WO2014097435A1

WO2014097435A1 - 蓄電システム

Info

Publication number: WO2014097435A1
Application number: PCT/JP2012/083000
Authority: WO
Inventors: 賢治武田
Original assignee: 株式会社日立製作所
Priority date: 2012-12-20
Filing date: 2012-12-20
Publication date: 2014-06-26
Also published as: US9595842B2; JPWO2014097435A1; US20150333550A1; JP5887426B2; WO2014097435A9

Abstract

　本発明は、複数の蓄電池にそれぞれ双方向インバータを備えるシステムにおいて、他の蓄電池の検出値に応じてインバータ制御を行う構成により、新たな蓄電池を容易に後付け可能にしたものである。　本発明の蓄電システムは、第１蓄電システム（１０）の充放電電流又は充放電電力を直接又は間接に検出する電流検出器（２２）と、電力系統（３０）との間で第２蓄電池（２１）の充放電を行う際に電力変換を行う第２双方向インバータ（２３）と、電流検出器（２２）の検出値に応じて第１蓄電池（１１）の充放電を補うように第２双方向インバータ（２３）の駆動を制御する制御手段と、を備える。

Description

蓄電システム

　本発明は、蓄電池の充放電を行う蓄電システムに関する。

　近年、地球環境保護やエネルギ資源の有効利用を目的として、風力発電や太陽光発電など、自然エネルギを利用した発電装置の開発が進められている。また、自然エネルギを利用して得た発電電力を、電力会社が民間企業から買い取るといった方策も進められている。

　風力発電や太陽光発電を行う際、季節や天候などの自然条件によって発電電力が大きく変動する。したがって、大型の蓄電システムを発電装置に併設し、前記した発電電力の変動を吸収することによって電力系統に対し安定的に電力供給することが行われている。また、需要側の負荷が軽い夜間に蓄電池を充電し、需要側の負荷が重い昼間に蓄電池から放電することによって、電力負荷の平準化が図られている。

　例えば、特許文献１には、持続性蓄電池と瞬発性蓄電池とを設け、各蓄電池に関して共通の制御部、及び共通の双方向インバータを用いて電力供給を切換制御する電力貯蔵システムについて開示されている。

特開２０００－２９５７８４号公報

　近年、蓄電システムにリチウムイオン蓄電池が用いられつつあるが、蓄電池の製品群について過去の歴史を振り返ると、大容量の蓄電システムには投資対効果の観点から専ら鉛蓄電池が用いられてきた経緯がある。したがって、鉛蓄電池を備えた既存の蓄電システムに異種類の蓄電池（例えば、リチウムイオン蓄電池）を後付けし、信頼性や応答性を向上させたいという要請がある。

　しかしながら、特許文献１に記載の電力貯蔵システムは、１つの制御部によって２種類の蓄電池（持続性蓄電池及び瞬発性蓄電池）の充放電を制御する構成となっている。そうすると、例えば、持続性蓄電池を備えた既存の電力貯蔵システムに瞬発性蓄電池を後付けする際、回路全体の構成や制御部のアルゴリズムを修正する必要があり、手間やコストがかかるという問題がある。

　そこで、本発明は、蓄電池を備える既存のシステムに対し、他の蓄電池を容易に後付け可能な蓄電システムを提供することを課題する。

　前記課題を解決するために、本発明は、電力系統に接続される別の蓄電システムの充放電電流又は充放電電力を、直接又は間接に検出する状態検出手段と、前記電力系統との間で自身が管理する蓄電池の充放電を行う際、電力変換を行う双方向インバータと、前記状態検出手段によって検出される充放電電流又は充放電電力に応じて、前記別の蓄電システムでの充放電を補うように前記双方向インバータの駆動を制御する制御手段と、を備えることを特徴とする
　なお、詳細については、発明を実施するための形態において説明する。

　本発明により、蓄電池を備える既存のシステムに対し、他の蓄電池を容易に後付け可能な蓄電システムを提供できる。

本発明の第１実施形態に係る蓄電システムの概要を示す全体構成図である。第２蓄電システムの詳細な構成図である。第２双方向インバータが有する電力指令値算出部の構成図である。（ａ）は電力系統に供給される電力の総量の時間的変化と、外部負荷から出力される電力の時間的変化と、を示す波形図であり、（ｂ）は第１蓄電池の充放電電力の時間的変化と、第２蓄電池の充放電電力の時間的変化と、を示す波形図である。本発明の第２実施形態に係る蓄電システムの概要を示す全体構成図である。本発明の第３実施形態に係る蓄電システムの概要を示す全体構成図である。本発明の第４実施形態に係る蓄電システムの概要を示す全体構成図である。第２双方向インバータが有する電力指令値算出部の構成図である。（ａ）は電力系統に供給される電力の総量の時間的変化と、外部負荷から出力される電力の時間的変化と、を示す波形図であり、（ｂ）は第１蓄電池の充放電電力の時間的変化と、第２蓄電池の充放電電力の時間的変化と、を示す波形図である。本発明の第５実施形態に係る蓄電システムの概要を示す全体構成図である。

　本発明を実施するための形態（以下、実施形態という）について、適宜図面を参照しながら詳細に説明する。

≪第１実施形態≫
　図１は、本実施形態に係る蓄電システムの概要を示す全体構成図である。本実施形態では、一例として、電力系統３０に接続される既存の第１蓄電システム１０に、新たに第２蓄電システム２０を後付けする場合について説明する。
　なお、図１では、第１双方向インバータ１２と電力系統３０とが、一本の配線ａ２を介して接続されるように図示しているが、実際には、Ｕ相、Ｖ相、Ｗ相の三相交流電力に対応する配線で接続されている。第２双方向インバータ２３と電力系統３０とを接続する配線ｂ２、外部負荷１５と電力系統３０とを接続する配線ａ３についても同様である。

　また、図１では、第１蓄電池１１と第１双方向インバータ１２とが、一本の配線ａ１を介して接続されるように図示しているが、実際には、第１蓄電池１１の正極端子Ｐ（図２参照）及び負極端子Ｎ（図２参照）に第１双方向インバータ１２が並列接続されている。第２蓄電池２１と第２双方向インバータ２３とを接続する配線ｂ１についても同様である。
　以下では、一例として、外部負荷１５が、自然エネルギを利用した発電機（風力発電機など）である場合について説明する。

＜蓄電システムの構成＞
　蓄電システム１は、第１蓄電池１１及び第２蓄電池２１を充放電させることによって、外部負荷１５から電力系統３０に供給される発電電力の変動を吸収するシステムである。
　図１に示すように、蓄電システム１は、電力系統３０に接続される既存の第１蓄電システム１０と、この第１蓄電システム１０に後付けされる第２蓄電システム２０と、を備えている。

（第１蓄電システム）
　第１蓄電システム１０（別の蓄電システム）は、第１蓄電池１１と、第１双方向インバータ１２と、システム電力計１３と、コントローラ１４と、外部負荷１５と、を有している。
　第１蓄電池１１は、例えば、直列接続された複数の鉛蓄電池であり、配線ａ１を介して第１双方向インバータ１２に接続されている。鉛蓄電池は、後記するリチウムイオン蓄電池と比較して応答性の点で劣るものの、持続性の点で優れるとともに低価格である。

　第１双方向インバータ１２は、例えば、スイッチング素子であるＩＧＢＴ（Insulated Gate Bipolar Transistor）を用いた三相双方向インバータであり、配線ａ２を介して電力系統３０に接続されている。なお、第１双方向インバータ１２は、コントローラ１４からの指令に従い、ＰＷＭ制御（Pulse Width Modulation）によって駆動する。

　第１蓄電池１１を充電する場合、第１双方向インバータ１２は、配線ａ２を介して電力系統３０から供給される三相交流電力を直流電力に変換し、配線ａ１を介して第１蓄電池１１に出力する。この場合、第１双方向インバータ１２はコンバータとして機能する。
　一方、第１蓄電池１１を放電させる場合、第１双方向インバータ１２は、配線ａ１を介して第１蓄電池１１から放電される直流電力を三相交流電力に変換し、配線ａ２を介して電力系統３０に出力する。この場合、第１双方向インバータ１２はインバータとして機能する。

　システム電力計１３は、発電機である外部負荷１５と、外部負荷１５の発電電力の変動を吸収する第１蓄電池１１及び第２蓄電池２１と、から電力系統３０に供給される電力を検出する電力計である。図１に示すように、システム電力計１３は、配線ａ３との接続箇所よりも電力系統３０側の配線ａ２に設置されている。
　コントローラ１４は、システム電力計１３によって検出される電力に基づいて、第１双方向インバータ１２の駆動を制御する装置であり、ＣＰＵ、ＲＡＭ、ＲＯＭなどの各種電子回路を有している。

　コントローラ１４は、システム電力計１３から入力される情報を用いて潮流計算を行い、予め設定されたプログラムに従って第１蓄電池１１の充放電を制御する。
　前記したように、外部負荷１５（例えば、風力発電機）の発電電力は、天候などの自然条件に応じて変動する。したがって、コントローラ１４は、電力系統３０に供給される電力（システム電力計１３の検出値）が時間的に略一定となるように、第１双方向インバータ１２の駆動を制御する。すなわち、コントローラ１４は、発電機である外部負荷１５の電力変動分を相殺するように、第１蓄電池１１の充放電を制御する。
　このように、第１蓄電池１１と、第１双方向インバータ１２と、システム電力計１３と、コントローラ１４と、によって、一つの閉じた制御系が構成されている。

　外部負荷１５は、例えば、自然エネルギを利用した発電機であり、配線ａ３，ａ２を介して電力系統３０に接続されている。ちなみに、コントローラ１４との間で各種情報のやり取りをする制御手段（図示せず）によって外部負荷１５を制御してもよいし、コントローラ１４が第１双方向インバータ１２及び外部負荷１５の駆動を統括制御してもよい。

（第２蓄電システム）
　第２蓄電システム２０（蓄電システム）は、第２蓄電池２１と、電流検出器２２と、第２双方向インバータ２３と、を有している。
　第２蓄電池２１（蓄電池）は、例えば、直列接続された複数のリチウムイオン蓄電池であり、配線ｂ１を介して第２双方向インバータ２３に接続されている。リチウムイオン蓄電池は、鉛蓄電池よりもエネルギ密度が高く、応答性の点で鉛蓄電池よりも優れている。すなわち、リチウムイオン蓄電池は、鉛蓄電池よりも出力／容量比が高い。
　なお、第２蓄電池２１には、セルコントローラＫ（図２参照）が接続され、各単電池Ｓ（図２参照）の電圧、電流、温度などを監視するとともに、各単電池Ｓの電圧を均等化している。

　電流検出器２２（状態検出手段）は、第１蓄電池１１と第１双方向インバータ１２とを接続する配線ａ１に設置されている。電流検出器２２は、配線ａ１を介して第１蓄電池１１に入力される充電電流、又は、配線ａ１を介して第１蓄電池１１から出力される放電電流を検出し、第２双方向インバータ２３の電力指令値算出部２３ｅ（図２参照）に出力する機能を有している。

　第２双方向インバータ２３（双方向インバータ）は、例えば、スイッチング素子であるＩＧＢＴを用いた三相の双方向ＰＷＭインバータであり、配線ｂ２，ａ２を介して電力系統３０に接続されている。第２双方向インバータ２３は、電流検出器２２によって検出される電流値に基づき、第１蓄電池１１の充放電をアシストするように第２蓄電池２１の充放電を制御する。

　すなわち、第２双方向インバータ２３は、電流検出器２２によって検出される充電電流（＞０）が閾値Ｌｉｍ_cを上回る場合、当該上回った分の電流を第２蓄電池２１に充電する機能を有している。また、第２双方向インバータ２３は、電流検出器２２によって検出される放電電流（＜０）が閾値Ｌｉｍ_dを下回る場合、当該下回った分の電流を第２蓄電池２１から放電させる機能を有している。
　なお、図１では図示を省略しているが、第２双方向インバータ２３には、各スイッチング素子のオン／オフを制御する「制御手段」が内蔵されている。

　図２は、第２蓄電システムの詳細な構成図である。第２双方向インバータ２３は、直流側が端子Ｐ，Ｎを介して第２蓄電池２１の正極及び負極に接続され、交流側が端子Ｕ，Ｖ，Ｗを介して電力系統３０に接続されている。
　以下では、第２双方向インバータ２３をインバータとして機能させ、第２蓄電池２１から電力系統３０側に放電する場合について説明する。

　第２双方向インバータ２３は、インバータ回路２３ａ、電力指令値算出部２３ｅ、充放電電力算出部２３ｈ、交流電圧情報抽出部２３ｋ、有効電流算出部２３ｎ、三相ＰＷＭ演算部２３ｔなどの「制御手段」を有している。
　インバータ回路２３ａは、三相ＰＷＭ演算部２３ｔから入力されるＰＷＭ信号に従って駆動し、フィルタ素子であるコイル２３ｂ及び直流コンデンサ２３ｃを介して入力される直流電力を三相交流電力に変換し、電力系統３０側に出力する（つまり、第２蓄電池２１を放電させる）。

　インバータ回路２３ａは、いわゆる３相フルブリッジインバータ回路であり、スイッチング素子Ｑを２直列した上下アームを直流側に対して並列接続した構成となっている。それぞれの上下アームの３つの中間電位は、連携リアクトル２３ｄを介して交流端子ＵＶＷに接続されている。

　電力指令値算出部２３ｅは、電流検出器２２から入力される電流値Ｉdcに応じて、第２蓄電池２１が充放電すべき電力指令値Ｐdc*を算出する。これは、後付けした第２蓄電池２１によって第１蓄電池１１の充放電をアシストするためである。電力指令値算出部２３ｅは、第２蓄電池の充放電電流（つまり、電流値Ｉdc）が、後記する閾値Ｌｉｍ_cと閾値Ｌｉｍ_dとで挟まれる領域から外れる場合、これに対応する電力指令値Ｐdc*をＰＩ制御に基づいて算出する機能を有している。
　なお、以下では、第２蓄電池２１の充電電流及び充電電力を正の値で表し、第２蓄電池２１の放電電流及び放電電力を負の値で表す。

　図３は、第２双方向インバータが有する電力指令値算出部の構成図である。電力指令値算出部２３ｅは、加算器ｅ１，ｅ５，ｅ９と、比較器ｅ２，ｅ６と、ＰＩ制御器ｅ３，ｅ７と、乗算器ｅ４，ｅ８と、を有している。
　加算器ｅ１は、電流検出器２２から入力される電流値Ｉdcから閾値Ｌｉｍ_c（＞０）を減算し、比較器ｅ２及びＰＩ制御器ｅ３に出力する。なお、閾値Ｌｉｍ_cは、第１蓄電池１１の充電を第２蓄電池１２によってアシストするか否かの判定基準となる値であり、予め設定されて記憶手段（図示せず）に格納されている。

　比較器ｅ２は、加算器ｅ１から入力される電流差分（Ｉdc－Ｌｉｍ_c）が０よりも大きい場合、ＰＩ制御器ｅ３及び乗算器ｅ４に‘１’を出力する。一方、電流差分（Ｉdc－Ｌｉｍ_c）が０以下である場合、比較器ｅ２はＰＩ制御器ｅ３及び乗算器ｅ４に‘０’を出力する。
　ＰＩ制御器ｅ３は、いわゆる比例積分制御を用いて、時々刻々と変化する電流値Ｉdcを閾値Ｌｉｍ_cに近づけるように、第２蓄電池２１に充電すべき電力指令値Ｐdc*を算出する。なお、ＰＩ制御器ｅ３は、比較器ｅ１から‘０’が入力された時点（つまり、第１蓄電池１１の充電をアシストする必要がなくなった時点）において、積分演算をリセットする機能を有している。

　乗算器ｅ４は、比較器ｅ２から入力される値（‘１’又は‘０’）と、ＰＩ制御器ｅ３から入力される電力指令値とを乗算し、加算器ｅ９に出力する。つまり、電流検出器２２から入力される電流値Ｉdcが閾値Ｌｉｍ_c以下である場合、乗算器ｅ４は０を加算器ｅ９に出力する。一方、電流検出器２２から入力される電流値Ｉdcが閾値Ｌｉｍ_cよりも大きい場合、乗算器ｅ４はＰＩ制御に基づいた電力指令値を加算器ｅ９に出力する。

　加算器ｅ５は、閾値Ｌｉｍ_d（＜０）から電流値Ｉdcを減算し、比較器ｅ６及びＰＩ制御器ｅ７に出力する。なお、閾値Ｌｉｍ_dは、第１蓄電池１１の放電を第２蓄電池１２によってアシストするか否かの判定基準となる値であり、予め設定されて記憶手段（図示せず）に格納されている。

　ちなみに、閾値Ｌｉｍ_c，Ｌｉｍ_dの絶対値を小さくするほど、第２蓄電池２１が第１蓄電池１１の充放電をアシストする程度が大きくなる。
　比較器ｅ６、ＰＩ制御器ｅ７、及び乗算器ｅ８は、前記した比較器ｅ２、ＰＩ制御器ｅ３、及び乗算器ｅ４と同様の機能を有するため、説明を省略する。

　加算器ｅ９は、乗算器ｅ４から入力される値と、乗算器ｅ８から入力される値と、を加算し、加算器２３ｉ（図２参照）に出力する。つまり、第１蓄電池１１の充電電流が閾値Ｌｉｍ_c以下である場合（比較器ｅ２の出力：‘０’）、かつ、第１蓄電池１１の放電電流閾値Ｌｉｍ_d（＜０）以上である場合（比較器ｅ６の出力：‘０’）、加算器ｅ９は電力指令値Ｐdc*として０を出力する。これは、第１蓄電池１１によって第２蓄電池２１の充放電をアシストする必要がない場合に相当する。

　第１蓄電池１１の充電電流が閾値Ｌｉｍ_cよりも大きい場合（比較器ｅ２の出力：‘１’）、ＰＩ制御器ｅ３によって算出される電力指令値Ｐdc*が加算器ｅ９から出力される。これは、第１蓄電池１１によって第２蓄電池２１の充電をアシストする場合に相当する。
　第１蓄電池１１の充電電流が閾値Ｌｉｍ_d（＜０）よりも小さい場合（比較器ｅ６の出力：‘１’）、ＰＩ制御器ｅ７によって算出される電力指令値Ｐdc*が加算器ｅ９から出力される。これは、第１蓄電池１１によって第２蓄電池２１の放電をアシストする場合に相当する。

　再び、図２に戻って説明を続ける。
　充放電電力算出部２３ｈは、電圧センサ２３ｆによって検出される電圧値Ｖdcと、電流センサ２３ｇによって検出される電流値Ｉdcと、に基づいて、第２蓄電池２１の実際の充放電電力Ｐdc（直流電力）を算出し、加算器２３ｉに出力する。
　なお、電圧センサ２３ｆは、直流コンデンサ２３ｃの両端にかかる電圧を検出するように設けられている。電流センサ２３ｇは、配線ａ５のうち直流コンデンサ２３ｃの接続箇所とコイル２３ｂとの間に設置されている。

　加算器２３ｉは、電力指令値算出部２３ｅから入力される電力指令値Ｐdc*と、充放電電力算出部２３ｈから入力される充放電電力Ｐdcとの電力差分を算出し、ＰＩ制御器２３ｊに出力する。
　ＰＩ制御器２３ｊは、加算器２３ｉから入力される電力差分をゼロとするように、比例積分制御を用いて電流指令値Ｉd*（インバータ回路２３ａから出力すべき電流値）を算出し、加算器２３ｑに出力する。

　交流電圧情報抽出部２３ｋは、３つの電圧センサ２３ｍによって検出される電圧値に基づいて交流側端子Ｕ，Ｖ，Ｗに印加される交流電圧Ｖｕ，Ｖｖ，Ｖｗの振幅Ｖampを算出し、有効電流算出部２３ｎ及び加算器２３ｓに出力する。また、交流電圧情報抽出部２３ｋは、電圧センサ２３ｍによって検出される電圧値に基づいて交流電圧Ｖｕ，Ｖｖ，Ｖｗの位相θを抽出し、有効電流算出部２３ｎ及び三相ＰＷＭ制御部２３ｔに出力する。
　なお、電圧センサ２３ｍは、接地点（図示せず）に対する交流側端子Ｕ，Ｖ，Ｗの電圧を検出するセンサであり、連携リアクトル２３ｄよりも電力系統３０側に設置されている。

　有効電流算出部２３ｎは、交流電圧情報抽出部２３ｋから入力される交流電圧Ｖｕ，Ｖｖ，Ｖｗの振幅Ｖamp及び位相θと、３つの電流センサ２３ｐから入力される交流電流Ｉｕ，Ｉｖ，Ｉｗと、に基づいて有効電力を算出する。さらに、有効電流算出部２３ｎは、前記した有効電力に対応する有効電流Ｉdを算出し、直交座標系に換算して加算器２３ｑに出力する。
　加算器２３ｑは、ＰＩ制御器２３ｊから入力される電流指令値Ｉd*と、有効電流算出部２３ｎから入力される有効電流Ｉdとの電流差分を算出し、ＰＩ制御器２３ｒに出力する。

　ＰＩ制御器２３ｒは、加算器２３ｑから入力される電力差分をゼロとするように、比例積分制御を用いて電圧指令値Ｖd*を算出し、加算器２３ｓに出力する。
　加算器２３ｓは、ＰＩ制御器２３ｒから入力される交流電圧Ｖｕ，Ｖｖ，Ｖｗの振幅Ｖampと、ＰＩ制御器２３ｒから入力される電圧指令値Ｖd*と、を加算し、三相ＰＷＭ制御部２３ｔに出力する。

　三相ＰＷＭ制御部２３ｔは、交流電圧情報抽出部２３ｋから入力される位相θに基づいて、加算器２３ｓから入力される電圧値を三相交流信号に変換する。さらに、三相ＰＷＭ制御部２３ｔは、前記した三相交流信号を所定の搬送波（キャリア）と比較することによって高周波のパルス（矩形波電圧）を生成し、当該パルスに応じて各スイッチング素子Ｑのオン／オフを制御する。これによって、第２蓄電池２１の充放電電力Ｐdcを電力指令値Ｐdc*に一致させるようにインバータ回路２３ａの動作が制御される。
　なお、第２双方向インバータ２３をコンバータとして機能させ、第２蓄電池２１を充電する場合については、説明を省略する。

＜蓄電システムの動作＞
　図４（ａ）は、電力系統に供給される電力の総量の時間的変化と、外部負荷から出力される電力の時間的変化と、を示す波形図である。前記したように、外部負荷１５が自然エネルギを利用した発電機（例えば、風力発電機）である場合、外部負荷１５の発電電力は天候などの自然条件に応じて変動する。

　外部負荷１５の発電電力は、実際には、天候などに応じて不規則的に変化するが、図４（ａ）では、模式的に正弦波状に変動するものとして図示している（一点鎖線）。なお、図４（ａ）に示す一点鎖線の波形は、交流電力の瞬時値（例えば、６０Ｈｚの正弦波）を意味するものではない。

　また、電力系統３０に供給される電力の総量（実線）は時間的に略一定であり、目標電力Ｐｔと等しくなっている。これは、第１蓄電池１１（及び第２蓄電池２１）の充放電によって、外部負荷１５の発電電力の変動分を相殺しているためである。
　ちなみに、電力系統３０側の潮流状態によって電力系統３０に供給する目標電力の値も変動し得るが、本実施形態では目標電力が時間的に略一定である場合を例示している。

　コントローラ１４（図１参照）は、システム電力計１３によって検出される電力に応じて、第１蓄電池１１を充放電させる。すなわち、コントローラ１４は、目標電力Ｐｔに対する不足分を第１蓄電池１１から放電させ（例えば、時刻ｔ１～ｔ４）、目標電力Ｐｔに対する余剰分を第１蓄電池１１に充電するように（例えば、時刻ｔ４～ｔ７）、第１双方向インバータ１２の駆動を制御する。

　図４（ｂ）は、第１蓄電池の充放電電力の時間的変化と、第２蓄電池の充放電電力の時間的変化と、を示す波形図である。なお、図４（ａ）、図４（ｂ）に示す時刻ｔ１以前は第１蓄電システム１０のみで充放電を行い、時刻ｔ１に第２蓄電システム２０を後付けして第１蓄電池１１及び第２蓄電池２１の双方で充放電を行う場合を示した。
　時刻ｔ１以前において、図４（ｂ）に示す第１蓄電池１１の充放電電力（破線）は、図４（ａ）に示す目標電力Ｐｔ（実線）に対する発電電力（一点鎖線）の過不足分を補うように変化している。

　また、時刻ｔ１以後では、後付けした第２蓄電システム２０の動作に従い、前記した過不足分のうち閾値Ｌｉｍ_Dを下回る分の電力が第２蓄電池２１から放電され（例えば、時刻ｔ２～ｔ３）、閾値Ｌｉｍ_Cを超える分の電力が第２蓄電池２１に充電されている（例えば、時刻ｔ５～ｔ６）。
　なお、電力の閾値Ｌｉｍ_C，Ｌｉｍ_Dの値は、前記した電力指令値算出部２３ｅ（図２参照）で用いられる電流の閾値Ｌｉｍ_c，Ｌｉｍ_dに対応している。

　図４（ｂ）に示すように、第１蓄電システム１０から電力系統３０に供給される電力は、閾値Ｌｉｍ_D以上かつ閾値Ｌｉｍ＿C以下の範囲に制限される。これは、第２蓄電池２１の充放電に応じてシステム電力計１３の検出値が微小に変化し、当該変化を打ち消すようにコントローラ１４が第１双方向インバータ１２の駆動を制御するためである。

＜効果＞
　本実施形態に係る蓄電システム１によれば、第２双方向インバータ２３は、閾値Ｌｉｍ_Cを上回る分の電力を第２蓄電池２１に充電し、閾値Ｌｉｍ_Dを下回る分の電力を第２蓄電池２１から放電させるように設定されている。第２蓄電池２１が充放電するとシステム電力計１３の検出値が微小に変化するため、コントローラ１４は当該変化を打ち消して電力系統３０に目標電力Ｐｔを過不足なく供給し続けるように第１双方向インバータ１２の駆動を制御する。

　そうすると、後付けされた第２蓄電システム２０によって第１蓄電池１１の充放電電力を閾値Ｌｉｍ_D以上かつ閾値Ｌｉｍ_C以下の範囲に制限され（図４（ｂ）の破線を参照）、その過不足分を第１蓄電システム１０によって適切にアシストできる。すなわち、既存の第１蓄電システム１０と、後付けされた第２蓄電システム２０と、によって電力系統３０に所定の目標電力Ｐｔを供給し続けることができる（図４（ａ）の実線を参照）。
　なお、閾値Ｌｉｍ_c，Ｌｉｍ_dの値を適宜設定することによって、第１蓄電システム１０による充放電と、第２蓄電システム２０による充放電と、の負担割合を変更することができる。

　また、本実施形態によれば、第２蓄電システム２０を後付けする際にコントローラ１４の制御アルゴリズムを修正したり、第１蓄電システム１０の回路構成を変更したりする必要がない。したがって、第２蓄電システム２０を後付けする際の着脱作業を簡素化できる。また、第１蓄電システム１０の駆動を停止することなく第２蓄電システム２０を増設し、電力系統３０に所定の目標電力Ｐｔを安定的に供給し続けることができる。

　また、第１蓄電池１０が、例えば鉛蓄電池などの低応答（自給性）電池であった場合、後付けした第２蓄電システム２０によって出力電力のピークを抑制できるため、第１蓄電池１０の劣化を抑制することができる。このように、鉛蓄電池を備えた既存のシステムに対し、より高応答な（瞬発性の高い）蓄電池を後付けすることによって、既存の蓄電システムを含めて信頼性を向上させ、長寿命とすることができる。

≪第２実施形態≫
　第２実施形態は、第１蓄電システム１０Ａ（図５参照）が複数の第１蓄電池１１１，１１２及び第１双方向インバータ１２１，１２２を有する点で第１実施形態と異なるが、その他の点は第１実施形態と同様である。したがって、当該異なる部分について説明し、第１実施形態と重複する部分については説明を省略する。
　図５は、本実施形態に係る蓄電システムの概要を示す全体構成図である。図５に示すように、第１蓄電システム１０Ａは、第１蓄電池１１１，１１２と、第１双方向インバータ１２１，１２２と、システム電力計１３と、コントローラ１４と、外部負荷１５と、を備えている。

　第１双方向インバータ１２１は、直流側が配線ａ１を介して第１蓄電池１１１に接続され、交流側が配線ａ２，ｃ１を介して電力系統３０に接続されている。第１双方向インバータ１２２は、直流側が配線ａ４を介して第１蓄電池１１２に接続され、交流側が配線ａ５，ｃ１を介して電力系統３０に接続されている。コントローラ１４は、システム電力計１３によって検出される電力が、所定の目標電力に近づくように第１双方向インバータ１２１，１２２を駆動し、第１蓄電池１１１，１１２の充放電を制御する。

　第２蓄電システム２０は、第２蓄電池２１と、電流検出器２２と、第２双方向インバータ２３と、を備えている。電流検出器２２は、第１蓄電池１１２と第１双方向インバータ１２２とを接続する配線ａ４に設けられ、検出した充放電電流の値を第２双方向インバータ２３に出力する。第２双方向インバータ２３は、電流検出器２２から入力される充放電電流の値に応じて駆動し、第２蓄電池２１の充放電を制御する。なお、第２蓄電システム２０の動作については第１実施形態と同様であるから、説明を省略する。

＜効果＞
　本実施形態に係る蓄電システム１Ａによれば、既存の第１蓄電システム１０Ａに第２蓄電システム２０を後付けすることによって、第１蓄電池の充放電電流Ｉdcが所定の閾値を超えないように（つまり、Ｌｉｍ_d＜Ｉdc＜Ｌｉｍ_cとなるように）、第２蓄電池２１を充放電させることができる。
　したがって、第１蓄電システム１０Ａが複数の第１蓄電池１１１，１１２及び第１双方向インバータ１２１，１２２を備える場合でも、第１蓄電システム１０Ａの回路構成やコントローラ１４の制御アルゴリズムを変更することなく、第２蓄電システム２１を容易に後付けすることができる。

≪第３実施形態≫
　第３実施形態は、第２蓄電システム２０Ｂ（図６参照）が複数の第２蓄電池２１１～２１３、電流検出器２２１～２２３、及び第２双方向インバータ２３１～２３３を有する点で第１実施形態と異なるが、その他の点は第１実施形態と同様である。したがって、当該異なる部分について説明し、第１実施形態と重複する部分については説明を省略する。
　図６は、本実施形態に係る蓄電システムの概要を示す全体構成図である。図６に示すように、第２蓄電システムは、第２蓄電池２１１～２１３と、電流検出器２２１～２２３と、第２双方向インバータ２３１～２３３と、を備えている。

　第２双方向インバータ２３１は、直流側が配線ｂ１を介して第２蓄電池２１１に接続され、交流側が配線ｂ２，ａ２を介して電力系統３０に接続されている。なお、第２双方向インバータ２３１，２３２，２３３は、第１実施形態で説明した第２双方向インバータ２３と同様の構成を備えている（図２参照）。
　電流検出器２２１（状態検出手段）は、第１蓄電池１１と第１双方向インバータ１２とを接続する配線ａ１に設けられ、第１蓄電池１１の充放電電流を検出して第２双方向インバータ２３１に出力する。第２双方向インバータ２３１は、電流検出器２２１から入力される充放電電流に応じて第２蓄電池の充放電を制御する。なお、第２双方向インバータ２３１の動作は、第１実施形態で説明した第２双方向インバータ２３と同様である。

　第２双方向インバータ２３２は、電流検出器２２２（下位状態検出手段）によって検出される第２蓄電池２１１の充放電電流に基づいて、第２蓄電池２１２の充放電を制御する。同様に、第２双方向インバータ２３３は、電流検出器２２３（下位状態検出手段）によって検出される第２蓄電池２１２の充放電電流に基づいて、第２蓄電池２１３の充放電を制御する。
　なお、第２双方向インバータ２３２，２３３の構成及び動作は、第１実施形態で説明した第２双方向インバータ２３（図２参照）と同様である。

　このように、本実施形態では、第２蓄電池２１１及び第２双方向インバータ２３１を最上位として複数組の第２蓄電池及び第２双方向インバータ（制御手段を含む）が互いに順序付けられた階層構造をなしている。
　最上位の組に属する第２双方向インバータ２３１は、電流検出器２２１によって検出される第１蓄電池１１の充放電電流に応じて駆動する。
　また、二位以下の組に属する第２双方向インバータ２３２（２３３）は、電流検出器２２２（２２３）から入力される当該組よりも一つ上位の組に属する第２蓄電池２１１（２１２）の充放電電流に応じて駆動する。

　なお、第２双方向インバータ２３１，２３２，２３３が有する電力指令値算出部（図２に示す電力指令値算出部２３ｅに相当）で用いる充電時の閾値Ｌｉｍ_cは、外部負荷１５の発電電力の変動分を第１蓄電池１１及び第２蓄電池２１１，２１２，２１３で分担できるように、適宜設定する。

＜効果＞
　本実施形態に係る蓄電システム１Ｂによれば、第１蓄電システム２０の回路構成やコントローラ１４の制御アルゴリズムを変更することなく、複数の第２蓄電池などを容易に後付けすることができる。また、外部負荷１５による発電電力に関して、目標電流に対する過不足分を第１蓄電システムと、３つの第２蓄電システム２１１，２１２，２１３と、によって分担して補うことができる。
　したがって、各蓄電池の負担を軽減しつつ、電力系統３０に対して安定的に電力を供給し続けることができる。

≪第４実施形態≫
　第４実施形態では、第２蓄電システム２０Ｃ（図７参照）が有する電流検出器２４の設置箇所と、第２双方向インバータ２３の構成と、が第１実施形態とは異なるが、その他の点は第１実施形態と同様である。したがって、当該異なる部分について説明し、第１実施形態と重複する部分については説明を省略する。

　図７は、本実施形態に係る蓄電システムの概要を示す全体構成図である。図７に示すように、電力系統３０と第１双方向インバータ１２とを接続する配線ａ２において、配線ａ３との接続箇所よりも電力系統３０側に電流検出器２４（状態検出手段）が設けられている。第２双方向インバータ２３Ｃは、電流検出器２４から入力される電流値に応じて第２蓄電池２１の充放電を制御する。
　なお、第２双方向インバータ２３Ｃの構成は、電流指令値算出部２３ｅ（図８参照）を除いて第１実施形態で説明した構成（図２参照）と同様である。

　図８は、第２双方向インバータが有する電流指令値算出部の構成図である。電流指令値算出部２３ｅは、電流平均値算出部ｅ１１と、加算器ｅ９，ｅ１２～ｅ１５と、比較器ｅ２，ｅ６と、ＰＩ制御器ｅ３，ｅ７と、乗算器ｅ４，ｄ８と、を有している。
　電流平均値算出部ｅ１１は、電流検出器２２から入力される電流Ｉdcの平均値Ｉ_ＡＶＥを算出する処理を所定周期で実行し、加算器ｅ１２，ｅ１４に出力する。
　加算器ｅ１２は、電流平均値算出部ｅ１１から入力される電流平均値Ｉ_ＡＶＥに所定値ΔＩ（＞０）を加算し、加算器ｅ１３に出力する。なお、所定値ΔＩの値は、予め設定されて記憶手段（図示せず）に格納されている。

　加算器ｅ１３は、電流検出器２２によって検出されるＩdcから加算器ｅ１２の出力値を減算し、比較器ｅ２及びＰＩ制御器ｅ３に出力する。すなわち、加算器ｅ１３は、電流の変動分（Ｉdc－Ｉ_ＡＶＥ）に所定値ΔＩを加算した値を比較器ｅ２及びＰＩ制御器ｅ３に出力する。

　加算器ｅ１４は、電流平均値算出部ｅ１１から入力される電流平均値Ｉ_ＡＶＥから所定値ΔＩ（＞０）を減算し、加算器ｅ１５に出力する。加算器ｅ１５は、加算器ｅ１４の出力値から電流検出器２２による検出値Ｉdcを減算し、比較器ｅ６及びＰＩ制御器ｅ７に出力する。すなわち、加算器ｅ１５は、電流値の変動分（Ｉ_ＡＶＥ－Ｉdc）に所定値（－ΔＩ）を加算した値を比較器ｅ６及びＰＩ制御器ｅ７に出力する。

　なお、図８に示す比較器ｅ２，ｅ６、ＰＩ制御器ｅ３，ｅ７、乗算器ｅ４，ｅ８、及び加算器ｅ９の動作は、第１実施形態で説明したもの（図３参照）と同様であるから説明を省略する。
　つまり、電力指令値算出部２３ｅは、電流差分（Ｉdc－Ｉ_ＡＶＥ）の値が（－ΔＩ）以上かつΔＩ以下の領域から外れる場合、これに応じた電力指令値Ｐdc*を算出して加算器２３ｉ（図２参照）に出力する。

　このように本実施形態では、外部負荷１５による発電電力の変動分に関して、第１蓄電システム１０のみでは補えない分を第２蓄電システム２０Ｃによってアシストする構成となっている。
　ちなみに、電流検出値Ｉdcが閾値（－ΔＩ）以上かつ閾値ΔＩ以下である場合、比較器ｅ２，ｅ６双方の出力がゼロになるため、加算器ｅ９から出力される電流指令値Ｐdc*もゼロとなる。すなわち、閾値ΔＩは、第２蓄電池２１の充放電が頻繁に起こり過ぎないようにする（つまり、不感帯を設ける）ために設定されている。

　図９（ａ）は、電力系統に供給される電力の総量の時間的変化と、外部負荷から出力される電力の時間的変化と、を示す波形図である。なお、図９（ａ）、図９（ｂ）に示す時刻ｔ１以前では時刻ｔ１以前は第１蓄電システム１０のみで充放電を行っている状態であり、時刻ｔ１に第２蓄電システム２０Ｃを後付けして第１蓄電池１１及び第２蓄電池２１の双方を充放電させる場合を示した。

　時刻ｔ１以前において、第１蓄電池１１の充放電のみでは外部負荷１５からの発電電力の変動分を補いきれず（図９（ｂ）の破線を参照）、充放電電力の値が電力Ｐ５，Ｐ６で頭打ちになっている。例えば、外部負荷１５の発電電力の変動分（Ｐ１－Ｐｔ）のうち（図９（ａ）参照）、電力Ｐ５よりも大きい範囲が第１蓄電池１１のみの充電では補いきれず、電力系統３０への供給電力の値が、電力Ｐ４以上かつＰ３以下の範囲で変動している（図９（ａ）の実線を参照）。

　図９（ｂ）に示す時刻ｔ１以後において第２蓄電システム２０Ｃが後付けされると、電流検出器２４から入力される電流値の変動（つまり、第１蓄電池２１では補い切れない変動分）を打ち消すように第２双方向インバータ２３Ｃが駆動し、第２蓄電池２１の充放電を制御する。
　その結果、例えば、時刻ｔ２～ｔ３において、第１蓄電システム１０のみでは足りない分の電力が第２蓄電池２１から放電される（図９（ｂ）の実線を参照）。また、時刻ｔ５～ｔ６において第２蓄電システム１０のみでは余る分の電力が第２蓄電池２１に充電される。

　なお、前記したように、電流検出器２４から入力される電流値Ｐ_Ｓが閾値（－ΔＩ）以上かつ閾値（ΔＩ）以下である場合、第２双方向インバータ３４Ｃは電力指令値Ｐdc*をゼロとする。このような不感帯が設けられているため、図９（ａ）に示す時刻ｔ１以後では、ΔＩに対応する微小な変動ΔＰを繰り返しつつ、電力系統３０に対して目標電力Ｐｔに略一致した電力が供給される。

＜効果＞
　本実施形態に係る蓄電システム１Ｃによれば、既存の第１蓄電池１１の劣化などに伴い、第１蓄電システム１０による充放電のみでは外部負荷１５の電力変動を補えない場合、第２蓄電システム２０Ｃを後付けすることで、電力系統３０に対して安定的に電力供給することができる。

　また、電流検出値Ｉdcが閾値（－ΔＩ）以上かつ閾値（ΔＩ）以下である場合、電力指令値算出部２３ｅは電力指令値Ｐdc*をゼロに設定する。このような不感帯を設けることによって、微小な電力変動で第２蓄電池２１が充放電を繰り返すことを防止し、第２蓄電池２１を長期間に亘って使用することができる。

≪第５実施形態≫
　第５実施形態は、第２蓄電システム２０Ｄ（図１０参照）が複数の第２蓄電池２１５～２１７、第２双方向インバータ２３５～２３７と、電力系統３０側の電流を検出する複数の電流検出器２４５～２４７と、を有する点が第１実施形態とは異なるが、その他の点は第４実施形態と同様である。したがって、当該異なる部分について説明し、第４実施形態と重複する部分については説明を省略する。

　図１０は、本実施形態に係る蓄電システムの概要を示す全体構成図である。図１０に示すように、第２蓄電システム２０Ｄは、第２蓄電池２１５～２１７と、第２双方向インバータ２３５～２３７と、電流検出器２４５～２４７と、を備えている。

　電流検出器２４５（状態検出手段）は、第１双方向インバータ１２と電力系統３０とを接続する配線ａ２と、一端が外部負荷１５に接続される配線ａ３と、の接続箇所よりも電力系統３０側に設けられている。
　第２双方向インバータ２３５は、直流側が配線ｄ１を介して第２蓄電池２１５に接続され、交流側が、電流検出器２４５よりも電力系統３０側の配線ａ２に配線ｄ２を介して接続されている。第２双方向インバータ２３５は、電流検出器２４５から入力される電流の変動分を打ち消すように第２蓄電池２１５の充放電を制御する。なお、第２双方向インバータ２３５，２３６，２３７の構成及び動作は、第４実施形態で説明した第２双方向インバータ２３Ｃ（図８参照）と同様である。

　電流検出器２４６（下位状態検出手段）は、第２双方向インバータ２３５と配線ａ２との接続箇所よりも電力系統３０側の配線ａ２に設けられている。第２双方向インバータ２３６は、直流側が配線ｄ３を介して第２蓄電池２１６に接続され、交流側が、電流検出器２４６よりも電力系統３０側の配線ａ２に配線ｄ４を介して接続されている。
　電流検出器２４７（下位状態検出手段）は、第２双方向インバータ２３６と配線ａ２との接続箇所よりも電力系統３０側の配線ａ２に設けられている。第２双方向インバータ２３７は、直流側が配線ｄ５を介して第２蓄電池２１７に接続され、交流側が、電流検出器２４７よりも電力系統３０側の配線ａ２に配線ｄ６を介して接続されている。

　それぞれの第２双方向インバータ２３５～２３７は、外部負荷１５による発電電力の変動のうち、第１蓄電システム１０では補えない分を第２蓄電池２１５～２１７の充放電で分担して補い、電力系統３０への供給電力を平準化するようになっている。
　なお、第２双方向インバータ２３５～２３７が有する電力指令値算出部（図８に示す電力指令値算出部２３ｅに相当）で設定されている閾値ΔＩの値は、前記した充放電が第２蓄電池２１５～２１７で適切に分担して行われるように適宜設定することができる。

　このように、本実施形態では、第２蓄電池２１５及び第２双方向インバータ２３５を最上位として複数組の第２蓄電池及び第２双方向インバータ（制御手段を含む）が互いに順序付けられた階層構造をなしている。
　また、電流検出器２４５（状態検出手段）によって第１蓄電池１１の充放電電流が間接的に検出され、例えば、電流検出器２４６（下位状態検出手段）によって第２蓄電池２１５の充放電電流が間接的に検出される。
　最上位の組に属する第２双方向インバータ２３５は、電流検出器２４５によって検出される第１蓄電池１１の充放電電流に応じて駆動する。また、二位以下の組に属する第２双方向インバータ２３６（２３７）は、電流検出器２４６（２４７）から入力される電流値に応じて駆動する。

＜効果＞
　本実施形態に係る蓄電システム１Ｄによれば、既存の第１蓄電池１１の劣化などに伴い、第１蓄電システム１０による充放電のみでは外部負荷１５の電力変動を補えない場合、複数の第２蓄電池２１５～２１７などを有する第２蓄電システム２０Ｄを後付けすることで、電力系統３０に対して安定的に電力を供給することができる。
　また、外部負荷１５による発電電力の変動分を第１蓄電池１１と、３つの第２蓄電池２１５～２１７と、によって分担して補う。したがって、各蓄電池の負担を軽減し、長期間に亘って使用することができる。

≪変形例≫
　以上、本発明に係る蓄電システム１などについて、図面を参照して詳細に説明したが、本発明はこれらの実施形態に限定されるものではなく、本発明の趣旨を逸脱しない範囲で適宜変更することが可能である。
　例えば、第１実施形態では、配線ａ１に設けられた電流検出器２２によって検出される電流値に基づいて第２双方向インバータ２３が第２蓄電池２１の充放電を制御する場合について説明したが、これに限らない。すなわち、電流検出器に代えて配線ａ１に電力検出器を設け、この電力検出器によって検出される電力に基づいて第２双方向インバータ２３が第２蓄電池２１の充放電を制御してもよい。この場合でも、第１実施形態と同様の効果が得られる。
　また、前記と同様のことが、第２～第５実施形態についてもいえる。

　また、前記各実施形態では、外部負荷１５が発電機である場合について説明したが、これに限らない。すなわち、外部負荷１５は、電力系統３０から供給される電力を消費する電気機器であってもよい。
　また、外部負荷１５を省略してもよい。この場合において、例えば、需要側の負荷が小さい時間帯（夜間）には各双方向インバータ１２，２３をコンバータとして機能させて電力系統３０からの電力を各蓄電池１１，２１に充電し、需要側の負荷が大きい時間帯（昼間）には各双方向インバータ１２，２３をインバータとして機能させて各蓄電池１１，２１を放電させるようにしてもよい。

　また、前記各実施形態では、既存の第１蓄電池１１が鉛蓄電池であり、後付けされる第２蓄電池２１がリチウムイオン蓄電池である場合について説明したが、これに限らない。例えば、第１蓄電池１１及び第２蓄電池２１の双方がリチウムイオン蓄電池であってもよい。また、ニッケル・カドミウム蓄電池、レドックスフロー電池など様々な蓄電池を、第１蓄電池１１又は第２蓄電池２１として使用できる。

　また、第２双方向インバータ２３が備える電力指令値算出部２３ｅが実行する処理は、図３に示す構成に限定されない。すなわち、電力指令値算出部２３ｅは、電流検出値Ｉdcの絶対値が予め設定された閾値を上回る場合、第２蓄電池を充放電させることで前記上回る分を補うものであれば、他の構成であってもよい。

　また、前記各実施形態では、複数の単セルを直列接続して第１蓄電池１１及び第２蓄電池２１を構成する場合について説明したが、これに限らない。例えば、多数個の単セルを直並列接続して第１蓄電池１１及び／又は第２蓄電池２１を構成し、各単セルの状態を電池管理装置によって階層的に管理してもよい。この場合において、電池管理装置が取得する電池情報（第２蓄電池の電圧値、電流値、温度、充電状態など）を第２双方向インバータ２３に出力するように構成し、閾値Ｌｉｍ_c，Ｌｉｍ_dの値を前記した電池情報に応じて調整してもよい。

　また、電流検出器２２，２４（図１、図７参照）として分割コアを備えたホール素子などの直流電流センサを用いてもよい。分割コアであれば配線に対して非接触で着脱可能であるとともに、第２蓄電池２１の電流を非接触で計測できる。したがって、第２蓄電システム２０を後付けする際の作業を、安全かつ容易に行うことができる。

　１，１Ａ，１Ｂ，１Ｃ，１Ｄ　蓄電システム
　１０　第１蓄電システム（別の蓄電システム）
　１１，１１１，１１２　第１蓄電池
　１２，１２１，１２２　第１双方向インバータ
　１３　システム電力計
　１４　コントローラ
　１５　外部負荷１５
　２０，２０Ｂ，２０Ｃ，２０Ｄ　第２蓄電システム（蓄電システム）
　２１，２１１，２１２，２１３，２１５，２１６，２１７　第２蓄電池（蓄電池）
　２２，２２１，２４，２４５，　電流検出器（状態検出手段）
　２２２，２２３，２４６，２４７　電流検出器（下位状態検出手段）
　２３，２３１，２３２，２３３，２３Ｃ，２３５，２３６，２３７　第２双方向インバータ（双方向インバータ）
　２３ａ　インバータ回路（双方向インバータ）
　２３ｅ　電力指令値算出部（制御手段）
　２３ｈ　充放電電力算出部（制御手段）
　２３ｊ　ＰＩ制御器（制御手段）
　２３ｋ　交流電圧情報抽出部（制御手段）
　２３ｎ　有効電流算出部（制御手段）
　２３ｒ　ＰＩ制御器（制御手段）
　２３ｔ　三相ＰＷＭ制御器（制御手段）
　３０　電力系統

Claims

　電力系統に接続される別の蓄電システムの充放電電流又は充放電電力を、直接又は間接に検出する状態検出手段と、
　前記電力系統との間で自身が管理する蓄電池の充放電を行う際、電力変換を行う双方向インバータと、
　前記状態検出手段によって検出される充放電電流又は充放電電力に応じて、前記別の蓄電システムでの充放電を補うように前記双方向インバータの駆動を制御する制御手段と、を備えること
　を特徴とする蓄電システム。
　前記制御手段は、
　前記状態検出手段によって検出される前記別の蓄電システムの充放電電流又は充放電電力と、前記蓄電池の充放電を行うか否かの判定基準となる所定閾値と、を比較し、当該比較結果に応じて、前記別の蓄電システムの充放電を補うように前記双方向インバータの駆動を制御すること
　を特徴とする請求項１に記載の蓄電システム。
　複数組の前記蓄電池、前記双方向インバータ、及び前記制御手段が互いに順序付けられるとともに、
　それぞれの前記蓄電池の充放電電流又は充放電電力を検出する複数の下位状態検出手段を備え、
　最上位の組に属する前記制御手段は、前記状態検出手段によって検出される前記別の蓄電システムの充放電電流又は充放電電力に応じて、当該組に属する前記双方向インバータの駆動を制御し、
　二位以下の組に属する前記制御手段は、前記下位状態検出手段から入力される当該組よりも一つ上位の組に属する前記蓄電池の充放電電流又は充放電電力に応じて、当該組に属する前記双方向インバータの駆動を制御すること
　を特徴とする請求項１に記載の蓄電システム。
　前記状態検出手段は、
　前記電力系統との間で電力を発電又は消費する外部負荷と、前記別の蓄電システムと、の接続箇所よりも前記電力系統側の配線に設けられ、
　前記制御手段は、
　前記状態検出手段によって検出される電流又は電力の平均値を所定周期ごとに算出し、前記電流又は電力と前記平均値との差の絶対値が所定閾値を超える場合、前記差を打ち消すように前記双方向インバータの駆動を制御すること
　を特徴とする請求項１に記載の蓄電システム。
　複数組の前記蓄電池、前記双方向インバータ、及び前記制御手段が互いに順序付けられ、
　隣り合う組同士の二つの前記双方向インバータと前記電力系統との接続箇所との間に設けられるとともに、当該箇所の電流又は電力を検出して前記隣り合う組のうち下位の組に属する前記制御手段に出力する下位状態検出手段を備え、
　前記状態検出手段は、最上位の組の前記双方向インバータと前記電力系統との接続箇所と、前記別の蓄電システムと前記電力系統との接続箇所と、の間に設けられ、
　最上位の組に属する前記制御手段は、前記状態検出手段によって検出される電流又は電力に応じて、当該組に属する前記双方向インバータの駆動を制御し、
　二位以下の組に属する前記制御手段は、前記下位状態検出手段から入力される電流又は電力に応じて、当該組に属する前記双方向インバータの駆動を制御すること
　を特徴とする請求項４に記載の蓄電システム。
　自身が管理する前記蓄電池は、前記別の蓄電システムが管理する蓄電池よりも出力／容量比が高いこと
　を特徴とする請求項１から請求項５のいずれか一項に記載の蓄電システム。
　前記状態検出手段は、配線に対して非接触で着脱可能であること
　を特徴とする請求項１から請求項５のいずれか一項に記載の蓄電システム。