JP6393559B2 - 蓄電システム、管理装置、およびｄｃ／ｄｃコンバータ - Google Patents

Description

本発明は、複数の蓄電池を接続した蓄電群の放電を制御する蓄電システム、およびその蓄電システムで用いられる管理装置とＤＣ／ＤＣコンバータとに関する。

蓄電池の電圧に応じて、蓄電池に充電する電流、および蓄電池が放電する電流の大きさを変える技術が知られている（例えば特許文献１参照）。蓄電池を利用する
蓄電システムの中には、複数の蓄電池を集積して運用する大型な蓄電システムも存在する。このようなシステムの場合、放電制御の対象となる蓄電池群の数が増えるので、放電の制御処理が煩雑となりうる。

特開２０１２−４２４２９号公報

蓄電池の中でもリチウムイオン電池等の２次電池では、素電池と呼ばれる単位蓄電池の端子間の電圧が３〜４Ｖ程度であり、電流容量も小さい。このため、複数個の素電池を直列接続または並列接続してユニット化した蓄電池ユニット等が用いられる。大容量の出力を得るために、複数の蓄電池ユニットをさらに直列接続または並列接続した蓄電池群も用いられている。

本発明のある目的は、複数の蓄電池群を放電させる制御の処理量を低減する技術を提供することである。

上記課題を解決するために、本発明のある態様の蓄電システムは、複数の蓄電池群を並列に接続する直流バスと、複数の蓄電池群と１対１で接続される複数の蓄電池管理ユニットと、複数の蓄電池管理ユニットと接続する統括管理ユニットとを備える。統括管理ユニットは、複数の蓄電池管理ユニットそれぞれから取得した蓄電池群に関する物理量をもとに、複数の蓄電池管理ユニットそれぞれに対して個別に決定される複数の放電関数を決定する放電関数決定部と、放電関数決定部が決定した放電関数を、複数の蓄電池管理ユニットそれぞれに設定する放電関数設定部とを備える。複数の蓄電池管理ユニットはそれぞれ、バスの電圧が低いほど、蓄電池群が放電する電流が多くなるように定められた１次関数である放電関数にしたがって、蓄電池管理ユニットに接続された蓄電池群を放電する。

本発明の別の態様は、直流バスによって並列に接続された複数の蓄電池群を統括的に制御する管理装置である。この装置は、複数の蓄電池群それぞれで計測された蓄電池群に関する物理量を取得する物理量取得部と、物理量取得部が取得した物理量をもとに、複数の蓄電池群それぞれに１対１で接続されている蓄電池管理ユニットに対して個別に決定される複数の放電関数を決定する放電関数決定部と、放電関数決定部が決定した放電関数を、複数の蓄電池群と１対１で接続される複数の蓄電池管理ユニットそれぞれに設定する放電関数設定部とを備える。放電関数は、直流バスの電圧が低いほど、蓄電池群が放電すべき電流が多くなるように定められる１次関数である。

本発明のさらに別の態様は、蓄電池管理ユニットに接続され、蓄電池群の放電を実行するＤＣ／ＤＣコンバータである。このＤＣ／ＤＣコンバータは、蓄電池管理ユニットから放電量を定めるための基準となる放電関数の入力を受け付ける放電関数受付部と、蓄電池群と、当該蓄電池群とは異なる他の蓄電池群とを並列に接続する直流バスの電圧を取得する電圧取得部と、電圧取得部が取得した直流バスの電圧をもとに、放電関数受付部が受け付けた放電関数から定まる電流量を、接続された蓄電池群に放電させる放電実行部とを備える。放電関数受付部が受け付けた放電関数は、直流バスの電圧が低くなるほど放電すべき電流が多くなるように定められた１次関数であり、直流バスに接続する複数の蓄電池群それぞれに関する物理量をもとに定められている。

本発明によれば、複数の蓄電池群を放電させる制御の処理量を低減することができる。

実施の形態に係る蓄電システムの全体構成を模式的に示す図である。 実施の形態に係る統括管理ユニットの機能構成を模式的に示す図である。 実施の形態に係る蓄電池管理ユニットおよびＤＣ／ＤＣコンバータの機能構成を模式的に示す図である。 実施の形態に係る放電関数の概形を示す図である。 実施の形態に係る統括管理ユニットが実行する放電関数の調整原理を説明する図である。 実施の形態に係る統括管理ユニットが実行する放電関数の別の調整原理を説明する図である。

以下、図面を用いて本発明に係る実施の形態を説明する。以下では、蓄電池としてリチウムイオン電池例に説明をするが、これ以外の２次電池であってもよい。例えば蓄電池がニッケル水素電池やニッケルカドミウム電池等であってもよい。また、以下で述べる電流値および電圧値等の物理量は説明のための例示であり、蓄電システムの仕様等に応じ適宜変更が可能である。以下では、全ての図面において同様の要素には同一の符号を付し、重複する説明を省略する。

図１は、実施の形態に係る蓄電システム１の全体構成を模式的に示す図である。実施の形態に係る蓄電システム１は、統括管理ユニット１００、第１蓄電池管理ユニット２００ａ、第２蓄電池管理ユニット２００ｂ、第３蓄電池管理ユニット２００ｃ、第４蓄電池管理ユニット２００ｄ、第５蓄電池管理ユニット２００ｅ、第１ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０ａ、第２ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０ｂ、第３ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０ｃ、第４ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０ｄ、第５ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０ｅ、第１蓄電池群３００ａ、第２蓄電池群３００ｂ、第３蓄電池群３００ｃ、第４蓄電池群３００ｄ、第５蓄電池群３００ｅ、双方向パワーコンディショナ４００、系統電源５００、負荷６００、直流バス７００、第１通信線８００ａ、第２通信線８００ｂ、および交流経路９００を含む。なお、以下図１から図３において、太い実線は電気的な接続を示し、破線の矢印は情報伝達のための接続を示す。

以下、第１蓄電池管理ユニット２００ａ〜第５蓄電池管理ユニット２００ｅを特に区別する場合を除き、単に「蓄電池管理ユニット２００」と総称する。同様に、第１ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０ａ〜第５ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０ｅを特に区別する場合を除き、単に「ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０」と総称する。さらに、第１蓄電池群３００ａ〜第５蓄電池群３００ｅを特に区別する場合を除き、単に「蓄電池群３００」と総称する。

第１蓄電池管理ユニット２００ａ〜第５蓄電池管理ユニット２００ｅはそれぞれ、第１蓄電池群３００ａ〜第５蓄電池群３００ｅと１対１で接続する。また第１蓄電池管理ユニット２００ａ〜第５蓄電池管理ユニット２００ｅはそれぞれ、第１ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０ａ〜第５ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０ｅとも、１対１で接続する。

第１ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０ａ〜第５ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０ｅはそれぞれ、第１蓄電池群３００ａ〜第５蓄電池群３００ｅと１対１で電気的に接続する。第１ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０ａ〜第５ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０ｅは、直流バス７００と電気的に並列に接続する。したがって、直流バス７００は、第１蓄電池群３００ａ〜第５蓄電池群３００ｅに電気的に接続する。

統括管理ユニット１００は、第１通信線８００ａを介して第１蓄電池管理ユニット２００ａ〜第５蓄電池管理ユニット２００ｅと接続する。第１通信線８００ａは例えば光ファイバー等で実現される。統括管理ユニット１００と第５蓄電池管理ユニット２００ｅを両端として、統括管理ユニット１００と第１蓄電池管理ユニット２００ａ〜第５蓄電池管理ユニット２００ｅとが第１通信線８００ａによってデイジーチェーン接続される。

双方向パワーコンディショナ４００は直流端子、交流端子、および通信端子を備える。双方向パワーコンディショナ４００の通信端子は、第２通信線８００ｂを介して統括管理ユニット１００と接続する。双方向パワーコンディショナ４００の直流端子は、直流バス７００と電気的に接続する。双方向パワーコンディショナ４００の交流端子は、交流経路９００を介して系統電源５００および負荷６００と電気的に接続する。なお、系統電源５００は、電力会社が供給する交流電源である。負荷６００は、例えばエアコンまたはエレベータ等の交流負荷である。

双方向パワーコンディショナ４００は図示しない双方向インバータを備える。この双方向インバータは、蓄電池群３００が放電した直流電力を交流電力に変換して交流経路９００に出力する。双方向インバータはまた、系統電源５００からの交流電力を直流電力に変換して直流バス７００に出力する。蓄電池群３００は、例えば夜間において、双方向パワーコンディショナ４００が直流電力に変換した系統電源５００の電力で充電される。蓄電池群３００に蓄電された電力は、双方向パワーコンディショナ４００によって交流電力に変換されて負荷６００に供給され、系統電源５００のピークカットあるいは、系統電源５００が停電した場合のバックアップ電力として利用される。双方向パワーコンディショナ４００は、変換すべき電力量を、第２通信線８００ｂを介して統括管理ユニット１００から取得する。

蓄電池群３００の充電および放電は、蓄電池群３００と１対１で接続される蓄電池管理ユニット２００が管理する。詳細は後述するが、各蓄電池管理ユニット２００は、ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０が変換するべき蓄電池群３００の電流量を定めるための基準となる放電関数を、ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０に設定する。ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０は、設定された放電関数で定められた電流量にしたがって、蓄電池群３００の放電を実行する。そして、各蓄電池管理ユニット２００がＤＣ／ＤＣコンバータ２５０に設定する放電関数は、統括管理ユニット１００が個別に決定する。

図２は、実施の形態に係る統括管理ユニット１００の機能構成を模式的に示す図である。図２は、実施の形態に係る統括管理ユニット１００が放電関数の管理を実現するための機能構成を示しており、その他の構成は省略している。図２において、さまざまな処理を行う機能ブロックとして記載される各要素は、ハードウェア的には、ＣＰＵ（Central Processing Unit）、メインメモリ、その他のＬＳＩ（Large Scale Integration）で構成することができる。またソフトウェア的には、メインメモリにロードされたプログラムなどによって実現される。したがって、これらの機能ブロックがハードウェアのみ、ソフトウェアのみ、またはそれらの組み合わせによっていろいろな形で実現できることは当業者には理解されるところであり、いずれかに限定されるものではない。

統括管理ユニット１００は、放電関数管理部１０、物理量取得部２０、および送受信部３０を備える。

物理量取得部２０は、各蓄電池群３００それぞれで計測された蓄電池群３００に関する物理量を取得する。ここで「蓄電池群３００に関する物理量」とは、例えば蓄電池群３００が放電している電流値あるいは、蓄電池群３００のＳＯＣ（State Of Charge）等である。このため、物理量取得部２０は、電流取得部２２と、ＳＯＣ取得部２４とを備える。なお、これらの物理量は、各蓄電池群３００に接続される蓄電池管理ユニット２００が取得する。

電流取得部２２は、各蓄電池管理ユニット２００から、接続された蓄電池群３００が放電している電流値を取得する。ＳＯＣ取得部２４は、各蓄電池管理ユニットから、接続された蓄電池群３００のＳＯＣを取得する。

放電関数管理部１０は、各蓄電池管理ユニット２００に送信する放電関数を個別に決定し、各蓄電池管理ユニット２００に設定する。ここで「放電関数」は、蓄電池群３００に放電させるべき電流量を定めるための基準となる関数である。このため放電関数管理部１０は、放電関数決定部１２と、放電関数設定部１４とを備える。

放電関数決定部１２は、物理量取得部２０が取得した物理量をもとに、各蓄電池群に１対１で接続されている蓄電池管理ユニット２００に対して、複数の放電関数を個別に決定する。放電関数設定部１４は、放電関数決定部１２が決定した放電関数を、第１通信線８００ａを介して各蓄電池管理ユニット２００に設定する。

図３は、実施の形態に係る蓄電池管理ユニット２００およびＤＣ／ＤＣコンバータ２５０の機能構成を模式的に示す図である。図３は、実施の形態に係る蓄電池管理ユニットおよびＤＣ／ＤＣコンバータ２５０を実現するための機能構成を示しており、その他の構成は省略している。したがって図２と同様に、図３においても、さまざまな処理を行う機能ブロックとして記載される各要素は、ハードウェア的には、ＣＰＵ、メインメモリ、その他のＬＳＩで構成することができる。またソフトウェア的には、メインメモリにロードされたプログラムなどによって実現される。したがって、これらの機能ブロックがハードウェアのみ、ソフトウェアのみ、またはそれらの組み合わせによっていろいろな形で実現できることは当業者には理解されるところであり、いずれかに限定されるものではない。

蓄電池管理ユニット２００は、送受信部２１０、電流情報取得部２２０、およびＳＯＣ情報取得部２３０を備える。

電流情報取得部２２０は、蓄電池群３００が放電している電流の電流値を取得する。ＳＯＣ情報取得部２３０は、蓄電池群３００の充電残量であるＳＯＣを取得する。送受信部２１０は、電流情報取得部２２０が取得した電流値およびＳＯＣ情報取得部２３０が取得したＳＯＣを、第１通信線８００ａを介して統括管理ユニット１００に送信する。送受信部２１０はまた、第１通信線８００ａを介して、統括管理ユニット１００から放電関数を受信する。

ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０は、電圧取得部２６０、放電関数受付部２７０、および充放電実行部２８０を備える。充放電実行部２８０は、蓄電池群３００を放電するときは、蓄電池群３００の電力を昇圧または降圧して、直流バス７００に放電する放電実行部として機能する。また充放電実行部２８０は、蓄電池群３００に充電するときは、直流バス７００の電力を蓄電池群３００の充電電圧となるように昇圧または降圧し、蓄電池群３００を充電する充電実行部として機能する。

充放電実行部２８０は、蓄電池群３００を充電するとき、蓄電池群３００のＳＯＣが所定のレベルに達するまでは一定の電流量で充電する、いわゆる定電流充電（ＣＣ充電）を実行する。蓄電池群３００のＳＯＣが所定のレベルに達すると、充放電実行部２８０は、充電電圧を一定に保ちながら蓄電池群３００を充電する、いわゆる定電圧充電（ＣＶ充電）を実行する。

一方、充放電実行部２８０は、設定された放電関数にしたがって、蓄電池群３００の放電を実行する。放電関数は、直流バス７００と、蓄電池群３００が放電すべき電流量との関係を規定する一次関数であり、直流バス７００の電圧に応じて、蓄電池群３００が放電すべき電流量が一意に定まるように規定されている。放電関数は、直流バス７００の電圧が低いほど、蓄電池群３００が放電する電流が多くなるように定められている。

そこで電圧取得部２６０は、直流バス７００の電圧を取得する。電圧取得部２６０は、例えば既知の直流電圧計で実現できる。放電関数受付部２７０は、送受信部２１０から放電量を定めるための基準となる放電関数の入力を受け付ける。充放電実行部２８０は、電圧取得部２６０が取得した直流バス７００の電圧をもとに、放電関数受付部２７０が受け付けた放電関数から定まる電流量を、接続された蓄電池群３００に放電させる。

図４は、実施の形態に係る放電関数の概形を示す図である。図４に示すグラフにおいて、縦軸は直流バス７００の電圧［Ｖ］であり、横軸は蓄電池群３００が放電すべき電流値［Ａ］である。図４に示すように、放電関数は負の傾きを持った一次関数である。このため、直流バス７００の電圧と、蓄電池群３００が放電すべき電流値とは、負の相関がある。具体的には、直流バス７００の電圧が低いほど、蓄電池群３００が放電すべき電流値が大きくなる。以下説明の便宜のため、直流バス７００の電圧を示す軸を「電圧軸」と記載し、蓄電池群３００が放電すべき電流値を示す軸を「電流軸」と記載することがある。

図４において、放電関数の電圧軸との切片の値Ｖ１は、直流バス７００の基準電圧である。直流バス７００がＶ１［Ｖ］のとき、充放電実行部２８０は蓄電池群３００を放電しない。これは、直流バス７００がＶ１［Ｖ］のとき、放電関数の電流値は０［Ａ］であることに対応する。充放電実行部２８０は蓄電池群３００を放電しないため、直流バス７００の電圧が上昇することもなく、直流バスの電圧はＶ１［Ｖ］に保たれる。

放電関数は、直流バス７００の電圧がＶ１［Ｖ］からＶ２［Ｖ］だけ降下して（Ｖ１−Ｖ２）［Ｖ］となったとき、電流値がＩ１［Ａ］の値を示すように定められている。すなわち、放電関数は、電圧軸と電流軸とで規定される２次元直交座標系において、点（０，Ｖ１）と点（Ｉ１，Ｖ１−Ｖ２）を通る直線で表される。

以上より、放電関数は、直流バス７００の電圧をＶ［Ｖ］、そのとき蓄電池群３００が放電すべき電流値をＩ［Ａ］として、以下の式（１）で表される１次関数となる。
Ｖ＝−（Ｖ２／Ｉ１）Ｉ＋Ｖ１ （１）
上記式（１）を電流値Ｉについて書き換えると、以下の式（２）を得る。
Ｉ＝（Ｉ１／Ｖ２）（Ｖ１−Ｖ） （２）

統括管理ユニット１００は、各蓄電池管理ユニット２００それぞれに対して放電関数を個別に決定し、第１通信線８００ａを介して各蓄電池管理ユニット２００それぞれに個別に送信する。蓄電池管理ユニット２００は、取得した放電関数を、自身に接続されているＤＣ／ＤＣコンバータ２５０に設定する。ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０は、設定された放電関数にしたがって、自立的に自身に接続されている蓄電池群３００の放電を実行する。

以下、放電関数を利用したＤＣ／ＤＣコンバータ２５０による蓄電池群３００の動作を説明する。

図１に示す蓄電システム１において、直流バス７００の電圧が、直流バス７００の基準電圧となるＶ１［Ｖ］であるとする。このとき、直流バス７００に並列に接続されている各ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０の電圧取得部２６０が取得する電圧はＶ１［Ｖ］となる。このため、各充放電実行部２８０は、放電関数にしたがって、蓄電池群３００に放電させる電流値が０［Ａ］となる。すなわち、各充放電実行部２８０は、蓄電池群３００を放電させない。

以上の状態において負荷６００の消費電力が増加し、統括管理ユニット１００が、双方向パワーコンディショナ４００に対して交流経路９００に電力を供給することを指示したとする。この場合、双方向パワーコンディショナ４００は、直流バス７００から直流電力を取得し、取得した直流電力を交流電力に変換して交流経路９００に供給する。

双方向パワーコンディショナ４００が直流バス７００から電力を取得すると、直流バス７００の電圧はＶ１よりも下がる。より具体的には、双方向パワーコンディショナ４００が直流バス７００の直流電力を使用したことにより、直流バス７００の電圧がＶ１［Ｖ］から（Ｖ１−Ｖ２）［Ｖ］に降下したとする。この場合、各電圧取得部２６０が取得する電圧も、（Ｖ１−Ｖ２）［Ｖ］となる。各充放電実行部２８０は、放電関数にしたがって、蓄電池群３００にＩ１［Ａ］の電流を放電させる。

各蓄電池群３００の放電が開始すると、直流バス７００の電圧も放電に伴って上昇する。放電関数は負の傾きを持っているので、直流バス７００の電圧が上昇するにしたがって、各充放電実行部２８０が蓄電池群３００に放電させる電流値は小さくなる。直流バス７００の電圧がＶ１［Ｖ］まで上昇すると、各充放電実行部２８０は、蓄電池群３００の放電を停止する。

直流バス７００の電圧が低い場合は、高い場合と比較して、双方向パワーコンディショナ４００が取得する電力が大きいと考えられる。放電関数は、そのような場合には大きな電流が蓄電池群３００から放電されるように規定されている。反対に、直流バス７００の電圧が基準電圧Ｖ１［Ｖ］に近い場合は、双方向パワーコンディショナ４００があまり電力を取得していないと考えられる。放電関数は、そのような場合には蓄電池群３００から小電流が放電されるように規定されている。これにより、直流バス７００の電圧が基準電圧Ｖ１［Ｖ］を超えたり、不要な電力が蓄電池群３００から放電されたりすることが抑制される。

このように、統括管理ユニット１００が各蓄電池管理ユニット２００に個別に放電関数を設定することで、各ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０は自立的に動作することができる。つまり、各ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０は、他のＤＣ／ＤＣコンバータ２５０の動作（例えば、放電している電流の量）を監視しなくても、他のＤＣ／ＤＣコンバータ２５０と同様の放電制御を実行することができる。このため、例えばＤＣ／ＤＣコンバータ２５０同士を通信線等で接続しなくてもよい。また、互いの放電量を検出する検出部も不要となり、複数の蓄電池群３００を放電させる際の制御の処理量を低減することができる。

ここで、以上の説明は、以下に挙げる二つのことを仮定している。
仮定１． ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０から直流バス７００までの経路におけるインピーダンスが等しいこと。
仮定２． 各ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０中の電圧取得部２６０はキャリブレーションされており、電圧の測定値にずれがないこと。

しかしながら、実際の系では、各電圧取得部２６０を構成する直流電圧計は、同じ電圧を測定する場合であっても測定値にずれが生じることも起こりうる。また、各ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０か直流バス７００までの間の導電経路の長さが異なったり、経年変化によって抵抗が増えたりすることから、各導電経路のインピーダンスも異なることも起こりうる。

統括管理ユニット１００が各蓄電池管理ユニット２００に設定する放電関数が同一の場合において、各電圧取得部２６０が取得する直流バス７００の電圧の計測値が異なると、各蓄電池群３００が放電する電流量にばらつきが生じる。同様に、統括管理ユニット１００が各蓄電池管理ユニット２００に設定する放電関数が同一の場合において、各ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０から直流バス７００までの間の導電経路のインピーダンスが異なっていても、各蓄電池群３００が放電する電流量にばらつきが生じる。

一般に、各蓄電池群３００が蓄電可能な蓄電量は等しい。この場合、各蓄電池群３００が放電する電流量にばらつきが生じると、蓄電システム１を運用中に各蓄電池群３００のＳＯＣにばらつきが生じる。各蓄電池群３００のＳＯＣにばらつきが生じると、極端な場合、ある蓄電池群３００を放電しようとしても、別の蓄電池群３００のＳＯＣが足りず、蓄電システム１全体として定格出力で放電できなくなる場合もある。このため、各蓄電池群３００に放電させる電流の量を平準化することが好ましい。

そこで実施の形態に係る統括管理ユニット１００は、各蓄電池管理ユニット２００から取得した蓄電池群３００に関する物理量をもとに、各蓄電池管理ユニット２００に対して設定するための放電関数を個別に決定する。以下、上述した仮定１および仮定２と現実の系とのずれに対応するための原理を順に説明する。

図５は、実施の形態に係る統括管理ユニット１００が実行する放電関数の調整原理を説明する図である。具体的に、図５は、直流バス７００の電圧を第１軸（縦軸）、蓄電池群３００が放電すべき電流を第２軸（横軸）とする２次元座標系にプロットした放電関数を示す。図５は、各ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０から直流バス７００までの間の導電経路のインピーダンスが異なっている場合の調整原理を示す図である。

図５において、実線で示すグラフは図４に示す放電関数のグラフに対応し、基準となる基準放電関数を示す。点線で示すグラフは、統括管理ユニット１００によって傾きが調整された調整放電関数を示す。

図５に示す例では、直流バス７００の基準電圧は４４５［Ｖ］である。統括管理ユニット１００は、直流バスの電圧が基準電圧から１０［Ｖ］降下して４３５［Ｖ］となったときに、蓄電池群３００から１００［Ａ］の電流が放電されるように、基準放電関数を決定する。このため、基準放電関数を表す式は、以下の式（３）となる。
Ｖ＝−０．１×Ｉ＋４４５ （３）

ここで、統括管理ユニット１００は、式（３）で示される基準放電関数を第１蓄電池管理ユニット２００ａ〜第５蓄電池管理ユニット２００ｅそれぞれに設定したとする。この状態で直流バス７００の電圧が４４０［Ｖ］となると、基準放電関数にしたがえば、各蓄電池群３００は５０［Ａ］の電流を直流バス７００に放電するはずである。

統括管理ユニット１００中の電流取得部２２は、第２通信線８００ｂを介して各蓄電池管理ユニット２００から蓄電池群が放電している電流値を取得する。このとき、例えば第１蓄電池群３００ａが直流バス７００に放電する電流量は、基準放電関数から算出される５０［Ａ］ではなく、それよりも低い４０［Ａ］であったとする。

式（３）のＩに４０［Ａ］を代入すると、Ｖ＝−０．１×４０＋４４５＝４４１［Ｖ］となる。これは、第１ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０ａ中の電圧取得部２６０が取得した直流バス７００の電圧が、４４１［Ｖ］であったことを示唆する。第１ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０ａ中の電圧取得部２６０が取得した直流バス７００の電圧が、４４１［Ｖ］−４４０［Ｖ］＝１［Ｖ］上昇しているのは、第１ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０ａから直流バス７００までの間に、１［Ｖ］／４０［Ａ］＝０．０２５［Ω］のインピーダンスが存在していることを示唆する。

ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０から直流バス７００までの間のインピーダンスが０．０２５［Ω］であるとすると、第１ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０ａが５０［Ａ］の電流を第１蓄電池群３００ａに放電させると、５０［Ａ］×０．０２５［Ω］＝１．２５［Ｖ］電圧が上昇する。そこで統括管理ユニット１００中の放電関数決定部１２は、図５で示す座標系において点（０，４４５）と点（５０，４４１．２５）との２点を通る直線を、調整放電関数として決定する。具体的には、調整放電関数は以下の式（４）で与えられる。
Ｖ＝−０．０７５×Ｉ＋４４５ （４）

このように、放電関数決定部１２は、電流取得部２２が取得した各蓄電池群３００が放電している電流値にばらつきがある場合、各蓄電池管理ユニット２００に設定する放電関数の傾きを調整する。より具体的には、電流取得部２２が取得した各蓄電池群３００が放電している電流値について、その最小値と最大値との差が所定の範囲を超えている場合、各蓄電池管理ユニット２００に設定する放電関数の傾きを、蓄電池管理ユニット２００毎に個別に調整する。

ここで「所定の範囲」とは、放電関数決定部１２が各蓄電池群３００に放電させる電流値を平準化するために放電関数を調整するか否かを決定するための範囲である。この範囲は蓄電システム１に求められる精度等を勘案して実験により定めればよいが、一例としては１０［Ａ］である。放電関数決定部１２は、各蓄電池群３００が放電している電流値のばらつきが１０［Ａ］以上となる場合、各蓄電池管理ユニット２００に設定する放電関数を調整する。これにより、各ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０と直流バス７００との間のインピーダンスのばらつきを調整し、各蓄電池群３００が放電する電流を平準化することができる。

図６は、実施の形態に係る統括管理ユニット１００が実行する放電関数の別の調整原理を説明する図である。図６は、図５と同様に、直流バス７００の電圧を第１軸（縦軸）、蓄電池群３００が放電すべき電流を第２軸（横軸）とする２次元座標系にプロットした放電関数を示す。図６は、各ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０中の電圧取得部２６０が取得する電圧の測定値がずれている場合の調整原理を示す図である。

図６において、実線で示すグラフは図４に示す放電関数のグラフに対応し、基準となる基準放電関数を示す。点線で示すグラフは、統括管理ユニット１００によって、縦軸の切片が調整された調整放電関数を示す。

図６に示す例でも、図５に示す例と同様に、基準放電関数は式（３）で表される。ここで、統括管理ユニット１００は、式（３）で示される基準放電関数を第１蓄電池管理ユニット２００ａ〜第５蓄電池管理ユニット２００ｅそれぞれに設定したとする。この状態で直流バス７００の電圧が４４０［Ｖ］となると、基準放電関数にしたがえば、各蓄電池群３００は５０［Ａ］の電流を直流バス７００に放電するはずである。

統括管理ユニット１００中の電流取得部２２は、第１通信線８００ａを介して各蓄電池管理ユニット２００から蓄電池群が放電している電流値を取得する。このとき、例えば第１蓄電池群３００ａが直流バス７００に放電する電流量は、基準放電関数から算出される５０［Ａ］ではなく、それよりも低い４０［Ａ］であったとする。第１蓄電池群３００ａが直流バス７００に放電する電流量が基準放電関数から算出される電流量よりも低くなる原因のひとつとして、第１ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０ａ内の電圧取得部２６０を実現する電圧計の誤差が挙げられる。

式（３）のＩに４０［Ａ］を代入すると、Ｖ＝−０．１×４０＋４４５＝４４１［Ｖ］となる。これは、直流バス７００の電圧が４４０［Ｖ］であるにもかかわらず、第１ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０ａ中の電圧取得部２６０の計測値が４４１［Ｖ］であったことを示唆する。すなわち、第１ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０ａ中の電圧取得部２６０を実現している電圧計には、４４１［Ｖ］−４４０［Ｖ］＝＋１［Ｖ］の誤差があることを示唆している。

このような場合、放電関数決定部１２は、放電関数が電圧軸（縦軸）と交わる切片の値を調整する。具体的には、放電関数決定部１２は、第１蓄電池管理ユニット２００ａに設定する放電関数における電圧軸との切片を、１［Ｖ］上昇させる。これにより、第１蓄電池管理ユニット２００ａに設定する調整放電関数は以下の式（５）となる。
Ｖ＝−０．１×Ｉ＋４４６ （５）

これにより、第１蓄電池群３００ａから放電される電流を５０［Ａ］とすることができる。このように、放電関数決定部１２は、電流取得部２２が取得した各蓄電池群３００が放電している電流値にばらつきがある場合、各蓄電池管理ユニット２００に設定する放電関数における電圧軸との切片を調整する。より具体的には、電流取得部２２が取得した各蓄電池群３００が放電している電流値について、その最小値と最大値との差が所定の範囲を超えている場合、各蓄電池管理ユニット２００に設定する放電関数の切片を、蓄電池管理ユニット２００毎に個別に調整する。

以上説明したように、放電関数決定部１２は、電流取得部２２が各蓄電池管理ユニット２００から取得した電流値をもとに各蓄電池管理ユニット２００に設定する放電関数を個別に決定する。これにより、各ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０と直流バス７００との間のインピーダンスのばらつき、あるいは各ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０が備える電圧取得部２６０の計測誤差によって、各蓄電池群３００から放電される電流量がばらつくことを抑制できる。各ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０は、統括管理ユニット１００が決定した放電関数にしたがって自立的に放電制御を実行すればよい。このため、各ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０は、蓄電池群３００に放電させる電流量を平準化するために他のＤＣ／ＤＣコンバータ２５０と通信する必要もない。結果として、蓄電システム１全体として、複数の蓄電池群３００の放電制御の処理量を低減することができる。

以上の説明は、各蓄電池群３００のＳＯＣを平準化するために、蓄電システム１が備える各蓄電池群３００が放電する電流量を平滑化することについて主に説明した。以下では、何らかの原因によって、蓄電システム１が備える各蓄電池群３００のＳＯＣにばらつきが生じたときに、各蓄電池群３００のＳＯＣを平準化するための手法を説明する。

統括管理ユニット１００中のＳＯＣ取得部２４は、各蓄電池管理ユニット２００から、接続された蓄電池群３００のＳＯＣを取得する。放電関数決定部１２は、ＳＯＣ取得部２４が取得した各蓄電池群３００のＳＯＣにばらつきがある場合、各蓄電池管理ユニット２００に設定する放電関数の電圧軸の切片を調整する。より具体的には、ＳＯＣ取得部２４が取得した各蓄電池群３００のＳＯＣについて、その最小値と最大値との差が所定の範囲を超えている場合、各蓄電池管理ユニット２００に設定する放電関数の電圧軸の切片を、蓄電池管理ユニット２００毎に個別に調整する。

ここで「所定の範囲」とは、放電関数決定部１２が、各蓄電池群３００のＳＯＣを平準化するために放電関数を調整するか否かを決定するための範囲である。この範囲は蓄電システム１に求められる精度等を勘案して実験により定めればよいが、一例としては１０［％］である。放電関数決定部１２は、各蓄電池群３００のＳＯＣのばらつきが１０［％］以上となる場合、ＳＯＣが多い蓄電池群３００は、ＳＯＣが少ない蓄電池群３００と比較して放電量が多くなるように、各放電関数の電圧軸の切片を調整する。

すなわち、ＳＯＣが多い蓄電池群３００に接続されている蓄電池管理ユニット２００に設定する放電関数の電圧軸の切片は、ＳＯＣが少ない蓄電池群３００に接続されている蓄電池管理ユニット２００に設定する放電関数の電圧軸の切片よりも、大きな値を設定する。これにより、直流バス７００の電圧が等しい場合であっても、ＳＯＣが多い蓄電池群３００から放電される電流量が多くなる。結果として、蓄電システム１が備える各蓄電池群３００のＳＯＣのばらつきを平準化することができる。この場合であっても、各ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０は、統括管理ユニット１００が決定した放電関数にしたがって自立的に放電制御を実行すればよい。このため、各ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０は、蓄電池群３００のＳＯＣを平準化するために他のＤＣ／ＤＣコンバータ２５０と通信する必要もない。結果として、蓄電システム１全体として、複数の蓄電池群３００の放電制御を簡略化し、制御の処理量を低減することができる。

以上説明したように、実施の形態に係る蓄電システム１によれば、複数の蓄電池群３００を放電させる制御の処理量を低減することができる。

以上、本発明を実施の形態をもとに説明した。この実施の形態は例示であり、それらの各構成要素や各処理プロセスの組み合わせにいろいろな変形例が可能なこと、またそうした変形例も本発明の範囲にあることは当業者に理解されるところである。

上記の説明では、電圧取得部２６０が直流バス７００の電圧を取得し、充放電実行部２８０が、その電圧をもとに放電関数から定まる電流量を蓄電池群３００に放電させる場合につて説明した。これに代えて、充放電実行部２８０がまず接続された蓄電池群３００の放電電流を取得し、その放電電流値をもとに設定された放電関数を参照して対応する直流バス７００の電圧を算出するようにしてもよい。ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０は、算出された直流バス７００の電圧を目指して定電圧制御をする。具体的には、ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０は、蓄電池群３００が放電する電流が大きくなるほど、直流バス７００の電圧が低くなるように、定電圧制御の設定値を操作する。この場合、ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０は、統括管理ユニット１００から蓄電池管理ユニット２００を介して蓄電池群３００の放電電流を取得すればよい。あるいは、ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０内の図示しない電流取得部が、接続された蓄電池群３００の放電電流を取得してもよい。

上記の説明では、蓄電システム１が備える各蓄電池群３００のＳＯＣのばらつきを平準化するために、放電関数決定部１２は、各蓄電池管理ユニット２００に設定する放電関数の電圧軸の切片を調整する場合について説明した。これに代えて、あるいはこれに加えて、放電関数決定部１２は、各蓄電池管理ユニット２００に設定する放電関数の傾きを調整してもよい。これにより、ＳＯＣが多い蓄電池群３００は、ＳＯＣが少ない蓄電池群３００と比較して放電量を多くすることできる。結果として、蓄電システム１が備える各蓄電池群３００のＳＯＣのばらつきを平準化することができる。

上記の説明では、物理量取得部２０が、蓄電池群３００が放電している電流値、および蓄電池群３００のＳＯＣを取得する場合ついて説明した。物理量取得部２０は、電流値やＳＯＣに代えて、あるいはこれに加えて、他の物理量を取得してもよい。例えば物理量取得部２０は、蓄電池群３００の内部電圧または温度、直流バス７００の電圧または温度、蓄電池群３００が設置されている空間の環境温度、蓄電池群３００の稼働時間等を取得してもよい。

なお、実施の形態は、以下の項目によって特定されてもよい。

［項目１］
複数の蓄電池群３００を並列に接続する直流バス７００と、
前記複数の蓄電池群３００と１対１で接続される複数の蓄電池管理ユニット２００と、
前記複数の蓄電池管理ユニット２００と接続する統括管理ユニット１００とを備え、
前記統括管理ユニット１００は、
前記複数の蓄電池管理ユニット２００それぞれから取得した前記蓄電池群３００に関する物理量をもとに、前記複数の蓄電池管理ユニット２００それぞれに対して個別に決定される複数の放電関数を決定する放電関数決定部１２と、
前記放電関数決定部１２が決定した放電関数を、前記複数の蓄電池管理ユニット２００それぞれに設定する放電関数設定部１４とを備え、
前記複数の蓄電池管理ユニット２００はそれぞれ、前記直流バス７００の電圧が低いほど、蓄電池群３００が放電する電流が多くなるように定められた１次関数である前記放電関数にしたがって、前記蓄電池管理ユニット２００に接続された蓄電池群３００を放電することを特徴とする蓄電システム１。
これにより、複数の蓄電池管理ユニット２００はそれぞれ、統括管理ユニット１００が決定した放電関数にしたがって自立的に蓄電池群３００の放電制御を実行することができる。したがって、各蓄電池管理ユニット２００は、他の蓄電池管理ユニット２００と相互に情報を交換する必要がなく、蓄電システム１全体として複数の蓄電池群３００の放電制御が簡略化され、制御の処理量が低減される。
［項目２］
前記統括管理ユニット１００は、
前記複数の蓄電池管理ユニット２００のそれぞれから、接続された蓄電池群３００が放電している電流値を取得する電流取得部２２とをさらに備え、
前記放電関数決定部１２は、前記電流取得部２２において取得した複数の電流値が所定の範囲内に収まるように、各放電関数を決定することを特徴とする項目１に記載の蓄電システム１。
これにより、放電関数決定部１２は、蓄電システム１が備える各蓄電池群３００が放電している電流量を総合的に勘案して、各蓄電池管理ユニット２００に設定する放電関数を個別に決定することができる。
［項目３］
前記統括管理ユニット１００は、
前記複数の蓄電池管理ユニット２００のそれぞれから、接続された蓄電池群３００のＳＯＣ（State Of Charge）を取得するＳＯＣ取得部２４とをさらに備え、
前記放電関数決定部１２は、ＳＯＣが多い蓄電池群３００は、ＳＯＣが少ない蓄電池群３００と比較して放電量が多くなるように、各放電関数を決定することを特徴とする項目に記載の蓄電システム１。
これにより、放電関数決定部１２は、蓄電システム１が備える各蓄電池群３００のＳＯＣを総合的に勘案して、各蓄電池管理ユニット２００に設定する放電関数を決定することができる。
［項目４］
前記放電関数決定部１２は、
前記直流バス７００の電圧を第１軸、前記蓄電池群３００が放電すべき電流を第２軸とする２次元座標系に前記放電関数をプロットしたときに、前記放電関数が前記第１軸と交わる切片の値を、前記蓄電池管理ユニット２００毎に個別に設定することを特徴とする項目２または３に記載の蓄電システム１。
これにより、放電関数決定部１２は、各ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０が備える電圧取得部２６０による電圧計測のずれを吸収するように、各蓄電池管理ユニット２００に設定する放電関数を決定することができる。また放電関数決定部１２は、ＳＯＣが多い蓄電池群３００は、ＳＯＣが少ない蓄電池群３００と比較して、放電される電流量が多くなるように、各蓄電池管理ユニット２００に設定する放電関数を決定することができる。
［項目５］
前記放電関数決定部１２は、
前記直流バス７００の電圧を第１軸、前記蓄電池群３００が放電すべき電流を第２軸とする２次元座標系に前記放電関数をプロットしたときに、前記放電関数の傾きを、前記蓄電池管理ユニット２００毎に個別に設定することを特徴とする項目２から４のいずれかに記載の蓄電システム１。
これにより、放電関数決定部１２は、各ＤＣ／ＤＣコンバータ２５０から直流バス７００までの間のインピーダンスのばらつきを吸収するように、各蓄電池管理ユニット２００に設定する放電関数を決定することができる。また放電関数決定部１２は、ＳＯＣが多い蓄電池群３００は、ＳＯＣが少ない蓄電池群３００と比較して、放電される電流量が多くなるように、各蓄電池管理ユニット２００に設定する放電関数を決定することができる。
［項目６］
直流バス７００によって並列に接続された複数の蓄電池群３００を統括的に制御する管理装置であって、
前記複数の蓄電池群３００それぞれで計測された前記蓄電池群３００に関する物理量を取得する物理量取得部２０と、
前記物理量取得部２０が取得した物理量をもとに、前記複数の蓄電池群３００それぞれに１対１で接続されている蓄電池管理ユニット２００に対して個別に決定される複数の放電関数を決定する放電関数決定部１２と、
前記放電関数決定部１２が決定した放電関数を、前記複数の蓄電池群３００と１対１で接続される複数の蓄電池管理ユニット２００それぞれに設定する放電関数設定部１４とを備え、
前記放電関数は、前記直流バス７００の電圧が低いほど、前記蓄電池群３００が放電すべき電流が多くなるように定められる１次関数であることを特徴とする管理装置。
これにより、複数の蓄電池管理ユニット２００がそれぞれ、他の蓄電池管理ユニット２００と相互に情報交換をしなくても、自立的に蓄電池群３００の放電制御を実行することができる。結果として、蓄電システム１全体として複数の蓄電池群３００の放電制御が簡略化され、制御の処理量が低減される。
［項目７］
蓄電池管理ユニット２００に接続され、蓄電池群３００の放電を実行するＤＣ／ＤＣコンバータ２５０であって、
前記蓄電池管理ユニット２００から放電量を定めるための基準となる放電関数の入力を受け付ける放電関数受付部２７０と、
前記蓄電池群３００と、前記蓄電池群３００とは異なる他の蓄電池群３００とを並列に接続する直流バス７００の電圧を取得する電圧取得部２６０と、
前記電圧取得部２６０が取得した前記直流バス７００の電圧をもとに、前記放電関数受付部２７０が受け付けた放電関数から定まる電流量を、接続された蓄電池群３００に放電させる放電実行部とを備え、
前記放電関数受付部２７０が受け付けた前記放電関数は、前記直流バス７００の電圧が低くなるほど放電すべき電流が多くなるように定められた１次関数であり、前記直流バス７００に接続する複数の蓄電池群３００それぞれに関する物理量をもとに定められていることを特徴とするＤＣ／ＤＣコンバータ２５０。
これにより、複数のＤＣ／ＤＣコンバータ２５０がそれぞれ、他のＤＣ／ＤＣコンバータ２５０と相互に情報交換をしなくても、自立的に蓄電池群３００の放電制御を実行することができる。結果として、蓄電システム１全体として複数の蓄電池群３００の放電制御が簡略化され、制御の処理量が低減される。

１ 蓄電システム、 １０ 放電関数管理部、 １２ 放電関数決定部、 １４ 放電関数設定部、 ２０ 物理量取得部、 ２２ 電流取得部、 ２４ ＳＯＣ取得部、 ３０ 送受信部、 １００ 統括管理ユニット、 ２００ 蓄電池管理ユニット、 ２１０ 送受信部、 ２２０ 電流情報取得部、 ２３０ ＳＯＣ情報取得部、 ２５０ ＤＣ／ＤＣコンバータ、 ２６０ 電圧取得部、 ２７０ 放電関数受付部、 ２８０ 充放電実行部、 ３００ 蓄電池群、 ４００ 双方向パワーコンディショナ、 ５００ 系統電源、 ６００ 負荷、 ７００ 直流バス、 ８００ａ 第１通信線、 ８００ｂ 第２通信線、 ９００ 交流経路。

Claims (7)

1. 複数の蓄電池群を並列に接続する直流バスと、
   前記複数の蓄電池群と１対１で接続される複数の蓄電池管理ユニットと、
   前記複数の蓄電池管理ユニットと接続する統括管理ユニットとを備え、
   前記統括管理ユニットは、
   前記複数の蓄電池管理ユニットそれぞれから取得した前記蓄電池群に関する物理量をもとに、前記複数の蓄電池管理ユニットそれぞれに対して個別に決定される複数の放電関数を決定する放電関数決定部と、
   前記放電関数決定部が決定した放電関数を、前記複数の蓄電池管理ユニットそれぞれに設定する放電関数設定部とを備え、
   前記複数の蓄電池管理ユニットはそれぞれ、前記直流バスの電圧が低いほど、蓄電池群が放電する電流が多くなるように定められた１次関数である前記放電関数にしたがって、前記蓄電池管理ユニットに接続された蓄電池群を放電することを特徴とする蓄電システム。
2. 前記統括管理ユニットは、
   前記複数の蓄電池管理ユニットのそれぞれから、接続された蓄電池群が放電している電流値を取得する電流取得部とをさらに備え、
   前記放電関数決定部は、前記電流取得部において取得した複数の電流値が所定の範囲内に収まるように、各放電関数を決定することを特徴とする請求項１に記載の蓄電システム。
3. 前記統括管理ユニットは、
   前記複数の蓄電池管理ユニットのそれぞれから、接続された蓄電池群のＳＯＣ（State Of Charge）を取得するＳＯＣ取得部とをさらに備え、
   前記放電関数決定部は、ＳＯＣが多い蓄電池群は、ＳＯＣが少ない蓄電池群と比較して放電量が多くなるように、各放電関数を決定することを特徴とする請求項１に記載の蓄電システム。
4. 前記放電関数決定部は、
   前記直流バスの電圧を第１軸、前記蓄電池群が放電すべき電流を第２軸とする２次元座標系に前記放電関数をプロットしたときに、前記放電関数が前記第１軸と交わる切片の値を、前記蓄電池管理ユニット毎に個別に設定することを特徴とする請求項２または３に記載の蓄電システム。
5. 前記放電関数決定部は、
   前記直流バスの電圧を第１軸、前記蓄電池群が放電すべき電流を第２軸とする２次元座標系に前記放電関数をプロットしたときに、前記放電関数の傾きを、前記蓄電池管理ユニット毎に個別に設定することを特徴とする請求項２から４のいずれかに記載の蓄電システム。
6. 直流バスによって並列に接続された複数の蓄電池群を統括的に制御する管理装置であって、
   前記複数の蓄電池群それぞれで計測された前記蓄電池群に関する物理量を取得する物理量取得部と、
   前記物理量取得部が取得した物理量をもとに、前記複数の蓄電池群それぞれに１対１で接続されている蓄電池管理ユニットに対して個別に決定される複数の放電関数を決定する放電関数決定部と、
   前記放電関数決定部が決定した放電関数を、前記複数の蓄電池群と１対１で接続される複数の蓄電池管理ユニットそれぞれに設定する放電関数設定部とを備え、
   前記放電関数は、前記直流バスの電圧が低いほど、前記蓄電池群が放電すべき電流が多くなるように定められる１次関数であることを特徴とする管理装置。
7. 蓄電池管理ユニットに接続され、蓄電池群の放電を実行するＤＣ／ＤＣコンバータであって、
   前記蓄電池管理ユニットから放電量を定めるための基準となる放電関数の入力を受け付ける放電関数受付部と、
   前記蓄電池群と、前記蓄電池群とは異なる他の蓄電池群とを並列に接続する直流バスの電圧を取得する電圧取得部と、
   前記電圧取得部が取得した前記直流バスの電圧をもとに、前記放電関数受付部が受け付けた放電関数から定まる電流量を、接続された蓄電池群に放電させる放電実行部とを備え、
   前記放電関数受付部が受け付けた前記放電関数は、前記直流バスの電圧が低くなるほど放電すべき電流が多くなるように定められた１次関数であり、前記直流バスに接続する複数の蓄電池群それぞれに関する物理量をもとに定められていることを特徴とするＤＣ／ＤＣコンバータ。

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