JP2023088158A - 分散型エネルギリソース管理装置、分散型エネルギリソース管理システムおよび分散型エネルギリソース管理プログラム - Google Patents

Abstract

【課題】系統の需給調整のために、系統の電圧および電流の制約を満たしながら、各ＤＥＲの有効電力制御量の範囲をＶＰＰアグリゲータに提供することができるＤＥＲ管理装置を得ること。【解決手段】ＤＥＲ管理装置２は、最適潮流計算部２４と、制御指令値演算部と、通信部２１と、を備える。最適潮流計算部２４は、需給予測に基づいた配電系統の電圧電流分布から、配電系統の電圧および電流に関する制約が守られ、制御対象期間で第１ＤＥＲの制御可能な第１電力量の範囲で出力可能な充電量および放電量の最大値を算出し、充電量および放電量の最大値によって定められる有効電力制御範囲を決定する。制御指令値演算部は、複数の第１ＤＥＲのそれぞれと有効電力制御範囲とを対応付けた第１制御指令情報を生成する。通信部２１は、複数の第１ＤＥＲに指令する有効電力量を決定するＶＰＰアグリゲータに第１制御指令情報を送信する。【選択図】図３

Description

本開示は、蓄電池等の分散型エネルギリソースの需給調整に合わせた充放電電力量の管理を行う分散型エネルギリソース管理装置、分散型エネルギリソース管理システムおよび分散型エネルギリソース管理プログラムに関する。

現在では、太陽光発電設備、蓄電池、電気自動車等をエネルギ設備として含む分散型エネルギリソース（Distributed Energy Resources：ＤＥＲ）が普及している。ＤＥＲが大量に普及した場合に向けて、ＤＥＲを活用した需給制御の技術が検討されており、この技術の１つに、配電系統に連系されている多数のＤＥＲを束ねて１つの仮想的な変電所と見なす仮想変電所（Virtual Power Plant：ＶＰＰ）がある。

一方、ＤＥＲが大量に連系されると、配電系統では電流が定められた範囲を逸脱する電流違反、または電圧が定められた範囲を逸脱する電圧違反が発生する可能性がある。電流違反または電圧違反に備えるためには、電圧調整機器等の設備投資がさらに必要になる。そこで、ＤＥＲの大量普及時における設備投資を抑制するために、ＤＥＲを適切に制御する技術として、ＤＥＲ管理装置がある。

また、特許文献１には、ＤＥＲの出力が大きく変動した場合に、電圧が電力系統の電圧違反とならないように、電力系統における電圧の変動範囲を予測し、先行して電力系統の電圧制御を行う技術が開示されている。

特開２０１７－１０８４８９号公報

しかしながら、上記特許文献１に記載の技術では、電力系統の電圧違反の解消のみを目的として、電力系統の電圧制御を行う制御量を決定しており、電力の需要と供給とを一致させることについては考慮されていない。また、ＶＰＰアグリケータは、電力の需給調整を行う場合、上記したＶＰＰアグリゲータは、配電系統の電圧および電流の分布を示す系統情報を持たないため、系統状況を考慮した需給調整を行うことができない。この結果、ＶＰＰアグリゲータによる電力の需給調整のための有効電力量の制御によって、配電系統の電圧電流違反が発生する可能性がある。このため、ＶＰＰアグリゲータが、系統の需給調整のために、電圧および電流の制約を考慮しながら各ＤＥＲの有効電力量を制御することができる技術が望まれていた。

本開示は、上記に鑑みてなされたものであって、系統の需給調整のために、系統の電圧および電流の制約を満たしながら、各ＤＥＲの有効電力制御量の範囲をＶＰＰアグリゲータに提供することができる分散型エネルギリソース管理装置を得ることを目的とする。

上述した課題を解決し、目的を達成するために、本開示は、配電系統に接続され出力する有効電力が制御される複数の第１分散型エネルギリソースを含む分散型エネルギリソースにおける出力を算出する分散型エネルギリソース管理装置である。分散型エネルギリソース管理装置は、最適潮流計算部と、制御指令値演算部と、通信部と、を備える。最適潮流計算部は、需給予測に基づいた配電系統の電圧電流分布から、配電系統の電圧および電流に関する制約が守られ、制御対象期間で第１分散型エネルギリソースの制御可能な第１電力量の範囲で出力可能な充電量および放電量の最大値を算出し、充電量および放電量の最大値によって定められる有効電力制御範囲を決定する。制御指令値演算部は、複数の第１分散型エネルギリソースのそれぞれと有効電力制御範囲とを対応付けた第１制御指令情報を生成する。通信部は、複数の第１分散型エネルギリソースに指令する有効電力量を決定する仮想変電所アグリゲータに第１制御指令情報を送信する。有効電力制御範囲は、第１分散型エネルギリソースから出力される有効電力の制御範囲である。

本開示によれば、系統の需給調整のために、系統の電圧および電流の制約を満たしながら、各ＤＥＲの有効電力制御量の範囲をＶＰＰアグリゲータに提供することができるという効果を奏する。

実施の形態１に係る分散型エネルギリソース管理システムおよび制御対象の電力系統の構成の一例を模式的に示す図 実施の形態１に係るＤＥＲ管理システムに備えられるＤＥＲの構成の一例を模式的に示す図 実施の形態１に係るＤＥＲ管理システムに備えられるＤＥＲ管理装置の構成の一例を模式的に示す図 実施の形態１に係るＤＥＲ管理システムに備えられるＶＰＰアグリゲータの構成の一例を模式的に示す図 実施の形態１に係るＤＥＲ管理システムに備えられる配電自動化システムの構成の一例を模式的に示す図 実施の形態１に係るＤＥＲ管理方法の手順の一例を示すフローチャート 実施の形態１に係るＤＥＲ管理方法の手順の一例を示すフローチャート 配電系統の構成の一例を模式的に示す図 図８に示される配電系統における電圧分布の一例を示す図 図８に示される配電系統の各ＤＥＲにおける充放電量の一例を示す図 第２ＤＥＲでの電圧制御の一例を示す図 実施の形態１に係るＤＥＲ管理システムにおけるＶＰＰアグリゲータの指令値算出処理の手順の一例を示すフローチャート 実施の形態１に係るＤＥＲ管理システムにおける配電自動化システムの整定値設定処理の手順の一例を示すフローチャート 実施の形態１に係るＤＥＲ管理システムで使用されるＤＥＲ管理装置、ＶＰＰアグリゲータおよび配電自動化システムを実現するコンピュータシステムの構成の一例を示す図 実施の形態２に係るＤＥＲ管理方法の手順の一例を示すフローチャート 図８に示される配電系統における電圧分布の一例を示す図 実施の形態３に係るＤＥＲ管理システムの構成の一例を模式的に示す図 実施の形態３に係るＤＥＲ管理装置の構成の一例を模式的に示す図 実施の形態３に係るＤＥＲ管理方法の手順の一例を示すフローチャート 実施の形態４に係るＤＥＲ管理方法の手順の一例を示すフローチャート 実施の形態５に係るＤＥＲ管理装置の構成の一例を模式的に示す図 実施の形態５に係る配電自動化システムの構成の一例を模式的に示す図 実施の形態５に係るＤＥＲ管理システムの構成の一例を模式的に示す図 実施の形態５に係るＤＥＲ管理システムの構成の他の例を模式的に示す図 実施の形態５に係るＤＥＲ管理装置の構成の他の例を模式的に示す図

以下に、本開示の実施の形態に係る分散型エネルギリソース管理装置、分散型エネルギリソース管理システムおよび分散型エネルギリソース管理プログラムを図面に基づいて詳細に説明する。

実施の形態１．
図１は、実施の形態１に係る分散型エネルギリソース管理システムおよび制御対象の電力系統の構成の一例を模式的に示す図である。実施の形態１では、分散型エネルギリソース管理装置２と、仮想変電所アグリゲータ３と、配電自動化システム４と、負荷５と、第１分散型エネルギリソース６ａと、で構成される分散型エネルギリソース管理システム１が、制御対象の電力系統における電力系統制約を満たす範囲で、電力系統の需要と供給とが一致するように第１分散型エネルギリソース６ａの有効電力制御量を制御する。電力系統制約は、制御対象の電力系統における電圧および電流が満たすべき制約を含む。以下では、分散型エネルギリソース管理システム１は、ＤＥＲ管理システム１と称され、分散型エネルギリソース管理装置２は、ＤＥＲ管理装置２と称され、分散型エネルギリソースは、ＤＥＲと称される。また、仮想変電所アグリゲータ３は、ＶＰＰアグリゲータ３と称される。

また、実施の形態１では、第２ＤＥＲ６ｂをさらに有するＤＥＲ管理システム１が、制御対象の電力系統における電力系統制約を満たす範囲で、電力系統の需要と供給とが一致するように、第１ＤＥＲ６ａの有効電力制御量を制御し、第２ＤＥＲ６ｂの無効電力制御量および整定値を決定する。

以下では、制御対象の電力系統が、配電系統１００である場合を例に挙げる。ＤＥＲ管理システム１の配電系統１００においては、配電用変圧器１０１に母線１０２を介して配電線１０３が接続されている。配電線１０３は、例えば、６６００Ｖなどの高圧配電線である。配電線１０３には、図示していないが、柱上変圧器等が接続されていてもよい。柱上変圧器は、６６００Ｖなどの高圧の電力を、例えば１００Ｖまたは２００Ｖといった低圧の電力に変換して、低圧配電線へ出力する変圧器である。また、配電線１０３には、図示していないが、電圧調整機器が設けられていてもよい。電圧調整機器の一例は、ＳＶＲ（Step Voltage Regulator）である。ＳＶＲは、配電線１０３における電圧が電力系統制約で定められた適正範囲となるように、配電線１０３における電圧を制御する電圧制御機器である。

配電線１０３には、負荷５と、第１ＤＥＲ６ａまたは第２ＤＥＲ６ｂと、が接続されている。負荷５は、需要家７が有する電力を消費する機器である。需要家７は、配電線１０３から電力の供給を受ける。第１ＤＥＲ６ａおよび第２ＤＥＲ６ｂは、需要家７が有する充放電可能な設備または発電可能な設備である。充放電可能な設備には、充電のみ可能な設備が含まれていてもよい。なお、以下では、充電量は、第１ＤＥＲ６ａおよび第２ＤＥＲ６ｂが充放電可能な設備の場合には、電荷を蓄える量を示すが、第１ＤＥＲ６ａおよび第２ＤＥＲ６ｂが充放電可能な設備だけではなく発電可能な設備を含む場合には、発電可能な設備における発電量の抑制量も含む。また、放電量は、第１ＤＥＲ６ａおよび第２ＤＥＲ６ｂが充放電可能な設備の場合には、電荷を放出する量を示すが、第１ＤＥＲ６ａおよび第２ＤＥＲ６ｂが充放電可能な設備だけではなく発電可能な設備を含む場合には、発電可能な設備における発電量も含む。ただし、第１ＤＥＲ６ａまたは第２ＤＥＲ６ｂが発電可能な設備を示す場合、すなわち充放電可能な設備が含まれない場合には、発電量は発電量と表記される。

第１ＤＥＲ６ａは、電力の需給制御が有効電力によって行われるＤＥＲである。第２ＤＥＲ６ｂは、電圧制御機能を有し、電圧制御が無効電力によって行われるＤＥＲである。第１ＤＥＲ６ａは、電圧制御機能を有さないＤＥＲでもある。なお、以下の説明では、第１ＤＥＲ６ａおよび第２ＤＥＲ６ｂを区別しない場合には、第１ＤＥＲ６ａおよび第２ＤＥＲ６ｂは、ＤＥＲ６と称される。

図１の例では、すべての需要家７が第１ＤＥＲ６ａまたは第２ＤＥＲ６ｂを有している場合を示しているが、需要家７のすべてがＤＥＲ６を有していなくてもよい。第１ＤＥＲ６ａは、制御対象となる定められた期間毎の制御可能電力量である第１制御可能電力量を通信ネットワーク７１を介してＶＰＰアグリゲータ３へと送信する。第１ＤＥＲ６ａは、ＶＰＰアグリゲータ３からの指令に従って充放電量または発電量を制御する。以下では、制御対象となる定められた期間は、制御対象期間と称される。第２ＤＥＲ６ｂは、制御対象期間毎の制御可能電力量である第２制御可能電力量を通信ネットワーク７２を介して配電自動化システム４へと送信する。第２ＤＥＲ６ｂは、配電自動化システム４からの指令に従って無効電力量を制御する。第１制御可能電力量は、第１電力量に対応し、第２制御可能電力量は、第２電力量に対応する。通信ネットワーク７１，７２は、インターネットでもよいし、専用線でもよい。また、通信ネットワーク７１，７２は、有線ネットワークでもよいし、無線ネットワークでもよいし、両者を含んでいてもよい。

ＤＥＲ管理装置２は、配電系統１００に接続される複数の第１ＤＥＲ６ａを含むＤＥＲ６における出力の制御範囲を算出する装置である。ＤＥＲ管理装置２は、通信ネットワーク７３に接続されるＶＰＰアグリゲータ３からの情報を用いて、配電系統１００の電力系統制約を満たした上で、配電系統１００の各配電線１０３の第１ＤＥＲ６ａの充放電可能な制御量の範囲である有効電力制御範囲を決定する。また、ＤＥＲ管理システム１に第２ＤＥＲ６ｂが含まれる場合には、ＤＥＲ管理装置２は、通信ネットワーク７３に接続される配電自動化システム４からの情報を用いて、配電系統１００の電力系統制約を満たした上で、配電系統１００の各配電線１０３の第２ＤＥＲ６ｂの無効電力制御量および無効電力量の制御を実行する範囲を規定する整定値を決定する。ＤＥＲ管理装置２は、有効電力制御範囲をＶＰＰアグリゲータ３に通信ネットワーク７３を介して送信し、無効電力制御量および整定値を配電自動化システム４に通信ネットワーク７３を介して送信する。

ＶＰＰアグリゲータ３は、需要家７が有するＤＥＲ６の充電量または放電量を管理する装置である。ＶＰＰアグリゲータ３は、需要家７のＤＥＲ６の充電量または放電量を管理する事業者に設けられる装置である。実施の形態１では、ＶＰＰアグリゲータ３は、需給調整のために複数の第１ＤＥＲ６ａに指令する有効電力量を決定する装置である。ＶＰＰアグリゲータ３は、第１ＤＥＲ６ａから第１制御可能電力量を収集して、通信ネットワーク７３を介して第１制御可能電力量をＤＥＲ管理装置２に送信する。また、ＶＰＰアグリゲータ３は、ＤＥＲ管理装置２から有効電力制御範囲を受信すると、有効電力制御範囲で電力の需給調整を行うための運用コストを最小化する各第１ＤＥＲ６ａについての有効電力制御量と、各第１ＤＥＲ６ａについて有効電力制御量を出力するタイミングを規定した出力計画情報と、を決定する。ＶＰＰアグリゲータ３は、出力計画情報を第１制御指令値として、通信ネットワーク７１を介して各第１ＤＥＲ６ａに送信する。出力計画情報は、一例では、制御対象期間内において、各第１ＤＥＲ６ａがどのタイミングで、どの程度の有効電力制御量を出力するかを規定した情報である。なお、図１では、ＶＰＰアグリゲータ３は、配電系統１００に接続されるＤＥＲ６について需給制御のための制御量を決定する場合を示しているが、自系統内の配電系統１００以外の図示しない他の配電系統に接続されるＤＥＲ６に対しても充電量または放電量を管理している。

配電自動化システム４は、第２ＤＥＲ６ｂから第２制御可能電力量を収集して、通信ネットワーク７３を介して第２制御可能電力量をＤＥＲ管理装置２に送信する。また、配電自動化システム４は、ＤＥＲ管理装置２から各第２ＤＥＲ６ｂについての無効電力制御量および整定値を受信すると、無効電力制御量および整定値を第２制御指令値として通信ネットワーク７２を介して各第２ＤＥＲ６ｂに送信する。

つぎに、ＤＥＲ６、ＤＥＲ管理装置２、ＶＰＰアグリゲータ３および配電自動化システム４の構成の詳細について説明する。図２は、実施の形態１に係るＤＥＲ管理システムに備えられるＤＥＲの構成の一例を模式的に示す図である。基本的な構成は、第１ＤＥＲ６ａおよび第２ＤＥＲ６ｂで同様であるので、図２ではまとめて説明する。ＤＥＲ６は、分散型エネルギ装置６１と、電力制御装置６２と、を備える。

分散型エネルギ装置６１は、充放電または発電を行う図示しないエネルギ設備と、配電系統１００とエネルギ設備との間に配置され、エネルギ設備における電力の制御を行うＰＣＳ（Power Conditioning Subsystem：パワーコンディショナ）、インバータ等の図示しないエネルギ制御部と、を有する。エネルギ設備の一例は、電気自動車、蓄電池等の充放電可能な装置である充放電設備、太陽光発電設備等の発電可能な装置である発電設備である。エネルギ設備が電気自動車である場合には、エネルギ制御部は電気自動車が搭載する蓄電池の充放電を制御する充放電装置である。エネルギ設備が蓄電池である場合には、エネルギ制御部は、蓄電池の充放電を制御するＰＣＳである。エネルギ設備が太陽光発電設備である場合には、エネルギ制御部は、太陽光発電設備の発電電力を交流電力に変換し、太陽光発電設備の出力電力を制御するＰＣＳである。

ＤＥＲ６が第１ＤＥＲ６ａである場合には、分散型エネルギ装置６１は、出力する有効電力が制御される装置である。また、ＤＥＲ６が第１ＤＥＲ６ａである場合には、分散型エネルギ装置６１は、電圧制御機能を有さない。ＤＥＲ６が第２ＤＥＲ６ｂである場合には、分散型エネルギ装置６１は、電圧制御機能を有し、出力する無効電力が制御される装置である。電圧制御機能は、配電系統１００との連系点電圧が指定された整定値によって定められる不感帯を逸脱した場合に、連系点電圧が不感帯に収まるように無効電力を出力し、第２ＤＥＲ６ｂの電圧を制御する機能である。

電力制御装置６２は、ＤＥＲ６の制御対象期間毎の制御可能電力量を取得してＶＰＰアグリゲータ３または配電自動化システム４に送信する。制御可能電力量は、第１ＤＥＲ６ａの場合の第１制御可能電力量と、第２ＤＥＲ６ｂの場合の第２制御可能電力量と、を含む。また、電力制御装置６２は、ＶＰＰアグリゲータ３または配電自動化システム４から取得した第１制御指令値または第２制御指令値に従って分散型エネルギ装置６１の電力を制御する。制御対象期間の一例は、ＤＥＲ管理装置２およびＶＰＰアグリゲータ３によって電力の需給予測が行われる期間であり、３０分間、１時間等である。電力制御装置６２は、通信部６２１と、制御可能電力算出部６２２と、記憶部６２３と、制御部６２４と、を備える。

通信部６２１は、通信ネットワーク７１，７２を介してＶＰＰアグリゲータ３または配電自動化システム４と通信を行う。一例では、通信部６２１は、制御可能電力算出部６２２で算出された分散型エネルギ装置６１の制御可能電力量を、第１ＤＥＲ６ａの場合にはＶＰＰアグリゲータ３に送信し、第２ＤＥＲ６ｂの場合には配電自動化システム４に送信する。また、通信部６２１は、第１ＤＥＲ６ａの場合には、ＶＰＰアグリゲータ３から受信した第１ＤＥＲ６ａについての第１制御指令値を受信し、記憶部６２３に記憶する。通信部６２１は、第２ＤＥＲ６ｂの場合には、配電自動化システム４から受信した第２ＤＥＲ６ｂについての第２制御指令値を受信し、記憶部６２３に記憶する。

制御可能電力算出部６２２は、制御対象期間における分散型エネルギ装置６１で制御可能な電力量である制御可能電力量を算出し、通信部６２１に出力する。制御対象期間は、上記したように、３０分間、１時間等である。分散型エネルギ装置６１が太陽光発電設備をエネルギ設備として有する場合には、算出時点における太陽光発電設備における発電能力を、制御対象期間で抑制することができる量が制御可能電力量となる。分散型エネルギ装置６１が蓄電池をエネルギ設備として有する場合には、蓄電池が蓄えているエネルギ（State of Charge：ＳｏＣ）から、制御対象期間に放電し続けることが可能な量または充電し続けることが可能な量が制御可能電力量となる。蓄電池のＳｏＣは、時々刻々と変化するため、放電できる量または充電できる量も算出する時点で変化する。分散型エネルギ装置６１が電気自動車をエネルギ設備として有する場合は、分散型エネルギ装置６１が蓄電池をエネルギ設備として有する場合と同様である。

記憶部６２３は、第１ＤＥＲ６ａの場合には、通信部６２１を介してＶＰＰアグリゲータ３から受信した第１制御指令値を記憶し、第２ＤＥＲ６ｂの場合には、通信部６２１を介して配電自動化システム４から受信した第２制御指令値を記憶する。ＤＥＲ６が第１ＤＥＲ６ａの場合には、第１制御指令値は出力計画情報であり、ＤＥＲ６が第２ＤＥＲ６ｂの場合には、第２制御指令値は無効電力制御量および整定値である。以下では、第１制御指令値と第２制御指令値とを区別しない場合には、第１制御指令値および第２制御指令値は単に制御指令値と称される。

制御部６２４は、制御指令値を用いて分散型エネルギ装置６１を制御する。制御部６２４は、第１ＤＥＲ６ａの場合には、記憶部６２３に記憶された第１制御指令値である出力計画情報を参照し、出力計画情報で指定された時刻に指定された量の出力がなされるように分散型エネルギ装置６１に指令を出力し、分散型エネルギ装置６１を制御する。制御部６２４は、第２ＤＥＲ６ｂの場合には、記憶部６２３に記憶された整定値を分散型エネルギ装置６１に設定する。

図３は、実施の形態１に係るＤＥＲ管理システムに備えられるＤＥＲ管理装置の構成の一例を模式的に示す図である。ＤＥＲ管理装置２は、通信部２１と、記憶部２２と、予測部２３と、最適潮流計算部２４と、ＤＥＲ制御指令値演算部２５と、を備える。

通信部２１は、通信ネットワーク７３を介してＶＰＰアグリゲータ３および配電自動化システム４と通信を行う。一例では、通信部２１は、ＶＰＰアグリゲータ３から第１ＤＥＲ６ａの第１制御可能電力量を受信し、記憶部２２に記憶する。通信部２１は、配電自動化システム４から第２ＤＥＲ６ｂの第２制御可能電力量を受信し、記憶部２２に記憶する。また、通信部２１は、ＤＥＲ制御指令値演算部２５で演算された第１ＤＥＲ６ａに対する第１制御指令情報をＶＰＰアグリゲータ３に送信し、第２ＤＥＲ６ｂに対する第２制御指令情報を配電自動化システム４に送信する。

記憶部２２は、ＶＰＰアグリゲータ３から受信した第１ＤＥＲ６ａの第１制御可能電力量と、配電自動化システム４から受信した第２ＤＥＲ６ｂの第２制御可能電力量と、を記憶する。また、記憶部２２は、配電系統１００での負荷需要の実績値および発電プロファイルの実績値を含む負荷発電実績情報を記憶する。負荷需要の実績値は、１日の各時間帯における配電系統１００に接続される負荷５で要求された電力量の過去データである。発電プロファイルの実績値は、１日の各時間帯における配電系統１００に接続される発電可能なＤＥＲで発電された電力量の過去データである。負荷需要の実績値および発電プロファイルの実績値は、一例ではそれぞれ負荷５およびＤＥＲ６に設置されている図示しない計測装置から収集したデータである。負荷発電実績情報は、一例では、負荷需要の実績値および発電プロファイルの実績値と、日種および気象条件のうち少なくとも１つと、を対応付けた情報であることが望ましい。日種は、平日、休日等の日による種別を示す情報であり、気象条件は、天気、気温等の情報である。

予測部２３は、負荷発電実績情報に基づいて、制御対象期間における配電系統１００に接続される負荷５の負荷需要および発電可能なＤＥＲの発電量を予測し、予測の結果に基づいて制御対象期間における配電系統１００の配電線１０３における電圧および電流の分布を推定する。制御対象期間は、ＤＥＲ管理装置２が需給の予測を行う期間であり、３０分間、１時間等である。具体的には、予測部２３は、制御対象期間に対応する期間の負荷需要の実績値を負荷発電実績情報から取得し、統計処理を行って制御対象期間の負荷需要を予測する。また、予測部２３は、制御対象期間に対応する期間の発電プロファイルの実績値を負荷発電実績情報から取得し、統計処理等を行って制御対象期間の発電量を予測する。以下では、予測した制御対象期間の負荷需要および発電量は、それぞれ負荷需要予測値および発電量予測値と称される。このとき、負荷発電実績情報に、日種および気象条件のうち少なくとも１つの情報が含まれる場合には、この情報を用いて予測を行う日と類似する条件の日の負荷需要の実績値および発電プロファイルの実績値を用いて、負荷需要予測値および発電量予測値を予測することができる。この結果、制御対象期間の負荷需要および発電量の予測精度を高めることが可能となる。

また、予測部２３は、制御対象期間の負荷需要予測値および発電量予測値を用いて、配電系統１００の各配電線１０３とＤＥＲ６との連系点の電圧と、連系点間の線路を流れる電流と、を算出する。これによって、配電線１０３における電圧の分布である電圧分布および電流の分布である電流分布を推定することができる。以下では、電圧分布および電流分布を合わせたものは、電圧電流分布と称される。

最適潮流計算部２４は、ＶＰＰアグリゲータ３および配電自動化システム４から取得したＤＥＲ６の制御可能電力量を変数とし、推定した電圧電流分布に対して、配電系統１００の電力系統制約が守られるように、第１ＤＥＲ６ａの放電量および充電量を最大化し、第２ＤＥＲ６ｂの無効電力制御量を最小化する最適化問題を解く。

具体的には、最適潮流計算部２４は、第１制御可能電力量および第２制御可能電力量を変数とし、推定した電圧電流分布に対して、電力系統制約が守られるという制約条件の下で、第１ＤＥＲ６ａの放電量を最大化し、電圧降下させる効果のある第２ＤＥＲ６ｂの無効電力量を最小化する第１最適化問題を解く。また、最適潮流計算部２４は、第１制御可能電力量および第２制御可能電力量を変数とし、推定した電圧電流分布に対して、第１ＤＥＲ６ａの充電量を最大化し、電圧上昇させる効果のある第２ＤＥＲ６ｂの無効電力量を最小化する第２最適化問題を解く。なお、ここでは、ＤＥＲ６が発電可能なＤＥＲである場合には、計算時点における発電能力から発電能力を下げること、すなわち発電能力を抑制することを充電することと見なして計算が行われる。

第１最適化問題を解くことによって、各第１ＤＥＲ６ａの最大化した放電量と、電圧降下させる効果のある各第２ＤＥＲ６ｂの最小化した第１無効電力量と、が取得される。配電線１０３における各第１ＤＥＲ６ａの最大化した放電量を用いることによって放電量を最大化した場合の電圧電流分布が得られる。第２最適化問題を解くことによって、各第１ＤＥＲ６ａの最大化した充電量と、電圧上昇させる効果のある各第２ＤＥＲ６ｂの最小化した第２無効電力量と、が取得される。配電線１０３における各第１ＤＥＲ６ａの最大化した充電量を用いることによって充電量を最大化した場合の電圧電流分布が得られる。

最適潮流計算部２４は、各第１ＤＥＲ６ａについて、放電量の最大値を下限とし、充電量の最大値を上限とする有効電力量の範囲である有効電力制御範囲を決定する。最適潮流計算部２４は、各第２ＤＥＲ６ｂについて第１無効電力量および第２無効電力量を無効電力制御量とする。

一例では、制御対象期間で発電可能なＤＥＲでの発電量が大きい系統状態では、配電線１０３において、電圧上昇による電圧違反と電流違反とが生じやすい状況である。このような状況では、ＤＥＲ６が放電すると、さらに電圧が上昇し、電圧上昇による電圧違反と電流違反とが発生しやすい状況となる。そこで、図１の配電線１０３において、需要家７と接続される連系点の電圧および電流が電力系統制約を守るように、第１ＤＥＲ６ａについては第１ＤＥＲ６ａが放電する量を最大化した放電量を求め、第２ＤＥＲ６ｂについては最小化した無効電力量である第１無効電力量を求める。これによって、配電線１０３において電力の需給調整を行いながら、電力系統制約を満たす放電量を最大化した場合の電圧電流分布が得られる。

また、制御対象期間で発電可能なＤＥＲでの発電量が小さい系統状態では、配電線１０３において、電圧降下による電圧違反と電流違反とが生じやすい状況である。このような状況では、ＤＥＲ６が充電すると、さらに電圧が降下し、電圧降下による電圧違反と電流違反とが発生しやすい状況となる。図１の配電線１０３において、需要家７と接続される連系点の電圧および電流が電力系統制約を守るように、第１ＤＥＲ６ａについては第１ＤＥＲ６ａが充電する量を最大化した充電量を求め、第２ＤＥＲ６ｂについては最小化した無効電力量である第２無効電力量を求める。これによって、配電線１０３において電力の需給調整を行いながら、電力系統制約を満たす充電量を最大化した場合の電圧電流分布が得られる。

なお、配電系統１００に第２ＤＥＲ６ｂが存在しない場合には、最適潮流計算部２４は、ＶＰＰアグリゲータ３から取得した第１制御可能電力量を変数とし、推定した電圧電流分布に対して、電力系統制約が守られるという制約条件の下で、第１ＤＥＲ６ａの放電量および充電量を最大化する最適化問題を解く。これによって、各第１ＤＥＲ６ａの最大化した放電量と、最大化した充電量と、が取得される。

以上のように、配電系統１００に第２ＤＥＲ６ｂが存在しない場合には、最適潮流計算部２４は、需給予測に基づいた配電系統１００の電圧電流分布から、配電系統１００の電圧および電流に関する電力系統制約が守られ、制御対象期間で第１ＤＥＲ６ａの制御可能な第１制御可能電力量の範囲で出力可能な充電量および放電量の最大値を算出し、放電量および充電量の最大値によって定められる有効電力制御範囲を決定する。また、配電系統１００に第２ＤＥＲ６ｂが存在する場合には、最適潮流計算部２４は、有効電力制御範囲に加えて、電圧電流分布から、配電系統１００の電力系統制約が守られ、制御対象期間で第２ＤＥＲ６ｂの制御可能な第２制御可能電力量の範囲で出力可能な無効電力量の最小値である無効電力制御量を算出する。

なお、充電量および放電量を最大化する場合に、第１ＤＥＲ６ａに優先度または重みを設定してもよい。この場合には、ＤＥＲ管理装置２に、予め第１ＤＥＲ６ａについて優先度または重みが設定されており、最適潮流計算部２４は、設定された優先度または重みに従って最適化問題を解く。これによって、電力系統制約が守られるという制約条件の下で、優先させたい第１ＤＥＲ６ａの充電量および放電量を最大化することができる。第２ＤＥＲ６ｂについても同様に優先度または重みを設定してもよい。

ＤＥＲ制御指令値演算部２５は、最適潮流計算部２４で算出された第１ＤＥＲ６ａの有効電力制御範囲と第２ＤＥＲ６ｂの無効電力制御量とから、各ＤＥＲ６についての制御指令情報を生成する。具体的には、ＤＥＲ制御指令値演算部２５は、第１ＤＥＲ６ａについては、各第１ＤＥＲ６ａと最適潮流計算部２４で算出された有効電力制御範囲とを対応付けた第１制御指令情報を生成する。ＤＥＲ制御指令値演算部２５は、第２ＤＥＲ６ｂについては、無効電力制御量と、放電量を最大化した場合の電圧電流分布および充電量を最大化した場合の電圧電流分布と、を用いて、第２ＤＥＲ６ｂで無効電力による電圧制御に使用する整定値を算出する。ＤＥＲ制御指令値演算部２５は、各第２ＤＥＲ６ｂと無効電力制御量および整定値とを対応付けた第２制御指令情報を生成する。整定値の算出については、後述する。なお、第１ＤＥＲ６ａについての第１制御指令情報は、通信部２１を介してＶＰＰアグリゲータ３へと送信され、第２ＤＥＲ６ｂについての第２制御指令情報は、通信部２１を介して配電自動化システム４へと送信される。ＤＥＲ制御指令値演算部２５は、制御指令値演算部に対応する。

図４は、実施の形態１に係るＤＥＲ管理システムに備えられるＶＰＰアグリゲータの構成の一例を模式的に示す図である。ＶＰＰアグリゲータ３は、通信部３１と、ＤＥＲ制御可能量収集部３２と、記憶部３３と、需要予測部３４と、必要調整力推定部３５と、ＤＥＲ制御指令値決定部３６と、を備える。

通信部３１は、通信ネットワーク７１，７３を介して第１ＤＥＲ６ａおよびＤＥＲ管理装置２と通信を行う。一例では、通信部３１は、ＤＥＲ制御可能量収集部３２で収集された各第１ＤＥＲ６ａの第１制御可能電力量をＤＥＲ管理装置２に送信する。また、通信部３１は、ＤＥＲ管理装置２から受信した各第１ＤＥＲ６ａについての第１制御指令情報を受信し、ＤＥＲ制御指令値決定部３６で決定された出力計画情報を第１制御指令値として第１ＤＥＲ６ａに送信する。

ＤＥＲ制御可能量収集部３２は、制御対象期間毎に、第１ＤＥＲ６ａから第１制御可能電力量を収集する。ＤＥＲ制御可能量収集部３２は、収集した第１制御可能電力量を記憶部３３に記憶する。

記憶部３３は、ＤＥＲ制御可能量収集部３２が収集した制御可能電力量情報を記憶する。また、記憶部３３は、配電系統１００内の電力の需給予測に使用する需給実績情報を記憶する。需給実績情報は、一例では、過去の負荷５における需要電力量実績値、発電可能なＤＥＲが出力した電力量である再生可能エネルギ出力実績値、他系統との連系線を流れる電力量である他系統連系潮流実績値、および自系統内での火力発電機等が出力した電力量の実績値である自系統内発電機出力実績値と、日種、気象条件、時間帯を含む発電状況情報と、を対応付けた情報である。日種は、平日、休日等の日による種別を示す情報であり、気象条件は、天気、気温等の情報であり、時間帯は、朝、昼、夕、夜等の１日のうちの時間を示す情報である。ここでは、発電可能なＤＥＲが出力した電力量は、火力発電機等が出力した電力量と区別するため、再生可能エネルギ出力と称される。

需要予測部３４は、制御対象の自系統内における制御対象期間の負荷需要、再生可能エネルギ出力、他系統連系潮流、および自系統内での火力発電機等の発電機出力を予測し、記憶部３３に記憶する。一例では、需要予測部３４は、制御対象期間と日種、気象条件および時間帯が同じまた類似する日種、気象条件および時間帯の過去の需給実績情報を取得し、取得した需給実績情報に対して統計処理を行い、需給予測情報を得る。具体的には、需要予測部３４は、制御対象期間の過去の需要電力量実績値の統計処理を行って制御対象期間の負荷需要予測値を得る。需要予測部３４は、制御対象期間の過去の再生可能エネルギ出力実績値の統計処理を行って制御対象期間の再生可能エネルギ出力予測値を得る。需要予測部３４は、制御対象期間の過去の他系統連系潮流実績値の統計処理を行って制御対象期間の他系統連系潮流予測値を得る。需要予測部３４は、制御対象期間の過去の発電機出力実績値の統計処理を行って制御対象期間の自系統内発電機出力予測値を得る。再生可能エネルギ出力予測値は、配電系統１００に接続される発電可能なＤＥＲで発電される電力量である。他系統連系潮流は、ＶＰＰアグリゲータ３が需給制御を行う自系統と他系統との間で融通される正味の電力量である。

必要調整力推定部３５は、需要予測部３４が予測した負荷需要予測値、再生可能エネルギ出力予測値、他系統連系潮流予測値および自系統内発電機出力予測値を用いた制御対象期間における自系統内での需給予測に基づいて、需給制御のために必要となる、管理するすべての第１ＤＥＲ６ａに対して指令する電力量である調整力を推定する。具体的には、必要調整力推定部３５は、負荷需要予測値、再生可能エネルギ出力予測値、他系統連系潮流予測値および自系統内発電機出力予測値がすべて絶対値で表され、他系統連系潮流が自系統から他系統に出ていくものを正とした場合に、調整力は、次式（１）のように表される。
調整力＝負荷需要－再生可能エネルギ出力＋他系統連系潮流－自系統内発電機出力 ・・・（１）

ＤＥＲ制御指令値決定部３６は、制御対象期間の配電系統１００における需給制御のための調整力を、第１制御指令情報の有効電力制御範囲内で、運用コストが最小化されるように第１ＤＥＲ６ａのそれぞれに配分し、配分した調整力である有効電力制御量と出力するタイミングとを第１ＤＥＲ６ａのそれぞれについて規定した第１制御指令値を生成する。具体的には、ＤＥＲ制御指令値決定部３６は、各第１ＤＥＲ６ａの有効電力制御量が有効電力制御範囲となる制約条件の下で、目的関数が表す運用コストを最小化する最適化問題を解くことによって、調整力を各第１ＤＥＲ６ａに配分した電力量である第１ＤＥＲ６ａに指令する有効電力制御量を決定する。第１ＤＥＲ６ａが蓄電池または電気自動車を含むものである場合には、有効電力制御量は、充電量または放電量であり、第１ＤＥＲ６ａが太陽光発電設備を含むものである場合には、有効電力制御量は、発電抑制量である。一例では、ＤＥＲ制御指令値決定部３６は、各第１ＤＥＲ６ａでの充電量および放電量に対して運用コストを対応付けた情報を用いて、運用コストを最小化する最適化問題を解く。また、ＤＥＲ制御指令値決定部３６は、制御対象期間のどのタイミングでどの第１ＤＥＲ６ａにどの程度の有効電力量を出力させるかを規定した出力計画情報を決定する。出力計画情報は、各第１ＤＥＲ６ａに対して決定した有効電力量を出力させる制御タイミングを規定した情報であり、一例では、第１ＤＥＲ６ａ毎に生成される。ＤＥＲ制御指令値決定部３６は、各第１ＤＥＲ６ａについて生成した出力計画情報を第１制御指令値とする。なお、ＤＥＲ制御指令値決定部３６は、制御指令値決定部に対応する。

図５は、実施の形態１に係るＤＥＲ管理システムに備えられる配電自動化システムの構成の一例を模式的に示す図である。配電自動化システム４は、一例では、電力会社の系統における電圧および電流を管理する装置であり、配電系統１００に接続される第２ＤＥＲ６ｂの電圧および電流を管理する。配電自動化システム４は、通信部４１と、ＤＥＲ制御可能量収集部４２と、記憶部４３と、ＤＥＲ制御指令値設定部４４と、を備える。

通信部４１は、通信ネットワーク７２，７３を介して第２ＤＥＲ６ｂおよびＤＥＲ管理装置２と通信を行う。一例では、通信部４１は、各第２ＤＥＲ６ｂから第２制御可能電力量を受信する。通信部４１は、ＤＥＲ制御可能量収集部４２で収集された各第２ＤＥＲ６ｂの第２制御可能電力量をＤＥＲ管理装置２に送信する。また、通信部４１は、ＤＥＲ管理装置２から各第２ＤＥＲ６ｂについての第２制御指令情報を受信する。通信部４１は、ＤＥＲ制御指令値設定部４４からの指示に従って、第２制御指令情報に含まれる無効電力制御量と整定値とを含む第２制御指令値を各第２ＤＥＲ６ｂに送信する。

ＤＥＲ制御可能量収集部４２は、制御対象期間毎に、第２ＤＥＲ６ｂから第２制御可能電力量を収集する。ＤＥＲ制御可能量収集部４２は、収集した第２制御可能電力量を記憶部４３に記憶する。

記憶部４３は、ＤＥＲ制御可能量収集部４２が収集した第２制御可能電力量を記憶する。また、記憶部４３は、配電系統１００の系統情報、負荷発電実績情報を記憶する。系統情報は、系統における電圧および電流がどのように分布しているかを示す情報である。負荷発電実績情報は、第２ＤＥＲ６ｂを有する需要家７の負荷需要量および発電量の実績値を示す情報である。負荷発電実績情報は、一例では、過去の負荷５の需要電力量の実績値、発電可能なＤＥＲが出力した電力量の実績値を含む電力実績情報と、日種、気象条件、時間帯を含む発電状況情報と、を対応付けた情報である。負荷発電実績情報は、一例では、ＤＥＲ管理装置２から取得される。

ＤＥＲ制御指令値設定部４４は、ＤＥＲ管理装置２から受信した第２制御指令情報から各第２ＤＥＲ６ｂについて設定する無効電力制御量および整定値を含む第２制御指令値を生成する。ＤＥＲ制御指令値設定部４４は、通信部４１を介して、各第２ＤＥＲ６ｂに第２制御指令値を設定する。

つぎに、ＤＥＲ管理装置２での処理の詳細について説明する。図６および図７は、実施の形態１に係るＤＥＲ管理方法の手順の一例を示すフローチャートである。ＤＥＲ管理方法は、ＤＥＲ管理装置２で実行される制御指令情報の算出方法を含む。まず、通信部２１は、ＶＰＰアグリゲータ３から第１ＤＥＲ６ａについての第１制御可能電力量を受信し（ステップＳ１１）、配電自動化システム４から第２ＤＥＲ６ｂについての第２制御可能電力量を受信する（ステップＳ１２）。

ついで、予測部２３は、制御対象期間における配電系統１００に接続される負荷５での負荷需要量予測値および発電可能なＤＥＲでの発電量予測値を予測する（ステップＳ１３）。予測部２３は、記憶部２２に記憶された負荷需要の実績値および発電プロファイルの実績値を用いて、制御対象期間における負荷需要量予測値および発電量予測値を予測する。その後、予測部２３は、負荷需要量予測値および発電量予測値を用いて、配電系統１００の配電線１０３における電圧電流分布を推定する（ステップＳ１４）。

ついで、最適潮流計算部２４は、電力系統制約違反が発生していない配電線１０３を制御対象とし、推定した電圧電流分布に対して、電力系統制約が守られるように、第１ＤＥＲ６ａについては有効電力制御範囲を算出し、第２ＤＥＲ６ｂについては無効電力制御量を算出する。具体的には、最適潮流計算部２４は、第１制御可能電力量および第２制御可能電力量を変数とし、推定した電圧電流分布に対して、電力系統制約が守られるという制約条件の下で、第１ＤＥＲ６ａの放電量を最大化し、電圧降下させる効果のある第２ＤＥＲ６ｂの無効電力量を最小化する第１最適化問題を解く（ステップＳ１５）。また、最適潮流計算部２４は、第１制御可能電力量および第２制御可能電力量を変数とし、推定した電圧電流分布に対して、電力系統制約が守られるという制約条件の下で、第１ＤＥＲ６ａの充電量を最大化し、電圧上昇させる効果のある第２ＤＥＲ６ｂの無効電力量を最小化する第２最適化問題を解く（ステップＳ１６）。

図８は、配電系統の構成の一例を模式的に示す図である。ここでは、配電線１０３に２つの電圧調整機器であるＳＶＲ９１ａ，９１ｂが接続され、ＳＶＲ９１ａ，９１ｂの間の配電線１０３に、２つのＤＥＲ６ｃ，６ｄが設けられている場合を示す。

図９は、図８に示される配電系統における電圧分布の一例を示す図である。図９の横軸は、図８に示される配電線１０３上の位置を示しており、縦軸は電圧を示している。ここでは、ＤＥＲ６ｃの位置はＰｃとされ、ＤＥＲ６ｄの位置はＰｄとされる。図９で、グラフＧ１１は、一例ではステップＳ１２で予測部２３によって推定された配電系統１００の電圧分布を示しており、制御前の状態であるとする。各ＤＥＲ６ｃ，６ｄが系統、すなわち配電線１０３と連系する点の連系点電圧は、電力系統制約で定められた範囲に収まる必要がある。この定められた範囲の下限値がＶ１であり、上限値がＶ２であるとする。グラフＧ１１が下限値Ｖ１と上限値Ｖ２との間に存在するように、ＤＥＲ６ｃおよびＤＥＲ６ｄの充放電量が制御される。なお、配電系統における電流分布は、各線路を流れる電流が許容される最大値よりも小さくなるように、第１ＤＥＲ６ａおよび第２ＤＥＲ６ｂを含む各ＤＥＲの制御量が決定される。

ステップＳ１５，Ｓ１６では、制御前の電圧および電流分布に対し、電力系統制約が守られる範囲で出力可能な放電量および充電量がそれぞれ第１最適化問題および第２最適化問題によって算出される。図１０は、図８に示される配電系統の各ＤＥＲにおける充放電量の一例を示す図である。図１０で、横軸は、図８に示される配電線１０３上の位置を示しており、縦軸は有効電力を示している。有効電力が正の場合には充電を示しており、負の場合には放電を示している。

第１ＤＥＲ６ａの放電量の最大値と、電圧降下させる効果のある第２ＤＥＲ６ｂの第１無効電力量の最小値と、は、第１最適化問題を解くことによって得られる。図１０の例では、ＤＥＲ６ｃの放電量の最大値はＰＣ１であり、ＤＥＲ６ｄの放電量の最大値はＰＣ２である。また、第１ＤＥＲ６ａの充電量の最大値と、電圧上昇させる効果のある第２ＤＥＲ６ｂの第２無効電力量の最小値と、は、第２最適化問題を解くことによって得られる。図１０の例では、ＤＥＲ６ｃの充電量の最大値はＰＤ１であり、ＤＥＲ６ｄの充電量の最大値はＰＤ２である。

図７に戻り、最適潮流計算部２４は、各第１ＤＥＲ６ａについて、放電量の最大値を下限とし、充電量の最大値を上限とする有効電力制御範囲を決定する（ステップＳ１７）。最適潮流計算部２４は、各第２ＤＥＲ６ｂについて、第１無効電力量および第２無効電力量を含む無効電力制御量を決定する（ステップＳ１８）。

最適潮流計算部２４は、算出した各第１ＤＥＲ６ａの放電量の最大値から、配電線１０３における放電量を最大化した場合の電圧分布を算出し（ステップＳ１９）、算出した各第１ＤＥＲ６ａの充電量の最大値から、配電線１０３における充電量を最大化した場合の電圧分布を算出する（ステップＳ２０）。

その後、ＤＥＲ制御指令値演算部２５は、放電量を最大化した場合の電圧分布および充電量を最大化した場合の電圧分布と、無効電力制御量と、を用いて、第２ＤＥＲ６ｂについての整定値を算出する（ステップＳ２１）。

ここで、整定値の算出の具体例について説明する。図１１は、第２ＤＥＲでの電圧制御の一例を示す図である。この図で、横軸は一例では第２ＤＥＲ６ｂの電圧を示し、縦軸は無効電力出力Ｑを示す。不感帯は、下限の電圧値ＶＬと上限の電圧値ＶＵとの間の電圧の範囲であり、この範囲に第２ＤＥＲ６ｂの電圧が存在する場合には無効電力の制御が行われない。第２ＤＥＲ６ｂの電圧が下限の電圧値ＶＬよりも小さい場合または上限の電圧値ＶＵよりも大きい場合に、第２ＤＥＲ６ｂの電圧に対応する無効電力を第２ＤＥＲ６ｂに出力させることによって、第２ＤＥＲ６ｂの無効電力制御が行われる。このため、下限の電圧値ＶＬおよび上限の電圧値ＶＵは、制御開始電圧とも称される。また、下限の電圧値ＶＬと上限の電圧値ＶＵとの平均値、図１１で縦軸が通る電圧値ＶＴは、制御目標値と称される。不感帯は、制御目標値を中心として、第２ＤＥＲ６ｂの電圧を収める目標となる範囲を示している。

第２ＤＥＲ６ｂの電圧がＶＱ１を超えた場合、またはＶＱ２を下回った場合には、無効電力の出力量は一定値となる。つまり、第２ＤＥＲ６ｂが出力可能な無効電力には上下限値がある。この上下限値に、最適潮流計算部２４が算出した第１無効電力量および第２無効電力量が用いられてもよいし、第２ＤＥＲ６ｂの第２制御可能電力量の上下限値が用いられてもよい。なお、傾き、ゲインの決定方法は公知の種々の方法を用いることができ、限定されるものではない。

図８でＤＥＲ６ｃが第２ＤＥＲ６ｂ、すなわち電圧調整機能を有するＤＥＲであるとする。ＤＥＲ管理装置２による制御を行わない場合には、配電線１０３は、図９のグラフＧ１１に示されるような電圧分布を有する。また、上記したように、各ＤＥＲ６ｃ，６ｄの充電量が最大値となるように制御した場合には、グラフＧ１２に示される電圧分布となり、各ＤＥＲ６ｃ，６ｄの放電量が最大値となるように制御した場合には、グラフＧ１３に示される電圧分布となる。このとき、ＤＥＲ６ｃの位置ＰｃにおけるグラフＧ１２の電圧値、すなわちＤＥＲ６ｃと配電系統１００との連系点での連系点電圧を不感帯の下限の電圧値ＶＬとし、グラフＧ１３の電圧値、すなわちＤＥＲ６ｃと配電系統１００との連系点での連系点電圧を不感帯の上限の電圧値ＶＵとする。つまり、下限の電圧値ＶＬと上限の電圧値ＶＵとの間の領域が不感帯となる。また、下限の電圧値ＶＬおよび上限の電圧値ＶＵの平均値を目標電圧ＶＴとする。ＤＥＲ制御指令値演算部２５は、上記のようにして、下限の電圧値ＶＬ、上限の電圧値ＶＵおよび目標電圧ＶＴを算出し、これらを整定値とする。

図７に戻り、ＤＥＲ制御指令値演算部２５は、第１ＤＥＲ６ａと有効電力制御範囲とを対応付けた第１制御指令情報を生成し、第２ＤＥＲ６ｂと無効電力制御量および整定値とを対応付けた第２制御指令情報を生成する（ステップＳ２２）。そして、通信部２１は、第１制御指令情報をＶＰＰアグリゲータ３に送信し（ステップＳ２３）、第２制御指令情報を配電自動化システム４に送信する（ステップＳ２４）。以上で、処理が終了する。

なお、上記した説明では、ステップＳ１４の後、ステップＳ１５の処理に移行している。しかし、ステップＳ１４で推定した配電系統１００の配電線１０３の電圧電流分布が電力系統制約に違反している場合も生じ得る。この場合には、電圧電流分布が電力系統制約を満たしている配電線１０３を対象として、ステップＳ１５以降の処理が行われ、電圧電流分布が電力系統制約を満たしていない配電線１０３には、実施の形態１では違反解消を目的とした制御量は確保しないため、処理が終了することになる。つまり、ステップＳ１４とステップＳ１５との間に、最適潮流計算部２４が、配電線１０３の電圧電流分布が電力系統制約を満たしている配電線１０３であるかを判定する処理が含まれていてもよい。

つぎに、ＶＰＰアグリゲータ３および配電自動化システム４での処理について説明する。図１２は、実施の形態１に係るＤＥＲ管理システムにおけるＶＰＰアグリゲータの指令値算出処理の手順の一例を示すフローチャートである。まず、通信部３１は、第１ＤＥＲ６ａと有効電力制御範囲とを対応付けた第１制御指令情報をＤＥＲ管理装置２から受信する（ステップＳ３１）。

ついで、需要予測部３４は、制御対象期間の自系統内における負荷需要予測値、再生可能エネルギ出力予測値、他系統連系潮流予測値、および自系統内発電機出力予測値を予測する（ステップＳ３２）。その後、必要調整力推定部３５は、負荷需要予測値、再生可能エネルギ出力予測値、他系統連系潮流予測値、および自系統内発電機出力予測値を用いて、配電系統１００における需給制御のため、管理するすべての第１ＤＥＲ６ａに対して指令する必要のある電力量である調整力を推定する（ステップＳ３３）。

ついで、第１ＤＥＲ６ａの有効電力制御範囲で、自系統内の全体の運用コストの最小化を目的とし、調整力を各第１ＤＥＲ６ａに配分した電力量である有効電力制御量を決定する。具体的には、ＤＥＲ制御指令値決定部３６は、各第１ＤＥＲ６ａの有効電力制御量が有効電力制御範囲となる制約条件の下で、目的関数が表す運用コストを最小化する最適化問題を解く。これによって、ＤＥＲ制御指令値決定部３６は、調整力を各第１ＤＥＲ６ａに配分した電力量である第１ＤＥＲ６ａに指令する有効電力制御量を決定する（ステップＳ３４）。

また、ＤＥＲ制御指令値決定部３６は、制御対象期間のどのタイミングでどの第１ＤＥＲ６ａにどの程度の有効電力量を出力させるかを規定した出力計画情報を決定し、第１ＤＥＲ６ａ毎に出力計画情報を対応付けた第１制御指令値を生成する（ステップＳ３５）。

その後、通信部３１は、第１制御指令値を各第１ＤＥＲ６ａに送信する（ステップＳ３６）。各第１ＤＥＲ６ａの電力制御装置６２は、ＶＰＰアグリゲータ３からの第１制御指令値、すなわち出力計画情報に基づいて、分散型エネルギ装置６１を制御する。以上で、処理が終了する。

図１３は、実施の形態１に係るＤＥＲ管理システムにおける配電自動化システムの整定値設定処理の手順の一例を示すフローチャートである。まず、通信部４１は、第２制御指令情報をＤＥＲ管理装置２から受信する（ステップＳ５１）。第２制御指令情報は、第２ＤＥＲ６ｂと無効電力制御量および整定値とを対応付けた情報である。

ついで、ＤＥＲ制御指令値設定部４４は、受信した第２制御指令情報から各第２ＤＥＲ６ｂについて設定する無効電力制御量および整定値を含む第２制御指令値を第２ＤＥＲ毎に生成する（ステップＳ５２）。そして、通信部４１は、第２制御指令値を各第２ＤＥＲ６ｂに送信する（ステップＳ５３）。各第２ＤＥＲ６ｂの電力制御装置６２は、配電自動化システム４から受信した第２制御指令値に含まれる無効電力制御量および整定値に基づいて、分散型エネルギ装置６１を制御する。以上で、処理が終了する。

次に、実施の形態１のＤＥＲ管理装置２、ＶＰＰアグリゲータ３および配電自動化システム４のハードウェア構成例について説明する。図１４は、実施の形態１に係るＤＥＲ管理システムで使用されるＤＥＲ管理装置、ＶＰＰアグリゲータおよび配電自動化システムを実現するコンピュータシステムの構成の一例を示す図である。ＤＥＲ管理装置２、ＶＰＰアグリゲータ３および配電自動化システム４は、例えば、それぞれ図１４に例示されるコンピュータシステム２００により実現される。

図１４に示すように、このコンピュータシステム２００は、制御部２０１と入力部２０２と記憶部２０３と表示部２０４と通信部２０５と出力部２０６とを備え、これらはシステムバス２０７を介して接続されている。図１４において、制御部２０１は、例えば、ＣＰＵ（Central Processing Unit）等であり、実施の形態１のＤＥＲ管理装置２、ＶＰＰアグリゲータ３および配電自動化システム４における処理が記述されたプログラムを実行する。入力部２０２は、たとえばキーボード、マウスなどで構成され、コンピュータシステム２００のユーザが、各種情報の入力を行うために使用する。記憶部２０３は、ＲＡＭ（Random Access Memory），ＲＯＭ（Read Only Memory）などの各種メモリおよびハードディスクなどのストレージデバイスを含み、上記制御部２０１が実行すべきプログラム、処理の過程で得られた必要なデータ、などを記憶する。また、記憶部２０３は、プログラムの一時的な記憶領域としても使用される。表示部２０４は、液晶表示装置（Liquid Crystal Display：ＬＣＤ）などで構成され、コンピュータシステム２００のユーザに対して各種画面を表示する。通信部２０５は、通信処理を実施する受信機および送信機である。出力部２０６は、プリンタなどである。

ここで、実施の形態１のＤＥＲ管理装置２、ＶＰＰアグリゲータ３および配電自動化システム４のそれぞれを実現するプログラムが実行可能な状態になるまでのコンピュータシステム２００の動作例について説明する。上述した構成をとるコンピュータシステム２００には、たとえば、図示しないＣＤ（Compact Disc）－ＲＯＭドライブまたはＤＶＤ（Digital Versatile Disc）－ＲＯＭドライブにセットされたＣＤ－ＲＯＭまたはＤＶＤ－ＲＯＭから、プログラムが記憶部２０３にインストールされる。そして、プログラムの実行時に、記憶部２０３から読み出されたプログラムが記憶部２０３に格納される。この状態で、制御部２０１は、記憶部２０３に格納されたプログラムに従って、実施の形態１のＤＥＲ管理装置２、ＶＰＰアグリゲータ３および配電自動化システム４としての処理を実行する。

なお、上記の説明においては、ＣＤ－ＲＯＭまたはＤＶＤ－ＲＯＭを記録媒体として、処理を記述したプログラムを提供しているが、これに限らず、コンピュータシステム２００の構成、提供するプログラムの容量などに応じて、たとえば、通信部２０５を経由してインターネットなどの伝送媒体により提供されたプログラムを用いることとしてもよい。

図３に示した通信部２１は、例えば、図１４に示した通信部２０５により実現される。図４に示した通信部３１は、例えば、図１４に示した通信部２０５により実現される。図５に示した通信部４１は、例えば、図１４に示した通信部２０５により実現される。図３に示した予測部２３、最適潮流計算部２４およびＤＥＲ制御指令値演算部２５は、制御部２０１が対応するプログラムを実行することにより実現される。図４に示したＤＥＲ制御可能量収集部３２、需要予測部３４、必要調整力推定部３５およびＤＥＲ制御指令値決定部３６は、制御部２０１が対応するプログラムを実行することにより実現される。図５に示したＤＥＲ制御可能量収集部４２およびＤＥＲ制御指令値設定部４４は、制御部２０１が対応するプログラムを実行することにより実現される。また、制御部２０１がプログラムを実行する際には、記憶部２０３も用いられる。

図３に示した記憶部２２は、図１４に示した記憶部２０３により実現される。図４に示した記憶部３３は、図１４に示した記憶部２０３により実現される。図５に示した記憶部４３は、図１４に示した記憶部２０３により実現される。

また、実施の形態１のＤＥＲ管理装置２、ＶＰＰアグリゲータ３および配電自動化システム４のそれぞれは、１台のコンピュータシステム２００により実現されてもよいし、複数台のコンピュータシステム２００により実現されてもよい。例えば、ＤＥＲ管理装置２は、クラウドシステムにより実現されてもよい。また、ＤＥＲ管理装置２は１つのコンピュータシステム２００により実現されてもよい。

実施の形態１のＤＥＲ管理プログラムは、例えば、コンピュータシステム２００に、需給予測に基づいた配電系統１００の電圧電流分布から、配電系統１００の電圧および電流に関する制約が守られ、制御対象期間で第１ＤＥＲ６ａの制御可能な第１制御可能電力量の範囲で出力可能な充電量および放電量の最大値によって定められる有効電力制御範囲を算出するステップと、複数の第１ＤＥＲ６ａのそれぞれと有効電力制御範囲とを対応付けた第１制御指令情報を生成するステップと、需給調整のために複数の第１ＤＥＲ６ａに指令する有効電力量を決定するＶＰＰアグリゲータ３に第１制御指令情報を送信するステップと、を実行させる。

実施の形態１では、ＤＥＲ管理装置２は、第１ＤＥＲ６ａでの第１制御可能電力量を変数として、配電系統１００の需給予測によって求められる電圧電流分布に対して、配電系統１００の電力系統制約が守られるように、目的関数が第１ＤＥＲ６ａの放電量を最大化する第１最適化問題、および目的関数が第１ＤＥＲ６ａの充電量を最大化する第２最適化問題を解くことによって得られる放電量の最大値を下限とし、充電量の最大値を上限とする有効電力制御範囲を第１制御指令情報としてＶＰＰアグリゲータ３に出力する。これによって、配電系統１００の需給調整のために、配電系統１００の電圧および電流に関する制約を満たしながら、各第１ＤＥＲ６ａの有効電力制御量の範囲、すなわち各第１ＤＥＲ６ａで許容される充放電範囲をＶＰＰアグリゲータ３に提供することができるという効果を有する。これによって、ＶＰＰアグリゲータ３は、各第１ＤＥＲ６ａの許容される充放電範囲で、運用コストの最小化を目的とし、配電系統１００における需給制御のため各第１ＤＥＲ６ａに指令する有効電力制御量の配分を決定することができる。そして、このように決定した有効電力制御量で第１ＤＥＲ６ａを制御することで、ＶＰＰアグリゲータ３は、電力の需給調整を行うとともに、配電系統１００での電圧電流違反の発生を抑制することができる。

また、ＤＥＲ管理装置２は、配電系統１００に電圧調整機能を有するＤＥＲである第２ＤＥＲ６ｂがさらに設けられる場合には、配電系統１００の需給予測によって求められる電圧電流分布に対して、配電系統１００の電力系統制約が守られるように、目的関数が第１ＤＥＲ６ａの放電量を最大化し、電圧降下させる効果のある第２ＤＥＲ６ｂの無効電力量を最小化する第１最適化問題、および目的関数が第１ＤＥＲ６ａの充電量を最大化し、電圧上昇させる効果のある第２ＤＥＲ６ｂの無効電力量を最小化する第２最適化問題を解く。そして、ＤＥＲ管理装置２は、放電量の最大値を下限とし、充電量の最大値を上限とする有効電力制御範囲を第１制御指令情報としてＶＰＰアグリゲータ３に送信する。また、ＤＥＲ管理装置２は、電圧降下させる効果のある各第２ＤＥＲ６ｂの無効電力量の最小値である第１無効電力量と、電圧上昇させる効果のある各第２ＤＥＲ６ｂの無効電力量の最小値である第２無効電力量と、第２ＤＥＲ６ｂで出力される電力を無効電力で制御するための整定値と、を算出し、これらを第２制御指令情報として配電自動化システム４に出力する。これによって、第２ＤＥＲ６ｂが系統に設けられる場合でも、配電系統１００の電圧および電流に関する制約を満たしながら、配電系統１００の需給調整を行うことが可能となる。

実施の形態２．
実施の形態１では、ＤＥＲ管理装置２の予測部２３は、配電系統１００に接続されるＤＥＲ６の制御対象期間における１つの発電量予測値を予測した。実施の形態２では、ＤＥＲ管理装置２の予測部２３が、配電系統１００に接続されるＤＥＲ６の制御対象期間における２つの発電量予測値を予測する場合を説明する。

実施の形態２に係るＤＥＲ管理システム１、ＤＥＲ６、ＤＥＲ管理装置２、ＶＰＰアグリゲータ３および配電自動化システム４の構成は、実施の形態１で説明したものと同様であるので、その説明を省略する。ただし、ＤＥＲ管理装置２の機能が実施の形態１とは異なる。以下では、実施の形態１と異なる部分について説明する。

実施の形態２では、ＤＥＲ管理装置２の予測部２３は、負荷発電実績情報に基づいて、制御対象期間における配電系統１００に接続される負荷５の需要の予測と、配電系統１００に接続される発電可能なＤＥＲの制御対象期間における発電量の最大値および最小値の予測と、を行う。以下では、制御対象期間における発電量の最大値および最小値は、それぞれ発電量最大予測値および発電量最小予測値と称される。発電可能なＤＥＲについて発電量予測値として、実施の形態１では１つの値を予測していたが、実施の形態２では、２つの値を予測する。

実施の形態２でも、予測部２３は、負荷需要の実績値および発電プロファイルの実績値を用いて、負荷需要予測値、発電量最大予測値および発電量最小予測値を予測する。負荷需要予測値の予測は実施の形態１で説明したので、ここではその説明を省略し、発電量最大予測値および発電量最小予測値の予測の具体例について説明する。予測部２３は、制御対象期間に対応する期間の発電プロファイルの実績値を負荷発電実績情報から取得し、このうち最も発電量が大きい発電プロファイルを、発電量最大予測値とする。同様に、予測部２３は、取得した発電プロファイルの実績値のうち最も発電量が小さい発電プロファイルを、発電量最小予測値とする。あるいは、予測部２３は、予測する制御対象期間と同じまたは類似する太陽光の日射、風量等の気象条件と、過去の発電可能なＤＥＲの発電プロファイルの実績値と、から想定される発電量のうち最も出力が大きい発電量を発電量最大予測値とし、最も出力が小さい発電量を発電量最小予測値としてもよい。

また、予測部２３は、制御対象期間の負荷需要予測値と発電可能なＤＥＲの発電量最大予測値および発電量最小予測値とを用いて、発電可能なＤＥＲが最大出力となる場合および最小出力となる場合のそれぞれにおける配電系統１００の電圧電流分布を推定する。

ＤＥＲ管理装置２の最適潮流計算部２４は、配電系統１００の電力系統制約が守られ、制御対象期間における発電可能なＤＥＲが最大出力となる需給予測に基づいた配電系統１００の電圧電流分布から、制御対象期間で第１ＤＥＲ６ａの制御可能な第１制御可能電力量の範囲で出力可能な放電量の最大値と、制御対象期間における発電可能なＤＥＲが最小出力となる需給予測に基づいた配電系統１００の電圧電流分布から、制御対象期間で第１制御可能電力量の範囲で出力可能な充電量の最大値と、を算出し、放電量および充電量の最大値によって定められる有効電力制御範囲を決定する。

具体的には、第１制御可能電力量および第２制御可能電力量を変数とし、発電可能なＤＥＲが最大出力となる場合の電圧電流分布に対して、電力系統制約が守られるという制約条件の下で、第１ＤＥＲ６ａの放電量を最大化し、電圧降下させる効果のある第２ＤＥＲ６ｂの無効電力量を最小化する第３最適化問題を解く。また、最適潮流計算部２４は、第１制御可能電力量および第２制御可能電力量を変数とし、発電可能なＤＥＲが最小出力となる場合の電圧電流分布に対して、電力系統制約が守られるという制約条件の下で、第１ＤＥＲ６ａの充電量を最大化し、電圧上昇させる効果のある第２ＤＥＲ６ｂの無効電力量を最小化する第４最適化問題を解く。

第３最適化問題を解くことによって、各第１ＤＥＲ６ａの最大化した放電量と、電圧降下させる効果のある各第２ＤＥＲ６ｂの最小化した第１無効電力量と、が取得される。配電線１０３における各第１ＤＥＲ６ａの最大化した放電量を用いることによって放電量を最大化した場合の電圧電流分布が得られる。第４最適化問題を解くことによって、各第１ＤＥＲ６ａの最大化した充電量と、電圧上昇させる効果のある各第２ＤＥＲ６ｂの最小化した第２無効電力量と、が取得される。配電線１０３における各第１ＤＥＲ６ａの最大化した充電量を用いることによって充電量を最大化した場合の電圧電流分布が得られる。

つぎに、ＤＥＲ管理装置２での処理の詳細について説明する。図１５は、実施の形態２に係るＤＥＲ管理方法の手順の一例を示すフローチャートである。まず、通信部２１は、ＶＰＰアグリゲータ３から第１ＤＥＲ６ａについての第１制御可能電力量を受信し（ステップＳ７１）、配電自動化システム４から第２ＤＥＲ６ｂについての第２制御可能電力量を受信する（ステップＳ７２）。

ついで、予測部２３は、負荷需要の実績値を用いて、制御対象期間における配電系統１００に接続される負荷５での負荷需要予測値を予測する（ステップＳ７３）。また、予測部２３は、発電プロファイルの実績値を用いて、制御対象期間における配電系統１００に接続される発電可能なＤＥＲの発電量最大予測値および発電量最小予測値を予測する（ステップＳ７４）。ここで、発電可能なＤＥＲの発電量最大予測値は、制御対象期間において発電プロファイルの実績値から予測される発電可能なＤＥＲの発電量のうち最大のものをいう。また、発電可能なＤＥＲの発電量最小予測値は、制御対象期間において発電プロファイルの実績値から予測される発電可能なＤＥＲの発電量のうち最小のものをいう。

その後、予測部２３は、負荷需要量予測値および発電量最大予測値を用いて、配電系統１００の配電線１０３における電圧電流分布である発電量最大時電圧電流分布を推定する（ステップＳ７５）。発電量最大時電圧電流分布は、第１電圧電流分布に対応する。また、予測部２３は、負荷需要量予測値および発電量最小予測値を用いて、配電系統１００の配電線１０３における電圧電流分布である発電量最小時電圧電流分布を推定する（ステップＳ７６）。発電量最小時電圧電流分布は、第２電圧電流分布に対応する。

図１６は、図８に示される配電系統における電圧分布の一例を示す図である。図１６の横軸は、図８に示される配電系統１００の配電線１０３上の位置を示しており、縦軸は電圧を示している。図１６で、グラフＧ２１は、ステップＳ７５で推定された発電量最大時電圧分布を示しており、制御前の状態であるとする。また、グラフＧ２２は、ステップＳ７６で推定された発電量最小時電圧分布を示しており、制御前の状態であるとする。

図１５に戻り、最適潮流計算部２４は、電力系統制約違反が発生していない配電線１０３を制御対象とし、第１制御可能電力量および第２制御可能電力量を変数とし、推定した発電量最大時電圧電流分布に対して、電力系統制約が守られるという制約条件の下で、第１ＤＥＲ６ａの放電量を最大化し、電圧降下させる効果のある第２ＤＥＲ６ｂの無効電力量を最小化する第３最適化問題を解く（ステップＳ７７）。また、最適潮流計算部２４は、電力系統制約違反が発生していない配電線１０３を制御対象とし、第１制御可能電力量および第２制御可能電力量を変数とし、推定した発電量最小時電圧電流分布に対して、電力系統制約が守られるという制約条件の下で、第１ＤＥＲ６ａの充電量を最大化し、電圧上昇させる効果のある第２ＤＥＲ６ｂの無効電力量を最小化する第４最適化問題を解く（ステップＳ７８）。

その後は、実施の形態１の図７のステップＳ１７からＳ２４に示した手順と同様の手順が実行される。すなわち、最適潮流計算部２４は、第１ＤＥＲ６ａについて有効電力制御範囲を決定し、第２ＤＥＲ６ｂについて第１無効電力量および第２無効電力量を含む無効電力制御量と整定値とを算出する。ＤＥＲ制御指令値演算部２５は、第１ＤＥＲ６ａと有効電力制御範囲とを対応付けた第１制御指令情報を生成し、第２ＤＥＲ６ｂと無効電力制御量および整定値とを対応付けた第２制御指令情報を生成する。そして、通信部２１は、第１制御指令情報および第２制御指令情報をそれぞれＶＰＰアグリゲータ３および配電自動化システム４に送信する。

なお、ステップＳ７５で算出した発電量最大時電圧分布は、図１６のグラフＧ２３に示され、ステップＳ７６で算出した発電量最小時電圧分布は、図１６のグラフＧ２４に示される。また、図８でＤＥＲ６ｃが第２ＤＥＲ６ｂ、すなわち電圧調整機能を有するＤＥＲであるとすると、ＤＥＲ６ｃの整定値は、実施の形態１と同様に算出される。つまり、ＤＥＲ６ｃの位置ＰｃにおけるグラフＧ２４の電圧値を不感帯の下限の電圧値ＶＬとし、グラフＧ２３の電圧値を不感帯の上限の電圧値ＶＵとする。また、下限の電圧値ＶＬおよび上限の電圧値ＶＵの平均値を目標電圧ＶＴとする。そして、ＤＥＲ制御指令値演算部２５は、下限の電圧値ＶＬ、上限の電圧値ＶＵおよび目標電圧ＶＴを整定値とする。

実施の形態２でも、実施の形態１と同様の効果を得ることができる。

実施の形態３．
実施の形態１，２では、ＤＥＲ管理装置２は、配電系統１００での負荷需要および発電プロファイルの過去データである実績値を記憶部２２から取得して、配電系統１００の電圧電流分布を推定していた。しかし、配電系統１００の電圧電流分布の推定は、実施の形態１，２で示したものに限定されるものではない。実施の形態３では、配電系統１００の電圧電流分布の推定を別の方法によって行う場合を説明する。

図１７は、実施の形態３に係るＤＥＲ管理システムの構成の一例を模式的に示す図である。実施の形態１と同一の構成要素には同一の符号を付して、その説明を省略する。実施の形態３のＤＥＲ管理システム１ａは、各配電線１０３に計測装置８をさらに備える。計測装置８は、配電系統１００の状態量を計測する装置である。配電系統１００の状態量は、配電線１０３の電圧電流分布を算出することができるものであればよい。配電系統１００の状態量の一例は、線間電圧、相電圧、線路電流、力率、通過有効電力、通過無効電力である。計測装置８は、計測した配電量の状態量を配電系統状態量情報として、通信ネットワーク８１を介してＤＥＲ管理装置２ａに送信する。一例では、計測装置８は、配電用変圧器１０１側の配電線１０３に設けられる。

実施の形態３では、ＤＥＲ６、ＶＰＰアグリゲータ３および配電自動化システム４の構成は、実施の形態１で説明したものと同様であり、ＤＥＲ管理装置２ａの構成が実施の形態１のものとは異なる。図１８は、実施の形態３に係るＤＥＲ管理装置の構成の一例を模式的に示す図である。実施の形態１と同一の構成要素には同一の符号を付してその説明を省略し、実施の形態１と異なる部分について説明を行う。ＤＥＲ管理装置２ａは、実施の形態１の構成において、予測部２３に代え、計測情報収集部２６を備える。また、通信部２１は、計測装置８との間で通信を行う機能も有する。通信部２１は、計測装置８から配電系統状態量情報を受信する。

計測情報収集部２６は、通信部２１を介して計測装置８から配電系統状態量情報を収集し、収集した配電系統状態量情報を収集した時刻とともに記憶部２２に記憶する。また、計測情報収集部２６は、記憶部２２に記憶された配電系統状態量情報を用いて、制御対象期間における配電系統１００の配電線１０３の電圧電流分布を推定する。つまり、実施の形態３では、配電系統１００の電圧電流分布の推定に、計測装置８で計測された配電系統状態量情報が用いられることになる。一例では、計測情報収集部２６は、配電系統１００の電圧電流分布に関する状態量を計測した過去データを用いて、制御対象期間における配電系統１００の電圧電流分布を推定する。

つぎに、ＤＥＲ管理装置２ａでの処理の詳細について説明する。図１９は、実施の形態３に係るＤＥＲ管理方法の手順の一例を示すフローチャートである。図１９では、実施の形態１の図６と同じ処理には同じステップの番号を付してその説明を省略する。以下では、図６と異なる部分について説明する。

ステップＳ１１およびステップＳ１２での第１制御可能電力量および第２制御可能電力量の受信とともに、計測情報収集部２６は、通信部２１を介して計測装置８から配電系統状態量情報を収集する（ステップＳ９１）。収集した配電系統状態量情報は、収集した時刻とともに記憶部２２に記憶される。

ついで、計測情報収集部２６は、制御対象期間に対応する期間の配電系統状態量情報を用いて、制御対象期間における電圧電流分布を推定する（ステップＳ９２）。その後は、図６のステップＳ１５以降の処理に移る。

実施の形態３では、ＤＥＲ管理装置２ａは、配電線１０３の電圧電流分布を計算することができる配電系統状態量情報を計測装置８から収集し、配電系統状態量情報を用いて、制御対象期間の配電線１０３の電圧電流分布を推定するようにした。実施の形態１では、負荷需要の実績値および発電プロファイルの実績値から負荷需要量予測値および発電量予測値を予測し、負荷需要量予測値および発電量予測値から配電線１０３における電圧電流分布を推定していた。しかし、実施の形態３では、配電系統状態量情報から配電線１０３の電圧電流分布を推定するため、電圧電流分布を推定するのに要する処理工程の数を実施の形態１に比して抑えることができるという効果を有する。

実施の形態４．
実施の形態３では、計測装置８で計測された配電系統状態量情報を用いて配電系統１００の電圧電流分布を算出する例を実施の形態１に適用した場合を示した。実施の形態４では、計測装置８で計測された過去の配電系統状態量情報を用いて配電系統１００の電圧電流分布を算出する例を実施の形態２に適用する場合を示す。

実施の形態４に係るＤＥＲ管理システム１ａ、ＤＥＲ６、ＤＥＲ管理装置２ａ、ＶＰＰアグリゲータ３および配電自動化システム４の構成は、実施の形態１から３で説明したものと同様であるので、その説明を省略する。以下では、実施の形態１から３と異なる部分について説明する。

実施の形態４では、ＤＥＲ管理装置２ａの計測情報収集部２６は、記憶部２２に記憶された過去の配電系統状態量情報を用いて、制御対象期間における発電可能なＤＥＲが最大出力と推測される場合の発電量最大時電圧電流分布と、最小出力と推測される場合の発電量最小時電圧電流分布と、を算出する。具体的には、計測情報収集部２６は、発電可能なＤＥＲについては、制御対象期間に対応する期間の過去の配電系統状態量情報のうち、最大出力となるデータと最小出力となるデータとを抽出する。また、充放電可能なＤＥＲについては、制御対象期間に対応する期間の過去の配電系統状態量情報を用いて出力を予測する。発電可能なＤＥＲが最大出力となるデータおよび最小出力となるデータを抽出するとき、および充放電可能なＤＥＲの出力を予測するときに、制御対象期間と同じまたは類似する気象条件等を用いて、過去の配電系統状態量情報を絞り込んでもよい。この場合には、配電系統状態量情報は、日種、気象条件および時間帯を含む。そして、抽出した発電可能なＤＥＲが最大出力となるデータおよび最小出力となるデータと、充放電可能なＤＥＲの出力と、を用いて、配電線１０３の発電量最大時電圧電流分布および発電量最小時電圧電流分布を算出する。

つぎに、ＤＥＲ管理装置２ａでの処理の詳細について説明する。図２０は、実施の形態４に係るＤＥＲ管理方法の手順の一例を示すフローチャートである。図２０では、実施の形態２の図１５と同じ処理には同じステップの番号を付してその説明を省略する。以下では、図１５と異なる部分について説明する。

ステップＳ７１およびステップＳ７２での第１制御可能電力量および第２制御可能電力量の受信とともに、計測情報収集部２６は、通信部２１を介して計測装置８から配電系統状態量情報を収集する（ステップＳ１１１）。収集した配電系統状態量情報は、収集した時刻とともに記憶部２２に記憶される。

ついで、計測情報収集部２６は、過去の配電系統状態量情報を用いて、制御対象期間に対応する期間で発電可能なＤＥＲの最大出力および最小出力と、充放電可能なＤＥＲの出力と、を予測する（ステップＳ１１２）。その後、計測情報収集部２６は、予測した発電可能なＤＥＲの最大出力と充放電可能なＤＥＲの出力とを用いて、配電系統１００の発電量最大時電圧電流分布を推定する（ステップＳ１１３）。また、計測情報収集部２６は、予測した発電可能なＤＥＲの最小出力と充放電可能なＤＥＲの出力とを用いて、配電系統１００の発電量最小時電圧電流分布を推定する（ステップＳ１１４）。その後は、図１５のステップＳ７７以降の処理に移る。

実施の形態４でも、実施の形態３と同様の効果を得ることができる。

実施の形態５．
実施の形態５では、上記した実施の形態１から４の変形例について説明する。なお、以下では、上記した構成要素と同一の構成要素には同一の符号を付してその説明を省略し、異なる部分について説明を行う。

実施の形態１から４では、ＤＥＲ管理装置２，２ａが無効電力制御量および整定値を配電自動化システム４に送信し、配電自動化システム４が第２ＤＥＲ６ｂに無効電力制御量および整定値を設定していた。第２ＤＥＲ６ｂに無効電力制御量および整定値を設定する処理をＤＥＲ管理装置２が実行してもよい。

図２１は、実施の形態５に係るＤＥＲ管理装置の構成の一例を模式的に示す図である。ＤＥＲ管理装置２ｂは、実施の形態１の図３において、ＤＥＲ制御指令値設定部２７をさらに備える。ＤＥＲ制御指令値設定部２７は、第２制御指令情報から、第２ＤＥＲ６ｂ毎に無効電力制御量および整定値を対応付けた第２制御指令値を生成し、第２制御指令値を第２ＤＥＲ６ｂに設定する。ＤＥＲ制御指令値設定部２７は、制御指令値設定部に対応する。

図２２は、実施の形態５に係る配電自動化システムの構成の一例を模式的に示す図である。図２２に示されるように、配電自動化システム４ａは、実施の形態１の図５において、ＤＥＲ制御指令値設定部４４が除かれた構成を有する。これは、配電自動化システム４ａから第２ＤＥＲ６ｂに対する無効電力制御量および整定値の設定を行わないためである。

図２１および図２２では、配電自動化システム４ａが第２ＤＥＲ６ｂに対する無効電力制御量および整定値の設定を行わない例を示したが、ＤＥＲ管理システム１，１ａから配電自動化システム４を取り除いてもよい。図２３は、実施の形態５に係るＤＥＲ管理システムの構成の一例を模式的に示す図である。図２３のＤＥＲ管理システム１ｂは、実施の形態１の図１から配電自動化システム４が除かれた構成を有している。この場合には、ＶＰＰアグリゲータ３のＤＥＲ制御可能量収集部３２が、第２ＤＥＲ６ｂから第２制御可能電力量を収集し、ＤＥＲ管理装置２に送信する機能をさらに有する。ＤＥＲ管理装置２の通信部２１は、各第２ＤＥＲ６ｂについての無効電力制御量および整定値を示す第２制御指令情報をＶＰＰアグリゲータ３に送信する機能をさらに有する。ＶＰＰアグリゲータ３のＤＥＲ制御指令値決定部３６は、第２制御指令情報から、第２ＤＥＲ６ｂ毎に無効電力制御量および整定値を対応付けた第２制御指令値を生成し、第２制御指令値を第２ＤＥＲ６ｂに設定する機能をさらに有する。このように、配電自動化システム４がない場合には、配電自動化システム４の機能をＶＰＰアグリゲータ３に代行させることが可能である。また、図２３のＤＥＲ管理システム１ｂにおいて、図２１で説明したＤＥＲ管理装置２ｂを設けてもよい。つまり、ＤＥＲ管理装置２ｂの通信部２１は、第２制御指令情報をＶＰＰアグリゲータ３に送信せず、ＤＥＲ制御指令値設定部２７が、第２制御指令情報から生成した第２制御指令値を各第２ＤＥＲ６ｂに設定してもよい。

なお、上記した説明では、実施の形態１の構成を例に挙げたが、実施の形態２から４の構成についても同様の変形例を適用することができる。

また、上記した説明では、ＤＥＲ管理装置２，２ａ，２ｂの予測部２３または計測情報収集部２６が電圧電流分布の推定を行っていたが、ＤＥＲ管理装置２，２ａ，２ｂは予測部２３または計測情報収集部２６を有さず、推定された電圧電流分布を外部から取得してもよい。図２４は、実施の形態５に係るＤＥＲ管理システムの構成の他の例を模式的に示す図である。図２４のＤＥＲ管理システム１ｃは、通信ネットワーク７３に接続される予測システム９をさらに備える。予測システム９は、実施の形態１，２のＤＥＲ管理装置２の予測部２３の機能を有する装置である。すなわち、予測システム９は、配電系統１００に接続される負荷需要の実績値および発電プロファイルの実績値を含む負荷発電実績情報を保持し、負荷発電実績情報に基づいて、制御対象期間における配電系統１００の負荷需要量予測値および発電量予測値を予測し、予測の結果に基づいて制御対象期間における配電系統１００の配電線１０３における電圧電流分布を推定する。そして、予測システム９は、電圧電流分布をＤＥＲ管理装置２ｃに送信する。

図２５は、実施の形態５に係るＤＥＲ管理装置の構成の他の例を模式的に示す図である。図２５に示されるように、ＤＥＲ管理装置２ｃは、実施の形態１の図３から予測部２３が除かれた構成を有する。最適潮流計算部２４は、予測システム９から取得した電圧電流分布を用いて、有効電力制御範囲および無効電力制御量を決定する処理を行う。

なお、予測システム９は、実施の形態３，４で説明した計測情報収集部２６の機能を有していてもよい。この場合には、予測システム９は、通信部を介して計測装置８から配電系統状態量情報を収集し、収集した配電系統状態量情報を収集した時刻とともに記憶部に記憶する。また、予測システム９は、記憶部に記憶された配電系統状態量情報を用いて、制御対象期間における配電系統１００の配電線１０３における電圧電流分布を推定する。そして、予測システム９は、電圧電流分布をＤＥＲ管理装置２ｃに送信する。このように電圧電流分布の推定を予測システム９に実行させることで、ＤＥＲ管理装置２ｃでの処理の負荷を軽減することが可能となる。

以上の実施の形態に示した構成は、一例を示すものであり、別の公知の技術と組み合わせることも可能であるし、実施の形態同士を組み合わせることも可能であるし、要旨を逸脱しない範囲で、構成の一部を省略、変更することも可能である。

１，１ａ，１ｂ，１ｃ ＤＥＲ管理システム、２，２ａ，２ｂ，２ｃ ＤＥＲ管理装置、３ ＶＰＰアグリゲータ、４，４ａ 配電自動化システム、５ 負荷、６ ＤＥＲ、６ａ 第１ＤＥＲ、６ｂ 第２ＤＥＲ、７ 需要家、８ 計測装置、９ 予測システム、２１，３１，４１，６２１ 通信部、２２，３３，４３，６２３ 記憶部、２３ 予測部、２４ 最適潮流計算部、２５ ＤＥＲ制御指令値演算部、２６ 計測情報収集部、２７，４４ ＤＥＲ制御指令値設定部、３２，４２ ＤＥＲ制御可能量収集部、３４ 需要予測部、３５ 必要調整力推定部、３６ ＤＥＲ制御指令値決定部、６１ 分散型エネルギ装置、６２ 電力制御装置、７１，７２，７３，８１ 通信ネットワーク、１００ 配電系統、１０１ 配電用変圧器、１０２ 母線、１０３ 配電線、６２２ 制御可能電力算出部、６２４ 制御部。

Claims (21)

1. 配電系統に接続され出力する有効電力が制御される複数の第１分散型エネルギリソースを含む分散型エネルギリソースにおける出力を算出する分散型エネルギリソース管理装置であって、
   需給予測に基づいた前記配電系統の電圧電流分布から、前記配電系統の電圧および電流に関する制約が守られ、制御対象期間で前記第１分散型エネルギリソースの制御可能な第１電力量の範囲で出力可能な充電量および放電量の最大値を算出し、前記充電量および前記放電量の最大値によって定められる有効電力制御範囲を決定する最適潮流計算部と、
   前記複数の第１分散型エネルギリソースのそれぞれと前記有効電力制御範囲とを対応付けた第１制御指令情報を生成する制御指令値演算部と、
   前記複数の第１分散型エネルギリソースに指令する有効電力量を決定する仮想変電所アグリゲータに前記第１制御指令情報を送信する通信部と、
   を備え、
   前記有効電力制御範囲は、前記第１分散型エネルギリソースから出力される前記有効電力の制御範囲であることを特徴とする分散型エネルギリソース管理装置。
2. 前記分散型エネルギリソースは、前記配電系統に接続され、電圧調整機能を有する複数の第２分散型エネルギリソースをさらに含み、
   前記最適潮流計算部は、前記有効電力制御範囲に加えて、前記電圧電流分布から、前記配電系統の前記制約が守られ、前記制御対象期間で前記複数の第２分散型エネルギリソースの制御可能な第２電力量の範囲で出力可能な無効電力量の最小値である無効電力制御量を算出し、
   前記制御指令値演算部は、前記複数の第２分散型エネルギリソースで無効電力による電圧制御に使用する整定値および前記無効電力制御量と前記複数の第２分散型エネルギリソースのそれぞれとを対応付けた第２制御指令情報をさらに生成することを特徴とする請求項１に記載の分散型エネルギリソース管理装置。
3. 前記配電系統における負荷需要の実績値および発電可能な分散型エネルギリソースでの発電量の実績値を用いて、前記制御対象期間における前記電圧電流分布を推定する予測部をさらに備えることを特徴とする請求項１または２に記載の分散型エネルギリソース管理装置。
4. 前記配電系統の状態量を計測装置から収集し、前記配電系統の状態量を用いて前記制御対象期間における前記電圧電流分布を推定する計測情報収集部をさらに備えることを特徴とする請求項１または２に記載の分散型エネルギリソース管理装置。
5. 配電系統に接続され出力する有効電力が制御される複数の第１分散型エネルギリソースを含む分散型エネルギリソースにおける出力を算出する分散型エネルギリソース管理装置であって、
   制御対象期間で、前記配電系統の電圧および電流に関する制約が守られ、前記制御対象期間における発電可能な分散型エネルギリソースが最大出力となる需給予測に基づいた前記配電系統の第１電圧電流分布から、前記制御対象期間で前記第１分散型エネルギリソースの制御可能な第１電力量の範囲で出力可能な放電量の最大値と、前記制御対象期間における前記発電可能な分散型エネルギリソースが最小出力となる需給予測に基づいた前記配電系統の第２電圧電流分布から、前記制御対象期間で前記第１電力量の範囲で出力可能な充電量の最大値と、を算出し、前記放電量および前記充電量の最大値によって定められる有効電力制御範囲を決定する最適潮流計算部と、
   前記複数の第１分散型エネルギリソースのそれぞれと前記有効電力制御範囲とを対応付けた第１制御指令情報を生成する制御指令値演算部と、
   前記複数の第１分散型エネルギリソースに指令する有効電力量を決定する仮想変電所アグリゲータに前記第１制御指令情報を送信する通信部と、
   を備え、
   前記有効電力制御範囲は、前記第１分散型エネルギリソースから出力される前記有効電力の制御範囲であることを特徴とする分散型エネルギリソース管理装置。
6. 前記分散型エネルギリソースは、前記配電系統に接続され、電圧調整機能を有する複数の第２分散型エネルギリソースをさらに含み、
   前記最適潮流計算部は、前記有効電力制御範囲に加えて、前記第１電圧電流分布および前記第２電圧電流分布から、前記配電系統の前記制約が守られ、前記制御対象期間で前記複数の第２分散型エネルギリソースの制御可能な第２電力量の範囲で出力可能な無効電力量の最小値である無効電力制御量を算出し、
   前記制御指令値演算部は、前記複数の第２分散型エネルギリソースで無効電力による電圧制御に使用する整定値および前記無効電力制御量と前記複数の第２分散型エネルギリソースとを対応付けた第２制御指令情報をさらに生成することを特徴とする請求項５に記載の分散型エネルギリソース管理装置。
7. 前記配電系統における負荷需要の実績値および前記発電可能な分散型エネルギリソースでの発電量の実績値を用いて、前記制御対象期間における前記第１電圧電流分布および前記第２電圧電流分布を推定する予測部をさらに備えることを特徴とする請求項５または６に記載の分散型エネルギリソース管理装置。
8. 前記配電系統の状態量を計測装置から収集し、前記配電系統の状態量を用いて前記制御対象期間における前記第１電圧電流分布および前記第２電圧電流分布を推定する計測情報収集部をさらに備えることを特徴とする請求項５または６に記載の分散型エネルギリソース管理装置。
9. 配電系統に接続され有効電力によって出力が制御される複数の第１分散型エネルギリソースを含む分散型エネルギリソースと、
   請求項１に記載の分散型エネルギリソース管理装置と、
   需給調整のために前記複数の第１分散型エネルギリソースに指令する有効電力量を決定する仮想変電所アグリゲータと、
   を備える分散型エネルギリソース管理システムであって、
   前記仮想変電所アグリゲータは、
   前記分散型エネルギリソース管理装置から前記第１制御指令情報を受信する通信部と、
   前記制御対象期間における前記配電系統での需給予測に基づいて、需給制御のために必要となる電力量である調整力を推定する必要調整力推定部と、
   前記第１制御指令情報の前記有効電力制御範囲内で、運用コストが最小化されるように前記複数の第１分散型エネルギリソースのそれぞれに前記調整力を配分し、前記複数の第１分散型エネルギリソースのそれぞれへ指令する配分した前記調整力である有効電力制御量と出力するタイミングとを含む第１制御指令値を決定する制御指令値決定部と、
   を備え、
   前記通信部は、前記第１制御指令値を前記複数の第１分散型エネルギリソースのそれぞれに送信することを特徴とする分散型エネルギリソース管理システム。
10. 前記分散型エネルギリソースは、前記配電系統に接続され、電圧調整機能を有する複数の第２分散型エネルギリソースをさらに含み、
    前記分散型エネルギリソース管理装置の前記最適潮流計算部は、前記有効電力制御範囲に加えて、前記電圧電流分布から、前記配電系統の前記制約が守られ、前記制御対象期間で前記複数の第２分散型エネルギリソースの制御可能な第２電力量の範囲で出力可能な無効電力量の最小値である無効電力制御量を算出し、
    前記分散型エネルギリソース管理装置の前記制御指令値演算部は、前記複数の第２分散型エネルギリソースで無効電力による電圧制御に使用する整定値および前記無効電力制御量と前記複数の第２分散型エネルギリソースのそれぞれとを対応付けた第２制御指令情報をさらに生成することを特徴とする請求項９に記載の分散型エネルギリソース管理システム。
11. 配電系統に接続され有効電力によって出力が制御される複数の第１分散型エネルギリソースを含む分散型エネルギリソースと、
    請求項５に記載の分散型エネルギリソース管理装置と、
    需給調整のために前記複数の第１分散型エネルギリソースに指令する有効電力量を決定する仮想変電所アグリゲータと、
    を備える分散型エネルギリソース管理システムであって、
    前記仮想変電所アグリゲータは、
    前記分散型エネルギリソース管理装置から前記第１制御指令情報を受信する通信部と、
    前記制御対象期間における前記配電系統での需給予測に基づいて、需給制御のために必要となる電力量である調整力を推定する必要調整力推定部と、
    前記第１制御指令情報の前記有効電力制御範囲内で、運用コストが最小化されるように前記複数の第１分散型エネルギリソースのそれぞれに前記調整力を配分し、前記複数の第１分散型エネルギリソースのそれぞれへ指令する配分した前記調整力である有効電力制御量と出力するタイミングとを含む第１制御指令値を決定する制御指令値決定部と、
    を備え、
    前記通信部は、前記第１制御指令値を前記複数の第１分散型エネルギリソースのそれぞれに送信することを特徴とする分散型エネルギリソース管理システム。
12. 前記分散型エネルギリソースは、前記配電系統に接続され、電圧調整機能を有する複数の第２分散型エネルギリソースをさらに含み、
    前記分散型エネルギリソース管理装置の前記最適潮流計算部は、前記有効電力制御範囲に加えて、前記第１電圧電流分布および前記第２電圧電流分布から、前記配電系統の前記制約が守られ、前記制御対象期間で前記複数の第２分散型エネルギリソースの制御可能な第２電力量の範囲で出力可能な無効電力量の最小値である無効電力制御量を算出し、
    前記分散型エネルギリソース管理装置の前記制御指令値演算部は、前記複数の第２分散型エネルギリソースで無効電力による電圧制御に使用する整定値および前記無効電力制御量と前記複数の第２分散型エネルギリソースのそれぞれとを対応付けた第２制御指令情報をさらに生成することを特徴とする請求項１１に記載の分散型エネルギリソース管理システム。
13. 前記分散型エネルギリソース管理装置の前記通信部は、前記第２制御指令情報を前記仮想変電所アグリゲータに送信し、
    前記仮想変電所アグリゲータの前記通信部は、前記複数の第１分散型エネルギリソースから収集した前記第１電力量および前記複数の第２分散型エネルギリソースから収集した前記第２電力量を前記分散型エネルギリソース管理装置に送信し、前記複数の第２分散型エネルギリソースのそれぞれに前記第２制御指令情報に含まれる前記整定値および前記無効電力制御量を指令する第２制御指令値を前記複数の第２分散型エネルギリソースのそれぞれに送信することを特徴とする請求項１０または１２に記載の分散型エネルギリソース管理システム。
14. 前記第２分散型エネルギリソースの電圧および電流を管理する配電自動化システムをさらに備え、
    前記配電自動化システムは、前記複数の第２分散型エネルギリソースから収集した前記第２電力量を前記分散型エネルギリソース管理装置に送信する通信部を備え、
    前記仮想変電所アグリゲータの前記通信部は、前記複数の第１分散型エネルギリソースから収集した前記第１電力量を前記分散型エネルギリソース管理装置に送信し、
    前記分散型エネルギリソース管理装置の前記通信部は、前記第２制御指令情報を前記配電自動化システムに送信し、
    前記配電自動化システムの前記通信部は、前記複数の第２分散型エネルギリソースのそれぞれに前記第２制御指令情報に含まれる前記整定値および前記無効電力制御量を指令する第２制御指令値を前記複数の第２分散型エネルギリソースのそれぞれに送信することを特徴とする請求項１０または１２に記載の分散型エネルギリソース管理システム。
15. 前記第２分散型エネルギリソースの電圧および電流を管理する配電自動化システムをさらに備え、
    前記配電自動化システムは、前記複数の第２分散型エネルギリソースから収集した前記第２電力量を前記分散型エネルギリソース管理装置に送信する通信部を備え、
    前記仮想変電所アグリゲータの前記通信部は、前記複数の第１分散型エネルギリソースから収集した前記第１電力量を前記分散型エネルギリソース管理装置に送信することを特徴とする請求項１０または１２に記載の分散型エネルギリソース管理システム。
16. 前記分散型エネルギリソース管理装置の前記通信部は、前記第２制御指令情報を前記配電自動化システムに送信し、
    前記配電自動化システムの前記通信部は、前記複数の第２分散型エネルギリソースのそれぞれに前記第２制御指令情報に含まれる前記整定値および前記無効電力制御量を指令する第２制御指令値を前記複数の第２分散型エネルギリソースのそれぞれに送信することを特徴とする請求項１５に記載の分散型エネルギリソース管理システム。
17. 前記分散型エネルギリソース管理装置の前記通信部は、前記複数の第２分散型エネルギリソースのそれぞれに前記第２制御指令情報に含まれる前記整定値および前記無効電力制御量を指令する第２制御指令値を前記複数の第２分散型エネルギリソースのそれぞれに送信することを特徴とする請求項１５に記載の分散型エネルギリソース管理システム。
18. 前記配電系統における負荷需要の実績値および発電可能な分散型エネルギリソースでの発電量の実績値を用いて、前記制御対象期間における前記電圧電流分布を予測し、前記分散型エネルギリソース管理装置に送信する予測システムをさらに備えることを特徴とする請求項９に記載の分散型エネルギリソース管理システム。
19. 前記配電系統における負荷需要の実績値および発電可能な分散型エネルギリソースでの発電量の実績値を用いて、前記制御対象期間における前記第１電圧電流分布および前記第２電圧電流分布を予測し、前記分散型エネルギリソース管理装置に送信する予測システムをさらに備えることを特徴とする請求項１１に記載の分散型エネルギリソース管理システム。
20. 配電系統に接続され出力する有効電力が制御される複数の第１分散型エネルギリソースを含む分散型エネルギリソースにおける出力を算出する分散型エネルギリソース管理プログラムであって、
    コンピュータに、
    需給予測に基づいた前記配電系統の電圧電流分布から、前記配電系統の電圧および電流に関する制約が守られ、制御対象期間で前記第１分散型エネルギリソースの制御可能な第１電力量の範囲で出力可能な充電量および放電量の最大値を算出し、前記充電量および前記放電量の最大値によって定められる有効電力制御範囲を算出するステップと、
    前記複数の第１分散型エネルギリソースのそれぞれと前記有効電力制御範囲とを対応付けた第１制御指令情報を生成するステップと、
    前記複数の第１分散型エネルギリソースに指令する有効電力量を決定する仮想変電所アグリゲータに前記第１制御指令情報を送信するステップと、
    を実行させ、
    前記有効電力制御範囲は、前記第１分散型エネルギリソースから出力される前記有効電力の制御範囲であることを特徴とする分散型エネルギリソース管理プログラム。
21. 配電系統に接続され出力する有効電力が制御される複数の第１分散型エネルギリソースを含む分散型エネルギリソースにおける出力を算出する分散型エネルギリソース管理プログラムであって、
    コンピュータに、
    制御対象期間で、前記配電系統の電圧および電流に関する制約が守られ、前記制御対象期間における発電可能な分散型エネルギリソースが最大出力となる需給予測に基づいた前記配電系統の第１電圧電流分布から、前記制御対象期間で前記第１分散型エネルギリソースの制御可能な第１電力量の範囲で出力可能な放電量の最大値と、前記制御対象期間における前記発電可能な分散型エネルギリソースが最小出力となる需給予測に基づいた前記配電系統の第２電圧電流分布から、前記制御対象期間で前記第１電力量の範囲で出力可能な充電量の最大値と、を算出し、前記放電量および前記充電量の最大値によって定められる有効電力制御範囲を決定するステップと、
    前記複数の第１分散型エネルギリソースのそれぞれと前記有効電力制御範囲とを対応付けた第１制御指令情報を生成するステップと、
    前記複数の第１分散型エネルギリソースに指令する有効電力量を決定する仮想変電所アグリゲータに前記第１制御指令情報を送信するステップと、
    を実行させ、
    前記有効電力制御範囲は、前記第１分散型エネルギリソースから出力される前記有効電力の制御範囲であることを特徴とする分散型エネルギリソース管理プログラム。

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