WO2014125520A1

WO2014125520A1 - 蓄電システム

Info

Publication number: WO2014125520A1
Application number: PCT/JP2013/000885
Authority: WO
Inventors: 康弘八木; 武東野; 久保　守; 泰生奥田
Original assignee: 三洋電機株式会社
Priority date: 2013-02-18
Filing date: 2013-02-18
Publication date: 2014-08-21

Abstract

　双方向インバータ２１は、蓄電池モジュール１０に充電するとき交流電力から直流電力に変換し、蓄電池モジュール１０から放電するとき直流電力から交流電力に変換する。インバータ４１は、太陽光発電システム３００により発電された直流電力を交流電力に変換する。交流電流路は、双方向インバータ２１の交流側端子と、インバータ４１の交流側端子と、系統電源２００とを導通させる。

Description

蓄電システム

　本発明は、蓄電池と、再生可能エネルギーをもとにする発電装置を備える蓄電システムに関する。

　近年、系統電源に接続された蓄電システムに太陽光発電システムを連携させるシステムが開発されている。蓄電池は直流であり系統電源は交流であるため、両者の間にはインバータが設けられる。太陽光発電システムは通常、直流であるため、蓄電池と太陽光発電システムの間にはＤＣ－ＤＣコンバータが設けられることが多い（例えば、特許文献１参照）。ただしＤＣ－ＤＣコンバータを用いると変換時に電力損失が発生する。また上述のインバータの直流側に、太陽光発電システムを直接接続することも考えられる。この場合、太陽光発電システムの出力が当該インバータの定格範囲内に収まる必要があり、連携できる太陽光発電システムの種別が限定される。

特公平６－１０６０１２号公報

　本発明はこうした状況に鑑みなされたものであり、その目的は、系統電源に接続された蓄電システムに、再生可能エネルギーをもとに発電する発電システムを連携する際に、汎用性が高く、発電電力を効率よく利用できる技術を提供することにある。

　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、蓄電池と、蓄電池に充電するとき交流電力から直流電力に変換し、蓄電池から放電するとき直流電力から交流電力に変換する第１インバータと、再生可能エネルギーをもとに発電する発電装置により発電された直流電力を交流電力に変換する第２インバータと、第１インバータの交流側端子と、第２インバータの交流側端子と、系統電源とを導通させるための交流電流路と、を備える。

　本発明によれば、系統電源に接続された蓄電システムに、再生可能エネルギーをもとに発電する発電システムを連携する際に、汎用性を高くでき、発電電力を効率よく利用できる。

本発明の実施の形態に係る蓄電システムを説明するための図である。本発明の実施の形態に係る蓄電システムの系統連系モードを説明するための図である。本発明の実施の形態に係る蓄電システムの自立運転モードを説明するための図である。図４（ａ）－（ｄ）は、本発明の実施の形態に係る蓄電システムの物理的な構成例を説明するための図である。筐体を右側面から見た図である。図１の蓄電システムの構成要素を説明するための機能ブロック図である。本発明の実施の形態に係る蓄電システムによる、自立運転モードにおける第６スイッチの制御例を説明するためのフローチャートである。本発明の実施の形態に係る蓄電システムによる、自立運転モードにおける第６スイッチ以外の構成要素の制御例を説明するためのフローチャートである。本発明の実施の形態に係る蓄電システムにおける、蓄電池管理装置とＰＶパワーコンディショナ間の通信間隔切替処理を説明するためのフローチャートである。本発明の変形例に係る蓄電システムを説明するための図である。

　本発明の実施の形態は、系統電源に接続される蓄電システムであって、さらに太陽光発電システムと連携する蓄電システムに関する。当該蓄電システムは、例えば産業施設、公共施設、商業施設、オフィスビル、住居などに設置される。電力会社が時間帯別電気料金制度を採用している場合、夜間の時間帯の電気料金は、昼間の時間帯の電気料金よりも安く設定される。例えば、２３：００～翌日の７：００までの電気料金が他の時間帯より安く設定される。従って夜間に系統電源から蓄電池に充電し、蓄電池に蓄えられた電力を昼間に使用することにより電気料金を抑えることができる。電力会社側から見ると電力使用量が平準化されることになる。

　蓄電池に蓄えられた電力は、系統電源が停電したとき特定負荷（例えば、電灯、エレベータ、コンピュータサーバなど）を動作させるためのバックアップ電源として用いられる。特定負荷は系統電源の停電時にて、優先的に蓄電池または太陽光発電システムから電力供給を受けることができる予め設定された負荷である。本明細書では、それ以外の負荷を一般負荷という。

　図１は、本発明の実施の形態に係る蓄電システム１００を説明するための図である。実施の形態に係る蓄電システム１００は、蓄電池モジュール１０、蓄電池パワーコンディショナ２０、蓄電池管理装置３０、インバータファン５０、蓄電池ファン６０、第１スイッチＳ１～第９スイッチＳ９、第１ブレーカＢ１～第３ブレーカＢ３を備える。本実施の形態では第１スイッチＳ１～第９スイッチＳ９にリレーを使用することを想定する。なお、リレーの代わりにパワーＭＯＳＦＥＴなどの半導体スイッチを用いてもよい。

　系統電源２００は電力会社から供給される商用電源である。系統電源２００は、第２スイッチＳ２を介して蓄電池パワーコンディショナ２０と接続される。また第４スイッチＳ４、第５スイッチＳ５、第２ブレーカＢ２を介してＰＶパワーコンディショナ４０に接続される。蓄電池パワーコンディショナ２０とＰＶパワーコンディショナ４０間は、第２スイッチＳ２、第４スイッチＳ４、第５スイッチＳ５、第２ブレーカＢ２を介して、又は第３スイッチＳ３、第４スイッチＳ４、第５スイッチＳ５、第２ブレーカＢ２を介して接続される。

　系統電源２００と蓄電池パワーコンディショナ２０間の経路、系統電源２００とＰＶパワーコンディショナ４０間の経路、蓄電池パワーコンディショナ２０とＰＶパワーコンディショナ４０間の経路は導通可能な構成である。それらの経路には交流電流が流れる。以下、それらの経路を総称して交流電流路という。

　蓄電池パワーコンディショナ２０は、第１スイッチＳ１及び第１ブレーカＢ１を介して蓄電池モジュール１０に接続される。太陽光発電システム３００は太陽電池３１０及びＰＶパワーコンディショナ４０を含み、ＰＶパワーコンディショナ４０は太陽電池３１０に接続される。

　蓄電池パワーコンディショナ２０は後述するように双方向インバータ２１（図６参照）を含む。双方向インバータ２１は、蓄電池モジュール１０に充電するとき交流電力から直流電力に変換し、蓄電池モジュール１０から放電するとき直流電力から交流電力に変換する。ＰＶパワーコンディショナ４０は後述するようにインバータ４１（図６参照）を含む。インバータ４１は、太陽光発電システム３００により発電された直流電力を交流電力に変換する。

　蓄電池モジュール１０は充放電自在で繰り返し使用できる、パッケージ化された二次電池である。蓄電池モジュール１０は、直列または直並列接続された複数の蓄電池セルを含む。本実施の形態では蓄電池セルとしてリチウムイオン電池を使用することを想定する。なお、リチウムイオン電池の代わりにニッケル水素電池、鉛電池など他の種類の電池を使用してもよい。蓄電池モジュール１０は１個ないしは複数組み合わせて使用される。

　本実施の形態では６個の蓄電池モジュール１０を直列接続して使用することを想定する。直列接続された複数の蓄電池モジュール１０は、スイッチングユニットにより接続／切断制御される。なお複数の蓄電池モジュール１０を直並列接続して使用してもよい。蓄電池モジュール１０は系統電力または太陽光発電システム３００により発電された電力により充電される。

　太陽光発電システム３００は光起電力効果を利用した発電装置である。太陽光発電システム３００を構成する太陽電池にはシリコン系、化合物系、有機系のいずれを使用してもよい。

　蓄電池パワーコンディショナ２０が蓄電池モジュール１０から出力される直流電力を交流電力に変換し、ＰＶパワーコンディショナ４０が太陽光発電システム３００により発電される直流電力を交流電力に変換することにより、系統電源２００、蓄電池モジュール１０、太陽光発電システム３００を単一の交流電流路でリンクできる。

　一般負荷４００は、系統電源２００と蓄電システム１００との間の経路上に接続される。特定負荷５００は交流電流路の内、第４スイッチＳ４と第５スイッチＳ５間のノードに、第６スイッチＳ６及び第３ブレーカＢ３を介して接続される。

　一般負荷４００及び特定負荷５００は、交流電流路から供給される交流電力を受けて動作する。系統電源２００の停電時、特定負荷５００は蓄電池モジュール１０及び太陽光発電システム３００の少なくとも一方から電源供給を受けることができるが、一般負荷４００は電源供給を受けることができない。

　インバータファン５０は交流電流路の内、第４スイッチＳ４と第５スイッチＳ５間のノードに、第７スイッチＳ７を介して接続される。インバータファン５０は、蓄電池パワーコンディショナ２０の双方向インバータ２１を冷却するためのファンである。

　蓄電池ファン６０は交流電流路の内、第４スイッチＳ４と第５スイッチＳ５間のノードに、第９スイッチＳ９を介して接続される。蓄電池ファン６０は、蓄電池モジュール１０の冷却時および加温時に動作させるためのファンである。

　ヒータ７０は交流電流路の内、第４スイッチＳ４と第５スイッチＳ５間のノードに、第８スイッチＳ８を介して接続される。ヒータ７０は蓄電池モジュール１０を加熱するためのヒータであり、蓄電池モジュール１０内の蓄電池セルの温度を上昇させるために使用される。

　温度センサ６００は外気温を環境温度として検出し、蓄電池管理装置３０に出力する。温度センサ６００には例えば、サーミスタを使用できる。

　蓄電池管理装置３０は主に、蓄電池モジュール１０を管理するための装置である。蓄電池管理装置３０と蓄電池パワーコンディショナ２０間、蓄電池管理装置３０とＰＶパワーコンディショナ４０間はそれぞれメタル線を用いた通信線で接続される。それらの間ではＲＳ－２３２Ｃ、ＲＳ－４８５などのシリアル通信規格に準拠した通信が実行される。通信線には光ファイバを用いることにより装置間を絶縁する。

　また蓄電池管理装置３０は蓄電池モジュール１０と、光ファイバを用いた通信線で接続される。また蓄電池装置３０は第７スイッチＳ７～第９スイッチＳ９のそれぞれと、メタル配線を用いた通信線で接続される。蓄電池管理装置３０は、第７スイッチＳ７～第９スイッチＳ９のオン・オフを制御することで、インバータファン５０等を間接的に制御する。蓄電池管理装置３０の詳細な動作は後述する。なお第１スイッチＳ１～第６スイッチＳ６、第１ブレーカＢ１～第３ブレーカＢ３のそれぞれは、蓄電池パワーコンディショナ２０とメタル配線を用いた通信線で接続される。これらは、蓄電管理装置３０から蓄電池パワーコンディショナ２０に対する指示、あるいは、蓄電池パワーコンディショナ２０独自の判断に基づき、蓄電池パワーコンディショナ２０内の後述する制御回路２２（図６参照）により制御される。

　実施の形態に係る蓄電システム１００は、系統連系モードまたは自立運転モードのいずれかで運転される。自立運転モードは基本的に、系統電源２００の停電時に選択される。

　図２は、本発明の実施の形態に係る蓄電システム１００の系統連系モードを説明するための図である。系統連系モードでは図２に示すように、蓄電池パワーコンディショナ２０内の制御回路２２は第２スイッチＳ２をオン、第３スイッチＳ３をオフに制御し、第４スイッチＳ４を、第３スイッチ側ではなく系統電源側の端子に接続するよう制御する。系統連系モードでは系統電源２００、太陽光発電システム３００、蓄電池モジュール１０が単一の交流電流路ＡＰ（太線参照）を介して導通する。

　系統連系モードにて蓄電池モジュール１０から放電する場合、蓄電池パワーコンディショナ２０の双方向インバータ２１は、系統電源２００の周波数に同期した周波数および位相で交流電流路ＡＰに電流を流す。

　図３は、本発明の実施の形態に係る蓄電システム１００の自立運転モードを説明するための図である。自立運転モードでは図３に示すように、蓄電池パワーコンディショナ２０内の制御回路２２は、第２スイッチＳ２をオフ、第３スイッチＳ３をオンに制御し、第４スイッチＳ４を、系統電源側ではなく第３スイッチ側の端子に接続するよう制御する。自立運転モードでは太陽光発電システム３００及び蓄電池モジュール１０は系統電源２００から電気的に切り離される。

　自立運転モードにて蓄電池モジュール１０から放電する場合、蓄電池パワーコンディショナ２０の双方向インバータ２１は、系統電源２００から自立した周波数および位相で交流電流路ＡＰに電流を流す。自立運転モードで形成される交流電流路ＡＰ（太線参照）には特定負荷５００は電気的に接続されるが、一般負荷４００は電気的に遮断される。従って停電時に、特定負荷５００にのみ、蓄電池モジュール１０に蓄えられた電力および太陽光発電システム３００により発電された電力を供給できる。

　図４（ａ）－（ｄ）は、本発明の実施の形態に係る蓄電システム１００の物理的な構成例を説明するための図である。図１－図３にて点線で囲まれた蓄電システム１００の構成部材は、開閉式の扉を備える筐体１１０に収納される。図４（ａ）は筐体１１０を天面１１０ｔから見た図を、図４（ｂ）は筐体１１０を正面１１０ｆから見た図を、図４（ｃ）は筐体１１０を底面１１０ｂから見た図を、図４（ｄ）は筐体１１０を右側面１１０ｓから見た図をそれぞれ示す。

　筐体１１０は縦長のボックスであり、筐体１１０内の下部に蓄電池モジュール１０が配置される。本実施の形態では６個の蓄電池モジュール１０が縦置きに並べて配置される。図示しないが蓄電池モジュール１０の上に、蓄電池管理装置３０が配置され、その上に蓄電池パワーコンディショナ２０、第１ブレーカＢ１～第３ブレーカＢ３が配置される。このように蓄電池パワーコンディショナ２０の双方向インバータ２１は、蓄電池モジュール１０より天面側に配置される。なおＰＶパワーコンディショナ４０も筐体１１０内に設置される設計であってもよい。

　図４（ａ）に示すように筐体１１０の天面１１０ｔには第１空気孔１１１が設けられる。第１空気孔１１１の近傍にインバータファン５０が設けられる。インバータファン５０は排気ファンであり、双方向インバータ２１の近辺の熱い空気を排出する。インバータファン５０は、筐体１１０の下部に設けられる第２空気孔１１３及び第３空気孔１１４から導入された空気を吸い上げることで双方向インバータ２１を冷却する。

　筐体１１０内の下部に蓄電池ファン６０を設ける。蓄電池ファン６０は第２空気孔１１３及び第３空気孔１１４から外気を導入する。インバータファン５０と蓄電池ファン６０を併用することで、蓄電モジュール１０の冷却効率を上げることができる。また下部から吸気し、上部から排気することで、蓄電池の放電による電池の温度上昇や、インバータの廃熱を上昇気流により上部に送る効果も期待できる。

　図４（ｂ）に示すように筐体１１０の正面１１０ｆには、取っ手１１２、第２空気孔１１３及び第３空気孔１１４が設けられる。第２空気孔１１３及び第３空気孔１１４は正面１１０ｆの下部に、横並びに設けられる。図４（ｃ）に示すように筐体１１０の底面１１０ｂには、二つの入線孔１１５、１１６が設けられる。

　図５は、筐体１１０を右側面１１０ｓから見た図である。図５は図４（ｄ）の領域Ａ近傍をより詳細に描いた図である。蓄電池ファン６０は筐体１１０内の底面近傍に、外気導入口が第２空気孔１１３及び第３空気孔１１４を向くように配置される。

　ヒータ７０は、蓄電池ファン６０から送出された空気を受け、温風を送出する。本実施の形態ではヒータ７０はヒートシンクを備え、蓄電池ファン６０の吹出口とヒートシンクが対面するように蓄電池ファン６０とヒータ７０を構成する。蓄電池ファン６０及びヒータ７０は蓄電池モジュール１０より底面側に設けられる。蓄電池モジュール１０を加熱する際、蓄電池ファン６０及びヒータ７０は両方とも稼働し、第２空気孔１１３及び第３空気孔１１４から吸気した空気を温めて放出する。放出された温風は図４（ｄ）に示すように、筐体１１０内にて底面側から天面側に向けて上昇し、天面に設けられた第１空気孔１１１から排気される。

　図６は、図１の蓄電システム１００の構成要素を説明するための機能ブロック図である。蓄電池モジュール１０は蓄電池セル１１、電圧センサ１２、電流センサ１３、温度センサ１４を備える。図６の蓄電池セル１１は複数の蓄電池セルの総称として描いている。

　電圧センサ１２は各蓄電池セルの電圧を検出する。電流センサ１３は蓄電池セル１１に流れる電流を検出する。電流センサ１３にはホール素子やシャント抵抗を用いることができる。温度センサ１４は、蓄電池モジュール１０内の蓄電池セル１１の温度を検出する。温度センサ１４にはサーミスタを用いることができる。電圧センサ１２により検出された電圧値、電流センサ１３により検出された電流値、温度センサ１４により検出された温度値は、蓄電池モジュール１０の監視データとして通信路を介して蓄電池管理装置３０に出力される。

　蓄電池パワーコンディショナ２０は双方向インバータ２１、制御回路２２を備える。制御回路２２は蓄電システム１００のモード管理、双方向インバータ２１の制御、蓄電池管理装置３０との通信、第１スイッチＳ１～第６スイッチＳ６、第１ブレーカＢ１～第３ブレーカＢ３の制御などを実行する。また制御回路２２は、双方向インバータ２１を冷却するためにインバータファン５０を制御する。

　ＰＶパワーコンディショナ４０はインバータ４１、制御回路４２を備える。制御回路４２は太陽光発電システム３００の状態管理、発電制御、蓄電池管理装置３０との通信などを実行する。表示装置７００は蓄電池管理装置３０による制御の下、各種設定画面、蓄電池モジュール１０および太陽光発電システム３００のステータス情報などを表示する。

　蓄電池管理装置３０は通信部３１、監視データ取得部３２、ユーザ入力受付部３３、ＳＯＣ（State Of Charge)算出部３４、充放電制御部３５、発電制御部３６、温度制御部３７、ファン・ヒータ制御部３８、スイッチ制御部３９を備える。これらの構成は、ハードウエア的には、任意のプロセッサ、メモリ、その他のＬＳＩで実現でき、ソフトウエア的には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が、ここではそれらの連携によって実現される機能ブロックを描いている。したがって、これらの機能ブロックがハードウエアのみ、ソフトウエアのみ、またはそれらの組合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る。

　通信部３１は、蓄電池管理装置３０と蓄電池パワーコンディショナ２０間のパケット通信、蓄電池管理装置３０とＰＶパワーコンディショナ４０間のパケット通信を制御する。監視データ取得部３２は、蓄電池モジュール１０から送信される監視データを取得する。また監視データ取得部３２は、温度センサ６００から送信される、筐体１１０の外の気温を示す温度データを取得する。

　ユーザ入力受付部３３は、ユーザにより操作部８００に入力された情報を受け付ける。例えば、系統電源２００から蓄電池モジュール１０への充電処理を開始する充電開始時刻、その充電レートなどの情報を受け付ける。

　ＳＯＣ算出部３４は、蓄電池モジュール１０から送信される監視データをもとに蓄電池セル１１のＳＯＣ（残容量）を算出する。ＳＯＣの算出方法としてＯＣＶ（Open Circuit Voltage）法やクーロンカウント法を用いることができる。

　充放電制御部３５は、蓄電池モジュール１０に充電する場合の充電レートを示す充電設定値を含むパケット信号を、蓄電池パワーコンディショナ２０の制御回路２２に送信する。また充放電制御部３５は、蓄電池モジュール１０から放電する場合の放電レートを示す放電設定値を含むパケット信号を制御回路２２に送信する。また充放電制御部３５は、制御回路２２から、実際に充電された充電値または実際に放電された放電値を含むパケット信号を受信する。蓄電池モジュール１０の充電中または放電中、充放電制御部３５はパケット信号を制御回路２２に定期的（例えば、１秒周期）に送信する。制御回路２２は当該パケット信号を受信する度に、実データを含むパケット信号を返信する。

　発電制御部３６は、ＰＶパワーコンディショナ４０の制御回路４２から、太陽光発電システム３００の発電情報を含むパケット信号を受信する。発電制御部３６は、発電を制御するための情報を含むパケット信号を制御回路４２に送信する。発電制御部３６はパケット信号を制御回路４２に定期的（例えば、１秒周期）に送信する。制御回路４２は当該パケット信号を受信する度に、実データを含むパケット信号を返信する。発電制御部３６は、制御回路４２からの応答がない場合、パケット信号の送信周期を長くする。例えば、１分周期に変更する。

　温度制御部３７は、蓄電池セル１１の温度を管理するとともにファン・ヒータ制御部３８を制御して、蓄電池セル１１の温度を調整する。蓄電池セル１１を冷却する場合、ファン・ヒータ制御部３８は、蓄電池ファン６０及びインバータファン５０の少なくとも一方を稼働させる。基本的に蓄電池ファン６０を稼働させて、第２空気孔１１３及び第３空気孔１１４から吸気した外気を蓄電池セル１１に送風して蓄電池セル１１を冷却する。その際、インバータファン５０を稼働させると外気の導入を促進できる。なおインバータファン５０が吸気ファンの場合、インバータファン５０を稼働させて蓄電池セル１１の上側からも外気を導入できる。

　蓄電池セル１１を加熱する場合、ファン・ヒータ制御部３８は、蓄電池ファン６０及びヒータ７０を稼働させ、インバータファン５０を非稼働に制御する。図４（ｄ）に示すように温風が蓄電池モジュール１０の下部から上部に吹き上がることにより、蓄電池セル１１の温度を上昇させることができる。この際、インバータファン５０を停止させることにより、第２空気孔１１３及び第３空気孔１１４からの外気の導入を抑え、ヒータ７０で暖められた空気を筐体１１０の内部で循環させることができる。これにより、ヒータ７０の加温効率が向上する。なお、インバータファン５０が吸気ファンの場合、インバータファン５０を停止させることにより、蓄電池モジュール１０の上部側から外気が吹きつけられることを防止できる。蓄電池セル１１を加熱する必要がある状況は通常、外気温が低い状態であり、インバータファン５０を稼働させていると、蓄電池モジュール１０に上から冷気が吹きつけられることになる。

　スイッチ制御部３９は、蓄電池パワーコンディショナ２０の制御回路２２に制御情報を含むパケット信号を送信し、当該制御回路２２を介して、第１スイッチＳ１～第６スイッチＳ６、第１ブレーカＢ１～第３ブレーカＢ３の制御を行うことができる。スイッチ制御部３９は、第８スイッチＳ８をオフに制御してヒータ７０への給電を停止できる。また第９スイッチＳ９をオフに制御して蓄電池ファン６０への給電を停止できる。また第７スイッチＳ７をオフに制御してインバータファン５０への給電を停止できる。なお第７スイッチＳ７、第８スイッチＳ８、第９スイッチＳ９は、蓄電池パワーコンディショナ２０の制御回路２２からも制御できる。

　スイッチ制御部３９は、第６スイッチＳ６をオフに制御して特定負荷５００への給電を停止できる。スイッチ制御部３９は系統電源２００の停電時にて、特定負荷５００の消費電力が太陽光発電システム３００の発電電力を上回るとき第６スイッチＳ６をオフする。この条件で第６スイッチＳ６をオフする場合、停電時における特定負荷５００への給電機会が減る傾向がある。特に夜間に停電した場合、特定負荷５００に給電できなくなる。そこで、特定負荷５００の消費電力が一定電力を超えた場合に、上述の条件にもとづく第６スイッチＳ６の制御を実行してもよい。即ち、特定負荷５００の消費電力が一定電力以下の場合は、特定負荷５００への給電を停止しない。当該一定電力を例えば１ｋＷとすると、太陽光発電システム３００の発電に関係なく、１ｋＷを超えない範囲で特定負荷５００を使用できる。従って、停電時における特定負荷５００への給電機会を増やすことができる。ここで、一定電力の値は、停電時の使用が想定される照明や空調機器の消費電力を考慮して決定することが望ましい。

　またスイッチ制御部３９は系統電源２００の停電時にて、特定負荷５００の消費電力が、太陽光発電システム３００の発電電力に調整電力（正の値）を加えた調整後の発電電力を上回るとき第６スイッチＳ６をオフしてもよい。この場合も、停電時における特定負荷５００への給電機会を増やすことができる。ここで、調整電力の値は、特定負荷５００への給電機会の確保と、蓄電池保護のバランスを考慮して決定することが望ましい。

　またスイッチ制御部３９は系統電源２００の停電時にて、蓄電池モジュール１０のＳＯＣが過放電防止用設定値（例えば１０％）を下回ると第６スイッチＳ６をオフする。過放電防止用設定値は特定負荷５００の容量に応じて設定される。特定負荷５００の容量が小さいほど、過放電防止用設定値に小さな値が設定される。スイッチ制御部３９は、当該二つの条件の両方を満たしたとき第６スイッチＳ６をオフしてもよいし、一方を満たしただけで第６スイッチＳ６をオフしてもよい。

　系統電源２００の停電時は蓄電システム１００は自立運転モードで動作する。従って特定負荷５００の消費電力が太陽光発電システム３００の発電電力を上回ると、蓄電池モジュール１０の容量が低下していく。蓄電池モジュール１０は過放電すると劣化する。

　蓄電池モジュール１０の保護を重視する場合、ＳＯＣの値に係わらず特定負荷５００の消費電力が太陽光発電システム３００の発電電力を上回った時点で、特定負荷５００への給電を停止する。また特定負荷５００への給電維持を重視する場合、蓄電池モジュール１０のＳＯＣが過放電防止用設定値を下回り、かつ特定負荷５００の消費電力が太陽光発電システム３００の発電電力を上回っている場合に特定負荷５００への給電を停止する。太陽光発電システム３００の発電電力が特定負荷５００の消費電力を上回っている場合、蓄電池モジュール１０のＳＯＣが回復する方向にあるため第６スイッチＳ６をオフしない。

　特定負荷５００の消費電力が太陽光発電システム３００の発電電力を上回るか否かは、蓄電システム１００が放電しているか否かを検出することにより判定できる。自立運転モードでは、特定負荷５００の消費電力が太陽光発電システム３００の発電電力を上回る場合、蓄電池モジュール１０は放電状態となる。逆に特定負荷５００の消費電力が太陽光発電システム３００の発電電力を下回る場合、蓄電池モジュール１０は充電状態となる。スイッチ制御部３９は、蓄電池パワーコンディショナ２０の制御回路２２から受信するパケット信号に含まれる情報を参照して、蓄電池モジュール１０が放電中か充電中かを特定できる。

　また交流電流路に電流センサを設置して、その電流の向きから特定負荷５００の消費電力が太陽光発電システム３００の発電電力を上回るか否かを判定してもよい。また交流電流路と特定負荷５００との間の電流路に電流センサを設置して、その計測値をもとに判定してもよい。

　図７は、本発明の実施の形態に係る蓄電システム１００による、自立運転モードにおける第６スイッチＳ６の制御例を説明するためのフローチャートである。監視データ取得部３２は、蓄電池モジュール１０から蓄電池セルの電圧値などの監視データを取得する（Ｓ１０）。ＳＯＣ算出部３４は、監視データをもとに蓄電池モジュール１０のＳＯＣを算出する（Ｓ１１）。スイッチ制御部３９は、算出されたＳＯＣと過放電防止用の第１設定値を比較する（Ｓ１２）。ＳＯＣが第１設定値以上の場合（Ｓ１２のＮ）、ステップＳ１０に遷移する。ＳＯＣが第１設定値未満の場合（Ｓ１２のＹ）、スイッチ制御部３９は蓄電池モジュール１０が放電状態であるか否か判定する（Ｓ１３）。放電状態でない場合（Ｓ１３のＮ）、ステップＳ１０に遷移する。放電状態である場合（Ｓ１３のＹ）、スイッチ制御部３９は第６スイッチＳ６をオフする（Ｓ１４）。

　監視データ取得部３２は、蓄電池モジュール１０から蓄電池セルの電圧値などの監視データを取得する（Ｓ１５）。ＳＯＣ算出部３４は、監視データをもとに蓄電池モジュール１０のＳＯＣを算出する（Ｓ１６）。スイッチ制御部３９は、算出されたＳＯＣと復帰用の第２設定値を比較する（Ｓ１７）。第２設定値は第１設定値より大きな値に設定される。例えば、第１設定値＋１０％に設定される。

ＳＯＣが第２設定値以上の場合（Ｓ１７のＮ）、ステップＳ１５に遷移する。ＳＯＣが第２設定値未満の場合（Ｓ１７のＹ）、スイッチ制御部３９は第６スイッチＳ６をオンする（Ｓ１８）。なお蓄電池モジュール１０が放電状態にあることを追加条件としてもよい。また表示装置７００に復帰が可能であることを表示し、ユーザが操作部８００に復帰指示を入力することを追加条件としてもよい。この場合、スイッチ制御部３９は、第６スイッチＳ６がオフした後にて蓄電池モジュール１０のＳＯＣが第２設定値以上になったとき、表示装置７００に復帰可能状態であることを表示させる。特定負荷５００に電気ストーブなどの放熱機器が含まれる場合、第６スイッチＳ６のオフにより放熱機器が停止するが、ユーザが放熱機器の停止後に可燃物を放熱機器の近くに置いてしまう可能性がある。ユーザ操作を条件とすることにより、ユーザに給電再開を認識させることができる。

　特定負荷５００とすべき負荷はユーザによって選択される。従って、例えばＬＥＤ照明など自動復帰しても不安全状態にならない特定負荷５００のみの場合には、ユーザ操作を条件とする必要はない。ユーザは、運転開始前に表示装置７００に表示された設定画面から、予め自動復帰させるか否かを設定できる。この設定が有効になっている場合、ＳＯＣが第２設定値以上になると、スイッチ制御部３９は第６スイッチＳ６をオンして、自動で給電を再開させる。なお、運転中に自動・手動復帰設定を変更しても、一度システムの運転を停止して、再起動しない限り反映されない。

　蓄電システム１００の自立運転が終了するまで（Ｓ１９のＹ）、ステップＳ１０～ステップＳ１８までの処理が実行される（Ｓ１９のＮ）。なお図７では便宜的に一番下に描いているが、運転終了の判定処理は、どの時点でも実行される。

　図８は、本発明の実施の形態に係る蓄電システム１００による、自立運転モードにおける第６スイッチＳ６以外の構成要素の制御例を説明するためのフローチャートである。監視データ取得部３２は、蓄電池モジュール１０から蓄電池セルの電圧値などの監視データを取得する（Ｓ２０）。ＳＯＣ算出部３４は、監視データをもとに蓄電池モジュール１０のＳＯＣを算出する（Ｓ２１）。発電制御部３６は、ＰＶパワーコンディショナ４０の制御回路４２から太陽光発電システム３００の発電情報を取得する（Ｓ２２）。

　スイッチ制御部３９は、算出されたＳＯＣと過放電防止用の第１設定値を比較する（Ｓ２３）。ＳＯＣが第１設定値以上の場合（Ｓ２３のＮ）、ステップＳ２０に遷移する。ＳＯＣが第１設定値未満の場合（Ｓ２３のＹ）、発電制御部３６は太陽光発電システム３００が発電中であるか否か判定する（Ｓ２４）。発電状態の場合（Ｓ２４のＮ）、ステップＳ２０に遷移する。非発電状態の場合（Ｓ２４のＹ）、ファン・ヒータ制御部３８はヒータ７０を非稼働に制御する（Ｓ２５）。ヒータ７０が稼働している場合は停止させ、稼働していない場合はその状態を維持する。なおファン・ヒータ制御部３８は蓄電池ファン６０及びインバータファン５０も非稼働に制御してもよい。

　ＳＯＣが第１設定値未満では蓄電池モジュール１０から放電されず、太陽光発電システム３００が発電していない状態では蓄電池モジュール１０に充電されない。従って蓄電池モジュール１０を加熱する必要がない。ヒータ７０を非稼働に制御することによりヒータ７０の消費電力を低減できる。なお停電時における自立運転モードでは、蓄電池モジュール１０及び太陽光発電システム３００からの給電が停止した時点で、ヒータ７０は稼働できなくなる。ステップＳ２５の処理は、蓄電池モジュール１０及び太陽光発電システム３００以外から電源を確保できる状況を主に想定している。

　発電制御部３６は、ＰＶパワーコンディショナ４０に送信するパケット信号にスリープモードへの移行指示を含めることにより、ＰＶパワーコンディショナ４０をスリープモードに移行させる（Ｓ２６）。これによりＰＶパワーコンディショナ４０の消費電力を低減できる。なお太陽光発電システム３００の発電が停止した後、ＰＶパワーコンディショナ４０の制御回路４２が、自己判断によりＰＶパワーコンディショナ４０をスリープモードに移行させてもよい。

　充放電制御部３５は、蓄電池パワーコンディショナ２０に送信するパケット信号にスリープモードへの移行指示を含めることにより、蓄電池パワーコンディショナ２０をスリープモードに移行させる（Ｓ２７）。蓄電池モジュール１０からの放電が禁止され、系統電源２００からも太陽光発電システム３００からも充電されないため、蓄電池パワーコンディショナ２０をスリープさせる。これにより蓄電池パワーコンディショナ２０の消費電力を低減できる。

　太陽光発電システム３００の発電が再開すると（Ｓ２８のＹ）、ＰＶパワーコンディショナ４０の制御回路４２は、ＰＶパワーコンディショナ４０をスリープモードから通常モードに復帰させる（Ｓ２９）。充放電制御部３５は、ＰＶパワーコンディショナ４０から受信するパケット信号を参照して太陽光発電システム３００の発電再開を検出すると、蓄電池パワーコンディショナ２０をスリープモードから通常モードに復帰させる（Ｓ３０）。

　蓄電システム１００の自立運転が終了するまで（Ｓ３１のＹ）、ステップＳ２０～ステップＳ３０までの処理が実行される（Ｓ３１のＮ）。なお図８では便宜的に一番下に描いているが、運転終了の判定処理は、どの時点でも実行される。

　図９は、本発明の実施の形態に係る蓄電システム１００における、蓄電池管理装置３０とＰＶパワーコンディショナ４０間の通信間隔切替処理を説明するためのフローチャートである。ＰＶパワーコンディショナ４０がスリープモードの場合（Ｓ３５のＹ）、蓄電池管理装置３０の通信部３１は、蓄電池管理装置３０とＰＶパワーコンディショナ４０間の通信頻度を低下させる（Ｓ３６）。即ち通信間隔を長くする。夜間は通常、ＰＶパワーコンディショナ４０がスリープモードになるため通信間隔が長くなる。ＰＶパワーコンディショナ４０が通常モードの場合（Ｓ３５のＮ）、蓄電池管理装置３０の通信部３１は、蓄電池管理装置３０とＰＶパワーコンディショナ４０間の通信頻度を通常に設定する（Ｓ３７）。蓄電システム１００の運転が終了するまで（Ｓ３８のＹ）、ステップＳ３５～ステップＳ３７までの処理が繰り返し実行される（Ｓ３８のＮ）。

　以上説明したように本実施の形態によれば、系統電源に接続された蓄電システム１００に太陽光発電システム３００を連携させる際、太陽光発電システム３００をＰＶパワーコンディショナ４０を介して蓄電システム１００に接続する。即ち、交流出力で蓄電モジュール１０及び系統電源２００と接続する。

　太陽光発電システム３００を、蓄電池パワーコンディショナ２０の直流側に接続することも考えられるが、この場合、太陽光発電システム３００の出力範囲が、蓄電池パワーコンディショナ２０の定格範囲内に収まる必要がある。既成の蓄電システム１００に太陽光発電システム３００を追加する場合、蓄電池パワーコンディショナ２０の定格範囲に収まる太陽光発電システム３００を選択する必要がある。また既存の太陽光発電システム３００に、既成の蓄電システム１００を連携しようとしても不可能となる場合がある。

　太陽光発電システム３００を、蓄電池パワーコンディショナ２０の直流側に接続する場合、太陽光発電システム３００と蓄電池パワーコンディショナ２０の間にＤＣ－ＤＣコンバータを設置することも考えられる。この場合、ＤＣ－ＤＣコンバータを設置するコストが増大するとともに、蓄電池パワーコンディショナ２０だけでなくＤＣ－ＤＣコンバータでも変換損失が発生するため、エネルギー効率が低下する。

　これに対して本実施の形態によれば、ＰＶパワーコンディショナ４０を設けることにより、様々な種類の太陽光発電システム３００を、出力範囲の制限なく蓄電システム１００に接続できる。またＤＣ－ＤＣコンバータが不要であるため、それによるエネルギー効率の低下も回避できる。

　また自立運転モードにて特定負荷５００の消費電力が太陽光発電システム３００の発電電力を上回るとき、及び／又は蓄電池モジュール１０のＳＯＣが第１設定値を下回るとき特定負荷５００への給電を停止する。これにより蓄電池モジュール１０の過放電を防止し、蓄電池モジュール１０を保護できる。

　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。

　図１０、本発明の変形例に係る蓄電システム１００を説明するための図である。変形例に係る蓄電システム１００は、図１－３に示した蓄電システム１００の第５スイッチＳ５及び第６スイッチＳ６を省略した構成である。

　図１－３に示した蓄電システム１００では特定負荷５００への給電を遮断するための素子として、第３ブレーカＢ３と直列に接続された第６スイッチＳ６を使用した。この構成では上述のように第６スイッチＳ６をオフ（リレーの場合はオープン）した後、蓄電池モジュール１０のＳＯＣが復帰用の第２設定値を上回るとオン（リレーの場合はクローズ）して、自動復帰させることができる。

　変形例ではスイッチ制御部３９は、特定負荷５００への給電を停止する際、第３ブレーカＢ３をクローズさせる。第３ブレーカＢ３はコイル及び接点を有し、コイルは過電流検出をトリガとして励磁し接点をクローズさせる。また第３ブレーカＢ３は外部制御により通電される別のコイルを有する。スイッチ制御部３９はその別のコイルに電流を流すよう制御することにより、接点をクローズできる。

　このように変形例によれば第５スイッチＳ５及び第６スイッチＳ６を省略するため蓄電システム１００全体のコストを低減できる。またブレーカは一度開くと手動で復帰させる必要がある。即ち、ブレーカがトリップするとブレーカの再投入が必要となる。スイッチ制御部３９は、ブレーカを開いた後にて蓄電池モジュール１０のＳＯＣが、復帰用の設定値を上回ったとき、表示装置７００にブレーカ復帰可能状態であることを表示させる。このように第６スイッチＳ６にブレーカを使用する場合、復帰の際に必ずユーザの確認作業が必要となり、復帰の際の安全性をより担保できる。なお、第６スイッチＳ６はリセットスイッチでもよく、その場合、リセットスイッチを押すことで第６スイッチＳ６がオンされる。

　上述の実施の形態では系統電源に接続された蓄電システム１００に太陽光発電システム３００を連携する例を説明した。この点、本発明に係る蓄電システムは太陽光発電システム３００以外の、再生可能エネルギーをもとに発電する発電装置と連携することもできる。例えば直流出力の、風力発電装置、マイクロ水力発電装置などが該当する。

　なお、本実施の形態に係る発明は、以下に記載する項目によって特定されてもよい。

［項目１］
　蓄電池と、
　前記蓄電池に充電するとき交流電力から直流電力に変換し、前記蓄電池から放電するとき直流電力から交流電力に変換する第１インバータと、
　再生可能エネルギーをもとに発電する発電装置により発電された直流電力を交流電力に変換する第２インバータと、
　前記第１インバータの交流側端子と、前記第２インバータの交流側端子と、系統電源とを導通させるための交流電流路と、
　を備えることを特徴とする蓄電システム。

［項目２］
　前記交流電流路には、系統電源の停電時にて、優先的に前記蓄電池または前記発電装置から電力供給を受けることができる予め設定された特定の負荷が接続されることを特徴とする項目１に記載の蓄電システム。

［項目３］
　ヒータと、ファンと、管理装置と、をさらに備え、
　前記管理装置は、前記蓄電池を加熱する場合、前記ヒータと前記ファンを稼動させることを特徴とする項目１または２に記載の蓄電システム。

［項目４］
　前記管理装置は、停電時に前記蓄電池から放電していない状態にて、前記ヒータおよび前記ファンを非稼働に制御することを特徴とする項目３に記載の蓄電システム。

［項目５］
　前記蓄電池を管理するための管理装置を、さらに備え、
　前記管理装置は、前記第２インバータから前記発電装置が発電しているか否かを示す情報を取得し、系統電源の停電時に前記蓄電池から放電していない状態にて前記発電装置が発電していない場合、前記第１インバータ及び前記第２インバータの電源をオフ、又は前記第１インバータ及び前記第２インバータをスリープさせることを特徴とする項目１または２に記載の蓄電システム。

　１００　蓄電システム、　１１０　筐体、　１１１　第１空気孔、　１１２　取っ手、　１１３　第２空気孔、　１１４　第３空気孔、　１１５，１１６　入線孔、　１０　蓄電池モジュール、　１１　蓄電池セル、　１２　電圧センサ、　１３　電流センサ、　１４　温度センサ、　２０　蓄電池パワーコンディショナ、　２１　双方向インバータ、　２２　制御回路、　３０　蓄電池管理装置、　３１　通信部、　３２　監視データ取得部、　３３　ユーザ入力受付部、　３４　ＳＯＣ算出部、　３５　充放電制御部、　３６　発電制御部、　３７　温度制御部、　３８　ファン・ヒータ制御部、　３９　スイッチ制御部、　４０　ＰＶパワーコンディショナ、　４１　インバータ、　４２　制御回路、　５０　インバータファン、　６０　蓄電池ファン、　７０　ヒータ、　２００　系統電源、　３００　太陽光発電システム、　４００　一般負荷、　５００　特定負荷、　６００　温度センサ、　Ｓ１　第１スイッチ、　Ｓ２　第２スイッチ、　Ｓ３　第３スイッチ、　Ｓ４　第４スイッチ、　Ｓ５　第５スイッチ、　Ｓ６　第６スイッチ、　Ｓ７　第７スイッチ、　Ｓ８　第８スイッチ、　Ｓ９　第９スイッチ、　Ｂ１　第１ブレーカ、　Ｂ２　第２ブレーカ、　Ｂ３　第３ブレーカ。

　本発明は、太陽光発電システムと連携する蓄電システムに利用可能である。

Claims

　蓄電池と、
　前記蓄電池に充電するとき交流電力から直流電力に変換し、前記蓄電池から放電するとき直流電力から交流電力に変換する第１インバータと、
　再生可能エネルギーをもとに発電する発電装置により発電された直流電力を交流電力に変換する第２インバータと、
　前記第１インバータの交流側端子と、前記第２インバータの交流側端子と、系統電源とを導通させるための交流電流路と、
　を備えることを特徴とする蓄電システム。
　前記交流電流路には、系統電源の停電時にて、優先的に前記蓄電池または前記発電装置から電力供給を受けることができる予め設定された特定の負荷が接続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。
　ヒータと、ファンと、管理装置と、をさらに備え、
　前記管理装置は、前記蓄電池を加熱する場合、前記ヒータと前記ファンを稼動させ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。
　前記管理装置は、停電時に前記蓄電池から放電していない状態にて、前記ヒータおよび前記ファンを非稼働に制御することを特徴とする請求項３に記載の蓄電システム。
　前記蓄電池を管理するための管理装置を、さらに備え、
　前記管理装置は、前記第２インバータから前記発電装置が発電しているか否かを示す情報を取得し、系統電源の停電時に前記蓄電池から放電していない状態にて前記発電装置が発電していない場合、前記第１インバータ及び前記第２インバータの電源をオフ、又は前記第１インバータ及び前記第２インバータをスリープさせ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。