JP6790330B2 - 電力システム - Google Patents

Description

本開示は、系統連系型の電力システムに関し、特に調整対象電力を目標電力に制御する電力システムに関する。

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

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。

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、複数のパワーコンディショナを管理する装置の処理負荷を低減させつつ、調整対象電力を目標値にすることができる電力システムを提供することにある。

本開示によって提供される電力システムは、電力系統に接続される電力システムであって、複数のパワーコンディショナと、前記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、を備えており、前記集中管理装置は、調整対象電力を検出する検出手段と、前記調整対象電力が目標電力となるように、前記調整対象電力と前記目標電力とに基づき、前記複数のパワーコンディショナそれぞれの個別出力電力を制御するための指標を算出する指標算出手段と、前記指標を前記複数のパワーコンディショナに送信する送信手段と、を備えており、前記複数のパワーコンディショナの各々は、前記指標を受信する受信手段と、前記指標を用いた最適化問題に基づいて、当該各パワーコンディショナ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パワーコンディショナ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。

前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記複数のパワーコンディショナは、太陽電池から電力が入力されるｎ個の太陽光パワーコンディショナ（ｎは正の整数）を含んでおり、前記指標算出手段は、各太陽光パワーコンディショナに対する前記指標として抑制指標を算出し、前記送信手段は、前記抑制指標を前記各太陽光パワーコンディショナに送信する。

前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記抑制指標をｐｒ、前記ｎ個の太陽光パワーコンディショナそれぞれの前記個別目標電力をＰ_i ^ref（ｉ＝１，...，ｎの整数）、前記ｎ個の太陽光パワーコンディショナの定格出力をＰ_i ^lmt、前記ｎ個の太陽光パワーコンディショナの出力制御に関する重みをｗ_iとするとき、前記個別目標電力Ｐ_i ^refは、下記（１）式で規定される最適化問題を解くことで算出される。

前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記ｎ個の太陽光パワーコンディショナそれぞれの個別出力電力をＰ_i ^out（ｔ）、前記目標電力をＰ^C（ｔ）、前記調整対象電力をＰ（ｔ）とするとき、前記指標算出手段は、下記（２）式および下記（３）式を解くことで、前記抑制指標ｐｒを算出する。

前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記複数のパワーコンディショナは、蓄電池から電力が入力される又は前記蓄電池に電力を出力するｍ個の蓄電池パワーコンディショナ（ｍは正の整数）を含んでおり、前記指標算出手段は、各蓄電池パワーコンディショナに対する前記指標として充放電指標を算出し、前記送信手段は、前記充放電指標を前記各蓄電池パワーコンディショナに送信する。

前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記抑制指標をｐｒ_PV、前記ｎ個の太陽光パワーコンディショナそれぞれの個別目標電力をＰ_PVi ^ref（ｉ＝１，...，ｎの整数）、前記ｎ個の太陽光パワーコンディショナそれぞれの定格出力をＰ_PVi ^lmt、前記ｎ個の太陽光パワーコンディショナそれぞれの出力制御に関する重みをｗ_PVi、前記ｎ個の太陽光パワーコンディショナそれぞれの個別出力電力の抑制を優先するか否かを示す設計パラメータをＰ_φiとするとき、前記個別目標電力Ｐ_PVi ^refは、下記（４）式で規定される最適化問題を解くことで算出され、前記充放電指標をｐｒ_B、前記ｍ個の蓄電池パワーコンディショナそれぞれの個別目標電力をＰ_Bk ^ref（ｋ＝１，...，ｍの整数）、前記ｍ個の蓄電池パワーコンディショナそれぞれの定格出力をＰ_Bk ^lmt、前記ｍ個の蓄電池パワーコンディショナそれぞれの出力制御に関する重みをｗ_Bk、前記蓄電池の残量により設定されるパラメータをα_k，β_kとするとき、前記個別目標電力Ｐ_Bk ^refは、下記（５）式で規定される最適化問題を解くことで算出される。

前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記抑制指標をｐｒ_PV、前記ｎ個の太陽光パワーコンディショナそれぞれの個別目標電力をＰ_PVi ^ref（ｉ＝１，...，ｎの整数）、前記ｎ個の太陽光パワーコンディショナそれぞれの定格出力をＰ_PVi ^lmt、前記ｎ個の太陽光パワーコンディショナそれぞれの出力制御に関する重みをｗ_PVi、前記ｎ個の太陽光パワーコンディショナそれぞれの個別出力電力の抑制を優先するか否かを示す設計パラメータをＰ_φi、無効電力出力をＱ_PVi、出力可能な最大の皮相電力をＳ_PVi ^d、前記ｎ個の太陽光パワーコンディショナそれぞれにおける連系点電圧をＶ_PVi、連系点基準電圧をＶ₀とするとき、前記個別目標電力Ｐ_PVi ^refは、下記（４’）式で規定される最適化問題を解くことで算出され、前記充放電指標をｐｒ_B、前記ｍ個の蓄電池パワーコンディショナそれぞれの個別目標電力をＰ_Bk ^ref（ｋ＝１，...，ｍの整数）、前記ｍ個の蓄電池パワーコンディショナそれぞれの定格出力をＰ_Bk ^lmt、前記蓄電池の充電定格出力をＰ_SMk ^lmt、前記蓄電池の放電定格出力をＰ_SPk ^lmt、前記ｍ個の蓄電池パワーコンディショナそれぞれの出力制御に関する重みをｗ_Bk、前記蓄電池の残量により設定されるパラメータをα_k，β_k、前記蓄電池の充電率に応じた重みをｗ_SOCk、無効電力出力をＱ_Bk、出力可能な最大の皮相電力をＳ_Bk ^d、前記ｍ個の蓄電池パワーコンディショナにおける連系点電圧をＶ_Bk、連系点における基準電圧をＶ₀とするとき、前記個別目標電力Ｐ_Bk ^refは、下記（５’）式で規定される最適化問題を解くことで算出される。

前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記指標算出手段は、前記ｎ個の太陽光パワーコンディショナそれぞれの個別出力電力をＰ_PVi ^out（ｔ）、前記ｍ個の蓄電池パワーコンディショナそれぞれの個別出力電力をＰ_Bk ^out（ｔ）、前記目標電力をＰ^C（ｔ）、前記調整対象電力をＰ（ｔ）、前記抑制指標をｐｒ_PV、前記充放電指標をｐｒ_Bとするとき、前記抑制指標ｐｒ_PVおよび前記充放電指標ｐｒ_Bは、下記（６）式および下記（７）式により算出される。

前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記調整対象電力は、前記複数のパワーコンディショナと前記電力系統との連系点における連系点電力である。

前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記集中管理装置は、前記複数のパワーコンディショナそれぞれの個別出力電力を入手する入手手段と、前記複数のパワーコンディショナそれぞれの個別出力電力の総和である総出力電力を算出する総出力電力算出手段と、をさらに備えており、前記調整対象電力は、前記総出力電力である。

前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記複数のパワーコンディショナと前記電力系統との連系点には、電力を消費する負荷が接続されている。

前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記複数のパワーコンディショナと前記電力系統との連系点には、電力を消費する負荷が接続されており、前記集中管理装置は、前記複数のパワーコンディショナそれぞれの個別出力電力を入手し、かつ、前記負荷の消費電力を入手する入手手段と、前記複数のパワーコンディショナそれぞれの個別出力電力の総和である総出力電力を算出する総出力電力算出手段と、前記総出力電力および前記消費電力に基づいて、前記連系点における連系点電力を推算する連系点電力推算手段と、をさらに備えており、前記調整対象電力は、前記連系点電力である。

前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記集中管理装置は、電力会社からの出力指令を無線通信により取得する取得手段をさらに備えており、前記目標電力は、前記出力指令に基づく目標値である。

前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記集中管理装置は、前記電力系統から供給される電力の上限値を設定する設定手段をさらに備えており、前記目標電力は、前記上限値に基づく目標値である。

前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記複数のパワーコンディショナのうちの少なくとも１つが太陽電池に接続されている場合には、前記指標算出手段は、前記少なくとも１つのパワーコンディショナに対する前記指標を０と算出する。

前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記集中管理装置は、逆潮流回避目標を設定する設定手段をさらに備えており、前記目標電力は、前記逆潮流回避目標に基づく目標値である。

前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記複数のパワーコンディショナは、複数の群に分けられており、前記複数の群の少なくとも１つの群においては、当該群に含まれるパワーコンディショナすべての個別出力電力の総和が、所定の目標値となるように制御される。

本開示の電力システムによれば、集中管理装置において、調整対象電力が目標電力となるように、複数のパワーコンディショナそれぞれの個別出力電力を制御するための指標を算出する。そして、複数のパワーコンディショナの各々は、前記指標を用いた最適化問題に基づいて、各パワーコンディショナの個別目標電力を算出し、個別出力電力が当該個別目標電力となるようにした。これにより、集中管理装置は、複数のパワーコンディショナ毎に個別目標電力を算出することなく、指標を算出するだけとなる。したがって、集中管理装置の処理負荷を低減させることができる。そして、複数のパワーコンディショナの各々が、前記指標に基づき、個別出力電力を制御している。これにより、調整対象電力を目標電力にすることができる。

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連系点電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連系点電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連系点電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システム総出力抑制制御に関する機能構成を示す図である。 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システム総出力抑制制御に関する機能構成を示す図である。 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。

以下、本開示の電力システムの実施の形態について、電力系統に連系された太陽光発電システムに適用した場合を例に説明する。なお、以下の説明において、連系点における電力が正の場合、太陽光発電システムから電力系統に電力が出力されている（逆潮流している）ものとする。一方、連系点における電力が負の値の場合、電力系統から太陽光発電システムに電力が出力されているものとする。

図１および図２は、第１実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１を説明するための図である。図１は、太陽光発電システムＰＶＳ１の全体構成を示している。図２は、図１に示す太陽光発電システムＰＶＳ１において、電力系統Ａとの連系点における電力を制御する制御系の機能構成を示している。

太陽光発電システムＰＶＳ１は、図１に示すように、複数台の太陽電池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、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。また、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（以下、「連系点電力」という。）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。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。なお、連系点電力をＰ（ｔ）とする。

このような電力系統Ａに連系する太陽光発電システムＰＶＳ１が多くなると、電力系統Ａへの電力の供給が需要に比べて過多となる。この供給過多の状態を解消するために、各太陽光発電システムＰＶＳ１は、電力会社から出力電力を抑制するように指示されることが考えられる。そこで、本実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１は、電力会社からの出力抑制指令に従い、出力電力を抑制している。

本実施形態においては、太陽光発電システムＰＶＳ１は、電力会社からの出力抑制指令として、連系点電力Ｐ（ｔ）が所定の値を超えないように指示される。太陽光発電システムＰＶＳ１は、この出力抑制指令に従い、連系点電力Ｐ（ｔ）を制御する。具体的には、太陽光発電システムＰＶＳ１は、電力会社からの出力抑制指令として、連系点電力Ｐ（ｔ）の上限値である出力指令値Ｐ^Cを指令される。太陽光発電システムＰＶＳ１は、連系点電力Ｐ（ｔ）が電力会社から指令される出力指令値Ｐ^Cとなるように、各パワーコンディショナＰＣＳ_iの出力電力（以下、「個別出力電力」という。）Ｐ_i ^outを制御する。よって、連系点電力Ｐ（ｔ）を調整対象電力とし、出力指令値Ｐ^Cを連系点電力Ｐ（ｔ）の目標値としている。太陽光発電システムＰＶＳ１は、連系点電力Ｐ（ｔ）が出力指令値Ｐ^Cを超えている場合、各パワーコンディショナＰＣＳ_iの個別出力電力Ｐ_i ^outを抑制する。このことから、太陽光発電システムＰＶＳ１が行う制御を、「連系点電力抑制制御」という。

連系点電力抑制制御においては、各パワーコンディショナ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に基づき、個別出力電力Ｐ_i ^outの目標（以下、「個別目標電力」という。）Ｐ_i ^refを算出する。抑制指標ｐｒ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_i ^refを算出するための情報である。各パワーコンディショナＰＣＳ_iは、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。そのために、各パワーコンディショナＰＣＳ_iは、図２に示すように、受信部１１、目標電力算出部１２、および、出力制御部１３を含んでいる。

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。

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。集中管理装置ＭＣ１は、連系点電力抑制制御において、連系点電力Ｐ（ｔ）を監視する。また、電力会社から指令される出力指令値Ｐ^Cを取得する。そして、集中管理装置ＭＣ１は、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値Ｐ^Cにするための抑制指標ｐｒを算出し、各パワーコンディショナＰＣＳ_iに送信する。そのために、集中管理装置ＭＣ１は、図２に示すように、出力指令値取得部２１、連系点電力検出部２２、指標算出部２３、および、送信部２４を含んでいる。

出力指令値取得部２１は、電力会社から指令される出力指令値Ｐ^Cを取得する。例えば、無線通信により電力会社から出力指令値Ｐ^Cを取得する。また、管理者が所定のコンピュータに電力会社から指令される出力指令値Ｐ^Cを手入力で入力し、出力指令値取得部２１が前記コンピュータから出力指令値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。出力指令値取得部２１は、取得した出力指令値Ｐ^Cを指標算出部２３に出力する。

出力指令値取得部２１は、電力会社からの出力抑制の指令がないとき、指標算出部２３に指令がないことを伝達する。「電力会社からの出力抑制の指令がないとき」とは、太陽光発電システムＰＶＳ１の出力を抑制せず、太陽電池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、出力指令値取得部２１は、電力会社からの出力抑制の指令がないとき、出力指令値Ｐ^Cとして、数値−１を指標算出部２３に出力する。なお、指標算出部２３に指令がないことを伝達することができれば、その手法は限定されない。例えば、出力指令値取得部２１は、出力抑制の指令の有無を示すフラグ情報を電力会社等から取得し、これを指標算出部２３に伝達するようにしてもよい。当該フラグ情報は、例えば、出力抑制の指令がない場合「０」であり、出力抑制の指令がある場合「１」である。なお、出力抑制の指令がある場合（フラグ情報が「１」の場合）には、当該フラグ情報とともに出力指令値Ｐ^Cを取得する。

本実施形態においては、出力指令値取得部２１が出力指令値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、出力指令値取得部２１は、取得した出力抑制率［％］と太陽光発電システムＰＶＳ１全体の定格出力（すなわち、各パワーコンディショナ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、出力指令値取得部２１は、出力抑制率として２０％である指令を取得したとき、太陽光発電システムＰＶＳ１の定格出力Σ_iＰ_i ^lmtの８０％（＝１００−２０）を出力指令値Ｐ^Cとして算出する。出力指令値取得部２１は、算出した出力指令値Ｐ^Cを指標算出部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が行う連系点電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、連系点電力抑制制御において、以下の３つの目標を達成するように構成されている。１つ目の目標（目標１−１）は、「各パワーコンディショナ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）〜図６（ｅ）が示すように、図５に示すシミュレーション１−１と比較し、有効電力抑制に関する重み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。

上記第１実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１において、太陽電池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、天候変動などによる出力変動を抑制させるために、太陽電池を接続したパワーコンディショナと蓄電池を接続したパワーコンディショナとを併設した太陽光発電システムが存在する。この場合について、第２実施形態として、以下に説明する。

図１２および図１３は、第２実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ２を説明するための図である。図１２は、太陽光発電システムＰＶＳ２の全体構成を示す図である。図１３は、図１２に示す太陽光発電システムＰＶＳ２において、電力系統Ａとの連系点における電力を制御する制御系の機能構成を示す図である。なお、上記第１実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１と同一あるいは類似のものについては、同じ符号を付してその説明を省略する。

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、系統連型の逆潮流システムである。

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。

本実施形態においては、太陽光発電システムＰＶＳ２は、電力会社から、連系点電力Ｐ（ｔ）が所定の値を超えないように指示される。太陽光発電システムＰＶＳ２は、この指示に従い、連系点電力Ｐ（ｔ）を制御する。具体的には、太陽光発電システムＰＶＳ２は、電力会社からの指示として、上記出力指令値Ｐ^Cを指令される。太陽光発電システムＰＶＳ２は、連系点電力Ｐ（ｔ）が電力会社から指令される出力指令値Ｐ^Cとなるように、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を制御する。よって、連系点電力Ｐ（ｔ）を調整対象電力とし、出力指令値Ｐ^Cを連系点電力Ｐ（ｔ）の目標値としている。太陽光発電システムＰＶＳ２は、連系点電力Ｐ（ｔ）が出力指令値Ｐ^Cを超えている場合、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を抑制する。このことから、太陽光発電システムＰＶＳ２も連系点電力抑制制御を行っている。

連系点電力抑制制御においては、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViは、集中管理装置ＭＣ２から抑制指標ｐｒ_PVを受信し、受信した抑制指標ｐｒ_PVに基づき、個別目標電力Ｐ_PVi ^refを算出する。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。各パワーコンディショナＰＣＳ_PViは、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。そのために、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViは、図１３に示すように、受信部１１、目標電力算出部１２’、および、出力制御部１３を含んでいる。

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。

連系点電力抑制制御においては、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、集中管理装置ＭＣ２から充放電指標ｐｒ_Bを受信し、受信した充放電指標ｐｒ_Bに基づき、個別目標電力Ｐ_Bk ^refを算出する。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。また、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_Bkは、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。そのために、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、図１３に示すように、受信部３１、目標電力算出部３２、および、出力制御部３３を含んでいる。

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。

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、図１３に示すように、上記第１実施形態に係る集中管理装置ＭＣ１と比較し、指標算出部２３が指標算出部４３に、送信部２４が送信部４４に置き換えられている点で異なる。集中管理装置ＭＣ２は、連系点電力抑制制御において、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値Ｐ^Cにするための抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bを算出し、抑制指標ｐｒ_PVをパワーコンディショナＰＣＳ_PViに、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。

指標算出部４３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４３は、ラグランジュ乗数をλ、勾配係数をε、時間をｔとして、下記（２１）式および下記（２２）式に基づき、抑制指標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４３は、出力指令値取得部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４４は、指標算出部４３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４３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が行う連系点電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、連系点電力抑制制御において、以下の５つの目標を達成するように構成されている。１つ目の目標（目標２−１）は、「各パワーコンディショナ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よりも大きい場合には充電し、不足している場合には放電する」ことである。４つ目の目標（目標２−４）は、「太陽光発電システムＰＶＳ２の連系点における出力電力（連系点電力）を電力会社からの出力指令値に一致させる」ことである。そして、５つ目の目標（２−５）は、「パワーコンディショナ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４３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、個別目標電力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。

上記第２実施形態において、連系点に複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkを接続した太陽光発電システムＰＶＳ２を例に説明したが、さらに、電力負荷が接続されていてもよい。電力負荷は、供給される電力を消費するものであり、例えば、工場や一般家庭などである。このような他の実施形態について、図１７〜図２０を用いて、以下に説明する。なお、以下の説明においては、上記第１実施形態および第２実施形態と同一あるいは類似のものについては、同じ符号を付してその説明を省略する。

図１７および図１８は、第３実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ３を示している。図１７は、太陽光発電システムＰＶＳ３の全体構成を示している。図１８は、図１７に示す太陽光発電システムＰＶＳ３において、連系点における電力を制御する制御系の機能構成を示している。なお、太陽光発電システムＰＶＳ３は、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PViおよび複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_Bkを備えているが、図１８においては、それぞれ１台目のみを記載している。図１７および図１８に示すように、太陽光発電システムＰＶＳ３は、上記第２実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ２と比較して、電力負荷Ｌが追加されている点で異なる。電力負荷Ｌは連系点に接続されており、電力系統Ａ、各パワーコンディショナ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。本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）の総和ΣＰ_PVi ^outが電力負荷Ｌの消費電力より上回っているものとする。そして、電力負荷Ｌで消費されなかった余剰電力の一部あるいは全部が電力系統Ａに逆潮流しているものとする。余剰電力は、個別出力電力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ＰＶＳ３において、余剰電力を逆潮流させる際、この余剰電力が電力会社からの出力指令値Ｐ^Cを超えないようにする必要がある。太陽光発電システムＰＶＳ３において、逆潮流されている余剰電力は、連系点電力検出部２２によって検出される連系点電力Ｐ（ｔ）と見なせる。そこで、太陽光発電システムＰＶＳ３は、上記第２実施形態と同様に、抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bを用いた連系点電力抑制制御を行うことで、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力（出力指令値Ｐ^C）にしている。

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、連系点電力抑制制御を行うことができる。この場合も、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力（出力指令値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。

図１９は、第４実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ４を示している。なお、太陽光発電システムＰＶＳ４は、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkを備えているが、図１９においては、図１８と同様に１台目のみを記載している。また、太陽光発電システムＰＶＳ４の全体構成は、上記第３実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ３（図１７参照）と略同じである。上記第３実施形態においては、各パワーコンディショナ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ものと仮定したが、第４実施形態においては、各パワーコンディショナ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ものとする。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が高い場合に基本料金は高くなり、電力使用量のピーク値が低い場合に基本料金は安くなる。そこで、第４実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ４は、上記抑制指標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。このピークカット制御を行うために、図１９に示すように、集中管理装置ＭＣ４は、第２実施形態に係る集中管理装置ＭＣ２と比較して、次の点で異なる。すなわち、集中管理装置ＭＣ４は、出力指令値取得部２１の代わりにピークカット設定部４５を備え、また、指標算出部４３の代わりに指標算出部４３’を備えている。

ピークカット設定部４５は、ピークカット制御のための各種設定を行う。本実施形態においては、ピークカット設定部４５は、買電電力の上限値に基づいて、当該上限値を負の値としたピークカット目標電力Ｐ_cutを設定する。このピークカット目標電力Ｐ_cutは、連系点電力Ｐ（ｔ）の目標値であり、負の値である。ピークカット目標電力Ｐ_cutは、ユーザによって任意に設定される。ピークカット設定部４５は、設定されたピークカット目標電力Ｐ_cutを指標算出部４３’に出力する。

指標算出部４３’は、上記第２実施形態に係る指標算出部４３と比較して、出力指令値Ｐ^Cの代わりにピークカット設定部４５から入力されるピークカット目標電力Ｐ_cut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４３’は、連系点電力Ｐ（ｔ）をピークカット目標電力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４３’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電力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４３’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４３’は、算出した抑制指標ｐｒ_PVを、送信部４４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４４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電力Ｐ_cut以下となった場合に、指標算出部４３’により連系点電力Ｐ（ｔ）をピークカット目標電力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電力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電力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電力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電力Ｐ_cut以下である場合に、これをピークカット目標電力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電力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、ピークカット目標電力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電力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設定部４５が設定するピークカット目標電力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（ピークカット目標電力Ｐ_cut）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電力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、ピークカット設定部４５はユーザの操作指示に応じて充電モードを設定する。上記所定の時間帯とは、１日を複数個に分けた所定の期間であり、例えば、１時間毎に分けた場合、２４個の時間帯毎に設定可能であり、３０分毎に分けた場合、４８個の時間帯毎に設定可能である。なお、朝、昼、夕、晩、深夜などの時間帯に分けてもよい。さらに、１日単位ではなく、１週間単位で所定の時間帯を設けてもよい。

具体的には、集中管理装置ＭＣ４は、ピークカット設定部４５によって設定された充電モードの設定情報を、送信部４４を介して各パワーコンディショナ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。

図２０は、第５実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ５を示している。なお、太陽光発電システムＰＶＳ５は、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkを備えているが、図２０においては、図１８と同様に１台目のみを記載している。また、太陽光発電システムＰＶＳ５の全体構成は、上記第３実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ３（図１７参照）と略同じである。上記第３実施形態においては、余剰電力を逆潮流させることが可能であったが、第５実施形態においては、逆潮流が禁止されているものとする。

逆潮流が禁止されている太陽光発電システムＰＶＳ５では、電力系統Ａへの連系点にＲＰＲ（逆電力継電器）５１を設ける必要がある。このＲＰＲ５１は、リレーの一種である。ＲＰＲ５１は、太陽光発電システムＰＶＳ５から電力系統Ａに逆潮流が発生したことを検出すると、太陽光発電システムＰＶＳ５を電力系統Ａから遮断する。一度、遮断されてしまうと、復帰するのに、専門の業者を呼ぶ必要があるため時間がかかる。例えば工場の休止日などにより、電力負荷Ｌの低負荷時には、電力負荷Ｌの消費電力は低下する。したがって、工場の休止日に天気が晴れた場合には、太陽電池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。この逆潮流回避制御を行うために、図２０に示すように、集中管理装置ＭＣ５は、第２実施形態に係る集中管理装置ＭＣ２と比較して、次の点で異なる。すなわち、集中管理装置ＭＣ５は、出力指令値取得部２１の代わりに逆潮流回避設定部４６を備え、また、指標算出部４３の代わりに指標算出部４３”を備えている。

逆潮流回避設定部４６は、逆潮流回避制御のための各種設定を行う。本実施形態においては、逆潮流回避設定部４６は、逆潮流の発生を抑制するための逆潮流回避目標電力Ｐ_RPRを設定する。この逆潮流回避目標電力Ｐ_RPRは、連系点電力Ｐ（ｔ）の目標値であり、負の値である。逆潮流回避目標電力Ｐ_RPRは、ユーザによって任意に設定される。逆潮流回避設定部４６は、設定された逆潮流回避目標電力Ｐ_RPRを指標算出部４３”に出力する。

指標算出部４３”は、連系点電力Ｐ（ｔ）を逆潮流回避目標電力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。すなわち、本実施形態においては、指標算出部４３”は、上記第２実施形態に係る指標算出部４３と比較して、出力指令値Ｐ^Cの代わりに逆潮流回避設定部４６から入力される逆潮流回避目標電力Ｐ_RPR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。具体的には、指標算出部４３”は、上記（２１）式における出力指令値Ｐ^C（ｔ）の代わりに逆潮流回避目標電力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４３”は、算出した抑制指標ｐｒ_PVを、送信部４４を介して、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４４を介して、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）が逆潮流回避目標電力Ｐ_RPR以上となった場合に、指標算出部４３”により連系点電力Ｐ（ｔ）を逆潮流回避目標電力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）を逆潮流回避目標電力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ＲＰＲ５１が動作することを抑制している。

なお、逆潮流回避目標電力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電力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、逆潮流回避目標電力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設定部４６が設定する逆潮流回避目標電力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（逆潮流回避目標電力Ｐ_RPR）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）が逆潮流回避目標電力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、逆潮流回避設定部４６はユーザの操作指示に応じて放電モードを設定する。このときの所定の時間帯は、上記ピークカット制御における所定の時間帯と同じであっても異なっていてもよい。

具体的には、集中管理装置ＭＣ５は、逆潮流回避設定部４６によって設定された放電モードの設定情報を、送信部４４を介して各パワーコンディショナ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、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電力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、連系点電力抑制制御、ピークカット制御、逆潮流回避制御を個々に実装した太陽光発電システムＰＶＳ３，ＰＶＳ４，ＰＶＳ５について説明したが、これらの各種制御を組み合わせることも可能である。この場合、集中管理装置が適宜いずれの制御を行うかを切り替えるようにすればよい。例えば、ユーザの操作に応じて切り替えるようにしてもよいし、状況（連系点電力Ｐ（ｔ）の正負（逆潮流中か否か）、逆潮流が禁止されているか、電力負荷Ｌの電力消費履歴や稼働日など）に応じて自動的に切り替えるようにしてもよい。

上記第１実施形態ないし第５実施形態においては、連系点電力検出部２２が検出する連系点電力Ｐ（ｔ）を、目標電力（出力指令値Ｐ^C、ピークカット目標電力Ｐ_cut、あるいは、逆潮流回避目標電力Ｐ_RPR）に制御する場合について説明したが、これに限定されない。例えば、連系点電力検出部２２が検出する連系点電力Ｐ（ｔ）の代わりに、集中管理装置が、各パワーコンディショナＰＣＳ_i，ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkからそれぞれ個別出力電力Ｐ_i ^out，Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outを入手し、入手した個別出力電力Ｐ_i ^out，Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outの総和（以下、「システム総出力」という。）が目標電力となるように制御してもよい。このような他の実施形態を、図２１〜図２５を用いて、以下に説明する。

図２１および図２２は、第６実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ６を示している。図２１は、太陽光発電システムＰＶＳ６の全体構成を示している。図２２は、図２１に示す太陽光発電システムＰＶＳ６において、システム総出力を制御する制御系の機能構成を示している。なお、太陽光発電システムＰＶＳ６は、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkを備えているが、図２２においては、図１８と同様に１台目のみを記載している。

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））を算出し、当該システム総出力Ｐ_total（ｔ）が電力会社から指示される出力指令値Ｐ^Cとなるように制御している。すなわち、本実施形態においては、システム総出力Ｐ_total（ｔ）を調整対象電力とし、そして、出力指令値Ｐ^Cをシステム総出力Ｐ_total（ｔ）の目標電力としている。なお、本実施形態において、太陽光発電システムＰＶＳ６が行う制御を、「システム総出力抑制制御」という。

太陽光発電システムＰＶＳ６は、図２１および図２２に示すように、上記第２実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ２と比較して、次の点で異なる。すなわち、集中管理装置ＭＣ６において、連系点電力検出部２２を備えず、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkからそれぞれ個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outを入手するための構成を有している。具体的には、各パワーコンディショナ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４３の代わりに、受信部６１と総出力算出部６２と指標算出部６３とを備えている。

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、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４４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４４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、システム総出力抑制制御を行うことができる。この場合も、システム総出力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。

上記第６実施形態においては、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkが連系点に接続された太陽光発電システムＰＶＳ６を例に説明したが、上記第３ないし第５実施形態と同様に、さらに、上記電力負荷Ｌを備えていてもよい。

図２３および図２４は、第７実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ７を示している。図２３は、太陽光発電システムＰＶＳ７の全体構成を示している。図２４は、図２３に示す太陽光発電システムＰＶＳ７において、システム総出力を制御する制御系の機能構成を示している。なお、太陽光発電システムＰＶＳ７は、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkを備えているが、図２４においては、図１８と同様に１台目のみを記載している。

太陽光発電システムＰＶＳ７は、図２３および図２４に示すように、上記第６実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ６と比較して、さらに、連系点に電力負荷Ｌが接続されている点で異なる。このような場合においても、上記第６実施形態と同様に、算出したシステム総出力Ｐ_total（ｔ）に基づいて、抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bを用いたシステム総出力抑制制御を行うことができる。したがって、上記第６実施形態と同様に、システム総出力Ｐ_total（ｔ）を出力指令値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、システム総出力抑制制御を行うことができる。この場合も、システム総出力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。

図２５は、第８実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ８を示している。なお、太陽光発電システムＰＶＳ８は、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkを備えているが、図２５においては、図１８と同様に１台目のみを記載している。また、太陽光発電システムＰＶＳ８の全体構成は、上記第７実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ７と略同じである。第８実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ８は、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkを、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PViの集合である第１パワーコンディショナ群Ｇ_PVと複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_Bkの集合である第２パワーコンディショナ群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、上記第１パワーコンディショナ群Ｇ_PVと上記第２パワーコンディショナ群Ｇ_Bとにおいて、それぞれ目標電力を設定し、第１パワーコンディショナ群Ｇ_PVの総出力電力および第２パワーコンディショナ群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、第１パワーコンディショナ群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、第１群総出力Ｐ_GPVとする。また、第２パワーコンディショナ群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、第２群総出力Ｐ_GBとする。

太陽光発電システムＰＶＳ８は、スケジュール制御を行うために、図２５に示すように、上記第７実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ７と比較して、次の点で異なる。すなわち、集中管理装置ＭＣ８において、出力指令値取得部２１の代わりにスケジュール設定部６４を、総出力算出部６２の代わりに総出力算出部６２’を、また、指標算出部６３の代わりに指標算出部６３’を備えている。

スケジュール設定部６４は、スケジュール制御のための各種設定を行う。本実施形態においては、スケジュール設定部６４は、第１群総出力Ｐ_GPVの目標値である第１群目標電力Ｐ_TPVおよび第２群総出力Ｐ_GBの目標値である第２群目標電力Ｐ_TBを設定する。第１群目標電力Ｐ_TPVおよび第２群目標電力Ｐ_TBは、上記所定の時間帯毎に設定可能である。これらの設定値は、ユーザによって任意に設定される。スケジュール設定部６４は、設定された各種設定値を指標算出部６３’に出力する。

総出力算出部６２’は、第１群総出力Ｐ_GPVおよび第２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、第１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、第２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’が算出した第１群総出力Ｐ_GPVを、スケジュール設定部６４から入力される第１群目標電力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、第１群総出力Ｐ_GPVおよび第１群目標電力Ｐ_TPVが時間ｔに対して変化する値であるため、それぞれ第１群総出力をＰ_GPV（ｔ）、第１群目標電力を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）の代わりに第１群総出力Ｐ_GPV（ｔ）を、出力指令値Ｐ^C（ｔ）の代わりに第１群目標電力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４４を介して、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViに送信する。

指標算出部６３’は、総出力算出部６２’が算出した第２群総出力Ｐ_GBを、スケジュール設定部６４から入力される第２群目標電力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、第２群総出力Ｐ_GBおよび第２群目標電力Ｐ_TBが時間ｔに対して変化する値であるため、それぞれ第２群総出力をＰ_GB（ｔ）、第２群目標電力を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）の代わりに第２群総出力Ｐ_GB（ｔ）を、出力指令値Ｐ^C（ｔ）の代わりに第２群目標電力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４４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、第１群総出力Ｐ_GPVを算出する。そして、算出した第１群総出力Ｐ_GPVが第１群目標電力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、第２群総出力Ｐ_GBを算出する。そして、算出した第２群総出力Ｐ_GBが第２群目標電力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、第１群総出力Ｐ_GPVが第１群目標電力Ｐ_TPVとなり、また、第２群総出力Ｐ_GBが第２群目標電力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、第１パワーコンディショナ群Ｇ_PVおよび第２パワーコンディショナ群Ｇ_B毎に目標電力（第１群目標電力Ｐ_TPVおよび第２群目標電力Ｐ_TB）を設定して、第１群総出力Ｐ_GPVを第１群目標電力Ｐ_TPVに、そして、第２群総出力Ｐ_GBを第２群目標電力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、第１パワーコンディショナ群Ｇ_PVおよび第２パワーコンディショナ群Ｇ_B毎に目標電力（第１群目標電力Ｐ_TPVおよび第２群目標電力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の集合である第１パワーコンディショナ群Ｇ_PVと複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_Bkの集合である第２パワーコンディショナ群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、第１パワーコンディショナ群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、第２パワーコンディショナ群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７実施形態および第８実施形態においてはそれぞれ、システム総出力抑制制御、スケジュール制御を個々に実装した太陽光発電システムＰＶＳ７，ＰＶＳ８について説明したが、これらを組み合わせることも可能である。この場合、集中管理装置が適宜いずれの制御を行うかを切り替えるようにすればよい。例えば、ユーザの操作に応じて切り替えるようにしてもよいし、状況（電力会社から抑制指示を受けているか、第１群目標電力Ｐ_TPVや第２群目標電力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実施形態ないし第５実施形態に記載する連系点電力抑制制御、ピークカット制御、および、逆潮流回避制御を行うことができる。

上記第３実施形態ないし第５実施形態においてはそれぞれ、連系点電力Ｐ（ｔ）に基づいて、連系点電力抑制制御、ピークカット制御、逆潮流回避制御を行う場合を例に説明し、上記第７実施形態および第８実施形態においてはそれぞれ、システム総出力Ｐ_total（ｔ），第１群総出力Ｐ_GPVおよび第２群総出力Ｐ_GBに基づいて、システム総出力抑制制御、スケジュール制御を行う場合を例にそれぞれ説明したが、これに限定されない。連系点電力Ｐ（ｔ）を検出する手段（連系点電力検出部２２）およびパワーコンディショナ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、連系点電力抑制制御、ピークカット制御、逆潮流回避制御、システム総出力抑制制御、および、スケジュール制御を複合的に制御するようにしてもよい。

上記第１実施形態ないし第８実施形態において、本開示に係る電力システムを太陽光発電システムに適用した場合を例に説明したが、例えば、風力発電システムなどの他の発電システムに適用してもよい。また、太陽光発電システムと他の発電システムとを併用してもよい。

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〜ＰＶＳ８ 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 第１パワーコンディショナ群
Ｇ_B 第２パワーコンディショナ群
１１，３１ 受信部
１２，１２’，３２ 目標電力算出部
１３，３３ 出力制御部
１４ 出力電力検出部
１５ 送信部
ＭＣ１〜ＭＣ８ 集中管理装置
２１ 出力指令値取得部
２２ 連系点電力検出部
２３，４３，４３’，４３” 指標算出部
２４，４４ 送信部
４５ ピークカット設定部
４６ 逆潮流回避設定部
５１ ＲＰＲ（逆電力継電器）
６１ 受信部
６２，６２’ 総出力算出部
６３，６３’ 指標算出部
６４ スケジュール設定部
Ｌ 電力負荷

Claims (17)

1. 電力系統に接続される電力システムであって、
   複数のパワーコンディショナと、
   前記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、
   を備えており、
   前記集中管理装置は、
   調整対象電力を検出する検出手段と、
   前記調整対象電力が目標電力となるように、前記調整対象電力と前記目標電力とに基づき、前記複数のパワーコンディショナそれぞれの個別出力電力を制御するための指標を算出する指標算出手段と、
   前記指標を前記複数のパワーコンディショナに送信する送信手段と、を備えており、
   前記複数のパワーコンディショナの各々は、
   前記指標を受信する受信手段と、
   前記指標を用いた最適化問題に基づいて、当該各パワーコンディショナ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パワーコンディショナ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、電力システム。
2. 前記複数のパワーコンディショナは、太陽電池から電力が入力されるｎ個の太陽光パワーコンディショナ（ｎは正の整数）を含んでおり、
   前記指標算出手段は、各太陽光パワーコンディショナに対する前記指標として抑制指標を算出し、
   前記送信手段は、前記抑制指標を前記各太陽光パワーコンディショナに送信する、請求項１に記載の電力システム。
3. 前記抑制指標をｐｒ、前記ｎ個の太陽光パワーコンディショナそれぞれの前記個別目標電力をＰ_i ^ref（ｉ＝１，...，ｎの整数）、前記ｎ個の太陽光パワーコンディショナの定格出力をＰ_i ^lmt、前記ｎ個の太陽光パワーコンディショナの出力制御に関する重みをｗ_iとするとき、前記個別目標電力Ｐ_i ^refは、下記（１）式で規定される最適化問題を解くことで算出される、請求項２に記載の電力システム。
   

   
4. 前記ｎ個の太陽光パワーコンディショナそれぞれの個別出力電力をＰ_i ^out（ｔ）、前記目標電力をＰ^C（ｔ）、前記調整対象電力をＰ（ｔ）とするとき、前記指標算出手段は、下記（２）式および下記（３）式を解くことで、前記抑制指標ｐｒを算出する、請求項２または請求項３に記載の電力システム。
   

   
5. 前記複数のパワーコンディショナは、蓄電池から電力が入力される又は前記蓄電池に電力を出力するｍ個の蓄電池パワーコンディショナ（ｍは正の整数）を含んでおり、
   前記指標算出手段は、各蓄電池パワーコンディショナに対する前記指標として充放電指標を算出し、
   前記送信手段は、前記充放電指標を前記各蓄電池パワーコンディショナに送信する、請求項２に記載の電力システム。
6. 前記抑制指標をｐｒ_PV、前記ｎ個の太陽光パワーコンディショナそれぞれの個別目標電力をＰ_PVi ^ref（ｉ＝１，...，ｎの整数）、前記ｎ個の太陽光パワーコンディショナそれぞれの定格出力をＰ_PVi ^lmt、前記ｎ個の太陽光パワーコンディショナそれぞれの出力制御に関する重みをｗ_PVi、前記ｎ個の太陽光パワーコンディショナそれぞれの個別出力電力の抑制を優先するか否かを示す設計パラメータをＰ_φiとするとき、前記個別目標電力Ｐ_PVi ^refは、下記（４）式で規定される最適化問題を解くことで算出され、
   前記充放電指標をｐｒ_B、前記ｍ個の蓄電池パワーコンディショナそれぞれの個別目標電力をＰ_Bk ^ref（ｋ＝１，...，ｍの整数）、前記ｍ個の蓄電池パワーコンディショナそれぞれの定格出力をＰ_Bk ^lmt、前記ｍ個の蓄電池パワーコンディショナそれぞれの出力制御に関する重みをｗ_Bk、前記蓄電池の残量により設定されるパラメータをα_k，β_kとするとき、前記個別目標電力Ｐ_Bk ^refは、下記（５）式で規定される最適化問題を解くことで算出される、請求項５に記載の電力システム。
   

   
7. 前記抑制指標をｐｒ_PV、前記ｎ個の太陽光パワーコンディショナそれぞれの個別目標電力をＰ_PVi ^ref（ｉ＝１，...，ｎの整数）、前記ｎ個の太陽光パワーコンディショナそれぞれの定格出力をＰ_PVi ^lmt、前記ｎ個の太陽光パワーコンディショナそれぞれの出力制御に関する重みをｗ_PVi、前記ｎ個の太陽光パワーコンディショナそれぞれの個別出力電力の抑制を優先するか否かを示す設計パラメータをＰ_φi、無効電力出力をＱ_PVi、出力可能な最大の皮相電力をＳ_PVi ^d、前記ｎ個の太陽光パワーコンディショナそれぞれにおける連系点電圧をＶ_PVi、連系点基準電圧をＶ₀とするとき、前記個別目標電力Ｐ_PVi ^refは、下記（４’）式で規定される最適化問題を解くことで算出され、
   前記充放電指標をｐｒ_B、前記ｍ個の蓄電池パワーコンディショナそれぞれの個別目標電力をＰ_Bk ^ref（ｋ＝１，...，ｍの整数）、前記ｍ個の蓄電池パワーコンディショナそれぞれの定格出力をＰ_Bk ^lmt、前記蓄電池の充電定格出力をＰ_SMk ^lmt、前記蓄電池の放電定格出力をＰ_SPk ^lmt、前記ｍ個の蓄電池パワーコンディショナそれぞれの出力制御に関する重みをｗ_Bk、前記蓄電池の残量により設定されるパラメータをα_k，β_k、前記蓄電池の充電率に応じた重みをｗ_SOCk、無効電力出力をＱ_Bk、出力可能な最大の皮相電力をＳ_Bk ^d、前記ｍ個の蓄電池パワーコンディショナにおける連系点電圧をＶ_Bk、連系点における基準電圧をＶ₀とするとき、前記個別目標電力Ｐ_Bk ^refは、下記（５’）式で規定される最適化問題を解くことで算出される、請求項５に記載の電力システム。
   

   
8. 前記指標算出手段は、前記ｎ個の太陽光パワーコンディショナそれぞれの個別出力電力をＰ_PVi ^out（ｔ）、前記ｍ個の蓄電池パワーコンディショナそれぞれの個別出力電力をＰ_Bk ^out（ｔ）、前記目標電力をＰ^C（ｔ）、前記調整対象電力をＰ（ｔ）、前記抑制指標をｐｒ_PV、前記充放電指標をｐｒ_Bとするとき、前記抑制指標ｐｒ_PVおよび前記充放電指標ｐｒ_Bは、下記（６）式および下記（７）式により算出される、請求項５ないし請求項７のいずれか一項に記載の電力システム。
   

   
9. 前記調整対象電力は、前記複数のパワーコンディショナと前記電力系統との連系点における連系点電力である、請求項１ないし請求項８のいずれか一項に記載の電力システム。
10. 前記集中管理装置は、前記複数のパワーコンディショナそれぞれの個別出力電力を入手する入手手段と、前記複数のパワーコンディショナそれぞれの個別出力電力の総和である総出力電力を算出する総出力電力算出手段と、をさらに備えており、
    前記調整対象電力は、前記総出力電力である、請求項１ないし請求項８のいずれか一項に記載の電力システム。
11. 前記複数のパワーコンディショナと前記電力系統との連系点には、電力を消費する負荷が接続されている、請求項１ないし請求項１０のいずれか一項に記載の電力システム。
12. 前記複数のパワーコンディショナと前記電力系統との連系点には、電力を消費する負荷が接続されており、
    前記集中管理装置は、前記複数のパワーコンディショナそれぞれの個別出力電力を入手し、かつ、前記負荷の消費電力を入手する入手手段と、前記複数のパワーコンディショナそれぞれの個別出力電力の総和である総出力電力を算出する総出力電力算出手段と、前記総出力電力および前記消費電力に基づいて、前記連系点における連系点電力を推算する連系点電力推算手段と、をさらに備えており、
    前記調整対象電力は、前記連系点電力である、請求項１ないし請求項８のいずれか一項に記載の電力システム。
13. 前記集中管理装置は、電力会社からの出力指令を無線通信により取得する取得手段をさらに備えており、
    前記目標電力は、前記出力指令に基づく目標値である、請求項１ないし請求項１２のいずれか一項に記載の電力システム。
14. 前記集中管理装置は、前記電力系統から供給される電力の上限値を設定する設定手段をさらに備えており、
    前記目標電力は、前記上限値に基づく目標値である、請求項１ないし請求項１２のいずれか一項に記載の電力システム。
15. 前記複数のパワーコンディショナのうちの少なくとも１つが太陽電池に接続されている場合には、前記指標算出手段は、前記少なくとも１つのパワーコンディショナに対する前記指標を０と算出する、請求項１４に記載の電力システム。
16. 前記集中管理装置は、逆潮流回避目標を設定する設定手段をさらに備えており、
    前記目標電力は、前記逆潮流回避目標に基づく目標値である、請求項１ないし請求項１２のいずれか一項に記載の電力システム。
17. 前記複数のパワーコンディショナは、複数の群に分けられており、
    前記複数の群の少なくとも１つの群においては、当該群に含まれるパワーコンディショナすべての個別出力電力の総和が、所定の目標値となるように制御される、請求項１ないし請求項１２のいずれか一項に記載の電力システム。

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