(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バーチャルパワープラントを提供する。【解決手段】バーチャルパワープラントは、複数の電力システムＰＶＳ＿Ａ，ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃと、これらを管理する中央管理装置ＭＣ’とを備える。中央管理装置ＭＣ’は、調整対象電力の合計電力が全体目標電力となるように、各電力システムに対して調整対象電力を制御させるための上位指標を算出する指標算出部７３を備える。各電力システムはそれぞれ、複数台のパワーコンディショナＰＣＳと、これらを管理する集中管理装置を備える。各パワーコンディショナはそれぞれ、集中管理装置から入力された指標を用いた最適化問題に基づいて個別目標電力を算出し、個別出力電力を制御する。各集中管理装置は、中央管理装置から上位指標を受信した場合には、上位指標に基づいて指標を算出して、各パワーコンディショナに出力する。【選択図】図２６
2018143046.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
複数の電力システムと、前記複数の電力システムを管理する中央管理装置と、を備えているバーチャルパワープラントであって、
前記各電力システムはそれぞれ、電力系統に接続された複数台の電力装置と、前記複数台の電力装置を管理する集中管理装置と、を備え、
前記集中管理装置は、
調整対象電力を検出する検出手段と、
前記調整対象電力が目標電力となるように、前記各電力装置に対して個別出力電力を制御させるための指標を算出する指標算出手段と、
前記指標を前記各電力装置のそれぞれに送信する送信手段と、
を備え、
前記各電力装置はそれぞれ、
前記送信手段が送信した前記指標を受信する受信手段と、
前記受信手段が受信した前記指標を用いた最適化問題に基づいて、自装置の前記個別出力電力の個別目標電力を算出する目標電力算出手段と、
前記目標電力算出手段が算出した前記個別目標電力となるように前記個別出力電力を制御する制御手段と、
を備え、
前記中央管理装置は、
前記各電力システムの前記調整対象電力の合計電力が、全体目標電力となるように、前記各電力システムに対して前記調整対象電力を制御させるための上位指標を算出する上位指標算出手段と、
前記上位指標を前記各電力システムのそれぞれに送信する中央管理装置送信手段と、
を備えており、
前記電力システムが前記中央管理装置からの前記上位指標を受信した場合には、当該電力システムの指標算出手段は、前記上位指標に基づいて前記指標を算出する、
ことを特徴とするバーチャルパワープラント。
【請求項２】
前記上位指標算出手段は、前記電力システムの数をｍ、ｊ番目の電力システムの調整対象電力をＰj（ｔ）（ｊ＝１，２、…、ｍ）、前記全体目標電力をＰC’（ｔ）、ｊ番目の電力システムの目標電力をＰC’＿ｊ（ｔ）（ｊ＝１，２、…、ｍ）、ｊ番目の電力システムに対する勾配係数をεj（ｊ＝１，２、…、ｍ）、ｊ番目の電力システムに対する上位指標をｐｒ’＿ｊ（ｊ＝１，２、…、ｍ）とし、下記（１ａ）〜（１ｃ）式で示す数式を解くことで、前記上位指標ｐｒ’＿ｊ（ｊ＝１，２、…、ｍ）を算出し、
前記指標算出手段は、入力された前記上位指標を前記指標とする、
請求項１に記載のバーチャルパワープラント。
【数１】
2018143046.tif 000040
【請求項３】
前記上位指標算出手段は、前記電力システムの数をｍ、ｊ番目の太陽光発電システムの調整対象電力をＰj（ｔ）（ｊ＝１，２、…、ｍ）、前記全体目標電力をＰC’（ｔ）、勾配係数をεall、ｊ番目の電力システムに対する上位指標をｐｒ’＿ｊ（ｊ＝１，２、…、ｍ）とし、下記（２ａ）〜（２ｂ）式で示す数式を解くことで、前記上位指標ｐｒ’＿ｊ（ｊ＝１，２、…、ｍ）を算出し、
前記指標算出手段は、入力された前記上位指標を前記指標とする、
請求項１に記載のバーチャルパワープラント。
【数２】
2018143046.tif 000041
【請求項４】
前記各電力システムは、前記調整対象電力の許容範囲の上限値および下限値を、前記送信手段を介して、前記中央管理装置に送信し、
前記上位指標算出手段は、前記電力システムの数をｍ、ｊ番目の電力システムから入力された前記上限値をＰC＿ｊmax、前記下限値をＰC＿ｊmin（ｊ＝１，２、…、ｍ）、ｊ番目の電力システムの調整対象電力をＰj（ｔ）（ｊ＝１，２、…、ｍ）、前記全体目標電力をＰC’（ｔ）、ｊ番目の電力システムの目標電力をＰC’＿ｊ（ｔ）（ｊ＝１，２、…、ｍ）、ｊ番目の電力システムに対する勾配係数をεj（ｊ＝１，２、…、ｍ）、ｊ番目の電力システムに対する上位指標をｐｒ’＿ｊ（ｊ＝１，２、…、ｍ）とし、下記（３ａ）〜（３ｃ）式で示す数式を解くことで、前記上位指標ｐｒ’＿ｊ（ｊ＝１，２、…、ｍ）を算出し、
前記指標算出手段は、入力された前記上位指標を前記指標とする、
請求項１に記載のバーチャルパワープラント。
【数３】
2018143046.tif 000042
【請求項５】
前記上位指標算出手段は、前記電力システムの数をｍ、各電力システムの調整対象電力をＰj（ｔ）（ｊ＝１，２、…、ｍ）、前記全体目標電力をＰC’（ｔ）、勾配係数をεall、ｊ番目の電力システムに対する上位指標をｐｒ’＿ｊ（ｊ＝１，２、…、ｍ）とし、下記（４ａ）〜（４ｂ）式で示す数式を解くことで、前記上位指標ｐｒ’＿ｊ（ｊ＝１，２、…、ｍ）を算出し、
ｊ番目の電力システムの前記指標算出手段は、
入力された前記上位指標ｐｒ’＿ｊ、前記目標電力ＰC＿ｊ、前記調整対象電力の許容範囲の上限値ＰC＿ｊmaxおよび下限値ＰC＿ｊminから、下記（５ａ）〜（５ｂ）式に基づいて、修正目標電力ＰC”＿ｊを算出し、
当該電力システムの勾配係数をεj、前記指標をｐｒとし、下記（５ｃ）〜（５ｄ）式で示す数式を解くことで、前記指標ｐｒを算出する、
請求項１に記載のバーチャルパワープラント。
【数４】
2018143046.tif 000043
【請求項６】
すべての前記電力装置は、複数のグループのうちのいずれかのグループに所属しており、
前記上位指標算出手段は、前記グループの数をｐ、ｋ番目のグループの調整対象電力をＰk（ｔ）（ｋ＝１，２、…、ｐ）、前記全体目標電力をＰC’（ｔ）、ｋ番目のグループの目標電力をＰC’＿ｋ（ｔ）（ｋ＝１，２、…、ｐ）、ｋ番目のグループに対する勾配係数をεk（ｋ＝１，２、…、ｐ）、ｋ番目のグループに対するラグランジュ乗数をλk（ｋ＝１，２、…、ｐ）とし、下記（６）式で示す数式を解くことで、前記ラグランジュ乗数λk（ｋ＝１，２、…、ｐ）を算出して、これらを前記上位指標とし、
ｊ番目の電力システムの前記指標算出手段は、
入力された前記上位指標λk（ｋ＝１，２、…、ｐ）、重み付けのための係数ωk＿ｊ、前記目標電力ＰC＿ｊ、前記調整対象電力の許容範囲の上限値ＰC＿ｊmaxおよび下限値ＰC＿ｊminから、下記（７ａ）〜（７ｂ）式に基づいて、修正目標電力ＰC”＿ｊを算出し、
当該電力システムの調整対象電力をＰj（ｔ）、勾配係数をεj、前記指標をｐｒとし、下記（７ｃ）〜（７ｄ）式で示す数式を解くことで、前記指標ｐｒを算出する、
請求項１に記載のバーチャルパワープラント。
【数５】
2018143046.tif 000044
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本開示は、複数の電力システムをまとめて制御するバーチャルパワープラントに関する。
【背景技術】
【０００２】
現在、エネルギーシステムの改革が進められており、バーチャルパワープラント（Virtual Power Plant：ＶＰＰ）が注目されている。バーチャルパワープラントは、点在する発電所を、電力の需要を管理するシステムネットワークでまとめて制御するものであり、複数の発電所をあたかも１つの発電所のように機能させる仮想の発電所を意味している。
【０００３】
バーチャルパワープラントが制御する発電所として、再生可能エネルギーを利用した発電システムが考えられる。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。
【０００４】
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。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【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】
【０００６】
バーチャルパワープラントにおいて、監視制御システムは、上位の中央管理装置からの指示に応じて、太陽光発電システムを制御する。例えば、中央管理装置から電力抑制の指示を入力された場合、監視制御システムは、各パワーコンディショナからの出力電力を抑制させる。そのための手法として、次のようなものが考えられる。すなわち、監視制御システムが、複数台のパワーコンディショナ毎にそれらが目標とする出力電力（目標出力電力）を算出する。そして、当該目標出力電力に基づいて各パワーコンディショナが出力電力を制御する。これにより、太陽光発電システム全体の出力電力が抑制される。
【０００７】
しかしながら、上述の手法では、監視制御システムは、複数台のパワーコンディショナ毎に目標出力電力を算出しなければならない。そのため、監視制御システムに対する負荷が大きくなるという問題がある。また、このような監視制御システムの高負荷問題は、出力電力を抑制する場合に限らず、太陽光発電システムにおける所定の電力（調整対象電力）を種々の目標値に制御する場合においても発生する。また、当該高負荷問題は、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。
【０００８】
本開示に係るバーチャルパワープラントは、上記課題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管理する装置の処理負荷を低減させることができるバーチャルパワープラントを提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【０００９】
本発明の第１の側面によって提供されるバーチャルパワープラントは、複数の電力システムと、前記複数の電力システムを管理する中央管理装置と、を備えているバーチャルパワープラントであって、前記各電力システムはそれぞれ、電力系統に接続された複数台の電力装置と、前記複数台の電力装置を管理する集中管理装置とを備え、前記集中管理装置は、調整対象電力を検出する検出手段と、前記調整対象電力が目標電力となるように、前記各電力装置に対して個別出力電力を制御させるための指標を算出する指標算出手段と、前記指標を前記各電力装置のそれぞれに送信する送信手段とを備え、前記各電力装置はそれぞれ、前記送信手段が送信した前記指標を受信する受信手段と、前記受信手段が受信した前記指標を用いた最適化問題に基づいて、自装置の前記個別出力電力の個別目標電力を算出する目標電力算出手段と、前記目標電力算出手段が算出した前記個別目標電力となるように前記個別出力電力を制御する制御手段とを備え、前記中央管理装置は、前記各電力システムの前記調整対象電力の合計電力が、全体目標電力となるように、前記各電力システムに対して前記調整対象電力を制御させるための上位指標を算出する上位指標算出手段と、前記上位指標を前記各電力システムのそれぞれに送信する中央管理装置送信手段とを備えており、前記電力システムが前記中央管理装置からの前記上位指標を受信した場合には、当該電力システムの指標算出手段は、前記上位指標に基づいて前記指標を算出することを特徴とする。
【００１０】
前記バーチャルパワープラントの好ましい実施の形態において、前記上位指標算出手段は、前記電力システムの数をｍ、ｊ番目の電力システムの調整対象電力をＰj（ｔ）（ｊ＝１，２、…、ｍ）、前記全体目標電力をＰC’（ｔ）、ｊ番目の電力システムの目標電力をＰC’＿ｊ（ｔ）（ｊ＝１，２、…、ｍ）、ｊ番目の電力システムに対する勾配係数をεj（ｊ＝１，２、…、ｍ）、ｊ番目の電力システムに対する上位指標をｐｒ’＿ｊ（ｊ＝１，２、…、ｍ）とし、下記（１ａ）〜（１ｃ）式で示す数式を解くことで、前記上位指標ｐｒ’＿ｊ（ｊ＝１，２、…、ｍ）を算出し、
前記指標算出手段は、入力された前記上位指標を前記指標とする、
請求項１に記載のバーチャルパワープラント。
【数１】
2018143046.tif 000003
【００１１】
前記バーチャルパワープラントの好ましい実施の形態において、前記上位指標算出手段は、前記電力システムの数をｍ、ｊ番目の太陽光発電システムの調整対象電力をＰj（ｔ）（ｊ＝１，２、…、ｍ）、前記全体目標電力をＰC’（ｔ）、勾配係数をεall、ｊ番目の電力システムに対する上位指標をｐｒ’＿ｊ（ｊ＝１，２、…、ｍ）とし、下記（２ａ）〜（２ｂ）式で示す数式を解くことで、前記上位指標ｐｒ’＿ｊ（ｊ＝１，２、…、ｍ）を算出し、前記指標算出手段は、入力された前記上位指標を前記指標とする。
【数２】
2018143046.tif 000004
【００１２】
前記バーチャルパワープラントの好ましい実施の形態において、前記各電力システムは、前記調整対象電力の許容範囲の上限値および下限値を、前記送信手段を介して、前記中央管理装置に送信し、前記上位指標算出手段は、前記電力システムの数をｍ、ｊ番目の電力システムから入力された前記上限値をＰC＿ｊmax、前記下限値をＰC＿ｊmin（ｊ＝１，２、…、ｍ）、ｊ番目の電力システムの調整対象電力をＰj（ｔ）（ｊ＝１，２、…、ｍ）、前記全体目標電力をＰC’（ｔ）、ｊ番目の電力システムの目標電力をＰC’＿ｊ（ｔ）（ｊ＝１，２、…、ｍ）、ｊ番目の電力システムに対する勾配係数をεj（ｊ＝１，２、…、ｍ）、ｊ番目の電力システムに対する上位指標をｐｒ’＿ｊ（ｊ＝１，２、…、ｍ）とし、下記（３ａ）〜（３ｃ）式で示す数式を解くことで、前記上位指標ｐｒ’＿ｊ（ｊ＝１，２、…、ｍ）を算出し、前記指標算出手段は、入力された前記上位指標を前記指標とする。
【数３】
2018143046.tif 000005
【００１３】
前記バーチャルパワープラントの好ましい実施の形態において、前記上位指標算出手段は、前記電力システムの数をｍ、各電力システムの調整対象電力をＰj（ｔ）（ｊ＝１，２、…、ｍ）、前記全体目標電力をＰC’（ｔ）、勾配係数をεall、ｊ番目の電力システムに対する上位指標をｐｒ’＿ｊ（ｊ＝１，２、…、ｍ）とし、下記（４ａ）〜（４ｂ）式で示す数式を解くことで、前記上位指標ｐｒ’＿ｊ（ｊ＝１，２、…、ｍ）を算出し、ｊ番目の電力システムの前記指標算出手段は、入力された前記上位指標ｐｒ’＿ｊ、前記目標電力ＰC＿ｊ、前記調整対象電力の許容範囲の上限値ＰC＿ｊmaxおよび下限値ＰC＿ｊminから、下記（５ａ）〜（５ｂ）式に基づいて、修正目標電力ＰC”＿ｊを算出し、当該電力システムの勾配係数をεj、前記指標をｐｒとし、下記（５ｃ）〜（５ｄ）式で示す数式を解くことで、前記指標ｐｒを算出する。
【数４】
2018143046.tif 000006
【００１４】
前記バーチャルパワープラントの好ましい実施の形態において、すべての前記電力装置は、複数のグループのうちのいずれかのグループに所属しており、前記上位指標算出手段は、前記グループの数をｐ、ｋ番目のグループの調整対象電力をＰk（ｔ）（ｋ＝１，２、…、ｐ）、前記全体目標電力をＰC’（ｔ）、ｋ番目のグループの目標電力をＰC’＿ｋ（ｔ）（ｋ＝１，２、…、ｐ）、ｋ番目のグループに対する勾配係数をεk（ｋ＝１，２、…、ｐ）、ｋ番目のグループに対するラグランジュ乗数をλk（ｋ＝１，２、…、ｐ）とし、下記（６）式で示す数式を解くことで、前記ラグランジュ乗数λk（ｋ＝１，２、…、ｐ）を算出して、これらを前記上位指標とし、ｊ番目の電力システムの前記指標算出手段は、入力された前記上位指標λk（ｋ＝１，２、…、ｐ）、重み付けのための係数ωk＿ｊ、前記目標電力ＰC＿ｊ、前記調整対象電力の許容範囲の上限値ＰC＿ｊmaxおよび下限値ＰC＿ｊminから、下記（７ａ）〜（７ｂ）式に基づいて、修正目標電力ＰC”＿ｊを算出し、当該電力システムの調整対象電力をＰj（ｔ）、勾配係数をεj、前記指標をｐｒとし、下記（７ｃ）〜（７ｄ）式で示す数式を解くことで、前記指標ｐｒを算出する。
【数５】
2018143046.tif 000007
【発明の効果】
【００１５】
本発明によれば、中央管理装置は、上位指標算出手段が算出した上位指標を、各電力システムのそれぞれに送信する。各電力システムが中央管理装置からの上位指標を受信した場合には、当該電力システムの集中管理装置は、上位指標に基づいて指標を算出して、各電力装置に送信する。各ナ電力装置は、受信した指標を用いた最適化問題に基づいて、自装置の個別出力電力の個別目標電力を算出して、個別出力電力を制御する。集中管理装置は、受信した上位指標に基づいて指標を算出するだけなので、電力装置毎に目標出力電力を算出する場合と比べて、処理負荷を低減することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１６】
【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連系点電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連系点電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連系点電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システム総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システム総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実施形態に係るバーチャルパワープラントの全体構成を示す図である。
【図２７】（ａ）は第１の運転モードを説明するためのブロック図であり、（ｂ）は第２の運転モードを説明するためのブロック図である。
【図２８】（ａ）は第３の運転モードを説明するためのブロック図であり、（ｂ）は第４の運転モードを説明するためのブロック図である。
【図２９】第５の運転モードを説明するためのブロック図である。
【発明を実施するための形態】
【００１７】
以下、本発明の実施の形態について、添付図面を参照して具体的に説明する。
【００１８】
まず、本発明に係るバーチャルパワープラントを構成する電力システムについて、第１〜８実施形態として説明する。第１〜８実施形態においては、本発明に係る電力システムを、電力系統に連系された太陽光発電システムとした場合を例として説明する。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。
【００１９】
図１および図２は、第１実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１を説明するための図である。図１は、太陽光発電システムＰＶＳ１の全体構成を示している。図２は、図１に示す太陽光発電システムＰＶＳ１において、電力系統Ａとの連系点における電力を制御する制御系の機能構成を示している。
【００２０】
太陽光発電システムＰＶＳ１は、図１に示すように、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。
【００２１】
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。
【００２２】
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、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。また、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。
【００２３】
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（以下、「連系点電力」という。）は、各パワーコンディショナＰＣＳiの出力電力の総和である。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、連系点電力は、連系点における有効電力Ｐioutの総和（ΣiＰiout）としている。なお、連系点電力をＰ（ｔ）とする。
【００２４】
このような電力系統Ａに連系する太陽光発電システムＰＶＳ１が多くなると、電力系統Ａへの電力の供給が需要に比べて過多となる。この供給過多の状態を解消するために、各太陽光発電システムＰＶＳ１は、電力会社から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。そこで、本実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１は、電力会社からの出力抑制指令に従い、出力電力を抑制している。
【００２５】
本実施形態においては、太陽光発電システムＰＶＳ１は、電力会社からの出力抑制指令として、連系点電力Ｐ（ｔ）が所定の値を超えないように指示される。太陽光発電システムＰＶＳ１は、この出力抑制指令に従い、連系点電力Ｐ（ｔ）を制御する。具体的には、太陽光発電システムＰＶＳ１は、電力会社からの出力抑制指令として、連系点電力Ｐ（ｔ）の上限値である出力指令値ＰCを指令される。太陽光発電システムＰＶＳ１は、連系点電力Ｐ（ｔ）が電力会社から指令される出力指令値ＰCとなるように、各パワーコンディショナＰＣＳiの出力電力（以下、「個別出力電力」という。）Ｐioutを制御する。よって、連系点電力Ｐ（ｔ）を調整対象電力とし、出力指令値ＰCを連系点電力Ｐ（ｔ）の目標値としている。太陽光発電システムＰＶＳ１は、連系点電力Ｐ（ｔ）が出力指令値ＰCを超えている場合、各パワーコンディショナＰＣＳiの個別出力電力Ｐioutを抑制する。このことから、太陽光発電システムＰＶＳ１が行う制御を、「連系点電力抑制制御」という。
【００２６】
連系点電力抑制制御においては、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に基づき、個別出力電力Ｐioutの目標（以下、「個別目標電力」という。）Ｐirefを算出する。抑制指標ｐｒ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Ｐirefを算出するための情報である。各パワーコンディショナＰＣＳiは、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。そのために、各パワーコンディショナＰＣＳiは、図２に示すように、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。
【００２７】
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。
【００２８】
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６】
2018143046.tif 000008
【００２９】
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。
【００３０】
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。集中管理装置ＭＣ１は、連系点電力抑制制御において、連系点電力Ｐ（ｔ）を監視する。また、電力会社から指令される出力指令値ＰCを取得する。そして、集中管理装置ＭＣ１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を算出し、各パワーコンディショナＰＣＳiに送信する。そのために、集中管理装置ＭＣ１は、図２に示すように、出力指令値取得部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。
【００３１】
出力指令値取得部２１は、電力会社から指令される出力指令値ＰCを取得する。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。また、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、出力指令値取得部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。出力指令値取得部２１は、取得した出力指令値ＰCを指標算出部２３に出力する。
【００３２】
出力指令値取得部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、出力指令値取得部２１は、電力会社からの出力抑制の指令がないとき、出力指令値ＰC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、出力指令値取得部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。
【００３３】
本実施形態においては、出力指令値取得部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、出力指令値取得部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、出力指令値取得部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。出力指令値取得部２１は、算出した出力指令値ＰCを指標算出部２３に出力する。
【００３４】
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。
【００３５】
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７】
2018143046.tif 000009
【００３６】
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。
【００３７】
次に、太陽光発電システムＰＶＳ１が行う連系点電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。
【００３８】
太陽光発電システムＰＶＳ１は、連系点電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。
【００３９】
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８】
2018143046.tif 000010
【００４０】
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。
【００４１】
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９】
2018143046.tif 000011
【００４２】
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。
【００４３】
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。
【００４４】
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１０】
2018143046.tif 000012
【００４５】
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。
【００４６】
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１１】
2018143046.tif 000013
【００４７】
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１２】
2018143046.tif 000014
【００４８】
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。
【００４９】
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。
【００５０】
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。
【００５１】
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。
【００５２】
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１３】
2018143046.tif 000015
【００５３】
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。
【００５４】
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。
【００５５】
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。
【００５６】
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。
【００５７】
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。
【００５８】
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。
【００５９】
図６から次のことが確認できる。すなわち、図６（ａ）〜図６（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。
【００６０】
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。
【００６１】
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。
【００６２】
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。
【００６３】
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。
【００６４】
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。
【００６５】
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。
【００６６】
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。
【００６７】
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。
【００６８】
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。
【００６９】
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。
【００７０】
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。
【００７１】
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。
【００７２】
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。
【００７３】
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、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、天候変動などによる出力変動を抑制させるために、太陽電池を接続したパワーコンディショナと蓄電池を接続したパワーコンディショナとを併設した太陽光発電システムが存在する。この場合について、第２実施形態として、以下に説明する。
【００７４】
図１２および図１３は、第２実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ２を説明するための図である。図１２は、太陽光発電システムＰＶＳ２の全体構成を示す図である。図１３は、図１２に示す太陽光発電システムＰＶＳ２において、電力系統Ａとの連系点における電力を制御する制御系の機能構成を示す図である。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。
【００７５】
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、系統連型の逆潮流システムである。
【００７６】
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。
【００７７】
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。
【００７８】
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。
【００７９】
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、連系点電力は、連系点における有効電力ＰPViout，ＰBkoutの総和（ΣiＰPViout＋ΣkＰBkout）としている。
【００８０】
本実施形態においては、太陽光発電システムＰＶＳ２は、電力会社から、連系点電力Ｐ（ｔ）が所定の値を超えないように指示される。太陽光発電システムＰＶＳ２は、この指示に従い、連系点電力Ｐ（ｔ）を制御する。具体的には、太陽光発電システムＰＶＳ２は、電力会社からの指示として、上記出力指令値ＰCを指令される。太陽光発電システムＰＶＳ２は、連系点電力Ｐ（ｔ）が電力会社から指令される出力指令値ＰCとなるように、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkの個別出力電力ＰPViout，ＰBkoutを制御する。よって、連系点電力Ｐ（ｔ）を調整対象電力とし、出力指令値ＰCを連系点電力Ｐ（ｔ）の目標値としている。太陽光発電システムＰＶＳ２は、連系点電力Ｐ（ｔ）が出力指令値ＰCを超えている場合、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkの個別出力電力ＰPViout，ＰBkoutを抑制する。このことから、太陽光発電システムＰＶＳ２も連系点電力抑制制御を行っている。
【００８１】
連系点電力抑制制御においては、各パワーコンディショナＰＣＳPViは、集中管理装置ＭＣ２から抑制指標ｐｒPVを受信し、受信した抑制指標ｐｒPVに基づき、個別目標電力ＰPVirefを算出する。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。各パワーコンディショナＰＣＳPViは、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。そのために、各パワーコンディショナＰＣＳPViは、図１３に示すように、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。
【００８２】
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１４】
2018143046.tif 000016
【００８３】
連系点電力抑制制御においては、各パワーコンディショナＰＣＳBkは、集中管理装置ＭＣ２から充放電指標ｐｒBを受信し、受信した充放電指標ｐｒBに基づき、個別目標電力ＰBkrefを算出する。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。また、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ＰＣＳBkは、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。そのために、各パワーコンディショナＰＣＳBkは、図１３に示すように、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。
【００８４】
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。
【００８５】
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１５】
2018143046.tif 000017
【００８６】
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。
【００８７】
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、図１３に示すように、上記第１実施形態に係る集中管理装置ＭＣ１と比較し、指標算出部２３が指標算出部４３に、送信部２４が送信部４４に置き換えられている点で異なる。集中管理装置ＭＣ２は、連系点電力抑制制御において、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値ＰCにするための抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを算出し、抑制指標ｐｒPVをパワーコンディショナＰＣＳPViに、充放電指標ｐｒBをパワーコンディショナＰＣＳBkに送信する。
【００８８】
指標算出部４３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４３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４３は、出力指令値取得部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１６】
2018143046.tif 000018
【００８９】
送信部４４は、指標算出部４３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４３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。
【００９０】
次に、太陽光発電システムＰＶＳ２が行う連系点電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。
【００９１】
太陽光発電システムＰＶＳ２は、連系点電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。
【００９２】
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１７】
2018143046.tif 000019
【００９３】
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。
【００９４】
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１８】
2018143046.tif 000020
【００９５】
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１９】
2018143046.tif 000021
【００９６】
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。
【００９７】
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。
【００９８】
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２０】
2018143046.tif 000022
【００９９】
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。
【０１００】
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２１】
2018143046.tif 000023
【０１０１】
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２２】
2018143046.tif 000024
【０１０２】
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。
【０１０３】
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。
【０１０４】
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。
【０１０５】
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。
【０１０６】
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】
2018143046.tif 000025
【０１０７】
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。
【０１０８】
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。
【０１０９】
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。
【０１１０】
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４３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。
【０１１１】
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。
【０１１２】
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。
【０１１３】
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。
【０１１４】
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。
【０１１５】
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。
【０１１６】
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。
【０１１７】
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、個別目標電力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。
【０１１８】
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。
【０１１９】
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。
【０１２０】
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。
【０１２１】
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２３】
2018143046.tif 000026
【０１２２】
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２４】
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【０１２３】
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。
【０１２４】
上記第２実施形態において、連系点に複数台のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkを接続した太陽光発電システムＰＶＳ２を例に説明したが、さらに、電力負荷が接続されていてもよい。電力負荷は、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。このような他の実施形態について、図１７〜図２０を用いて、以下に説明する。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。
【０１２５】
図１７および図１８は、第３実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ３を示している。図１７は、太陽光発電システムＰＶＳ３の全体構成を示している。図１８は、図１７に示す太陽光発電システムＰＶＳ３において、連系点における電力を制御する制御系の機能構成を示している。なお、太陽光発電システムＰＶＳ３は、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPViおよび複数台のパワーコンディショナＰＣＳBkを備えているが、図１８においては、それぞれ１台目のみを記載している。図１７および図１８に示すように、太陽光発電システムＰＶＳ３は、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が追加されている点で異なる。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。本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）の総和ΣＰPVioutが電力負荷Ｌの消費電力より上回っているものとする。そして、電力負荷Ｌで消費されなかった余剰電力の一部あるいは全部が電力系統Ａに逆潮流しているものとする。余剰電力は、個別出力電力ＰPVioutの総和ΣＰPVioutと消費電力との差である。
【０１２６】
このような太陽光発電システムＰＶＳ３において、余剰電力を逆潮流させる際、この余剰電力が電力会社からの出力指令値ＰCを超えないようにする必要がある。太陽光発電システムＰＶＳ３において、逆潮流されている余剰電力は、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）と見なせる。そこで、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を用いた連系点電力抑制制御を行うことで、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力（出力指令値ＰC）にしている。
【０１２７】
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。
【０１２８】
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、連系点電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。
【０１２９】
図１９は、第４実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ４を示している。なお、太陽光発電システムＰＶＳ４は、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkを備えているが、図１９においては、図１８と同様に１台目のみを記載している。また、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。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ものと仮定したが、第４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）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ものとする。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。
【０１３０】
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。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。
【０１３１】
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。このピークカット制御を行うために、図１９に示すように、集中管理装置ＭＣ４は、第２実施形態に係る集中管理装置ＭＣ２と比較して、次の点で異なる。すなわち、集中管理装置ＭＣ４は、出力指令値取得部２１の代わりにピークカット設定部４５を備え、また、指標算出部４３の代わりに指標算出部４３’を備えている。
【０１３２】
ピークカット設定部４５は、ピークカット制御のための各種設定を行う。本実施形態においては、ピークカット設定部４５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電力Ｐcutを設定する。このピークカット目標電力Ｐcutは、連系点電力Ｐ（ｔ）の目標値であり、負の値である。ピークカット目標電力Ｐcutは、ユーザによって任意に設定される。ピークカット設定部４５は、設定されたピークカット目標電力Ｐcutを指標算出部４３’に出力する。
【０１３３】
指標算出部４３’は、上記第２実施形態に係る指標算出部４３と比較して、出力指令値ＰCの代わりにピークカット設定部４５から入力されるピークカット目標電力Ｐcut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４３’は、連系点電力Ｐ（ｔ）をピークカット目標電力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４３’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電力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４３’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４３’は、算出した抑制指標ｐｒPVを、送信部４４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４４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電力Ｐcut以下となった場合に、指標算出部４３’により連系点電力Ｐ（ｔ）をピークカット目標電力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電力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電力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電力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電力Ｐcut以下である場合に、これをピークカット目標電力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電力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、ピークカット目標電力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電力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設定部４５が設定するピークカット目標電力Ｐcutを用いた場合であっても、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力（ピークカット目標電力Ｐcut）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電力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、ピークカット設定部４５は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、ピークカット設定部４５によって設定された充電モードの設定情報を、送信部４４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】
図２０は、第５実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ５を示している。なお、太陽光発電システムＰＶＳ５は、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkを備えているが、図２０においては、図１８と同様に１台目のみを記載している。また、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ＲＰＲ（逆電力継電器）５１を設ける必要がある。このＲＰＲ５１は、リレーの一種である。ＲＰＲ５１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から遮断する。一度、遮断されてしまうと、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。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。
【０１４３】
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。この逆潮流回避制御を行うために、図２０に示すように、集中管理装置ＭＣ５は、第２実施形態に係る集中管理装置ＭＣ２と比較して、次の点で異なる。すなわち、集中管理装置ＭＣ５は、出力指令値取得部２１の代わりに逆潮流回避設定部４６を備え、また、指標算出部４３の代わりに指標算出部４３”を備えている。
【０１４４】
逆潮流回避設定部４６は、逆潮流回避制御のための各種設定を行う。本実施形態においては、逆潮流回避設定部４６は、逆潮流の発生を抑制するための逆潮流回避目標電力ＰRPRを設定する。この逆潮流回避目標電力ＰRPRは、連系点電力Ｐ（ｔ）の目標値であり、負の値である。逆潮流回避目標電力ＰRPRは、ユーザによって任意に設定される。逆潮流回避設定部４６は、設定された逆潮流回避目標電力ＰRPRを指標算出部４３”に出力する。
【０１４５】
指標算出部４３”は、連系点電力Ｐ（ｔ）を逆潮流回避目標電力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。すなわち、本実施形態においては、指標算出部４３”は、上記第２実施形態に係る指標算出部４３と比較して、出力指令値ＰCの代わりに逆潮流回避設定部４６から入力される逆潮流回避目標電力ＰRPRを用いて、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４３”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電力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４３”は、算出した抑制指標ｐｒPVを、送信部４４を介して、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４４を介して、パワーコンディショナＰＣＳBkに送信する。
【０１４６】
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）が逆潮流回避目標電力ＰRPR以上となった場合に、指標算出部４３”により連系点電力Ｐ（ｔ）を逆潮流回避目標電力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）を逆潮流回避目標電力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ＲＰＲ５１が動作することを抑制している。
【０１４７】
なお、逆潮流回避目標電力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電力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、逆潮流回避目標電力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。
【０１４８】
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設定部４６が設定する逆潮流回避目標電力ＰRPRを用いた場合であっても、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力（逆潮流回避目標電力ＰRPR）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。
【０１４９】
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）が逆潮流回避目標電力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。
【０１５０】
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、逆潮流回避設定部４６は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。
【０１５１】
具体的には、集中管理装置ＭＣ５は、逆潮流回避設定部４６によって設定された放電モードの設定情報を、送信部４４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。
【０１５２】
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電力ＰRPRにしている。
【０１５３】
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。
【０１５４】
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、目標電力（出力指令値ＰC、ピークカット目標電力Ｐcut、あるいは、逆潮流回避目標電力ＰRPR）に制御する場合について説明したが、これに限定されない。例えば、連系点電力検出部２２が検出する連系点電力Ｐ（ｔ）の代わりに、集中管理装置が、各パワーコンディショナＰＣＳi，ＰＣＳPVi，ＰＣＳBkからそれぞれ個別出力電力Ｐiout，ＰPViout，ＰBkoutを入手し、入手した個別出力電力Ｐiout，ＰPViout，ＰBkoutの総和（以下、「システム総出力」という。）が目標電力となるように制御してもよい。このような他の実施形態を、図２１〜図２５を用いて、以下に説明する。
【０１５５】
図２１および図２２は、第６実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ６を示している。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２２は、図２１に示す太陽光発電システムＰＶＳ６において、システム総出力を制御する制御系の機能構成を示している。なお、太陽光発電システムＰＶＳ６は、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkを備えているが、図２２においては、図１８と同様に１台目のみを記載している。
【０１５６】
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））を算出し、当該システム総出力Ｐtotal（ｔ）が電力会社から指示される出力指令値ＰCとなるように制御している。すなわち、本実施形態においては、システム総出力Ｐtotal（ｔ）を調整対象電力とし、そして、出力指令値ＰCをシステム総出力Ｐtotal（ｔ）の目標電力としている。なお、本実施形態において、太陽光発電システムＰＶＳ６が行う制御を、「システム総出力抑制制御」という。
【０１５７】
太陽光発電システムＰＶＳ６は、図２１および図２２に示すように、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、次の点で異なる。すなわち、集中管理装置ＭＣ６において、連系点電力検出部２２を備えず、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ＰPViout，ＰBkoutを入手するための構成を有している。具体的には、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４３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。
【０１５８】
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。
【０１５９】
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。
【０１６０】
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。
【０１６１】
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。
【０１６２】
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、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４４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４４を介して、各パワーコンディショナＰＣＳBkに送信される。
【０１６３】
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。
【０１６４】
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、システム総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。
【０１６５】
上記第６実施形態においては、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkが連系点に接続された太陽光発電システムＰＶＳ６を例に説明したが、上記第３ないし第５実施形態と同様に、さらに、上記電力負荷Ｌを備えていてもよい。
【０１６６】
図２３および図２４は、第７実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ７を示している。図２３は、太陽光発電システムＰＶＳ７の全体構成を示している。図２４は、図２３に示す太陽光発電システムＰＶＳ７において、システム総出力を制御する制御系の機能構成を示している。なお、太陽光発電システムＰＶＳ７は、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkを備えているが、図２４においては、図１８と同様に１台目のみを記載している。
【０１６７】
太陽光発電システムＰＶＳ７は、図２３および図２４に示すように、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、さらに、連系点に電力負荷Ｌが接続されている点で異なる。このような場合においても、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を用いたシステム総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。
【０１６８】
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、システム総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。
【０１６９】
図２５は、第８実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ８を示している。なお、太陽光発電システムＰＶＳ８は、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkを備えているが、図２５においては、図１８と同様に１台目のみを記載している。また、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と略同じである。第８実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ８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の集合である第１パワーコンディショナ群ＧPVと複数台のパワーコンディショナＰＣＳBkの集合である第２パワーコンディショナ群ＧBとの２つグループに分けた場合を例に説明する。
【０１７０】
第８実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ８は、上記第１パワーコンディショナ群ＧPVと上記第２パワーコンディショナ群ＧBとにおいて、それぞれ目標電力を設定し、第１パワーコンディショナ群ＧPVの総出力電力および第２パワーコンディショナ群ＧBの総出力電力がそれぞれ上記目標電力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、第１パワーコンディショナ群ＧPVの総出力電力は、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、第１群総出力ＰGPVとする。また、第２パワーコンディショナ群ＧBの総出力電力は、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、第２群総出力ＰGBとする。
【０１７１】
太陽光発電システムＰＶＳ８は、スケジュール制御を行うために、図２５に示すように、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において、出力指令値取得部２１の代わりにスケジュール設定部６４を、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。
【０１７２】
スケジュール設定部６４は、スケジュール制御のための各種設定を行う。本実施形態においては、スケジュール設定部６４は、第１群総出力ＰGPVの目標値である第１群目標電力ＰTPVおよび第２群総出力ＰGBの目標値である第２群目標電力ＰTBを設定する。第１群目標電力ＰTPVおよび第２群目標電力ＰTBは、上記所定の時間帯毎に設定可能である。これらの設定値は、ユーザによって任意に設定される。スケジュール設定部６４は、設定された各種設定値を指標算出部６３’に出力する。
【０１７３】
総出力算出部６２’は、第１群総出力ＰGPVおよび第２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、第１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、第２群総出力ＰGBを算出する。
【０１７４】
指標算出部６３’は、総出力算出部６２’が算出した第１群総出力ＰGPVを、スケジュール設定部６４から入力される第１群目標電力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、第１群総出力ＰGPVおよび第１群目標電力ＰTPVが時間ｔに対して変化する値であるため、それぞれ第１群総出力をＰGPV（ｔ）、第１群目標電力を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）の代わりに第１群総出力ＰGPV（ｔ）を、出力指令値ＰC（ｔ）の代わりに第１群目標電力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４４を介して、各パワーコンディショナＰＣＳPViに送信する。
【数２５】
2018143046.tif 000028
【０１７５】
指標算出部６３’は、総出力算出部６２’が算出した第２群総出力ＰGBを、スケジュール設定部６４から入力される第２群目標電力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、第２群総出力ＰGBおよび第２群目標電力ＰTBが時間ｔに対して変化する値であるため、それぞれ第２群総出力をＰGB（ｔ）、第２群目標電力を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）の代わりに第２群総出力ＰGB（ｔ）を、出力指令値ＰC（ｔ）の代わりに第２群目標電力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４４を介して、各パワーコンディショナＰＣＳBkに送信する。
【数２６】
2018143046.tif 000029
【０１７６】
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、第１群総出力ＰGPVを算出する。そして、算出した第１群総出力ＰGPVが第１群目標電力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、第２群総出力ＰGBを算出する。そして、算出した第２群総出力ＰGBが第２群目標電力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、第１群総出力ＰGPVが第１群目標電力ＰTPVとなり、また、第２群総出力ＰGBが第２群目標電力ＰTBとなる。
【０１７７】
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、第１パワーコンディショナ群ＧPVおよび第２パワーコンディショナ群ＧB毎に目標電力（第１群目標電力ＰTPVおよび第２群目標電力ＰTB）を設定して、第１群総出力ＰGPVを第１群目標電力ＰTPVに、そして、第２群総出力ＰGBを第２群目標電力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。
【０１７８】
上記第８実施形態においては、第１パワーコンディショナ群ＧPVおよび第２パワーコンディショナ群ＧB毎に目標電力（第１群目標電力ＰTPVおよび第２群目標電力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。
【０１７９】
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の集合である第１パワーコンディショナ群ＧPVと複数台のパワーコンディショナＰＣＳBkの集合である第２パワーコンディショナ群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、第１パワーコンディショナ群ＧPVをさらに複数のグループに分割して、当該グループ毎に目標電力を設定するようにしてもよい。なお、第２パワーコンディショナ群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、当該グループ毎に目標電力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。
【０１８０】
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、第１群目標電力ＰTPVや第２群目標電力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。
【０１８１】
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実施形態ないし第５実施形態に記載する連系点電力抑制制御、ピークカット制御、および、逆潮流回避制御を行うことができる。
【０１８２】
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、連系点電力抑制制御、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），第１群総出力ＰGPVおよび第２群総出力ＰGBに基づいて、システム総出力抑制制御、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、連系点電力抑制制御、ピークカット制御、逆潮流回避制御、システム総出力抑制制御、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。
【０１８３】
上記第１実施形態ないし第８実施形態においては、本開示に係る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。本開示に係る電力システムは、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。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、太陽光発電システムと同様、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、本開示に係る電力システムは、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。
【０１８４】
次に、本発明に係るバーチャルパワープラントについて、第９実施形態として説明する。バーチャルパワープラントは、上述した電力システム（第１〜第８実施形態に示す太陽光発電システムＰＶＳ１〜ＰＶＳ８）を複数まとめて、さらに上位の中央管理装置がこれらを制御することで実現される。なお、上述したように、各電力システムは、太陽光発電システム以外の発電システムであってもよい。
【０１８５】
図２６は、第９実施形態に係るバーチャルパワープラントの全体構成を示す図である。当該バーチャルパワープラント（以下では、「ＶＰＰ」と記載する場合がある）は、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ，ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃおよび中央管理装置ＭＣ’を備えている。
【０１８６】
太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ，ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃは、それぞれが、上述した太陽光発電システムＰＶＳ１〜ＰＶＳ８のいずれかである。図２６においては、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ，ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃを簡略化して、集中管理装置ＭＣ＿Ａ（ＭＣ＿Ｂ，ＭＣ＿Ｃ）と、これによって管理されている複数のパワーコンディショナＰＣＳとして記載している。集中管理装置ＭＣ＿Ａ（ＭＣ＿Ｂ，ＭＣ＿Ｃ）は、それぞれ調整対象電力を出力指令値ＰCにするための指標ｐｒを算出し、各パワーコンディショナＰＣＳに送信する。本実施形態においては、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ，ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃが特許請求の範囲に記載の「電力システム」に相当する。各パワーコンディショナＰＣＳは、集中管理装置ＭＣ＿Ａ（ＭＣ＿Ｂ，ＭＣ＿Ｃ）より受信した指標ｐｒに基づいて個別目標電力Ｐirefを算出し、個別出力電力Ｐioutを制御する。集中管理装置ＭＣ＿Ａ（ＭＣ＿Ｂ，ＭＣ＿Ｃ）は、中央管理装置ＭＣ’より上位指標ｐｒ’＿Ａ（ｐｒ’＿Ｂ，ｐｒ’＿Ｃ）を入力された場合、当該上位指標ｐｒ’＿Ａ（ｐｒ’＿Ｂ，ｐｒ’＿Ｃ）に基づいて、指標ｐｒを算出する。なお、本実施形態においては、ＶＰＰが３つの太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ，ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃを備えている場合を例にして説明するが、ＶＰＰが備える太陽光発電システムの数は限定されない。実際には、ＶＰＰは、より多数の太陽光発電システムを備えている。
【０１８７】
中央管理装置ＭＣ’は、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ，ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃを管理するものである。中央管理装置ＭＣ’は、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ（ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃ）の集中管理装置ＭＣ＿Ａ（ＭＣ＿Ｂ，ＭＣ＿Ｃ）と通信（無線通信であってもよいし、有線通信であってもよい）を行っている。中央管理装置ＭＣ’は、上位指標ｐｒ’＿Ａ（ｐｒ’＿Ｂ，ｐｒ’＿Ｃ）を算出して、集中管理装置ＭＣ＿Ａ（ＭＣ＿Ｂ，ＭＣ＿Ｃ）に送信する。中央管理装置ＭＣ’は、出力指令値取得部７１、受信部７２、指標算出部７３、および、送信部７４を備えている。
【０１８８】
出力指令値取得部７１は、出力指令値取得部２１と同様のものであり、中央管理装置ＭＣ’に対する出力指令値ＰC’を取得するものである。出力指令値取得部７１は、電力会社からの要請や、あらかじめ計画された出力指令に応じて出力指令値ＰC’を取得して、指標算出部７３に出力する。
【０１８９】
受信部７２は、集中管理装置ＭＣ＿Ａ，ＭＣ＿Ｂ，ＭＣ＿Ｃから、個別出力電力Ｐioutを受信するものである。集中管理装置ＭＣ＿Ａ（ＭＣ＿Ｂ，ＭＣ＿Ｃ）は、管理している各パワーコンディショナＰＣＳより、それぞれ個別出力電力Ｐioutを入力されている。受信部７２は、集中管理装置ＭＣ＿Ａ，ＭＣ＿Ｂ，ＭＣ＿Ｃがそれぞれ取得した個別出力電力Ｐioutを受信する。受信部７２は、受信した個別出力電力Ｐioutを、指標算出部７３に出力する。なお、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ（ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃ）が負荷を備えている場合、集中管理装置ＭＣ＿Ａ（ＭＣ＿Ｂ，ＭＣ＿Ｃ）は、当該負荷に供給される電力も検出して、中央管理装置ＭＣ’に送信する。受信部７２は、受信した負荷供給電力値も、指標算出部７３に出力する。また、集中管理装置ＭＣ＿Ａ（ＭＣ＿Ｂ，ＭＣ＿Ｃ）が個別出力電力Ｐioutを取得しておらず、個別出力電力Ｐioutの合計値として連系点電力Ｐ（ｔ）＝ΣＰioutを取得している場合は、受信部７２は、連系点電力Ｐ（ｔ）を受信して、ΣＰioutとして指標算出部７３に出力するこの場合、集中管理装置ＭＣ＿Ａから受信した連系点電力Ｐ（ｔ）は、集中管理装置ＭＣ＿Ａが管理するパワーコンディショナＰＣＳの個別出力電力Ｐioutの合計値ΣAＰioutとして出力され、集中管理装置ＭＣ＿Ｂから受信した連系点電力Ｐ（ｔ）は、集中管理装置ＭＣ＿Ｂが管理するパワーコンディショナＰＣＳの個別出力電力Ｐioutの合計値ΣBＰioutとして出力され、集中管理装置ＭＣ＿Ｃから受信した連系点電力Ｐ（ｔ）は、集中管理装置ＭＣ＿Ｃが管理するパワーコンディショナＰＣＳの個別出力電力Ｐioutの合計値ΣCＰioutとして出力される。なお、負荷を備えている場合、連系点電力Ｐ（ｔ）は、ΣＰioutから負荷供給電力値を減算した値となる。また、受信部７２は、個別出力電力Ｐioutを、集中管理装置ＭＣ＿Ａ，ＭＣ＿Ｂ，ＭＣ＿Ｃから受信するのではなく、各パワーコンディショナＰＣＳから受信するようにしてもよい。
【０１９０】
指標算出部７３は、受信部７２が受信した個別出力電力Ｐiout、および、出力指令値取得部７１が取得した出力指令値ＰC’を入力されて、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ，ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃに対する上位指標ｐｒ’＿Ａ，ｐｒ'＿Ｂ，ｐｒ'＿Ｃを演算して、送信部７４に出力する。上位指標ｐｒ’＿Ａ，ｐｒ'＿Ｂ，ｐｒ'＿Ｃは、すべての個別出力電力Ｐioutを合計したΣallＰiout（＝ΣAＰiout＋ΣBＰiout＋ΣCＰiout）を、出力指令値ＰC’にするため指標である。なお、受信部７２から負荷供給電力値が入力された場合は、ΣallＰioutから負荷供給電力値を減算した値が用いられる。本実施形態においては、指標算出部７３が特許請求の範囲に記載の「上位指標算出手段」に相当し、出力指令値ＰC’が特許請求の範囲に記載の「全体目標電力」に相当する。本実施形態に係るＶＰＰは、運転モードを切り替えることができる。指標算出部７３は、運転モードによって上位指標ｐｒ’＿Ａ，ｐｒ'＿Ｂ，ｐｒ'＿Ｃの演算を切り替える。運転モードの詳細、および、指標算出部７３が行う演算については後述する。
【０１９１】
送信部７４は、指標算出部７３が算出した上位指標ｐｒ’＿Ａ，ｐｒ'＿Ｂ，ｐｒ'＿Ｃを、それぞれ、集中管理装置ＭＣ＿Ａ，ＭＣ＿Ｂ，ＭＣ＿Ｃ（太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ，ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃ）に送信するものである。送信部７４は、上位指標ｐｒ’＿Ａ，ｐｒ'＿Ｂ，ｐｒ'＿Ｃを送信するときに、運転モードを示す情報も送信する。集中管理装置ＭＣ＿Ａ，ＭＣ＿Ｂ，ＭＣ＿Ｃは、運転モードに応じた制御を行う。具体的には、集中管理装置ＭＣ＿Ａ，ＭＣ＿Ｂ，ＭＣ＿Ｃは、運転モードに応じて、各パワーコンディショナＰＣＳに送信する指標ｐｒの算出方法を切り替える。なお、ＶＰＰにおける運転モードが固定されている場合は、運転モードを示す情報も送信する必要はなく、集中管理装置ＭＣ＿Ａ，ＭＣ＿Ｂ，ＭＣ＿Ｃにおける指標ｐｒの算出方法を固定しておけばよい。
【０１９２】
太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ（ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃ）が上位指標ｐｒ’＿Ａ（ｐｒ’＿Ｂ，ｐｒ’＿Ｃ）に基づいて各パワーコンディショナＰＣＳの個別出力電力Ｐioutを制御することで、ＶＰＰによる電力制御が行われる。例えば、電力会社から出力を抑制するよう要請されて、出力指令値取得部７１が出力指令値ＰC’を取得した場合、中央管理装置ＭＣ'は、上位指標ｐｒ’＿Ａ，ｐｒ'＿Ｂ，ｐｒ'＿Ｃを算出して、それぞれ、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ，ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃに送信する。太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ（ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃ）の集中管理装置ＭＣ＿Ａ（ＭＣ＿Ｂ，ＭＣ＿Ｃ）は、受信した上位指標ｐｒ’＿Ａ（ｐｒ’＿Ｂ，ｐｒ’＿Ｃ）に応じて指標ｐｒを算出し、各パワーコンディショナＰＣＳに送信する。そして、各パワーコンディショナＰＣＳは、集中管理装置ＭＣ＿Ａ（ＭＣ＿Ｂ，ＭＣ＿Ｃ）より受信した指標ｐｒに基づいて個別目標電力Ｐirefを算出し、個別出力電力Ｐioutを制御する。これにより、ＶＰＰ全体としての出力電力が、出力指令値ＰC’に一致するように制御されて、出力が抑制される。
【０１９３】
次に、ＶＰＰの各運転モードと指標算出部７３が行う演算について説明する。
【０１９４】
まず、各太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ，ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃのそれぞれの目的を考慮せず、ＶＰＰ全体としての目的を達成させる第１の運転モードについて説明する。
【０１９５】
図２７（ａ）は、第１の運転モードを説明するためのブロック図である。
【０１９６】
第１の運転モードでは、指標算出部７３は、受信部７２より入力された個別出力電力ＰioutからΣAＰiout、ΣBＰioutおよびΣCＰioutを算出する（受信部７２が連系点電力Ｐ（ｔ）を受信して、受信部７２からΣAＰiout、ΣBＰiout、ΣCＰioutとして入力されている場合は、そのまま用いる）。また、指標算出部７３は、出力指令値取得部７１より入力された出力指令値ＰC’から、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ，ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃに対する目標値であるＰC'＿Ａ、ＰC'＿Ｂ、ＰC'＿Ｃ（ＰC'＿Ａ＋ＰC'＿Ｂ＋ＰC'＿Ｃ＝ＰC'）を設定する。目標値ＰC'＿Ａ、ＰC'＿Ｂ、ＰC'＿Ｃは、例えば、各太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ，ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃの容量比や出力電力比などに応じて設定される。そして、指標算出部７３は、ΣAＰioutをＰC'＿Ａにするための上位指標ｐｒ’＿Ａ、ΣBＰioutをＰC'＿Ｂにするための上位指標ｐｒ’＿Ｂ、および、ΣCＰioutをＰC'＿Ｃにするための上位指標ｐｒ’＿Ｃを算出する。指標算出部７３は、勾配係数をεAとして、下記（３６ａ）式に基づいてラグランジュ乗数λAを算出し、ラグランジュ乗数λAを上位指標ｐｒ’＿Ａとする。同様に、指標算出部７３は、勾配係数をεBとして、下記（３６ｂ）式に基づいてラグランジュ乗数λBを算出し、ラグランジュ乗数λBを上位指標ｐｒ’＿Ｂとし、勾配係数をεCとして、下記（３６ｃ）式に基づいてラグランジュ乗数λCを算出し、ラグランジュ乗数λCを上位指標ｐｒ’＿Ｃとする。中央管理装置ＭＣ’は、上位指標ｐｒ’＿ＡとしてλAを太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａに送信し、上位指標ｐｒ’＿ＢとしてλBを太陽光発電システムＰＶＳ＿Ｂに送信し、上位指標ｐｒ’＿ＣとしてλCを太陽光発電システムＰＶＳ＿Ｃに送信する。
【数２７】
2018143046.tif 000030
【０１９７】
太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ（ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃ）は、中央管理装置ＭＣ’より受信した上位指標ｐｒ’＿Ａ（ｐｒ’＿Ｂ，ｐｒ’＿Ｃ）を用いて、各パワーコンディショナＰＣＳの制御を行う。具体的には、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ（ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃ）の集中管理装置ＭＣ＿Ａ（ＭＣ＿Ｂ，ＭＣ＿Ｃ）は、中央管理装置ＭＣ’より受信した上位指標ｐｒ’＿Ａ（ｐｒ’＿Ｂ，ｐｒ’＿Ｃ）を指標ｐｒとして、各パワーコンディショナＰＣＳに送信する。各パワーコンディショナＰＣＳは、受信した上位指標ｐｒ’＿Ａ（ｐｒ’＿Ｂ，ｐｒ’＿Ｃ）に基づいて個別目標電力Ｐirefを算出し、個別出力電力Ｐioutを制御する。
【０１９８】
第１の運転モードでは、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ（ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃ）の集中管理装置ＭＣ＿Ａ（ＭＣ＿Ｂ，ＭＣ＿Ｃ）は、中央管理装置ＭＣ’より受信した上位指標ｐｒ’＿Ａ（ｐｒ’＿Ｂ，ｐｒ’＿Ｃ）を各パワーコンディショナＰＣＳに送信するだけであるが、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ，ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿ＣがＶＰＰ全体としての目標である出力指令値ＰC’に応じた出力をすることで、ＶＰＰ全体としての目的を達成させることができる。
【０１９９】
より一般化して、ＶＰＰが備えている太陽光発電システムの数がｍの場合は、指標算出部７３は、ｊ番目の太陽光発電システムの調整対象電力をＰj（ｔ）（ｊ＝１，２、…、ｍ）、ｊ番目の太陽光発電システムの目標電力をＰC’＿ｊ（ｔ）（ｊ＝１，２、…、ｍ）、ｊ番目の太陽光発電システムに対する勾配係数をεj（ｊ＝１，２、…、ｍ）、ｊ番目の太陽光発電システムに対する上位指標をｐｒ’＿ｊ（ｊ＝１，２、…、ｍ）とした場合、下記（３６ｄ）〜（３６ｆ）式で示す数式を解くことで、上位指標ｐｒ’＿ｊ（ｊ＝１，２、…、ｍ）を算出する。調整対象電力Ｐj（ｔ）は、ｊ番目の太陽光発電システムのパワーコンディショナの個別出力電力の合計ΣjＰiout（ｔ）であり、ｊ番目の太陽光発電システムが負荷を備えている場合は、個別出力電力の合計ΣjＰiout（ｔ）から負荷消費電力値を減算したものである。また、ｊ番目の太陽光発電システムが連系点電力Ｐ（ｔ）を検出する場合、調整対象電力Ｐj（ｔ）は、連系点電力Ｐ（ｔ）である。
【数２８】
2018143046.tif 000031
【０２００】
次に、第１の運転モードとは異なる第２の運転モードについて説明する。
【０２０１】
図２７（ｂ）は、第２の運転モードを説明するためのブロック図である。
【０２０２】
第２の運転モードでは、指標算出部７３は、受信部７２より入力された個別出力電力ＰioutからΣallＰioutを算出する（受信部７２が連系点電力Ｐ（ｔ）を受信して、受信部７２からΣAＰiout、ΣBＰiout、ΣCＰioutとして入力されている場合は、これらから算出する）。そして、指標算出部７３は、ΣallＰioutを、出力指令値取得部７１より入力された出力指令値ＰC’にするための指標を算出する。指標算出部７３は、勾配係数をεallとして、下記（３７）式に基づいてラグランジュ乗数λallを算出し、ラグランジュ乗数λallを上位指標ｐｒ’＿Ａ，ｐｒ’＿Ｂ，ｐｒ’＿Ｃとする。中央管理装置ＭＣ’は、上位指標ｐｒ’＿Ａとしてλallを太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａに送信し、上位指標ｐｒ’＿Ｂとしてλallを太陽光発電システムＰＶＳ＿Ｂに送信し、上位指標ｐｒ’＿Ｃとしてλallを太陽光発電システムＰＶＳ＿Ｃに送信する。
【数２９】
2018143046.tif 000032
【０２０３】
太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ（ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃ）は、中央管理装置ＭＣ’より受信した上位指標ｐｒ’＿Ａ（ｐｒ’＿Ｂ，ｐｒ’＿Ｃ）を用いて、各パワーコンディショナＰＣＳの制御を行う。具体的には、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ（ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃ）の集中管理装置ＭＣ＿Ａ（ＭＣ＿Ｂ，ＭＣ＿Ｃ）は、中央管理装置ＭＣ’より受信した上位指標ｐｒ’＿Ａ（ｐｒ’＿Ｂ，ｐｒ’＿Ｃ）を指標ｐｒとして、各パワーコンディショナＰＣＳに送信する。各パワーコンディショナＰＣＳは、受信した上位指標ｐｒ’＿Ａ（ｐｒ’＿Ｂ，ｐｒ’＿Ｃ）に基づいて個別目標電力Ｐirefを算出し、個別出力電力Ｐioutを制御する。上位指標ｐｒ’＿Ａ，ｐｒ’＿Ｂ，ｐｒ’＿Ｃはいずれもλallなので、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ，ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿ＣのパワーコンディショナＰＣＳは、すべて同じ指標に基づいて制御される。
【０２０４】
第２の運転モードでは、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ（ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃ）の集中管理装置ＭＣ＿Ａ（ＭＣ＿Ｂ，ＭＣ＿Ｃ）は、中央管理装置ＭＣ’より受信した同一の上位指標ｐｒ’＿Ａ（ｐｒ’＿Ｂ，ｐｒ’＿Ｃ）を各パワーコンディショナＰＣＳに送信するだけであるが、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ，ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿ＣがＶＰＰ全体としての目標である出力指令値ＰC’に応じた出力をすることで、ＶＰＰ全体としての目的を達成させることができる。
【０２０５】
より一般化して、ＶＰＰが備えている太陽光発電システムの数がｍの場合でもは、指標算出部７３は、ｊ番目の太陽光発電システムの調整対象電力をＰj（ｔ）（ｊ＝１，２、…、ｍ）として、上下記（３７’）式に基づいてラグランジュ乗数λallを算出し、ラグランジュ乗数λallを、ｊ番目の太陽光発電システムに対する上位指標ｐｒ’＿ｊ（ｊ＝１，２、…、ｍ）とすればよい。調整対象電力Ｐj（ｔ）は、ｊ番目の太陽光発電システムのパワーコンディショナの個別出力電力の合計ΣjＰiout（ｔ）であり、ｊ番目の太陽光発電システムが負荷を備えている場合は、個別出力電力の合計ΣjＰiout（ｔ）から負荷消費電力値を減算したものである。また、ｊ番目の太陽光発電システムが連系点電力Ｐ（ｔ）を検出する場合、調整対象電力Ｐj（ｔ）は、連系点電力Ｐ（ｔ）である。
【数３０】
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【０２０６】
次に、各太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ，ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃのそれぞれの目的を達成しつつ、ＶＰＰ全体としての目的も達成させるように働く第３の運転モードについて説明する。
【０２０７】
図２８（ａ）は、第３の運転モードを説明するためのブロック図である。
【０２０８】
第３の運転モードでは、各太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ，ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃは、調整対象電力の許容範囲の上限値および下限値を中央管理装置ＭＣ’に送信する。具体的には、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａの集中管理装置ＭＣ＿Ａは、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａの調整対象電力の許容範囲の上限値ＰC＿Ａmaxおよび下限値ＰC＿Ａminを送信する。同様に、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ｂの集中管理装置ＭＣ＿Ｂは、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ｂの調整対象電力の許容範囲の上限値ＰC＿Ｂmaxおよび下限値ＰC＿Ｂminを送信し、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ｃの集中管理装置ＭＣ＿Ｃは、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ｃの調整対象電力の許容範囲の上限値ＰC＿Ｃmaxおよび下限値ＰC＿Ｃminを送信する。上限値および下限値は、集中管理装置ＭＣ＿Ａ（ＭＣ＿Ｂ，ＭＣ＿Ｃ）が行っている制御に応じて決定される。例えば、連系点電力抑制制御を行っている場合は、出力指令値ＰCを上限値とする。受信部７２は、受信した各上限値および下限値を、指標算出部７３に出力する。指標算出部７３は、受信部７２より入力された個別出力電力ＰioutからΣAＰiout、ΣBＰioutおよびΣCＰioutを算出する（受信部７２が連系点電力Ｐ（ｔ）を受信して、受信部７２からΣAＰiout、ΣBＰiout、ΣCＰioutとして入力されている場合は、そのまま用いる）。また、指標算出部７３は、出力指令値取得部７１より入力された出力指令値ＰC’と、受信部７２より入力された各上限値および下限値とから、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ，ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃに対する目標値であるＰC'＿Ａ、ＰC'＿Ｂ、ＰC'＿Ｃ（ＰC＿Ａmin≦ＰC'＿Ａ≦ＰC＿Ａmax、ＰC＿Ｂmin≦ＰC'＿Ｂ≦ＰC＿Ｂmax、ＰC＿Ｃmin≦ＰC'＿Ｃ≦ＰC＿Ｃmax）を設定する。そして、指標算出部７３は、ΣAＰioutをＰC'＿Ａにするための上位指標ｐｒ’＿Ａ、ΣBＰioutをＰC'＿Ｂにするための上位指標ｐｒ’＿Ｂ、および、ΣCＰioutをＰC'＿Ｃにするための上位指標ｐｒ’＿Ｃを算出する。指標算出部７３は、勾配係数をεAとして、上記（３６ａ）式に基づいてラグランジュ乗数λAを算出し、ラグランジュ乗数λAを上位指標ｐｒ’＿Ａとする。同様に、指標算出部７３は、勾配係数をεBとして、上記（３６ｂ）式に基づいてラグランジュ乗数λBを算出し、ラグランジュ乗数λBを上位指標ｐｒ’＿Ｂとし、勾配係数をεCとして、上記（３６ｃ）式に基づいてラグランジュ乗数λCを算出し、ラグランジュ乗数λCを上位指標ｐｒ’＿Ｃとする。中央管理装置ＭＣ’は、上位指標ｐｒ’＿ＡとしてλAを太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａに送信し、上位指標ｐｒ’＿ＢとしてλBを太陽光発電システムＰＶＳ＿Ｂに送信し、上位指標ｐｒ’＿ＣとしてλCを太陽光発電システムＰＶＳ＿Ｃに送信する。
【０２０９】
太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ（ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃ）は、中央管理装置ＭＣ’より受信した上位指標ｐｒ’＿Ａ（ｐｒ’＿Ｂ，ｐｒ’＿Ｃ）を用いて、各パワーコンディショナＰＣＳの制御を行う。具体的には、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ（ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃ）の集中管理装置ＭＣ＿Ａ（ＭＣ＿Ｂ，ＭＣ＿Ｃ）は、中央管理装置ＭＣ’より受信した上位指標ｐｒ’＿Ａ（ｐｒ’＿Ｂ，ｐｒ’＿Ｃ）を指標ｐｒとして、各パワーコンディショナＰＣＳに送信する。各パワーコンディショナＰＣＳは、受信した上位指標ｐｒ’＿Ａ（ｐｒ’＿Ｂ，ｐｒ’＿Ｃ）に基づいて個別目標電力Ｐirefを算出し、個別出力電力Ｐioutを制御する。
【０２１０】
第３の運転モードでは、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ（ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃ）の集中管理装置ＭＣ＿Ａ（ＭＣ＿Ｂ，ＭＣ＿Ｃ）は、中央管理装置ＭＣ’より受信した上位指標ｐｒ’＿Ａ（ｐｒ’＿Ｂ，ｐｒ’＿Ｃ）を各パワーコンディショナＰＣＳに送信するだけであるが、指標算出部７３は、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ（ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃ）から入力される上限値および下限値を考慮して上位指標ｐｒ’＿Ａ（ｐｒ’＿Ｂ，ｐｒ’＿Ｃ）を算出するので、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ（ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃ）は、それぞれの目的を達成させることができる。また、目標値ＰC'＿Ａ、ＰC'＿Ｂ、ＰC'＿Ｃを設定する際に、ＰC'＿Ａ＋ＰC'＿Ｂ＋ＰC'＿Ｃ＝ＰC'の条件を満たすことができれば、ＶＰＰ全体としての目的も達成させることができる。
【０２１１】
より一般化して、ＶＰＰが備えている太陽光発電システムの数がｍの場合は、指標算出部７３は、ｊ番目の太陽光発電システムから入力された上限値をＰC＿ｊmax、下限値をＰC＿ｊmin（ｊ＝１，２、…、ｍ）、ｊ番目の太陽光発電システムの調整対象電力をＰj（ｔ）（ｊ＝１，２、…、ｍ）、ｊ番目の太陽光発電システムの目標電力をＰC’＿ｊ（ｔ）（ｊ＝１，２、…、ｍ）、ｊ番目の太陽光発電システムに対する勾配係数をεj（ｊ＝１，２、…、ｍ）、ｊ番目の太陽光発電システムに対する上位指標をｐｒ’＿ｊ（ｊ＝１，２、…、ｍ）とした場合、下記（３８ａ）〜（３８ｃ）式で示す数式を解くことで、上位指標ｐｒ’＿ｊ（ｊ＝１，２、…、ｍ）を算出する。調整対象電力Ｐj（ｔ）は、ｊ番目の太陽光発電システムのパワーコンディショナの個別出力電力の合計ΣjＰiout（ｔ）であり、ｊ番目の太陽光発電システムが負荷を備えている場合は、個別出力電力の合計ΣjＰiout（ｔ）から負荷消費電力値を減算したものである。また、ｊ番目の太陽光発電システムが連系点電力Ｐ（ｔ）を検出する場合、調整対象電力Ｐj（ｔ）は、連系点電力Ｐ（ｔ）である。
【数３１】
2018143046.tif 000034
【０２１２】
次に、第３の運転モードとは異なる第４の運転モードについて説明する。
【０２１３】
図２８（ｂ）は、第４の運転モードを説明するためのブロック図である。
【０２１４】
第４の運転モードでは、指標算出部７３は、受信部７２より入力された個別出力電力ＰioutからΣallＰioutを算出する（受信部７２が連系点電力Ｐ（ｔ）を受信して、受信部７２からΣAＰiout、ΣBＰiout、ΣCＰioutとして入力されている場合は、これらから算出する）。そして、指標算出部７３は、ΣallＰioutを、出力指令値取得部７１より入力された出力指令値ＰC’にするための指標を算出する。指標算出部７３は、勾配係数をεallとして、上記（３７）式に基づいてラグランジュ乗数λallを算出し、ラグランジュ乗数λallを上位指標ｐｒ’＿Ａ，ｐｒ’＿Ｂ，ｐｒ’＿Ｃとする。中央管理装置ＭＣ’は、上位指標ｐｒ’＿Ａとしてλallを太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａに送信し、上位指標ｐｒ’＿Ｂとしてλallを太陽光発電システムＰＶＳ＿Ｂに送信し、上位指標ｐｒ’＿Ｃとしてλallを太陽光発電システムＰＶＳ＿Ｃに送信する。
【０２１５】
太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａの集中管理装置ＭＣ＿Ａは、受信した上位指標ｐｒ’＿Ａを指標算出部２３に入力する。指標算出部２３は、入力された上位指標ｐｒ’＿Ａ（＝λall）と、取得した出力指令値ＰC（太陽光発電システムＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃが取得した出力指令値ＰCと区別するため、以下では「ＰC＿Ａ」とする）とから、下記（３９ａ）式に基づいて、修正出力指令値ＰC”＿Ａを算出する。ただし、修正出力指令値ＰC”＿Ａは、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａの調整対象電力の許容範囲の上限値ＰC＿Ａmaxおよび下限値ＰC＿Ａminに対して、ＰC＿Ａmin≦ＰC”＿Ａ≦ＰC＿Ａmaxに制限される。指標算出部２３は、算出された修正出力指令値ＰC”＿Ａを出力指令値として、上記（９）式または上記（２１）式に基づき、指標ｐｒ（抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒB）を算出する。太陽光発電システムＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃと区別するために、勾配係数をεAとし、ラグランジュ乗数をλAとすると、集中管理装置ＭＣ＿Ａの指標算出部２３は、下記（３９ｂ）式に基づいてラグランジュ乗数λAを算出し、ラグランジュ乗数λAを指標ｐｒとする。同様に、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ｂの集中管理装置ＭＣ＿Ｂは、受信した上位指標ｐｒ’＿Ｂ（＝λall）と、取得した出力指令値ＰC＿Ｂと、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ｂの調整対象電力の許容範囲の上限値ＰC＿Ｂmaxおよび下限値ＰC＿Ｂminとから、下記（３９ｃ）式に基づいて、修正出力指令値ＰC”＿Ｂ（ＰC＿Ｂmin≦ＰC”＿Ｂ≦ＰC＿Ｂmax）を算出する。そして、勾配係数をεBとして、下記（３９ｄ）式に基づいてラグランジュ乗数λBを算出し、ラグランジュ乗数λBを指標ｐｒとする。また、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ｃの集中管理装置ＭＣ＿Ｃは、受信した上位指標ｐｒ’＿Ｃ（＝λall）と、取得した出力指令値ＰC＿Ｃと、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ｃの調整対象電力の許容範囲の上限値ＰC＿Ｃmaxおよび下限値ＰC＿Ｃminとから、下記（３９ｅ）式に基づいて、修正出力指令値ＰC”＿Ｃ（ＰC＿Ｃmin≦ＰC”＿Ｃ≦ＰC＿Ｃmax）を算出する。そして、勾配係数をεCとして、下記（３９ｆ）式に基づいてラグランジュ乗数λCを算出し、ラグランジュ乗数λCを指標ｐｒとする。太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ（ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃ）の集中管理装置ＭＣ＿Ａ（ＭＣ＿Ｂ，ＭＣ＿Ｃ）は、それぞれ指標算出部２３が算出した指標ｐｒを各パワーコンディショナＰＣＳに送信する。各パワーコンディショナＰＣＳは、受信した指標ｐｒに基づいて個別目標電力Ｐirefを算出し、個別出力電力Ｐioutを制御する。
【数３２】
2018143046.tif 000035
【０２１６】
第４の運転モードでは、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ（ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃ）の集中管理装置ＭＣ＿Ａ（ＭＣ＿Ｂ，ＭＣ＿Ｃ）は、中央管理装置ＭＣ’より受信した同一の上位指標ｐｒ’＿Ａ（ｐｒ’＿Ｂ，ｐｒ’＿Ｃ）に基づいて、調整対象電力の許容範囲の上限値および下限値を考慮した修正出力指令値ＰC”＿Ａ（ＰC”＿Ｂ，ＰC”＿Ｃ）を算出し、これに基づいて算出された指標Ｐｒによって各パワーコンディショナＰＣＳを制御する。したがって、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ（ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃ）は、それぞれの目的を達成させることができる。また、修正出力指令値ＰC”＿Ａ、ＰC”＿Ｂ、ＰC”＿Ｃを算出する際に、いずれも上限値および下限値を超えなければ、ＶＰＰ全体としての目的も達成させることができる。また、いずれかが上限値または下限値を超えた場合でも、上記（３７）式によりラグランジュ乗数λallが調整されて他の太陽光発電システムでカバーされるので、ＶＰＰ全体としての目的も達成させるように制御される。
【０２１７】
より一般化して、ＶＰＰが備えている太陽光発電システムの数がｍの場合は、指標算出部７３は、上記（３７’）式に基づいてラグランジュ乗数λallを算出し、ラグランジュ乗数λallを、ｊ番目の太陽光発電システムに対する上位指標ｐｒ’＿ｊ（ｊ＝１，２、…、ｍ）とすればよい。そして、ｊ番目の太陽光発電システムの指標算出部２３は、入力された上位指標ｐｒ’＿ｊ（＝λall）、出力指令値ＰC＿ｊ、調整対象電力の許容範囲の上限値ＰC＿ｊmaxおよび下限値ＰC＿ｊminから、下記（４０ａ）〜（４０ｂ）式に基づいて、修正出力指令値ＰC”＿ｊを算出し、当該太陽光発電システムの調整対象電力をＰj（ｔ）、勾配係数をεj、指標をｐｒとし、下記（４０ｃ）〜（４０ｄ）式で示す数式を解くことで、前記指標ｐｒを算出する。調整対象電力Ｐj（ｔ）は、ｊ番目の太陽光発電システムのパワーコンディショナの個別出力電力の合計ΣjＰiout（ｔ）であり、ｊ番目の太陽光発電システムが負荷を備えている場合は、個別出力電力の合計ΣjＰiout（ｔ）から負荷消費電力値を減算したものである。また、ｊ番目の太陽光発電システムが連系点電力Ｐ（ｔ）を検出する場合、調整対象電力Ｐj（ｔ）は、連系点電力Ｐ（ｔ）である。
【数３３】
2018143046.tif 000036
【０２１８】
なお、第４の運転モードにおいて、上記（４０ａ）〜（４０ｄ）式による演算を、指標算出部７３で行うようにしてもよい。具体的には、ｊ番目の太陽光発電システムがそれぞれ上限値ＰC＿ｊmax、下限値ＰC＿ｊminおよび出力指令値ＰC＿ｊを中央管理装置ＭＣ’に送信する。指標算出部７３が上記（４０ａ）〜（４０ｃ）式で示す数式を解くことで、ラグランジュ乗数λjを算出し、ラグランジュ乗数λjを上位指標ｐｒ’＿ｊとする。そして、ｊ番目の太陽光発電システムの指標算出部２３は、受信した上位指標ｐｒ’＿ｊを指標ｐｒとすればよい。
【０２１９】
次に、ＶＰＰが各パワーコンディショナＰＣＳを複数のグループに分けて管理する場合である第５の運転モードについて説明する。具体的には、グループαとグループβとが設定されており、太陽光発電システムＰＶＳ＿ＡのパワーコンディショナＰＣＳがすべてグループαに属し、太陽光発電システムＰＶＳ＿ＣのパワーコンディショナＰＣＳがすべてグループβに属し、太陽光発電システムＰＶＳ＿ＢのパワーコンディショナＰＣＳの一部がグループαに属し、その他がグループβに属している場合について説明する。
【０２２０】
図２９は、第５の運転モードを説明するためのブロック図である。
【０２２１】
第５の運転モードでは、指標算出部７３は、受信部７２より入力された個別出力電力Ｐioutから、グループαに属しているパワーコンディショナＰＣＳの出力の合計であるΣαＰiout、および、グループβに属しているパワーコンディショナＰＣＳの出力の合計であるΣβＰioutを算出する。また、指標算出部７３は、出力指令値取得部７１より入力された出力指令値ＰC’から、グループαに対する目標値であるＰC'＿α、および、グループβに対する目標値であるＰC'＿β（ＰC'＿α＋ＰC'＿β＝ＰC'）を設定する。目標値ＰC'＿α、ＰC'＿βは、例えば、各グループα，βの容量比や出力電力比などに応じて設定される。なお、ＶＰＰ全体としての出力を目標値であるＰC'に制御するのではなく、各グループの出力をそれぞれの目標値に制御するのであれば、ＰC'＿α＋ＰC'＿β＝ＰC'の制限をすることなく、それぞれの目標値ＰC'＿α、ＰC'＿βを設定すればよい。そして、指標算出部７３は、ΣαＰioutをＰC'＿αにするための指標、および、ΣβＰioutをＰC'＿βにするための指標を算出する。指標算出部７３は、勾配係数をεαとして、下記（４１ａ）式に基づいてラグランジュ乗数λαを算出する。同様に、指標算出部７３は、勾配係数をεβとして、下記（４１ｂ）式に基づいてラグランジュ乗数λβを算出する。そして、中央管理装置ＭＣ’は、上位指標ｐｒ’＿Ａとしてλαを太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａに送信し、上位指標ｐｒ’＿ＢとしてλαおよびλΒを太陽光発電システムＰＶＳ＿Ｂに送信し、上位指標ｐｒ’＿Ｃとしてλβを太陽光発電システムＰＶＳ＿Ｃに送信する。
【数３４】
2018143046.tif 000037
【０２２２】
太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａの集中管理装置ＭＣ＿Ａは、受信した上位指標ｐｒ’＿Ａ（＝λα）と、取得した出力指令値ＰC＿Ａと、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａの調整対象電力の許容範囲の上限値ＰC＿Ａmaxおよび下限値ＰC＿Ａminとから、下記（４２ａ）式に基づいて、修正出力指令値ＰC”＿Ａ（ＰC＿Ａmin≦ＰC”＿Ａ≦ＰC＿Ａmax）を算出する。そして、勾配係数をεAとして、上記（３９ｂ）式に基づいてラグランジュ乗数λAを算出し、ラグランジュ乗数λAを指標ｐｒとする。同様に、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ｃの集中管理装置ＭＣ＿Ｃは、受信した上位指標ｐｒ’＿Ｃ（＝λΒ）と、取得した出力指令値ＰC＿Ｃと、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ｃの調整対象電力の許容範囲の上限値ＰC＿Ｃmaxおよび下限値ＰC＿Ｃminとから、下記（４２ｃ）式に基づいて、修正出力指令値ＰC”＿Ｃ（ＰC＿Ｃmin≦ＰC”＿Ｃ≦ＰC＿Ｃmax）を算出する。そして、勾配係数をεCとして、上記（３９ｆ）式に基づいてラグランジュ乗数λCを算出し、ラグランジュ乗数λCを指標ｐｒとする。また、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ｂの集中管理装置ＭＣ＿Ｂは、受信した上位指標ｐｒ’＿Ｂを指標算出部２３に入力する。指標算出部２３は、入力された上位指標ｐｒ’＿Ｂ（＝λα，λΒ）と、取得した出力指令値ＰC＿Ｂと、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ｂの調整対象電力の許容範囲の上限値ＰC＿Ｂmaxおよび下限値ＰC＿Ｂminとから、下記（４２ｂ）式に基づいて、修正出力指令値ＰC”＿Ｂ（ＰC＿Ｂmin≦ＰC”＿Ｂ≦ＰC＿Ｂmax）を算出する。ωα，ωβは、重み付けのための係数であり、各グループに所属するパワーコンディショナＰＣＳの合計容量比や台数比に応じて設定される。指標算出部２３は、算出された修正出力指令値ＰC”＿Ｂを出力指令値とし、勾配係数をεBとして、上記（３９ｄ）式に基づいてラグランジュ乗数λBを算出し、ラグランジュ乗数λBを指標ｐｒとする。太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ（ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃ）の集中管理装置ＭＣ＿Ａ（ＭＣ＿Ｂ，ＭＣ＿Ｃ）は、それぞれ指標算出部２３が算出した指標ｐｒを各パワーコンディショナＰＣＳに送信する。各パワーコンディショナＰＣＳは、受信した指標ｐｒに基づいて個別目標電力Ｐirefを算出し、個別出力電力Ｐioutを制御する。
【数３５】
2018143046.tif 000038
【０２２３】
第５の運転モードでは、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ（ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃ）の集中管理装置ＭＣ＿Ａ（ＭＣ＿Ｂ，ＭＣ＿Ｃ）は、中央管理装置ＭＣ’より受信した上位指標ｐｒ’＿Ａ（ｐｒ’＿Ｂ，ｐｒ’＿Ｃ）に基づいて、調整対象電力の許容範囲の上限値および下限値を考慮した修正出力指令値ＰC”＿Ａ（ＰC”＿Ｂ，ＰC”＿Ｃ）を算出し、これに基づいて算出された指標Ｐｒによって各パワーコンディショナＰＣＳを制御する。したがって、太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ（ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃ）は、それぞれの目的を達成させることができる。また、修正出力指令値ＰC”＿Ａ、ＰC”＿Ｂ、ＰC”＿Ｃを算出する際に、いずれも上限値および下限値を超えなければ、ＶＰＰ全体としての目的も達成させることができる。また、いずれかが上限値または下限値を超えた場合でも、上記（４１ａ），（４１ｂ）式によりラグランジュ乗数λα，λβが調整されて他の太陽光発電システムでカバーされるので、ＶＰＰ全体としての目的も達成させるように制御される。
【０２２４】
より一般化して、ＶＰＰが備えている太陽光発電システムの数がｍで、グループの数がｐの場合は、指標算出部７３は、ｋ番目のグループの調整対象電力をＰk（ｔ）（ｋ＝１，２、…、ｐ）、ｋ番目のグループの目標電力をＰC’＿ｋ（ｔ）（ｋ＝１，２、…、ｐ）、ｋ番目のグループに対する勾配係数をεk（ｋ＝１，２、…、ｐ）、ｋ番目のグループに対するラグランジュ乗数をλk（ｋ＝１，２、…、ｐ）とし、下記（４３ａ）〜（４３ｂ）式で示す数式を解くことで、前記ラグランジュ乗数λk（ｋ＝１，２、…、ｐ）を算出し、これを上位指標とする。調整対象電力Ｐk（ｔ）は、ｋ番目のグループに所属するパワーコンディショナの個別出力電力の合計ΣkＰiout（ｔ）であり、ｋ番目のグループが負荷を備えている場合は、個別出力電力の合計ΣkＰiout（ｔ）から負荷消費電力値を減算したものである。太陽光発電システムへは、上位指標λk（ｋ＝１，２、…、ｐ）のうち、パワーコンディショナが所属するグループに対応するものだけを送信するようにしてもよい。そして、ｊ番目の太陽光発電システムの指標算出部２３は、上位指標λk（ｋ＝１，２、…、ｐ）、重み付けのための係数ωk＿ｊ、調整対象電力の許容範囲の上限値ＰC＿ｊmaxおよび下限値ＰC＿ｊminから、下記（４４ａ）〜（４４ｂ）式に基づいて、修正出力指令値ＰC”＿ｊを算出する。上記例では、太陽光発電システムＰＶＳ＿ＡのパワーコンディショナＰＣＳがすべてグループαに属しているので、下記（４４ａ）式において、重み付けのための係数ωα＿Ａ＝１、ωβ＿Ａ＝０となって、上記（４２ａ）式となっている。そして、指標算出部２３は、当該太陽光発電システムの調整対象電力をＰj（ｔ）、勾配係数をεj、指標をｐｒとし、下記（４４ｃ）〜（４４ｄ）式で示す数式を解くことで、前記指標ｐｒを算出する。調整対象電力Ｐj（ｔ）は、ｊ番目の太陽光発電システムのパワーコンディショナの個別出力電力の合計ΣjＰiout（ｔ）であり、ｊ番目の太陽光発電システムが負荷を備えている場合は、個別出力電力の合計ΣjＰiout（ｔ）から負荷消費電力値を減算したものである。また、ｊ番目の太陽光発電システムが連系点電力Ｐ（ｔ）を検出する場合、調整対象電力Ｐj（ｔ）は、連系点電力Ｐ（ｔ）である。
【数３６】
2018143046.tif 000039
【０２２５】
なお、第５の運転モードにおいて、上記（４４ａ）〜（４４ｄ）式による演算を、指標算出部７３で行うようにしてもよい。具体的には、ｊ番目の太陽光発電システムがそれぞれ上限値ＰC＿ｊmax、下限値ＰC＿ｊminおよび出力指令値ＰC＿ｊを中央管理装置ＭＣ’に送信する。指標算出部７３が上記（４４ａ）〜（４４ｃ）式で示す数式を解くことで、ラグランジュ乗数λjを算出し、ラグランジュ乗数λjを上位指標ｐｒ’＿ｊとする。そして、ｊ番目の太陽光発電システムの指標算出部２３は、受信した上位指標ｐｒ’＿ｊを指標ｐｒとすればよい。
【０２２６】
第９実施形態によると、中央管理装置ＭＣ’は、指標算出部７３が算出した上位指標ｐｒ’＿Ａ，ｐｒ'＿Ｂ，ｐｒ'＿Ｃを、それぞれ、集中管理装置ＭＣ＿Ａ，ＭＣ＿Ｂ，ＭＣ＿Ｃ（太陽光発電システムＰＶＳ＿Ａ，ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃ）に送信する。集中管理装置ＭＣ＿Ａ（ＭＣ＿Ｂ，ＭＣ＿Ｃ）は、受信した上位指標ｐｒ’＿Ａ（ｐｒ’＿Ｂ，ｐｒ’＿Ｃ）に応じて指標ｐｒを算出し、各パワーコンディショナＰＣＳに送信する。そして、各パワーコンディショナＰＣＳは、集中管理装置ＭＣ＿Ａ（ＭＣ＿Ｂ，ＭＣ＿Ｃ）より受信した指標ｐｒに基づいて個別出力電力Ｐioutを制御する。集中管理装置ＭＣ＿Ａ（ＭＣ＿Ｂ，ＭＣ＿Ｃ）は、受信した上位指標ｐｒ’＿Ａ（ｐｒ’＿Ｂ，ｐｒ’＿Ｃ）に応じて指標ｐｒを算出するだけなので、パワーコンディショナＰＣＳ毎に目標出力電力を算出する場合と比べて、処理負荷を低減することができる。特に、第１ないし第３の運転モードの場合、集中管理装置ＭＣ＿Ａ（ＭＣ＿Ｂ，ＭＣ＿Ｃ）は、受信した上位指標ｐｒ’＿Ａ（ｐｒ’＿Ｂ，ｐｒ’＿Ｃ）をそのまま指標ｐｒとするので、処理負荷をより低減することができる。
【０２２７】
なお、第９実施形態においては、ＶＰＰが備える電力システムが太陽光発電システムの場合について説明したが、これに限られない。ＶＰＰが備える電力システムは、上述したように、風力発電システム、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、アグリゲータによる発電システム、太陽光発電システム、および、これらを併用した発電システムであってもよい。これらの場合、各発電システムも、特許請求の範囲に記載の「電力システム」に相当する。これらの発電システムに対しても、中央管理装置ＭＣ’は、指標算出部７３が算出した上位指標を送信する。これらの発電システムも、受信した上位指標に応じて、出力の制御を行う。また、第３の運転モードにおいては、これらの発電システムも、調整対象電力の許容範囲の上限値および下限値を中央管理装置ＭＣ’に送信する。
【０２２８】
本発明に係るバーチャルパワープラントは、上記実施形態に限定されるものではなく、本発明の特許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】
【０２２９】
ＰＶＳ１〜ＰＶＳ８，ＰＶＳ＿Ａ，ＰＶＳ＿Ｂ，ＰＶＳ＿Ｃ  太陽光発電システム（電力システム）
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（電力装置）
ＧPV  第１パワーコンディショナ群
ＧB  第２パワーコンディショナ群
１１，３１  受信部
１２，１２’，３２  目標電力算出部
１３，３３  出力制御部
１４  出力電力検出部
１５  送信部
ＭＣ１〜ＭＣ８，ＭＣ＿Ａ，ＭＣ＿Ｂ，ＭＣ＿Ｃ  集中管理装置
２１  出力指令値取得部
２２  連系点電力検出部
２３，４３，４３’，４３”  指標算出部
２４，４４  送信部
４５  ピークカット設定部
４６  逆潮流回避設定部
５１  ＲＰＲ（逆電力継電器）
６１  受信部
６２，６２’  総出力算出部
６３，６３’  指標算出部
６４  スケジュール設定部
ＭＣ’  中央管理装置
７１  出力指令値取得部
７２  受信部
７３  指標算出部
７４  送信部
Ｌ  電力負荷
【図１】
2018143046.tif 000045
【図２】
2018143046.tif 000046
【図３】
2018143046.tif 000047
【図４】
2018143046.tif 000048
【図５】
2018143046.tif 000049
【図６】
2018143046.tif 000050
【図７】
2018143046.tif 000051
【図８】
2018143046.tif 000052
【図９】
2018143046.tif 000053
【図１０】
2018143046.tif 000054
【図１１】
2018143046.tif 000055
【図１２】
2018143046.tif 000056
【図１３】
2018143046.tif 000057
【図１４】
2018143046.tif 000058
【図１５】
2018143046.tif 000059
【図１６】
2018143046.tif 000060
【図１７】
2018143046.tif 000061
【図１８】
2018143046.tif 000062
【図１９】
2018143046.tif 000063
【図２０】
2018143046.tif 000064
【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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【図２９】
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