(57)【要約】【課題】出力電力の急変を抑制する電力システムおよびパワーコンディショナを提供する。【解決手段】本開示の電力システムは、太陽電池から電力が入力されるパワーコンディショナＰＣＳPViと、蓄電池の充放電を制御するパワーコンディショナＰＣＳBkと、電力系統に接続される電力線９０と、パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkを管理する集中管理装置ＭＣ１とを備えており、パワーコンディショナＰＣＳBkは、蓄電池の充放電時の入出力電力を制限するための特性値（Ｃレート）を設定するＣレート設定部３２を備えており、Ｃレート設定部３２によって設定される特性値は、新たな設定値である指定値への変更が行われるとき、現在の設定値から指定値まで段階的に変化する。【選択図】図２
2019122150.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
発電装置から電力が入力される電力制御装置と、
蓄電池の充放電を制御する蓄電池パワーコンディショナと、
前記電力制御装置および前記蓄電池パワーコンディショナが接続され、かつ、電力系統に接続される電力線と、
前記電力制御装置および前記蓄電池パワーコンディショナを管理する集中管理装置と、を備えており、
前記蓄電池パワーコンディショナは、前記蓄電池の充放電時の入出力電力を制限するための特性値を設定する設定手段を備えており、
前記設定手段によって設定される特性値は、新たな設定値である指定値への変更が行われるとき、現在設定されている現在値から前記指定値まで段階的に変更される、
ことを特徴とする電力システム。
【請求項２】
前記集中管理装置は、前記指定値を前記蓄電池パワーコンディショナに送信する指定手段を備えており、
前記設定手段は、前記現在値から前記集中管理装置より受信した前記指定値まで、前記特性値を段階的に変更する、
請求項１に記載の電力システム。
【請求項３】
前記蓄電池パワーコンディショナは、前記電力線に接続されているか否かを判断する接続判断手段をさらに備えており、
前記設定手段は、前記接続判断手段によって接続されていないと判断されたときには前記特性値に所定値を設定しておき、一方、接続されていると判断されたときには前記特性値を前記指定値に変更する、
請求項１または請求項２に記載の電力システム。
【請求項４】
前記特性値は、前記蓄電池の有する全容量に対する充放電時の入出力電流の相対的な比率を示すＣレートである、
請求項１ないし請求項３のいずれか一項に記載の電力システム。
【請求項５】
前記集中管理装置は、調整対象電力を目標電力に制御するための指標を算出し、
前記電力制御装置および前記蓄電池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個別出力電力を制御する、
請求項１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】
前記特性値は、前記蓄電池パワーコンディショナの前記最適化問題における制約条件に用いられる、
請求項５に記載の電力システム。
【請求項７】
電力系統に接続された電力線に接続され、かつ、蓄電池の充放電時の入出力電力を制御する蓄電池パワーコンディショナであって、
前記蓄電池パワーコンディショナの出力電力の目標値である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個別出力電力を制御する出力制御手段と、
前記蓄電池の充放電時の入出力電力を制限するための特性値を設定する設定手段と、
を備えており、
前記設定手段は、前記特性値を新たな設定値である指定値に変更するとき、現在設定されている現在値から前記指定値まで段階的に変更する、
ことを特徴とする蓄電池パワーコンディショナ。
【請求項８】
前記蓄電池パワーコンディショナを管理する集中管理装置から送信される、前記蓄電池の充放電時の入出力電力を制御するための指標を受信する受信手段を、さらに備えており、
前記目標電力算出手段は、前記指標を用いた最適化問題に基づいて、前記個別目標電力を算出する、
請求項７に記載の蓄電池パワーコンディショナ。
【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。また、本開示は、この電力システムに含まれる蓄電池パワーコンディショナに関する。
【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。このような太陽光発電システムにおいては、天候変動などにより出力変動が生じる。この出力変動を抑制させるために、蓄電池と蓄電池を接続したパワーコンディショナを備えることがある。
【０００３】
例えば、特許文献１には、太陽電池と、太陽電池を接続した第１パワーコンディショナと、蓄電池と、蓄電池を接続した第２パワーコンディショナと、第１パワーコンディショナおよび第２パワーコンディショナを管理する集中管理装置とを備えた太陽光発電システムが開示されている。この従来の太陽光発電システムは、所定の調整対象電力を目標電力に制御するための指標を集中管理装置が算出し、第１パワーコンディショナおよび第２パワーコンディショナが指標を用いて分散的に出力電力を制御している。このような太陽光発電システムにおいて、第２パワーコンディショナには、蓄電池の充放電時における入出力電力を制限するための特性値が設定されている。この特性値としては、たとえばＣレートがある。Ｃレートとは、蓄電池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。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】国際公開第２０１７／１５０３７６号
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
従来の太陽光発電システムにおいては、その全体の出力電力が急激に変化することがある。このような出力電力の急変は、例えば、第２パワーコンディショナに設定されたＣレートが変更されるときに生じる可能性があり、電力系統に悪影響を及ぼす要因となる。よって、従来の太陽光発電システムにおいて、未だ改善の余地があった。
【０００６】
本開示に係る電力システムは、上記事情に鑑みて考え出されたものであって、その目的は、システム全体の出力電力が急変することを抑制できる電力システムおよび蓄電池パワーコンディショナを提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【０００７】
本開示の第１の側面によって提供される電力システムは、発電装置から電力が入力される電力制御装置と、蓄電池の充放電を制御する蓄電池パワーコンディショナと、前記電力制御装置および前記蓄電池パワーコンディショナが接続され、かつ、電力系統に接続される電力線と、前記電力制御装置および前記蓄電池パワーコンディショナを管理する集中管理装置と、を備えており、前記蓄電池パワーコンディショナは、前記蓄電池の充放電時の入出力電力を制限するための特性値を設定する設定手段を備えており、前記設定手段によって設定される特性値は、新たな設定値である指定値への変更が行われるとき、現在設定されている現在値から前記指定値まで段階的に変更されることを特徴とする。この構成によると、蓄電池パワーコンディショナに設定される特性値が段階的に変更されるため、蓄電池の充放電時の入出力電力の制限が段階的に変更される。蓄電池の充放電時の入出力電力の制限は、蓄電池パワーコンディショナの出力電力の制限であるので、特性値の変更が行われるとき、現在値および指定値の差によっては、蓄電池パワーコンディショナの入出力電力が急激に変化する可能性がある。しかしながら、特性値が段階的に変更されることで、蓄電池パワーコンディショナの出力電力は徐々に変更されるので、蓄電池パワーコンディショナの出力電力が急激に変化することを抑制できる。したがって、蓄電池パワーコンディショナにおける特性値を変更する場合において、電力システム全体の出力電力の急変を抑制することができる。
【０００８】
前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記集中管理装置は、前記指定値を前記蓄電池パワーコンディショナに送信する指定手段を備えており、前記設定手段は、前記現在値から前記集中管理装置より受信した前記指定値まで、前記特性値を段階的に変更する。この構成によると、蓄電池パワーコンディショナは、集中管理装置から特性値の設定値の変更を指示された場合に、設定されている特性値を段階的に変化させることができる。
【０００９】
前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記蓄電池パワーコンディショナは、前記電力線に接続されているか否かを判断する接続判断手段をさらに備えており、前記設定手段は、前記接続判断手段によって接続されていないと判断されたときには前記特性値に所定値を設定しておき、一方、接続されていると判断されたときには前記特性値を前記指定値に変更する。電力システムにおいて、蓄電池パワーコンディショナが電力線に接続されていない状態から電力線に接続された状態になったときに、蓄電池パワーコンディショナの出力電力が瞬時に変化し、電力システム全体の出力電力が急変することがある。この構成によると、蓄電池パワーコンディショナが電力線に接続されていない状態から電力線に接続された状態になった場合に、設定手段によって特性値が所定値から指定値まで段階的に変更される。これにより、特性値に応じた、蓄電池の充放電時の入出力電力の制限が段階的に変更されるので、蓄電池パワーコンディショナの出力電力が徐々に変更される。したがって、電力システム全体の出力電力の急変を抑制することができる。
【００１０】
前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記特性値は、前記蓄電池の有する全容量に対する充放電時の入出力電流の相対的な比率を示すＣレートである。この構成によると、Ｃレートの設定により入出力電流が制限されることで、蓄電池の充放電時の入出力電力を制限することができる。
【００１１】
前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記集中管理装置は、調整対象電力を目標電力に制御するための指標を算出し、前記電力制御装置および前記蓄電池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個別出力電力を制御する。この構成によると、電力制御装置および蓄電池パワーコンディショナの各々は、集中管理装置が算出した指標に基づいて、分散的に個別出力電力を制御する。これにより、電力システムは、調整対象電力を目標電力に制御することができる。
【００１２】
前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記特性値は、前記蓄電池パワーコンディショナの前記最適化問題における制約条件に用いられる。この構成によると、特性値によって蓄電池パワーコンディショナの出力電力を制限することができる。
【００１３】
本開示の第２の側面によって提供される蓄電池パワーコンディショナは、電力系統に接続された電力線に接続され、かつ、蓄電池の充放電時の入出力電力を制御する蓄電池パワーコンディショナであって、前記蓄電池パワーコンディショナの出力電力の目標値である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個別出力電力を制御する出力制御手段と、前記蓄電池の充放電時の入出力電力を制限するための特性値を設定する設定手段と、を備えており、前記設定手段は、前記特性値を新たな設定値である指定値に変更するとき、現在設定されている現在値から前記指定値まで段階的に変更することを特徴とする。この構成によると、蓄電池パワーコンディショナに設定される特性値が段階的に変化するため、蓄電池の充放電時の入出力電流の制限が段階的に変化する。蓄電池の充放電時の入出力電力の制限は、蓄電池パワーコンディショナの出力電力の制限であるので、特性値の変更が行われるとき、現在値および指定値の差によっては、蓄電池パワーコンディショナの出力電力が急激に変化する可能性がある。しかしながら、特性値が段階的に変化することで、蓄電池パワーコンディショナの出力電力は徐々に変化するので、蓄電池パワーコンディショナの出力電力が急激に変化することを抑制できる。したがって、蓄電池パワーコンディショナにおける特性値を変更する場合において、電力システム全体の出力電力の急変を抑制することができる。
【００１４】
前記蓄電池パワーコンディショナの好ましい実施の形態においては、前記蓄電池パワーコンディショナを管理する集中管理装置から送信される、前記蓄電池の充放電時の入出力電力を制御するための指標を受信する受信手段を、さらに備えており、前記目標電力算出手段は、前記指標を用いた最適化問題に基づいて、前記個別目標電力を算出する。この構成によると、蓄電池パワーコンディショナは、指標に基づいて、個別出力電力を制御することができる。
【発明の効果】
【００１５】
本開示の電力システムによれば、蓄電池パワーコンディショナに設定される特性値は、新たな設定値への変更が行われるとき、現在の設定値から新たな設定値まで段階的に変更される。これにより、太陽光発電システム全体の出力電力が急激に変化することを抑制できる。したがって、電力系統への悪影響を抑制できる。
【図面の簡単な説明】
【００１６】
【図１】第１実施形態に係る太陽光発電システムの全体構成を示す図である。
【図２】第１実施形態に係る太陽光発電システムの電力制御に関する機能構成を示す図である。
【図３】太陽電池が接続されたパワーコンディショナにおける、制御指標と個別出力電力の関係を示す図である。
【図４】蓄電池が接続されたパワーコンディショナにおける、制御指標と個別出力電力の関係を示す図である。
【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を示す図である。
【図６】第２実施形態に係る太陽光発電システムの電力制御に関する機能構成を示す図である。
【図７】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８】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９】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１０】第３実施形態に係る太陽光発電システムの電力制御に関する機能構成を示す図である。
【発明を実施するための形態】
【００１７】
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系統連系型の太陽光発電システムを例に説明する。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。太陽光発電システムＰＶＳ１は、図１に示すように、電力線９０、電力負荷Ｌ、複数の太陽電池ＳＰi（ｉ＝１，２，・・・，ｎ；ｎは正の整数）、複数のパワーコンディショナＰＣＳPVi、複数の蓄電池Ｂk（ｋ＝１，２，・・・，ｍ；ｍは正の整数）、複数のパワーコンディショナＰＣＳBk、および、集中管理装置ＭＣ１を備えている。なお、以下の説明において、太陽光発電システムＰＶＳ１から電力系統Ａに電力が出力されている場合に、すなわち、逆潮流している場合に、太陽光発電システムＰＶＳ１と電力系統Ａとの連系点における電力は正の値になるものとする。一方、電力系統Ａから太陽光発電システムＰＶＳ１に電力が出力されている場合に、連系点における電力は負の値になるものとする。
【００１８】
電力線９０は、太陽光発電システムＰＶＳ１内の電力網を構築するためのものである。電力線９０は、連系点を介して電力系統Ａに接続されている。また、電力線９０には、電力負荷Ｌ、複数のパワーコンディショナＰＣＳPVi、および、複数のパワーコンディショナＰＣＳBkが接続されている。
【００１９】
電力負荷Ｌは、供給される電力を消費するものである。電力負荷Ｌは、電力線９０を介して、電力系統Ａ、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkから電力が供給される。電力負荷Ｌの一例としては、工場や一般家庭などがある。なお、太陽光発電システムＰＶＳ１は、電力負荷Ｌを有していなくてもよい。
【００２０】
複数の太陽電池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。各太陽電池ＳＰiは、発電した電力（直流電力）を各パワーコンディショナＰＣＳPViに出力する。なお、各太陽電池ＳＰiにおいて、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。太陽電池ＳＰiが、本発明の「発電装置」に相当する。
【００２１】
複数のパワーコンディショナＰＣＳPViはそれぞれ、各太陽電池ＳＰiが発電した電力（直流電力）を交流電力に変換して、出力する。なお、各パワーコンディショナＰＳＣPViは、各太陽電池ＳＰiが発電した電力を最大限出力可能なように最大電力点追従制御（ＭＰＰＴ制御）を行う。本実施形態においては、パワーコンディショナＰＣＳPViは、ＭＰＰＴ制御において、例えば１ｓｅｃ周期で出力が変化する程度の応答性で動作する。なお、この周期は１ｓｅｃに限定されない。各パワーコンディショナＰＣＳPViは、インバータ回路、変圧器、および、制御回路などをそれぞれ含んでいる。各パワーコンディショナＰＣＳPViにおいて、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。なお、各パワーコンディショナＰＣＳPViは、上記のように構成されたものに限定されない。パワーコンディショナＰＣＳPViが、本発明の「電力制御装置」に相当する。
【００２２】
複数の蓄電池Ｂkはそれぞれ、繰り返し充放電を行う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。
【００２３】
複数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、電力線９０を介して、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に供給することで、蓄電池Ｂkを充電する。各パワーコンディショナＰＣＳBkは、各蓄電池Ｂkの充電および放電を制御している。したがって、各パワーコンディショナＰＣＳBkは、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。本実施形態においては、各パワーコンディショナＰＣＳBkには、蓄電池Ｂkの充放電時における入出力電力を制限するための特性値として、Ｃレートが設定されている。本実施形態におけるＣレートには、充電側のＣレートと放電側のＣレートとがある。充電側のＣレートは、各蓄電池Ｂkの充電するときの電流に対するＣレートであり、以下の説明において「充電レート」という。放電側のＣレートは、各蓄電池Ｂkの放電するときの電流に対するＣレートであり、以下の説明において「放電レート」という。すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳBkには、放電レートと充電レートとが設定されている。パワーコンディショナＰＣＳBkが、本発明の「蓄電池パワーコンディショナ」に相当する。
【００２４】
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＋ｊ・ＱPViout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＋ｊ・ＱBkoutの複素電力が出力されている。したがって、複数のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkからは、合計（ΣiＰPViout＋ΣkＰBkout）＋ｊ（ΣiＱPViout＋ΣkＱBkout）の複素電力が出力されている。なお、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ＱPViout，ＱBkoutの出力制御については、特に考慮しない。すなわち、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。したがって、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とし、電力負荷Ｌの消費電力ＰLとすると、連系点における電力（以下、「連系点電力」という）Ｐ（ｔ）は、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkの個別出力電力ＰPViout，ＰBkoutと電力負荷Ｌの消費電力ＰLとの総和（ΣiＰPViout＋ΣkＰBkout−ＰL）である。
【００２５】
集中管理装置ＭＣ１は、複数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ＭＣ１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。
【００２６】
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、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkは、当該指標を用いて、分散的に制御して、調整対象電力を目標電力にする。調整対象電力は、太陽光発電システムＰＶＳ１全体の出力電力である。本実施形態においては、太陽光発電システムＰＶＳ１全体の出力電力は、各パワーコンディショナＰＣＳPViの個別出力電力ＰPVioutと各パワーコンディショナＰＣＳBkの個別出力電力ＰBkoutと電力負荷Ｌの消費電力ＰLとの総和である。また、上記するように、連系点電力Ｐ（ｔ）は、各パワーコンディショナＰＣＳPViの個別出力電力ＰPVioutと各パワーコンディショナＰＣＳBkの個別出力電力ＰBkoutと電力負荷Ｌの消費電力ＰLとの総和である。したがって、本実施形態においては、調整対象電力として、連系点電力Ｐ（ｔ）を用いる場合を説明する。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ＰCにするための制御を行っている。
【００２７】
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）と目標電力ＰCとを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、指標として、制御指標ｐｒPVと制御指標ｐｒBとが算出される。制御指標ｐｒPVは、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力ＰCにするための情報であり、各パワーコンディショナＰＣＳPViに個別目標電力ＰPVirefを算出させるための情報である。なお、個別目標電力ＰPVirefは、パワーコンディショナＰＣＳPViの個別出力電力ＰPVioutの目標値である。制御指標ｐｒBは、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力ＰCにするための情報であり、各パワーコンディショナＰＣＳBkに個別目標電力ＰBkrefを算出させるための情報である。また、制御指標ｐｒBは、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。なお、個別目標電力ＰBkrefは、パワーコンディショナＰＣＳBkの個別出力電力ＰBkoutの目標値である。そして、集中管理装置ＭＣ１は、制御指標ｐｒPVを各パワーコンディショナＰＣＳPViに送信し、制御指標ｐｒBを各パワーコンディショナＰＣＳBkに送信する。各パワーコンディショナＰＣＳPViは、集中管理装置ＭＣ１から受信する制御指標ｐｒPVに基づき、個別目標電力ＰPVirefを算出し、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。また、各パワーコンディショナＰＣＳBkは、集中管理装置ＭＣ１から受信する制御指標ｐｒBに基づき、個別目標電力ＰBkrefを算出し、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）を目標電力ＰCに一致させている。
【００２８】
本実施形態においては、上記目標電力ＰCとして、抑制目標値、ピークカット目標値、逆潮流回避目標値、スケジュール目標値などが設定される。これらは、太陽光発電システムＰＶＳ１が行う各種電力制御に応じて、適宜設定される。
【００２９】
抑制目標値は、電力会社から指示される出力抑制指令に従い、出力電力を抑制する出力抑制制御を行うための目標値である。太陽光発電システムＰＶＳ１が出力抑制制御を行う場合には、目標電力ＰCとして抑制目標値が設定される。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。そこで、電力会社などからの出力抑制指令に従い、電力系統Ａに供給する電力を抑制するために、目標電力ＰCとして抑制目標値を設定する。これにより、連系点電力Ｐ（ｔ）が抑制目標値になるように制御される。すなわち、連系点電力Ｐ（ｔ）が抑制目標値を超えないため、出力抑制指令に従い、電力系統Ａに供給する電力を抑制できる。
【００３０】
ピークカット目標値は、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ピークカット制御を行うための目標値である。太陽光発電システムＰＶＳ１がピークカット制御を行う場合、目標電力ＰCとしてピークカット目標値が設定される。たとえば、太陽光発電システムＰＶＳ１に電力負荷Ｌが含まれている場合、電力系統Ａから太陽光発電システムＰＶＳ１に電力が供給されることがある。このとき、電力会社から電力を買っており、この買電によって電気料金を支払う必要がある。買電電力のピーク値が高いと電気料金も高くなる。そこで、買電電力のピーク値を抑えるために、目標電力ＰCとしてピークカット目標値を設定する。これにより、連系点電力Ｐ（ｔ）がピークカット目標値になるように制御される。すなわち、連系点電力Ｐ（ｔ）がピークカット目標値を超えないために、買電電力のピーク値を抑えることができる。
【００３１】
逆潮流回避目標値は、逆潮流の発生を抑制する逆潮流回避制御を行うための目標値である。太陽光発電システムＰＶＳ１が逆潮流回避制御を行う場合、目標電力ＰCとして逆潮流回避目標値が設定される。例えば、太陽光発電システムＰＶＳ１が自家消費型のシステムである場合、逆潮流が禁止されている。そこで、逆潮流の発生を抑制するために、目標電力ＰCとして、逆潮流回避目標値を設定する。これにより、連系点電力Ｐ（ｔ）が逆潮流回避目標値になるように制御される。すなわち、連系点電力Ｐ（ｔ）が逆潮流回避目標値を超えないため、逆潮流が回避できる。また、逆潮流が禁止されている太陽光発電システムＰＶＳ１においては、電力系統Ａとの連系点に逆電力継電器の設置が必要となる。逆電力継電器は、リレーの一種であり、逆潮流の発生を検出すると、太陽光発電システムＰＶＳ１を電力系統Ａから解列させる。したがって、逆潮流回避制御によって、逆電力継電器を動作させないようにできる。
【００３２】
スケジュール目標値は、連系点電力Ｐ（ｔ）を所定の時間帯毎に自由に設定された値に制御するスケジュール制御を行うための目標値である。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、所定の時間帯は上記した例に限定されず、朝、昼、夕、晩、深夜などの時間帯に分けてもよいし、１日単位ではなく、１週間単位で所定の時間帯に分けてもよい。太陽光発電システムＰＶＳ１がスケジュール制御を行う場合、目標電力ＰCとしてスケジュール目標値が設定される。目標電力ＰCとして、スケジュール目標値を設定することで、連系点電力Ｐ（ｔ）が所定の時間帯毎に設定されたスケジュール目標値になるように制御される。すなわち、所定の時間帯毎に、連系点電力Ｐ（ｔ）を自由な値に制御できる。
【００３３】
図２は、図１に示す太陽光発電システムＰＶＳ１の電力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および蓄電池Ｂkの図示を省略している。また、複数のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkについては、それぞれ１つ目（パワーコンディショナＰＣＳPV1，ＰＣＳB1）のみを記載している。
【００３４】
集中管理装置ＭＣ１は、図２に示すように、電力制御における制御系として、目標電力設定部１１、連系点電力検出部１２、指標算出部１３、送信部１４、および、Ｃレート指定部１５を含んでいる。
【００３５】
目標電力設定部１１は、連系点電力Ｐ（ｔ）の目標値を設定する。すなわち、上記目標電力ＰCを設定する。上記するように、目標電力ＰCとしては、抑制目標値、ピークカット目標値、逆潮流回避目標値、および、スケジュール目標値などがあり、これらのうちのいずれかが目標電力ＰCとして設定される。
【００３６】
太陽光発電システムＰＶＳ１が電力制御として出力抑制制御を行う場合、目標電力設定部１１は、電力会社から指令される出力指令値を取得し、取得した出力指令値に基づく抑制目標値を目標電力ＰCとして設定する。例えば、取得する出力指令値が出力電力の上限値を指定する値である場合、出力指令値を抑制目標値として設定する。あるいは、取得する出力指令値が出力抑制率［％］である場合、当該出力抑制率［％］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ＰＣＳPViの定格出力の合計）ΣiＰPVilmtとに基づき、出力電力の上限値算出し、これを抑制目標値として設定する。例えば、目標電力設定部１１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ΣiＰPVilmtの８０％（＝１００−２０）を出力電力の上限値として算出し、これを抑制目標値として設定する。なお、電力会社から出力指令値を直接取得するものに限定されない。例えば、ユーザ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を手入力で入力し、目標電力設定部１１が前記コンピュータから出力指令値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を取得する構成であってもよい。
【００３７】
太陽光発電システムＰＶＳ１が電力制御としてピークカット制御を行う場合、目標電力設定部１１は、ユーザによって指定されたピークカット目標値を目標電力ＰCとして設定する。連系点電力Ｐ（ｔ）が負の値かつ小さいほど、電力系統Ａから供給される電力が大きくなるので、買電電力が大きくなる。ピークカット制御は、ピークカットは買電電力のピーク値を抑えるための制御であるため、買電電力がユーザによって指定された上限値を超えないように制御する。したがって、ピークカット制御時には、連系点電力Ｐ（ｔ）が上記上限値を負の値としたピークカット目標値を下回らないように、連系点電力Ｐ（ｔ）をピークカット目標値に一致させている。よって、ピークカット目標値は負の値である。
【００３８】
太陽光発電システムＰＶＳ１が電力制御として逆潮流回避制御を行う場合、目標電力設定部１１は、ユーザによって指定された逆潮流回避目標値を目標電力ＰCとして設定する。連系点電力Ｐ（ｔ）が正の値である場合に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。したがって、逆潮流回避制御時には、連系点電力Ｐ（ｔ）が負の値になるように、連系点電力Ｐ（ｔ）を逆潮流回避目標値に一致させている。よって、逆潮流回避目標値は負の値である。
【００３９】
太陽光発電システムＰＶＳ１が電力制御としてスケジュール制御を行う場合、目標電力設定部１１は、ユーザによって指定されたスケジュール目標値を目標電力ＰCとして設定する。スケジュール制御においては、連系点電力Ｐ（ｔ）がユーザの好みの値に制御されるため、スケジュール目標値は自由に設定可能である。
【００４０】
目標電力設定部１１は、設定した目標電力ＰCを指標算出部１３に出力する。なお、目標電力設定部１１は、目標電力ＰCの設定がないとき、指標算出部１３にその旨を伝達する。たとえば、電力会社の出力抑制の指令がないときや太陽電池ＳＰiが発電した電力を最大限に出力するときなどにおいて、目標電力ＰCの設定がない。本実施形態においては、目標電力設定部１１は、目標電力ＰCの設定がないとき、目標電力ＰCとして数値−１を指標算出部１３に出力する。なお、目標電力ＰCの設定がないことを指標算出部１３に伝達できれば、その手法は限定されない。例えば、目標電力設定部１１は、目標電力ＰCの設定の有無を示すフラグ情報を指標算出部１３に伝達するように構成してもよい。当該フラグ情報は、例えば、目標電力ＰCの設定がない場合「０」であり、目標電力ＰCの設定がある場合「１」である。なお、目標電力ＰCの設定がある場合（フラグ情報が「１」の場合）には、当該フラグ情報とともに目標電力ＰCの設定を指標算出部１３に伝達するように構成してもよい。
【００４１】
連系点電力検出部１２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１３に出力する。なお、連系点電力検出部１２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１２）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。
【００４２】
指標算出部１３は、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力ＰCにするための指標を算出する。本実施形態においては、指標算出部１３は、目標電力設定部１１から目標電力ＰCが入力され、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力ＰCにするための制御指標ｐｒPV，ｐｒBを算出する。指標算出部１３は、ラグランジュ乗数をλ、勾配係数をε（＞０）、時間をｔとして、下記（１）式および下記（２）式に基づき、制御指標ｐｒPV，ｐｒBを算出する。ただし、指標算出部１３は、目標電力設定部１１からの目標電力ＰCとして、目標電力ＰCの設定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、制御指標ｐｒPV，ｐｒBをともに「０」と算出する。なお、下記（１）式において、目標電力ＰCが、時間ｔに対して変化する値であるとして、目標電力をＰC（ｔ）と記載している。指標算出部１３は、制御指標ｐｒPV，ｐｒBの算出を所定時間毎に行う。本実施形態においては、所定時間が１［ｓｅｃ］であるものとするが、これに限定されない。なお、制御指標ｐｒPV，ｐｒBを算出するための演算式は、下記（１）式および下記（２）式に限定されず、これらとは異なる演算式であってもよい。
【数１】
2019122150.tif 000003
【００４３】
送信部１４は、指標算出部１３が算出した制御指標ｐｒPV，ｐｒBを各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkにそれぞれ送信する。送信部１４は、指標算出部１３によって制御指標ｐｒPV，ｐｒBが算出される度に、算出された制御指標ｐｒPV，ｐｒBを送信する。したがって、本実施形態においては、制御指標ｐｒPV，ｐｒBが、１［ｓｅｃ］ごとに各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkに送信される。
【００４４】
Ｃレート指定部１５は、複数のパワーコンディショナＰＣＳBkに設定するＣレートの値（以下「Ｃレート指定値」という）を各パワーコンディショナＰＣＳBkに送信する。たとえば、ユーザが、集中管理装置ＭＣ１に設けられた図示しない操作装置を用いて、複数のパワーコンディショナＰＣＳBkに設定したいＣレートの値（以下「リクエスト値」という）を指定する操作を行うと、Ｃレート指定部１５は、この操作によって指定されたリクエスト値に基づいてＣレート指定値を作成し、各パワーコンディショナＰＣＳBkに送信する。本実施形態においては、作成されるＣレート指定値は、ユーザによって指定された値（リクエスト値）と同じである。ユーザは、リクエスト値として新たな値を指定することで、太陽光発電システムＰＶＳ１にＣレートの設定値の変更を指示する。リクエスト値は、充電レートおよび放電レートにおいてそれぞれ別々の値が指定されるように構成されていても、同じ値が指定されるように構成されていてもよい。本実施形態においては、Ｃレート指定部１５は、Ｃレート指定値を所定周期で定期的に送信する場合を示す。なお、これに限定されず、たとえばＣレート指定値が変更されたときのみ送信してもよい。また、所定周期としては、たとえば制御指標ｐｒPV，ｐｒBの算出間隔と同じとするが、これに限定されない。なお、本実施形態においては、Ｃレート指定部１５が各パワーコンディショナＰＣＳBkに直接Ｃレート指定値を送信する場合を示すが、これに限定されず、たとえば、送信部１４を介して送信してもよいし、送信部１４とは別に集中管理装置ＭＣ１に設けられた送信部を介して送信してもよい。
【００４５】
各パワーコンディショナＰＣＳPViは、図２に示すように、電力制御に関する制御系として、受信部２１、目標電力算出部２２、および、出力制御部２３を含んでいる。
【００４６】
受信部２１は、集中管理装置ＭＣ１から送信される制御指標ｐｒPVを受信する。受信部２１は、例えば無線通信により、集中管理装置ＭＣ１から制御指標ｐｒPV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。
【００４７】
目標電力算出部２２は、受信部２１が受信した制御指標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２２は、下記（３）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。下記（３）式における下記（３ａ）式は、最適化問題における評価関数を示している。また、下記（３）式における下記（３ｂ）式および下記（３ｃ）式はそれぞれ、最適化問題における制約条件を示している。当該制約条件において、下記（３ｂ）式は各パワーコンディショナＰＣＳPViの定格出力による制約であり、下記（３ｃ）式は各パワーコンディショナＰＣＳPViの出力電流制約である。なお、下記（３ｃ）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（３ｄ）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。また、指標算出部１３が、上記（１）式および上記（２）式とは異なる演算式によって、制御指標ｐｒPV，ｐｒBを算出する場合には、目標電力算出部２２に設定される制約付き最適化問題を当該異なる演算式に基づいて変更すればよい。
【数２】
2019122150.tif 000004
【００４８】
上記（３ａ）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はユーザによって設定変更可能である。
【００４９】
上記（３ｂ）式において、ＰPVilmtは、各パワーコンディショナＰＣＳPViの定格出力（出力限界）を表わしている。よって、上記（３ｂ）式は、算出される個別目標電力ＰPVirefが定格出力ＰPVilmtを超えないように制限している。
【００５０】
上記（３ｃ）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表している。
【００５１】
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（３ａ）式参照）は、下記（４）式で算出される値を用いている。下記（４）式において、ｐｒPVlmtは、制御指標限界を示している。当該制御指標限界ｐｒPVlmtは、個別出力電力ＰPVioutを０にするときの制御指標、すなわち、個別出力電力ＰPVioutを１００％抑制するときの制御指標である。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（４’）式で算出される値を用いてもよい。または、複数のパワーコンディショナＰＣＳPViにおいて、すべて同じ有効電力抑制に関する重みｗPViを用いてもよい。
ｗPVi＝ｐｒPVlmt／（２×ＰPVilmt）・・・（４）
ｗPVi＝ｐｒPVlmt／（２×Ｐφi）・・・（４’）
【００５２】
図３は、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を用いた場合の、制御指標ｐｒPVと個別出力電力ＰPVioutとの関係を示している。なお、図３には、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それぞれについて示している。本実施形態においては、個別出力電力ＰPVioutは、上記目標電力算出部２２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、制御指標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３においては、上記制御指標限界ｐｒPVlmtを１００とした。また図３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。
【００５３】
図３が示すように、制御指標ｐｒPVが０から１００（制御指標限界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。また、各パワーコンディショナＰＣＳPViはともに、制御指標ｐｒPVが上記制御指標限界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、制御指標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３に示すように、制御指標ｐｒPVが０から制御指標限界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、制御指標ｐｒPVが負の値であるときは、図３が示すように、一定値（定格出力ＰPVilmt）となっている。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（４）式を用いることで、制御指標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。よって、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、制御指標ｐｒPVが制御指標限界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。なお、有効電力抑制に関する重みｗPViとして同じ値を用いた場合は、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が低下するように構成できる。
【００５４】
出力制御部２３は、上記インバータ回路を制御して、個別出力電力ＰPVioutを制御する。出力制御部２３は、個別出力電力ＰPVioutを、目標電力算出部２２が算出した個別目標電力ＰPVirefにする。
【００５５】
各パワーコンディショナＰＣＳBkは、図２に示すように、電力制御に関する制御系として、受信部３１、Ｃレート設定部３２、目標電力算出部３３、および、出力制御部３４を含んでいる。
【００５６】
受信部３１は、上記受信部２１と同様に構成され、集中管理装置ＭＣ１から送信される制御指標ｐｒBを受信する。
【００５７】
Ｃレート設定部３２は、集中管理装置ＭＣ１から送信されるＣレート指定値を受信し、当該受信したＣレート指定値に基づいてＣレートの設定を行う。具体的には、Ｃレート設定部３２は、自装置（パワーコンディショナＰＣＳBk）のＣレートの設定値を、Ｃレート指定値にすることで、Ｃレートの設定を行う。なお、本実施形態においては、Ｃレート設定部３２が集中管理装置ＭＣ１から直接Ｃレート指定値を受信する場合を示すが、これに限定されず、たとえば、受信部３１を介して受信してもよいし、受信部３１とは別に各パワーコンディショナＰＣＳBkに設けられた受信部を介して受信してもよい。
【００５８】
本実施形態においては、各パワーコンディショナＰＣＳBkにおいて、集中管理装置ＭＣ１から受信したＣレート指定値と、Ｃレート指定値を受信した時点のＣレートの設定値（以下、「受信時設定値」という）とが異なる場合、Ｃレート設定部３２によってＣレートの設定値が変更される（なお、受信時設定値とＣレート指定値とが同じ場合、Ｃレートの設定値は変更されない。）。このとき、Ｃレートの設定値は、Ｃレート設定部３２によって、受信時設定値からＣレート指定値まで一度に変更されるのではなく段階的に変更される。具体的には、Ｃレート設定部３２は、受信時設定値とＣレート指定値とが異なる場合、Ｃレートの設定値を、受信時設定値からＣレート指定値まで、所定の更新周期で予め設定された単位更新量ずつ変更する。上記更新周期とは、Ｃレートの設定値を変更させる周期であり、本実施形態における更新周期は、集中管理装置ＭＣ１による制御指標ｐｒPV，ｐｒBの算出周期（１ｓｅｃ）と同じとする。なお、異なっていてもよい。上記単位更新量とは、更新周期毎に変更させる量であり、１度に変更させる量である。本実施形態においては、単位更新量を０．０５Ｃとしている。したがって、本実施形態においては、Ｃレート設定部３２は、たとえば受信時設定値が０ＣでありＣレート指定値が１Ｃである場合、受信時設定値からＣレート指定値まで、２０ｓｅｃかけて変更する。なお、更新周期および単位更新量は、上記した値に限定されず、Ｃレートの設定値を０Ｃから最大値まで変更するのに要する時間が２ｓｅｃ〜３０ｍｉｎ（好ましくは、１０ｓｅｃ〜６０ｓｅｃ）の範囲内となるように、適宜設定すればよい。ただし、更新周期は１ｓｅｃ〜１０ｓｅｃの範囲内とし、単位更新量は０．０１Ｃ〜０．１Ｃの範囲内とするのが望ましい。
【００５９】
目標電力算出部３３は、受信部３１が受信した制御指標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３３は、下記（５）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。下記（５）式における下記（５ａ）式は、最適化問題における評価関数を示している。また、下記（５）式における下記（５ｂ）〜（５ｅ）式はそれぞれ、最適化問題における制約条件を示している。当該制約条件において、下記（５ｂ）式は各パワーコンディショナＰＣＳBkの定格出力による制約であり、下記（５ｃ）式は蓄電池ＢkのＣレート制約であり、下記（５ｄ）式は各蓄電池Ｂkの残量制約であり、下記（５ｅ）式は各パワーコンディショナＰＣＳBkの出力電流制約である。なお、下記（５ｅ）式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（５ｆ）式に示す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。また、指標算出部１３が、上記（１）式および上記（２）式とは異なる演算式によって、制御指標ｐｒPV，ｐｒBを算出する場合には、目標電力算出部３３に設定される制約付き最適化問題を当該異なる演算式に基づいて変更すればよい。
【数３】
2019122150.tif 000005
【００６０】
上記（５ａ）式において、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。重みｗBkは、ユーザが設定可能である。ｗSOCkは、蓄電池ＢkのＳＯＣ（States Of Charge：充電率）に応じた重みを表している。この重みｗSOCkは、下記（６）式で算出される。下記（６）式において、ＡSOCは重み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。
【数４】
2019122150.tif 000006
【００６１】
上記（５ｂ）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。よって、上記（５ｂ）式は、算出される個別目標電力ＰBkrefが定格出力ＰBklmtを超えないように制限している。
【００６２】
上記（５ｃ）式において、ＰSMklmtは、蓄電池Ｂkの充電定格出力を表しており、充電レートをＣrateMとし、蓄電池Ｂkの定格容量をＷＨSlmtとしたときに、−ＣrateM×ＷＨSlmtで求められる。なお、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（７）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構成している。ＰSPklmtは、蓄電池Ｂkの放電定格出力を表しており、放電レートをＣratePとし、蓄電池Ｂkの定格容量をＷＨSlmtとしたときに、ＣrateP×ＷＨSlmtで求められる。よって、上記（５ｃ）式は、算出される個別目標電力ＰBkrefが、設定されているＣレート（充電レートおよび放電レート）に基づいて規定される充電定格出力と放電定格出力との範囲内に収まるように制限している。すなわち、上記（５ｃ）式による制約によって、各パワーコンディショナＰＣＳBkの出力電流（個別出力電力ＰBkout）を蓄電池Ｂkの定格容量で除算した値が設定されているＣレートを超えないように制御されている。よって、Ｃレートは、各パワーコンディショナＰＣＳBkにおける出力電流（個別出力電力ＰBkout）を制限するための特性値といえる。
【数５】
2019122150.tif 000007
【００６３】
上記（５ｄ）式において、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。たとえば、蓄電池Ｂkの充電率ＳＯＣkが９０％以上のとき、αkを０、βkをＰBklmtと設定することで、上記（５ｄ）式により放電のみを行うように制限できる。また、蓄電池Ｂkの充電率ＳＯＣkが１０％以下のとき、αkを−ＰBklmt、βkを０と設定することで、上記（５ｄ）式により充電のみを行うように制限できる。さらに、蓄電池Ｂkの充電率ＳＯＣkがこれらの間（１０％より大きく９０％未満）であるとき、αkを−ＰBklmt、βkをＰBklmtと設定することで、充電も放電も行うように制限できる。
【００６４】
上記（５ｅ）式において、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、Ｖ0は設計時における連系点の基準電圧、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表している。
【００６５】
本実施形態においては、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（５ａ）式参照）は、下記（８）式で算出される値を用いている。下記（８）式において、ｐｒBlmtは、制御指標ｐｒBの制御指標限界を示している。当該制御指標限界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制御指標、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制御指標である。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。なお、複数のパワーコンディショナＰＣＳBkにおいて、すべて同じ有効電力に関する重みｗBkを用いてもよい。
ｗBk＝ｐｒBlmt／（２×ｗSOCk×ＰBkmax）・・・（８）
【００６６】
図４は、上記のよう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を用いた場合の、制御指標ｐｒBと個別出力電力ＰBkoutとの関係を示している。なお、図４には、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それぞれについて示している。本実施形態においては、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３３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、制御指標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４においては、上記制御指標限界ｐｒBlmtを１００とした。また、図４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。
【００６７】
図４に示すように、制御指標ｐｒBが−１００（制御指標限界ｐｒBlmtを負の値にしたもの）から１００（制御指標限界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、同じ制御指標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、制御指標ｐｒBが制御指標限界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、制御指標ｐｒBが制御指標限界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を充電する。すなわち、最大限出力可能な電力で蓄電池Ｂkを充放電する。さらに、制御指標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４に示すように、個別出力電力ＰBkoutが線形的に変化している。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（８）式を用いることで、制御指標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。よって、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、制御指標ｐｒBの絶対値が制御指標限界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、制御指標ｐｒBが制御指標限界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、制御指標ｐｒBが制御指標限界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。なお、有効電力に関する重みｗBkとして同じ値を用いた場合、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が低下するように構成できる。
【００６８】
出力制御部３４は、上記出力制御部２３と同様に構成される。出力制御部３４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３３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３３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、電力線９０を介して出力する。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、電力線９０を介して入力される交流電力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。
【００６９】
次に、第１実施形態に係る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ＰＣＳBkのＣレートの設定値を変更するときの動作について説明する。
【００７０】
たとえば、ユーザが、各パワーコンディショナＰＣＳBkのＣレートの設定値を変更するために、現在の設定値と異なる新たな設定値（リクエスト値）を指定する操作を、集中管理装置ＭＣ１の操作装置（図示略）を用いて行うと、Ｃレート指定部１５は、この操作によって指定されたリクエスト値に基づいてＣレート指定値を作成し、これを各パワーコンディショナＰＣＳBkに送信する。たとえば、各パワーコンディショナＰＣＳBkにおける現在のＣレートの設定値が０Ｃであり、新たな設定値（リクエスト値）として１Ｃが指定されたとする。このとき、Ｃレート指定部１５は、リクエスト値である１ＣをＣレート指定値として各パワーコンディショナＰＣＳBkに送信する。
【００７１】
次に、各パワーコンディショナＰＣＳBkにおいて、Ｃレート設定部３２は、集中管理装置ＭＣ１のＣレート指定部１５から送信されたＣレート指定値を受信する。そして、Ｃレート設定部３２は、Ｃレート指定値を受信した時点でのＣレートの設定値（上記受信時設定値）と受信したＣレート指定値とが異なる場合、Ｃレートの設定値を、受信時設定値からＣレート指定値まで段階的に変更する。具体的には、Ｃレート設定部３２は、Ｃレートの設定値を、受信時設定値からＣレート指定値まで、所定の更新周期毎に予め設定された単位更新量ずつ変更する。たとえば、受信時設定値が０Ｃであり、受信したＣレート指定値が１Ｃである場合、受信時設定値とＣレート指定値とが異なるので、Ｃレート設定部３２は、Ｃレートの設定値を、受信時設定値である０ＣからＣレート指定値である１Ｃまで、Ｃレート指定値を受信してから１ｓｅｃ経過する毎（更新周期毎）に０．０５Ｃ（単位更新量）ずつ増加させる。よって、この場合、Ｃレート設定部３２は、各パワーコンディショナＰＣＳBkにおけるＣレートの設定値を、２０ｓｅｃかけて、段階的に変更する。
【００７２】
以上のようにして、集中管理装置ＭＣ１においてＣレートの設定値を変更する旨の操作がユーザによって行われると、各パワーコンディショナＰＣＳBkにおいて、Ｃレートの設定値が受信時設定値からＣレート指定値まで段階的に変更される。
【００７３】
次に、太陽光発電システムＰＶＳ１において、Ｃレートの設定値を変更したときの太陽光発電システムＰＶＳ１の出力電力の変化をシミュレーションにより検証した。また、従来の太陽光発電システムＰＶＳ０においても、同様にシミュレーションを行った。なお、従来の太陽光発電システムＰＶＳ０は、本実施形態の太陽光発電システムＰＶＳ１に係るパワーコンディショナＰＣＳBkの代わりに、パワーコンディショナＰＣＳBk’を用いたものである。パワーコンディショナＰＣＳBk’は、パワーコンディショナＰＣＳBkのＣレート設定部３２の代わりに従来のＣレート設定部を備えたものであり、それ以外の構成はパワーコンディショナＰＣＳBkと同じである。従来のＣレート設定部は、Ｃレートの設定値を変更する際、Ｃレート設定部３２のように段階的に変更するのではなく、一度に変更する（Ｃレート指定値通りに変更する）ものである。
【００７４】
本シミュレーションにおいては、放電レートＣratePの設定値を０Ｃから１Ｃに変更した。また、本シミュレーションにおいては、上記制御指標限界ｐｒBlmtが１００である（図４参照）パワーコンディショナＰＣＳBk’，ＰＣＳBkを想定して、制御指標ｐｒBを−１００に固定した。
【００７５】
図５（ａ）は従来の太陽光発電システムＰＶＳ０におけるシミュレーション結果を、図５（ｂ）は本実施形態の太陽光発電システムＰＶＳ１におけるシミュレーション結果をそれぞれ示している。図５（ａ），（ｂ）において、上段のタイムチャート（上段図）はパワーコンディショナＰＣＳBk’，ＰＣＳBkに対する制御指標ｐｒBの時間変化を、中段のタイムチャート（中段図）はパワーコンディショナＰＣＳBk’，ＰＣＳBkにおけるＣレート（放電レートＣrateP）の設定値の時間変化を、下段のタイムチャート（下段図）はパワーコンディショナＰＣＳBk’，ＰＣＳBkにおける個別出力電力ＰBkoutの時間変化をそれぞれ示している。なお、図５（ａ），（ｂ）の中段図に示す破線は、集中管理装置ＭＣ１から送信されるＣレート指定値の時間変化を示している。また、図５（ａ），（ｂ）の下段図は、太陽光発電システムＰＶＳ０，ＰＶＳ１が備える複数のパワーコンディショナＰＣＳBk’，ＰＣＳBkのうちのいずれか１つのパワーコンディショナＰＣＳBk’，ＰＣＳBkであって、定格出力が２５０ｋＷであるパワーコンディショナＰＣＳBk’，ＰＣＳBkにおけるシミュレーション結果である。
【００７６】
太陽光発電システムＰＶＳ０においては、図５（ａ）に示すように、シミュレーションの開始時から放電レートＣratePのＣレート指定値が変更されるまでの期間（時刻ｔ＝０〜１０［ｓｅｃ］）では、放電レートＣratePの設定値に０Ｃが設定されている。そのため、上記（５ｃ）式に示すＣレート制約によって、目標電力算出部３３によって算出される個別目標電力ＰBkrefは０ｋＷとなる。パワーコンディショナＰＣＳBk’において個別出力電力ＰBkoutが個別目標電力ＰBkrefとなるように出力制御部３４によって制御されるため、図５（ａ）下段図に示すように、個別出力電力ＰBkoutは０ｋＷである。そして、時刻ｔ＝１０［ｓｅｃ］で放電レートＣratePのＣレート指定値が変更されると、図５（ａ）中段図に示すように、放電レートＣratePの設定値が０Ｃから１Ｃに変更されている。この結果、図５（ａ）下段図に示すように、個別出力電力ＰBkoutが時刻ｔ＝１０［ｓｅｃ］で瞬時的に２５０ｋＷになっている。太陽光発電システムＰＶＳ０が、１つのパワーコンディショナＰＣＳBk’を備えている場合は２５０ｋＷの変化に過ぎないが、たとえば定格出力が２５０ｋＷである１００個のパワーコンディショナＰＣＳBk’を備えている場合、２５ＭＷもの電力が瞬時的に変化することになる。これにより、上記したように、電力系統Ａに悪影響を及ぼすことがある。また、太陽光発電システムＰＶＳ０の電力制御が適切に行えなくなることもある。
【００７７】
一方、太陽光発電システムＰＶＳ１において、図５（ｂ）に示すように、時刻ｔ＝０〜１０［ｓｅｃ］の期間では、従来の太陽光発電システムＰＶＳ０と同じである。しかし、時刻ｔ＝１０［ｓｅｃ］で、放電レートＣratePのＣレート指定値が変更されると、図５（ｂ）の中段図に示すように、放電レートＣratePの設定値が１ｓｅｃ経過する毎に０．０５Ｃずつ増加している。これは、Ｃレート設定部３２が、放電レートＣratePの設定値を１ｓｅｃ経過する度に０．０５Ｃずつ増加させるためである。このとき、放電レートＣratePの設定値が０．０５Ｃずつ増加するにつれて、図５（ｂ）の下段図に示すように、個別出力電力ＰBkoutはおよそ１２．５ｋＷずつ増加している。これは、最適化問題（上記（５）式）のＣレート制約（上記（５ｃ）式）において、Ｃレート制約の上限値が１２．５ｋＷ（＝０．０５［Ｃ］×２５０［ｋＷ］）ずつ増加するからである。そのため、算出される個別目標電力ＰBkrefが１２．５ｋＷずつ増加し、個別出力電力ＰBkoutが１２．５ｋＷずつ増加する。そして、放電レートＣratePのＣレート指定値が変更されてから２０ｓｅｃ経過した時点（時刻ｔ＝３０［ｓｅｃ］）において、放電レートＣratePの設定値が１Ｃとなり、また、個別出力電力ＰBkoutは、パワーコンディショナＰＣＳBkの定格出力である２５０ｋＷとなる。
【００７８】
上記シミュレーションにおいては、放電レートＣratePの設定値を増加させる場合を示したが、放電レートＣratePの設定値を減少させた場合も同様に、放電レートＣratePの設定値が段階的に減少するので、出力電力（個別出力電力ＰBkout）が段階的に減少する。
【００７９】
以上のことから、太陽光発電システムＰＶＳ１は、Ｃレート（放電レートＣrateP）の設定値を変更する旨の操作が行われた場合であっても、連系点電力Ｐ（ｔ）が急激に変化することを抑制できる。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ１の出力電力の急激な変化を抑制できる。なお、上記シミュレーションにおいては、放電レートＣratePの設定値を変更した場合を示したが、充電レートＣrateMの設定値を変更する場合においても段階的に変更することで、各パワーコンディショナＰＣＳBkから蓄電池Ｂkへの出力電力を段階的に変化させることができる。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ１は、蓄電池Ｂkを充電させる場合においても同様に、太陽光発電システムＰＶＳ１の出力電力の急激な変化を抑制できる。
【００８０】
次に、第１実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１の作用効果について説明する。
【００８１】
第１実施形態によれば、Ｃレート設定部３２は、Ｃレート指定部１５から受信するＣレート指定値に基づいて、Ｃレートの設定値を、Ｃレート指定値を受信したときのＣレートの設定値（受信時設定値）からＣレート指定値まで段階的に変更する。これにより、算出される個別目標電力ＰBkrefが、Ｃレートの設定値の変化と同様に段階的に変化するので、個別出力電力ＰBkoutも、Ｃレートの設定値の変化と同様に、段階的に変化する。以上のことから、Ｃレート指定値が変更された場合であっても、Ｃレートの設定値が一度に変更されないため、太陽光発電システムＰＶＳ１の出力電力が急激に変化することを抑制できる。したがって、太陽光発電システムＰＶＳ１の出力電力が急激に変化することに起因する、電力系統Ａへの悪影響を抑制できる。また、太陽光発電システムＰＶＳ１の出力電力の急激な変化を抑制することで、制御指標ｐｒPV，ｐｒBを用いた電力制御を適切に行えなくなることも抑制できる。
【００８２】
第１実施形態においては、ユーザが集中管理装置ＭＣ１の図示しない操作装置を用いてリクエスト値を指定する操作を行う場合を示したが、これに限定されない。例えば、複数の太陽光発電システムＰＶＳ１をまとめて管理するための管理装置であって、集中管理装置ＭＣ１の上位の中央管理装置において、リクエスト値を指定できるように構成してもよい。この場合、ユーザが中央管理装置においてリクエスト値を指定する操作を行うと、この操作によって指定されたリクエスト値が集中管理装置ＭＣ１に送信される。そして、集中管理装置ＭＣ１が受信したリクエスト値をＣレート指定値として、各パワーコンディショナＰＣＳBkに送信する。
【００８３】
第１実施形態においては、Ｃレート指定値が集中管理装置ＭＣ１から送信され、これを受信した各パワーコンディショナＰＣＳBkが、Ｃレートの設定値を受信時設定値からＣレート指定値まで段階的に変更させる場合を示したが、これに限定されない。例えば、次のように変形することも可能である。それは、ユーザによって集中管理装置ＭＣ１にリクエスト値を変更する旨の操作が行われると、集中管理装置ＭＣ１のＣレート指定部１５が、変更操作前のリクエスト値から変更操作後のリクエスト値までＣレート指定値を段階的に変更させつつ、変更させる度に各パワーコンディショナＰＣＳBkに送信する。そして、各パワーコンディショナＰＣＳBkは、Ｃレートの設定値を、受信したＣレート指定値にする。このように構成しても、各パワーコンディショナＰＣＳBkのＣレートの設定値が段階的に変更されるため、太陽光発電システムＰＶＳ１の出力電力の急激な変化を抑制することができる。なお、上記のように中央管理装置において、ユーザがリクエスト値を指定できる場合には、指定されたリクエスト値が中央管理装置から集中管理装置ＭＣ１に送信され、そして、集中管理装置ＭＣ１が中央管理装置から受信したリクエスト値に基づいて、段階的に変更するＣレート指定値を各パワーコンディショナＰＣＳBkに送信するように構成してもよい。
【００８４】
第１実施形態においては、Ｃレートの設定値がユーザ操作によって変更される場合を示したが、Ｃレートの設定値の変更はこれに限定されない。以下に示す状況においても、Ｃレートの設定値が変更される可能性があるので、そのような状況においても、Ｃレートの設定値が段階的に変更されるように構成してもよい。
【００８５】
例えば、ピークカット制御時においては、蓄電池Ｂkの放電が優先され、蓄電池Ｂkに蓄積された電力は減少する。よって、ピークカット制御により蓄電池Ｂkの放電を行いたいにも関わらず、蓄電池Ｂkに必要な電力が蓄積されていない状況が生じる可能性がある。そこで、充電レートＣrateMの設定値を変更して、蓄電池Ｂkの充電を制御し、次のピークカット制御による放電に備えて蓄電池Ｂkを充電しておくことがある。たとえば、充電レートＣrateMの設定値が０Ｃである場合、充電しないようにでき、充電レートＣrateMの設定値を大きくするほど充電速度を速くできる。このような制御において充電レートＣrateMの設定値を変更する場合であっても、Ｃレート（充電レートＣrateM）の設定値を段階的に変更することで、太陽光発電システムＰＶＳ１の出力電力が急激に変化することを抑制できる。
【００８６】
また、例えば、逆潮流回避制御時においては、蓄電池Ｂkの充電が優先され、蓄電池Ｂkに電力が蓄積されていく。よって、逆潮流回避制御により蓄電池Ｂkの充電を行いたいにも関わらず、蓄電池Ｂkが満充電であり、蓄電池Ｂkの充電が行えない状況が生じる可能性がある。そこで、放電レートＣratePの設定値を変更して、蓄電池Ｂkの放電を制御し、次の逆潮流回避制御による充電に備えて蓄電池Ｂkを放電しておくことがある。たとえば、放電レートＣratePの設定値が０Ｃである場合、放電しないようにでき、放電レートＣratePの設定値を大きくするほど放電速度を速くできる。このような制御において放電レートＣratePの設定値を変更する場合であっても、Ｃレート（放電レートＣrateP）の設定値を段階的に変更することで、太陽光発電システムＰＶＳ１の出力電力が急激に変化することを抑制できる。
【００８７】
なお、Ｃレートの設定値が変更される場合は、上記した２つの例に限定されず、その他の場合においても、太陽光発電システムＰＶＳ１は、各パワーコンディショナＰＣＳBkのＣレートの設定値を段階的に変更すればよい。
【００８８】
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、第１実施形態と同一あるいは類似の構成については、同じ符号を付してその説明を省略する。太陽光発電システムＰＶＳ２の全体構成は、図１に示す第１実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１と同様である。
【００８９】
図６は、太陽光発電システムＰＶＳ２の電力制御に関する制御系の機構構成を示している。同図に示すように、太陽光発電システムＰＶＳ２は、上記太陽光発電システムＰＶＳ１と比較して、各パワーコンディショナＰＣＳBkが接続判断部３５をさらに備えている点で異なる。
【００９０】
接続判断部３５は、自装置（パワーコンディショナＰＣＳBk）が電力線９０に接続されている状態であるか否かを判断する。以下の説明において、電力線９０に接続されている状態を「接続状態」といい、電力線９０に接続されていない状態を「非接続状態」という。各パワーコンディショナＰＣＳBkは、接続状態であるとき蓄電池Ｂkの充放電を行うことができ、非接続状態であるときには蓄電池Ｂkの充放電を行うことができない。接続状態か非接続状態かは、例えば、各パワーコンディショナＰＣＳBkを電力線９０に接続するための開閉器（図示略）の状態に基づいて判断される。接続判断部３５は、この開閉器が導通状態である場合、パワーコンディショナＰＣＳBkが接続状態であると判断し、開閉器が遮断状態である場合、パワーコンディショナＰＣＳBkが非接続状態であると判断する。
【００９１】
第２実施形態におけるＣレート設定部３２は、集中管理装置ＭＣ１（Ｃレート指定部１５）から送信されるＣレート指定値を受信しても、接続判断部３５によって非接続状態であると判断されている場合には、Ｃレートの設定値を、受信したＣレート指定値にせず、予め決められた所定値にする。本実施形態においては、所定値として０Ｃを用いているが、これに限定されない。一方、接続判断部３５によって接続状態であると判断されている場合には、Ｃレートの設定値を、受信したＣレート指定値にする。したがって、Ｃレート指定部１５から受信するＣレート指定値が上記所定値と異なる場合、非接続状態から接続状態に切り換わったときにＣレートの設定値を変更する必要がある。例えば、各パワーコンディショナＰＣＳBkを新たに電力線９０に接続するときに、各パワーコンディショナＰＣＳBkが非接続状態から接続状態に切り換わる。そこで、Ｃレート設定部３２は、非接続状態から接続状態に切り換わったときにＣレートの設定値を上記所定値からＣレート指定値まで段階的に変化させる。なお、Ｃレート設定部３２がＣレートの設定値を段階的に変化させる方法は、第１実施形態に係るＣレート設定部３２と同じである。
【００９２】
次に、太陽光発電システムＰＶＳ２において、定格出力が２５０ｋＷのパワーコンディショナＰＣＳBkが非接続状態から接続状態になったときの、当該パワーコンディショナＰＣＳBkの出力電力（個別出力電力ＰBkout）の変化をシミュレーションにより検証した。なお、第１実施形態と同様に、従来の太陽光発電システムＰＶＳ０においても、同様にシミュレーションを行った。
【００９３】
本シミュレーションにおいては、集中管理装置ＭＣ１から各パワーコンディショナ，ＰＣＳBk’，ＰＣＳBkに放電レートＣratePのＣレート指定値として１Ｃが送信されているものとした。また、第１実施形態におけるシミュレーションと同様に、制御指標ｐｒBを−１００に固定した。
【００９４】
図７（ａ）は従来の太陽光発電システムＰＶＳ０におけるシミュレーション結果を、図７（ｂ）は本実施形態の太陽光発電システムＰＶＳ２におけるシミュレーション結果をそれぞれ示している。図７（ａ），（ｂ）において、上段のタイムチャート（上段図）はパワーコンディショナＰＣＳBk’，ＰＣＳBkに対する制御指標ｐｒBの時間変化を、中段のタイムチャート（中段図）はパワーコンディショナＰＣＳBk’，ＰＣＳBkにおけるＣレート（放電レートＣrateP）の設定値の時間変化を、下段のタイムチャート（下段図）はパワーコンディショナＰＣＳBk’，ＰＣＳBkにおける個別出力電力ＰBkoutの時間変化をそれぞれ示している。なお、図７（ａ），（ｂ）の下段図は、図５と同様に、太陽光発電システムＰＶＳ０，ＰＶＳ１が備える複数のパワーコンディショナＰＣＳBk’，ＰＣＳBkのうちのいずれか１つのパワーコンディショナＰＣＳBk’，ＰＣＳBkであって、定格出力が２５０ｋＷであるパワーコンディショナＰＣＳBk’，ＰＣＳBkにおけるシミュレーション結果である。本シミュレーションにおいては、時刻ｔ＝５［ｓｅｃ］において、パワーコンディショナＰＣＳBk’，ＰＣＳBkを非接続状態から接続状態に切り換えたものとする。すなわち、時刻ｔ＝０〜５［ｓｅｃ］においては、パワーコンディショナＰＣＳBk’，ＰＣＳBkは非接続状態であり、時刻ｔ＝５〜３５［ｓｅｃ］においては、パワーコンディショナＰＣＳBk’，ＰＣＳBkは接続状態であるものとする。
【００９５】
太陽光発電システムＰＶＳ０においては、パワーコンディショナＰＣＳBk’が、非接続状態であっても、集中管理装置ＭＣ１からＣレート指定値を受信している場合には、Ｃレートの設定値がＣレート指定値となるように構成されていた。そのため、図７（ａ）の中段図に示すように、パワーコンディショナＰＣＳBk’が、非接続状態である期間（時刻ｔ＝０〜５［ｓｅｃ］）および接続状態である期間（時刻ｔ＝５〜３５［ｓｅｃ］）の両方において、放電レートＣratePの設定値に１Ｃが設定されている。また、太陽光発電システムＰＶＳ０においては、図７（ａ）の下段図に示すように、パワーコンディショナＰＣＳBk’は、非接続状態である期間（時刻ｔ＝０〜５［ｓｅｃ］）では電力を出力できないため、放電レートＣratePの設定値に１Ｃが設定されていても、個別出力電力ＰBkoutは０ｋＷである。一方、接続状態である期間（時刻ｔ＝５〜３５［ｓｅｃ］）では電力を出力できるため、放電レートＣratePの設定値（１Ｃ）に応じて、個別出力電力ＰBkoutは２５０ｋＷである。したがって、パワーコンディショナＰＣＳBk’が、非接続状態から接続状態になると同時に、個別出力電力ＰBkoutが瞬時的に定格出力の２５０ｋＷまで上昇する。太陽光発電システムＰＶＳ０において、１つのパワーコンディショナＰＣＳBk’が非接続状態から接続状態になった場合には２５０ｋＷの変化であるが、多数のパワーコンディショナＰＣＳBk’が一斉に非接続状態から接続状態になった場合には、太陽光発電システムＰＶＳ０の出力電力が急激に変化する。これにより、電力系統Ａに悪影響を及ぼすことがある。また、太陽光発電システムＰＶＳ０の電力制御が適切に行えなくなることもある。
【００９６】
一方、太陽光発電システムＰＶＳ２においては、図７（ｂ）の中段図に示すように、パワーコンディショナＰＣＳBkが非接続状態である期間（時刻ｔ＝０〜５［ｓｅｃ］）では、パワーコンディショナＰＣＳBkは集中管理装置ＭＣ１からＣレート指定値を受信しても、放電レートＣratePの設定値は所定値（０Ｃ）である。そして、時刻ｔ＝５［ｓｅｃ］でパワーコンディショナＰＣＳBkが非接続状態から接続状態になると、放電レートＣratePの設定値は、所定値（０Ｃ）からＣレート指定値（１Ｃ）に一度に変化するのではなく、所定値（０Ｃ）から１ｓｅｃ経過するごとに０．０５Ｃずつ上昇している。そして、時刻ｔ＝２５［ｓｅｃ］において、放電レートＣratePの設定値がＣレート指定値（１Ｃ）となる。したがって、図７（ｂ）の中段図が示すように、放電レートＣratePの設定値は、パワーコンディショナＰＣＳBkが非接続状態であるときには所定値（０Ｃ）であり、非接続状態から接続状態になると、集中管理装置ＭＣ１から受信するＣレート指定値（１Ｃ）まで、段階的に変更されている（上昇している）ことが分かる。また、図７（ｂ）の下段図に示すように、個別出力電力ＰBkoutは、パワーコンディショナＰＣＳBkが非接続状態である期間（時刻ｔ＝０〜５［ｓｅｃ］）では上記太陽光発電システムＰＶＳ０と同様に０ｋＷであるが、接続状態になった後は、放電レートＣratePの設定値の変化に応じて、段階的に上昇していることが分かる。また、本シミュレーションにおいても、１ｓｅｃ経過するごとに０．０５Ｃずつ放電レートＣratePの設定値が変化しているため、個別出力電力ＰBkoutは、１ｓｅｃ経過するごとに、１２．５ｋＷずつ上昇している。そして、時刻ｔ＝２５［ｓｅｃ］で、個別出力電力ＰBkoutがパワーコンディショナＰＣＳBkの定格出力である２５０ｋＷとなる。以上のことから、太陽光発電システムＰＶＳ２は、パワーコンディショナＰＣＳBkが非接続状態から接続状態になるときであっても、太陽光発電システムＰＶＳ２の出力電力が急激に変化することを抑制できている。
【００９７】
さらに、太陽光発電システムＰＶＳ２が自家消費型である場合をシミュレーションにより検証した。本シミュレーションにおいては、太陽光発電システムＰＶＳ２は、逆電力継電器が設置されており、かつ、逆潮流回避制御が行われているものとした。また、本シミュレーションにおいては、太陽光発電システムＰＶＳ２，ＰＶＳ０は、電力負荷Ｌによって２００ｋＷの電力を消費しているものとし、定格出力が２５０ｋＷであるパワーコンディショナＰＣＳBkを１つ有している場合を想定した。また、本シミュレーションにおいては、パワーコンディショナＰＣＳBkが非接続状態であるときの所定値を０Ｃとし、Ｃレート指定値を１Ｃとした。なお、本シミュレーションにおいては、上記した他のシミュレーションとは異なり、連系点電力Ｐ（ｔ）と目標電力ＰC（逆潮流回避目標値）とによって制御指標ｐｒBを変化させるものとした。
【００９８】
図８（ａ）は太陽光発電システムＰＶＳ０におけるシミュレーション結果を、図８（ｂ）は太陽光発電システムＰＶＳ２におけるシミュレーション結果をそれぞれ示している。図８（ａ），（ｂ）において、上段のタイムチャート（上段図）はパワーコンディショナＰＣＳBk’，ＰＣＳBkに対する制御指標ｐｒBの時間変化を、中段のタイムチャート（中段図）は太陽光発電システムＰＶＳ０，ＰＶＳ２における連系点電力Ｐ（ｔ）の時間変化を、下段のタイムチャート（下段図）はパワーコンディショナＰＣＳBk’，ＰＣＳBkにおける個別出力電力ＰBkoutの時間変化をそれぞれ示している。なお、図８（ａ），（ｂ）の中段図において、一点鎖線は逆電力継電器の動作レベルを、二点鎖線は逆潮流回避目標値をそれぞれ示している。なお、本シミュレーションにおいても、図７に示すシミュレーションと同様に、時刻ｔ＝５［ｓｅｃ］において、パワーコンディショナＰＣＳBk’，ＰＣＳBkを非接続状態から接続状態に切り換えたものとする。
【００９９】
太陽光発電システムＰＶＳ０においては、時刻ｔ＝５［ｓｅｃ］でパワーコンディショナＰＣＳBk’が非接続状態から接続状態に変わると、図８（ａ）の下段図に示すように、個別出力電力ＰBkoutが瞬時的に２５０ｋＷまで上昇している。その結果、図８（ａ）の中段図に示すように、連系点電力Ｐ（ｔ）が正の値となり、逆電力継電器の動作レベル（０ｋＷ）を上回る。よって、逆潮流の状態になり、逆電力継電器が動作する。これにより、逆電力継電器によって太陽光発電システムＰＶＳ０が電力系統Ａから解列されてしまう。
【０１００】
一方、太陽光発電システムＰＶＳ２においては、時刻ｔ＝５［ｓｅｃ］でパワーコンディショナＰＣＳBkが非接続状態から接続状態に変わると、放電レートＣratePの設定値が段階的に変更されるため、図８（ｂ）の下段図に示すように、個別出力電力ＰBkoutが段階的に上昇する。したがって、図８（ｂ）の中段図に示すように、連系点電力Ｐ（ｔ）も段階的に上昇している。そして、連系点電力Ｐ（ｔ）が逆潮流回避目標値を上回ったときに、連系点電力Ｐ（ｔ）が逆潮流回避目標値に一致するように、逆潮流回避制御が行われる。これにより、図８（ｂ）の上段図に示すように、時刻ｔ＝１５［ｓｅｃ］において、制御指標ｐｒBが−１００から上昇し始める（制御指標ｐｒBの絶対値としては減少、すなわち、０に近づくように変化し始める）。その結果、時刻ｔ＝２０［ｓｅｃ］において、図８（ｂ）の下段図に示すように、個別出力電力ＰBkoutが抑制され、増加から減少に転じている。したがって、図８（ｂ）の中段図に示すように、連系点電力Ｐ（ｔ）も減少から増加に転じ、連系点電力Ｐ（ｔ）が逆潮流回避目標値となるように制御されている。なお、時刻ｔ＝１５〜２０［ｓｅｃ］においては、制御指標ｐｒBが上昇しているため（制御指標ｐｒBの絶対値としては減少しているため）、個別出力電力ＰBkoutが抑制されるように制御されるはずであるが、個別出力電力ＰBkoutは抑制されずそのまま上昇している（図８（ｂ）の下段図参照）。これは、制御指標ｐｒBによって算出される個別目標電力ＰBkref（上記（５ａ）式参照）よりも、放電レートＣratePの設定値の上昇（Ｃレート制約（上記（５ｃ）式）の上限値の上昇）に応じて決まる個別目標電力ＰBkrefの方が小さいためであり、目標電力算出部３３によって最終的に算出される個別目標電力ＰBkrefが放電レートＣratePに応じて決まるので、個別出力電力ＰBkoutが抑制されず、上昇している。なお、時刻ｔ＝２０［ｓｅｃ］以降においては、制御指標ｐｒBによって算出される個別目標電力ＰBkrefがよりも、放電レートＣratePの設定値の上昇に応じて決まる個別目標電力ＰBkrefが大きくなるため、制御指標ｐｒBの上昇（制御指標ｐｒBの絶対値の減少）に伴って、目標電力算出部３３によって最終的に算出される個別目標電力ＰBkrefが減少し、個別出力電力ＰBkoutが抑制される。
【０１０１】
以上に示したシミュレーション結果から、太陽光発電システムＰＶＳ２は、連系点電力Ｐ（ｔ）が急激に上昇することを抑制できる。また、太陽光発電システムＰＶＳ２は、Ｃレートの設定値の変更と制御指標ｐｒBの変更とによって、連系点電力Ｐ（ｔ）が逆電力継電器の動作レベル（０ｋＷ）を上回ることを抑制できる。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ２は、制御指標ｐｒPV，ｐｒBを用いた電力制御を適切に行い、逆電力継電器が動作することを抑制できる。
【０１０２】
上記に示した本実施形態に係る２つのシミュレーションにおいては、放電レートＣratePの設定値が増加する場合を示したが、放電レートＣratePの設定値を減少させる場合も同様に、パワーコンディショナＰＣＳBkが非接続状態から接続状態になったときに、放電レートＣratePの設定値が段階的に減少するので、出力電力（個別出力電力ＰBkout）が段階的に減少する。また、これらのシミュレーションにおいては、放電レートＣratePの設定値が変更される場合を示したが、充電レートＣrateMの設定値が変更される場合も同様に、充電レートＣrateMの設定値を段階的に変更することで、各パワーコンディショナＰＣＳBkから蓄電池Ｂkへの出力電力を段階的に変化させることができる。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ２は、蓄電池Ｂkを充電させる場合においても同様に、太陽光発電システムＰＶＳ２の出力電力の急激な変化を抑制できる。
【０１０３】
次に、第２実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ２の作用効果について説明する。
【０１０４】
第２実施形態によれば、Ｃレート設定部３２は、各パワーコンディショナＰＣＳBkが非接続状態のときには、Ｃレートの設定値が所定値となり、各パワーコンディショナＰＣＳBkが接続状態のときには、Ｃレートの設定値がＣレート指定値となるようにした。そして、Ｃレート設定部３２は、各パワーコンディショナＰＣＳBkが非接続状態から接続状態になり、Ｃレートの設定値の変更が必要な場合に、Ｃレートの設定値を所定値からＣレート指定値まで段階的に変更した。これにより、各パワーコンディショナＰＣＳBkが非接続状態から接続状態になるときに、各パワーコンディショナＰＣＳBkの個別出力電力ＰBkoutが急激に変化することを抑制できる。したがって、太陽光発電システムＰＶＳ２の出力電力が急激に変化することを抑制できるので、電力系統への悪影響や制御指標ｐｒPV，ｐｒBを用いた電力制御が適切に行えなくなることを抑制できる。特に、図８に示すシミュレーション結果から分かるように、太陽光発電システムＰＶＳ２が自家消費型である場合、各パワーコンディショナＰＣＳBkのＣレートの設定値を段階的に変更させて、太陽光発電システムＰＶＳ２の出力電力が急激に変化することを抑制することで、太陽光発電システムＰＶＳ２が電力系統Ａから解列される可能性を低減させることができる。
【０１０５】
第２実施形態によれば、非接続状態における所定値として０Ｃを用いるようにした。これにより、各パワーコンディショナＰＣＳBkは、上記（５）式に示す最適化問題のＣレート制約（上記（５ｃ）式）によって、算出される個別目標電力ＰBkrefを０に制限することができる。すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳBkの各個別出力電力ＰBkoutを０に制限することができる。したがって、各パワーコンディショナＰＣＳBkが非接続状態から接続状態になったときに、各個別出力電力ＰBkoutを０ｋＷから変化させることができる。
【０１０６】
第２実施形態においては、非接続状態であるパワーコンディショナＰＣＳBkであっても集中管理装置ＭＣ１からＣレート指定値を受信する場合を説明したが、これに限定されない。たとえば、パワーコンディショナＰＣＳBkは、非接続状態であるときには、集中管理装置ＭＣ１から送信されるＣレート指定値を受信せず、接続状態であるときに、集中管理装置ＭＣ１から送信されるＣレート指定値を受信するように構成してもよい。
【０１０７】
第２実施形態においては、各パワーコンディショナＰＣＳBkは、非接続状態であるか接続状態であるかを判断し、非接続状態である場合は、Ｃレートの設定値を所定値にしたが、これに限定されない。例えば、集中管理装置ＭＣ１が、各パワーコンディショナＰＣＳBkが接続状態であるか非接続状態であるかを判断可能であれば、次のように構成してもよい。それは、集中管理装置ＭＣ１が、非接続状態であるパワーコンディショナＰＣＳBkに対して、Ｃレート指定値として上記所定値を送信し、接続状態であるパワーコンディショナＰＣＳBkに対して、Ｃレート指定値としてリクエスト値を送信する。そして、非接続状態であるパワーコンディショナＰＣＳBkが接続状態になると、集中管理装置ＭＣ１のＣレート指定部１５が、Ｃレート指定値を所定値からリクエスト値まで段階的に変更しつつ、変更させる度にそのときのＣレート指定値を非接続状態から接続状態になったパワーコンディショナＰＣＳBkに送信する。当該パワーコンディショナＰＣＳBkは、Ｃレートの設定値を受信したＣレート指定値にする。このように構成した場合であっても、各パワーコンディショナＰＣＳBkのＣレートの設定値が段階的に変更されるため、太陽光発電システムＰＶＳ２の出力電力の急激な変化を抑制することができる。
【０１０８】
第２実施形態においては、パワーコンディショナＰＣＳBkを非接続状態から接続状態にした場合について説明したが、パワーコンディショナＰＣＳPViのすべてあるいは一部を非接続状態から接続状態にする場合も考えられる。すなわち、パワーコンディショナＰＣＳPViを新たに電力線９０に接続する場合も考えられる。このとき、パワーコンディショナＰＣＳPViが接続状態になった直後に、日射条件などにより、連系点電力Ｐ（ｔ）が急激に変化する場合がある。しかし、パワーコンディショナＰＣＳPViは、上記したように最大電力点追従制御（ＭＰＰＴ制御）を行っており、当該ＭＰＰＴ制御によって、パワーコンディショナＰＣＳPViの個別出力電力ＰPVioutは所定周期（本実施形態においては１ｓｅｃ）で段階的に変化する。また、パワーコンディショナＰＣＳPViは、制御指標ｐｒPVを用いた制御を行っており、当該制御指標ｐｒPVの算出周期（本実施形態においては１ｓｅｃ）で個別目標電力ＰPVirefが算出される。これらの制御によって、各個別出力電力ＰPVioutが急激に変化しないように制御することができる。
【０１０９】
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。第１および第２実施形態においては、調整対象電力として、連系点電力検出部１２が検出する連系点電力Ｐ（ｔ）を用いた場合を示した。本実施形態においては、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkの個別出力電力ＰPViout，ＰBkoutおよび電力負荷Ｌの消費電力ＰLの総和を算出し、これを調整対象電力として用いる場合を示す。以下の説明において、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkの個別出力電力ＰPViout，ＰBkoutおよび電力負荷Ｌの消費電力ＰLの総和を「システム総出力」という。したがって、太陽光発電システムＰＶＳ３は、システム総出力を目標電力ＰCにするように制御する。
【０１１０】
図９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、複数の太陽電池ＳＰi，複数のパワーコンディショナＰＣＳPVi，複数の蓄電池Ｂk，複数のパワーコンディショナＰＣＳBk、および、集中管理装置ＭＣ３を有して構成される。
【０１１１】
本実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ３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および電力負荷Ｌの消費電力ＰLの総和（システム総出力Ｐtotal（ｔ））を算出する。システム総出力Ｐtotal（ｔ）は、演算式「ΣiＰPViout＋ΣkＰBkout−ＰL」によって求められる。そして、算出したシステム総出力Ｐtotal（ｔ）を太陽光発電システムＰＶＳ３全体の出力（調整対象電力）として、目標電力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ＰＶＳ３は、連系点電力Ｐ（ｔ）の代わりにシステム総出力Ｐtotal（ｔ）を用いて各種電力制御を行う。
【０１１２】
図１０は、図９に示す太陽光発電システムＰＶＳ３の電力制御に関する制御系の機能構成を示している。なお、図１０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つ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ＰＶＳ３は、第１実施形態に係る集中管理装置ＭＣ１の代わりに、集中管理装置ＭＣ３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。
【０１１３】
第３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、図１０に示すように、電力制御における制御系として、出力電力検出部２４および送信部２５をさらに備えている。また、各パワーコンディショナＰＣＳBkはそれぞれ、図１０に示すように、電力制御における制御系として、出力電力検出部３６および送信部３７をさらに備えている。
【０１１４】
出力電力検出部２４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３６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。
【０１１５】
送信部２５は、出力電力検出部２４が検出した個別出力電力ＰPVioutを集中管理装置ＭＣ３に送信する。送信部３７は、出力電力検出部３６が検出した個別出力電力ＰBkoutを集中管理装置ＭＣ３に送信する。
【０１１６】
集中管理装置ＭＣ３は、図１０に示すように、電力制御における制御系として、目標電力設定部１１、受信部１６、総出力算出部１７、指標算出部１８、送信部１４、および、Ｃレート指定部１５を含んでいる。すなわち、第１実施形態に係る集中管理装置ＭＣ１と比較して、連系点電力検出部１２および指標算出部１３の代わりに、受信部１６、総出力算出部１７、および、指標算出部１８を備えている点で異なる。
【０１１７】
受信部１６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。また、受信部１６は、電力負荷Ｌから送信される消費電力ＰLを受信する。
【０１１８】
総出力算出部１７は、受信部１６が受信した、個別出力電力ＰPViout，ＰBkoutと電力負荷Ｌの消費電力ＰLと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１７は、入力されるすべての個別出力電力ＰPViout，ＰBkoutおよび電力負荷Ｌの消費電力ＰLを加算したシステム総出力Ｐtotal（ｔ）を算出する。
【０１１９】
指標算出部１８は、総出力算出部１７が算出したシステム総出力Ｐtotal（ｔ）を、目標電力ＰCにするための指標（制御指標ｐｒPV，ｐｒB）を算出する。このとき、指標算出部１８は、上記（１）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（２）式により、算出したラグランジュ乗数λを制御指標ｐｒPV，ｐｒBとして算出する。算出された制御指標ｐｒPVは、送信部１４を介して、各パワーコンディショナＰＣＳPViに送信される。また、算出された制御指標ｐｒBは、送信部１４を介して、各パワーコンディショナＰＣＳBkに送信される。
【０１２０】
以上のように構成された太陽光発電システムＰＶＳ３においても、上記第１実施形態と同様に、各パワーコンディショナＰＣＳBkのＣレートの設定値が段階的に変更されるように構成することができる。これにより、第１実施形態と同様に、Ｃレート指定値が変更された場合であっても、太陽光発電システムＰＶＳ３の出力電力が急激に変化することを抑制できる。
【０１２１】
なお、第３実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ３は、第１実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１において調整対象電力として連系点電力Ｐ（ｔ）の代わりにシステム総出力Ｐtotal（ｔ）を用いるように構成したものであるが、第２実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ２において調整対象電力として連系点電力Ｐ（ｔ）の代わりにシステム総出力Ｐtotal（ｔ）を用いるように構成してもよい。この場合、第２実施形態と同様に、各パワーコンディショナＰＣＳBkを非接続状態から接続状態にする場合であっても、太陽光発電システムＰＶＳ３の出力電力が急激に変化することを抑制できる。
【０１２２】
また、第３実施形態におけるスケジュール制御においては、調整対象電力として、太陽光発電システムＰＶＳ３全体の出力電力（システム総出力Ｐtotal（ｔ））を用いるのでなく、複数のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkを複数のグループに分けたときの当該グループ毎の出力電力を用いてもよい。この場合、グループ毎に目標電力を設定して、各グループにおける出力電力が当該グループの目標電力となるようにスケジュール制御を行う。
【０１２３】
第１ないし第３実施形態においては、各パワーコンディショナＰＣＳBkにおけるＣレートの設定値が、予め設定された単位更新量（例えば０．０５Ｃ）ずつ変更される場合を示したが、これに限定されない。たとえば、Ｃレート設定部３２が、Ｃレート指定値が変更される度に、受信時設定値とＣレート指定値との差分に基づいて、適宜単位更新量を変更してもよい。具体的には、各パワーコンディショナＰＣＳBkに、受信時設定値からＣレート指定値まで変更するのに要する時間（以下「必要時間」という）と上記更新周期とを予め設定しておく。そして、Ｃレート指定値が変更されると、受信時設定値とＣレート指定値との差分（目標更新量）を算出し、算出した目標更新量と上記必要時間と上記更新周期とを用いて、「目標更新量÷（必要時間÷更新周期）」を演算する。この演算結果を単位更新量として用いる。たとえば、必要時間として２０ｓｅｃ、更新周期として１ｓｅｃがそれぞれ設定されており、そして、Ｃレート指定値が０Ｃから０．５Ｃに変更されたとする。すなわち、１ｓｅｃの更新周期で２０ｓｅｃの必要時間かけて、受信時設定値である０ＣからＣレート指定値である０．５Ｃに変更するものとする。このとき、Ｃレート設定部３２は、まず受信時設定値とＣレート指定値との差（０．５Ｃ−０Ｃ）を演算して、目標更新量を０．５Ｃと算出する。次に、Ｃレート設定部３２は、算出した目標更新量を用いて、上記演算式により、単位更新量を０．０２５Ｃ（＝０．５［Ｃ］÷（２０［ｓｅｃ］÷１［ｓｅｃ］））と算出する。よって、この場合の単位更新量は０．０２５Ｃとなる。また、１ｓｅｃの更新周期で２０ｓｅｃの必要時間かけて、受信時設定値である０ＣからＣレート指定値である２Ｃに変更する場合、Ｃレート設定部３２が同様に演算することで、単位更新量は０．１Ｃ（＝２［Ｃ］÷（２０［ｓｅｃ］÷１［ｓｅｃ］））となる。以上のようにして、Ｃレート指定値が変更される度に、単位更新量が変更されるように構成してもよい。上記した数値は一例であってこれに限定されない。
【０１２４】
なお、上記のように単位更新量を変更する場合、単位更新量の上限値を設けておき、算出した単位更新量が設定された上限値を超える場合には、この上限値で制限されるように構成しておくとよい。このようにすることで、単位更新量が大きくなりすぎて、各パワーコンディショナＰＣＳBkの個別出力電力ＰBkoutが急激に変化することを抑制することができる。また、算出した目標更新量に応じて、互いに異なる第１の単位更新量および第２の単位更新量のいずれかを用いるようにしてもよい。具体的には、Ｃレート設定部３２は、算出した目標更新量が所定の閾値未満の場合、予め設定された第１の単位更新量を用いて、算出した目標更新量が閾値以上の場合、予め設定された第２の単位更新量を用いるように構成してもよい。なお、第２の単位更新量は第１の単位更新量より大きい。また、第１の単位更新量および第２の単位更新量のいずれかは、上記演算式（「目標更新量÷（必要時間÷更新周期）」）により求めた単位更新量を用いるようにしてもよい。
【０１２５】
第１ないし第３実施形態においては、本発明の「特性値」がＣレートである場合を例に説明したが、これに限定されない。たとえば、上記（５）式に示す最適化問題における制約条件と異なる制約条件が用いられ、そして、当該制約条件に蓄電池Ｂkの充放電時の入出力電力を制限する特性値が用いられている場合には、Ｃレートの設定値の代わりにこの特性値の設定値が段階的に変更されるように構成してもよい。
【０１２６】
第１ないし第３実施形態においては、集中管理装置ＭＣ１（ＭＣ３）が制御指標ｐｒPV，ｐｒBを算出する場合を示したが、これに限定されない。例えば、集中管理装置ＭＣ１（ＭＣ３）が、制御指標ｐｒPV，ｐｒBの代わりに、複数のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBk毎の個別目標電力ＰPViref，ＰBkrefを算出するようにしてもよい。この場合、集中管理装置ＭＣ１（ＭＣ３）は、調整対象電力（連系点電力Ｐ（ｔ）あるいはシステム総出力Ｐtotal（ｔ））と目標電力とに基づいて、複数のパワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBk毎の個別目標電力ＰPViref，ＰBkrefを算出する。そして、各パワーコンディショナＰＣＳPVi，ＰＣＳBkは、自装置に対する個別目標電力ＰPViref，ＰBkrefを集中管理装置ＭＣ１（ＭＣ３）から取得し、個別出力電力ＰPViout，ＰBkoutが個別目標電力ＰPViref，ＰBkrefとなるように制御する。このとき、各パワーコンディショナＰＣＳBkは、設定されるＣレートの設定値に基づいて、蓄電池Ｂkの充放電時の入出力電力、すなわち、個別出力電力ＰBkoutを制限される。このような場合であっても、Ｃレート設定部３２がＣレートの設定値を段階的に変更することで、太陽光発電システムの出力電力が急激に変化することを抑制できる。
【０１２７】
第１ないし第３実施形態においては、本開示の電力システムが太陽光発電システムである場合を例に説明したが、これに限られない。当該電力システムは、他の発電システムであってもよい。他の発電システムとしては、例えば、風力発電システムや燃料電池による発電システム、回転機形の発電機による発電システム、ネガワット取引を行うアグリゲータによる、需要家の負荷を管理する仮想的な発電システムなどが考えられる。なお、アグリゲータは、ネガワット取引により、節約できた電力を発電した電力とみなしているので、実際に発電を行っているのではない。これらの発電システムの場合でも、集中管理装置は、連系点電力を検出するか個別出力電力の総和を算出して調整対象電力とし、指標を算出して各電力制御装置に送信する。そして、各発電システムの電力制御装置は、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、電力制御装置は、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、電力制御装置は、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、電力制御装置は、需要家の負荷およびこれを制御する制御装置である。なお、アグリゲータによる発電システムにおいては、節約できた電力を発電した電力とみなしているので、需要家の負荷の通常の消費電力から削減した電力が個別出力電力になる。また、上記電力システムは、上記した発電システムを併用したものとしてもよい。例えば、太陽光発電システムに回転機形の発電機を追加して、集中管理装置が太陽光発電システムの各パワーコンディショナおよび発電機の制御装置に指標を送信して全体の出力を制御する構成としてもよい。
【０１２８】
本開示に係る電力システムおよび蓄電池パワーコンディショナは、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】
【０１２９】
ＰＶＳ１〜ＰＶＳ３：太陽光発電システム
Ａ            ：電力系統
Ｌ            ：電力負荷
ＭＣ１，ＭＣ３：集中管理装置
１１          ：目標電力設定部
１２          ：連系点電力検出部
１３          ：指標算出部
１４          ：送信部
１５          ：Ｃレート指定部
１６          ：受信部
１７          ：総出力算出部
１８          ：指標算出部
ＳＰi        ：太陽電池
ＰＣＳPVi    ：パワーコンディショナ
２１          ：受信部
２２          ：目標電力算出部
２３          ：出力制御部
２４          ：出力電力検出部
２５          ：送信部
Ｂk          ：蓄電池
ＰＣＳBk      ：パワーコンディショナ
３１          ：受信部
３２          ：Ｃレート設定部
３３          ：目標電力算出部
３４          ：出力制御部
３５          ：接続判断部
３６          ：出力電力検出部
３７          ：送信部
９０          ：電力線
【図１】
2019122150.tif 000008
【図２】
2019122150.tif 000009
【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
2019122150.tif 000013
【図７】
2019122150.tif 000014
【図８】
2019122150.tif 000015
【図９】
2019122150.tif 000016
【図１０】
2019122150.tif 000017