JP6821904B2 - 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、逆潮流が禁止された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

上記太陽光発電システムにおいて、電力系統と連系運転して、その発電電力を全て電力負荷へ供給する自家消費型の電力システムがある。当該電力システムにおいて、逆潮流が禁止されている（許可されていない）場合、逆電力継電器の設置が義務付けられている。当該逆電力継電器は、逆潮流を検出した場合、電力システムを電力系統から解列する保護継電器である。通常、電力システムの制御によって逆潮流にならないようにしている。しかし、急な日射変動や負荷変動などが発生すると、その制御が追い付かず、逆潮流になる場合がある。この場合、逆電力継電器が作動し、電力システムを解列させる。逆電力継電器によって解列された場合、例えば専門の業者を呼ぶなど再度電力系統に連系するための作業が煩雑である。このような問題は、逆電力継電器が設置された電力システムであれば、太陽光発電システムに限らず生じる。

本開示に係る電力システムは、上記事情に鑑みて創作されたものである。そこでその目的は、逆電力継電器によって電力系統から解列されることを回避する電力システムを提供することにある。

本開示によって提供される電力システムは、電力負荷、分散型電源、および、前記分散型電源を管理する集中管理装置を備えており、電力系統に連系する系統連系システムと、前記系統連系システムから前記電力系統への逆潮流を検出すると、少なくとも前記分散型電源を前記電力系統から解列する逆電力継電器と、を備える電力システムであって、前記集中管理装置は、調整対象電力を検出する調整対象電力検出手段と、前記調整対象電力が目標電力となるように、前記調整対象電力と前記目標電力とに基づき、前記分散型電源の個別出力電力を制御するための指標を算出する指標算出手段と、前記指標を前記分散型電源に送信する指標送信手段と、を備えており、前記分散型電源は、前記指標を受信する指標受信手段と、前記指標を用いた最適化問題に基づいて、当該分散型電源の個別目標電力を算出する目標電力算出手段と、前記個別目標電力となるように当該分散型電源の前記個別出力電力を制御する制御手段と、を備えており、前記系統連系システムは、前記逆電力継電器によって逆潮流が検出される前に、前記指標を変更して前記個別出力電力を低下させることを特徴とする。

前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記系統連系システムは、前記逆電力継電器とは異なる補助用継電器を、さらに備えており、前記補助用継電器は、前記系統連系システムと前記電力系統との連系点における連系点電力に基づいて動作する電気接点を有しており、前記電気接点が動作したとき、前記電気接点が動作したことを示す接点信号を前記分散型電源に送信し、前記分散型電源は、前記接点信号を受信する分散型電源用接点信号受信手段をさらに備えており、前記目標電力算出手段は、前記分散型電源用接点信号受信手段が前記接点信号を受信したとき、前記個別出力電力を低下させるための解列回避値を前記指標とする。

前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記目標電力算出手段は、前記解列回避値を用いた前記個別目標電力の算出を所定時間継続した後、前記指標受信手段が受信した前記指標を用いた前記個別目標電力の算出を再開する。

前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記補助用継電器は、前記接点信号をさらに前記集中管理装置に送信し、前記集中管理装置は、前記接点信号を受信する集中管理装置用接点信号受信手段をさらに備えており、前記指標算出手段は、前記集中管理装置用接点信号受信手段が前記接点信号を受信したとき、前記指標の算出を停止し、前記指標の算出を停止している間、前記解列回避値を前記指標とする。

前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記指標算出手段は、前記指標の算出を停止してから所定時間経過したときに、前記指標の算出を再開する。

前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記系統連系システムは、複数の前記分散型電源を有しており、前記複数の分散型電源には、太陽光発電装置と蓄電装置とを含んでおり、前記太陽光発電装置に対する前記解列回避値と前記蓄電装置に対する前記解列回避値とは異なる。

本開示の電力システムは、電力負荷、分散型電源、および、集中管理装置を備える系統連系システムと、逆電力継電器と、を備えている。集中管理装置は、調整対象電力が目標電力となるように、分散型電源の個別出力電力を制御するための指標を算出する。分散型電源は、前記指標を用いた最適化問題に基づいて、分散型電源の個別目標電力を算出し、個別出力電力を当該個別目標電力にする。このような電力システムにおいて、系統連系システムは、逆電力継電器によって逆潮流が検出される前に、前記指標を変化させて前記個別出力電力を低下させるようにした。これにより、調整対象電力が低下するので、逆電力継電器により系統連系システムが電力系統から解列されることを回避できる。

第１実施形態に係る太陽光発電システムの全体構成を示す図である。 第１実施形態に係る太陽光発電システムの出力抑制制御に関する機能構成を示す図である。 シミュレーションにおいて想定したパワーコンディショナのモデルを示す図である。 シミュレーションにおいて想定したパワーコンディショナの電力制御系のステップ応答を示す図である。 第１実施形態に係るシミュレーションによる検証結果（ケース１）を示す図である。 第１実施形態に係るシミュレーションによる検証結果（ケース２）を示す図である。 第１実施形態に係るシミュレーションによる検証結果（ケース３）を示す図である。 第１実施形態に係るシミュレーションによる検証結果（ケース４）を示す図である。 第１実施形態に係るシミュレーションによる検証結果（ケース５）を示す図である。 第１実施形態に係るシミュレーションによる検証結果（ケース６）を示す図である。 第１実施形態に係るシミュレーションによる検証結果（ケース７）を示す図である。 第２実施形態に係る太陽光発電システムの全体構成を示す図である。 第２実施形態に係る太陽光発電システムの出力抑制制御に関する機能構成を示す図である。 第２実施形態に係るシミュレーションによる検証結果（ケース１）を示す図である。 第２実施形態に係るシミュレーションによる検証結果（ケース２）を示す図である。 第２実施形態に係るシミュレーションによる検証結果（ケース３）を示す図である。 第３実施形態に係る太陽光発電システムの全体構成を示す図である。 第３実施形態に係る太陽光発電システムの出力抑制制御に関する機能構成を示す図である。 第４実施形態に係る太陽光発電システムのピークカット制御に関する機能構成を示す図である。 第５実施形態に係る太陽光発電システムの逆潮流回避制御に関する機能構成を示す図である。 第６実施形態に係る太陽光発電システムの全体構成を示す図である。 第６実施形態に係る太陽光発電システムの出力抑制制御に関する機能構成を示す図である。 第７実施形態に係る太陽光発電システムの全体構成を示す図である。 第７実施形態に係る太陽光発電システムの出力抑制制御に関する機能構成を示す図である。 第８実施形態に係る太陽光発電システムのスケジュール制御に関する機能構成を示す図である。 第９実施形態に係る太陽光発電システムの全体構成を示す図である。 第９実施形態に係る太陽光発電システムの解列回避制御に関する機能構成を示す図である。 抑制指標と個別出力電力の関係および充放電指標と個別出力電力の関係を示す図である。 解列回避制御を行わない場合と行った場合とにおけるシミュレーション結果を示す図である。

以下、本開示の電力システムの実施の形態について説明する。当該電力システムは、電力系統に連系された系統連系システムを備えており、当該系統連系システムが太陽光発電システムである場合を例に説明する。なお、以下の説明において、連系点における電力が正の場合、太陽光発電システムから電力系統に電力が出力されている（逆潮流している）ものとする。一方、連系点における電力が負の値の場合、電力系統から太陽光発電システムに電力が出力されているものとする。

図１は、第１実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１の全体構成を示している。同図に示すように、太陽光発電システムＰＶＳ１は、複数台の太陽電池ＳＰ_i（ｉ＝１,２，・・・，ｎ；ｎは正の整数）、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_i、および、集中管理装置ＭＣ１を有して構成される。太陽光発電システムＰＶＳ１は、系統連系型の逆潮流システムである。

複数台の太陽電池ＳＰ_iはそれぞれ、太陽光エネルギーを電気エネルギーに変換する。各太陽電池ＳＰ_iは、直列・並列に接続された複数個の太陽電池パネルを含んで構成されている。太陽電池パネルは、例えば、シリコンなどの半導体で生成された太陽電池セルを複数個接続したものを、屋外で利用できるように樹脂や強化ガラスなどで保護したものである。太陽電池ＳＰ_iは発電した電力（直流電力）を、パワーコンディショナＰＣＳ_iに出力する。なお、太陽電池ＳＰ_iによって発電可能な電力の最大量を太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SPとする。

複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_iはそれぞれ、太陽電池ＳＰ_iが発電した電力（直流電力）を交流電力に変換する。そして、変換した交流電力を電力系統Ａに出力する。各パワーコンディショナＰＣＳ_iは、例えば、インバータ回路、変圧器、および、制御回路などを含んでいる。インバータ回路は、太陽電池ＳＰ_iから入力される直流電力を電力系統Ａと同期がとれた交流電力に変換する。変圧器は、インバータ回路から出力される交流電圧を昇圧（または降圧）する。制御回路は、インバータ回路などを制御する。各パワーコンディショナＰＣＳ_iは、インバータ回路などの制御により、自装置（パワーコンディショナＰＣＳ_i）の出力電力である個別出力電力Ｐ_i ^outを制御する。なお、パワーコンディショナＰＣＳ_iは、上記のように構成されたものに限定されない。

各パワーコンディショナＰＣＳ_iから出力される有効電力をＰ_i ^out、無効電力をＱ_i ^outとすると、各パワーコンディショナＰＣＳ_iからＰ_i ^out＋ｊＱ_i ^outの複素電力が出力されている。したがって、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_iと電力系統Ａとの連系点には、Σ_iＰ_i ^out＋ｊΣ_iＱ_i ^outの複素電力が出力されている。すなわち、連系点における電力は、各パワーコンディショナＰＣＳ_iの出力電力の総和である。なお、連系点における電力を連系点電力Ｐ（ｔ）とする。本実施形態においては、連系点における電圧変動抑制などに主に活用される無効電力Ｑ_i ^outの出力制御については、特に考慮しない。すなわち、連系点電力Ｐ（ｔ）は、連系点における有効電力Ｐ_i ^outの総和（Σ_iＰ_i ^out）としている。よって、各パワーコンディショナＰＣＳ_iが制御する個別出力電力は有効電力Ｐ_i ^outであるので、個別出力電力をＰ_i ^outとする。

集中管理装置ＭＣ１は、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_iを集中管理する。集中管理装置ＭＣ１は、例えば無線通信により、各パワーコンディショナＰＣＳ_iとの間で、各種情報の送受信を行う。なお、無線通信ではなく、有線通信であってもよい。

このように構成された太陽光発電システムＰＶＳ１において、集中管理装置ＭＣ１は、所定の調整対象電力を監視し、当該調整対象電力と調整対象電力の目標値である目標電力とに基づいて、調整対象電力を目標電力にするための指標を算出する。そして、これを各パワーコンディショナＰＣＳ_iに送信する。各パワーコンディショナＰＣＳ_iは、集中管理装置ＭＣ１から指標を受信し、受信した指標に基づいて、個別出力電力Ｐ_i ^outの目標値である個別目標電力Ｐ_i ^refを算出する。そして、算出した個別目標電力Ｐ_i ^refに基づいて、個別出力電力Ｐ_i ^outを制御する。当該指標は、調整対象電力を目標電力にするための情報であり、個別目標電力Ｐ_i ^refを算出するための情報である。

近年、電力系統Ａに連系する太陽光発電システムが増えてきており、電力系統Ａへの電力の供給が需要に比べて過多となる可能性がある。この供給過多の状態を解消するために、電力会社などから各太陽光発電システムに個々の出力電力を抑制するように指示されることが考えられる。このとき、各太陽光発電システムは、この出力抑制指示に従い、出力電力を抑制する必要がある。本実施形態においては、電力会社からの出力抑制指示として、太陽光発電システムＰＶＳ１全体の出力電力の上限値である出力指令値Ｐ^Cが指示されるものとする。したがって、太陽光発電システムＰＶＳ１は、太陽光発電システムＰＶＳ１全体の出力電力を出力指令値Ｐ^Cに一致させる必要がある。

そこで、本実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１は、上記指標を用いて各パワーコンディショナＰＣＳ_iが分散的に制御して、太陽光発電システムＰＶＳ１全体の出力電力を出力指令値Ｐ^Cに一致させている。これを「出力抑制制御」という。なお、太陽光発電システムＰＶＳ１において、各パワーコンディショナＰＣＳ_iの個別出力電力Ｐ_i ^outはすべて連系点（電力系統Ａ）に出力されるので、太陽光発電システムＰＶＳ１は連系点電力Ｐ（ｔ）を太陽光発電システムＰＶＳ１全体の出力電力とみなして、出力抑制制御を行う。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ１は、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値Ｐ^Cに一致させている。なお、本実施形態に係る出力抑制制御で用いる指標を抑制指標ｐｒとする。具体的には、太陽光発電システムＰＶＳ１において、集中管理装置ＭＣ１は、連系点電力Ｐ（ｔ）を監視し、連系点電力Ｐ（ｔ）と出力指令値Ｐ^Cとに基づいて、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値Ｐ^Cにするための抑制指標ｐｒを算出する。そして、これを各パワーコンディショナＰＣＳ_iに送信する。各パワーコンディショナＰＣＳ_iは、集中管理装置ＭＣ１から抑制指標ｐｒを受信し、受信した抑制指標ｐｒに基づいて、個別目標電力Ｐ_i ^refを算出する。そして、算出した個別目標電力Ｐ_i ^refに基づいて、個別出力電力Ｐ_i ^outを制御する。これにより、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値Ｐ^Cに一致させている。よって、上記調整対象電力として連系点電力Ｐ（ｔ）を用い、上記目標電力として出力指令値Ｐ^Cを用いている。

図２は、図１に示す太陽光発電システムＰＶＳ１の出力抑制制御に関する制御系の機能構成を示している。なお、図２においては、太陽電池ＳＰ_iの図示を省略している。当該出力抑制制御に関する制御系として、図２に示すように、各パワーコンディショナＰＣＳ_iは、受信部１１、目標電力算出部１２、および、出力制御部１３を含んでいる。また、集中管理装置ＭＣ１は、目標電力設定部２１、連系点電力検出部２２、指標算出部２３、および、送信部２４を含んでいる。

受信部１１は、集中管理装置ＭＣ１から送信される抑制指標ｐｒを受信する。受信部１１は、例えば無線通信により、集中管理装置ＭＣ１から抑制指標ｐｒを受信する。なお、無線通信ではなく、有線通信であってもよい。

目標電力算出部１２は、受信部１１が受信した抑制指標ｐｒに基づき、自装置（パワーコンディショナＰＣＳ_i）の個別目標電力Ｐ_i ^refを算出する。具体的には、目標電力算出部１２は、下記（８）式に示す制約付き最適化問題を解くことで、個別目標電力Ｐ_i ^refを算出する。当該（８）式において、Ｐ_i ^lmtは、各パワーコンディショナＰＣＳ_iの定格出力（出力限界）を表わし、ｗ_iは、パワーコンディショナＰＣＳ_iの有効電力抑制に関する重みを表わしている。この有効電力抑制に関する重みｗ_iは、目標電力算出部１２に記憶されている。また、有効電力抑制に関する重みｗ_iは、ユーザが手動で設定することができる。あるいは、各パワーコンディショナＰＣＳ_iが、パワーコンディショナＰＣＳ_iの状況（温度、気候、無効電力量など）に応じて、自動的に設定するようにしてもよい。なお、この下記（８）式についての詳細は、後述する。

出力制御部１３は、上記インバータ回路を制御して、個別出力電力Ｐ_i ^outを制御する。出力制御部１３は、個別出力電力Ｐ_i ^outを、目標電力算出部１２が算出した個別目標電力Ｐ_i ^refにする。

目標電力設定部２１は、連系点電力Ｐ（ｔ）の目標値を設定する。本実施形態においては、目標電力設定部２１は、出力抑制制御における目標電力を設定する。具体的には、目標電力設定部２１は、電力会社から指令される上記出力指令値Ｐ^Cを取得し、当該出力指令値Ｐ^Cを目標電力として設定する。目標電力設定部２１は、例えば、無線通信により電力会社から出力指令値Ｐ^Cを取得する。なお、出力指令値Ｐ^Cを電力会社から直接取得するものに限定されない。例えば、管理者が所定のコンピュータに電力会社から指令される出力指令値Ｐ^Cを手入力で入力し、目標電力設定部２１が前記コンピュータから出力指令値Ｐ^Cを取得する構成であってもよい。あるいは、他の通信装置を中継して、電力会社から指令される出力指令値Ｐ^Cを取得する構成であってもよい。目標電力設定部２１は、設定した目標電力（出力指令値Ｐ^C）を指標算出部２３に出力する。

目標電力設定部２１は、電力会社からの出力抑制の指令がないとき、指標算出部２３に指令がないことを伝達する。「電力会社からの出力抑制の指令がないとき」とは、太陽光発電システムＰＶＳ１の出力を抑制せず、太陽電池ＳＰ_iが発電した電力を最大限に出力できるときである。例えば、各パワーコンディショナＰＣＳ_iが最大電力点追従制御により最大電力点で動作するときに、最大限に出力できる。本実施形態においては、目標電力設定部２１は、電力会社からの出力抑制の指令がないとき、目標電力として、数値−１を指標算出部２３に出力する。なお、指標算出部２３に指令がないことを伝達することができれば、その手法は限定されない。例えば、目標電力設定部２１は、出力抑制の指令の有無を示すフラグ情報を電力会社等から取得し、これを指標算出部２３に伝達するようにしてもよい。当該フラグ情報は、例えば、出力抑制の指令がない場合「０」であり、出力抑制の指令がある場合「１」である。なお、出力抑制の指令がある場合（フラグ情報が「１」の場合）には、当該フラグ情報とともに出力指令値Ｐ^Cを取得する。

本実施形態においては、目標電力設定部２１が出力指令値Ｐ^Cを取得する場合を例に説明するが、これに限定されない。具体的には、出力指令値Ｐ^Cの代わりに出力抑制率［％］の情報を取得するようにしてもよい。このとき、目標電力設定部２１は、取得した出力抑制率［％］と太陽光発電システムＰＶＳ１全体の定格出力（すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳ_iの定格出力の合計）Σ_iＰ_i ^lmtとに基づき、出力指令値Ｐ^Cを算出する。例えば、目標電力設定部２１は、出力抑制率として２０％である指令を取得したとき、太陽光発電システムＰＶＳ１の定格出力Σ_iＰ_i ^lmtの８０％（＝１００−２０）を出力指令値Ｐ^Cとして算出する。そして、算出した出力指令値Ｐ^Cを目標電力として指標算出部２３に出力する。

連系点電力検出部２２は、連系点電力Ｐ（ｔ）を検出する。そして、検出した連系点電力Ｐ（ｔ）を指標算出部２３に出力する。なお、連系点電力検出部２２を、集中管理装置ＭＣ１とは別の検出装置として構成してもよい。この場合、当該検出装置（連系点電力検出部２２）が、無線通信または有線通信により、連系点電力Ｐ（ｔ）の検出値を集中管理装置ＭＣ１に送信する。

指標算出部２３は、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力にするための指標を算出する。本実施形態においては、目標電力として出力指令値Ｐ^Cが入力されるので、指標算出部２３は、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値Ｐ^Cにするための抑制指標ｐｒを算出する。指標算出部２３は、ラグランジュ乗数をλ、勾配係数をε、時間をｔとして、下記（９）式および下記（１０）式に基づき、抑制指標ｐｒを算出する。ただし、指標算出部２３は、出力指令値Ｐ^Cとして、電力会社からの出力抑制の指令がないことを表わす数値−１を入力された場合、ラグランジュ乗数λを「０」とする。すなわち、抑制指標ｐｒを「０」と算出する。なお、下記（９）式において、個別出力電力Ｐ_i ^outおよび出力指令値Ｐ^Cが、時間ｔに対して変化する値であるため、それぞれ個別出力電力をＰ_i ^out（ｔ）、出力指令値をＰ^C（ｔ）と記載している。これらの下記（９）式および下記（１０）式の詳細は、後述する。

送信部２４は、指標算出部２３が算出した抑制指標ｐｒを各パワーコンディショナＰＣＳ_iに送信する。

次に、太陽光発電システムＰＶＳ１が行う出力抑制制御において、パワーコンディショナＰＣＳ_iによる個別目標電力Ｐ_i ^refの算出に上記（８）式が用いられる理由と、集中管理装置ＭＣ１による抑制指標ｐｒの算出に上記（９）式および上記（１０）式が用いられる理由とを説明する。

太陽光発電システムＰＶＳ１は、出力抑制制御において、以下の３つの目標を達成するように構成されている。１つ目の目標（目標１−１）は、「各パワーコンディショナＰＣＳ_iが分散的に個別目標電力を算出する」ことである。２つ目の目標（目標１−２）は、「太陽光発電システムＰＶＳ１の連系点における出力電力（連系点電力）を電力会社からの出力指令値（目標電力）に一致させる」ことである。そして、３つ目の目標（目標１−３）は、「パワーコンディショナＰＣＳ_i毎に、出力抑制量を調整できるようにする」ことである。なお、出力抑制量とは、パワーコンディショナＰＣＳ_iが出力可能な最大電力値と個別出力電力Ｐ_i ^outとの差である。前記出力可能な最大電力値は、太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SP＞定格出力Ｐ_i ^lmtの場合には、パワーコンディショナＰＣＳ_iの定格出力Ｐ_i ^lmtである。一方、太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SP≦定格出力Ｐ_i ^lmtの場合には、太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SPである。

まず、集中管理装置ＭＣ１が、集中的に個別目標電力Ｐ_i ^refを求める場合の制約付き最適化問題を考える。そうすると、下記（１１）式が得られる。ここで、上記するように、Ｐ_i ^refは、各パワーコンディショナＰＣＳ_iの個別目標電力を表わし、Ｐ_i ^lmtは、各パワーコンディショナＰＣＳ_iの定格出力（出力限界）を表わし、Ｐ^Cは、電力会社から指令される出力指令値を表わしている。なお、下記（１１）式の最適解である個別目標電力Ｐ_i ^refを（Ｐ_i ^ref）^*とする。下記（１１）式において、（１１ａ）式は、個別出力電力Ｐ_i ^outの出力抑制量の最小化、（１１ｂ）式は、定格出力Ｐ_i ^lmtによる制約、（１１ｃ）式は、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値Ｐ^Cに一致させることをそれぞれ表わしている。

これは、集中管理装置ＭＣ１が、上記（１１）式から個別目標電力（Ｐ_i ^ref）^*を求める場合を示している。したがって、上記（１１）式の場合、各パワーコンディショナＰＣＳ_iが分散的に個別目標電力（Ｐ_i ^ref）^*を算出していないため、目標１−１を達成していない。

続いて、各パワーコンディショナＰＣＳ_iが分散的に個別目標電力Ｐ_i ^refを求める場合の制約付き最適化問題を考える。そうすると、下記（１２）式が得られる。

しかし、上記（１２）式の最適解である個別目標電力は、各パワーコンディショナＰＣＳ_iが分散的に求めた個別目標電力Ｐ_i ^refであるが、上記（１１ｃ）式が考慮されていない。したがって、連系点電力Ｐ（ｔ）を電力会社からの出力指令値Ｐ^Cに一致させる目標１−２を達成できない。

そこで、次の手法により、目標１−２を達成させることを考える。すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳ_iが、集中管理装置ＭＣ１から受信する抑制指標ｐｒに基づき、分散的に個別目標電力Ｐ_i ^refを算出する。これにより、目標１−２を達成させる。各パワーコンディショナＰＣＳ_iが、抑制指標ｐｒを用いて、分散的に個別目標電力Ｐ_i ^refを求める場合の制約付き最適化問題は、上記（８）式で表わすことができる。なお、上記（８）式の最適解である個別目標電力Ｐ_i ^refを（Ｐ_i ^ref）^♭とする。

ここで、上記（１１）式により得られる最適解（Ｐ_i ^ref）^*と、上記（８）式により得られる最適解（Ｐ_i ^ref）^♭とが一致することで、連系点電力Ｐ（ｔ）を電力会社からの出力指令値Ｐ^Cに一致させることができる。すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳ_iが分散的に最適化問題を解いた場合であっても、目標１−２を達成することができる。したがって、定常状態の最適性に着目し、（Ｐ_i ^ref）^*＝（Ｐ_i ^ref）^♭となる抑制指標ｐｒを考える。そのために、上記（１１）式および上記（８）式のＫＫＴ（Karush-Kuhn-Tucker）条件を考える。これにより、上記（１１）式のＫＫＴ条件から下記（１３）式が得られ、上記（８）式のＫＫＴ条件から下記（１４）式が得られる。なお、μは所定のラグランジュ乗数である。

これら上記（１３）式および上記（１４）式から、ｐｒ＝λ（上記（１０）式）とすることで、２つの最適解（Ｐ_i ^ref）^*、（Ｐ_i ^ref）^♭が一致することが分かる。したがって、集中管理装置ＭＣ１がラグランジュ乗数λを算出し、算出したラグランジュ乗数λを抑制指標ｐｒとして、各パワーコンディショナＰＣＳ_iに提示（送信）することで、各パワーコンディショナＰＣＳ_iがそれぞれ、上記（８）式から個別目標電力（Ｐ_i ^ref）^♭を算出することができる。これにより、各パワーコンディショナＰＣＳ_iが分散的に個別目標電力Ｐ_i ^refを求めた場合であっても、連系点電力Ｐ（ｔ）と電力会社からの出力指令値Ｐ^Cとを一致させることができる。すなわち、目標１−２を達成できる。

続いて、集中管理装置ＭＣ１によるラグランジュ乗数λの算出方法について、説明する。集中管理装置ＭＣ１がラグランジュ乗数λを求めるために、まず、ｈ_1,i＝−Ｐ_i ^ref、ｈ_2,i＝Ｐ_i ^ref−Ｐ_i ^lmtとし、各パワーコンディショナＰＣＳ_iの不等式制約をまとめてｈ_j,i（ｊ＝１，２、ｉ＝１，・・・，ｎ）とする。そして、上記（１１）式の双対問題である下記（１５）式を考える。

ここで、各パワーコンディショナＰＣＳ_iによって求められる最適解（Ｐ_i ^ref）^♭が決定されると仮定すると、下記（１６）式となり、ラグランジュ乗数λに対する最大化問題の形となる。この下記（１６）式に対し勾配法を適用すると、下記（１７）式となる。なお、εは勾配係数を表わし、τは時間変数を表わす。

上記（１７）式において、（Ｐ_i ^ref）^♭を対応する各パワーコンディショナＰＣＳ_iの個別出力電力Ｐ_i ^outで置き換える。さらに、集中管理装置ＭＣ１は、各パワーコンディショナＰＣＳ_iの個別出力電力Ｐ_i ^outを個別に観測せず、連系点電力Ｐ（ｔ）＝Σ_iＰ_i ^outを観測する。また、電力会社から逐次出力指令値Ｐ^Cを取得しているとする。そうすると、上記（９）式が得られる。よって、集中管理装置ＭＣ１は、連系点電力Ｐ（ｔ）と電力会社からの出力指令値Ｐ^Cとに基づき、ラグランジュ乗数λを算出できる。そして、上記（１０）式に基づき、算出したラグランジュ乗数λを抑制指標ｐｒとする。

以上のことから、本実施形態においては、各パワーコンディショナＰＣＳ_iは、個別目標電力Ｐ_i ^refを算出するときに、上記（８）式に示す最適化問題を用いている。また、集中管理装置ＭＣ１は、抑制指標ｐｒを算出するために、上記（９）式および上記（１０）式を用いている。

次に、上記のように構成された太陽光発電システムＰＶＳ１において、上記３つの目標を達成し、適切に動作していることをシミュレーションによって検証した。

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

電力系統Ａ（連系点電圧）のモデルは、下記（１８）式とした。下記（１８）式において、Ｒ＝Ｒ_L×Ｌ，Ｘ＝Ｘ_L×Ｌであり、Ｒ_Lは配電線の単位長さ当たりの抵抗成分、Ｘ_Lは配電線の単位長さ当たりのリアクタンス成分、Ｌは配電線の長さ、Ｖ₁は上位系統電圧を表わしている。本シミュレーションにおいては、上位系統電圧Ｖ₁を６６００［Ｖ］、配線線の単位長さ当たりの抵抗成分Ｒ_Lを０．２２０［Ω／ｋｍ］、配電線の単位長さ当たりのリアクタンス成分Ｘ_Lを０．２７６［Ω／ｋｍ］、配電線の長さＬを５［ｋｍ］とした。

パワーコンディショナＰＣＳ_iは、図３に示すモデルのものを想定し、個別出力電力Ｐ_i ^outを個別目標電力Ｐ_i ^refに制御するために、ＰＩ制御を行っているものとした。パワーコンディショナＰＣＳ_iの電流制御系は、有効・無効電力制御系に比べ、非常に高速に応答するように設計されている。ここでは、事前に適切な制御系設計がなされているとし、Ｋ＝１，Ｔ＝１０^-4の１次遅れ系で実現している。電流制御系の上位制御系となる電力制御系は、ステップ応答が１［ｓ］以内に収束する程度の時定数を想定し、Ｋ_PP＝Ｋ_PQ＝１．０×１０^-7、Ｋ_IP＝Ｋ_IQ＝１．２×１０^-3としている。なお、Ｋ_PPは有効電力の比例ゲイン、Ｋ_PQは無効電力の比例ゲイン、Ｋ_IPは有効電力の積分ゲイン、Ｋ_IQは無効電力の積分ゲインを表わしている。有効・無効電力制御系のステップ応答を図４に示す。

図５〜図１１は、上記に示したモデルの太陽光発電システムＰＶＳ１を用いて、複数の条件下でシミュレーションを行ったときの結果を示している。なお、各パワーコンディショナＰＣＳ_iは、接続される太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SPが定格出力Ｐ_i ^lmtより大きい場合には、パワーコンディショナＰＣＳ_iの定格出力Ｐ_i ^lmtに抑制するものとする。

ケース１として、１０台のパワーコンディショナＰＣＳ₁〜ＰＣＳ₁₀がすべて同じ条件である場合を、シミュレーションした。当該シミュレーションをシミュレーション１−１とする。シミュレーション１−１において、１０台のパワーコンディショナＰＣＳ₁〜ＰＣＳ₁₀はすべて、定格出力Ｐ_i ^lmtが５００［ｋＷ］、有効電力抑制に関する重みｗ_iが１．０、太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SPが６００［ｋＷ］であるとした。また、電力会社からの出力指令値Ｐ^Cは、０≦ｔ＜６０［ｓ］では指令がなく、６０≦ｔ［ｓ］では３０００［ｋＷ］であるとした。なお、「出力指令値Ｐ^Cの指令がない」ときには、上記するように出力指令値Ｐ^Cとして、指令がないことを表わす数値−１を用いた。その他、勾配係数εを０．０２５、集中管理装置ＭＣ１が行う抑制指標ｐｒの更新と各パワーコンディショナＰＣＳ_iが行う個別目標電力Ｐ_i ^refの更新との各サンプリング時間を１［ｓ］とした。また、各パワーコンディショナＰＣＳ_iはすべて、力率１（無効電力目標値＝０［ｋｖａｒ］）で運転しているものとした。図５は、シミュレーション１−１におけるシミュレーション結果を示している。

図５（ａ）〜（ｅ）は、各パワーコンディショナＰＣＳ_iの、太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SP（一点鎖線）、定格出力Ｐ_i ^lmt（実線）、個別目標電力Ｐ_i ^ref（破線）、および、個別出力電力Ｐ_i ^out（実線）を示している。図５（ａ）は、パワーコンディショナＰＣＳ₁，ＰＣＳ₂について、図５（ｂ）は、パワーコンディショナＰＣＳ₃，ＰＣＳ₄について、図５（ｃ）は、パワーコンディショナＰＣＳ₅，ＰＣＳ₆について、図５（ｄ）は、パワーコンディショナＰＣＳ₇，ＰＣＳ₈について、図５（ｅ）は、パワーコンディショナＰＣＳ₉，ＰＣＳ₁₀について、図示している。なお、図５（ａ）〜（ｅ）において、理解の便宜上、個別目標電力Ｐ_i ^ref（破線）を少し上方にずらして記載している。図５（ｆ）は、各パワーコンディショナＰＣＳ₁〜ＰＣＳ₁₀の個別出力電力Ｐ₁ ^out〜Ｐ₁₀ ^outを１つのグラフに示したものである。図５（ｇ）は、連系点電力Ｐ（ｔ）（実線）および電力会社からの出力指令値Ｐ^C（破線）を示している。なお、図５（ｇ）において、理解の便宜上、出力指令値Ｐ^Cの指令がない場合、各パワーコンディショナのＰＣＳ₁〜ＰＣＳ₁₀の定格出力Ｐ₁ ^lmt〜Ｐ₁₀ ^lmtの合計値を出力指令値Ｐ^Cとして記載している。図５（ｈ）は、指標算出部２３が算出するラグランジュ乗数λを示している。そして、図５（ｉ）は、指標算出部２３が算出する抑制指標ｐｒを示している。

図５から次のことが確認できる。すなわち、シミュレーション開始から出力抑制指令があるまでの期間（０≦ｔ＜６０［ｓ］）では、図５（ａ）〜（ｅ）が示すように、各パワーコンディショナＰＣＳ₁〜ＰＣＳ₁₀の個別出力電力Ｐ₁ ^out〜Ｐ₁₀ ^outが、個別目標電力Ｐ₁ ^ref〜Ｐ₁₀ ^refの５００［ｋＷ］に達するまで、太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ₁ ^SP〜Ｐ₁₀ ^SPに応じて上昇している。そして、個別目標電力Ｐ₁ ^ref〜Ｐ₁₀ ^refの５００［ｋＷ］に達すると、それ以後、個別出力電力Ｐ₁ ^out〜Ｐ₁₀ ^outは、個別目標電力Ｐ₁ ^ref〜Ｐ₁₀ ^refの５００［ｋＷ］に制御されていることが確認できる。また、出力指令値Ｐ^Cの指令後（６０≦ｔ［ｓ］）では、図５（ｈ）および図５（ｉ）が示すように、ラグランジュ乗数λおよび抑制指標ｐｒが更新されていることが確認できる。そして、各パワーコンディショナＰＣＳ₁〜ＰＣＳ₁₀は、この抑制指標ｐｒの更新に基づき、図５（ａ）〜（ｅ）が示すように、個別目標電力Ｐ₁ ^ref〜Ｐ₁₀ ^refを変更している。よって、個別出力電力Ｐ₁ ^out〜Ｐ₁₀ ^outが抑制され、個別目標電力Ｐ₁ ^ref〜Ｐ₁₀ ^refに追従していることが確認できる。これにより、図５（ｇ）が示すように、連系点電力Ｐ（ｔ）が抑制され、定常状態で出力指令値Ｐ^Cに一致していることが確認できる。

ケース２として、１０台のパワーコンディショナＰＣＳ₁〜ＰＣＳ₁₀のうち２台のパワーコンディショナＰＣＳ₅，ＰＣＳ₆に設定される有効電力抑制に関する重みｗ₅，ｗ₆が他のパワーコンディショナＰＣＳ₁〜ＰＣＳ₄，ＰＣＳ₇〜ＰＣＳ₁₀のそれと異なる場合を、シミュレーションした。当該シミュレーションをシミュレーション１−２とする。シミュレーション１−２において、２台のパワーコンディショナＰＣＳ₅，ＰＣＳ₆の有効電力抑制に関する重みｗ_iを２．０とした。その他の条件は、上記シミュレーション１−１と同じである。図６は、シミュレーション１−２におけるシミュレーション結果を示している。なお、図６（ａ）〜（ｉ）はそれぞれ、上記シミュレーション１−１における図５（ａ）〜（ｉ）に対応した図である。

図６から次のことが確認できる。すなわち、図６（ａ）〜（ｅ）が示すように、図５に示すシミュレーション１−１と比較し、有効電力抑制に関する重みｗ_iを変えたパワーコンディショナＰＣＳ₅，ＰＣＳ₆の出力抑制量が、その他のパワーコンディショナＰＣＳ₁〜ＰＣＳ₄，ＰＣＳ₇〜ＰＣＳ₁₀の出力抑制量の半分になっていることが確認できる。このとき、図６（ｈ）および図６（ｉ）が示すように、集中管理装置ＭＣ１が算出するラグランジュ乗数λおよび抑制指標ｐｒも上記シミュレーション１−１における値（図５（ｈ）および図５（ｉ）参照）と異なっていることも確認できる。したがって、有効電力抑制に関する重みｗ_iを調整することによって、出力抑制量に差を持たせることが可能である。さらに、図６が示すように、パワーコンディショナＰＣＳ₅，ＰＣＳ₆の出力抑制量を小さくした分、その他のパワーコンディショナＰＣＳ₁〜ＰＣＳ₄，ＰＣＳ₇〜ＰＣＳ₁₀の出力抑制量を上記シミュレーション１−１の場合よりも大きくすることで、図６（ｇ）に示すように、連系点電力Ｐ（ｔ）が、定常状態で出力指令値Ｐ^Cに一致していることが確認できる。したがって、太陽光発電システムＰＶＳ１は、パワーコンディショナＰＣＳ_iに設定された有効電力抑制に関する重みｗ_iを考慮して、適切に動作を行っているといえる。

ケース３として、１０台のパワーコンディショナＰＣＳ₁〜ＰＣＳ₁₀のうち２台のパワーコンディショナＰＣＳ₅，ＰＣＳ₆の有効電力抑制に関する重みｗ₅，ｗ₆を途中で変化させた場合を、シミュレーションした。当該シミュレーションをシミュレーション１−３とする。シミュレーション１−３において、２台のパワーコンディショナＰＣＳ₅，ＰＣＳ₆の有効電力抑制に関する重みｗ₅，ｗ₆を、開始時点（０［ｓ］）では、ｗ₅＝ｗ₆＝１．０とし、１２０［ｓ］経過後に、ｗ₅＝ｗ₆＝２．０に変化させた。すなわち、６０≦ｔ＜１２０［ｓ］では、上記シミュレーション１−１のように各パワーコンディショナＰＣＳ₁〜ＰＣＳ₁₀の有効電力抑制に関する重みｗ₁〜ｗ₁₀はすべて１．０であるが、１２０≦ｔ［ｓ］では、上記シミュレーション１−２のようにパワーコンディショナＰＣＳ₅，ＰＣＳ₆の有効電力抑制に関する重みｗ₅，ｗ₆を２．０に変化させた。その他の条件は、上記シミュレーション１−１と同じである。図７は、シミュレーション１−３におけるシミュレーション結果を示している。なお、図７（ａ）〜（ｉ）はそれぞれ、上記シミュレーション１−１における図５（ａ）〜（ｉ）に対応した図である。

図７から次のことが確認できる。すなわち、パワーコンディショナＰＣＳ₅，ＰＣＳ₆の有効電力抑制に関する重みｗ₅，ｗ₆を２．０に変化させる前（６０≦ｔ＜１２０［ｓ］）では、上記シミュレーション１−１と同じ結果であり、パワーコンディショナＰＣＳ₅，ＰＣＳ₆の有効電力抑制に関する重みｗ₅，ｗ₆を２．０に変化させた後（１２０≦ｔ［ｓ］）では、上記シミュレーション１−２と同じ結果となっていることが確認できる。したがって、このように有効電力抑制に関する重みｗ_iを途中で調整（変更）しても、継続して、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値Ｐ^Cに一致させることが可能である。

ケース４として、２台のパワーコンディショナ毎（ＰＣＳ₁とＰＣＳ₂，ＰＣＳ₃とＰＣＳ₄，ＰＣＳ₅とＰＣＳ₆，ＰＣＳ₇とＰＣＳ₈，ＰＣＳ₉とＰＣＳ₁₀）に、太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SPが異なる場合を、シミュレーションした。当該シミュレーションをシミュレーション１−４とする。シミュレーション１−４において、２台のパワーコンディショナ毎（ＰＣＳ₁とＰＣＳ₂，ＰＣＳ₃とＰＣＳ₄，ＰＣＳ₅とＰＣＳ₆，ＰＣＳ₇とＰＣＳ₈，ＰＣＳ₉とＰＣＳ₁₀）の太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SPをそれぞれ、Ｐ₁ ^SP，Ｐ₂ ^SP＝６００［ｋＷ］、Ｐ₃ ^SP，Ｐ₄ ^SP＝５００［ｋＷ］、Ｐ₅ ^SP，Ｐ₆ ^SP＝４００［ｋＷ］、Ｐ₇ ^SP，Ｐ₈ ^SP＝３００［ｋＷ］、Ｐ₉ ^SP，Ｐ₁₀ ^SP＝２００［ｋＷ］とした。その他の条件は、上記シミュレーション１−１と同じである。図８は、シミュレーション１−４におけるシミュレーション結果を示している。なお、図８（ａ）〜（ｉ）はそれぞれ、上記シミュレーション１−１における図５（ａ）〜（ｉ）に対応した図である。

図８から次のことが確認できる。すなわち、図８（ａ）〜（ｅ）が示すように、個別目標電力Ｐ_i ^refが太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SP以上である場合、出力抑制を行っていないことが確認できる。また、図８（ｆ）が示すように、定格出力Ｐ_i ^lmtが同一のパワーコンディショナＰＣＳ₁〜ＰＣＳ₁₀で太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SPが異なる場合、太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SPの少ないパワーコンディショナＰＣＳ₇〜ＰＣＳ₁₀は出力抑制を行っていないことが確認できる。さらに、図８（ｇ）が示すように、連系点電力Ｐ（ｔ）が抑制され、定常状態で出力指令値Ｐ^Cに一致していることが確認できる。したがって、太陽光発電システムＰＶＳ１は、太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SPを考慮して、適切に動作を行っているといえる。

ケース５として、２台のパワーコンディショナ毎（ＰＣＳ₁とＰＣＳ₂，ＰＣＳ₃とＰＣＳ₄，ＰＣＳ₅とＰＣＳ₆，ＰＣＳ₇とＰＣＳ₈，ＰＣＳ₉とＰＣＳ₁₀）に、定格出力Ｐ_i ^lmtが異なる場合を、シミュレーションした。当該シミュレーションをシミュレーション１−５とする。シミュレーション１−５において、２台のパワーコンディショナ毎（ＰＣＳ₁とＰＣＳ₂，ＰＣＳ₃とＰＣＳ₄，ＰＣＳ₅とＰＣＳ₆，ＰＣＳ₇とＰＣＳ₈，ＰＣＳ₉とＰＣＳ₁₀）の定格出力Ｐ_i ^lmtをそれぞれ、Ｐ₁ ^lmt，Ｐ₂ ^lmt＝５００［ｋＷ］、Ｐ₃ ^lmt，Ｐ₄ ^lmt＝４００［ｋＷ］、Ｐ₅ ^lmt，Ｐ₆ ^lmt＝３００［ｋＷ］、Ｐ₇ ^lmt，Ｐ₈ ^lmt＝２００［ｋＷ］、Ｐ₉ ^lmt，Ｐ₁₀ ^lmt＝１００［ｋＷ］とした。また、電力会社からの出力指令値Ｐ^Cとして、０≦ｔ＜６０［ｓ］では指令がなく、６０≦ｔ［ｓ］では２０００［ｋＷ］とし、太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SPをそれぞれ、定格出力Ｐ_i ^lmt＋１００［ｋＷ］とした。その他の条件は、上記シミュレーション１−１と同じである。図９は、シミュレーション１−５におけるシミュレーション結果を示している。なお、図９（ａ）〜（ｉ）はそれぞれ、上記シミュレーション１−１における図５（ａ）〜（ｉ）に対応した図である。

図９から次のことが確認できる。すなわち、図９（ｆ）が示すように、定格出力Ｐ_i ^lmtが異なる場合、出力抑制量は、各パワーコンディショナＰＣＳ₁〜ＰＣＳ₁₀で等しいことが確認できる。また、図９（ｇ）が示すように連系点電力Ｐ（ｔ）が抑制され、定常状態で出力指令値Ｐ^Cに一致していることが確認できる。したがって、太陽光発電システムＰＶＳ１は、パワーコンディショナＰＣＳ_iの定格出力Ｐ_i ^lmtを考慮して、適切に動作を行っているといえる。

ケース６として、上記サンプリング時間を長くした場合を、シミュレーションした。当該シミュレーションをシミュレーション１−６とする。シミュレーション１−６において、上記サンプリング時間を６０［ｓ］＝１［ｍｉｎ］とした。また、勾配係数εを０．０００５とし、電力会社からの出力指令値Ｐ^Cとして、０≦ｔ＜５［ｍｉｎ］では指令がなく、５≦ｔ［ｍｉｎ］では３０００［ｋＷ］とした。その他の条件は、上記シミュレーション１−１と同じである。図１０は、シミュレーション１−６におけるシミュレーション結果を示している。なお、図１０（ａ）〜（ｉ）はそれぞれ、上記シミュレーション１−１における図５（ａ）〜（ｉ）に対応した図である。

図１０から次のことが確認できる。すなわち、図１０（ｇ）が示すように、上記サンプリング時間を長くした場合、連系点電力Ｐ（ｔ）が出力指令値Ｐ^Cに追従するための時間が上記シミュレーション１−１より長くなるものの、連系点電力Ｐ（ｔ）が抑制され、定常状態で出力指令値Ｐ^Cに一致していることが確認できる。

ケース７として、上記サンプリング時間を上記ケース６におけるサンプリング時間よりもさらに長くした場合を、シミュレーションした。当該シミュレーションをシミュレーション１−７とする。シミュレーション１−７において、上記サンプリング時間を１８０［ｓ］＝３［ｍｉｎ］とした。また、勾配係数εを０．０００３とし、電力会社からの出力指令値Ｐ^Cとして、０≦ｔ＜５［ｍｉｎ］では指令がなく、５≦ｔ［ｍｉｎ］では３０００［ｋＷ］とした。その他の条件は、上記シミュレーション１−１と同じである。図１１は、シミュレーション１−７におけるシミュレーション結果を示している。なお、図１１（ａ）〜（ｉ）はそれぞれ、上記シミュレーション１−１における図５（ａ）〜（ｉ）に対応した図である。

図１１から次のことが確認できる。すなわち、図１１（ｇ）が示すように、サンプリング時間を上記シミュレーション１−６よりも長くした場合においても、連系点電力Ｐ（ｔ）が抑制され、定常状態で出力指令値Ｐ^Cに一致していることが確認できる。

上記図５〜図１１毎の結果に加え、図５〜図１１を対比することで、次のことが確認できる。すなわち、各図の（ｈ）および（ｉ）が示すように、ラグランジュ乗数λおよび抑制指標ｐｒは、パワーコンディショナＰＣＳ₁〜ＰＣＳ₁₀の、太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SP、定格出力Ｐ_i ^lmt、有効電力抑制に関する重みｗ_i、および、出力指令値Ｐ^Cなどに基づき、異なる値が算出されていることが確認できる。また、各図の（ａ）〜（ｅ）が示すように、抑制指標ｐｒの更新に応じて、個別目標電力Ｐ_i ^refが更新されていることを確認できる。そして、パワーコンディショナＰＣＳ₁〜ＰＣＳ₁₀は、この個別目標電力Ｐ_i ^refに応じて、個別出力電力Ｐ_i ^outを制御している。よって、各図の（ｇ）が示すように、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値Ｐ^Cに一致させていることが確認できる。以上のことから、上記（９）式および上記（１０）式を用いて集中管理装置ＭＣ１が算出した抑制指標ｐｒが適切な値であるといえる。

上記シミュレーション１−１ないしシミュレーション１−７の結果から、太陽光発電システムＰＶＳ１において、各パワーコンディショナＰＣＳ_iがそれぞれ、集中管理装置ＭＣ１から受信する抑制指標ｐｒに基づき、分散的に個別目標電力Ｐ_i ^refを算出している。よって、上記目標１−１を達成している。また、連系点電力Ｐ（ｔ）が抑制され、出力指令値Ｐ^Cに一致している。よって、上記目標１−２を達成している。そして、各種条件に応じて、パワーコンディショナＰＣＳ_i毎に個別出力電力Ｐ_i ^outが変化している。すなわち、各種条件に応じて、パワーコンディショナＰＣＳ_i毎に出力抑制量が変化している。よって、上記目標１−３を達成している。以上のことから、太陽光発電システムＰＶＳ１は、上記３つの目標を達成していることが分かる。

以上で説明したように、第１実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１において、集中管理装置ＭＣ１は、電力会社からの出力指令値Ｐ^Cおよび検出した連系点電力Ｐ（ｔ）から、上記（９）式および上記（１０）式を用いて、抑制指標ｐｒを算出し、これを各パワーコンディショナＰＣＳ_iに送信している。また、各パワーコンディショナＰＣＳ_iは、受信した抑制指標ｐｒに基づき、分散的に上記（８）式の最適化問題を解くことで、個別目標電力Ｐ_i ^refを算出し、そして、個別出力電力Ｐ_i ^outを個別目標電力Ｐ_i ^refに制御している。これにより、集中管理装置ＭＣ１は、上記（９）式および上記（１０）式に示す簡単な計算だけとなる。したがって、太陽光発電システムＰＶＳ１において、集中管理装置ＭＣ１の処理負荷を低減させることができる。また、各パワーコンディショナＰＣＳ_iが、抑制指標ｐｒに基づき分散的に個別目標電力Ｐ_i ^refを算出し、個別出力電力Ｐ_i ^outを制御する場合であっても、連系点電力Ｐ（ｔ）を電力会社からの出力指令値Ｐ^Cに一致させることができる。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ１は、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力に一致させることができる。

次に、第２実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ２について説明する。なお、上記第１実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１と同一あるいは類似のものについては、同じ符号を付してその説明を省略する。図１２は、太陽光発電システムＰＶＳ２の全体構成を示している。図１２に示すように、太陽光発電システムＰＶＳ２は、複数台の太陽電池ＳＰ_i（ｉ＝１，２，・・・，ｎ；ｎは正の整数）、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi、複数台の蓄電池Ｂ_k（ｋ＝１，２，・・・，ｍ；ｍは正の整数）、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_Bk、および、集中管理装置ＭＣ２を有して構成される。太陽光発電システムＰＶＳ２は、系統連系型の逆潮流システムである。

上記第１実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１においては、太陽電池ＳＰ_iを接続した複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_iで構成された場合を例に説明した。しかし、このような太陽光発電システムＰＶＳ１の場合、天候変動による出力への影響が大きい。そこで、太陽光発電システムＰＶＳ２は、天候変動などによる出力変動を抑制させるために、上記太陽光発電システムＰＶＳ１と比較して、蓄電池Ｂ_kを接続したパワーコンディショナＰＣＳ_Bkをさらに備えている。

複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PViはそれぞれ、上記第１実施形態のパワーコンディショナＰＣＳ_iと同様に構成される。すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViは、太陽電池ＳＰ_iが発電した電力（直流電力）を交流電力に変換し、変換した交流電力を電力系統Ａに出力する。

複数台の蓄電池Ｂ_kはそれぞれ、繰り返し、充電により電力を蓄えることができる電池である。蓄電池Ｂ_kは、例えば、リチウムイオン電池、ニッケル水素電池、ニッケルカドミウム電池、鉛蓄電池などの二次電池である。また、電気二重層コンデンサなどのコンデンサを用いてもよい。蓄電池Ｂ_kは、蓄積された電力を放電して、直流電力をパワーコンディショナＰＣＳ_Bkに供給する。

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

各パワーコンディショナＰＣＳ_PViから出力される有効電力をＰ_PVi ^out、無効電力をＱ_PVi ^outとすると、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViからＰ_PVi ^out＋ｊＱ_PVi ^outの複素電力が出力されている。また、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkから出力される有効電力をＰ_Bk ^out、無効電力をＱ_Bk ^outとすると、各パワーコンディショナＰＣＳ_BkからＰ_Bk ^out＋ｊＱ_Bk ^outの複素電力が出力されている。したがって、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkと電力系統Ａとの連系点には、（Σ_iＰ_PVi ^out＋Σ_kＰ_Bk ^out）＋ｊ（Σ_iＱ_PVi ^out＋Σ_kＱ_Bk ^out）の複素電力が出力されている。すなわち、連系点電力Ｐ（ｔ）は、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkの出力電力の総和である。なお、本実施形態においても、連系点における電圧変動抑制などに主に活用される無効電力Ｑ_PVi ^out，Ｑ_Bk ^outの出力制御については、特に考慮しない。すなわち、連系点電力Ｐ（ｔ）は、連系点における有効電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outの総和（Σ_iＰ_PVi ^out＋Σ_kＰ_Bk ^out）としている。よって、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkが制御する個別出力電力は、それぞれ有効電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outとなる。そこで、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの個別出力電力をＰ_PVi ^outとし、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの個別出力電力をＰ_Bk ^outとする。

集中管理装置ＭＣ２は、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkを集中管理する。集中管理装置ＭＣ２は、例えば無線通信により、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkとの間で、各種情報の送受信を行う。なお、無線通信ではなく、有線通信であってもよい。

このように構成された太陽光発電システムＰＶＳ２において、集中管理装置ＭＣ２は、所定の調整対象電力を監視し、当該調整対象電力と調整対象電力の目標値である目標電力とに基づいて、調整対象電力を目標電力に一致させるための指標を算出する。そして、これを各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkに送信する。各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi（ＰＣＳ_Bk）はそれぞれ、集中管理装置ＭＣ２から指標を受信し、受信した指標に基づいて、個別出力電力Ｐ_PVi ^out（Ｐ_Bk ^out）の目標値である個別目標電力Ｐ_PVi ^ref（Ｐ_Bk ^ref）を算出する。そして、算出した個別目標電力Ｐ_PVi ^ref（Ｐ_Bk ^ref）に基づいて、個別出力電力Ｐ_PVi ^out（Ｐ_Bk ^out）を制御する。当該指標は、調整対象電力を目標電力にするための情報であり、個別目標電力Ｐ_PVi ^out（Ｐ_Bk ^out）を算出するための情報である。

太陽光発電システムＰＶＳ２においても、電力会社から出力電力の抑制が指示されるものとする。そこで、本実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ２は、上記指標を用いて各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkが分散的に制御して、太陽光発電システムＰＶＳ２全体の出力電力を出力指令値Ｐ^Cに一致させている。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ２も出力抑制制御を行っている。具体的には、太陽光発電システムＰＶＳ２において、集中管理装置ＭＣ２は、連系点電力Ｐ（ｔ）を監視し、連系点電力Ｐ（ｔ）と出力指令値Ｐ^Cとに基づいて、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値Ｐ^Cに一致させるための指標を算出する。そして、これを各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkに送信する。本実施形態に係る出力抑制制御において、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViに送信する指標を抑制指標ｐｒ_PVとし、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに送信する指標を充放電指標ｐｒ_Bとする。よって、抑制指標ｐｒ_PVは、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値Ｐ^Cにするための情報であり、個別目標電力Ｐ_PVi ^refを算出するための情報である。また、充放電指標ｐｒ_Bは、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値Ｐ^Cにするための情報であり、個別目標電力Ｐ_Bk ^refを算出するための情報である。さらに、蓄電池Ｂ_kをどれくらい充電するか放電するかを決定するための情報でもある。各パワーコンディショナＰＣＳ_PViは、集中管理装置ＭＣ２から受信する抑制指標ｐｒ_PVに基づき、個別目標電力Ｐ_PVi ^refを算出する。そして、算出した個別目標電力Ｐ_PVi ^refに基づいて、個別出力電力Ｐ_PVi ^outを制御する。各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、集中管理装置ＭＣ２から受信する充放電指標ｐｒ_Bに基づき、個別目標電力Ｐ_Bk ^refを算出する。そして、算出した個別目標電力Ｐ_Bk ^refに基づいて、個別出力電力Ｐ_Bk ^outを制御する。これにより、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値Ｐ^Cに一致させている。

図１３は、図１２に示す太陽光発電システムＰＶＳ２の出力抑制制御に関する制御系の機能構成を示している。なお、図１３において、太陽電池ＳＰ_iおよび蓄電池Ｂ_kの図示を省略している。当該出力抑制制御に関する制御系として、図１３に示すように、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViは、受信部１１、目標電力算出部１２’、および、出力制御部１３を含んでいる。また、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、受信部３１、目標電力算出部３２、および、出力制御部３３を含んでいる。そして、集中管理装置ＭＣ２は、目標電力設定部２１、連系点電力検出部２２、指標算出部２３’、および、送信部２４’を含んでいる。

目標電力算出部１２’は、受信部１１が受信した抑制指標ｐｒ_PVに基づき、自装置（パワーコンディショナＰＣＳ_PVi）の個別目標電力Ｐ_PVi ^refを算出する。具体的には、目標電力算出部１２’は、下記（１９）式に示す制約付き最適化問題を解くことで、個別目標電力Ｐ_PVi ^refを算出する。したがって、目標電力算出部１２’は、第１実施形態に係る目標電力算出部１２と比較し、個別目標電力Ｐ_PVi ^refを算出するための最適化問題の演算式が異なっている。当該（１９）式において、ｗ_PViは、パワーコンディショナＰＣＳ_PViの有効電力抑制に関する重みを表わしており、設計値である。また、Ｐ_φiは、パワーコンディショナＰＣＳ_PViの個別出力電力Ｐ_PVi ^outの抑制を優先するか否かを示す設計パラメータ（以下、「優先度パラメータ」という。）を示しており、設計値である。当該優先度パラメータＰ_φiを小さくすると、蓄電池Ｂ_kの充電量を少なくし、個別出力電力Ｐ_PVi ^outが抑制され易くなる。一方、当該優先度パラメータＰ_φiを大きくすると、蓄電池Ｂ_kの充電量を多くし、個別出力電力Ｐ_PVi ^outが抑制され難くなる。よって、優先度パラメータＰ_φiは、蓄電池Ｂ_kの充電を優先するか否かを示す設計パラメータであるとも言える。さらに、この優先度パラメータＰ_φiによって、パワーコンディショナＰＣＳ_PViの定格出力による出力限界とは別に、パワーコンディショナＰＣＳ_PViの個別出力電力Ｐ_PVi ^outの疑似的な出力限界が設定されていると考えられる。そのため、優先度パラメータＰ_φiは、疑似有効出力限界とも言える。上記重みｗ_PViおよび上記優先度パラメータＰ_φiはユーザが設定可能である。この下記（１９）式についての詳細は、後述する。

受信部３１は、上記第１実施形態に係る受信部１１と同様に構成され、集中管理装置ＭＣ２から送信される充放電指標ｐｒ_Bを受信する。

目標電力算出部３２は、受信部３１が受信した充放電指標ｐｒ_Bに基づき、自装置（パワーコンディショナＰＣＳ_Bk）の個別目標電力Ｐ_Bk ^refを算出する。具体的には、目標電力算出部３２は、下記（２０）式に示す最適化問題を解くことで、個別目標電力Ｐ_Bk ^refを算出する。当該（２０）式において、Ｐ_Bk ^lmtは、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの定格出力（出力限界）を表わしている。ｗ_Bkは、パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの有効電力に関する重みを表わしている。上記重みｗ_Bkは、ユーザが設定可能である。また、α_k，β_kは、蓄電池Ｂ_kの残量によって調整できる調整パラメータを表わしている。なお、この下記（２０）式についての詳細は、後述する。

出力制御部３３は、上記第１実施形態に係る出力制御部１３と同様に構成される。出力制御部３３は、蓄電池Ｂ_kの放電および充電を制御することで、個別出力電力Ｐ_Bk ^outを、目標電力算出部３２が算出した個別目標電力Ｐ_Bk ^refにする。具体的には、目標電力算出部３２によって算出された個別目標電力Ｐ_Bk ^refが正の値の場合、蓄電池Ｂ_kに蓄積された電力（直流電力）を交流電力に変換し、電力系統Ａに供給する。すなわち、パワーコンディショナＰＣＳ_Bkを放電回路として機能させる。一方、個別目標電力Ｐ_Bk ^refが負の値の場合、パワーコンディショナＰＣＳ_PViから出力された交流電力の少なくとも一部を直流電力に変換し、蓄電池Ｂ_kに供給する。すなわち、パワーコンディショナＰＣＳ_Bkを充電回路として機能させる。

指標算出部２３’は、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力にするための指標を算出する。本実施形態においては、目標電力として出力指令値Ｐ^Cが入力されるので、指標算出部２３’は、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値Ｐ^Cにするための抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bを算出する。指標算出部２３’は、ラグランジュ乗数をλ、勾配係数をε、時間をｔとして、下記（２１）式および下記（２２）式に基づき、抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bを算出する。ただし、指標算出部２３’は、目標電力設定部２１からの出力指令値Ｐ^Cとして、電力会社からの出力抑制の指令がないことを表わす数値−１を入力された場合、ラグランジュ乗数λを「０」とする。すなわち、抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bをともに「０」と算出する。なお、下記（２１）式において、個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outおよび出力指令値Ｐ^Cが、時間ｔに対して変化する値であるため、それぞれ個別出力電力をＰ_PVi ^out（ｔ），Ｐ_Bk ^out（ｔ）および出力指令値をＰ^C（ｔ）と記載している。これらの下記（２１）式および下記（２２）式の詳細は、後述する。

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

次に、太陽光発電システムＰＶＳ２が行う出力抑制制御において、パワーコンディショナＰＣＳ_PViによる個別目標電力Ｐ_PVi ^refの算出に上記（１９）式が用いられる理由、パワーコンディショナＰＣＳ_Bkによる個別目標電力Ｐ_Bk ^refの算出に上記（２０）式が用いられる理由、および、集中管理装置ＭＣ２による抑制指標ｐｒ_PV，充放電指標ｐｒ_Bの算出に上記（２１）式および上記（２２）式が用いられる理由を説明する。

太陽光発電システムＰＶＳ２は、出力抑制制御において、以下の５つの目標を達成するように構成されている。１つ目の目標（目標２−１）は、「各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkが分散的に個別目標電力を算出する」ことである。２つ目の目標（目標２−２）は、「太陽電池に接続されたパワーコンディショナＰＣＳ_PViの出力電力をできる限り抑制しない」ことである。３つ目の目標（目標２−３）は、「蓄電池は、連系点電力が出力指令値（目標電力）よりも大きい場合には充電し、不足している場合には放電する」ことである。４つ目の目標（目標２−４）は、「太陽光発電システムＰＶＳ２の連系点における出力電力（連系点電力）を電力会社からの出力指令値（目標電力）に一致させる」ことである。そして、５つ目の目標（２−５）は、「パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk毎に、出力抑制量を調整できるようにする」ことである。

まず、集中管理装置ＭＣ２が集中的に個別目標電力Ｐ_PVi ^ref，Ｐ_Bk ^refを求める場合の制約付き最適化問題を考える。そうすると、下記（２３）式が得られる。ここで、上記するように、Ｐ_PVi ^ref，Ｐ_Bk ^refはそれぞれ、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkの個別目標電力を表わし、Ｐ_PVi ^lmt，Ｐ_Bk ^lmtはそれぞれ、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkの定格出力（出力限界）を表わし、Ｐ_φiは優先度パラメータを表わす。なお、下記（２３）式の最適解である個別目標電力Ｐ_PVi ^ref，Ｐ_Bk ^refをそれぞれ、（Ｐ_PVi ^ref）^*，（Ｐ_Bk ^ref）^*とする。下記（２３）式において、（２３ａ）式は、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの個別出力電力Ｐ_PVi ^outの出力抑制量の最小化および各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_Bk ^outの出力量の最小化、（２３ｂ）式は、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの定格出力Ｐ_PVi ^lmtによる制約、（２３ｃ）式は、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの定格出力Ｐ_Bk ^lmtによる制約、（２３ｄ）式は、各蓄電池Ｂ_kの残量制約、（２３ｅ）式は、連系点電力Ｐ（ｔ）を出力指令値Ｐ^Cに一致させることを、それぞれ表わしている。

これは集中管理装置ＭＣ２が、上記（２３）式から個別目標電力（Ｐ_PVi ^ref）^*，（Ｐ_Bk ^ref）^*を求める場合を示している。したがって、上記（２３）式の場合、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkが分散的に個別目標電力（Ｐ_PVi ^ref）^*，（Ｐ_Bk ^ref）^*を算出していないため、目標２−１を達成していない。

続いて、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViが分散的に個別目標電力Ｐ_PVi ^refを求める場合の制約付き最適化問題を考える。そうすると、下記（２４）式が得られる。

同様に、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkが分散的に個別目標電力Ｐ_Bk ^refを求める場合の制約付き最適化問題を考える。そうすると、下記（２５）式が得られる。

しかし、上記（２４）式の最適解である個別目標電力は、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViが分散的に求めた個別目標電力Ｐ_PVi ^refであるが、上記（２３ｅ）式が考慮されていない。同様に、上記（２５）式の最適解である個別目標電力は、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkが分散的に求めた個別目標電力Ｐ_Bk ^refであるが、上記（２３ｅ）式が考慮されていない。したがって、連系点電力Ｐ（ｔ）を電力会社からの出力指令値Ｐ^Cに一致させる目標２−４を達成できない。

そこで、次に手法により、目標２−４を達成させることを考える。すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViが、集中管理装置ＭＣ２から受信する抑制指標ｐｒ_PVに基づき、分散的に個別目標電力Ｐ_PVi ^refを算出し、また、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkが集中管理装置ＭＣ２から受信する充放電指標ｐｒ_Bに基づき、分散的に個別目標電力Ｐ_Bk ^refを算出する。これにより、目標２−４を達成させる。各パワーコンディショナＰＣＳ_PViが、抑制指標ｐｒ_PVを用いて、分散的に個別目標電力Ｐ_PVi ^refを求める場合の制約付き最適化問題は、上記（１９）式で表わすことができる。なお、上記（１９）式の最適解である個別目標電力Ｐ_PVi ^refを（Ｐ_PVi ^ref）^♭とする。同様に、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkが、充放電指標ｐｒ_Bを用いて、分散的に個別目標電力Ｐ_Bk ^refを求める場合の制約付き最適化問題は、上記（２０）式で表わすことができる。なお、上記（２０）式の最適解である個別目標電力Ｐ_Bk ^refを（Ｐ_Bk ^ref）^♭とする。

ここで、上記（２３）式により得られる最適解（Ｐ_PVi ^ref）^*と、上記（１９）式により得られる最適解（Ｐ_PVi ^ref）^♭とが一致し、かつ、上記（２３）式により得られる最適解（Ｐ_Bk ^ref）^*と、上記（２０）式により得られる最適解（Ｐ_Bk ^ref）^♭とが一致することで、連系点電力Ｐ（ｔ）を電力会社からの出力指令値Ｐ^Cに一致させることができる。すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkが分散的に最適化問題を解いた場合であっても、目標２−４を達成することができる。したがって、定常状態の最適性に着目し、（Ｐ_PVi ^ref）^*＝（Ｐ_PVi ^ref）^♭となる抑制指標ｐｒ_PV、および、（Ｐ_Bk ^ref）^*＝（Ｐ_Bk ^ref）^♭となる充放電指標ｐｒ_Bを考える。そのために、上記（２３）式、上記（１９）式、および、上記（２０）式のＫＫＴ条件を考える。これにより、上記（２３）式のＫＫＴ条件から下記（２６）式が得られ、上記（１９）式のＫＫＴ条件から下記（２７）式が得られ、上記（２０）式のＫＫＴ条件から下記（２８）式が得られる。なお、μ，νは所定のラグランジュ乗数である。

これら上記（２６）式、上記（２７）式、および、上記（２８）式から、ｐｒ_PV＝ｐｒ_B＝λ（上記（２２）式）とすることで、（Ｐ_PVi ^ref）^*と（Ｐ_PVi ^ref）^♭、また、（Ｐ_Bk ^ref）^*と（Ｐ_Bk ^ref）^♭が一致することが分かる。したがって、集中管理装置ＭＣ２がラグランジュ乗数λを算出し、算出したラグランジュ乗数λを抑制指標ｐｒ_PVとして、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViに提示（送信）することで、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViがそれぞれ、上記（１９）式から個別目標電力（Ｐ_PVi ^ref）^♭を算出することができる。同様に、集中管理装置ＭＣ２は、算出したラグランジュ乗数λを充放電指標ｐｒ_Bとして、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに提示（送信）することで、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkがそれぞれ、上記（２０）式から個別目標電力（Ｐ_Bk ^ref）^♭を算出することができる。これにより、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkが分散的に個別目標電力Ｐ_PVi ^ref，Ｐ_Bk ^refを求めた場合であっても、連系点電力Ｐ（ｔ）と電力会社からの出力指令値Ｐ^Cとを一致させることができる。すなわち、目標２−４を達成できる。

続いて、集中管理装置ＭＣ２によるラグランジュ乗数λの算出方法について、説明する。ラグランジュ乗数λを求めるために、まず、ｈ¹ _1,i＝−Ｐ_PVi ^ref、ｈ¹ _2,i＝Ｐ_PVi ^ref−Ｐ_PVi ^lmtとし、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの不等式制約をまとめてｈ¹ _x,i≦０（ｘ＝１，２、ｉ＝１，・・・，ｎ）とする。また、同様に、ｈ² _1,k＝−Ｐ_Bk ^lmt−Ｐ_Bk ^ref、ｈ² _2,k＝Ｐ_Bk ^ref−Ｐ_Bk ^lmt、ｈ² _3,k＝α_k−Ｐ_Bk ^ref、ｈ² _4,k＝Ｐ_Bk ^ref−β_kとし、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの不等式制約をまとめてｈ² _y,k≦０（ｙ＝１，２，３，４、ｋ＝１，・・・，ｍ）とする。そして、上記（２３）式の双対問題である下記（２９）式を考える。

ここで、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkによって求められる最適解（Ｐ_PVi ^ref）^♭，（Ｐ_Bk ^ref）^♭が決定されると仮定すると、下記（３０）式となり、ラグランジュ乗数λに対する最大化問題の形となる。この下記（３０）式に対し勾配法を適用すると、下記（３１）式となる。なお、εは勾配係数を表わし、τは時間変数を表わす。

上記（３１）式において、（Ｐ_PVi ^ref）^♭を対応するパワーコンディショナＰＣＳ_PViの個別出力電力Ｐ_PVi ^outで置き換え、（Ｐ_Bk ^ref）^♭を対応するパワーコンディショナＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_Bk ^outで置き換える。さらに、集中管理装置ＭＣ２は、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outを個別に観測せず、連系点電力Ｐ（ｔ）＝Σ_iＰ_PVi ^out＋Σ_kＰ_Bk ^outを観測する。また、電力会社から逐次出力指令値Ｐ^Cを取得しているとする。そうすると、上記（２１）式が得られる。よって、集中管理装置ＭＣ２は、連系点電力Ｐ（ｔ）と電力会社からの出力指令値Ｐ^Cとに基づき、ラグランジュ乗数λを算出できる。そして、上記（２２）式に基づき、算出したラグランジュ乗数λを抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bとする。

以上のことから、本実施形態においては、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViは、個別目標電力Ｐ_PVi ^refを算出するときに、上記（１９）式に示す最適化問題を用いている。また、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、個別目標電力Ｐ_Bk ^refを算出するときに、上記（２０）式に示す最適化問題を用いている。そして、集中管理装置ＭＣ２は、抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bを算出するときに、上記（２１）式および上記（２２）式を用いている。

次に、上記のように構成された太陽光発電システムＰＶＳ２において、上記５つの目標を達成し、適切に動作していることをシミュレーションによって検証した。

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

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

最適化問題に関するパラメータである各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの優先度パラメータ（疑似有効出力限界）Ｐ_φiは１０００［ｋＷ］とした。その他、電力系統Ａ（連系点電圧）のモデル（上記（１８）式参照）および各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkのモデル（図３および図４参照）は、上記第１実施形態に係るシミュレーション時のものと同様とした。

図１４〜図１６は、上記に示したモデルの太陽光発電システムＰＶＳ２を用いて、複数の条件下でシミュレーションを行ったときの結果を示している。

ケース１として、５台のパワーコンディショナＰＣＳ_PV1〜ＰＣＳ_PV5がすべて同じ条件であり、５台のパワーコンディショナＰＣＳ_B1〜ＰＣＳ_B5がすべて同じ条件である場合を、シミュレーションした。当該シミュレーションをシミュレーション２−１とする。シミュレーション２−１において、５台のパワーコンディショナＰＣＳ_PV1〜ＰＣＳ_PV5はすべて、定格出力Ｐ_PVi ^lmtが５００［ｋＷ］、有効電力抑制に関する重みｗ_PViが１．０、太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SPが６００［ｋＷ］であるとした。また、５台のパワーコンディショナＰＣＳ_B1〜ＰＣＳ_B5はすべて、定格出力Ｐ_PVi ^lmtが５００［ｋＷ］、有効電力抑制に関する重みｗ_PViが１．０であるとした。蓄電池Ｂ₁〜Ｂ₅の最大容量Ｓ₁ ^max〜Ｓ₅ ^maxはすべて５００［ｋＷｈ］であるとした。そして、電力会社からの出力指令値Ｐ^Cは、０≦ｔ＜６０［ｓ］では指令がなく、６０≦ｔ［ｓ］では１５００［ｋＷ］であるとした。なお、「出力指令値Ｐ^Cの指令がない」ときには、上記するように出力指令値Ｐ^Cとして、指令がないことを表わす数値−１を用いた。その他、勾配係数εを０．０５、集中管理装置ＭＣ２が行う抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bの更新と各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkが行う個別目標電力Ｐ_PVi ^ref，Ｐ_Bk ^refの更新との各サンプリング時間を１［ｓ］とした。また、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkはすべて、力率１（無効電力目標値＝０［ｋｖａｒ］）で運転しているものとした。図１４は、シミュレーション２−１におけるシミュレーション結果を示している。

図１４（ａ）は、太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SPを示している。図１４（ｂ）は、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの個別目標電力Ｐ_PVi ^refを示している。図１４（ｃ）は、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの個別出力電力Ｐ_PVi ^outを示している。図１４（ｄ）は、連系点電力Ｐ（ｔ）（実線）および電力会社からの出力指令値Ｐ^C（破線）を示している。図１４（ｅ）は、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの個別目標電力Ｐ_Bk ^refを示している。図１４（ｆ）は、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_Bk ^outを示している。図１４（ｇ）は、指標算出部２３’が算出する抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bを示している。

図１４から次のことが確認できる。すなわち、図１４（ｂ）および図１４（ｃ）が示すように、出力指令値Ｐ^Cの指令後（６０≦ｔ［ｓ］）であっても、個別目標電力Ｐ_PV1 ^ref〜Ｐ_PV5 ^refが５００［ｋＷ］のままであり、個別出力電力Ｐ_PV1 ^out〜Ｐ_PV5 ^outが抑制されていないことが確認できる。また、図１４（ｅ）および図１４（ｆ）が示すように、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_B1 ^out〜Ｐ_B5 ^outが、０［ｋＷ］から負（マイナス）に遷移していることが確認できる。これは、パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに電力が入力されていることを表わしており、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに入力される電力を用いて、蓄電池Ｂ_kを充電している。また、図１４（ｄ）が示すように、連系点電力Ｐ（ｔ）は、出力指令値Ｐ^Cと一致していることも確認できる。したがって、太陽光発電システムＰＶＳ２は、電力会社から出力指令値Ｐ^Cが指令されたとき、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの個別出力電力Ｐ_PVi ^outを抑制せず、蓄電池Ｂ_kの充電に用いていることが確認できる。

ケース２として、５台のパワーコンディショナＰＣＳ_B1〜ＰＣＳ_B5のうち１台のパワーコンディショナＰＣＳ_B5に接続された蓄電池Ｂ₅の最大容量Ｓ₅ ^maxが他のパワーコンディショナＰＣＳ_B1〜ＰＣＳ_B4に接続された蓄電池Ｂ₁〜Ｂ₄のそれと異なる場合を、シミュレーションした。当該シミュレーションをシミュレーション２−２とする。シミュレーション２−２において、１台のパワーコンディショナＰＣＳ_B5に接続された蓄電池Ｂ₅の最大容量Ｓ₅ ^maxを３［ｋＷｈ］とした。その他の条件は、上記シミュレーション２−１と同じとした。図１５は、シミュレーション２−２におけるシミュレーション結果を示している。なお、図１５において、図１５（ａ）〜（ｇ）は、上記シミュレーション２−１における図１４（ａ）〜（ｇ）に対応した図である。

図１５から次のことが確認できる。すなわち、図１５（ａ）〜（ｃ）が示すように、上記シミュレーション２−１と同様に、出力指令値Ｐ^Cの指令後（６０≦ｔ［ｓ］）であっても、個別目標電力Ｐ_PV1 ^ref〜Ｐ_PV5 ^refは抑制されていないことが確認できる。また、図１５（ｅ）および図１５（ｆ）が示すように、各パワーコンディショナＰＣＳ_B1〜ＰＣＳ_B5の個別出力電力Ｐ_B1 ^out〜Ｐ_B5 ^outが、０［ｋＷ］から負（マイナス）に遷移していることが確認できる。したがって、上記シミュレーション２−１と同様に、各パワーコンディショナＰＣＳ_B1〜ＰＣＳ_B5は、入力される電力を用いて、蓄電池Ｂ_kを充電している。また、図１５（ｅ）および図１５（ｆ）が示すように、１１０≦ｔ［ｓ］で、パワーコンディショナＰＣＳ_B5の個別出力電力Ｐ_B5 ^outが０（ゼロ）となり、その他のパワーコンディショナＰＣＳ_B1〜ＰＣＳ_B4の個別出力電力Ｐ_B1 ^out〜Ｐ_B4 ^outがさらに低下している（入力電力が増加している）。これは、蓄電池Ｂ₅の最大容量Ｓ₅ ^maxが３［ｋＷｈ］であり、他の蓄電池Ｂ₁〜Ｂ₄より低いため、ｔ＝１１０［ｓ］で、蓄電池Ｂ₅が他の蓄電池Ｂ₁〜Ｂ₄より先に充電が完了したことを表わしている。よって、蓄電池Ｂ₅の充電が完了したため、パワーコンディショナＰＣＳ_B5への電力の入力を停止し、充電を停止していることを表わしている。そして、当該パワーコンディショナＰＣＳ_B5に入力していた分の電力を他のパワーコンディショナＰＣＳ_B1〜ＰＣＳ_B4に分配したため、その他のパワーコンディショナＰＣＳ_B1〜ＰＣＳ_B4の個別出力電力Ｐ_B1 ^out〜Ｐ_B4 ^outがさらに低下している（入力される電力が増加している）。さらに、図１５（ｄ）が示すように、蓄電池Ｂ₅の充電停止に伴い、一時的に連系点電力Ｐ（ｔ）が出力指令値Ｐ^Cより大きくなっている。しかし、定常状態では、連系点電力Ｐ（ｔ）は、出力指令値Ｐ^Cと一致していることも確認できる。したがって、太陽光発電システムＰＶＳ２は、各蓄電池Ｂ_kの性能を考慮して、適切に動作を行っているといえる。

ケース３として、５台のパワーコンディショナＰＣＳ_B1〜ＰＣＳ_B5のうち１台のパワーコンディショナＰＣＳ_B5に設定される有効電力に関する重みｗ_B5が他のパワーコンディショナＰＣＳ_B1〜ＰＣＳ_B4に設定されるそれと異なる場合を、シミュレーションした。当該シミュレーションをシミュレーション２−３とする。シミュレーション２−３において、上記１台のパワーコンディショナＰＣＳ_B5の有効電力に関する重みｗ_B5を２．０とした。すなわち、他のパワーコンディショナＰＣＳ_B1〜ＰＣＳ_B4のそれと比較し、充電量を半分にすることを表わしている。その他の条件は、上記シミュレーション２−１と同じとした。図１６は、シミュレーション２−３におけるシミュレーション結果を示している。なお、図１６において、図１６（ａ）〜（ｇ）は、上記シミュレーション２−１における図１４（ａ）〜（ｇ）に対応した図である。

図１６から次のことが確認できる。すなわち、図１６（ａ）〜（ｃ）が示すように、上記シミュレーション２−１と同様に、出力指令値Ｐ^Cの指令後（６０≦ｔ［ｓ］）であっても、個別目標電力Ｐ_PV1 ^ref〜Ｐ_PV5 ^refは抑制していないことが確認できる。また、図１５（ｅ）および図１５（ｆ）より、パワーコンディショナＰＣＳ_B1〜ＰＣＳ_B5の個別出力電力Ｐ_B1 ^out〜Ｐ_B5 ^outが、０［ｋＷ］から負（マイナス）に遷移していることが確認できる。したがって、上記シミュレーション２−１と同様に、各パワーコンディショナＰＣＳ_B1〜ＰＣＳ_B5は、入力される電力を用いて、蓄電池Ｂ_kを充電している。また、図１６（ｅ）および図１６（ｆ）が示すように、有効電力に関する重みｗ_B5が異なるパワーコンディショナＰＣＳ_B5の充電量（パワーコンディショナＰＣＳ_B5への入力電力）が、その他のパワーコンディショナＰＣＳ_B1〜ＰＣＳ_B4の半分になっていることが確認できる。そして、図１６（ｄ）が示すように、連系点電力Ｐ（ｔ）が、定常状態で出力指令値Ｐ^Cと一致していることも確認できる。したがって、太陽光発電システムＰＶＳ２は、パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに設定された有効電力に関する重みｗ_Bkを考慮して、適切に動作を行っているといえる。

上記図１４〜図１６毎の結果に加え、図１４〜図１６を対比することで、次のことが確認できる。すなわち、各図の（ｇ）が示すように、抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bが、各パワーコンディショナＰＣＳ_PV1〜ＰＣＳ_PV5，ＰＣＳ_B1〜ＰＣＳ_B5の、太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SP、蓄電池Ｂ_kの性能、定格出力Ｐ_PVi ^lmt，Ｐ_Bk ^lmt、有効電力抑制に関する重みｗ_PVi、有効電力に関する重みｗ_Bk、および、出力指令値Ｐ^Cなどに基づき、異なる値が算出されていることが確認できる。そして、各図の（ｂ）および（ｅ）が示すように、抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bの更新に応じて、個別目標電力Ｐ_PVi ^ref，Ｐ_Bk ^refが更新されていることが確認できる。各パワーコンディショナＰＣＳ_PV1〜ＰＣＳ_PV5，ＰＣＳ_B1〜ＰＣＳ_B5は、この個別目標電力Ｐ_PVi ^ref，Ｐ_Bk ^refに応じて、個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outを制御している。よって、各図の（ｄ）が示すように、連系点電力Ｐ（ｔ）が出力指令値Ｐ^Cに一致していることが確認できる。以上のことから、上記（２１）式および上記（２２）式を用いて集中管理装置ＭＣ２が算出した抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bが適切な値であるといえる。

上記シミュレーション２−１ないしシミュレーション２−３の結果から、太陽光発電システムＰＶＳ２において、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViがそれぞれ、集中管理装置ＭＣ２から受信する抑制指標ｐｒ_PVに基づき、分散的に個別目標電力Ｐ_PVi ^refを算出している。また、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkがそれぞれ、集中管理装置ＭＣ２から受信する充放電指標ｐｒ_Bに基づき、分散的に個別目標電力Ｐ_Bk ^refを算出している。よって、上記目標２−１を達成している。また、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViは、個別出力電力Ｐ_PVi ^outをできる限り抑制せず、連系点電力Ｐ（ｔ）が出力指令値Ｐ^Cより超過している分を、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに入力し、蓄電池Ｂ_kの充電に利用している。よって、上記目標２−２および上記目標２−３を達成している。また、連系点電力Ｐ（ｔ）が出力指令値Ｐ^Cに一致している。よって、上記目標２−４を達成している。そして、各種条件に応じて、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk毎に個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outが変化している。すなわち、各種条件に応じて、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk毎に出力抑制量が変化している。よって、上記目標２−５を達成している。以上のことから、太陽光発電システムＰＶＳ２は、上記５つの目標を達成していることが分かる。

以上で説明したように、第２実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ２において、集中管理装置ＭＣ２は、電力会社からの出力指令値Ｐ^Cおよび検出した連系点電力Ｐ（ｔ）から抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bを算出する。そして、抑制指標ｐｒ_PVを各パワーコンディショナＰＣＳ_PViに送信し、充放電指標ｐｒ_Bを各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに送信している。また、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViは、受信した抑制指標ｐｒ_PVに基づき、分散的に上記（１９）式の最適化問題を解くことで、個別目標電力Ｐ_PVi ^refを算出する。そして、個別出力電力Ｐ_PVi ^outを当該個別目標電力Ｐ_PVi ^refに制御している。さらに、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、受信した充放電指標ｐｒ_Bに基づき、分散的に上記（２０）式の最適化問題を解くことで、個別目標電力Ｐ_Bk ^refを算出する。そして、個別出力電力Ｐ_Bk ^outを当該個別目標電力Ｐ_Bk ^refに制御している。これにより、集中管理装置ＭＣ２は、上記（２１）式および上記（２２）式に示す簡単な計算だけとなる。したがって、太陽光発電システムＰＶＳ２において、集中管理装置ＭＣ２の処理負荷を低減させることができる。また、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkがそれぞれ、抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bに基づき分散的に個別目標電力Ｐ_PVi ^ref，Ｐ_Bk ^refを算出し、個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outを制御する場合であっても、連系点電力Ｐ（ｔ）を電力会社からの出力指令値Ｐ^Cに一致させることができる。

上記第１実施形態においては、有効電力抑制に関する重みｗ_iを考慮し、上記第２実施形態においては、有効電力抑制に関する重みｗ_PViおよび有効電力に関する重みｗ_Bkを考慮した場合を例に説明したが、これに限定されない。例えば、上記第１実施形態において、目標１−３の「パワーコンディショナＰＣＳ_i毎に、出力抑制量を調整できるようにする」を考慮する必要がなければ、パワーコンディショナＰＣＳ_i毎に設定される上記有効電力抑制に関する重みｗ_iをすべて同じ値（例えば「１」）にしてもよい。また同様に、上記第２実施形態において、目標２−５の「パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk毎に、出力抑制量を調整できるようにする」を考慮する必要がなければ、パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk毎に設定される上記有効電力抑制に関する重みｗ_PViおよび有効電力に関する重みｗ_Bkをすべて同じ値（例えば「１」）にしてもよい。

上記第２実施形態においては、目標電力算出部１２’が上記（１９）式のように優先度パラメータＰ_φiを用いて、個別目標電力Ｐ_PVi ^refを算出した場合を例に説明したが、上記第１実施形態における上記（８）式のように、定格出力Ｐ_PVi ^lmtを用いても良い。この場合、個別出力電力Ｐ_PVi ^outの抑制を優先するか蓄電池Ｂ_kの充放電（個別出力電力Ｐ_Bk ^out）での対応を優先するかは、有効電力抑制に関する重みｗ_PViおよび有効電力に関する重みｗ_Bkで調整すればよい。

上記第２実施形態においては、目標電力算出部１２’が解く最適化問題は、上記（１９）式に限定されない。例えば、上記（１９）式の代わりに、下記（１９’）式を用いてもよい。下記（１９’）式は、上記（１９）式と比較して、下記（１９ｃ’）式に示す各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの出力電流制約が追加されている。なお、下記（１９’）式において、Ｑ_PViは各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの無効電力、Ｓ_PVi ^dは各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの出力可能な最大の皮相電力、Ｖ₀は設計時における連系点の基準電圧、Ｖ_PViは各パワーコンディショナＰＣＳ_PViにおける連系点の電圧をそれぞれ示している。また、下記（１９’）式において、下記（１９ｃ’）式に示す各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの出力電流制約の代わりに、下記（１９ｄ’）式に示すパワーコンディショナＰＣＳ_PViの定格容量制約を用いてもよい。

上記第２実施形態においては、目標電力算出部３２が解く最適化問題は、上記（２０）式に限定されない。例えば、上記（２０）式の代わりに、下記（２０’）式を用いてもよい。下記（２０’）式は、上記（２０）式と比較して、下記（２０ａ’）に示す評価関数において、蓄電池Ｂ_kのＳＯＣに応じた重みｗ_SOCkが追加されている。この重みｗ_SOCkは、下記（３２）式で算出される。当該（３２）式において、Ａ_SOCはｗ_SOCkのオフセット、Ｋ_SOCは重みｗ_SOCkのゲイン、ｓは重みｗ_SOCkのオン／オフスイッチ（例えば、オンのとき１，オフのとき０）、ＳＯＣ_kは現在の蓄電池Ｂ_kのＳＯＣ、ＳＯＣ_dは基準となるＳＯＣをそれぞれ示している。さらに、制約条件に、下記（２０ｃ’）式に示す蓄電池Ｂ_kのＣレート制約および下記（２０ｅ’）式に示す各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの出力電流制約が追加されている。Ｃレートとは、蓄電池Ｂ_kの有する全容量に対する充電時あるいは放電時の電流の相対的な比率であり、蓄電池Ｂ_kの有する全容量を１時間で充電あるいは放電するときを１Ｃとしたものである。本実施形態においては、充電側のＣレートを充電レートＣ_rate ^Mとし放電側のＣレートを放電レートＣ_rate ^Pとし、これらは予め所定の値（例えば、ともに０．３Ｃ）が設定されている。なお、下記（２０’）式において、Ｐ_SMk ^lmtは−Ｃ_rate ^M×ＷＨ_S ^lmt（ＷＨ_S ^lmtは蓄電池Ｂ_kの定格出力容量）で求められる蓄電池Ｂ_kの充電定格出力、Ｐ_SPk ^lmtはＣ_rate ^P×ＷＨ_S ^lmtで求められる蓄電池Ｂ_kの放電定格出力、Ｑ_Bkは各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの無効電力、Ｓ_Bk ^dは各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの出力可能な最大の皮相電力、Ｖ_Bkは各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkにおける連系点の電圧をそれぞれ示している。さらに、蓄電池Ｂ_kの充電定格出力Ｐ_SMk ^lmtは、補正開始ＳＯＣをＳＯＣ_C、ＳＯＣの充電制限閾値をｃＭＡＸとして、下記（３３）式に示すＳＯＣに応じた蓄電池充電量補正が考慮されている。当該蓄電池充電量補正は、補正開始ＳＯＣまでは、通常通りの運転を行い、補正開始ＳＯＣからＳＯＣ上限までは、ＳＯＣ上限で出力が０となるように一次関数的に出力を補正するようにしている。また、下記（２０’）式において、下記（２０ｅ’）に示す各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの出力電流制約の代わりに、下記（２０ｆ’）式に示す各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの定格容量制約を用いてもよい。

なお、以下に説明する他の実施形態に係る太陽光発電システムにおいて、目標電力算出部１２’は、個別目標電力Ｐ_PVi ^refを算出する際に、上記（１９）式あるいは上記（１９’）式のいずれの最適化問題を用いてもよい。同様に、目標電力算出部３２は、個別目標電力Ｐ_Bk ^refを算出する際に、上記（２０）式あるいは上記（２０’）式のいずれの最適化問題を用いてもよい。

次に、第３実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ３について説明する。なお、以下の説明においては、上記第１実施形態および第２実施形態と同一あるいは類似のものについては、同じ符号を付してその説明を省略する。図１７は、太陽光発電システムＰＶＳ３の全体構成を示している。同図に示すように、太陽光発電システムＰＶＳ３は、複数台の太陽電池ＳＰ_i、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi、複数台の蓄電池Ｂ_k、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_Bk、集中管理装置ＭＣ３、および、電力負荷Ｌを有して構成される。したがって、上記第２実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ２と比較して、電力負荷Ｌをさらに備えている点で異なる。

電力負荷Ｌは、供給される電力を消費するものであり、例えば、工場や一般家庭などである。電力負荷Ｌは連系点に接続されており、電力系統Ａ、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi、および、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkから電力が供給される。

このような太陽光発電システムＰＶＳ３において、太陽電池ＳＰ_iが発電し、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViから出力される電力（各個別出力電力Ｐ_PVi ^outの総和ΣＰ_PVi ^out）は、蓄電池Ｂ_kの充電や電力負荷Ｌによって消費されるが、これらにより消費されなかった余剰電力は電力系統Ａに逆潮流する。このように余剰電力が逆潮流しているときにおいても、電力会社から出力抑制を指示されると、電力会社からの出力指令値Ｐ^Cを超えないようにする必要がある。この余剰電力は連系点電力検出部２２によって検出される連系点電力Ｐ（ｔ）とみなせるので、太陽光発電システムＰＶＳ３は、上記第２実施形態と同様に、抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bを用いた出力抑制制御を行う。すなわち、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力（出力指令値Ｐ^C）にしている。これにより、余剰電力が出力指令値Ｐ^Cを超えないようにしている。

図１８は、図１７に示す太陽光発電システムＰＶＳ３の出力抑制制御に関する制御系の機能構成を示している。なお、図１８においては、太陽電池ＳＰ_iおよび蓄電池Ｂ_kの図示を省略している。また、それぞれ１台目のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkのみ記載している。同図に示すように、第３実施形態に係る各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk、および、集中管理装置ＭＣ３の構成は、上記第２実施形態に係る各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk、および、集中管理装置ＭＣ２の構成（図１３参照）とそれぞれ同じである。

本実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ３によれば、集中管理装置ＭＣ３は、電力会社からの出力指令値Ｐ^Cおよび連系点電力Ｐ（ｔ）に基づいて、抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bを算出している。このとき、集中管理装置ＭＣ３は、上記（２１）式および上記（２２）式を用いて、抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bを算出する。そして、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViは、抑制指標ｐｒ_PVに基づいて、分散的に個別目標電力Ｐ_PVi ^refを算出している。また、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、充放電指標ｐｒ_Bに基づいて、分散的に個別目標電力Ｐ_Bk ^refを算出している。これにより、集中管理装置ＭＣ３の処理負荷を低減させることができる。また、連系点電力Ｐ（ｔ）、すなわち、電力系統Ａに逆潮流させる余剰電力を出力指令値Ｐ^Cに制御することができる。よって、電力系統Ａに逆潮流させる余剰電力が電力会社からの出力指令値Ｐ^Cを超えないようにできる。

上記第３実施形態においては、第２実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ２に対して、電力負荷Ｌを追加した場合を例に説明したが、第１実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１に電力負荷Ｌを追加した場合も、抑制指標ｐｒを用いて、出力抑制制御を行うことができる。この場合も、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力（出力指令値Ｐ^C）にしつつ、集中管理装置ＭＣ１の処理負荷を低減させることができる。

次に、第４実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ４について説明する。太陽光発電システムＰＶＳ４の全体構成は、上記第３実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ３（図１７参照）と略同じである。

上記第３実施形態においては、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの個別出力電力Ｐ_PVi ^out（太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SP）が電力負荷Ｌの消費電力より上回っている場合を説明した。第４実施形態においては、反対に、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの個別出力電力Ｐ_PVi ^out（太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SP）の総和ΣＰ_PVi ^outが電力負荷Ｌの消費電力より下回っているものとする。すなわち、太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SPでは足りない不足電力の一部あるいは全部が電力系統Ａから供給されている。当該不足電力は、個別出力電力Ｐ_PVi ^outの総和ΣＰ_PVi ^outと消費電力との差である。

このような太陽光発電システムＰＶＳ４において、不足電力を電力系統Ａから供給するためには、電力会社から電力を買う（買電する）必要がある。そして、買電した分、電力会社に電気料金を支払う。電気料金には基本料金と従量制料金とが含まれている。基本料金は、連系点に設けられた電力メーターによって、例えば３０分ごとの電力使用量が記録され、その最大値（ピーク値）で決まる。具体的には、電力使用量のピーク値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。

図１９は、太陽光発電システムＰＶＳ４のピークカット制御に関する制御系の機能構成を示している。なお、図１９においては、太陽電池ＳＰ_iおよび蓄電池Ｂ_kの図示を省略している。また、それぞれ１台目のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkのみ記載している。太陽光発電システムＰＶＳ４は、当該ピークカット制御の制御系として、上記第３実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ３と比較して、集中管理装置ＭＣ３の代わりに、集中管理装置ＭＣ４を備えている点で異なる。

集中管理装置ＭＣ４において、目標電力設定部２１は、買電電力の上限値に基づいて、当該上限値を負の値としたピークカット目標値Ｐ_cutを目標電力として設定する。このピークカット目標値Ｐ_cutは、連系点電力Ｐ（ｔ）の目標値であり、負の値である。ピークカット目標値Ｐ_cutは、ユーザが自由に指定できる。目標電力設定部２１は、設定した目標電力（ピークカット目標値Ｐ_cut）を指標算出部２３’に出力する。したがって、本実施形態においては、目標電力として、上記出力指令値Ｐ^Cの代わりに、ピークカット目標値Ｐ_cutを用いている。

また、集中管理装置ＭＣ４において、指標算出部２３’は、連系点電力Ｐ（ｔ）と、目標電力設定部２１から入力されるピークカット目標値Ｐ_cutとを用いて、抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bを算出する。すなわち、本実施形態においては、指標算出部２３’は、連系点電力Ｐ（ｔ）をピークカット目標値Ｐ_cutにするための抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bを算出する。このとき、指標算出部２３’は、上記（２１）式における出力指令値Ｐ^C（ｔ）の代わりにピークカット目標値Ｐ_cutを用いて、ラグランジュ乗数λを算出する。そして、上記（２２）式により、算出したラグランジュ乗数λを充放電指標ｐｒ_Bとして算出する。なお、抑制指標ｐｒ_PVについては、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViから太陽電池ＳＰ_iによって発電された電力がすべて出力されるように、固定値「０」が用いられる。よって、指標算出部２３’は、充放電指標ｐｒ_Bのみを算出しているともいえる。指標算出部２３’は、算出した抑制指標ｐｒ_PVを、送信部２４’を介して、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViに送信する。また、算出した充放電指標ｐｒ_Bを、送信部２４’を介して、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに送信する。

このように構成された太陽光発電システムＰＶＳ４において、集中管理装置ＭＣ４は、連系点電力検出部２２によって検出される連系点電力Ｐ（ｔ）を監視する。そして、連系点電力Ｐ（ｔ）がピークカット目標値Ｐ_cut以下となった場合に、指標算出部２３’により連系点電力Ｐ（ｔ）をピークカット目標値Ｐ_cutにするための抑制指標ｐｒ_PV（＝０）および充放電指標ｐｒ_Bを算出する。各パワーコンディショナＰＣＳ_PViはそれぞれ、集中管理装置ＭＣ４が算出した抑制指標ｐｒ_PVを用いた最適化問題に基づいて、個別目標電力Ｐ_PVi ^refを算出し、個別出力電力Ｐ_PVi ^outが個別目標電力Ｐ_PVi ^refとなるように制御している。また、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkはそれぞれ、集中管理装置ＭＣ４が算出した充放電指標ｐｒ_Bを用いた最適化問題に基づいて、個別目標電力Ｐ_Bk ^refを算出し、個別出力電力Ｐ_Bk ^outを個別目標電力Ｐ_Bk ^refに制御する。これらにより、連系点電力Ｐ（ｔ）がピークカット目標値Ｐ_cut以下である場合に、太陽電池ＳＰ_iによって発電された電力はすべて出力され、かつ、蓄電池Ｂ_kに蓄積された電力は放電される。その結果、連系点電力Ｐ（ｔ）が上昇し、連系点電力Ｐ（ｔ）がピークカット目標値Ｐ_cutとなる。したがって、連系点電力Ｐ（ｔ）がピークカット目標値Ｐ_cut以下となることを抑制して、太陽光発電システムＰＶＳ４は上記ピーク値を抑制している。

なお、集中管理装置ＭＣ４は、連系点電力Ｐ（ｔ）が設定されたピークカット目標値Ｐ_cut以下である場合に、これをピークカット目標値Ｐ_cutに制御している。そのため、連系点電力Ｐ（ｔ）の検出間隔や抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bの算出間隔によっては、瞬時的にピークカット目標値Ｐ_cut以下になる。したがって、買電電力の上限値を設定するときに、ユーザが所望する上限値より所定量小さい値を設定するとよい。これにより、ピークカット目標値Ｐ_cutが実際の目標値より大きい値に設定されるため、瞬時的に連系点電力Ｐ（ｔ）が低下してもピークカット目標値Ｐ_cut以下になることを抑制することができる。

以上のことから、本実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ４によれば、連系点電力Ｐ（ｔ）の目標電力として、出力指令値Ｐ^Cの代わりにピークカット目標値Ｐ_cutを用いた場合であっても、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力（ピークカット目標値Ｐ_cut）に一致させることができる。さらに、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkが分散的に個別目標電力Ｐ_PVi ^ref，Ｐ_Bk ^refを求めることで、集中管理装置ＭＣ４の処理負荷を低減させることができる。

上記第４実施形態において、ピークカット制御中は、蓄電池Ｂ_kの放電が優先されるため、蓄電池Ｂ_kに蓄積された電力は減少する。そのために、所定の充電条件を満たしたときに、電力系統Ａから供給される電力の一部を用いて、蓄電池Ｂ_kの充電を行うようにしてもよい。このような充電条件としては、例えば、連系点電力Ｐ（ｔ）がピークカット目標値Ｐ_cutより閾値以上大きい場合などが挙げられる。このようにすることで、次のピークカット制御に備えて、蓄電池Ｂ_kを充電しておくことができる。

このような蓄電池Ｂ_kの充電制御において、所定の時間帯毎に、充電の有無や充電速度を変更するようにしてもよい。例えば、所定の時間帯毎に、充電モードを設定可能にしておく。そして、当該充電モードに応じて、蓄電池Ｂ_kの充電を制御する。このような充電モードとしては、例えば、充電無モード、通常充電モード、および、低速充電モードがある。充電無モードは、充電を行わないモードである。通常充電モードは、所定の充電速度（通常速度）で充電するモードである。低速充電モードは、通常速度より遅い所定の速度（低速度）で充電するモードである。なお、充電モードはこれらに限定されない。ユーザは集中管理装置ＭＣ４のユーザインタフェースなどにより充電モードの設定を行うことができ、図示しないモード設定部がユーザの操作指示に応じて充電モードを設定する。上記所定の時間帯とは、１日を複数個に分けた所定の期間であり、例えば、１時間毎に分けた場合、２４個の時間帯毎に設定可能であり、３０分毎に分けた場合、４８個の時間帯毎に設定可能である。なお、朝、昼、夕、晩、深夜などの時間帯に分けてもよい。さらに、１日単位ではなく、１週間単位で所定の時間帯を設けてもよい。

具体的には、集中管理装置ＭＣ４は、上記モード設定部によって設定された充電モードの設定情報を、送信部２４’を介して各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkそれぞれに送信する。そして、受信部３１を介してこれを受信した各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、設定されている充電モードに対応付けられた上記充電レートＣ_rate ^Mを用いて上記（２０ｃ’）式に示す蓄電池Ｂ_kのＣレート制約（充電定格出力Ｐ_SMk ^lmt）を変更する。例えば、通常充電モードに対する充電レートＣ_rate ^Mには０．３を、低速充電モードに対する充電レートＣ_rate ^Mには０．１を、充電なしモードに対する充電レートＣ_rate ^Mには０をそれぞれ設定する。そして、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、上記（２０’）式に示す最適化問題に基づいて、個別目標電力Ｐ_Bk ^refを求めることで、充電モードの設定に応じて蓄電池Ｂ_kの充電の有無および充電速度を変更することができる。なお、低速充電モードが連続して設定されている時間帯において、蓄電池Ｂ_kが満充電するように、充電速度を可変にしてもよい。例えば、深夜０時から朝６時まで連続して「低速充電モード」が設定されている場合、６時間かけて蓄電池Ｂ_kが満充電となるように、充電速度を設定する。詳細には、充電レートＣ_rate ^Mを１／６（≒０．１６７）にする。ただし、通常速度を超えないようにすることが望ましい。このようにすることで、充電モードに応じて、適宜蓄電池Ｂ_kの充電の有無や充電速度を変更することができる。したがって、時間帯によって（買電の）上記従量制料金の電力量単価が変わる場合において、例えば、電力量単価が安い時間帯に買電電力を多くし、電力量単価が高い時間帯に買電電力を少なくすることができる。

上記第４実施形態においては、太陽電池ＳＰ_iが接続された複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PViを備えている場合を例に説明したが、これらを備えていなくてもよい。すなわち、蓄電池Ｂ_kが接続された複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_Bkと電力負荷Ｌと集中管理装置ＭＣ４とで構成されるものでもよい。

次に、第５実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ５について説明する。太陽光発電システムＰＶＳ５の全体構成は、上記第３実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ３（図１７参照）と略同じであり、その図示を省略する。上記第３実施形態においては、余剰電力を逆潮流させることが可能であったが、第５実施形態においては、逆潮流が禁止されているものとする。

逆潮流が禁止されている太陽光発電システムＰＶＳ５では、電力系統Ａへの連系点に逆電力継電器５１を設ける必要がある。この逆電力継電器５１は、リレーの一種である。逆電力継電器５１は、太陽光発電システムＰＶＳ５から電力系統Ａに逆潮流が発生したことを検出すると、太陽光発電システムＰＶＳ５を電力系統Ａから解列する。例えば、逆電力継電器５１は、連系点電力Ｐ（ｔ）を検出し、当該連系点電力Ｐ（ｔ）に基づいて逆潮流の発生を検出する。そして、逆潮流の発生を検出した場合、連系点に設けられた図示しない遮断器を遮断することで、太陽光発電システムＰＶＳ５を電力系統Ａから解列する。一度、解列すると、復帰するのに、専門の業者を呼ぶ必要があるため時間がかかる。例えば工場の休止日などにより、電力負荷Ｌの低負荷時には、電力負荷Ｌの消費電力は低下する。したがって、工場の休止日に天気が晴れた場合には、太陽電池ＳＰ_iの発電量Ｐ_i ^SPが電力負荷Ｌの消費電力を超える場合があり、このとき、逆潮流が発生する。

そこで、第５実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ５において、上記抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bを用いて各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkが分散的に制御して、逆潮流の発生を抑制する。これを「逆潮流回避制御」という。なお、連系点電力Ｐ（ｔ）が正の値である場合、逆潮流が発生しているので、逆潮流の発生を抑制するためには、連系点電力Ｐ（ｔ）が正の値にならないように、負の値を維持すればよい。太陽光発電システムＰＶＳ５は、逆潮流回避制御において、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの個別出力電力Ｐ_PVi ^outを抑制する。また、パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_Bk ^outを制御して蓄電池Ｂ_kを充電する。このようにして、常に電力系統Ａから太陽光発電システムＰＶＳ５に電力を供給させている。したがって、連系点電力Ｐ（ｔ）が、正の値にならないように、負の値を維持している。これにより、逆潮流の発生が抑制される。

図２０は、太陽光発電システムＰＶＳ５の逆潮流回避制御に関する制御系の機能構成を示している。なお、図２０においては、太陽電池ＳＰ_iおよび蓄電池Ｂ_kの図示を省略している。また、それぞれ１台目のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkのみ記載している。太陽光発電システムＰＶＳ５は、当該逆潮流回避制御の制御系として、上記第３実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ３と比較して、集中管理装置ＭＣ３の代わりに、集中管理装置ＭＣ５を備えている点で異なる。

集中管理装置ＭＣ５において、目標電力設定部２１は、逆潮流の発生を抑制するための逆潮流回避目標値Ｐ_RPRを目標電力として設定する。この逆潮流回避目標値Ｐ_RPRは、連系点電力Ｐ（ｔ）の目標値であり、負の値である。逆潮流回避目標値Ｐ_RPRは、ユーザが自由に指定できる。目標電力設定部２１は、設定した目標電力（逆潮流回避目標値Ｐ_RPR）を指標算出部２３’に出力する。

また、集中管理装置ＭＣ５において、指標算出部２３’は、連系点電力Ｐ（ｔ）と、目標電力設定部２１から入力される逆潮流回避目標値Ｐ_RPRとを用いて、抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bを算出する。すなわち、本実施形態においては、指標算出部２３’は、連系点電力Ｐ（ｔ）を逆潮流回避目標値Ｐ_RPRにするための抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bを算出する。具体的には、指標算出部２３’は、上記（２１）式における出力指令値Ｐ^C（ｔ）の代わりに逆潮流回避目標値Ｐ_RPRを用いて、ラグランジュ乗数λを算出する。そして、上記（２２）式により、算出したラグランジュ乗数λを抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bとして算出する。指標算出部２３’は、算出した抑制指標ｐｒ_PVを、送信部２４’を介して、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViに送信する。また、算出した充放電指標ｐｒ_Bを、送信部２４’を介して、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに送信する。

このように構成された太陽光発電システムＰＶＳ５において、集中管理装置ＭＣ５は、連系点電力検出部２２によって検出される連系点電力Ｐ（ｔ）を監視する。そして、連系点電力Ｐ（ｔ）が逆潮流回避目標値Ｐ_RPR以上となった場合に、指標算出部２３’により連系点電力Ｐ（ｔ）を逆潮流回避目標値Ｐ_RPRにするための抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bを算出する。各パワーコンディショナＰＣＳ_PViはそれぞれ、集中管理装置ＭＣ５が算出した抑制指標ｐｒ_PVを用いた最適化問題に基づいて、個別目標電力Ｐ_PVi ^refを算出し、個別出力電力Ｐ_PVi ^outを個別目標電力Ｐ_PVi ^refに制御する。また、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkはそれぞれ、集中管理装置ＭＣ５が算出した充放電指標ｐｒ_Bを用いた最適化問題に基づいて、個別目標電力Ｐ_Bk ^refを算出し、個別出力電力Ｐ_Bk ^outを個別目標電力Ｐ_Bk ^refに制御する。これらにより、連系点電力Ｐ（ｔ）を逆潮流回避目標値Ｐ_RPRに制御して、逆潮流の発生を抑制している。すなわち、逆潮流によって逆電力継電器５１が動作することを抑制している。

なお、逆潮流回避目標値Ｐ_RPRの設定値が０である（あるいは０に近い）と、連系点電力Ｐ（ｔ）の検出間隔や抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bの算出間隔によっては、瞬時的に連系点電力Ｐ（ｔ）が上昇した場合に、連系点電力Ｐ（ｔ）が正の値となり、逆潮流が発生する可能性がある。そのため、設定される逆潮流回避目標値Ｐ_RPRが０より所定量小さい値以下にするとよい。これにより、逆潮流回避目標値Ｐ_RPRが０より小さくなるため、瞬時的に連系点電力Ｐ（ｔ）が上昇しても０を超えることを抑制することができる。したがって、逆潮流が発生することを抑制することができる。

以上のことから、本実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ５によれば、連系点電力Ｐ（ｔ）の目標電力として、出力指令値Ｐ^Cの代わりに逆潮流回避目標値Ｐ_RPRを用いた場合であっても、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力（逆潮流回避目標値Ｐ_RPR）に一致させることができる。さらに、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkが分散的に個別目標電力Ｐ_PVi ^ref，Ｐ_Bk ^refを求めることで、集中管理装置ＭＣ５の処理負荷を低減させることができる。

上記第５実施形態において、逆潮流回避制御中は、蓄電池Ｂ_kの充電が優先されるため、蓄電池Ｂ_kに電力が蓄積されていく。そのため、所定の放電条件を満たしたときに、蓄電池Ｂ_kの放電を行うようにしてもよい。このような放電条件としては、例えば、連系点電力Ｐ（ｔ）が逆潮流回避目標値Ｐ_RPRより閾値以上小さい場合などが挙げられる。このようにすることで、次の逆潮流回避制御に備えて、蓄電池Ｂ_kを放電しておくことができる。

このような蓄電池Ｂ_kの放電制御において、上記所定の時間帯毎に、放電をするか否かを変更するようにしてもよい。例えば、上記所定の時間帯毎に、放電モードを設定可能にしておく。そして、当該放電モードに応じて、蓄電池Ｂ_kを放電するか否かを制御する。このような放電モードとしては、例えば、放電有モードと放電無モードとがある。放電有モードは、放電を行うモードである。放電無モードは、放電を行わないモードである。なお、放電モードはこれらに限定されない。ユーザは集中管理装置ＭＣ５のユーザインタフェースなどにより放電モードの設定を行うことができ、図示しないモード設定部がユーザの操作指示に応じて放電モードを設定する。このときの所定の時間帯は、上記ピークカット制御における所定の時間帯と同じであっても異なっていてもよい。

具体的には、集中管理装置ＭＣ５は、上記モード設定部によって設定された放電モードの設定情報を、送信部２４’を介して各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkそれぞれに送信する。そして、受信部３１を介してこれを受信した各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、設定されている放電モードに対応付けられた上記放電レートＣ_rate ^Pを用いて上記（２０ｃ’）式に示す蓄電池Ｂ_kのＣレート制約（放電定格出力Ｐ_SPk ^lmt）を変更する。例えば、放電有モードに対する放電レートＣ_rate ^Pには０．３を、放電無モードに対する放電レートＣ_rate ^Pには０をそれぞれ設定する。そして、パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、上記（２０’）式に示す最適化問題に基づいて、個別目標電力Ｐ_Bk ^refを求めることで、放電モードの設定に応じて蓄電池Ｂ_kを放電するか否かを変更することができる。このようにすることで、放電モードに応じて、適宜蓄電池Ｂ_kを放電するか否かを変更することができる。したがって、必要に応じて蓄電池Ｂ_kを放電させず、電力を蓄積させておくことができる。

上記第５実施形態においては、逆電力継電器５１は、太陽光発電システムＰＶＳ５を電力系統Ａから解列する場合を説明したが、これに限定されない。例えば、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkを電力系統Ａから解列するものであってもよい。すなわち、もし逆電力継電器５１によって解列されても、電力負荷Ｌは電力系統Ａに接続されたままにしてもよい。例えば、上記遮断器が、図２０に示す接続線の位置ＢＰ１に設置されるか、図２０に示す接続線の位置ＢＰ２（各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkの出力端付近それぞれ）に設置されることで、逆電力継電器５１は、電力負荷Ｌを残したまま、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkを電力系統Ａから解列することができる。

上記第５実施形態においては、蓄電池Ｂ_kが接続された複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_Bkを備えている場合を例に説明したが、これらを備えていなくてもよい。すなわち、太陽電池ＳＰ_iが接続された複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PViと電力負荷Ｌと集中管理装置ＭＣ５とで構成されるものでもよい。この場合、太陽光発電システムＰＶＳ５は、逆潮流回避制御を行うとき、パワーコンディショナＰＣＳ_PViからの個別出力電力Ｐ_PVi ^outの抑制のみで、連系点電力Ｐ（ｔ）を設定された逆潮流回避目標値Ｐ_RPRにしている。

上記第３実施形態ないし第５実施形態においてはそれぞれ、出力抑制制御、ピークカット制御、逆潮流回避制御を個々に実装した太陽光発電システムＰＶＳ３，ＰＶＳ４，ＰＶＳ５について説明したが、これらの各種制御を組み合わせることも可能である。この場合、集中管理装置が適宜いずれの制御を行うかを切り替えるようにすればよい。例えば、ユーザの操作に応じて切り替えるようにしてもよいし、状況（連系点電力Ｐ（ｔ）の正負（逆潮流中か否か）、逆潮流が禁止されているか、電力負荷Ｌの電力消費履歴や稼働日など）に応じて自動的に切り替えるようにしてもよい。

次に、第６実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ６について説明する。上記第１実施形態ないし第５実施形態においては、連系点電力検出部２２が検出する連系点電力Ｐ（ｔ）を太陽光発電システムＰＶＳ１〜ＰＶＳ５全体の出力電力とみなした。しかし、連系点電力Ｐ（ｔ）に限らず、各パワーコンディショナＰＣＳ_iあるいは各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkからそれぞれ個別出力電力Ｐ_i ^outあるいは個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outの総和（以下、「システム総出力」という。）を算出し、これを太陽光発電システム全体の出力電力とみなすことも可能である。したがって、太陽光発電システムＰＶＳ６は、当該システム総出力が目標電力となるように制御する。よって、上記調整対象電力としてシステム総出力を用いている。

図２１は、太陽光発電システムＰＶＳ６の全体構成を示している図２１に示すように、太陽光発電システムＰＶＳ６は、複数台の太陽電池ＳＰ_i、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi、複数台の蓄電池Ｂ_k、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_Bk、および、集中管理装置ＭＣ６を有して構成される。

第６実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ６は、連系点電力Ｐ（ｔ）を検出せず、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outのすべての総和（システム総出力Ｐ_total（ｔ））を算出する。そして、当該システム総出力Ｐ_total（ｔ）を太陽光発電システムＰＶＳ６全体の出力電力として電力会社から指示される出力指令値Ｐ^Cに一致させるように制御している。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ６は、連系点電力Ｐ（ｔ）の代わりにシステム総出力Ｐ_total（ｔ）を用いて出力抑制制御を行う。

図２２は、図２１に示す太陽光発電システムＰＶＳ６の出力抑制制御に関する制御系の機能構成を示している。なお、図２２においては、太陽電池ＳＰ_iおよび蓄電池Ｂ_kの図示を省略している。また、それぞれ１台目のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkのみ記載している。太陽光発電システムＰＶＳ６は、当該出力抑制制御の制御系として、上記第２実施形態に係る集中管理装置ＭＣ２の代わりに、集中管理装置ＭＣ６を備えている点で異なる。また、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkの構成も異なる。

本実施形態においては、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViはそれぞれ、出力電力検出部１４および送信部１５をさらに備えており、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkはそれぞれ、出力電力検出部３４および送信部３５をさらに備えている。また、集中管理装置ＭＣ６は、連系点電力検出部２２および指標算出部２３’の代わりに、受信部６１と総出力算出部６２と指標算出部６３とを備えている。

出力電力検出部１４は、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViに備えられており、自装置の個別出力電力Ｐ_PVi ^outを検出する。出力電力検出部３４は、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに備えられており、自装置の個別出力電力Ｐ_Bk ^outを検出する。

送信部１５は、出力電力検出部１４が検出した個別出力電力Ｐ_PVi ^outを集中管理装置ＭＣ６に送信する。送信部３５は、出力電力検出部３４が検出した個別出力電力Ｐ_Bk ^outを集中管理装置ＭＣ６に送信する。

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

総出力算出部６２は、受信部６１が受信した個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outの総和であるシステム総出力Ｐ_total（ｔ）を算出する。本実施形態においては、総出力算出部６２は、入力されるすべての個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outを加算したシステム総出力Ｐ_total（ｔ）を算出する。

指標算出部６３は、総出力算出部６２が算出したシステム総出力Ｐ_total（ｔ）を、目標電力にするための指標を算出する。本実施形態においては、目標電力として出力指令値Ｐ^Cが入力されるので、指標算出部６３は、システム総出力Ｐ_total（ｔ）を出力指令値Ｐ^Cにするための抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bを算出する。このとき、指標算出部６３は、上記（２１）式における連系点電力Ｐ（ｔ）の代わりにシステム総出力Ｐ_total（ｔ）を用いて、ラグランジュ乗数λを算出する。そして、上記（２２）式により、算出したラグランジュ乗数λを抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bとして算出する。算出された抑制指標ｐｒ_PVは、送信部２４’を介して、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViに送信される。また、算出された充放電指標ｐｒ_Bはそれぞれ、送信部２４’を介して、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに送信される。

本実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ６によれば、調整対象電力として、上記第２実施形態における連系点電力Ｐ（ｔ）の代わりにシステム総出力Ｐ_total（ｔ）を用いた場合であっても、システム総出力Ｐ_total（ｔ）を目標電力（出力指令値Ｐ^C）にすることができる。さらに、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkが分散的に個別目標電力Ｐ_PVi ^ref，Ｐ_Bk ^refを求めるため、集中管理装置ＭＣ６の処理負荷を低減させることができる。

上記第６実施形態においては、第２実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ２に対して、システム総出力Ｐ_total（ｔ）を出力指令値Ｐ^Cに制御する場合を例に説明したが、第１実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１において同様にしてもよい。すなわち、第１実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１において、連系点電力Ｐ（ｔ）の代わりにシステム総出力Ｐ_total（ｔ）を出力指令値Ｐ^Cに制御した場合も、抑制指標ｐｒを用いて、出力抑制制御を行うことができる。この場合も、システム総出力Ｐ_total（ｔ）を目標電力（出力指令値Ｐ^C）にしつつ、集中管理装置の処理負荷を低減させることができる。

次に、第７実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ７について説明する。なお、上記第６実施形態と同一あるいは類似のものついては、同じ符号を付してその説明を省略する。図２３は、太陽光発電システムＰＶＳ７の全体構成を示している。同図に示すように、太陽光発電システムＰＶＳ７は、複数台の太陽電池ＳＰ_i、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi、複数台の蓄電池Ｂ_k、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_Bk、集中管理装置ＭＣ７、および、電力負荷Ｌを有して構成される。したがって、上記第６実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ６と比較して、電力負荷Ｌをさらに備えている点で異なる。

図２４は、図２３に示す太陽光発電システムＰＶＳ７の出力抑制制御に関する制御系の機能構成を示している。なお、図２４においては、太陽電池ＳＰ_iおよび蓄電池Ｂ_kの図示を省略している。また、それぞれ１台目のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkのみ記載している。同図に示すように、第７実施形態に係る各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk、および、集中管理装置ＭＣ７の構成は、上記第６実施形態に係る各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk、および、集中管理装置ＭＣ６の構成（図２２参照）とそれぞれ同じである。

本実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ７においても、上記第６実施形態と同様に、算出したシステム総出力Ｐ_total（ｔ）に基づいて、抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bを用いた出力抑制制御を行うことができる。したがって、上記第６実施形態と同様に、システム総出力Ｐ_total（ｔ）を目標電力（出力指令値Ｐ^C）にしつつ、集中管理装置ＭＣ７の処理負荷を低減させることができる。

上記第７実施形態においては、上記第６実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ６に対して、電力負荷Ｌを追加した場合を例に説明したが、太陽光発電システムＰＶＳ１に対して、電力負荷Ｌを追加し、かつ、連系点電力Ｐ（ｔ）の代わりにシステム総出力Ｐ_total（ｔ）を出力指令値Ｐ^Cに制御する太陽光発電システムにおいても、上記抑制指標ｐｒを用いて、出力抑制制御を行うことができる。この場合も、システム総出力Ｐ_total（ｔ）を目標電力（出力指令値Ｐ^C）にするとともに、集中管理装置の処理負荷を低減させることができる。

次に、第８実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ８について説明する。太陽光発電システムＰＶＳ８の全体構成は、上記第７実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ７（図２３参照）と略同じである。上記第６実施形態および第７実施形態においては、システム総出力Ｐ_total（ｔ）に対して各種目標電力を設定したが、本実施形態においては、複数台のパワーコンディショナを複数のグループに分け、当該グループ毎に目標電力を設定している。以下の説明においては、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkを、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PViの集合である第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。

図２５は、太陽光発電システムＰＶＳ８のスケジュール制御に関する制御系の機能構成を示している。なお、図２５においては、太陽電池ＳＰ_iおよび蓄電池Ｂ_kの図示を省略している。また、それぞれ１台目のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkのみ記載している。当該スケジュール制御に関する制御系として、上記第７実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ７と比較して、次の点で異なる。すなわち、集中管理装置ＭＣ８は、総出力算出部６２の代わりに総出力算出部６２’を、また、指標算出部６３の代わりに指標算出部６３’を備えている。

集中管理装置ＭＣ８においては、目標電力設定部２１は、第１群総出力Ｐ_GPVの目標値である第１群目標値Ｐ_TPVおよび第２群総出力Ｐ_GBの目標値である第２群目標値Ｐ_TBを目標電力として設定する。第１群目標値Ｐ_TPVおよび第２群目標値Ｐ_TBは、上記所定の時間帯毎に設定可能である。これらの目標値は、ユーザが自由に指定できる。目標電力設定部２１は、設定した目標電力（第１群目標値Ｐ_TPVおよび第２群目標値Ｐ_TB）を指標算出部６３’に出力する。

総出力算出部６２’は、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、目標電力設定部２１から入力される第１群目標値Ｐ_TPVにするための抑制指標ｐｒ_PVを算出する。このとき、指標算出部６３’は、下記（３４）式を用いて、抑制指標ｐｒ_PVを算出する。なお、下記（３４）式において、λ_PVは複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PViに対するラグランジュ乗数、ε_PVは複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PViに対する勾配係数を示している。また、第１群総出力Ｐ_GPVおよび第１群目標値Ｐ_TPVが時間ｔに対して変化する値であるため、それぞれ第１群総出力をＰ_GPV（ｔ）、第１群目標値をＰ_TPV（ｔ）と記載している。よって、指標算出部６３’は、上記（９）式において、連系点電力Ｐ（ｔ）の代わりに第１群総出力Ｐ_GPV（ｔ）を、出力指令値Ｐ^C（ｔ）の代わりに第１群目標値Ｐ_TPV（ｔ）を用いて、ラグランジュ乗数λ_PVを算出する。そして、算出したラグランジュ乗数λ_PVを抑制指標ｐｒ_PVとする。指標算出部６３’は、算出した抑制指標ｐｒ_PVを、送信部２４’を介して、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViに送信する。

また、指標算出部６３’は、総出力算出部６２’が算出した第２群総出力Ｐ_GBを、目標電力設定部２１から入力される第２群目標値Ｐ_TBにするための充放電指標ｐｒ_Bを算出する。このとき、指標算出部６３’は、下記（３５）式を用いて、充放電指標ｐｒ_Bを算出する。なお、下記（３５）式において、λ_Bは複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_Bkに対するラグランジュ乗数、ε_Bは複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_Bkに対する勾配係数を示している。また、第２群総出力Ｐ_GBおよび第２群目標値Ｐ_TBが時間ｔに対して変化する値であるため、それぞれ第２群総出力をＰ_GB（ｔ）、第２群目標値をＰ_TB（ｔ）と記載している。よって、指標算出部６３’は、上記（９）式において、連系点電力Ｐ（ｔ）の代わりに第２群総出力Ｐ_GB（ｔ）を、出力指令値Ｐ^C（ｔ）の代わりに第２群目標値Ｐ_TB（ｔ）を用いて、ラグランジュ乗数λ_Bを算出する。そして、算出したラグランジュ乗数λ_Bを充放電指標ｐｒ_Bとする。指標算出部６３’は、算出した充放電指標ｐｒ_Bを、送信部２４’を介して、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに送信する。

このように構成された太陽光発電システムＰＶＳ８において、集中管理装置ＭＣ８は、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViから個別出力電力Ｐ_PVi ^outを入手し、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群目標値Ｐ_TPVとなるように、上記（３４）式を用いて、抑制指標ｐｒ_PVを算出する。算出された抑制指標ｐｒ_PVは、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViに送信される。各パワーコンディショナＰＣＳ_PViはそれぞれ、受信した抑制指標ｐｒ_PVを用いて、個別目標電力Ｐ_PVi ^refを算出し、個別出力電力Ｐ_PVi ^outが個別目標電力Ｐ_PVi ^refとなるように制御する。また、集中管理装置ＭＣ８は、パワーコンディショナＰＣＳ_Bkから個別出力電力Ｐ_Bk ^outを入手し、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群目標値Ｐ_TBとなるように、上記（３５）式を用いて、充放電指標ｐｒ_Bを算出する。算出された充放電指標ｐｒ_Bは、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに送信される。各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkはそれぞれ、受信した充放電指標ｐｒ_Bを用いて、個別目標電力Ｐ_Bk ^refを算出し、個別出力電力Ｐ_Bk ^outが個別目標電力Ｐ_Bk ^refとなるように制御する。これらにより、第１群総出力Ｐ_GPVが第１群目標値Ｐ_TPVとなり、また、第２群総出力Ｐ_GBが第２群目標値Ｐ_TBとなる。

以上のことから、本実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ８によれば、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群目標値Ｐ_TPVおよび第２群目標値Ｐ_TB）を設定して、第１群総出力Ｐ_GPVを第１群目標値Ｐ_TPVに、そして、第２群総出力Ｐ_GBを第２群目標値Ｐ_TBにすることができる。また、パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkがそれぞれ、抑制指標ｐｒ_PV，充放電指標ｐｒ_Bに基づいて、分散的に個別目標電力Ｐ_PVi ^ref，Ｐ_Bk ^refを算出するので、集中管理装置ＭＣ８の処理負荷を低減させることができる。

上記第８実施形態においては、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群目標値Ｐ_TPVおよび第２群目標値Ｐ_TB）を設定した場合を例に説明したが、いずれか一方のみであってもよい。

上記第８実施形態においては、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkを、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PViの集合である第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８実施形態においては、複数のグループに分ける場合を説明したが、複数のグループに分けず、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkを１つのグループとして、スケジュール制御をしてもよい。すなわち、ユーザが所定の時間帯毎にシステム総出力Ｐ_total（ｔ）の目標値を自由に設定し、システム総出力Ｐ_total（ｔ）を当該目標値に一致させるように制御してもよい。なお、このように１つのグループとしてスケジュール制御を行う場合は、システム総出力Ｐ_total（ｔ）ではなく、連系点電力Ｐ（ｔ）を用いてもよい。つまり、上記第１実施形態ないし上記第５実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１〜ＰＶＳ５において、目標電力として、所定の時間帯毎に連系点電力Ｐ（ｔ）の目標値を自由に設定し、連系点電力Ｐ（ｔ）を当該目標値に一致させるようにしてもよい。

上記第７実施形態および第８実施形態においてはそれぞれ、出力抑制制御、スケジュール制御を個々に実装した太陽光発電システムＰＶＳ７，ＰＶＳ８について説明したが、これらを組み合わせることも可能である。この場合、集中管理装置が適宜いずれの制御を行うかを切り替えるようにすればよい。例えば、ユーザの操作に応じて切り替えるようにしてもよいし、状況（電力会社から抑制指示を受けているか、第１群目標値Ｐ_TPVや第２群目標値Ｐ_TBが設定されているかなど）に応じて自動的に切り替えるようにしてもよい。

上記第７実施形態および第８実施形態においては、集中管理装置ＭＣ７，ＭＣ８が、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkから個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outを入手する構成を備えた場合を例に説明したが、さらに、電力負荷Ｌの消費電力を、電力負荷Ｌから入手する構成を追加してもよい。このように電力負荷Ｌの消費電力が入手可能な場合、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkから入手した個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outと電力負荷Ｌから入手した消費電力との総和を算出することで、連系点電力Ｐ（ｔ）を推算することができる。したがって、連系点電力検出部２２を備えていなくても、上記第３実施形態に係る出力抑制制御、上記第４実施形態に係るピークカット制御、および、上記第５実施形態に係る逆潮流回避制御を行うことができる。

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

次に、第９実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ９について説明する。当該太陽光発電システムＰＶＳ９は、逆潮流が禁止されているものとする。このように逆潮流が禁止されている場合、上記第５実施形態で説明したように、逆電力継電器５１を設置する必要がある。そして、上記第５実施形態においては当該逆電力継電器５１が動作するのを抑制するために、逆潮流回避制御を行っている。しかし、急激に連系点電力Ｐ（ｔ）が上昇したとき、逆潮流が発生する可能性がある。例えば、逆潮流回避目標値Ｐ_RPRの設定値が０（あるいは０に近い）であり、かつ、連系点電力Ｐ（ｔ）の検出間隔や抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bの算出間隔が長い場合、上記抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bの変更による制御では、急激な連系点電力Ｐ（ｔ）の上昇に対応できない。その結果、連系点電力Ｐ（ｔ）が正の値となり、逆潮流が発生する。これにより、逆電力継電器５１は、逆潮流を検出して、太陽光発電システムを電力系統Ａから解列する。そこで、上記第５実施形態においては、逆潮流回避目標値Ｐ_RPRの設定を０より所定量小さい値以下にすることで逆潮流の発生をより回避する手法を示した。しかし、逆潮流回避制御中は、連系点電力Ｐ（ｔ）が上記逆潮流回避目標値Ｐ_RPRに一致するように制御される。したがって、当該手法では、連系点電力Ｐ（ｔ）が０より所定量小さい値以下（逆潮流回避目標値Ｐ_RPR）となり、その分買電電力が多くなる。よって、逆潮流回避目標値Ｐ_RPRは、極力０に近い方がよい。

そこで、第９実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ９は、上記第５実施形態に示した手法とは異なる手法にて、上記のような急激な連系点電力Ｐ（ｔ）の上昇に対しても電力系統Ａから解列されることを回避している。

図２６は、太陽光発電システムＰＶＳ９の全体構成を示している。同図に示すように、太陽光発電システムＰＶＳ９は、複数台の太陽電池ＳＰ_i、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi、複数台の蓄電池Ｂ_k、複数台のパワーコンディショナＰＣＳ_Bk、集中管理装置ＭＣ９、電力負荷Ｌ、および、補助用継電器５２を有して構成される。また、太陽光発電システムＰＶＳ９は電力系統Ａに連系しており、当該太陽光発電システムＰＶＳ９と電力系統Ａとの連系点には逆電力継電器５１が設置されている。したがって、逆電力継電器５１は、逆潮流を検出すると、太陽光発電システムＰＶＳ９を電力系統Ａから解列する。なお、本実施形態においても上記第５実施形態と同様に、逆電力継電器５１は、逆潮流を検出した場合、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkを電力系統Ａから解列するものであってもよい。すなわち、もし逆電力継電器５１によって解列されても、電力負荷Ｌは電力系統Ａに接続されたままにしてもよい。なお、各太陽電池ＳＰ_iおよび各パワーコンディショナＰＣＳ_PViが、本発明の「太陽光発電装置」および「分散型電源」に相当する。また、各蓄電池Ｂ_kおよび各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkが、本発明の「蓄電装置」および「分散型電源」に相当する。そして、太陽光発電システムＰＶＳ９と逆電力継電器５１とを含めたものが、本発明の「電力システム」に相当する。

補助用継電器５２は、逆潮流を検出して動作するリレー装置である。補助用継電器５２は、図示しない電気接点を有している。当該電気接点は、連系点電力Ｐ（ｔ）が閾値以上になった場合に逆潮流の発生を検出して動作する。例えば、当該閾値として０を設定する。なお、０より所定量小さい値（ただし逆潮流回避目標値Ｐ_RPRより大きい値）であってもよい。補助用継電器５２は、電気接点が動作すると、電気接点が動作したこと示す接点信号を各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk、および、集中管理装置ＭＣ９に送信する。本実施形態においては、逆電力継電器５１は逆潮流の状態が約５０ｍｓ継続した場合に逆潮流を検出するのに対して、補助用継電器５２（電気接点）は逆潮流の状態が約１０ｍｓ継続した場合に逆潮流を検出している。すなわち、逆電力継電器５１が逆潮流を検出する時間（逆潮流検出時間）より、補助用継電器５２の逆潮流検出時間を短く設定している。これにより、補助用継電器５２は逆電力継電器５１よりも早く逆潮流を検出することができる。

太陽光発電システムＰＶＳ９は、連系点に設置された補助用継電器５２を用いて、急激な連系点電力Ｐ（ｔ）の上昇に対しても電力系統Ａから解列されることを回避する。具体的には、太陽光発電システムＰＶＳ９は、逆潮流が発生して補助用継電器５２が動作すると、そのことを各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk、および、集中管理装置ＭＣ９に知らせる。そして、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outを強制的に低下させる。これにより、連系点電力Ｐ（ｔ）が低下する。したがって、逆潮流が解消され、上記解列を回避している。この制御を「解列回避制御」という。

図２７は、図２６に示す太陽光発電システムＰＶＳ９の解列回避制御に関する制御系の機能構成を示している。なお、図２７においては、太陽電池ＳＰ_iおよび蓄電池Ｂ_kの図示を省略している。また、それぞれ１台目のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkのみ記載している。太陽光発電システムＰＶＳ９は、解列回避制御を行うために、上記第５実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ５と比較して、集中管理装置ＭＣ５の代わりに集中管理装置ＭＣ９を備えている点で異なる。集中管理装置ＭＣ９は、集中管理装置ＭＣ５と比較して、受信部２５をさらに備え、指標算出部２３’の代わりに指標算出部２３”を備えている。また、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViは、受信部１１の代わりに受信部１１’を備え、目標電力算出部１２’の代わりに目標電力算出部１２”を備えている。各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、受信部３１の代わりに受信部３１’を備え、目標電力算出部３２の代わりに目標電力算出部３２’を備えている。

受信部２５は、補助用継電器５２から送信される接点信号を受信する。受信部２５は、受信した接点信号を指標算出部２３”に出力する。なお、当該受信部２５が、本発明の「集中管理装置用接点信号受信手段」に相当する。

指標算出部２３”は、通常時、上記指標算出部２３’と同様に、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力にするための指標を算出する。本実施形態においては、目標電力として逆潮流回避目標値Ｐ_RPRが入力されているので、指標算出部２３”は、連系点電力Ｐ（ｔ）を逆潮流回避目標値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。ただし、指標算出部２３”は、受信部２５から接点信号が入力されたときには、抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bの算出を停止する。そして、予め設定される解列回避値を抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bとする。当該解列回避値は、逆電力継電器５１によって解列されることを回避するための設定値である。解列回避値は、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViにその個別出力電力Ｐ_PVi ^outを抑制させ、かつ、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに蓄電池Ｂ_kを充電させるように設定されている。すなわち、解列回避値は、連系点電力Ｐ（ｔ）を小さくするように設定されている。なお、解列回避値の具体的な設定値については後述する。また、指標算出部２３”は、抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bとして解列回避値を用いてから、所定時間（例えば、１２０［ｓ］）経過すると、通常時の抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bの算出処理を再開する。すなわち、上記逆潮流回避制御に戻る。このとき、抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bの初期値をともに解列回避値として、抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bの算出を再開する。

受信部１１’は、集中管理装置ＭＣ９から送信される抑制指標ｐｒ_PVを受信し、また、補助用継電器５２から送信される接点信号を受信する。受信部１１’は、受信した抑制指標ｐｒ_PVおよび接点信号を目標電力算出部１２”に出力する。なお、当該受信部１１’が、本発明の「指標受信手段」および「分散型電源用接点信号受信手段」に相当する。

目標電力算出部１２”は、通常時、上記目標電力算出部１２’と同様に、受信部１１’が受信した抑制指標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。ただし、目標電力算出部１２”は、受信部１１’から接点信号が入力されたときには、受信部１１’が受信した抑制指標ｐｒ_PVではなく、予め設定されている解列回避値を抑制指標ｐｒ_PVとする。すなわち、上記（１９）式に示す最適化問題において、解列回避値を抑制指標ｐｒ_PVとして個別目標電力Ｐ_PVi ^refを算出する。上記するように、解列回避値は、連系点電力Ｐ（ｔ）を小さくするように設定されているので、当該算出される個別目標電力Ｐ_PVi ^refは小さくなる。したがって、個別出力電力Ｐ_PVi ^outも小さくなる。なお、当該解列回避値は、指標算出部２３”に設定されているものと同じである。目標電力算出部１２”は、抑制指標ｐｒ_PVとして解列回避値を用いてから、所定時間（例えば、６０［ｓ］）経過すると、通常時の個別目標電力Ｐ_PVi ^refの算出処理に戻る。なお、目標電力算出部１２”が解列回避値を用いる上記所定時間と、指標算出部２３”が解列回避値を用いる上記所定時間とでは、前者を短く設定する。

受信部３１’は、集中管理装置ＭＣ９から送信される充放電指標ｐｒ_Bを受信し、また、補助用継電器５２から送信される接点信号を受信する。受信部３１’は、受信した充放電指標ｐｒ_Bおよび接点信号を目標電力算出部３２’に出力する。なお、当該受信部３１’も、本発明の「指標受信手段」および「分散型電源用接点信号受信手段」に相当する。

目標電力算出部３２’は、通常時、上記目標電力算出部３２と同様に、受信部３１’が受信した充放電指標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。ただし、目標電力算出部３２’は、受信部３１’から接点信号が入力されたときには、受信部３１’が受信した充放電指標ｐｒ_Bではなく、予め設定されている解列回避値を充放電指標ｐｒ_Bとする。すなわち、上記（２０）式に示す最適化問題において、解列回避値を充放電指標ｐｒ_Bとして個別目標電力Ｐ_Bk ^refを算出する。上記するように、解列回避値は、連系点電力Ｐ（ｔ）を小さくするように設定されているので、算出される個別目標電力Ｐ_Bk ^refは小さくなる。したがって、個別出力電力Ｐ_Bk ^outも小さくなる。なお、当該解列回避値は、指標算出部２３”に設定されているものと同じである。目標電力算出部３２’は、充放電指標ｐｒ_Bとして解列回避値を用いてから、所定時間（例えば、６０［ｓ］）経過すると、通常時の個別目標電力Ｐ_Bk ^refの算出処理に戻る。なお、目標電力算出部１２”が解列回避値を用いる上記所定時間と、目標電力算出部３２’が解列回避値を用いる上記所定時間とは、同じである。

次に、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkおよび集中管理装置ＭＣ９に設定される解列回避値について説明する。

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（１９ａ）式参照）および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（２０ａ）式参照）が以下に示すように設定されている。

具体的には、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として、下記（３７）式で算出される値を用いる。下記（３７）式において、ｐｒ_PV ^lmtは、抑制指標限界を示している。当該抑制指標限界ｐｒ_PV ^lmtは、個別出力電力Ｐ_PVi ^outを０にするときの抑制指標、すなわち、個別出力電力Ｐ_PVi ^outを１００％抑制するときの抑制指標である。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Ｐ_φiを用いてもよい。すなわち、下記（３７’）式で算出される値を用いてもよい。
ｗ_PVi＝ｐｒ_PV ^lmt／（２×Ｐ_PVi ^lmt）・・・（３７）
ｗ_PVi＝ｐｒ_PV ^lmt／（２×Ｐ_φi）・・・（３７’）

図２８（ａ）は、上記（３７）式を用いて有効電力抑制に関する重みｗ_PViを設定したときの、抑制指標ｐｒ_PVと個別出力電力Ｐ_PVi ^outとの関係を示している。図２８（ａ）において、実線は定格出力Ｐ_PVi ^lmtが５００ｋＷのパワーコンディショナＰＣＳ_PViのときを、破線は定格出力Ｐ_PVi ^lmtが２５０ｋＷのパワーコンディショナＰＣＳ_PViのときを、一点鎖線は定格出力Ｐ_PVi ^lmtが１００ｋＷのパワーコンディショナＰＣＳ_PViのときをそれぞれ示している。また、上記（３７）式における上記抑制指標限界ｐｒ_PV ^lmtを１００とした。

図２８（ａ）が示すように、抑制指標ｐｒ_PVが０から１００（抑制指標限界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。したがって、同じ抑制指標ｐｒ_PVの変化量であっても、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの定格出力Ｐ_PVi ^lmtに応じて個別出力電力Ｐ_PVi ^outの抑制量が変化している。また、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViはともに、抑制指標ｐｒ_PVが上記抑制指標限界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、抑制指標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２８（ａ）に示すように、抑制指標ｐｒ_PVが０から抑制指標限界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、抑制指標ｐｒ_PVが負の値であるときは一定値（定格出力Ｐ_PVi ^lmt）となっている。

同様に、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として、下記（３８）式で算出される値を用いる。下記（３８）式において、ｐｒ_B ^lmtは、充放電指標限界を示している。当該充放電指標限界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充放電指標、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充放電指標である。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。
ｗ_Bk＝ｐｒ_B ^lmt／（２×ｗ_SOCk×Ｐ_Bk ^max）・・・（３８）

図２８（ｂ）は、上記（３８）式を用いて有効電力に関する重みｗ_Bkを設定したときの、充放電指標ｐｒ_Bと個別出力電力Ｐ_Bk ^outとの関係を示している。図２８（ｂ）において、実線は定格出力Ｐ_Bk ^lmtが５００ｋＷのパワーコンディショナＰＣＳ_Bkのときを、破線は定格出力Ｐ_Bk ^lmtが２５０ｋＷのパワーコンディショナＰＣＳ_Bkのときを、一点鎖線は定格出力Ｐ_Bk ^lmtが１００ｋＷのパワーコンディショナＰＣＳ_Bkのときをそれぞれ示している。また、上記（３８）式における上記充放電指標限界ｐｒ_B ^lmtを１００とした。

図２８（ｂ）が示すように、充放電指標ｐｒ_Bが−１００（充放電指標限界ｐｒ_B ^lmtを負の値にしたもの）から１００（充放電指標限界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、同じ充放電指標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、充放電指標ｐｒ_Bが充放電指標限界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、充放電指標ｐｒ_Bが充放電指標限界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を充電している。すなわち、最大限出力可能な電力で蓄電池Ｂ_kを充放電している。さらに、充放電指標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２８（ｂ）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。

本実施形態において、解列回避値は、上記抑制指標限界ｐｒ_PV ^lmtおよび上記充放電指標限界ｐｒ_B ^lmtに基づいて設定されている。具体的には、抑制指標限界ｐｒ_PV ^lmtおよび充放電指標限界ｐｒ_B ^lmtを同じ値Ｘにし、そして、解列回避値としてこの値Ｘを設定する。例えば、抑制指標限界ｐｒ_PV ^lmtおよび充放電指標限界ｐｒ_B ^lmtをともに１００に設定したとき、解列回避値も１００に設定する。これにより、補助用継電器５２が動作し、接点信号が送信されると、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの出力を１００％抑制し、また、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkがその定格出力Ｐ_Bk ^lmtの１００％で蓄電池Ｂ_kを充電することができる（図２８参照）。すなわち、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を最大限低下させて、連系点電力Ｐ（ｔ）を低下させることができる。

このように構成された太陽光発電システムＰＶＳ９において、連系点電力Ｐ（ｔ）が逆潮流しないように、上記第５実施形態と同様に、連系点電力Ｐ（ｔ）を逆潮流回避目標値Ｐ_RPRに制御する。このときに、連系点電力Ｐ（ｔ）が急激に上昇して、連系点電力Ｐ（ｔ）が０以上となった場合、補助用継電器５２は、逆潮流を検出する。そして、接点信号を各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkおよび集中管理装置ＭＣ９のそれぞれに送信する。各パワーコンディショナＰＣＳ_PViは、接点信号を受信すると、所定時間（例えば６０［ｓ］）の間、解列回避値を抑制指標ｐｒ_PVとして個別目標電力Ｐ_PVi ^refを算出する。同様に、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、接点信号を受信すると、所定時間（例えば６０［ｓ］）の間、解列回避値を充放電指標ｐｒ_Bとして個別目標電力Ｐ_Bk ^refを算出する。また、集中管理装置ＭＣ９は、接点信号を受信すると、抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bの算出を停止し、解列回避値を抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bとして、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkに送信する。これにより、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの個別出力電力Ｐ_PVi ^out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がともに低下する。したがって、連系点電力Ｐ（ｔ）が低下し、逆潮流を解消することができる。

なお、本実施形態においては、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、接点信号を受信して、解列回避値を充放電指標ｐｒ_Bとする場合を例に説明したが、これに限定されない。具体的には、補助用継電器５２は、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに、接点信号を送信せず、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは接点信号を受信しないようにしてもよい。この場合、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、常時、集中管理装置ＭＣ９から受信する充放電指標ｐｒ_Bを用いた個別目標電力Ｐ_Bk ^outの算出を継続する。あるいは、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、接点信号を受信しても、充放電指標ｐｒ_Bとして解列回避値を用いずに、常時、集中管理装置ＭＣ９から受信する充放電指標ｐｒ_Bを用いた個別目標電力Ｐ_Bk ^outの算出を継続するようにしてもよい。これらの場合であっても、集中管理装置ＭＣ９が接点信号を受信することで、解列回避値を充放電指標ｐｒ_Bとして送信するので、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_Bk ^outは低下する。

図２９は、解列回避制御を行わない場合と行った場合とにおけるシミュレーション結果を示している。すなわち、第５実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ５と第９実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ９とを想定してシミュレーションしたときの結果を示している。なお、当該シミュレーションにおいては、逆電力継電器５１を備えておらず、逆潮流が発生しても解列されないものとしている。また、当該シミュレーションにおいては、補助用継電器５２から各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkには接点信号が送信されていないものとしている。すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、接点信号を受信せず、常時、集中管理装置ＭＣ９から受信する充放電指標ｐｒ_Bに基づいて個別目標電力Ｐ_Bk ^refを算出しているものとしている。図２９（ａ）は、解列回避制御を行わない場合を示している。図２９（ｂ）は、解列回避制御を行った場合を示している。図２９（ｃ）は、図２９（ｂ）における一部を拡大したものである。図２９（ａ）と図２９（ｂ）において、日射量の変動は同じである。

解列回避制御を行わない場合（太陽光発電システムＰＶＳ５の場合）、図２９（ａ）に示すように、日射変動が激しい期間Ｔ１において、逆潮流回避制御が追い付かず、連系点電力Ｐ（ｔ）が０ｋＷを超えていることが分かる。このとき、逆潮流が発生しているので、本来なら、逆電力継電器５１が逆潮流を検出して、電力系統Ａから解列してしまう。一方、解列回避制御を行った場合（太陽光発電システムＰＶＳ９の場合）、図２９（ｂ）および図２９（ｃ）に示すように、期間Ｔ１において、連系点電力Ｐ（ｔ）が０ｋＷを超えていないことが分かる。これは、太陽光発電システムＰＶＳ９は、解列回避制御によって、連系点電力Ｐ（ｔ）が０ｋＷを超えないように制限していることを示している。したがって、逆電力継電器５１によって、逆潮流は検出されず、電力系統Ａから解列されない。また、各図において、期間Ｔ１以降においては、逆潮流回避制御により、連系点電力Ｐ（ｔ）が逆潮流回避目標値Ｐ_RPRに一致していることが分かる。

以上のことから、本実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ９によれば、逆潮流が発生しても、逆電力継電器５１が逆潮流を検出する前に、補助用継電器５２が検出して動作することで、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの個別出力電力Ｐ_PVi ^outおよび各パワーコンディショナのＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_Bk ^outをともに低下させることができる。これにより、連系点電力Ｐ（ｔ）が低下して、逆潮流を解消することができる。したがって、逆電力継電器５１によって太陽光発電システムＰＶＳ９が電力系統Ａから解列されることを回避することができる。また、逆潮流回避制御において、逆潮流回避目標値Ｐ_RPRを極力０に近い値にすることができるため、買電電力を小さくすることができる。

上記第９実施形態においては、補助用継電器５２を備える場合を説明したが、集中管理装置ＭＣ９の処理時間が逆電力継電器５１の逆潮流検出時間より短い場合には、補助用継電器５２を備えなくてもよい。この場合、補助用継電器５２を備える代わりに、集中管理装置ＭＣ９において、次の処理を行う。すなわち、指標算出部２３”は、連系点電力検出部２２から入力される連系点電力Ｐ（ｔ）が閾値を超えた場合に、解列回避値を抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bとする。なお、この閾値は、補助用継電器５２に設定された逆潮流を検出するための閾値と同じにすればよい。そして、抑制指標ｐｒ_PV（充放電指標ｐｒ_B）として解列回避値が各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi（ＰＣＳ_Bk）に送信され、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi（ＰＣＳ_Bk）が受信した抑制指標ｐｒ_PV（充放電指標ｐｒ_B）（解列回避値）を用いて個別目標電力Ｐ_PVi ^ref（Ｐ_Bk ^ref）の算出処理を行うことで、連系点電力Ｐ（ｔ）を低下させることができる。これにより、逆電力継電器５１によって逆潮流が検出される前に逆潮流を解消することができる。したがって、逆電力継電器５１による解列を回避することができる。なお、集中管理装置ＭＣ９の処理時間は、連系点電力Ｐ（ｔ）の検出時間（検出間隔）、抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bの算出時間、および、抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bの送信時間（送信間隔）などに依存する。よって、これらを短くすることで、集中管理装置ＭＣ９の処理時間を短くすることができる。

上記第９実施形態においては、補助用継電器５２は、接点信号を各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkおよび集中管理装置ＭＣ９のそれぞれに送信する場合を説明したが、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkだけに送信するようにしてもよい。すなわち、集中管理装置ＭＣ９には送信しなくてもよい。この場合、指標算出部２３”は、連系点電力Ｐ（ｔ）と逆潮流回避目標値Ｐ_RPRとに基づいて、抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bを算出し続けるが、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi（ＰＣＳ_Bk）は、受信した接点信号に基づいて、集中管理装置ＭＣ９から受信した抑制指標ｐｒ_PV（充放電指標ｐｒ_B）ではなく、解列回避値を用いて最適化問題を解く。これにより、連系点電力Ｐ（ｔ）が低下する。したがって、接点信号を集中管理装置ＭＣ９に送信しなくても、連系点電力Ｐ（ｔ）を低下させることができる。また、反対に集中管理装置ＭＣ９にだけ送信し、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkには送信しないようにしてもよい。この場合、指標算出部２３”は、受信した接点信号に基づいて、解列回避値を抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bとする。そして、抑制指標ｐｒ_PV（充放電指標ｐｒ_B）として解列回避値が各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi（ＰＣＳ_Bk）に送信され、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi（ＰＣＳ_Bk）が受信した抑制指標ｐｒ_PV（充放電指標ｐｒ_B）（解列回避値）を用いて個別目標電力Ｐ_PVi ^ref（Ｐ_Bk ^ref）の算出処理を行うことで、連系点電力Ｐ（ｔ）を低下させることができる。したがって、接点信号を各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkに送信しなくても、連系点電力Ｐ（ｔ）を低下させることができる。ただし、集中管理装置ＭＣ９にだけ送信する場合には、上記と同様に集中管理装置ＭＣ９の処理時間が逆電力継電器５１の逆潮流検出時間よりも短い必要がある。以上のことから、これらの場合であっても、逆電力継電器５１によって逆潮流が検出される前に逆潮流を解消することができるので、上記解列を回避することができる。

上記第９実施形態においては、解列回避値を上記抑制指標限界ｐｒ_PV ^lmtおよび上記充放電指標限界ｐｒ_B ^lmtに基づいて設定されている場合を説明したが、連系点電力Ｐ（ｔ）を低下させる値であれば、これに限定されない。例えば、解列回避制御において、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、電力系統Ａ側に電力を出力しなければよい。すなわち、個別出力電力Ｐ_Bk ^outを０以下の値にすればよいため、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに対する解列回避値は０以上の値であればよい。また、予め設定されているのではなく、そのときの状況から求めるようにしてもよい。例えば、現在の個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outを所定量（例えば５０％など）低下させる抑制指標ｐｒ_PVおよび充放電指標ｐｒ_Bを求め、これを解列回避値として用いてもよい。

上記第９実施形態においては、逆潮流回避制御によって連系点電力Ｐ（ｔ）を逆潮流回避目標値Ｐ_RPRに制御しているときに、逆潮流が発生する場合を説明したが、これに限定されない。すなわち、連系点電力Ｐ（ｔ）（あるいはシステム総出力Ｐ_total（ｔ））の目標電力が逆潮流回避目標値Ｐ_RPR以外であるときにも、逆潮流が発生する可能性がある。例えば、上記第４実施形態に示したピークカット制御において、連系点電力Ｐ（ｔ）をピークカット目標値Ｐ_cutに制御しているときに、電力負荷Ｌが急激に低下すると、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outの合計値が電力負荷Ｌの消費電力を上回ってしまう場合がある。この場合、逆潮流が発生する。もし、太陽光発電システムＰＶＳ４において、逆潮流が禁止され、逆電力継電器５１を備えている場合、逆電力継電器５１によって解列される。したがって、ピークカット制御においても逆潮流が禁止されている場合、太陽光発電システムに補助用継電器５２を追加して、ピークカット制御を行うとともに解列回避制御を行うようにしてもよい。なお、ピークカット制御中は、抑制指標ｐｒ_PVを「０」にして、太陽電池ＳＰ_iによって発電された電力をすべて出力しているため、解列回避制御からピークカット制御に戻るときに、抑制指標ｐｒ_PVが急激に変化する（例えば１００から０に瞬時的に変化する）。この急激な抑制指標ｐｒ_PVの変化により、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの個別出力電力Ｐ_PVi ^outの制御が不安定になる可能性があるため、抑制指標ｐｒ_PVを解列回避値から徐々に（例えば５分程度かけて）「０」にするとよい。同様に、上記第８実施形態に示した太陽光発電システムＰＶＳ８においても、逆潮流が禁止されている場合、補助用継電器５２を追加して、スケジュール制御を行うとともに解列回避制御を行うようにしてもよい。以上のことから、逆潮流が禁止されている太陽光発電システムにおいて、補助用継電器５２を追加して解列回避制御を行うようにしてもよい。

上記第９実施形態においては、補助用継電器５２の逆潮流検出時間を逆電力継電器５１の逆潮流検出時間より短くすることで、補助用継電器５２が逆電力継電器５１よりも早く逆潮流を検出する場合を説明したが、これに限定されない。例えば、補助用継電器５２の電気接点に設定される上記閾値（逆潮流の状態であると判断する閾値）を、逆電力継電器５１が逆潮流の状態であると判断する閾値より小さくしてもよい。ただし、補助用継電器５２の電気接点に設定される閾値は逆潮流回避目標値Ｐ_RPRより大きい値にしておく。この場合、連系点電力Ｐ（ｔ）が逆電力継電器５１の閾値より先に補助用継電器５２の閾値を超えるので、補助用継電器５２は逆電力継電器５１よりも早く逆潮流を検出することができる。

上記第９実施形態においては、蓄電装置（蓄電池Ｂ_kおよびパワーコンディショナＰＣＳ_Bk）を備えた場合を説明したが、これを備えていない太陽光発電システムであっても、解列回避制御を適用することができる。

上記第１実施形態ないし第９実施形態においては、上記系統連系システムが太陽光発電システムである場合を例に説明したが、これに限られない。上記系統連系システムは、他の発電システムであってもよい。他の発電システムとしては、例えば、風力発電システムや燃料電池による発電システム、回転機形の発電機による発電システム、ネガワット取引を行うアグリゲータによる、需要家の負荷を管理する仮想的な発電システムなどが考えられる。なお、アグリゲータは、ネガワット取引により、節約できた電力を発電した電力とみなしているので、実際に発電を行っているのではない。これらの発電システムの場合でも、集中管理装置は、連系点電力を検出するか個別出力電力の総和を算出して調整対象電力とし、指標を算出して各電力装置に送信する。そして、各発電システムの電力装置は、受信した指標を用いた最適化問題に基づいて、自装置の個別目標電力を算出し、当該個別目標電力となるように個別出力電力を制御する。太陽光発電システム、風力発電システムや燃料電池による発電システムの場合、電力装置は、パワーコンディショナである。また、回転機形の発電機による発電システムの場合、電力装置は、発電機およびこれを制御する制御装置である。また、アグリゲータによる発電システムの場合、電力装置は、需要家の負荷およびこれを制御する制御装置である。なお、アグリゲータによる発電システムにおいては、節約できた電力を発電した電力とみなしているので、需要家の負荷の通常の消費電力から削減した電力が個別出力電力になる。また、上記系統連系システムは、上記した発電システムを併用したものとしてもよい。例えば、太陽光発電システムに回転機形の発電機を追加して、集中管理装置が太陽光発電システムの各パワーコンディショナおよび発電機の制御装置に指標を送信して全体の出力を制御する構成としてもよい。

本開示に係る電力システムは、上記実施形態に限定されるものではなく、請求の範囲に記載の内容を逸脱しなければ、各部の具体的な構成は、種々に設計変更自在である。

ＰＶＳ１〜ＰＶＳ９ 太陽光発電システム
Ａ 電力系統
ＳＰ_i 太陽電池
Ｂ_k 蓄電池
ＰＣＳ_i，ＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk パワーコンディショナ
Ｇ_PV 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
１１，１１’，３１，３１’ 受信部
１２，１２’，１２”，３２，３２’ 目標電力算出部
１３，３３ 出力制御部
１４，３４ 出力電力検出部
１５，３５ 送信部
ＭＣ１〜ＭＣ９ 集中管理装置
２１ 目標電力設定部
２２ 連系点電力検出部
２３，２３’，２３” 指標算出部
２４，２４’ 送信部
２５ 受信部
５１ 逆電力継電器
５２ 補助用継電器
６１ 受信部
６２，６２’ 総出力算出部
６３，６３’ 指標算出部
Ｌ 電力負荷

Claims (6)

1. 電力負荷、複数の分散型電源、および、前記複数の分散型電源を管理する集中管理装置を備えており、電力系統に連系する系統連系システムと、
   前記系統連系システムから前記電力系統への逆潮流を検出すると、少なくとも前記複数の分散型電源を前記電力系統から解列する逆電力継電器と、
   を備える電力システムであって、
   前記集中管理装置は、
   調整対象電力を検出する調整対象電力検出手段と、
   前記調整対象電力が目標電力となるように、前記調整対象電力と前記目標電力とに基づき、前記複数の分散型電源のそれぞれの個別出力電力を制御するための共通の指標を算出する指標算出手段と、
   前記共通の指標を前記複数の分散型電源の各々に送信する指標送信手段と、を備えており、
   前記複数の分散型電源の各々は、
   前記共通の指標を受信する指標受信手段と、
   前記共通の指標を用いた最適化問題に基づいて、当該分散型電源の個別目標電力を算出する目標電力算出手段と、
   前記個別目標電力となるように当該分散型電源の前記個別出力電力を制御する制御手段と、を備えており、
   前記系統連系システムは、前記逆電力継電器によって逆潮流が検出される前に、前記共通の指標を変更して前記複数の分散型電源の前記個別出力電力をそれぞれ低下させる、
   ことを特徴とする電力システム。
2. 前記系統連系システムは、前記逆電力継電器とは異なる補助用継電器を、さらに備えており、
   前記補助用継電器は、前記系統連系システムと前記電力系統との連系点における連系点電力に基づいて逆潮流を検出したときに動作する電気接点を有しており、前記電気接点が動作したとき、前記電気接点が動作したことを示す接点信号を前記複数の分散型電源の各々に送信し、
   前記電気接点は、前記逆電力継電器よりも先に逆潮流を検出し、
   前記複数の分散型電源の各々は、
   前記接点信号を受信する分散型電源用接点信号受信手段をさらに備えており、
   前記目標電力算出手段は、前記分散型電源用接点信号受信手段が前記接点信号を受信したとき、前記個別出力電力を低下させるための解列回避値を前記共通の指標とする、
   請求項１に記載の電力システム。
3. 前記目標電力算出手段は、前記解列回避値を用いた前記個別目標電力の算出を所定時間継続した後、前記指標受信手段が受信した前記共通の指標を用いた前記個別目標電力の算出を再開する、
   請求項２に記載の電力システム。
4. 前記補助用継電器は、前記接点信号をさらに前記集中管理装置に送信し、
   前記集中管理装置は、
   前記接点信号を受信する集中管理装置用接点信号受信手段をさらに備えており、
   前記指標算出手段は、前記集中管理装置用接点信号受信手段が前記接点信号を受信したとき、前記共通の指標の算出を停止し、前記共通の指標の算出を停止している間、前記解列回避値を前記共通の指標とする、
   請求項２または請求項３に記載の電力システム。
5. 前記指標算出手段は、前記共通の指標の算出を停止してから所定時間経過したときに、前記共通の指標の算出を再開する、
   請求項４に記載の電力システム。
6. 前記複数の分散型電源には、太陽光発電装置と蓄電装置とを含んでおり、
   前記太陽光発電装置に対する前記解列回避値と前記蓄電装置に対する前記解列回避値とは異なる、
   請求項２ないし請求項５のいずれか一項に記載の電力システム。