(57)【要約】  管理部（５０ｍ）は、並列接続された複数の蓄電ブロック（１０−３０）の各単体のＳＯＰ（State Of Power）と、各蓄電ブロック（１０−３０）に流れる電流に基づいて複数の蓄電ブロック（１０−３０）全体のＳＯＰを算出し、算出した全体のＳＯＰをもとに電力変換部（６０）の充電および放電の少なくとも一方の電力または電流の上限値を設定する。管理部（５０ｍ）は、電力変換部（６０）が電力変換を開始する前、各蓄電ブロック（１０−３０）に流れる電流を、各蓄電ブロック（１０−３０）の電圧と内部抵抗から推定する。
2019049571.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
並列接続された複数の蓄電ブロックと、
前記複数の蓄電ブロックから放電される直流電力を交流電力に変換して電力系統または負荷に出力し、前記電力系統から入力される交流電力を直流電力に変換して前記複数の蓄電ブロックに充電する電力変換部と、
前記複数の蓄電ブロックの各単体のＳＯＰ（State Of Power）と、各蓄電ブロックに流れる電流に基づいて前記複数の蓄電ブロック全体のＳＯＰを算出し、算出した全体のＳＯＰをもとに前記電力変換部の充電および放電の少なくとも一方の電力または電流の上限値を設定する管理部と、を備え、
前記管理部は、前記電力変換部が電力変換を開始する前、各蓄電ブロックに流れる電流を、各蓄電ブロックの電圧と内部抵抗から推定することを特徴とする蓄電システム。
【請求項２】
前記管理部は、各蓄電ブロックに含まれるセルのＳＯＣ（State Of Charge)、温度、及びＳＯＨ(State Of Health）を取得し、取得したセルのＳＯＣ、温度、及びＳＯＨから、セルのＯＣＶ（Open Circuit Voltage）と内部抵抗を推定し、推定したセルのＯＣＶと内部抵抗から各蓄電ブロックに流れる電流を推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。
【請求項３】
前記管理部は、前記電力変換部が電力変換を開始した後、前記複数の蓄電ブロックの各単体のＳＯＰと、各蓄電ブロックに流れる電流の実測値に基づいて、前記全体のＳＯＰを算出す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。
【請求項４】
前記管理部は、前記電力変換部が電力変換を開始した後、各蓄電ブロックに流れる電流の予測値に基づいて算出した前記全体のＳＯＰと、各蓄電ブロックに流れる電流の実測値に基づいて算出した前記全体のＳＯＰを加重平均して算出した前記全体のＳＯＰをもとに、前記上限値を設定する請求項３に記載の蓄電システム。
【請求項５】
前記管理部は、前記電力変換部が電力変換を開始した後、前記電力変換部の充放電電力が大きくなるほど、各蓄電ブロックに流れる電流の実測値に基づいて算出した前記全体のＳＯＰの寄与度を高めることを特徴とする請求項４に記載の蓄電システム。
【請求項６】
前記管理部は、前記複数の蓄電ブロックの状態および温度条件が近似する過去の履歴情報から、当該条件下における電流の実測値を抽出し、当該過去の実測値をもとに、各蓄電ブロックの電圧と内部抵抗から推定する電流の予測値を補正することを特徴とする請求項１から５のいずれかに記載の蓄電システム。
【請求項７】
並列接続された複数の蓄電ブロックと、前記複数の蓄電ブロックから放電される直流電力を交流電力に変換して電力系統または負荷に出力し、前記電力系統から入力される交流電力を直流電力に変換して前記複数の蓄電ブロックに充電する電力変換部と、を備える蓄電システムに接続される管理装置であって、
前記管理装置は、
前記複数の蓄電ブロックの各単体のＳＯＰ（State Of Power）と、各蓄電ブロック（１０−３０）に流れる電流に基づいて前記複数の蓄電ブロック全体のＳＯＰを算出し、算出した全体のＳＯＰをもとに前記電力変換部の充電および放電の少なくとも一方の電力または電流の上限値を設定し、
前記電力変換部が電力変換を開始する前、各蓄電ブロックに流れる電流を、各蓄電ブロックの電圧と内部抵抗から推定することを特徴とする管理装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、複数の蓄電ブロックが並列接続された蓄電システム、管理装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
近年、蓄電システムが普及してきており、ピークシフト、バックアップ、ＦＲ（Frequency Regulation）等に使用される。大規模な蓄電システムは、例えば複数の蓄電モジュールが直列接続されて構成された蓄電ブロックが、複数並列に接続されて構築される。以下本明細書では蓄電ブロックとして、複数の蓄電モジュールが積層されて構成される蓄電ラックを想定する。【０００３】
並列接続された蓄電ラック間において、セルの種類・数が同じであっても、セルの電圧差、容量差、温度差などにより、セルの内部抵抗が異なることがある。この場合、蓄電ラック間に抵抗差が発生し、蓄電ラック間に電流ばらつきが発生する。蓄電ラック間に電流ばらつきが発生すると、特定の蓄電ラックに電流が集中し、当該蓄電ラックの最大許容電流を超過する可能性がある。【０００４】
並列接続された蓄電ラック間の電流ばらつきを抑制し、各蓄電ラックの最大許容電流の超過を防止するために、パワーコンディショナに設定する指令値の変化幅に上限を設けて、指令値をゆっくり変化させる方法が提案されている（例えば、特許文献１参照）。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】特開２０１４−１９３０４０号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
上述の方法では、指令値の変化が遅いため、必要な電力を瞬間的に供給することが難しくなる。充放電開始時の立ち上がりも遅くなる。また、温度差、容量差などによる蓄電ラック間の抵抗差が定常的に存在する場合、指令値をゆっくり変化させても、電流ばらつきの抑制に必ずしも寄与しないことがある。【０００７】
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、複数の蓄電ブロックが並列接続された蓄電システムにおいて、各蓄電ブロックの最大許容電流を超過させずに、必要な電流をできるだけ確保する技術を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
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、並列接続された複数の蓄電ブロックと、前記複数の蓄電ブロックから放電される直流電力を交流電力に変換して電力系統または負荷に出力し、前記電力系統から入力される交流電力を直流電力に変換して前記複数の蓄電ブロックに充電する電力変換部と、前記複数の蓄電ブロックの各単体のＳＯＰ（State Of Power）と、各蓄電ブロックに流れる電流に基づいて前記複数の蓄電ブロック全体のＳＯＰを算出し、算出した全体のＳＯＰをもとに前記電力変換部の充電および放電の少なくとも一方の電力または電流の上限値を設定する管理部と、を備える。前記管理部は、前記電力変換部が電力変換を開始する前、各蓄電ブロックに流れる電流を、各蓄電ブロックの電圧と内部抵抗から推定する。
【発明の効果】
【０００９】
本発明によれば、複数の蓄電ブロックが並列接続された蓄電システムにおいて、各蓄電ブロックの最大許容電流を超過させずに、必要な電流をできるだけ確保することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１０】
【図１】本発明の実施の形態１に係る蓄電システムの構成を示す図である。
【図２】本発明の実施の形態１に係る蓄電システムの動作の流れを示すフローチャートである。
【図３】充放電開始前後の各蓄電ラックに流れる電流の遷移例を示す図である。
【図４】本発明の実施の形態２に係る蓄電システムの動作の流れを示すフローチャートである。
【図５】図５（ａ）−（ｄ）は、重み付けパラメータの具体例を示す図である。
【図６】本発明の実施の形態３に係る蓄電システムの動作の流れを示すフローチャートである（その１）。
【図７】本発明の実施の形態３に係る蓄電システムの動作の流れを示すフローチャートである（その２）。
【発明を実施するための形態】
【００１１】
図１は、本発明の実施の形態１に係る蓄電システム１の構成を示す図である。蓄電システム１と電力系統２間の配電線に負荷３が接続される。蓄電システム１は、並列接続された複数の蓄電ラック、電力変換装置６０、マスタ管理装置５０ｍを備える。図１では３つの蓄電ラック（第１蓄電ラック１０、第２蓄電ラック２０、第３蓄電ラック３０）が電力変換装置６０に対して並列に接続される例を示している。
【００１２】
電力変換装置６０は、複数の蓄電ラック１０−３０から放電された直流電力を交流電力に変換して電力系統２または負荷３に出力し、電力系統２から入力される交流電力を直流電力に変換して並列接続された複数の蓄電ラック１０−３０に充電する。電力変換装置６０は、一般的なパワーコンディショナで構成することができ、双方向インバータ、及び制御回路を備え、必要に応じて双方向ＤＣ−ＤＣコンバータを備える。以下の説明では、電力変換装置６０が双方向ＤＣ−ＤＣコンバータを備える例を想定する。
【００１３】
双方向ＤＣ−ＤＣコンバータは、複数の蓄電ラック１０−３０に充電される又は複数の蓄電ラック１０−３０から放電される直流電力の電流／電圧を制御可能であり、例えば、ＣＣ／ＣＶ充電、ＣＣ／ＣＶ放電が可能である。双方向インバータは直流電力から交流電力への変換、又は交流電力から直流電力への変換を実行する。制御回路は、マスタ管理装置５０ｍからの指示に従い、双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ及び双方向インバータを制御する。双方向ＤＣ−ＤＣコンバータを備えない構成の場合、双方向インバータが電流／電圧の制御も行う。
【００１４】
第１蓄電ラック１０は、直列接続された複数の蓄電モジュール１１−１ｎ、第１ラック管理部５０ａ、第１スイッチＳ１を備える。各蓄電モジュール１１−１ｎは、直列または直並列接続された複数のセル及び監視回路を含む。セルには、リチウムイオン電池セル、ニッケル水素電池セル、電気二重層キャパシタセル、リチウムイオンキャパシタセル等を用いることができる。以下、リチウムイオン電池セルを使用する例を想定する。
【００１５】
各蓄電モジュール１１−１ｎの監視回路は、各蓄電モジュール１１−１ｎ内の複数のセルの電圧、電流、温度を検出する。監視回路は、検出したセルの電圧、電流、温度をラック内通信線９０ａを介して第１ラック管理部５０ａに送信する。各監視回路と第１ラック管理部５０ａ間の通信には例えば、ＲＳ−４８５規格に準拠したシリアル通信を使用することができる。なお、各監視回路と第１ラック管理部５０ａ間は無線通信で接続されてもよいし、電力線通信で接続されてもよい。
【００１６】
第１スイッチＳ１は、電力変換装置６０に繋がる電力線７０と、直列接続された複数の蓄電モジュール１１−１ｎとの間に介在する。第１スイッチＳ１には例えば、メカリレーや半導体スイッチを使用することができる。
【００１７】
第１ラック管理部５０ａは、ハードウェア資源とソフトウェア資源の協働により実現される。ハードウェア資源として、マイクロコンピュータ、ＤＳＰ、ＦＰＧＡ、その他のＬＳＩ、アナログ素子を利用できる。ソフトウェア資源としてファームウェア等のプログラムを利用できる。第１ラック管理部５０ａは、各蓄電モジュール１１−１ｎの監視回路からラック内通信線９０ａを介して各セルの電圧、電流、温度を受信する。
【００１８】
第１ラック管理部５０ａは、受信したセルの電圧、電流、温度をもとに、セルのＳＯＣ(State Of Charge)及びＳＯＨ(State Of Health）を推定する。なおＳＯＣ及びＳＯＨの推定は、各蓄電モジュール１１−１ｎの監視回路で行ってもよい。
【００１９】
ＳＯＣは、電流積算法またはＯＣＶ（Open Circuit Voltage）法により推定することができる。ＳＯＨは、初期の満充電容量に対する現在の満充電容量の比率で規定され、数値が低いほど劣化が進行していることを示す。ＳＯＨは、完全充放電による容量計測により求めてもよいし、予め実験やシミュレーションにより得られた放置劣化速度と電流劣化速度をもとに推定してもよい。放置劣化は主にＳＯＣと温度により決定され、電流劣化は主に積算電流量と温度により決定される。第１ラック管理部５０ａは、放置劣化速度、Ｓ０Ｃ、温度をもとに放置劣化度を推定し、電流劣化速度、積算電流量、温度をもとに電流劣化度を算出し、両者を合算してセルのＳＯＨを推定できる。
【００２０】
第１ラック管理部５０ａは、第１蓄電ラック１０の放電用ＳＯＰ（State Of Power）および充電用ＳＯＰを推定する。第１蓄電ラック１０の放電用ＳＯＰは、第１蓄電ラック１０から放電可能な最大電力を示し、第１蓄電ラック１０の充電用ＳＯＰは、第１蓄電ラック１０に対して充電可能な最大電力を示す。放電用ＳＯＰ（＝ＳＯＰｄ）は、第１蓄電ラック１０の下限電圧（放電終止電圧）Ｖｍｉｎを下回らない最大の放電電流Ｉｄに、第１蓄電ラック１０の端子電圧Ｖを掛けることにより求めることができる（下記式１、２参照）。一方、充電用ＳＯＰ（＝ＳＯＰｃ）は、第１蓄電ラック１０の上限電圧（満充電電圧）Ｖｍａｘを上回らない最大の充電電流Ｉｃに、第１蓄電ラック１０の端子電圧Ｖを掛けることにより求めることができる（下記式３、４参照）。
ＳＯＰｄ＝ＩｄＶ  ・・・（式１）
Ｉｄ＝（Ｅ−Ｖｍｉｎ）／Ｒ  ・・・（式２）
ＳＯＰｃ＝ＩｃＶ  ・・・（式３）
Ｉｃ＝（Ｖｍａｘ−Ｅ）／Ｒ  ・・・（式４）
Ｅは起電力、Ｒは内部抵抗。
【００２１】
起電力ＥはＳＯＣに依存し、ＳＯＣが高くなるほど高くなる関係にある。放電用ＳＯＰ（＝ＳＯＰｄ）は、第１蓄電ラック１０が下限電圧Ｖｍｉｎに到達するとゼロになり、充電用ＳＯＰ（＝ＳＯＰｃ）は、第１蓄電ラック１０が上限電圧Ｖｍａｘに到達するとゼロになる。
【００２２】
第１ラック管理部５０ａはＳＯＰを、予め実験やシミュレーションにより得られたＳＯＣとＳＯＰとの関係が記述されたテーブルを参照して推定してもよい。なお、上記式１，３により算出されるＳＯＰは、ＳＯＨの低下に従い減少する。従って、テーブル参照により特定した初期状態のＳＯＰに現在のＳＯＨを掛けることにより現在のＳＯＰを推定することができる。
【００２３】
蓄電ラック単体のＳＯＰは、上記式１，３により定義されるものに限定されず、簡易的に蓄電ラックの最大定格電力と等しいものと扱ってもよい。その場合、蓄電ラック単体において放電終止時（ＳＯＣ＝０％）の蓄電ラックの放電用ＳＯＰを０に設定し、例えばＳＯＣ＝２％となった時点で、放電用ＳＯＰを蓄電ラックの最大定格電力と等しい値に復帰させる。また、満充電時（ＳＯＣ＝１００％）の蓄電ラックの充電用ＳＯＰを０に設定し、例えばＳＯＣ＝９８％となった時点で、蓄電ラックの充電用ＳＯＰを蓄電ラックの最大定格電力と等しい値に復帰させる。また、充電方式が疑似ＣＣ／ＣＶの場合、充電用ＳＯＰを蓄電ラックの最大定格電力から小さい値に絞っていく場合もある。
【００２４】
第１ラック管理部５０ａは、ラック間通信線８０を介してマスタ管理装置５０ｍ、第２蓄電ラック２０の第２ラック管理部５０ｂ、及び第３蓄電ラック３０の第３ラック管理部５０ｃと接続される。ラック間通信線８０を介した通信には、ＲＳ−４８５、イーサネット（登録商標）、ＣＡＮ（Controller Area Network）等の規格に準拠した通信方式を使用することができる。
【００２５】
第１ラック管理部５０ａはラック間通信線８０を介して、第１蓄電ラック１０の監視データ（電池情報）をマスタ管理装置５０ｍに送信する。電池情報には、セルの電圧、電流、電力、温度、ＳＯＣ、ＳＯＨ、蓄電ラックの放電用ＳＯＰ、充電用ＳＯＰを含めることができる。なお、蓄電システム１の停止中は電流の計測値は基本的にゼロになる。第１スイッチＳ１−第３スイッチＳ３がオンの状態では、第１蓄電ラック１０−第３蓄電ラック３０間の横流成分が計測されることがある。セルの電圧は基本的にＣＣＶ（Closed Circuit Voltage）で計測される。セルの両端を開放するスイッチが設けられている場合、ＯＣＶ（Open Circuit Voltage）も計測可能である。
【００２６】
第２蓄電ラック２０及び第３蓄電ラック３０の構成および動作は、第１蓄電ラック１０の構成および動作と同様であるため、説明を省略する。
【００２７】
マスタ管理装置５０ｍは、ハードウェア資源とソフトウェア資源の協働により実現される。ハードウェア資源として、マイクロコンピュータ、ＤＳＰ、ＦＰＧＡ、その他のＬＳＩ、アナログ素子を利用できる。ソフトウェア資源としてファームウェア等のプログラムを利用できる。マスタ管理装置５０ｍは、ラック間通信線８０を介してラック管理部５０ａ−５０ｃと通信することにより、複数の蓄電ラック１０−３０を管理する。またマスタ管理装置５０ｍは、電力変換装置６０の制御回路に制御信号を通知する。
【００２８】
マスタ管理装置５０ｍは、並列接続された複数の蓄電ラック１０−３０全体の放電用ＳＯＰ（以下、放電用システムＳＯＰという）、及び複数の蓄電ラック１０−３０全体の充電用ＳＯＰ（以下、充電用システムＳＯＰという）を算出する。放電用システムＳＯＰ、充電用システムＳＯＰは下記（式５）、（式６）により算出することができる。
【００２９】
放電用システムＳＯＰ＝放電用最小ラックＳＯＰ＊（ラック電流合計／ラック最大電流）  ・・・（式５）
充電用システムＳＯＰ＝充電用最小ラックＳＯＰ＊（ラック電流合計／ラック最大電流）  ・・・（式６）
【００３０】
放電用最小ラックＳＯＰは、複数の蓄電ラック１０−３０の放電用ＳＯＰの内の最小値である。充電用最小ラックＳＯＰは、複数の蓄電ラック１０−３０の充電用ＳＯＰの内の最小値である。ラック電流合計は、複数の蓄電ラック１０−３０にそれぞれ流れる各電流の合計値である。ラック最大電流は、複数の蓄電ラック１０−３０にそれぞれ流れる各電流の最大値である。複数の蓄電ラック１０−３０間のＳＯＰと電流値が理想的に同じであれば、システムＳＯＰはラックＳＯＰに並列接続数（図１の例では３）を掛けた値になる。これに対して、複数の蓄電ラック１０−３０間の電流偏差が大きくなるほど、システムＳＯＰは低下する。
【００３１】
上記（式５）、（式６）は、下記（式７）〜（式１０）と書き換えることもできる。
放電用システムＳＯＰ＝ｍｉｎ（放電用システムＳＯＰｎ）  ・・・（式７）
放電用システムＳＯＰｎ＝放電用ラックＳＯＰｎ×Ｉ／Ｉｎ  ・・・（式８）
充電用システムＳＯＰ＝ｍｉｎ（充電用システムＳＯＰｎ）  ・・・（式９）
充電用システムＳＯＰｎ＝充電用ラックＳＯＰｎ×Ｉ／Ｉｎ  ・・・（式１０）
Ｉｎは、第ｎ蓄電ラックに流れる電流、
Ｉは、並列接続された複数の蓄電ラックに流れる電流の合計（システム電流）。
【００３２】
マスタ管理装置５０ｍは、算出した放電用システムＳＯＰに対応する放電用の電力指令値／電流指令値、及び算出した充電用システムＳＯＰに対応する充電用の電力指令値／電流指令値を電力変換装置６０の制御回路に設定する。電流指令値は例えば、システムＳＯＰを系統電圧で割ることにより算出することができる。なお用途が放電に限られる場合は、放電用の電力指令値／電流指令値のみを設定してもよい。同様に用途が充電に限られる場合は、充電用の電力指令値／電流指令値のみを設定してもよい。
【００３３】
電力変換装置６０の双方向ＤＣ−ＤＣコンバータは、設定された放電用の電力指令値／電流指令値を放電時の上限値として放電制御を行う。同様に電力変換装置６０の双方向ＤＣ−ＤＣコンバータは、設定された充電用の電力指令値／電流指令値を充電時の上限値として充電制御を行う。本実施の形態では、電力変換装置６０と各蓄電ラック１０−３０の間に個別にＤＣ−ＤＣコンバータが介在しない回路構成であるため、各蓄電ラック１０−３０に流れる電流を個別に制御することができない。従って、複数の蓄電ラック１０−３０の抵抗比に応じた電流が、各蓄電ラック１０−３０に流れる。
【００３４】
電力変換装置６０の双方向ＤＣ−ＤＣコンバータが、放電用システムＳＯＰ及び充電用システムＳＯＰの範囲内で充放電制御していれば、蓄電システム１がシステム全体の最大許容電流を超過することを防止できるとともに、各蓄電ラック１０−３０がそれぞれの最大許容電流を超過することも防止できる。
【００３５】
上述のように放電用システムＳＯＰ及び充電用システムＳＯＰを算出するには、各蓄電ラック１０−３０に流れる電流の値が必要である。蓄電システム１の運転開始後は、各蓄電ラック１０−３０に流れる電流を、電流センサ（不図示）で計測することができるが、運転開始前は各蓄電ラック１０−３０に流れる電流を計測することができない。
【００３６】
従来、電力変換装置６０の双方向ＤＣ−ＤＣコンバータの運転開始（＝充放電開始）時の電力指令値／電流指令値は、システム全体の最大許容電流に応じた値に設定されることが一般的であった。しかしながら、複数の蓄電ラック１０−３０間に流れる電流のばらつきが大きい場合、運転開始時に、いずれかの蓄電ラックの最大許容電流を超過してしまうことがあった。本実施の形態では、運転開始前に複数の蓄電ラック１０−３０に流れる電流を予測することにより、運転開始時に蓄電ラック単体の最大許容電流を超過してしまうことを防止する仕組みを導入する。以下、充放電開始前の動作と充放電開始後の動作を具体的に説明する。
【００３７】
図２は、本発明の実施の形態１に係る蓄電システム１の動作の流れを示すフローチャートである。マスタ管理装置５０ｍは、各ラック管理部５０ａ−５０ｃから各蓄電ラックの電池情報として、各蓄電ラックの放電用ＳＯＰ、充電用ＳＯＰ、各蓄電ラックに含まれる各セルのＳＯＣ、温度、ＳＯＨを取得する（Ｓ１０）。
【００３８】
マスタ管理装置５０ｍは、取得した各セルのＳＯＣ、温度、ＳＯＨをもとに各セルの内部抵抗、ＯＣＶを推定する（Ｓ１１）。セルのＯＣＶは、当該セルのＳＯＣ−ＯＣＶ曲線から推定することができる。セルの内部抵抗は、予め実験やシミュレーションにより得られた当該セルの内部抵抗と、ＳＯＣ、温度、ＳＯＨの組み合わせとの関係が記述されたテーブルを参照して推定することができる。
【００３９】
マスタ管理装置５０ｍは、蓄電ラックごとに、蓄電ラックに含まれる複数のセルの内部抵抗を合成して蓄電ラックの内部抵抗を推定する。またマスタ管理装置５０ｍは、蓄電ラックごとに、蓄電ラックに含まれる複数のセルのＯＣＶを合成して蓄電ラックのＯＣＶを推定する（Ｓ１２）。マスタ管理装置５０ｍは、各蓄電ラック１０−３０の内部抵抗およびＯＣＶから各蓄電ラックに流れると推定される電流を予測する（Ｓ１３）。
【００４０】
各蓄電ラックに流れると推定される電流は、下記（式１１）〜（式１３）に記載の連立方程式を解くことにより算出することができる。下記（式１１）〜（式１３）では、並列接続される蓄電ラックの数をｍ個としている。充放電開始前は、各蓄電ラックのＯＣＶ１、ＯＣＶ２、ＯＣＶ３、・・・、ＯＣＶｍと、各蓄電ラックの内部抵抗Ｒ１、Ｒ２、Ｒ３、・・・、Ｒｍが既知であり、各蓄電ラックの電圧Ｖ１、Ｖ２、Ｖ３、・・・、Ｖｍと、各蓄電ラックに流れる電流Ｉ１、Ｉ２、Ｉ３、・・・、Ｉｍが未知である。
【００４１】
Ｖ１＝ＯＣＶ１＋Ｉ１×Ｒ１、Ｖ２＝ＯＣＶ２＋Ｉ２×Ｒ２、Ｖ３＝ＯＣＶ３＋Ｉ３×Ｒ３、・・・、Ｖｍ＝ＯＣＶｍ＋Ｉｍ×Ｒｍ  ・・・（式１１）
Ｖ１＝Ｖ２＝Ｖ３・・・＝Ｖｍ  ・・・（式１２）
Ｉ＝Ｉ１＋Ｉ２＋Ｉ３・・・＋Ｉｍ  ・・・（式１３）
【００４２】
上記（式１１）〜（式１３）に記載の連立方程式を解くことにより、各蓄電ラックに流れると推定される電流Ｉ１、Ｉ２、Ｉ３、・・・、Ｉｍを算出することができる。下記（式１４）、（式１５）では、電流Ｉ１、Ｉｍの算出式を示しているが、電流Ｉ２、Ｉ３、・・・、Ｉ（ｍ−１）も同様に算出可能である。
【００４３】
Ｉ１＝（Ｉ−（（ＯＣＶ１−ＯＣＶ２）／Ｒ２）−（（ＯＣＶ１−ＯＣＶ３）／Ｒ３）−・・・−（（ＯＣＶ１−ＯＣＶｍ）／Ｒｍ））／（１＋Ｒ１／Ｒ２＋Ｒ１／Ｒ３＋・・・＋Ｒ１／Ｒｍ）  ・・・（式１４）
Ｉｍ＝Ｉ１＊Ｒ１／Ｒｍ＋（（ＯＣＶ１−ＯＣＶｍ）／Ｒｍ）  ・・・式（１５）
【００４４】
マスタ管理装置５０ｍは、各蓄電ラックの放電用ＳＯＰ、各蓄電ラックに流れると推定される電流Ｉｎの予測値をもとに放電用システムＳＯＰを算出する（Ｓ１４）。例えば、上記（式７）、（式８）を用いて、各蓄電ラックの放電用ＳＯＰｎと、各蓄電ラックに流れると推定される電流Ｉｎの予測値と、当該電流Ｉｎの予測値の合計であるシステム電流Ｉをもとに放電用システムＳＯＰ（以下、放電用予測システムＳＯＰという）を算出する。
【００４５】
同様にマスタ管理装置５０ｍは、各蓄電ラックの充電用ＳＯＰ、各蓄電ラックに流れると推定される電流Ｉｎの予測値をもとに充電用システムＳＯＰを算出する（Ｓ１５）。例えば、上記（式９）、（式１０）を用いて、各蓄電ラックの充電用ＳＯＰｎと、各蓄電ラックに流れると推定される電流Ｉｎの予測値と、当該電流Ｉｎの予測値の合計であるシステム電流Ｉをもとに充電用システムＳＯＰ（以下、充電用予測システムＳＯＰという）を算出する。
【００４６】
マスタ管理装置５０ｍは、算出した放電用予測システムＳＯＰに対応する電流指令値と、算出した充電用予測システムＳＯＰに対応する電流指令値を電力変換装置６０の制御回路に設定する（Ｓ１６）。電力変換装置６０による充放電の開始前において（Ｓ１７のＮ）、一定周期（例えば、１秒周期）で、ステップＳ１０からステップＳ１６までの処理を繰り返す。
【００４７】
電力変換装置６０による充放電の開始後において（Ｓ１７のＹ）、マスタ管理装置５０ｍは、各ラック管理部５０ａ−５０ｃから各蓄電ラックに流れている電流の実測値を取得する（Ｓ１８）。
【００４８】
マスタ管理装置５０ｍは、各蓄電ラックの放電用ＳＯＰ、各蓄電ラックに流れている電流Ｉｎの実測値をもとに放電用システムＳＯＰを算出する（Ｓ１９）。例えば、上記（式７）、（式８）を用いて、各蓄電ラックの放電用ＳＯＰｎと、各蓄電ラックに流れている電流Ｉｎの実測値と、システム電流Ｉの実測値をもとに放電用システムＳＯＰ（以下、放電用実システムＳＯＰという）を算出する。
【００４９】
同様にマスタ管理装置５０ｍは、各蓄電ラックの充電用ＳＯＰ、各蓄電ラックに流れている電流Ｉｎの実測値をもとに充電用システムＳＯＰを算出する（Ｓ１１０）。例えば、上記（式９）、（式１０）を用いて、各蓄電ラックの充電用ＳＯＰｎと、各蓄電ラックに流れている電流Ｉｎの実測値と、システム電流Ｉの実測値をもとに充電用システムＳＯＰ（以下、充電用実システムＳＯＰという）を算出する。
【００５０】
マスタ管理装置５０ｍは、算出した放電用実システムＳＯＰに対応する電流指令値と、算出した充電用実システムＳＯＰに対応する電流指令値を電力変換装置６０の制御回路に設定する（Ｓ１１１）。電力変換装置６０による充放電が継続している間（Ｓ１１２のＮ）、一定周期（例えば、１秒周期）で、ステップＳ１７からステップＳ１１１までの処理を繰り返す。電力変換装置６０による充放電が停止すると（Ｓ１１２のＹ）、全体の処理が終了する。
【００５１】
図３は、充放電開始前後の各蓄電ラックに流れる電流の遷移例を示す図である。図３では、２つの蓄電ラックが並列接続されているシステム構成を前提としている。図３に示す例では第１蓄電ラックの内部抵抗が第２蓄電ラックの内部抵抗より相対的に小さく、第１蓄電ラックに流れる電流が第２蓄電ラックに流れる電流より大きくなっている。
【００５２】
本実施の形態では、充放電開始前は各蓄電ラックに流れる電流の予測値をもとにシステムＳＯＰを算出し、充放電開始後は各蓄電ラックに流れる電流の実測値をもとにシステムＳＯＰを算出する。図３に示すように、充電開始時および充電開始後にシステム全体の最大許容電流を超過せず、かつ第１蓄電ラックの最大許容電流も超過していない。これに対して、充放電開始前に各蓄電ラックに流れる電流の予測値をもとにシステムＳＯＰを算出していなければ、温度条件などによっては、充放電開始直後に第１蓄電ラックの電流が最大許容電流を超過する可能性がある。
【００５３】
以上説明したように実施の形態１によれば、並列接続された蓄電ラック間の電流ばらつきを予測し、各蓄電ラックの最大許容電流を超過しないように、電力変換装置６０の電流指令値に制限を加える。これにより、並列接続された蓄電ラック間に電流ばらつきがあっても、各蓄電ラックの最大許容電流の超過を防止することができる。また、各蓄電ラックの最大許容電流を超過しない範囲内で、最大の充放電電力を確保することができる。従って、充放電開始時の電力を必要以上に低く設定する必要がなく、安全性を確保しつつ起動時の容量を最大限に確保することができる。
【００５４】
次に実施の形態２について説明する。実施の形態１では、充放電開始直後に、予測システムＳＯＰによる充放電制御から、実システムＳＯＰによる充放電制御に切り替える例を説明した。この点、各蓄電ラックに流れる電流が小さい段階では、電流計測値のＳ／Ｎ比が悪い状態であるため、実システムＳＯＰによる充放電制御の精度が安定しないことがある。そこで実施の形態２では、充放電開始直後に、予測システムＳＯＰと実システムＳＯＰの加重平均値を使用して充放電制御を行う例を説明する。
【００５５】
図４は、本発明の実施の形態２に係る蓄電システム１の動作の流れを示すフローチャートである。図４のフローチャートのＳ２０〜Ｓ２６までの処理は、ステップＳ１０からステップＳ１６までの処理と同様であるため説明を省略する。
【００５６】
電力変換装置６０による充放電の開始後において（Ｓ２７のＹ）、マスタ管理装置５０ｍは、各ラック管理部５０ａ−５０ｃから各蓄電ラックに流れている電流の実測値を取得する（Ｓ２８）。マスタ管理装置５０ｍは、各蓄電ラックの放電用ＳＯＰ、各蓄電ラックに流れている電流Ｉｎの実測値をもとに放電用実システムＳＯＰを算出し（Ｓ２９）、各蓄電ラックの充電用ＳＯＰ、各蓄電ラックに流れている電流Ｉｎの実測値をもとに充電用実システムＳＯＰを算出する（Ｓ２１０）。
【００５７】
マスタ管理装置５０ｍは、重み付け用の参照パラメータを取得して、放電用予測システムＳＯＰと放電用実システムＳＯＰの重みと、充電用予測システムＳＯＰと充電用実システムＳＯＰの重みを算出する（Ｓ２１１）。重み付け用の参照パラメータとして例えば、電力変換装置６０の充放電電力の絶対値、充放電停止時間、充放電停止中のセルの最大温度変化量、充放電停止中のセルの最大ＯＣＶ変化量を使用することができる。
【００５８】
マスタ管理装置５０ｍは、放電用予測システムＳＯＰと放電用実システムＳＯＰの重みをもとに、放電用予測システムＳＯＰと放電用実システムＳＯＰの加重平均値を算出し、当該加重平均値に対応する放電用の電流指令値を生成する。同様にマスタ管理装置５０ｍは、充電用予測システムＳＯＰと充電用実システムＳＯＰの重みをもとに、充電用予測システムＳＯＰと充電用実システムＳＯＰの加重平均値を算出し、当該加重平均値に対応する充電用の電流指令値を生成する。
【００５９】
マスタ管理装置５０ｍは、算出した放電用の電流指令値と、算出した充電用の電流指令値を電力変換装置６０の制御回路に設定する（Ｓ２１２）。電力変換装置６０による充放電が継続している間（Ｓ２１３のＮ）、一定周期（例えば、１秒周期）で、ステップＳ２８からステップＳ２１２までの処理を繰り返す。電力変換装置６０による充放電が停止すると（Ｓ２１３のＹ）、全体の処理が終了する。
【００６０】
放電用予測システムＳＯＰと放電用実システムＳＯＰの加重平均値と、充電用予測システムＳＯＰと充電用実システムＳＯＰの加重平均値は、下記（式１６）、（式１７）により算出することができる。
【００６１】
放電用システムＳＯＰ（加重平均値）＝ｋｄ×放電用予測システムＳＯＰ＋（１−ｋｄ）×放電用実システムＳＯＰ  ・・・（式１６）
充電用システムＳＯＰ（加重平均値）＝ｋｃ×充電用予測システムＳＯＰ＋（１−ｋｃ）×充電用実システムＳＯＰ  ・・・（式１７）
ｋｄは放電用予測システムＳＯＰの重み、ｋｃは充電用予測システムＳＯＰの重み。
【００６２】
図５（ａ）−（ｄ）は、重み付けパラメータの具体例を示す図である。図５（ａ）は、電力変換装置６０の充放電電力の絶対値をパラメータとして、重みｋｄｐ、ｋｃｐを設定する例である。電力変換装置６０の充放電電力の絶対値が小さいほど、予測システムＳＯＰの寄与度を大きくする。電力変換装置６０の充放電電力が小さい段階では、実システムＳＯＰの精度が安定しないためである。なお電力変換装置６０の充放電電力がゼロの場合、予測システムＳＯＰの寄与度が１（＝実システムＳＯＰの寄与度が０）になり、電力変換装置６０の充放電電力が所定値以上になると予測システムＳＯＰの寄与度が０（＝実システムＳＯＰの寄与度が１）になる。
【００６３】
図５（ｂ）は、蓄電システム１の直近の充放電停止時間をパラメータとして、重みｋｄｔ、ｋｃｔを設定する例である。充放電停止時間が長いほど、予測システムＳＯＰの寄与度を大きくする。充放電停止時間が長いほど、運転再開直後の電流計測値の信頼度が低くなる傾向にあるためである。
【００６４】
図５（ｃ）は、蓄電システム１の充放電停止中のセルの最大温度変化量をパラメータとして、重みｋｄｃ、ｋｃｃを設定する例である。充放電停止中のセルの最大温度変化量が大きいほど、予測システムＳＯＰの寄与度を大きくする。充放電停止中のセルの最大温度変化量が大きいほど、運転再開直後の電流計測値の信頼度が低くなる傾向にあるためである。
【００６５】
図５（ｄ）は、蓄電システム１の充放電停止中のセルの最大ＯＣＶ変化量をパラメータとして、重みｋｄｃ、ｋｃｃを設定する例である。充放電停止中のセルの最大ＯＣＶ変化量が大きいほど、予測システムＳＯＰの寄与度を大きくする。充放電停止中のセルの最大ＯＣＶ変化量が大きいほど、運転再開直後の電流計測値の信頼度が低くなる傾向にあるためである。
【００６６】
以上の４種類の重みを単独または組み合わせて使用することができる。例えば、４種類のパラメータを全て参照する場合、上記（式１６）で使用するｋｄを下記（式１８）により算出し、上記（式１７）で使用するｋｃを下記（式１９）により算出する。
ｋｄ＝ｋｄｐ×ｋｄｔ×ｋｄｃ×ｋｄｖ  ・・・（式１８）
ｋｃ＝ｋｃｐ×ｋｃｔ×ｋｃｃ×ｋｃｖ  ・・・（式１９）
【００６７】
また、電力変換装置６０の充放電電力と充放電停止時間を重み付けパラメータとして使用する場合、上記（式１６）で使用するｋｄを下記（式２０）により算出し、上記（式１７）で使用するｋｃを下記（式２１）により算出する。
ｋｄ＝ｋｄｐ×ｋｄｔ  ・・・（式２０）
ｋｃ＝ｋｃｐ×ｋｃｔ  ・・・（式２１）
【００６８】
なお、使用する重み付けパラメータに電力変換装置６０の充放電電力が含まれる場合、電力変換装置６０の充放電電力が所定値以上になった時点で、実システムＳＯＰ単独による制御に完全に切り替わる。使用する重み付けパラメータに電力変換装置６０の充放電電力が含まれない場合、充放電開始後、所定期間経過後に、実システムＳＯＰ単独による制御に切り替える。
【００６９】
以上説明したように実施の形態２によれば、実施の形態１と同様の効果を奏する。さらに、充放電開始直後に、予測システムＳＯＰと実システムＳＯＰの加重平均値を使用して充放電制御を行うことにより、充放電開始直後の充放電制御の精度を向上させることができる。即ち、電力変換装置６０の充放電電力が小さい期間の実システムＳＯＰの精度を、予測システムＳＯＰを加味することにより補うことができる。
【００７０】
次に実施の形態３について説明する。実施の形態３では、過去履歴情報を参照することにより、予測システムＳＯＰの精度を向上させる手法を説明する。
【００７１】
図６は、本発明の実施の形態３に係る蓄電システム１の動作の流れを示すフローチャートである（その１）。図７は、本発明の実施の形態３に係る蓄電システム１の動作の流れを示すフローチャートである（その２）。マスタ管理装置５０ｍは、各ラック管理部５０ａ−５０ｃから各蓄電ラックの電池情報として、各蓄電ラックの放電用ＳＯＰ、充電用ＳＯＰ、各蓄電ラックに含まれる各セルのＳＯＣ、温度、ＳＯＨを取得する（Ｓ３０）。
【００７２】
マスタ管理装置５０ｍは、各蓄電ラックの内部抵抗、ＯＣＶ、温度、ＳＯＨを算出する（Ｓ３１）。蓄電ラックの温度は、当該蓄電ラックに含まれる複数のセルの温度の平均値または中央値を算出して、推定することができる。蓄電ラックのＳＯＨは、当該蓄電ラックに含まれる複数のセルのＳＯＨの平均値または中央値を算出して、推定することができる。
【００７３】
マスタ管理装置５０ｍは、複数の蓄電ラック間の最大温度差、最大ＯＣＶ差、最大ＳＯＨ差を算出する（Ｓ３２）。マスタ管理装置５０ｍは、自己が保有する過去履歴データベース内を、算出した最大温度差、最大ＯＣＶ差、最大ＳＯＨ差の組み合わせをキーに検索する。当該過去履歴データベースは、最大温度差、最大ＯＣＶ差、最大ＳＯＨ差の組み合わせと、その条件下の電流ばらつき割合（ラック最大電流／全体電流）を紐付けて保持しているデータベースである。マスタ管理装置５０ｍは、算出した最大温度差、最大ＯＣＶ差、最大ＳＯＨ差の組み合わせに最も近似する条件下の電流ばらつき割合を抽出する（Ｓ３３）。通常、充放電停止前の直近に保存されたデータが抽出されることが多い。なお、充放電停止期間が長い場合は、この限りでない。
【００７４】
マスタ管理装置５０ｍは、各蓄電ラック１０−３０の内部抵抗およびＯＣＶから各蓄電ラックに流れると推定される電流を予測し、電流ばらつき割合（ラック最大電流／全体電流）を算出する（Ｓ３４）。
【００７５】
マスタ管理装置５０ｍは、過去履歴データベースから抽出した電流ばらつき割合と、電流の予測値から算出した電流ばらつき割合を比較する（Ｓ３５）。過去履歴データベースから抽出した電流ばらつき割合が、算出した電流ばらつき割合より大きい場合（Ｓ３５のＹ）、算出した電流ばらつき割合を、過去履歴データベースから抽出した電流ばらつき割合に置き換える（Ｓ３６）。過去履歴データベースから抽出した電流ばらつき割合が、算出した電流ばらつき割合以下の場合（Ｓ３５のＮ）、ステップＳ３６の置き換えはスキップされる。
【００７６】
マスタ管理装置５０ｍは、複数の蓄電ラックの放電用ＳＯＰの最小値、電流ばらつき割合の逆数をもとに放電用システムＳＯＰを算出する（上記（式５）参照）（Ｓ３７）。同様にマスタ管理装置５０ｍは、複数の蓄電ラックの充電用ＳＯＰの最小値、電流ばらつき割合の逆数をもとに充電用システムＳＯＰを算出する（上記（式６）参照）（Ｓ３８）。
【００７７】
マスタ管理装置５０ｍは、算出した放電用予測システムＳＯＰに対応する電流指令値と、算出した充電用予測システムＳＯＰに対応する電流指令値を電力変換装置６０の制御回路に設定する（Ｓ３９）。電力変換装置６０による充放電の開始前において（Ｓ３１０のＮ）、一定周期（例えば、１秒周期）で、ステップＳ３０からステップＳ３９までの処理を繰り返す。
【００７８】
電力変換装置６０による充放電の開始後において（Ｓ３１０のＹ）、マスタ管理装置５０ｍは、各ラック管理部５０ａ−５０ｃから各蓄電ラックに流れている電流の実測値を取得する（Ｓ３１１）。マスタ管理装置５０ｍは、各蓄電ラックの放電用ＳＯＰ、各蓄電ラックに流れている電流Ｉｎの実測値をもとに放電用実システムＳＯＰを算出し（Ｓ３１２）、各蓄電ラックの充電用ＳＯＰ、各蓄電ラックに流れている電流Ｉｎの実測値をもとに充電用実システムＳＯＰを算出する（Ｓ３１３）。
【００７９】
マスタ管理装置５０ｍは、算出した放電用実システムＳＯＰに対応する電流指令値と、算出した充電用実システムＳＯＰに対応する電流指令値を電力変換装置６０の制御回路に設定する（Ｓ３１４）。
【００８０】
マスタ管理装置５０ｍは、各ラック管理部５０ａ−５０ｃから各蓄電ラックに含まれる各セルのＳＯＣ、温度、ＳＯＨを取得する（Ｓ３１５）。マスタ管理装置５０ｍは、各蓄電ラックの温度、ＯＣＶ、ＳＯＨを推定する（Ｓ３１６）。マスタ管理装置５０ｍは、複数の蓄電ラック間の最大温度差、最大ＯＣＶ差、最大ＳＯＨ差と、当該条件下の電流ばらつき割合（ラック最大電流／全体電流）を算出する（Ｓ３１７）。マスタ管理装置５０ｍは、算出した最大温度差、最大ＯＣＶ差、最大ＳＯＨ差と、電流ばらつき割合を紐付けて上記過去履歴データベースに保存する（Ｓ３１８）。
【００８１】
電力変換装置６０による充放電が継続している間（Ｓ３１９のＮ）、一定周期（例えば、１秒周期）で、ステップＳ３１１からステップＳ３１８までの処理を繰り返す。電力変換装置６０による充放電が停止すると（Ｓ３１９のＹ）、全体の処理が終了する。
【００８２】
以上説明したように実施の形態３によれば、実施の形態１と同様の効果を奏する。さらに、条件が近似する過去履歴情報を参照することにより、電流予測の精度を向上させることができ、予測システムＳＯＰの精度を向上させることができる。
【００８３】
以上、本発明を実施の形態をもとに説明した。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。
【００８４】
上述の実施の形態１−３では、マスタ管理装置５０ｍをラック管理部５０ａ−５０ｃの外に設けたが、ラック管理部５０ａ−５０ｃのいずれかの中に設けてもよい。即ち、いずれかのラック管理部をマスタ機とし、残りのラック管理部をスレーブ機とするシステム構成でもよい。
【００８５】
上述の実施の形態１−３では、セルのＳＯＣ、温度、ＳＯＨからセルの内部抵抗を推定する例を説明したが、ＳＯＨを考慮せずにＳＯＣ／電圧と、温度から簡易的に推定してもよい。また内部抵抗は、セルに定電流を所定時間流した際に発生する電圧降下を、当該定電流で割ることにより推定することもできる。マスタ管理装置５０ｍは、セルの内部抵抗の直近の計測値を、現在温度で補正することにより推定した内部抵抗を使用してもよい。
【００８６】
上述の実施の形態３では、複数の蓄電ラック間の最大温度差、最大ＯＣＶ差、最大ＳＯＨ差と、電流ばらつき割合を紐付けて過去履歴データベースに保存する例を説明した。この点、複数の蓄電ラック間の最大温度差、最大ＯＣＶ差、最大ＳＯＨ差と、各蓄電ラックの電流の実測値を紐付けて過去履歴データベースに保存してもよい。この場合、電流ばらつき割合（ラック最大電流／全体電流）は、過去履歴データベースから抽出後に算出される。
【００８７】
また上述の実施の形態３では、過去履歴データベースから抽出した電流ばらつき割合と、電流の予測値から算出した電流ばらつき割合を比較し、抽出した電流ばらつき割合が大きい場合、抽出した電流ばらつき割合を使用する例を説明した。この点、抽出した電流ばらつき割合が大きい場合、算出した電流ばらつき割合と抽出した電流ばらつき割合との平均値を使用してもよい。また、両者を比較せずに算出した電流ばらつき割合と抽出した電流ばらつき割合との平均値を常に使用してもよい。
【００８８】
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。
【００８９】
［項目１］
並列接続された複数の蓄電ブロック（１０−３０）と、
前記複数の蓄電ブロック（１０−３０）から放電される直流電力を交流電力に変換して電力系統（２）または負荷（３）に出力し、前記電力系統（２）から入力される交流電力を直流電力に変換して前記複数の蓄電ブロック（１０−３０）に充電する電力変換部（６０）と、
前記複数の蓄電ブロック（１０−３０）の各単体のＳＯＰ（State Of Power）と、各蓄電ブロック（１０−３０）に流れる電流に基づいて前記複数の蓄電ブロック（１０−３０）全体のＳＯＰを算出し、算出した全体のＳＯＰをもとに前記電力変換部（６０）の充電および放電の少なくとも一方の電力または電流の上限値を設定する管理部（５０ｍ）と、を備え、
前記管理部（５０ｍ）は、前記電力変換部（６０）が電力変換を開始する前、各蓄電ブロック（１０−３０）に流れる電流を、各蓄電ブロック（１０−３０）の電圧と内部抵抗から推定することを特徴とする蓄電システム（１）。
これによれば、電力変換部（６０）が電力変換を開始する前の段階から、単体ＳＯＰを反映した適切な全体ＳＯＰを算出することができる。
［項目２］
前記管理部（５０ｍ）は、各蓄電ブロック（１０−３０）に含まれるセルのＳＯＣ（State Of Charge)、温度、及びＳＯＨ(State Of Health）を取得し、取得したセルのＳＯＣ、温度、及びＳＯＨから、セルのＯＣＶ（Open Circuit Voltage）と内部抵抗を推定し、推定したセルのＯＣＶと内部抵抗から各蓄電ブロック（１０−３０）に流れる電流を推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）。
これによれば、各蓄電ブロック（１０−３０）に流れる電流を計測できない状態でも、単体ＳＯＰを反映した適切な全体ＳＯＰを算出することができる。
［項目３］
前記管理部（５０ｍ）は、前記電力変換部（６０）が電力変換を開始した後、前記複数の蓄電ブロック（１０−３０）の各単体のＳＯＰと、各蓄電ブロック（１０−３０）に流れる電流の実測値に基づいて、前記全体のＳＯＰを算出す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（１）。
これによれば、電力変換部（６０）が電力変換を開始した後、各蓄電ブロック（１０−３０）に流れる電流の実測値にもとづき、適切な全体ＳＯＰを算出することができる。
［項目４］
前記管理部（５０ｍ）は、前記電力変換部（６０）が電力変換を開始した後、各蓄電ブロック（１０−３０）に流れる電流の予測値に基づいて算出した前記全体のＳＯＰと、各蓄電ブロック（１０−３０）に流れる電流の実測値に基づいて算出した前記全体のＳＯＰを加重平均して算出した前記全体のＳＯＰをもとに、前記上限値を設定する項目３に記載の蓄電システム（１）。
これによれば、電力変換開始直後の全体ＳＯＰの精度を向上させることができる。
［項目５］
前記管理部（５０ｍ）は、前記電力変換部（６０）が電力変換を開始した後、前記電力変換部（６０）の充放電電力が大きくなるほど、各蓄電ブロック（１０−３０）に流れる電流の実測値に基づいて算出した前記全体のＳＯＰの寄与度を高めることを特徴とする項目４に記載の蓄電システム（１）。
これによれば、充放電電力が小さい状態における、実測値に基づく全体ＳＯＰの不安定さを補うことができる。
［項目６］
前記管理部（５０ｍ）は、前記複数の蓄電ブロック（１０−３０）の状態および温度条件が近似する過去の履歴情報から、当該条件下における電流の実測値を抽出し、当該実測値をもとに、各蓄電ブロックの電圧と内部抵抗から推定する電流の予測値を補正することを特徴とする項目１から５のいずれかに記載の蓄電システム（１）。
これによれば、過去履歴情報を使用することにより、電流の予測値の精度を向上させることができる。
［項目７］
並列接続された複数の蓄電ブロック（１０−３０）と、前記複数の蓄電ブロック（１０−３０）から放電される直流電力を交流電力に変換して電力系統（２）または負荷（３）に出力し、前記電力系統（２）から入力される交流電力を直流電力に変換して前記複数の蓄電ブロック（１０−３０）に充電する電力変換部（６０）と、を備える蓄電システム（１）に接続される管理装置（５０ｍ）であって、
前記管理装置（５０ｍ）は、
前記複数の蓄電ブロック（１０−３０）の各単体のＳＯＰ（State Of Power）と、各蓄電ブロック（１０−３０）に流れる電流に基づいて前記複数の蓄電ブロック（１０−３０）全体のＳＯＰを算出し、算出した全体のＳＯＰをもとに前記電力変換部（６０）の充電および放電の少なくとも一方の電力または電流の上限値を設定し、
前記電力変換部（６０）が電力変換を開始する前、各蓄電ブロック（１０−３０）に流れる電流を、各蓄電ブロック（１０−３０）の電圧と内部抵抗から推定することを特徴とする管理装置（５０ｍ）。
これによれば、電力変換部（６０）が電力変換を開始する前の段階から、単体ＳＯＰを反映した適切な全体ＳＯＰを算出することができる。
【符号の説明】
【００９０】
１  蓄電システム、  １ｎ  蓄電モジュール、  Ｓ１  第１スイッチ、  ２  電力系統、  Ｓ２  第２スイッチ、  ３  負荷、  Ｓ３  第３スイッチ、  １０  第１蓄電ラック、  １１，１２  蓄電モジュール、  ２０  第２蓄電ラック、  ３０  第３蓄電ラック、  ５０ａ  第１ラック管理部、  ５０ｂ  第２ラック管理部、  ５０ｃ  第３ラック管理部、  ５０ｍ  マスタ管理装置、  ６０  電力変換装置、  ７０  電力線、  ８０  ラック間通信線、  ９０  ラック内通信線。
【図１】
2019049571.tif 000003
【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【国際調査報告】
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2019049571.tif 000011
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