JP7710366B2 - 分散型エネルギーリソース管理装置、分散型エネルギーリソース管理システムおよび分散型エネルギーリソース管理プログラム - Google Patents

Description

本開示は、分散型エネルギー資源（ＤＥＲ：Distributed Energy Resource）を管理する分散型エネルギーリソース管理装置、分散型エネルギーリソース管理システムおよび分散型エネルギーリソース管理プログラムに関する。

近年、太陽光発電設備を導入する一般家庭が増加している。一般家庭の太陽光発電設備で発電された電力のうち、家庭内で消費しきれない余剰電力は、配電系統を介して電力事業者に売電されたり、蓄電池に蓄えられ、発電量が少ない時間帯に消費されたりする。また、太陽光発電設備を備えた電力事業者も存在する。

ここで、太陽光発電は、天候に応じて発電量が大きく変動するため、この影響を受けて送配電系統の電流および電圧が適正状態から逸脱するのを防止するための対策が必要となる。

例えば、特許文献１には、再生可能エネルギーなどの出力変動が発生した場合でも電力系統の電圧と無効電力のバランス維持を達成可能にする技術が開示されている。特許文献１に記載の電圧無効電力運用支援・監視制御装置は、系統の各所に設置され、設置場所における電圧等の制御を個別に行う個別制御装置の動作予測を、系統の計測値および予測値、再生可能エネルギーの出力変動の予測値などを用いて行い、動作予測結果を運用者に提供する。また、動作予測結果を用いて個別制御装置に設定する不感帯幅を計算し、個別制御装置に送信する。

特許第６８７６４０６号公報

特許文献１に記載の電圧無効電力運用支援・監視制御装置は、予め作成されている再生可能エネルギーの出力変動の予測値を用いて個別制御装置の動作を予測し、設定する不感帯幅を計算するため、動作予測に用いる再生可能エネルギーの出力変動の予測値を算出する際に想定していた天候と実際の天候が異なる場合、電圧を適正な状態に維持することが困難となる。

本開示は、上記に鑑みてなされたものであって、系統に接続されている太陽光発電の発電量が変化した場合でも系統の電圧を適正範囲に維持できるようにする分散型エネルギー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、本開示にかかる分散型エネルギーリソース管理装置は、配電系統に接続された分散型エネルギーリソースに関する情報および配電系統に関する情報を取得する情報取得部と、配電系統に接続された分散型エネルギーリソースに含まれる太陽光発電の出力最大値および出力最小値を予測する太陽光発電出力予測部とを備える。また、分散型エネルギーリソース管理装置は、情報取得部が取得した情報と、太陽光発電出力予測部が予測した出力最大値および出力最小値とを用いて、太陽光発電の出力が出力最大値となる出力最大条件での最適潮流計算および太陽光発電の出力が出力最小値となる出力最小条件での最適潮流計算を行い、配電系統に接続された分散型エネルギーリソースの制御量を出力最大条件および出力最小条件のそれぞれについて決定する最適潮流計算部と、最適潮流計算で得られた配電系統の電圧分布に基づいて、分散型エネルギーリソースの整定値を出力最大条件および出力最小条件のそれぞれについて決定する整定値演算部と、最適潮流計算部が決定した制御量および整定値演算部が決定した整定値を分散型エネルギーリソースに通知する制御情報出力部と、を備える。

本開示にかかる分散型エネルギーリソース管理装置によれば、系統に接続されている太陽光発電の発電量が変化した場合でも系統の電圧を適正範囲に維持できる、という効果を奏する。

実施の形態１にかかる分散型エネルギーリソース管理システムの構成例を示す図 実施の形態１にかかる分散型エネルギーリソース管理装置の構成例を示す図 実施の形態１にかかる分散型エネルギーリソース管理装置の最適潮流計算部が行う最適潮流計算の一例を示す図 実施の形態１にかかる分散型エネルギーリソース管理装置の整定値演算部が行う整定値計算の第１の例を示す図 実施の形態１にかかる分散型エネルギーリソース管理装置の整定値演算部が行う整定値計算の第２の例を示す図 実施の形態１にかかるＶＰＰアグリゲータシステムの構成例を示す図 実施の形態１にかかる配電自動化システムの構成例を示す図 実施の形態１にかかる分散型エネルギーリソース管理装置がＤＥＲを制御する動作の一例を示すフローチャート 分散型エネルギーリソース管理装置を実現するコンピュータシステムの構成例を示す図 実施の形態１にかかる分散型エネルギーリソース管理システムの他の構成例を示す図 実施の形態２にかかる分散型エネルギーリソース管理システムの構成例を示す図 実施の形態２にかかる分散型エネルギーリソース管理装置の構成例を示す図 実施の形態２にかかる分散型エネルギーリソース管理システムを構成する太陽光発電量予測システムの構成例を示す図

以下に、本開示の実施の形態にかかる分散型エネルギーリソース管理装置、分散型エネルギーリソース管理システムおよび分散型エネルギー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にかかる分散型エネルギーリソース管理システム１００の構成例を示す図である。

図１に示すように、分散型エネルギーリソース管理システム１００は、分散型エネルギーリソース管理装置１と、ＶＰＰ（Virtual Power Plant，仮想変電所）アグリゲータシステム２と、配電自動化システム３とを含んで構成される。

図１に示す分散型エネルギーリソース管理システム１００は、ＤＥＲＭＳ（Distributed Energy Resource Management Systems）と称されるシステムに相当する。ＤＥＲＭＳは、太陽光発電（ＰＶ：PhotoVoltaic power generation system）、蓄電池等の分散型エネルギーリソースからそれぞれの運転状態などの情報を収集して統合的に管理し、ＤＥＲが接続されている送配電系統の電流および電圧が適正な範囲を維持するように、必要に応じてＤＥＲの制御等を行う。

詳細については後述するが、分散型エネルギーリソース管理装置１は、需要家の家庭に設置されたＤＥＲに対する制御指令の送信、整定値の指令の送信などをＶＰＰアグリゲータシステム２経由で行う。また、分散型エネルギーリソース管理装置１は、電力事業者等により設置されたＤＥＲおよび電圧調整器（ＳＶＲ：Step Voltage Regulator）に対する制御指令の送信、整定値の送信などを配電自動化システム３経由で行う。これにより配電系統の電流および電圧が定められた適正な範囲から逸脱してしまうのを防止する。また、分散型エネルギーリソース管理装置１は、ＤＥＲのうち、配電系統へ出力する電力量が天候に左右されて大きく変動する太陽光発電について、配電系統へ出力される電力量を予測し、予測結果に基づいて、配電系統に接続されている各ＤＥＲの制御、ＤＥＲが動作するために必要な整定値の決定および通知などを行う。これにより、天候の変化により太陽光発電の発電量が変動し、配電系統への出力電力量に変動が生じた場合であっても配電系統の電流および電圧が適正範囲から逸脱しないようにする。なお、以降の説明では、ＤＥＲの中のＰＶが配電系統へ出力する電力を「ＰＶ出力」と称する場合がある。

ＶＰＰアグリゲータシステム２は、需要家に設置されたＤＥＲの管理および制御などを行う。図１では、ＶＰＰアグリゲータシステム２が管理するＤＥＲの例として、家庭用ＥＶ（Electric Vehicle）充電器５４および家庭用蓄電池５５を記載している。また、ＶＰＰアグリゲータシステム２は、定められた条件を満たした場合、管理対象のＤＥＲに関する情報を管理機器情報として分散型エネルギーリソース管理装置１へ送信する。定められた条件には、例えば、分散型エネルギーリソース管理装置１から指示や要求を受けた場合、事前に設定された時刻またはタイミング（１日１回、３０分ごと、など）となった場合などが該当する。図１に示す例では、ＤＥＲ制御可能範囲が管理機器情報としてＶＰＰアグリゲータシステム２から分散型エネルギーリソース管理装置１へ送信される。ここで、ＤＥＲ制御可能範囲とは、ＤＥＲが配電系統に出力する有効電力の制御可能範囲、無効電力の制御可能範囲および皮相電力の制御可能範囲である。なお、ＶＰＰアグリゲータシステム２が管理するＤＥＲにＰＶが含まれていてもよい。また、ＶＰＰアグリゲータシステム２は、分散型エネルギーリソース管理装置１から、後述する無効電力制御量および有効電力制御量（図１では電力制御量と記載）と、整定値とを受信し、これらの受信情報に基づいてＤＥＲを制御する。

配電自動化システム３は、配電系統の電流および電圧の適正状態を維持するために、電力事業者等により設置されたＤＥＲ、ＳＶＲなどの機器の管理、制御などを行う。図１では、配電自動化システム３が管理する機器の例として、太陽光発電設備（ＰＶ）５１、ＥＶ充電器５２、系統用蓄電池５３およびＳＶＲ４を記載している。

また、配電自動化システム３は、定められた条件を満たした場合、管理対象の機器および配電系統に関する情報を管理対象物情報として分散型エネルギーリソース管理装置１へ送信する。定められた条件には、例えば、分散型エネルギーリソース管理装置１から指示や要求を受けた場合、事前に設定された時刻またはタイミング（１日１回、３０分ごと、など）となった場合などが該当する。図１に示す例では、系統情報、負荷情報、発電実績値、ＤＥＲ制御可能範囲、ＳＶＲ情報が管理対象物情報として配電自動化システム３から分散型エネルギーリソース管理装置１へ送信される。ここで、系統情報は、配電系統のトポロジーを示す配電線情報、配電系統を構成する各配電線のインピーダンス、ＳＶＲの位置の情報などである。負荷情報は、需要家における電力消費量の情報であり、何時にどれくらいの電力を需要家が消費しているかを示す。ＳＶＲ情報は、ＳＶＲが有する機能の情報などである。なお、発電実績値の代わりに、ＰＶなどの発電設備が配電系統に出力した電力の実績値を送信するようにしてもよい。また、配電自動化システム３は、分散型エネルギーリソース管理装置１から、後述する無効電力制御量および有効電力制御量（図１では電力制御量と記載）と、整定値とを受信し、これらの受信情報に基づいてＤＥＲを制御する。

ここで、ＶＰＰアグリゲータシステム２が管理するＤＥＲおよび配電自動化システム３が管理するＤＥＲは、通信機能を有するスマートインバータを備える。ＤＥＲのスマートインバータは、通信機能を使用して、外部から有効電力および無効電力の制御指令を受信する、もしくは、ローカル制御の整定値の指令を受信することが可能である。ローカル制御では、外部から指令された整定値に従いＤＥＲのスマートインバータが、独自の判断で、配電系統へ出力する電圧などを制御する。このローカル制御の例として、最大出力制限制御、Ｖｏｌｔ－Ｖａｒ制御などが存在する。なお、外部とは、分散型エネルギーリソース管理装置１、ＶＰＰアグリゲータシステム２、配電自動化システム３などである。

最大出力制限制御では、有効電力および無効電力の出力最大値が整定値として外部から指令され、スマートインバータは、配電系統に出力する有効電力および無効電力が整定値（出力最大値）以下の状態を維持するように動作する。Ｖｏｌｔ－Ｖａｒ制御では、スマートインバータの自端電圧の目標値と、制御を行わない範囲である不感帯とが整定値として外部から指令され、スマートインバータは、自端電圧が不感帯で示される範囲外の場合、自端電圧が目標値に近づくように無効電力の出力を調整する。なお、目標値は不感帯に含まれる。例えば、不感帯の中央値付近が目標値となるように外部からスマートインバータに指令される。

つづいて、分散型エネルギーリソース管理システム１００の分散型エネルギーリソース管理装置１、ＶＰＰアグリゲータシステム２および配電自動化システム３の構成および動作の詳細について説明する。

図２は、実施の形態１にかかる分散型エネルギーリソース管理装置１の構成例を示す図である。図２に示すように、分散型エネルギーリソース管理装置１は、情報取得部１１、太陽光発電出力予測部１２、最適潮流計算部１３、整定値演算部１４、制御情報出力部１５、記憶部１６および通信部１７を備える。

情報取得部１１は、通信部１７を通して、ＶＰＰアグリゲータシステム２が管理しているＤＥＲに関する情報である管理機器情報と、配電自動化システム３が管理しているＤＥＲ、ＳＶＲ、配電系統などに関する情報である管理対象物情報とを取得する。管理機器情報および管理対象物情報には、分散型エネルギーリソース管理装置１がＤＥＲを制御する際に必要な情報、分散型エネルギーリソース管理装置１がＤＥＲに指令する整定値を決定する際に必要な情報などが含まれる。例えば、情報取得部１１は、ＶＰＰアグリゲータシステム２および配電自動化システム３から、ＤＥＲの制御可能範囲の情報、力率制約の有無に関する情報、ＤＥＲの制御方法の情報、系統情報、ＳＶＲ情報などを管理機器情報または管理対象物情報として取得する。ここで、ＤＥＲの制御可能範囲とは、ＤＥＲが備えるスマートインバータが配電系統に出力する有効電力の制御可能範囲、無効電力の制御可能範囲および皮相電力の制御可能範囲である。力率制約の有無に関する情報は、力率の制約があるＤＥＲか否かを示す情報である。また、ＤＥＲの制御方法の情報とは、ＤＥＲによる出力電力の制御が一定値制御量指令型と制御整定値指令型とのいずれであるかを示す情報である。

太陽光発電出力予測部１２は、対象時刻断面のＰＶの最大出力および最小出力を予測する。対象時刻断面は、例えば３０分断面とする。太陽光発電出力予測部１２は、例えば、過去のＰＶ出力の実績と天気の情報とを使用して機械学習を行い、機械学習で生成した学習済みモデルを利用して予測を行ってもよいし、他の方法で予測を行ってもよい。機械学習を利用してＰＶの最大出力および最小出力を予測する構成とする場合、例えば、学習フェーズでは、過去のＰＶ出力の実績値と、この実績が得られた時の天気の情報とを特徴量として使用し、ＰＶ出力の実績値とその時の天気との関係を学習して学習済みモデルを生成する。機械学習に用いる天気の情報は、インターネットなどを介して外部から取得してもよいし、分散型エネルギーリソース管理装置１の利用者が手入力するなどしてもよい。また、利用フェーズでは、対象時刻断面の天気予報の情報を学習済みモデルに入力することで、ＰＶの最大出力および最小出力の予測値を算出する。特徴量は、ＰＶ出力の実績値および天気の情報に加えて、ＰＶの出力に影響を与える他の条件の情報を含んだ構成としてもよい。例えば、ＰＶ出力の実績値が得られた日時、ＰＶ出力の実績値が得られた時の日射量、日射強度、太陽の高度、配電系統の電圧、気温、湿度などの情報を特徴量に加えてもよい。

また、太陽光発電出力予測部１２は、機械学習を利用して予測を行うのではなく、過去の決められた期間における同一時刻断面のＰＶ最大出力および最小出力の実績値を予測値としてもよい。また、太陽光発電出力予測部１２は、対象時刻断面の太陽高度、ＰＶの発電容量などから、ＰＶ最大発電量を見積もってもよい。例えば、太陽高度に応じた係数（１未満の値）をＰＶの発電容量に掛け合わせた結果をＰＶの最大出力の予測値とし、最小出力の予測値を例えば０ｋＷとする。また、太陽光発電出力予測部１２は、ＰＶの発電容量をＰＶの最大出力の予測値とし、最小出力の予測値を０ｋＷとしてもよい。

最適潮流計算部１３は、ＰＶの出力が最大となる条件および最小となる条件のそれぞれについて、電流および電圧が定められた適正範囲内となり、かつ、制御コストを最小化するＤＥＲの制御量を、最適化計算の一種である最適潮流計算（ＯＰＦ：Optimal Power Flow）により決定する。制御コストとは、制御に要する費用である。ＤＥＲごとに制御コストが異なるため、最適潮流計算部１３は、複数のＤＥＲのうち、どのＤＥＲを制御した場合に電流および電圧を適正範囲としつつ制御コストを最小化できるかを、最適潮流計算で導出する。最適潮流計算で使用する系統情報、予測負荷情報などの情報は、記憶部１６で保持されている該当の情報を使用する。ここで、「ＰＶの出力が最大となる条件」とは、ＰＶの出力が最大の状態を意味し、「ＰＶの出力が最小となる条件」とは、ＰＶの出力が最小の状態を意味する。すなわち、最適潮流計算部１３は、ＰＶの出力が、太陽光発電出力予測部１２で予測された最大出力であるときに電流および電圧が定められた適正範囲内となり、かつ制御コストを最小化するＤＥＲの制御量を最適潮流計算により決定する。また、最適潮流計算部１３は、ＰＶの出力が、太陽光発電出力予測部１２で予測された最小出力であるときに電流および電圧が定められた適正範囲内となり、かつ制御コストを最小化するＤＥＲの制御量を最適潮流計算により決定する。なお、本実施の形態では、電流および電圧が定められた適正範囲内となり、かつ、制御コストを最小化するＤＥＲの制御量を決定することとしたが、制御コストの代わりに、総制御量、太陽光発電出力抑制などを用いて、これらを最小化するＤＥＲの制御量を決定してもよい。すなわち、最適潮流計算部１３は、電流および電圧が定められた適正範囲内となり、かつ、総制御量を最小化するＤＥＲの制御量を決定してもよいし、電流および電圧が定められた適正範囲内となり、かつ、太陽光発電出力抑制を最小化するＤＥＲの制御量を決定してもよい。

ＤＥＲの制御量については、ＰＶの出力が最大となる条件および最小となる条件のそれぞれで同じ値の、有効電力の制御量および無効電力の制御量を求めてもよく、それぞれの条件について、有効電力の制御量および無効電力の制御量を個別に求めてもよい。また、ＰＶの出力が最大となる条件および最小となる条件のそれぞれで同一の制御量とするＤＥＲと、ＰＶの出力が最大となる条件および最小となる条件のそれぞれで異なる制御量とするＤＥＲとが混在していてもよい。

一般的には、スマートインバータで連系されているＤＥＲについては、系統状態に応じて制御量を自律制御できるため、ＰＶ出力が最大となる条件および最小となる条件のそれぞれで異なる制御量をとる制御変数として、最適潮流計算で定式化される。

また、それ以外のＤＥＲすなわち系統状態に応じて制御量を自律制御できないＤＥＲは、指令された制御量の電力を出力し続けることが一般的であるため、ＰＶ出力が最大となる条件および最小となる条件のそれぞれにおいて同一の値をとる制御変数として、最適潮流計算で定式化される。

最適潮流計算部１３が最適潮流計算によりＤＥＲの制御量を決定する動作の例を説明する。図３は、実施の形態１にかかる分散型エネルギーリソース管理装置１の最適潮流計算部１３が行う最適潮流計算の一例を示す図である。

図３は、Ｖｏｌｔ－Ｖａｒ制御機能を有する蓄電池および最大出力制限制御機能を有するＰＶに対する制御量を最適潮流計算で決定する場合のイメージを示す。例えば、図３に示すように、Ｖｏｌｔ－Ｖａｒ制御を行う蓄電池と、最大出力制限制御により最大出力の制限が可能なＰＶとが連系された配電系統において、最適潮流計算を実施することを考える。この場合の最適潮流計算では、ＰＶ出力最大条件（ＰＶの出力が太陽光発電出力予測部１２で予測された最大出力の場合）、および、ＰＶ出力最小条件（ＰＶの出力が太陽光発電出力予測部１２で予測された最小出力の場合）それぞれでの蓄電池の無効電力制御量と、ＰＶ出力最大条件でのＰＶの有効電力制御量とを変数とし、ＰＶ出力最大条件およびＰＶ出力最小条件において、各制約を満たし、かつ各ＤＥＲの制御コストの合計（図３の例では蓄電池の制御コスト＋ＰＶの制御コスト）が最小となる各ＤＥＲの制御量を決定する。ここでの制約は、電圧適正上限および電圧適正下限である。なお、図３では、ＰＶ出力最大条件での蓄電池の無効電力制御量を「最大断面無効電力制御量」と記載し、ＰＶ出力最小条件での蓄電池の無効電力制御量を「最小断面無効電力制御量」と記載し、ＰＶ出力最大条件でのＰＶの有効電力制御量を「最大断面有効電力制御量」と記載している。

最適潮流計算部１３は、ＰＶ出力最大条件における電圧分布が電圧適正上限以下となるＤＥＲの制御量として、ＰＶの有効電力制御量（最大断面有効電力制御量）および蓄電池の無効電力制御量（最大断面無効電力制御量）を決定し、また、ＰＶ出力最小条件における電圧分布が電圧適正下限以上となるＤＥＲの制御量として、蓄電池の無効電力制御量（最小断面無効電力制御量）を決定する。最適潮流計算部１３が決定した制御量に従ってＰＶおよび蓄電池の電圧および電流を制御することで、ＰＶの発電量が多い場合にはＰＶから配電系統への出力電力および蓄電池から配電系統への出力電力が制限されて電圧分布が実線で示すものとなり、電圧適正上限以下の状態を維持することができる。また、ＰＶの発電量が少ない場合には蓄電池から配電系統への出力電力が増加して電圧分布が実線で示すものとなり、電圧適正下限以上の状態を維持することができる。なお、最適潮流計算部１３が決定した制御量に従ってＰＶおよび蓄電池の電圧および電流の制御を行わない場合、電圧分布が破線で示したものとなり、ＰＶの発電量が多い場合には電圧分布が電圧適正上限を上回り、ＰＶの発電量が少ない場合には電圧分布が電圧適正下限を下回ることになる。

なお、最適潮流計算部１３における最適潮流計算に用いる最適化ロジックは限定しない。どのような最適化ロジックを用いても構わない。また、図３では、説明の簡単化のため、ＳＶＲが出力する電圧の範囲であるＳＶＲ送り出し電圧範囲を固定とするが、これを変数とし、ＰＶの発電量に応じてＳＶＲ送り出し電圧範囲と各ＤＥＲの制御量とを決定するようにしてもよい。また、図３への記載が無いが、ＰＶの出力条件によらず一定の有効電力もしくは無効電力を出力するＤＥＲからの出力電力値についても制御変数としてもよい。このＤＥＲは、ＰＶ出力が最大となる条件および最小となる条件の両方において同一の値をもつ変数（制御量）として最適化する。

整定値演算部１４は、最適潮流計算部１３における最適潮流計算結果に基づいて、制御整定値指令型のＤＥＲが備えるスマートインバータについて、整定値を計算する。スマートインバータについては、機能が多々存在するが、整定値演算部１４は、上述した、目標電圧に系統電圧が近づくように無効電力の出力を制御する機能（Ｖｏｌｔ－Ｖａｒ制御を行う機能）、有効電力の出力を制限する機能（最大出力制限制御を行う機能）について、整定値を計算する。

整定値演算部１４が整定値を計算する動作の例を説明する。図４は、実施の形態１にかかる分散型エネルギーリソース管理装置１の整定値演算部１４が行う整定値計算の第１の例を示す図である。

図４は、Ｖｏｌｔ－Ｖａｒ制御機能を有する蓄電池の整定値を計算する場合のイメージを示す。

整定値演算部１４は、蓄電池のＶｏｌｔ－Ｖａｒ制御の目標電圧および不感帯幅を決定する場合、図４に示すようにＰＶ出力が最大となる条件および最小となる条件での最適潮流計算で得られた電圧分布から計算することができる。具体的には、整定値演算部１４は、ＰＶ出力が最大となる条件での最適潮流計算で得られた電圧分布から、蓄電池が設置されている地点での電圧、すなわち、ＰＶ出力が最大の場合の蓄電池が設置されている地点での電圧を求め、この電圧を不感帯の上限とする。同様に、整定値演算部１４は、ＰＶ出力が最小となる条件での最適潮流計算結果の電圧分布から、蓄電池が設置されている地点での電圧、すなわち、ＰＶ出力が最小の場合の蓄電池が設置されている地点での電圧を求め、この電圧を不感帯の下限とする。

なお、不感帯幅を指令された蓄電池は、自端電圧を監視し、電圧が不感帯を逸脱すると、電圧が不感帯幅に入るように無効電力の出力を制御することになる。このように不感帯を設定することで、ＰＶの出力が変動して配電系統内の電圧が変動する際にも、蓄電池設置箇所の電圧を、最適潮流計算によって導出された不感帯内となるように制御し、配電系統内の電圧が適正範囲から逸脱するのを回避できる。また、Ｖｏｌｔ－Ｖａｒ制御で無効電力の出力量を決定する際に用いるゲインの決定方法については既存の手法など、どのような方法で決定してもよい。

整定値演算部１４が整定値を計算する動作の他の例を説明する。図５は、実施の形態１にかかる分散型エネルギーリソース管理装置１の整定値演算部１４が行う整定値計算の第２の例を示す図である。

図５は、最大出力制限制御により最大出力の制限が可能なＰＶの整定値を計算する場合のイメージを示す。

整定値演算部１４は、最大出力制限制御を行うＰＶの整定値としてＰＶ出力の最大値を決定する場合、上述した太陽光発電出力予測部１２が予測したＰＶの最大出力から、上記の最適潮流計算で算出したＰＶの有効電力制御量を差し引くことで整定値を導出する。例えば、有効電力の出力を制御しないと電流制約違反が発生する場合において、本ロジックにより、電流制約を満たす範囲までＰＶの出力を制限することが可能となる。なお、図５では電流に関する記載を省略している。

制御情報出力部１５は、制御指令値および整定値を、通信部１７を介してＶＰＰアグリゲータシステム２へ通知する。

記憶部１６は、通信部１７を介して、配電自動化システム３から、系統情報、ＰＶなどの発電設備による過去の発電実績などを取得し、記憶する。

通信部１７は、ＶＰＰアグリゲータシステム２、配電自動化システム３など、通信機能を有する他の機器と通信する。

次に、ＶＰＰアグリゲータシステム２の構成について説明する。図６は、実施の形態１にかかるＶＰＰアグリゲータシステム２の構成例を示す図である。図６に示すように、ＶＰＰアグリゲータシステム２は、管理機器情報出力部２１、記憶部２２、機器制御部２３および通信部２４を備える。

管理機器情報出力部２１は、記憶部２２が保持している各種情報のうち、ＶＰＰアグリゲータシステム２が管理するＤＥＲに関する情報であって、分散型エネルギーリソース管理装置１におけるＰＶ出力の予測、最適潮流計算などの処理で使用される情報を、管理機器情報として、通信部２４を介して分散型エネルギーリソース管理装置１へ送信する。管理機器情報出力部２１は、例えば、事前に設定された時刻またはタイミング（１日１回、３０分ごと、など）となった場合に分散型エネルギーリソース管理装置１へ管理機器情報を送信する。管理機器情報出力部２１は、分散型エネルギーリソース管理装置１から要求された場合に管理機器情報を通知してもよい。

記憶部２２は、ＶＰＰアグリゲータシステム２が管理するＤＥＲに関する情報を記憶する。ＤＥＲに関する情報の例は、ＤＥＲの識別情報、ＤＥＲの種類、ＤＥＲの設置位置、ＤＥＲの稼働状態、ＤＥＲの制御可能範囲、ＤＥＲが有する機能、ＤＥＲの制御方法、ＤＥＲがＰＶである場合の発電容量および発電量の実績値、などが該当する。

機器制御部２３は、通信部２４を介して管理対象のＤＥＲへ指令を送信するなどしてＤＥＲを制御する。機器制御部２３がＤＥＲへ送信する指令には、分散型エネルギーリソース管理装置１で生成されたＤＥＲに対する指令も含まれる。また、機器制御部２３は、ＤＥＲから、稼働状態、発電量の実績値などの情報を取得して記憶部２２で記憶させる。

通信部２４は、分散型エネルギーリソース管理装置１、ＤＥＲなど、通信機能を有する他の機器と通信する。

次に、配電自動化システム３の構成について説明する。図７は、実施の形態１にかかる配電自動化システム３の構成例を示す図である。図７に示すように、配電自動化システム３は、管理対象物情報出力部３１、記憶部３２、配電系統制御部３３および通信部３４を備える。

管理対象物情報出力部３１は、記憶部３２が保持している各種情報のうち、配電自動化システム３が管理する機器（ＤＥＲ、ＳＶＲなど）に関する情報であって、分散型エネルギーリソース管理装置１におけるＰＶ出力の予測、最適潮流計算などの処理で使用される情報を、管理対象物情報として、通信部３４を介して分散型エネルギーリソース管理装置１へ送信する。管理対象物情報出力部３１は、例えば、事前に設定された時刻またはタイミング（１日１回、３０分ごと、など）となった場合に分散型エネルギーリソース管理装置１へ管理対象物情報を送信する。管理対象物情報出力部３１は、分散型エネルギーリソース管理装置１から要求された場合に管理対象物情報を通知してもよい。

記憶部３２は、配電自動化システム３が管理する機器に関する情報および配電系統情報を記憶する。機器に関する情報の例は、機器の識別情報、機器の種類、機器の設置位置、機器の稼働状態、機器が有する機能、機器がＤＥＲである場合の制御可能範囲、機器がＤＥＲである場合の制御方法、機器がＰＶである場合の発電容量および発電量の実績値、などが該当する。

配電系統制御部３３は、配電系統を構成する各種機器を制御する。例えば、配電系統制御部３３は、通信部３４を介して管理対象のＤＥＲへ指令を送信するなどしてＤＥＲを制御する。配電系統制御部３３がＤＥＲへ送信する指令には、分散型エネルギーリソース管理装置１で生成されたＤＥＲに対する指令も含まれる。また、配電系統制御部３３は、ＤＥＲから、稼働状態、発電量の実績値などの情報を取得して記憶部３２で記憶させる。また、配電系統制御部３３は、ＳＶＲを制御する。

通信部３４は、分散型エネルギーリソース管理装置１、ＤＥＲなど、通信機能を有する他の機器と通信する。

次に、分散型エネルギーリソース管理装置１が、配電系統に接続されているＤＥＲをＶＰＰアグリゲータシステム２および配電自動化システム３を介して制御する動作について、フローチャートを参照しながら説明する。

図８は、実施の形態１にかかる分散型エネルギーリソース管理装置１がＤＥＲを制御する動作の一例を示すフローチャートである。

図８に示すように、分散型エネルギーリソース管理装置１においては、まず、情報取得部１１が、ＶＰＰアグリゲータシステム２から管理機器情報を取得し、配電自動化システム３から管理対象物情報を取得する（ステップＳ１１）。

次に、太陽光発電出力予測部１２が、配電系統に接続されるＰＶの出力最大値および出力最小値を予測する（ステップＳ１２）。このステップＳ１２において、太陽光発電出力予測部１２は、各ＰＶについて、対象時刻断面における、配電系統に出力する有効電力の最大値および最小値と、配電系統に出力する無効電力の最大値および最小値とを、予測する。太陽光発電出力予測部１２は、情報取得部１１が取得した管理機器情報および管理対象物情報を用いて予測を行う。

次に、最適潮流計算部１３が、ＰＶ出力が最大の場合および最小の場合について、系統制約を満たし、かつＤＥＲ制御コストを最小化するＤＥＲ制御量を決定する（ステップＳ１３）。系統制約とは、例えば、配電系統の電流の制約および電圧の制約である。詳細には、電流の制約は、例えば、配電系統に流れる電流の最大値、電圧の制約は、例えば、配電系統の電圧の上限値および下限値である。ステップＳ１３において、最適潮流計算部１３は、情報取得部１１が取得した管理機器情報および管理対象物情報と、太陽光発電出力予測部１２が予測したＰＶ出力の最大値および最小値とを用いて最適潮流計算を行い、制御対象の各ＤＥＲの制御量を個別に決定する。ＤＥＲの制御量は、ＤＥＲが配電系統に出力する有効電力および無効電力の値である。

次に、整定値演算部１４が、最適潮流計算部１３による最適潮流計算の結果に基づいて、各ＤＥＲが備えるスマートインバータの整定値を決定する（ステップＳ１４）。このステップＳ１４において、整定値演算部１４は、制御対象の各ＤＥＲに適用されている制御方法に応じた整定値を決定する。上述したように、整定値演算部１４は、例えば、Ｖｏｌｔ－Ｖａｒ制御を行うＤＥＲについては、自端電圧の目標値および不感帯幅を決定する。最大出力制限制御を行うＤＥＲについては、有効電力および無効電力の出力最大値を決定する。

最後に、制御情報出力部１５が、有効電力制御指令および無効電力制御指令と、整定値とのいずれか一方または両方を出力し（ステップＳ１５）、これらを通信部１７がＶＰＰアグリゲータシステム２および配電自動化システム３へ送信する。有効電力制御指令および無効電力制御指令は、上記ステップＳ１３で最適潮流計算部１３が最適潮流計算を行い決定したＤＥＲ制御量の指令である。また、整定値は、上記ステップＳ１４で整定値演算部１４が決定した整定値である。ステップＳ１５において、制御情報出力部１５は、外部から受信した有効電力および無効電力の制御指令に従って動作する構成のＤＥＲに対しては、有効電力制御指令および無効電力制御指令を出力する。また、制御情報出力部１５は、ローカル制御を行う構成のＤＥＲに対しては、整定値を出力する。

ここで、分散型エネルギーリソース管理装置１のハードウェア構成について説明する。分散型エネルギーリソース管理装置１は、コンピュータシステム上で、分散型エネルギーリソース管理装置１における処理が記述されたプログラムである分散型エネルギーリソース管理プログラムが実行されることにより、コンピュータシステムが分散型エネルギーリソース管理装置１として機能する。図９は、分散型エネルギーリソース管理装置１を実現するコンピュータシステムの構成例を示す図である。図９に示すように、このコンピュータシステムは、制御部１０１、入力部１０２、記憶部１０３、表示部１０４、通信部１０５および出力部１０６を備え、これらはシステムバス１０７を介して接続されている。

図９において、制御部１０１は、例えば、ＣＰＵ（Central Processing Unit）等のプロセッサであり、上記の分散型エネルギーリソース管理プログラムを実行する。入力部１０２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の使用者が、各種情報の入力を行うために使用する。記憶部１０３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１０１が実行する分散型エネルギーリソース管理プログラム、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１０３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１０４は、ディスプレイ、ＬＣＤ（液晶表示パネル）などで構成され、コンピュータシステムの使用者に対して各種画面を表示する。通信部１０５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１０６は、プリンタなどである。なお、図９は、一例であり、コンピュータシステムの構成は図９の例に限定されない。

分散型エネルギーリソース管理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、分散型エネルギーリソース管理プログラムが記憶部１０３にインストールされる。そして、分散型エネルギーリソース管理プログラムの実行時に、記憶部１０３から読み出された分散型エネルギーリソース管理プログラムが記憶部１０３に格納される。この状態で、制御部１０１は、記憶部１０３に格納されたプログラムに従って、分散型エネルギーリソース管理装置１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、分散型エネルギーリソース管理装置１における処理を記述した分散型エネルギーリソース管理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の構成、提供する分散型エネルギーリソース管理プログラムの容量などに応じて、たとえば、通信部１０５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分散型エネルギーリソース管理プログラムを用いることとしてもよい。

以上説明したように、本実施の形態にかかる分散型エネルギーリソース管理システム１００において、分散型エネルギーリソース管理装置１は、ＤＥＲの管理、制御などを行うＶＰＰアグリゲータシステム２からＤＥＲに関する情報である管理機器情報を取得し、また、電力事業者等により設置されたＤＥＲ、ＳＶＲなどの機器の管理、制御などを行う配電自動化システム３から、ＤＥＲ、ＳＶＲなどの機器に関する情報および配電系統に関する情報である管理対象物情報を取得し、取得した情報に基づいて、配電系統に接続されるＰＶ出力の最大値および最小値を予測する。分散型エネルギーリソース管理装置１は、さらに、ＰＶ出力の最大値および最小値の予測結果と、管理機器情報および管理対象物情報とを用いて最適潮流計算を行い、配電系統の制約を満たし、かつＤＥＲの制御コストを最小化するＤＥＲの制御量を決定するとともに、ＤＥＲが備えるスマートインバータの整定値を決定する。これにより、本実施の形態にかかる分散型エネルギーリソース管理装置１は、配電系統に接続されているＰＶの発電量が変化し、ＰＶから配電系統に出力される電力量が変動した場合でも、送配電系統の電圧を適正範囲に維持することができる。

なお、本実施の形態の分散型エネルギーリソース管理装置１は、最適潮流計算を行い決定したＤＥＲの制御量およびスマートインバータの整定値をＶＰＰアグリゲータシステム２または配電自動化システム３を経由して制御対象のＰＶなどへ通知することとしたが、この構成に限定されない。例えば、図１０に示す分散型エネルギーリソース管理システム１００ａのように、配電系統に接続されたＤＥＲ（ＰＶ５１、ＥＶ充電器５２、系統用蓄電池５３）やＳＶＲ４に対して電力制御量を示す制御指令、整定値を直接通知することが可能な分散型エネルギーリソース管理装置１ａを備える構成としてもよい。なお、分散型エネルギーリソース管理装置１ａは、ＤＥＲ、ＳＶＲなどの機器に対して制御指令、整定値を直接送信できるようにした点以外は、上述した分散型エネルギーリソース管理装置１と同一である。図１０は、実施の形態１にかかる分散型エネルギーリソース管理システムの他の構成例を示す図である。

また、本実施の形態で説明した分散型エネルギーリソース管理装置１が実行する処理の一部を、他の装置、例えば、ＶＰＰアグリゲータシステム２または配電自動化システム３で実行する構成としてもよい。例えば、上述した整定値演算部１４が整定値を決定する処理を配電自動化システム３が行う構成としてもよい。この場合、分散型エネルギーリソース管理装置１は、最適潮流計算部１３が最適潮流計算を行った後、最適潮流計算で生成した情報のうち、少なくともＤＥＲの制御量を配電自動化システム３へ通知する。配電自動化システム３は、通知を受けたＤＥＲの制御量から電圧電流分布を計算し、その結果をもとに、各ＤＥＲが備えるスマートインバータの整定値を決定する。

また、本実施の形態において、分散型エネルギーリソース管理装置１は、ＶＰＰアグリゲータシステム２で管理されているＤＥＲのそれぞれに対し、電力制御量および整定値をＤＥＲごとに個別に決定して各ＤＥＲへ通知することとした。しかし、このような制御方法に限定するものではない。分散型エネルギーリソース管理装置１は、複数のＤＥＲを取りまとめ、これら複数のＤＥＲに対する電力制御量を決定してもよい。この場合、ＶＰＰアグリゲータシステム２が、分散型エネルギーリソース管理装置１で決定された、複数のＤＥＲに対する電力制御量に基づいて、複数のＤＥＲそれぞれの電力制御量を決定する。例えば、分散型エネルギーリソース管理装置１が、ＤＥＲ＃１、ＤＥＲ＃２およびＤＥＲ＃３を取りまとめ、これら３台のＤＥＲの合計の電力制御量を決定してＶＰＰアグリゲータシステム２に通知する。ＶＰＰアグリゲータシステム２は、分散型エネルギーリソース管理装置１から通知された電力制御量に基づいて、ＤＥＲ＃１、ＤＥＲ＃２およびＤＥＲ＃３それぞれの電力制御量を決定する。具体的には、ＶＰＰアグリゲータシステム２は、ＤＥＲ＃１、ＤＥＲ＃２およびＤＥＲ＃３それぞれの電力制御量の合計が、分散型エネルギーリソース管理装置１から通知された電力制御量と一致するように、ＤＥＲ＃１、ＤＥＲ＃２およびＤＥＲ＃３の電力制御量を決定する。分散型エネルギーリソース管理装置１が複数のＤＥＲを取りまとめる単位は、例えば、隣接する２台の開閉器の間の区間とする。すなわち、分散型エネルギーリソース管理装置１は、隣接する２台の開閉器の間に存在する各ＤＥＲの電力制御量の合計値を決定し、決定した合計値をＶＰＰアグリゲータシステム２に通知する。

実施の形態２．
図１１は、実施の形態２にかかる分散型エネルギーリソース管理システム１００ｂの構成例を示す図である。

図１１に示すように、分散型エネルギーリソース管理システム１００ｂは、分散型エネルギーリソース管理装置１ｂと、ＶＰＰアグリゲータシステム２と、配電自動化システム３と、太陽光発電量予測システム６とを含んで構成される。分散型エネルギーリソース管理システム１００ｂは、実施の形態１にかかる分散型エネルギーリソース管理システム１００に対し、太陽光発電量予測システム６を追加し、分散型エネルギーリソース管理装置１を分散型エネルギーリソース管理装置１ｂに置き換えた構成である。本実施の形態においては、実施の形態１にかかる分散型エネルギーリソース管理システム１００と共通のＶＰＰアグリゲータシステム２および配電自動化システム３については説明を省略する。

図１２は、実施の形態２にかかる分散型エネルギーリソース管理装置１ｂの構成例を示す図である。図２に示すように、分散型エネルギーリソース管理装置１ｂは、情報取得部１１、最適潮流計算部１３、整定値演算部１４、制御情報出力部１５、記憶部１６および通信部１７を備える。すなわち、分散型エネルギーリソース管理装置１ｂは、実施の形態１にかかる分散型エネルギーリソース管理装置１から太陽光発電出力予測部１２が削除された構成である。分散型エネルギーリソース管理装置１ｂの情報取得部１１、最適潮流計算部１３、整定値演算部１４、制御情報出力部１５、記憶部１６および通信部１７は、実施の形態１にかかる分散型エネルギーリソース管理装置１の同じ符号が付された各構成要素と同一である。そのため、これらの構成要素については説明を省略する。

分散型エネルギーリソース管理システム１００ｂにおいては、実施の形態１にかかる分散型エネルギーリソース管理装置１の太陽光発電出力予測部１２が行うＰＶ出力の予測を太陽光発電量予測システム６が行う。分散型エネルギーリソース管理システム１００ｂは、太陽光発電量予測システム６で予測されたＰＶの最大出力および最小出力を太陽光発電量予測システム６から取得し、記憶部１６で記憶する。最適潮流計算部１３は、記憶部１６が記憶しているＰＶの最大出力および最小出力の予測結果を使用して最適潮流計算を行う。なお、情報取得部１１が、太陽光発電量予測システム６で予測されたＰＶの最大出力および最小出力を取得する。

図１３は、実施の形態２にかかる分散型エネルギーリソース管理システム１００ｂを構成する太陽光発電量予測システム６の構成例を示す図である。図１３に示すように、太陽光発電量予測システム６は、情報収集部６１、記憶部６２、太陽光発電出力予測部６３、予測結果出力部６４および通信部６５を備える。

情報収集部６１は、後述する太陽光発電出力予測部６３が対象時刻断面のＰＶの最大出力および最小出力を予測する際に使用する情報を収集する。情報収集部６１は、例えば、過去のＰＶ出力の実績、対象時刻断面における予想天気、対象時刻断面における太陽の高度など、ＰＶの出力に影響を与える情報を収集する。

記憶部６２は、各種情報、例えば、情報収集部６１が収集した情報、太陽光発電出力予測部６３によるＰＶの最大出力および最小出力の予測結果、などを記憶する。

太陽光発電出力予測部６３は、情報収集部６１が収集した情報に基づいて、対象時刻断面のＰＶの最大出力および最小出力を予測する。太陽光発電出力予測部６３は、例えば、実施の形態１にかかる分散型エネルギーリソース管理装置１の太陽光発電出力予測部１２が対象時刻断面のＰＶの最大出力および最小出力を予測する方法と同様の方法で、対象時刻断面のＰＶの最大出力および最小出力を予測する。なお、太陽光発電出力予測部６３は、実施の形態１にかかる分散型エネルギーリソース管理装置１の太陽光発電出力予測部１２とは異なる方法で予測を行ってもよい。

予測結果出力部６４は、太陽光発電出力予測部６３が予測した対象時刻断面のＰＶの最大出力および最小出力を、通信部６５を介して分散型エネルギーリソース管理装置１ｂへ通知する。

通信部６５は、分散型エネルギーリソース管理装置１ｂなどの通信機能を有する他の機器と通信する。

以上説明したように、本実施の形態にかかる分散型エネルギーリソース管理システム１００ｂは、対象時刻断面のＰＶの最大出力および最小出力を予測する太陽光発電量予測システム６を含み、分散型エネルギーリソース管理装置１ｂは、太陽光発電量予測システム６での予測結果を使用して最適潮流計算を行い、ＤＥＲの制御量およびＤＥＲが備えるスマートインバータの整定値を決定する。本実施の形態にかかる分散型エネルギーリソース管理システム１００ｂは、実施の形態１にかかる分散型エネルギーリソース管理システム１００と同様の効果を得ることができる。

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 分散型エネルギーリソース管理装置、２ ＶＰＰアグリゲータシステム、３ 配電自動化システム、４ ＳＶＲ、６ 太陽光発電量予測システム、１１ 情報取得部、１２，６３ 太陽光発電出力予測部、１３ 最適潮流計算部、１４ 整定値演算部、１５ 制御情報出力部、１６，２２，３２，６２ 記憶部、１７，２４，３４，６５ 通信部、２１ 管理機器情報出力部、２３ 機器制御部、３１ 管理対象物情報出力部、３３ 配電系統制御部、５１ 太陽光発電設備（ＰＶ）、５２ ＥＶ充電器、５３ 系統用蓄電池、５４ 家庭用ＥＶ充電器、５５ 家庭用蓄電池、６１ 情報収集部、６４ 予測結果出力部、１００，１００ａ，１００ｂ 分散型エネルギーリソース管理システム。

Claims (12)

1. 配電系統に接続された分散型エネルギーリソースに関する情報および前記配電系統に関する情報を取得する情報取得部と、
   前記配電系統に接続された前記分散型エネルギーリソースに含まれる太陽光発電の出力最大値および出力最小値を予測する太陽光発電出力予測部と、
   前記情報取得部が取得した前記情報と、前記太陽光発電出力予測部が予測した前記出力最大値および前記出力最小値とを用いて、前記太陽光発電の出力が前記出力最大値となる出力最大条件での最適潮流計算および前記太陽光発電の出力が前記出力最小値となる出力最小条件での最適潮流計算を行い、前記配電系統に接続された前記分散型エネルギーリソースの制御量を前記出力最大条件および前記出力最小条件のそれぞれについて決定する最適潮流計算部と、
   前記最適潮流計算で得られた前記配電系統の電圧分布に基づいて、前記分散型エネルギーリソースの整定値を前記出力最大条件および前記出力最小条件のそれぞれについて決定する整定値演算部と、
   前記最適潮流計算部が決定した前記制御量および前記整定値演算部が決定した前記整定値を前記分散型エネルギーリソースに通知する制御情報出力部と、
   を備えることを特徴とする分散型エネルギーリソース管理装置。
2. 前記情報取得部が取得する前記分散型エネルギーリソースに関する情報は、前記分散型エネルギーリソースから前記配電系統への出力電力の制御可能範囲と、前記分散型エネルギーリソースから前記配電系統への出力電力の制御方法の情報とを含む、
   ことを特徴とする請求項１に記載の分散型エネルギーリソース管理装置。
3. 前記情報取得部が取得する前記配電系統に関する情報は、前記配電系統のトポロジーを示す情報と、前記配電系統を構成する各配電線のインピーダンスと、前記配電系統に設置された電圧調整器の位置情報と、を含む、
   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ーリソース管理装置。
4. 前記分散型エネルギーリソースから前記配電系統への出力電力の上限を前記出力最大条件における前記整定値とする、
   ことを特徴とする請求項１から３のいずれか一つに記載の分散型エネルギーリソース管理装置。
5. 前記整定値演算部は、前記太陽光発電出力予測部が予測した前記出力最大値と、前記最適潮流計算部が決定した前記出力最大条件における前記制御量に含まれる有効電力の制御量とに基づいて、前記出力電力の上限を決定する、
   ことを特徴とする請求項４に記載の分散型エネルギーリソース管理装置。
6. 前記分散型エネルギーリソースから前記配電系統への出力電圧の目標値と、前記分散型エネルギーリソースが前記配電系統へ出力する電力の制御を行わない範囲である不感帯とを前記整定値とする、
   ことを特徴とする請求項１から３のいずれか一つに記載の分散型エネルギーリソース管理装置。
7. 前記整定値演算部は、太陽光発電の出力が最大の場合の前記電圧分布と、前記分散型エネルギーリソースが設置されている地点の位置情報とに基づいて、前記不感帯の上限を決定し、太陽光発電の出力が最小の場合の前記電圧分布と、前記分散型エネルギーリソースが設置されている地点の位置情報とに基づいて、前記不感帯の下限を決定する、
   ことを特徴とする請求項６に記載の分散型エネルギーリソース管理装置。
8. 需要家に設置された分散型エネルギーリソースの管理および制御を行う仮想変電所アグリゲータシステムと、
   配電系統の適正状態を維持するために、前記配電系統に接続された分散型エネルギーリソースおよび前記配電系統に設置された機器の管理および制御を行う配電自動化システムと、
   前記仮想変電所アグリゲータシステムが管理する前記分散型エネルギーリソースおよび前記配電自動化システムが管理する前記分散型エネルギーリソースを統合的に管理する分散型エネルギーリソース管理装置と、
   を備え、
   前記分散型エネルギーリソース管理装置は、
   前記仮想変電所アグリゲータシステムが管理する前記分散型エネルギーリソースに関する情報、前記配電自動化システムが管理する前記分散型エネルギーリソースに関する情報、および前記配電系統に関する情報を、前記仮想変電所アグリゲータシステムおよび前記配電自動化システムから取得する情報取得部と、
   前記分散型エネルギーリソースに含まれる太陽光発電の出力最大値および出力最小値を予測する太陽光発電出力予測部と、
   前記情報取得部が取得した前記情報と、前記太陽光発電出力予測部が予測した前記出力最大値および前記出力最小値とを用いて、前記太陽光発電の出力が前記出力最大値となる出力最大条件での最適潮流計算および前記太陽光発電の出力が前記出力最小値となる出力最小条件での最適潮流計算を行い、前記配電系統に接続された前記分散型エネルギーリソースの制御量を前記出力最大条件および前記出力最小条件のそれぞれについて決定する最適潮流計算部と、
   前記最適潮流計算で得られた前記配電系統の電圧分布に基づいて、前記分散型エネルギーリソースの整定値を前記出力最大条件および前記出力最小条件のそれぞれについて決定する整定値演算部と、
   前記最適潮流計算部が決定した前記制御量および前記整定値演算部が決定した前記整定値を前記分散型エネルギーリソースに通知する制御情報出力部と、
   を備えることを特徴とする分散型エネルギーリソース管理システム。
9. 制御情報出力部は、前記仮想変電所アグリゲータシステムが管理している前記分散型エネルギーリソースについて前記最適潮流計算部が決定した前記制御量および前記整定値演算部が決定した前記整定値を、前記仮想変電所アグリゲータシステムを介して通知し、前記配電自動化システムが管理している前記分散型エネルギーリソースについて前記最適潮流計算部が決定した前記制御量および前記整定値演算部が決定した前記整定値を、前記配電自動化システムを介して通知する、
   ことを特徴とする請求項８に記載の分散型エネルギーリソース管理システム。
10. 制御情報出力部は、前記最適潮流計算部が決定した前記制御量および前記整定値演算部が決定した前記整定値を、前記分散型エネルギーリソースに直接通知する、
    ことを特徴とする請求項８に記載の分散型エネルギーリソース管理システム。
11. 需要家に設置された分散型エネルギーリソースの管理および制御を行う仮想変電所アグリゲータシステムと、
    配電系統の適正状態を維持するために、前記配電系統に接続された分散型エネルギーリソースおよび前記配電系統に設置された機器の管理および制御を行う配電自動化システムと、
    前記分散型エネルギーリソースに含まれる太陽光発電の出力最大値および出力最小値を予測する太陽光発電量予測システムと、
    前記仮想変電所アグリゲータシステムが管理する前記分散型エネルギーリソースおよび前記配電自動化システムが管理する前記分散型エネルギーリソースを統合的に管理する分散型エネルギーリソース管理装置と、
    を備え、
    前記分散型エネルギーリソース管理装置は、
    前記仮想変電所アグリゲータシステムが管理する前記分散型エネルギーリソースに関する情報、前記配電自動化システムが管理する前記分散型エネルギーリソースに関する情報、および前記配電系統に関する情報を、前記仮想変電所アグリゲータシステムおよび前記配電自動化システムから取得し、前記太陽光発電量予測システムが予測した前記出力最大値および前記出力最小値を前記太陽光発電量予測システムから取得する情報取得部と、
    前記情報取得部が取得した前記情報と、前記太陽光発電量予測システムが予測した前記出力最大値および前記出力最小値とを用いて、前記太陽光発電の出力が前記出力最大値となる出力最大条件での最適潮流計算および前記太陽光発電の出力が前記出力最小値となる出力最小条件での最適潮流計算を行い、前記配電系統に接続された前記分散型エネルギーリソースの制御量を前記出力最大条件および前記出力最小条件のそれぞれについて決定する最適潮流計算部と、
    前記最適潮流計算で得られた前記配電系統の電圧分布に基づいて、前記分散型エネルギーリソースの整定値を前記出力最大条件および前記出力最小条件のそれぞれについて決定する整定値演算部と、
    前記最適潮流計算部が決定した前記制御量および前記整定値演算部が決定した前記整定値を前記分散型エネルギーリソースに通知する制御情報出力部と、
    を備えることを特徴とする分散型エネルギーリソース管理システム。
12. 配電系統に接続された分散型エネルギーリソースに関する情報および前記配電系統に関する情報を取得する情報取得ステップと、
    前記配電系統に接続された前記分散型エネルギーリソースに含まれる太陽光発電の出力最大値および出力最小値を予測する太陽光発電出力予測ステップと、
    前記情報取得ステップで取得した前記情報と、前記太陽光発電出力予測ステップで予測した前記出力最大値および前記出力最小値とを用いて、前記太陽光発電の出力が前記出力最大値となる出力最大条件での最適潮流計算および前記太陽光発電の出力が前記出力最小値となる出力最小条件での最適潮流計算を行い、前記配電系統に接続された前記分散型エネルギーリソースの制御量を前記出力最大条件および前記出力最小条件のそれぞれについて決定する最適潮流計算ステップと、
    前記最適潮流計算で得られた前記配電系統の電圧分布に基づいて、前記分散型エネルギーリソースの整定値を前記出力最大条件および前記出力最小条件のそれぞれについて決定する整定値決定ステップと、
    前記最適潮流計算ステップで決定した前記制御量および前記整定値決定ステップで決定した前記整定値を前記分散型エネルギーリソースに通知する制御情報出力ステップと、
    をコンピュータシステムに実行させることを特徴とする分散型エネルギーリソース管理プログラム。