特開 2022-141008 監視装置、電力システムおよびプログラム

(19)【発行国】日本国特許庁(JP)

(12)【公報種別】公開特許公報(A)

(11)【公開番号】P2022141008

(43)【公開日】2022-09-29

(54)【発明の名称】監視装置、電力システムおよびプログラム

(51)【国際特許分類】

   H02J 3/46 20060101AFI20220921BHJP

   H02J 3/38 20060101ALI20220921BHJP

   H02J 7/00 20060101ALI20220921BHJP

   H02M 7/48 20070101ALI20220921BHJP

【ＦＩ】

H02J3/46

H02J3/38 180

H02J7/00 302C

H02J7/00 L

H02J7/00 B

H02M7/48 E

【審査請求】未請求

【請求項の数】6

【出願形態】ＯＬ

(21)【出願番号】P 2021041118

(22)【出願日】2021-03-15

(71)【出願人】

【識別番号】000000262

【氏名又は名称】株式会社ダイヘン

(74)【代理人】

【識別番号】100135389

【弁理士】

【氏名又は名称】臼井 尚

(74)【代理人】

【識別番号】100168044

【弁理士】

【氏名又は名称】小淵 景太

(72)【発明者】

【氏名】北村 高嗣

(72)【発明者】

【氏名】大堀 彰大

【テーマコード（参考）】

5G066

5G503

5H770

【Ｆターム（参考）】

5G066HA06

5G066HA13

5G066HA15

5G066HB01

5G066HB03

5G066HB04

5G066HB06

5G066HB09

5G066JB03

5G503AA01

5G503BA04

5G503BB01

5G503CA01

5G503CA08

5G503CA11

5G503DA18

5G503GB06

5G503GD04

5H770AA19

5H770CA05

5H770DA22

5H770DA27

(57)【要約】

【課題】複数の分散電源を並列運転させる場合において、自立運転の制御を良好に行うことができる監視装置を提供する。
【解決手段】監視装置２は、受信部２１と合計値算出部２２と分配率算出部２３Ａと設定部２４Ａと第１算出部２５と第２算出部２６と送信部２７とを備える。設定部２４Ａは、各インバータ装置１に対して、合計値算出部２２によって算出される有効電力合計値と分配率算出部２３Ａによって算出される分配率とから有効電力目標値を算出し、合計値算出部２２によって無効電力合計値と分配率算出部２３Ａによって算出される分配率とから無効電力目標値を算出する。第１算出部２５は、各インバータ装置１の有効電力目標値および有効電力出力値が入力され、各インバータ装置１の電圧位相指令値を算出する。第２算出部２６は、各インバータ装置１の無効電力目標値および無効電力出力値が入力され、各インバータ装置１の電圧振幅指令値を算出する。
【選択図】図２

【特許請求の範囲】

【請求項1】

複数のインバータ装置の各々から有効電力出力値および無効電力出力値をそれぞれ受信する受信部と、
前記複数のインバータ装置の各々の有効電力目標値および無効電力目標値をそれぞれ設定する設定部と、
前記複数のインバータ装置の各々について、前記有効電力目標値および前記有効電力出力値が入力され、電圧位相指令値を算出する第１算出部と、
前記複数のインバータ装置の各々について、前記無効電力目標値および前記無効電力出力値が入力され、電圧振幅指令値を算出する第２算出部と、
前記電圧位相指令値および前記電圧振幅指令値を、対応するインバータ装置にそれぞれ送信する送信部と、
前記複数のインバータ装置の各々に対する分配率を算出する分配率算出部と、
前記複数のインバータ装置の各有効電力出力値の合計値である有効電力合計値と、前記複数のインバータ装置の各無効電力出力値の合計値である無効電力合計値とを算出する合計値算出部と、
を備え、
前記設定部は、前記複数のインバータ装置の各々に対して、前記有効電力合計値と各インバータ装置の分配率とから前記有効電力目標値を算出し、前記無効電力合計値と各インバータ装置の分配率とから前記無効電力目標値を算出する、
監視装置。

【請求項2】

前記分配率算出部は、前記複数のインバータ装置の個数の逆数を各インバータ装置の分配率として算出する、
請求項１に記載の監視装置。

【請求項3】

前記分配率算出部は、前記複数のインバータ装置の各定格容量の合計値に対する前記インバータ装置の各々の定格容量の比率を、当該インバータ装置の分配率として算出する、
請求項１に記載の監視装置。

【請求項4】

前記複数のインバータ装置は、各々が蓄電池を接続された複数の蓄電池制御装置を含み、
前記分配率算出部は、前記複数の蓄電池制御装置の各々について、複数の前記蓄電池の各定格容量の合計値に対する前記複数の蓄電池の各々の定格容量の比率を、当該蓄電池が接続された蓄電池制御装置の分配率として算出し、
前記受信部は、前記複数の蓄電池制御装置の各々から前記蓄電池の充電率を受信し、
前記設定部は、前記蓄電池の各充電率の平均値と各充電率との差分により、前記有効電力目標値を補正する、
請求項１に記載の監視装置。

【請求項5】

請求項１ないし請求項４のいずれか一項に記載の監視装置と、
前記複数のインバータ装置と、
を備えており、
前記複数のインバータ装置の各々は、出力電圧を制御する制御部と、前記有効電力出力値および前記無効電力出力値を計測する計測部とを備え、
前記制御部は、前記電圧位相指令値および前記電圧振幅指令値に基づいて前記出力電圧を制御する、
電力システム。

【請求項6】

コンピュータを、
複数のインバータ装置の各々から有効電力出力値および無効電力出力値をそれぞれ受信する受信部と、
前記複数のインバータ装置の各々の有効電力目標値および無効電力目標値をそれぞれ設定する設定部と、
前記複数のインバータ装置の各々について、前記有効電力目標値および前記有効電力出力値が入力され、電圧位相指令値を算出する第１算出部と、
前記複数のインバータ装置の各々について、前記無効電力目標値および前記無効電力出力値が入力され、電圧振幅指令値を算出する第２算出部と、
前記電圧位相指令値および前記電圧振幅指令値を、対応するインバータ装置にそれぞれ送信する送信部と、
前記複数のインバータ装置の各々に対する分配率を算出する分配率算出部と、
前記複数のインバータ装置の各有効電力出力値の合計値である有効電力合計値と、前記複数のインバータ装置の各無効電力出力値の合計値である無効電力合計値とを算出する合計値算出部と、
として機能させ、
前記設定部は、前記複数のインバータ装置の各々に対して、前記有効電力合計値と各インバータ装置の分配率とから前記有効電力目標値を算出し、前記無効電力合計値と各インバータ装置の分配率とから前記無効電力目標値を算出する、
プログラム。

【発明の詳細な説明】

【技術分野】

【0001】

本開示は、監視装置、電力システムおよびプログラムに関する。

【背景技術】

【0002】

近年、太陽電池や蓄電池などを用いた分散電源の研究が進んでいる。一般的に、分散電源は、電力系統に連系しており、電力系統の系統電圧の位相を自分の内部位相として用い、電力制御を行っている（例えば特許文献１）。

【0003】

分散電源は、停電などにより電力系統に連系できず、自立運転を行う場合がある。この場合、分散電源は、電力系統の系統電圧から位相を検出することができないので、内部位相を自ら発振させ、これを用いて出力電圧制御を行う。

【先行技術文献】

【特許文献】

【0004】

【特許文献1】特開２０１０－６８６３０号公報

【発明の概要】

【発明が解決しようとする課題】

【0005】

複数の分散電源を並列に接続して、運転させることがある（並列運転）。この場合、分散電源の数、定格容量または種類などに応じて、適切な自立運転の制御が求められる。しかし、複数の分散電源のうちの１つが電圧源として動作し、他が電流源として動作するシステムでは、電圧源となる分散電源のみが負荷に即時追従するため、電圧源となる分散電源の容量を超える負荷が接続できない。この問題の対応策としては、電圧源となる分散電源と同等の処理速度で電流源となる分散電源も負荷追従させる必要があり、電流源となる分散電源に非常に高速な演算および制御が求められる。また、複数の分散電源のすべてが電圧源として動作するシステムでは、複数の分散電源間の同期における通信や各分散電源における計測誤差により、電位差・位相差が生じ、この電位差・位相差が問題となる。例えば、投入時の突入電流が発生するだけでなく、複数の分散電源間で有効電力や無効電力の意図せぬ回り込みが発生してしまう。

【0006】

本開示は、上記事情に鑑みて考え出されたものであり、その目的は、複数の分散電源を並列運転させる場合において、自立運転の制御を良好に行うことができる電力システムを提供することにある。また、自立運転の制御を良好に行う電力システムを実現させる監視装置およびプログラムを提供する。

【課題を解決するための手段】

【0007】

本開示の第１の側面によって提供される監視装置は、複数のインバータ装置の各々から有効電力出力値および無効電力出力値をそれぞれ受信する受信部と、前記複数のインバータ装置の各々の有効電力目標値および無効電力目標値をそれぞれ設定する設定部と、前記複数のインバータ装置の各々について、前記有効電力目標値および前記有効電力出力値が入力され、電圧位相指令値を算出する第１算出部と、前記複数のインバータ装置の各々について、前記無効電力目標値および前記無効電力出力値が入力され、電圧振幅指令値を算出する第２算出部と、前記電圧位相指令値および前記電圧振幅指令値を、対応するインバータ装置にそれぞれ送信する送信部と、前記複数のインバータ装置の各々に対する分配率を算出する分配率算出部と、前記複数のインバータ装置の各有効電力出力値の合計値である有効電力合計値と、前記複数のインバータ装置の各無効電力出力値の合計値である無効電力合計値とを算出する合計値算出部と、を備え、前記設定部は、前記複数のインバータ装置の各々に対して、前記有効電力合計値と各インバータ装置の分配率とから前記有効電力目標値を算出し、前記無効電力合計値と各インバータ装置の分配率とから前記無効電力目標値を算出する。

【0008】

前記監視装置の好ましい実施の形態において、前記分配率算出部は、前記複数のインバータ装置の個数の逆数を各インバータ装置の分配率として算出する。

【0009】

前記監視装置の好ましい実施の形態において、前記分配率算出部は、前記複数のインバータ装置の各定格容量の合計値に対する前記インバータ装置の各々の定格容量の比率を、当該インバータ装置の分配率として算出する。

【0010】

前記監視装置の好ましい実施の形態において、前記複数のインバータ装置は、各々が蓄電池を接続された複数の蓄電池制御装置を含み、前記分配率算出部は、前記複数の蓄電池制御装置の各々について、複数の前記蓄電池の各定格容量の合計値に対する前記複数の蓄電池の各々の定格容量の比率を、当該蓄電池が接続された蓄電池制御装置の分配率として算出し、前記受信部は、前記複数の蓄電池制御装置の各々から前記蓄電池の充電率を受信し、前記設定部は、前記蓄電池の各充電率の平均値と各充電率との差分により、前記有効電力目標値を補正する。

【0011】

本開示の第２の側面によって提供される電力システムは、第１の側面によって提供される監視装置と、前記複数のインバータ装置と、を備えており、前記複数のインバータ装置の各々は、出力電圧を制御する制御部と、前記有効電力出力値および前記無効電力出力値を計測する計測部とを備え、前記制御部は、前記電圧位相指令値および前記電圧振幅指令値に基づいて前記出力電圧を制御する。

【0012】

本開示の第３の側面によって提供されるプログラムは、コンピュータを、複数のインバータ装置の各々から有効電力出力値および無効電力出力値をそれぞれ受信する受信部と、前記複数のインバータ装置の各々の有効電力目標値および無効電力目標値をそれぞれ設定する設定部と、前記複数のインバータ装置の各々について、前記有効電力目標値および前記有効電力出力値が入力され、電圧位相指令値を算出する第１算出部と、前記複数のインバータ装置の各々について、前記無効電力目標値および前記無効電力出力値が入力され、電圧振幅指令値を算出する第２算出部と、前記電圧位相指令値および前記電圧振幅指令値を、対応するインバータ装置にそれぞれ送信する送信部と、前記複数のインバータ装置の各々に対する分配率を算出する分配率算出部と、前記複数のインバータ装置の各有効電力出力値の合計値である有効電力合計値と、前記複数のインバータ装置の各無効電力出力値の合計値である無効電力合計値とを算出する合計値算出部と、として機能させ、前記設定部は、前記複数のインバータ装置の各々に対して、前記有効電力合計値と各インバータ装置の分配率とから前記有効電力目標値を算出し、前記無効電力合計値と各インバータ装置の分配率とから前記無効電力目標値を算出する。

【発明の効果】

【0013】

本開示の監視装置によれば、複数のインバータ装置を並列運転させる場合において、各インバータ装置の出力電力（有効電力および無効電力）が適切に分配されるように、各インバータ装置の動作を制御することができる。これにより、監視装置は、インバータ装置の数、定格容量または直流電源の種類などに応じた適切な自立運転の制御が可能となり、自立運転の制御を良好に行うことができる。

【0014】

本発明のその他の特徴および利点は、添付図面を参照して以下に行う詳細な説明によって、より明らかとなろう。

【図面の簡単な説明】

【0015】

【図1】第１実施形態に係る電力システムの全体構成例を示す図である。

【図2】第１実施形態に係る電力システムの機能ブロック図である。

【図3】第１実施形態に係る監視装置の処理を示すフローチャートである。

【図4】第２実施形態に係る電力システムの機能ブロック図である。

【図5】第３実施形態に係る電力システムの全体構成例を示す図である。

【図6】第３実施形態に係る電力システムの機能ブロック図である。

【図7】第３実施形態に係る電力システムのシミュレーション結果を示す図である。

【発明を実施するための形態】

【0016】

本開示の監視装置、電力システムおよびプログラムの好ましい実施の形態について、図面を参照して、以下に説明する。以下では、同一あるいは類似の構成要素には、同じ符号を付して重複する説明を省略する。

【0017】

図１は、第１実施形態に係る電力システムＳ１の全体構成例を示している。同図に示すように、電力システムＳ１は、複数のインバータ装置１と、監視装置２とを備えている。本実施形態では、電力システムＳ１は、ｎ（ｎは自然数）台のインバータ装置１を備えるものとする。

【0018】

電力システムＳ１は、複数のインバータ装置１が互いに並列接続されている。電力システムＳ１は、電力系統Ｋから解列された状態において自立運転（非連系運転）を行う。電力システムＳ１は、複数のインバータ装置１と監視装置２とが協調して、自立運転の制御を行う。自立運転中は、複数のインバータ装置１から負荷Ｌに電力が供給される。電力システムＳ１は、複数のインバータ装置１のそれぞれと監視装置２とは互いに通信可能である。各インバータ装置１と監視装置２との通信は、無線であっても有線であってもよい。

【0019】

図１に示すように、複数のインバータ装置１には、直流電源１９がそれぞれ接続されている。直流電源１９は、例えば太陽電池などの再生可能エネルギーを利用した発電機、内燃機関または外燃機関を用いた発電機、または、蓄電池などである。各インバータ装置１は、直流電源１９が発電した電力または直流電源１９に蓄積された電力を、適宜変換して出力する。各インバータ装置１には、直流電源１９の代わりに交流電源が整流回路を介して接続されていてもよい。

【0020】

図２は、電力システムＳ１の詳細を説明するための図であって、電力システムＳ１が行う自立運転制御に関する機能ブロック図である。

【0021】

複数のインバータ装置１はそれぞれ、監視装置２から受信する制御指令に基づいて、出力電力を制御する。各インバータ装置１は、電圧源として動作する電圧型インバータであり、出力電圧の制御によって出力電力の制御を行う。本実施形態では、複数のインバータ装置１は、それぞれの定格容量（定格出力）が同じである。図２に示すように、複数のインバータ装置１はそれぞれ、計測部１１、送信部１２、受信部１３および制御部１４を備える。

【0022】

計測部１１は、自装置の有効電力の出力値および無効電力の出力値を計測する。以下では、ｉをｎ以下の自然数として、ｉ台目のインバータ装置１の有効電力の出力値を有効電力出力値Ｐｏｕｔ＿ｉといい、ｉ台目のインバータ装置１の無効電力の出力値を無効電力出力値Ｑｏｕｔ＿ｉという。計測部１１は、各インバータ装置１において、出力端（図１の上側の端部）に配置されている。

【0023】

送信部１２は、自装置の情報を、監視装置２に送信する。送信部１２が送信する情報には、例えば、計測部１１が計測した有効電力出力値Ｐｏｕｔ＿ｉおよび無効電力出力値Ｑｏｕｔ＿ｉが含まれる。送信部１２は、所定の周期ごとに、自装置の情報を送信する。

【0024】

受信部１３は、監視装置２から送信された制御指令を受信する。受信部１３は、受信した制御指令を制御部１４に出力する。制御指令には、電圧位相指令値および電圧振幅指令値が含まれる。電圧位相指令値は、出力電圧の位相の目標値または調整値であり、電圧振幅指令値は、出力電圧の振幅の目標値または調整値である。

【0025】

制御部１４は、受信部１３が受信した制御指令に基づいて自装置の出力電圧を制御する。制御部１４は、図２に示すように、位相制御部１４１および振幅制御部１４２を含む。位相制御部１４１は、電圧位相指令値に基づいて、出力電圧の位相を制御する。電圧位相指令値が出力電圧の位相の目標値である場合、位相制御部１４１は、出力電圧の位相を電圧位相指令値に制御する。電圧位相指令値が出力電圧の位相の調整値である場合、位相制御部１４１は、出力電圧の位相を現在の値から電圧位相指令値の分だけ調整する。振幅制御部１４２は、電圧振幅指令値に基づいて、出力電圧の振幅を制御する。電圧振幅指令値が出力電圧の振幅の目標値である場合、振幅制御部１４２は、出力電圧の振幅を電圧振幅指令値に制御する。電圧振幅指令値が出力電圧の振幅の調整値である場合、振幅制御部１４２は、出力電圧の振幅を現在の値から電圧振幅指令値の分だけ調整する。

【0026】

監視装置２は、各インバータ装置１から情報を取得し、取得した情報を基にインバータ装置１ごとの制御指令（電圧位相指令値および電圧振幅指令値）を生成する。監視装置２は、生成した制御指令を、各インバータ装置１に送信する。図２に示すように、監視装置２は、受信部２１、合計値算出部２２、分配率算出部２３Ａ、設定部２４Ａ、第１算出部２５、第２算出部２６および送信部２７を備える。

【0027】

受信部２１は、各インバータ装置１から送信された情報を受信する。受信部２１が受信する情報には、各インバータ装置１の有効電力出力値Ｐｏｕｔ＿ｉおよび無効電力出力値Ｑｏｕｔ＿ｉが含まれる。受信部２１は、受信した有効電力出力値Ｐｏｕｔ＿ｉおよび無効電力出力値Ｑｏｕｔ＿ｉを合計値算出部２２に出力する。また、受信部２１は、受信した有効電力出力値Ｐｏｕｔ＿ｉを第１算出部２５に出力し、かつ、受信した無効電力出力値Ｑｏｕｔ＿ｉを第２算出部２６に出力する。

【0028】

合計値算出部２２は、各インバータ装置１の有効電力出力値Ｐｏｕｔ＿ｉを積算して、有効電力合計値Ｐｓｕｍを算出する。また、合計値算出部２２は、各インバータ装置１の無効電力出力値Ｑｏｕｔ＿ｉを積算して、無効電力合計値Ｑｓｕｍを算出する。合計値算出部２２は、算出した有効電力合計値Ｐｓｕｍおよび無効電力合計値Ｑｓｕｍを設定部２４Ａに出力する。

【0029】

分配率算出部２３Ａは、各インバータ装置１に対する分配率をそれぞれ算出する。分配率算出部２３Ａは、インバータ装置１の個数ｎの逆数１／ｎを、各インバータ装置１の分配率として算出する。インバータ装置１の個数ｎの情報は、ユーザ入力によって監視装置２（分配率算出部２３Ａ）に予め記憶させてもよいし、電力システムＳ１の運転開始時に監視装置２が制御対象となるインバータ装置１をカウントしてもよい。分配率算出部２３Ａは、算出した分配率を設定部２４Ａに出力する。

【0030】

設定部２４Ａは、インバータ装置１ごとに、有効電力出力値の目標値、および、無効電力出力値の目標値を設定する。以下では、ｉ台目のインバータ装置１の有効電力出力値の目標値を有効電力目標値Ｐｒｅｆ＿ｉといい、ｉ台目のインバータ装置１の無効電力出力値の目標値を無効電力目標値Ｑｒｅｆ＿ｉという。有効電力目標値Ｐｒｅｆ＿ｉは、有効電力合計値Ｐｓｕｍを、複数のインバータ装置１の各々に分配した値である。無効電力目標値Ｑｒｅｆ＿ｉは、無効電力合計値Ｑｓｕｍを、複数のインバータ装置１の各々に分配した値である。

【0031】

図２に示すように、設定部２４Ａは、２つの乗算器２４１Ｐ，２４１Ｑを含む。各インバータ装置１の有効電力目標値Ｐｒｅｆ＿ｉは、乗算器２４１Ｐによって演算され、各インバータ装置１の無効電力目標値Ｑｒｅｆ＿ｉは、乗算器２４１Ｑによって演算される。

【0032】

乗算器２４１Ｐは、インバータ装置１ごとに、有効電力合計値Ｐｓｕｍと分配率とが入力され、有効電力合計値Ｐｓｕｍを分配率で乗算する。設定部２４Ａは、乗算器２４１Ｐによる乗算結果を有効電力目標値Ｐｒｅｆ＿ｉとして設定する。本実施形態では、分配率が複数のインバータ装置１の個数の逆数であることから、乗算器２４１Ｐによる乗算結果は、有効電力合計値Ｐｓｕｍを複数のインバータ装置１の個数ｎで除算した値である。つまり、有効電力目標値Ｐｒｅｆ＿ｉは、有効電力出力値Ｐｏｕｔ＿ｉの平均値であり、有効電力合計値Ｐｓｕｍを複数のインバータ装置１で均等に分配した値である。

【0033】

乗算器２４１Ｑは、インバータ装置１ごとに、無効電力合計値Ｑｓｕｍと分配率とが入力され、無効電力合計値Ｑｓｕｍを分配率で乗算する。設定部２４Ａは、乗算器２４１Ｑによる乗算結果を無効電力目標値Ｑｒｅｆ＿ｉとして設定する。本実施形態では、分配率が複数のインバータ装置１の個数の逆数であることから、乗算器２４１Ｑによる乗算結果は、無効電力合計値Ｑｓｕｍを複数のインバータ装置１の個数ｎで除算した値である。つまり、無効電力目標値Ｑｒｅｆ＿ｉは、無効電力出力値Ｑｏｕｔ＿ｉの平均値であり、無効電力合計値Ｑｓｕｍを複数のインバータ装置１で均等に分配した値である。

【0034】

第１算出部２５は、各インバータ装置１の電圧位相指令値をそれぞれ算出する。第１算出部２５は、算出対象とするｉ台目のインバータ装置１の、有効電力目標値Ｐｒｅｆ＿ｉおよび有効電力出力値Ｐｏｕｔ＿ｉが入力される。第１算出部２５は、入力された有効電力目標値Ｐｒｅｆ＿ｉおよび有効電力出力値Ｐｏｕｔ＿ｉから、算出対象のインバータ装置１の電圧位相指令値を算出する。第１算出部２５は、この演算を、複数のインバータ装置１のそれぞれに対して行う。第１算出部２５は、算出した各インバータ装置１の電圧位相指令値を送信部２７に出力する。図２に示すように、第１算出部２５は、差分器２５１と制御器２５２とを含む。

【0035】

差分器２５１は、算出対象のｉ台目のインバータ装置１の有効電力目標値Ｐｒｅｆ＿ｉと有効電力出力値Ｐｏｕｔ＿ｉとが入力され、有効電力出力値Ｐｏｕｔ＿ｉと有効電力目標値Ｐｒｅｆ＿ｉとの偏差ΔＰｉ（＝Ｐｏｕｔ＿ｉ－Ｐｒｅｆ＿ｉ）を算出する。差分器２５１は、偏差ΔＰｉの算出を、複数のインバータ装置１のそれぞれに対して行う。制御器２５２は、算出対象のｉ台目のインバータ装置１に対して、偏差ΔＰｉをゼロにするための電圧位相指令値を算出する。制御器２５２は、例えば比例制御（Ｐ制御）を行う。制御器２５２の制御方式は、比例制御に限定されず、例えば比例制御の代わりにＰＩ制御またはＰＩＤ制御などを行っていてもよい。制御器２５２は、電圧位相指令値の算出を、複数のインバータ装置１のそれぞれに対して行う。

【0036】

第２算出部２６は、各インバータ装置１の電圧振幅指令値をそれぞれ算出する。第２算出部２６は、算出対象とするｉ台目のインバータ装置１の、無効電力目標値Ｑｒｅｆ＿ｉおよび無効電力出力値Ｑｏｕｔ＿ｉが入力される。第２算出部２６は、入力された無効電力目標値Ｑｒｅｆ＿ｉおよび無効電力出力値Ｑｏｕｔ＿ｉから、算出対象のインバータ装置１の電圧振幅指令値を算出する。第２算出部２６は、この演算を、複数のインバータ装置１のそれぞれに対して行う。第２算出部２６は、算出した各インバータ装置１の電圧振幅指令値を送信部２７に出力する。図２に示すように、第２算出部２６は、差分器２６１と制御器２６２とを含む。

【0037】

差分器２６１は、算出対象のｉ台目のインバータ装置１の無効電力目標値Ｑｒｅｆ＿ｉと無効電力出力値Ｑｏｕｔ＿ｉとが入力され、無効電力出力値Ｑｏｕｔ＿ｉと無効電力目標値Ｑｒｅｆ＿ｉとの偏差ΔＱｉ（＝Ｑｏｕｔ＿ｉ－Ｑｒｅｆ＿ｉ）を算出する。差分器２６１は、偏差ΔＱｉの算出を、複数のインバータ装置１のそれぞれに対して行う。制御器２６２は、算出対象のｉ台目のインバータ装置１に対して、偏差ΔＱｉをゼロにするための電圧振幅指令値を算出する。制御器２６２は、例えば比例制御を行う。制御器２６２の制御方式は、比例制御に限定されず、例えば比例制御の代わりにＰＩ制御またはＰＩＤ制御などを行っていてもよい。制御器２６２は、電圧振幅指令値の算出を、複数のインバータ装置１のそれぞれに対して行う。

【0038】

送信部２７は、インバータ装置１ごとに、電圧位相指令値および電圧振幅指令値を含む制御指令を、各インバータ装置１に送信する。電圧位相指令値は、第１算出部２５から入力され、電圧振幅指令値は、第２算出部２６から入力される。

【0039】

図３は、電力システムＳ１の自立運転制御において、監視装置２が行う処理を示すフローチャートである。当該処理は、監視装置２が起動されたときに開始される。

【0040】

各インバータ装置１から有効電力出力値Ｐｏｕｔ＿ｉおよび無効電力出力値Ｑｏｕｔ＿ｉが送信されると、受信部２１が、各インバータ装置１から送信された有効電力出力値Ｐｏｕｔ＿ｉおよび無効電力出力値Ｑｏｕｔ＿ｉを受信する（Ｓ１０１：ＹＥＳ）。ステップＳ１０１で、受信部２１が、有効電力出力値Ｐｏｕｔ＿ｉおよび無効電力出力値Ｑｏｕｔ＿ｉを受信しない場合（Ｓ１０１：ＮＯ）、受信部２１は、有効電力出力値Ｐｏｕｔ＿ｉおよび無効電力出力値Ｑｏｕｔ＿ｉを受信するまで待機する。

【0041】

次に、合計値算出部２２が、有効電力合計値Ｐｓｕｍおよび無効電力合計値Ｑｓｕｍを算出する（Ｓ１０２）。次に、分配率算出部２３Ａが、各インバータ装置１に対する分配率を算出する（Ｓ１０３）。図３に示す例では、ステップＳ１０３は、受信部２１が有効電力出力値Ｐｏｕｔ＿ｉおよび無効電力出力値Ｑｏｕｔ＿ｉを受信する度に行われるが、監視装置２の起動時にのみ行う構成であってもよい。

【0042】

次に、設定部２４Ａが、各インバータ装置１の有効電力目標値Ｐｒｅｆ＿ｉおよび無効電力目標値Ｑｒｅｆ＿ｉを設定する（Ｓ１０４）。次に、第１算出部２５が、各インバータ装置１の電圧位相指令値を算出し、かつ、第２算出部２６が、各インバータ装置１の電圧振幅指令値を算出する（Ｓ１０５）。次に、送信部２７が、電圧位相指令値および電圧振幅指令値を含む制御指令を、各インバータ装置１に送信する（Ｓ１０６）。

【0043】

その後、監視装置２は、終了判定を行い（Ｓ１０７）、終了でないと判定すると（Ｓ１０７：ＮＯ）、ステップＳ１０１に戻り、終了と判定されるまで、ステップＳ１０１からステップＳ１０６の処理を繰り返し行う。一方、ステップＳ１０７の終了判定により、終了である判定されると（Ｓ１０７：ＹＥＳ）、当該処理を終了する。ステップＳ１０７では、例えば、監視装置２の電源がオフされたとき、あるいは、ユーザによって処理停止が操作されたときなどに、終了であると判定される。

【0044】

監視装置２の各部は、例えばデジタル回路として実現されるが、アナログ回路として実現してもよい。また、監視装置２の各部が行う処理（図３参照）をプログラムで設計し、当該プログラムを実行させることで、コンピュータを監視装置２として機能させてもよい。また、当該プログラムを記憶媒体に記録しておき、コンピュータに読み取らせるようにしてもよい。

【0045】

電力システムＳ１の作用および効果は、次の通りである。

【0046】

電力システムＳ１では、監視装置２は、分配率算出部２３Ａによって、インバータ装置１の個数ｎの逆数１／ｎを、各インバータ装置１の分配率として算出する。そして、設定部２４Ａによって、有効電力合計値Ｐｓｕｍを各インバータ装置１の分配率に応じて分配し、有効電力目標値として設定する。また、設定部２４Ａによって、無効電力合計値Ｑｓｕｍを各インバータ装置１の分配率に応じて分配し、無効電力目標値として設定する。その後、第１算出部２５により、各インバータ装置１の有効電力出力値が有効電力目標値となるように電圧位相指令値を算出し、且つ、第２算出部２６により、各インバータ装置１の無効電力出力値が無効電力出力値となるように電圧振幅指令値を算出する。各インバータ装置１は、監視装置２が算出した電圧位相指令値および電圧振幅指令値に応じて、出力電圧を制御する。この構成によると、各インバータ装置１の出力電力（有効電力および無効電力）が、複数のインバータ装置１で均等化され、監視装置２は、すべてのインバータ装置１が同じ動作となるように制御できる。これにより、電力システムＳ１は、各インバータ装置１が電圧型インバータで構成された場合であっても、複数のインバータ装置１間の位相差および電位差（振幅差）を抑制できる。有効電力の回り込みは、インバータ装置１の出力電圧の位相のズレにより発生し、無効電力の回り込みは、インバータ装置１の出力電圧の振幅のズレにより発生する。つまり、電力システムＳ１は、複数のインバータ装置１間の電位差および位相差を抑制できるので、複数のインバータ装置１での意図せぬ電力の回り込みを抑制できる。したがって、電力システムＳ１は、複数のインバータ装置１を並列運転させる場合において、インバータ装置１の個数に応じた適切な自立運転を行うことができる。また、監視装置２は、複数のインバータ装置１を並列運転させる場合において、インバータ装置１の個数に応じた適切な自立運転の制御が可能となり、電力システムＳ１の自立運転が良好となる。

【0047】

第２実施形態に係る電力システムＳ２について説明する。図４は、電力システムＳ２が行う自立運転制御に関する機能ブロック図である。なお、電力システムＳ２の全体構成は、電力システムＳ１の全体構成（図１参照）と同じである。また、電力システムＳ２の自立運転制御において監視装置２が行う処理は、電力システムＳ１の監視装置２が行う処理（図３参照）と同様である。ただし、電力システムＳ２では、電力システムＳ１と異なり、複数のインバータ装置１のうち少なくとも２つのインバータ装置１の定格容量が異なるものとする。つまり、複数のインバータ装置１には、定格容量が異なるものが含まれる。

【0048】

図４に示すように、電力システムＳ２は、電力システムＳ１と比較して、監視装置２が分配率算出部２３Ａの代わりに分配率算出部２３Ｂを備える点で異なる。

【0049】

分配率算出部２３Ｂは、図４に示すように、２つの演算器２３１，２３２を含み、２つの演算器２３１，２３２によって、第２実施形態の分配率を算出する。演算器２３１は、複数のインバータ装置１の各定格容量を積算し、定格容量合計値を算出する。演算器２３２は、算出対象のインバータ装置１の定格容量を、定格容量合計値で除算することで、この算出対象のインバータ装置１の分配率を算出する。よって、第２実施形態における分配率は、複数のインバータ装置１の各定格容量の合計値（定格容量合計値）に対する各インバータ装置１の定格容量の比率である。演算器２３２による分配率の算出は、インバータ装置１ごとに行われる。各インバータ装置１の定格容量は、ユーザ入力によって監視装置２（分配率算出部２３Ｂ）に予め記憶させてもよいし、電力システムＳ２の運転開始時に監視装置２が各インバータ装置１から取得してもよいし、監視装置２が有効電力出力値および無効電力出力値と同時に各インバータ装置１から受信してもよい。分配率算出部２３Ｂは、算出した各インバータ装置１の分配率を設定部２４Ａに出力する。

【0050】

電力システムＳ２では、設定部２４Ａは、分配率算出部２３Ｂから入力される各インバータ装置１の分配率に応じて有効電力合計値Ｐｓｕｍを分配した値を、有効電力目標値Ｐｒｅｆ＿ｉに設定する。この構成では、定格容量が大きいインバータ装置１ほど、有効電力目標値Ｐｒｅｆ＿ｉが大きくなる。また、電力システムＳ２では、設定部２４Ａは、分配率算出部２３Ｂから入力される各インバータ装置１の分配率に応じて無効電力合計値Ｑｓｕｍを分配した値を、無効電力目標値Ｑｒｅｆ＿ｉに設定する。この構成では、定格容量が大きいインバータ装置１ほど無効電力目標値Ｑｒｅｆ＿ｉが大きくなる。

【0051】

電力システムＳ２では、監視装置２は、分配率算出部２３Ｂによって、複数のインバータ装置１の各定格容量の合計値に対する各インバータ装置１の定格容量の比率を、分配率として算出する。そして、設定部２４Ａによって、有効電力合計値Ｐｓｕｍを各インバータ装置１の分配率に応じて分配し、有効電力目標値として設定する。また、設定部２４Ａによって、無効電力合計値Ｑｓｕｍを各インバータ装置１の分配率に応じて分配し、無効電力目標値として設定する。この構成によると、監視装置２は、定格容量が異なる複数のインバータ装置１について、それぞれの定格容量に合わせた出力分配を行うことができる。したがって、電力システムＳ２は、複数のインバータ装置１を並列運転させる場合において、インバータ装置１の数および各インバータ装置１の定格容量に応じた適切な自立運転を行うことができる。また、監視装置２は、複数のインバータ装置１を並列運転させる場合において、インバータ装置１の数および各インバータ装置１の定格容量に応じた適切な自立運転の制御が可能となり、電力システムＳ２の自立運転が良好となる。

【0052】

第２実施形態では、複数のインバータ装置１のうち少なくとも２つのインバータ装置１の定格容量が異なる例を示したが、複数のインバータ装置１の定格容量が同じであってもよい。この場合、電力システムＳ２は、分配率算出部２３Ｂによって算出される分配率は、分配率算出部２３Ａによって算出される分配率と同じとなるので、各インバータ装置１の出力電力（有効電力および無効電力）が複数のインバータ装置１で均等化され、電力システムＳ１と同様の効果を奏する。

【0053】

第３実施形態に係る電力システムＳ３について、図５および図６を参照して、説明する。図５は、電力システムＳ３の全体構成例を示している。図６は、電力システムＳ３が行う自立運転制御に関する機能ブロック図である。なお、電力システムＳ３の自立運転制御において監視装置２が行う処理は、電力システムＳ１の各監視装置２が行う処理（図３参照）と同様である。

【0054】

電力システムＳ３では、図５および図６に示すように、複数のインバータ装置１は、複数の蓄電池制御装置１Ａを含んでいる。各蓄電池制御装置１Ａは、接続される直流電源１９が蓄電池１９Ａである。本実施形態では、複数の蓄電池制御装置１Ａの定格容量が同じであるのに対し、複数の蓄電池１９Ａの定格容量は異なる。以下では、蓄電池１９Ａの定格容量を「蓄電池容量」という。図５および図６に示す例では、インバータ装置１の全てが蓄電池制御装置１Ａである。

【0055】

各蓄電池制御装置１Ａは、上記インバータ装置１と同様に構成されている。ただし、各蓄電池制御装置１Ａは、図６に示すように、監視部１５をさらに備える。監視部１５は、接続される蓄電池１９Ａの充電率（ＳｏＣ：State of Charge）を監視する。各蓄電池制御装置１Ａは、蓄電池１９Ａの充電率の情報を、有効電力出力値Ｐｏｕｔ＿ｉおよび無効電力出力値Ｑｏｕｔ＿ｉとともに送信部１２から監視装置２に送信する。

【0056】

図６に示すように、電力システムＳ３は、電力システムＳ１，Ｓ２と比較して、監視装置２の構成が異なる。具体的には、電力システムＳ３の監視装置２は、電力システムＳ１，Ｓ２の監視装置２と比較して、分配率算出部２３Ａ，２３Ｂの代わりに分配率算出部２３Ｃを有し、かつ、設定部２４Ａの代わりに設定部２４Ｂを有する点が異なる。

【0057】

分配率算出部２３Ｃは、各蓄電池制御装置１Ａに対する第１分配率および第２分配率を算出する。分配率算出部２３Ｃは、図６に示すように、演算器２３１，２３２，２３３，２３４を含み、演算器２３３，２３４により第１分配率を、演算器２３１，２３２により第２分配率をそれぞれ算出する。

【0058】

演算器２３３は、複数の蓄電池１９Ａの各定格容量を積算し、蓄電池容量合計値を算出する。演算器２３４は、算出対象の蓄電池制御装置１Ａに接続された蓄電池１９Ａの蓄電池容量を、蓄電池容量合計値で除算することで、この算出対象の蓄電池制御装置１Ａの第１分配率を算出する。よって、第１分配率は、複数の蓄電池１９Ａの各蓄電池容量の合計値（蓄電池容量合計値）に対する各蓄電池１９Ａの蓄電池容量の比率である。演算器２３４による第１分配率の算出は、蓄電池制御装置１Ａごとに行われる。各蓄電池１９Ａの蓄電池容量は、ユーザ入力によって監視装置２（分配率算出部２３Ｃ）に予め記憶させてもよいし、電力システムＳ３の運転を開始するときに監視装置２が各蓄電池制御装置１Ａから取得してもよいし、監視装置２が有効電力出力値および無効電力出力値などと同時に各蓄電池制御装置１Ａから受信してもよい。分配率算出部２３Ｃは、算出した各蓄電池制御装置１Ａの第１分配率を設定部２４Ｂ（乗算器２４１Ｐ）に出力する。

【0059】

演算器２３１，２３２は、第２実施形態と同様の演算により、第２分配率を算出する。つまり、第２分配率は、複数の蓄電池制御装置１Ａの各定格容量の合計値（定格容量合計値）に対する各蓄電池制御装置１Ａの定格容量の比率である。なお、第２分配率は、第１実施形態における分配率と同じであってもよい。つまり、分配率算出部２３Ｃは、第２分配率として、蓄電池制御装置１Ａの個数の逆数を算出する。分配率算出部２３Ｃは、算出した各蓄電池制御装置１Ａの第２分配率を設定部２４Ｂ（乗算器２４１Ｑ）に出力する。

【0060】

設定部２４Ｂは、各蓄電池制御装置１Ａの第１分配率に応じて有効電力合計値を分配した値を、有効電力目標値に設定する。その後、この有効電力目標値を、蓄電池１９Ａの各充電率の平均値と各充電率との差分により補正して、第１算出部２５に出力する。よって、本実施形態では、第１算出部２５は、補正後の有効電力目標値を用いて電圧位相指令値を算出する。また、設定部２４Ｂは、各蓄電池制御装置１Ａの第２分配率に応じて無効電力合計値を分配した値を、無効電力目標値に設定する。蓄電池容量による出力分配（第１分配率による分配）および充電率による補正は、蓄電池１９Ａの充放電に影響する有効電力のみに行えばよく、無効電力については、蓄電池制御装置１Ａの定格容量による出力分配（第２分配率による分配）となる。

【0061】

図６に示すように、設定部２４Ｂは、２つの乗算器２４１Ｐ，２４１Ｑの他に、演算器２４２Ｐおよび加算器２４３Ｐを含む。各蓄電池制御装置１Ａの有効電力目標値は、乗算器２４１Ｐによって演算され、演算器２４２Ｐおよび加算器２４３Ｐによって補正される。また、各蓄電池制御装置１Ａの無効電力目標値は、乗算器２４１Ｑによって演算される。

【0062】

本実施形態における乗算器２４１Ｐは、蓄電池制御装置１Ａごとに、合計値算出部２２から入力される有効電力合計値Ｐｓｕｍを、分配率算出部２３Ｃから入力される第１分配率で乗算する。乗算器２４１Ｐは、この乗算結果（暫定的な有効電力目標値Ｐｒｅｆ＿ｉ）を演算器２４２Ｐに出力する。また、本実施形態における乗算器２４１Ｑは、蓄電池制御装置１Ａごとに、合計値算出部２２から入力される無効電力合計値Ｑｓｕｍを、分配率算出部２３Ｃから入力される第２分配率で乗算する。乗算器２４１Ｑは、この乗算結果（無効電力目標値Ｑｒｅｆ＿ｉ）を第２算出部２６に出力する。

【0063】

演算器２４２Ｐは、各蓄電池１９Ａの充電率の平均値を求め、この充電率平均値と、算出対象の蓄電池制御装置１Ａに接続された蓄電池１９Ａの充電率との差分ΔＳｏＣｉを演算する。各蓄電池１９Ａの充電率は、受信部２１によって各蓄電池制御装置１Ａから受信され、受信部２１から演算器２４２Ｐに入力される。演算器２４２Ｐは、図示しない制御器を含み、この制御器によって、算出対象の蓄電池制御装置１Ａに対して、差分ΔＳｏＣｉをゼロにするための補正値を算出する。この制御器は、例えば比例制御を行う。この制御器の制御方式は、比例制御に限定されず、例えば比例制御の代わりにＰＩ制御またはＰＩＤ制御などを行っていてもよい。

【0064】

加算器２４３Ｐは、乗算器２４１Ｐの乗算結果（有効電力目標値）と演算器２４２Ｐが算出した補正値とが入力される。加算器２４３Ｐは、乗算結果（有効電力目標値）に補正値を加算することで、有効電力目標値を補正する。

【0065】

図７は、３台の蓄電池制御装置１Ａを備える電力システムＳ３をモデルに、自立運転制御をシミュレーションした結果を示している。図７（ａ）は、各蓄電池制御装置１Ａの有効電力出力値の時間変化を示している。図７（ａ）では、縦軸に各蓄電池制御装置１Ａの有効電力出力値をとり、横軸に経過時間をとっている。図７（ｂ）は、各蓄電池制御装置１Ａに接続された蓄電池１９Ａの充電率の時間変化を示している。図７（ｂ）では、縦軸に各蓄電池１９Ａの充電率をとり、横軸に経過時間をとっている。

【0066】

図７において、１台目の蓄電池制御装置１Ａの有効電力出力値をＰｏｕｔ＿１、この蓄電池制御装置１Ａに接続された蓄電池１９Ａの充電率をＳｏＣ＿１で示す。同様に、２台目の蓄電池制御装置１Ａの有効電力出力値をＰｏｕｔ＿２、この蓄電池制御装置１Ａに接続された蓄電池１９Ａの充電率をＳｏＣ＿２で示し、３台目の蓄電池制御装置１Ａの有効電力出力値をＰｏｕｔ＿３、この蓄電池制御装置１Ａに接続された蓄電池１９Ａの充電率をＳｏＣ＿３で示す。また、３台の蓄電池制御装置１Ａの有効電力出力値の合計をＰｓｕｍで示し、３台の蓄電池１９Ａの充電率の平均値をＳｏＣ＿ａｖｇで示している。なお、図７（ｂ）において、充電率ＳｏＣ＿３と充電率平均値ＳｏＣ＿ａｖｇとは、略重なっている。

【0067】

３台の蓄電池制御装置１Ａは、それぞれの定格容量が同じであるが、接続される各蓄電池１９Ａの蓄電池容量およびシミュレーション開始時の充電率（以下「開始時充電率」という）が異なる。具体的には、１台目の蓄電池制御装置１Ａに接続される蓄電池１９Ａは、蓄電池容量が５０ｋＷｈであり、開始時充電率が４０％である。２台目の蓄電池制御装置１Ａに接続される蓄電池１９Ａは、蓄電池容量が１００ｋＷｈであり、開始時充電率が３０％である。３台目の蓄電池制御装置１Ａに接続される蓄電池１９Ａは、蓄電池容量が２００ｋＷｈであり、開始時充電率が３５％である。このとき、分配率算出部２３Ｃが算出する第１分配率は、次の通りである。それは、１台目の蓄電池制御装置１Ａに対する第１分配率は、１／７（＝５０／（５０＋１００＋２００））であり、２台目の蓄電池制御装置１Ａに対する第１分配率は、２／７（＝１００／（５０＋１００＋２００））であり、３台目の蓄電池制御装置１Ａに対する第１分配率は、４／７（＝２００／（５０＋１００＋２００））である。

【0068】

シミュレーション開始時では、１台目の蓄電池制御装置１Ａは有効電力出力値Ｐｏｕｔ＿１がおよそ５５ｋＷであり、２台目の蓄電池制御装置１Ａは有効電力出力値Ｐｏｕｔ＿２がおよそ－４０ｋＷであり、３台目の蓄電池制御装置１Ａは有効電力出力値Ｐｏｕｔ＿３がおよそ２０ｋＷである。なお、２台目の蓄電池制御装置１Ａは、有効電力出力値Ｐｏｕｔ＿２が負の値であり、蓄電池１９Ａを充電している状態である。よって、シミュレーション開始時の３台の蓄電池制御装置１Ａの有効電力合計値Ｐｓｕｍは、３５ｋＷ（＝５５－４０＋２０）である。このとき、乗算器２４１Ｐ（設定部２４Ｂ）の乗算結果であって、１台目の蓄電池制御装置１Ａに対する有効電力目標値（暫定値）は、第１分配率と有効電力合計値Ｐｓｕｍとの積（（１／７）×（３５））から演算され、５ｋＷである。また、２台目、３台目の蓄電池制御装置１Ａに対する有効電力目標値（暫定値）は、それぞれ同様に演算され、１０ｋＷ、２０ｋＷである。なお、これらの値は、演算器２４２Ｐおよび加算器２４３Ｐによる充電率の差に関する補正を行う前の有効電力目標値であるので、暫定的な有効電力目標値である。

【0069】

図７に示すシミュレーション結果から、図７（ａ）に示すように、各蓄電池１９Ａの蓄電池容量に応じて各蓄電池制御装置１Ａの出力を変化させても、３台の蓄電池制御装置１Ａの有効電力合計値Ｐｓｕｍは変化せず、一定であることが分かる。また、図７（ｂ）に示すように、シミュレーション開始時では、各蓄電池１９Ａの充電率が異なっていたが、時間経過とともに、同じ値に収束していることが分かる。そして、各蓄電池１９Ａの充電率ＳｏＣ＿１，ＳｏＣ＿２，ＳｏＣ＿３が同じ値に収束した時には、演算器２４２Ｐおよび加算器２４３Ｐによる補正がされないため、各蓄電池制御装置１Ａの有効電力出力値Ｐｏｕｔ＿１，Ｐｏｕｔ＿２，Ｐｏｕｔ＿３がそれぞれ、上記有効電力目標値である５ｋＷ，１０ｋＷ，２０ｋＷになっている。

【0070】

電力システムＳ３では、監視装置２は、分配率算出部２３Ｃによって、複数の蓄電池１９Ａの各定格容量の合計値に対する蓄電池１９Ａの各々の定格容量の比率を、当該蓄電池１９Ａが接続された蓄電池制御装置１Ａの第１分配率として算出する。そして、設定部２４Ｂは、複数の蓄電池制御装置１Ａの各有効電力出力値の合計（有効電力合計値Ｐｓｕｍ）を各蓄電池制御装置１Ａの第１分配率に応じて分配し、有効電力目標値として設定する。この構成によると、監視装置２は、蓄電池容量（蓄電池１９Ａの定格容量）が異なる蓄電池１９Ａについて、それぞれの蓄電池容量に合わせた出力分配を行うことができる。したがって、電力システムＳ３は、複数の蓄電池制御装置１Ａ（蓄電池が接続されたインバータ装置１）を並列運転させる場合において、蓄電池制御装置１Ａの数および各蓄電池１９Ａの定格容量（蓄電池容量）に応じた適切な自立運転を行うことができる。また、監視装置２は、複数の蓄電池制御装置１Ａ（蓄電池が接続されたインバータ装置１）を並列運転させる場合において、蓄電池制御装置１Ａの数および各蓄電池１９Ａの定格容量（蓄電池容量）に応じた適切な自立運転の制御が可能となり、電力システムＳ３の自立運転が良好となる。

【0071】

電力システムＳ３では、監視装置２の設定部２４Ｂは、蓄電池１９Ａの各充電率の平均値と充電率との差分により、有効電力目標値Ｐｒｅｆ＿ｉを補正する。この構成によれば、各蓄電池１９Ａの充電率に差があった場合に、各蓄電池１９Ａの充電率を平均化させて、充電率の偏りを抑制することができる。つまり、電力システムＳ３では、複数のインバータ装置１（蓄電池制御装置１Ａ）間で意図的に電力を回り込ませる制御を実施して、各蓄電池１９Ａの充電率を平均化することが可能である。

【0072】

本開示に係る監視装置、電力システムおよびプログラムは、上記した実施形態に限定されるものではない。本開示の監視装置、電力システムおよびプログラムの各部の具体的な構成は、種々に設計変更自在である。

【符号の説明】

【0073】

Ｓ１～Ｓ３：電力システム、１：インバータ装置、１Ａ：蓄電池制御装置、１１：計測部、１２：送信部、１３：受信部、１４：制御部、１９：直流電源、１９Ａ：蓄電池、２：監視装置、２１：受信部、２２：合計値算出部、２３Ａ～２３Ｃ：分配率算出部、２４Ａ，２４Ｂ：設定部、２５：第１算出部、２６：第２算出部、２７：送信部

【図1】

【図2】

【図3】

【図4】

【図5】

【図6】

【図7】