JP2019165552A - 集中管理装置 - Google Patents

Abstract

【課題】調整対象電力を目標電力に制御するための指標の算出時における各種性能を柔軟に調整可能な集中管理装置を提供する。【解決手段】本開示の集中管理装置ＭＣ１は、調整対象電力を目標電力に制御するための制御指標を用いた最適化問題に基づいて出力電力を制御する電力制御装置を管理する集中管理装置ＭＣ１であって、目標電力を設定する目標電力設定部１１と、調整対象電力を検出する調整対象電力検出手段（連系点電力検出部１２）と、調整対象電力と目標電力とに基づいて制御指標を算出する指標算出部１３と、制御指標を電力制御装置に送信する送信部１４と、を備えており、指標算出部１３は、調整対象電力と目標電力との偏差を入力信号とし、制御指標を出力信号とする第１伝達関数を、伝達関数表現から状態空間表現に変換した状態方程式に基づいて、制御指標を算出し、第１伝達関数は、定数以外の第２伝達関数と積分要素とを含んでいる。【選択図】図２

Description

本開示は、系統連系型の電力システムにおける複数の電力制御装置を管理する集中管理装置に関する。

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。

例えば、特許文献１には、複数の太陽電池と、各々が太陽電池を接続した複数のパワーコンディショナと、複数の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。この特許文献１に記載の太陽光発電システムは、太陽光発電システムと電力系統Ａとの連系点における電力（連系点電力）を電力会社などから指示される出力指令値に制御するための指標を集中管理装置が算出し、複数のパワーコンディショナがその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、集中管理装置は、下記（１）式および下記（２）式に基づいて、上記指標を算出している。なお、下記（１）式および下記（２）式において、Ｐ（ｔ）は連系点電力、Ｐ^C（ｔ）は出力指令値、λはラグランジュ乗数、εは勾配係数、ｐｒ（ｔ）は上記指標をそれぞれ表わしている。集中管理装置が演算する下記（１）式および下記（２）式には、勾配法に基づく勾配係数εが含まれている。この勾配係数εは定数であり、この勾配係数を大きくすると、指標の算出時の過渡応答が速くなり、小さくすると過渡応答が遅くなる。したがって、勾配係数εを調整することで、過渡応答性を調整できる。

特開２０１７−１５８３３５号公報

しかしながら、従来の集中管理装置においては、勾配係数εの設定により指標の算出時の過渡応答性については調整できるが、外乱耐性、ノイズ除去特性、ロバスト安定性などの性能の調整が困難であった。

本開示に係る集中管理装置は、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、調整対象電力を目標電力に制御するための指標の算出時における各種性能を柔軟に調整可能な集中管理装置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用いた最適化問題に基づいて出力電力を制御する電力制御装置を管理する集中管理装置であって、前記目標電力を設定する目標電力設定手段と、前記調整対象電力を検出する調整対象電力検出手段と、前記調整対象電力と前記目標電力とに基づいて、前記指標を算出する指標算出手段と、前記指標を前記電力制御装置に送信する送信手段と、を備えており、前記指標算出手段は、前記調整対象電力と目標電力との偏差を入力信号とし、前記指標を出力信号とする第１伝達関数を、伝達関数表現から状態空間表現に変換した状態方程式に基づいて、前記指標を算出し、前記第１伝達関数は、定数以外の第２伝達関数と積分要素とを含んでいることを特徴とする。この構成によると、指標算出手段による指標の算出において、定数以外の第２伝達関数と積分要素とを含んだ第１伝達関数を、伝達関数表現から状態空間表現に変換した状態方程式を用いている。これにより、第１伝達関数の設定に応じて、指標の算出時における、過渡応答性、外乱耐性、ノイズ除去特性、ロバスト安定性などの調整が可能となる。

前記集中管理装置の好ましい実施の形態においては、前記第１伝達関数Ｇ（ｓ）は、前記第２伝達関数をＫ（ｓ）、ラプラス演算子をｓとして、下記（３）式で表される。この構成によると、第２伝達関数の設定により第１伝達関数が決まるので、第２伝達関数の設定に応じて、指標の算出時における各種性能の調整が可能となる。

前記集中管理装置の好ましい実施の形態においては、前記第２伝達関数Ｋ（ｓ）は、ラプラス演算子をｓ、任意の定数パラメータをε₁として、下記（４）式で表される。この構成によると、定数パラメータε₁の設定に応じて、外乱耐性を調整することができる。

前記集中管理装置の好ましい実施の形態においては、前記第２伝達関数Ｋ（ｓ）は、ラプラス演算子をｓ、任意の定数パラメータをε₂として、下記（５）式で表される。この構成によると、定数パラメータのε₂の設定に応じて、過渡応答性を調整することができる。

前記集中管理装置の好ましい実施の形態においては、前記状態方程式は、前記調整対象電力をＰ（ｔ）、前記目標電力をＰ^C（ｔ）、前記指標をｐｒ（ｔ）、状態変数をλ（ｔ）として、下記（６）式および下記（７）式で表され、下記（６）式および下記（７）式における、状態係数の行列［Ａ］、入力係数の行列［Ｂ］、出力係数の行列［Ｃ］、直達係数の行列［Ｄ］はそれぞれ、前記第１伝達関数から導出される。この構成によると、指標算出手段は、下記（６）式および下記（７）式で示される状態方程式に基づく演算により、指標を算出できる。

前記集中管理装置の好ましい実施の形態においては、前記指標算出手段は、前記状態方程式に基づいて前記指標を算出する際、上記（６）式および上記（７）式に示す微分方程式の状態方程式を離散化した差分方程式の状態方程式を用いる。

本開示の集中管理装置によれば、指標算出手段による指標の算出において、定数以外の第２伝達関数と積分要素とを含んだ第１伝達関数を、状態空間表現に変換した状態方程式を用いている。これにより、第１伝達関数の設定に応じて、指標の算出時における、過渡応答性、外乱耐性、ノイズ除去特性、ロバスト安定性などの調整が可能となる。したがって、集中管理装置における指標算出時の各種性能を柔軟に調整することができる。

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電力制御に関する機能構成を示す図である。 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。 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。 集中管理装置における制御指標演算システムを示すブロック線図である。 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電力制御に関する機能構成を示す図である。

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

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ＰＣＳ_PVi、および、複数のパワーコンディショナＰＣＳ_Bkが接続されている。

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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk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。

複数の太陽電池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ＳＰ_iは、発電した電力（直流電力）を各パワーコンディショナＰＣＳ_PViに出力する。なお、各太陽電池ＳＰ_iにおいて、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。

複数のパワーコンディショナＰＣＳ_PViはそれぞれ、各太陽電池ＳＰ_iが発電した電力（直流電力）を交流電力に変換して、出力する。なお、各パワーコンディショナＰＳＣ_PViは、各太陽電池ＳＰ_i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ＰＣＳ_PVi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ＰＣＳ_PVi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ＰＣＳ_PViにおいて、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。なお、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViは、上記のように構成されたものに限定されない。

複数の蓄電池Ｂ_k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、電力線９０を介して、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に供給することで、蓄電池Ｂ_kを充電する。各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、各蓄電池Ｂ_kの充電および放電を制御している。したがって、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、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＋ｊ・Ｑ_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＋ｊ・Ｑ_Bk ^out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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkからは、合計（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。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、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。したがって、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とし、電力負荷Ｌの消費電力Ｐ_L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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outと電力負荷Ｌの消費電力Ｐ_Lとの総和（Σ_iＰ_PVi ^out＋Σ_kＰ_Bk ^out−Ｐ_L）である。

集中管理装置ＭＣ１は、複数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ＭＣ１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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk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ＰＣＳ_PViの個別出力電力Ｐ_PVi ^outと各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_Bk ^outと電力負荷Ｌの消費電力Ｐ_L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ＰＣＳ_PViの個別出力電力Ｐ_PVi ^outと各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_Bk ^outと電力負荷Ｌの消費電力Ｐ_L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Ｐ^Cにするための制御を行っている。

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）と目標電力Ｐ^Cとを一致させるための制御指標ｐｒ（ｔ）を算出する。本実施形態においては、制御指標ｐｒ（ｔ）として、制御指標ｐｒ_PVと制御指標ｐｒ_Bとが算出される。制御指標ｐｒ_PVは、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力Ｐ^Cにするための情報であり、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViに個別目標電力Ｐ_PVi ^refを算出させるための情報である。制御指標ｐｒ_Bは、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力Ｐ^Cにするための情報であり、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに個別目標電力Ｐ_Bk ^refを算出させるための情報である。また、制御指標ｐｒ_Bは、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。そして、集中管理装置ＭＣ１は、制御指標ｐｒ_PVを各パワーコンディショナＰＣＳ_PViに送信し、制御指標ｐｒ_Bを各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに送信する。各パワーコンディショナＰＣＳ_PViは、集中管理装置ＭＣ１から受信する制御指標ｐｒ_PVに基づき、個別目標電力Ｐ_PVi ^refを算出し、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。また、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、集中管理装置ＭＣ１から受信する制御指標ｐｒ_Bに基づき、個別目標電力Ｐ_Bk ^refを算出し、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）を目標電力Ｐ^Cに一致させている。

本実施形態においては、上記目標電力Ｐ^C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。

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Ｐ^C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Ｐ^C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。したがって、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。

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Ｐ^C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Ｐ^C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。したがって、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。

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Ｐ^C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Ｐ^C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。したがって、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。

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Ｐ^Cとしてスケジュール目標値が設定される。目標電力Ｐ^C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。したがって、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。

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ＳＰ_iおよび蓄電池Ｂ_k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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkについては、それぞれ１つ目（パワーコンディショナＰＣＳ_PV1，ＰＣＳ_B1）のみを記載している。

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、および、送信部１４を含んでいる。

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Ｐ^Cを設定する。上記するように、目標電力Ｐ^C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Ｐ^Cとして設定される。

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Ｐ^C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、例えば、当該出力抑制率［％］と各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの定格出力の合計Σ_iＰ_PVi ^lmtとに基づき、出力電力の上限値を算出し、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Σ_iＰ_PVi ^lmt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。

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Ｐ^C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）が上記買電電力の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。

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Ｐ^C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。

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Ｐ^C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。

目標電力設定部１１は、設定した目標電力Ｐ^C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Ｐ^C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ＳＰ_i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Ｐ^C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Ｐ^Cの設定の有無を示すフラグ情報を指標算出部１３に出力するように構成されている。当該フラグ情報は、例えば、目標電力Ｐ^Cの設定がない場合「０」であり、目標電力Ｐ^Cの設定がある場合「１」である。目標電力Ｐ^C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Ｐ^Cの設定値を指標算出部１３に出力する。このようにして、目標電力設定部１１は、目標電力Ｐ^Cの設定の有無を指標算出部１３に伝達している。なお、目標電力Ｐ^C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Ｐ^Cの設定がないとき、目標電力Ｐ^Cとして数値「−１」を指標算出部１３に出力するように構成してもよい。

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。

指標算出部１３は、目標電力設定部１１から入力される目標電力Ｐ^Cと、連系点電力検出部１２から入力される連系点電力Ｐ（ｔ）とを用いて、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力Ｐ^Cにするための指標（制御指標ｐｒ_PV，ｐｒ_B）を算出する。指標算出部１３は、制御指標ｐｒ_PV，ｐｒ_Bの算出を所定時間毎に行う。本実施形態においては、当該所定時間を１［ｓｅｃ］とするが、これに限定されない。

指標算出部１３には、連系点電力Ｐ（ｔ）と目標電力Ｐ^Cとの差分（Ｐ（ｔ）−Ｐ^C（ｔ））を入力信号、制御指標ｐｒ（ｔ）を出力信号、λ（ｔ）を状態変数として、下記（８）式および下記（９）式に示す状態方程式（連立微分方程式）が設定されている。なお、下記（８）式および下記（９）式において、目標電力Ｐ^Cが、時間ｔに対して変化する値であるとして、目標電力Ｐ^C（ｔ）と記載している。また、［Ａ］は状態係数の行列、［Ｂ］は入力係数の行列、［Ｃ］は出力係数の行列、［Ｄ］は直達係数の行列である。以下の説明において、これらを総称して係数行列ということがある。これらの係数行列［Ａ］，［Ｂ］，［Ｃ］，［Ｄ］は、下記（１０）式で定義される。なお、下記（１０）式において、Ｒは実数の集合、ｐ，ｑ，ｒはそれぞれ自然数である。下記（８）式および下記（９）式に示す、指標算出部１３に設定される状態方程式は、所定の伝達関数を状態空間表現に変換したものであり、その伝達関数に応じて各係数行列［Ａ］，［Ｂ］，［Ｃ］，［Ｄ］が決定される。これら、状態方程式および伝達関数についての詳細は後述する。

指標算出部１３は、目標電力設定部１１から入力される目標電力Ｐ^Cと、連系点電力検出部１２から入力される連系点電力Ｐ（ｔ）との偏差（Ｐ（ｔ）−Ｐ^C）を算出し、その偏差を用いて、上記（８）式および上記（９）式に示す状態方程式を演算することにより、制御指標ｐｒ（ｔ）を算出する。そして、算出した制御指標ｐｒ（ｔ）をそれぞれ制御指標ｐｒ_PV，ｐｒ_Bとする。なお、指標算出部１３は、目標電力Ｐ^Cの設定がない場合（たとえば目標電力設定部１１からのフラグ情報が「０」である場合）には、制御指標ｐｒ_PV，ｐｒ_Bとして所定の値「０」を用いる。また、指標算出部１３は、太陽光発電システムＰＶＳ１がピークカット制御を行う場合には、制御指標ｐｒ_PVとして算出した制御指標ｐｒ（ｔ）の代わりに所定の値「０」を用い、制御指標ｐｒ_Bとして、算出した制御指標ｐｒ（ｔ）を用いる。

送信部１４は、指標算出部１３が算出した制御指標ｐｒ_PV，ｐｒ_Bを各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk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ｐｒ_PV，ｐｒ_Bが算出される度に、算出された制御指標ｐｒ_PV，ｐｒ_Bを送信する。したがって、本実施形態においては、制御指標ｐｒ_PV，ｐｒ_Bが、１ｓｅｃごとに各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkに送信される。

各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi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。

受信部２１は、集中管理装置ＭＣ１から送信される制御指標ｐｒ_PV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ｐｒ_PV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２２は、受信部２１が受信した制御指標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２２は、下記（１１）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。下記（１１）式における下記（１１ａ）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（１１）式における下記（１１ｂ）式および下記（１１ｃ）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（１１ｂ）式は各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの定格出力による制約であり、下記（１１ｃ）式は各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの出力電流制約である。なお、下記（１１ｃ）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（１１ｄ）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（１１ａ）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、Ｐφ_i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Ｐφ_i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Ｐφ_i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Ｐφ_i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Ｐφ_i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Ｐφ_i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Ｐφ_iはユーザによって設定変更が可能である。

上記（１１ｂ）式において、Ｐ_PVi ^lmtは、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの定格出力（出力限界）を表わしている。よって、上記（１１ｂ）式は、算出される個別目標電力Ｐ_PVi ^refが定格出力Ｐ_PVi ^lmtを超えないように制限している。

上記（１１ｃ）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表している。

本実施形態においては、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの有効電力抑制に関する重みｗ_PVi（上記（１１ａ）式参照）は、下記（１２）式で算出される値を用いている。下記（１２）式において、ｐｒ_PV ^lmtは、制御指標限界を示している。当該制御指標限界ｐｒ_PV ^lmtは、個別出力電力Ｐ_PVi ^outを０にするときの制御指標、すなわち、個別出力電力Ｐ_PVi ^outを１００％抑制するときの制御指標である。また、Ｐ_PVi ^lmtは、上記各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの定格出力である。なお、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの定格出力Ｐ_PVi ^lmtの代わりに、疑似有効出力限界Ｐφ_iを用いてもよい。すなわち、下記（１２’）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ＰＣＳ_PViにおいて、すべて同じ有効電力抑制に関する重みｗ_PViを用いてもよい。

図３は、上記のように各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ｗ_PViを用いた場合の、制御指標ｐｒ_PVと個別出力電力Ｐ_PVi ^outとの関係を示している。なお、図３には、定格出力Ｐ_PVi ^lmtが互いに異なる３つのパワーコンディショナＰＣＳ_PVi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Ｐ_PVi ^outは、上記目標電力算出部２２が算出する個別目標電力Ｐ_PVi ^refとなるように制御されるので、同図は、制御指標ｐｒ_PVと個別目標電力Ｐ_PVi ^ref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ｐｒ_PV ^lmtを１００とした。また図３において、定格出力Ｐ_PVi ^lmtが５００ｋＷのものを実線、定格出力Ｐ_PVi ^lmtが２５０ｋＷのものを破線、定格出力Ｐ_PVi ^lmtが１００ｋＷのものを一点鎖線で示している。

図３が示すように、制御指標ｐｒ_PVが０から１００（制御指標限界ｐｒ_PV ^lmt）の間で２０上昇する毎に、定格出力Ｐ_PVi ^lmtが５００ｋＷの場合１００ｋＷ、定格出力Ｐ_PVi ^lmtが２５０ｋＷの場合５０ｋＷ、定格出力Ｐ_PVi ^lmt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ＰＣＳ_PViの定格出力Ｐ_PVi ^lmt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ＰＣＳ_PViの定格出力Ｐ_PVi ^lmtに対する割合で個別出力電力Ｐ_PVi ^outを抑制している。また、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViはともに、制御指標ｐｒ_PVが上記制御指標限界ｐｒ_PV ^lmtのときに、個別出力電力Ｐ_PVi ^out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ｐｒ_PVが０のときに、個別出力電力Ｐ_PVi ^outが定格出力Ｐ_PVi ^lmt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ｐｒ_PVが０から制御指標限界ｐｒ_PV ^lmt（１００）の間では、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの個別出力電力Ｐ_PVi ^outが線形的に変化している。なお、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViは、その定格出力Ｐ_PVi ^lmt以上の電力を出力できないため、制御指標ｐｒ_PV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Ｐ_PVi ^lmt）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ｗ_PViの設定において、上記（１２）式を用いることで、制御指標ｐｒ_PVの変化に伴い、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの定格出力Ｐ_PVi ^lmtに対する割合で、個別出力電力Ｐ_PVi ^out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ＰＣＳ_PViにおいて、それらの定格出力Ｐ_PVi ^lmtが異なっていても、制御指標ｐｒ_PVが制御指標限界ｐｒ_PV ^lmtのときに、個別出力電力Ｐ_PVi ^out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ｗ_PViとして同じ値を用いた場合は、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの定格出力Ｐ_PVi ^lmtが異なっていても、一律に同じ量ずつ個別出力電力Ｐ_PVi ^outが低下するように構成できる。

出力制御部２３は、自装置（パワーコンディショナＰＣＳ_PVi）の上記インバータ回路を制御して、個別出力電力Ｐ_PVi ^outを制御する。出力制御部２３は、個別出力電力Ｐ_PVi ^outを、目標電力算出部２２が算出した個別目標電力Ｐ_PVi ^refにする。

各パワーコンディショナＰＣＳ_Bk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、目標電力算出部３２、および、出力制御部３３を含んでいる。

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が受信した制御指標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（１３）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。下記（１３）式における下記（１３ａ）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（１３）式における下記（１３ｂ）〜（１３ｅ）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（１３ｂ）式は各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの定格出力による制約であり、下記（１３ｃ）式は蓄電池Ｂ_kのＣレート制約であり、下記（１３ｄ）式は各蓄電池Ｂ_kの残量制約であり、下記（１３ｅ）式は各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの出力電流制約である。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。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Ｂ_k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Ｂ_k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。なお、下記（１３ｅ）式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（１３ｆ）式に示す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。

上記（１３ａ）式において、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。重みｗ_Bkは、ユーザが設定可能である。ｗ_SOCkは、蓄電池Ｂ_kのＳＯＣ（States Of Charge：充電率）に応じた重みを表している。この重みｗ_SOCkは、下記（１４）式で算出される。下記（１４）式において、Ａ_SOCは重みｗ_SOCkのオフセット、Ｋ_SOCは重みｗ_SOCkのゲイン、ｓ_sw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。

上記（１３ｂ）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。よって、上記（１３ｂ）式は、算出される個別目標電力Ｐ_Bk ^refが定格出力Ｐ_Bk ^lmtを超えないように制限している。

上記（１３ｃ）式において、Ｐ_SMk ^lmtは、蓄電池Ｂ_kの充電定格出力を表しており、充電レートをＣ_rate ^Mとし、蓄電池Ｂ_kの定格容量をＷＨ_S ^lmtとしたときに、−Ｃ_rate ^M×ＷＨ_S ^lmtで求められる。なお、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（１５）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。Ｐ_SPk ^lmtは、蓄電池Ｂ_kの放電定格出力を表しており、放電レートをＣ_rate ^Pとし、蓄電池Ｂ_kの定格容量をＷＨ_S ^lmtとしたときに、Ｃ_rate ^P×ＷＨ_S ^lmtで求められる。よって、上記（１３ｃ）式は、算出される個別目標電力Ｐ_Bk ^ref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（１３ｃ）式による制約によって、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの出力電流（個別出力電力Ｐ_Bk ^out）を蓄電池Ｂ_k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ＰＣＳ_Bkにおける出力電流（個別出力電力Ｐ_Bk ^out）を制限するための特性値といえる。

上記（１３ｄ）式において、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。たとえば、蓄電池Ｂ_kの充電率ＳＯＣ_kが９０％以上のとき、α_kを０、β_kをＰ_Bk ^lmtと設定することで、上記（１３ｄ）式により放電のみを行うように制限できる。また、蓄電池Ｂ_kの充電率ＳＯＣ_kが１０％以下のとき、α_kを−Ｐ_Bk ^lmt、β_kを０と設定することで、上記（１３ｄ）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Ｂ_kの充電率ＳＯＣ_kがこれらの間（１０％より大きく９０％未満）であるとき、α_kを−Ｐ_Bk ^lmt、β_kをＰ_Bk ^lmtと設定することで、充電も放電も行うように制限できる。

上記（１３ｅ）式において、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、Ｖ₀は設計時における連系点の基準電圧、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表している。

本実施形態においては、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの有効電力に関する重みｗ_Bk（上記（１３ａ）式参照）は、下記（１６）式で算出される値を用いている。下記（１６）式において、ｐｒ_B ^lmtは、制御指標ｐｒ_Bの制御指標限界を示している。当該制御指標限界ｐｒ_B ^lmtは、最大限出力可能な電力で蓄電池Ｂ_kを充放電するときの制御指標、すなわち、個別出力電力Ｐ_Bk ^outが定格出力Ｐ_Bk ^lmtの１００％で充放電するときの制御指標である。また、ｗ_SOCkは、上記蓄電池Ｂ_kのＳＯＣに応じた重みを示しており、Ｐ_Bk ^maxは、蓄電池Ｂ_k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Ｐ_Bk ^maxは、上記蓄電池Ｂ_kの充電定格出力Ｐ_SMk ^lmt、上記蓄電池Ｂ_kの放電定格出力Ｐ_SPk ^lmtおよびパワーコンディショナＰＣＳ_Bkの定格出力Ｐ_Bk ^lmtに基づいて設定される。具体的には、充電定格出力Ｐ_SMk ^lmtの正負の符号を反転させた値と放電定格出力Ｐ_SPk ^lmt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Ｐ_Bk ^lmtの値とを比較し、いずれか小さい方の値を制約最大出力Ｐ_Bk ^maxとして設定する。なお、複数のパワーコンディショナＰＣＳ_Bkにおいて、すべて同じ有効電力に関する重みｗ_Bkを用いてもよい。

図４は、上記のように各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの有効電力に関する重みｗ_Bkを用いた場合の、制御指標ｐｒ_Bと個別出力電力Ｐ_Bk ^outとの関係を示している。なお、図４には、定格出力Ｐ_Bk ^lmtが互いに異なる３つのパワーコンディショナＰＣＳ_Bk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ＰＣＳ_Bkは、個別出力電力Ｐ_Bk ^outが負の値のとき蓄電池Ｂ_kを充電し、個別出力電力Ｐ_Bk ^outが正の値のとき蓄電池Ｂ_kを放電する。また、個別出力電力Ｐ_Bk ^outは、上記目標電力算出部３２が算出する個別目標電力Ｐ_Bk ^refとなるように制御されるので、同図は、制御指標ｐｒ_Bと個別目標電力Ｐ_Bk ^ref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ｐｒ_B ^lmtを１００とした。また、図４において、定格出力Ｐ_Bk ^lmtが５００ｋＷのものを実線、定格出力Ｐ_Bk ^lmtが２５０ｋＷのものを破線、定格出力Ｐ_Bk ^lmtが１００ｋＷのものを一点鎖線で示している。

図４に示すように、制御指標ｐｒ_Bが−１００（制御指標限界ｐｒ_B ^lmtを負の値にしたもの）から１００（制御指標限界ｐｒ_B ^lmt）の間で２０上昇する毎に、定格出力Ｐ_Bk ^lmtが５００ｋＷの場合１００ｋＷ、定格出力Ｐ_Bk ^lmtが２５０ｋＷの場合５０ｋＷ、定格出力Ｐ_Bk ^lmt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ＰＣＳ_Bkの定格出力Ｐ_Bk ^lmt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ＰＣＳ_Bkの定格出力Ｐ_Bk ^lmtに対する割合で個別出力電力Ｐ_Bk ^outを制御している。したがって、同じ制御指標ｐｒ_Bの変化量であっても、パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの定格出力Ｐ_Bk ^lmtに応じて、蓄電池Ｂ_k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ＰＣＳ_Bkはともに、制御指標ｐｒ_Bが制御指標限界ｐｒ_B ^lmtを負の値にしたもの（−ｐｒ_B ^lmt）であるときに、定格出力Ｐ_Bk ^lmtと同じ値の個別出力電力Ｐ_Bk ^outで蓄電池Ｂ_kを放電する。一方、制御指標ｐｒ_Bが制御指標限界ｐｒ_B ^lmtであるときに、定格出力Ｐ_Bk ^lmtと同じ値の個別出力電力Ｐ_Bk ^outで蓄電池Ｂ_kを充電する。すなわち、最大限出力可能な電力で蓄電池Ｂ_kを充放電する。さらに、制御指標ｐｒ_Bが０のときに、個別出力電力Ｐ_Bk ^out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Ｐ_Bk ^out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ｗ_Bkの設定において、上記（１６）式を用いることで、制御指標ｐｒ_Bの変化に伴い、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの定格出力Ｐ_Bk ^lmtに対する割合で、蓄電池Ｂ_k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ＰＣＳ_Bkにおいて、それらの定格出力Ｐ_Bk ^lmtが異なっていても、制御指標ｐｒ_Bの絶対値が制御指標限界ｐｒ_B ^lmtのときに、定格出力Ｐ_Bk ^lmtの１００％で蓄電池Ｂ_kを充放電することができる。具体的には、制御指標ｐｒ_Bが制御指標限界ｐｒ_B ^lmtの負の値であるときに、定格出力Ｐ_Bk ^lmtの１００％で蓄電池Ｂ_kを放電し、制御指標ｐｒ_Bが制御指標限界ｐｒ_B ^lmtの値であるときに、定格出力Ｐ_Bk ^lmtの１００％で蓄電池Ｂ_kを充電することができる。なお、有効電力に関する重みｗ_Bkとして同じ値を用いた場合、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの定格出力Ｐ_Bk ^lmtが異なっていても、一律に同じ量ずつ個別出力電力Ｐ_Bk ^outが低下するように構成できる。

出力制御部３３は、上記出力制御部２３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、電力線９０を介して出力する。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、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。

次に、太陽光発電システムＰＶＳ１において、指標算出部１３が制御指標ｐｒ（ｔ）（制御指標ｐｒ_PV，ｐｒ_B）の算出に用いる、上記（８）式および上記（９）式に示す状態方程式について説明する。

図５は、集中管理装置ＭＣ１における制御指標ｐｒ（ｔ）の演算処理を行うシステム（以下、「制御指標演算システム」という）を、伝達関数Ｇ（ｓ）を用いたブロック線図で表現したものである。図５に示すように、当該制御指標演算システムは、伝達関数がＧ（ｓ）である伝達要素に、連系点電力Ｐ（ｔ）と目標電力Ｐ^C（ｔ）との差分（Ｐ（ｔ）−Ｐ^C（ｔ））が入力され、制御指標ｐｒ（ｔ）が出力されるシステムである。

図５に示すブロック線図を、ｓ領域において、式で表現すると、下記（１７）式で示される。本実施形態における伝達関数Ｇ（ｓ）には、伝達関数Ｋ（ｓ）と積分要素１／ｓ（ｓはラプラス演算子）とを含んだものを用いており、例えば、Ｇ（ｓ）＝Ｋ（ｓ）／ｓである。したがって、図５に示す伝達要素には積分要素が含まれている。なお、伝達関数Ｇ（ｓ）は、伝達関数Ｋ（ｓ）と積分要素１／ｓとを含んでいれば、他の伝達関数であってもよい。

そして、本実施形態における伝達関数Ｋ（ｓ）は、１つ以上のラプラス演算子ｓを含んでおり、定数ではない。伝達関数Ｋ（ｓ）の例をいくつか挙げると、下記（１８−ａ）式〜（１８−ｉ）式などがある。これらの伝達関数Ｋ（ｓ）において、ε_a（ａ＝１〜２３）は任意の定数パラメータである。また、下記に例示した伝達関数Ｋ（ｓ）を組み合わせてもよい。ただし、伝達関数Ｋ（ｓ）は、伝達関数Ｇ（ｓ）がプロパーな伝達関数となるように設定される。なお、プロパーな伝達関数とは、分母の次数が分子の次数以上である伝達関数のことである。したがって、伝達関数Ｋ（ｓ）は、伝達関数Ｇ（ｓ）において分母の次数が分子の次数以上となるように設定される。

ところで、下記（１９）式に示す厳密にプロパーなｎ次の伝達関数表現（伝達関数Ｐ（ｓ））は、可制御標準形と呼ばれる下記（２０）式および下記（２１）式に示すｎ次の状態空間表現（状態方程式）に変換できる。なお、厳密にプロパーな伝達関数Ｐ（ｓ）とは、分子の次数が分母の次数より小さい伝達関数のことである。下記（２０）式および下記（２１）式において、ｕ（ｔ）は入力信号、ｙ（ｔ）は出力信号、ｘ（ｔ）は状態変数を示しており、ｎは自然数である。

そこで、上記した厳密にプロパーなｎ次の伝達関数表現を可制御標準形のｎ次の状態空間表現に変換する手法を用いて、本実施形態における伝達関数Ｇ（ｓ）を状態方程式に変換する。具体的には、まず、伝達関数Ｇ（ｓ）を厳密にプロパーな伝達関数部分と定数部分との２つの部分に分ける。次に、伝達関数Ｇ（ｓ）における厳密にプロパーな伝達関数部分と上記（１９）式に示す伝達関数Ｐ（ｓ）との係数を比較する。そして、この係数比較の結果を用いて、各係数行列［Ａ］，［Ｂ］，［Ｃ］を算出する。また、伝達関数Ｇ（ｓ）における定数部分は、その値を直達係数の行列［Ｄ］とする。よって、定数部分の値をγ₀とすると、［Ｄ］＝γ₀となる。なお、この場合の直達係数の行列［Ｄ］（＝γ₀）はスカラー量であり、特に伝達関数Ｇ（ｓ）が厳密にプロパーな伝達関数である場合、直達係数の行列［Ｄ］は０となる。これにより、上記（８）式および上記（９）式に示す状態方程式における、各係数行列［Ａ］，［Ｂ］，［Ｃ］，［Ｄ］が下記（２２）式のように得られる。この下記（２２）式におけるα₀〜α_n-1、β₀〜β_n-1、γ₀は用いる伝達関数Ｇ（ｓ）により決定する。以上のことから、伝達関数Ｇ（ｓ）を伝達関数表現から状態空間表現に変換した状態方程式が得られ、集中管理装置ＭＣ１（指標算出部１３）に設定される。

以下に、上記（１８−ａ）式〜上記（１８−ｉ）式に例示した複数の伝達関数Ｋ（ｓ）のうちの幾つかにおいて、集中管理装置ＭＣ１（指標算出部１３）に設定される状態方程式の具体例を示す。

伝達関数Ｋ（ｓ）をε₁／ｓ（上記（１８−ａ）式）とした場合、伝達関数Ｇ（ｓ）は、Ｇ（ｓ）＝Ｋ（ｓ）／ｓ＝ε₁／ｓ²となる。よって、伝達関数Ｇ（ｓ）は、厳密にプロパーな伝達関数であり、かつ、分母の次数が２である。２次の厳密にプロパーな伝達関数Ｐ（ｓ）は上記（１９）式より（β₁ｓ＋β₀）／（ｓ²＋α₁ｓ＋α₀）であり、これと伝達関数Ｇ（ｓ）との係数を比較する。その結果、α₀＝０，α₁＝０，β₀＝ε₁，β₁＝０が得られる。また、伝達関数Ｇ（ｓ）は、上記定数部分がないので、γ₀＝０である。これらのことから、下記（２３）式に示す各係数行列［Ａ］，［Ｂ］，［Ｃ］，［Ｄ］が算出される。したがって、集中管理装置ＭＣ１の指標算出部１３には、下記（２４）式および下記（２５）式に示す状態方程式が設定される。なお、状態空間表現から伝達関数表現へは、各係数行列［Ａ］，［Ｂ］，［Ｃ］，［Ｄ］を用いた変換式Ｇ（ｓ）＝［Ｃ］（ｓ［Ｉ］−［Ａ］）^-1［Ｂ］＋［Ｄ］によって変換できる。なお、［Ｉ］は単位行列である。この変換式と下記（２３）式に示す各係数行列［Ａ］，［Ｂ］，［Ｃ］，［Ｄ］とを用いて、伝達関数Ｇ（ｓ）を演算すると、ε₁／ｓ²となる。すなわち、伝達関数Ｋ（ｓ）をε₁／ｓとした場合の伝達関数Ｇ（ｓ）と一致する。したがって、下記（２４）式および下記（２５）式に示す状態方程式は、伝達関数Ｇ（ｓ）が適切に変換されたものである。

伝達関数Ｋ（ｓ）を（ε₃＋ε₄ｓ）／ｓ（上記（１８−ｃ）式）とした場合、伝達関数Ｇ（ｓ）は、Ｇｓ＝Ｋ（ｓ）／ｓ＝（ε₃＋ε₄ｓ）／ｓ²となる。よって、伝達関数Ｇ（ｓ）は、厳密にプロパーな伝達関数であり、かつ、分母の次数が２である。２次の厳密にプロパーな伝達関数Ｐ（ｓ）は上記（１９）式より（β₁ｓ＋β₀）／（ｓ²＋α₁ｓ＋α₀）であり、これと伝達関数Ｇ（ｓ）との係数を比較する。その結果、α₀＝０，α₁＝０，β₀＝ε₃，β₁＝ε₄が得られる。また、伝達関数Ｇ（ｓ）は、上記定数部分がないので、γ₀＝０である。これらのことから、下記（２６）式に示す各係数行列［Ａ］，［Ｂ］，［Ｃ］，［Ｄ］が算出される。したがって、集中管理装置ＭＣ１の指標算出部１３には、下記（２７）式および下記（２８）式に示す状態方程式が設定される。なお、下記（２７）式および下記（２８）式に示す状態方程式を、上記変換式Ｇ（ｓ）＝［Ｃ］（ｓ［Ｉ］−［Ａ］）^-1［Ｂ］＋［Ｄ］によって、伝達関数Ｇ（ｓ）に変換すると、（ε₃＋ε₄ｓ）／ｓ²となる。すなわち、伝達関数Ｋ（ｓ）を（ε₃＋ε₄ｓ）／ｓとした場合の伝達関数Ｇ（ｓ）と一致する。したがって、下記（２７）式および下記（２８）式に示す状態方程式は、伝達関数Ｇ（ｓ）が適切に変換されたものである。

伝達関数Ｋ（ｓ）をε₂₀／（ε₁₇＋ε₁₈ｓ＋ε₁₉ｓ²）（上記（１８−ｈ）式）とした場合、伝達関数Ｇ（ｓ）は、Ｇ（ｓ）＝Ｋ（ｓ）／ｓ＝ε₂₀／（ε₁₇ｓ＋ε₁₈ｓ²＋ε₁₉ｓ³）となる。よって、伝達関数Ｇ（ｓ）は、厳密にプロパーな伝達関数であり、かつ、分母の次数が３である。３次の厳密にプロパーな伝達関数Ｐ（ｓ）は上記（１９）式より（β₂ｓ²＋β₁ｓ＋β₀）／（ｓ³＋α₂ｓ²＋α₁ｓ＋α₀）であり、これと伝達関数Ｇ（ｓ）との係数を比較する。その結果、α₀＝０，α₁＝ε₁₇／ε₁₉，α₂＝ε₁₈／ε₁₉，β₀＝ε₂₀／ε₁₉，β₁＝０，β₂＝０が得られる。また、伝達関数Ｇ（ｓ）は、上記定数部分がないので、γ₀＝０である。これらのことから、下記（２９）式に示す各係数行列［Ａ］，［Ｂ］，［Ｃ］，［Ｄ］が算出される。したがって、集中管理装置ＭＣ１の指標算出部１３には、下記（３０）式および下記（３１）式に示す状態方程式が設定される。なお、下記（３０）式および下記（３１）式に示す状態方程式を、上記変換式Ｇ（ｓ）＝［Ｃ］（ｓ［Ｉ］−［Ａ］）^-1［Ｂ］＋［Ｄ］によって、伝達関数Ｇ（ｓ）に変換すると、ε₂₀／（ε₁₇ｓ＋ε₁₈ｓ²＋ε₁₉ｓ³）となる。すなわち、伝達関数Ｋ（ｓ）をε₂₀／（ε₁₇＋ε₁₈ｓ＋ε₁₉ｓ²）とした場合の伝達関数Ｇ（ｓ）と一致する。したがって、下記（３０）式および下記（３１）式に示す状態方程式は、伝達関数Ｇ（ｓ）が適切に変換されたものである。

伝達関数Ｋ（ｓ）をε₅＋ε₆ｓ（上記（１８−ｄ）式）とした場合、伝達関数Ｇ（ｓ）は、Ｇ（ｓ）＝Ｋ（ｓ）／ｓ＝（ε₅＋ε₆ｓ）／ｓとなる。この伝達関数Ｇ（ｓ）は、Ｇ（ｓ）＝ε₅／ｓ＋ε₆として、厳密にプロパーな伝達関数部分（ε₅／ｓ）と定数部分（ε₆）とに分割できる。そして、厳密にプロパーな伝達関数部分（ε₅／ｓ）においては、１次の厳密にプロパーな伝達関数Ｐ（ｓ）であるβ₀／（ｓ＋α₀）との係数を比較することで、α₀＝０，β₀＝ε₅が得られる。また、定数部分（ε₆）においては、この値（ε₆）を直達係数の行列［Ｄ］とするので、γ₀＝ε₆が得られる。これらのことから、下記（３２）式に示す各係数行列［Ａ］，［Ｂ］，［Ｃ］，［Ｄ］が算出される。したがって、集中管理装置ＭＣ１の指標算出部１３には、下記（３３）式および下記（３４）式に示す状態方程式が設定される。なお、下記（３３）式および下記（３４）式に示す状態方程式を、上記変換式Ｇ（ｓ）＝［Ｃ］（ｓ［Ｉ］−［Ａ］）^-1［Ｂ］＋［Ｄ］によって、伝達関数Ｇ（ｓ）に変換すると、ε₅／ｓ＋ε₆となる。すなわち、伝達関数Ｋ（ｓ）をε₅＋ε₆ｓとした場合の伝達関数Ｇ（ｓ）と一致する。したがって、下記（３３）式および下記（３４）式に示す状態方程式は、伝達関数Ｇ（ｓ）が適切に変換されたものである。

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。

第１実施形態によれば、指標算出部１３による制御指標ｐｒ_PV，ｐｒ_Bの算出において、定数以外の伝達関数Ｋ（ｓ）と積分要素１／ｓとを含んだ伝達関数Ｇ（ｓ）を、状態空間表現に変換した状態方程式（上記（８）式および上記（９）式参照）を用いている。これにより、伝達関数Ｇ（ｓ）（伝達関数Ｋ（ｓ））の設定に応じて、指標算出部１３が制御指標ｐｒ_PV，ｐｒ_Bを算出する際の、過渡応答性、外乱耐性、ノイズ除去特性、ロバスト安定性などを柔軟に調整することができる。例えば、Ｋ（ｓ）＝ε₁／ｓとし、定数パラメータε₁を大きくすると、外乱耐性を向上させることができる。また、Ｋ（ｓ）＝ε₂ｓとし、定数パラメータε₂を大きくすると、過渡応答性を向上させることができる。その他、上記（１８−ａ）式〜上記（１８−ｉ）式に示す各伝達関数Ｋ（ｓ）の組み合わせや定数パラメータε_a（ａ＝１〜２３）の設定値などにより、ノイズ除去特性やロバスト安定性などを調整することができる。

第１実施形態では、指標算出部１３は、太陽光発電システムＰＶＳ１がピークカット制御を行う場合に、制御指標ｐｒ_PVとして所定の値「０」を用いる例を示したが、これに限定されない。例えば、指標算出部１３に、制御指標ｐｒ_PVを算出するための状態方程式（上記（８）式および上記（９）式参照）と、制御指標ｐｒ_Bを算出するための状態方程式（上記（８）式および上記（９）式参照）とを、それぞれ別々に設定しておく。そして、指標算出部１３が、これらの状態方程式をそれぞれ演算することで、制御指標ｐｒ_PVと制御指標ｐｒ_Bとを別々に算出するようにしてもよい。このとき、指標算出部１３には、異なる２つの状態方程式が設定されていてもよいし、当該異なる２つの状態方程式を１つにまとめた共通の状態方程式が設定されていてもよい。

第１実施形態では、指標算出部１３に設定される状態方程式において、上記（８）式および上記（９）式に示す微分方程式を用いた場合を示したが、これに限定されない。例えば、上記（８）式および上記（９）式に示す微分方程式の代わりに、当該微分方程式を離散化した差分方程式を用いてもよい。この場合の差分方程式は、求める状態変数をλ（ｋ）、求める制御指標をｐｒ（ｋ）、前回算出した状態変数をλ（ｋ−1）、制御指標ｐｒ（ｋ）の算出周期をＴｓとして、下記（３５）式および下記（３６）式で表される。なお、下記（３５）式および下記（３６）式においては、後進差分を用いた差分方程式を示したが、後進差分の代わりに、前進差分あるいは中心差分などであってもよい。

第１実施形態では、厳密にプロパーなｎ次の伝達関数表現を可制御標準形のｎ次の状態空間表現に変換する手法を用いて、伝達関数Ｇ（ｓ）を状態方程式に変換する場合を示したが、これに限定されない。例えば、上記（１９）式に示す厳密にプロパーなｎ次の伝達関数Ｐ（ｓ）は、下記（２０’）式および下記（２１’）式に示す可観測標準形と呼ばれるｎ次の状態空間表現（状態方程式）に変換できる。そこで、上記（１９）式に示す厳密にプロパーな伝達関数表現（伝達関数Ｐ（ｓ））を、可制御標準形のｎ次の状態空間表現に変換する手法の代わりに、下記（２０’）式および下記（２１’）式に示す可観測標準形のｎ次の状態空間表現に変換する手法を用いて、伝達関数Ｇ（ｓ）を状態方程式に変換してもよい。この場合も、上記した可制御標準形を用いた変換手法と同様に、伝達関数Ｇ（ｓ）を状態方程式に変換すればよい。すなわち、伝達関数Ｇ（ｓ）を厳密にプロパーな伝達関数部分と定数部分とに分け、厳密にプロパーな伝達関数部分と定数部分とのそれぞれに基づき、各係数行列［Ａ］，［Ｂ］，［Ｃ］，［Ｄ］を求めればよい。

第１実施形態では、制御指標演算システムを伝達関数表現から状態空間表現に実現する際、伝達関数Ｇ（ｓ）と上記（１９）式に示す厳密にプロパーな伝達関数Ｐ（ｓ）とを比較することによって、伝達関数Ｇ（ｓ）を上記（８）式および上記（９）式に示す状態方程式に変換する手法を示したが、これに限定されない。例えば、次のようにして、伝達関数Ｇ（ｓ）を状態方程式に変換してもよい。例えば、伝達関数Ｋ（ｓ）が上記（１８−ａ）式に示すε₁／ｓである場合、すなわち、伝達関数Ｇ（ｓ）がε₁／ｓ²である場合、制御指標演算システムの伝達関数表現は、下記（３７）式で示される。

上記（３７）式を下記（３８）式に示すように変形した後、ｓ領域からｔ領域に変換し、ベクトルを用いて表現すると、下記（３９）式が得られる。そして、下記（４０）式に示す新しい変数λ₁（ｔ），λ₂（ｔ）を下記（３９）式に導入することで、下記（４１）式が得られる。下記（４１）式において、変数λ₁（ｔ），λ₂（ｔ）を状態ベクトル（状態変数）λ（ｔ）として扱うことで、下記（４２）式となる。

また、上記（４０）式におけるλ₁（ｔ）＝ｐｒ（ｔ）より、下記（４３）式が得られ、下記（４３）式においても、変数λ₁（ｔ），λ₂（ｔ）を状態ベクトル（状態変数）λ（ｔ）として扱うことで、下記（４４）式となる。

上記（４２）式および上記（４４）式による連立微分方程式が、本変形例で得られる状態方程式であり、制御指標演算システムを伝達関数表現から状態空間表現に実現することができる。なお、このような変形例に係る状態方程式（上記（４２）式および上記（４４）式参照）においても、上記変換式Ｇ（ｓ）＝［Ｃ］（ｓ［Ｉ］−［Ａ］）^-1［Ｂ］＋［Ｄ］によって、伝達関数Ｇ（ｓ）に変換すると、ε₁／ｓ²となる。すなわち、伝達関数Ｋ（ｓ）をε₁／ｓとした場合の伝達関数Ｇ（ｓ）と一致する。したがって、上記（４２）式および下記（４４）式に示す状態方程式は、伝達関数Ｇ（ｓ）が適切に変換されたものである。なお、上記例では、伝達関数Ｋ（ｓ）が上記（１８−ａ）式に示すε₁／ｓである場合を示したが、その他の伝達関数Ｋ（ｓ）（例えば上記（１８−ｂ）式ないし上記（１８−ｉ）式のいずれか）であっても、同様に変換することで、制御指標演算システムを伝達関数表現から状態空間表現へ実現できる。

集中管理装置ＭＣ１（指標算出部１３）に設定される状態方程式（上記（８）式および上記（９）式参照）は、伝達関数Ｇ（ｓ）を状態方程式に変換したものであれば限定さない。すなわち、制御指標演算システムを伝達関数表現から状態空間表現へ実現する手法は、上記したものに限定されない。たとえば、最小実現、平衡実現などの他の実現手法を用いてもよい。したがって、集中管理装置ＭＣ１（指標算出部１３）に設定される状態方程式を伝達関数で表したときに、伝達関数Ｇ（ｓ）となれば、具体的な状態方程式は特に限定されない。

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要素については、同じ符号を付して、その説明を省略する。第１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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outおよび電力負荷Ｌの消費電力Ｐ_L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ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outおよび電力負荷Ｌの消費電力Ｐ_L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ＰＶＳ２は、システム総出力を目標電力Ｐ^Cにするように制御する。

図６は、太陽光発電システムＰＶＳ２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ＰＶＳ２は、複数の太陽電池ＳＰ_i，複数のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi，複数の蓄電池Ｂ_k，複数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。

本実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ２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および電力負荷Ｌの消費電力Ｐ_Lの総和（システム総出力Ｐ_total（ｔ））を算出する。システム総出力Ｐ_total（ｔ）は、演算式「Σ_iＰ_PVi ^out＋Σ_kＰ_Bk ^out−Ｐ_L」によって求められる。そして、算出したシステム総出力Ｐ_total（ｔ）を太陽光発電システムＰＶＳ２全体の出力（調整対象電力）として、目標電力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ＰＶＳ２は、連系点電力Ｐ（ｔ）の代わりにシステム総出力Ｐ_total（ｔ）を用いて各種電力制御を行う。

図７は、図６に示す太陽光発電システムＰＶＳ２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７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つ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ＰＶＳ２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ＭＣ２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。

第２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、図７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ＰＣＳ_Bkはそれぞれ、図７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３４および送信部３５をさらに備えている。

出力電力検出部２４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２５は、出力電力検出部２４が検出した個別出力電力Ｐ_PVi ^outを集中管理装置ＭＣ２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ＭＣ２に送信する。

集中管理装置ＭＣ２は、図７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１５、総出力算出部１６、指標算出部１７、および、送信部１４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１５、総出力算出部１６、および、指標算出部１７を備えている点で異なる。

受信部１５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。また、受信部１５は、電力負荷Ｌから送信される消費電力Ｐ_Lを受信する。

総出力算出部１６は、受信部１５が受信した、個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outと電力負荷Ｌの消費電力Ｐ_Lと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１６は、入力されるすべての個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outおよび電力負荷Ｌの消費電力Ｐ_L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１７は、総出力算出部１６が算出したシステム総出力Ｐ_total（ｔ）を、目標電力Ｐ^Cにするための指標（制御指標ｐｒ_PV，ｐｒ_B）を算出する。このとき、指標算出部１７は、上記（８）式および上記（９）式に示す状態方程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、制御指標ｐｒ（ｔ）（制御指標ｐｒ_PV，ｐｒ_B）を算出する。算出された制御指標ｐｒ_PVは、送信部１４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、算出された制御指標ｐｒ_Bは、送信部１４を介して、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに送信される。

以上のように構成された太陽光発電システムＰＶＳ２においても、上記第１実施形態と同様に、指標算出部１７による制御指標ｐｒ（ｔ）（制御指標ｐｒ_PV，ｐｒ_B）の算出において、定数以外の伝達関数Ｋ（ｓ）と積分要素１／ｓとを含んだ伝達関数Ｇ（ｓ）を、状態空間表現に変換した状態方程式（上記（８）式および上記（９）式参照）を用いている。これにより、伝達関数Ｇ（ｓ）および伝達関数Ｋ（ｓ）の設定に応じて、指標算出部１７が制御指標ｐｒ_PV，ｐｒ_Bを算出する際の、過渡応答性、外乱耐性、ノイズ除去特性、ロバスト安定性などを柔軟に調整することができる。

また、第２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ＰＶＳ２全体の出力電力（システム総出力Ｐ_total（ｔ））を用いるのでなく、複数のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk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。例えば、複数のパワーコンディショナＰＣＳ_PViを第１グループとし、複数のパワーコンディショナＰＣＳ_Bkを第２グループとして、２つのグループに分ける。そして、第１グループと第２グループとでそれぞれ、スケジュール制御してもよい。このように、複数のグループ毎にスケジュール制御を行う場合、指標算出部１７には、複数のグループ毎に制御指標ｐｒ（ｔ）を算出するための状態方程式（上記（８）式および上記（９）式参照）が設定される。例えば、複数のパワーコンディショナＰＣＳ_PViを第１グループとし、複数のパワーコンディショナＰＣＳ_Bkを第２グループとして、２つのグループに分けた場合、指標算出部２７には、制御指標ｐｒ_PVを算出するための状態方程式と制御指標ｐｒ_Bを算出するための状態方程式とが設定される。この指標算出部１７に設定される状態方程式は、複数のグループ毎にそれぞれ異なる状態方程式が設定されていてもよいし、当該異なる複数の状態方程式を１つにまとめた共通の状態方程式が設定されていてもよい。

なお、上記第１実施形態においても、電力線９０の配線によっては、複数の連系点電力検出部１２を設けることで、複数のグループ毎に、スケジュール制御することも可能である。この場合、上記と同様に、指標算出部１３には、複数のグループ毎に異なる状態方程式が設定されていてもよいし、上記共通の状態方程式が設定されていてもよい。

第１および第２実施形態では、太陽光発電システムＰＶＳ１，ＰＶＳ２に、複数のパワーコンディショナＰＣＳ_Bkを備えている場合を示したが、これを備えていなくてもよい。この場合、集中管理装置ＭＣ１，ＭＣ２は、第１実施形態，第２実施形態と同様に制御指標ｐｒ（ｔ）（制御指標ｐｒ_PV）を算出し、算出した制御指標ｐｒ_PVを複数のパワーコンディショナＰＣＳ_PViのそれぞれに送信する。そして、複数のパワーコンディショナＰＣＳ_PViは、上記（１１）式に示す最適化問題の代わりに下記（１１’）式に示す最適化問題に基づいて、個別目標電力Ｐ_PVi ^refを算出する。これにより、第１実施形態および第２実施形態と同様の効果を奏することができる。

第１および第２実施形態では、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。例えば、他の再生可能エネルギー（風力、水力、バイオマス、地熱など）を利用した発電システム、燃料電池による発電システム、化石燃料を利用した発電システム、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、各種コジェネレーションシステム、あるいは、ＥＶ（Electric Vehicle）スタンドを利用した電力システムなどであってもよい。なお、アグリゲータは、実際に発電を行っているのではないが、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。また、ＥＶスタンドは、ＥＶやＰＨＥＶ（Plug-in Hybrid Electric Vehicle）などの充放電を行う設備である。ＥＶスタンドは、実際に発電を行っているのではないが、ＥＶやＰＨＥＶに蓄積された電力を放電させて、この電力を発電した電力とみなしている。これらの電力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、各電力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。再生可能エネルギーを利用した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や各種コジェネレーションシステムの場合、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、ＥＶスタンドを利用した電力システムの場合、電力制御装置は、ＥＶやＰＨＥＶを接続したＥＶスタンドおよびこれを制御する制御装置である。なお、ＥＶスタンドを利用した電力システムは、ＥＶやＰＨＥＶに備えられたバッテリーが蓄電池Ｂ_kに相当し、ＥＶスタンドおよびこれを制御する制御装置がパワーコンディショナＰＣＳ_Bkに相当するようにも考えられる。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。

本開示に係る集中管理装置は、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，ＰＶＳ２：太陽光発電システム
Ａ ：電力系統
Ｌ ：電力負荷
ＭＣ１，ＭＣ２：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 ：受信部
１６ ：総出力算出部
１７ ：指標算出部
ＳＰ_i ：太陽電池
ＰＣＳ_PVi ：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
Ｂ_k ：蓄電池
ＰＣＳ_Bk ：パワーコンディショナ
３１ ：受信部
３２ ：目標電力算出部
３３ ：出力制御部
３４ ：出力電力検出部
３５ ：送信部
９０ ：電力線

Claims (6)

1. 調整対象電力を目標電力に制御するための指標を用いた最適化問題に基づいて出力電力を制御する電力制御装置を管理する集中管理装置であって、
   前記目標電力を設定する目標電力設定手段と、
   前記調整対象電力を検出する調整対象電力検出手段と、
   前記調整対象電力と前記目標電力とに基づいて、前記指標を算出する指標算出手段と、
   前記指標を前記電力制御装置に送信する送信手段と、
   を備えており、
   前記指標算出手段は、前記調整対象電力と前記目標電力との偏差を入力信号とし、前記指標を出力信号とする第１伝達関数を、伝達関数表現から状態空間表現に変換した状態方程式に基づいて、前記指標を算出し、
   前記第１伝達関数は、定数以外の第２伝達関数と積分要素とを含んでいる、
   ことを特徴とする集中管理装置。
2. 前記第１伝達関数Ｇ（ｓ）は、前記第２伝達関数をＫ（ｓ）、ラプラス演算子をｓとして、下記（１）式で表される、
   請求項１に記載の集中管理装置。
   

   
3. 前記第２伝達関数Ｋ（ｓ）は、ラプラス演算子をｓ、任意の定数パラメータをε₁として、下記（２）式で表される、
   請求項２に記載の集中管理装置。
   

   
4. 前記第２伝達関数Ｋ（ｓ）は、ラプラス演算子をｓ、任意の定数パラメータをε₂として、下記（３）式で表される、
   請求項２に記載の集中管理装置。
   

   
5. 前記状態方程式は、前記調整対象電力をＰ（ｔ）、前記目標電力をＰ^C（ｔ）、前記指標をｐｒ（ｔ）、状態変数をλ（ｔ）として、下記（４）式および下記（５）式で表され、
   下記（４）式および下記（５）式における、状態係数の行列［Ａ］、入力係数の行列［Ｂ］、出力係数の行列［Ｃ］、直達係数の行列［Ｄ］はそれぞれ、前記第１伝達関数から導出される、
   請求項１ないし請求項４のいずれか一項に記載の集中管理装置。
   

   
6. 前記指標算出手段は、前記状態方程式に基づいて前記指標を算出する際、上記（４）式および上記（５）式に示す微分方程式の状態方程式を離散化した差分方程式の状態方程式を用いる、
   請求項５に記載の集中管理装置。

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