TW202333433A - 電力轉換裝置以及電力轉換系統 - Google Patents

Abstract

電力轉換裝置（44）包括第2DC/AC轉換電路（408）。第2DC/AC轉換電路（408）會根據外部的控制裝置通知到通訊介面（412）的指令，相對於交流系統作為電壓源動作。第4控制電路（409）根據第2DC/AC轉換電路（408）對配電系統（24）輸出的系統交流電壓的實測值來產生該系統交流電壓的相位資訊，且使用通知給通訊介面（412）的系統交流電壓的頻率指令值、以及產生的相位資訊，算出正弦波狀的目標交流電壓。第4控制電路（409）控制第2DC/AC轉換電路（408）的動作，來補償系統交流電壓的實測值及目標交流電壓的偏差。

Description

電力轉換裝置以及電力轉換系統

本發明有關於電力轉換裝置以及電力轉換系統。

近年來，為了降低環境負荷，利用不排出二氧化碳的太陽能電池等的自然能源，採用靜止型逆變器的發電系統的導入進展快速。又，為了應對東日本大地震以來的電力不足等的問題，具備蓄電池的系統、利用電動車作為蓄電池的系統、組合太陽能電池及蓄電池的系統等不斷地產品化，不管哪一個系統（電力轉換裝置）都採用了靜止型逆變器。

另一方面，做為調整能源的火力發電廠，伴隨著再生能源的發電量增加，包含管理成本在內的發電成本提高，因此預期未來會逐步關閉。此時，火力發電等的同步發電機潛在地含有在系統頻率變動時加以抑制的作用（慣性力、同步化力等）。所以當火力發電廠被逐漸關閉（同步發電機的減少）時，會讓人擔憂要確保系統的穩定度變得困難。

根據這樣的觀點，有一種如同具有同步發電機的特性一樣，控制電力轉換裝置（靜止型逆變器）的動作的虛擬同步發電機控制被持續地開發。例如，將同步發電機的特性安裝於連接到電力轉換裝置外的控制裝置，根據來自該控制裝置的指令值來控制電力轉換裝置，藉此能夠對使用複數的太陽能電池等的利用再生能源的能源產生機器（以下也稱為「產能機器」）、以及蓄電池等的能源儲存機器（以下也稱為「儲能機器」）等給予虛擬的同步發電機的功能。

特別是，蓄電池與太陽能電及風力發電機等的再生能源電源不同，它能夠控制充放電電力，所以安裝虛擬同步發電機控制的蓄電池在自主的微電網等當中能夠作為主電源（主要電源）使用。

日本專利特開2019-176584號公報（專利文獻1）揭露了安裝了虛擬同步發電機控制的電力轉換裝置（搭載靜止型逆變器的分散電源）的控制參數的設定方法。

具體來說，其記載了根據系統運用者所要求的要求慣性值、或是由電力轉換裝置的規格及動作狀態算出的虛擬慣性值中的任一者，產生對再生能源系統的電力轉換裝置設定虛擬慣性的控制參數。

更詳細來說，針對適合再生能源系統的總虛擬慣性值Jopt來說，會接收系統運用者對電力轉換裝置要求的虛擬慣性值（Jreq），再根據再生能源系統的動作狀態及規格資料，就再生能源系統中包含的複數的電力轉換裝置的每一者，設定虛擬慣性的上限值（Jmax, i）及以虛擬慣性的上限值（Jmax, i）動作時虛擬衰減常數的下限值（Dmin, i）。

然後，判定各上限值（Jmax, i）的合計值（ΣJmax, i）是否比被要求的虛擬慣性值（Jreq）小，當合計值（ΣJmax, i）比被要求的虛擬慣性值（Jreq）小的情況下，適合再生能源系統的總虛擬慣性值Jopt會被算出為Jpot=ΣJmax, i。

另一方面，當合計值（ΣJmax, i）比被要求的虛擬慣性值（Jreq）大的情況下，總虛擬慣性值Jopt被設定為Jpot= Jreq。專利文獻1中同樣也記載了適合再生能源系統的總虛擬衰減常數值Doptimal（最佳值）的計算。 [先行技術文獻] [專利文獻]

專利文獻1：日本專利特開2019-176584號公報

[發明所欲解決的問題]

根據專利文獻1，安裝了虛擬同步發電機控制功能的靜止型逆變器中用於虛擬同步發電機控制的控制參數（總虛擬慣性值及總虛擬衰減常數值），如上述方式算出後會通知靜止型逆變器。在這個情況下，系統管理者意圖的系統的慣性力會藉由安裝於靜止型逆變器的虛擬同步發電機控制來擔保。

另一方面，自主的微電網等當中，藉由安裝了複數的虛擬同步發電機控制的靜止型逆變器來控制充放電電力的蓄電池，能夠作為主電源（主要電源）動作，構成自主系統。然而，在這樣的架構下，因為必須在各個靜止型逆變器安裝虛擬同步發電機控制，所以利用既有的靜止型逆變器來構成系統就變得困難。

相對於此，用沒有安裝虛擬同步發電機控制的習知的靜止型逆變器建立起自主的微電網的情況下，例如將1台的蓄電池用電力轉換裝置內的靜止型逆變器，透過電壓控制，具體來說是CVCF（Constant Voltage Constant Frequency）控制，使其作為主電源（主要電源）動作。在這種情況下，當負載變動或發電量發生變化時，會嘗試調整主電源的輸出電力使負載與發電電力達成平衡。

一般來說，主電源的輸出入電力被管理自主的微電網的CEMS（Community Energy Management System）等的管理裝置所監視。當主電源的輸出入電力脫離預先制定的主電源的運轉計畫的情況下，CEMS會通知同一微電網內作為次要電源（電流控制）動作的蓄電池等的其他的分散電源，來調整充放電電力。藉此，能夠控制微電網的全體，使充放電電力不會偏於主要電源。

又，最近獲得關注的智慧逆變器作為用以控制電流的次要電源來動作，但其具有根據系統交流電壓的頻率，自律地控制充放電電力的功能（垂下特性）。然而，如上所述，主電源（主要電源）會輸出一定頻率的系統交流電壓，因此利用上述智慧逆變器的功能來執行自主的微電網控制是很困難的。

對此，以藉由安裝虛擬同步發電機控制的靜止型逆變器來控制充放電電力的蓄電池作為主電源的自主的微電網中，因為負載變動及發電量變動使主電源的充放電電力脫離運轉計畫的情況下，靜止型逆變器所輸出的系統交流電壓的頻率會發生變化。因此，如果將上述智慧逆變器作為次要電源的話，能夠利用智慧逆變器的垂下特性功能，將因為負載變動及發電量變動而產生的微電網內的過剩或不足電力，使不只主電源，也包含次要電源在內一起分擔。

在過去，因為地震、颱風、豪雨等的災害使電力基礎設施受害，發生了持續1星期以上停電等的事態的這樣的狀況，為了對應這個狀況，而持續地重頭檢討配電業者執照制度等。配電業者執照的一個目標是在災害發生時，針對電力基礎設施沒有受害的配電系統，活用分散停電來暫時恢復停電。

這樣的狀況下，會想到利用既有的蓄電池等的電源設備來構成自主微電網，如上所述，使用沒有安裝虛擬同步發電機控制的習知的靜止型逆變器，以電壓控制（CVCF控制）使主電源（主要電源）動作的情況下，會以主要電源、太陽電池等的分散電源（次要電源）協同合作來長時間運作自主電網。在這樣的情況下因為上述的問題而使得系統的穩定度的確保等受到擔憂。

像這樣，在確保系統穩定的方面，導入安裝了虛擬同步發電機控制的電力轉換器較佳，但要將既有的電力轉換裝置更換成安裝了虛擬同步發電機控制的電力轉換器，從成本面等來看會對自主微電網的架構產生限制。

本揭露為了解決上述的問題點，目的在於根據來自外部通知的指令，在包括相當於交流系統的電壓源而動作的逆變器在內的電力轉換裝置中，排除通訊延遲的偏差等的影響，穩定地控制從電力轉換裝置輸出的交流電壓，確保系統的穩定度。 [用以解決問題的手段]

根據本揭露的一個態樣，提供一種電力轉換裝置。電力轉換裝置根據控制分散電源的控制裝置傳來的指令動作，包括：逆變器、通訊部、電壓量測部、目標交流電壓產生部、電壓控制部。逆變器，連接到交流系統及分散電源之間，根據指令作為交流系統的電壓源動作。通訊部接收包含有控制裝置所通知的指令在內的逆變器控制必要的資訊。電壓量測部，量測逆變器輸出到交流系統的系統交流電壓的電壓值。目標交流電壓產生部，產生正弦波狀的目標交流電壓，作為逆變器作為電壓源動作下的輸出目標值。電壓控制部，控制逆變器的動作，來補償電壓量測部所量測的電壓值以及目標交流電壓之間的偏差。資訊包括系統交流電壓的頻率指令值。目標交流電壓產生部會使用系統交流電壓的振幅指令值、通訊部所接收的頻率指令值、以及電力轉換裝置中產生的系統交流電壓的相位資訊，算出目標交流電壓。

根據本揭露的另一個態樣，提供一種電力轉換系統。電力轉換系統包括分散電源的控制裝置；根據控制裝置的指令動作的電力轉換裝置。控制裝置安裝有模擬同步發電機的特性的虛擬同步機發電機控制功能。電力轉換裝置包括：逆變器、通訊部、電壓量測部、目標交流電壓產生部、電壓控制部。逆變器，連接到交流系統及分散電源之間，根據指令作為交流系統的電壓源動作。通訊部接收包含有控制裝置所通知的指令在內的逆變器控制必要的資訊。電壓量測部，量測逆變器輸出到交流系統的系統交流電壓的電壓值。目標交流電壓產生部，產生正弦波狀的目標交流電壓，作為逆變器作為電壓源動作下的輸出目標值。電壓控制部，控制逆變器的動作，來補償電壓量測部所量測的電壓值以及目標交流電壓之間的偏差。資訊包括系統交流電壓的頻率指令值。目標交流電壓產生部會使用系統交流電壓的振幅指令值、通訊部所接收的頻率指令值、以及電力轉換裝置中產生的系統交流電壓的相位資訊，算出目標交流電壓。 [發明功效]

根據本揭露，根據來自外部通知的指令，在包括相當於交流系統的電壓源而動作的逆變器在內的電力轉換裝置中，排除通訊延遲的偏差等的影響，確保逆變器的輸出目標值（目標交流電壓）的連續性，藉此能夠穩定地控制從電力轉換裝置輸出的交流電壓，確保系統的穩定度。

以下，參照圖式，詳細地說明本揭露的實施型態。又以下的圖式中相同或相當的部分會標示相同符號，其說明原則上不會重複。

[實施型態1] 圖1為說明實施型態1的電力轉換裝置所連接的配電系統的架構的方塊圖。以下，在本實施型態中，為了使說明簡單而以單相的配電系統為例，但當然同樣的構造也能夠使用於三相的配電系統。

參照圖1，配電系統24（24a～24d）透過開閉器28與變電所20連接。配電系統24上，複數的自動電壓調整器23（23a～23c）串聯連接。本實施型態中，自動電壓調整器23是由SVR（Step Voltage Regulator）構成，因此以下也將自動電壓調整器23稱為SVR23。

配電系統24d透過開閉器28與變電所20連接，配電系統24d及24c之間連接SVR23c。配電系統24c及24d之間連接SVR23b，配電系統24b及24a之間連接SVR23a。

城鎮A100a、城鎮B100b、城鎮C100c、城鎮D100d、工廠101、高樓102、以及大廈103會作為負載與對配電系統24a～24b連接。

又，配電系統24a透過大型太陽能板用電力轉換裝置27連接大型太陽能板26，且透過配電系統蓄電池系統41a連接配電系統蓄電池40a。配電系統24b透過配電系統蓄電池系統41b連接配電系統蓄電池40b。配電系統24c連接同步發電機30a。配電系統24d連接同步發電機30b且透過配電系統蓄電池系統41c連接配電系統蓄電池40c。

以下，圖式中，將添加小字來做區別的各要素統一表示的情況下，會將該添加小字刪除來標示。例如要將圖1中的配電系統蓄電池40a～40c、以及配電系統蓄電池系統41a～41c統一表示的情況下，會標示簡單標示持配電系統蓄電池40、以及配電系統蓄電池系統41。

配電系統24連接複數的電壓計22（22a、22e、22f、22i、22j、22x），量測結果在預定的週期傳送給配電自動化系統（DSO，Distribution System Operator ）21。又，SVR23的分接頭位置資訊、一次側及二次側電壓資訊也會通知DSO21。又，本實施型態中，SVR23會在預定的週期通知分接頭位置資訊、一次側及二次側電壓資訊，且在SVR23切換分接頭時，會非定期地通知分接頭位置資訊、一次側及二次側電壓資訊。

CEMS31在預定的週期從各需要用戶（圖1的例子中，城鎮A100a、城鎮B100b、城鎮C100c、城鎮D100d、高樓102、大廈103、以及工廠101）、大型太陽能板用電力轉換裝置27、同步發電機30a、30b、以及配電系統蓄電池系統41a～41c，收集各種量測結果等的資訊。

CEMS31收集的上述資料會根據來自DSO21的要求，從CEMS31通知DSO21。又，城鎮A100a、城鎮B100b、城鎮C100c、城鎮D100d內的需要用戶的消耗電力、以及產能機器的發電電力會從設置於各個需要用戶的未圖示的智慧電表，以CEMS31在預定的週期（例如30分鐘的週期）收集。

圖2為進一步說明包括連接到圖1所示的配電系統24的配電系統蓄電池40在內的配電系統蓄電池系統41的架構的方塊圖。

參照圖2，配電系統蓄電池系統41包括電流/電壓量測裝置42、控制裝置43、以及配電系統蓄電池用電力轉換裝置44。

電流/電壓量測裝置42量測配電系統蓄電池系統41所連接的配電系統24的電壓及電流。電流/電壓量測裝置42量測的電壓及電流的量測值會透過通訊線25通知給與CEMS31連接的控制裝置43。

配電系統蓄電池用電力轉換裝置44連接在配電系統蓄電池40以及配電系統24之間，在配電系統蓄電池40以及配電系統24之間進行電力轉換，以輸出及輸入按照指令值的有效電力及無效電力。藉此，控制配電系統蓄電池40的充放電。

控制裝置43在實施型態1中，從CEMS31接收從配電系統蓄電池用電力轉換裝置44輸出及輸入的有效電力及無效電力的指令值、控制裝置43內的虛擬同步發電機控制電路433（後述）內使用的控制參數、以及配電系統蓄電池用電力轉換裝置44內的逆變器電壓控制電路4095內使用的控制參數等。另一方面，控制電路43將從配電系統蓄電池用電力轉換裝置44輸出的有效及無效電力的量測結果等通知CEMS31。

實施型態1中，控制裝置43將後述的虛擬同步發電機控制電路433所算出的頻率指令值及電壓振幅指令值，透過通訊線45通知配電系統蓄電池用電力轉換裝置44。

如圖2所示，配電系統蓄電池系統41對應本實施型態的「電力轉換系統」的一實施例，配電系統蓄電池用電力轉換裝置44對應本實施型態的「電力轉換裝置」的一實施例。又，配電系統24對應「交流系統」的一實施例，配電系統蓄電池40對應「分散電源」的一實施例。另外，圖1中，例示了複數的配電系統蓄電池系統41（也就是配電系統蓄電池用電力轉換裝置44）所連接的交流系統（配電系統24），但連接到交流系統的配電系統蓄電池系統41及配電系統蓄電池用電力轉換裝置44即使是1個的情況下，也能適用本揭露這點是確定的。

圖3為說明圖1所示的CEMS31的架構的方塊圖。參照圖3，CEMS31包括通訊電路311、儲存電路312、運轉計畫製作電路314、傳送資料產生電路315、以及分散電源管理部控制電路316。

通訊電路311透過通訊線25與DS021、各需要用戶（城鎮A100a、城鎮B100b、城鎮C100c、城鎮D100d、高樓102、大廈103、以及工廠101）、大型太陽能板用電力轉換裝置27、同步發電機30a、30b、以及配電系統蓄電池系統41a、41b、41c通訊。

儲存電路312儲存透過通訊電路311而收到的各種資訊（量測結果及各分散電源的狀態資訊等）。量測結果包括配電系統蓄電池系統41a、41b、41c所收集的SOC資訊等。

運轉計畫製作電路314根據來自DSO21的控制指令，製作配電系統蓄電池系統41a、41b、41c的運轉計畫。例如實施型態1中，以30分鐘的間隔製作24小時的量的運轉計畫。

傳送資料產生電路315儲存運轉計畫製作電路314所輸出的有關運轉計畫的資料，且根據分散電源管理部控制電路316的傳送指令，將儲存的資料輸出給通訊電路311。通訊電路311根據分散電源管理部控制電路316所輸出的控制訊號，將傳送資料產生電路315所輸出的資料發送出去。

分散電源管理部控制電路316管理CEMS31內的通訊電路311、儲存電路312、運轉計畫製作電路314、以及傳送資料產生電路315的動作。又，分散電源管理部控制電路316也會產生配電系統蓄電池系統41a、41b、41c的虛擬同步發電機控制部（控制裝置43內）以及電壓控制部（配電系統蓄電池用電力轉換裝置44內）的控制參數。

這些虛擬同步發電機控制部、以及電壓控制部的細節之後說明，實施型態1中，安裝有虛擬同步發電機控制的配電系統蓄電池系統41的虛擬同步發電機控制部、以及電壓控制部的控制參數，在連結系統的情況（也就是，對於與連接系統電源的配電系統24，配電系統蓄電池用電力轉換裝置44作為電壓源動作與其連結的情況）以及自主系統的情況（也就是，對於與系統電源分離的配電系統24，配電系統蓄電池用電力轉換裝置44作為電壓源動作的情況）之間被控制成不同的值。又，即使是自主系統，受到同步發電機的有無、安裝假想同步發電機控制的配電系統蓄電池系統41的台數的影響，虛擬同步發電機控制部、電壓控制部的控制參數會改變。

圖4為說明圖3所示的CEMS31內的運轉計畫製作電路314的架構的方塊圖。參照圖4。運轉計畫製作電路314包括蓄電池運轉計畫產生電路3141、發電量預測電路3142、消耗電力預測電路3143、分散電源運轉計畫製作管理電路3145、以及運轉計畫製作部管理電路3146。

發電量預測電路3142將來自天氣預報伺服器（未圖示）的24小時量的天氣預報資訊，透過通訊網路311獲得，且根據獲得的天氣預報資訊、以及為了發電量預測用而準備的資料庫資訊（未圖示），預測大型太陽能板26的發電量。

消耗電力預測電路3143根據CEMS31的內部的時間資訊（年月日、星期幾、幾點）、以及為了消耗電力預測用而準備的資料庫資訊（未圖示），預測各需要用戶的消耗電力的合計值。

蓄電池運轉計畫產生電路3141根據DSO21所通知的控制指令資訊、發電量預測電路3142所預測的大型太陽能板26的發電量預測結果、消耗電力預測電路3143所預測的需要用戶的消耗電力預測資訊，產生配電系統蓄電池用電力轉換裝置44a、44b、44c的運轉計畫（每30分—24小時的計畫），也就是各分散電源的電力目標值。另外，DSO21所通知的控制指令資訊包括變電所20以下消耗的電力（供給電力）的計畫值（每30分—24小時的計畫）。

分散電源運轉計畫製作管理電路3145會儲存蓄電池運轉計畫產生電路3141所產生的各分散電源的電力目標值，並且根據運轉計畫製作部管理電路3146所輸出的控制訊號，將儲存的電力目標值輸出到傳送資料產生電路315。

運轉計畫製作部管理電路3146管理蓄電池運轉計畫產生電路3141、發電量預測電路3142、消耗電力預測電路3143、以及分散電源運轉計畫製作管理電路3145的動作。

圖5為說明圖1所示的大型太陽能板用電力轉換裝置27的架構的方塊圖。參照圖5，大型太陽能板用電力轉換裝置27包括電壓計201、電流計202、第1DC/DC轉換電路203、第1控制電路204、直流母線205、電壓計206、電流計207、第1DC/AC轉換電路208、第2控制電路209、電壓計210、電流計211、以及通訊介面212。

電壓計201量測從大型太陽能板26輸出的電壓（DC）。電流計202量測從大型太陽能板26輸出的電流（DC）。第1DC/DC轉換電路203將大型太陽能板26輸出的第1直流電壓的直流電力轉換成第2直流電壓的直流電力。

第1控制電路204控制第1DC/DC轉換電路203。直流母線205將第1DC/DC轉換電路203所輸出的第2直流電壓供給至第1DC/AC轉換電路208。電壓計206量測直流母線205的電壓。電流計207量測從第1DC/DC轉換電路203輸出的電流（DC）。

第1DC/AC轉換電路208將第1DC/DC轉換電路203所輸出的直流電力轉換成交流電力。第2控制電路209控制第1DC/AC轉換電路208。電壓計210量測從第1DC/AC轉換電路208所輸出的電壓（AC）。電流計211量測從第1DC/AC轉換電路208所輸出的電流（AC）。通訊介面212在大型太陽能板用電力轉換裝置27及CEMS31之間進行通訊。

圖6為說明圖2所示的配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的架構的方塊圖。參照圖6，配電系統蓄電池用電力轉換裝置44包括電壓計401、電流計402、第2DC/DC轉換電路403、第3控制電路404、直流母線405、電壓計406、電流計407、第2DC/AC轉換電路408、第4控制電路409、電壓計410、電流計411、以及通訊介面412。

電壓計401量測從配電系統蓄電池40輸出的電壓（DC）。電流計402量測從配電系統蓄電池40輸出的電流（DC）。第2DC/DC轉換電路403將配電系統蓄電池40輸出的第3直流電壓的直流電力轉換成第4直流電壓的直流電力。

第3控制電路404控制第2DC/DC轉換電路403。直流母線405將第2DC/DC轉換電路403所輸出的第4直流電壓供給至第2DC/AC轉換電路408。

電壓計406量測直流母線405的電壓。電流計407量測從第2DC/DC轉換電路403輸出的直流電流。第2DC/AC轉換電路408將第2DC/DC轉換電路403所輸出的直流電力轉換成交流電力。第4控制電路409控制第2DC/AC轉換電路408。

電壓計410量測從第2DC/AC轉換電路408所輸出的電壓（AC）。電流計411量測從第2DC/AC轉換電路408所輸出的電流（AC）。通訊介面412在配電系統蓄電池用電力轉換裝置44及控制裝置43之間進行通訊。

另外，第1DC/DC轉換電路203（圖5）和第2DC/DC轉換電路403（圖6），以及第1DC/AC轉換電路208（圖5）和第2DC/AC轉換電路408（圖6）的架構，也可以使用習知的DC/DC轉換器及逆變器的架構。

圖7為說明圖5所示的，控制大型太陽能板用電力轉換裝置27的第1DC/DC轉換電路203的第1控制電路204的架構的方塊圖。

參照圖7，第1控制電路204具有MPPT（Maximum Power Point Tracking）控制電路2041、電壓控制電路2042、第1切換電路2043、以及第5控制電路2044。

MPPT控制電路2041根據電壓計201及電流計202的量測值，進行所謂的最大電力點追隨控制。最大電力點追隨控制中，為了最大限度地取出大型太陽能板26發電的電力，而搜索大型太陽能板26的最大電力點。具體來說，MPPT控制電路2041產生第1DC/DC轉換電路203的控制指令值，其用以將電壓計201所量測的直流電壓控制到對應到上述最大電力點的電壓。

電壓控制電路2042根據電壓計206的量測值，產生第1DC/DC轉換電路203的控制指令值，其用以將直流母線205的直流電壓（第2直流電壓）維持在預定的目標電壓。第5控制電路2044對MPPT控制電路2041及電壓控制電路2042輸出控制參數及控制目標值等，且管理大型太陽能板26的發電狀態等。第5控制電路2044更輸出第1切換電路2043的控制訊號。

第1切換電路2043依照來自第5控制電路2044的控制訊號，選擇地將MPPT控制電路2041及電壓控制電路2042的輸出中的其中之一，作為第1DC/DC轉換電路203的控制指令值輸出。第1DC/DC轉換電路203被MPPT模式或電壓控制模式控制。第1切換電路2043被控制成在MPPT模式下會輸出MPPT控制電路2041產生的控制指令值，且在電壓控制模式下會輸出電壓控制電路2042產生的控制指令值。

圖8為說明圖5所示的，控制大型太陽能板用電力轉換裝置27的第1DC/AC轉換電路208的第2控制電路209的架構的方塊圖。

參照圖8，第2控制電路209包括相位檢出電路2091、第1正弦波產生電路2092、電流控制電路2090、以及第6控制電路2097。又，電流控制電路2090具有減法器2093、第1PI（Proportional-Integral）控制電路2094、乘法器2095、減法器2096、第2PI控制電路2098、以及第1PWM（Pulse Width Modulation）轉換電路2099。又，電流控制電路2090的功能在同步於系統交流電壓來輸出電力的控制模式下，相當於設置於家庭中的一般的太陽能發電用的電力轉換裝置的控制功能。

相位檢出電路2091從電壓計210量測的交流的電壓波形量測出相位資訊。第1正弦波產生電路2092根據電壓計210所量測的系統交流電壓的振幅、以及相位檢出電路2091所檢測出的相位資訊，產生同步於交流的電壓波形的正弦波。

實施型態1中，相位檢出電路2091從交流的電壓波形中檢測出零交越點，且從零交越點檢出結果中檢測出系統交流電壓的頻率，將其與零交越點資訊一起輸出到第1正弦波產生電路2092。又，零交越點的檢出細節會在之後說明。

電流控制電路2090根據從電壓計206輸出的直流母線205的直流電壓，產生第1DC/AC轉換電路208的控制指令值。從電壓計206輸出的直流母線205的直流電壓會從第6控制電路2097所輸出的直流母線電壓的目標值被減法器2093減去。

減法器2093所獲得的減去值會輸入到第1PI控制電路2094。第1PI控制電路2094透過使用第6控制電路2097輸出的控制參數（比例增益及積分時間）的控制運算，產生用以控制直流母線205的直流電壓到既定值的指令值。

第1PI控制電路2094所產生的指令值會被輸出到乘法器2095，與和第1正弦波產生電路2092所輸出的交流的電壓波形同步的正弦波相乘。藉此，從乘法器2095輸出電流指令值。

從乘法器2095輸出的電流指令值被輸入到減法器2096。減法器2096將電流指令值減去電流計211所量測的交流系統的電流值，算出電流偏差。減法器2096所算出的電流偏差會被輸入到第2PI控制電路2098。

第2PI控制電路2098會透過使用第6控制電路2097所輸出的控制參數（比例增益及積分時間）的控制運算，補償減法器2096的電流偏差，也就是產生用以控制電流偏差為0的控制指令值。產生的控制指令值會被輸入到第1PWM轉換電路2099。

第1PWM轉換電路2099對來自第2PI控制電路2098的控制指令值實施PWM調變，產生第1DC/AC轉換電路208的控制指令值。產生的控制指令值會輸出到第1DC/AC轉換電路208。如上述，第1PI控制電路2094及第2PI控制電路2098的控制參數也會由第6控制電路2097通知。

又，交流系統的實效電壓量測部（未圖示）所量測的交流系統的實效電壓，或者是交流系統的有效．無效電力量測部（未圖示）所量測的有效電力及無效電力資訊，也會透過通訊介面212（圖5）由第6控制電路2097通知CEMS31。又，交流系統的實效電壓及有效電力等的量測結果也會由第6控制電路2097通知第5控制電路2044（圖7）。藉此，第5控制電路2044在例如系統交流電壓的實效值超過既定的基準值的情況下，將大型太陽能板26的控制從MPTT控制切換到電壓控制，能夠抑制系統交流電壓的上升。

圖9為說明圖6所示的，控制配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的第2DC/DC轉換電路403的第3控制電路404的架構的方塊圖。

參照圖9，第3控制電路404包括充電控制電路4041、放電控制電路4042、第2切換電路4043、以及第7控制電路4044。

充電控制電路4041產生進行配電系統蓄電池40的充電控制時的第2DC/DC轉換電路403的控制指令值。放電控制電路4042產生進行配電系統蓄電池40的放電控制時的第2DC/DC轉換電路403的控制指令值。第7控制電路4044輸出對充電控制電路4041及放電控制電路4042的控制參數及控制目標值等，且管理配電系統蓄電池40的充電量（SOC）、充放電電流、充放電電力量等。第7控制電路4044更將第2切換電路4043的控制訊號輸出。

第2切換電路4043依照來自第7控制電路4044的控制訊號，選擇地將充電控制電路4041及放電控制電路4042的輸出中的其中之一，作為第2DC/DC轉換電路403的控制指令值輸出。

第2切換電路4043被控制成在配電系統蓄電池40的充電被指示時會輸出充電控制電路4041產生的控制指令值，且在配電系統蓄電池40的放電被指示時會輸出放電控制電路4042產生的控制指令值。

圖10為說明圖6所示的，控制配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的第2DC/AC轉換電路408的第4控制電路409的架構的方塊圖。

參照圖10，第4控制電路409包括交流頻率檢出電路4091、實效電力算出電路4092、逆變器電流控制電路4094、逆變器電壓控制電路4095、第3切換電路4096、以及第8控制電路4097。

交流頻率檢出電路4091從電壓計410量測的交流的電壓波形檢測出相位。實施型態1中，以後述的手法從交流的電壓波形檢測出零交越點，再從檢測出的零交越點的時間間隔檢測出頻率。另外，系統交流電壓的頻率檢出並不限定於使用零交越點檢出的手法這點是確定的。

實效電力算出電路4092從電壓計410及電流計411所量測的系統交流電壓資訊及交流電流資訊算出實效電力。例如，實施型態1中，根據交流頻率檢出電路4091所輸出的零交越點檢出資訊及交流頻率資訊，對系統交流電壓波形的1週期的電力進行積分，藉此算出實效電力。然而，實效電力也能夠由上述以外的手法算出。例如，交流系統是三相交流的情況下，能夠使用三相的交流電壓及電流的d-q轉換值算出實效電力。

逆變器電流控制電路4094產生以電流控制使第2DC/AC轉換電路408動作的情況下的控制指令值。另外，逆變器電流控制電路4094只有與圖8中的電流控制電路2090的控制參數不同，能夠採用相同的電路架構及動作。因此，逆變器電流控制電路4094的詳細說明省略。

逆變器電壓控制電路4095產生以電壓控制使第2DC/AC轉換電路408動作（使第2DC/AC轉換電路408輸出系統交流電壓）的情況下的控制指令值。

第3切換電路4096依照第8控制電路4097的輸出，選擇逆變器電流控制電路4094所產生的控制指令值（電流控制）以及逆變器電壓控制電路4095所產生的控制指令值（電壓控制）的其中一者，對第2DC/AC轉換電路408輸出。也就是，配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的第2DC/AC轉換電路408可以根據電壓控制或電流控制任一者來動作，依照第8控制電路4097的輸出而使用電壓控制或電流控制的其中一者來動作。

第8控制電路4097收集電壓計406及電流計407所輸出的有關直流母線405的量測結果、電壓計410及電流計411所輸出的有關交流系統的量測結果、以及第3控制電路404所輸出的第2DC/DC轉換電路403的狀態資訊等。第8控制電路4097所收集的量測結果及狀態資訊等，會透過通訊介面412通知控制裝置43等。

上述的逆變器電流控制電路4094及逆變器電壓控制電路4095的各種控制參數會由第8控制電路4097通知。又，實施型態1中，如圖2所說明，逆變器電壓控制電路4095的控制參數中由CEMS31通知的參數，會經由第8控制電路4097來通知。這是根據以下的理由。

如實施型態1所示，使配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的外部的控制裝置43具有虛擬同步發電機控制功能的情況下，細節在之後說明，但在頻率指令值送達配電系統蓄電池用電力轉換裝置44之前，會發生量測延遲、處理延遲、以及通訊延遲等，造成配電系統蓄電池用電力轉換裝置44所輸出的交流系統頻率直到反映出該頻率指令值前會發生延遲。另一方面，負載變動或發電量變動造成的過剩或不足電力，因為是配電系統蓄電池用電力轉換裝置44本身來處理，所以能夠幾乎無延遲時間來處理。因為這個延遲時間的有無的差，系統頻率及系統電壓的關係會與用頻率指令值所做的設想的不同，恐有配電系統24的動作不穩定的疑慮。又，本說明書中，相對於電力轉換裝置，「外部」的控制裝置相當於在電力變換裝置及控制裝置之間的進行資訊的收發，需要通訊介面介於其間者。

自主微電網中安裝虛擬同步發電機控制功能的配電系統蓄電池系統41是1台的情況下，本身決定系統交流電壓的頻率，輸出用的處理延遲的影響並不大。另一方面，2以上的複數台的配電系統蓄電池系統41合作建構自主微電網的情況下，隨著台數的增加，這個延遲時間會怎麼影響自主微電網的穩定動作也受到擔憂。

作為一例，假想2台的配電系統蓄電池系統41連接的情況來說明。當自主微電網內發生負載或發電量的急遽變化，因為上述延遲時間的影響，相對配電系統蓄電池系統41所輸出的電力的變化，配電系統蓄電池系統41所輸出的系統交流電壓的頻率的變化會延遲。

藉此，2台的配電系統蓄電池系統41所輸出的系統交流電壓的相位偏離控制點時，2台的配電系統蓄電池系統41之間會發生橫流。此時，如果各配電系統蓄電池系統41的電壓控制部的回應速度快，橫流會發散而產生大電流，自主微電網因此自我保護而停止的情況受到擔憂。

因此，本實施型態1中，將CEMS31對各配電系統蓄電池系統41送達的電壓控制（逆變器電壓控制電路4095）的控制參數，設定成對應於在微電網內動作的安裝有虛擬同步發電機控制功能的配電系統蓄電池系統41的台數而改變。具體來說，設定各配電系統蓄電池用電力轉換裝置44內的逆變器電壓控制電路4095內的控制參數，使得該台數越多，電壓控制的回應時間就變得越長，藉此將配電系統蓄電池用電力轉換裝置44所輸出的交流電壓的控制的回應時間做最佳設定，能夠確保自主微電網的穩定性。結果，通知到各配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的控制參數會被設定成，複數台的安裝有虛擬同步發電機控制功能的配電系統蓄電池系統41作為電壓源平行動作來構成自主微電網的情況，比起單1台構成微電網的情況，配電系統蓄電池用電力轉換裝置44所輸出的交流電壓的控制的回應時間變長。

同樣地，決定配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的控制回應速度的逆變器電壓控制電路4095的控制參數，在構成自主微電網時以及與系統連動動作時，有不同的設定為佳。具體來說，連動系統的情況下，因為支持系統的同步發電機的回應快，因此抑制配電系統蓄電池用電力轉換裝置44側的控制回應，從確保電力系統的穩定性的觀點來看是較佳的。因此，CEMS31設定逆變器電壓控制電路4095的控制參數，使得配電系統蓄電池用電力轉換裝置44與系統連動的情況下比起構成自主微電網的情況下，配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的輸出電壓控制的回應時間變長。更詳細來說，逆變器電壓控制電路4095的控制參數會設定成，連動系統時的配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的輸出電壓控制的回應時間，會變得比單1台支持微電網的情況下的回應時間更長。藉此，即使在安裝有虛擬同步發電機控制功能的配電系統蓄電池系統41連動系統的情況下，也不會產生不必要的干擾，能夠給予系統慣性力。

同樣地，控制裝置43內的虛擬同步發電機控制電路433的控制參數，也在本實施型態1中由CEMS31通知。這是根據以下的理由。

如上所述，使配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的外部的控制裝置43具有虛擬同步發電機控制功能的情況下，將頻率指令值送到配電系統蓄電池用電力轉換裝置44時，因為發生量測延遲、處理延遲、以及通訊延遲等，配電系統蓄電池用電力轉換裝置44所輸出的交流系統頻率反映出上述頻率指令值之前會發生延遲。

對此，在自主微電網內發生負載變動或發電量變動的情況下，複數台安裝了虛擬同步發電機控制功能的配電系統蓄電池系統41，能夠因應於上述負載變動或發電量變動，來變化配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的輸出電力。然而，因為頻率指令值在外部的控制裝置43產生，所以對應於上述變動的配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的輸出電力變化，不會立即反映到頻率指令值上。

因此，當後述的控制裝置43內的虛擬同步發電機控制電路433的控制增益（特別是，制動係數Dg及速度調整率Kgd）高，各個配電系統蓄電池系統41所輸出的系統交流電壓的頻率述也會大幅變化。藉此，配電系統蓄電池系統41之間進行電力的傳接，當各個配電系統蓄電池系統41所輸出的系統交流電壓的頻率有振盪的情況時，最終配電系統蓄電池系統41有停止的疑慮。

因此，本實施型態1中，自主系統（自主微電網）上連接複數台安裝有虛擬同步發電機控制的配電系統蓄電池系統41（配電系統蓄電池用電力轉換裝置44）作為電壓源動作的情況下，CEMS31會構成，設定後述的虛擬同步發電機控制內的控制增益（至少有制動係數Dg）可變，以因應於安裝有虛擬同步發電機控制的配電系統蓄電池系統41的台數。藉此，又，關於制動參數Dg的細節會在之後說明。藉此，即使自主系統連接複數台安裝有虛擬同步發電機控制的配電系統蓄電池系統41，其並聯而作為電壓源動作的情況下，配電系統24也不會發生不必要的干擾，能夠給予系統慣性力。

同樣地，控制裝置43內的虛擬同步發電機控制電路433的控制增益，在配電系統蓄電池系統41（配電系統蓄電池用電力轉換裝置44）構成自主微電網時，以及連動系統時之間設定成不同的值為佳。具體來說，連動系統時，支持系統的同步發電機的回應快，因此將虛擬同步發電機控制電路433內的控制參數（特別是，制動係數Dg及速度調整率Kgd）設定成比相對負載變動或發電量變動的系統交流電壓的回應速度低，藉此能夠保證電力系統的穩定性。詳細來說，即使是虛擬同步發電機控制電路433的控制增益也會被CEMS31設定成，連動系統的情況下的配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的相對於負載變動或發電量變動的系統交流電壓的控制回應速度，會比單1台支持自主微電網的情況下的該回應速度慢。藉此，安裝有虛擬同步發電機控制功能的配電系統蓄電池系統41即使連動系統的情況下，也不會發生不必要的干擾，能夠給予系統慣性力。

圖11為說明圖10所示的交流頻率檢出電路4091的架構的方塊圖。

參照圖11，交流頻率檢出電路4091具有相位檢出電路40910、頻率檢出電路40911、以及第2正弦波產生電路40912。例如，相位檢出電路40910從電壓計410所輸出的交流系統的的電壓波形檢測出零交越點。另外，相位檢出電路40910的相位檢出方法不限於零交越點檢出也是不言自明的。

頻率檢出電路40911從相位檢出電路40910所輸出的零交越點的週期檢測出系統交流電壓的頻率數。第2正弦波產生電路40912根據相位檢出電路40910的零交越點檢出結果、頻率檢出電路40911的頻率檢出結果、以及CEMS31所輸出的系統交流電壓振幅，產生與系統交流電壓同步的正弦波。

另外，本實施型態1中，第2正弦波產生電路40912所產生的正弦波，會在逆變器電流控制電路4094將配電系統蓄電池用電力轉換裝置44作為電流源控制時被使用。從交流頻率檢出電路4091會輸出零交越點檢出資訊（例如零交越點檢出時刻）、頻率檢出資訊、以及正弦波資訊。

圖12為說明圖10所示的逆變器電壓控制電路4095的架構的方塊圖。

參照圖12。逆變器電壓控制電路4095包括第3正弦波產生電路40951、減法器40952、第3PI控制電路40953、第2PWM轉換電路40954、以及第1電流限制電路40955。

逆變器電壓控制電路4095根據控制裝置43內的虛擬同步發電機控制電路433（詳細之後說明）所輸出的頻率資訊（頻率指令值）、以及CEMS31所產生的系統交流電壓的振幅資訊（電壓振幅指令值），產生控制第2DC/AC轉換電路408的控制指令值。另外，本實施型態1中，從控制裝置43輸出的頻率資訊以及系統交流電壓的振幅資訊，會藉由透過圖10所示的通訊介面412的路徑，經由第8控制電路4097輸入到逆變器電壓控制電路4095。

來自交流頻率檢出電路4091的正弦波資訊（相位檢出資訊）會輸入到第3正弦波產生電路40951。第3正弦波產生電路40951會根據輸入的頻率資訊（頻率指令值）、相位資訊（實施型態1的零交越點檢出資訊）、以及系統交流電壓的振幅資訊，產生從第2DC/AC轉換電路408輸出的系統交流電壓的目標值。

減法器40952將第3正弦波產生電路40951的輸出值（系統交流電壓的目標值）減去電壓值410所量測的電壓，輸出電壓偏差。算出的電壓偏差會輸出到第3PI控制電路40953。第3PI控制電路40953補償輸入的電壓偏差，也就是，依照PI控制運算產生控制指令值，使得該電壓偏差成為0。第3PI控制電路40953將控制指令值輸出第1電流限制電路40955。

第1電流限制電路40955根據經由第8控制電路4097輸入的電流計411的檢測結果，對第3PI控制電路40953所輸出的控制指令值施加限制。具體來說，超過第2DC/AC轉換電路408的電流容量的電流流過的情況下，降低控制指令值，使流過第2DC/AC轉換電路408的電流成為預定的電流值（例如，第2DC/AC轉換電路408的電流容量）以下。

第1電流限制電路40955的輸出會輸入到第2PWM轉換電路40954。又，第3PI控制電路40953及第1電流限制電路40955的控制參數（控制增益、積分時間、以及電流限制值）是由CEMS31產生，透過控制裝置43及第8控制電路4097，輸入到逆變器電壓控制電路4095。另外，如上所述，因應於作為電壓源動作的逆變器的台數，降低電壓控制部（逆變器電壓控制電路4095）的回應速度的情況下，上述逆變器台數越多，至少會進行第3PI控制電路40953的控制增益降低，以及積分時間的上升其中之一，構成控制參數。

第2PWM轉換電路40954對第1電流限制電路40955輸出的指令值進行PWM調變，產生第2DC/AC轉換電路408的控制指令值。產生的控制指令值會對第2DC/AC轉換電路408輸出。

又，第8控制電路4097對於上述交流系統的實效電壓量測部（未圖示）或有效．無效電力量測部（未圖示）所量測的交流系統的實效電壓、有效電力以及無效電力，會透過通訊介面412通知控制裝置43（CEMS31）。交流系統的實效電壓、有效電力以及無效電力等的量測結果也會由第8控制電路4097通知第7控制電路4044。

在圖12的架構中，逆變器電壓控制電路4095當中，第3正弦波產生電路40951對應於「目標交流電壓產生部」的一實施例，減法器40952、第3PI控制電路40953、第2PWM轉換電路40954、以及第1電流限制電路40955對應「電壓控制部」的一實施例。又，圖6的通訊介面412及電壓計410分別對應於「通訊部」及「電壓量測部」的一實施例，圖10的交流頻率檢出電路（更特定的是，圖11的相位檢出電路40910）對應於「相位檢出部」的一實施例。

圖13為說明圖2所示的控制裝置43的架構的方塊圖。參照圖13，控制裝置43包括第2相位檢出電路431、實效電力算出電路432、虛擬同步發電機控制電路433、通訊介面（I/F）434、以及管理電路435。管理電路435能夠透過通訊介面434及通訊線45，與配電系統蓄電池用電力轉換裝置44之間通訊。又，管理電路435如圖2所示，也能夠與CEMS31之間通訊。

第2相位檢出電路431從電流/電壓量測裝置42所輸出的交流系統的電壓波形檢測出零交越點。例如，本實施型態1中，具體上是檢測出零交越點時刻、以及零交越點檢出時間。第2相位檢出電路431中，從前次檢測出的零交越點時刻資訊、本次檢測出的零交越點時刻資訊，算出系統交流電壓的頻率。另外，與以相位檢出電路40910中說明的相同，第2相位檢出電路431的相位檢出不限定於零交越點檢出，頻率的算出手法也不限定於上述的內容。

實效電力算出電路432根據電流/電壓量測裝置42所輸出的交流系統的電流及電壓資訊、以及第2相位檢出電路431所輸出的零交越點檢出資訊，算出系統交流電壓1週期的實效電力。此時，實效電壓及實效電流也會被算出。

虛擬同步發電機控制電路433根據第2相位檢出電路431所輸出的零交越點資訊以及系統交流電壓的頻率資訊、實效電力算出電路432所輸出的交流實效電力資訊，執行虛擬同步發電機控制，用以讓第2DC/DC轉換電路408（靜止型逆變器）具有同步發電機的慣性力、同步化力、以及制動力。

在此，簡單說明虛擬同步發電機控制裝置技術。由火力發電作為代表的同步發電機具有的功能，是因應頻率調整輸出的電力的功能（調速器功能）、維持角速度的功能（慣性力）、與系統交流電壓取得同步的功能（同步化力）、基幹系統的電壓調整功能（AVR：Automatic Voltage Regulator）、系統事故造成系統交流電壓的瞬間下降時也能夠維持運轉的功能等。虛擬同步發電機控制技術中，會控制靜止型逆變器的過渡回應，來模擬同步發電機所具有的過渡功能。具體來說，是控制靜止型逆變器的輸出電壓，來模擬調速器功能、模擬依據動搖方程式的質點系統模型（旋轉機的動特性）的功能、以及AVR功能這三個功能。本實施型態1中，特別說明跟安裝有調速器功能以及模擬依據動搖方程式的質點系統模型的功能的情況。

圖34為用以說明虛擬同步發電機控制機數的概念圖。另外，關於同步發電機具有的AVR功能，主要是根據上位系統（實施型態1中CEMS31）所通知的輸出電壓指令或無效電力指令值而被控制的功能。因此，實施型態1中，關於AVR功能，會說明不安裝到虛擬同步發電機控制電路433的例子，也就是，關於系統交流電壓的電壓振幅指令，不會在虛擬同步發電機控制電路433產生，而會經由控制裝置43內的管理電路435及通訊介面434，由CEMS31通知配電系統蓄電池用電力轉換裝置44。

以下，具體地說明調速器功能以及模擬依據動搖方程式的質點系統模型的功能。

首先說明調速器功能。發電廠的調速器，具有藉由控制火力發電、核能發電的燃氣渦輪或蒸氣渦輪的輸出、又或是水力發電的水車導流片等，來控制發電機的輸出電力的功能。

交流電力系統中，當需要電力超過供給電力，系統交流電壓的頻率下降。藉由使能夠輸出控制的火力發電機及水力發電機使調速器具有垂下特性，控制發電電力在頻率下降時增加。相反地，當供給電路超過需要電力，系統交流電壓的頻率上升。這個情況下也同樣地，藉由使能夠輸出控制的火力發電機及水力發電機使調速器具有垂下特性，控制發電電力在頻率上升時減少。

圖34概要顯示加速器功能。圖34所示的同步發電機模式MPG中，用以使同步發電機的轉子M1旋轉用的機械輸入Pin被調節閥M2所控制的流量調整。

當同步發電機的旋轉子M1的角速度ω增大，調節能量的流入的調節閥M2被控制往圖右側移動，使得對同步發電機的機械輸入Pin減少。對此，當同步發電機的旋轉子M1的角速度ω減少，調節閥M2被控制往圖左側移動，使得對同步發電機的機械輸入Pin增加。

透過這樣的動作，能夠因應於相當於同步發電機的角速度ω的己端的系統交流電壓的頻率，單獨控制同步發電機所輸出的電輸出Pout。同步發電機各自進行上述動作的情況下，因為會以系統交流電壓的頻率進行管理，所以在發電機之間也能夠分擔負載。關於調速器，電機工程學會有提供以1次延遲系統構成的模型來做為標準模型。

本實施型態1中，說明了以上述1次延遲系統模型來近似調節器的情況下的動作。以下的式（1）表示該1次延遲系統的傳遞函數G（s）。其中式（1）中的（-1/Kgd）表示調速器的比例增益（Kgd：速度調節率），Tg表示1次延遲系統的時間常數（Tg：調速器時間常數）。 G（s）=－1 /（Kgd ×（1 + s × Tg））        …（1）

接著，說明模擬依據動搖方程式的質點系統模型的功能。

同步發電機具有如圖34所示的具有單位慣性常數M的轉子M1。例如，大型太陽能板26的發電電力在因為日照突然變化而急遽減少的情況下，上述調速器控制中，無法瞬間補充不足的電力。

同步發電機將累積於轉子M1的旋轉能量轉換成電力，輸出到系統。此時，發電機轉子的角速度ω（轉數）減少。當轉子M1的角速度減少，在調速器控制下被供給的機械輸入Pin增加，藉此填補供給電力相對於需要電力的不足。

式（2）顯示模擬同步發電機的轉子M1的質點系統模型的動搖方程式。式（2）中，機械輸入Pin及電輸出Pout會除以角速度ω，藉此換算成輸入轉矩Tin以及輸出轉矩Tout。又，式（2）中的Dg表示制動係數，如上述，M表示單位慣性常數。 Tin－Tout＝M×（dω/dT）＋Dg × ω           …（2）

本實施型態1中，將上述式（1）、（2）加入配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的外部的控制裝置43（虛擬同步發電機控制電路433），控制配電系統蓄電池用電力轉換裝44內的靜止型逆變器（第2DC/AC轉換電路408）的頻率。藉此，該靜止型逆變器（第2DC/AC轉換電路408）作為電壓源動作，來模擬同步發電機所具有的慣性力、同步化力、以及制動力。

圖14為說明圖13所示的虛擬同步發電機控制電路433的架構的方塊圖。

參照圖14，虛擬同步發電機控制電路433包括減法器4331、調速器控制電路4332、加法器4333、減法路4334、以及質點系統運算電路4335。

減法器4331將第2相位檢出電路431輸出的頻率的實測結果，減去被CMES31通知而從管理電路435輸出的目標頻率Fref（例如60 [Hz]），算出頻率偏差。從減法器4331輸出的頻率偏差會輸入到調速器控制電路4332。

圖15為說明調速器控制電路4332的架構的方塊圖。參照圖15，調速器控制電路4332具有乘法器43321、1次延遲系統模型43322、以及限制電路43323。1次延遲系統模型43322以上述的式（1）中的「1 + s × Tg」的傳遞函數表示。

乘法器43321將減法器4331的輸出（頻率偏差）乘上被CEMS31通知而從管理電路435輸出的比例增益（－1 / Kgd）。乘法器43321的輸出值會輸出到1次延遲系統模型43322。如上所述，本實施型態1中例示了使用電機工程學會提出的1次延遲系統的標準模型於調速器控制的情況，因此1次延遲系統模型43322是含有式（1）中上述傳遞函數所構成。1次延遲系統模型43322的輸出經過限制電路43323的限制處理後，對圖14的加法器4333輸出。

再參照圖14，加法器4333將調速器控制電路4332的輸出作為補償值（補償電力），加到被CEMS31通知而從管理電路435輸出的電力目標值Pref。加法器4333的輸出值會做為質點系統運算電路4335的控制電力目標值。

減法器4334從實效電力算出電路432所輸出的實效電力，減去加法器4333所輸出的控制電力目標值，算出電力偏差。減法器4334算出的電力偏差會輸入到質點系統運算電路4335。

質點系統運算電路4335為了補償來自減法器4334的電力偏差，也就是使電力偏差變為0，會算出配電系統蓄電池用電力轉換裝置44所輸出的系統交流電壓的頻率及相位。而，調速器控制電路4332及質點系統運算電路4335的控制參數（速度調整率Kgd、調速器時間常數Tg、單位慣性常數M、以及制動係數Dg）在本實施型態1中，假設會使用CEMS31所通知的、虛擬同步發電機控制的控制參數。

圖16為說明圖14所示的質點系統運算電路4335的架構的方塊圖。

參照圖16，質點系統運算電路4335包括減法器43351、積分器43352、乘法器43353、除法器43354、加法器43355、以及相位計算電路43356。

減法器43351將減法器4334所輸出的電力偏差減去乘法器43353的輸出值後的值輸出。減法器43351的輸出值會輸入積分器43352。

積分器43352會將減法器43351的輸出值除以單位慣性常數M（也就是乘以（1/M）倍）並積分，藉此產生圖34所示的同步發電機的轉子M1的目標角速度ωref和轉子M1的角速度ω的差分值（Δω）。例如，假設系統的頻率目標值為60 [Hz]，則給予ωref＝2 × π × 60 [rad/s]。

積分器43352的輸出值（Δω）會被輸入到乘法器43353，與被CEMS31通知而從管理電路435輸出的制動係數Dg相乘。

減法器43351將減法器4334輸出的電力偏差減去乘法器43353的輸出，藉此，質點系統運算電路4335中，能夠在第2DC/AC轉換電路408的控制下模擬同步發電機所具有的制動力。

積分器43352的輸出（Δω）被除法器43354除以（2 × π），轉換成頻率差分資訊（Δf）。這個頻率差分資訊（Δf）被加法器43355加上目標頻率（60 Hz），轉換成同步發電機的轉子M1的頻率（旋轉頻率）。加法器43355的輸出被作為電壓控制的頻率指令值f*輸入到管理電路435。

加法器43355的輸出（旋轉頻率）也被輸入相位計算電路43356。 相位計算電路43356中，對轉子M1的頻率積分，而算出轉子M1的相位。相位計算電路43356所得的相位資訊會輸入到管理電路435。一般的虛擬同步發電機控制中，該相位資訊能夠作為電壓控制相位目標值來處理，但如後述，本實施型態中，不直接用於電壓控制。

又，本實施型態1中如上所述，安裝虛擬同步發電機控制的配電系統蓄電池系統41內的虛擬同步發電機控制電路433及逆變器電壓控制電路4095的控制參數，會設定成在連動系統的情況下與自主系統的情況下不同。又，即使是自主系統，會因應於同步發電機的有無、以及安裝有虛擬同步發電機控制並作為電壓源動作的配電系統蓄電池系統41的台數，來切換虛擬同步發電機控制電路433以及電流控制電路2090（圖8）的控制參數。更具體來說，使虛擬同步發電機控制電路433的回應速度變慢的情況下，會進行增大調速器的時間常數（Tg）、減小速度調整率Kgd（也就是增大1/Kgd）、增大單位慣性常數M、以及增大制動係數Dg這些調整的至少任一者。此時，被調整的控制參數的對象（一部分或全部）是任意的。又，質點系統模型的時間常數能夠以（M / Dg）來表示，因此也可以調整M及Dg雙方，使質點系統模型的時間常數（M / Dg）保持一定。

接著，說明使用圖1至圖27C來說明本實施型態1的動作概要。圖17為說明安裝於配電系統蓄電池系統41的虛擬同步發電機控制所填補的領域的概念圖。圖17的橫軸表示時間軸，縱軸表示需要變動幅度。

參照圖17，控制靜止型逆變器的虛擬同步發電機控制填補數十[ms]～數分鐘的微小變化以及短周期變動。對於數分鐘以上的變動，一般不是以虛擬同步發電機控制，而是以負載頻率控制（LFC：Load Frequency Control）或經濟負載分配控制（EDC：Economic Load-dispatching Control）來對應。以下，持續說明虛擬同步發電機控制部的回應性能是數秒以下的情況。

圖18為用以說明安裝於實施型態1的配電系統蓄電池系統41的虛擬同步發電機控制中的問題的時間圖。

圖18中，第1段的波形表示配電系統蓄電池系統41（配電系統蓄電池用電力轉換裝置44）所輸出的系統交流電壓。第2段表示實效電力算出電路432所算出的由配電系統蓄電池系統41（配電系統蓄電池用電力轉換裝置44）輸出的實效電力算出結果的輸出時間。

又，第3段表示已虛擬同步發電機控制電路433算出的頻率算出結果，也就是頻率指令值的算出時間，第4段表示來自通訊介面434的頻率指令值的輸出時間。

如圖18所示，對應系統交流電壓算出的頻率指令值在通知到配電系統蓄電池用電力轉換裝置44之前，發生延遲時間Td1。延遲時間Td1中包括控制裝置43的量測延遲（實效電力算出及交流頻率檢出的處理時間）、處理延遲（根據量測結果算出頻率指令值時的處理時間）、以及通訊延遲（將算出的頻率指令值通知配電系統蓄電池用電力轉換裝置44時產生的延遲時間）。這個延遲時間Td1根據以下的理由，如同圖中箭頭所標記並非固定。

一般來說，控制裝置43的內部處理會由未圖示的CPU（Central Processing Unit）來執行，但該CPU除了虛擬同步發電機控制以外，也會處理例如配電系蓄電池系統41的管理、與CEMS31之間的通訊、以及量測資料的管理等各種任務。因此，即使實效電力算出處理以及零交越點的檢出處理結束，也會發生處理任務的切換等待時間等，因此控制裝置43內產生的延遲時間不是固定。

又，關於通訊延遲，也會有例如控制裝置43與CEMS31等的其他的機器通訊的情況、配電系統蓄電池用電力轉換裝置44與其他的機器通訊的情況、通訊頻待域被其他的通訊使用的情況、以及通訊路徑的狀況不佳造成發送資料重送的情況等，因應情況不同延遲時間各不相同。

圖19為用以說明配電系統蓄電池系統41的控制動作的頻率指令值的接收時間的概念性波形圖。圖19顯示配電系統蓄電池用電力轉換裝置44所輸出的系統交流電壓的相位以及頻率指令值的接收時間的關係。

圖19中，相對於配電系統蓄電池用電力轉換裝置44所輸出的系統交流電壓的正弦波波形，控制裝置43所產生的頻率指令值以及電壓振幅指令值被通知到配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的逆變器電壓控制電路4095內的第3正弦波產生電路40951（圖12）的時間以箭頭表示。

如上所述，延遲時間Td1分散，因此頻率指令值會在配電系統蓄電池用電力轉換裝置44所輸出的系統交流電壓的各種的電壓相位下被接收。因此在接收頻率指令值的狀態下無條件地改變系統交流電壓的頻率的情況下，電壓控制下成為基準的系統交流電壓的目標值（電壓值）在變更頻率的時間點變得不連續，因此有系統干擾發生的可能性。

在此，第3正弦波產生電路40951所輸出的系統交流電壓的目標值Vtr能夠由以下的式（3）表示，其中包括時刻t，控制裝置43所產生的頻率指令值f*，由CEMS31經由控制裝置43通知的電壓振幅指令值V*，以及現在的Vtr的相位θ。 Vtr ＝ V* × sin（2 × π × f* × t ＋θ）        …（3）

圖21中顯示用以說明反映出從控制裝置輸出的頻率指令值的時間的概念波形圖。

圖21中，顯示以頻率指令值f*＝f1控制著系統交流電壓的狀態下，在時刻t0，接收到頻率指令值f*＝f2時的動作。圖21中以實線顯示依照f*＝f1的目標電壓波形。在接收變更的頻率指令值f*的時間點，立即反映出頻率指令值f*的變更來改變目標值Vtr的話，可能會有以下的問題。

在時刻t0的系統交流電壓的目標值在f*＝f1時是V* × sin（2 × π × f1 × t0 ＋θ），相對於此，當變化到f*＝f2時就變為V* × sin（2 × π × f2 × t0 ＋θ）。因此，sin的相位角從（2 × π × f1 × t0 ＋θ）變化成（2 × π × f2 × t0 ＋θ）時，如果發生大的不連續，就無法確保目標值Vtr的電壓值（瞬間值）的連續性。

例如，相位角（2 × π × f1 × t0 ＋θ）與相位角（2 × π × f2 × t0 ＋θ）的差是（180 [deg]）的情況下，時刻t0以後的目標值Vtr的波形以虛線表示。因此，以時刻t0為分界，系統交流電壓的目標值Vtr（電壓值）為最大，可理解到有可能是偏移了π（180 [deg]）相位。

因此，本實施型態1中，配電系統蓄電池用電力轉換裝置44檢測出現在輸出的系統交流電壓的相位，根據檢出的相位資訊，算出系統交流電壓的目標值Vtr（以下，也稱為目標交流電壓Vtr）。更具體來說，本實施型態1中，使用從電壓計410所量測的交流電壓資訊中檢測出的系統交流電壓的零交越點，依照各自的式（4）算出目標交流電壓Vtr。在式（4）中，tn表示現在時刻，tzc表示零交越點的檢出時刻。 Vtr ＝ V* × sin（2π × f* × （tn －tzc））        …（4）

將零交越點檢出時刻定義為t＝0，來表示上述的現在時刻tn，式（4）能夠變形成以下的式（5）。根據式（4）、（5），使零交越點的相位角為基準（0 [deg]），使用依照頻率指令值f*的角速度（2π × f* ）所算出的正弦波的相位角，產生目標交流電壓Vtr。 Vtr ＝ V* × sin（2π × f* × tn）        …（5）

接著，使用圖20來說明零交越點檢出時刻的檢出手法的一例。

本實施型態1中，電壓計410量測出的系統交流電壓會使用A/D轉換器（未圖示），轉換成數位資料。此時的取樣頻率能夠與例如，第2PWM轉換電路40954的載波頻率一致。

數位轉換的系統交流電壓（數位值）會透過FIR（Finite Impulse Response過濾）等過濾處理，抑制雜訊成分。圖20中顯示過濾處理後的系統交流電壓（數位值）的零交越點附近（陡升的部位，也就是相位θ＝0 [deg]）的放大圖。

參照圖20，夾著零交越點的2個系統交流電壓（數位值）之間，符號（正/負）反轉。為了檢測出零交越點，抽出系統交流電壓的符號由負轉正的2個取樣時刻t _n-1及t _n。藉由在時刻t _n-1的電壓值V _n-1（V _n-1＜0）以及時刻t _n的電壓值V _n（V _n＞0）的線性內插，零交越點的檢出時刻tzc能夠由以下的式（6）求出。 tzc ＝ （t _n-1－ 1）＋（t _n－ t _n-1） × －V _n-1/ （V _n－ V _n-1）      …（6）

另外，交流波形的零交越點中有能夠檢測到符號從負轉正的θ＝0 [deg]者，以及能夠檢測到符號從正轉負的θ＝180 [deg]者兩個種類，但以下的本實施型態中，將θ＝0 [deg]的零交越點作為對象，簡單地稱之為零交越點。

再參照圖21，本實施型態1中，根據電壓計410所量測的系統交流電壓，也就是配電系統蓄電池用電力轉換裝置44輸出的系統交流電壓的零交越點，切換第3正弦波產生電路40951所輸出的系統交流電壓的目標值（電壓值）的頻率。

也就是，圖21的例子中，即使在時刻t0接收到頻率指令值f*＝f2，到相當於零交越點的時刻t1為止前，還是會以f*＝f1來設定目標交流電壓Vtr，從時刻t1開始算出f*＝f2的目標交流電壓Vtr。藉此，能夠切換目標交流電壓Vtr的電壓值在0附近時的頻率指令值f*及/或電壓振幅指令值V*，確保電壓值的連續性。

也就是，如圖19所示，即使因為控制裝置43的處理延遲及通訊延遲等，使得頻率指令值會以配電系統蓄電池用電力轉換裝置44所輸出的系統交流電壓的各種相位被接收，藉由將切換頻率指令值的時間點設定為零交越點，就不會給系統不必要的干擾，能夠從配電系統蓄電池用電力轉換裝置44輸出系統交流電壓。

接著，使用圖1～圖27C來說明本實施型態1的電力轉換裝置的動作。再次參照圖1，說明實施型態1的電力轉換裝置連接的配電系統。實施型態1中，配電系統24中，變電所20控制配電系統電壓控制在既定的電壓內，因此發電所20及大型太陽能板用電力轉換裝置27（或是配電系統蓄電池系統41a或城鎮D 100d）之間，串聯了3個SVR23。

又，作為電流源動作的大型太陽能板用電力轉換裝置27的附近，設置了配電系統蓄電池系統41a。本實施型態1中，配電系統蓄電池系統41a作為電壓源動作，大型太陽能板26的發電電力的發電量平均化調節，也能夠藉由使:配電系統蓄電池系統41a的虛擬同步發電機控制電路433動作來進行。

又，作為負載，例示了城鎮A100a、城鎮B100b、城鎮C100c、城鎮D100d、工廠101、高樓102、以及大廈103。這些負載會被供給來自變電所20的電力、大型太陽能板26的發電電力、以及來自配電系統蓄電池40a～40c的電力。又，工廠101與高樓102分別配置緊急用的同步發電機30a及同步發電機30b。

在此，說明以變電所供給20的電力、大型太陽能板26的發電電力、以及來自配電系統蓄電池40a～40c的放電電力支持配電系統的體系的動作。

圖22為圖1所示的CEMS31為中心的分散電源系統的時序圖。圖22中顯示了以CEMS31為中心實施的30分鐘周期的處理時序。CEMS31製作統合n台（n：整數）的控制裝置43的運轉計畫。

圖22中，當30分鐘週期處理開始，DSO21透過通訊線25對CEMS31輸出收集的量測資料的輸出要求。CEMS31當接收到來自DSO21的要求，就會對配電系統蓄電池系統41要求發送量測資料（30分鐘的充放電電力量、SOC資訊等）。當接收到來自CEMS31的量測資料的發送要求，配電系統蓄電池系統41內的控制裝置43會將量測資料通知給CEMS31。

CEMS31在來自全部的配電系統蓄電池系統41的量測資料的收集完成後，將為了使用於配電系統蓄電池40的運轉計畫製作而收集的上述量測資料（包括有關於CEMS31在30分週期處理內收集的需要用戶的資料）發送給DSO21。被發送的收集量測資料例如包括：各需要用戶的消耗電力量、以及大型太陽能板26的發電電力量、配電系統蓄電池40的充放電電力量以及SOC等的量測結果。

當DSO21接收到量測結果，製作24小時的30分鐘周期的供需計畫（製作配電系統蓄電池40的運轉計畫時需要），將製作的運轉計畫通知CEMS31。供需計畫會規定每30分鐘透過變電所20供給到配電系統24的總供給電力量。

CEMS31當接收到用於配電系統蓄電池40的運轉計畫製作的上述資訊時，產生配電系統蓄電池40的運轉計畫及控制參數。另外，運轉計畫及控制參數的具體製作手法之後再說明。當配電系統蓄電池40的運轉計畫、以及控制參數的製作結束，CEMS31對各配電系統蓄電池系統41內的控制裝置43，發送運轉計畫及控制參數，結束30分鐘週期處理。

接著，使用圖23，說明以控制裝置43為中心的配電系統蓄電池系統41的時序。

參照圖23，控制裝置43當上述30分鐘週期處理結束，完成蓄電池運轉計畫的接收時，開始逐次處理，另外，本實施型態1中，蓄電池運轉計畫中包括30分鐘的配電系統蓄電池40的電力指令值、以及系統交流電壓的電壓振幅指令值及各種控制參數。這個控制參數包括虛擬同步發電機控制電路433以及逆變器電壓控制電路4095內的控制部的參數等。

控制裝置43在逐次處理中，對配電系統蓄電池用電力轉換裝置44發送充放電電力等的量測資料的輸出要求。配電系統蓄電池用電力轉換裝置44在接收到量測資料的輸出要求時，將量測資料（量測結果）輸出到控制裝置43。控制裝置43將接收的各量測結果暫時儲存於記憶體（未圖示）。

又，控制裝置43以既定的時間間隔（取樣週期）取樣電流/電壓量測裝置42所輸出的配電系統24的交流電流及交流電壓。控制裝置43中，會根據取樣值，進行第2相位檢出電路431（圖13）的系統交流電壓的零交越點時刻的檢出、以及實效電力算出電路432（圖13）的實效有效電力及時效無效電力的算出。又，實效電力算出電路432中，會根據量測的系統交流電壓及系統交流電流，再算出實效電壓及實效電流。

控制裝置43在當完成來自配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的量測資料的接收時，會根據電流/電壓量測裝置42的輸出、以及從CEMS31接收的電力指令值，藉由虛擬同步發電機控制電路433（圖13），算出通知到配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的頻率指令值。

控制裝置43在當頻率指令值的算出結束時，將算出的頻率指令值，以及從CEMS31接收的電壓振幅指令值及電壓控制用的控制參數，通知給配電系統蓄電池用電力轉換裝置44。藉此，控制裝置43的逐次處理結束。另外，本實施型態1中，控制裝置43的逐次處理如圖18所例示，假設在系統交流電壓的每1週期（1/60 [sec]）執行。然而，這個逐次處理的週期並不限定於系統交流電壓的1週期，也可以在系統交流電壓的每個複數週期或每個半周期進行上述逐次處理。

接著，使用圖24說明CEMS31的詳細動作。圖24為說明圖1所示的CEMS31的控制處理的流程圖。

參照圖24，CEMS31在當處理開始時，在步驟S101確認是否接收到來自DSO21的量測資料的輸出要求。當有輸出要求的情況下（101的YES判定時），CEMS31在步驟S102透過通訊電路311從n台控制裝置43收集量測資料，暫時儲存到儲存電路312。又，CEMS31在步驟S103，將儲存於儲存電路312的量測資料發送到DSO21。

CEMS31在步驟S103的量測資料發送後，以及步驟S101判定為NO時（沒有接收到來自DSO21的輸出要求），在步驟S104確認是否接收到來自DSO21的運轉計畫製作要求。沒有接收到的情況下（步驟S104判定NO時），處理回到S101。另一方面，CEMS31在有接收到的情況下（步驟S104判定YES時），將處理前進到步驟S105，執行運轉計畫的製作處理。

圖25為說明圖24的步驟S105的運轉計畫製作處理的細節的流程圖。

參照圖25，CEMS31在運轉計畫的製作開始時，在步驟S1051執行大型太陽能板26的發電量預測。

回到圖3及圖4，在步驟S1051，當分散電源管理部控制電路316透過通訊電路311接收來自DSO21的蓄電池運轉計畫通知時，對運轉計畫製作電路314內的運轉計畫製作部管理電路3146（圖4）輸出運轉計畫的製作指示。當運轉計畫製作部管理電路3146（圖4）接收該製作指示，會經由蓄電池運轉計畫產生電路3141（圖4），對發電量預測電路3142（圖4）輸出大型太陽能板26的發電電力的預測指示。

發電量預測電路3142在接收到預測指示時，會從配置於網路上的天氣預報伺服器（未圖示）取得24小時的天氣預報。又，發電量預測電路3142會使用取得的天氣預報、發電量預測電路3142所管理的發電量預測用的資料庫（未圖示）的資料，預測24小時的發電量。藉此，執行圖25的S1051的處理。又，該發電量預測用的資料庫能夠使用以30分鐘周期收集的大型太陽能板26的發電量記錄以及天氣記錄資訊來構築。又，具體的資料庫的構築方法的說明雖省略，但能夠採用任意的手法。

再參照圖25，CEMS31當在步驟S1051的發電量預測結束時，在步驟S1052預測需要用戶的消耗電力。

回到圖4，在步驟S1052，運轉計畫製作部管理電路3146當從發電量預測電路3142接收到大型太陽能板26的發電量預測結果時，經由蓄電池運轉計畫產生電路3141，對消耗電力預測電路3143輸出需要用戶的消耗電力的預測指示。消耗電力預測電路3143當接收到該預測指示時，會使用消耗電力預測電路3143所管理的消耗電力預測用的資料庫的資料（未圖示），預測24小時的需要用戶的消耗電力。又，該消耗電力預測用的資料庫的構築，能夠以年月日、星期幾、時刻資訊、以及天氣情報，層別分類收集以30分週期收集的需要用戶的消耗電力來達成。該資料庫的構築方法的說明雖省略，但能夠採用任意的手法。

回到圖25，CEMS31當在步驟S1052的需要用戶的消耗電力預測結束時，在步驟S1053開始需要計畫的製作。

回到圖4，在步驟S1053，運轉計畫產生電路314內的蓄電池運轉計畫產生電路3141在接收到來自消耗電力預測電路3143的需要用戶的消耗電力的預測結果時，會根據發電量預測電路3142所做的大型太陽能板26的發電量預測結果、消耗電力預測電路3143所做的需要用戶的消耗電力預測結果、以及DSO21所通知的電力的供需計畫，製作配電系統蓄電池40a～40c的每30分鐘的充放電計畫。另外，該充放電計畫在各個30分鐘，會顯示連接到配電系統24的配電系統蓄電池40所充放電的電力量的合計值。又，如上述，電力的供需計畫會顯示為變電所20以下的配電系統24計畫的24小時的電力供給計畫（每30分鐘的總供給電力量）。

再次參照圖25，CEMS31當在步驟S1053的供需計畫的製作結束時，在步驟S1054，規劃配電系統蓄電池40a～40c的充放電電力。

回到圖3及圖4，在步驟S1054，蓄電池運轉計畫產生電路3141根據透過通訊電路311被儲存電路312收集的配電系統蓄電池40a～40c的SOC資訊以及配電系統蓄電池40a～40c的蓄電池容量，將上述充放電計畫的充放電電力（配電系統蓄電池40全體的合計值）分配在配電系統蓄電池40a～40c間，藉此決定每30分鐘的配電系統蓄電池40a～40c各自的充放電電力。

實施型態1中，製作24小時的蓄電池的運轉計畫時，充電電力量少的情況下，規劃使配電系統蓄電池40a～40c的SOC幾乎同時變為0的運轉計畫。又，充電電力量充足的情況下，規劃使配電系統蓄電池40a～40c幾乎同時充滿電的運轉計畫，這是因為以下的理由。

例如，假想發電出10[MW]的大型太陽能板26上因為有雲飄過去（例如5分鐘左右），造成發電電力下降，例如從10[MW]降低到4[MW]的情況。又，將配電系統蓄電池系統41a～41c的靜止型逆變器的容量分別設定為8[MW]、4[MW]、2[MW]。

在此，假設配電系統蓄電池40a在SOC變為0的停止狀態下，蓄電池運轉計畫會通知，使配電系統蓄電池40b及40c分別放電1[MW]及0.5[MW] 。在這個情況下，即使因為日照遽變使得配電系統蓄電池40b及40c的放電電力被虛擬同步發電機控制增加，也只能追加到達靜止型逆變器容量為止的3[MW]及1.5[MW]。也就是，因為不能使用配電系統蓄電池40a的影響，而無法填補全部的不足量6[MW]。

另一方面，配電系統蓄電池40a～40c動作的情況下，能夠放電出配電系統蓄電池系統41a～41c的靜止型逆變器容量的合計值14[MW]為止的電量，因此能夠以虛擬同步發電機控制填補的電力範圍變大。因此，CEMS31為了增加能夠並聯動作的配電系統蓄電池系統41的台數，配電系統蓄電池40a～40c製作配電系統蓄電池40的運轉計畫，使得SOC幾乎同時變為0或充滿電為佳。

再次參照圖25，CEMS31在當步驟S1054的配電系統蓄電池40a～40c的充放電電力的規劃結束時，在步驟S1055製作配電系統蓄電池40的輸出電壓指令值。又，本實施型態1中，如上述，配電系統蓄電池40的電壓振幅（電壓指令值）使用由CEMS31通知的交流系統電壓的輸出電壓指令值。CEMS31在步驟S1055結束時，結束步驟S105的運轉計畫的製作處理。

回到圖24，CEMS31在結束運轉計畫的製作（S105）時，在步驟S106發送出製作的運轉計畫。

回到圖4，在步驟S106，蓄電池運轉計畫產生電路3141將製作的運轉計畫（電力目標值）通知給分散電源運轉計畫製作管理電路3145。分散電源運轉計畫製作管理電路3145在收到運轉計畫時，儲存到未圖示的記憶體，且同時通知傳送資料產生電路315（圖3）。

傳送資料產生電路315當接收到運轉計畫（電力目標值）時，將其加工成傳送格式後輸出到通訊電路311。通訊電路311當接收到來自傳送資料產生電路315的傳送資料時，透過通訊線25傳送到對應的配電系統蓄電池系統41內的控制裝置43。

再次參照圖24，CEMS24在步驟S106，當全部對配電系統蓄電池系統41的運轉計畫傳送結束時，處理前進到步驟S107，確認是否要停止CEMS31。要停止的情況下（步驟S107判定YES時），CEMS31的處理結束。另一方面，不停止的情況下（步驟S107判定NO時），處理回到步驟S101，CEMS31繼續動作。

接著，使用圖5～圖27，說明大型太陽能板用電力轉換裝置27及配電系統蓄電池系統41的動作。首先，使用圖5來說明大型太陽能板用電力轉換裝置27的動作。

參照圖5，當大型太陽能板26開始發電，對大型太陽能板用電力轉換裝置27內的第1DC/DC轉換電路203，輸入從大型太陽能板26輸出的發電電力。藉此，大型太陽能板26所輸出的第1直流電壓上升。第1控制電路204透過電壓計201監視上述第1直流電壓。第1控制電路204在當第1直流電壓超過既定的電壓值時，使大型太陽能板用電力轉換裝置27從待機動作轉移到一般動作。當轉移到一般動作時，大型太陽能板用電力轉換裝置27中，第2控制電路209會控制第1DC/AC轉換電路208。

以下，說明一般動作下的大型太陽能板用電力轉換裝置27的動作。圖5中，第1控制電路204確認大型太陽能板26是否有在發電。具體來說，如上所述地根據電壓計201所監視的大型太陽能板26的輸出電壓（第1直流電壓），確認是否能夠發電。第1控制電路204在第1直流電壓超過既定的電壓值的情況下，將大型太陽能板26能夠發電這個訊息通知給第2控制電路209。

第2控制電路209當收到前述的通知時，會以電壓計210監視配電系統24的系統交流電壓，藉此確認交流電力的配電系統24是否沒有停電，也就是系統交流電壓是否有在供給，

第2控制電路209根據電壓計210的檢出值，幫確認到既定的系統交流電壓有在供給，配電系統24並不在停電中時，會啟動DC/AC轉換電路208，並且對第1控制電路204輸出大型太陽能板26的發電開始指示。

又，本實施型態1中，說明一般運轉時，以第1DC/AC轉換電路208管理直流母線205的直流母線電壓的情況。又，本實施型態1中，關於配電系統24再生的電力，假設會以電流控制來管理第1DC/AC轉換電路208，使分散電源系統全體動作。

參照圖7，第1控制電路204中的第5控制電路2044在當第2控制電路209（圖5）通知大型太陽能板26發電開始的指示時，匯兌MPPT控制電路2041輸出指示，以開始大型太陽能板26的最大電力點的追蹤控制。

以下，簡單說明最大電力點追蹤控制方法。最大電力點追蹤控制下，前一次的輸出電壓指令值與前前次的輸出電壓指令值相比是上升或下降會被逐次管理。然後，比較本次量測的大型太陽能板26的發電電力以及前次量測的大型太陽能板26的發電電力，發電電力量增加的情況下，改變輸出電壓指令值到與前次相同的方向。具體來說，本次的發電量的量測的結果，大型太陽能板26的發電量增加的情況下，前次的指令值相對於前前次的輸出電壓指令值上升時，本次的輸出電壓指令值會被控制為增加。相對於此，前次的指令值相對於前前次的輸出電壓指令值下降時，本次的輸出電壓指令值會被控制為下降。

相反地，本次量測的大型太陽能板26的發電電力比本次量測的大型太陽能板26的發電電力減少的情況下，前次的輸出電壓指令值相對於前前次的輸出電壓指令值上升時，本次的輸出電壓指令值被控制成下降。另一方面，前次的輸出電壓指令值相對於前前次的輸出電壓指令值下降時，本次的輸出電壓指令值被控制成增加。

像這樣控制輸出電壓指令值，大型太陽能板26被控制成探索輸出電力成為最大的動作點。第1DC/DC轉換電路203根據第1控制電路204所輸出的輸出電壓指令值，控制內藏的升壓電路（未圖示）的升壓比。藉此，第1DC/DC轉換電路203依照輸出電壓指令值來控制大型太陽能板26所輸出的第1直流電壓，並且轉換為第2直流電壓（直流母線電壓），輸出到直流母線205。

接著，再次參照圖8，說明控制第1DC/AC轉換電路208（圖5）的第2控制電路209。

相位檢出電路2091檢測出電壓計210所量測的配電系統24的系統交流電壓波形的零交越點。第1正弦波產生電路2092根據相位檢出電路2091所檢出的零交越點資訊、以及電壓計210所輸出的系統交流電壓波形，產生電壓控制時使用的基準正弦波。該基準正弦波會與配電系統24的系統交流電壓波形同步，從第1正弦波產生電路2092往乘法器2095輸出。

量測直流母線205的電壓的電壓計206的量測結果，會輸入到電流控制電路2090內的減法器2093及第6控制電路2097。另外，電流控制電路2090會執行與系統交流電壓同步來輸出電力的控制（電流控制）。該電流控制是使用設置於家庭的一般的太陽光發電用的電力轉換裝置的控制方式。

第6控制電路2097儲存有直流母線205的目標電壓。該目標電壓從第6控制電路2097輸出到減法器2093。減法器2093將直流母線205的目標電壓減去電壓計206所做的直流母線電壓的量測值後輸出。電流控制電路2090控制第1DC/AC轉換電路208輸出的交流電流，使電壓計206輸出的直流母線電壓成為上述目標電壓。

當來自大型太陽能板26的發電電力的供給因為第1DC/DC轉換電路203（圖5）而開始時，第2控制電路209控制第1DC/AC轉換電路208，對配電系統24再生大型太陽能板26所發電的電力。具體來說，第2控制電路209在當電壓計206所監視的直流母線205的直流母線電壓超過控制目標值的情況下，控制第1DC/AC轉換電路208，使得與配電系統24的系統交流電壓波形同步的電力輸出到配電系統24。

圖8中，減法器2093的輸出會輸入到第1PI控制電路2094。第1PI控制電路2094執行PI控制使得減法器2093的輸出成為0。第1PI控制電路2094的輸出會輸入到乘法器2095。第1PI控制電路2094的輸出會在乘法器2095與第1正弦波產生電路2092的輸出相乘，轉換成電流指令值。乘法器2095的輸出（電流指令值）會輸入到減法器2096。減法器2096會將電流指令值減去電流計211所量測的配電系統24的交流電流的量測值後輸出。減法器2096的輸出會輸入到第2PI控制電路2098。

第2PI控制電路2098會執行PI控制使減法器2096的輸出變成0。第2PI控制電路2098的輸出會被第1PWM轉換電路2099做PWM轉換，轉換成第1DC/AC轉換電路208的控制指令值。第1DC/AC轉換電路208會根據第1PWM轉換電路2099所輸出的控制指令值來輸出交流電流。

又，電壓計210所量測的系統交流電壓（交流實效電壓）超過既定的電壓值的情況下，或者是CEMS31通知大型太陽能板26的發電電力的抑制要求的情況下，第1控制電路204內的第5控制電路2044將大型太陽能板26的控制從MPTT控制切換成電壓控制。具體來說，第5控制電路2044控制大型太陽能板26的輸出電壓，使得電壓計210所量測的系統交流電流（交流實效電壓）收斂到既定的電壓值，或者是大型太陽能板26的發電電力成為CEMS31所通知的電力值以下。另外，MPPT控制以及電壓控制的切換，在圖7的架構下，會藉由第5控制電路2044設定對第1切換電路2043的切換控制訊號（選擇地MPPT控制電路2041及電壓控制電路2042的輸出的一者）來實現。

如上所述，圖8的第6控制電路2097收集電壓計206及電流計207所輸出的有關直流母線205的量測結果、電壓計210及電流計211所輸出的有關交流系統的量測結果、以及第1控制電路204輸出的第1DC/DC轉換電路203的狀態資訊等。收集到的各種資訊會透過通訊介面212通知給CEMS31等。

又，關於配電系統24的電壓實效值，也能夠將實效電壓量測部（圖示）所量測的電壓實效值由第6控制電路2097通知給CEMS31。又，關於交流系統的有效．無效電力量測部（未圖示）所量測的有效電力及無效電力的資訊，也能夠透過通訊介面212，從第6控制電路2097通知到CEMS31。另外，交流系統的實效電壓及有效電力等的量測結果也能夠通知到第5控制電路2044（圖7）。第5控制電路2044如上所述，在例如系統交流電壓的實效值超過既定的電壓值的情況下，會將大型太陽能板26的控制從MPPT控制切換成電壓控制，抑制系統交流電壓的上升。

接著，使用圖6～圖27C來說明配電系統蓄電池系統41的動作。首先，使用圖13、圖26A及圖26B來說明控制裝置43的動作，圖26A及圖26B是藉由管理電路435的處理來說控制裝置43的動作的流程圖。

參照圖26A，當控制裝置43的動作開始時，管理電路435在步驟S200將各種控制參數初始化成預定的初始值。管理電路435在當結束各種控制參數的初始化時，在步驟S201向通訊介面434確認來自CEMS31的頻率指令值等的接收。管理電路435在接收了頻率指令值等的情況下（步驟S210判定YES時），在步驟S202設定指令值接收旗標後，使處理前進到步驟S203，取得從電流/電壓量測裝置42輸出的系統交流電壓的電壓量測值以及電流量測值。沒有接收到頻率指令值等的情況下（步驟S210判定NO時），跳過步驟S202，處理前進到步驟S203。

管理電路435在系統交流電壓的電壓量測值以及電流量測值的取得（步驟S203）完成時，在步驟S204指示由實效電力算出電路432（圖13）執行實效電壓的運算處理。藉此，實效電力算出電路432執行電流及電壓的量測值、與取樣期間（間隔）ΔT的乘積值的乘法處理。也就是，在每個取樣週期，乘積值Weff_cal會逐次加上上述乘積值。

管理電路435在當實效電力的運算（步驟S204）結束時，在步驟S205，第2相位檢出電路431（圖13）確認是否檢出了零交越點。本實施型態1中與相位檢出電路40910檢測出電壓計410所量測的系統交流電壓的零交越點的方法相同，第2相位檢出電路431中，電壓計210所量測的系統交流電壓的零交越點會被檢測出來。

當檢測出零交越點，步驟S205被判定為YES，處理前進到圖26B的步驟S206。在步驟S206，能夠以第2相位檢出電路431，藉由圖20所說明的手法，使用式（6）算出本次的零交越點的檢出時刻tzc_n。

又，當本次的零交越點的檢出時刻（tzc_n）被算出（步驟S206），管理電路435會對第2相位檢出電路431，指示系統交流電壓的頻率算出處理。例如，能夠從前次的零交越點的檢出時刻（tzc_n-1）與本次的零交越點的檢出時刻（tzc_n）之間的時間差，以下式（7）算出頻率檢出值Fmsr。 Fmsr＝1 /（tzc_n － tzc_n-1）         …（7）

又，管理電路435在零交越點的檢出時間點，在步驟S208將零交越點間（tzc_n-1～tzc_n）的乘積值Weff_cal（步驟S204）代入到實效電力值Weff。之後，Weff_cal被清除（Weff_cal＝0）。

管理電路435在步驟S208的處理結束時，在步驟S209確認是否設置有指令值接收旗標。在設置有指令值接收旗標的情況下（步驟S209判定YES時），在步驟S210將CEMS31通知的虛擬同步發電機控制指令值及控制參數設置到未圖示的暫存器。藉此，設置於暫存器的控制指令值及控制參數會被變更為CEMS31所通知的最新的值。

另一方面，沒有被設置指令值接收旗標的情況下（步驟S209判定NO時），跳過步驟S210及步驟S211，處理前進到步驟S212。

管理電路435在步驟S212實施圖14所示的虛擬同步發電機控制電路433執行的虛擬同步發電機控制。也就是，虛擬同步發電機控制的控制週期會與第2相位檢出電路431所得出的零交越點的檢出週期相同。

管理電路435在步驟S212將依照式（7）算出的頻率檢出值Fmsr（步驟S207）作為實測頻率，輸入到虛擬同步發電機控制電路433（圖14）。

在圖14，減法器4331將第2相位檢出電路431所得的系統交流電壓的實測頻率，減去管理電路435所輸出的基準系統交流電壓的目標頻率Fref。減法器4331的輸出，也就是頻率偏差會被輸入到圖15所示的調速器控制電路4332。

圖15所示的調速器控制電路4332中，減速器4331的輸出以及管理電路435所通知的控制參數（－1 / Kgd）在乘法器43321被相乘。乘法器43321的輸出會輸入到1次延遲系統模型43322。另外，調速器控制電路4332所使用的速度調整率Kgd以及調速器時常數Tg被設定成設置到上述暫存器（步驟S210）的控制參數值。藉由圖15中說明的運算處理，1次延遲系統模型43322的輸出會在限制電路43323的限制處理後，對圖14的加法器4333輸出。

圖14中，加法器4333將限制電路43323的輸出加上管理電路435所輸出的電力目標值（Pref）。電力目標值Pref如上所述，是由CEMS31所通知者從管理電路435輸出。加法器4333的輸出會被減法器4334從實效電力算出電路432所輸出的實測的實效電力中減去。也就是，加法器4333的輸出值被視為質點系統運算電路4335的控制電力目標值，調速器控制電路4332的輸出會做為用以實現調速器控制的補償值，加到CEMS31所通知的電力目標值Pref。

圖16中，減法器4334的輸出，也就是實效電力的偏差、以及管理電路435中設置到上述暫存器（步驟S210）的由CEMS31所通知的控制參數被輸入。藉此，圖16所說明的控制運算會使用設置到暫存器的由CEMS31所通知的最新的單位慣性常數M以及制動係數Dg來執行。藉此，如上述，從加法器43355輸出以配電系統蓄電池用電力轉換裝置44內的逆變器電壓控制電路4095進行電壓控制時的頻率指令值f*。

又，從相位計算電路43356，藉由對加法器43355輸出的頻率資訊（頻率指令值f*）積分，將顯示同步發電機模型（圖23）的轉子M1的相位之相位資訊輸出。另外，如上所述，本實施型態1中，該相位資訊與頻率指令值f*不同，無法用於逆變器電壓控制電路4095的電壓控制。因此，相位計算電路43356所算出的相位資訊會做為通知DSO21的資訊來使用。像這樣，藉由步驟S212的虛擬同步發電機控制所產生的這些頻率資訊（頻率指令值f*）以及相位資訊，會經由管理電路435輸出到通訊介面434。

再次參照圖26B，管理電路435在步驟S212算出頻率資訊（頻率指令值f*）時，將從CEMS31接收的電壓振幅指令值資訊以及逆變器電壓控制電路4095所使用的控制參數，轉換成既定的格式，在步驟S213通知配電系統蓄電池用電力轉換裝置44。像這樣，零交越點的檢出時間點，也就是步驟S205（圖26A）判定YES時，管理電路345在圖26B所示的步驟S206～S213後，使處理前進到圖26A的步驟S214。另一方面，管理電路345在零交越點的檢出時間點以外（步驟S205判定NO時），跳過圖26B所示的步驟S206～S213，使處理前進到步驟S214。

管理電路435在步驟S214將對配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的量測資料的發送要求，輸出到通訊介面434。通訊介面434當接收到來自管理電路435的量測資料的發送要求，就會對配電系統蓄電池用電力轉換裝置44輸出該資料發送要求。管理電路435在發送要求輸出後，在步驟S215等待接收來自配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的量測資訊。

管理電路435在接收到來自配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的量測資料時（步驟S215判定YES時），處理前進到步驟S216，將接收到的量測資訊儲存到記憶體（未圖示）。

管理電路435在當量測資料被儲存時（步驟S216），在步驟S217確認是否接收到來自CEMS31的量測資訊的發送要求。有接收到該發送要求的情況下（步驟S217判定YES時），在步驟S218，將儲存於上述記憶體的、從配電系統蓄電池用電力轉換裝置44接收的量測資訊發送到CEMS31後，處理回到步驟S201。另一方面，沒有接收到該發送要求的情況下（步驟S217判定NO時），跳過步驟S218，處理回到步驟S201。像這樣，控制裝置43中，圖26A及圖26B所示的控制處理持續地反覆執行。

接著，使用圖27A～圖27C，說明配電系統蓄電池用電力轉換裝置44內的動作。圖27A～圖27C是藉由第4控制電路409及第3控制電路404的處理來說明配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的動作的流程圖。

參照圖27A，當配電系統蓄電池用電力轉換裝置44開始動作時，第4控制電路409在步驟S300，進行配電系統蓄電池用電力轉換裝置44內的各種控制參數的初始化。本實施型態1中，在步驟S300進行初始化時，至少逆變器電壓控制電路4095的控制參數，是以1台配電系統蓄電池用電力轉換裝置44透過電壓控制啟動自主系統（自主微電網）時所使用的參數被預先設置者。

第4控制電路409在結束各種控制參數的初始化（步驟S300）時，在步驟S301確認包含於第4控制電路409的第8控制電路4097（圖10）是否接收到來自控制裝置43的指令值等。第8控制電路4097接收到指令值的情況下（步驟S301判定YES時），處理前進到圖27B的步驟S302。

參照圖27B，第4控制電路409在步驟S302設置指令值接收旗標，在步驟S303確認是否從控制裝置43接收到配電系統蓄電池用電力轉換裝置44內的控制參數。也就是，確認從控制裝置43接收到的指令值等的資訊（步驟S301）中是否包含有控制參數。

從控制裝置43接收到控制參數的情況下（步驟S303判定YES時），在步驟S304變更控制參數。具體來說，保持控制參數的暫存器（未圖示）中被設置從控制裝置43接收到的最新值。沒有從控制裝置43接收到控制參數的情況下（步驟S303判定NO時），步驟S304跳過，控制參數被維持在現在的值。第4控制電路409在步驟S302～S304後，使處理前進到圖27A的步驟S305。

再次參照圖27A，第4控制電路409在步驟S305取得電流計411（圖6）所量測的從配電系統蓄電池用電力轉換裝置44輸出的交流電流值、電壓計406所量測的直流母線405的電壓值、以及電壓計410所量測的從配電系統蓄電池用電力轉換裝置44輸出的交流電壓值。

第4控制電路409在步驟S306，使用在步驟S305取得的配電系統24的交流電流值及交流電壓值，以實效電力算出電路4092（圖10）算出實效電力。在步驟S306，與步驟S204（實效電力算出電路432）相同的處理會使用電流計411及電壓計406的量測值來執行。藉此，實效電力算出電路4092執行電流及電壓的量測值、與取樣期間（間隔）ΔT的乘積值的乘法處理。也就是，在每個取樣週期，乘積值Weffp_cal會逐次加上上述乘積值。

如圖10所示，電壓計410所做的系統交流電壓的量測值會輸入到交流頻率檢出電路4091，輸入到圖11所示的相位檢出電路40910及第2正弦波產生電路40912。相位檢出電路40910檢測出電壓計410量測的系統交流電壓波形的零交越點。

再次參照圖27A，第4控制電路409在步驟S306的處理結束時，在步驟S307確認相位檢出電路40910（圖11）檢測出零交越點。

當零交越點被檢測出來時，步驟S307被判定為YES，處理前進到圖27前進到步驟S27C的S308a。在步驟S308a，能夠以相位檢出電路40910，藉由與圖20所說明的手法，使用式（6）算出本次的零交越點的檢出時刻tzcp_n。

又，當本次的零交越點的檢出時刻（tzcp_n）被算出（步驟S308a），第4控制電路409會對頻率檢出電路40911（圖11），指示根據零交越點檢出時刻的頻率算出處理。例如，能夠從前次的零交越點的檢出時刻（tzcp_n-1）與本次的零交越點的檢出時刻（tzcp_n）之間的時間差，以下式（8）算出頻率檢出值Fmsrp。 Fmsrp＝1 /（tzcp_n － tzcp_n-1）         …（8）

又，第4控制電路409在零交越點的檢出時間點，在步驟S309將零交越點間（tzcp_n-1～tzcp_n）的乘積值Weffp_cal（步驟S306）代入到實效電力值Weffp。之後，Weffp_cal被清除（Weffp_cal＝0）。

第4控制電路409在步驟S309的處理結束後，在步驟S310確認是否設置有指令值接收旗標。當設置有指令值接收旗標的情況下（步驟S310判定YES時），在步驟S311在零交越點的檢出時間點變更第3正弦波產生電路40951產生的目標交流電壓的頻率（也就是，頻率指令值f*）。另一方面，當沒有設置指令值接收旗標的情況下（步驟S310判定NO時），步驟S311被跳過，目標交流電壓的頻率（頻率指令值f*）被維持。之後，處理前進到圖27A的步驟S312。

像這樣，本實施型態1中，頻率指令值f*變更的時間點限定於圖20所說明的零交越點檢出時刻（θ＝0 [deg]），在步驟S311中頻率指令值f*變更後，在時刻tn的目標交流電壓Vtr由下式（9）算出。 Vtr ＝ V* × sin（2 π × f* × （tn －tzcp_n））        …（9）

藉此，如圖19所說明，來自控制裝置43的虛擬同步發電機控制下的頻率指令值f*被配電系統蓄電池用電力轉換裝置44接收的時間點，在系統交流電壓的相位上不固定，但相對於此，能夠迴避目標交流電壓Vtr的電壓值（瞬間值）變得不連續（圖21）。藉此，不會給予配電系統24不必要的干擾，能夠從配電系統蓄電池用電力轉換裝置44輸出系統交流電壓。

如圖12所示，第3正弦波產生電路40951根據零交越點檢出結果，依照上述式（9），輸出系統交流電壓的目標值，也就是目標交流電壓Vtr。減法器40952將目標交流電壓Vtr減去電壓計410量測的系統交流電壓的量測值後的值（電壓偏差）會輸入到第3PI控制電路40953。第3PI控制電路40953執行控制運算使減法器40952輸出的電壓偏差變為0。另外，第3PI控制電路40953中使用的控制參數會從第8控制電路4097輸入。第3PI控制電路40953的控制參數也與頻率指令值同樣地，當CEMS31有通知變更的控制參數的情況下，會在零交越點檢出時被更新為最新值。

第3PI控制電路40953的控制運算結果會在第1電流限制電路40955的上述限制處理後，輸入第2PWM轉換電路40954。第2PWM轉換電路40954藉由對輸入值的PWM調變，產生第2DC/AC轉換電路408的控制指令值。

再次參照圖27A，第4控制電路409在步驟S312使用第3正弦波產生電路40951，依照上述式（9）產生目標交流電壓Vtr。又在步驟S313，藉由上述圖12的架構來控制第2DC/AC轉換電路408。對配電系統24供給電力。

第3控制電路404在步驟S314取得電壓計406所量測的直流母線電壓的量測值，在步驟S315控制地2DC/DC轉換電路403（圖6）。

如圖6所說明，第3控制電路404根據電壓計406所量測的直流母線電壓的電壓值，決定從配電系統蓄電池40放電或充電的電力。具體來說，第3控制電路404內的第7控制電路4044（圖9）控制來自配電系統蓄電池40的充放電電力，使得直流母線405的電壓維持在預定的值。

如上所述，本實施型態1中，因為配電系統蓄電池系統41安裝了虛擬同步發電機控制，所以第2DC/AC轉換電路408會作為電壓源（電壓控制）動作。因此，第3控制電路404會控制第2DC/DC轉換電路403（圖6），使得直流母線405的電壓成為一定值。

如圖9所說明，電壓計406所做的直流母線405的直流母線電壓的量測值，會被輸入到充電控制電路4041、放電控制電路4042、以及第7控制電路4044。充電控制電路4041在直流母線電壓比第7控制電路4044輸出的目標電壓高的情況下，控制充電控制電路4041對配電系統蓄電池40的充電電力，使得直流母線電壓成為目標電壓。另一方面，直流母線電壓比該目標電壓低的情況下，放電控制電路4042控制配電系統蓄電池40的放電電力。另外，充電控制電路4041的輸出及放電控制電路4042的輸出會輸入到第2切換電路4043。第2切換電路4043因應於來自第7控制電路4044的切換控制訊號，將充電控制電路4041的輸出及放電控制電路4042的輸出中的一者，作為發送到第2DC/DC轉換電路403的控制指令值輸出。第7控制電路4044藉由電壓計406所做的直流母線電壓的量測值、以及上述目標電壓的比較，產生第2切換電路4043的切換控制訊號。

像這樣，當執行在步驟S315的第2DC/AC轉換電路408時，第3控制電路404會在步驟S316，根據電壓計401及電流計402（圖6）所量測的直流電壓及直流電流的量測值，算出配電系統蓄電池40的充放電電力。算出的充放電電力會從第3控制電路404內的第7控制電路4044（圖9）通知到第8控制電路4097（圖10），該通知結果會被儲存到第4控制電路409內的第8控制電路4097內的記憶體（未圖示）。

又，第4控制電路409在儲存充放電電力的算出值並結束步驟S316的處理時，使處理回到步驟S301，繼續配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的控制。

如以上說明所述，根據本實施型態1，從配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的外部的控制裝置43通知配電系統蓄電池用電力轉換裝置44所輸出的交流電壓的頻率指令值（f*）的架構下，即使控制裝置43的量測延遲及處理延遲、以及控制裝置43及配電系統蓄電池用電力轉換裝置44之間的通訊延遲所造成延遲不固定地發生的情況下，也會基於配電系統蓄電池用電力轉換裝置44所檢測出的系統交流電壓的相位，來控制頻率指令值的變更。

具體來說，以配電系統蓄電池用電力轉換裝置44所檢測出的相位資訊的檢出時刻為基準，設定算出配電系統蓄電池用電力轉換裝置44所輸出的系統交流電壓的目標值（目標交流電壓Vtr）時的時刻資訊，藉此即使來自控制裝置43的頻率指令值及電壓振幅指令值的到達時間點（接收時間點）發生跳動（不均一），也能夠確保系統交流電壓的目標值（電壓值）的連續性。結果，不會帶來不必要的干擾，就能藉由對配電系統蓄電池用電力轉換裝置44外接的控制裝置43來實現虛擬同步發電控制。

藉由以如以上的架構，即使是沒有安裝虛擬同步發電機控制功能的過去的蓄電池用電力轉換裝置，也能夠使用外部的控制機器，進行對蓄電池用電力轉換裝置所輸出的系統交流電壓的頻率控制，藉此來實現虛擬同步發電機控制功能。藉此，對於既有的習知的蓄電池用電力裝置，例如在第8控制電路4097中做小規模的改造，變更產生配電系統蓄電池用電力轉換裝置44所輸出的系統交流電壓的目標值（目標交流電壓Vtr）的處理（第3正弦波產生電路40951的功能部分），能夠使其具有虛擬同步發電機控制功能。目標交流電壓Vtr的產生處理以軟體來安裝居多，因此藉由軟體的變更，就能期待對既有的蓄電池用電力轉換裝置追加虛擬同步發電機控制功能。又，如上述，即使從外加的控制機器通知虛擬同步發電機控制用的指令值及控制參數，也能夠主要對應於通訊所產生的跳動（不均一）來穩定地控制系統交流電壓。

另外，本實施型態1中，作為使用配電系統蓄電池用電力轉換裝置44所輸出的系統交流電壓的相位資訊，算出系統交流電壓的目標值（目標交流電壓Vtr）的方法，會說明從電壓計410所量測的交流電壓資訊檢測出系統交流電壓的零交越點，依照式（9）來算出目標交流電壓Vtr的例子。然而，這個手法只是一個例子，也可以藉由其他的手法，將配電系統蓄電池用電力轉換裝置44所輸出的系統交流電壓的相位資訊反映到目標交流電壓Vtr上。例如，三相交流系統的情況下，也可以對三相交流電壓進行d-q轉換，從該d軸電壓及q軸電壓算出系統交流電壓的相位資訊，使用該相位資訊，決定對目標交流電壓Vtr的頻率指令值f*的切換時間點，以及算出目標交流電壓Vtr時的時刻資訊。

又，關於零交越點的檢出也如同圖20所說明地，顯示了使用將系統交流電壓的量測值的A/D轉換值過濾處理後的值來檢出的例子，但也能夠省略過濾處理，來求出零交越點檢出時刻。又，關於零交越點檢出時刻，也能夠以例示的式（6）以外來算出。又，電壓計410的量測值有時候包括線性誤差及偏移誤差等，因此也可以使用修正這些誤差的資料來檢測出零交越點。特別是，偏移誤差會有在產生目標交流電壓Vtr時成為造成系統干擾的原因的疑慮，因此適當地執行修正偏移誤差的處理，使得電壓計410的交流電壓的量測值的積分值變成0為佳。

又，本實施型態1中，控制裝置43中的虛擬同步發電機控制電路433、以及配電系統蓄電池用電力轉換裝置44中的逆變器電壓控制電路4095的控制參數，會因應於自主系統中安裝有虛擬同步發電機控制的靜止型逆變器電源的台數、或者是同步發電機等作為其他的電壓源動作的分散電源的台數及種類，由CEMS31決定並通知。

具體來說，因應於安裝在自主微電網內動作的虛擬同步發電機控制功能並作為電壓源動作的配電系統蓄電池41的台數，改變從CEMS31送達各配電系統蓄電池41的電壓控制部的控制參數。藉此，以複數台安裝有虛擬同步發電機控制功能的配電系統蓄電池系統41構成自主微電網的情況下，也能夠因應於作為電壓源動作的配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的台數，設定各配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的逆變器電壓控制電路4095內的控制參數，使得電壓控制部的回應時間最佳化。

實施型態1中，複數台的安裝虛擬同步發電機控制功能的配電系統蓄電池41作為電壓源動作來構成自主微電網的情況下，比起1台構成自主微電網的情況下，被通知到各配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的控制參數會被設定成減小第3PI控制電路40953的控制增益、加長積分時間、又或是減小控制增益且同時加長積分時間。同樣地，即使是在連動系統，支持系統的同步發電機的回應快，因此控制用以確保電力系統的穩定性的配電系統蓄電池用電力轉換裝置44內的逆變器電壓控制電路4095內的控制參數，將其設定成使對於負載變動或發電量變動的控制回應時間，會變得比以1台的安裝虛擬同步發電機控制功能的配電系統蓄電池41來支持自主微電網的情況下的控制回應時間長。

更詳細來說，實施型態1中，以複數台的安裝虛擬同步發電機控制功能的配電系統蓄電池41來構成自主微電網的情況下，比起1台構成自主微電網的情況下，CEMS31所通知的控制參數會被設定成減小第3PI控制電路40953的控制增益、加長積分時間、又或是減小控制增益且同時加長積分時間。又，使虛擬同步發電機控制電路433（圖18）的回應速度變慢的情況下，會調整控制參數，增大調速器時間常數（Tg）、減小速度調整率Kgd（增大1/ Kgd）、增大單位慣性常數M、又或者增大制動係數Dg。藉此，使安裝有同步發電機控制功能的實施型態1的配電系統蓄電池41以連動系統動作的情況下，也具有不會產生不必要的干擾，而能夠給予系統慣性力的效果。

同樣地，關於控制裝置43內的虛擬同步發電機控制電路433的控制參數，也在實施型態1中由CEMS31通知。這也如前所述，使外部的控制裝置43具有虛擬同步發電機控制功能的情況下，頻率指令值送達配電系統蓄電池用電力轉換裝置44之前，會發生量測延遲、處理延遲、以及通訊延遲，在反映到配電系統蓄電池用電力轉換裝置44輸出的交流系統頻率之前會發生處理延遲。因此，自主微電網內發生負載變動或發電量變動的情況下，複數台的安裝虛擬同步發電機控制功能的配電系統蓄電池41，會對應於負載變動或發電量變動，使配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的輸出電力變化，但頻率指令值是由控制裝置43產生，所以系統交流電壓的頻率不會立刻變化。因此，當控制裝置43內的虛擬同步發電機控制電路433的增益（特別是制動係數Dg及速度調整率Kgd）高，各個配電系統蓄電池系統41所輸出的系統交流電壓的頻率就會大幅變化。

藉此，當配電系統蓄電池系統41之間進行不必要的電力傳遞，各配電系統蓄電池系統41所輸出的系統交流電壓的頻率振盪，最後造成配電系統蓄電池系統41停止。因此，本實施型態1中，自主系統中，會因應於安裝有虛擬同步發電機控制並作為電壓源動作的配電系統蓄電池系統41的台數，來控制虛擬同步發電機控制內至少制動係數Dg。具體來說，當該台數越多，制動係數Dg就會被設定成越大。藉此，對於自主系統，安裝有虛擬同步發電機控制的複數台的配電系統蓄電池系統41即使合作作為電壓源動作的情況下，也不會產生不必要的干擾，能夠給予系統慣性力。

同樣地，即使是連動系統中，因為支持系統的同步發電機的回應快，為了確保電力系統的穩定性，改變控制裝置43內的虛擬同步發電機控制電路433內的控制參數（特別是制動係數Dg及速度調整率Kgd），來控制系統交流電壓對於負載變動或發電量變動的回應速度為佳。具體來說，安裝有虛擬同步發電機控制功能的配電系統蓄電池系統41，在連動系統的情況下，比起以1台支持自主微電網的情況下，CEMS31會設定控制參數使控制回應變慢（使回應速度變慢）。藉此，即使是連動系統，也能夠使安裝有虛擬同步發電機控制的配電系統蓄電池系統41動作不產生不必要干擾，能夠給予系統慣性力。

[實施型態2] 實施型態1中，說明了即使是沒有安裝虛擬同步發電機控制功能的習知的蓄電池用電力轉換裝置（配電系統蓄電池用電力轉換裝置44），藉由使用外部控制機器控制從蓄電池用電力轉換裝置輸出的系統交流電壓的頻率，實現虛擬同步發電機控制功能的手法。實施型態2中，說明產生系統交流電壓的目標值（目標交流電壓Vtr）的其他手法。

又，實施型態2中，與實施型態1相比，控制裝置43內的虛擬同步發電控制電路433安裝有AVR功能這點不同。因此，實施型態2中，虛擬同步發電控制電路433及第2DC/AC轉換電路408的架構及控制動作的一部分不同。關於其他的部分，電路架構及控制動作等因為與實施型態1相同而不重複詳細的說明。

圖28顯示實施型態2的電力轉換裝置的代表例，配電系統蓄電池用電力轉換裝置44內的逆變器電壓控制電路4095的架構。

實施型態2的逆變器電壓控制電路4095，與實施型態1的逆變器電壓控制電路4095（圖12）相比，配置第4正弦波產生電路40956來取代第3正弦波產生電路40951這點不同。也就是，在實施型態2中，藉由第4正弦波產生電路40956來產生配電系統蓄電池用電力轉換裝置44輸出的系統交流電壓的目標值，也就是目標交流電壓Vtr。

與圖12同樣地，頻率指令值（f*）會從第8控制電路4097輸入到第4正弦波產生電路40956。又，取代第12圖的零交越點檢出資訊，取樣期間ΔT會從第8控制電路4097輸入到第4正弦波產生電路40956。取樣期間ΔT是用逆變器電壓控制電路4095的處理頻率的倒數獲得。例如，處理頻率是20 [kHz]時，取樣期間ΔT＝1/20 [kHz] = 50 [μs]。圖28以外的架構與圖12相同，因此不重複詳細的說明。

圖29為說明圖28所示的第4正弦波產生電路40956的架構的方塊圖。

參照圖29，第4正弦波產生電路40956包括乘法器409551、409552、409556、409560、加法器409553、除法器409554、捨去電路409555、減法器409557、暫存器409558、以及正弦波對照表409559。

乘法器409551是對控制裝置43送出的頻率指令值f*乘上2π，轉換成角速度指令值ω*。乘法器409551是將乘法器409552所輸出的角速度指令值ω*與來自第8控制電路4097的取樣期間ΔT相乘。

從乘法器409552會輸出第4正弦波產生電路40956所產生的目標交流電壓Vtr的取樣期間ΔT的相位變化量Δθ。加法器409553會將被暫存器延後一個時脈的前次計算的目標交流電壓Vtr的相位資訊、以及乘法器409552所輸出的相位變化量Δθ相加。輸出目標交流電壓Vtr的相位資訊。

除法器409554將加法器409553的輸出除以2π。除法器409554的除法運算結果會被捨去電路409555捨去小數點以下的值而被整數化。

乘法器409556將捨去電路409555的輸出成乘以2π。乘法器409556的乘法運算結果會被輸入到減法器409557。減法器409557會將加法器409553所輸出的目標交流電壓Vtr的相位資訊減去乘法器409556的輸出。藉此，減法器409557所輸出的目標交流電壓Vtr的相位資訊會被加上0以上且不滿2π的限制。

減法器409557的輸出會被輸入到暫存器409558，延遲一個時脈。同樣地，減法器409557的輸出（相位資訊）被正弦波對照表409559轉換成振幅資訊。正弦波對照表409559內建用以將輸入的相位資訊（0～2π）轉換成振幅資訊（－1～1）的正弦波對照表，當沒有儲存於對照表中的相位資訊輸入的情況下，會使用儲存於對照表的前後的資料進行內插，產生振幅資訊。

正弦波對照表409559所輸出的振幅資訊，被乘法器409560拿來與控制裝置43所輸出的電壓振幅指令值（V*）相乘。乘法器409560的輸出會被作為系統交流電壓的目標值，也就是目標交流電壓Vtr，輸出到減法器40952（圖28）。藉此，在圖28，會進行與圖12相同的用以將電壓計410所量測的系統交流電壓的實測值控制成目標交流電壓Vtr的控制處理。

圖28（實施型態2）中，逆變器電壓控制電路4095當中，第4正弦波產生電路40956對應「目標交流電壓產生部」的一實施例，減法器40952、第3PI控制電路40953、第2PWM轉換電路40954、以及第1電流限制電路40955對應「電壓控制部」的一實施例。

接著，使用圖30來說明實施型態2的控制裝置43的架構。參照圖30，實施型態2的控制裝置43與實施型態1的架構（圖13）相比，以第2虛擬同步發電機控制電路436取代虛擬同步發電機控制電路433這點有所不同。圖30其他部分的架構與圖13相同，因此不重複說明。也就是，實施型態2中，會藉由第2虛擬同步發電機控制電路436算出反映在目標交流電壓Vtr上的頻率指令值f*。

圖31為說明圖30所示的第2虛擬同步發電機控制電路436的架構的方塊圖。

參照圖31，第2虛擬同步發電機控制電路436除了具有包括與虛擬同步發電機控制電路433（圖14）同樣的減法器4331、調速器控制電路4332、加法器4333、減法器4334、以及質點系統運算電路4335外，還包括減法器4336、比例控制電路4337、以及限制電路4338。

減法器4336將CEMS31通知的實效無效電力指令減去實效電力算出電路432（圖13）所輸出的實效無效電力的實測值。減法器4336的減法結果會被輸入到比例控制電路4337。比例控制電路4337會執行比例運算，將減法器4336的輸出乘上比例增益。也可以配置執行PI控制或PID控制的控制器來取代比例控制電路4337。

比例控制電路4337的輸出，在限制電路4338執行振幅限制後，會作為電壓振幅指令值而輸出往管理電路435。該電壓振幅指令值會作為算出目標交流電壓Vtr時的電壓振幅指令值V*來使用。

另外，本實施型態2中，比例限制電路4337的控制增益（比例增益）以及限制電路4338的振幅限制值，會從CEMS31通知，從管理電路435被發送到第2虛擬同步發電機控制電路436。

以下，使用圖1～圖16、以及圖28～圖31，說明實施型態2的配電系統蓄電池系統41的動作。另外，進行與實施型態1相同的動作的情況下，不會重複詳細的說明。

即使是實施型態2中，與實施型態1同樣地，當CEMS31所進行的30分週期處理（圖22）結束，控制裝置43結束蓄電池運轉計畫的接收時，控制裝置43會進行逐次處理（圖23）。上述蓄電池運轉計畫包括30分鐘的配電系統蓄電池40的電力指令值、交流系統的無效電力指令值、以及各種參數（第2虛擬同步發電機控制電路436以及逆變器電壓控制電路4095內的控制部的參數等）。

具體來說，控制裝置43在逐次處理中，與實施型態1同樣地，進行來自配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的量測資料的收集，且在預定地週期取樣電流/電壓量測裝置42所輸出的配電系統24的交流電流及交流電壓。控制裝置43與實施型態1同樣地，以第2相位檢出電路431執行系統交流電壓的零交越點的檢出處理，且以實效電力算出電路432執行實效有效電力以及實效無效電力的算出處理。另外，實效電力算出電路432中，使用量測的系統交流電壓及系統交流電流，也會算出實效電壓及實效電流。

控制裝置43根據電流/電壓量測裝置42的輸出、以及從CEMS31接收的電力指令值，藉由第2虛擬同步發電機控制電路436算出要通知配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的頻率指令值（f*）以及電壓振幅指令值（V*）。控制裝置43當結束上述頻率指令值及電壓振幅指令值的算出時，將算出的頻率指令值及電壓振幅指令值、從CEMS31接收的電壓控制用的控制參數，通知到配電系統蓄電池用電力轉換裝置44。藉此，控制裝置43進行的逐次處理結束。

另外，本實施型態2也與實施型態1同樣地，控制裝置43的逐次處理如圖18所示，在系統交流電壓的每1周期執行。如實施型態1中所說明，逐次處理也可以在系統交流電壓的每複數周期或每半周期執行。

接著，使用圖30及圖31來說明控制裝置43的動作。當控制裝置43開始動作，管理電路435將各種控制參數初始化到預定的初始值。管理電路435當完成初始化時，向通訊介面434確認是否從CEMS31接收到了頻率指令值等。接收到了的情況，接收的各種資訊會被寫入管理電路435內的未圖示的暫存器。

另一方面，第2相位檢出電路431及實效電力算出電路432，使用電流/電壓量測裝置42所輸出的系統交流電壓的電壓量測值及電流量測值，執行系統交流電壓的頻率檢出、以及實效有效電力和實效無效電力的算出。

實施型態2中，第2相位檢出電路431也與實施型態1同樣地，檢測出系統交流電壓的零交越點，基於檢出結果算出頻率。第2相位檢出電路431檢測出系統交流電壓的零交越點。如上所述，與圖20及式（6）所說明的同樣地，能夠算出零交越點檢出時刻，且同時依照式（8）求出頻率檢出值。又，使用系統交流電壓及電流的量測結果，實效電力算出電路432中，與實施型態1同樣地算出實效有效電力和實效無效電力。

管理電路435在零交越點檢出時，確認是否從CEMS31接收到了電力指令值、無效電力指令值、以及第2虛擬同步發電機控制電路436的控制參數等。當接收到了的情況下，儲存於管理電路435內的未圖示的暫存器內的有效電力指令值、無效電力指令值、以及往第2虛擬同步發電機控制電路436輸出的控制用參數，會在零交越點的檢出時刻被改寫。

實施型態2也與實施型態1同樣地，系統交流電壓的1週期是控制週期，但與實施型態1同樣地，該控制週期能夠是系統交流電壓的週期的整數倍、或者是預定的時間長度。

圖31中，管理電路435在每次經過控制週期，就對第2虛擬同步發電機控制電路436送出指示，要其產生配電系統蓄電池用電力轉換裝置44中使用的系統交流電壓的頻率（頻率指令值）及振幅（電壓振幅指令值）。

實施型態2也與實施型態1同樣地，每次以第2相位檢出電路431檢測出系統交流電壓的零交越點時，會藉由第2虛擬同步發電機控制電路436算出系統交流電壓的頻率指令值。因此，實施型態2也與實施型態1同樣地，上述控制週期變得與第2相位檢出電路431檢測出如圖20所示的零交越點的週期相同。

圖31中，用以將來自第2相位檢出電路431的實測的系統交流電壓、以及來自實效電力算出電路432的實測的實效有效電力，控制成目標頻率Fref（例如60Hz）以及電力目標值（Pref）的，減法器4331、調速器控制電路4332、加法器43333、減法器4334、以及質點系統運算電路4335的動作，與實施型態1相同，因此不重複詳細的說明。藉此，從質點系統運算電路4335會輸出與實施型態1相同的相位資訊及頻率指令值（f*）。與實施型態1同樣地，從質點系統運算電路4335輸出的相位資訊以及頻率指令值會輸入管理電路435。

實施型態2中，第2虛擬同步發電機控制電路436具有追加配置的減法器4336、比例控制電路4337、以及限制電路4338的AVR功能。具體來說，第2虛擬同步發電機控制電路436依照CEMS31所通知的實效無效電力指令，產生通知配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的電壓振幅指令值。該無效電力指令值透過通訊介面434，被通知到管理電路435，儲存到管理電路435內沒有圖示的暫存器中。此時，AVR控制中使用的，比例控制電路4337的比例增益及限制電路4338的限制值等的資訊被CEMS31通知的情況下，管理電路435內的暫存值會被改寫成接收到的數值。

參照圖31，詳細說明AVR功能（控制）。由CEMS通知的實效無效電力指令從管理電路435內的未圖示的暫存器輸入到減法器4336。減法器4336將實效無效電力指令減去實效電力算出電路432所算出的實測實效無效電力值。

減法器4336的輸出，也就是實效無效電力偏差，會輸入到比例控制電路4337。比例控制電路4337根據CEMS31所通知的比例增益，執行比例控制運算。比例控制電路4337的輸出會輸入到限制電路4338。在限制電路4338中，會進行使輸入的電壓振幅指令值進入CEMS31所通知的振幅限制範圍內（例如6600V±330V）的限制處理。像這樣，產生電壓振幅指令值，以將實測實效無效電力控制成實效無效電力指令。

限制電路4338的輸出，也就是限制處理後的電壓振幅指令值，會輸入到管理電路435。管理電路435在第2虛擬同步發電機控制電路436完成頻率指令值及電壓振幅指令值的產生後，配合CMES31所通知的逆變器電壓控制電路4095內的控制參數，透過通訊介面434轉換成既定的格式。轉換後的各種資料會被通知給配電系統蓄電池用電裡轉換裝置44。

接著，使用圖28及圖29來說明實施型態2的逆變器電壓控制電路4095的動作。

當自主運轉的微電網開始啟動，第4控制電路409會進行配電系統蓄電池用電力轉換裝置44內的各種控制參數初始化，當初始化結束時，第4控制電路409會對逆變器電壓控制電路4095指示電壓控制的開始。

逆變器電壓控制電路4095當接收到該指示後會開始電壓控制。當電壓控制開始後，逆變器電壓控制電路4095內的第4正弦波產生電路40956會根據第8控制電路4097所輸入的，被控制裝置43通知的頻率指令值及電壓振幅指令值、以及取樣間隔ΔT，產生電壓控制時的系統交流電壓的目標值（目標交流電壓Vtr）。

接著，使用圖29，說明實施型態2的第4正弦波產生電路40956的動作。實施型態1中，檢測出從配電系統蓄電池用電力轉換裝置44輸出的系統交流電壓的零交越點（零交越點時刻），控制以零交越點時刻為基準來切換目標交流電壓Vtr的算出當中由控制裝置43通知的頻率指令值及電壓振幅指令值。藉由這樣的控制，嘗試確保目標交流電壓Vtr的連續性，使切換頻率指令值及電壓振幅指令值時產生的干擾最小化。

相對於此，實施型態2中，不進行零交越點的檢出，將控制裝置43通知的頻率指令值反映到目標交流電壓Vtr上。

圖29中CEMS31所通知的頻率指令值會被儲存到第8控制電路4097內的未圖示的暫存器。從第8控制電路4097輸出的該頻率指令值（f*）會被輸入到乘法器409551。

乘法器409551將頻率指令值乘上2π算出角速度ω，該角速度ω在乘法器409552中被乘上第8控制電路4097所輸出的取樣間隔ΔT（例如50 [μs]），算出相位變化量Δθ。如上所述，相位變化量Δθ相當於反映出頻率指令值f*並產生目標交流電壓Vtr（正弦波）時的取樣間隔ΔT期間的相位變化量。

乘法器409552所輸出的相位變化量Δθ會被加法器409553拿來與保持於暫存器409558的1週期（ΔT）前的相位變化量相加。藉此，算出相當於目標交流電壓Vtr的正弦波的相位角θ0。

加法器409553的輸出（加法結果）會輸出到除法器409554及減法器409557。加法器409553的輸出會被除法器409554除以2π，除法結果會被捨去電路409555捨去小數點以下的位數。

捨去電路409555的輸出會被乘法器409556拿去與2π相乘。乘法器409556的輸出會輸入到減法器409557，並從加法器409553的輸出減去該值。

接著，簡單地說明除法器409554、捨去電路409555、以及乘法器409556對於加法器409553的輸出所做的一連串的處理。該處理是為了將目標交流電壓Vtr產生時的正弦波的相位資訊收斂到0≦θ＜2π的範圍內的處理。

加法器409553所輸出的相位角θ0會使用自然數n，能夠以下式（10）表示。另外式（10）中的θ’在0≦θ’＜2π的範圍內。 θ0 ＝ 2π × n ＋ θ’             …（10）

藉由將θ除以2π，除法器409554會輸出θ0 /  2π ＝ n ＋ （θ’ /  2π）。藉由將除法器409554的輸出捨去小數點以下的位數，捨去電路409555會輸出式（10）中的n。

乘法器409556將捨去電路409555的輸出乘以2π，藉此輸出式（10）中的（2π × n）。減法器409557將加法器409553的輸出（θ0）減去乘法器409556的（2π × n）。因此，減法器409557會輸出式（10）中的θ’。這樣一來，從加法器409553的輸出θ0中抽出θ’，作為正弦波的相位資訊θ（0≦θ＜2π）輸入正弦波對照表409559。該相位資訊θ延遲1個週期後輸出到加法器409553，因此也會輸入到暫存器409558。

正弦波對照表409559能夠將相對於輸入的相位資訊（相位角）θ（0≦θ＜2π）的正弦波的振幅資訊（－1～1）預先儲存到ROM（Read Only Memory）來構成。正弦波對照表409559在當減法器409557輸入相位資訊（相位角θ）時，會輸出相對於該輸入的相位資訊的正弦波的振幅資訊（－1～1）。另外，為了縮小ROM等的記憶體大小而希望縮小儲存的對照表的資料數的情況下，如上所述，可以從上述對照表中讀出輸入的相位角（θ）的前後的資料，使用線性補差等的手法來進行內插。

從正弦波對照表409559輸出的正弦波振幅資訊（－1～1）會被乘法器409560拿來與控制裝置43通知並儲存於第8控制電路4097的未圖示的暫存器中的電壓振幅指令值相乘。結果，乘法器409560輸出系統交流電壓的目標值，也就是目標交流電壓Vtr。像這樣，第4正弦波產生電路40956使用跟著頻率指令值（f*）變化的角速度（2π × f*）中的預定的時間間隔（取樣期間ΔT）下的相位變化量的乘積所算出的正弦波的相位角，算出目標交流電壓Vtr。

這樣子產生的第4正弦波產生電路40956所輸出的目標交流電壓Vtr，會輸入到圖28的減法器40952。在減法器40952，將目標交流電壓Vtr減去電壓器410輸出的系統交流電壓的量測值，算出電壓偏差。由減法器40952輸出的電壓偏差會被輸入到第3PI控制電路40953，補償該電壓偏差（也就是使電壓偏差為0）用的控制運算結果會從第3PI控制電路40953輸出。另外，第3PI控制電路40953中使用的控制參數會從第8控制電路4097輸入。該控制參數的值被控制成當CEMS31有通知變更的控制參數的話就會被變更。

第3PI控制電路40953的輸出會被第1電流限制電路40955限制成，由配電系統蓄電池用電力轉換裝置44輸出的交流電流不會超過配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的容量。具體來說，根據電流計411的量測結果，來進行對第3PI控制電路40953的輸出設置上限的限制處理。

第1電流限制電路40955進行限制處理後的第3PI控制電路40953的輸出，會被第2PWM轉換電路40954做PWM調變，轉換成第2DC/AC轉換電路408的控制指令值。第2PWM轉換電路40954將控制指令值輸出到第2DC/AC轉換電路408。第2DC/AC轉換電路408依照該控制指令值，將系統交流電壓輸出到配電系統24。

又，實施型態2也與實施型態1同樣地，第3控制電路404根據電壓計406所量測的直流母線電壓的量測值，決定從配電系統蓄電池40放電或充電的電力。具體來說，第3控制電路404內的第7控制電路4044會控制配電系統蓄電池40的充放電電力，使得直流母線405的電壓（直流母線電壓）到達預定的目標電壓。如上所述，實施型態2也與實施型態1同樣地，配電系統蓄電池系統41中安裝有虛擬同步發電機控制，第2DC/AC轉換電路408會做為電壓源（電壓控制）動作。因此，第3控制電路404會控制配電系統蓄電池40的充放電，使得直流母線電壓成為固定值（目標電壓）。另外，第3控制電路404的動作與實施型態1相同，因此不重複詳細的說明。

本實施型態2如以上構成，因此頻率指令值f*切換時，儘管相位變化量Δθ（圖29的乘法器409553的輸出）變化，輸入正弦波對照表409559的相位角（相位資訊）被管理成不變成不連續。因此，能夠確保頻率指令值f*切換時的目標交流電壓Vtr的連續性。藉此，即使控制裝置43的量測延遲及處理延遲、以及控制裝置43和配電系統蓄電池用電力轉換裝置44之間的通訊延遲造成的延遲時間不固定，導致外部的控制裝置43對配電系統蓄電池用電力轉換裝置44通知頻率指令值f*的時間點分散，也能夠確保系統交流電壓的目標值（目標交流電壓Vtr）。結果，能夠不帶給系統不必要的干擾而利用外接的控制裝置43來實現虛擬同步發電控制。

藉由以上所述的架構，與實施型態1同樣地，沒有安裝虛擬同步發電機控制功能的習知的蓄電池用電力轉換裝置（配電系統蓄電池用電力轉換裝置44），也使用外部控制機器來控制從蓄電池用電力轉換裝置輸出的系統交流電壓的頻率，藉此實現虛擬同步發電機控制功能。藉此，對於既有的習知的蓄電池用電力轉換裝置，藉由例如將產生配電系統蓄電池用電力轉換裝置44輸出的系統交流電壓的目標值（目標交流電壓Vtr）的處理（第4正弦波產生電路40956的功能部分）進行變更的小規模的改造，例如軟體的變更，能夠使其具有虛擬同步發電機控制功能。在這個情況下，如上所述，即使外加的控制機器通知虛擬同步發電機控制用的指令值及控制參數，也能夠對應於主要因為通訊而產生的跳動（分散），穩定地控制系統交流電壓。

另外，本實施型態2中，將以電壓控制來控制第2DC/AC轉換電路408時的系統交流電壓的目標值（目標交流電壓Vtr），如第4正弦波產生電路40956中所說明地，以反映頻率指令值f*而產生的正弦波的相位角來管理，能夠和實施型態1一樣不具有零交越點，而切換頻率指令值f*。結果，在CEMS31通知後，不需要設置直到零交越點被檢出為止的待機時間，能夠立即變更頻率指令值f*，算出目標交流電壓Vtr。結果，因為提高虛擬同步發電機控制的效果，而有可能提升系統的穩定性。

另外，第4正弦波產生電路40956的架構並不限定於圖29所示者，只要是在產生以電壓控制使配電系統蓄電池用電力轉換裝置44內的第2DC/AC轉換電路408動作時的系統交流電壓的目標值（目標交流電壓Vtr）時，管理正弦波的電壓相位的架構的話，就能夠獲得相同的效果。

又，本實施型態2中，說明了控制裝置43安裝了AVR功能的情況，但安裝了AVR功能的外接的控制裝置43的架構並不限定於圖31所例示者。例如，即使將比例控制電路4337替換成PI控制電路或PID控制電路等其它執行控制運算的電路，也能夠達成相同的效果。又，來自CEMS31的通知並不限定於例示的實效無效電力指令，例如藉由直接通知配電系統蓄電池用電力轉換裝置44輸出的系統交流電壓的電壓振幅指令值，也可以安裝AVR功能。

如以上所說明，實施型態2中，使用來自外部的控制裝置43的指令值，將配電系統蓄電池用電力轉換裝置44作為電壓源動作時，即使以系統交流電壓的各式各樣的相位接收來自控制裝置43的指令值，管理並控制顯示出系統交流電壓的目標值（目標交流電壓Vtr）的正弦波的相位角。藉此，能夠確保在頻率指令值f*變更時的目標交流電壓Vtr的連續性。結果，能夠從配電系統蓄電池用電力轉換裝置44輸出系統交流電壓，使得不帶給配電系統不必要的干擾，而使其具有虛擬同步發電機控制。

[實施型態3] 實施型態1及2中，說明即使是沒有安裝虛擬同步發電機控制功能的習知的蓄電池用電力轉換裝置（配電系統蓄電池用電力轉換裝置44），也透過使用外部控制機器來控制從蓄電池用電力轉換裝置輸出的系統交流電壓的頻率，來實現虛擬同步發電機控制功能的手法。實施型態3中，進一步說明產生系統交流電壓的目標值（目標交流電壓Vtr）的其他的手法。具體來說，系統交流電壓的目標值（目標交流電壓Vtr）的產生部內，安裝了系統交流電壓的AVR功能。

以下，使用圖32及圖33，說明實施型態3的逆變器電壓控制電路4095的動作。實施型態3中，只有第2DC/AC轉換電路408的一部分的控制動作（具體來說，逆變器電壓控制電路4095的動作）不同，電路架構等與實施型態2相同。實施型態3中，原則上與實施型態1及2共通的部分，不會重複詳細的說明。

圖32顯示作為實施型態3的電力轉換裝置的代表例的配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的逆變器電壓控制電路4095的架構。

實施型態3的逆變器電壓控制電路4095與實施型態1的逆變器電壓控制電路4095（圖12）相比，在配置了第5正弦波產生電路40957來取代第3正弦波產生電路40951這點有所不同。也就是，實施型態3中，藉由第5正弦波產生電路40957來產生配電系統蓄電池用電力轉換裝置44所輸出的系統交流電壓的目標值，也就是目標交流電壓Vtr。

與圖12相同地，第5正弦波產生電路40957會被輸入來自第8控制電路4097的頻率指令值（f*），且被輸入來自交流頻率檢出電路4091（圖10）的零交越點檢出資訊。

圖32（實施型態3）中，逆變器電壓控制電路4095中，第5正弦波產生電路40957對應「目標交流電壓產生部」的一實施例，減法器40952以後的部分則構成「電壓控制部」的一實施例。

圖33為說明圖32所示的第5正弦波產生電路40957的架構的方塊圖。

參照圖33，第5正弦波產生電路40957包括減法器409571、409575、乘法器409572、409573、409578、正弦波對照表409559、比例積分控制電路409576、以及限制電路409577。

減法器409571將以第8控制電路4097內的時刻產生電路（未圖示）所輸出的時刻資訊來表示的現在時刻（tn）減去以交流頻率檢出電路4091所檢測出的零交越點時刻（tzcp_n）。

乘法器409573將第8控制電路4097輸出的頻率指令值f*乘上2π，轉換成角速度（ω）。乘法器409572將減法器409571的輸出與乘法器409573的輸出（角速度ω）相乘。因此，乘法器409572的輸出相當於如實施型態1所說明的，顯示出產生目標交流電壓Vtr用的式（9）中的sin的相位角的「2 × π × f* × （tn －tzcp_n）」。

另外，由CEMS31通知的頻率資訊（頻率指令值f*）與實施型態1同樣地，在零交越點的檢出時刻，被取入到第8控制電路4097內的未圖示的暫存器。

正弦波對照表409559與實施型態2中說明的構成相同，將乘法器409572所輸出的相位角轉換成正弦波的振幅資訊（－1～1）輸出。

減法器409575將CEMS31通知的實效無效電力指令減去實效電力算出電路4092（圖10）所輸出的實效無效電力的實測值。另外，CEMS31所通知的實效無效電力指令值在零交越點的檢出時刻會被取入到第8控制電路4097內的未圖示的暫存器。減法器409575所做的減法結果會被輸入到比例積分控制電路409576。比例積分控制電路409576中，執行用以使減法器409575的輸出為0的比例積分控制（PI控制）運算。比例積分控制電路409576的輸出會作為目標交流電壓Vtr的電壓振幅指令值V*而輸入到限制電路409577。限制電路409577所做的限制處理後的電壓振幅指令值V*會被輸入到乘法器409578。

乘法器409578將限制電路409577所輸出的電壓振幅指令值V*與正弦波對照表409559所輸出的振幅資訊（－1～1）相乘，產生目標交流電壓Vtr。與實施型態1及2同樣地，目標交流電壓Vtr會對逆變器電壓控制電路4095內的減法器40952（圖12）輸出。另外，之後的逆變器電壓控制電路4095的架構及動作與實施型態1或2相同，因此不重複詳細的說明。

接著，使用圖1～圖16、圖32及圖33，說明實施型態3的配電系統蓄電池系統41的動作。另外，進行與實施型態1及2相同的動作的情況下，不會重複詳細的說明。

實施型態3與實施型態1或2同樣地，當30分鐘週期處理（圖22）結束，控制裝置43完成蓄電池運轉計畫的接收時，控制裝置43開始逐次處理（圖23）。上述蓄電池運轉計畫中包括30分鐘的配電系統蓄電池40的電力指令值、交流系統的無效電力指令、各種控制參數（虛擬同步發電機控制電路433以及逆變器電壓控制電路4095內的控制部的參數等）。

具體來說，控制裝置43在逐次處理中，與實施型態1或2同樣地，進行來自配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的量測資料的收集，且在預定地週期取樣電流/電壓量測裝置42所輸出的配電系統24的交流電流及交流電壓。控制裝置43與實施型態1或2同樣地，以第2相位檢出電路431執行系統交流電壓的零交越點時刻的檢出處理，且以實效電力算出電路432執行實效有效電力以及實效無效電力的算出處理。另外，實效電力算出電路432中，使用量測的系統交流電壓及系統交流電流，也會算出實效電壓及實效電流。

控制裝置43根據電流/電壓量測裝置42的輸出、以及從CEMS31接收的電力指令值，藉由與實施型態1相同的虛擬同步發電機控制電路433算出要通知配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的頻率指令值（f*）。控制裝置43當結束上述頻率指令值的算出時，將算出的頻率指令值、從CEMS31接收的實效無效電力指令及電壓控制用的控制參數，通知到配電系統蓄電池用電力轉換裝置44。藉此，控制裝置43進行的逐次處理結束。

本實施型態3也與實施型態1同樣地，控制裝置43的逐次處理如圖18所示，在系統交流電壓的每1周期執行。如實施型態1中所說明，逐次處理也可以在系統交流電壓的每複數周期或每半周期執行。

接著，使用圖13及圖14來說明控制裝置43的動作。也就是，控制裝置43與實施型態1相同。當控制裝置43開始動作，管理電路435將各種控制參數初始化到預定的初始值。管理電路435當完成初始化時，向通訊介面434確認是否從CEMS31接收到了頻率指令值等。接收到了的情況，接收的各種資訊會被寫入管理電路435內的未圖示的暫存器。另一方面，第2相位檢出電路431及實效電力算出電路432，使用電流/電壓量測裝置42所輸出的系統交流電壓的電壓量測值及電流量測值，執行系統交流電壓的頻率檢出、以及實效有效電力和實效無效電力的算出。

實施型態3中，第2相位檢出電路431也與實施型態1同樣地，檢測出系統交流電壓的零交越點，基於檢出結果算出頻率。第2相位檢出電路431檢測出系統交流電壓的零交越點。如上所述，與圖20及式（6）所說明的同樣地，能夠算出零交越點檢出時刻，且同時依照式（8）求出頻率檢出值。又，使用系統交流電壓及電流的量測結果，實效電力算出電路432中，與實施型態1同樣地算出實效有效電力和實效無效電力。

管理電路435在零交越點檢出時，確認是否從CEMS31接收到了電力指令值、無效電力指令值、以及虛擬同步發電機控制電路433的控制參數等。當接收到了的情況下，儲存於管理電路435內的未圖示的暫存器內的有效電力指令值、無效電力指令值、以及往虛擬同步發電機控制電路433輸出的控制用參數，會在零交越點的檢出時刻被改寫。

實施型態3也與實施型態1同樣地，系統交流電壓的1週期是控制週期，但與實施型態1同樣地，該控制週期能夠是系統交流電壓的週期的整數倍、或者是預定的時間長度。

管理電路435在每次經過控制週期，就對虛擬同步發電機控制電路433送出指示，要其產生配電系統蓄電池用電力轉換裝置44中使用的系統交流電壓的頻率（頻率指令值）及振幅（電壓振幅指令值）。實施型態3中，每次以第2相位檢出電路431檢測出系統交流電壓的零交越點時，會藉由虛擬同步發電機控制電路433算出系統交流電壓的頻率指令值。因此，本實施型態3也與實施型態1同樣地，上述控制週期變得與第2相位檢出電路431檢測出如圖20所示的零交越點的週期相同。

在圖14，減法器4331將第2相位檢出電路431所得的系統交流電壓的實測頻率，減去管理電路435所輸出的系統交流電壓的目標頻率Fref（例如60 [Hz]），算出頻率偏差。減法器4331輸出的頻率偏差會被輸入到圖15所示的調速器控制電路4332。調速器控制電路4332的動作與實施型態1相同，因此不重複詳細說明。

調速器控制電路4332的輸出，會被加法器4333拿去與管理電路435所輸出的電力目標值（Pref）相加。另外，電力目標值如上述，是CEMS31所通知者從管理電路435輸出。加法器4333的輸出會藉由減法器4334而從實效電力算出電路432所輸出的實測實效電力減去。減法器4334的減法結果會被輸入到質點系統運算電路4335。質點系統運算電路4335的動作與實施型態1相同，因此詳細的說明不重複。藉此，從質點系統運算電路4335會輸出與實施型態1相同的相位資訊及頻率指令值（f*）。與實施型態1同樣地，從質點系統運算電路4335輸出的相位資訊及頻率指令值會被輸入到管理電路435。

接著，使用圖32及圖33來說明本實施型態3的逆變器電壓控制電路4095。

當自主運轉的微電網開始啟動，第4控制電路409首先會進行配電系統蓄電池用電力轉換裝置44內的各種控制參數初始化，當初始化結束時，第4控制電路409會對逆變器電壓控制電路4095指示電壓控制的開始。

逆變器電壓控制電路4095當接收到該指示後會開始電壓控制。當電壓控制開始後，逆變器電壓控制電路4095內的第5正弦波產生電路40957會根據第8控制電路4097所輸入的，被控制裝置43通知的頻率指令值（f*）及實效無效電力指令值、以及時刻資訊，產生電壓控制時的系統交流電壓的目標值（目標交流電壓Vtr）。

接著，使用圖33，說明實施型態3的第5正弦波產生電路40957的動作。實施型態1中，產生目標交流電壓Vtr時，會檢測出從配電系統蓄電池用電力轉換裝置44輸出的系統交流電壓的零交越點（零交越點時刻），控制以零交越點時刻為基準來將控制裝置43所通知的更新後的頻率指令值及電壓振幅指令值反映到目標交流電壓Vtr上。藉由這樣的控制，嘗試確保目標交流電壓Vtr的連續性，使變更頻率指令值及電壓振幅指令值時產生的干擾最小化。

另一方面，實施型態3中以不同於實施型態1的手法，將控制裝置43所通知的頻率指令值反映到目標交流電壓Vtr上。

圖33中，由CEMS31通知的頻率指令值及實效無效電力指令值會被儲存到第8控制電路4097內未圖示的暫存器。具體來說，第8控制電路4097在交流頻率檢出電路4091的零交越點檢出時刻，將上述頻率指令值及實效無效電力指令值透過通訊介面412取入。

第8控制電路4097所輸出的頻率指令值（f*）會被乘法器409573乘上2π，轉換成角速度。減法器409571 將以第8控制電路4097輸出的時刻資訊顯示的現在時刻，減去交流頻率檢出電路4091所檢出的零交越點檢出時刻。減法器409571的輸出會被乘法器409572拿去與乘法器409573所輸出的角速度相乘。藉此，如上所述，算出相當於系統交流電壓的振幅（目標交流電壓Vtr）的正弦波的相位資訊（相位角）。乘法器409572的輸出（相位角）會被輸入到與實施型態2相同的正弦波對照表409559。藉此，從正弦波對照表409559會輸出相對於輸入的相位資訊（相位角）的正弦波的振幅資訊（－1～1）。

另一方面，減法器409575將儲存到第8控制電路4097的未圖示的暫存器中的由CEMS31通知的實效無效電力指令值，減去以實效電力算出電路4092算出的實效無效電力的實測值。減法器409575的輸出，也就是相對於實效無效電力的指令值的偏差，會輸入到比例積分控制電路409576。比例積分控制電路409576中，會執行用以補償減法器409575所輸出的上述偏差（也就是，使偏差為0）的比例積分控制（PI控制）運算。比例積分控制電路409576的運算結果，會作為目標交流電壓Vtr的電壓振幅指令值V*，輸入到限制電路409557，然後進行限制處理將其收斂到既定的範圍內。

本實施型態3中，作為一例，在限制電路409557中，與實施型態2同樣地，將輸入的目標交流電壓Vtr的電壓振幅指令值V*加入限制，使其進入既定的振幅限制值的範圍內（例如6600 [V] ±330 [V]）。

另外，本實施型態3中，比例積分控制電路409576中使用的控制參數（比例增益及積分時間）、以及限制電路409577的振幅限制值，會使用從CEMS31通知，並經由限制裝置43儲存到第8控制電路4097內的未圖示的暫存器的值。限制器電路409577所輸出的限制處理後的電壓振幅指令值V*會被乘法器409578拿去與正弦波對照表409559所輸出的正弦波的振幅資訊（－1～1）相乘。藉此，乘法器409578產生目標交流電壓Vtr。目標交流電壓Vtr會對逆變器電壓控制電路4095內的減法器40952（圖12）輸出。

結果，圖12中，減法器40952將第5正弦波產生電路40957所輸出的目標交流電壓Vtr減去電壓計410所輸出的系統交流電壓的實測值，求出系統交流電壓偏差。從減法器40952輸出的系統交流電壓偏差會輸入到第3PI控制電路40953。

第3PI控制電路40953會執行用以補償減法器40952所輸出的上述偏差（也就是，使偏差為0）的控制運算。另外，第3PI控制電路40953中所使用的控制參數會從第8控制電路4097輸入。該控制參數的值受到控制，只要CEMS31有通知變更的控制參數的話就會跟著變更。

第3PI控制電路40953的輸出會因為第1電流限制電路40955，而將配電系統蓄電池用電力轉換裝置44所輸出的交流電流限制成不超過配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的容量。具體來說，根據電流計411的量測結果，來進行對第3PI控制電路40953的輸出設置上限的限制處理。

第1電流限制電路40955進行限制處理後的第3PI控制電路40953的輸出，會被第2PWM轉換電路40954做PWM調變，轉換成第2DC/AC轉換電路408的控制指令值。第2PWM轉換電路40954將控制指令值輸出到第2DC/AC轉換電路408。第2DC/AC轉換電路408依照該控制指令值，將系統交流電壓輸出到配電系統24。

又，實施型態3也與實施型態1同樣地，第3控制電路404根據電壓計406所量測的直流母線電壓的量測值，決定從配電系統蓄電池40放電或充電的電力。具體來說，第3控制電路404內的第7控制電路4044會控制配電系統蓄電池40的充放電電力，使得直流母線405的電壓（直流母線電壓）到達預定的目標電壓。如上所述，實施型態3也與實施型態1同樣地，配電系統蓄電池系統41中安裝有虛擬同步發電機控制，第2DC/AC轉換電路408會做為電壓源（電壓控制）動作。因此，第3控制電路404會控制配電系統蓄電池40的充放電，使得直流母線電壓成為固定值（目標電壓）。另外，第3控制電路404的動作與實施型態1相同，因此不重複詳細的說明。

本實施型態3如以上構成，從零交越點的檢出時刻及現在時刻之間的時間差、在零交越點的檢出時刻更新的頻率指令值f*，算出對正弦波對照表409559的輸入值，也就是，顯示出目標交流電壓Vtr的sin的相位角。因此即使由CEMS31所通知的頻率指令值f*變化，目標交流電壓Vtr的相位角被管理成不變成不連續。因此，能夠確保頻率指令值f*切換時的目標交流電壓Vtr的連續性。結果，即使控制裝置43的量測延遲及處理延遲、以及控制裝置43和配電系統蓄電池用電力轉換裝置44之間的通訊延遲造成的延遲時間不固定，導致外部的控制裝置43對配電系統蓄電池用電力轉換裝置44通知頻率指令值f*的時間點分散，也能夠確保系統交流電壓的目標值（目標交流電壓Vtr）。結果，能夠不帶給系統不必要的干擾而利用外接的控制裝置43來實現虛擬同步發電控制。

藉由以上所述的架構，與實施型態1及2同樣地，沒有安裝虛擬同步發電機控制功能的習知的蓄電池用電力轉換裝置，也使用外部控制機器來控制從蓄電池用電力轉換裝置輸出的系統交流電壓的頻率，藉此實現虛擬同步發電機控制功能。藉此，對於既有的習知的蓄電池用電力轉換裝置，藉由例如將產生配電系統蓄電池用電力轉換裝置44輸出的系統交流電壓的目標值（目標交流電壓Vtr）的處理（第5正弦波產生電路40957的功能部分）進行變更的小規模的改造，例如軟體的變更，能夠使其具有虛擬同步發電機控制功能。在這個情況下，如上所述，即使外加的控制機器通知虛擬同步發電機控制用的指令值及控制參數，也能夠對應於主要因為通訊而產生的跳動（分散），穩定地控制系統交流電壓。

另外，本實施型態3中，顯示出以電壓控制來控制第2DC/AC轉換電路時的系統交流電壓的目標值（目標交流電壓Vtr）的正弦波的相位角，如第5正弦波產生電路40957中所說明地，會使用在零交越點的檢出時刻時更新的頻率指令值、零交越點的檢出時刻及現在時刻的時間差而被算出。因此，藉由管理該正弦波的相位角不變成不連續，而有可能提升系統的穩定性。

另外，第5正弦波產生電路40957的架構並不限定於圖33所示者，只要是在產生以電壓控制使配電系統蓄電池用電力轉換裝置44內的第2DC/AC轉換電路408動作時的系統交流電壓的目標值（目標交流電壓Vtr）時，管理正弦波的電壓相位的架構的話，就能夠獲得相同的效果。

又，本實施型態3中，說明了配電系統蓄電池用電力轉換裝置44內安裝了AVR功能的情況，但如同在實施型態2中也能夠理解地，AVR功能的安裝場所並沒有特別限定。也就是，AVR功能也可以不安裝到配電系統蓄電池用電力轉換裝置44，而安裝到外接的控制裝置43。又，例如，即使將圖3所示的比例積分控制電路409576替換成比例控制電路或PID控制電路等其它執行控制運算的電路，也能夠達成相同的效果。又，與實施型態2中說明相同地，來自CEMS31的通知並不限定於例示的實效無效電力指令，例如與實施型態1同樣地藉由直接通知配電系統蓄電池用電力轉換裝置44輸出的系統交流電壓的電壓振幅指令值，也可以安裝AVR功能。

如以上所說明，實施型態3中，使用來自外部的控制裝置43的指令值，將配電系統蓄電池用電力轉換裝置44作為電壓源動作時，即使以系統交流電壓的各式各樣的相位接收來自控制裝置43的指令值，也會管理並控制顯示出系統交流電壓的目標值（目標交流電壓Vtr）的正弦波的相位角。藉此，能夠確保在頻率指令值f*變更時的目標交流電壓Vtr的連續性。結果，能夠從配電系統蓄電池用電力轉換裝置44輸出系統交流電壓，不給予配電系統不必要的干擾，而使其具有虛擬同步發電機控制。

本實施型態1～3如以上構成，因此是即使對配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的外部的控制裝置43安裝虛擬同步發電機控制，頻率指令值從控制裝置43被通知到配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的架構，也能夠防止該頻率指令值變更時給予配電系統24不必要的干擾。具體來說，會發生控制裝置43的量測延遲（實效電力算出及交流頻率檢出的延遲時間）、處理延遲（根據量測結果算出頻率指令值時的處理時間）、以及從控制裝置43通知配電系統蓄電池用電力轉換裝置44時發生的通訊延遲。這些延遲時間的合計不均一，因此在頻率指令值或電壓振幅指令值到達配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的時間點會發生電壓相位上的跳動（分散），但即使如此也能夠確保目標交流電壓Vtr的連續性。藉此，不需要給予配電系統24不必要的干擾，能夠使配電系統蓄電池用電力轉換裝置44作為電壓源動作，以外加的控制裝置43實現虛擬同步發電控制功能。

又，本實施型態1～3中，藉由以上所述的架構，即使是沒有安裝虛擬同步發電機控制功能的習知的蓄電池用電力轉換裝置（配電系統蓄電池用電力轉換裝置44），也能夠使用具有控制裝置43的功能的外部控制機器，藉由虛擬同步發電機控制功能來控制從蓄電池用電力轉換裝置輸出的系統交流電壓的頻率等。藉此，對於既有的習知的蓄電池用電力轉換裝置，藉由將系統交流電壓的目標值（目標交流電壓Vtr）的算出處理進行如上所述的小規模的改造，例如軟體的變更，能夠使其具有虛擬同步發電機控制功能。

另外，本實施型態1及3中，將以電壓控制來控制第2DC/AC轉換電路408時的系統交流電壓的目標值（目標交流電壓Vtr），藉由第3正弦波產生電路40951及第5正弦波產生電路40957，管理並產生利用頻率指令值及時刻資訊（現在時刻、以及交流頻率檢出電路4091所檢測出的零交越點的檢出時刻資訊）而算出的正弦波的相位角。藉此在控制裝置43通知各種指令值到配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的時間點分散的情況下，也能夠提升系統的穩定性。

又，本實施型態2中，如果是產生系統交流電壓的目標值（目標交流電壓Vtr）時，會根據頻率指令值f*及取樣間隔ΔT產生正弦波的相位角的架構的話，即使與圖29的第4正弦波產生電路40956的架構不同，也當然能夠獲得相同的效果。也就是，實施型態2及3例示的第4正弦波產生電路40956及第5正弦波產生電路40957的架構，並不限定於圖29及圖33中的例示，如果是在產生以電壓控制配電系統蓄電池用電力轉換裝置44內第2DC/AC轉換電路408時的系統交流電壓的目標值（目標交流電壓Vtr）時，管理正弦波的相位角的架構的話，也當然能夠獲得相同的效果。

又，如本實施型態2及3所說明地，AVR功能能夠安裝在配電系統蓄電池用電力轉換裝置44內以及控制裝置43的任一者。又，關於AVR功能用的控制運算，能夠使用P（比例）控制、PI（比例積分）控制、PID（比例積分微分）控制等任意的手法。又，CEMS31也可以將從配電系統蓄電池用電力轉換裝置44輸出的系統交流電壓的電壓振幅指令值通知配電系統蓄電池用電力轉換裝置44。

又，實施型態1～3中，說明了以各自不同的手法來求出用於算出目標交流電壓Vtr的頻率指令值f*以及電壓振幅指令值V*的例子，但求出頻率指令值f*的手法（實施型態1～3）以及求出電壓振幅指令值V*的手法（實施型態1～3）能夠任意地組合。例如，頻率指令值f*是由第4正弦波產生電路40956（實施型態2）求出的情況下，關於電壓振幅指令值V*，可以與實施型態1同樣地，直接使用CEMS31通知控制裝置43的值，或者是與實施型態3同樣地設定，使配電系統蓄電池用電力轉換裝置44安裝有AVR功能。

如以上說明，實施型態1～3中，使用來自外部的控制裝置43的指令值，將配電系統蓄電池用電力轉換裝置44作為電壓源動作時，即使以系統交流電壓的各式各樣的相位接收來自控制裝置43的指令值，也能夠確保在頻率指令值f*變更時的目標交流電壓Vtr的連續性。結果，能夠從配電系統蓄電池用電力轉換裝置44輸出系統交流電壓，不給予配電系統不必要的干擾，而使其具有虛擬同步發電機控制。

又，實施型態1～3中，關於配電系統蓄電池系統41內的控制裝置43中的虛擬同步發電機控制電路433、以及配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的逆變器電壓控制電路4095的控制參數，會因應於自主系統中安裝有虛擬同步發電機控制的靜止型逆變器電源的台數、或者是同步發電機等作為其他的電壓源動作的分散電源的台數及種類，被CEMS31設定不同的值。具體來說，例如連接了2台配電系統蓄電池系統41的情況下，自主微電網內發生負載或發電量的急遽變化時，對於配電系統蓄電池系統41輸出的電力的變化，配電系統蓄電池系統41所輸出的系統交流電壓的頻率會延遲變化。因此，2台的配電系統蓄電池系統41所輸出的系統交流電壓的相位會偏移最佳的控制點，因此恐有2台的配電系統蓄電池系統41之間發生橫流的疑慮。此時，如果各配電系統蓄電池系統41的電壓控制部的回應速度過高，產生橫流發散、自主微電網停止的擔憂。

因此，實施型態1～3中，會因應微電網內作為電壓源動作的安裝有虛擬同步發電機控制功能的配電系統蓄電池系統41的台數。CEMS31將電壓控制部的控制參數送達各配電系統蓄電池系統41。藉此，在以複數台安裝有虛擬同步發電機控制功能的配電系統蓄電池系統41構成自主微電網的情況下，將各配電系統蓄電池用電力轉換裝置44內的逆變器電壓控制電路4095內的控制參數，設定成回應時間會因應上述台數而最佳化，藉此也能夠確保自主微電網的穩定性。具體來說，控制參數會設定成，當作為電壓源動作的配電系統蓄電池系統41（也就是，配電系統蓄電池用電力轉換裝置44）的台數越多，就越增長逆變器電壓控制電路4095的電壓控制的所做的電壓控制的回應時間（降低回應速度）。

更詳細來說，實施型態1～3中，與實施型態1中說明的相同，以複數台的安裝虛擬同步發電機控制功能的配電系統蓄電池41來構成自主微電網的情況下，比起1台構成自主微電網的情況下，為了拉長逆變器電壓控制電路4095的回應時間（或降低回應速度），CEMS31所通知的控制參數會被設定成減小第3PI控制電路40953的控制增益、加長積分時間、又或是減小控制增益且同時加長積分時間。

同樣地，即使是連動系統，因為支持系統的同步發電機的回應快，所以為了確保電力系統的穩定性，會改變配電系統蓄電池用電力轉換裝置44內的逆變器電壓控制電路4095的回應時間（回應速度），與支持自主微電網的情況不同為佳。具體來說，針對受到負載變動或發電量變動而變化的回應時間，CEMS31所通知的控制參數會設定成，連動系統的動作的情況下的回應時間比安裝1台的虛擬同步發電機控制功能的配電系統蓄電池系統41來支持微電網的情況下的回應時間更長。

藉此，即使是使安裝了虛擬同步發電機控制功能的配電系統蓄電池系統41與系統連動動作的情況下，也不會給予配電系統24不必要的干擾，能夠給予系統慣性力。

同樣地，關於控制裝置43內的虛擬同步發電機控制電路433的控制參數，也在本實施型態1～3中由CEMS31通知控制裝置43。這也如前所述，使外部的控制裝置43具有虛擬同步發電機控制功能的情況下，頻率指令值送達配電系統蓄電池用電力轉換裝置44之前，會發生量測延遲、處理延遲、以及通訊延遲。因此，配電系統蓄電池用電力轉換裝置44所輸出的系統交流頻率上反映出虛擬同步發電控制的頻率指令值之前會發生延遲時間。因此，自主微電網內發生負載變動或發電量變動的情況下，複數台的安裝虛擬同步發電機控制功能的配電系統蓄電池41，會對應於負載變動或發電量變動，使配電系統蓄電池用電力轉換裝置44的輸出電力（系統交流電壓）變化，但頻率不會立刻跟著來自控制裝置43的指令值變化。

因此，當控制裝置43內的虛擬同步發電機控制電路433的增益（特別是，制動係數Dg及速度調整率Kgd）高，虛擬同步發電機控制的回應時間短（回應速度快），各配電系統蓄電池系統41所輸出的系統交流電壓的頻率會大幅變化。藉此，配電系統蓄電池系統41之間進行不必要的電力傳接，使得各個配電系統蓄電池系統41所輸出的系統交流電壓的頻率振盪，最終造成配電系統蓄電池系統41停止的疑慮。

本實施型態1～3中，自主系統上連接複數台安裝有虛擬同步發電機控制的配電系統蓄電池系統41作為電壓源動作的情況下，會因應配電系統蓄電池系統41的台數，至少變化虛擬同步發電機控制的制動係數Dg。具體來說，上述台數越多，就設定越大的制動係數Dg。藉此，即使自主系統連接複數台安裝有虛擬同步發電機控制的配電系統蓄電池系統41，配電系統24也不會發生不必要的干擾，能夠給予系統慣性力。

又，降低虛擬同步發電機控制部的回應速度的情況下，能夠設定CEMS31所通知的控制參數，來增大調速器時間常數（Tg）、減小速度調整率Kgd（也就是增大1/Kgd）、增大單位慣性常數M、或者是增大制動係數Dg。

又，實施型態2及3所示的，將AVR功能安裝到控制裝置43內或配電系統蓄電池用電力轉換裝置44內的情況下，也如上所述，在自主系統中，複數台安裝有虛擬同步發電機控制的配電系統蓄電池系統41作為電壓源動作的情況下，藉由該配電系統蓄電池系統41的台數來改變控制參數（比例增益及積分時間等）為佳。具體來說，CEMS31所通知的控制參數被設定為可變，使得上述台數越多，回應速度越低（回應時間越長）。

同樣地，即使是連動系統，因為支持系統的同步發電機的回應快，所以為了確保電力系統的穩定性，控制裝置43內的虛擬同步發電機控制電路433內的控制參數（特別是制動係數Dg及速度調整率Kgd）會降低受到負載變動或發電量變動而帶來的系統交流電壓的頻率變化的回應速度為佳。具體來說，針對受到負載變動或發電量變動而變化的回應時間，CEMS31所通知的控制參數會設定成，連動系統的動作的情況下的回應時間比安裝1台的虛擬同步發電機控制功能的配電系統蓄電池系統41來支持微電網的情況下的回應時間更長。藉此，即使連動系統，其使安裝了虛擬同步發電機控制功能的配電系統蓄電池系統41與系統連動動作，也不會給予配電系統蓄電池系統24不必要的干擾，能夠給予系統慣性力。

又，本實施型態1～3中，決定虛擬同步發電機控制部的控制參數（包括AVR功能）以及逆變器電壓控制電路4095的控制參數時，也可以例如在CEMS31內安裝變電所20以下的配電系統模型（數位分身），為了算出使用該配電系統模型在假設的用例會最合適地運作的各種參數，而產生必要的資訊。又，也可以安裝AI（Artificial Intelligence）等，來算出控制參數。

又，實施型態1～3中，CEMS31及DSO21之間的通訊週期設為30分鐘，但通訊週期能夠設定為任意的時間長度。例如，CEMS31及各配電系統蓄電池系統41之間的通訊週期當然也可以設定為1分鐘、或甚至更短。

另外，實施型態1～3中，說明了配電系統蓄電池系統41安裝了虛擬同步發電機控制的情況，但本揭露並不限定於使用於蓄電池系統，也使用於例如在配置於風力發電機等的產能機器、配電系統之間的電力變化裝置，安裝虛擬同步發電機控制的情況，能夠達到相同的效果。特別是，風力發電機以螺旋槳轉動馬達來發電，因此發電機側具有慣性力，因而能夠良好地達成同樣的效果。

又，實施型態1～3中，說明了安裝複數台的配電系統蓄電池40這樣的大容量的蓄電池到配電系統中的情況，但對於家庭用蓄電池的電力轉換裝置、或電動車用的電力轉換裝置，也能夠藉由本實施型態1～3中的CEMS31相同的控制，來安裝虛擬同步發電機控制。這個情況下，假定連接到配電系統24的對象的電力轉換裝置到達數百台的規模。又，作為蓄電池容量，即使配置配電系統蓄電池40這樣的大容量（例如數百[kW]到數[MW]）、以及家庭用蓄電池（數[kW]）雙方，當然也會達成同樣的效果。

又，本實施型態1～3中雖然說明了配電系統蓄電池系統41，但本揭露的使用並不限定於例示的內容，也能夠廣泛地使用於以靜止型逆變器作為電壓源來控制，並將來自太陽能電池（不限於大型太陽能板，也可以是家庭用太陽能電池）、風力發電機、燃料電池的發電電力供給到系統的架構中。也就是，即使是這些系統中，如本揭露所說明一樣，使用來自外部的控制裝置的控制參數，作為安裝了虛擬同步發電機控制的電壓源讓電力轉換裝置動作時，也能夠享受相同的效果。又，本揭露中，作為蓄電池，也能夠使用電動車（EV：Electric Vehicle）、插電式混合動力車（PHEV：Plug-in Hybrid Electric Vehicle）、或燃料電池車（FCV：Fuel Cell Vehicle）等的車載蓄電池。

另外，本實施型態1～3中說明了對自主微電網的使用例，本揭露的使用並不限定於例示的內容，也能夠使用本揭露於送電系統或通常的配電系統，而達成相同的效果。又，關於配電系統，例示了單相交流，但即使配電系統是以單相三線交流或三相交流構成的情況下，當然也能夠共通地使用本揭露。又，對於配電系統蓄電池用電力轉換裝置（三相交流）、家庭用蓄電池系統（單相交流）混合的架構，也能夠基於來自外部的控制裝置的同步發電機控制功能用的控制參數，與本揭露同樣地產生各電力轉換裝置所輸出的交流電壓的目標值，藉此享受相同的效果。

本實施型態1～3中，將調速器控制電路4332內的調速器模型作為一次延遲系統而模型化，但也能夠藉由2次延遲系統或低帶域通過濾波器（LPF：Low Pass Filter）等來構成調速器模型。又，本實施型態1～3中，將質點系統運算電路用圖16所示的積分器及回授迴路來模型化，但模型化的手法並不限定於這個例示。例如，也能夠藉由1次延遲系統、2次延遲系統、或LPF等，將質點系統運算電路模型化。又，關於質點系統運算電路4335的架構，也不限定於圖16所示的架構。又，關於使其具有虛擬同步發電機控制功能的虛擬同步發電機控制電路433的架構，也不限定於圖14所示的架構，能夠產生作為電壓源動作的逆變器的頻率指令值，來模擬同步發電機的特性的話，也可能藉由任意的控制架構來實現虛擬同步發電機控制的功能。

另外，本實施型態1～3中，說明了為了對配電系統蓄電池41給予慣性力，而對作為電壓源動作的電力轉換裝置（配電系統蓄電池用電力轉換裝置44）安裝虛擬同步發電機控制功能的例子，但將與虛擬同步發電機控制功能不同的作為電壓源的控制功能，藉由來自外部的控制裝置43的指令安裝到電力轉換裝置的情況下，也能夠使用本揭露。

例如，也可以從外部的控制裝置43對電力轉換裝置（配電系統蓄電池用電力轉換裝置44）通知頻率指令值，安裝垂下特性（Droop特性）控制功能來取代虛擬同步發電機控制功能。

圖35A及圖35B顯示了說明垂下特性的一例的概念圖。圖35A及圖35B的橫軸顯示電力偏差ΔP，其相當於配電系統蓄電池系統41所輸出的電力（實測值）及CEMS31所通知的電力目標值之間的差。該電力偏差ΔP在圖13所示的控制裝置43中，能夠將實效電力算出電路432所算出的實測實效電力減去管理電路435所輸出的電力目標值Pref（與圖14相同）來求出。

然後，控制裝置43能夠依照圖35A或圖35B所示的ΔP－Δf特性，求出相對於算出的電力偏差ΔP的頻率指令值的變化量Δf。圖35A所示的垂下特性中，伴隨著將變化量Δf限制在－Δfmax ～ Δfmax的範圍內的限制處理，與電力偏差ΔP成比例地算出變化量Δf。又，圖35B所示的垂下特性中，相對於圖35A的垂下特性，電力偏差ΔP的絕對值小的範圍（－ΔPdb ≦ ΔP ≦ ΔPdb）中，設定Δf＝0，以維持頻率指令值f*。

控制裝置43使用依照垂下特性的Δf，重複將頻率指令值f*更新成f* + Δf的處理，藉此能夠產生用以安裝垂下特性的電力轉換裝置（配電系統蓄電池用電力轉換裝置44）的頻率指令值f*。藉此，控制裝置43能夠用不同於虛擬同步發電機控制電路433的其他手法，向作為電壓源動作的電力轉換裝置（配電系統蓄電池用電力轉換裝置44）安裝用以給予慣性力的控制。

[變形例的說明] 另外，本實施型態1～3中，為了使說明容易了解，大型太陽能板用電力轉換裝置27及配電系統蓄電池系統41的控制電路如圖5～圖16所示，CEMS31的架構如圖3～圖4所示，來說明硬體（H/W）構成的例子。然而，即使將各方塊圖中記載的各方塊或一部分方塊的功能，以安裝於CPU（Central Processing Unit）上的軟體（S/W）實現，也能夠實現同樣的控制功能。或者是，針對至少一部分的方塊，也能藉由軟體及硬體的功能分割，來實現相同的控制功能。

本次揭露的實施型態全部的內容都應被視為例示而非用以限制。本揭露的範圍並非由上述發明而是由申請專利範圍所來表示，與申請專利範圍均等的意義或範圍內的全部變更都包含在內。

20:變電所 21:配電自動化系統(OSD) 22,22a,22e,22f,22i,22j,22x,201,206,210,401,406,410:電壓計 23,23a,23b,23c:自動電壓調整器(SVR) 24,24a,24b,24c,24d:配電系統 25,45:通訊線 26:大型太陽能板 27:大型太陽能板用電力轉換裝置 28:開閉器 30a,30b:同步發電機 31:CEMS 40,40a,40b,40c:配電系統蓄電池 41,41a,41b,41c:配電系統蓄電池系統 42:電流/電壓量測裝置 43:控制裝置 44,44a,44b,44c:配電系統蓄電池用電力轉換裝置 100a,100b,100c,100d:城鎮 101:工廠 102:高樓 103:大廈 202,207,211,402,407,411:電流計 203,208:第1DC/DC轉換電路 204:第1控制電路 205,405:直流母線 209:第2控制電路 212,412,434:通訊介面 311:通訊電路 312:儲存電路 314:運轉計畫製作電路 315:傳送資料產生電路 316:分散電源管理部控制電路 345,435:管理電路 403,408:第2DC/DC轉換電路 404:第3控制電路 409:第4控制電路 431:第2相位檢出電路 432,4092:實效電力算出電路 433:虛擬同步發電機控制電路 436:第2虛擬同步發電機控制電路 2041:MPPT控制電路 2042:電壓控制電路 2043:第1切換電路 2044:第5控制電路 2090:電流控制電路 2091,40910:相位檢出電路 2092:第1正弦波產生電路 2093,2096,4331,4334,4336,40952,43351,409557,409571,409575:減法器 2094:第1PI控制電路 2095,43321,409572,409573,409578:乘法器 2097:第6控制電路 2098:第2PI控制電路 2099:第1PWM轉換電路 3141:蓄電池運轉計畫產生電路 3142:發電量預測電路 3143:消耗電力預測電路 3145:分散電源運轉計畫製作管理電路 3146:運轉計畫製作部管理電路 4041:充電控制電路 4042:放電控制電路 4043:第2切換電路 4044:第7控制電路 4091:交流頻率檢出電路 4094:逆變器電流控制電路 4095:逆變器電壓控制電路 4096:第3切換電路 4097:第8控制電路 4332:調速器控制電路 4333,43355,409553:加法器 4335:質點系統運算電路 4337:比例控制電路 4338,43323,409577:限制電路 40911:頻率檢出電路 40912:第2正弦波產生電路 40951:第3正弦波產生電路 40953:第3PI控制電路 40954:第2PWM轉換電路 40955:第1電流限制電路 40956:第4正弦波產生電路 40957:第5正弦波產生電路 43322:1次延遲系統模型 43352:積分器 43353,409551,409552,409556,409560:乘法器 43354,409554:除法器 43356:相位計算電路 409555:捨去電路 409558:暫存器 409559:正弦波對照表 409576:比例積分控制電路 Fref:目標頻率 Kgd:速度調整率 M:單位慣性常數 M1:轉子 M2:調節閥（調速器） MPG:同步發電機模型 Tg:調速器時間常數 V*:電壓振幅指令值 Vtr:目標交流電壓 f*:頻率指令值 tzc,tzcp:檢出時刻（零交越點）

圖1為說明實施型態1的電力轉換裝置所連接的配電系統的架構的方塊圖。 圖2為進一步說明圖1所示的配電系統蓄電池系統的架構的方塊圖。 圖3為說明圖1所示的CEMS的架構的方塊圖。 圖4為說明圖3所示的運轉計畫製作電路的架構的方塊圖。 圖5為說明圖1所示的大型太陽能板用電力轉換裝置的架構的方塊圖。 圖6為說明圖2所示的配電系統蓄電池用電力轉換裝置的架構的方塊圖。 圖7為說明圖5所示的第1控制電路的架構的方塊圖。 圖8為說明圖5所示的第2控制電路的架構的方塊圖。 圖9為說明圖6所示的第3控制電路的架構的方塊圖。 圖10為說明圖6所示的第4控制電路的架構的方塊圖。 圖11為說明圖10所示的交流頻率檢出電路的架構的方塊圖。 圖12為說明圖10所示的逆變器電壓控制電路的架構的方塊圖。 圖13為說明圖2所示的控制裝置43的架構的方塊圖。 圖14為說明圖13所示的虛擬同步發電機控制電路的架構的方塊圖。 圖15為說明圖14所示的調速器控制電路的架構的方塊圖。 圖16為說明圖14所示的質點系統運算電路的架構的方塊圖。 圖17為說明安裝於配電系統蓄電池系統的虛擬同步發電機控制所填補的領域的概念圖。 圖18為用以說明安裝於實施型態1的配電系統蓄電池系統的虛擬同步發電機控制中的問題的時間圖。 圖19為用以說明配電系統蓄電池系統的頻率指令值的接收時間的概念性波形圖。 圖20為說明零交越點的檢出手法的一例的概念圖。 圖21為用以說明反映出從控制裝置輸出的頻率指令值的時間的概念波形圖。 圖22為圖1所示的CEMS為中心的分散電源系統的時序圖。 圖23為圖2所示的控制裝置為中心的配電系統蓄電池系統的時序圖。 圖24為說明圖1所示的CEMD的控制處理的流程圖。 圖25為說明製作圖24所示的運轉計畫的步驟細節的流程圖。 圖26A為說明圖2所示的控制裝置的控制處理的第1流程圖。 圖26B為說明圖2所示的控制裝置的控制處理的第2流程圖。 圖27A為說明圖2所示的配電系統蓄電池用電力轉換裝置的動作的第1流程圖。 圖27B為說明圖2所示的配電系統蓄電池用電力轉換裝置的動作的第2流程圖。 圖27C為說明圖2所示的配電系統蓄電池用電力轉換裝置的動作的第3流程圖。 圖28為說明實施型態2的電力轉換裝置內的逆變器電壓控制電路的架構的方塊圖。 圖29為說明圖28所示的第4正弦波產生電路的架構的方塊圖。 圖30為說明實施型態2的圖2所示的控制裝置的架構的方塊圖。 圖31為說明圖30所示的第2虛擬同步發電機控制電路的架構例的方塊圖。 圖32為說明實施型態3的電力轉換裝置內的電壓控制電路的架構的方塊圖。 圖33為說明圖32所示的第5正弦波產生電路的架構的方塊圖。 圖34為用以說明虛擬同步發電機控制技術的概念圖。 圖35A為說明垂下特性（Droop特性）的一例的第1概念圖。 圖35B為說明垂下特性（Droop特性）的一例的第2概念圖

24:配電系統

40:配電系統蓄電池

44:配電系統蓄電池用電力轉換裝置

401,406,410:電壓計

403,408:第2DC/DC轉換電路

404:第3控制電路

405:直流母線

407,411:電流計

409:第4控制電路

412:通訊介面

Claims (21)

1. 一種電力轉換裝置，根據控制分散電源的控制裝置傳來的指令動作，包括： 逆變器，連接到交流系統及該分散電源之間，根據該指令作為該交流系統的電壓源動作； 電壓量測部，量測該逆變器輸出到該交流系統的系統交流電壓的電壓值； 目標交流電壓產生部，產生正弦波狀的目標交流電壓，作為該逆變器作為該電壓源動作下的輸出目標值；以及 電壓控制部，控制該逆變器的動作，來補償該電壓量測部所量測的該電壓值以及該目標交流電壓之間的偏差， 其中來自該控制裝置的該指令包括系統交流電壓的頻率指令值， 該目標交流電壓產生部會使用該系統交流電壓的振幅指令值、該控制裝置所輸出的該頻率指令值、以及該電力轉換裝置中產生的該系統交流電壓的相位資訊，算出該目標交流電壓。
2. 如請求項1的電力轉換裝置，其中該相位資訊是由該電壓量測部所量測的該電壓值的周期的變化求出。
3. 如請求項2的電力轉換裝置，更包括： 相位檢出部，根據該電壓量測部所量測的該電壓值，檢測出該系統交流電壓的零交越點， 其中用於該目標交流電壓的算出的該頻率指令值以及該振幅指令值的更新，會在該零交越點進行。
4. 如請求項3的電力轉換裝置，其中： 該目標交流電壓產生部以該零交越點的相位角作為基準，將使用跟著該頻率指令值變化的角速度而算出的該正弦波的相位角作為該相位資訊，產生該目標交流電壓。
5. 如請求項1的電力轉換裝置，其中該相位資訊是由該控制裝置所輸出的該頻率指令值求出。
6. 如請求項5的電力轉換裝置，其中： 該目標交流電壓產生部將該正弦波的相位角作為該相位資訊，算出該目標交流電壓， 該正弦波的相位角是由跟著該控制裝置所輸出的該頻率指令值變化的角速度中預定的時間間隔下的相位變化量的乘積而算出。
7. 如請求項1～6任一者的電力轉換裝置，其中： 該指令包括用以調整該電壓控制部的回應速度的控制參數， 該電力轉換裝置單獨作為該電壓源動作，或者是與其他至少1台的該電力轉換裝置並聯，複數台一起作為該電壓源動作，來將該交流系統作為自主系統支持的情況下，設定該控制參數，使得以該複數台作為電壓源動作時的該電壓控制部的回應速度，比該單獨作為電壓源動作時的該電壓控制部的回應速度低。
8. 如請求項1～6任一者的電力轉換裝置，其中： 該目標交流電壓產生部使用該控制裝置所輸出的該振幅指令值，算出該目標交流電壓。
9. 如請求項8的電力轉換裝置，其中： 該頻率指令值是在該控制裝置中經由控制運算而產生， 該控制運算是用來補償從該交流系統的電壓量測值求出的實效無效電力的實測值、以及該實效無效電力的指令值之間的偏差。
10. 如請求項1～6任一者的電力轉換裝置，其中： 該目標交流電壓產生部藉由控制運算產生該振幅指令值，且使用算出的該振幅指令值來算出該目標交流電壓， 其中該控制運算是用來補償從該電壓量測部所量測的該電壓值求出的實效無效電力的實測值、以及該實效無效電力的指令值之間的偏差。
11. 如請求項1～6任一者的電力轉換裝置，其中： 該控制裝置根據來自管理該分散電源的管理裝置的指令，藉由虛擬同步發電機控制來產生該頻率指令值， 該虛擬同步發電機控制是用來使作為該電壓源動作的該逆變器具有同步發電機的特性。
12. 一種電力轉換系統，包括： 分散電源的控制裝置，安裝了模擬同步發電機的特性的虛擬同步發電機控制功能；以及 電力轉換裝置，根據來自該控制裝置的指令動作， 其中該電力轉換裝置包括： 逆變器，連接到交流系統及該分散電源之間，根據該指令作為該交流系統的電壓源動作； 電壓量測部，量測該逆變器輸出到該交流系統的系統交流電壓的電壓值； 目標交流電壓產生部，產生正弦波狀的目標交流電壓，作為該逆變器作為該電壓源動作下的輸出目標值；以及 電壓控制部，控制該逆變器的動作，來補償該電壓量測部所量測的該電壓值以及該目標交流電壓之間的偏差， 其中來自該控制裝置的該指令包括該系統交流電壓的頻率指令值， 該目標交流電壓產生部會使用該系統交流電壓的振幅指令值、該控制裝置所輸出的該頻率指令值、以及該電力轉換裝置中產生的該系統交流電壓的相位資訊，算出該目標交流電壓。
13. 如請求項12的電力轉換裝置，其中該相位資訊是由該電壓量測部所量測的該電壓值的周期的變化求出。
14. 如請求項13的電力轉換系統，其中： 該電力轉換裝置更包括： 相位檢出部，根據該電壓量測部所量測的該電壓值，檢測出該系統交流電壓的零交越點， 其中用於該目標交流電壓的算出的該頻率指令值以及該振幅指令值的更新，會在該零交越點進行。
15. 如請求項14的電力轉換系統，其中： 該目標交流電壓產生部以該零交越點的相位角作為基準，將使用跟著該頻率指令值變化的角速度而算出的該正弦波的相位角作為該相位資訊，產生該目標交流電壓。
16. 如請求項12的電力轉換系統，其中該相位資訊是由該控制裝置所輸出的該頻率指令值求出。
17. 如請求項16的電力轉換系統，其中： 該目標交流電壓產生部將該正弦波的相位角作為該相位資訊，算出該目標交流電壓， 該正弦波的相位角是由跟著該控制裝置所輸出的該頻率指令值變化的角速度中預定的時間間隔下的相位變化量的乘積而算出。
18. 如請求項12～17任一者的電力轉換系統，其中： 該資訊包括用以調整該電壓控制部的回應速度的控制參數， 該指令轉換裝置單獨作為該電壓源動作，或者是與其他至少1台的該電力轉換裝置並聯，複數台一起作為該電壓源動作，來將該交流系統作為自主系統支持的情況下，設定該控制參數，使得以該複數台作為電壓源動作時的該電壓控制部的回應速度，比該單獨作為電壓源動作時的該電壓控制部的回應速度低。
19. 如請求項12～17任一者的電力轉換系統，其中： 該目標交流電壓產生部使用該控制裝置所輸出的該振幅指令值，算出該目標交流電壓。
20. 如請求項19的電力轉換系統，其中： 該頻率指令值是在該控制裝置中經由控制運算而產生， 該控制運算是用來補償從該交流系統的電壓量測值求出的實效無效電力的實測值、以及該實效無效電力的指令值之間的偏差。
21. 如請求項12～17任一者的電力轉換裝置，其中： 該目標交流電壓產生部藉由控制運算產生該振幅指令值，且使用算出的該振幅指令值來算出該目標交流電壓， 其中該控制運算是用來補償從該電壓量測部所量測的該電壓值求出的實效無效電力的實測值、以及該實效無效電力的指令值之間的偏差。

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