JP2018182847A - 系統連系システムおよび電力システム - Google Patents

Abstract

【課題】複数の電力装置を監視する装置の処理負荷を低減させることができる系統連系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、複数台のパワーコンディショナＰＣＳBk、および、集中管理装置ＭＣ９を備えている。集中管理装置ＭＣ９は、デマンド監視装置９１から受信する警報信号に応じて、放電目標値ＰDを設定する。そして、複数台のパワーコンディショナＰＣＳBkの出力電力の総和が当該放電目標値ＰDとなるように充放電指標ｐｒBを算出し、これ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ＰＣＳBkの各々は、受信した充放電指標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を制御する。【選択図】図２７

Description

本開示は、系統連系型の電力システムに関し、特に複数台の電力装置を有する電力システムに関する。

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。

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。

特開２０１２−２０５３２２号公報 特開２０１３−１６５５４４号公報

上記のような監視制御システムは、各パワーコンディショナの監視および制御を行うため、監視および制御対象となるパワーコンディショナが多くなるほど、必然的に処理負荷が大きくなる。このような監視制御システムの高負荷問題は、太陽光発電システムに限らず、複数の電力装置（パワーコンディショナや出力電力を制御する制御装置など）を監視制御システムで監視する他の発電システムにおいても発生する。

本開示に係る電力システムは、上記事情に鑑みて創作されたものである。そこでその目的は、複数の電力装置を監視する装置の処理負荷を低減させることができる系統連系システムおよび電力システムを提供することにある。

本開示の第１の側面によって提供される系統連系システムは、電力負荷、前記電力負荷に電力を供給する複数の電力供給装置、および、前記複数の電力供給装置を管理する集中管理装置を備えており、電力系統から電力を供給される系統連系システムであって、前記集中管理装置は、デマンド監視装置から送信される警報信号を受信する警報信号受信手段と、前記警報信号に応じて、前記電力系統からの供給電力を低下させる目標電力を設定する目標電力設定手段と、前記複数の電力供給装置の総出力電力が前記目標電力となるように、前記総出力電力と前記目標電力とに基づき、前記複数の電力供給装置それぞれの個別出力電力を制御するための指標を算出する指標算出手段と、前記指標を前記複数の電力供給装置それぞれに送信する指標送信手段と、を備えており、前記複数の電力供給装置の各々は、前記指標を受信する指標受信手段と、前記指標を用いた最適化問題に基づいて、当該各電力供給装置の個別目標電力を算出する目標電力算出手段と、前記個別目標電力となるように当該各電力供給装置の前記個別出力電力を制御する制御手段と、を備えていることを特徴とする。

前記系統連系システムの好ましい実施の形態においては、前記警報信号は、現在のデマンド時限の終了時点における予測デマンド値と予め設定された目標デマンド値に基づいて前記デマンド監視装置から送信され、前記目標電力は、前記デマンド時限のデマンド値を前記目標デマンド値以下に制限するための目標値である。

前記系統連系システムの好ましい実施の形態においては、前記警報信号は、多段階の警報信号であり、前記多段階の警報信号のうちの少なくとも一つが、前記予測デマンド値が前記目標デマンド値を超えた場合に前記デマンド監視装置から送信され、前記目標電力は、前記多段階の警報信号に応じて、段階的に設定される。

前記系統連系システムの好ましい実施の形態においては、前記警報信号は、現在のデマンド時限の終了時点におけるデマンド値を予め設定された目標デマンド値以下にするために調整が必要な電力である調整電力に基づいて、前記デマンド監視装置から送信され、前記目標電力は、前記デマンド時限のデマンド値を前記目標デマンド値以下に制限するための目標値である。

前記系統連系システムの好ましい実施の形態においては、前記複数の電力供給装置の各々は、蓄電池が接続され、前記蓄電池に蓄積された電力を供給する蓄電池パワーコンディショナであり、前記蓄電池パワーコンディショナの各々は、当該各蓄電池パワーコンディショナの前記個別出力電力を検出する検出手段と、検出した前記個別出力電力を送信する個別出力電力送信手段と、をさらに備えており、前記集中管理装置は、前記各蓄電池パワーコンディショナから送信される前記個別出力電力を受信する個別出力電力受信手段と、前記総出力電力として、前記各蓄電池パワーコンディショナの前記個別出力電力の総和を算出する総出力電力算出手段と、をさらに備えている。

前記系統連系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、前記蓄電池の充電を許可する充電モードを設定するモード設定手段をさらに有しており、前記目標電力設定手段は、前記充電モードが設定されており、かつ、前記警報信号を受信していないとき、前記蓄電池を充電するための目標電力を設定する。

前記系統連系システムの好ましい実施の形態においては、太陽電池が接続された太陽電池パワーコンディショナをさらに備えており、前記太陽電池パワーコンディショナは、前記太陽電池が発電した電力を前記電力負荷に供給する。

本開示の第２の側面によって提供される電力システムは、前記第１の側面によって提供される系統連系システムと、前記デマンド監視装置と、を有している。

本開示の系統連系システムによれば、集中管理装置は、デマンド監視装置から受信する警報信号に応じて、目標電力を設定し、複数の電力装置の総出力電力が前記目標電力となるように、前記指標を算出する。また、複数の電力装置の各々は、当該指標に基づいて個別目標電力を算出し、当該個別目標電力に基づいて個別出力電力を制御している。これにより、前記総出力電力が前記目標電力となる。このとき、集中管理装置は、複数の電力装置毎に個別目標電力を算出することなく、指標を算出するだけである。したがって、集中管理装置の処理負荷を低減させることができる。

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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 第９実施形態に係る太陽光発電システムのデマンド監視装置連携制御に関する機能構成を示す図である。 デマンド監視装置連携制御を行な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。 図２８のシミュレーションにおいて、想定した電力負荷の消費電力および太陽電池の発電量（総和）の時間的変化を示す図である。

以下、本開示の系統連系システムおよび電力システムの実施の形態について説明する。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。

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ＳＰ_i（ｉ＝１,２，・・・，ｎ；ｎは正の整数）、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_i、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。

複数台の太陽電池ＳＰ_i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ＳＰ_i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ＳＰ_iは発電した電力（直流電力）を、パワーコンディショナＰＣＳ_iに出力する。なお、太陽電池ＳＰ_iによって発電可能な電力の最大量を太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SPとする。

複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_iはそれぞれ、太陽電池ＳＰ_i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ＰＣＳ_i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ＳＰ_i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ＰＣＳ_i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ＰＣＳ_i）の出力電力である個別出力電力Ｐ_i ^outを制御する。なお、パワーコンディショナＰＣＳ_iは、上記のように構成されたものに限定されない。

各パワーコンディショナＰＣＳ_iから出力される有効電力をＰ_i ^out、無効電力をＱ_i ^outとすると、各パワーコンディショナＰＣＳ_iからＰ_i ^out＋ｊＱ_i ^out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ＰＣＳ_iと電力系統Ａとの連系点には、Σ_iＰ_i ^out＋ｊΣ_iＱ_i ^out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ＰＣＳ_i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Ｑ_i ^out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Ｐ_i ^outの総和（Σ_iＰ_i ^out）としている。よって、各パワーコンディショナＰＣＳ_iが制御する個別出力電力は有効電力Ｐ_i ^outであるので、個別出力電力をＰ_i ^outとする。

集中管理装置ＭＣ１は、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_i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ＰＣＳ_i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。

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ＰＣＳ_iに送信する。各パワーコンディショナＰＣＳ_i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Ｐ_i ^outの目標値である個別目標電力Ｐ_i ^refを算出する。そして、算出した個別目標電力Ｐ_i ^refに基づいて、個別出力電力Ｐ_i ^out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Ｐ_i ^refを算出するための情報である。

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Ｐ^C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Ｐ^Cに一致させる必要がある。

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ＰＣＳ_i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Ｐ^C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ＰＣＳ_iの個別出力電力Ｐ_i ^out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Ｐ^C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Ｐ^Cとに基づいて、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値Ｐ^C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ＰＣＳ_iに送信する。各パワーコンディショナＰＣＳ_i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Ｐ_i ^refを算出する。そして、算出した個別目標電力Ｐ_i ^refに基づいて、個別出力電力Ｐ_i ^outを制御する。これにより、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値Ｐ^C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Ｐ^Cを用いている。

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ＳＰ_i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ＰＣＳ_i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。

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。

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ＰＣＳ_i）の個別目標電力Ｐ_i ^ref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Ｐ_i ^refを算出する。当該（８）式において、Ｐ_i ^lmtは、各パワーコンディショナＰＣＳ_iの定格出力（出力限界）を表わし、ｗ_iは、パワーコンディショナＰＣＳ_i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ｗ_i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ｗ_i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ＰＣＳ_iが、パワーコンディショナＰＣＳ_i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。

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Ｐ_i ^outを制御する。出力制御部１３は、個別出力電力Ｐ_i ^outを、目標電力算出部１２が算出した個別目標電力Ｐ_i ^refにする。

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Ｐ^Cを取得し、当該出力指令値Ｐ^C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Ｐ^Cを取得する。なお、出力指令値Ｐ^C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Ｐ^C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Ｐ^C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Ｐ^C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Ｐ^C）を指標算出部２３に出力する。

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ＳＰ_i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ＰＣＳ_i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Ｐ^Cを取得する。

本実施形態においては、目標電力設定部２１が出力指令値Ｐ^C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Ｐ^C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ＰＣＳ_iの定格出力の合計）Σ_iＰ_i ^lmtとに基づき、出力指令値Ｐ^C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Σ_iＰ_i ^lmtの８０％（＝１００−２０）を出力指令値Ｐ^Cとして算出する。そして、算出した出力指令値Ｐ^Cを目標電力として指標算出部２３に出力する。

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。

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Ｐ^C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Ｐ^C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Ｐ^C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Ｐ_i ^outおよび出力指令値Ｐ^C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Ｐ_i ^out（ｔ）、出力指令値をＰ^C（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。

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ＰＣＳ_iに送信する。

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ＰＣＳ_iによる個別目標電力Ｐ_i ^ref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。

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ＰＣＳ_i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ＰＣＳ_i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ＰＣＳ_iが出力可能な最大電力値と個別出力電力Ｐ_i ^outとの差である。前記出力可能な最大電力値は、太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SP＞定格出力Ｐ_i ^lmtの場合には、パワーコンディショナＰＣＳ_iの定格出力Ｐ_i ^lmtである。一方、太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SP≦定格出力Ｐ_i ^lmtの場合には、太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SPである。

まず、集中管理装置ＭＣ１が、集中的に個別目標電力Ｐ_i ^ref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、Ｐ_i ^refは、各パワーコンディショナＰＣＳ_iの個別目標電力を表わし、Ｐ_i ^lmtは、各パワーコンディショナＰＣＳ_iの定格出力（出力限界）を表わし、Ｐ^C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Ｐ_i ^refを（Ｐ_i ^ref）^*とする。下記（１１）式において、（１１ａ）式は、個別出力電力Ｐ_i ^outの出力抑制量の最小化、（１１ｂ）式は、定格出力Ｐ_i ^lmtによる制約、（１１ｃ）式は、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値Ｐ^Cに一致させることをそれぞれ表わしている。

これは、集中管理装置ＭＣ１が、上記（１１）式から個別目標電力（Ｐ_i ^ref）^*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ＰＣＳ_iが分散的に個別目標電力（Ｐ_i ^ref）^*を算出していないため、目標１−１を達成していない。

続いて、各パワーコンディショナＰＣＳ_iが分散的に個別目標電力Ｐ_i ^ref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。

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ＰＣＳ_iが分散的に求めた個別目標電力Ｐ_i ^ref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Ｐ^Cに一致させる目標１−２を達成できない。

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ＰＣＳ_i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Ｐ_i ^ref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ＰＣＳ_iが、抑制指標ｐｒを用いて、分散的に個別目標電力Ｐ_i ^ref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Ｐ_i ^refを（Ｐ_i ^ref）^♭とする。

ここで、上記（１１）式により得られる最適解（Ｐ_i ^ref）^*と、上記（８）式により得られる最適解（Ｐ_i ^ref）^♭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Ｐ^C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ＰＣＳ_i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、（Ｐ_i ^ref）^*＝（Ｐ_i ^ref）^♭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。

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（Ｐ_i ^ref）^*、（Ｐ_i ^ref）^♭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ＰＣＳ_iに提示（送信）することで、各パワーコンディショナＰＣＳ_iがそれぞれ、上記（８）式から個別目標電力（Ｐ_i ^ref）^♭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ＰＣＳ_iが分散的に個別目標電力Ｐ_i ^ref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Ｐ^C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。

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、ｈ_1,i＝−Ｐ_i ^ref、ｈ_2,i＝Ｐ_i ^ref−Ｐ_i ^lmtとし、各パワーコンディショナＰＣＳ_iの不等式制約をまとめてｈ_j,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。

ここで、各パワーコンディショナＰＣＳ_iによって求められる最適解（Ｐ_i ^ref）^♭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。

上記（１７）式において、（Ｐ_i ^ref）^♭を対応する各パワーコンディショナＰＣＳ_iの個別出力電力Ｐ_i ^out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ＰＣＳ_iの個別出力電力Ｐ_i ^outを個別に観測せず、連系点電力Ｐ（ｔ）＝Σ_iＰ_i ^outを観測する。また、電力会社から逐次出力指令値Ｐ^C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Ｐ^C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。

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ＰＣＳ_iは、個別目標電力Ｐ_i ^ref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。

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。

シミュレーションでは、１０台のパワーコンディショナＰＣＳ_i（ｉ＝１〜１０；ＰＣＳ₁〜ＰＣＳ₁₀）を有する太陽光発電システムＰＶＳ１を想定した。

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＝Ｒ_L×Ｌ，Ｘ＝Ｘ_L×Ｌであり、Ｒ_Lは配電線の単位長さ当たりの抵抗成分、Ｘ_L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Ｒ_L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Ｘ_Lを０．２７６［Ω／ｋｍ］、配電線の長さＬを５［ｋｍ］とした。

パワーコンディショナＰＣＳ_iは、図３に示すモデルのものを想定し、個別出力電力Ｐ_i ^outを個別目標電力Ｐ_i ^ref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ＰＣＳ_i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、Ｋ_PP＝Ｋ_PQ＝１．０×１０^-7、Ｋ_IP＝Ｋ_IQ＝１．２×１０^-3としている。なお、Ｋ_PPは有効電力の比例ゲイン、Ｋ_PQは無効電力の比例ゲイン、Ｋ_IPは有効電力の積分ゲイン、Ｋ_IQ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。

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ＰＣＳ_iは、接続される太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SPが定格出力Ｐ_i ^lmtより大きい場合には、パワーコンディショナＰＣＳ_iの定格出力Ｐ_i ^lmtに抑制するものとする。

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Ｐ_i ^lmtが５００［ｋＷ］、有効電力抑制に関する重みｗ_iが１．０、太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SPが６００［ｋＷ］であるとした。また、電力会社からの出力指令値Ｐ^C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Ｐ^Cの指令がない」ときには、上記するように出力指令値Ｐ^C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ＰＣＳ_iが行う個別目標電力Ｐ_i ^ref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ＰＣＳ_i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。

図５（ａ）〜（ｅ）は、各パワーコンディショナＰＣＳ_iの、太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SP（一点鎖線）、定格出力Ｐ_i ^lmt（実線）、個別目標電力Ｐ_i ^ref（破線）、および、個別出力電力Ｐ_i ^out（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Ｐ_i ^ref（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Ｐ₁ ^out〜Ｐ₁₀ ^out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Ｐ^C（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Ｐ^C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Ｐ₁ ^lmt〜Ｐ₁₀ ^lmtの合計値を出力指令値Ｐ^C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。

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Ｐ₁ ^out〜Ｐ₁₀ ^outが、個別目標電力Ｐ₁ ^ref〜Ｐ₁₀ ^refの５００［ｋＷ］に達するまで、太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ₁ ^SP〜Ｐ₁₀ ^SPに応じて上昇している。そして、個別目標電力Ｐ₁ ^ref〜Ｐ₁₀ ^refの５００［ｋＷ］に達すると、それ以後、個別出力電力Ｐ₁ ^out〜Ｐ₁₀ ^outは、個別目標電力Ｐ₁ ^ref〜Ｐ₁₀ ^ref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Ｐ^C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Ｐ₁ ^ref〜Ｐ₁₀ ^refを変更している。よって、個別出力電力Ｐ₁ ^out〜Ｐ₁₀ ^outが抑制され、個別目標電力Ｐ₁ ^ref〜Ｐ₁₀ ^ref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Ｐ^Cに一致していることが確認できる。

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ｗ_i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。

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ｗ_i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ｗ_i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Ｐ^C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ＰＣＳ_iに設定された有効電力抑制に関する重みｗ_iを考慮して、適切に動作を行っているといえる。

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。

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ｗ_i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Ｐ^Cに一致させることが可能である。

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ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SP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ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SPをそれぞれ、Ｐ₁ ^SP，Ｐ₂ ^SP＝６００［ｋＷ］、Ｐ₃ ^SP，Ｐ₄ ^SP＝５００［ｋＷ］、Ｐ₅ ^SP，Ｐ₆ ^SP＝４００［ｋＷ］、Ｐ₇ ^SP，Ｐ₈ ^SP＝３００［ｋＷ］、Ｐ₉ ^SP，Ｐ₁₀ ^SP＝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。

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Ｐ_i ^refが太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SP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Ｐ_i ^lmtが同一のパワーコンディショナＰＣＳ₁〜ＰＣＳ₁₀で太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SPが異なる場合、太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SP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Ｐ^C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ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SPを考慮して、適切に動作を行っているといえる。

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Ｐ_i ^lmt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Ｐ_i ^lmtをそれぞれ、Ｐ₁ ^lmt，Ｐ₂ ^lmt＝５００［ｋＷ］、Ｐ₃ ^lmt，Ｐ₄ ^lmt＝４００［ｋＷ］、Ｐ₅ ^lmt，Ｐ₆ ^lmt＝３００［ｋＷ］、Ｐ₇ ^lmt，Ｐ₈ ^lmt＝２００［ｋＷ］、Ｐ₉ ^lmt，Ｐ₁₀ ^lmt＝１００［ｋＷ］とした。また、電力会社からの出力指令値Ｐ^C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ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SPをそれぞれ、定格出力Ｐ_i ^lmt＋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。

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Ｐ_i ^lmt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Ｐ^C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ＰＣＳ_iの定格出力Ｐ_i ^lmtを考慮して、適切に動作を行っているといえる。

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Ｐ^C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。

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Ｐ^C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Ｐ^Cに一致していることが確認できる。

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Ｐ^C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。

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Ｐ^Cに一致していることが確認できる。

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ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SP、定格出力Ｐ_i ^lmt、有効電力抑制に関する重みｗ_i、および、出力指令値Ｐ^C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Ｐ_i ^ref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Ｐ_i ^refに応じて、個別出力電力Ｐ_i ^out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Ｐ^C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。

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ＰＣＳ_i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Ｐ_i ^ref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Ｐ^C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ＰＣＳ_i毎に個別出力電力Ｐ_i ^out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ＰＣＳ_i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。

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Ｐ^C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ＰＣＳ_iに送信している。また、各パワーコンディショナＰＣＳ_i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Ｐ_i ^refを算出し、そして、個別出力電力Ｐ_i ^outを個別目標電力Ｐ_i ^ref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ＰＣＳ_iが、抑制指標ｐｒに基づき分散的に個別目標電力Ｐ_i ^refを算出し、個別出力電力Ｐ_i ^out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Ｐ^C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。

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ＳＰ_i（ｉ＝１，２，・・・，ｎ；ｎは正の整数）、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi、複数台の蓄電池Ｂ_k（ｋ＝１，２，・・・，ｍ；ｍは正の整数）、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_Bk、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。

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ＳＰ_iを接続した複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_i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Ｂ_kを接続したパワーコンディショナＰＣＳ_Bkをさらに備えている。

複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PViはそれぞれ、上記第１実施形態のパワーコンディショナＰＣＳ_iと同様に構成される。すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViは、太陽電池ＳＰ_i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。

複数台の蓄電池Ｂ_k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Ｂ_k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Ｂ_k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ＰＣＳ_Bkに供給する。

複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_Bkはそれぞれ、蓄電池Ｂ_k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ＰＣＳ_Bkは、電力系統Ａや各パワーコンディショナＰＣＳ_PViから入力される交流電力を直流電力へ変換し、蓄電池Ｂ_kに供給する。すなわち、蓄電池Ｂ_kを充電する。各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、蓄電池Ｂ_kの充電および放電を制御している。したがって、蓄電池Ｂ_kの充電を行う充電回路および蓄電池Ｂ_kの放電を行う放電回路として機能する。

各パワーコンディショナＰＣＳ_PViから出力される有効電力をＰ_PVi ^out、無効電力をＱ_PVi ^outとすると、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViからＰ_PVi ^out＋ｊＱ_PVi ^out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ＰＣＳ_Bkから出力される有効電力をＰ_Bk ^out、無効電力をＱ_Bk ^outとすると、各パワーコンディショナＰＣＳ_BkからＰ_Bk ^out＋ｊＱ_Bk ^out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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkと電力系統Ａとの連系点には、（Σ_iＰ_PVi ^out＋Σ_kＰ_Bk ^out）＋ｊ（Σ_iＱ_PVi ^out＋Σ_kＱ_Bk ^out）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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk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Ｑ_PVi ^out，Ｑ_Bk ^out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Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outの総和（Σ_iＰ_PVi ^out＋Σ_kＰ_Bk ^out）としている。よって、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkが制御する個別出力電力は、それぞれ有効電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outとなる。そこで、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの個別出力電力をＰ_PVi ^outとし、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの個別出力電力をＰ_Bk ^outとする。

集中管理装置ＭＣ２は、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk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。

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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkに送信する。各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi（ＰＣＳ_Bk）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Ｐ_PVi ^out（Ｐ_Bk ^out）の目標値である個別目標電力Ｐ_PVi ^ref（Ｐ_Bk ^ref）を算出する。そして、算出した個別目標電力Ｐ_PVi ^ref（Ｐ_Bk ^ref）に基づいて、個別出力電力Ｐ_PVi ^out（Ｐ_Bk ^out）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Ｐ_PVi ^ref（Ｐ_Bk ^ref）を算出するための情報である。

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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk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Ｐ^C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Ｐ^Cとに基づいて、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値Ｐ^C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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk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ＰＣＳ_PViに送信する指標を抑制指標ｐｒ_PVとし、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに送信する指標を充放電指標ｐｒ_Bとする。よって、抑制指標ｐｒ_PVは、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値Ｐ^Cにするための情報であり、個別目標電力Ｐ_PVi ^refを算出するための情報である。また、充放電指標ｐｒ_Bは、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値Ｐ^Cにするための情報であり、個別目標電力Ｐ_Bk ^refを算出するための情報である。さらに、蓄電池Ｂ_k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ＰＣＳ_PViは、集中管理装置ＭＣ２から受信する抑制指標ｐｒ_PVに基づき、個別目標電力Ｐ_PVi ^refを算出する。そして、算出した個別目標電力Ｐ_PVi ^refに基づいて、個別出力電力Ｐ_PVi ^outを制御する。各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、集中管理装置ＭＣ２から受信する充放電指標ｐｒ_Bに基づき、個別目標電力Ｐ_Bk ^refを算出する。そして、算出した個別目標電力Ｐ_Bk ^refに基づいて、個別出力電力Ｐ_Bk ^outを制御する。これにより、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値Ｐ^Cに一致させている。

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ＳＰ_iおよび蓄電池Ｂ_k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ＰＣＳ_PVi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ＰＣＳ_Bk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。

目標電力算出部１２’は、受信部１１が受信した抑制指標ｐｒ_PVに基づき、自装置（パワーコンディショナＰＣＳ_PVi）の個別目標電力Ｐ_PVi ^ref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Ｐ_PVi ^ref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Ｐ_PVi ^ref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、ｗ_PViは、パワーコンディショナＰＣＳ_PVi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、Ｐ_φiは、パワーコンディショナＰＣＳ_PViの個別出力電力Ｐ_PVi ^out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Ｐ_φiを小さくすると、蓄電池Ｂ_kの充電量を少なくし、個別出力電力Ｐ_PVi ^outが抑制され易くなる。一方、当該優先度パラメータＰ_φiを大きくすると、蓄電池Ｂ_kの充電量を多くし、個別出力電力Ｐ_PVi ^outが抑制され難くなる。よって、優先度パラメータＰ_φiは、蓄電池Ｂ_k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Ｐ_φiによって、パワーコンディショナＰＣＳ_PVi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ＰＣＳ_PViの個別出力電力Ｐ_PVi ^out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Ｐ_φiは、疑似有効出力限界とも言える。上記重みｗ_PViおよび上記優先度パラメータＰ_φi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。

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ｐｒ_Bを受信する。

目標電力算出部３２は、受信部３１が受信した充放電指標ｐｒ_Bに基づき、自装置（パワーコンディショナＰＣＳ_Bk）の個別目標電力Ｐ_Bk ^ref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Ｐ_Bk ^refを算出する。当該（２０）式において、Ｐ_Bk ^lmtは、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの定格出力（出力限界）を表わしている。ｗ_Bkは、パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの有効電力に関する重みを表わしている。上記重みｗ_Bkは、ユーザが設定可能である。また、α_k，β_kは、蓄電池Ｂ_k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。

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Ｂ_kの放電および充電を制御することで、個別出力電力Ｐ_Bk ^outを、目標電力算出部３２が算出した個別目標電力Ｐ_Bk ^ref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Ｐ_Bk ^refが正の値の場合、蓄電池Ｂ_k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ＰＣＳ_Bkを放電回路として機能させる。一方、個別目標電力Ｐ_Bk ^refが負の値の場合、パワーコンディショナＰＣＳ_PVi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Ｂ_kに供給する。すなわち、パワーコンディショナＰＣＳ_Bkを充電回路として機能させる。

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Ｐ^C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Ｐ^Cにするための抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_B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ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_B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Ｐ^C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_PVおよび充放電指標ｐｒ_B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Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outおよび出力指令値Ｐ^C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Ｐ_PVi ^out（ｔ），Ｐ_Bk ^out（ｔ）および出力指令値をＰ^C（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。

送信部２４’は、指標算出部２３’が算出した抑制指標ｐｒ_PVをパワーコンディショナＰＣＳ_PViに送信し、指標算出部２３’が算出した充放電指標ｐｒ_BをパワーコンディショナＰＣＳ_Bkに送信する。

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ＰＣＳ_PViによる個別目標電力Ｐ_PVi ^ref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ＰＣＳ_Bkによる個別目標電力Ｐ_Bk ^ref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ｐｒ_PV，充放電指標ｐｒ_B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。

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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk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ＰＣＳ_PVi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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk毎に、出力抑制量を調整できるようにする」ことである。

まず、集中管理装置ＭＣ２が集中的に個別目標電力Ｐ_PVi ^ref，Ｐ_Bk ^ref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、Ｐ_PVi ^ref，Ｐ_Bk ^refはそれぞれ、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkの個別目標電力を表わし、Ｐ_PVi ^lmt，Ｐ_Bk ^lmtはそれぞれ、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkの定格出力（出力限界）を表わし、Ｐ_φi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Ｐ_PVi ^ref，Ｐ_Bk ^refをそれぞれ、（Ｐ_PVi ^ref）^*，（Ｐ_Bk ^ref）^*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ＰＣＳ_PViの個別出力電力Ｐ_PVi ^outの出力抑制量の最小化および各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_Bk ^outの出力量の最小化、（２３ｂ）式は、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの定格出力Ｐ_PVi ^lmtによる制約、（２３ｃ）式は、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの定格出力Ｐ_Bk ^lmtによる制約、（２３ｄ）式は、各蓄電池Ｂ_kの残量制約、（２３ｅ）式は、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値Ｐ^Cに一致させることを、それぞれ表わしている。

これは集中管理装置ＭＣ２が、上記（２３）式から個別目標電力（Ｐ_PVi ^ref）^*，（Ｐ_Bk ^ref）^*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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkが分散的に個別目標電力（Ｐ_PVi ^ref）^*，（Ｐ_Bk ^ref）^*を算出していないため、目標２−１を達成していない。

続いて、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViが分散的に個別目標電力Ｐ_PVi ^ref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。

同様に、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkが分散的に個別目標電力Ｐ_Bk ^ref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。

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ＰＣＳ_PViが分散的に求めた個別目標電力Ｐ_PVi ^ref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ＰＣＳ_Bkが分散的に求めた個別目標電力Ｐ_Bk ^ref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Ｐ^Cに一致させる目標２−４を達成できない。

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ＰＣＳ_PViが、集中管理装置ＭＣ２から受信する抑制指標ｐｒ_PVに基づき、分散的に個別目標電力Ｐ_PVi ^refを算出し、また、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkが集中管理装置ＭＣ２から受信する充放電指標ｐｒ_Bに基づき、分散的に個別目標電力Ｐ_Bk ^ref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ＰＣＳ_PViが、抑制指標ｐｒ_PVを用いて、分散的に個別目標電力Ｐ_PVi ^ref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Ｐ_PVi ^refを（Ｐ_PVi ^ref）^♭とする。同様に、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkが、充放電指標ｐｒ_Bを用いて、分散的に個別目標電力Ｐ_Bk ^ref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Ｐ_Bk ^refを（Ｐ_Bk ^ref）^♭とする。

ここで、上記（２３）式により得られる最適解（Ｐ_PVi ^ref）^*と、上記（１９）式により得られる最適解（Ｐ_PVi ^ref）^♭とが一致し、かつ、上記（２３）式により得られる最適解（Ｐ_Bk ^ref）^*と、上記（２０）式により得られる最適解（Ｐ_Bk ^ref）^♭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Ｐ^C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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk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、（Ｐ_PVi ^ref）^*＝（Ｐ_PVi ^ref）^♭となる抑制指標ｐｒ_PV、および、（Ｐ_Bk ^ref）^*＝（Ｐ_Bk ^ref）^♭となる充放電指標ｐｒ_B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。

これら上記（２６）式、上記（２７）式、および、上記（２８）式から、ｐｒ_PV＝ｐｒ_B＝λ（上記（２２）式）とすることで、（Ｐ_PVi ^ref）^*と（Ｐ_PVi ^ref）^♭、また、（Ｐ_Bk ^ref）^*と（Ｐ_Bk ^ref）^♭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ｐｒ_PVとして、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViに提示（送信）することで、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViがそれぞれ、上記（１９）式から個別目標電力（Ｐ_PVi ^ref）^♭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ｐｒ_Bとして、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに提示（送信）することで、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkがそれぞれ、上記（２０）式から個別目標電力（Ｐ_Bk ^ref）^♭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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkが分散的に個別目標電力Ｐ_PVi ^ref，Ｐ_Bk ^ref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Ｐ^C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。

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、ｈ¹ _1,i＝−Ｐ_PVi ^ref、ｈ¹ _2,i＝Ｐ_PVi ^ref−Ｐ_PVi ^lmtとし、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの不等式制約をまとめてｈ¹ _x,i≦０（ｘ＝１，２、ｉ＝１，・・・，ｎ）とする。また、同様に、ｈ² _1,k＝−Ｐ_Bk ^lmt−Ｐ_Bk ^ref、ｈ² _2,k＝Ｐ_Bk ^ref−Ｐ_Bk ^lmt、ｈ² _3,k＝α_k−Ｐ_Bk ^ref、ｈ² _4,k＝Ｐ_Bk ^ref−β_kとし、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの不等式制約をまとめてｈ² _y,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。

ここで、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkによって求められる最適解（Ｐ_PVi ^ref）^♭，（Ｐ_Bk ^ref）^♭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。

上記（３１）式において、（Ｐ_PVi ^ref）^♭を対応するパワーコンディショナＰＣＳ_PViの個別出力電力Ｐ_PVi ^outで置き換え、（Ｐ_Bk ^ref）^♭を対応するパワーコンディショナＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_Bk ^out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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outを個別に観測せず、連系点電力Ｐ（ｔ）＝Σ_iＰ_PVi ^out＋Σ_kＰ_Bk ^outを観測する。また、電力会社から逐次出力指令値Ｐ^C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Ｐ^C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ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bとする。

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ＰＣＳ_PViは、個別目標電力Ｐ_PVi ^ref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ＰＣＳ_Bkは、個別目標電力Ｐ_Bk ^ref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ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_B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。

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。

シミュレーションでは、太陽電池ＳＰ_iが接続されたパワーコンディショナＰＣＳ_PViを５台（ｉ＝１〜５；ＰＣＳ_PV1〜ＰＣＳ_PV5）と、蓄電池Ｂ_kが接続されたパワーコンディショナＰＣＳ_Bkを５台（ｋ＝１〜５；ＰＣＳ_B1〜ＰＣＳ_B5）と、を有する太陽光発電システムＰＶＳ２を想定した。

また、本シミュレーションにおいては、蓄電池Ｂ_kのモデルは、ｄ/ｄｔ（ｘ_k）＝−Ｋ_kＰ_Bk ^out，ｓ_k＝ｘ_kとした。ここで、ｓ_kは、蓄電池Ｂ_kの充電電力量を表わし、Ｋ_Kは、蓄電池Ｂ_kの特性を表わしている。さらに、蓄電池Ｂ_kの残量によって調整できる調整パラメータα_k，β_kは、表１のように設定した。当該表１において、ＳＯＣ_kは、各蓄電池Ｂ_Bkの充電率（State Of Charge）［％］を示しており、充電電力量［ｋＷｈ］をＳ_k，蓄電池Ｂ_kの最大容量［ｋＷｈ］をＳ_k ^maxとして、ＳＯＣ_k＝（Ｓ_k／Ｓ_k ^max）×１００により算出される。

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ＰＣＳ_PViの優先度パラメータ（疑似有効出力限界）Ｐ_φi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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk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。

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。

ケース１として、５台のパワーコンディショナＰＣＳ_PV1〜ＰＣＳ_PV5がすべて同じ条件であり、５台のパワーコンディショナＰＣＳ_B1〜ＰＣＳ_B5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ＰＣＳ_PV1〜ＰＣＳ_PV5はすべて、定格出力Ｐ_PVi ^lmtが５００［ｋＷ］、有効電力抑制に関する重みｗ_PViが１．０、太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SPが６００［ｋＷ］であるとした。また、５台のパワーコンディショナＰＣＳ_B1〜ＰＣＳ_B5はすべて、定格出力Ｐ_PVi ^lmtが５００［ｋＷ］、有効電力抑制に関する重みｗ_PViが１．０であるとした。蓄電池Ｂ₁〜Ｂ₅の最大容量Ｓ₁ ^max〜Ｓ₅ ^max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Ｐ^C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Ｐ^Cの指令がない」ときには、上記するように出力指令値Ｐ^C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ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bの更新と各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkが行う個別目標電力Ｐ_PVi ^ref，Ｐ_Bk ^ref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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk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。

図１４（ａ）は、太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SPを示している。図１４（ｂ）は、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの個別目標電力Ｐ_PVi ^refを示している。図１４（ｃ）は、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの個別出力電力Ｐ_PVi ^out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Ｐ^C（破線）を示している。図１４（ｅ）は、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの個別目標電力Ｐ_Bk ^refを示している。図１４（ｆ）は、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_Bk ^out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ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bを示している。

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Ｐ^Cの指令後（６０≦ｔ［ｓ］）であっても、個別目標電力Ｐ_PV1 ^ref〜Ｐ_PV5 ^refが５００［ｋＷ］のままであり、個別出力電力Ｐ_PV1 ^out〜Ｐ_PV5 ^out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ＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_B1 ^out〜Ｐ_B5 ^out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ＰＣＳ_Bk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ＰＣＳ_Bkに入力される電力を用いて、蓄電池Ｂ_k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Ｐ^C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Ｐ^Cが指令されたとき、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの個別出力電力Ｐ_PVi ^outを抑制せず、蓄電池Ｂ_kの充電に用いていることが確認できる。

ケース２として、５台のパワーコンディショナＰＣＳ_B1〜ＰＣＳ_B5のうち１台のパワーコンディショナＰＣＳ_B5に接続された蓄電池Ｂ₅の最大容量Ｓ₅ ^maxが他のパワーコンディショナＰＣＳ_B1〜ＰＣＳ_B4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ＰＣＳ_B5に接続された蓄電池Ｂ₅の最大容量Ｓ₅ ^max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。

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Ｐ^Cの指令後（６０≦ｔ［ｓ］）であっても、個別目標電力Ｐ_PV1 ^ref〜Ｐ_PV5 ^ref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ＰＣＳ_B1〜ＰＣＳ_B5の個別出力電力Ｐ_B1 ^out〜Ｐ_B5 ^out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ＰＣＳ_B1〜ＰＣＳ_B5は、入力される電力を用いて、蓄電池Ｂ_k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ＰＣＳ_B5の個別出力電力Ｐ_B5 ^outが０（ゼロ）となり、その他のパワーコンディショナＰＣＳ_B1〜ＰＣＳ_B4の個別出力電力Ｐ_B1 ^out〜Ｐ_B4 ^out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Ｓ₅ ^max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ＰＣＳ_B5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ＰＣＳ_B5に入力していた分の電力を他のパワーコンディショナＰＣＳ_B1〜ＰＣＳ_B4に分配したため、その他のパワーコンディショナＰＣＳ_B1〜ＰＣＳ_B4の個別出力電力Ｐ_B1 ^out〜Ｐ_B4 ^out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Ｐ^C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Ｐ^C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Ｂ_kの性能を考慮して、適切に動作を行っているといえる。

ケース３として、５台のパワーコンディショナＰＣＳ_B1〜ＰＣＳ_B5のうち１台のパワーコンディショナＰＣＳ_B5に設定される有効電力に関する重みｗ_B5が他のパワーコンディショナＰＣＳ_B1〜ＰＣＳ_B4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ＰＣＳ_B5の有効電力に関する重みｗ_B5を２．０とした。すなわち、他のパワーコンディショナＰＣＳ_B1〜ＰＣＳ_B4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。

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Ｐ^Cの指令後（６０≦ｔ［ｓ］）であっても、個別目標電力Ｐ_PV1 ^ref〜Ｐ_PV5 ^ref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ＰＣＳ_B1〜ＰＣＳ_B5の個別出力電力Ｐ_B1 ^out〜Ｐ_B5 ^out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ＰＣＳ_B1〜ＰＣＳ_B5は、入力される電力を用いて、蓄電池Ｂ_k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ｗ_B5が異なるパワーコンディショナＰＣＳ_B5の充電量（パワーコンディショナＰＣＳ_B5への入力電力）が、その他のパワーコンディショナＰＣＳ_B1〜ＰＣＳ_B4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Ｐ^C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ＰＣＳ_Bkに設定された有効電力に関する重みｗ_Bkを考慮して、適切に動作を行っているといえる。

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ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bが、各パワーコンディショナＰＣＳ_PV1〜ＰＣＳ_PV5，ＰＣＳ_B1〜ＰＣＳ_B5の、太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SP、蓄電池Ｂ_kの性能、定格出力Ｐ_PVi ^lmt，Ｐ_Bk ^lmt、有効電力抑制に関する重みｗ_PVi、有効電力に関する重みｗ_Bk、および、出力指令値Ｐ^C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ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bの更新に応じて、個別目標電力Ｐ_PVi ^ref，Ｐ_Bk ^ref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ＰＣＳ_PV1〜ＰＣＳ_PV5，ＰＣＳ_B1〜ＰＣＳ_B5は、この個別目標電力Ｐ_PVi ^ref，Ｐ_Bk ^refに応じて、個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^out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Ｐ^C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ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bが適切な値であるといえる。

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ＰＣＳ_PViがそれぞれ、集中管理装置ＭＣ２から受信する抑制指標ｐｒ_PVに基づき、分散的に個別目標電力Ｐ_PVi ^refを算出している。また、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkがそれぞれ、集中管理装置ＭＣ２から受信する充放電指標ｐｒ_Bに基づき、分散的に個別目標電力Ｐ_Bk ^ref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ＰＣＳ_PViは、個別出力電力Ｐ_PVi ^outをできる限り抑制せず、連系点電力Ｐ（ｔ）が出力指令値Ｐ^Cより超過している分を、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに入力し、蓄電池Ｂ_k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Ｐ^C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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk毎に個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^out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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk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。

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Ｐ^Cおよび検出した連系点電力Ｐ（ｔ）から抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bを算出する。そして、抑制指標ｐｒ_PVを各パワーコンディショナＰＣＳ_PViに送信し、充放電指標ｐｒ_Bを各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに送信している。また、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViは、受信した抑制指標ｐｒ_PV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Ｐ_PVi ^refを算出する。そして、個別出力電力Ｐ_PVi ^outを当該個別目標電力Ｐ_PVi ^refに制御している。さらに、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、受信した充放電指標ｐｒ_B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Ｐ_Bk ^refを算出する。そして、個別出力電力Ｐ_Bk ^outを当該個別目標電力Ｐ_Bk ^ref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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkがそれぞれ、抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bに基づき分散的に個別目標電力Ｐ_PVi ^ref，Ｐ_Bk ^refを算出し、個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^out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Ｐ^Cに一致させることができる。

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ｗ_i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ｗ_PViおよび有効電力に関する重みｗ_Bk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ＰＣＳ_i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ＰＣＳ_i毎に設定される上記有効電力抑制に関する重みｗ_i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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk毎に設定される上記有効電力抑制に関する重みｗ_PViおよび有効電力に関する重みｗ_Bkをすべて同じ値（例えば「１」）にしてもよい。

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Ｐ_φiを用いて、個別目標電力Ｐ_PVi ^ref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Ｐ_PVi ^lmtを用いても良い。この場合、個別出力電力Ｐ_PVi ^outの抑制を優先するか蓄電池Ｂ_kの充放電（個別出力電力Ｐ_Bk ^out）での対応を優先するかは、有効電力抑制に関する重みｗ_PViおよび有効電力に関する重みｗ_Bkで調整すればよい。

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ＰＣＳ_PVi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、Ｑ_PViは各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの無効電力、Ｓ_PVi ^dは各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi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、Ｖ_PViは各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi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ＰＣＳ_PVi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ＰＣＳ_PViの定格容量制約を用いてもよい。

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Ｂ_kのＳＯＣに応じた重みｗ_SOCkが追加されている。この重みｗ_SOCkは、下記（３２）式で算出される。当該（３２）式において、Ａ_SOCはｗ_SOCkのオフセット、Ｋ_SOCは重みｗ_SOCkのゲイン、ｓは重みｗ_SOCkのオン／オフスイッチ（例えば、オンのとき１，オフのとき０）、ＳＯＣ_kは現在の蓄電池Ｂ_kのＳＯＣ、ＳＯＣ_d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Ｂ_k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ＰＣＳ_Bkの出力電流制約が追加されている。Ｃレートとは、蓄電池Ｂ_k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Ｂ_k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Ｃ_rate ^Mとし放電側のＣレートを放電レートＣ_rate ^P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、Ｐ_SMk ^lmtは−Ｃ_rate ^M×ＷＨ_S ^lmt（ＷＨ_S ^lmtは蓄電池Ｂ_kの定格出力容量）で求められる蓄電池Ｂ_kの充電定格出力、Ｐ_SPk ^lmtはＣ_rate ^P×ＷＨ_S ^lmtで求められる蓄電池Ｂ_kの放電定格出力、Ｑ_Bkは各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの無効電力、Ｓ_Bk ^dは各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの出力可能な最大の皮相電力、Ｖ_Bkは各パワーコンディショナＰＣＳ_Bk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Ｂ_kの充電定格出力Ｐ_SMk ^lmtは、補正開始ＳＯＣをＳＯＣ_C、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ＰＣＳ_Bk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ＰＣＳ_Bkの定格容量制約を用いてもよい。

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Ｐ_PVi ^ref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Ｐ_Bk ^ref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。

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ＳＰ_i、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi、複数台の蓄電池Ｂ_k、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_Bk、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。

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ＰＣＳ_PVi、および、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkから電力が供給される。

このような太陽光発電システムＰＶＳ３において、太陽電池ＳＰ_iが発電し、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViから出力される電力（各個別出力電力Ｐ_PVi ^outの総和ΣＰ_PVi ^out）は、蓄電池Ｂ_k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Ｐ^C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ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_B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Ｐ^C）にしている。これにより、余剰電力が出力指令値Ｐ^Cを超えないようにしている。

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ＳＰ_iおよび蓄電池Ｂ_k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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk、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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk、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。

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Ｐ^Cおよび連系点電力Ｐ（ｔ）に基づいて、抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_B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ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bを算出する。そして、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViは、抑制指標ｐｒ_PVに基づいて、分散的に個別目標電力Ｐ_PVi ^refを算出している。また、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、充放電指標ｐｒ_Bに基づいて、分散的に個別目標電力Ｐ_Bk ^ref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Ｐ^C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Ｐ^Cを超えないようにできる。

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Ｐ^C）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。

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。

上記第３実施形態においては、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの個別出力電力Ｐ_PVi ^out（太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SP）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ＰＣＳ_PViの個別出力電力Ｐ_PVi ^out（太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SP）の総和ΣＰ_PVi ^out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ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SP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Ｐ_PVi ^outの総和ΣＰ_PVi ^outと消費電力との差である。

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に基づいて、契約電力が決定し、当該契約電力が高い場合に基本料金は高くなり、契約電力が低い場合に基本料金は安くなる。

そこで、第４実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ４は、上記抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bを用いて各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk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ＰＣＳ_PViの個別出力電力Ｐ_PVi ^outを制御して、太陽電池ＳＰ_i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ＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_Bk ^outを制御し、必要に応じて蓄電池Ｂ_k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ＳＰ_iによって発電された電力および蓄電池Ｂ_k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。

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ＳＰ_iおよび蓄電池Ｂ_k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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk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。

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Ｐ_cutを目標電力として設定する。このピークカット目標値Ｐ_cut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Ｐ_cut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Ｐ_cut）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Ｐ^Cの代わりに、ピークカット目標値Ｐ_cutを用いている。

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Ｐ_cutとを用いて、抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_B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Ｐ_cutにするための抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_B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Ｐ^C（ｔ）の代わりにピークカット目標値Ｐ_cut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ｐｒ_Bとして算出する。なお、抑制指標ｐｒ_PVについては、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViから太陽電池ＳＰ_i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ｐｒ_B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ｐｒ_PVを、送信部２４’を介して、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViに送信する。また、算出した充放電指標ｐｒ_Bを、送信部２４’を介して、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに送信する。

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Ｐ_cut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Ｐ_cutにするための抑制指標ｐｒ_PV（＝０）および充放電指標ｐｒ_Bを算出する。各パワーコンディショナＰＣＳ_PViはそれぞれ、集中管理装置ＭＣ４が算出した抑制指標ｐｒ_PVを用いた最適化問題に基づいて、個別目標電力Ｐ_PVi ^refを算出し、個別出力電力Ｐ_PVi ^outが個別目標電力Ｐ_PVi ^ref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ＰＣＳ_Bkはそれぞれ、集中管理装置ＭＣ４が算出した充放電指標ｐｒ_Bを用いた最適化問題に基づいて、個別目標電力Ｐ_Bk ^refを算出し、個別出力電力Ｐ_Bk ^outを個別目標電力Ｐ_Bk ^ref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Ｐ_cut以下である場合に、太陽電池ＳＰ_iによって発電された電力はすべて出力され、かつ、蓄電池Ｂ_k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Ｐ_cut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Ｐ_cut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。

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Ｐ_cut以下である場合に、これをピークカット目標値Ｐ_cut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ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bの算出間隔によっては、瞬時的にピークカット目標値Ｐ_cut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Ｐ_cut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Ｐ_cut以下になることを抑制することができる。

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Ｐ^Cの代わりにピークカット目標値Ｐ_cut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Ｐ_cut）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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkが分散的に個別目標電力Ｐ_PVi ^ref，Ｐ_Bk ^ref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。

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Ｂ_kの放電が優先されるため、蓄電池Ｂ_k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Ｂ_k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Ｐ_cut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Ｂ_kを充電しておくことができる。

このような蓄電池Ｂ_k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Ｂ_k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。

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ＰＣＳ_Bk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ＰＣＳ_Bk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Ｃ_rate ^Mを用いて上記（２０ｃ’）式に示す蓄電池Ｂ_kのＣレート制約（充電定格出力Ｐ_SMk ^lmt）を変更する。例えば、通常充電モードに対する充電レートＣ_rate ^Mには０．３を、低速充電モードに対する充電レートＣ_rate ^Mには０．１を、充電なしモードに対する充電レートＣ_rate ^M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ＰＣＳ_Bkは、上記（２０’）式に示す最適化問題に基づいて、個別目標電力Ｐ_Bk ^refを求めることで、充電モードの設定に応じて蓄電池Ｂ_k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Ｂ_k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Ｂ_k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Ｃ_rate ^M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Ｂ_k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。

上記第４実施形態においては、太陽電池ＳＰ_iが接続された複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi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Ｂ_kが接続された複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_Bk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。

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。

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ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SPが電力負荷Ｌの消費電力を超える場合があり、このとき、逆潮流が発生する。

そこで、第５実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ５において、上記抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bを用いて各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk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ＰＣＳ_PViの個別出力電力Ｐ_PVi ^outを抑制する。また、パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_Bk ^outを制御して蓄電池Ｂ_k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。

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ＳＰ_iおよび蓄電池Ｂ_k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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk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。

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Ｐ_RPRを目標電力として設定する。この逆潮流回避目標値Ｐ_RPR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Ｐ_RPR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Ｐ_RPR）を指標算出部２３’に出力する。

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Ｐ_RPRとを用いて、抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_B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Ｐ_RPRにするための抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_B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Ｐ^C（ｔ）の代わりに逆潮流回避目標値Ｐ_RPR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ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bとして算出する。指標算出部２３’は、算出した抑制指標ｐｒ_PVを、送信部２４’を介して、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViに送信する。また、算出した充放電指標ｐｒ_Bを、送信部２４’を介して、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに送信する。

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Ｐ_RPR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Ｐ_RPRにするための抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bを算出する。各パワーコンディショナＰＣＳ_PViはそれぞれ、集中管理装置ＭＣ５が算出した抑制指標ｐｒ_PVを用いた最適化問題に基づいて、個別目標電力Ｐ_PVi ^refを算出し、個別出力電力Ｐ_PVi ^outを個別目標電力Ｐ_PVi ^refに制御する。また、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkはそれぞれ、集中管理装置ＭＣ５が算出した充放電指標ｐｒ_Bを用いた最適化問題に基づいて、個別目標電力Ｐ_Bk ^refを算出し、個別出力電力Ｐ_Bk ^outを個別目標電力Ｐ_Bk ^ref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Ｐ_RPR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。

なお、逆潮流回避目標値Ｐ_RPR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ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_B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Ｐ_RPR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Ｐ_RPR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。

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Ｐ^Cの代わりに逆潮流回避目標値Ｐ_RPR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Ｐ_RPR）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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkが分散的に個別目標電力Ｐ_PVi ^ref，Ｐ_Bk ^ref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。

上記第５実施形態において、逆潮流回避制御中は、蓄電池Ｂ_kの充電が優先されるため、蓄電池Ｂ_k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Ｂ_k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Ｐ_RPR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Ｂ_kを放電しておくことができる。

このような蓄電池Ｂ_k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Ｂ_k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。

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ＰＣＳ_Bk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ＰＣＳ_Bk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Ｃ_rate ^Pを用いて上記（２０ｃ’）式に示す蓄電池Ｂ_kのＣレート制約（放電定格出力Ｐ_SPk ^lmt）を変更する。例えば、放電有モードに対する放電レートＣ_rate ^Pには０．３を、放電無モードに対する放電レートＣ_rate ^P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ＰＣＳ_Bkは、上記（２０’）式に示す最適化問題に基づいて、個別目標電力Ｐ_Bk ^refを求めることで、放電モードの設定に応じて蓄電池Ｂ_k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Ｂ_k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Ｂ_kを放電させず、電力を蓄積させておくことができる。

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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkを電力系統Ａから解列することができる。

上記第５実施形態においては、蓄電池Ｂ_kが接続された複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_Bk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ＳＰ_iが接続された複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi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ＰＣＳ_PViからの個別出力電力Ｐ_PVi ^out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Ｐ_RPRにしている。

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。

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ＰＣＳ_iあるいは各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkからそれぞれ個別出力電力Ｐ_i ^outあるいは個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^out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。

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ＳＰ_i、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi、複数台の蓄電池Ｂ_k、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_Bk、および、集中管理装置ＭＣ６を有して構成される。

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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outのすべての総和（システム総出力Ｐ_total（ｔ））を算出する。そして、当該システム総出力Ｐ_total（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Ｐ^C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Ｐ_total（ｔ）を用いて出力抑制制御を行う。

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ＳＰ_iおよび蓄電池Ｂ_k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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkの構成も異なる。

本実施形態においては、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi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ＰＣＳ_Bk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。

出力電力検出部１４は、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViに備えられており、自装置の個別出力電力Ｐ_PVi ^out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ＰＣＳ_Bkに備えられており、自装置の個別出力電力Ｐ_Bk ^outを検出する。

送信部１５は、出力電力検出部１４が検出した個別出力電力Ｐ_PVi ^out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Ｐ_Bk ^outを集中管理装置ＭＣ６に送信する。

受信部６１は、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkから送信される個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outを受信する。

総出力算出部６２は、受信部６１が受信した個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outの総和であるシステム総出力Ｐ_total（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Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outを加算したシステム総出力Ｐ_total（ｔ）を算出する。

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Ｐ_total（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Ｐ^Cが入力されるので、指標算出部６３は、システム総出力Ｐ_total（ｔ）を出力指令値Ｐ^Cにするための抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_B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Ｐ_total（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ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bとして算出する。算出された抑制指標ｐｒ_PVは、送信部２４’を介して、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViに送信される。また、算出された充放電指標ｐｒ_Bはそれぞれ、送信部２４’を介して、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに送信される。

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Ｐ_total（ｔ）を用いた場合であっても、システム総出力Ｐ_total（ｔ）を目標電力（出力指令値Ｐ^C）にすることができる。さらに、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkが分散的に個別目標電力Ｐ_PVi ^ref，Ｐ_Bk ^ref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。

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Ｐ_total（ｔ）を出力指令値Ｐ^C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Ｐ_total（ｔ）を出力指令値Ｐ^C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Ｐ_total（ｔ）を目標電力（出力指令値Ｐ^C）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。

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ＳＰ_i、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi、複数台の蓄電池Ｂ_k、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_Bk、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。

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ＳＰ_iおよび蓄電池Ｂ_k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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk、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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk、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。

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Ｐ_total（ｔ）に基づいて、抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_B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Ｐ_total（ｔ）を目標電力（出力指令値Ｐ^C）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。

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Ｐ_total（ｔ）を出力指令値Ｐ^C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Ｐ_total（ｔ）を目標電力（出力指令値Ｐ^C）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。

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Ｐ_total（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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkを、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PViの集合である太陽電池ＰＣＳ群Ｇ_PVと複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_Bkの集合である蓄電池ＰＣＳ群Ｇ_Bとの２つグループに分けた場合を例に説明する。

第８実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ８は、上記太陽電池ＰＣＳ群Ｇ_PVと上記蓄電池ＰＣＳ群Ｇ_Bとにおいて、それぞれ目標電力を設定し、太陽電池ＰＣＳ群Ｇ_PVの総出力電力および蓄電池ＰＣＳ群Ｇ_B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、太陽電池ＰＣＳ群Ｇ_PVの総出力電力は、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの個別出力電力Ｐ_PVi ^outの総和ΣＰ_PVi ^outであり、以下、太陽電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GPVとする。また、蓄電池ＰＣＳ群Ｇ_Bの総出力電力は、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_Bk ^outの総和ΣＰ_Bk ^outであり、以下、蓄電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GBとする。

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ＳＰ_iおよび蓄電池Ｂ_k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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk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。

集中管理装置ＭＣ８においては、目標電力設定部２１は、太陽電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GPVの目標値である太陽電池ＰＣＳ群目標値Ｐ_TPVおよび蓄電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GBの目標値である蓄電池ＰＣＳ群目標値Ｐ_TBを目標電力として設定する。太陽電池ＰＣＳ群目標値Ｐ_TPVおよび蓄電池ＰＣＳ群目標値Ｐ_TB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（太陽電池ＰＣＳ群目標値Ｐ_TPVおよび蓄電池ＰＣＳ群目標値Ｐ_TB）を指標算出部６３’に出力する。

総出力算出部６２’は、太陽電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GPVおよび蓄電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GB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ＰＣＳ_PViの個別出力電力Ｐ_PVi ^outを加算し、太陽電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GPV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ＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_Bk ^outを加算し、蓄電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GBを算出する。

指標算出部６３’は、総出力算出部６２’が算出した太陽電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GPVを、目標電力設定部２１から入力される太陽電池ＰＣＳ群目標値Ｐ_TPVにするための抑制指標ｐｒ_PV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ｐｒ_PVを算出する。なお、下記（３４）式において、λ_PVは複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PViに対するラグランジュ乗数、ε_PVは複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PViに対する勾配係数を示している。また、太陽電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GPVおよび太陽電池ＰＣＳ群目標値Ｐ_TPVが時間ｔに対して変化する値であるため、それぞれ太陽電池ＰＣＳ群総出力をＰ_GPV（ｔ）、太陽電池ＰＣＳ群目標値をＰ_TPV（ｔ）と記載している。よって、指標算出部６３’は、上記（９）式において、連系点電力Ｐ（ｔ）の代わりに太陽電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GPV（ｔ）を、出力指令値Ｐ^C（ｔ）の代わりに太陽電池ＰＣＳ群目標値Ｐ_TPV（ｔ）を用いて、ラグランジュ乗数λ_PVを算出する。そして、算出したラグランジュ乗数λ_PVを抑制指標ｐｒ_PVとする。指標算出部６３’は、算出した抑制指標ｐｒ_PVを、送信部２４’を介して、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViに送信する。

また、指標算出部６３’は、総出力算出部６２’が算出した蓄電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GBを、目標電力設定部２１から入力される蓄電池ＰＣＳ群目標値Ｐ_TBにするための充放電指標ｐｒ_B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ｐｒ_Bを算出する。なお、下記（３５）式において、λ_Bは複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_Bkに対するラグランジュ乗数、ε_Bは複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_Bkに対する勾配係数を示している。また、蓄電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GBおよび蓄電池ＰＣＳ群目標値Ｐ_TBが時間ｔに対して変化する値であるため、それぞれ蓄電池ＰＣＳ群総出力をＰ_GB（ｔ）、蓄電池ＰＣＳ群目標値をＰ_TB（ｔ）と記載している。よって、指標算出部６３’は、上記（９）式において、連系点電力Ｐ（ｔ）の代わりに蓄電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GB（ｔ）を、出力指令値Ｐ^C（ｔ）の代わりに蓄電池ＰＣＳ群目標値Ｐ_TB（ｔ）を用いて、ラグランジュ乗数λ_Bを算出する。そして、算出したラグランジュ乗数λ_Bを充放電指標ｐｒ_Bとする。指標算出部６３’は、算出した充放電指標ｐｒ_Bを、送信部２４’を介して、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに送信する。

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ＰＣＳ_PViから個別出力電力Ｐ_PVi ^outを入手し、太陽電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GPVを算出する。そして、算出した太陽電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GPVが太陽電池ＰＣＳ群目標値Ｐ_TPVとなるように、上記（３４）式を用いて、抑制指標ｐｒ_PVを算出する。算出された抑制指標ｐｒ_PVは、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViに送信される。各パワーコンディショナＰＣＳ_PViはそれぞれ、受信した抑制指標ｐｒ_PVを用いて、個別目標電力Ｐ_PVi ^refを算出し、個別出力電力Ｐ_PVi ^outが個別目標電力Ｐ_PVi ^ref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ＰＣＳ_Bkから個別出力電力Ｐ_Bk ^outを入手し、蓄電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GBを算出する。そして、算出した蓄電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GBが蓄電池ＰＣＳ群目標値Ｐ_TBとなるように、上記（３５）式を用いて、充放電指標ｐｒ_Bを算出する。算出された充放電指標ｐｒ_Bは、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに送信される。各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkはそれぞれ、受信した充放電指標ｐｒ_Bを用いて、個別目標電力Ｐ_Bk ^refを算出し、個別出力電力Ｐ_Bk ^outが個別目標電力Ｐ_Bk ^refとなるように制御する。これらにより、太陽電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GPVが太陽電池ＰＣＳ群目標値Ｐ_TPVとなり、また、蓄電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GBが蓄電池ＰＣＳ群目標値Ｐ_TBとなる。

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、太陽電池ＰＣＳ群Ｇ_PVおよび蓄電池ＰＣＳ群Ｇ_B毎に目標電力（太陽電池ＰＣＳ群目標値Ｐ_TPVおよび蓄電池ＰＣＳ群目標値Ｐ_TB）を設定して、太陽電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GPVを太陽電池ＰＣＳ群目標値Ｐ_TPVに、そして、蓄電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GBを蓄電池ＰＣＳ群目標値Ｐ_TBにすることができる。また、パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkがそれぞれ、抑制指標ｐｒ_PV，充放電指標ｐｒ_Bに基づいて、分散的に個別目標電力Ｐ_PVi ^ref，Ｐ_Bk ^ref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。

上記第８実施形態においては、太陽電池ＰＣＳ群Ｇ_PVおよび蓄電池ＰＣＳ群Ｇ_B毎に目標電力（太陽電池ＰＣＳ群目標値Ｐ_TPVおよび蓄電池ＰＣＳ群目標値Ｐ_TB）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。

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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkを、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PViの集合である太陽電池ＰＣＳ群Ｇ_PVと複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_Bkの集合である蓄電池ＰＣＳ群Ｇ_Bとの２つのグループに分けた場合を例に説明したが、これに限定されない。例えば、太陽電池ＰＣＳ群Ｇ_PV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、蓄電池ＰＣＳ群Ｇ_B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ＰＣＳ_PViおよび１台以上のパワーコンディショナＰＣＳ_Bk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ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bを算出すればよい。

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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk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Ｐ_total（ｔ）の目標値を自由に設定し、システム総出力Ｐ_total（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Ｐ_total（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。

上記第７実施形態および第８実施形態においてはそれぞれ、出力抑制制御、スケジュール制御を個々に実装した太陽光発電システムＰＶＳ７，ＰＶＳ８について説明したが、これらを組み合わせることも可能である。この場合、集中管理装置が適宜いずれの制御を行うかを切り替えるようにすればよい。例えば、ユーザの操作に応じて切り替えるようにしてもよいし、状況（電力会社から抑制指示を受けているか、太陽電池ＰＣＳ群目標値Ｐ_TPVや蓄電池ＰＣＳ群目標値Ｐ_TB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。

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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkから個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^out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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkから入手した個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^out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。

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Ｐ_total（ｔ），太陽電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GPVおよび蓄電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GB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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkからそれぞれ個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^out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。

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。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ＳＰ_i、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi、複数台の蓄電池Ｂ_k、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_Bk、集中管理装置ＭＣ９、および、電力負荷Ｌを有して構成される。また、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、デマンド監視装置９１が設置されている。本実施形態においては、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_Bkにより蓄電池ＰＣＳ群Ｇ_Bが形成されている。なお、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViが、本発明の「太陽電池パワーコンディショナ」に相当する。各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkが、本発明の「蓄電池パワーコンディショナ」および「電力供給装置」に相当する。デマンド監視装置９１が、本発明の「電力監視装置」に相当する。太陽光発電システムＰＶＳ９とデマンド監視装置９１とを含めたものが、本発明の「電力システム」に相当する。

デマンド監視装置９１は、電気料金の基本料金を決定するデマンド値を監視し、電気料金の削減などに利用される機器である。例えば、このようなデマンド監視装置９１として、上記特許文献２に開示されたものがある。デマンド監視装置９１は、電力系統Ａから太陽光発電システムＰＶＳ９に供給される電力に基づいてデマンド値を算出する。すなわち、デマンド監視装置９１は、太陽光発電システムＰＶＳ９の需要電力に基づいてデマンド値を算出する。当該デマンド値は、デマンド時限（一般的に３０分）毎の平均需要電力である。なお、本実施形態において、デマンド値は、デマンド時限あたりの平均需要電力であるものとするが、デマンド時限あたりの累積需要電力であってもよい。この平均需要電力（デマンド値）のうち、月間で最も大きい値を最大需要電力といい、過去１年間の各月の最大需要電力のうちで最も大きい値（以下、「最大デマンド値」という。）に基づいて、契約電力が決定する。すなわち、契約電力は最大デマンド値により決定し、この契約電力が大きければ上記基本料金が高くなり、小さければ上記基本料金が安くなる。したがって、電気料金の削減には、最大デマンド値を抑えて、契約電力を下げることが有効である。なお、当該最大デマンド値は、上記第４実施形態におけるピーク値とほぼ同等のものである。

そこで、デマンド監視装置９１は、デマンド時限の終了時点におけるデマンド値を予測し、当該予測したデマンド値（以下、「予測デマンド値」という。）が予め設定された目標値（目標デマンド値）を超えそうなときに警報を出す。具体的には、デマンド監視装置９１は、図示しない電力計およびパルス検出器を介して連系点に接続され、パルス検出器から出力されるパルス信号に基づいて、現時点でのデマンド値（以下、「現在デマンド値」という。）を算出する。当該パルス信号は、電力系統Ａから供給される電力量に基づいて生成される。次に、算出した現在デマンド値に基づいて、デマンド時限の終了時点におけるデマンド値（予測デマンド値）を予測する。そして、当該予測デマンド値と目標デマンド値とに基づいて、警報レベルを特定し、当該警報レベルに基づいた警報信号を生成する。当該警報レベルについての詳細は後述する。上記目標デマンド値は、ユーザが設定可能であり、ユーザが所望する値であってもよいし、契約電力に基づく最大デマンド値に基づく値であってもよい。

上記特許文献２に係るデマンド監視装置においては、上記警報信号に基づいて、電力負荷Ｌの停止や電力負荷Ｌの遮断を行うことで、電力負荷Ｌによる消費電力を減少させている。これにより、電力系統Ａから供給される電力を減少させ、最大デマンド値を抑制している。しかし、このような従来の手法では、電力負荷Ｌが例えば工場内の産業機械などの場合、当該産業機械を停止させたり、産業機械への電力供給線路を遮断させたりするため、作業ができなくなるという問題が発生する。そこで、本実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ９は、デマンド監視装置９１からの警報信号を受け、電力負荷Ｌの停止や電力負荷Ｌの遮断をすることなく、蓄電池Ｂ_kに蓄積された電力を電力負荷Ｌに供給する。これにより、電力系統Ａから供給される電力を減少させ、最大デマンド値を抑制する。これを、「デマンド監視装置連携制御」という。

図２７は、図２６に示す太陽光発電システムＰＶＳ９のデマンド監視装置連携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ＳＰ_iおよび蓄電池Ｂ_k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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkのみ記載している。集中管理装置ＭＣ９は、デマンド監視装置連携制御を行うために、接点信号受信部９２、目標電力設定部２１、受信部６１、総出力算出部６２”、指標算出部６３”、および、送信部２４’を備えている。

デマンド監視装置９１は、デマンド監視装置連携制御において、予測デマンド値と目標デマンド値とに基づいて、４段階の警報レベル１〜４を特定し、特定した警報レベル１〜４に応じた４段階の接点信号Ｓ１〜Ｓ４を生成する。すなわち、本実施形態においては、上記警報信号として４段階の接点信号Ｓ１〜Ｓ４を生成する。具体的には、デマンド監視装置９１は、予測デマンド値と目標デマンド値とに基づいて、予測デマンド値が目標デマンド値の５０％を超えたときに警報レベル１、予測デマンド値が目標デマンド値の８０％を超えたときに警報レベル２、予測デマンド値が目標デマンド値の１００％を超えたときに警報レベル３、そして、予測デマンド値が目標デマンド値の１１０％を超えたときに警報レベル４と特定する。すなわち、警報レベル１および警報レベル２は、デマンド値が目標デマンド値を超える恐れがあることを知らせる警報レベルであり、警報レベル３および警報レベル４は、デマンド値が目標デマンド値を超えることを知らせる警報レベルとしている。なお、これらの値に限定されない。そして、デマンド監視装置９１は、特定した警報レベル１〜４に応じて、図示しない複数の接点を切り替え、当該複数の接点の切り替えによって接点信号Ｓ１〜Ｓ４のいずれか１つ（警報信号）を生成する。デマンド監視装置９１は、生成した接点信号Ｓ１〜Ｓ４（警報信号）を、無線通信あるいは有線通信によって集中管理装置ＭＣ９に送信する。なお、警報レベルの段階数および接点信号の段階数は上記したものに限定されない。例えば、予測デマンド値が目標デマンド値を超えたときのみ警報するようにしてもよい。すなわち、１段階の警報レベルにしてもよい。また、警報レベルの段階数と接点信号の段階数とが異なっていてもよい。

接点信号受信部９２は、デマンド監視装置９１から送信される接点信号を受信する。接点信号受信部９２は、受信した接点信号を目標電力設定部２１に出力する。接点信号受信部９２が、本発明の「警報信号受信手段」に相当する。

集中管理装置ＭＣ９において、目標電力設定部２１は、接点信号に応じた放電目標値Ｐ_Dを目標電力として設定する。この放電目標値Ｐ_Dは、蓄電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GBに対する目標値である。蓄電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GBが正の値のときに、蓄電池ＰＣＳ群Ｇ_Bから連系点側に電力が出力されるので、放電目標値Ｐ_Dは正の値である。具体的には、目標電力設定部２１は、各蓄電池Ｂ_kそれぞれの放電定格出力Ｐ_SPk ^lmtを各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkから取得しておき、各放電定格出力Ｐ_SPk ^lmtの合計値（以下、「放電出力限界」という。）ΣＰ_SPk ^lmtを計算しておく。そして、接点信号受信部９２から入力される接点信号と放電出力限界ΣＰ_SPk ^lmtに基づいて、放電目標値Ｐ_Dを設定する。例えば、接点信号がなければ放電出力限界ΣＰ_SPk ^lmtの０％を放電目標値Ｐ_Dとする。すなわち、放電目標値Ｐ_Dを０とする。接点信号がＳ１であれば放電出力限界ΣＰ_SPk ^lmtの２５％を放電目標値Ｐ_Dとする。接点信号がＳ２であれば放電出力限界ΣＰ_SPk ^lmtの５０％を放電目標値Ｐ_Dとする。接点信号がＳ３であれば放電出力限界ΣＰ_SPk ^lmtの７５％を放電目標値Ｐ_Dとする。接点信号がＳ４であれば放電出力限界ΣＰ_SPk ^lmtの１００％を放電目標値Ｐ_Dとする。すなわち、目標電力設定部２１は、受信する接点信号に応じて放電出力限界ΣＰ_SPk ^lmtに対する割合で放電目標値Ｐ_Dを設定する。目標電力設定部２１は、設定した目標電力（放電目標値Ｐ_D）を指標算出部６３”に送信する。なお、本実施形態においては、接点信号がない場合、放電目標値Ｐ_Dを０としているが、何もしないようにしてもよい。すなわち、目標電力設定部２１は、接点信号がない場合、放電目標値Ｐ_Dを設定せず、接点信号がある場合に、放電目標値Ｐ_Dを設定するようにしてもよい。なお、接点信号に応じた放電目標値Ｐ_Dの設定値は、上記したものに限定されない。例えば、接点信号に応じて、予め設定されている任意の値にしてもよい。

総出力算出部６２”は、蓄電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GBを算出する。具体的には、総出力算出部６２”は、受信部６１が受信した各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_Bk ^outを加算し、蓄電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GBを算出する。総出力算出部６２”は、算出した蓄電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GBを指標算出部６３”に出力する。

指標算出部６３”は、総出力算出部６２”が算出した蓄電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GBと、目標電力設定部２１が設定した放電目標値Ｐ_Dとに基づいて、蓄電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GBを放電目標値Ｐ_Dにするための充放電指標ｐｒ_Bを算出する。このとき、指標算出部６３”は、上記（３５）式の上段の式における蓄電池ＰＣＳ群目標値Ｐ_TBの代わりに放電目標値Ｐ_Dを用いて、ラグランジュ乗数λ_Bを算出する。そして、上記（３５）式の下段の式により、算出したラグランジュ乗数λ_Bを充放電指標ｐｒ_Bとして算出する。なお、抑制指標ｐｒ_PVについては、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViから太陽電池ＳＰ_iによって発電された電力を最大限出力させるように、固定値「０」を用いる。指標算出部６３”は、抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bを送信部２４’に出力する。これにより、送信部２４’は、抑制指標ｐｒ_PVを各パワーコンディショナＰＣＳ_PViに送信し、充放電指標ｐｒ_Bを各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに送信する。

このように構成された太陽光発電システムＰＶＳ９において、集中管理装置ＭＣ９は、デマンド監視装置９１から受信する接点信号に基づいて、放電目標値Ｐ_Dを設定する。また、集中管理装置ＭＣ９は、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkから受信する個別出力電力Ｐ_Bk ^outに基づいて、蓄電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GBを算出する。そして、蓄電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GBを放電目標値Ｐ_Dに一致させるための充放電指標ｐｒ_Bを算出する。各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、当該充放電指標ｐｒ_Bを用いた最適化問題（上記（２０）式）に基づいて、各個別目標電力Ｐ_Bk ^refを算出する。そして、個別出力電力Ｐ_Bk ^outを個別目標電力Ｐ_Bk ^refに制御する。これにより、蓄電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GBが放電目標値Ｐ_Dに一致する。上記するように、放電目標値Ｐ_Dは正の値であるので、蓄電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GBも正の値となり、蓄電池ＰＣＳ群Ｇ_Bから電力が出力される。このとき、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは各蓄電池Ｂ_kに蓄積される電力を放電している。ただし、蓄電池Ｂ_kのＳＯＣによっては放電されない蓄電池Ｂ_kもある。蓄電池ＰＣＳ群Ｇ_Bから出力された電力は、電力負荷Ｌによって消費される。よって、電力系統Ａから太陽光発電システムＰＶＳ９に供給される電力は低下する。このことから、上記目標電力（放電目標値Ｐ_D）は、当該供給電力を低下させる値であるといえる。このデマンド監視装置連携制御が繰り返し行われて、電力系統Ａからの供給電力が低下することで、予測デマンド値が目標デマンド値以下となりデマンド監視装置９１から接点信号を受信しなくなる。すなわち、予測デマンド値を目標デマンド値以下にすることができるため、デマンド値（最大デマンド値）を抑えることができる。このことから、本実施形態における充放電指標ｐｒ_Bは、デマンド値を目標デマンド値以下にするための指標であるといえる。

図２８は、デマンド監視装置連携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。図２８（ａ）は、デマンド監視装置連携制御を行わない場合を示している。図２８（ｂ）は、デマンド監視装置連携制御を行った場合を示している。各図において、上側のグラフは、現在デマンド値（薄色の実線）および予測デマンド値（濃色の実線）の時間的変化を示しており、下側のグラフは、連系点電力Ｐ（ｔ）の時間的変化を示している。なお、上側のグラフにおいて、点線は目標デマンド値を示している。当該シミュレーションにおいては、図２９（ａ）に示す電力負荷Ｌの消費電力の時間的変化を想定し、また、図２９（ｂ）に示す各太陽電池ＳＰ_iの発電量（総和）の時間的変化、すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViが出力した電力（ΣＰ_PVi ^out）の時間的変化を想定した。そして、目標デマンド値を２０００［ｋＷ］とした。

図２８（ａ）および図２８（ｂ）の両方の上側のグラフを確認すると、デマンド時限毎に現在デマンド値が初期化されている（０になっている）。また、予測デマンド値とデマンド時限の終了時点における現在デマンド値が一致している。したがって、現在デマンド値と予測デマンド値の算出が適切に行われていることが確認できる。

また、当該シミュレーションにおいて、デマンド監視装置連携制御を行わない場合、連系点電力Ｐ（ｔ）は図２８（ａ）の下段に示す変化となり、現在デマンド値は図２８（ａ）の上段に示す変化となった。このとき、図２８（ａ）の上段に示すように、期間Ｔ１において、デマンド時限の終了時点における現在デマンド値（デマンド値）が目標デマンド値を超えていることが分かる。一方、デマンド監視装置連携制御を行った場合、連系点電力Ｐ（ｔ）は図２８（ｂ）の下段に示す変化となり、現在デマンド値は図２８（ｂ）の上段に示す変化となった。このとき、図２８（ｂ）の上段に示すように、本シミュレーションにおいては、デマンド時限の終了時点における現在デマンド値（デマンド値）が目標デマンド値を超えていないことが分かる。また、図２８（ｂ）に示すように、期間Ｔ１において、連系点電力Ｐ（ｔ）が低下すると、予測デマンド値が上昇し、目標デマンド値以上になっている。このとき、デマンド監視装置９１から接点信号が送信されるので、デマンド監視装置連携制御が行われる。これにより、連系点電力Ｐ（ｔ）が上昇し、予測デマンド値は低下している。そして、デマンド時限の終了時点における現在デマンド値（デマンド値）が目標デマンド値以下になっている。すなわち、デマンド監視装置連携制御によって、デマンド値を目標デマンド値に制限できていることが分かる。図２８（ａ）および図２８（ｂ）に示す結果から、デマンド監視装置連携制御を行わない場合、期間Ｔ１において、デマンド値が目標デマンド値を超えていたのに対して、デマンド監視装置連携制御を行った場合、デマンド値を目標デマンド値に制限できている。したがって、デマンド監視装置連携制御を行うことで、デマンド値を目標デマンド値以下に抑制することができる。

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、デマンド監視装置９１から送信される警報信号（接点信号）に基づいて、集中管理装置ＭＣ９が目標電力（放電目標値Ｐ_D）を設定し、蓄電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GBを放電目標値Ｐ_Dにするための充放電指標ｐｒ_Bを算出する。また、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkが当該充放電指標ｐｒ_Bを用いた最適化問題を解くことで、各個別目標電力Ｐ_Bk ^refを算出する。そして、個別出力電力Ｐ_Bk ^outを個別目標電力Ｐ_Bk ^refに制御している。これにより、蓄電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GBが放電目標値Ｐ_Dとなる。したがって、集中管理装置ＭＣ９は、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkそれぞれの個別目標電力Ｐ_Bk ^refを算出しておらず、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkが集中管理装置ＭＣ９から受信する充放電指標ｐｒ_Bを用いて、分散的に個別目標電力Ｐ_Bk ^refを算出している。すなわち、集中管理装置ＭＣ９は、充放電指標ｐｒ_Bを算出するだけであるので、集中管理装置ＭＣ９の負荷を低減させることができる。また、蓄電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GBが放電目標値Ｐ_Dとなることで、蓄電池ＰＣＳ群Ｇ_Bから電力が出力される。すなわち、蓄電池Ｂ_kに蓄積された電力が電力負荷Ｌに供給される。したがって、電力系統Ａから太陽光発電システムＰＶＳ９に供給される電力を低減させることができるので、デマンド値（最大デマンド値）を抑えることができる。

上記第９実施形態において、デマンド監視装置連携制御中は、蓄電池Ｂ_kを放電させるため、蓄電池Ｂ_kに蓄積された電力が減少する。そこで、接点信号受信部９２が接点信号を受信していないときに、蓄電池Ｂ_kの充電を行うようにしてもよい。例えば、目標電力設定部２１は充電目標値（負の値）を設定し、指標算出部６３”は蓄電池ＰＣＳ群総出力Ｐ_GBが当該充電目標値に一致させるための充放電指標ｐｒ_Bを算出する。なお、当該充電目標値は、任意の値を設定してもよいし、蓄電池Ｂ_kのＳＯＣや目標デマンド値と予測デマンド値との差などに基づいて設定してもよい。このようにすることで、接点信号を受信していないときに、蓄電池Ｂ_kの充電を行うことができる。

さらに、所定の時間帯毎に、放電モードと充電モードとを設定可能にしておき、設定される放電モードあるいは充電モードに応じて、制御を切り替えるようにしてもよい。例えば、集中管理装置ＭＣ９は、放電モードが設定されている場合、上記したデマンド監視装置連携制御を行う。一方、集中管理装置ＭＣ９は、充電モードが設定されている場合、接点信号がなければ充電目標値を設定して充電を行い、また、接点信号を受信しても何もしない。すなわち、充電モード中には放電を行わないようにしている。放電モードと充電モードの設定は、ユーザが集中管理装置ＭＣ９のインターフェースなどにより行うことができ、図示しないモード設定部がユーザの操作指示に応じて、放電モードおよび充電モードを設定する。なお、目標電力設定部２１が、前記モード設定部の代わりに、モード設定を行うようにしてもよい。すなわち、目標電力設定部２１は、目標電力の設定とモード設定とを兼務してもよい。このようにすることで、放電モード時は蓄電池Ｂ_kの放電のみを行い、充電モード時は蓄電池Ｂ_kの充電のみを行うようにできるので、充電を行う時間と放電を行う時間とを切り分けることができる。なお、集中管理装置ＭＣ９は、充電モードにおいて、接点信号を受信しても何も行わない場合に限らず、受信した接点信号に応じて、上記のように放電目標値Ｐ_Dを設定するようにしてもよい。

上記第９実施形態においては、デマンド監視装置９１は、予測デマンド値と目標デマンド値とに基づいて、警報レベルを特定する場合を説明したが、警報レベルの特定方法は、これに限定されない。例えば、これら予測デマンド値や目標デマンド値の他に、現在デマンド値や調整電力、基準電力などを用いて、警報レベルを特定してもよい。調整電力は、デマンド値を目標デマンド値以下にするために調整が必要な電力である。調整電力は、（目標デマンド値−現在デマンド値）／デマンド時限内の残り時間×デマンド時限（３０分）で算出される。基準電力は、デマンド時限に対する目標デマンド値の割合に、デマンド時限の開始からの経過時間（デマンド経過時間）を乗算することで算出される電力である。基準電力は、目標デマンド／デマンド時限（３０分）×デマンド経過時間で算出される。このように他の情報を用いることで、デマンド値が目標デマンド値を超えるか否かを予測することができる。また、予測デマンド値が目標デマンドを超過している場合、電力系統Ａからの供給電力をどの程度低下させることで、現在のデマンド時限の終了時点におけるデマンド値を目標デマンド以下に抑えられるかを予測することができる。したがって、当該電力系統Ａからの供給電力を低下させるべき電力量に基づいて、警報レベルを特定することが可能である。以上のようにデマンド監視装置９１が警報レベルを特定した場合であっても、太陽光発電システムＰＶＳ９がデマンド監視装置連携制御を行うことで、デマンド値を目標デマンド値に制限することができる。

上記第９実施形態においては、デマンド監視装置９１は、特定した警報レベルから１つの接点信号を生成して、これを集中管理装置ＭＣ９に送信する場合を説明したが、これに限定されない。すなわち、デマンド監視装置９１は、１つの接点信号を生成するだけなく、複数の接点信号を生成するようにして、生成した１つまたは複数の接点信号を送信するようにしてもよい。この場合、集中管理装置ＭＣ９は、１つまたは複数の接点信号を受信し、受信した接点信号に基づいて、放電目標値Ｐ_Dを設定する。例えば、複数の接点信号を受信した場合、受信した接点信号の組み合わせに基づいて、放電目標値Ｐ_Dを設定する。このような変形例の具体的な手法を以下に説明する。

デマンド監視装置９１は、上記複数の接点の切り替えにより、特定した警報レベルに応じて、上記４つの接点信号Ｓ１〜Ｓ４のうちのいずれか１つあるいは複数（２つないし４つ）を生成する。なお、警報レベルを特定せず、予測デマンド値および目標デマンド値などに基づいて接点信号を生成するようにしてもよい。そして、生成した１つまたは複数の接点信号を集中管理装置ＭＣ９に送信する。集中管理装置ＭＣ９において、接点信号受信部９２は、１つまたは複数の接点信号を受信して、受信した接点信号に対するフラグを立てる（フラグを「１」にする）。例えば、接点信号Ｓ１〜Ｓ４に対応してそれぞれフラグＦ１〜Ｆ４が設けられているとする。このとき、接点信号Ｓ１のみを受信した場合には、フラグＦ１のみを立て、接点信号Ｓ１，Ｓ２を受信した場合には、フラグＦ１，Ｆ２を立てる。続いて、目標電力設定部２１は、接点信号受信部９２が立てたフラグの情報に基づいて、立っているフラグに対するフラグ目標値を加算して、演算値を目標電力（放電目標値Ｐ_D）として設定する。フラグ目標値は各フラグに対応して予め設定された値であり、放電目標値Ｐ_Dを算出するための値である。例えば、フラグＦ１に対するフラグ目標値として１０ｋＷ、フラグＦ２に対するフラグ目標値として２０ｋＷ、フラグＦ３に対するフラグ目標値として４０ｋＷ、フラグＦ４に対するフラグ目標値として８０ｋＷが設定されているとする。このとき、フラグの情報としてフラグＦ１，Ｆ２が立っている場合には、フラグＦ１に対するフラグ目標値１０ｋＷとフラグＦ２に対するフラグ目標値２０ｋＷとを加算した３０ｋＷを放電目標値Ｐ_Dとして設定する。また、フラグの情報としてフラグＦ１〜Ｆ４がすべて立っている場合には、各フラグＦ１〜Ｆ４に対するフラグ目標値１０ｋＷ，２０ｋＷ，４０ｋＷ，８０ｋＷをすべて加算した１５０ｋＷを放電目標値Ｐ_Dとして設定する。このような各フラグＦ１〜Ｆ４の状態と放電目標値Ｐ_Dとの関係は、下記表２のような関係となる。なお、下記表２において、各フラグＦ１〜Ｆ４の状態として、フラグが立っている場合を「１」、フラグが立っていない場合を「０」としている。目標電力設定部２１によって放電目標値Ｐ_Dが設定されると、その後は上記するデマンド監視装置連携制御が行われる。以上のことから、デマンド監視装置９１から集中管理装置ＭＣ９に複数の接点信号が送信される場合であっても、太陽光発電システムＰＶＳ９はデマンド監視装置連携制御を行うことができる。また、集中管理装置ＭＣ９は、受信する複数の接点信号の組み合わせによって放電目標値Ｐ_Dを設定しているので、接点信号の数以上に放電目標値Ｐ_Dを設定することができる。なお、上記した値は一例であり、接点信号（フラグ）の数、フラグに対応したフラグ目標値の値などを適宜変更してもよい。

上記第９実施形態においては、集中管理装置ＭＣ９は、デマンド監視装置９１から受信する接点信号に基づいて、放電目標値Ｐ_Dを設定する場合を説明したが、これに限定されない。例えば、デマンド監視装置９１から警報信号として警報レベルの情報が送信される場合には、集中管理装置ＭＣ９は、当該警報レベルの情報に基づいて、放電目標値Ｐ_Dを設定してもよい。

上記第９実施形態においては、デマンド監視装置９１が、連系点電力Ｐ（ｔ）の計測、現在デマンド値の算出、予測デマンド値の予測、警報レベルの特定、接点信号（警報信号）の生成、および、接点信号（警報信号）の送信を行う場合を例に説明したが、これらを別の外部機器が行うようにしてもよい。例えば、当該外部機器が連系点電力Ｐ（ｔ）の計測と現在デマンド値の算出と予測デマンド値の予測とを行い、デマンド監視装置９１が警報レベルの特定と接点信号（警報信号）の生成および送信とを行うようにしてもよい。また、デマンド監視装置９１が連系点電力Ｐ（ｔ）の計測と現在デマンド値の算出と予測デマンド値の予測と警報レベルの特定とを行い、上記外部機器が接点信号（警報信号）の生成および送信を行うようにしてもよい。このように、デマンド監視装置９１の処理を外部機器が適宜行うようにしてもよい。

上記第９実施形態においては、太陽光発電システムＰＶＳ９が、デマンド監視装置連携制御のみを行う場合について説明したが、これに限定されない。例えば、デマンド監視装置連携制御に加え、上記第７実施形態に係る出力抑制制御を行ってもよい。この場合、総出力算出部６２”は、総出力算出部６２と同様に、システム総出力Ｐ_total（ｔ）を算出し、これを指標算出部６３”に出力する。また、目標電力設定部２１は、出力指令値Ｐ^Cを設定し、これを指標算出部６３”に出力する。そして、指標算出部６３”は、指標算出部６３と同様に、システム総出力Ｐ_total（ｔ）と出力指令値Ｐ^Cとに基づいて、抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bを算出する。これにより、出力抑制制御も行うことができる。同様に、総出力算出部６２”に総出力算出部６２’の処理を追加し、また、指標算出部６３”に指標算出部６３’の処理を追加する。そして、目標電力設定部２１が、太陽電池ＰＣＳ群目標値Ｐ_TPVおよび蓄電池ＰＣＳ群目標値Ｐ_TBを設定することで、デマンド監視装置連携制御に加え、上記第８実施形態に係るスケジュール制御を行うこともできる。また、集中管理装置ＭＣ９に連系点電力検出部２２を追加して、かつ、指標算出部６３”に指標算出部２３’の処理を追加する。そして、目標電力設定部２１が出力指令値Ｐ^Cを設定することで、デマンド監視装置連携制御に加え、上記第３実施形態に係る出力抑制制御を行うことができる。また、目標電力設定部２１がピークカット目標値Ｐ_cutを設定することで、デマンド監視装置連携制御に加え、上記第４実施形態に係るピークカット制御を行うことができる。そして、目標電力設定部２１が逆潮流回避目標値Ｐ_RPRを設定することで、デマンド監視装置連携制御に加え、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。

上記第９実施形態においては、蓄電池Ｂ_kを用いて、電力系統Ａから供給される電力（最大デマンド値）を抑制する場合を説明したが、これに限定されない。例えば、蓄電池Ｂ_kの代わりに各種発電装置を用いてもよい。例えば、天然ガス、石油、ＬＰガス等を燃料として、エンジン、タービン、燃料電池等の方式により発電する発電装置や、木屑や燃えるゴミなどを燃焼する際の熱を利用して発電する発電装置などであってもよい。このような発電装置を用いた場合、集中管理装置ＭＣ９は、各発電装置からその個別出力電力を取得し、指標を算出する。そして、当該指標に基づいて、各発電装置が個別出力電力を制御する。これにより、デマンド監視装置９１から警報信号（接点信号）が発せられた場合、発電装置は、発電を開始し、発電した電力を電力負荷Ｌに供給する。したがって、電力系統Ａから供給される電力を抑制し、デマンド値（最大デマンド値）を抑制することができる。なお、この場合、上記発電装置が、本発明の「電力供給装置」に相当する。

上記第９実施形態においては、系統連系システムとして、太陽電池ＳＰ_iおよびパワーコンディショナＰＣＳ_PViを備える太陽光発電システムＰＶＳ９を例に説明したが、太陽電池ＳＰ_iおよびパワーコンディショナＰＣＳ_PViを備えず、電力負荷Ｌと、蓄電池Ｂ_kおよびパワーコンディショナＰＣＳ_Bkとを備えるものであってもよい。このような系統連系システムにおいては、電力負荷Ｌの消費電力が増加した場合に、デマンド監視装置９１から警報信号が送信されるので、上記デマンド監視装置連携制御が行われる。すなわち、電力負荷Ｌの消費電力の変動によって最大デマンド値が上昇してしまうことを抑制することができる。また、電力負荷Ｌと、太陽電池ＳＰ_iおよびパワーコンディショナＰＣＳ_PViと、蓄電池Ｂ_kおよびパワーコンディショナＰＣＳ_Bkとを備えた系統連系システム（太陽光発電システムＰＶＳ９）においては、電力負荷Ｌの消費電力が増加した場合に加え、日射量が低下した場合（太陽電池ＳＰ_iの発電量が低下した場合）に対しても、デマンド監視装置９１から警報信号が送信されるので、上記デマンド監視装置連携制御が行われる。すなわち、電力負荷Ｌの消費電力の変動だけでなく日射変動によってデマンド値（最大デマンド値）が上昇してしまうことを抑制することができる。

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が、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。

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。

ＰＶＳ１〜ＰＶＳ９ 太陽光発電システム
Ａ 電力系統
ＳＰ_i 太陽電池
Ｂ_k 蓄電池
ＰＣＳ_i，ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk パワーコンディショナ
Ｇ_PV 太陽電池ＰＣＳ群
Ｇ_B 蓄電池ＰＣＳ群
１１，１１’，３１，３１’ 受信部
１２，１２’，１２”，３２，３２’ 目標電力算出部
１３，３３ 出力制御部
１４，３４ 出力電力検出部
１５，３５ 送信部
ＭＣ１〜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
６１ 受信部
６２，６２’，６２” 総出力算出部
６３，６３’，６３” 指標算出部
９１ デマンド監視装置
９２ 接点信号受信部
Ｌ 電力負荷

Claims (8)

1. 電力負荷、前記電力負荷に電力を供給する複数の電力供給装置、および、前記複数の電力供給装置を管理する集中管理装置を備えており、電力系統から電力を供給される系統連系システムであって、
   前記集中管理装置は、
   デマンド監視装置から送信される警報信号を受信する警報信号受信手段と、
   前記警報信号に応じて、前記電力系統からの供給電力を低下させる目標電力を設定する目標電力設定手段と、
   前記複数の電力供給装置の総出力電力が前記目標電力となるように、前記総出力電力と前記目標電力とに基づき、前記複数の電力供給装置それぞれの個別出力電力を制御するための指標を算出する指標算出手段と、
   前記指標を前記複数の電力供給装置それぞれに送信する指標送信手段と、を備えており、
   前記複数の電力供給装置の各々は、
   前記指標を受信する指標受信手段と、
   前記指標を用いた最適化問題に基づいて、当該各電力供給装置の個別目標電力を算出する目標電力算出手段と、
   前記個別目標電力となるように当該各電力供給装置の前記個別出力電力を制御する制御手段と、を備えている、
   ことを特徴とする系統連系システム。
2. 前記警報信号は、現在のデマンド時限の終了時点における予測デマンド値と予め設定された目標デマンド値に基づいて前記デマンド監視装置から送信され、
   前記目標電力は、前記デマンド時限のデマンド値を前記目標デマンド値以下に制限するための目標値である、
   請求項１に記載の系統連系システム。
3. 前記警報信号は、多段階の警報信号であり、
   前記多段階の警報信号のうちの少なくとも一つが、前記予測デマンド値が前記目標デマンド値を超えた場合に前記デマンド監視装置から送信され、
   前記目標電力は、前記多段階の警報信号に応じて、段階的に設定される、
   請求項２に記載の系統連系システム。
4. 前記警報信号は、現在のデマンド時限の終了時点におけるデマンド値を予め設定された目標デマンド値以下にするために調整が必要な電力である調整電力に基づいて、前記デマンド監視装置から送信され、
   前記目標電力は、前記デマンド時限のデマンド値を前記目標デマンド値以下に制限するための目標値である、
   請求項１に記載の系統連系システム。
5. 前記複数の電力供給装置の各々は、蓄電池が接続され、前記蓄電池に蓄積された電力を供給する蓄電池パワーコンディショナであり、
   前記蓄電池パワーコンディショナの各々は、
   当該各蓄電池パワーコンディショナの前記個別出力電力を検出する検出手段と、
   検出した前記個別出力電力を送信する個別出力電力送信手段と、をさらに備えており、
   前記集中管理装置は、
   前記各蓄電池パワーコンディショナから送信される前記個別出力電力を受信する個別出力電力受信手段と、
   前記総出力電力として、前記各蓄電池パワーコンディショナの前記個別出力電力の総和を算出する総出力電力算出手段と、をさらに備えている、
   請求項１ないし請求項４のいずれか一項に記載の系統連系システム。
6. 前記集中管理装置は、
   前記蓄電池の充電を許可する充電モードを設定するモード設定手段をさらに有しており、
   前記目標電力設定手段は、前記充電モードが設定されており、かつ、前記警報信号を受信していないとき、前記蓄電池を充電するための目標電力を設定する、
   請求項５に記載の系統連系システム。
7. 太陽電池が接続された太陽電池パワーコンディショナをさらに備えており、
   前記太陽電池パワーコンディショナは、前記太陽電池が発電した電力を前記電力負荷に供給する、
   請求項１ないし請求項６のいずれか一項に記載の系統連系システム。
8. 請求項１ないし請求項７のいずれかに一項に記載の系統連系システムと、
   前記デマンド監視装置と、を有している、
   ことを特徴とする電力システム。