(57)【要約】【課題】満充電状態や完全放電状態に陥ると、充放電の調整能力を失ってしまう蓄電装置と、所定の応答性を有する発電機とを、併用して買電一定制御を行うことができる、電力管理システム、及び電力管理システムの制御方法を提供する。【解決手段】負荷変動に対する追従性能の異なる発電機および蓄電装置からなる分散型電源と、前記分散型電源の運転を制御する電力制御部とを備える電力管理システムであって、前記電力制御部は、負荷電力と買電電力目標値との差分と、前記蓄電装置の電池残量制御指令値との差分を、前記発電機の出力電力により補償するように前記発電機の出力電力を制御し、前記負荷電力と前記買電電力目標値との差分と、前記発電機の出力電力との差分を、前記蓄電装置の出力電力により補償するように前記蓄電装置の出力電力を制御する。【選択図】図３
2017139907.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
負荷変動に対する追従性能の異なる発電機および蓄電装置からなる分散型電源と、前記分散型電源の運転を制御する電力制御部とを備える電力管理システムであって、
前記電力制御部は、負荷電力と買電電力目標値との差分と、前記蓄電装置の電池残量制御指令値との差分を、前記発電機の出力電力により補償するように前記発電機の出力電力を制御し、
前記負荷電力と前記買電電力目標値との差分と、前記発電機の出力電力との差分を、前記蓄電装置の出力電力により補償するように前記蓄電装置の出力電力を制御する、
ことを特徴とする電力管理システム。
【請求項２】
前記電力制御部は、
前記蓄電装置の電池残量制御指令値を、前記蓄電装置の電池残量計測値と電池残量目標値との差分に所定のゲイン乗数を乗算して電力に変換する電池残量制御指令値算出部を有する、
ことを特徴とする請求項１に記載の電力管理システム。
【請求項３】
前記発電機は、応答性が最低出力から最高出力まで立ち上がるのに所定時間要する発電機であり、
前記蓄電装置は、前記所定時間に供給する電力量に対応した蓄電容量を有する蓄電装置である、
ことを特徴とする請求項１または請求項２に記載の電力管理システム。
【請求項４】
負荷変動に対する追従性能の異なる発電機および蓄電装置からなる分散型電源と、前記分散型電源の運転を制御する電力制御部とを備える電力管理システムの制御方法であって、
前記電力制御部は、負荷電力と買電電力目標値との差分と、前記蓄電装置の電池残量制御指令値との差分を、前記発電機の出力電力により補償するように前記発電機の出力電力を制御し、
前記負荷電力と前記買電電力目標値との差分と、前記発電機の出力電力との差分を、前記蓄電装置の出力電力により補償するように前記蓄電装置の出力電力を制御する、
ことを特徴とする電力管理システムの制御方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、電力管理システム、及び電力管理システムの制御方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
発電機（例えばガスエンジン）や蓄電装置（例えば蓄電池）などの複数種類の分散型電源を用いて建物の買電電力を目標値に一致させる買電一定制御を実現する電力管理システムが知られている（特許文献１参照）。
【０００３】
発電機と蓄電装置とを併用して買電一定制御を行う場合、負荷電力のステップ状の増加に対して、まず負荷変動に対する追従性能が速い蓄電装置が放電することで急な変動を抑制する。ただし、蓄電装置は限られた容量の範囲以内でしか放電できないため、追従性能の遅い発電機の出力を増加させ、蓄電装置が受け持っている出力を徐々に発電機に負担させることが必要である。
【０００４】
図６は、発電機と蓄電装置を併用して買電一定制御を行う際の発電機と蓄電装置との役割分担を示す図である。図６（ａ）は、負荷電力の変動を時間的に示している。また、図６（ｂ）は、負荷電力の変動を抑制するために、発電機と蓄電装置とが出力する電力をそれぞれ時間的に示している。この図６（ｂ）に示すように発電機の応答性は、最低出力から最大出力まで立ち上がるのに例えば数分要するので、発電機が立ち上がるまでの間、蓄電装置が放電すればよい。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】特開２００８−２２８４２２号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
しかしながら、蓄電装置は蓄電容量が限られているため、満充電状態や完全放電状態に陥ると、充放電の調整能力を失ってしまい、所定の応答性を有する発電機と併用して買電一定制御を行うことができないという問題がある。例えば、電気二重層キャパシタなどのキャパシタの蓄電容量はｋＷｓ程度であるため、最低出力から最大出力まで立ち上がるのに例えば数分要する発電機が立ち上がるまでの間放電することができない。
【０００７】
本発明は上記の点に鑑みてなされたものであり、満充電状態や完全放電状態に陥ると、充放電の調整能力を失ってしまう蓄電装置と、所定の応答性を有する発電機とを、併用して買電一定制御を行うことができる、電力管理システム、及び電力管理システムの制御方法を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
上記の課題を解決するために、本発明の電力管理システムは、負荷変動に対する追従性能の異なる発電機および蓄電装置からなる分散型電源と、前記分散型電源の運転を制御する電力制御部とを備える電力管理システムであって、前記電力制御部は、負荷電力と買電電力目標値との差分と、前記蓄電装置の電池残量制御指令値との差分を、前記発電機の出力電力により補償するように前記発電機の出力電力を制御し、前記負荷電力と前記買電電力目標値との差分と、前記発電機の出力電力との差分を、前記蓄電装置の出力電力により補償するように前記蓄電装置の出力電力を制御する、ことを特徴とする。
【０００９】
また、本発明の電力管理システムにおいて、前記電力制御部は、前記蓄電装置の電池残量制御指令値を、前記蓄電装置の電池残量計測値と電池残量目標値との差分に所定のゲイン乗数を乗算して電力に変換する電池残量制御指令値算出部を有する、ことを特徴とする。
【００１０】
また、本発明の電力管理システムにおいて、前記発電機は、応答性が最低出力から最高出力まで立ち上がるのに所定時間要する発電機であり、前記蓄電装置は、前記所定時間に供給する電力量に対応した蓄電容量を有する蓄電装置である、ことを特徴とする。
【００１１】
また、本発明の電力管理システムの制御方法は、負荷変動に対する追従性能の異なる発電機および蓄電装置からなる分散型電源と、前記分散型電源の運転を制御する電力制御部とを備える電力管理システムの制御方法であって、前記電力制御部は、負荷電力と買電電力目標値との差分と、前記蓄電装置の電池残量制御指令値との差分を、前記発電機の出力電力により補償するように前記発電機の出力電力を制御し、前記負荷電力と前記買電電力目標値との差分と、前記発電機の出力電力との差分を、前記蓄電装置の出力電力により補償するように前記蓄電装置の出力電力を制御する、ことを特徴とする。
【発明の効果】
【００１２】
本発明では、電力制御部が、負荷電力と買電電力目標値との差分と、蓄電装置の電池残量（ＳＯＣ）制御指令値との差分を、発電機の出力電力により補償するように発電機の出力電力を制御する。また、電力制御部は、負荷電力と買電電力目標値との差分と、発電機の出力電力との差分を、蓄電装置の出力電力により補償するように蓄電装置の出力電力を制御する。
【００１３】
これにより、本発明によれば、満充電状態や完全放電状態に陥ると、充放電の調整能力を失ってしまう蓄電装置と、所定の応答性を有する発電機とを、併用して買電一定制御を行うことができる、電力管理システム、及び電力管理システムの制御方法を提供することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１４】
【図１】各蓄電装置の蓄電容量オーダーを示す図である。
【図２】本発明の電力管理システムの一実施形態の構成を示すブロック図である。
【図３】図２に示す電力制御部３の構成を示すブロック図である。
【図４】本実施形態の電力管理システムのシミュレーション結果を示す図である。
【図５】従来のマイクログリッド制御システムのシミュレーション結果を示す図である。
【図６】発電機と蓄電装置を併用して買電一定制御を行う際の発電機と蓄電装置との役割分担を示す図である。
【発明を実施するための形態】
【００１５】
（本発明の概要）
本発明は、満充電状態や完全放電状態に陥ると、充放電の調整能力を失ってしまう蓄電装置と、所定の応答性を有する発電機とを、併用して買電一定制御を行うことができる、電力管理システム、及び電力管理システムの制御方法を提供することにある。
図１は、各蓄電装置の蓄電容量オーダーを示す図である。従来、蓄電装置には鉛蓄電池やリチウムイオン電池などの蓄電池が用いられてきたが、応答性が最低出力から最高出力まで立ち上がるのに約１分程度かかる発電機のような主力電源と併用して買電一定制御を行う場合、ｋＷｈの容量を持つ蓄電池を使うのは、電力管理システムのサイズが大きくなるため、適当ではない。また、電気二重層キャパシタなどのキャパシタの容量はｋＷｓ程度であるため、発電機が立ち上がるまでの間放電することができない。
【００１６】
そこで、蓄電装置と、応答性が最低出力から最高出力まで立ち上がるのに約1分程度かかる発電機のような主力電源とを併用して買電一定制御を行う場合、ｋＷｍ程度の容量を持つ最先端の蓄電装置であるリチウムイオンキャパシタなどのハイブリッドキャパシタを使用することが考えられる。
【００１７】
ハイブリッドキャパシタは、蓄電池等とキャパシタを融合した蓄電装置で、例えばリチウムイオンキャパシタの場合、正極は電気二重層キャパシタと同様の材料で、負極はリチウムイオン電池と同様の材料にする。これにより、従来の電気二重層キャパシタの特徴（高出力、長寿命など）を維持しながら容量を大きく向上させている。
しかし、容量が限られる蓄電装置は満充電や完全放電状態に陥ると、充放電の調整能力を失ってしまう。特にハイブリッドキャパシタは蓄電池と比べて蓄電容量が少ないため、電池残量（ＳＯＣ）を制御する必要がある。
【００１８】
同様に、応答性が最低出力から最高出力まで立ち上がるのに約１時間程度かかる発電機のような主力電源と併用して買電一定制御を行う場合、蓄電装置は蓄電池であってよいが、電池残量（ＳＯＣ）を制御する必要がある。また、同様に、応答性が最低出力から最高出力まで立ち上がるのに約１秒程度かかる発電機のような主力電源と併用して買電一定制御を行う場合、蓄電装置はキャパシタであってよいが、電池残量（ＳＯＣ）を制御する必要がある。
そこで、本発明の電力管理システムは、容量が限られる蓄電装置であって、満充電状態や完全放電状態に陥ると、充放電の調整能力を失ってしまう蓄電装置と、所定の応答性を有する発電機とを、併用して買電一定制御を行うことができるようにするため、買電一定制御に対してＳＯＣ制御を組みあわせた制御を行うシステムとなっている。
【００１９】
（本発明の実施形態）
以下、図面を参照しながら本発明の実施形態について詳しく説明する。
図２は、本発明の電力管理システムの一実施形態の構成を示すブロック図である。
電力管理システム１００は、発電機１、ハイブリッドキャパシタ２（蓄電装置）、電力制御部３、負荷４、受電設備５、電力計測器３１、電力計測器３２および電力計測器３４から構成されている。分散型電源は、マイクログリッドを構成する発電機１およびハイブリッドキャパシタ２と、分散型電源からの電力出力を制御する電力制御部３と、から構成されている。
【００２０】
なお、本発明の実施形態の説明において、蓄電装置としてハイブリッドキャパシタを用いる。これは、発電機が、応答性が最低出力から最高出力まで立ち上がるのに数分程度要する発電機である場合の一例を説明するためである。蓄電装置として、所定の応答性を有する発電機とを、併用して買電一定制御を行えば、蓄電容量がｋＷｍオーダーを有するハイブリッドキャパシタ以外である図１に示す蓄電池やキャパシタ等の蓄電装置を用いてもよい。
【００２１】
電力制御部３は、負荷４で消費される電力の供給源となるマイクログリッド各々を負荷追従制御するものである。
電力制御部３は、負荷電力ＰＬに応じた発電有効電力ＰＧを発電機１に発生させるための発電有効電力指令値ＣＯＭ１を出力する。また、電力制御部３は、負荷電力ＰＬに応じたハイブリッドキャパシタ有効電力ＰＢをハイブリッドキャパシタ２に発生させるためのハイブリッドキャパシタ有効電力指令値ＣＯＭ２を出力する。
【００２２】
電力計測器３１は、発電機１に設けられる電力計測器であって、発電機１が発生する発電有効電力ＰＧを計測し、計測結果である発電有効電力計測値ＭＶＰＧを電力制御部３に対して出力する。
電力計測器３２は、ハイブリッドキャパシタ２に設けられる電力計測器であって、ハイブリッドキャパシタ２のＳＯＣを計測し、計測結果であるハイブリッドキャパシタ計測値ＭＶＳＯＣを電力制御部３に対して出力する。
電力計測器３４は、負荷４に設けられる電力計測器であって、負荷４で消費される電力を計測し、計測結果である負荷電力ＰＬを電力制御部３に対して出力する。
【００２３】
電力制御部３は、受電設備５から供給される商用電力である買電電力（以下、買電電力目標値ＫＴとする）が、ＰＬ−（ＰＧ＋ＰＢ）となるように、すなわち、ＰＧとＰＢによって負荷追従を実現するように、ＣＯＭ１およびＣＯＭ２を決定する制御を行う。これにより、電力管理システム１００は、商用系統からの買電電力目標値ＫＴが一定となる買電一定制御を行うことができる。
【００２４】
図３は、図２に示す電力制御部３の構成を示すブロック図である。
電力制御部３は、減算器１１、減算器１２、ローパスフィルタ（ＬＰＦ）１３、振幅制限器１４、減算器１５、ローパスフィルタ（ＬＰＦ）１６、振幅制限器１８および電池残量制御指令値算出部２０から構成されている。
減算器１１は、計測した負荷電力ＰＬから商用電力である買電電力目標値ＫＴを減算することにより、受電設備５が負荷追従できなかった変動成分を算出する。
減算器１２は、この変動成分から電池残量制御指令値算出部２０の出力電力のＳＯＣ制御指令値ＣＳＯＣを減算することにより、発電機１が発電すべき有効電力成分を算出する。
ローパスフィルタ（ＬＰＦ）１３は、発電機１が発電すべき有効電力成分から所定の周波数成分を抽出する。
振幅制限器１４は、その抽出成分を制限して発電機１の発電有効電力ＰＧを示す指令値とされる発電有効電力指令値ＣＯＭ１を、発電機１に対して出力する。
発電機１は、振幅制限器１４から入力される発電有効電力指令値ＣＯＭ１に基づいて負荷追従運転を行い、受電設備５で負荷追従できなかった変動成分を補償するための発電有効電力ＰＧを発電して負荷４に供給する。
【００２５】
減算器１５は、減算器１１の出力値から発電機１の発電有効電力計測値ＭＶＰＧを減算することにより、発電機１が負荷追従できなかった変動成分を算出する。
ローパスフィルタ（ＬＰＦ）１６は、減算器１５から出力される負荷変動成分から、所定の周波数成分を抽出する。
振幅制限器１８は、その抽出成分を制限してハイブリッドキャパシタの出力電力（有効電力ＰＢ）を示す指令値とされるハイブリッドキャパシタ有効電力指令値ＣＯＭ２を、ハイブリッドキャパシタ２に対して出力する。
ハイブリッドキャパシタ２は、振幅制限器１８から入力されるハイブリッドキャパシタ有効電力指令値ＣＯＭ２に基づいて負荷追従運転を行い、発電機１で負荷追従できなかった負荷変動分を補償するためのハイブリッドキャパシタ有効電力を発電して負荷４に供給する。
【００２６】
電池残量制御指令値算出部２０は、減算器２１、変換部２２および振幅制限器２３から構成されている。
減算器２１は、ハイブリッドキャパシタＳＯＣ計測値ＭＶＳＯＣをハイブリッドキャパシタ２のＳＯＣの目標値であるＳＯＣ目標値ＤＶＳＯＣで減算することで差分値ΔＳ（ＭＶＳＯＣ−ＤＶＳＯＣ）を算出する。減算器２１は、算出した差分値ΔＳを変換部２２に出力する。なお、ＳＯＣ計測値とは、リアルタイムに取得した現在の蓄電池のＳＯＣである。
変換部２２は、減算器２１から供給された差分値ΔＳを電力に変換する。例えば、変換部２２は、減算器２１から供給された差分値ΔＳにゲインＡを乗算する。ゲインＡは、差分値ΔＳを電力に変換する変換係数である。変換部２２は、乗算することで変換した電力Ｙ（＝差分値ΔＳ×ゲインＡ）を振幅制限器２３に出力する。
振幅制限器２３は、変換部２２の出力である電力Ｙの上限と下限を規定してＳＯＣ制御指令値ＣＳＯＣとして減算器１２に対して出力する。ＳＯＣ制御指令値ＣＳＯＣは、発電有効電力指令値ＣＯＭ１に対して、ＳＯＣ制御指令値ＣＳＯＣが示す電力Ｙを充電又は放電するように指示する信号である。
なお、ＳＯＣ制御とは、蓄電装置のＳＯＣを目標値とするための制御であり、ここでのＳＯＣ制御は差分値ΔＳにゲインＡを乗算する比例制御を用いているが、ＳＯＣ制御に、比例制御ではなく、例えば比例積分制御を用いてもよい。
【００２７】
このように、ＳＯＣ制御指令値ＣＳＯＣを発電機１の発電有効電力指令値ＣＯＭ１にマイナスで与えることにより、ハイブリッドキャパシタ２よりも遅い発電機１の追従性能でＳＯＣ制御がハイブリッドキャパシタ２のハイブリッドキャパシタ有効電力指令値ＣＯＭ２に反映されるため、買電一定制御に影響を与えない。
【００２８】
（本発明の実施形態による効果）
図２に示すマイクログリッドのシステム構成で、ハイブリッドキャパシタ２の定格出力ＰＢを１００ｋＷ（出力下限値：−１００ｋＷ、出力上限値：１００ｋＷ）、定格容量を１００ｋＷｍ（１００ｋＷ×１分）と想定する。また、発電機１の出力ＰＧを５００ｋＷ（出力下限値：３００ｋＷ、出力上限値：５００ｋＷ）と想定する。これにより、負荷電力ＰＬの３５０ｋＷから４５０ｋＷの負荷変動に対して、本実施形態の電力管理システム１００の効果をシミュレーション検証した。この際、制御周期は１秒、買電電力目標値ＫＴは０ｋＷ、ＳＯＣ目標値ＤＶＳＯＣは５０％，ＳＯＣ制御ゲインは１、発電機１の有効電力指令値ＣＯＭ１用のローパスフィルタ１３が抽出する周波数は５ｍＨｚ、ハイブリッドキャパシタ２の有効電力指令値ＣＯＭ２用のローパスフィルタ１６が抽出する周波数は２０００ｍＨｚとした。
【００２９】
図４は、本実施形態の電力管理システムのシミュレーション結果を示す図である。
負荷電力ＰＬの増加に対して、まずハイブリッドキャパシタ２の出力であるハイブリッドキャパシタ有効電力ＰＢで対応する。図４に示すように、徐々に発電機１が出力である発電有効電力ＰＧを変えることにより、ハイブリッドキャパシタ２の出力であるハイブリッドキャパシタ有効電力ＰＢが０ｋＷに推移し、買電電力が買電電力目標値ＫＴである０ｋＷを維持していることが分かる。
また、ハイブリッドキャパシタ２の出力であるハイブリッドキャパシタ有効電力ＰＢが０ｋＷに安定すると、ＳＯＣがＳＯＣ目標値ＤＶＳＯＣである５０％を維持していることが確認できた。
したがって、本実施形態の電力管理システム１００により、容量の少ないハイブリッドキャパシタ２を用いて買電一定制御を実現できる。
【００３０】
一方、電力管理システム１００のようにＳＯＣ制御をしないマイクログリッド制御のみを行う制御システムについて、図４と同様の想定条件でマイクログリッド制御を行った場合のシミュレーション結果について説明する。
図５は、従来のマイクログリッド制御システムのシミュレーション結果を示す図である。
図５に示すように、ＳＯＣ制御をしない場合、途中でＳＯＣが０％に達しハイブリッドキャパシタが停止するため、制御不可となり、ハイブリッドキャパシタ２の出力であるハイブリッドキャパシタ有効電力ＰＢが０ｋＷになる。
したがって、図３および図４に示すように、容量の少ないハイブリッドキャパシタで買電一定制御を実現するためには、本実施形態の電力管理システム１００のように、電力管理システム１００制御が必要となることがわかる。
【００３１】
以上説明したように、本発明は、負荷変動に対する追従性能の異なる発電機１およびハイブリッドキャパシタ２（蓄電装置）からなる分散型電源と、分散型電源の運転を制御する電力制御部３とを備える電力管理システム１００である。
電力制御部３は、負荷電力ＰＬと買電電力目標値ＫＴとの差分と、ハイブリッドキャパシタ２の電池残量制御指令値ＣＳＯＣとの差分を、発電機１の出力電力ＰＧにより補償するように発電機１の出力電力を制御する。また、電力制御部３は、負荷電力ＰＬと買電電力目標値ＫＴとの差分と、発電機１の出力電力ＭＶＰＧとの差分を、ハイブリッドキャパシタ２の出力電力により補償するようにハイブリッドキャパシタ２の出力電力ＰＢを制御する。
また、電力制御部３は、ハイブリッドキャパシタ２の電池残量制御指令値ＣＳＯＣを、ハイブリッドキャパシタ２の電池残量計測値ＭＶＳＯＣと電池残量目標値ＤＶＳＯＣとの差分に所定のゲイン乗数を乗算して電力に変換する電池残量制御指令値算出部２０を有する。
これにより、本発明によれば、満充電状態や完全放電状態に陥ると、充放電の調整能力を失ってしまう蓄電装置と、所定の応答性を有する発電機とを、併用して買電一定制御を行うことができる、電力管理システム、及び電力管理システムの制御方法を提供することができる。
【００３２】
また、発電機は、応答性が最低出力から最高出力まで立ち上がるのに所定時間要する発電機であり、蓄電装置は、所定時間に供給する電力量に対応した蓄電容量を有する蓄電装置であってもよい。
これにより、本発明によれば、満充電状態や完全放電状態に陥ると、充放電の調整能力を失ってしまうハイブリッドキャパシタ２と、応答性が最低出力から最高出力まで立ち上がるのに約１分程度かかる発電機１とを、併用して買電一定制御を行うことができる、電力管理システム１００、及び電力管理システムの制御方法を提供することができる。
【００３３】
上述した実施形態における電力制御部３をコンピュータで実現するようにしてもよい。その場合、この機能を実現するためのプログラムをコンピュータ読み取り可能な記録媒体に記録して、この記録媒体に記録されたプログラムをコンピュータシステムに読み込ませ、実行することによって実現してもよい。なお、ここでいう「コンピュータシステム」とは、ＯＳや周辺機器等のハードウェアを含むものとする。また、「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、フレキシブルディスク、光磁気ディスク、ＲＯＭ、ＣＤ−ＲＯＭ等の可搬媒体、コンピュータシステムに内蔵されるハードディスク等の記憶装置のことをいう。さらに「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、インターネット等のネットワークや電話回線等の通信回線を介してプログラムを送信する場合の通信線のように、短時間の間、動的にプログラムを保持するもの、その場合のサーバやクライアントとなるコンピュータシステム内部の揮発性メモリのように、一定時間プログラムを保持しているものも含んでもよい。また上記プログラムは、前述した機能の一部を実現するためのものであってもよく、さらに前述した機能をコンピュータシステムにすでに記録されているプログラムとの組み合わせで実現できるものであってもよく、ＦＰＧＡ（Field Programmable Gate Array）等のプログラマブルロジックデバイスを用いて実現されるものであってもよい。
【００３４】
以上、図面を参照してこの発明の一実施形態について詳しく説明してきたが、具体的な構成は上述のものに限られることはなく、この発明の要旨を逸脱しない範囲内において様々な設計変更等をすることが可能である。
【符号の説明】
【００３５】
１…発電機、２…ハイブリッドキャパシタ、３…電力制御部、４…負荷、５…受電設備、２０…電池残量制御指令値算出部、３１，３２，３４…電力計測器、１００…電力管理システム、ＣＯＭ１…発電有効電力指令値、ＣＯＭ２…ハイブリッドキャパシタ有効電力指令値、ＰＢ…ハイブリッドキャパシタ有効電力、ＰＧ…発電有効電力、ＰＬ…負荷電力、ＫＴ…買電電力目標値、ＭＶＰＧ…発電有効電力計測値、ＭＶＳＯＣ…ハイブリッドキャパシタ計測値、ＤＶＳＯＣ…ＳＯＣ目標値
【図１】
2017139907.tif 000003
【図２】
2017139907.tif 000004
【図３】
2017139907.tif 000005
【図４】
2017139907.tif 000006
【図５】
2017139907.tif 000007
【図６】
2017139907.tif 000008