(57)【要約】【課題】第１の系統と第２の系統との間での有効電力と無効電力のやりとりがゼロになる状態に陥ることを避ける。【解決手段】本実施形態に係る制御装置は、第１の発電装置と、該第１の発電装置が発電した電力に基づき交流電力を出力する電力変換装置とを有する第１の系統と、第２の発電装置を有する第２の系統との間で電力を伝送する電力線の電力値を取得する取得部を備える。更に、制御装置は、前記電力値が不感帯に入らないように前記電力変換装置が出力する前記交流電力を制御する制御部を備える。【選択図】図４
2015180125.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
第１の発電装置と、該第１の発電装置が発電した電力に基づき交流電力を出力する電力変換装置とを有する第１の系統と、第２の発電装置を有する第２の系統との間で電力を伝送する電力線の電力値を取得する取得部と、
前記電力値が不感帯に入らないように前記電力変換装置が出力する前記交流電力を制御する制御部と、
を備える制御装置。
【請求項２】
前記取得部は、有効電力の計測値と無効電力の計測値を前記電力値として電力計から通信により取得し、
前記制御部は、
前記取得部が取得した有効電力の計測値と無効電力の計測値との組が予め設定された設定範囲内か否か判定する不感帯判定部と、
前記不感帯判定部により前記設定範囲内であると判定された場合、前記電力変換装置が出力電力を制御する際に用いる、前記電力変換装置が出力する交流電力の目標値を決定する電力目標値決定部と、
を備える請求項１に記載の制御装置。
【請求項３】
前記電力目標値決定部は、前記電力変換装置が出力する交流電力の有効電力の目標値及び無効電力の目標値のうち少なくとも一方を変更する
請求項２に記載の制御装置。
【請求項４】
前記電力目標値決定部は、前記取得部が取得した有効電力の計測値と無効電力の計測値の組がどれだけ不感帯に近いかを評価する評価関数の値を算出し、算出した評価関数の値に応じて、前記電力変換装置が出力する交流電力の目標値を決定する
請求項２または３に記載の制御装置。
【請求項５】
前記第１の系統は、第１の電力変換装置と、出力が前記第１の電力変換装置が出力する交流電力を伝送する電力線に接続された第２の電力変換装置とを、前記電力変換装置として有し、
前記取得部は、前記第１の電力変換装置が前記第２の系統へ出力する第１の出力電力の計測値を第１の電力計から通信により取得し、前記第２の電力変換装置が前記第２の系統へ出力する第２の出力電力の計測値を第２の電力計から通信により取得し、
前記取得部は、前記第１の出力電力の計測値と前記第２の出力電力の計測値とに基づいて、前記第１の系統が前記第２の系統へ供給する電力値を推定する
請求項１から４のいずれか一項に記載の制御装置。
【請求項６】
前記取得部は、複数の時刻における前記電力値に基づいて、所定の時刻の前記電力値を推定する
請求項５に記載の制御装置。
【請求項７】
前記取得部は、複数の時刻における第１の出力電力に基づいて、所定の時刻の前記第１の出力電力を推定し、推定した前記所定の時刻の前記第１の出力電力と、前記所定の時刻の前記第２の出力電力の和を、前記所定の時刻の前記電力値として取得する
請求項５に記載の制御装置。
【請求項８】
前記第１の系統は、前記柱上変圧器を介して前記第２の系統に接続されており、
前記取得部は、有効電力の計測値と無効電力の計測値を前記電力計から通信により取得し、
前記不感帯判定部は、前記取得部が取得した有効電力の計測値と、無効電力の計測値から前記柱状変圧器のインダクタンスに応じた無効電力を減算した値との組が、予め設定された設定範囲内であるか否か判定する
請求項１に記載の制御装置。
【請求項９】
前記取得部は、前記不感帯判定部により前記設定範囲内であると判定された場合、複数の時刻における有効電力の計測値の組を前記電力計から取得し、
前記制御部は、複数の時刻における有効電力の計測値の組に基づいて、不感帯回避制御により損失が発生したか否か判定し、損失が発生したと判定した場合、前記損失に関する損失情報を記憶装置に記録し、前記記憶装置に記憶された損失情報に基づいて、損失補填処理を実行する
請求項２に記載の制御装置。
【請求項１０】
前記制御部は、
前記取得部が電力値を取得する毎に、前記取得部が取得した電力値と、前記電力制御目標値との差分に基づいて、前記電力変換装置の出力電力の目標値を決定する電力目標値決定部を備える請求項１に記載の制御装置。
【請求項１１】
前記電力値は、前記電力変換装置が出力する前記交流電力の有効電力の計測値及び／または無効電力の計測値であり、
前記電力目標値決定部は、前記取得部が取得した有効電力の計測値と、前記電力制御有効電力の目標値と、の差分に基づいて、前記電力変換装置の出力有効電力の目標値を決定すること、及び前記取得部が取得した無効電力の計測値と、前記電力の無効電力制御目標値と、の差分に基づいて、前記電力変換装置の出力無効電力の目標値を決定することのうち、少なくとも一方を実行する
請求項１０に記載の制御装置。
【請求項１２】
前記第１の系統は、複数の前記第１の発電装置と、複数の前記電力変換装置を有し、前記電力変換装置それぞれが出力する交流電力を伝送する電力線同士が繋げられた電力線が前記第２の系統に接続されており、
前記電力目標値決定部は、前記電力変換装置それぞれの出力電力の目標値を決定する
請求項１０または１１に記載の制御装置。
【請求項１３】
前記第１の系統は、複数の電力変換装置を含み、
前記電力計は、複数の電力変換装置が出力した交流電力の和の有効電力を前記有効電力の計測値として計測しており、
前記電力目標値決定部は、前記通信部が取得した有効電力の計測値と、前記電力の有効電力制御目標値と、の差分に基づいて、前記電力の和の有効電力の目標値を決定し、決定した電力の和の有効電力の目標値に基づいて、前記電力変換装置の出力する有効電力の目標値を決定する
請求項１１または１２に記載の制御装置。
【請求項１４】
前記通信部は、前記電力目標値決定部が決定した、前記電力変換装置の出力電力の目標値を、対応する前記電力変換装置へ送信する
請求項１０から１３のいずれか一項に記載の制御装置。
【請求項１５】
前記第１の系統は、ローカル系統であり、
前記第２の系統は、電力系統である
請求項１から１４のいずれか一項に記載の制御装置。
【請求項１６】
請求項１から１５のいずれか一項に記載の制御装置を備える電力変換装置。
【請求項１７】
直流電力を交流電力に変換し、変換した交流電力を前記第２の系統に出力する電力変換部と、
前記電力変換部が出力する交流電力値を計測する計測部と、
前記電力目標値決定部が決定した交流電力の目標値と、前記計測部が計測した交流電力値とに基づいて、前記電力変換部を制御する変換制御部と、
を更に備える請求項１６に記載の電力変換装置。
【請求項１８】
前記計測部は、更に前記電力変換部が出力する交流電流を計測し、
前記変換制御部は、更に前記計測部が計測した交流電流にも基づいて、前記電力変換部を制御する
請求項１７に記載の電力変換装置。
【請求項１９】
前記不感帯判定部は、複数の第２の系統のうち一の第２の系統へ供給する有効電力の計測値と無効電力の計測値との組が予め設定された設定範囲内か否か判定し、
直流電力を交流電力に変換し、変換した交流電力を前記第２の系統に出力する電力変換部と、
前記不感帯判定部により設定範囲内と判定された場合、出力電力を変更するように前記電力変換部を制御する変換制御部と、
前記出力電力の変更量を計測する計測部と、
前記計測部が計測した変更量を、該変更量とは逆の向きに同じだけ、自身の出力電力を制御する他の電力変換装置へ送信する通信部と、
を備える請求項１６に記載の電力変換装置。
【請求項２０】
第１の発電装置と、該第１の発電装置が発電した電力に基づき交流電力を出力する電力変換装置とを有する複数の第１の系統から出力された交流電力を伝送する電力線が繋がって、第２の発電装置を有する第２の系統に接続されている電力変換システムを制御する制御システムであって、
前記第１の系統それぞれには、前記第１の発電装置が発電した電力に基づいて交流電力を前記第２の系統に出力する一つ以上の電力変換部が含まれており、
前記第１の系統それぞれから出力された無効電力の和及び／または有効電力の和が所定の範囲に収まるように、各第１系統から出力される無効電力の目標値及び／または有効電力の目標値を決定する系統電力目標値決定部と、
前記系統電力目標値決定部が決定した無効電力の目標値及び／または有効電力の目標値に基づいて、対応する第１系統に含まれる前記電力変換部が出力する交流電力を制御する複数の制御部と、
を備える制御システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明の実施形態は、制御装置、電力変換装置及び制御システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
太陽光発電装置や蓄電池を電力系統に接続する分散型電源が活用されている。これらの分散型電源は電力変換装置を介して電力系統に連系しており、電力系統からの解列や停電を検知する単独運転検出機能を備える必要がある。
【０００３】
ここで、単独運転について説明する。ここでローカル系統が電力系統と接続している場合を想定する。ローカル系統に発電装置や放電中の蓄電装置が存在しない場合、電力系統が停電するなどして電力線に設けられた遮断器が開放されると、ローカル系統と遮断器との間で電力を伝送するローカル電力線は無電圧状態となる。しかし、発電装置や放電中の蓄電装置などが、電力変換装置を介して電力系統に電力を出力している状態で遮断器が開放された場合、ローカル電力線は依然として充電された状態となる。
【０００４】
このように、ローカル系統が電力系統から解列された状態においてもローカル電力線に通電がなされている状態を単独運転という。単独運転は復旧作業員の感電、設備の故障、ひいては火災発生の原因となりうるなど、安全の観点から好ましくないとされている。そこで系統連系する電力変換装置には単独運転を瞬時に検出する単独運転検出の機能と、単独運転を検出した場合には電力変換装置の運転を停止するか、ローカル系統を電力系統から解列するなどする機能の実装が求められている。
【０００５】
単独運転検出の手法には、大きく分けて受動方式と能動方式とに分類される。受動方式では、電力変換装置は付属のセンサから読み取れる電圧や周波数等の値を常時監視し、電力系統から解列した際に発生する電圧または周波数等の急激な変動を捉えて単独運転を検出する。例えば、発電装置の出力が第１の電力変換装置を介してローカル電力線で遮断器の一端に接続され、蓄電装置の出力が第２の電力変換装置を介して上記ローカル電力線に繋がっており、遮断機の他端が電力系統に電力線で接続されている構成を想定する。この構成において、発電装置で発電された直流電力は第１の電力変換装置で交流電力に変換されて電力系統へ逆潮流する。蓄電装置から放電された直流電力が第２の電力変換装置で交流電力に変換されて電力系統へ逆潮流する。このような構成において、例えば電力系統で停電が発生するなどして遮断器が開放されると、それまで電力系統へ逆潮流していた電力の行き場がなくなり、ローカル電力線では電圧や周波数が急激に上昇する等の異常が発生する。
【０００６】
第１の電力変換装置及び第２の電力変換装置は、付属のセンサでローカル電力線の電圧や周波数などの電気情報を常時監視しており、遮断器の開放に伴う電圧変動をすぐさま検知することができ、この電圧変動を以て単独運転を判定する。単独運転の判断の基準となる情報には、電圧のほか、周波数や高調波などが用いられている。
【０００７】
例えば、ローカル系統内に更に、ローカル電力線に繋がった負荷が存在する場合を想定する。ここで負荷は、ローカル系統からみて電力消費を行う装置であって、例えば電動機、電灯、充電中の蓄電池などである。発電装置や蓄電装置などが出力する有効電力の合計と、負荷で消費する有効電力の合計が大きく異なる場合には、遮断器の開放とともにローカル電力線の電圧が上昇または低下するといった異常が発生するため、上記と同様の受動方式で単独運転を検出することができる。
【０００８】
電力変換装置の出力する無効電力が有効電力に比べて小さく、ローカル系統内での有効電力の供給と消費がほぼ同じである場合には、遮断器が開放されても急激な電圧の変動は発生しない。しかし、ローカル電力線が系統から解列されるため、第１の電力変換装置及び第２の電力変換装置の出力する周波数が系統周波数からずれてくる。これは解列の発生に伴い、電力変換装置に備わるＰＬＬ（Ｐｈａｓｅ  Ｌｏｃｋｅｄ  Ｌｏｏｐ）が参照する電圧波形が系統電圧のものから電力変換装置自身の出力に切り替わり、周波数が安定しないためである。電力変換装置の出力する無効電力がゼロのとき、ローカル電力線の周波数は、負荷の共振周波数が安定点となる。このため、共振周波数が系統周波数と異なる場合、解列に伴ってローカル電力線で計測できる周波数が共振周波数に向かってシフトしていく。電力変換装置が出力する無効電力がゼロでないときは負荷の共振周波数とは異なる周波数が安定点となるが、いずれにせよ周波数が系統周波数から安定点に向かってシフトしていく。このため、第１の電力変換装置及び第２の電力変換装置は、ローカル電力線から周波数をセンシングすることで単独運転を検出することができる。
【０００９】
一方、有効電力と無効電力のやりとりがゼロになる不感帯において受動方式での単独運転検出が難しいという問題に対して、周波数シフト、無効電力変動、スリップモード周波数シフトなど、能動方式と呼ばれる検出手法が開発されてきた。能動方式は、電力変換装置の制御で有効電力や無効電力などの出力目標に変動を与えるか、または外部装置を用いることでローカル電力線の電圧または周波数などに常に変動を与えるか等により、解列時の電圧や周波数または高調波などの変動をより顕著にして、これらの検出値を基にした単独運転の判断をより正確に行うものである。
【先行技術文献】
【特許文献】
【００１０】
【特許文献１】特開２００８−２２８５４８号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【００１１】
いずれの手法を用いても、有効電力と共振周波数が高い精度で釣り合ってできるような不感帯に対して正確かつ高速な検出を行うことは困難であった。
【００１２】
本発明の実施形態は、第１の系統と第２の系統との間で不感帯に陥ることを避けることを可能とする、制御装置、電力変換装置及び制御システムを提供する。
【課題を解決するための手段】
【００１３】
本実施形態に係る制御装置は、第１の発電装置と、該第１の発電装置が発電した電力に基づき交流電力を出力する電力変換装置とを有する第１の系統と、第２の発電装置を有する第２の系統との間で電力を伝送する電力線の電力値を取得する取得部を備える。更に、制御装置は、前記電力値が不感帯に入らないように前記電力変換装置が出力する前記交流電力を制御する制御部を備える。
【図面の簡単な説明】
【００１４】
【図１】第１の実施形態における電力変換システムの構成を示す図である。
【図２】電力変換システムの簡易的な等価回路である。
【図３】第１の実施形態における電力計の構成を示す図である。
【図４】第１の実施形態における電力変換装置の構成を示す図である。
【図５】第１の実施形態における第１の処理を示すフローチャートである。
【図６】電力変換装置が行う処理のフローチャートである。
【図７】変形例を示すフローチャートである。
【図８】第１の実施形態における第２の処理を示すフローチャートである。
【図９】評価関数に基づく制御を説明するための図である。
【図１０】第２の実施形態における電力変換システムの構成を示す図である。
【図１１】第２の実施形態における電力計の構成を示す図である。
【図１２】第２の実施形態におけるＥＭＳサーバの構成を示す図である。
【図１３】第２の実施形態における電力変換装置の構成を示す図である。
【図１４】仮想電力計を説明するための構成である。
【図１５】仮想電力計の計測値の算出方法について説明するための図である。
【図１６】電力計の設置例である。
【図１７】第４の実施形態に係る電力変換システムの構成を示す図である。
【図１８】単相の場合の図１７の等価回路である。
【図１９】図１８の回路を１次側（ローカル系統側）からみた等価回路図である。
【図２０】第５の実施形態に係る電力変換システムの構成を示す図である。
【図２１】第６の実施形態に係る電力変換システムの構成を示す図である。
【図２２】第６の実施形態に係るＥＭＳサーバの構成を示す図である。
【図２３】第６の実施形態に係る補填処理例を示すフローチャートである。
【図２４】第７の実施形態に係る電力変換システムの構成を示す図である。
【図２５】第７の実施形態に係るＥＭＳサーバの構成を示す図である。
【図２６】第７の実施形態に係る電力変換装置の構成を示す図である。
【図２７】第８の実施形態に係る電力変換システムの構成を示す図である。
【図２８】第８の実施形態に係るＥＭＳサーバの構成を示す図である。
【図２９】第８の実施形態に係るＥＭＳサーバの構成を示す図である。
【図３０】各実施形態における電力変換システムの第１の適用例である。
【図３１】各実施形態における電力変換システムの第２の適用例である。
【図３２】各実施形態における電力変換システムの第３の適用例である。
【発明を実施するための形態】
【００１５】
以下、図面を参照しながら、本発明の実施形態について説明する。
各実施形態に係る電力変換システムにおいて、第１の発電装置と、この第１の発電装置が発電した電力に基づき交流電力を出力する電力変換装置とを有する第１の系統と、第２の発電装置を有する第２の系統とが電力線で接続されている。ここで、各実施形態において、第１の系統は一例としてローカル系統であり、第２の系統は一例として電力系統であるものとして、以下説明する。
【００１６】
（第１の実施形態）
まず、第１の実施形態について説明する。図１は、第１の実施形態における電力変換システムＳ１の構成を示す図である。
電力変換システムＳ１は、発電装置１２と、入力が発電装置１２の出力と電力線で接続され出力が遮断器１６と電力線で接続された電力変換装置１１と、接続点Ｔ１を介して電力変換装置１１の出力に電力線で接続された負荷１３と、を備える。更に、電力変換システムＳ１は、一端が接続点Ｔ１に電力線で接続されている遮断器１６と、遮断器１６の他端と電力線で接続されている電力系統２とを備える。
【００１７】
なお、これらの電力線も電力変換システムＳ１、またはローカル系統１の構成要素の１つとしてもよい。なお、電力線は相数や接地線の有無により配線数が異なり、１つのローカル系統１に複数種類の電力線が混在していてもよい。
【００１８】
ローカル系統１には、発電装置１２と、電力変換装置１１と、負荷１３とが含まれる。ローカル系統１は遮断器１６を介して電力系統２に連系する。
【００１９】
発電装置１２は、種々の形態のエネルギーを電気エネルギーに変換する装置である。発電装置１２は、例えば光エネルギーを用いる太陽光発電機（ＰＶ：Ｐｈｏｔｏｖｏｌｔａｉｃ）や、水流や風流などの流体エネルギーを用いる水力発電機、風力発電機、化石燃料などの化学エネルギーを電力へと変換する火力発電機、自然に存在する熱を用いる地熱発電機、その他振動や潮力による発電機等が挙げられる。規模は違うが、発電装置１２は、原子力発電機を含む。発電装置１２は、各種のエネルギー形態を一旦回転運動に変換し、同期機を用いて電力を得る構成が多いが、太陽光発電機のように運動エネルギーによらない発電形態もある。装置としては、湯沸かし器とガス火力発電機を兼ねた装置のように、複数の機能を兼ねたような形態であってもよい。また、発電装置１２は、放電中の蓄電池も含む。
【００２０】
負荷１３は、電力を消費する装置で、電気エネルギーを他のエネルギー形態に変換する装置である。負荷１３の多くは電気エネルギーを直接ないし間接的に熱エネルギーに変換する。負荷１３の代表的なものとしてモータ、照明、加熱装置、コンピュータなどが想定される。マイクログリッドにおいてモータは、家電機器やエレベータ、エスカレータなど他の装置との組み合わせや付加機能を加えた形態として存在することが多い。
【００２１】
負荷１３がモータである場合、電力は動力または運動エネルギーに変換され、消費される。その際、モータが生み出す動力が直接駆動力として利用されることもあれば、歯車などの動力変換器を介することで運動の速度や方向の変換、回転軸の移動や回転へ変換または直動変換、運動エネルギーの分岐や結合などが行われることもある。モータと動力伝達機構または動力変換機構までを含めた動力システム全体を系の負荷とみなすことも可能である。
【００２２】
また、実際には、エネルギー消費を行わないインダクタンスやキャパシタンスなども含め、インピーダンスをもつものを広く負荷１３に含める。これには柱上変圧器のような比較的大きなインピーダンスのものから、配線のもつ微小な電気抵抗、インダクタンス、対地容量など場合によっては無視できる大きさのインピーダンスも含む。また負荷１３は、充電中の蓄電池も含む。
【００２３】
遮断器１６は、ローカル系統１を電力系統２から解列する際に、一端と他端とを非導通状態にする。ローカル系統１が電力系統２に連系している場合、遮断器１６は、一端と他端とを導通状態にする。
【００２４】
電力変換装置１１は通信機能を有し、同じく通信機能を有する電力計１５と通信を行いながら電力変換を行う。具体的には電力変換装置１１は、発電装置１２から入力された直流電力を交流電力に変換する。変換後の交流電力の一部が負荷１３で消費され、電力変換装置１１は、残りの交流電力を、遮断器１６を介して電力系統２へ供給する。
【００２５】
電力変換装置１１は、例えば、インバータ、コンバータ、変圧器（トランス）などである。電力変換装置１１は、装置自体では電力の消費が無いまたはごく少ないまま、直流から交流への変換、または電圧、電流、周波数あるいは相数などの変換を実行する装置を指す。インバータは、一般に直流電源を交流電源に変換する装置であるが、運転モードを切り替えることで交流電源を直流電源に変換する機能をもったものも含む。
【００２６】
また遮断器や電力ルータなど送電経路の遮断や変更を行う装置も、広義では電力変換装置と捉えることができる。ローカル系統内には複数の電力変換装置が存在する場合があり、これらの電力変換装置はＥＭＳ（Energy Management System）サーバなどのコントローラの指示の下、あるいは電力変換装置同士の協調動作によって出力をコントロールすることができる。この協調動作には電力変換装置のみならず、発電装置などの各種装置が加わることができる。
【００２７】
電力計１５は、接続点Ｔ１と遮断器１６とを接続する電力線の所定の位置における電力値を計測する。この電力値は、具体的には、有効電力の計測値と無効電力の計測値である。電力計１５は、例えば、電流計と電圧計とを有し、計測された電流値と電圧値を乗算することで、有効電力の計測値と無効電力の計測値を得る。
電力計１５は、得た有効電力の計測値と無効電力の計測値を、通信により電力変換装置１１へ送信する。この通信は、無線通信であっても、有線通信であってもよい。
【００２８】
なお、電力変換システムＳ１、またはローカル系統１にはあらゆる種類のセンサを含むことが可能である。センサは、例えばスマートメータ、電圧計、電流計、温度センサなどである。これらのセンサは、電力変換装置１１などの装置に内蔵されていることもあるし、通信機能を備え、電力変換装置１１の外部に設置された外部センサとして動作することもある。また、これらのセンサはセンサネットワークを構成して系内全体の制御に利用してもよい。
【００２９】
なお、ローカル系統１中にはＨＥＭＳ（Home Energy Management System）などのＥＭＳサーバが存在してもよい。また遮断器１６と電力計１５の位置関係は前後してもよい。
【００３０】
図２は、電力変換システムＳ１の簡易的な等価回路である。図２の等価回路は、一端が接地に接続された電源ＶＧＮと、一端が電源ＶＧＮの出力に接続され他端が接地に接続されたコンデンサＣ１、コンデンサＣ１に並列に接続された抵抗Ｒ１及び抵抗Ｒ１に並列に接続されたインダクタＬ１と、電源ＶＧＮの出力に接続された電力系統２とを有する。電源ＶＧＮが出力する有効電力Ｐと無効電力Ｑがそれぞれ、コンデンサＣ１、抵抗Ｒ１及びインダクタＬ１で消費される有効電力Ｐと無効電力Ｑと釣り合うと、電力計１５では有効電力Ｐ、無効電力Ｑともに０になる。ここで、有効電力Ｐと無効電力Ｑのやりとりがゼロになる状態を不感帯という。
【００３１】
このように、電力計１５の位置において不感帯の条件を満たすと電力変換装置１１０では単独運転を正しく検出することが困難になるが、電力変換装置１１に備わったセンサから得られる情報のみでは、ローカル系統１の状態が不感帯に該当するかどうかを判断することはできない。一方、電力計１５はローカル系統１と電力系統２との間でやりとりされる電力を計測することができるが、不感帯においては計測される電力量が有効電力Ｐ、無効電力Ｑともに０になるため、電力計１５では不感帯を検知することが可能である。
なお、ローカル系統１内の全ての機器が動作を停止している場合や、遮断器１６がローカル系統１と電力系統２とを遮断している場合にも電力計１５で計測される有効電力Ｐ、無効電力Ｑはともに０になるが、この状態を不感帯とは呼ばない。電力変換装置１１、電力計１５やＥＭＳサーバは、遮断器１６の状態情報や、ローカル系統１内で稼働している機器が存在するかどうかといった情報を取得できる場合にはこれらの情報を含めて不感帯の判断を行う。
【００３２】
そこで本実施形態における電力変換システムＳ１では、電力計１５は、有効電力と無効電力を計測し、計測して得た有効電力の計測値と無効電力の計測値を通信により、電力変換装置１１へ送信する。これらの値を受信した電力変換装置１１は、有効電力の計測値と無効電力の計測値に基づいて、有効電力の計測値と無効電力の計測値との組が予め設定された設定範囲内か否か判定する。そして、設定範囲内である場合、電力変換装置１１は、出力する交流電力が不感帯を避けるように制御するか、または能動方式の単独運転検出を開始する。ローカル系統１の状態が不感帯に近い時にのみ能動方式を使用することで、平常時は電力系統２に対して不要な擾乱を与えることを防ぐことができる。
【００３３】
（構成）
図３は、第１の実施形態における電力計１５の構成を示す図である。電力計１５は、電力計測部１５１と、電力計測部１５１と電気的に接続された通信部１５２とを備える。
電力計測部１５１は、ローカル系統１と電力系統２との間で電力を伝送する電力線の所定の位置における電力値を計測する。具体的には例えば、電力計測部１５１は、接続点Ｔ１と遮断機１６とを接続する電力線の所定の位置における電力値を計測する。この電力値は、具体的には、有効電力値と無効電力値である。電力計測部１５１は、計測で得た有効電力の計測値ＰＳＭと無効電力の計測値ＱＳＭとを通信部１５２に出力する。
【００３４】
通信部１５２は、電力計測部１５１から入力された有効電力の計測値ＰＳＭと無効電力の計測値ＱＳＭとを電力変換装置１１へ送信する。この送信は、無線通信でも有線通信でもよい。
【００３５】
図４は、第１の実施形態における電力変換装置１１の構成を示す図である。電力変換装置１１は、取得部２１、取得部２１と電気的に接続された制御部２２を備える。更に、電力変換装置１１は、計測部１１４、制御部２２及び計測部１１４と電気的に接続された変換制御部１１５、変換制御部１１５と電気的に接続された電力変換部１１６、電力変換部１１６と電力線で接続されたフィルタ部１１７、及び計測部１１４と電気的に接続された単独運転検出部１１８を備える。
【００３６】
取得部２１は、第１の発電装置と、該第１の発電装置が発電した電力に基づき交流電力を出力する電力変換装置とを有する第１の系統と、第２の発電装置を有する第２の系統との間で電力を伝送する電力線の電力値を取得する。ここで、本実施形態では、第１の系統は、一例としてローカル系統１であり、第２の系統は、一例として電力系統２である。取得部２１は、通信部１１１を備える。
【００３７】
通信部１１１は、電力計１５から送信された有効電力の計測値ＰＳＭと無効電力の計測値ＱＳＭを受信し、受信した有効電力の計測値ＰＳＭと無効電力の計測値ＱＳＭを不感帯判定部１１２へ出力する。
【００３８】
制御部２２は、取得部２１が取得した電力値に基づいて、上記電力値が不感帯に入らないように電力変換装置１１が出力する交流電力を制御する。ここで、制御部２２は、通信部１１１と電気的に接続された不感帯判定部１１２、及び不感帯判定部１１２と電気的に接続された電力目標値決定部１１３を備える。
【００３９】
不感帯判定部１１２は、通信部１１１が受信した有効電力の計測値ＰＳＭと無効電力の計測値ＱＳＭとの組が予め設定された設定範囲内か否か判定する。この設定範囲は、有効電力値が０で無効電力値が０の不感帯を含む範囲である。
【００４０】
電力目標値決定部１１３は、不感帯判定部１１２により設定範囲内であると判定された場合、電力変換装置１１が出力電力を制御する際に用いる、電力変換装置１１が出力する交流電力の目標値を決定する。具体的には、電力目標値決定部１１３は、電力変換装置１１が出力する交流電力の有効電力の目標値及び無効電力の目標値のうち少なくとも一方を変更する。電力目標値決定部１１３は、この変更が施された後の、有効電力の目標値及び無効電力の目標値を変換制御部１１５へ出力する。
【００４１】
計測部１１４は、電力変換部１１６がフィルタ部１１７を介して出力する交流電力を計測する。より詳細には、計測部１１４は、フィルタ部１１７から出力された電力の有効電力値ＰＩＮＶと無効電力値ＱＩＮＶを計測し、計測して得た有効電力値ＰＩＮＶと無効電力値ＱＩＮＶを変換制御部１１５へ出力する。
【００４２】
計測部１１４は、電力変換部１１６がフィルタ部１１７を介して出力する交流電流値を計測する。より詳細には、計測部１１４は、フィルタ部１１７から出力された交流電流を計測する。そして、計測部１１４は、交流電流をｄｑ変換し、変更して得た電流ｄ成分Ｉｄ及び電流ｑ成分Ｉｑを変換制御部１１５へ出力する。
また、計測部１１４は、電力変換部１１６がフィルタ部１１７を介して出力した電圧の電圧値を計測し、計測した電圧値を単独運転検出部１１８へ出力する。
【００４３】
電力変換部１１６は、入力された直流電力を交流電力に変換し、変換した交流電力をフィルタ部１１７を介して電力系統２に出力する。
【００４４】
フィルタ部１１７は、電力変換部３２から出力された交流電力に含まれる高周波ノイズを除去する。例えば、フィルタ部１１７は、電力変換部１１６が出力した交流電力に対して、所定のローパスファイタをかけて、ローパスフィルタ後の交流電力を、遮断器１６を介して電力系統２へ出力する。フィルタ部１１７は、一例として、一端が電力変換部１１６の出力と直列に接続され他端が遮断器１６の一端と接続されたインダクタと、一端が電力変換部１１６の出力のうちの１相に接続され他端が出力の別なる１相に接続されたコンデンサとを有する。
【００４５】
単独運転検出部１１８は、計測部１１４が計測した電圧値に基づいて、単独運転を検出する。なお、単独運転検出部１１８は、計測部１１４が計測した、交流電力の周波数や高調波などに基づいて、単独運転であるか否か検出してもよい。
【００４６】
変換制御部１１５は、電力目標値決定部１１３が決定した交流電力の目標値と、計測部１１４が計測した交流電力値とに基づいて、電力変換部１１６を制御する。具体的には例えば、電力目標値に応じたゲート駆動信号を生成して電力変換部１１６の半導体素子を駆動する。また、変換制御部１１５は、計測部１１４が計測した交流電流にも基づいて、電力変換部１１６を制御する。
なお、変換制御部１１５は、入力となる直流電圧をチョッパ回路等で昇圧し、電力変換の効率を変えるような構成でもよい。
【００４７】
ここで、変換制御部１１５は、第１電圧目標値生成部ＶＤ、及び第２電圧目標値生成部ＶＱを備える。更に、変換制御部１１５は、第１電圧目標値生成部ＶＤの出力及び第２電圧目標値生成部ＶＱの出力と電気的に接続されたｄＱ逆変換部ＩＴ、及びｄＱ逆変換部ＩＴと三本の配線で電気的に接続されたゲート駆動信号生成部ＧＳＧを備える。
【００４８】
第１電圧目標値生成部ＶＤは、電力目標値決定部１１３から入力された有効電力目標値Ｐｒｅｆと、計測部１１４から入力された有効電力値ＰＩＮＶ、電流ｄ成分Ｉｄ及び電流ｑ成分Ｉｄに基づいて、ｄ成分の電圧目標値Ｖｄｒｅｆを生成する。ここで、第１電圧目標値生成部ＶＤは、減算部ＶＤ１、伝達関数乗算部ＶＤ２、減算部ＶＤ３、伝達関数乗算部ＶＤ４、乗算部ＶＤ５、及び減算部ＶＤ６を備える。
【００４９】
減算部ＶＤ１は、電力目標値決定部１１３から入力された有効電力目標値Ｐｒｅｆから有効電力値ＰＩＮＶを減算し、減算後の値を伝達関数乗算部ＶＤ２へ出力する。
【００５０】
伝達関数乗算部ＶＤ２は、入力された値に、所定の伝達関数Ｈｐ（ｓ）を乗じ、得られた電流目標値のｄ成分Ｉｄｒｅｆを減算部ＶＤ３へ出力する。ここで、Ｈｐ（ｓ）＝Ｋｈｐｐ＋Ｋｈｐｉ／ｓである。ここで、Ｋｈｐｐは比例係数で、Ｋｈｐｉは積分係数である。
【００５１】
減算部ＶＤ３は、電流目標値のｄ成分Ｉｄｒｅｆから、計測部１１４から入力された電流ｄ成分Ｉｄを減算し、減算して得た値を伝達関数乗算部ＶＤ４へ出力する。
【００５２】
伝達関数乗算部ＶＤ４は、減算部ＶＤ３から入力された値に、所定の伝達関数Ｆｄ（ｓ）を乗じ、得られた値を減算部ＶＤ６へ出力する。ここで、Ｆｄ（ｓ）＝Ｋｆｄｐ＋Ｋｆｄｉ／ｓである。ここで、Ｋｆｄｐは比例係数で、Ｋｆｄｉは積分係数である。また、この得られた値は、仮にフィルタ部１１７がインダクタを有しない場合の電圧目標値のｄ成分である。
【００５３】
乗算部ＶＤ５は、計測部１１４から入力された電流のｑ成分ＩｄにωＬを乗じ、乗じて得た値を減算部ＶＤ６へ出力する。ここで、ωは角周波数で、Ｌはフィルタ部１１７が有するインダクタのインダクタンスである。
【００５４】
減算部ＶＤ６は、伝達関数乗算部ＶＤ４から入力された値から、乗算部ＶＤ５から入力された値を減算する。これはフィルタ部１１７のインダクタにおける電圧降下を考慮したものである。そして、減算部ＶＤ６は、減算して得た値を、電圧目標値のｄ成分Ｖｄｒｅｆとしてｄｑ変換部ＩＴへ出力する。これにより、フィルタ部１１７のインダクタの電圧降下分だけ電圧目標値のｄ成分を大きくすることができる。
【００５５】
同様に、第２電圧目標値生成部ＶＱは、電力目標値決定部１１３から入力された無効電力目標値Ｑｒｅｆと、計測部１１４から入力された無効電力値ＱＩＮＶ、電流ｄ成分Ｉｄ及び電流ｑ成分Ｉｄに基づいて、ｑ成分の電圧目標値Ｖｑｒｅｆを生成する。ここで、第２電圧目標値生成部ＶＱは、減算部ＶＱ１、伝達関数乗算部ＶＱ２、減算部ＶＱ３、伝達関数乗算部ＶＱ４、乗算部ＶＱ５、及び減算部ＶＱ６を備える。
【００５６】
減算部ＶＱ１は、電力目標値決定部１１３から入力された無効電力目標値Ｑｒｅｆから無効電力値ＱＩＮＶを減算し、減算後の値を伝達関数乗算部ＶＱ２へ出力する。
【００５７】
伝達関数乗算部ＶＱ２は、入力された値に、所定の伝達関数Ｈｑ（ｓ）を乗じ、得られた電流目標値のｑ成分Ｉｑｒｅｆを減算部ＶＱ３へ出力する。ここで、Ｈｐ（ｓ）＝Ｋｈｑｐ＋Ｋｈｑｉ／ｓである。ここで、Ｋｈｑｐは比例係数で、Ｋｈｑｉは積分係数である。
【００５８】
減算部ＶＱ３は、電流目標値のｑ成分Ｉｄｒｅｆから、計測部１１４から入力された電流ｑ成分Ｉｑを減算し、減算して得た値を伝達関数乗算部ＶＱ４へ出力する。
【００５９】
伝達関数乗算部ＶＱ４は、減算部ＶＱ３から入力された値に、所定の伝達関数Ｆｑ（ｓ）を乗じ、得られた値を減算部ＶＱ６へ出力する。ここで、Ｆｑ（ｓ）＝Ｋｆｑｐ＋Ｋｆｑｉ／ｓである。ここで、Ｋｆｑｐは比例係数で、Ｋｆｑｉは積分係数である。また、この得られた値は、フィルタ部１１７にインダクタが仮になかった場合の電圧目標値のｑ成分である。
【００６０】
乗算部ＶＱ５は、計測部１１４から入力された電流のｄ成分ＩｄにωＬを乗じ、乗じて得た値を減算部ＶＱ６へ出力する。
減算部ＶＱ６は、伝達関数乗算部ＶＱ４から入力された値から、乗算部ＶＱ５から入力された値を減算する。これはフィルタ部１１７のインダクタにおける電圧降下を考慮したものである。そして、減算部ＶＱ６は、減算して得た値を、電圧目標値のｑ成分Ｖｑｒｅｆとしてｄｑ変換部ＩＴへ出力する。これにより、フィルタ部１１７のインダクタの電圧降下分だけ電圧目標値のｑ成分を大きくすることができる。
【００６１】
ｄｑ変換部ＩＴは、第１電圧目標値生成部ＶＤから入力された電圧目標値のｄ成分Ｖｄｒｅｆと、第２電圧目標値生成部ＶＱから電圧目標値のｑ成分Ｖｑｒｅｆとに対して、ｄｑ変換を施す。これにより、３相分の電圧の目標値が得られる。ｄｑ変換部ＩＴは、この得られた３相分の電圧の目標値をそれぞれゲート駆動信号生成部ＧＳＧへ出力する。
【００６２】
次に、ゲート駆動信号生成部ＧＳＧは、ｄｑ変換部ＩＴから入力された、３相の電圧の目標値に基づいて、３相それぞれの電力を制御するため、三つのゲート駆動信号を生成する。ゲート駆動信号生成部ＧＳＧは、生成した三つのゲート駆動信号を電力変換部１１６へ出力する。そして、電力変換部１１６は、三つのゲート駆動信号それぞれに基づいて、対応する相の電力を出力する。
【００６３】
（処理の説明）
通常時の有効電力目標値Ｐｒｅｆ、無効電力目標値Ｑｒｅｆの値は、出荷時に予め固定された値、ＥＭＳサーバなど上位機器や他の電力変換装置から通信で受け取る指定値、または他の電力変換装置との協調制御を行う上で決定される目標値などである。一方、電力計１５は電力線を往来する有効電力ＰＳＭと無効電力ＱＳＭを計測部１１４で計測し、この計測値１１４は通信で電力変換装置１１に伝えられる。
【００６４】
電力変換装置１１の不感帯判定部１１２は、通信で受け取った計測値に基づいて、ローカル系統１の出力電力が設定範囲内にあるか否かを判定する。不感帯の判定基準は、例えばＰＳＭ、ＱＳＭがともに±１ｋＷ以下であるかどうか、などである。設定範囲内であれば、ローカル系統１の電力出力が不感帯に陥ることがないように、電力変換装置１１の電力目標値決定部１１３は、有効電力目標値Ｐｒｅｆ及び無効電力目標値Ｑｒｅｆのうち少なくとも一方を更新して制御を継続する。
【００６５】
例えば、通常時Ｐｒｅｆ＝１０ｋＷ且つＱｒｅｆ＝０ｋＷで制御を行っていたとすると、Ｐｒｅｆの５％に相当する無効電力をＱｒｅｆの更新値として設定する。
【００６６】
このような手順を実行することで、ローカル系統１の電力出力が不感帯に陥った場合においても電力計１５と電力変換装置１１が通信で連携し、不感帯から外れるようにすることができる。不感帯を確実に避けることによって、電力変換装置１１０の単独運転検出部１１８は、正しくかつ高速に単独運転状態を検出することが可能になる。
【００６７】
電力変換装置１１０の単独運転検出部１１８は、上記の手順と並行、あるいは一体となって、電力変換装置１１０に備わった計測部１１４のセンサから検出できる電圧値や周波数などの値を基に、単独運転状態か否かを判定する処理を、例えば所定の時間間隔で行う。
【００６８】
なお、不感帯の判定、電力目標値の変更、単独運転の判定は必ずしも電力変換装置１１で行う必要はなく、電力計１５や電力計の計測値を通信で取得したＥＭＳサーバ（図示せず）、あるいは電力系統側の設備が判定を行い、通信で電力変換装置１１に伝達することも可能である。また、電力計１５やＥＭＳサーバでの判定を電力変換装置１１での判定のバックアップ機構として用いることも可能である。
【００６９】
（第１の処理例）
続いて、本実施形態に係る電力変換システムＳ１の第１の処理例について図５を用いて説明する。図５は、第１の実施形態における第１の処理を示すフローチャートである。
【００７０】
（ステップＳ１０１）電力計１５が、有効電力及び無効電力を計測して、計測して得た有効電力の計測値及び無効電力の計測値を電力変換装置１１に送信する。
【００７１】
（ステップＳ１０２）電力変換装置１１の不感帯判定部１１２は、有効電力の計測値及び無効電力の計測値の組が設定範囲内か否か判定する。
【００７２】
（ステップＳ１０３）ステップＳ１０２で、有効電力の計測値及び無効電力の計測値の組が設定範囲内であると判定された場合、不感帯から外れるよう無効電力目標値Ｑｒｅｆを変更する。そして、電力変換装置１１はステップＳ１０４の処理に進む。
【００７３】
（ステップＳ１０４）ステップＳ１０２で、有効電力の計測値及び無効電力の計測値の組が設定範囲内でないと判定された場合、電力変換装置１１は電力変換し、変換後の交流電力を負荷１３及び電力系統２へ供給し、負荷１３がその交流電力の一部を消費する。
【００７４】
図６は、電力変換装置１１が行う処理のフローチャートである。図６の処理は、図５の処理と並行して行われる。
【００７５】
（ステップＳ２０１）まず、単独運転検出部１１８は、計測部１１４が計測した電圧値に基づいて、単独運転か否か判定する。単独運転でないと判定した場合、所定の時間間隔で、単独運転検出部１１８は、この判定を繰り返す。
【００７６】
（ステップＳ２０２）ステップＳ２０１で単独運転と判定した場合、電力変換装置１１は、単独運転に対応した処理を実行する。例えば、電力変換装置１１は、その運転を停止する。
【００７７】
以上、第１の処理例では、電力計１５と連携することで不感帯を避けるため、電力変換装置は単独運転検出を確実かつ高速に行うことが可能になる。能動方式を併用する場合においてもその確実性・高速性を増す効果があるほか、能動方式を併用しない場合においては系統擾乱や電力変換装置同士の相互干渉を防ぎながらも単独運転検出が行えるというメリットがある。
【００７８】
（ＥＭＳ・第３者アグリゲータによる中継や、制御主体のバリエーション）
また、電力計１５０と電力変換装置１１との間の通信は、ＥＭＳサーバやローカルコントローラなど別の通信装置が仲介してもよい。ＥＭＳサーバは、電力計１５と電力変換装置１１の通信を単に中継するのみであってもよい。またＥＭＳサーバは、電力計１５が送信する電力計測値を判断材料にして、ローカル系統１が不感帯条件に該当するか否かを判定し、電力変換装置１１に不感帯警告や制御目標値を送信する機能を有していてもよい。
【００７９】
またホームゲートウェイなどを介して通信メッセージをローカル系統１の外部に設置された電力会社のサーバやアグリゲータ等に送信し、これらの外部設備が不感帯判定や制御を行っても良い。ここでは便宜上これらの外部設備もＥＭＳサーバに含める。即ち、図５のフローチャートにおいて、ステップＳ１０２、Ｓ１０３を実行するのは電力変換装置１５であっても、負荷１３であっても、電力計１５であっても、ＥＭＳサーバであってもよい。すなわち、電力変換装置１５に代わりに、負荷１３、電力計１５、またはＥＭＳサーバは、不感帯判定部１１２、電力目標値決定部１１３を備えてもよい。
【００８０】
（ローカル系統１内の機器が全停止している場合の例外処理）
図５におけるステップＳ１０２、Ｓ１０３には例外を設けていてもよい。例えばローカル系統１内の装置が全て停止している場合を想定すると、電力計１５で計測される有効電力値ＰＳＭ、無効電力値ＱＳＭはともにゼロとなり、図５のフローチャート上では不感帯に該当する。このような状態を不感帯から除外するための一例として、通信機能を有している負荷１３は、ステップＳ１０２の判定を実行する電力変換装置１１に対して、自装置が電力供給または電力消費を停止しているという情報を通信で提供してもよい。このときの処理フローを図７を用いて説明する。
【００８１】
図７は、変形例を示すフローチャートである。ステップＳ３０１は、図５のステップＳ１０１と同一であり、ステップＳ３０４〜Ｓ３０５は、図５のステップＳ１０３〜Ｓ１０４と同一であるので、その説明を省略する。
【００８２】
（ステップＳ３０２）不感帯判定部１１２は、ローカル系統１内の機器が全て電力供給及び電力消費をしていないか否か判定する。具体的には、不感帯判定部１１２は、負荷１３からの、電力消費をしているか否かの情報に基づいて、電力変換装置１１が電力供給をしておらず、且つ負荷１３が電力消費をしていないか否か判定する。ローカル系統１内の機器が全て電力供給及び電力消費をしていない場合、電力変換システムＳ１は、処理をステップＳ３０１に戻す。
【００８３】
（ステップＳ３０３）ステップＳ３０２で、ローカル系統１内の機器のうち少なくとも一つの機器が電力供給または電力消費をしていると判定された場合、不感帯判定部１１２は、有効電力の計測値及び無効電力の計測値の組が設定範囲内か否か判定する。
【００８４】
なお、電力計１５またはＥＭＳサーバが不感帯判定部１１２を備える場合、電力変換装置１１及び通信機能を有している負荷１３は、自装置が電力供給または電力消費を停止しているという情報を、電力計１５またはＥＭＳサーバへ送信してもよい。
【００８５】
（第２の処理例：設定範囲に入ったことをトリガとした能動方式の開始）
第２の処理例の電力変換装置１１は、設定範囲に入ったことをトリガとした能動方式の単独運転検出を開始する。第２の処理例では、電力変換装置１１の単独運転検出部１１８は、単独運転検出機能として受動方式、能動方式の両方を実装しているが、通常時は受動方式の単独運転機能のみを有効に動作させ、能動方式の機能は停止させることを前提とする。図８は、第１の実施形態における第２の処理を示すフローチャートである。
【００８６】
（ステップＳ４０１）まず、電力計１５は、電力値を計測して計測値を電力変換装置１１に送信する。
【００８７】
（ステップＳ４０２）次に、電力変換装置１１の不感帯判定部１１２は、有効電力の計測値及び無効電力の計測値の組が設定範囲内か否か判定する。
【００８８】
（ステップＳ４０３）ステップＳ４０２で、有効電力の計測値及び無効電力の計測値の組が設定範囲内でないと判定された場合、電力変換装置１１は電力変換し、変換後の交流電力を出力する。そして、変換後の交流電力の一部が負荷１３で消費され、残りの交流電力が電力系統２へ供給される。
【００８９】
（ステップＳ４０４）ステップＳ４０２で、有効電力の計測値及び無効電力の計測値の組が設定範囲内であると判定された場合、無効電力の目標値Ｑｒｅｆを変更する。この変更は能動方式の一例である。
【００９０】
（ステップＳ４０５）単独運転検出部１１８は、計測部１１４が計測した電圧の周波数が所定の範囲から外れるか否か判定する。
【００９１】
（ステップＳ４０６）ステップＳ４０５で、計測部１１４が計測した電圧の周波数が所定の範囲から外れると判定された場合、単独運転検出部１１８は、単独運転であると判定する。
【００９２】
（ステップＳ４０７）ステップＳ４０６に引き続いて、電力変換装置１１は、出力を停止する。
【００９３】
（ステップＳ４０８）ステップＳ４０５で、計測部１１４が計測した電圧の周波数が所定の範囲内と判定された場合、単独運転でないと判定する。そして、電力変換システムＳ１は、処理をステップＳ４０１に戻す。
【００９４】
有効電力の計測値及び無効電力の計測値の組が設定範囲内でない場合、能動方式機能を停止しておくことによって、電力変換効率を最適に保つことができ、不要な系統擾乱及び装置間相互干渉を避けることができる。
【００９５】
なお、ステップＳ４０２で、有効電力の計測値及び無効電力の計測値の組が設定範囲内の場合、無効電力の目標値Ｑｒｅｆを変更する能動方式を併用したが、これに限らず、受動方式での監視対象に電圧、周波数だけでなく高調波を加えてもよい。
【００９６】
また、能動方式として電力変換装置の無効電力の目標値Ｑｒｅｆを変更したが、これに限らず、ローカル系統１内に存在し通信によってインピーダンスを調整できるような負荷を通信によって操作してもよい。これにより、無効電力の目標値Ｑｒｅｆの変更と同様の効果を得ることができる。
【００９７】
（通信の内容と頻度）
ローカル系統１が不感帯に陥ったことを知らせるほか、ローカル系統として不感帯を回避する目的で送受信される通信メッセージの内容はいくつかの形式が想定される。例えば電力計１５は、単に計測した有効電力値ＰＳＭや無効電力値ＱＳＭをメッセージに記載して送信する場合がある。
【００９８】
なお、電力計１５は、不感帯に陥ったことまたは不感帯に近づいていることを示すメッセージを送信してもよいし、不感帯を避けるための有効電力の目標値や無効電力の目標値を通信で送ってもよい。
【００９９】
通信のタイミングは一定時間毎にメッセージの送信及び受信を行うポーリング方式であってもよいし、電力計１５０で計測される電力値が不感帯に該当すること、または不感帯に近づきつつあることをトリガに通信を開始するイベントドリブン方式であってもよい。イベントドリブン方式の場合、不感帯に近づきつつあっても即座に不感帯回避の動作を実行できるうえ、定常時は不要な通信を抑制して通信帯域をより効率的に使用することができる。ポーリングとイベントドリブンを併用するような通信開始タイミングを採用してもよい。通信メッセージの形式はＥＣＨＯＮＥＴ  Ｌｉｔｅなどのバイナリデータや、ＸＭＬなどのテキストベースのデータ形式などが考えられるが、いずれの形式を用いても本実施形態が適用できる。
【０１００】
（第１の実施形態の効果）
以上、第１の実施形態において、取得部２１は、有効電力の計測値と無効電力の計測値を電力計１５から通信により取得する。不感帯判定部１１２は、取得部２１が取得した有効電力の計測値と無効電力の計測値との組が予め設定された設定範囲内か否か判定する。電力目標値決定部１１３は、不感帯判定部１１２により設定範囲内であると判定された場合、電力変換装置１１が出力電力を制御する際に用いる、電力変換装置１１が出力する交流電力の目標値を決定する。
【０１０１】
これにより、ローカル系統１の電力出力が不感帯に近づいた場合に、電力目標値決定部１１３が電力変換装置１１が出力する交流電力の目標値を変更することで、電力変換装置１１が出力する交流電力が変更される。このため、ローカル系統１と電力系統２との間での有効電力と無効電力のやりとりがゼロになる状態に陥ることを避けることができる。
【０１０２】
（第１の実施形態の変形例）
なお、電力計１５は、有効電力の計測値が０で且つ無効電力の計測値が０、すなわちローカル系統１と電力系統２との間での有効電力と無効電力のやりとりがゼロであること、を検出すると、不感帯であることの警告を通信で電力変換装置１１に送信してもよい。この警告を受けた電力変換装置１１は不感帯を避けるように出力を変更してもよい。この出力の変更は、例えば有効電力の増減や無効電力の増減などである。また、もし電力変換装置１１の出力電圧を任意に設定できる場合には、電力変換装置１１の出力電圧を変更して負荷１３で消費される電力を増減させ、不感帯を避けてもよい。
【０１０３】
（負荷の操作による不感帯の回避）
不感帯は、ローカル系統１内での電力供給と電力消費が釣り合っているときのことであるため、ローカル系統１の出力電力が不感帯に陥ることを回避するためにはこの釣り合いを崩せば良い。そのためには電力供給を行う装置の供給量を増減させるほか、負荷１３の電力消費量を増減させることも有効である。例えば負荷１３である空調設備や照明などの電力消費量を増減させるほか、蓄電池の入出力電力を増減させることなどが挙げられる。無効電力補償装置のような装置が存在する場合や、進相コンデンサのようなインピーダンスが用意してある場合には、これらの運転、停止、接続または切断を実行するといった操作を行ってもよい。これにより、ローカル系統１の出力電力が不感帯に陥ることを回避することができる。
【０１０４】
（評価関数に基づく制御）
電力変換システムＳ１の電力目標値決定部１１３は、有効電力の計測値ＰＳＭや無効電力の計測値ＱＳＭの組がどれだけ不感帯に近いかを評価する評価関数の値を算出し、算出した評価関数の値に応じて、電力変換装置１１が出力する交流電力の目標値を決定してもよい。例えば、電力目標値決定部１１３は、評価関数の値に応じて、電力目標値決定部１１３による電力目標値の変更量を変化させてもよい。例えば、電力目標値決定部１１３は、有効電力の計測値Ｐや無効電力の計測値Ｑがゼロに近いほど、電力目標値の変更量を大きくしてもよい。
【０１０５】
図９は、評価関数に基づく制御を説明するための図である。図９に示す、有効電力Ｐを横軸に、無効電力Ｑを縦軸にした座標系を用いて説明する。評価関数の一例としては、座標系の原点からの距離ｒ＝（Ｐ２＋Ｑ２）１／２である。電力目標値決定部１１３は、距離ｒの値をポテンシャルとして用い、（Ｐ，Ｑ）が原点から離れる方向に変化するように、有効電力の目標値Ｐｒｅｆまたは無効電力の目標値Ｑｒｅｆを変更してもよい。
【０１０６】
電力目標値決定部１１３は、取得部２１が取得した有効電力の計測値ＰＳＭと無効電力の計測値ＱＳＭの座標と不感帯との距離ｒに応じて、有効電力の目標値Ｐｒｅｆまたは無効電力の目標値Ｑｒｅｆを決定してもよい。また、電力目標値決定部１１３は、距離ｒの値に応じて不感帯への近さをレベルで段階的に評価し、レベルに応じて、有効電力の目標値Ｐｒｅｆまたは無効電力の目標値Ｑｒｅｆの変更量を切り替えても良い。
【０１０７】
図９の例では、レベル１の範囲と、レベル１よりも範囲が狭いレベル２の範囲が示されている。図９に示すように、有効電力の計測値ＰＳＭや無効電力の計測値ＱＳＭの座標がレベル１の範囲に入った場合、電力目標値決定部１１３は、第１の変更量だけ有効電力の目標値Ｐｒｅｆまたは無効電力の目標値Ｑｒｅｆを変更させる。有効電力の計測値ＰＳＭや無効電力の計測値ＱＳＭの座標がレベル２の範囲に入った場合、電力目標値決定部１１３は、第１の変更量よりも多い第２の変更量だけ有効電力の目標値Ｐｒｅｆまたは無効電力の目標値Ｑｒｅｆを変更する。
【０１０８】
なお、これに限らず、電力目標値決定部１１３は、取得部２１が取得した有効電力の計測値ＰＳＭと無効電力の計測値ＱＳＭの組が不感帯に近いほど、交流電力の目標値の変更量を大きくしてもよい。
【０１０９】
また、変換制御部１１５は、有効電力の計測値ＰＳＭや無効電力の計測値ＱＳＭの組がどれだけ不感帯に近いかを評価する評価関数の値を算出し、算出した評価関数の値に応じて、制御を切り替えてもよい。例えば、変換制御部１１５は、評価関数の値に応じて、上述した伝達関数の比例係数または積分係数を変更してもよい。
【０１１０】
また、変換制御部１１５は、距離ｒの値に応じて不感帯への近さをレベルで段階的に評価し、レベルに応じて制御を使い分けてもよい。例えば、変換制御部１１５は、レベルに応じて伝達関数を使い分けてもよく、その一例として、レベルに応じて伝達関数に含まれる比例係数または積分係数を変更してもよい。また例えば、変換制御部１１５は、レベルに応じて、制御方式を決定してもよく、その一例として、レベルに応じてＰＩ制御とＰＩＤ制御とを使い分けてもよい。また、変換制御部１１５は、距離ｒの値をポテンシャルとして用い、（Ｐ，Ｑ）が原点から離れる方向に進むような制御を行ってもよい。
【０１１１】
なお、評価関数、ＰとＱに重みづけを行ったｒ’＝（（ａＰ）２＋（ｂＱ）２）１／２でもよい（ａ、ｂは係数）。
【０１１２】
また、電力目標値決定部１１３または変換制御部１１５は、過去の有効電力の計測値ＰＳＭや無効電力の計測値ＱＳＭの変化の様子から、将来ローカル系統１の出力電力が不感帯に陥るか否かを予測して、事前にこれを避けるようにしてもよい。
【０１１３】
図９では、１０時００分から１０分毎の、有効電力の計測値ＰＳＭや無効電力の計測値ＱＳＭの座標が示されており、１０時２０分にレベル１の範囲に入っている。例えば電力計１５で計測できる直近の電力使用量が、図９に示すように遷移している場合、いずれローカル系統１が不感帯に陥ることが予想される。このような場合において、モータなどの誘導性負荷の運転を高めて使用電力点（Ｐ、Ｑ）を＋Ｑ方向にずらしてもよい。充電中の蓄電池を放電に切り替えて使用電力点（Ｐ、Ｑ）を大きく−Ｐ側にずらしてもよい。これらを実行することによって、ローカル系統１の出力電力が不感帯に陥ることを避けることができる。
【０１１４】
有効電力の入出力変更は電力料金の増減に直結する。このため、本実施形態では、（Ｐ，Ｑ）＝（０，０）となることを避けるための制御において、変換制御部１１５は、無効電力の計測値ＱＳＭが優先的に０から外れる方向に制御することが望ましい。
【０１１５】
有効電力の計測値ＰＳＭ、無効電力の計測値ＱＳＭの予測の際には、電力目標値決定部１１３または変換制御部１１５は、天候予測または日照時間などに基づいて、太陽光パネルの発電量の予測を行ってもよい。そして、電力目標値決定部１１３または変換制御部１１５は、気温変化、天候予測または日照時間などに基づく空調や照明の電力消費を予測してもよい。そして、電力目標値決定部１１３または変換制御部１１５は、有効電力の計測値ＰＳＭ、無効電力の計測値ＱＳＭの履歴のほか、太陽光パネルの発電量の予測及び／または空調や照明の電力消費の予測などを総合して有効電力の計測値ＰＳＭ、無効電力の計測値ＱＳＭを予測してもよい。
【０１１６】
予測によってローカル系統１が不感帯に陥ると予想される場合の不感帯回避のアルゴリズムとして、電力目標値決定部１１３は、不感帯から離れる方向に有効電力の目標値、無効電力の目標値を設定してもよいし、変換制御部１１５が、電気料金などをパラメータとして加味した制御を行ってもよい。
【０１１７】
なお、本実施形態では、不感帯判定部１１２は、有効電力の計測値と無効電力の計測値との組が予め設定された設定範囲内であるか否か判定した。夜は使用電力変動が少ないので、この設定範囲を狭めてもよい。このように、設定範囲は、時間帯に応じて決められていてもよい。
【０１１８】
（電力計の代用：負荷や電力変換装置が電力計測機能を有する形態）
本実施形態において、有効電力と無効電力の測定に利用する電力計は、必ずしも装置として独立している必要はない。電力変換装置１１は、電圧及び電流の計測機能を内蔵し、電力値を計算してもよい。また、ＨＥＭＳまたはＥＣＨＯＮＥＴ  Ｌｉｔｅに対応した家電製品の中には消費電力の計測値を通信で参照できるものが存在するが、このような電力計の機能をもつ負荷を電力計の代わりに利用してもよい。このように電力計測の機能を備えた電力変換装置や負荷を利用することで、実際にはローカル系統１内に電力計が存在していない場合でも電力変換システムＳ１は、有効電力の計測値と無効電力の計測値とを取得することができる。
【０１１９】
（直流系統）
ここまで交流の系統の例を用いて説明を行ってきたが、これは単相交流、３相交流またはそれ以上の多相交流のいずれであっても構わない。また電力系統とローカル系統が直流の場合であっても、あるいはローカル系統と電力系統とで交流、直流または相数が異なっている場合であっても、第１の実施形態の手法を適用することができる。直流では無効電力Ｑの概念がなくなるため、不感帯判定部１１２は、有効電力Ｐのみで設定範囲であるか否かの判定を行う。
【０１２０】
例えば、図１を直流系統に置き換えて考える。この場合、電力変換装置１１０にはコンバータなどが該当する。ローカル系統１の不感帯は、電力変換装置１１の出力と負荷１３の消費電力とが釣り合っているときであり、電力計１５を通過する電力Ｐが０であるか否かで不感帯を判定することができる。よって、例えば、不感帯判定部１１２は、電力計１５を通過する電力Ｐが予め設定された設定範囲内か否か判定してもよい。この設定範囲は、０を含む範囲である。
【０１２１】
不感帯を避けるために、電力変換装置１１の出力有効電力の増減、または負荷１３の消費有効電力の増減などの操作を行ってもよい。ローカル系統１からの出力電圧を任意に設定できる場合には電力変換装置１１の出力を変えて電圧を上下させ、負荷１３で消費される電力を変えてもよい。
【０１２２】
（第２の実施形態）
続いて、第２の実施形態について説明する。第１の実施形態では、電力変換装置１１が有効電力の計測値と無効電力の計測値との組が予め設定された設定範囲内であるか否か判定し、設定範囲内であると判定された場合、交流電力の目標値を変更した。それに対して、第２の実施形態では、電力変換装置１１に代わって、ＥＭＳサーバが、上述した処理を行う。
【０１２３】
図１０は、第２の実施形態における電力変換システムＳ２の構成を示す図である。第２の実施形態における電力変換システムＳ２の構成は、第１の実施形態における電力変換システムＳ１の構成に対して、電力変換装置１１が電力変換装置１１ｂに変更され、電力計１５が電力計１５ｂに変更され、ＥＭＳサーバ１７が追加されたものになっている。なお、図１と共通する要素には同一の符号を付し、その具体的な説明を省略する。
【０１２４】
電力計１５ｂは、第１の実施形態に係る電力計１５と同様の機能を有するが、電力計１５ｂが、有効電力の計測値ＰＳＭと無効電力の計測値ＱＳＭを、電力変換装置１１ではなくＥＭＳサーバ１７へ送信する点が異なる。図１１は、第２の実施形態における電力計１５ｂの構成を示す図である。具体的には図１１に示すように、電力計１５ｂは、電力計測部１５１及び通信部１５２を備える。電力計測部１５１は、第１の実施形態と同様の機能を有する。通信部１５２は、第１の実施形態と同様の機能を有するが、有効電力の計測値ＰＳＭと無効電力の計測値ＱＳＭを、電力変換装置１１ｂではなくＥＭＳサーバ１７へ送信する点が異なる。
【０１２５】
ＥＭＳサーバ１７は、図１０に示すように、電力計１５ｂから、有効電力の計測値ＰＳＭと無効電力の計測値ＱＳＭを通信により取得する。そして、電力計１５ｂは、取得した有効電力の計測値ＰＳＭと無効電力の計測値ＱＳＭを用いて、有効電力の目標値Ｐｒｅｆ及び無効電力の目標値Ｑｒｅｆを決定する。そして、電力計１５ｂは、決定した有効電力の目標値Ｐｒｅｆ及び無効電力の目標値Ｑｒｅｆを電力変換装置１１ｂへ送信する。
【０１２６】
図１２は、第２の実施形態におけるＥＭＳサーバ１７の構成を示す図である。ＥＭＳサーバ１７は、取得部２１ｂ及び制御部２２ｂを備える。取得部２１ｂは、通信部１７１を備える。制御部２２ｂは、不感帯判定部１１２と、電力目標値決定部１１３ｂとを備える。
【０１２７】
不感帯判定部１１２は、第１の実施形態における不感帯判定部１１２と同様の機能を有する。
電力目標値決定部１１３ｂは、第１の実施形態における電力目標値決定部１１３と同様の機能を有するが、更に、決定後の有効電力の計測値ＰＳＭと無効電力の計測値ＱＳＭを通信部１７１へ出力する機能を有する。
【０１２８】
通信部１７１は、これらの有効電力の目標値Ｐｒｅｆと無効電力の目標値Ｑｒｅｆを電力変換装置１１ｂへ送信する。また、通信部１７１は、有効電力の計測値ＰＳＭと無効電力の計測値ＱＳＭを通信により電力計１５ｂから取得し、取得したこれらの値を制御部２２ｂへ出力する。
【０１２９】
図１３は、第２の実施形態における電力変換装置１１ｂの構成を示す図である。第２の実施形態における電力変換装置１１ｂの構成は、第１の実施形態の電力変換装置１１（図４参照）の構成に対して、取得部２１と制御部２２が削除され、通信部１１１ｂが追加されたものになっている。なお、図４と共通する要素には同一の符号を付し、その具体的な説明を省略する。
【０１３０】
通信部１１１ｂは、有効電力の目標値Ｐｒｅｆと無効電力の目標値ＱｒｅｆをＥＭＳサーバ１７から通信により取得し、取得したこれらの値を変換制御部１１５へ出力する。
【０１３１】
（第２の実施形態の効果）
以上、第２の実施形態によれば、ＥＭＳサーバ１７の取得部２１ｂは、有効電力の計測値と無効電力の計測値を電力計１５ｂから通信により取得する。ＥＭＳサーバ１７の不感帯判定部１１２は、取得部２１が取得した有効電力の計測値と無効電力の計測値との組が予め設定された設定範囲内であるか否か判定する。ＥＭＳサーバ１７の電力目標値決定部１１３は、不感帯判定部１１２により設定範囲内であると判定された場合、電力変換装置１１ｂが出力電力を制御する際に用いる、電力変換装置１１が出力する交流電力の目標値を変更する。
【０１３２】
これにより、ローカル系統１ｂの電力出力が不感帯に近づいた場合に、電力目標値決定部１１３が電力変換装置１１ｂが出力する交流電力の目標値を変更することで、電力変換装置１１ｂが出力する交流電力が変更される。このため、ローカル系統１ｂの電力出力が不感帯に陥ることを避けることができる。
【０１３３】
（第３の実施形態：仮想電力計に関して）
第３の実施形態では、他の電力計や電力変換装置が計測する電圧及び電流、または電力を通信で収集して合算することで求められる電力値を計測値とみなす、実体のない仮想的な電力計（以下、仮想電力計という）を想定する。
【０１３４】
図１４は、仮想電力計を説明するための構成である。図１４において、ローカル系統１ｃには、出力が電力変換装置１１ｃの入力に電力線で接続された発電装置１２、出力が連系点３に接続点Ｔ２を介して接続された電力変換装置１１ｃが含まれている。ここで連系点３は、電力系統と連系する点である。更に、ローカル系統１ｃには、出力が電力変換装置１１ｅ４の入力に電力線で接続された蓄電装置１４、出力が連系点３に接続点Ｔ２を介して接続された電力変換装置１１ｅ４が含まれている。電力計１５ｃは、電力変換装置１１ｃと接続点Ｔ２とを結ぶ電力線から電力値を計測する。電力計１５ｄは、電力変換装置１１ｅ４と接続点Ｔ２とを結ぶ電力線から電力値を計測する。
【０１３５】
例えば電力線の構成と電力計の配置が図１４に示すような状況の場合、実際には連系点３に電力計が設置されていなくとも電力計１５ｃ、１５ｄの計測値を通信で取得することで連系点３を通過する電力を算出することができる。
【０１３６】
この場合、連系点３に仮想電力計１５３が設置されていると仮定し、仮想電力計１５３の計測値は電力計１５ｃ、１５ｄの合算値であるとみなすことで、仮想電力計１５３の計測値を用いてローカル系統１ｃの出力電力が設定範囲内であるか否かを判定することができる。
この仮想電力計１５３は、上記判定や電力量を計算しやすくするための概念上のものである。このため、電力変換システムでは、仮想電力計という考え方や処理を行わず、単に計測値を合算するだけであってもよい。
【０１３７】
蓄電装置１４は、電気エネルギーを他のエネルギー形態に変換して保存しておく装置で、一例として電池である。蓄電装置１４は、蓄電池や蓄電池を搭載した電気自動車(EV: Electric Vehicle)が蓄電装置の一例と言えるが、製造後は放電のみを行うことを前提とした乾電池などを含む。蓄電装置１４は、充放電速度や電池劣化、寿命の管理のためにマイコンやレギュレータ、インバータ等の変電部品から構成される制御システムを搭載していることがあり、この変電・制御システムはＰＣＳ(Power Conditioning System)と呼ばれる。またＰＣＳと蓄電池を一体としたものをＢＥＳＳ(Battery Energy Storage System)と呼ぶことがある。ＰＣＳは蓄電池だけでなく、太陽光発電機やその他小型発電機などにも付属していることがある。蓄電装置の広義には電気エネルギーを位置エネルギーとして保存していると解釈できる給水塔や、無停電電源装置などへの適用例もある。また、蓄えた運動エネルギーから電力を取り出すことが可能なフライホイールなども一種の蓄電装置と解釈できる。また充電中の蓄電池は一種の負荷であるともみなせ、放電中の蓄電池は一種の発電装置とみなせる。
【０１３８】
（計測値誤差、不確かさの統計処理に関して）
計測値には、誤差や統計学上の不確かさ（uncertainty）がつきものである。このため、例えば電力計の計測値の不確かさが既知である場合、不感帯判定部１１２は、不確かさを加味して不感帯の判定を行ってもよい。
【０１３９】
複数の電力計の計測値を基に仮想電力計の計測値を算出する場合、仮想電力計の計測値の不確かさはその基となる電力計の台数と各々の計測の不確かさに依存するため、特に合算の要素となる電力計の数が多いときには不確かさが無視できない可能性がある。
【０１４０】
例えば、図１４において、二つの電力計１５ｃ、１５ｄの計測値を合算して仮想電力計１５３の計測値とする場合を想定すると、電力計１５ｃが精度良く電力を計測できる装置であっても、電力計１５ｄの測定精度が低い場合、仮想電力計１５３の測定精度も低くなる。仮想電力計１５３の計測値の誤差及び不確かさは電力計１５ｃ、１５ｄの誤差及び不確かさを統計計算したものと考えることができる。計算の一例として、測定の不確かさとして、標準不確かさ（standard uncertainty）すなわち標準偏差を用いる。このとき、仮想電力計１５３の測定の不確かさは、電力計１５ｃ、１５ｄそれぞれの測定の標準偏差を、それぞれσａ、σｂとすると、各標準偏差の二乗の和の平方根√（σａ２＋σｂ２）となる。
【０１４１】
（計測タイミングを考慮した仮想電力計の計測値算出）
ローカル系統１から流出または流入する電力は時刻によって変化するため、仮想電力計を用いる場合は、計測値の要素となる電力計の測定タイミングのズレも考慮する必要がある。例えば、図１４において電力計１５ｃ、１５ｄが電力の計測値の送信を１０分に１度の頻度で行うような装置である場合を想定する。二つの電力計の送信タイミングが同じであるなら、電力計１５ｃ、１５ｄの和を仮想電力計１５３の計測値とすることができるが、二つの電力計の計測値の送信タイミングが互いに５分ずつずれている場合には、これらの計測値の単純和を仮想電力計１５３の計測値とみなすことができない。
【０１４２】
図１５は、仮想電力計１５３の計測値の算出方法について説明するための図である。図１５において、電力計１５ｃで計測された有効電力Ｐの時系列変化を示す折れ線グラフＬ−１５ｃ、電力計１５ｄで計測された有効電力Ｐの時系列変化を示す折れ線グラフＬ−１５ｄ、仮想電力計１５３での有効電力Ｐの時系列変化を示す折れ線Ｌ−１５３が示されている。例えば、電力計１５ｃ、１５ｄの有効電力Ｐの計測値が、図１５のような場合、現在時刻（１０：２０）においては電力計１５ｄの計測値が不明であるため、仮想電力計１５３の計測値も不明となる。このとき、取得部２１または２１ｂは、予め決められた推定手法を用いて電力計１５ｄの計測値履歴から現在の計測値を推定し、その計測値を基に仮想電力計１５３の計測値を推定してもよい。
【０１４３】
推定手法の一例として、電力計１５ｄの現在時刻（１０：２０）における計測値ｐｂ０５は、直前の計測値（１０：０５〜１０：１５）から導出される時刻ｔの１次関数ｐｂ０５＝ｍｂ０５ｔ＋ｎｂ０５に、ｔ＝１０：２０を代入することによって得られる。ここで、ｍｂ０５とｎｂ０５は係数である。そして、仮想電力計１５３の現在時刻における計測値は、電力計１５ｃの現在時刻における計測値と電力計１５ｄにおける推定値を和として求められる。このように、取得部２１または２１ｂは、一例として、複数の時刻における第１の出力電力に基づいて、所定の時刻の第１の出力電力を推定し、推定した前記所定の時刻の前記第１の出力電力と、前記所定の時刻の第２の出力電力の和を、前記所定の時刻の逆潮電力値として取得する。
【０１４４】
また別なる一例として、仮想電力計１５３の計測履歴のみに着目して、取得部２１または２１ｂは、直前の５分区間（１０：１０〜１０：１５）から導出される時刻ｔの１次関数ｐａｂ１０＝ｍａｂ１０ｔ＋ｎａｂ１０にｔ＝１０：２０を代入することによって、仮想電力計１５３の現在時刻における計測値を推定する。ここで、ｍａｂ１０とｎａｂ１０は係数である。このように、取得部２１または２１ｂは、複数の時刻における逆潮電力値に基づいて、所定の時刻の逆潮電力値を推定する。
【０１４５】
ここで、仮想電力計の計測値を推定によって求める場合、その計測値の不確かさは各々の電力計の計測値の不確かさの単純な合成ではなくなるため注意を要する。上記は推定手法の単純な例であって、取得部２１または２１ｂは、別なる推定手法を用いて電力値を算出してもよい。
【０１４６】
以上、第３の実施形態において、ローカル系統１ｃは、電力系統に互いに並列に接続された電力変換装置１１ｃと電力変換装置１１ｄとを含む。取得部２１または２１ｂは、第１の電力変換装置１１ｃが電力系統へ出力する第１の出力電力の計測値を電力計１５ｃから通信により取得し、電力変換装置１１ｄが電力系統へ出力する第２の出力電力の計測値を第２の電力計１５ｄから通信により取得する。取得部２１または２１ｂは、第１の出力電力と第２の出力電力とに基づいて、ローカル系統１ｃが電力系統へ供給する逆潮電力値を推定する。
【０１４７】
これにより、電力変換装置１１ｃと電力変換装置１１ｄとの計測のタイミングが異なっていても、ローカル系統１ｃが電力系統へ供給する逆潮電力値を推定することができる。
【０１４８】
（仮想電力計の応用：バックアップ、抽象化）
ローカル系統、電力系統において、仮想電力計の考え方は不感帯判定以外の用途にも応用することができる。例えば仮想電力計は、既存の電力計の故障の検知に用いることができることを図１６を用いて説明する。図１６は、電力計の設置例である。図１６のような構成で４つの電力計が設置されているとき、電力計１５ｃ、１５ｄ、１５ｅの計測値の合算値を計測値とする仮想電力計１５３ｆを仮定する。全ての装置が正常に動作していれば仮想電力計１５３ｆと電力計１５０ｆの計測値は不確かさや測定器の誤差の範囲内で一致するはずである。
【０１４９】
一方、計測値に大きな齟齬がある場合は電力計１５ｃ、１５ｄ、１５ｅ、１５ｆのいずれかの故障を疑うことができる。また、仮想電力計が複数の電力計の計測値やインピーダンスの影響を統合することで、ローカル系統の外部に対する抽象化層として利用することができる。図１６のように、電力計１５ｆが設置されていない場合に仮想電力計１５３ｆを仮定することによって、よりローカル系統に存在する電力計１５ｃ、１５ｄ、１５ｅの存在を隠ぺいできる。すなわち、ローカル系統の外部からみたときに、三つの電力計１５ｃ、１５ｄ、１５ｅを一つの仮想電力計１５３ｆとみなすことができる。このため、ローカル系統の外部からみたときに、電力計のノードの数を三つから一つに減らせる効果が期待できる。
【０１５０】
それぞれの電力計１５ｃ、１５ｄ、１５ｅは、不確かさ等までを含めて計測値を算出する。その際、取得部２１または２１ｂは、例えば、電力計１５ｃ、１５ｄ、１５ｅそれぞれの測定の標準偏差を不確かさとして求め、各標準偏差の二乗の和を仮想電力計１５３ｆの不確かさとする。これにより、電力系統側は、それぞれの電力計ではなく仮想電力計１５３ｆの不確かさを把握しておけばよいので、例えば、コンピュータプログラム上のシステムの構成要素として扱いやすいという利点がある。
【０１５１】
（第４の実施形態：柱上変圧器を用いた例）
続いて、第４の実施形態について説明する。第４の実施形態では、電力変換装置が交流電力が柱上変圧器で変圧されて、電力系統に供給される場合を想定する。この想定で、電力変換装置は、柱上変圧器で無効電力が消費される分だけ、変圧器と電力系統にとの間の連系点での無効電力を下げ、下げた後の無効電力を用いて制御する。
【０１５２】
負荷のインピーダンスが既知の場合は、これを含めて不感帯の判定を行うことができる。例えば、送電網とローカル系統との間には柱上変圧器が存在し、変圧を行っている場合が多いが、電気回路上、柱上変圧器はインダクタであるため、電圧を印加すると無効電流が流れ、無効電力が生じる。このため柱上変圧器の前後いずれの連系点が切断されると考えるかによって、電力値を基にした不感帯判定の条件が異なる。
【０１５３】
図１７は、第４の実施形態に係る電力変換システムＳ４の構成を示す図である。第４の実施形態は、第１の実施形態の電力変換システムＳ１（図１参照）に対して、柱上変圧器１９が追加されたものになっている。図１７のように、柱上変圧器１９を介してローカル系統１ｄと電力系統２が接続している場合を想定する。第１及び第２の実施形態に係る電力変換装置１１は、連系点を通過する有効電力Ｐと無効電力Ｑが０であることを以て不感帯を判定する。ここで、連系点３ａでの解列を考えると、連系点３ａを通過する電力は電力計１５０を通過する電力と等しいため、ローカル系統１ｄの不感帯条件は電力計１５０の計測する有効電力Ｐと無効電力Ｑが０になる場合であるといえる。
【０１５４】
一方、柱上変圧器１９のインピーダンスの影響により連系点３ｂを通過する有効電力Ｐと無効電力Ｑが０になる条件と、電力計１５を通過する有効電力Ｐと無効電力Ｑが０になる条件は異なる。このため、連系点３ｂが解列点であると考えると、電力計１５の計測値を基にした不感帯の判定は柱上変圧器１９のインピーダンスを加味して行わなければならない。この場合、電力計１５の計測値に柱上変圧器１９のインピーダンスを加味した数値を計測値とする仮想電力計を連系点３ｂに仮定して不感帯の判定を行ってもよい。
【０１５５】
例えば、図１７における電力計１５０、柱上変圧器１９まわりの回路は、単相の場合、図１８のようになる。図１８は、単相の場合の図１７の等価回路図である。柱上変圧器１９は、インダクタＬ２と、インダクタＬ２と向かい合っているインダクタＬ３とを備える。インダクタＬ２の両端の電圧がｖ１であり、インダクタＬ２の一端に電流ｉ１が流入する。インダクタＬ３の両端の電圧がｖ２であり、インダクタＬ３の一端から電流ｉ２が流出する。
【０１５６】
図１９は、図１８の回路を１次側（ローカル系統側）からみた等価回路図である。電力計１５から出力された電流ｉ１が、インダクタＬ４に流れる電流ｉＬと仮想電力計１５３ｂに流れる電流ｉ１’に分かれる。インダクタＬ４のインダクタンスをＬ、インダクタＬ４の両端にかかる電圧をｖ１とする。柱上変圧器１９の損失を無視すると、インダクタＬ４のインダクタンスＬに応じた無効電力ＱＬ＝ｖ１２／ωＬが柱上変圧器１９を流れる。このため、連系点３ａと３ｂとでは計測される電力がＱＬだけずれる。そのため、不感帯判定部１１２は、連系点３ｂにおける電力が設定範囲内か否かの判定を、電力計１５の電力計測値からＱＬを考慮した値（Ｐ，Ｑ−ＱＬ）が設定範囲内であるか否かで行う。
【０１５７】
以上の構成をまとめると、ローカル系統１ｄは、柱上変圧器１９を介して電力系統に接続されており、取得部２１または２１ｂは、有効電力の計測値と無効電力の計測値を電力計から通信により取得する。不感帯判定部１１２は、取得部２１または２１ｂが取得した有効電力の計測値と、無効電力の計測値から柱状変圧器１９のインダクタンスに応じた無効電力を減算した値との組が、予め設定された設定範囲内であるか否か判定する。これにより、電力計を連系点３ａに設置せずとも、連系点３ａにおける電力が設定範囲内であるか否かの判定を行うことができる。そして、電力目標値決定部１１３は、連系点３ａにおける電力が設定範囲内である場合、電力変換装置が出力する交流電力の目標値を変更することで、電力変換装置が出力する交流電力が変化し、不感帯を避けることができる。
【０１５８】
なお、変圧器や配電線の損失、浮遊キャパシタンス等を考慮すると、より正確な値を算出できるが、これらの値が小さい場合は無視してもよい。
【０１５９】
また、図１７において負荷１３のインピーダンスが既知である場合、電力変換装置１１で測定される電圧すなわち接続点Ｔ１の電圧と、負荷１３の既知のインピーダンスから負荷１３の有効電力と無効電力が計算できるため、電力計１５を設置せずとも連系点３ａにおける有効電力及び無効電力が分かる。これにより、電力計１５を設置せずとも連系点３ａにおける電力が設定範囲内か否かの判定を行うことができる。
【０１６０】
このように、電力線上に柱上変圧器などのインピーダンスが存在している場合、電力線が分岐している場合においても、複数の電力計の出力の合算や、インピーダンスの影響を加味する。これにより、不感帯判定部１１２は、複数の解列点を想定して、各解列点における電力が設定範囲内か否かの判定を行うことができる。また、このような計算処理を行うことで、通信機能のないまたは通信に互換性のない電力変換装置やインピーダンス未知の電力変換装置を含むローカル系統の出力電力が不感帯に陥ることを避けることができる。よって、不感帯に陥ることがないため、単独運転検出部１１８は、正確かつ高速な単独運転検出を行うことができる。
【０１６１】
（第５の実施形態：複数の連系点をもつローカル系統に関して）
第５の実施形態では、二つの連系点をもつローカル系統を想定して、電力変換装置は、二つの連系点で、不感帯を避けるようにする。一つまたは複数の電力系統から二つの変電所を介して受電している大規模工場や、東日本と西日本のように電圧または周波数または位相が異なる複数の電力系統の中間に存在して電力融通を行う周波数変換所のような施設、あるいは一般的な変電所のように、１つのローカル系統が複数の経路を介して電力系統に接続している場合がある。このような場合にも単独運転検出の機能が必要となることがあり、その場合にも不感帯が存在する。
【０１６２】
図２０は、第５の実施形態に係る電力変換システムＳ５の構成を示す図である。図２０では、二つの電力系統と連系している工場全体を、一つのローカル系統１ｅと想定する。電力計１５ａ、１５ｂとも検出される有効電力Ｐ、無効電力Ｑがゼロの場合はローカル系統１ｅの二つの電力系統に対する出力電力が不感帯ということになる。
【０１６３】
電力計１５ａが有効電力Ｐ、無効電力Ｑともに０、電力計１５ｂは何らかの電力を検知している場合、ローカル系統１ｅは電力系統２ａに対しては不感帯、電力系統２ｂに対しては非不感帯ということになる。いずれの場合も、ローカル系統１ｅと電力系統２ａ、２ｂとで一定量の電力量をやりとりすれば不感帯を避けることができる。
【０１６４】
また、電力変換装置１１ｅ１〜１１ｅ５は、図４に示す電力変換装置１１と同様の構成を有するので、その具体的な説明を省略する。
【０１６５】
以下、不感帯を避ける処理の一例について説明する。
例えば、電力変換装置１１ｅ４の取得部２１は、電力計１５ａによる有効電力Ｐ、無効電力Ｑの計測値を通信により電力計１５ａから取得する。電力変換装置１１ｅ４の不感帯判定部１１２は、これらの計測値が設定範囲内にあるか否か判定する。これらの計測値が設定範囲内にある場合、電力目標値決定部１１３は、電力変換装置１１ｅ４が出力する交流電力の目標値を変更する。このようにして、電力変換装置１１ｅ４の変換制御部１１５は、この交流電力の目標値に基づいて、出力電力を変更するように電力変換部１１６を制御する。これにより、電力変換装置１１ｅ４の出力電力が変更されるので、電力変換装置１１ｅ４の出力電力が不感帯に陥ることを回避できる。更に、電力変換装置１１ｅ４の計測部１１４は、出力電力を計測する。電力変換装置１１ｅ４の通信部１１１は、この変更量を電力変換装置１１ｅ５に送信する。
【０１６６】
この変更量を受信した電力変換装置１１ｅ５は、受信した変更量とは逆の向きに同じだけ、自身の出力電力を制御する。これにより、電力変換装置１１ｅ４を介してローカル系統１ｅに流入する電力と、電力変換装置１１ｅ５を介してローカル系統１ｅから流出する電力を等しくすることができる。よって、ローカル系統１ｅの管理者に課される電気料金の加算をゼロにしつつ、不感帯を避けることができる。
【０１６７】
この際、電力変換装置１１ｅ４または１１ｅ５が出力する有効電力を変更すると、負荷１３に供給される有効電力が変わる可能性がある。そのため、電力変換装置１１ｅ４または１１ｅ５が出力する有効電力は変更せずに、電力変換装置１１ｅ４または１１ｅ５が出力する無効電力だけ変更することが好ましい。例えば電力変換装置１１ｅ４の無効電力の変更量と、電力変換装置１１ｅ５の無効電力の変更量とが、絶対値は同じで符号を反対にする。
【０１６８】
以上、第５の実施形態に係る電力変換装置１１は、ローカル系統１ｅが複数の電力系統とそれぞれ連系点を有しており、複数の電力変換装置それぞれが互いに異なる電力系統に電気的に接続されている。不感帯判定部１１２は、複数の電力系統のうち一の電力系統へ供給する有効電力の計測値と無効電力の計測値との組が予め設定された設定範囲内か否か判定する。変換制御部１１５は、不感帯判定部１１２により設定範囲内と判定された場合、出力電力を変更するように電力変換部１１６を制御する。計測部１１４は、変換制御部１１５により変更された前記出力電力の変更量を計測する。電力変換装置１１ｅ４の通信部１１１は、計測部１１４が計測した変更量を、該変更量とは逆の向きに同じだけ、自身の出力電力を制御するほかの電力変換装置１１ｅ５へ送信する。
【０１６９】
これにより、電力変換装置１１ｅ４の出力電力が変更されるので、電力変換装置１１ｅ４の出力電力が不感帯に陥ることを回避できる。更に、電力変換装置１１ｅ４を介してローカル系統１ｅに流入する電力と、電力変換装置１１ｅ５を介してローカル系統１ｅから流出する電力を等しくすることができる。よって、ローカル系統１ｅの管理者に課される電気料金の加算をゼロにしつつ、不感帯を避けることができる。
【０１７０】
（第６の実施形態：不感帯回避に伴う損失の補填に関して）
続いて、第６の実施形態について説明する。不感帯を回避するためとはいえ無効電力を出力することは、電力変換装置の損失が増える要因になり、無効電流によって出力有効電流が圧迫されることから、電力変換装置の有効電力の逆潮量の減少、ひいては売電利益の減少へとつながる恐れがある。また、有効電力を増減させることはローカル系統が不感帯を避けるための手段の１つであるが、そのために電気料金の請求額が上昇したり、売電利益の最大化が損なわれたりする可能性があり、需要家の理解を得難い。
【０１７１】
そこで、本実施形態の電力変換システムにおけるＥＭＳサーバは、不感帯回避のために発生したエネルギー損失に関する情報（例えば、電力量または電気料金）を記録する。そして、ＥＭＳサーバは、電気料金の精算時にこのエネルギー損失に相当する料金の補填を、電気料金管理サーバ２０に要求する。これにより、ローカル系統の管理者には、補填後の請求金額が請求される。
【０１７２】
図２１は、第６の実施形態に係る電力変換システムＳ６の構成を示す図である。第６の実施形態に係る電力変換システムＳ６は、第２の実施形態に係る電力変換システムＳ２（図１０参照）に比べて、電力料金管理サーバ２０が追加され、ＥＭＳサーバ１７がＥＭＳサーバ１７ｆに変更になったものである。なお、図１０と共通する要素には同一の符号を付し、その具体的な説明を省略する。
【０１７３】
ＥＭＳサーバ１７ｆは、不感帯回避のために発生したエネルギー損失に関する情報（例えば、電力量または電気料金）を記録し、電気料金の精算時にこのエネルギー損失に相当する料金の補填を、電気料金管理サーバ２０に要求する。
電力料金管理サーバ２０は、ＥＭＳサーバ１７ｆから要求されたエネルギー損失に相当する料金の補填に関する情報を管理する。
【０１７４】
なお、補填は、金銭によるものだけでなく、不感帯回避動作中とは別のタイミングで電気料金が割り引かれるもの、または通常よりも高価格で売電が行えるものなどでもよい。また、不感帯を避けるために隣接するほかのローカル系統に含まれる蓄電池との間で、有効電力の備蓄を交換する場合には、該当するエネルギー量を通常の電気料金の精算とは別に精算してもよい。
【０１７５】
図２２は、第６の実施形態に係るＥＭＳサーバ１７ｆの構成を示す図である。第６の実施形態に係るＥＭＳサーバ１７ｆの構成は、第２の実施形態におけるＥＭＳサーバ１７（図１２参照）の構成に対して、記憶部１７２が追加され、制御部２２ｂが制御部２２ｆに変更されたものになっている。制御部２２ｆの構成は、第２の実施形態における制御部２２ｂ（図１２参照）の構成に対して、損失発生部１７０、損失情報記録部１７１、損失補填処理部１７３が追加されたものになっている。なお、図１２と共通する要素には同一の符号を付し、その具体的な説明を省略する。
【０１７６】
不感帯判定部１１２により設定範囲内であると判定された場合、電力目標値決定部１１３が、有効電力の目標値及び／または無効電力の目標値を変更する処理を行い、この処理後の、有効電力の目標値及び無効電力の目標値を通信部１１１から電力変換装置１１ｂへ送信する。また、取得部２１は、不感帯判定部１１２により設定範囲内であると判定された場合、複数の時刻における有効電力の計測値の組を電力計１５ｂから取得する。これは、電力目標値決定部１１３が目標値を変更したことで、損失した電力量または電気料金を計算するためである。
【０１７７】
そして、損失発生判定部１７０は、取得部２１が取得した、複数の時刻における有効電力の計測値の組に基づいて、不感帯回避制御により損失が発生したか否か判定する。
損失情報記録部１７１は、損失発生判定部１７０により損失が発生したと判定された場合、損失に関する損失情報（例えば、電力量または電気料金）を記憶部１７２に記録する。これにより、損失情報が記憶部１７２に保存される。
【０１７８】
損失補填処理部１７３は、記憶部１７２に記憶された損失情報に基づいて、損失補填処理を実行する。例えば、損失補填処理部１７３は、通信部１１１を介して、損失に相当する料金の補填を電気料金管理サーバ２０へ要求する。
【０１７９】
続いて、図２３を用いて、第６の実施形態に係る補填処理について説明する。図２３は、第６の実施形態に係る補填処理例を示すフローチャートである。
（ステップＳ５０１）まず、不感帯判定部１１２は、逆潮電力の計測値が設定範囲内であるか否か判定する。逆潮電力の計測値が設定範囲内である場合、そのまま待機する。
【０１８０】
（ステップＳ５０２）ステップＳ５０１で逆潮電力の計測値が設定範囲内でない場合、電力目標値変更部１１３は、電力目標値を変更し、変更後の電力目標値を通信部１１１から電力変換装置１１ｂへ送信させる。
【０１８１】
（ステップＳ５０３）次に、損失発生判定部１７０は、取得部２１が取得した、複数の時刻における有効電力の計測値の組に基づいて、不感帯回避制御により損失が発生したか否かを判定する。
【０１８２】
（ステップＳ５０４）ステップＳ５０３で不感帯回避制御により損失が発生したと判定された場合、損失に関する損失情報（例えば、電力量または電気料金）を記憶部１７２に積算記録する。
【０１８３】
（ステップＳ５０５）ステップＳ５０４の処理が終了した場合、またはステップＳ５０３で不感帯回避制御により損失が発生していないと判定された場合、損失補填処理部１７３は、現在の日時が電気料金の精算を行う所定の日時であるか否か判定する。現在の日時が電気料金の精算を行う所定の日時でない場合、ＥＭＳサーバ１７ｆはステップＳ５０１の処理に戻る。
【０１８４】
（ステップＳ５０６）ステップＳ５０５で現在の日時が電気料金の精算を行う所定の日時であると判定された場合、損失補填処理部１７３は、損失の積算額が０より大きいか否か判定する。損失の積算額が０より大きくない場合、ＥＭＳサーバ１７ｆは処理をステップＳ５０１に戻す。
【０１８５】
（ステップＳ５０７）ステップＳ５０６で損失の積算額が０より大きいと判定された場合、損失補填処理部１７３は、割引買電または割増売電により損失を補填できるか否か判定する。割引買電または割増売電により損失を補填できる場合、ＥＭＳサーバ１７ｆは処理をステップＳ５０１に戻す。
【０１８６】
（ステップＳ５０８）ステップＳ５０７で割引買電、割増売電により損失を補填できないと判定された場合、損失補填処理部１７３は、通信部１１１を介して、損失に相当する料金の補填を電気料金管理サーバ２０へ要求する。
【０１８７】
以上、本実施形態の電力変換システムＳ６において、損失発生判定部１７０は、不感帯判定部１１２により設定範囲内であると判定された場合、不感帯回避制御により損失が発生したか否か判定する。損失情報記録部１７１は、損失発生判定部１７０により損失が発生したと判定された場合、損失に関する損失情報（例えば、電力量または電気料金）を記憶部１７２に記録する。そして、損失補填処理部１７３は、記憶部１７２に記憶された損失情報に基づいて、損失補填処理を実行する。
【０１８８】
これにより、電力会社は、不感帯回避制御により発生した損失を補填する処置を行うことができるため、需要家は不利益を被らない。また、不感帯に陥ることを回避することができるので、電力会社は需要家側の電力変換装置が確実かつ高速な単独運転検出を行うことを期待できる。
【０１８９】
なお、一例として、ＥＭＳサーバが上述の処理をしたが、電力計が上述の処理をしてもよい。具体的には、ＥＭＳサーバの代わりに、電力計が、損失発生判定部１７０、損失情報記録部１７１、記憶部１７２、損失補填処理部１７３を備えていてもよい。
【０１９０】
（第７の実施形態：フィードバック制御に関して）
続いて、第７の実施形態について説明する。第７の実施形態における電力変換システムは、フィードバック制御により、ローカル系統の出力電力が不感帯に陥らないように制御する。
【０１９１】
図２４は、第７の実施形態に係る電力変換システムＳ７の構成を示す図である。第７の実施形態に係る電力変換システムＳ７は、第２の実施形態に係る電力変換システムＳ２（図１０参照）に比べて、蓄電池１４が追加され、ＥＭＳサーバ１７がＥＭＳサーバ１７ｊに変更になり、電力変換装置が複数となって電力変換装置１１−１、…、１１−Ｎを備える構成となっている。なお、図１０と共通する要素には同一の符号を付し、その具体的な説明を省略する。
【０１９２】
ＥＭＳサーバ１７ｊは、電力計１５ｂが計測した電力値を用いて、ローカル系統１ｊからの逆潮電力の有効電力制御目標値ＰＥＭＳｒｅｆ、上記逆潮電力の無効電力制御目標値ＱＥＭＳｒｅｆとなるようローカル系統１ｊ内の電力変換装置１１−１、…、１１―Ｎをフィードバック制御する。
【０１９３】
図２５は、第７の実施形態に係るＥＭＳサーバ１７ｊの構成を示す図である。ＥＭＳサーバ１７ｊは、取得部２１、系統電力目標値記憶部１７４、及び制御部２２ｊを備える。ここで取得部２１は、通信部１１１を備える。また、制御部２２ｊは、電力目標値決定部１７５を備える。
【０１９４】
通信部１１１は、電力計１５ｂから有効電力の計測値ＰＳＭ及び無効電力の計測値ＱＳＭを通信により取得し、取得した有効電力の計測値ＰＳＭ及び無効電力の計測値ＱＳＭを、電力目標値決定部１７５へ出力する。
【０１９５】
系統電力目標値記憶部１７４には、ローカル系統１ｊから出力される有効電力制御目標値ＰＥＭＳｒｅｆと、ローカル系統１ｊから出力される無効電力制御目標値ＱＥＭＳｒｅｆとが記憶されている。ＰＳＭとＱＳＭが０付近でなければ不感帯を外れていると言えるため、例えば有効電力制御目標値及び無効電力制御目標値の組をＰＥＭＳｒｅｆ＝１０ｋＷ、ＱＥＭＳｒｅｆ＝０ｋＷ、またはＰＥＭＳｒｅｆ＝０ｋＷ、ＱＥＭＳｒｅｆ＝０．５ｋＷなどに設定されていてもよい。これにより、不感帯を避けるための制御を行うことができる。
【０１９６】
電力目標値決定部１７５は、取得部２１が逆潮電力値を取得する毎に、取得部２１が取得した逆潮電力値と、逆潮電力制御目標値との差分に基づいて、電力変換装置の出力電力の目標値を決定する。本実施形態では、ローカル系統は、複数の電力変換装置を含む。このため、より具体的には、電力目標値決定部１７５は、取得部２１が逆潮電力値を取得する毎に、取得部２１が取得した逆潮電力値と、逆潮電力制御目標値との差分に基づいて、電力変換装置それぞれの出力電力の目標値を決定する。ここで、逆潮電力値は、前記逆潮電力の有効電力の計測値及び／または無効電力の計測値である。
【０１９７】
具体的には、電力目標値決定部１７５は、取得部２１が取得した有効電力の計測値と、逆潮電力の有効電力制御目標値と、の差分に基づいて、電力変換装置の出力有効電力の目標値を決定すること、及び取得部２１が取得した無効電力の計測値と、逆潮電力の無効電力制御目標値と、の差分に基づいて、電力変換装置の出力無効電力の目標値を決定することのうち、少なくとも一方を実行する。本実施形態では、一例として、電力目標値決定部１７５は、上記両方を実行する。
【０１９８】
より具体的には、電力目標値決定部１７５は、系統電力目標値記憶部１７４から、ローカル系統１ｊから出力される有効電力制御目標値ＰＥＭＳｒｅｆと、ローカル系統１ｊから出力される無効電力制御目標値ＱＥＭＳｒｅｆを読み出す。そして、電力目標値決定部１７５は、有効電力の計測値ＰＳＭと有効電力制御目標値ＰＥＭＳｒｅｆの差分に基づいて、各電力変換装置１１−ｉ（ｉは１からＮまでの整数）の出力有効電力の目標値Ｐｒｅｆ−１、…、Ｐｒｅｆ−Ｎを決定する。同様に、電力目標値決定部１７５は、無効電力の計測値ＱＳＭと無効電力制御目標値ＱＥＭＳｒｅｆの差分に基づいて、各電力変換装置１１−ｉ（ｉは１からＮまでの整数）の出力無効電力の目標値Ｑｒｅｆ−１、…、Ｑｒｅｆ−Ｎを決定する。
【０１９９】
電力目標値決定部１７５は、決定した出力有効電力の目標値Ｐｒｅｆ−ｉと、出力無効電力の目標値Ｑｒｅｆ−ｉの組それぞれを、通信部１１１へ出力する。
通信部１１１は、電力目標値決定部１７５が決定した、電力変換装置１１−ｉの出力電力の目標値それぞれ、すなわち有効電力の目標値Ｐｒｅｆ−ｉと無効電力の目標値Ｑｒｅｆ−の組それぞれを、対応する電力変換装置１１−ｉへ送信する。これにより、有効電力の目標値Ｐｒｅｆ−ｉ及び無効電力の目標値Ｑｒｅｆ−ｉが、対応する電力変換装置１１−ｉへ通知される。
【０２００】
ここで、電力目標値決定部１７５は、減算部ＴＤ１、伝達関数乗算部ＴＤ２、加算部ＴＤ３、減算部ＴＤ４、伝達関数乗算部ＴＤ５、加算部ＴＤ６、及び分配部ＴＤ７を備える。
減算部ＴＤ１は、系統電力目標値記憶部１７４から読み出した有効電力制御目標値ＰＥＭＳｒｅｆから、通信部１１１から入力された有効電力の計測値ＰＳＭを差分し、差分後の値を伝達関数乗算部ＴＤ２へ出力する。
【０２０１】
伝達関数乗算部ＴＤ２は、減算部ＴＤ１から入力された値に、所定の伝達関数Ｊｐ（ｓ）を乗じ、乗じて得た値を加算部ＴＤ３に出力する。ここで、Ｊｐ（ｓ）＝Ｋｊｑｐ＋Ｋｊｑｉ／ｓである。ここで、Ｋｊｑｐは比例係数で、Ｋｊｑｉは積分係数である。
加算部ＴＤ３は、伝達関数乗算部ＴＤ２から入力された値に、フィードフォーワド項ＦＦを加算する。この加算後の値は、電力変換装置の有効電力の和の目標値である。加算部ＴＤ３は、この電力変換装置の有効電力の和の目標値を分配部ＴＤ７へ出力する。
【０２０２】
負荷１３のインピーダンスＺが既知、または予想できる場合、インピーダンスＺと電圧Ｖから負荷１３の皮相電力はＶ２Ｚと分かるため、この負荷１３の皮相電力Ｖ２Ｚをフィードフォーワド項ＦＦに設定してもよい。これにより、より安定的な制御が実現できる。
【０２０３】
減算部ＴＤ４は、系統電力目標値記憶部１７４から読み出した無効電力制御目標値ＱＥＭＳｒｅｆから、通信部１１１から入力された無効電力の計測値ＱＳＭを差分し、差分後の値を伝達関数乗算部ＴＤ２へ出力する。
伝達関数乗算部ＴＤ５は、減算部ＴＤ４から入力された値に、所定の伝達関数Ｊｑ（ｓ）を乗じ、乗じて得た値を加算部ＴＤ３に出力する。Ｊｑ（ｓ）＝Ｋｊｑｐ＋Ｋｊｑｉ／ｓである。ここで、Ｋｊｑｐは比例係数で、Ｋｊｑｉは積分係数である。
【０２０４】
加算部ＴＤ６は、伝達関数乗算部ＴＤ５から入力された値に、フィードフォーワド項ＦＦを加算する。この加算後の値は、電力変換装置の無効電力の和の目標値である。加算部ＴＤ６は、この電力変換装置の無効電力の和の目標値を分配部ＴＤ７へ出力する。なお、上述したように、負荷１３の皮相電力Ｖ２Ｚをフィードフォーワド項ＦＦに設定してもよい。
【０２０５】
分配部ＴＤ７は、所定の規則に従って、加算部ＴＤ３から入力された、電力変換装置の有効電力の和の目標値から、各電力変換装置の有効電力の目標値Ｐｒｅｆ−１、…、Ｐｒｅｆ−Ｎを決定する。例えば、分配部ＴＤ７は、加算部ＴＤ３から入力された値をＮで割り、Ｎで割った値を、各電力変換装置の有効電力の目標値Ｐｒｅｆ−１、…、Ｐｒｅｆ−Ｎに決定する。分配部ＴＤ７は、決定した電力変換装置の有効電力の目標値Ｐｒｅｆ−１、…、Ｐｒｅｆ−Ｎそれぞれを、通信部１１１から、対応する電力変換装置へ送信させる。これにより、電力変換装置の有効電力の目標値Ｐｒｅｆ−ｉが電力変換装置１１−ｉへ通知される。
【０２０６】
また、分配部ＴＤ７は、所定の規則に従って、加算部ＴＤ６から入力された、電力変換装置の無効電力の和の目標値から、各電力変換装置の無効電力の目標値Ｑｒｅｆ−１、…、Ｑｒｅｆ−Ｎを決定する。例えば、分配部ＴＤ７は、加算部ＴＤ６から入力された値をＮで割り、Ｎで割った値を、各電力変換装置の有効電力の目標値Ｑｒｅｆ−１、…、Ｑｒｅｆ−Ｎに決定する。分配部ＴＤ７は、決定した電力変換装置の無効電力の目標値Ｑｒｅｆ−１、…、Ｑｒｅｆ−Ｎそれぞれを、通信部１１１から、対応する電力変換装置へ送信させる。これにより、電力変換装置の無効電力の目標値Ｑｒｅｆ−ｉが電力変換装置１１−ｉへ通知される。
【０２０７】
図２６は、第７の実施形態に係る電力変換装置１１−ｉの構成を示す図である。第７の実施形態に係る電力変換装置１１−ｉの構成は、第７の実施形態に係る電力変換装置１１ｂ（図１３参照）の構成に対して、通信部１１１ｂが通信部１１１ｃに変更されたものになっている。なお、図１３と共通する要素には同一の符号を付し、その具体的な説明を省略する。
【０２０８】
通信部１１１ｃは、ＥＭＳサーバ１７ｊが送信した、電力変換装置の有効電力の目標値Ｐｒｅｆ−ｉ、電力変換装置の無効電力の目標値Ｑｒｅｆ−ｉを受信し、受信したこれらの情報を変換制御部１１５へ出力する。
【０２０９】
なお、本実施形態では、一例として、ＥＭＳサーバ１７ｊは、ローカル系統１の逆潮電力の有効電力値と無効電力値が目標値になるように制御したが、ローカル系統１の逆潮電力の有効電力値、無効電力値のいずれか一方だけを目標値になるように制御してもよい。これによっても、ローカル系統１の逆潮電力の有効電力または無効電力の一方が０にならないので、ローカル系統１の逆潮電力が不感帯に陥ることを防ぐことができる。すなわち、ＥＭＳサーバ１７ｊは、ローカル系統１の逆潮電力の有効電力値と無効電力値の少なくとも一方が、目標値になるように制御してもよい。
【０２１０】
また、例えば、ＥＭＳサーバ１７ｊがローカル系統１の逆潮電力の無効電力を目標値になるように制御する場合、電力目標値決定部１７５は、取得部２１が取得した無効電力の計測値と、逆潮電力の無効電力の目標値と、の差分に基づいて、逆潮電力の無効電力の和の目標値を決定してもよい。そして、電力目標値決定部１７５は、決定した逆潮電力の無効電力の和の目標値に基づいて、電力変換装置１１−ｉそれぞれが出力する無効電力の目標値を決定してもよい。
【０２１１】
以上をまとめると、第７の実施形態において、電力目標値決定部１７５は、取得部２１が逆潮電力値を取得する毎に、取得部２１が取得した逆潮電力値と、逆潮電力の目標値との差分に基づいて、電力変換装置が出力する電力の目標値を決定する。これにより、ローカル系統１の逆潮電力値が、逆潮電力の目標値に収束するように制御されるので、ローカル系統１の逆潮電力値が常に不感帯に陥ることがないようにすることができる。
【０２１２】
なお、有効電力制御目標値ＰＥＭＳｒｅｆと無効電力制御目標値ＱＥＭＳｒｅｆの値を固定としたが、これに限ったものではない。ＥＭＳサーバ１７ｊが系統電力目標決定部を更に備え、系統電力目標決定部が、演算によって有効電力制御目標値ＰＥＭＳｒｅｆと無効電力制御目標値ＱＥＭＳｒｅｆを決定してもよい。また、有効電力制御目標値ＰＥＭＳｒｅｆと無効電力制御目標値ＱＥＭＳｒｅｆは、通信で更に上位のシステムから取得してもよいし、電力変換装置１１−ｉが演算によって決定した値などであってもよい。
【０２１３】
なお、本実施形態において、ＥＭＳサーバ１７ｊが行った制御は、電力変換装置や電力計が行ってもよい。
【０２１４】
（複数の電力変換装置の制御）
なお、ローカル系統内に、通信で出力の変更が可能な複数の電力変換装置や負荷が存在するとき、これらの装置は通信により互いに、または電力計と協調制御を行いながら出力を行ってもよい。この通信には、必要に応じてＥＭＳサーバやコントローラと呼ばれる装置が加わってもよい。
【０２１５】
制御は自律分散的に行っても構わないが、制御の主体となるマスタ装置の元で協調制御が行われるとした方が全体を制御しやすい。ＥＭＳサーバやコントローラといった装置が存在する場合はこれらの装置をマスタ装置とするのがよいが、複数存在する電力変換装置、負荷、電力計のいずれかがマスタ装置となって制御を行う形態でもよい。
【０２１６】
ここでマスタ装置と呼んでいるのは、制御の出力を決定する主体のことであって、通信システムの主体としての役割、上位システムとの通信連携を担う役割、装置間での時刻同期または出力同期の主体としての役割などはそれぞれ別の装置が担っていてもよい。
【０２１７】
また、マスタ装置を始めとしたこれらの役割分担は固定的であっても構わないが、故障時の対処を考慮すると、通信を用いて柔軟に変更できることが望ましい。複数装置間でマスタ等の役割の変更が行えるようなシステムである場合、通信によって機器の種別情報、稼働状況やエラー情報、物理的な位置情報、通信ネットワーク上での位置情報または電力ネットワーク上での位置情報といった情報を交換し、これらをパラメータとした所定のアルゴリズムによってマスタ装置に最適な装置を選出してもよい。
【０２１８】
ここで、通信ネットワーク上での位置情報を考慮するとは、例えば通信機器の配線が星形に組まれている場合、結線の中心機器や中心に近い機器をマスタ装置とした方が通信のスループットが高いと考えられるため、そのような機器をマスタ装置の候補とする、ということである。一方、電力ネットワーク上での位置情報を考慮するとは、例えば連系点に設置された装置であれば連系点での電力計測値をより速く、確実に入手できるため不感帯の判定が素早く行えるため、そのような機器をマスタ装置の候補とする、ということである。
【０２１９】
無線通信を用いる場合には、物理的な設置位置がローカル系統の中心に近いものほどより多くの装置と確実に通信できる可能性が高いと言えるため、物理的な設置位置がローカル系統の中心から所定の範囲内にある装置を、マスタ装置の候補としてもよい。また、通信エラー率が低い装置ほど確実に通信できる可能性が高いと言えるため、通信エラー率が所定の閾値未満である装置を、マスタ装置の候補としてもよい。
【０２２０】
（第８の実施形態：無効電力の相殺に関して）
続いて、第８の実施形態について説明する。上述したように、無効電力を系統とやりとりすることは不感帯を避ける効果が期待できる。しかし、その無効電力量が多くなると系統の擾乱要因となり好ましくない。そこで、第８の実施形態に係る電力変換システムを制御する制御システムにおいて、ローカル系統のＥＭＳサーバは、他のローカル系統のＥＭＳサーバと通信を行うことで連携し、二つのローカル系統から出力される無効電力を相殺するようにする。
【０２２１】
図２７は、第８の実施形態に係る電力変換システムＳ８の構成を示す図である。図２７に示すように、ローカル系統１ｇの出力電力を伝送する電力線と、ローカル系統１ｈの出力電力を伝送する電力線とが接続点Ｔ３で電気的に接続され、接続点Ｔ３が電力系統に接続されている。
【０２２２】
ローカル系統１ｇには、電力系統２へ交流電力を出力する電力変換装置１１ｇ−１、…、１１ｇ―Ｎと、負荷１３ｇと、ＥＭＳサーバ１７ｇとが含まれる。ローカル系統１ｈには、電力系統２へ交流電力を出力する電力変換装置１１ｈ−１、…、１１ｈ−Ｎと、負荷１３ｈと、ＥＭＳサーバ１７ｈとが含まれる。
電力計１５ｇは、ローカル系統１ｇから出力された有効電力と無効電力を計測する。
電力計１５ｈは、ローカル系統１ｈから出力された有効電力と無効電力を計測する。
【０２２３】
続いて、電力変換システムＳ８の動作の概要を説明する。ＥＭＳサーバ１７ｇは、例えば、ローカル系統１ｇの無効電力制御目標値ＱＥＭＳｒｅｆ―ｇを＋ｑになるよう、電力変換装置１１ｇ−１、…１１ｇ−Ｎを制御する。ＥＭＳサーバ１７ｇは、ローカル系統１ｈの無効電力制御目標値ＱＥＭＳｒｅｆ―ｈとして、−ｑをＥＭＳサーバ１７ｈに通信により通知する。これにより、ＥＭＳサーバ１７ｈは、ローカル系統１ｈから出力される無効電力が−ｑとなるよう、電力変換装置１１ｈ−１、…１１ｈ−Ｎを制御する。
【０２２４】
これにより、ローカル系統１ｇから送電された無効電力＋ｑと、ローカル系統１ｈから送電された無効電力−ｑとが相殺される。それゆえ、連系点３ｇで不感帯を避けることができるため、電力変換装置１１ｇの単独運転検出部１１８は正確に、且つ高速に単独運転を検出することができる。それとともに、電力系統２に対する擾乱を抑えることができる。
【０２２５】
なお、電力変換装置１１ｇ−ｉと電力変換装置１１ｈ−ｉの構成は、第７の実施形態に係る電力変換装置１１−ｉ（図２６参照）と同様であるので、その説明を省略する。
【０２２６】
図２８は、第８の実施形態に係るＥＭＳサーバ１７ｇの構成を示す図である。第８の実施形態に係るＥＭＳサーバ１７ｇは、第７の実施形態に係るＥＭＳサーバ１７ｄの構成に比べて、電力目標値記憶部１７４が削除され、系統電力目標値決定部１７６が追加され、通信部１１１が通信部１１１ｇに変更されたものになっている。
【０２２７】
系統電力目標値決定部１７６は、ローカル系統１ｇから出力された無効電力と相殺されるように、ローカル系統１ｇの無効電力制御目標値ＱＥＭＳｒｅｆ―ｇ、及びローカル系統１ｈの無効電力制御目標値ＱＥＭＳｒｅｆ―ｈを決定する。本実施形態では、一例として、ローカル系統１ｇの無効電力制御目標値ＱＥＭＳｒｅｆ―ｇを＋ｑ、ローカル系統１ｈの無効電力制御目標値ＱＥＭＳｒｅｆ―ｈを−ｑに決定する。そして、系統電力目標値決定部１７６は、決定したローカル系統１ｈの無効電力制御目標値ＱＥＭＳｒｅｆ―ｈを通信部１１１ｇからＥＭＳサーバ１７ｈへ送信させる。
【０２２８】
また、系統電力目標値決定部１７６は、例えば、予め決められたローカル系統１ｇの有効電力制御目標値ＰＥＭＳｒｅｆ―ｇ、及び決定したローカル系統１ｇの無効電力制御目標値ＱＥＭＳｒｅｆ―ｇを電力目標値決定部１７５へ出力する。
【０２２９】
図２９は、第８の実施形態に係るＥＭＳサーバ１７ｈの構成を示す図である。第８の実施形態に係るＥＭＳサーバ１７ｈは、第７の実施形態に係るＥＭＳサーバ１７ｄの構成に比べて、電力目標値記憶部１７４が削除され、系統電力目標値決定部１７６ｈが追加され、通信部１１１が通信部１１１ｈに変更されたものになっている。
【０２３０】
通信部１１１ｈは、ＥＭＳサーバ１７が送信した無効電力制御目標値ＱＥＭＳｒｅｆ―ｈを受信し、受信した無効電力制御目標値ＱＥＭＳｒｅｆ―ｈを電力目標値決定部１７５へ出力する。
【０２３１】
系統電力目標値決定部１７６ｈは、例えば、予め決められたローカル系統１ｇの有効電力制御目標値ＰＥＭＳｒｅｆ―ｇを電力目標値決定部１７５へ出力する。
【０２３２】
図２１で示すように、無効電力の相殺は、解列を想定する連系点３ｇまたは３ｉよりも電力系統側で行う。これにより、解列を想定する連系点３ｇまたは３ｉでは不感帯になることを防ぐことができる。このため、電力系統に供給する無効電力を０にしつつ、解列を想定する連系点３ｇまたは３ｉにおいて単独運転を容易に検出することができる。
【０２３３】
なお、本実施形態では、ローカル系統を二つとしたが、これに限らず、三つ以上であってもよい。その場合、複数のローカル系統それぞれに含まれるＥＭＳサーバのうち、一つのＥＭＳサーバをマスタＥＭＳとし、マスタＥＭＳが他のＥＭＳサーバに対して、それぞれのＥＭＳサーバに含まれるローカル系統から出力される無効電力の目標値を通信により通知してもよい。あるいは、全てのＥＭＳサーバを制御する上位のサーバが、各ＥＭＳサーバに対して、それぞれのＥＭＳサーバに含まれるローカル系統から出力される無効電力の目標値を通信により通知してもよい。これにより、三つ以上のローカル系統からの出力電力が重畳されて電力系統に出力される場合であっても、無効電力を相殺することができる。
【０２３４】
また、本実施形態では、無効電力を相殺することについて説明したが、有効電力を相殺するようにしてもよい。これにより、急激な電力変動を抑えることができる。
また、本実施形態では、無効電力及び／または有効電力を相殺することについて説明したが、無効電力を完全に相殺しなくても、電力系統に供給している無効電力及び／または有効電力を所定の範囲に収まるようにしてもよい。このため、系統電力目標値決定部１７６は、各ローカル系統から出力された無効電力の和及び／または有効電力の和が所定の範囲に収まるように、各ローカル系統の無効電力の目標値及び／または有効電力の目標値を決定してもよい。
【０２３５】
以上のことから、本実施形態に係る制御システムは、第１の発電装置と、該第１の発電装置が発電した電力に基づき交流電力を出力する電力変換装置とを有する複数の第１の系統から出力された交流電力を伝送する電力線が繋がって、第２の発電装置を有する第２の系統に接続されている電力変換システムＳ８を制御する制御システムである。ここで、第１の系統それぞれには、第１の発電装置が発電した電力に基づいて交流電力を第２の系統に出力する一つ以上の電力変換部が含まれている。
【０２３６】
制御システムは、第１の系統それぞれから出力された無効電力の和及び／または有効電力の和が所定の範囲に収まるように、各第１系統から出力される無効電力の目標値及び／または有効電力の目標値を決定する系統電力目標値決定部１７６を備える。更に、制御システムは、系統電力目標値決定部１７６が決定した無効電力の目標値及び／または有効電力の目標値に基づいて、対応する第１系統に含まれる前記電力変換部が出力する交流電力を制御する複数の制御部２２ｊを備える。ここで、本実施形態では、第１の系統が一例としてローカル系統で、第２の系統が一例として電力系統である。
【０２３７】
これにより、ローカル系統からの出力電力が不感帯に陥ることを避けつつ、電力系統２へ供給する有効電力の変動または無効電力の変動を抑えることができる。これにより、電力変換装置１１ｇの単独運転検出部１１８は正確に、且つ高速に単独運転を検出することができるとともに、電力系統２に対する擾乱を抑えることができる。
【０２３８】
なお、無効電力や有効電力を相殺するのは周囲のほかのローカル系統以外にも、無効電力補償装置や発電設備、分散電源設備などであっても本実施形態を適用できることはいうまでもない。
【０２３９】
なお、ＥＭＳサーバ１７ｇは、無効電力補償装置(STATCOM: Static Synchronous Compensator)と通信を行い、系統へ逆潮する無効電力が±０となるような協調制御をしてもよい。
【０２４０】
なお、電力変換装置の通信部は、外部の装置から、現在の停電に関する停電情報、現在の瞬低に関する瞬低情報を取得してもよい。そして、単独運転検出部１１８は、前記停電情報または瞬低情報も参照して、単独運転状態か否か判定してもよい。具体的には、単独運転検出部１１８は、瞬低情報が現在瞬停しているというものであれば、単独運転状態であると判定してもよい。
【０２４１】
停電情報または瞬低情報が、それぞれ現在、停電または瞬停するという情報の場合、単独運転検出部１１８は、前記停電情報または瞬低情報の受信をトリガとして、単独運転状態であると判定してもよい。これは、停電または瞬停により、電力系統からの解列が行われたとみなせるからである。
【０２４２】
また、単独運転検出部１１８は、停電情報または瞬低情報の受信をトリガとして、単独運転の能動検出を開始してもよい。そして、例えば、無効電力を注入して、電圧が所定量以上落ちた場合、停電または瞬停で解列が行われたことによるとみなせるので、単独運転状態であると判定してもよい。これにより、高速かつ確実に単独運転状態を検出できる。
【０２４３】
（適用例）
以下、上述した各実施形態の適用例について説明する。
（適用例１：マイクログリッド）
図３０は、各実施形態における電力変換システムの構成の第１の適用例である。電力変換システムの適用例の一つとしてマイクログリッドが想定される。具体的には一般家庭や店舗、工場・ビル・駅や商業施設などの小、中規模な電力系などである。街の一区画や街全体といった単位は、一般にはマイクログリッドとは呼称しないが、システムの構成要素は同様であるためここでは大規模なグリッドシステムも含めて考える。以下、マイクログリッドをローカル系統とも表記するが、ローカル系統３００は、一例として、発電装置３０３、蓄電装置３０２、負荷３０４、電力変換装置３０７とそれらを繋ぐ電力線２０１及び情報通信線２３などを基本要素として備える。
【０２４４】
図３０では、一例として、電力変換装置（３０７−１、３０７−２、３０７−３）が三台ある例が示されている。なお、電力変換装置は、２台以下でも４台以上であってもよい。このように各実施形態における電力変換システムは、少なくとも複数の電力変換装置を備える。
【０２４５】
このほか、各種センサ３０６、ＥＭＳ（Ｅｎｅｒｇｙ  Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ  Ｓｙｓｔｅｍ）サーバ３０５、その他電力に関わる装置などが存在してもよい。各構成要素が通信機能を備えることでシステム全体として高度な制御や外部システムとの協調を可能とする。
【０２４６】
ローカル系統３００の一例としての図３０は、電力系統３０１と電力線２０１で接続しており、電力系統３０１から電力の供給を受けることができる。またローカル系統３００内に余剰電力が生じた際には逆に送電を行うこと（逆潮流）ができ、ローカル系統３００で生産した電力と電力系統３０１から供給を受けた電力とを同時に消費することも可能である。またローカル系統は内部要素や隣接要素として別のローカル系統をもっていてもよく、電力系統から独立するものであってもよい。また、ローカル系統が二つ以上の経路で単一または複数の電力系統と連系している場合も考えられる。
【０２４７】
ローカル系統３００の構成要素には各実施形態を適用した電力変換装置や電力計、コントローラのほか、各実施形態が適用されていない電力変換装置や、通信機能を備えていないためにコントローラからの制御性が十分でない負荷などが混在することもあるが、そのような場合にも各実施形態の効用を得ることが可能である。
【０２４８】
（適用例２：分散電源）
各実施形態の適用例として、複数台で運用される系統連系インバータを含む電力変換システムへの適用・用途が挙げられる。図３１は、各実施形態における電力変換システムの第２の適用例である。電力系統４０１には小から大までの規模の各種の発電装置４０３や蓄電装置４０２が電力変換装置４０７ａまたは４０７ｂを介して接続される。電力変換装置４０７ａ及び４０７ｂは、例えば、系統連系インバータである。多くの場合、系統連系インバータと電力系統の間には特段の負荷等は設置されないが、蓄電池を併用する場合、電力変換システムからみると充電中の蓄電池は電力を消費している負荷とみなすこともできる。その他、電力計などのセンサが使用される。ローカル系統４００は小から大までの規模のＥＭＳ、電力会社、またはその他アグリゲータ等によって管理されている。系統連系インバータは交流電力出力を系統に電力を供給するインバータであって、特にメガソーラーや小、中規模の発電所や蓄電施設などに設置され、その他家庭やビル、工場などの施設やマイクログリッドなど多種多様な場所に設置され、利用される。出力電圧は単相１００Ｖ、３相２００Ｖを始めとして直流系を含めて多岐にわたり、電力系統４０１の電圧及び周波数に合わせて出力を制御し、電力のやりとりを行う。また蓄電池用を含む系統連系システムなどでは順潮流と逆潮流の両方に対応している。このようなシステムにおいて、各種の装置は通信機能を備えることが可能で、通信を用いて電力データなど種々のデータをやりとりする。
【０２４９】
（適用例３：鉄道、昇降機、産業用途）
本実施形態の電力変換装置はまた、鉄道車両、昇降機、ＦＡなどのシステムへの応用が考えられる。このようなシステムでは複数のインバータやモータ、センサなどが通信を行いながら自律協調的に、あるいはコントローラによる制御の下で使用される。鉄道車両システムの一例を図３２に示す。
【０２５０】
図３２は、各実施形態における電力変換システムの第３の適用例である。鉄道車両の１両、あるいは１編成も一種のローカル系統と捉えることができる。図３２の例では、一両分の鉄道車両５０１をローカル系統５００としている。この鉄道車両５０１は、二つのパンタグラフＰＧ１及びＰＧ２と、車両本体５０４と、車輪５０８とを備え、パンタグラフＰＧ１を介して電力系統２と接続している。鉄道車両５０１にはモータで動作する空調設備などの負荷５０３ａ、電力変換装置５０７ａや、車輪５０８を駆動するためのモータとして負荷５０３ｂと電力変換装置５０７ｂ、その他、不図示の照明などの負荷が存在する。これらの負荷はコントローラの下で管理されており、（鉄道車両のシステム）ではこれをＥＭＳサーバ５１７として図示している。
【０２５１】
鉄道車両では回生ブレーキが利用されることが多く、回生中は負荷５０３ｂが発電機として動作する。この回生エネルギーは元々電力系統５０２から得た電気エネルギーを、車両筐体の運動エネルギーに変換したものであるので、広義には車両自体が蓄電装置で車輪駆動用モータの負荷５０３ｂは電力変換装置であると解釈することもできる。エレベータやエスカレータなどの装置は定置装置と移動装置の関係が鉄道車両とは異なるが、電力変換システムという観点からは鉄道車両と同様に負荷、蓄電装置、発電装置、電力変換装置とその他センサやコントローラなどから構成されるローカル系統であるとみなすことができる。また、鉄道システムには起電区間の前後で異なる電気方式の間に設置される区間が存在する。き電区間は無通電の区間であるため、この区間を鉄道車両が通過する間ローカル系統は一時的に電力系統から解列され、起電区間を過ぎると再び連系する。
【０２５２】
なお、各実施形態の電力変換装置またはＥＭＳサーバの各処理を実行するためのプログラムをコンピュータ読み取り可能な記録媒体に記録して、当該記録媒体に記録されたプログラムをコンピュータシステムに読み込ませ、プロセッサが実行することにより、各実施形態の電力変換装置またはＥＭＳサーバに係る上述した種々の処理を行ってもよい。
【０２５３】
以上、本発明は上記実施形態そのままに限定されるものではなく、実施段階ではその要旨を逸脱しない範囲で構成要素を変形して具体化できる。また、上記実施形態に開示されている複数の構成要素の適宜な組み合わせにより、種々の発明を形成できる。例えば、実施形態に示される全構成要素から幾つかの構成要素を削除してもよい。更に、異なる実施形態にわたる構成要素を適宜組み合わせてもよい。
【符号の説明】
【０２５４】
Ｓ１、Ｓ３、Ｓ３、Ｓ４、Ｓ５、Ｓ６、Ｓ７、Ｓ８  電力変換システム
１、１ｂ、１ｃ、１ｄ、１ｅ、１ｆ、１ｇ、１ｈ、１ｊ、３００、４００、５００  ローカル系統  
１１、１１ｂ、１１ｃ、１１ｄ、１１ｅ１、１１ｅ２、１１ｅ３、１１ｅ４、１１ｅ５、１１−１、・・・、１１−Ｎ、１１ｇ−１、・・・、１１ｇ−Ｎ、１１ｈ−１、・・・、１１ｈ−Ｎ、４０７ａ、４０７ｂ、５０７ａ、５０７ｂ  電力変換装置
１２、４０３  発電装置
１３、１３ｇ、１３ｈ、５０３ａ、５０３ｂ  負荷
１４、４０２  蓄電装置
１５、１５ｂ、１５ｇ、１５ｈ  電力計
１６  遮断機
２、４０１、５０２  電力系統
１５１  電力計測部
１５２  通信部
２１  取得部
２２、２２ｂ、２２ｊ  制御部
１７、１７ｆ、１７ｇ、１７ｈ、１７ｊ、５１７  ＥＭＳサーバ
１１１、１７１  通信部
１１２  不感帯判定部
１１３、１１３ｂ、１７５  電力目標値決定部
１９  柱上変圧器
１１４  計測部
１１５  変換制御部
１１６  電力変換部
１１７  フィルタ部
１１８  単独運転検出部
１７０  損失発生部
１７１  損失情報記録部
１７２  記憶部
１７３  損失補填処理部
１７４  系統電力目標値記憶部
１７６  系統電力目標値決定部
５０１  鉄道車両
５０４  車両本体
ＶＤ  第１電圧目標値生成部
ＶＱ  第２電圧目標値生成部
ＩＴ  ｄＱ逆変換部
ＧＳＧ  ゲート駆動信号生成部
ＶＤ１  減算部
ＶＤ２  伝達関数乗算部
ＶＤ３  減算部
ＶＤ４  伝達関数乗算部
ＶＤ５  乗算部
ＶＤ６  減算部
ＶＱ１  減算部
ＶＱ２  伝達関数乗算部
ＶＱ３  減算部
ＶＱ４  伝達関数乗算部
ＶＱ５  乗算部
ＶＱ６  減算部
ＰＧ１、ＰＧ２  パンタグラフ
【図１】
2015180125.tif 000003
【図２】
2015180125.tif 000004
【図３】
2015180125.tif 000005
【図４】
2015180125.tif 000006
【図５】
2015180125.tif 000007
【図６】
2015180125.tif 000008
【図７】
2015180125.tif 000009
【図８】
2015180125.tif 000010
【図９】
2015180125.tif 000011
【図１０】
2015180125.tif 000012
【図１１】
2015180125.tif 000013
【図１２】
2015180125.tif 000014
【図１３】
2015180125.tif 000015
【図１４】
2015180125.tif 000016
【図１５】
2015180125.tif 000017
【図１６】
2015180125.tif 000018
【図１７】
2015180125.tif 000019
【図１８】
2015180125.tif 000020
【図１９】
2015180125.tif 000021
【図２０】
2015180125.tif 000022
【図２１】
2015180125.tif 000023
【図２２】
2015180125.tif 000024
【図２３】
2015180125.tif 000025
【図２４】
2015180125.tif 000026
【図２５】
2015180125.tif 000027
【図２６】
2015180125.tif 000028
【図２７】
2015180125.tif 000029
【図２８】
2015180125.tif 000030
【図２９】
2015180125.tif 000031
【図３０】
2015180125.tif 000032
【図３１】
2015180125.tif 000033
【図３２】
2015180125.tif 000034