(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は、複数台のパワーコンディショナと集中管理装置ＭＣ９とを備えている。集中管理装置ＭＣ９において、指標算出部９３は、調整対象電力が目標電力となるように、各パワーコンディショナの個別出力電力を制御するための抑制指標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は、抑制指標ｐｒPVあるいは充放電指標ｐｒBを用いて個別出力電力を制御する。これにより、集中管理装置ＭＣ９の処理負荷を低減できる。また、指標算出部９３において、演算部９３１の演算結果が発散傾向にある場合、所定の代替値を抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBとする。これにより、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBの発散を防止できる。【選択図】図２６
2018148627.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
電力系統に接続される電力システムであって、
複数の電力装置と、
前記複数の電力装置を管理する集中管理装置と、
を備えており、
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それぞれ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に送信する送信手段と、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、を備えており、
前記指標算出手段は、
前記調整対象電力と前記目標電力とを用いた演算を行う演算手段と、
前記演算手段の演算結果が発散傾向にある場合、所定の代替値を前記指標とし、一方、前記演算結果が発散傾向にない場合、前記演算結果を前記指標とする決定手段と、を有している、
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、
前記演算結果が発散判定範囲外である場合に発散傾向にあると判断する第１の判断手段を、さらに備えており、
前記決定手段は、前記第１の判断手段によって発散傾向にあると判断された場合、前記演算結果が前記発散判定範囲の下限値未満であるときには前記下限値を前記代替値として用い、前記演算結果が前記発散判定範囲の上限値より大きいときには前記上限値を前記代替値として用いる、
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、太陽電池から電力が入力されるｎ個の太陽光パワーコンディショナ（ｎは正の整数）を含んでおり、
前記指標算出手段は、各太陽光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、
前記送信手段は、前記抑制指標を前記各太陽光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ｎ個の太陽光パワーコンディショナの各々には、前記各太陽光パワーコンディショナの出力制御に関する重みが設定されており、
当該重みは、前記抑制指標が所定の抑制指標限界のときに、前記各太陽光パワーコンディショナが算出する個別目標電力を０にする値であり、
前記発散判定範囲の上限値は前記抑制指標限界に基づいて設定されている、
請求項３に記載の電力システム。
【請求項５】
前記複数の電力装置は、蓄電池から電力が入力される又は前記蓄電池に電力を出力するｍ個の蓄電池パワーコンディショナ（ｍは正の整数）を含んでおり、
前記指標算出手段は、各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、
前記送信手段は、前記充放電指標を前記各蓄電池パワーコンディショナに送信する、
請求項２ないし請求項４のいずれか一項に記載の電力システム。
【請求項６】
前記ｍ個の蓄電池パワーコンディショナの各々には、前記各蓄電池パワーコンディショナの出力制御に関する重みが設定されており、
当該重みは、前記充放電指標の絶対値が所定の充放電指標限界のときに、前記各蓄電池パワーコンディショナが算出する個別目標電力を前記各蓄電池パワーコンディショナから最大限出力可能な電力値にする値であり、
前記発散判定範囲は、前記充放電指標限界に基づいて設定されている、
請求項５に記載の電力システム。
【請求項７】
前記指標算出手段は、
複数の前記調整対象電力および複数の前記演算結果を記憶する記憶手段と、
前記調整対象電力の変化および前記演算結果の変化に基づいて発散傾向にあるか否かを判断する第２の判断手段と、
をさらに備えており、
前記決定手段は、前記第２の判断手段によって発散傾向にあると判断された場合、当該判断前の演算結果のいずれかを前記代替値として用いる、
請求項１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管理する装置の処理負荷を低減させつつ、調整対象電力を目標値にす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】
本発明の第１の側面によって提供される電力システムは、電力系統に接続される電力システムであって、複数の電力装置と、前記複数の電力装置を管理する集中管理装置と、を備えており、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それぞれ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に送信する送信手段と、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、を備えており、前記指標算出手段は、前記調整対象電力と前記目標電力とを用いた演算を行う演算手段と、前記演算手段の演算結果が発散傾向にある場合、所定の代替値を前記指標とし、一方、前記演算結果が発散傾向にない場合、前記演算結果を前記指標とする決定手段と、を有し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、前記演算結果が発散判定範囲外である場合に発散傾向にあると判断する第１の判断手段を、さらに備えており、前記決定手段は、前記第１の判断手段によって発散傾向にあると判断された場合、前記演算結果が前記発散判定範囲の下限値未満であるときには前記下限値を前記代替値として用い、前記演算結果が前記発散判定範囲の上限値より大きいときには前記上限値を前記代替値として用いる。
【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、太陽電池から電力が入力されるｎ個の太陽光パワーコンディショナ（ｎは正の整数）を含んでおり、前記指標算出手段は、各太陽光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、前記送信手段は、前記抑制指標を前記各太陽光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ｎ個の太陽光パワーコンディショナの各々には、前記各太陽光パワーコンディショナの出力制御に関する重みが設定されており、当該重みは、前記抑制指標が所定の抑制指標限界のときに、前記各太陽光パワーコンディショナが算出する個別目標電力を０にする値であり、前記発散判定範囲の上限値は前記抑制指標限界に基づいて設定されている。
【００１１】
前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記複数の電力装置は、蓄電池から電力が入力される又は前記蓄電池に電力を出力するｍ個の蓄電池パワーコンディショナ（ｍは正の整数）を含んでおり、前記指標算出手段は、各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、前記送信手段は、前記充放電指標を前記各蓄電池パワーコンディショナに送信する。
【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ｍ個の蓄電池パワーコンディショナの各々には、前記各蓄電池パワーコンディショナの出力制御に関する重みが設定されており、当該重みは、前記充放電指標の絶対値が所定の充放電指標限界のときに、前記各蓄電池パワーコンディショナが算出する個別目標電力を前記各蓄電池パワーコンディショナから最大限出力可能な電力値にする値であり、前記発散判定範囲は、前記充放電指標限界に基づいて設定されている。
【００１３】
前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記指標算出手段は、複数の前記調整対象電力および複数の前記演算結果を記憶する記憶手段と、前記調整対象電力の変化および前記演算結果の変化に基づいて発散傾向にあるか否かを判断する第２の判断手段と、をさらに備えており、前記決定手段は、前記第２の判断手段によって発散傾向にあると判断された場合、当該判断前の演算結果のいずれかを前記代替値として用いる。
【発明の効果】
【００１４】
本開示の電力システムによれば、集中管理装置において、調整対象電力が目標電力となるように、複数のパワーコンディショナそれぞれの個別出力電力を制御するための指標を算出する。そして、複数のパワーコンディショナの各々は、前記指標を用いた最適化問題に基づいて、各パワーコンディショナの個別目標電力を算出し、個別出力電力が当該個別目標電力となるようにした。これにより、集中管理装置は、複数のパワーコンディショナ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となる。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。そして、複数のパワーコンディショナの各々が、前記指標に基づき、個別出力電力を制御している。これにより、調整対象電力を目標電力にすることができる。さらに、調整対象電力が目標電力にならない場合、前記指標が発散する可能性がある。このとき、集中管理装置は、前記指標が発散傾向にあると判断して、所定の代替値を指標とするため、指標の発散を防止することができる。
【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実施形態に係る太陽光発電システムを説明するための図である。
【図２７】抑制指標と個別出力電力の関係を示す図である。
【図２８】充放電指標と個別出力電力の関係を示す図である。
【図２９】第９実施形態の変形例に係る集中管理装置を示す図である。
【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、電力系統に連系された太陽光発電システムに適用した場合を例に説明する。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。
【００１８】
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。
【００１９】
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。
【００２０】
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。
【００２１】
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。
【００２２】
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。
【００２３】
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。
【００２４】
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。
【００２５】
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。
【００２６】
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】
2018148627.tif 000003
【００２７】
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。
【００２８】
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。
【００２９】
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。
【００３０】
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。
【００３１】
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。
【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】
2018148627.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。
【００３６】
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。
【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】
2018148627.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】
2018148627.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】
2018148627.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】
2018148627.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】
2018148627.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】
2018148627.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）〜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。
【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。
【００７１】
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。
【００７２】
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。
【００７３】
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。
【００７４】
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。
【００７５】
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。
【００７６】
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。
【００７７】
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。
【００７８】
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。
【００７９】
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。
【００８０】
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】
2018148627.tif 000011
【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。
【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】
2018148627.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】
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。
【００８６】
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１１】
2018148627.tif 000013
【００８７】
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。
【００８８】
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。
【００８９】
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。
【００９０】
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】
2018148627.tif 000014
【００９１】
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。
【００９２】
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】
2018148627.tif 000015
【００９３】
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】
2018148627.tif 000016
【００９４】
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。
【００９５】
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。
【００９６】
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】
2018148627.tif 000017
【００９７】
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。
【００９８】
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】
2018148627.tif 000018
【００９９】
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】
2018148627.tif 000019
【０１００】
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。
【０１０１】
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。
【０１０２】
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。
【０１０３】
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。
【０１０４】
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Ｂk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】
2018148627.tif 000020
【０１０５】
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。
【０１０６】
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。
【０１０７】
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。
【０１０８】
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。
【０１０９】
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。
【０１１０】
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。
【０１１１】
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。
【０１１２】
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。
【０１１３】
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。
【０１１４】
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。
【０１１５】
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。
【０１１６】
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。
【０１１７】
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。
【０１１８】
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。
【０１１９】
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】
2018148627.tif 000021
【０１２０】
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】
2018148627.tif 000022
【０１２１】
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。
【０１２２】
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。
【０１２３】
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。
【０１２４】
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。
【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、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。
【０１２７】
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。
【０１２８】
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。
【０１２９】
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。
【０１３０】
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。
【０１３１】
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。
【０１３２】
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。
【０１３３】
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。
【０１３４】
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。
【０１３５】
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。
【０１３６】
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。
【０１３７】
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。
【０１３８】
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。
【０１３９】
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。
【０１４０】
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。
【０１４１】
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。
【０１４２】
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。
【０１４３】
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。
【０１４４】
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。
【０１４５】
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。
【０１４６】
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。
【０１４７】
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。
【０１４８】
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。
【０１４９】
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。
【０１５０】
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。
【０１５１】
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。
【０１５２】
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。
【０１５３】
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。
【０１５４】
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。
【０１５５】
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。
【０１５６】
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。
【０１５７】
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。
【０１５８】
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。
【０１５９】
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。
【０１６０】
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。
【０１６１】
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。
【０１６２】
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。
【０１６３】
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。
【０１６４】
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。
【０１６５】
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。
【０１６６】
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。
【０１６７】
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。
【０１６８】
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。
【０１６９】
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。
【０１７０】
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。
【０１７１】
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。
【０１７２】
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２０】
2018148627.tif 000023
【０１７３】
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２１】
2018148627.tif 000024
【０１７４】
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。
【０１７５】
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。
【０１７６】
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。
【０１７７】
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。
【０１７８】
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。
【０１７９】
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。
【０１８０】
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。
【０１８１】
上記第１実施形態ないし第８実施形態においては、調整対象電力を目標電力に一致させる場合を説明したが、日射量や蓄電池ＢkのＳＯＣk、電力負荷Ｌの消費電力、各種目標電力の値などの物理的な理由により、調整対象電力を目標電力に一致させることができない場合がある。この場合、集中管理装置は、調整対象電力を目標電力に一致させるために、指標（抑制指標および充放電指標）を増加あるいは減少させ続ける。その結果、指標が発散する可能性がある。例えば、第２実施形態に係る連系点電力抑制制御において、日射量が少ないときや出力指令値ＰCが太陽光発電システムＰＶＳ２の出力可能な最大電力より上回っているときなどに、太陽光発電システムＰＶＳ２が最大限に電力を出力しているにも関わらず、連系点電力Ｐ（ｔ）が出力指令値ＰCを下回ることがある。このとき、集中管理装置ＭＣ２は、連系点電力Ｐ（ｔ）を上昇させ、出力指令値ＰCに一致させようと、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを減少させる。しかし、太陽光発電システムＰＶＳ２はこれ以上連系点電力Ｐ（ｔ）を上昇できないので、連系点電力Ｐ（ｔ）が出力指令値ＰCを下回った状態が維持される。よって、集中管理装置ＭＣ２は、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBをさらに減少させる。これが繰り返され、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBが発散する。これにより、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBの値がオーバーフローしたり、日射量が戻っても、減少し続けた抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBが適正な値に戻るまで、時間を要したりする。そこで、調整対象電力をそれ以上上昇（低下）させられない状況において調整対象電力が目標電力を下回っている（上回っている）場合に指標が発散することを防止する太陽光発電システムを、第９実施形態として、以下に説明する。
【０１８２】
図２６は、第９実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ９を説明するための図である。太陽光発電システムＰＶＳ９は、集中管理装置ＭＣ９、および、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkを備えている。なお、図２６は、集中管理装置ＭＣ９の構成を示すものであり、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkの記載を省略している。また、太陽光発電システムＰＶＳ９の全体構成は、例えば、太陽光発電システムＰＶＳ２〜ＰＶＳ８と略同じである。
【０１８３】
集中管理装置ＭＣ９は、図２６に示すように、目標電力設定部９１、調整対象電力検出部９２、指標算出部９３、および、送信部９４を備えている。
【０１８４】
目標電力設定部９１は、調整対象電力の目標値を設定する。例えば、太陽光発電システムＰＶＳ９が連系点電力抑制制御あるいはシステム総出力抑制制御を行う場合、当該目標値は出力指令値ＰCである。このとき、目標電力設定部９１は、上記出力指令値取得部２１に相当する。また、太陽光発電システムＰＶＳ９がピークカット制御を行う場合、当該目標値は、ピークカット目標電力Ｐcutである。このとき、目標電力設定部９１は、上記ピークカット設定部４５に相当する。あるいは、太陽光発電システムＰＶＳ９が逆潮流回避制御を行う場合、当該目標値は逆潮流回避目標電力ＰRPRである。このとき、目標電力設定部９１は、逆潮流回避設定部４６に相当する。その他、太陽光発電システムＰＶＳ９がスケジュール制御を行う場合、当該目標値は、スケジュール制御における目標値である。このとき、目標電力設定部９１は、スケジュール設定部６４に相当する。目標電力設定部９１は、設定した目標値（目標電力）を指標算出部９３に出力する。
【０１８５】
調整対象電力検出部９２は、調整対象電力を検出する。調整対象電力検出部９２は、調整対象電力が連系点電力Ｐ（ｔ）である場合、連系点電力検出部２２に相当する。また、調整対象電力がシステム総出力Ｐtotal（ｔ）である場合、受信部６１および総出力算出部６２（６２’）に相当する。調整対象電力検出部９２は、検出した調整対象電力を指標算出部９３に出力する。
【０１８６】
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、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を備えているため、指標算出部９３は、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを算出する。また、指標算出部９３は、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBの発散を防止している。これを「発散防止制御」という。指標算出部９３は、発散防止制御のため、図２６に示すように、演算部９３１、判断部９３２、および、決定部９３３を有する。
【０１８７】
演算部９３１は、ラグランジュ乗数λを演算する。具体的には、演算部９３１は、目標電力設定部９１から目標電力が入力され、調整対象電力検出部９２から調節対象電力が入力される。そして、調整対象電力をＰadj、目標電力をＰtar、勾配係数をεとして、下記（３６）式により、ラグランジュ乗数λを演算する。演算部９３１は、ラグランジュ乗数λを演算結果として、判断部９３２に出力する。
ｄλ／ｄｔ＝ε（Ｐadj−Ｐtar）・・・（３６）
【０１８８】
判断部９３２は、演算部９３１の演算結果であるラグランジュ乗数λが発散傾向にあるか否かを判断する。本実施形態においては、判断部９３２は、入力されるラグランジュ乗数λが、予め設定された発散判定範囲外である場合に、発散傾向にあると判断する。一方、発散判定範囲内である場合、発散傾向にないと判断する。例えば、判断部９３２は、下限値を−１００、上限値を１００とした発散判定範囲により判断する。なお、発散判定範囲は、これに限定されない。判断部９３２が、特許請求の範囲に記載の「第１の判断手段」に相当する。
【０１８９】
決定部９３３は、判断部９３２による判断結果に基づいて、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを決定する。具体的には、判断部９３２により発散傾向にないと判断された場合、決定部９３３は、上記（２２）式を用いて、演算部９３１が演算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として決定する。一方、判断部９３２により発散傾向にあると判断された場合、所定の代替値を抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBとして決定する。このとき、ラグランジュ乗数λが上記発散判定範囲の上限値より大きい場合、代替値として、当該上限値を用いる。反対にラグランジュ乗数λが上記発散判定範囲の下限値未満である場合、代替値として、当該下限値を用いる。例えば、上記のように発散判定範囲を−１００ないし１００とした場合、決定部９３３は、演算部９３１が演算したラグランジュ乗数λが−１００未満の場合、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを−１００と決定する。また、演算部９３１が演算したラグランジュ乗数λが１００より大きい場合、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを１００と決定する。決定部９３３は、決定した抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを、指標算出部９３の算出結果として、送信部９４に出力する。
【０１９０】
送信部９４は、指標算出部９３が算出した抑制指標ｐｒPVを各パワーコンディショナＰＣＳPViに送信し、指標算出部９３が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。
【０１９１】
以上のように構成された集中管理装置ＭＣ９は、演算部９３１が演算したラグランジュ乗数λが発散判定範囲外となった場合にその発散判定範囲の上下限を抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBとして決定している。すなわち、調整対象電力と目標電力に基づいて算出した抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBが、発散判定範囲外である場合にその発散判定範囲の上下限に制限している。これにより、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBが、発散判定範囲の上限値より大きく、あるいは、発散判定範囲の下限値より小さくならない。したがって、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBの発散を防止することができる。すなわち、日射量や蓄電池のＳＯＣの物理的な理由により、調整対象電力をそれ以上上昇（低下）させられない状況において調整対象電力が目標電力を下回っている（上回っている）場合に指標（抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒB）が発散することを防止する太陽光発電システムを提供することができる。
【０１９２】
上記第９実施形態に係る発散防止制御において、さらに、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）を以下に示すように設定するとよい。
【０１９３】
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’）
【０１９４】
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）
【０１９５】
次に、上記のように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を設定したことによる作用・効果について、図２７および図２８を用いて説明する。
【０１９６】
図２７は、定格出力ＰPVilmtが互いに異なる３つのパワーコンディショナＰＣＳPViにおいて、抑制指標ｐｒPVと個別出力電力ＰPVioutとの関係を示している。なお、個別出力電力ＰPVioutは、上記目標電力算出部１２’が算出する個別目標電力ＰPVirefとなるように制御されるので、同図は、抑制指標ｐｒPVと個別目標電力ＰPVirefとの関係を示しているともいえる。図２７（ａ）は、３つのパワーコンディショナＰＣＳPViに設定される有効電力抑制に関する重みｗPViが互いに同じ値（所定値）である場合を示している。図２７（ｂ）は、３つのパワーコンディショナＰＣＳPViに設定される有効電力抑制に関する重みｗPViが上記（３７）式による算出値である場合を示している。なお、図２７（ｂ）においては、上記抑制指標限界ｐｒPVlmtを１００とした。各図において、定格出力ＰPVilmtが５００ｋＷのものを実線、定格出力ＰPVilmtが２５０ｋＷのものを破線、定格出力ＰPVilmtが１００ｋＷのものを一点鎖線で示している。
【０１９７】
図２７（ａ）が示すように、各パワーコンディショナＰＣＳPViの個別出力電力ＰPVioutはともに、抑制指標ｐｒPVが０から２０上昇する毎に、およそ５０ｋＷずつ低下している。すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳPViの定格出力ＰPVilmtが異なっていても、一律に同じ量ずつ個別出力電力ＰPVioutが低下している。ただし、個別出力電力Ｐioutが０になったとき以降はすべて０となる。一方、図２７（ｂ）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（ｂ）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、図２７が示すように、一定値（定格出力ＰPVilmt）となっている。
【０１９８】
以上のことから、有効電力抑制に関する重みｗPViの設定において、上記（３７）式を用いることで、抑制指標ｐｒPVの変化に伴い、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を抑制することができる。このようにすることで、太陽光発電システムＰＶＳ９が有する複数のパワーコンディショナＰＣＳPViにおいて、それらの定格出力ＰPVilmtが異なっていても、抑制指標ｐｒPVが抑制指標限界ｐｒPVlmtのときに、個別出力電力ＰPVioutの出力を１００％抑制することができる。
【０１９９】
図２８は、定格出力ＰBklmtが互いに異なる３つのパワーコンディショナＰＣＳBkにおいて、充放電指標ｐｒBと個別出力電力ＰBkoutとの関係を示している。なお、各パワーコンディショナＰＣＳBkは、個別出力電力ＰBkoutが負の値のとき蓄電池Ｂkを充電し、個別出力電力ＰBkoutが正の値のとき蓄電池Ｂkを放電する。また、個別出力電力ＰBkoutは、上記目標電力算出部３２が算出する個別目標電力ＰBkrefとなるように制御されるので、同図は、充放電指標ｐｒBと個別目標電力ＰBkrefとの関係を示しているともいえる。図２８（ａ）は、３つのパワーコンディショナＰＣＳBkに設定される有効電力に関する重みｗBkが互いに同じ値（所定値）である場合を示している。図２８（ｂ）は、３つのパワーコンディショナＰＣＳBkに設定される有効電力に関する重みｗBkが上記（３８）式による算出値である場合を示している。なお、図２８（ｂ）においては、上記充放電指標限界ｐｒBlmtを１００とした。各図において、定格出力ＰBklmtが５００ｋＷのものを実線、定格出力ＰBklmtが２５０ｋＷのものを破線、定格出力ＰBklmtが１００ｋＷのものを一点鎖線で示している。
【０２００】
図２８（ａ）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ＰBkoutはともに、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）の間で充放電指標ｐｒBが２０上昇する毎に、１００ｋＷずつ低下している。すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳBkの定格出力ＰBklmtが異なっていても、一律に同じ量ずつ個別出力電力ＰBkoutが低下している。一方、図２８（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２８（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。
【０２０１】
以上のことから、有効電力に関する重みｗBkの設定において、上記（３８）式を用いることで、充放電指標ｐｒBの変化に伴い、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、蓄電池Ｂkを充放電することができる。このようにすることで、太陽光発電システムＰＶＳ９が有する複数のパワーコンディショナＰＣＳBkにおいて、それらの定格出力ＰBklmtが異なっていても、充放電指標ｐｒBの絶対値が充放電指標限界ｐｒBlmtのときに、定格出力ＰBklmtの１００％で蓄電池Ｂkを充放電することができる。具体的には、充放電指標ｐｒBが充放電指標限界ｐｒBlmtの負の値であるときに、定格出力ＰBklmtの１００％で蓄電池Ｂkを放電し、充放電指標ｐｒBが充放電指標限界ｐｒBlmtの値であるときに、定格出力ＰBklmtの１００％で蓄電池Ｂkを充電することができる。
【０２０２】
さらに、上記第９実施形態において、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、上記（３７）式で算出される値を用い、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、上記（３８）式で算出される値を用いた場合、これらの重みｗPVi，ｗBkの算出に用いた抑制指標限界ｐｒPVlmtおよび充放電指標限界ｐｒBlmtに基づいて、上記発散判定範囲を設定しておくとよい。具体的には、抑制指標限界ｐｒPVlmtおよび充放電指標限界ｐｒBlmtを同じ値Ｘにし、そして、上限値をこの値Ｘ、下限値をこの値Ｘの負−Ｘとする発散判定範囲（−Ｘ〜Ｘ）を設定する。例えば、抑制指標限界ｐｒPVlmtを１００、充放電指標限界ｐｒBlmtを１００にしておき、そして、発散判定範囲を−１００ないし１００に設定する（図２７および図２８参照）。これにより、各パワーコンディショナＰＣＳPViの出力を１００％抑制するタイミングと、抑制指標ｐｒPVが発散傾向にあると判断するタイミングとが同じとなる。同様に、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を充放電するタイミングと、充放電指標ｐｒBが発散傾向にあると判断するタイミングとが同じとなる。例えば、図２７（ｂ）に示す各パワーコンディショナＰＣＳPViの例において、上記発散判定範囲の上限値を１２０とした場合、算出される抑制指標ｐｒPVが０から１００までは、線形的に抑制されていく。しかし、抑制指標ｐｒPVが１００から１２０においては、これ以上抑制できないため、個別出力電力ＰPVioutが０である状態が続く。すなわち、発散傾向にあると判断されるまで、個別出力電力ＰPVioutが０の状態が維持されるだけである。また、上記発散判定範囲の上限値を８０とした場合、算出される抑制指標ｐｒPVが０から８０までは、線形的に抑制されていく。そして、抑制指標ｐｒPVが８０となったときに、発散傾向にあると判断される。そのため、それ以降、抑制指標ｐｒPVが発散判定範囲の上限値８０に制限される。しかし、抑制指標ｐｒPVが８０の段階では、個別出力電力ＰPVioutは０ではない。すなわち、まだ抑制できるにもかかわらず、抑制指標ｐｒPVが制限されている。したがって、上記発散判定範囲の上限値を上記抑制指標限界ｐｒPVlmtにしておくとよい。また、図２８（ｂ）に示す各パワーコンディショナＰＣＳBkの例においても同様である。以上のことから、抑制指標限界ｐｒPVlmtおよび充放電指標限界ｐｒBlmtに基づいて、上記発散判定範囲を設定することで、太陽光発電システムＰＶＳ９は、発散防止制御を効率よく行うことができる。
【０２０３】
なお、上記第９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を備えている場合を例に説明したが、複数台のパワーコンディショナＰＣＳBkを備えていなくてもよい。この場合、指標算出部９３は、抑制指標ｐｒを算出する。また、この場合、図２７に示すように、指標（抑制指標ｐｒ）が０以下はすべて定格出力であるので、発散判定範囲の下限値を０にしてもよい。
【０２０４】
上記第９実施形態においては、演算部９３１は、上記（３６）式の演算のみを行う場合を例に説明したが、さらに上記（２２）式の演算を行うようにしてもよい。この場合、演算部９３１は、上記（３６）式で得られたラグランジュ乗数λを用いて、上記（２２）式により抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを演算する。よって、演算部９３１は、演算結果として、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを判断部９３２に出力する。そして、判断部９３２は、これら抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBが上記発散判定範囲外であるか否かに応じて、発散傾向にあるかを判断する。その結果、上記発散判定範囲外であり、発散傾向にあると判断された場合、決定部９３３は、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを所定の代替値（発散判定範囲外の上限値あるいは下限値）に置き換えて、新たな抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBとして送信部９４に出力する。一方、上記発散判定範囲内であり、発散傾向にないと判断された場合、決定部９３３は、演算部９３１が演算した抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBをそのまま送信部９４に出力する。このようにした場合も、上記第９実施形態と同様の効果を奏することができる。
【０２０５】
上記第９実施形態に係る発散防止制御においては、演算部９３１が演算したラグランジュ乗数λが発散判定範囲外であるか否かに応じて、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBが発散傾向にあるか否かを判断したが、これに限定されない。例えば、演算されるラグランジュ乗数λおよび調整対象電力を順次記憶しておき、これらの変化から抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBが発散傾向にあるか否かを判断するようにしてもよい。この場合を第９実施形態の変形例として以下に説明する。
【０２０６】
図２９は、当該変形例に係る集中管理装置ＭＣ９’を示している。上記集中管理装置ＭＣ９と同じあるいは類似の構成については、同一の符号を付してその説明を省略する。集中管理装置ＭＣ９’は、上記集中管理装置ＭＣ９と比較して、指標算出部９３の代わりに指標算出部９３’を備えている点で異なる。同図に示すように、指標算出部９３’は、演算部９３１、記憶部９３４、判断部９３２’および、決定部９３３’を備えている。
【０２０７】
記憶部９３４は、変形例に係る発散防止制御における各種情報を記憶する。本実施形態においては、調整対象電力検出部９２から入力される調整対象電力と演算部９３１が演算したラグランジュ乗数λとが順次記憶される。
【０２０８】
判断部９３２’は、ラグランジュ乗数λが発散傾向にあるか否かを判断する。具体的には、判断部９３２’は、記憶部９３４に記憶される調整対象電力およびラグランジュ乗数λの変化に基づき、発散傾向にあるか否かを判断する。例えば、調整対象電力の変化が小さく、かつ、ラグランジュ乗数λが減少（あるいは増加）している場合に、発散傾向にあると判断する。したがって、判断部９３２’は、上記判断部９３２と比較して、発散傾向にあるか否かの判断基準が異なる。なお、調整対象電力の変化の大小は、例えば記憶部９３４に記憶される複数の調整対象電力の分散により判断すればよい。具体的には、判断部９３２’は、記憶部９３４に記憶される複数の調整対象電力の２乗和を取り、複数の調整対象電力の数（データ数）で除算する。これにより得られた値と、複数の調整対象電力の平均値の２乗との差分を算出することで分散を求める。判断部９３２’は、求めた分散が閾値より小さいときに、調整対象電力の変化が小さいと判断する。なお、分散の算出方法はこれに限定されない。また、分散に限らず、単純差分や相関などにより、調整対象電力の変化の大小を判断してもよい。判断部９３２’が、特許請求の範囲に記載の「第２の判断手段」に相当する。
【０２０９】
決定部９３３’は、判断部９３２’による判断結果に基づいて、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを決定する。具体的には、決定部９３３’は、判断部９３２’が発散傾向にないと判断した場合、上記（２２）式を用いて、ラグランジュ乗数λを抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBとして決定する。一方、判断部９３２’が発散傾向にあると判断した場合、所定の代替値を抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBとして決定する。当該変形例においては、決定部９３３’は、当該代替値として、記憶部９３４に記憶される最も古いラグランジュ乗数λを用いる。なお、最も古いラグランジュ乗数λでなく、発散傾向にあると判断される前のものであればよい。そして、決定部９３３’は、記憶部９３４に記憶される調整対象電力およびラグランジュ乗数λをすべて消去する。すなわち、記憶部９３４を初期化する。したがって、記憶部９３４には、前回発散傾向にあると判断されたときから次に発散傾向にあると判断されるまでの情報が記憶される。
【０２１０】
このように構成された変形例において、指標算出部９３’は、記憶部９３４に記憶される調整対象電力およびラグランジュ乗数λの変化に基づいて、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBが発散傾向にあるか否かを判断する。そして、発散傾向にあると判断した場合、算出した抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを発散傾向にあると判断される前に記憶されたラグランジュ乗数λを用いて抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBにする。したがって、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBが発散傾向にあると判断される前の値に戻るため、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBの発散を防止することができる。
【０２１１】
上記第９実施形態の変形例においても、上記第９実施形態と同様に、演算部９３１が上記（３６）式で得られたラグランジュ乗数λを用いて、上記（２２）式により抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを演算するようにしてもよい。すなわち、演算部９３１の演算結果として、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを用いる。このとき、記憶部９３４および判断部９３２’においてラグランジュ乗数λの代わりに抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを用いて各種処理を行えばよい。この場合も、上記変形例と同様の効果を奏することができる。さらに、上記第９実施形態の変形例においても、複数台のパワーコンディショナＰＣＳBkを備えていなくてもよい。すなわち、抑制指標ｐｒの発散を防止することができる。
【０２１２】
上記第９実施形態およびその変形例においては、指標算出部９３，９３’をそれぞれ、備えている場合を説明したが、上記指標算出部９３と上記指標算出部９３’とを併用するようにしてもよい。具体的には、演算部９３１の演算結果（ラグランジュ乗数λ）が発散判定範囲外であるか否かに基づいて発散傾向にあるか否かを判断するとともに、記憶部９３４に記憶されるラグランジュ乗数λ（あるいは抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒB）および調整対象電力の変化に基づいて発散傾向にあるか否かを判断する。そして、前者により発散傾向にあると判断した場合、決定部９３３のように抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを決定する。一方、後者により発散傾向にあると判断した場合、決定部９３３’のように抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを決定する。これにより、２つの判断基準により発散傾向にあるか否かを判断することができるため、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBの発散をより適切に判断し、これらの発散を防止することができる。
【０２１３】
上記第１実施形態ないし第９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。
【０２１４】
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、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】
【０２１５】
ＰＶＳ１〜ＰＶＳ９  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  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〜ＭＣ９，ＭＣ９’  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
９１  目標電力設定部
９２  調整対象電力検出部
９３  指標算出部
９３１  演算部
９３２，９３２’  判断部
９３３，９３３’  決定部
９３４  記憶部
９４  送信部
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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【図２９】
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