生成用於控制第2DC／AC轉換器408之控制命令值。

具體來說，來自交流頻率檢測迴路81之正弦波資訊（頻率、相位及波寬度資訊、及被虛擬同步發電機控制迴路83所算出之頻率及相位資訊），其輸入第3正弦波生成迴路851。第3正弦波生成迴路851，其依據被輸入之資訊，生成自第2DC／AC轉換器408輸出之交流系統電壓之目標值。

減法器852，其自第3正弦波生成迴路851之輸出，減去被電壓計410所測得之電壓，輸出相減結果到第3PI控制迴路853。

第3PI控制迴路853，其執行用於使輸入之相減結果為零之PI控制，藉此，生成電壓命令值，輸出生成之電壓命令值到第1電流限制迴路855。

第1電流限制迴路855，其對於自第3PI控制迴路853被賦予之電壓命令值，以經由第8控制迴路87以被輸入之藉電流計411之量測結果為本，施加限制。例如考慮到自CEMS31通知之電力目標值為變頻器容量之90%，其中負載消耗電力上昇後之情形。在此情形下，於在實施形態1說明過之ΔP／ΔF特性中，於系統電壓之頻率之偏差（頻率差ΔF）達到－ΔFmax之前，求出超過電力轉換裝置41內之變頻器容量之電力輸出。因此，必須施加限制於電力轉換裝置41之輸出電力（輸出電流），使得不超過變頻器容量。因此，在實施形態1中，當超過第2DC／AC轉換器408之電流容量之電流流動時，施加電流限制，控制使得使流在第2DC／AC轉換器408之電流，成為被事先決定之電流值（例如第2DC／AC轉換器408之電流容量）。

具體來說，第1電流限制迴路855，其監視流在第2DC／AC轉換器408之電流，控制（限制）電流值，使得該電流不超過第2DC／AC轉換器408之電流容量。第1電流限制迴路855之輸出，其被輸入第2PWM轉換器854。另外，第3PI控制迴路853、及第1電流限制迴路855之控制參數（控制增益及積分時間），其自第8控制迴路87輸出。

第2PWM轉換器854，其使用自第1電流限制迴路855輸出之電壓命令值，以執行PWM控制，生成控制命令值。第2PWM轉換器854，其輸出生成之控制命令值到第2DC／AC轉換器408。

回到圖33，當在S204生成第2DC／AC轉換器408之控制命令值時，藉S205，虛擬同步發電機控制迴路83，其執行虛擬同步發電機控制。在實施形態1中，將交流電壓之一週期，作為控制週期。另外，針對控制週期，其也可以係交流電壓之一週期之整數倍，或者，1秒鐘週期等之被事先決定之週期。

圖14為表示虛擬同步發電機控制迴路83之構造之方塊圖。第8控制迴路87（圖11），其當判斷來到控制時序後，對於虛擬同步發電機控制迴路83，指示生成關於使用於電壓控制之頻率及相位之資訊。在實施形態1中，於零交叉點中，更新由變頻器電壓控制迴路85內的第3正弦波生成迴路851（圖13）所生成之正弦波之頻率及相位。因此，在實施形態1中，上述控制週期，其成為由交流頻率檢測迴路81所檢測到之零交叉點之週期。

如圖14所示，於虛擬同步發電機控制迴路83中，減法器832，其由自交流頻率檢測迴路81（圖11）輸入之系統電壓之頻率之實測值，減去自第8控制迴路87輸入之基準頻率Fref（例如60Hz），輸出相減結果到調控器控制迴路833。圖15為表示圖14所示之調控器控制迴路833之詳細構造之方塊圖。

如圖15所示，於調控器控制迴路833中，乘法器91，其使減法器832（圖14）之輸出，與自第8控制迴路87通知之控制參數（－1／Kgd）相乘。乘法器91係輸入相乘結果到一次延遲系統模型92。

另外，調控器控制迴路833所使用之速度調整率Kgd及調控器時間常數Tg，其使自CEMS31通知者、及以控制參數生成迴路88所生成者，經由第8控制迴路87以設定到暫存器（未圖示）而使用。

一次延遲系統模型92，如上所述，其使用自第8控制迴路87通知之時間常數Tg，進行模擬一次延遲系統（l／（l＋s×Tg））之運算，輸出運算結果到限制器迴路93。

限制器迴路93係施加限制到輸入之數據。具體來說，限制器迴路93，其施加限制到第2DC／AC轉換器408之輸出電力，使得不超過第2DC／AC轉換器408之電力容量。

回到圖14，加法器835，其使調控器控制迴路833之輸出，與自第8控制迴路87輸出之電力目標值Pref相加。另外，電力目標值Pref，其自CEMS31通知者係自第8控制迴路87輸出。

減法器836，其自加法器835之輸出，減去自有效功率算出迴路82（圖11）輸出之有效功率之實績值，輸出相減結果到質量系統運算迴路837。圖16為表示圖14所示之質量系統運算迴路837之詳細構造之方塊圖。如圖16所示，減法器101，其自減法器836（圖14）之輸出減去乘法器103之輸出，輸出相減值到積分器102。

積分器102，其減法器101之相減結果，除以自第8控制迴路87輸出之慣性常數M，積分相除結果。積分器102之輸出Δω，其相當於對於交流電壓之頻率之角速度（2×π×6OHz）之差值。積分器102之輸出Δω，其被輸入到乘法器103及除法器104。

乘法器103，其使積分器102之輸出Δω，與自第8控制迴路87被賦予之煞車係數Dg相乘，輸出相乘結果到減法器101。

除法器104，其使積分器102之輸出Δω除以2×π，藉此，使Δω轉換為來自基準頻率Fref（60Hz）之差值ΔF。加法器105，其使除法器104之輸出ΔF，與基準頻率Fref（60Hz）相加，藉此，生成在變頻器電壓控制迴路85（圖11）中，用於進行電壓控制之頻率（Fref＋Δf）。

另外，針對質量系統運算迴路837所使用之慣性常數M及煞車係數Dg，其使用為了生成由CEMS31所生成以通知之虛擬同步發電機控制參數而必要之資訊，使控制參數生成迴路88所生成者，經由第8控制迴路87，設定於未圖示之暫存器，使用被設定於暫存器者。

自加法器105輸出之頻率資訊（Fref＋Δf），其被輸入到相位計算迴路106。以下，說明相位計算迴路106之動作。

在實施形態1中，自加法器105（圖16）輸出之頻率資訊，其被相位計算迴路106積分，作為變頻器電壓控制迴路85進行電壓控制時之相位資訊以輸出。

自質量系統運算迴路837（圖16）輸出之相位資訊及頻率資訊，其經由交流頻率檢測迴路81內的第2正弦波生成迴路812（圖12），以被輸入到變頻器電壓控制迴路85內的第3正弦波生成迴路851（圖13）。第3正弦波生成迴路851，其依據輸入之資訊，生成自電力轉換裝置41輸出之交流電壓之目標值。

另外，在實施形態1中，即使死區旗標被設定時，調控器控制迴路833及質量系統運算迴路837也可進行通常動作。

回到圖33，當在S205結束虛擬同步發電機控制之處理時，第4控制迴路409係藉S206，確認是否自CEMS31接收量測數據之傳送要求。當自CEMS31接收傳送要求後（在S206為YES），第8控制迴路87（圖11）係藉S207，使量測數據透過通訊I／F412（圖7）以通知到CEMS31。

另外，當在S207通知量測數據後，或者，沒有來自CEMS31之傳送要求後，（在S206為NO），第8控制迴路87係前進到S208，確認是否已經自CEMS31接收控制資訊。

當自CEMS31接收控制資訊後（在S208為YES），第8控制迴路87係藉S209，設定控制資訊之接收旗標。當S209之處理結束後，或自CEMS31未接收到控制資訊時（在S208為NO），第8控制迴路87係藉S210，確認零交叉點檢測旗標是否被設定。當零交叉點檢測旗標未被設定時（在S210為NO），處理係回到S201。

另外，當零交叉點檢測旗標被設定時（在S210為YES），藉S211，第2正弦波生成迴路812（圖12），其取入系統電壓之頻率及相位之資訊，同時在S212，重置零交叉點檢測旗標。

當在S212重置零交叉點檢測旗標時，藉S213，第2正弦波生成迴路812，其使系統電壓之頻率及相位之資訊（在實施形態1，其為零交叉點時刻資訊），在S211更新為取入之資訊。

當S213之處理完成時，第8控制迴路87係藉S214，確認是否已經自CEMS31接收控制資訊（控制資訊接收旗標是否被設定）。當接收旗標未被設定時（在S214為NO），使處理回到S201。

另外，當接收旗標被設定時（在S214為YES），第8控制迴路87係藉S215，置換為接收頻率目標值（基準頻率Fref）及電力目標值Pref之每一個之數據。

控制參數生成迴路88係藉S216，生成虛擬同步發電機控制之控制參數（速度調整率Kgd、煞車係數Dg及慣性常數M）。圖36為表示生成控制參數之處理（圖33之S216）之流程圖。在實施形態1中，說明當自CEMS31，作為在生成虛擬同步發電機控制之控制參數時所必要之資訊，ΔP／ΔF特性被輸入之情形。控制參數生成迴路88，其在ΔP／ΔF特性之外，再使用系統資訊（基準頻率Fref、電力目標值Pref、ΔFmax資訊）及變頻器容量Cinv，生成控制參數。

如圖36所示，當開始生成控制參數時，控制參數生成迴路88係藉S2161，分別使速度調整率Kgd及煞車係數Dg，設定為被事先決定之初始值，藉此，初始化速度調整率Kgd及煞車係數Dg。

當在S2161初始化速度調整率Kgd及煞車係數Dg時，控制參數生成迴路88係前進到S2162，使用速度調整率Kgd及煞車係數Dg，以算出ΔP／ΔF特性之傾斜。在實施形態1中，說明於控制參數生成迴路88（圖11）內，實現模擬虛擬同步發電機控制迴路83（圖11）之動作之虛擬同步發電機模型，使用此模型以生成控制參數之情形。

另外，控制參數之生成方法係並不侷限於此，也可以例如使圖18所示之速度調整率Kgd與系統頻率之關係，作為對應於各煞車係數Dg之表格數據以事先儲存，同時使圖19所示之煞車係數Dg與系統頻率之關係，作為對應於各速度調整率Kgd之表格數據以事先儲存，使用這些表格數據，決定適切之速度調整率Kgd及煞車係數Dg。

在實施形態1中，作為虛擬同步發電機模型，其使用數學公式模型化圖14～圖16所示之方塊圖者，但是，並未侷限於此。其也可以係例如自上述公式（1）所示之調控器控制部之傳遞函數、及上述公式（2）所示之搖擺方程式，生成虛擬同步發電機控制迴路83（圖11）之傳遞函數，自生成之傳遞函數生成控制參數之構造。

在S2162中，輸入被設定之速度調整率Kgd及煞車係數Dg到虛擬同步發電機模型，藉此，算出當輸入例如變頻器容量之25%左右之負載變動後，自質量系統運算迴路837（圖14）輸出之系統頻率。自此算出結果減去基準頻率Fref，藉此，算出頻率差ΔF。而且，將算出之頻率差ΔF除以負載變動量（例如變頻器容量×0.25），藉此，算出ΔP／ΔF特性之傾斜。

當在S2162算出ΔP／ΔF特性之傾斜時，控制參數生成迴路88係藉S2163，比較算出之ΔP／ΔF特性之傾斜，與由圖28之S0563（圖30）所生成之ΔP／ΔF特性之傾斜。具體來說，控制參數生成迴路88，其確認這些兩個ΔP／ΔF特性之傾斜之偏差，是否在被事先決定之容許範圍內。

當傾斜之偏差在上述容許範圍內時，控制參數生成迴路88，其判定兩個ΔP／ΔF特性之傾斜係一致（在S2163為YES），前進處理到S2169。

另外，當傾斜之偏差未在上述容許範圍內時，控制參數生成迴路88，其判定兩個ΔP／ΔF特性之傾斜係不一致（在S2163為NO）。在此情形下，控制參數生成迴路88係前進到S2164，變更煞車係數Dg。在實施形態1中，控制參數生成迴路88，其在現在之煞車係數Dg加上既定值。

當在S2164變更煞車係數Dg時，控制參數生成迴路88係藉S2165，確認煞車係數Dg是否在被事先決定之既定範圍內。如果煞車係數Dg在該既定範圍內時（在S2165為YES），控制參數生成迴路88係回到S2162，使用變更後之煞車係數Dg以算出ΔP／ΔF特性之傾斜。

另外，當煞車係數Dg超過該既定範圍時（在S2165為NO），控制參數生成迴路88，其判斷在現狀之速度調整率Kgd，無法獲得適切之特性，藉S2166，使煞車係數Dg回到初始值，變更速度調整率Kgd。具體來說，控制參數生成迴路88，其在現在之速度調整率Kgd（初始值）加上既定值。

當在S2166變更速度調整率Kgd時，控制參數生成迴路88係藉S2167，確認速度調整率Kgd是否在被事先決定之既定範圍。當速度調整率Kgd不在該既定範圍內時（在S2167為NO），控制參數生成迴路88係前進到S2168，作為未求出適切之速度調整率Kgd及煞車係數Dg，設定速度調整率Kgd及煞車係數Dg為事先準備之各預設值，使處理前進到S2169。

另外，當在S2167，速度調整率Kgd在既定範圍內時（在S2167為YES），控制參數生成迴路88係回到S2162，使用變更後之速度調整率Kgd及煞車係數Dg，以算出ΔP／ΔF特性之傾斜。控制參數生成迴路88，其直到在S2163判定為YES為止，或者，直到在S2167判定為NO為止，重複執行S2162～S2167之處理。

另外，當藉S2168而速度調整率Kgd及煞車係數Dg被設定為預設值後，即使產生負載變動，也無法根據依據運轉計畫之電力比，按比例分配過剩或不足電力。

在實施形態1中，由圖19所示之煞車係數Dg與交流系統電壓之頻率之關係，算出煞車係數Dg及速度調整率Kgd。也可以由圖18所示之速度調整率Kgd與交流系統電壓之頻率之關係，算出煞車係數Dg及速度調整率Kgd。

當速度調整率Kgd及煞車係數Dg被設定時，控制參數生成迴路88係藉S2169，算出慣性常數M。在實施形態1中，慣性常數M，其依據虛擬同步發電機控制所需求之響應時間，以被算出。具體來說，虛擬同步發電機控制之響應性能，其以調控器控制迴路833（圖14）之調控器時間常數Tg、及以搖擺方程式所求出之質量系統運算迴路837（圖14）之時間常數M／Dg而決定。在實施形態1中，使用調控器時間常數Tg之預設值，未生成調控器時間常數Tg，所以，僅控制質量系統運算迴路837之時間常數。質量系統運算迴路837之時間常數，其自上述公式（3）藉M／Dg而被求出。因此，在實施形態1中，在以預設值決定之質量系統運算迴路837之時間常數，乘上煞車係數Dg，藉此，算出慣性常數M。

當藉S2069而算出慣性常數M時，控制參數生成迴路88係藉S2170，算出死區頻率。圖37為表示算出死區頻率之處理（圖36之S2170）之流程圖。

如圖37所示，當處理開始時，控制參數生成迴路88係藉S21701，取得電力目標值Pref。而且，控制參數生成迴路88係藉S21702，取得自CEMS31通知之死區寬度資訊。切換頻率算出迴路89係藉S21703，使用自控制參數生成迴路88輸出之ΔP／ΔF特性、及自第8控制迴路87通知之電力目標值Pref，算出蓄電池40之充放電切換之切換頻率ΔF0。具體來說，切換頻率算出迴路89係在ΔP／ΔF特性中，將成為ΔP＝－Pref之ΔF作為切換頻率ΔF0以算出。

切換頻率算出迴路89，其當在S21703算出切換頻率ΔF0時，藉S21704，使用切換頻率ΔF0及以S21702所取得之死區寬度資訊，算出死區之上限頻率及下限頻率。具體來說，ΔP／ΔF特性之傾斜＝－Pref／ΔF0。因此，切換頻率ΔF0係成為－Pref／（ΔP／ΔF特性之傾斜）。

當電力目標值Pref為正值（放電）時，如圖24A所示，死區之下限頻率係被設定為ΔF0＋系統頻率，死區之上限頻率係被設定為ΔF0＋死區寬度＋系統頻率。

當電力目標值Pref為負值（充電）時，如圖24B所示，死區之上限頻率係被設定為ΔF0＋系統頻率，死區之下限頻率係被設定為ΔF0－死區寬度＋系統頻率。

另外，當電力命令值之絕對值為既定值以下時，如圖24C所示，電力轉換裝置41係成為充放電模式，死區之下限頻率係被設定為（－死區寬度）／2，上限頻率係被設定為（死區寬度）／2。切換頻率算出迴路89，其輸出算出之死區之上限頻率及下限頻率到死區期間檢測迴路90，結束控制參數之生成處理。

回到圖33，當在S216完成虛擬同步發電機控制用之控制參數（速度調整率Kgd、煞車係數Dg及慣性常數M）之算出時，控制參數生成迴路88，其通知該要旨到第8控制迴路87，同時輸出算出之控制參數到第8控制迴路87。

第8控制迴路87，其當接收算出之控制參數時，輸出該控制參數到虛擬同步發電機控制迴路83，藉此，更新控制參數。當控制參數之更新完成時，第8控制迴路87係藉S217，清除（重置）設定接收旗標之暫存器（未圖示），以使處理回到S201。

如上所述，當依據實施形態1之分散電源系統時，當因為負載之消耗電力之變動或日照量之變動，而創能設備之發電電力與負載之消耗電力平衡後，控制電力轉換裝置，使得往蓄電池等之分散電源之供給電力或來自分散電源之供給電力為零。藉此，可抑制因為電壓計及電流計之偵知器誤差，而在複數分散電源間之非必要之充放電及充放電之重複，所以，可抑制由非必要之充放電所做之電力損失及蓄電池之劣化推進。

又，作為具有實現虛擬同步發電機控制之靜止型變頻器之複數之電力轉換裝置，被連接於系統時之ΔP／ΔF特性之製作方法，首先，將成為電力目標值之生成對象之複數之電力轉換裝置41，視為一台之電力轉換裝置，以生成基準ΔP／ΔF特性，使用生成之基準ΔP／ΔF特性及複數之電力轉換裝置41之電力目標值之合計值，算出充放電切換之切換頻率ΔF0。接著，使用此切換頻率ΔF0及電力目標值，生成各電力轉換裝置41之垂下特性（ΔP／ΔF特性）。藉此，在成為對象之複數之電力轉換裝置41之間，可使讓切換頻率ΔF0為相同之ΔP／ΔF特性，賦予到各電力轉換裝置41。而且，使被賦予到各電力轉換裝置41之ΔP／ΔF特性具有死區，藉此，當用戶負載之消耗電力與創能設備之發電電力平衡後，使用賦予有死區之ΔP／ΔF特性，以控制靜止型變頻器。藉此，即使電壓計及電流計具有偵知器誤差時，也可抑制在蓄電池等之分散電源間之非必要之充放電或充放電之重複。結果，可抑制由非必要之充放電所做之電力損失及損壞蓄電池。

實施形態2. 在實施形態1中，說明過CEMS31中之用於生成實現於電力轉換裝置41之虛擬同步發電機控制用之控制參數之資訊之生成方法、電力轉換裝置41中之控制參數之生成方法、賦予到ΔP／ΔF特性之死區之生成方法、及第2DC／DC轉換器403及第2DC／AC轉換器408之控制方法。

在實施形態2中，對於ΔP／ΔF特性之死區之賦予方法，其與實施形態1不同。具體來說，說明在實施形態2中，對ΔP／ΔF特性不賦予死區，而賦予滯後之方法。因此，實施形態2，其第2DC／DC轉換器403及第2DC／AC轉換器408之一部份之控制方法係與實施形態1不同，分散電源系統的迴路構成等係與實施形態1相同，所以，省略其詳細說明。

圖38A～圖38C為表示賦予到實施形態2之電力轉換裝置41之ΔP／ΔF特性（垂下特性）一例之圖。在各圖之ΔP／ΔF特性係被賦予滯後。

圖38A為表示自CEMS31通知之電力目標值Pref成為正值（放電）後之ΔP／ΔF特性之圖。圖38A中之實線，其表示蓄電池40自放電模式過渡到充電模式時之ΔP／ΔF特性，虛線係表示蓄電池40自充電模式過渡到放電模式時之ΔP／ΔF特性。

與實施形態1（圖24A）同樣地，當第2DC／AC轉換器408以放電模式動作後，如實線所示，在成為ΔP＝－Pref後之時點，亦即，成為ΔF＝ΔF0後之時點，ΔP值係被固定。因為係ΔF＝ΔF0，所以，第2DC／AC轉換器408之輸出被作為“零”。藉此，蓄電池40也被固定於放電模式。直到系統電壓之ΔF超過滯後寬度為止，第2DC／AC轉換器408係輸出“零”。而且，當ΔF超過滯後寬度時，與實施形態1不同地，ΔP值係被設定為ΔP／ΔF特性所示之值。第2DC／AC轉換器408係以充電模式動作。

另外，當第2DC／AC轉換器408以充電模式動作後，如虛線所示，在成為ΔP＝－Pref後之時點（成為ΔF＝ΔF0後之時點），ΔP值係被固定。因為係ΔF＝ΔF0，所以，第2DC／AC轉換器408之輸出係被作為“零”。藉此，蓄電池40也被固定於充電模式。直到系統電壓之ΔF小於滯後寬度為止，第2DC／AC轉換器408係輸出“零”。而且，當ΔF小於滯後寬度時，與實施形態1不同地，ΔP值係被設定為ΔP／ΔF特性所示之值。第2DC／AC轉換器408係以放電模式動作。

圖38B為表示自CEMS31通知之電力目標值Pref，成為負值（充電）後之ΔP／ΔF特性之圖。圖38B中之實線，其表示蓄電池40自放電模式過渡到充電模式時之ΔP／ΔF特性，虛線係表示蓄電池40自充電模式過渡到放電模式時之ΔP／ΔF特性。

與實施形態1（圖24B）同樣地，當第2DC／AC轉換器408以充電模式動作後，如虛線所示，在成為ΔP＝Pref後之時點，亦即，成為ΔF＝ΔF0後之時點，ΔP值係被固定。因為係ΔF＝ΔF0，所以，第2DC／AC轉換器408之輸出係被作為“零”。藉此，蓄電池40也被固定於充電模式。直到系統電壓之ΔF小於滯後寬度為止，第2DC／AC轉換器408係輸出“零”。而且，當ΔF小於滯後寬度時，與實施形態1不同地，ΔP值係被設定為表示ΔP／ΔF特性之值。第2DC／AC轉換器408係以放電模式動作。

另外，當第2DC／AC轉換器408以放電模式動作後，如實線所示，在成為ΔP＝Pref後之時點（成為ΔF＝ΔF0後之時點），ΔP值係被固定。因為係ΔF＝ΔF0，所以，第2DC／AC轉換器408之輸出係被作為“零”。藉此，蓄電池40也被固定於放電模式。直到系統電壓之ΔF超過滯後寬度為止，第2DC／AC轉換器408係輸出“零”。而且，當ΔF超過滯後寬度時，與實施形態1不同地，ΔP值係被設定為表示ΔP／ΔF特性之值。第2DC／AC轉換器408係以充電模式動作。

圖38C為表示自CEMS31通知之電力目標值Pref為零（充放電模式）後之ΔP／ΔF特性之圖。圖38C中之實線，其表示蓄電池40自放電模式過渡到充電模式時之ΔP／ΔF特性，虛線係表示蓄電池40自充電模式過渡到放電模式時之ΔP／ΔF特性。

與實施形態1（圖24C）同樣地，當第2DC／AC轉換器408以充電模式動作後，如虛線所示，在成為ΔP＝0（Pref）後之時點，亦即，成為ΔF＝ΔF0後之時點，ΔP值係被固定。因為係ΔF＝ΔF0，所以，第2DC／AC轉換器408之輸出係被作為“零”。藉此，蓄電池40也被固定於充電模式。直到系統電壓之ΔF小於滯後寬度為止，第2DC／AC轉換器408係輸出“零”。而且，當ΔF小於滯後寬度時，與實施形態1不同地，ΔP值係被設定為表示ΔP／ΔF特性之值。第2DC／AC轉換器408係以放電模式動作。

另外，當第2DC／AC轉換器408以放電模式動作後，如實線所示，在成為ΔP＝0（Pref）後之時點（成為ΔF＝ΔF0後之時點），ΔP值係被固定。因為係ΔF＝ΔF0，所以，第2DC／AC轉換器408之輸出係被作為“零”。藉此，蓄電池40也被固定於放電模式。直到系統電壓之ΔF超過滯後寬度為止，第2DC／AC轉換器408係輸出“零”。而且，當ΔF超過滯後寬度時，與實施形態1不同地，ΔP值係被設定為ΔP／ΔF特性所示之值。第2DC／AC轉換器408係以充電模式動作。

如上所述，當具有實現虛擬同步發電機控制之靜止型變頻器之複數之電力轉換裝置41，被連接於配電系統時，其使虛擬同步發電機控制賦予電力轉換裝置41之垂下特性（ΔP／ΔF特性）具有滯後，藉此，因為偵知器誤差之影響，不管大型太陽能26之發電電力與負載之消耗電力正在平衡地，如圖22（B）所示，可防止蓄電池40b之放電電力充電到蓄電池40a之情事（包含充放電之接球（追逐動作））。藉此，可抑制非必要之蓄電池40a,40b間之電力交換，所以，可抑制由充放電所致之電力損失之產生及蓄電池之劣化推進。

另外，在實施形態2中，與實施形態1同樣地，作為ΔP／ΔF特性之製作方法，首先，將成為電力目標值之生成對象之複數之電力轉換裝置41，視為一台之電力轉換裝置，以生成基準ΔP／ΔF特性，使用生成之基準ΔP／ΔF特性及複數之電力轉換裝置41之電力目標值之合計值，算出充放電切換之切換頻率ΔF0。接著，使用此切換頻率ΔF0及各電力轉換裝置41之電力目標值，生成各電力轉換裝置41之ΔP／ΔF特性。

但是，ΔP／ΔF特性之生成方法，並未侷限於此。例如當使複數之電力轉換裝置41以放電模式動作時，生成對應於SOC為最小之蓄電池40之電力轉換裝置41之ΔP／ΔF特性。而且，自生成之ΔP／ΔF特性，算出切換頻率ΔF0，在對應於其他之蓄電池40之電力轉換裝置41中，作為生成ΔP／ΔF特性時之切換頻率ΔF0以使用之。

或者，當使複數之電力轉換裝置41以充電模式動作時，生成對應於SOC為最大之蓄電池40之電力轉換裝置41之ΔP／ΔF特性。而且，自生成之ΔP／ΔF特性，算出切換頻率ΔF0，作為在對應於其他之蓄電池40之電力轉換裝置41中，生成ΔP／ΔF特性時之切換頻率ΔF0以使用之。

如此一來，藉生成ΔP／ΔF特性，在放電模式時，可配合SOC為最小之蓄電池40以生成ΔP／ΔF特性，在充電模式時，可配合SOC為最大之蓄電池40以生成ΔP／ΔF特性。

以下，使用圖10～圖16、圖33、圖36、及圖38～圖41，說明實施形態2之電力轉換裝置41之動作。另外，CEMS31之動作係與實施形態1中之CEMS31之動作同樣，所以，省略其說明。

接著，說明第4控制迴路409（圖7）之動作。圖33為用於說明電力轉換裝置41之動作之流程圖。如圖33所示，當處理開始時，與實施形態1同樣地，藉S200，第4控制迴路409係初始化各種控制參數。接著，藉S201，第4控制迴路409，其收集由電壓計401,406,410所測得之電壓值、由電流計402,407,411所測得之電流值及蓄電池40之狀態資訊（SOC等），依據收集到之數據，算出蓄電池之充放電電力及充放電電力量。

被電壓計410所測得之配電系統24之交流電壓，其被輸入到交流頻率檢測迴路81（圖11）。交流頻率檢測迴路81係藉S202，檢測交流電壓之波形之零交叉點。

在S202檢測零交叉點時（在S202為YES），相位檢測迴路810係藉S203，設定零交叉點檢測旗標。當結束S203之處理後，或者，當在S202未檢測零交叉點時（在S202為NO），第4控制迴路409係藉S220，控制第2DC／DC轉換器403。

以下，使用圖10及圖39，說明實施形態2之電力轉換裝置41中之第2DC／DC轉換器403之控制。

如上所述，電力轉換裝置41係實現虛擬同步發電機控制，所以，第2DC／AC轉換器408係作為電壓源以被控制。亦即，第2DC／AC轉換器408係被電壓控制。因此，直流母線405之電壓，其被第2DC／DC轉換器403所管理。圖39為用於說明第2DC／DC轉換器403之控制處理之詳細之流程圖。

第3控制迴路404係藉S2201，依據被電壓計406所檢測之直流母線405之電壓、及被電流計407所檢測之電流，算出充放電電力值。在S2202中，第7控制迴路74，其確認是否自有第8控制迴路87（圖11）通知死區旗標（死區旗標是否被設定）。當死區旗標未被設定時（在S2202為NO），第3控制迴路404係藉S2204，生成通常之充放電命令值。另外，當死區旗標被設定時（在S2202為YES），藉S2206，第7控制迴路74係固定現在之動作模式。具體來說，如果現在之動作模式為充電模式時，充電模式係被維持，如果係放電模式時，放電模式係被維持。接著，藉S2207，第7控制迴路74，其設定充放電電力命令值為零，以輸出到第2DC／DC轉換器403，結束第2DC／DC轉換器403之控制處理。

回到圖33，當結束第2DC／DC轉換器403之控制處理時，藉S204，第4控制迴路409係控制第2DC／AC轉換器408。以下，使用圖11及圖40，說明實施形態2中之第2DC／AC轉換器408之控制。

與實施形態1同樣地，電力轉換裝置41係實現虛擬同步發電機控制，所以，第2DC／AC轉換器408係作為電壓源以被控制。亦即，第2DC／AC轉換器408係被電壓控制。因此，當被供給到配電系統24之電力係不足時，第2DC／AC轉換器408係被控制，使得增加輸出電力。另外，當被供給到配電系統24之電力成為過剩時，第2DC／AC轉換器408係被控制，使得減少輸出電力。

圖40為用於說明第2DC／AC轉換器408之控制處理之詳細之流程圖。

如圖40所示，藉S2021，有效功率算出迴路82（圖11），其當依據電壓計410及電流計411之量測值以算出電力值時，藉S2022，積分算出之電力值。當零交叉點檢測旗標係被設定時（在S2023為YES），有效功率算出迴路82係前進到S2024，儲存交流電壓一週期份之有效功率值之積分值，到第8控制迴路87內的儲存迴路（未圖示），同時藉S2025，初始化積分值為零。

當結束S2025之處理後，或者，零交叉點檢測旗標未被設定時（在S2023為NO），藉S2033，死區期間檢測迴路90係檢測死區期間。在實施形態2中，死區期間檢測迴路90係檢測滯後期間。具體來說，死區期間檢測迴路90，其依據由交流頻率檢測迴路81所檢測到之系統頻率資訊、及由切換頻率算出迴路89所算出之滯後之上限頻率及下限頻率，檢測滯後期間。

圖41為用於說明滯後期間之檢測處理之詳細之流程圖。當處理開始時，死區期間檢測迴路90，其依據自切換頻率算出迴路89輸出之切換頻率ΔF0、滯後之上限頻率及下限頻率、及電壓控制第2DC／AC轉換器408時所使用之目標交流電壓之頻率資訊，檢測滯後期間。另外，在實施形態2中，說明依據以電壓控制，動作第2DC／AC轉換器408時所使用之目標交流電壓之頻率資訊，檢測滯後期間之情形，但是，並不侷限於此，例如與實施形態1同樣地，使用自交流頻率檢測迴路81輸出之系統頻率之檢測結果以控制，也可獲得同樣之效果。

如圖41所示，當處理開始時，死區期間檢測迴路90係藉S20331，取得自虛擬同步發電機控制迴路83輸出之目標交流電壓之頻率資訊。接著，死區期間檢測迴路90係藉S20332，確認是否滯後已經被檢測到，而死區旗標係被設定。當死區旗標未被設定時（在S20332為NO），藉S20333，確認目標交流電壓之頻率是否在蓄電池之切換頻率ΔF0附近（亦即，是否在滯後之頻率附近）。在實施形態2中，考慮電壓計410之取樣相位之參差等之影響，當已經在切換頻率ΔF0±0.01×ΔFmax之範圍內時，作為已經檢測到滯後期間之開始以控制之。

當目標交流電壓之頻率在切換頻率ΔF0附近時（在S20333為YES），藉S20334，作為已經檢測到滯後期間之開始。當目標交流電壓之頻率未在切換頻率ΔF0附近時（在S20333為NO），或者，在S20334檢測到滯後期間之開始時，結束滯後期間之檢測處理。

另外，當死區旗標係被設定時（在S20332為YES），死區期間檢測迴路90係藉S20335，確認蓄電池40是否為充電模式。在實施形態2中，其與實施形態1不同地，使ΔP／ΔF特性不具有死區而具有滯後。因此，滯後期間結束之判定，其因為蓄電池40為充電模式或放電模式而不同。參照圖38A～圖38C，說明具體性之滯後之結束條件之思考方式。

圖38A為表示當自CEMS31通知之電力目標值Pref為正值（放電）後之ΔP／ΔF特性。如圖38A所示，當第2DC／AC轉換器408為放電模式時，其成為於ΔP＝－Pref附近後之時點（成為ΔF＝ΔF0附近後之時點）中，固定ΔP以將第2DC／AC轉換器408之輸出作為“零”。直到系統電壓之ΔF超過滯後寬度（自放電切換為充電時之滯後寬度）為止，將第2DC／AC轉換器408之輸出作為“零”。此時，死區旗標係被設定。另外，當ΔF在滯後寬度內時，在因為大型太陽能26之發電電力減少，供給到系統之電力係不足，而ΔF減少且小於切換頻率ΔF0後，死區旗標係被重置，電力轉換裝置41係以放電模式動作。另外，當ΔF超過滯後之上限頻率時，設定ΔP為表示自CEMS31通知之ΔP／ΔF特性之值，使第2DC／AC轉換器408以充電模式動作。

同樣地，當第2DC／AC轉換器408為充電模式時，於成為ΔP＝－Pref附近後之時點（成為ΔF＝ΔF0附近後之時點）中，固定ΔP以將第2DC／AC轉換器408之輸出作為“零”。直到系統電壓之ΔF小於滯後寬度（自充電切換為放電時之滯後寬度）為止，將第2DC／AC轉換器408之輸出作為“零”。此時，死區旗標係被設定。另外，當ΔF在滯後寬度內時，當因為大型太陽能26之發電電力增加，而供給到系統之電力成為過剩後，而ΔF增加且超過切換頻率ΔF0後，死區旗標係被重置，電力轉換裝置41係以充電模式動作。另外，當ΔF小於滯後之下限頻率時，設定ΔP為表示自CEMS31通知之ΔP／ΔF特性之值，使第2DC／AC轉換器408以放電模式動作。

圖38B為表示自CEMS31通知之電力目標值Pref為負值（充電）後之ΔP／ΔF特性。如圖38B所示，當第2DC／AC轉換器408為充電模式時，於成為ΔP＝Pref附近後之時點（成為ΔF＝ΔF0附近後之時點）中，固定ΔP以將第2DC／AC轉換器408之輸出作為“零”。直到系統電壓之ΔF小於滯後寬度（自充電切換為放電時之滯後寬度）為止，將第2DC／AC轉換器408之輸出作為“零”。此時，死區旗標係被設定。另外，當ΔF在滯後寬度內時，當因為大型太陽能26之發電電力增加，而供給到系統之電力成為過剩後，ΔF係增加且超過切換頻率ΔF0後，死區旗標係被重置，電力轉換裝置41係以充電模式動作。另外，當ΔF小於滯後之下限頻率時，設定ΔP為表示自CEMS31通知之ΔP／ΔF特性之值，使第2DC／AC轉換器408以放電模式動作。

同樣地，當第2DC／AC轉換器408為放電模式時，在成為ΔP＝Pref附近後之時點（成為ΔF＝ΔF0附近後之時點）中，固定ΔP以將第2DC／AC轉換器408之輸出作為“零”。直到系統電壓之ΔF超過滯後寬度（自放電切換為充電時之滯後寬度）之上限頻率為止，將第2DC／AC轉換器408之輸出作為“零”。此時，死區旗標係被設定。另外，當ΔF在滯後寬度內時，當因為大型太陽能26之發電電力減少，而供給到系統之電力不足後，ΔF係減少而小於切換頻率ΔF0後，死區旗標係被重置，電力轉換裝置41係以放電模式動作。另外，當ΔF超過滯後之上限頻率時，ΔP設定為表示自CEMS31通知之ΔP／ΔF特性之值，使第2DC／AC轉換器408以充電模式動作。

圖38C為表示自CEMS31通知之電力目標值幾乎為零（充放電模式）後之ΔP／ΔF特性。如圖38C所示，當第2DC／AC轉換器408為充電模式時，在成為ΔP＝0附近後之（成為ΔF＝ΔF0＝0附近後之時點）中，固定ΔP以將第2DC／AC轉換器408之輸出作為“零”。直到系統電壓之ΔF小於滯後寬度（自充電切換為放電時之滯後寬度）之下限頻率為止，將第2DC／AC轉換器408之輸出作為“零”。此時，死區旗標係被設定。另外，當ΔF在滯後寬度內時，當因為大型太陽能26之發電電力增加，而供給到系統之電力成為過剩後，ΔF係增加而超過切換頻率ΔF0後，死區旗標係被重置，電力轉換裝置41係以充電模式動作。另外，當ΔF小於滯後之下限頻率時，設定ΔP為表示自CEMS31通知之ΔP／ΔF特性之值，使第2DC／AC轉換器408以放電模式動作。

同樣地，當第2DC／AC轉換器408為放電模式時，在成為ΔP＝0附近後之時點（成為ΔF＝ΔF0＝0附近後之時點）中，固定ΔP以將第2DC／AC轉換器408之輸出作為“零”。直到系統電壓之ΔF超過滯後寬度（自放電切換為充電時之滯後寬度）之上限頻率為止，將第2DC／AC轉換器408之輸出作為“零”。此時，死區旗標係被設定。另外，當ΔF在滯後寬度內時，當因為大型太陽能26之發電電力減少，而供給到系統之電力係不足後，ΔF係減少而小於切換頻率ΔF0後，死區旗標係被重置，使電力轉換裝置41以放電模式動作。另外，當ΔF超過滯後寬度之上限頻率時，設定ΔP為表示自CEMS31通知之ΔP／ΔF特性之值，使第2DC／AC轉換器408以充電模式動作。

回到圖41，當在S20335蓄電池40為充電模式後（在S20335為YES），死區期間檢測迴路90係藉S20336，確認目標交流電壓之頻率是否為滯後之下限頻率以下。當目標交流電壓之頻率為滯後之下限頻率以下時（在S20336為YES），死區期間檢測迴路90係藉S20337，判斷檢測到滯後期間之結束，以結束處理。另外，當目標交流電壓之頻率大於滯後之下限頻率時（在S20336為NO），死區期間檢測迴路90係藉S20338，確認目標交流電壓之頻率是否超過滯後之上限頻率。當目標交流電壓之頻率超過滯後之上限頻率時（在S20338為YES），死區期間檢測迴路90係藉S20339，判斷檢測到滯後之結束，以結束處理。當目標交流電壓之頻率為滯後之上限頻率以下時（在S20338為NO），死區期間檢測迴路90係結束處理。

相對於此，當蓄電池40為放電模式後（在S20335為NO），死區期間檢測迴路90係藉S20340，確認目標交流電壓之頻率是否為滯後之上限頻率以上。當目標交流電壓之頻率為滯後之上限頻率以上時（在S20340為YES），死區期間檢測迴路90係藉S20341，判斷檢測到滯後之結束，以結束處理。另外，當目標交流電壓之頻率小於滯後之上限頻率時（在S20340為NO），死區期間檢測迴路90係藉S20342，確認目標交流電壓之頻率是否已經小於滯後之下限頻率。當目標交流電壓之頻率小於滯後之下限頻率時（在S20342為YES），死區期間檢測迴路90係藉S20343，判斷檢測到滯後之結束，以結束處理。當目標交流電壓之頻率為滯後之下限頻率以下時（在S20342為NO），死區期間檢測迴路90係結束處理。

回到圖40，當滯後期間之檢測處理（S2033）結束時，藉S2027，第8控制迴路87係確認死區旗標是否被設定。當死區旗標未被設定時（在S2027為NO），第8控制迴路87係藉S2034，確認是否檢測到滯後之開始。在實施形態2中，滯後之開始，其使用自虛擬同步發電機控制迴路83輸出之目標交流電壓之頻率以檢測之。另外，也可藉自交流頻率檢測迴路81輸出之頻率之檢測結果，或者，與實施形態1同樣地，蓄電池40之充放電電力之絕對值是否成為既定值以下以以檢測之。

當檢測到滯後開始時（在S2028為YES），死區期間檢測迴路90係藉S2029，於未圖示之暫存器中，設定死區旗標。

當死區旗標被設定時（在S2027為YES），死區期間檢測迴路90係藉S2031，確認是否檢測到滯後之結束。當檢測到滯後之結束時（在S2031為YES），死區期間檢測迴路90係在未圖示之暫存器中，重置死區旗標。

當未檢測到滯後開始時（在S2028為NO）或未檢測到滯後結束時（S2031），或者，設定死區旗標（S2029）或設定死區旗標（S2032）時，藉S2030，第4控制迴路409，其生成用於控制第2DC／AC轉換器408之控制命令值。另外，由變頻器電壓控制迴路85所做之控制命令值之生成，因為與在實施形態1說明過之處理同樣，所以，省略其說明。

回到圖33，當在S204生成第2DC／AC轉換器408之控制命令值時，藉S205，虛擬同步發電機控制迴路83（圖11）係執行虛擬同步發電機控制。在實施形態2中，與實施形態1同樣地，將交流電壓之一週期作為控制週期。另外，針對控制週期，也可以作為交流電壓之一週期之整數倍，或者，1秒鐘週期等之被事先決定之週期。

圖14為表示虛擬同步發電機控制迴路83之構造之方塊圖。第8控制迴路87（圖11），當判斷已經來到控制時序後，對於虛擬同步發電機控制迴路83，指示生成關於在電壓控制時所使用之頻率及相位之資訊。在實施形態2中，與實施形態1同樣地，更新於零交叉點中，由變頻器電壓控制迴路85內的第3正弦波生成迴路851（圖13）所生成之正弦波之頻率及相位。因此，在實施形態2中，上述控制週期，其成為由交流頻率檢測迴路81所檢測到之零交叉點之週期。另外，虛擬同步發電機控制迴路83之動作，其與在實施形態1說明過之動作相同，所以，省略其說明。

回到圖33，當在S205結束虛擬同步發電機控制之處理時，第4控制迴路409係藉S206，確認是否已經自CEMS31接收到量測數據之傳送要求。當自CEMS31接收到傳送要求後（在S206為YES），第8控制迴路87（圖11）係藉S207，透過通訊I／F412（圖7），通知量測數據到CEMS31。

另外，當在S207通知量測數據後，或者，沒有來自CEMS31之傳送要求後（在S206為NO），第8控制迴路87係前進到S208，確認是否已經自CEMS31接收到控制資訊。

當自CEMS31接收到控制資訊後（在S208為YES），第8控制迴路87係藉S209，設定控制資訊之接收旗標。當S209之處理結束後，或未自CEMS31接收控制資訊時（在S208為NO），第8控制迴路87係藉S210，確認零交叉點檢測旗標是否被設定。當零交叉點檢測旗標未被設定時（在S210為NO），處理係回到S201。

另外，當零交叉點檢測旗標係被設定時（在S210為YES），藉S211，第2正弦波生成迴路812（圖12），其取入系統電壓之頻率及相位之資訊，同時在S212重置零交叉點檢測旗標。

當在S212重置零交叉點檢測旗標時，藉S213，第2正弦波生成迴路812，其使系統電壓之頻率及相位之資訊，更新為在S211取入之資訊。

當S213之處理完成時，第8控制迴路87係藉S214，確認是否已經自CEMS31接收到控制資訊（控制資訊接收旗標是否被設定）。當接收旗標未被設定時（在S214為NO），使處理回到S201。

另外，當接收旗標係被設定時（在S214為YES），第8控制迴路87係藉S215，置換為接收到之頻率目標值（基準頻率Fref）及電力目標值Pref之每一個之數據。

控制參數生成迴路88係藉S216，生成虛擬同步發電機控制之控制參數（速度調整率Kgd、煞車係數Dg及慣性常數M）。圖36為表示生成控制參數之處理（圖33之S216）之流程圖。在實施形態2中，說明與實施形態1同樣地，自CEMS31，作為在生成虛擬同步發電機控制之控制參數時所必要之資訊，輸入ΔP／ΔF特性之傾斜之情形。另外，在實施形態2中，與實施形態1同樣地，作為用於生成控制參數之必要資訊，在ΔP／ΔF特性之傾斜之外，再加上使用系統資訊（基準頻率Fref、電力目標值Pref、ΔFmax資訊）及變頻器容量Cinv，以生成控制參數。

如圖36所示，當開始生成控制參數時，控制參數生成迴路88係藉S2161，設定速度調整率Kgd及煞車係數Dg之每一個為被事先決定之初始值，藉此，初始化速度調整率Kgd及煞車係數Dg。控制參數生成迴路88係藉S2162，使用速度調整率Kgd及煞車係數Dg，以算出ΔP／ΔF特性之傾斜。在實施形態2中，說明與實施形態1同樣地，在控制參數生成迴路88（圖11）內，實現模擬虛擬同步發電機控制迴路83（圖11）之動作之虛擬同步發電機模型，使用此模型以生成控制參數之情形。

在S2162中，控制參數生成迴路88，其輸入被設定之速度調整率Kgd及煞車係數Dg到虛擬同步發電機模型，藉此，算出ΔP／ΔF特性之傾斜。

當在S2162算出ΔP／ΔF特性之傾斜時，控制參數生成迴路88係藉S2163，比較算出之ΔP／ΔF特性之傾斜，與由圖28之S0563（圖30）所生成之ΔP／ΔF特性之傾斜。具體來說，控制參數生成迴路88，其確認這些兩個之ΔP／ΔF特性之傾斜之偏差，是否在被事先決定之容許範圍內。

當傾斜之偏差在上述容許範圍內時，控制參數生成迴路88，其判定兩個之ΔP／ΔF特性之傾斜係一致（在S2163為YES），使處理前進到S2169。

另外，當傾斜之偏差未在上述容許範圍內時，控制參數生成迴路88，其判定兩個之ΔP／ΔF特性之傾斜未一致（在S2163為NO）。在此情形下，控制參數生成迴路88係前進到S2164，變更煞車係數Dg。控制參數生成迴路88，其在現在之煞車係數Dg加上既定值。

當在S2164變更煞車係數Dg時，控制參數生成迴路88係藉S2165，確認煞車係數Dg是否在被事先決定之既定範圍內。如果煞車係數Dg在該既定範圍內時（在S2165為YES），控制參數生成迴路88係回到S2162，使用變更過之煞車係數Dg以算出ΔP／ΔF特性之傾斜。

另外，當煞車係數Dg超過該既定範圍時（在S2165為NO），控制參數生成迴路88，其判斷以現狀之速度調整率Kgd，無法獲得適切之特性，藉S2166，使煞車係數Dg回到初始值，同時變更速度調整率Kgd。具體來說，控制參數生成迴路88，其在現在之速度調整率Kgd（初始值）加上既定值。

當在S2166變更速度調整率Kgd時，控制參數生成迴路88係藉S2167，確認速度調整率Kgd是否在被事先決定之既定範圍。當速度調整率Kgd在該既定範圍之外時（在S2167為NO），控制參數生成迴路88係前進到S2168，作為未求出適切之速度調整率Kgd及煞車係數Dg，設定速度調整率Kgd及煞車係數Dg為事先準備之各個預設值，使處理前進到S2169。

另外，當在S2167，速度調整率Kgd在既定範圍內時（在S2167為YES），控制參數生成迴路88係回到S2162，使用變更過之速度調整率Kgd及煞車係數Dg，以算出ΔP／ΔF特性之傾斜。控制參數生成迴路88，其使S2162～S2167之處理，直到在S2163被判定為YES為止，或者，在S2167被判定為NO為止，重複執行之。另外，在實施形態2中，與實施形態1同樣地，自圖19所示之煞車係數Dg與交流系統電壓之頻率之關係，算出煞車係數Dg及速度調整率Kgd。

當速度調整率Kgd及煞車係數Dg被設定時，控制參數生成迴路88係藉S2169，算出慣性常數M。慣性常數M，其依據虛擬同步發電機控制所需之響應時間以被算出。具體來說，虛擬同步發電機控制之響應性能，其由調控器控制迴路833（圖14）之調控器時間常數Tg、及搖擺方程式所求出之質量系統運算迴路837（圖14）之時間常數M／Dg決定。在實施形態2中，與實施形態1同樣地，使用調控器時間常數Tg之預設值，未生成調控器時間常數Tg，所以，僅控制質量系統運算迴路837之時間常數。質量系統運算迴路837之時間常數，其由上述公式（3），藉M／Dg求出。因此，在以預設值所決定之質量系統運算迴路837之時間常數，乘上煞車係數Dg，藉此，算出慣性常數M。

當藉S2069而算出慣性常數M時，控制參數生成迴路88係藉S2170，算出滯後頻率。圖37為表示算出滯後頻率之處理（圖36之S2170）之流程圖。

如圖37所示，當處理開始時，控制參數生成迴路88係藉S21701，取得電力目標值Pref。而且，控制參數生成迴路88係藉S21702，取得自CEMS31通知之死區寬度資訊。切換頻率算出迴路89係藉S21703，使用自控制參數生成迴路88輸出之ΔP／ΔF特性、及自第8控制迴路87通知之電力目標值Pref，算出蓄電池40之充放電切換之切換頻率ΔF0。具體來說，切換頻率算出迴路89，其在ΔP／ΔF特性中，將成為ΔP＝－Pref之ΔF作為切換頻率ΔF0以算出之。

切換頻率算出迴路89，其當在S21703算出切換頻率ΔF0時，藉S21704，使用切換頻率ΔF0及以S21702取得之死區寬度資訊，算出滯後之上限頻率及下限頻率。具體來說，其為ΔP／ΔF特性之傾斜＝－Pref／ΔF0。因此，切換頻率ΔF0係成為－Pref／（ΔP／ΔF特性之傾斜）。

如圖38A～圖38B所示，當使蓄電池40自放電切換為充電時，滯後之下限頻率係被設定為ΔF0，滯後之上限頻率係被設定為ΔF0＋滯後寬度。另外，當使蓄電池40自充電切換為放電時，滯後之上限頻率係被設定為ΔF0，滯後之下限頻率係被設定為ΔF0－滯後寬度。切換頻率算出迴路89，其輸出算出之滯後之上限頻率及下限頻率到死區期間檢測迴路90，結束控制參數之生成處理。

回到圖33，當在S216完成虛擬同步發電機控制用之控制參數（速度調整率Kgd、煞車係數Dg及慣性常數M）之算出時，控制參數生成迴路88，其通知該要旨到第8控制迴路87，同時輸出算出之控制參數到第8控制迴路87。

第8控制迴路87，其當接收算出之控制參數時，輸出該控制參數到虛擬同步發電機控制迴路83以更新之。當控制參數之更新完成時，第8控制迴路87係藉S217，清除（重置）設定有接收旗標之暫存器（未圖示），以使處理回到S201。

如上所述，當依據實施形態2之分散電源系統時，在因為負載之消耗電力之變動或日照量之變動，而創能設備之發電電力與負載之消耗電力平衡後，電力轉換裝置係被控制，使得往蓄電池等分散電源之供給電力或來自分散電源之供給電力為零。藉此，可抑制因為電壓計及電流計之偵知器誤差，而在複數分散電源間之非必要之充放電及充放電之重複，所以，可抑制由非必要之充放電所做之電力損失及蓄電池之劣化推進。

又，作為具有實現虛擬同步發電機控制之靜止型變頻器之複數之電力轉換裝置，被連接於系統時之ΔP／ΔF特性之製作方法，首先，將成為電力目標值之生成之對象之複數之電力轉換裝置41，視為一台之電力轉換裝置，以生成基準ΔP／ΔF特性，使用生成之基準ΔP／ΔF特性與複數之電力轉換裝置41之電力目標值之合計值，算出充放電切換之切換頻率ΔF0。接著，使用此切換頻率ΔF0及電力目標值，生成各電力轉換裝置41之ΔP／ΔF特性。藉此，在成為對象之複數之電力轉換裝置41間，可使讓切換頻率ΔF0為相同後之垂下特性（ΔP／ΔF特性），賦予到各電力轉換裝置41。而且，使被賦予到各電力轉換裝置41之垂下特性具有滯後，藉此，當用戶負載之消耗電力與創能設備之發電電力平衡後，使用賦予有死區之垂下特性，以控制靜止型變頻器。藉此，即使電壓計及電流計具有偵知器誤差時，也可以抑制在複數之分散電源（蓄電池等）間，非必要之充放電或重複充放電。結果，可抑制由非必要之充放電所致之電力損失及損壞蓄電池之情事。

如上所述，當依據實施形態1及2時，在設有具有實現虛擬同步發電機控制之靜止型變頻器之複數之電力轉換裝置41之配電系統24中，使蓄電池40之充放電之切換附近之垂下特性（ΔP／ΔF特性），具有死區或滯後，藉此，用戶負載之消耗電力與大型太陽能26等創能設備之發電電力係平衡，來自蓄電池40之充放電成為不需要時，即使電壓計及電流計具有偵知器誤差，也可抑制在複數蓄電池間之非必要之充放電，或者，重複充放電。藉此，可抑制由非必要之充放電所致之電力損失及損壞蓄電池之情事。

又，當依據實施形態1及2時，為蓄電池用之電力轉換裝置41製作運轉計畫（電力目標值）時，依據根據各電力轉換裝置41內的靜止型變頻器之容量及電力目標值，所算出之切換頻率ΔF0，以生成虛擬同步發電機控制用之控制參數（具體來說，其為ΔP／ΔF特性之傾斜）。藉此，可使開始各電力轉換裝置41中之死區（或滯後）之頻率，在複數之電力轉換裝置41間為相同。

另外，作為具有死區或滯後之垂下特性（ΔP／ΔF特性）之一例，雖然表示圖24A～圖24C及圖38A～圖38C所示之特性，但是，並不侷限於此，例如也可以使自充電切換為放電時之死區（或滯後），與自放電切換為充電時之死區（或滯後），例如因應蓄電池40之SOC而不同。例如當SOC較低時，具有充電為優先之死區（或滯後），當SOC較高時，具有放電為優先之死區（或滯後）。

而且，在實施形態1及2中，針對蓄電池40之充放電之切換，或者，自虛擬同步發電機控制迴路83輸出之使用交流電壓目標值之頻率以檢測之構造，雖然說明過死區（或滯後）開始之檢測，但是，並未侷限於此。例如使用自交流頻率檢測迴路81輸出之系統電壓之交流頻率之檢測結果以控制，也可獲得同樣之效果。

又，雖然作為針對死區（或滯後）之上限頻率及下限頻率，在CEMS31內，依據電力轉換裝置41的第2DC／AC轉換器408之變頻器容量及蓄電池40之SOC以算出之構造，但是，並未侷限於此。例如也可以設定上限頻率及下限頻率為被事先決定之值。

又，針對死區（或滯後）之寬度，作為並非CEMS31，而各電力轉換裝置41係依據第2DC／AC轉換器408之變頻器容量及蓄電池40之SOC以生成之構造，也可獲得同樣之效果。

另外，在實施形態1及2中，雖然說明過在電力轉換裝置41，實現虛擬同步發電機控制後之情形，但是，並不侷限於此，在例如於風力發電機等創能設備，實現虛擬同步發電機控制後之情形，當然也可以發揮同樣之效果。尤其，當然風力發電機係以螺旋槳旋轉馬達，所以，在發電機側具有慣性力，因此，其發揮同樣之效果。

又，在實施形態1及2中，雖然說明組裝數台如蓄電池40之大容量之蓄電池到配電系統24之情形，但是，當然也可以在家庭用蓄電池之電力轉換裝置、電動車用之電力轉換裝置等，實現步發電機控制，對CEMS31實施同樣之控制。在此情形下，被連接於配電系統24之對象之電力轉換裝置，其成為數百台規模。另外，當然作為蓄電池容量，配置如蓄電池40之大容量（例如數百kW～數MW）與家庭用蓄電池（數kW），也可以發揮同樣之效果。

又，雖然在實施形態1及2中，說明過電力轉換裝置41，但是，本發明並不侷限於此，當然，針對將靜止型變頻器作為電壓源以控制之例如太陽能電池（並不侷限於大型太陽能，也可為家庭用之太陽能電池）、風力發電機、自燃料電池供給發電電力到系統之系統，實現虛擬同步發電機控制之情形，如果係同樣地生成虛擬同步發電機制御用之控制參數之構造時，當然，可獲得同樣之效果。另外，也可使用電動車（EV:Eletric Vehicle）、插電式油電車（PHEV:Plug-in Hybrid Electric Vehicle）、或燃料電池汽車（FCV:Fuel Cell Vehicle）等之車載蓄電池。

另外，在實施形態1及2中，雖然說明過適用本開示之技術於配電系統之情形，但是，並不侷限於此，對於送電系統或獨立系統之微電網，適用本開示之技術，也可獲得同樣之效果。另外，雖然以三相交流為例，說明實施形態1及2，但是，並不侷限於此，當然，其也可以為單相交流或單相三線交流。另外，即使為混合系統用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）之情形，當然，如果為同樣地生成虛擬同步發電機控制用之控制參數之構造時，也可獲得同樣之效果。

另外，在實施形態1及2中，雖然說明過當為了電力轉換裝置41內的靜止型變頻器，生成虛擬同期發電機控制用之控制參數時，使用靜止型變頻器之容量、及電力目標值以算出之情形，但是，並未侷限於此。例如藉當相對於電力轉換裝置41a內的靜止型變頻器之容量而言，蓄電池40a之蓄電池容量為兩倍、相對於電力變換裝置41b內的靜止型變頻器之容量而言，蓄電池40b之蓄電池容量為三倍等，對於靜止型變頻器之容量之蓄電池之蓄電容量之比為不同時，考慮左述容量比，而生成運轉計畫（電力目標值），或者，當生成在生成虛擬同步發電機控制用之控制參數時所必要之資訊時，考慮上述容量比之構造，當然，可獲得同樣之效果。

在實施形態1及2中，雖然說明過當以CEMS31生成虛擬同步發電機控制用之控制參數時，在電力目標值加上以CEMS31生成控制參數而發送之資訊，發送系統資訊、ΔP／ΔF特性之傾斜（或者，在生成控制參數時所必要之資訊）之情形，但是，並未侷限於此。當然，如果為使被連接於至少配電系統24之實現虛擬同步發電機控制之電力轉換裝置內，可生成控制參數之資訊、及設定死區（或滯後）之必要之資訊，自CEMS31發送之構造時，也可獲得同樣之效果。

在實施形態1及2中，雖然說明過當決定虛擬同步發電機控制部之控制參數時，內建虛擬同步發電機模型之情形，或者，使圖19所示之煞車係數Dg與頻率之關係，以複數之速度調整率Kgd之值，作為表格數據以事先儲存，與ΔFmax資訊一同地，搜索與ΔP／ΔF特性之傾斜幾乎一致之速度調整率Kgd與煞車係數Dg之組合，或者，使圖18所示之速度調整率Kgd與頻率之關係，以複數之煞車係數Dg之值，作為表格數據以事先儲存，與ΔFmax資訊一同地，搜索與ΔP／ΔF特性之傾斜幾乎一致之速度調整率Kgd與煞車係數Dg之組合之情形，但是，並不侷限於此，例如其當然也可以為使虛擬同步發電機控制部，以數學公式模型內建等之其他方式。

另外，在實施形態1及2中，雖然說明過當決定虛擬同步發電機控制用之控制參數時，生成和獲得ΔP／ΔF特性之情形，但是，並不侷限於此。當然其也可以為例如在CEMS31內，實現變電站20以下之配電系統模型（數字孿生），於生成在使用該配電系統模型以被假設之使用案例中，算出使其最佳地動作之各控制參數時所必要之資訊之構造。另外，當然其也可以為實現AI等，而算出控制參數之構造。

在實施形態1及2中，其將CEMS31與DSO21間之通訊週期，作為30分鐘，將CEMS31與各電力轉換裝置41間之通訊週期，作為5分鐘，但是，並不侷限於此，例如當然可以將CEMS31與各電力轉換裝置41間之通訊週期，作為一分鐘或更短。

又，在實施形態1及2中，雖然將調控器控制迴路833內的調控器模型，作為一次延遲系統以模型化，但是，並不侷限於此，以二次延遲系統、LPF（Low Pass Filter：低通過濾器）等構成，也可以發揮同樣之效果。

另外，在實施形態1及2中，雖然使質量系統運算迴路，以圖16所示之積分器與回饋環路建模，但是，並不侷限於此，例如當然也可以以一次延遲系統、二次延遲系統、LPF等而模型化。

另外，在實施形態1及2中，針對在虛擬同步發電機控制，經常被實施之VQ控制，雖然為了簡單化說明而省略之，但是，當然，在作為虛擬同步發電機控制而實現有VQ控制之電力轉換裝置，採用本方式，也可獲得同樣之效果。另外，質量系統運算迴路837之構造，也不侷限於圖16所示之構造。

變形例之說明. 另外，在實施形態1及2中，雖然說明過為了容易瞭解說明，而將大型太陽能用電力轉換裝置27及蓄電池用電力轉換裝置41的控制迴路，作為圖6～圖16所示之構造，使CEMS31之構造，如圖3～5所示，以硬體（H／W）構成之情形，但是，即使各區塊所述之使各區塊或一部份之區塊之功能，以組裝於CPU（Central Processing Unit）上之軟體（S／W）實現，也可實現同樣之控制功能。或者，針對至少一部份之區塊，藉軟體及硬體之功能分割，也可實現同樣之控制功能。

本次開示之實施形態，其必須被思考為並非對全部之點做例示，而做限制者。本開示之範圍，其並非以上述說明表示，而係以申請專利範圍表示，其意圖包含與申請專利範圍均等之意味及範圍內之全部變更。

11:通訊迴路 12:儲存迴路 13,88:控制參數生成迴路 14:運轉計畫製作迴路 15:傳輸數據生成迴路 16:控制迴路 20:變電站 21:配電自動化系統（DSO） 22,201,206,210,401,406,410:電壓計 23:自動電壓調整器（SVR） 24:配電系統 25:通訊線 26:大型太陽能 27:大型太陽能用電力轉換裝置 28:開閉器 29:阻抗 30:同步發電機 31:CEMS 40,40a～40c:系統用蓄電池 41,41a～40c:蓄電池用電力轉換裝置 51:MPPT控制迴路 52:電壓控制迴路 53:第1切換迴路 54:第5控制迴路 60:電流控制迴路 61,810:相位檢測迴路 62:第1正弦波生成迴路 63,66,101,832,836,852:減法器 64:第1PI控制迴路 65,91,103:乘法器 67:第6控制迴路 68:第2PI控制迴路 69:第1PWM轉換器 71:充電控制迴路 72:放電控制迴路 73:第2切換迴路 74:第7控制迴路 81:交流頻率檢測迴路 82:有效功率算出迴路 83:虛擬同步發電機控制迴路 84:變頻器電流控制迴路 85:變頻器電壓控制迴路 86:第3切換迴路 87:第8控制迴路 89:切換頻率算出迴路 90:死區期間檢測迴路 92:一次延遲系統模型 93:限制器迴路 102:積分器 104:除法器 105,835:加法器 106:相位計算迴路 100a～100d:城鎮 110:工廠 135:第3管理迴路 131:基準ΔP／ΔF特性算出迴路 132:ΔP／ΔF特性算出迴路 136:控制迴路 141:蓄電池運轉計畫製作迴路 142:發電電力預測迴路 143:消耗電力預測迴路 144:蓄電池運轉計畫更正迴路 145:第1管理迴路 146:第2管理迴路 202,207,211,402,407,411:電流計 203:第1DC／DC轉換器 204:第1控制迴路 205,405:直流母線 208:第1DC／AC轉換器 209:第2控制迴路 212,412:通訊I／F 403:第2DC／DC轉換器 404:第3控制迴路 408:第2DC／AC轉換器 409:第4控制迴路 811:頻率檢測迴路 812:第2正弦波生成迴路 833:調控器控制迴路 837:質量系統運算迴路 851:第3正弦波生成迴路 853:第3PI控制迴路 854:第2PWM轉換器 855:第1電流限制迴路 600:負載

圖1為表示配電系統之構成例之方塊圖。 圖2為用於更加說明圖1所示之配電系統之構造之方塊圖。 圖3為表示圖1所示之CEMS之構造之方塊圖。 圖4為表示圖3所示之運轉計畫製作迴路之構造之方塊圖。 圖5為表示圖3所示之控制參數生成迴路之構造之方塊圖。 圖6為表示圖1所示之大型太陽能用電力轉換裝置之構造之方塊圖。 圖7為說明圖1所示之蓄電池用電力轉換裝置之構造之方塊圖。 圖8為說明圖6所示之第1控制迴路之構造之方塊圖。 圖9為說明圖6所示之第2控制迴路之構造之方塊圖。 圖10為說明圖7所示之第3控制迴路之構造之方塊圖。 圖11為說明圖7所示之第4控制迴路之構造之方塊圖。 圖12為說明圖11所示之交流頻率檢測迴路之構造之方塊圖。 圖13為說明圖11所示之變頻器電壓控制迴路之構造之方塊圖。 圖14為說明圖11所示之虛擬同步發電機控制迴路之構造之方塊圖。 圖15為說明圖14所示之調控器控制迴路之構造之方塊圖。 圖16為說明圖14所示之質量系統運算迴路之構造之方塊圖。 圖17為表示藉被實現於電力轉換裝置之虛擬同步發電機控制，所覆蓋之領域之圖。 圖18為用於說明被實現於實施形態1之電力轉換裝置之虛擬同步發電機控制之圖。 圖19為用於說明被組裝於實施形態1之電力轉換裝置之虛擬同步發電機控制之圖。 圖20為表示ΔP／ΔF特性一例之圖。 圖21為表示當在被實現於實施形態1之電力轉換裝置之虛擬同步發電機控制中，急速改變負載後，自靜止型變頻器所輸出之交流電壓之頻率之響應波形之圖。 圖22為表示自實現先前之虛擬同步發電機控制後之兩台電力轉換裝置，所輸出之交流電力之有效值之響應波形之圖。 圖23為表示自實現實施形態1之虛擬同步發電機控制後之兩台之電力轉換裝置，所輸出之交流電力之有效值之響應波形之圖。 圖24A為表示實現實施形態1之虛擬同步發電機控制後之電力轉換裝置41之ΔP／ΔF特性第1例之圖。 圖24B為表示實現實施形態1之虛擬同步發電機控制後之電力轉換裝置41之ΔP／ΔF特性第2例之圖。 圖24C為表示實現實施形態1之虛擬同步發電機控制後之電力轉換裝置41之ΔP／ΔF特性第3例之圖。 圖25為用於說明將圖1所示之CEMS作為中心之分散電源系統之通常動作之時序圖。 圖26為表示圖1所示之CEMS之控制處理之流程圖。 圖27為表示製作蓄電池之運轉計畫之處理（圖26之S05）之流程圖。 圖28為表示生成在生成虛擬同步發電機控制之控制參數時所需之資訊之處理（圖27之S056）之流程圖。 圖29為表示生成基準ΔP／ΔF特性之處理（圖28之S0562）之流程圖。 圖30為表示生成ΔP／ΔF特性之處理（圖28之S0563）之流程圖。 圖31為表示生成死區寬度之處理（圖28之S0564）之流程圖。 圖32為表示修正蓄電池之運轉計畫之處理（圖26之S09）之流程圖。 圖33為用於說明電力轉換裝置之動作之流程圖。 圖34為用於說明第2DC／DC轉換器之控制處理之詳細之流程圖。 圖35為用於說明第2DC／AC轉換器之控制處理之詳細之流程圖。 圖36為表示生成控制參數之處理（圖33之S216）之流程圖。 圖37為表示算出死區頻率之處理（圖36之S2170）之流程圖。 圖38A為表示賦予實施形態2之電力轉換裝置之ΔP／ΔF特性第1例之圖。 圖38B為表示賦予實施形態2之電力轉換裝置之ΔP／ΔF特性第2例之圖。 圖38C為表示賦予實施形態2之電力轉換裝置之ΔP／ΔF特性第3例之圖。 圖39為用於說明第2DC／DC轉換器之控制處理之詳細之流程圖。 圖40為用於說明第2DC／AC轉換器之控制處理之詳細之流程圖。 圖41為用於說明滯後期間之檢測處理之詳細之流程圖。 圖42為用於說明虛擬同步發電機控制技術之概念之圖。

Claims (12)

1. 一種電力轉換裝置，被連接於交流系統，實現虛擬同步發電機控制，其特徵在於： 其包括： 轉換器，轉換自分散電源輸出之第1直流電壓為第2直流電壓； 變頻器，轉換自該轉換器輸出之該第2直流電壓為交流電壓，以輸出到該交流系統； 通訊迴路，接收自管理該分散電源之管理裝置所通知之於該虛擬同步發電機控制時所必要之資訊； 第1電壓計，量測該第2直流電壓； 第2電壓計，量測該交流系統之交流系統電壓； 轉換器控制迴路，控制該轉換器； 虛擬同步發電機控制迴路，使該變頻器具有同步發電機之過渡特性；以及 變頻器控制迴路，依據該虛擬同步發電機控制迴路輸入之交流系統電壓資訊，將該變頻器作為電壓源以控制之， 在該虛擬同步發電機控制時所必要之資訊，其包含該電力轉換裝置之電力目標值， 該虛擬同步發電機控制迴路，其依據在該虛擬同步發電機控制時所必要之資訊，算出該分散電源之充放電切換之切換頻率， 該轉換器控制迴路，其使用該切換頻率，製作在該電力轉換裝置之垂下特性，將該分散電源之充放電電力作為零之死區，或者，用於賦予滯後到該分散電源之充放電切換之交流系統電壓之頻率範圍，而且，控制使得在該頻率範圍內，該分散電源之充放電電力成為零。
2. 如請求項1之電力轉換裝置，其中該虛擬同步發電機控制迴路係包含： 調控器控制迴路，模擬同步發電機之調控器功能；以及 質量系統運算迴路，模擬該同步發電機之搖擺方程式， 該調控器控制迴路，其依據該交流系統電壓之基準頻率及該交流系統電壓之頻率，算出加到該電力目標值之偏移值，輸出該電力目標值及該偏移值的相加值，到該質量系統運算迴路， 該質量系統運算迴路，其生成該交流系統電壓之頻率及相位，以輸出到該變頻器控制迴路，使得對於該相加值之該交流系統之有效功率之偏差成為零。
3. 如請求項1或2之電力轉換裝置，其中該變頻器控制迴路，其依據自該虛擬同步發電機控制迴路輸入之該交流系統電壓資訊，以生成目標交流電壓，依據生成之該目標交流電壓與由該第2電壓計所量測之該交流系統電壓，將該變頻器作為電壓源以控制之。
4. 如請求項1之電力轉換裝置，其中該轉換器控制迴路，其控制該分散電源之充放電電力，使得由該第2電壓計所量測之該第2直流電壓，成為被事先決定之電壓，同時當該交流系統電壓之頻率在該頻率範圍內時，控制使得該分散電源之充放電電力成為零。
5. 如請求項1之電力轉換裝置，其中該轉換器控制迴路，其當檢測到該分散電源之充放電電力為零後，判斷該交流系統電壓之頻率已經在該頻率範圍內，控制使得該分散電源之充放電電力成為零，當檢測該交流系統電壓之頻率已經在該頻率範圍之外後，控制使得再度進行對於該分散電源之充放電。
6. 如請求項1之電力轉換裝置，其中還包括檢測該交流系統電壓之頻率之交流頻率檢測迴路， 該轉換器控制迴路，其依據該交流頻率檢測迴路之檢測結果，檢測該交流系統電壓之頻率已經在該頻率範圍之外。
7. 如請求項2之電力轉換裝置，其中該轉換器控制迴路，其依據被輸入到該質量系統運算迴路之該相加值，或者，自該質量系統運算迴路輸出之該交流系統電壓之頻率資訊，檢測該交流系統電壓之頻率已經在該頻率範圍之外。
8. 如請求項2之電力轉換裝置，其中該轉換器控制迴路，其依據被輸入到該質量系統運算迴路之該相加值，或者，自該質量系統運算迴路輸出之該交流系統電壓之頻率資訊，檢測該交流系統電壓之頻率已經在該頻率範圍內。
9. 如請求項1之電力轉換裝置，其中還包括： 電流計，量測該交流系統之交流電流；以及 有效功率算出迴路，依據該電流計及該第2電壓計之量測值，算出該變頻器輸出之交流有效功率， 該虛擬同步發電機控制迴路，其依據該變頻器之容量、該電力目標值及該虛擬同步發電機控制用之控制參數，算出該電力轉換裝置之該垂下特性， 該垂下特性，其表示對於該電力目標值之該交流有效功率之對於電力差之對於該交流系統電壓之基準頻率之該變頻器，所輸出之交流電壓之頻率之頻率差之關係， 該虛擬同步發電機控制迴路，其使用該垂下特性，以算出該切換頻率。
10. 如請求項9之電力轉換裝置，其中當該電力目標值對應於該分散電源之放電時，該轉換器控制迴路，其將該切換頻率作為該頻率範圍之下限頻率，控制使得於該頻率範圍內，該分散電源之放電電力成為零， 當該電力目標值對應於該分散電源之充電時，該轉換器控制迴路，其將該切換頻率作為該頻率範圍之上限頻率，控制使得於該頻率範圍內，該分散電源之充電電力成為零， 當該電力目標值為零後，該轉換器控制迴路，其將該切換頻率作為零，以該切換頻率為中心而設定該頻率範圍，控制使得於該頻率範圍內，該分散電源之充放電電力成為零。
11. 如請求項9之電力轉換裝置，其中當使該分散電源自放電切換為充電時，該轉換器控制迴路，其直到超過在該切換頻率加上該滯後之寬度後之頻率為止，該變頻器輸出之交流電壓之頻率，控制使得該分散電源之充電電力成為零， 當使該分散電源自充電切換為放電時，該轉換器控制迴路，其直到成為未滿自該切換頻率減去該滯後之寬度後之頻率為止，該變頻器輸出之交流電壓之頻率，控制使得該分散電源之充電電力成為零。
12. 如請求項1之電力轉換裝置，其中該轉換器控制迴路係自該管理裝置，接收關於該死區之寬度或該滯後之寬度之資訊。

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