JP5932190B1 - 電力変換システム - Google Patents

Abstract

複数の蓄電池を並列に接続して使用する場合、蓄電池のそれぞれの劣化進度に差が生じるため、蓄電池の各々の劣化情報を取得する劣化情報取得装置と、前記蓄電池の温度情報を検出する温度情報取得装置と、前記劣化情報取得装置による前記蓄電池の劣化情報と前記温度情報取得装置による前記蓄電池の温度情報に基づいて前記蓄電池用電力変換器を制御する制御装置とを備え、複数の前記蓄電池の劣化の状態を一致し得るようにした。

Description

本発明は、複数の蓄電池が並列に接続されて、蓄電池の電力を負荷に供給する電力変換システムに関するものである。

蓄電池をそれぞれに有する複数の電源装置を並列に接続して、負荷に電力を供給するシステムにおいて、大きな問題は、複数の蓄電池が劣化することである。蓄電池は、使用履歴に応じて劣化し、貯えることのできるエネルギー量が少なくなる。そのため、蓄電池を有する複数の電源装置を並列に接続して負荷に電力を供給する場合には、蓄電池から供給されるエネルギーの放出量すなわち複数の電源装置から負荷への電力の供給量を、蓄電池毎に制御することによって、複数の蓄電池の劣化を抑える技術が従来から提案されている（例えば特許文献１）。

特許第５３８５６９８号公報

提案されている従来の電力変換システムでは、複数の蓄電池のそれぞれの残量を検出する残量検出装置の検出結果に基づいて、残量の多い蓄電池を優先的に使用することで、保存劣化による蓄電池の劣化（以降、蓄電池の劣化は容量維持率の低下を意味する）の進行を抑えることができるという効果がある。しかし、蓄電池の残量のみを参照して蓄電池の利用優先度を決定しているため、各蓄電池の劣化の進行速度（以下、劣化進度という）に差が生じる。例えば、３台の蓄電池を設置して、それぞれの蓄電池で２ｋＷずつ供給して合計６ｋＷの電力を供給している場合に、１つの蓄電池の劣化進度が進んでいると、突然に１台の蓄電池が使用できなくなることで、システムとして出力できる電力が４ｋＷと低下し、想定していた電力が供給できなくなってしまうといった問題点も発生する。特に、停電時にマンションのエレベータを起動するようなシステムでは、最大定格電力が供給できない場合にはエレベータが動作しない等の問題点が発生する。また、複数の蓄電池の劣化進度が異なることによって、蓄電池の交換時期に差ができ、保守性が悪いという課題があった。

蓄電池の劣化進度は、蓄電池の設置条件、あるいは蓄電池の製造段階でのばらつきなどによって異なる。例えば、前述のように、３台の蓄電池を設置して、３台の蓄電池のうち、１台が西日の当たる位置に設置されている場合、西日の当たる蓄電池は、他の蓄電池に比べ筐体内の温度が上昇することになり、蓄電池としてリチウムイオンバッテリを使用していれば、蓄電池の温度が３５℃を超えると、劣化進度が加速する。このように、設置条件等に起因して劣化進度が異なる蓄電池が存在すると、蓄電池の交換時期に差ができ、保守性が悪いということになる。
このため、本発明では、入力電源としての複数の蓄電池のそれぞれの劣化の状態が同じになるように制御し得る電力変換システムを提供することを目的とするものである。

本発明に係わる電力変換システムは、入力電源とする複数の蓄電池のそれぞれの劣化進度と温度状態に着目し、蓄電池を入力電源として複数の前記蓄電池のそれぞれに設けられ、前記蓄電池を並列運転する複数の蓄電池用電力変換器と、前記蓄電池の各々の劣化情報を取得する劣化情報取得装置と、前記蓄電池の温度情報を検出する温度情報取得装置と、前記劣化情報取得装置による前記蓄電池の劣化情報と前記温度情報取得装置による前記蓄電池の温度情報に基づいて前記蓄電池用電力変換器を制御する制御装置とを備え、前記制御装置で前記蓄電池の充放電を制御する際、前記劣化情報取得装置で取得した前記蓄電池の劣化の進度を基に、劣化の進んだ蓄電池は、劣化の進みが遅い蓄電池に対して、使用可能温度範囲を同じ、もしくは狭めるとともに、蓄電池温度に対する最大充放電電流を同じ、もしくは小さくする、あるいは蓄電池温度に対する蓄電池の使用可能電圧範囲を同じ、もしくは狭める、の内から少なくとも１つを使用して前記蓄電池の充放電を制御するようにしたものである。

本発明によれば、劣化情報取得装置によって、劣化がより進行した蓄電池を検出して、劣化抑制効果の高い制御を行うことで、各蓄電池の劣化進度を合せることが可能となる。よって、蓄電池の電力の供給量にばらつきがあった場合、あるいは設置条件等で蓄電池の劣化進度にばらつきが生じた場合でも、劣化の進行を制御することで、蓄電池の交換時期が調整されることになり、ほぼ同時期に全ての蓄電池を交換することができるようになる。

本発明の実施の形態１における電力変換システムの第1の構成ブロック図である。 本発明の実施の形態１における太陽電池の電力‐電圧特性の例を示す図である。 本発明の実施の形態１に係る蓄電池の特性を説明するための特性図である。 本発明の実施の形態１に係る蓄電池の特性を説明するための特性図である。 本発明の実施の形態１に係る蓄電池の特性を説明するための特性図である。 本発明の実施の形態１における電力変換システムの第２の構成ブロック図である。 本発明の実施の形態１における蓄電池の運用手順を示すフローチャートを示す図である。 本発明の実施の形態１における蓄電池の容量維持率に対する使用可能電圧範囲の一例を示す図である。 本発明の実施の形態１における蓄電池の温度に対する最大充放電電流の一例を示す図である。 本発明の実施の形態１における各蓄電池の放電電力決定手順を示す第１フローチャートを示す図である。 本発明の実施の形態１における各蓄電池の放電電力決定手順に従い、放電電力を決定した場合の第１の具体的な動作波形図である。 本発明の実施の形態１における各蓄電池の放電電力決定手順を示す第２のフローチャートを示す図である。 本発明の実施の形態１における各蓄電池の放電電力決定手順に従い、放電電力を決定した場合の第２の具体的な動作波形図である。 本発明の実施の形態１における各蓄電池の充電電力決定手順を示す第１のフローチャートを示す図である。 本発明の実施の形態１における各蓄電池の充電電力決定手順に従い、充電電力を決定した場合の第１の具体的な動作波形図である。 本発明の実施の形態１における各蓄電池の充電電力決定手順を示す第２のフローチャートを示す図である。 本発明の実施の形態１における各蓄電池の充電電力決定手順に従い、充電電力を決定した場合の第２の具体的な動作波形図である。 本発明の実施の形態１における発明の第１の効果を示す図である。 本発明の実施の形態１における発明の第２の効果を示す図である。

実施の形態１
図１は本発明の実施の形態１による電力変換システムの第１の構成ブロック図である。
図に示すように、電力変換システム１は、別の交流電源等の電力系統２と共に、冷蔵庫、照明、ＴＶ等の負荷３に接続され、負荷３に電力を供給する。
この電力変換システム１の電源装置としては、太陽電池４を電源とする装置、第１の蓄電池８ａを電源とする装置、第２の蓄電池８ｂを電源とする装置、第３の蓄電池８ｃを電源とする装置が並列に接続されている。太陽電池４、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂ、第３の蓄電池８ｃの出力には、太陽電池用ＤＣ／ＤＣ変換器５、第1の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ａ、第２の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ｂ、第３の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ｃがそれぞれ接続されている。そして、太陽電池用ＤＣ／ＤＣ変換器５、第1の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ａ、第２の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ｂ、第３の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ｃの出力は、直流母線６を介してＤＣ／ＡＣ変換器７にまとめられている。なお、この実施の形態１では、太陽電池４以外に、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの３つの蓄電池が並列に接続されている場合を説明しているが、蓄電池を２つ以上接続している場合には同様の状態になる。ＤＣ／ＡＣ変換器７の出力が、電力変換システム１の出力となる。

太陽電池用ＤＣ／ＤＣ変換器５は、制御装置１０によって駆動制御され、太陽電池４からの直流電力を制御する。第１の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ａ、第２の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ｂおよび第３の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ｃは、制御装置１０によって駆動制御され、対応する第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの充放電を制御している。また、ＤＣ／ＡＣ変換器７は、制御装置１０によって駆動制御され、直流電圧を所望の交流電圧に変換して電力系統２および負荷３に供給している。また、ＤＣ／ＡＣ変換器７は、電力系統２から供給される交流電力を直流電力に変換し、第１の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ａを通じて第１の蓄電池８ａを充電することもでき、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃに対しても同様に充電することができる。

なお、制御装置１０は、外部と通信する通信手段を有し、この制御装置１０の通信手段には、ＨＥＭＳ（Ｈｏｍｅ Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）１１が接続される。このＨＥＭＳ１１は、電力系統２の状態、負荷３の消費電力、太陽電池４の発電電力量、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの残量等から電力変換システム１が関係する全体の運転計画を作成する運転計画作成手段であり、制御装置１０は、ＨＥＭＳ１１で作成された運転計画に基づき、各変換器（太陽電池用ＤＣ／ＤＣ変換器５、第１の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ａ、第２の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ｂおよび第３の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ｃ、ＤＣ／ＡＣ変換器７）を制御する。

この制御の際、制御装置１０は、劣化検出装置１２で検出される第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの劣化進度に基づいて、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの使用可能温度範囲を狭めるとともに、最大充放電電流、使用可能電圧範囲の内、少なくとも１つを所定の周期で更新し、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの充放電電流を検出する電流検出装置１３、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの電圧を検出する電圧検出装置１４、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの温度を検出する温度検出装置１５の検出結果を参照し、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの最大充放電電流、使用可能電圧範囲、使用可能温度範囲の制限を超えないように、第１の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ａ、第２の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ｂおよび第３の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ｃを制御する。

すなわち、劣化検出装置１２は、劣化情報取得装置として、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの劣化進度の情報を出力するように構成されている。また、温度検出装置１５は、温度情報取得装置として、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの温度状態の情報を出力し、その温度状態における第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの動作状態の情報を電流検出装置１３および電圧検出装置１４が出力するように構成されている。

太陽電池用ＤＣ／ＤＣ変換器５は、制御装置１０によって、太陽電池４の最大電力を引き出す最大電力点追従制御（Ｍａｘｉｍｕｍ Ｐｏｗｅｒ Ｐｏｉｎｔ Ｔｒａｃｋｉｎｇ制御、以下、ＭＰＰＴ制御という）と、太陽電池４からの出力電圧を制御して太陽電池４の出力電力を制御する電圧制御とを状況に合わせて切り替えて制御される。ここでは、図２を用いてＭＰＰＴ制御と電圧制御について簡単に説明する。
図２は、太陽電池４の電力‐電圧特性の例を示す図である。横軸は太陽電池４の電圧値、縦軸は太陽電池４の発電電力値であり、日射量や太陽電池４の温度が異なる３つのケースの電力‐電圧特性を示している。

まず、一般的なＭＰＰＴ制御について説明する。
図２に示すように、太陽電池４は、日射量の変化や温度変化等の周囲状況によって、その電力‐電圧特性が変化し、最大電力点にずれが生じる。このため、ＭＰＰＴ制御では、太陽電池４の出力電圧（動作電圧）を変化させ、電力の増減に基づいて、最大電力が得られる点、すなわち、最適動作電圧を探すという動作を絶えず行い、太陽電池４から最大電力を取り出すようにしている。最大電力点の一般的な探索動作は、山登り法と称され、まず、動作電圧を、例えば微量ΔＶ増加させて電力差ΔＰを演算し、その結果、電力差ΔＰが０以上であれば、最大電力点よりも左側（低電圧側）に現在の電圧があるとして、それまでと同じ方向に電圧を変化させる。電圧差ΔＰが０以下であれば、最大電力点よりも右側（高電圧側）に現在の電圧があるとして、それまでと逆方向に電圧を変化させるものである。これを繰り返すことによって、最大電力点を探索することができる。以上のように、ＭＰＰＴ制御では、太陽電池４の出力電力が最大となるように、すなわち、太陽電池４の出力電圧が、図２に示す最大電力点となるように制御される。

次に、一般的な電圧制御について説明する。
電圧制御では、太陽電池４の電力‐電圧特性に基づいて電圧制御範囲が予め設定され、その電圧制御範囲内で太陽電池４の電力を引き出すものである。
電圧制御における電圧制御範囲は、図２に示すように、電力‐電圧特性の最大電力点となる電圧より右側の範囲に設定される。仮に、太陽電池４の出力電圧が最大電力点となる電圧（以下、ピーク電圧）より小さくなると、太陽電池４からの出力電力は、単調減少を始め、以降の電圧制御が破綻してしまうため、太陽電池４の出力電圧がピーク電圧以下とならないよう、電圧範囲が設定されている。また、図２に示すように、電力‐電圧特性のピーク電圧は、太陽電池４の周囲状況により随時変化している。従って、周囲状況が変わっても太陽電池４の出力電圧がピーク電圧以下とならないよう、電圧制御範囲の下限値は、電力‐電圧特性のピーク電圧からある程度のマージンを持たせて設定されている。電圧制御は、前記のような電圧制御範囲の中で太陽電池４の出力電圧を制御して電力を引き出している。
電圧制御では、電圧制御範囲の下限値を電力‐電圧特性のピーク電圧からある程度のマージンを持たせているのに対し、ＭＰＰＴ制御では、常に発電電力が最大となるようなピーク電圧を探索している。このため、太陽電池４をＭＰＰＴ制御で制御することで、より効率よく太陽電池４から発電電力を得ることができる。

次に、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃにリチウムイオンバッテリを利用することを例に上げ、蓄電池の特性について説明する。図３（Ａ）は、横軸に充電電力割合（以降、ＳｏＣ）、縦軸に充電電流を示す。図３（Ｂ）は、横軸に時間、縦軸にＳｏＣを示す。図４（Ａ）は、横軸にＳｏＣ、縦軸に蓄電池電圧を示す。一般に、蓄電池は、過充電（蓄電池電圧が所定の値を超えて充電）、過放電（蓄電池電圧が所定値以下になるまで放電）を行うと劣化が必要以上に進み、最悪の場合、破壊に至ることがある。リチウムイオンバッテリは、図４（Ａ）に示すように満充電付近（ＳｏＣが１．０付近）になると、急激に蓄電池電圧が上昇する。また、満充電付近で充電電流の電流リプルが大きいと、劣化が必要以上に進む場合がある。従って、蓄電池に充電する際は、前記過充電の防止、および充電電流リプル量を低減するため、蓄電池電圧が所定の電圧になるまでは定電流で充電し、所定の電圧になると定電圧で充電する方式がとられる。

例えば、ＳｏＣが０．８となる蓄電池電圧までは定電流で充電し、以降を定電圧で満充電になるまで充電した場合のＳｏＣと充電時間の関係を図３（Ｂ）に示す。図に示すように、蓄電池特性、および定電流で充電する電流量に依存するが、前記定電流制御で充電する時間を０．８Ｃ（１Ｃとは１時間で蓄電池を満充電できる電流量とする。）とした場合の一例を図３（Ｂ）に示した。図に示すように、定電流制御で充電する時間と定電圧制御で充電する時間は、ほぼ等しくなっている。なお、放電については、一般的には蓄電池電圧が放電終止電圧になるまでは、充電時とは異なり、制御の切り替えは行わない。

また、リチウムイオンバッテリは、通常、使用しているだけで劣化が進む。図４（Ｂ）にフル充電・フル放電を実施した際の充放電実施回数と蓄電池容量の関係の一例を示す。図に示すように、約４０００回の充放電で、蓄電池の容量は、半分程度まで劣化している。劣化の進んだ蓄電池は、交換する必要があり、交換するタイミングは、任意で決めても良いし、例えば、電池メーカが定めた蓄電池を安全に使用できる蓄電池容量で決定しても良い。

一般に、蓄電池劣化を進める代表的な要因としては、蓄電池のセル温度、充放電電流、充電終止電圧、放電終止電圧、保存時間がある。例えば、保存時間については、満充電に近い状態では空に近い状態と比べ劣化が進む。また、気温が高ければ高いほど劣化の進みが早い。また、充放電電流についても、電流量が大きければ大きいほど劣化が進み、その劣化の進む割合は、蓄電池セルの温度に依存する。さらに、充電終止電圧、および放電終止電圧についても同様で、例えば、本来の充電電力の容量の９０％程度まで充電をしなければ、１００％まで充電した場合と比べて蓄電池の劣化は小さくなる。同様に、放電完了時の残蓄電電力量を大きくすればフル放電した場合と比べて蓄電池の劣化は小さくなる。また、フル充電時、あるいはフル放電時の劣化の進み具合も蓄電池セル温度に大きく依存する。よって、使用温度範囲を狭く設定して使用することによって、最大充放電電流／使用電圧範囲を制限することによる劣化抑制効果が、より高くなることが期待できる。

リチウムイオンバッテリは、化学反応により電力を充電したり、放電したりする。例えば、低温で所定の電流（例えば、１Ｃ）を充電しようとした場合は、充電電流に対して化学反応が追従できず金属リチウムが析出し、リチウムイオンバッテリは劣化する。蓄電池を、例えば蓄電池セル温度を考慮せず、充放電を繰り返すと、蓄電池劣化が必要以上に進み、所望の使用期間（例えば、１０年）を待たずに蓄電池が使用できなくなる。本件については、蓄電池の劣化を抑制するため、蓄電池内のバッテリマネージメントユニットにより、過充電、あるいは過放電を検出した場合、温度の高い状態、あるいは低い状態で充放電を行った場合等、強制的に蓄電池を切り離すような仕組みが組み込まれている場合が多い。

従って、蓄電池の劣化要因となる、最大充放電電流、充電終止電圧、および放電終止電圧を蓄電池セル温度に基づき制限する場合について説明する。図５（Ａ）に、各蓄電池セル温度に対する最大充放電電流とＳｏＣとの関係を示した。図に示すように、蓄電池セル温度が室温（例えば、２０から２５℃程度の状態）の場合は、蓄電池は定格通りに充電が可能となる。なお、ＳｏＣが０．８以上になると最大充電電流が絞られている理由は、前述した蓄電池の充電制御が定電流制御から定電圧制御に切り替わることに起因している。室温から蓄電池セル温度が上昇すると、図に示すように最大充電電流は、徐々に小さくなり、また、ＳｏＣも低くなる。そして、蓄電池セル温度が４５℃を超えると、充電動作を禁止する。

蓄電池セル温度が室温から低くなると、図に示すように最大充電電流は、徐々に小さくなり、また、ＳｏＣも低くなる。そして、蓄電池セル温度が０℃以下になると、充電動作を禁止する。同様に、図５（Ｂ）に各蓄電池セル温度に対する最大放電電流とＳｏＣ（充電電力割合）との関係を示した。図に示すように、蓄電池セル温度が室温（例えば２０から２５℃程度の状態）の場合は、蓄電池は定格通りに放電が可能となる。なお、ＳｏＣが０付近になると最大放電電流は急峻に絞られ０になる。室温から蓄電池セル温度が上昇すると、図に示すように最大放電電流は、徐々に小さくなり、また、ＳｏＣは高くなる。そして、蓄電池セル温度が０℃以下になると放電動作を禁止する。

なお、蓄電池セル温度に対する充放電電流の最大値を制限するテーブルは図５（Ａ）、および図５（Ｂ）に示すものに限るものではなく、使用する蓄電池の特性に合わせたテーブルを使用すれば良いことは言うまでもない。また、蓄電池の劣化要因の１つである保存劣化については説明を省略するが、例えば、保存劣化が進む高温時については、最大充電電力量（充電終止電圧）の上限値を制限するよう、さらに制限テーブルを設けても良いことは言うまでもない。

蓄電池の劣化を進める要因として、蓄電池セル温度、最大充放電電流、充電終止電圧、放電終止電圧、および保存劣化について説明した。本実施の形態１では、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの劣化の度合いに応じ、劣化が進むほど厳しい制限に切り替えて運用する。そうすることで、劣化の進んだ蓄電池には、より高い劣化抑制効果のある制御が適応されるため、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの劣化の度合いを徐々に近づけることができる。

次に、電力変換システム１の詳細な動作を説明する。ただし、簡単のため、図６に示すように、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃをまとめて１つの蓄電池８、第１の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ａ、第２の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ｂおよび第３の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ｃをまとめて１つの蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９として説明する。なお、蓄電池８および蓄電池用ＤＣ／ＤＣ９内部の動作については、後述する。

初めに、電力系統２が正常な場合の通常運転について説明する。
まず、電力変換システム１の太陽電池４に対する動作について説明する。
電力変換システム１の通常運転時、制御装置１０が、太陽電池４にて電力が発電されているかを確認する。具体的には、太陽電池４の電圧を計測する電圧計（図示せず）の計測値が所定値を超えているかを確認することになる。なお、この所定値は太陽電池４の発電が可能となる値として予め設定されている。そして、太陽電池４の電圧の計測値が所定値を超えていた場合、制御装置１０は、電力系統２が停電ではないことを確認する。電力系統２が停電でない場合、制御装置１０は、ＤＣ／ＡＣ変換器７を起動するとともに、太陽電池４からの発電を開始する。ＤＣ／ＡＣ変換器７の起動により、直流母線６の母線電圧が予め設定された第１の制御目標電圧となるように制御される。また、電力系統２に回生する電力は、ＤＣ／ＡＣ変換器７を電流制御することでシステム全体を動作させるものとする。なお、電力系統２が停電ではないことを確認する動作については後述する。

太陽電池４からの発電を開始する際、制御装置１０から太陽電池用ＤＣ／ＤＣ変換器５にＭＰＰＴ制御の制御指令値が入力される。太陽電池用ＤＣ／ＤＣ変換器５は、指令値を元に動作し、太陽電池４から出力される第１の直流電圧Ｖ１を第２の直流電圧Ｖ２に変換して出力する。

太陽電池用ＤＣ／ＤＣ変換器５からの太陽電池４による発電電力の供給が開始されると、制御装置１０によりＤＣ／ＡＣ変換器７を駆動制御して太陽電池４からの電力を電力系統２、負荷３に出力する。なお、太陽電池４からの電力の電力系統２への出力（回生）は、制御装置１０により判断される。具体的には、制御装置１０が、直流母線６の母線電圧を計測する電圧計（図示せず）により母線電圧を監視し、母線電圧の計測値が第１の制御目標電圧を超えた場合に、電力系統２より供給される交流電圧波形に同期して電力系統２に電力を回生するようＤＣ／ＡＣ変換器７を制御する。

次に、蓄電池８の制御方法について説明する。本実施の形態１では、蓄電池としてリチウムイオンバッテリを用いた場合について説明する。リチウムイオンバッテリは、前述したように高温、あるいは低温の状態で充放電を行うと劣化の進行が速くなる。また、過放電、あるいは過充電に対して非常に弱い。特に、蓄電池の蓄電電力量が８０％を超えると蓄電池電圧が急速に上昇するため、一般の蓄電池の制御では、充電方式を定電流充電（一定の電流値での充電）から定電圧充電（電池電圧が一定なるように充電）に切換える。また、放電に関しては、過放電を防ぐために放電終止電圧にマージンを持たせ放電制御を行う。具体的には、放電終止電圧を高めに設定して、放電終止電圧を下回った場合は即座に放電動作を停止させる。

本実施の形態１では、蓄電池８の最大充放電電流を規定する制限テーブルを用いて蓄電池８を制御するものとして説明を続ける。該制限テーブルは、蓄電池温度に対するＳｏＣと最大充放電電流の関係を規定するもので、温度毎に準備する。例えば、０℃、５℃、１０℃、２５℃、３０℃、３５℃の６種類のテーブルを充電、および放電の２種類準備する。なお、本実施の形態１では、該制限テーブルは、ＨＥＭＳ１１から書き換えが可能なものとする。前述のように６種類のテーブルを準備する理由は、リチウムイオンバッテリは、１０℃から３０℃ぐらいの間は充放電電流の最大値の特性は変わらないが、１０℃以下、あるいは３０℃を超えると蓄電池劣化の進行を抑えるために、急激に充放電電流の最大値は絞らなければならない。また、−５℃以下、あるいは４０℃を超えると充放電は行えなくなる。よって、本実施の形態１では、前述したような６種類のテーブルを使用する。なお、７℃など制限テーブルを持たない温度に関しては５℃と１０℃のテーブルを用い、線形補間して最大充放電電流値を算出する。

以下、制限テーブルについてもう少し詳しく説明する。本実施の形態１では、制限テーブルについては、蓄電池の劣化度合いに応じてＨＥＭＳ１１から書きかえるものとする。このように、制限テーブルを蓄電池の劣化の進行度合いにより書き換えることで、劣化の進んだ蓄電池８については、最大電流値の制限や充放電の終止電圧の制限を大きくすることで、蓄電池の劣化の進行を抑制することができる。また、電力変換システム１の外部のＨＥＭＳ１１から制限テーブルを書き換えることで、制御装置１０に不必要なデータを持たせることなく、低コスト化を図ることができることは言うまでもない。メモリサイズに余裕がある場合は、制限テーブルのデータを制御装置１０に持たせても良いことは言うまでもない。更に、制限テーブルのデータをＨＥＭＳ１１ではなく、図示していないクラウドサーバ等で管理し、劣化の進行度合いに応じてクラウドサーバからダウンロードし、ＨＥＭＳ１１経由で制御装置１０内の制限テーブルのデータを書き換えるように構成する場合には、制御装置１０およびＨＥＭＳ１１に不必要なデータを持たせることがないことから、低コスト化と共に、複数の電力変換システム１を同じ制御状態にすることができるという効果を得ることができる。

以上より、制御装置１０は、ＨＥＭＳ１１からの充放電指令を受け取ると、温度検出装置１５を用いて蓄電池温度を確認する。実施の形態１では、確認結果に基づき、制限テーブルから最大充放電電流値、および充放電終止電圧を求める。そして、求めた最大充放電電流値に基づき充放電電流を決定する。具体的には、ＨＥＭＳ１１からの充放電指令値から充放電電流値を算出する。例えば、放電指示である場合は、蓄電池８、蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９での損失を考慮し、電流値を算出する。算出した電流値と制限テーブルから求めた最大充放電電流値を比較し、算出した電流値が最大充放電電流値を超えていた場合は、蓄電池８を制御する際の目標電流値を最大充放電電流値とし、超えていない場合は、前記ＨＥＭＳ１１から指示された充放電指令値より算出した電流値で蓄電池８の充放電を制御する。

なお、蓄電池８を動作させると、蓄電池８の損失、あるいは蓄電池８と各種変換器が同一の筐体に入っている場合は、蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９の損失、ＤＣ／ＡＣ変換器７の損失、太陽電池用ＤＣ／ＤＣ変換器５の損失等により蓄電池温度が上昇する。よって、制御装置１０は、定期的（例えば１秒毎）に蓄電池８の温度を温度検出装置１５により計測し、該充最大放電電流値を切換える。すなわち、温度検出装置１５は、蓄電池８の温度情報を検出する温度情報取得装置としての機能を果たし、制御装置１０は、その際、充放電電流値に基づきＳｏＣを算出し、算出結果に基づき該充放電電流の最大値を算出することは言うまでもない。また、本実施の形態１では、充放電電流値に基づきＳｏＣを算出したが、これに限るものではなく、例えば、蓄電池８の電圧値を用いても良いことは言うまでもない。

次に、通常運転時における、電力変換システム１の蓄電池８に関する動作を説明する。
制御装置１０は、前述のように蓄電池８の充放電についての指示を行う。例えば、制御装置１０は、ＨＥＭＳ１１から、蓄電池８のステータス情報送信要求を受けると、放電あるいは充電の可否判断結果、および最大放電電力あるいは最大充電電力をＨＥＭＳ１１に通知する。具体的には、前述したように、蓄電池温度、およびＳｏＣに基づき最大充放電電流を算出する。そして、蓄電池８の電圧と、該最大充放電電流から充放電の最大電力を通知する。その際、蓄電池８、および蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９、ＤＣ／ＡＣ変換器７での損失分を考慮し、ＨＥＭＳ１１に通知する。ＨＥＭＳ１１は、制御装置１０から受信したステータス情報（前記充放電可否情報、および充放電の最大電力量）に基づき、制御装置１０に対し、蓄電池８の放電指示（放電電力指示値を含む）、あるいは蓄電池８の充電指示（充電電力指示値を含む）を通知する。なお、実施の形態１では、ＨＥＭＳ１１と制御装置１０間の通信は、定期的（例えば５分単位）に実施している。これは、蓄電池温度が前述したように充放電を行うことで上昇し、最大充放電電流を絞る、あるいは、充電時にはＳｏＣが所定値に近づき充電電流を絞るなどのケースなどがあり、ＨＥＭＳ１１側で、蓄電池８の動作を把握するために実施する。

まず、ＨＥＭＳ１１より放電指示が通知された場合について説明する。
放電指示の通知を受信した制御装置１０は、蓄電池８の電圧を検出する電圧検出装置１４にて得られる電圧情報、および蓄電池８の充放電電流を検出する電流検出装置１３にて得られる電流情報に基づき、蓄電池８からの実際の放電電力を算出する。算出結果が受信した放電電力指示値となるように、蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９に対する制御指令を出力する。蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９は、制御指令に基づいて動作し、蓄電池８から出力される第３の直流電圧Ｖ３を第４の直流電圧Ｖ４に変換して出力する。第４の直流電圧Ｖ４に変換された蓄電池８からの出力は、ＤＣ／ＡＣ変換器７を介して電力系統２、負荷３に供給される。ここで、前記の太陽電池４の電力を電力系統２へ出力（回生）する場合と同様、蓄電池８からの電力の電力系統２への出力（回生）は、制御装置１０により判断される。制御装置１０は、直流母線６の母線電圧を計測する電圧計（図示せず）による母線電圧の計測値が第１の制御目標電圧を超えた場合に、電力系統２に電力を回生するようＤＣ／ＡＣ変換器７を制御する。

なお、制御装置１０は、前述したが蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９のステータス情報として蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９から実際に出力される放電電力を収集し、蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９内での変換損失を求め、損失分を上乗せして蓄電池８の放電制御を行うことができる。なお、本実施の形態１では、蓄電池８の充放電制御について、ＨＥＭＳ１１から通知されるがこれに限るものではなく、例えば、太陽電池４の発電電力を最大限売電するために負荷３が消費する電流を電流計（図示せず）で計測し、計測結果を元に負荷の消費電力を計算する。そして、計算結果を元に、負荷の消費電力を蓄電池８から放電しても良いことは言うまでもない。その際は、前述の要領で制限テーブルを用いて放電電流の最大値を制御することは言うまでもない。

また、制御装置１０は、蓄電池８の充電量などのステータス情報を管理する。具体的には、後述するが蓄電池８の劣化進度を推定するために、蓄電池８の充放電履歴を収集する。本実施の形態１では、充放電時の終止電圧、充放電最大電流値、充放電電流値平均、充放電電力量、蓄電池温度の平均値、最大最小値、ＳｏＣが０．８以上の保持時間等を計測し、１日単位で情報を管理する。なお、本実施の形態１では、制御装置１０は前記情報の収集を実施し、実際のデータ管理はＨＥＭＳ１１、あるいはクラウドサーバ（図示せず）で実施するものとする。

一方、ＨＥＭＳ１１より充電指示が通知された場合について説明する。
充電指示の通知を受信した場合、制御装置１０は、蓄電池８の電圧を検出する電圧検出装置１４にて得られる電圧情報、および蓄電池８の充放電電流を検出する電流検出装置１３にて得られる電流情報に基づいて、蓄電池８への実際の充電電力を算出する。算出結果が受信した充電電力指示値となるように、蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９に対する制御指令を出力する。蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９は、制御指令に基づいて動作し、蓄電池８を充電する。

なお、蓄電池８への充電の際、太陽電池４の発電電力を蓄電池８への充電のために優先的に使用する。太陽電池４の発電電力で蓄電池８への充電電力を全てまかなった上で、余剰電力が発生する場合には、その余剰電力を電力系統２、負荷３に出力するものとする。太陽電池４の発電電力で蓄電池８への充電電力をまかなうことができない場合には、不足する電力を電力系統２より供給する。具体的には、制御装置１０は直流母線６の母線電圧を計測する電圧計（図示せず）を介して母線電圧を監視し、母線電圧の計測値が第１の制御目標電圧を下回っていた場合に、電力系統２から電力変換システム１内に力行電力を取り込むようＤＣ／ＡＣ変換器７を制御する。その際、制御装置１０は、放電動作の説明の際に説明したが、後述する蓄電池８の劣化進度を推定するために、蓄電池８の充放電履歴を収集（収集する情報は前述したので省略する）する。

なお、本実施の形態１では、蓄電池８の充電制御について、ＨＥＭＳ１１から通知されるがこれに限るものではなく、例えば、太陽電池４の発電電力の余剰電力を充電するように、図示していない電流計を用いて売電電流（太陽電池４の発電電流と負荷３の消費電流）を計測し、計測結果から売電電力を算出する。そして、売電電力が０、あるいは最小になるように蓄電池８の充電を制御しても良いことは言うまでもない。なお、その際は、前述の要領で制限テーブルを用いて充電電流の最大値を制御することは言うまでもない。
また、通常動作時において、太陽電池４からの発電電力、蓄電池８からの放電電力を電力系統２に出力（回生）する場合の判断、および電力系統２から電力変換システム１内に電力を取り込む（力行）場合の判断は、直流母線６の母線電圧の計測値に基づき行われる。

次に、停電検出動作について説明する。通常運転時において、制御装置１０は、電力系統２が停電していないかを検出し、停電でないことを随時確認している。以下、電力系統２が停電していないかを検出することを単独運転検出とする。
制御装置１０は、通常運転時において、電力系統２の系統電圧を計測する電圧計（図示せず）による計測結果、ＤＣ／ＡＣ変換器７と電力系統２間を流れる交流電流を計測する電流計（図示せず）による計測結果、および電力系統２に回生するＤＣ／ＡＣ変換器７の出力位相から単独運転検出を行う。単独運転検出方法の詳細は、系統連系規定（ＪＥＡＣ９７０１‐２０１０）に規定されているものと同様であり、本実施の形態１では詳細な説明を省略する。

制御装置１０による単独運転検出において単独運転が検出された場合、電力系統２において停電等の何らかの異常が発生したこととなり、電力変換システム１は自立運転を開始する。
以下、電力系統２の停電時における電力変換システム１の動作（以下、自立運転動作と記す）を説明する。

制御装置１０は、単独運転を検出すると、太陽電池用ＤＣ／ＤＣ変換器５および蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９を停止させる。制御装置１０は太陽電池用ＤＣ／ＤＣ変換器５および蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９の停止を確認すると、ＤＣ／ＡＣ変換器７を停止させる。
そして、例えば自動的に、電力系統２と、電力変換システム１および負荷３との間に配置されたスイッチ（図示せず）等が切られ、電力系統２と、電力変換システム１および負荷３との接続を切り離す。なお、電力系統２からの切り離しはユーザーが手動で行っても良いことは言うまでもない。

次に、制御装置１０は、蓄電池８からの放電の可否および放電可能電力を確認し、放電が可能であれば、蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９を電圧制御にて制御し、蓄電池８からの放電を開始させる。
ここで、蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９の電圧制御について説明する。
前記の通り、通常運転時には、ＤＣ／ＡＣ変換器７により直流母線６の母線電圧が制御されていた。しかし、停電時には、電力系統２からの電力が供給されないため、ＤＣ／ＡＣ変換器７では母線電圧を制御することはできない。このため、蓄電池８の放電により電力を得て所望の電圧を出力することのできる蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９により、基本的に母線電圧を制御する。具体的には、制御装置１０は、母線電圧を計測する電圧計（図示せず）の計測値を得、この計測値が予め設定された第１の制御目標電圧となるように蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９の出力電圧を制御する。

なお、本実施の形態１では、自立運転時の第１の制御目標電圧は、通常運転時において説明した、制御装置１０からの指令によりＤＣ／ＡＣ変換器７にて母線電圧を制御する場合の第１の制御目標電圧と同じ値に設定している。ただし、第１の制御目標電圧を必ずしもＤＣ／ＡＣ変換器７にて母線電圧を制御する場合の第１の制御目標電圧と同じ値に設定する必要はなく、必要に応じて異なる値としても良い。

蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９の電圧制御により母線電圧が第１の制御目標電圧になると、制御装置１０は、ＤＣ／ＡＣ変換器７を電圧制御にて起動する。具体的には、制御装置１０内で基準となる基準正弦波（例えば６０Ｈｚ）を発生させ、ＤＣ／ＡＣ変換器７の出力電圧を計測する電圧計（図示せず）で計測される電圧波形と基準正弦波が同様の正弦波となるようにＤＣ／ＡＣ変換器７を制御する。ＤＣ／ＡＣ変換器７から電力供給が開始されると、負荷３が起動し、電力消費を開始する。その際、蓄電池８からの放電電力が少ないと母線電圧が第１の制御目標電圧より下がってくるため、制御装置１０は蓄電池８からの放電電力を増加させるよう蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９に制御指令を出し、第１の制御目標電圧を維持する。

ＤＣ／ＡＣ変換器７から負荷３へ電力供給が開始されると、制御装置１０は、太陽電池４からの発電を開始する。以下、停電時の電力変換システム１における太陽電池４の制御について説明する。
制御装置１０は、太陽電池４の電圧を計測する電圧計（図示せず）から得られる計測値により太陽電池４の電圧が所定値以上かを確認する。太陽電池４の電圧が所定値未満の場合は、太陽電池４が発電できないと判断し、太陽電池４の電圧が所定値となるまで待機する。太陽電池４の電圧が所定値以上であった場合は、太陽電池用ＤＣ／ＤＣ変換器５を電圧制御で起動する。なお、この所定値は太陽電池４の発電が可能となる値として予め設定されたものである。ここでは、通常運転時に太陽電池４の発電が可能かどうかを判断する際に使用した所定値と同じ値に設定しているが、この所定の値は必要に応じて適宜設定すれば良い。

制御装置１０は、母線電圧が予め設定された第２の制御目標電圧となるように太陽電池用ＤＣ／ＤＣ変換器５を電圧制御で制御する。具体的には、制御装置１０は、直流母線６の母線電圧を計測する電圧計（図示せず）の計測値を得、この計測値が第２の制御目標電圧となるように太陽電池用ＤＣ／ＤＣ変換器５の出力電圧を制御する。
ここで、電圧制御における第２の制御目標電圧は、蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９による母線電圧の目標値である第１の制御目標電圧より大きい値に設定される。

停電時に長時間安定して電力を供給するためには、自然エネルギーである太陽電池４による発電電力を優先的に利用し、蓄電池８に充電された電力を必要以上に消費しないようにする必要がある。前記のように、太陽電池用ＤＣ／ＤＣ変換器５の電圧制御における母線電圧の目標値である第２の制御目標電圧を、蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９の電圧制御における母線電圧の目標値である第１の制御目標電圧より大きい値に設定する。このため、太陽電池４での発電電力が十分にある場合は、母線電圧を、太陽電池４からの出力電力により第２の制御目標電圧に維持することができ、この間は、蓄電池８からの放電を抑えることができる。

一方、負荷３の消費電力が太陽電池４の発電電力を超える場合は、太陽電池４の発電電力で第２の制御目標電圧に維持することができなくなり、母線電圧が下がる。母線電圧が下がってくると、蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９の電圧制御における母線電圧の目標値である第１の制御目標電圧を下回らないよう、今度は蓄電池８からの放電が開始され、母線電圧が第１の制御目標電圧で制御されることとなる。負荷３での消費電力が下がり、太陽電池４での発電電力で負荷３の消費電力を十分にまかなえるようになると、母線電圧は上昇し、再び第２の制御目標電圧で制御されるようになり、蓄電池８からの放電を抑えることができる。
以上により、通常運転時、停電時に係わらず負荷３に電力を供給することが可能である。

ここで、蓄電池８を複数個有する場合（図１参照）の蓄電池８および蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９内部の動作について説明する。
まずは、通常運転時における蓄電池８および蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９内部の動作について図１および図７を用いて説明する。

蓄電池８の充放電は、ＨＥＭＳ１１からの放電指示あるいは充電指示を受け取った制御装置１０の制御指令に基づいて、蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９が動作することで行われると説明した。これは、ＨＥＭＳ１１からの放電指示あるいは充電指示を受け取った制御装置１０の制御指令によって、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの充放電電力の合計が放電指示あるいは充電指示を満たすように、第１の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ａ、第２の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ｂおよび第３の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ｃが制御されることを意味しており、制御装置１０は、図７に示したフローチャートに従って第１の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ａ、第２の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ｂおよび第３の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ｃに制御指令を出力する。

ここで、図７のフローチャートに従って、制御装置１０が第１の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ａ、第２の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ｂおよび第３の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ｃへの制御指令を決定する方法について説明する。
手順１では、制御装置１０は、予め設定された所定の期間ごと（本実施の形態１では１日周期）に第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの劣化検出を実施する。なお、制御装置１０は、前述したように劣化検出装置１２で計測した充放電時の終止電圧、充放電最大電流値、充放電電流値平均、充放電電力量、蓄電池温度の平均値、最大最小値、ＳｏＣが０．８以上の保持時間等（ステータス情報）を、１日単位で情報を収集する。収集したデータはＨＥＭＳ１１に送信する。

本実施の形態１では、所定期間毎に第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの制限テーブルを劣化進度に応じて切換えることで、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの劣化の進行の度合いをあわせて第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃをほぼ同時に交換できるようにする。ここでは、予め設定された所定の期間ごとの劣化検出タイミングであるかどうかの判断を行い、劣化検出タイミングであれば手順２へ、劣化検出タイミングでなければ手順４へ移行する。なお、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの劣化検出タイミングは同じであっても、それぞれ異なっていても良い。

手順２では、ＨＥＭＳ１１は、制御装置１０より入力されたステータス情報を元に、履歴データベース構築法に基づき劣化状態を推定する。なお、具体的な劣化状態の推定方法の説明は省略するが、該ステータス情報をパラメータとする劣化推定式を準備しておき、劣化推定式に該ステータス情報を入力することで、所定周期期間（本実施の形態１では１日）の劣化進行度を算出し、前日の劣化進行度に加算することで求める。また、本実施の形態１では、蓄電池の電池容量を計測する蓄電池容量計測手段（図示せず）を設け、少なくとも定期的（例えば、半年に１回程度）にフル放電−フル充電を実施し、蓄電池８の容量を実測し、実測結果を元に、該履歴データベース構築法に基づく劣化進度に補正を加える。このように、実測値に基づき劣化進度に補正を加えることにより、蓄電池８の製造ばらつきなどに起因する蓄電池劣化についても補正することができる効果がある。

また、ＨＥＭＳ１１は、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの前記ステータス情報を制御装置１０から受けて、各々の蓄電池８ａ、８ｂ、８ｃの劣化進度を算出する。劣化進度を、各々別々に実施する理由は、蓄電池８の劣化は、製造時のばらつき、設置条件などにより異なるためである。例えば、第１の蓄電池８ａが西日の当たる位置に設置され、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃが日陰に設置された場合は、蓄電池の平均温度は第１の蓄電池８ａが一番高くなる。従って、第１の蓄電池８ａの劣化は、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃと比較して進むと予想される。

なお、本実施の形態１では劣化推定式を利用して、蓄電池８の１日の劣化の進行度を算出したがこの方法に限るものではなく、例えば、運用開始から現在までの該ステータス情報全てを利用して計算しても良いことは言うまでもない。また、劣化検出の方法は、当業者により容易に想到される任意の手法を利用することができるが、例えば、履歴データベース構築法、直流抵抗測定法、交流インピーダンス測定法、放電曲線解析法、充電曲線解析法等を利用することができる。

なお、履歴データベース構築法、直流抵抗測定法、交流インピーダンス測定法、放電曲線解析法、充電曲線解析法とは次のものである。
・履歴データベース構築法
蓄電池の環境条件と、充電や放電などの使用条件を劣化計測データとして網羅的に扱い、蓄電池の使用履歴から劣化状態を評価する手法である。
・直流抵抗測定法
電流を流していない状態の回復時電圧と、ある一定の放電電流を流した状態の放電時電圧を測定し、回復時電圧と放電時電圧の差分を放電電流で割ることで直流抵抗を求め、直流抵抗の変化から電池劣化を評価する手法である。
・交流インピーダンス測定法
周波数を変えて測定した交流インピーダンスの実数部と虚数部のグラフから、電池各部位の抵抗を求め、抵抗変化から電池劣化を評価する手法である。
・放電曲線解析法
放電曲線を電圧で微分するなどによって特徴づけて、各活物質の容量変化を抽出する手法である。
・充電曲線解析法
充電時のセル電圧変化に対し、開回路電圧に基づき、各活物質の容量と内部抵抗値を変数とした回帰計算を行い、容量と抵抗を求める手法である。
実施の形態１では、ＨＥＭＳ１１で劣化検出を行うとしたが、劣化検出装置１２で劣化検出のために必要なデータを取得し、制御装置１０、劣化検出装置１２またはクラウドサーバ（図示せず）内でデータの分析を行うことで、劣化検出を実行するものであっても良い。

手順３では、制御装置１０は、手順２でＨＥＭＳ１１において検出した第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの劣化進度に基づき、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの各々の制限テーブルの更新を行い、手順４へ移行する。なお、本実施の形態１では、ＨＥＭＳ１１から制御装置１０内の各蓄電池８の制御に使用する該制限テーブルのデータを書き換える。制限項目は、本実施の形態１では、図５に示す各蓄電池セル温度に対する最大充放電電流とＳｏＣとの関係を指し示すテーブルを更新する。本テーブルを使用することで、蓄電池８は、各ＳｏＣに対する最大充放電電流、使用可能電圧範囲、使用可能温度範囲の３つを劣化進度により切換えることができる。

なお、本実施の形態１では、前記３つの項目について制限をかける場合について説明を続けるがこれに限るものではなく、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの劣化進度に合わせ、使用可能温度範囲を制限するテーブルとともに、最大充放電電流、使用可能電圧範囲の内、少なくとも1つの制限するテーブルを準備し、そのテーブルを更新するよう構成すればよいことは言うまでもない。例えば、使用電圧範囲に制限を加える場合、図８に例えば蓄電池温度が２５℃における容量維持率（容量維持率＝１．０−劣化進度）と使用電圧範囲の関係を示す。

図８に示したように容量維持率の低下に対し、充電終止電圧は実線で表すように比例して降下、放電終止電圧は点線に表すように比例して上昇するように設定し、容量維持率が降下するほど使用可能電圧範囲を狭める。なお、図８は、説明を簡単にするために各々の終止電圧を直線で示したがこれに限るものではなく、蓄電池８の特性に合わせて各々の終止電圧を制御すれば、劣化進度の抑制効果が良くなることは言うまでもない。
次に、図９にあるＳｏＣにおける温度と最大充放電電流の関係を示す。最大充放電電流は蓄電池温度に依存するため、通常状態での使用可能領域は、図９中に実線で示すように台形状で表される。ここで、最大充放電電流に制限を加える場合、図中の一点鎖線のように台形の内側に水平線を加える。また、使用可能温度範囲に制限を加える場合、図中の点線のように台形の内側に斜線を加える。容量維持率が低下するほど、台形のより内側に線を追加し、使用可能領域を狭める。蓄電池の主な劣化要因は、充放電時の温度、充放電電流の大きさ、保存時の電圧、蓄電池温度、充放電深度であるため、劣化が進行し、容量維持率が低下するほど、使用可能温度範囲を狭めるとともに、最大充放電電流、使用可能電圧範囲の内、少なくとも１つの制限を大きくし、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃを運用することにより、劣化を抑制できる。

手順４では、制御装置１０は、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃのＳｏＣ情報、および第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの各々の制限テーブルから最大充放電電流を求め、蓄電池電圧と乗算して充放電可能電力Ｐ１、Ｐ２、Ｐ３を算出する。また、制限テーブル、およびＳｏＣ情報から充放電の可否判断を行う。そして、充放電可否判断結果と充放電可能電力Ｐ１、Ｐ２、Ｐ３をＨＥＭＳ１１へ通知する。なお、充放電可否判断は行わず、最大充電電力、あるいは最大放電電力を“０”として通知しても同様の効果があることは言うまでもない。

具体的な充放電可能電力Ｐ１、Ｐ２、Ｐ３の確認方法は、例えば、次のように行う。まず、温度検出装置１５において第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの温度を検出し、検出した温度と手順３で設定した最大充放電電流、使用可能温度範囲から成る使用可能領域との比較から、検出した温度における最大充放電電流を求める。続いて、電圧検出装置１４において第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの電圧を検出し、検出した電圧と検出した温度における最大充放電電流を積算することで、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの充放電可能電力Ｐ１、Ｐ２、Ｐ３を確認する。なお、ＨＥＭＳ１１は、前記充放電可能電力Ｐ１、Ｐ２、Ｐ３を加算し、電力変換システム１から充放電電力の最大値を算出し、算出結果と負荷３の消費電力、太陽電池４の発電電力を元に、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃから充放電電力Ｐ０を算出する。そして、この算出結果に基づいて、ＨＥＭＳ１１は、運転計画を作成する。

手順５では、制御装置１０は、ＨＥＭＳ１１より要求電力Ｐ０を受け取り、手順６へ移行する。なお、要求電力Ｐ０は、手順４で制御装置１０がＨＥＭＳ１１に通知した第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの充放電可能電力Ｐ１、Ｐ２、Ｐ３、太陽電池４の発電状態、電力系統２の状態、負荷３の消費電力等を元に、ＨＥＭＳ１１で計算されるものであり、充放電可能電力Ｐ１、Ｐ２、Ｐ３の合計値を超えることはない。

手順６では、制御装置１０は、ＨＥＭＳ１１より受け取った要求電力Ｐ０に対し、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの充放電電力の決定を行い、手順７へ移行する。充放電電力の決定は、単純に均等にしても良いし、以下に示す例のように、充放電可能電力や劣化の進行度合いを考慮しても良い。

例１：要求放電電力に対し、充放電可能電力の割合で放電電力を決定する場合
制御装置１０がＨＥＭＳ１１より要求放電電力Ｐ０を受け取った場合、制御装置１０は、図１０のフローチャートに従い、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃからの放電電力を充放電可能電力Ｐ１、Ｐ２、Ｐ３の比率を用い、次のように決定する。
第１の蓄電池８ａからの放電電力：Ｐ０×Ｐ１／（Ｐ１＋Ｐ２＋Ｐ３）
第２の蓄電池８ｂからの放電電力：Ｐ０×Ｐ２／（Ｐ１＋Ｐ２＋Ｐ３）
第３の蓄電池８ｃからの放電電力：Ｐ０×Ｐ３／（Ｐ１＋Ｐ２＋Ｐ３） ・・・（１）
ここで、式１を用いて第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃからの放電電力を決定した場合の具体的な動作波形図を図１１に示す。ただし、充放電可能電力Ｐ１、Ｐ２、Ｐ３がＰ１＞Ｐ２＞Ｐ３を満たすものとする。

図１１より、充放電可能電力の小さい蓄電池ほど蓄電池からの放電電力が小さく抑えられ、なおかつ放電電力の変動も小さいことが分かる。本発明では、劣化の進行した蓄電池ほど使用制限を大きくするため、充放電可能電力が小さくなる。よって、前記のように、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃからの放電電力を決定することで、劣化の進んだ蓄電池からの放電電力および放電電力の変動を小さく抑えることができ、劣化の進んだ蓄電池の劣化の進行をより抑制することができる。なお、前述の式（１）の算出結果が、Ｐ１、Ｐ２、Ｐ３の値を超えていた場合は、該Ｐ１、Ｐ２、Ｐ３以下になるように放電電力を決定し、放電できない電力は、放電可能な蓄電池８から放電するよう構成する。

例２：要求放電電力に対し、劣化の進んだ蓄電池の利用率・利用頻度を下げるように放電電力を決定する場合
制御装置１０がＨＥＭＳ１１から要求放電電力Ｐ０を受け取った場合、制御装置１０は、図１２のフローチャートに従い、劣化の進んだ蓄電池の利用頻度を下げるように、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃからの放電電力を決定する。以下、第１の蓄電池８ａの劣化進度＜第２の蓄電池８ｂの劣化進度＜第３の蓄電池８ｃの劣化進度として、フローチャートの説明を行う。また、フローチャートの手順で第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃからの放電電力を決定した場合の体的な動作波形を図１３に示す。

図１２のフローチャートに示すように、手順６ａでは、制御装置１０は、要求放電電力Ｐ０と最も劣化進度の小さい第１の蓄電池８ａの充放電可能電力Ｐ１との比較を行い、充放電可能電力Ｐ１が要求放電電力Ｐ０以上であれば手順６ｂへ、充放電可能電力Ｐ１が要求放電電力Ｐ０より小さければ手順６ｃへ移行する。
手順６ｂでは、制御装置１０は、充放電可能電力Ｐ１が要求放電電力Ｐ０以上であるため、第１の蓄電池８ａのみで、要求放電電力Ｐ０を放電することができると判断し、第１の蓄電池８ａからの放電電力をＰ０、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃからの放電電力を０として、フローチャートを終了する。

手順６ｃでは、制御装置１０は、充放電可能電力Ｐ１が要求放電電力Ｐ０よりも小さいため、第１の蓄電池８ａからの放電電力をＰ１として、手順６ｄへ移行する。ここで、第１の蓄電池８ａからの放電電力をＰ１とした理由は、最も劣化進度の小さい第１の蓄電池８ａを最大限利用することで、劣化進度のより大きな蓄電池の利用率を下げるためである。
手順６ｄでは、制御装置１０は、要求放電電力Ｐ０と第１の蓄電池８ａからの放電電力Ｐ１との差分Ｐ０−Ｐ１と２番目に劣化進度の小さい第２の蓄電池８ｂの充放電可能電力Ｐ２との比較を行い、充放電可能電力Ｐ２が差分Ｐ０−Ｐ１以上であれば手順６ｅへ、充放電可能電力Ｐ２が差分Ｐ０−Ｐ１よりも小さければ手順６ｆへ移行する。
手順６ｅでは、制御装置１０は、充放電可能電力Ｐ２が要求放電電力Ｐ０と第１の蓄電池８ａからの放電電力Ｐ１との差分Ｐ０−Ｐ１以上であるため、第２の蓄電池８ｂで、差分Ｐ０−Ｐ１を放電することができると判断し、第２の蓄電池８ｂからの放電電力をＰ０−Ｐ１、第３の蓄電池８ｃからの放電電力を０としてフローチャートを終了する。

手順６ｆでは、制御装置１０は、充放電可能電力Ｐ２が要求放電電力Ｐ０と第１の蓄電池８ａからの放電電力Ｐ１との差分Ｐ０−Ｐ１よりも小さいため、第２の蓄電池８ｂからの放電電力をＰ２として、手順６ｇへ移行する。ここで、第２の蓄電池８ｂからの放電電力をＰ２とした理由は、手順６ｃでの第１の蓄電池８ａからの放電電力とＰ１とした理由と同じであり、最も劣化の大きい第３の蓄電池８ｃの利用率を下げるためである。
手順６ｇでは、制御装置１０は、第３の蓄電池８ｃからの放電電力をＰ０−Ｐ１−Ｐ２としてフローチャートを終了する。

なお、ＨＥＭＳ１１からの要求放電電力Ｐ０は、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの充放電可能電力Ｐ１、Ｐ２、Ｐ３の合計値を上回ることはないため、第３の蓄電池８ｃは放電電力Ｐ０−Ｐ１−Ｐ２を放電することが可能である。
以上のようにして、制御装置１０が第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃからの放電電力を決定することによって、図１３のように劣化進度の大きい蓄電池の利用頻度を低く抑えることができる。また、劣化進度の大きい蓄電池の利用率も低く抑えることができる。よって、劣化進度の大きい蓄電池の劣化をより抑制することができる。

例３：要求充電電力に対し、充放電可能電力の割合で充電電力を決定する場合
制御装置１０がＨＥＭＳ１１より要求充電電力Ｐ０を受け取った場合、制御装置１０は、図１４のフローチャートに従い、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃへの充電電力を充放電可能電力Ｐ１、Ｐ２、Ｐ３の比率を用い、次のように決定する。
第１の蓄電池８ａへの充電電力：Ｐ０×Ｐ１／（Ｐ１＋Ｐ２＋Ｐ３）
第２の蓄電池８ｂへの充電電力：Ｐ０×Ｐ２／（Ｐ１＋Ｐ２＋Ｐ３）
第３の蓄電池８ｃへの充電電力：Ｐ０×Ｐ３／（Ｐ１＋Ｐ２＋Ｐ３） ・・・（２）
ここで、式２を用いて第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃへの充電電力を決定した場合の具体的な動作波形図を図１５に示す。ただし、充放電可能電力Ｐ１、Ｐ２、Ｐ３がＰ１＞Ｐ２＞Ｐ３を満たすものとする。図１５より、充放電可能電力の小さい蓄電池ほど蓄電池への充電電力が小さく抑えられ、また、充電電力の変動も小さいことが分かる。本発明では、劣化の進行した蓄電池ほど使用制限を大きくするため、充放電可能電力が小さくなる。よって、前記のように、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃへの充電電力を決定することで、劣化の進んだ蓄電池への充電電力および充電電力の変動を小さく抑えることができ、劣化の進んだ蓄電池の劣化の進行をより抑制することができる。

例４：要求充電電力に対し、劣化の進んだ蓄電池への充電電力変動を下げるように放電電力を決定する場合
制御装置１０がＨＥＭＳ１１から要求充電電力Ｐ０を受け取った場合、制御装置１０は、図１６のフローチャートに従い、劣化の進んだ蓄電池への充電電力変動を下げるように、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃからの充電電力を決定する。以下、第１の蓄電池８ａの劣化進度＜第２の蓄電池８ｂの劣化進度＜第３の蓄電池８ｃの劣化進度として、フローチャートの説明を行う。また、フローチャートの手順で第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃへの充電電力を決定した場合の具体的な動作波形図を図１７に示す。

図１６のフローチャートに示すように、手順６ｈでは、制御装置１０は、要求充電電力Ｐ０と最も劣化進度の大きい第３の蓄電池８ｃの充放電可能電力Ｐ３との比較を行い、充放電可能電力Ｐ３が要求充電電力Ｐ０以上であれば手順６ｉへ、充放電可能電力Ｐ３が要求充電電力Ｐ０より小さければ手順６ｊへ移行する。
手順６ｉでは、制御装置１０は、充放電可能電力Ｐ３が要求充電電力Ｐ０以上であるため、第３の蓄電池８ｃのみで、要求充電電力Ｐ０を充電することができると判断し、第３の蓄電池８ｃへの充電電力をＰ０、第１の蓄電池８ａおよび第２の蓄電池８ｂへの充電電力を０として、フローチャートを終了する。

手順６ｊでは、制御装置１０は、充放電可能電力Ｐ３が要求充電電力Ｐ０よりも小さいため、第３の蓄電池８ｃへの充電電力をＰ３として、手順６ｋへ移行する。ここで、第３の蓄電池８ｃへの充電電力をＰ３とした理由は、最も劣化進度の大きい第３の蓄電池８ｃを最大限利用しておくことで、要求充電電力Ｐ０が急増した場合であっても第３の蓄電池８ｃへはこれ以上充電できず、充電電力の変動を抑えることができるためである。
手順６ｋでは、制御装置１０は、要求充電電力Ｐ０と第３の蓄電池８ｃへの充電電力Ｐ３との差分Ｐ０−Ｐ３と２番目に劣化進度の大きい第２の蓄電池８ｂの充放電可能電力Ｐ２との比較を行い、充放電可能電力Ｐ２が差分Ｐ０−Ｐ１以上であれば手順６ｌへ、充放電可能電力Ｐ２が差分Ｐ０−Ｐ１よりも小さければ手順６ｍへ移行する。

手順６ｌでは、制御装置１０は、充放電可能電力Ｐ２が要求充電電力Ｐ０と第３の蓄電池８ｃへの充電電力Ｐ３との差分Ｐ０−Ｐ３以上であるため、第２の蓄電池８ｂで、差分Ｐ０−Ｐ３を充電することができると判断し、第２の蓄電池８ｂへの充電電力をＰ０−Ｐ３、第１の蓄電池８ａへの充電電力を０としてフローチャートを終了する。
手順６ｍでは、制御装置１０は、充放電可能電力Ｐ２が要求放電電力Ｐ０と第３の蓄電池８ｃへの充電電力Ｐ３との差分Ｐ０−Ｐ３よりも小さいため、第２の蓄電池８ｂへの充電電力をＰ２として、手順６ｎへ移行する。ここで、第２の蓄電池８ｂへの充電電力をＰ２とした理由は、手順６ｊでの第３の蓄電池８ｃへの充電電力とＰ３とした理由と同じであり、要求充電電力Ｐ０が急増した場合であっても充電電力の変動を抑えるためである。

手順６ｎでは、制御装置１０は、第１の蓄電池８ａへの充電電力をＰ０−Ｐ３−Ｐ２としてフローチャートを終了する。なお、ＨＥＭＳ１１からの要求充電電力Ｐ０は、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの充放電可能電力Ｐ１、Ｐ２、Ｐ３の合計値を上回ることはないため、第１の蓄電池８ａは充電電力Ｐ０−Ｐ３−Ｐ２を充電することが可能である。

以上のようにして、制御装置１０が第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃへの充電電力を決定することによって、図１７のように劣化進度の大きい蓄電池の充電電力の変動を抑えることができる。また、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃは大容量であることが一般的であるため、短時間での電圧上昇が小さい。よって、劣化進度の大きい蓄電池は、概ね一定電流で充電され、劣化をより抑制することができる。

前記のように、充放電可能電力や劣化の進行度合いを考慮し、要求電力Ｐ０に対する第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの充放電電力を決定することで、劣化進度の大きい蓄電池の劣化の進行をさらに抑制することができる。よって、蓄電池のばらつきや、使用環境の違いなどに基づき、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの劣化進度にずれが発生しても、前述のように劣化の進んだ蓄電池８の使用条件に制限を加える（厳しい制限テーブルを使用）することで、劣化の進みが速い蓄電池８の劣化進度を抑えることで、それぞれの蓄電池８の劣化進度をほぼ一致させることができる効果がある。

これらの手順を終えた後は、図７に示すように手順７に移る。手順７では、制御装置１０は、第１の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ａ、第２の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ｂおよび第３の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ｃに制御指令を送り、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの充放電電力が（手順６）で決定した充放電電力と一致するように制御を行う。なお、制御装置１０は、第１の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ａ、第２の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ｂおよび第３の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ｃでの損失分を加味して制御を行うようにしても良い。
前述のように、本実施の形態１では、通常運転時、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃは、劣化進度によって決定される最大充放電電流、使用可能電圧範囲、使用可能温度範囲の制限を劣化進度により制御するので、より劣化が進行した蓄電池には、前記制限テーブルにより使用条件に厳しい使用条件を与えるため、高い劣化抑制効果を得ることができる。よって、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの劣化進行の度合いをほぼ一致させることができる。

続いて、停電時における蓄電池８および蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９内部の動作について説明する。
停電時、制御装置１０は、母線電圧を計測する電圧計（図示せず）の計測値を得、この計測値が予め設定された第１の制御目標電圧となるように蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９の出力電圧を制御すると、説明した。これは、制御装置１０が第１の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ａ、第２の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ｂおよび第３の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ｃそれぞれの出力電圧を第１の制御目標電圧とするように、電圧制御を行うことを意味しており、制御装置１０は、電圧制御で第１の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ａ、第２の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ｂおよび第３の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ｃを駆動制御する。

このとき、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの供給可能電力Ｐ１、Ｐ２、Ｐ３が十分であれば、理想的には、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃから供給される電力は一致するはずである。しかし、前記した第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの劣化進度によって決定される最大充放電電流、使用可能電圧範囲、使用可能温度範囲の制限および残量によって第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの供給可能電力Ｐ１、Ｐ２、Ｐ３に差が生じ、供給可能電力が不十分なものがある場合がある。

例えば、第１の蓄電池８ａの供給可能電力Ｐ１が不足した場合、第１の蓄電池８ａと接続された第１の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ａの出力電圧が第１の蓄電池８ａの供給可能電力Ｐ１に見合った値まで低下する。しかし、第１の蓄電池８ａが負担仕切れなかった電力は、自動的に残りの第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃによって負担されるため、母線電圧は、第１の制御目標電圧に維持され、負荷３への電力供給が問題なく行われる。
前記のように、停電時においても第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃは、劣化進度によって決定される最大充放電電流、使用可能電圧範囲、使用可能温度範囲の制限内で使用されるため、より劣化が進行した蓄電池ほど、より高い劣化抑制効果を得ることができる。よって、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの劣化進行をほぼ一致させることができる。

なお、本実施の形態１では、自立運転時についても制限テーブルを利用し蓄電池劣化の進度を制御する場合について説明したがこれに限るものではなく、停電による自立運転は日本の電力需要ではほとんど発生しない。よって、停電時には劣化抑制のための制限テーブルは使用せず、蓄電池御本来の仕様に基づき制御するよう構成しても、短い期間の利用であれば蓄電池劣化を急速に進めることはない。

これまで説明した通り、通常運転時と停電時の両方において、制御装置１０は、第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの劣化進度によって決定される最大充放電電流、使用可能電圧範囲、使用可能温度範囲の制限範囲内で第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃの充放電を行うよう、第１の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ａ、第２の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ｂおよび第３の蓄電池用ＤＣ／ＤＣ変換器９ｃを制御するため、より劣化が進行した蓄電池ほど、より高い劣化抑制効果を得ることができる。

よって、図１８（Ａ）に示すように、蓄電池の特性ばらつきにより、同じように使用しても交換時期にずれが生じる場合でも、図１８（Ｂ）に示すように、劣化進度を近づけ、同時に交換することができるため、保守性が向上する。また、図１９（Ａ）に示すように、リユース品の蓄電池を使用する等して、初めから劣化の進行度合いが異なり、同じように使用しても交換時期にずれが生じる場合でも、図１９（Ｂ）に示すように、劣化進度をほぼ一致させ、同時に交換することができるため、保守性が向上する。また、図１９（Ａ）に示すように、リユース品の蓄電池を使用する等して、初めから劣化の進行度合いが異なり、同じように使用しても交換時期にずれが生じる場合でも、図１９（Ｂ）に示すように、劣化進度を近づけることができる。

なお、本実施の形態１では、直流母線６に太陽電池４を電源とする太陽電池用ＤＣ／ＤＣ変換器５が接続された場合について説明したが、必ずしもこれに限られるものではない。例えば、風力発電や、水力発電等を用いても良い。そして、太陽電池４の場合には、ＭＰＰＴ制御と電圧制御を用いたが、風力発電や水力発電等の場合にも最大電力を引き出す電力制御と出力電圧を制御する電圧制御を用いれば良い。また、創エネ機器を持たず、複数の蓄エネ機器のみが直流母線６に接続される構成としても良い。
また、本実施の形態１では、太陽電池４や第１の蓄電池８ａ、第２の蓄電池８ｂおよび第３の蓄電池８ｃから供給される直流電力を、ＤＣ／ＡＣ変換器７にて一旦交流電力に変換し、負荷３に供給する場合について説明したが、これに限るものではない。例えば、直流母線６から直接負荷３に直流電力を供給する、あるいはＤＣ／ＤＣ変換して直流電力を負荷３に供給する、いわゆる直流給電対応の負荷３に供給する構成としても良い。

さらに、本実施の形態１では、ＤＣ／ＡＣ変換器７の交流側は、電力系統２および負荷３と接続されると説明したが、必ずしもこれに限られるものではない。例えば、ＤＣ／ＡＣ変換器７の交流側をモータと接続し、電気自動車の電源システムとして利用しても良い。その際、ＨＥＭＳ１１の機能は、電気自動車のＥＣＵ（Ｅｌｅｃｔｒｏｎｉｃ Ｃｏｎｔｒｏｌ Ｕｎｉｔ）が担っても良いし、制御装置１０が担っても良い。
最後に、本実施の形態１では、各変換器の制御を制御装置１０で実施するものとして説明したが、これに限るものでない。例えば、制御装置１０は、各変換器の充放電電力または電圧の目標値を決定し、各変換器に内蔵される、または専用の制御回路が各変換器の出力が目標値となるよう制御を行うようにしても良い。

また、実施の形態１ではＨＥＭＳ１１で劣化検出を行うとしたが、劣化検出装置１２で劣化検出のために必要なデータを取得し、制御装置１０、劣化検出装置１２または図示されていないクラウドサーバ内でデータの分析を行うことで、劣化検出を実行するものであっても良い。また、劣化検出装置１２内で蓄電池８の劣化を推定しても良いことは言うまでもない。さらに、劣化推定の一部の計算をクラウドサーバで実施し、最終的な推定はＨＥＭＳ１１、あるいは劣化検出装置１２で実施するよう構成しても良い。

また、本実施の形態１では、蓄電池８のステータス情報のうち、充放電可能電力の情報が制御装置１０からＨＥＭＳ１１に入力され、ＨＥＭＳ１１において蓄電池８の各々の充放電電力を決定することについて説明したが、電力量の情報を制御装置１０からＨＥＭＳ１１に入力することによって、蓄電池８の各々の充放電電力を決定するようにしても、同様の効果を得ることができる。この電力量は、電力を時間軸で積分したもので、例えば、充電可能電力量は、蓄電池が現状から充電終止電圧になるまでに充電可能な電力量を表し、放電可能電力量は蓄電池が現状から放電終止電圧になるまでに放電可能な電力量を表す。

また、本実施の形態１では、蓄電池８の劣化進度によって、図８に示すように、蓄電池８の使用可能電圧範囲を制限した。しかし、これに限るものではなく、劣化進度に加え、蓄電池温度に基づき更に使用可能電圧範囲を制御しても良いことは言うまでもない。これは、前述したが、本実施の形態１に示すように蓄電池は、高温時に満充電に近い状態で蓄電池８を放置すると劣化が進む。従って、特に高温時には充電終止電圧を抑制することで保存劣化を抑えることができることは言うまでもない。
また、蓄電池８を深夜の電力料金の安い時間帯に充電し、昼間の電力料金の高い時間帯に放電するような場合、気温予測情報を取得し、取得した気温情報を元に、深夜に充電する際の終止電圧を決定するように構成しても良いことは言うまでもない。

また、本実施の形態１では、蓄電池８の劣化進度によって、図９に示すように、蓄電池８の最高充放電電流値を制限した。しかし、これに限るものではなく、劣化進度に加え、蓄電池温度、あるいは／および蓄電池電圧に基づき更に最高充放電電流値を制御しても良いことは言うまでもない。これは、前述したが、本実施の形態１に示すように蓄電池は、蓄電池温度により蓄電池の劣化の進度が異なる。従って、特に蓄電池の劣化が進む高温時、あるいは低温時、あるいは特に充電時については蓄電池電圧（蓄電池のＳｏＣ）に最大充放電電流を絞ることで蓄電池劣化の進行を抑えることができることは言うまでもない。

また、本実施の形態１では、蓄電池８の最大充放電電流値を図９に示すように説明したがこれに限るものではなく、リチウムイオンバッテリを使用する場合は特に、前述したが充電と放電で制御方法が異なる。具体的には、充電時はＳｏＣ（あるいは蓄電池電圧）が所定の値を超えた場合、定電流制御から定電圧制御に切り換る。よって、該制限テーブルは充電と放電で異なるテーブルを使用しても良いことは言うまでもない。

また、本実施の形態１では、最大充放電電流、使用可能電圧範囲、使用可能温度範囲を制限する手法として制限テーブルを使用する場合について説明したがこれに限るものではなく、数式や予め定められた近似曲線などを使用しても良いことは言うまでもない。
また、蓄電池劣化の推定方法は、履歴データベース構築法に限るものではなく、「直流抵抗測定法」、「交流インピーダンス測定法」、「放電曲線解析法」、「充電曲線解析法」等、他の方式でも良いことは言うまでもない。

また、本実施の形態１では、温度検出装置１５は蓄電池８の温度を検出するとしたが、熱電対等で蓄電池８の温度を直接測定することに限らず、気温や充放電電流の大きさから蓄電池８の温度を推定しても良いことは言うまでもない。

なお、本実施の形態１では蓄電池８の1実施例としてリチウムインバッテリを使用した場合について説明したがこれに限るものではなく、例えばニッケル水素電池、鉛蓄電池等の他の電池でも良いことは言うまでもない。特に、蓄電池は化学反応により電気エネルギーの充電／放電を実施するため、蓄電池温度による影響は非常に大きい。従って、蓄電池温度により、少なくとも最大充放電電流量、あるいは仕様可能電圧範囲、あるいは蓄電池電圧に基づく最大充放電電流量等制御することで蓄電池の劣化進度を制御することは言うまでもない。

なお、この発明は、その発明の範囲内において、実施の形態を適宜、変形、省略することが可能である。また、実施の形態において、説明に使用している装置は、単体に限らず、複数の機能の装置を組合せて同様の機能を達成する手段として実施することが可能である。

Claims (10)

1. 蓄電池を入力電源として複数の前記蓄電池のそれぞれに設けられ、前記蓄電池を並列運転する複数の蓄電池用電力変換器と、前記蓄電池の各々の劣化情報を取得する劣化情報取得装置と、前記蓄電池の温度情報を検出する温度情報取得装置と、前記劣化情報取得装置による前記蓄電池の劣化情報と前記温度情報取得装置による前記蓄電池の温度情報に基づいて前記蓄電池用電力変換器を制御する制御装置とを備え、前記制御装置で前記蓄電池の充放電を制御する際、前記劣化情報取得装置で取得した前記蓄電池の劣化の進度を基に、劣化の進んだ蓄電池は、劣化の進みが遅い蓄電池に対して、使用可能温度範囲を同じ、もしくは狭めるとともに、蓄電池温度に対する最大充放電電流を同じ、もしくは小さくする、あるいは蓄電池温度に対する蓄電池の使用可能電圧範囲を同じ、もしくは狭める、の内から少なくとも１つを使用して前記蓄電池の充放電を制御することを特徴とする電力変換システム。
2. 前記制御装置は、前記蓄電池の劣化情報、および前記蓄電池の温度情報に基づいて各々の前記蓄電池の充放電電力を決定する運転計画作成手段からの情報を受けることを特徴とする請求項１記載の電力変換システム。
3. 前記劣化情報取得装置および前記温度情報取得装置が、前記蓄電池の各々の劣化の進度を推定する劣化推定手段と、前記蓄電池の各々の電圧を検出する電圧検出手段と、前記蓄電池の各々の充放電電流を検出する電流検出手段と、前記蓄電池の各々の温度を計測する温度計測手段、および前記蓄電池の各々の蓄電電力量を計測する蓄電電力計測手段を有し、所定期間内に所定の周期で検出した前記電圧検出手段、前記電流検出手段、前記温度計測手段、および前記蓄電電力計測手段における各種計測結果をデータベース化し、データベース化したデータを元に、前記劣化推定手段において前記蓄電池の各々の劣化の進度を推定し、前記制御装置によって前記蓄電池の充放電を制御することを特徴とする請求項１に記載の電力変換システム。
4. 前記蓄電池をフル放電の状態から満充電させるよう制御し、前記蓄電池の電池容量を計測する蓄電池容量計測手段を有し、前記劣化推定手段は前記蓄電池容量計測手段により計測した前記蓄電池の電池容量を元に、前記蓄電池の劣化の進度の推定結果を補正することを特徴とする請求項３に記載の電力変換システム。
5. 前記劣化情報取得装置で取得した前記蓄電池の各々の劣化の進度に基づき、前記制御装置で前記蓄電池を制御する際、前記蓄電池の各々に前記最大充放電電流、前記使用可能電圧範囲、前記使用可能温度範囲の少なくとも１つを制限するための制限テーブルを備え、前記制限テーブルに基づき前記蓄電池の各々の充放電を制御するようにしたことを特徴とする請求項１に記載の電力変換システム。
6. 外部と通信する通信手段を有し、前記蓄電池の各々に準備した前記制限テーブルは、前記通信手段を経由して外部より書き換えられるようにしたことを特徴とする請求項５に記載の電力変換システム。
7. 前記運転計画作成手段が、前記制御装置より入力される充放電可能電力に基づいて、前記蓄電池の各々の充放電電力を決定することを特徴とする請求項２に記載の電力変換システム。
8. 前記運転計画作成手段が、前記制御装置より入力される充放電可能電力量に基づいて、前記蓄電池の各々の充放電電力を決定することを特徴とする請求項２に記載の電力変換システム。
9. 前記運転計画作成手段が、前記蓄電池の各々の放電電力を決定する際に、劣化の進行が最も小さい前記蓄電池に放電電力を割り当て、不足が出た場合は、劣化の進行が小さい前記蓄電池から順番に、放電を行う前記蓄電池を追加することを特徴とする請求項２に記載の電力変換システム。
10. 前記運転計画作成手段が、前記蓄電池の各々の充電電力を決定する際に、劣化の進行が最も大きい前記蓄電池に充電電力を割り当て、不足が出た場合は、劣化の進行が大きい前記蓄電池から順番に、充電を行う前記蓄電池を追加することを特徴とする請求項２に記載の電力変換システム。

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