JP2019122150A - 電力システムおよび蓄電池パワーコンディショナ - Google Patents

Abstract

【課題】出力電力の急変を抑制する電力システムおよびパワーコンディショナを提供する。
【解決手段】本開示の電力システムは、太陽電池から電力が入力されるパワーコンディショナＰＣＳ_PViと、蓄電池の充放電を制御するパワーコンディショナＰＣＳ_Bkと、電力系統に接続される電力線９０と、パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkを管理する集中管理装置ＭＣ１とを備えており、パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、蓄電池の充放電時の入出力電力を制限するための特性値（Ｃレート）を設定するＣレート設定部３２を備えており、Ｃレート設定部３２によって設定される特性値は、新たな設定値である指定値への変更が行われるとき、現在の設定値から指定値まで段階的に変化する。
【選択図】図２

Description

本開示は、系統連系型の電力システムに関し、特に調整対象電力を目標電力に制御する電力システムに関する。また、本開示は、この電力システムに含まれる蓄電池パワーコンディショナに関する。

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。このような太陽光発電システムにおいては、天候変動などにより出力変動が生じる。この出力変動を抑制させるために、蓄電池と蓄電池を接続したパワーコンディショナを備えることがある。

例えば、特許文献１には、太陽電池と、太陽電池を接続した第１パワーコンディショナと、蓄電池と、蓄電池を接続した第２パワーコンディショナと、第１パワーコンディショナおよび第２パワーコンディショナを管理する集中管理装置とを備えた太陽光発電システムが開示されている。この従来の太陽光発電システムは、所定の調整対象電力を目標電力に制御するための指標を集中管理装置が算出し、第１パワーコンディショナおよび第２パワーコンディショナが指標を用いて分散的に出力電力を制御している。このような太陽光発電システムにおいて、第２パワーコンディショナには、蓄電池の充放電時における入出力電力を制限するための特性値が設定されている。この特性値としては、たとえばＣレートがある。Ｃレートとは、蓄電池の有する全容量に対する充電時あるいは放電時の電流の相対的な比率であり、蓄電池の有する全容量を１時間で充電あるいは放電するときを１Ｃとしたものである。

国際公開第２０１７／１５０３７６号

従来の太陽光発電システムにおいては、その全体の出力電力が急激に変化することがある。このような出力電力の急変は、例えば、第２パワーコンディショナに設定されたＣレートが変更されるときに生じる可能性があり、電力系統に悪影響を及ぼす要因となる。よって、従来の太陽光発電システムにおいて、未だ改善の余地があった。

本開示に係る電力システムは、上記事情に鑑みて考え出されたものであって、その目的は、システム全体の出力電力が急変することを抑制できる電力システムおよび蓄電池パワーコンディショナを提供することにある。

本開示の第１の側面によって提供される電力システムは、発電装置から電力が入力される電力制御装置と、蓄電池の充放電を制御する蓄電池パワーコンディショナと、前記電力制御装置および前記蓄電池パワーコンディショナが接続され、かつ、電力系統に接続される電力線と、前記電力制御装置および前記蓄電池パワーコンディショナを管理する集中管理装置と、を備えており、前記蓄電池パワーコンディショナは、前記蓄電池の充放電時の入出力電力を制限するための特性値を設定する設定手段を備えており、前記設定手段によって設定される特性値は、新たな設定値である指定値への変更が行われるとき、現在設定されている現在値から前記指定値まで段階的に変更されることを特徴とする。この構成によると、蓄電池パワーコンディショナに設定される特性値が段階的に変更されるため、蓄電池の充放電時の入出力電力の制限が段階的に変更される。蓄電池の充放電時の入出力電力の制限は、蓄電池パワーコンディショナの出力電力の制限であるので、特性値の変更が行われるとき、現在値および指定値の差によっては、蓄電池パワーコンディショナの入出力電力が急激に変化する可能性がある。しかしながら、特性値が段階的に変更されることで、蓄電池パワーコンディショナの出力電力は徐々に変更されるので、蓄電池パワーコンディショナの出力電力が急激に変化することを抑制できる。したがって、蓄電池パワーコンディショナにおける特性値を変更する場合において、電力システム全体の出力電力の急変を抑制することができる。

前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記集中管理装置は、前記指定値を前記蓄電池パワーコンディショナに送信する指定手段を備えており、前記設定手段は、前記現在値から前記集中管理装置より受信した前記指定値まで、前記特性値を段階的に変更する。この構成によると、蓄電池パワーコンディショナは、集中管理装置から特性値の設定値の変更を指示された場合に、設定されている特性値を段階的に変化させることができる。

前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記蓄電池パワーコンディショナは、前記電力線に接続されているか否かを判断する接続判断手段をさらに備えており、前記設定手段は、前記接続判断手段によって接続されていないと判断されたときには前記特性値に所定値を設定しておき、一方、接続されていると判断されたときには前記特性値を前記指定値に変更する。電力システムにおいて、蓄電池パワーコンディショナが電力線に接続されていない状態から電力線に接続された状態になったときに、蓄電池パワーコンディショナの出力電力が瞬時に変化し、電力システム全体の出力電力が急変することがある。この構成によると、蓄電池パワーコンディショナが電力線に接続されていない状態から電力線に接続された状態になった場合に、設定手段によって特性値が所定値から指定値まで段階的に変更される。これにより、特性値に応じた、蓄電池の充放電時の入出力電力の制限が段階的に変更されるので、蓄電池パワーコンディショナの出力電力が徐々に変更される。したがって、電力システム全体の出力電力の急変を抑制することができる。

前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記特性値は、前記蓄電池の有する全容量に対する充放電時の入出力電流の相対的な比率を示すＣレートである。この構成によると、Ｃレートの設定により入出力電流が制限されることで、蓄電池の充放電時の入出力電力を制限することができる。

前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記集中管理装置は、調整対象電力を目標電力に制御するための指標を算出し、前記電力制御装置および前記蓄電池パワーコンディショナの各々は、前記指標を用いた最適化問題に基づいて個別出力電力を制御する。この構成によると、電力制御装置および蓄電池パワーコンディショナの各々は、集中管理装置が算出した指標に基づいて、分散的に個別出力電力を制御する。これにより、電力システムは、調整対象電力を目標電力に制御することができる。

前記電力システムの好ましい実施の形態においては、前記特性値は、前記蓄電池パワーコンディショナの前記最適化問題における制約条件に用いられる。この構成によると、特性値によって蓄電池パワーコンディショナの出力電力を制限することができる。

本開示の第２の側面によって提供される蓄電池パワーコンディショナは、電力系統に接続された電力線に接続され、かつ、蓄電池の充放電時の入出力電力を制御する蓄電池パワーコンディショナであって、前記蓄電池パワーコンディショナの出力電力の目標値である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個別出力電力を制御する出力制御手段と、前記蓄電池の充放電時の入出力電力を制限するための特性値を設定する設定手段と、を備えており、前記設定手段は、前記特性値を新たな設定値である指定値に変更するとき、現在設定されている現在値から前記指定値まで段階的に変更することを特徴とする。この構成によると、蓄電池パワーコンディショナに設定される特性値が段階的に変化するため、蓄電池の充放電時の入出力電流の制限が段階的に変化する。蓄電池の充放電時の入出力電力の制限は、蓄電池パワーコンディショナの出力電力の制限であるので、特性値の変更が行われるとき、現在値および指定値の差によっては、蓄電池パワーコンディショナの出力電力が急激に変化する可能性がある。しかしながら、特性値が段階的に変化することで、蓄電池パワーコンディショナの出力電力は徐々に変化するので、蓄電池パワーコンディショナの出力電力が急激に変化することを抑制できる。したがって、蓄電池パワーコンディショナにおける特性値を変更する場合において、電力システム全体の出力電力の急変を抑制することができる。

前記蓄電池パワーコンディショナの好ましい実施の形態においては、前記蓄電池パワーコンディショナを管理する集中管理装置から送信される、前記蓄電池の充放電時の入出力電力を制御するための指標を受信する受信手段を、さらに備えており、前記目標電力算出手段は、前記指標を用いた最適化問題に基づいて、前記個別目標電力を算出する。この構成によると、蓄電池パワーコンディショナは、指標に基づいて、個別出力電力を制御することができる。

本開示の電力システムによれば、蓄電池パワーコンディショナに設定される特性値は、新たな設定値への変更が行われるとき、現在の設定値から新たな設定値まで段階的に変更される。これにより、太陽光発電システム全体の出力電力が急激に変化することを抑制できる。したがって、電力系統への悪影響を抑制できる。

第１実施形態に係る太陽光発電システムの全体構成を示す図である。 第１実施形態に係る太陽光発電システムの電力制御に関する機能構成を示す図である。 太陽電池が接続されたパワーコンディショナにおける、制御指標と個別出力電力の関係を示す図である。 蓄電池が接続されたパワーコンディショナにおける、制御指標と個別出力電力の関係を示す図である。 第１実施形態に係るシミュレーションによる検証結果を示す図である。 第２実施形態に係る太陽光発電システムの電力制御に関する機能構成を示す図である。 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電力制御に関する機能構成を示す図である。

以下、本開示の電力システムの実施の形態について、電力系統に連系された系統連系型の太陽光発電システムを例に説明する。図１は、第１実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１の全体構成を示している。太陽光発電システムＰＶＳ１は、図１に示すように、電力線９０、電力負荷Ｌ、複数の太陽電池ＳＰ_i（ｉ＝１，２，・・・，ｎ；ｎは正の整数）、複数のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi、複数の蓄電池Ｂ_k（ｋ＝１，２，・・・，ｍ；ｍは正の整数）、複数のパワーコンディショナＰＣＳ_Bk、および、集中管理装置ＭＣ１を備えている。なお、以下の説明において、太陽光発電システムＰＶＳ１から電力系統Ａに電力が出力されている場合に、すなわち、逆潮流している場合に、太陽光発電システムＰＶＳ１と電力系統Ａとの連系点における電力は正の値になるものとする。一方、電力系統Ａから太陽光発電システムＰＶＳ１に電力が出力されている場合に、連系点における電力は負の値になるものとする。

電力線９０は、太陽光発電システムＰＶＳ１内の電力網を構築するためのものである。電力線９０は、連系点を介して電力系統Ａに接続されている。また、電力線９０には、電力負荷Ｌ、複数のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi、および、複数のパワーコンディショナＰＣＳ_Bkが接続されている。

電力負荷Ｌは、供給される電力を消費するものである。電力負荷Ｌは、電力線９０を介して、電力系統Ａ、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkから電力が供給される。電力負荷Ｌの一例としては、工場や一般家庭などがある。なお、太陽光発電システムＰＶＳ１は、電力負荷Ｌを有していなくてもよい。

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

複数のパワーコンディショナＰＣＳ_PViはそれぞれ、各太陽電池ＳＰ_iが発電した電力（直流電力）を交流電力に変換して、出力する。なお、各パワーコンディショナＰＳＣ_PViは、各太陽電池ＳＰ_iが発電した電力を最大限出力可能なように最大電力点追従制御（ＭＰＰＴ制御）を行う。本実施形態においては、パワーコンディショナＰＣＳ_PViは、ＭＰＰＴ制御において、例えば１ｓｅｃ周期で出力が変化する程度の応答性で動作する。なお、この周期は１ｓｅｃに限定されない。各パワーコンディショナＰＣＳ_PViは、インバータ回路、変圧器、および、制御回路などをそれぞれ含んでいる。各パワーコンディショナＰＣＳ_PViにおいて、インバータ回路は、太陽電池ＳＰ_iから入力される直流電力を電力系統Ａと同期がとれた交流電力に変換する。変圧器は、インバータ回路から出力される交流電圧を昇圧（または降圧）する。制御回路は、インバータ回路などを制御する。なお、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViは、上記のように構成されたものに限定されない。パワーコンディショナＰＣＳ_PViが、本発明の「電力制御装置」に相当する。

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

複数のパワーコンディショナＰＣＳ_Bkはそれぞれ、蓄電池Ｂ_kから入力される直流電力を交流電力に変換して出力するものである。さらに、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、電力線９０を介して、電力系統Ａや各パワーコンディショナＰＣＳ_PViから入力される交流電力を直流電力へ変換し、蓄電池Ｂ_kに供給することで、蓄電池Ｂ_kを充電する。各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、各蓄電池Ｂ_kの充電および放電を制御している。したがって、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、蓄電池Ｂ_kの充電を行う充電回路および蓄電池Ｂ_kの放電を行う放電回路として機能する。本実施形態においては、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkには、蓄電池Ｂ_kの充放電時における入出力電力を制限するための特性値として、Ｃレートが設定されている。本実施形態におけるＣレートには、充電側のＣレートと放電側のＣレートとがある。充電側のＣレートは、各蓄電池Ｂ_kの充電するときの電流に対するＣレートであり、以下の説明において「充電レート」という。放電側のＣレートは、各蓄電池Ｂ_kの放電するときの電流に対するＣレートであり、以下の説明において「放電レート」という。すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkには、放電レートと充電レートとが設定されている。パワーコンディショナＰＣＳ_Bkが、本発明の「蓄電池パワーコンディショナ」に相当する。

各パワーコンディショナＰＣＳ_PViから出力される有効電力をＰ_PVi ^out、無効電力をＱ_PVi ^outとすると、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViからＰ_PVi ^out＋ｊ・Ｑ_PVi ^outの複素電力が出力されている。また、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkから出力される有効電力をＰ_Bk ^out、無効電力をＱ_Bk ^outとすると、各パワーコンディショナＰＣＳ_BkからＰ_Bk ^out＋ｊ・Ｑ_Bk ^outの複素電力が出力されている。したがって、複数のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkからは、合計（Σ_iＰ_PVi ^out＋Σ_kＰ_Bk ^out）＋ｊ（Σ_iＱ_PVi ^out＋Σ_kＱ_Bk ^out）の複素電力が出力されている。なお、本実施形態においては、連系点における電圧変動抑制などに主に活用される無効電力Ｑ_PVi ^out，Ｑ_Bk ^outの出力制御については、特に考慮しない。すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkが制御する個別出力電力は、それぞれ有効電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outとなる。したがって、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの個別出力電力をＰ_PVi ^outとし、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの個別出力電力をＰ_Bk ^outとし、電力負荷Ｌの消費電力Ｐ_Lとすると、連系点における電力（以下、「連系点電力」という）Ｐ（ｔ）は、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outと電力負荷Ｌの消費電力Ｐ_Lとの総和（Σ_iＰ_PVi ^out＋Σ_kＰ_Bk ^out−Ｐ_L）である。

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

このように構成された太陽光発電システムＰＶＳ１において、集中管理装置ＭＣ１は、所定の調整対象電力を監視し、当該調整対象電力と調整対象電力の目標値である目標電力とに基づいて、調整対象電力を目標電力にするための指標を算出する。そして、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkは、当該指標を用いて、分散的に制御して、調整対象電力を目標電力にする。調整対象電力は、太陽光発電システムＰＶＳ１全体の出力電力である。本実施形態においては、太陽光発電システムＰＶＳ１全体の出力電力は、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの個別出力電力Ｐ_PVi ^outと各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_Bk ^outと電力負荷Ｌの消費電力Ｐ_Lとの総和である。また、上記するように、連系点電力Ｐ（ｔ）は、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの個別出力電力Ｐ_PVi ^outと各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_Bk ^outと電力負荷Ｌの消費電力Ｐ_Lとの総和である。したがって、本実施形態においては、調整対象電力として、連系点電力Ｐ（ｔ）を用いる場合を説明する。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ１は、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力Ｐ^Cにするための制御を行っている。

具体的には、太陽光発電システムＰＶＳ１において、集中管理装置ＭＣ１は、連系点電力Ｐ（ｔ）を監視し、連系点電力Ｐ（ｔ）と目標電力Ｐ^Cとを一致させるための指標を算出する。本実施形態においては、指標として、制御指標ｐｒ_PVと制御指標ｐｒ_Bとが算出される。制御指標ｐｒ_PVは、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力Ｐ^Cにするための情報であり、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViに個別目標電力Ｐ_PVi ^refを算出させるための情報である。なお、個別目標電力Ｐ_PVi ^refは、パワーコンディショナＰＣＳ_PViの個別出力電力Ｐ_PVi ^outの目標値である。制御指標ｐｒ_Bは、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力Ｐ^Cにするための情報であり、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに個別目標電力Ｐ_Bk ^refを算出させるための情報である。また、制御指標ｐｒ_Bは、蓄電池Ｂ_kをどれくらい充電するか放電するかを決定するための情報でもある。なお、個別目標電力Ｐ_Bk ^refは、パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_Bk ^outの目標値である。そして、集中管理装置ＭＣ１は、制御指標ｐｒ_PVを各パワーコンディショナＰＣＳ_PViに送信し、制御指標ｐｒ_Bを各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに送信する。各パワーコンディショナＰＣＳ_PViは、集中管理装置ＭＣ１から受信する制御指標ｐｒ_PVに基づき、個別目標電力Ｐ_PVi ^refを算出し、算出した個別目標電力Ｐ_PVi ^refに基づいて、個別出力電力Ｐ_PVi ^outを制御する。また、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、集中管理装置ＭＣ１から受信する制御指標ｐｒ_Bに基づき、個別目標電力Ｐ_Bk ^refを算出し、算出した個別目標電力Ｐ_Bk ^refに基づいて、個別出力電力Ｐ_Bk ^outを制御する。これにより、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力Ｐ^Cに一致させている。

本実施形態においては、上記目標電力Ｐ^Cとして、抑制目標値、ピークカット目標値、逆潮流回避目標値、スケジュール目標値などが設定される。これらは、太陽光発電システムＰＶＳ１が行う各種電力制御に応じて、適宜設定される。

抑制目標値は、電力会社から指示される出力抑制指令に従い、出力電力を抑制する出力抑制制御を行うための目標値である。太陽光発電システムＰＶＳ１が出力抑制制御を行う場合には、目標電力Ｐ^Cとして抑制目標値が設定される。近年、電力系統Ａに連系する太陽光発電システムが増えてきており、電力系統Ａへの電力の供給が需要に比べて過多となる可能性がある。この供給過多の状態を解消するために、電力会社などから各太陽光発電システムに個々の出力電力を抑制するように指示される。そこで、電力会社などからの出力抑制指令に従い、電力系統Ａに供給する電力を抑制するために、目標電力Ｐ^Cとして抑制目標値を設定する。これにより、連系点電力Ｐ（ｔ）が抑制目標値になるように制御される。すなわち、連系点電力Ｐ（ｔ）が抑制目標値を超えないため、出力抑制指令に従い、電力系統Ａに供給する電力を抑制できる。

ピークカット目標値は、電力系統Ａから供給される電力（買電電力）のピーク値を抑えるピークカット制御を行うための目標値である。太陽光発電システムＰＶＳ１がピークカット制御を行う場合、目標電力Ｐ^Cとしてピークカット目標値が設定される。たとえば、太陽光発電システムＰＶＳ１に電力負荷Ｌが含まれている場合、電力系統Ａから太陽光発電システムＰＶＳ１に電力が供給されることがある。このとき、電力会社から電力を買っており、この買電によって電気料金を支払う必要がある。買電電力のピーク値が高いと電気料金も高くなる。そこで、買電電力のピーク値を抑えるために、目標電力Ｐ^Cとしてピークカット目標値を設定する。これにより、連系点電力Ｐ（ｔ）がピークカット目標値になるように制御される。すなわち、連系点電力Ｐ（ｔ）がピークカット目標値を超えないために、買電電力のピーク値を抑えることができる。

逆潮流回避目標値は、逆潮流の発生を抑制する逆潮流回避制御を行うための目標値である。太陽光発電システムＰＶＳ１が逆潮流回避制御を行う場合、目標電力Ｐ^Cとして逆潮流回避目標値が設定される。例えば、太陽光発電システムＰＶＳ１が自家消費型のシステムである場合、逆潮流が禁止されている。そこで、逆潮流の発生を抑制するために、目標電力Ｐ^Cとして、逆潮流回避目標値を設定する。これにより、連系点電力Ｐ（ｔ）が逆潮流回避目標値になるように制御される。すなわち、連系点電力Ｐ（ｔ）が逆潮流回避目標値を超えないため、逆潮流が回避できる。また、逆潮流が禁止されている太陽光発電システムＰＶＳ１においては、電力系統Ａとの連系点に逆電力継電器の設置が必要となる。逆電力継電器は、リレーの一種であり、逆潮流の発生を検出すると、太陽光発電システムＰＶＳ１を電力系統Ａから解列させる。したがって、逆潮流回避制御によって、逆電力継電器を動作させないようにできる。

スケジュール目標値は、連系点電力Ｐ（ｔ）を所定の時間帯毎に自由に設定された値に制御するスケジュール制御を行うための目標値である。所定の時間帯とは１日を複数個に分けた所定の期間であり、例えば３０分毎に分けた場合４８個の時間帯毎に設定可能である。なお、所定の時間帯は上記した例に限定されず、朝、昼、夕、晩、深夜などの時間帯に分けてもよいし、１日単位ではなく、１週間単位で所定の時間帯に分けてもよい。太陽光発電システムＰＶＳ１がスケジュール制御を行う場合、目標電力Ｐ^Cとしてスケジュール目標値が設定される。目標電力Ｐ^Cとして、スケジュール目標値を設定することで、連系点電力Ｐ（ｔ）が所定の時間帯毎に設定されたスケジュール目標値になるように制御される。すなわち、所定の時間帯毎に、連系点電力Ｐ（ｔ）を自由な値に制御できる。

図２は、図１に示す太陽光発電システムＰＶＳ１の電力制御に関する制御系の機能構成を示している。なお、図２においては、太陽電池ＳＰ_iおよび蓄電池Ｂ_kの図示を省略している。また、複数のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkについては、それぞれ１つ目（パワーコンディショナＰＣＳ_PV1，ＰＣＳ_B1）のみを記載している。

集中管理装置ＭＣ１は、図２に示すように、電力制御における制御系として、目標電力設定部１１、連系点電力検出部１２、指標算出部１３、送信部１４、および、Ｃレート指定部１５を含んでいる。

目標電力設定部１１は、連系点電力Ｐ（ｔ）の目標値を設定する。すなわち、上記目標電力Ｐ^Cを設定する。上記するように、目標電力Ｐ^Cとしては、抑制目標値、ピークカット目標値、逆潮流回避目標値、および、スケジュール目標値などがあり、これらのうちのいずれかが目標電力Ｐ^Cとして設定される。

太陽光発電システムＰＶＳ１が電力制御として出力抑制制御を行う場合、目標電力設定部１１は、電力会社から指令される出力指令値を取得し、取得した出力指令値に基づく抑制目標値を目標電力Ｐ^Cとして設定する。例えば、取得する出力指令値が出力電力の上限値を指定する値である場合、出力指令値を抑制目標値として設定する。あるいは、取得する出力指令値が出力抑制率［％］である場合、当該出力抑制率［％］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_PViの定格出力の合計）Σ_iＰ_PVi ^lmtとに基づき、出力電力の上限値算出し、これを抑制目標値として設定する。例えば、目標電力設定部１１は、出力抑制率として２０％である指令を取得したとき、太陽光発電システムＰＶＳ１の定格出力Σ_iＰ_PVi ^lmtの８０％（＝１００−２０）を出力電力の上限値として算出し、これを抑制目標値として設定する。なお、電力会社から出力指令値を直接取得するものに限定されない。例えば、ユーザが所定のコンピュータに電力会社から指令される出力指令値を手入力で入力し、目標電力設定部１１が前記コンピュータから出力指令値を取得する構成であってもよい。あるいは、他の通信装置を中継して、電力会社から指令される出力指令値を取得する構成であってもよい。

太陽光発電システムＰＶＳ１が電力制御としてピークカット制御を行う場合、目標電力設定部１１は、ユーザによって指定されたピークカット目標値を目標電力Ｐ^Cとして設定する。連系点電力Ｐ（ｔ）が負の値かつ小さいほど、電力系統Ａから供給される電力が大きくなるので、買電電力が大きくなる。ピークカット制御は、ピークカットは買電電力のピーク値を抑えるための制御であるため、買電電力がユーザによって指定された上限値を超えないように制御する。したがって、ピークカット制御時には、連系点電力Ｐ（ｔ）が上記上限値を負の値としたピークカット目標値を下回らないように、連系点電力Ｐ（ｔ）をピークカット目標値に一致させている。よって、ピークカット目標値は負の値である。

太陽光発電システムＰＶＳ１が電力制御として逆潮流回避制御を行う場合、目標電力設定部１１は、ユーザによって指定された逆潮流回避目標値を目標電力Ｐ^Cとして設定する。連系点電力Ｐ（ｔ）が正の値である場合に逆潮流が発生しているので、逆潮流の発生を抑制するためには、連系点電力Ｐ（ｔ）が正の値にならないように、負の値を維持すればよい。したがって、逆潮流回避制御時には、連系点電力Ｐ（ｔ）が負の値になるように、連系点電力Ｐ（ｔ）を逆潮流回避目標値に一致させている。よって、逆潮流回避目標値は負の値である。

太陽光発電システムＰＶＳ１が電力制御としてスケジュール制御を行う場合、目標電力設定部１１は、ユーザによって指定されたスケジュール目標値を目標電力Ｐ^Cとして設定する。スケジュール制御においては、連系点電力Ｐ（ｔ）がユーザの好みの値に制御されるため、スケジュール目標値は自由に設定可能である。

目標電力設定部１１は、設定した目標電力Ｐ^Cを指標算出部１３に出力する。なお、目標電力設定部１１は、目標電力Ｐ^Cの設定がないとき、指標算出部１３にその旨を伝達する。たとえば、電力会社の出力抑制の指令がないときや太陽電池ＳＰ_iが発電した電力を最大限に出力するときなどにおいて、目標電力Ｐ^Cの設定がない。本実施形態においては、目標電力設定部１１は、目標電力Ｐ^Cの設定がないとき、目標電力Ｐ^Cとして数値−１を指標算出部１３に出力する。なお、目標電力Ｐ^Cの設定がないことを指標算出部１３に伝達できれば、その手法は限定されない。例えば、目標電力設定部１１は、目標電力Ｐ^Cの設定の有無を示すフラグ情報を指標算出部１３に伝達するように構成してもよい。当該フラグ情報は、例えば、目標電力Ｐ^Cの設定がない場合「０」であり、目標電力Ｐ^Cの設定がある場合「１」である。なお、目標電力Ｐ^Cの設定がある場合（フラグ情報が「１」の場合）には、当該フラグ情報とともに目標電力Ｐ^Cの設定を指標算出部１３に伝達するように構成してもよい。

連系点電力検出部１２は、連系点電力Ｐ（ｔ）を検出する。そして、検出した連系点電力Ｐ（ｔ）を指標算出部１３に出力する。なお、連系点電力検出部１２を、集中管理装置ＭＣ１とは別の検出装置として構成してもよい。この場合、当該検出装置（連系点電力検出部１２）が、無線通信または有線通信により、連系点電力Ｐ（ｔ）の検出値を集中管理装置ＭＣ１に送信する。

指標算出部１３は、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力Ｐ^Cにするための指標を算出する。本実施形態においては、指標算出部１３は、目標電力設定部１１から目標電力Ｐ^Cが入力され、連系点電力Ｐ（ｔ）を目標電力Ｐ^Cにするための制御指標ｐｒ_PV，ｐｒ_Bを算出する。指標算出部１３は、ラグランジュ乗数をλ、勾配係数をε（＞０）、時間をｔとして、下記（１）式および下記（２）式に基づき、制御指標ｐｒ_PV，ｐｒ_Bを算出する。ただし、指標算出部１３は、目標電力設定部１１からの目標電力Ｐ^Cとして、目標電力Ｐ^Cの設定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、制御指標ｐｒ_PV，ｐｒ_Bをともに「０」と算出する。なお、下記（１）式において、目標電力Ｐ^Cが、時間ｔに対して変化する値であるとして、目標電力をＰ^C（ｔ）と記載している。指標算出部１３は、制御指標ｐｒ_PV，ｐｒ_Bの算出を所定時間毎に行う。本実施形態においては、所定時間が１［ｓｅｃ］であるものとするが、これに限定されない。なお、制御指標ｐｒ_PV，ｐｒ_Bを算出するための演算式は、下記（１）式および下記（２）式に限定されず、これらとは異なる演算式であってもよい。

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

Ｃレート指定部１５は、複数のパワーコンディショナＰＣＳ_Bkに設定するＣレートの値（以下「Ｃレート指定値」という）を各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに送信する。たとえば、ユーザが、集中管理装置ＭＣ１に設けられた図示しない操作装置を用いて、複数のパワーコンディショナＰＣＳ_Bkに設定したいＣレートの値（以下「リクエスト値」という）を指定する操作を行うと、Ｃレート指定部１５は、この操作によって指定されたリクエスト値に基づいてＣレート指定値を作成し、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに送信する。本実施形態においては、作成されるＣレート指定値は、ユーザによって指定された値（リクエスト値）と同じである。ユーザは、リクエスト値として新たな値を指定することで、太陽光発電システムＰＶＳ１にＣレートの設定値の変更を指示する。リクエスト値は、充電レートおよび放電レートにおいてそれぞれ別々の値が指定されるように構成されていても、同じ値が指定されるように構成されていてもよい。本実施形態においては、Ｃレート指定部１５は、Ｃレート指定値を所定周期で定期的に送信する場合を示す。なお、これに限定されず、たとえばＣレート指定値が変更されたときのみ送信してもよい。また、所定周期としては、たとえば制御指標ｐｒ_PV，ｐｒ_Bの算出間隔と同じとするが、これに限定されない。なお、本実施形態においては、Ｃレート指定部１５が各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに直接Ｃレート指定値を送信する場合を示すが、これに限定されず、たとえば、送信部１４を介して送信してもよいし、送信部１４とは別に集中管理装置ＭＣ１に設けられた送信部を介して送信してもよい。

各パワーコンディショナＰＣＳ_PViは、図２に示すように、電力制御に関する制御系として、受信部２１、目標電力算出部２２、および、出力制御部２３を含んでいる。

受信部２１は、集中管理装置ＭＣ１から送信される制御指標ｐｒ_PVを受信する。受信部２１は、例えば無線通信により、集中管理装置ＭＣ１から制御指標ｐｒ_PVを受信する。なお、無線通信ではなく、有線通信であってもよい。

目標電力算出部２２は、受信部２１が受信した制御指標ｐｒ_PVに基づき、自装置（パワーコンディショナＰＣＳ_PVi）の個別目標電力Ｐ_PVi ^refを算出する。具体的には、目標電力算出部２２は、下記（３）式に示す制約付き最適化問題を解くことで、個別目標電力Ｐ_PVi ^refを算出する。下記（３）式における下記（３ａ）式は、最適化問題における評価関数を示している。また、下記（３）式における下記（３ｂ）式および下記（３ｃ）式はそれぞれ、最適化問題における制約条件を示している。当該制約条件において、下記（３ｂ）式は各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの定格出力による制約であり、下記（３ｃ）式は各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの出力電流制約である。なお、下記（３ｃ）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（３ｄ）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。また、指標算出部１３が、上記（１）式および上記（２）式とは異なる演算式によって、制御指標ｐｒ_PV，ｐｒ_Bを算出する場合には、目標電力算出部２２に設定される制約付き最適化問題を当該異なる演算式に基づいて変更すればよい。

上記（３ａ）式において、ｗ_PViは、パワーコンディショナＰＣＳ_PViの有効電力抑制に関する重みを表わしており、設計値である。また、Ｐφ_iは、パワーコンディショナＰＣＳ_PViの個別出力電力Ｐ_PVi ^outの抑制を優先するか否かを示す設計パラメータ（以下、「優先度パラメータ」という）を示しており、設計値である。当該優先度パラメータＰφ_iを小さくすると、蓄電池Ｂ_kの充電量を少なくし、個別出力電力Ｐ_PVi ^outが抑制され易くなる。一方、当該優先度パラメータＰφ_iを大きくすると、蓄電池Ｂ_kの充電量を多くし、個別出力電力Ｐ_PVi ^outが抑制され難くなる。よって、優先度パラメータＰφ_iは、蓄電池Ｂ_kの充電を優先するか否かを示す設計パラメータであるとも言える。さらに、この優先度パラメータＰφ_iによって、パワーコンディショナＰＣＳ_PViの定格出力による出力限界とは別に、パワーコンディショナＰＣＳ_PViの個別出力電力Ｐ_PVi ^outの疑似的な出力限界が設定されていると考えられる。そのため、優先度パラメータＰφ_iは、疑似有効出力限界とも言える。上記重みｗ_PViおよび上記優先度パラメータＰφ_iはユーザによって設定変更可能である。

上記（３ｂ）式において、Ｐ_PVi ^lmtは、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの定格出力（出力限界）を表わしている。よって、上記（３ｂ）式は、算出される個別目標電力Ｐ_PVi ^refが定格出力Ｐ_PVi ^lmtを超えないように制限している。

上記（３ｃ）式において、Ｑ_PViは各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの無効電力、Ｓ_PVi ^dは各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの出力可能な最大の皮相電力、Ｖ₀は設計時における連系点の基準電圧、Ｖ_PViは各パワーコンディショナＰＣＳ_PViにおける連系点の電圧をそれぞれ表している。

本実施形態においては、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの有効電力抑制に関する重みｗ_PVi（上記（３ａ）式参照）は、下記（４）式で算出される値を用いている。下記（４）式において、ｐｒ_PV ^lmtは、制御指標限界を示している。当該制御指標限界ｐｒ_PV ^lmtは、個別出力電力Ｐ_PVi ^outを０にするときの制御指標、すなわち、個別出力電力Ｐ_PVi ^outを１００％抑制するときの制御指標である。また、Ｐ_PVi ^lmtは、上記各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの定格出力である。なお、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの定格出力Ｐ_PVi ^lmtの代わりに、疑似有効出力限界Ｐφ_iを用いてもよい。すなわち、下記（４’）式で算出される値を用いてもよい。または、複数のパワーコンディショナＰＣＳ_PViにおいて、すべて同じ有効電力抑制に関する重みｗ_PViを用いてもよい。
ｗ_PVi＝ｐｒ_PV ^lmt／（２×Ｐ_PVi ^lmt）・・・（４）
ｗ_PVi＝ｐｒ_PV ^lmt／（２×Ｐφ_i）・・・（４’）

図３は、上記のように各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの有効電力抑制に関する重みｗ_PViを用いた場合の、制御指標ｐｒ_PVと個別出力電力Ｐ_PVi ^outとの関係を示している。なお、図３には、定格出力Ｐ_PVi ^lmtが互いに異なる３つのパワーコンディショナＰＣＳ_PViそれぞれについて示している。本実施形態においては、個別出力電力Ｐ_PVi ^outは、上記目標電力算出部２２が算出する個別目標電力Ｐ_PVi ^refとなるように制御されるので、同図は、制御指標ｐｒ_PVと個別目標電力Ｐ_PVi ^refとの関係を示しているともいえる。図３においては、上記制御指標限界ｐｒ_PV ^lmtを１００とした。また図３において、定格出力Ｐ_PVi ^lmtが５００ｋＷのものを実線、定格出力Ｐ_PVi ^lmtが２５０ｋＷのものを破線、定格出力Ｐ_PVi ^lmtが１００ｋＷのものを一点鎖線で示している。

図３が示すように、制御指標ｐｒ_PVが０から１００（制御指標限界ｐｒ_PV ^lmt）の間で２０上昇する毎に、定格出力Ｐ_PVi ^lmtが５００ｋＷの場合１００ｋＷ、定格出力Ｐ_PVi ^lmtが２５０ｋＷの場合５０ｋＷ、定格出力Ｐ_PVi ^lmtが１００ｋＷの場合２０ｋＷずつ低下している。これは、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの定格出力Ｐ_PVi ^lmtの２０％ずつ低下していることになる。すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの定格出力Ｐ_PVi ^lmtに対する割合で個別出力電力Ｐ_PVi ^outを抑制している。また、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViはともに、制御指標ｐｒ_PVが上記制御指標限界ｐｒ_PV ^lmtのときに、個別出力電力Ｐ_PVi ^outが０となっている。すなわち、１００％抑制している。さらに、制御指標ｐｒ_PVが０のときに、個別出力電力Ｐ_PVi ^outが定格出力Ｐ_PVi ^lmtとなっている。すなわち、最大限出力可能な電力が出力されている。そして、図３に示すように、制御指標ｐｒ_PVが０から制御指標限界ｐｒ_PV ^lmt（１００）の間では、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの個別出力電力Ｐ_PVi ^outが線形的に変化している。なお、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViは、その定格出力Ｐ_PVi ^lmt以上の電力を出力できないため、制御指標ｐｒ_PVが負の値であるときは、図３が示すように、一定値（定格出力Ｐ_PVi ^lmt）となっている。以上のことから、有効電力抑制に関する重みｗ_PViの設定において、上記（４）式を用いることで、制御指標ｐｒ_PVの変化に伴い、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの定格出力Ｐ_PVi ^lmtに対する割合で、個別出力電力Ｐ_PVi ^outを抑制することができる。よって、複数のパワーコンディショナＰＣＳ_PViにおいて、それらの定格出力Ｐ_PVi ^lmtが異なっていても、制御指標ｐｒ_PVが制御指標限界ｐｒ_PV ^lmtのときに、個別出力電力Ｐ_PVi ^outの出力を１００％抑制することができる。なお、有効電力抑制に関する重みｗ_PViとして同じ値を用いた場合は、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViの定格出力Ｐ_PVi ^lmtが異なっていても、一律に同じ量ずつ個別出力電力Ｐ_PVi ^outが低下するように構成できる。

出力制御部２３は、上記インバータ回路を制御して、個別出力電力Ｐ_PVi ^outを制御する。出力制御部２３は、個別出力電力Ｐ_PVi ^outを、目標電力算出部２２が算出した個別目標電力Ｐ_PVi ^refにする。

各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、図２に示すように、電力制御に関する制御系として、受信部３１、Ｃレート設定部３２、目標電力算出部３３、および、出力制御部３４を含んでいる。

受信部３１は、上記受信部２１と同様に構成され、集中管理装置ＭＣ１から送信される制御指標ｐｒ_Bを受信する。

Ｃレート設定部３２は、集中管理装置ＭＣ１から送信されるＣレート指定値を受信し、当該受信したＣレート指定値に基づいてＣレートの設定を行う。具体的には、Ｃレート設定部３２は、自装置（パワーコンディショナＰＣＳ_Bk）のＣレートの設定値を、Ｃレート指定値にすることで、Ｃレートの設定を行う。なお、本実施形態においては、Ｃレート設定部３２が集中管理装置ＭＣ１から直接Ｃレート指定値を受信する場合を示すが、これに限定されず、たとえば、受信部３１を介して受信してもよいし、受信部３１とは別に各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに設けられた受信部を介して受信してもよい。

本実施形態においては、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkにおいて、集中管理装置ＭＣ１から受信したＣレート指定値と、Ｃレート指定値を受信した時点のＣレートの設定値（以下、「受信時設定値」という）とが異なる場合、Ｃレート設定部３２によってＣレートの設定値が変更される（なお、受信時設定値とＣレート指定値とが同じ場合、Ｃレートの設定値は変更されない。）。このとき、Ｃレートの設定値は、Ｃレート設定部３２によって、受信時設定値からＣレート指定値まで一度に変更されるのではなく段階的に変更される。具体的には、Ｃレート設定部３２は、受信時設定値とＣレート指定値とが異なる場合、Ｃレートの設定値を、受信時設定値からＣレート指定値まで、所定の更新周期で予め設定された単位更新量ずつ変更する。上記更新周期とは、Ｃレートの設定値を変更させる周期であり、本実施形態における更新周期は、集中管理装置ＭＣ１による制御指標ｐｒ_PV，ｐｒ_Bの算出周期（１ｓｅｃ）と同じとする。なお、異なっていてもよい。上記単位更新量とは、更新周期毎に変更させる量であり、１度に変更させる量である。本実施形態においては、単位更新量を０．０５Ｃとしている。したがって、本実施形態においては、Ｃレート設定部３２は、たとえば受信時設定値が０ＣでありＣレート指定値が１Ｃである場合、受信時設定値からＣレート指定値まで、２０ｓｅｃかけて変更する。なお、更新周期および単位更新量は、上記した値に限定されず、Ｃレートの設定値を０Ｃから最大値まで変更するのに要する時間が２ｓｅｃ〜３０ｍｉｎ（好ましくは、１０ｓｅｃ〜６０ｓｅｃ）の範囲内となるように、適宜設定すればよい。ただし、更新周期は１ｓｅｃ〜１０ｓｅｃの範囲内とし、単位更新量は０．０１Ｃ〜０．１Ｃの範囲内とするのが望ましい。

目標電力算出部３３は、受信部３１が受信した制御指標ｐｒ_Bに基づき、自装置（パワーコンディショナＰＣＳ_Bk）の個別目標電力Ｐ_Bk ^refを算出する。具体的には、目標電力算出部３３は、下記（５）式に示す最適化問題を解くことで、個別目標電力Ｐ_Bk ^refを算出する。下記（５）式における下記（５ａ）式は、最適化問題における評価関数を示している。また、下記（５）式における下記（５ｂ）〜（５ｅ）式はそれぞれ、最適化問題における制約条件を示している。当該制約条件において、下記（５ｂ）式は各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの定格出力による制約であり、下記（５ｃ）式は蓄電池Ｂ_kのＣレート制約であり、下記（５ｄ）式は各蓄電池Ｂ_kの残量制約であり、下記（５ｅ）式は各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの出力電流制約である。なお、下記（５ｅ）式に示す各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの出力電流制約の代わりに、下記（５ｆ）式に示すパワーコンディショナＰＣＳ_Bkの定格容量制約を用いてもよい。また、指標算出部１３が、上記（１）式および上記（２）式とは異なる演算式によって、制御指標ｐｒ_PV，ｐｒ_Bを算出する場合には、目標電力算出部３３に設定される制約付き最適化問題を当該異なる演算式に基づいて変更すればよい。

上記（５ａ）式において、ｗ_Bkは、パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの有効電力に関する重みを表わしている。重みｗ_Bkは、ユーザが設定可能である。ｗ_SOCkは、蓄電池Ｂ_kのＳＯＣ（States Of Charge：充電率）に応じた重みを表している。この重みｗ_SOCkは、下記（６）式で算出される。下記（６）式において、Ａ_SOCは重みｗ_SOCkのオフセット、Ｋ_SOCは重みｗ_SOCkのゲイン、ｓは重みｗ_SOCkのオン／オフスイッチ（例えば、オンのとき１，オフのとき０）、ＳＯＣ_kは現在の蓄電池Ｂ_kのＳＯＣ、ＳＯＣ_dは基準となるＳＯＣをそれぞれ示している。

上記（５ｂ）式において、Ｐ_Bk ^lmtは、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの定格出力（出力限界）を表わしている。よって、上記（５ｂ）式は、算出される個別目標電力Ｐ_Bk ^refが定格出力Ｐ_Bk ^lmtを超えないように制限している。

上記（５ｃ）式において、Ｐ_SMk ^lmtは、蓄電池Ｂ_kの充電定格出力を表しており、充電レートをＣ_rate ^Mとし、蓄電池Ｂ_kの定格容量をＷＨ_S ^lmtとしたときに、−Ｃ_rate ^M×ＷＨ_S ^lmtで求められる。なお、蓄電池Ｂ_kの充電定格出力Ｐ_SMk ^lmtは、補正開始ＳＯＣをＳＯＣ_C、ＳＯＣの充電制限閾値をｃＭＡＸとして、下記（７）式に示すＳＯＣに応じた蓄電池充電量補正が考慮されている。当該蓄電池充電量補正は、補正開始ＳＯＣまでは、通常通りの運転を行い、補正開始ＳＯＣからＳＯＣ上限までは、ＳＯＣ上限で出力が０となるように一次関数的に出力を補正するように構成している。Ｐ_SPk ^lmtは、蓄電池Ｂ_kの放電定格出力を表しており、放電レートをＣ_rate ^Pとし、蓄電池Ｂ_kの定格容量をＷＨ_S ^lmtとしたときに、Ｃ_rate ^P×ＷＨ_S ^lmtで求められる。よって、上記（５ｃ）式は、算出される個別目標電力Ｐ_Bk ^refが、設定されているＣレート（充電レートおよび放電レート）に基づいて規定される充電定格出力と放電定格出力との範囲内に収まるように制限している。すなわち、上記（５ｃ）式による制約によって、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの出力電流（個別出力電力Ｐ_Bk ^out）を蓄電池Ｂ_kの定格容量で除算した値が設定されているＣレートを超えないように制御されている。よって、Ｃレートは、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkにおける出力電流（個別出力電力Ｐ_Bk ^out）を制限するための特性値といえる。

上記（５ｄ）式において、α_k，β_kは、蓄電池Ｂ_kの残量によって調整できる調整パラメータを表わしている。たとえば、蓄電池Ｂ_kの充電率ＳＯＣ_kが９０％以上のとき、α_kを０、β_kをＰ_Bk ^lmtと設定することで、上記（５ｄ）式により放電のみを行うように制限できる。また、蓄電池Ｂ_kの充電率ＳＯＣ_kが１０％以下のとき、α_kを−Ｐ_Bk ^lmt、β_kを０と設定することで、上記（５ｄ）式により充電のみを行うように制限できる。さらに、蓄電池Ｂ_kの充電率ＳＯＣ_kがこれらの間（１０％より大きく９０％未満）であるとき、α_kを−Ｐ_Bk ^lmt、β_kをＰ_Bk ^lmtと設定することで、充電も放電も行うように制限できる。

上記（５ｅ）式において、Ｑ_Bkは各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの無効電力、Ｓ_Bk ^dは各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの出力可能な最大の皮相電力、Ｖ₀は設計時における連系点の基準電圧、Ｖ_Bkは各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkにおける連系点の電圧をそれぞれ表している。

本実施形態においては、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの有効電力に関する重みｗ_Bk（上記（５ａ）式参照）は、下記（８）式で算出される値を用いている。下記（８）式において、ｐｒ_B ^lmtは、制御指標ｐｒ_Bの制御指標限界を示している。当該制御指標限界ｐｒ_B ^lmtは、最大限出力可能な電力で蓄電池Ｂ_kを充放電するときの制御指標、すなわち、個別出力電力Ｐ_Bk ^outが定格出力Ｐ_Bk ^lmtの１００％で充放電するときの制御指標である。また、ｗ_SOCkは、上記蓄電池Ｂ_kのＳＯＣに応じた重みを示しており、Ｐ_Bk ^maxは、蓄電池Ｂ_kにおける各種制約を考慮したときに最大限出力可能な電力（以下、「制約最大出力」という。）を示している。当該制約最大出力Ｐ_Bk ^maxは、上記蓄電池Ｂ_kの充電定格出力Ｐ_SMk ^lmt、上記蓄電池Ｂ_kの放電定格出力Ｐ_SPk ^lmtおよびパワーコンディショナＰＣＳ_Bkの定格出力Ｐ_Bk ^lmtに基づいて設定される。具体的には、充電定格出力Ｐ_SMk ^lmtの正負の符号を反転させた値と放電定格出力Ｐ_SPk ^lmtの値とを比較し、いずれか大きい方の値を求める。そして、この大きい方の値と、定格出力Ｐ_Bk ^lmtの値とを比較し、いずれか小さい方の値を制約最大出力Ｐ_Bk ^maxとして設定する。なお、複数のパワーコンディショナＰＣＳ_Bkにおいて、すべて同じ有効電力に関する重みｗ_Bkを用いてもよい。
ｗ_Bk＝ｐｒ_B ^lmt／（２×ｗ_SOCk×Ｐ_Bk ^max）・・・（８）

図４は、上記のように各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの有効電力に関する重みｗ_Bkを用いた場合の、制御指標ｐｒ_Bと個別出力電力Ｐ_Bk ^outとの関係を示している。なお、図４には、定格出力Ｐ_Bk ^lmtが互いに異なる３つのパワーコンディショナＰＣＳ_Bkそれぞれについて示している。本実施形態においては、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、個別出力電力Ｐ_Bk ^outが負の値のとき蓄電池Ｂ_kを充電し、個別出力電力Ｐ_Bk ^outが正の値のとき蓄電池Ｂ_kを放電する。また、個別出力電力Ｐ_Bk ^outは、上記目標電力算出部３３が算出する個別目標電力Ｐ_Bk ^refとなるように制御されるので、同図は、制御指標ｐｒ_Bと個別目標電力Ｐ_Bk ^refとの関係を示しているともいえる。図４においては、上記制御指標限界ｐｒ_B ^lmtを１００とした。また、図４において、定格出力Ｐ_Bk ^lmtが５００ｋＷのものを実線、定格出力Ｐ_Bk ^lmtが２５０ｋＷのものを破線、定格出力Ｐ_Bk ^lmtが１００ｋＷのものを一点鎖線で示している。

図４に示すように、制御指標ｐｒ_Bが−１００（制御指標限界ｐｒ_B ^lmtを負の値にしたもの）から１００（制御指標限界ｐｒ_B ^lmt）の間で２０上昇する毎に、定格出力Ｐ_Bk ^lmtが５００ｋＷの場合１００ｋＷ、定格出力Ｐ_Bk ^lmtが２５０ｋＷの場合５０ｋＷ、定格出力Ｐ_Bk ^lmtが１００ｋＷの場合２０ｋＷずつ低下している。これは、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの定格出力Ｐ_Bk ^lmtの２０％ずつ低下していることになる。すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの定格出力Ｐ_Bk ^lmtに対する割合で個別出力電力Ｐ_Bk ^outを制御している。したがって、同じ制御指標ｐｒ_Bの変化量であっても、パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの定格出力Ｐ_Bk ^lmtに応じて、蓄電池Ｂ_kの充放電量が変化している。また、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkはともに、制御指標ｐｒ_Bが制御指標限界ｐｒ_B ^lmtを負の値にしたもの（−ｐｒ_B ^lmt）であるときに、定格出力Ｐ_Bk ^lmtと同じ値の個別出力電力Ｐ_Bk ^outで蓄電池Ｂ_kを放電する。一方、制御指標ｐｒ_Bが制御指標限界ｐｒ_B ^lmtであるときに、定格出力Ｐ_Bk ^lmtと同じ値の個別出力電力Ｐ_Bk ^outで蓄電池Ｂ_kを充電する。すなわち、最大限出力可能な電力で蓄電池Ｂ_kを充放電する。さらに、制御指標ｐｒ_Bが０のときに、個別出力電力Ｐ_Bk ^outが０になっている。そして、図４に示すように、個別出力電力Ｐ_Bk ^outが線形的に変化している。以上のことから、有効電力に関する重みｗ_Bkの設定において、上記（８）式を用いることで、制御指標ｐｒ_Bの変化に伴い、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの定格出力Ｐ_Bk ^lmtに対する割合で、蓄電池Ｂ_kを充放電することができる。よって、複数のパワーコンディショナＰＣＳ_Bkにおいて、それらの定格出力Ｐ_Bk ^lmtが異なっていても、制御指標ｐｒ_Bの絶対値が制御指標限界ｐｒ_B ^lmtのときに、定格出力Ｐ_Bk ^lmtの１００％で蓄電池Ｂ_kを充放電することができる。具体的には、制御指標ｐｒ_Bが制御指標限界ｐｒ_B ^lmtの負の値であるときに、定格出力Ｐ_Bk ^lmtの１００％で蓄電池Ｂ_kを放電し、制御指標ｐｒ_Bが制御指標限界ｐｒ_B ^lmtの値であるときに、定格出力Ｐ_Bk ^lmtの１００％で蓄電池Ｂ_kを充電することができる。なお、有効電力に関する重みｗ_Bkとして同じ値を用いた場合、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの定格出力Ｐ_Bk ^lmtが異なっていても、一律に同じ量ずつ個別出力電力Ｐ_Bk ^outが低下するように構成できる。

出力制御部３４は、上記出力制御部２３と同様に構成される。出力制御部３４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３３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３３によって算出された個別目標電力Ｐ_Bk ^refが正の値の場合、蓄電池Ｂ_kに蓄積された電力（直流電力）を交流電力に変換し、電力線９０を介して出力する。すなわち、パワーコンディショナＰＣＳ_Bkを放電回路として機能させる。一方、個別目標電力Ｐ_Bk ^refが負の値の場合、電力線９０を介して入力される交流電力を直流電力に変換し、蓄電池Ｂ_kに供給する。すなわち、パワーコンディショナＰＣＳ_Bkを充電回路として機能させる。

次に、第１実施形態に係る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_BkのＣレートの設定値を変更するときの動作について説明する。

たとえば、ユーザが、各パワーコンディショナＰＣＳ_BkのＣレートの設定値を変更するために、現在の設定値と異なる新たな設定値（リクエスト値）を指定する操作を、集中管理装置ＭＣ１の操作装置（図示略）を用いて行うと、Ｃレート指定部１５は、この操作によって指定されたリクエスト値に基づいてＣレート指定値を作成し、これを各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに送信する。たとえば、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkにおける現在のＣレートの設定値が０Ｃであり、新たな設定値（リクエスト値）として１Ｃが指定されたとする。このとき、Ｃレート指定部１５は、リクエスト値である１ＣをＣレート指定値として各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに送信する。

次に、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkにおいて、Ｃレート設定部３２は、集中管理装置ＭＣ１のＣレート指定部１５から送信されたＣレート指定値を受信する。そして、Ｃレート設定部３２は、Ｃレート指定値を受信した時点でのＣレートの設定値（上記受信時設定値）と受信したＣレート指定値とが異なる場合、Ｃレートの設定値を、受信時設定値からＣレート指定値まで段階的に変更する。具体的には、Ｃレート設定部３２は、Ｃレートの設定値を、受信時設定値からＣレート指定値まで、所定の更新周期毎に予め設定された単位更新量ずつ変更する。たとえば、受信時設定値が０Ｃであり、受信したＣレート指定値が１Ｃである場合、受信時設定値とＣレート指定値とが異なるので、Ｃレート設定部３２は、Ｃレートの設定値を、受信時設定値である０ＣからＣレート指定値である１Ｃまで、Ｃレート指定値を受信してから１ｓｅｃ経過する毎（更新周期毎）に０．０５Ｃ（単位更新量）ずつ増加させる。よって、この場合、Ｃレート設定部３２は、各パワーコンディショナＰＣＳ_BkにおけるＣレートの設定値を、２０ｓｅｃかけて、段階的に変更する。

以上のようにして、集中管理装置ＭＣ１においてＣレートの設定値を変更する旨の操作がユーザによって行われると、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkにおいて、Ｃレートの設定値が受信時設定値からＣレート指定値まで段階的に変更される。

次に、太陽光発電システムＰＶＳ１において、Ｃレートの設定値を変更したときの太陽光発電システムＰＶＳ１の出力電力の変化をシミュレーションにより検証した。また、従来の太陽光発電システムＰＶＳ０においても、同様にシミュレーションを行った。なお、従来の太陽光発電システムＰＶＳ０は、本実施形態の太陽光発電システムＰＶＳ１に係るパワーコンディショナＰＣＳ_Bkの代わりに、パワーコンディショナＰＣＳ_Bk’を用いたものである。パワーコンディショナＰＣＳ_Bk’は、パワーコンディショナＰＣＳ_BkのＣレート設定部３２の代わりに従来のＣレート設定部を備えたものであり、それ以外の構成はパワーコンディショナＰＣＳ_Bkと同じである。従来のＣレート設定部は、Ｃレートの設定値を変更する際、Ｃレート設定部３２のように段階的に変更するのではなく、一度に変更する（Ｃレート指定値通りに変更する）ものである。

本シミュレーションにおいては、放電レートＣ_rate ^Pの設定値を０Ｃから１Ｃに変更した。また、本シミュレーションにおいては、上記制御指標限界ｐｒ_B ^lmtが１００である（図４参照）パワーコンディショナＰＣＳ_Bk’，ＰＣＳ_Bkを想定して、制御指標ｐｒ_Bを−１００に固定した。

図５（ａ）は従来の太陽光発電システムＰＶＳ０におけるシミュレーション結果を、図５（ｂ）は本実施形態の太陽光発電システムＰＶＳ１におけるシミュレーション結果をそれぞれ示している。図５（ａ），（ｂ）において、上段のタイムチャート（上段図）はパワーコンディショナＰＣＳ_Bk’，ＰＣＳ_Bkに対する制御指標ｐｒ_Bの時間変化を、中段のタイムチャート（中段図）はパワーコンディショナＰＣＳ_Bk’，ＰＣＳ_BkにおけるＣレート（放電レートＣ_rate ^P）の設定値の時間変化を、下段のタイムチャート（下段図）はパワーコンディショナＰＣＳ_Bk’，ＰＣＳ_Bkにおける個別出力電力Ｐ_Bk ^outの時間変化をそれぞれ示している。なお、図５（ａ），（ｂ）の中段図に示す破線は、集中管理装置ＭＣ１から送信されるＣレート指定値の時間変化を示している。また、図５（ａ），（ｂ）の下段図は、太陽光発電システムＰＶＳ０，ＰＶＳ１が備える複数のパワーコンディショナＰＣＳ_Bk’，ＰＣＳ_Bkのうちのいずれか１つのパワーコンディショナＰＣＳ_Bk’，ＰＣＳ_Bkであって、定格出力が２５０ｋＷであるパワーコンディショナＰＣＳ_Bk’，ＰＣＳ_Bkにおけるシミュレーション結果である。

太陽光発電システムＰＶＳ０においては、図５（ａ）に示すように、シミュレーションの開始時から放電レートＣ_rate ^PのＣレート指定値が変更されるまでの期間（時刻ｔ＝０〜１０［ｓｅｃ］）では、放電レートＣ_rate ^Pの設定値に０Ｃが設定されている。そのため、上記（５ｃ）式に示すＣレート制約によって、目標電力算出部３３によって算出される個別目標電力Ｐ_Bk ^refは０ｋＷとなる。パワーコンディショナＰＣＳ_Bk’において個別出力電力Ｐ_Bk ^outが個別目標電力Ｐ_Bk ^refとなるように出力制御部３４によって制御されるため、図５（ａ）下段図に示すように、個別出力電力Ｐ_Bk ^outは０ｋＷである。そして、時刻ｔ＝１０［ｓｅｃ］で放電レートＣ_rate ^PのＣレート指定値が変更されると、図５（ａ）中段図に示すように、放電レートＣ_rate ^Pの設定値が０Ｃから１Ｃに変更されている。この結果、図５（ａ）下段図に示すように、個別出力電力Ｐ_Bk ^outが時刻ｔ＝１０［ｓｅｃ］で瞬時的に２５０ｋＷになっている。太陽光発電システムＰＶＳ０が、１つのパワーコンディショナＰＣＳ_Bk’を備えている場合は２５０ｋＷの変化に過ぎないが、たとえば定格出力が２５０ｋＷである１００個のパワーコンディショナＰＣＳ_Bk’を備えている場合、２５ＭＷもの電力が瞬時的に変化することになる。これにより、上記したように、電力系統Ａに悪影響を及ぼすことがある。また、太陽光発電システムＰＶＳ０の電力制御が適切に行えなくなることもある。

一方、太陽光発電システムＰＶＳ１において、図５（ｂ）に示すように、時刻ｔ＝０〜１０［ｓｅｃ］の期間では、従来の太陽光発電システムＰＶＳ０と同じである。しかし、時刻ｔ＝１０［ｓｅｃ］で、放電レートＣ_rate ^PのＣレート指定値が変更されると、図５（ｂ）の中段図に示すように、放電レートＣ_rate ^Pの設定値が１ｓｅｃ経過する毎に０．０５Ｃずつ増加している。これは、Ｃレート設定部３２が、放電レートＣ_rate ^Pの設定値を１ｓｅｃ経過する度に０．０５Ｃずつ増加させるためである。このとき、放電レートＣ_rate ^Pの設定値が０．０５Ｃずつ増加するにつれて、図５（ｂ）の下段図に示すように、個別出力電力Ｐ_Bk ^outはおよそ１２．５ｋＷずつ増加している。これは、最適化問題（上記（５）式）のＣレート制約（上記（５ｃ）式）において、Ｃレート制約の上限値が１２．５ｋＷ（＝０．０５［Ｃ］×２５０［ｋＷ］）ずつ増加するからである。そのため、算出される個別目標電力Ｐ_Bk ^refが１２．５ｋＷずつ増加し、個別出力電力Ｐ_Bk ^outが１２．５ｋＷずつ増加する。そして、放電レートＣ_rate ^PのＣレート指定値が変更されてから２０ｓｅｃ経過した時点（時刻ｔ＝３０［ｓｅｃ］）において、放電レートＣ_rate ^Pの設定値が１Ｃとなり、また、個別出力電力Ｐ_Bk ^outは、パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの定格出力である２５０ｋＷとなる。

上記シミュレーションにおいては、放電レートＣ_rate ^Pの設定値を増加させる場合を示したが、放電レートＣ_rate ^Pの設定値を減少させた場合も同様に、放電レートＣ_rate ^Pの設定値が段階的に減少するので、出力電力（個別出力電力Ｐ_Bk ^out）が段階的に減少する。

以上のことから、太陽光発電システムＰＶＳ１は、Ｃレート（放電レートＣ_rate ^P）の設定値を変更する旨の操作が行われた場合であっても、連系点電力Ｐ（ｔ）が急激に変化することを抑制できる。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ１の出力電力の急激な変化を抑制できる。なお、上記シミュレーションにおいては、放電レートＣ_rate ^Pの設定値を変更した場合を示したが、充電レートＣ_rate ^Mの設定値を変更する場合においても段階的に変更することで、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkから蓄電池Ｂ_kへの出力電力を段階的に変化させることができる。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ１は、蓄電池Ｂ_kを充電させる場合においても同様に、太陽光発電システムＰＶＳ１の出力電力の急激な変化を抑制できる。

次に、第１実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１の作用効果について説明する。

第１実施形態によれば、Ｃレート設定部３２は、Ｃレート指定部１５から受信するＣレート指定値に基づいて、Ｃレートの設定値を、Ｃレート指定値を受信したときのＣレートの設定値（受信時設定値）からＣレート指定値まで段階的に変更する。これにより、算出される個別目標電力Ｐ_Bk ^refが、Ｃレートの設定値の変化と同様に段階的に変化するので、個別出力電力Ｐ_Bk ^outも、Ｃレートの設定値の変化と同様に、段階的に変化する。以上のことから、Ｃレート指定値が変更された場合であっても、Ｃレートの設定値が一度に変更されないため、太陽光発電システムＰＶＳ１の出力電力が急激に変化することを抑制できる。したがって、太陽光発電システムＰＶＳ１の出力電力が急激に変化することに起因する、電力系統Ａへの悪影響を抑制できる。また、太陽光発電システムＰＶＳ１の出力電力の急激な変化を抑制することで、制御指標ｐｒ_PV，ｐｒ_Bを用いた電力制御を適切に行えなくなることも抑制できる。

第１実施形態においては、ユーザが集中管理装置ＭＣ１の図示しない操作装置を用いてリクエスト値を指定する操作を行う場合を示したが、これに限定されない。例えば、複数の太陽光発電システムＰＶＳ１をまとめて管理するための管理装置であって、集中管理装置ＭＣ１の上位の中央管理装置において、リクエスト値を指定できるように構成してもよい。この場合、ユーザが中央管理装置においてリクエスト値を指定する操作を行うと、この操作によって指定されたリクエスト値が集中管理装置ＭＣ１に送信される。そして、集中管理装置ＭＣ１が受信したリクエスト値をＣレート指定値として、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに送信する。

第１実施形態においては、Ｃレート指定値が集中管理装置ＭＣ１から送信され、これを受信した各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkが、Ｃレートの設定値を受信時設定値からＣレート指定値まで段階的に変更させる場合を示したが、これに限定されない。例えば、次のように変形することも可能である。それは、ユーザによって集中管理装置ＭＣ１にリクエスト値を変更する旨の操作が行われると、集中管理装置ＭＣ１のＣレート指定部１５が、変更操作前のリクエスト値から変更操作後のリクエスト値までＣレート指定値を段階的に変更させつつ、変更させる度に各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに送信する。そして、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、Ｃレートの設定値を、受信したＣレート指定値にする。このように構成しても、各パワーコンディショナＰＣＳ_BkのＣレートの設定値が段階的に変更されるため、太陽光発電システムＰＶＳ１の出力電力の急激な変化を抑制することができる。なお、上記のように中央管理装置において、ユーザがリクエスト値を指定できる場合には、指定されたリクエスト値が中央管理装置から集中管理装置ＭＣ１に送信され、そして、集中管理装置ＭＣ１が中央管理装置から受信したリクエスト値に基づいて、段階的に変更するＣレート指定値を各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに送信するように構成してもよい。

第１実施形態においては、Ｃレートの設定値がユーザ操作によって変更される場合を示したが、Ｃレートの設定値の変更はこれに限定されない。以下に示す状況においても、Ｃレートの設定値が変更される可能性があるので、そのような状況においても、Ｃレートの設定値が段階的に変更されるように構成してもよい。

例えば、ピークカット制御時においては、蓄電池Ｂ_kの放電が優先され、蓄電池Ｂ_kに蓄積された電力は減少する。よって、ピークカット制御により蓄電池Ｂ_kの放電を行いたいにも関わらず、蓄電池Ｂ_kに必要な電力が蓄積されていない状況が生じる可能性がある。そこで、充電レートＣ_rate ^Mの設定値を変更して、蓄電池Ｂ_kの充電を制御し、次のピークカット制御による放電に備えて蓄電池Ｂ_kを充電しておくことがある。たとえば、充電レートＣ_rate ^Mの設定値が０Ｃである場合、充電しないようにでき、充電レートＣ_rate ^Mの設定値を大きくするほど充電速度を速くできる。このような制御において充電レートＣ_rate ^Mの設定値を変更する場合であっても、Ｃレート（充電レートＣ_rate ^M）の設定値を段階的に変更することで、太陽光発電システムＰＶＳ１の出力電力が急激に変化することを抑制できる。

また、例えば、逆潮流回避制御時においては、蓄電池Ｂ_kの充電が優先され、蓄電池Ｂ_kに電力が蓄積されていく。よって、逆潮流回避制御により蓄電池Ｂ_kの充電を行いたいにも関わらず、蓄電池Ｂ_kが満充電であり、蓄電池Ｂ_kの充電が行えない状況が生じる可能性がある。そこで、放電レートＣ_rate ^Pの設定値を変更して、蓄電池Ｂ_kの放電を制御し、次の逆潮流回避制御による充電に備えて蓄電池Ｂ_kを放電しておくことがある。たとえば、放電レートＣ_rate ^Pの設定値が０Ｃである場合、放電しないようにでき、放電レートＣ_rate ^Pの設定値を大きくするほど放電速度を速くできる。このような制御において放電レートＣ_rate ^Pの設定値を変更する場合であっても、Ｃレート（放電レートＣ_rate ^P）の設定値を段階的に変更することで、太陽光発電システムＰＶＳ１の出力電力が急激に変化することを抑制できる。

なお、Ｃレートの設定値が変更される場合は、上記した２つの例に限定されず、その他の場合においても、太陽光発電システムＰＶＳ１は、各パワーコンディショナＰＣＳ_BkのＣレートの設定値を段階的に変更すればよい。

次に、第２実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ２について説明する。なお、第１実施形態と同一あるいは類似の構成については、同じ符号を付してその説明を省略する。太陽光発電システムＰＶＳ２の全体構成は、図１に示す第１実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１と同様である。

図６は、太陽光発電システムＰＶＳ２の電力制御に関する制御系の機構構成を示している。同図に示すように、太陽光発電システムＰＶＳ２は、上記太陽光発電システムＰＶＳ１と比較して、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkが接続判断部３５をさらに備えている点で異なる。

接続判断部３５は、自装置（パワーコンディショナＰＣＳ_Bk）が電力線９０に接続されている状態であるか否かを判断する。以下の説明において、電力線９０に接続されている状態を「接続状態」といい、電力線９０に接続されていない状態を「非接続状態」という。各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、接続状態であるとき蓄電池Ｂ_kの充放電を行うことができ、非接続状態であるときには蓄電池Ｂ_kの充放電を行うことができない。接続状態か非接続状態かは、例えば、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkを電力線９０に接続するための開閉器（図示略）の状態に基づいて判断される。接続判断部３５は、この開閉器が導通状態である場合、パワーコンディショナＰＣＳ_Bkが接続状態であると判断し、開閉器が遮断状態である場合、パワーコンディショナＰＣＳ_Bkが非接続状態であると判断する。

第２実施形態におけるＣレート設定部３２は、集中管理装置ＭＣ１（Ｃレート指定部１５）から送信されるＣレート指定値を受信しても、接続判断部３５によって非接続状態であると判断されている場合には、Ｃレートの設定値を、受信したＣレート指定値にせず、予め決められた所定値にする。本実施形態においては、所定値として０Ｃを用いているが、これに限定されない。一方、接続判断部３５によって接続状態であると判断されている場合には、Ｃレートの設定値を、受信したＣレート指定値にする。したがって、Ｃレート指定部１５から受信するＣレート指定値が上記所定値と異なる場合、非接続状態から接続状態に切り換わったときにＣレートの設定値を変更する必要がある。例えば、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkを新たに電力線９０に接続するときに、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkが非接続状態から接続状態に切り換わる。そこで、Ｃレート設定部３２は、非接続状態から接続状態に切り換わったときにＣレートの設定値を上記所定値からＣレート指定値まで段階的に変化させる。なお、Ｃレート設定部３２がＣレートの設定値を段階的に変化させる方法は、第１実施形態に係るＣレート設定部３２と同じである。

次に、太陽光発電システムＰＶＳ２において、定格出力が２５０ｋＷのパワーコンディショナＰＣＳ_Bkが非接続状態から接続状態になったときの、当該パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの出力電力（個別出力電力Ｐ_Bk ^out）の変化をシミュレーションにより検証した。なお、第１実施形態と同様に、従来の太陽光発電システムＰＶＳ０においても、同様にシミュレーションを行った。

本シミュレーションにおいては、集中管理装置ＭＣ１から各パワーコンディショナ，ＰＣＳ_Bk’，ＰＣＳ_Bkに放電レートＣ_rate ^PのＣレート指定値として１Ｃが送信されているものとした。また、第１実施形態におけるシミュレーションと同様に、制御指標ｐｒ_Bを−１００に固定した。

図７（ａ）は従来の太陽光発電システムＰＶＳ０におけるシミュレーション結果を、図７（ｂ）は本実施形態の太陽光発電システムＰＶＳ２におけるシミュレーション結果をそれぞれ示している。図７（ａ），（ｂ）において、上段のタイムチャート（上段図）はパワーコンディショナＰＣＳ_Bk’，ＰＣＳ_Bkに対する制御指標ｐｒ_Bの時間変化を、中段のタイムチャート（中段図）はパワーコンディショナＰＣＳ_Bk’，ＰＣＳ_BkにおけるＣレート（放電レートＣ_rate ^P）の設定値の時間変化を、下段のタイムチャート（下段図）はパワーコンディショナＰＣＳ_Bk’，ＰＣＳ_Bkにおける個別出力電力Ｐ_Bk ^outの時間変化をそれぞれ示している。なお、図７（ａ），（ｂ）の下段図は、図５と同様に、太陽光発電システムＰＶＳ０，ＰＶＳ１が備える複数のパワーコンディショナＰＣＳ_Bk’，ＰＣＳ_Bkのうちのいずれか１つのパワーコンディショナＰＣＳ_Bk’，ＰＣＳ_Bkであって、定格出力が２５０ｋＷであるパワーコンディショナＰＣＳ_Bk’，ＰＣＳ_Bkにおけるシミュレーション結果である。本シミュレーションにおいては、時刻ｔ＝５［ｓｅｃ］において、パワーコンディショナＰＣＳ_Bk’，ＰＣＳ_Bkを非接続状態から接続状態に切り換えたものとする。すなわち、時刻ｔ＝０〜５［ｓｅｃ］においては、パワーコンディショナＰＣＳ_Bk’，ＰＣＳ_Bkは非接続状態であり、時刻ｔ＝５〜３５［ｓｅｃ］においては、パワーコンディショナＰＣＳ_Bk’，ＰＣＳ_Bkは接続状態であるものとする。

太陽光発電システムＰＶＳ０においては、パワーコンディショナＰＣＳ_Bk’が、非接続状態であっても、集中管理装置ＭＣ１からＣレート指定値を受信している場合には、Ｃレートの設定値がＣレート指定値となるように構成されていた。そのため、図７（ａ）の中段図に示すように、パワーコンディショナＰＣＳ_Bk’が、非接続状態である期間（時刻ｔ＝０〜５［ｓｅｃ］）および接続状態である期間（時刻ｔ＝５〜３５［ｓｅｃ］）の両方において、放電レートＣ_rate ^Pの設定値に１Ｃが設定されている。また、太陽光発電システムＰＶＳ０においては、図７（ａ）の下段図に示すように、パワーコンディショナＰＣＳ_Bk’は、非接続状態である期間（時刻ｔ＝０〜５［ｓｅｃ］）では電力を出力できないため、放電レートＣ_rate ^Pの設定値に１Ｃが設定されていても、個別出力電力Ｐ_Bk ^outは０ｋＷである。一方、接続状態である期間（時刻ｔ＝５〜３５［ｓｅｃ］）では電力を出力できるため、放電レートＣ_rate ^Pの設定値（１Ｃ）に応じて、個別出力電力Ｐ_Bk ^outは２５０ｋＷである。したがって、パワーコンディショナＰＣＳ_Bk’が、非接続状態から接続状態になると同時に、個別出力電力Ｐ_Bk ^outが瞬時的に定格出力の２５０ｋＷまで上昇する。太陽光発電システムＰＶＳ０において、１つのパワーコンディショナＰＣＳ_Bk’が非接続状態から接続状態になった場合には２５０ｋＷの変化であるが、多数のパワーコンディショナＰＣＳ_Bk’が一斉に非接続状態から接続状態になった場合には、太陽光発電システムＰＶＳ０の出力電力が急激に変化する。これにより、電力系統Ａに悪影響を及ぼすことがある。また、太陽光発電システムＰＶＳ０の電力制御が適切に行えなくなることもある。

一方、太陽光発電システムＰＶＳ２においては、図７（ｂ）の中段図に示すように、パワーコンディショナＰＣＳ_Bkが非接続状態である期間（時刻ｔ＝０〜５［ｓｅｃ］）では、パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは集中管理装置ＭＣ１からＣレート指定値を受信しても、放電レートＣ_rate ^Pの設定値は所定値（０Ｃ）である。そして、時刻ｔ＝５［ｓｅｃ］でパワーコンディショナＰＣＳ_Bkが非接続状態から接続状態になると、放電レートＣ_rate ^Pの設定値は、所定値（０Ｃ）からＣレート指定値（１Ｃ）に一度に変化するのではなく、所定値（０Ｃ）から１ｓｅｃ経過するごとに０．０５Ｃずつ上昇している。そして、時刻ｔ＝２５［ｓｅｃ］において、放電レートＣ_rate ^Pの設定値がＣレート指定値（１Ｃ）となる。したがって、図７（ｂ）の中段図が示すように、放電レートＣ_rate ^Pの設定値は、パワーコンディショナＰＣＳ_Bkが非接続状態であるときには所定値（０Ｃ）であり、非接続状態から接続状態になると、集中管理装置ＭＣ１から受信するＣレート指定値（１Ｃ）まで、段階的に変更されている（上昇している）ことが分かる。また、図７（ｂ）の下段図に示すように、個別出力電力Ｐ_Bk ^outは、パワーコンディショナＰＣＳ_Bkが非接続状態である期間（時刻ｔ＝０〜５［ｓｅｃ］）では上記太陽光発電システムＰＶＳ０と同様に０ｋＷであるが、接続状態になった後は、放電レートＣ_rate ^Pの設定値の変化に応じて、段階的に上昇していることが分かる。また、本シミュレーションにおいても、１ｓｅｃ経過するごとに０．０５Ｃずつ放電レートＣ_rate ^Pの設定値が変化しているため、個別出力電力Ｐ_Bk ^outは、１ｓｅｃ経過するごとに、１２．５ｋＷずつ上昇している。そして、時刻ｔ＝２５［ｓｅｃ］で、個別出力電力Ｐ_Bk ^outがパワーコンディショナＰＣＳ_Bkの定格出力である２５０ｋＷとなる。以上のことから、太陽光発電システムＰＶＳ２は、パワーコンディショナＰＣＳ_Bkが非接続状態から接続状態になるときであっても、太陽光発電システムＰＶＳ２の出力電力が急激に変化することを抑制できている。

さらに、太陽光発電システムＰＶＳ２が自家消費型である場合をシミュレーションにより検証した。本シミュレーションにおいては、太陽光発電システムＰＶＳ２は、逆電力継電器が設置されており、かつ、逆潮流回避制御が行われているものとした。また、本シミュレーションにおいては、太陽光発電システムＰＶＳ２，ＰＶＳ０は、電力負荷Ｌによって２００ｋＷの電力を消費しているものとし、定格出力が２５０ｋＷであるパワーコンディショナＰＣＳ_Bkを１つ有している場合を想定した。また、本シミュレーションにおいては、パワーコンディショナＰＣＳ_Bkが非接続状態であるときの所定値を０Ｃとし、Ｃレート指定値を１Ｃとした。なお、本シミュレーションにおいては、上記した他のシミュレーションとは異なり、連系点電力Ｐ（ｔ）と目標電力Ｐ^C（逆潮流回避目標値）とによって制御指標ｐｒ_Bを変化させるものとした。

図８（ａ）は太陽光発電システムＰＶＳ０におけるシミュレーション結果を、図８（ｂ）は太陽光発電システムＰＶＳ２におけるシミュレーション結果をそれぞれ示している。図８（ａ），（ｂ）において、上段のタイムチャート（上段図）はパワーコンディショナＰＣＳ_Bk’，ＰＣＳ_Bkに対する制御指標ｐｒ_Bの時間変化を、中段のタイムチャート（中段図）は太陽光発電システムＰＶＳ０，ＰＶＳ２における連系点電力Ｐ（ｔ）の時間変化を、下段のタイムチャート（下段図）はパワーコンディショナＰＣＳ_Bk’，ＰＣＳ_Bkにおける個別出力電力Ｐ_Bk ^outの時間変化をそれぞれ示している。なお、図８（ａ），（ｂ）の中段図において、一点鎖線は逆電力継電器の動作レベルを、二点鎖線は逆潮流回避目標値をそれぞれ示している。なお、本シミュレーションにおいても、図７に示すシミュレーションと同様に、時刻ｔ＝５［ｓｅｃ］において、パワーコンディショナＰＣＳ_Bk’，ＰＣＳ_Bkを非接続状態から接続状態に切り換えたものとする。

太陽光発電システムＰＶＳ０においては、時刻ｔ＝５［ｓｅｃ］でパワーコンディショナＰＣＳ_Bk’が非接続状態から接続状態に変わると、図８（ａ）の下段図に示すように、個別出力電力Ｐ_Bk ^outが瞬時的に２５０ｋＷまで上昇している。その結果、図８（ａ）の中段図に示すように、連系点電力Ｐ（ｔ）が正の値となり、逆電力継電器の動作レベル（０ｋＷ）を上回る。よって、逆潮流の状態になり、逆電力継電器が動作する。これにより、逆電力継電器によって太陽光発電システムＰＶＳ０が電力系統Ａから解列されてしまう。

一方、太陽光発電システムＰＶＳ２においては、時刻ｔ＝５［ｓｅｃ］でパワーコンディショナＰＣＳ_Bkが非接続状態から接続状態に変わると、放電レートＣ_rate ^Pの設定値が段階的に変更されるため、図８（ｂ）の下段図に示すように、個別出力電力Ｐ_Bk ^outが段階的に上昇する。したがって、図８（ｂ）の中段図に示すように、連系点電力Ｐ（ｔ）も段階的に上昇している。そして、連系点電力Ｐ（ｔ）が逆潮流回避目標値を上回ったときに、連系点電力Ｐ（ｔ）が逆潮流回避目標値に一致するように、逆潮流回避制御が行われる。これにより、図８（ｂ）の上段図に示すように、時刻ｔ＝１５［ｓｅｃ］において、制御指標ｐｒ_Bが−１００から上昇し始める（制御指標ｐｒ_Bの絶対値としては減少、すなわち、０に近づくように変化し始める）。その結果、時刻ｔ＝２０［ｓｅｃ］において、図８（ｂ）の下段図に示すように、個別出力電力Ｐ_Bk ^outが抑制され、増加から減少に転じている。したがって、図８（ｂ）の中段図に示すように、連系点電力Ｐ（ｔ）も減少から増加に転じ、連系点電力Ｐ（ｔ）が逆潮流回避目標値となるように制御されている。なお、時刻ｔ＝１５〜２０［ｓｅｃ］においては、制御指標ｐｒ_Bが上昇しているため（制御指標ｐｒ_Bの絶対値としては減少しているため）、個別出力電力Ｐ_Bk ^outが抑制されるように制御されるはずであるが、個別出力電力Ｐ_Bk ^outは抑制されずそのまま上昇している（図８（ｂ）の下段図参照）。これは、制御指標ｐｒ_Bによって算出される個別目標電力Ｐ_Bk ^ref（上記（５ａ）式参照）よりも、放電レートＣ_rate ^Pの設定値の上昇（Ｃレート制約（上記（５ｃ）式）の上限値の上昇）に応じて決まる個別目標電力Ｐ_Bk ^refの方が小さいためであり、目標電力算出部３３によって最終的に算出される個別目標電力Ｐ_Bk ^refが放電レートＣ_rate ^Pに応じて決まるので、個別出力電力Ｐ_Bk ^outが抑制されず、上昇している。なお、時刻ｔ＝２０［ｓｅｃ］以降においては、制御指標ｐｒ_Bによって算出される個別目標電力Ｐ_Bk ^refがよりも、放電レートＣ_rate ^Pの設定値の上昇に応じて決まる個別目標電力Ｐ_Bk ^refが大きくなるため、制御指標ｐｒ_Bの上昇（制御指標ｐｒ_Bの絶対値の減少）に伴って、目標電力算出部３３によって最終的に算出される個別目標電力Ｐ_Bk ^refが減少し、個別出力電力Ｐ_Bk ^outが抑制される。

以上に示したシミュレーション結果から、太陽光発電システムＰＶＳ２は、連系点電力Ｐ（ｔ）が急激に上昇することを抑制できる。また、太陽光発電システムＰＶＳ２は、Ｃレートの設定値の変更と制御指標ｐｒ_Bの変更とによって、連系点電力Ｐ（ｔ）が逆電力継電器の動作レベル（０ｋＷ）を上回ることを抑制できる。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ２は、制御指標ｐｒ_PV，ｐｒ_Bを用いた電力制御を適切に行い、逆電力継電器が動作することを抑制できる。

上記に示した本実施形態に係る２つのシミュレーションにおいては、放電レートＣ_rate ^Pの設定値が増加する場合を示したが、放電レートＣ_rate ^Pの設定値を減少させる場合も同様に、パワーコンディショナＰＣＳ_Bkが非接続状態から接続状態になったときに、放電レートＣ_rate ^Pの設定値が段階的に減少するので、出力電力（個別出力電力Ｐ_Bk ^out）が段階的に減少する。また、これらのシミュレーションにおいては、放電レートＣ_rate ^Pの設定値が変更される場合を示したが、充電レートＣ_rate ^Mの設定値が変更される場合も同様に、充電レートＣ_rate ^Mの設定値を段階的に変更することで、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkから蓄電池Ｂ_kへの出力電力を段階的に変化させることができる。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ２は、蓄電池Ｂ_kを充電させる場合においても同様に、太陽光発電システムＰＶＳ２の出力電力の急激な変化を抑制できる。

次に、第２実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ２の作用効果について説明する。

第２実施形態によれば、Ｃレート設定部３２は、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkが非接続状態のときには、Ｃレートの設定値が所定値となり、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkが接続状態のときには、Ｃレートの設定値がＣレート指定値となるようにした。そして、Ｃレート設定部３２は、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkが非接続状態から接続状態になり、Ｃレートの設定値の変更が必要な場合に、Ｃレートの設定値を所定値からＣレート指定値まで段階的に変更した。これにより、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkが非接続状態から接続状態になるときに、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_Bk ^outが急激に変化することを抑制できる。したがって、太陽光発電システムＰＶＳ２の出力電力が急激に変化することを抑制できるので、電力系統への悪影響や制御指標ｐｒ_PV，ｐｒ_Bを用いた電力制御が適切に行えなくなることを抑制できる。特に、図８に示すシミュレーション結果から分かるように、太陽光発電システムＰＶＳ２が自家消費型である場合、各パワーコンディショナＰＣＳ_BkのＣレートの設定値を段階的に変更させて、太陽光発電システムＰＶＳ２の出力電力が急激に変化することを抑制することで、太陽光発電システムＰＶＳ２が電力系統Ａから解列される可能性を低減させることができる。

第２実施形態によれば、非接続状態における所定値として０Ｃを用いるようにした。これにより、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、上記（５）式に示す最適化問題のＣレート制約（上記（５ｃ）式）によって、算出される個別目標電力Ｐ_Bk ^refを０に制限することができる。すなわち、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの各個別出力電力Ｐ_Bk ^outを０に制限することができる。したがって、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkが非接続状態から接続状態になったときに、各個別出力電力Ｐ_Bk ^outを０ｋＷから変化させることができる。

第２実施形態においては、非接続状態であるパワーコンディショナＰＣＳ_Bkであっても集中管理装置ＭＣ１からＣレート指定値を受信する場合を説明したが、これに限定されない。たとえば、パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、非接続状態であるときには、集中管理装置ＭＣ１から送信されるＣレート指定値を受信せず、接続状態であるときに、集中管理装置ＭＣ１から送信されるＣレート指定値を受信するように構成してもよい。

第２実施形態においては、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、非接続状態であるか接続状態であるかを判断し、非接続状態である場合は、Ｃレートの設定値を所定値にしたが、これに限定されない。例えば、集中管理装置ＭＣ１が、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkが接続状態であるか非接続状態であるかを判断可能であれば、次のように構成してもよい。それは、集中管理装置ＭＣ１が、非接続状態であるパワーコンディショナＰＣＳ_Bkに対して、Ｃレート指定値として上記所定値を送信し、接続状態であるパワーコンディショナＰＣＳ_Bkに対して、Ｃレート指定値としてリクエスト値を送信する。そして、非接続状態であるパワーコンディショナＰＣＳ_Bkが接続状態になると、集中管理装置ＭＣ１のＣレート指定部１５が、Ｃレート指定値を所定値からリクエスト値まで段階的に変更しつつ、変更させる度にそのときのＣレート指定値を非接続状態から接続状態になったパワーコンディショナＰＣＳ_Bkに送信する。当該パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、Ｃレートの設定値を受信したＣレート指定値にする。このように構成した場合であっても、各パワーコンディショナＰＣＳ_BkのＣレートの設定値が段階的に変更されるため、太陽光発電システムＰＶＳ２の出力電力の急激な変化を抑制することができる。

第２実施形態においては、パワーコンディショナＰＣＳ_Bkを非接続状態から接続状態にした場合について説明したが、パワーコンディショナＰＣＳ_PViのすべてあるいは一部を非接続状態から接続状態にする場合も考えられる。すなわち、パワーコンディショナＰＣＳ_PViを新たに電力線９０に接続する場合も考えられる。このとき、パワーコンディショナＰＣＳ_PViが接続状態になった直後に、日射条件などにより、連系点電力Ｐ（ｔ）が急激に変化する場合がある。しかし、パワーコンディショナＰＣＳ_PViは、上記したように最大電力点追従制御（ＭＰＰＴ制御）を行っており、当該ＭＰＰＴ制御によって、パワーコンディショナＰＣＳ_PViの個別出力電力Ｐ_PVi ^outは所定周期（本実施形態においては１ｓｅｃ）で段階的に変化する。また、パワーコンディショナＰＣＳ_PViは、制御指標ｐｒ_PVを用いた制御を行っており、当該制御指標ｐｒ_PVの算出周期（本実施形態においては１ｓｅｃ）で個別目標電力Ｐ_PVi ^refが算出される。これらの制御によって、各個別出力電力Ｐ_PVi ^outが急激に変化しないように制御することができる。

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。第１および第２実施形態においては、調整対象電力として、連系点電力検出部１２が検出する連系点電力Ｐ（ｔ）を用いた場合を示した。本実施形態においては、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outおよび電力負荷Ｌの消費電力Ｐ_Lの総和を算出し、これを調整対象電力として用いる場合を示す。以下の説明において、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outおよび電力負荷Ｌの消費電力Ｐ_Lの総和を「システム総出力」という。したがって、太陽光発電システムＰＶＳ３は、システム総出力を目標電力Ｐ^Cにするように制御する。

図９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、複数の太陽電池ＳＰ_i，複数のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi，複数の蓄電池Ｂ_k，複数のパワーコンディショナＰＣＳ_Bk、および、集中管理装置ＭＣ３を有して構成される。

本実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ３は、連系点電力Ｐ（ｔ）を検出せず、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outおよび電力負荷Ｌの消費電力Ｐ_Lの総和（システム総出力Ｐ_total（ｔ））を算出する。システム総出力Ｐ_total（ｔ）は、演算式「Σ_iＰ_PVi ^out＋Σ_kＰ_Bk ^out−Ｐ_L」によって求められる。そして、算出したシステム総出力Ｐ_total（ｔ）を太陽光発電システムＰＶＳ３全体の出力（調整対象電力）として、目標電力Ｐ^Cに一致させるように制御している。すなわち、太陽光発電システムＰＶＳ３は、連系点電力Ｐ（ｔ）の代わりにシステム総出力Ｐ_total（ｔ）を用いて各種電力制御を行う。

図１０は、図９に示す太陽光発電システムＰＶＳ３の電力制御に関する制御系の機能構成を示している。なお、図１０においては、太陽電池ＳＰ_iおよび蓄電池Ｂ_kの図示を省略している。また、それぞれ１つ目のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkのみ記載している。太陽光発電システムＰＶＳ３は、第１実施形態に係る集中管理装置ＭＣ１の代わりに、集中管理装置ＭＣ３を備えている点で異なる。また、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkの構成も異なる。

第３実施形態においては、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViはそれぞれ、図１０に示すように、電力制御における制御系として、出力電力検出部２４および送信部２５をさらに備えている。また、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkはそれぞれ、図１０に示すように、電力制御における制御系として、出力電力検出部３６および送信部３７をさらに備えている。

出力電力検出部２４は、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViに備えられており、自装置の個別出力電力Ｐ_PVi ^outを検出する。出力電力検出部３６は、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに備えられており、自装置の個別出力電力Ｐ_Bk ^outを検出する。

送信部２５は、出力電力検出部２４が検出した個別出力電力Ｐ_PVi ^outを集中管理装置ＭＣ３に送信する。送信部３７は、出力電力検出部３６が検出した個別出力電力Ｐ_Bk ^outを集中管理装置ＭＣ３に送信する。

集中管理装置ＭＣ３は、図１０に示すように、電力制御における制御系として、目標電力設定部１１、受信部１６、総出力算出部１７、指標算出部１８、送信部１４、および、Ｃレート指定部１５を含んでいる。すなわち、第１実施形態に係る集中管理装置ＭＣ１と比較して、連系点電力検出部１２および指標算出部１３の代わりに、受信部１６、総出力算出部１７、および、指標算出部１８を備えている点で異なる。

受信部１６は、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkから送信される個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outを受信する。また、受信部１６は、電力負荷Ｌから送信される消費電力Ｐ_Lを受信する。

総出力算出部１７は、受信部１６が受信した、個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outと電力負荷Ｌの消費電力Ｐ_Lとの総和であるシステム総出力Ｐ_total（ｔ）を算出する。本実施形態においては、総出力算出部１７は、入力されるすべての個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outおよび電力負荷Ｌの消費電力Ｐ_Lを加算したシステム総出力Ｐ_total（ｔ）を算出する。

指標算出部１８は、総出力算出部１７が算出したシステム総出力Ｐ_total（ｔ）を、目標電力Ｐ^Cにするための指標（制御指標ｐｒ_PV，ｐｒ_B）を算出する。このとき、指標算出部１８は、上記（１）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（２）式により、算出したラグランジュ乗数λを制御指標ｐｒ_PV，ｐｒ_Bとして算出する。算出された制御指標ｐｒ_PVは、送信部１４を介して、各パワーコンディショナＰＣＳ_PViに送信される。また、算出された制御指標ｐｒ_Bは、送信部１４を介して、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに送信される。

以上のように構成された太陽光発電システムＰＶＳ３においても、上記第１実施形態と同様に、各パワーコンディショナＰＣＳ_BkのＣレートの設定値が段階的に変更されるように構成することができる。これにより、第１実施形態と同様に、Ｃレート指定値が変更された場合であっても、太陽光発電システムＰＶＳ３の出力電力が急激に変化することを抑制できる。

なお、第３実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ３は、第１実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ１において調整対象電力として連系点電力Ｐ（ｔ）の代わりにシステム総出力Ｐ_total（ｔ）を用いるように構成したものであるが、第２実施形態に係る太陽光発電システムＰＶＳ２において調整対象電力として連系点電力Ｐ（ｔ）の代わりにシステム総出力Ｐ_total（ｔ）を用いるように構成してもよい。この場合、第２実施形態と同様に、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkを非接続状態から接続状態にする場合であっても、太陽光発電システムＰＶＳ３の出力電力が急激に変化することを抑制できる。

また、第３実施形態におけるスケジュール制御においては、調整対象電力として、太陽光発電システムＰＶＳ３全体の出力電力（システム総出力Ｐ_total（ｔ））を用いるのでなく、複数のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkを複数のグループに分けたときの当該グループ毎の出力電力を用いてもよい。この場合、グループ毎に目標電力を設定して、各グループにおける出力電力が当該グループの目標電力となるようにスケジュール制御を行う。

第１ないし第３実施形態においては、各パワーコンディショナＰＣＳ_BkにおけるＣレートの設定値が、予め設定された単位更新量（例えば０．０５Ｃ）ずつ変更される場合を示したが、これに限定されない。たとえば、Ｃレート設定部３２が、Ｃレート指定値が変更される度に、受信時設定値とＣレート指定値との差分に基づいて、適宜単位更新量を変更してもよい。具体的には、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkに、受信時設定値からＣレート指定値まで変更するのに要する時間（以下「必要時間」という）と上記更新周期とを予め設定しておく。そして、Ｃレート指定値が変更されると、受信時設定値とＣレート指定値との差分（目標更新量）を算出し、算出した目標更新量と上記必要時間と上記更新周期とを用いて、「目標更新量÷（必要時間÷更新周期）」を演算する。この演算結果を単位更新量として用いる。たとえば、必要時間として２０ｓｅｃ、更新周期として１ｓｅｃがそれぞれ設定されており、そして、Ｃレート指定値が０Ｃから０．５Ｃに変更されたとする。すなわち、１ｓｅｃの更新周期で２０ｓｅｃの必要時間かけて、受信時設定値である０ＣからＣレート指定値である０．５Ｃに変更するものとする。このとき、Ｃレート設定部３２は、まず受信時設定値とＣレート指定値との差（０．５Ｃ−０Ｃ）を演算して、目標更新量を０．５Ｃと算出する。次に、Ｃレート設定部３２は、算出した目標更新量を用いて、上記演算式により、単位更新量を０．０２５Ｃ（＝０．５［Ｃ］÷（２０［ｓｅｃ］÷１［ｓｅｃ］））と算出する。よって、この場合の単位更新量は０．０２５Ｃとなる。また、１ｓｅｃの更新周期で２０ｓｅｃの必要時間かけて、受信時設定値である０ＣからＣレート指定値である２Ｃに変更する場合、Ｃレート設定部３２が同様に演算することで、単位更新量は０．１Ｃ（＝２［Ｃ］÷（２０［ｓｅｃ］÷１［ｓｅｃ］））となる。以上のようにして、Ｃレート指定値が変更される度に、単位更新量が変更されるように構成してもよい。上記した数値は一例であってこれに限定されない。

なお、上記のように単位更新量を変更する場合、単位更新量の上限値を設けておき、算出した単位更新量が設定された上限値を超える場合には、この上限値で制限されるように構成しておくとよい。このようにすることで、単位更新量が大きくなりすぎて、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkの個別出力電力Ｐ_Bk ^outが急激に変化することを抑制することができる。また、算出した目標更新量に応じて、互いに異なる第１の単位更新量および第２の単位更新量のいずれかを用いるようにしてもよい。具体的には、Ｃレート設定部３２は、算出した目標更新量が所定の閾値未満の場合、予め設定された第１の単位更新量を用いて、算出した目標更新量が閾値以上の場合、予め設定された第２の単位更新量を用いるように構成してもよい。なお、第２の単位更新量は第１の単位更新量より大きい。また、第１の単位更新量および第２の単位更新量のいずれかは、上記演算式（「目標更新量÷（必要時間÷更新周期）」）により求めた単位更新量を用いるようにしてもよい。

第１ないし第３実施形態においては、本発明の「特性値」がＣレートである場合を例に説明したが、これに限定されない。たとえば、上記（５）式に示す最適化問題における制約条件と異なる制約条件が用いられ、そして、当該制約条件に蓄電池Ｂ_kの充放電時の入出力電力を制限する特性値が用いられている場合には、Ｃレートの設定値の代わりにこの特性値の設定値が段階的に変更されるように構成してもよい。

第１ないし第３実施形態においては、集中管理装置ＭＣ１（ＭＣ３）が制御指標ｐｒ_PV，ｐｒ_Bを算出する場合を示したが、これに限定されない。例えば、集中管理装置ＭＣ１（ＭＣ３）が、制御指標ｐｒ_PV，ｐｒ_Bの代わりに、複数のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk毎の個別目標電力Ｐ_PVi ^ref，Ｐ_Bk ^refを算出するようにしてもよい。この場合、集中管理装置ＭＣ１（ＭＣ３）は、調整対象電力（連系点電力Ｐ（ｔ）あるいはシステム総出力Ｐ_total（ｔ））と目標電力とに基づいて、複数のパワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bk毎の個別目標電力Ｐ_PVi ^ref，Ｐ_Bk ^refを算出する。そして、各パワーコンディショナＰＣＳ_PVi，ＰＣＳ_Bkは、自装置に対する個別目標電力Ｐ_PVi ^ref，Ｐ_Bk ^refを集中管理装置ＭＣ１（ＭＣ３）から取得し、個別出力電力Ｐ_PVi ^out，Ｐ_Bk ^outが個別目標電力Ｐ_PVi ^ref，Ｐ_Bk ^refとなるように制御する。このとき、各パワーコンディショナＰＣＳ_Bkは、設定されるＣレートの設定値に基づいて、蓄電池Ｂ_kの充放電時の入出力電力、すなわち、個別出力電力Ｐ_Bk ^outを制限される。このような場合であっても、Ｃレート設定部３２がＣレートの設定値を段階的に変更することで、太陽光発電システムの出力電力が急激に変化することを抑制できる。

第１ないし第３実施形態においては、本開示の電力システムが太陽光発電システムである場合を例に説明したが、これに限られない。当該電力システムは、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制御装置に送信する。そして、各発電システムの電力制御装置は、受信した指標を用いた最適化問題に基づいて、自装置の個別目標電力を算出し、当該個別目標電力となるように個別出力電力を制御する。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、電力制御装置は、パワーコンディショナである。また、回転機形の発電機による発電システムの場合、電力制御装置は、発電機およびこれを制御する制御装置である。また、アグリゲータによる発電システムの場合、電力制御装置は、需要家の負荷およびこれを制御する制御装置である。なお、アグリゲータによる発電システムにおいては、節約できた電力を発電した電力とみなしているので、需要家の負荷の通常の消費電力から削減した電力が個別出力電力になる。また、上記電力システムは、上記した発電システムを併用したものとしてもよい。例えば、太陽光発電システムに回転機形の発電機を追加して、集中管理装置が太陽光発電システムの各パワーコンディショナおよび発電機の制御装置に指標を送信して全体の出力を制御する構成としてもよい。

本開示に係る電力システムおよび蓄電池パワーコンディショナは、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〜ＰＶＳ３：太陽光発電システム
Ａ ：電力系統
Ｌ ：電力負荷
ＭＣ１，ＭＣ３：集中管理装置
１１ ：目標電力設定部
１２ ：連系点電力検出部
１３ ：指標算出部
１４ ：送信部
１５ ：Ｃレート指定部
１６ ：受信部
１７ ：総出力算出部
１８ ：指標算出部
ＳＰ_i ：太陽電池
ＰＣＳ_PVi ：パワーコンディショナ
２１ ：受信部
２２ ：目標電力算出部
２３ ：出力制御部
２４ ：出力電力検出部
２５ ：送信部
Ｂ_k ：蓄電池
ＰＣＳ_Bk ：パワーコンディショナ
３１ ：受信部
３２ ：Ｃレート設定部
３３ ：目標電力算出部
３４ ：出力制御部
３５ ：接続判断部
３６ ：出力電力検出部
３７ ：送信部
９０ ：電力線

Claims (8)

1. 発電装置から電力が入力される電力制御装置と、
   蓄電池の充放電を制御する蓄電池パワーコンディショナと、
   前記電力制御装置および前記蓄電池パワーコンディショナが接続され、かつ、電力系統に接続される電力線と、
   前記電力制御装置および前記蓄電池パワーコンディショナを管理する集中管理装置と、を備えており、
   前記蓄電池パワーコンディショナは、前記蓄電池の充放電時の入出力電力を制限するための特性値を設定する設定手段を備えており、
   前記設定手段によって設定される特性値は、新たな設定値である指定値への変更が行われるとき、現在設定されている現在値から前記指定値まで段階的に変更される、
   ことを特徴とする電力システム。
2. 前記集中管理装置は、前記指定値を前記蓄電池パワーコンディショナに送信する指定手段を備えており、
   前記設定手段は、前記現在値から前記集中管理装置より受信した前記指定値まで、前記特性値を段階的に変更する、
   請求項１に記載の電力システム。
3. 前記蓄電池パワーコンディショナは、前記電力線に接続されているか否かを判断する接続判断手段をさらに備えており、
   前記設定手段は、前記接続判断手段によって接続されていないと判断されたときには前記特性値に所定値を設定しておき、一方、接続されていると判断されたときには前記特性値を前記指定値に変更する、
   請求項１または請求項２に記載の電力システム。
4. 前記特性値は、前記蓄電池の有する全容量に対する充放電時の入出力電流の相対的な比率を示すＣレートである、
   請求項１ないし請求項３のいずれか一項に記載の電力システム。
5. 前記集中管理装置は、調整対象電力を目標電力に制御するための指標を算出し、
   前記電力制御装置および前記蓄電池パワーコンディショナの各々は、前記指標を用いた最適化問題に基づいて個別出力電力を制御する、
   請求項１ないし請求項４のいずれか一項に記載の電力システム。
6. 前記特性値は、前記蓄電池パワーコンディショナの前記最適化問題における制約条件に用いられる、
   請求項５に記載の電力システム。
7. 電力系統に接続された電力線に接続され、かつ、蓄電池の充放電時の入出力電力を制御する蓄電池パワーコンディショナであって、
   前記蓄電池パワーコンディショナの出力電力の目標値である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個別出力電力を制御する出力制御手段と、
   前記蓄電池の充放電時の入出力電力を制限するための特性値を設定する設定手段と、
   を備えており、
   前記設定手段は、前記特性値を新たな設定値である指定値に変更するとき、現在設定されている現在値から前記指定値まで段階的に変更する、
   ことを特徴とする蓄電池パワーコンディショナ。
8. 前記蓄電池パワーコンディショナを管理する集中管理装置から送信される、前記蓄電池の充放電時の入出力電力を制御するための指標を受信する受信手段を、さらに備えており、
   前記目標電力算出手段は、前記指標を用いた最適化問題に基づいて、前記個別目標電力を算出する、
   請求項７に記載の蓄電池パワーコンディショナ。

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