(57)【要約】  本発明に係る充放電管理装置は、蓄電池システムを含む設備に設けられる。蓄電池システムは複数のＰＣＳグループを備える。各ＰＣＳグループは、蓄電池、ＢＭＵ、ＰＣＳを備える。充放電管理装置は、運転時ＳＯＣ計算部、停止時ＳＯＣ推定部、初期ＳＯＣ再設定部を備える。運転時ＳＯＣ計算部は、複数のＰＣＳグループのそれぞれについて、蓄電池の初期ＳＯＣにＢＭＵから供給される電流値の積算値に基づくＳＯＣを加えた運転時ＳＯＣを計算する。停止時ＳＯＣ推定部は、停止条件が成立する場合に、上記一部のグループの充放電を停止させて、その後、上記一部のグループについてＢＭＵから供給される電圧値に基づいて蓄電池の停止時ＳＯＣを推定する。初期ＳＯＣ再設定部は、停止時ＳＯＣで上記運転時ＳＯＣ計算部が有する初期ＳＯＣを再設定すると共に、上記運転時ＳＯＣ計算部が有する積算値をリセットする。
2016063351.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
設備内電線に接続された蓄電池システムを有する構内設備に設けられ、少なくとも構内の電力需給を管理するエネルギーマネジメントシステムからの充放電要求に基づいて前記蓄電池システムに充放電指令を送信する充放電管理装置であって、
前記蓄電池システムは、複数のＰＣＳグループを備え、
前記各ＰＣＳグループは、
蓄電池と、
前記蓄電池の状態を監視する蓄電池監視装置と、
前記設備内電線に出力された交流電力を直流電力に変換して前記蓄電池に充電する機能と、前記蓄電池の直流電力を交流電力に変換して前記設備内電線に放電する機能とを有する交直変換装置と、を含み、
前記充放電管理装置は、
前記複数のＰＣＳグループのそれぞれについて、前記蓄電池の初期ＳＯＣに前記蓄電池監視装置から供給される電流値の積算値に基づくＳＯＣを加えた運転時ＳＯＣを計算する運転時ＳＯＣ計算部と、
前記複数のＰＣＳグループのうち一部のグループの充放電を停止させても、他のグループの前記運転時ＳＯＣに基づく総充放電可能量が、前記エネルギーマネジメントシステムから要求される充放電要求量よりも大きいことを停止条件とし、前記停止条件が成立するか否かを判定する停止条件判定部と、
前記停止条件が成立する場合に、前記一部のグループの充放電を停止させて、その後、前記一部のグループについて前記蓄電池監視装置から供給される電圧値に基づいて前記蓄電池の停止時ＳＯＣを推定する停止時ＳＯＣ推定部と、
前記一部のグループについて、前記停止時ＳＯＣで前記初期ＳＯＣを再設定すると共に、前記積算値をリセットする初期ＳＯＣ再設定部と、を備えること、
を特徴とする充放電管理装置。
【請求項２】
前記充放電管理装置は、
前記停止条件が成立する場合に、前記充放電要求量を前記他のグループで按分して、前記他のグループに対する充放電指令を決定する充放電指令部をさらに備えること、
を特徴とする請求項１記載の充放電管理装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
この発明は、蓄電池システムを含む設備に設けられた充放電管理装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
電力系統は、発電設備と負荷設備とを送配電設備によって接続することで構築されている。電力系統には、複数の大規模発電所と多数の工場や商業施設及び家庭とを接続する大規模なシステムから、特定の施設内で構築される小規模なシステムまで様々な規模のものが存在する。【０００３】
発電所や工場などのプラントに設けられる構内設備は、例えば、負荷システム、発電システム、蓄電池システムなどを備える。構内設備は電力系統に接続される。電力系統又は構内設備には、少なくとも構内の電力需給を管理するエネルギーマネジメントシステム（ＥＭＳ）が備えられ、エネルギーマネジメントシステムによって各システムおよび電力系統の電力需給をバランスさせることが行われている。【０００４】
発電システムの１つとして、太陽光や風力等の自然ネルギーを利用するものがある。自然エネルギーを利用した発電システムは、昨今のエネルギー問題或いは環境問題に対する意識の高まりをうけて広く導入されつつある。しかし、自然エネルギーを利用した発電システムには、季節や天候等の自然的要因によって発電電力が左右されやすいために安定した電力供給を行えないという短所がある。この短所を補うために、発電システムと蓄電池システムと組み合わせた設備が考えられている。【０００５】
蓄電池システムは、発電システムおよび電力系統が負荷システムに供給する電力、または、発電システムが電力系統および負荷システムに供給する電力を安定させるための１つの手段として用いられる。かつては、大量の電力の貯蔵は困難であるとされていたが、リチウムイオン電池やナトリウム硫黄電池のような大容量の蓄電池が実用化されたことによって、大量の電力の貯蔵が可能になった。このような蓄電池を備えた蓄電池システムを発電システムに接続することにより、電力の需要に対して供給が過剰なときには、過剰な電力を蓄電池に充電し、電力の需要に対して供給が不足するときには、蓄電池からの放電により電力の不足を補填する運用が可能である。自然エネルギーを利用した発電システムに蓄電池システムを組み合わせることで、季節や天候等によって変動する発電電力を蓄電池の充放電により平準化させて、電力系統に安定した電力供給を行うことが可能になる。【０００６】
なお、出願人は、本発明に関連するものとして、以下に記載する文献を認識している。日本特開２０１４−１１７００３号公報には、太陽光発電システムと蓄電池システムとが接続され、太陽光発電の発電電力の変動を蓄電池の充放電制御で抑制する構成が開示されている。日本特開２０１４−１２４０６３号公報には、電力系統に接続された複数の交直変換装置（ＰＣＳ：Ｐｏｗｅｒ  Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｉｎｇ  Ｓｙｓｔｅｍ）を備える蓄電池システムの一例が描かれている。また、複数の蓄電池のＳＯＣ（Ｓｔａｔｅ  Ｏｆ  Ｃｈａｒｇｅ）が同じ値になるように管理する構成が開示されている。日本特開２０１２−４３６２３号公報には、蓄電池に流れる電流の積算値から蓄電池のＳＯＣを算出する構成が開示されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００７】
【特許文献１】日本特開２０１４−１１７００３号公報
【特許文献２】日本特開２０１４−１２４０６３号公報
【特許文献３】日本特開２０１２−４３６２３号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００８】
上述したように、複数のＰＣＳを備える蓄電池システムにおいて、ＰＣＳ間で蓄電池のＳＯＣが同じ値になるように制御するには、各蓄電池のＳＯＣを精度高く算出する必要がある。充放電時のＳＯＣの算出方法として、蓄電池に流れる電流の積算値から蓄電池のＳＯＣを算出する方法がある。しかし、蓄電池システムに常時充放電が行われる場合（例えば電力系統や負荷システムに供給する電力の安定化に使用される場合）には、絶えず充放電をし続けるため、充放電停止によるＳＯＣ再演算タイミングが得られない。上述した電流の積算値からＳＯＣを算出する方法を継続すれば、センサの検出精度や充放電ロス等による誤差が積算されて累積的に大きくなり、算出されるＳＯＣの誤差も大きくなるという問題がある。【０００９】
本発明は、上述のような課題を解決するためになされたもので、蓄電池のＳＯＣを精度高く算出し続けることのできる充放電管理装置を提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【００１０】
上記の目的を達成するため、本発明に係る充放電管理装置が設けられた構内設備は以下のように構成される。【００１１】
本発明に係る充放電管理装置は、設備内電線に接続された蓄電池システムを有する構内設備に設けられる。構内設備は、例えば、発電所や工場などのプラント内に配置される設備である。構内設備は、設備内電線を介して蓄電池システムに接続された発電システムや負荷システムを備えてもよい。設備内電線は電力系統に接続される。【００１２】
エネルギーマネジメントシステムは、上述した各システムおよび電力系統の電力需給をバランスさせるように充放電要求を決定し出力する。本発明に係る充放電管理装置は、少なくとも構内の電力需給を管理するエネルギーマネジメントシステムからの充放電要求に基づいて蓄電池システムに充放電指令を送信する。本発明に係る充放電管理装置は、エネルギーマネジメントシステムまたは蓄電池システム内に配置されてもよい。構内設備や電力系統の規模や構成には限定はない。例えば、構内設備に、発電システムおよび負荷システムの両方またはいずれか一方が接続されていてもよい。【００１３】
蓄電池システムは、複数のＰＣＳグループを備える。各ＰＣＳグループは、蓄電池、蓄電池監視装置、交直変換装置を備える。【００１４】
蓄電池は単一の蓄電池セルで構成されていてもよいし、複数の蓄電池セルの集合体として構成されていてもよい。蓄電池の種類としては、リチウムイオン電池やナトリウム硫黄電池やニッケル水素電池等の大容量の蓄電池が好ましい。【００１５】
蓄電池監視装置は、蓄電池の状態を監視する装置である。蓄電池監視装置による監視項目としては、例えば、電流、電圧、温度等の状態量を挙げることができる。蓄電池監視装置は、監視項目である状態量をセンサによって常時或いは所定の周期で計測し、得られたデータの一部或いは全部を蓄電池情報として外部に出力する。【００１６】
交直変換装置は、設備内電線に蓄電池を接続する装置であり、設備内電線に出力された交流電力を直流電力に変換して蓄電池に充電する機能と、蓄電池の直流電力を交流電力に変換して設備内電線に放電する機能とを有している。交直変換装置はパワーコンディショナーとも呼ばれ、蓄電池への充電電力量、及び蓄電池からの放電電力量は、交直変換装置によって調整される。【００１７】
本発明に係る充放電管理装置は、複数のＰＣＳグループそれぞれの交直変換装置および蓄電池監視装置に接続される。充放電管理装置は、運転時ＳＯＣ計算部、停止条件判定部、停止時ＳＯＣ推定部、初期ＳＯＣ再設定部、および充放電指令部を備える。【００１８】
運転時ＳＯＣ計算部は、複数のＰＣＳグループのそれぞれについて、蓄電池の初期ＳＯＣに蓄電池監視装置から供給される電流値の積算値に基づくＳＯＣを加えた運転時ＳＯＣを計算する。【００１９】
停止条件判定部は、停止条件が成立するか否かを判定する。ここで、停止条件は、複数のＰＣＳグループのうち一部のグループの充放電を停止させても、他のグループの運転時ＳＯＣに基づく総充放電可能量が、エネルギーマネジメントシステムから要求される充放電要求量よりも大きいことである。充放電要求量は、エネルギーマネジメントシステムから出力される充放電要求に含まれる。【００２０】
停止時ＳＯＣ推定部は、停止条件が成立する場合に、上記一部のグループの充放電を停止させて、その後、上記一部のグループについて蓄電池監視装置から供給される電圧値に基づいて蓄電池の停止時ＳＯＣを推定する。【００２１】
初期ＳＯＣ再設定部は、上記一部のグループについて、停止時ＳＯＣで上記運転時ＳＯＣ計算部が有する初期ＳＯＣを再設定すると共に、上記運転時ＳＯＣ計算部が有する積算値を０にリセットする。【００２２】
本発明に係る蓄電池システムの好ましい形態では、充放電指令部は、エネルギーマネジメントシステムから要求される充放電要求量を按分して、複数のＰＣＳグループに対する充放電指令を決定する。また、充放電指令部は、停止条件が成立する場合に、充放電要求量を上記他のグループで按分して、上記他のグループに対する充放電指令を決定する。
【発明の効果】
【００２３】
本発明に係る充放電管理装置によれば、上記一部のグループについて、停止時ＳＯＣで運転時ＳＯＣ計算部が有する初期ＳＯＣが再設定されると共に積算値が０にリセットされる。その結果、現在の運転時ＳＯＣが精度の高い停止時ＳＯＣで置き換えられ、センサの検出精度や充放電ロスによる累積的な誤差が除去される。その後、新たな初期ＳＯＣに基づいて運転時ＳＯＣが算出することができる。そして、定期的に停止時ＳＯＣで運転時ＳＯＣを置き換えることで、運転時ＳＯＣの計算精度を回復することができる。そのため、本発明に係る充放電管理装置によれば、一定間隔で順次一部の蓄電池に対する充放電を強制的に停止することで、蓄電池のＳＯＣを精度高く算出し続けることができる。
【図面の簡単な説明】
【００２４】
【図１】本発明の実施の形態１に係るシステム構成を説明するための概念構成図である。
【図２】本発明の実施の形態１に係るシステムのブロック図である。
【図３】リチウムイオン電池のＯＣＶ（閉回路電圧）とＳＯＣとの関係を表したグラフである。
【図４】本発明の実施の形態１に係るシステムにおいて、蓄電池システム４および充放電管理装置５が実行する制御ルーチンのフローチャートである。
【発明を実施するための形態】
【００２５】
以下、図面を参照して本発明の実施の形態について詳細に説明する。尚、各図において共通する要素には、同一の符号を付して重複する説明を省略する。
【００２６】
実施の形態１．
［実施の形態１のシステム構成］
図１は、本発明の実施の形態１に係るシステム構成を説明するための概念構成図である。図１に示す構内設備１は、電力系統の送電設備２０に接続される。電力系統には、送電設備２０の他、送電設備２０に発電設備（図示省略）や負荷設備（図示省略）が接続されてもよい。
【００２７】
図１に示す構内設備１は、発電システム３と蓄電池システム４とを備える。発電システム３と蓄電池システム４と電力系統とは、設備内電線２１を介して接続される。さらに、構内設備１は、充放電管理装置５とエネルギーマネジメントシステム（以下、ＥＭＳ）６を備える。発電システム３と蓄電池システム４と充放電管理装置５とＥＭＳ６とは、コンピュータネットワーク６１を介して接続される。
【００２８】
（発電システム）
図１に示す発電システム３は、太陽光発電（ＰＶ）システムである。なお、発電システム３は、風力発電システム、水力発電システム、潮力発電システム、地熱発電システムなどであってもよい。発電システム３は、太陽光発電モジュール３１、太陽光発電用の交直変換装置（以下、ＰＶ−ＰＣＳ）３２を備える。発電システム３では、ＰＶ−ＰＣＳ３２は少なくとも１つの太陽光発電モジュール３１に接続される。ＰＶ−ＰＣＳ３２は電力計３３を介して設備内電線２１に接続される。図１では、電力計３３は発電システム３と設備内電線２１との間に配置されているが、これは単なる一例である。電力計３３は発電システム３に組み込まれてもよい。電力計３３は信号線によりＥＭＳ６に接続される。
【００２９】
電力計３３は、発電システム３から設備内電線２１に供給される発電電力を常時検出する。ただし、本実施の形態でいう常時検出とは、センサから絶え間のない連続した信号を取り込む動作だけでなく、所定の短い周期でセンサの信号を取り込む動作を含む概念である。電力計３３で検出された発電電力値はＥＭＳ６に入力される。
【００３０】
（蓄電池システム）
蓄電池システム４は、複数の蓄電池用の交直変換装置（以下、ＰＣＳ）を備える。以下説明容易のため、１つのＰＣＳとそのＰＣＳに接続される蓄電池と蓄電池監視装置（以下、ＢＭＵ：Ｂａｔｔｅｒｙ  Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ  Ｕｎｉｔ）とから構成されるグループを「ＰＣＳグループ」と称する。
【００３１】
第１ＰＣＳグループ４１は、第１ＰＣＳ４１１、第１蓄電池４１２、および第１ＢＭＵ４１３を備える。第２ＰＣＳグループ４２は、第２ＰＣＳ４２１、第２蓄電池４２２、および第２ＢＭＵ４２３を備える。第３ＰＣＳグループ４３は、第３ＰＣＳ４３１、第３蓄電池４３２、および第３ＢＭＵ４３３を備える。各ＰＣＳグループの基本構成は同様であるため、ここでは、第１ＰＣＳグループ４１を例示して説明する。なお、図１では、３つのＰＣＳグループが描画されているが、ＰＣＳグループは複数であればよい。
【００３２】
第１ＰＣＳグループ４１に関して、第１ＰＣＳ４１１は第１蓄電池４１２に接続される。第１蓄電池４１２は第１ＢＭＵ４１３に接続される。第１ＢＭＵ４１３は、コンピュータネットワーク６３により充放電管理装置５に接続される。
【００３３】
第１ＰＣＳ４１１は、変圧器を介して送電線により設備内電線２１に接続される。第１ＰＣＳ４１１は、発電システム３が設備内電線２１に出力した交流電力を直流電力に変換して第１蓄電池４１２に充電する充電機能と、第１蓄電池４１２の直流電力を交流電力に変換して電力系統に放電する放電機能とを備える。第１蓄電池４１２への充電電力量、および、第１蓄電池４１２からの放電電力量は、第１ＰＣＳ４１１によって調整される。第１ＰＣＳ４１１による充放電電力量の調整は、充放電管理装置５から供給される充放電指令に従って行われる。
【００３４】
第１蓄電池４１２は、複数のセルが直列に接続されたモジュールを備える。モジュールは並列に複数接続されてもよい。各セルはリチウムイオン電池（ＬｉＢ）である。
【００３５】
第１ＢＭＵ４１３は、第１蓄電池４１２の状態を監視する。具体的には、ＢＭＵ４１３は、第１蓄電池４１２の状態量を計測する手段として電流センサ、電圧センサ、及び温度センサを備える。電流センサによって第１蓄電池４１２に流れる電流が計測される。電圧センサによって各セルの電圧が計測される。そして、温度センサによって第１蓄電池４１２の温度が計測される。第１ＢＭＵ４１３による第１蓄電池４１２の監視は常時行われる。ただし、本実施の形態でいう常時監視とは、センサから絶え間のない連続した信号を取り込む動作だけでなく、所定の短い周期でセンサの信号を取り込む動作を含む概念である。第１ＢＭＵ４１３は、各センサによる計測で得られた情報を含む蓄電池情報を充放電管理装置５に送信する。
【００３６】
以上、第１ＰＣＳグループ４１の第１ＰＣＳ４１１、第１蓄電池４１２、第１ＢＭＵ４１３について説明したが、上述した基本構成は、第２ＰＣＳグループ４２、第３ＰＣＳグループ４３に関しても同様である。
【００３７】
（エネルギーマネジメントシステム（ＥＭＳ））
ＥＭＳ６は、例えばＲＯＭ、ＲＡＭ等を含むメモリ、各種情報を入出力する入出力インタフェース、各種情報に基づいて各種演算処理を実行可能なプロセッサを備える。ＥＭＳ６は、コンピュータネットワーク６１により充放電管理装置５に接続される。ＥＭＳ６は、少なくとも構内の電力需給を管理する。例えば、ＥＭＳ６は、電力系統と発電システム３と蓄電池システム４との電力需給をバランスさせるように蓄電池システム４に対する充放電要求を決定する。充放電要求は、充放電管理装置５に送信される。ところで、図１に示すシステム構成では、構内設備１は発電システム３を備えているが、構内設備１の構成はこれに限定されるものではない。発電システム３に替えて負荷システムを備えてもよいし、発電システム３と共に設備内電線２１に接続する負荷システムを備えてもよい。このような構成においては、ＥＭＳ６は、電力系統と発電システム３と蓄電池システム４と負荷システムとの電力需給をバランスさせるように蓄電池システム４に対する充放電要求を決定する。
【００３８】
（充放電管理装置）
充放電管理装置５は、例えばＲＯＭ、ＲＡＭ等を含むメモリ、各種情報を入出力する入出力インタフェース、各種情報に基づいて各種演算処理を実行可能なプロセッサを備える。充放電管理装置５は、コンピュータネットワーク６１によりＥＭＳ６、ＰＶ−ＰＣＳ３２に接続される。充放電管理装置５は、コンピュータネットワーク６２により第１ＰＣＳ４１１、第２ＰＣＳ４２１、および第３ＰＣＳ４３１に接続される。充放電管理装置５は、コンピュータネットワーク６３により第１ＢＭＵ４１３、第２ＢＭＵ４２３、および第３ＢＭＵ４３３に接続される。なお、図１では、充放電管理装置５は蓄電池システム４の外部に配置されているが、蓄電池システム４やＥＭＳ６の内部に配置されてもよい。
【００３９】
充放電管理装置５は、後述する各種機能を備え、ＥＭＳ６から受信した充放電要求に基づいて第１ＰＣＳ４１１〜第３ＰＣＳ４３１に対して充放電指令（充放電量［ｋＷ］に相当する）を出す司令塔の役割を担う。その他、充放電管理装置５は、蓄電池が満充電状態である場合に発電システム３の出力を抑制するＰＶ−ＰＣＳ出力抑制機能を備える。
【００４０】
［実施の形態１の特徴的構成］
図２は、本発明の実施の形態１に係るシステムのブロック図である。
充放電管理装置５を示すブロック内には、充放電管理装置５が備える種々の機能のうちの一部がブロックで表されている。これらブロックのそれぞれに演算資源が割り当てられている。充放電管理装置５には各ブロックに対応するプログラムが用意され、それらがプロセッサによって実行されることで各ブロックの機能が充放電管理装置５において実現される。
【００４１】
（運転時ＳＯＣ計算機能）
充放電管理装置５は運転時ＳＯＣ計算機能を有し、その機能は運転時ＳＯＣ計算部５２が受け持つ。充放電中の蓄電池のＳＯＣは、蓄電池に流れる電流の積算値から推定可能である。運転時ＳＯＣ計算部５２は、第１ＰＣＳグループ４１について、第１蓄電池４１２の初期ＳＯＣに第１ＢＭＵ４１３から供給される電流値の積算値に基づくＳＯＣを加えた運転時ＳＯＣを計算する。初期ＳＯＣは、初期値は０であるが、後述する初期ＳＯＣ再設定部により更新される。同様に、運転時ＳＯＣ計算部５２は、第２ＰＣＳグループ４２および第３ＰＣＳグループ４３についてもそれぞれ運転時ＳＯＣを計算する。
【００４２】
（停止条件判定機能）
充放電管理装置５は停止条件判定機能を有し、その機能は停止条件判定部５３が受け持つ。停止条件判定部５３は、停止条件が成立するか否かを判定する。ここで、停止条件は、第１ＰＣＳグループ４１〜第３ＰＣＳグループ４３のうち一部のグループの充放電を停止させても、他のグループの運転時ＳＯＣに基づく総充放電可能量が、ＥＭＳ６から要求される充放電要求量よりも大きいことである。一例として、上述の「一部のグループ」が第１ＰＣＳグループ４１である場合、上述の「他のグループ」は第２ＰＣＳグループ４２および第３ＰＣＳグループ４３である。この場合、総充放電可能量は、第２ＰＣＳグループ４２および第３ＰＣＳグループ４３の運転時ＳＯＣの合計に応じて定まる。充放電要求量は、ＥＭＳ６から出力される充放電要求に含まれる。
【００４３】
（停止時ＳＯＣ推定機能）
充放電管理装置５は停止時ＳＯＣ推定機能を有し、その機能は停止時ＳＯＣ推定部５４が受け持つ。停止時ＳＯＣ推定部５４は、上述の停止条件が成立する場合に、上記一部のグループの充放電を停止させて、その後、上記一部のグループについてＢＭＵから供給される電圧値に基づいて蓄電池の停止時ＳＯＣを推定する。一例として、上述の「一部のグループ」が第１ＰＣＳグループ４１である場合、停止時ＳＯＣ推定部５４は、第１ＰＣＳグループ４１に対して充放電量を０とする充放電指令を決定する。充放電指令は、充放電管理装置５により第１ＰＣＳグループ４１に送信される。停止時ＳＯＣ推定部５４は、第１ＰＣＳグループ４１の充放電が停止された後に、第１ＢＭＵ４１３から供給される電圧値から第１蓄電池４１２の停止時ＳＯＣを推定する。停止時ＳＯＣの推定にあたり、図３に示す電圧とＳＯＣとの関係を示すマップや式を用いることができる。
【００４４】
図３は、リチウムイオン電池のＯＣＶ（閉回路電圧）とＳＯＣとの関係を表したグラフである。本実施の形態では、ＳＯＣは満充電に対する充電率を意味するものとする。このグラフから分かるように、リチウムイオン電池は、満タンに充電されているほど電圧が高く、空に近いほど電圧が低くなるという特性を有している。この電圧−ＳＯＣ特性を利用することにより、電圧の計測値からＳＯＣを推定することができる。本実施の形態でいう電圧とは、蓄電池の両端にかかる電圧を意味する。
【００４５】
（初期ＳＯＣ再設定機能）
充放電管理装置５は初期ＳＯＣ再設定機能を有し、その機能は初期ＳＯＣ再設定部５５が受け持つ。初期ＳＯＣ再設定部５５は、上記一部のグループについて、停止時ＳＯＣで運転時ＳＯＣ計算部５２が有する初期ＳＯＣを再設定すると共に、運転時ＳＯＣ計算部５２が有する積算値を０にリセットする。
【００４６】
このように、上記一部のグループについて、停止時ＳＯＣで運転時ＳＯＣ計算部５２が有する初期ＳＯＣが再設定されると共に積算値が０にリセットされる。その結果、上記一部のグループについて、現在の運転時ＳＯＣが精度の高い停止時ＳＯＣで置き換えられ、センサの検出精度や充放電ロスによる累積的な誤差が除去される。その後、新たな初期ＳＯＣに基づいて運転時ＳＯＣが算出することができる。そのため、本実施の形態のシステムによれば、定期的に停止時ＳＯＣで運転時ＳＯＣを置き換えることで、運転時ＳＯＣの計算精度を回復することができる。そのため、蓄電池のＳＯＣを精度高く算出し続けることができる。
【００４７】
（充放電指令機能）
充放電管理装置５は充放電指令機能を有し、その機能は充放電指令部５１が受け持つ。充放電指令部５１は、ＥＭＳ６から要求される充放電要求量を按分して、第１ＰＣＳグループ４１〜第３ＰＣＳグループ４３に対する充放電指令を決定する。さらに、充放電指令部５１は、停止条件が成立する場合に、充放電要求量を他のグループで按分して、他のグループに対する充放電指令を決定する。一例として、上述の「他のグループ」が第２ＰＣＳグループ４２および第３ＰＣＳグループ４３である場合、充放電要求量をこの２つのＰＣＳグループで分けた充放電指令を決定する。
【００４８】
（フローチャート）
図４は、本発明の実施の形態１に係るシステムにおいて、蓄電池システム４および充放電管理装置５が実行する制御ルーチンのフローチャートである。このフローチャートに示す充放電管理装置５の処理は、充放電指令部５１、運転時ＳＯＣ計算部５２、停止条件判定部５３、停止時ＳＯＣ推定部５４、初期ＳＯＣ再設定部５５の各機能によって実現される処理である。充放電管理装置５のメモリには、図４に示すフローチャートの処理を実行するプログラムが記憶されており、充放電管理装置５のプロセッサがプログラムを読み出して、実行することにより図４に示す処理が実現される。
【００４９】
図４に示すルーチンでは、充放電管理装置５は、ＥＭＳ６から充放電要求を所定の短い周期で取得する（ステップＳ１０１）。
【００５０】
第１ＰＣＳグループ４１では、第１ＢＭＵ４１３が各種センサを用いて蓄電池情報を常時取得する。蓄電池情報には第１蓄電池４１２に流れる電流、第１蓄電池４１２の電圧、第１蓄電池４１２の温度が含まれる。その後、第１ＢＭＵ４１３は、取得した蓄電池情報を充放電管理装置５に送信する（ステップＳ２０１）。
【００５１】
第２ＰＣＳグループ４２では、第２ＢＭＵ４２３が各種センサを用いて蓄電池情報を常時取得する。蓄電池情報には第２蓄電池４２２に流れる電流、第２蓄電池４２２の電圧、第２蓄電池４２２の温度が含まれる。その後、第２ＢＭＵ４２３は、取得した蓄電池情報を充放電管理装置５に送信する（ステップＳ３０１）。
【００５２】
第３ＰＣＳグループ４３では、第３ＢＭＵ４３３が各種センサを用いて蓄電池情報を常時取得する。蓄電池情報には第３蓄電池４３２に流れる電流、第３蓄電池４３２の電圧、第３蓄電池４３２の温度が含まれる。その後、第３ＢＭＵ４３３は、取得した蓄電池情報を充放電管理装置５に送信する（ステップＳ４０１）。
【００５３】
充放電管理装置５は、第１ＢＭＵ４１３〜第３ＢＭＵ４３３から送信された蓄電池情報を受信する（ステップＳ１０２）。
【００５４】
次に、充放電管理装置５は、ステップＳ１０２において受信した各蓄電池情報に基づいて、第１ＰＣＳグループ４１〜第３ＰＣＳグループ４３それぞれについて運転時ＳＯＣを計算する（ステップＳ１０３）。ステップＳ１０３の処理内容は、運転時ＳＯＣ計算機能の説明において述べたとおりである。
【００５５】
次に、充放電管理装置５は、停止条件が成立するか否かを判定する（ステップＳ１０４）。ステップＳ１０４の処理内容は、停止条件判定機能の説明において述べたとおりである。停止条件が成立する場合は、ステップＳ１０４の処理が実行される。停止条件が成立しない場合は、本ルーチンは終了され、所定時間経過後に再度本ルーチンが開始される。
なお、以下の説明では、一例として、停止条件は、第１ＰＣＳグループ４１の充放電を停止させても、第２ＰＣＳグループ４２および第３ＰＣＳグループ４３の運転時ＳＯＣの合計に基づく総充放電可能量が、ＥＭＳ６から要求される充放電要求量よりも大きいこととする。
【００５６】
停止条件が成立する場合、充放電管理装置５は、第１ＰＣＳグループ４１に対して充放電量を０とする充放電指令を決定する。この処理内容は、停止時ＳＯＣ推定機能の説明の一部として述べたとおりである（ステップＳ１０５）。さらに、ステップＳ１０５において、充放電管理装置５は、充放電要求量を第２ＰＣＳグループ４２および第３ＰＣＳグループ４３で按分して、第２ＰＣＳグループ４２および第３ＰＣＳグループ４３に対する充放電指令を決定する。この処理内容は、充放電指令機能の説明の一部として述べたとおりである。
【００５７】
次に、充放電管理装置５は、第１ＰＣＳグループ４１に対する充放電指令を第１ＰＣＳ４１１に、第２ＰＣＳグループ４２に対する充放電指令を第２ＰＣＳ４２１に、第３ＰＣＳグループ４３に対する充放電指令を第３ＰＣＳ４３１に送信する（ステップＳ１０６）。
【００５８】
第２ＰＣＳグループ４２では、第２ＰＣＳ４２１が、充放電管理装置５から送信された充放電指令を受信する（ステップＳ３０２）。第２ＰＣＳ４２１は、充放電指令に従って充放電操作を実行する（ステップＳ３０３）。
【００５９】
第３ＰＣＳグループ４３では、第３ＰＣＳ４３１が、充放電管理装置５から送信された充放電指令を受信する（ステップＳ４０２）。第３ＰＣＳ４３１は、充放電指令に従って充放電操作を実行する（ステップＳ４０３）。
【００６０】
第１ＰＣＳグループ４１では、第１ＰＣＳ４１１が、充放電管理装置５から送信された充放電指令を受信する（ステップＳ２０２）。第１ＰＣＳ４１１は、充放電指令に従って充放電操作を実行する。第１ＰＣＳ４１１に対する充放電指令は、充放電量を０とする指令であるため、第１ＰＣＳグループ４１の充放電は停止される（ステップＳ２０３）。
【００６１】
第１ＢＭＵ４１３は、第１ＰＣＳグループ４１の充放電が停止された後に取得した蓄電池情報を充放電管理装置５に送信する（ステップＳ２０４）。
【００６２】
充放電管理装置５は、第１ＢＭＵ４１３から送信された蓄電池情報を受信する（ステップＳ１０７）。
【００６３】
次に、充放電管理装置５は、第１ＢＭＵ４１３から供給される蓄電池情報に含まれる電圧値から第１蓄電池４１２の停止時ＳＯＣを推定する（ステップＳ１０８）。ステップＳ１０８の処理内容は、停止時ＳＯＣ推定機能の説明において述べたとおりである。
【００６４】
次に、充放電管理装置５は、第１ＰＣＳグループ４１について、停止時ＳＯＣで運転時ＳＯＣ計算部５２が有する初期ＳＯＣを再設定すると共に、運転時ＳＯＣ計算部５２が有する積算値を０にリセットする（ステップＳ１０９）。これにより、現在の運転時ＳＯＣが精度の高い停止時ＳＯＣで置き換えられ、センサの検出精度や充放電ロスによる累積的な誤差が除去される。その後、新たな初期ＳＯＣに基づいて運転時ＳＯＣが算出することができる。
【００６５】
以上説明したように、本実施の形態のシステムによれば、定期的に停止時ＳＯＣで運転時ＳＯＣを置き換えることで、運転時ＳＯＣの計算精度を回復することができる。そのため、蓄電池のＳＯＣを精度高く算出し続けることができる。
【００６６】
ところで、上述した実施の形態１のシステムにおいては、蓄電池としてリチウムイオン電池を用いているが、これに限定されるものではない。蓄電池の種類としては、ナトリウム硫黄電池やニッケル水素電池等であってもよい。
【符号の説明】
【００６７】
１  構内設備
３  発電システム
４  蓄電池システム
５  充放電管理装置
６  エネルギーマネジメントシステム（ＥＭＳ）
２０  送電設備
２１  設備内電線
３１  太陽光発電モジュール
３２  ＰＶ−ＰＣＳ
３３  電力計
４１  第１ＰＣＳグループ
４２  第２ＰＣＳグループ
４３  第３ＰＣＳグループ
５１  充放電指令部
５２  運転時ＳＯＣ計算部
５３  停止条件判定部
５４  停止時ＳＯＣ推定部
５５  初期ＳＯＣ再設定部
６１、６２、６３  コンピュータネットワーク
４１１  第１ＰＣＳ
４１２  第１蓄電池
４１３  第１ＢＭＵ
４２１  第２ＰＣＳ
４２２  第２蓄電池
４２３  第２ＢＭＵ
４３１  第３ＰＣＳ
４３２  第３蓄電池
４３３  第３ＢＭＵ
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【国際調査報告】
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