WO2023218927A1 - 情報処理装置、情報処理方法、情報処理システム及びコンピュータプログラム - Google Patents

情報処理装置、情報処理方法、情報処理システム及びコンピュータプログラム Download PDF

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WO2023218927A1
WO2023218927A1 PCT/JP2023/016083 JP2023016083W WO2023218927A1 WO 2023218927 A1 WO2023218927 A1 WO 2023218927A1 JP 2023016083 W JP2023016083 W JP 2023016083W WO 2023218927 A1 WO2023218927 A1 WO 2023218927A1
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power
wiring
power generation
voltage
information processing
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PCT/JP2023/016083
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謙次 小野
琢史 吉田
遼子 畠山
涼平 百川
能弘 荻田
廣次 鳥羽
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株式会社 東芝
東芝エネルギーシステムズ株式会社
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    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
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    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • 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
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • 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
    • H02J3/46—Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers

Definitions

  • Embodiments of the present invention relate to an information processing device, an information processing method, an information processing system, and a computer program.
  • voltage control for the day can be carried out in advance by utilizing spot market transactions from the previous day in the power trading market, for example. Things to keep in mind are done.
  • This kind of voltage control is called advance type control.
  • proactive control if the predicted value of the amount of power generated on a given day by a variable distributed power source deviates from the predicted value, there may be a point in the power distribution network where the voltage deviates from the managed value (tolerable value). Attempting to compensate for this deviation after the fact with same-day control called ex-post control poses a problem that leads to increased costs.
  • Embodiments of the present invention provide an information processing device, an information processing method, an information processing system, and a computer program that enable robust voltage control with respect to prediction accuracy of power generation amount.
  • the information processing device includes a first wire that can control electric power in the power distribution system based on a predicted value of the power generation amount of at least one power generation device and a voltage of a first wiring in the power distribution system including the power generation device.
  • a processing unit is provided that determines a first control amount that is the control amount of the power in the two wirings.
  • FIG. 1 is a schematic diagram showing a general power transmission and distribution company system and a power distribution network according to a first embodiment.
  • FIG. 1 is a block diagram of a general power transmission and distribution company system according to a first embodiment.
  • FIG. 2 is a hardware block diagram of the voltage advance control device according to the first embodiment.
  • FIG. 2 is a functional block diagram of the voltage advance control device according to the first embodiment.
  • 5 is a flowchart of the entire process of the voltage advance control device according to the first embodiment. 5 is a flowchart of processing of the power flow calculation unit of the first embodiment. 5 is a flowchart of processing of the voltage sensitivity information generation section of the first embodiment. 5 is a flowchart of processing by an optimization unit according to the first embodiment.
  • FIG. 1 is a schematic diagram showing a general power transmission and distribution company system and a power distribution network according to a first embodiment.
  • FIG. 1 is a block diagram of a general power transmission and distribution company system according to a first embodiment.
  • FIG. 3 is a functional block diagram of a voltage advance control device according to a second embodiment. 7 is a flowchart of the entire process of the voltage advance control device according to the second embodiment.
  • FIG. 7 is a functional block diagram of a voltage advance control device according to a third embodiment. 7 is a flowchart of the entire process of the voltage advance control device according to the third embodiment.
  • This embodiment describes a series of systems (generation, transmission, transformation, distribution, and consumption) from generation to consumption of electric power, especially regarding the power distribution system (power distribution network), which is the system part after power distribution.
  • the power distribution system power distribution network
  • technology applicable to system operation operations especially voltage control.
  • the two types of voltage control are proactive control, which controls the voltage in advance by predicting that the voltage will deviate from the control range, and ex post control, which controls the voltage after detecting that the voltage has deviated from the control range. It is control.
  • This embodiment mainly relates to voltage advance control.
  • the present embodiment relates to a technique for controlling the voltage of each bus bar in advance so as not to deviate from a management range (tolerable range) during a certain future period (for example, a certain point in time or time period).
  • this embodiment uses the planned value (predicted value) of the power generation amount of the power generation equipment connected to the power distribution network and the planned value of the power consumption amount of the consumer equipment, and also uses the error information of the predicted value of the power generation amount. Taking into account, it is possible to pre-control the voltage of each busbar. This allows the voltage of each bus to be controlled with high precision so as not to deviate from the control range as much as possible even if the predicted value of the power generation amount is low in accuracy.
  • This embodiment is useful for performing voltage control in advance at each point in the power distribution network through power market trading or relative power trading from the previous day to a target point in time on the current day.
  • FIG. 1 shows a general power transmission and distribution company system 10 according to the present embodiment and a power distribution network (power distribution system) that connects a distribution substation 1 to end power equipment (customer equipment 9 and power generation equipment 7). .
  • the combination of the general power transmission and distribution company system 10 and the power device corresponds to the information processing system according to this embodiment.
  • the power distribution substation 1 is connected to the power distribution network. Electric power from the distribution substation 1 flows through a high voltage line 2 (e.g. 6.6 kV), and is passed through a high voltage bus 3, a high voltage bus pole transformer 4, a low voltage line 5 (e.g. 100V/200V), and a low voltage bus 6. While branching, it is supplied to consumer facilities 9 such as a medium-sized factory 9a, a small-scale factory 9b, and a residence 9c.
  • the consumer equipment 9 is an example of a power device that consumes power.
  • a bus line is a line that receives current from a power transmission line (wiring) and distributes it to one or more other power transmission lines, and includes various circuits for realizing its functions.
  • power generation equipment (power generation device) 7 such as solar power generation 7a and wind power generation 7b is interconnected or connected to the power distribution network, and power is supplied from the power generation equipment 7 to the power distribution network.
  • power generation equipment 7 other examples of power generation equipment such as hydroelectric power generation or geothermal power generation are also possible.
  • the power generation equipment 7 is a variable distributed power source, such as solar power generation, whose output fluctuates depending on the climate and whose output fluctuations are uncertain.
  • the power generation equipment 7 is an example of a power device that generates and discharges (outputs) power.
  • a storage battery is an example of a power device that discharges (outputs) power.
  • a VPP (Virtual Power Plant) operator 13a creates electric power (Posiwatt) by bundling power generation equipment 7 and managing or controlling resources.
  • the VPP operator 13a earns profits by selling the generated electricity (posiwatts) through electricity trading.
  • Power trading includes at least one of power market trading and bilateral trading.
  • the VPP operator 13b makes a contract with a consumer and creates negawatts by managing or controlling the resources of the consumer equipment 9 in response to a demand response request when the power supply and demand situation is tight.
  • the VPP operator 13b earns profits by selling negawatts through power trading.
  • a demand response request is issued, for example, by an electric power company or the like when power supply and demand is tight.
  • the VPP operator 13b may generate posiwatts by discharging a storage battery in response to a demand response request, and sell the generated posiwatts through power trading, thereby increasing profits.
  • the general power transmission and distribution company system 10 indirectly controls the resources of the power generation equipment 7 and the consumer equipment 9 by cooperating with the VPP company 13a and the VPP company 13b.
  • the VPP operator 13a and the VPP operator 13b sell posiwatts and negawatts through power trading, for example through collaboration with the general power transmission and distribution operator system 10. Further, the VPP operator 13b may purchase power through power trading, and charge the power into a storage battery or consume the power in the consumer equipment 9.
  • FIG. 2 is a block diagram of the general power transmission and distribution company system 10.
  • the general power transmission and distribution company system 10 includes a voltage advance control device 14 , a power distribution network status monitoring device 15 , a VPP company management device 16 , and a power generation amount prediction device 17 .
  • the information processing device according to the present embodiment includes a voltage advance control device 14 and may further include at least one of a power distribution network status monitoring device 15, a VPP operator management device 16, and a power generation amount prediction device 17. .
  • the information processing apparatus according to this embodiment may be configured as a single computer, or may be configured in a distributed manner over multiple computers.
  • the power distribution network condition monitoring device 15 provides the voltage advance control device 14 with information such as parameters (system parameters) necessary for calculating the voltage and power flow conditions at one or more locations (wiring) in the power distribution network. .
  • the wiring for which the voltage and the like are calculated is the bus bar, the voltage of which is to be managed.
  • the power distribution network status monitoring device 15 includes a storage unit that stores information such as system parameters.
  • the power distribution network state monitoring device 15 reads out information such as system parameters stored in the storage unit in response to a request from the voltage advance control device 14 and provides the information to the voltage advance control device 14 .
  • the VPP operator management device 16 is configured to be able to communicate with the VPP operators 13a and 13b by wire or wirelessly.
  • the VPP operator management device 16 acquires a power supply plan including a power generation plan for the power generation equipment 7 and resource information Ra of the power generation equipment 7 from the VPP operator 13a.
  • the VPP operator management device 16 acquires the power demand plan including the power consumption plan of the customer equipment 9 and the resource information Rb of the customer equipment 9 from the VPP operator 13b.
  • a supply and demand plan (supply plan and demand plan) is information necessary when calculating or estimating the voltage and power flow state of one or more wirings (bus bars) in a power distribution network.
  • the resource information Ra and Rb are information necessary for determining the control details of the power (active power/reactive power) of the bus that can control the power (active power/reactive power). That is, the power (active power and reactive power) of the bus is the active power and reactive power that are output from or input to the resources (power equipment) such as the consumer equipment 9 and the power generation equipment 7 connected to the bus. It can be controlled by controlling .
  • the active power and reactive power output from or input to the resource can be controlled, for example, by adjusting the phase of the voltage and current input to or output from the resource.
  • the VPP operator management device 16 provides the voltage advance control device 14 with a supply and demand plan (supply plan and demand plan) and resource information Ra and Rb.
  • the resource information Ra includes at least two types of information: control cost and control method.
  • Information on control costs includes the cost and time to control the power generation equipment 7, the cost paid by the VPP operator 13a to the power generation company as compensation for control, and the cost paid by the general power transmission and distribution company to the VPP operator 13a as compensation for control. ,and so on.
  • the control cost information may further include information regarding priority or fairness among the power generation facilities 7.
  • Information on the control method includes information on possible control amounts for active power (P) and reactive power (Q). For example, there is identification information of continuous values or discrete values, upper and lower limits of a controllable range in the case of continuous values, and a set of selectable discrete values in the case of discrete values.
  • the resource information Rb includes at least two types of information: control cost and control method.
  • Information on control costs includes the cost and time of controlling the customer equipment 9, the cost paid by the VPP operator 13b to the customer as compensation for control, and the cost paid by the general power transmission and distribution company to the VPP operator 13b as compensation for control. ,and so on.
  • the control cost information may further include information regarding priority or fairness among customer equipment 9.
  • Information on the control method includes information on possible control amounts for active power (P) and reactive power (Q). For example, there is identification information of continuous values or discrete values, upper and lower limits of a controllable range in the case of continuous values, and a set of selectable discrete values in the case of discrete values.
  • the power generation amount prediction device 17 is configured to be able to communicate with the power generation equipment 7 (7a, 7b) by wire or wirelessly.
  • the power generation amount prediction device 17 acquires actual power generation amount data of the power generation facility 7 from the power generation facility 7 and predicts the power generation amount of the power generation facility 7 .
  • the power generation amount prediction device 17 calculates error information representing the difference between a previously predicted value of the amount of power generation and an actual value of the amount of power generation. Errors in the amount of power generated by solar power generation, wind power generation, etc. occur because they are affected by the weather on the day.
  • the power generation prediction device 17 predicts the power generation amount of the power generation equipment 7 for a target period (for example, a point in time, a time zone, a day, etc.), and performs voltage advance control on prediction data including the predicted value of the power generation amount of the power generation equipment 7. device 14. It also provides the power generation amount prediction device 17 and the history of past power generation amount error information to the voltage advance control device 14.
  • a target period for example, a point in time, a time zone, a day, etc.
  • the voltage advance control device 14 is capable of controlling active power and reactive power in the power distribution network based on system parameters, supply and demand planning, resource information Ra and Rb, predicted data on power generation amount, and error information on power generation amount. Determine the control details for the active and reactive power of the bus. This makes it possible to keep the voltage of the busbars that are subject to management in the power distribution network within a management range (tolerable range).
  • the buses whose voltages are to be managed are, for example, all the buses (high-voltage bus 3, low-voltage bus 6).
  • the controllable busbar is, for example, a busbar to which the consumer equipment 9 or the power generation equipment 7 is connected.
  • the controllable buses include a high-voltage bus 3 to which the solar power generation equipment 7a is connected, a high-voltage bus 3 to which the wind power generation equipment 7b is connected, a high-voltage bus 3 to which the medium-sized factory equipment 9a is connected, A low voltage bus 6 is connected to medium-sized factory equipment 9b, and a low voltage bus 6 is connected to residential equipment 9c.
  • FIG. 3 is a hardware block diagram of the voltage advance control device 14.
  • the voltage advance control device 14 includes hardware such as a CPU 140, a recording medium 141, a RAM (Random Access Memory) 142, a user interface 143, and a communication interface 144.
  • the recording medium 141 is composed of an HDD (Hard Disk Drive), SSD (Solid State Drive), or the like.
  • the recording medium 141 stores a computer program necessary for controlling the voltage advance control device 14 and a database containing information necessary for executing the computer program.
  • the RAM 142 is composed of SRAM (Static Random Access Memory), DRAM (Dynamic Random Access Memory), flash memory, or the like. Further, the RAM 141 is used as a work area for the CPU 140.
  • the user interface 143 is composed of a display, a keyboard, a mouse, and the like.
  • the user interface 143 accepts input from the user and outputs information to the user.
  • the communication interface 144 is an interface for communicating with the power distribution network status monitoring device 15, the VPP operator management device 16, and the power generation amount prediction device 17.
  • Communication interface 144 communicates through at least one of a wired network and a wireless network.
  • the wired network may be a wired LAN (Local Area Network), a wide area network such as the Internet, or another type of wired network.
  • the wireless network may be a wireless LAN, a cellular network, or another type of wireless network.
  • the CPU 140 is connected to each section 140 to 144 via a bus 145.
  • the CPU 140 controls each section 140 to 144 and sequentially executes computer programs stored in the recording medium 141.
  • the CPU 140 reads out the computer program or information stored in the recording medium 141 as necessary, and temporarily stores it in the RAM 141.
  • FIG. 4 is a block diagram showing the information processing unit 100 realized by causing the CPU 140 to execute a computer program stored in the recording medium 141 of the voltage advance control device 14, and the database 130 stored in the recording medium 141. be.
  • the information processing section 100 includes a power flow calculation section 110 (calculation section) and a processing section 120.
  • the processing unit 120 includes a voltage sensitivity information generation unit 111 and an optimization unit 112.
  • the database 130 stores system parameters D0, supply and demand plan D1, prediction error information D2, and resource information D3.
  • the system parameter D0 is information acquired from the power distribution network status monitoring device 15.
  • the system parameters D0 include various parameters (impedance, etc.) of each electrical equipment in the power distribution network.
  • Each electrical equipment includes a bus bar and a power transmission line, and further includes power generation equipment, customer equipment, etc. that are connected to the terminal bus bar. Note that both the busbar and the power transmission line are examples of wiring in the power distribution network.
  • the supply and demand plan D1 includes a supply plan Sa and a demand plan Sb acquired from the VPP operator management device 16.
  • the supply plan Sa includes a power generation plan value (predicted value of power generation amount) for a target period as a power generation plan for each power generation device 7.
  • the demand plan Sb includes a consumption plan value (predicted value of consumption amount) of electric power in a target period as a consumption plan of each consumer equipment 9.
  • the prediction error information D2 includes error information in predicting the power generation amount of the power generation equipment 7 (7a, 7b) acquired from the power generation amount prediction device 17.
  • the error information is, for example, past performance data of a data set of a predicted value P k of power generation amount and a prediction error ⁇ P k for a bus line to which each power generation facility is connected (assumed to be bus line k), or based on the performance data. It is information.
  • the error information may be a parameter of a parametric statistical model (for example, a normal distribution with mean and variance as parameters) when past performance data is applied to the statistical model.
  • the resource information D3 includes resource information Ra of the power generation equipment 7 and resource information Rb of the consumer equipment 9 acquired from the VPP operator management device 16.
  • the database 130 stores other information, such as a network diagram, which is data that defines connection relationships between electrical equipment.
  • the network diagram defines the connection relationships among bus bars, power transmission lines, power generation equipment 7, and consumer equipment 9.
  • the information processing unit 100 controls power (active power, Determine the control details for the active and reactive power of the bus that can control the active and reactive power (reactive power).
  • FIG. 5 is a flowchart showing the overall flow of processing by the information processing section 100.
  • the power flow calculation unit 110 in the information processing unit 100 calculates the power flow in the power distribution network based on the system parameter D0 and the supply and demand plan D1, and calculates the voltage at each bus to be managed during the target period. Furthermore, the voltage sensitivity coefficient is obtained from the inverse matrix of the Jacobian matrix calculated during power flow calculation.
  • the buses to be managed are all the buses including the high-voltage bus 3 and the low-voltage bus 6, but one or more buses specified in advance among the high-voltage bus 3 and the low-voltage bus 6 may be used.
  • the bus to be managed corresponds to the first wiring whose voltage is to be managed in the power distribution system. The process of step S101 will be described in detail below.
  • FIG. 6 is a flowchart of an example of processing by the power flow calculation unit 110.
  • the power flow calculation unit 110 reads the system parameter D0 and the above-mentioned network diagram (data defining connection relationships between electrical equipment) from the database 130 (step S10).
  • the power flow calculation unit 110 reads the supply and demand plan D1 from the database 130.
  • the power flow calculation unit 110 calculates active power P j and reactive power Q j of the terminal bus j connected to the power generation equipment 7 and the customer equipment 9, that is, the bus j that can control active and reactive power, based on the supply and demand plan D1. is set (step S11).
  • the bus k to which the above-mentioned power generating equipment is connected is also the bus j capable of controlling active and reactive power.
  • the bus j that can control active and reactive power corresponds to a second wiring that can control power in the power distribution system.
  • the power flow calculation unit 110 determines the active power and reactive power of the power output from the power generation equipment 7 in the target period based on at least one of the supply plan Sa and the demand plan Sb in the supply and demand plan D1, and the determined active power and reactive power are set as active power Pj and reactive power Qj to bus j connected to power generation equipment 7. Furthermore, based on at least one of the supply plan Sa and the demand plan Sb in the supply and demand plan D1, the active power and reactive power of the power input to the customer equipment 9 (consumed by the customer equipment 9) in the target period are determined. . The determined active power and reactive power are set to the bus j connected to the consumer equipment 9 as active power P j and reactive power Q j .
  • a power flow equation is calculated based on the system parameter D0, the network diagram, and the active power and reactive power set for bus j, etc. (step S12).
  • Existing power flow calculation methods such as the DC method or the AC method can be used to calculate the power flow equation.
  • Power flow calculation calculates the power flow flowing through the transmission lines in the power distribution network, and the voltage and phase at each location (wiring) such as the bus bar, when the power generation output of the power generation equipment in the power distribution network and the power consumption of customer equipment are given. It is to be.
  • Vi(P,Q) means that Vi is a function of P and Q.
  • P and Q become inputs for power flow calculation, and V i becomes output.
  • voltage sensitivity coefficients dV i /dP j , dV i /dQ j , and dV i /dP k are obtained from the inverse matrix of the Jacobian matrix calculated when calculating the power flow equation (step S13).
  • the power flow calculation unit 110 corresponds to a calculation unit that calculates the voltage of the first wiring (bus i), which is the subject of voltage management in the power distribution network, based on the predicted value of the power generation amount of the power generation device (power generation equipment).
  • step S101a of FIG. 5 the processing unit 120 determines for each bus to be managed whether the calculated voltage is included in the management range (tolerable range) or deviates from the management range.
  • the management range is defined by, for example, a lower limit value (first threshold value) and an upper limit value (second threshold value). If the calculated voltage is smaller than the lower limit value or larger than the upper limit value, the power flow calculation unit 110 determines that the calculated voltage is not included in the management range, that is, it deviates from the management range.
  • the processing unit 120 determines that control is not necessary, that is, there is no need to control active and reactive power for controllable buses among the buses to be managed. It is determined that the process of the slow chart in FIG. 5 is to be terminated.
  • the processing unit 120 may output information indicating the end of the process to the user interface 143 (display unit).
  • step S102 of FIG. 5 the voltage sensitivity information generation unit 111 in the processing unit 120 generates a voltage sensitivity approximation expression representing the voltage sensitivity to active power/reactive power in the controllable bus bar.
  • V i V i (P, Q)
  • FIG. 7 is a flowchart of an example of the processing of the voltage sensitivity information generation unit 111.
  • the voltage sensitivity information generation unit 111 reads prediction error information D2 of the power generation amount of the power generation equipment 7 from the database 130 (step S20).
  • the voltage sensitivity information generation unit 111 generates a plurality of scenarios of prediction errors in power generation amount based on the prediction error information D2 (step S21). More specifically, among the bus j set in step S11 of FIG. 6 where active and reactive power can be controlled, the prediction error information D2 is set for the bus k to which the power generation device 7 whose power generation amount is to be predicted is connected. ⁇ P k (prediction error) is probabilistically generated based on. The probabilistically generated ⁇ P k represents a sample value of the error of the predicted value.
  • One scenario is a vector [..., ⁇ P k ,...] in which ⁇ P k generated for bus k connected to all power generation equipment 7 is arranged.
  • the bus to which the power generation equipment is connected does not need to be treated as bus k.
  • the bus bar to which the hydrogen power generation equipment is connected is It does not need to be treated as bus line k.
  • the hydrogen power generation equipment may also be used as a target for predicting the amount of power generation, and the bus to which the hydrogen power generation equipment is connected may also be treated as bus k.
  • the method of probabilistically generating ⁇ P k is to use a set of prediction errors whose predicted values are close to the power generation plan value (predicted value of power generation amount) P k in the supply and demand plan read in step S11 in past performance data.
  • a method of randomly selecting prediction errors may also be used.
  • a method may be used in which the prediction error is obtained or numerically calculated assuming that ⁇ P k stochastically follows a parametric statistical model (eg, normal distribution). That is, ⁇ P k may be probabilistically obtained based on the probability distribution or probability density distribution of ⁇ P k .
  • the voltage sensitivity information generation unit 111 generates a voltage sensitivity approximation formula using the scenario [..., ⁇ P k ,...] generated in step S21 (step S23). Assuming that the voltage sensitivity for the scenario w on the bus i to be voltage managed is ⁇ V i w , the voltage sensitivity approximation formula is expressed by Formula 1.
  • ⁇ P j is a variable (first variable) representing the control amount (change amount) of the active power of the bus j to be controlled.
  • ⁇ Q j is a variable (second variable) representing the control amount (change amount) of the reactive power of the bus j to be controlled.
  • the control amount represented by ⁇ P j and ⁇ Q j corresponds to the first control amount, which is the control amount of power (active power/reactive power) for the wiring (bus j) that can control power (active power/reactive power). do.
  • dV i /dP j represents the voltage sensitivity coefficient of the voltage V i of the bus i to be managed with respect to the active power Pj of the bus j to be controlled.
  • dV i /dP j corresponds to a first coefficient representing a change in voltage on bus i with respect to a change in the control amount of active power on bus j.
  • dV i /dQ j represents the voltage sensitivity coefficient of the voltage V i of the bus i to be managed with respect to the reactive power Q j of the bus j to be controlled.
  • dV i /dQ j corresponds to a second coefficient representing a change in voltage on bus i with respect to a change in the controlled amount of reactive power on bus j.
  • dV i /dP k represents the voltage sensitivity coefficient (third coefficient) of the voltage V i of the bus i to be managed, with respect to the predicted value P k of the power generation amount of the bus k of the power generation equipment 7.
  • dV i /dP k corresponds to a third coefficient representing a change in the voltage of the bus i with respect to a change in the predicted value of the power generation amount of the power generation device (power generation equipment 7).
  • ⁇ P k w represents a prediction error (a sample value of the prediction error) indicated by the scenario w for the bus k of the power generation facility 7.
  • ⁇ V i w corresponds to a third variable representing the amount of change in the voltage of the bus i to be managed.
  • the voltage sensitivity information generation unit 111 generates a third variable based on the first coefficient, the second coefficient, the third coefficient, the first variable, the second variable, and the scenario w (sample value). Third variables are generated as many times as there are scenarios w.
  • the coefficients (dV i /dP j , dV i /dQ j , dV i /dP k ) are obtained as a result of the processing in step S101 (power flow calculation) in FIG. 5, but the coefficients are stored separately in a database. It is also possible to store the coefficients and obtain the coefficients from a database. In this case, the process of acquiring the coefficients in step S101 (tidal flow calculation) may be omitted.
  • step S103 of FIG. 5 the optimization unit 112 in the processing unit 120 calculates the bus line of the control target based on the resource information D3 (resource information Ra of power generation equipment, resource information Rb of consumer equipment) and the voltage sensitivity approximation formula.
  • the control amounts of active power and reactive power are calculated for j.
  • the controlled amount takes a continuous amount or a discrete value depending on the nature of the actual resource to be controlled (consumer equipment, power generation equipment, etc.) connected to bus j.
  • the controlled amount in this embodiment may be either a continuous amount or a discrete value.
  • FIG. 8 is a flowchart of an example of processing by the optimization unit 112.
  • the optimization unit 112 reads resource information D3 from the database 130 (step S30).
  • the optimization unit 112 uses the cost coefficient wp j related to ⁇ P j (first variable) and the cost coefficient wq j related to ⁇ Q j (second variable) based on the resource information D3 and the voltage sensitivity approximation formula, and calculates the equation 2
  • An objective function shown in is generated (step S31).
  • the objective function is a function including ⁇ P j (first variable) and ⁇ Q j (second variable).
  • Equation 2 means minimizing the cost required for control.
  • the cost coefficients wp j and wq j are calculated based on the resource information D3.
  • the definition of cost is the cost and time to control power generation equipment or customer equipment, the cost paid by a VPP operator to a power generation company or customer as compensation for control, and the cost paid by a general electricity transmission and distribution company to a VPP operator as compensation for control. There are various possible costs to pay.
  • the optimization unit 112 may calculate the cost coefficients wp j and wq j based on at least one of these costs and time.
  • the cost coefficients wp j and wq j may be calculated by taking into consideration the priority or fairness between facilities, or the priority or fairness between businesses.
  • the cost coefficients wp j and wq j may be calculated using various other methods.
  • the cost coefficients wp j and wq j may be calculated by the optimization unit 112, or may be stored in the resource information D3 .
  • the optimization unit 112 may generate the objective function using the cost coefficients wp j and wq j included in the resource information D3.
  • constraint conditions for the objective function are generated (step S32). Although there are various types of constraint conditions, this embodiment shows examples of three types of constraint expressions as constraint conditions.
  • the first is the voltage sensitivity approximation formula (Formula 1) for the scenario w at the bus i to be managed as described above.
  • the second is a formula expressing a constraint that the voltage or the statistical value of the voltage at the bus i to be managed is included in the management range (first range or tolerance range), and is expressed by Formula 3.
  • Equation 3 indicates that the voltage V i + ⁇ V i after control is greater than or equal to the lower limit of the management range
  • the lower equation of Equation 3 indicates that the voltage V i + ⁇ V i after control is less than or equal to the upper limit of the management range.
  • the left sides of the upper and lower equations in Equation 3 represent the ⁇ percentile point and the ⁇ percentile point for the distribution of V i + ⁇ V i w for all scenarios w.
  • Equation 3 takes percentile points of the scenario distribution
  • the present embodiment is not limited to this definition, and other statistical values such as the expected value of the scenario distribution and CVaR (Conditional Value at Risk) are taken. It is also possible.
  • Equation 3 expresses a constraint condition that the sum of the third variable and the voltage Vi of bus i is included in the control range (first range or tolerance range).
  • the third is a constraint expression for the range of the active power control amount ⁇ P j and the reactive power control amount ⁇ Q j on the bus j to be controlled, and is expressed by Equation 4.
  • Equation 4 is a constraint expression when ⁇ P j and ⁇ Q j can control active power and reactive power continuously, but there may also be a constraint expression when active power and reactive power can be controlled discretely. In that case, a constraint expression that selects ⁇ P j from a set of discrete values of active power and a constraint expression that selects ⁇ Q j from a set of discrete values of reactive power may be used.
  • step S33 the values of ⁇ P j (first variable) and ⁇ Q j (second variable) are calculated based on the objective function (formula 2) and the constraints (formula 1, formula 3, formula 4). do.
  • This calculation is so-called scenario optimization that statistically considers multiple scenarios to find the optimal solution, as shown in Equation 3, and can be performed using software such as a solver for linear programming problems. be.
  • step S34 information indicating the control amounts ⁇ P j and ⁇ Q j for the generatrix j to be controlled obtained in step S33 is output to the display section of the user interface 143 (step S34).
  • the active power and reactive power of bus j are controlled (adjusted) based on information indicating the control amounts ⁇ P j and ⁇ Q j .
  • the communication interface 144 of the voltage advance control device 14 transmits information indicating the control amounts ⁇ P j and ⁇ Q j to a VPP operator that has a contract with a power generation company/customer that has power generation equipment/customer equipment related to bus j. It may also be sent to the server (13a or 13b). Based on the received information, the server of the VPP operator may transmit a request to control the active power and reactive power of the corresponding bus j to the power generation equipment or customer equipment.
  • the power generation equipment or customer equipment controls the active power and reactive power of the output or input power based on the received request, thereby controlling the active power and reactive power of bus j connected to the power generation equipment or customer equipment. may be adjusted.
  • the VPP operator determines the amount of electricity to be traded in the previous day's spot market transaction in the electricity trading market based on the information indicating the control amounts ⁇ P j and ⁇ Q j , and sells or purchases the electricity, thereby increasing the power generation on the day.
  • the amount of power input and output from the equipment or consumer equipment may be adjusted. Thereby, it is also possible to perform in advance the voltage control for the day on the bus bar to which the power generation equipment or consumer equipment is connected.
  • the control amount of each of the active power and reactive power of each controllable bus is determined by taking into account the prediction error of the power generation amount of power generation equipment such as solar power generation and wind power generation. .
  • the control amount that is robust against prediction errors in the amount of power generated by power generation equipment such as solar power generation and wind power generation. That is, regardless of the prediction accuracy of the power generation amount, the voltage at each bus bar to be managed can be kept within the management range with high accuracy.
  • Equation 1, Equation 2, etc. of the first embodiment described above include both a term related to active power and a term related to reactive power, only one of them may be included. Further, instead of the term related to active power and the term related to reactive power, a term related to apparent power may be included. Further, a term related to the power factor may also be included.
  • the above-described embodiment deals with the prediction error of the amount of power generation, it is also possible to deal with the prediction error of the amount of power consumption. In this case, the same process may be performed by replacing the prediction error of power generation amount with the prediction error of power consumption in the description of the embodiment described above.
  • the second embodiment reduces the model error of the voltage sensitivity approximation formula by incorporating iterative calculations based on convergence determination, thereby achieving a more accurate control amount of active power and reactive power. It is possible to output .
  • the first embodiment and the second embodiment are almost the same except for some parts, so the description will focus on the parts that are different from the first embodiment, excluding changed or expanded processing.
  • FIG. 9 is a block diagram showing the information processing section 100 realized by causing the CPU 140 to execute a computer program stored in the recording medium 141 of the voltage advance control device 14, and the database 130 stored in the recording medium 141. be.
  • the difference from the first embodiment is that a convergence determination section 113 is added to the processing section 120.
  • Elements with the same names as those in FIG. 4 are given the same reference numerals, and detailed explanations will be omitted.
  • the power flow calculation unit 110 calculates the power flow based on the control amounts ⁇ P j and ⁇ Q j obtained as a result of optimization by the optimization unit 112, assuming that P j and Q j of the bus j to be controlled are controlled (adjusted). The calculation is performed again, and the voltage V i (voltage of the first wiring) of the bus i to be managed is calculated.
  • the convergence determination unit 113 determines the error of the optimization calculation (the modeling error ). The convergence determination unit 113 determines whether the optimization calculation has converged based on the modeling error, that is, whether the modeling error has converged. When the modeling error converges, the results of the optimization calculation are output. If the modeling error has not converged, power flow calculation, voltage sensitivity information generation, and optimization are repeated until the modeling error has converged.
  • FIG. 10 is a flowchart of the entire process of the information processing unit 100 according to the second embodiment.
  • the difference from the first embodiment is that after the optimization calculation (step S103), the power flow calculation (step S201) is performed again, and then the error in the optimization calculation (modeling error) is determined by the convergence judgment (step S202). Determine whether it has converged. If it is determined that the modeling error has converged (YES in step S202a), the processing of this flowchart ends. If it is determined that the modeling error has not converged (NO in step S202a), the process returns to the voltage sensitivity approximation formula generation process (step S102).
  • steps S201 and S202 which are different from the first embodiment, will be explained in detail.
  • step S201 power flow calculation
  • the power flow calculation unit 110 uses ⁇ P j and ⁇ Q j obtained in the optimization calculation (step S103) to change the bus j of the controlled object to P j + ⁇ P j ⁇ Q j + ⁇ Q j
  • the voltage V i V i (P+ ⁇ P, Q+ ⁇ Q) is determined for the bus i to be managed.
  • ⁇ P is the difference from the previous P on the bus i
  • ⁇ Q is the difference from the previous Q on the bus i.
  • the previous P is P at Vi calculated in step S101 or P+ ⁇ P at Vi calculated in previous step S201.
  • the previous Q is the Q at V i calculated in step S101 or Q+ ⁇ Q at V i calculated in the previous step S201.
  • step S201 the convergence determination unit 113 performs convergence determination using Equation 5 below.
  • V i (P, Q) in Equation 5 is the previous V i .
  • the previous V i is the V i calculated in step S101 or the V i calculated in the previous step S201.
  • ⁇ on the right side of the above equation (5) is the threshold of the convergence condition.
  • the control amounts ⁇ P j and ⁇ Q j obtained in the optimization calculation (S103) are calculated using the voltage sensitivity approximation formula (Equation 1), which approximates the voltage change ⁇ V i by a linear formula for the control amount, so modeling errors are eliminated. include.
  • the left side of Equation 5 above represents this modeling error. If the left side is less than or equal to ⁇ , it can be determined that the modeling error has converged; otherwise, it can be determined that the modeling error has not yet converged. This convergence determination is performed for all bus lines i that are subject to voltage management.
  • step S202 convergence determination
  • the process ends. If the convergence condition is not satisfied for at least one bus i, the process returns to the voltage sensitivity approximation formula generation process (step S102) and repeats the process.
  • the processing unit 120 calculates the sum of the plurality of control variables calculated in the previous optimization calculation (S103) for each active power and reactive power as a control target. is finally determined as the control amount ⁇ P j or ⁇ Q j for the generatrix j.
  • the third embodiment acquires a plurality of different control amount candidates by introducing a perturbation term to the voltage sensitivity coefficient.
  • a control variable candidate with good convergence is selected from a plurality of control variable candidates. This makes it possible to make the convergence loop process more efficient and shorten the overall calculation time. Furthermore, when handling discrete control amounts in the second embodiment, convergence efficiency can be improved in a situation where the convergence of iterative calculations may be poor. Since the second embodiment and the third embodiment are almost the same except for some parts, the following description will focus on the parts that are different from the second embodiment.
  • FIG. 11 is a block diagram showing the information processing section 100 realized by causing the CPU 140 to execute a computer program stored in the recording medium 141 of the voltage advance control device 14, and the database 130 stored in the recording medium 141. be.
  • the difference from the second embodiment is that perturbation term information D4 is added to the database 130.
  • Elements with the same names as those in FIG. 11 are denoted by the same reference numerals, and detailed explanations are omitted except for changed or expanded processing.
  • the perturbation term information D4 includes a plurality of patterns of sets of perturbation values ⁇ ij for combinations of the bus i to be voltage managed and the bus j to be controlled.
  • the perturbation value ⁇ ij is a positive or negative infinitesimal number randomly generated in advance.
  • a plurality of patterns of such perturbation value sets (..., ⁇ ij ,...) are generated.
  • a method may be used in which a set of perturbation values is generated multiple times by changing the random seed.
  • FIG. 12 is a flowchart of the entire process of the information processing unit 100 according to the third embodiment. Steps with the same names as those in FIG. 9 are given the same reference numerals, and steps that are changed or expanded from FIG. 9 are given the suffix "_1". The code of the newly added step starts with "S3".
  • step S301 The difference from the second embodiment is that perturbation term information including multiple patterns of perturbation value sets is read (step S301), and loop processing (S302, S102_1, S103, S201, S303) is executed for each perturbation value set. It is a point. Furthermore, the voltage sensitivity approximation equation generated in the process of step S102_1 of the loop process is an equation that takes into account the perturbation term. Furthermore, the convergence determination (step S202_1) is also different from the second embodiment.
  • steps S301, S102_1, and S202_1, which are different from the second embodiment, will be described in detail.
  • step S202 (reading perturbation term information), the voltage sensitivity information generation unit 111 reads a set of perturbation values ⁇ ij for the combination of the bus i to be voltage managed and the bus j to be controlled from the perturbation term information D4. .
  • a set of perturbation values (..., ⁇ ij ,...) is read in multiple patterns.
  • Loop processing (S302, S102_1, S103, S201, S303) is executed for each pattern.
  • step S102_1 generation of voltage sensitivity approximation expression
  • a voltage sensitivity approximation expression including a perturbation term expressed in Equation 6 below is generated.
  • the control amounts ⁇ P j and ⁇ Q j are obtained by optimization calculation by the optimization unit 112 (step S103). . That is, control amounts ⁇ P j and ⁇ Q j are obtained for each pattern, and each becomes a candidate for the control amount of active power and reactive power for bus j.
  • the convergence determination unit 113 selects a candidate with the largest number of generating lines i that satisfies conditional expression 5 for convergence determination, that is, a candidate with good convergence among the candidates for the control amounts ⁇ P j and ⁇ Q j . , selected as the control amount.
  • the convergence loop process can be made more efficient and the overall calculation time can be shortened.
  • the convergence loop processing may not function in the second embodiment because the linear approximation of the voltage sensitivity approximation equation does not function properly.
  • the third embodiment it is possible to obtain a control amount that satisfies the convergence condition.
  • perturbation terms are added to each of dV i /dP j (first coefficient), dV i /dQ j (second coefficient), and dV i /dP k (third coefficient), but if any one It is also possible to add a perturbation term to one or two coefficients and not to the remaining coefficients. Also, the perturbation value for each term may be generated using different methods.
  • the convergence loop processing can be made more efficient and the overall calculation time can be shortened. Further, according to the third embodiment, convergence calculation can be performed even when a discrete control amount is included.
  • this embodiment can also have the following configuration.
  • the control amount of the electric power in the second wiring that can control the electric power in the power distribution system based on the predicted value of the power generation amount of at least one power generation device and the voltage of the first wiring in the power distribution system including the power generation device.
  • An information processing device comprising: a processing unit that determines a first control amount.
  • the information processing device according to item 1 wherein the processing unit determines the first control amount based on error information of the predicted value of the power generation amount of the power generation device.
  • the information processing device according to item 1 or 2 further comprising a calculation unit that calculates the voltage of the first wiring based on the predicted value of the power generation amount of the power generation device.
  • the information processing device according to any one of items 1 to 3, wherein the controllable power is at least one of active power and reactive power.
  • the processing unit includes a first coefficient representing a change in the voltage of the first wiring with respect to a change in the control amount of the active power in the second wiring, and a first coefficient representing a change in the voltage of the first wiring with respect to a change in the control amount of the reactive power in the second wiring. at least one of a second coefficient representing a change in voltage of the wiring; and a third coefficient representing a change in the voltage of the first wiring with respect to a change in the predicted value of the power generation amount of the power generation device.
  • the information processing device according to item 4, which is determined as a quantity.
  • the processing unit probabilistically generates a sample value of an error in the predicted value of the power generation amount of the power generation device, the first coefficient, the second coefficient, the third coefficient, a first variable representing the control amount of the active power in the second wiring, and a first variable representing the control amount of the reactive power in the second wiring.
  • Generating a constraint regarding the voltage range of the first wiring based on the two variables and the sample value The information processing device according to item 5, wherein the values of the first variable and the second variable are calculated by calculating an objective function including the first variable and the second variable based on the constraint condition.
  • the processing unit acquires the sample value based on the probability distribution or probability density function of the error.
  • the constraint condition is that a statistical value of the sum of the third variable and the voltage of the first wiring is included in the first range.
  • the information processing device according to item 2 or 3, wherein the power generation amount error information is based on a difference between a predicted value of the power generation amount of the power generation device and an actual power generation amount value of the power generation device.
  • the power generation device is connected to the second wiring, By setting active power and reactive power in the second wiring based on the predicted value of the power generation amount of the power generation device and performing power flow calculation, at least one of the first coefficient and the second coefficient and the second coefficient are set.
  • the information processing device according to any one of items 5 to 9, comprising a calculation unit that obtains three coefficients.
  • [Item 12] comprising a calculation unit that calculates the voltage of the first wiring when at least one of the active power and the reactive power in the second wiring is controlled by the first control amount;
  • the processing unit determines whether a convergence condition is satisfied based on the difference between the calculated voltage of the first wiring and the previously calculated voltage of the first wiring, If the convergence condition is not satisfied, the processing unit performs second control, which is a control amount of at least one of the active power and the reactive power in the second wiring, based on the calculated voltage of the first wiring. determine the amount,
  • the information processing device according to item 8 or 9, wherein the control amount of at least one of the active power and the reactive power in the second wiring is determined based on the sum of the first control amount and the second control amount.
  • the processing unit determines a candidate for the first control amount for each perturbation value based on a plurality of perturbation values for at least one of the first coefficient, the second coefficient, and the third coefficient. , The processing unit selects one of the plurality of candidates for the first control amount as the first control amount based on the number of the first wirings that satisfy the convergence condition, The information processing device according to item 12, wherein the processing unit calculates the voltage of the first wiring when at least one of the active power and the reactive power in the second wiring is controlled by the selected first control amount. .
  • the active power and the reactive power in the second wiring can be controlled by controlling at least one of the active power and the reactive power input to or output from a power device connected to the second wiring.
  • the information processing device according to any one of items 4 to 9 and 11 to 14.
  • the power device includes at least one of the power generation device, a storage battery, and a consumer device.
  • the control amount of the electric power in the second wiring that can control the electric power in the power distribution system based on the predicted value of the power generation amount of at least one power generation device and the voltage of the first wiring in the power distribution system including the power generation device.
  • a processing unit that determines a first control amount; a power device connected to the second wiring, The power in the second wiring can be controlled by controlling power input to or output from the power device.
  • Distribution substation High-voltage line 3 High-voltage bus 4 High-voltage bus pole-mounted transformer 5 Low-voltage line 6 Low-voltage bus 7 Power generation equipment (power generation equipment) 7a Solar power generation 7b Wind power generation 9 Consumer equipment 9a Medium-sized factory 9b Small-scale factory 9c House 10 General power transmission and distribution operator system 13a VPP operator 13b VPP operator 14 Voltage advance control device 15 Distribution network condition monitoring device 16 VPP business Person management device 17 Power generation prediction device 100 Information processing section 110 Power flow calculation section 111 Voltage sensitivity information generation section 112 Optimization section 113 Convergence judgment section 120 Processing section 130 Database 141 Recording medium 143 User interface 144 Communication interface 145 Bus

Abstract

［課題］発電量の予測精度に対してロバストな電圧制御を可能とする情報処理装置、情報処理方法、情報処理システム及びコンピュータプログラムを提供する。 ［解決手段］本実施形態に係る情報処理装置は、少なくとも１つの発電装置の発電量の予測値と、前記発電装置を含む配電系統における第１配線の電圧とに基づき、前記配電系統において電力を制御可能な第２配線における前記電力の制御量である第１制御量を決定する処理部を備える。

Description

情報処理装置、情報処理方法、情報処理システム及びコンピュータプログラム
　本発明の実施形態は、情報処理装置、情報処理方法、情報処理システム及びコンピュータプログラムに関する。
　太陽光発電設備のような発電出力が変動する変動型分散電源が多数連系された配電網に対して、例えば電力取引市場における前日のスポット市場取引を活用して当日の電圧制御を事前に行っておくことが行われる。このような電圧制御を事前型制御と呼ぶ。事前型制御では、変動型分散電源の当日における発電量の予測値が外れた場合などに、電圧が管理値（許容値）から逸脱してしまう箇所が配電網において発生する可能性がある。この逸脱を事後制御と呼ばれる当日の制御で事後的に補償しようとすると、コスト増につながる問題がある。
特開２００７－２８８８７７号公報
　本発明の実施形態は、発電量の予測精度に対してロバストな電圧制御を可能とする情報処理装置、情報処理方法、情報処理システム及びコンピュータプログラムを提供する。
　本実施形態に係る情報処理装置は、少なくとも１つの発電装置の発電量の予測値と、前記発電装置を含む配電系統における第１配線の電圧とに基づき、前記配電系統において電力を制御可能な第２配線における前記電力の制御量である第１制御量を決定する処理部を備える。
第１実施形態に係る一般送配電事業者システムと配電網とを示す模式図。 第１実施形態に係る一般送配電事業者システムのブロック図。 第１実施形態に係る電圧事前制御装置のハードウェアブロック図。 第１実施形態に係る電圧事前制御装置の機能ブロック図。 第１実施形態の電圧事前制御装置の処理の全体のフローチャート。 第１実施形態の潮流計算部の処理のフローチャート。 第１実施形態の電圧感度情報生成部の処理のフローチャート。 第１実施形態の最適化部の処理のフローチャート。 第２実施形態の電圧事前制御装置の機能ブロック図。 第２実施形態の電圧事前制御装置の処理の全体のフローチャート。 第３実施形態の電圧事前制御装置の機能ブロック図。 第３実施形態の電圧事前制御装置の処理の全体のフローチャート。
　本実施形態は、電力の発生から消費にいたる一連のシステム（発電、送電、変電、配電、消費）のうち、特に配電以降のシステム部分である配電系統（配電網）について、一般送配電事業者による系統運用業務（特に電圧制御）に適用可能な技術に関する。
　既存の配電網は、上流の配電用変電所から下流末端の需要家まで一方向の電力供給を行うことを前提にして構成されている。しかしながら、昨今は太陽光発電及び風力発電等の発電設備が配電網に大量に連系（接続）されることにより、発電設備から配電網側に電力が供給される逆潮流が発生するなど、一方向の原則が崩れつつある。このため、配電網の各箇所（例えば母線）で電圧を適正値に制御することが重要である。
　電圧制御には大きく２種類ある。２種類の電圧制御とはそれぞれ、あらかじめ電圧が管理範囲から逸脱することを予測して事前に電圧を制御する事前制御と、電圧が管理範囲から逸脱したのを検知してから電圧を制御する事後制御である。本実施形態は主として電圧事前制御に係る。
　より詳細には、本実施形態は、将来のある期間（例えばある時点、または時間帯など）における各母線の電圧を管理範囲（許容範囲）から逸脱しないよう事前に制御する技術に関する。例えば、本実施形態は、配電網に連系した発電設備の発電量の計画値（予測値）、及び需要家設備の消費電力量の計画値を用いつつ、発電量の予測値の誤差情報を考慮して、各母線の電圧を事前制御することを可能にする。これにより発電量の予測値の精度が低い場合であっても、管理範囲からできるだけ逸脱しないように高い精度で各母線の電圧を制御できる。本実施形態は、前日から当日の対象となる時点にかけての電力市場取引又は相対電力取引を通じて配電網の各箇所の電圧制御を事前に行うのに用いて有用である。
　以下、図面を参照しつつ、本実施形態について詳細に説明する。
＜第１実施形態＞
　図１は、本実施形態に係る一般送配電事業者システム１０と、配電用変電所１から末端の電力装置（需要家設備９及び発電設備７）までをつなぐ配電網（配電系統）とを示す。一般送配電事業者システム１０と電力装置との組は、本実施形態に係る情報処理システムに対応する。
　配電用変電所１は配電網に接続されている。配電用変電所１からの電力は、高圧線２（例えば６．６ｋV）を流れ、高圧母線３、高圧母線柱上変電器４、低圧線５（例えば１００V／２００V）、低圧母線６を介して分岐しながら、中規模工場９ａ、小規模工場９ｂ及び住宅９ｃ等の需要家設備９に供給される。需要家設備９は電力を消費する電力装置の一例である。母線は、送電線（配線）から電流を受けて、他の１つ以上の送電線に分電する線であり、その機能を実現するための各種回路を含む。
　また、配電網には太陽光発電７ａ及び風力発電７ｂ等の発電設備（発電装置）７が連系又は接続され、発電設備７から配電網に電力が供給される。発電設備７の例として、水力発電又は地熱発電など他の発電設備の例も可能である。発電設備７は、太陽光発電のような気候によって出力が変動する、出力変動の不確定性を有する変動型分散電源である。発電設備７は電力を発電及び放電（出力）する電力装置の一例である。
　なお、上述の配電網の構成はあくまで本実施形態を説明するための一例であり、例えば他に各種調相設備又は蓄電池等が配電網に連系されている構成等も考えられる。蓄電池は、電力を放電（出力）する電力装置の一例である。
　ＶＰＰ（Ｖｉｒｔｕａｌ　Ｐｏｗｅｒ　Ｐｌａｎｔ）事業者１３ａは、発電設備７を束ねて、リソースの管理または制御を行うことにより、電力（ポジワット）を創出する。ＶＰＰ事業者１３ａは、創出した電力（ポジワット）を、電力取引を通じて売却することで、収益を上げる。電力取引には、電力市場取引及び相対取引の少なくとも一方が含まれる。
　ＶＰＰ事業者１３ｂは、需要家と契約し、電力需給のひっ迫時にデマンドレスポンス要請に対して、需要家設備９のリソースを管理または制御することによりネガワットを創出する。ＶＰＰ事業者１３ｂは、ネガワットを電力取引を通じて売却することにより、収益を上げる。デマンドレスポンス要請は、例えば電力需給のひっ迫時に電力会社等により発行される。またＶＰＰ事業者１３ｂは、デマンドレスポンス要請に対して、蓄電池を放電することにより、ポジワットを創出して、電力取引を通じて売却することで、収益を上げることもあり得る。
　一般送配電事業者システム１０は、ＶＰＰ事業者１３ａ及びＶＰＰ事業者１３ｂと連携することで、間接的に発電設備７及び需要家設備９のリソース制御を行う。ＶＰＰ事業者１３ａ及びＶＰＰ事業者１３ｂは、例えば一般送配電事業者システム１０との連携を通じて、電力取引を通じたポジワット及びネガワットの売却を行う。またＶＰＰ事業者１３ｂは電力取引を通じて電力を購入して、電力を蓄電池に充電したり、需要家設備９で消費することもあり得る。
　図２は、一般送配電事業者システム１０のブロック図である。一般送配電事業者システム１０は、電圧事前制御装置１４、配電網状態監視装置１５、ＶＰＰ事業者管理装置１６、及び発電量予測装置１７を備えている。本実施形態に係る情報処理装置は、電圧事前制御装置１４を含み、さらに配電網状態監視装置１５、ＶＰＰ事業者管理装置１６、及び発電量予測装置１７のうちの少なくとも１つをさらに含んでもよい。本実施形態に係る情報処理装置は単一のコンピュータとして構成されてもよいし、複数のコンピュータに分散して構成されてもよい。
　配電網状態監視装置１５は、配電網における１つ以上の箇所（配線）の電圧及び潮流の状態を計算する際に必要なパラメータ（系統パラメータ）等の情報を、電圧事前制御装置１４に提供する。本実施形態において電圧等を計算する対象となる配線は、電圧の管理対象となる母線である。配電網状態監視装置１５は系統パラメータ等の情報を格納した記憶部を備えている。配電網状態監視装置１５は、記憶部に格納された系統パラメータ等の情報を電圧事前制御装置１４からの要求に応じて読み出して、電圧事前制御装置１４に提供する。
　ＶＰＰ事業者管理装置１６は、ＶＰＰ事業者１３ａ、１３ｂと有線又は無線で通信可能に構成されている。ＶＰＰ事業者管理装置１６は、ＶＰＰ事業者１３ａから発電設備７の発電計画を含む電力の供給計画と、発電設備７のリソース情報Ｒａとを取得する。ＶＰＰ事業者管理装置１６は、ＶＰＰ事業者１３ｂから需要家設備９の電力消費計画を含む電力の需要計画と、需要家設備９のリソース情報Ｒｂとを取得する。需給計画（供給計画と需要計画）は、配電網における１つ以上の配線（母線）の電圧及び潮流の状態を計算又は推定する際に必要な情報である。リソース情報Ｒａ、Ｒｂは、電力（有効電力・無効電力）を制御可能な母線の電力（有効電力・無効電力）の制御内容を決定する際に必要な情報である。すなわち、母線の電力（有効電力及び無効電力）は、母線に接続された需要家設備９及び発電設備７等のリソース（電力装置）から出力される又はリソースに入力される、有効電力及び無効電力を制御することで制御可能である。リソースから出力される又はリソースに入力される有効電力及び無効電力は、例えば、リソースに対して出力又は入力する電圧及び電流の位相を調整することにより制御できる。ＶＰＰ事業者管理装置１６は、需給計画（供給計画と需要計画）とリソース情報Ｒａ、Ｒｂとを電圧事前制御装置１４に提供する。
　リソース情報Ｒａは、少なくとも制御コスト及び制御方式の２種類の情報を含む。制御コストの情報としては、発電設備７を制御する費用及び時間、ＶＰＰ事業者１３ａが発電事業者に制御の対価として支払う費用、一般送配電事業者がＶＰＰ事業者１３ａに制御の対価として支払う費用、などがある。制御コストの情報はさらに、発電設備７間の優先度又は公平性に関する情報を含んでもよい。制御方式の情報としては、有効電力（Ｐ）と無効電力（Ｑ）の取り得る制御量の情報がある。例えば、連続値か離散値かの識別情報、連続値の場合は制御可能な範囲の上下限値、離散値の場合は選択可能な離散値の集合などがある。
　リソース情報Ｒｂは、少なくとも制御コスト及び制御方式の２種類の情報を含む。制御コストの情報としては、需要家設備９を制御する費用及び時間、ＶＰＰ事業者１３ｂが需要家に制御の対価として支払う費用、一般送配電事業者がＶＰＰ事業者１３ｂに制御の対価として支払う費用、などがある。制御コストの情報はさらに、需要家設備９間の優先度又は公平性に関する情報を含んでもよい。制御方式の情報としては、有効電力（Ｐ）と無効電力（Ｑ）の取り得る制御量の情報がある。例えば、連続値か離散値かの識別情報、連続値の場合は制御可能な範囲の上下限値、離散値の場合は選択可能な離散値の集合などがある。
　発電量予測装置１７は、発電設備７（７ａ、７ｂ）と有線又は無線で通信可能に構成されている。発電量予測装置１７は、発電設備７の発電量の実績データを発電設備７から取得し、発電設備７の発電量の予測を行う。発電量予測装置１７は、発電量の事前の予測値と、発電量の実績値と差を表す誤差情報を算出する。太陽光発電及び風力発電等の発電量の誤差は、当日における天候等に左右されるために生じる。発電量予測装置１７は、対象となる期間（例えば時点、時間帯、又は日等）について発電設備７の発電量を予測し、発電設備７の発電量の予測値を含む予測データを電圧事前制御装置１４に提供する。また発電量予測装置１７と、過去における発電量の誤差情報の履歴を電圧事前制御装置１４に提供する。
　電圧事前制御装置１４は、系統パラメータと、需給計画と、リソース情報Ｒａ、Ｒｂと、発電量の予測データと、発電量の誤差情報とに基づき、配電網において有効電力・無効電力を制御可能な母線の有効・無効電力の制御内容を決定する。これにより配電網における管理対象となる母線の電圧を、管理範囲（許容範囲）に抑えることを実現する。
　電圧の管理対象となる母線は一例として全ての母線（高圧母線３、低圧母線６）である。
　制御可能な母線は一例として需要家設備９又は発電設備７が接続された母線である。図１の例では、制御可能な母線は、太陽光発電設備７ａが接続された高圧母線３、風力発電設備７ｂが接続された高圧母線３、中規模工場設備９ａが接続された高圧母線３、中規模工場設備９ｂが接続された低圧母線６、住宅設備９ｃが接続された低圧母線６である。
　図３は、電圧事前制御装置１４のハードウェアブロック図である。電圧事前制御装置１４は、ＣＰＵ１４０、記録メディア１４１、ＲＡＭ（Random Access Memory）１４２、ユーザインタフェース１４３、通信インタフェース１４４等のハードウェアを備えている。
　記録メディア１４１は、ＨＤＤ（Hard Disk Drive）又はＳＳＤ（Solid State Drive）等で構成されている。記録メディア１４１には、電圧事前制御装置１４の制御に必要なコンピュータプログラム、及び、コンピュータプログラムの実行に必要な情報を含むデータベースとが格納されている。
　ＲＡＭ１４２は、ＳＲＡＭ（Static Random Access Memory），ＤＲＡＭ（Dynamic Random Access Memory）又はフラッシュメモリ等で構成されている。また、ＲＡＭ１４１は、ＣＰＵ１４０の作業領域として用いられる。
　ユーザインタフェース１４３は、ディスプレイ、キーボード及びマウス等で構成されている。ユーザインタフェース１４３は、ユーザからの入力の受付け、ユーザへの情報の出力を行う。
　通信インタフェース１４４は、配電網状態監視装置１５、ＶＰＰ事業者管理装置１６及び発電量予測装置１７と通信するためのインタフェースである。通信インタフェース１４４は、有線ネットワークまたは無線ネットワークの少なくとも一方を通じて通信する。有線ネットワークは、有線ＬＡＮ（Local Area Network）でもよいし、インターネット等の広域ネットワークでもよいし、その他の方式の有線ネットワークでもよい。無線ネットワークは、無線ＬＡＮでもよいし、セルラーネットワークでもよいし、その他の方式の無線ネットワークでもよい。
　ＣＰＵ１４０は、バス１４５を介して、各部１４０～１４４と接続されている。ＣＰＵ１４０は、各部１４０～１４４を制御すると共に、記録メディア１４１に格納されたコンピュータプログラムを順次実行する。ＣＰＵ１４０は、コンピュータプログラムの実行時には、必要に応じて記録メディア１４１に格納されているコンピュータプログラムまたは情報等を読み出して、一時的にＲＡＭ１４１に記憶する。
　図４は、電圧事前制御装置１４の記録メディア１４１に格納されたコンピュータプログラムをＣＰＵ１４０に実行させることによって実現される情報処理部１００と、記録メディア１４１に格納されたデータベース１３０とを表すブロック図である。
　情報処理部１００は、潮流計算部１１０（計算部）と、処理部１２０とを備えている。処理部１２０は、電圧感度情報生成部１１１と、最適化部１１２とを含む。
　データベース１３０は、系統パラメータＤ０と、需給計画Ｄ１と、予測誤差情報Ｄ２と、リソース情報Ｄ３とを格納している。
　系統パラメータＤ０は、配電網状態監視装置１５から取得された情報である。系統パラメータＤ０は、配電網における各電気設備の各種パラメータ（インピーダンス等）を含む。各電気設備は、母線及び送電線を含み、さらに、末端の母線に接続される発電設備及び需要家設備などを含む。なお、母線及び送電線はいずれも、配電網における配線の一例である。
　需給計画Ｄ１は、ＶＰＰ事業者管理装置１６から取得された供給計画Ｓａと需要計画Ｓｂとを含む。供給計画Ｓａは、各発電装置７の発電計画として、対象となる期間における発電計画値（発電量の予測値）を含む。需要計画Ｓｂは各需要家設備９の消費計画として、対象となる期間における電力の消費計画値（消費量の予測値）を含む。
　予測誤差情報Ｄ２は、発電量予測装置１７から取得された発電設備７（７ａ、７ｂ）の発電量の予測の誤差情報を含む。誤差情報は、例えば、各発電設備が接続されている母線（母線ｋとする）に対する発電量の予測値Ｐｋと予測誤差ΔＰｋとのデータ組の過去の実績データ、または当該実績データに基づく情報である。誤差情報は、過去の実績データを用いてパラメトリックな統計モデル（例えば平均と分散をパラメータとする正規分布など）に当てはめた際の当該統計モデルのパラメータであってもよい。
　リソース情報Ｄ３は、ＶＰＰ事業者管理装置１６から取得された発電設備７のリソース情報Ｒａ及び需要家設備９のリソース情報Ｒｂを含む。
　データベース１３０には、その他の情報、例えば電気設備間の接続関係を定義するデータであるネットワーク図が格納されている。ネットワーク図は、母線、送電線、発電設備７及び需要家設備９間の接続関係を定義している。
　情報処理部１００は、データベース１３０に格納されている各種情報に基づき、対象となる期間における管理対象となる母線の電圧を、所定の管理範囲（許容範囲）に抑えるように、電力（有効電力・無効電力）を制御可能な母線の有効・無効電力の制御内容を決定する。
　図５は、情報処理部１００の処理の全体の流れを示すフローチャートである。
　ステップＳ１０１では、情報処理部１００における潮流計算部１１０は、系統パラメータＤ０と需給計画Ｄ１とに基づき配電網における潮流計算を行い、対象となる期間における管理対象の各母線における電圧を計算する。また、潮流計算の際に算出されるヤコビアン行列の逆行列から電圧感度係数を取得する。管理対象の母線は、本実施形態では高圧母線３及び低圧母線６を含む全ての母線とするが、高圧母線３及び低圧母線６のうち予め指定された１つ又は複数の母線でもよい。管理対象の母線は、配電系統において電圧の管理対象となる第１配線に対応する。以下、ステップＳ１０１の処理について詳細に説明する。
　図６は、潮流計算部１１０の処理の一例のフローチャートである。
　潮流計算部１１０は、データベース１３０から系統パラメータＤ０と、上述のネットワーク図（電気設備間の接続関係を定義するデータ）とを読み込む（ステップＳ１０）。
　次に潮流計算部１１０は、データベース１３０から需給計画Ｄ１を読み込む。潮流計算部１１０は、需給計画Ｄ１に基づき、発電設備７及び需要家設備９に接続された末端の母線ｊ、すなわち有効・無効電力を制御可能な母線ｊの有効電力Ｐｊ・無効電力Ｑｊを設定する（ステップＳ１１）。前述の発電設備が接続されている母線ｋは、有効・無効電力を制御可能な母線ｊでもある。有効・無効電力を制御可能な母線ｊは、配電系統において電力を制御可能な第２配線に対応する。
　例えば、潮流計算部１１０は、需給計画Ｄ１における供給計画Ｓａ及び需要計画Ｓｂの少なくとも一方に基づき対象となる期間において発電設備７から出力する電力の有効電力及び無効電力を決定し、決定した有効電力及び無効電力を、発電設備７に接続された母線ｊに有効電力Ｐｊ・無効電力Ｑｊとして設定する。また、需給計画Ｄ１における供給計画Ｓａ及び需要計画Ｓｂの少なくとも一方に基づき、対象となる期間において需要家設備９に入力（需要家設備９で消費）される電力の有効電力及び無効電力を決定する。決定した有効電力及び無効電力を、需要家設備９に接続された母線ｊに有効電力Ｐｊ・無効電力Ｑｊとして設定する。
　母線ｊの有効電力Ｐｊ・無効電力Ｑｊを設定するとは、実際に配電網における母線ｊが有効電力Ｐｊ・無効電力Ｑｊになるように設定するのではなく、データ処理上、母線ｊの有効電力・無効電力を有効電力Ｐｊ・無効電力Ｑｊとして扱うことを意味する。
　なお、他の母線について有効電力・無効電力の設定が潮流計算のために必要な場合、適宜、状態推定手法等を用いて、他の母線の有効電力・無効電力の値を推定し、設定しておく。
　次に、系統パラメータＤ０、ネットワーク図、及び母線ｊ等に対して設定された有効電力・無効電力を元に、潮流方程式を計算する（ステップＳ１２）。潮流方程式の計算には、直流法又は交流法など、既存の潮流計算手法を用いることができる。潮流計算は、配電網における発電設備の発電出力及び需要家設備の消費電力等が与えられた場合、配電網における送電線を流れる潮流や、母線等の各箇所（配線）における電圧および位相を計算することである。
　　潮流方程式の計算により、管理対象の母線ｉに対する電圧Ｖｉ＝Ｖｉ（Ｐ，Ｑ）を得る（ステップＳ１３）。Ｖｉ（Ｐ，Ｑ）は、ＶｉがＰとＱの関数であることを意味する。ＰとＱが潮流計算の入力となり、Ｖｉが出力となる。また、潮流方程式の計算の際に算出されるヤコビアン行列の逆行列から、電圧感度係数ｄＶｉ／ｄＰｊ，ｄＶｉ／ｄＱｊ、ｄＶｉ／ｄＰｋを取得する（同ステップＳ１３）。
　潮流計算部１１０は、発電装置（発電設備）の発電量の予測値に基づき、配電網における電圧の管理対象となる第１配線（母線ｉ）の電圧を計算する計算部に対応する。
　以上により、図６のフローチャートの処理が終了し、図５のステップＳ１０１ａに進む。
　図５のステップＳ１０１ａにおいて、処理部１２０は、計算した電圧が管理範囲（許容範囲）に含まれているか、すなわち管理範囲から逸脱しているかを管理対象となる各母線について決定する。管理範囲は、例えば下限値（第１閾値）と上限値（第２閾値）とにより規定される。潮流計算部１１０は、計算した電圧が下限値より小さい、または上限値より大きいならば、計算した電圧は管理範囲に含まれていない、すなわち、管理範囲から逸脱していると判断する。潮流計算部１１０は、管理範囲を逸脱している母線が少なくとも１つ存在する場合に（ＹＥＳ）、Ｖｉ＝Ｖｉ（Ｐ，Ｑ）と電圧感度係数ｄＶｉ／ｄＰｊ，ｄＶｉ／ｄＱｊ、ｄＶｉ／ｄＰｋとを、電圧感度情報生成部１１１に提供し、次のステップＳ１０２に進む。
　処理部１２０は管理範囲を逸脱している母線が存在しない場合に（ＮＯ）、制御不要と判断、すなわち、管理対象となる母線のうち制御可能な母線に対する有効・無効電力の制御は不要であると判断し、図５のスローチャートの処理の終了を決定する。処理部１２０は、処理の終了を示す情報をユーザインタフェース１４３（表示部）に出力してもよい。
　図５のステップＳ１０２において、処理部１２０における電圧感度情報生成部１１１は、制御可能な母線における有効電力・無効電力に対する電圧の感度を表す電圧感度近似式を生成する。電圧感度近似式を生成するために、電圧感度情報生成部１１１は、データベース１３０における発電量の予測誤差情報Ｄ２と、潮流計算部１１０により計算された管理対象の母線の電圧の情報（Ｖｉ＝Ｖｉ（Ｐ，Ｑ））、電圧感度係数ｄＶｉ／ｄＰｊ，ｄＶｉ／ｄＱｊ、ｄＶｉ／ｄＰｋとを用いる。以下、図７のフローチャートを用いて、ステップＳ１０２の処理について詳細に説明する。
　図７は、電圧感度情報生成部１１１の処理の一例のフローチャートである。
　まず電圧感度情報生成部１１１は、データベース１３０から発電設備７の発電量の予測誤差情報Ｄ２を読み込む（ステップＳ２０）。
　次に電圧感度情報生成部１１１は、予測誤差情報Ｄ２に基づき、発電量の予測誤差のシナリオを複数生成する（ステップＳ２１）。より詳細には、図６のステップＳ１１で設定された有効・無効電力が制御可能な母線ｊのうち、発電量の予測対象となる発電装置７が接続された母線ｋに対し、予測誤差情報Ｄ２を元に確率的にΔＰｋ（予測誤差）を生成する。確率的に生成されるΔＰｋは、予測値の誤差のサンプル値を表す。全ての発電設備７に接続された母線ｋについて生成したΔＰｋを並べたベクトル［・・・，ΔＰｋ，・・・］を１つのシナリオとする。
　なお発電量の予測対象とならない発電設備が末端の母線に接続されている場合、発電設備が接続されている母線は母線ｋとして扱わなくてよい。例えば水素発電設備が存在し、発電に必要な十分の水素等が存在することが前提となる場合には、安定した電力が供給可能であるため、この場合、水素発電設備が接続された母線は母線ｋとして扱わなくてよい。一方、水素の供給量等にばらつきがあり、発電量に誤差が生じ得る場合は、当該水素発電設備も発電量の予測対象として、水素発電設備が接続された母線も母線ｋとして扱ってよい。
　確率的にΔＰｋを生成する方法は、ステップＳ１１で読み込まれた需給計画における発電計画値（発電量の予測値）Ｐｋに対して過去の実績データにおいて予測値が近かった予測誤差の集合からランダムに予測誤差を選択する方法でもよい。あるいは、パラメトリックな統計モデル（例えば正規分布など）にΔＰｋが確率的に従うとして、予測誤差を取得又は数値計算する方法でもよい。すなわち、ΔＰｋの確率分布又は確率密度分布に基づき、ΔＰｋを確率的に取得してもよい。
　上述の試行を複数回行うことにより、複数のシナリオｗ（ｗ＝１，２，３，．．．）を生成する。すなわち、複数の母線ｋに対する予測誤差のサンプル値を含むベクトルを、複数生成する。
　次に電圧感度情報生成部１１１は、ステップＳ２１で生成したシナリオ［・・・，ΔＰｋ，・・・］を用いて、電圧感度近似式を生成する（ステップＳ２３）。電圧管理対象の母線ｉにおけるシナリオｗに対する電圧感度をΔＶｉ ｗとすると、電圧感度近似式は式１で表される。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
　ΔＰｊは、制御対象の母線ｊの有効電力の制御量（変更量）を表す変数（第１変数）である。ΔＱｊは、制御対象の母線ｊの無効電力の制御量（変更量）を表す変数（第２変数）である。ΔＰｊ及びΔＱｊによって表される制御量は、電力（有効電力・無効電力）を制御可能な配線（母線ｊ）に対する電力（有効電力・無効電力）の制御量である第１制御量に対応する。
　ｄＶｉ／ｄＰｊは、制御対象の母線ｊの有効電力Ｐｊに関する、管理対象の母線ｉの電圧Ｖｉの電圧感度係数を表す。ｄＶｉ／ｄＰｊは、母線ｊにおける有効電力の制御量の変化に対する母線ｉの電圧の変化を表す第１係数に対応する。
　ｄＶｉ／ｄＱｊは、制御対象の母線ｊの無効電力Ｑｊに関する、管理対象の母線ｉの電圧Ｖｉの電圧感度係数を表す。ｄＶｉ／ｄＱｊは、母線ｊにおける無効電力の制御量の変化に対する母線ｉの電圧の変化を表す第２係数に対応する。
　ｄＶｉ／ｄＰｋは、発電設備７の母線ｋの発電量の予測値Ｐｋに関する、管理対象の母線ｉの電圧Ｖｉの電圧感度係数（第３係数）を表す。ｄＶｉ／ｄＰｋは、発電装置（発電設備７）の発電量の予測値の変化に対する母線ｉの電圧の変化を表す第３係数に対応する。
　δＰｋ ｗは、発電設備７の母線ｋに対するシナリオｗが示す予測誤差（予測誤差のサンプル値）を表す。
　ΔＶｉ ｗは、管理対象となる母線ｉの電圧の変化量を表す第３変数に対応する。電圧感度情報生成部１１１は、第１係数と、第２係数と、第３係数と、第１変数と、第２変数と、シナリオｗ（サンプル値）とに基づき、第３変数を生成する。シナリオｗの個数だけ、第３変数を生成する。
　係数（ｄＶｉ／ｄＰｊ、ｄＶｉ／ｄＱｊ、ｄＶｉ／ｄＰｋ）は、図５のステップＳ１０１（潮流計算）における処理の結果として得られたものであるが、当該係数を別途データベースに格納しておき、データベースから係数を取得する方法も可能である。この場合、ステップＳ１０１（潮流計算）で係数を取得する処理を省略してもよい。
　シナリオ数だけ、ステップＳ２２～Ｓ２４のシナリオのループ処理を行うことによって、式１の電圧感度近似式をシナリオ数だけ生成する。
　図５のステップＳ１０３において、処理部１２０における最適化部１１２は、リソース情報Ｄ３（発電設備のリソース情報Ｒａ、需要家設備のリソース情報Ｒｂ）と、電圧感度近似式とに基づき、制御対象の母線ｊに対して有効電力・無効電力の制御量をそれぞれ計算する。制御量は、母線ｊに接続されている実際の制御対象のリソース（需要家設備、発電設備等）の性質に合わせて連続量または離散値を取る。本実施形態の制御量は、連続量及び離散値のいずれであってもよい。以下、図８のフローチャートを用いて、ステップＳ１０３の処理について詳細に説明する。
　図８は、最適化部１１２の処理の一例のフローチャートである。
　まず最適化部１１２は、データベース１３０からリソース情報Ｄ３を読み込む（ステップＳ３０）。
　最適化部１１２は、リソース情報Ｄ３と電圧感度近似式とに基づき、ΔＰｊ（第１変数）に関するコスト係数ｗｐｊ、及びΔＱｊ（第２変数）に関するコスト係数ｗｑｊを用いて、式２に示す目的関数を生成する（ステップＳ３１）。目的関数はΔＰｊ（第１変数）とΔＱｊ（第２変数）とを含む関数である。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000002
　式２は、制御に掛かるコストを最小化することを意味する。コスト係数ｗｐｊ、ｗｑｊは、リソース情報Ｄ３に基づき算出する。コストの定義は、発電設備または需要家設備を制御する費用及び時間、ＶＰＰ事業者が発電事業者または需要家に制御の対価として支払う費用、一般送配電事業者がＶＰＰ事業者に制御の対価として支払う費用、など様々考えられる。
　最適化部１１２は、コスト係数ｗｐｊ、ｗｑｊを、これらの費用及び時間の少なくとも一方に基づき算出してもよい。また費用及び時間以外にも、設備間の優先度又は公平性を考慮した係数、事業者間の優先度又は公平性を考慮してコスト係数ｗｐｊ、ｗｑｊを算出してもよい。コスト係数ｗｐｊ、ｗｑｊは、その他、様々な方法で算出することが考えられる。
　コスト係数ｗｐｊ、ｗｑｊは最適化部１１２が計算する他、コスト係数ｗｐｊ、ｗｑｊがリソース情報Ｄ３に格納されていてもよい。この場合、最適化部１１２はリソース情報Ｄ３に含まれているコスト係数ｗｐｊ、ｗｑｊを用いて目的関数を生成すればよい。
　次に、目的関数に対する制約条件を生成する（ステップＳ３２）。制約条件には様々なものがあるが、本実施形態では制約条件として３種類の制約式の例を示す。
　１つ目は、上述した管理対象となる母線ｉにおけるシナリオｗの電圧感度近似式（式１）である。
　２つ目は、管理対象となる母線ｉにおける電圧又は電圧の統計値が管理範囲（第１範囲又は許容範囲）に含まれるとの制約を表す式であり、式３で表される。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000003
　ここで式３の上式は、制御後の電圧Ｖｉ＋ΔＶｉが管理範囲の下限以上であることを表し、式３の下式は、制御後の電圧Ｖｉ＋ΔＶｉが管理範囲の上限以下であることを表す。式３における上式及び下式のそれぞれの左辺は、全てのシナリオｗに関するＶｉ＋ΔＶｉ ｗの分布に対して、αパーセンタイル点及びβパーセンタイル点を表す。
　例えば、α＝β＝０．５の場合は、シナリオの中央値として制御後の電圧が管理範囲に含まれることを意味する。０＜α＜β＜１の場合は、確率的により厳しい条件下で制御後の電圧が管理範囲に含まれることを意味する。１＞α＞β＞０の場合は確率的により緩い条件下で制御後の電圧が管理範囲に含まれることを意味する。
　なお、式３ではシナリオ分布のパーセンタイル点を取っているが、本実施形態はこの定義に限定されることなく、例えばシナリオ分布の期待値、ＣＶａＲ（Conditional Value at Risk）など他の統計値を取ることも可能である。
　式３は、ΔＶｉ ｗは、上述の式１で定義されているように、管理対象となる母線ｉの電圧の変化量を表す第３変数である。したがって、式３は、第３変数と、母線ｉの電圧Ｖｉとの和が管理範囲（第１範囲又は許容範囲）に含まれるとの制約条件を表している。
　３つ目は、制御対象となる母線ｊにおける有効電力の制御量ΔＰｊ及び無効電力の制御量ΔＱｊの範囲の制約式であり、式４で表される。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000004
　式４はΔＰｊ・ΔＱｊが有効電力及び無効電力を連続的に制御可能な場合の制約式であるが、有効電力及び無効電力を離散的に制御する場合の制約式もあり得る。その場合、ΔＰｊを有効電力の離散値の集合から選択する制約式と、ΔＱｊを無効電力の離散値の集合から選択する制約式とを用いればよい。
　ステップＳ３３の最適化計算では、目的関数（式２）と、制約条件（式１、式３、式４）に基づき、ΔＰｊ（第１変数）及びΔＱｊ（第２変数）の値を算出する。この計算は、式３に表されるように複数のシナリオを統計的に考慮して最適解を求めるいわゆるシナリオ最適化であり、線形計画問題向けソルバ等のソフトウェアを用いて実行することが可能である。
　　ステップＳ３４では、ステップＳ３３で求められた制御対象となる母線ｊに対する制御量ΔＰｊ・ΔＱｊを示す情報をユーザインタフェース１４３の表示部に出力する（ステップＳ３４）。
　制御量ΔＰｊ・ΔＱｊを示す情報に基づき、母線ｊの有効電力及び無効電力を制御（調整）する。例えば、電圧事前制御装置１４の通信インタフェース１４４は、制御量ΔＰｊ・ΔＱｊを示す情報を、母線ｊに関する発電設備・需要家設備を有する発電事業者・需要家と契約しているＶＰＰ事業者（１３ａ又は１３ｂ）のサーバに送信してもよい。ＶＰＰ事業者のサーバは、受信した情報に基づき、該当する母線ｊの有効電力及び無効電力を制御する要求を、発電設備又は需要家設備に送信してもよい。発電設備又は需要家設備は、受信した要求に基づき、出力又は入力する電力の有効電力及び無効電力を制御することにより、発電設備又は需要家設備に接続されている母線ｊの有効電力及び無効電力を調整してもよい。また、ＶＰＰ事業者は、制御量ΔＰｊ・ΔＱｊを示す情報に基づき、電力取引市場における前日のスポット市場取引で取引する電力量を決定し、電力を売却又は購入することで、当日における発電設備又は需要家設備の入出力する電力量を調整してもよい。これにより、発電設備又は需要家設備が接続された母線における当日の電圧制御を事前に行うことも可能である。
　以上、第１実施形態によれば、太陽光発電及び風力発電等の発電設備の発電量の予測誤差も考慮して、制御可能な各母線の有効電力及び無効電力のそれぞれの制御量を決定する。これにより、太陽光発電及び風力発電等の発電設備の発電量の予測の外れに対してロバストな制御量を決定することができる。すなわち、発電量の予測精度に拘わらず、管理対象となる各母線における電圧を管理範囲内に高い精度で収めることができる。
　（変形例）
　上述した第１実施形態の式１及び式２等では有効電力に関する項と、無効電力に関する項との双方が含まれていたが、いずれか一方のみが含まれていてもよい。また、有効電力に関する項及び無効電力に関する項の代わりに、皮相電力に関する項が含まれていてもよい。また力率に関する項などが含まれていてもよい。上述の実施形態では発電量の予測誤差を扱ったが、消費電力量の予測誤差を扱ってもよい。この場合、上述した実施形態の説明における発電量の予測誤差を消費電力量の予測誤差を読み替えて、同様の処理を行えばよい。
＜第２実施形態＞
　第２実施形態は、上述の第１実施形態に加え、収束判定に基づく反復計算を取り入れることにより、電圧感度近似式のモデル誤差を低減して、より精度の高い有効電力・無効電力の制御量を出力することを可能にする。第１実施形態と第２実施形態は、一部を除きほぼ同じであるので、変更又は拡張された処理を除き、第１実施形態と異なる部分を中心に説明する。
　図９は、電圧事前制御装置１４の記録メディア１４１に格納されたコンピュータプログラムをＣＰＵ１４０に実行させることによって実現される情報処理部１００と、記録メディア１４１に格納されたデータベース１３０とを表すブロック図である。第１実施形態との違いは、処理部１２０に収束判定部１１３が追加されていることである。図４と同一名称の要素には同一の符号を付して、詳細な説明は省略する。
　潮流計算部１１０は、最適化部１１２の最適化の結果として得られる制御量ΔＰｊ・ΔＱｊに基づき、制御対象の母線ｊのＰｊ、Ｑｊを制御（調整）したと仮定して潮流計算を再度行い、管理対象となる母線ｉの電圧Ｖｉ（第１配線の電圧）を計算する。収束判定部１１３は、計算した母線ｉの電圧Ｖｉ（第１配線の電圧）と、上述の最適化の結果の制御量ΔＰｊ・ΔＱｊとに基づき、最適化計算の誤差（モデル化誤差）を計算する。収束判定部１１３は、モデル化誤差に基づき最適化計算が収束したか、すなわち、モデル化誤差が収束したかを判定する。モデル化誤差が収束した場合は、最適化計算の結果を出力する。モデル化誤差が収束していない場合は、モデル化誤差が収束するまで、潮流計算、電圧感度情報の生成及び最適化を繰り返す。
　図１０は、第２実施形態に係る情報処理部１００の処理の全体のフローチャートである。第１実施形態との違いは、最適化計算（ステップＳ１０３）の後に、再度潮流計算（ステップＳ２０１）が行われ、その後、収束判定（ステップＳ２０２）により最適化計算の誤差（モデル化誤差）が収束したか判定する。モデル化誤差が収束したと判定される場合（ステップＳ２０２ａのＹＥＳ）、本フローチャートの処理を終了する。モデル化誤差が収束していないと判定される場合（ステップＳ２０２ａのＮＯ）、電圧感度近似式の生成処理（ステップＳ１０２）に戻る。
　以下、第１実施形態と異なるステップＳ２０１、Ｓ２０２について詳細に説明する。
　ステップＳ２０１（潮流計算）では、潮流計算部１１０が、最適化計算（ステップＳ１０３）で得られたΔＰｊ・ΔＱｊを用いて、制御対象の母線ｊをＰｊ＋ΔＰｊ・Ｑｊ＋ΔＱｊにした場合の潮流計算を行う。これにより、管理対象となる母線ｉに対して電圧Ｖｉ＝Ｖｉ（Ｐ＋ΔＰ，Ｑ＋ΔＱ）を求める。
　ΔＰは母線ｉにおける前回のＰとの差分、ΔＱは母線ｉにおける前回のＱとの差分である。前回のＰは、ステップＳ１０１で求めたＶｉにおけるＰ又は前回のステップＳ２０１で算出したＶｉにおけるＰ＋ΔＰである。前回のＱは、ステップＳ１０１で求めたＶｉにおけるＱ又は前回のステップＳ２０１で算出したＶｉにおけるＱ＋ΔＱである。
　ステップＳ２０１（収束判定）では、収束判定部１１３が、以下の式５によって収束判定を行う。式５におけるＶｉ（Ｐ，Ｑ）は、前回のＶｉである。前回のＶｉは、ステップＳ１０１で求めたＶｉ又は前回のステップＳ２０１で算出したＶｉである。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000005
　式５の上式の右辺のεは収束条件の閾値である。最適化計算（Ｓ１０３）で求めた制御量ΔＰｊ・ΔＱｊは、電圧変化ΔＶｉを制御量の一次式で近似した電圧感度近似式（式１）により計算しているため、モデル化誤差を含む。式５の上式の左辺は、このモデル化誤差を表している。左辺がε以下であればモデル化誤差が収束している、そうでなければモデル化誤差がまだ収束していないと判定できる。この収束判定を、全ての電圧管理対象となる母線ｉに対して行う。
　ステップＳ２０２（収束判定）の結果、全ての電圧管理対象となる母線ｉに対して式５の収束条件が成立する場合は処理を終了する。少なくとも１つの母線ｉに対して収束条件が成立しない場合は、電圧感度近似式の生成処理（ステップＳ１０２）に戻って、反復処理を行う。
　処理部１２０は、反復処理の結果、収束条件が満たされた場合は、有効電力及び無効電力ごとに、これまでの最適化計算（Ｓ１０３）で計算された複数の制御量の合計を、制御対象の母線ｊに対する制御量ΔＰｊ又はΔＱｊとして最終的に決定する。
　以上、第２実施形態によれば、収束判定処理に基づく反復計算を行うことによって、電圧感度近似式の精度を高め、より精度の高い有効電力・無効電力の制御量を出力することが可能になる。
＜第３実施形態＞
　第３実施形態は、上述の第２実施形態に加え、電圧感度係数に摂動項を導入することにより、異なる複数の制御量候補を取得する。複数の制御量候補の中から収束性の良い制御量候補を選択する。これによって、収束のループ処理を効率化して全体の計算時間を短縮することができる。また第２実施形態で離散的な制御量を扱う場合に、反復計算の収束性が悪くなり得る状況に対して、収束効率を向上させることができる。第２実施形態と第３実施形態は、一部を除きほぼ同じであるので、以下では、第２実施形態と異なる部分を中心に説明する。
　図１１は、電圧事前制御装置１４の記録メディア１４１に格納されたコンピュータプログラムをＣＰＵ１４０に実行させることによって実現される情報処理部１００と、記録メディア１４１に格納されたデータベース１３０とを表すブロック図である。第２実施形態との違いは、データベース１３０に摂動項情報Ｄ４が追加されていることである。図１１と同一名称の要素には同一の符号を付して、変更又は拡張された処理を除き、詳細な説明は省略する。
　摂動項情報Ｄ４は、電圧管理対象となる母線ｉと制御対象となる母線ｊとの組合せに対する摂動値εｉｊの集合を、複数のパタン含む。摂動値εｉｊは、あらかじめランダムに生成した正負の微小数である。このような摂動値集合（・・・，εｉｊ，・・・）を複数パタン生成する。例えば、ランダムシードを変更して複数回、摂動値の集合を生成する方法などを用いることができる。
　図１２は、第３実施形態に係る情報処理部１００の処理の全体のフローチャートである。図９と同一名称のステップには同一の符号を付し、図９から変更又は拡張されたステップについては符号の末尾に“＿１”を付加する。新たに追加されたステップの符号は“Ｓ３”で始まる。
　第２実施形態との違いは、摂動値集合を複数パタン含む摂動項情報を読み込み（ステップＳ３０１）、各々の摂動値集合に対してループ処理（Ｓ３０２、Ｓ１０２＿１、Ｓ１０３、Ｓ２０１、Ｓ３０３）を実行する点である。また、ループ処理のステップＳ１０２＿１の処理で生成する電圧感度近似式は摂動項を考慮した式となる。また、収束判定（ステップＳ２０２＿１）も第２実施形態と異なる。
　以下、第２実施形態と異なるステップＳ３０１、Ｓ１０２＿１、Ｓ２０２＿１について詳細に説明する。
　ステップＳ２０２（摂動項情報の読み込み）では、電圧感度情報生成部１１１が、摂動項情報Ｄ４から電圧管理対象となる母線ｉと制御対象となる母線ｊとの組合せに対する摂動値εｉｊの集合を読み込む。摂動値の集合（・・・，εｉｊ，・・・）は複数パタン読み込まれる。パタン毎にループ処理（Ｓ３０２、Ｓ１０２＿１、Ｓ１０３、Ｓ２０１、Ｓ３０３）が実行される。
　摂動値集合の各パタン（・・・，εｉｊ，・・・）に対して、ステップＳ１０２＿１（電圧感度近似式の生成）では、以下の式６に表される摂動項を含む電圧感度近似式が生成される。すなわち、第１係数、第２係数及び第３係数に対して摂動値の組み合わせを複数生成し、組み合わせごとに電圧感度近似式を生成する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000006
 　式６の摂動値集合の各パタンに対応して、すなわち、摂動値の各組み合わせに対応して、最適化部１１２による最適化計算（ステップＳ１０３）により、制御量ΔＰｊ・ΔＱｊが得られる。すなわち、パタンごとに、制御量ΔＰｊ・ΔＱｊが得られ、それぞれ母線ｊに対する有効電力及び無効電力の制御量の候補となる。
　収束判定（ステップＳ２０２＿１）では、収束判定部１１３が、制御量ΔＰｊ・ΔＱｊの候補のうち、収束判定の条件式５を満たす母線ｉの数が最も多い候補、すなわち収束性の良い候補を、制御量として選択する。このように収束性の良い候補を制御量ΔＰｊ・ΔＱｊとして選択することにより、収束のループ処理を効率化し、全体の計算時間を短縮することができる。特に、離散的な制御量が含まれる場合、電圧感度近似式の一次近似が適切に機能しないことによって第２実施形態では収束のループ処理が機能しない場合があるが、そのような場合にも第３実施形態を用いて収束条件を満たす制御量を求めることが可能となる。
　本実施形態では、ｄＶｉ／ｄＰｊ（第１係数）、ｄＶｉ／ｄＱｊ（第２係数）、ｄＶｉ／ｄＰｋ（第３係数）のそれぞれに摂動項を追加したが、いずれか１つ又は２つの係数に摂動項を追加し、残りの係数には摂動項を追加しないことも可能である。また、各項の摂動値を異なる方法で生成してもよい。
　以上、第３実施形態によれば、収束のループ処理を効率化して全体の計算時間を短縮することができる。また、第３実施形態によれば、離散的な制御量が含まれる場合にも収束計算を行うことができる。
　本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。
　なお、本実施形態は以下のような構成を取ることもできる。
［項目１］
　少なくとも１つの発電装置の発電量の予測値と、前記発電装置を含む配電系統における第１配線の電圧とに基づき、前記配電系統において電力を制御可能な第２配線における前記電力の制御量である第１制御量を決定する処理部
　を備えた情報処理装置。
［項目２］
　前記処理部は、前記発電装置の発電量の前記予測値の誤差情報に基づき、前記第１制御量を決定する
　項目１に記載の情報処理装置。
［項目３］
　前記発電装置の発電量の前記予測値に基づき、前記第１配線の電圧を計算する計算部
　を備えた項目１又は２に記載の情報処理装置。
［項目４］
　前記制御可能な電力は、有効電力及び無効電力の少なくとも一方である
　項目１～３のいずれか一項に記載の情報処理装置。
［項目５］
　前記処理部は、前記第２配線における前記有効電力の制御量の変化に対する前記第１配線の電圧の変化を表す第１係数と
　前記第２配線における前記無効電力の制御量の変化に対する前記第１配線の電圧の変化を表す第２係数とのうちの少なくとも一方と、
　前記発電装置の発電量の前記予測値の変化に対する前記第１配線の電圧の変化を表す第３係数と
　に基づいて、前記有効電力及び前記無効電力の前記少なくとも一方の制御量を前記第１制御量として決定する
　項目４に記載の情報処理装置。
［項目６］
　前記処理部は、前記発電装置の発電量の前記予測値の誤差のサンプル値を確率的に生成し、
　前記第１係数と、前記第２係数と、前記第３係数と、前記第２配線における前記有効電力の制御量を表す第１変数と、前記第２配線における前記無効電力の制御量を表す第２変数と、前記サンプル値とに基づき、前記第１配線の電圧の範囲に関する制約条件を生成し、
　前記制約条件に基づき、前記第１変数及び前記第２変数を含む目的関数を計算することにより、前記第１変数及び前記第２変数の値を算出する
　項目５に記載の情報処理装置。
［項目７］
　前記処理部は、前記誤差の確率分布又は確率密度関数に基づき、前記サンプル値を取得する
　項目６に記載の情報処理装置。
［項目８］
　前記第１係数と、前記第２係数と、前記第３係数と、前記第２配線における前記有効電力の制御量を表す第１変数と、前記第２配線における前記無効電力の制御量を表す第２変数と、前記サンプル値とに基づき、前記第１配線の電圧の変化量を示す第３変数を生成し、
　前記制約条件は、前記第３変数と、前記第１配線の電圧との和が第１範囲に含まれるとの条件である
　項目６又は７に記載の情報処理装置。
［項目９］
　前記制約条件は、前記第３変数と前記第１配線の電圧との和の統計値が前記第１範囲に含まれるとの条件である
　項目８に記載の情報処理装置。
［項目１０］
　前記発電量の誤差情報は、前記発電装置の発電量の予測値と前記発電装置の発電量の実績値との差分に基づいている
　項目２又は３に記載の情報処理装置。
［項目１１］
　前記発電装置は前記第２配線に接続されており、
　前記発電装置の発電量の予測値に基づき前記第２配線に有効電力及び無効電力を設定し、潮流計算を行うことにより、前記第１係数及び前記第２係数のうちの少なくとも一方と、前記第３係数とを取得する計算部を備えた
　項目５～９のいずれか一項に記載の情報処理装置。
［項目１２］
　前記第２配線における前記有効電力及び前記無効電力の少なくとも一方を前記第１制御量だけ制御した場合の前記第１配線の電圧を計算する計算部を備え、
　前記処理部は、計算した前記第１配線の電圧と、前回計算した前記第１配線の電圧との差分に基づき、収束条件が満たされたかを判定し、
　前記処理部は、前記収束条件が満たされていない場合は、計算した前記第１配線の電圧に基づき、前記第２配線における前記有効電力及び前記無効電力の少なくとも一方の制御量である第２制御量を決定し、
　前記第１制御量と前記第２制御量の合計に基づき、前記第２配線における前記有効電力及び前記無効電力の少なくとも一方の制御量を決定する
　項目８又は９に記載の情報処理装置。
［項目１３］
　前記処理部は、前記第１係数、前記第２係数及び前記第３係数のうちの少なくとも１つに対する複数の摂動値に基づいて、前記摂動値ごとに、前記第１制御量の候補を決定し、
　前記処理部は、前記収束条件を満たす前記第１配線の個数に基づいて、前記第１制御量の複数の前記候補のうちの１つを前記第１制御量として選択し、
　前記処理部は、選択した前記第１制御量だけ前記第２配線における前記有効電力及び前記無効電力の少なくとも一方を制御した場合の前記第１配線の電圧を計算する
　項目１２に記載の情報処理装置。
［項目１４］
　前記処理部は、前記第１係数、前記第２係数及び前記第３係数に対して前記摂動値の組み合わせを複数生成し、前記組み合わせごとに前記第１制御量を決定する
　項目１３に記載の情報処理装置。
［項目１５］
　前記第１配線及び前記第２配線は、母線である
　項目１～１４のいずれか一項に記載の情報処理装置。
［項目１６］
　前記第２配線における前記有効電力及び前記無効電力は、前記第２配線に接続される電力装置に対して入力又は出力される有効電力及び無効電力の少なくとも一方を制御することにより制御可能である
　項目４～９、１１～１４のいずれか一項に記載の情報処理装置。
［項目１７］
　前記電力装置は、前記発電装置、蓄電池、及び需要家装置のうちの少なくとも１つを含む
　項目１６に記載の情報処理装置。
［項目１８］
　前記第１制御量を示す情報を前記電力装置又は前記電力装置を管理するサーバに送信することにより、前記電力装置が入力又は出力する前記有効電力及び前記無効電力の少なくとも一方を変更する通信部と、
　項目１６又は１７に記載の情報処理装置。
［項目１９］
　少なくとも１つの発電装置の発電量の予測値と、前記発電装置を含む配電系統における第１配線の電圧とに基づき、前記配電系統において電力を制御可能な第２配線における前記電力の制御量である第１制御量を決定する
　情報処理方法。
［項目２０］
　少なくとも１つの発電装置の発電量の予測値と、前記発電装置を含む配電系統における第１配線の電圧とに基づき、前記配電系統において電力を制御可能な第２配線における前記電力の制御量である第１制御量を決定するステップと
　をコンピュータに実行させるためのコンピュータプログラム。
［項目２１］
　少なくとも１つの発電装置の発電量の予測値と、前記発電装置を含む配電系統における第１配線の電圧とに基づき、前記配電系統において電力を制御可能な第２配線における前記電力の制御量である第１制御量を決定する処理部と、
　前記第２配線に接続される電力装置と、を備え、
　前記第２配線における前記電力は、前記電力装置に対して入力又は出力される電力を制御することにより制御可能である
　情報処理システム。
１　配電用変電所
２　高圧線
３　高圧母線
４　高圧母線柱上変電器
５　低圧線
６　低圧母線
７　発電設備（発電装置）
７ａ　太陽光発電
７ｂ　風力発電
９　需要家設備
９ａ　中規模工場
９ｂ　小規模工場
９ｃ　住宅
１０　一般送配電事業者システム
１３ａ　ＶＰＰ事業者
１３ｂ　ＶＰＰ事業者
１４　電圧事前制御装置
１５　配電網状態監視装置
１６　ＶＰＰ事業者管理装置
１７　発電量予測装置
１００　情報処理部
１１０　潮流計算部
１１１　電圧感度情報生成部
１１２　最適化部
１１３　収束判定部
１２０　処理部
１３０　データベース
１４１　記録メディア
１４３　ユーザインタフェース
１４４　通信インタフェース
１４５　バス

Claims (21)

  1. 　少なくとも１つの発電装置の発電量の予測値と、前記発電装置を含む配電系統における第１配線の電圧とに基づき、前記配電系統において電力を制御可能な第２配線における前記電力の制御量である第１制御量を決定する処理部
    　を備えた情報処理装置。
  2. 　前記処理部は、前記発電装置の発電量の前記予測値の誤差情報に基づき、前記第１制御量を決定する
    　請求項１に記載の情報処理装置。
  3. 　前記発電装置の発電量の前記予測値に基づき、前記第１配線の電圧を計算する計算部
    　を備えた請求項１に記載の情報処理装置。
  4. 　前記制御可能な電力は、有効電力及び無効電力の少なくとも一方である
    　請求項１に記載の情報処理装置。
  5. 　前記処理部は、前記第２配線における前記有効電力の制御量の変化に対する前記第１配線の電圧の変化を表す第１係数と
    　前記第２配線における前記無効電力の制御量の変化に対する前記第１配線の電圧の変化を表す第２係数とのうちの少なくとも一方と、
    　前記発電装置の発電量の前記予測値の変化に対する前記第１配線の電圧の変化を表す第３係数と
    　に基づいて、前記有効電力及び前記無効電力の前記少なくとも一方の制御量を前記第１制御量として決定する
    　請求項４に記載の情報処理装置。
  6. 　前記処理部は、前記発電装置の発電量の前記予測値の誤差のサンプル値を確率的に生成し、
    　前記第１係数と、前記第２係数と、前記第３係数と、前記第２配線における前記有効電力の制御量を表す第１変数と、前記第２配線における前記無効電力の制御量を表す第２変数と、前記サンプル値とに基づき、前記第１配線の電圧の範囲に関する制約条件を生成し、
    　前記制約条件に基づき、前記第１変数及び前記第２変数を含む目的関数を計算することにより、前記第１変数及び前記第２変数の値を算出する
    　請求項５に記載の情報処理装置。
  7. 　前記処理部は、前記誤差の確率分布又は確率密度関数に基づき、前記サンプル値を取得する
    　請求項６に記載の情報処理装置。
  8. 　前記第１係数と、前記第２係数と、前記第３係数と、前記第２配線における前記有効電力の制御量を表す第１変数と、前記第２配線における前記無効電力の制御量を表す第２変数と、前記サンプル値とに基づき、前記第１配線の電圧の変化量を示す第３変数を生成し、
    　前記制約条件は、前記第３変数と、前記第１配線の電圧との和が第１範囲に含まれるとの条件である
    　請求項６に記載の情報処理装置。
  9. 　前記制約条件は、前記第３変数と前記第１配線の電圧との和の統計値が前記第１範囲に含まれるとの条件である
    　請求項８に記載の情報処理装置。
  10. 　前記発電量の誤差情報は、前記発電装置の発電量の予測値と前記発電装置の発電量の実績値との差分に基づいている
    　請求項２に記載の情報処理装置。
  11. 　前記発電装置は前記第２配線に接続されており、
    　前記発電装置の発電量の予測値に基づき前記第２配線に有効電力及び無効電力を設定し、潮流計算を行うことにより、前記第１係数及び前記第２係数のうちの少なくとも一方と、前記第３係数とを取得する計算部を備えた
    　請求項５に記載の情報処理装置。
  12. 　前記第２配線における前記有効電力及び前記無効電力の少なくとも一方を前記第１制御量だけ制御した場合の前記第１配線の電圧を計算する計算部を備え、
    　前記処理部は、計算した前記第１配線の電圧と、前回計算した前記第１配線の電圧との差分に基づき、収束条件が満たされたかを判定し、
    　前記処理部は、前記収束条件が満たされていない場合は、計算した前記第１配線の電圧に基づき、前記第２配線における前記有効電力及び前記無効電力の少なくとも一方の制御量である第２制御量を決定し、
    　前記第１制御量と前記第２制御量の合計に基づき、前記第２配線における前記有効電力及び前記無効電力の少なくとも一方の制御量を決定する
    　請求項８に記載の情報処理装置。
  13. 　前記処理部は、前記第１係数、前記第２係数及び前記第３係数のうちの少なくとも１つに対する複数の摂動値に基づいて、前記摂動値ごとに、前記第１制御量の候補を決定し、
    　前記処理部は、前記収束条件を満たす前記第１配線の個数に基づいて、前記第１制御量の複数の前記候補のうちの１つを前記第１制御量として選択し、
    　前記処理部は、選択した前記第１制御量だけ前記第２配線における前記有効電力及び前記無効電力の少なくとも一方を制御した場合の前記第１配線の電圧を計算する
    　請求項１２に記載の情報処理装置。
  14. 　前記処理部は、前記第１係数、前記第２係数及び前記第３係数に対して前記摂動値の組み合わせを複数生成し、前記組み合わせごとに前記第１制御量を決定する
    　請求項１３に記載の情報処理装置。
  15. 　前記第１配線及び前記第２配線は、母線である
    　請求項１に記載の情報処理装置。
  16. 　前記第２配線における前記有効電力及び前記無効電力は、前記第２配線に接続される電力装置に対して入力又は出力される有効電力及び無効電力の少なくとも一方を制御することにより制御可能である
    　請求項４に記載の情報処理装置。
  17. 　前記電力装置は、前記発電装置、蓄電池、及び需要家装置のうちの少なくとも１つを含む
    　請求項１６に記載の情報処理装置。
  18. 　前記第１制御量を示す情報を前記電力装置又は前記電力装置を管理するサーバに送信することにより、前記電力装置が入力又は出力する前記有効電力及び前記無効電力の少なくとも一方を変更する通信部と、
    　請求項１６に記載の情報処理装置。
  19. 　少なくとも１つの発電装置の発電量の予測値と、前記発電装置を含む配電系統における第１配線の電圧とに基づき、前記配電系統において電力を制御可能な第２配線における前記電力の制御量である第１制御量を決定する
    　情報処理方法。
  20. 　少なくとも１つの発電装置の発電量の予測値と、前記発電装置を含む配電系統における第１配線の電圧とに基づき、前記配電系統において電力を制御可能な第２配線における前記電力の制御量である第１制御量を決定するステップと
    　をコンピュータに実行させるためのコンピュータプログラム。
  21. 　少なくとも１つの発電装置の発電量の予測値と、前記発電装置を含む配電系統における第１配線の電圧とに基づき、前記配電系統において電力を制御可能な第２配線における前記電力の制御量である第１制御量を決定する処理部と、
    　前記第２配線に接続される電力装置と、を備え、
    　前記第２配線における前記電力は、前記電力装置に対して入力又は出力される電力を制御することにより制御可能である
    　情報処理システム。
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