以下、本発明の実施の形態について、添付図面を参照して具体的に説明する。
まず、本発明に係るバーチャルパワープラントを構成する電力システムについて、第1〜8実施形態として説明する。第1〜8実施形態においては、本発明に係る電力システムを、電力系統に連系された太陽光発電システムとした場合を例として説明する。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SPi(i=1,2,・・・,n;nは正の整数)、複数台のパワーコンディショナPCSi、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SPiはそれぞれ、太陽光エネルギーを電気エネルギーに変換する。各太陽電池SPiは、直列・並列に接続された複数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SPiは発電した電力(直流電力)を、パワーコンディショナPCSiに出力する。なお、太陽電池SPiによって発電可能な電力の最大量を太陽電池SPiの発電量Pi SPとする。
複数台のパワーコンディショナPCSiはそれぞれ、太陽電池SPi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PCSi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SPiから入力される直流電力を電力系統Aと同期がとれた交流電力に変換する。変圧器は、インバータ回路から出力される交流電圧を昇圧(または降圧)する。制御回路は、インバータ回路などを制御する。また、パワーコンディショナPCSi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PCSiから出力される有効電力をPi out、無効電力をQi outとすると、各パワーコンディショナPCSiからPi out+jQi 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PCSiと電力系統Aとの連系点には、ΣiPi out+jΣiQi 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PCSi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Qi 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Pi outの総和(ΣiPi 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PC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PCとなるように、各パワーコンディショナPCSiの出力電力(以下、「個別出力電力」という。)Pi 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PC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PCを超えている場合、各パワーコンディショナPCSiの個別出力電力Pi 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PCSi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Pi outの目標(以下、「個別目標電力」という。)Pi 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PCにするための情報であり、個別目標電力Pi 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PCSiは、算出した個別目標電力Pi refに基づいて、個別出力電力Pi outを制御する。そのために、各パワーコンディショナPCSi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Pi outを制御する。出力制御部13は、個別出力電力Pi outを、目標電力算出部12が算出した個別目標電力Pi 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PCSi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PCSi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PC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PC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PCSi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PC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PC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PC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PC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PC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PC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SPi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PCSi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PC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PC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PC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PC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PCSiの定格出力の合計)ΣiPi lmtとに基づき、出力指令値PC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ΣiPi lmtの80%(=100−20)を出力指令値PC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PC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PCSi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PCSiによる個別目標電力Pi 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PCSi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PCSi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PCSiが出力可能な最大電力値と個別出力電力Pi outとの差である。前記出力可能な最大電力値は、太陽電池SPiの発電量Pi SP>定格出力Pi lmtの場合には、パワーコンディショナPCSiの定格出力Pi lmtである。一方、太陽電池SPiの発電量Pi SP≦定格出力Pi lmtの場合には、太陽電池SPiの発電量Pi 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(Pi 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PCSiが分散的に個別目標電力(Pi 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PCSiが分散的に求めた個別目標電力Pi 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PC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PCSi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Pi 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PCSiが、抑制指標prを用いて、分散的に個別目標電力Pi 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Pi refを(Pi 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(Pi ref)*、(Pi 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PCSiに提示(送信)することで、各パワーコンディショナPCSiがそれぞれ、上記(8)式から個別目標電力(Pi 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PCSiが分散的に個別目標電力Pi 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PC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、(Pi ref)♭を対応する各パワーコンディショナPCSiの個別出力電力Pi 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PCSiの個別出力電力Pi outを個別に観測せず、連系点電力P(t)=ΣiPi outを観測する。また、電力会社から逐次出力指令値PC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PC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PCSiは、個別目標電力Pi 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PCSi(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、V
1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V
1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PCSiは、図3に示すモデルのものを想定し、個別出力電力Pi outを個別目標電力Pi 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PCSi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、KPP=KPQ=1.0×10-7、KIP=KIQ=1.2×10-3としている。なお、KPPは有効電力の比例ゲイン、KPQは無効電力の比例ゲイン、KIPは有効電力の積分ゲイン、KIQ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PCSiは、接続される太陽電池SPiの発電量Pi SPが定格出力Pi lmtより大きい場合には、パワーコンディショナPCSiの定格出力Pi 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Pi lmtが500[kW]、有効電力抑制に関する重みwiが1.0、太陽電池SPiの発電量Pi SPが600[kW]であるとした。また、電力会社からの出力指令値PC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PCの指令がない」ときには、上記するように出力指令値PC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PCSiが行う個別目標電力Pi 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PCSi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PCSiの、太陽電池SPiの発電量Pi SP(一点鎖線)、定格出力Pi lmt(実線)、個別目標電力Pi ref(破線)、および、個別出力電力Pi 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Pi 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PC(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PC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PC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SPi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PC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PC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wi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wi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wi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PC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PCSiに設定された有効電力抑制に関する重みwi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wi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PC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SPiの発電量Pi 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SPiの発電量Pi 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Pi refが太陽電池SPiの発電量Pi 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Pi lmtが同一のパワーコンディショナPCS1〜PCS10で太陽電池SPiの発電量Pi SPが異なる場合、太陽電池SPiの発電量Pi 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PC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SPiの発電量Pi 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Pi 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Pi 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PC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SPiの発電量Pi SPをそれぞれ、定格出力Pi 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Pi 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PC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PCSiの定格出力Pi 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PC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PC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PC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PC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PC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SPiの発電量Pi SP、定格出力Pi lmt、有効電力抑制に関する重みwi、および、出力指令値PC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Pi 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Pi refに応じて、個別出力電力Pi 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PC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PCSi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Pi 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PC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PCSi毎に個別出力電力Pi 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PCSi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PC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PCSiに送信している。また、各パワーコンディショナPCSi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Pi refを算出し、そして、個別出力電力Pi outを個別目標電力Pi 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PCSiが、抑制指標prに基づき分散的に個別目標電力Pi refを算出し、個別出力電力Pi 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PC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SPiを接続した複数台のパワーコンディショナPCSi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SPi(i=1,2,・・・,n;nは正の整数)、複数台のパワーコンディショナPCSPVi、複数台の蓄電池Bk(k=1,2,・・・,m;mは正の整数)、複数台のパワーコンディショナPCSBk、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PCSPViはそれぞれ、上記第1実施形態のパワーコンディショナPCSiと同様に構成される。すなわち、各パワーコンディショナPCSPViは、太陽電池SPiが発電した電力(直流電力)を交流電力に変換し、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Bk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Bkは、例えば、リチウムイオン電池、ニッケル水素電池、ニッケルカドミウム電池、鉛蓄電池などの二次電池である。また、電気二重層コンデンサなどのコンデンサを用いてもよい。蓄電池Bkは、蓄積された電力を放電して、直流電力をパワーコンディショナPCSBkに供給する。
複数台のパワーコンディショナPCSBkはそれぞれ、蓄電池Bkから入力される直流電力を交流電力に変換して出力するものである。さらに、各パワーコンディショナPCSBkは、電力系統Aや各パワーコンディショナPCSPViから入力される交流電力を直流電力へ変換し、蓄電池Bkに供給する。すなわち、蓄電池Bkを充電する。各パワーコンディショナPCSBkは、蓄電池Bkの充電および放電を制御している。したがって、蓄電池Bkの充電を行う充電回路および蓄電池Bkの放電を行う放電回路として機能する。
各パワーコンディショナPCSPViから出力される有効電力をPPVi out、無効電力をQPVi outとすると、各パワーコンディショナPCSPViからPPVi out+jQPVi 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PCSBkから出力される有効電力をPBk out、無効電力をQBk outとすると、各パワーコンディショナPCSBkからPBk out+jQBk 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PCSPVi,PCSBkと電力系統Aとの連系点には、(ΣiPPVi out+ΣkPBk out)+j(ΣiQPVi out+ΣkQBk 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PCSPVi,PCSBk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QPVi out,QBk 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PPVi out,PBk outの総和(ΣiPPVi out+ΣkPBk 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PC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PCとなるように、各パワーコンディショナPCSPVi,PCSBkの個別出力電力PPVi out,PBk 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PC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PCを超えている場合、各パワーコンディショナPCSPVi,PCSBkの個別出力電力PPVi out,PBk 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PCSPViは、集中管理装置MC2から抑制指標prPVを受信し、受信した抑制指標prPVに基づき、個別目標電力PPVi refを算出する。抑制指標prPVは、連系点電力P(t)を出力指令値PCにするための情報であり、個別目標電力PPVi 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PCSPViは、算出した個別目標電力PPVi refに基づいて、個別出力電力PPVi outを制御する。そのために、各パワーコンディショナPCSPVi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、Pφ
iは、パワーコンディショナPCS
PViの個別出力電力P
PVi outの抑制を優先するか否かを示す設計パラメータ(以下、「優先度パラメータ」という。)を示しており、設計値である。当該優先度パラメータPφ
iを小さくすると、蓄電池B
kの充電量を少なくし、個別出力電力P
PVi outが抑制され易くなる。一方、当該優先度パラメータPφ
iを大きくすると、蓄電池B
kの充電量を多くし、個別出力電力P
PVi outが抑制され難くなる。よって、優先度パラメータPφ
iは、蓄電池B
kの充電を優先するか否かを示す設計パラメータであるとも言える。さらに、この優先度パラメータPφ
iによって、パワーコンディショナPCS
PViの定格出力による出力限界とは別に、パワーコンディショナPCS
PViの個別出力電力P
PVi outの疑似的な出力限界が設定されていると考えられる。そのため、優先度パラメータPφ
iは、疑似有効出力限界とも言える。上記重みw
PViおよび上記優先度パラメータPφ
iはユーザが設定可能である。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PCSBkは、集中管理装置MC2から充放電指標prBを受信し、受信した充放電指標prBに基づき、個別目標電力PBk refを算出する。充放電指標prBは、連系点電力P(t)を出力指令値PCにするための情報であり、個別目標電力PBk refを算出するための情報である。また、蓄電池Bkをどれくらい充電するか放電するかを決定するための情報でもある。各パワーコンディショナPCSBkは、算出した個別目標電力PBk refに基づいて、個別出力電力PBk outを制御する。そのために、各パワーコンディショナPCSBk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prB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Bkの放電および充電を制御することで、個別出力電力PBk outを、目標電力算出部32が算出した個別目標電力PBk 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PBk refが正の値の場合、蓄電池Bkに蓄積された電力(直流電力)を交流電力に変換し、電力系統Aに供給する。すなわち、パワーコンディショナPCSBkを放電回路として機能させる。一方、個別目標電力PBk refが負の値の場合、パワーコンディショナPCSPVi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Bkに供給する。すなわち、パワーコンディショナPCSBkを充電回路として機能させる。
集中管理装置MC2は、複数台のパワーコンディショナPCSPVi,PCSBkを集中管理する。集中管理装置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PCにするための抑制指標prPVおよび充放電指標prBを算出し、抑制指標prPVをパワーコンディショナPCSPViに、充放電指標prBをパワーコンディショナPCSBk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prPVをパワーコンディショナPCSPViに送信し、指標算出部43が算出した充放電指標prBをパワーコンディショナPCSBk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PCSPViによる個別目標電力PPVi 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PCSBkによる個別目標電力PBk 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prPV,充放電指標prB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PCSPVi,PCSBk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PCSPVi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PCSPVi,PCSBk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、Pφ
i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(PPVi ref)*,(PBk 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PCSPVi,PCSBkが分散的に個別目標電力(PPVi ref)*,(PBk 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PCSPViが分散的に求めた個別目標電力PPVi 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PCSBkが分散的に求めた個別目標電力PBk 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PC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PCSPViが、集中管理装置MC2から受信する抑制指標prPVに基づき、分散的に個別目標電力PPVi refを算出し、また、各パワーコンディショナPCSBkが集中管理装置MC2から受信する充放電指標prBに基づき、分散的に個別目標電力PBk 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PCSPViが、抑制指標prPVを用いて、分散的に個別目標電力PPVi 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PPVi refを(PPVi ref)♭とする。同様に、各パワーコンディショナPCSBkが、充放電指標prBを用いて、分散的に個別目標電力PBk 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PBk refを(PBk 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、prPV=prB=λ(上記(22)式)とすることで、(PPVi ref)*と(PPVi ref)♭、また、(PBk ref)*と(PBk 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prPVとして、各パワーコンディショナPCSPViに提示(送信)することで、各パワーコンディショナPCSPViがそれぞれ、上記(19)式から個別目標電力(PPVi 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prBとして、各パワーコンディショナPCSBkに提示(送信)することで、各パワーコンディショナPCSBkがそれぞれ、上記(20)式から個別目標電力(PBk 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PCSPVi,PCSBkが分散的に個別目標電力PPVi ref,PBk 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PC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、h
1 1,i=−P
PVi ref、h
1 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h
1 x,i≦0(x=1,2、i=1,・・・,n)とする。また、同様に、h
2 1,k=−P
Bk lmt−P
Bk ref、h
2 2,k=P
Bk ref−P
Bk lmt、h
2 3,k=α
k−P
Bk ref、h
2 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h
2 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、(PPVi ref)♭を対応するパワーコンディショナPCSPViの個別出力電力PPVi outで置き換え、(PBk ref)♭を対応するパワーコンディショナPCSBkの個別出力電力PBk 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PCSPVi,PCSBkの個別出力電力PPVi out,PBk outを個別に観測せず、連系点電力P(t)=ΣiPPVi out+ΣkPBk outを観測する。また、電力会社から逐次出力指令値PC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PC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prPVおよび充放電指標prB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PCSPViは、個別目標電力PPVi 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PCSBkは、個別目標電力PBk 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prPVおよび充放電指標prB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SPiが接続されたパワーコンディショナPCSPViを5台(i=1〜5;PCSPV1〜PCSPV5)と、蓄電池Bkが接続されたパワーコンディショナPCSBkを5台(k=1〜5;PCSB1〜PCSB5)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PCSPViの優先度パラメータ(疑似有効出力限界)Pφi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PCSPVi,PCSBk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PCSPV1〜PCSPV5がすべて同じ条件であり、5台のパワーコンディショナPCSB1〜PCSB5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PCSPV1〜PCSPV5はすべて、定格出力PPVi lmtが500[kW]、有効電力抑制に関する重みwPViが1.0、太陽電池SPiの発電量Pi 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PCSB1〜PCSB5はすべて、定格出力PPVi lmtが500[kW]、有効電力抑制に関する重みwPVi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PC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PCの指令がない」ときには、上記するように出力指令値PC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prPVおよび充放電指標prBの更新と各パワーコンディショナPCSPVi,PCSBkが行う個別目標電力PPVi ref,PBk 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PCSPVi,PCSBk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SPiの発電量Pi SPを示している。図14(b)は、各パワーコンディショナPCSPViの個別目標電力PPVi refを示している。図14(c)は、各パワーコンディショナPCSPViの個別出力電力PPVi 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PC(破線)を示している。図14(e)は、各パワーコンディショナPCSBkの個別目標電力PBk refを示している。図14(f)は、各パワーコンディショナPCSBkの個別出力電力PBk 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prPVおよび充放電指標prB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PCの指令後(60≦t[s])であっても、個別目標電力PPV1 ref〜PPV5 refが500[kW]のままであり、個別出力電力PPV1 out〜PPV5 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PCSBkの個別出力電力PB1 out〜PB5 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PCSBk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PCSBkに入力される電力を用いて、蓄電池Bk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PC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PCが指令されたとき、各パワーコンディショナPCSPViの個別出力電力PPVi outを抑制せず、蓄電池Bk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PCSB1〜PCSB5のうち1台のパワーコンディショナPCSB5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PCSB1〜PCSB4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PCSB5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PCの指令後(60≦t[s])であっても、個別目標電力PPV1 ref〜PPV5 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PCSB1〜PCSB5の個別出力電力PB1 out〜PB5 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PCSB1〜PCSB5は、入力される電力を用いて、蓄電池Bk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PCSB5の個別出力電力PB5 outが0(ゼロ)となり、その他のパワーコンディショナPCSB1〜PCSB4の個別出力電力PB1 out〜PB4 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PCSB5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PCSB5に入力していた分の電力を他のパワーコンディショナPCSB1〜PCSB4に分配したため、その他のパワーコンディショナPCSB1〜PCSB4の個別出力電力PB1 out〜PB4 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PC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PC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Bk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PCSB1〜PCSB5のうち1台のパワーコンディショナPCSB5に設定される有効電力に関する重みwB5が他のパワーコンディショナPCSB1〜PCSB4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PCSB5の有効電力に関する重みwB5を2.0とした。すなわち、他のパワーコンディショナPCSB1〜PCSB4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PCの指令後(60≦t[s])であっても、個別目標電力PPV1 ref〜PPV5 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PCSB1〜PCSB5の個別出力電力PB1 out〜PB5 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PCSB1〜PCSB5は、入力される電力を用いて、蓄電池Bk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wB5が異なるパワーコンディショナPCSB5の充電量(パワーコンディショナPCSB5への入力電力)が、その他のパワーコンディショナPCSB1〜PCSB4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PC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PCSBkに設定された有効電力に関する重みwBk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prPVおよび充放電指標prBが、各パワーコンディショナPCSPV1〜PCSPV5,PCSB1〜PCSB5の、太陽電池SPiの発電量Pi SP、蓄電池Bkの性能、定格出力PPVi lmt,PBk lmt、有効電力抑制に関する重みwPVi、有効電力に関する重みwBk、および、出力指令値PC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prPVおよび充放電指標prBの更新に応じて、個別目標電力PPVi ref,PBk 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PCSPV1〜PCSPV5,PCSB1〜PCSB5は、この個別目標電力PPVi ref,PBk refに応じて、個別出力電力PPVi out,PBk 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PC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prPVおよび充放電指標prB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PCSPViがそれぞれ、集中管理装置MC2から受信する抑制指標prPVに基づき、分散的に個別目標電力PPVi refを算出している。また、各パワーコンディショナPCSBkがそれぞれ、集中管理装置MC2から受信する充放電指標prBに基づき、分散的に個別目標電力PBk 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PCSPViは、個別目標電力PPVi outをできる限り抑制せず、連系点電力P(t)が出力指令値PCより超過している分を、各パワーコンディショナPCSBkに入力し、蓄電池Bk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PC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PCSPVi,PCSBk毎に個別出力電力PPVi out,PBk 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PCSPVi,PCSBk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PCおよび検出した連系点電力P(t)から抑制指標prPVおよび充放電指標prBを算出する。そして、抑制指標prPVを各パワーコンディショナPCSPViに送信し、充放電指標prBを各パワーコンディショナPCSBkに送信している。また、各パワーコンディショナPCSPViは、受信した抑制指標prPV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PPVi refを算出する。そして、個別出力電力PPVi outを当該個別目標電力PPVi refに制御している。さらに、各パワーコンディショナPCSBkは、受信した充放電指標prB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PBk refを算出する。そして、個別出力電力PBk outを当該個別目標電力PBk 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PCSPVi,PCSBkがそれぞれ、抑制指標prPVおよび充放電指標prBに基づき分散的に個別目標電力PPVi ref,PBk refを算出し、個別出力電力PPVi out,PBk 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PC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wi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wPViおよび有効電力に関する重みwBk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PCSi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PCSi毎に設定される上記有効電力抑制に関する重みwi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PCSPVi,PCSBk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PCSPVi,PCSBk毎に設定される上記有効電力抑制に関する重みwPViおよび有効電力に関する重みwBk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Pφiを用いて、個別目標電力PPVi 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PPVi lmtを用いても良い。この場合、個別出力電力PPVi outの抑制を優先するか蓄電池Bkの充放電(個別出力電力PBk out)での対応を優先するかは、有効電力抑制に関する重みwPViおよび有効電力に関する重みwBk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、V
0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PPVi 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PBk 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PCSPVi,PCSBk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PCSPViおよび複数台のパワーコンディショナPCSBk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PCSPVi、および、各パワーコンディショナPCSBk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PCSPViの個別出力電力PPVi out(太陽電池SPiの発電量Pi SP)の総和ΣPPVi 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PPVi outの総和ΣPPVi 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PC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prPVおよび充放電指標prB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PC)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PCおよび連系点電力P(t)に基づいて、抑制指標prPVおよび充放電指標prB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prPVおよび充放電指標prBを算出する。そして、各パワーコンディショナPCSPViは、抑制指標prPVに基づいて、分散的に個別目標電力PPVi refを算出している。また、各パワーコンディショナPCSBkは、充放電指標prBに基づいて、分散的に個別目標電力PBk 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PC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PC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PC)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PCSPVi,PCSBk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PCSPViの個別出力電力PPVi out(太陽電池SPiの発電量Pi 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PCSPViの個別出力電力PPVi out(太陽電池SPiの発電量Pi SP)の総和ΣPPVi 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SPiの発電量Pi 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PPVi outの総和ΣPPVi 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prPVおよび充放電指標prBを用いて各パワーコンディショナPCSPVi,PCSBk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PCSPViの個別出力電力PPVi outを制御して、太陽電池SPi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PCSBkの個別出力電力PBk outを制御し、必要に応じて蓄電池Bk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SPiによって発電された電力および蓄電池Bk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Pcutを設定する。このピークカット目標電力Pcut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Pcut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Pcut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PC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Pcutを用いて、抑制指標prPVおよび充放電指標prB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Pcutにするための抑制指標prPVおよび充放電指標prB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PC(t)の代わりにピークカット目標電力Pcut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prBとして算出する。なお、抑制指標prPVについては、各パワーコンディショナPCSPViから太陽電池SPi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prB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prPVを、送信部44を介して、各パワーコンディショナPCSPViに送信する。また、算出した充放電指標prBを、送信部44を介して、各パワーコンディショナPCSBk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Pcut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Pcutにするための抑制指標prPV(=0)および充放電指標prBを算出する。各パワーコンディショナPCSPViはそれぞれ、集中管理装置MC4が算出した抑制指標prPVを用いた最適化問題に基づいて、個別目標電力PPVi refを算出し、個別出力電力PPVi outが個別目標電力PPVi 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PCSBkはそれぞれ、集中管理装置MC4が算出した充放電指標prBを用いた最適化問題に基づいて、個別目標電力PBk refを算出し、個別出力電力PBk outを個別目標電力PBk 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Pcut以下である場合に、太陽電池SPiによって発電された電力はすべて出力され、かつ、蓄電池Bk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Pcut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Pcut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Pcut以下である場合に、これをピークカット目標電力Pcut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prPVおよび充放電指標prBの算出間隔によっては、瞬時的にピークカット目標電力Pcut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Pcut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Pcut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PC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Pcut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Pcut)にすることができる。さらに、各パワーコンディショナPCSPVi,PCSBkが分散的に個別目標電力PPVi ref,PBk 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Bkの放電が優先されるため、蓄電池Bk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Bk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Pcut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Bkを充電しておくことができる。
このような蓄電池Bk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Bk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PCSBk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PCSBk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Crate Mを用いて上記(20c’)式に示す蓄電池BkのCレート制約(充電定格出力PSMk 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Crate Mには0.3を、低速充電モードに対する充電レートCrate Mには0.1を、充電なしモードに対する充電レートCrate 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PCSBkは、上記(20’)式に示す最適化問題に基づいて、個別目標電力PBk refを求めることで、充電モードの設定に応じて蓄電池Bk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Bk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Bk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Crate 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Bk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SPiが接続された複数台のパワーコンディショナPCSPVi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Bkが接続された複数台のパワーコンディショナPCSBk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PCSPVi,PCSBk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SPiの発電量Pi 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prPVおよび充放電指標prBを用いて各パワーコンディショナPCSPVi,PCSBk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PCSPViの個別出力電力PPVi outを抑制する。また、パワーコンディショナPCSBkの個別出力電力PBk outを制御して蓄電池Bk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PRPRを設定する。この逆潮流回避目標電力PRPR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PRPR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PRPR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PRPRにするための抑制指標prPVおよび充放電指標prB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PC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PRPRを用いて、抑制指標prPVおよび充放電指標prB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PC(t)の代わりに逆潮流回避目標電力PRPR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prPVおよび充放電指標prBとして算出する。指標算出部43”は、算出した抑制指標prPVを、送信部44を介して、パワーコンディショナPCSPViに送信する。また、算出した充放電指標prBを、送信部44を介して、パワーコンディショナPCSBk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PRPR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PRPRにするための抑制指標prPVおよび充放電指標prBを算出する。各パワーコンディショナPCSPViはそれぞれ、集中管理装置MC5が算出した抑制指標prPVを用いた最適化問題に基づいて、個別目標電力PPVi refを算出し、個別出力電力PPVi outを個別目標電力PPVi refに制御する。また、各パワーコンディショナPCSBkはそれぞれ、集中管理装置MC5が算出した充放電指標prBを用いた最適化問題に基づいて、個別目標電力PBk refを算出し、個別出力電力PBk outを個別目標電力PBk 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PRPR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PRPR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prPVおよび充放電指標prB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PRPR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PRPR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PC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PRPR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PRPR)にすることができる。さらに、各パワーコンディショナPCSPVi,PCSBkが分散的に個別目標電力PPVi ref,PBk 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Bkの充電が優先されるため、蓄電池Bk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Bk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PRPR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Bkを放電しておくことができる。
このような蓄電池Bk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Bk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PCSBk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PCSBk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Crate Pを用いて上記(20c’)式に示す蓄電池BkのCレート制約(放電定格出力PSPk lmt)を変更する。例えば、放電有モードに対する放電レートCrate Pには0.3を、放電無モードに対する放電レートCrate 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PCSBkは、上記(20’)式に示す最適化問題に基づいて、個別目標電力PBk refを求めることで、放電モードの設定に応じて蓄電池Bk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Bk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Bk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Bkが接続された複数台のパワーコンディショナPCSBk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SPiが接続された複数台のパワーコンディショナPCSPVi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PCSPViからの個別出力電力PPVi 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PRPR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PC、ピークカット目標電力Pcut、あるいは、逆潮流回避目標電力PRPR)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PCSi,PCSPVi,PCSBkからそれぞれ個別出力電力Pi out,PPVi out,PBk outを入手し、入手した個別出力電力Pi out,PPVi out,PBk 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PCSPVi,PCSBk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PCSPVi,PCSBkの個別出力電力PPVi out,PBk outのすべての総和(システム総出力Ptotal(t))を算出し、当該システム総出力Ptotal(t)が電力会社から指示される出力指令値PC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Ptotal(t)を調整対象電力とし、そして、出力指令値PCをシステム総出力Ptotal(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PCSPVi,PCSBkからそれぞれ個別出力電力PPVi out,PBk 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PCSPVi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PCSBk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PCSPViに備えられており、自装置の個別出力電力PPVi 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PCSBkに備えられており、自装置の個別出力電力PBk 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PPVi 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PBk 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PCSPVi,PCSBkから送信される個別出力電力PPVi out,PBk 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PPVi out,PBk outの総和であるシステム総出力Ptotal(t)を算出する。本実施形態においては、総出力算出部62は、入力されるすべての個別出力電力PPVi out,PBk outを加算したシステム総出力Ptotal(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Ptotal(t)を、出力指令値PCにするための抑制指標prPVおよび充放電指標prB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Ptotal(t)を用いて、ラグランジュ乗数λを算出する。そして、上記(22)式により、算出したラグランジュ乗数λを抑制指標prPVおよび充放電指標prBとして算出する。算出された抑制指標prPVは、送信部44を介して、各パワーコンディショナPCSPViに送信される。また、算出された充放電指標prBはそれぞれ、送信部44を介して、各パワーコンディショナPCSBk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Ptotal(t)を用いた場合であっても、システム総出力Ptotal(t)を目標電力(出力指令値PC)にすることができる。さらに、各パワーコンディショナPCSPVi,PCSBkが分散的に個別目標電力PPVi ref,PBk 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Ptotal(t)を出力指令値PC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Ptotal(t)を出力指令値PC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Ptotal(t)を目標電力(出力指令値PC)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PCSPVi,PCSBk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PCSPVi,PCSBk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Ptotal(t)に基づいて、抑制指標prPVおよび充放電指標prB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Ptotal(t)を出力指令値PC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Ptotal(t)を出力指令値PC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Ptotal(t)を目標電力(出力指令値PC)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PCSPVi,PCSBk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PCSPVi,PCSBkを、複数台のパワーコンディショナPCSPViの集合である第1パワーコンディショナ群GPVと複数台のパワーコンディショナPCSBkの集合である第2パワーコンディショナ群GB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GPVと上記第2パワーコンディショナ群GB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GPVの総出力電力および第2パワーコンディショナ群GB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GPVの総出力電力は、各パワーコンディショナPCSPViの個別出力電力PPVi outの総和ΣPPVi outであり、以下、第1群総出力PGPVとする。また、第2パワーコンディショナ群GBの総出力電力は、各パワーコンディショナPCSBkの個別出力電力PBk outの総和ΣPBk outであり、以下、第2群総出力PGB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PGPVの目標値である第1群目標電力PTPVおよび第2群総出力PGBの目標値である第2群目標電力PTBを設定する。第1群目標電力PTPVおよび第2群目標電力PTB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PGPVおよび第2群総出力PGB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PCSPViの個別出力電力PPVi outを加算し、第1群総出力PGPV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PCSBkの個別出力電力PBk outを加算し、第2群総出力PGB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PCSPViから個別出力電力PPVi outを入手し、第1群総出力PGPVを算出する。そして、算出した第1群総出力PGPVが第1群目標電力PTPVとなるように、上記(34)式を用いて、抑制指標prPVを算出する。算出された抑制指標prPVは、各パワーコンディショナPCSPViに送信される。各パワーコンディショナPCSPViはそれぞれ、受信した抑制指標prPVを用いて、個別目標電力PPVi refを算出し、個別出力電力PPVi outが個別目標電力PPVi 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PCSBkから個別出力電力PBk outを入手し、第2群総出力PGBを算出する。そして、算出した第2群総出力PGBが第2群目標電力PTBとなるように、上記(35)式を用いて、充放電指標prBを算出する。算出された充放電指標prBは、各パワーコンディショナPCSBkに送信される。各パワーコンディショナPCSBkはそれぞれ、受信した充放電指標prBを用いて、個別目標電力PBk refを算出し、個別出力電力PBk outが個別目標電力PBk refとなるように制御する。これらにより、第1群総出力PGPVが第1群目標電力PTPVとなり、また、第2群総出力PGBが第2群目標電力PTB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GPVおよび第2パワーコンディショナ群GB毎に目標電力(第1群目標電力PTPVおよび第2群目標電力PTB)を設定して、第1群総出力PGPVを第1群目標電力PTPVに、そして、第2群総出力PGBを第2群目標電力PTBにすることができる。また、パワーコンディショナPCSPVi,PCSBkがそれぞれ、抑制指標prPV,充放電指標prBに基づいて、分散的に個別目標電力PPVi ref,PBk 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GPVおよび第2パワーコンディショナ群GB毎に目標電力(第1群目標電力PTPVおよび第2群目標電力PTB)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PCSPVi,PCSBkを、複数台のパワーコンディショナPCSPViの集合である第1パワーコンディショナ群GPVと複数台のパワーコンディショナPCSBkの集合である第2パワーコンディショナ群GB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GPV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GB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PCSPViおよび1台以上のパワーコンディショナPCSBk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prPVおよび充放電指標prB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PTPVや第2群目標電力PTB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PCSPVi,PCSBkから個別出力電力PPVi out,PBk 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PCSPVi,PCSBkから入手した個別出力電力PPVi out,PBk 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Ptotal(t),第1群総出力PGPVおよび第2群総出力PGB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PCSPVi,PCSBkからそれぞれ個別出力電力PPVi out,PBk 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実施形態においては、本開示に係る電力システムが太陽光発電システムである場合を例に説明したが、これに限られない。本開示に係る電力システムは、他の発電システムであってもよい。他の発電システムとしては、例えば、風力発電システムや燃料電池による発電システム、回転機形の発電機による発電システム、ネガワット取引を行うアグリゲータによる、需要家の負荷を管理する仮想的な発電システムなどが考えられる。なお、アグリゲータは、ネガワット取引により、節約できた電力を発電した電力とみなしているので、実際に発電を行っているのではない。これらの発電システムの場合でも、集中管理装置は、連系点電力を検出するか個別出力電力の総和を算出して調整対象電力とし、指標を算出して各電力装置に送信する。そして、各電力装置は、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。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、太陽光発電システムと同様、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、本開示に係る電力システムは、上記した発電システムを併用したものとしてもよい。例えば、太陽光発電システムに回転機形の発電機を追加して、集中管理装置が太陽光発電システムの各パワーコンディショナおよび発電機の制御装置に指標を送信して全体の出力を制御する構成としてもよい。
次に、本発明に係るバーチャルパワープラントについて、第9実施形態として説明する。バーチャルパワープラントは、上述した電力システム(第1〜第8実施形態に示す太陽光発電システムPVS1〜PVS8)を複数まとめて、さらに上位の中央管理装置がこれらを制御することで実現される。なお、上述したように、各電力システムは、太陽光発電システム以外の発電システムであってもよい。
図26は、第9実施形態に係るバーチャルパワープラントの全体構成を示す図である。当該バーチャルパワープラント(以下では、「VPP」と記載する場合がある)は、太陽光発電システムPVS_A,PVS_B,PVS_Cおよび中央管理装置MC’を備えている。
太陽光発電システムPVS_A,PVS_B,PVS_Cは、それぞれが、上述した太陽光発電システムPVS1〜PVS8のいずれかである。図26においては、太陽光発電システムPVS_A,PVS_B,PVS_Cを簡略化して、集中管理装置MC_A(MC_B,MC_C)と、これによって管理されている複数のパワーコンディショナPCSとして記載している。集中管理装置MC_A(MC_B,MC_C)は、それぞれ調整対象電力を出力指令値PCにするための指標prを算出し、各パワーコンディショナPCSに送信する。本実施形態においては、太陽光発電システムPVS_A,PVS_B,PVS_Cが特許請求の範囲に記載の「電力システム」に相当する。各パワーコンディショナPCSは、集中管理装置MC_A(MC_B,MC_C)より受信した指標prに基づいて個別目標電力Pi refを算出し、個別出力電力Pi outを制御する。集中管理装置MC_A(MC_B,MC_C)は、中央管理装置MC’より上位指標pr’_A(pr’_B,pr’_C)を入力された場合、当該上位指標pr’_A(pr’_B,pr’_C)に基づいて、指標prを算出する。なお、本実施形態においては、VPPが3つの太陽光発電システムPVS_A,PVS_B,PVS_Cを備えている場合を例にして説明するが、VPPが備える太陽光発電システムの数は限定されない。実際には、VPPは、より多数の太陽光発電システムを備えている。
中央管理装置MC’は、太陽光発電システムPVS_A,PVS_B,PVS_Cを管理するものである。中央管理装置MC’は、太陽光発電システムPVS_A(PVS_B,PVS_C)の集中管理装置MC_A(MC_B,MC_C)と通信(無線通信であってもよいし、有線通信であってもよい)を行っている。中央管理装置MC’は、上位指標pr’_A(pr’_B,pr’_C)を算出して、集中管理装置MC_A(MC_B,MC_C)に送信する。中央管理装置MC’は、出力指令値取得部71、受信部72、指標算出部73、および、送信部74を備えている。
出力指令値取得部71は、出力指令値取得部21と同様のものであり、中央管理装置MC’に対する出力指令値PC’を取得するものである。出力指令値取得部71は、電力会社からの要請や、あらかじめ計画された出力指令に応じて出力指令値PC’を取得して、指標算出部73に出力する。
受信部72は、集中管理装置MC_A,MC_B,MC_Cから、個別出力電力Pi outを受信するものである。集中管理装置MC_A(MC_B,MC_C)は、管理している各パワーコンディショナPCSより、それぞれ個別出力電力Pi outを入力されている。受信部72は、集中管理装置MC_A,MC_B,MC_Cがそれぞれ取得した個別出力電力Pi outを受信する。受信部72は、受信した個別出力電力Pi outを、指標算出部73に出力する。なお、太陽光発電システムPVS_A(PVS_B,PVS_C)が負荷を備えている場合、集中管理装置MC_A(MC_B,MC_C)は、当該負荷に供給される電力も検出して、中央管理装置MC’に送信する。受信部72は、受信した負荷供給電力値も、指標算出部73に出力する。また、集中管理装置MC_A(MC_B,MC_C)が個別出力電力Pi outを取得しておらず、個別出力電力Pi outの合計値として連系点電力P(t)=ΣPi outを取得している場合は、受信部72は、連系点電力P(t)を受信して、ΣPi outとして指標算出部73に出力するこの場合、集中管理装置MC_Aから受信した連系点電力P(t)は、集中管理装置MC_Aが管理するパワーコンディショナPCSの個別出力電力Pi outの合計値ΣAPi outとして出力され、集中管理装置MC_Bから
受信した連系点電力P(t)は、集中管理装置MC_Bが管理するパワーコンディショナPCSの個別出力電力Pi outの合計値ΣBPi outとして出力され、集中管理装置MC_Cから受信した連系点電力P(t)は、集中管理装置MC_Cが管理するパワーコンディショナPCSの個別出力電力Pi outの合計値ΣCPi outとして出力される。なお、負荷を備えている場合、連系点電力P(t)は、ΣPi outから負荷供給電力値を減算した値となる。また、受信部72は、個別出力電力Pi outを、集中管理装置MC_A,MC_B,MC_Cから受信するのではなく、各パワーコンディショナPCSから受信するようにしてもよい。
指標算出部73は、受信部72が受信した個別出力電力Pi out、および、出力指令値取得部71が取得した出力指令値PC’を入力されて、太陽光発電システムPVS_A,PVS_B,PVS_Cに対する上位指標pr’_A,pr'_B,pr'_Cを演算して、送信部74に出力する。上位指標pr’_A,pr'_B,pr'_Cは、すべての個別出力電力Pi outを合計したΣallPi out(=ΣAPi out+ΣBPi out+ΣCPi out)を、出力指令値PC’にするため指標である。なお、受信部72から負荷供給電力値が入力された場合は、ΣallPi outから負荷供給電力値を減算した値が用いられる。本実施形態においては、指標算出部73が特許請求の範囲に記載の「上位指標算出手段」に相当し、出力指令値PC’が特許請求の範囲に記載の「全体目標電力」に相当する。本実施形態に係るVPPは、運転モードを切り替えることができる。指標算出部73は、運転モードによって上位指標pr’_A,pr'_B,pr'_Cの演算を切り替える。運転モードの詳細、および、指標算出部73が行う演算については後述する。
送信部74は、指標算出部73が算出した上位指標pr’_A,pr'_B,pr'_Cを、それぞれ、集中管理装置MC_A,MC_B,MC_C(太陽光発電システムPVS_A,PVS_B,PVS_C)に送信するものである。送信部74は、上位指標pr’_A,pr'_B,pr'_Cを送信するときに、運転モードを示す情報も送信する。集中管理装置MC_A,MC_B,MC_Cは、運転モードに応じた制御を行う。具体的には、集中管理装置MC_A,MC_B,MC_Cは、運転モードに応じて、各パワーコンディショナPCSに送信する指標prの算出方法を切り替える。なお、VPPにおける運転モードが固定されている場合は、運転モードを示す情報も送信する必要はなく、集中管理装置MC_A,MC_B,MC_Cにおける指標prの算出方法を固定しておけばよい。
太陽光発電システムPVS_A(PVS_B,PVS_C)が上位指標pr’_A(pr’_B,pr’_C)に基づいて各パワーコンディショナPCSの個別出力電力Pi outを制御することで、VPPによる電力制御が行われる。例えば、電力会社から出力を抑制するよう要請されて、出力指令値取得部71が出力指令値PC’を取得した場合、中央管理装置MC'は、上位指標pr’_A,pr'_B,pr'_Cを算出して、それぞれ、太陽光発電システムPVS_A,PVS_B,PVS_Cに送信する。太陽光発電システムPVS_A(PVS_B,PVS_C)の集中管理装置MC_A(MC_B,MC_C)は、受信した上位指標pr’_A(pr’_B,pr’_C)に応じて指標prを算出し、各パワーコンディショナPCSに送信する。そして、各パワーコンディショナPCSは、集中管理装置MC_A(MC_B,MC_C)より受信した指標prに基づいて個別目標電力Pi refを算出し、個別出力電力Pi outを制御する。これにより、VPP全体としての出力電力が、出力指令値PC’に一致するように制御されて、出力が抑制される。
次に、VPPの各運転モードと指標算出部73が行う演算について説明する。
まず、各太陽光発電システムPVS_A,PVS_B,PVS_Cのそれぞれの目的を考慮せず、VPP全体としての目的を達成させる第1の運転モードについて説明する。
図27(a)は、第1の運転モードを説明するためのブロック図である。
第1の運転モードでは、指標算出部73は、受信部72より入力された個別出力電力P
i outからΣ
AP
i out、Σ
BP
i outおよびΣ
CP
i outを算出する(受信部72が連系点電力P(t)を受信して、受信部72からΣ
AP
i out、Σ
BP
i out、Σ
CP
i outとして入力されている場合は、そのまま用いる)。また、指標算出部73は、出力指令値取得部71より入力された出力指令値P
C’から、太陽光発電システムPVS_A,PVS_B,PVS_Cに対する目標値であるP
C'_A、P
C'_B、P
C'_C(P
C'_A+P
C'_B+P
C'_C=P
C')を設定する。目標値P
C'_A、P
C'_B、P
C'_Cは、例えば、各太陽光発電システムPVS_A,PVS_B,PVS_Cの容量比や出力電力比などに応じて設定される。そして、指標算出部73は、Σ
AP
i outをP
C'_Aにするための上位指標pr’_A、Σ
BP
i outをP
C'_Bにするための上位指標pr’_B、および、Σ
CP
i outをP
C'_Cにするための上位指標pr’_Cを算出する。指標算出部73は、勾配係数をε
Aとして、下記(36a)式に基づいてラグランジュ乗数λ
Aを算出し、ラグランジュ乗数λ
Aを上位指標pr’_Aとする。同様に、指標算出部73は、勾配係数をε
Bとして、下記(36b)式に基づいてラグランジュ乗数λ
Bを算出し、ラグランジュ乗数λ
Bを上位指標pr’_Bとし、勾配係数をε
Cとして、下記(36c)式に基づいてラグランジュ乗数λ
Cを算出し、ラグランジュ乗数λ
Cを上位指標pr’_Cとする。中央管理装置MC’は、上位指標pr’_Aとしてλ
Aを太陽光発電システムPVS_Aに送信し、上位指標pr’_Bとしてλ
Bを太陽光発電システムPVS_Bに送信し、上位指標pr’_Cとしてλ
Cを太陽光発電システムPVS_Cに送信する。
太陽光発電システムPVS_A(PVS_B,PVS_C)は、中央管理装置MC’より受信した上位指標pr’_A(pr’_B,pr’_C)を用いて、各パワーコンディショナPCSの制御を行う。具体的には、太陽光発電システムPVS_A(PVS_B,PVS_C)の集中管理装置MC_A(MC_B,MC_C)は、中央管理装置MC’より受信した上位指標pr’_A(pr’_B,pr’_C)を指標prとして、各パワーコンディショナPCSに送信する。各パワーコンディショナPCSは、受信した上位指標pr’_A(pr’_B,pr’_C)に基づいて個別目標電力Pi refを算出し、個別出力電力Pi outを制御する。
第1の運転モードでは、太陽光発電システムPVS_A(PVS_B,PVS_C)の集中管理装置MC_A(MC_B,MC_C)は、中央管理装置MC’より受信した上位指標pr’_A(pr’_B,pr’_C)を各パワーコンディショナPCSに送信するだけであるが、太陽光発電システムPVS_A,PVS_B,PVS_CがVPP全体としての目標である出力指令値PC’に応じた出力をすることで、VPP全体としての目的を達成させることができる。
より一般化して、VPPが備えている太陽光発電システムの数がmの場合は、指標算出部73は、j番目の太陽光発電システムの調整対象電力をP
j(t)(j=1,2、…、m)、j番目の太陽光発電システムの目標電力をP
C’_j(t)(j=1,2、…、m)、j番目の太陽光発電システムに対する勾配係数をε
j(j=1,2、…、m)、j番目の太陽光発電システムに対する上位指標をpr’_j(j=1,2、…、m)とした場合、下記(36d)〜(36f)式で示す数式を解くことで、上位指標pr’_j(j=1,2、…、m)を算出する。調整対象電力P
j(t)は、j番目の太陽光発電システムのパワーコンディショナの個別出力電力の合計Σ
jP
i out(t)であり、j番目の太陽光発電システムが負荷を備えている場合は、個別出力電力の合計Σ
jP
i out(t)から負荷消費電力値を減算したものである。また、j番目の太陽光発電システムが連系点電力P(t)を検出する場合、調整対象電力P
j(t)は、連系点電力P(t)である。
次に、第1の運転モードとは異なる第2の運転モードについて説明する。
図27(b)は、第2の運転モードを説明するためのブロック図である。
第2の運転モードでは、指標算出部73は、受信部72より入力された個別出力電力P
i outからΣ
allP
i outを算出する(受信部72が連系点電力P(t)を受信して、受信部72からΣ
AP
i out、Σ
BP
i out、Σ
CP
i outとして入力されている場合は、これらから算出する)。そして、指標算出部73は、Σ
allP
i outを、出力指令値取得部71より入力された出力指令値P
C’にするための指標を算出する。指標算出部73は、勾配係数をε
allとして、下記(37)式に基づいてラグランジュ乗数λ
allを算出し、ラグランジュ乗数λ
allを上位指標pr’_A,pr’_B,pr’_Cとする。中央管理装置MC’は、上位指標pr’_Aとしてλ
allを太陽光発電システムPVS_Aに送信し、上位指標pr’_Bとしてλ
allを太陽光発電システムPVS_Bに送信し、上位指標pr’_Cとしてλ
allを太陽光発電システムPVS_Cに送信する。
太陽光発電システムPVS_A(PVS_B,PVS_C)は、中央管理装置MC’より受信した上位指標pr’_A(pr’_B,pr’_C)を用いて、各パワーコンディショナPCSの制御を行う。具体的には、太陽光発電システムPVS_A(PVS_B,PVS_C)の集中管理装置MC_A(MC_B,MC_C)は、中央管理装置MC’より受信した上位指標pr’_A(pr’_B,pr’_C)を指標prとして、各パワーコンディショナPCSに送信する。各パワーコンディショナPCSは、受信した上位指標pr’_A(pr’_B,pr’_C)に基づいて個別目標電力Pi refを算出し、個別出力電力Pi outを制御する。上位指標pr’_A,pr’_B,pr’_Cはいずれもλallなので、太陽光発電システムPVS_A,PVS_B,PVS_CのパワーコンディショナPCSは、すべて同じ指標に基づいて制御される。
第2の運転モードでは、太陽光発電システムPVS_A(PVS_B,PVS_C)の集中管理装置MC_A(MC_B,MC_C)は、中央管理装置MC’より受信した同一の上位指標pr’_A(pr’_B,pr’_C)を各パワーコンディショナPCSに送信するだけであるが、太陽光発電システムPVS_A,PVS_B,PVS_CがVPP全体としての目標である出力指令値PC’に応じた出力をすることで、VPP全体としての目的を達成させることができる。
より一般化して、VPPが備えている太陽光発電システムの数がmの場合でもは、指標算出部73は、j番目の太陽光発電システムの調整対象電力をP
j(t)(j=1,2、…、m)として、上下記(37’)式に基づいてラグランジュ乗数λ
allを算出し、ラグランジュ乗数λ
allを、j番目の太陽光発電システムに対する上位指標pr’_j(j=1,2、…、m)とすればよい。調整対象電力P
j(t)は、j番目の太陽光発電システムのパワーコンディショナの個別出力電力の合計Σ
jP
i out(t)であり、j番目の太陽光発電システムが負荷を備えている場合は、個別出力電力の合計Σ
jP
i out(t)から負荷消費電力値を減算したものである。また、j番目の太陽光発電システムが連系点電力P(t)を検出する場合、調整対象電力P
j(t)は、連系点電力P(t)である。
次に、各太陽光発電システムPVS_A,PVS_B,PVS_Cのそれぞれの目的を達成しつつ、VPP全体としての目的も達成させるように働く第3の運転モードについて説明する。
図28(a)は、第3の運転モードを説明するためのブロック図である。
第3の運転モードでは、各太陽光発電システムPVS_A,PVS_B,PVS_Cは、調整対象電力の許容範囲の上限値および下限値を中央管理装置MC’に送信する。具体的には、太陽光発電システムPVS_Aの集中管理装置MC_Aは、太陽光発電システムPVS_Aの調整対象電力の許容範囲の上限値PC_Amaxおよび下限値PC_Aminを送信する。同様に、太陽光発電システムPVS_Bの集中管理装置MC_Bは、太陽光発電システムPVS_Bの調整対象電力の許容範囲の上限値PC_Bmaxおよび下限値PC_Bminを送信し、太陽光発電システムPVS_Cの集中管理装置MC_Cは、太陽光発電システムPVS_Cの調整対象電力の許容範囲の上限値PC_Cmaxおよび下限値PC_Cminを送信する。上限値および下限値は、集中管理装置MC_A(MC_B,MC_C)が行っている制御に応じて決定される。例えば、連系点電力抑制制御を行っている場合は、出力指令値PCを上限値とする。受信部72は、受信した各上限値および下限値を、指標算出部73に出力する。指標算出部73は、受信部72より入力された個別出力電力Pi outからΣAPi out、ΣBPi outおよびΣCPi outを算出する(受信部72が連系点電力P(t)を受信して、受信部72からΣAPi out、ΣBPi out、ΣCPi outとして入力されている場合は、そのまま用いる)。また、指標算出部73は、出力指令値取得部71より入力された出力指令値PC’と、受信部72より入力された各上限値および下限値とから、太陽光発電システムPVS_A,PVS_B,PVS_Cに対する目標値であるPC'_A、PC'_B、PC'_C(PC_Amin≦PC'_A≦PC_Amax、PC_Bmin≦PC'_B≦PC_Bmax、PC_Cmin≦PC'_C≦PC_Cmax)を設定する。そして、指標算出部73は、ΣAPi outをPC'_Aにするための上位指標pr’_A、ΣBPi outをPC'_Bにするための上位指標pr’_B、および、ΣCPi outをPC'_Cにするための上位指標pr’_Cを算出する。指標算出部73は、勾配係数をεAとして、上記(36a)式に基づいてラグランジュ乗数λAを算出し、ラグランジュ乗数λAを上位指標pr’_Aとする。同様に、指標算出部73は、勾配係数をεBとして、上記(36b)式に基づいてラグランジュ乗数λBを算出し、ラグランジュ乗数λBを上位指標pr’_Bとし、勾配係数をεCとして、上記(36c)式に基づいてラグランジュ乗数λCを算出し、ラグランジュ乗数λCを上位指標pr’_Cとする。中央管理装置MC’は、上位指標pr’_AとしてλAを太陽光発電システムPVS_Aに送信し、上位指標pr’_BとしてλBを太陽光発電システムPVS_Bに送信し、上位指標pr’_CとしてλCを太陽光発電システムPVS_Cに送信する。
太陽光発電システムPVS_A(PVS_B,PVS_C)は、中央管理装置MC’より受信した上位指標pr’_A(pr’_B,pr’_C)を用いて、各パワーコンディショナPCSの制御を行う。具体的には、太陽光発電システムPVS_A(PVS_B,PVS_C)の集中管理装置MC_A(MC_B,MC_C)は、中央管理装置MC’より受信した上位指標pr’_A(pr’_B,pr’_C)を指標prとして、各パワーコンディショナPCSに送信する。各パワーコンディショナPCSは、受信した上位指標pr’_A(pr’_B,pr’_C)に基づいて個別目標電力Pi refを算出し、個別出力電力Pi outを制御する。
第3の運転モードでは、太陽光発電システムPVS_A(PVS_B,PVS_C)の集中管理装置MC_A(MC_B,MC_C)は、中央管理装置MC’より受信した上位指標pr’_A(pr’_B,pr’_C)を各パワーコンディショナPCSに送信するだけであるが、指標算出部73は、太陽光発電システムPVS_A(PVS_B,PVS_C)から入力される上限値および下限値を考慮して上位指標pr’_A(pr’_B,pr’_C)を算出するので、太陽光発電システムPVS_A(PVS_B,PVS_C)は、それぞれの目的を達成させることができる。また、目標値PC'_A、PC'_B、PC'_Cを設定する際に、PC'_A+PC'_B+PC'_C=PC'の条件を満たすことができれば、VPP全体としての目的も達成させることができる。
より一般化して、VPPが備えている太陽光発電システムの数がmの場合は、指標算出部73は、j番目の太陽光発電システムから入力された上限値をP
C_jmax、下限値をP
C_jmin(j=1,2、…、m)、j番目の太陽光発電システムの調整対象電力をP
j(t)(j=1,2、…、m)、j番目の太陽光発電システムの目標電力をP
C’_j(t)(j=1,2、…、m)、j番目の太陽光発電システムに対する勾配係数をε
j(j=1,2、…、m)、j番目の太陽光発電システムに対する上位指標をpr’_j(j=1,2、…、m)とした場合、下記(38a)〜(38c)式で示す数式を解くことで、上位指標pr’_j(j=1,2、…、m)を算出する。調整対象電力P
j(t)は、j番目の太陽光発電システムのパワーコンディショナの個別出力電力の合計Σ
jP
i out(t)であり、j番目の太陽光発電システムが負荷を備えている場合は、個別出力電力の合計Σ
jP
i out(t)から負荷消費電力値を減算したものである。また、j番目の太陽光発電システムが連系点電力P(t)を検出する場合、調整対象電力P
j(t)は、連系点電力P(t)である。
次に、第3の運転モードとは異なる第4の運転モードについて説明する。
図28(b)は、第4の運転モードを説明するためのブロック図である。
第4の運転モードでは、指標算出部73は、受信部72より入力された個別出力電力Pi outからΣallPi outを算出する(受信部72が連系点電力P(t)を受信して、受信部72からΣAPi out、ΣBPi out、ΣCPi outとして入力されている場合は、これらから算出する)。そして、指標算出部73は、ΣallPi outを、出力指令値取得部71より入力された出力指令値PC’にするための指標を算出する。指標算出部73は、勾配係数をεallとして、上記(37)式に基づいてラグランジュ乗数λallを算出し、ラグランジュ乗数λallを上位指標pr’_A,pr’_B,pr’_Cとする。中央管理装置MC’は、上位指標pr’_Aとしてλallを太陽光発電システムPVS_Aに送信し、上位指標pr’_Bとしてλallを太陽光発電システムPVS_Bに送信し、上位指標pr’_Cとしてλallを太陽光発電システムPVS_Cに送信する。
太陽光発電システムPVS_Aの集中管理装置MC_Aは、受信した上位指標pr’_Aを指標算出部23に入力する。指標算出部23は、入力された上位指標pr’_A(=λ
all)と、取得した出力指令値P
C(太陽光発電システムPVS_B,PVS_Cが取得した出力指令値P
Cと区別するため、以下では「P
C_A」とする)とから、下記(39a)式に基づいて、修正出力指令値P
C”_Aを算出する。ただし、修正出力指令値P
C”_Aは、太陽光発電システムPVS_Aの調整対象電力の許容範囲の上限値P
C_Amaxおよび下限値P
C_Aminに対して、P
C_Amin≦P
C”_A≦P
C_Amaxに制限される。指標算出部23は、算出された修正出力指令値P
C”_Aを出力指令値として、上記(9)式または上記(21)式に基づき、指標pr(抑制指標pr
PVおよび充放電指標pr
B)を算出する。太陽光発電システムPVS_B,PVS_Cと区別するために、勾配係数をε
Aとし、ラグランジュ乗数をλ
Aとすると、集中管理装置MC_Aの指標算出部23は、下記(39b)式に基づいてラグランジュ乗数λ
Aを算出し、ラグランジュ乗数λ
Aを指標prとする。同様に、太陽光発電システムPVS_Bの集中管理装置MC_Bは、受信した上位指標pr’_B(=λ
all)と、取得した出力指令値P
C_Bと、太陽光発電システムPVS_Bの調整対象電力の許容範囲の上限値P
C_Bmaxおよび下限値P
C_Bminとから、下記(39c)式に基づいて、修正出力指令値P
C”_B(P
C_Bmin≦P
C”_B≦P
C_Bmax)を算出する。そして、勾配係数をε
Bとして、下記(39d)式に基づいてラグランジュ乗数λ
Bを算出し、ラグランジュ乗数λ
Bを指標prとする。また、太陽光発電システムPVS_Cの集中管理装置MC_Cは、受信した上位指標pr’_C(=λ
all)と、取得した出力指令値P
C_Cと、太陽光発電システムPVS_Cの調整対象電力の許容範囲の上限値P
C_Cmaxおよび下限値P
C_Cminとから、下記(39e)式に基づいて、修正出力指令値P
C”_C(P
C_Cmin≦P
C”_C≦P
C_Cmax)を算出する。そして、勾配係数をε
Cとして、下記(39f)式に基づいてラグランジュ乗数λ
Cを算出し、ラグランジュ乗数λ
Cを指標prとする。太陽光発電システムPVS_A(PVS_B,PVS_C)の集中管理装置MC_A(MC_B,MC_C)は、それぞれ指標算出部23が算出した指標prを各パワーコンディショナPCSに送信する。各パワーコンディショナPCSは、受信した指標prに基づいて個別目標電力P
i refを算出し、個別出力電力P
i outを制御する。
第4の運転モードでは、太陽光発電システムPVS_A(PVS_B,PVS_C)の集中管理装置MC_A(MC_B,MC_C)は、中央管理装置MC’より受信した同一の上位指標pr’_A(pr’_B,pr’_C)に基づいて、調整対象電力の許容範囲の上限値および下限値を考慮した修正出力指令値PC”_A(PC”_B,PC”_C)を算出し、これに基づいて算出された指標Prによって各パワーコンディショナPCSを制御する。したがって、太陽光発電システムPVS_A(PVS_B,PVS_C)は、それぞれの目的を達成させることができる。また、修正出力指令値PC”_A、PC”_B、PC”_Cを算出する際に、いずれも上限値および下限値を超えなければ、VPP全体としての目的も達成させることができる。また、いずれかが上限値または下限値を超えた場合でも、上記(37)式によりラグランジュ乗数λallが調整されて他の太陽光発電システムでカバーされるので、VPP全体としての目的も達成させるように制御される。
より一般化して、VPPが備えている太陽光発電システムの数がmの場合は、指標算出部73は、上記(37’)式に基づいてラグランジュ乗数λ
allを算出し、ラグランジュ乗数λ
allを、j番目の太陽光発電システムに対する上位指標pr’_j(j=1,2、…、m)とすればよい。そして、j番目の太陽光発電システムの指標算出部23は、入力された上位指標pr’_j(=λ
all)、出力指令値P
C_j、調整対象電力の許容範囲の上限値P
C_jmaxおよび下限値P
C_jminから、下記(40a)〜(40b)式に基づいて、修正出力指令値P
C”_jを算出し、当該太陽光発電システムの調整対象電力をP
j(t)、勾配係数をε
j、指標をprとし、下記(40c)〜(40d)式で示す数式を解くことで、前記指標prを算出する。調整対象電力P
j(t)は、j番目の太陽光発電システムのパワーコンディショナの個別出力電力の合計Σ
jP
i out(t)であり、j番目の太陽光発電システムが負荷を備えている場合は、個別出力電力の合計Σ
jP
i out(t)から負荷消費電力値を減算したものである。また、j番目の太陽光発電システムが連系点電力P(t)を検出する場合、調整対象電力P
j(t)は、連系点電力P(t)である。
なお、第4の運転モードにおいて、上記(40a)〜(40d)式による演算を、指標算出部73で行うようにしてもよい。具体的には、j番目の太陽光発電システムがそれぞれ上限値PC_jmax、下限値PC_jminおよび出力指令値PC_jを中央管理装置MC’に送信する。指標算出部73が上記(40a)〜(40c)式で示す数式を解くことで、ラグランジュ乗数λjを算出し、ラグランジュ乗数λjを上位指標pr’_jとする。そして、j番目の太陽光発電システムの指標算出部23は、受信した上位指標pr’_jを指標prとすればよい。
次に、VPPが各パワーコンディショナPCSを複数のグループに分けて管理する場合である第5の運転モードについて説明する。具体的には、グループαとグループβとが設定されており、太陽光発電システムPVS_AのパワーコンディショナPCSがすべてグループαに属し、太陽光発電システムPVS_CのパワーコンディショナPCSがすべてグループβに属し、太陽光発電システムPVS_BのパワーコンディショナPCSの一部がグループαに属し、その他がグループβに属している場合について説明する。
図29は、第5の運転モードを説明するためのブロック図である。
第5の運転モードでは、指標算出部73は、受信部72より入力された個別出力電力P
i outから、グループαに属しているパワーコンディショナPCSの出力の合計であるΣαP
i out、および、グループβに属しているパワーコンディショナPCSの出力の合計であるΣβP
i outを算出する。また、指標算出部73は、出力指令値取得部71より入力された出力指令値P
C’から、グループαに対する目標値であるP
C'_α、および、グループβに対する目標値であるP
C'_β(P
C'_α+P
C'_β=P
C')を設定する。目標値P
C'_α、P
C'_βは、例えば、各グループα,βの容量比や出力電力比などに応じて設定される。なお、VPP全体としての出力を目標値であるP
C'に制御するのではなく、各グループの出力をそれぞれの目標値に制御するのであれば、P
C'_α+P
C'_β=P
C'の制限をすることなく、それぞれの目標値P
C'_α、P
C'_βを設定すればよい。そして、指標算出部73は、ΣαP
i outをP
C'_αにするための指標、および、ΣβP
i outをP
C'_βにするための指標を算出する。指標算出部73は、勾配係数をεαとして、下記(41a)式に基づいてラグランジュ乗数λαを算出する。同様に、指標算出部73は、勾配係数をεβとして、下記(41b)式に基づいてラグランジュ乗数λβを算出する。そして、中央管理装置MC’は、上位指標pr’_Aとしてλαを太陽光発電システムPVS_Aに送信し、上位指標pr’_BとしてλαおよびλΒを太陽光発電システムPVS_Bに送信し、上位指標pr’_Cとしてλβを太陽光発電システムPVS_Cに送信する。
太陽光発電システムPVS_Aの集中管理装置MC_Aは、受信した上位指標pr’_A(=λα)と、取得した出力指令値P
C_Aと、太陽光発電システムPVS_Aの調整対象電力の許容範囲の上限値P
C_Amaxおよび下限値P
C_Aminとから、下記(42a)式に基づいて、修正出力指令値P
C”_A(P
C_Amin≦P
C”_A≦P
C_Amax)を算出する。そして、勾配係数をε
Aとして、上記(39b)式に基づいてラグランジュ乗数λ
Aを算出し、ラグランジュ乗数λ
Aを指標prとする。同様に、太陽光発電システムPVS_Cの集中管理装置MC_Cは、受信した上位指標pr’_C(=λΒ)と、取得した出力指令値P
C_Cと、太陽光発電システムPVS_Cの調整対象電力の許容範囲の上限値P
C_Cmaxおよび下限値P
C_Cminとから、下記(42c)式に基づいて、修正出力指令値P
C”_C(P
C_Cmin≦P
C”_C≦P
C_Cmax)を算出する。そして、勾配係数をε
Cとして、上記(39f)式に基づいてラグランジュ乗数λ
Cを算出し、ラグランジュ乗数λ
Cを指標prとする。また、太陽光発電システムPVS_Bの集中管理装置MC_Bは、受信した上位指標pr’_Bを指標算出部23に入力する。指標算出部23は、入力された上位指標pr’_B(=λα,λΒ)と、取得した出力指令値P
C_Bと、太陽光発電システムPVS_Bの調整対象電力の許容範囲の上限値P
C_Bmaxおよび下限値P
C_Bminとから、下記(42b)式に基づいて、修正出力指令値P
C”_B(P
C_Bmin≦P
C”_B≦P
C_Bmax)を算出する。ωα,ωβは、重み付けのための係数であり、各グループに所属するパワーコンディショナPCSの合計容量比や台数比に応じて設定される。指標算出部23は、算出された修正出力指令値P
C”_Bを出力指令値とし、勾配係数をε
Bとして、上記(39d)式に基づいてラグランジュ乗数λ
Bを算出し、ラグランジュ乗数λ
Bを指標prとする。太陽光発電システムPVS_A(PVS_B,PVS_C)の集中管理装置MC_A(MC_B,MC_C)は、それぞれ指標算出部23が算出した指標prを各パワーコンディショナPCSに送信する。各パワーコンディショナPCSは、受信した指標prに基づいて個別目標電力P
i refを算出し、個別出力電力P
i outを制御する。
第5の運転モードでは、太陽光発電システムPVS_A(PVS_B,PVS_C)の集中管理装置MC_A(MC_B,MC_C)は、中央管理装置MC’より受信した上位指標pr’_A(pr’_B,pr’_C)に基づいて、調整対象電力の許容範囲の上限値および下限値を考慮した修正出力指令値PC”_A(PC”_B,PC”_C)を算出し、これに基づいて算出された指標Prによって各パワーコンディショナPCSを制御する。したがって、太陽光発電システムPVS_A(PVS_B,PVS_C)は、それぞれの目的を達成させることができる。また、修正出力指令値PC”_A、PC”_B、PC”_Cを算出する際に、いずれも上限値および下限値を超えなければ、VPP全体としての目的も達成させることができる。また、いずれかが上限値または下限値を超えた場合でも、上記(41a),(41b)式によりラグランジュ乗数λα,λβが調整されて他の太陽光発電システムでカバーされるので、VPP全体としての目的も達成させるように制御される。
より一般化して、VPPが備えている太陽光発電システムの数がmで、グループの数がpの場合は、指標算出部73は、k番目のグループの調整対象電力をP
k(t)(k=1,2、…、p)、k番目のグループの目標電力をP
C’_k(t)(k=1,2、…、p)、k番目のグループに対する勾配係数をε
k(k=1,2、…、p)、k番目のグループに対するラグランジュ乗数をλ
k(k=1,2、…、p)とし、下記(43a)〜(43b)式で示す数式を解くことで、前記ラグランジュ乗数λ
k(k=1,2、…、p)を算出し、これを上位指標とする。調整対象電力P
k(t)は、k番目のグループに所属するパワーコンディショナの個別出力電力の合計Σ
kP
i out(t)であり、k番目のグループが負荷を備えている場合は、個別出力電力の合計Σ
kP
i out(t)から負荷消費電力値を減算したものである。太陽光発電システムへは、上位指標λ
k(k=1,2、…、p)のうち、パワーコンディショナが所属するグループに対応するものだけを送信するようにしてもよい。そして、j番目の太陽光発電システムの指標算出部23は、上位指標λ
k(k=1,2、…、p)、重み付けのための係数ω
k_j、調整対象電力の許容範囲の上限値P
C_jmaxおよび下限値P
C_jminから、下記(44a)〜(44b)式に基づいて、修正出力指令値P
C”_jを算出する。上記例では、太陽光発電システムPVS_AのパワーコンディショナPCSがすべてグループαに属しているので、下記(44a)式において、重み付けのための係数ωα_A=1、ωβ_A=0となって、上記(42a)式となっている。そして、指標算出部23は、当該太陽光発電システムの調整対象電力をP
j(t)、勾配係数をε
j、指標をprとし、下記(44c)〜(44d)式で示す数式を解くことで、前記指標prを算出する。調整対象電力P
j(t)は、j番目の太陽光発電システムのパワーコンディショナの個別出力電力の合計Σ
jP
i out(t)であり、j番目の太陽光発電システムが負荷を備えている場合は、個別出力電力の合計Σ
jP
i out(t)から負荷消費電力値を減算したものである。また、j番目の太陽光発電システムが連系点電力P(t)を検出する場合、調整対象電力P
j(t)は、連系点電力P(t)である。
なお、第5の運転モードにおいて、上記(44a)〜(44d)式による演算を、指標算出部73で行うようにしてもよい。具体的には、j番目の太陽光発電システムがそれぞれ上限値PC_jmax、下限値PC_jminおよび出力指令値PC_jを中央管理装置MC’に送信する。指標算出部73が上記(44a)〜(44c)式で示す数式を解くことで、ラグランジュ乗数λjを算出し、ラグランジュ乗数λjを上位指標pr’_jとする。そして、j番目の太陽光発電システムの指標算出部23は、受信した上位指標pr’_jを指標prとすればよい。
第9実施形態によると、中央管理装置MC’は、指標算出部73が算出した上位指標pr’_A,pr'_B,pr'_Cを、それぞれ、集中管理装置MC_A,MC_B,MC_C(太陽光発電システムPVS_A,PVS_B,PVS_C)に送信する。集中管理装置MC_A(MC_B,MC_C)は、受信した上位指標pr’_A(pr’_B,pr’_C)に応じて指標prを算出し、各パワーコンディショナPCSに送信する。そして、各パワーコンディショナPCSは、集中管理装置MC_A(MC_B,MC_C)より受信した指標prに基づいて個別出力電力Pi outを制御する。集中管理装置MC_A(MC_B,MC_C)は、受信した上位指標pr’_A(pr’_B,pr’_C)に応じて指標prを算出するだけなので、パワーコンディショナPCS毎に目標出力電力を算出する場合と比べて、処理負荷を低減することができる。特に、第1ないし第3の運転モードの場合、集中管理装置MC_A(MC_B,MC_C)は、受信した上位指標pr’_A(pr’_B,pr’_C)をそのまま指標prとするので、処理負荷をより低減することができる。
なお、第9実施形態においては、VPPが備える電力システムが太陽光発電システムの場合について説明したが、これに限られない。VPPが備える電力システムは、上述したように、風力発電システム、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、アグリゲータによる発電システム、太陽光発電システム、および、これらを併用した発電システムであってもよい。これらの場合、各発電システムも、特許請求の範囲に記載の「電力システム」に相当する。これらの発電システムに対しても、中央管理装置MC’は、指標算出部73が算出した上位指標を送信する。これらの発電システムも、受信した上位指標に応じて、出力の制御を行う。また、第3の運転モードにおいては、これらの発電システムも、調整対象電力の許容範囲の上限値および下限値を中央管理装置MC’に送信する。
本発明に係るバーチャルパワープラントは、上記実施形態に限定されるものではなく、本発明の特許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。