WO2021014577A1

WO2021014577A1 - 電力変換装置

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Publication number: WO2021014577A1
Application number: PCT/JP2019/028880
Authority: WO
Inventors: 禎之井上; 高野　富裕; 松田　啓史
Original assignee: 三菱電機株式会社
Priority date: 2019-07-23
Filing date: 2019-07-23
Publication date: 2021-01-28
Also published as: CN114144970B; US11942787B2; CN114144970A; JPWO2021014577A1; JP6656502B1; US20220285943A1

Abstract

太陽電池用電力変換装置（２）は、太陽電池（１）と配電系統との間に配置される。蓄電池用電力変換装置（４）は、蓄電池（３）と配電系統の間に配置される。実効電圧算出回路（２０９８，４０９８）は、配電系統の交流電圧の実効電圧を算出する。第２及び第４の制御回路（２０９，４０９）は、実効電圧に基づいて、それぞれ第１及び第２のＤＣ／ＡＣ変換回路（２０８，４０８）から出力される有効電力及び無効電力を制御する。第２及び第４の制御回路は、実効電圧の変化が配電系統に設けられているＳＶＲ（２３）の動作に起因するものである場合に、実効電圧の変化に伴なう無効電力の変化を抑制するように第１及び第２のＤＣ／ＡＣ変換回路の動作を制御する。

Description

電力変換装置

　本発明は、電力変換装置に関する。

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

　上記のような太陽電池等の再生可能エネルギが大量に投入されると、太陽電池の場合は、昼間の日射量が多い時間帯に配電系統の電圧が上昇する等の問題が発生する。この問題に対して、太陽電池の発電電力抑制による逆潮流電力の抑制、又はＳＶＣ（Static　Var　Compensator）や蓄電池設備に代表される系統安定化設備による電力補償等の対策がとられている。しかしながら、これらの対策には、太陽電池が発電できる電力を最大限活用できない、或いはＳＶＣ等の系統安定化設備が高額である等の問題がある。

　また、同様の対策の一環として、たとえば日本では、政府が２０１６年度より発電電力の自家消費率の向上（地産地消）に向けた補助事業を実施しており、今後も促進していく計画となっている。また、ＺＥＨ住宅の促進事業についても、地産地消を図るため、ＺＥＨ条件とは関係のない蓄電池等の蓄エネルギ機器（以下「蓄エネ機器」とも称する。）についても２０１６年度より補助金の支給による普及の促進が図られている。

　また、最近になり、跡地開発と呼ばれる、工場や学校等の跡地を利用した大規模なタウン開発が進められている。このような開発では、各戸に太陽電池が設置される事例もでてきている。また、上述したような政府の指針からも、今後のタウン開発では、ＺＥＨ住宅に数ｋＷの創エネ機器（太陽電池等）の設置が前提となることが予測される。この場合、一戸当り４ｋＷの太陽電池が設置されると、３００戸程度のタウン規模では、いわゆるメガソーラーが形成されることになる。このようなケースでは、配電系統の安定化（言い換えると、系統電圧の上昇抑制）のために、高価なＳＶＣや蓄電池等の系統安定化設備をタウン内に設置することが必要となる。スマートタウンでの当該設備の導入に際しては、需要家にも一部負担が求められることが懸念される。

　また、個別住宅の対応としては、配電系統の電圧が上昇すると、太陽電池に接続された電力変換装置から無効電力を出力して系統電圧を抑制する制御が公知である。しかしながら、このような制御を実施した場合、無効電力による皮相電力の上昇に伴ない、太陽電池の発電電力の抑制が必要となる可能性がある。

　これらの観点から、特開２００２－１６５３６６号公報（特許文献１）には、配電系統の電圧安定化を図る電圧制御装置（ＳＶＣ）の制御方法及び制御装置が開示されている。電圧制御装置は、低圧配電線に接続される。そして、この制御方法（制御装置）では、配電線の電圧変化が緩やかで、配電線電圧が電圧制御装置の制御目標電圧の不感帯内にあるときは、無効電力出力を目標値に戻す制御が行なわれる。配電系統の電圧変化が緩やかで、電圧が不感帯外にあるときは、配電線の電圧変化に追随して制御目標電圧を変動させ、無効電力を出力して系統電圧を制御目標電圧に戻す制御が行なわれる。配電線の電圧変化が急であるときは、制御目標電圧を変更せずに電圧一定制御が行なわれる（特許文献１参照）。

特開２００２－１６５３６６号公報

　配電系統の電圧を安定化させるために、配電系統に複数の系統安定化設備（たとえばＳＶＲ（Step　Voltage　Regulator））が設置される場合がある（以下では、配電系統に設けられる系統安定化設備をＳＶＲとして説明する。）。このような構成において、配電系統電圧の緩やかな変化により１台のＳＶＲが動作（タップ切換）した場合に、そのＳＶＲの動作に応じて配電系統電圧が急峻に変化したことで、当該ＳＶＲの後段に配置されたＳＶＣが電圧一定制御を開始すると、配電系統に流される無効電力が急峻に変化する。この影響により、前段に配置されたＳＶＲの配電系統電圧を、ＳＶＣを用いても適正範囲内に制御することができず、本来動作する必要のないＳＶＲまで不必要に動作する可能性がある。さらに、一定時間経過後に電圧一定制御が解除されると、上記の不必要に動作したＳＶＲが元の状態（元のタップ位置）に復帰し、その動作の影響でさらに不必要なＳＶＲの動作が発生する可能性もある。

　本発明は、かかる問題を解決するためになされたものであり、その目的は、配電系統に設けられた系統安定化設備（ＳＶＲ等）の不必要な動作を抑制可能な電力変換装置を提供することである。

　本開示の電力変換装置は、分散電源と交流配電系統との間に配置される電力変換装置であって、分散電源から出力される電力を交流電力に変換するインバータと、交流配電系統の交流電圧の実効電圧を算出する実効電圧算出部と、実効電圧に基づいて、インバータから出力される有効電力及び無効電力を制御する制御部とを備える。制御部は、実効電圧の変化が交流配電系統に設けられている系統安定化設備の動作に起因するものである場合に、実効電圧の変化に伴なう無効電力の変化を抑制するようにインバータの動作を制御する。

　上記の電力変換装置においては、交流配電系統の実効電圧の変化が、交流配電系統に設けられている系統安定化設備の動作に起因するものである場合に、実効電圧の変化に伴なう無効電力の変化を抑制するようにインバータの動作が制御される。これにより、ある系統安定化設備の動作に起因する実効電圧の変化に応じて無効電力を急峻に変化させたために他の系統安定化設備が動作するのを抑制することができる。したがって、この電力変換装置によれば、配電系統に設けられた系統安定化設備の不必要な動作を抑制することができる。

本発明の実施の形態１に係る電力変換装置が接続される配電系統の全体構成例を示すブロック図である。実施の形態１に係る電力変換装置が適用されるタウンの構成例を示すブロック図である。図２に示す需要家宅内の各種設備の構成をさらに説明するためのブロック図である。太陽電池用電力変換装置及び蓄電池用電力変換装置の構成例を示すブロック図である。図４に示す太陽電池用電力変換装置の第１のＤＣ／ＤＣ変換回路を制御する第１の制御回路の構成例を示すブロック図である。図４に示す太陽電池用電力変換装置の第１のＤＣ／ＡＣ変換回路を制御する第２の制御回路の構成例を示すブロック図である。図４に示す蓄電池用電力変換装置の第２のＤＣ／ＤＣ変換回路を制御する第３の制御回路の構成例を示すブロック図である。図４に示す蓄電池用電力変換装置の第２のＤＣ／ＡＣ変換回路を制御する第４の制御回路の構成例を示すブロック図である。図６及び図８に示す実効電圧算出回路の構成例を示すブロック図である。図６及び図８に示す電圧制御目標値生成回路の構成例を示すブロック図である。図６及び図８に示す系統電圧監視回路の構成例を示すブロック図である。図６及び図８に示す系統電圧変化要因判断回路の構成例を示すブロック図である。図６及び図８に示す無効電流制御回路の構成例を示すブロック図である。図６及び図８に示す無効電流波形生成回路の構成例を示すブロック図である。図６及び図８に示す有効電流制御回路の構成例を示すブロック図である。無効電力の出力によって交流実効電圧値の上昇を抑制する系統電圧安定化制御の原理を説明する図である。分散電源を活用した系統電圧安定化制御の動作イメージを説明する図である。配電系統設備及び分散電源の構成例を示すブロック図である。図１８に示した構成において、比較例における分散電源及び配電系統設備の動作を示すタイミングチャートである。図１８に示した構成において、実施の形態１における分散電源及び配電系統設備の動作を示すタイミングチャートである。実施の形態１における系統電圧安定化制御に関わる各種機器間の動作シーケンス図である。系統電圧安定化制御に関するＨＥＭＳの制御処理を説明するフローチャートである。図２２のＳ１０５において実行される不感帯幅情報生成処理の詳細を説明するフローチャートである。不感帯幅の補正を説明する概念図である。有効電流及び無効電流を制御するための電流指令値の生成を説明する概念図である。実施の形態１に係る太陽電池用電力変換装置の制御処理を説明する第１のフローチャートである。実施の形態１に係る太陽電池用電力変換装置の制御処理を説明する第２のフローチャートである。図２６のＳ２０５において実行されるタップ切換検出処理を説明するフローチャートである。図１と同様の構成を有する、比較例における配電系統の動作を示すタイミングチャートである。図１に示した構成において、本実施の形態１における配電系統の動作を示すタイミングチャートである。実施の形態１における無効電流制御回路の動作を説明するための図である。実施の形態１に係る蓄電池用電力変換装置の制御処理を説明する第１のフローチャートである。実施の形態１に係る蓄電池用電力変換装置の制御処理を説明する第２のフローチャートである。比較例における分散電源及び配電系統設備の動作について詳細に説明するための図である。実施の形態１における分散電源及び配電系統設備の動作について詳細に説明するための図である。図１８に示した構成において、実施の形態２における分散電源及び配電系統設備の動作を示すタイミングチャートである。図１に示した構成において、実施の形態２における配電系統の動作を示すタイミングチャートである。図１８に示した構成において、実施の形態３における分散電源及び配電系統設備の動作を示すタイミングチャートである。図１に示した構成において、実施の形態３における配電系統の動作を示すタイミングチャートである。

　以下、本発明の実施の形態について、図面を参照しながら詳細に説明する。以下では、複数の実施の形態について説明するが、各実施の形態で説明された構成を技術的に矛盾しない範囲で適宜組合わせることは出願当初から予定されている。なお、図中同一又は相当部分には同一符号を付してその説明は繰り返さない。

　実施の形態１．
　＜配電系統の全体構成＞
　図１は、本発明の実施の形態１に係る電力変換装置が接続される配電系統の全体構成例を示すブロック図である。

　図１を参照して、配電系統２４（２４ａ～２４ｄ）は、変電所２０に接続され、配電系統２４には、複数の自動電圧調整器２３（２３ａ～２３ｃ）が直列に設けられている。本実施の形態１では、各自動電圧調整器２３がＳＶＲによって構成されるものとし、以下では、自動電圧調整器２３をＳＶＲ２３と称する。そして、配電系統２４には、タウン１００（タウンＡ１００ａ、タウンＢ１００ｂ、タウンＣ１００ｃ、タウンＤ１００ｄ）、工場１０１、ビル１０２、マンション１０３、メガソーラー用電力変換装置２７、及び配電系統蓄電池用電力変換装置２９（以下、これらの各々を「需要家」と称する場合がある。）が接続されている。

　また、配電系統２４には、複数の電圧計２２（２２ａ，２２ｅ，２２ｆ，２２ｉ，２２ｊ，２２ｘ）が設けられており、各電圧計の計測結果は、配電自動化システム２１（以下、「ＤＳＯ（Distribution　System　Operator）」と称する。）へ定期的に送信される。また、各ＳＶＲ２３のタップ位置情報、１次側電圧情報、及び２次側電圧情報も、ＤＳＯ２１へ通知される。本実施の形態１では、各ＳＶＲ２３において、タップ位置情報、１次側電圧情報、及び２次側電圧情報が定期的にＤＳＯ２１へ通知されるとともに、タップの切換時（不定期）にも上記の各情報がＤＳＯ２１へ通知される。

　なお、図１では、ＳＶＲ２３ａ～２３ｃが例示されているが、ＳＶＲの配置個数は任意である。タウンについても、タウンＡ１００ａ～タウンＤ１００ｄが例示されているが、タウンの数も任意である。電圧計についても、電圧計２２ａ，２２ｅ，２２ｆ，２２ｉ，２２ｊ，２２ｘが例示されているが、電圧計の配置個数は任意である。

　ＤＳＯ２１は、各需要家における各種計測結果等の情報を定期的に各需要家から収集する。また、ＤＳＯ２１は、需要家側に設置された分散電源を使用した系統電圧安定化制御を行なう際の各種制御指令情報を、各需要家の分散電源毎に計算して通知する。メガソーラー用電力変換装置２７には、メガソーラー２６のパネルが接続されており、配電系統蓄電池用電力変換装置２９には、配電系統蓄電池２８が接続されている。

　＜タウンの構成＞
　図２は、実施の形態１に係る電力変換装置が適用されるタウン１００の構成例を示すブロック図である。

　図２を参照して、タウン１００は、複数の区画（たとえば３０区画程度）の集合体で構成されている。各区画は、共通の柱上トランスに接続される複数の需要家宅（たとえば１０軒程度）によって構成されている。この図２では、区画１９Ｑ，１９Ｒ，・・・１９Ｚ、及び区画１９Ｑ，１９Ｒ，・・・１９Ｚにそれぞれ対応する柱上トランス９Ｑ，９Ｒ，・・・９Ｚが例示されているが、区画の数は任意である。また、区画１９Ｑにおいて、需要家宅１８ａ，１８ｂ，・・・１８ｎが例示されているが、各区画における需要家宅の数も任意である。

　なお、図２では、区画１９Ｑ内の需要家宅１８ａ，１８ｂ，・・・１８ｎの構成を、各構成要素の符号にａ，ｂ，・・・ｎを付して例示しているが、各需要家宅の構成は同様であるので、各需要家宅を区別せずに説明する場合には、符号ａ，ｂ，・・・ｎを付さずに表記するものとする。同様に、柱上トランスについても、各区画を区別せずに説明する場合には、符号Ｑ，Ｒ，・・・Ｚを付さずに、単に柱上トランス９と表記する。

　需要家宅１８は、太陽電池１、太陽電池用電力変換装置２、蓄電池３、蓄電池用電力変換装置４、需要家宅１８内の負荷５、分電盤６、ＨＥＭＳ（Home　Energy　Management　System）７、スマートメータ８、宅内配電系統１０、宅内通信ネットワーク１１、及び信号線１２を備える。宅内通信ネットワーク１１は、ＨＥＭＳ７と宅内の住設機器とを接続する。信号線１２は、分電盤６において計測された各機器の消費電力等をＨＥＭＳ７へ送信するための信号線である。

　各柱上トランス９の１次側は、配電系統２４に接続される。各柱上トランス９の２次側は、対応する区画１９の配電系統１４に接続される。また、各タウン１００には、宅外通信ネットワーク１３、及びＣＥＭＳ（Community　Energy　Management　System）１５が設けられている。

　ＣＥＭＳ１５は、区画１９Ｑ，１９Ｒ，・・・１９Ｚで構成された街区内の需給電力を管理する。宅外通信ネットワーク１３は、各需要家宅１８のＨＥＭＳ７とＣＥＭＳ１５との間を通信接続する。

　本実施の形態１では、各需要家宅１８内に、分散電源として、太陽電池１及び蓄電池３が設置されているものとして以下の説明を行なう。太陽電池１は、「創エネ機器」の一実施例に対応し、蓄電池３は、「蓄エネ機器」の一実施例に対応する。なお、全需要家宅が太陽電池１（創エネ機器）及び蓄電池３（蓄エネ機器）の双方を有する必要はなく、各需要家宅は、太陽電池１及び蓄電池３の一方のみを有してもよい。

　＜需要家宅の構成＞
　図３は、図２に示した需要家宅１８内の各種設備の構成をさらに説明するためのブロック図である。

　図３を参照して、太陽電池１及び太陽電池用電力変換装置２により、創エネ機器が構成され、蓄電池３及び蓄電池用電力変換装置４により、蓄エネ機器が構成される。なお、上述のように、各需要家宅には、創エネ機器による分散電源、及び蓄エネ機器による分散電源の一方のみが配置されてもよい。

　負荷５は、たとえば、エアコン５２、冷蔵庫５３、照明５４、ＩＨクッキングヒータ５５を含む。負荷５は、宅内配電系統１０から供給される電力によって動作する。分電盤６の内部には、ブレーカー単位で消費電力を計測するための電力計測回路６１が配置される。電力計測回路６１による測定値は、信号線１２を通じてＨＥＭＳ７へ送信される。ＨＥＭＳ７は、宅内通信ネットワーク１１を通じて、負荷５の各機器及びスマートメータ８との間でデータの授受が可能である。さらに、ＨＥＭＳ７は、宅外通信ネットワーク１３によって、ＣＥＭＳ１５との間でデータの授受が可能である。

　図４は、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４の構成例を示すブロック図である。

　図４を参照して、太陽電池用電力変換装置２は、電圧計２０１、電流計２０２、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３、第１の制御回路２０４、直流母線２０５、電圧計２０６、電流計２０７、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８、第２の制御回路２０９、電圧計２１０、電流計２１１、及び通信インターフェース回路２１２を含む。

　電圧計２０１は、太陽電池１から出力される電圧（ＤＣ）を計測する。電流計２０２は、太陽電池１から出力される電流（ＤＣ）を計測する。第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３は、太陽電池１から出力される第１の直流電圧の直流電力を第２の直流電圧の直流電力に変換する。第１の制御回路２０４は、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３を制御する。直流母線２０５は、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３から出力される第２の直流電圧を第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８に供給する。電圧計２０６は、直流母線２０５の電圧を計測する。電流計２０７は、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３から出力される電流（ＤＣ）を計測する。

　第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８は、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３から出力される直流電力を交流電力に変換する。第２の制御回路２０９は、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８を制御する。電圧計２１０は、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８から出力される電圧（ＡＣ）を計測する。電流計２１１は、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８から出力される電流（ＡＣ）を計測する。通信インターフェース回路２１２は、太陽電池用電力変換装置２とＨＥＭＳ７との間で通信を行なう。

　蓄電池用電力変換装置４は、電圧計４０１、電流計４０２、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３、第３の制御回路４０４、直流母線４０５、電圧計４０６、電流計４０７、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８、第４の制御回路４０９、電圧計４１０、電流計４１１、及び通信インターフェース回路４１２を含む。

　電圧計４０１は、蓄電池３から出力される電圧（ＤＣ）を計測する。電流計４０２は蓄電池３から出力される電流（ＤＣ）を計測する。第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３は、蓄電池３から出力される第３の直流電圧の直流電力を第４の直流電圧の直流電力に変換する。第３の制御回路４０４は、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３を制御する。直流母線４０５は、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３から出力される第４の直流電圧を第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８に供給する。

　電圧計４０６は、直流母線４０５の電圧を計測する。電流計４０７は、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３から出力される直流電流を計測する。第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８は、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３から出力される直流電力を交流電力に変換する。第４の制御回路４０９は、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８を制御する。電圧計４１０は、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８から出力される電圧（ＡＣ）を計測する。電流計４１１は、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８から出力される電流（ＡＣ）を計測する。通信インターフェース回路４１２は、蓄電池用電力変換装置４とＨＥＭＳ７との間で通信を行なう。

　なお、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３及び第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３、並びに第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８及び第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の構成としては、公知のＤＣ／ＤＣコンバータ及びインバータの構成を適宜用いることが可能である。また、図４の構成において、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８及び第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の各々は、「インバータ」の一実施例に対応し、第２の制御回路２０９及び第４の制御回路４０９の各々は、「制御部」の一実施例に対応する。

　図５は、図４に示した太陽電池用電力変換装置２の第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３を制御する第１の制御回路２０４の構成例を示すブロック図である。

　図５を参照して、第１の制御回路２０４は、ＭＰＰＴ（Maximum　Power　Point　Tracking）制御回路２０４１、電圧制御回路２０４２、切換回路２０４３、及び第５の制御回路２０４４を含む。ＭＰＰＴ制御回路２０４１は、電圧計２０１及び電流計２０２の計測値に基づいて、いわゆる最大電力点追従制御のために、太陽電池１から発電される電力を最大限取り出すために、太陽電池１の最大電力点をサーチする。具体的には、ＭＰＰＴ制御回路２０４１は、電圧計２０１によって測定される直流電圧を、上記最大電力点に対応する電圧に制御するための第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３の制御指令値を生成する。

　電圧制御回路２０４２は、電圧計２０６の計測値に基づいて、直流母線２０５の直流電圧（第２の直流電圧）を、予め定められた目標電圧（たとえば３５０Ｖ）に維持するための第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３の制御指令値を生成する。

　第５の制御回路２０４４は、ＭＰＰＴ制御回路２０４１及び電圧制御回路２０４２へ制御パラメータ及び制御目標値等を出力するとともに、太陽電池１の発電状態等を管理する。第５の制御回路２０４４は、切換回路２０４３の制御信号をさらに出力する。

　切換回路２０４３は、第５の制御回路２０４４からの制御信号に従って、ＭＰＰＴ制御回路２０４１及び電圧制御回路２０４２のうちの一方の出力を、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３の制御指令値として選択的に出力する。

　後述するように、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３（図４）は、ＭＰＰＴモード又は電圧制御モードで制御される。切換回路２０４３は、ＭＰＰＴモードでは、ＭＰＰＴ制御回路２０４１が生成した制御指令値を出力する一方で、電圧制御モードでは、電圧制御回路２０４２が生成した制御指令値を出力するように制御される。

　図６は、図４に示した太陽電池用電力変換装置２の第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８を制御する第２の制御回路２０９の構成例を示すブロック図である。

　図６を参照して、第２の制御回路２０９は、位相検出回路２０９１、無効電流制御回路２０９２、無効電流波形生成回路２０９３、有効電流制御回路２０９４、有効電流波形生成回路２０９５、加算器２０９６、第６の制御回路２０９７、実効電圧算出回路２０９８、電圧制御目標値生成回路２０９９、不感帯テーブル生成回路２１００、系統電圧監視回路２１０１、系統電圧変化要因判断回路２１０２、及び皮相電流リミッタ回路２１０３を有する。

　位相検出回路２０９１は、電圧計２１０で計測した交流の電圧波形から位相を検出する。無効電流制御回路２０９２は、実効電圧算出回路２０９８から出力される配電系統の交流電圧の実効電圧、電圧制御目標値生成回路２０９９で生成した電圧制御目標値、不感帯テーブル生成回路２１００で生成した不感帯幅情報、及び系統電圧変化要因判断回路２１０２の出力に基づき、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８（図４）から出力する無効電流の振幅指令を生成する。無効電流制御回路２０９２の詳細は後ほど説明する。

　なお、本実施の形態１では、無効電流制御回路２０９２は、位相検出回路２０９１で検出した交流電圧位相のゼロクロス点情報に基づき、無効電流の振幅指令の算出を開始する（無効電流指令値は交流電圧の周期で算出される。）。

　無効電流波形生成回路２０９３は、位相検出回路２０９１から出力された交流電圧の位相検出情報（ゼロクロス点検出情報）、及び無効電流制御回路２０９２によって生成された振幅指令値から、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８より出力される無効電流波形を生成する。

　有効電流制御回路２０９４は、第６の制御回路２０９７を介して通知される、電圧計２０６で計測した直流母線２０５の電圧、電流計２０７で計測した直流母線２０５を流れる電流、実効電圧算出回路２０９８から出力される宅内配電系統１０の交流実効電圧、電圧制御目標値生成回路２０９９で生成した電圧制御目標値、無効電流制御回路２０９２から出力される無効電流振幅情報、及び不感帯テーブル生成回路２１００で生成された不感帯幅情報に基づき、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８から出力する有効電流の振幅指令値を生成する。

　本実施の形態１では、有効電流制御回路２０９４は、位相検出回路２０９１で検出した交流電圧位相のゼロクロス点情報に基づき、有効電流の振幅指令の算出を開始する（有効電流指令値は交流電圧の周期で算出される。）。そして、有効電流制御回路２０９４は、直流母線２０５の電圧を予め定められた目標電圧（たとえば３５０Ｖ）に近付けるための比例・積分（ＰＩ）制御によって、有効電流の電流振幅値を算出する。

　有効電流波形生成回路２０９５は、位相検出回路２０９１から出力された交流電圧の位相検出情報（ゼロクロス点検出情報）、及び有効電流制御回路２０９４によって生成された振幅指令値から、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８より出力する有効電流波形を生成する。

　加算器２０９６は、無効電流波形生成回路２０９３から出力される無効電流波形と、有効電流波形生成回路２０９５から出力される有効電流波形とを加算することによって、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８から出力される交流電流目標値を生成する。加算器２０９６の出力については、皮相電流リミッタ回路２１０３において、出力電流が第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８の定格電流を越えないようにリミッタ処理が施される。

　第６の制御回路２０９７は、皮相電流リミッタ回路２１０３から出力される交流電流目標値と、電流計２１１から出力される交流電流の計測結果とから、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８の出力電流を交流電流目標値に制御するための第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８の制御指令値を生成する。

　実効電圧算出回路２０９８は、電圧計２１０から出力される宅内配電系統１０の交流電圧から交流実効電圧を算出する。電圧制御目標値生成回路２０９９は、実効電圧算出回路２０９８より出力される交流実効電圧から交流電圧（交流実効電圧）の制御目標値を生成する。不感帯テーブル生成回路２１００は、不感帯幅情報を生成する。不感帯幅情報については、後ほど説明する。

　なお、無効電力の生成時は、第６の制御回路２０９７で皮相電力が算出される。算出された皮相電力が第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８の容量を超える場合には、第６の制御回路２０９７は、皮相電流リミッタ回路２１０３から出力される交流電流目標値を修正することによって、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８の出力電力（出力電流）が第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８の容量以下になるように制御する。

　系統電圧監視回路２１０１は、位相検出回路２０９１から出力される位相検出情報（ゼロクロス点検出情報）を基準にして実効電圧算出回路２０９８で算出した実効電圧情報を取り込む。なお、実効電圧算出回路２０９８は、位相検出回路２０９１から出力される位相検出情報に基づいて交流１周期分の実効電圧を算出し、算出結果を電圧制御目標値生成回路２０９９、系統電圧監視回路２１０１、無効電流制御回路２０９２、有効電流制御回路２０９４、及び第６の制御回路２０９７に出力する。そして、系統電圧監視回路２１０１は、ゼロクロス点検出情報に基づき取り込まれた実効電圧情報について、１周期前に取り込まれた実効電圧情報との差分値を算出し、その差分値を系統電圧変化要因判断回路２１０２へ出力する。

　系統電圧変化要因判断回路２１０２は、系統電圧監視回路２１０１からの実効電圧の差分値が入力されると、入力された実効電圧差分値から、実効電圧の変化が、ＳＶＲ２３のタップ切換に起因するものか、それとも負荷や創エネ機器の発電電力の変化に起因するものかを判断し、判断結果を無効電流制御回路２０９２及び第６の制御回路２０９７に出力する。

　図７は、図４に示した蓄電池用電力変換装置４の第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３を制御する第３の制御回路４０４の構成例を示すブロック図である。

　図７を参照して、第３の制御回路４０４は、充電制御回路４０４１、放電制御回路４０４２、切換回路４０４３、及び第７の制御回路４０４４を有する。

　充電制御回路４０４１は、蓄電池３の充電制御を行なう際の第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３の制御指令値を生成する。放電制御回路４０４２は、蓄電池３の放電制御を行なう際の第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３の制御指令値を生成する。第７の制御回路４０４４は、充電制御回路４０４１及び放電制御回路４０４２へ制御パラメータ及び制御目標値等を出力するとともに、蓄電池３の充電量、充電電流、放電電力量等を管理する。第７の制御回路４０４４は、切換回路４０４３の制御信号をさらに出力する。

　切換回路４０４３は、第７の制御回路４０４４からの制御信号に従って、充電制御回路４０４１及び放電制御回路４０４２のうちの一方の出力を、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３の制御指令値として選択的に出力する。

　切換回路４０４３は、蓄電池３の充電が指示される際には、充電制御回路４０４１が生成した制御指令値を出力する一方で、蓄電池３の放電が指示される際には、放電制御回路４０４２が生成した制御指令値を出力するように制御される。

　図８は、図４に示した蓄電池用電力変換装置４の第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８を制御する第４の制御回路４０９の構成例を示すブロック図である。

　図８を参照して、第４の制御回路４０９は、位相検出回路４０９１、無効電流制御回路４０９２、無効電流波形生成回路４０９３、有効電流制御回路４０９４、有効電流波形生成回路４０９５、加算器４０９６、第８の制御回路４０９７、実効電圧算出回路４０９８、電圧制御目標値生成回路４０９９、不感帯テーブル生成回路４１００、系統電圧監視回路４１０１、系統電圧変化要因判断回路４１０２、及び皮相電流リミッタ回路４１０３を有する。

　位相検出回路４０９１は、電圧計４１０で計測した交流の電圧波形から位相を検出する。無効電流制御回路４０９２は、実効電圧算出回路４０９８から出力される配電系統の交流電圧の実効電圧、電圧制御目標値生成回路４０９９で生成した電圧制御目標値（宅内配電系統１０）、不感帯テーブル生成回路４１００で生成した不感帯幅情報、及び系統電圧変化要因判断回路４１０２の出力に基づき、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８（図４）から出力する無効電流の振幅指令を生成する。無効電流制御回路４０９２の詳細は、後ほど説明する。

　なお、本実施の形態１では、無効電流制御回路４０９２は、位相検出回路４０９１で検出した交流電圧位相のゼロクロス点情報に基づき、無効電流の振幅指令の算出を開始する（無効電流指令値は、交流電圧の周期で算出される。）。

　無効電流波形生成回路４０９３は、位相検出回路４０９１から出力された交流電圧の位相検出情報（ゼロクロス点検出情報）、及び無効電流制御回路４０９２によって生成された振幅指令値から、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８より出力される無効電流波形を生成する。

　有効電流制御回路４０９４は、第８の制御回路４０９７を介して通知される、電圧計４０６で計測した直流母線４０５の電圧、電流計４０７で計測した直流母線４０５を流れる電流、実効電圧算出回路４０９８から出力される宅内配電系統１０の交流実効電圧、電圧制御目標値生成回路４０９９で生成した電圧制御目標値（宅内配電系統１０）、無効電流制御回路４０９２から出力される無効電流振幅情報、及び不感帯テーブル生成回路４１００で生成された不感帯幅情報に基づき、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８から出力する有効電流の振幅指令値を生成する。

　なお、本実施の形態１では、有効電流制御回路４０９４は、位相検出回路４０９１で検出した交流電圧位相のゼロクロス点情報に基づき、有効電流の振幅指令の算出を開始する（有効電流指令値は、交流電圧の周期で算出される。）。

　有効電流波形生成回路４０９５は、位相検出回路４０９１から出力された交流電圧の位相検出情報（ゼロクロス点検出情報）、及び有効電流制御回路４０９４によって生成された振幅指令値から、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８より出力される有効電流波形を生成する。

　加算器４０９６は、無効電流波形生成回路４０９３から出力される無効電流波形と、有効電流波形生成回路４０９５から出力される有効電流波形とを加算することによって、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８から出力する交流電流目標値を生成する。加算器４０９６の出力については、皮相電流リミッタ回路４１０３において、出力電流が第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の定格電流を越えないようにリミッタ処理が施される。

　第８の制御回路４０９７は、皮相電流リミッタ回路４１０３から出力される交流電流目標値と、電流計４１１から出力される交流電流の計測結果とから、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の出力電流を交流電流目標値に制御するための第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の制御指令値を生成する。

　実効電圧算出回路４０９８は、電圧計４１０から出力される宅内配電系統１０の交流電圧から交流実効電圧を算出する。電圧制御目標値生成回路４０９９は、実効電圧算出回路４０９８より出力される交流実効電圧から交流電圧（交流実効電圧）の制御目標値を生成する。不感帯テーブル生成回路４１００は、不感帯幅情報を生成する。

　なお、無効電力の生成時は、第８の制御回路４０９７で皮相電力が算出される。算出された皮相電力が第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の容量を超える場合には、第８の制御回路４０９７は、皮相電流リミッタ回路４１０３から出力される交流電流目標値を修正することによって、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の出力電力（出力電流）が第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の容量以下になるように制御する。

　系統電圧監視回路４１０１は、位相検出回路４０９１から出力される位相検出情報（ゼロクロス点検出情報）を基準にして実効電圧算出回路４０９８で算出した実効電圧情報を取り込む。なお、実効電圧算出回路４０９８は、位相検出回路４０９１から出力される位相検出情報に基づいて交流１周期分の実効電圧を算出し、算出結果を電圧制御目標値生成回路４０９９、系統電圧監視回路４１０１、無効電流制御回路４０９２、有効電流制御回路４０９４、及び第８の制御回路４０９７に出力する。そして、系統電圧監視回路４１０１は、ゼロクロス点検出情報に基づき取り込まれた実効電圧情報について、１周期前に取り込まれた実効電圧情報との差分値を算出し、その差分値を系統電圧変化要因判断回路４１０２へ出力する。

　系統電圧変化要因判断回路４１０２は、系統電圧監視回路４１０１からの実効電圧の差分値が入力されると、入力された実効電圧差分値から、実効電圧の変化が、ＳＶＲ２３のタップ切換に起因するものか、それとも負荷や創エネ機器の発電電力の変化に起因するものかを判断し、判断結果を無効電流制御回路４０９２及び第８の制御回路４０９７に出力する。

　次に、図６及び図８の主要なブロックの詳細についてさらに説明する。
　図９は、図６及び図８に示された実効電圧算出回路２０９８，４０９８の構成例を示すブロック図である。なお、実効電圧算出回路４０９８の構成は、実効電圧算出回路２０９８と同様であるので、以下では、実効電圧算出回路２０９８について代表的に説明する。

　図９を参照して、実効電圧算出回路２０９８は、乗算器２０９８１、積算器２０９８２、平方根計算器２０９８３、及び除算器２０９８４を含む。

　乗算器２０９８１は、電圧計２１０による宅内配電系統の交流電圧の計測値同士を乗算することによって電圧二乗値を算出する。乗算器２０９８１の出力は、積算器２０９８２に入力される。これにより、電圧二乗値の総和が計算される。具体的には、位相検出回路２０９１から出力される位相検出情報に従って、たとえば配電交流系統の１周期毎に、積算器２０９８２で算出した総和が、図示していないレジスタにラッチされるともに、積算値がゼロにリセットされる。

　積算器２０９８２の出力（すなわち、図示していないレジスタ出力）は、平方根計算器２０９８３に入力されて、電圧二乗値の総和の平方根が求められる。さらに、除算器２０９８４では、平方根計算器２０９８３の出力値が、配電交流系統の１周期期間に相当する積算器２０９８２での積算サンプル数Ｎ（Ｎ：自然数）で除算される。この結果、除算器２０９８４の出力値は、宅内配電系統１０の交流実効電圧に相当する。

　図１０は、図６及び図８に示された電圧制御目標値生成回路２０９９，４０９９の構成例を示すブロック図である。なお、電圧制御目標値生成回路４０９９の構成は、電圧制御目標値生成回路２０９９と同様であるので、以下では、電圧制御目標値生成回路２０９９について代表的に説明する。

　図１０を参照して、電圧制御目標値生成回路２０９９は、乗算器２０９９１、複数段のレジスタ２０９９２ａ～２０９９２ｍ、及び複数段の加算器２０９９３ａ～２０９９３ｍを含む。これらの乗算器、レジスタ及び加算器によって、ＦＩＲ（Finite　Impulse　Response）フィルタが構成される。

　乗算器２０９９１は、実効電圧算出回路２０９８から出力される交流実効電圧に予め定められた係数Ｍを乗算し、その演算結果をレジスタ２０９９２ａ及び加算器２０９９３ａへ出力する。レジスタ２０９９２及び加算器２０９９３の組は、移動平均を計算するサンプル数分準備されている。レジスタ２０９９２は、シフトレジスタ構成で接続されている。係数Ｍは、移動平均を算出する交流実効電圧のサンプル数の逆数で与えられる。

　このような構成により、電圧制御目標値生成回路２０９９は、実効電圧算出回路２０９８によって算出された宅内配電系統１０の交流実効電圧の移動平均値を算出する。本実施の形態１では、たとえば１分間の交流実効電圧の移動平均値が算出される。そして、電圧制御目標値生成回路２０９９によって算出された宅内配電系統１０の交流実効電圧の移動平均値が、宅内配電系統１０の電圧制御目標値として、無効電流制御回路２０９２、有効電流制御回路２０９４、及び第６の制御回路２０９７へ出力される。

　図１１は、図６及び図８に示された系統電圧監視回路２１０１，４１０１の構成例を示すブロック図である。なお、系統電圧監視回路４１０１の構成は、系統電圧監視回路２１０１と同様であるので、以下では、系統電圧監視回路２１０１について代表的に説明する。

　図１１を参照して、系統電圧監視回路２１０１は、レジスタ２１０１１と、減算器２１０１２とを含む。レジスタ２１０１１は、位相検出回路２０９１で検出されたゼロクロス点情報に基づいて、実効電圧算出回路２０９８から出力される交流実効電圧を交流１周期分遅延する。交流周波数が６０Ｈｚであれば、レジスタ２１０１１は、実効電圧算出回路２０９８から受ける交流実効電圧を１／６０秒遅延させて出力する。減算器２１０１２は、実効電圧算出回路２０９８から受ける交流実効電圧（現在の交流実効電圧）から、レジスタ２１０１１から出力される交流１周期前の交流実効電圧を減算する。

　このような構成により、系統電圧監視回路２１０１は、実効電圧算出回路２０９８によって算出された宅内配電系統１０の交流実効電圧を受け、その受けた実効電圧から交流１周期前に算出された実効電圧を減算することによって、交流１周期間の実効電圧の変化量を算出する。系統電圧監視回路２１０１によって算出された実効電圧の変化量は、系統電圧変化要因判断回路２１０２へ出力される。

　図１２は、図６及び図８に示された系統電圧変化要因判断回路２１０２，４１０２の構成例を示すブロック図である。なお、系統電圧変化要因判断回路４１０２の構成は、系統電圧変化要因判断回路２１０２と同様であるので、以下では、系統電圧変化要因判断回路２１０２について代表的に説明する。

　図１２を参照して、系統電圧変化要因判断回路２１０２は、複数段のレジスタ２１０２１ａ～２１０２１ｎ、複数段の加算器２１０２２ａ～２１０２２ｎ、及び絶対値比較回路２１０２３を含む。系統電圧監視回路２１０１から出力される実効電圧の変化量は、レジスタ２１０２１ａ及び加算器２１０２２ａに入力される。

　系統電圧変化要因判断回路２１０２では、レジスタ２１０２１ａ～２１０２１ｎ及び加算器２１０２２ａ～２１０２２ｎにより、系統電圧監視回路２１０１において算出された実効電圧の変化量が、レジスタ２１０２１ａ～２１０２１ｎの段数＋１加算されて、絶対値比較回路２１０２３に入力される。

　この例では、レジスタ２１０２１及び加算器２１０２２の組が、５段設けられている。したがって、系統電圧監視回路２１０１から出力される交流１周期分の交流実効電圧の差分値が、交流６周期分（交流周波数が６０Ｈｚであれば１００ｍｓに相当）加算される。なお、加算数は、交流６周期分に限るものではなく、たとえば２周期分や１０周期分でもよく、また、交流周波数に応じて切り換えてもよい。

　なお、ＳＶＲ２３のタップ切換に起因して交流電圧の周期が変化した場合は、本実施の形態１では、位相検出回路２０９１（４０９１）側で、電圧制御目標値生成回路２０９９（４０９９）、系統電圧監視回路２１０１、無効電流制御回路２０９２、及び有効電流制御回路２０９４へのゼロクロス点検出結果の通知がマスクされる。

　絶対値比較回路２１０２３は、レジスタ２１０２１ａ～２１０２１ｎ及び加算器２１０２２ａ～２１０２２ｎによる実効電圧変化量の加算結果の絶対値と、第６の制御回路２０９７から出力されるしきい値とを比較する。そして、実効電圧変化量の加算結果の絶対値がしきい値よりも大きい場合に、絶対値比較回路２１０２３は、実効電圧の変化がＳＶＲ２３のタップ切換に起因するものであると判断し、その判断結果を無効電流制御回路２０９２及び第６の制御回路２０９７へ出力する。なお、系統電圧変化要因判断回路２１０２からは、実効電圧の変化量の加算結果についても出力される。

　図１３は、図６及び図８に示された無効電流制御回路２０９２，４０９２の構成例を示すブロック図である。なお、無効電流制御回路４０９２の構成は、無効電流制御回路２０９２と同様であるので、以下では、無効電流制御回路２０９２について代表的に説明する。

　図１３を参照して、無効電流制御回路２０９２は、目標値生成回路２０９２１、ＬＰＦ（Low　Pass　Filter）２０９２２、減算器２０９２３、不感帯判定回路２０９２４、及び無効電流指令値演算回路２０９２５を含む。目標値生成回路２０９２１は、無効電流指令値を作成する際の目標電圧を生成する。目標値生成回路２０９２１は、通常時（ＳＶＲ２３等の配電系統電圧安定化設備に起因した電圧変動がない場合）は、電圧制御目標値生成回路２０９９から受ける目標電圧を出力する。

　ＳＶＲ２３等の配電系統電圧安定化設備に起因した電圧変動が検出された場合には、目標値生成回路２０９２１は、第６の制御回路２０９７からの指示に基づき目標電圧を生成して出力する。具体的には、この実施の形態１では、第６の制御回路２０９７は、ＳＶＲ２３のタップ切換による電圧ステップ幅から配電系統１０の実効電圧の変化分を算出する。そして、目標値生成回路２０９２１は、電圧制御目標値生成回路２０９９から受ける目標電圧に、第６の制御回路２０９７により算出された実効電圧の変化分を加算して出力する。なお、ＳＶＲ２３のタップ切換による電圧の上昇／下降は、系統電圧変化要因判断回路２１０２から出力される実効電圧の変化量の加算結果に基づき、第６の制御回路２０９７により判断される。

　ＬＰＦ２０９２２は、実効電圧算出回路２０９８から出力される実効電圧の高周波成分を除去する。具体的には、ＬＰＦ２０９２２は、たとえば、時定数が数秒の１次ＩＩＲ（Infinite　Impulse　Response）フィルタ等で構成することができる。ＬＰＦ２０９２２がデジタルフィルタで構成されている場合には、ＬＰＦ２０９２２は、ＳＶＲ２３等の配電系統電圧安定化設備に起因した電圧変動が検出された場合に、第６の制御回路２０９７の判断に基づいて内部のレジスタ値を変更（初期設定）できるように構成される。本実施の形態１では、ＳＶＲ２３等の配電系統電圧安定化設備に起因した電圧変動が検出された場合には、実効電圧算出回路２０９８から出力される実効電圧算出結果が出力されるように、上記の電圧変動の検出時にＬＰＦ２０９２２が初期化される。

　減算器２０９２３は、ＬＰＦ２０９２２の出力から目標値生成回路２０９２１の出力を減算する。不感帯判定回路２０９２４は、不感帯テーブル生成回路２１００から出力される不感帯幅情報を元に、減算器２０９２３の出力が不感帯幅に入っているかを判定する。本実施の形態１では、不感帯判定回路２０９２４は、ＲＡＭ等を用いたテーブルデータで構成されているものとし、不感帯テーブル生成回路２１００は、不感帯判定回路２０９２４内のＲＡＭ等に図３１（詳細は後述）に示されるようなテーブルデータを書き込む。なお、不感帯判定回路２０９２４は、ＳＶＲ２３等の配電系統電圧安定化設備に起因した電圧変動が検出された場合に、第６の制御回路２０９７からの指示に基づいてＲＡＭ等を用いたテーブルデータを変更する。なお、本実施の形態１では、ＲＡＭ等を用いたテーブルデータの内容の変更は行なわない。

　不感帯判定回路２０９２４の出力は、無効電流指令値演算回路２０９２５に入力される。無効電流指令値演算回路２０９２５は、不感帯判定回路２０９２４からの出力を元に、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８から出力する無効電流の振幅を算出する。本実施の形態１では、無効電流指令値演算回路２０９２５内での無効電流の制御は、一般的な比例積分制御（ＰＩ制御）を用いるものとする。なお、無効電流指令値演算回路２０９２５は、ＳＶＲ２３等の配電系統電圧安定化設備に起因した電圧変動が検出された場合に、第６の制御回路２０９７からの指示に基づいて、ＰＩ制御の制御パラメータを変更できるとともに無効電流指令値を維持（固定）できるように構成されている。本実施の形態１では、無効電流指令値演算回路２０９２５は、ＳＶＲ２３等の配電系統電圧安定化設備に起因した電圧変動が検出された場合に、第６の制御回路２０９７からの指示に基づいて無効電流指令値を維持して出力する。

　図１４は、図６及び図８に示された無効電流波形生成回路２０９３，４０９３の構成例を示すブロック図である。なお、無効電流波形生成回路４０９３の構成は、無効電流波形生成回路２０９３と同様であるので、以下では、無効電流波形生成回路２０９３について代表的に説明する。

　図１４を参照して、無効電流波形生成回路２０９３は、位相シフト回路２０９３１、リミッタ２０９３２、乗算器２０９３３、無効電力出力時間計測回路２０９３４、及び無効電力計測回路２０９３５を含む。

　位相シフト回路２０９３１は、位相検出回路２０９１から出力される位相情報をπ／２（９０°）シフトして、無効電流を生成する際の基準となる余弦波（ｃｏｓ波形）を生成する。リミッタ２０９３２は、無効電流制御回路２０９２から出力される無効電流振幅が予め定められた上限値を超えないように制限する。無効電流制御回路２０９２からの無効電流振幅は、当該上限値を超えない場合には、リミッタ２０９３２によって制限されずにそのまま乗算器２０９３３に出力される。一方で、無効電流制御回路２０９２からの無効電流振幅が当該上限値を超える場合には、リミッタ２０９３２から上記上限値が乗算器２０９３３に出力される。乗算器２０９３３は、位相シフト回路２０９３１から出力される基準余弦波（ＣＯＳ波形）と、リミッタ２０９３２通過後の無効電流の振幅情報との乗算によって、無効電流指令値を生成する。

　無効電力出力時間計測回路２０９３４は、無効電流制御回路２０９２から出力される無効電流の振幅情報から無効電力の出力時間を計測する。無効電力計測回路２０９３５は、無効電流制御回路２０９２から出力される無効電流の振幅情報に基づき、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８から出力する無効電力を計測する。

　図１５は、図６及び図８に示された有効電流制御回路２０９４，４０９４の構成例を示すブロック図である。なお、有効電流制御回路４０９４の構成は、有効電流制御回路２０９４と同様であるので、以下では、有効電流制御回路２０９４について代表的に説明する。

　図１５を参照して、有効電流制御回路２０９４は、有効電流不感帯制御指令生成回路２０９４１、有効電流制御指令生成回路２０９４２、減算器２０９４３、出力抑制制御回路２０９４４、有効電力計測回路２０９４５、及び出力抑制時間計測回路２０９４６を含む。

　有効電流不感帯制御指令生成回路２０９４１は、電圧制御目標値生成回路２０９９から出力される電圧制御目標値、無効電流制御回路２０９２から出力される無効電流振幅情報、実効電圧算出回路２０９８から出力される実効電圧算出結果、及び不感帯テーブル生成回路２１００から出力される不感帯幅情報に基づいて、有効電力を抑制するための指令値を生成する。有効電流制御指令生成回路２０９４２は、第６の制御回路２０９７を介して入力される電圧計２０６の計測結果、及び電流計２０７の計測結果に基づいて、有効電力を制御するための有効電流指令値を生成する。

　減算器２０９４３は、有効電流制御指令生成回路２０９４２の出力から有効電流不感帯制御指令生成回路２０９４１の出力を減算することによって、有効電流指令値を生成する。出力抑制制御回路２０９４４は、第６の制御回路２０９７から出力される出力抑制指令に基づいて、出力電力の抑制が必要な場合には、減算器２０９４３から出力される有効電流指令値を抑制する。なお、当該出力抑制指令は、ＤＳＯ２１からＣＥＭＳ１５及びＨＥＭＳ７経由で通知される。

　有効電力計測回路２０９４５は、出力抑制制御回路２０９４４を通過した有効電流指令値から、有効電力量を計測する。出力抑制時間計測回路２０９４６は、有効電流不感帯制御指令生成回路２０９４１の出力、及び出力抑制制御回路２０９４４の出力から、有効電力の出力が抑制されている時間を計測する。

　本実施の形態１では、図２に例示したとおり、「創エネ機器」として、自然エネルギを活用する太陽電池１を用いた場合について説明するが、これに限るものではなく、たとえば、燃料電池や風力発電設備等を用いることも可能である。或いは、太陽電池１と他の創エネ機器との組み合わせが、「創エネ機器」として需要家に配置されてもよい。なお、図１に示すメガソーラー用電力変換装置２７の構成及び動作は、電力変換装置の容量が異なるだけで図２に示す太陽電池用電力変換装置２と同一であるため、太陽電池用電力変換装置２を代表的に説明する。

　また、「蓄エネ機器」としての蓄電池３については、定置された据置型バッテリを用いた場合について説明するが、これに限るものではなく、たとえば、電気自動車の車載バッテリを蓄電池として用いることも可能である。或いは、据置バッテリ及び車載バッテリの組み合わせを「蓄エネ機器」とすることも可能である。リチウムイオンバッテリが用いられる場合は、厳密には、バッテリ側に内蔵されたバッテリ管理ユニットが、蓄電量、充放電の可否、充電時の最大充電電流等を管理して、第３の制御回路４０４に通知することになり得るが、本実施の形態１では、説明を簡単にするため、蓄電量、充放電の可否、充電時の最大充電電流等の管理は、統一的に第３の制御回路４０４で行なうものとする。なお、図１に示す配電系統蓄電池用電力変換装置２９の構成及び動作は、電力変換装置の容量が異なるだけで図３に示す蓄電池用電力変換装置４と同一であるため、蓄電池用電力変換装置４について代表的に説明する。

　＜電力変換装置の動作の説明＞
　次に、本実施の形態１における電力変換装置の具体的な動作について説明する。再び図１を参照して、本実施の形態１では、配電系統２４において、変電所２０からの配電系統電圧を適正な電圧範囲内に制御するため、変電所２０とメガソーラー用電力変換装置２７（或いは、配電系統蓄電池用電力変換装置２９、タウンＤ１００ｄ）との間に３つのＳＶＲ２３ａ～２３ｃが直列に設けられている。詳しくは、変電所２０とＳＶＲ２３ｃの間に、配電系統２４ｄを通じてビル１０２及びマンション１０３が接続されており、ＳＶＲ２３ｂ，２３ｃ間に、配電系統２４ｃを通じてタウンＣ１００ｃ及び工場１０１が接続されている。また、ＳＶＲ２３ａ，２３ｂ間に、配電系統２４ｂを通じてタウンＡ１００ａ及びタウンＢ１００ｂが接続されており、ＳＶＲ２３ａの２次側に、配電系統２４ａを通じてメガソーラー用電力変換装置２７、配電系統蓄電池用電力変換装置２９、及びタウンＤ１００ｄが接続されている。

　ＤＳＯ２１は、配電系統２４に設置された電圧計２２ａ～２２ｘからの系統電圧情報、ＳＶＲ２３ａ～２３ｃから通知される各ＳＶＲの１次側及び２次側の系統電圧情報、各ＳＶＲ２３ａ～２３ｃのタップ位置情報、変電所２０から通知される配電系統２４の系統電圧情報、及びＣＥＭＳ１５（図２）から通知される各需要家端の系統電圧情報を元に、配電系統２４を管理する。なお、ＤＳＯ２１とＣＥＭＳ１５とは、通信線２５を通じて相互に通信を行なう。

　再び図２を参照して、実施の形態１に係る電力変換装置が適用される分散電源システムが配置されるタウン１００において、各需要家宅１８は、ＺＥＨ住宅で構成されており、各需要家宅１８に太陽電池１（たとえば４ｋ～６ｋＷ程度の容量）が設置されているケースを想定する。このケースでは、タウン１００全体で、いわゆるメガソーラーが構成される。

　各需要家宅１８には、柱上トランス９から、スマートメータ８を介して宅内配電系統１０に電力が供給される。さらに、ＨＥＭＳ７には、宅外通信ネットワーク１３を通じてＣＥＭＳ１５が接続される。以下、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４によって構成される電力変換装置を用いた、宅内配電系統１０の系統電圧安定化制御について説明する。

　再び図３を参照して、宅内通信ネットワーク１１には、ＨＥＭＳ７、太陽電池用電力変換装置２、蓄電池用電力変換装置４、エアコン５２等の負荷５、及び分電盤６が接続されている。ＨＥＭＳ７が起動すると、ＨＥＭＳ７は、太陽電池用電力変換装置２、蓄電池用電力変換装置４、及び負荷５のステータスを確認する。この際、ＣＥＭＳ１５から各電力変換装置に制御用の目標電圧情報やスレッショルド電圧（不感帯幅情報）等が通知されている場合には、ＨＥＭＳ７は、宅内通信ネットワーク１１を通じて通知する情報をＨＥＭＳ７内で一部加工して、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４に通知する。

　宅内通信ネットワーク１１のプロトコルとしては、エコーネットライト（Echonet　Light：登録商標）を使用し、物理層としては、イーサネット（Ethernet：登録商標）を使用することができる。なお、宅内通信ネットワーク１１のプロトコルは、エコーネットライトに限られることはなく、他のプロトコル、或いは独自のプロトコルを適用することが可能である。同様に、物理層についても、イーサネットに限られず、Ｗｉ－ＳＵＮ（Wireless　Smart　Utility　Network）、特小無線等の無線ネットワーク、電灯線を利用したＰＬＣ（Power　Line　Communications）ネットワーク、又は光ネットワーク等を適用することが可能である。

　ＨＥＭＳ７とＣＥＭＳ１５との間は、宅外通信ネットワーク１３で接続されている。ＨＥＭＳ７とＣＥＭＳ１５との間の情報の授受については、後ほど説明する。ＨＥＭＳ７は、各機器のステータスの確認を終了すると、各機器の動作を監視する。具体的には、各機器の消費電力、太陽電池１の発電電力、及び蓄電池３の充放電電力の計測値が監視される。また、ＨＥＭＳ７は、ＣＥＭＳ１５から指令が通知された場合、その指令内容に従って各機器に指示を通知する。また、ＨＥＭＳ７は、各種計測値（消費電力量等）及びステータス情報をＣＥＭＳ１５に送付する。

　次に、本実施の形態１に係る電力変換装置による、配電系統１４（柱上トランス９の２次側）における系統電圧の安定化制御の具体的な動作原理について説明する。

　太陽電池１等の分散電源の発電電力量が増加し、宅内との連系点に相当する配電系統１４の交流電圧（交流実効電圧）が上昇した場合、太陽電池用電力変換装置２から無効電力を出力することによって、交流電圧（交流実効電圧）の上昇を抑えることができる。したがって、太陽電池用電力変換装置２は、宅内配電系統１０の交流電圧の交流実効電圧値を監視し、交流実効電圧値が上昇した場合に、無効電力を出力する機能を備えるように構成される。

　図１６は、無効電力の出力によって交流実効電圧値の上昇を抑制する系統電圧安定化制御の原理を説明する図である。

　図１６を参照して、原点Ｏを中心とした円グラフの横軸は、有効電力（或いは有効電流）を示し、縦軸は、無効電力（或いは無効電流）を示す。一般的に、太陽電池１に接続された太陽電池用電力変換装置２の容量（出力できる最大電力或いは最大電流）は、太陽電池１の最大発電電力と同等となることが多い。たとえば、４ｋＷの太陽電池１を搭載している場合は、太陽電池用電力変換装置２の容量も４ｋＷに設計されるのが一般的である。

　図示される円グラフは、太陽電池用電力変換装置２が出力可能な最大電力（円グラフの半径に相当）を示す。すなわち、太陽電池用電力変換装置２は、円グラフの内側の範囲内で、宅内配電系統１０に対して電力を供給することができる。

　この円グラフについてさらに説明する。たとえば、無効電力がゼロの場合は、太陽電池用電力変換装置２は、太陽電池１の最大発電電力を出力することができる。このときの出力電力は、図中に有効電力（最大）と表記したベクトルの大きさに相当する。

　しかしながら、太陽電池１が最大電力を発電していた状態から、系統電圧の上昇を抑制するために無効電力を出力すると、無効電力及び有効電力を加算したベクトルの終点は、図示されるように円グラフの外側になる。このような電力は、太陽電池用電力変換装置２からは出力することができない。

　したがって、無効電力を出力する場合は、有効電力の出力を抑制した上で、無効電力を加算することが必要となる。系統連系規定では、力率は０．８５以上と規定されている。図中のθは、ｃｏｓθ＝０．８５となる、有効電力及び無効電力の位相差を示している。したがって、太陽電池用電力変換装置２から出力可能な無効電力の最大値（Ｐｉｍａｘ）は、太陽電池用電力変換装置２の定格容量とｓｉｎθとの積となる。詳細は後述するが、皮相電流リミッタ回路２１０３，４１０３による電流指令値の制限、並びに第６の制御回路２０９７及び第８の制御回路４０９７による皮相電力の制限は、これに起因するものである。

　太陽電池用電力変換装置２及び／又は蓄電池用電力変換装置４による系統電圧安定化制御によって宅内配電系統１０の電圧上昇を抑制することにより、配電系統１４（柱上トランス９の２次側）の電圧上昇を抑制することができる。すなわち、上記の系統電圧安定化制御は、宅内配電系統１０及び配電系統１４の双方の電圧を安定化することができる。このように、各需要家宅内に配置された分散電源システムによって、配電系統１４にＳＶＣや系統用蓄電池等の高価な配電系統安定化設備を配置することなく、或いは配電系統安定化設備を小容量化して、配電系統１４の電圧上昇を抑制できるため、コスト削減を図ることができる。

　また、本実施の形態１では、宅内配電系統１０の交流電圧を対象とした系統電圧安定化制御について説明するが、計測が可能であれば、その他の部位の交流電圧、たとえばスマートメータ８の入力側又は柱上トランス９の直下等の交流電圧を、系統電圧安定化制御の対象とすることも可能である。

　本実施の形態１では、上述の系統安定化制御の開始条件として、以下に説明する不感帯が設定される。本実施の形態１では、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４は、通信線を通じて互いの情報を直接やり取りすることなく動作するので、ＨＥＭＳ７は、ＣＥＭＳ１５から受信した不感帯幅情報を加工して、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４に通知する。

　図１７は、分散電源を活用した系統電圧安定化制御の動作イメージを説明する図である。本実施の形態１では、太陽電池１等の創エネ機器の発電電力の急峻な変化については、各需要家宅に設置された分散電源内の電力変換装置を活用して系統電圧の安定化を図るとともに、長周期の電圧変動については、配電系統２４（柱上トランス９の１次側）に設置されたＳＶＲ２３のタップ切り換えで対応する。図１７において、横軸は時間軸であり、縦軸は、宅内配電系統１０の交流実効電圧を示す。

　図１７を参照して、太い実線は、電圧制御目標値生成回路２０９９，４０９９により生成される宅内配電系統１０の交流実効電圧の電圧制御目標値Ｖｒ＊である。図１０で説明したように、この電圧制御目標値Ｖｒ＊は、実効電圧算出回路２０９８，４０９８によって算出された宅内配電系統１０の交流実効電圧の１分間の移動平均値に従って設定される。なお、電圧制御目標値Ｖｒ＊の設定手法は、これに限るものではなく、たとえば、ＬＰＦにより交流実効電圧の高周波成分を除去した値から電圧制御目標値Ｖｒ＊を生成してもよい。一方、細い実線は、宅内配電系統１０の交流実効電圧（瞬時値）を示し、交流実効電圧は、日射量の変化に応じて折れ線状に逐次変化している。

　斜線領域は、交流実効電圧の電圧制御目標値Ｖｒ＊を中心とする不感帯幅の電圧範囲を示す。日射急変により、宅内配電系統１０の交流実効電圧が急峻に変化して不感帯幅の電圧範囲から逸脱すると、電力変換装置（太陽電池用電力変換装置２及び／又は蓄電池用電力変換装置４）から出力される有効電力及び無効電力の制御によって、宅内配電系統１０の交流実効電圧を不感帯幅の範囲内に抑えるための系統電圧安定化制御が実行される。

　電力変換装置による系統電圧安定化制御を行なっても電圧の上昇又は低下を十分に抑制できない場合に、配電系統電圧（配電系統２４）の交流電圧がＳＶＲ２３の運用電圧範囲（運用上限電圧及び運用下限電圧の間）を外れることに応じてＳＶＲ２３のタップ切換が実行される。これにより、配電系統電圧の安定化を図ることができる。図示の例では、時刻ｔｃにおいて、配電系統電圧の上昇を抑制するためにＳＶＲ２３のタップ切換が実行され、このタイミングで宅内配電系統１０の交流実効電圧も低下している。

　このように、電力変換装置による系統電圧安定化制御とＳＶＲ２３のタップ切換との組み合わせにより、ＳＶＲ２３のタップ切換による系統電圧の安定化を図りつつ、日射急変による太陽電池１の発電電力の急変や需要家宅における負荷の消費電力の急変に伴なう系統実効電圧の変化に対しては、需要家側の電力変換装置から無効電力が出力される。これにより、ＳＶＲ２３のタップ切換のみによって系統電圧の安定化を図る場合と比較して、ＳＶＲ２３の作動（タップ切換）回数を抑制した上で、配電系統２４及び宅内配電系統１０の交流電圧を安定化することができる。

　次に、具体的な動作イメージについて説明する。需要家宅に設置された太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４に対してＣＥＭＳ１５から通知される不感帯幅情報は、ＨＥＭＳ７で一旦受信された後、実施の形態１では一部加工され、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４に通知される。この詳細については後ほど説明する。

　太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４の各々は、ＨＥＭＳ７から不感帯幅情報を受信すると、電圧制御目標値生成回路２０９９，４０９９より出力される電圧制御目標値及び受信した不感帯幅情報から、系統電圧安定化制御を行なわない不感帯幅（図１７の斜線領域）の上限電圧値及び下限電圧値を算出する。

　そして、宅内配電系統１０の交流実効電圧が算出された不感帯の範囲内に入っているか否かが判定され、範囲外である場合には、系統電圧安定化制御が開始されることになる。なお、具体的な処理の流れについては、後ほど説明する。

　次に、図１８～図２０を用いて、本実施の形態１に係る電力変換装置の動作概要について説明する。

　図１８は、配電系統設備及び分散電源の構成例を示すブロック図である。図１８を参照して、以下の説明では、動作概要を分かりやすく説明するため、ＳＶＲ２３は、ＳＶＲ２３ｈ，２３ｉの２段で構成され、分散電源は、電力変換装置４０ｈ，４０ｉ及び太陽電池システム４１ｈ，４１ｉに集約されて配電系統に接続されるものとする。そして、太陽電池システム４１ｈ，４１ｉは、それぞれ有効電力Ｐｈ，Ｐｉを出力し、電力変換装置４０ｈ，４０ｉは、それぞれ無効電力Ｑｈ，Ｑｉを出力するものとする。

　図１９は、図１８に示した構成において、比較例における分散電源及び配電系統設備の動作を示すタイミングチャートである。この図１９は、比較例として従来の電力変換装置が用いられる場合の動作を示すものである。なお、この図１９及び後述の図２０において、ＳＶＲｉ，ＳＶＲｈはそれぞれＳＶＲ２３ｉ，２３ｈを示し、電力変換装置ｉ，ｈはそれぞれ電力変換装置４０ｉ，４０ｈを示す。

　図１９において、横軸は時間を示す。そして、（ｂ）の実線は太陽電池システム４１ｉから出力される太陽電池の発電電力Ｐｉを示し、（ｂ）の破線は太陽電池システム４１ｈから出力される太陽電池の発電電力Ｐｈを示し、（ｃ）はＳＶＲ２３ｉの２次側の系統電圧を示し、（ｄ）はＳＶＲ２３ｉのタップ位置を示し、（ｅ）は無効電力Ｑｉを出力する電力変換装置４０ｉの目標電圧を示し、（ｆ）は電力変換装置４０ｉから出力される無効電力Ｑｉを示す。また、（ｇ）はＳＶＲ２３ｈの２次側の系統電圧を示し、（ｈ）はＳＶＲ２３ｈのタップ位置を示し、（ｉ）は無効電力Ｑｈを出力する電力変換装置４０ｈの目標電圧を示し、（ｊ）の実線は電力変換装置４０ｈから出力される無効電力Ｑｈを示し、（ｊ）の破線はＳＶＲ２３ｈを流れる無効電力（Ｑｉ＋Ｑｈ）を示す。なお、実際には、ＳＶＲ２３ｈを流れる無効電力は、無効電力Ｑｉと無効電力Ｑｈとの単純な和にはならないが、ここでは、説明を簡単にするために、ＳＶＲ２３ｈを流れる無効電力は、無効電力Ｑｉと無効電力Ｑｈとの和とする。

　図１９を参照して、時刻ｔ０の少し前において、太陽電池システム４１ｉの発電電力Ｐｉが低下すると、ＳＶＲ２３ｉ，２３ｈの２次側の系統電圧が低下する（（ｃ），（ｇ））。そして、系統電圧が不感帯（図１７）の下限を下回ると、電力変換装置４０ｉ，４０ｈがそれぞれ無効電力Ｑｉ，Ｑｈの出力を開始する（（ｆ），（ｊ））。電力変換装置４０ｉ，４０ｈの目標電圧は、実効電圧の移動平均に基づいて算出されるので、緩やかに変化する（（ｅ），（ｉ））。

　時刻ｔ１において、ＳＶＲ２３ｉの２次側の系統電圧が運用電圧範囲（図１７）内に収まっていないため（（ｃ）参照）、ＳＶＲ２３ｉのタップ位置が切り換わる（（ｄ）参照）。なお、ＳＶＲ２３ｈの２次側の系統電圧は、時刻ｔ１の到来前に運用電圧範囲内に収まっているため（（ｇ）参照）、時刻ｔ１においてＳＶＲ２３ｈのタップ位置は切り換わらない（（ｈ）参照）。ＳＶＲ２３ｈは、ＳＶＲ２３ｉより変電所２０側に設置されているため、ＳＶＲ２３ｈの２次側の系統電圧は、ＳＶＲ２３ｉのタップ切換自体の影響は受けない。ただし、潮流変化（有効電力及び無効電力）による影響は受ける。

　ＳＶＲ２３ｉのタップ位置が切り換わると、ＳＶＲ２３ｉの２次側の系統電圧は、運用電圧範囲内に収まる（（ｃ）参照）。しかしながら、電力変換装置４０ｉの目標電圧は、緩やかに変化するため、タップ切換後の目標電圧はまだ低く、ＳＶＲ２３ｉの２次側の系統電圧は、不感帯の上限を上回っている。したがって、電力変換装置４０ｉは、ＳＶＲ２３ｉのタップ切換前までは系統電圧を高めるように無効電力Ｑｉを制御していたが、タップ切換により系統電圧を下げるように無効電力Ｑｉの制御を開始する（（ｆ）参照）。

　一方、ＳＶＲ２３ｈにおいては、電力変換装置４０ｉから出力される無効電力Ｑｉが系統電圧を上昇させる方向から下げる方向に変わるため、その影響を受けて２次側の系統電圧が低下する（（ｇ）参照）。電力変換装置４０ｈは、ＳＶＲ２３ｈの２次側の電圧低下を受けて、系統電圧を上昇させるために無効電力Ｑｈの出力を大きくする（（ｊ）参照）。

　電力変換装置４０ｈからは、系統電圧を上昇させるために出力できる最大の無効電力Ｑｈを出力しているにも拘わらず、電力変換装置４０ｉからは、系統電圧を下げる方向の無効電力Ｑｉが出力されているため、ＳＶＲ２３ｈの２次側の電圧低下を十分に解消することができず（（ｇ）の時刻ｔ１～ｔ２参照）、時刻ｔ２において、ＳＶＲ２３ｈの２次側の系統電圧が運用電圧の下限を下回っているためにＳＶＲ２３ｈのタップ位置が切り換わり（（ｈ）参照）、その結果、ＳＶＲ２３ｈの２次側の系統電圧が上昇する。

　ＳＶＲ２３ｈの切換によりＳＶＲ２３ｈの２次側の系統電圧が上昇するため、変電所２０からみてＳＶＲ２３ｈの下流に設置されているＳＶＲ２３ｉの２次側の系統電圧も、時刻ｔ２において上昇する（（ｃ）参照）。この影響を受けて、電力変換装置４０ｉは、系統電圧を下げるように無効電力制御を開始する。しかしながら、時刻ｔ３において、ＳＶＲ２３ｉの２次側の系統電圧がＳＶＲ２３ｉの運用電圧範囲内に収まらないため（（ｃ）参照）、ＳＶＲ２３ｉのタップ位置が再び切り換わる（（ｄ）参照）。すなわち、ＳＶＲ２３ｉのタップ位置は、時刻ｔ１以前の状態に戻る。ＳＶＲ２３ｈは、潮流変化の影響を若干受けるが、ＳＶＲ２３ｈの２次側の系統電圧は、ＳＶＲ２３ｈの運用電圧範囲内に収まっており、これ以上のタップ切換は行なわれない。

　このように、比較例では、下流側のＳＶＲ２３ｉのタップ切換の影響を受けてＳＶＲ２３ｈのタップ切換が発生し、その影響により再びＳＶＲ２３ｉのタップ切換が発生している。ＳＶＲ２３は機械的にタップを切り換えており、不必要なタップ切換はＳＶＲ２３の寿命を不必要に短くする。したがって、上記のように一度切り換わったＳＶＲ２３のタップが短期間で再び元のタップ位置に戻るような制御は避ける必要がある。

　図２０は、図１８に示した構成において、実施の形態１における分散電源及び配電系統設備の動作を示すタイミングチャートである。図２０において、（ｋ）～（ｓ）は、図１９の（ｂ）～（ｊ）にそれぞれ対応するものである。

　図２０を参照して、この例でも、時刻ｔ０の少し前において、太陽電池システム４１ｉの発電電力Ｐｉが低下し、ＳＶＲ２３ｉ，２３ｈの２次側の系統電圧が低下したものとする。時刻ｔ１において、ＳＶＲ２３ｉの２次側の系統電圧がＳＶＲ２３ｉの運用電圧範囲内に収まっていないため（（ｌ）参照）、ＳＶＲ２３ｉのタップ位置が切り換わる（（ｍ）参照）。ＳＶＲ２３ｉのタップ位置が切り換わると、ＳＶＲ２３ｉの２次側の系統電圧が上昇する（（ｌ）参照）。その際、ＳＶＲ２３ｈの２次側の系統電圧は、ＳＶＲ２３ｉのタップ切換の影響はほとんど受けない（（ｐ）参照）。なお、実際には、ＳＶＲ２３ｉのタップ切換により潮流（有効電力及び無効電力）は変化するが、他の条件が同じであれば、その影響は小さい。

　本実施の形態１では、電力変換装置４０（４０ｉ，４０ｈ）は、配電系統の電圧変化を監視する。そして、電力変換装置４０は、配電系統の電圧変化が、負荷や創エネ機器の発電電力の変化に起因するものか、それともＳＶＲ２３のタップ切換に起因するものかを判断し、配電系統の電圧変化がＳＶＲ２３のタップ切換に起因すると判断した場合には、電力変換装置４０は、所定期間、配電系統電圧が変化する直前、又は直後（無効電力が大きく変動する前）の無効電力出力を維持するように作動する。

　この例では、配電系統の電圧変化がＳＶＲ２３ｉのタップ切換に起因するものであると判断され、時刻ｔ１～ｔ３の期間、電力変換装置４０ｉによって無効電力Ｑｉの出力が維持（固定）されている。これにより、ＳＶＲ２３ｈの２次側の系統電圧は、電力変換装置４０ｈによる無効電力制御（（ｓ）参照）によって適正範囲（ＳＶＲ２３ｈの運用電圧範囲）に制御することができている（（ｐ）参照）。

　なお、本実施の形態１では、ＳＶＲ２３の２次側の系統電圧が運用電圧範囲を規定時間超えた場合に、ＳＶＲ２３のタップ切換が行なわれる（以下、この規定時間を「不感帯時間」とも称する。）。そして、この例では、無効電力Ｑｉの出力を維持する上記期間（時刻ｔ１～ｔ３）は、不感帯時間のおよそ２倍としている。なお、無効電力Ｑｉの出力を維持する期間は、これに限るものではなく、たとえば、電圧制御目標値生成回路２０９９において電圧制御目標値を生成する際の移動平均時間（たとえば１分、時定数で決定）としてもよいし、上記の不感帯時間としてもよいし、不感帯時間の２倍よりも長い時間としてもよい。なお、この期間については、ＤＳＯ２１から各分散電源に通知して設定するようにしてもよい。

　電力変換装置４０ｉの無効電力制御を上記のように実施することにより、電力変換装置４０ｉの電圧制御目標値は上昇し（（ｎ）参照）、無効電力による系統電圧制御の再開後（時刻ｔ３以降）は、電圧制御目標値が上昇するとともに電力変換装置４０ｉが無効電力制御を行なわない不感帯電圧範囲の近くまで配電系統電圧が下がってくるため、無効電力Ｑｉは徐々に下がっていく（（ｏ）参照）。ＳＶＲ２３ｈの２次側の配電系統電圧は、ＳＶＲ２３ｉのタップ切換の影響をほとんど受けることなく維持され（（ｐ）参照）、ＳＶＲ２３ｈのタップ切換は発生せず（（ｑ）参照）、時刻ｔ３以降も安定的に制御が継続される。

　上記のように電力変換装置４０ｉを制御することにより、ＳＶＲ２３ｉのタップ切換に起因する他のＳＶＲ２３ｈへの影響を抑えることができ、ＳＶＲ２３ｈの不必要なタップ切換の発生を抑えることができる。

　＜動作シーケンスの説明＞
　図２１は、実施の形態１における系統電圧安定化制御に関わる各種機器間の動作シーケンス図である。図２１を用いて、ＤＳＯ２１、ＣＥＭＳ１５、ＨＥＭＳ７による、系統電圧安定化制御のための不感帯幅情報の生成及び通知の処理の流れを説明する。

　図２１を参照して、配電系統２４に配置された電圧計２２ａ～２２ｘ（図１）の計測結果（交流実効電圧）は、たとえば３０分周期でＤＳＯ２１に収集される。また、ＳＶＲ２３の静定値（現在使用している変圧器の巻き線比情報）についても、たとえば３０分単位でＤＳＯ２１に通知される。さらに、配電系統インピーダンス情報、配電系統に設置された電圧計２２の情報は、一旦ＤＳＯ２１で収集されて、ＣＥＭＳ１５に通知される。なお、通知周期は３０分に限定されず、任意の時間長とすることができる。また、電圧計２２に係る情報と、ＳＶＲ２３に係る情報との間で、異なる通知周期を設定することも可能である。ＳＶＲ２３に係る情報については、一定周期による通知ではなく、上記のタップ切換の実行毎に通知することも可能である。

　ＤＳＯ２１は、電圧計２２での電圧計測結果及びＳＶＲ２３の静定値情報に加え、自身の有する配電系統のインピーダンス情報を３０分周期でＣＥＭＳ１５に通知する。一方、ＣＥＭＳ１５は、ＤＳＯ２１から送付される上記情報、及び各需要家で計測した５分周期で送付される系統電圧制御目標値（具体的には、本実施の形態１では、配電系統の交流実効電圧値の１分間の移動平均値）、需要家に設置された各分散電源の有効・無効電力制御量（有効電力及び無効電力を含む）、無効電力出力時間、有効電力出力抑制情報（本情報は、ＨＥＭＳ７が太陽電池用電力変換装置２、蓄電池用電力変換装置４、及び電力計測回路６１から５分周期で収集）に基づき、不感帯幅情報を需要家毎に算出する。不感帯幅の算出方法の詳細については説明を省略するが、任意の算出式又は算出テーブルを予め作成することによって不感帯幅を算出することができる。ＣＥＭＳ１５で算出された各需要家の不感帯幅情報は、３０分周期で、各需要家宅１８内に設置されたＨＥＭＳ７に通知される。

　また、ＣＥＭＳ１５は、メガソーラー用電力変換装置２７及び配電系統蓄電池用電力変換装置２９についても、５分周期で収集した系統電圧制御目標値、有効・無効電力制御量（有効電力及び無効電力を含む）、無効電力出力時間、有効電力出力抑制情報、及びＤＳＯ２１から通知される各種情報に基づいて不感帯幅情報を算出し、３０分周期で通知する。

　次に、図１～図２８を用いて、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４を中心に本実施の形態１に係る電力変換装置の動作を説明する。

　図２２は、系統電圧安定化制御に関するＨＥＭＳ７の制御処理を説明するフローチャートである。このフローチャートに示される一連の処理は、一定周期毎に繰り返し実行される。

　図２２を参照して、ＨＥＭＳ７は、ステップ（以下、単に「Ｓ」と表記する。）１０１において、各種計測結果の収集時刻（５分周期で実施）か否かを確認する。収集時間であった場合は（Ｓ１０１においてＹＥＳ）、ＨＥＭＳ７は、各種の計測結果を収集する（Ｓ１０２）。具体的には、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４からは、電圧制御目標値生成回路２０９９（４０９９）で生成した電圧制御目標値（目標電圧）、無効電流波形生成回路２０９３（４０９３）内の無効電力出力時間計測回路２０９３４で計測した無効電力の出力時間、及び無効電流制御回路２０９２（４０９２）から出力される無効電流振幅情報から生成した無効電力制御量が収集される。さらに、分電盤６内の電力計測回路６１からは、電力計測回路６１で計測した負荷の消費電力量、太陽電池１の発電電力量、及び蓄電池３の充放電電力量（５分間）が収集される。

　各種データの収集が完了すると、ＨＥＭＳ７は、宅外通信ネットワーク１３を介して、収集した計測結果をＣＥＭＳ１５に通知する（Ｓ１０３）。Ｓ１０３でＣＥＭＳ１５への通知が完了した場合、或いはＳ１０１において各種計測結果の収集時刻ではないと判定された場合、ＨＥＭＳ７は、ＣＥＭＳ１５から新たな不感帯情報が通知されていないか確認する（Ｓ１０４）。

　不感帯情報が通知されていない場合には（Ｓ１０４においてＮＯ）、以降の処理は実行されずにリターンへ処理が移行される。一方、不感帯情報が通知されている場合は（Ｓ１０４においてＹＥＳ）、ＨＥＭＳ７は、不感帯幅情報を生成する処理を実行し（Ｓ１０５）生成された不感帯幅情報を太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４へ送信する（Ｓ１０６）。

　図２３は、図２２のＳ１０５において実行される不感帯幅情報生成処理の詳細を説明するフローチャートである。

　図２３を参照して、ＨＥＭＳ７は、不感帯幅の電圧範囲が適正であるかを確認する（Ｓ１２１）。本実施の形態１では、図１７を用いて説明したように、宅内配電系統１０の電圧制御目標値は、宅内配電系統１０の交流実効電圧の１分間の移動平均値に従って設定されるため、時間経過に応じて変化する。したがって、電圧制御目標値が、宅内配電系統１０の系統電圧上下限規定値に近い場合には、不感帯幅の補正が必要となる。

　図２４は、不感帯幅の補正を説明する概念図である。図２４において、縦軸は、宅内配電系統１０の交流実効電圧を示す。図２４を参照して、宅内配電系統１０の交流実効電圧に対して、系統電圧上限規定値Ｖｓｍａｘ及び系統電圧下限規定値Ｖｓｍｉｎが設定される。したがって、不感帯の上限電圧Ｖｄｚ１及び下限電圧Ｖｄｚ２についても、Ｖｓｍｉｎ≦Ｖｄｚ２＜Ｖｄｚ１≦Ｖｓｍａｘの範囲内に設定することが必要である。

　ＣＥＭＳ１５からは、不感帯幅情報として、電圧制御目標値に対する、不感帯の上限電圧Ｖｄｚ１と下限電圧Ｖｄｚ２との電圧差が通知される。ＨＥＭＳ７は、電圧制御目標値と、ＣＥＭＳ１５から通知される上記電圧差とから、実際の不感帯の上限電圧及び下限電圧を算出する。そして、ＨＥＭＳ７は、その算出結果が、宅内配電系統１０の交流実効電圧の系統電圧上限規定値Ｖｓｍａｘと系統電圧下限規定値Ｖｓｍｉｎとの間に入っているかを確認する（図２３のＳ１２１）。

　図２４とともに再び図２３を参照して、上記の算出結果が上記規定値の範囲内に入っていない場合は（Ｓ１２１でＮＯ）、ＨＥＭＳ７は、逸脱している電圧を系統電圧上限規定値Ｖｓｍａｘ或いは系統電圧下限規定値Ｖｓｍｉｎでクリップするように不感帯幅を補正する（Ｓ１２２）。

　そして、ＨＥＭＳ７は、電圧制御目標値と、ＣＥＭＳ１５から通知される上記電圧差とから算出される不感帯の範囲が、系統電圧上下限規定値Ｖｓｍａｘ，Ｖｓｍｉｎの範囲内に入っている場合には（Ｓ１２１においてＹＥＳ）、ＨＥＭＳ７は、ＣＥＭＳ１５から通知される電圧差と電圧制御目標値とから不感帯幅情報を生成し、Ｓ１２２において不感帯幅が補正された場合には、補正された不感帯幅と電圧制御目標値とから不感帯幅情報を生成する（Ｓ１２３）。

　＜太陽電池用電力変換装置２の制御処理の説明＞
　次に、太陽電池用電力変換装置２の具体的な動作を説明する。再び図２及び図３を参照して、太陽電池１からの発電が開始されると、太陽電池用電力変換装置２は、太陽電池１から発電される直流電力を宅内配電系統１０に供給するため起動する。具体的には、本実施の形態１では、太陽電池１から出力される直流電圧が予め定められた判定値以上になった場合に太陽電池用電力変換装置２を起動するものとする。

　再び図４～図６を参照して、太陽電池用電力変換装置２が起動すると、通常時は、第１の制御回路２０４の第５の制御回路２０４４は、ＭＰＰＴ制御回路２０４１に対して、太陽電池１からの出力電力が最大になるようにＭＰＰＴ制御を開始するように指示する。さらに、第５の制御回路２０４４は、切換回路２０４３に対して、ＭＰＰＴ制御回路２０４１の出力を選択するように制御信号を出力する。

　一方、第２の制御回路２０９の第６の制御回路２０９７は、電圧計２０６から出力される直流母線２０５の直流電圧が一定になるように、有効電流制御回路２０９４で有効電流の振幅を算出し、有効電流波形生成回路２０９５で電流指令値を生成する。

　図２５は、有効電流及び無効電流を制御するための電流指令値の生成を説明する概念図である。図２５とともに図６を参照して、有効電流波形生成回路２０９５は、位相検出回路２０９１で検出した交流電圧のゼロクロス点情報に基づいて有効電流基準波形を生成する。有効電流基準波形は、交流電圧と同一周波数かつ同一位相の正弦波である。有効電流基準波形に対して、有効電流制御回路２０９４から出力される有効電流振幅情報を乗算することによって、有効電流指令値が生成される。

　同様に、無効電流波形生成回路２０９３は、位相検出回路２０９１で検出した交流電圧のゼロクロス点情報に基づいて無効電流基準波形を生成する。無効電流基準波形は、有効電流基準波形と（π／２）の位相差を有する余弦波である。無効電流基準波形に対して、無効電流制御回路２０９２から出力される無効電流振幅情報を乗算することによって、無効電流指令値が生成される。

　算出された有効電流指令値及び無効電流指令値が加算器２０９６で加算されることにより、三角関数の合成に従って出力電流指令値が生成され、皮相電流リミッタ回路２１０３に入力される。皮相電流リミッタ回路２１０３では、出力電流が第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８の定格電流を越えないように電流指令値にリミッタ処理を施す。皮相電流リミッタ回路２１０３の出力は、第６の制御回路２０９７に入力される。

　第６の制御回路２０９７は、入力された出力電流指令値から、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８から出力される皮相電力を算出する。算出された皮相電力が、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８の定格電力を超えていた場合には、定格電力内に収まるように出力電流指令値が加工される。このように設定された出力電流指令値は、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８へ入力される。

　図２６及び図２７は、実施の形態１に係る太陽電池用電力変換装置２の制御処理を説明するフローチャートである。図２６，図２７に示される各ステップは、太陽電池用電力変換装置２の運転中を通じて、第１の制御回路２０４及び第２の制御回路２０９によって継続的に実行される。

　図２６とともに図４～図６を参照して、太陽電池用電力変換装置２が起動すると、各種センサ情報が収集される（Ｓ２０１）。具体的には、電圧計２０１及び電流計２０２でそれぞれ計測される太陽電池１の電圧及び電流が、第１の制御回路２０４のＭＰＰＴ制御回路２０４１に入力される。また、電圧計２０６で計測される直流母線２０５の直流母線電圧が、第１の制御回路２０４の電圧制御回路２０４２、及び第２の制御回路２０９の第６の制御回路２０９７に入力される。さらに、電流計２０７で計測される直流母線２０５を流れる電流、及び電流計２１１で計測される宅内配電系統１０を流れる交流電流の計測結果が、第２の制御回路２０９の第６の制御回路２０９７に入力される。また、さらに、電圧計２１０で計測される宅内配電系統１０の交流電圧が、第２の制御回路２０９の実効電圧算出回路２０９８及び位相検出回路２０９１に入力される。

　各種センサの計測結果の収集が終了すると、ＭＰＰＴ制御回路２０４１で太陽電池１から発電される電力が算出される（Ｓ２０２）。この算出結果は、第５の制御回路２０４４に通知される。第５の制御回路２０４４は、発電電力を受信すると、その受信結果を第２の制御回路２０９の第６の制御回路２０９７に通知する。

　位相検出回路２０９１は、入力された交流電圧のゼロクロス点を検出し、その検出結果を、無効電流制御回路２０９２、無効電流波形生成回路２０９３、有効電流制御回路２０９４、有効電流波形生成回路２０９５、第６の制御回路２０９７、実効電圧算出回路２０９８、電圧制御目標値生成回路２０９９、及び系統電圧監視回路２１０１に出力する。そして、実効電圧算出回路２０９８は、図９に説明した構成により、入力された交流電圧から交流実効電圧を算出する（Ｓ２０３）。

　実効電圧算出回路２０９８で算出された宅内配電系統１０の交流実効電圧は、無効電流制御回路２０９２、有効電流制御回路２０９４、第６の制御回路２０９７、電圧制御目標値生成回路２０９９、及び系統電圧監視回路２１０１に入力される。

　電圧制御目標値生成回路２０９９は、交流実効電圧が入力されると、図１０に説明した構成により、太陽電池用電力変換装置２の電圧制御目標値を算出する（Ｓ２０４）。本実施の形態１では、図１０に示したＦＩＲフィルタを使用することで算出される、交流実効電圧の１分間の移動平均値が、宅内配電系統１０の電圧制御目標値として設定される。

　電圧制御目標値が算出されると、ＳＶＲ２３のタップ切換の有無を検出するタップ切換検出処理が実行される（Ｓ２０５）。ここで、本実施の形態１におけるＳＶＲ２３のタップ切換検出方法について、以下詳しく説明する。

　＜タップ切換検出方法の説明＞
　系統交流電圧（交流実効電圧）の安定化については、上述のように、急峻な変動に対しては、需要家側の分散電源やＳＶＣ等の配電系統電圧設備（配電系統蓄電池２８（図１）を含む。）を用いて安定化を図る。一方、緩やかな電圧変動に対しては、ＳＶＲ２３が用いられる。

　たとえば、日射量の急変に伴なう太陽電池１或いはメガソーラー２６の発電電力の急変や、工場１０１等で大型の機器が動作を開始した場合に、系統交流電圧（交流実効電圧）が急峻に変化する場合がある。特に、ＺＥＨ住宅で構成されたタウン１００において、太陽電池１を備えるＺＥＨ住宅が比較的狭いエリアに数百件レベルで集合しているような場合、メガソーラーが構成される。このため、このようなタウン１００やメガソーラー２６の上空を雲が横切った場合に、発電電力が大きく変動し、系統交流電圧が大きく変化する。このような日射急変による発電電力の変化は、上空を横切る雲の速度に依存し、また、太陽電池用電力変換装置２及びメガソーラー用電力変換装置２７の制御応答速度にも依存する。たとえば、雲の速度が２０ｍ／秒であり、雲が横切る方向のタウン１００の長さが２００ｍであるとすると、全ての住宅の太陽電池１に雲がかかり終わる時間は１０秒程度かかる。同様に、メガソーラー２６についても、発電電力の急変が完了するまでに数秒から数１０秒程度かかり得る。

　一方、ＳＶＲ２３のタップ切換による系統電圧変化は、物理的にスイッチを切り換えるだけであるため、電圧変化に１秒もかからない。また、工場１０１に配置されている機器の稼動については、配電系統に接続されるような設備の場合、日射急変による太陽電池１或いはメガソーラー２６の発電出力の急変に比べて、配電系統に与える影響は小さい（系統交流電圧（交流実効電圧）に与える影響は小さい。）。また、需要家宅１８内の負荷５の急変についても、数百軒の需要家の負荷５が全て同時（たとえば１秒以内）に起動することは、確率的にもほぼあり得ない。

　そこで、本実施の形態１では、系統交流電圧（交流実効電圧）の変化が監視され、規定の期間（たとえば１ｓ）にしきい値を超える電圧変化があった場合に、ＳＶＲ２３のタップ切換に起因する系統交流電圧（交流実効電圧）の変化として検出される。なお、しきい値は、たとえば、ＳＶＲ２３のタップ切換に起因する電圧変化に基づいて設定することができる。ＳＶＲ２３のタップ切換に起因する電圧変化は、たとえば、６．６ｋＶの電圧に対して１５０Ｖ程度であり、需要家宅１８内の宅内配電系統１０では、２００Ｖの電圧に対して４．５５Ｖ程度である。

　再び図１２を参照して、本実施の形態１では、絶対値比較回路２１０２３において、レジスタ２１０２１ａ～２１０２１ｎ及び加算器２１０２２ａ～２１０２２ｎによる実効電圧変化量の加算結果の絶対値が算出され、第６の制御回路２０９７から出力されるしきい値と比較される。そして、加算結果の絶対値がしきい値を超える場合は、系統電圧の変化がＳＶＲ２３のタップ切換に起因するものと判断され、ＳＶＲタップ切換検出フラグ（以下、単に「検出フラグ」とも称する。）に１がセットされる。その際、絶対値比較回路２１０２３は、図示していないカウンタを起動し、当該検出フラグを所定期間（たとえば９０秒程度）１にセットし続ける。

　なお、第６の制御回路２０９７から出力されるしきい値は、本実施の形態１では、ＳＶＲ２３のタップ切換に起因する電圧変化の７０％（宅内配電系統１０では、４．５５Ｖ×０．７＝３．２Ｖ）とする。なお、しきい値は、これに限られるものではなく、ＳＶＲ２３のタップ切換時の電圧変化を電圧計２２で実測し、その計測結果に基づいて決定してもよいし、或いは、ＤＳＯ２１に学習機能を持たせ、最適な検出幅を機械学習等の手法を用いて各需要家宅１８の分散電源毎に決定してもよい。

　また、検出フラグを１に維持するカウント期間についても、９０秒に限るものではなく、電圧制御目標値生成回路２０９９の移動平均をとる期間や、電圧制御目標値生成回路２０９９がＬＰＦで構成されていた場合はその時定数としてもよいし、或いは、ＳＶＲ２３のタップ切換を行なう際の不感帯時間から決定するようにしてもよい。

　なお、当該期間は、電圧制御目標値生成回路２０９９が移動平均をとる時間よりも長く設定するのが好ましい。これにより、後述する無効電流（電力）制御終了時に、電圧制御目標値生成回路２０９９から出力される電圧制御目標値がＳＶＲ２３のタップ切換による影響を受けなくすることができる。

　図２８は、図２６のＳ２０５において実行されるタップ切換検出処理を説明するフローチャートである。

　図２８とともに図１１，図１２を参照して、系統電圧変化要因判断回路２１０２内の絶対値比較回路２１０２３は、ＳＶＲタップ切換検出フラグが「０」であるかを判定する（Ｓ２４１）。検出フラグが０であると判定されると（Ｓ１４１においてＹＥＳ）、ＳＶＲ２３のタップ切換による系統交流実効電圧の変化が検出されていないと判断される。

　系統電圧監視回路２１０１は、系統交流実行電圧の差分値を算出し（Ｓ２４２）、系統電圧変化要因判断回路２１０２は、その算出された差分値を、レジスタ２１０２１ａ～２１０２１ｅ及び加算器２１０２２ａ～２１０２２ｅを用いて交流数周期分（たとえば６周期分）加算することによって値ＶＳＵＭを算出する（Ｓ２４３）。なお、Ｓ２４２，Ｓ２４３の処理は、検出フラグが０でない（すなわち「１」）場合にも実施してもよい。

　次いで、絶対値比較回路２１０２３は、値ＶＳＵＭの絶対値が、第６の制御回路２０９７から出力されるしきい値ＶＣＯＭ以上であるか否かを判定する（Ｓ２４４）。しきい値ＶＣＯＭは、ＳＶＲ２３のタップ切換に起因する電圧変化のたとえば７０％であり、第６の制御回路２０９７において算出される。そして、値ＶＳＵＭの絶対値がしきい値ＶＣＯＭ以上であると判定されると（Ｓ２４４においてＹＥＳ）、ＳＶＲ２３のタップ切換が行なわれたものとして、絶対値比較回路２１０２３は、検出フラグを「１」にセットする（Ｓ２４５）。その際、絶対値比較回路２１０２３は、図示しない内部のレジスタに値ＶＳＵＭを保持する。

　一方、Ｓ２４４において値ＶＳＵＭの絶対値がしきい値ＶＣＯＭよりも小さいと判定されると（Ｓ２４４においてＮＯ）、ＳＶＲ２３のタップ切換は行なわれていないと判断され、絶対値比較回路２１０２３は、検出フラグを「０」にセットする（Ｓ２４６）。そして、Ｓ２４５又はＳ２４６において検出フラグがセットされると、絶対値比較回路２１０２３は、内部のカウンタのカウント値を０にセットする。

　一方、Ｓ２４１において検出フラグが０でない、すなわち検出フラグが１であると判定されると（Ｓ２４１においてＮＯ）、絶対値比較回路２１０２３は、カウンタのカウント値がしきい値（カウント期間）以上であるか否かを判定する（Ｓ２４８）。このしきい値は、たとえば９０秒に相当するカウント値であり、検出フラグが１にセットされた後に検出フラグを１に維持し続ける期間である。

　カウント値がしきい値以上であると判定されると（Ｓ２４８においてＹＥＳ）、絶対値比較回路２１０２３は、検出フラグを０にリセットするとともにカウント値を０にクリアする（Ｓ２４９）。Ｓ２４８においてカウント値がしきい値よりも小さいと判定されたときは（Ｓ２４８においてＮＯ）、絶対値比較回路２１０２３は、カウント値を１つインクリメントする（Ｓ２５０）。

　再び図２６とともに図４～図６を参照して、Ｓ２０５においてＳＶＲ２３のタップ切換検出処理が実行されると、第２の制御回路２０９内の第６の制御回路２０９７は、ＨＥＭＳ７から計測結果の送信リクエストを受けたか否かを通信インターフェース回路２１２に確認する（Ｓ２０６）。送信リクエストを受けていた場合は（Ｓ２０６においてＹＥＳ）、第６の制御回路２０９７は、通信インターフェース回路２１２を通じて、太陽電池１の発電電力、太陽電池１の制御モード（詳細は後述するが、ＭＰＰＴ制御モード及び電圧制御モードの２種類）、宅内配電系統１０の交流実効電圧、交流電圧制御目標値、並びに、詳細は後述するが、無効電力出力時間の計測結果、無効電力制御量の計測結果、出力した有効電力量、及び出力抑制を行なった時間情報をＨＥＭＳ７に送信する（Ｓ２０７）。なお、Ｓ２０７において各種計測データが送信された後、無効電力出力時間の計測結果、無効電力制御量の計測結果、出力した有効電力量、及び出力抑制を行なった時間情報については、一旦クリアされる。

　次いで、第６の制御回路２０９７は、ＨＥＭＳ７から不感帯幅情報を受信したか否かを確認する（Ｓ２０８）。不感帯幅情報が受信されていた場合は（Ｓ２０８においてＹＥＳ）、第６の制御回路２０９７は、不感帯幅情報、並びに、絶対値比較回路２１０２３で用いられるしきい値ＶＣＯＭ（図２８のＳ２４４）、及びカウンタのカウント値と比較されるしきい値（図２８のＳ２４８）等を更新する（Ｓ２０９）。

　不感帯幅情報等の各種情報が更新されると、不感帯テーブル生成回路２１００は、第６の制御回路２０９７から出力される情報を元に不感帯テーブルを生成する。また、第６の制御回路２０９７は、不感帯幅情報とともに送付されてきた、絶対値比較回路２１０２３でのしきい値ＶＣＯＭやカウンタのしきい値（カウント期間）等の各種制御パラメータをセットする（Ｓ２１０）。

　Ｓ２０８において不感帯幅情報が受信されていないと判定された場合、又はＳ２１０において不感帯幅（不感帯テーブル）及び各種制御パラメータがセットされると、絶対値比較回路２１０２３により、ＳＶＲタップ切換検出フラグが０であるか否かが判定される（Ｓ２１１）。そして、検出フラグに１がセットされていると判定されると（Ｓ２１１においてＮＯ）、無効電流制御回路２０９２は、出力無効電流算出処理ＩＩを実行する（Ｓ２１２）。本実施の形態１では、ＳＶＲ２３のタップ切換が検出された場合に（検出フラグ＝１）、出力無効電流算出処理ＩＩにより、無効電流が、タップ切換の検出直前、或いは検出直後（無効電流が大きく変動する前）の値に所定期間（カウンタのカウント期間）維持される。この出力無効電流算出処理ＩＩの動作については、後ほど図３０の動作タイミングチャートを用いて説明する。なお、出力無効電流算出処理ＩＩが実行されると、処理は、図２７のＳ２１８（後述）へ移行される。

　一方、Ｓ２１１において検出フラグに０がセットされていると判定されると（Ｓ２１１においてＹＥＳ）、第６の制御回路２０９７は、レジスタ（図示せず）に記憶されたフラグ値に基づき、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８が系統電圧安定化制御を行なっているかを確認する（Ｓ２１３）。系統電圧安定化制御の実施中であれば（Ｓ２１３においてＹＥＳ）、Ｓ２１７（後述）へ処理が移行される。一方、系統電圧安定化制御を実施していなければ（Ｓ２１３においてＮＯ）、第６の制御回路２０９７は、宅内配電系統１０の交流実効電圧が、Ｓ２１０で設定された不感帯電圧範囲を逸脱しているか否かを判定する（Ｓ２１４）。

　不感帯電圧範囲を逸脱していない場合は（Ｓ２１４においてＮＯ）、以降の一連の処理は実行されずにリターン（図２７）へ処理が移行される。すなわち、宅内配電系統１０の交流実効電圧が不感帯電圧範囲内である間は、系統電圧安定化制御が実行されないまま、Ｓ２０１～Ｓ２１４による処理が繰り返される。

　一方、Ｓ２１４において交流実効電圧（宅内配電系統１０）が不感帯電圧範囲を逸脱していると判定されると（Ｓ２１４においてＹＥＳ）、第６の制御回路２０９７は、レジスタ（図示せず）に系統電圧安定化制御フラグをセットし（Ｓ２１５）、系統電圧安定化制御を開始する（Ｓ２１６）。

　Ｓ２１６において系統電圧安定化制御が開始されると、或いはＳ２１３において系統電圧安定化制御を実施中であると判定されたときは（Ｓ２１３においてＹＥＳ）、無効電流制御回路２０９２は、出力無効電流算出処理Ｉを実行する（Ｓ２１７）。この出力無効電流算出処理Ｉは、通常時の無効電流の振幅を算出（制御）する処理であり、この処理に関する無効電流制御回路２０９２の動作は、図６，図１３等において説明したので、説明を繰り返さない。

　次いで、図２７とともに図４～図６を参照して、皮相電流リミッタ回路２１０３において、電流指令値が規定範囲を超えているか（第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８の電流容量を越えているか）が確認される（Ｓ２１８）。この電流指令値は、無効電流指令値及び有効電流指令値の加算値である。無効電流指令値は、出力無効電流算出処理Ｉにより算出される無効電流の電流振幅値に基づいて、無効電流波形生成回路２０９３により算出される。有効電流指令値は、有効電流制御回路２０９４（図６）により算出される有効電流の電流振幅値に基づいて、有効電流波形生成回路２０９５により算出される。そして、加算器２０９６により、無効電流指令値及び有効電流指令値が加算され、上記の電流指令値が求められる。

　Ｓ２１８において電流指令値が規定範囲を超えていると判定されると（Ｓ２１８においてＹＥＳ）、皮相電流リミッタ回路２１０３は、電流指令値の振幅を制限するとともに、有効電流を抑制するように第６の制御回路２０９７へ出力抑制指令を出力する。その際、皮相電流リミッタ回路２１０３は、制限された電流指令値の振幅についても、第６の制御回路２０９７に通知する。

　そして、第６の制御回路２０９７は、第５の制御回路２０４４に対して電圧制御モードでの作動を指示する指令を出力する（Ｓ２１９）。その際、第６の制御回路２０９７は、皮相電流リミッタ回路２１０３から通知される、制限された電流指令値の振幅から、太陽電池１からの発電電力の抑制量を算出し、その算出結果についても、第５の制御回路２０４４に通知する。

　なお、電圧制御モードとＭＰＰＴ制御モードとが短時間で繰り返し切り換わらないように（ハンチング防止）、制御モードの切換時から予め定められた時間内では、制御モード（ＭＰＰＴ制御モードと電圧制御モード）の切換をマスクするとともに、Ｓ２１８での判定に用いる規定範囲について、電圧制御モードからＭＰＰＴ制御モードへの切換を判定する際のしきい値を、ＭＰＰＴ制御モードから電圧制御モードへの切換を判定する際のしきい値よりも小さくすることが好ましい。これにより、太陽電池１の制御モードが短時間に頻繁に切り換わることを防止して、系統電圧安定化制御を安定的に実行することができる。なお、上記判断は、皮相電流リミッタ回路２１０３の出力に基づき、第６の制御回路２０９７で実施するものとする。

　第５の制御回路２０４４は、太陽電池１の制御モードを電圧制御モードに変更する指示を受信すると、ＭＰＰＴ制御回路２０４１が動作中であれば、制御停止指示を出力するとともに、現在の指令値等の情報を取り込む。そして、電圧制御回路２０４２に対して、第６の制御回路２０９７から通知された発電電力情報を送付するとともに、電圧制御回路２０４２が動作していなければ、ＭＰＰＴ制御回路２０４１から入手される現在の指令値等の情報を送付する。電圧制御回路２０４２は、第５の制御回路２０４４から発電電力情報を受け取ると、受け取った発電電力量になるよう制御指令値を生成する。なお、電圧制御回路２０４２が起動していなかった場合は、ＭＰＰＴ制御回路２０４１から入手される現在の指令値等の情報を初期値として制御を開始する。また、第５の制御回路２０４４は、電圧制御回路２０４２に発電電力情報等の通知を行なうと同時に、切換回路２０４３に対して、電圧制御回路２０４２の出力を選択するための制御信号を出力する。

　Ｓ２１８において電流指令値は規定範囲を超えていないと判定されると（Ｓ２１８においてＮＯ）、第６の制御回路２０９７は、第５の制御回路２０４４に対してＭＰＰＴ制御モードでの作動を指示する指令を出力する（Ｓ２２０）。第５の制御回路２０４４は、ＭＰＰＴ制御モードでの作動指示を受信すると、電圧制御モードで作動していた場合は、現在の指令値等の情報を電圧制御回路２０４２から読み込むとともに、読み込んだ制御情報をＭＰＰＴ制御回路２０４１に通知する。さらに、第５の制御回路２０４４は、通知した情報を初期値としてＭＰＰＴ制御を開始するようにＭＰＰＴ制御回路２０４１へ指示を出すとともに、切換回路２０４３に対して、ＭＰＰＴ制御回路２０４１の出力を選択するための制御信号を出力する。ＭＰＰＴ制御で動作していた場合には、ＭＰＰＴ制御がそのまま継続される。

　Ｓ２１９又はＳ２２０の処理が実行されると、第６の制御回路２０９７は、皮相電流リミッタ回路２１０３から出力される電流指令値から皮相電力を算出する（Ｓ２２１）。そして、第６の制御回路２０９７は、算出された皮相電力が太陽電池用電力変換装置２の容量を超えているか否かを判定する（Ｓ２２２）。

　皮相電力が太陽電池用電力変換装置２の容量を超えていると判定されると（Ｓ２２２においてＹＥＳ）、第６の制御回路２０９７は、有効電力を抑制するための処理を実行する（Ｓ２２３）。具体的には、第６の制御回路２０９７は、太陽電池１からの発電電力を抑制するための出力抑制指令を第５の制御回路２０４４へ出力する。その際、第６の制御回路２０９７は、発電量についても第５の制御回路２０４４へ通知する。第５の制御回路２０４４は、第６の制御回路２０９７から出力抑制指令を受けると、太陽電池１の現在の制御モードを確認し、ＭＰＰＴ制御モードであった場合は、電圧制御モードに切り換える。

　具体的には、第５の制御回路２０４４は、ＭＰＰＴ制御回路２０４１に対して制御停止指示を出力するとともに、現在の指令値等の情報をＭＰＰＴ制御回路２０４１から取り込む。そして、第５の制御回路２０４４は、電圧制御回路２０４２に対して、第６の制御回路２０９７から通知された発電電力情報とともに、電圧制御回路２０４２が動作していない場合には、ＭＰＰＴ制御回路２０４１から入手した現在の指令値等の情報を電圧制御回路２０４２へ送付する。電圧制御回路２０４２は、第５の制御回路２０４４から発電電力情報を受け取ると、受け取った発電電力になるよう制御指令値を生成する。その際、電圧制御回路２０４２が起動していなければ、ＭＰＰＴ制御回路２０４１から入手した現在の指令値等の情報を初期値として制御が開始される。また、第５の制御回路２０４４は、電圧制御回路２０４２に発電電力情報等の通知を行なうと同時に、切換回路２０４３に対して、電圧制御回路２０４２の出力を選択するための制御信号を出力する。

　一方、太陽電池１が電圧制御モードで作動していた場合は、第５の制御回路２０４４は、受け取った発電電力を電圧制御回路２０４２に通知する。電圧制御回路２０４２は、受け取った発電電力になるように制御指令値を生成する。生成された制御指令値は、切換回路２０４３を通じて第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３へ出力される。

　Ｓ２２３において有効電力を抑制するための処理を実行されると、或いはＳ２２２において皮相電力が太陽電池用電力変換装置２の容量を超えていないと判定されたときは（Ｓ２２２においてＮＯ）、第６の制御回路２０９７は、系統電圧安定化制御の終了条件の確認を行なう。

　具体的には、第６の制御回路２０９７は、現在の太陽電池１の制御がＭＰＰＴ制御モードであるか否かを第５の制御回路２０４４に確認する。また、第６の制御回路２０９７は、無効電流波形生成回路２０９３の無効電力計測回路２０９３５（図１４）から通知される無効電力の計測結果を、予め定められた終了判定値と比較する。そして、太陽電池１の制御がＭＰＰＴ制御モードではない、又は、無効電力の計測結果が終了判定値よりも大きいと判定された場合には（Ｓ２２４においてＮＯ）、リターンへと処理が移行される。これにより、系統電圧安定化制御は継続される。

　一方、Ｓ２２４において、太陽電池１がＭＰＰＴ制御モードで作動しており、かつ、無効電力の計測結果が終了判定値以下であると判定されると（Ｓ２２４においてＹＥＳ）、第６の制御回路２０９７は、系統電圧安定化制御を終了し（Ｓ２２５）、系統電圧安定化制御フラグをクリアする（Ｓ２２６）。なお、上記のように系統電圧安定化制御の終了条件（Ｓ２２４）を判断する理由は、以下のとおりである。

　通常、系統連系運転時には、太陽電池１は、発電電力を最大限取り出すために、ＭＰＰＴ制御モードで作動する。したがって、太陽電池１が電圧制御動作モードで作動している場合には、宅内配電系統１０に回生電力が多く流れることにより、系統電圧が上昇していることが想定される。また、宅内配電系統１０及び配電系統１４等の系統電圧安定化制御については、系統インピーダンスの構成によっては、無効電力による制御よりも有効電力による制御の方が有効である場合もある。具体的には、系統インピーダンスの主要項目がリアクトルやコンデンサの影響による場合は、無効電力による系統電圧安定化制御が効果的である一方で、系統インピーダンスの主要項目が抵抗である場合には、有効電力による系統電圧安定化制御が効果的である。したがって、本実施の形態１では、系統電圧安定化制御の終了条件として、太陽電池１の制御モードと無効電力の計測結果との双方を用いることで、確実に系統電圧安定化制御の終了を判断することができる。

　なお、本実施の形態１では、無効電力による系統電圧安定化制御を優先して実施する場合について説明したが、ＤＳＯ２１から通知される系統インピーダンス情報の主要項目が抵抗成分である場合には、有効電力制御を優先して系統電圧安定化制御を実施するようにしてもよい。具体的には、系統インピーダンスの主要項目がリアクトルやコンデンサの場合には、有効電力を制御した場合と無効電力を制御した場合とを比較すると、配電交流系統の電圧振幅に与える影響は無効電力の方が大きい。一方で、系統インピーダンスの主要項目が抵抗成分である場合は、無効電力を制御しても系統電圧への影響は小さい。このため、系統インピーダンスの主要項目がリアクトルやコンデンサの場合には、図２７に示したように、Ｓ２１９及びＳ２２３の各処理が、無効電力の出力が許容内の最大値となった場合に実行されることにより、無効電力を優先した系統電圧安定化制御を行なうのが好ましい。一方で、系統インピーダンスの主要項目が抵抗成分である場合は、Ｓ２１９及びＳ２２３を先に実行して、有効電力の抑制を優先した系統電圧安定化制御を行なうのが好ましい。

　このように、系統インピーダンス情報の構成に従って、無効電力の出力及び有効電力の抑制のいずれを優先的に実行するかを切り換えることで、さらに効果的に系統電圧安定化制御を行なうことができる。たとえば、ＨＥＭＳ７は、ＣＥＭＳ１５を通じてＤＳＯ２１から通知される系統インピーダンス情報に基づいて、無効電力の出力による系統電圧の抑制と、有効電力の抑制による系統電圧低下との優先順位を判断することができる。当該判断結果をＨＥＭＳ７から太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４に通知することにより、配電系統のインピーダンス情報に基づいて、系統電圧安定化制御を効果的に実施することができる。

　次に、図１及び図２９，図３０を用いて、本実施の形態１における配電系統の動作について説明する。以下では、図１に示した配電系統において、タウンＡ１００ａ及びタウンＢ１００ｂ内の各需要家宅１８の太陽電池１の発電量が日射急変により短期間低下し、その影響でＳＶＲ２３ｂが作動した場合の動作を例に説明する。

　図２９は、図１と同様の構成を有する、比較例における配電系統の動作を示すタイミングチャートである。この図２９は、比較例として従来の配電系統の動作を示すものである。

　図２９を参照して、時刻ｔ０において、日射急変によりタウンＡ１００ａ及びタウンＢ１００ｂの太陽電池１の発電電力が低下したものとする（（ａ）参照）。ＳＶＲ２３ａ～ＳＶＲ２３ｃの２次側の電圧は、太陽電池１の発電電力低下の影響を受けて低下する（（ｂ），（ｅ），（ｈ）参照）。そして、上記の電圧低下により、各需要家宅１８の宅内配電系統１０の電圧が適正範囲を逸脱したものとする。なお、同図では、ＳＶＲ２３の適正電圧範囲が点線で示されている。ここでは、説明を簡単にするため、ＳＶＲ２３の２次側の電圧が適正電圧範囲内を逸脱した場合に、各需要家宅１８の配電系統電圧も適正範囲を逸脱するものとして説明する。

　そして、適正範囲からの電圧の逸脱が検出されると、各需要家宅１８に設置されている太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４、並びにメガソーラー用電力変換装置２７及び配電系統蓄電池用電力変換装置２９は、配電系統電圧を上昇させるために無効電力を出力する（（ｃ），（ｆ），（ｉ）参照）。以下では、説明を簡単にするため、各分散電源で生成された無効電力は、ＳＶＲ２３を流れるものとして説明する。

　ここで、各分散電源からの無効電力の出力により、ＳＶＲ２３ａ及びＳＶＲ２３ｃの２次側電圧については、時刻ｔ１までに適正電圧範囲内に抑えることができたが、ＳＶＲ２３ｂの２次側電圧については、時刻ｔ１までに適正電圧範囲内に抑えることができず、ＳＶＲ２３ｂのタップ切換が発生したものとする（（ｅ）参照）。ＳＶＲ２３ｂのタップ切換は、ＳＶＲ２３ａの１次側電圧に影響を与えるため、ＳＶＲ２３ａの２次側電圧が上昇する（（ｈ）参照）。一方、ＳＶＲ２３ｂよりも上流のＳＶＲ２３ｃについては、有効電力及び無効電力の潮流の変化に伴なって２次側電圧は若干変化するが、大きな電圧変化は発生していない（（ｂ）参照）。

　しかしながら、ＳＶＲ２３ｂ及びＳＶＲ２３ａの２次側に接続された分散電源では、時刻ｔ１において、宅内配電系統１０の電圧が上昇して不感帯の上限値を超えたため、ＳＶＲ２３ｂ及びＳＶＲ２３ａの２次側電圧が適正範囲内に収まっているにも拘わらず、上記分散電源は、宅内配電系統１０の電圧を下げるために無効電力の出力を低下させる。この影響により、ＳＶＲ２３ｃの２次側電圧は、時刻ｔ１以降、上昇方向から下降方向に転じる。このため、ＳＶＲ２３ｃの２次側に接続されたタウンＣ１００ｃ及び工場１０１は、無効電力の出力を増加させるが、ＳＶＲ２３ｂ及びＳＶＲ２３ａの２次側に接続された分散電源による無効電力の出力減少を補うことができていない。その結果、ＳＶＲ２３ｃの２次側電圧が適正範囲を逸脱し、時刻ｔ２において、ＳＶＲ２３ｃのタップ切換が発生する（（ｂ），（ｄ）参照）。

　時刻ｔ２におけるＳＶＲ２３ｃのタップ切換の影響は、ＳＶＲ２３ｂ及びＳＶＲ２３ｃの２次側電圧に影響を与える（（ｂ），（ｅ），（ｈ）参照）。ＳＶＲ２３ｃのタップ切換によりＳＶＲ２３ａ～２３ｃにおいて配電系統電圧が不感帯幅を超えたため、全ての需要家宅１８内の分散電源が、宅内配電系統１０の電圧を下げるために無効電力の出力を低下させる。

　これにより、ＳＶＲ２３ａについては、ほぼ無効電力を出力しない状況で宅内配電系統１０の電圧が適正範囲（不感帯内）に収まる（（ｈ），（ｉ）参照）。ＳＶＲ２３ｃについても、無効電力を絞る方向の制御となり、ＳＶＲ２３ｃの２次側電圧は、適正範囲内に制御される（（ｂ），（ｃ）参照）。

　ＳＶＲ２３ｂについては、時刻ｔ３になっても、２次側電圧が運用電圧範囲内に収まらないため、再びタップ位置が切り換わる。具体的には、日射急変が起こる前のタップ位置に戻る（（ｇ）参照）。時刻ｔ３におけるこのＳＶＲ２３ｂのタップ切換は、上述のように、ＳＶＲ２３ａの１次側電圧に影響を与え、ＳＶＲ２３ａの２次側電圧が下降する（（ｈ）参照）。一方、ＳＶＲ２３ｃについては、大きな電圧変化は発生していない（（ｂ）参照）。

　ＳＶＲ２３ｂのタップ切換後、ＳＶＲ２３ｂ及びＳＶＲ２３ａの２次側に接続された分散電源では、宅内配電系統１０の電圧が下降して不感帯の下限値を下回ったため、ＳＶＲ２３ｂ及びＳＶＲ２３ａの２次側電圧が適正範囲内に収まっているにも拘わらず、上記分散電源は、宅内配電系統１０の電圧を上げるために無効電力の出力を増加させる。一方、ＳＶＲ２３ｃについては、時刻ｔ３までは２次側電圧を下げるように制御が行なわれていたが、ＳＶＲ２３ｂ及びＳＶＲ２３ａを流れる無効電力の増加を受けて、ＳＶＲ２３ｃを流れる無効電力は減少する。そして、時刻ｔ３～ｔ４の間において、系統電圧が不感帯の範囲に入り、無効電力の出力は０となる。

　時刻ｔ４において、日射急変が再び発生し、タウンＡ１００ａ及びタウンＢ１００ｂの太陽電池１の発電電力が時刻ｔ０以前の状態に戻ったものとする（（ａ）参照）。ＳＶＲ２３ａ～ＳＶＲ２３ｃの２次側の電圧は、太陽電池１の発電電力上昇の影響を受けて上昇する（（ｂ），（ｅ），（ｈ）参照）。そして、ＳＶＲ２３ｃの２次側電圧について、時刻ｔ５までに適正電圧範囲内に抑えることができず、ＳＶＲ２３ｃのタップ切換が発生し、ＳＶＲ２３ｃのタップ位置は、時刻ｔ０以前の位置に戻る（（ｄ）参照）。時刻ｔ５以降は、ＳＶＲ２３ａ～ＳＶＲ２３ｃの２次側電圧は、適正範囲内に収まり、以降タップ切替は発生しない。

　図３０は、図１に示した構成において、実施の形態１における配電系統の動作を示すタイミングチャートである。図３０の（ａ）～（ｊ）は、それぞれ図２９の（ａ）～（ｊ）に対応するものである。

　図３０を参照して、図２９と同様に、時刻ｔ０において、日射急変によりタウンＡ１００ａ及びタウンＢ１００ｂの太陽電池１の発電電力が低下したものとする（（ａ）参照）。タウンＡ１００ａ及びタウンＢ１００ｂの各需要家宅１８は、太陽電池用電力変換装置２の第６の制御回路２０９７からＨＥＭＳ７へ太陽電池１の発電電力が低下した旨を通知する。一方、蓄電池用電力変換装置４は、自身が計測している宅内配電系統１０の潮流の変化により太陽電池１の発電量の急変を検出し、第８の制御回路４０９７からその旨をＨＥＭＳ７に通知する。

　タウンＡ１００ａ及びタウンＢ１００ｂよりも配電系統２４の末端側に位置する、タウンＤ１００ｄ、メガソーラー用電力変換装置２７、及び配電系統蓄電池用電力変換装置２９は、宅内配電系統１０或いは配電系統２４ａの系統交流実効電圧の変化からＳＶＲ２３のタップ切換に起因する電圧変化を検出するため、系統交流実効電圧を監視している。なお、タウンＡ１００ａ及びタウンＢ１００ｂの各需要家宅１８の分散電源についても、宅内配電系統１０の系統交流実効電圧の変化を監視し、ＳＶＲ２３のタップ切換に起因する電圧変化を検出してもよい。

　ここで、再び図６を参照して、電圧計２１０で計測される宅内配電系統１０の電圧から、位相検出回路２０９１により交流電圧のゼロクロス点が検出される。具体的には、電圧が負から正に切り換わるタイミングが検出される。ゼロクロス点の検出結果は、無効電流制御回路２０９２、無効電流波形生成回路２０９３、有効電流制御回路２０９４、有効電流波形生成回路２０９５、第６の制御回路２０９７、実効電圧算出回路２０９８、電圧制御目標値生成回路２０９９、系統電圧監視回路２１０１、及び系統電圧変化要因判断回路２１０２に通知される。

　なお、ゼロクロス点の検出結果は、無効電流波形生成回路２０９３、有効電流波形生成回路２０９５、第６の制御回路２０９７、及び実効電圧算出回路２０９８には、そのまま通知される。一方、位相検出回路２０９１は、ゼロクロス点検出周期から交流電圧の位相とびを検出する。そして、無効電流制御回路２０９２、有効電流制御回路２０９４、電圧制御目標値生成回路２０９９、系統電圧監視回路２１０１、及び系統電圧変化要因判断回路２１０２に対しては、交流電圧の位相とびが検出された場合には、ゼロクロス点検出結果がマスクされる。また、ＳＶＲ２３のタップ位置が切り換わった場合に、交流電圧の位相は変わらなくても、タップ切換の瞬間に交流電圧が不定になりゼロクロス点として誤検出してしまうケースも、ゼロクロス点検出結果がマスクされる。

　これは、実効電圧算出回路２０９８において交流１周期の電圧から実効電圧を算出する際に、交流電圧の位相とびが発生すると、実効電圧が小さくなるケース（周期が短くなった場合）、或いは実効電圧が大きくなる（周期が長くなった場合）ケースが発生し、無効電流制御回路２０９２での無効電流制御、有効電流制御回路２０９４での有効電流制御、及び系統電圧監視回路２１０１での系統交流実効電圧の監視に悪影響を与える可能性があるためである。また、電圧制御目標値生成回路２０９９についても、不必要な外乱情報となるため、ゼロクロス点検出結果がマスクされる。

　実効電圧算出回路２０９８は、位相検出回路２０９１から出力されるゼロクロス点検出情報に基づいて交流電圧１周期の実効電圧を算出し、その算出結果を電圧制御目標値生成回路２０９９へ出力する。なお、交流電圧の位相とびが発生した場合も、実効電圧算出回路２０９８は、それまでに算出した結果を出力する。電圧制御目標値生成回路２０９９は、図１０に示した構成によって、実効電圧の１分間の移動平均を算出する。また、実効電圧算出回路２０９８の出力は、系統電圧監視回路２１０１にも与えられる。系統電圧監視回路２１０１は、図１１に示した構成によって、交流電圧１周期前からの実効電圧の変化（差分データ）を求め、その算出結果を系統電圧変化要因判断回路２１０２へ出力する。

　系統電圧変化要因判断回路２１０２では、交流６周期分（たとえば１００ｍｓ）の差分データが加算され、絶対値比較回路２１０２３により、その加算結果の絶対値と第６の制御回路２０９７から出力されるしきい値とが比較される。そして、図２８に示したフローチャートに従って、その比較結果に基づいてＳＶＲタップ切換検出フラグが制御される。

　再び図３０を参照して、日射急変による系統電圧の変化は、実際には、数秒～１０数秒かけてゆっくり変化する。そのため、交流６周期分の実効電圧の変化は、第６の制御回路２０９７から出力されるしきい値ＶＣＯＭよりも小さく、絶対値比較回路２１０２３は、この日射急変による系統電圧の変化は、ＳＶＲ２３のタップ切換に起因する電圧変動ではないと判断する。したがって、タウンＡ１００ａ、タウンＢ１００ｂ、及びタウンＤ１００ｄ内の分散電源、並びに、メガソーラー用電力変換装置２７、及び配電系統蓄電池用電力変換装置２９では、図２９に示した参考例と同様の無効電力制御が行なわれ、時刻ｔ１までは、参考例と同じ動作となる。

　時刻ｔ１において、ＳＶＲ２３ｂのタップ切換が発生すると、ＳＶＲ２３ｂよりも末端側に接続されているタウンＡ１００ａ、タウンＢ１００ｂ及びタウンＤ１００ｄ内の各分散電源、並びに、メガソーラー用電力変換装置２７及び配電系統蓄電池用電力変換装置２９における系統電圧変化要因判断回路２１０２において、交流６周期分（たとえば１００ｍｓ）の実効電圧の変化がしきい値ＶＣＯＭと比較される。そして、この例では、実効電圧の変化がしきい値ＶＣＯＭ以上であると判断され、時刻ｔ１におけるＳＶＲ２３ｂの２次側電圧の変化は、ＳＶＲ２３ｂのタップ切換に起因する電圧であると判断され、ＳＶＲタップ切換検出フラグが１にセットされる。

　そして、本実施の形態１では、ＳＶＲタップ切換検出フラグが１にセットされると、無効電流制御回路２０９２から出力される無効電流指令値が、ＳＶＲ２３のタップ切替時の値に維持される（出力無効電流算出処理ＩＩ）。以下、図３１を用いて、出力無効電流算出処理ＩＩについて説明する。

　図３１は、実施の形態１における無効電流制御回路２０９２の動作を説明するための図である。図３１とともに図１３を参照して、出力無効電流算出処理ＩＩは、無効電流制御回路２０９２において実行される。まず、無効電流制御回路２０９２の通常時の動作について説明する。

　通常時は、目標値生成回路２０９２１は、電圧制御目標値生成回路２０９９から出力される電圧制御目標値をそのまま出力する。また、ＬＰＦ２０９２２は、実効電圧算出回路２０９８から出力される交流実効電圧のノイズ成分（高周波成分）を除去する（図３１の検出電圧を参照）。なお、ＬＰＦ２０９２２の時定数は、電圧制御目標値生成回路２０９９の時定数よりも短く設定される。減算器２０９２３は、ＬＰＦ２０９２２の出力から目標値生成回路２０９２１の出力を減算する。これにより、電圧制御目標値に対する検出電圧の偏差が算出される（図３１の減算器２０９２３の出力波形を参照）。

　減算器２０９２３の出力は、不感帯判定回路２０９２４に入力される。不感帯判定回路２０９２４は、小振幅の電圧偏差については無効電流制御を行なわないように「０」を出力する。不感帯幅を越える電圧偏差については、不感帯判定回路２０９２４から出力される。なお、図中の不感帯判定回路２０９２４の下側に、不感帯判定回路２０９２４の入出力特性の一例を記載し、図中の不感帯判定回路２０９２４の右下に、不感帯判定回路２０９２４の出力波形の一例を記載した。

　無効電流指令値演算回路２０９２５は、不感帯判定回路２０９２４から出力される電圧偏差を０にするように無効電流指令値（無効電流の振幅）を算出する。無効電流指令値演算回路２０９２５は、たとえば比例・積分制御回路で構成される。なお、当該演算回路２０９２５の構成は、比例・積分制御回路に限るものではなく、比例制御回路、比例・積分・微分制御回路、或いは他の制御回路で構成してもよい。

　次に、系統電圧変化要因判断回路２１０２により、系統交流電圧（実効電圧）の変化がＳＶＲ２３のタップ切換に起因する電圧変化であると判断された場合の無効電流制御回路２０９２の動作について説明する。

　この場合、目標値生成回路２０９２１、ＬＰＦ２０９２２、減算器２０９２３、不感帯判定回路２０９２４は、通常時と同じ動作を行なう。無効電流指令値演算回路２０９２５は、系統電圧変化要因判断回路２１０２から出力されるＳＶＲタップ切換検出フラグが１になったことを確認すると、現在出力している無効電流指令値（無効電流の振幅）を図示しないレジスタに取り込むとともに、検出フラグが１である期間、取り込んだ無効電流指令値を出力する。

　なお、比例制御回路では特に問題にはならないが、今回実施の形態１で例示した比例・積分回路や比例・積分・微分制御回路を使用する場合には、ＳＶＲタップ切換検出フラグが０にリセットされる際に無効電力制御をシームレスに継続するために、検出フラグが１の期間出力していた無効電流指令値と、不感帯判定回路２０９２４の出力から算出される制御回路内のレジスタ値とを、制御開始時に初期値として書き込むよう制御する必要がある。

　再び図３０を参照して、時刻ｔ１において、ＳＶＲ２３ｂのタップ切換が発生すると（ＳＶＲタップ切換検出フラグを１にセット）、ＳＶＲ２３ｂ及びＳＶＲ２３ａの２次側電圧がタップ切換の影響を受ける（（ｅ）及び（ｈ）参照）。一方、ＳＶＲ２３ｃの２次側電圧は、有効電力及び無効電力の潮流変化による影響を若干受けるものの、ＳＶＲ２３ｂのタップ切換自体の影響はほとんど受けない。そして、タップ切換後は、ＳＶＲ２３ａ及びＳＶＲ２３ｂの２次側電圧は、適正範囲内に入っている。本実施の形態１では、上述したように、ＳＶＲ２３ｂよりも末端側に配置されている各分散電源は、ＳＶＲ２３ｂのタップ切換時から所定期間（図３０では時刻ｔ３まで）、無効電流の出力をタップ切換時の値に維持する。

　このように制御が行なわれることにより、ＳＶＲ２３ａ～ＳＶＲ２３ｃの２次側の系統電圧は、時刻ｔ３まで適正電圧範囲内で制御される。また、この実施の形態１では、無効電流の出力が維持される期間（時刻ｔ１～ｔ３）の長さは、電圧制御目標値生成回路２０９９（図１０）における移動平均時間（たとえば１分）、或いは時定数よりも長く設定される。これにより、電圧制御目標値生成回路２０９９から出力される電圧制御目標値と、実効電圧算出回路２０９８から出力される実効電圧値とがほぼ等しくなり（不感帯内に入る）、ＳＶＲ２３ｂよりも末端に接続されている分散電源からの無効電力出力が０に近づいていく（（ｆ），（ｉ）参照）。なお、図２９の参考例では、電圧を下げる方向に無効電力が出力されていたため、ＳＶＲ２３ｃの２次側電圧は、適正電圧範囲を逸脱している。

　したがって、この実施の形態１では、時刻ｔ３～ｔ４の期間も、ＳＶＲ２３ａ～ＳＶＲ２３ｃの２次側電圧は、適正範囲内に入って制御される。そして、時刻ｔ４において、日射が急変し、タウンＡ１００ａ及びタウンＢ１００ｂの太陽電池１の発電電力が時刻ｔ０以前の状態に戻ると、ＳＶＲ２３ａ～ＳＶＲ２３ｃの電圧が上昇する（（ｂ），（ｅ），（ｈ）参照）。これにより、各分散電源が無効電力を出力し系統電圧を制御するが、ＳＶＲ２３ｂの２次側電圧が適正範囲内に入らず、時刻ｔ５において、ＳＶＲ２３ｂのタップ位置が切り換わり、日射急変が発生する前の時刻ｔ０時刻以前の位置に戻る。

　ＳＶＲ２３ｂのタップ切換後は、系統電圧変化要因判断回路２１０２により、系統交流電圧（実効電圧）の変化がＳＶＲ２３ｂのタップ切換に起因する電圧変化であると判断される。そうすると、上述のように本実施の形態１では、タウンＡ１００ａ、タウンＢ１００ｂ、及びタウンＤ１００ｄ内の分散電源、並びに、メガソーラー用電力変換装置２７及び配電系統蓄電池用電力変換装置２９は、無効電流指令値演算回路２０９２５（図１３）からの無効電流指令値をＳＶＲ２３ｂのタップ切換時の値に維持する（（ｆ），（ｉ）参照）。これにより、ＳＶＲ２３ａ～ＳＶＲ２３ｃの２次側電圧は、適正範囲内に制御される（（ｂ），（ｅ），（ｈ）参照）。

　以上のように、本実施の形態１によれば、短い期間の日射急変の繰り返し等が発生した場合に、ＳＶＲ２３の不必要なタップ切換（上記では、比較例に対してＳＶＲ２３ｃのタップ切換）の発生を抑制することができる。その結果、不必要なタップ切換に起因するＳＶＲ２３の劣化を抑制することができる。

　＜蓄電池用電力変換装置４の制御処理の説明＞
　次に、蓄電池用電力変換装置４の動作を説明する。再び図４を参照して、蓄電池用電力変換装置４は、通常、ＨＥＭＳ７から通知される運転計画に基づいて動作する。具体的には、本実施の形態１では、蓄電池用電力変換装置４は、太陽電池１の発電電力を最大限売電する「売電優先モード」、太陽電池１の発電電力の余剰電力を充電する「充電優先モード」、買電電力を予め定められた上限値以下に抑える「ピークカットモード」、並びに、各種センサの計測結果の収集及び計測データの定期的な通信のみを行なう「待機モード」の４種類の動作モードを有するものとする。待機モードは、消費電力が非常に小さいことが特徴である。

　蓄電池用電力変換装置４は、電源が投入されると待機モードで起動し、ＨＥＭＳ７から運転計画を受信するまで待機モードで動作する。待機モードでは、蓄電池用電力変換装置４は、各種センサ情報の収集を行なうとともに、ＨＥＭＳ７からの不感帯幅情報の受信、及び各種センサの計測結果のＨＥＭＳ７への送信のみを実施する。

　図３２及び図３３は、実施の形態１に係る蓄電池用電力変換装置４の制御処理を説明するフローチャートである。図３２，図３３に示される各ステップは、蓄電池用電力変換装置４の運転中を通じて、第３の制御回路４０４及び第４の制御回路４０９によって継続的に実行される。

　図３２とともに図４，図７，図８を参照して、蓄電池用電力変換装置４が起動すると、各種センサ情報が収集される（Ｓ３０１）。具体的には、電圧計４０１及び電流計４０２でそれぞれ計測される蓄電池３の電圧及び電流、並びに電圧計４０６で収集される直流母線４０５の直流母線電圧が、第３の制御回路４０４の第７の制御回路４０４４、充電制御回路４０４１、及び放電制御回路４０４２に入力される。また、電流計４０７で計測される直流母線４０５を流れる電流、及び電流計４１１で計測される宅内配電系統を流れる交流電流の計測結果が、第４の制御回路４０９の第８の制御回路４０９７に入力される。さらに、電圧計４１０で計測される宅内配電系統１０の交流電圧が、第４の制御回路４０９の実効電圧算出回路４０９８及び位相検出回路４０９１に入力される。

　各種センサの計測結果の収集が終了すると、第７の制御回路４０４４は、電圧計４０１及び電流計４０２から出力されるセンサ情報に基づき、蓄電池３からの充放電電力を算出するとともに、蓄電池３の充電電力量（ＳＯＣ：State　Of　Charge）を算出する（Ｓ３０２）。なお、本実施の形態１では、蓄電池３のＳＯＣが第７の制御回路４０４４で算出されるものとして説明するが、蓄電池３のＳＯＣの算出は、任意の要素で実行することができる。たとえば、畜電池３内に設けられる図示しないバッテリマネージメントユニット（ＢＭＵ）でＳＯＣを算出し、その算出結果を第７の制御回路４０４４がＢＭＵから受信するようにしてもよい。

　蓄電池３からの充放電電力及び蓄電池３のＳＯＣが算出されると、第７の制御回路４０４４は、その算出結果を第４の制御回路４０９の第８の制御回路４０９７に通知する。位相検出回路４０９１は、電圧計４１０で計測された交流電圧のゼロクロス点を検出し、検出結果を無効電流制御回路４０９２、無効電流波形生成回路４０９３、有効電流制御回路４０９４、有効電流波形生成回路４０９５、第８の制御回路４０９７、実効電圧算出回路４０９８、電圧制御目標値生成回路４０９９、及び系統電圧監視回路４１０１に出力する。

　実効電圧算出回路４０９８は、入力された交流電圧から配電系統の交流実効電圧を算出する（Ｓ３０３）。実効電圧算出回路４０９８は、図９に示した実効電圧算出回路２０９８と同一の構成とすることができる。実効電圧算出回路４０９８で算出された宅内配電系統１０の交流実効電圧は、無効電流制御回路４０９２、有効電流制御回路４０９４、第８の制御回路４０９７、電圧制御目標値生成回路４０９９、及び系統電圧監視回路４１０１に入力される。

　電圧制御目標値生成回路４０９９は、交流実効電圧が入力されると、蓄電池用電力変換装置４の電圧制御目標値を算出する（Ｓ３０４）。電圧制御目標値生成回路４０９９の構成及び動作は、図１０に示した電圧制御目標値生成回路２０９９と同じである。すなわち、電圧制御目標値生成回路４０９９は、実効電圧算出回路４０９８によって算出された宅内配電系統１０の交流実効電圧について一定期間（たとえば１分間）の移動平均値を逐次算出する。そして、電圧制御目標値生成回路４０９９は、その算出結果を宅内配電系統１０の電圧制御目標値として、無効電流制御回路４０９２、有効電流制御回路４０９４、及び第８の制御回路４０９７へ出力する。

　電圧制御目標値が算出されると、ＳＶＲ２３のタップ切換の有無を検出するタップ切換検出処理が実行される（Ｓ３０５）。なお、ＳＶＲ２３のタップ切換検出方法、及びそれに関する各回路の動作については、太陽電池用電力変換装置２と同じであるので、説明は繰り返さない。

　ＳＶＲ２３のタップ切換検出処理が実行されると、第４の制御回路４０９内の第８の制御回路４０９７は、ＨＥＭＳ７から計測結果の送信リクエストを受けたか否かを通信インターフェース回路４１２に確認する（Ｓ３０６）。送信リクエストを受けていた場合は（Ｓ３０６においてＹＥＳ）、第８の制御回路４０９７は、通信インターフェース回路４１２を通じて、蓄電池３の充放電電力、蓄電池３のＳＯＣ、配電系統の交流実効電圧、電圧制御目標値、並びに、太陽電池用電力変換装置２と同様に、無効電力出力時間の計測結果、無効電力制御量の計測結果、出力した有効電力量、及び出力抑制を行なった時間情報をＨＥＭＳ７に送信する（Ｓ３０７）。なお、Ｓ３０７において各種計測データが送信された後、無効電力出力時間の計測結果、無効電力制御量の計測結果、出力した有効電力量、及び出力抑制（放電電力の抑制、或いは充電電力の増加）を行なった時間情報については、一旦クリアされる。

　次いで、第８の制御回路４０９７は、ＨＥＭＳ７から不感帯幅情報を受信したか否かを確認する（Ｓ３０８）。不感帯幅情報が受信されていた場合は（Ｓ３０８においてＹＥＳ）、第８の制御回路４０９７は、不感帯幅情報、並びに、絶対値比較回路２１０２３で用いられるしきい値ＶＣＯＭ、及びカウンタのカウント値と比較されるしきい値（カウント期間）等を更新する（Ｓ３０９）。

　不感帯幅情報等の各種情報が更新されると、不感帯テーブル生成回路４１００は、第８の制御回路４０９７から出力される情報を元に不感帯テーブルを生成する。また、第８の制御回路４０９７は、不感帯幅情報とともに送付されてきた、絶対値比較回路２１０２３でのしきい値ＶＣＯＭやカウンタのしきい値（カウント期間）等の各種制御パラメータをセットする（Ｓ３１０）。

　Ｓ３０８において不感帯幅情報が受信されていないと判定された場合、又はＳ３１０において不感帯幅（不感帯テーブル）及び各種制御パラメータがセットされると、絶対値比較回路２１０２３により、ＳＶＲタップ切換検出フラグが０であるか否かが判定される（Ｓ３１１）。そして、検出フラグに１がセットされていると判定されると（Ｓ３１１においてＮＯ）、無効電流制御回路４０９２は、出力無効電流算出処理ＩＶを実行する（Ｓ３１２）。この出力無効電流算出処理ＩＶは、太陽電池用電力変換装置２の制御処理において説明した出力無効電流算出処理ＩＩと同じであるため、説明を繰り返さない。出力無効電流算出処理ＩＶが実行されると、処理は、図３３のＳ３２４（後述）へ移行される。

　一方、Ｓ３１１において検出フラグに０がセットされていると判定されると（Ｓ３１１においてＹＥＳ）、第８の制御回路４０９７は、レジスタ（図示せず）に記憶されたフラグ値に基づき、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８が系統電圧安定化制御を行なっているかを確認する（Ｓ３１３）。系統電圧安定化制御の実施中であれば（Ｓ３１３においてＹＥＳ）、図３３のＳ３１７（後述）へ処理が移行される。一方、系統電圧安定化制御を実施していなければ（Ｓ３１３においてＮＯ）、第８の制御回路４０９７は、宅内配電系統１０の交流実効電圧が、Ｓ３１０で設定された不感帯電圧範囲を逸脱しているか否かを判定する（Ｓ３１４）。

　不感帯電圧範囲を逸脱していない場合は（Ｓ３１４においてＮＯ）、以降の一連の処理は実行されずにリターン（図３３）へ処理が移行される。すなわち、宅内配電系統１０の交流実効電圧が不感帯電圧範囲内である間は、系統電圧安定化制御が実行されないまま、Ｓ３０１～Ｓ３１４による処理が繰り返される。

　一方、Ｓ３１４において交流実効電圧（宅内配電系統１０）が不感帯電圧範囲を逸脱していると判定されると（Ｓ３１４においてＹＥＳ）、第８の制御回路４０９７は、レジスタ（図示せず）に系統電圧安定化制御フラグをセットし（Ｓ３１５）、系統電圧安定化制御を開始する（Ｓ３１６）。

　図３３とともに図４，図７，図８を参照して、図３２のＳ３１６において系統電圧安定化制御が開始されると、或いはＳ３１３において系統電圧安定化制御を実施中であると判定されたときは（Ｓ３１３においてＹＥＳ）、第８の制御回路４０９７は、宅内配電系統１０の交流実効電圧が不感帯幅の上限値を逸脱しているかを確認する（Ｓ３１７）。

　交流実効電圧が不感帯幅の上限値を逸脱していると判定されると（Ｓ３１７においてＹＥＳ）、第８の制御回路４０９７は、第７の制御回路４０４４に対して、現在の動作状態（充電／放電／待機）を確認する。その際に、第８の制御回路４０９７は、蓄電池３の充放電電力についても確認する。これにより、第８の制御回路４０９７は、蓄電池３の充電電力を増加させることが可能か否かを確認する（Ｓ３１８）。

　蓄電池３が放電している場合、又は充電電力を増加させることができる場合（Ｓ３１８においてＹＥＳ）、第８の制御回路４０９７は、充放電電力を算出し（Ｓ３１９）、その算出結果を第７の制御回路４０４４に通知する。第７の制御回路４０４４は、充放電電力の算出結果を受け取ると、蓄電池３が放電している場合は、受け取った放電電力を放電電力目標値として放電制御回路４０４２へ通知する。これにより、放電制御回路４０４２は、放電電力目標値に基づいて蓄電池３からの放電電力を制御する。

　一方、蓄電池３が放電しているが、第８の制御回路４０９７から第７の制御回路４０４４へ充電電力が通知された場合は、Ｓ３１９において、第７の制御回路４０４４は、放電制御回路４０４２に対して放電制御の停止を指示するとともに、充電制御回路４０４１に対して充電電力目標値を通知する。充電制御回路４０４１は、充電電力目標値を受け取ると、充電電力目標値に基づいて蓄電池３の充電制御を開始する。その際に、第７の制御回路４０４４は、切換回路４０４３に対して、充電制御回路４０４１の出力を選択するための制御信号を出力する。

　本実施の形態１では、上記の太陽電池用電力変換装置２は、太陽電池１の発電電力の抑制を最小限にするために無効電力の出力を優先し、無効電力制御でも系統電圧が適正範囲内に抑え込むことができない場合には、有効電力を抑制する。一方、蓄電池用電力変換装置４は、宅内配電系統１０の交流実効電圧が、不感帯幅の上限電圧値を超える場合には、蓄電池３からの放電電力を抑制する。具体的には、蓄電池３が放電している場合には、放電電力が絞られ、又は放電から充電への切換えが行なわれる。特に、放電から充電へ切り換えることで、系統電圧上昇の主要因である有効電力の逆直流を抑えて、系統電圧の上昇を抑制することができる。これにより、太陽電池用電力変換装置２から出力される太陽電池１の発電電力の抑制を最小限にできるとともに、蓄電池３からの不必要な放電を抑制することができる。その結果、太陽電池１により発電された電力を効率よく使用することができる。

　一方、Ｓ３１７において交流実効電圧は不感帯幅の上限値を逸脱していないと判定されると（Ｓ３１７においてＮＯ）、第８の制御回路４０９７は、宅内配電系統１０の交流実効電圧が不感帯幅の下限値を逸脱しているかを確認する（Ｓ３２０）。交流実効電圧が下限値を逸脱していなければ（Ｓ３２０においてＮＯ）、以降の一連の処理は実行されずにリターンへ処理が移行される。

　Ｓ３２０において交流実効電圧が不感帯幅の下限値を逸脱していると判定されると（Ｓ３２０においてＹＥＳ）、第８の制御回路４０９７は、第７の制御回路４０４４に対して、現在の動作状態（充電／放電／待機）を確認する。その際に、第８の制御回路４０９７は、蓄電池３の充放電電力についても確認する。これにより、第８の制御回路４０９７は、蓄電池３の放電電力を増加させることが可能か否かを確認する（Ｓ３２１）。

　蓄電池３の充電が行なわれている場合、又は放電電力を増加させることができる場合（Ｓ３２１においてＹＥＳ）、第８の制御回路４０９７は、充放電電力を算出し（Ｓ３２２）、その算出結果を第７の制御回路４０４４に通知する。第７の制御回路４０４４は、充放電電力の算出結果を受け取ると、蓄電池３から放電している場合は、受け取った放電電力を放電電力目標値として放電制御回路４０４２へ通知する。放電制御回路４０４２は、受け取った放電電力目標値に基づいて蓄電池３からの放電電力を制御する。

　一方、蓄電池３の充電が行なわれている状態で、第８の制御回路４０９７から第７の制御回路４０４４へ充電電力の抑制が指示された場合は、第７の制御回路４０４４は、第８の制御回路４０９７から受け取った充電電力目標値に基づいて充電制御を行なうように充電制御回路４０４１に指示する。充電制御回路４０４１は、指示された充電電力目標値に基づいて第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３を制御する。

　蓄電池３の充電が行なわれている状態で、第８の制御回路４０９７から第７の制御回路４０４４へ放電を行なうように指示が与えられた場合には、第７の制御回路４０４４は、充電制御回路４０４１に対して充電制御の停止を指示するとともに、放電制御回路４０４２に対して放電電力目標値を通知する。放電制御回路４０４２は、放電電力目標値を受け取ると、放電電力目標値に基づいて蓄電池３の放電制御を開始する。その際、第７の制御回路４０４４は、切換回路４０４３に対して、放電制御回路４０４２の出力を選択するための制御信号を出力する。

　Ｓ３１８においてＮＯと判定された場合、Ｓ３１９が実行された場合、Ｓ３２１においてＮＯと判定された場合、又はＳ３２２が実行された場合、第８の制御回路４０９７は、出力無効電力算出処理ＩＩＩを実行する（Ｓ３２３）。

　具体的には、太陽電池用電力変換装置２と同様に、蓄電池用電力変換装置４は、宅内配電系統１０の交流実効電圧を不感帯幅の範囲内に抑えるため、無効電力（無効電流）制御を実行する。なお、第４の制御回路４０９の無効電流制御回路４０９２の動作は、太陽電池用電力変換装置２における通常時の無効電流制御回路２０９２の動作と同じであるので、動作の説明は省略する。

　図３２のＳ３１２の処理が実行され、又はＳ３２３の処理が実行されると、第８の制御回路４０９７は、皮相電流リミッタ回路４１０３から出力される電流指令値から皮相電力を算出する（Ｓ３２４）。そして、第８の制御回路４０９７は、算出された皮相電力が蓄電池用電力変換装置４の容量を超えているか否かを判定する（Ｓ３２５）。

　皮相電力が蓄電池用電力変換装置４の容量を超えていると判定されると（Ｓ３２５においてＹＥＳ）、第８の制御回路４０９７は、有効電力を抑制するための処理を実行する（Ｓ３２６）。

　具体的には、再び図８を参照して、太陽電池用電力変換装置２の場合と同様、加算器４０９６の出力は、皮相電流リミッタ回路４１０３に入力される。皮相電流リミッタ回路４１０３は、加算器４０９６から出力される電流指令値がしきい値を超えている場合に振幅を制限する。皮相電流リミッタ回路４１０３の出力は、第８の制御回路４０９７に入力され、第８の制御回路４０９７により電力が算出される。第８の制御回路４０９７は、算出した電力が第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の電力容量を越えている場合には、電流指令値にさらに制限を加える。

　なお、本実施の形態１では、有効電流波形生成回路４０９５の出力に制限を加えることで、有効電力を抑制する。その際、第８の制御回路４０９７は、第７の制御回路４０４４に対して充放電電力を削減するように指示を出す。指示を受け取った第７の制御回路４０４４は、充電制御回路４０４１又は放電制御回路４０４２に対して、充放電電力量を削減するように指示を出す。この場合、充電動作から放電動作への移行、又は放電動作から充電動作への移行は行なわれない。

　Ｓ３２６の処理が実行され、又はＳ３２５において皮相電力は蓄電池用電力変換装置４の容量を超えていないと判断された場合（Ｓ３２５においてＮＯ）、第８の制御回路４０９７は、系統電圧安定化制御の終了条件の確認を行なう（Ｓ３２７）。具体的には、第８の制御回路４０９７は、宅内配電系統１０の交流実効電圧の現在値が不感帯幅内に入っているかを確認する。

　Ｓ３２７においてＮＯと判定されると、リターンへ処理が移行され、系統電圧安定化制御が継続される。一方、Ｓ３２７においてＹＥＳと判定されると、第８の制御回路４０９７は、無効電流波形生成回路４０９３の無効電力計測回路から通知される無効電力の計測結果がしきい値（終了判定値）以下であるか否かを判定する（Ｓ３２８）。無効電力の計測結果が終了判定値よりも高いときは（Ｓ３２８においてＮＯ）、リターンへ処理が移行され、系統電圧安定化制御が継続される。

　一方、Ｓ３２８において無効電力の計測結果が終了判定値以下であると判定されると（Ｓ３２８においてＹＥＳ）、第８の制御回路４０９７は、系統電圧安定化制御を終了し（Ｓ３２９）、系統電圧安定化制御フラグをクリアする（Ｓ３３０）。

　このように、本実施の形態１では、第１の制御回路２０４で算出された指令値は、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３に入力されて太陽電池１の出力電圧の制御に用いられ、太陽電池１で発電された電力が取り出される。同様に、第２の制御回路２０９で算出された指令値は、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８に入力され、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３から出力される太陽電池１の発電電力を交流電力に変換する制御に用いられる。この結果、太陽電池１の発電電力は、交流電力として宅内配電系統１０に出力される。

　同様に、第３の制御回路４０４で算出された指令値は、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３に入力され、蓄電池３に対する充放電電力の制御に用いられる。第４の制御回路４０９で算出された指令値は、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８に入力され、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３から出力される蓄電池３の充放電電力を交流電力に変換する制御に用いられる。この結果、蓄電池３からの出力電力は、最終的には交流電力として、宅内配電系統１０に出力される。

　次に、図３４及び図３５を用いて、本実施の形態１における分散電源及び配電系統設備の動作について、もう少し詳しく説明する。図３４，図３５は、それぞれ上述の図２９，図３０に対応するものであり、図３４，図３５には、図２９，図３０に示したタイミングチャートの時刻ｔ０～時刻ｔ２においてＳＶＲ２３ａ～ＳＶＲ２３ｃを流れる無効電力と、タウンＣ１００ｃ及び工場１０１から出力される無効電力の合計値とが示されている。すなわち、図３４は、比較例における無効電力の変化を示したものであり、図３５は、本実施の形態１における無効電力の変化を示したものである。

　図３４を参照して、図１に示す配電系統において、ＳＶＣ２３ｂを流れる無効電力（（ａ）参照）は、ＳＶＣ２３ａを流れる無効電力（（ｂ）参照）と、タウンＡ１００ａ及びタウンＢ１００ｂから出力される無効電流との合計値となる。なお、正確には、ＳＶＲ２３ｂのタップ切換により潮流が変化して流れる無効電力が若干変わり、また、タウンＡ１００ａ及びタウンＢ１００ｂ内の負荷等に一部流れる無効電力が存在するが、ここでは、説明を分かりやすくするために無効電力の変化は無視するものとする。

　同様に、ＳＶＲ２３ｃを流れる無効電力（（ｄ）参照）は、ＳＶＲ２３ｂを流れる無効電力と、タウンＣ１００ｃ及び工場１０１から出力される無効電力（（ｃ）参照）の合計値となる。図示されるように、比較例では、タウンＣ１００ｃ及び工場１０１から最大の無効電力を出力しているにも拘わらず、ＳＶＲ２３ｂを流れる無効電力の影響により、ＳＶＲ２３ｃの２次側電圧を適正範囲内に制御することができない。

　図３５を参照して、本実施の形態１では、時刻ｔ１におけるＳＶＲ２３ｂのタップ切換後、タウンＡ１００ａ及びタウンＢ１００ｂから出力される無効電力、並びに、タウンＤ１００ｄ、メガソーラー用電力変換装置２７、及び配電系統蓄電池用電力変換装置２９から出力される無効電力が維持される。これにより、タウンＣ１００ｃ及び工場１０１から出力される無効電力（（ｇ）参照）によって、ＳＶＲ２３ｃの２次側電圧を適正範囲内に抑えることができる。その結果、ＳＶＲ２３ｃの不必要なタップ切換を抑えることができる。

　なお、メガソーラー用電力変換装置２７及び配電系統蓄電池用電力変換装置２９については、それぞれ太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４と同様の動作をするため、説明は省略する。

　以上のように、本実施の形態１による電力変換装置が適用される分散電源システムでは、配電系統電圧（宅内配電系統１０又は配電系統１４）の変化が、日射急変や負荷急変により一時的に上昇或いは下降する場合と、ＳＶＲ２３等のタップ切換に起因する場合とで、系統電圧安定化制御の方式を切り換えるので、需要家宅内の分散電源を用いて系統電圧の安定化を図ることができる。これにより、ＳＶＲ２３等の配電系統電圧安定化設備を不必要に動作させる必要がなく、たとえば、ＳＶＲが用いられている場合は、タップ切換回数を不必要に増加させずにＳＶＲの劣化を抑えることができる。

　さらに、本実施の形態１では、需要家側の分散電源を活用するため、高価なＳＶＣ等の系統安定化設備を導入することなく、配電系統電圧の安定化を図ることができる。具体的には、配電系統２４（柱上トランス９の１次側）に配置された従来の自動電圧調整器（ＳＶＲ）を活用して、長周期の電圧変動については自動電圧調整器（ＳＶＲ）で調整する。一方、日射急変や負荷変動に起因する短周期の電圧変動については、各需要家宅１８の分散電源（電力変換装置）によって有効電力及び／又は無効電力を制御する。これにより、新たな系統安定化設備を導入することなく、系統電圧の安定化を図ることができる。また、配電系統電圧を安定化させるために導入する配電系統用の蓄電池についても、需要家側の蓄電池３と連携・協調して動作させることで、蓄電池容量の削減を図ることができる。

　さらに、配電系統のインピーダンス情報、太陽電池１からの発電量予測、及び負荷の消費電力予測結果に基づいて、不感帯幅情報を需要家毎に設定することにより、各需要家宅１８での分散電源による系統電圧安定化制御の開始及び終了のタイミングを揃えることが可能となる。その結果、各需要家の配電系統との連系点の違いに起因して需要家毎の負担に格差が生じるのを防止することができる。

　実施の形態２．
　実施の形態１では、ＳＶＲ２３に起因する系統交流電圧（実効電圧）の変化が検出された場合、太陽電池用電力変換装置２、蓄電池用電力変換装置４、メガソーラー用電力変換装置２７、及び配電系統蓄電池用電力変換装置２９内の無効電流制御回路２０９２，４０９２は、ＳＶＲ２３に起因する系統交流電圧（実効電圧）の変化が検出されたとき（検出直前又は直後）の無効電流指令値を所定期間維持するものとした。

　本実施の形態２では、ＳＶＲ２３に起因する系統交流電圧（実効電圧）の変化が検出された場合、無効電流制御回路２０９２，４０９２中の無効電流指令値演算回路２０９２５の制御パラメータ（制御ゲイン等）が所定期間変更される。具体的には、無効電流指令値演算回路２０９２５において実行される無効電流制御の応答性を遅くすることで（たとえば、通常制御時の十倍から数十倍程度の応答時間にする等）、ＳＶＲ２３のタップ切換後に無効電力の出力が急峻に変化するのを抑制する。

　以下、図１８及び図３６を用いて、本実施の形態２に係る電力変換装置の動作概要について説明する。

　図３６は、図１８に示した構成において、実施の形態２における分散電源及び配電系統設備の動作を示すタイミングチャートである。この図３６は、実施の形態１で説明した図２０に対応するものであり、図３６において、（ｋ）～（ｓ）は、図２０の（ｋ）～（ｓ）にそれぞれ対応するものである。

　図３６を参照して、この例でも、時刻ｔ０の少し前において、太陽電池システム４１ｉの発電電力Ｐｉが低下し、ＳＶＲ２３ｉ，２３ｈの２次側の系統電圧が低下したものとする。時刻ｔ１までの動作は、図１９，図２０と同じであるので、説明を省略する。

　時刻ｔ１において、ＳＶＲ２３ｉの２次側の系統電圧がＳＶＲ２３ｉの運用電圧範囲内に収まっていないため（（ｌ）参照）、ＳＶＲ２３ｉのタップ位置が切り換わる（（ｍ）参照）。ＳＶＲ２３ｉのタップ位置が切り換わると、ＳＶＲ２３ｉの２次側の系統電圧が上昇する（（ｌ）参照）。その際、ＳＶＲ２３ｈの２次側の系統電圧は、ＳＶＲ２３ｉのタップ切換の影響はほとんど受けない（（ｐ）参照）。なお、実際には、ＳＶＲ２３ｉのタップ切換により潮流（有効電力及び無効電力）は変化するが、他の条件が同じであれば、その影響は小さい。

　実施の形態２においても、実施の形態１と同様に、電力変換装置４０（４０ｉ，４０ｈ）は、配電系統の電圧変化が、負荷や創エネ機器の発電電力の変化に起因するものか、それともＳＶＲ２３のタップ切換に起因するものかを判断する。そして、時刻ｔ１での配電系統の電圧変化がＳＶＲ２３ｉのタップ切換に起因するものと判断されると、電力変換装置４０ｉは、無効電流指令値演算回路２０９２５の制御ゲインをたとえば０．０２倍（時定数を５０倍）の値に変更する。

　この例では、時刻ｔ１から時刻ｔ３の期間、制御ゲインが０．０２倍（時定数が５０倍）で制御される。このため、電力変換装置４０ｉから出力される無効電力は、図１９の（ｆ）に示される比較例の動きとは異なり、徐々に小さくなる（（ｏ）参照）。これにより、図１９の比較例では、時刻ｔ１でのＳＶＲ２３ｉのタップ切換に伴ない系統電圧を下げるように電力変換装置４０ｉが動作するのに対し（（ｆ）参照）、この実施の形態２では、時刻ｔ１において出力していた無効電力を徐々に小さくするように電力変換装置４０ｉが動作するので（（ｏ）参照）、ＳＶＲ２３ｈの２次側の系統電圧は、電力変換装置４０ｈによる無効電力制御（（ｓ）参照）によって適正範囲（ＳＶＲ２３ｈの運用電圧範囲）に制御することができている（（ｐ）参照）。

　なお、この例でも、制御ゲイン（時定数）を変更する上記の所定期間（時刻ｔ１～ｔ３）は、不感帯時間のおよそ２倍としている。なお、この所定期間は、これに限るものではなく、たとえば、電圧制御目標値生成回路２０９９において電圧制御目標値を生成する際の移動平均時間（たとえば１分、時定数で決定）としてもよいし、上記の不感帯時間としてもよいし、不感帯時間の２倍よりも長い時間としてもよい。なお、この所定期間については、ＤＳＯ２１から各分散電源に通知して設定するようにしてもよい。

　この実施の形態２は、実施の形態１と比較して、ＳＶＲ２３に起因する系統交流電圧（実効電圧）の変化が検出された場合の動作のみが異なるので、以下では、この異なる動作のみについて説明する。具体的には、図６に示した無効電流制御回路２０９２、図８に示した無効電流制御回路４０９２、図１３に示した無効電流制御回路２０９２内の各回路の動作、図２６に示したＳ２１２の動作、及び図３２に示したＳ３１２の動作が実施の形態１と異なるため、以下では、これらの部分を中心に説明する。

　本実施の形態２における、図２６のＳ２１２の詳細な動作を、図８，図１３，図３７を用いて説明する。なお、蓄電池用電力変換装置４の無効電流制御回路４０９２の動作は、太陽電池用電力変換装置２内の無効電流制御回路２０９２と同様であるため、以下では、無効電流制御回路２０９２の動作のみについて説明する（図３２のＳ３１２の動作については説明を省略）。

　図３７は、図１に示した構成において、実施の形態２における配電系統の動作を示すタイミングチャートである。この図３７は、実施の形態１で説明した図３０に対応するものであり、図３７の（ａ）～（ｊ）は、それぞれ図３０の（ａ）～（ｊ）に対応している。

　図３７を参照して、図３０と同様に、時刻ｔ０において、日射急変によりタウンＡ１００ａ及びタウンＢ１００ｂの太陽電池１の発電電力が低下したものとする（（ａ）参照）。時刻ｔ１までは、図３０に示した実施の形態１の動作と同じである。

　時刻ｔ１において、ＳＶＲ２３ｂのタップ切換が発生すると、系統電圧変化要因判断回路２１０２において、交流６周期分（１００ｍｓ相当）の実効電圧の変化がしきい値ＶＣＯＭと比較される。そして、この例では、実効電圧の変化がしきい値ＶＣＯＭ以上であると判断され、時刻ｔ１におけるＳＶＲ２３ｂの２次側電圧の変化は、ＳＶＲ２３ｂのタップ切換に起因する電圧であると判断され、ＳＶＲタップ切換検出フラグが１にセットされる。

　本実施の形態２では、ＳＶＲタップ切換検出フラグが１にセットされると、無効電流制御回路２０９２の無効電流指令値演算回路２０９２５は、制御パラメータを通常制御時から切り換える。具体的には、第６の制御回路２０９７から通知される、ＳＶＲ２３のタップ切換による電圧変化が検出された際に使用する制御パラメータ（制御ゲイン）に切り換えられる。なお、本実施の形態２でも、無効電流指令値演算回路２０９２５は、実施の形態１と同様に、比例・積分制御回路で構成される。なお、当該演算回路２０９２５の構成は、比例・積分制御回路に限るものではなく、比例制御回路、比例・積分・微分制御回路、或いは他の制御回路で構成してもよい。

　一般的に、ＳＶＲ２３のタップ切換の不感帯時間（ＳＶＲ２３の２次側電圧が運用電圧範囲を逸脱してからタップ切換が行なわれるまでの時間）は、３０秒から９０秒程度に設定されることが多い。本実施の形態２では、ＳＶＲ２３のタップ切換の不感帯時間は、４５秒とする。

　本実施の形態２では、無効電流指令値演算回路２０９２５における比例・積分制御回路の比例ゲイン及び積分時間は、通常制御時は、応答時間として２秒程度となるように設定されるものとする。これに対して、ＳＶＲ２３のタップ切換による電圧変化が検出された場合には、上記の比例ゲイン及び積分時間は、通常制御時の応答時間の５０倍程度になるように設定される。この応答時間は、電圧制御目標値生成回路２０９９の時定数に基づいて決定される。本実施の形態２は、実施の形態１と同様に、電圧制御目標値生成回路２０９９により１分間の実効電圧の移動平均値が算出される。そして、無効電流指令値演算回路２０９２５における比例・積分制御回路の応答時間が、上記の移動平均時間（電圧制御目標値生成回路２０９９がＬＰＦで構成されている場合にはＬＰＦの時定数）よりも長くなるように設定される。これにより、ＳＶＲ２３のタップ切換により大きく変化した系統交流電圧の影響（具体的には、タップ切換発生前の系統交流電圧の影響）を、電圧制御目標値生成回路２０９９で生成される電圧制御目標値からできる限り排除した後に、通常の無効電力制御に切り換えることができる。

　図３７を参照して、時刻ｔ１において、ＳＶＲ２３ｂのタップ切換が発生すると、ＳＶＲ２３ｂよりも末端側に接続されている、タウンＡ１００ａ、タウンＢ１００ｂ及びタウンＤ１００ｄ内の分散電源、並びに、メガソーラー用電力変換装置２７及び配電系統蓄電池用電力変換装置２９内の無効電流指令値演算回路２０９２５は、比例・積分制御回路の制御パラメータ（比例ゲイン及び積分時間）を、第６の制御回路２０９７（第８の制御回路４０９７）から通知される通常時の制御パラメータと比較して応答時間が５０倍になるように変更して、無効電流制御を実行する。なお、上述のように、ＳＶＲ２３ｃは、ＳＶＲ２３ｂのタップ切換の影響をほとんど受けないため（潮流変化による影響を若干受ける程度）、通常制御が継続される。

　ここで、再び図１３を用いて、本実施の形態２における無効電流制御回路２０９２の動作を説明する。系統電圧変化要因判断回路２１０２において、系統交流電圧（実効電圧）の変化がＳＶＲ２３のタップ切換に起因する電圧変化であると判断された場合、本実施の形態２では、目標値生成回路２０９２１、ＬＰＦ２０９２２、減算器２０９２３、及び不感帯判定回路２０９２４は、通常時と同じ動作を行なう。

　無効電流指令値演算回路２０９２５は、系統交流電圧（実効電圧）の変化がＳＶＲ２３のタップ切換に起因すると判断された場合、不感帯判定回路２０９２４から出力される電圧偏差を０として無効電流指令値（無効電流の振幅）を算出する。このとき、上述のように、比例・積分制御回路の制御パラメータ（比例ゲイン及び積分時間）が切り換えられるため、無効電流指令値演算回路２０９２５から出力される無効電流指令値は、緩やかに変化（減少）する。これにより、ＳＶＲ２３ｂ及びＳＶＲ２３ａを流れる電流は、図３７の（ｆ），（ｉ）に示されるように、緩やかに減少する。

　図２９に示した比較例では、図２９の（ｆ），（ｉ）に示されるように、ＳＶＲ２３ｂ及びＳＶＲ２３ａを流れる電流の変化が大きく、時刻ｔ２において負の無効電力となっている。一方、本実施の形態２では、図３７の（ｆ），（ｉ）に示されるように、時刻ｔ３においても無効電力が正値であるため、タウンＣ１００ｃ及び工場１０１に設置された太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４から出力される無効電力により、ＳＶＲ２３ｃの２次側電圧を適正範囲内に制御することができている（図３７の（ｂ）参照）。ＳＶＲ２３ａ及びＳＶＲ２３ｂの２次側電圧についても、適正電圧内で制御されている（（ｅ），（ｈ）参照）。

　なお、無効電流指令値演算回路２０９２５が比例・積分制御回路の場合について説明したが、これに限られるものではなく、比例制御回路、比例・積分・微分制御回路、又は他の制御回路で構成される場合には、比例ゲイン、積分時間、微分時間等を、第６の制御回路２０９７（第８の制御回路４０９７）から出力される制御パラメータに切り換えるように構成すれば、同様の効果が得られる。その際、積分回路用のレジスタ及び微分回路用のレジスタについては、現在記憶している値に補正を加えて初期化する。具体的には、たとえば積分時間を変更したことで積分回路からの出力が大きく変化しないようにレジスタ値を初期化する。なお、通常制御に戻る際も、たとえば積分時間を変更したことで積分回路からの出力が大きく変化しないように、レジスタ値を再度初期化する。

　再び図３７を参照して、時刻ｔ１においてＳＶＲ２３のタップ切換による電圧変化が検出され、所定期間経過後の時刻ｔ３になると、ＳＶＲ２３ｂよりも末端側に接続されている、タウンＡ１００ａ、タウンＢ１００ｂ及びタウンＤ１００ｄ内の分散電源、並びに、メガソーラー用電力変換装置２７及び配電系統蓄電池用電力変換装置２９は、通常制御に復帰する。

　時刻ｔ３～ｔ４において、ＳＶＲ２３ａ及びＳＶＲ２３ｂを流れる無効電力は、系統交流電圧が適正電圧範囲内に入っているため、ゼロに収束する（（ｆ），（ｉ）参照）。一方、ＳＶＲ２３ｃの２次側電圧は、タウンＣ１００ｃ及び工場１０１に設置された太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４から出力される無効電力のみで適正電圧範囲内に保たれる（（ｂ）参照）。タウンＡ１００ａ、タウンＢ１００ｂ及びタウンＤ１００ｄ内の分散電源、並びに、メガソーラー用電力変換装置２７及び配電系統蓄電池用電力変換装置２９から出力される無効電力は減少するため、ＳＶＲ２３ｃを流れる無効電力は小さくなる（（ｃ）参照）。これにより、ＳＶＲ２３ｃの２次側電圧が低下するが（（ｂ）参照）、適正電圧範囲内に制御されているため、ＳＶＲ２３ｃのタップ切換は行なわれない。

　なお、実施の形態１と同様に、無効電流指令値演算回路２０９２５の制御ゲインが切り換えられる時刻ｔ１～ｔ３の長さは、電圧制御目標値生成回路２０９９（図１０）における移動平均時間（たとえば１分）、或いは時定数よりも長く設定される。これにより、電圧制御目標値生成回路２０９９から出力される電圧制御目標値と、実効電圧算出回路２０９８から出力される実効電圧値とがほぼ等しくなり（不感帯内に入る）、ＳＶＲ２３ｂよりも末端に接続されている分散電源からの無効電力出力が０に近づいていく（（ｆ），（ｉ）参照）。なお、図２９の参考例では、電圧を下げる方向に無効電力が出力されていたため、ＳＶＲ２３ｃの２次側電圧は、適正電圧範囲を逸脱している。

　そして、時刻ｔ４において、日射が急変し、タウンＡ１００ａ及びタウンＢ１００ｂの太陽電池１の発電電力が時刻ｔ０以前の状態に戻ると、ＳＶＲ２３ａ～ＳＶＲ２３ｃの電圧が上昇する（（ｂ），（ｅ），（ｈ）参照）。これにより、各分散電源が無効電力を出力し系統電圧を制御するが、ＳＶＲ２３ｂの２次側電圧が適正範囲内に入らず、時刻ｔ５において、ＳＶＲ２３ｂのタップ位置が切り換わり、日射急変が発生する前の時刻ｔ０時刻以前の位置に戻る。

　ＳＶＲ２３ｂのタップ切換後は、系統電圧変化要因判断回路２１０２により、系統交流電圧（実効電圧）の変化がＳＶＲ２３ｂのタップ切換に起因する電圧変化であると判断される。そうすると、上述のように本実施の形態２では、タウンＡ１００ａ、タウンＢ１００ｂ、及びタウンＤ１００ｄ内の分散電源、並びに、メガソーラー用電力変換装置２７及び配電系統蓄電池用電力変換装置２９において、無効電流指令値演算回路２０９２５（図１３）内の制御パラメータ（比例ゲイン及び積分時間）が切り換えられる。これにより、（ｆ），（ｉ）に示されるようにＳＶＲ２３ａ及びＳＶＲ２３ｂを流れる無効電力（無効電流）が制御され、時刻ｔ５以降も、ＳＶＲ２３ａ～ＳＶＲ２３ｃの２次側電圧は、適正範囲内に制御される（（ｂ），（ｅ），（ｈ）参照）。

　上記のような実施の形態２の構成により、短い期間の日射急変の繰り返し等が発生した場合に、ＳＶＲ２３の不必要なタップ切換（上記では、比較例に対してＳＶＲ２３ｃのタップ切換）の発生を抑制することができる。その結果、不必要なタップ切換に起因するＳＶＲ２３の劣化を抑制することができる。

　以上のように、本実施の形態２によっても、実施の形態１と同様の効果を得ることができる。

　実施の形態３．
　ＳＶＲ２３に起因する系統交流電圧（実効電圧）の変化が検出された場合、実施の形態１では、その電圧変化が検出されたとき（検出直前又は直後）の無効電流指令値を所定期間維持するものとし、実施の形態２では、無効電流指令値演算回路２０９２５の制御パラメータ（制御ゲイン等）を所定期間変更するものとした。

　本実施の形態３では、ＳＶＲ２３に起因する系統交流電圧（実効電圧）の変化が検出された場合、系統電圧変化要因判断回路２１０２，４１０２の絶対値比較回路２１０２３から出力される情報に基づいて、電圧制御目標値が所定期間変更される。具体的には、ＳＶＲ２３のタップ切換前後での実効電圧の変化量に基づいて、タップ切換後の系統電圧と電圧制御目標値との偏差が小さくなるように（系統電圧が無効電力制御の不感帯幅に入るように）電圧制御目標値にオフセットが加えられ、所定期間、そのオフセットが加えられた値に電圧制御目標値が維持される。これにより、ＳＶＲ２３のタップ切換後は、電力変換装置４０ｉからの無効電力出力がゼロとなり、タップ切換後に無効電力の出力が急峻に変化するのを抑制することができる。

　以下、図１８及び図３８を用いて、本実施の形態３に係る電力変換装置の動作概要について説明する。

　図３８は、図１８に示した構成において、実施の形態３における分散電源及び配電系統設備の動作を示すタイミングチャートである。この図３８は、実施の形態１で説明した図２０に対応するものであり、図３８において、（ｋ）～（ｓ）は、図２０の（ｋ）～（ｓ）にそれぞれ対応するものである。

　図３８を参照して、この例でも、時刻ｔ０の少し前において、太陽電池システム４１ｉの発電電力Ｐｉが低下し、ＳＶＲ２３ｉ，２３ｈの２次側の系統電圧が低下したものとする。時刻ｔ１までの動作は、図１９，図２０と同じであるので、説明を省略する。

　時刻ｔ１において、ＳＶＲ２３ｉの２次側の系統電圧がＳＶＲ２３ｉの運用電圧範囲内に収まっていないため（（ｌ）参照）、ＳＶＲ２３ｉのタップ位置が切り換わる（（ｍ）参照）。ＳＶＲ２３ｉのタップ位置が切り換わると、ＳＶＲ２３ｉの２次側の系統電圧が上昇する（（ｌ）参照）。

　実施の形態３においても、実施の形態１と同様に、電力変換装置４０（４０ｉ，４０ｈ）は、配電系統の電圧変化が、負荷や創エネ機器の発電電力の変化に起因するものか、それともＳＶＲ２３のタップ切換に起因するものかを判断する。そして、時刻ｔ１での配電系統の電圧変化がＳＶＲ２３ｉのタップ切換に起因するものと判断されると、電力変換装置４０ｉは、電圧制御目標値にオフセットを加える（（ｎ）参照）。具体的には、系統電圧が無効電力制御の不感帯幅に入るように、ＳＶＲ２３ｉの２次側の電圧変化から、電圧制御目標値のオフセット値が算出される。

　この例では、時刻ｔ１から時刻ｔ３の期間、電圧制御目標値にオフセットが加えられる。このため、電力変換装置４０ｉから出力される無効電力はゼロとなる（（ｏ）参照）。これにより、図１９の比較例では、時刻ｔ１でのＳＶＲ２３ｉのタップ切換に伴ない系統電圧を下げるように電力変換装置４０ｉが動作するのに対し（（ｆ）参照）、この実施の形態３では、電力変換装置４０ｉから出力される無効電力の影響を受けることなく、電力変換装置４０ｈによりＳＶＲ２３ｈの２次側電圧を制御することが可能となる。この例では、電力変換装置４０ｉからの無効電力がゼロとなることで、ＳＶＲ２３ｈの２次側の系統電圧は低下するが、不感帯の範囲内であるため、そのままの電圧が維持される（（ｐ），（ｓ）参照）。

　なお、この例でも、電圧制御目標値にオフセット値が加えられる上記の所定期間（時刻ｔ１～ｔ３）は、不感帯時間のおよそ２倍としている。なお、この所定期間は、これに限るものではなく、たとえば、電圧制御目標値生成回路２０９９において電圧制御目標値を生成する際の移動平均時間（たとえば１分、時定数で決定）としてもよいし、上記の不感帯時間としてもよいし、不感帯時間の２倍よりも長い時間としてもよい。なお、この所定期間については、ＤＳＯ２１から各分散電源に通知して設定するようにしてもよい。

　本実施の形態３では、電圧制御目標値にオフセット値が加えられる期間（時刻ｔ１～ｔ３）の長さは、電圧制御目標値生成回路２０９９，４０９９における移動平均時間（たとえば１分）、或いは時定数よりも長く設定される（（ｎ）参照）。これにより、配電系統電圧が、電力変換装置４０ｈが無効電力制御を実行しない不感帯電圧範囲近くまで上昇してくる。したがって、目標制御電圧値からオフセット値が除去されても、ＳＶＲ２３ｈ及びＳＶＲ２３ｉのタップ切換は発生せず（（ｑ）参照）、時刻ｔ３以降も安定的に制御が継続される。

　この実施の形態３は、実施の形態１と比較して、ＳＶＲ２３に起因する系統交流電圧（実効電圧）の変化が検出された場合の動作のみが異なるので、以下では、この異なる動作のみについて説明する。具体的には、図６に示した無効電流制御回路２０９２、図８に示した無効電流制御回路４０９２、図１３に示した無効電流制御回路２０９２内の各回路の動作、図２６に示したＳ２１２の動作、及び図３２に示したＳ３１２の動作が実施の形態１と異なるため、以下では、これらの部分を中心に説明する。

　図３９は、図１に示した構成において、実施の形態３における配電系統の動作を示すタイミングチャートである。この図３９は、実施の形態１で説明した図３０に対応するものであり、図３９の（ａ）～（ｊ）は、それぞれ図３０の（ａ）～（ｊ）に対応している。

　図３９を参照して、図３０と同様に、時刻ｔ０において、日射急変によりタウンＡ１００ａ及びタウンＢ１００ｂの太陽電池１の発電電力が低下したものとする（（ａ）参照）。時刻ｔ１までは、図３０に示した実施の形態１の動作と同じである。

　本実施の形態３では、ＳＶＲタップ切換検出フラグが１にセットされると、無効電流制御回路２０９２の目標値生成回路２０９２１は、電圧制御目標値が、ＳＶＲ２３ｂのタップ切換に起因する電圧変化直後の系統交流実効電圧とほぼ同じになるように、電圧制御目標値を生成する。

　具体的には、目標値生成回路２０９２１は、系統電圧変化要因判断回路２１０２の絶対値比較回路２１０２３から出力される、交流実効電圧の交流６周期期間の加算値を、ＳＶＲ２３のタップ切換に起因する電圧変動が検出された時点の電圧制御目標値に加算する。そして、目標値生成回路２０９２１は、その加算結果を電圧制御目標値として所定期間出力する。

　図３９を参照して、時刻ｔ１において、ＳＶＲ２３ｂのタップ切換が発生すると、ＳＶＲ２３ｂよりも末端側に接続されている、タウンＡ１００ａ、タウンＢ１００ｂ及びタウンＤ１００ｄ内の分散電源、並びに、メガソーラー用電力変換装置２７及び配電系統蓄電池用電力変換装置２９内の目標値生成回路２０９２１は、上述した要領で電圧制御目標値にオフセット値を加えることによって電圧制御目標値を切り換える。このように、ＳＶＲ２３のタップ切替による電圧変動幅を電圧制御目標に加えることにより、無効電流指令値演算回路２０９２５から出力される無効電流指令値（無効電流の振幅）を大きく変化させることなく制御を継続することができる。

　ここで、再び図１３を用いて、本実施の形態３における無効電流制御回路２０９２の動作を説明する。本実施の形態３においても、無効電流指令値演算回路２０９２５は、比例・積分制御回路で構成されているものとする。

　系統電圧変化要因判断回路２１０２において、系統交流電圧（実効電圧）の変化がＳＶＲ２３のタップ切換に起因する電圧変化であると判断された場合、本実施の形態３では、目標値生成回路２０９２１は、電圧制御目標値を上述の要領で切り換えて出力する。ＬＰＦ２０９２２は、実効電圧算出回路２０９８から出力される交流実効電圧のノイズ成分（高周波成分）を除去する。減算器２０９２３は、ＬＰＦ２０９２２の出力から目標値生成回路２０９２１の出力を減算する。この減算結果は、ＳＶＲ２３のタップ切換に起因する電圧変化以前の値とほぼ同じ値となる。ＳＶＲ２３のタップ切換に起因する電圧変化は、絶対値比較回路２１０２３から出力される、タップ切換に起因する電圧変動が検出された際の加算器２１０２２ｅの出力を加算することで、相殺されるからである。減算器２０９２３の出力は、不感帯判定回路２０９２４に入力され、不感帯幅を越える電圧偏差については、不感帯判定回路２０９２４から出力される。無効電流指令値演算回路２０９２５は、不感帯判定回路２０９２４から出力される電圧偏差を０にするように無効電流指令値（無効電流の振幅）を算出する。

　再び図３９を参照して、時刻ｔ１においてＳＶＲ２３ｂのタップ切換が発生すると、無効電流制御回路２０９２の目標値生成回路２０９２１は、上記の要領で電圧制御目標値を切り換える。

　電圧制御目標値が切り換えられることにより、無効電流指令値演算回路２０９２５から出力される無効電流指令値は、ＳＶＲ２３ｂのタップ切換の前後でほぼ一致する。したがって、ＳＶＲ２３ｂ及びＳＶＲ２３ａを流れる電流は、時刻ｔ１～ｔ３の期間、ＳＶＲ２３ｂのタップ切換が行なわれなかった場合と同じように制御される（（ｆ），（ｉ）参照）。

　図２９に示した比較例では、図２９の（ｆ），（ｉ）に示されるように、無効電力が大きく変化しており、時刻ｔ２において負の無効電力となっている。一方、本実施の形態３では、図３９の（ｆ），（ｉ）に示されるように、時刻ｔ３においても無効電力が正値であるため、タウンＣ１００ｃ及び工場１０１に設置された太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４から出力される無効電力により、ＳＶＲ２３ｃの２次側電圧を適正範囲内に制御することができている（図３９の（ｂ）参照）。ＳＶＲ２３ａ及びＳＶＲ２３ｂの２次側電圧についても、適正電圧内で制御されている（（ｅ），（ｈ）参照）。

　時刻ｔ１においてＳＶＲ２３のタップ切換による電圧変化が検出され、所定期間経過後の時刻ｔ３になると、ＳＶＲ２３ｂよりも末端側に接続されている、タウンＡ１００ａ、タウンＢ１００ｂ及びタウンＤ１００ｄ内の分散電源、並びに、メガソーラー用電力変換装置２７及び配電系統蓄電池用電力変換装置２９は、通常制御に復帰する。

　なお、実施の形態１と同様に、電圧制御目標値にオフセット値を加える時刻ｔ１～ｔ３（所定期間）の長さは、電圧制御目標値生成回路２０９９（図１０）における移動平均時間（たとえば１分）、或いは時定数よりも長く設定される。これにより、電圧制御目標値生成回路２０９９から出力される電圧制御目標値と、実効電圧算出回路２０９８から出力される実効電圧値とがほぼ等しくなり（不感帯内に入る）、ＳＶＲ２３ｂよりも末端に接続されている分散電源からの無効電力出力が０に近づいていく（（ｆ），（ｉ）参照）。なお、図２９の参考例では、電圧を下げる方向に無効電力が出力されていたため、ＳＶＲ２３ｃの２次側電圧は、適正電圧範囲を逸脱している。

　ＳＶＲ２３ｂのタップ切換後は、系統電圧変化要因判断回路２１０２により、系統交流電圧（実効電圧）の変化がＳＶＲ２３ｂのタップ切換に起因する電圧変化であると判断される。そうすると、上述のように本実施の形態３では、タウンＡ１００ａ、タウンＢ１００ｂ、及びタウンＤ１００ｄ内の分散電源、並びに、メガソーラー用電力変換装置２７及び配電系統蓄電池用電力変換装置２９において、目標値生成回路２０９２１から出力される電圧制御目標値が切り換えられる。これにより、（ｆ），（ｉ）に示されるようにＳＶＲ２３ａ及びＳＶＲ２３ｂを流れる無効電力（無効電流）が制御され、時刻ｔ５以降も、ＳＶＲ２３ａ～ＳＶＲ２３ｃの２次側電圧は、適正範囲内に制御される（（ｂ），（ｅ），（ｈ）参照）。

　上記のような実施の形態３の構成により、短い期間の日射急変の繰り返し等が発生した場合に、ＳＶＲ２３の不必要なタップ切換（上記では、比較例に対してＳＶＲ２３ｃのタップ切換）の発生を抑制することができる。その結果、不必要なタップ切換に起因するＳＶＲ２３の劣化を抑制することができる。

　以上のように、本実施の形態３によっても、実施の形態１，２と同様の効果を得ることができる。

　なお、上記の実施の形態１～３では、電圧制御目標値生成回路２０９９（４０９９）で交流電圧の電圧制御目標値を生成する際は、実効電圧算出回路２０９８（４０９８）から出力される交流実効電圧の移動平均値、或いはＩＩＲフィルタによるＬＰＦにより高周波成分を除去した値を使用するよう構成したが、これに限るものではなく、たとえば、ＦＩＲフィルタを使用する、或いはアナログフィルタを通した信号を利用しても、同様の効果を奏することが可能である。また、移動平均値を計算する時間長も、１分に限るものではなく、５分、或いは３０秒等の任意の時間長を採用することが可能である。さらに、ＦＩＲフィルタの構成についても、図１０に例示した構成に限定されず、たとえば１次のＩＩＲフィルタ、或いは２次さらに高次のフィルタを使用することも可能である。

　さらに、通信インターフェース回路２１２（４１２）から出力される、分散電源で計測された各種計測結果は、電圧制御目標値生成回路２０９９（４０９９）で生成した交流電圧の制御目標電圧、交流電圧を制御するために抑制した有効電力量、有効電力を抑制した時間、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８又は第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８から供給した無効電力量、及び、無効電力を出力した時間うちの少なくとも１つであってもよい。さらに、上記計測結果は、蓄電池３のＳＯＣや太陽電池１で発電した発電電力、負荷の消費電力を含んでもよい。

　また、上記の実施の形態１～３では、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４等の分散電源が配電系統に複数台接続されており、複数の分散電源が、実施の形態で示すように複数の創エネ機器及び蓄エネ機器を含む場合、創エネ機器及び蓄エネ機器の間で不感帯幅情報を使用するように構成した。これにより、上述のように、創エネ機器の発電状態、又は、蓄エネ機器の動作状態（充電又は放電）、蓄熱機器の動作状態（蓄熱又は待機）で不感帯幅情報を変えることで、不必要な創エネ機器の発電電力の抑制、又は無効電力の発生を回避することができる。たとえば、系統電圧の上昇時に、蓄電機器が動作していた場合は、放電電力を低減する、若しくは充電電力を増加させる、又は蓄熱機器を起動する等の動作を優先して実施することができる。一方で、系統電圧の低下時には、蓄電機器が動作していた場合は、充電電力を低減する、若しくは放電電力を増加させる、又は蓄熱機器が動作している場合は停止させる等の動作を優先することができる。

　また、上記の実施の形態１～３では、太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４等の分散電源が配電系統に複数台接続されており、複数の分散電源が実施の形態で示すように複数の創エネ機器及び蓄エネ機器を含む場合には、配電系統の交流実効電圧が不感帯幅情報により示される電圧範囲を逸脱したときの系統電圧安定化制御の終了条件を、太陽電池用電力変換装置２（第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８）及び蓄電池用電力変換装置４（第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８）の間で異なるよう制御される。これにより、無効電力の出力によって皮相電力が増加することで、創エネ機器（太陽電池１）等が発電電力を抑制していた場合は、創エネ機器側（太陽電池用電力変換装置２）による系統電圧安定化制御を優先的に終了するとともに、蓄エネ機器側（蓄電池用電力変換装置４）による系統電圧安定化制御を継続することができる。この結果、系統電圧安定化制御によって系統電圧の安定化を図るとともに、創エネ機器の発電電力が過度に抑制されることを防止できる。

　上記の実施の形態１～３では、ＨＥＭＳ７で不感帯幅情報等を加工して、需要家宅１８内の蓄電池用電力変換装置４及び太陽電池用電力変換装置２に通知するので、蓄電池用電力変換装置４及び太陽電池用電力変換装置２が、宅内通信ネットワーク１１等を介して直接データのやり取りを行なうことなく、協調及び連携して宅内配電系統１０の電圧上昇を抑制することができる。同様に、ＤＳＯ２１から通知される配電系統のインピーダンス情報、太陽電池１からの発電量予測、及び、負荷の消費電力予測結果に基づいて、ＣＥＭＳ１５にて不感帯幅情報を生成するので、各需要家宅１８内の分散電源同士が直接通信することなく、各需要家宅１８内での分散電源（電力変換装置）が、自律的に協調及び連携して系統電圧安定化制御を実行することができる。なお、上記の実施の形態１～３では、ＣＥＭＳ１５から通知される不感帯幅情報をＨＥＭＳ７で加工して各分散電源に通知するものとしたが、これに限るものではなく、各分散電源内、すなわち、各需要家宅１８の蓄電池用電力変換装置４及び太陽電池用電力変換装置２において、不感帯幅情報を加工することも可能である。

　また、上記の実施の形態１～３では、宅内配電系統１０及び配電系統１４の電圧上昇を、各需要家宅１８内に配置された分散電源の電力変換装置で抑制できるので、ＳＶＣや系統用蓄電池等の高価な系統安定化設備の小容量化、又は、系統安定化設備の配置を不要化することができ、コストを削減することができる。なお、上記の実施の形態１～３では、系統電圧安定化制御の対象となる交流電圧を宅内配電系統１０での電圧としたが、計測が可能であれば、その他の部位の交流電圧、たとえば、スマートメータ８の入力側、又は柱上トランス９の直下等の交流電圧を、系統電圧安定制御の対象とすることが可能である。

　また、上記の実施の形態１～３では、蓄電池３として需要家宅１８での定置型畜電池を想定して説明したが、蓄電池３としては、電気自動車（ＥＶ：Electric　Vehicle）、プラグインタイプのハイブリッド自動車（ＰＨＥＶ：Plug-in　Hybrid　Electric　Vehicle）、又は、燃料電池自動車（ＦＣＶ：Fuel　Cell　Vehicle）等の車載蓄電池を用いることも可能である。なお、系統電圧安定化制御の際には無効電力のみが発生されるので、ＥＶ、ＰＨＥＶ、ＦＣＶ等の車載畜電池が蓄電池用電力変換装置４に電気的に接続されていない状態でも、蓄電池用電力変換装置４を用いて系統電圧安定化制御を実行することが可能である。

　さらに、上記の実施の形態１～３では、蓄電池３として１台の定置型バッテリを使用した場合について説明したが、これに限るものではなく、２台以上の複数の蓄電池、或いは他の分散電源機器と連携して、畜エネ機器を構成することも可能である。なお、複数台の蓄電池を連携して使用する場合には、その中の１台又は複数台を上述した車載蓄電池で構成することも可能である。

　変形例．
　上記の実施の形態１～３では、説明を分かりやすくするために太陽電池用電力変換装置２及び蓄電池用電力変換装置４の制御回路を、図４～図１５に示すようにハードウェア（Ｈ／Ｗ）で構成する場合について説明したが、各ブロックに記載された、各ブロック或いは一部のブロックの機能を、ＣＰＵ（Central　Processing　Unit）上に実装したソフトウェア（Ｓ／Ｗ）で実現しても同様の制御機能を実現することが可能である。或いは、少なくとも一部のブロックについて、ソフトウェア及びハードウェアの機能分割によって、同様の制御機能を実現することも可能である。

　今回開示された実施の形態はすべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は上記した説明ではなくて請求の範囲によって示され、請求の範囲と均等の意味及び範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。

　１　太陽電池、２　太陽電池用電力変換装置、３　蓄電池、４　蓄電池用電力変換装置、５　負荷、６　分電盤、７　ＨＥＭＳ、８　スマートメータ、９　柱上トランス、１０　宅内配電系統、１１　宅内通信ネットワーク、１２　信号線、１３　宅外通信ネットワーク、１４，２４　配電系統、１５　ＣＥＭＳ、１８　需要家宅、１９　区画、２０　変電所、２１　配電自動化システム（ＤＳＯ）、２２，２０１，２０６，２１０，４０１，４０６，４１０　電圧計、２３　自動電圧調整器（ＳＶＲ）、２５　通信線、２６　メガソーラー、２７　メガソーラー用電力変換装置、２８　配電系統蓄電池、２９　配電系統蓄電池用電力変換装置、４０　電力変換装置、４１　太陽電池システム、５２　エアコン、５３　冷蔵庫、５４　照明、５５　クッキングヒータ、６１　電力計測回路、１００　タウン、１０１　工場、１０２　ビル、１０３　マンション、２０２，２０７，２１１，４０２，４０７，４１１　電流計、２０３　第１のＤＣ／ＤＣ変換回路、２０４　第１の制御回路、２０５，４０５　直流母線、２０８　第１のＤＣ／ＡＣ変換回路、２０９　第２の制御回路、２１２，４１２　通信インターフェース回路、４０３　第２のＤＣ／ＤＣ変換回路、４０４　第３の制御回路、４０８　第２のＤＣ／ＡＣ変換回路、４０９　第４の制御回路、２０４１　ＭＰＰＴ制御回路、２０４２　電圧制御回路、２０４３，４０４３　切換回路、２０４４　第５の制御回路、２０９１，４０９１　位相検出回路、２０９２，４０９２　無効電流制御回路、２０９３，４０９３　無効電流波形生成回路、２０９４，４０９４　有効電流制御回路、２０９５，４０９５　有効電流波形生成回路、２０９６，４０９６　加算器、２０９７　第６の制御回路、２０９８，４０９８　実効電圧算出回路、２０９９，４０９９　電圧制御目標値生成回路、２１００，４１００　不感帯テーブル生成回路、２１０１，４１０１　系統電圧監視回路、２１０２，４１０２　系統電圧変化要因判断回路、２１０３，４１０３　皮相電流リミッタ回路、４０４１　充電制御回路、４０４２　放電制御回路、４０４４　第７の制御回路、４０９７　第８の制御回路、２０９２１　目標値生成回路、２０９２２　ＬＰＦ、２０９２３，２０９４３，２１０１２　減算器、２０９２４　不感帯判定回路、２０９２５　無効電流指令値演算回路、２０９３１　位相シフト回路、２０９３２　リミッタ、２０９３３，２０９８１，２０９９１　乗算器、２０９３４　無効電力出力時間計測回路、２０９３５　無効電力計測回路、２０９４１　有効電流不感帯制御指令生成回路、２０９４２　有効電流制御指令生成回路、２０９４４　出力抑制制御回路、２０９４５　有効電力計測回路、２０９４６　出力抑制時間計測回路、２０９８２　積算器、２０９８３　平方根計算器、２０９８４　除算器、２０９９２，２１０１１，２１０２１　レジスタ、２１０２３　絶対値比較回路。

Claims

　分散電源と交流配電系統との間に配置される電力変換装置であって、
　前記分散電源から出力される電力を交流電力に変換するインバータと、
　前記交流配電系統の交流電圧の実効電圧を算出する実効電圧算出部と、
　前記実効電圧に基づいて、前記インバータから出力される有効電力及び無効電力を制御する制御部とを備え、
　前記制御部は、前記実効電圧の変化が前記交流配電系統に設けられている系統安定化設備の動作に起因するものである場合に、前記実効電圧の変化に伴なう前記無効電力の変化を抑制するように前記インバータの動作を制御する、電力変換装置。
　前記制御部は、交流配電系統の前記実効電圧を監視する系統電圧監視部を含み、
　前記制御部は、前記系統電圧監視部により監視される前記実効電圧の変化量がしきい値を超える場合に、前記実効電圧の変化が前記系統安定化設備の動作に起因するものであると判定する、請求項１に記載の電力変換装置。
　前記制御部は、前記実効電圧の変化が前記系統安定化設備の動作に起因するものである場合に、前記系統安定化設備の動作に起因して前記実効電圧が変化するときの無効電力を所定期間維持して出力するように前記インバータの動作を制御する、請求項１又は請求項２に記載の電力変換装置。
　前記制御部は、前記実効電圧から前記交流配電系統の電圧制御目標値を生成する電圧制御目標値生成部を含み、
　前記制御部は、
　前記電圧制御目標値生成部により生成される前記電圧制御目標値と前記実効電圧との偏差に基づいて前記無効電力を制御する無効電力制御を実行し、
　前記実効電圧の変化が前記系統安定化設備の動作に起因するものである場合に、前記実効電圧の変化が前記系統安定化設備の動作に起因するものでない場合に比べて、前記無効電力制御の応答性を遅くする、請求項１又は請求項２に記載の電力変換装置。
　前記制御部は、前記実効電圧から前記交流配電系統の電圧制御目標値を生成する電圧制御目標値生成部を含み、
　前記制御部は、
　前記電圧制御目標値生成部により生成される前記電圧制御目標値と前記実効電圧との偏差に基づいて前記無効電力を制御する無効電力制御を実行し、
　前記実効電圧の変化が前記系統安定化設備の動作に起因するものである場合に、前記偏差が小さくなるように前記電圧制御目標値にオフセット量を加える、請求項１又は請求項２に記載の電力変換装置。
　前記オフセット量は、前記実効電圧の変化量に基づいて算出される、請求項５に記載の電力変換装置。
　前記電力変換装置の外部とデータを送受信するための通信部をさらに備え、
　前記制御部は、前記実効電圧から前記交流配電系統の電圧制御目標値を生成する電圧制御目標値生成部を含み、
　前記制御部は、前記通信部により受信される不感帯幅情報に従って前記電圧制御目標値を含むように規定される電圧範囲から前記実効電圧が逸脱した場合に、前記実効電圧を前記電圧範囲内に復帰させるための系統電圧安定化制御を実行するように前記インバータの動作を制御する、請求項１又は請求項２に記載の電力変換装置。
　前記電圧制御目標値生成部は、前記実効電圧の移動平均値から前記電圧制御目標値を生成する、請求項７に記載の電力変換装置。
　前記電圧制御目標値生成部は、ローパスフィルタにより前記実効電圧の高周波成分を除去した値から前記電圧制御目標値を生成する、請求項７に記載の電力変換装置。