(57)【要約】【課題】複数台の電力装置を管理する装置の処理負荷を低減させることができる電力システムを提供する。【解決手段】太陽光発電システムＰＶＳ９は、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkと集中管理装置ＭＣ９とを備えている。集中管理装置ＭＣ９において、モード設定部９１は複数の制御モードのうちのいずれかを設定し、目標電力設定部２１は、設定された制御モードに応じて目標電力を設定する。また、指標算出部９３は、連系点電力Ｐ（ｔ）が目標電力となるように抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを算出する。そして、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPVi，は、抑制指標ｐｒPVを用いて個別目標電力を算出し、それに基づいて個別出力電力を制御する。複数台のパワーコンディショナＰＣＳBkは、充放電指標ｐｒBを用いて個別目標電力を算出し、それに基づいて個別出力電力を制御する。【選択図】図２６
2018170901.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
複数の電力装置、および、前記複数の電力装置を管理する集中管理装置を備えており、電力系統に連系する電力システムであって、
前記集中管理装置は、
複数の制御モードのうちのいずれかを設定するモード設定手段と、
設定された制御モードに応じた目標電力を設定する目標電力設定手段と、
調整対象電力を検出する調整対象電力検出手段と、
前記調整対象電力が前記目標電力となるように、前記調整対象電力と前記目標電力とに基づき、前記複数の電力装置の個別出力電力を制御するための指標を算出する指標算出手段と、
前記指標を前記複数の電力装置のそれぞれに送信する指標送信手段と、を備えており、
前記複数の電力装置の各々は、
前記指標を受信する指標受信手段と、
前記指標を用いた最適化問題に基づいて、当該各電力装置の個別目標電力を算出する目標電力算出手段と、
前記個別目標電力となるように当該各電力装置の前記個別出力電力を制御する制御手段と、を備えている、
ことを特徴とする電力システム。
【請求項２】
前記指標算出手段は、設定されている制御モードが切り替わったときに、前記指標を、新たに設定された制御モードに応じた初期値にして、
前記指標送信手段は、初期化された前記指標を各電力装置に送信する、
請求項１に記載の電力システム。
【請求項３】
前記複数の電力装置は、太陽電池が接続された太陽電池パワーコンディショナと蓄電池が接続された蓄電池パワーコンディショナとを含んでおり、
前記指標算出手段は、前記太陽電池パワーコンディショナに対する前記指標として抑制指標を算出し、前記蓄電池パワーコンディショナに対する前記指標として充放電指標を算出し、
前記指標送信手段は、前記抑制指標を前記太陽電池パワーコンディショナに送信し、前記充放電指標を前記蓄電池パワーコンディショナに送信する、
請求項２に記載の電力システム。
【請求項４】
前記複数の制御モードは、電力会社からの出力抑制指令に基づく目標値に前記調整対象電力を一致させる制御を行う出力抑制モードを含み、
当該出力抑制モードに応じた前記初期値は、前記太陽電池パワーコンディショナの個別出力電力を出力可能な最大値にし、かつ、前記蓄電池パワーコンディショナの個別出力電力を０にする値である、
請求項３に記載の電力システム。
【請求項５】
前記複数の制御モードは、前記電力系統からの供給電力の上限値に基づく目標値に前記調整対象電力を一致させる制御を行うピークカットモードを含み、
当該ピークカットモードに応じた前記初期値は、前記太陽電池パワーコンディショナの個別出力電力を出力可能な最大値にし、かつ、前記蓄電池パワーコンディショナの個別出力電力を０にする値である、
請求項３または請求項４に記載の電力システム。
【請求項６】
前記複数の制御モードは、前記電力系統へ逆潮流させないための目標値に前記調整対象電力を一致させる制御を行う逆潮流回避モードを含み、
当該逆潮流回避モードに応じた前記初期値は、前記太陽電池パワーコンディショナの個別出力電力を０にし、かつ、前記蓄電池パワーコンディショナに前記蓄電池を充電させる値である、
請求項３ないし請求項５のいずれか一項に記載の電力システム。
【請求項７】
前記複数の電力装置は、前記太陽電池パワーコンディショナからなる太陽電池パワーコンディショナ群と、前記蓄電池パワーコンディショナからなる蓄電池パワーコンディショナ群とを含み、
前記複数の制御モードは、前記太陽電池パワーコンディショナ群における調整対象電力を当該太陽電池パワーコンディショナ群に対して設定された所定の時間帯毎の目標値に一致させる制御および前記蓄電池パワーコンディショナ群における調整対象電力を当該蓄電池パワーコンディショナ群に対して設定された所定の時間帯毎の目標値に一致させる制御を行うスケジュールモードを含み、
当該スケジュールモードに応じた前記初期値は、前記太陽電池パワーコンディショナの個別出力電力を０にし、かつ、前記蓄電池パワーコンディショナの個別出力電力を０にする値である、
請求項３ないし請求項６のいずれか一項に記載の電力システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本開示は、系統連系型の電力システムに関し、特に調整対象電力を目標電力に制御する電力システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
近年、再生可能エネルギーを利用した発電システムが普及している。その一例として太陽光を利用した太陽光発電システムがある。太陽光発電システムは、太陽電池とパワーコンディショナとを備えている。太陽電池は直流電力を生成し、この直流電力をパワーコンディショナが交流電力に変換する。変換された交流電力は、電力系統に供給される。太陽光発電システムには、一般家庭用の小規模なものからメガソーラーシステムなどの大規模なものまである。
【０００３】
大規模な太陽光発電システムは、各々が電力系統に連系された複数台のパワーコンディショナを備えている。例えば、特許文献１に開示された太陽光発電システムは、複数台の太陽電池と、複数台のパワーコンディショナと、監視制御システムとを備えている。前記監視制御システムは、前記複数台のパワーコンディショナを監視および制御する。具体的には、監視制御システムは、複数台のパワーコンディショナについて、入出力電力、入出力電圧、入出力電流などを監視し、出力電圧を変更するなどの制御を行っている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】特開２０１２−２０５３２２号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
上記のような監視制御システムは、各パワーコンディショナの監視および制御を行うため、監視および制御対象となるパワーコンディショナが多くなるほど、必然的に処理負荷が大きくなる。このような監視制御システムの高負荷問題は、太陽光発電システムに限らず、複数の電力装置（パワーコンディショナや出力電力を制御する制御装置など）を監視制御システムで監視する他の発電システムにおいても発生する。
【０００６】
本開示に係る電力システムは、上記事情に鑑みて創作されたものである。そこでその目的は、複数台の電力装置を監視する装置の処理負荷を低減させることができる電力システムを提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【０００７】
本開示によって提供される電力システムは、複数の電力装置、および、前記複数の電力装置を管理する集中管理装置を備えており、電力系統に連系する電力システムであって、前記集中管理装置は、複数の制御モードのうちのいずれかを設定するモード設定手段と、設定された制御モードに応じた目標電力を設定する目標電力設定手段と、調整対象電力を検出する調整対象電力検出手段と、前記調整対象電力が前記目標電力となるように、前記調整対象電力と前記目標電力とに基づき、前記複数の電力装置の個別出力電力を制御するための指標を算出する指標算出手段と、前記指標を前記複数の電力装置のそれぞれに送信する指標送信手段と、を備えており、前記複数の電力装置の各々は、前記指標を受信する指標受信手段と、前記指標を用いた最適化問題に基づいて、当該各電力装置の個別目標電力を算出する目標電力算出手段と、前記個別目標電力となるように当該各電力装置の前記個別出力電力を制御する制御手段と、を備えていることを特徴とする。
【０００８】
前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記指標算出手段は、設定されている制御モードが切り替わったときに、前記指標を、新たに設定された制御モードに応じた初期値にして、前記指標送信手段は、初期化された前記指標を各電力装置に送信する。
【０００９】
前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記複数の電力装置は、太陽電池が接続された太陽電池パワーコンディショナと蓄電池が接続された蓄電池パワーコンディショナとを含んでおり、前記指標算出手段は、前記太陽電池パワーコンディショナに対する前記指標として抑制指標を算出し、前記蓄電池パワーコンディショナに対する前記指標として充放電指標を算出し、前記指標送信手段は、前記抑制指標を前記太陽電池パワーコンディショナに送信し、前記充放電指標を前記蓄電池パワーコンディショナに送信する。
【００１０】
前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記複数の制御モードは、電力会社からの出力抑制指令に基づく目標値に前記調整対象電力を一致させる制御を行う出力抑制モードを含み、当該出力抑制モードに応じた前記初期値は、前記太陽電池パワーコンディショナの個別出力電力を出力可能な最大値にし、かつ、前記蓄電池パワーコンディショナの個別出力電力を０にする値である。
【００１１】
前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記複数の制御モードは、前記電力系統からの供給電力の上限値に基づく目標値に前記調整対象電力を一致させる制御を行うピークカットモードを含み、当該ピークカットモードに応じた前記初期値は、前記太陽電池パワーコンディショナの個別出力電力を出力可能な最大値にし、かつ、前記蓄電池パワーコンディショナの個別出力電力を０にする値である。
【００１２】
前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記複数の制御モードは、前記電力系統へ逆潮流させないための目標値に前記調整対象電力を一致させる制御を行う逆潮流回避モードを含み、当該逆潮流回避モードに応じた前記初期値は、前記太陽電池パワーコンディショナの個別出力電力を０にし、かつ、前記蓄電池パワーコンディショナに前記蓄電池を充電させる値である。
【００１３】
前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記複数の電力装置は、前記太陽電池パワーコンディショナからなる太陽電池パワーコンディショナ群と、前記蓄電池パワーコンディショナからなる蓄電池パワーコンディショナ群とを含み、前記複数の制御モードは、前記太陽電池パワーコンディショナ群における調整対象電力を当該太陽電池パワーコンディショナ群に対して設定された所定の時間帯毎の目標値に一致させる制御および前記蓄電池パワーコンディショナ群における調整対象電力を当該蓄電池パワーコンディショナ群に対して設定された所定の時間帯毎の目標値に一致させる制御を行うスケジュールモードを含み、当該スケジュールモードに応じた前記初期値は、前記太陽電池パワーコンディショナの個別出力電力を０にし、かつ、前記蓄電池パワーコンディショナの個別出力電力を０にする値である。
【発明の効果】
【００１４】
本開示の電力システムは、複数の電力装置および集中管理装置を備えている。集中管理装置は、調整対象電力が目標電力となるように、複数の電力装置の個別出力電力を制御するための指標を算出する。複数の電力装置の各々は、当該指標を用いた最適化問題に基づいて、自装置の個別目標電力を算出し、個別出力電力を当該個別目標電力に制御する。このようにして、調整対象電力を目標電力に一致させることができる。また、集中管理装置は、複数の電力装置毎に個別目標電力を算出することなく、指標を算出するだけである。したがって、集中管理装置の処理負荷を低減させることができる。また、集中管理装置は、複数の制御モードのうちのいずれかを設定し、設定した制御モードに応じた目標電力を設定している。したがって、複数の制御モードを切り替えることで、制御モードに応じた制御を行うことができる。これにより、利用形態に応じて、適宜利用したい制御モードに切り替えることができる。
【図面の簡単な説明】
【００１５】
【図１】第１実施形態に係る太陽光発電システムの全体構成を示す図である。
【図２】第１実施形態に係る太陽光発電システムの出力抑制制御に関する機能構成を示す図である。
【図３】シミュレーションにおいて想定したパワーコンディショナのモデルを示す図である。
【図４】シミュレーションにおいて想定したパワーコンディショナの電力制御系のステップ応答を示す図である。
【図５】第１実施形態に係るシミュレーションによる検証結果（ケース１）を示す図である。
【図６】第１実施形態に係るシミュレーションによる検証結果（ケース２）を示す図である。
【図７】第１実施形態に係るシミュレーションによる検証結果（ケース３）を示す図である。
【図８】第１実施形態に係るシミュレーションによる検証結果（ケース４）を示す図である。
【図９】第１実施形態に係るシミュレーションによる検証結果（ケース５）を示す図である。
【図１０】第１実施形態に係るシミュレーションによる検証結果（ケース６）を示す図である。
【図１１】第１実施形態に係るシミュレーションによる検証結果（ケース７）を示す図である。
【図１２】第２実施形態に係る太陽光発電システムの全体構成を示す図である。
【図１３】第２実施形態に係る太陽光発電システムの出力抑制制御に関する機能構成を示す図である。
【図１４】第２実施形態に係るシミュレーションによる検証結果（ケース１）を示す図である。
【図１５】第２実施形態に係るシミュレーションによる検証結果（ケース２）を示す図である。
【図１６】第２実施形態に係るシミュレーションによる検証結果（ケース３）を示す図である。
【図１７】第３実施形態に係る太陽光発電システムの全体構成を示す図である。
【図１８】第３実施形態に係る太陽光発電システムの出力抑制制御に関する機能構成を示す図である。
【図１９】第４実施形態に係る太陽光発電システムのピークカット制御に関する機能構成を示す図である。
【図２０】第５実施形態に係る太陽光発電システムの逆潮流回避制御に関する機能構成を示す図である。
【図２１】第６実施形態に係る太陽光発電システムの全体構成を示す図である。
【図２２】第６実施形態に係る太陽光発電システムの出力抑制制御に関する機能構成を示す図である。
【図２３】第７実施形態に係る太陽光発電システムの全体構成を示す図である。
【図２４】第７実施形態に係る太陽光発電システムの出力抑制制御に関する機能構成を示す図である。
【図２５】第８実施形態に係る太陽光発電システムのスケジュール制御に関する機能構成を示す図である。
【図２６】第９実施形態に係る太陽光発電システムの制御モード切替に関する機能構成を示す図である。
【図２７】抑制指標と個別出力電力の関係および充放電指標と個別出力電力の関係を示す図である。
【図２８】第１０実施形態に係る太陽光発電システムの制御モード切替に関する機能構成を示す図である。
【発明を実施するための形態】
【００１６】
以下、本開示の電力システムの実施の形態について説明する。当該電力システムとして、電力系統に連系された系統連系型の太陽光発電システムを例に説明する。なお、以下の説明において、連系点における電力が正の場合、太陽光発電システムから電力系統に電力が出力されている（逆潮流している）ものとする。一方、連系点における電力が負の値の場合、電力系統から太陽光発電システムに電力が出力されているものとする。
【００１７】
図１は、第１実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１の全体構成を示している。同図に示すように、太陽光発電システムＰＶＳ１は、複数台の太陽電池ＳＰi（ｉ＝１,２，・・・，ｎ；ｎは正の整数）、複数台のパワーコンディショナＰＣＳi、および、集中管理装置ＭＣ１を有して構成される。太陽光発電システムＰＶＳ１は、系統連系型の逆潮流システムである。
【００１８】
複数台の太陽電池ＳＰiはそれぞれ、太陽光エネルギーを電気エネルギーに変換する。各太陽電池ＳＰiは、直列・並列に接続された複数個の太陽電池パネルを含んで構成されている。太陽電池パネルは、例えば、シリコンなどの半導体で生成された太陽電池セルを複数個接続したものを、屋外で利用できるように樹脂や強化ガラスなどで保護したものである。太陽電池ＳＰiは発電した電力（直流電力）を、パワーコンディショナＰＣＳiに出力する。なお、太陽電池ＳＰiによって発電可能な電力の最大量を太陽電池ＳＰiの発電量ＰiSPとする。
【００１９】
複数台のパワーコンディショナＰＣＳiはそれぞれ、太陽電池ＳＰiが発電した電力（直流電力）を交流電力に変換する。そして、変換した交流電力を電力系統Ａに出力する。各パワーコンディショナＰＣＳiは、例えば、インバータ回路、変圧器、および、制御回路などを含んでいる。インバータ回路は、太陽電池ＳＰiから入力される直流電力を電力系統Ａと同期がとれた交流電力に変換する。変圧器は、インバータ回路から出力される交流電圧を昇圧（または降圧）する。制御回路は、インバータ回路などを制御する。各パワーコンディショナＰＣＳiは、インバータ回路などの制御により、自装置（パワーコンディショナＰＣＳi）の出力電力である個別出力電力Ｐioutを制御する。なお、パワーコンディショナＰＣＳiは、上記のように構成されたものに限定されない。
【００２０】
各パワーコンディショナＰＣＳiから出力される有効電力をＰiout、無効電力をＱioutとすると、各パワーコンディショナＰＣＳiからＰiout＋ｊＱioutの複素電力が出力されている。したがって、複数台のパワーコンディショナＰＣＳiと電力系統Ａとの連系点には、ΣiＰiout＋ｊΣiＱioutの複素電力が出力されている。すなわち、連系点における電力は、各パワーコンディショナＰＣＳiの出力電力の総和である。なお、連系点における電力を連系点電力Ｐ（ｔ）とする。本実施形態においては、連系点における電圧変動抑制などに主に活用される無効電力Ｑioutの出力制御については、特に考慮しない。すなわち、連系点電力Ｐ（ｔ）は、連系点における有効電力Ｐioutの総和（ΣiＰiout）としている。よって、各パワーコンディショナＰＣＳiが制御する個別出力電力は有効電力Ｐioutであるので、個別出力電力をＰioutとする。
【００２１】
集中管理装置ＭＣ１は、複数台のパワーコンディショナＰＣＳiを集中管理する。集中管理装置ＭＣ１は、例えば無線通信により、各パワーコンディショナＰＣＳiとの間で、各種情報の送受信を行う。なお、無線通信ではなく、有線通信であってもよい。
【００２２】
このように構成された太陽光発電システムＰＶＳ１において、集中管理装置ＭＣ１は、所定の調整対象電力を監視し、当該調整対象電力と調整対象電力の目標値である目標電力とに基づいて、調整対象電力を目標電力にするための指標を算出する。そして、これを各パワーコンディショナＰＣＳiに送信する。各パワーコンディショナＰＣＳiは、集中管理装置ＭＣ１から指標を受信し、受信した指標に基づいて、個別出力電力Ｐioutの目標値である個別目標電力Ｐirefを算出する。そして、算出した個別目標電力Ｐirefに基づいて、個別出力電力Ｐioutを制御する。当該指標は、調整対象電力を目標電力にするための情報であり、個別目標電力Ｐirefを算出するための情報である。
【００２３】
近年、電力系統Ａに連系する太陽光発電システムが増えてきており、電力系統Ａへの電力の供給が需要に比べて過多となる可能性がある。この供給過多の状態を解消するために、電力会社などから各太陽光発電システムに個々の出力電力を抑制するように指示されることが考えられる。このとき、各太陽光発電システムは、この出力抑制指示に従い、出力電力を抑制する必要がある。本実施形態においては、電力会社からの出力抑制指示として、太陽光発電システムＰＶＳ１全体の出力電力の上限値である出力指令値ＰCが指示されるものとする。したがって、太陽光発電システムＰＶＳ１は、太陽光発電システムＰＶＳ１全体の出力電力を出力指令値ＰCに一致させる必要がある。
【００２４】
そこで、本実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１は、上記指標を用いて各パワーコンディショナＰＣＳiが分散的に制御して、太陽光発電システムＰＶＳ１全体の出力電力を出力指令値ＰCに一致させている。これを「出力抑制制御」という。なお、太陽光発電システムＰＶＳ１において、各パワーコンディショナＰＣＳiの個別出力電力Ｐioutはすべて連系点（電力系統Ａ）に出力されるので、太陽光発電システムＰＶＳ１は連系点電力Ｐ（ｔ）を太陽光発電システムＰＶＳ１全体の出力電力とみなして、出力抑制制御を行う。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ１は、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値ＰCに一致させている。なお、本実施形態に係る出力抑制制御で用いる指標を抑制指標ｐｒとする。具体的には、太陽光発電システムＰＶＳ１において、集中管理装置ＭＣ１は、連系点電力Ｐ（ｔ）を監視し、連系点電力Ｐ（ｔ）と出力指令値ＰCとに基づいて、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値ＰCにするための抑制指標ｐｒを算出する。そして、これを各パワーコンディショナＰＣＳiに送信する。各パワーコンディショナＰＣＳiは、集中管理装置ＭＣ１から抑制指標ｐｒを受信し、受信した抑制指標ｐｒに基づいて、個別目標電力Ｐirefを算出する。そして、算出した個別目標電力Ｐirefに基づいて、個別出力電力Ｐioutを制御する。これにより、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値ＰCに一致させている。よって、上記調整対象電力として連系点電力Ｐ（ｔ）を用い、上記目標電力として出力指令値ＰCを用いている。
【００２５】
図２は、図１に示す太陽光発電システムＰＶＳ１の出力抑制制御に関する制御系の機能構成を示している。なお、図２においては、太陽電池ＳＰiの図示を省略している。当該出力抑制制御に関する制御系として、図２に示すように、各パワーコンディショナＰＣＳiは、受信部１１、目標電力算出部１２、および、出力制御部１３を含んでいる。また、集中管理装置ＭＣ１は、目標電力設定部２１、連系点電力検出部２２、指標算出部２３、および、送信部２４を含んでいる。
【００２６】
受信部１１は、集中管理装置ＭＣ１から送信される抑制指標ｐｒを受信する。受信部１１は、例えば無線通信により、集中管理装置ＭＣ１から抑制指標ｐｒを受信する。なお、無線通信ではなく、有線通信であってもよい。
【００２７】
目標電力算出部１２は、受信部１１が受信した抑制指標ｐｒに基づき、自装置（パワーコンディショナＰＣＳi）の個別目標電力Ｐirefを算出する。具体的には、目標電力算出部１２は、下記（８）式に示す制約付き最適化問題を解くことで、個別目標電力Ｐirefを算出する。当該（８）式において、Ｐilmtは、各パワーコンディショナＰＣＳiの定格出力（出力限界）を表わし、ｗiは、パワーコンディショナＰＣＳiの有効電力抑制に関する重みを表わしている。この有効電力抑制に関する重みｗiは、目標電力算出部１２に記憶されている。また、有効電力抑制に関する重みｗiは、ユーザが手動で設定することができる。あるいは、各パワーコンディショナＰＣＳiが、パワーコンディショナＰＣＳiの状況（温度、気候、無効電力量など）に応じて、自動的に設定するようにしてもよい。なお、この下記（８）式についての詳細は、後述する。
【数１】
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【００２８】
出力制御部１３は、上記インバータ回路を制御して、個別出力電力Ｐioutを制御する。出力制御部１３は、個別出力電力Ｐioutを、目標電力算出部１２が算出した個別目標電力Ｐirefにする。
【００２９】
目標電力設定部２１は、連系点電力Ｐ（ｔ）の目標値を設定する。本実施形態においては、目標電力設定部２１は、出力抑制制御における目標電力を設定する。具体的には、目標電力設定部２１は、電力会社から指令される上記出力指令値ＰCを取得し、当該出力指令値ＰCを目標電力として設定する。目標電力設定部２１は、例えば、無線通信により電力会社から出力指令値ＰCを取得する。なお、出力指令値ＰCを電力会社から直接取得するものに限定されない。例えば、管理者が所定のコンピュータに電力会社から指令される出力指令値ＰCを手入力で入力し、目標電力設定部２１が前記コンピュータから出力指令値ＰCを取得する構成であってもよい。あるいは、他の通信装置を中継して、電力会社から指令される出力指令値ＰCを取得する構成であってもよい。目標電力設定部２１は、設定した目標電力（出力指令値ＰC）を指標算出部２３に出力する。
【００３０】
目標電力設定部２１は、電力会社からの出力抑制の指令がないとき、指標算出部２３に指令がないことを伝達する。「電力会社からの出力抑制の指令がないとき」とは、太陽光発電システムＰＶＳ１の出力を抑制せず、太陽電池ＳＰiが発電した電力を最大限に出力できるときである。例えば、各パワーコンディショナＰＣＳiが最大電力点追従制御により最大電力点で動作するときに、最大限に出力できる。本実施形態においては、目標電力設定部２１は、電力会社からの出力抑制の指令がないとき、目標電力として、数値−１を指標算出部２３に出力する。なお、指標算出部２３に指令がないことを伝達することができれば、その手法は限定されない。例えば、目標電力設定部２１は、出力抑制の指令の有無を示すフラグ情報を電力会社等から取得し、これを指標算出部２３に伝達するようにしてもよい。当該フラグ情報は、例えば、出力抑制の指令がない場合「０」であり、出力抑制の指令がある場合「１」である。なお、出力抑制の指令がある場合（フラグ情報が「１」の場合）には、当該フラグ情報とともに出力指令値ＰCを取得する。
【００３１】
本実施形態においては、目標電力設定部２１が出力指令値ＰCを取得する場合を例に説明するが、これに限定されない。具体的には、出力指令値ＰCの代わりに出力抑制率［％］の情報を取得するようにしてもよい。このとき、目標電力設定部２１は、取得した出力抑制率［％］と太陽光発電システムＰＶＳ１全体の定格出力（すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳiの定格出力の合計）ΣiＰilmtとに基づき、出力指令値ＰCを算出する。例えば、目標電力設定部２１は、出力抑制率として２０％である指令を取得したとき、太陽光発電システムＰＶＳ１の定格出力ΣiＰilmtの８０％（＝１００−２０）を出力指令値ＰCとして算出する。そして、算出した出力指令値ＰCを目標電力として指標算出部２３に出力する。
【００３２】
連系点電力検出部２２は、連系点電力Ｐ（ｔ）を検出する。そして、検出した連系点電力Ｐ（ｔ）を指標算出部２３に出力する。なお、連系点電力検出部２２を、集中管理装置ＭＣ１とは別の検出装置として構成してもよい。この場合、当該検出装置（連系点電力検出部２２）が、無線通信または有線通信により、連系点電力Ｐ（ｔ）の検出値を集中管理装置ＭＣ１に送信する。
【００３３】
指標算出部２３は、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力にするための指標を算出する。本実施形態においては、目標電力として出力指令値ＰCが入力されるので、指標算出部２３は、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値ＰCにするための抑制指標ｐｒを算出する。指標算出部２３は、ラグランジュ乗数をλ、勾配係数をε、時間をｔとして、下記（９）式および下記（１０）式に基づき、抑制指標ｐｒを算出する。ただし、指標算出部２３は、出力指令値ＰCとして、電力会社からの出力抑制の指令がないことを表わす数値−１を入力された場合、ラグランジュ乗数λを「０」とする。すなわち、抑制指標ｐｒを「０」と算出する。なお、下記（９）式において、個別出力電力Ｐioutおよび出力指令値ＰCが、時間ｔに対して変化する値であるため、それぞれ個別出力電力をＰiout（ｔ）、出力指令値をＰC（ｔ）と記載している。これらの下記（９）式および下記（１０）式の詳細は、後述する。
【数２】
2018170901.tif 000004
【００３４】
送信部２４は、指標算出部２３が算出した抑制指標ｐｒを各パワーコンディショナＰＣＳiに送信する。
【００３５】
次に、太陽光発電システムＰＶＳ１が行う出力抑制制御において、パワーコンディショナＰＣＳiによる個別目標電力Ｐirefの算出に上記（８）式が用いられる理由と、集中管理装置ＭＣ１による抑制指標ｐｒの算出に上記（９）式および上記（１０）式が用いられる理由とを説明する。
【００３６】
太陽光発電システムＰＶＳ１は、出力抑制制御において、以下の３つの目標を達成するように構成されている。１つ目の目標（目標１−１）は、「各パワーコンディショナＰＣＳiが分散的に個別目標電力を算出する」ことである。２つ目の目標（目標１−２）は、「太陽光発電システムＰＶＳ１の連系点における出力電力（連系点電力）を電力会社からの出力指令値（目標電力）に一致させる」ことである。そして、３つ目の目標（目標１−３）は、「パワーコンディショナＰＣＳi毎に、出力抑制量を調整できるようにする」ことである。なお、出力抑制量とは、パワーコンディショナＰＣＳiが出力可能な最大電力値と個別出力電力Ｐioutとの差である。前記出力可能な最大電力値は、太陽電池ＳＰiの発電量ＰiSP＞定格出力Ｐilmtの場合には、パワーコンディショナＰＣＳiの定格出力Ｐilmtである。一方、太陽電池ＳＰiの発電量ＰiSP≦定格出力Ｐilmtの場合には、太陽電池ＳＰiの発電量ＰiSPである。
【００３７】
まず、集中管理装置ＭＣ１が、集中的に個別目標電力Ｐirefを求める場合の制約付き最適化問題を考える。そうすると、下記（１１）式が得られる。ここで、上記するように、Ｐirefは、各パワーコンディショナＰＣＳiの個別目標電力を表わし、Ｐilmtは、各パワーコンディショナＰＣＳiの定格出力（出力限界）を表わし、ＰCは、電力会社から指令される出力指令値を表わしている。なお、下記（１１）式の最適解である個別目標電力Ｐirefを（Ｐiref）*とする。下記（１１）式において、（１１ａ）式は、個別出力電力Ｐioutの出力抑制量の最小化、（１１ｂ）式は、定格出力Ｐilmtによる制約、（１１ｃ）式は、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値ＰCに一致させることをそれぞれ表わしている。
【数３】
2018170901.tif 000005
【００３８】
これは、集中管理装置ＭＣ１が、上記（１１）式から個別目標電力（Ｐiref）*を求める場合を示している。したがって、上記（１１）式の場合、各パワーコンディショナＰＣＳiが分散的に個別目標電力（Ｐiref）*を算出していないため、目標１−１を達成していない。
【００３９】
続いて、各パワーコンディショナＰＣＳiが分散的に個別目標電力Ｐirefを求める場合の制約付き最適化問題を考える。そうすると、下記（１２）式が得られる。
【数４】
2018170901.tif 000006
【００４０】
しかし、上記（１２）式の最適解である個別目標電力は、各パワーコンディショナＰＣＳiが分散的に求めた個別目標電力Ｐirefであるが、上記（１１ｃ）式が考慮されていない。したがって、連系点電力Ｐ（ｔ）を電力会社からの出力指令値ＰCに一致させる目標１−２を達成できない。
【００４１】
そこで、次の手法により、目標１−２を達成させることを考える。すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳiが、集中管理装置ＭＣ１から受信する抑制指標ｐｒに基づき、分散的に個別目標電力Ｐirefを算出する。これにより、目標１−２を達成させる。各パワーコンディショナＰＣＳiが、抑制指標ｐｒを用いて、分散的に個別目標電力Ｐirefを求める場合の制約付き最適化問題は、上記（８）式で表わすことができる。なお、上記（８）式の最適解である個別目標電力Ｐirefを（Ｐiref）♭とする。
【００４２】
ここで、上記（１１）式により得られる最適解（Ｐiref）*と、上記（８）式により得られる最適解（Ｐiref）♭とが一致することで、連系点電力Ｐ（ｔ）を電力会社からの出力指令値ＰCに一致させることができる。すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳiが分散的に最適化問題を解いた場合であっても、目標１−２を達成することができる。したがって、定常状態の最適性に着目し、（Ｐiref）*＝（Ｐiref）♭となる抑制指標ｐｒを考える。そのために、上記（１１）式および上記（８）式のＫＫＴ（Karush-Kuhn-Tucker）条件を考える。これにより、上記（１１）式のＫＫＴ条件から下記（１３）式が得られ、上記（８）式のＫＫＴ条件から下記（１４）式が得られる。なお、μは所定のラグランジュ乗数である。
【数５】
2018170901.tif 000007
【００４３】
これら上記（１３）式および上記（１４）式から、ｐｒ＝λ（上記（１０）式）とすることで、２つの最適解（Ｐiref）*、（Ｐiref）♭が一致することが分かる。したがって、集中管理装置ＭＣ１がラグランジュ乗数λを算出し、算出したラグランジュ乗数λを抑制指標ｐｒとして、各パワーコンディショナＰＣＳiに提示（送信）することで、各パワーコンディショナＰＣＳiがそれぞれ、上記（８）式から個別目標電力（Ｐiref）♭を算出することができる。これにより、各パワーコンディショナＰＣＳiが分散的に個別目標電力Ｐirefを求めた場合であっても、連系点電力Ｐ（ｔ）と電力会社からの出力指令値ＰCとを一致させることができる。すなわち、目標１−２を達成できる。
【００４４】
続いて、集中管理装置ＭＣ１によるラグランジュ乗数λの算出方法について、説明する。集中管理装置ＭＣ１がラグランジュ乗数λを求めるために、まず、ｈ1,i＝−Ｐiref、ｈ2,i＝Ｐiref−Ｐilmtとし、各パワーコンディショナＰＣＳiの不等式制約をまとめてｈj,i（ｊ＝１，２、ｉ＝１，・・・，ｎ）とする。そして、上記（１１）式の双対問題である下記（１５）式を考える。
【数６】
2018170901.tif 000008
【００４５】
ここで、各パワーコンディショナＰＣＳiによって求められる最適解（Ｐiref）♭が決定されると仮定すると、下記（１６）式となり、ラグランジュ乗数λに対する最大化問題の形となる。この下記（１６）式に対し勾配法を適用すると、下記（１７）式となる。なお、εは勾配係数を表わし、τは時間変数を表わす。
【数７】
2018170901.tif 000009
【００４６】
上記（１７）式において、（Ｐiref）♭を対応する各パワーコンディショナＰＣＳiの個別出力電力Ｐioutで置き換える。さらに、集中管理装置ＭＣ１は、各パワーコンディショナＰＣＳiの個別出力電力Ｐioutを個別に観測せず、連系点電力Ｐ（ｔ）＝ΣiＰioutを観測する。また、電力会社から逐次出力指令値ＰCを取得しているとする。そうすると、上記（９）式が得られる。よって、集中管理装置ＭＣ１は、連系点電力Ｐ（ｔ）と電力会社からの出力指令値ＰCとに基づき、ラグランジュ乗数λを算出できる。そして、上記（１０）式に基づき、算出したラグランジュ乗数λを抑制指標ｐｒとする。
【００４７】
以上のことから、本実施形態においては、各パワーコンディショナＰＣＳiは、個別目標電力Ｐirefを算出するときに、上記（８）式に示す最適化問題を用いている。また、集中管理装置ＭＣ１は、抑制指標ｐｒを算出するために、上記（９）式および上記（１０）式を用いている。
【００４８】
次に、上記のように構成された太陽光発電システムＰＶＳ１において、上記３つの目標を達成し、適切に動作していることをシミュレーションによって検証した。
【００４９】
シミュレーションでは、１０台のパワーコンディショナＰＣＳi（ｉ＝１〜１０；ＰＣＳ1〜ＰＣＳ10）を有する太陽光発電システムＰＶＳ１を想定した。
【００５０】
電力系統Ａ（連系点電圧）のモデルは、下記（１８）式とした。下記（１８）式において、Ｒ＝ＲL×Ｌ，Ｘ＝ＸL×Ｌであり、ＲLは配電線の単位長さ当たりの抵抗成分、ＸLは配電線の単位長さ当たりのリアクタンス成分、Ｌは配電線の長さ、Ｖ1は上位系統電圧を表わしている。本シミュレーションにおいては、上位系統電圧Ｖ1を６６００［Ｖ］、配線線の単位長さ当たりの抵抗成分ＲLを０．２２０［Ω／ｋｍ］、配電線の単位長さ当たりのリアクタンス成分ＸLを０．２７６［Ω／ｋｍ］、配電線の長さＬを５［ｋｍ］とした。
【数８】
2018170901.tif 000010
【００５１】
パワーコンディショナＰＣＳiは、図３に示すモデルのものを想定し、個別出力電力Ｐioutを個別目標電力Ｐirefに制御するために、ＰＩ制御を行っているものとした。パワーコンディショナＰＣＳiの電流制御系は、有効・無効電力制御系に比べ、非常に高速に応答するように設計されている。ここでは、事前に適切な制御系設計がなされているとし、Ｋ＝１，Ｔ＝１０-4の１次遅れ系で実現している。電流制御系の上位制御系となる電力制御系は、ステップ応答が１［ｓ］以内に収束する程度の時定数を想定し、ＫPP＝ＫPQ＝１．０×１０-7、ＫIP＝ＫIQ＝１．２×１０-3としている。なお、ＫPPは有効電力の比例ゲイン、ＫPQは無効電力の比例ゲイン、ＫIPは有効電力の積分ゲイン、ＫIQは無効電力の積分ゲインを表わしている。有効・無効電力制御系のステップ応答を図４に示す。
【００５２】
図５〜図１１は、上記に示したモデルの太陽光発電システムＰＶＳ１を用いて、複数の条件下でシミュレーションを行ったときの結果を示している。なお、各パワーコンディショナＰＣＳiは、接続される太陽電池ＳＰiの発電量ＰiSPが定格出力Ｐilmtより大きい場合には、パワーコンディショナＰＣＳiの定格出力Ｐilmtに抑制するものとする。
【００５３】
ケース１として、１０台のパワーコンディショナＰＣＳ1〜ＰＣＳ10がすべて同じ条件である場合を、シミュレーションした。当該シミュレーションをシミュレーション１−１とする。シミュレーション１−１において、１０台のパワーコンディショナＰＣＳ1〜ＰＣＳ10はすべて、定格出力Ｐilmtが５００［ｋＷ］、有効電力抑制に関する重みｗiが１．０、太陽電池ＳＰiの発電量ＰiSPが６００［ｋＷ］であるとした。また、電力会社からの出力指令値ＰCは、０≦ｔ＜６０［ｓ］では指令がなく、６０≦ｔ［ｓ］では３０００［ｋＷ］であるとした。なお、「出力指令値ＰCの指令がない」ときには、上記するように出力指令値ＰCとして、指令がないことを表わす数値−１を用いた。その他、勾配係数εを０．０２５、集中管理装置ＭＣ１が行う抑制指標ｐｒの更新と各パワーコンディショナＰＣＳiが行う個別目標電力Ｐirefの更新との各サンプリング時間を１［ｓ］とした。また、各パワーコンディショナＰＣＳiはすべて、力率１（無効電力目標値＝０［ｋｖａｒ］）で運転しているものとした。図５は、シミュレーション１−１におけるシミュレーション結果を示している。
【００５４】
図５（ａ）〜（ｅ）は、各パワーコンディショナＰＣＳiの、太陽電池ＳＰiの発電量ＰiSP（一点鎖線）、定格出力Ｐilmt（実線）、個別目標電力Ｐiref（破線）、および、個別出力電力Ｐiout（実線）を示している。図５（ａ）は、パワーコンディショナＰＣＳ1，ＰＣＳ2について、図５（ｂ）は、パワーコンディショナＰＣＳ3，ＰＣＳ4について、図５（ｃ）は、パワーコンディショナＰＣＳ5，ＰＣＳ6について、図５（ｄ）は、パワーコンディショナＰＣＳ7，ＰＣＳ8について、図５（ｅ）は、パワーコンディショナＰＣＳ9，ＰＣＳ10について、図示している。なお、図５（ａ）〜（ｅ）において、理解の便宜上、個別目標電力Ｐiref（破線）を少し上方にずらして記載している。図５（ｆ）は、各パワーコンディショナＰＣＳ1〜ＰＣＳ10の個別出力電力Ｐ1out〜Ｐ10outを１つのグラフに示したものである。図５（ｇ）は、連系点電力Ｐ（ｔ）（実線）および電力会社からの出力指令値ＰC（破線）を示している。なお、図５（ｇ）において、理解の便宜上、出力指令値ＰCの指令がない場合、各パワーコンディショナのＰＣＳ1〜ＰＣＳ10の定格出力Ｐ1lmt〜Ｐ10lmtの合計値を出力指令値ＰCとして記載している。図５（ｈ）は、指標算出部２３が算出するラグランジュ乗数λを示している。そして、図５（ｉ）は、指標算出部２３が算出する抑制指標ｐｒを示している。
【００５５】
図５から次のことが確認できる。すなわち、シミュレーション開始から出力抑制指令があるまでの期間（０≦ｔ＜６０［ｓ］）では、図５（ａ）〜（ｅ）が示すように、各パワーコンディショナＰＣＳ1〜ＰＣＳ10の個別出力電力Ｐ1out〜Ｐ10outが、個別目標電力Ｐ1ref〜Ｐ10refの５００［ｋＷ］に達するまで、太陽電池ＳＰiの発電量Ｐ1SP〜Ｐ10SPに応じて上昇している。そして、個別目標電力Ｐ1ref〜Ｐ10refの５００［ｋＷ］に達すると、それ以後、個別出力電力Ｐ1out〜Ｐ10outは、個別目標電力Ｐ1ref〜Ｐ10refの５００［ｋＷ］に制御されていることが確認できる。また、出力指令値ＰCの指令後（６０≦ｔ［ｓ］）では、図５（ｈ）および図５（ｉ）が示すように、ラグランジュ乗数λおよび抑制指標ｐｒが更新されていることが確認できる。そして、各パワーコンディショナＰＣＳ1〜ＰＣＳ10は、この抑制指標ｐｒの更新に基づき、図５（ａ）〜（ｅ）が示すように、個別目標電力Ｐ1ref〜Ｐ10refを変更している。よって、個別出力電力Ｐ1out〜Ｐ10outが抑制され、個別目標電力Ｐ1ref〜Ｐ10refに追従していることが確認できる。これにより、図５（ｇ）が示すように、連系点電力Ｐ（ｔ）が抑制され、定常状態で出力指令値ＰCに一致していることが確認できる。
【００５６】
ケース２として、１０台のパワーコンディショナＰＣＳ1〜ＰＣＳ10のうち２台のパワーコンディショナＰＣＳ5，ＰＣＳ6に設定される有効電力抑制に関する重みｗ5，ｗ6が他のパワーコンディショナＰＣＳ1〜ＰＣＳ4，ＰＣＳ7〜ＰＣＳ10のそれと異なる場合を、シミュレーションした。当該シミュレーションをシミュレーション１−２とする。シミュレーション１−２において、２台のパワーコンディショナＰＣＳ5，ＰＣＳ6の有効電力抑制に関する重みｗiを２．０とした。その他の条件は、上記シミュレーション１−１と同じである。図６は、シミュレーション１−２におけるシミュレーション結果を示している。なお、図６（ａ）〜（ｉ）はそれぞれ、上記シミュレーション１−１における図５（ａ）〜（ｉ）に対応した図である。
【００５７】
図６から次のことが確認できる。すなわち、図６（ａ）〜（ｅ）が示すように、図５に示すシミュレーション１−１と比較し、有効電力抑制に関する重みｗiを変えたパワーコンディショナＰＣＳ5，ＰＣＳ6の出力抑制量が、その他のパワーコンディショナＰＣＳ1〜ＰＣＳ4，ＰＣＳ7〜ＰＣＳ10の出力抑制量の半分になっていることが確認できる。このとき、図６（ｈ）および図６（ｉ）が示すように、集中管理装置ＭＣ１が算出するラグランジュ乗数λおよび抑制指標ｐｒも上記シミュレーション１−１における値（図５（ｈ）および図５（ｉ）参照）と異なっていることも確認できる。したがって、有効電力抑制に関する重みｗiを調整することによって、出力抑制量に差を持たせることが可能である。さらに、図６が示すように、パワーコンディショナＰＣＳ5，ＰＣＳ6の出力抑制量を小さくした分、その他のパワーコンディショナＰＣＳ1〜ＰＣＳ4，ＰＣＳ7〜ＰＣＳ10の出力抑制量を上記シミュレーション１−１の場合よりも大きくすることで、図６（ｇ）に示すように、連系点電力Ｐ（ｔ）が、定常状態で出力指令値ＰCに一致していることが確認できる。したがって、太陽光発電システムＰＶＳ１は、パワーコンディショナＰＣＳiに設定された有効電力抑制に関する重みｗiを考慮して、適切に動作を行っているといえる。
【００５８】
ケース３として、１０台のパワーコンディショナＰＣＳ1〜ＰＣＳ10のうち２台のパワーコンディショナＰＣＳ5，ＰＣＳ6の有効電力抑制に関する重みｗ5，ｗ6を途中で変化させた場合を、シミュレーションした。当該シミュレーションをシミュレーション１−３とする。シミュレーション１−３において、２台のパワーコンディショナＰＣＳ5，ＰＣＳ6の有効電力抑制に関する重みｗ5，ｗ6を、開始時点（０［ｓ］）では、ｗ5＝ｗ6＝１．０とし、１２０［ｓ］経過後に、ｗ5＝ｗ6＝２．０に変化させた。すなわち、６０≦ｔ＜１２０［ｓ］では、上記シミュレーション１−１のように各パワーコンディショナＰＣＳ1〜ＰＣＳ10の有効電力抑制に関する重みｗ1〜ｗ10はすべて１．０であるが、１２０≦ｔ［ｓ］では、上記シミュレーション１−２のようにパワーコンディショナＰＣＳ5，ＰＣＳ6の有効電力抑制に関する重みｗ5，ｗ6を２．０に変化させた。その他の条件は、上記シミュレーション１−１と同じである。図７は、シミュレーション１−３におけるシミュレーション結果を示している。なお、図７（ａ）〜（ｉ）はそれぞれ、上記シミュレーション１−１における図５（ａ）〜（ｉ）に対応した図である。
【００５９】
図７から次のことが確認できる。すなわち、パワーコンディショナＰＣＳ5，ＰＣＳ6の有効電力抑制に関する重みｗ5，ｗ6を２．０に変化させる前（６０≦ｔ＜１２０［ｓ］）では、上記シミュレーション１−１と同じ結果であり、パワーコンディショナＰＣＳ5，ＰＣＳ6の有効電力抑制に関する重みｗ5，ｗ6を２．０に変化させた後（１２０≦ｔ［ｓ］）では、上記シミュレーション１−２と同じ結果となっていることが確認できる。したがって、このように有効電力抑制に関する重みｗiを途中で調整（変更）しても、継続して、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値ＰCに一致させることが可能である。
【００６０】
ケース４として、２台のパワーコンディショナ毎（ＰＣＳ1とＰＣＳ2，ＰＣＳ3とＰＣＳ4，ＰＣＳ5とＰＣＳ6，ＰＣＳ7とＰＣＳ8，ＰＣＳ9とＰＣＳ10）に、太陽電池ＳＰiの発電量ＰiSPが異なる場合を、シミュレーションした。当該シミュレーションをシミュレーション１−４とする。シミュレーション１−４において、２台のパワーコンディショナ毎（ＰＣＳ1とＰＣＳ2，ＰＣＳ3とＰＣＳ4，ＰＣＳ5とＰＣＳ6，ＰＣＳ7とＰＣＳ8，ＰＣＳ9とＰＣＳ10）の太陽電池ＳＰiの発電量ＰiSPをそれぞれ、Ｐ1SP，Ｐ2SP＝６００［ｋＷ］、Ｐ3SP，Ｐ4SP＝５００［ｋＷ］、Ｐ5SP，Ｐ6SP＝４００［ｋＷ］、Ｐ7SP，Ｐ8SP＝３００［ｋＷ］、Ｐ9SP，Ｐ10SP＝２００［ｋＷ］とした。その他の条件は、上記シミュレーション１−１と同じである。図８は、シミュレーション１−４におけるシミュレーション結果を示している。なお、図８（ａ）〜（ｉ）はそれぞれ、上記シミュレーション１−１における図５（ａ）〜（ｉ）に対応した図である。
【００６１】
図８から次のことが確認できる。すなわち、図８（ａ）〜（ｅ）が示すように、個別目標電力Ｐirefが太陽電池ＳＰiの発電量ＰiSP以上である場合、出力抑制を行っていないことが確認できる。また、図８（ｆ）が示すように、定格出力Ｐilmtが同一のパワーコンディショナＰＣＳ1〜ＰＣＳ10で太陽電池ＳＰiの発電量ＰiSPが異なる場合、太陽電池ＳＰiの発電量ＰiSPの少ないパワーコンディショナＰＣＳ7〜ＰＣＳ10は出力抑制を行っていないことが確認できる。さらに、図８（ｇ）が示すように、連系点電力Ｐ（ｔ）が抑制され、定常状態で出力指令値ＰCに一致していることが確認できる。したがって、太陽光発電システムＰＶＳ１は、太陽電池ＳＰiの発電量ＰiSPを考慮して、適切に動作を行っているといえる。
【００６２】
ケース５として、２台のパワーコンディショナ毎（ＰＣＳ1とＰＣＳ2，ＰＣＳ3とＰＣＳ4，ＰＣＳ5とＰＣＳ6，ＰＣＳ7とＰＣＳ8，ＰＣＳ9とＰＣＳ10）に、定格出力Ｐilmtが異なる場合を、シミュレーションした。当該シミュレーションをシミュレーション１−５とする。シミュレーション１−５において、２台のパワーコンディショナ毎（ＰＣＳ1とＰＣＳ2，ＰＣＳ3とＰＣＳ4，ＰＣＳ5とＰＣＳ6，ＰＣＳ7とＰＣＳ8，ＰＣＳ9とＰＣＳ10）の定格出力Ｐilmtをそれぞれ、Ｐ1lmt，Ｐ2lmt＝５００［ｋＷ］、Ｐ3lmt，Ｐ4lmt＝４００［ｋＷ］、Ｐ5lmt，Ｐ6lmt＝３００［ｋＷ］、Ｐ7lmt，Ｐ8lmt＝２００［ｋＷ］、Ｐ9lmt，Ｐ10lmt＝１００［ｋＷ］とした。また、電力会社からの出力指令値ＰCとして、０≦ｔ＜６０［ｓ］では指令がなく、６０≦ｔ［ｓ］では２０００［ｋＷ］とし、太陽電池ＳＰiの発電量ＰiSPをそれぞれ、定格出力Ｐilmt＋１００［ｋＷ］とした。その他の条件は、上記シミュレーション１−１と同じである。図９は、シミュレーション１−５におけるシミュレーション結果を示している。なお、図９（ａ）〜（ｉ）はそれぞれ、上記シミュレーション１−１における図５（ａ）〜（ｉ）に対応した図である。
【００６３】
図９から次のことが確認できる。すなわち、図９（ｆ）が示すように、定格出力Ｐilmtが異なる場合、出力抑制量は、各パワーコンディショナＰＣＳ1〜ＰＣＳ10で等しいことが確認できる。また、図９（ｇ）が示すように連系点電力Ｐ（ｔ）が抑制され、定常状態で出力指令値ＰCに一致していることが確認できる。したがって、太陽光発電システムＰＶＳ１は、パワーコンディショナＰＣＳiの定格出力Ｐilmtを考慮して、適切に動作を行っているといえる。
【００６４】
ケース６として、上記サンプリング時間を長くした場合を、シミュレーションした。当該シミュレーションをシミュレーション１−６とする。シミュレーション１−６において、上記サンプリング時間を６０［ｓ］＝１［ｍｉｎ］とした。また、勾配係数εを０．０００５とし、電力会社からの出力指令値ＰCとして、０≦ｔ＜５［ｍｉｎ］では指令がなく、５≦ｔ［ｍｉｎ］では３０００［ｋＷ］とした。その他の条件は、上記シミュレーション１−１と同じである。図１０は、シミュレーション１−６におけるシミュレーション結果を示している。なお、図１０（ａ）〜（ｉ）はそれぞれ、上記シミュレーション１−１における図５（ａ）〜（ｉ）に対応した図である。
【００６５】
図１０から次のことが確認できる。すなわち、図１０（ｇ）が示すように、上記サンプリング時間を長くした場合、連系点電力Ｐ（ｔ）が出力指令値ＰCに追従するための時間が上記シミュレーション１−１より長くなるものの、連系点電力Ｐ（ｔ）が抑制され、定常状態で出力指令値ＰCに一致していることが確認できる。
【００６６】
ケース７として、上記サンプリング時間を上記ケース６におけるサンプリング時間よりもさらに長くした場合を、シミュレーションした。当該シミュレーションをシミュレーション１−７とする。シミュレーション１−７において、上記サンプリング時間を１８０［ｓ］＝３［ｍｉｎ］とした。また、勾配係数εを０．０００３とし、電力会社からの出力指令値ＰCとして、０≦ｔ＜５［ｍｉｎ］では指令がなく、５≦ｔ［ｍｉｎ］では３０００［ｋＷ］とした。その他の条件は、上記シミュレーション１−１と同じである。図１１は、シミュレーション１−７におけるシミュレーション結果を示している。なお、図１１（ａ）〜（ｉ）はそれぞれ、上記シミュレーション１−１における図５（ａ）〜（ｉ）に対応した図である。
【００６７】
図１１から次のことが確認できる。すなわち、図１１（ｇ）が示すように、サンプリング時間を上記シミュレーション１−６よりも長くした場合においても、連系点電力Ｐ（ｔ）が抑制され、定常状態で出力指令値ＰCに一致していることが確認できる。
【００６８】
上記図５〜図１１毎の結果に加え、図５〜図１１を対比することで、次のことが確認できる。すなわち、各図の（ｈ）および（ｉ）が示すように、ラグランジュ乗数λおよび抑制指標ｐｒは、パワーコンディショナＰＣＳ1〜ＰＣＳ10の、太陽電池ＳＰiの発電量ＰiSP、定格出力Ｐilmt、有効電力抑制に関する重みｗi、および、出力指令値ＰCなどに基づき、異なる値が算出されていることが確認できる。また、各図の（ａ）〜（ｅ）が示すように、抑制指標ｐｒの更新に応じて、個別目標電力Ｐirefが更新されていることを確認できる。そして、パワーコンディショナＰＣＳ1〜ＰＣＳ10は、この個別目標電力Ｐirefに応じて、個別出力電力Ｐioutを制御している。よって、各図の（ｇ）が示すように、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値ＰCに一致させていることが確認できる。以上のことから、上記（９）式および上記（１０）式を用いて集中管理装置ＭＣ１が算出した抑制指標ｐｒが適切な値であるといえる。
【００６９】
上記シミュレーション１−１ないしシミュレーション１−７の結果から、太陽光発電システムＰＶＳ１において、各パワーコンディショナＰＣＳiがそれぞれ、集中管理装置ＭＣ１から受信する抑制指標ｐｒに基づき、分散的に個別目標電力Ｐirefを算出している。よって、上記目標１−１を達成している。また、連系点電力Ｐ（ｔ）が抑制され、出力指令値ＰCに一致している。よって、上記目標１−２を達成している。そして、各種条件に応じて、パワーコンディショナＰＣＳi毎に個別出力電力Ｐioutが変化している。すなわち、各種条件に応じて、パワーコンディショナＰＣＳi毎に出力抑制量が変化している。よって、上記目標１−３を達成している。以上のことから、太陽光発電システムＰＶＳ１は、上記３つの目標を達成していることが分かる。
【００７０】
以上で説明したように、第１実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１において、集中管理装置ＭＣ１は、電力会社からの出力指令値ＰCおよび検出した連系点電力Ｐ（ｔ）から、上記（９）式および上記（１０）式を用いて、抑制指標ｐｒを算出し、これを各パワーコンディショナＰＣＳiに送信している。また、各パワーコンディショナＰＣＳiは、受信した抑制指標ｐｒに基づき、分散的に上記（８）式の最適化問題を解くことで、個別目標電力Ｐirefを算出し、そして、個別出力電力Ｐioutを個別目標電力Ｐirefに制御している。これにより、集中管理装置ＭＣ１は、上記（９）式および上記（１０）式に示す簡単な計算だけとなる。したがって、太陽光発電システムＰＶＳ１において、集中管理装置ＭＣ１の処理負荷を低減させることができる。また、各パワーコンディショナＰＣＳiが、抑制指標ｐｒに基づき分散的に個別目標電力Ｐirefを算出し、個別出力電力Ｐioutを制御する場合であっても、連系点電力Ｐ（ｔ）を電力会社からの出力指令値ＰCに一致させることができる。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ１は、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力に一致させることができる。
【００７１】
次に、第２実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ２について説明する。なお、上記第１実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１と同一あるいは類似のものについては、同じ符号を付してその説明を省略する。図１２は、太陽光発電システムＰＶＳ２の全体構成を示している。図１２に示すように、太陽光発電システムＰＶＳ２は、複数台の太陽電池ＳＰi（ｉ＝１，２，・・・，ｎ；ｎは正の整数）、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPVi、複数台の蓄電池Ｂk（ｋ＝１，２，・・・，ｍ；ｍは正の整数）、複数台のパワーコンディショナＰＣＳBk、および、集中管理装置ＭＣ２を有して構成される。太陽光発電システムＰＶＳ２は、系統連系型の逆潮流システムである。
【００７２】
上記第１実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１においては、太陽電池ＳＰiを接続した複数台のパワーコンディショナＰＣＳiで構成された場合を例に説明した。しかし、このような太陽光発電システムＰＶＳ１の場合、天候変動による出力への影響が大きい。そこで、太陽光発電システムＰＶＳ２は、天候変動などによる出力変動を抑制させるために、上記太陽光発電システムＰＶＳ１と比較して、蓄電池Ｂkを接続したパワーコンディショナＰＣＳBkをさらに備えている。
【００７３】
複数台のパワーコンディショナＰＣＳPViはそれぞれ、上記第１実施形態のパワーコンディショナＰＣＳiと同様に構成される。すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳPViは、太陽電池ＳＰiが発電した電力（直流電力）を交流電力に変換し、変換した交流電力を電力系統Ａに出力する。
【００７４】
複数台の蓄電池Ｂkはそれぞれ、繰り返し、充電により電力を蓄えることができる電池である。蓄電池Ｂkは、例えば、リチウムイオン電池、ニッケル水素電池、ニッケルカドミウム電池、鉛蓄電池などの二次電池である。また、電気二重層コンデンサなどのコンデンサを用いてもよい。蓄電池Ｂkは、蓄積された電力を放電して、直流電力をパワーコンディショナＰＣＳBkに供給する。
【００７５】
複数台のパワーコンディショナＰＣＳBkはそれぞれ、蓄電池Ｂkから入力される直流電力を交流電力に変換して出力するものである。さらに、各パワーコンディショナＰＣＳBkは、電力系統Ａや各パワーコンディショナＰＣＳPViから入力される交流電力を直流電力へ変換し、蓄電池Ｂkに供給する。すなわち、蓄電池Ｂkを充電する。各パワーコンディショナＰＣＳBkは、蓄電池Ｂkの充電および放電を制御している。したがって、蓄電池Ｂkの充電を行う充電回路および蓄電池Ｂkの放電を行う放電回路として機能する。
【００７６】
各パワーコンディショナＰＣＳPViから出力される有効電力をＰPViout、無効電力をＱPVioutとすると、各パワーコンディショナＰＣＳPViからＰPViout＋ｊＱPVioutの複素電力が出力されている。また、各パワーコンディショナＰＣＳBkから出力される有効電力をＰBkout、無効電力をＱBkoutとすると、各パワーコンディショナＰＣＳBkからＰBkout＋ｊＱBkoutの複素電力が出力されている。したがって、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkと電力系統Ａとの連系点には、（ΣiＰPViout＋ΣkＰBkout）＋ｊ（ΣiＱPViout＋ΣkＱBkout）の複素電力が出力されている。すなわち、連系点電力Ｐ（ｔ）は、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkの出力電力の総和である。なお、本実施形態においても、連系点における電圧変動抑制などに主に活用される無効電力ＱPViout，ＱBkoutの出力制御については、特に考慮しない。すなわち、連系点電力Ｐ（ｔ）は、連系点における有効電力ＰPViout，ＰBkoutの総和（ΣiＰPViout＋ΣkＰBkout）としている。よって、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkが制御する個別出力電力は、それぞれ有効電力ＰPViout，ＰBkoutとなる。そこで、各パワーコンディショナＰＣＳPViの個別出力電力をＰPVioutとし、各パワーコンディショナＰＣＳBkの個別出力電力をＰBkoutとする。
【００７７】
集中管理装置ＭＣ２は、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkを集中管理する。集中管理装置ＭＣ２は、例えば無線通信により、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkとの間で、各種情報の送受信を行う。なお、無線通信ではなく、有線通信であってもよい。
【００７８】
このように構成された太陽光発電システムＰＶＳ２において、集中管理装置ＭＣ２は、所定の調整対象電力を監視し、当該調整対象電力と調整対象電力の目標値である目標電力とに基づいて、調整対象電力を目標電力に一致させるための指標を算出する。そして、これを各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkに送信する。各パワーコンディショナＰＣＳPVi（ＰＣＳBk）はそれぞれ、集中管理装置ＭＣ２から指標を受信し、受信した指標に基づいて、個別出力電力ＰPViout（ＰBkout）の目標値である個別目標電力ＰPViref（ＰBkref）を算出する。そして、算出した個別目標電力ＰPViref（ＰBkref）に基づいて、個別出力電力ＰPViout（ＰBkout）を制御する。当該指標は、調整対象電力を目標電力にするための情報であり、個別目標電力ＰPViref（ＰBkref）を算出するための情報である。  
【００７９】
太陽光発電システムＰＶＳ２においても、電力会社から出力電力の抑制が指示されるものとする。そこで、本実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ２は、上記指標を用いて各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkが分散的に制御して、太陽光発電システムＰＶＳ２全体の出力電力を出力指令値ＰCに一致させている。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ２も出力抑制制御を行っている。具体的には、太陽光発電システムＰＶＳ２において、集中管理装置ＭＣ２は、連系点電力Ｐ（ｔ）を監視し、連系点電力Ｐ（ｔ）と出力指令値ＰCとに基づいて、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値ＰCに一致させるための指標を算出する。そして、これを各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkに送信する。本実施形態に係る出力抑制制御において、各パワーコンディショナＰＣＳPViに送信する指標を抑制指標ｐｒPVとし、各パワーコンディショナＰＣＳBkに送信する指標を充放電指標ｐｒBとする。よって、抑制指標ｐｒPVは、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値ＰCにするための情報であり、個別目標電力ＰPVirefを算出するための情報である。また、充放電指標ｐｒBは、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値ＰCにするための情報であり、個別目標電力ＰBkrefを算出するための情報である。さらに、蓄電池Ｂkをどれくらい充電するか放電するかを決定するための情報でもある。各パワーコンディショナＰＣＳPViは、集中管理装置ＭＣ２から受信する抑制指標ｐｒPVに基づき、個別目標電力ＰPVirefを算出する。そして、算出した個別目標電力ＰPVirefに基づいて、個別出力電力ＰPVioutを制御する。各パワーコンディショナＰＣＳBkは、集中管理装置ＭＣ２から受信する充放電指標ｐｒBに基づき、個別目標電力ＰBkrefを算出する。そして、算出した個別目標電力ＰBkrefに基づいて、個別出力電力ＰBkoutを制御する。これにより、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値ＰCに一致させている。
【００８０】
図１３は、図１２に示す太陽光発電システムＰＶＳ２の出力抑制制御に関する制御系の機能構成を示している。なお、図１３において、太陽電池ＳＰiおよび蓄電池Ｂkの図示を省略している。当該出力抑制制御に関する制御系として、図１３に示すように、各パワーコンディショナＰＣＳPViは、受信部１１、目標電力算出部１２’、および、出力制御部１３を含んでいる。また、各パワーコンディショナＰＣＳBkは、受信部３１、目標電力算出部３２、および、出力制御部３３を含んでいる。そして、集中管理装置ＭＣ２は、目標電力設定部２１、連系点電力検出部２２、指標算出部２３’、および、送信部２４’を含んでいる。
【００８１】
目標電力算出部１２’は、受信部１１が受信した抑制指標ｐｒPVに基づき、自装置（パワーコンディショナＰＣＳPVi）の個別目標電力ＰPVirefを算出する。具体的には、目標電力算出部１２’は、下記（１９）式に示す制約付き最適化問題を解くことで、個別目標電力ＰPVirefを算出する。したがって、目標電力算出部１２’は、第１実施形態に係る目標電力算出部１２と比較し、個別目標電力ＰPVirefを算出するための最適化問題の演算式が異なっている。当該（１９）式において、ｗPViは、パワーコンディショナＰＣＳPViの有効電力抑制に関する重みを表わしており、設計値である。また、Ｐφiは、パワーコンディショナＰＣＳPViの個別出力電力ＰPVioutの抑制を優先するか否かを示す設計パラメータ（以下、「優先度パラメータ」という。）を示しており、設計値である。当該優先度パラメータＰφiを小さくすると、蓄電池Ｂkの充電量を少なくし、個別出力電力ＰPVioutが抑制され易くなる。一方、当該優先度パラメータＰφiを大きくすると、蓄電池Ｂkの充電量を多くし、個別出力電力ＰPVioutが抑制され難くなる。よって、優先度パラメータＰφiは、蓄電池Ｂkの充電を優先するか否かを示す設計パラメータであるとも言える。さらに、この優先度パラメータＰφiによって、パワーコンディショナＰＣＳPViの定格出力による出力限界とは別に、パワーコンディショナＰＣＳPViの個別出力電力ＰPVioutの疑似的な出力限界が設定されていると考えられる。そのため、優先度パラメータＰφiは、疑似有効出力限界とも言える。上記重みｗPViおよび上記優先度パラメータＰφiはユーザが設定可能である。この下記（１９）式についての詳細は、後述する。
【数９】
2018170901.tif 000011
【００８２】
受信部３１は、上記第１実施形態に係る受信部１１と同様に構成され、集中管理装置ＭＣ２から送信される充放電指標ｐｒBを受信する。
【００８３】
目標電力算出部３２は、受信部３１が受信した充放電指標ｐｒBに基づき、自装置（パワーコンディショナＰＣＳBk）の個別目標電力ＰBkrefを算出する。具体的には、目標電力算出部３２は、下記（２０）式に示す最適化問題を解くことで、個別目標電力ＰBkrefを算出する。当該（２０）式において、ＰBklmtは、各パワーコンディショナＰＣＳBkの定格出力（出力限界）を表わしている。ｗBkは、パワーコンディショナＰＣＳBkの有効電力に関する重みを表わしている。上記重みｗBkは、ユーザが設定可能である。また、αk，βkは、蓄電池Ｂkの残量によって調整できる調整パラメータを表わしている。なお、この下記（２０）式についての詳細は、後述する。
【数１０】
2018170901.tif 000012
【００８４】
出力制御部３３は、上記第１実施形態に係る出力制御部１３と同様に構成される。出力制御部３３は、蓄電池Ｂkの放電および充電を制御することで、個別出力電力ＰBkoutを、目標電力算出部３２が算出した個別目標電力ＰBkrefにする。具体的には、目標電力算出部３２によって算出された個別目標電力ＰBkrefが正の値の場合、蓄電池Ｂkに蓄積された電力（直流電力）を交流電力に変換し、電力系統Ａに供給する。すなわち、パワーコンディショナＰＣＳBkを放電回路として機能させる。一方、個別目標電力ＰBkrefが負の値の場合、パワーコンディショナＰＣＳPViから出力された交流電力の少なくとも一部を直流電力に変換し、蓄電池Ｂkに供給する。すなわち、パワーコンディショナＰＣＳBkを充電回路として機能させる。
【００８５】
指標算出部２３’は、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力にするための指標を算出する。本実施形態においては、目標電力として出力指令値ＰCが入力されるので、指標算出部２３’は、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値ＰCにするための抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを算出する。指標算出部２３’は、ラグランジュ乗数をλ、勾配係数をε、時間をｔとして、下記（２１）式および下記（２２）式に基づき、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを算出する。ただし、指標算出部２３’は、目標電力設定部２１からの出力指令値ＰCとして、電力会社からの出力抑制の指令がないことを表わす数値−１を入力された場合、ラグランジュ乗数λを「０」とする。すなわち、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBをともに「０」と算出する。なお、下記（２１）式において、個別出力電力ＰPViout，ＰBkoutおよび出力指令値ＰCが、時間ｔに対して変化する値であるため、それぞれ個別出力電力をＰPViout（ｔ），ＰBkout（ｔ）および出力指令値をＰC（ｔ）と記載している。これらの下記（２１）式および下記（２２）式の詳細は、後述する。
【数１１】
2018170901.tif 000013
【００８６】
送信部２４’は、指標算出部２３’が算出した抑制指標ｐｒPVをパワーコンディショナＰＣＳPViに送信し、指標算出部２３’が算出した充放電指標ｐｒBをパワーコンディショナＰＣＳBkに送信する。
【００８７】
次に、太陽光発電システムＰＶＳ２が行う出力抑制制御において、パワーコンディショナＰＣＳPViによる個別目標電力ＰPVirefの算出に上記（１９）式が用いられる理由、パワーコンディショナＰＣＳBkによる個別目標電力ＰBkrefの算出に上記（２０）式が用いられる理由、および、集中管理装置ＭＣ２による抑制指標ｐｒPV，充放電指標ｐｒBの算出に上記（２１）式および上記（２２）式が用いられる理由を説明する。
【００８８】
太陽光発電システムＰＶＳ２は、出力抑制制御において、以下の５つの目標を達成するように構成されている。１つ目の目標（目標２−１）は、「各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkが分散的に個別目標電力を算出する」ことである。２つ目の目標（目標２−２）は、「太陽電池に接続されたパワーコンディショナＰＣＳPViの出力電力をできる限り抑制しない」ことである。３つ目の目標（目標２−３）は、「蓄電池は、連系点電力が出力指令値（目標電力）よりも大きい場合には充電し、不足している場合には放電する」ことである。４つ目の目標（目標２−４）は、「太陽光発電システムＰＶＳ２の連系点における出力電力（連系点電力）を電力会社からの出力指令値（目標電力）に一致させる」ことである。そして、５つ目の目標（２−５）は、「パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBk毎に、出力抑制量を調整できるようにする」ことである。
【００８９】
まず、集中管理装置ＭＣ２が集中的に個別目標電力ＰPViref，ＰBkrefを求める場合の制約付き最適化問題を考える。そうすると、下記（２３）式が得られる。ここで、上記するように、ＰPViref，ＰBkrefはそれぞれ、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkの個別目標電力を表わし、ＰPVilmt，ＰBklmtはそれぞれ、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkの定格出力（出力限界）を表わし、Ｐφiは優先度パラメータを表わす。なお、下記（２３）式の最適解である個別目標電力ＰPViref，ＰBkrefをそれぞれ、（ＰPViref）*，（ＰBkref）*とする。下記（２３）式において、（２３ａ）式は、各パワーコンディショナＰＣＳPViの個別出力電力ＰPVioutの出力抑制量の最小化および各パワーコンディショナＰＣＳBkの個別出力電力ＰBkoutの出力量の最小化、（２３ｂ）式は、各パワーコンディショナＰＣＳPViの定格出力ＰPVilmtによる制約、（２３ｃ）式は、各パワーコンディショナＰＣＳBkの定格出力ＰBklmtによる制約、（２３ｄ）式は、各蓄電池Ｂkの残量制約、（２３ｅ）式は、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値ＰCに一致させることを、それぞれ表わしている。
【数１２】
2018170901.tif 000014
【００９０】
これは集中管理装置ＭＣ２が、上記（２３）式から個別目標電力（ＰPViref）*，（ＰBkref）*を求める場合を示している。したがって、上記（２３）式の場合、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkが分散的に個別目標電力（ＰPViref）*，（ＰBkref）*を算出していないため、目標２−１を達成していない。
【００９１】
続いて、各パワーコンディショナＰＣＳPViが分散的に個別目標電力ＰPVirefを求める場合の制約付き最適化問題を考える。そうすると、下記（２４）式が得られる。
【数１３】
2018170901.tif 000015
【００９２】
同様に、各パワーコンディショナＰＣＳBkが分散的に個別目標電力ＰBkrefを求める場合の制約付き最適化問題を考える。そうすると、下記（２５）式が得られる。
【数１４】
2018170901.tif 000016
【００９３】
しかし、上記（２４）式の最適解である個別目標電力は、各パワーコンディショナＰＣＳPViが分散的に求めた個別目標電力ＰPVirefであるが、上記（２３ｅ）式が考慮されていない。同様に、上記（２５）式の最適解である個別目標電力は、各パワーコンディショナＰＣＳBkが分散的に求めた個別目標電力ＰBkrefであるが、上記（２３ｅ）式が考慮されていない。したがって、連系点電力Ｐ（ｔ）を電力会社からの出力指令値ＰCに一致させる目標２−４を達成できない。
【００９４】
そこで、次に手法により、目標２−４を達成させることを考える。すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳPViが、集中管理装置ＭＣ２から受信する抑制指標ｐｒPVに基づき、分散的に個別目標電力ＰPVirefを算出し、また、各パワーコンディショナＰＣＳBkが集中管理装置ＭＣ２から受信する充放電指標ｐｒBに基づき、分散的に個別目標電力ＰBkrefを算出する。これにより、目標２−４を達成させる。各パワーコンディショナＰＣＳPViが、抑制指標ｐｒPVを用いて、分散的に個別目標電力ＰPVirefを求める場合の制約付き最適化問題は、上記（１９）式で表わすことができる。なお、上記（１９）式の最適解である個別目標電力ＰPVirefを（ＰPViref）♭とする。同様に、各パワーコンディショナＰＣＳBkが、充放電指標ｐｒBを用いて、分散的に個別目標電力ＰBkrefを求める場合の制約付き最適化問題は、上記（２０）式で表わすことができる。なお、上記（２０）式の最適解である個別目標電力ＰBkrefを（ＰBkref）♭とする。
【００９５】
ここで、上記（２３）式により得られる最適解（ＰPViref）*と、上記（１９）式により得られる最適解（ＰPViref）♭とが一致し、かつ、上記（２３）式により得られる最適解（ＰBkref）*と、上記（２０）式により得られる最適解（ＰBkref）♭とが一致することで、連系点電力Ｐ（ｔ）を電力会社からの出力指令値ＰCに一致させることができる。すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkが分散的に最適化問題を解いた場合であっても、目標２−４を達成することができる。したがって、定常状態の最適性に着目し、（ＰPViref）*＝（ＰPViref）♭となる抑制指標ｐｒPV、および、（ＰBkref）*＝（ＰBkref）♭となる充放電指標ｐｒBを考える。そのために、上記（２３）式、上記（１９）式、および、上記（２０）式のＫＫＴ条件を考える。これにより、上記（２３）式のＫＫＴ条件から下記（２６）式が得られ、上記（１９）式のＫＫＴ条件から下記（２７）式が得られ、上記（２０）式のＫＫＴ条件から下記（２８）式が得られる。なお、μ，νは所定のラグランジュ乗数である。
【数１５】
2018170901.tif 000017
【００９６】
これら上記（２６）式、上記（２７）式、および、上記（２８）式から、ｐｒPV＝ｐｒB＝λ（上記（２２）式）とすることで、（ＰPViref）*と（ＰPViref）♭、また、（ＰBkref）*と（ＰBkref）♭が一致することが分かる。したがって、集中管理装置ＭＣ２がラグランジュ乗数λを算出し、算出したラグランジュ乗数λを抑制指標ｐｒPVとして、各パワーコンディショナＰＣＳPViに提示（送信）することで、各パワーコンディショナＰＣＳPViがそれぞれ、上記（１９）式から個別目標電力（ＰPViref）♭を算出することができる。同様に、集中管理装置ＭＣ２は、算出したラグランジュ乗数λを充放電指標ｐｒBとして、各パワーコンディショナＰＣＳBkに提示（送信）することで、各パワーコンディショナＰＣＳBkがそれぞれ、上記（２０）式から個別目標電力（ＰBkref）♭を算出することができる。これにより、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkが分散的に個別目標電力ＰPViref，ＰBkrefを求めた場合であっても、連系点電力Ｐ（ｔ）と電力会社からの出力指令値ＰCとを一致させることができる。すなわち、目標２−４を達成できる。
【００９７】
続いて、集中管理装置ＭＣ２によるラグランジュ乗数λの算出方法について、説明する。ラグランジュ乗数λを求めるために、まず、ｈ11,i＝−ＰPViref、ｈ12,i＝ＰPViref−ＰPVilmtとし、各パワーコンディショナＰＣＳPViの不等式制約をまとめてｈ1x,i≦０（ｘ＝１，２、ｉ＝１，・・・，ｎ）とする。また、同様に、ｈ21,k＝−ＰBklmt−ＰBkref、ｈ22,k＝ＰBkref−ＰBklmt、ｈ23,k＝αk−ＰBkref、ｈ24,k＝ＰBkref−βkとし、各パワーコンディショナＰＣＳBkの不等式制約をまとめてｈ2y,k≦０（ｙ＝１，２，３，４、ｋ＝１，・・・，ｍ）とする。そして、上記（２３）式の双対問題である下記（２９）式を考える。
【数１６】
2018170901.tif 000018
【００９８】
ここで、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkによって求められる最適解（ＰPViref）♭，（ＰBkref）♭が決定されると仮定すると、下記（３０）式となり、ラグランジュ乗数λに対する最大化問題の形となる。この下記（３０）式に対し勾配法を適用すると、下記（３１）式となる。なお、εは勾配係数を表わし、τは時間変数を表わす。
【数１７】
2018170901.tif 000019
【００９９】
上記（３１）式において、（ＰPViref）♭を対応するパワーコンディショナＰＣＳPViの個別出力電力ＰPVioutで置き換え、（ＰBkref）♭を対応するパワーコンディショナＰＣＳBkの個別出力電力ＰBkoutで置き換える。さらに、集中管理装置ＭＣ２は、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkの個別出力電力ＰPViout，ＰBkoutを個別に観測せず、連系点電力Ｐ（ｔ）＝ΣiＰPViout＋ΣkＰBkoutを観測する。また、電力会社から逐次出力指令値ＰCを取得しているとする。そうすると、上記（２１）式が得られる。よって、集中管理装置ＭＣ２は、連系点電力Ｐ（ｔ）と電力会社からの出力指令値ＰCとに基づき、ラグランジュ乗数λを算出できる。そして、上記（２２）式に基づき、算出したラグランジュ乗数λを抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBとする。
【０１００】
以上のことから、本実施形態においては、各パワーコンディショナＰＣＳPViは、個別目標電力ＰPVirefを算出するときに、上記（１９）式に示す最適化問題を用いている。また、各パワーコンディショナＰＣＳBkは、個別目標電力ＰBkrefを算出するときに、上記（２０）式に示す最適化問題を用いている。そして、集中管理装置ＭＣ２は、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを算出するときに、上記（２１）式および上記（２２）式を用いている。
【０１０１】
次に、上記のように構成された太陽光発電システムＰＶＳ２において、上記５つの目標を達成し、適切に動作していることをシミュレーションによって検証した。
【０１０２】
シミュレーションでは、太陽電池ＳＰiが接続されたパワーコンディショナＰＣＳPViを５台（ｉ＝１〜５；ＰＣＳPV1〜ＰＣＳPV5）と、蓄電池Ｂkが接続されたパワーコンディショナＰＣＳBkを５台（ｋ＝１〜５；ＰＣＳB1〜ＰＣＳB5）と、を有する太陽光発電システムＰＶＳ２を想定した。
【０１０３】
また、本シミュレーションにおいては、蓄電池Ｂkのモデルは、ｄ/ｄｔ（ｘk）＝−ＫkＰBkout，ｓk＝ｘkとした。ここで、ｓkは、蓄電池Ｂkの充電電力量を表わし、ＫKは、蓄電池Ｂkの特性を表わしている。さらに、蓄電池Ｂkの残量によって調整できる調整パラメータαk，βkは、表１のように設定した。当該表１において、ＳＯＣkは、各蓄電池ＢBkの充電率（State Of Charge）［％］を示しており、充電電力量［ｋＷｈ］をＳk，蓄電池Ｂkの最大容量［ｋＷｈ］をＳkmaxとして、ＳＯＣk＝（Ｓk／Ｓkmax）×１００により算出される。
【表１】
2018170901.tif 000020
【０１０４】
最適化問題に関するパラメータである各パワーコンディショナＰＣＳPViの優先度パラメータ（疑似有効出力限界）Ｐφiは１０００［ｋＷ］とした。その他、電力系統Ａ（連系点電圧）のモデル（上記（１８）式参照）および各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkのモデル（図３および図４参照）は、上記第１実施形態に係るシミュレーション時のものと同様とした。
【０１０５】
図１４〜図１６は、上記に示したモデルの太陽光発電システムＰＶＳ２を用いて、複数の条件下でシミュレーションを行ったときの結果を示している。
【０１０６】
ケース１として、５台のパワーコンディショナＰＣＳPV1〜ＰＣＳPV5がすべて同じ条件であり、５台のパワーコンディショナＰＣＳB1〜ＰＣＳB5がすべて同じ条件である場合を、シミュレーションした。当該シミュレーションをシミュレーション２−１とする。シミュレーション２−１において、５台のパワーコンディショナＰＣＳPV1〜ＰＣＳPV5はすべて、定格出力ＰPVilmtが５００［ｋＷ］、有効電力抑制に関する重みｗPViが１．０、太陽電池ＳＰiの発電量ＰiSPが６００［ｋＷ］であるとした。また、５台のパワーコンディショナＰＣＳB1〜ＰＣＳB5はすべて、定格出力ＰPVilmtが５００［ｋＷ］、有効電力抑制に関する重みｗPViが１．０であるとした。蓄電池Ｂ1〜Ｂ5の最大容量Ｓ1max〜Ｓ5maxはすべて５００［ｋＷｈ］であるとした。そして、電力会社からの出力指令値ＰCは、０≦ｔ＜６０［ｓ］では指令がなく、６０≦ｔ［ｓ］では１５００［ｋＷ］であるとした。なお、「出力指令値ＰCの指令がない」ときには、上記するように出力指令値ＰCとして、指令がないことを表わす数値−１を用いた。その他、勾配係数εを０．０５、集中管理装置ＭＣ２が行う抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBの更新と各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkが行う個別目標電力ＰPViref，ＰBkrefの更新との各サンプリング時間を１［ｓ］とした。また、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkはすべて、力率１（無効電力目標値＝０［ｋｖａｒ］）で運転しているものとした。図１４は、シミュレーション２−１におけるシミュレーション結果を示している。
【０１０７】
図１４（ａ）は、太陽電池ＳＰiの発電量ＰiSPを示している。図１４（ｂ）は、各パワーコンディショナＰＣＳPViの個別目標電力ＰPVirefを示している。図１４（ｃ）は、各パワーコンディショナＰＣＳPViの個別出力電力ＰPVioutを示している。図１４（ｄ）は、連系点電力Ｐ（ｔ）（実線）および電力会社からの出力指令値ＰC（破線）を示している。図１４（ｅ）は、各パワーコンディショナＰＣＳBkの個別目標電力ＰBkrefを示している。図１４（ｆ）は、各パワーコンディショナＰＣＳBkの個別出力電力ＰBkoutを示している。図１４（ｇ）は、指標算出部２３’が算出する抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを示している。
【０１０８】
図１４から次のことが確認できる。すなわち、図１４（ｂ）および図１４（ｃ）が示すように、出力指令値ＰCの指令後（６０≦ｔ［ｓ］）であっても、個別目標電力ＰPV1ref〜ＰPV5refが５００［ｋＷ］のままであり、個別出力電力ＰPV1out〜ＰPV5outが抑制されていないことが確認できる。また、図１４（ｅ）および図１４（ｆ）が示すように、各パワーコンディショナＰＣＳBkの個別出力電力ＰB1out〜ＰB5outが、０［ｋＷ］から負（マイナス）に遷移していることが確認できる。これは、パワーコンディショナＰＣＳBkに電力が入力されていることを表わしており、各パワーコンディショナＰＣＳBkに入力される電力を用いて、蓄電池Ｂkを充電している。また、図１４（ｄ）が示すように、連系点電力Ｐ（ｔ）は、出力指令値ＰCと一致していることも確認できる。したがって、太陽光発電システムＰＶＳ２は、電力会社から出力指令値ＰCが指令されたとき、各パワーコンディショナＰＣＳPViの個別出力電力ＰPVioutを抑制せず、蓄電池Ｂkの充電に用いていることが確認できる。
【０１０９】
ケース２として、５台のパワーコンディショナＰＣＳB1〜ＰＣＳB5のうち１台のパワーコンディショナＰＣＳB5に接続された蓄電池Ｂ5の最大容量Ｓ5maxが他のパワーコンディショナＰＣＳB1〜ＰＣＳB4に接続された蓄電池Ｂ1〜Ｂ4のそれと異なる場合を、シミュレーションした。当該シミュレーションをシミュレーション２−２とする。シミュレーション２−２において、１台のパワーコンディショナＰＣＳB5に接続された蓄電池Ｂ5の最大容量Ｓ5maxを３［ｋＷｈ］とした。その他の条件は、上記シミュレーション２−１と同じとした。図１５は、シミュレーション２−２におけるシミュレーション結果を示している。なお、図１５において、図１５（ａ）〜（ｇ）は、上記シミュレーション２−１における図１４（ａ）〜（ｇ）に対応した図である。
【０１１０】
図１５から次のことが確認できる。すなわち、図１５（ａ）〜（ｃ）が示すように、上記シミュレーション２−１と同様に、出力指令値ＰCの指令後（６０≦ｔ［ｓ］）であっても、個別目標電力ＰPV1ref〜ＰPV5refは抑制されていないことが確認できる。また、図１５（ｅ）および図１５（ｆ）が示すように、各パワーコンディショナＰＣＳB1〜ＰＣＳB5の個別出力電力ＰB1out〜ＰB5outが、０［ｋＷ］から負（マイナス）に遷移していることが確認できる。したがって、上記シミュレーション２−１と同様に、各パワーコンディショナＰＣＳB1〜ＰＣＳB5は、入力される電力を用いて、蓄電池Ｂkを充電している。また、図１５（ｅ）および図１５（ｆ）が示すように、１１０≦ｔ［ｓ］で、パワーコンディショナＰＣＳB5の個別出力電力ＰB5outが０（ゼロ）となり、その他のパワーコンディショナＰＣＳB1〜ＰＣＳB4の個別出力電力ＰB1out〜ＰB4outがさらに低下している（入力電力が増加している）。これは、蓄電池Ｂ5の最大容量Ｓ5maxが３［ｋＷｈ］であり、他の蓄電池Ｂ1〜Ｂ4より低いため、ｔ＝１１０［ｓ］で、蓄電池Ｂ5が他の蓄電池Ｂ1〜Ｂ4より先に充電が完了したことを表わしている。よって、蓄電池Ｂ5の充電が完了したため、パワーコンディショナＰＣＳB5への電力の入力を停止し、充電を停止していることを表わしている。そして、当該パワーコンディショナＰＣＳB5に入力していた分の電力を他のパワーコンディショナＰＣＳB1〜ＰＣＳB4に分配したため、その他のパワーコンディショナＰＣＳB1〜ＰＣＳB4の個別出力電力ＰB1out〜ＰB4outがさらに低下している（入力される電力が増加している）。さらに、図１５（ｄ）が示すように、蓄電池Ｂ5の充電停止に伴い、一時的に連系点電力Ｐ（ｔ）が出力指令値ＰCより大きくなっている。しかし、定常状態では、連系点電力Ｐ（ｔ）は、出力指令値ＰCと一致していることも確認できる。したがって、太陽光発電システムＰＶＳ２は、各蓄電池Ｂkの性能を考慮して、適切に動作を行っているといえる。
【０１１１】
ケース３として、５台のパワーコンディショナＰＣＳB1〜ＰＣＳB5のうち１台のパワーコンディショナＰＣＳB5に設定される有効電力に関する重みｗB5が他のパワーコンディショナＰＣＳB1〜ＰＣＳB4に設定されるそれと異なる場合を、シミュレーションした。当該シミュレーションをシミュレーション２−３とする。シミュレーション２−３において、上記１台のパワーコンディショナＰＣＳB5の有効電力に関する重みｗB5を２．０とした。すなわち、他のパワーコンディショナＰＣＳB1〜ＰＣＳB4のそれと比較し、充電量を半分にすることを表わしている。その他の条件は、上記シミュレーション２−１と同じとした。図１６は、シミュレーション２−３におけるシミュレーション結果を示している。なお、図１６において、図１６（ａ）〜（ｇ）は、上記シミュレーション２−１における図１４（ａ）〜（ｇ）に対応した図である。
【０１１２】
図１６から次のことが確認できる。すなわち、図１６（ａ）〜（ｃ）が示すように、上記シミュレーション２−１と同様に、出力指令値ＰCの指令後（６０≦ｔ［ｓ］）であっても、個別目標電力ＰPV1ref〜ＰPV5refは抑制していないことが確認できる。また、図１５（ｅ）および図１５（ｆ）より、パワーコンディショナＰＣＳB1〜ＰＣＳB5の個別出力電力ＰB1out〜ＰB5outが、０［ｋＷ］から負（マイナス）に遷移していることが確認できる。したがって、上記シミュレーション２−１と同様に、各パワーコンディショナＰＣＳB1〜ＰＣＳB5は、入力される電力を用いて、蓄電池Ｂkを充電している。また、図１６（ｅ）および図１６（ｆ）が示すように、有効電力に関する重みｗB5が異なるパワーコンディショナＰＣＳB5の充電量（パワーコンディショナＰＣＳB5への入力電力）が、その他のパワーコンディショナＰＣＳB1〜ＰＣＳB4の半分になっていることが確認できる。そして、図１６（ｄ）が示すように、連系点電力Ｐ（ｔ）が、定常状態で出力指令値ＰCと一致していることも確認できる。したがって、太陽光発電システムＰＶＳ２は、パワーコンディショナＰＣＳBkに設定された有効電力に関する重みｗBkを考慮して、適切に動作を行っているといえる。
【０１１３】
上記図１４〜図１６毎の結果に加え、図１４〜図１６を対比することで、次のことが確認できる。すなわち、各図の（ｇ）が示すように、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBが、各パワーコンディショナＰＣＳPV1〜ＰＣＳPV5，ＰＣＳB1〜ＰＣＳB5の、太陽電池ＳＰiの発電量ＰiSP、蓄電池Ｂkの性能、定格出力ＰPVilmt，ＰBklmt、有効電力抑制に関する重みｗPVi、有効電力に関する重みｗBk、および、出力指令値ＰCなどに基づき、異なる値が算出されていることが確認できる。そして、各図の（ｂ）および（ｅ）が示すように、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBの更新に応じて、個別目標電力ＰPViref，ＰBkrefが更新されていることが確認できる。各パワーコンディショナＰＣＳPV1〜ＰＣＳPV5，ＰＣＳB1〜ＰＣＳB5は、この個別目標電力ＰPViref，ＰBkrefに応じて、個別出力電力ＰPViout，ＰBkoutを制御している。よって、各図の（ｄ）が示すように、連系点電力Ｐ（ｔ）が出力指令値ＰCに一致していることが確認できる。以上のことから、上記（２１）式および上記（２２）式を用いて集中管理装置ＭＣ２が算出した抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBが適切な値であるといえる。
【０１１４】
上記シミュレーション２−１ないしシミュレーション２−３の結果から、太陽光発電システムＰＶＳ２において、各パワーコンディショナＰＣＳPViがそれぞれ、集中管理装置ＭＣ２から受信する抑制指標ｐｒPVに基づき、分散的に個別目標電力ＰPVirefを算出している。また、各パワーコンディショナＰＣＳBkがそれぞれ、集中管理装置ＭＣ２から受信する充放電指標ｐｒBに基づき、分散的に個別目標電力ＰBkrefを算出している。よって、上記目標２−１を達成している。また、各パワーコンディショナＰＣＳPViは、個別出力電力ＰPVioutをできる限り抑制せず、連系点電力Ｐ（ｔ）が出力指令値ＰCより超過している分を、各パワーコンディショナＰＣＳBkに入力し、蓄電池Ｂkの充電に利用している。よって、上記目標２−２および上記目標２−３を達成している。また、連系点電力Ｐ（ｔ）が出力指令値ＰCに一致している。よって、上記目標２−４を達成している。そして、各種条件に応じて、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBk毎に個別出力電力ＰPViout，ＰBkoutが変化している。すなわち、各種条件に応じて、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBk毎に出力抑制量が変化している。よって、上記目標２−５を達成している。以上のことから、太陽光発電システムＰＶＳ２は、上記５つの目標を達成していることが分かる。
【０１１５】
以上で説明したように、第２実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ２において、集中管理装置ＭＣ２は、電力会社からの出力指令値ＰCおよび検出した連系点電力Ｐ（ｔ）から抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを算出する。そして、抑制指標ｐｒPVを各パワーコンディショナＰＣＳPViに送信し、充放電指標ｐｒBを各パワーコンディショナＰＣＳBkに送信している。また、各パワーコンディショナＰＣＳPViは、受信した抑制指標ｐｒPVに基づき、分散的に上記（１９）式の最適化問題を解くことで、個別目標電力ＰPVirefを算出する。そして、個別出力電力ＰPVioutを当該個別目標電力ＰPVirefに制御している。さらに、各パワーコンディショナＰＣＳBkは、受信した充放電指標ｐｒBに基づき、分散的に上記（２０）式の最適化問題を解くことで、個別目標電力ＰBkrefを算出する。そして、個別出力電力ＰBkoutを当該個別目標電力ＰBkrefに制御している。これにより、集中管理装置ＭＣ２は、上記（２１）式および上記（２２）式に示す簡単な計算だけとなる。したがって、太陽光発電システムＰＶＳ２において、集中管理装置ＭＣ２の処理負荷を低減させることができる。また、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkがそれぞれ、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBに基づき分散的に個別目標電力ＰPViref，ＰBkrefを算出し、個別出力電力ＰPViout，ＰBkoutを制御する場合であっても、連系点電力Ｐ（ｔ）を電力会社からの出力指令値ＰCに一致させることができる。
【０１１６】
上記第１実施形態においては、有効電力抑制に関する重みｗiを考慮し、上記第２実施形態においては、有効電力抑制に関する重みｗPViおよび有効電力に関する重みｗBkを考慮した場合を例に説明したが、これに限定されない。例えば、上記第１実施形態において、目標１−３の「パワーコンディショナＰＣＳi毎に、出力抑制量を調整できるようにする」を考慮する必要がなければ、パワーコンディショナＰＣＳi毎に設定される上記有効電力抑制に関する重みｗiをすべて同じ値（例えば「１」）にしてもよい。また同様に、上記第２実施形態において、目標２−５の「パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBk毎に、出力抑制量を調整できるようにする」を考慮する必要がなければ、パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBk毎に設定される上記有効電力抑制に関する重みｗPViおよび有効電力に関する重みｗBkをすべて同じ値（例えば「１」）にしてもよい。
【０１１７】
上記第２実施形態においては、目標電力算出部１２’が上記（１９）式のように優先度パラメータＰφiを用いて、個別目標電力ＰPVirefを算出した場合を例に説明したが、上記第１実施形態における上記（８）式のように、定格出力ＰPVilmtを用いても良い。この場合、個別出力電力ＰPVioutの抑制を優先するか蓄電池Ｂkの充放電（個別出力電力ＰBkout）での対応を優先するかは、有効電力抑制に関する重みｗPViおよび有効電力に関する重みｗBkで調整すればよい。
【０１１８】
上記第２実施形態においては、目標電力算出部１２’が解く最適化問題は、上記（１９）式に限定されない。例えば、上記（１９）式の代わりに、下記（１９’）式を用いてもよい。下記（１９’）式は、上記（１９）式と比較して、下記（１９ｃ’）式に示す各パワーコンディショナＰＣＳPViの出力電流制約が追加されている。なお、下記（１９’）式において、ＱPViは各パワーコンディショナＰＣＳPViの無効電力、ＳPVidは各パワーコンディショナＰＣＳPViの出力可能な最大の皮相電力、Ｖ0は設計時における連系点の基準電圧、ＶPViは各パワーコンディショナＰＣＳPViにおける連系点の電圧をそれぞれ示している。また、下記（１９’）式において、下記（１９ｃ’）式に示す各パワーコンディショナＰＣＳPViの出力電流制約の代わりに、下記（１９ｄ’）式に示すパワーコンディショナＰＣＳPViの定格容量制約を用いてもよい。
【数１８】
2018170901.tif 000021
【０１１９】
上記第２実施形態においては、目標電力算出部３２が解く最適化問題は、上記（２０）式に限定されない。例えば、上記（２０）式の代わりに、下記（２０’）式を用いてもよい。下記（２０’）式は、上記（２０）式と比較して、下記（２０ａ’）に示す評価関数において、蓄電池ＢkのＳＯＣに応じた重みｗSOCkが追加されている。この重みｗSOCkは、下記（３２）式で算出される。当該（３２）式において、ＡSOCはｗSOCkのオフセット、ＫSOCは重みｗSOCkのゲイン、ｓは重みｗSOCkのオン／オフスイッチ（例えば、オンのとき１，オフのとき０）、ＳＯＣkは現在の蓄電池ＢkのＳＯＣ、ＳＯＣdは基準となるＳＯＣをそれぞれ示している。さらに、制約条件に、下記（２０ｃ’）式に示す蓄電池ＢkのＣレート制約および下記（２０ｅ’）式に示す各パワーコンディショナＰＣＳBkの出力電流制約が追加されている。Ｃレートとは、蓄電池Ｂkの有する全容量に対する充電時あるいは放電時の電流の相対的な比率であり、蓄電池Ｂkの有する全容量を１時間で充電あるいは放電するときを１Ｃとしたものである。本実施形態においては、充電側のＣレートを充電レートＣrateMとし放電側のＣレートを放電レートＣratePとし、これらは予め所定の値（例えば、ともに０．３Ｃ）が設定されている。なお、下記（２０’）式において、ＰSMklmtは−ＣrateM×ＷＨSlmt（ＷＨSlmtは蓄電池Ｂkの定格出力容量）で求められる蓄電池Ｂkの充電定格出力、ＰSPklmtはＣrateP×ＷＨSlmtで求められる蓄電池Ｂkの放電定格出力、ＱBkは各パワーコンディショナＰＣＳBkの無効電力、ＳBkdは各パワーコンディショナＰＣＳBkの出力可能な最大の皮相電力、ＶBkは各パワーコンディショナＰＣＳBkにおける連系点の電圧をそれぞれ示している。さらに、蓄電池Ｂkの充電定格出力ＰSMklmtは、補正開始ＳＯＣをＳＯＣC、ＳＯＣの充電制限閾値をｃＭＡＸとして、下記（３３）式に示すＳＯＣに応じた蓄電池充電量補正が考慮されている。当該蓄電池充電量補正は、補正開始ＳＯＣまでは、通常通りの運転を行い、補正開始ＳＯＣからＳＯＣ上限までは、ＳＯＣ上限で出力が０となるように一次関数的に出力を補正するようにしている。また、下記（２０’）式において、下記（２０ｅ’）に示す各パワーコンディショナＰＣＳBkの出力電流制約の代わりに、下記（２０ｆ’）式に示す各パワーコンディショナＰＣＳBkの定格容量制約を用いてもよい。
【数１９】
2018170901.tif 000022
【０１２０】
なお、以下に説明する他の実施形態に係る太陽光発電システムにおいて、目標電力算出部１２’は、個別目標電力ＰPVirefを算出する際に、上記（１９）式あるいは上記（１９’）式のいずれの最適化問題を用いてもよい。同様に、目標電力算出部３２は、個別目標電力ＰBkrefを算出する際に、上記（２０）式あるいは上記（２０’）式のいずれの最適化問題を用いてもよい。
【０１２１】
次に、第３実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ３について説明する。なお、以下の説明においては、上記第１実施形態および第２実施形態と同一あるいは類似のものについては、同じ符号を付してその説明を省略する。図１７は、太陽光発電システムＰＶＳ３の全体構成を示している。同図に示すように、太陽光発電システムＰＶＳ３は、複数台の太陽電池ＳＰi、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPVi、複数台の蓄電池Ｂk、複数台のパワーコンディショナＰＣＳBk、集中管理装置ＭＣ３、および、電力負荷Ｌを有して構成される。したがって、上記第２実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ２と比較して、電力負荷Ｌをさらに備えている点で異なる。
【０１２２】
電力負荷Ｌは、供給される電力を消費するものであり、例えば、工場や一般家庭などである。電力負荷Ｌは連系点に接続されており、電力系統Ａ、各パワーコンディショナＰＣＳPVi、および、各パワーコンディショナＰＣＳBkから電力が供給される。
【０１２３】
このような太陽光発電システムＰＶＳ３において、太陽電池ＳＰiが発電し、各パワーコンディショナＰＣＳPViから出力される電力（各個別出力電力ＰPVioutの総和ΣＰPViout）は、蓄電池Ｂkの充電や電力負荷Ｌによって消費されるが、これらにより消費されなかった余剰電力は電力系統Ａに逆潮流する。このように余剰電力が逆潮流しているときにおいても、電力会社から出力抑制を指示されると、電力会社からの出力指令値ＰCを超えないようにする必要がある。この余剰電力は連系点電力検出部２２によって検出される連系点電力Ｐ（ｔ）とみなせるので、太陽光発電システムＰＶＳ３は、上記第２実施形態と同様に、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを用いた出力抑制制御を行う。すなわち、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力（出力指令値ＰC）にしている。これにより、余剰電力が出力指令値ＰCを超えないようにしている。
【０１２４】
図１８は、図１７に示す太陽光発電システムＰＶＳ３の出力抑制制御に関する制御系の機能構成を示している。なお、図１８においては、太陽電池ＳＰiおよび蓄電池Ｂkの図示を省略している。また、それぞれ１台目のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkのみ記載している。同図に示すように、第３実施形態に係る各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBk、および、集中管理装置ＭＣ３の構成は、上記第２実施形態に係る各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBk、および、集中管理装置ＭＣ２の構成（図１３参照）とそれぞれ同じである。
【０１２５】
本実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ３によれば、集中管理装置ＭＣ３は、電力会社からの出力指令値ＰCおよび連系点電力Ｐ（ｔ）に基づいて、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを算出している。このとき、集中管理装置ＭＣ３は、上記（２１）式および上記（２２）式を用いて、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを算出する。そして、各パワーコンディショナＰＣＳPViは、抑制指標ｐｒPVに基づいて、分散的に個別目標電力ＰPVirefを算出している。また、各パワーコンディショナＰＣＳBkは、充放電指標ｐｒBに基づいて、分散的に個別目標電力ＰBkrefを算出している。これにより、集中管理装置ＭＣ３の処理負荷を低減させることができる。また、連系点電力Ｐ（ｔ）、すなわち、電力系統Ａに逆潮流させる余剰電力を出力指令値ＰCに制御することができる。よって、電力系統Ａに逆潮流させる余剰電力が電力会社からの出力指令値ＰCを超えないようにできる。
【０１２６】
上記第３実施形態においては、第２実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ２に対して、電力負荷Ｌを追加した場合を例に説明したが、第１実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１に電力負荷Ｌを追加した場合も、抑制指標ｐｒを用いて、出力抑制制御を行うことができる。この場合も、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力（出力指令値ＰC）にしつつ、集中管理装置ＭＣ１の処理負荷を低減させることができる。
【０１２７】
次に、第４実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ４について説明する。太陽光発電システムＰＶＳ４の全体構成は、上記第３実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ３（図１７参照）と略同じである。
【０１２８】
上記第３実施形態においては、各パワーコンディショナＰＣＳPViの個別出力電力ＰPViout（太陽電池ＳＰiの発電量ＰiSP）が電力負荷Ｌの消費電力より上回っている場合を説明した。第４実施形態においては、反対に、各パワーコンディショナＰＣＳPViの個別出力電力ＰPViout（太陽電池ＳＰiの発電量ＰiSP）の総和ΣＰPVioutが電力負荷Ｌの消費電力より下回っているものとする。すなわち、太陽電池ＳＰiの発電量ＰiSPでは足りない不足電力の一部あるいは全部が電力系統Ａから供給されている。当該不足電力は、個別出力電力ＰPVioutの総和ΣＰPVioutと消費電力との差である。
【０１２９】
このような太陽光発電システムＰＶＳ４において、不足電力を電力系統Ａから供給するためには、電力会社から電力を買う（買電する）必要がある。そして、買電した分、電力会社に電気料金を支払う。電気料金には基本料金と従量制料金とが含まれている。基本料金は、連系点に設けられた電力メーターによって、例えば３０分ごとの電力使用量が記録され、その最大値（ピーク値）で決まる。具体的には、電力使用量のピーク値が高い場合に基本料金は高くなり、電力使用量のピーク値が低い場合に基本料金は安くなる。
【０１３０】
そこで、第４実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ４は、上記抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを用いて各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkが分散的に制御して、電力系統Ａから供給される電力（買電電力）のピーク値を抑える。これを「ピークカット制御」という。なお、買電電力は、電力系統Ａから太陽光発電システムＰＶＳ４に供給される電力すなわち太陽光発電システムＰＶＳ４が電力系統Ａから得た（買電した）電力の大きさである。上記するように連系点電力Ｐ（ｔ）は、太陽光発電システムＰＶＳ４から電力系統Ａに出力される場合（逆潮流の場合）を正の値としている。よって、電力系統Ａから太陽光発電システムＰＶＳ４に入力される場合、連系点電力Ｐ（ｔ）は負の値になる。買電電力を制御するピークカット制御の場合は、目標値を負の値として、連系点電力Ｐ（ｔ）が当該目標値を下回らないように制御している。太陽光発電システムＰＶＳ４は、ピークカット制御において、各パワーコンディショナＰＣＳPViの個別出力電力ＰPVioutを制御して、太陽電池ＳＰiによって発電された電力をすべて出力する。また、各パワーコンディショナＰＣＳBkの個別出力電力ＰBkoutを制御し、必要に応じて蓄電池Ｂkに蓄積された電力を放電する。このようにして、電力負荷Ｌの消費電力の一部を、太陽電池ＳＰiによって発電された電力および蓄電池Ｂkに蓄積された電力で補填することで、上記買電電力の上昇を抑えている。
【０１３１】
図１９は、太陽光発電システムＰＶＳ４のピークカット制御に関する制御系の機能構成を示している。なお、図１９においては、太陽電池ＳＰiおよび蓄電池Ｂkの図示を省略している。また、それぞれ１台目のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkのみ記載している。太陽光発電システムＰＶＳ４は、当該ピークカット制御の制御系として、上記第３実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ３と比較して、集中管理装置ＭＣ３の代わりに、集中管理装置ＭＣ４を備えている点で異なる。
【０１３２】
集中管理装置ＭＣ４において、目標電力設定部２１は、買電電力の上限値に基づいて、当該上限値を負の値としたピークカット目標値Ｐcutを目標電力として設定する。このピークカット目標値Ｐcutは、連系点電力Ｐ（ｔ）の目標値であり、負の値である。ピークカット目標値Ｐcutは、ユーザが自由に指定できる。目標電力設定部２１は、設定した目標電力（ピークカット目標値Ｐcut）を指標算出部２３’に出力する。したがって、本実施形態においては、目標電力として、上記出力指令値ＰCの代わりに、ピークカット目標値Ｐcutを用いている。
【０１３３】
また、集中管理装置ＭＣ４において、指標算出部２３’は、連系点電力Ｐ（ｔ）と、目標電力設定部２１から入力されるピークカット目標値Ｐcutとを用いて、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを算出する。すなわち、本実施形態においては、指標算出部２３’は、連系点電力Ｐ（ｔ）をピークカット目標値Ｐcutにするための抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを算出する。このとき、指標算出部２３’は、上記（２１）式における出力指令値ＰC（ｔ）の代わりにピークカット目標値Ｐcutを用いて、ラグランジュ乗数λを算出する。そして、上記（２２）式により、算出したラグランジュ乗数λを充放電指標ｐｒBとして算出する。なお、抑制指標ｐｒPVについては、各パワーコンディショナＰＣＳPViから太陽電池ＳＰiによって発電された電力がすべて出力されるように、固定値「０」が用いられる。よって、指標算出部２３’は、充放電指標ｐｒBのみを算出しているともいえる。指標算出部２３’は、算出した抑制指標ｐｒPVを、送信部２４’を介して、各パワーコンディショナＰＣＳPViに送信する。また、算出した充放電指標ｐｒBを、送信部２４’を介して、各パワーコンディショナＰＣＳBkに送信する。
【０１３４】
このように構成された太陽光発電システムＰＶＳ４において、集中管理装置ＭＣ４は、連系点電力検出部２２によって検出される連系点電力Ｐ（ｔ）を監視する。そして、連系点電力Ｐ（ｔ）がピークカット目標値Ｐcut以下となった場合に、指標算出部２３’により連系点電力Ｐ（ｔ）をピークカット目標値Ｐcutにするための抑制指標ｐｒPV（＝０）および充放電指標ｐｒBを算出する。各パワーコンディショナＰＣＳPViはそれぞれ、集中管理装置ＭＣ４が算出した抑制指標ｐｒPVを用いた最適化問題に基づいて、個別目標電力ＰPVirefを算出し、個別出力電力ＰPVioutが個別目標電力ＰPVirefとなるように制御している。また、各パワーコンディショナＰＣＳBkはそれぞれ、集中管理装置ＭＣ４が算出した充放電指標ｐｒBを用いた最適化問題に基づいて、個別目標電力ＰBkrefを算出し、個別出力電力ＰBkoutを個別目標電力ＰBkrefに制御する。これらにより、連系点電力Ｐ（ｔ）がピークカット目標値Ｐcut以下である場合に、太陽電池ＳＰiによって発電された電力はすべて出力され、かつ、蓄電池Ｂkに蓄積された電力は放電される。その結果、連系点電力Ｐ（ｔ）が上昇し、連系点電力Ｐ（ｔ）がピークカット目標値Ｐcutとなる。したがって、連系点電力Ｐ（ｔ）がピークカット目標値Ｐcut以下となることを抑制して、太陽光発電システムＰＶＳ４は上記ピーク値を抑制している。
【０１３５】
なお、集中管理装置ＭＣ４は、連系点電力Ｐ（ｔ）が設定されたピークカット目標値Ｐcut以下である場合に、これをピークカット目標値Ｐcutに制御している。そのため、連系点電力Ｐ（ｔ）の検出間隔や抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBの算出間隔によっては、瞬時的にピークカット目標値Ｐcut以下になる。したがって、買電電力の上限値を設定するときに、ユーザが所望する上限値より所定量小さい値を設定するとよい。これにより、ピークカット目標値Ｐcutが実際の目標値より大きい値に設定されるため、瞬時的に連系点電力Ｐ（ｔ）が低下してもピークカット目標値Ｐcut以下になることを抑制することができる。
【０１３６】
以上のことから、本実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ４によれば、連系点電力Ｐ（ｔ）の目標電力として、出力指令値ＰCの代わりにピークカット目標値Ｐcutを用いた場合であっても、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力（ピークカット目標値Ｐcut）に一致させることができる。さらに、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkが分散的に個別目標電力ＰPViref，ＰBkrefを求めることで、集中管理装置ＭＣ４の処理負荷を低減させることができる。
【０１３７】
上記第４実施形態において、ピークカット制御中は、蓄電池Ｂkの放電が優先されるため、蓄電池Ｂkに蓄積された電力は減少する。そのために、所定の充電条件を満たしたときに、電力系統Ａから供給される電力の一部を用いて、蓄電池Ｂkの充電を行うようにしてもよい。このような充電条件としては、例えば、連系点電力Ｐ（ｔ）がピークカット目標値Ｐcutより閾値以上大きい場合などが挙げられる。このようにすることで、次のピークカット制御に備えて、蓄電池Ｂkを充電しておくことができる。
【０１３８】
このような蓄電池Ｂkの充電制御において、所定の時間帯毎に、充電の有無や充電速度を変更するようにしてもよい。例えば、所定の時間帯毎に、充電モードを設定可能にしておく。そして、当該充電モードに応じて、蓄電池Ｂkの充電を制御する。このような充電モードとしては、例えば、充電無モード、通常充電モード、および、低速充電モードがある。充電無モードは、充電を行わないモードである。通常充電モードは、所定の充電速度（通常速度）で充電するモードである。低速充電モードは、通常速度より遅い所定の速度（低速度）で充電するモードである。なお、充電モードはこれらに限定されない。ユーザは集中管理装置ＭＣ４のユーザインタフェースなどにより充電モードの設定を行うことができ、図示しないモード設定部がユーザの操作指示に応じて充電モードを設定する。上記所定の時間帯とは、１日を複数個に分けた所定の期間であり、例えば、１時間毎に分けた場合、２４個の時間帯毎に設定可能であり、３０分毎に分けた場合、４８個の時間帯毎に設定可能である。なお、朝、昼、夕、晩、深夜などの時間帯に分けてもよい。さらに、１日単位ではなく、１週間単位で所定の時間帯を設けてもよい。
【０１３９】
具体的には、集中管理装置ＭＣ４は、上記モード設定部によって設定された充電モードの設定情報を、送信部２４’を介して各パワーコンディショナＰＣＳBkそれぞれに送信する。そして、受信部３１を介してこれを受信した各パワーコンディショナＰＣＳBkは、設定されている充電モードに対応付けられた上記充電レートＣrateMを用いて上記（２０ｃ’）式に示す蓄電池ＢkのＣレート制約（充電定格出力ＰSMklmt）を変更する。例えば、通常充電モードに対する充電レートＣrateMには０．３を、低速充電モードに対する充電レートＣrateMには０．１を、充電なしモードに対する充電レートＣrateMには０をそれぞれ設定する。そして、各パワーコンディショナＰＣＳBkは、上記（２０’）式に示す最適化問題に基づいて、個別目標電力ＰBkrefを求めることで、充電モードの設定に応じて蓄電池Ｂkの充電の有無および充電速度を変更することができる。なお、低速充電モードが連続して設定されている時間帯において、蓄電池Ｂkが満充電するように、充電速度を可変にしてもよい。例えば、深夜０時から朝６時まで連続して「低速充電モード」が設定されている場合、６時間かけて蓄電池Ｂkが満充電となるように、充電速度を設定する。詳細には、充電レートＣrateMを１／６（≒０．１６７）にする。ただし、通常速度を超えないようにすることが望ましい。このようにすることで、充電モードに応じて、適宜蓄電池Ｂkの充電の有無や充電速度を変更することができる。したがって、時間帯によって（買電の）上記従量制料金の電力量単価が変わる場合において、例えば、電力量単価が安い時間帯に買電電力を多くし、電力量単価が高い時間帯に買電電力を少なくすることができる。
【０１４０】
上記第４実施形態においては、太陽電池ＳＰiが接続された複数台のパワーコンディショナＰＣＳPViを備えている場合を例に説明したが、これらを備えていなくてもよい。すなわち、蓄電池Ｂkが接続された複数台のパワーコンディショナＰＣＳBkと電力負荷Ｌと集中管理装置ＭＣ４とで構成されるものでもよい。
【０１４１】
次に、第５実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ５について説明する。太陽光発電システムＰＶＳ５の全体構成は、上記第３実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ３（図１７参照）と略同じであり、その図示を省略する。上記第３実施形態においては、余剰電力を逆潮流させることが可能であったが、第５実施形態においては、逆潮流が禁止されているものとする。
【０１４２】
逆潮流が禁止されている太陽光発電システムＰＶＳ５では、電力系統Ａへの連系点に逆電力継電器５１を設ける必要がある。この逆電力継電器５１は、リレーの一種である。逆電力継電器５１は、太陽光発電システムＰＶＳ５から電力系統Ａに逆潮流が発生したことを検出すると、太陽光発電システムＰＶＳ５を電力系統Ａから解列する。例えば、逆電力継電器５１は、連系点電力Ｐ（ｔ）を検出し、当該連系点電力Ｐ（ｔ）に基づいて逆潮流の発生を検出する。そして、逆潮流の発生を検出した場合、連系点に設けられた図示しない遮断器を遮断することで、太陽光発電システムＰＶＳ５を電力系統Ａから解列する。一度、解列すると、復帰するのに、専門の業者を呼ぶ必要があるため時間がかかる。例えば工場の休止日などにより、電力負荷Ｌの低負荷時には、電力負荷Ｌの消費電力は低下する。したがって、工場の休止日に天気が晴れた場合には、太陽電池ＳＰiの発電量ＰiSPが電力負荷Ｌの消費電力を超える場合があり、このとき、逆潮流が発生する。
【０１４３】
そこで、第５実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ５において、上記抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを用いて各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkが分散的に制御して、逆潮流の発生を抑制する。これを「逆潮流回避制御」という。なお、連系点電力Ｐ（ｔ）が正の値である場合、逆潮流が発生しているので、逆潮流の発生を抑制するためには、連系点電力Ｐ（ｔ）が正の値にならないように、負の値を維持すればよい。太陽光発電システムＰＶＳ５は、逆潮流回避制御において、各パワーコンディショナＰＣＳPViの個別出力電力ＰPVioutを抑制する。また、パワーコンディショナＰＣＳBkの個別出力電力ＰBkoutを制御して蓄電池Ｂkを充電する。このようにして、常に電力系統Ａから太陽光発電システムＰＶＳ５に電力を供給させている。したがって、連系点電力Ｐ（ｔ）が、正の値にならないように、負の値を維持している。これにより、逆潮流の発生が抑制される。
【０１４４】
図２０は、太陽光発電システムＰＶＳ５の逆潮流回避制御に関する制御系の機能構成を示している。なお、図２０においては、太陽電池ＳＰiおよび蓄電池Ｂkの図示を省略している。また、それぞれ１台目のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkのみ記載している。太陽光発電システムＰＶＳ５は、当該逆潮流回避制御の制御系として、上記第３実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ３と比較して、集中管理装置ＭＣ３の代わりに、集中管理装置ＭＣ５を備えている点で異なる。
【０１４５】
集中管理装置ＭＣ５において、目標電力設定部２１は、逆潮流の発生を抑制するための逆潮流回避目標値ＰRPRを目標電力として設定する。この逆潮流回避目標値ＰRPRは、連系点電力Ｐ（ｔ）の目標値であり、負の値である。逆潮流回避目標値ＰRPRは、ユーザが自由に指定できる。目標電力設定部２１は、設定した目標電力（逆潮流回避目標値ＰRPR）を指標算出部２３’に出力する。
【０１４６】
また、集中管理装置ＭＣ５において、指標算出部２３’は、連系点電力Ｐ（ｔ）と、目標電力設定部２１から入力される逆潮流回避目標値ＰRPRとを用いて、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを算出する。すなわち、本実施形態においては、指標算出部２３’は、連系点電力Ｐ（ｔ）を逆潮流回避目標値ＰRPRにするための抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを算出する。具体的には、指標算出部２３’は、上記（２１）式における出力指令値ＰC（ｔ）の代わりに逆潮流回避目標値ＰRPRを用いて、ラグランジュ乗数λを算出する。そして、上記（２２）式により、算出したラグランジュ乗数λを抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBとして算出する。指標算出部２３’は、算出した抑制指標ｐｒPVを、送信部２４’を介して、各パワーコンディショナＰＣＳPViに送信する。また、算出した充放電指標ｐｒBを、送信部２４’を介して、各パワーコンディショナＰＣＳBkに送信する。
【０１４７】
このように構成された太陽光発電システムＰＶＳ５において、集中管理装置ＭＣ５は、連系点電力検出部２２によって検出される連系点電力Ｐ（ｔ）を監視する。そして、連系点電力Ｐ（ｔ）が逆潮流回避目標値ＰRPR以上となった場合に、指標算出部２３’により連系点電力Ｐ（ｔ）を逆潮流回避目標値ＰRPRにするための抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを算出する。各パワーコンディショナＰＣＳPViはそれぞれ、集中管理装置ＭＣ５が算出した抑制指標ｐｒPVを用いた最適化問題に基づいて、個別目標電力ＰPVirefを算出し、個別出力電力ＰPVioutを個別目標電力ＰPVirefに制御する。また、各パワーコンディショナＰＣＳBkはそれぞれ、集中管理装置ＭＣ５が算出した充放電指標ｐｒBを用いた最適化問題に基づいて、個別目標電力ＰBkrefを算出し、個別出力電力ＰBkoutを個別目標電力ＰBkrefに制御する。これらにより、連系点電力Ｐ（ｔ）を逆潮流回避目標値ＰRPRに制御して、逆潮流の発生を抑制している。すなわち、逆潮流によって逆電力継電器５１が動作することを抑制している。
【０１４８】
なお、逆潮流回避目標値ＰRPRの設定値が０である（あるいは０に近い）と、連系点電力Ｐ（ｔ）の検出間隔や抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBの算出間隔によっては、瞬時的に連系点電力Ｐ（ｔ）が上昇した場合に、連系点電力Ｐ（ｔ）が正の値となり、逆潮流が発生する可能性がある。そのため、設定される逆潮流回避目標値ＰRPRが０より所定量小さい値以下にするとよい。これにより、逆潮流回避目標値ＰRPRが０より小さくなるため、瞬時的に連系点電力Ｐ（ｔ）が上昇しても０を超えることを抑制することができる。したがって、逆潮流が発生することを抑制することができる。
【０１４９】
以上のことから、本実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ５によれば、連系点電力Ｐ（ｔ）の目標電力として、出力指令値ＰCの代わりに逆潮流回避目標値ＰRPRを用いた場合であっても、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力（逆潮流回避目標値ＰRPR）に一致させることができる。さらに、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkが分散的に個別目標電力ＰPViref，ＰBkrefを求めることで、集中管理装置ＭＣ５の処理負荷を低減させることができる。
【０１５０】
上記第５実施形態において、逆潮流回避制御中は、蓄電池Ｂkの充電が優先されるため、蓄電池Ｂkに電力が蓄積されていく。そのため、所定の放電条件を満たしたときに、蓄電池Ｂkの放電を行うようにしてもよい。このような放電条件としては、例えば、連系点電力Ｐ（ｔ）が逆潮流回避目標値ＰRPRより閾値以上小さい場合などが挙げられる。このようにすることで、次の逆潮流回避制御に備えて、蓄電池Ｂkを放電しておくことができる。
【０１５１】
このような蓄電池Ｂkの放電制御において、上記所定の時間帯毎に、放電をするか否かを変更するようにしてもよい。例えば、上記所定の時間帯毎に、放電モードを設定可能にしておく。そして、当該放電モードに応じて、蓄電池Ｂkを放電するか否かを制御する。このような放電モードとしては、例えば、放電有モードと放電無モードとがある。放電有モードは、放電を行うモードである。放電無モードは、放電を行わないモードである。なお、放電モードはこれらに限定されない。ユーザは集中管理装置ＭＣ５のユーザインタフェースなどにより放電モードの設定を行うことができ、図示しないモード設定部がユーザの操作指示に応じて放電モードを設定する。このときの所定の時間帯は、上記ピークカット制御における所定の時間帯と同じであっても異なっていてもよい。
【０１５２】
具体的には、集中管理装置ＭＣ５は、上記モード設定部によって設定された放電モードの設定情報を、送信部２４’を介して各パワーコンディショナＰＣＳBkそれぞれに送信する。そして、受信部３１を介してこれを受信した各パワーコンディショナＰＣＳBkは、設定されている放電モードに対応付けられた上記放電レートＣratePを用いて上記（２０ｃ’）式に示す蓄電池ＢkのＣレート制約（放電定格出力ＰSPklmt）を変更する。例えば、放電有モードに対する放電レートＣratePには０．３を、放電無モードに対する放電レートＣratePには０をそれぞれ設定する。そして、パワーコンディショナＰＣＳBkは、上記（２０’）式に示す最適化問題に基づいて、個別目標電力ＰBkrefを求めることで、放電モードの設定に応じて蓄電池Ｂkを放電するか否かを変更することができる。このようにすることで、放電モードに応じて、適宜蓄電池Ｂkを放電するか否かを変更することができる。したがって、必要に応じて蓄電池Ｂkを放電させず、電力を蓄積させておくことができる。
【０１５３】
上記第５実施形態においては、逆電力継電器５１は、太陽光発電システムＰＶＳ５を電力系統Ａから解列する場合を説明したが、これに限定されない。例えば、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkを電力系統Ａから解列するものであってもよい。すなわち、もし逆電力継電器５１によって解列されても、電力負荷Ｌは電力系統Ａに接続されたままにしてもよい。例えば、上記遮断器が、図２０に示す接続線の位置ＢＰ１に設置されるか、図２０に示す接続線の位置ＢＰ２（各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkの出力端付近それぞれ）に設置されることで、逆電力継電器５１は、電力負荷Ｌを残したまま、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkを電力系統Ａから解列することができる。
【０１５４】
上記第５実施形態においては、蓄電池Ｂkが接続された複数台のパワーコンディショナＰＣＳBkを備えている場合を例に説明したが、これらを備えていなくてもよい。すなわち、太陽電池ＳＰiが接続された複数台のパワーコンディショナＰＣＳPViと電力負荷Ｌと集中管理装置ＭＣ５とで構成されるものでもよい。この場合、太陽光発電システムＰＶＳ５は、逆潮流回避制御を行うとき、パワーコンディショナＰＣＳPViからの個別出力電力ＰPVioutの抑制のみで、連系点電力Ｐ（ｔ）を設定された逆潮流回避目標値ＰRPRにしている。
【０１５５】
上記第３実施形態ないし第５実施形態においてはそれぞれ、出力抑制制御、ピークカット制御、逆潮流回避制御を個々に実装した太陽光発電システムＰＶＳ３，ＰＶＳ４，ＰＶＳ５について説明したが、これらの各種制御を組み合わせることも可能である。この場合、集中管理装置が適宜いずれの制御を行うかを切り替えるようにすればよい。例えば、ユーザの操作に応じて切り替えるようにしてもよいし、状況（連系点電力Ｐ（ｔ）の正負（逆潮流中か否か）、逆潮流が禁止されているか、電力負荷Ｌの電力消費履歴や稼働日など）に応じて自動的に切り替えるようにしてもよい。
【０１５６】
次に、第６実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ６について説明する。上記第１実施形態ないし第５実施形態においては、連系点電力検出部２２が検出する連系点電力Ｐ（ｔ）を太陽光発電システムＰＶＳ１〜ＰＶＳ５全体の出力電力とみなした。しかし、連系点電力Ｐ（ｔ）に限らず、各パワーコンディショナＰＣＳiあるいは各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkからそれぞれ個別出力電力Ｐioutあるいは個別出力電力ＰPViout，ＰBkoutの総和（以下、「システム総出力」という。）を算出し、これを太陽光発電システム全体の出力電力とみなすことも可能である。したがって、太陽光発電システムＰＶＳ６は、当該システム総出力が目標電力となるように制御する。よって、上記調整対象電力としてシステム総出力を用いている。
【０１５７】
図２１は、太陽光発電システムＰＶＳ６の全体構成を示している図２１に示すように、太陽光発電システムＰＶＳ６は、複数台の太陽電池ＳＰi、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPVi、複数台の蓄電池Ｂk、複数台のパワーコンディショナＰＣＳBk、および、集中管理装置ＭＣ６を有して構成される。
【０１５８】
第６実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ６は、連系点電力Ｐ（ｔ）を検出せず、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkの個別出力電力ＰPViout，ＰBkoutのすべての総和（システム総出力Ｐtotal（ｔ））を算出する。そして、当該システム総出力Ｐtotal（ｔ）を太陽光発電システムＰＶＳ６全体の出力電力として電力会社から指示される出力指令値ＰCに一致させるように制御している。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ６は、連系点電力Ｐ（ｔ）の代わりにシステム総出力Ｐtotal（ｔ）を用いて出力抑制制御を行う。
【０１５９】
図２２は、図２１に示す太陽光発電システムＰＶＳ６の出力抑制制御に関する制御系の機能構成を示している。なお、図２２においては、太陽電池ＳＰiおよび蓄電池Ｂkの図示を省略している。また、それぞれ１台目のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkのみ記載している。太陽光発電システムＰＶＳ６は、当該出力抑制制御の制御系として、上記第２実施形態に係る集中管理装置ＭＣ２の代わりに、集中管理装置ＭＣ６を備えている点で異なる。また、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkの構成も異なる。
【０１６０】
本実施形態においては、各パワーコンディショナＰＣＳPViはそれぞれ、出力電力検出部１４および送信部１５をさらに備えており、各パワーコンディショナＰＣＳBkはそれぞれ、出力電力検出部３４および送信部３５をさらに備えている。また、集中管理装置ＭＣ６は、連系点電力検出部２２および指標算出部２３’の代わりに、受信部６１と総出力算出部６２と指標算出部６３とを備えている。
【０１６１】
出力電力検出部１４は、各パワーコンディショナＰＣＳPViに備えられており、自装置の個別出力電力ＰPVioutを検出する。出力電力検出部３４は、各パワーコンディショナＰＣＳBkに備えられており、自装置の個別出力電力ＰBkoutを検出する。
【０１６２】
送信部１５は、出力電力検出部１４が検出した個別出力電力ＰPVioutを集中管理装置ＭＣ６に送信する。送信部３５は、出力電力検出部３４が検出した個別出力電力ＰBkoutを集中管理装置ＭＣ６に送信する。
【０１６３】
受信部６１は、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkから送信される個別出力電力ＰPViout，ＰBkoutを受信する。
【０１６４】
総出力算出部６２は、受信部６１が受信した個別出力電力ＰPViout，ＰBkoutの総和であるシステム総出力Ｐtotal（ｔ）を算出する。本実施形態においては、総出力算出部６２は、入力されるすべての個別出力電力ＰPViout，ＰBkoutを加算したシステム総出力Ｐtotal（ｔ）を算出する。
【０１６５】
指標算出部６３は、総出力算出部６２が算出したシステム総出力Ｐtotal（ｔ）を、目標電力にするための指標を算出する。本実施形態においては、目標電力として出力指令値ＰCが入力されるので、指標算出部６３は、システム総出力Ｐtotal（ｔ）を出力指令値ＰCにするための抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを算出する。このとき、指標算出部６３は、上記（２１）式における連系点電力Ｐ（ｔ）の代わりにシステム総出力Ｐtotal（ｔ）を用いて、ラグランジュ乗数λを算出する。そして、上記（２２）式により、算出したラグランジュ乗数λを抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBとして算出する。算出された抑制指標ｐｒPVは、送信部２４’を介して、各パワーコンディショナＰＣＳPViに送信される。また、算出された充放電指標ｐｒBはそれぞれ、送信部２４’を介して、各パワーコンディショナＰＣＳBkに送信される。
【０１６６】
本実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ６によれば、調整対象電力として、上記第２実施形態における連系点電力Ｐ（ｔ）の代わりにシステム総出力Ｐtotal（ｔ）を用いた場合であっても、システム総出力Ｐtotal（ｔ）を目標電力（出力指令値ＰC）にすることができる。さらに、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkが分散的に個別目標電力ＰPViref，ＰBkrefを求めるため、集中管理装置ＭＣ６の処理負荷を低減させることができる。
【０１６７】
上記第６実施形態においては、第２実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ２に対して、システム総出力Ｐtotal（ｔ）を出力指令値ＰCに制御する場合を例に説明したが、第１実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１において同様にしてもよい。すなわち、第１実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１において、連系点電力Ｐ（ｔ）の代わりにシステム総出力Ｐtotal（ｔ）を出力指令値ＰCに制御した場合も、抑制指標ｐｒを用いて、出力抑制制御を行うことができる。この場合も、システム総出力Ｐtotal（ｔ）を目標電力（出力指令値ＰC）にしつつ、集中管理装置の処理負荷を低減させることができる。
【０１６８】
次に、第７実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ７について説明する。なお、上記第６実施形態と同一あるいは類似のものついては、同じ符号を付してその説明を省略する。図２３は、太陽光発電システムＰＶＳ７の全体構成を示している。同図に示すように、太陽光発電システムＰＶＳ７は、複数台の太陽電池ＳＰi、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPVi、複数台の蓄電池Ｂk、複数台のパワーコンディショナＰＣＳBk、集中管理装置ＭＣ７、および、電力負荷Ｌを有して構成される。したがって、上記第６実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ６と比較して、電力負荷Ｌをさらに備えている点で異なる。
【０１６９】
図２４は、図２３に示す太陽光発電システムＰＶＳ７の出力抑制制御に関する制御系の機能構成を示している。なお、図２４においては、太陽電池ＳＰiおよび蓄電池Ｂkの図示を省略している。また、それぞれ１台目のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkのみ記載している。同図に示すように、第７実施形態に係る各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBk、および、集中管理装置ＭＣ７の構成は、上記第６実施形態に係る各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBk、および、集中管理装置ＭＣ６の構成（図２２参照）とそれぞれ同じである。
【０１７０】
本実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ７においても、上記第６実施形態と同様に、算出したシステム総出力Ｐtotal（ｔ）に基づいて、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを用いた出力抑制制御を行うことができる。したがって、上記第６実施形態と同様に、システム総出力Ｐtotal（ｔ）を目標電力（出力指令値ＰC）にしつつ、集中管理装置ＭＣ７の処理負荷を低減させることができる。
【０１７１】
上記第７実施形態においては、上記第６実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ６に対して、電力負荷Ｌを追加した場合を例に説明したが、太陽光発電システムＰＶＳ１に対して、電力負荷Ｌを追加し、かつ、連系点電力Ｐ（ｔ）の代わりにシステム総出力Ｐtotal（ｔ）を出力指令値ＰCに制御する太陽光発電システムにおいても、上記抑制指標ｐｒを用いて、出力抑制制御を行うことができる。この場合も、システム総出力Ｐtotal（ｔ）を目標電力（出力指令値ＰC）にするとともに、集中管理装置の処理負荷を低減させることができる。
【０１７２】
次に、第８実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ８について説明する。太陽光発電システムＰＶＳ８の全体構成は、上記第７実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ７（図２３参照）と略同じである。上記第６実施形態および第７実施形態においては、システム総出力Ｐtotal（ｔ）に対して各種目標電力を設定したが、本実施形態においては、複数台のパワーコンディショナを複数のグループに分け、当該グループ毎に目標電力を設定している。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ８は、複数のグループ毎に、各グループの総出力電力（以下「グループ総出力」という。）を各グループに対して設定された目標電力（以下、「グループ目標値ＰTgrp」という。）に一致させる。以下の説明においては、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkを、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPViの集合である太陽電池パワーコンディショナ群（以下、「太陽電池ＰＣＳ群」という。）ＧPVと複数台のパワーコンディショナＰＣＳBkの集合である蓄電池パワーコンディショナ群（以下、「蓄電池ＰＣＳ群」という。）ＧBとの２つグループに分けた場合を例に説明する。
【０１７３】
第８実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ８は、上記太陽電池ＰＣＳ群ＧPVと上記蓄電池ＰＣＳ群ＧBとにおいて、それぞれグループ目標値ＰTgrpを設定し、太陽電池ＰＣＳ群ＧPVのグループ総出力および蓄電池ＰＣＳ群ＧBのグループ総出力がそれぞれグループ目標値ＰTgrpになるように制御する。この制御を「スケジュール制御」という。なお、太陽電池ＰＣＳ群ＧPVのグループ総出力は、各パワーコンディショナＰＣＳPViの個別出力電力ＰPVioutの総和ΣＰPVioutであり、以下、太陽電池ＰＣＳ群総出力ＰGPVとする。また、蓄電池ＰＣＳ群ＧBのグループ総出力は、各パワーコンディショナＰＣＳBkの個別出力電力ＰBkoutの総和ΣＰBkoutであり、以下、蓄電池ＰＣＳ群総出力ＰGBとする。
【０１７４】
図２５は、太陽光発電システムＰＶＳ８のスケジュール制御に関する制御系の機能構成を示している。なお、図２５においては、太陽電池ＳＰiおよび蓄電池Ｂkの図示を省略している。また、それぞれ１台目のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkのみ記載している。当該スケジュール制御に関する制御系として、上記第７実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ７と比較して、次の点で異なる。すなわち、集中管理装置ＭＣ８は、総出力算出部６２の代わりに総出力算出部６２’を、また、指標算出部６３の代わりに指標算出部６３’を備えている。
【０１７５】
集中管理装置ＭＣ８においては、目標電力設定部２１は、太陽電池ＰＣＳ群総出力ＰGPVの目標値である太陽電池ＰＣＳ群目標値ＰTPVおよび蓄電池ＰＣＳ群総出力ＰGBの目標値である蓄電池ＰＣＳ群目標値ＰTBをグループ目標値ＰTgrpとして設定する。すなわち、目標電力設定部２１は、太陽電池ＰＣＳ群ＧPVに対するグループ目標値ＰTgrpとして太陽電池ＰＣＳ群目標値ＰTPVを設定し、蓄電池ＰＣＳ群ＧBに対するグループ目標値ＰTgrpとして蓄電池ＰＣＳ群目標値ＰTBを設定する。太陽電池ＰＣＳ群目標値ＰTPVおよび蓄電池ＰＣＳ群目標値ＰTBは、上記所定の時間帯毎に設定可能である。これらの目標値は、ユーザが自由に指定できる。目標電力設定部２１は、設定したグループ目標値ＰTgrp（太陽電池ＰＣＳ群目標値ＰTPVおよび蓄電池ＰＣＳ群目標値ＰTB）を指標算出部６３’に出力する。
【０１７６】
総出力算出部６２’は、太陽電池ＰＣＳ群総出力ＰGPVおよび蓄電池ＰＣＳ群総出力ＰGBをそれぞれ算出する。具体的には、総出力算出部６２’は、受信部６１が受信したパワーコンディショナＰＣＳPViの個別出力電力ＰPVioutを加算し、太陽電池ＰＣＳ群総出力ＰGPVを算出する。また、総出力算出部６２’は、受信部６１が受信したパワーコンディショナＰＣＳBkの個別出力電力ＰBkoutを加算し、蓄電池ＰＣＳ群総出力ＰGBを算出する。
【０１７７】
指標算出部６３’は、総出力算出部６２’が算出した太陽電池ＰＣＳ群総出力ＰGPVを、目標電力設定部２１から入力される太陽電池ＰＣＳ群目標値ＰTPVにするための抑制指標ｐｒPVを算出する。このとき、指標算出部６３’は、下記（３４）式を用いて、抑制指標ｐｒPVを算出する。なお、下記（３４）式において、λPVは複数台のパワーコンディショナＰＣＳPViに対するラグランジュ乗数、εPVは複数台のパワーコンディショナＰＣＳPViに対する勾配係数を示している。また、太陽電池ＰＣＳ群総出力ＰGPVおよび太陽電池ＰＣＳ群目標値ＰTPVが時間ｔに対して変化する値であるため、それぞれ太陽電池ＰＣＳ群総出力をＰGPV（ｔ）、太陽電池ＰＣＳ群目標値をＰTPV（ｔ）と記載している。よって、指標算出部６３’は、上記（９）式において、連系点電力Ｐ（ｔ）の代わりに太陽電池ＰＣＳ群総出力ＰGPV（ｔ）を、出力指令値ＰC（ｔ）の代わりに太陽電池ＰＣＳ群目標値ＰTPV（ｔ）を用いて、ラグランジュ乗数λPVを算出する。そして、算出したラグランジュ乗数λPVを抑制指標ｐｒPVとする。指標算出部６３’は、算出した抑制指標ｐｒPVを、送信部２４’を介して、各パワーコンディショナＰＣＳPViに送信する。
【数２０】
2018170901.tif 000023
【０１７８】
また、指標算出部６３’は、総出力算出部６２’が算出した蓄電池ＰＣＳ群総出力ＰGBを、目標電力設定部２１から入力される蓄電池ＰＣＳ群目標値ＰTBにするための充放電指標ｐｒBを算出する。このとき、指標算出部６３’は、下記（３５）式を用いて、充放電指標ｐｒBを算出する。なお、下記（３５）式において、λBは複数台のパワーコンディショナＰＣＳBkに対するラグランジュ乗数、εBは複数台のパワーコンディショナＰＣＳBkに対する勾配係数を示している。また、蓄電池ＰＣＳ群総出力ＰGBおよび蓄電池ＰＣＳ群目標値ＰTBが時間ｔに対して変化する値であるため、それぞれ蓄電池ＰＣＳ群総出力をＰGB（ｔ）、蓄電池ＰＣＳ群目標値をＰTB（ｔ）と記載している。よって、指標算出部６３’は、上記（９）式において、連系点電力Ｐ（ｔ）の代わりに蓄電池ＰＣＳ群総出力ＰGB（ｔ）を、出力指令値ＰC（ｔ）の代わりに蓄電池ＰＣＳ群目標値ＰTB（ｔ）を用いて、ラグランジュ乗数λBを算出する。そして、算出したラグランジュ乗数λBを充放電指標ｐｒBとする。指標算出部６３’は、算出した充放電指標ｐｒBを、送信部２４’を介して、各パワーコンディショナＰＣＳBkに送信する。
【数２１】
2018170901.tif 000024
【０１７９】
このように構成された太陽光発電システムＰＶＳ８において、集中管理装置ＭＣ８は、各パワーコンディショナＰＣＳPViから個別出力電力ＰPVioutを入手し、太陽電池ＰＣＳ群総出力ＰGPVを算出する。そして、算出した太陽電池ＰＣＳ群総出力ＰGPVが太陽電池ＰＣＳ群目標値ＰTPVとなるように、上記（３４）式を用いて、抑制指標ｐｒPVを算出する。算出された抑制指標ｐｒPVは、各パワーコンディショナＰＣＳPViに送信される。各パワーコンディショナＰＣＳPViはそれぞれ、受信した抑制指標ｐｒPVを用いて、個別目標電力ＰPVirefを算出し、個別出力電力ＰPVioutが個別目標電力ＰPVirefとなるように制御する。また、集中管理装置ＭＣ８は、パワーコンディショナＰＣＳBkから個別出力電力ＰBkoutを入手し、蓄電池ＰＣＳ群総出力ＰGBを算出する。そして、算出した蓄電池ＰＣＳ群総出力ＰGBが蓄電池ＰＣＳ群目標値ＰTBとなるように、上記（３５）式を用いて、充放電指標ｐｒBを算出する。算出された充放電指標ｐｒBは、各パワーコンディショナＰＣＳBkに送信される。各パワーコンディショナＰＣＳBkはそれぞれ、受信した充放電指標ｐｒBを用いて、個別目標電力ＰBkrefを算出し、個別出力電力ＰBkoutが個別目標電力ＰBkrefとなるように制御する。これらにより、太陽電池ＰＣＳ群総出力ＰGPVが太陽電池ＰＣＳ群目標値ＰTPVとなり、また、蓄電池ＰＣＳ群総出力ＰGBが蓄電池ＰＣＳ群目標値ＰTBとなる。
【０１８０】
以上のことから、本実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ８によれば、複数のグループ毎（太陽電池ＰＣＳ群ＧPVおよび蓄電池ＰＣＳ群ＧB毎）にグループ目標値ＰTgrp（太陽電池ＰＣＳ群目標値ＰTPVおよび蓄電池ＰＣＳ群目標値ＰTB）を設定して、太陽電池ＰＣＳ群総出力ＰGPVを太陽電池ＰＣＳ群目標値ＰTPVに、そして、蓄電池ＰＣＳ群総出力ＰGBを蓄電池ＰＣＳ群目標値ＰTBにすることができる。また、パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkがそれぞれ、抑制指標ｐｒPV，充放電指標ｐｒBに基づいて、分散的に個別目標電力ＰPViref，ＰBkrefを算出するので、集中管理装置ＭＣ８の処理負荷を低減させることができる。
【０１８１】
上記第８実施形態においては、太陽電池ＰＣＳ群ＧPVおよび蓄電池ＰＣＳ群ＧB毎に目標電力（太陽電池ＰＣＳ群目標値ＰTPVおよび蓄電池ＰＣＳ群目標値ＰTB）を設定した場合を例に説明したが、いずれか一方のみであってもよい。
【０１８２】
上記第８実施形態においては、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkを、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPViの集合である太陽電池ＰＣＳ群ＧPVと複数台のパワーコンディショナＰＣＳBkの集合である蓄電池ＰＣＳ群ＧBとの２つのグループに分けた場合を例に説明したが、これに限定されない。例えば、太陽電池ＰＣＳ群ＧPVをさらに複数のグループに分割して、当該グループ毎にグループ目標値ＰTgrpを設定するようにしてもよい。なお、蓄電池ＰＣＳ群ＧBについても同様である。また、１つのグループに１台以上のパワーコンディショナＰＣＳPViおよび１台以上のパワーコンディショナＰＣＳBkの両方が含むようにグループ分けして、当該グループ毎にグループ目標値ＰTgrpを設定するようにしてもよい。この場合、上記（２１）式および上記（２２）式を用いて、グループ毎に、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを算出すればよい。
【０１８３】
上記第８実施形態においては、複数のグループに分ける場合を説明したが、複数のグループに分けず、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkを１つのグループとして、スケジュール制御をしてもよい。すなわち、ユーザが所定の時間帯毎にシステム総出力Ｐtotal（ｔ）の目標値であるシステム目標値ＰTcalを自由に設定し、システム総出力Ｐtotal（ｔ）を当該システム目標値ＰTcalに一致させるように制御してもよい。なお、このように１つのグループとしてスケジュール制御を行う場合は、システム総出力Ｐtotal（ｔ）ではなく、連系点電力Ｐ（ｔ）を用いてもよい。つまり、上記第１実施形態ないし上記第５実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１〜ＰＶＳ５において、目標電力として、所定の時間帯毎に連系点電力Ｐ（ｔ）の目標値である連系点目標値ＰTdetを自由に設定し、連系点電力Ｐ（ｔ）を当該連系点目標値ＰTdetに一致させるようにしてもよい。
【０１８４】
上記第７実施形態および第８実施形態においてはそれぞれ、出力抑制制御、スケジュール制御を個々に実装した太陽光発電システムＰＶＳ７，ＰＶＳ８について説明したが、これらを組み合わせることも可能である。この場合、集中管理装置が適宜いずれの制御を行うかを切り替えるようにすればよい。例えば、ユーザの操作に応じて切り替えるようにしてもよいし、状況（電力会社から抑制指示を受けているか、太陽電池ＰＣＳ群目標値ＰTPVや蓄電池ＰＣＳ群目標値ＰTBが設定されているかなど）に応じて自動的に切り替えるようにしてもよい。
【０１８５】
上記第７実施形態および第８実施形態においては、集中管理装置ＭＣ７，ＭＣ８が、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkから個別出力電力ＰPViout，ＰBkoutを入手する構成を備えた場合を例に説明したが、さらに、電力負荷Ｌの消費電力を、電力負荷Ｌから入手する構成を追加してもよい。このように電力負荷Ｌの消費電力が入手可能な場合、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkから入手した個別出力電力ＰPViout，ＰBkoutと電力負荷Ｌから入手した消費電力との総和を算出することで、連系点電力Ｐ（ｔ）を推算することができる。したがって、連系点電力検出部２２を備えていなくても、上記第３実施形態に係る出力抑制制御、上記第４実施形態に係るピークカット制御、および、上記第５実施形態に係る逆潮流回避制御を行うことができる。
【０１８６】
上記第３実施形態ないし第５実施形態においてはそれぞれ、連系点電力Ｐ（ｔ）に基づいて、出力抑制制御、ピークカット制御、逆潮流回避制御を行う場合を例に説明し、上記第７実施形態および第８実施形態においてはそれぞれ、システム総出力Ｐtotal（ｔ），太陽電池ＰＣＳ群総出力ＰGPVおよび蓄電池ＰＣＳ群総出力ＰGBに基づいて、出力抑制制御、スケジュール制御を行う場合を例にそれぞれ説明したが、これに限定されない。連系点電力Ｐ（ｔ）を検出する手段（連系点電力検出部２２）およびパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkからそれぞれ個別出力電力ＰPViout，ＰBkoutを入手する手段の両方を備えておき、出力抑制制御、ピークカット制御、逆潮流回避制御、および、スケジュール制御を複合的に制御するようにしてもよい。
【０１８７】
次に、第９実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ９について説明する。本実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ９は、複数台の太陽電池ＳＰi、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPVi、複数台の蓄電池Ｂk、複数台のパワーコンディショナＰＣＳBk、および、集中管理装置ＭＣ９を有している。太陽光発電システムＰＶＳ９の全体構成は、上記第２実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ２と同じである（図１２参照）。太陽光発電システムＰＶＳ９は電力系統Ａに連系している。太陽電池ＳＰiが接続されたパワーコンディショナＰＣＳPViはそれぞれ、電力系統Ａとの連系点に接続され、また、蓄電池Ｂkが接続されたパワーコンディショナＰＣＳBkもそれぞれ、電力系統Ａとの連系点に接続されている。また、集中管理装置ＭＣ９は、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkの各々と通信可能である。集中管理装置ＭＣ９は、連系点電力Ｐ（ｔ）を検出して、当該連系点電力Ｐ（ｔ）と目標電力に基づいて、上記指標を算出する。そして、これを複数台のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkに送信する。本実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ９は上記電力負荷Ｌを有しておらず、太陽光発電システムＰＶＳ９の出力電力はすべて電力系統Ａに出力される。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ９は、全量買取型の太陽光発電システムである。
【０１８８】
上記第１実施形態ないし第８実施形態においては、出力抑制制御、ピークカット制御、逆潮流回避制御、および、スケジュール制御のうち、いずれか１つの制御を行う場合を説明した。しかし、これらの各種制御のうち少なくとも２つ以上の制御を切り替えて行うようにしてもよい。例えば、複数の制御モードを設定可能にしておき、当該制御モードの設定を切り替えることで、上記各種制御を切り替えるようにする。当該制御モードとしては、上記出力抑制制御を行う出力抑制モード、上記ピークカット制御を行うピークカットモード、上記逆潮流回避制御を行う逆潮流回避モード、そして、上記スケジュール制御を行うスケジュールモードなどがある。本実施形態においては、上記スケジュール制御において、システムスケジュール制御とグループスケジュール制御とを区別して説明する。システムスケジュール制御は、システム総出力Ｐtotal（ｔ）を上記システム目標値ＰTcalに一致させるスケジュール制御、あるいは、連系点電力Ｐ（ｔ）を上記連系点目標値ＰTdetに一致させるスケジュール制御である。当該システムスケジュール制御を行う制御モードをシステムスケジュールモードという。グループスケジュール制御は、上記グループ総出力を上記グループ目標値ＰTgrpに一致させるスケジュール制御である。当該グループスケジュール制御を行う制御モードをグループスケジュールモードという。そこで、本実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ９においては、制御モードとして出力抑制モードとシステムスケジュールモードとを有し、これらの制御モードを切り替える場合を説明する。
【０１８９】
図２６は、太陽光発電システムＰＶＳ９が行う制御モード切替の制御系機能構成を示している。なお、図２６においては、太陽電池ＳＰiおよび蓄電池Ｂkの図示を省略している。また、それぞれ１台目のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkのみ記載している。太陽光発電システムＰＶＳ９は、当該制御モード切替の制御系において、上記太陽光発電システムＰＶＳ２と比較して、集中管理装置ＭＣ２の代わりに集中管理装置ＭＣ９を有している点で異なる。当該集中管理装置ＭＣ９は、図２６に示すように、モード設定部９１、目標電力設定部２１、連系点電力検出部２２、指標算出部９３、および、送信部２４’を備えている。
【０１９０】
モード設定部９１は、上記制御モードを設定し、その設定情報を、目標電力設定部２１および指標算出部９３に出力する。ユーザが図示しない操作部を用いて制御モードの設定操作を行うと、その設定操作に対する操作信号がモード設定部９１に入力される。そして、モード設定部９１はその操作信号に基づいて、制御モードを設定する。モード設定部９１によって新たに制御モードが設定されることで制御モードが切り替わる。モード設定部９１は、本実施形態において、上記するように、制御モードとして出力抑制モードおよびシステムスケジュールモードを設定可能である。すなわち、モード設定部９１は、出力抑制モードとシステムスケジュールモードとの間の切り替えを行う。なお、太陽光発電システムＰＶＳ９におけるシステムスケジュールモードでは、連系点電力Ｐ（ｔ）を上記連系点目標値ＰTdetに一致させるシステムスケジュール制御を行う。
【０１９１】
目標電力設定部２１は、本実施形態において、設定された制御モードに基づいて、当該制御モードに応じた目標電力を設定する。設定された制御モードが、出力抑制モードの場合に上記出力指令値ＰCを、システムスケジュールモードの場合に上記連系点目標値ＰTdetを、それぞれ目標電力として設定する。目標電力設定部２１は、設定した目標電力を指標算出部９３に出力する。なお、出力抑制モードが設定されている場合に、電力会社からの出力抑制の指令がなければ、上記第１実施形態に示したように、当該指令がないことを指標算出部９３に伝達する。
【０１９２】
指標算出部９３は、調整対象電力を目標電力に一致させるための指標を算出する。本実施形態においては、調整対象電力は、連系点電力検出部２２が検出した連系点電力Ｐ（ｔ）である。指標算出部９３は、設定されている制御モードが出力抑制モードの場合、上記（２１）式に基づいて、ラグランジュ乗数λを算出する。また、設定されている制御モードがシステムスケジュールモードの場合、上記（２１）式における出力指令値ＰC（ｔ）の代わりに連系点目標値ＰTdetを用いて、ラグランジュ乗数λを算出する。そして、ラグランジュ乗数λを算出すると、上記（２２）式により、当該ラグランジュ乗数λを抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBとして算出する。指標算出部９３は、送信部２４’を介して、算出した抑制指標ｐｒPVを各パワーコンディショナＰＣＳPViに送信し、算出した充放電指標ｐｒBを各パワーコンディショナＰＣＳBkに送信する。
【０１９３】
指標算出部９３は、上記設定情報に基づいて、制御モードが切り替わったと判断した場合に、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを初期化する。本実施形態においては、指標算出部９３は、設定されている制御モードとは異なる制御モードが新たに設定された場合に、制御モードが切り替わったと判断する。そして、ラグランジュ乗数λを新たに設定された制御モードに応じた初期値にする。当該初期値は各種制御モード毎に予め設定されている。指標算出部９３は、ラグランジュ乗数λを上記初期値にした後、上記（２２）式により、当該ラグランジュ乗数λを抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBとする。このようにして、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを初期化している。そして、指標算出部９３は、送信部２４’を介して、初期化した抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを送信する。本実施形態においては、ラグランジュ乗数λは、上記（２１）式により算出されている。この上記（２１）式は、算出するラグランジュ乗数をλa、前回算出したラグランジュ乗数をλa-1とすると、下記（２１’）式に置き換えることができる。この下記（２１’）式から分かるように、新たに算出されるラグランジュ乗数λ（λa）は、前回算出されたラグランジュ乗数λ（λa-1）に左右される。したがって、ラグランジュ乗数λを初期値にすることで、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBが初期化された状態から、新たに設定された制御モードに基づいて、ラグランジュ乗数λ（抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒB）の算出を開始する。
λa＝λa-1＋ε×（Ｐ（ｔ）−ＰC（ｔ））・・・（２１’）
【０１９４】
ここで、本実施形態における、抑制指標ｐｒPVと各パワーコンディショナＰＣＳPViの個別出力電力ＰPVioutとの関係、および、充放電指標ｐｒBと各パワーコンディショナＰＣＳBkの個別出力電力ＰBkoutとの関係について説明する。
【０１９５】
本実施形態においては、各パワーコンディショナＰＣＳPViの有効電力抑制に関する重みｗPVi（上記（１９ａ）式参照）および各パワーコンディショナＰＣＳBkの有効電力に関する重みｗBk（上記（２０ａ）式参照）が以下に示すように設定されている。
【０１９６】
具体的には、各パワーコンディショナＰＣＳPViの有効電力抑制に関する重みｗPViとして、下記（３７）式で算出される値を用いる。下記（３７）式において、ｐｒPVlmtは、抑制指標限界を示している。当該抑制指標限界ｐｒPVlmtは、個別出力電力ＰPVioutを０にするときの抑制指標、すなわち、個別出力電力ＰPVioutを１００％抑制するときの抑制指標である。また、ＰPVilmtは、上記各パワーコンディショナＰＣＳPViの定格出力である。なお、各パワーコンディショナＰＣＳPViの定格出力ＰPVilmtの代わりに、疑似有効出力限界Ｐφiを用いてもよい。すなわち、下記（３７’）式で算出される値を用いてもよい。
ｗPVi＝ｐｒPVlmt／（２×ＰPVilmt）・・・（３７）
ｗPVi＝ｐｒPVlmt／（２×Ｐφi）・・・（３７’）
【０１９７】
図２７（ａ）は、上記（３７）式を用いて有効電力抑制に関する重みｗPViを設定したときの、抑制指標ｐｒPVと個別出力電力ＰPVioutとの関係を示している。図２７（ａ）において、実線は定格出力ＰPVilmtが５００ｋＷのパワーコンディショナＰＣＳPViのときを、破線は定格出力ＰPVilmtが２５０ｋＷのパワーコンディショナＰＣＳPViのときを、一点鎖線は定格出力ＰPVilmtが１００ｋＷのパワーコンディショナＰＣＳPViのときをそれぞれ示している。また、上記（３７）式における上記抑制指標限界ｐｒPVlmtを１００とした。
【０１９８】
図２７（ａ）が示すように、抑制指標ｐｒPVが０から１００（抑制指標限界ｐｒPVlmt）の間で２０上昇する毎に、定格出力ＰPVilmtが５００ｋＷの場合１００ｋＷ、定格出力ＰPVilmtが２５０ｋＷの場合５０ｋＷ、定格出力ＰPVilmtが１００ｋＷの場合２０ｋＷずつ低下している。これは、各パワーコンディショナＰＣＳPViの定格出力ＰPVilmtの２０％ずつ低下していることになる。すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳPViの定格出力ＰPVilmtに対する割合で個別出力電力ＰPVioutを抑制している。したがって、同じ抑制指標ｐｒPVの変化量であっても、各パワーコンディショナＰＣＳPViの定格出力ＰPVilmtに応じて個別出力電力ＰPVioutの抑制量が変化している。また、各パワーコンディショナＰＣＳPViはともに、抑制指標ｐｒPVが上記抑制指標限界ｐｒPVlmtのときに、個別出力電力ＰPVioutが０となっている。すなわち、１００％抑制している。さらに、抑制指標ｐｒPVが０のときに、個別出力電力ＰPVioutが定格出力ＰPVilmtとなっている。すなわち、最大限出力可能な電力が出力されている。そして、図２７（ａ）に示すように、抑制指標ｐｒPVが０から抑制指標限界ｐｒPVlmt（１００）の間では、各パワーコンディショナＰＣＳPViの個別出力電力ＰPVioutが線形的に変化している。なお、各パワーコンディショナＰＣＳPViは、その定格出力ＰPVilmt以上の電力を出力できないため、抑制指標ｐｒPVが負の値であるときは一定値（定格出力ＰPVilmt）となっている。
【０１９９】
同様に、各パワーコンディショナＰＣＳBkの有効電力に関する重みｗBkとして、下記（３８）式で算出される値を用いる。下記（３８）式において、ｐｒBlmtは、充放電指標限界を示している。当該充放電指標限界ｐｒBlmtは、最大限出力可能な電力で蓄電池Ｂkを充放電するときの充放電指標、すなわち、個別出力電力ＰBkoutが定格出力ＰBklmtの１００％で充放電するときの充放電指標である。また、ｗSOCkは、上記蓄電池ＢkのＳＯＣに応じた重みを示しており、ＰBkmaxは、蓄電池Ｂkにおける各種制約を考慮したときに最大限出力可能な電力（以下、「制約最大出力」という。）を示している。当該制約最大出力ＰBkmaxは、上記蓄電池Ｂkの充電定格出力ＰSMklmt、上記蓄電池Ｂkの放電定格出力ＰSPklmtおよびパワーコンディショナＰＣＳBkの定格出力ＰBklmtに基づいて設定される。具体的には、充電定格出力ＰSMklmtの正負の符号を反転させた値と放電定格出力ＰSPklmtの値とを比較し、いずれか大きい方の値を求める。そして、この大きい方の値と、定格出力ＰBklmtの値とを比較し、いずれか小さい方の値を制約最大出力ＰBkmaxとして設定する。
ｗBk＝ｐｒBlmt／（２×ｗSOCk×ＰBkmax）・・・（３８）
【０２００】
図２７（ｂ）は、上記（３８）式を用いて有効電力に関する重みｗBkを設定したときの、充放電指標ｐｒBと個別出力電力ＰBkoutとの関係を示している。図２７（ｂ）において、実線は定格出力ＰBklmtが５００ｋＷのパワーコンディショナＰＣＳBkのときを、破線は定格出力ＰBklmtが２５０ｋＷのパワーコンディショナＰＣＳBkのときを、一点鎖線は定格出力ＰBklmtが１００ｋＷのパワーコンディショナＰＣＳBkのときをそれぞれ示している。また、上記（３８）式における上記充放電指標限界ｐｒBlmtを１００とした。
【０２０１】
図２７（ｂ）が示すように、充放電指標ｐｒBが−１００（充放電指標限界ｐｒBlmtを負の値にしたもの）から１００（充放電指標限界ｐｒBlmt）の間で２０上昇する毎に、定格出力ＰBklmtが５００ｋＷの場合１００ｋＷ、定格出力ＰBklmtが２５０ｋＷの場合５０ｋＷ、定格出力ＰBklmtが１００ｋＷの場合２０ｋＷずつ低下している。これは、各パワーコンディショナＰＣＳBkの定格出力ＰBklmtの２０％ずつ低下していることになる。すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳBkの定格出力ＰBklmtに対する割合で個別出力電力ＰBkoutを制御している。したがって、同じ充放電指標ｐｒBの変化量であっても、パワーコンディショナＰＣＳBkの定格出力ＰBklmtに応じて、蓄電池Ｂkの充放電量が変化している。また、各パワーコンディショナＰＣＳBkはともに、充放電指標ｐｒBが充放電指標限界ｐｒBlmtを負の値にしたもの（−ｐｒBlmt）であるときに、定格出力ＰBklmtと同じ値の個別出力電力ＰBkoutで蓄電池Ｂkを放電する。一方、充放電指標ｐｒBが充放電指標限界ｐｒBlmtであるときに、定格出力ＰBklmtと同じ値の個別出力電力ＰBkoutで蓄電池Ｂkを充電している。すなわち、最大限出力可能な電力で蓄電池Ｂkを充放電している。さらに、充放電指標ｐｒBが０のときに、個別出力電力ＰBkoutが０になっている。そして、図２７（ｂ）に示すように、個別出力電力ＰBkoutが線形的に変化している。
【０２０２】
本実施形態においては、上記抑制指標限界ｐｒPVlmtおよび上記充放電指標限界ｐｒBlmtを同じ値Ｘにしている。以下の説明において、この値Ｘを指標限界値という。図２７は、当該指標限界値を１００とした場合を示している。なお、指標限界値は、これに限定されない。このように、上記抑制指標限界ｐｒPVlmtおよび上記充放電指標限界ｐｒBlmtを同じ値Ｘ（指標限界値）にすることで、太陽光発電システムＰＶＳ９の出力特性を次のようにすることができる。すなわち、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBが上記指標限界値であるときに、各パワーコンディショナＰＣＳPViの個別出力電力ＰPVioutは「０」となり、かつ、各パワーコンディショナＰＣＳBkの個別出力電力ＰBkoutは当該パワーコンディショナＰＣＳBkの定格出力ＰBklmtの正負を反対にした値となる（図２７参照）。よって、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBが上記指標限界値（Ｘ）であるときに、各パワーコンディショナＰＣＳPViはその出力を１００％抑制する状態となり、かつ、各パワーコンディショナＰＣＳBkは最大限出力可能な電力で蓄電池Ｂkを充電する状態となる。また、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBが上記指標限界値の正負を反対にした値（−Ｘであり、以下、「負の指標限界値」という。）であるときに、各パワーコンディショナＰＣＳPViの個別出力電力ＰPVioutは当該パワーコンディショナＰＣＳPViの定格出力ＰPVilmt（最大限出力可能な電力）となり、かつ、各パワーコンディショナＰＣＳBkの個別出力電力ＰBkoutは当該パワーコンディショナＰＣＳBkの定格出力ＰBklmtの値となる（図２７参照）。よって、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBが上記負の指標限界値であるときに、各パワーコンディショナＰＣＳPViはその出力を抑制しない状態となり、かつ、各パワーコンディショナＰＣＳBkは最大限出力可能な電力で蓄電池Ｂkを放電する状態となる。さらに、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBが「０」であるときに、各パワーコンディショナＰＣＳPViの個別出力電力ＰPVioutは当該パワーコンディショナＰＣＳPViの定格出力ＰPVilmt（最大限出力可能な電力）となり、かつ、各パワーコンディショナＰＣＳBkの個別出力電力ＰBkoutは「０」となる（図２７参照）。よって、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBが「０」であるときに、各パワーコンディショナＰＣＳPViはその出力を抑制しない状態となり、かつ、各パワーコンディショナＰＣＳBkは蓄電池Ｂkを充電も放電もしない状態となる。上記各種制御モードに応じた初期値は、上記のような関係に基づいて設定されている。
【０２０３】
本実施形態において、指標算出部９３は、出力抑制モードに切り替わったときに、次の状態になるように、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを初期化する。すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳPViがその出力を抑制しない状態となり、かつ、各パワーコンディショナＰＣＳBkが蓄電池Ｂkを充電も放電もしない状態となるように初期化する。具体的には、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒB（すなわちラグランジュ乗数λ）を「０」に初期化する（図２７参照）。したがって、当該出力抑制モードに応じた初期値として「０」を用いる。そして、指標算出部９３が抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを初期化した後、太陽光発電システムＰＶＳ９において出力抑制制御が行われる。これにより、連系点電力Ｐ（ｔ）が出力指令値ＰCに一致するように、各パワーコンディショナＰＣＳPViが個別出力電力ＰPVioutを制御し、各パワーコンディショナＰＣＳBkが個別出力電力ＰBkoutを制御する。
【０２０４】
また、指標算出部９３は、システムスケジュールモードに切り替わったときに、次の状態になるように、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを初期化する。すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳPViがその出力を抑制しない状態となり、かつ、各パワーコンディショナＰＣＳBkが蓄電池Ｂkを充電も放電もしない状態となるように初期化する。具体的には、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒB（すなわちラグランジュ乗数λ）を「０」に初期化する（図２７参照）。したがって、当該システムスケジュールモードに応じた初期値として「０」を用いる。そして、指標算出部９３が抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを初期化した後、太陽光発電システムＰＶＳ９においてシステムスケジュール制御が行われる。これにより、連系点電力Ｐ（ｔ）が連系点目標値ＰTdetに一致するように各パワーコンディショナＰＣＳPViが個別出力電力ＰPVioutを制御し、各パワーコンディショナＰＣＳBkが個別出力電力ＰBkoutを制御する。
【０２０５】
太陽光発電システムＰＶＳ９は、以上のように構成され、複数の制御モードの切り替えにより、設定された制御モードに応じた制御を行っている。すなわち、出力抑制モードが設定されている場合、上記連系点電力Ｐ（ｔ）による出力抑制制御を行い、システムスケジュールモードが設定されている場合、上記連系点電力Ｐ（ｔ）によるシステムスケジュール制御を行う。
【０２０６】
次に、上記太陽光発電システムＰＶＳ９において、さらに電力負荷Ｌが連系点に接続された場合を、太陽光発電システムＰＶＳ９’として説明する。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ９’の全体構成は、上記第３実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ３の全体構成（図１７参照）と同じである。このように電力負荷Ｌを有している場合、太陽電池ＳＰiによる発電量や電力負荷Ｌの電力消費量などにより、電力系統Ａから太陽光発電システムＰＶＳ９’に電力を供給されることもある。そこで、太陽光発電システムＰＶＳ９’（モード設定部９１）は、出力抑制モードおよびシステムスケジュールモードに加え、上記ピークカット制御を行うピークカットモードも設定可能である。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ９’は、出力抑制モードと、システムスケジュールモードと、ピークカットモードとの間の切り替えを行う。
【０２０７】
太陽光発電システムＰＶＳ９’において、目標電力設定部２１は、ピークカットモードが設定されると、上記ピークカット目標値Ｐcutを目標電力として設定する。また、太陽光発電システムＰＶＳ９’において、指標算出部９３は、ピークカットモードに切り替わったときに、次の状態になるように、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを初期化する。すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳPViがその出力を抑制しない状態となり、かつ、各パワーコンディショナＰＣＳBkが蓄電池Ｂkを充電も放電もしない状態となるように初期化する。具体的には、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒB（すなわちラグランジュ乗数λ）を「０」に初期化する（図２７参照）。したがって、当該ピークカットモードに応じた初期値として「０」を用いる。そして、指標算出部９３が抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを初期化した後、太陽光発電システムＰＶＳ９’においてピークカット制御が行われる。これにより、連系点電力Ｐ（ｔ）がピークカット目標値Ｐcutに一致するように、各パワーコンディショナＰＣＳPViが個別出力電力ＰPVioutを制御し、各パワーコンディショナＰＣＳBkが個別出力電力ＰBkoutを制御する。なお、太陽光発電システムＰＶＳ９’において、出力抑制モードおよびシステムスケジュールモードに切り替わった場合は、上記太陽光発電システムＰＶＳ９と同様に初期化する。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ９’においても、出力抑制モードおよびシステムスケジュールモードに応じた初期値は「０」である。
【０２０８】
続いて、上記太陽光発電システムＰＶＳ９’において、さらに逆電力継電器５１が連系点に設置された場合を、太陽光発電システムＰＶＳ９”として説明する。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ９”の全体構成は、上記第５実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ５の全体構成と同様である。太陽光発電システムＰＶＳ９”は、逆潮流が禁止されているために、逆電力継電器５１が設置されている。そこで、太陽光発電システムＰＶＳ９”（モード設定部９１）は、さらに上記逆潮流回避制御を行う逆潮流回避モードを設定可能にしている。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ９”（モード設定部９１）は、出力抑制モードと、システムスケジュールモードと、ピークカットモードと、逆潮流回避モードとの間の切り替えを行う。ただし、逆潮流が禁止されている太陽光発電システムＰＶＳ９”は、電力系統Ａへの逆潮流を行わないため、出力抑制モードを備えていなくてもよい。
【０２０９】
太陽光発電システムＰＶＳ９”において、目標電力設定部２１は、逆潮流回避モードが設定されると、上記逆潮流回避目標値ＰRPRを目標電力として設定する。また、太陽光発電システムＰＶＳ９”において、指標算出部９３は、逆潮流回避モードに切り替わったときに、次の状態になるように、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを初期化する。すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳPViがその出力を１００％抑制する状態（個別出力電力ＰPVioutを「０」にする状態）となり、かつ、各パワーコンディショナＰＣＳBkがその定格出力ＰBklmtの１００％で蓄電池Ｂkを充電する状態となるように初期化する。具体的には、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒB（すなわちラグランジュ乗数λ）を上記指標限界値に初期化する（図２７参照）。したがって、当該逆潮流回避モードに応じた初期値として指標限界値を用いる。そして、指標算出部９３が抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを初期化した後、太陽光発電システムＰＶＳ９”において逆潮流回避制御が行われる。これにより、連系点電力Ｐ（ｔ）が逆潮流回避目標値ＰRPRに一致するように、各パワーコンディショナＰＣＳPViが個別出力電力ＰPVioutを制御し、各パワーコンディショナＰＣＳBkが個別出力電力ＰBkoutを制御する。なお、太陽光発電システムＰＶＳ９”において、出力抑制モード、システムスケジュールモード、および、ピークカットモードに切り替わった場合は、上記太陽光発電システムＰＶＳ９’と同様に初期化する。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ９”においても、出力抑制モード、システムスケジュールモード、および、ピークカットモードに応じた初期値は「０」である。ただし、太陽光発電システムＰＶＳ９”においては、システムスケジュールモードに応じた初期値として、好ましくは上記「０」の代わりに指標限界値を用いる。このようにすることで、システムスケジュールモードに切り替わると、各パワーコンディショナＰＣＳPViはその出力を１００％抑制する状態となり、かつ、各パワーコンディショナＰＣＳBkはその定格出力ＰBklmtの１００％で蓄電池Ｂkを充電する状態となる。したがって、太陽光発電システムＰＶＳ９”は電力系統Ａから電力を供給されるので、逆電力継電器５１により解列される危険性をなくすことができる。
【０２１０】
以上のことから、太陽光発電システムＰＶＳ９（ＰＶＳ９’，ＰＶＳ９”）によれば、集中管理装置ＭＣ９は、調整対象電力（連系点電力Ｐ（ｔ））および目標電力から抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを算出する。そして、各パワーコンディショナＰＣＳPViが当該抑制指標ｐｒPVを用いて個別目標電力ＰPVirefを算出し、各パワーコンディショナＰＣＳBkが当該充放電指標ｐｒBを用いて個別目標電力ＰBkrefを算出する。これにより、調整対象電力（連系点電力Ｐ（ｔ））を目標電力の一致させることができる。また、集中管理装置ＭＣ９は、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPVi毎の個別目標電力ＰPVirefおよび複数台のパワーコンディショナＰＣＳBk毎の個別目標電力ＰBkrefを算出しておらず、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを算出するだけである。したがって、集中管理装置ＭＣ９の処理負荷を低減することができる。
【０２１１】
また、太陽光発電システムＰＶＳ９（ＰＶＳ９’，ＰＶＳ９”）によれば、複数の制御モードの設定が可能であり、設定される制御モードを切り替えることが可能である。したがって、ユーザは、利用形態に応じて、適宜利用したい制御モードに切り替えることができる。
【０２１２】
また、太陽光発電システムＰＶＳ９（ＰＶＳ９’，ＰＶＳ９”）によれば、各種制御モードに応じて初期値を変えている。例えば、各種制御モードに対する初期値がすべて「０」である場合、いずれの制御モードに切り替えた場合であっても、各パワーコンディショナＰＣＳPViがその出力を抑制しない状態となり、かつ、各パワーコンディショナＰＣＳBkが蓄電池Ｂkを充電も放電もしない状態となるように初期化される。すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳPViは太陽電池ＳＰiの発電量を最大限出力する状態になる。しかしながら、このような状態に初期化されると、例えば逆潮流回避モードにおいては、連系点電力Ｐ（ｔ）が上昇して、逆潮流が発生する可能性がある。そのため、本実施形態では、出力抑制モードやピークカットモードと異なり、逆潮流回避モードに応じた初期値を上記指標限界値にしている。これにより、逆潮流回避モードに切り替わったときに、各パワーコンディショナＰＣＳPViがその出力を１００％抑制する状態となり、かつ、各パワーコンディショナＰＣＳBkがその定格出力ＰBklmtの１００％で蓄電池Ｂkを充電する状態となるように初期化している。したがって、電力系統Ａから電力を供給される状態になるので、上記逆潮流の発生を抑制することができる。すなわち、逆電力継電器５１により解列される危険性を抑制することができる。また、例えば、各種制御モードに対する初期値がすべて指標限界値である場合、いずれの制御モードに切り変えた場合であっても、各パワーコンディショナＰＣＳPViがその出力を１００％抑制する状態となり、かつ、各パワーコンディショナＰＣＳBkがその定格出力ＰBklmtの１００％で蓄電池Ｂkを充電する状態となるように初期化される。すなわち、電力系統Ａから電力を供給される状態になる。しかしながら、このような状態に初期化されると、例えばピークカットモードにおいては、連系点電力Ｐ（ｔ）が低下して、上記買電電力のピーク値を上昇させてしまう可能性がある。そのため、本実施形態では、逆潮流回避モードと異なり、ピークカットモードに応じた初期値を「０」にしている。これにより、ピークカットモードに切り替わったときに、各パワーコンディショナＰＣＳPViがその出力を抑制しない状態となり、かつ、各パワーコンディショナＰＣＳBkが蓄電池Ｂkを充電も放電もしない状態となるように初期化している。したがって、各パワーコンディショナＰＣＳPViは太陽電池ＳＰiの発電量を最大限出力する状態になり、各パワーコンディショナＰＣＳPViの出力電力が電力負荷Ｌに供給されるので、上記買電電力のピーク値の上昇を抑制することができる。以上のことから、各種制御モードに応じて適宜初期値を変えることで、制御モードの切り替えに伴う初期化により、各種制御モードにとって適当な状態にすることができる。特に、逆電力継電器５１を備えた太陽光発電システムＰＶＳ９”において、初期化による逆潮流の発生を抑制するのに有効である。
【０２１３】
さらに、太陽光発電システムＰＶＳ９（ＰＶＳ９’，ＰＶＳ９”）によれば、制御モードを切り替えたときに、指標（抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒB）を、新たに設定された制御モードに応じた初期値に初期化している。これにより、各種制御モードにとって適当な状態から指標の算出を開始することができる。例えば、ピークカットモードを設定しているときに、電力会社から出力抑制が指令され、出力抑制モードに切り替えた場合を考える。ピークカットモードが設定され、ピークカット制御が行われている場合、連系点電力Ｐ（ｔ）をできる限り上昇させようと、各パワーコンディショナＰＣＳPViは太陽電池ＳＰiの発電量を最大限出力し、かつ、各パワーコンディショナＰＣＳBkは蓄電池Ｂkを放電する。このときの抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBは負の値である（図２７参照）。一方、出力抑制モードが設定され、出力抑制制御が行われている場合、各パワーコンディショナＰＣＳPViはその出力を抑制したり、各パワーコンディショナＰＣＳBkは蓄電池Ｂkを充電したりする。このときの抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBは正の値である。したがって、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを初期化せず、負の値から出力抑制制御を開始するより、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを初期化して「０」から出力抑制制御を開始した方が、連系点電力Ｐ（ｔ）が出力指令値ＰCに一致するまでの時間が早い。なお、上記したピークカットモードから出力抑制モードへの切り替えに限らず、いずれの制御モードに切り替えた場合も同様のことが起こりうる。よって、適当な状態から指標の算出を開始することで、連系点電力Ｐ（ｔ）が目標電力に一致するまでの時間を短縮することができる。
【０２１４】
次に、第１０実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１０について説明する。上記第９実施形態においては、連系点電力検出部２２が検出した連系点電力Ｐ（ｔ）を調整対象電力とした場合を説明した。本実施形態においては、連系点電力Ｐ（ｔ）の代わりに上記システム総出力Ｐtotal（ｔ）あるいは上記グループ総出力を調整対象電力とする場合について説明する。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ１０は、システム総出力Ｐtotal（ｔ）あるいは上記グループ総出力を、設定されている制御モードに応じた目標電力に一致させる場合について説明する。
【０２１５】
本実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１０は、複数台の太陽電池ＳＰi、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPVi、複数台の蓄電池Ｂk、複数台のパワーコンディショナＰＣＳBk、および、集中管理装置ＭＣ１０を有している。太陽光発電システムＰＶＳ１０の全体構成は、上記第６実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ６と同じである（図２１参照）。太陽光発電システムＰＶＳ１０は電力系統Ａに連系している。太陽電池ＳＰiが接続されたパワーコンディショナＰＣＳPViはそれぞれ、電力系統Ａとの連系点に接続され、また、蓄電池Ｂkが接続されたパワーコンディショナＰＣＳBkもそれぞれ、電力系統Ａとの連系点に接続されている。また、集中管理装置ＭＣ１０は、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkの各々と通信可能である。集中管理装置ＭＣ１０は、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkから個別出力電力ＰPViout，ＰBkoutの情報を取得し、当該個別出力電力ＰPViout，ＰBkoutに基づいて、システム総出力Ｐtotal（ｔ）あるいは上記グループ総出力を算出する。そして、算出したシステム総出力Ｐtotal（ｔ）あるいは上記グループ総出力と目標電力に基づいて、上記指標を算出し、これを複数台のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkに送信する。本実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１０は、上記電力負荷Ｌを有しておらず、太陽光発電システムＰＶＳ１０の出力電力はすべて電力系統Ａに出力される。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ１０は、全量買取型の太陽光発電システムである。
【０２１６】
図２８は、太陽光発電システムＰＶＳ１０が行う制御モード切替の制御系機能構成を示している。当該制御モード切替において、太陽光発電システムＰＶＳ１０は、上記太陽光発電システムＰＶＳ６と比較して、集中管理装置ＭＣ６の代わりに集中管理装置ＭＣ１０を有している点で異なる。集中管理装置ＭＣ１０は、図２８に示すように、モード設定部９１、目標電力設定部２１、受信部６１、総出力算出部６２”、指標算出部９３’、および、送信部２４’を備えている。
【０２１７】
モード設定部９１は、本実施形態においては、上記制御モードとして、出力抑制モード、システムスケジュールモード、および、グループスケジュールモードを設定可能である。すなわち、本実施形態において、モード設定部９１は、出力抑制モードと、システムスケジュールモードと、グループスケジュールモードとの間の切り替えを行う。なお、太陽光発電システムＰＶＳ１０におけるシステムスケジュールモードでは、システム総出力Ｐtotal（ｔ）を上記システム目標値ＰTcalに一致させるシステムスケジュール制御を行う。また、本実施形態においては、グループスケジュール制御として、上記第８実施形態と同様に、太陽電池ＰＣＳ群ＧPVと蓄電池ＰＣＳ群ＧBとの２つのグループに分けた場合を説明する。当該グループスケジュールモードが本発明の「スケジュールモード」に相当する。
【０２１８】
目標電力設定部２１は、本実施形態において、設定された制御モードが、出力抑制モードの場合に上記出力指令値ＰCを、システムスケジュールモードの場合に上記システム目標値ＰTcalを、グループスケジュールモードの場合に上記グループ目標値ＰTgrp（太陽電池ＰＣＳ群目標値ＰTPVおよび蓄電池ＰＣＳ群目標値ＰTB）をそれぞれ目標電力として設定する。
【０２１９】
総出力算出部６２”は、上記総出力算出部６２と同様にシステム総出力Ｐtotal（ｔ）を算出するとともに、上記総出力算出部６２’と同様に太陽電池ＰＣＳ群総出力ＰGPVおよび蓄電池ＰＣＳ群総出力ＰGBを算出する。そして、これらを指標算出部９３’に出力する。なお、本実施形態においては、システム総出力Ｐtotal（ｔ）と、太陽電池ＰＣＳ群総出力ＰGPVおよび蓄電池ＰＣＳ群総出力ＰGBとの両方を算出する場合を説明するが、設定された制御モードに応じていずれかを算出するようにしてもよい。具体的には、設定された制御モードが出力抑制モードおよびシステムスケジュールモードの場合にシステム総出力Ｐtotal（ｔ）を算出し、設定された制御モードがグループスケジュールモードの場合に太陽電池ＰＣＳ群総出力ＰGPVおよび蓄電池ＰＣＳ群総出力ＰGBを算出するようにしてもよい。
【０２２０】
指標算出部９３’は、上記指標算出部９３と同様に、調整対象電力を目標電力に一致させるための指標を算出する。本実施形態においては、調整対象電力は、総出力算出部６２”が算出したシステム総出力Ｐtotal（ｔ）あるいは太陽電池ＰＣＳ群総出力ＰGPVおよび蓄電池ＰＣＳ群総出力ＰGBである。指標算出部９３’は、設定されている制御モードが出力抑制モードの場合、上記（２１）式における連系点電力Ｐ（ｔ）の代わりにシステム総出力Ｐtotal（ｔ）を用いて、ラグランジュ乗数λを算出する。また、設定されている制御モードがシステムスケジュールモードの場合、上記（２１）式における連系点電力Ｐ（ｔ）の代わりにシステム総出力Ｐtotal（ｔ）を、出力指令値ＰC（ｔ）の代わりにシステム目標値ＰTcalを用いて、ラグランジュ乗数λを算出する。そして、ラグランジュ乗数λを算出すると、上記（２２）式により、当該ラグランジュ乗数λを抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBとして算出する。さらに、指標算出部９３’は、設定されている制御モードがグループスケジュールモードの場合、上記（３４）式を用いてラグランジュ乗数λPVおよび抑制指標ｐｒPVを算出し、上記（３５）式を用いてラグランジュ乗数λBおよび充放電指標ｐｒBを算出する。指標算出部９３’は、送信部２４’を介して、算出した抑制指標ｐｒPVを各パワーコンディショナＰＣＳPViに送信し、算出した充放電指標ｐｒBを各パワーコンディショナＰＣＳBkに送信する。
【０２２１】
指標算出部９３’は、上記指標算出部９３と同様に、上記設定情報に基づいて、制御モードが切り替わったと判断した場合に、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを、新たに設定された制御モードに応じた初期値に初期化する。そして、送信部２４’を介して、初期化した抑制指標ｐｒPVを各パワーコンディショナＰＣＳPViに送信し、初期化した充放電指標ｐｒBを各パワーコンディショナＰＣＳBkに送信する。
【０２２２】
本実施形態において、指標算出部９３’は、出力抑制モードおよびシステムスケジュールモードに切り替わった場合は、上記第９実施形態と同様に初期化する。すなわち、出力抑制モードおよびシステムスケジュールモードに応じた初期値は、上記第９実施形態と同様に「０」である。また、指標算出部９３’は、グループスケジュールモードに切り替わったときに、次の状態になるように、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを初期化する。すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳPViがその出力を１００％抑制する状態となり、かつ、各パワーコンディショナＰＣＳBkが蓄電池Ｂkを充電も放電もしない状態となるように初期化する。具体的には、抑制指標ｐｒPV（すなわち太陽電池ＰＣＳ群ＧPVに対するラグランジュ乗数λPV）を指標限界値に初期化し、充放電指標ｐｒB（すなわち蓄電池ＰＣＳ群ＧBに対するラグランジュ乗数λB）を「０」に初期化する（図２７参照）。したがって、当該グループスケジュールモードに応じた初期値として、太陽電池ＰＣＳ群ＧPVに対して指標限界値を用い、蓄電池ＰＣＳ群ＧBに対して「０」を用いる。そして、指標算出部９３’が抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを初期化した後、太陽光発電システムＰＶＳ１０においてグループスケジュール制御が行われる。これにより、太陽電池ＰＣＳ群総出力ＰGPVが太陽電池ＰＣＳ群目標値ＰTPVに一致するように各パワーコンディショナＰＣＳPViが個別出力電力ＰPVioutを制御し、かつ、蓄電池ＰＣＳ群総出力ＰGBが蓄電池ＰＣＳ群目標値ＰTBに一致するように各パワーコンディショナＰＣＳBkが個別出力電力ＰBkoutを制御する。なお、太陽光発電システムＰＶＳ１０においては、逆電力継電器５１が設置されていないので、逆電力継電器５１により解列されることがない。そのため、グループスケジュールモードにおいて、抑制指標ｐｒPVの初期値、すなわち、太陽電池ＰＣＳ群ＧPVに対するラグランジュ乗数λPVの初期値を「０」にしてもよい。
【０２２３】
太陽光発電システムＰＶＳ１０は、以上のように構成され、複数の制御モードの切り替えにより、設定された制御モードに応じた制御を行っている。すなわち、出力抑制モードが設定されている場合、上記システム総出力Ｐtotal（ｔ）による出力抑制制御を行い、システムスケジュールモードが設定されている場合、上記システム総出力Ｐtotal（ｔ）によるシステムスケジュール制御を行い、グループスケジュールモードが設定されている場合、グループスケジュール制御を行う。
【０２２４】
次に、上記太陽光発電システムＰＶＳ１０において、さらに電力負荷Ｌが連系点に接続された場合を、太陽光発電システムＰＶＳ１０’として説明する。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ１０’の全体構成は、上記第７実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ７の全体構成（図２３参照）と同じである。このように電力負荷Ｌを有している場合、発電量や電力負荷Ｌの消費電力量などにより、電力系統Ａから電力を供給されることもある。そこで、太陽光発電システムＰＶＳ１０’（モード設定部９１）は、上記制御モードとして、出力抑制モード、システムスケジュールモード、および、グループスケジュールモードに加え、上記ピークカット制御を行うピークカットモードも設定可能である。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ１０’（モード設定部９１）は、出力抑制モードと、システムスケジュールモードと、グループスケジュールモードと、ピークカットモードとの間の切り替えを行う。
【０２２５】
太陽光発電システムＰＶＳ１０’において、目標電力設定部２１は、ピークカットモードが設定されると、上記ピークカット目標値Ｐcutを目標電力として設定する。また、太陽光発電システムＰＶＳ１０’において、指標算出部９３’は、ピークカットモードに切り替わったときに、次の状態になるように、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを初期化する。すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳPViがその出力を抑制しない状態となり、かつ、各パワーコンディショナＰＣＳBkが蓄電池Ｂkを充電も放電もしない状態となるように初期化する。具体的には、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒB（すなわちラグランジュ乗数λ）を「０」に初期化する（図２７参照）。したがって、当該ピークカットモードに応じた初期値として「０」を用いる。そして、指標算出部９３’が抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを初期化した後、太陽光発電システムＰＶＳ１０’においてピークカット制御が行われる。これにより、システム総出力Ｐtotal（ｔ）がピークカット目標値Ｐcutに一致するように、各パワーコンディショナＰＣＳPViが個別出力電力ＰPVioutを制御し、各パワーコンディショナＰＣＳBkが個別出力電力ＰBkoutを制御する。なお、太陽光発電システムＰＶＳ１０’において、出力抑制モード、システムスケジュールモード、および、グループスケジュールモードに切り替わった場合は、上記太陽光発電システムＰＶＳ１０と同様に初期化する。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ１０’においても、出力抑制モードおよびシステムスケジュールモードに応じた初期値は「０」であり、グループスケジュールモードに応じた初期値は太陽電池ＰＣＳ群ＧPVに対しては指標限界値、蓄電池ＰＣＳ群ＧBに対しては「０」である。また、太陽光発電システムＰＶＳ１０’において、集中管理装置ＭＣ１０は、電力負荷Ｌから消費電力の情報を取得し、システム総出力Ｐtotal（ｔ）から当該消費電力を減算した値を調整対象電力とすることが好ましい。これにより、連系点電力Ｐ（ｔ）を推算できるので、出力抑制制御およびピークカット制御の精度が向上する。
【０２２６】
続いて、上記太陽光発電システムＰＶＳ１０’において、さらに逆電力継電器５１が連系点に設置された場合を、太陽光発電システムＰＶＳ１０”として説明する。太陽光発電システムＰＶＳ１０”は、逆潮流が禁止されているために、逆電力継電器５１が設置されている。そこで、太陽光発電システムＰＶＳ１０”（モード設定部９１）は、さらに上記逆潮流回避制御を行う逆潮流回避モードを設定可能にしている。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ１０”（モード設定部９１）は、出力抑制モードと、システムスケジュールモードと、グループスケジュールモードと、ピークカットモードと、逆潮流回避モードとの間の切り替えを行う。ただし、逆潮流が禁止されている太陽光発電システムＰＶＳ１０”は、電力系統Ａへの逆潮流を行わないため、出力抑制モードを備えていなくてもよい。
【０２２７】
太陽光発電システムＰＶＳ１０”において、目標電力設定部２１は、逆潮流回避モードが設定されると、上記逆潮流回避目標値ＰRPRを目標電力として設定する。また、太陽光発電システムＰＶＳ１０”において、指標算出部９３’は、逆潮流回避モードに切り替わったときに、次の状態になるように、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを初期化する。すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳPViがその出力を１００％抑制する状態となり、かつ、各パワーコンディショナＰＣＳBkがその定格出力ＰBklmtの１００％で蓄電池Ｂkを充電する状態となるように初期化する。具体的には、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒB（すなわちラグランジュ乗数λ）を上記指標限界値に初期化する（図２７参照）。したがって、当該逆潮流回避モードに応じた初期値として指標限界値を用いる。そして、指標算出部９３’が抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを初期化した後、太陽光発電システムＰＶＳ１０”において逆潮流回避制御が行われる。これにより、システム総出力Ｐtotal（ｔ）が逆潮流回避目標値ＰRPRに一致するように、各パワーコンディショナＰＣＳPViが個別出力電力ＰPVioutを制御し、各パワーコンディショナＰＣＳBkが個別出力電力ＰBkoutを制御する。なお、太陽光発電システムＰＶＳ１０”において、出力抑制モード、システムスケジュールモード、グループスケジュールモード、および、ピークカットモードに切り替わった場合は、上記太陽光発電システムＰＶＳ１０’と同様に初期化する。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ１０”においても、出力抑制モード、システムスケジュールモード、および、ピークカットモードに応じた初期値は「０」であり、グループスケジュールモードに応じた初期値は太陽電池ＰＣＳ群ＧPVに対しては指標限界値、蓄電池ＰＣＳ群ＧBに対しては「０」である。ただし、太陽光発電システムＰＶＳ１０”において、指標算出部９３’は、システムスケジュールモードに応じた初期値として、好ましくは上記「０」の代わりに指標限界値を用いる。このようにすることで、システムスケジュールモードに切り替わると、各パワーコンディショナＰＣＳPViはその出力を１００％抑制する状態となり、かつ、各パワーコンディショナＰＣＳBkはその定格出力ＰBklmtの１００％で蓄電池Ｂkを充電する状態となる。したがって、太陽光発電システムＰＶＳ１０”は電力系統Ａから電力を供給されるので、逆電力継電器５１により解列される危険性をなくすことができる。また、太陽光発電システムＰＶＳ１０”の場合も、上記太陽光発電システムＰＶＳ１０’と同様に、集中管理装置ＭＣ１０は、電力負荷Ｌから消費電力の情報を取得し、システム総出力Ｐtotal（ｔ）から当該消費電力を減算した値を調整対象電力とすることが好ましい。これにより、連系点電力Ｐ（ｔ）を推算できるので、出力抑制制御、ピークカット制御、および、逆潮流回避制御の精度が向上する。
【０２２８】
以上のことから、太陽光発電システムＰＶＳ１０（ＰＶＳ１０’，ＰＶＳ１０”）においても、上記太陽光発電システムＰＶＳ９（ＰＶＳ９’，ＰＶＳ９”）と同様に、調整対象電力（システム総出力Ｐtotal（ｔ）やグループ総出力）を目標電力に一致させるとともに、集中管理装置ＭＣ１０の処理負荷を低減することができる。また、太陽光発電システムＰＶＳ１０（ＰＶＳ１０’，ＰＶＳ１０”）においても、上記太陽光発電システムＰＶＳ９（ＰＶＳ９’，ＰＶＳ９”）のその他の効果を奏することができる。
【０２２９】
上記第９実施形態および第１０実施形態においては、複数の制御モードをユーザが切り替える場合を説明したが、所定の時間帯毎（例えば１時間毎や朝、昼、夕、晩、深夜の時間帯毎など）に、どの制御モードにするかを予め設定しておき、当該所定の時間帯に応じて、自動的に切り替わるようにしてもよい。このようにすることで、ユーザが事前に設定した制御モードに切り替わるので、ユーザの煩わしさを低減することができる。また、電力会社から出力抑制の指令を受けたときには、自動的に出力抑制モードに切り替えるようにしてもよい。
【０２３０】
上記第９実施形態および第１０実施形態において、各種制御モードに応じた初期値は一例であり、上記したものに限定されない。上記出力抑制制御においては、電力会社からの出力抑制指令に従い、太陽光発電システムＰＶＳ９（ＰＶＳ１０）から電力系統Ａへの出力電力を抑制する（小さくする）ことを目的としている。したがって、出力抑制制御中は、各パワーコンディショナＰＣＳPViはその出力を抑制する状態であり、また、各パワーコンディショナＰＣＳBkは蓄電池Ｂkを充電する状態である。そこで、出力抑制モードに切り替わったときに、そのような状態から出力抑制制御が開始されるように、出力抑制モードに応じた初期値として「０」から上記指標限界値の間のいずれの値を用いてもよい（図２７参照）。また、上記ピークカット制御においては、電力系統Ａから太陽光発電システムＰＶＳ９’（ＰＶＳ１０’）への供給電力を小さくすることを目的としている。したがって、ピークカット制御中は、各パワーコンディショナＰＣＳPViはその出力を抑制しない状態であり、また、各パワーコンディショナＰＣＳBkは蓄電池Ｂkを放電する状態である。そこで、ピークカットモードに切り替わったときに、そのような状態からピークカット制御が開始されるように、ピークカットモードに応じた初期値として上記負の指標限界値から「０」の間のいずれの値を用いてもよい（図２７参照）。さらに、上記逆潮流回避制御においては、電力系統Ａから太陽光発電システムＰＶＳ９”（ＰＶＳ１０”）への供給電力を大きくすることを目的としている。したがって、逆潮流回避制御中は、各パワーコンディショナＰＣＳPViはその出力を抑制する状態であり、また、各パワーコンディショナＰＣＳBkは蓄電池Ｂkを充電する状態である。そこで、逆潮流回避モードに切り替わったときに、そのような状態から逆潮流回避制御が開始されるように、逆潮流回避モードに応じた初期値として「０」から上記指標限界値の間のいずれの値を用いてもよい（図２７参照）。各種制御モードに応じた初期値がこれらの値であっても、上記するように調整対象電力が目標電力に一致するまでの時間を短縮することができる。
【０２３１】
上記第９実施形態および第１０実施形態において、モード設定部９１が設定可能な制御モードは、上記した態様に限定されず、少なくとも２つ以上の制御モードが設定可能であればよい。
【０２３２】
上記第９実施形態においては、集中管理装置ＭＣ９に連系点電力Ｐ（ｔ）を検出する手段（連系点電力検出部２２）を備え、上記第１０実施形態においては、集中管理装置ＭＣ１０にシステム総出力Ｐtotal（ｔ）などを算出する手段（受信部６１および総出力算出部６２”）を備えた場合を説明したが、これらの両方を備えていてもよい。このようにすることで、上記した各種制御モードのすべてを設定可能にすることができる。なお、この場合、調整対象電力として連系点電力Ｐ（ｔ）あるいはシステム総出力Ｐtotal（ｔ）のいずれを用いるかを各種制御モード毎に設定するようにしてもよいし、それぞれ異なる制御モードとするようにしてもよい。後者において、例えば、出力抑制モードとして、連系点電力Ｐ（ｔ）による出力抑制モードとシステム総出力Ｐtotal（ｔ）による出力抑制モードを設定可能にする。
【０２３３】
上記第９実施形態および第１０実施形態においては、複数台の蓄電池Ｂkおよび複数台のパワーコンディショナＰＣＳBkを有する場合を説明したが、これらを備えていなくてもよい。例えば、全体構成が上記第１実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１の全体構成と同等の太陽光発電システムにおいても、複数の制御モードを切り替えられるようにしてもよい。また、上記第９実施形態および第１０実施形態において、複数台の太陽電池ＳＰiおよび複数台のパワーコンディショナＰＣＳPViを備えていなくてもよい。
【０２３４】
上記第１０実施形態において、上記グループスケジュールモードを設定可能である場合を説明したが、上記第９実施形態（太陽光発電システムＰＶＳ９，ＰＶＳ９’，ＰＶＳ９”）おいても、グループスケジュールモードを設定可能にすることもできる。具体的には、図２６に示す接続線の位置ＣＰ１，ＣＰ２にそれぞれ電力計を設置しておく。位置ＣＰ１に設置された電力計は、各パワーコンディショナＰＣＳPViの出力電力の合成値（合成電力）を検出可能に設置されている。また、位置ＣＰ２に設置された電力計は、各パワーコンディショナＰＣＳBkの出力電力の合成値（合成電力）を検出可能に設置されている。そして、これらの合成電力に対する目標電力をそれぞれ設定し、各合成電力が各目標電力に一致させるように制御する。すなわち、上記グループ総出力として各合成電力を用い、上記グループ目標値ＰTgrpとして当該合成電力に対する目標電力を用いた上記グループスケジュール制御を行う。これにより、太陽光発電システムＰＶＳ９，ＰＶＳ９’，ＰＶＳ９”においても、グループスケジュール制御を行うことができるので、グループスケジュールモードを設定可能にすることができる。なお、このように電力計を複数設けた場合、指標算出部９３がこれらの電力計の検出値（合成電力）を加算し、当該加算した値を連系点電力Ｐ（ｔ）とするようにしてもよい。すなわち、連系点電力検出部２２を備えておかなくても、上記出力抑制制御などを行うことができる。
【０２３５】
上記第１実施形態ないし第１０実施形態においては、本開示の電力システムが太陽光発電システムである場合を例に説明したが、これに限られない。当該電力システムは、他の発電システムであってもよい。他の発電システムとしては、例えば、風力発電システムや燃料電池による発電システム、回転機形の発電機による発電システム、ネガワット取引を行うアグリゲータによる、需要家の負荷を管理する仮想的な発電システムなどが考えられる。なお、アグリゲータは、ネガワット取引により、節約できた電力を発電した電力とみなしているので、実際に発電を行っているのではない。これらの発電システムの場合でも、集中管理装置は、連系点電力を検出するか個別出力電力の総和を算出して調整対象電力とし、指標を算出して各電力装置に送信する。そして、各発電システムの電力装置は、受信した指標を用いた最適化問題に基づいて、自装置の個別目標電力を算出し、当該個別目標電力となるように個別出力電力を制御する。太陽光発電システム、風力発電システムや燃料電池による発電システムの場合、電力装置は、パワーコンディショナである。また、回転機形の発電機による発電システムの場合、電力装置は、発電機およびこれを制御する制御装置である。また、アグリゲータによる発電システムの場合、電力装置は、需要家の負荷およびこれを制御する制御装置である。なお、アグリゲータによる発電システムにおいては、節約できた電力を発電した電力とみなしているので、需要家の負荷の通常の消費電力から削減した電力が個別出力電力になる。また、上記電力システムは、上記した発電システムを併用したものとしてもよい。例えば、太陽光発電システムに回転機形の発電機を追加して、集中管理装置が太陽光発電システムの各パワーコンディショナおよび発電機の制御装置に指標を送信して全体の出力を制御する構成としてもよい。
【０２３６】
本開示に係る電力システムは、上記実施形態に限定されるものではなく、請求の範囲に記載の内容を逸脱しなければ、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】
【０２３７】
ＰＶＳ１〜ＰＶＳ１０  太陽光発電システム
Ａ  電力系統
ＳＰi  太陽電池
Ｂk  蓄電池
ＰＣＳi，ＰＣＳPVi，ＰＣＳBk  パワーコンディショナ
ＧPV  太陽電池ＰＣＳ群
ＧB  蓄電池ＰＣＳ群
１１，１１’，３１，３１’  受信部
１２，１２’，１２”，３２，３２’  目標電力算出部
１３，３３  出力制御部
１４，３４  出力電力検出部
１５，３５  送信部
ＭＣ１〜ＭＣ１０  集中管理装置
２１  目標電力設定部
２２  連系点電力検出部
２３，２３’，２３”  指標算出部
２４，２４’  送信部
２５  受信部
５１  逆電力継電器
６１  受信部
６２，６２’，６２”  総出力算出部
６３，６３’  指標算出部
９１  モード設定部
９３，９３’  指標算出部
Ｌ  電力負荷
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
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【図１５】
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【図１６】
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【図１７】
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【図１８】
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【図１９】
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【図２０】
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【図２１】
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【図２２】
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【図２３】
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【図２４】
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【図２５】
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【図２６】
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【図２７】
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【図２８】
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