(57)【要約】【課題】逆電力継電器によって電力系統から解列されることを抑制できる電力システムを提供する。【解決手段】太陽光発電システムＰＶＳ９は、電力負荷Ｌと複数のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkと集中管理装置ＭＣ９とを備えている。また、太陽光発電システムＰＶＳ９と電力系統Ａとの連系点には、逆電力継電器５１が設置されている。集中管理装置ＭＣ９は、連系点電力が目標電力となるように、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを算出する。各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkは、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを用いた最適化問題に基づいて、個別目標電力を算出し、個別出力電力を制御する。このように構成された太陽光発電システムＰＶＳ９において、逆電力継電器５１によって逆潮流が検出される前に、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを変更して個別出力電力を低下させる。【選択図】図２７
2018160964.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
電力負荷、分散型電源、および、前記分散型電源を管理する集中管理装置を備えており、電力系統に連系する系統連系システムと、
前記系統連系システムから前記電力系統への逆潮流を検出すると、少なくとも前記分散型電源を前記電力系統から解列する逆電力継電器と、
を備える電力システムであって、
前記集中管理装置は、
調整対象電力を検出する調整対象電力検出手段と、
前記調整対象電力が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、前記分散型電源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、
前記指標を前記分散型電源に送信する指標送信手段と、を備えており、
前記分散型電源は、
前記指標を受信する指標受信手段と、
前記指標を用いた最適化問題に基づいて、当該分散型電源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分散型電源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、
前記系統連系システムは、前記逆電力継電器によって逆潮流が検出される前に、前記指標を変更して前記個別出力電力を低下させる、
ことを特徴とする電力システム。
【請求項２】
前記系統連系システムは、前記逆電力継電器とは異なる補助用継電器を、さらに備えており、
前記補助用継電器は、前記系統連系システムと前記電力系統との連系点における連系点電力に基づいて動作する電気接点を有しており、前記電気接点が動作したとき、前記電気接点が動作したことを示す接点信号を前記分散型電源に送信し、
前記分散型電源は、
前記接点信号を受信する分散型電源用接点信号受信手段をさらに備えており、
前記目標電力算出手段は、前記分散型電源用接点信号受信手段が前記接点信号を受信したとき、前記個別出力電力を低下させるための解列回避値を前記指標とする、
請求項１に記載の電力システム。
【請求項３】
前記目標電力算出手段は、前記解列回避値を用いた前記個別目標電力の算出を所定時間継続した後、前記指標受信手段が受信した前記指標を用いた前記個別目標電力の算出を再開する、
請求項２に記載の電力システム。
【請求項４】
前記補助用継電器は、前記接点信号をさらに前記集中管理装置に送信し、
前記集中管理装置は、
前記接点信号を受信する集中管理装置用接点信号受信手段をさらに備えており、
前記指標算出手段は、前記集中管理装置用接点信号受信手段が前記接点信号を受信したとき、前記指標の算出を停止し、前記指標の算出を停止している間、前記解列回避値を前記指標とする、
請求項２または請求項３に記載の電力システム。
【請求項５】
前記指標算出手段は、前記指標の算出を停止してから所定時間経過したときに、前記指標の算出を再開する、
請求項４に記載の電力システム。
【請求項６】
前記系統連系システムは、複数の前記分散型電源を有しており、
前記複数の分散型電源には、太陽光発電装置と蓄電装置とを含んでおり、
前記太陽光発電装置に対する前記解列回避値と前記蓄電装置に対する前記解列回避値とは異なる、
請求項２ないし請求項５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、逆潮流が禁止された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】
上記太陽光発電システムにおいて、電力系統と連系運転して、その発電電力を全て電力負荷へ供給する自家消費型の電力システムがある。当該電力システムにおいて、逆潮流が禁止されている（許可されていない）場合、逆電力継電器の設置が義務付けられている。当該逆電力継電器は、逆潮流を検出した場合、電力システムを電力系統から解列する保護継電器である。通常、電力システムの制御によって逆潮流にならないようにしている。しかし、急な日射変動や負荷変動などが発生すると、その制御が追い付かず、逆潮流になる場合がある。この場合、逆電力継電器が作動し、電力システムを解列させる。逆電力継電器によって解列された場合、例えば専門の業者を呼ぶなど再度電力系統に連系するための作業が煩雑である。このような問題は、逆電力継電器が設置された電力システムであれば、太陽光発電システムに限らず生じる。
【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、逆電力継電器によって電力系統から解列されることを回避する電力システムを提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【０００７】
本開示によって提供される電力システムは、電力負荷、分散型電源、および、前記分散型電源を管理する集中管理装置を備えており、電力系統に連系する系統連系システムと、前記系統連系システムから前記電力系統への逆潮流を検出すると、少なくとも前記分散型電源を前記電力系統から解列する逆電力継電器と、を備える電力システムであって、前記集中管理装置は、調整対象電力を検出する調整対象電力検出手段と、前記調整対象電力が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、前記分散型電源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、前記指標を前記分散型電源に送信する指標送信手段と、を備えており、前記分散型電源は、前記指標を受信する指標受信手段と、前記指標を用いた最適化問題に基づいて、当該分散型電源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分散型電源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、前記系統連系システムは、前記逆電力継電器によって逆潮流が検出される前に、前記指標を変更して前記個別出力電力を低下させ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、前記系統連系システムは、前記逆電力継電器とは異なる補助用継電器を、さらに備えており、前記補助用継電器は、前記系統連系システムと前記電力系統との連系点における連系点電力に基づいて動作する電気接点を有しており、前記電気接点が動作したとき、前記電気接点が動作したことを示す接点信号を前記分散型電源に送信し、前記分散型電源は、前記接点信号を受信する分散型電源用接点信号受信手段をさらに備えており、前記目標電力算出手段は、前記分散型電源用接点信号受信手段が前記接点信号を受信したとき、前記個別出力電力を低下させるための解列回避値を前記指標とする。
【０００９】
前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記目標電力算出手段は、前記解列回避値を用いた前記個別目標電力の算出を所定時間継続した後、前記指標受信手段が受信した前記指標を用いた前記個別目標電力の算出を再開する。
【００１０】
前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記補助用継電器は、前記接点信号をさらに前記集中管理装置に送信し、前記集中管理装置は、前記接点信号を受信する集中管理装置用接点信号受信手段をさらに備えており、前記指標算出手段は、前記集中管理装置用接点信号受信手段が前記接点信号を受信したとき、前記指標の算出を停止し、前記指標の算出を停止している間、前記解列回避値を前記指標とする。
【００１１】
前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記指標算出手段は、前記指標の算出を停止してから所定時間経過したときに、前記指標の算出を再開する。
【００１２】
前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記系統連系システムは、複数の前記分散型電源を有しており、前記複数の分散型電源には、太陽光発電装置と蓄電装置とを含んでおり、前記太陽光発電装置に対する前記解列回避値と前記蓄電装置に対する前記解列回避値とは異なる。
【発明の効果】
【００１３】
本開示の電力システムは、電力負荷、分散型電源、および、集中管理装置を備える系統連系システムと、逆電力継電器と、を備えている。集中管理装置は、調整対象電力が目標電力となるように、分散型電源の個別出力電力を制御するための指標を算出する。分散型電源は、前記指標を用いた最適化問題に基づいて、分散型電源の個別目標電力を算出し、個別出力電力を当該個別目標電力にする。このような電力システムにおいて、系統連系システムは、逆電力継電器によって逆潮流が検出される前に、前記指標を変化させて前記個別出力電力を低下させるようにした。これにより、調整対象電力が低下するので、逆電力継電器により系統連系システムが電力系統から解列されることを回避できる。
【図面の簡単な説明】
【００１４】
【図１】第１実施形態に係る太陽光発電システムの全体構成を示す図である。
【図２】第１実施形態に係る太陽光発電システムの出力抑制制御に関する機能構成を示す図である。
【図３】シミュレーションにおいて想定したパワーコンディショナのモデルを示す図である。
【図４】シミュレーションにおいて想定したパワーコンディショナの電力制御系のステップ応答を示す図である。
【図５】第１実施形態に係るシミュレーションによる検証結果（ケース１）を示す図である。
【図６】第１実施形態に係るシミュレーションによる検証結果（ケース２）を示す図である。
【図７】第１実施形態に係るシミュレーションによる検証結果（ケース３）を示す図である。
【図８】第１実施形態に係るシミュレーションによる検証結果（ケース４）を示す図である。
【図９】第１実施形態に係るシミュレーションによる検証結果（ケース５）を示す図である。
【図１０】第１実施形態に係るシミュレーションによる検証結果（ケース６）を示す図である。
【図１１】第１実施形態に係るシミュレーションによる検証結果（ケース７）を示す図である。
【図１２】第２実施形態に係る太陽光発電システムの全体構成を示す図である。
【図１３】第２実施形態に係る太陽光発電システムの出力抑制制御に関する機能構成を示す図である。
【図１４】第２実施形態に係るシミュレーションによる検証結果（ケース１）を示す図である。
【図１５】第２実施形態に係るシミュレーションによる検証結果（ケース２）を示す図である。
【図１６】第２実施形態に係るシミュレーションによる検証結果（ケース３）を示す図である。
【図１７】第３実施形態に係る太陽光発電システムの全体構成を示す図である。
【図１８】第３実施形態に係る太陽光発電システムの出力抑制制御に関する機能構成を示す図である。
【図１９】第４実施形態に係る太陽光発電システムのピークカット制御に関する機能構成を示す図である。
【図２０】第５実施形態に係る太陽光発電システムの逆潮流回避制御に関する機能構成を示す図である。
【図２１】第６実施形態に係る太陽光発電システムの全体構成を示す図である。
【図２２】第６実施形態に係る太陽光発電システムの出力抑制制御に関する機能構成を示す図である。
【図２３】第７実施形態に係る太陽光発電システムの全体構成を示す図である。
【図２４】第７実施形態に係る太陽光発電システムの出力抑制制御に関する機能構成を示す図である。
【図２５】第８実施形態に係る太陽光発電システムのスケジュール制御に関する機能構成を示す図である。
【図２６】第９実施形態に係る太陽光発電システムの全体構成を示す図である。
【図２７】第９実施形態に係る太陽光発電システムの解列回避制御に関する機能構成を示す図である。
【図２８】抑制指標と個別出力電力の関係および充放電指標と個別出力電力の関係を示す図である。
【図２９】解列回避制御を行わない場合と行った場合とにおけるシミュレーション結果を示す図である。
【発明を実施するための形態】
【００１５】
以下、本開示の電力システムの実施の形態について説明する。当該電力システムは、電力系統に連系された系統連系システムを備えており、当該系統連系システムが太陽光発電システムである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。
【００１６】
図１は、第１実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１の全体構成を示している。同図に示すように、太陽光発電システムＰＶＳ１は、複数台の太陽電池ＳＰi（ｉ＝１,２，・・・，ｎ；ｎは正の整数）、複数台のパワーコンディショナＰＣＳi、および、集中管理装置ＭＣ１を有して構成される。太陽光発電システムＰＶＳ１は、系統連系型の逆潮流システムである。
【００１７】
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。
【００１８】
複数台のパワーコンディショナＰＣＳiはそれぞれ、太陽電池ＳＰiが発電した電力（直流電力）を交流電力に変換する。そして、変換した交流電力を電力系統Ａに出力する。各パワーコンディショナＰＣＳiは、例えば、インバータ回路、変圧器、および、制御回路などを含んでいる。インバータ回路は、太陽電池ＳＰiから入力される直流電力を電力系統Ａと同期がとれた交流電力に変換する。変圧器は、インバータ回路から出力される交流電圧を昇圧（または降圧）する。制御回路は、インバータ回路などを制御する。各パワーコンディショナＰＣＳiは、インバータ回路などの制御により、自装置（パワーコンディショナＰＣＳi）の出力電力である個別出力電力Ｐioutを制御する。なお、パワーコンディショナＰＣＳiは、上記のように構成されたものに限定されない。
【００１９】
各パワーコンディショナＰＣＳiから出力される有効電力をＰiout、無効電力をＱioutとすると、各パワーコンディショナＰＣＳiからＰiout＋ｊＱioutの複素電力が出力されている。したがって、複数台のパワーコンディショナＰＣＳiと電力系統Ａとの連系点には、ΣiＰiout＋ｊΣiＱioutの複素電力が出力されている。すなわち、連系点における電力は、各パワーコンディショナＰＣＳiの出力電力の総和である。なお、連系点における電力を連系点電力Ｐ（ｔ）とする。本実施形態においては、連系点における電圧変動抑制などに主に活用される無効電力Ｑioutの出力制御については、特に考慮しない。すなわち、連系点電力Ｐ（ｔ）は、連系点における有効電力Ｐioutの総和（ΣiＰiout）としている。よって、各パワーコンディショナＰＣＳiが制御する個別出力電力は有効電力Ｐioutであるので、個別出力電力をＰioutとする。
【００２０】
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。
【００２１】
このように構成された太陽光発電システムＰＶＳ１において、集中管理装置ＭＣ１は、所定の調整対象電力を監視し、当該調整対象電力と調整対象電力の目標値である目標電力とに基づいて、調整対象電力を目標電力にするための指標を算出する。そして、これを各パワーコンディショナＰＣＳiに送信する。各パワーコンディショナＰＣＳiは、集中管理装置ＭＣ１から指標を受信し、受信した指標に基づいて、個別出力電力Ｐioutの目標値である個別目標電力Ｐirefを算出する。そして、算出した個別目標電力Ｐirefに基づいて、個別出力電力Ｐioutを制御する。当該指標は、調整対象電力を目標電力にするための情報であり、個別目標電力Ｐirefを算出するための情報である。
【００２２】
近年、電力系統Ａに連系する太陽光発電システムが増えてきており、電力系統Ａへの電力の供給が需要に比べて過多となる可能性がある。この供給過多の状態を解消するために、電力会社などから各太陽光発電システムに個々の出力電力を抑制するように指示されることが考えられる。このとき、各太陽光発電システムは、この出力抑制指示に従い、出力電力を抑制する必要がある。本実施形態においては、電力会社からの出力抑制指示として、太陽光発電システムＰＶＳ１全体の出力電力の上限値である出力指令値ＰCが指示されるものとする。したがって、太陽光発電システムＰＶＳ１は、太陽光発電システムＰＶＳ１全体の出力電力を出力指令値ＰCに一致させる必要がある。
【００２３】
そこで、本実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１は、上記指標を用いて各パワーコンディショナＰＣＳiが分散的に制御して、太陽光発電システムＰＶＳ１全体の出力電力を出力指令値ＰCに一致させている。これを「出力抑制制御」という。なお、太陽光発電システムＰＶＳ１において、各パワーコンディショナＰＣＳiの個別出力電力Ｐioutはすべて連系点（電力系統Ａ）に出力されるので、太陽光発電システムＰＶＳ１は連系点電力Ｐ（ｔ）を太陽光発電システムＰＶＳ１全体の出力電力とみなして、出力抑制制御を行う。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ１は、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値ＰCに一致させている。なお、本実施形態に係る出力抑制制御で用いる指標を抑制指標ｐｒとする。具体的には、太陽光発電システムＰＶＳ１において、集中管理装置ＭＣ１は、連系点電力Ｐ（ｔ）を監視し、連系点電力Ｐ（ｔ）と出力指令値ＰCとに基づいて、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値ＰCにするための抑制指標ｐｒを算出する。そして、これを各パワーコンディショナＰＣＳiに送信する。各パワーコンディショナＰＣＳiは、集中管理装置ＭＣ１から抑制指標ｐｒを受信し、受信した抑制指標ｐｒに基づいて、個別目標電力Ｐirefを算出する。そして、算出した個別目標電力Ｐirefに基づいて、個別出力電力Ｐioutを制御する。これにより、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値ＰCに一致させている。よって、上記調整対象電力として連系点電力Ｐ（ｔ）を用い、上記目標電力として出力指令値ＰCを用いている。
【００２４】
図２は、図１に示す太陽光発電システムＰＶＳ１の出力抑制制御に関する制御系の機能構成を示している。なお、図２においては、太陽電池ＳＰiの図示を省略している。当該出力抑制制御に関する制御系として、図２に示すように、各パワーコンディショナＰＣＳiは、受信部１１、目標電力算出部１２、および、出力制御部１３を含んでいる。また、集中管理装置ＭＣ１は、目標電力設定部２１、連系点電力検出部２２、指標算出部２３、および、送信部２４を含んでいる。
【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】
2018160964.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】
目標電力設定部２１は、連系点電力Ｐ（ｔ）の目標値を設定する。本実施形態においては、目標電力設定部２１は、出力抑制制御における目標電力を設定する。具体的には、目標電力設定部２１は、電力会社から指令される上記出力指令値ＰCを取得し、当該出力指令値ＰCを目標電力として設定する。目標電力設定部２１は、例えば、無線通信により電力会社から出力指令値ＰCを取得する。なお、出力指令値ＰCを電力会社から直接取得するものに限定されない。例えば、管理者が所定のコンピュータに電力会社から指令される出力指令値ＰCを手入力で入力し、目標電力設定部２１が前記コンピュータから出力指令値ＰCを取得する構成であってもよい。あるいは、他の通信装置を中継して、電力会社から指令される出力指令値ＰCを取得する構成であってもよい。目標電力設定部２１は、設定した目標電力（出力指令値ＰC）を指標算出部２３に出力する。
【００２９】
目標電力設定部２１は、電力会社からの出力抑制の指令がないとき、指標算出部２３に指令がないことを伝達する。「電力会社からの出力抑制の指令がないとき」とは、太陽光発電システムＰＶＳ１の出力を抑制せず、太陽電池ＳＰiが発電した電力を最大限に出力できるときである。例えば、各パワーコンディショナＰＣＳiが最大電力点追従制御により最大電力点で動作するときに、最大限に出力できる。本実施形態においては、目標電力設定部２１は、電力会社からの出力抑制の指令がないとき、目標電力として、数値−１を指標算出部２３に出力する。なお、指標算出部２３に指令がないことを伝達することができれば、その手法は限定されない。例えば、目標電力設定部２１は、出力抑制の指令の有無を示すフラグ情報を電力会社等から取得し、これを指標算出部２３に伝達するようにしてもよい。当該フラグ情報は、例えば、出力抑制の指令がない場合「０」であり、出力抑制の指令がある場合「１」である。なお、出力抑制の指令がある場合（フラグ情報が「１」の場合）には、当該フラグ情報とともに出力指令値ＰCを取得する。
【００３０】
本実施形態においては、目標電力設定部２１が出力指令値ＰCを取得する場合を例に説明するが、これに限定されない。具体的には、出力指令値ＰCの代わりに出力抑制率［％］の情報を取得するようにしてもよい。このとき、目標電力設定部２１は、取得した出力抑制率［％］と太陽光発電システムＰＶＳ１全体の定格出力（すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳiの定格出力の合計）ΣiＰilmtとに基づき、出力指令値ＰCを算出する。例えば、目標電力設定部２１は、出力抑制率として２０％である指令を取得したとき、太陽光発電システムＰＶＳ１の定格出力ΣiＰilmtの８０％（＝１００−２０）を出力指令値ＰCとして算出する。そして、算出した出力指令値ＰCを目標電力として指標算出部２３に出力する。
【００３１】
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。
【００３２】
指標算出部２３は、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力にするための指標を算出する。本実施形態においては、目標電力として出力指令値ＰCが入力されるので、指標算出部２３は、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値ＰCにするための抑制指標ｐｒを算出する。指標算出部２３は、ラグランジュ乗数をλ、勾配係数をε、時間をｔとして、下記（９）式および下記（１０）式に基づき、抑制指標ｐｒを算出する。ただし、指標算出部２３は、出力指令値ＰCとして、電力会社からの出力抑制の指令がないことを表わす数値−１を入力された場合、ラグランジュ乗数λを「０」とする。すなわち、抑制指標ｐｒを「０」と算出する。なお、下記（９）式において、個別出力電力Ｐioutおよび出力指令値ＰCが、時間ｔに対して変化する値であるため、それぞれ個別出力電力をＰiout（ｔ）、出力指令値をＰC（ｔ）と記載している。これらの下記（９）式および下記（１０）式の詳細は、後述する。
【数２】
2018160964.tif 000004
【００３３】
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。
【００３４】
次に、太陽光発電システムＰＶＳ１が行う出力抑制制御において、パワーコンディショナＰＣＳiによる個別目標電力Ｐirefの算出に上記（８）式が用いられる理由と、集中管理装置ＭＣ１による抑制指標ｐｒの算出に上記（９）式および上記（１０）式が用いられる理由とを説明する。
【００３５】
太陽光発電システムＰＶＳ１は、出力抑制制御において、以下の３つの目標を達成するように構成されている。１つ目の目標（目標１−１）は、「各パワーコンディショナＰＣＳiが分散的に個別目標電力を算出する」ことである。２つ目の目標（目標１−２）は、「太陽光発電システムＰＶＳ１の連系点における出力電力（連系点電力）を電力会社からの出力指令値（目標電力）に一致させる」ことである。そして、３つ目の目標（目標１−３）は、「パワーコンディショナＰＣＳi毎に、出力抑制量を調整できるようにする」ことである。なお、出力抑制量とは、パワーコンディショナＰＣＳiが出力可能な最大電力値と個別出力電力Ｐioutとの差である。前記出力可能な最大電力値は、太陽電池ＳＰiの発電量ＰiSP＞定格出力Ｐilmtの場合には、パワーコンディショナＰＣＳiの定格出力Ｐilmtである。一方、太陽電池ＳＰiの発電量ＰiSP≦定格出力Ｐilmtの場合には、太陽電池ＳＰiの発電量ＰiSPである。
【００３６】
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】
2018160964.tif 000005
【００３７】
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。
【００３８】
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】
2018160964.tif 000006
【００３９】
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。
【００４０】
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。
【００４１】
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】
2018160964.tif 000007
【００４２】
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。
【００４３】
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】
2018160964.tif 000008
【００４４】
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】
2018160964.tif 000009
【００４５】
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。
【００４６】
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。
【００４７】
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。
【００４８】
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。
【００４９】
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】
2018160964.tif 000010
【００５０】
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。
【００５１】
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。
【００５２】
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。
【００５３】
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。
【００５４】
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。
【００５５】
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。
【００５６】
図６から次のことが確認できる。すなわち、図６（ａ）〜（ｅ）が示すように、図５に示すシミュレーション１−１と比較し、有効電力抑制に関する重みｗiを変えたパワーコンディショナＰＣＳ5，ＰＣＳ6の出力抑制量が、その他のパワーコンディショナＰＣＳ1〜ＰＣＳ4，ＰＣＳ7〜ＰＣＳ10の出力抑制量の半分になっていることが確認できる。このとき、図６（ｈ）および図６（ｉ）が示すように、集中管理装置ＭＣ１が算出するラグランジュ乗数λおよび抑制指標ｐｒも上記シミュレーション１−１における値（図５（ｈ）および図５（ｉ）参照）と異なっていることも確認できる。したがって、有効電力抑制に関する重みｗiを調整することによって、出力抑制量に差を持たせることが可能である。さらに、図６が示すように、パワーコンディショナＰＣＳ5，ＰＣＳ6の出力抑制量を小さくした分、その他のパワーコンディショナＰＣＳ1〜ＰＣＳ4，ＰＣＳ7〜ＰＣＳ10の出力抑制量を上記シミュレーション１−１の場合よりも大きくすることで、図６（ｇ）に示すように、連系点電力Ｐ（ｔ）が、定常状態で出力指令値ＰCに一致していることが確認できる。したがって、太陽光発電システムＰＶＳ１は、パワーコンディショナＰＣＳiに設定された有効電力抑制に関する重みｗiを考慮して、適切に動作を行っているといえる。
【００５７】
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。
【００５８】
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。
【００５９】
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。
【００６０】
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。
【００６１】
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。
【００６２】
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。
【００６３】
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。
【００６４】
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。
【００６５】
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。
【００６６】
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。
【００６７】
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。
【００６８】
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。
【００６９】
以上で説明したように、第１実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１において、集中管理装置ＭＣ１は、電力会社からの出力指令値ＰCおよび検出した連系点電力Ｐ（ｔ）から、上記（９）式および上記（１０）式を用いて、抑制指標ｐｒを算出し、これを各パワーコンディショナＰＣＳiに送信している。また、各パワーコンディショナＰＣＳiは、受信した抑制指標ｐｒに基づき、分散的に上記（８）式の最適化問題を解くことで、個別目標電力Ｐirefを算出し、そして、個別出力電力Ｐioutを個別目標電力Ｐirefに制御している。これにより、集中管理装置ＭＣ１は、上記（９）式および上記（１０）式に示す簡単な計算だけとなる。したがって、太陽光発電システムＰＶＳ１において、集中管理装置ＭＣ１の処理負荷を低減させることができる。また、各パワーコンディショナＰＣＳiが、抑制指標ｐｒに基づき分散的に個別目標電力Ｐirefを算出し、個別出力電力Ｐioutを制御する場合であっても、連系点電力Ｐ（ｔ）を電力会社からの出力指令値ＰCに一致させることができる。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ１は、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力に一致させることができる。
【００７０】
次に、第２実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ２について説明する。なお、上記第１実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１と同一あるいは類似のものについては、同じ符号を付してその説明を省略する。図１２は、太陽光発電システムＰＶＳ２の全体構成を示している。図１２に示すように、太陽光発電システムＰＶＳ２は、複数台の太陽電池ＳＰi（ｉ＝１，２，・・・，ｎ；ｎは正の整数）、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPVi、複数台の蓄電池Ｂk（ｋ＝１，２，・・・，ｍ；ｍは正の整数）、複数台のパワーコンディショナＰＣＳBk、および、集中管理装置ＭＣ２を有して構成される。太陽光発電システムＰＶＳ２は、系統連系型の逆潮流システムである。
【００７１】
上記第１実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１においては、太陽電池ＳＰiを接続した複数台のパワーコンディショナＰＣＳiで構成された場合を例に説明した。しかし、このような太陽光発電システムＰＶＳ１の場合、天候変動による出力への影響が大きい。そこで、太陽光発電システムＰＶＳ２は、天候変動などによる出力変動を抑制させるために、上記太陽光発電システムＰＶＳ１と比較して、蓄電池Ｂkを接続したパワーコンディショナＰＣＳBkをさらに備えている。
【００７２】
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。
【００７３】
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。
【００７４】
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。
【００７５】
各パワーコンディショナＰＣＳPViから出力される有効電力をＰPViout、無効電力をＱPVioutとすると、各パワーコンディショナＰＣＳPViからＰPViout＋ｊＱPVioutの複素電力が出力されている。また、各パワーコンディショナＰＣＳBkから出力される有効電力をＰBkout、無効電力をＱBkoutとすると、各パワーコンディショナＰＣＳBkからＰBkout＋ｊＱBkoutの複素電力が出力されている。したがって、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkと電力系統Ａとの連系点には、（ΣiＰPViout＋ΣkＰBkout）＋ｊ（ΣiＱPViout＋ΣkＱBkout）の複素電力が出力されている。すなわち、連系点電力Ｐ（ｔ）は、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkの出力電力の総和である。なお、本実施形態においても、連系点における電圧変動抑制などに主に活用される無効電力ＱPViout，ＱBkoutの出力制御については、特に考慮しない。すなわち、連系点電力Ｐ（ｔ）は、連系点における有効電力ＰPViout，ＰBkoutの総和（ΣiＰPViout＋ΣkＰBkout）としている。よって、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkが制御する個別出力電力は、それぞれ有効電力ＰPViout，ＰBkoutとなる。そこで、各パワーコンディショナＰＣＳPViの個別出力電力をＰPVioutとし、各パワーコンディショナＰＣＳBkの個別出力電力をＰBkoutとする。
【００７６】
集中管理装置ＭＣ２は、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkを集中管理する。集中管理装置ＭＣ２は、例えば無線通信により、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkとの間で、各種情報の送受信を行う。なお、無線通信ではなく、有線通信であってもよい。
【００７７】
このように構成された太陽光発電システムＰＶＳ２において、集中管理装置ＭＣ２は、所定の調整対象電力を監視し、当該調整対象電力と調整対象電力の目標値である目標電力とに基づいて、調整対象電力を目標電力に一致させるための指標を算出する。そして、これを各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkに送信する。各パワーコンディショナＰＣＳPVi（ＰＣＳBk）はそれぞれ、集中管理装置ＭＣ２から指標を受信し、受信した指標に基づいて、個別出力電力ＰPViout（ＰBkout）の目標値である個別目標電力ＰPViref（ＰBkref）を算出する。そして、算出した個別目標電力ＰPViref（ＰBkref）に基づいて、個別出力電力ＰPViout（ＰBkout）を制御する。当該指標は、調整対象電力を目標電力にするための情報であり、個別目標電力ＰPViout（ＰBkout）を算出するための情報である。                                             
【００７８】
太陽光発電システムＰＶＳ２においても、電力会社から出力電力の抑制が指示されるものとする。そこで、本実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ２は、上記指標を用いて各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkが分散的に制御して、太陽光発電システムＰＶＳ２全体の出力電力を出力指令値ＰCに一致させている。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ２も出力抑制制御を行っている。具体的には、太陽光発電システムＰＶＳ２において、集中管理装置ＭＣ２は、連系点電力Ｐ（ｔ）を監視し、連系点電力Ｐ（ｔ）と出力指令値ＰCとに基づいて、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値ＰCに一致させるための指標を算出する。そして、これを各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkに送信する。本実施形態に係る出力抑制制御において、各パワーコンディショナＰＣＳPViに送信する指標を抑制指標ｐｒPVとし、各パワーコンディショナＰＣＳBkに送信する指標を充放電指標ｐｒBとする。よって、抑制指標ｐｒPVは、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値ＰCにするための情報であり、個別目標電力ＰPVirefを算出するための情報である。また、充放電指標ｐｒBは、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値ＰCにするための情報であり、個別目標電力ＰBkrefを算出するための情報である。さらに、蓄電池Ｂkをどれくらい充電するか放電するかを決定するための情報でもある。各パワーコンディショナＰＣＳPViは、集中管理装置ＭＣ２から受信する抑制指標ｐｒPVに基づき、個別目標電力ＰPVirefを算出する。そして、算出した個別目標電力ＰPVirefに基づいて、個別出力電力ＰPVioutを制御する。各パワーコンディショナＰＣＳBkは、集中管理装置ＭＣ２から受信する充放電指標ｐｒBに基づき、個別目標電力ＰBkrefを算出する。そして、算出した個別目標電力ＰBkrefに基づいて、個別出力電力ＰBkoutを制御する。これにより、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値ＰCに一致させている。
【００７９】
図１３は、図１２に示す太陽光発電システムＰＶＳ２の出力抑制制御に関する制御系の機能構成を示している。なお、図１３において、太陽電池ＳＰiおよび蓄電池Ｂkの図示を省略している。当該出力抑制制御に関する制御系として、図１３に示すように、各パワーコンディショナＰＣＳPViは、受信部１１、目標電力算出部１２’、および、出力制御部１３を含んでいる。また、各パワーコンディショナＰＣＳBkは、受信部３１、目標電力算出部３２、および、出力制御部３３を含んでいる。そして、集中管理装置ＭＣ２は、目標電力設定部２１、連系点電力検出部２２、指標算出部２３’、および、送信部２４’を含んでいる。
【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】
2018160964.tif 000011
【００８１】
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。
【００８２】
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】
2018160964.tif 000012
【００８３】
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。
【００８４】
指標算出部２３’は、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力にするための指標を算出する。本実施形態においては、目標電力として出力指令値ＰCが入力されるので、指標算出部２３’は、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値ＰCにするための抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを算出する。指標算出部２３’は、ラグランジュ乗数をλ、勾配係数をε、時間をｔとして、下記（２１）式および下記（２２）式に基づき、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを算出する。ただし、指標算出部２３’は、目標電力設定部２１からの出力指令値ＰCとして、電力会社からの出力抑制の指令がないことを表わす数値−１を入力された場合、ラグランジュ乗数λを「０」とする。すなわち、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBをともに「０」と算出する。なお、下記（２１）式において、個別出力電力ＰPViout，ＰBkoutおよび出力指令値ＰCが、時間ｔに対して変化する値であるため、それぞれ個別出力電力をＰPViout（ｔ），ＰBkout（ｔ）および出力指令値をＰC（ｔ）と記載している。これらの下記（２１）式および下記（２２）式の詳細は、後述する。
【数１１】
2018160964.tif 000013
【００８５】
送信部２４’は、指標算出部２３’が算出した抑制指標ｐｒPVをパワーコンディショナＰＣＳPViに送信し、指標算出部２３’が算出した充放電指標ｐｒBをパワーコンディショナＰＣＳBkに送信する。
【００８６】
次に、太陽光発電システムＰＶＳ２が行う出力抑制制御において、パワーコンディショナＰＣＳPViによる個別目標電力ＰPVirefの算出に上記（１９）式が用いられる理由、パワーコンディショナＰＣＳBkによる個別目標電力ＰBkrefの算出に上記（２０）式が用いられる理由、および、集中管理装置ＭＣ２による抑制指標ｐｒPV，充放電指標ｐｒBの算出に上記（２１）式および上記（２２）式が用いられる理由を説明する。
【００８７】
太陽光発電システムＰＶＳ２は、出力抑制制御において、以下の５つの目標を達成するように構成されている。１つ目の目標（目標２−１）は、「各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkが分散的に個別目標電力を算出する」ことである。２つ目の目標（目標２−２）は、「太陽電池に接続されたパワーコンディショナＰＣＳPViの出力電力をできる限り抑制しない」ことである。３つ目の目標（目標２−３）は、「蓄電池は、連系点電力が出力指令値（目標電力）よりも大きい場合には充電し、不足している場合には放電する」ことである。４つ目の目標（目標２−４）は、「太陽光発電システムＰＶＳ２の連系点における出力電力（連系点電力）を電力会社からの出力指令値（目標電力）に一致させる」ことである。そして、５つ目の目標（２−５）は、「パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBk毎に、出力抑制量を調整できるようにする」ことである。
【００８８】
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】
2018160964.tif 000014
【００８９】
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。
【００９０】
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】
2018160964.tif 000015
【００９１】
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】
2018160964.tif 000016
【００９２】
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。
【００９３】
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。
【００９４】
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】
2018160964.tif 000017
【００９５】
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。
【００９６】
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】
2018160964.tif 000018
【００９７】
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】
2018160964.tif 000019
【００９８】
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。
【００９９】
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。
【０１００】
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。
【０１０１】
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。
【０１０２】
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】
2018160964.tif 000020
【０１０３】
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。
【０１０４】
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。
【０１０５】
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。
【０１０６】
図１４（ａ）は、太陽電池ＳＰiの発電量ＰiSPを示している。図１４（ｂ）は、各パワーコンディショナＰＣＳPViの個別目標電力ＰPVirefを示している。図１４（ｃ）は、各パワーコンディショナＰＣＳPViの個別出力電力ＰPVioutを示している。図１４（ｄ）は、連系点電力Ｐ（ｔ）（実線）および電力会社からの出力指令値ＰC（破線）を示している。図１４（ｅ）は、各パワーコンディショナＰＣＳBkの個別目標電力ＰBkrefを示している。図１４（ｆ）は、各パワーコンディショナＰＣＳBkの個別出力電力ＰBkoutを示している。図１４（ｇ）は、指標算出部２３’が算出する抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを示している。
【０１０７】
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。
【０１０８】
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。
【０１０９】
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。
【０１１０】
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。
【０１１１】
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。
【０１１２】
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。
【０１１３】
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。
【０１１４】
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。
【０１１５】
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。
【０１１６】
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。
【０１１７】
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】
2018160964.tif 000021
【０１１８】
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】
2018160964.tif 000022
【０１１９】
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。
【０１２０】
次に、第３実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ３について説明する。なお、以下の説明においては、上記第１実施形態および第２実施形態と同一あるいは類似のものについては、同じ符号を付してその説明を省略する。図１７は、太陽光発電システムＰＶＳ３の全体構成を示している。同図に示すように、太陽光発電システムＰＶＳ３は、複数台の太陽電池ＳＰi、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPVi、複数台の蓄電池Ｂk、複数台のパワーコンディショナＰＣＳBk、集中管理装置ＭＣ３、および、電力負荷Ｌを有して構成される。したがって、上記第２実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ２と比較して、電力負荷Ｌをさらに備えている点で異なる。
【０１２１】
電力負荷Ｌは、供給される電力を消費するものであり、例えば、工場や一般家庭などである。電力負荷Ｌは連系点に接続されており、電力系統Ａ、各パワーコンディショナＰＣＳPVi、および、各パワーコンディショナＰＣＳBkから電力が供給される。
【０１２２】
このような太陽光発電システムＰＶＳ３において、太陽電池ＳＰiが発電し、各パワーコンディショナＰＣＳPViから出力される電力（各個別出力電力ＰPVioutの総和ΣＰPViout）は、蓄電池Ｂkの充電や電力負荷Ｌによって消費されるが、これらにより消費されなかった余剰電力は電力系統Ａに逆潮流する。このように余剰電力が逆潮流しているときにおいても、電力会社から出力抑制を指示されると、電力会社からの出力指令値ＰCを超えないようにする必要がある。この余剰電力は連系点電力検出部２２によって検出される連系点電力Ｐ（ｔ）とみなせるので、太陽光発電システムＰＶＳ３は、上記第２実施形態と同様に、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを用いた出力抑制制御を行う。すなわち、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力（出力指令値ＰC）にしている。これにより、余剰電力が出力指令値ＰCを超えないようにしている。
【０１２３】
図１８は、図１７に示す太陽光発電システムＰＶＳ３の出力抑制制御に関する制御系の機能構成を示している。なお、図１８においては、太陽電池ＳＰiおよび蓄電池Ｂkの図示を省略している。また、それぞれ１台目のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkのみ記載している。同図に示すように、第３実施形態に係る各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBk、および、集中管理装置ＭＣ３の構成は、上記第２実施形態に係る各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBk、および、集中管理装置ＭＣ２の構成（図１３参照）とそれぞれ同じである。
【０１２４】
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。
【０１２５】
上記第３実施形態においては、第２実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ２に対して、電力負荷Ｌを追加した場合を例に説明したが、第１実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１に電力負荷Ｌを追加した場合も、抑制指標ｐｒを用いて、出力抑制制御を行うことができる。この場合も、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力（出力指令値ＰC）にしつつ、集中管理装置ＭＣ１の処理負荷を低減させることができる。
【０１２６】
次に、第４実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ４について説明する。太陽光発電システムＰＶＳ４の全体構成は、上記第３実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ３（図１７参照）と略同じである。
【０１２７】
上記第３実施形態においては、各パワーコンディショナＰＣＳPViの個別出力電力ＰPViout（太陽電池ＳＰiの発電量ＰiSP）が電力負荷Ｌの消費電力より上回っている場合を説明した。第４実施形態においては、反対に、各パワーコンディショナＰＣＳPViの個別出力電力ＰPViout（太陽電池ＳＰiの発電量ＰiSP）の総和ΣＰPVioutが電力負荷Ｌの消費電力より下回っているものとする。すなわち、太陽電池ＳＰiの発電量ＰiSPでは足りない不足電力の一部あるいは全部が電力系統Ａから供給されている。当該不足電力は、個別出力電力ＰPVioutの総和ΣＰPVioutと消費電力との差である。
【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。
【０１２９】
そこで、第４実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ４は、上記抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを用いて各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkが分散的に制御して、電力系統Ａから供給される電力（買電電力）のピーク値を抑える。これを「ピークカット制御」という。なお、買電電力は、電力系統Ａから太陽光発電システムＰＶＳ４に供給される電力すなわち太陽光発電システムＰＶＳ４が電力系統Ａから得た（買電した）電力の大きさである。上記するように連系点電力Ｐ（ｔ）は、太陽光発電システムＰＶＳ４から電力系統Ａに出力される場合（逆潮流の場合）を正の値としている。よって、電力系統Ａから太陽光発電システムＰＶＳ４に入力される場合、連系点電力Ｐ（ｔ）は負の値になる。買電電力を制御するピークカット制御の場合は、目標値を負の値として、連系点電力Ｐ（ｔ）が当該目標値を下回らないように制御している。太陽光発電システムＰＶＳ４は、ピークカット制御において、各パワーコンディショナＰＣＳPViの個別出力電力ＰPVioutを制御して、太陽電池ＳＰiによって発電された電力をすべて出力する。また、各パワーコンディショナＰＣＳBkの個別出力電力ＰBkoutを制御し、必要に応じて蓄電池Ｂkに蓄積された電力を放電する。このようにして、電力負荷Ｌの消費電力の一部を、太陽電池ＳＰiによって発電された電力および蓄電池Ｂkに蓄積された電力で補填することで、上記買電電力の上昇を抑えている。
【０１３０】
図１９は、太陽光発電システムＰＶＳ４のピークカット制御に関する制御系の機能構成を示している。なお、図１９においては、太陽電池ＳＰiおよび蓄電池Ｂkの図示を省略している。また、それぞれ１台目のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkのみ記載している。太陽光発電システムＰＶＳ４は、当該ピークカット制御の制御系として、上記第３実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ３と比較して、集中管理装置ＭＣ３の代わりに、集中管理装置ＭＣ４を備えている点で異なる。
【０１３１】
集中管理装置ＭＣ４において、目標電力設定部２１は、買電電力の上限値に基づいて、当該上限値を負の値としたピークカット目標値Ｐcutを目標電力として設定する。このピークカット目標値Ｐcutは、連系点電力Ｐ（ｔ）の目標値であり、負の値である。ピークカット目標値Ｐcutは、ユーザが自由に指定できる。目標電力設定部２１は、設定した目標電力（ピークカット目標値Ｐcut）を指標算出部２３’に出力する。したがって、本実施形態においては、目標電力として、上記出力指令値ＰCの代わりに、ピークカット目標値Ｐcutを用いている。
【０１３２】
また、集中管理装置ＭＣ４において、指標算出部２３’は、連系点電力Ｐ（ｔ）と、目標電力設定部２１から入力されるピークカット目標値Ｐcutとを用いて、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを算出する。すなわち、本実施形態においては、指標算出部２３’は、連系点電力Ｐ（ｔ）をピークカット目標値Ｐcutにするための抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを算出する。このとき、指標算出部２３’は、上記（２１）式における出力指令値ＰC（ｔ）の代わりにピークカット目標値Ｐcutを用いて、ラグランジュ乗数λを算出する。そして、上記（２２）式により、算出したラグランジュ乗数λを充放電指標ｐｒBとして算出する。なお、抑制指標ｐｒPVについては、各パワーコンディショナＰＣＳPViから太陽電池ＳＰiによって発電された電力がすべて出力されるように、固定値「０」が用いられる。よって、指標算出部２３’は、充放電指標ｐｒBのみを算出しているともいえる。指標算出部２３’は、算出した抑制指標ｐｒPVを、送信部２４’を介して、各パワーコンディショナＰＣＳPViに送信する。また、算出した充放電指標ｐｒBを、送信部２４’を介して、各パワーコンディショナＰＣＳBkに送信する。
【０１３３】
このように構成された太陽光発電システムＰＶＳ４において、集中管理装置ＭＣ４は、連系点電力検出部２２によって検出される連系点電力Ｐ（ｔ）を監視する。そして、連系点電力Ｐ（ｔ）がピークカット目標値Ｐcut以下となった場合に、指標算出部２３’により連系点電力Ｐ（ｔ）をピークカット目標値Ｐcutにするための抑制指標ｐｒPV（＝０）および充放電指標ｐｒBを算出する。各パワーコンディショナＰＣＳPViはそれぞれ、集中管理装置ＭＣ４が算出した抑制指標ｐｒPVを用いた最適化問題に基づいて、個別目標電力ＰPVirefを算出し、個別出力電力ＰPVioutが個別目標電力ＰPVirefとなるように制御している。また、各パワーコンディショナＰＣＳBkはそれぞれ、集中管理装置ＭＣ４が算出した充放電指標ｐｒBを用いた最適化問題に基づいて、個別目標電力ＰBkrefを算出し、個別出力電力ＰBkoutを個別目標電力ＰBkrefに制御する。これらにより、連系点電力Ｐ（ｔ）がピークカット目標値Ｐcut以下である場合に、太陽電池ＳＰiによって発電された電力はすべて出力され、かつ、蓄電池Ｂkに蓄積された電力は放電される。その結果、連系点電力Ｐ（ｔ）が上昇し、連系点電力Ｐ（ｔ）がピークカット目標値Ｐcutとなる。したがって、連系点電力Ｐ（ｔ）がピークカット目標値Ｐcut以下となることを抑制して、太陽光発電システムＰＶＳ４は上記ピーク値を抑制している。
【０１３４】
なお、集中管理装置ＭＣ４は、連系点電力Ｐ（ｔ）が設定されたピークカット目標値Ｐcut以下である場合に、これをピークカット目標値Ｐcutに制御している。そのため、連系点電力Ｐ（ｔ）の検出間隔や抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBの算出間隔によっては、瞬時的にピークカット目標値Ｐcut以下になる。したがって、買電電力の上限値を設定するときに、ユーザが所望する上限値より所定量小さい値を設定するとよい。これにより、ピークカット目標値Ｐcutが実際の目標値より大きい値に設定されるため、瞬時的に連系点電力Ｐ（ｔ）が低下してもピークカット目標値Ｐcut以下になることを抑制することができる。
【０１３５】
以上のことから、本実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ４によれば、連系点電力Ｐ（ｔ）の目標電力として、出力指令値ＰCの代わりにピークカット目標値Ｐcutを用いた場合であっても、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力（ピークカット目標値Ｐcut）に一致させることができる。さらに、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkが分散的に個別目標電力ＰPViref，ＰBkrefを求めることで、集中管理装置ＭＣ４の処理負荷を低減させることができる。
【０１３６】
上記第４実施形態において、ピークカット制御中は、蓄電池Ｂkの放電が優先されるため、蓄電池Ｂkに蓄積された電力は減少する。そのために、所定の充電条件を満たしたときに、電力系統Ａから供給される電力の一部を用いて、蓄電池Ｂkの充電を行うようにしてもよい。このような充電条件としては、例えば、連系点電力Ｐ（ｔ）がピークカット目標値Ｐcutより閾値以上大きい場合などが挙げられる。このようにすることで、次のピークカット制御に備えて、蓄電池Ｂkを充電しておくことができる。
【０１３７】
このような蓄電池Ｂkの充電制御において、所定の時間帯毎に、充電の有無や充電速度を変更するようにしてもよい。例えば、所定の時間帯毎に、充電モードを設定可能にしておく。そして、当該充電モードに応じて、蓄電池Ｂkの充電を制御する。このような充電モードとしては、例えば、充電無モード、通常充電モード、および、低速充電モードがある。充電無モードは、充電を行わないモードである。通常充電モードは、所定の充電速度（通常速度）で充電するモードである。低速充電モードは、通常速度より遅い所定の速度（低速度）で充電するモードである。なお、充電モードはこれらに限定されない。ユーザは集中管理装置ＭＣ４のユーザインタフェースなどにより充電モードの設定を行うことができ、図示しないモード設定部がユーザの操作指示に応じて充電モードを設定する。上記所定の時間帯とは、１日を複数個に分けた所定の期間であり、例えば、１時間毎に分けた場合、２４個の時間帯毎に設定可能であり、３０分毎に分けた場合、４８個の時間帯毎に設定可能である。なお、朝、昼、夕、晩、深夜などの時間帯に分けてもよい。さらに、１日単位ではなく、１週間単位で所定の時間帯を設けてもよい。
【０１３８】
具体的には、集中管理装置ＭＣ４は、上記モード設定部によって設定された充電モードの設定情報を、送信部２４’を介して各パワーコンディショナＰＣＳBkそれぞれに送信する。そして、受信部３１を介してこれを受信した各パワーコンディショナＰＣＳBkは、設定されている充電モードに対応付けられた上記充電レートＣrateMを用いて上記（２０ｃ’）式に示す蓄電池ＢkのＣレート制約（充電定格出力ＰSMklmt）を変更する。例えば、通常充電モードに対する充電レートＣrateMには０．３を、低速充電モードに対する充電レートＣrateMには０．１を、充電なしモードに対する充電レートＣrateMには０をそれぞれ設定する。そして、各パワーコンディショナＰＣＳBkは、上記（２０’）式に示す最適化問題に基づいて、個別目標電力ＰBkrefを求めることで、充電モードの設定に応じて蓄電池Ｂkの充電の有無および充電速度を変更することができる。なお、低速充電モードが連続して設定されている時間帯において、蓄電池Ｂkが満充電するように、充電速度を可変にしてもよい。例えば、深夜０時から朝６時まで連続して「低速充電モード」が設定されている場合、６時間かけて蓄電池Ｂkが満充電となるように、充電速度を設定する。詳細には、充電レートＣrateMを１／６（≒０．１６７）にする。ただし、通常速度を超えないようにすることが望ましい。このようにすることで、充電モードに応じて、適宜蓄電池Ｂkの充電の有無や充電速度を変更することができる。したがって、時間帯によって（買電の）上記従量制料金の電力量単価が変わる場合において、例えば、電力量単価が安い時間帯に買電電力を多くし、電力量単価が高い時間帯に買電電力を少なくすることができる。
【０１３９】
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。
【０１４０】
次に、第５実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ５について説明する。太陽光発電システムＰＶＳ５の全体構成は、上記第３実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ３（図１７参照）と略同じであり、その図示を省略する。上記第３実施形態においては、余剰電力を逆潮流させることが可能であったが、第５実施形態においては、逆潮流が禁止されているものとする。
【０１４１】
逆潮流が禁止されている太陽光発電システムＰＶＳ５では、電力系統Ａへの連系点に逆電力継電器５１を設ける必要がある。この逆電力継電器５１は、リレーの一種である。逆電力継電器５１は、太陽光発電システムＰＶＳ５から電力系統Ａに逆潮流が発生したことを検出すると、太陽光発電システムＰＶＳ５を電力系統Ａから解列する。例えば、逆電力継電器５１は、連系点電力Ｐ（ｔ）を検出し、当該連系点電力Ｐ（ｔ）に基づいて逆潮流の発生を検出する。そして、逆潮流の発生を検出した場合、連系点に設けられた図示しない遮断器を遮断することで、太陽光発電システムＰＶＳ５を電力系統Ａから解列する。一度、解列すると、復帰するのに、専門の業者を呼ぶ必要があるため時間がかかる。例えば工場の休止日などにより、電力負荷Ｌの低負荷時には、電力負荷Ｌの消費電力は低下する。したがって、工場の休止日に天気が晴れた場合には、太陽電池ＳＰiの発電量ＰiSPが電力負荷Ｌの消費電力を超える場合があり、このとき、逆潮流が発生する。
【０１４２】
そこで、第５実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ５において、上記抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを用いて各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkが分散的に制御して、逆潮流の発生を抑制する。これを「逆潮流回避制御」という。なお、連系点電力Ｐ（ｔ）が正の値である場合、逆潮流が発生しているので、逆潮流の発生を抑制するためには、連系点電力Ｐ（ｔ）が正の値にならないように、負の値を維持すればよい。太陽光発電システムＰＶＳ５は、逆潮流回避制御において、各パワーコンディショナＰＣＳPViの個別出力電力ＰPVioutを抑制する。また、パワーコンディショナＰＣＳBkの個別出力電力ＰBkoutを制御して蓄電池Ｂkを充電する。このようにして、常に電力系統Ａから太陽光発電システムＰＶＳ５に電力を供給させている。したがって、連系点電力Ｐ（ｔ）が、正の値にならないように、負の値を維持している。これにより、逆潮流の発生が抑制される。
【０１４３】
図２０は、太陽光発電システムＰＶＳ５の逆潮流回避制御に関する制御系の機能構成を示している。なお、図２０においては、太陽電池ＳＰiおよび蓄電池Ｂkの図示を省略している。また、それぞれ１台目のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkのみ記載している。太陽光発電システムＰＶＳ５は、当該逆潮流回避制御の制御系として、上記第３実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ３と比較して、集中管理装置ＭＣ３の代わりに、集中管理装置ＭＣ５を備えている点で異なる。
【０１４４】
集中管理装置ＭＣ５において、目標電力設定部２１は、逆潮流の発生を抑制するための逆潮流回避目標値ＰRPRを目標電力として設定する。この逆潮流回避目標値ＰRPRは、連系点電力Ｐ（ｔ）の目標値であり、負の値である。逆潮流回避目標値ＰRPRは、ユーザが自由に指定できる。目標電力設定部２１は、設定した目標電力（逆潮流回避目標値ＰRPR）を指標算出部２３’に出力する。
【０１４５】
また、集中管理装置ＭＣ５において、指標算出部２３’は、連系点電力Ｐ（ｔ）と、目標電力設定部２１から入力される逆潮流回避目標値ＰRPRとを用いて、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを算出する。すなわち、本実施形態においては、指標算出部２３’は、連系点電力Ｐ（ｔ）を逆潮流回避目標値ＰRPRにするための抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを算出する。具体的には、指標算出部２３’は、上記（２１）式における出力指令値ＰC（ｔ）の代わりに逆潮流回避目標値ＰRPRを用いて、ラグランジュ乗数λを算出する。そして、上記（２２）式により、算出したラグランジュ乗数λを抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBとして算出する。指標算出部２３’は、算出した抑制指標ｐｒPVを、送信部２４’を介して、各パワーコンディショナＰＣＳPViに送信する。また、算出した充放電指標ｐｒBを、送信部２４’を介して、各パワーコンディショナＰＣＳBkに送信する。
【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）が逆潮流回避目標値ＰRPR以上となった場合に、指標算出部２３’により連系点電力Ｐ（ｔ）を逆潮流回避目標値ＰRPRにするための抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを算出する。各パワーコンディショナＰＣＳPViはそれぞれ、集中管理装置ＭＣ５が算出した抑制指標ｐｒPVを用いた最適化問題に基づいて、個別目標電力ＰPVirefを算出し、個別出力電力ＰPVioutを個別目標電力ＰPVirefに制御する。また、各パワーコンディショナＰＣＳBkはそれぞれ、集中管理装置ＭＣ５が算出した充放電指標ｐｒBを用いた最適化問題に基づいて、個別目標電力ＰBkrefを算出し、個別出力電力ＰBkoutを個別目標電力ＰBkrefに制御する。これらにより、連系点電力Ｐ（ｔ）を逆潮流回避目標値ＰRPRに制御して、逆潮流の発生を抑制している。すなわち、逆潮流によって逆電力継電器５１が動作することを抑制している。
【０１４７】
なお、逆潮流回避目標値ＰRPRの設定値が０である（あるいは０に近い）と、連系点電力Ｐ（ｔ）の検出間隔や抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBの算出間隔によっては、瞬時的に連系点電力Ｐ（ｔ）が上昇した場合に、連系点電力Ｐ（ｔ）が正の値となり、逆潮流が発生する可能性がある。そのため、設定される逆潮流回避目標値ＰRPRが０より所定量小さい値以下にするとよい。これにより、逆潮流回避目標値ＰRPRが０より小さくなるため、瞬時的に連系点電力Ｐ（ｔ）が上昇しても０を超えることを抑制することができる。したがって、逆潮流が発生することを抑制することができる。
【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目標値ＰRPRを用いた場合であっても、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力（逆潮流回避目標値ＰRPR）に一致させることができる。さらに、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkが分散的に個別目標電力ＰPViref，ＰBkrefを求めることで、集中管理装置ＭＣ５の処理負荷を低減させることができる。
【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）が逆潮流回避目標値ＰRPRより閾値以上小さい場合などが挙げられる。このようにすることで、次の逆潮流回避制御に備えて、蓄電池Ｂkを放電しておくことができる。
【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、図示しないモード設定部がユーザの操作指示に応じて放電モードを設定する。このときの所定の時間帯は、上記ピークカット制御における所定の時間帯と同じであっても異なっていてもよい。
【０１５１】
具体的には、集中管理装置ＭＣ５は、上記モード設定部によって設定された放電モードの設定情報を、送信部２４’を介して各パワーコンディショナＰＣＳBkそれぞれに送信する。そして、受信部３１を介してこれを受信した各パワーコンディショナＰＣＳBkは、設定されている放電モードに対応付けられた上記放電レートＣratePを用いて上記（２０ｃ’）式に示す蓄電池ＢkのＣレート制約（放電定格出力ＰSPklmt）を変更する。例えば、放電有モードに対する放電レートＣratePには０．３を、放電無モードに対する放電レートＣratePには０をそれぞれ設定する。そして、パワーコンディショナＰＣＳBkは、上記（２０’）式に示す最適化問題に基づいて、個別目標電力ＰBkrefを求めることで、放電モードの設定に応じて蓄電池Ｂkを放電するか否かを変更することができる。このようにすることで、放電モードに応じて、適宜蓄電池Ｂkを放電するか否かを変更することができる。したがって、必要に応じて蓄電池Ｂkを放電させず、電力を蓄積させておくことができる。
【０１５２】
上記第５実施形態においては、逆電力継電器５１は、太陽光発電システムＰＶＳ５を電力系統Ａから解列する場合を説明したが、これに限定されない。例えば、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkを電力系統Ａから解列するものであってもよい。すなわち、もし逆電力継電器５１によって解列されても、電力負荷Ｌは電力系統Ａに接続されたままにしてもよい。例えば、上記遮断器が、図２０に示す接続線の位置ＢＰ１に設置されるか、図２０に示す接続線の位置ＢＰ２（各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkの出力端付近それぞれ）に設置されることで、逆電力継電器５１は、電力負荷Ｌを残したまま、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkを電力系統Ａから解列することができる。
【０１５３】
上記第５実施形態においては、蓄電池Ｂkが接続された複数台のパワーコンディショナＰＣＳBkを備えている場合を例に説明したが、これらを備えていなくてもよい。すなわち、太陽電池ＳＰiが接続された複数台のパワーコンディショナＰＣＳPViと電力負荷Ｌと集中管理装置ＭＣ５とで構成されるものでもよい。この場合、太陽光発電システムＰＶＳ５は、逆潮流回避制御を行うとき、パワーコンディショナＰＣＳPViからの個別出力電力ＰPVioutの抑制のみで、連系点電力Ｐ（ｔ）を設定された逆潮流回避目標値ＰRPRにしている。
【０１５４】
上記第３実施形態ないし第５実施形態においてはそれぞれ、出力抑制制御、ピークカット制御、逆潮流回避制御を個々に実装した太陽光発電システムＰＶＳ３，ＰＶＳ４，ＰＶＳ５について説明したが、これらの各種制御を組み合わせることも可能である。この場合、集中管理装置が適宜いずれの制御を行うかを切り替えるようにすればよい。例えば、ユーザの操作に応じて切り替えるようにしてもよいし、状況（連系点電力Ｐ（ｔ）の正負（逆潮流中か否か）、逆潮流が禁止されているか、電力負荷Ｌの電力消費履歴や稼働日など）に応じて自動的に切り替えるようにしてもよい。
【０１５５】
次に、第６実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ６について説明する。上記第１実施形態ないし第５実施形態においては、連系点電力検出部２２が検出する連系点電力Ｐ（ｔ）を太陽光発電システムＰＶＳ１〜ＰＶＳ５全体の出力電力とみなした。しかし、連系点電力Ｐ（ｔ）に限らず、各パワーコンディショナＰＣＳiあるいは各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkからそれぞれ個別出力電力Ｐioutあるいは個別出力電力ＰPViout，ＰBkoutの総和（以下、「システム総出力」という。）を算出し、これを太陽光発電システム全体の出力電力とみなすことも可能である。したがって、太陽光発電システムＰＶＳ６は、当該システム総出力が目標電力となるように制御する。よって、上記調整対象電力としてシステム総出力を用いている。
【０１５６】
図２１は、太陽光発電システムＰＶＳ６の全体構成を示している図２１に示すように、太陽光発電システムＰＶＳ６は、複数台の太陽電池ＳＰi、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPVi、複数台の蓄電池Ｂk、複数台のパワーコンディショナＰＣＳBk、および、集中管理装置ＭＣ６を有して構成される。
【０１５７】
第６実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ６は、連系点電力Ｐ（ｔ）を検出せず、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkの個別出力電力ＰPViout，ＰBkoutのすべての総和（システム総出力Ｐtotal（ｔ））を算出する。そして、当該システム総出力Ｐtotal（ｔ）を太陽光発電システムＰＶＳ６全体の出力電力として電力会社から指示される出力指令値ＰCに一致させるように制御している。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ６は、連系点電力Ｐ（ｔ）の代わりにシステム総出力Ｐtotal（ｔ）を用いて出力抑制制御を行う。
【０１５８】
図２２は、図２１に示す太陽光発電システムＰＶＳ６の出力抑制制御に関する制御系の機能構成を示している。なお、図２２においては、太陽電池ＳＰiおよび蓄電池Ｂkの図示を省略している。また、それぞれ１台目のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkのみ記載している。太陽光発電システムＰＶＳ６は、当該出力抑制制御の制御系として、上記第２実施形態に係る集中管理装置ＭＣ２の代わりに、集中管理装置ＭＣ６を備えている点で異なる。また、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkの構成も異なる。
【０１５９】
本実施形態においては、各パワーコンディショナＰＣＳPViはそれぞれ、出力電力検出部１４および送信部１５をさらに備えており、各パワーコンディショナＰＣＳBkはそれぞれ、出力電力検出部３４および送信部３５をさらに備えている。また、集中管理装置ＭＣ６は、連系点電力検出部２２および指標算出部２３’の代わりに、受信部６１と総出力算出部６２と指標算出部６３とを備えている。
【０１６０】
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。
【０１６１】
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。
【０１６２】
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。
【０１６３】
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。
【０１６４】
指標算出部６３は、総出力算出部６２が算出したシステム総出力Ｐtotal（ｔ）を、目標電力にするための指標を算出する。本実施形態においては、目標電力として出力指令値ＰCが入力されるので、指標算出部６３は、システム総出力Ｐtotal（ｔ）を出力指令値ＰCにするための抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを算出する。このとき、指標算出部６３は、上記（２１）式における連系点電力Ｐ（ｔ）の代わりにシステム総出力Ｐtotal（ｔ）を用いて、ラグランジュ乗数λを算出する。そして、上記（２２）式により、算出したラグランジュ乗数λを抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBとして算出する。算出された抑制指標ｐｒPVは、送信部２４’を介して、各パワーコンディショナＰＣＳPViに送信される。また、算出された充放電指標ｐｒBはそれぞれ、送信部２４’を介して、各パワーコンディショナＰＣＳBkに送信される。
【０１６５】
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。
【０１６６】
上記第６実施形態においては、第２実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ２に対して、システム総出力Ｐtotal（ｔ）を出力指令値ＰCに制御する場合を例に説明したが、第１実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１において同様にしてもよい。すなわち、第１実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１において、連系点電力Ｐ（ｔ）の代わりにシステム総出力Ｐtotal（ｔ）を出力指令値ＰCに制御した場合も、抑制指標ｐｒを用いて、出力抑制制御を行うことができる。この場合も、システム総出力Ｐtotal（ｔ）を目標電力（出力指令値ＰC）にしつつ、集中管理装置の処理負荷を低減させることができる。
【０１６７】
次に、第７実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ７について説明する。なお、上記第６実施形態と同一あるいは類似のものついては、同じ符号を付してその説明を省略する。図２３は、太陽光発電システムＰＶＳ７の全体構成を示している。同図に示すように、太陽光発電システムＰＶＳ７は、複数台の太陽電池ＳＰi、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPVi、複数台の蓄電池Ｂk、複数台のパワーコンディショナＰＣＳBk、集中管理装置ＭＣ７、および、電力負荷Ｌを有して構成される。したがって、上記第６実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ６と比較して、電力負荷Ｌをさらに備えている点で異なる。
【０１６８】
図２４は、図２３に示す太陽光発電システムＰＶＳ７の出力抑制制御に関する制御系の機能構成を示している。なお、図２４においては、太陽電池ＳＰiおよび蓄電池Ｂkの図示を省略している。また、それぞれ１台目のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkのみ記載している。同図に示すように、第７実施形態に係る各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBk、および、集中管理装置ＭＣ７の構成は、上記第６実施形態に係る各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBk、および、集中管理装置ＭＣ６の構成（図２２参照）とそれぞれ同じである。
【０１６９】
本実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ７においても、上記第６実施形態と同様に、算出したシステム総出力Ｐtotal（ｔ）に基づいて、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを用いた出力抑制制御を行うことができる。したがって、上記第６実施形態と同様に、システム総出力Ｐtotal（ｔ）を目標電力（出力指令値ＰC）にしつつ、集中管理装置ＭＣ７の処理負荷を低減させることができる。
【０１７０】
上記第７実施形態においては、上記第６実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ６に対して、電力負荷Ｌを追加した場合を例に説明したが、太陽光発電システムＰＶＳ１に対して、電力負荷Ｌを追加し、かつ、連系点電力Ｐ（ｔ）の代わりにシステム総出力Ｐtotal（ｔ）を出力指令値ＰCに制御する太陽光発電システムにおいても、上記抑制指標ｐｒを用いて、出力抑制制御を行うことができる。この場合も、システム総出力Ｐtotal（ｔ）を目標電力（出力指令値ＰC）にするとともに、集中管理装置の処理負荷を低減させることができる。
【０１７１】
次に、第８実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ８について説明する。太陽光発電システムＰＶＳ８の全体構成は、上記第７実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ７（図２３参照）と略同じである。上記第６実施形態および第７実施形態においては、システム総出力Ｐtotal（ｔ）に対して各種目標電力を設定したが、本実施形態においては、複数台のパワーコンディショナを複数のグループに分け、当該グループ毎に目標電力を設定している。以下の説明においては、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkを、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPViの集合である第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。
【０１７２】
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。
【０１７３】
図２５は、太陽光発電システムＰＶＳ８のスケジュール制御に関する制御系の機能構成を示している。なお、図２５においては、太陽電池ＳＰiおよび蓄電池Ｂkの図示を省略している。また、それぞれ１台目のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkのみ記載している。当該スケジュール制御に関する制御系として、上記第７実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ７と比較して、次の点で異なる。すなわち、集中管理装置ＭＣ８は、総出力算出部６２の代わりに総出力算出部６２’を、また、指標算出部６３の代わりに指標算出部６３’を備えている。
【０１７４】
集中管理装置ＭＣ８においては、目標電力設定部２１は、第１群総出力ＰGPVの目標値である第１群目標値ＰTPVおよび第２群総出力ＰGBの目標値である第２群目標値ＰTBを目標電力として設定する。第１群目標値ＰTPVおよび第２群目標値ＰTBは、上記所定の時間帯毎に設定可能である。これらの目標値は、ユーザが自由に指定できる。目標電力設定部２１は、設定した目標電力（第１群目標値ＰTPVおよび第２群目標値ＰTB）を指標算出部６３’に出力する。
【０１７５】
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。
【０１７６】
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、目標電力設定部２１から入力される第１群目標値ＰTPVにするための抑制指標ｐｒPVを算出する。このとき、指標算出部６３’は、下記（３４）式を用いて、抑制指標ｐｒPVを算出する。なお、下記（３４）式において、λPVは複数台のパワーコンディショナＰＣＳPViに対するラグランジュ乗数、εPVは複数台のパワーコンディショナＰＣＳPViに対する勾配係数を示している。また、第１群総出力ＰGPVおよび第１群目標値ＰTPVが時間ｔに対して変化する値であるため、それぞれ第１群総出力をＰGPV（ｔ）、第１群目標値をＰTPV（ｔ）と記載している。よって、指標算出部６３’は、上記（９）式において、連系点電力Ｐ（ｔ）の代わりに第１群総出力ＰGPV（ｔ）を、出力指令値ＰC（ｔ）の代わりに第１群目標値ＰTPV（ｔ）を用いて、ラグランジュ乗数λPVを算出する。そして、算出したラグランジュ乗数λPVを抑制指標ｐｒPVとする。指標算出部６３’は、算出した抑制指標ｐｒPVを、送信部２４’を介して、各パワーコンディショナＰＣＳPViに送信する。
【数２０】
2018160964.tif 000023
【０１７７】
また、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、目標電力設定部２１から入力される第２群目標値ＰTBにするための充放電指標ｐｒBを算出する。このとき、指標算出部６３’は、下記（３５）式を用いて、充放電指標ｐｒBを算出する。なお、下記（３５）式において、λBは複数台のパワーコンディショナＰＣＳBkに対するラグランジュ乗数、εBは複数台のパワーコンディショナＰＣＳBkに対する勾配係数を示している。また、第２群総出力ＰGBおよび第２群目標値ＰTBが時間ｔに対して変化する値であるため、それぞれ第２群総出力をＰGB（ｔ）、第２群目標値をＰTB（ｔ）と記載している。よって、指標算出部６３’は、上記（９）式において、連系点電力Ｐ（ｔ）の代わりに第２群総出力ＰGB（ｔ）を、出力指令値ＰC（ｔ）の代わりに第２群目標値ＰTB（ｔ）を用いて、ラグランジュ乗数λBを算出する。そして、算出したラグランジュ乗数λBを充放電指標ｐｒBとする。指標算出部６３’は、算出した充放電指標ｐｒBを、送信部２４’を介して、各パワーコンディショナＰＣＳBkに送信する。
【数２１】
2018160964.tif 000024
【０１７８】
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群目標値ＰTPVとなるように、上記（３４）式を用いて、抑制指標ｐｒPVを算出する。算出された抑制指標ｐｒPVは、各パワーコンディショナＰＣＳPViに送信される。各パワーコンディショナＰＣＳPViはそれぞれ、受信した抑制指標ｐｒPVを用いて、個別目標電力ＰPVirefを算出し、個別出力電力ＰPVioutが個別目標電力ＰPVirefとなるように制御する。また、集中管理装置ＭＣ８は、パワーコンディショナＰＣＳBkから個別出力電力ＰBkoutを入手し、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群目標値ＰTBとなるように、上記（３５）式を用いて、充放電指標ｐｒBを算出する。算出された充放電指標ｐｒBは、各パワーコンディショナＰＣＳBkに送信される。各パワーコンディショナＰＣＳBkはそれぞれ、受信した充放電指標ｐｒBを用いて、個別目標電力ＰBkrefを算出し、個別出力電力ＰBkoutが個別目標電力ＰBkrefとなるように制御する。これらにより、第１群総出力ＰGPVが第１群目標値ＰTPVとなり、また、第２群総出力ＰGBが第２群目標値ＰTBとなる。
【０１７９】
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群目標値ＰTPVおよび第２群目標値ＰTB）を設定して、第１群総出力ＰGPVを第１群目標値ＰTPVに、そして、第２群総出力ＰGBを第２群目標値ＰTBにすることができる。また、パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkがそれぞれ、抑制指標ｐｒPV，充放電指標ｐｒBに基づいて、分散的に個別目標電力ＰPViref，ＰBkrefを算出するので、集中管理装置ＭＣ８の処理負荷を低減させることができる。
【０１８０】
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群目標値ＰTPVおよび第２群目標値ＰTB）を設定した場合を例に説明したが、いずれか一方のみであってもよい。
【０１８１】
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。
【０１８２】
上記第８実施形態においては、複数のグループに分ける場合を説明したが、複数のグループに分けず、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkを１つのグループとして、スケジュール制御をしてもよい。すなわち、ユーザが所定の時間帯毎にシステム総出力Ｐtotal（ｔ）の目標値を自由に設定し、システム総出力Ｐtotal（ｔ）を当該目標値に一致させるように制御してもよい。なお、このように１つのグループとしてスケジュール制御を行う場合は、システム総出力Ｐtotal（ｔ）ではなく、連系点電力Ｐ（ｔ）を用いてもよい。つまり、上記第１実施形態ないし上記第５実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１〜ＰＶＳ５において、目標電力として、所定の時間帯毎に連系点電力Ｐ（ｔ）の目標値を自由に設定し、連系点電力Ｐ（ｔ）を当該目標値に一致させるようにしてもよい。
【０１８３】
上記第７実施形態および第８実施形態においてはそれぞれ、出力抑制制御、スケジュール制御を個々に実装した太陽光発電システムＰＶＳ７，ＰＶＳ８について説明したが、これらを組み合わせることも可能である。この場合、集中管理装置が適宜いずれの制御を行うかを切り替えるようにすればよい。例えば、ユーザの操作に応じて切り替えるようにしてもよいし、状況（電力会社から抑制指示を受けているか、第１群目標値ＰTPVや第２群目標値ＰTBが設定されているかなど）に応じて自動的に切り替えるようにしてもよい。
【０１８４】
上記第７実施形態および第８実施形態においては、集中管理装置ＭＣ７，ＭＣ８が、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkから個別出力電力ＰPViout，ＰBkoutを入手する構成を備えた場合を例に説明したが、さらに、電力負荷Ｌの消費電力を、電力負荷Ｌから入手する構成を追加してもよい。このように電力負荷Ｌの消費電力が入手可能な場合、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkから入手した個別出力電力ＰPViout，ＰBkoutと電力負荷Ｌから入手した消費電力との総和を算出することで、連系点電力Ｐ（ｔ）を推算することができる。したがって、連系点電力検出部２２を備えていなくても、上記第３実施形態に係る出力抑制制御、上記第４実施形態に係るピークカット制御、および、上記第５実施形態に係る逆潮流回避制御を行うことができる。
【０１８５】
上記第３実施形態ないし第５実施形態においてはそれぞれ、連系点電力Ｐ（ｔ）に基づいて、出力抑制制御、ピークカット制御、逆潮流回避制御を行う場合を例に説明し、上記第７実施形態および第８実施形態においてはそれぞれ、システム総出力Ｐtotal（ｔ），第１群総出力ＰGPVおよび第２群総出力ＰGBに基づいて、出力抑制制御、スケジュール制御を行う場合を例にそれぞれ説明したが、これに限定されない。連系点電力Ｐ（ｔ）を検出する手段（連系点電力検出部２２）およびパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkからそれぞれ個別出力電力ＰPViout，ＰBkoutを入手する手段の両方を備えておき、出力抑制制御、ピークカット制御、逆潮流回避制御、および、スケジュール制御を複合的に制御するようにしてもよい。
【０１８６】
次に、第９実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ９について説明する。当該太陽光発電システムＰＶＳ９は、逆潮流が禁止されているものとする。このように逆潮流が禁止されている場合、上記第５実施形態で説明したように、逆電力継電器５１を設置する必要がある。そして、上記第５実施形態においては当該逆電力継電器５１が動作するのを抑制するために、逆潮流回避制御を行っている。しかし、急激に連系点電力Ｐ（ｔ）が上昇したとき、逆潮流が発生する可能性がある。例えば、逆潮流回避目標値ＰRPRの設定値が０（あるいは０に近い）であり、かつ、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の算出間隔が長い場合、上記抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBの変更による制御では、急激な連系点電力Ｐ（ｔ）の上昇に対応できない。その結果、連系点電力Ｐ（ｔ）が正の値となり、逆潮流が発生する。これにより、逆電力継電器５１は、逆潮流を検出して、太陽光発電システムを電力系統Ａから解列する。そこで、上記第５実施形態においては、逆潮流回避目標値ＰRPRの設定を０より所定量小さい値以下にすることで逆潮流の発生をより回避する手法を示した。しかし、逆潮流回避制御中は、連系点電力Ｐ（ｔ）が上記逆潮流回避目標値ＰRPRに一致するように制御される。したがって、当該手法では、連系点電力Ｐ（ｔ）が０より所定量小さい値以下（逆潮流回避目標値ＰRPR）となり、その分買電電力が多くなる。よって、逆潮流回避目標値ＰRPRは、極力０に近い方がよい。
【０１８７】
そこで、第９実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ９は、上記第５実施形態に示した手法とは異なる手法にて、上記のような急激な連系点電力Ｐ（ｔ）の上昇に対しても電力系統Ａから解列されることを回避している。
【０１８８】
図２６は、太陽光発電システムＰＶＳ９の全体構成を示している。同図に示すように、太陽光発電システムＰＶＳ９は、複数台の太陽電池ＳＰi、複数台のパワーコンディショナＰＣＳPVi、複数台の蓄電池Ｂk、複数台のパワーコンディショナＰＣＳBk、集中管理装置ＭＣ９、電力負荷Ｌ、および、補助用継電器５２を有して構成される。また、太陽光発電システムＰＶＳ９は電力系統Ａに連系しており、当該太陽光発電システムＰＶＳ９と電力系統Ａとの連系点には逆電力継電器５１が設置されている。したがって、逆電力継電器５１は、逆潮流を検出すると、太陽光発電システムＰＶＳ９を電力系統Ａから解列する。なお、本実施形態においても上記第５実施形態と同様に、逆電力継電器５１は、逆潮流を検出した場合、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkを電力系統Ａから解列するものであってもよい。すなわち、もし逆電力継電器５１によって解列されても、電力負荷Ｌは電力系統Ａに接続されたままにしてもよい。なお、各太陽電池ＳＰiおよび各パワーコンディショナＰＣＳPViが、本発明の「太陽光発電装置」および「分散型電源」に相当する。また、各蓄電池Ｂkおよび各パワーコンディショナＰＣＳBkが、本発明の「蓄電装置」および「分散型電源」に相当する。そして、太陽光発電システムＰＶＳ９と逆電力継電器５１とを含めたものが、本発明の「電力システム」に相当する。
【０１８９】
補助用継電器５２は、逆潮流を検出して動作するリレー装置である。補助用継電器５２は、図示しない電気接点を有している。当該電気接点は、連系点電力Ｐ（ｔ）が閾値以上になった場合に逆潮流の発生を検出して動作する。例えば、当該閾値として０を設定する。なお、０より所定量小さい値（ただし逆潮流回避目標値ＰRPRより大きい値）であってもよい。補助用継電器５２は、電気接点が動作すると、電気接点が動作したこと示す接点信号を各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBk、および、集中管理装置ＭＣ９に送信する。本実施形態においては、逆電力継電器５１は逆潮流の状態が約５０ｍｓ継続した場合に逆潮流を検出するのに対して、補助用継電器５２（電気接点）は逆潮流の状態が約１０ｍｓ継続した場合に逆潮流を検出している。すなわち、逆電力継電器５１が逆潮流を検出する時間（逆潮流検出時間）より、補助用継電器５２の逆潮流検出時間を短く設定している。これにより、補助用継電器５２は逆電力継電器５１よりも早く逆潮流を検出することができる。
【０１９０】
太陽光発電システムＰＶＳ９は、連系点に設置された補助用継電器５２を用いて、急激な連系点電力Ｐ（ｔ）の上昇に対しても電力系統Ａから解列されることを回避する。具体的には、太陽光発電システムＰＶＳ９は、逆潮流が発生して補助用継電器５２が動作すると、そのことを各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBk、および、集中管理装置ＭＣ９に知らせる。そして、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkの個別出力電力ＰPViout，ＰBkoutを強制的に低下させる。これにより、連系点電力Ｐ（ｔ）が低下する。したがって、逆潮流が解消され、上記解列を回避している。この制御を「解列回避制御」という。
【０１９１】
図２７は、図２６に示す太陽光発電システムＰＶＳ９の解列回避制御に関する制御系の機能構成を示している。なお、図２７においては、太陽電池ＳＰiおよび蓄電池Ｂkの図示を省略している。また、それぞれ１台目のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkのみ記載している。太陽光発電システムＰＶＳ９は、解列回避制御を行うために、上記第５実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ５と比較して、集中管理装置ＭＣ５の代わりに集中管理装置ＭＣ９を備えている点で異なる。集中管理装置ＭＣ９は、集中管理装置ＭＣ５と比較して、受信部２５をさらに備え、指標算出部２３’の代わりに指標算出部２３”を備えている。また、各パワーコンディショナＰＣＳPViは、受信部１１の代わりに受信部１１’を備え、目標電力算出部１２’の代わりに目標電力算出部１２”を備えている。各パワーコンディショナＰＣＳBkは、受信部３１の代わりに受信部３１’を備え、目標電力算出部３２の代わりに目標電力算出部３２’を備えている。
【０１９２】
受信部２５は、補助用継電器５２から送信される接点信号を受信する。受信部２５は、受信した接点信号を指標算出部２３”に出力する。なお、当該受信部２５が、本発明の「集中管理装置用接点信号受信手段」に相当する。
【０１９３】
指標算出部２３”は、通常時、上記指標算出部２３’と同様に、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力にするための指標を算出する。本実施形態においては、目標電力として逆潮流回避目標値ＰRPRが入力されているので、指標算出部２３”は、連系点電力Ｐ（ｔ）を逆潮流回避目標値ＰRPRにするための抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを算出する。ただし、指標算出部２３”は、受信部２５から接点信号が入力されたときには、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBの算出を停止する。そして、予め設定される解列回避値を抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBとする。当該解列回避値は、逆電力継電器５１によって解列されることを回避するための設定値である。解列回避値は、各パワーコンディショナＰＣＳPViにその個別出力電力ＰPVioutを抑制させ、かつ、各パワーコンディショナＰＣＳBkに蓄電池Ｂkを充電させるように設定されている。すなわち、解列回避値は、連系点電力Ｐ（ｔ）を小さくするように設定されている。なお、解列回避値の具体的な設定値については後述する。また、指標算出部２３”は、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBとして解列回避値を用いてから、所定時間（例えば、１２０［ｓ］）経過すると、通常時の抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBの算出処理を再開する。すなわち、上記逆潮流回避制御に戻る。このとき、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBの初期値をともに解列回避値として、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBの算出を再開する。
【０１９４】
受信部１１’は、集中管理装置ＭＣ９から送信される抑制指標ｐｒPVを受信し、また、補助用継電器５２から送信される接点信号を受信する。受信部１１’は、受信した抑制指標ｐｒPVおよび接点信号を目標電力算出部１２”に出力する。なお、当該受信部１１’が、本発明の「指標受信手段」および「分散型電源用接点信号受信手段」に相当する。
【０１９５】
目標電力算出部１２”は、通常時、上記目標電力算出部１２’と同様に、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。ただし、目標電力算出部１２”は、受信部１１’から接点信号が入力されたときには、受信部１１’が受信した抑制指標ｐｒPVではなく、予め設定されている解列回避値を抑制指標ｐｒPVとする。すなわち、上記（１９）式に示す最適化問題において、解列回避値を抑制指標ｐｒPVとして個別目標電力ＰPVirefを算出する。上記するように、解列回避値は、連系点電力Ｐ（ｔ）を小さくするように設定されているので、当該算出される個別目標電力ＰPVirefは小さくなる。したがって、個別出力電力ＰPVioutも小さくなる。なお、当該解列回避値は、指標算出部２３”に設定されているものと同じである。目標電力算出部１２”は、抑制指標ｐｒPVとして解列回避値を用いてから、所定時間（例えば、６０［ｓ］）経過すると、通常時の個別目標電力ＰPVirefの算出処理に戻る。なお、目標電力算出部１２”が解列回避値を用いる上記所定時間と、指標算出部２３”が解列回避値を用いる上記所定時間とでは、前者を短く設定する。
【０１９６】
受信部３１’は、集中管理装置ＭＣ９から送信される充放電指標ｐｒBを受信し、また、補助用継電器５２から送信される接点信号を受信する。受信部３１’は、受信した充放電指標ｐｒBおよび接点信号を目標電力算出部３２’に出力する。なお、当該受信部３１’も、本発明の「指標受信手段」および「分散型電源用接点信号受信手段」に相当する。
【０１９７】
目標電力算出部３２’は、通常時、上記目標電力算出部３２と同様に、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。ただし、目標電力算出部３２’は、受信部３１’から接点信号が入力されたときには、受信部３１’が受信した充放電指標ｐｒBではなく、予め設定されている解列回避値を充放電指標ｐｒBとする。すなわち、上記（２０）式に示す最適化問題において、解列回避値を充放電指標ｐｒBとして個別目標電力ＰBkrefを算出する。上記するように、解列回避値は、連系点電力Ｐ（ｔ）を小さくするように設定されているので、算出される個別目標電力ＰBkrefは小さくなる。したがって、個別出力電力ＰBkoutも小さくなる。なお、当該解列回避値は、指標算出部２３”に設定されているものと同じである。目標電力算出部３２’は、充放電指標ｐｒBとして解列回避値を用いてから、所定時間（例えば、６０［ｓ］）経過すると、通常時の個別目標電力ＰBkrefの算出処理に戻る。なお、目標電力算出部１２”が解列回避値を用いる上記所定時間と、目標電力算出部３２’が解列回避値を用いる上記所定時間とは、同じである。
【０１９８】
次に、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkおよび集中管理装置ＭＣ９に設定される解列回避値について説明する。
【０１９９】
本実施形態においては、各パワーコンディショナＰＣＳPViの有効電力抑制に関する重みｗPVi（上記（１９ａ）式参照）および各パワーコンディショナＰＣＳBkの有効電力に関する重みｗBk（上記（２０ａ）式参照）が以下に示すように設定されている。
【０２００】
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’）
【０２０１】
図２８（ａ）は、上記（３７）式を用いて有効電力抑制に関する重みｗPViを設定したときの、抑制指標ｐｒPVと個別出力電力ＰPVioutとの関係を示している。図２８（ａ）において、実線は定格出力ＰPVilmtが５００ｋＷのパワーコンディショナＰＣＳPViのときを、破線は定格出力ＰPVilmtが２５０ｋＷのパワーコンディショナＰＣＳPViのときを、一点鎖線は定格出力ＰPVilmtが１００ｋＷのパワーコンディショナＰＣＳPViのときをそれぞれ示している。また、上記（３７）式における上記抑制指標限界ｐｒPVlmtを１００とした。
【０２０２】
図２８（ａ）が示すように、抑制指標ｐｒPVが０から１００（抑制指標限界ｐｒPVlmt）の間で２０上昇する毎に、定格出力ＰPVilmtが５００ｋＷの場合１００ｋＷ、定格出力ＰPVilmtが２５０ｋＷの場合５０ｋＷ、定格出力ＰPVilmtが１００ｋＷの場合２０ｋＷずつ低下している。これは、各パワーコンディショナＰＣＳPViの定格出力ＰPVilmtの２０％ずつ低下していることになる。すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳPViの定格出力ＰPVilmtに対する割合で個別出力電力ＰPVioutを抑制している。したがって、同じ抑制指標ｐｒPVの変化量であっても、各パワーコンディショナＰＣＳPViの定格出力ＰPVilmtに応じて個別出力電力ＰPVioutの抑制量が変化している。また、各パワーコンディショナＰＣＳPViはともに、抑制指標ｐｒPVが上記抑制指標限界ｐｒPVlmtのときに、個別出力電力ＰPVioutが０となっている。すなわち、１００％抑制している。さらに、抑制指標ｐｒPVが０のときに、個別出力電力ＰPVioutが定格出力ＰPVilmtとなっている。すなわち、最大限出力可能な電力が出力されている。そして、図２８（ａ）に示すように、抑制指標ｐｒPVが０から抑制指標限界ｐｒPVlmt（１００）の間では、各パワーコンディショナＰＣＳPViの個別出力電力ＰPVioutが線形的に変化している。なお、各パワーコンディショナＰＣＳPViは、その定格出力ＰPVilmt以上の電力を出力できないため、抑制指標ｐｒPVが負の値であるときは一定値（定格出力ＰPVilmt）となっている。
【０２０３】
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）
【０２０４】
図２８（ｂ）は、上記（３８）式を用いて有効電力に関する重みｗBkを設定したときの、充放電指標ｐｒBと個別出力電力ＰBkoutとの関係を示している。図２８（ｂ）において、実線は定格出力ＰBklmtが５００ｋＷのパワーコンディショナＰＣＳBkのときを、破線は定格出力ＰBklmtが２５０ｋＷのパワーコンディショナＰＣＳBkのときを、一点鎖線は定格出力ＰBklmtが１００ｋＷのパワーコンディショナＰＣＳBkのときをそれぞれ示している。また、上記（３８）式における上記充放電指標限界ｐｒBlmtを１００とした。
【０２０５】
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。
【０２０６】
本実施形態において、解列回避値は、上記抑制指標限界ｐｒPVlmtおよび上記充放電指標限界ｐｒBlmtに基づいて設定されている。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、解列回避値としてこの値Ｘを設定する。例えば、抑制指標限界ｐｒPVlmtおよび充放電指標限界ｐｒBlmtをともに１００に設定したとき、解列回避値も１００に設定する。これにより、補助用継電器５２が動作し、接点信号が送信されると、各パワーコンディショナＰＣＳPViの出力を１００％抑制し、また、各パワーコンディショナＰＣＳBkがその定格出力ＰBklmtの１００％で蓄電池Ｂkを充電することができる（図２８参照）。すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkの個別出力電力ＰPViout，ＰBkoutを最大限低下させて、連系点電力Ｐ（ｔ）を低下させることができる。
【０２０７】
このように構成された太陽光発電システムＰＶＳ９において、連系点電力Ｐ（ｔ）が逆潮流しないように、上記第５実施形態と同様に、連系点電力Ｐ（ｔ）を逆潮流回避目標値ＰRPRに制御する。このときに、連系点電力Ｐ（ｔ）が急激に上昇して、連系点電力Ｐ（ｔ）が０以上となった場合、補助用継電器５２は、逆潮流を検出する。そして、接点信号を各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkおよび集中管理装置ＭＣ９のそれぞれに送信する。各パワーコンディショナＰＣＳPViは、接点信号を受信すると、所定時間（例えば６０［ｓ］）の間、解列回避値を抑制指標ｐｒPVとして個別目標電力ＰPVirefを算出する。同様に、各パワーコンディショナＰＣＳBkは、接点信号を受信すると、所定時間（例えば６０［ｓ］）の間、解列回避値を充放電指標ｐｒBとして個別目標電力ＰBkrefを算出する。また、集中管理装置ＭＣ９は、接点信号を受信すると、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBの算出を停止し、解列回避値を抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBとして、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkに送信する。これにより、各パワーコンディショナＰＣＳPViの個別出力電力ＰPVioutおよび各パワーコンディショナＰＣＳBkの個別出力電力ＰBkoutがともに低下する。したがって、連系点電力Ｐ（ｔ）が低下し、逆潮流を解消することができる。
【０２０８】
なお、本実施形態においては、各パワーコンディショナＰＣＳBkは、接点信号を受信して、解列回避値を充放電指標ｐｒBとする場合を例に説明したが、これに限定されない。具体的には、補助用継電器５２は、各パワーコンディショナＰＣＳBkに、接点信号を送信せず、各パワーコンディショナＰＣＳBkは接点信号を受信しないようにしてもよい。この場合、各パワーコンディショナＰＣＳBkは、常時、集中管理装置ＭＣ９から受信する充放電指標ｐｒBを用いた個別目標電力ＰBkoutの算出を継続する。あるいは、各パワーコンディショナＰＣＳBkは、接点信号を受信しても、充放電指標ｐｒBとして解列回避値を用いずに、常時、集中管理装置ＭＣ９から受信する充放電指標ｐｒBを用いた個別目標電力ＰBkoutの算出を継続するようにしてもよい。これらの場合であっても、集中管理装置ＭＣ９が接点信号を受信することで、解列回避値を充放電指標ｐｒBとして送信するので、各パワーコンディショナＰＣＳBkの個別出力電力ＰBkoutは低下する。
【０２０９】
図２９は、解列回避制御を行わない場合と行った場合とにおけるシミュレーション結果を示している。すなわち、第５実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ５と第９実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ９とを想定してシミュレーションしたときの結果を示している。なお、当該シミュレーションにおいては、逆電力継電器５１を備えておらず、逆潮流が発生しても解列されないものとしている。また、当該シミュレーションにおいては、補助用継電器５２から各パワーコンディショナＰＣＳBkには接点信号が送信されていないものとしている。すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳBkは、接点信号を受信せず、常時、集中管理装置ＭＣ９から受信する充放電指標ｐｒBに基づいて個別目標電力ＰBkrefを算出しているものとしている。図２９（ａ）は、解列回避制御を行わない場合を示している。図２９（ｂ）は、解列回避制御を行った場合を示している。図２９（ｃ）は、図２９（ｂ）における一部を拡大したものである。図２９（ａ）と図２９（ｂ）において、日射量の変動は同じである。
【０２１０】
解列回避制御を行わない場合（太陽光発電システムＰＶＳ５の場合）、図２９（ａ）に示すように、日射変動が激しい期間Ｔ１において、逆潮流回避制御が追い付かず、連系点電力Ｐ（ｔ）が０ｋＷを超えていることが分かる。このとき、逆潮流が発生しているので、本来なら、逆電力継電器５１が逆潮流を検出して、電力系統Ａから解列してしまう。一方、解列回避制御を行った場合（太陽光発電システムＰＶＳ９の場合）、図２９（ｂ）および図２９（ｃ）に示すように、期間Ｔ１において、連系点電力Ｐ（ｔ）が０ｋＷを超えていないことが分かる。これは、太陽光発電システムＰＶＳ９は、解列回避制御によって、連系点電力Ｐ（ｔ）が０ｋＷを超えないように制限していることを示している。したがって、逆電力継電器５１によって、逆潮流は検出されず、電力系統Ａから解列されない。また、各図において、期間Ｔ１以降においては、逆潮流回避制御により、連系点電力Ｐ（ｔ）が逆潮流回避目標値ＰRPRに一致していることが分かる。
【０２１１】
以上のことから、本実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ９によれば、逆潮流が発生しても、逆電力継電器５１が逆潮流を検出する前に、補助用継電器５２が検出して動作することで、各パワーコンディショナＰＣＳPViの個別出力電力ＰPVioutおよび各パワーコンディショナのＰＣＳBkの個別出力電力ＰBkoutをともに低下させることができる。これにより、連系点電力Ｐ（ｔ）が低下して、逆潮流を解消することができる。したがって、逆電力継電器５１によって太陽光発電システムＰＶＳ９が電力系統Ａから解列されることを回避することができる。また、逆潮流回避制御において、逆潮流回避目標値ＰRPRを極力０に近い値にすることができるため、買電電力を小さくすることができる。
【０２１２】
上記第９実施形態においては、補助用継電器５２を備える場合を説明したが、集中管理装置ＭＣ９の処理時間が逆電力継電器５１の逆潮流検出時間より短い場合には、補助用継電器５２を備えなくてもよい。この場合、補助用継電器５２を備える代わりに、集中管理装置ＭＣ９において、次の処理を行う。すなわち、指標算出部２３”は、連系点電力検出部２２から入力される連系点電力Ｐ（ｔ）が閾値を超えた場合に、解列回避値を抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBとする。なお、この閾値は、補助用継電器５２に設定された逆潮流を検出するための閾値と同じにすればよい。そして、抑制指標ｐｒPV（充放電指標ｐｒB）として解列回避値が各パワーコンディショナＰＣＳPVi（ＰＣＳBk）に送信され、各パワーコンディショナＰＣＳPVi（ＰＣＳBk）が受信した抑制指標ｐｒPV（充放電指標ｐｒB）（解列回避値）を用いて個別目標電力ＰPViref（ＰBkref）の算出処理を行うことで、連系点電力Ｐ（ｔ）を低下させることができる。これにより、逆電力継電器５１によって逆潮流が検出される前に逆潮流を解消することができる。したがって、逆電力継電器５１による解列を回避することができる。なお、集中管理装置ＭＣ９の処理時間は、連系点電力Ｐ（ｔ）の検出時間（検出間隔）、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBの算出時間、および、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBの送信時間（送信間隔）などに依存する。よって、これらを短くすることで、集中管理装置ＭＣ９の処理時間を短くすることができる。
【０２１３】
上記第９実施形態においては、補助用継電器５２は、接点信号を各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkおよび集中管理装置ＭＣ９のそれぞれに送信する場合を説明したが、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkだけに送信するようにしてもよい。すなわち、集中管理装置ＭＣ９には送信しなくてもよい。この場合、指標算出部２３”は、連系点電力Ｐ（ｔ）と逆潮流回避目標値ＰRPRとに基づいて、抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを算出し続けるが、各パワーコンディショナＰＣＳPVi（ＰＣＳBk）は、受信した接点信号に基づいて、集中管理装置ＭＣ９から受信した抑制指標ｐｒPV（充放電指標ｐｒB）ではなく、解列回避値を用いて最適化問題を解く。これにより、連系点電力Ｐ（ｔ）が低下する。したがって、接点信号を集中管理装置ＭＣ９に送信しなくても、連系点電力Ｐ（ｔ）を低下させることができる。また、反対に集中管理装置ＭＣ９にだけ送信し、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkには送信しないようにしてもよい。この場合、指標算出部２３”は、受信した接点信号に基づいて、解列回避値を抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBとする。そして、抑制指標ｐｒPV（充放電指標ｐｒB）として解列回避値が各パワーコンディショナＰＣＳPVi（ＰＣＳBk）に送信され、各パワーコンディショナＰＣＳPVi（ＰＣＳBk）が受信した抑制指標ｐｒPV（充放電指標ｐｒB）（解列回避値）を用いて個別目標電力ＰPViref（ＰBkref）の算出処理を行うことで、連系点電力Ｐ（ｔ）を低下させることができる。したがって、接点信号を各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkに送信しなくても、連系点電力Ｐ（ｔ）を低下させることができる。ただし、集中管理装置ＭＣ９にだけ送信する場合には、上記と同様に集中管理装置ＭＣ９の処理時間が逆電力継電器５１の逆潮流検出時間よりも短い必要がある。以上のことから、これらの場合であっても、逆電力継電器５１によって逆潮流が検出される前に逆潮流を解消することができるので、上記解列を回避することができる。
【０２１４】
上記第９実施形態においては、解列回避値を上記抑制指標限界ｐｒPVlmtおよび上記充放電指標限界ｐｒBlmtに基づいて設定されている場合を説明したが、連系点電力Ｐ（ｔ）を低下させる値であれば、これに限定されない。例えば、解列回避制御において、各パワーコンディショナＰＣＳBkは、電力系統Ａ側に電力を出力しなければよい。すなわち、個別出力電力ＰBkoutを０以下の値にすればよいため、各パワーコンディショナＰＣＳBkに対する解列回避値は０以上の値であればよい。また、予め設定されているのではなく、そのときの状況から求めるようにしてもよい。例えば、現在の個別出力電力ＰPViout，ＰBkoutを所定量（例えば５０％など）低下させる抑制指標ｐｒPVおよび充放電指標ｐｒBを求め、これを解列回避値として用いてもよい。
【０２１５】
上記第９実施形態においては、逆潮流回避制御によって連系点電力Ｐ（ｔ）を逆潮流回避目標値ＰRPRに制御しているときに、逆潮流が発生する場合を説明したが、これに限定されない。すなわち、連系点電力Ｐ（ｔ）（あるいはシステム総出力Ｐtotal（ｔ））の目標電力が逆潮流回避目標値ＰRPR以外であるときにも、逆潮流が発生する可能性がある。例えば、上記第４実施形態に示したピークカット制御において、連系点電力Ｐ（ｔ）をピークカット目標値Ｐcutに制御しているときに、電力負荷Ｌが急激に低下すると、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkの個別出力電力ＰPViout，ＰBkoutの合計値が電力負荷Ｌの消費電力を上回ってしまう場合がある。この場合、逆潮流が発生する。もし、太陽光発電システムＰＶＳ４において、逆潮流が禁止され、逆電力継電器５１を備えている場合、逆電力継電器５１によって解列される。したがって、ピークカット制御においても逆潮流が禁止されている場合、太陽光発電システムに補助用継電器５２を追加して、ピークカット制御を行うとともに解列回避制御を行うようにしてもよい。なお、ピークカット制御中は、抑制指標ｐｒPVを「０」にして、太陽電池ＳＰiによって発電された電力をすべて出力しているため、解列回避制御からピークカット制御に戻るときに、抑制指標ｐｒPVが急激に変化する（例えば１００から０に瞬時的に変化する）。この急激な抑制指標ｐｒPVの変化により、各パワーコンディショナＰＣＳPViの個別出力電力ＰPVioutの制御が不安定になる可能性があるため、抑制指標ｐｒPVを解列回避値から徐々に（例えば５分程度かけて）「０」にするとよい。同様に、上記第８実施形態に示した太陽光発電システムＰＶＳ８においても、逆潮流が禁止されている場合、補助用継電器５２を追加して、スケジュール制御を行うとともに解列回避制御を行うようにしてもよい。以上のことから、逆潮流が禁止されている太陽光発電システムにおいて、補助用継電器５２を追加して解列回避制御を行うようにしてもよい。
【０２１６】
上記第９実施形態においては、補助用継電器５２の逆潮流検出時間を逆電力継電器５１の逆潮流検出時間より短くすることで、補助用継電器５２が逆電力継電器５１よりも早く逆潮流を検出する場合を説明したが、これに限定されない。例えば、補助用継電器５２の電気接点に設定される上記閾値（逆潮流の状態であると判断する閾値）を、逆電力継電器５１が逆潮流の状態であると判断する閾値より小さくしてもよい。ただし、補助用継電器５２の電気接点に設定される閾値は逆潮流回避目標値ＰRPRより大きい値にしておく。この場合、連系点電力Ｐ（ｔ）が逆電力継電器５１の閾値より先に補助用継電器５２の閾値を超えるので、補助用継電器５２は逆電力継電器５１よりも早く逆潮流を検出することができる。
【０２１７】
上記第９実施形態においては、蓄電装置（蓄電池ＢkおよびパワーコンディショナＰＣＳBk）を備えた場合を説明したが、これを備えていない太陽光発電システムであっても、解列回避制御を適用することができる。
【０２１８】
上記第１実施形態ないし第９実施形態においては、上記系統連系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。上記系統連系システムは、他の発電システムであってもよい。他の発電システムとしては、例えば、風力発電システムや燃料電池による発電システム、回転機形の発電機による発電システム、ネガワット取引を行うアグリゲータによる、需要家の負荷を管理する仮想的な発電システムなどが考えられる。なお、アグリゲータは、ネガワット取引により、節約できた電力を発電した電力とみなしているので、実際に発電を行っているのではない。これらの発電システムの場合でも、集中管理装置は、連系点電力を検出するか個別出力電力の総和を算出して調整対象電力とし、指標を算出して各電力装置に送信する。そして、各発電システムの電力装置は、受信した指標を用いた最適化問題に基づいて、自装置の個別目標電力を算出し、当該個別目標電力となるように個別出力電力を制御する。太陽光発電システム、風力発電システムや燃料電池による発電システムの場合、電力装置は、パワーコンディショナである。また、回転機形の発電機による発電システムの場合、電力装置は、発電機およびこれを制御する制御装置である。また、アグリゲータによる発電システムの場合、電力装置は、需要家の負荷およびこれを制御する制御装置である。なお、アグリゲータによる発電システムにおいては、節約できた電力を発電した電力とみなしているので、需要家の負荷の通常の消費電力から削減した電力が個別出力電力になる。また、上記系統連系システムは、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。
【０２１９】
本開示に係る電力システムは、上記実施形態に限定されるものではなく、請求の範囲に記載の内容を逸脱しなければ、各部の具体的な構成は、種々に設計変更自在である。
【符号の説明】
【０２２０】
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
１１，１１’，３１，３１’  受信部
１２，１２’，１２”，３２，３２’  目標電力算出部
１３，３３  出力制御部
１４，３４  出力電力検出部
１５，３５  送信部
ＭＣ１〜ＭＣ９  集中管理装置
２１  目標電力設定部
２２  連系点電力検出部
２３，２３’，２３”  指標算出部
２４，２４’  送信部
２５  受信部
５１  逆電力継電器
５２  補助用継電器
６１  受信部
６２，６２’  総出力算出部
６３，６３’  指標算出部
Ｌ  電力負荷
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
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【図１５】
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【図１６】
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【図１７】
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【図１８】
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【図１９】
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【図２０】
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【図２１】
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【図２２】
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【図２３】
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【図２４】
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【図２５】
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【図２６】
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【図２７】
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【図２８】
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【図２９】
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