"電力系統に接続される分散型電源と、前記電力系統に対する前記分散型電源の連系点の電圧を測定する電圧計測部と、前記連系点における電圧が所定の適正範囲を逸脱したとき、該電圧を前記適正範囲に戻すための電圧調整量を、予め設定した所定のグループ内の全ての前記分散型電源に均等に割り当てる集中制御装置と、前記集中制御装置から割り当てられた前記電圧調整量にしたがって前記分散型電源に前記連系点における電圧を調整させる分散処理装置と、を有する電力系統制御システム。前記分散処理装置は、前記分散型電源から前記電力系統に逆潮流させる無効電力または有効電力により前記連系点における電圧を調整する請求項1記載の電力系統制御システム。電力消費量が制御可能な可制御負荷を備え、前記分散処理装置は、前記分散型電源から前記電力系統に逆潮流させる進相無効電力、前記分散型電源の発電量、または前記可制御負荷の電力消費量で、前記連系点における電圧を調整する請求項2記載の電力系統制御システム。前記分散処理装置は、前記連系点における電圧をV、前記有効電力量をP、前記無効電力量をQとしたとき、前記無効電力による電圧調整量と前記有効電力による電圧調整量との比を、1/dV/dP:1/dV/dQとする請求項1から3のいずれか1項記載の電力系統制御システム。前記グループは、同一の柱上変圧器に接続された、前記分散型電源、前記電圧計測部及び前記分散処理装置を備えた需要家で形成され、前記集中制御装置は、前記電圧調整量を、前記電圧が前記適正範囲を逸脱した連系点の分散型電源を含むグループ内の全ての前記分散型電源に均等に割り当てる請求項1から4のいずれか1項記載の電力系統制御システム。電力系統に接続される分散型電源と、前記電力系統に対する前記分散型電源の連系点の電圧を測定する電圧計測部とを備えた電力系統制御システムの電力制御方法であって、前記連系点における電圧が所定の適正範囲を逸脱したとき、該電圧を前記適正範囲に戻すための電圧調整量を、予め設定した所定のグループに所属する全ての前記分散型電源に均等に割り当て、前記割り当てられた前記電圧調整量にしたがって前記分散型電源に前記連系点における電圧を調整させる電力系統制御方法。前記分散型電源から前記電力系統に逆潮流させる無効電力または有効電力により前記連系点における電圧を調整する請求項6記載の電力系統制御方法。前記電力系統制御システムに電力消費量が制御可能な可制御負荷を備え、前記分散型電源から前記電力系統に逆潮流させる進相無効電力、前記分散型電源の発電量、または前記可制御負荷の電力消費量で、前記連系点における電圧を調整する請求項7記載の電力系統制御方法。前記連系点における電圧をV、前記有効電力量をP、前記無効電力量をQとしたとき、前記無効電力による電圧調整量と前記有効電力による電圧調整量との比を、1/dV/dP:1/dV/dQとする請求項6から8のいずれか1項記載の電力系統制御方法。前記グループは、同一の柱上変圧器に接続された、前記分散型電源、前記電圧計測部及び前記分散処理装置を備えた需要家で形成され、前記電圧調整量を、前記電圧が前記適正範囲を逸脱した連系点の分散型電源を含むグループ内の全ての前記分散型電源に均等に割り当てる請求項6から9のいずれか1項記載の電力系統制御方法。次に本発明について図面を用いて説明する。まず、本発明の原理について説明する。図1は、本発明の電力系統制御システムの原理を説明するための模式図である。図1aは、高圧配電線に3つの柱上変圧器が接続され、各柱上変圧器に分散型電源を備えた3軒の需要家がそれぞれ低圧配電線を介して接続された電力系統の構成例を示している。需要家が備えるDG-Aは、PV及び無効電力制御Q制御機能を有するPCSを含む分散型電源を示し、DG-Bは、PV及びQ制御機能を持たないPCSを含む分散型電源を示している。また、各需要家の負荷は、電力を消費する一般的な電気器具を示している。図1aに示す電力系統において、各DGの発電量が増大して各需要家需要家1~9の電力系統への連系点における配電線電圧が図1bで示すように変化したと仮定する。このとき、各DGが上記非特許文献1のガイドラインに従っている場合、DGは、自機の連系点の配電線電圧を測定し、電圧逸脱を検出したときに上記Q制御やP制御により電圧上昇を自律的に抑制する。その場合、上述したように特定の位置に連系した需要家のDGに電圧抑制制御が集中する図1bに示す例では需要家9問題が生じる。また、非特許文献2で提案されているように、全ての需要家需要家1~9のDGに対して無効電力を出力するよう指示すると、Q制御機能を有するDG-Aのみ電圧抑制制御を行い、Q制御機能を持たない設備投資の少ないDG-Bは電圧抑制制御を行わない不平等が生じる。例えば、需要家3の連系点で電圧逸脱が発生した場合、近隣の需要家1,2のDG-Aは電圧抑制制御を行い、需要家3のDG-Bは電圧抑制制御を行わないことになる。また、上述したように、DGによる電圧上昇を抑制するための電圧調整量が同じであっても、電力系統内の任意の連系点における電圧変化量は、該DGの連系位置によって異なるため、電圧抑制効果が少ない位置に連系している需要家のPCSにも均等にQ制御を割り当てるのは、電圧調整量の総量が増大するため、効率的ではない。なお、電力系統内の任意の連系点における電圧調整量が他の連系点の電圧変動に与える割合を、以下では電圧感度と称す。例えば、図1cに示すように、電圧逸脱点である需要家9の連系点の電圧に対する需要家1~6の電圧感度は、需要家7,8,9の電圧感度と比べて非常に小さい。そのため、需要家1~6のDGに電圧抑制制御を実行させるのは効率的ではない。これは、柱上変圧器のインピーダンスが配電線のインピーダンスと比べて大きいため、電力系統に対する各需要家の連系点における電圧変動は主として柱上変圧器で発生していると考えられるからである。本発明では、近隣の複数の需要家によってグループを形成し、任意のグループで電圧逸脱が発生した場合、Q制御機能を持たないDGを含む該グループ内の全てのDGに対して電圧上昇を抑制するための電圧調整量を均等に割り当て、各DGに電圧抑制制御を実行させる。このとき、本実施形態では、Q制御機能を有するDGには割り当てられた電圧調整量に対応するQ制御を実行させ、Q制御機能を持たないDGには割り当てられた電圧調整量に対応する発電量を抑制するP制御を実行させる。あるいは、Q制御機能を持たないDGを有する需要家には、割り当てられた電圧調整量に対応して該需要家が備える可制御負荷を稼働させ、電力消費量を増大させることで電圧上昇の抑制に寄与させる。なお、以降、特に言及しない限りは、P制御による電圧抑制に可制御負荷を稼動させることによる電力消費量の増大も含むものとする。各需要家は、割り当てられた電圧調整量にグループ内で共通の変換係数を乗算することで、P制御またはQ制御による制御量を決定する。このようにグループ内の各DGに電圧上昇を抑制するための電圧調整量を均等に割り当てることで、近隣の各需要家が電圧抑制制御を平等に実行することになる。また、P制御機能のみ有するDGとQ制御機能を有するDGの双方に電圧抑制制御を実行させることができる。また、本実施形態では、同一の柱上変圧器に接続されている需要家によってグループを形成する。例えば、需要家AのP制御量をdPAとし、需要家AのQ制御量をdQAとし、需要家Bの連系点における電圧変化量をdVBとした場合、需要家AとBが同一の柱上変圧器に接続されているときのdVB/dPA、dVB/dQAの値は、需要家AとBが異なる柱上変圧器に接続されているときのdVB/dPA、dVB/dQAの値と比べて非常に大きくなる。そのため、同一の柱上変圧器に接続される需要家から成るグループの各DGに電圧上昇を抑制するための電圧調整量を均等に割り当てれば、異なる柱上変圧器に接続された需要家から成るグループの各DGに電圧調整量を均等に割り当てる場合と比べて電圧調整量の総量が少なくて済む。また、同一の柱上変圧器に接続されている複数の需要家から成るグループでは、上記需要家A及びBをどのように選んでもdVB/dPA、dVB/dQAがほぼ同じ値になる。そのため、dVB/dPA=dV/dPとし、dVB/dQA=dV/dQとすると、Q制御量をP制御量のdV/dP/dV/dQ倍にすれば、P制御とQ制御とでほぼ同じ電圧抑制効果が得られるため、P制御を行う需要家とQ制御を行う需要家間の平等性を確保できる。例えば、図1に示した電力系統システムでは、需要家1,2,3によってグループが形成され、需要家4,5,6によってグループが形成され、需要家7,8,9によってグループが形成されている。ここで、需要家9の連系点で電圧逸脱が生じた場合、需要家7,8,9に対して電圧調整量を均等に割り当て、需要家7,8,9が自己の設備に応じて割り当てられた電圧調整量をグループ内で共通の変換係数を用いてP制御量またはQ制御量に変換し、電圧抑制制御を行えばよい。その場合、Q制御機能を有するDG-AはQ制御を行い、Q制御機能を持たないDG-Bを有する需要家は、電気自動車EVやヒートポンプ式給湯器HP等のエネルギー蓄積機能を有する可制御負荷を所有していれば、それらに電力を消費させることで発電量を低減しなくても電圧上昇を抑制できる。図1cで示したように、同一の柱上変圧器に接続されている各需要家は電圧逸脱点に対する電圧感度がほぼ同じであり、電圧感度は、電圧逸脱点と異なる柱上変圧器に接続された各需要家よりも、電圧逸脱点と同一の柱上変圧器に接続された各需要家で大きな値となる。そのため、電圧逸脱点と同一の柱上変圧器に接続された各需要家に電圧上昇を抑制するための電圧調整量を均等に割り当てれば、近隣の需要家である同一の柱上変圧器に接続された需要家間の不平等を解消しつつ、電圧逸脱を効率よく回避できる。次に本実施形態の電力系統制御システムの構成について図面を用いて説明する。図2は、本発明の電力系統制御システムの一構成例を示すブロック図である。図2に示すように、本実施形態の電力系統制御システムは、複数の柱上変圧器203が高圧配電線202を介して配電用変圧器201に接続され、各柱上変圧器203に分散型電源を備えた複数の需要家図2では需要家205~211が低圧配電線204を介してそれぞれ接続された構成である。需要家205~211は、分散型電源であるPVシステム224または225と、通信手段212を用いて外部と情報を送受信できる、PVシステム224または225の動作を制御する分散処理装置221と、分散処理装置221で制御されない、電力を消費する一般的な電気器具である一般負荷222と、PVシステム224または225で発電され、電力系統へ逆潮流する電力売電量を測定する計測器220とを備えている。需要家は、電力消費量が制御可能な可制御負荷223を備えている場合もある図2に示す例では、需要家205及び206。なお、図2に示す電力系統制御システムでは、PVシステム224または225を備えていない一般負荷222のみ有する需要家を省略している。PVシステム224及び225は、不図示の電圧計測部、PVパネル及びPCS等を備えている。電圧計測部は、PVシステム224または225の連系点における配電線電圧を測定する。電圧計測部で測定された配電線電圧は、分散処理装置221を介して集中制御装置240に通知される。PVパネルは、太陽光から得られるエネルギーで発電する発電設備である。PCSはPVパネルで発電された電力を電力系統に連系可能な電圧周波数に変換する。PVシステム224及び225は、集中制御装置240の指示にしたがって無効電力または有効電力を制御する機能を備えている。図2に示すPVシステム225は無効電力制御Q制御機能を有するシステムであり、PVシステム224はQ制御機能を持たないシステムである。分散処理装置221は、通信手段212を介して集中制御装置240と情報の送受信が可能に接続される。通信手段212には、周知のインターネット、PLCPowerLineCommunications、無線通信手段等を用いればよい。分散処理装置221は、集中制御装置240からの指示にしたがってPVシステム224及び225にQ制御またはP制御を実行させると共に、電圧計測部で測定された連系点における配電線電圧や計測器220で測定された電力系統へ逆潮流する電力を、通信手段212を介して集中制御装置240へ通知する。集中制御装置240は、各分散処理装置221と通信手段212を介して情報を送受信すると共に、分散処理装置221を介してPVシステム224及び225、並びに可制御負荷223の動作を制御する。分散処理装置221及び集中制御装置240は、例えばCPU、記憶装置及び周知の通信用インタフェースを備えた情報処理装置コンピュータによって実現できる。可制御負荷223は、電力消費量を制御することが可能な電気機器であり、可制御負荷223の電力消費量は、分散処理装置221を介して集中制御装置240から指示される。可制御負荷223には、電力系統やPVシステム224から電力を取り込む時間と、取り込んだ電力を実際に利用する時間とを個別に設定できる、EV、HP、蓄電池等のエネルギー蓄積装置であることが望ましい。図2は、電力系統制御システムが、分散処理装置221及び集中制御装置240をそれぞれ独立して備える構成例を示しているが、集中制御装置240の機能は任意の分散処理装置221が備えていてもよい。また、図2は、PVシステム224及び225に電圧計測部を内蔵する構成例を示しているが、電圧計測部はPVシステム224及び225から独立した装置であってもよい。次に、本実施形態の電力系統制御方法について図面を用いて説明する。本実施形態の電力系統制御方法では、任意の柱上変圧器203に接続された低圧配電線204で電圧逸脱が発生した場合、該低圧配電線204に連系する需要家から成るグループの各PVシステム224及び225に対し、集中制御装置240から分散処理装置221を介して電圧抑制制御を指示する。図3は、本実施形態の電力系統制御方法を適用したときに、グループ内で最も高い配電線電圧がどのように変化するかを示した模式図である。図3に示すように、本実施形態の電力系統制御方法では、配電線電圧の適正値の上限値日本では107Vまたは該上限値よりもわずかに低い値例えば0.1Vなどを第1しきい値VSTとし、該第1しきい値VSTよりも低い値例えばVST-0.3V等を第2しきい値VEDとする。そして、グループ内で最も高い配電線電圧をVMAXとしたとき、例えば各分散型電源の発電量が増大することでVMAXが上昇し、VMAXが第1しきい値VSTを越える場合、図3aに示すように、集中制御装置240はグループ内の全分散処理装置221に電圧上昇を抑制するための電圧調整量の増加を指示する。その後、電圧上昇を抑制するための電圧調整量の増加によりVMAXが低下し、第1しきい値VSTに到達した場合、集中制御装置240は、グループ内の全分散処理装置221に電圧上昇を抑制するための電圧調整量を一定にするよう指示する。一方、例えば分散型電源の発電量が低減し、VMAXが第2しきい値VEDに到達した場合、図3bに示すように、集中制御装置240はグループ内の全分散処理装置221に電圧上昇を抑制するための電圧調整量の低減を指示する。その後、電圧調整量が0になるか、またはVMAXが上昇して第2しきい値VEDに到達した場合、集中制御装置240は、グループ内の全分散処理装置221に電圧上昇を抑制するための電圧調整量を一定にするよう指示する。図4は、図2に示した集中制御装置の処理手順を示すフローチャートである。図4に示すように、集中制御装置240は、まずステップ402にて各需要家をグループ分けする。上述したように、本実施形態では同一の柱上変圧器203に接続された需要家毎にグループを形成する。各需要家を柱上変圧器203毎にグループ分けする方法としては、電力会社等から取得した電力系統の配電図に基づいてグループを形成する方法、配電線電圧に基づいてグループを形成する方法、電圧感度に基づいてグループを形成する方法がある。配電線電圧に基づいてグループを形成する場合、集中制御装置240は、各PVシステム224及び225が備える電圧計測部により測定された連系点の配電線電圧を取得し、配電線電圧の値が近い需要家を同一のグループに振り分ければよい。電圧感度に基づいてグループを形成する場合、集中制御装置240は、電圧感度の値が近い需要家を同一のグループに振り分ければよい。電圧感度は、需要家毎の連系点から電力系統へ逆潮流させる電力量と、需要家毎の連系点における配電線電圧の変化量との相関値から求めることができる。需要家から電力系統へ逆潮流させる電力量は、上述したように計測器220で測定し、分散処理装置221により集中制御装置240へ通知させればよい。配電線電圧の変化量は、PVシステム224及び225が備える電圧計測部によって測定された連系点の配電線電圧を記録し、その時間微分値を求めることで得られる。次に、集中制御装置240は、ステップ403にて各分散処理装置221に対して指示する電圧上昇を抑制するための電圧調整量に対応するP制御量やQ制御量の算出に用いる変換係数を求め、求めた変換係数を各分散処理装置221に通知する。変換係数は、例えばP制御量とQ制御量の比が1/:1/dV/dQとなるように設定する。ここで、Vはグループ内の任意の需要家の連系点における配電線電圧、Pは有効電力量、Qは無効電力量である。上述したように、同一の柱上変圧器203に接続された各PVシステム224,225のP制御及びQ制御による各需要家の連系点における配電線電圧の変動量はほぼ同じであるため、上記dV/dP、dV/dQにはグループ内で共通の値を用いることができる。dV/dP、dV/dQは、例えば需要家から電力系統へ逆潮流させる電力量と、需要家毎の連系点における配電線電圧の変化量とを取得し、それらの相関値から求めればよい。なお、dV/dPには柱上変圧器203のインピーダンスの実部を該柱上変圧器203の二次側電圧の代表値例えば100Vで除算した近似値を用いてもよく、dV/dQには柱上変圧器203のインピーダンスの虚部を該柱上変圧器203の二次側電圧の代表値例えば100Vで除算した近似値を用いてもよい。dV/dP、dV/dQにこのような近似値を用いても実用上問題の無い変換係数が得られる。次に、集中制御装置240は、各需要家の分散処理装置221から配電線電圧の値を取得し、グループ内で最大の配電線電圧の値を変数VMAXに代入するステップ404。続いて、集中制御装置240は、ステップ412にて変数VMAXが第1しきい値VSTよりも高いか否かを判定する。変数VMAXが第1しきい値VSTよりも高い場合、集中制御装置240はステップ413~418の処理へ移行する。変数VMAXが第1しきい値VSTよりも低い場合、集中制御装置240は、ステップ405にて変数VMAXが第2しきい値VEDよりも低いか否かを判定する。変数VMAXが第2しきい値VEDよりも低い場合、集中制御装置240はステップ406~411の処理へ移行する。次に、ステップ412にて変数VMAXが第1しきい置VSTよりも高いと判定した場合の集中制御装置240の処理について説明する。集中制御装置240は、変数VMAXが第1しきい置VSTよりも高い場合、ステップ413にて対応するグループ内の全需要家による電圧上昇を抑制するための電圧調整量の総量が所定の上限値に到達しているか否かを判定する。本実施形態では、集中制御装置240で制御可能な電圧上昇を抑制するための電圧調整量の総量に予め上限値を設け、該上限値に到達しても電圧逸脱が解消しない場合、上述した各PVシステム224,225による自律的な電圧抑制制御に移行する。集中制御装置240で制御可能な全PVシステム224,225による電圧調整量の上限値としては、例えばグループ内の全PVシステム224,225による無効電力の出力値に、非特許文献1で規定された下限値、具体的には力率が85になる値を設定する方法がある。グループ内の需要家による電圧上昇を抑制するための電圧調整量の総量が所定の上限値に到達している場合、さらなる集中制御装置240による電圧抑制制御は実行せず、PVシステム224,225が備える自律的な電圧抑制機能非特許文献1で規定により電圧上昇を抑制させる。この場合、集中制御装置240は、ステップ404からの処理を繰り返す。グループ内の需要家による電圧上昇を抑制するための電圧調整量の総量が所定の上限値に到達していない場合、集中制御装置240は、ステップ414にてグループ内の全需要家に対して均等に電圧調整量を増加させるよう指示する。このとき各需要家に指示する電圧調整量には、有効電力量、無効電力量及び電圧値と、これら有効電力量、無効電力量及び電圧値の時間微分値とがある。各需要家に指示する電圧調整量として時間微分値を用いる場合、集中制御装置240は、グループ内で最大の配電線電圧VMAXの電圧変化を記録し、該記録した値から得られるdVMAX/dTを相殺するように、有効電力量、無効電力量、または電圧値の時間微分値を各需要家に指示すればよい。例えば、各需要家に指示する電圧調整量として有効電力量を用いる場合、集中制御装置240は、電圧調整量の総量グループ内の全需要家に割り当てる電圧調整量の総和がVMAX-VST/dV/dPとなるように、各需要家に有効電力量を均等に配分すればよい。また、有効電力量の時間微分値を用いる場合、集中制御装置240は、電圧調整量の総量がdVMAX/dT×dV/dPとなるように、各需要家に有効電力量の時間微分値を均等に配分すればよい。どちらの場合もステップ403で求める変換係数はdV/dP/dV/dQであり、無効電力制御を行う需要家は、指示された有効電力量にdV/dP/dV/dQを乗算した値だけ電圧上昇を抑制する方向に無効電力値を変化させればよい。各需要家に指示する電圧調整量として無効電力量を用いる場合、集中制御装置240は、電圧調整量の総量がVMAX-VST/となるように、各需要家に無効電力量を均等に配分すればよい。また、無効電力量の時間微分値を用いる場合、集中制御装置240は、電圧調整量の総和がdVMAX/dT×dV/dQとなるように、各需要家に無効電力量の時間微分値を均等に配分すればよい。どちらの場合もステップ403で求める変換係数はdV/dQ/dV/dPであり、有効電力制御を行う需要家は、指示された無効電力量にdV/dQ/dV/dPを乗算した値だけ電圧上昇を抑制する方向に有効電力値を変化させればよい。各需要家に指示する電圧調整量として電圧値を用いる場合、集中制御装置240は、電圧調整量の総和がVMAX-VSTとなるように、各需要家に電圧値を均等に配分すればよい。また、電圧値の時間微分値を用いる場合、集中制御装置240は、電圧調整量の総和がdVMAX/dTとなるように各需要家に電圧値の時間微分値を均等に配分すればよい。どちらの場合もステップ403で求める変換係数はdV/dPまたはdV/dQであり、有効電力制御を行う需要家は、指示された電圧値をdV/dPで除算した値だけ電圧上昇を抑制する方向に有効電力値を変化させればよい。また、無効電力制御を行う需要家は、指示された電圧値をdV/dQで除算した値だけ電圧上昇を抑制する方向に無効電力値を変化させればよい。ここで、需要家毎に割り当てる電圧調整量は、上述したように電圧調整量の総量を需要家数で除算した均等値を用いてもよく、電圧調整量の総量が変化しない範囲内で該均等値に対して需要家毎に所定の重みを付与した値を用いてもよい。例えば均等値に対して各需要家が備える発電設備の容量に比例した重みを付与してもよく、各需要家の逆潮流量に比例した重みを付与してもよく、過去の一定期間例えば1カ月の売電量に比例した重みを付与してもよい。次に、集中制御装置240は、ステップ415にて一定時間待機した後、ステップ416、417にて電圧逸脱が継続しているか否かを判定する。電圧逸脱が継続している場合、集中制御装置240はステップ413に戻ってステップ413~417の処理を繰り返す。電圧逸脱が解消している場合、集中制御装置240はステップ418にて各需要家のPVシステム224,225に電圧上昇を抑制するための電圧調整量を一定に保つよう指示した後、ステップ404からの処理を繰り返す。次に、ステップ412、405にて変数VMAXが第2しきい値VEDよりも低いと判定した場合の集中制御装置240の処理について説明する。例えばPVシステム224,225の発電量が低下することで変数VMAXが第2しきい値VED以下となった場合、集中制御装置240は、まずステップ406にて各需要家のPVシステム224,225が電圧抑制制御を実行中であるか否か、すなわち電圧上昇を抑制するための電圧調整量のさらなる低減が可能であるか否かを判定する。各需要家のPVシステム224,225が電圧抑制制御を実行していない場合、集中制御装置240はステップ404からの処理を繰り返す。各需要家のPVシステム224,225が電圧抑制制御を実行している場合、集中制御装置240は、ステップ407にてグループ内の各需要家のPVシステム224,225に電圧調整量を均等に低減するよう指示する。ステップ407では、上述したステップ414と逆の処理を実行すればよい。具体的には、電圧調整量の総量の計算に用いるVMAX-VSTをVMAX-VEDに置き換え、電圧上昇を抑制する方向に有効電力値または無効電力値を変化させる処理を、電圧上昇を抑制しない方向に有効電力値または無効電力値を変化させる処理に置き換えればよい。集中制御装置240は、ステップ408にて一定時間待機した後、ステップ409、410にて変数VMAXが第2しきい値VEDを越えるまでステップ406~409の処理を繰り返す。変数VMAXが第2しきい値VEDを越えた場合、集中制御装置240は、ステップ411にて各需要家のPVシステム224,225に電圧上昇を抑制するための電圧調整量を一定に保つよう指示した後、ステップ404からの処理を繰り返す。なお、上述したステップ413にてグループ内の全需要家による電圧上昇を抑制するための電圧調整量の総量が所定の上限値に到達している場合、集中制御装置240は、他の柱上変圧器203に接続された需要家のPVシステム224,225に対して電圧抑制制御を依頼してもよい。その場合、例えば、近隣の需要家間での不平等性を低減するため、電圧逸脱が発生した柱上変圧器203と隣接する柱上変圧器203に接続されたグループに電圧抑制制御を依頼する方法がある。あるいは、電圧逸脱が発生した柱上変圧器203から見て配電用変電所側を上流、低圧配電線204の末端側を下流とした場合、電圧逸脱が発生した柱上変圧器203から下流の柱上変圧器203に接続されたグループに電圧抑制制御を依頼する方法がある。任意の需要家が連係する配電線電圧を低下させる場合、上述したように同一の柱上変圧器203に接続される各需要家で電圧抑制制御するのが電圧調整量の総量が最も少なくて済み、それよりも下流の柱上変圧器203に接続される各需要家で電圧抑制制御を行うと、同一の柱上変圧器203に接続される各需要家で電圧抑制制御する場合の次に電圧調整量の総量が少なくて済む。これは柱上変圧器203の連系位置に依らず電圧逸脱が発生した柱上変圧器203よりも下流であれば必要な電圧調整量は一定である。逆に電圧逸脱が発生した柱上変圧器203よりも上流側の柱上変圧器203に接続された各需要家で電圧抑制制御を行うと電圧上昇を抑制するための電圧調整量が増大し、上流ほど大きい電圧調整量が必要になる。したがって、任意のグループで電圧逸脱が発生し、かつ該グループで集中制御装置240による電圧抑制制御が不能になった場合、配電用変電所から見て該グループよりも下流の柱上変圧器203に接続されたグループに電圧抑制制御を依頼すれば、電圧調整量の増大を抑制しつつ電圧逸脱を回避できる。また、このとき電圧逸脱が発生したグループと隣接するグループに電圧抑制制御を依頼すれば、近隣の需要家間での不平等を低減することが可能である。また、配電用変電所から見て最下流のグループに電圧抑制制御を依頼すれば、該グループは同一の高圧配電線202に連系した全てのグループから見て下流にあるため、どのグループで電圧逸脱が発生し、かつ該グループで集中制御装置240による電圧抑制制御が不能になった場合でも、電圧調整量の増大を抑制しつつ電圧逸脱を回避できる。なお、任意のグループで電圧逸脱が発生し、かつ該グループで集中制御装置240による電圧抑制制御が不能になった場合、次に電圧逸脱が発生する可能性の高いグループに電圧抑制制御を依頼する方法もある。具体的には、電圧逸脱が発生したグループの次に最大電圧が高い需要家を含むグループ、あるいは配電線電圧Vの変化量dV/dTが最も大きい需要家を含むグループに電圧抑制制御を依頼すればよい。次に、需要家毎に備える分散処理装置221の処理手順について説明する。分散処理装置221は、図4のステップ403で集中制御装置240が求めた自グループに対応する変換係数を集中制御装置240から取得する。また、分散処理装置221は、図4のステップ414にて集中制御装置240から電圧調整量の増加が指示されると、PVシステム224,225が備えるPCSによる無効電力制御、可制御負荷223による有効電力制御P制御、PVシステム224,225の発電量による有効電力制御P制御の順に電圧調整量を増加させ、電圧上昇を抑制する。また、分散処理装置221は、図4のステップ407にて集中制御装置240から電圧調整量の低減が指示されると、PVシステム224,225の発電量による有効電力制御P制御、可制御負荷223による有効電力制御P制御、無効電力制御の順に電圧調整量を低減する。図5は、図2に示した分散処理装置の処理手順を示すフローチャートである。分散処理装置221は、まずステップ502にて図4のステップ403で求めた変換係数を集中制御装置240から取得する。次に、分散処理装置221は、集中制御装置240から電圧調整量の変更が指示されるまで待機しステップ503、513、電圧調整量の増加が指示された場合はステップ504の処理へ移行し、電圧調整量の低減が指示された場合はステップ513の処理へ移行する。電圧調整量の増加が指示された場合、分散処理装置221は、まずステップ504にてPVシステム224,225のPCSによる無効電力制御Q制御が可能か否かを判定する。Q制御が可能な場合、分散処理装置221は、変換係数を用いて集中制御装置240から指示された電圧調整量をQ制御量に変換しステップ505、PVシステム224,225のPCSに対して変換後のQ制御量への変更増加を指示するステップ506。PCSがQ制御機能を備えていない、または無効電力の出力量が予め設定された上限値に到達している場合、分散処理装置221は、ステップ507に移行して可制御負荷223を用いたP制御を行う。分散処理装置221は、まず可制御負荷223を用いた負荷増による有効電力制御P制御が可能か否かを判定するステップ507。可制御負荷223を用いたP制御が可能な場合、分散処理装置221は、変換係数を用いて集中制御装置240から指示された電圧調整量をP制御量に変換しステップ508、可制御負荷223に対して変換後のP制御量への変更負荷の増加を指示するステップ509。可制御負荷223を備えていない、または可制御負荷223が既に最大負荷で稼働している場合、分散処理装置221は、ステップ510に移行してPVシステム224,225の発電量によるP制御を行う。分散処理装置221は、まずステップ510にてPVシステム224,225のPCSによるP制御が可能か否かを判定する。PCSによるP制御が可能な場合、分散処理装置221は、変換係数を用いて集中制御装置240から指示された電圧調整量をP制御量に変換しステップ511、PCSに対して変換後のP制御量への変更発電量の低減を指示するステップ512。PCSが発電量抑制のために既に停止している場合、電圧上昇を抑制するための電圧調整量をさらに増加させることができない。その場合、分散処理装置221はステップ503からの処理を繰り返す。ステップ513にて集中制御装置240から電圧調整量の低減を指示された場合、分散処理装置221は、ステップ514~522の処理を実行する。ステップ514~522の処理は、ステップ504~512で示した集中制御装置240から電圧調整量の増加を指示されたときの処理とは逆にPCSによるP制御、可制御負荷223によるP制御、PCSによるQ制御の順に電圧調整量を低減すればよい。PCSによるP制御の処理手順は上述したステップ510~512と同様であり、可制御負荷223によるP制御の処理手順は上述したステップ507~509と同様であり、PCSによるQ制御の処理手順は、上述したステップ504~506と同様である。但し、ステップ514、517及び520の処理では、PCSまたは可制御負荷223がP制御またはQ制御を実行中であるか否か、すなわち電圧調整量のさらなる低減が可能か否かを判定する。なお、上述したように可制御負荷223には蓄電池やヒートポンプ式給湯器等のエネルギー蓄積装置を用いることが望ましい。但し、エネルギー蓄積装置は、蓄積可能なエネルギー量の上限である定格容量が決まっている。そのため、需要家は複数の可制御負荷223を備えていることが望ましい。その場合、任意の可制御負荷223に対するP制御により該可制御負荷223で蓄積しているエネルギー量が定格容量に到達したら、エネルギーを蓄積する可制御負荷223を切り替えればよい。分散処理装置221は、切り替え後の可制御負荷223に対して、それまで用いていた可制御負荷223に対する電圧調整量を割り当て、図5のステップ504からの処理を実行すればよい。以上、実施形態を参照して本願発明を説明したが、本願発明は上記実施形態に限定されものではない。本願発明の構成や詳細は本願発明のスコープ内で当業者が理解し得る様々な変更が可能である。この出願は、2010年11月8日に出願された特願2010-249745号を基礎とする優先権を主張し、その開示の全てをここに取り込む。"