WO2021220488A1

WO2021220488A1 - 電力変換装置

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Publication number: WO2021220488A1
Application number: PCT/JP2020/018323
Authority: WO
Inventors: 禎之井上
Original assignee: 三菱電機株式会社
Priority date: 2020-04-30
Filing date: 2020-04-30
Publication date: 2021-11-04
Also published as: US20230115683A1; JPWO2021220488A1; JP7345644B2; CN115428323A

Abstract

インバータ（４０８）は、分散電源（４０）から出力される電力を交流電力に変換して交流系統に出力する。インバータ制御回路（４０９）は、インバータ（４０８）を制御する際の交流電圧目標値を生成し、インバータ（４０８）を電圧源として制御する指令値を生成する。インバータ制御回路（４０９）は、交流系統にインバータ（４０８）を投入する際に、交流電圧目標値の周波数を交流周波数検出回路（４０９１）によって検出された交流電圧の周波数とすると共に、交流電力の目標値が力行方向の場合は、交流電圧目標値の位相を交流系統の交流電圧に対して少なくとも進相になるように制御する。

Description

電力変換装置

　本開示は、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などの自然エネルギーを利用した静止型インバータを採用した発電システムの導入が加速している。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、および太陽電池と蓄電池を組み合わせたシステムなどの製品化が進められている。これらのシステムにも、静止型インバータが採用されている。

　一方、調整力としての火力発電所では、再生可能エネルギーによる発電量の増加に伴い、管理コストを含む発電コストが高くなるため、今後閉鎖が進むと予測される。火力発電等の同期発電機は、系統周波数が変動した際にそれを抑制する作用（慣性力、同期化力等）を潜在的に有する。火力発電所の閉鎖（同期発電機の減少）が進むと系統の安定度の確保が難しくなる。

　上記課題を解決するため、静止型インバータに同期発電機の機能を持たせた仮想同期発電機制御技術の開発が各社で進んでいる。特開２０１１－１９３６０６号公報（特許文献１）には、仮想同期発電機制御技術を実装した静止型インバータの制御方法、および制御装置が開示されている。具体的には、特許文献１には、系統連系時の定常動作時の仮想同期発電機制御の制御方式が記載されている。特許文献１に記載のインバータ部は、仮想同期発電機制御に必要とされるガバナー制御部、質点系演算部、およびＡＶＲ（Automatic　Voltage　Regulator）部によって構成されている。質点系演算部が、静止型インバータから出力する有効電力とエネルギーマネージメント機器（以下、ＥＭＳと記す。）などから出力される指令値（電力目標値）との差分情報に基づいて、静止型インバータから出力する角周波数を算出する。インバータ部は、算出した角周波数、電流値、および設定電圧に基づいて、電力系統の周波数が低下した場合に、目標交流電圧が進相位相となるように制御する。

特開２０１１－１９３６０６号公報

　特許文献１に記載されている仮想同期発電機制御機能を実装した静止型インバータは、交流系統の交流電圧を生成して電圧源として動作させる。この静止型インバータは、ＥＭＳから通知される出力電力目標値と静止型インバータが出力している有効電力との差に基づき、静止型インバータから出力する交流系統の交流電圧の角周波数（交流系統の交流電圧の周波数、および位相）を算出する。この静止型インバータは、交流系統の交流電圧の周波数とＥＭＳから通知される交流系統の交流電圧の周波数目標値（例えば６０Ｈｚ）との差に基づいて上記ＥＭＳから通知される出力電力目標値に加えるオフセット値を生成する。電力系統の周波数が低下した場合に目標交流電圧が進相位相になるように制御されるため、この静止型インバータは、ＥＭＳから通知される出力電力目標値よりも多くの有効電力を力行方向（放電方向）に出力する。以下の説明では、静止型インバータを電圧源として動作させる制御を電圧制御と記す。一方、静止型インバータを入力される交流電圧に同期させて電流源として動作させる制御を電流制御と記す。

　複数台の仮想同期発電機制御を実装した静止型インバータが設置された配電系統では、ＥＭＳが電力需要によって配電系統に接続する静止型インバータの数を管理する。例えば、３台の静止型インバータが設置された配電系統において、電力需要が１台の静止型インバータの出力で賄える場合は、静止型インバータを含む電力変換装置の効率を考慮すると、３台の静止型インバータで電力を分担するよりも、１台のインバータで全ての電力を供給したほうが良い。しかし、需用電力が増加し、１台のインバータによって電量需要を賄うのが難しくなると、ＥＭＳは、さらに１台の静止型インバータを配電系統に追加するよう指示を出力する。配電系統に新規に参加するように指示を受けた静止型インバータは、自端の配電系統の交流系統の交流電圧に基づいて、交流系統の交流電圧の周波数、位相、および振幅を検出する。そして、静止型インバータは、計測した周波数、位相、および振幅を用いて電圧制御を行う際の交流系統の交流電圧の目標値を生成して、電力を交流系統に出力する。

　一方、電圧センサによって計測された交流系統の交流電圧には誤差がある。静止型インバータが自端の交流電圧波形のゼロクロス点を検出することによって周波数と位相とを検出する場合、例えば、交流系統の交流電圧の０Ｖが誤差によって－２Ｖと出力された場合を考える。静止型インバータが、電圧センサによって検出されたゼロクロス点に基づいて、電圧制御を行う際の交流電圧目標値を生成する場合、実際の交流系統の交流電圧よりも遅相位相の交流電圧目標値が生成される。静止型インバータが電圧センサによって検出されたゼロクロス点情報に基づいて電圧制御を開始しても、交流電圧目標値が遅相であるため、電圧制御の開始直後において静止型インバータに向かって交流系統から電力が流れ込む。この流れ込む電力は、位相差によって変化する。

　この現象は、上述した質点系演算部、およびガバナー制御部を用いた仮想同期発電機制御によって数秒から十数秒で解消される。しかし、需要負荷を加えた電力が先に動作していた静止型インバータの電力容量を超えていた場合、過負荷によって、先に動作していた静止型インバータが停止する。静止型インバータの制御を行う制御回路はマイコンで構成されていることが多い。マイコンは、静止型インバータを制御する際の基準と成るＰＷＭ（Power　Width　Modulation）変換を行なう際のキャリアに同期して、交流系統の交流電圧、および交流系統電流などをサンプリングする。より具体的には、マイコンは、キャリア信号に基づいて割り込み信号を生成し、生成した割り込み信号に基づいて、指令値を算出する。この場合、キャリア割り込みが入力されるタイミングによって、交流系統の交流電圧のサンプリング位置が変わる。これにより、サンプリングによる時間軸方向の誤差も発生する。更には、上記電圧センサのリニアリティおよび振幅方向の誤差も発生する。これらの誤差により、新規に投入される静止型インバータの出力交流電圧の周波数、位相、および電圧振幅に誤差が発生する。特に、静止型インバータの出力交流電圧が遅相の場合には、静止型インバータは、新規投入時に系統から不必要な電力を吸い込む（充電）。この不必要な電力がすでに投入されていた静止型インバータの電力容量を越えると、過負荷によって、すでに投入されていた静止型インバータが停止する。

　以上説明したように、仮想同期発電機制御方式を実装した複数の静止型インバータが設置された電力系統において、停止していた静止型インバータを電力系統に新規に投入する際に、投入された静止型インバータが電力を回生（充電）方向に吸い込む。元々系統に連系していた静止型インバータが吸い込まれた電力を補償するための電力を出力した際に、この電力がこの静止型インバータの電力容量を越えるため、この静止型インバータが停止する。本開示の目的は、停止していたインバータを交流系統に新規に投入する際に、元々交流系統に連系していた静止型インバータが停止するのを抑制することのできる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、分散電源から出力される電力を交流電力に変換して交流系統に出力するインバータと、交流系統の交流電圧を計測する交流電圧計測器と、交流電圧計測器の出力に基づき、交流系統の交流電圧の周波数および位相を検出する交流周波数検出回路と、インバータを制御する際の交流電圧目標値を生成し、インバータを電圧源として制御する指令値を生成するインバータ制御回路とを備える。インバータ制御回路は、交流系統にインバータを投入する際に、交流電圧目標値の周波数を交流周波数検出回路によって検出された交流電圧の周波数とすると共に、交流電力の目標値が力行方向の場合は、交流電圧目標値の位相を交流系統の交流電圧に対して少なくとも進相になるように制御する。

　本開示の電力変換装置によれば、停止していたインバータを交流系統に新規に投入する際に、元々交流系統に連系していた静止型インバータが停止するのを抑制することができる。

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（交流系統）の構成を示すブロック図である。図１に示す配電系統２４に接続された配電系統蓄電池４０を含む一部の機器と配電系統２４の構成をさらに説明するためのブロック図である。図１に示されたメガソーラー用電力変換装置２７のブロック構成図である。図１に示された配電系統蓄電池用電力変換装置４１のブロック構成図である。図３に示された、メガソーラー用電力変換装置２７の第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３を制御する第１の制御回路２０４の構成を説明するブロック図である。図３に示された、メガソーラー用電力変換装置２７の第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８を制御する第２の制御回路２０９の構成を説明するブロック図である。図４に示された、配電系統蓄電池用電力変換装置４１の第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３を制御する第３の制御回路４０４の構成を説明するブロック図である。図４に示された、配電系統蓄電池用電力変換装置４１の第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８を制御する第４の制御回路４０９の構成を説明するブロック図である。ガバナー機能を模式的に表した図である。図８に示された、交流周波数検出回路４０９１の構成を説明するブロック図である。図８に示された、インバータ電圧制御回路４０９５の構成を説明するブロック図である。図８に示された、仮想同期発電機制御回路４０９３の構成を説明するブロック図である。目標電力生成回路４０９３１の動作を説明するための図である。目標周波数生成回路４０９３４の動作を説明するための図である。図１２に示された、ガバナー制御回路４０９３３の構成を説明するブロック図である。図１２に示された、質点系演算回路４０９３７の構成を説明するブロック図である。配電系統蓄電池用電力変換装置４１を新規投入する際の効果を説明するための配電系統の構成を簡略化して示す図である。（ａ）は、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂを遅相位相で投入した際の負荷３１の接続点の配電系統２４の交流電圧波形と配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂが出力する交流系統の交流電圧波形を示す図である。（ｂ）は、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂの出力電流波形を示す図である。新規に投入した配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂの交流電圧位相が遅相の場合の２つの配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａ、および配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂの充放電電力（実効値）を示す図である。（ａ）は、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂを進相位相で投入した際の負荷３１の接続点の配電系統２４の交流電圧波形と配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂが出力する交流系統の交流電圧波形を示す図である。（ｂ）は、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂの出力電流波形を示す図である。新規に投入した配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂの交流電圧位相が進相の場合の２つの配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａ、および配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂの充放電電力（実効値）を示す図である。配電系統に新規に配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂを新規投入する際の、ＤＳＯ２１の動作を表わすフローチャートである。系統に連系中の配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａの動作手順を表わすフローチャートである。配電系統蓄電池用電力変換装置４１の解列時の制御処理を表わすフローチャートである。配電系統蓄電池用電力変換装置４１を新規に追加する際の制御手順を表わすフローチャートである。新規に配電系統蓄電池用電力変換装置４１が投入される際の第４の制御回路４０９の制御手順を表わすフローチャートである。実施の形態２における配電系統蓄電池用電力変換装置４１の新規追加（充電方向（回生方向）目的で新規投入）の際の制御手順を表わすフローチャートである。実施の形態２における第４の制御回路４０９の新規に配電系統蓄電池用電力変換装置４１を投入する際の制御手順を表わすフローチャートである。（ａ）～（ｃ）は、遅相位相のゼロクロス点時刻（位相）の検出方法を説明するための図である。実施の形態２における新規に投入した配電系統蓄電池用電力変換装置４１の交流電圧位相が遅相の場合の２つの配電系統蓄電池用電力変換装置４１の充放電電力（実効値）を示す図である。

　以下に、実施の形態について、図面を参照して詳細に説明する。尚、以下では、図中の同一又は相当部分には同一符号を付して、その説明は原則的に繰返さないものとする。

　以下の実施形態は、太陽電池等の再生可能エネルギーを利用した創エネルギー機器、および蓄電池等の蓄エネルギー機器等を交流で系統連系する電力変換装置に同期発電機の特性を持たせ、系統の安定度を向上させる仮想同期発電機制御に関する。

　実施の形態１．
　図１は、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（交流系統）の構成を示すブロック図である。実施の形態１では、説明を簡単にするために単相系統を例に説明をするが、三相系統に適用してもよい。

　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。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。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４１（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。

　配電系統２４には、複数の電圧計２２が接続されている。電圧計２２の計測結果は予め定められた周期で配電自動化システム２１（以下、配電自動化システム２１をＤＳＯ２１とも記す）に送信される。ＳＶＲ２３のタップ位置情報、一次側、および二次側電圧情報も配電自動化システム２１に通知される。実施の形態１では、ＳＶＲ２３は、タップ位置情報、一次側、および二次側電圧情報を配電自動化システム２１に予め定められた周期で通知すると共に、タップ切換時に非定期で通知する。ＤＳＯ２１は、予め定められた周期で、各需要家（ビル１０２、マンション１０３、タウン１００、工場１０１、メガソーラー用電力変換装置２７、同期発電機３０ａ、３０ｂ、および配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａ，４１ｂ，４１ｃ）から各種計測結果などの情報を収集する。図示していないＣＥＭＳ（Community　Energy　Management　System）が各需要家に設置された図示していないスマートメータから予め定められた周期（例えば３０分周期）でタウンＡ１００ａ、タウンＢ１００ｂ、タウンＣ１００ｃ、タウンＤ１００ｄ内の需要家の消費電力、および創エネルギー機器の発電電力を収集し、収集結果をＤＳＯ２１に通知する。メガソーラー用電力変換装置２７には、メガソーラー２６が接続されている。同様に、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａ，４１ｂ，４１ｃには配電系統蓄電池４０ａ，４０ｂ，４０ｃが接続されている。

　図２は、図１に示す配電系統２４に接続された配電系統蓄電池４０を含む一部の機器と配電系統２４の構成をさらに説明するためのブロック図である。

　図２を参照して、配電系統２４には、負荷３１、配電系統のインピーダンス２９、配電系統蓄電池４０、配電系統蓄電池用電力変換装置４１が接続される。インピーダンス２９は、説明を簡単にするために集中系で表記されている。実施の形態１では、配電系統のインピーダンス２９はリアクトル成分と抵抗成分とによって構成されているものとする。

　図３は、図１に示されたメガソーラー用電力変換装置２７のブロック構成図である。
　図３を参照して、メガソーラー用電力変換装置２７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、および通信インターフェース回路２１２を備える。

　電圧計２０１は、メガソーラー２６から出力される第１の直流電圧を計測する。電流計２０２は、メガソーラー２６から出力される直流電流を計測する。第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３は、メガソーラー２６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の直流電圧を直流母線２０５を通じて第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８に供給する。電圧計２０６は、直流母線２０５の第２の直流電圧を計測する。電流計２０７は、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３から出力される直流電流を計測する。

　第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８は、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３から出力される直流電力を交流電力に変換して配電系統２４に出力する。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から出力される交流電圧を計測する。電流計２１１は、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８から出力される交流電流を計測する。通信インターフェース回路２１２は、ＤＳＯ２１との間で通信を行う。

　図４は、図１に示された配電系統蓄電池用電力変換装置４１のブロック構成図である。
　図４を参照して、配電系統蓄電池用電力変換装置４１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、および通信インターフェース回路４１２を含む。

　電圧計４０１は、配電系統蓄電池４０から出力される第３の直流電圧を計測する。電流計４０２は、配電系統蓄電池４０から出力される直流電流を計測する。第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３は、配電系統蓄電池４０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の第４の直流電圧を計測する。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して配電系統２４に出力する。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から出力される交流電圧を計測する。電流計４１１は、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８から出力される交流電流を計測する。通信インターフェース回路４１２は、配電系統蓄電池用電力変換装置４１とＤＳＯ２１との間で通信を行う。

　第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３、および第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３の構成としては、公知のＤＣ／ＤＣコンバータの構成を適宜用いることが可能である。第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８、および第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の構成としては、公知のインバータの構成を適宜用いることが可能である。

　図３、および図４の構成において、第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８、および第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の各々は「分散電源から出力される電力を交流電力に変換して交流系統に出力するインバータ」の一実施例に対応する。また、第２の制御回路２０９は「入力される交流電圧を元にインバータを電流源として制御する指令値を生成するインバータ制御回路」である。同様に、第４の制御回路４０９は「インバータを制御する際の交流電圧目標値を生成し、インバータを電圧源として制御する指令値を生成するインバータ制御回路」の一実施例に対応する。

　図５は、図３に示された、メガソーラー用電力変換装置２７の第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３を制御する第１の制御回路２０４の構成を説明するブロック図である。

　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、第１の切換回路２０４３、および第５の制御回路２０４４を備える。

　ＭＰＰＴ制御回路２０４１は、いわゆる最大電力点追従制御を実行する。ＭＰＰＴ制御回路２０４１は、メガソーラー２６から発電される電力を最大限取り出すために、電圧計２０１、および電流計２０２の計測値に基づき、メガソーラー２６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が最大電力点に対応する電圧となるよう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の計測値に基づき、直流母線２０５の直流電圧（第２の直流電圧）を予め定められた電圧目標値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、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３のステータス情報および第２の制御回路２０９の情報に基づいて、ＭＰＰＴ制御回路２０４１、および電圧制御回路２０４２への制御パラメータ、および制御目標値等を出力するとともに、メガソーラー２６の発電状態などを管理する。第５の制御回路２０４４は、第１の切換回路２０４３の制御信号をさらに出力する。

　第１の切換回路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の出力、および電圧制御回路２０４２の出力のうちの一方を選択して、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３の制御指令値として出力する。

　第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３は、ＭＰＰＴモード又は電圧制御モードで制御される。第１の切換回路２０４３は、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３のモードがＭＰＰＴモードのときには、ＭＰＰＴ制御回路２０４１が生成した制御指令値を出力する。第１の切換回路２０４３は、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３のモードが電圧制御モードのときには、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３に示された、メガソーラー用電力変換装置２７の第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８を制御する第２の制御回路２０９の構成を説明するブロック図である。

　図６を参照して、第２の制御回路２０９は、位相検出回路２０９１、第１の正弦波生成回路２０９２、電流制御回路２０９０、および第６の制御回路２０９７を備える。電流制御回路２０９０は、減算器２０９３、第１のＰＩ制御回路２０９４、乗算器２０９５、減算器２０９６、第２のＰＩ制御回路２０９８、および第１のＰＷＭ変換回路２０９９を含む。電流制御回路２０９０は、家庭に設置されている一般的な太陽光発電用の電力変換装置の制御方式で動作する。この制御方式では、電力変換装置は、交流系統の交流電圧に同期して電力を出力するように制御される。

　位相検出回路２０９１は、電圧計２１０が計測した交流の電圧波形から位相を検出する。実施の形態１では、位相検出回路２０９１は、交流の電圧波形からゼロクロス点を検出すると共に、ゼロクロス点の検出結果から交流電圧の周波数を検出する。位相検出回路２０９１は、交流電圧の周波数とゼロクロス点情報とを位相情報として第１の正弦波生成回路２０９２に出力する。

　第１の正弦波生成回路２０９２は、電圧計２１０が計測した交流電圧の振幅、および位相検出回路２０９１で検出した位相情報に基づいて、電圧計２１０が計測した交流の電圧波形に同期した正弦波を発生する。

　電流制御回路２０９０は、電圧計２０６から出力される直流母線２０５の直流電圧に基づいて、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０８を制御する制御指令値を生成する。電圧計２０６から出力される直流母線２０５の直流電圧は、減算器２０９３によって第６の制御回路２０９７から出力される直流母線電圧の目標値から減算されて、減算結果が第１のＰＩ制御回路２０９４に入力される。第１のＰＩ制御回路２０９４は、第６の制御回路２０９７から出力される制御パラメータ（比例ゲイン、および積分時間）と減算器２０９３の出力とに基づいて、直流母線２０５の直流電圧が所定値になるよう電圧指令値を出力する。

　第１のＰＩ制御回路２０９４から出力された電圧指令値は、乗算器２０９５によって、第１の正弦波生成回路２０９２から出力される交流の電圧波形に同期した正弦波と乗算されることによって、電流指令値が生成される。減算器２０９６は、乗算器２０９５から出力される電流指令値から電流計２１１が計測した交流系統の電流値を減算して、減算結果を第２のＰＩ制御回路２０９８に出力する。第２のＰＩ制御回路２０９８は、第６の制御回路２０９７から出力される制御パラメータ（比例ゲイン、および積分時間）に基づいて、減算器２０９６から出力される減算結果がゼロになるように電流指令値を第１のＰＷＭ変換回路２０９９に出力する。第１のＰＷＭ変換回路２０９９は、第２のＰＩ制御回路２０９８からの電流指令値をＰＷＭ変換して、制御指令値を生成し、制御指令値を第１のＤＣ／ＡＣ変換回路２０８へ出力する。

　第６の制御回路２０９７は、電流制御回路２０９０を制御する。第６の制御回路２０９７は、電圧計２０６および電流計２０７から出力される直流母線２０５に関する計測結果、および電圧計２１０および電流計２１１から出力される交流系統に関する計測結果、第１の制御回路２０４から出力される第１のＤＣ／ＤＣ変換回路２０３のステータス情報などを収集する。第６の制御回路２０９７は、収集した情報を通信インターフェース回路２１２を通じてＤＳＯ２１などへ通知する。

　上述したように、第１のＰＩ制御回路２０９４、および第２のＰＩ制御回路２０９８の制御パラメータについても、第６の制御回路２０９７から通知される。さらに、図示していない交流系統の実効電圧計測回路が計測した交流系統の実効電圧、あるいは図示していない交流系統の有効電力計測回路および無効電力計測回路が計測した有効電力、および無効電力情報についても、第６の制御回路２０９７によって、通信インターフェース回路２１２を介してＤＳＯ２１に通知される。第６の制御回路２０９７は、交流系統の実効電圧、有効電力等の計測結果を第５の制御回路２０４４にも通知する。第５の制御回路２０４４は、例えば、交流系統の交流電圧の実効値が所定値を超えた場合、メガソーラー２６の制御をＭＰＰＴモードから電圧制御モードに切換えて、交流系統の交流電圧の上昇を抑制する。

　図７は、図４に示された、配電系統蓄電池用電力変換装置４１の第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３を制御する第３の制御回路４０４の構成を説明するブロック図である。

　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、第２の切換回路４０４３、および第７の制御回路４０４４を備える。

　充電制御回路４０４１は、電流計４０２の出力、電圧計４０１の出力、および電圧計４０６の出力に基づいて、配電系統蓄電池４０の充電制御を行う際の第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、電流計４０２の出力、電圧計４０１の出力、および電圧計４０６の出力に基づいて、配電系統蓄電池４０からの放電制御を行う際の第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、および放電制御回路４０４２へ制御パラメータ、および制御目標値等を出力するとともに、配電系統蓄電池４０の充電量、充電電流量、および放電電力量などを管理する。第７の制御回路４０４４は、第２の切換回路４０４３の制御信号を出力する。

　第２の切換回路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の出力、および放電制御回路４０４２の出力のうちの一方を選択して、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３の制御指令値として出力する。

　第２の切換回路４０４３は、配電系統蓄電池４０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し、配電系統蓄電池４０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に示された、配電系統蓄電池用電力変換装置４１の第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８を制御する第４の制御回路４０９の構成を説明するブロック図である。

　図８を参照して、第４の制御回路４０９は、交流周波数検出回路４０９１、実効電力算出回路４０９２、仮想同期発電機制御回路４０９３、インバータ電流制御回路４０９４、インバータ電圧制御回路４０９５、および第３の切換え回路４０９６を備える。

　交流周波数検出回路４０９１は、電圧計４１０が計測した交流の電圧波形から位相を検出する。実施の形態１では、交流周波数検出回路４０９１は、交流の電圧波形からゼロクロス点を検出し、検出したゼロクロス点の時間間隔から周波数を検出する。なお、交流電圧の周波数検出方法は、ゼロクロス点の検出結果を用いる方法に限るものではない。

　実効電力算出回路４０９２は、電圧計４１０および電流計４１１で計測した交流電圧情報、および交流電流情報から第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８（インバータ）から出力される実効電力を算出する。実施の形態１では、実効電力算出回路４０９２は、交流周波数検出回路４０９１から出力されるゼロクロス点検出情報、および交流周波数情報も用いて、交流電圧波形の１周期分の電力を積算し、実効電力を算出する。なお、実効電力の算出方法は上記方式に限るものではなく、例えば、交流系統が三相交流の場合はＤＱ変換などを用いて実効電力を算出してもよい。

　仮想同期発電機制御回路４０９３は、交流周波数検出回路４０９１、および実効電力算出回路４０９２から出力される交流電圧の周波数情報、および実効電力情報に基づいて、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０８（静止型インバータ）が、同期発電機が有する慣性力、同期化力、および制動力を有するように仮想同期発電機制御を実行する。以下、仮想同期発電機制御技術について簡単に説明する。火力発電に代表される同期発電機は、周波数に応じて出力する電力を調整する機能（ガバナー機能）、角速度を維持する機能（慣性力）、交流系統の交流電圧と同期を取る機能（同期化力）、基幹系統の電圧調整機能（ＡＶＲ（Automatic　Voltage　Regulator）機能）、系統事故時の交流系統の交流電圧の瞬時低下の際にも運転を継続する機能など有する。仮想同期発電機制御技術では、静止型インバータの過渡応答を制御することによって、静止型インバータに同期発電機が有する機能を模擬させる。具体的には、静止型インバータは、ガバナー機能、動揺方程式に基づく質点系モデル（回転機の動特性）を模擬した機能、およびＡＶＲ機能の３つの機能を模擬する。

　実施の形態１では、特にガバナー機能、および動揺方程式に基づく質点系モデルを模擬した機能を実装した場合について説明する。なお、同期発電機の持つＡＶＲ機能は、主に上位システム（実施の形態１ではＤＳＯ２１）から通知される出力電圧指令、あるいは無効電力指令値に基づき制御される機能であるため、実施の形態１では実装されない。以下、ガバナー機能、および動揺方程式に基づく質点系モデルを模擬した機能について具体的に説明する。

　まず、ガバナー機能について説明する。発電プラントにおけるガバナーは、火力発電、あるいは原子力発電のガスタービンまたは蒸気タービンの出力、および水力発電の水車のガイドベーンなどを制御することによって、発電機の出力電力を制御する機能を有する。交流電力系統において、需要が供給を超えると、交流系統の交流電圧の周波数が低下する。出力制御が可能な火力発電機または水力発電機では、ガバナーがドループ特性を有し、周波数が低下すると発電電力を増やすように制御される。一方、供給が需要を超えると、交流系統の交流電圧の周波数が上昇する。この場合も同様に、出力制御が可能な火力発電機または水力発電機では、ガバナーがドループ特性を有し、周波数が上昇すると発電電力を減らすように制御される。

　図９は、ガバナー機能を模式的に表した図である。図９に示すように、同期発電機の角速度ωが増大すると、エネルギーの流入を調節する弁９９９が右側に移動する。その結果、同期発電機に供給されるエネルギーが減少する。一方、同期発電機の角速度が減少すると、エネルギーの流入を調節する弁９９９が左側に移動する。その結果、同期発電機に供給されるエネルギーが増加する。これにより、同期発電機は、同期発電機から出力されるエネルギーを、同期発電機の端の交流系統の交流電圧の周波数（同期発電機の角速度）によって、単独で制御することができる。上記動作を、同期発電機が個々に行った場合でも、上記動作は交流系統の交流電圧の周波数で管理されているため、複数の発電機間で負荷分担を行うことが可能となる。ガバナーに対して、「一般社団法人電気学会」によって１次遅れ形で構成した標準モデルなどが提供されている。

　実施の形態１では、ガバナーを上述した一次遅れ系で構成したモデルで近似した場合の動作について説明する（式（１）参照）。なお、式（１）中の－１／Ｋｇｄはガバナーの比例ゲイン、Ｔｇは一次遅れ系の時定数を示す。

　　－１／（Ｋｇｄ×（１＋ｓ×Ｔｇ））・・・（１）
　次に、動揺方程式に基づく質点系モデルを模擬した機能について説明する。同期発電機は、図９に示すように慣性定数Ｍを有する発電機回転子９９８を有する。例えば、メガソーラー２６の発電電力が日射急変により急減した場合、上記ガバナー制御では、不足する電力を瞬時に賄うことができない。同期発電機は、発電機回転子９９８に蓄積された回転エネルギーを電力に変換し、交流系統に出力する。その際、発電機回転子９９８の角速度（回転数）が減少する。発電機回転子９９８の角速度が減少するとガバナー制御で供給されるエネルギーが増加し、需要と供給とを支える。式（２）は、質点系モデル（発電機回転子９９８）を模擬する動揺方程式（エネルギーＰを角速度ωで除算しトルクＴに変換）である。式（２）中のＤｇは制動係数、Ｍは上述した慣性定数を示す。

　　Ｔｉｎ－Ｔｏｕｔ＝Ｍ×ｄω／ｄｔ＋Ｄｇ×ω・・・（２）
　実施の形態１では、式（１）、および式（２）を静止型インバータ（第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８）の制御に組み入れることによって、静止型インバータが、同期発電機が有する慣性力、同期化力、および制動力を模擬する。

　再び、図８を参照して、インバータ電流制御回路４０９４は、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８を電流制御で制御する場合の制御指令値を生成する。インバータ電流制御回路４０９４の回路構成および動作は、図６中の電流制御回路２０９０と同一である。インバータ電流制御回路４０９４が、図６中の電流制御回路２０９０と相違する点は、使用する制御パラメータだけである。

　インバータ電圧制御回路４０９５は、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８を電圧制御（第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８から交流系統の交流電圧を出力する制御方式）で制御する場合の制御指令値を生成する。

　第３の切換え回路４０９６は、第８の制御回路４０９７の出力に基づいて、インバータ電流制御回路４０９４からの制御指令値とインバータ電圧制御回路４０９５からの制御指令値とを切換える。

　第８の制御回路４０９７は、電圧計４０６と電流計４０７から出力される直流母線４０５に関する計測結果、電圧計４１０と電流計４１１から出力される交流系統に関する計測結果、および第３の制御回路４０４から出力される第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３のステータス情報などを収集する。第８の制御回路４０９７は、収集した情報を通信インターフェース回路４１２を介してＤＳＯ２１などに通知する。

　上述した仮想同期発電機制御回路４０９３、インバータ電流制御回路４０９４、およびインバータ電圧制御回路４０９５の各種制御パラメータについても第８の制御回路４０９７から通知される。更に、図示していない交流系統の実効電圧計回路によって計測されたた交流系統の実効電圧、あるいは図示していない交流系統の有効および無効電力計測回路によって計測された有効電力および無効電力情報についても通信インターフェース回路４１２を介してＤＳＯ２１に通知される。交流系統の実効電圧、および有効電力等の計測結果は第７の制御回路４０４４にも通知される。

　図１０は、図８に示された、交流周波数検出回路４０９１の構成を説明するブロック図である。

　図１０を参照して、交流周波数検出回路４０９１は、位相検出回路４０９１０、周波数検出回路４０９１１、および第２の正弦波生成回路４０９１２を備える。

　位相検出回路４０９１０は、電圧計４１０から出力される交流系統の電圧波形からゼロクロス点を検出する。位相検出回路４０９１０における位相検出方法は、ゼロクロス点検出に限るものではない。実機でのゼロクロス点検出については、電圧計４１０におけるゼロクロス点の検出誤差（主にオフセット誤差）、電圧計４１０における振幅検出誤差（主にリニアリティ誤差）、系統交流電圧波形をサンプリングする際のサンプリング周期の誤差等が発生する。ここで、サンプリング周期の誤差は、マイコンなどを利用してサンプリングを行う際に、キャリア割り込みから実際にサンプリングを行うまでの時間のばらつきによって発生する。

　周波数検出回路４０９１１は、位相検出回路４０９１０から出力されるゼロクロス点の周期から交流系統の交流電圧の周波数を検出する。交流系統の交流電圧の周波数検出方法は、ゼロクロス点の周期から検出する方式に限るものではない。

　第２の正弦波生成回路４０９１２は、位相検出回路４０９１０におけるゼロクロス点検出結果、周波数検出回路４０９１１における周波数検出結果、およびＤＳＯ２１から出力される交流系統の交流電圧振幅に基づいて、交流系統の交流電圧に同期した正弦波を生成する。

　交流周波数検出回路４０９１からは、ゼロクロス点検出結果、周波数検出結果、および正弦波情報が出力される。

　図１１は、図８に示された、インバータ電圧制御回路４０９５の構成を説明するブロック図である。

　図１１を参照して、インバータ電圧制御回路４０９５は、第３の正弦波生成回路４０９５１、減算器４０９５２、第３のＰＩ制御回路４０９５３、および第２のＰＷＭ変換回路４０９５４を備える。

　インバータ電圧制御回路４０９５は、詳細が後述される仮想同期発電機制御回路４０９３から出力される周波数情報および位相情報、第８の制御回路４０９７から出力される交流系統の交流電圧の振幅情報に基づいて、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８を制御する制御指令値を出力する。

　交流周波数検出回路４０９１からの正弦波情報は第３の正弦波生成回路４０９５１に入力される。正弦波情報は、周波数情報、位相情報、および振幅情報を含む。実施の形態１では、振幅情報は、正弦波情報に含まれないものとしてもよい。仮想同期発電機制御回路４０９３において、ＱＶ制御が行われないためである。

　第３の正弦波生成回路４０９５１は、入力された周波数情報、位相情報、および振幅情報に基づいて、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８から出力する交流系統の交流電圧の目標値を生成する。

　減算器４０９５２は、第３の正弦波生成回路４０９５１の出力から電圧計４１０によって計測された交流電圧を減算し、減算結果を第３のＰＩ制御回路４０９５３に出力する。

　第３のＰＩ制御回路４０９５３は、入力された減算結果がゼロになるようにＰＩ制御によって電圧指令値を生成し、第２のＰＷＭ変換回路４０９５４に出力する。第３のＰＩ制御回路の制御パラメータ（制御ゲイン、および積分時間）は、第８の制御回路４０９７から出力される。

　第２のＰＷＭ変換回路４０９５４は、第３のＰＩ制御回路４０９５３から出力される電圧指令値をＰＷＭ変換して、制御指令値を第３の切換え回路４０９６に出力する。

　図１２は、図８に示された、仮想同期発電機制御回路４０９３の構成を説明するブロック図である。

　図１２を参照して、仮想同期発電機制御回路４０９３は、目標電力生成回路４０９３１、減算器４０９３２、ガバナー制御回路４０９３３、目標周波数生成回路４０９３４、加算器４０９３５、減算器４０９３６、および質点系演算回路４０９３７を備える。

　目標電力生成回路４０９３１は、仮想同期発電機制御回路４０９３の電力目標値（インバータである第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８が出力する交流電力の目標値）を生成する。電力目標値は、加算器４０９３５、および減算器４０９３６を介して、質点系演算回路４０９３７に入力される。具体的には、実施の形態１では、目標電力生成回路４０９３１は、ＤＳＯ２１から出力される電力指令値（電力目標値）に基づいて、配電系統蓄電池４０からの充放電電力を出力する。配電系統蓄電池用電力変換装置４１が系統に連系して充放電制御を行なっている場合は、目標電力生成回路４０９３１は、ＤＳＯ２１からの電力指令値を出力する。しかし、配電系統蓄電池用電力変換装置４１のインバータ（第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８）を交流系統に新規に投入する場合は、投入直後の系統の動揺を最小限に抑えるため、実施の形態１では、目標電力生成回路４０９３１は、投入直後において電力指令値をゼロとして出力し、その後、所定時間をかけてＤＳＯ２１によって指定された電力指令値（電力目標値）Ｐｒｅｆに変化させる。以下の説明では、配電系統蓄電池用電力変換装置４１のインバータ（第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８）を交流系統に投入、および連系することを配電系統蓄電池用電力変換装置４１を系統に投入、および連系すると記載することもある。

　図１３は、目標電力生成回路４０９３１の動作を説明するための図である。図１３を参照して、配電系統蓄電池用電力変換装置４１を系統に新規に投入した際の目標電力生成回路４０９３１の動作を説明する。

　新規投入時、ＤＳＯ２１からの電力指令値をＰｒｅｆとした場合、目標電力生成回路４０９３１は、ゼロを出力する。これは、充放電を行なっていない新規投入された配電系統蓄電池用電力変換装置４１が投入直後から電力目標値Ｐｒｅｆを出力するように制御された場合、以下の問題があるからである。すでに系統に連系して電力を供給していた発電機器によって負荷とバランスして電力が供給されている。そこに、新たに配電系統蓄電池用電力変換装置４１が電圧制御で投入されても、すぐには新たな配電系統蓄電池用電力変換装置４１からは、電力が出力されない。そのため、仮想同期発電機制御回路４０９３は、負荷の消費電力が少ないと判断し、出力する交流系統の交流電圧の周波数を上昇させるように制御する。その結果、交流系統には不必要な擾乱が新規に投入された配電系統蓄電池用電力変換装置４１から加えられることになる。

　すでに系統に連系して負荷に電力を供給していた配電系統蓄電池用電力変換装置４１についても、実施の形態１では、目標電力生成回路４０９３１は、上記電力目標値をＰｒｅｆ＿ｂからＰｒｅｆ＿ａに変更するような指令を受け取ることとしてもよい。その際、実施の形態１では、配電系統蓄電池用電力変換装置４１の新規投入情報についても、目標電力生成回路４０９３１に入力されるものとする。配電系統蓄電池用電力変換装置４１の新規投入では、投入タイミングおよび投入直後において、配電系統蓄電池用電力変換装置４１からの制御されていない電力供給により擾乱が発生する。これによって、系統連系中の配電系統蓄電池用電力変換装置４１から出力する交流系統の交流電圧の周波数に不必要な擾乱が与えられる。さらに、系統連系中の配電系統蓄電池用電力変換装置４１が電力目標値を変更した場合、擾乱の大きさがさらに拡大する。よって、実施の形態１では、図１３に示す実線のように、目標電力生成回路４０９３１は、新規に投入する配電系統蓄電池用電力変換装置４１については、投入直後において、電力目標値をゼロとし、系統擾乱の収束確認後において、所定時間で電力目標値をゼロからＰｒｅｆに徐々に（たとえば、一定の変化率で）増加する。一方、目標電力生成回路４０９３１は、すでに系統に連系していた配電系統蓄電池用電力変換装置４１については、新規投入直後の系統擾乱が収束するまでにおいて、新規投入前の電力目標値（Ｐｒｅｆ＿ｂ）を維持し、系統擾乱の収束後において、図１３の一点鎖線で示すように所定時間でＰｒｅｆ＿ｂからＰｒｅｆ＿ａに徐々に（たとえば、一定の変化率で）電力目標値を減少させる。

　なお、実施の形態１では、電力目標値の変化を、交流系統の交流電圧の擾乱の収束を検出した後に行なうよう制御したがこれに限るものではない。例えば、新規投入指令をＤＳＯ２１から受信した後、所定の時間を経過したら、電力目標値を変化させるよう構成しても同様の効果が得られる。

　実施の形態１では、系統連系中の配電系統蓄電池用電力変換装置４１に新規投入情報を通知する場合について説明したが、これに限るものではない。例えば、目標電力生成回路４０９３１は、上記電力目標値をＰｒｅｆ＿ｂからＰｒｅｆ＿ａに変更するよう指令を受け取った際、所定時間、電力目標値を切換えずに現在の電力目標値を維持する。目標電力生成回路４０９３１は、その時間内に大きな系統擾乱が発生した場合は、新規に配電系統蓄電池用電力変換装置４１が投入されたと判断し、系統擾乱が収束するまで電力目標値の切り換えを待機する。その後、目標電力生成回路４０９３１は、上述の要領で電力目標値を制御する。これによって、ＤＳＯ２１から新規追加情報のやり取りを行なわなくても同様の効果を奏することができる。

　目標周波数生成回路４０９３４は、仮想同期発電機制御回路４０９３の目標交流電圧の周波数（周波数目標値）を生成する。目標交流電圧の周波数は、減算器４０９３２を介してガバナー制御回路４０９３３に基準となる交流電圧の周波数として入力される。

　図１４は、目標周波数生成回路４０９３４の動作を説明するための図である。一般に、交流系統の交流電圧の周波数の目標値は固定される（例えば、５０Ｈｚ、あるいは６０Ｈｚ）。よって、実施の形態１では、目標周波数生成回路４０９３４は、新規投入する配電系統蓄電池用電力変換装置４１の周波数目標値を新規投入直前に周波数検出回路４０９１１が検出した交流系統の交流電圧の周波数（Ｆｍｅｓｕｒｅ）とし、新規投入直後の擾乱が収束するまでその値を維持する（図１４中の実線を参照）。擾乱収束を検出すると、目標周波数生成回路４０９３４は、周波数目標値をＦｍｅｓｕｒｅから所定時間かけて予め定められた交流系統の交流電圧の周波数（例えば、６０Ｈｚ、あるいは５０Ｈｚ）になるように徐々に（たとえば、一定の変化率）で変化させる。

　実施の形態１では、周波数目標値については、ほぼ系統周波数（例えば、６０Ｈｚ、あるいは５０Ｈｚ）で制御されて大きく変化しない。よって、目標周波数生成回路４０９３４は、元々系統に連系していた配電系統蓄電池用電力変換装置４１の周波数目標値を第８の制御回路４０９７から出力される周波数目標値に設定する。これも、目標電力生成回路４０９３１で説明したように、新規投入直後から配電系統蓄電池用電力変換装置４１が出力する交流系統の交流電圧の周波数の制御が開始されると、元々系統にすでに系統に連系して電力を供給していた発電機器によって負荷とバランスして電力供給が行われている状態に対して不必要な擾乱を与えることになる。よって、目標周波数生成回路４０９３４は、新規投入直後において、周波数目標値を検出した交流系統の交流電圧の周波数（Ｆｍｅｓｕｒｅ）とすることによって、交流系統に不必要な擾乱を与えることなく制御できる。

　再び、図１２を参照して、減算器４０９３２は、周波数検出回路４０９１１から出力される周波数の実測結果から目標周波数生成回路４０９３４の出力を減算する。減算器４０９３２の出力は、ガバナー制御回路４０９３３に入力される。

　ガバナー制御回路４０９３３は、目標周波数生成回路４０９３４が出力する少なくとも基準となる交流電圧の周波数（周波数目標値）と交流周波数検出回路４０９１が出力する交流電圧の周波数（実測周波数）との差に基づいて、目標電力生成回路４０９３１が出力するインバータから出力する交流電力の目標値に加えるオフセットを出力する。

　ガバナー制御回路４０９３３の詳細な動作は後述する。
　加算器４０９３５は、ガバナー制御回路４０９３３から出力されるオフセット値と、目標電力生成回路４０９３１から出力される電力目標値とを加算することによって、質点系演算回路４０９３７の制御電力目標値を生成する。

　減算器４０９３６は、実効電力算出回路４０９２から出力される実効電力から加算器４０９３５から出力される制御電力目標値を減算する。減算器４０９３６の出力は、質点系演算回路４０９３７に入力される。

　質点系演算回路４０９３７は、加算器４０９３５から出力されるオフセットと交流電力値の目標値との和と、実効電力算出回路４０９２の出力との差（減算器４０９３６の出力）を入力とし、差（減算器４０９３６の出力）がゼロになるような配電系統蓄電池用電力変換装置４１のインバータから出力する交流系統の交流電圧の周波数および位相を算出する。

　質点系演算回路４０９３７は、同期発電機が有する慣性力を模擬する慣性力模擬部および制動力を模擬する制動力模擬部を有する。

　質点系演算回路４０９３７は、新規に交流系統にインバータを投入する際、少なくとも慣性力模擬部に与える慣性定数の値を、投入の直後の所定時間、あるいはインバータから出力される実効電力が所定の範囲内に入るまでは、通常動作時の慣性定数の値に比べて大きな値に設定する。

　質点系演算回路４０９３７は、交流系統に他の電力変換装置が新規投入される場合、少なくとも慣性力模擬部に与える慣性定数の値を、通信インターフェース回路４１２が他の電力変換装置の新規投入に関する情報を受信後の所定時間、あるいはインバータから出力される実効電力が所定の範囲内に入るまでは、通常動作時の慣性定数の値に比べて大きな値に設定する。質点系演算回路４０９３７の詳細は後述する。

　目標電力生成回路４０９３１の電力目標値（Ｐｒｅｆ）、および擾乱の収束判定結果、ガバナー制御回路４０９３３の制御パラメータ（比例ゲイン、および時定数など）、目標周波数生成回路４０９３４の周波数目標値関連情報（Ｆｍｅｓｕｒｅ、および交流系統周波数）、および質点系演算回路４０９３７の制御パラメータ（慣性定数、制動係数など）は、第８の制御回路４０９７から通知される。

　図１５は、図１２に示された、ガバナー制御回路４０９３３の構成を説明するブロック図である。

　図１５を参照して、ガバナー制御回路４０９３３は、乗算器４０９３３１、一次遅れ系モデル（図中では１／（１＋ｓ×Ｔｇ）と表記）４０９３３２、およびリミッタ回路４０９３３３を備える。

　乗算器４０９３３１は、減算器４０９３２の出力と第８の制御回路４０９７から出力される比例ゲイン（図中、－１／Ｋｇｄと表記）とを乗算する。乗算器４０９３３１の出力は一次遅れ系モデル４０９３３２に出力される。実施の形態１では、「一般社団法人電気学会」が提示している一次遅れ形の標準モデルを使用して、ガバナー制御する場合について説明する。よって、一次遅れ系モデル４０９３３２は、図１５に記載されているように一次遅れ系のモデル（１／（１＋ｓ×Ｔｇ））を実装する。一次遅れ系モデル４０９３３２の出力は、リミッタ回路４０９３３３によって、リミッタ処理が施されて出力される。リミッタ回路４０９３３３の出力は、オフセット値として加算器４０９３５へ送られる。

　図１６は、図１２に示された、質点系演算回路４０９３７の構成を説明するブロック図である。

　図１６を参照して、質点系演算回路４０９３７は、減算器４０９３７１、積分器（図中では１／（Ｍ×ｓ）と表記）４０９３７２、乗算器４０９３７３、除算器４０９３７４、加算器４０９３７５、および位相計算回路４０９３７６を備える。

　減算器４０９３７１は、減算器４０９３６の出力（実測実効電力と電力目標値との減算結果）から乗算器４０９３７３の出力を減算する。減算結果は、積分器４０９３７２に入力される。

　積分器４０９３７２は、減算器４０９３７１の出力を積分することによって、図９で示した発電機回転子９９８の目標角速度（２×π×６０Ｈｚ：実施の形態１では周波数目標値は６０ＨＺとする）と発電機回転子９９８の角速度との差分値（Δω）を生成する。積分器４０９３７２の出力は、乗算器４０９３７３に入力される。

　乗算器４０９３７３は、積分器４０９３７２の出力と第８の制御回路４０９７から出力される制動係数Ｄｇとを乗算する。減算器４０９３６の出力から乗算器４０９３７３の出力を減算することによって、質点系演算回路４０９３７は、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の制御において同期発電機が有する制動力を模擬する。

　積分器４０９３７２の出力（Δω）は、除算器４０９３７４によって、２×πで除算されて周波数差分情報（Δｆ）に変換される。

　加算器４０９３７５は、周波数差分情報（Δｆ）と周波数目標値（６０Ｈｚ）とを加算して得られる発電機回転子９９８の周波数（回転周波数）を電圧制御位相目標値としてインバータ電圧制御回路４０９５へ出力する。加算器４０９３７５の出力は位相計算回路４０９３７６に入力される。

　位相計算回路４０９３７６は、加算器４０９３７５の出力と、第８の制御回路４０９７からの情報とに基づいて、発電機回転子９９８の位相を算出し、電圧制御位相目標値として、交流周波数検出回路４０９１内の第２の正弦波生成回路４０９１２を経由して、インバータ電圧制御回路４０９５へ出力する。

　次に、図１７～図２１を用いて、実施の形態１の動作概要について説明する。図１７は、配電系統蓄電池用電力変換装置４１を新規投入する際の効果を説明するための配電系統の構成を簡略化して示す図である。図１７において、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａは、交流系統と連系し、負荷３１にインピーダンス２９ａを介して電力を供給する。配電系統２４のインピーダンス２９は、実際は、抵抗成分、および容量成分であるが、実施の形態１では、説明を簡単にするためリアクトル成分のみとする。また、新規投入する配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂは、インピーダンス２９ｂを介して負荷３１に接続される。

　この構成において、ＤＳＯ２１から配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂに対してＰｒｅｆを電力目標値として連系するよう指示が出された場合の動作を説明する。その際、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａに対しても配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂが新規投入されること、および電力目標値をＰｒｅｆ＿ｂからＰｒｅｆ＿ａに切換えるよう指示が通知される。第４の制御回路４０９は、新規投入指示を通信インターフェース回路４１２を介して受信すると、第３の制御回路４０４に対して第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３の起動指示を出力すると共に、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８を起動する。具体的には、第４の制御回路４０９は、図示していないリレーなどを投入し、直流母線４０５を所定の電圧まで昇圧後、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の出力を交流系統に接続する。

　第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３、および第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の起動が完了すると、第４の制御回路４０９内の第８の制御回路４０９７は、新規投入に向けた制御を開始する。同様に、第３の制御回路４０４も新規投入に向けた制御を開始する。

　第４の制御回路４０９内で新規投入に向けた制御が開始されると、初めに交流周波数検出回路４０９１が、電圧計４１０の出力に基づいて、交流系統の交流電圧の周波数と位相を検出する。この際、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂからは電力（電流）が出力されていないため、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂの系統連系点（配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂとインピーダンス２９ｂの間の点）の交流電圧波形は負荷３１に入力される交流系統の電圧波形と等しくなる。よって、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂの系統連系点の交流系統の交流電圧の周波数、および位相で配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂを新規投入できれば、交流系統に擾乱を与えることなく新規に配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂを投入できる。しかし、上述したように電圧計４１０の計測結果は誤差を含む。具体的には、電圧計４１０の計測結果は、電圧計４１０のオフセット誤差およびリニアリティに起因する誤差などを含む。

　このように、誤差を含む電圧計４１０の出力に基づいて例えばゼロクロス点を検出した場合、オフセット誤差が例えば実効電圧が２００Ｖに対して－５Ｖの場合、および交流周波数検出回路４０９１が検出したゼロクロス点情報に基づいて交流系統の交流電圧を生成した場合、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂが出力する交流系統の交流電圧は負荷３１に供給される交流系統の交流電圧に対して遅相となる。

　以下、図１８および図１９を用いて、配電系統蓄電池用電力変換装置４１の交流系統の交流電圧を遅相で出力した場合の動作の概要を説明する。図１８は、新規に投入した配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂの交流系統の電圧位相が遅相の場合の交流電圧と出力する交流電流の関係を示す図である。図１９は、新規に投入した配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂの交流電圧位相が遅相の場合の２つの配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａ、および配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂの充放電電力（実効値）を示す図である。なお、図１８と図１９の時間軸スケールは異なる。図１８の横軸はｍｓオーダに対して、図１９の横軸は秒（ｓ）オーダである。

　図１８（ａ）は、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂを遅相位相で投入した際の負荷３１の接続点の配電系統２４の交流電圧波形と配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂが出力する交流系統の交流電圧波形を示す図である。図１８（ｂ）は、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂの出力電流波形を示す図である。

　図１８（ａ）に示すように配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂが出力する交流系統の交流電圧の位相が遅相であるため、インピーダンス２９ｂを流れる電流（配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂが出力する電流）は図１８（ｂ）に示すようになる。よって、遅相位相で配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂを新規投入すると、図１８（ｂ）に示すように配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂに電力を充電する方向（回生方向）で電力が流れる。

　よって、新規投入時、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂには電力が充電されるため、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａは、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂの充電電力を賄うため放電電力を増加させる。図１９には、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａ、および配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂから出力される実効電力の時間的推移が示されている。図１９に示すように、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａは、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂの充電電力を自身の放電電力で賄っている様子がわかる。

　一般に、蓄電池を含む電力変換装置の効率は定格電力に近いほど効率が良い。よって、ＤＳＯ２１は、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａによる負荷３１への供給電力が不足すると予測した場合に、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂを起動する。実施の形態１では、充放電電力が、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａの定格容量の９０％を超えた場合、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂを新規追加するよう制御するものとする。この場合、新規投入した配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂが充電で起動すると、図１９に示すように配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａの定格容量を越えてしまう場合がある。この場合、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａは過負荷で停止し、配電系統２４への電力供給が停止してしまう場合が発生する。

　配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂが充電する電力は、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂと負荷３１の系統連系点での交流系統の交流電圧波形の電圧位相の差（遅相位相の大きさ）によって決まる。具体的には、位相差が大きいほど充電電力は大きくなる。

　同様に、図２０および図２１を用いて、配電系統蓄電池用電力変換装置４１の交流系統の交流電圧を進相で出力した場合の動作の概要を説明する。図２０は、新規に投入した配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂの交流系統の電圧位相が進相の場合の交流電圧と出力する交流電流の関係を示す図である。図２１は、新規に投入した配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂの交流電圧位相が進相の場合の２つの配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａ、および配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂの充放電電力（実効値）を示す図である。図２０と図２１の時間軸スケールは異なる。図２０の横軸はｍｓオーダに対して、図２１の横軸は秒（ｓ）オーダである。

　図２０（ａ）は、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂを進相位相で投入した際の負荷３１の接続点の配電系統２４の交流電圧波形と配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂが出力する交流系統の交流電圧波形を示す図である。図２０（ｂ）は、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂの出力電流波形を示す図である。図２０（ａ）に示すように配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂが出力する交流系統の交流電圧の位相が進相であるため、インピーダンス２９ｂを流れる電流（配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂが出力する電流）は図２０（ｂ）に示すようになる。よって、進相位相で配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂを新規投入すると図２０（ｂ）に示すように配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂに電力を放電する方向（力行方向）で電力が流れる。

　したがって、実施の形態１では、第４の制御回路４０９（インバータ制御回路）は、交流系統に第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８（インバータ）を投入する際、交流電圧目標値の周波数を交流周波数検出回路４０９１によって検出された交流電圧の周波数とすると共に、交流電力の目標値が力行方向の場合は、交流電圧目標値の位相を交流系統の交流電圧に対して少なくとも進相になるように制御する。

　よって、新規投入時、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂには電力が放電されるため、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａは配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂの放電電力分、放電電力を減少させる。図２１には、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａ、および配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂから出力される実効電力の時間的推移が示される。図２１に示すように、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａと配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂの放電電力とが合わさって負荷３１に供給されている様子がわかる。

　図２１に示すように配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａと配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂとが、分担して負荷３１に電力を供給するため、遅相位相で新規投入した場合に発生していた過負荷での停止などの問題は発生しない。

　なお、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂが放電する電力は、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂの電圧の位相と負荷３１の系統連系点における交流系統の交流電圧の位相との間の位相差（進相位相の大きさ）によって決まる。具体的には、位相差が大きいほど放電電力は大きくなる。

　以上、説明したように電力変換装置を電圧源として系統に新規投入する際、電力変換装置が創エネルギー機器として投入する場合は、電力変換装置から出力する交流系統の交流電圧は新規投入直前の系統連系点の交流電圧位相に対して進相位相になるよう投入する。これにより、電圧計などのセンサ誤差の影響でゼロクロス点などの検出結果に誤差が発生した場合でも、新規投入する電力変換装置は力行方向（放電方向）に電力を出力するので、投入前に電圧源として動作していた電力変換装置が過負荷で停止することを防止できる。また、系統連系している電力変換装置が充電方向（余剰電力を充電）で動作している場合は、新規に電力変換装置を遅相位相で投入する。これによって、新規投入した電力変換装置は回生方向（充電方向）で動作するので、投入前に電圧源として動作していた電力変換装置が過負荷で停止することを防止できる。なお、遅相位相での新規投入については後述する。

　実施の形態１では配電系統を例に説明したがこれに限るものではなく、送電系統に適用しても同様の効果を奏することができる。さらに、自営線に接続した場合でも、同様の効果を奏することはいうまでもない。また、マイクログリッド等の自立系統であっても同様の効果を奏する。

　次に、実施の形態１の電力変換装置の具体的な動作について、図１～図２６を参照して説明する。再び図１を参照して、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について説明する。実施の形態１では、配電系統２４は、配電系統電圧を所定の電圧内に制御するため、変電所２０とメガソーラー用電力変換装置２７（あるいは配電系統蓄電池用電力変換装置４１、タウンＤ１００ｄ）の間に３つのＳＶＲ２３が直列に接続されている。メガソーラー用電力変換装置２７の近くには配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａが設置されている。実施の形態１では、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａは電圧源として動作する。仮想同期発電機制御回路４０９３を動作させることによって、メガソーラー２６の発電電力のしわ取りが実施される。

　負荷としてタウン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がある。負荷には、変電所２０から供給される電力、メガソーラー２６の発電電力、および配電系統蓄電池４０ａから供給される電力が供給される。変電所２０の近くに配電系統蓄電池４０ｃ、および配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｃが配置されている。タウンＢ１００ｂの近くには、配電系統蓄電池４０ｂ、および配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂが配置されている。更に、工場１０１には同期発電機３０ａが配置されている。ビル１０２には同期発電機３０ｂが非常用に配置されている。

　ここで、変電所２０から供給される電力、メガソーラー２６の発電電力（メガソーラー用電力変換装置２７は電流源で動作）、および配電系統蓄電池４０ａから出力される放電電力で配電系統２４を支えていた系に、新たに配電系統蓄電池４０ｂを新規追加する場合の動作について説明する。

　図２２は、配電系統に新規に配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂを新規投入する際の、ＤＳＯ２１の動作を表わすフローチャートである。

　図２２を参照して、ステップＳ１０１において、ＤＳＯ２１は、現在の時刻が各種計測結果の収集時刻かを確認する。ＤＳＯ２１は、現在の時刻が各種計測データの収集時刻かを確認し、収集時刻ではなかった場合は、現在の時刻が収集時刻となるまで待機する。

　現在の時刻が各種計測データの収集時刻の場合に、処理がステップＳ１０２に進む。
　ステップＳ１０２において、ＤＳＯ２１は、実施の形態１では、１分周期で変電所２０の計装情報、電圧計２２の計測情報、ＳＶＲ２３の情報、メガソーラー用電力変換装置２７の計測情報（発電電力等）、配電系統蓄電池用電力変換装置４１の計測情報（充放電電力、ＳＯＣ（State　Of　Charge）、ステータス情報等）を収集する。

　ステップＳ１０３において、ＤＳＯ２１は、各配電系統蓄電池４０の運転計画を見直す。

　ステップＳ１０４において、ＤＳＯ２１は、新規に配電系統蓄電池４０の追加投入が必要か否かを判断する。具体的には、ＤＳＯ２１は、収集したデータから現在の配電系統蓄電池４０ａでは電力が賄えない場合に追加が必要と判断する。現在の配電系統蓄電池４０ａでは電力が賄えない場合とは、現在の配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａが定格容量の９０％以上で動作している場合、あるいはＳＯＣが１０％未満の場合などである。

　追加が必要と判断された場合に、処理がステップＳ１０５に進み、追加が必要と判断されなかった場合に、処理がステップＳ１０６に進む。

　ステップＳ１０５において、ＤＳＯ２１は、新規に追加する配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂに、新規参入要求（指示）と電力目標値Ｐｒｅｆとを通知する。その後、処理がステップＳ１０８に進む。

　ステップＳ１０６において、ＤＳＯ２１は、配電系統蓄電池４０を解列するか否かを判断する。具体的には、ＤＳＯ２１は、配電系統２４に供給する電力が充分賄われており、配電系統蓄電池４０ａを解列しても配電系統２４に影響を与えない場合、あるいは配電系統蓄電池４０のＳＯＣが所定値以下の場合（過放電の恐れがある場合）等に、配電系統蓄電池用電力変換装置４１を解列すると判断する。配電系統蓄電池４０を解列すると判断された場合に、処理がステップＳ１０７に進む。配電系統蓄電池４０を解列すると判断されなかった場合に、処理がステップ１０１に戻る。

　Ｓ１０７において、ＤＳＯ２１は、解列する配電系統蓄電池用電力変換装置４１に解列指示を通知する。その後、処理がステップＳ１０８に進む。

　ステップＳ１０８において、ＤＳＯ２１は、追加、あるいは解列しない配電系統蓄電池用電力変換装置４１に対して、別の配電系統蓄電池用電力変換装置４１が新規投入、あるいは解列する旨を通知すると共に、新規追加の電力目標値Ｐｒｅｆａ、あるいは解列後の電力目標値を系統に連系する全ての配電系統蓄電池用電力変換装置４１に通知する。ステップＳ１０８の後、処理がステップＳ１０１に戻る。

　図２３は、系統に連系中の配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａの動作手順を表わすフローチャートである。

　ステップＳ１２１において、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａは、各種計測データを収集する。具体的には、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａは、電圧計４０１、４０６、および４１０の計測電圧を収集する。電圧計４１０の計測結果は交流電圧であるため第４の制御回路４０９が実効電圧を算出して、それを計測電圧とする。配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａは、電流計４０２、４０７、および４１１での計測電流を収集する。電流計４１１の計測結果は交流電流であるため第４の制御回路４０９が実効電流を算出して計測電流とする。配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａは、配電系統蓄電池４０ａのステータス情報（ＳＯＣなど）を収集する。

　ステップＳ１２２において、通信インターフェース回路４１２がＤＳＯ２１からのデータを受信した場合には、処理がステップＳ１２３に進む。通信インターフェース回路４１２がＤＳＯ２１からのデータを受信しない場合には、ステップＳ１２１の処理が継続する。

　ステップＳ１２３において、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａ内の第４の制御回路４０９は、受信したデータがデータ送信要求か否かを判断する。受信したデータがデータ送信要求であると判断された場合に、処理がステップＳ１２４に進む。受信したデータがデータ送信要求でないと判断された場合に、処理がステップＳ１２５に進む。

　ステップＳ１２４において、第４の制御回路４０９は、上記計測結果を通信インターフェース回路４１２を介してＤＳＯ２１に送信する。その後、処理がステップＳ１２１に戻る。

　ステップＳ１２５において、第４の制御回路４０９は、ＤＳＯ２１からの解列要求、あるいは解列する配電系統蓄電池４０があることの通知を受信したか否かを判断する。解列要求あるいは解列する配電系統蓄電池４０があることの通知が受信された場合、処理がステップＳ１２６に進む。解列要求あるいは解列する配電系統蓄電池４０があることの通知が受信されなかった場合、処理がステップＳ１２７に進む。

　ステップＳ１２６において、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａは、解列処理を開始する。その後、処理がステップＳ１２１に戻る。

　ステップＳ１２７～Ｓ１３０の処理は後述する。
　図２４は、配電系統蓄電池用電力変換装置４１の解列時の制御処理を表わすフローチャートである。

　ステップＳ１４１において、第４の制御回路４０９は、解列要求、あるいは解列する配電系統蓄電池４０があることを受信すると、第４の制御回路４０９は、仮想同期発電機制御回路４０９３内のガバナー制御回路４０９３３、および質点系演算回路４０９３７内の制御パラメータを変更する。解列しない配電系統蓄電池用電力変換装置４１の第４の制御回路４０９も同様の処理を行なう。具体的には、第４の制御回路４０９は、解列による系統擾乱を抑えるために、ガバナー制御回路４０９３３、および質点系演算回路４０９３７内の制御パラメータの時定数の値、あるいは慣性定数の値を通常動作時の値よりも大きくする。実施の形態１では、第４の制御回路４０９は、解列する配電系統蓄電池用電力変換装置４１の制御パラメータと、解列せずに運転継続する配電系統蓄電池用電力変換装置４１の制御パラメータとを異なる値を設定する。より具体的には、第４の制御回路４０９は、少なくとも、ガバナー制御回路４０９３３中の時定数Ｔｇについて、解列する配電系統蓄電池用電力変換装置４１の方が解列せずに運転継続する配電系統蓄電池用電力変換装置４１よりも大きくなるように設定する。

　このように設定したのは、以下に理由による。配電系統蓄電池用電力変換装置４１を解列させる場合、配電系統２４は、解列しない配電系統蓄電池用電力変換装置４１を含む分散電源で支えることになる。よって、解列指示を受けた配電系統蓄電池用電力変換装置４１が放電、あるいは充電していた電力は、解列しない配電系統蓄電池用電力変換装置４１、あるいは分散電源が担当する。実施の形態１では、配電系統２４に接続された各分散電源（配電系統蓄電池用電力変換装置４１を含む）に対して、ＤＳＯ２１は配電系統蓄電池用電力変換装置４１の解列情報と共に、解列後の電力目標値を通知する。実施の形態１では、解列指示を受け取った配電系統蓄電池用電力変換装置４１では、目標電力生成回路４０９３１がインバータが出力する交流電力の目標値（電力目標値）を、解列指示受信前の目標値から予め定められた時間、あるいは予め定められた傾きで“ゼロ”に絞る。

　一方、解列指示を受けなかった配電系統蓄電池用電力変換装置４１では、目標電力生成回路４０９３１が電力目標値を、解列指示受信前の目標値から予め定められた時間、あるいは予め定められた傾きで解列情報を受信した際に通知された電力目標値となるようにする。

　上述のように制御することで、配電系統蓄電池用電力変換装置４１を解列させる場合、解列により発生する配電系統２４に動揺を最小限に抑えることができる。

　しかし、上述のように制御を行った場合も、電力目標値の変更タイミングなどの影響によって、配電系統蓄電池用電力変換装置４１の解列時に、負荷およびメガソーラー２６の発電電力の変動が無い場合でも、系統交流電圧の周波数、および位相が変化する。これに追随して、各配電系統蓄電池用電力変換装置４１が系統交流電圧の周波数、および位相を変えると、配電系統２４に不必要な擾乱を加えることになる。そのため、実施の形態１では、第８の制御回路４０９７は、少なくともガバナー制御回路４０９３３内の制御パラメータ（比例ゲイン、および時定数）の値、および質点系演算回路４０９３７内の制御パラメータ（慣性定数、および制動係数）の値を通常制御時の値よりも大きく設定する。これにより、電力目標値の変更にともなう配電系統２４への擾乱（交流系統の交流電圧の周波数、および位相の変動）を抑えることができる。

　更に、負荷およびメガソーラー２６の発電電力の変動が発生した場合も、第８の制御回路４０９７は、ガバナー制御回路４０９３３中の時定数Ｔｇ、および質点系演算回路４０９３７中の慣性定数Ｍの値については、解列する配電系統蓄電池用電力変換装置４１の方が解列しない配電系統蓄電池用電力変換装置４１よりも大きくなるように設定する。これによって、ガバナー制御回路４０９３３から出力される電力目標値に加えるオフセット値を、解列する配電系統蓄電池用電力変換装置４１の方が解列しない配電系統蓄電池用電力変換装置４１よりも小さく抑えることができるため、解列動作をスムーズに行うことができる。すなわち、負荷３１およびメガソーラー２６の出力変動は、解列しない配電系統蓄電池用電力変換装置４１によってほとんどをカバーすることができるため、解列する配電系統蓄電池用電力変換装置４１の出力変動を最小限に抑えることができる。更に、質点系演算回路４０９３７内の慣性定数Ｍを大きくするので、解列する配電系統蓄電池用電力変換装置４１によって発生する交流系統の交流電圧の周波数はあまり変化しない。そのため、解列時に配電系統に不必要な擾乱を与えない。

　図２４を参照して、ステップＳ１４１の処理が終了すると、処理がステップＳ１４２に進む。

　ステップＳ１４２において、第４の制御回路４０９中の第８の制御回路４０９７は、実効電力算出回路４０９２から出力される実効電力が所定の範囲以内に入っているかを確認する。実効電力が所定の範囲内に入っていない場合には、所定の範囲内に入るまで処理が待機される。実効電力が所定の範囲内に入った場合、処理がステップＳ１４３に進む。

　ステップＳ１４３において、第８の制御回路４０９７は、通信インターフェース回路４１２に対して、解列を行なう旨をＤＳＯ２１に通知するよう指示を出力する。

　ステップＳ１４４において、第８の制御回路４０９７は、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８を配電系統２４から解列させる。具体的には、第８の制御回路４０９７は、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８へ出力を“ゼロ”とするよう指令値を出力すると共に、第３の制御回路４０４に対して第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３を停止するよう指示を出力する。

　第３の制御回路４０４は、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３に停止指示（具体的には充放電電力が“ゼロ“になるよう指令値を出力）後、その旨を、第４の制御回路４０９に通知する。第３の制御回路４０４、および第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３は、低消費電力モードに移行する。一方、第４の制御回路４０９は、第３の制御回路４０４から第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３の停止情報を受け取ると、第４の制御回路４０９の一部機能、および通信インターフェース回路４１２以外を低消費電力モードに移行させて解列処理を終了する。

　図２３を再び参照して、ステップＳ１２７において、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａは、新規追加情報を受信したか否かを判断する。新規追加情報を受信した場合には、処理がステップＳ１２８に進む。新規追加情報を受信しなかった場合には、処理がステップＳ１２１に戻る。

　ステップＳ１２８において、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａは、仮想同期発電機制御回路４０９３内のガバナー制御回路４０９３３、および質点系演算回路４０９３７内の制御パラメータを変更する。

　このように制御パラメータを変更した理由は、以下である。前述した配電系統蓄電池用電力変換装置４１の解列の際の理由と同様に、配電系統２４に対して大きな擾乱（周波数の変化）を抑えるためである。新規投入の場合、前述したように、電圧計４１０の計測誤差（直線性、オフセットなどの誤差）によって、特に交流系統の交流電圧の位相に誤差が生じる。これによって、配電系統蓄電池用電力変換装置４１を新規投入した場合、位相誤差に基づき電力目標値が“ゼロ”であっても、新規投入した配電系統蓄電池用電力変換装置４１からは位相誤差の大きさに基づいた電力が充放電される。この充放電電力は、位相差によっては非常に大きくなり、位相差が収束するまで流れ続ける。その結果、配電系統２４の交流系統の交流電圧の周波数に大きな擾乱が与えられる。よって、該擾乱の大きさを抑えるために、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａは、仮想同期発電機制御回路４０９３内のガバナー制御回路４０９３３、および質点系演算回路４０９３７内の制御パラメータの値を通常動作時の値よりも大きく設定する。これにより、質点系演算回路４０９３７が模擬する同期発電機の慣性力が大きくなるので、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８から出力する交流系統の交流電圧の周波数、および位相の擾乱を抑えることができる。

　ステップＳ１２８において、仮想同期発電機制御回路４０９３内のガバナー制御回路４０９３３、および質点系演算回路４０９３７内の制御パラメータの変更が完了すると、処理がステップＳ１２９に進む。

　ステップＳ１２９において、系統連系している配電系統蓄電池用電力変換装置４１は、配電系統蓄電池用電力変換装置４１の新規投入により発生した交流系統の交流電圧の周波数の動揺が収束するまで制御パラメータの変更を控える。実施の形態１では、系統連系している配電系統蓄電池用電力変換装置４１は、所定時間、制御パラメータの変更を控えることによって、この動揺が収束したと判断する。動揺の収束判断はこれに限るものではなく、系統連系している配電系統蓄電池用電力変換装置４１は、電圧計４１０が計測した交流系統の交流電圧の周波数振れ幅が所定の範囲に入った場合に、収束したと判断してもよい。所定時間の経過を確認すると、処理がステップＳ１３０に進む。

　ステップＳ１３０において、配電系統蓄電池用電力変換装置４１は、仮想同期発電機制御回路４０９３内のガバナー制御回路４０９３３、および質点系演算回路４０９３７内の制御パラメータを通常動作時の値に戻す。その後、処理がステップＳ１２１に戻る。

　次に、新規投入を行なう配電系統蓄電池用電力変換装置４１の動作について説明する。図２５は、配電系統蓄電池用電力変換装置４１を新規に追加する際の制御手順を表わすフローチャートである。

　ステップＳ１６１において、低消費電力モードで待機中の配電系統蓄電池用電力変換装置４１は、ＤＳＯ２１からの起動要求が受信されるまで待機する。ＤＳＯ２１から起動要求が受信されると、処理がステップＳ１６２に進む。

　ステップＳ１６２において、第４の制御回路４０９内の第８の制御回路４０９７は、第３の制御回路４０４に対して第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３を起動するよう指示を出力する。第３の制御回路４０４は、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３を起動する。具体的には、第８の制御回路４０９７は、配電系統蓄電池４０と第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３とを接続する図示していないリレーをＯＮに設定し、直流母線４０５を所定の電圧になるまで充電する。その際に、第３の制御回路４０４は、配電系統蓄電池４０の各種情報を収集し、その結果を第４の制御回路４０９に通知する。具体的には、第８の制御回路４０９７は、ＳＯＣ、および劣化進度などの情報を図示していないバッテリーマネージメントユニットと通信することによって収集する。

　第４の制御回路４０９が第３の制御回路４０４からの配電系統蓄電池４０の情報を含む各種情報（第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３の起動情報等）を受信すると、第４の制御回路４０９内の第８の制御回路４０９７は、仮想同期発電機制御回路４０９３内のガバナー制御回路４０９３３、および質点系演算回路４０９３７内の各種制御パラメータの値を、新規投入時に使用する値にセットする。実施の形態１では、配電系統蓄電池用電力変換装置４１を交流電圧源として動作させるため、第３の切換え回路４０９６は、インバータ電圧制御回路４０９５の出力を選択するよう制御される。

　ここで、新規投入時の各種制御パラメータについて説明する。実施の形態１では、上述した解列時と同様に、仮想同期発電機制御回路４０９３内のガバナー制御回路４０９３３、および質点系演算回路４０９３７内の制御パラメータの値は通常動作時の値よりも大きく設定される。実施の形態１では、各種制御パラメータは、解列時の値よりさらに大きな値が設定される。具体的には、少なくともガバナー制御回路４０９３３内の時定数（Ｔｇ）、および質点系演算回路４０９３７内の慣性定数（Ｍ）が大きく設定される。これによって、ガバナー制御の応答時間を遅くすると共に、動揺方程式による発電機回転子が有する慣性力を見かけ上大きくすることで配電系統２４の交流系統の交流電圧の周波数の変化を抑える。

　これにより、配電系統蓄電池用電力変換装置４１を新規に投入する際、新規投入された配電系統蓄電池用電力変換装置４１によって制御されていない電力が出力されても、交流系統の交流電圧の周波数は大きく乱れることなく運転を継続できる。新規投入された配電系統蓄電池用電力変換装置４１によって制御されていない電力とは、交流系統の交流電圧の位相と配電系統蓄電池用電力変換装置４１が出力する交流電圧の位相との間の位相差に起因して発生する充放電電力であり、詳細は上述した。

　本制御方式が成立する理由を以下に示す。配電系統蓄電池用電力変換装置４１は、上述したように電圧制御によって配電系統２４に接続（連系）される。よって、配電系統２４内の電力の過不足は配電系統蓄電池用電力変換装置４１の電力容量以下であれば特に問題なく需給バランスを確保することができる。本来であれば、需給電力に過不足が生じた場合は、交流系統の交流電圧の周波数を制御することにより、配電系統２４に連系している電流源として制御を行っている電力変換装置（例えば、メガソーラー用電力変換装置２７）からのサポートを受けることができる。しかし、配電系統蓄電池用電力変換装置４１の新規投入、あるいは配電系統蓄電池用電力変換装置４１の解列などにおいては、事象が発生してから収束するまでの時間は限られている。よって、その時間については、配電系統蓄電池用電力変換装置４１からの供給電力（放電電力、あるいは充電電力）で過不足分を賄っても全体のシステム制御に与える影響は、非常に小さい。ここで、影響とは、具体的には、配電系統蓄電池４０の充電電力量（ＳＯＣ）の与える影響などである。よって、実施の形態１では、配電系統蓄電池４０のＳＯＣの確保よりも交流系統の交流電圧の周波数の乱れ（周波数の擾乱）を少なくすることを優先して制御する。よって、慣性定数Ｍを大きくすることによって、質点系演算回路４０９３７が模擬する同期発電機の慣性力が大きくなるので、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８から出力する交流系統の交流電圧の周波数、および位相の擾乱を抑えることができる。同様に、ガバナー制御回路４０９３３内の時定数（Ｔｇ）を大きくすることによって、配電系統蓄電池用電力変換装置４１を新規投入後、通常制御を開始する時点でのガバナー制御を行う際の図示していない積分器に記憶される周波数偏差の累積値を大きくすること無く通常制御に復帰できる。その結果、新規投入から通常の連系制御における交流系統の交流電圧の周波数が安定化するまでの時間を短く抑えることができる。ガバナー制御回路４０９３３内の時定数（Ｔｇ）、および質点系演算回路４０９３７内の慣性定数Ｍを大きくする場合について説明したがこれに限るものではない。上述したように交流系統の交流電圧の周波数およびガバナー制御で加える電力目標値のオフセット値が大きく変化しないように、ガバナー制御回路４０９３３内の比例ゲインＫｇｄ、および質点系演算回路４０９３７内の制動係数Ｄｇ等の制御パラメータを変更しても同様の効果を奏することができる。

　ステップＳ１６２の処理を完了すると、第４の制御回路４０９は、交流系統の交流電圧の周波数および位相を検出する。

　ステップＳ１６３において、位相検出回路４０９１０は、電圧計４１０から出力される交流系統の交流電圧の計測結果からゼロクロス点を検出する。具体的には、位相検出回路４０９１０は、電圧計４１０の出力が、負から正に変化した時刻情報とそれぞれの振幅とを用いて、ゼロクロス点の時刻を線形補間して求める。

　位相検出回路４０９１０は、正から負に変わるゼロクロス点の時刻情報を上記要領で算出し、ゼロクロス点の時刻情報の算出結果に基づいて電圧計４１０のオフセット誤差を算出し、オフセット誤差の算出結果に基づいて、ゼロクロス点時刻を再度算出するように構成してもよい。

　オフセット誤差算出方法を以下に説明する。位相検出回路４０９１０は、負から正に変わるゼロクロス点時刻情報と、正から負に変わるゼロクロス点時刻情報とから交流系統の交流電圧が正の時間の長さと負の時間の長さを求める。位相検出回路４０９１０は、正の時間の長さが負の時間の長さよりも長い場合は、電圧計４１０の出力に負のオフセット値を加える。同様に、位相検出回路４０９１０は、正の時間の長さが負の時間の長さよりも短い場合は、電圧計４１０の出力に正のオフセット値を加える。位相検出回路４０９１０は、これを繰り返し、正の時間の長さと負の長さの時間の差が所定の範囲に入るまでオフセット値に補正を加える。このように制御することによって、電圧計４１０のオフセット誤差を小さくすることができる。なお、オフセット誤差の算出方法はこれに限るものではなく、例えば、交流系統の交流電圧の正負のピーク電圧の絶対値がほぼ同じになるようオフセット値を求めても同様の効果を奏することができる。

　ステップＳ１６４において、周波数検出回路４０９１１は、ゼロクロス点情報用いて、周波数を検出する。具体的には、周波数検出回路４０９１１は、連続する２点のゼロクロス点時刻情報に基づいて、周波数を算出する。実施の形態１では、連続する２点のゼロクロス点時刻情報のみ用いて交流系統の交流電圧の周波数を求めるように構成したが、これに限るものはない。周波数検出回路４０９１１は、複数のゼロクロス点情報に基づいて、交流系統の交流電圧の周波数を求めて、複数の交流系統の交流電圧の周波数の平均値を求めても良い。

　周波数の検出が終了すると、交流周波数検出回路４０９１は、位相検出を行なう。実施の形態１では、位相検出回路４０９１０が、周波数検出を完了した際の最新の電圧計４１０の出力が負から正に変わるゼロクロス点時刻を求めて位相情報とする。

　ステップＳ１６５において、交流系統の交流電圧の周波数、および位相情報が第２の正弦波生成回路４０９１２に入力される。

　第２の正弦波生成回路４０９１２は、検出された周波数および位相情報と、仮想同期発電機制御回路４０９３内の質点系演算回路４０９３７から出力される周波数情報および位相情報とに基づいて、電圧制御の際の基準となる正弦波情報を生成する。第２の正弦波生成回路４０９１２は、生成した正弦波情報をインバータ電圧制御回路４０９５中の第３の正弦波生成回路４０９５１に出力する。

　交流周波数検出回路４０９１の検出情報（交流系統の交流電圧の周波数情報および位相情報）は、仮想同期発電機制御回路４０９３、および第８の制御回路４０９７にも入力される。仮想同期発電機制御回路４０９３に入力された検出情報は目標周波数生成回路４０９３４に入力される。さらに、交流周波数検出回路４０９１の検出情報、は第８の制御回路４０９７を経由して質点系演算回路４０９３７に入力される。具体的には、質点系演算回路４０９３７内の積分器４０９３７２、および位相計算回路４０９３７６内の図示していないレジスタの初期値がセットされる。

　ステップＳ１６５における交流系統の交流電圧の周波数、および位相情報のセットが完了すると、処理がステップＳ１６６に進む。

　ステップＳ１６６において、第８の制御回路４０９７は、仮想同期発電機制御回路４０９３内の目標電力生成回路４０９３１、および目標周波数生成回路４０９３４に周波数目標値の初期値および電力目標値の初期値をセットする。

　ステップＳ１６７において、目標電力生成回路４０９３１は、電力目標値の時間遷移をセットする。目標周波数生成回路４０９３４は、周波数目標値の時間遷移をセットする。

　具体的には、上述したように、目標電力生成回路４０９３１は、図１３の実線で示すように新規投入時の電力目標値を“ゼロ”とし、新規投入により発生した配電系統２４の擾乱収束後に所定の時間をかけて電力目標値がＰｒｅｆになるように制御する。よって、目標電力生成回路４０９３１は、Ｐｒｅｆが入力されると、図１３に示す直線の傾きを算出する。そして、目標電力生成回路４０９３１は、第８の制御回路４０９７によって新規投入後、配電系統２４の擾乱の収束が確認されると、上記直線の傾きの計算結果に基づいて電力目標値を生成して出力する。これは、上述したように、充放電を行なっていない新規投入された配電系統蓄電池用電力変換装置４１を投入直後から電力目標値Ｐｒｅｆを出力するよう制御した場合、元々系統にすでに系統に連系して電力を供給していた配電系統蓄電池用電力変換装置４１および同期発電機３０によって需要と供給がバランスしていた状態で、各配電系統蓄電池用電力変換装置４１から電力供給が行なわれるためである。すでに系統連系していた配電系統蓄電池用電力変換装置４１（電力目標値は新規投入前の目標値で動作していた場合）、および同期発電機３０は、負荷が軽くなったと判断し、出力する交流系統の交流電圧の周波数を上昇させるように制御する。同様に、新たに配電系統２４に投入された配電系統蓄電池用電力変換装置４１は、自身の出力する交流電力（実効電力）とがＰｒｅｆよりも出力電力が少ない場合は、交流周波数を上昇させるように制御する。この周波数上昇の割合は、配電系統２４のインピーダンスにより決まるため、各々の配電系統蓄電池用電力変換装置４１、および同期発電機３０の周波数の上昇割合は異なる。これにより、配電系統２４には不必要な擾乱加えられることになる。よって、新規投入する配電系統蓄電池用電力変換装置４１内の目標電力生成回路４０９３１は上述のように制御する。

　一方、すでに系統連系している配電系統蓄電池用電力変換装置４１については、上述したように、目標電力生成回路４０９３１は、図１３の一点鎖線で示すように、配電系統２４の擾乱収束後、所定の時間をかけて新規投入前の電力目標値Ｐｒｅｆ＿ｂから新規投入後の電力目標値Ｐｒｅｆ＿ａになるよう電力目標値を生成する。実施の形態１では、新規投入側の目標電力生成回路４０９３１における所定の時間と系統連系中の目標電力生成回路４０９３１における所定の時間とは同じとする。これにより、配電系統蓄電池用電力変換装置４１を新規投入する際に配電系統２４に発生する不必要な擾乱（周波数の擾乱）を抑制している。

　実施の形態１では、目標電力生成回路４０９３１は、図１３に示す実線のように、新規に投入する配電系統蓄電池用電力変換装置４１については、投入直後において、電力目標値をゼロとして制御し、系統擾乱の収束確認後において、予め定められた時間で電力目標値をゼロからＰｒｅｆに徐々に増加させる。一方、目標電力生成回路４０９３１は、すでに系統に連系していた配電系統蓄電池用電力変換装置４１については、新規投入直後の系統擾乱が収束するまでは新規投入前の電力目標値（Ｐｒｅｆ＿ｂ）を維持し、系統擾乱の収束確認後において、図１３の一点鎖線で示すように予め定められた時間で電力目標値をＰｒｅｆ＿ｂからＰｒｅｆ＿ａに徐々に減少させる。

　同様に、目標周波数生成回路４０９３４の動作を説明する。目標周波数生成回路４０９３４は、周波数検出回路４０９１１によって検出された周波数（Ｆｍｅｓｕｒｅ）、およびＦｒｅｆが入力されると、配電系統２４の擾乱が収束するまでＦｍｅｓｕｒｅを周波数目標値として出力する。そして、目標周波数生成回路４０９３４は、第８の制御回路４０９７によって系統擾乱の収束が検出されると、ＦｍｅｓｕｒｅからＦｒｅｆへと所定の時間をかけて変化する周波数目標値を出力する（図１４参照）。なお、仮想同期発電機制御では、目標交流電圧の周波数については、ほぼ系統周波数（例えば、６０Ｈｚ、あるいは５０Ｈｚ）で制御され大きく変化しない。よって、目標周波数生成回路４０９３４は、元々系統に連系していた配電系統蓄電池用電力変換装置４１へは第８の制御回路４０９７から出力される周波数目標値を出力する。このようにするのは、目標電力生成回路４０９３１について説明したように、新規投入直後から配電系統蓄電池用電力変換装置４１が出力する交流系統の交流電圧の周波数の制御を開始すると、元々すでに系統に連系して電力を供給していた発電機器によって負荷とバランスして電力供給が行われている状態に対して不必要な擾乱を与えることになる。よって、配電系統蓄電池用電力変換装置の新規投入直後においては、検出した交流系統の交流電圧の周波数（Ｆｍｅｓｕｒｅ）で制御されることによって、交流系統に不必要な擾乱を与えることなく制御できる。

　再び図２５を参照して、ステップＳ１６７が終了すると、処理がステップＳ１６８に進む。ステップＳ１６８において、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の制御にあたっての初期化処理が実施される。以下、図２６を用いて第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の動作を説明する。図２６は、新規に配電系統蓄電池用電力変換装置４１が投入される際の第４の制御回路４０９の制御手順を表わすフローチャートである。

　ステップＳ１８１において、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の制御が開始されると第４の制御回路４０９内の実効電力算出回路４０９２は、実効電力を算出する。すなわち、実効電力算出回路４０９２は、交流周波数検出回路４０９１で検出されたゼロクロス点情報、および周波数検出情報に基づいて、交流系統の交流電圧１周期分の電力量を積算することによって実効電力を求める。具体的には、実効電力算出回路４０９２は、交流系統の交流電圧が負から正に切り替わるゼロクロス点検出情報に基づいて交流系統の交流電圧１周期分の電力量を算出する。より詳細には、実効電力算出回路４０９２は、電圧計４１０の出力と電流計４１１の出力とを乗算し、乗算結果をサンプリング周期で除算することによって単位実効電力量を算出する。さらに、実効電力算出回路４０９２は、交流系統の交流電圧の１周期分について単位実効電力量を積算する。実効電力算出回路４０９２は、積算結果と交流周波数検出回路４０９１から出力される周波数情報とを乗算することによって実効電力を算出する。

　ステップＳ１８２において、第８の制御回路４０９７は、現在の時刻が制御周期内か否かを確認する。実施の形態１では、交流系統の交流電圧の１周期を制御周期とする。なお、制御周期については、交流系統の交流電圧の周期の整数倍、あるいは１秒周期等予め定められた周期でもよい。現在の時刻が制御周期内の場合には、処理がステップＳ１８３に進む。

　ステップＳ１８３において、第８の制御回路４０９７は、仮想同期発電機制御回路４０９３内の目標電力生成回路４０９３１に対して電力目標値の初期値を生成するよう指示を出力する。目標電力生成回路４０９３１は、指示を受信すると述した要領で図１３に示したように電力目標値の初期値を生成する。

　ステップＳ１８４において、第８の制御回路４０９７は、仮想同期発電機制御回路４０９３内の目標周波数生成回路４０９３４に対して周波数目標値の初期値を生成するよう指示を出力する。目標周波数生成回路４０９３４は、指示を受信すると上述した要領で図１４に示したように周波数目標値の初期値を生成する。

　ステップＳ１８５において、第８の制御回路４０９７は、仮想同期発電機制御回路４０９３に対して第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８を制御する際の交流電圧目標値を生成する際の周波数情報および位相情報を生成するよう指示を出力する。仮想同期発電機制御回路４０９３は、指示を受信すると、交流周波数検出回路４０９１内の位相検出回路４０９１０、および周波数検出回路４０９１１に対して、配電系統２４の交流系統の交流電圧の周波数と位相を検出するよう指示を出力する。

　実施の形態１では、新規投入時は、交流周波数検出回路４０９１によって検出されるゼロクロス点情報に、電圧計４１０が有するセンサ誤差の影響による誤差が含まれる。そのため、例えば、配電系統蓄電池用電力変換装置４１が放電方向（力行方向）で使用する目的で新規投入され、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８から出力する交流系統の交流電圧の位相が配電系統２４の交流電圧位相に対して遅相であった場合、図１９で説明したように、新規投入した配電系統蓄電池用電力変換装置４１は、投入直後は充電方向（回生方向）で動作する。その結果、系統連系していた他の配電系統蓄電池用電力変換装置４１、および同期発電機３０は、新規投入した配電系統蓄電池用電力変換装置４１が充電する電力を放電で補う必要がある。この放電電力の追加によって、配電系統蓄電池用電力変換装置４１の出力が、配電系統蓄電池用電力変換装置４１の電力容量を越える。その結果、配電系統蓄電池用電力変換装置４１が過電力で停止してしまう場合がある。

　よって、実施の形態１では、第４の制御回路４０９は、ＤＳＯ２１が放電目的で配電系統蓄電池用電力変換装置４１を新規投入する場合に、新規投入時の配電系統蓄電池用電力変換装置４１から出力する交流系統の交流電圧の位相が配電系統２４の交流電圧位相に対して進相位相になるように、交流周波数検出回路４０９１によって検出された位相情報（実施の形態１では交流系統の交流電圧が負から正に切り替わる際のゼロクロス点時刻情報）に対して所定量のオフセットが加わるように制御する。具体的には、交流周波数検出回路４０９１が検出したゼロクロス点時刻から所定の時間を減算して出力する。なお、進相位相になるように制御する方法はこの方法に限るものではなく、例えば、系統連系時に、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８を制御する際に第２の正弦波生成回路４０９１２から出力される電圧制御の目標値となる正弦波波形のゼロクロス点時刻情報と位相検出回路４０９１０で検出したゼロクロス点時刻情報から上記新規投入時に与えるオフセット量を算出するように構成しても同様の効果が得られる。

　ＤＳＯ２１が放電目的で配電系統蓄電池用電力変換装置４１を新規投入する際、第４の制御回路４０９が、出力する交流系統の交流電圧の位相が進相になるように第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８を制御すると、図２１に示すように、新規投入した配電系統蓄電池用電力変換装置４１は、投入直後に、放電方向（力行方向）に電力を出力する。系統連系していた他の配電系統蓄電池用電力変換装置４１および同期発電機３０は、放電電力を抑える方向に動作するため、配電系統蓄電池用電力変換装置４１の電力容量を越えることなく制御ができる。これによって、系統連系中の配電系統蓄電池用電力変換装置４１は運転を継続することができる。

　図２６のステップＳ１８５において、目標となる交流系統の交流電圧の周波数と位相の算出が完了すると、処理が図２５のステップＳ１６９に進む。ステップＳ１６９において、第８の制御回路４０９７は、仮想同期発電機制御を開始する。仮想同期発電機制御が開始されると、インバータ電圧制御回路４０９５は、図２６のステップＳ１８５において検出された周波数および位相（ゼロクロス点検出時刻情報）情報に基づいて、配電系統蓄電池用電力変換装置４１から出力する交流系統の交流電圧の目標値を第３の正弦波生成回路４０９５１を用いて生成する。インバータ電圧制御回路４０９５は、生成された交流系統の交流電圧の目標値に基づいて第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の制御信号を生成して出力する。第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の制御が開始されると、仮想同期発電機制御回路４０９３は、仮想同期発電機制御を開始する。

　具体的には、仮想同期発電機制御回路４０９３では、減算器４０９３２が周波数検出回路４０９１１から出力される実測した交流系統の交流電圧の周波数から目標周波数生成回路４０９３４の出力を減算して、減算結果をガバナー制御回路４０９３３に送る。ガバナー制御回路４０９３３では、乗算器４０９３３１は、減算器４０９３２の出力と第８の制御回路４０９７から出力される制御パラメータ（－１／Ｋｇｄ）とを乗算し、乗算結果を一次遅れ系モデル４０９３３２に送る。一次遅れ系モデル４０９３３２は、第８の制御回路４０９７から出力される時定数Ｔｇを用いて、一次遅れ系（１／（１＋ｓ×Ｔｇ））を模擬する演算を行って、演算結果をリミッタ回路４０９３３３に送る。リミッタ回路４０９３３３は、入力されたデータに制限を加える。具体的には、リミッタ回路４０９３３３は、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の電力容量を越えないよう出力に制限を加える。

　ガバナー制御回路４０９３３の出力は、加算器４０９３５によって目標電力生成回路４０９３１から出力される電力目標値と加算される。減算器４０９３６は、実効電力算出回路４０９２から出力される実測した実効電力から加算器４０９３５の出力を減算する。減算器４０９３６の出力は質点系演算回路４０９３７に入力される。

　質点系演算回路４０９３７では、減算器４０９３７１が減算器４０９３６の出力から乗算器４０９３７３の出力を減算して、減算結果を積分器４０９３７２に送る。積分器４０９３７２は、減算結果を第８の制御回路４０９７から出力される慣性定数Ｍで除算し、除算結果を積分する。積分器４０９３７２の出力（Δω：交流系統周波数の角速度（２×π×６０Ｈｚ）からの差分値）は、乗算器４０９３７３、および除算器４０９３７４に入力される。乗算器４０９３７３は、積分器４０９３７２の出力Δωと第８の制御回路４０９７から出力される制動係数Ｄｇとを乗算し、乗算結果を減算器４０９３７１に出力する。除算器４０９３７４は、積分器４０９３７２の出力Δωを２×πで除算し、ΔωをΔｆ（交流系統周波数（６０Ｈｚ）からの差分値）値に変換する。除算器４０９３７４の出力は加算器４０９３７５によって交流系統の交流電圧の基準周波数である６０Ｈｚと加算されることによって、インバータ電圧制御回路４０９５が電圧制御を行う際の周波数が生成される。

　加算器４０９３７５から出力される周波数情報は位相計算回路４０９３７６に入力される。以下、位相計算回路４０９３７６の動作を説明する。位相計算回路４０９３７６の動作は、新規投入時と系統連系時で異なる。系統連系時には、位相計算回路４０９３７６は、加算器４０９３７５から出力される周波数情報を積分し、積分結果からインバータ電圧制御回路４０９５が電圧制御を行う際の位相を算出する。算出された位相情報および周波数情報は交流周波数検出回路４０９１内の第２の正弦波生成回路４０９１２を経由して、インバータ電圧制御回路４０９５内の第３の正弦波生成回路４０９５１に入力される。第３の正弦波生成回路４０９５１は、受信した位相情報および周波数情報を用いて、配電系統蓄電池用電力変換装置４１から出力する交流系統の交流電圧の目標値を生成する。

　図２４に戻って、ステップＳ１７０において、第８の制御回路４０９７は、所定時間が経過したか否かを確認する。所定時間とは、配電系統蓄電池用電力変換装置４１を新規投入後、配電系統の擾乱収束にかかる時間である。具体的には、所定時間は、図１３または図１４において、目標電力生成回路４０９３１の出力がＰｒｅｆ、および目標周波数生成回路４０９３４の出力がＦｒｅｆになるまでに必要となる時間以上である。所定時間が経過していない場合は、処理がステップＳ１７１に進む。所定時間が経過している場合は、処理がステップＳ１７２に進む。

　ステップＳ１７１において、第８の制御回路４０９７は、各種計測データを収集する。その後、処理がステップＳ１６９に進む。

　ステップＳ１７２において、第８の制御回路４０９７は、Ｓ１６２において新規投入用に設定された仮想同期発電機制御用の各種パラメータを通常の系統連系用の制御パラメータに変更する。その後、処理が通常制御（図２３参照）へと移行する。

　実施の形態１は以上のように構成されているため、配電系統蓄電池用電力変換装置４１を新規に放電方向（力行方向）で配電系統２４に電圧源（電圧制御）で投入の際、配電系統蓄電池用電力変換装置４１から出力する交流系統の交流電圧の位相を、位相検出回路４０９１０によって検出された位相情報と比較して進相位相とする。これによって、電圧計４１０のセンシング誤差などにより配電系統２４の交流系統の交流電圧波形の位相に計測誤差が重畳されても、少なくとも進相位相で投入されるため、投入直後、配電系統蓄電池用電力変換装置４１が配電系統２４からの電力を不必要に充電することなく投入できる。これにより、系統連系中の配電系統蓄電池用電力変換装置４１の放電電力を不必要に増加させること無く、確実に運転を継続することができる効果がある。

　実施の形態１では、配電系統蓄電池用電力変換装置４１を新規に投入、あるいは解列させる際に、少なくとも仮想同期発電機制御回路４０９３内のガバナー制御回路４０９３３の制御パラメータ（時定数Ｔｇ）、および質点系演算回路４０９３７内の制御パラメータ（慣性定数Ｍ）の値を通常制御時の値と比較して大きくする。これは、新規投入、あるいは解列する配電系統蓄電池用電力変換装置４１に加え、連系を継続する配電系統蓄電池用電力変換装置４１においても実施される。これによって、配電系統２４の交流系統の交流電圧の周波数に対して不必要に大きな擾乱を発生させること無く新規投入、解列を行なうことができる。これは、配電系統蓄電池用電力変換装置４１の新規投入、あるいは解列が配電系統２４に与える影響が長時間継続しないことに起因する。上述のように制御することで、配電系統２４の交流系統の交流電圧の周波数に不必要な擾乱を発生させないようにすることができる。

　新規投入する配電系統蓄電池用電力変換装置４１と比較して、少なくとも質点系演算回路４０９３７内の慣性定数Ｍは、運転継続中の配電系統蓄電池用電力変換装置４１の方が大きくなるよう設定する。これは、新規投入する配電系統蓄電池用電力変換装置４１の交流系統の交流電圧の位相は、電圧計４１０のセンシング誤差の影響を抑えるため進相になっている。新たに投入された配電系統蓄電池用電力変換装置４１を用いて配電系統２４に電力を供給するためには、新規に投入された配電系統蓄電池用電力変換装置４１の交流系統の交流電圧の位相を仮想同期発電機制御により系統連系するための位相に制御する必要がある。よって、新規投入した配電系統蓄電池用電力変換装置４１については、系統連系中の配電系統蓄電池用電力変換装置４１に比べ質点系演算回路４０９３７による周波数、位相制御については応答性能を高く設定することで、周波数の擾乱が発生している時間を短くすることができる。

　さらに、実施の形態１では、仮想同期発電機制御回路４０９３中の目標電力生成回路４０９３１、および目標周波数生成回路４０９３４を図１３および図１４に示すように制御する。これによって、配電系統蓄電池用電力変換装置４１を新規に投入する際に、ガバナー制御回路４０９３３および質点系演算回路４０９３７の各種制御をスムーズに実施することができる。その結果、配電系統２４に不必要な周波数の擾乱を発生させないようにすることができる。

　実施の形態２．
　実施の形態１では、配電系統蓄電池用電力変換装置４１を放電方向（力行方向）で新規投入する場合について説明したが、実施の形態２では配電系統蓄電池用電力変換装置４１を充電方向（回生方向）で新規投入する場合について説明する。よって、実施の形態２における、配電系統蓄電池用電力変換装置４１の構成は実施の形態１の構成と同一（図４、および図７、８、１０～１２、１５，１６を参照）である。系統に新規に追加する配電系統蓄電池用電力変換装置４１内の、質点系演算回路４０９３７の制御のみが異なる。以下、異なる部分の動作を中心に説明する。

　以下、図２７～図３０を用いて実施の形態２の配電系統蓄電池用電力変換装置４１の動作を説明する。図２７は、実施の形態２における配電系統蓄電池用電力変換装置４１の新規追加（充電方向（回生方向）目的で新規投入）の際の制御手順を表わすフローチャートである。

　図２７を用いて充電方向（回生方向）に新規投入を行なう配電系統蓄電池用電力変換装置４１の動作について説明する。

　実施の形態１と同様に、低消費電力モードで待機中の配電系統蓄電池用電力変換装置４１は、ＤＳＯ２１からの起動要求が受信されるまで待機する（Ｓ１６１）。ステップＳ１６１において、ＤＳＯ２１から起動要求を受信すると、第４の制御回路４０９内の第８の制御回路４０９７は、第３の制御回路４０４に対して第２のＤＣ／ＤＣ変換回路４０３を起動するよう指示を出力する。なお、第３の制御回路４０４の起動時の制御は実施の形態１と同じであるので詳細な動作の説明は繰り返さない。

　第３の制御回路４０４は、配電系統蓄電池４０を含む起動処理を終了すると、その旨を収集した情報と共に第４の制御回路４０９に通知する。第３の制御回路４０４からの起動処理完了を受信すると、第４の制御回路４０９内の第８の制御回路４０９７は、仮想同期発電機制御回路４０９３内のガバナー制御回路４０９３３、および質点系演算回路４０９３７内の各種制御パラメータを、新規投入時に使用するパラメータにセットする。その際、配電系統蓄電池用電力変換装置４１を交流電圧源として動作させるため、第３の切換え回路４０９６は、インバータ電圧制御回路４０９５の出力を選択するよう制御する。ステップＳ１６１でＹｅｓの場合、ステップＳ１６２において、仮想同期発電機制御回路４０９３内の各制御回路の制御パラメータが新規投入用に変更される。

　ここで、新規投入時の各種制御パラメータについて説明する。実施の形態１と同様、第８の制御回路４０９７は、仮想同期発電機制御回路４０９３内のガバナー制御回路４０９３３、および質点系演算回路４０９３７内の制御パラメータの値を通常動作時の値よりも大きくする。その際、実施の形態１と同様に、第８の制御回路４０９７は、これらの制御パラメータの値を解列時に設定した制御パラメータの値よりもさらに大きくする。具体的には、第８の制御回路４０９７は、少なくともガバナー制御回路４０９３３内の時定数（Ｔｇ）、および質点系演算回路４０９３７内の慣性定数（Ｍ）を大きくする。その結果、ガバナー制御の応答時間が遅くなると共に、動揺方程式による図９に示す発電機回転子が有する慣性力を見かけ上、大きくなる。これにより、実施の形態１と同様に、配電系統２４の交流系統の交流電圧の周波数の変化を抑えることが可能となる。具体的には、配電系統蓄電池用電力変換装置４１を新規に投入する際、新規投入された配電系統蓄電池用電力変換装置４１によって制御されていない電力が出力されても、交流系統の交流電圧の周波数は大きく乱れることなく運転を継続できる。制御されていない電力とは、交流系統の交流電圧の位相と配電系統蓄電池用電力変換装置４１が出力する交流電圧の位相との間の位相差に起因して発生する充放電電力である。本方式の原理、および効果については実施の形態１と同様であるので説明を繰り返さない。

　図２７に戻って、ステップＳ１６２の処理を完了すると、処理がステップＳ１６３に進む。ステップＳ１６３において、実施の形態１と同様に、第４の制御回路４０９は、交流系統の交流電圧の位相（ゼロクロス点時刻）を検出して、ゼロクロス点時刻情報を周波数検出回路４０９１１へ出力する。

　ステップＳ１６４において、周波数検出回路４０９１１は、ゼロクロス点時刻情報に基づいて、交流系統の交流電圧の周波数を検出する。

　具体的には、実施の形態１と同様に、交流周波数検出回路４０９１中の位相検出回路４０９１０は、電圧計４１０の出力が負から正に変化した時刻情報とそれぞれの振幅を用いてゼロクロス点時刻を線形補間して求める。そして、周波数検出回路４０９１１が連続する２点のゼロクロス点時刻情報に基づいて、交流系統の交流電圧の周波数を算出する。実施の形態１、および２では、周波数検出回路４０９１１が連続する２点のゼロクロス点時刻情報のみ用いて交流系統の交流電圧の周波数を求めるように構成したがこれに限るものはない。周波数検出回路４０９１１が複数のゼロクロス点情報に基づいて交流系統の交流電圧の周波数を求め、平均値をとってもよい。また、実施の形態１と同様に、位相検出回路４０９１０が、正から負に変わるゼロクロス点の時刻情報を上記要領で算出し、算出結果に基づいて、電圧計４１０のオフセット誤差を算出（詳細は、実施の形態１参照）し、オフセット誤差に基づいて、ゼロクロス点時刻を再度算出するようしてもよい。

　交流系統の交流電圧の周波数の検出が終了すると、交流周波数検出回路４０９１は、交流系統の交流電圧の位相検出を行なう。実施の形態１と同様に、交流周波数検出回路４０９１は、周波数検出を完了した際の最新の電圧計４１０の出力が負から正に変わるゼロクロス点時刻を位相情報とする。ステップＳ１６４における交流系統の交流電圧の周波数、および位相情報の検出が完了すると、処理がステップＳ１６５に進む。

　ステップＳ１６５において、交流周波数検出回路４０９１によって検出された周波数情報、および位相情報が第２の正弦波生成回路４０９１２に入力される。

　第２の正弦波生成回路４０９１２は、検出された周波数情報および位相情報と、仮想同期発電機制御回路４０９３内の質点系演算回路４０９３７から出力される周波数情報および位相情報に基づいて、電圧制御の際の基準となる正弦波情報を生成し、インバータ電圧制御回路４０９５中の第３の正弦波生成回路４０９５１に出力する。交流周波数検出回路４０９１の検出情報は、仮想同期発電機制御回路４０９３、および第８の制御回路４０９７にも入力される。仮想同期発電機制御回路４０９３に入力された交流系統の交流電圧の周波数、および位相は目標周波数生成回路４０９３４に入力される。交流周波数検出回路４０９１の検出情報は第８の制御回路４０９７を経由して質点系演算回路４０９３７に入力される。具体的には、検出情報は、質点系演算回路４０９３７内の積分器４０９３７２、および位相計算回路４０９３７６内の図示していないレジスタの初期値にセットする。

　ステップＳ１６５において交流系統の交流電圧の周波数情報および位相情報のセットが完了すると、処理がステップＳ１６６に進む。ステップＳ１６６において、第８の制御回路４０９７は、実施の形態１と同様に、仮想同期発電機制御回路４０９３内の目標電力生成回路４０９３１、および目標周波数生成回路４０９３４に周波数目標値の初期値および電力目標値の初期値をセットする。

　ステップＳ１６７において、目標電力生成回路４０９３１は、電力目標値の時間遷移をセットする。目標電力生成回路４０９３１、および目標周波数生成回路４０９３４の具体的な動作（目標値生成動作）、および効果は実施の形態１と同じなので説明は繰り返さない。

　次に、ステップＳ２０２において、第４の制御回路４０９は、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の制御を開始する。図２８は、実施の形態２における第４の制御回路４０９の新規に配電系統蓄電池用電力変換装置４１を投入する際の制御手順を表わすフローチャートである。以下、図２８を用いて第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の動作を説明する。

　ステップＳ１８１において、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の制御が開始されると第４の制御回路４０９内の実効電力算出回路４０９２は、実効電力を算出する。交流実効電電力の算出方法は実施の形態１と同じである。

　ステップＳ１８２において、第８の制御回路４０９７は、現在の時刻が制御周期内か否かを確認する。実施の形態２では実施の形態１と同様に、交流系統の交流電圧の１周期を制御周期とする。制御周期については、交流系統の交流電圧の周期の整数倍、あるいは１秒周期等予め定められた周期でもよい。

　現在の時刻が制御周期内であると判断された場合には、処理がステップＳ１８３に進む。ステップＳ１８３において。第８の制御回路４０９７は、仮想同期発電機制御回路４０９３内の目標電力生成回路４０９３１に対して電力目標値の初期値を生成するよう指示を出力する。

　ステップＳ１８４において、第８の制御回路４０９７は、仮想同期発電機制御回路４０９３内の目標周波数生成回路４０９３４に対して周波数目標値の初期値を生成するよう指示を出力する。目標周波数生成回路４０９３４は、指示を受信すると、上述した要領で周波数目標値の初期値を生成する。初期値生成後、仮想同期発電機制御回路４０９３において仮想同期発電機制御が開始されると、実施の形態１と同様に、目標電力生成回路４０９３１、および目標周波数生成回路４０９３４は、図１３および図１４に示したように電圧目標値、および周波数目標値を生成する。

　ステップＳ２１０において、第８の制御回路４０９７は、交流周波数検出回路４０９１に対して、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８を配電系統２４に新規に投入する際の、配電系統蓄電池用電力変換装置４１から出力する交流系統の交流電圧の目標値を生成するよう指示を出力する。交流周波数検出回路４０９１は、指示を受信すると、位相検出回路４０９１０、および周波数検出回路４０９１１に対して、配電系統２４から入力される交流系統の交流電圧の周波数、およびゼロクロス点時刻情報を生成するよう指示を出力する。実施の形態２における配電系統２４から入力される交流系統の交流電圧の周波数およびゼロクロス点時刻情報の検出方法の詳細は後述する。

　実施の形態２は、実施の形態１とは異なり、メガソーラー２６の余剰電力を充電するため配電系統蓄電池用電力変換装置４１を充電方向（回生方向）で動作させるために配電系統蓄電池用電力変換装置４１を新規投入する。実施の形態１でも説明したように、配電系統蓄電池用電力変換装置４１を配電系統２４に投入した直後は、配電系統２４の交流系統の交流電圧の位相と配電系統蓄電池用電力変換装置４１が出力する交流系統の交流電圧の位相との間の位相差によって出力される電力が決まる。

　実施の形態１では、交流電圧目標値の位相を交流系統の交流電圧に対して進相位相とするため、図２０および図２１に示すように放電方向（力行方向）に、位相差によって決まる電力が出力される。一方、交流電圧目標値の位相を交流系統の交流電圧に対して遅相位相とした場合は、図１８および図１９に示すように充電方向（回生方向）に、位相差によって決まる電力が出力される。この電力は、実際は、位相差の大きさに加え、配電系統２４の交流系統の交流電圧の振幅と配電系統蓄電池用電力変換装置４１が出力する交流系統の交流電圧の振幅との差の大きさによって決まる。

　よって、実施の形態２では、第４の制御回路４０９（インバータ制御回路）は、交流系統に第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８（インバータ）を投入する際、交流電圧目標値の周波数を交流周波数検出回路４０９１によって検出された交流電圧の周波数とすると共に、交流電力の目標値が回生方向の場合は、交流電圧目標値の位相を交流系統の交流電圧に対して少なくとも遅相になるように制御する。

　具体的には、第４の制御回路４０９は、交流周波数検出回路４０９１によって検出された位相情報に対して所定量オフセットを加える、あるいはオフセットが加えられるようにゼロクロス点検出時刻を制御する。ここで、位相情報は、実施の形態２では、実施の形態１と同様に、交流系統の交流電圧が負から正に切り替わる際のゼロクロス点時刻情報である。

　実施の形態２では、第４の制御回路４０９は、交流周波数検出回路４０９１によって検出されたゼロクロス点時刻に所定の時間を加算して出力する。なお、交流電圧目標値の位相を交流系統の交流電圧に対して遅相位相になるように制御する方法はこの方法に限るものではなく、実施の形態２では、以下に示すように位相情報（ゼロクロス点時刻情報）を生成する。具体的には、交流周波数検出回路４０９１の動作説明でも述べたように、交流周波数検出回路４０９１は、電圧計４１０の計測データに基づいて、連続する３つのゼロクロス点時刻を算出する。連続する３つのゼロクロス点時刻とは、交流系統の交流電圧が負から正に切り替わるゼロクロス点時刻ｔ１、正から負に切り替わるゼロクロス点時刻ｔ２、および負から正に切り替わるゼロクロス点時刻ｔ３である。そして、交流周波数検出回路４０９１は、算出結果に基づいて、Ｔｕ＿ｄ＝ｔ２－ｔ１（交流系統の交流電圧が正である時間）、およびＴｄ＿ｕ＝ｔ３－ｔ２（交流系統の交流電圧が負である時間）を計算する。

　図２９（ａ）～（ｃ）は、遅相位相のゼロクロス点時刻（位相）の検出方法を説明するための図である。図２９（ａ）～（ｃ）には電圧計４１０から出力される電圧情報が示されている。図２９（ａ）～（ｃ）において、縦軸は電圧、横軸は時間を示す。

　電圧計４１０が位相検出の際の誤差要因の主要な成分であるオフセット誤差を有する場合について説明する。図２９（ａ）において実線で示した正弦波波形は、電圧計４１０にて計測されたデータを示す。図２９（ａ）の例では、電圧計４１０は、負のオフセット誤差を有する。従って、ゼロクロス点時刻ｔ１は、本来のゼロクロス点時刻よりも前に検出される（進相位相）。この場合、上記算出結果であるＴｕ＿ｄとＴｄ＿ｕには、図２９（ａ）に示すように以下の関係となる。

　Ｔｕ＿ｄ＞Ｔｄ＿ｕ・・・（３）
　次に、実施の形態２におけるゼロクロス点時刻の検出方法を図２９（ａ）～（ｃ）を用いて説明する。交流周波数検出回路４０９１内の位相検出回路４０９１０は、実施の形態１で説明した要領でゼロクロス点時刻ｔ１、ｔ２、およびｔ３を算出する。例えば、位相検出回路４０９１０は、電圧計４１０からの出力が負から正に切り替わる連続する２サンプル間の時刻情報と、正負の２つのサンプル値を用いてゼロクロス点時刻ｔ１、ｔ２、ｔ３を線形補間して算出する。

　位相検出回路４０９１０は、算出したゼロクロス点時刻情報に基づいてＴｕ＿ｄ、およびＴｄ＿ｕを算出する。そして、実施の形態２では、位相検出回路４０９１０は、配電系統蓄電池用電力変換装置４１から出力する交流系統の交流電圧の位相を進相位相とする場合に、Ｔｓｔａｔｉｃ＿ｍａｘ、およびＴｓｔａｔｉｃ＿ｍｉｎを進相位相を検出する際の所定値とすると、以下の式が成立するようにオフセット値（進相）を決定する（図２９（ｂ）参照）。

　Ｔｓｔａｔｉｃ＿ｍａｘ＞Ｔｕ＿ｄ－Ｔｄ＿ｕ＞Ｔｓｔａｔｉｃ＿ｍｉｎ・・・（４）
　実施の形態２では、図２９（ｂ）中の時刻ｔ３を進相位相のゼロクロス点検出時刻とする。

　同様に、配電系統蓄電池用電力変換装置４１から出力する交流系統の交流電圧の位相を遅相位相とする場合は、Ｔｌａｇｇｉｎ＿ｍａｘ、およびＴｌａｇｇｉｎ＿ｍｉｎを遅相位相を検出する際の所定値とすると、以下の式が成立するようにオフセット値（遅相）を決定する（図２９（ｃ）参照）。

　Ｔｌａｇｇｉｎ＿ｍａｘ＞Ｔｕ＿ｄ－Ｔｄ＿ｕ＞Ｔｌａｇｇｉｎ＿ｍｉｎ・・・（５）
　実施の形態２では、図２９（ｃ）中の時刻ｔ３を遅相位相のゼロクロス点検出時刻とする。上述のように、配電系統蓄電池用電力変換装置４１から出力する交流系統の交流電圧の位相を制御しても同様の効果が得られることはいうまでもない。また、系統連系時に、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８を制御する際に第２の正弦波生成回路４０９１２から出力される電圧制御の目標値となる正弦波波形のゼロクロス点時刻情報と位相検出回路４０９１０によって検出されたゼロクロス点時刻情報とから上記新規投入時に与えるオフセット量を算出するよう構成しても同様の効果が得られる。

　位相検出回路４０９１０によって検出されたゼロクロス点時刻情報ｔ１、およびｔ３は周波数検出回路４０９１１に入力される。周波数検出回路４０９１１は、以下の式によって、配電系統２４の交流系統の交流電圧の周波数ｆｘを算出する。

　ｆｘ＝１／（ｔ３－ｔ１）・・・（６）
　検出されたゼロクロス点時刻情報ｔ３、および周波数情報は実施の形態１と同様に第２の正弦波生成回路４０９１２から正弦波情報として第３の正弦波生成回路４０９５１へ通知される。

　第３の正弦波生成回路４０９５１は、通知された正弦波情報に基づいて、配電系統蓄電池用電力変換装置４１から出力する交流系電圧の目標値を生成する。実施の形態２では、配電系統蓄電池用電力変換装置４１を配電系統２４に投入するタイミングは、第３の正弦波生成回路４０９５１によって生成された交流系電圧の目標値のゼロクロス点のタイミングとする。これにより、投入直後に非常に大きな放電、あるいは充電電力を出力することなく、配電系統蓄電池用電力変換装置４１を配電系統２４に新規投入することができる。

　ステップＳ２１０において、上記要領で交流系統の交流電圧の周波数、および位相情報（ゼロクロス点時刻情報）の算出が完了すると、処理が図２７のステップＳ１６９に進む。ステップＳ１６９において、第８の制御回路４０９７は、仮想同期発電機制御回路４０９３に対して仮想同期発電機制御を開始するよう指示を出力する。仮想同期発電機制御が開始されると、インバータ電圧制御回路４０９５の第３の正弦波生成回路４０９５１は、ステップＳ２１０で検出した周波数、および位相（ゼロクロス点検出時刻情報）情報に基づいて、配電系統蓄電池用電力変換装置４１から出力する交流系統の交流電圧の目標値を生成する。インバータ電圧制御回路４０９５は、生成された交流系統の交流電圧の目標値に基づいて、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の制御信号を生成して出力する。第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の制御が開始されると、仮想同期発電機制御回路４０９３は、仮想同期発電機制御を開始する。

　具体的には、仮想同期発電機制御回路４０９３において、ガバナー制御回路４０９３３は、周波数検出回路４０９１１から出力される実測した交流系統の交流電圧の周波数から目標周波数生成回路４０９３４の出力を減算し、減算結果をガバナー制御回路４０９３３に出力する。

　ガバナー制御回路４０９３３の乗算器４０９３３１は、減算器４０９３２の出力と第８の制御回路４０９７から出力される制御パラメータ（－１／Ｋｇｄ）とを乗算し、乗算結果を一次遅れ系モデル４０９３３２に出力する。

　一次遅れ系モデル４０９３３２は、第８の制御回路４０９７から出力される時定数Ｔｇを用いて、一次遅れ系（１／（１＋ｓ×Ｔｇ））を模擬する演算を行い、演算結果をリミッタ回路４０９３３３に出力する。

　リミッタ回路４０９３３３は、入力されたデータに制限を加える。具体的には、リミッタ回路４０９３３３は、第２のＤＣ／ＡＣ変換回路４０８の電力容量を越えないよう出力に制限を加える。

　加算器４０９３５は、ガバナー制御回路４０９３３の出力と目標電力生成回路４０９３１から出力される電力目標値とを加算する。減算器４０９３６は、実効電力算出回路４０９２から出力される実測した実効電力から加算器４０９３５の出力を減算する。減算器４０９３６の出力は質点系演算回路４０９３７に入力される。

　質点系演算回路４０９３７では、減算器４０９３７１は、減算器４０９３６の出力から乗算器４０９３７３の出力を減算し、減算結果を積分器４０９３７２に出力する。

　積分器４０９３７２は、減算結果を第８の制御回路４０９７から出力される慣性定数Ｍで除算し、除算結果を積分する。積分器４０９３７２の出力（Δω：交流系統周波数の角速度（２×π×６０Ｈｚ）からの差分値）は、乗算器４０９３７３、および除算器４０９３７４に入力される。

　乗算器４０９３７３は、積分器４０９３７２の出力Δωと第８の制御回路４０９７から出力される制動係数Ｄｇとを乗算し、乗算結果を減算器４０９３７１に出力する。

　除算器４０９３７４は、積分器４０９３７２の出力Δωを２×πで除算し、ΔωをΔｆ（交流系統周波数（６０Ｈｚ）からの差分値）値に変換する。除算器４０９３７４の出力は、加算器４０９３７５によって交流系統の交流電圧の基準周波数である６０Ｈｚと加算される。これによって。インバータ電圧制御回路４０９５において電圧制御を行う際の周波数が生成される。

　加算器４０９３７５から出力される周波数情報は位相計算回路４０９３７６に入力される。以下、位相計算回路４０９３７６の動作を説明する。位相計算回路４０９３７６の動作は、新規投入時と系統連系時で動作が異なる。系統連系時は、位相計算回路４０９３７６は、加算器４０９３７５から出力される周波数情報を積分し、積分結果からインバータ電圧制御回路４０９５が電圧制御を行う際の位相を算出する。算出された位相情報、および周波数情報は交流周波数検出回路４０９１内の第２の正弦波生成回路４０９１２を経由して、インバータ電圧制御回路４０９５内の第３の正弦波生成回路４０９５１に入力される。第３の正弦波生成回路４０９５１は、位相情報および周波数情報に基づいて、配電系統蓄電池用電力変換装置４１から出力する交流系統の交流電圧の目標値を生成する。

　図２７に戻って、ステップＳ２０３において、第８の制御回路４０９７は、実効電力算出回路４０９２によって算出された実効電力が所定の電力範囲内か否かを確認する。すなわち、第８の制御回路４０９７は、配電系統２４に新規投入された配電系統蓄電池用電力変換装置４１の充放電電力の擾乱が所定の範囲に収まったか否かを確認する。実効電力が所定の範囲内に収まっていない場合は、処理がステップＳ１７１に進む。実効電力が所定の範囲内に収まっている場合には、処理がステップＳ２０４に進む。

　ステップＳ１７１において、第８の制御回路４０９７は、各種計測データを収集する。その後、処理がステップＳ１６９に戻る。ステップＳ１６９において、第８の制御回路４０９７は、再び仮想同期発電機制御回路４０９３の制御を行う。その際、実施の形態２では、実施の形態１の場合とは異なり、仮想同期発電機制御回路４０９３内の目標電力生成回路４０９３１、および目標周波数生成回路４０９３４は擾乱が収束するまで初期値を維持する（図１３および図１４参照）。

　ステップＳ２０４において、第８の制御回路４０９７は、仮想同期発電機制御回路４０９３内の目標電力生成回路４０９３１の出力がＰｒｅｆでかつ目標周波数生成回路４０９３４の出力がＦｒｅｆか否かを確認する。目標電力生成回路４０９３１の出力がＰｒｅｆでかつ目標周波数生成回路４０９３４の出力がＦｒｅｆの場合には、処理がステップＳ１７２に進む。目標電力生成回路４０９３１の出力がＰｒｅｆではない、または目標周波数生成回路４０９３４の出力がＦｒｅｆでない場合には、処理がステップＳ２０５に進む。

　ステップＳ２０５において、第８の制御回路４０９７は、各種計測データを収集する。その後、処理がステップＳ２０４に戻る。

　ステップＳ１７２において、第８の制御回路４０９７は、ステップＳ１６２で新規投入用に設定した仮想同期発電機制御用の各種パラメータを通常の系統連系用の制御パラメータに変更する。その後、処理が通常制御（図２３参照）へと移行する。

　実施の形態２は、以上のように構成されているため、配電系統蓄電池用電力変換装置４１を新規に充電方向（回生方向）で配電系統２４に電圧源（電圧制御）で投入の際、配電系統蓄電池用電力変換装置４１から出力する交流系統の交流電圧の位相を、位相検出回路４０９１０が検出した位相情報と比較して遅相位相とする。これによって、電圧計４１０のセンシング誤差などにより配電系統２４の交流系統の交流電圧波形の位相に計測誤差が重畳されても、少なくとも遅相位相で投入されるため、投入直後、新規に投入された配電系統蓄電池用電力変換装置４１が配電系統２４へ電力を不必要に放電するのを防止できる。

　図３０は、実施の形態２における新規に投入した配電系統蓄電池用電力変換装置４１の交流電圧位相が遅相の場合の２つの配電系統蓄電池用電力変換装置４１の充放電電力（実効値）を示す図である。

　図３０に示すように、新規投入直後、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ｂは充電方向に動作するため、系統連系していた配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａが充電電力を増加させる。これによって、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａの出力電力が最大充電電力を越え、配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａが容量オーバーで停止することを防止できる。これにより、系統連系中の配電系統蓄電池用電力変換装置４１ａの放電電力を不必要に増加させること無く、確実に運転を継続することができる効果がある。

　実施の形態２では、実施の形態１と同様に、配電系統蓄電池用電力変換装置４１を新規に投入させる際に、少なくとも仮想同期発電機制御回路４０９３内のガバナー制御回路４０９３３の制御パラメータ（時定数Ｔｇ）、および質点系演算回路４０９３７内の制御パラメータ（慣性定数Ｍ）の値を通常制御時の値と比較して大きくする。これは、新規投入する配電系統蓄電池用電力変換装置４１に加え、連系を継続する配電系統蓄電池用電力変換装置４１も実施する。

　これによって、配電系統２４の交流系統の交流電圧の周波数に対して不必要に大きな擾乱を発生させること無く新規投入を行なうことができる。これは、配電系統蓄電池用電力変換装置４１の新規投入による配電系統２４に与える影響が長時間継続しないことに起因する。上述のように制御することで、配電系統２４の交流系統の交流電圧の周波数に不必要な擾乱を発生させないようにすることができる。

　新規投入する際の制御パラメータのうち、少なくとも質点系演算回路４０９３７内の慣性定数Ｍは、新規投入する配電系統蓄電池用電力変換装置４１と比較して、運転継続中の配電系統蓄電池用電力変換装置４１の方が大きくなるよう設定される。この理由は、以下である。新規投入する配電系統蓄電池用電力変換装置４１の交流系統の交流電圧の位相は、電圧計４１０のセンシング誤差の影響を抑えるため遅相になっている。新たに投入された配電系統蓄電池用電力変換装置４１を用いて配電系統２４に電力を供給するためには、新規に投入された配電系統蓄電池用電力変換装置４１の交流系統の交流電圧の位相を仮想同期発電機制御によって系統連系するための位相に制御する必要がある。よって、新規投入した配電系統蓄電池用電力変換装置４１については、系統連系中の配電系統蓄電池用電力変換装置４１に比べて質点系演算回路４０９３７による周波数および位相制御の応答性能を高く設定する。これによって、周波数の擾乱が発生している時間を短くすることができる。

　さらに、実施の形態２では仮想同期発電機制御回路４０９３中の目標電力生成回路４０９３１、および目標周波数生成回路４０９３４を図１３および図１４に示すように制御する。これによって、配電系統蓄電池用電力変換装置４１を新規に投入する際に、ガバナー制御回路４０９３３および質点系演算回路４０９３７の各種制御をスムーズに実施することができる。その結果。配電系統２４に不必要な周波数の擾乱を発生させないようにすることができる。

　なお、実施の形態１、および２では、電圧計４１０にオフセット誤差やセンシングの際の直線性が担保されていない場合でも、位相検出回路４０９１０で検出したゼロクロス点時刻にオフセットを加える（ＤＳＯ２１からの指示が放電の場合は進相位相になるように、充電の場合は遅相位相になるようにオフセットを加える）、あるいは位相を検出する時点でＤＳＯ２１からの指示が放電の場合は進相位相になるように、充電の場合は遅相位相になるように電圧計４１０にオフセットを加えゼロクロス点時刻を算出するよう構成したので、新規投入時に、系統連系している配電系統蓄電池用電力変換装置４１が不必要に充放電電力を増加させること無く、確実に運転を継続することができる効果がある。

　実施の形態１では、配電系統２４に新規に配電系統蓄電池用電力変換装置４１を投入する、あるいは解列する場合について説明したがこれに限るものではない。例えば、送電系統または自営線で構成された工場、あるいはビルの内部に設置された配電系統蓄電池用電力変換装置４１を同様に制御すれば同様の効果が得られる。

　実施の形態１および２では配電系統蓄電池用電力変換装置４１について説明したが、これに限るものではない。静止型インバータを電圧源として制御する例えば太陽電離、風力発電機、燃料電池から発電電力を系統に供給するようなシステムに対しても、系統への新規投入時、あるいは系統からの解列時に同様の制御を行なえば同様の効果が得られる。さらに、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。

　実施の形態１および２では、説明を簡単にするため単相交流の場合を例に説明したがこれに限るものはなく、例えば三相交流であってもよい。また、実効電力の算出方法もこれに限るものではなく、例えば三相交流の場合はＤＱ変換など算術的手法を用いて算出してもよい。また、配電系統２４から入力される交流系統の交流電圧の周波数、および位相の検出方法についてもこれに限るものではなく、特に位相については、新規投入時に、放電方向では進相位相、充電方向では遅相位相で制御できればよい。

　実施の形態１および２では、ガバナー制御回路４０９３３内のガバナーモデルを一次遅れ系としてモデル化したがこれに限るものではない。ガバナーモデルを２次遅れ系またはＬＰＦ（Low　Pass　Filter：低域通過フィルタ）で構成しても同様の効果を奏することができる。実施の形態１および２では、質点系演算回路を積分器とフィードバックループでモデリングしたがこれに限るものではない。質点系演算回路を例えば、１次遅れ系、２次遅れ系、またはＬＰＦなどでモデル化してもよい。実施の形態１および２では、仮想同期発電機制御で広く実施されているＶＱ制御については説明を簡単にするために省略していたが、仮想同期発電機制御としてＶＱ制御についても実装されている電力変換装置に本方式を採用しても同様の効果が得られる。

　変形例の説明．
　尚、実施の形態１～３では、説明を分かりやすくするためにメガソーラー用電力変換装置２７、および配電系統蓄電池用電力変換装置４１の制御回路を、図３～図１３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、およ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。本開示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。

　２０　変電所、２１　配電自動化システム（ＤＳＯ）、２２　電圧計、２３　自動電圧調整器（ＳＶＲ）、２４　配電系統、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　開閉器、２９　インピーダンス、３０　同期発電機、３１　負荷、４０　配電系統蓄電池、４１　配電系統蓄電池用電力変換装置、１００　タウン、１０１　工場、１０２　ビル、１０３　マンション、２０１，２０６，２１０，４０１，４０６，４１０　電圧計、２０２，２０７，２１１，４０２，４０７，４１１　電流計、２０３　第１のＤＣ／ＤＣ変換回路、２０４　第１の制御回路、２０５　直流母線、２０８　第１のＤＣ／ＡＣ変換回路、２０９　第２の制御回路、２１２　通信インターフェース回路、４０３　第２のＤＣ／ＤＣ変換回路、４０４　第２の制御回路、４０５　直流母線、４０８　第２のＤＣ／ＡＣ変換回路、４０９　第４の制御回路、４１２　通信インターフェース回路、９９８　発電機回転子、９９９　弁、２０４１　ＭＰＰＴ制御回路、２０４２　電圧制御回路、２０４３　切換え回路、２０４４　第５の制御回路、２０９０　電流制御回路、２０９１　位相検出回路、２０９２　第１の正弦波生成回路、２０９３　減算器、２０９４　第１のＰＩ制御回路、２０９５　乗算器、２０９６　減算器、２０９７　第６の制御回路、２０９８　第２のＰＩ制御回路、２０９９　第１のＰＷＭ変換回路、４０４１　充電制御回路、４０４２　放電制御回路、４０４３　第２の切換え回路、４０４４　第７の制御回路、４０９１　交流周波数検出回路、４０９２　実効電力算出回路、４０９３　仮想同期発電機制御回路、４０９４　インバータ電流制御回路、４０９５　インバータ電圧制御回路、４０９６　第３の切換え回路、４０９７　第８の制御回路、４０９１０　位相検出回路、４０９１１　周波数検出回路、４０９１２　第２の正弦波生成回路、４０９３１　目標電力生成回路、４０９３２　減算器、４０９３３　ガバナー制御回路、４０９３４　目標周波数生成回路、４０９３５　加算器、４０９３６　減算器、４０９３７　質点系演算回路、４０９５１　第３の正弦波生成回路、４０９５２　減算器、４０９５３　第３のＰＩ制御回路、４０９５４　第２のＰＷＮ変換回路、４０９３３１　乗算器、４０９３３２　一次遅れ系モデル、４０９３３３　リミッタ回路、４０９３７１　減算器、４０９３７２　積分器、４０９３７３　乗算器、４０９３７４　除算器、４０９３７５　加算器、４０９３７６　位相計算回路。

Claims

　分散電源から出力される電力を交流電力に変換して交流系統に出力するインバータと、
　前記交流系統の交流電圧を計測する交流電圧計測器と、
　前記交流電圧計測器の出力に基づき、前記交流系統の前記交流電圧の周波数および位相を検出する交流周波数検出回路と、
　前記インバータを制御する際の交流電圧目標値を生成し、前記インバータを電圧源として制御する指令値を生成するインバータ制御回路とを備え、
　前記インバータ制御回路は、前記交流系統に前記インバータを投入する際に、前記交流電圧目標値の周波数を前記交流周波数検出回路によって検出された前記交流電圧の周波数とすると共に、前記交流電力の目標値が力行方向の場合は、前記交流電圧目標値の位相を前記交流系統の前記交流電圧に対して少なくとも進相になるように制御する、電力変換装置。
　前記インバータ制御回路は、前記交流系統に前記インバータを投入する際、前記交流電圧目標値の周波数を前記交流周波数検出回路によって検出された前記交流電圧の周波数とすると共に、前記交流電力の目標値が回生方向の場合は、前記交流電圧目標値の位相を前記交流系統の前記交流電圧に対して少なくとも遅相になるように制御する、請求項１記載の電力変換装置。
　前記電力変換装置は、さらに、
　前記インバータから出力される実効電力を算出して出力する実効電力算出回路を備え、
　前記インバータ制御回路は、
　少なくとも基準となる交流電圧の周波数と前記交流周波数検出回路が出力する前記交流電圧の周波数との差に基づいて、前記インバータから出力する交流電力の目標値に加えるオフセットを出力するガバナー制御回路と、
　前記オフセットと前記交流電力の目標値との和と、前記実効電力算出回路の出力との差を入力とし、前記インバータから出力される交流電圧の周波数および位相を算出する質点系演算回路とを備える、請求項１または２記載の電力変換装置。
　前記質点系演算回路は、同期発電機が有する慣性力を模擬する慣性力模擬部、および同期発電機が有する制動力を模擬する制動力模擬部を有し、
　前記質点系演算回路は、新規に前記交流系統に前記インバータを投入する際、少なくとも前記慣性力模擬部に与える慣性定数の値を、前記投入の直後の所定時間、あるいは前記インバータから出力される前記実効電力が所定の範囲内に入るまでは、通常動作時の慣性定数の値に比べて大きな値に設定する、請求項３記載の電力変換装置。
　通信インターフェース回路を備え、
　前記質点系演算回路は、同期発電機が有する慣性力を模擬する慣性力模擬部、および同期発電機が有する制動力を模擬する制動力模擬部を有し、
　前記質点系演算回路は、前記交流系統に他の電力変換装置が新規投入される場合、少なくとも前記慣性力模擬部に与える慣性定数の値を、前記通信インターフェース回路が他の電力変換装置の新規投入に関する情報を受信後の所定時間あるいは前記インバータから出力される前記実効電力が所定の範囲内に入るまでは、通常動作時の慣性定数の値に比べて大きな値に設定する、請求項３記載の電力変換装置。
　前記インバータ制御回路は、さらに、
　新規に前記交流系統にインバータを投入する際、前記ガバナー制御回路に入力する基準となる交流電圧の周波数を、前記投入の直後において、前記交流周波数検出回路によって検出された周波数とし、その後、所定時間かけて予め定められた周波数へ変化させる目標周波数生成回路を備える、請求項３～５のいずれか１項に記載の電力変換装置。
　前記目標周波数生成回路は、前記ガバナー制御回路に入力する基準となる交流電圧の周波数を、前記投入の直後において、所定の時間、前記投入の直前において前記交流周波数検出回路によって検出された周波数とする、請求項６記載の電力変換装置。
　前記インバータ制御回路は、さらに、
　前記交流系統に前記インバータを新規に投入する際、前記質点系演算回路に入力する前記インバータが出力する前記交流電力の目標値を、前記投入の直後においてゼロとし、その後、所定時間かけて配電自動化システムによって指定された前記交流電力の目標値へ増加させる目標電力生成回路を備える、請求項３～７のいずれか１項に記載の電力変換装置。
　前記目標電力生成回路は、前記質点系演算回路に入力する前記インバータが出力する前記交流電力の目標値を、前記投入の直後において、所定の時間ゼロとする、請求項８記載の電力変換装置。
　前記目標電力生成回路は、前記インバータを前記交流系統から解列させる際、前記質点系演算回路に入力する前記インバータが出力する前記交流電力の目標値をゼロとし、
　前記インバータ制御回路は、前記実効電力算出回路から出力される前記実効電力が所定の範囲内に入った後に前記インバータを前記交流系統から解列する、請求項８または９記載の電力変換装置。