JP7192385B2 - 蓄電システム、制御装置、及び蓄電システムの制御方法 - Google Patents

Description

本発明は蓄電システム、蓄電システムに適用される制御装置、及び蓄電システムの制御方法に関する。

太陽電池パネルを備えた太陽光発電装置が発電した電力を負荷に供給するシステムが知られている。太陽光発電のような自然エネルギーを用いた分散型電力は、自然現象に依存し発電量が左右されるため、商用電力系統からの電力も受け入れるようにシステムが構成されている。更に、太陽光発電では、発電中の出力変動が大きいため、二次電池を用いた出力の平滑化を行う蓄電システムが検討されている。

また、電力系統の安定化を行うためのリチウムイオン二次電池を用いた蓄電システムにおいて、リチウムイオン二次電池のサイクル寿命を延ばすために、待機期間中に、充電率（ＳＯＣ：State Of Charge）を所定の低い値に維持することも検討されている。

特開２０１７－１４７８０３号公報

しかしながら、このような蓄電システムの運用を長期間続けると、二次電池が劣化し、その特性が徐々に変化する。すると、運用開始時に設定された運転条件では、日照時間中の所要の出力平滑化動作が行えなくなる場合がある。

本発明の一態様は、長期に亘り、適切に出力平滑化動作を行うことができる、太陽光発電装置を利用したシステムに適用する蓄電システムを実現することを目的とする。

上記の課題を解決するために、本発明の一態様に係る蓄電システムは、太陽光発電装置からの電力を負荷に対して供給する負荷連結回路に接続される蓄電システムであって、二次電池と、前記負荷連結回路と前記二次電池との間に接続される二次電池用ＰＣＳ（Power Conditioning System）と、制御装置とを備え、前記制御装置は、一日のうちの前記太陽光発電装置の発電の開始時における前記二次電池の充電率が、前記二次電池の劣化に伴い調整される所定の開始時充電率となるように、前記二次電池の充電率を制御する構成を備える。

上記の課題を解決するために、本発明の一態様に係る制御装置は、太陽光発電装置からの電力を負荷に対して供給する負荷連結回路に接続される蓄電システムにおいて、前記蓄電システムが備える二次電池の充電率を制御する制御装置であって、一日のうちの前記太陽光発電装置の発電の開始時における前記二次電池の充電率が、前記二次電池の劣化に伴い調整される所定の開始時充電率となるように、前記二次電池の充電率を制御する構成を備える。

上記の課題を解決するために、本発明の一態様に係る蓄電システムの制御方法は、太陽光発電装置からの電力を負荷に対して供給する負荷連結回路に接続される、二次電池と、前記負荷連結回路と前記二次電池との間に接続される二次電池用ＰＣＳとを備えた蓄電システムの制御方法であって、一日のうちの前記太陽光発電装置の発電の開始時における前記二次電池の充電率が、前記二次電池の劣化に伴い調整される所定の開始時充電率となるように、前記二次電池の充電率を制御する構成を備える。

本発明の一態様に係る蓄電システムによれば、長期に亘り、適切に出力平滑化を行うことができる、太陽光発電装置を利用した電力供給システムに適用する蓄電システムを実現することができる。

本発明の一態様に係る制御装置によれば、長期に亘り、適切に出力平滑化を行うことができる、太陽光発電装置を利用した電力供給システムに適用する蓄電システムのための制御装置を実現することができる。

本発明の一態様に係る蓄電システムの制御方法によれば、長期に亘り、適切に出力平滑化を行うことができる、太陽光発電装置を利用した電力供給システムに適用する蓄電システムの制御方法を実現することができる。

本発明の実施形態１に係る蓄電システムを示す概略構成図である。 本発明の実施形態１に係る蓄電システムの特徴的な動作を示すフローチャートである。 本発明の実施形態１に係る蓄電システムが保持するデータの例である、日照時間（日の出時刻、日の入り時刻）を表すグラフである。 ２次電池のＳＯＣと開回路電圧（ＯＣＶ）の関係を示すグラフである。 ２次電池のＳＯＣと内部抵抗の関係を示すグラフである。 本発明の実施形態１に係る蓄電システムの動作を示す図である。 本発明の実施形態１に係る蓄電システムにおける、開始時ＳＯＣの調整方法を説明するための図である。 本発明の実施形態１に係る蓄電システムにおける、開始時ＳＯＣの調整方法を説明するための図である。 ２次電池の内部抵抗の評価方法を示すグラフである。

〔実施形態１〕
以下、本発明の一実施形態について、詳細に説明する。

（蓄電システムの構成）
図１は、実施形態１に係る蓄電システム１００を示す図である。図1では、蓄電システム１００と、その周辺の構成が併せて示される。

蓄電システム１００は、負荷１３が接続される負荷連結回路１０に接続される。負荷連結回路１０には、分散型電源である太陽光発電装置１１が、太陽光発電用ＰＣＳ１２を介して接続されている。太陽光発電用ＰＣＳ１２は、太陽光発電装置１１が発電する直流電力を、所定の電圧の交流電力として負荷連結回路１０に供給する装置である。更に負荷連結回路１０は、商用の交流電力系統２０から変圧器２１を介して、電力を受け入れる。

蓄電システム１００は、二次電池１１０と、負荷連結回路１０と二次電池１１０との間に接続される二次電池用ＰＣＳ１２０とを備えている。二次電池用ＰＣＳ１２０は、二次電池１１０と負荷連結回路１０との間で電力の直流／交流変換を行う。二次電池用ＰＣＳ１２０は、更に負荷連結回路１０において負荷１３に供給される電力の変動の監視と、二次電池１１０の充放電による平滑化動作を行う。また、二次電池用ＰＣＳ１２０は、二次電池１１０が放電する際、所要の電圧の交流電力を負荷連結回路１０に供給する。

さらに蓄電システム１００は、二次電池１１０を制御する充電状態制御装置１３０（制御装置）を備えている。二次電池１１０としては、リチウムイオン電池が好適に用いられ得る。容量が大きく、また比較的大電流での充放電が可能であり、変動する太陽光発電装置１１の出力を平滑化する目的に好適だからである。

（蓄電システムの基本動作）
蓄電システム１００は、天候により変動しやすい太陽光発電装置１１の出力を平滑化し、急激な変動を抑制するために設けられる。出力の急激な変動は、交流電力系統２０の不安定化をもたらし、好ましくないからである。ここで平滑化は、例示として次のように行われる。

太陽光発電装置１１の出力が、急激に増加した場合、負荷連結回路１０から負荷１３へ供給される電力が急増する。すると二次電池用ＰＣＳ１２０が電力変動を検知し、負荷への供給電力の変動を抑制するように、二次電池１１０への充電を行う。急激に出力が低下したときも、同様にして二次電池１１０の放電を行う。

太陽光発電装置１１の急激な出力の変動の判断は、例えば１分間に出力が変動し、それ以前の出力との差異が所定の割合を超えたことを基準とする。こうして、負荷連結回路１０から負荷１３へ供給される電力の変動を所定の範囲内に維持することで、太陽光発電装置１１の出力の平滑化を実現する。このように、蓄電システム１００は、太陽光発電装置１１の分単位程度の出力変動を吸収し、出力の平滑化を行う。

このように、蓄電システム１００が日照時間中に平滑化運転を実行すると、晴天下において、日照強度が徐々に増大する午前中には、二次電池のＳＯＣ（充電率）が徐々に増加する。逆に、日照強度が徐々に減少する午後には、二次電池のＳＯＣが徐々に減少する。この様子は、蓄電システム１００の一日のＳＯＣの変動を示す図６に示されている。図６では、例として、日照時間の開始時点のＳＯＣを３０％とし、日中の最大のＳＯＣが５０％となった状況を示している。また、日照時間終了時点（時刻Ｔ１）では、おおよそ３０％に戻っている。この例では、日中のＳＯＣの増加幅Ｗは２０％である。増加幅Ｗは、太陽光発電装置１１、蓄電システム１００の特性または太陽光発電装置１１の発電状況により変動する。

（蓄電システムの特徴的な動作）
蓄電システム１００は、特徴的な動作として、日照時間終了後の待機時間中に、次の日照時間が開始する時点での、ＳＯＣの設定を行う。そのため、図１に示されるように、蓄電システム１００の充電状態制御装置１３０は、停止状態判定部１３１、ＳＯＣ推定部１３２、待機ＳＯＣ調整部１３３、内部抵抗算出部１３４、開始時ＳＯＣ設定部１３５、調整開始時刻判定部１３６、開始時ＳＯＣ調整部１３７、記憶部１３８とを備えている。以下に、図２のフローチャートが参照されつつ、実施形態１に係る蓄電システム１００の特徴的な動作について説明がなされる。

日照時間が終了すると、出力平滑化のための二次電池１１０の充放電動作は行われなくなる。平滑化動作（充放電動作）が終了（時刻Ｔ１）してから、二次電池１１０の電圧が安定化するまでの所定時間が経過しているか否かを、停止状態判定部１３１が判断する（ステップＳ１）。ここで、所定時間とは例示として１時間である。所定時間が経過していないと判断される場合（Ｓ１においてＮＯ）、ステップＳ１を繰り返す。所定時間が経過していないと判断される場合に、適宜の時間（例示として５分）待機してから、ステップＳ１を繰り返すようにしてもよい。

所定時間が経過したと判断される場合（Ｓ１においてＹＥＳ）、ＳＯＣ推定部１３２が、その時点（時刻Ｔ２）での二次電池１１０のＳＯＣを推定する（ステップＳ２）。二次電池１１０のＳＯＣの推定は、例示として、二次電池１１０の開回路電圧ＯＣＶを測定することで行われる。図４は、二次電池１１０のＳＯＣと、開回路電圧ＯＣＶとの関係を示すグラフである。二次電池１１０のＳＯＣは、開回路電圧ＯＣＶの関数であることが見て取れる。開回路電圧ＯＣＶと、ＳＯＣとの関係は、二次電池１１０の劣化状態に依存せずほぼ一定である。記憶部１３８は、二次電池１１０について、ＳＯＣと、開回路電圧ＯＣＶとのこのような関係をデータベースとして保持する。ＳＯＣ推定部１３２は、測定した開回路電圧ＯＣＶから、このデータベースを参照してＳＯＣを推定する。

続いて、待機ＳＯＣ調整部１３３が、二次電池１１０のＳＯＣが待機ＳＯＣ（待機充電率）に等しくなるように調整を行う（ステップＳ３）。待機ＳＯＣは、その値に保持することで、二次電池１１０の劣化が抑制される（寿命が増大する）ようなＳＯＣとする。ここでは、例示として、所定の待機ＳＯＣを１０％とする。ＳＯＣ推定部１３２が推定したＳＯＣが所定の待機ＳＯＣよりも大きければ、待機ＳＯＣ調整部１３３は、二次電池１１０の放電動作を、ＳＯＣが待機ＳＯＣと等しくなるまで行わせる。逆に、ＳＯＣ推定部１３２が推定したＳＯＣが所定の待機ＳＯＣよりも小さければ、待機ＳＯＣ調整部１３３は、二次電池１１０の充電動作を、ＳＯＣが待機ＳＯＣと等しくなるまで行わせる。

ＳＯＣが待機ＳＯＣと等しいか否かの判断は、充放電中に、間欠的に開回路電圧ＯＣＶを測定し、開回路電圧ＯＣＶからＳＯＣを推定することで行うことができる。あるいは、ステップＳ２で推定されたＳＯＣから、ＳＯＣが待機ＳＯＣになるのに必要な充電量若しくは放電量を算出し、その電力量の充電または放電を行うことにより実施してもよい。こうして、時刻Ｔ２から時刻Ｔ３にかけて、二次電池１１０のＳＯＣが待機ＳＯＣに等しくなるように調整される。

次に、内部抵抗算出部１３４が、二次電池１１０の内部抵抗Ｒを算出する（ステップＳ４）。内部抵抗の算出は、例示として以下の手法により行うことができる。第１電流Ｉ１で所定の放電時間Ｔｄだけ放電した直後の第１電圧Ｖ１が測定される。更に、数分から数十分である所定の放置時間経過後、第１電流Ｉ１とは異なる第２電流Ｉ２で放電時間Ｔｄだけ放電した直後の第２電圧Ｖ１が測定される。すると、第１電流Ｉ１と第２電流Ｉ２の電流値の差異に対する第１電圧Ｖ１と第２電圧Ｖ２の差分の比率である、（Ｖ１－Ｖ２）／（Ｉ２－Ｉ１）が、内部抵抗Ｒと見なせる。このように内部抵抗Ｒが、２通りの電流値で評価されることに限られず、３通り以上の電流値で評価され、算出精度が高められることも好ましい。内部抵抗Ｒの算出方法は、上記の手法に限らず、他の公知の手法、例えば、交流インピーダンス測定法等によってもよい。

なお、ＳＯＣと内部抵抗Ｒの関係は、例えば、図５に示されるものとなる。このように、内部抵抗Ｒの値は、ＳＯＣにより異なる。二次電池の劣化の無い初期状態での、ＳＯＣと内部抵抗Ｒの関係は、記憶部１３８がデータベースとして保持する。図２の動作フローにおいては、ステップＳ４での内部抵抗Ｒの評価は、ＳＯＣを待機ＳＯＣに固定した上で行われる（時刻Ｔ３と時刻Ｔ４の間）。

続いて、開始時ＳＯＣ設定部１３５が、次の日照時間開始時の開始時ＳＯＣ（開始時充電率）を算出する（ステップＳ５）。開始時ＳＯＣの算出は、以下の様に行われる。

ケース１（二次電池１１０の劣化が進んでいない場合）：二次電池１１０の劣化が進んでいない蓄電システム１００の運用当初は、開始時ＳＯＣの値を、初期設定値ＳＯＣｉとする。図６に示されるように、実施形態１においては、例示として３０％とした。このとき、増加幅Ｗは、２０％であるので、一日のうちのピークＳＯＣは５０％となる。

二次電池１１０の充放電のための装置上の駆動電圧Ｖには、最大電圧Ｖｕが設定されている。また、所要の平滑化を行うための、最大電流Ｉｍａｘも蓄電システム１００において設定されている。二次電池１１０の充放電のためには、内部抵抗Ｒによる電圧降下分を開回路電圧ＯＣＶに加算した電圧が必要となる。図４に示されるように、一般にＳＯＣの増加に伴い、開回路電圧ＯＣＶが増加する。よって、一日の平滑化動作の運用を行うために必要な最大電圧Ｖｍａｘは、ピークＳＯＣにおいて最大電流Ｉｍａｘを流せる電圧であり、ＯＣＶｕ＋Ｉｍａｘ×Ｒに等しい。ここで、初期の設定でのピークＳＯＣ（例として５０％）のときの開回路電圧ＯＣＶｕが用いられた。

二次電池１１０の劣化が進んでいない蓄電システム１００の運用当初では、内部抵抗Ｒが小さいため、運用を行うために必要な最大電圧Ｖｍａｘ＝ＯＣＶｕ＋Ｉｍａｘ×Ｒが、装置上の最大電圧Ｖｕを超えない。

ケース２（二次電池１１０の劣化が進んだ場合）：上述の通り、二次電池１１０の劣化が進むと、内部抵抗Ｒが徐々に増加する。すると、二次電池１１０の充放電のために必要な最大電圧Ｖｍａｘ＝ＯＣＶｕ＋Ｉｍａｘ×Ｒが、最大電圧Ｖｕを超えてしまう事態が生じるようになる。そうなると、ピークＳＯＣ時に、所要の電流が流せなくなり、平滑化により吸収できる電力変動幅が低下してしまう。すると所要の平滑化動作が行えなくなり問題である。

開始時ＳＯＣの値を初期の設定値ＳＯＣiとしてよいケース１の運用が可能な内部抵抗Ｒの最大値は、（Ｖｕ－ＯＣＶｕ）／Ｉｍａｘである。初期の設定でのピークＳＯＣ（例として５０％）のときの内部抵抗Ｒに対して、この最大値の比率を閾値比率Ｐ１とする。
内部抵抗ＲがＰ１倍以上に増加すると、所要の平滑化動作が行えなくなることになる。

そこで、開始時ＳＯＣ設定部１３５は、ステップＳ４で内部抵抗算出部１３４が算出した内部抵抗Ｒが、初期の値から増加した比率Ｐを計算する。この比率Ｐが、閾値比率Ｐ１を超えていなければケース１の運用をする。超えている場合は、必要な最大電圧ＯＣＶ＋Ｉｍａｘ×Ｒの値が、Ｖｕになるまで、ピークＳＯＣの値をΔＳＯＣだけ低下させる。ここで、開回路電圧ＯＣＶ及び内部抵抗Ｒは、ＳＯＣの関数である。ＳＯＣと開回路電圧ＯＣＶの関係は図４に示された。二次電池１１０の劣化の無い初期の状態でのＳＯＣと内部抵抗Ｒの関係は、図５に示された。劣化が生じている際の内部抵抗Ｒの値の推定は、ステップＳ４で算出された、内部抵抗Ｒが初期の状態から増加した比率Ｐから、いずれのＳＯＣにおいても同様の比率Ｐで初期の内部抵抗値から増加していると仮定して概略値を算出することで可能である。開始時ＳＯＣ設定部１３５は、記憶部１３８にデータベースとして保持された、これらの関係を参照してピークＳＯＣの値を低下させたときの必要な最大電圧を計算し、ΔＳＯＣを算出する。

こうして、ケース２では、図７に示されるように、開始時ＳＯＣの値が、初期設定値ＳＯＣiからΔＳＯＣだけ低下した値ＳＯＣｉ－ΔＳＯＣであるように決定される。

ケース３（二次電池１１０の劣化が更に進んだ場合）：二次電池１１０の劣化が更に進むにつれて、ケース２で算出されるΔＳＯＣの値が徐々に大きくなる。そうして開始時ＳＯＣの値が小さくなりすぎると、平滑動作開始時において、放電動作の余地が無くなってしまう。そこで、開始時ＳＯＣの値には、下限値ＳＯＣｂが設けられる。

例えば、開始時ＳＯＣの下限値ＳＯＣｂは、予め１０％と定められる。このとき、増加幅Ｗは、２０％であるので、ピークＳＯＣは３０％となる。ケース２の運用が可能な内部抵抗Ｒの最大値は、（Ｖｕ－ＯＣＶｂ）／Ｉｍａｘとなる。ここで、開始時ＳＯＣを下限値ＳＯＣｂとした際（ケース３の運用時）のピークＳＯＣにおける開回路電圧ＯＣＶｂを用いた。ケース２の運用が可能な内部抵抗Ｒの最大値と初期の内部抵抗Ｒに対する比率を閾値比率Ｐ２とする。内部抵抗ＲがＰ２倍以上に増加すると、ＳＯＣｉ－ΔＳＯＣが、下限値ＳＯＣｂを下回ってしまうことになる。

そこで、開始時ＳＯＣ設定部１３５は、ステップＳ４で内部抵抗算出部１３４が算出した内部抵抗Ｒが、初期の値から増加した比率Ｐを計算する。この比率Ｐが、閾値比率Ｐ２を超えていればケース３の運用をする。

以上まとめると、開始時ＳＯＣ設定部１３５は、ステップＳ４で内部抵抗算出部１３４が算出した内部抵抗Ｒの、初期の値との比率Ｐを算出する。比率Ｐが、閾値比率Ｐ１を超えない場合、開始時ＳＯＣの値を、初期設定値ＳＯＣｉとする（ケース１）。比率Ｐが、閾値比率Ｐ１を超えて、閾値比率Ｐ２以下の場合、上記ΔＳＯＣを算出し、開始時ＳＯＣの値を、ＳＯＣｉ－ΔＳＯＣとする（ケース２）。比率Ｐが、閾値比率Ｐ２を超える場合、開始時ＳＯＣの値を下限値ＳＯＣｂに設定する（ケース３）。こうして、開始時ＳＯＣ設定部１３５は、二次電池１１０の劣化に応じた開始ＳＯＣの値を算出する。

その後、調整開始時刻判定部１３６が、二次電池１１０のＳＯＣを、待機ＳＯＣから開始時ＳＯＣに移行するために、充放電（通常は充電）を開始する時刻を判定する。更に、判定した調整開始時刻Ｔ４まで、調整開始時刻判定部１３６が、待機ＳＯＣの状態での待機を維持させる（ステップＳ６）。

調整開始時刻Ｔ４は、次の通り算出される。図３に示されるような、記憶部１３８がデータベースとして保持する日の出時刻情報に基づいて、調整開始時刻判定部１３６は、日の出の時刻を平滑化動作を開始する時刻Ｔ５と判断する。さらに、調整開始時刻判定部１３６は、二次電池１１０が待機ＳＯＣから、開始時ＳＯＣに移行するために必要な充電時間を算出する。そうして、調整開始時刻判定部１３６は、平滑化動作を開始する時刻Ｔ５から、必要な充電時間を考慮した時刻Ｔ４を調整開始時刻とする。

調整開始時刻Ｔ４までの待機終了後、開始時ＳＯＣ調整部１３７が、二次電池１１０の充電を行い、ＳＯＣを開始時ＳＯＣとする（ステップＳ７）。

以上により、ステップＳ１からステップＳ７までの一連の動作が完了する。

（効果）
実施形態１によれば、日照時間中に太陽光発電装置１１の出力の平滑化を行う蓄電システムにおいて、日照時間中に所要の平滑化を行い得る適切な開始時の状態（開始時ＳＯＣ）に、蓄電システム１００の状態を保つことができる。しかも、開始時ＳＯＣは、蓄電システム１００が備える二次電池１１０の劣化状態に応じて算出されるため、二次電池１１０が劣化し、初期状態とは特性が変動した場合においても、日照時間中の平滑化の機能が損なわれることが抑制される。

さらに、二次電池１１０の劣化状態は、二次電池１１０の内部抵抗Ｒにより評価されるため、平滑化の機能の維持を、適切に行うことができる。

また、二次電池１１０の劣化状態の検出は、出力の平滑化動作を行っていない待機時（夜間）に行うため、平滑化の動作を妨害することはない。さらに、二次電池１１０の劣化状態の検出は、毎回、所定の待機ＳＯＣの状態で行うため、検出間の誤差が少なく安定して検出が可能である。

さらに、二次電池１１０のＳＯＣは、平滑化の行われていない待機期間中（夜間）に、所定の待機ＳＯＣに維持される。そのため、二次電池１１０の劣化が抑制される。また、二次電池１１０の寿命が改善する。

実施形態1において、停止状態判定部１３１は、蓄電システム１００が平滑化の動作を停止してから所定時間経過したか否かの判断を、充放電の履歴より判断したが、更に、図３に示されるような日の入り時刻情報を、判断の基準に適宜加えることとしてもよい。

〔実施例〕
本実施例では、実施形態１の各動作における具体的な算出例を数値で示す。

二次電池１１０がリチウムイオン電池であって、その仕様が容量４０Ａｈ、最大電流Ｉｍａｘ＝８０Ａ、最大電圧Ｖｕ＝４．１０Ｖ、最小電圧３．００Ｖであった。二次電池１１０のＳＯＣと開回路電圧ＯＣＶ、内部抵抗Ｒの関係は、表１に示された通りであった。

また、劣化の無い運用初期の開始時ＳＯＣは３０％に設定された。日照時間におけるＳＯＣのピークは５０％であった。待機ＳＯＣは１０％、下限ＳＯＣは１０％と設定された。

ステップＳ２において、測定された開回路電圧ＯＣＶは、３．７８Ｖであった。ＳＯＣ推定部１３２は、記憶部１３８が保持するデータベース（表２参照）に基づいて、このときのＳＯＣを３０％と推定した。

ステップＳ３において、待機ＳＯＣ調整部１３３は、ＳＯＣが待機ＳＯＣの１０％よりも大きいと判断した。そこで待機ＳＯＣ調整部１３３は、二次電池１１０の放電を開始させた。待機ＳＯＣ調整部１３３は、記憶部１３８が保持するデータベース（表２参照）に基づいて、開回路電圧ＯＣＶが、待機ＳＯＣ１０％に対応する３．５４Ｖに低下するまで、放電を行なわせた。

ステップＳ４において、内部抵抗算出部１３４は、第１電流２０Ａ、第２電流３０Ａ、第３電流４０Ａ、各放電時間Ｔｄ＝１０秒、放置時間１０分としたときの各電流を流し終えた直後の電圧を測定した。すると、図９に示されるように、最小自乗近似法により、電流に対する電圧の傾きは、－０．００１７Ｖ／Ａと算出された。よって、内部抵抗算出部１３４は内部抵抗Ｒが１．７０ｍΩであると算出した。ＳＯＣ３０％のときの初期の内部抵抗を参照して（表２参照）、内部抵抗が初期状態から増加した比率がＰ＝１．７０／１．６３＝１０４％と計算された。

ケース１の運用が可能な内部抵抗Ｒの最大値（Ｖｕ－ＯＣＶｕ）／Ｉｍａｘは、２．５０ｍΩと計算される（Ｖｕ＝４．１０Ｖ、ＯＣＶｕ＝３．９０Ｖ、Ｉｍａｘ＝８０Ａ）。従って、ＳＯＣ５０％のときの内部抵抗Ｒの初期値１．４２ｍΩからの閾値比率Ｐ１は、１７６％と算出される。比率Ｐが、１７６％を超えていれば、開始時ＳＯＣとして初期設定値ＳＯＣｉのままでは、出力平滑化が適正に行われなくなる。

また、ケース２の運用が可能な内部抵抗Ｒの最大値（Ｖｕ－ＯＣＶｂ）／Ｉｍａｘは、４．００ｍΩと計算される（Ｖｕ＝４．１０Ｖ、ＯＣＶｂ＝３．７８Ｖ、Ｉｍａｘ＝８０Ａ）。従って、ＳＯＣ３０％のときの内部抵抗Ｒの初期値１．５２ｍΩからの閾値比率Ｐ２は、２６３％と算出される。比率Ｐが、２６３％を超えていれば、開始時ＳＯＣとして下限値ＳＯＣｂである１０％を適用することが、最も適正な運用となる。

内部抵抗Ｒの増大の比率Ｐは１０４％であったので、開始時ＳＯＣ設定部１３５は、ケース１を適用して、開始時ＳＯＣを初期値ＳＯＣｉである３０％に設定した。

〔ソフトウェアによる実現例〕
蓄電システム１００の充電状態制御装置１３０（停止状態判定部１３１、ＳＯＣ推定部１３２、待機ＳＯＣ調整部１３３、内部抵抗算出部１３４、開始時ＳＯＣ設定部１３５、調整開始時刻判定部１３６、開始時ＳＯＣ調整部１３７、記憶部１３８）は、集積回路（ＩＣチップ）等に形成された論理回路（ハードウェア）によって実現してもよいし、ソフトウェアによって実現してもよい。

後者の場合、蓄電システム１００は、各機能を実現するソフトウェアであるプログラムの命令を実行するコンピュータを備えている。このコンピュータは、例えば少なくとも１つのプロセッサ（制御装置）を備えていると共に、上記プログラムを記憶したコンピュータ読み取り可能な少なくとも１つの記録媒体を備えている。そして、上記コンピュータにおいて、上記プロセッサが上記プログラムを上記記録媒体から読み取って実行することにより、本発明の目的が達成される。上記プロセッサとしては、例えばＣＰＵ（Central Processing Unit）を用いることができる。上記記録媒体としては、「一時的でない有形の媒体」、例えば、ＲＯＭ（Read Only Memory）等の他、テープ、ディスク、カード、半導体メモリ、プログラマブルな論理回路などを用いることができる。また、上記プログラムを展開するＲＡＭ（Random Access Memory）などをさらに備えていてもよい。また、上記プログラムは、該プログラムを伝送可能な任意の伝送媒体（通信ネットワークや放送波等）を介して上記コンピュータに供給されてもよい。なお、本発明の一態様は、上記プログラムが電子的な伝送によって具現化された、搬送波に埋め込まれたデータ信号の形態でも実現され得る。

〔まとめ〕
本発明の態様１に係る蓄電システムは、太陽光発電装置からの電力を負荷に対して供給する負荷連結回路に接続される蓄電システムであって、二次電池と、前記負荷連結回路と前記二次電池との間に接続される二次電池用ＰＣＳと、制御装置とを備え、前記制御装置は、一日のうちの前記太陽光発電装置の発電の開始時における前記二次電池の充電率が、前記二次電池の劣化に伴い調整される所定の開始時充電率となるように、前記二次電池の充電率を制御する構成を備えている。

上記の構成によれば、長期に亘り、適切に出力平滑化を行うことができる、太陽光発電装置を利用した電力供給システムに適用する蓄電システムを実現することが実現できる。

本発明の態様２に係る蓄電システムは、上記態様１において、前記負荷連結回路には、電力系統からの電力が供給されていても良い。

上記の構成によれば、天候に依存し太陽光発電装置の発電量が左右されても負荷に電力を供給することが容易にできる負荷連結回路を用いたシステムに対応できるようになる。

本発明の態様３に係る蓄電システムは、上記態様１または２において、前記制御装置が、前記太陽光発電装置が待機している期間における前記二次電池の充電率が、所定の待機充電率となるように、前記二次電池の充電率を制御する構成を備えていてもよい。

上記の構成によれば、二次電池の劣化が抑制され、より長期に亘り、適切に出力平滑化を行うことができる蓄電システムが実現できる。

本発明の態様４に係る蓄電システムは、上記態様３において、前記制御装置が、前記二次電池の充電率が前記所定の待機充電率とされている期間中に、前記二次電池の劣化状態を判定し、当該判定に基づいて、前記所定の開始時充電率の調整を行う構成を備えていてもよい。

上記の構成によれば、二次電池の劣化状態の検出を、出力の平滑化動作を行っていない待機時に行うため、平滑化の動作を妨害することはない。さらに、二次電池の劣化状態の検出を、毎回、所定の待機ＳＯＣの状態で行うため、検出間の誤差が少なく安定して検出が可能となる。

本発明の態様５に係る蓄電システムは、上記態様４において、前記劣化状態の判定が、前記二次電池の内部抵抗に基づいて行われる構成を備えていてもよい。

上記の構成によれば、二次電池の劣化状態の検出を適切に行うことができ、平滑化の機能の維持を、適切に行うことができる。

本発明の態様６に係る制御装置は、太陽光発電装置からの電力を負荷に対して供給する負荷連結回路に接続される蓄電システムにおいて、前記蓄電システムが備える二次電池の充電率を制御する制御装置であって、一日のうちの前記太陽光発電装置の発電の開始時における前記二次電池の充電率が、前記二次電池の劣化に伴い調整される所定の開始時充電率となるように、前記二次電池の充電率を制御する構成を備えている。

上記の構成によれば、長期に亘り、適切に出力平滑化を行うことができる、太陽光発電装置を利用した電力供給システムに適用する蓄電システムのための制御装置を実現することが実現できる。

本発明の態様７に係る蓄電システムの制御方法は、太陽光発電装置からの電力を負荷に対して供給する負荷連結回路に接続される、二次電池と、前記負荷連結回路と前記二次電池との間に接続される二次電池用ＰＣＳとを備えた蓄電システムの制御方法であって、一日のうちの前記太陽光発電装置の発電の開始時における前記二次電池の充電率が、前記二次電池の劣化に伴い調整される所定の開始時充電率となるように、前記二次電池の充電率を制御する構成を備えている。

上記の構成によれば、長期に亘り、適切に出力平滑化を行うことができる、太陽光発電装置を利用した電力供給システムに適用する蓄電システムの制御方法を実現することが実現できる。

１０ 負荷連結回路
１１ 太陽光発電装置
１２ 太陽光発電用ＰＣＳ
１３ 負荷
２０ 交流電力系統
２１ 変圧器
１００ 蓄電システム
１１０ 二次電池
１２０ 二次電池用ＰＣＳ
１３０ 充電状態制御装置（制御装置）
１３１ 停止状態判定部
１３２ ＳＯＣ推定部
１３３ 待機ＳＯＣ調整部
１３４ 内部抵抗算出部
１３５ 開始時ＳＯＣ設定部
１３６ 調整開始時刻判定部
１３７ 開始時ＳＯＣ調整部
１３８ 記憶部

Claims (5)

1. 太陽光発電装置からの電力を負荷に対して供給する負荷連結回路に接続される蓄電システムであって、
   二次電池と、前記負荷連結回路と前記二次電池との間に接続される二次電池用ＰＣＳと、制御装置とを備え、
   前記制御装置は、一日のうちの前記太陽光発電装置の発電の開始時における前記二次電池の充電率が、前記二次電池の劣化に伴い調整される所定の開始時充電率となるように、前記二次電池の充電率を制御し、
   前記制御装置は、前記太陽光発電装置が待機している期間における前記二次電池の充電率が、所定の待機充電率となるように、前記二次電池の充電率を制御し、
   前記制御装置は、前記二次電池の充電率が前記所定の待機充電率とされている期間中に、前記二次電池の劣化状態を判定し、当該判定に基づいて、前記所定の開始時充電率の調整を行うことを特徴とする、蓄電システム。
2. 前記負荷連結回路には、電力系統からの電力が供給されることを特徴とする、請求項１に記載の蓄電システム。
3. 前記劣化状態の判定は、前記二次電池の内部抵抗に基づいて行われることを特徴とする、請求項１または２に記載の蓄電システム。
4. 太陽光発電装置からの電力を負荷に対して供給する負荷連結回路に接続される蓄電システムにおいて、前記蓄電システムが備える二次電池の充電率を制御する制御装置であって、
   一日のうちの前記太陽光発電装置の発電の開始時における前記二次電池の充電率が、前記二次電池の劣化に伴い調整される所定の開始時充電率となるように、前記二次電池の充電率を制御し、
   前記太陽光発電装置が待機している期間における前記二次電池の充電率が、所定の待機充電率となるように、前記二次電池の充電率を制御し、
   前記二次電池の充電率が前記所定の待機充電率とされている期間中に、前記二次電池の劣化状態を判定し、当該判定に基づいて、前記所定の開始時充電率の調整を行うことを特徴とする、制御装置。
5. 太陽光発電装置からの電力を負荷に対して供給する負荷連結回路に接続される、二次電池と、前記負荷連結回路と前記二次電池との間に接続される二次電池用ＰＣＳとを備えた蓄電システムの制御方法であって、
   一日のうちの前記太陽光発電装置の発電の開始時における前記二次電池の充電率が、前記二次電池の劣化に伴い調整される所定の開始時充電率となるように、前記二次電池の充電率を制御し、
   前記太陽光発電装置が待機している期間における前記二次電池の充電率が、所定の待機充電率となるように、前記二次電池の充電率を制御し、
   前記二次電池の充電率が前記所定の待機充電率とされている期間中に、前記二次電池の劣化状態を判定し、当該判定に基づいて、前記所定の開始時充電率の調整を行うことを特徴とする、蓄電システムの制御方法。

Images