JP6436805B2 - 蓄電パワーコンディショナシステム - Google Patents

Description

この発明は、複数の蓄電池を有する蓄電池部と、家電製品などの製品へ直流又は交流を給電する双方向のパワーコンディショナとを備える、蓄電パワーコンディショナシステムに関する。

蓄電池部と双方向パワーコンディショナにより構成される従来の蓄電パワーコンディショナシステムにおいて、双方向パワーコンディショナは内部に双方向コンバータ及び双方向インバータを有しているのが一般的である。したがって、双方向パワーコンディショナを介した蓄電池による放電動作時に、双方向コンバータにより、双方向インバータの動作に必要な電圧に昇圧する昇圧動作を行う。

また、双方向パワーコンディショナを介して、太陽光パワーコンディショナの自立発電出力（単相二線AC100V）によって蓄電池部を充電する場合、双方向インバータにより、双方向コンバータの動作に必要な電圧に自立発電出力を昇圧する昇圧動作を行うとともに、昇圧された電圧を、双方向コンバータにより、蓄電池部の充電条件に合う電圧に降圧する降圧動作を行った後、自立発電出力により得られた電力を蓄電池部に充電する充電動作を行うのが一般的である。

上述した蓄電池部による充放電動作（充電動作及び放電動作）を行う蓄電パワーコンディショナシステムとして例えば、特許文献１で開示されたパワーコンディショナシステムがある。

国際公開第２０１３／０４６６３８号パンフレット（第１図）

従来の蓄電パワーコンディショナシステムにおいて、蓄電池部の充放電動作時における電池電圧は、蓄電池の総セル数で一意に決定されており、双方向パワーコンディショナ内の双方向コンバータは、充放電動作のために電池電圧よりも高い電圧に昇圧する必要があり、エネルギー効率良く充放電動作ができないという問題点があった。

例えば、セル電圧が、３．７Ｖの蓄電池を４５個直列に接続して蓄電池モジュールを構成する場合、電池電圧は、約１６７Ｖ（＝３．７×４５）となる。この蓄電池モジュールを直列に２個接続して蓄電池部を構成する場合、電池電圧は３３４Ｖ（＝１６７×２）となる。

このような蓄電池部から、双方向パワーコンディショナを介して、電源系統側（ＡＣ２００Ｖ）の負荷に放電動作を行う場合、双方向パワーコンディショナ内の双方向コンバータは、電池電圧３３４Ｖを双方向インバータが動作可能な母線電圧ＤＣ３６０Ｖに昇圧する昇圧動作を行い、双方向パワーコンディショナ内の双方向インバータによりＤＣ３６０ＶをＡＣ２００Ｖに降圧する降圧動作を行っている。

また、双方向パワーコンディショナを介して、太陽光パワーコンディショナによる自立発電出力（単相二線ＡＣ１００Ｖ）によって蓄電池部を充電する充電動作を行う場合も、双方向インバータにより、自立発電出力ＡＣ１００を母線電圧ＤＣ３６０Ｖへ昇圧する昇圧動作を行い、双方向コンバータにより、ＤＣ３６０Ｖを電池電圧（３３４＋α）Ｖ（充電電流制御のため、若干高いαＶを追加）に降圧する降圧動作を行った後、蓄電池部を充電している。

上記電源系統から蓄電池部を充電する充電動作を実行する場合も同様に、系統電圧ＡＣ２００Ｖを双方向インバータにより母線電圧ＤＣ３６０Ｖに昇圧する昇圧動作を行い、双方向コンバータにより、ＤＣ３６０Ｖを電池電圧（３３４＋α）Ｖへ降圧する降圧動作を行った後、蓄電池部を充電している。

したがって、上述した充放電動作時に、双方向コンバータ及び双方向インバータによる昇圧動作時あるいは降圧動作時の昇降圧比が大きくなると、エネルギー効率が悪くなるという問題点があった。

この発明は上記問題点を解決するためになされたもので、エネルギーロスの少ない蓄電池部による充放電動作を行うことができる蓄電パワーコンディショナシステムを得ることを目的とする。

この発明に係る請求項１記載の蓄電パワーコンディショナシステムは、複数の蓄電池を有する蓄電池部と、系統及び負荷からなる第１の組と太陽光パワーコンディショナ及び太陽蓄電池からなる第２の組とを含んで構成される電力充放電部と、前記蓄電池部と前記電力充放電部との間に設けられ、前記蓄電池部及び前記電力充放電部との電気的接続時に、内部で昇圧動作あるいは降圧動作を行いつつ、前記電力充放電部から前記蓄電池部への充電動作及び前記蓄電池部からの前記電力充放電部への放電動作のうち少なくとも一つの動作を含む充放電動作を行う双方向パワーコンディショナと、前記双方向パワーコンディショナに対する前記複数の蓄電池の接続状態を、直列段数が異なる複数種の接続状態のうち一の接続状態に設定する、外部スイッチ動作を行う外部スイッチ部とを備え、前記双方向パワーコンディショナは、前記電力充放電部における前記第１の組と前記双方向パワーコンディショナとの第１の電気的接続状態に関し、接続または遮断する第１の内部スイッチ動作を行う第１の内部スイッチ部と、前記電力充放電部における前記第２の組の前記太陽光パワーコンディショナと前記双方向パワーコンディショナとの第２の電気的接続状態に関し、接続または遮断する第２の内部スイッチ動作を行う第２の内部スイッチ部とを含み、前記外部スイッチ部は、前記第１及び第２の電気的接続状態に基づき、前記外部スイッチ動作の内容を決定することを特徴とする。

この発明における請求項１記載の蓄電パワーコンディショナシステムにおけるスイッチ部は、直列段数が異なる複数種の接続状態のうち一の接続状態に設定するため、双方向パワーコンディショナへの電気的接続時における蓄電池部の電池電圧を複数種類設定することができる。

その結果、双方向パワーコンディショナを介した充放電対象となる少なくとも一つの電力充放電部との間でより効率良く充放電動作が行える接続状態を適宜選択することができるため、エネルギーロスの少ない充放電動作を行うことができる。

この発明の実施の形態である蓄電パワーコンディショナシステムの構成を示すブロック図である。 本実施の形態の蓄電パワーコンディショナシステムによる系統連系充放電時における各種スイッチ部の設定状態を示す回路図である。 本実施の形態の蓄電パワーコンディショナシステムによるＰＶ−ＰＣＳからの充電時における各種スイッチ部の設定状態を示す回路図である。 本実施の形態の系統連系放電時におけるシミュレーション結果を表形式で示した説明図である。 本実施の形態のＰＶ−ＰＣＳからの充電時におけるシミュレーション結果を表形式で示した説明図である。 実施の形態の蓄電パワーコンディショナシステムの変形例を示す回路図である。

（回路構成）
図１はこの発明の実施の形態である蓄電パワーコンディショナシステムの構成を示すブロック図である。

同図に示すように、本実施の形態の蓄電パワーコンディショナシステムは、蓄電池システム３０、双方向パワーコンディショナ４０、系統１５（電力系統；単相三線ＡＣ２００Ｖ）、負荷１６、太陽光パワーコンディショナ（以下、「ＰＶ−ＰＣＳ（PhotoVoltaic-Power Conditioning System）」と略記する）１７、及び太陽蓄電池２１から構成される。

双方向パワーコンディショナ４０は接続端子２０を介して蓄電池システム３０に接続され、接続端子１３を介して系統１５に接続され、接続端子１４を介してＰＶ−ＰＣＳ１７に接続される。接続端子１３には負荷１６も接続され、太陽蓄電池２１はＰＶ−ＰＣＳ１７に接続される。

双方向パワーコンディショナ４０はＰＶ−ＰＣＳ１７を介して太陽蓄電池２１と接続することにより、太陽蓄電池２１による自立発電出力（単相二線ＡＣ１００Ｖ）を取り込むことができる。

蓄電池部である蓄電池システム３０は蓄電池１、蓄電池２及びスイッチ部３より構成される。複数の蓄電池である蓄電池１及び２はそれぞれ、セル電圧が３．７Ｖの蓄電池を４５個直列に接続してなる蓄電池モジュールであり、それぞれの定格電圧は約１６７Ｖ（＝３．７×４５）となる。

蓄電池システム３０は内部にスイッチ部３をさらに有している。スイッチ部３はリレー３ａ〜３ｃから構成され、リレー３ａ〜３ｃはそれぞれ機械的なオン／オフ動作（開閉動作）により、蓄電池１及び２の接続端子２０への接続状態Ｊ１として直列接続を設定したり、接続状態Ｊ２として並列接続を設定したりする切り換え動作を実行する。なお、接続状態Ｊ１は蓄電池１及び２が直接接続された状態で、例えば、直列接続の蓄電池１及び２の正極端子が接続端子２０の一方端子（上側の端子）に接続され、直列接続の蓄電池１及び２の負極端子が他方端子（下側の端子）に接続される状態である。接続状態Ｊ２は蓄電池１及び２が互いに並列状態で、例えば、蓄電池１及び２それぞれの正極端子が接続端子２０の一方端子に接続され、蓄電池１及び２それぞれの負極端子が他方端子間に接続される状態となる。

双方向パワーコンディショナ４０内において、双方向コンバータ（昇降圧ＤＣ／ＤＣコンバータ）は、（蓄電池リプルフィルター）コンデンサ４、（ＤＣ）リアクトル５、コンバータ用半導体素子群６により構成される。以下、双方向コンバータについて詳述する。

接続端子２０の一方端子に接続される接続線Ｌ６１及び接続端子２０の他方端子に接続される接続線Ｌ６２との間にコンデンサ４が設けられ、接続線Ｌ６１上にリアクトル５が設けられる。

コンバータ用半導体素子群６は２つのＩＧＢＴ部６ａ及び６ｂより構成される。ＩＧＢＴ部６ａ及び６ｂはそれぞれＩＧＢＴ６１とフライホイールダイオード６２との組み合わせにより構成され、フライホイールダイオード６２のアノード及びカソードがＩＧＢＴ６１のエミッタ及びコレクタに接続される。そして、ＩＧＢＴ部６ａのＩＧＢＴ６１のコレクタが接続線Ｌ６１に接続され、エミッタが接続線Ｌ６２に接続される。一方、ＩＧＢＴ部６ｂは接続線Ｌ６１上に介挿される。

そして、母線となる接続線Ｌ６１及びＬ６２間に（母線電圧平滑用）コンデンサ７が設けられ、接続線Ｌ６１及びＬ６２間に双方向インバータ（ＤＣ／ＡＣインバータ及びＡＣ／ＤＣインバータ）の主要部であるインバータ用半導体素子群８が設けられる。

上記構成の双方向コンバータは、昇圧動作時に、ＩＧＢＴ部６ａのＩＧＢＴ６１が昇圧動作用スイッチング素子として機能し、ＩＧＢＴ部６ｂのフライホイールダイオード６２がダイオード動作を行う。逆に、降圧動作時に、ＩＧＢＴ部６ｂのＩＧＢＴ６１が降圧動作用スイッチング素子として機能し、ＩＧＢＴ部６ａのフライホイールダイオード６２がダイオード動作を行う。

双方向インバータは、インバータ用半導体素子群８に加え、リアクトル９ａ及び９ｂを有する（ＡＣ）リアクトル部９並びに（ＡＣフィルター）コンデンサ１０により構成される。以下、双方向インバータについて詳述する。

インバータ用半導体素子群８は４つのＩＧＢＴ部８ａ〜８ｄより構成される。ＩＧＢＴ部８ａ〜８ｄはそれぞれＩＧＢＴ８１とフライホイールダイオード８２との組み合わせにより構成され、フライホイールダイオード８２のアノード及びカソードがＩＧＢＴ８１のエミッタ及びコレクタに接続される。そして、ＩＧＢＴ部８ａ及び８ｂそれぞれのＩＧＢＴ８１のコレクタが接続線Ｌ６１に接続され、ＩＧＢＴ部８ｃ及び８ｄのエミッタが接続線Ｌ６２に接続される。

ＩＧＢＴ部８ａのＩＧＢＴ８１のエミッタとＩＧＢＴ部８ｃのＩＧＢＴ８１コレクタとがノードＮ１で接続され、ＩＧＢＴ部８ｂのＩＧＢＴ８１のエミッタとＩＧＢＴ部８ｄのＩＧＢＴ８１コレクタとがノードＮ２で接続される。ノードＮ１及びノードＮ２に接続線Ｌ８１及び接続線Ｌ８２が接続される。そして、接続線Ｌ８１及びＬ８２上にリアクトル部９のリアクトル９ａ及び９ｂが設けられ、接続線Ｌ８１及びＬ８２間にコンデンサ１０が設けられる。

接続線Ｌ８１及びＬ８２は系統連系スイッチ部１１のリレー１１ａ及び１１ｂを介して接続端子１３の一方端子（上部側）及び他方端子（下部側）に接続される。接続線Ｌ８１及びＬ８２はさらにＰＶ−ＰＣＳ用スイッチ部１２のリレー１２ａ及び１２ｂを介して接続端子１４の一方端子（上部側）及び他方端子（下部側）に接続される。

上記構成の双方向インバータは、ＩＧＢＴ部８ａ〜８ｄそれぞれのＩＧＢＴ８１をＰＷＭ(Pulse Width Modulation)制御することにより直流を交流に変換する。双方向インバータの動作時において、ＩＧＢＴ部８ａのＩＧＢＴ８１、リアクトル９ａ、コンデンサ１０、リアクトル９ｂ及びＩＧＢＴ部８ｄのＩＧＢＴ８１からなる第１の電流経路と、ＩＧＢＴ部８ｂのＩＧＢＴ８１、リアクトル９ｂ、コンデンサ１０、リアクトル９ａ及びＩＧＢＴ部８ｃのＩＧＢＴ８１からなる第２の電流経路とが電流経路となる。なお、上述した第１及び第２の電流経路は、経路上のＩＧＢＴ８１がオンする期間に形成される電流経路である。このような構成の双方向インバータはＩＧＢＴ部８ａ〜８ｄのＩＧＢＴ８１をＰＷＭ制御することにより、自由に周波数（ＡＣ化）及び電圧を制御することができる。

さらに、双方向インバータは、双方向コンバータと同様な原理の昇圧動作及び降圧動作が可能である。例えば、接続線Ｌ８１及びＬ８２上のＡＣ２００Ｖに対し、リアクトル９ａが昇圧用リアクトル、ＩＧＢＴ部８ｃのＩＧＢＴ８１が昇圧用スイッチング素子、ＩＧＢＴ部８ａのフライホイールダイオード８２が昇圧用ダイオードとして機能することにより、接続線Ｌ６１及びＬ６２間の母線電圧ＭＶが昇圧されコンデンサ７により平滑化される。

なお、上述した双方向インバータ及び双方向コンバータは共に既知の一般的な回路であるため、さらなる詳細な説明は省略する。

（接続状態Ｊ１（直列接続）の設定）
図２は、本実施の形態の蓄電パワーコンディショナシステムによる系統連系充放電時のスイッチ部３、系統連系スイッチ部１１及びＰＶ−ＰＣＳ用スイッチ部１２の設定状態を示す回路図である。

同図に示すように、スイッチ部３のリレー３ａ〜３ｃのうち、リレー３ｂはオン状態（閉；導通状態）、リレー３ａ及び３ｃはオフ状態（開；非導通状態）に設定される。その結果、蓄電池１及び２は接続端子２０の一方端子，他方端子間に直列に接続された接続状態Ｊ１（第１の接続状態）に設定される。その結果、蓄電池システム３０における電池電圧は、高電圧（約３３４Ｖ＝１６７Ｖ×２）となり、蓄電池２の正極端子が接続端子２０の一方端子に電気的に接続され、蓄電池２の負極端子に蓄電池１の正極端子が電気的に接続され、蓄電池１の負極端子が接続端子２０の他方端子に電気的に接続される。

一方、系統連系スイッチ部１１のリレー１１ａ及び１１ｂは共にオン状態となり、系統１５及び負荷１６が接続される接続端子１３が接続線Ｌ８１及びＬ８２に電気的に接続され、ＰＶ−ＰＣＳ用スイッチ部１２のリレー１２ａ及び１２ｂは共にオフ状態となり、ＰＶ−ＰＣＳ１７が接続される接続端子１４は接続線Ｌ８１及びＬ８２と電気的に遮断される。

図２で示すスイッチ部３、系統連系スイッチ部１１及びＰＶ−ＰＣＳ用スイッチ部１２の設定状態において、双方向パワーコンディショナ４０を介して蓄電池システム３０から系統１５側に設けられた負荷１６に向けて放電する放電動作を実行する場合を考える。この場合、蓄電池システム３０の電池電圧（ＤＣ３３４Ｖ）は、双方向コンバータ（昇降圧ＤＣ／ＤＣコンバータ）により、接続線Ｌ６１及びＬ６２間の電圧である母線電圧ＤＣ３６０Ｖに昇圧され、母線電圧平滑用のコンデンサ７の印加電圧はＤＣ３６０Ｖとなる。

昇圧された母線電圧ＤＣ３６０Ｖは、双方向インバータ（ＤＣ／ＡＣインバータ）により、ＡＣ２００Ｖに変換（降圧を含む）され、接続線Ｌ８１及びＬ８２及び接続端子１３を介して負荷１６に向けて放電される放電動作が行われる。

一方、双方向パワーコンディショナ４０を介して、系統１５から蓄電池システム３０に充電する充電動作を実行する場合は、系統１５の電圧ＡＣ２００Ｖは、双方向インバータ（ＡＣ／ＤＣインバータ）により、接続線Ｌ６１及びＬ６２間の母線電圧ＤＣ３６０Ｖに昇圧される。このとき、母線電圧平滑用のコンデンサ７の印加電圧はＤＣ３６０Ｖとなる。

双方向インバータにより昇圧された母線電圧ＤＣ３６０Ｖは、双方向コンバータ（昇降圧ＤＣ／ＤＣコンバータ）により、蓄電池システム３０用の電圧（ＤＣ３３４＋α）Ｖに降圧された後、系統１５により得たエネルギーを蓄電池システム３０に充電する充電動作が行われる。

このように、本実施の形態の蓄電パワーコンディショナシステムによる系統１５及び負荷１６（電力充放電部）との接続時における、蓄電池システム３０による充放電動作は接続状態Ｊ１（直列接続）で行われる。

（接続状態Ｊ２（並列接続）の設定）
図３は、本実施の形態の蓄電パワーコンディショナシステムによるＰＶ−ＰＣＳからの充電時のスイッチ部３、系統連系スイッチ部１１及びＰＶ−ＰＣＳ用スイッチ部１２の設定状態を示す回路図である。

同図に示すように、スイッチ部３のリレー３ａ〜３ｃのうち、リレー３ｂはオフ状態、リレー３ａ及び３ｃがオン状態に設定される。その結果、蓄電池１及び２は接続端子２０の一方端子，他方端子間にそれぞれ並列に接続された接続状態Ｊ２（第２の接続状態）に設定される。その結果、蓄電池システム３０における電池電圧は、低電圧（約１６７Ｖ）となり、蓄電池１及び２それぞれの正極端子が接続端子２０の一方端子に電気的に接続され、負極端子が接続端子２０の他方端子に電気的に接続される。

一方、系統連系スイッチ部１１のリレー１１ａ及び１１ｂは共にオフ状態となり、系統１５が接続される接続端子１３は接続線Ｌ８１及びＬ８２と電気的に遮断され、ＰＶ−ＰＣＳ用スイッチ部１２のリレー１２ａ及び１２ｂは共にオン状態となり、ＰＶ−ＰＣＳ１７が接続される接続端子１４は接続線Ｌ８１及びＬ８２に電気的に接続される。

ＰＶ−ＰＣＳ１７から蓄電池システム３０を充電する充電動作を実行する場合、ＰＶ−ＰＣＳ１７の自立発電出力（単相二線ＡＣ１００Ｖ）は、双方向インバータ（ＡＣ／ＤＣインバータ）により、母線電圧ＤＣ１８０Ｖに昇圧され、母線電圧平滑用のコンデンサ７の印加電圧はＤＣ１８０Ｖとなる。昇圧された母線電圧ＤＣ１８０Ｖは、双方向コンバータにより、蓄電池システム３０の充電用の電圧ＤＣ（１６７＋α）Ｖに降圧され、ＰＶ−ＰＣＳ１７により得たエネルギー（電力）を蓄電池システム３０に充電する充電動作を行う。

このように、本実施の形態の蓄電パワーコンディショナシステムによる太陽蓄電池２１及びＰＶ−ＰＣＳ１７（電力充放電部）との接続時における、蓄電池システム３０による充電動作は接続状態Ｊ２（並列接続）で行われる。

本実施の形態の蓄電パワーコンディショナシステムは以上のように動作することにより、系統１５及び負荷１６からなる電力充放電部に対して行う蓄電池システム３０による充放電動作を実行する場合は、図２に示すように、蓄電池システム３０の蓄電池１及び２はスイッチ部３によって接続状態Ｊ１に設定される。

したがって、蓄電池システム３０の電池電圧を高電圧で接続（蓄電池１及び２の直列接続）することにより、双方向インバータの昇圧比を比較的低くすることができる。また、系統１５の電圧ＡＣ２００Ｖから蓄電池システム３０への充電動作を実行する場合も、昇圧された母線電圧平滑用コンデンサ７の電圧ＤＣ３６０Ｖを蓄電池システム３０に充電する際、双方向コンバータによりＤＣ（３３４＋α）Ｖまでしか降圧する必要がなく、降圧比を低くできる。

一方、ＰＶ−ＰＣＳ１７から蓄電池システム３０への充電動作を実行する場合は、図３に示すように、蓄電池システム３０の蓄電池１及び２はスイッチ部３によって接続状態Ｊ２に設定される。

したがって、蓄電池システム３０の電池電圧を低電圧で接続（蓄電池１及び２の並列接続）することにより、ＰＶ−ＰＣＳ１７からの自立発電出力（単相二線ＡＣ１００Ｖ）の双方向インバータ（AC/DCインバータ）での昇圧は、母線電圧ＤＣ１８０Ｖに抑えることが可能となり、双方向コンバータにより、蓄電池システム３０の充電用にＤＣ（１６７＋α）Ｖに降圧すればよく、降圧比を低くできる。

母線電圧は、双方向コンバータが動作可能なように、蓄電池システム３０への蓄電用の電圧及び系統１５用の電圧より高く設定する必要があり、双方向インバータ及び双方向コンバータが安定性良く動作するためには、蓄電池システム３０と対向する電力充放電部の動作電圧の１．５倍程度に母線電圧を設定する必要ある。なお、本明細書において電力充放電部とは、双方向パワーコンディショナ４０を介して蓄電池システム３０に対する充電動作及び蓄電池システム３０からの放電動作のうち少なくとも一つの動作を行う構成部を意味する。具体的には、系統１５及び負荷１６の組並びにＰＶ−ＰＣＳ１７及び太陽蓄電池２１の組が電力充放電部に該当する。

このように、本実施の形態の蓄電池システム３０は、スイッチ部３による切り換え動作によって、蓄電池１及び２間の接続状態を接続状態Ｊ１（直列接続）あるいは接続状態Ｊ２（並列接続）に切替え、蓄電池システム３０の双方向パワーコンディショナ４０の接続時における電池電圧値を変えることができる。

その結果、接続状態Ｊ１に設定して系統１５及び負荷１６との充放電動作及び接続状態Ｊ２に設定してＰＶ−ＰＣＳ１７との充電動作を実行することにより、双方向パワーコンディショナ４０内における双方向インバータあるいは双方向コンバータによる電圧昇降圧比を低く抑えることができるため、回路ロス（エネルギーロス）を減らすことが可能となり、高いエネルギー効率で蓄電パワーコンディショナシステムを実現することができる。

（シミュレーション結果）
蓄電池システム３０を接続状態Ｊ１及び接続状態Ｊ２にそれぞれ設定した場合における双方向パワーコンディショナ４０内の双方向コンバータ及び双方向インバータにおける昇降圧用半導体ロスをシミュレーションにより検証する。

蓄電池システム３０内の蓄電池１及び２はそれぞれ定格電圧ＤＣ１６７Ｖを有し、昇降圧用半導体（コンバータ用半導体素子群６及びインバータ用半導体素子群８）には、三菱電機製IPM PM75CL1A060を使用し、シミュレーションソフトは、三菱パワーモジュール損失シミュレータ（Melcosim）を使用している。

図４及び図５は各動作時のシミュレーション結果を表形式で示した説明図である。図４は系統１５への接続時（図２参照）における放電動作時、図５はＰＶ−ＰＣＳ１７への接続時（図３参照）における充電動作時の半導体（エネルギー）ロス結果を示している。

簡易的にシミュレーションを実施するため、以下の条件とする。蓄電池システム３０への充放電電力は１５００Ｗ（＝昇圧ＣＮＶ出力電力ＣＯＰ＝入力電力ＩＰ）、スイッチング素子をオン，オフさせるスイッチング周波数は１８．２ｋＨｚとする。なお、スイッチング素子とは、具体的にはＩＧＢＴ部６ａ及び６ｂ内のＩＧＢＴ６１及びＩＧＢＴ部８ａ〜８ｄ内のＩＧＢＴ８１を意味する。充電時の双方向インバータの動作は、昇圧チョッパーとして考え、入力はＡＣ１００Ｖであるが、簡易的にＤＣ１００Ｖと仮定して考える。

なお、図４において、シミュレーション結果Ｓ１は接続状態Ｊ１（直列接続）に設定した場合のシミュレーション結果、シミュレーション結果Ｓ２は接続状態Ｊ２（並列接続）に設定した場合のシミュレーション結果を示している。また、図５において、シミュレーション結果Ｓ３は接続状態Ｊ１に設定した場合のシミュレーション結果、シミュレーション結果Ｓ４は接続状態Ｊ２に設定した場合のシミュレーション結果を示している。

１．系統連系放電時の場合（図４）
接続状態Ｊ１にして直列に接続された蓄電池１及び２の電池電圧ＢＶは、ＤＣ３３４Ｖとなる。系統１５及び負荷１６に連系するため、コンバータ用半導体素子群６を主要構成とする双方向コンバータにより電池電圧ＢＶを、ＤＣ３６０Ｖへ昇圧する（接続線Ｌ６１及びＬ６２間の母線電圧ＭＶ＝ＤＣ３６０Ｖ）。なお、昇圧ＣＮＶ出力電流ＣＯＣは４．１７Ａ（＝１５００／３６０）となる。

この時、シミュレーション結果Ｓ１として、図４(a)に示すように、昇圧コンバータ動作時のＴｒロスであるトランジスタロスＴＬ１は１１．７９Ｗ、ＤｉロスであるダイオードロスＤＬ１は７．４２Ｗとなり、双方向コンバータにおける半導体の合計のエネルギーロスであるＣＮＶロス合計ＣＬ１は、１９．２１Ｗとなった。なお、トランジスタロスＴＬ１は昇圧動作に関与するＩＧＢＴ部６ａにおける一単位のＩＧＢＴ６のエネルギーロスを示し、ダイオードロスＤＬ１は昇圧動作に関与するＩＧＢＴ部６ｂにおける一単位のフライホイールダイオード６２のエネルギーロスを示している。

一方、接続状態Ｊ２にして蓄電池１及び２を並列に接続した場合、電池電圧ＢＶはＤＣ１６７Ｖとなる。この場合も、系統１５及び負荷１６に連系するため、双方向コンバータにより電池電圧ＢＶを、昇圧してＤＣ３６０Ｖの母線電圧ＭＶを得る。

この時、シミュレーション結果Ｓ２として、図４(a)に示すように、トランジスタロスＴＬ２は２２．６０Ｗ、ダイオードロスＤＬ１は１０．６３Ｗとなり、ＣＮＶロス合計ＣＬ１は３３．２３Ｗとなった。

接続状態Ｊ１及び接続状態Ｊ２のいずれの場合も、ＤＣ３６０Ｖ（母線電圧ＭＶ＝ＤＣ３６０Ｖ）をＡＣ２００Ｖへ変換するため、シミュレーション結果Ｓ１及びＳ２のいずれの場合も、図４(b)に示すように、トランジスタロスＴＬ２が３９．５２Ｗ、ダイオードロスＤＬ２が１３Ｗとなり、双方向インバータの半導体ロスであるＩＮＶロス合計ＩＬ１は、５９．５２Ｗとなる。なお、トランジスタロスＴＬ２及びダイオードロスＤＬ２はＩＧＢＴ部８ａ〜８ｄにおける４つのＩＧＢＴ８１及び４つのフライホイールダイオード８２におけるエネルギーロスを示している。

したがって、系統１５側への放電時に電池電圧ＢＶを母線電圧ＤＣ３６０Ｖに昇圧する場合、蓄電池１及び２は接続状態Ｊ１による直列接続として、電池電圧ＢＶを高くした方が半導体ロスが少ないことが分かる。すなわち、図４(c)に示すように、接続状態Ｊ１時のＣＮＶ（半導体）ロス合計ＣＬ１の差１４．０２Ｗ（直列時「１９．２１Ｗ」に対し、並列時は「３３．２３Ｗ」）が、シミュレーション結果Ｓ１及びＳ２間における半導体ロス合計ＳＬ１の差（９２．７５−７８．７３）Ｗとして現れる。

したがって、本実施の形態は、双方向パワーコンディショナ４０を介して、蓄電池システム３０と系統１５との間で放電動作を行う場合は、蓄電池システム３０の蓄電池１及び２間は接続状態Ｊ１の直列接続にすることにより、接続状態Ｊ２の並列接続の場合と比較してエネルギーロスを少なくすることができるが検証された。

すなわち、双方向パワーコンディショナ４０を介して蓄電池システム３０と系統１５及び負荷１６とを電気的に接続する場合は、蓄電池システム３０の負荷１６への放電動作を重視して、蓄電池システム３０は接続状態Ｊ１の直列接続を行うことが望ましいことが確認された。

２．ＰＶ充電時の場合（図５）
双方向パワーコンディショナ４０を介して蓄電池システム３０とＰＶ−ＰＣＳ１７とを接続する場合におけるＰＶ−ＰＣＳ１７から蓄電池システム３０への充電動作を行う場合を考える。

接続状態Ｊ１にして直列に蓄電池１及び２が接続された場合、電池電圧ＢＶはＤＣ３３４Ｖ、母線電圧ＭＶはＤＣ３６０Ｖとなる。１５００Ｗｈのエネルギーを蓄電池システム３０に充電する場合、母線電圧ＭＶをＤＣ３６０Ｖにすると半導体ロスは、以下となる。

シミュレーション結果Ｓ３として、図５(a)に示すように、双方向コンバータにおける降圧コンバータのトランジスタロスＴＬ３は１４．７９Ｗ、ダイオードロスＤＬ３は４．５Ｗとなり、ＣＮＶロス合計ＣＬ２は１９．２９Ｗとなった。なお、トランジスタロスＴＬ３は降圧動作に関与するＩＧＢＴ部６ｂにおける一単位のＩＧＢＴ６のエネルギーロスを示し、ダイオードロスＤＬ１は降圧動作に関与するＩＧＢＴ部６ａにおける一単位のフライホイールダイオード６２のエネルギーロスを示している。

また、ＰＶ−ＰＣＳ１７のＡＣ１００Ｖを母線電圧ＤＣ３６０Ｖへ昇圧する双方向インバータのロスは次の通りとなる。

簡易的に考えるため、入力電圧＝１００Ｖ、出力電圧（母線電圧ＭＶ）＝３６０Ｖ、入出力電流（ＣＩＣ，ＩＯＣ）＝４．１７Ａ（＝１５００Ｗ）とする。この時、図５(b)に示すように、シミュレーション結果Ｓ３として、双方向インバータのトランジスタロスＴＬ４は、３８．５３Ｗ、ダイオードロスＤＬ４は、１５．１２Ｗとなり、ＩＮＶロス合計ＣＬ２は、５３．６５Ｗとなった。なお、トランジスタロスＴＬ４及びダイオードロスＤＬ４はＩＧＢＴ部８ａ〜８ｄにおける４つのＩＧＢＴ８１及び４つのフライホイールダイオード８２におけるエネルギーロスを示している。

したがって、接続状態Ｊ１に設定して蓄電池１及び２を直列接続した場合（電池電圧ＢＶ＝ＤＣ３３４Ｖ）の、半導体ロス合計ＳＬ２は、図５(c)に示すように、７２．９４Ｗ（=19.29W＋53.65W）となる。

一方、接続状態Ｊ２に設定した蓄電池１及び２を並列に接続した場合、電池電圧ＢＶはＤＣ１６７Ｖとなる。１５００Ｗｈのエネルギーを蓄電池１及び２に蓄える場合、母線電圧ＭＶを１８０Ｖとする。なぜなら、電池電圧ＢＶ及びＰＶ−ＰＣＳ１７のＤＣ電圧が低いため、母線電圧ＭＶを３６０Ｖにする必要はないからである。その結果、降圧コンバータの降圧ＣＮＶ入力電流ＣＩＣは、８．３３Ａとなり、図５(a)に示すように、シミュレーション結果Ｓ４として、トランジスタロスＴＬ３は１６．２７Ｗ、ダイオードロスＤＬ３＝４．１３Ｗとなり、ＣＮＶロス合計ＣＬ２は２０．４Ｗとなった。

また、ＰＶ−ＰＣＳ１７のＡＣ１００Ｖを母線電圧ＭＶのＤＣ１８０Ｖへ昇圧する双方向インバータのロスは次の通りとなる。

簡易的に考えるため、入力電圧＝１００Ｖ、出力電圧＝１８０Ｖ、ＩＮＶ出力電流ＩＯＣ＝８．３３Ａ（＝１５００Ｗ）とする。

この時、シミュレーション結果Ｓ４として、図５(b)に示すように、トランジスタロスＴＬ４は２０．４６Ｗ、ダイオードロスＤＬ４は、１３．５１Ｗとなり、ＩＮＶロス合計ＩＬ２として３３．９７Ｗが得られた。

したがって、図５(c)に示すように、接続状態Ｊ２に設定した蓄電池１及び２を並列接続した場合（電池電圧ＢＶ＝ＤＣ１６７Ｖ）の半導体ロス合計ＳＬ２は５４．３７Ｗ（＝20.4W＋33.97W）となる。

このように、ＰＶ−ＰＣＳ１７のＡＣ１００Ｖで蓄電池システム３０を充電する充電動作を実行する場合、蓄電池システム３０は接続状態Ｊ２に設定して蓄電池１及び２を並列接続とし、母線電圧ＭＶを低く抑えた方が、半導体ロスが少なくなることが分かる。すなわち、蓄電池１及び２の並列接続時は、直列接続時に比べ、半導体ロス合計ＳＬ２を約１８．５７Ｗ（＝７２．９４−５４．３７）、低く抑えることができる。

したがって、本実施の形態は、双方向パワーコンディショナ４０を介して、蓄電池システム３０とＰＶ−ＰＣＳ１７との間で充電動作を行う場合は、蓄電池システム３０の蓄電池１及び２間を接続状態Ｊ２の並列接続にすることにより、接続状態Ｊ１の直列接続の場合と比較してエネルギーロスを少なくすることができることが検証された。

以上説明したように、本実施の形態の蓄電パワーコンディショナシステムは、スイッチ部３の切り換え動作により、蓄電池システム３０の双方向パワーコンディショナ４０に対する接続状態を接続状態Ｊ１及び接続状態Ｊ２の一方に設定することにより、蓄電池１及び２間の接続状態を直列あるいは並列に選択的に設定することができる。このため、蓄電池システム３０の充放電動作に最適な母線電圧ＭＶに設定して双方向コンバータ及び双方向インバータの昇降圧比を低い方に変更できるようになり、蓄電池システム３０による充放電動作時におけるエネルギーロスを大幅に低減することが可能となる。その結果、本実施の形態の蓄電パワーコンディショナシステムは動作時の省エネルギー化を図ることができる。

すなわち、本実施の形態の蓄電パワーコンディショナシステムにおいて蓄電池システム３０内に設けられるスイッチ部３は、直列段数が異なる複数種の接続状態である接続状態Ｊ１及びＪ２のうち一の接続状態に設定するため、双方向パワーコンディショナ４０への電気的接続時における蓄電池部である蓄電池システム３０の電池電圧ＢＶを２種類設定することができる。

その結果、本実施の形態の蓄電パワーコンディショナシステムは、双方向パワーコンディショナ４０を介した充放電対象となる少なくとも一つの電力充放電部である系統１５及び負荷１６あるいはＰＶ−ＰＣＳ１７及び太陽蓄電池２１との間でより効率良く充放電動作が行える接続状態を適宜選択することができるため、エネルギーロスの少ない充放電動作を行うことができる。

さらに、蓄電パワーコンディショナシステムを流れる電流を低下させることにより、蓄電パワーコンディショナシステム用の放熱フィン等との部品の小型化も図ることができる。

なお、上述した実施の形態では、２つの蓄電池１及び２との間における直列接続である接続状態Ｊ１と並列接続である接続状態Ｊ２とを切り換え設定できるスイッチ部３を示した。

しかしながら、実施の形態の考え方を拡張して、３以上を含む複数の蓄電池間における接続を行う場合でも本願発明は適用可能である。

すなわち、蓄電池システム３０が複数の蓄電池で構成されている場合、スイッチ部３に相当するスイッチ部は、複数の蓄電池による双方向パワーコンディショナ４０への接続状態を、直列段数が互いに異なる複数種の接続状態のうち一の接続状態に設定できるように構成すれば良い。

そして、複数種の接続状態は第１及び第２の接続状態を含み、この第１の接続状態における直列段数Ｄ１（≧２）と第２の接続状態における直列段数Ｄ２（≧１）との間において、接続条件ＣＪ１（第１の接続条件）である｛Ｄ１＞Ｄ２｝を満足すればよい。

図１〜図３で示した本実施の形態では、２つの蓄電池１及び２により蓄電池システム３０が構成されるため、Ｄ１＝２、Ｄ２＝１となる。なお、蓄電池１及び２内の電池セル単位で考えるとＤ１＝９０、Ｄ２＝４５となる。

したがって、本実施の形態において、第１及び第２の接続条件に対応する接続状態Ｊ１及びＪ２は、上述した接続条件ＣＪ１を満足することができる。

また、図２で示した接続状態Ｊ１における並列接続数Ｐ１は“１”、すなわち、直列であり、図３で示した接続状態Ｊ２における並列接続数Ｐ２は“２”となる。

したがって、本実施の形態の蓄電パワーコンディショナシステムは、接続条件ＣＪ１に加え、接続条件ＣＪ２（第２の接続条件）である｛Ｄ１×Ｐ１＝Ｄ２×Ｐ２｝を満足する。

以下、説明の簡略化のため、仮に蓄電池１及び２が｛蓄電容量：１０ｋＷｈ、電池定格電圧：１００Ｖ、電池許容電流：１０Ａ｝の仕様であったと仮定する。

接続状態Ｊ１の蓄電池１及び２の直列接続した場合、電池電圧ＢＶは２００Ｖ、電池許容電流は１０Ａとなるため、蓄電池容量：２０ｋＷｈとなる。

一方、接続状態Ｊ２の蓄電池１及び２の並列接続の場合、電池電圧ＢＶは１００Ｖ、電池許容電流は２０Ａとなるため、蓄電池容量：２０ｋＷｈとなる。その結果、接続状態Ｊ１及びＪ２の蓄電池容量は共に「２０ｋＷｈ」で一致する。

このように、実施の形態は上述した接続条件ＣＪ１及び接続条件ＣＪ２を共に満足することにより、蓄電池システム３０に対し同一条件で充電動作を行う場合、充電動作後の複数の蓄電池それぞれの電池容量値に差を生じさせることなく、エネルギーロスの少ない充放電動作を行うことができる。

さらに、実施の形態のスイッチ部３は、総計が２つ（＝Ｄ１）の蓄電池１及び２の間における直列接続を接続状態Ｊ１、並列接続を接続状態Ｊ２としている。すなわち、上述した接続条件ＣＪ１及びＣＪ２に加え、接続条件ＣＪ３（第３の条件）である｛Ｐ１＝１，Ｄ２＝Ｄ１／２、Ｐ２＝２｝をさらに満足している。

その結果、蓄電池システム３０内にスイッチ部３を比較的簡単な構成で設けることができる効果を奏する。

加えて、スイッチ部３は蓄電池システム３０内に設けられるため、双方向パワーコンディショナ４０のハードウェア構成を変更したりする必要がないため、蓄電パワーコンディショナシステムを比較的簡単な構成で実現することができる。

（変形例）
図６は実施の形態の蓄電パワーコンディショナシステムの変形例を示す回路図である。同図に示すように、スイッチ部３はさらに電池異常検出部３３を内蔵している。

電池異常検出部３３は蓄電池１及び２をモニタし、蓄電池１あるいは蓄電池２の異常検出時に遮断を指示する接続遮断信号Ｓ３３をスイッチ部３に出力する。スイッチ部３は遮断を指示する接続遮断信号Ｓ３３の受信時に、リレー３ａ〜３ｃを全てオフ状態とする非接続状態設定機能を有している。

このように、図６に示す変形例の蓄電パワーコンディショナシステムのスイッチ部３はリレー３ａ〜３ｃを全てオフ状態とすることにより、蓄電池システム３０を双方向パワーコンディショナ４０から電気的に切り離す非接続状態設定機能を有している。このため、蓄電池１及び２の異常発生時に、遮断を指示する接続遮断信号Ｓ３３を受信するとスイッチ部３の非接続状態設定機能を働かせることにより、蓄電パワーコンディショナシステムを安定に停止することができる。

図６で示した変形例を含む本実施の形態では、スイッチ部３をリレー３ａ〜３ｃによる機構的な接続を用いているが、リレー３ａ〜３ｃに代えて半導体を利用した電気的なスイッチを用いても問題ない。

本実施の形態では、蓄電池システム３０内に設けられたスイッチ部３を示したが、スイッチ部３を蓄電池システム３０の外部に設けても良い。この場合、蓄電池１及び２それぞれの正極端子及び負極端子が外部と電気的接続が可能になるように蓄電池システム３０を構成する必要がある。

本実施の形態では、双方向コンバータとして非絶縁型昇圧コンバータを採用しているが、トランスを用いた絶縁型コンバータを用いても問題ない。

本実施の形態では、系統１５の電圧及びＰＶ−ＰＣＳ１７の電圧は、交流電圧を想定しているが、今後導入が進められている直流給電システムから供給される直流電圧を用いても問題ない。ただし、この場合、インバータ用半導体素子群８に代えて、コンバータ用半導体素子群６に相当する昇降圧用半導体素子群が必要となる。

なお、本発明は、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。

１，２ 蓄電池、３ スイッチ部、４，７，１０ コンデンサ、５ リアクトル、６ コンバータ用半導体素子群、８ インバータ用半導体素子群、９ リアクトル部、１１ 系統連系スイッチ部、１２ ＰＶ−ＰＣＳ用スイッチ部、１３，１４，２０ 接続端子、１５ 系統、１６ 負荷、１７ ＰＶ−ＰＣＳ、２１ 太陽蓄電池、３０ 蓄電池システム、３３ 電池異常検出部、４０ 双方向パワーコンディショナ。

Claims (5)

1. 複数の蓄電池を有する蓄電池部と、
   系統及び負荷からなる第１の組と太陽光パワーコンディショナ及び太陽蓄電池からなる第２の組とを含んで構成される電力充放電部と、
   前記蓄電池部と前記電力充放電部との間に設けられ、前記蓄電池部及び前記電力充放電部との電気的接続時に、内部で昇圧動作あるいは降圧動作を行いつつ、前記電力充放電部から前記蓄電池部への充電動作及び前記蓄電池部からの前記電力充放電部への放電動作のうち少なくとも一つの動作を含む充放電動作を行う双方向パワーコンディショナと、
   前記双方向パワーコンディショナに対する前記複数の蓄電池の接続状態を、直列段数が異なる複数種の接続状態のうち一の接続状態に設定する、外部スイッチ動作を行う外部スイッチ部とを備え、
   前記双方向パワーコンディショナは、
   前記電力充放電部における前記第１の組と前記双方向パワーコンディショナとの第１の電気的接続状態に関し、接続または遮断する第１の内部スイッチ動作を行う第１の内部スイッチ部と、
   前記電力充放電部における前記第２の組の前記太陽光パワーコンディショナと前記双方向パワーコンディショナとの第２の電気的接続状態に関し、接続または遮断する第２の内部スイッチ動作を行う第２の内部スイッチ部とを含み、
   前記外部スイッチ部は、前記第１及び第２の電気的接続状態に基づき、前記外部スイッチ動作の内容を決定することを特徴とする、
   パワーコンディショナシステム。
2. 請求項１記載の蓄電パワーコンディショナシステムであって、
   前記複数種の接続状態は第１及び第２の接続状態を含み、
   前記第１の接続状態は直列段数Ｄ１（≧２）を有し、前記第２の接続状態は直列段数Ｄ２（≧１）を有し、
   前記第１の接続状態は並列接続数Ｐ１を有し、前記第２の接続状態は並列接続数Ｐ２を有し、
   前記第１及び第２の接続状態は、第１の接続条件｛Ｄ１＞Ｄ２｝及び第２の接続条件｛Ｄ１×Ｐ１＝Ｄ２×Ｐ２｝を満足することを特徴とする、
   蓄電パワーコンディショナシステム。
3. 請求項２記載の蓄電パワーコンディショナシステムであって、
   前記複数の蓄電池はＤ１個の蓄電池を含み、
   前記第１及び第２の接続状態は、第３の条件｛Ｐ１＝１，Ｄ２＝Ｄ１／２、Ｐ２＝２｝をさらに満足することを特徴とする、
   蓄電パワーコンディショナシステム。
4. 請求項１から請求項３のうち、いずれか１項に記載の蓄電パワーコンディショナシステムであって、
   前記外部スイッチ部は、前記蓄電池部を前記双方向パワーコンディショナに電気的に接続しない非接続状態設定機能をさらに有する、
   蓄電パワーコンディショナシステム。
5. 請求項１から請求項４のうち、いずれか１項に記載の蓄電パワーコンディショナシステムであって、
   前記外部スイッチ部は、前記蓄電池部内に設けられる、
   蓄電パワーコンディショナシステム。

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