"外部の電力系統と連系点を介して連系される複数の分散型電源設備を備え、それぞれの当該分散型電源設備は、発電設備と、当該発電設備により発電された電力を当該電力系統に供給可能となるようにその形態を変換する電力変換器と、当該電力変換器内に設けられた又は当該電力変換器の所定のインタフェースを介して接続された蓄電設備とを備えているマイクログリッドの制御装置であって、前記複数の分散型電源設備それぞれの前記発電設備の発電電力を取得する手段と、取得したそれぞれの前記発電設備の発電電力を合算した総発電電力を算出する手段と、算出した前記総発電電力を平滑化して前記グリッド連系点での平滑化目標電力を算出する手段と、算出した前記平滑化目標電力と算出した前記総発電電力との差分である総充放電電力指令値を算出する手段と、算出した前記総充放電電力指令値を前記複数の分散型電源設備それぞれの前記蓄電設備に分担させるように前記蓄電設備それぞれに対する分担電力指令値を算出する手段と、算出した前記分担電力指令値を前記複数の分散型電源設備それぞれの前記蓄電設備に送信する手段と、を備えるマイクログリッドの制御装置。前記複数の分散型電源設備それぞれの前記蓄電設備の充放電可能残量を取得する手段をさらに備え、前記分担電力指令値を算出する手段は、取得したそれぞれの前記蓄電設備の充放電可能残量から得られるそれぞれの前記蓄電設備の充放電可能残量比に基づいて前記分担電力指令値を算出するように構成されている、請求項1に記載のマイクログリッドの制御装置。前記総発電電力を算出する手段は、前記複数の分散型電源設備それぞれの前記発電設備の発電電力に、前記複数の分散型電源設備それぞれの前記電力変換器の変換効率を乗算して前記総発電電力を算出するように構成されている、請求項1又は2に記載のマイクログリッドの制御装置。前記分担電力指令値を算出する手段は、前記複数の分散型電源設備それぞれの前記電力変換器の入出力容量の上下限値を制約条件として前記分担電力指令値を算出するように構成されている、請求項1乃至3のいずれか1項に記載のマイクログリッドの制御装置。外部の電力系統と連系点を介して連系される複数の分散型電源設備のそれぞれが、発電設備と、当該発電設備により発電された電力を当該電力系統に供給可能となるようにその形態を変換する電力変換器と、当該電力変換器内に設けられた又は当該電力変換器の所定のインタフェースを介して接続された蓄電設備とを備えているマイクログリッドの制御方法において、前記複数の分散型電源設備それぞれの前記発電設備の発電電力を取得するステップと取得したそれぞれの前記発電設備の発電電力を合算した総発電電力を算出するステップと、算出した前記総発電電力を平滑化して前記グリッド連系点での平滑化目標電力を算出するステップと、算出した前記平滑化目標電力と算出した前記総発電電力との差分である総充放電電力指令値を算出するステップと、算出した前記総充放電電力指令値を前記複数の分散型電源設備それぞれの前記蓄電設備に分担させるように前記蓄電設備それぞれに対する分担電力指令値を算出するステップと、算出した前記分担電力指令値を前記複数の分散型電源設備それぞれの前記蓄電設備に送信するステップと、を含むマイクログリッドの制御方法。前記複数の分散型電源設備それぞれの前記蓄電設備の充放電可能残量を取得するステップをさらに備え、前記分担電力指令値を算出するステップは、取得したそれぞれの前記蓄電設備の充放電可能残量から得られるそれぞれの前記蓄電設備の充放電可能残量比に基づいて前記分担電力指令値を算出するステップを含む、請求項5に記載のマイクログリッドの制御方法。前記総発電電力を算出するステップは、前記複数の分散型電源設備それぞれの前記発電設備の発電電力に、前記複数の分散型電源設備それぞれの前記電力変換器の変換効率を乗算して前記総発電電力を算出するステップを含む、請求項5又は6に記載のマイクログリッドの制御方法。前記分担電力指令値を算出するステップは、前記複数の分散型電源設備それぞれの前記電力変換器の入出力容量の上下限値を制約条件として前記分担電力指令値を算出するステップを含む、請求項5乃至7のいずれか1項に記載のマイクログリッドの制御方法。外部の電力系統と連系点を介して連系されている複数の分散型電源設備と、前記複数の分散型電源設備と通信可能に接続されている制御装置と、を備え、前記複数の分散型電源設備はそれぞれ、発電設備と、前記発電設備により発電された電力を当該電力系統に供給可能となるようにその形態を変換する電力変換器と、前記電力変換器内に設けられた又は前記電力変換器の所定のインタフェースを介して接続された蓄電設備と、を備え、前記制御装置は、前記複数の分散型電源設備それぞれの前記発電設備の発電電力を取得する手段と、取得したそれぞれの前記発電設備の発電電力を合算した総発電電力を算出する手段と、算出した前記総発電電力を平滑化して前記グリッド連系点での平滑化目標電力を算出する手段と、算出した前記平滑化目標電力と算出した前記総発電電力との差分である総充放電電力指令値を算出する手段と、算出した前記総充放電電力指令値を前記複数の分散型電源設備それぞれの前記蓄電設備に分担させるように前記蓄電設備それぞれに対する分担電力指令値を算出する手段と、算出した前記分担電力指令値を前記複数の分散型電源設備それぞれの前記蓄電設備に送信する手段と、を備えるマイクログリッド。一方、マイクログリッドの事例としては、グリッド送電網内に1台の大容量の蓄電設備を設置し、この大容量の蓄電設備でグリッド内全ての分散型電源設備の出力変動を吸収し、マイクログリッドと商用の電力系統との連系点以下、グリッド連系点と呼ぶでの電力平滑化を図ることが検討されている。しかしながら、大容量の蓄電設備を設置する場合には、設置スペースや導入コストの問題が生じてしまう。特に、商用の電力系統が設けられていない離島や山間僻地等の地域では、ディーゼル発電機等の常用発電機を主とした独立電源設備が設置されているものの電源安定性の観点から見れば商用の電力系統に劣るので、蓄電設備の更なる大容量化が必要となり、上記の設置スペースや導入コストの問題はより一層顕著となる。本発明は、このような課題を解決するためになされたもので、その目的は、マイクログリッドと電力系統独立電源設備を含むとの連系点での電力平滑化を適切に実現することにある。上記の課題を解決するために、本発明のある形態aspectに係るマイクログリッドの制御装置は、外部の電力系統と連系点を介して連系される複数の分散型電源設備を備え、それぞれの当該分散型電源設備は、発電設備と、当該発電設備により発電された電力を当該電力系統に供給可能となるようにその形態を変換する電力変換器と、当該電力変換器内に設けられた又は当該電力変換器の所定のインタフェースを介して接続された蓄電設備とを備えているマイクログリッドの制御装置であって、前記複数の分散型電源設備それぞれの前記発電設備の発電電力を取得する手段と、取得したそれぞれの前記発電設備の発電電力を合算した総発電電力を算出する手段と、算出した前記総発電電力を平滑化して前記グリッド連系点での平滑化目標電力を算出する手段と、算出した前記平滑化目標電力と算出した前記総発電電力との差分である総充放電電力指令値を算出する手段と、算出した前記総充放電電力指令値を前記複数の分散型電源設備それぞれの前記蓄電設備に分担させるように前記蓄電設備それぞれに対する分担電力指令値を算出する手段と、算出した前記分担電力指令値を前記複数の分散型電源設備それぞれの前記蓄電設備に送信する手段と、を備えるものである。この制御装置によれば、1台の大容量の蓄電設備を新たに設けるのではなく、分散型電源設備向けの電力変換器のパッケージに元々付随している蓄電設備を、マイクログリッドと電力系統との連系点での電力平滑化の制御に併用することで、設置スペースや導入コストを抑えることが可能となる。また、マイクログリッド内の複数の分散型電源設備それぞれの発電設備及び蓄電設備を例えば1台の仮想発電設備及び仮想蓄電設備とみなして、マイクログリッドと電力系統との連系点での電力平滑化を実現するための統合化された指標である平滑化目標電力を、各発電設備の発電方法の違い太陽光、風力等による各出力変動大きさ、周期、時期の相違が相殺されるように設定することができる。また、この平滑化目標電力と仮想発電設備の発電電力各分散型電源設備の総発電電力との差分として算出された仮想蓄電設備に対する総充放電電力指令値を各蓄電設備に分担させているので、各発電設備の出力変動に応じて各蓄電設備の容量を個別に決定する方式と比べると、各蓄電設備にとって必要な容量を抑えることが可能となる。以上のとおり、この制御方法によれば、マイクログリッドと電力系統との連系点での電力平滑化を適切に実現することができる。前記マイクログリッドの制御装置において、前記複数の分散型電源設備それぞれの前記蓄電設備の充放電可能残量を取得する手段をさらに備え、前記分担電力指令値を算出する手段は、取得したそれぞれの前記蓄電設備の充放電可能残量から得られるそれぞれの前記蓄電設備の充放電可能残量比に基づいて前記分担電力指令値を算出するように構成されている、としてもよい。この制御装置によれば、各蓄電設備の充放電可能残量比に応じて各蓄電設備に対する分担電力指令値を算出することで、各蓄電設備の容量の上下限値に到達し、各発電設備が各蓄電設備に対して充放電を行えなくなるような事態を回避できる。また、このような事態を回避することでマイクログリッド全体での平滑化目標電力や各蓄電設備に対する分担電力指令値の自由度が増し、各蓄電設備が充放電可能な状態を継続、維持しやすくなる。前記マイクログリッドの制御装置において、前記総発電電力を算出する手段は、前記複数の分散型電源設備それぞれの前記発電設備の発電電力に、前記複数の分散型電源設備それぞれの前記電力変換器の変換効率を乗算して前記総発電電力を算出するように構成されている、としてもよい。この制御装置によれば、仮想蓄電設備に対する充放電電力指令値を各蓄電設備に分担させる際に各電力変換器の変換効率を考慮に入れることで、この変換効率に起因した実系統と仮想系統との間の電力の誤差をなくし、連系点での平滑化電力不足やこの誤差の累積によって生じた各蓄電設備の充放電残量比のアンバランスを防ぐことが可能となる。前記マイクログリッドの制御装置において、前記分担電力指令値を算出する手段は、前記複数の分散型電源設備それぞれの前記電力変換器の入出力容量の上下限値を制約条件として前記分担電力指令値を算出するように構成されている、としてもよい。この制御装置によれば、電力変換器の入出力容量の上下限値の制約条件を考慮に入れた分担量指定値を算出することで、当該制約条件によって生じる連系点での平滑化電力の不足を防ぐことができる。上記の課題を解決するために、本発明の他の形態aspectに係るマイクログリッドの制御方法は、外部の電力系統と連系点を介して連系される複数の分散型電源設備のそれぞれが、発電設備と、当該発電設備により発電された電力を当該電力系統に供給可能となるようにその形態を変換する電力変換器と、当該電力変換器内に設けられた又は当該電力変換器の所定のインタフェースを介して接続された蓄電設備とを備えているマイクログリッドの制御方法において、前記複数の分散型電源設備それぞれの前記発電設備の発電電力を取得するステップと、取得したそれぞれの前記発電設備の発電電力を合算した総発電電力を算出するステップと、算出した前記総発電電力を平滑化して前記グリッド連系点での平滑化目標電力を算出するステップと、算出した前記平滑化目標電力と算出した前記総発電電力との差分である総充放電電力指令値を算出するステップと、算出した前記総充放電電力指令値を前記複数の分散型電源設備それぞれの前記蓄電設備に分担させるように前記蓄電設備それぞれに対する分担電力指令値を算出するステップと、算出した前記分担電力指令値を前記複数の分散型電源設備それぞれの前記蓄電設備に送信するステップと、を含むものである。前記マイクログリッドの制御方法において、前記複数の分散型電源設備それぞれの前記蓄電設備の充放電可能残量を取得するステップをさらに備え、前記分担電力指令値を算出するステップは、取得したそれぞれの前記蓄電設備の充放電可能残量から得られるそれぞれの前記蓄電設備の充放電可能残量比に基づいて前記分担電力指令値を算出するステップを含んでもよい。前記マイクログリッドの制御方法において、前記総発電電力を算出するステップは、前記複数の分散型電源設備それぞれの前記発電設備の発電電力に、前記複数の分散型電源設備それぞれの前記電力変換器の変換効率を乗算して前記総発電電力を算出するステップを含んでもよい。前記マイクログリッドの制御方法において、前記分担電力指令値を算出するステップは、前記複数の分散型電源設備それぞれの前記電力変換器の入出力容量の上下限値を制約条件として前記分担電力指令値を算出するステップを含んでもよい。上記の課題を解決するために、本発明の他の形態aspectに係るマイクログリッドは、外部の電力系統と連系点を介して連系されている複数の分散型電源設備と、前記複数の分散型電源設備と通信可能に接続されている制御装置と、を備え、前記複数の分散型電源設備はそれぞれ、発電設備と、前記発電設備により発電された電力を当該電力系統に供給可能となるようにその形態を変換する電力変換器と、前記電力変換器内に設けられた又は前記電力変換器の所定のインタフェースを介して接続された蓄電設備と、を備え、前記制御装置は、前記複数の分散型電源設備それぞれの前記発電設備の発電電力を取得する手段と、取得したそれぞれの前記発電設備の発電電力を合算した総発電電力を算出する手段と、算出した前記総発電電力を平滑化して前記グリッド連系点での平滑化目標電力を算出する手段と、算出した前記平滑化目標電力と算出した前記総発電電力との差分である総充放電電力指令値を算出する手段と、算出した前記総充放電電力指令値を前記複数の分散型電源設備それぞれの前記蓄電設備に分担させるように前記蓄電設備それぞれに対する分担電力指令値を算出する手段と、算出した前記分担電力指令値を前記複数の分散型電源設備それぞれの前記蓄電設備に送信する手段と、を備えるものである。本発明によれば、マイクログリッドと電力系統との連系点での電力平滑化を適切に実現することができる。以下、本発明の好ましい実施の形態を、図面を参照しながら説明する。なお、以下では全ての図を通じて同一又は相当する要素には同一の参照符号を付して、その重複する説明を省略する。実施の形態1===グリッド連系点での余剰又は不足電力を、各電力変換器に付随した蓄電設備が分担する手法===[構成例]図1は本発明の実施の形態におけるマイクログリッドMicroGridの構成例を示した図である。図1に示すマイクログリッドでは、風車10aや太陽電池10b,10c等の発電設備が、コンバータ12aやパワーコンディショナ以下、パワコンと呼ぶ12b,12c等の電力変換器を介して互いにグリッド内で連系されており、負荷30に対して電力供給を行うとともに、グリッド連系点102を介して外部の電力系統商用系統200に電力供給するか、外部の電力系統200から電力供給を受けている。コンバータ12aとは、風車10aにより発電機を駆動して得られた交流電力を負荷30が利用可能な交流電力に変換する機器のことであり、パワコン12b,12cとは、主に太陽電池10b,10cが発電した直流電力を負荷30が利用可能な交流電力に変換する機器のことであり、それぞれ発電設備10a,10b,10cに付随して設けられている。つまり、電力変換器12a,12b,12cは、各発電設備により発電された電力を電力系統200に供給可能となるようにその形態を変換AC-AC変換,AC-DC-AC変換、DC-AC変換、周波数変換などするものである。電力変換器12a,12b,12cには、蓄電設備13a,13b,13cが標準的に含まれているか、あるいは蓄電設備13a,13b,13c向けのインタフェースが含まれている。このように蓄電設備をパッケージ化した電力変換器12a,12b,12cを発電設備の種類や仕様、また設置場所や環境に応じてそれらの容量を選定し、自由に組み合わせて分散型電源を構築すれば、1台の大容量の蓄電設備を導入する場合と比べて、導入コストや設置場所の制約の面で有利である。図1に示す実施の形態では、蓄電設備13a,13b,13cは、電力変換器12a,12b,12cの発電設備10a,10b,10c側以下、DCリンク側と呼ぶに接続されている。この他に、図2に示すように、蓄電設備13a,13b,13cは、電力変換器12a,12b,12cのグリッド連系点102側以下、ACリンク側と呼ぶにインバータ16a,16b,16cを介して接続されている又は設けられてもよい。以下では、いずれの場合も同様の説明となるため、蓄電設備13a,13b,13cが電力変換器12a,12b,12cのDCリンク側に接続されている又は設けられている場合を前提として説明する。図1に示すマイクログリッドでは、グリッド連系点102での電力平滑化を達成するために、蓄電設備13a,13b,13cに対する充放電量の分担制御を司るマイクログリッド計算機110が設けられている。マイクログリッド計算機110は、所定の通信回線を介してグリッド内全ての分散型電源設備と通信可能に接続されている。具体的には、分散型電源設備側として、発電設備10a,10b,10cの出力側には、それらの発電電力をマイクログリッド計算機110に送信するための通信手段11a,11b,11cが設けられている。また、蓄電設備13a,13b,13cには、鉛蓄電池やリチウムイオン蓄電池などの蓄電池14a,14b,14cと、マイクログリッド計算機110との間で通信を行うための通信手段15a,15b,15cと、不図示の充放電回路とが備えられている。これらの構成に併せて、マイクログリッド計算機110は、通信手段111を備えており、発電設備10a,10b,10cそれぞれの通信手段11a,11b,11c並びに蓄電設備13a,13b,13cそれぞれの通信手段15a,15b、15cと所定の通信回線を介して互いに通信可能に接続されている。マイクログリッド計算機110は、例えば、MCUmicrocontrolunit、CPUcentralprocessingunit、MPU、PLCprogrammablelogiccontroller等で構成されている。なお、マイクログリッド計算機110は、図1に示すように1台で構成される他に、互いに協働して分散制御する複数の計算機によって構成されていてもよい。以下、図3、図4を参照しながら、グリッド連系点102での余剰又は不足電力をN台の電力変換器INV1~INVN図1では、12a,12b,12cにそれぞれ付随した蓄電設備BAT1~BATN図1では、13a,13b,13cが分担する制御手法について説明する。なお、図3は、本発明の実施の形態1におけるマイクログリッドのシステム構成例を模式化した図であり、図4は、本発明の実施の形態1に係るマイクログリッドの電力平滑化手法を説明するための概念図である。N台の発電設備GEN1~GENN図1では、10a,10b,10cのグリッド連系点102での総発電電力を平滑化するために、N台の発電設備GEN1~GENNそれぞれの発電電力を合算した総発電電力を発電する1台の仮想発電設備とこれに付随した1台の仮想蓄電設備を想定する。なお、仮想発電設備並びに仮想蓄電設備は本発明の概念を分かり易く説明するために想定したものであり、以下の実施の形態と同様の制御手法を実現していく上で、必ずしも仮想発電設備並びに仮想蓄電設備の想定をしなくてもよい。まず、発電設備GEN1~GENNそれぞれの発電電力をP_1~P_nとすると、仮想発電設備の発電電力T_orgは次式によって表される。T_org=P_1P_2P_n1つぎに、この仮想発電設備の発電電力T_orgの変動を抑制するために、この仮想発電設備の発電電力T_orgを例えば一次遅れフィルタリングを用いて平滑化し、この平滑化した値を平滑化目標電力Tと表す。ここで、一次遅れフィルタリングの時定数をTsとすると、平滑化目標電力Tは次式によって表される。T=T_org/1Ts2つぎに、平滑化目標電力Tと仮想発電設備の発電電力T_orgとの差分を算出し、次式のとおり、この算出した差分を仮想蓄電設備の総充放電電力指令値ΔTとする。ΔT=T-T_org3なお、総充放電電力指令値ΔTは、仮想蓄電設備に対して平滑化目標電力Tと発電電力T-orgとの差分電力を充放電させるための指令値であるが、その差分に応じた電力量を充放電させるための指令値も含む。例えば、仮想蓄電設備の総充放電電力指令値ΔTの極性が正の場合、平滑化目標電力Tと比べて仮想発電設備の発電電力T_orgが少ない電力不足の状態なので、総充放電電力指令値ΔTは仮想蓄電設備に対して放電電力指令となる。一方、仮想蓄電設備の総充放電電力指令値ΔTの極性が負の場合、平滑化目標電力Tと比べて仮想発電設備の発電電力T_orgが多い電力余剰の状態なので、総充放電電力指令値ΔTは仮想蓄電設備に対して充電電力指令となる。また、仮想蓄電設備の総充放電電力指令値ΔTは、次式のように、現実の各蓄電設備BAT1~BATNそれぞれの分担電力指令値x_1~x_nの総和として表される。ΔT=x_1x_2x_n4なお、分担電力指令値x_1~x_nについても総充放電電力指令値ΔTと同様に各蓄電設備BAT1~BATNそれぞれに充放電させる電力量の指令値を含む。ここで、1台の仮想蓄電設備の総充放電電力指令値ΔTを蓄電設備BAT1~BATNそれぞれに分担させる手法としては、均等に分担させる手法、容量残容量、総容量毎に分担させる手法、電池特性毎に分担させる手法等を採用することができる。これらの手法の中から各蓄電設備BAT1~BATNの構成や発電状況に応じた手法を選択すればよい。よって、式4及び所定の分担手法に基づいて、仮想蓄電設備に対する総充放電電力指令値ΔTから蓄電設備BAT1~BATNそれぞれに対する分担電力指令値x_1~x_nが算出される。以上、本実施の形態1によれば、1台の大容量の蓄電設備を新たに設けるのではなく、分散型電源設備向けの電力変換器のパッケージに元々付随している蓄電設備を、マイクログリッドと電力系統との連系点での電力平滑化の制御に併用することで、設置スペースや導入コストを抑えることが可能となる。また、具体的には、マイクログリッド内の複数の分散型電源設備それぞれの発電設備及び蓄電設備を例えば1台の仮想発電設備及び仮想蓄電設備とみなす。そして、各発電設備の発電方法の違い太陽光、風力等による各出力変動大きさ、周期、時期の相違が相殺されるように、マイクログリッドと電力系統との連系点での電力平滑化を実現するための統括的な指標である平滑化目標電力を設定することができる。また、この平滑化目標電力と仮想発電設備の発電電力各発電設備の発電電力の総和との差分として算出された仮想蓄電設備に対する総充放電電力指令値を各蓄電設備にそれぞれ分担させるので、各発電設備の出力変動に応じて各蓄電設備の容量を個別に決定していく方式と比べると、各蓄電設備それぞれに必要な容量を抑えることができ、これにより設置スペースや導入コストが抑えられる。以上のとおり、この制御方法によれば、マイクログリッドと電力系統との連系点での電力平滑化を適切に実現することができる。実施の形態2===グリッド連系点での余剰又は不足電力を各電力変換器に付随した蓄電設備がそれらの充放電残量比に基づいて分担する手法===本発明の実施の形態2では、仮想蓄電設備の分担電力指令値を各蓄電設備に分担させる手法として、各蓄電設備の充放電残量比に基づく手法を提案する。以下では、本実施の形態2の手法を図3と図5に示す各蓄電設備の充放電残量の例を用いて説明する。まず、仮想蓄電設備の総充放電電力指令値ΔTの極性が正放電電力指令の場合、i=1~Nのいずれか番目の蓄電設備BATiの分担電力指令値x_iは次式のように表される。なお、次式において、各蓄電設備BAT1~Nそれぞれの放電可能残量をd_1~d_nと表しており、d_i/d_1d_2d_nは、全ての蓄電設備BAT1~Nの放電可能残量の総和に対するi番目の蓄電設備BATiの放電可能残量の比以下、放電可能残量比である。x_i=ΔTd_i/d_1d_2d_n5一方、仮想蓄電設備の総充放電電力指令値ΔTの極性が負充電電力指令の場合、i=1~Nのいずれか番目の蓄電設備BATiの分担電力指令値x_iは次式のように表される。なお、次式において、各蓄電設備BAT1~Nそれぞれの充電可能残量をc_1~c_nと表しており、c_i/c_1c_2c_nは、全ての蓄電設備BAT1~Nの充電可能残量の総和に対するi番目の蓄電設備BATiの充電可能残量の比以下、充電可能残量比である。x_i=ΔTc_i/c_1c_2c_n6図5では、3台の蓄電設備BAT1,BAT2,BAT3を想定しており、蓄電設備BAT1,BAT2,BAT3それぞれの容量電力量換算が60kWh,20kWh,40kWhとする。また、蓄電設備BAT1,BAT2,BAT3には18kWh,12kWh,20kWhの電力量が既に充電されているものとする。蓄電設備BAT1では、現時点の放電可能残量d_1ここでは電力量換算とする。以下、同じ。は18kWhであり、現時点の充電可能残量c_1ここでは電力量換算とする。以下、同じ。は42kWh=60kWh-18kWhである。また、蓄電設備BAT2では、現時点の放電可能残量d_2は12kWhであり、現時点の充電可能残量c_1は8kWh=20kWh-12kWhである。また、蓄電設備BAT3では、現時点の放電可能残量d_3は20kWhであり、現時点の充電可能残量c_3は20kWh=40kWh-20kWhである。まず、仮想蓄電設備に対する総充放電電力指令値ΔTここでは説明の都合上、電力量換算とする。が5kWhの場合、言い換えると、仮想蓄電設備に対する5kWhの放電電力指令同様に電力量換算とする。の場合、蓄電設備BAT1,BAT2,BAT3それぞれの分担電力指令値x_1,x_2,x_3同様に電力量換算とする。は、式5に基づきそれぞれ次のとおりとなる。x_1=5kWh18kWh/18kWh12kWh20kWh=1.8kWh7-1x_2=5kWh12kWh/18kWh12kWh20kWh=1.2kWh7-2x_3=5kWh20kWh/18kWh12kWh20kWh=2.0kWh7-3なお、分担電力指令値x_1,x_2,x_3の極性は全て正であるため、蓄電設備BAT1,BAT2,BAT3全てに対して放電電力指令が実行される。また、仮想蓄電設備に対する総充放電電力指令値ΔTが-7kWhの場合、言い換えると、仮想蓄電設備に対する7kWhの充電電力指令の場合、蓄電設備BAT1,BAT2,BAT3それぞれの分担電力指令値x_1,x_2,x_3は、式6に基づきそれぞれ次のとおりとなる。x_1=-7kWh42kWh/42kWh8kWh20kWh=-4.2kWh8-1x_2=-7kWh8kWh/42kWh8kWh20kWh=-0.8kWh8-2x_3=-7kWh20kWh/42kWh8kWh20kWh=-2.0kWh8-3なお、分担電力指令値x_1,x_2,x_3の極性は全て負であるため、蓄電設備BAT1,BAT2,BAT3全てに対して充電電力指令が実行される。以上、本実施の形態2によれば、仮想蓄電設備に対する総充放電電力指令値を各蓄電設備に分担させる際に、充電可能残量又は放電可能残量の多い蓄電設備がより多くの充電又は放電を行えるようになる。このため、各蓄電設備の容量の上下限値に到達し、各発電設備が各蓄電設備に対して充放電を行えなくなるような事態を回避できる。また、このような事態を回避することで、マイクログリッド全体での平滑化目標電力や各蓄電設備に対する分担電力指令値の制約が減ずるため、各蓄電設備が充放電可能な状態を継続、維持しやすくなるという利点もある。実施の形態3===電力変換器の変換効率を考慮に入れた分担手法===本発明の実施の形態3では、電力変換器の変換効率分、グリッド内で電力が実質的に減少することを勘案して、仮想蓄電設備に対する総充放電電力指令値を各蓄電設備に分担させる際に各電力変換器の変換効率を考慮に入れることで、仮想系統の電力制御上の電力と実系統の電力との誤差をなくし、グリッド連系点での電力平滑化の精度を向上させる手法を提案する。図6は、本発明の実施の形態3における電力変換器の入出力関係を説明するための図である。図6に示すとおり、電力変換器12の発電設備10並びに蓄電設備13側DCリンク側の電力,電力系統200側ACリンク側の電力,変換効率をそれぞれA,B,kと表すと、発電設備10並びに蓄電設備13側の電力Aが電力変換器12の入力蓄電設備13の放電となる場合にはB=Akとなり、発電設備10並びに蓄電設備13側の電力Aが電力変換器12の出力蓄電設備13の充電となる場合にはB=A/kとなる。図7aは電力変換器のDCリンク側に蓄電設備が接続される場合における電力変換器の入出力と変換効率との関係を説明するための図である。この場合、電力変換器INViには発電設備GENiの発電電力P_iと蓄電設備BATiの分担電力指令値x_iとの和が入力される。ここで、発電設備GENiの発電電力P_iと蓄電設備BATiの分担電力指令値x_iとの和P_ix_iが正蓄電設備BATiに対する放電電力指令の場合、電力変換器INViの出力T_iはP_ix_ik_iと表される。また、発電設備GENiの発電電力P_iと蓄電設備BATiの分担電力指令値x_iとの和P_ix_iが負蓄電設備BATiに対する充電電力指令の場合、電力変換器INViの入力T_iはP_ix_i1/k_iと表される。図7bは電力変換器のACリンク側に蓄電設備が接続される場合の電力変換器の入出力電力と変換効率との関係を説明するための図である。この場合、電力変換器INViには発電設備GENiの発電電力P_iが入力される。ここで、蓄電設備BATiの分担電力指令値x_iが正蓄電設備BATiに対する放電電力指令の場合、電力変換器INViの出力T_iはx_ik_iと表される。また、蓄電設備BATiの分担電力指令値x_iが負蓄電設備BATiに対する充電電力指令の場合、電力変換器INViの入力T_iはx_i1/k_iと表される。ここで、電力変換器INViのDCリンク側に蓄電設備BATiが接続される場合において、グリッド連系点での平滑化目標電力Tを算出するための関数である平滑化目標関数Tx_1は、次式のように、電力変換器INViの出力T_iであるP_ix_ik_iの総和として定義される。Tx_1=P_1x_1k_1x_1P_2x_2k_2x_2P_nx_nk_nx_n9但し、k_ix_i=k_iP_ix_i≧010-1=1/k_iP_ix_i<010-2x_i=d_i/d_1x_1ΔT>011-1=c_i/c_1x_1ΔT≦011-2式9で定義された平滑化目標関数Tx_1は、所定の蓄電設備BAT1に対する分担電力指令値x_1操作量を基準としたものであるが、その他の蓄電設備BAT2~BATNに対する分担電力指令値x_2~x_nを基準としてもよい。式10-1,10-2では、変換効率k_iが、蓄電設備BATiに対する分担電力指令値x_iを操作量としてk_ix_iと表され、且つ発電設備GENiの発電電力P_iと蓄電設備BATiの分担電力指令値x_iとの和P_ix_iの極性正又は負に応じて場合分けされることを表している。式11-1,11-2では、分担電力指令値x_iが、仮想蓄電設備の総充放電電力指令値ΔTの極性正又は負に応じて場合分けされることを表している。ここで、式10-1,10-2、及び式11-1,11-2の条件式を式9の平滑化目標関数Tx_1にそれぞれ代入すると、式9の平滑化目標関数Tx_1の各項T_ix_1は次式のように表される。T_ix_1=c_i/c_1/k_ix_1P_i/k_ix_1<-P_ic_1/c_i12-1=c_i/c_1k_ix_1P_ik_i-P_ic_1/c_i≦x_1<012-2=d_i/d_1k_ix_1P_ik_i0≦x_112-3図8は、式12-1~12-3で表現された平滑化目標関数Tx_1の各項T_ix_1の一例をグラフ化した図である。電力変換器の系統毎の入出力関係を表しており、操作量x_1に応じて単調増加する連続区分線形関数として表される。図9は、式9、式10-1,10-2、及び式11-1,11-2で表現された平滑化目標関数Tx_1の一例をグラフ化した図である。図9に示すように、平滑化目標関数Tx_1は、単調増加する連続区分線形関数である各項T_ix_1を重ね合わせて得られる関数なので、操作量x_1に応じて単調増加する連続区分線形関数である。従って、平滑化目標関数Tx_1の或る関数値を満たす操作量x_1は一意に求められる。例えば、図9に示す平滑化目標関数Tx_1は、4つの項T_1x_1~T_4x_1を重ね合わせて構成されており、平滑化目標関数Tx_1の或る関数値として例えば8が決定されると、その関数値8に対して操作量x_1が-1.05として一意に求められる。また、基準とする蓄電設備BAT1以外の蓄電設備BAT2~BATNそれぞれの分担電力指令値x_2、、x_nは、操作量x_1との間の充放電残量比の関係に基づいて決定される。これにより、電力変換器の変換効率を考慮に入れた各蓄電設備への分担量が全て決定される。以上、本実施の形態3によれば、仮想蓄電設備に対する充放電電力指令値を各蓄電設備に分担させる際に各電力変換器の変換効率を考慮に入れることで、この変換効率に起因した実系統と仮想系統との間の電力の誤差をなくし、連系点での平滑化電力不足やこの誤差の累積によって生じた各蓄電設備の充放電残量比のアンバランスを防ぐことが可能となる。実施の形態4===電力変換器の入出力制限を考慮に入れた分担手法===本発明の実施の形態4では、電力変換器の入出力制限の影響で上記の分担手法によって決定された分担量に応じた入出力が現実的に行えない場合にはグリッド連系点で電力不足の状態が生じることを勘案して、電力変換器の入出力制限の制約下で充放電残量比に基づいて各蓄電設備に分担させる手法を提案する。本実施の形態の平滑化目標関数Tx_1は、次式のように、電力変換器INViの出力T_iであるP_ix_iの総和として表される。Tx_1=P_1x_1P_2x_2P_nx_n13但し、x_i=-P_i-W_iP_ix_i<-W_i14-1=-P_iW_iP_ix_i≧W_i14-2式14-1,14-2では、蓄電設備BAT1~BATNそれぞれの分担電力指令値x_1~x_nが電力変換器INViの入出力容量W_iの上下限値に制約されることを表している。例えば、電力変換器INV1について、その入出力容量の上限値はW_1であり、その入出力容量の下限値は-W_1である。ここで、式14-1,14-2の制約条件を式13の平滑化目標関数Tx_1にそれぞれ代入すると、式13の平滑化目標関数Tx_1の各項T_ix_1は次式のように表される。T_ix_1=-W_ix_1<-P_i-W_ic_1/c_i15-1=c_i/c_1x_1P_i-P_i-W_ic_1/c_i≦x_1<015-2=d_i/d_1x_1P_i0≦x_1<-P_iW_id_1/d_i15-3=W_i-P_iW_id_1/d_i≦x_115-4図10は、式15-1~15-4で表現された平滑化目標関数Tx_1の各項T_ix_1の一例をグラフ化した図である。式15-1~15-4で表される平滑化目標関数Tx_1の各項T_ix_1は、電力変換器の系統毎における電力変換器の入出力関係を表しており、操作量x_1に応じて単調増加する連続区分線形関数として表される。そして、式13の平滑化目標関数Tx_1は、図10に示す平滑化目標関数Tx_1の各項T_ix_1を重ね合わせて得られる関数なので、操作量x_1に応じて単調増加する連続区分線形関数である。従って、平滑化目標関数Tx_1の或る関数値を満たす操作量x_1は一意に求められる。また、基準とする蓄電設備BAT1以外の蓄電設備BAT2~BATNそれぞれの分担電力指令値x_2、、x_nは、操作量x_1との間の充放電残量比の関係に基づいて決定される。これにより、電力変換器の入出力制限を考慮に入れた各蓄電設備への分担量が全て決定される。以上、本実施の形態4によれば、電力変換器の入出力容量の上下限値の制約条件を考慮に入れた分担量指定値を算出することで、当該制約条件によって生じる連系点での平滑化電力の不足を防ぐことができる。上記説明から、当業者にとっては、本発明の多くの改良や他の実施の形態が明らかである。従って、上記説明は、例示としてのみ解釈されるべきであり、本発明を実行する最良の態様を当業者に教示する目的で提供されたものである。本発明の精神を逸脱することなく、その構造及び/又は機能の詳細を実質的に変更できる。"