WO2022230128A1 - 電力制御システム、給電指令システム、および電力制御方法 - Google Patents

電力制御システム、給電指令システム、および電力制御方法 Download PDF

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WO2022230128A1
WO2022230128A1 PCT/JP2021/017039 JP2021017039W WO2022230128A1 WO 2022230128 A1 WO2022230128 A1 WO 2022230128A1 JP 2021017039 W JP2021017039 W JP 2021017039W WO 2022230128 A1 WO2022230128 A1 WO 2022230128A1
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power
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contracted
distribution system
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啓介 山根
俊介 河野
富裕 高野
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三菱電機株式会社
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    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
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    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
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    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
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    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers

Definitions

  • the present disclosure relates to a power control system that controls distributed energy resources owned by multiple consumers, a feed command system that is communicatively connected to the power control system, and a power control method that controls distributed energy resources.
  • Distributed energy resources include solar power, wind power, storage batteries, electric vehicles, and heat pumps. Due to the increase in these distributed energy resources, there is a concern that the power flow in the transmission and distribution system will change, making it difficult to manage the voltage in the transmission and distribution system.
  • Patent Document 1 discloses a voltage/reactive power control system that manages the voltage of the transmission system.
  • a voltage reactive power distribution calculation unit is provided for the purpose of controlling the power transmission system, and the power control amount of a large power generator such as a reactive power device or thermal power generation that is linked to the power transmission system is calculated by optimum power flow calculation. It does not consider distributed energy resources that have functionality but are linked to the distribution system. In practice, it is necessary to calculate the power control amount of the distributed energy resource considering the entire transmission and distribution system. Since it is necessary to search, the computational load becomes large, requiring an enormous computational time.
  • the present disclosure has been made to solve the above-described problems, and is a power control system and a power supply command system that can efficiently calculate a power control amount that takes into account the entire power transmission and distribution system and reduce the calculation load. , and to provide a power control method.
  • a power control system includes a control power amount range collection unit that collects a control power amount range that is a control range of active power and reactive power of distributed energy resources connected to a distribution system; a contracted distribution system using a quantity range to contract the distribution system including the distributed energy resource to a transmission system point as a contracted distribution system, and a contracted distribution system that is a control range of active energy and reactive energy of the contracted distribution system; Active power of the contracted distribution system so as to satisfy the contracted control energy range based on a distribution system reduction unit that calculates a reduced control energy range and a transmission system evaluation value that indicates an evaluation of the state of the transmission system.
  • a reduced power amount calculation unit that calculates a reduced power amount that is a combination of the amount and the reactive power amount
  • a power control amount calculation unit that calculates a power control amount that is a combination of the active power amount and the reactive power amount controlled by the distributed energy resource, and a communication unit that transmits the power control amount to the distributed energy resource.
  • a power supply command system is a power supply command system that communicates with a power control system, and includes a distribution system contraction collection unit that collects the contracted control power amount range from the power control system; a reduced power amount calculation unit that calculates approximate power amount
  • a power control method is a power control method in a power control system that controls distributed energy resources connected to a distribution system, wherein the active power amount and the reactive power amount of the distributed energy resources are controlled.
  • a power control system, a load dispatching system, and a power control method contract a distribution system to a transmission system point to form a contracted distribution system, and control power in consideration of the contracted distribution system and the transmission system. Since the quantity is calculated, the calculation can be performed efficiently and the calculation load can be reduced.
  • FIG. 1 is a diagram illustrating an example of a configuration of an entire power transmission and distribution system according to Embodiment 1;
  • FIG. 1 is a block diagram showing an example of a configuration of a power control system according to Embodiment 1;
  • FIG. 4 is a schematic diagram showing an example of a method for calculating a contracted control power amount range in Embodiments 1 to 3;
  • FIG. 2 is a block diagram showing an example of a configuration of distributed energy resources in Embodiments 1 to 3;
  • FIG. 4 is a flow chart showing an example of the operation of the power control system according to Embodiment 1;
  • 7 is a flow chart showing an example of the operation of a distribution system reduction unit in Embodiments 1 to 3;
  • FIG. 10 is a diagram showing an example of a configuration of an entire power transmission and distribution system according to Embodiment 2;
  • FIG. 10 is a block diagram showing an example of a configuration of a power control system according to Embodiment 2;
  • FIG. 9 is a flow chart showing an example of the operation of the power control system according to Embodiment 2;
  • FIG. 12 is a diagram showing an example of the configuration of the entire power transmission and distribution system in Embodiment 3;
  • FIG. 11 is a block diagram showing an example of the configuration of a power control system and a power supply command system according to Embodiment 3; 10 is a flow chart showing an example of the operation of the power control system according to Embodiment 3; 11 is a flow chart showing an example of the operation of a power supply command system according to Embodiment 3; FIG. 2 is a diagram showing hardware configurations of a power control system and a power supply command system in Embodiments 1 to 3; FIG.
  • FIG. 1 is a diagram showing an example of the configuration of the entire power transmission and distribution system according to Embodiment 1.
  • the power transmission and distribution system includes a large-scale power generation facility 1 such as a thermal power plant, a power transmission system 2, voltage and reactive power control devices 3a and 3b for controlling the voltage of the power transmission system 2, It comprises a substation LRT (Load Ratio-Control Transformer) 4 interconnected to the substation, a distribution system 5 and a power control system 10 .
  • a large-scale power generation facility 1 such as a thermal power plant
  • a power transmission system 2 voltage and reactive power control devices 3a and 3b for controlling the voltage of the power transmission system 2
  • It comprises a substation LRT (Load Ratio-Control Transformer) 4 interconnected to the substation, a distribution system 5 and a power control system 10 .
  • LRT Local Ratio-Control Transformer
  • the large-scale power generation facility 1 supplies active power and reactive power to the transmission system 2.
  • the voltage/reactive power control devices 3a and 3b supply reactive power and control the voltage by providing a reactor capacitor that transforms the voltage with a transformer.
  • the substation LRT4 controls the delivery voltage of the distribution system 5 by transforming the voltage.
  • the distribution system 5 is composed of a plurality of distribution lines 6a, 6b and consumer facilities 7a, 7b, 7c, 7d connected to the distribution lines 6a, 6b.
  • consumer facilities 7a and 7b are connected to the distribution line 6a
  • consumer facilities 7c and 7d are connected to the distribution line 6b, but the number of connections is not limited to this number.
  • Distribution lines 6a and 6b are connected to substation LRT4.
  • the distribution lines 6a and 6b are referred to as the distribution line 6 when they are shown without distinction.
  • the consumer facility 7a includes a load 8a and a distributed energy resource 9a.
  • the distributed energy resource 9a has a power controller such as a power conditioner capable of outputting active power and reactive power.
  • Consumer facilities 7b, 7c and 7d similarly comprise loads 8b, 8c and 8d and distributed energy resources 9b, 9c and 9d, respectively.
  • the consumer equipment 7a, 7b, 7c, and 7d will be referred to as the consumer equipment 7 when they are shown without distinction.
  • the loads 8a, 8b, 8c, and 8d are shown without distinction, they are referred to as a load 8.
  • the distributed energy resources 9a, 9b, 9c, 9d are indicated without distinction, they are referred to as distributed energy resources 9.
  • the consumer facility 7 includes the load 8 and the distributed energy resource 9, but may include either the load 8 or the distributed energy resource 9 only.
  • the customer facility 7 is assumed to have at least a distributed energy resource 9 .
  • the power control system 10 collects from each distributed energy resource 9 a control power amount range, which is the control range of the active power amount and the reactive power amount of the distributed energy resource 9 .
  • This control power budget range is the range for each distributed energy resource 9 .
  • the control energy range is the range for each of the distributed energy resources 9a, 9b, 9c, 9d.
  • the power control system 10 uses the control power amount range to calculate a power control amount that is a combination of the active power amount and the reactive power amount controlled by each distributed energy resource 9, and calculates the power control amount for each distributed energy resource.
  • the power control system 10 is connected with the distributed energy resources 9 by a communication network.
  • the communication network may be the Internet, a dedicated network, or a network using both.
  • FIG. 2 is a block diagram showing an example configuration of the power control system 10 according to the first embodiment.
  • the power control system 10 includes a communication unit 101, a control power amount range collection unit 102, a distribution system contraction unit 103, a prediction unit 104, a contracted power amount calculation unit 105, and a power control amount calculation unit 106. Prepare.
  • the communication unit 101 communicates with the communication unit 911 in the distributed energy resource 9.
  • the communication unit 101 receives the control power amount range transmitted from the distributed energy resource 9 and transmits the power control amount calculated by the power control amount calculation unit 106 to the distributed energy resource 9 .
  • the control power amount range collection unit 102 collects the control power amount ranges of the distributed energy resources 9 connected to the distribution system 5 via the communication unit 101 .
  • the distribution system reduction unit 103 uses the control power amount range collected by the control power amount range collection unit 102 to contract the distribution system 5 including the distributed energy resource 9 to two points in the transmission system to form a contracted distribution system. and
  • the distribution system reduction unit 103 reduces the distribution system 5 so as to satisfy the operation constraints of the distribution system 5 (the upper and lower limits of the voltage in the distribution system 5, the control power amount range collected by the control power amount range collection unit 102, etc.). Reduce the transmission system to 2 points. This corresponds to contracting the distributed energy resource 9 interconnected to the distribution system 5 to the primary side of the substation LRT4.
  • the distribution system reduction unit 103 calculates a contracted control power amount range S2, which is the control range of the active power amount and the reactive power amount of the contracted distribution system.
  • contraction means converting the distribution system 5 into one resource of active power and reactive power to form a contracted distribution system. be.
  • calculation of the contracted control power amount range is not included in the contraction.
  • FIG. 3 is a schematic diagram showing an example of a method of calculating the contracted control power amount range S2 according to the first embodiment.
  • the horizontal axis is the active power flow on the primary side of the substation LRT4, and the vertical axis is the reactive power flow on the primary side of the substation LRT4.
  • the distribution system reduction unit 103 sets one of the active power flow and the reactive power flow as a fixed value and the other as an objective function. For example, let the reactive power flow be a fixed value and let the active power flow be the objective function. Then, a solution that maximizes the objective function is calculated using the control power amount of the distributed energy resource 9 as a variable and the operation constraint of the distribution system 5 as a constraint condition. Then compute the solution that minimizes the objective function.
  • the maxima and maxima of this objective function are the range of active power flows for a given reactive power flow. By performing these processes while changing the reactive power flow, the active power flow and the range S1 of the reactive power flow are calculated.
  • the range S1 is rectangularly approximated to be a contracted control power amount range S2.
  • polygonal approximation, circular approximation, or elliptical approximation may be used instead of rectangular approximation.
  • Variables and constraints for maximizing or minimizing the objective function are not limited to the above.
  • the variable may be the active power and reactive power of the contracted distribution system, and the constraint condition may be the upper and lower limits of the current in the distribution system 5 .
  • the distribution system reduction unit 103 uses the distribution system evaluation value, which is the evaluation value of the distribution system 5, as an objective function, the power control amount of the distributed energy resource 9 as a variable, and the operation constraint of the distribution system as a constraint condition.
  • the active power flow and reactive power flow with the best evaluation value may be calculated as the contracted power amount candidate S3.
  • the contracted power amount candidate S3 is included in the contracted control power amount range S2.
  • the distribution system evaluation value includes, for example, the amount of voltage deviation, the amount of current deviation, the reactive power flow on the primary side of the substation LRT4, the distribution loss, the amount of voltage drop, the amount of voltage rise, voltage likelihood, current likelihood, reactive power Control margin amount, tap control margin amount of substation LRT 4, control margin amount of tap of SVR (Step Voltage Regulator) provided in the middle of distribution line 6, power factor, unbalance factor, voltage constraint violation penalty, and current It may be at least one of constraint violation penalties, or a weighted sum of these.
  • the variable for optimizing the distribution system evaluation value may be the LRT tap position or the SVR tap position.
  • the prediction unit 104 predicts the demand of the load (not shown) connected to the power transmission system 2 and sets it as the power transmission prediction load. Also, the prediction unit 104 predicts the demand of the load 8 connected to the distribution system 5 and the power generation amount of the distributed energy resource 9, and sets them as a distribution prediction load and a distribution prediction power generation amount, respectively.
  • the predicted power transmission load may be for each load or may be the total amount of a plurality of loads. Also, the predicted power distribution load and the predicted power generation amount of power distribution may be the unit of each load 8 and the unit of each distributed energy resource 9, or may be the total amount of a plurality of loads 8 and a plurality of distributed energy resources 9. FIG. Any prediction method may be used by the prediction unit 104.
  • a statistical method using a demand profile and a power generation profile stored in a storage unit may be used.
  • a method of making predictions based on weather forecasts and data related to weather forecasts received from a system (not shown) outside the power control system 10 may be used.
  • the power reduction calculation unit 105 Based on at least the power transmission system evaluation value indicating the evaluation of the state of the power transmission system 2, the power reduction calculation unit 105 reduces the power consumption of the power transmission system so as to satisfy the contraction control power amount range calculated by the power distribution system reduction unit 103.
  • a contracted power amount is calculated by combining the active power amount and the reactive power amount.
  • the contracted power amount calculation unit 105 calculates the contracted power amount so as to satisfy the contraction control power amount range based on the power transmission predicted load from the prediction unit 104 and the power transmission system evaluation value.
  • the contracted power amount calculation unit 105 uses the power transmission system evaluation value as an objective function, the contracted power amount as a variable, the operation constraints of the power transmission system 2 (the upper and lower limits of the voltage in the power Using the contracted control power amount range S2 calculated by the reducing unit 103 as a constraint condition, the contracted power amount that gives the best transmission system evaluation value is calculated.
  • the transmission system evaluation value includes, for example, voltage deviation amount, current deviation amount, transmission loss, steady-state stability, voltage likelihood, current likelihood, reactive power control margin, transformer tap control margin, voltage constraint It may be at least one of a violation penalty and a current constraint violation penalty, or a weighted sum of these.
  • the power transmission system evaluation value may include the contracted power amount candidate S3.
  • the contracted power amount can be calculated while maintaining the state of the distribution system 5 .
  • the variables for optimizing the transmission system evaluation value are, in addition to the contracted power amount, the input amount of reactive power of the VQC (Voltage Reactive Power Control System) device, the transformer tap position, the active power output of the generator, It may be the reactive power output of the generator and the terminal voltage of the generator.
  • VQC Voltage Reactive Power Control System
  • the power control amount calculation unit 106 calculates the power control amount of the distributed energy resource 9 based on at least the contracted power amount calculated by the contracted power amount calculation unit 105 and the distribution system evaluation value. Alternatively, the power control amount calculation unit 106 calculates the power control amount based on the distribution prediction load and distribution prediction power generation amount from the prediction unit 104, the contracted power amount, and the distribution system evaluation value. Specifically, the power control amount calculation unit 106 determines that the difference between the active power in the contracted power amount and the active power flow in the distribution system 5 is equal to or less than a first predetermined amount, and the reactive power in the contracted power amount and the distribution system The power control amount is calculated so that the difference from the reactive power flow in 5 is equal to or less than the second predetermined amount.
  • the power control amount calculation unit calculates the power control amount that optimizes the distribution system evaluation value in the same manner as the distribution system reduction unit 103 calculates the contracted power amount candidate S3.
  • the first predetermined amount and the second predetermined amount are amounts that do not deteriorate the power transmission system evaluation value. Thereby, the power control amount can be calculated while maintaining the state of the power transmission system 2 .
  • Power control amount calculation section 106 transmits the power control amount to distributed energy resource 9 via communication section 101 .
  • FIG. 4 is a block diagram showing an example of the configuration of the distributed energy resource 9 according to Embodiment 1.
  • the distributed energy resource 9 comprises a power controller 91 and a distributed energy device 92 .
  • the power control device 91 includes a communication section 911 , a power control section 912 , a control power amount range calculation section 913 and a storage section 914 .
  • the communication unit 911 transmits to the power control system 10 the control power amount range for a certain period and period, and receives the power control amount for a certain period and period from the power control system 10 .
  • the combination of the constant cycle and the constant period may be any combination, for example, every 30 minutes may be 24 hours, or every 5 minutes may be 1 hour. Moreover, it does not have to be a constant cycle.
  • the power control unit 912 controls the distributed energy device 92 so as to output the power control amount received by the communication unit 911 at a specified time.
  • the power control unit 912 refers to the power control schedule that the storage unit 914 receives from the power control system 10 via the communication unit 911 and stores, and controls the distributed energy device 92 according to the schedule.
  • the power control unit 912 may store the power control amount in the storage unit 914 .
  • the control power amount range calculation unit 913 calculates the control power amount range and transmits it to the power control system 10 via the communication unit 911 .
  • the control power amount range calculator 913 may calculate the control power amount range and transmit it to the power control system 10 when receiving a transmission request from the power control system 10 .
  • the control power amount range calculation unit 913 may transmit the control power amount range for a certain period stored in advance by the storage unit 914 to the power control system 10 at arbitrary timing.
  • the distributed energy device 92 is, for example, an energy device such as a storage battery, a solar power generator, and an electric vehicle, but is not limited to these.
  • An energy device is a device that is interconnected with the distribution system via a power conditioner or inverter.
  • the power control device 91 may be built in a power conditioner or an inverter, and is an energy management system such as HEMS (Home Energy Management System), BEMS (Building Energy Management System), and FEMS (Factory Energy Management System). , some functions of the power control device 91 may be built in the power conditioner or the inverter, and the rest of the functions may be built in the energy management system.
  • FIG. 5 is a flow chart showing an example of the operation of the power control system 10 according to the first embodiment. That is, FIG. 5 is a flow chart showing an example of the power control method according to the first embodiment.
  • control power amount range collection unit 102 collects the control power amount range of the distributed energy resource 9 (step ST1).
  • the prediction unit 104 predicts the demand of the load connected to the power transmission system 2 and sets it as the power transmission prediction load.
  • the prediction unit 104 also predicts the demand of the load 8 connected to the distribution system 5 and the power generation amount of the distributed energy resource 9, and sets them as the distribution prediction load and the distribution prediction power generation, respectively (step ST2).
  • the distribution system reduction unit 103 uses the control power amount range collected by the control power amount range collection unit 102 to contract the distribution system 5 including the distributed energy resource 9 to two points in the transmission system to form a contracted distribution system. (step ST3).
  • the processing of step ST3 will be described later in detail with reference to FIG.
  • the contracted power amount calculation unit 105 calculates the contracted power amount of the contracted distribution system based on at least the transmission system evaluation value so as to satisfy the contracted control power amount range calculated by the distribution system contraction unit 103 .
  • the contracted power amount calculation unit 105 calculates the contracted power amount so as to satisfy the contraction control power amount range based on the power transmission prediction load predicted by the prediction unit 104 and the power transmission system evaluation value (step ST4).
  • the power control amount calculation unit 106 calculates the power control amount of the distributed energy resource 9 based on at least the contracted power amount calculated by the contracted power amount calculation unit 105 and the distribution system evaluation value. Alternatively, the power control amount calculation unit 106 calculates the power control amount based on the distribution predicted load and distribution predicted power generation amount predicted by the prediction unit 104, the contracted power amount, and the distribution system evaluation value (step ST5). .
  • the communication unit 101 transmits the power control amount calculated by the power control amount calculation unit 106 to the distributed energy resource 9 (step ST6).
  • the operation of the power control system 10 is terminated by means not shown.
  • the processing in FIG. 5 is repeatedly executed at a constant cycle.
  • the constant period may be any value, such as 30 minutes or 5 minutes. Further, the processing of FIG. 5 does not have to be executed at regular intervals.
  • FIG. 6 is a flow chart showing an example of the operation of the distribution system reduction unit 103 according to the first embodiment. That is, FIG. 6 is a flowchart showing details of the process of step ST3 in FIG. 5, and is a flowchart showing an example of a method of calculating the contracted control power amount range in FIG.
  • the distribution system contracting unit 103 sets the reactive power flow to an initial value (step ST31). That is, the contracted power amount calculation unit 105 fixes the reactive power flow as an initial value.
  • the distribution system reduction unit 103 uses the active power flow as the objective function, the controlled power amount of the distributed energy resource 9 as the variable, and the operation constraints of the distribution system 5 as the constraint conditions. Then, distribution system contraction section 103 performs optimization calculation to maximize the objective function (step ST32).
  • the distribution system reduction unit 103 performs optimization calculation to minimize the objective function (step ST33).
  • the distribution system reduction unit 103 determines whether or not to continue the optimization calculation (step ST34).
  • the determination in step ST34 may be, for example, a determination as to whether or not the reactive power flow has been sufficiently changed. Alternatively, it may be a determination of whether or not a solution exists in the optimization calculations of steps ST32 and ST33. In the former case, when the reactive power flow is sufficiently changed, the distribution system reduction section 103 determines that there is no need to perform optimization calculation any more, and makes the determination in step ST34 "No". Otherwise, the distribution system contracting unit 103 determines "Yes" in step ST34.
  • the distribution system reduction section 103 determines that no solution can be obtained even if the optimization calculation is performed any more, and makes the determination in step ST34 "No". do. Otherwise, the distribution system contracting unit 103 determines "Yes" in step ST34.
  • step ST34 determines whether the determination in step ST34 is "Yes" or the process proceeds to step ST35. If the determination in step ST34 is "No”, the process proceeds to step ST36.
  • step ST35 the distribution system reduction unit 103 changes the reactive power flow (step ST35). That is, the distribution system reduction unit 103 performs optimization calculation with a reactive power flow different from the reactive power flow set in step ST31 or a reactive power flow different from the reactive power flow set in step ST35 last time. do. After the processing of step ST35 is performed, the process returns to step ST32 and optimization calculation is performed.
  • step ST34 the distribution system reduction unit 103 approximates the range S1 of the active power flow and reactive power flow obtained by the optimization calculations in steps ST32 and ST33 (step ST36).
  • the range S1 is approximated by a rectangle, and the range obtained by the approximation is defined as a contracted control power amount range S2. Then, the distribution system reduction unit 103 ends the reduction processing of the distribution system.
  • the distribution system 5 is contracted to two points of the transmission system to form a contracted distribution system, and the power control amount is calculated in consideration of the contracted distribution system and the transmission system 2. Therefore, the calculation load can be reduced while maintaining the distribution system evaluation value and the transmission system evaluation value favorably.
  • FIG. 7 is a diagram showing an example of the configuration of the entire power transmission and distribution system according to the second embodiment.
  • the transmission and distribution system includes a large-scale power generation facility 1, a transmission system 2, voltage/reactive power control devices 3a and 3b, a substation LRT 4, a distribution system 5, and a power control system 10a. , measuring devices 11a, 11b, 11c, 11d, and 11e.
  • FIG. 7 is different from FIG. 1 in that the power transmission and distribution system includes a power control system 10a instead of the power control system 10 and measuring devices 11a, 11b, 11c, 11d, and 11e. Since the components other than the power control system 10a and the measuring devices 11a, 11b, 11c, 11d, and 11e are the same as those shown in FIG. 1, description thereof is omitted.
  • the measuring devices 11 a and 11 b are installed in the power transmission system 2 and measure the state quantity of the power transmission system 2 .
  • Measuring devices 11 c , 11 d , and 11 e are installed in the distribution system 5 and measure state quantities of the distribution system 5 .
  • the state quantities are, for example, line voltage, phase voltage, line current, power factor, active power flow and reactive power flow. That is, the state quantities include the voltage, current, active power flow and reactive power flow of the transmission system 2 and the distribution system 5 .
  • the measuring devices 11a and 11b are installed in the power transmission system 2, and the measuring devices 11c, 11d and 11e are installed in the distribution system 5, but the number of installed devices is not limited to this.
  • the measurement devices 11a, 11b, 11c, 11d, and 11e are referred to as the measurement device 11 when they are shown without distinction.
  • the power control system 10a collects, from the distributed energy resources 9, the control power amount range, which is the control range of the active power amount and the reactive power amount of the distributed energy resources 9.
  • the power control system 10 a collects the state quantities of the transmission system 2 and the distribution system 5 from the measuring device 11 .
  • the power control system 10a uses the control power amount range and the state quantity to calculate a power control amount that is a combination of the active power amount and the reactive power amount controlled by the distributed energy resource 9, and calculates the power control amount as a distributed power amount.
  • the power control system 10a and the measuring device 11 are connected by a communication network.
  • the communication network may be the Internet, a dedicated network, or a network using both.
  • FIG. 8 is a block diagram showing an example of the configuration of the power control system 10a according to the second embodiment.
  • the power control system 10a includes a communication unit 101, a control power amount range collection unit 102, a distribution system reduction unit 103, a contracted power amount calculation unit 105a, a power control amount calculation unit 106a, and a measurement information collection unit 107.
  • FIG. 8 shows that the power control system 10a includes a measurement information collection unit 107 instead of the prediction unit 104, a reduced power amount calculation unit 105a instead of the reduced power amount calculation unit 105, and a power control amount calculation. 2 in that a power control amount calculation unit 106a is provided instead of the unit 106.
  • the measurement information collection unit 107 collects power transmission measurement information including the state quantity of the power transmission system 2, that is, the voltage, current, active power flow, and reactive power flow in the power transmission system 2.
  • the measurement information collection unit 107 also collects the state quantity of the distribution system 5 , that is, the distribution measurement information including the voltage, current, active power flow, and reactive power flow in the distribution system 5 .
  • the measurement information collection unit 107 outputs the transmission measurement information to the contracted power amount calculation unit 105a, and outputs the power distribution measurement information to the power control amount calculation unit 106a.
  • the contracted power amount calculation unit 105a calculates a power transmission system evaluation value indicating an evaluation of the state of the power transmission system 2 using the power transmission measurement information from the measurement information collection unit 107, and based on the power transmission system evaluation value, performs contracted power distribution.
  • a contracted power amount is calculated by combining the active power amount and the reactive power amount of the system. Specifically, the contracted power amount calculation unit 105a calculates the power transmission system evaluation value using the power transmission measurement information of the power transmission system 2, and calculates the contracted power amount with the best power transmission system evaluation value.
  • the power control amount calculation unit 106a calculates a distribution system evaluation value that indicates the evaluation of the state of the distribution system 5 using the distribution measurement information from the measurement information collection unit 107, and calculates the power control amount based on the distribution system evaluation value. Calculate. Specifically, the power control amount calculation unit 106a calculates the distribution system evaluation value using the distribution measurement information of the distribution system 5, and calculates the power control amount that optimizes the distribution system evaluation value. The power control amount calculation unit 106 a transmits the power control amount to the distributed energy resource 9 via the communication unit 101 .
  • FIG. 9 is a flow chart showing an example of the operation of the power control system 10a according to the second embodiment. That is, FIG. 9 is a flow chart showing an example of the power control method according to the second embodiment. Steps ST1, ST3, and ST6 in FIG. 9 are the same as steps ST1, ST3, and ST6 in FIG. 5, so description thereof will be omitted.
  • the measurement information collection unit 107 collects power transmission measurement information including the state quantity of the power transmission system 2, that is, the voltage, current, active power flow, and reactive power flow in the power transmission system 2.
  • the measurement information collection unit 107 also collects the state quantity of the distribution system 5, that is, the distribution measurement information including the voltage, current, active power flow and reactive power flow in the distribution system 5 (step ST7).
  • the contracted power amount calculation unit 105a calculates a power transmission system evaluation value using the power transmission measurement information collected by the measurement information collection unit 107, and based on the power transmission system evaluation value, the reduction calculated by the distribution system reduction unit 103 The contracted power amount of the contracted distribution system is calculated so as to satisfy the control power amount range (step ST8).
  • the power control amount calculation unit 106a calculates a distribution system evaluation value using the distribution measurement information collected by the measurement information collection unit 107, and calculates the power control amount based on the contracted power amount and the distribution system evaluation value. (Step ST9).
  • the processing in FIG. 9 is repeatedly executed at a constant cycle.
  • the constant period may be any value, such as 30 minutes or 5 minutes. Further, the processing of FIG. 9 does not have to be executed at regular intervals.
  • the measurement information collection unit 107 collects the measurement information of the transmission system 2 and the distribution system 5
  • the transmission system evaluation value and the distribution system evaluation value can be grasped in real time. , and consequently the distributed energy resource 9 can be controlled in real time.
  • FIG. 10 is a diagram showing an example of the configuration of the entire power transmission and distribution system according to the third embodiment.
  • the transmission and distribution system includes a large-scale power generation facility 1, a transmission system 2, voltage and reactive power control devices 3a and 3b, a substation LRT 4, a distribution system 5, and a power control system 10b. , and a power supply command system 12 .
  • FIG. 10 differs from FIG. 1 in that the power transmission and distribution system includes a power control system 10b instead of the power control system 10 and a power supply command system 12 . Since the components other than the power control system 10b and the power supply command system 12 are the same as those shown in FIG. 1, description thereof will be omitted.
  • the power supply command system 12 generally determines the reactive power control amounts of the large-scale power generation facility 1 and the voltage/reactive power control devices 3a and 3b installed in the power transmission system 2, and controls these. Power supply command system 12 is not limited to this, and may execute part of the processing of power control systems 10 and 10a in the first and second embodiments. Specifically, the power supply command system 12 performs the processing performed by the contracted power amount calculation units 105 and 105a, that is, the calculation of the contracted power amount based on the transmission system evaluation value instead. The power supply command system 12 may perform not only the processing performed by the contracted power amount calculation units 105 and 105a, but also other processing performed by the power control systems 10 and 10a. Here, it is assumed that the power supply command system 12 performs the processing performed by the reduced power amount calculation units 105 and 105a in the first and second embodiments.
  • the power supply command system 12 is owned by a power transmission and distribution business operator.
  • the power control system 10b collects, from the distributed energy resources 9, the control power amount range, which is the control range of the active power amount and the reactive power amount of the distributed energy resources 9.
  • the power control system 10b transmits to the power supply command system 12 a contracted control power amount range, which is a control range of the active power amount and the reactive power amount of the contracted distribution system calculated using the control power amount range.
  • the power control system 10b receives the contracted power amount of the contracted distribution system calculated by the power supply command system 12 using the contracted control power amount range.
  • the power control system 10b uses the contracted power amount to calculate a power control amount that is a combination of the active power amount and the reactive power amount controlled by the distributed energy resources 9, and provides the power control amount to the distributed energy resources 9. Send.
  • the power control system 10b and the power supply command system 12 are connected by a communication network.
  • the communication network may be the Internet, a dedicated network, or a network using both.
  • FIG. 11 is a block diagram showing an example of the configuration of the power control system 10b and power supply command system 12 according to the third embodiment.
  • the power control system 10b includes a communication unit 101b, a control power amount range collection unit 102, a distribution system reduction unit 103b, a prediction unit 104b, and a power control amount calculation unit 106b.
  • the power supply command system 12 also includes a communication unit 121 , a distribution system contraction collection unit 122 , and a contraction power amount calculation unit 123 .
  • the power control system 10b of FIG. 11 includes a communication unit 101b instead of the communication unit 101, a distribution system contraction unit 103b instead of the distribution system contraction unit 103, and a prediction unit 104b instead of the prediction unit 104.
  • a power control amount calculation unit 106 b instead of the power control amount calculation unit 106 . 11 differs from the power control system 10 in FIG. 2 in that the power control system 10b in FIG. Since the components other than the communication unit 101b, the distribution system reduction unit 103b, the prediction unit 104b, and the power control amount calculation unit 106b are the same as those shown in FIG. 2, the description thereof is omitted.
  • the communication unit 101b communicates with the communication unit 911 in the distributed energy resource 9 and the communication unit 121 in the power supply command system 12. Specifically, the communication unit 101 b receives the control power amount range transmitted from the distributed energy resource 9 and transmits the power control amount calculated by the power control amount calculation unit 106 b to the distributed energy resource 9 . The communication unit 101b also transmits the contracted control power amount range calculated by the distribution system reduction unit 103b to the power supply command system 12 and receives the contracted power amount transmitted from the power supply command system 12 .
  • the distribution system reduction unit 103b uses the control power amount range collected by the control power amount range collection unit 102 to contract the distribution system 5 including the distributed energy resource 9 to two points in the transmission system to form a contracted distribution system. and Then, the distribution system reduction unit 103b calculates a contracted control power amount range S2, which is the control range of the active power amount and the reactive power amount of the contracted distribution system. The distribution system contraction unit 103b transmits the contracted control power amount range S2 to the distribution system contraction collection unit 122 in the power supply command system 12 via the communication unit 101b.
  • the prediction unit 104b predicts the demand of the load connected to the power transmission system 2 and sets it as the power transmission prediction load.
  • the prediction unit 104b also predicts the demand of the load 8 connected to the distribution system 5 and the power generation amount of the distributed energy resource 9, and sets them as a distribution prediction load and a distribution prediction power generation amount, respectively.
  • the prediction unit 104b transmits the predicted power transmission load to the contracted power amount calculation unit 123 in the power supply command system 12 via the communication unit 101b.
  • the prediction unit 104b outputs the distribution prediction load and the distribution prediction power generation amount to the power control amount calculation unit 106b.
  • the power control amount calculation unit 106b combines the active power amount and the reactive power amount of the contracted power distribution system calculated based on at least the contracted control power amount range and the power transmission system evaluation value indicating the evaluation of the state of the power transmission system 2. Based on the contracted power amount and the distribution system evaluation value indicating the evaluation of the state of the distribution system 5, a power control amount that is a combination of the active power amount and the reactive power amount controlled by the distributed energy resource 9 is calculated. That is, the power control amount calculation unit 106b calculates the power control amount based on at least the contracted power amount calculated by the contracted power amount calculation unit 123 in the power supply command system 12 and the distribution system evaluation value.
  • the power control amount calculation unit 106b calculates the power control amount based on the distribution prediction load and distribution prediction power generation amount from the prediction unit 104b, the contracted power amount, and the distribution system evaluation value.
  • the power control amount calculation unit 106b transmits the power control amount to the distributed energy resource 9 via the communication unit 101b.
  • the communication unit 121 communicates with the communication unit 101b in the power control system 10b. Specifically, the communication unit 121 receives the contracted control power amount range calculated by the distribution system reduction unit 103 b and transmits the contracted power amount calculated by the contracted power amount calculation unit 123 .
  • the distribution system contraction collection unit 122 collects, via the communication unit 121, the contracted control power amount range from the distribution system contraction unit 103b in the power control system 10b.
  • the contracted power amount calculation unit 123 calculates the contracted power amount of the contracted distribution system based on at least the transmission system evaluation value so as to satisfy the contracted control power amount range calculated by the distribution system contraction unit 103b.
  • the contracted power amount calculation unit 105 calculates the contracted power amount so as to satisfy the contraction control power amount range based on the power transmission predicted load from the prediction unit 104 and the power transmission system evaluation value.
  • the contracted power amount calculation unit 123 transmits the contracted power amount to the power control amount calculation unit 106b in the power control system 10b via the communication unit 121 .
  • the measurement information collection unit 107 in Embodiment 2 may be provided instead of the prediction unit 104b.
  • the power transmission and distribution system includes a large-scale power generation facility 1, a power transmission system 2, voltage and reactive power control devices 3a and 3b, a substation LRT 4, a power distribution system, a power control system 10b, It is composed of a power supply command system 12 and a measuring device 11 .
  • FIG. 12 is a flow chart showing an example of the operation of the power control system 10b according to the third embodiment. That is, FIG. 12 is a flow chart showing an example of the power control method according to the third embodiment. Since step ST1 in FIG. 12 is the same as step ST1 in FIG. 5, description thereof is omitted.
  • the prediction unit 104b predicts the demand of the load connected to the power transmission system 2 and sets it as the power transmission prediction load.
  • the prediction unit 104b also predicts the demand of the load 8 connected to the distribution system 5 and the power generation amount of the distributed energy resource 9, and sets them as a distribution prediction load and a distribution prediction power generation amount, respectively (step ST10).
  • the distribution system reduction unit 103b uses the control power amount range collected by the control power amount range collection unit 102 to contract the distribution system 5 including the distributed energy resource 9 to two points in the transmission system to form a contracted distribution system. (step ST11). Details of the processing in step ST11 are the same as those shown in FIG.
  • the communication unit 101b transmits at least the contracted control power amount range calculated by the distribution system contraction unit 103b to the power supply command system 12. Alternatively, the communication unit 101b transmits the contracted control power amount range and the predicted power transmission load predicted by the prediction unit 104b to the power supply command system 12 (step ST12).
  • the communication unit 101b receives the contracted power amount from the power supply command system 12 (step ST13).
  • the power control amount calculation unit 106b calculates the power control amount of the distributed energy resource 9 based on at least the contracted power amount received by the communication unit 101b and the distribution system evaluation value. Alternatively, power control amount calculation section 106 calculates the power control amount based on the distribution prediction load and distribution prediction power generation amount predicted by prediction section 104, the contracted power amount, and the distribution system evaluation value (step ST14). .
  • the communication unit 101b transmits the power control amount calculated by the power control amount calculation unit 106b to the distributed energy resource 9 (step ST15).
  • FIG. 13 is a flow chart showing an example of the operation of the power supply command system 12 according to the third embodiment.
  • the distribution system contracted collection unit 122 collects the contracted control power amount range received by the communication unit 121 (step ST16 ).
  • the contracted power amount calculation unit 123 calculates the contracted power amount of the contracted distribution system based on at least the transmission system evaluation value so as to satisfy the contracted control power amount range received by the communication unit 121 . Alternatively, the contracted power amount calculation unit 123 calculates the contracted power amount so as to satisfy the contraction control power amount range based on the power transmission predicted load received by the communication unit 121 and the power transmission system evaluation value (step ST17).
  • steps ST16 and ST17 is performed in synchronization with the operation of power control system 10b shown in FIG.
  • the power supply command system 12 calculates the contracted power amount of the contracted power distribution system, the calculation load of the power control system 10b can be reduced.
  • the processing circuitry comprises at least one processor and at least one memory.
  • FIG. 14 is a diagram showing the hardware configuration of the power control systems 10, 10a, 10b and the power supply command system 12 according to the first to third embodiments.
  • Power control systems 10, 10a, 10b and power supply command system 12 can be implemented by processor 13 and memory 14 shown in FIG. 14(a).
  • the processor 13 is, for example, a CPU (Central Processing Unit, central processing unit, processing unit, arithmetic unit, microprocessor, microcomputer, processor, DSP (Digital Signal Processor)) or system LSI (Large Scale Integration).
  • the memory 14 is, for example, RAM (Random Access Memory), ROM (Read Only Memory), flash memory, EPROM (Erasable Programmable Read Only Memory), EEPROM (registered trademark) (Electrically Erasable Programmable Read Only Memory) or non-volatile memory such as Volatile semiconductor memory, HDD (Hard Disk Drive), magnetic disk, flexible disk, optical disk, compact disk, mini disk, DVD (Digital Versatile Disk), and the like.
  • RAM Random Access Memory
  • ROM Read Only Memory
  • flash memory EPROM (Erasable Programmable Read Only Memory)
  • EEPROM registered trademark
  • non-volatile memory such as Volatile semiconductor memory, HDD (Hard Disk Drive), magnetic disk, flexible disk, optical disk, compact disk, mini disk, DVD (Digital Versatile Disk), and the like.
  • each part of the power control systems 10, 10a, 10b and the power supply command system 12 are realized by software (software, firmware, or software and firmware).
  • Software or the like is written as a program and stored in the memory 14 .
  • the processor 13 implements the function of each unit by reading and executing the programs stored in the memory 14 . That is, it can be said that this program causes a computer to execute the procedures or methods of the power control systems 10, 10a, 10b and the power supply command system 12.
  • the program executed by the processor 13 may be stored in a computer-readable storage medium in an installable or executable format and provided as a computer program product. Also, the program executed by processor 13 may be provided to power control systems 10, 10a, 10b and power supply command system 12 via a network such as the Internet.
  • the power control systems 10, 10a, 10b and the power supply command system 12 may be realized by a dedicated processing circuit 15 shown in FIG. 14(b). If the processing circuit 15 is dedicated hardware, the processing circuit 15 may be, for example, a single circuit, a composite circuit, a programmed processor, a parallel programmed processor, an ASIC (Application Specific Integrated Circuit), or an FPGA (Field-Programmable Gate). Array), or a combination thereof.
  • ASIC Application Specific Integrated Circuit
  • FPGA Field-Programmable Gate
  • the configuration in which the functions of the constituent elements of the power control systems 10, 10a, 10b and the power supply command system 12 are realized by either software or hardware has been described above.
  • the configuration is not limited to this, and may be a configuration in which some components of the power control systems 10, 10a, 10b and the power supply command system 12 are implemented by software, and other components are implemented by dedicated hardware.
  • the communication unit 101 in the power control system 10 is implemented by dedicated hardware, and the rest is implemented by software.
  • the communication unit 101 in the power control system 10a is implemented by dedicated hardware, and the rest is implemented by software or the like.
  • the communication unit 101b in the power control system 10b is implemented by dedicated hardware, and the rest is implemented by software or the like.
  • the communication unit 121 in the power supply command system 12 is implemented by dedicated hardware, and the rest is implemented by software or the like.
  • 1 large-scale power generation facility 2 transmission system, 3a, 3b voltage/reactive power control device, 4 substation LRT, 5 distribution system, 6, 6a, 6b distribution line, 7, 7a, 7b, 7c, 7d consumer equipment, 8, 8a, 8b, 8c, 8d load, 9, 9a, 9b, 9c, 9d distributed energy resource, 91 power control device, 911 communication unit, 912 power control unit, 913 control power amount range calculation unit, 914 storage unit , 92 Distributed energy equipment, 10, 10a, 10b Power control system, 101, 101b Communication unit, 102 Control power amount range collection unit, 103, 103b Distribution system reduction unit, 104, 104b Prediction unit, 105, 105a Reduction Power amount calculation unit, 106, 106a, 106b Power control amount calculation unit, 11, 11a, 11b, 11c, 11d, 11e Measurement device, 12 Power supply command system, 121 Communication unit, 122 Distribution system reduction collection unit, 123 Reduction Electric energy calculation unit, 13 processor, 14 memory

Landscapes

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Abstract

送配電系統全体を考慮して分散型エネルギーリソース（９）の電力制御量を演算することで、送配電系統での電圧を管理する。電力制御システム（１０）は、分散型エネルギーリソース（９）の制御電力量範囲を収集する制御電力量範囲収集部（１０１）と、前記制御電力量範囲を用いて、前記分散型エネルギーリソース（９）を含む前記配電系統（５）を送電系統（２）地点へ縮約し、縮約制御電力量範囲を演算する配電系統縮約部（１０２）と、送電系統評価値に基づいて、前記縮約制御電力量範囲を満たすように縮約電力量を演算する縮約電力量演算部（１０４）と、前記縮約電力量と配電系統評価値とに基づいて、前記分散型エネルギーリソース（９）が制御する電力制御量を演算する電力制御量演算部（１０５）と、前記電力制御量を前記分散型エネルギーリソース（９）に送信する通信部（１０６）と、を備える。

Description

電力制御システム、給電指令システム、および電力制御方法
　本開示は、複数の需要家が保有する分散型エネルギーリソースを制御する電力制御システム、電力制御システムと通信可能に接続された給電指令システム、および分散型エネルギーリソースを制御する電力制御方法に関する。
　送配電系統において、比較的小規模で、かつ需要家に近い地域に分散して導入される分散型エネルギーリソースが普及している。分散型エネルギーリソースには、太陽光発電、風力発電、蓄電池、電気自動車、およびヒートポンプなどが含まれる。これら分散型エネルギーリソースの増加により、送配電系統内の電力潮流が変化することによって送配電系統での電圧の管理が困難化することが懸念されている。
　特許文献１には、送電系統の電圧の管理を行う電圧・無効電力制御システムについて開示されている。
ＷＯ２０１７／０８６０９９
　特許文献１では、送電系統の制御を目的とした電圧無効電力分配演算部を備え、最適潮流計算によって送電系統に連携される無効電力装置または火力発電などの大型発電機の電力制御量を演算する機能を有するが、配電系統に連携される分散型エネルギーリソースについては考慮していない。実際には、送配電系統全体を考慮して分散型エネルギーリソースの電力制御量を演算する必要があるが、送電系統と送電系統に連系される配電系統との組み合わせで妥当な電力制御量を探索する必要があるため、演算負荷が大きくなり、膨大な演算時間を要する。
　本開示は、上述の課題を解決するためになされたもので、送配電系統全体を考慮した電力制御量の演算を効率的に行い、演算負荷を低減することができる電力制御システム、給電指令システム、および電力制御方法を提供することを目的とする。
　本開示に係る電力制御システムは、配電系統に接続された分散型エネルギーリソースの有効電力量および無効電力量の制御範囲である制御電力量範囲を収集する制御電力量範囲収集部と、前記制御電力量範囲を用いて、前記分散型エネルギーリソースを含む前記配電系統を送電系統地点へ縮約して縮約配電系統とし、前記縮約配電系統の有効電力量および無効電力量の制御範囲である縮約制御電力量範囲を演算する配電系統縮約部と、送電系統の状態の評価を示す送電系統評価値に基づいて、前記縮約制御電力量範囲を満たすように前記縮約配電系統の有効電力量と無効電力量とを合わせた縮約電力量を演算する縮約電力量演算部と、前記縮約電力量と、前記配電系統の状態の評価を示す配電系統評価値とに基づいて、前記分散型エネルギーリソースが制御する有効電力量と無効電力量とを合わせた電力制御量を演算する電力制御量演算部と、前記電力制御量を前記分散型エネルギーリソースに送信する通信部と、を備える。
　また、本開示に係る給電指令システムは、電力制御システムと通信を行う給電指令システムであって、前記縮約制御電力量範囲を前記電力制御システムから収集する配電系統縮約収集部と、前記縮約電力量を演算する縮約電力量演算部と、を備える
　また、本開示に係る電力制御方法は、配電系統に接続された分散型エネルギーリソースを制御する電力制御システムにおける電力制御方法であって、前記分散型エネルギーリソースの有効電力量および無効電力量の制御範囲である制御電力量範囲を収集する工程と、前記制御電力量範囲を用いて、前記分散型エネルギーリソースを含む前記配電系統を送電系統地点へ縮約して縮約配電系統とし、前記縮約配電系統の有効電力量および無効電力量の制御範囲である縮約制御電力量範囲を演算する工程と、送電系統の状態の評価を示す送電系統評価値に基づいて、前記縮約制御電力量範囲を満たすように前記縮約配電系統の有効電力量と無効電力量とを合わせた縮約電力量を演算する工程と、前記縮約電力量と、前記配電系統の状態の評価を示す配電系統評価値とに基づいて、前記分散型エネルギーリソースが制御する有効電力量と無効電力量とを合わせた電力制御量を演算する工程と、前記電力制御量を前記分散型エネルギーリソースに送信する工程と、を備える。
　本開示によれば、電力制御システム、給電指令システム、および電力制御方法は、配電系統を送電系統地点へ縮約して縮約配電系統とし、縮約配電系統と送電系統とを考慮した電力制御量の演算を行うため、効率的に演算でき、演算負荷を低減することができる。
実施の形態１における送配電系統全体の構成の一例を示す図である。 実施の形態１における電力制御システムの構成の一例を示すブロック図である。 実施の形態１から３における縮約制御電力量範囲の演算方法の一例を示す概略図である。 実施の形態１から３における分散型エネルギーリソースの構成の一例を示すブロック図である。 実施の形態１における電力制御システムの動作の一例を示すフローチャートである。 実施の形態１から３における配電系統縮約部の動作の一例を示すフローチャートである。 実施の形態２における送配電系統全体の構成の一例を示す図である。 実施の形態２における電力制御システムの構成の一例を示すブロック図である。 実施の形態２における電力制御システムの動作の一例を示すフローチャートである。 実施の形態３における送配電系統全体の構成の一例を示す図である。 実施の形態３における電力制御システムおよび給電指令システムの構成の一例を示すブロック図である。 実施の形態３における電力制御システムの動作の一例を示すフローチャートである。 実施の形態３における給電指令システムの動作の一例を示すフローチャートである。 実施の形態１から３における電力制御システムおよび給電指令システムのハードウェア構成を示す図である。
実施の形態１．
　図１は、実施の形態１における送配電系統全体の構成の一例を示す図である。図１に示すように、送配電系統は、火力発電所などの大規模発電設備１と、送電系統２と、送電系統２の電圧を制御する電圧・無効電力制御装置３ａ，３ｂと、配電用変電所に連系される変電所ＬＲＴ（Ｌｏａｄ　Ｒａｔｉｏ－Ｃｏｎｔｒｏｌ　Ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ）４と、配電系統５と、電力制御システム１０とにより構成される。
　大規模発電設備１は、有効電力および無効電力を送電系統２に供給する。電圧・無効電力制御装置３ａ，３ｂは、変圧器で電圧を変圧するリアクトル・コンデンサを設けることによって、無効電力を供給して電圧を制御する。変電所ＬＲＴ４は、電圧を変圧することによって、配電系統５の送り出し電圧を制御する。
　配電系統５は、複数の配電線６ａ，６ｂと、配電線６ａ，６ｂに接続される需要家設備７ａ，７ｂ，７ｃ，７ｄとにより構成される。図１では、配電線６ａには需要家設備７ａ，７ｂが接続され、配電線６ｂには需要家設備７ｃ，７ｄが接続されているが、接続される数はこの数に限定されない。配電線６ａ，６ｂは、変電所ＬＲＴ４と接続される。以下、配電線６ａ，６ｂを区別せずに示す時は、配電線６と称する。
　需要家設備７ａは、負荷８ａと分散型エネルギーリソース９ａとを備える。分散型エネルギーリソース９ａは、有効電力および無効電力を出力することが可能なパワーコンディショナなどの電力制御器を有する。需要家設備７ｂ，７ｃ，７ｄも同様に、それぞれ負荷８ｂ，８ｃ，８ｄと分散型エネルギーリソース９ｂ，９ｃ，９ｄとを備える。以下、需要家設備７ａ，７ｂ，７ｃ，７ｄを区別せずに示す時は、需要家設備７と称する。また、負荷８ａ，８ｂ，８ｃ，８ｄを区別せずに示す時は、負荷８と称する。更に、分散型エネルギーリソース９ａ，９ｂ，９ｃ，９ｄを区別せずに示す時は、分散型エネルギーリソース９と称する。図１では、需要家設備７は負荷８と分散型エネルギーリソース９とを備えるが、負荷８または分散型エネルギーリソース９のいずれか一方のみを備えていてもよい。以下では、需要家設備７は少なくとも分散型エネルギーリソース９を備えるとする。
　電力制御システム１０は、各分散型エネルギーリソース９から、分散型エネルギーリソース９の有効電力量および無効電力量の制御範囲である制御電力量範囲を収集する。この制御電力量範囲は、各々の分散型エネルギーリソース９における範囲である。図１の場合、制御電力量範囲は、分散型エネルギーリソース９ａ，９ｂ，９ｃ，９ｄのそれぞれにおける範囲である。電力制御システム１０は、制御電力量範囲を用いて、各分散型エネルギーリソース９が制御する有効電力量と無効電力量とを合わせた電力制御量を演算し、電力制御量を各分散型エネルギーリソース９に送信する。電力制御システム１０は、分散型エネルギーリソース９とは通信ネットワークによって接続されている。通信ネットワークは、インターネットであってもよく、専用のネットワークであってもよく、これら両者を用いたネットワークであってもよい。
　図２は、実施の形態１における電力制御システム１０の構成の一例を示すブロック図である。電力制御システム１０は、通信部１０１と、制御電力量範囲収集部１０２と、配電系統縮約部１０３と、予測部１０４と、縮約電力量演算部１０５と、電力制御量演算部１０６とを備える。
　通信部１０１は、分散型エネルギーリソース９内の通信部９１１と通信を行う。通信部１０１は、分散型エネルギーリソース９から送信された制御電力量範囲を受信し、電力制御量演算部１０６が演算した電力制御量を分散型エネルギーリソース９へ送信する。
　制御電力量範囲収集部１０２は、通信部１０１を介して、配電系統５に接続された分散型エネルギーリソース９の制御電力量範囲を収集する。
　配電系統縮約部１０３は、制御電力量範囲収集部１０２が収集した制御電力量範囲を用いて、分散型エネルギーリソース９を含む配電系統５を送電系統２地点へ縮約して縮約配電系統とする。配電系統縮約部１０３は、配電系統５の運用制約（配電系統５における電圧の上下限値、および制御電力量範囲収集部１０２が収集した制御電力量範囲など）を満たすように配電系統５を送電系統２地点へ縮約する。これは、配電系統５に連系されている分散型エネルギーリソース９を変電所ＬＲＴ４の一次側に縮約することに相当する。そして、配電系統縮約部１０３は、縮約配電系統の有効電力量および無効電力量の制御範囲である縮約制御電力量範囲Ｓ２を演算する。なお、縮約とは、配電系統５を１つの有効電力および無効電力のリソースに変換して縮約配電系統とすることであるが、縮約制御電力量範囲を演算するのも含まれる場合がある。ここでは、縮約制御電力量範囲を演算するのは縮約に含まれないものとする。
　図３は、実施の形態１における縮約制御電力量範囲Ｓ２の演算方法の一例を示す概略図である。横軸は変電所ＬＲＴ４の一次側の有効電力潮流、縦軸は変電所ＬＲＴ４の一次側の無効電力潮流である。配電系統縮約部１０３は、有効電力潮流または無効電力潮流のうち一方を固定値とし、他方を目的関数とする。例えば、無効電力潮流を固定値とし、有効電力潮流を目的関数とする。そして、分散型エネルギーリソース９の制御電力量を変数、配電系統５の運用制約を制約条件として、目的関数を最大にする解を計算する。その後、目的関数を最小にする解を計算する。この目的関数の最大値および最大値が、所定の無効電力潮流における有効電力潮流の範囲となる。無効電力潮流を変更しながら、これらの処理を行うことで、有効電力潮流および無効電力潮流の範囲Ｓ１を演算する。後の縮約電力量演算部１０５が行う最適化計算を簡単にするために、範囲Ｓ１を長方形近似して縮約制御電力量範囲Ｓ２とする。あるいは、長方形近似に限定されず、多角形近似、円近似、あるいは楕円近似などでもよい。なお、目的関数を最大あるいは最小にする際の変数および制約条件は、上記に限定されない。一例として、変数は縮約配電系統の有効電力および無効電力などであってもよいし、制約条件は配電系統５における電流の上下限値などであってもよい。
　更に、配電系統縮約部１０３は、配電系統５の評価値である配電系統評価値を目的関数、分散型エネルギーリソース９の電力制御量を変数、配電系統の運用制約を制約条件として、配電系統評価値を最良とする有効電力潮流および無効電力潮流を縮約電力量候補Ｓ３として演算してもよい。縮約電力量候補Ｓ３は、縮約制御電力量範囲内Ｓ２に含まれる。ここで、配電系統評価値は、例えば電圧逸脱量、電流逸脱量、変電所ＬＲＴ４の一次側の無効電力潮流、配電損失、電圧降下量、電圧上昇量、電圧尤度、電流尤度、無効電力制御余裕量、変電所ＬＲＴ４のタップの制御余裕量、配電線６の途中に設けられたＳＶＲ（Ｓｔｅｐ　Ｖｏｌｌｔａｇｅ　Ｒｅｇｕｌａｔｏｒ）のタップの制御余裕量、力率、不平衡率、電圧制約違反ペナルティ、および電流制約違反ペナルティのうちの少なくとも１つ、またはこれらの重み和であってもよい。また、配電系統評価値を最良にする際の変数は、分散型エネルギーリソース９の電力制御量に加え、ＬＲＴタップ位置またはＳＶＲタップ位置でもよい。
　図２に戻り、予測部１０４は、送電系統２に接続された図示しない負荷の需要を予測して送電予測負荷とする。また、予測部１０４は、配電系統５に接続された負荷８の需要、および分散型エネルギーリソース９の発電量を予測し、それぞれ配電予測負荷および配電予測発電量とする。送電予測負荷は、各負荷単位であってもよく、複数の負荷の総量であってもよい。また、配電予測負荷および配電予測発電量は、各負荷８単位および各分散型エネルギーリソース９単位であってもよく、複数の負荷８および複数の分散型エネルギーリソース９の総量であってもよい。予測部１０４が用いる予測手法は何であってもよく、例えば、図示しない記憶部が保存した需要プロファイルおよび発電プロファイルを用いた統計的な手法でもよい。あるいは、電力制御システム１０外の図示しないシステムから受信した天候予測および気象予測などに関するデータに基づいて予測した手法でもよい。
　縮約電力量演算部１０５は、少なくとも送電系統２の状態の評価を示す送電系統評価値に基づいて、配電系統縮約部１０３が演算した縮約制御電力量範囲を満たすように縮約配電系統の有効電力量と無効電力量とを合わせた縮約電力量を演算する。あるいは、縮約電力量演算部１０５は、予測部１０４からの送電予測負荷と、送電系統評価値とに基づいて、縮約制御電力量範囲を満たすように縮約電力量を演算する。具体的には、縮約電力量演算部１０５は、送電系統評価値を目的関数、縮約電力量を変数、送電系統２の運用制約（送電系統２における電圧の上下限値、および配電系統縮約部１０３が演算した縮約制御電力量範囲Ｓ２など）を制約条件として、送電系統評価値を最良とする縮約電力量を演算する。ここで、送電系統評価値は、例えば電圧逸脱量、電流逸脱量、送電損失、定態安定度、電圧尤度、電流尤度、無効電力制御余裕量、変圧器タップの制御余裕量、電圧制約違反ペナルティ、および電流制約違反ペナルティのうちの少なくとも１つ、またはこれらの重み和であってもよい。配電系統縮約部１０３が縮約電力量候補Ｓ３を演算した場合、送電系統評価値は縮約電力量候補Ｓ３を含んでもよい。これにより、配電系統５の状態を維持しつつ、縮約電力量を演算することができる。また、送電系統評価値を最良にする際の変数は、縮約電力量に加え、ＶＱＣ（Ｖｏｌｔａｇｅ　Ｒｅａｃｔｉｖｅ　Ｐｏｗｅｒ　Ｃｏｎｔｒｏｌ　Ｓｙｓｔｅｍ）装置の無効電力の投入量、変圧器タップ位置、発電機の有効電力出力、発電機の無効電力出力、および発電機の端子電圧でもよい。
　電力制御量演算部１０６は、少なくとも縮約電力量演算部１０５が演算した縮約電力量と、配電系統評価値とに基づいて、分散型エネルギーリソース９の電力制御量を演算する。あるいは、電力制御量演算部１０６は、予測部１０４からの配電予測負荷および配電予測発電量と、縮約電力量および配電系統評価値とに基づいて、電力制御量を演算する。具体的には、電力制御量演算部１０６は、縮約電力量における有効電力と配電系統５の有効電力潮流との差が第１の所定量以下、かつ縮約電力量における無効電力と配電系統５の無効電力潮流との差が第２の所定量以下となるよう、電力制御量を演算する。この時、電力制御量演算部は、配電系統縮約部１０３が縮約電力量候補Ｓ３を演算したのと同様の方法、すなわち配電系統評価値を最良にする電力制御量を演算する。ここで、第１の所定量および第２の所定量は、送電系統評価値が悪化しない程度の量である。これにより、送電系統２の状態を維持しつつ、電力制御量を演算することができる。電力制御量演算部１０６は、通信部１０１を介して、電力制御量を分散型エネルギーリソース９へ送信する。
　図４は、実施の形態１における分散型エネルギーリソース９の構成の一例を示すブロック図である。図４に示すように、分散型エネルギーリソース９は、電力制御装置９１と分散型エネルギー装置９２とを備える。更に、電力制御装置９１は、通信部９１１と、電力制御部９１２と、制御電力量範囲算出部９１３と、記憶部９１４とを備える。
　通信部９１１は、電力制御システム１０に対し一定周期、一定期間の制御電力量範囲を送信し、電力制御システム１０から一定周期、一定期間の電力制御量を受信する。ここで一定周期および一定期間の組み合わせは、任意の組み合わせであってもよく、例えば３０分毎に２４時間分であってもよく、５分毎に１時間分であってもよい。また、一定周期でなくてもよい。
　電力制御部９１２は、通信部９１１が受信した電力制御量を指定された時間に出力するように、分散型エネルギー装置９２を制御する。あるいは、電力制御部９１２は、記憶部９１４が通信部９１１を介して電力制御システム１０から受信して記憶している電力制御スケジュールを参照して、そのスケジュール通りに分散型エネルギー装置９２を制御する。なお、電力制御部９１２は、電力制御量を記憶部９１４に記憶してもよい。
　制御電力量範囲算出部９１３は、制御電力量範囲を算出し、通信部９１１を介して電力制御システム１０へ送信する。なお、制御電力量範囲算出部９１３は、電力制御システム１０から送信依頼があった時に、制御電力量範囲を算出し、電力制御システム１０へ送信してもよい。あるいは、制御電力量範囲算出部９１３は、記憶部９１４によって予め記憶された一定期間の制御電力量範囲を任意のタイミングで電力制御システム１０へ送信してもよい。
　分散型エネルギー装置９２は、例えば、蓄電池、太陽光発電、および電気自動車などといったエネルギー装置であって、これらに限定されない。エネルギー装置は、パワーコンディショナまたはインバータを介して配電系統と連系される装置である。なお、電力制御装置９１は、パワーコンディショナまたはインバータに内蔵されていてもよく、ＨＥＭＳ（Ｈｏｍｅ　Ｅｎｅｒｇｙ　Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ　Ｓｙｓｔｅｍ）、ＢＥＭＳ（Ｂｕｉｌｄｉｎｇ　Ｅｎｅｒｇｙ　Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ　Ｓｙｓｔｅｍ）、およびＦＥＭＳ（Ｆａｃｔｏｒｙ　Ｅｎｅｒｇｙ　Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ　Ｓｙｓｔｅｍ）などのエネルギー管理システムに内蔵されていてもよく、電力制御装置９１が備える一部の機能がパワーコンディショナまたはインバータに内蔵され、残りの機能がエネルギー管理システムに内蔵されていてもよい。
　図５は、実施の形態１における電力制御システム１０の動作の一例を示すフローチャートである。すなわち、図５は、実施の形態１における電力制御方法の一例を示すフローチャートである。
　図５に示すように、図示しない手段により電力制御システム１０の動作が開始されると、制御電力量範囲収集部１０２は、分散型エネルギーリソース９の制御電力量範囲を収集する（ステップＳＴ１）。
　予測部１０４は、送電系統２に接続された負荷の需要を予測して送電予測負荷とする。また、予測部１０４は、配電系統５に接続された負荷８の需要および分散型エネルギーリソース９の発電量を予測し、それぞれ配電予測負荷および配電予測発電量とする（ステップＳＴ２）。
　配電系統縮約部１０３は、制御電力量範囲収集部１０２が収集した制御電力量範囲を用いて、分散型エネルギーリソース９を含む配電系統５を送電系統２地点へ縮約して縮約配電系統とする（ステップＳＴ３）。ステップＳＴ３の処理については、後に図６を用いて詳細に説明する。
　縮約電力量演算部１０５は、少なくとも送電系統評価値に基づいて、配電系統縮約部１０３が演算した縮約制御電力量範囲を満たすように縮約配電系統の縮約電力量を演算する。あるいは、縮約電力量演算部１０５は、予測部１０４が予測した送電予測負荷と、送電系統評価値とに基づいて、縮約制御電力量範囲を満たすように縮約電力量を演算する（ステップＳＴ４）。
　電力制御量演算部１０６は、少なくとも縮約電力量演算部１０５が演算した縮約電力量と、配電系統評価値とに基づいて、分散型エネルギーリソース９の電力制御量を演算する。あるいは、電力制御量演算部１０６は、予測部１０４が予測した配電予測負荷および配電予測発電量と、縮約電力量および配電系統評価値とに基づいて、電力制御量を演算する（ステップＳＴ５）。
　通信部１０１は、電力制御量演算部１０６が演算した電力制御量を分散型エネルギーリソース９へ送信する（ステップＳＴ６）。
　図示しない手段により、電力制御システム１０の動作が終了する。なお、図５の処理は、一定周期で繰り返し実行される。ここで一定周期は、任意の値であってよく、例えば３０分あるいは５分などである。また、図５の処理は、一定周期で実行されなくてもよい。
　図６は、実施の形態１における配電系統縮約部１０３の動作の一例を示すフローチャートである。すなわち、図６は、図５のステップＳＴ３の処理の詳細を示すフローチャートであり、図３の縮約制御電力量範囲の演算方法の一例を示すフローチャートである。
　図６に示すように、配電系統縮約部１０３により配電系統の縮約処理が開始されると、配電系統縮約部１０３は、無効電力潮流を初期値に設定する（ステップＳＴ３１）。すなわち、縮約電力量演算部１０５は、無効電力潮流を初期値として固定する。
　配電系統縮約部１０３は、有効電力潮流を目的関数、分散型エネルギーリソース９の制御電力量を変数、配電系統５の運用制約を制約条件とする。そして、配電系統縮約部１０３は、目的関数を最大にする最適化計算を実施する（ステップＳＴ３２）。
　配電系統縮約部１０３は、目的関数を最小にする最適化計算を実施する（ステップＳＴ３３）。
　配電系統縮約部１０３は、最適化計算を継続するか否かを判定する（ステップＳＴ３４）。ステップＳＴ３４の判定は、例えば無効電力潮流を十分に変更したか否かの判定であってもよい。あるいは、ステップＳＴ３２およびステップＳＴ３３の最適化計算における解が存在するか否かの判定であってもよい。前者の場合、無効電力潮流を十分に変更した場合は、配電系統縮約部１０３は、これ以上最適化計算を行う必要が無いと判断し、ステップＳＴ３４の判定を「Ｎｏ」とする。そうでなければ、配電系統縮約部１０３は、ステップＳＴ３４の判定を「Ｙｅｓ」とする。後者の場合、最適化計算における解が存在しない場合は、配電系統縮約部１０３は、これ以上最適化計算を行っても解が得られないと判断し、ステップＳＴ３４の判定を「Ｎｏ」とする。そうでなければ、配電系統縮約部１０３は、ステップＳＴ３４の判定を「Ｙｅｓ」とする。
　ステップＳＴ３４の判定が「Ｙｅｓ」の場合は、処理はステップＳＴ３５に進む。ステップＳＴ３４の判定が「Ｎｏ」の場合は、処理はステップＳＴ３６に進む。
　ステップＳＴ３４の判定が「Ｙｅｓ」の場合、配電系統縮約部１０３は、無効電力潮流を変更する（ステップＳＴ３５）。すなわち、配電系統縮約部１０３は、ステップＳＴ３１で設定した無効電力潮流とは別の無効電力潮流、あるいは前回ステップＳＴ３５で設定した無効電力潮流とは別の無効電力潮流で、最適化計算を実施する。ステップＳＴ３５の処理が実施された後は、ステップＳＴ３２に戻り、最適化計算が実施される。
　ステップＳＴ３４の判定が「Ｎｏ」の場合、配電系統縮約部１０３は、ステップＳＴ３２およびステップＳＴ３３の最適化計算によって得られた有効電力潮流および無効電力潮流の範囲Ｓ１を近似する（ステップＳＴ３６）。一例として、範囲Ｓ１を長方形近似し、近似して得られた範囲を縮約制御電力量範囲Ｓ２とする。そして、配電系統縮約部１０３は、配電系統の縮約処理を終了する。
　以上で説明した実施の形態１によれば、配電系統５を送電系統２地点へ縮約して縮約配電系統とし、縮約配電系統と送電系統２とを考慮した電力制御量の演算を行うため、配電系統評価値と送電系統評価値とを良好に維持しつつ、演算負荷を低減することができる。
実施の形態２．
　図７は、実施の形態２における送配電系統全体の構成の一例を示す図である。図７に示すように、送配電系統は、大規模発電設備１と、送電系統２と、電圧・無効電力制御装置３ａ，３ｂと、変電所ＬＲＴ４と、配電系統５と、電力制御システム１０ａと、計測装置１１ａ，１１ｂ，１１ｃ，１１ｄ，１１ｅとにより構成される。図７は、送配電系統が電力制御システム１０の代わりに電力制御システム１０ａを備える点、および計測装置１１ａ，１１ｂ，１１ｃ，１１ｄ，１１ｅを備える点で、図１とは異なる。電力制御システム１０ａおよび計測装置１１ａ，１１ｂ，１１ｃ，１１ｄ，１１ｅ以外は、図１に示すものと同じであるため、説明を省略する。
　計測装置１１ａ，１１ｂは、送電系統２に設置され、送電系統２の状態量を計測する。また、計測装置１１ｃ，１１ｄ，１１ｅは、配電系統５に設置され、配電系統５の状態量を計測する。ここで状態量とは、例えば線間電圧、相電圧、線路電流、力率、有効電力潮流および無効電力潮流などである。すなわち、状態量は、送電系統２および配電系統５の電圧、電流、有効電力潮流および無効電力潮流を含む。なお、図７では、計測装置１１ａ，１１ｂは送電系統２に設置され、計測装置１１ｃ，１１ｄ，１１ｅは配電系統５に設置されているが、設置される数はこれに限定されない。以下、計測装置１１ａ，１１ｂ，１１ｃ，１１ｄ，１１ｅを区別せずに示す時は、計測装置１１と称する。
　電力制御システム１０ａは、分散型エネルギーリソース９から、分散型エネルギーリソース９の有効電力量および無効電力量の制御範囲である制御電力量範囲を収集する。電力制御システム１０ａは、計測装置１１から、送電系統２および配電系統５の状態量を収集する。電力制御システム１０ａは、制御電力量範囲と状態量とを用いて、分散型エネルギーリソース９が制御する有効電力量と無効電力量とを合わせた電力制御量を演算し、電力制御量を分散型エネルギーリソース９に送信する。なお、電力制御システム１０ａと計測装置１１とは、通信ネットワークによって接続されている。通信ネットワークは、インターネットであってもよく、専用のネットワークであってもよく、これら両者を用いたネットワークであってもよい。
　図８は、実施の形態２における電力制御システム１０ａの構成の一例を示すブロック図である。電力制御システム１０ａは、通信部１０１と、制御電力量範囲収集部１０２と、配電系統縮約部１０３と、縮約電力量演算部１０５ａと、電力制御量演算部１０６ａと、計測情報収集部１０７とを備える。図８は、電力制御システム１０ａが予測部１０４の代わりに計測情報収集部１０７を備える点、縮約電力量演算部１０５の代わりに縮約電力量演算部１０５ａを備える点、および電力制御量演算部１０６の代わりに電力制御量演算部１０６ａを備える点で、図２とは異なる。計測情報収集部１０７、縮約電力量演算部１０５ａおよび電力制御量演算部１０６ａ以外は、図２に示すものと同じであるため、説明を省略する。
　計測情報収集部１０７は、送電系統２の状態量、すなわち送電系統２における電圧、電流、有効電力潮流および無効電力潮流を含む送電計測情報を収集する。また、計測情報収集部１０７は、配電系統５の状態量、すなわち配電系統５における電圧、電流、有効電力潮流および無効電力潮流を含む配電計測情報を収集する。計測情報収集部１０７は、送電計測情報を縮約電力量演算部１０５ａに出力し、配電計測情報を電力制御量演算部１０６ａに出力する。
　縮約電力量演算部１０５ａは、計測情報収集部１０７からの送電計測情報を用いて送電系統２の状態の評価を示す送電系統評価値を算出し、送電系統評価値に基づいて、縮約配電系統の有効電力量と無効電力量とを合わせた縮約電力量を演算する。具体的には、縮約電力量演算部１０５ａは、送電系統２の送電計測情報を用いて送電系統評価値を算出し、送電系統評価値を最良とする縮約電力量を演算する。
　電力制御量演算部１０６ａは、計測情報収集部１０７からの配電計測情報を用いて配電系統５の状態の評価を示す配電系統評価値を算出し、配電系統評価値に基づいて、電力制御量を演算する。具体的には、電力制御量演算部１０６ａは、配電系統５の配電計測情報を用いて配電系統評価値を算出し、配電系統評価値を最良とする電力制御量を演算する。電力制御量演算部１０６ａは、通信部１０１を介して、電力制御量を分散型エネルギーリソース９へ送信する。
　図９は、実施の形態２における電力制御システム１０ａの動作の一例を示すフローチャートである。すなわち、図９は、実施の形態２における電力制御方法の一例を示すフローチャートである。図９におけるステップＳＴ１、ステップＳＴ３およびステップＳＴ６は、図５におけるステップＳＴ１、ステップＳＴ３およびステップＳＴ６と同じであるため、説明を省略する。
　計測情報収集部１０７は、送電系統２の状態量、すなわち送電系統２における電圧、電流、有効電力潮流および無効電力潮流を含む送電計測情報を収集する。また、計測情報収集部１０７は、配電系統５の状態量、すなわち配電系統５における電圧、電流、有効電力潮流および無効電力潮流を含む配電計測情報を収集する（ステップＳＴ７）。
　縮約電力量演算部１０５ａは、計測情報収集部１０７が収集した送電計測情報を用いて送電系統評価値を算出し、送電系統評価値に基づいて、配電系統縮約部１０３が演算した縮約制御電力量範囲を満たすように縮約配電系統の縮約電力量を演算する（ステップＳＴ８）。
　電力制御量演算部１０６ａは、計測情報収集部１０７が収集した配電計測情報を用いて配電系統評価値を算出し、縮約電力量と配電系統評価値とに基づいて、電力制御量を演算する（ステップＳＴ９）。
　図９の処理は、一定周期で繰り返し実行される。ここで一定周期は、任意の値であってよく、例えば３０分あるいは５分などである。また、図９の処理は、一定周期で実行されなくてもよい。
　以上で説明した実施の形態２によれば、計測情報収集部１０７が送電系統２および配電系統５の計測情報を収集するため、送電系統評価値および配電系統評価値をリアルタイムに把握することができ、結果として分散型エネルギーリソース９をリアルタイムに制御することができる。
実施の形態３．
　図１０は、実施の形態３における送配電系統全体の構成の一例を示す図である。図１０に示すように、送配電系統は、大規模発電設備１と、送電系統２と、電圧・無効電力制御装置３ａ，３ｂと、変電所ＬＲＴ４と、配電系統５と、電力制御システム１０ｂと、給電指令システム１２とにより構成される。図１０は、送配電系統が電力制御システム１０の代わりに電力制御システム１０ｂを備える点、および給電指令システム１２を備える点で、図１とは異なる。電力制御システム１０ｂおよび給電指令システム１２以外は、図１に示すものと同じであるため、説明を省略する。
　給電指令システム１２は、一般的に、送電系統２に設置される大規模発電設備１および電圧・無効電力制御装置３ａ，３ｂの無効電力制御量を決定し、これらに対して制御を行う。給電指令システム１２は、これに限定されず、実施の形態１および２における電力制御システム１０，１０ａの一部の処理を実行してもよい。具体的には、給電指令システム１２は、縮約電力量演算部１０５，１０５ａが行う処理、すなわち送電系統評価値に基づく縮約電力量の演算を代わりに行う。なお、給電指令システム１２は、縮約電力量演算部１０５，１０５ａが行う処理だけでなく、電力制御システム１０，１０ａの他の処理も実行してよい。ここでは、給電指令システム１２は、実施の形態１および２における縮約電力量演算部１０５，１０５ａが行う処理を行うものとする。給電指令システム１２は、送配電事業者が保有している。
　電力制御システム１０ｂは、分散型エネルギーリソース９から、分散型エネルギーリソース９の有効電力量および無効電力量の制御範囲である制御電力量範囲を収集する。電力制御システム１０ｂは、制御電力量範囲を用いて演算した縮約配電系統の有効電力量および無効電力量の制御範囲である縮約制御電力量範囲を給電指令システム１２に対し送信する。電力制御システム１０ｂは、縮約制御電力量範囲を用いて給電指令システム１２が演算した縮約配電系統の縮約電力量を受信する。電力制御システム１０ｂは、縮約電力量を用いて、分散型エネルギーリソース９が制御する有効電力量と無効電力量とを合わせた電力制御量を演算し、電力制御量を分散型エネルギーリソース９に送信する。
　電力制御システム１０ｂと給電指令システム１２とは、通信ネットワークによって接続されている。通信ネットワークは、インターネットであってもよく、専用のネットワークであってもよく、これら両者を用いたネットワークであってもよい。
　図１１は、実施の形態３における電力制御システム１０ｂおよび給電指令システム１２の構成の一例を示すブロック図である。電力制御システム１０ｂは、通信部１０１ｂと、制御電力量範囲収集部１０２と、配電系統縮約部１０３ｂと、予測部１０４ｂと、電力制御量演算部１０６ｂとを備える。また、給電指令システム１２は、通信部１２１と、配電系統縮約収集部１２２と、縮約電力量演算部１２３とを備える。図１１の電力制御システム１０ｂは、通信部１０１の代わりに通信部１０１ｂを備える点、配電系統縮約部１０３の代わりに配電系統縮約部１０３ｂを備える点、予測部１０４の代わりに予測部１０４ｂを備える点、および電力制御量演算部１０６の代わりに電力制御量演算部１０６ｂを備える点で、図２の電力制御システム１０とは異なる。また、図１１の電力制御システム１０ｂは、縮約電力量演算部１０５を備えない点で、図２の電力制御システム１０とは異なる。通信部１０１ｂ、配電系統縮約部１０３ｂ、予測部１０４ｂおよび電力制御量演算部１０６ｂ以外は、図２に示すものと同じであるため、説明を省略する。
　通信部１０１ｂは、分散型エネルギーリソース９内の通信部９１１および給電指令システム１２内の通信部１２１と通信を行う。具体的には、通信部１０１ｂは、分散型エネルギーリソース９から送信された制御電力量範囲を受信し、電力制御量演算部１０６ｂが演算した電力制御量を分散型エネルギーリソース９へ送信する。また、通信部１０１ｂは、配電系統縮約部１０３ｂが演算した縮約制御電力量範囲を給電指令システム１２へ送信し、給電指令システム１２から送信された縮約電力量を受信する。
　配電系統縮約部１０３ｂは、制御電力量範囲収集部１０２が収集した制御電力量範囲を用いて、分散型エネルギーリソース９を含む配電系統５を送電系統２地点へ縮約して縮約配電系統とする。そして、配電系統縮約部１０３ｂは、縮約配電系統の有効電力量および無効電力量の制御範囲である縮約制御電力量範囲Ｓ２を演算する。配電系統縮約部１０３ｂは、通信部１０１ｂを介して、給電指令システム１２内の配電系統縮約収集部１２２に対し縮約制御電力量範囲Ｓ２を送信する。
　予測部１０４ｂは、送電系統２に接続された負荷の需要を予測して送電予測負荷とする。また、予測部１０４ｂは、配電系統５に接続された負荷８の需要、および分散型エネルギーリソース９の発電量を予測し、それぞれ配電予測負荷および配電予測発電量とする。予測部１０４ｂは、通信部１０１ｂを介して、給電指令システム１２内の縮約電力量演算部１２３に対し送電予測負荷を送信する。また、予測部１０４ｂは、電力制御量演算部１０６ｂに対し配電予測負荷および配電予測発電量を出力する。
　電力制御量演算部１０６ｂは、少なくとも縮約制御電力量範囲および送電系統２の状態の評価を示す送電系統評価値に基づいて演算され縮約配電系統の有効電力量と無効電力量とを合わせた縮約電力量と、配電系統５の状態の評価を示す配電系統評価値とに基づいて、分散型エネルギーリソース９が制御する有効電力量と無効電力量とを合わせた電力制御量を演算する。すなわち、電力制御量演算部１０６ｂは、少なくとも給電指令システム１２内の縮約電力量演算部１２３が演算した縮約電力量と、配電系統評価値とに基づいて、電力制御量を演算する。あるいは、電力制御量演算部１０６ｂは、予測部１０４ｂからの配電予測負荷および配電予測発電量と、縮約電力量および配電系統評価値とに基づいて、電力制御量を演算する。電力制御量演算部１０６ｂは、通信部１０１ｂを介して、電力制御量を分散型エネルギーリソース９へ送信する。
　通信部１２１は、電力制御システム１０ｂ内の通信部１０１ｂと通信を行う。具体的には、通信部１２１は、配電系統縮約部１０３ｂが演算した縮約制御電力量範囲を受信し、縮約電力量演算部１２３が演算した縮約電力量を送信する。
　配電系統縮約収集部１２２は、通信部１２１を介して、電力制御システム１０ｂ内の配電系統縮約部１０３ｂから縮約制御電力量範囲を収集する。
　縮約電力量演算部１２３は、少なくとも送電系統評価値に基づいて、配電系統縮約部１０３ｂが演算した縮約制御電力量範囲を満たすように縮約配電系統の縮約電力量を演算する。あるいは、縮約電力量演算部１０５は、予測部１０４からの送電予測負荷と、送電系統評価値とに基づいて、縮約制御電力量範囲を満たすように縮約電力量を演算する。縮約電力量演算部１２３は、通信部１２１を介して、電力制御システム１０ｂ内の電力制御量演算部１０６ｂに対し縮約電力量を送信する。
　図１１において、予測部１０４ｂの代わりに、実施の形態２における計測情報収集部１０７を備えていてもよい。この場合、図１０において、送配電系統は、大規模発電設備１と、送電系統２と、電圧・無効電力制御装置３ａ，３ｂと、変電所ＬＲＴ４と、配電系統と、電力制御システム１０ｂと、給電指令システム１２と、計測装置１１とにより構成される。
　図１２は、実施の形態３における電力制御システム１０ｂの動作の一例を示すフローチャートである。すなわち、図１２は、実施の形態３における電力制御方法の一例を示すフローチャートである。図１２におけるステップＳＴ１は、図５におけるステップＳＴ１と同じであるため、説明を省略する。
　予測部１０４ｂは、送電系統２に接続された負荷の需要を予測して送電予測負荷とする。また、予測部１０４ｂは、配電系統５に接続された負荷８の需要および分散型エネルギーリソース９の発電量を予測し、それぞれ配電予測負荷および配電予測発電量とする（ステップＳＴ１０）。
　配電系統縮約部１０３ｂは、制御電力量範囲収集部１０２が収集した制御電力量範囲を用いて、分散型エネルギーリソース９を含む配電系統５を送電系統２地点へ縮約して縮約配電系統とする（ステップＳＴ１１）。ステップＳＴ１１の処理の詳細は、図６に示すものと同じである。
　通信部１０１ｂは、少なくとも配電系統縮約部１０３ｂが演算した縮約制御電力量範囲を給電指令システム１２へ送信する。あるいは、通信部１０１ｂは、縮約制御電力量範囲、および予測部１０４ｂが予測した送電予測負荷を給電指令システム１２へ送信する（ステップＳＴ１２）。
　通信部１０１ｂは、給電指令システム１２から縮約電力量を受信する（ステップＳＴ１３）。
　電力制御量演算部１０６ｂは、少なくとも通信部１０１ｂが受信した縮約電力量と、配電系統評価値とに基づいて、分散型エネルギーリソース９の電力制御量を演算する。あるいは、電力制御量演算部１０６は、予測部１０４が予測した配電予測負荷および配電予測発電量と、縮約電力量および配電系統評価値とに基づいて、電力制御量を演算する（ステップＳＴ１４）。
　通信部１０１ｂは、電力制御量演算部１０６ｂが演算した電力制御量を分散型エネルギーリソース９へ送信する（ステップＳＴ１５）。
　図１３は、実施の形態３における給電指令システム１２の動作の一例を示すフローチャートである。
　図１３に示すように、図示しない手段により給電指令システム１２の動作が開始されると、配電系統縮約収集部１２２は、通信部１２１が受信した縮約制御電力量範囲を収集する（ステップＳＴ１６）。
　縮約電力量演算部１２３は、少なくとも送電系統評価値に基づいて、通信部１２１が受信した縮約制御電力量範囲を満たすように縮約配電系統の縮約電力量を演算する。あるいは、縮約電力量演算部１２３は、通信部１２１が受信した送電予測負荷と、送電系統評価値とに基づいて、縮約制御電力量範囲を満たすように縮約電力量を演算する（ステップＳＴ１７）。
　図示しない手段により、給電指令システム１２の動作が終了する。なお、ステップＳＴ１６およびステップＳＴ１７の処理は、図１２に示す電力制御システム１０ｂの動作と同期して行われる。
　以上で説明した実施の形態３によれば、縮約配電系統の縮約電力量の演算を給電指令システム１２が行うため、電力制御システム１０ｂの演算負荷を低減することができる。
　ここで、実施の形態１から３における電力制御システム１０，１０ａ，１０ｂおよび給電指令システム１２のハードウェア構成について説明する。電力制御システム１０，１０ａ，１０ｂおよび給電指令システム１２の各機能は、処理回路によって実現し得る。処理回路は、少なくとも１つのプロセッサと少なくとも１つのメモリとを備える。
　図１４は、実施の形態１から３における電力制御システム１０，１０ａ，１０ｂおよび給電指令システム１２のハードウェア構成を示す図である。電力制御システム１０，１０ａ，１０ｂおよび給電指令システム１２は、図１４（ａ）に示すプロセッサ１３およびメモリ１４によって実現することができる。プロセッサ１３は、例えばＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ　Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ　Ｕｎｉｔ、中央処理装置、処理装置、演算装置、マイクロプロセッサ、マイクロコンピュータ、プロセッサ、ＤＳＰ（Ｄｉｇｉｔａｌ　Ｓｉｇｎａｌ　Ｐｒｏｃｅｓｓｏｒ）ともいう）またはシステムＬＳＩ（Ｌａｒｇｅ　Ｓｃａｌｅ　Ｉｎｔｅｇｒａｔｉｏｎ）である。
　メモリ１４は、例えばＲＡＭ（Ｒａｎｄｏｍ　Ａｃｃｅｓｓ　Ｍｅｍｏｒｙ）、ＲＯＭ（Ｒｅａｄ　Ｏｎｌｙ　Ｍｅｍｏｒｙ）、フラッシュメモリ、ＥＰＲＯＭ（Ｅｒａｓａｂｌｅ　Ｐｒｏｇｒａｍｍａｂｌｅ　Ｒｅａｄ　Ｏｎｌｙ　Ｍｅｍｏｒｙ）、ＥＥＰＲＯＭ（登録商標）（Ｅｌｅｃｔｒｉｃａｌｌｙ　Ｅｒａｓａｂｌｅ　Ｐｒｏｇｒａｍｍａｂｌｅ　Ｒｅａｄ－Ｏｎｌｙ　Ｍｅｍｏｒｙ）などの不揮発性または揮発性の半導体メモリ、ＨＤＤ（Ｈａｒｄ　Ｄｉｓｋ　Ｄｒｉｖｅ）、磁気ディスク、フレキシブルディスク、光ディスク、コンパクトディスク、ミニディスク、またはＤＶＤ（Ｄｉｇｉｔａｌ　Ｖｅｒｓａｔｉｌｅ　Ｄｉｓｋ）などである。
　電力制御システム１０，１０ａ，１０ｂおよび給電指令システム１２の各部の機能は、ソフトウェアなど（ソフトウェア、ファームウェア、またはソフトウェアとファームウェア）により実現される。ソフトウェアなどはプログラムとして記述され、メモリ１４に格納される。プロセッサ１３は、メモリ１４で記憶されているプログラムを読み出して実行することにより、各部の機能を実現する。すなわち、このプログラムは、電力制御システム１０，１０ａ，１０ｂおよび給電指令システム１２の手順または方法をコンピュータに実行させるものであると言える。
　プロセッサ１３が実行するプログラムは、インストール可能な形式または実行可能な形式のファイルで、コンピュータが読み取り可能な記憶媒体に記憶されてコンピュータプログラムプロダクトとして提供されてもよい。また、プロセッサ１３が実行するプログラムは、インターネットなどのネットワーク経由で電力制御システム１０，１０ａ，１０ｂおよび給電指令システム１２に提供されてもよい。
　また、電力制御システム１０，１０ａ，１０ｂおよび給電指令システム１２は、図１４（ｂ）に示す専用の処理回路１５によって実現してもよい。処理回路１５が専用のハードウェアである場合、処理回路１５は、例えば単一回路、複合回路、プログラム化したプロセッサ、並列プログラム化したプロセッサ、ＡＳＩＣ（Ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ　Ｓｐｅｃｉｆｉｃ　Ｉｎｔｅｇｒａｔｅｄ　Ｃｉｒｃｕｉｔ）、ＦＰＧＡ（Ｆｉｅｌｄ－Ｐｒｏｇｒａｍｍａｂｌｅ　Ｇａｔｅ　Ａｒｒａｙ）、またはこれらを組み合わせたものなどが該当する。
　以上、電力制御システム１０，１０ａ，１０ｂおよび給電指令システム１２の各構成要素の機能が、ソフトウェアなど、またはハードウェアのいずれか一方で実現される構成について説明した。しかしこれに限ったものではなく、電力制御システム１０，１０ａ，１０ｂおよび給電指令システム１２の一部の構成要素をソフトウェアなどで実現し、別の一部を専用のハードウェアで実現する構成であってもよい。例えば、電力制御システム１０内の通信部１０１は専用のハードウェアで実現され、それ以外はソフトウェアなどで実現される。電力制御システム１０ａ内の通信部１０１は専用のハードウェアで実現され、それ以外はソフトウェアなどで実現される。電力制御システム１０ｂ内の通信部１０１ｂは専用のハードウェアで実現され、それ以外はソフトウェアなどで実現される。給電指令システム１２内の通信部１２１は専用のハードウェアで実現され、それ以外はソフトウェアなどで実現される。
　１　大規模発電設備、　２　送電系統、　３ａ，３ｂ　電圧・無効電力制御装置、　４　変電所ＬＲＴ、　５　配電系統、　６，６ａ，６ｂ　配電線、　７，７ａ，７ｂ，７ｃ，７ｄ　需要家設備、　８，８ａ，８ｂ，８ｃ，８ｄ　負荷、　９，９ａ，９ｂ，９ｃ，９ｄ　分散型エネルギーリソース、　９１　電力制御装置、　９１１　通信部、　９１２　電力制御部、　９１３　制御電力量範囲算出部、　９１４　記憶部、　９２　分散型エネルギー装置、　１０，１０ａ，１０ｂ　電力制御システム、　１０１，１０１ｂ　通信部、　１０２　制御電力量範囲収集部、　１０３，１０３ｂ　配電系統縮約部、　１０４，１０４ｂ　予測部、　１０５，１０５ａ　縮約電力量演算部、　１０６，１０６ａ，１０６ｂ　電力制御量演算部、　１１，１１ａ，１１ｂ，１１ｃ，１１ｄ，１１ｅ　計測装置、　１２　給電指令システム、　１２１　通信部、　１２２　配電系統縮約収集部、　１２３　縮約電力量演算部、　１３　プロセッサ、　１４　メモリ、　１５　処理回路、　Ｓ１　電力潮流の範囲、　Ｓ２　縮約制御電力量範囲、　Ｓ３　縮約電力量候補。

Claims (16)

  1. 　配電系統に接続された分散型エネルギーリソースの有効電力量および無効電力量の制御範囲である制御電力量範囲を収集する制御電力量範囲収集部と、
    　前記制御電力量範囲を用いて、前記分散型エネルギーリソースを含む前記配電系統を送電系統地点へ縮約して縮約配電系統とし、前記縮約配電系統の有効電力量および無効電力量の制御範囲である縮約制御電力量範囲を演算する配電系統縮約部と、
    　送電系統の状態の評価を示す送電系統評価値に基づいて、前記縮約制御電力量範囲を満たすように前記縮約配電系統の有効電力量と無効電力量とを合わせた縮約電力量を演算する縮約電力量演算部と、
    　前記縮約電力量と、前記配電系統の状態の評価を示す配電系統評価値とに基づいて、前記分散型エネルギーリソースが制御する有効電力量と無効電力量とを合わせた電力制御量を演算する電力制御量演算部と、
    　前記電力制御量を前記分散型エネルギーリソースに送信する通信部と、
    　を備える電力制御システム。
  2. 　配電系統に接続された分散型エネルギーリソースの有効電力量および無効電力量の制御範囲である制御電力量範囲を収集する制御電力量範囲収集部と、
    　前記制御電力量範囲を用いて、前記分散型エネルギーリソースを含む前記配電系統を送電系統地点へ縮約して縮約配電系統とし、前記縮約配電系統の有効電力量および無効電力量の制御範囲である縮約制御電力量範囲を演算する配電系統縮約部と、
    　前記縮約制御電力量範囲および送電系統の状態の評価を示す送電系統評価値に基づいて演算され前記縮約配電系統の有効電力量と無効電力量とを合わせた縮約電力量と、前記配電系統の状態の評価を示す配電系統評価値とに基づいて、前記分散型エネルギーリソースが制御する有効電力量と無効電力量とを合わせた電力制御量を演算する電力制御量演算部と、
    　前記電力制御量を前記分散型エネルギーリソースに送信する通信部と、
    　を備える電力制御システム。
  3. 　前記送電系統に接続された負荷の需要を予測して送電予測負荷とする予測部を更に備え、
    　前記縮約電力量演算部は、前記送電予測負荷を用いて、前記縮約電力量を演算する請求項１に記載の電力制御システム。
  4. 　前記送電系統に接続された負荷の需要を予測して送電予測負荷とする予測部を更に備え、
    　前記電力制御量演算部は、前記送電予測負荷を用いて演算された前記縮約電力量に基づいて、前記電力制御量を演算する請求項２に記載の電力制御システム。
  5. 　前記配電系統に接続された負荷の需要および前記分散型エネルギーリソースの発電量を予測し、それぞれ配電予測負荷および配電予測発電量とする予測部を更に備え、
    　前記電力制御量演算部は、前記配電予測負荷と前記配電予測発電量とを用いて、前記電力制御量を演算する請求項１に記載の電力制御システム。
  6. 　前記配電系統に接続された負荷の需要および前記分散型エネルギーリソースの発電量を予測し、それぞれ配電予測負荷および配電予測発電量とする予測部を更に備え、
    　前記電力制御量演算部は、前記配電予測負荷と前記配電予測発電量とを用いて、前記電力制御量を演算する請求項２に記載の電力制御システム。
  7. 　前記送電系統における電圧、電流、有効電力潮流および無効電力潮流を含む送電計測情報を収集する計測情報収集部を更に備え、
    　前記縮約電力量演算部は、前記送電計測情報を用いて前記送電系統評価値を算出し、前記送電系統評価値に基づいて前記縮約電力量を演算する請求項１に記載の電力制御システム。
  8. 　前記送電系統における電圧、電流、有効電力潮流および無効電力潮流を含む送電計測情報を収集する計測情報収集部を更に備え、
    　前記電力制御量演算部は、前記送電計測情報を用いて算出された前記送電系統評価値に基づいて演算された前記縮約電力量に基づいて、前記電力制御量を演算する請求項２に記載の電力制御システム。
  9. 　前記配電系統のそれぞれにおける電圧、電流、有効電力潮流および無効電力潮流を含む配電計測情報を収集する計測情報収集部を更に備え、
    　前記電力制御量演算部は、前記配電計測情報を用いて前記配電系統評価値を算出し、前記配電系統評価値に基づいて前記電力制御量を演算する請求項１に記載の電力制御システム。
  10. 　前記配電系統のそれぞれにおける電圧、電流、有効電力潮流および無効電力潮流を含む配電計測情報を収集する計測情報収集部を更に備え、
    　前記電力制御量演算部は、前記配電計測情報を用いて前記配電系統評価値を算出し、前記配電系統評価値に基づいて前記電力制御量を演算する請求項２に記載の電力制御システム。
  11. 　前記配電系統縮約部は、前記配電系統評価値を目的関数として前記縮約制御電力量範囲内の縮約電力量候補を演算し、
    　前記縮約電力量演算部は、前記縮約電力量候補を含む前記送電系統評価値に基づいて、前記縮約電力量を演算する請求項１、３、５、７または９のいずれか１項に記載の電力制御システム。
  12. 　前記配電系統縮約部は、前記配電系統の運用制約を満たすように前記配電系統を前記送電系統地点へ縮約する請求項１から１１のいずれか１項に記載の電力制御システム。
  13. 　前記電力制御量演算部は、前記縮約電力量における有効電力と前記配電系統の有効電力潮流との差が第１の所定量以下、かつ前記縮約電力量における無効電力と前記配電系統の無効電力潮流との差が第２の所定量以下となるよう、前記電力制御量を演算する請求項１から１２のいずれか１項に記載の電力制御システム。
  14. 　請求項２、４、６、８または１０のいずれか１項に記載の電力制御システムと通信を行う給電指令システムであって、
    　前記縮約制御電力量範囲を前記電力制御システムから収集する配電系統縮約収集部と、
    　前記縮約電力量を演算する縮約電力量演算部と、
    　を備える給電指令システム。
  15. 　配電系統に接続された分散型エネルギーリソースを制御する電力制御システムにおける電力制御方法であって、
    　前記分散型エネルギーリソースの有効電力量および無効電力量の制御範囲である制御電力量範囲を収集する工程と、
    　前記制御電力量範囲を用いて、前記分散型エネルギーリソースを含む前記配電系統を送電系統地点へ縮約して縮約配電系統とし、前記縮約配電系統の有効電力量および無効電力量の制御範囲である縮約制御電力量範囲を演算する工程と、
    　送電系統の状態の評価を示す送電系統評価値に基づいて、前記縮約制御電力量範囲を満たすように前記縮約配電系統の有効電力量と無効電力量とを合わせた縮約電力量を演算する工程と、
    　前記縮約電力量と、前記配電系統の状態の評価を示す配電系統評価値とに基づいて、前記分散型エネルギーリソースが制御する有効電力量と無効電力量とを合わせた電力制御量を演算する工程と、
    　前記電力制御量を前記分散型エネルギーリソースに送信する工程と、
    　を備える電力制御方法。
  16. 　配電系統に接続された分散型エネルギーリソースを制御する電力制御システムにおける電力制御方法であって、
    　前記分散型エネルギーリソースの有効電力量および無効電力量の制御範囲である制御電力量範囲を収集する工程と、
    　前記制御電力量範囲を用いて、前記分散型エネルギーリソースを含む前記配電系統を送電系統地点へ縮約して縮約配電系統とし、前記縮約配電系統の有効電力量および無効電力量の制御範囲である縮約制御電力量範囲を演算する工程と、
    　前記縮約制御電力量範囲および送電系統の状態の評価を示す送電系統評価値に基づいて演算され前記縮約配電系統の有効電力量と無効電力量とを合わせた縮約電力量と、前記配電系統の状態の評価を示す配電系統評価値とに基づいて、前記分散型エネルギーリソースが制御する有効電力量と無効電力量とを合わせた電力制御量を演算する工程と、
    　前記電力制御量を前記分散型エネルギーリソースに送信する工程と、
    　を備える電力制御方法。
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