JP2016144298A - Power storage power conditioner system - Google Patents
Power storage power conditioner system Download PDFInfo
- Publication number
- JP2016144298A JP2016144298A JP2015018325A JP2015018325A JP2016144298A JP 2016144298 A JP2016144298 A JP 2016144298A JP 2015018325 A JP2015018325 A JP 2015018325A JP 2015018325 A JP2015018325 A JP 2015018325A JP 2016144298 A JP2016144298 A JP 2016144298A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- connection
- storage
- storage battery
- power conditioner
- power
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 230000002457 bidirectional effect Effects 0.000 claims abstract description 97
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 37
- 239000004065 semiconductor Substances 0.000 description 28
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 22
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 13
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 9
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 7
- 230000005856 abnormality Effects 0.000 description 5
- 238000009499 grossing Methods 0.000 description 5
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 4
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 4
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 3
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
- Charge And Discharge Circuits For Batteries Or The Like (AREA)
- Inverter Devices (AREA)
Abstract
Description
この発明は、複数の蓄電池を有する蓄電池部と、家電製品などの製品へ直流又は交流を給電する双方向のパワーコンディショナとを備える、蓄電パワーコンディショナシステムに関する。 The present invention relates to an electricity storage power conditioner system including a storage battery unit having a plurality of storage batteries and a bidirectional power conditioner that supplies direct current or alternating current to a product such as a home appliance.
蓄電池部と双方向パワーコンディショナにより構成される従来の蓄電パワーコンディショナシステムにおいて、双方向パワーコンディショナは内部に双方向コンバータ及び双方向インバータを有しているのが一般的である。したがって、双方向パワーコンディショナを介した蓄電池による放電動作時に、双方向コンバータにより、双方向インバータの動作に必要な電圧に昇圧する昇圧動作を行う。 In a conventional storage power conditioner system including a storage battery unit and a bidirectional power conditioner, the bidirectional power conditioner generally includes a bidirectional converter and a bidirectional inverter. Therefore, during the discharging operation by the storage battery via the bidirectional power conditioner, a boosting operation is performed to boost the voltage to a voltage required for the operation of the bidirectional inverter by the bidirectional converter.
また、双方向パワーコンディショナを介して、太陽光パワーコンディショナの自立発電出力(単相二線AC100V)によって蓄電池部を充電する場合、双方向インバータにより、双方向コンバータの動作に必要な電圧に自立発電出力を昇圧する昇圧動作を行うとともに、昇圧された電圧を、双方向コンバータにより、蓄電池部の充電条件に合う電圧に降圧する降圧動作を行った後、自立発電出力により得られた電力を蓄電池部に充電する充電動作を行うのが一般的である。 In addition, when the storage battery unit is charged by the independent power generation output (single-phase, two-wire AC100V) of the solar power conditioner via the bidirectional power conditioner, the bidirectional inverter converts the voltage to the voltage required for the operation of the bidirectional converter. The boost operation is performed to boost the stand-alone power generation output, and the step-down operation is performed to step down the boosted voltage to a voltage that meets the charging conditions of the storage battery unit by the bidirectional converter, and then the power obtained from the stand-alone power generation output is reduced. Generally, a charging operation for charging the storage battery unit is performed.
上述した蓄電池部による充放電動作(充電動作及び放電動作)を行う蓄電パワーコンディショナシステムとして例えば、特許文献1で開示されたパワーコンディショナシステムがある。
For example, there is a power conditioner system disclosed in
従来の蓄電パワーコンディショナシステムにおいて、蓄電池部の充放電動作時における電池電圧は、蓄電池の総セル数で一意に決定されており、双方向パワーコンディショナ内の双方向コンバータは、充放電動作のために電池電圧よりも高い電圧に昇圧する必要があり、エネルギー効率良く充放電動作ができないという問題点があった。 In the conventional storage power conditioner system, the battery voltage at the time of charge / discharge operation of the storage battery unit is uniquely determined by the total number of cells of the storage battery, and the bidirectional converter in the bidirectional power conditioner performs charge / discharge operation. Therefore, it is necessary to boost the voltage to a voltage higher than the battery voltage, and there is a problem that the charge / discharge operation cannot be performed with high energy efficiency.
例えば、セル電圧が、3.7Vの蓄電池を45個直列に接続して蓄電池モジュールを構成する場合、電池電圧は、約167V(=3.7×45)となる。この蓄電池モジュールを直列に2個接続して蓄電池部を構成する場合、電池電圧は334V(=167×2)となる。 For example, when 45 storage batteries having a cell voltage of 3.7 V are connected in series to form a storage battery module, the battery voltage is about 167 V (= 3.7 × 45). When two storage battery modules are connected in series to form a storage battery unit, the battery voltage is 334 V (= 167 × 2).
このような蓄電池部から、双方向パワーコンディショナを介して、電源系統側(AC200V)の負荷に放電動作を行う場合、双方向パワーコンディショナ内の双方向コンバータは、電池電圧334Vを双方向インバータが動作可能な母線電圧DC360Vに昇圧する昇圧動作を行い、双方向パワーコンディショナ内の双方向インバータによりDC360VをAC200Vに降圧する降圧動作を行っている。 When discharging operation is performed from such a storage battery unit to a load on the power supply system side (AC200V) via the bidirectional power conditioner, the bidirectional converter in the bidirectional power conditioner supplies the battery voltage 334V to the bidirectional inverter. Is boosted to a bus voltage DC 360V that can operate, and a bidirectional inverter in the bidirectional power conditioner is used to step down DC 360V to AC 200V.
また、双方向パワーコンディショナを介して、太陽光パワーコンディショナによる自立発電出力(単相二線AC100V)によって蓄電池部を充電する充電動作を行う場合も、双方向インバータにより、自立発電出力AC100を母線電圧DC360Vへ昇圧する昇圧動作を行い、双方向コンバータにより、DC360Vを電池電圧(334+α)V(充電電流制御のため、若干高いαVを追加)に降圧する降圧動作を行った後、蓄電池部を充電している。 Moreover, also when performing the charging operation which charges a storage battery part by the independent power generation output (single-phase two-wire AC100V) by the solar power conditioner through the bidirectional power conditioner, the independent power generation output AC100 is generated by the bidirectional inverter. After performing a step-up operation to step up the voltage to the bus voltage DC 360V, and a step-down operation to step down the DC 360V to the battery voltage (334 + α) V (add a slightly higher αV for charging current control) by the bidirectional converter, Charging.
上記電源系統から蓄電池部を充電する充電動作を実行する場合も同様に、系統電圧AC200Vを双方向インバータにより母線電圧DC360Vに昇圧する昇圧動作を行い、双方向コンバータにより、DC360Vを電池電圧(334+α)Vへ降圧する降圧動作を行った後、蓄電池部を充電している。 Similarly, when executing the charging operation of charging the storage battery unit from the power supply system, the system voltage AC200V is boosted to the bus voltage DC360V by the bidirectional inverter, and the DC voltage is set to the battery voltage (334 + α) by the bidirectional converter. After performing the step-down operation to step down to V, the storage battery unit is charged.
したがって、上述した充放電動作時に、双方向コンバータ及び双方向インバータによる昇圧動作時あるいは降圧動作時の昇降圧比が大きくなると、エネルギー効率が悪くなるという問題点があった。 Therefore, when the step-up / step-down ratio during the step-up operation or step-down operation by the bidirectional converter and the bidirectional inverter is increased during the charge / discharge operation described above, there is a problem that energy efficiency is deteriorated.
この発明は上記問題点を解決するためになされたもので、エネルギーロスの少ない蓄電池部による充放電動作を行うことができる蓄電パワーコンディショナシステムを得ることを目的とする。 The present invention has been made to solve the above-described problems, and an object of the present invention is to provide a storage power conditioner system that can perform a charge / discharge operation by a storage battery unit with little energy loss.
この発明に係る請求項1記載の蓄電パワーコンディショナシステムは、複数の蓄電池を有する蓄電池部と、少なくとも一つの電力充放電部と、前記蓄電池部と前記少なくとも一つの電力充放電部との間に設けられ、前記蓄電池部及び前記少なくとも一つの電力充放電部との電気的接続時に、内部で昇圧動作あるいは降圧動作を行いつつ、前記少なくとも一つの電力充放電部から前記蓄電池部への充電動作及び前記蓄電池部からの前記少なくとも一つの電力充放電部への放電動作のうち少なくとも一つの動作を含む充放電動作を行う双方向パワーコンディショナと、前記双方向パワーコンディショナに対する前記複数の蓄電池の接続状態を、直列段数が異なる複数種の接続状態のうち一の接続状態に設定するスイッチ部とを備える。
The power storage power conditioner system according to
この発明における請求項1記載の蓄電パワーコンディショナシステムにおけるスイッチ部は、直列段数が異なる複数種の接続状態のうち一の接続状態に設定するため、双方向パワーコンディショナへの電気的接続時における蓄電池部の電池電圧を複数種類設定することができる。
Since the switch part in the storage power conditioner system according to
その結果、双方向パワーコンディショナを介した充放電対象となる少なくとも一つの電力充放電部との間でより効率良く充放電動作が行える接続状態を適宜選択することができるため、エネルギーロスの少ない充放電動作を行うことができる。 As a result, it is possible to appropriately select a connection state in which charge / discharge operation can be performed more efficiently with at least one power charge / discharge unit to be charged / discharged via the bidirectional power conditioner, resulting in less energy loss. Charging / discharging operation can be performed.
(回路構成)
図1はこの発明の実施の形態である蓄電パワーコンディショナシステムの構成を示すブロック図である。
(Circuit configuration)
FIG. 1 is a block diagram showing a configuration of an electric storage power conditioner system according to an embodiment of the present invention.
同図に示すように、本実施の形態の蓄電パワーコンディショナシステムは、蓄電池システム30、双方向パワーコンディショナ40、系統15(電力系統;単相三線AC200V)、負荷16、太陽光パワーコンディショナ(以下、「PV−PCS(PhotoVoltaic-Power Conditioning System)」と略記する)17、及び太陽蓄電池21から構成される。
As shown in the figure, the storage power conditioner system of the present embodiment includes a
双方向パワーコンディショナ40は接続端子20を介して蓄電池システム30に接続され、接続端子13を介して系統15に接続され、接続端子14を介してPV−PCS17に接続される。接続端子13には負荷16も接続され、太陽蓄電池21はPV−PCS17に接続される。
The
双方向パワーコンディショナ40はPV−PCS17を介して太陽蓄電池21と接続することにより、太陽蓄電池21による自立発電出力(単相二線AC100V)を取り込むことができる。
The
蓄電池部である蓄電池システム30は蓄電池1、蓄電池2及びスイッチ部3より構成される。複数の蓄電池である蓄電池1及び2はそれぞれ、セル電圧が3.7Vの蓄電池を45個直列に接続してなる蓄電池モジュールであり、それぞれの定格電圧は約167V(=3.7×45)となる。
A
蓄電池システム30は内部にスイッチ部3をさらに有している。スイッチ部3はリレー3a〜3cから構成され、リレー3a〜3cはそれぞれ機械的なオン/オフ動作(開閉動作)により、蓄電池1及び2の接続端子20への接続状態J1として直列接続を設定したり、接続状態J2として並列接続を設定したりする切り換え動作を実行する。なお、接続状態J1は蓄電池1及び2が直接接続された状態で、例えば、直列接続の蓄電池1及び2の正極端子が接続端子20の一方端子(上側の端子)に接続され、直列接続の蓄電池1及び2の負極端子が他方端子(下側の端子)に接続される状態である。接続状態J2は蓄電池1及び2が互いに並列状態で、例えば、蓄電池1及び2それぞれの正極端子が接続端子20の一方端子に接続され、蓄電池1及び2それぞれの負極端子が他方端子間に接続される状態となる。
The
双方向パワーコンディショナ40内において、双方向コンバータ(昇降圧DC/DCコンバータ)は、(蓄電池リプルフィルター)コンデンサ4、(DC)リアクトル5、コンバータ用半導体素子群6により構成される。以下、双方向コンバータについて詳述する。
In the
接続端子20の一方端子に接続される接続線L61及び接続端子20の他方端子に接続される接続線L62との間にコンデンサ4が設けられ、接続線L61上にリアクトル5が設けられる。
The
コンバータ用半導体素子群6は2つのIGBT部6a及び6bより構成される。IGBT部6a及び6bはそれぞれIGBT61とフライホイールダイオード62との組み合わせにより構成され、フライホイールダイオード62のアノード及びカソードがIGBT61のエミッタ及びコレクタに接続される。そして、IGBT部6aのIGBT61のコレクタが接続線L61に接続され、エミッタが接続線L62に接続される。一方、IGBT部6bは接続線L61上に介挿される。
The semiconductor element group for
そして、母線となる接続線L61及びL62間に(母線電圧平滑用)コンデンサ7が設けられ、接続線L61及びL62間に双方向インバータ(DC/ACインバータ及びAC/DCインバータ)の主要部であるインバータ用半導体素子群8が設けられる。
A capacitor 7 (for bus voltage smoothing) is provided between the connection lines L61 and L62 which are bus lines, and is a main part of a bidirectional inverter (DC / AC inverter and AC / DC inverter) between the connection lines L61 and L62. An inverter
上記構成の双方向コンバータは、昇圧動作時に、IGBT部6aのIGBT61が昇圧動作用スイッチング素子として機能し、IGBT部6bのフライホイールダイオード62がダイオード動作を行う。逆に、降圧動作時に、IGBT部6bのIGBT61が降圧動作用スイッチング素子として機能し、IGBT部6aのフライホイールダイオード62がダイオード動作を行う。
In the bidirectional converter having the above-described configuration, the
双方向インバータは、インバータ用半導体素子群8に加え、リアクトル9a及び9bを有する(AC)リアクトル部9並びに(ACフィルター)コンデンサ10により構成される。以下、双方向インバータについて詳述する。
The bidirectional inverter includes an (AC)
インバータ用半導体素子群8は4つのIGBT部8a〜8dより構成される。IGBT部8a〜8dはそれぞれIGBT81とフライホイールダイオード82との組み合わせにより構成され、フライホイールダイオード82のアノード及びカソードがIGBT81のエミッタ及びコレクタに接続される。そして、IGBT部8a及び8bそれぞれのIGBT81のコレクタが接続線L61に接続され、IGBT部8c及び8dのエミッタが接続線L62に接続される。
The inverter
IGBT部8aのIGBT81のエミッタとIGBT部8cのIGBT81コレクタとがノードN1で接続され、IGBT部8bのIGBT81のエミッタとIGBT部8dのIGBT81コレクタとがノードN2で接続される。ノードN1及びノードN2に接続線L81及び接続線L82が接続される。そして、接続線L81及びL82上にリアクトル部9のリアクトル9a及び9bが設けられ、接続線L81及びL82間にコンデンサ10が設けられる。
The
接続線L81及びL82は系統連系スイッチ部11のリレー11a及び11bを介して接続端子13の一方端子(上部側)及び他方端子(下部側)に接続される。接続線L81及びL82はさらにPV−PCS用スイッチ部12のリレー12a及び12bを介して接続端子14の一方端子(上部側)及び他方端子(下部側)に接続される。
The connection lines L81 and L82 are connected to one terminal (upper side) and the other terminal (lower side) of the
上記構成の双方向インバータは、IGBT部8a〜8dそれぞれのIGBT81をPWM(Pulse Width Modulation)制御することにより直流を交流に変換する。双方向インバータの動作時において、IGBT部8aのIGBT81、リアクトル9a、コンデンサ10、リアクトル9b及びIGBT部8dのIGBT81からなる第1の電流経路と、IGBT部8bのIGBT81、リアクトル9b、コンデンサ10、リアクトル9a及びIGBT部8cのIGBT81からなる第2の電流経路とが電流経路となる。なお、上述した第1及び第2の電流経路は、経路上のIGBT81がオンする期間に形成される電流経路である。このような構成の双方向インバータはIGBT部8a〜8dのIGBT81をPWM制御することにより、自由に周波数(AC化)及び電圧を制御することができる。
The bidirectional inverter having the above configuration converts direct current into alternating current by performing PWM (Pulse Width Modulation) control on the
さらに、双方向インバータは、双方向コンバータと同様な原理の昇圧動作及び降圧動作が可能である。例えば、接続線L81及びL82上のAC200Vに対し、リアクトル9aが昇圧用リアクトル、IGBT部8cのIGBT81が昇圧用スイッチング素子、IGBT部8aのフライホイールダイオード82が昇圧用ダイオードとして機能することにより、接続線L61及びL62間の母線電圧MVが昇圧されコンデンサ7により平滑化される。
Furthermore, the bidirectional inverter can perform step-up and step-down operations based on the same principle as the bidirectional converter. For example, with respect to AC200V on the connection lines L81 and L82, the
なお、上述した双方向インバータ及び双方向コンバータは共に既知の一般的な回路であるため、さらなる詳細な説明は省略する。 Since the bidirectional inverter and the bidirectional converter described above are both known general circuits, further detailed description is omitted.
(接続状態J1(直列接続)の設定)
図2は、本実施の形態の蓄電パワーコンディショナシステムによる系統連系充放電時のスイッチ部3、系統連系スイッチ部11及びPV−PCS用スイッチ部12の設定状態を示す回路図である。
(Setting of connection state J1 (series connection))
FIG. 2 is a circuit diagram illustrating a setting state of the
同図に示すように、スイッチ部3のリレー3a〜3cのうち、リレー3bはオン状態(閉;導通状態)、リレー3a及び3cはオフ状態(開;非導通状態)に設定される。その結果、蓄電池1及び2は接続端子20の一方端子,他方端子間に直列に接続された接続状態J1(第1の接続状態)に設定される。その結果、蓄電池システム30における電池電圧は、高電圧(約334V=167V×2)となり、蓄電池2の正極端子が接続端子20の一方端子に電気的に接続され、蓄電池2の負極端子に蓄電池1の正極端子が電気的に接続され、蓄電池1の負極端子が接続端子20の他方端子に電気的に接続される。
As shown in the figure, among the
一方、系統連系スイッチ部11のリレー11a及び11bは共にオン状態となり、系統15及び負荷16が接続される接続端子13が接続線L81及びL82に電気的に接続され、PV−PCS用スイッチ部12のリレー12a及び12bは共にオフ状態となり、PV−PCS17が接続される接続端子14は接続線L81及びL82と電気的に遮断される。
On the other hand, the
図2で示すスイッチ部3、系統連系スイッチ部11及びPV−PCS用スイッチ部12の設定状態において、双方向パワーコンディショナ40を介して蓄電池システム30から系統15側に設けられた負荷16に向けて放電する放電動作を実行する場合を考える。この場合、蓄電池システム30の電池電圧(DC334V)は、双方向コンバータ(昇降圧DC/DCコンバータ)により、接続線L61及びL62間の電圧である母線電圧DC360Vに昇圧され、母線電圧平滑用のコンデンサ7の印加電圧はDC360Vとなる。
In the setting state of the
昇圧された母線電圧DC360Vは、双方向インバータ(DC/ACインバータ)により、AC200Vに変換(降圧を含む)され、接続線L81及びL82及び接続端子13を介して負荷16に向けて放電される放電動作が行われる。
The boosted bus voltage DC360V is converted to AC200V (including step-down) by a bidirectional inverter (DC / AC inverter), and discharged to the
一方、双方向パワーコンディショナ40を介して、系統15から蓄電池システム30に充電する充電動作を実行する場合は、系統15の電圧AC200Vは、双方向インバータ(AC/DCインバータ)により、接続線L61及びL62間の母線電圧DC360Vに昇圧される。このとき、母線電圧平滑用のコンデンサ7の印加電圧はDC360Vとなる。
On the other hand, when a charging operation for charging the
双方向インバータにより昇圧された母線電圧DC360Vは、双方向コンバータ(昇降圧DC/DCコンバータ)により、蓄電池システム30用の電圧(DC334+α)Vに降圧された後、系統15により得たエネルギーを蓄電池システム30に充電する充電動作が行われる。
The bus voltage DC360V boosted by the bidirectional inverter is stepped down to the voltage (DC334 + α) V for the
このように、本実施の形態の蓄電パワーコンディショナシステムによる系統15及び負荷16(電力充放電部)との接続時における、蓄電池システム30による充放電動作は接続状態J1(直列接続)で行われる。
Thus, the charging / discharging operation by the
(接続状態J2(並列接続)の設定)
図3は、本実施の形態の蓄電パワーコンディショナシステムによるPV−PCSからの充電時のスイッチ部3、系統連系スイッチ部11及びPV−PCS用スイッチ部12の設定状態を示す回路図である。
(Setting of connection state J2 (parallel connection))
FIG. 3 is a circuit diagram illustrating a setting state of the
同図に示すように、スイッチ部3のリレー3a〜3cのうち、リレー3bはオフ状態、リレー3a及び3cがオン状態に設定される。その結果、蓄電池1及び2は接続端子20の一方端子,他方端子間にそれぞれ並列に接続された接続状態J2(第2の接続状態)に設定される。その結果、蓄電池システム30における電池電圧は、低電圧(約167V)となり、蓄電池1及び2それぞれの正極端子が接続端子20の一方端子に電気的に接続され、負極端子が接続端子20の他方端子に電気的に接続される。
As shown in the figure, among the
一方、系統連系スイッチ部11のリレー11a及び11bは共にオフ状態となり、系統15が接続される接続端子13は接続線L81及びL82と電気的に遮断され、PV−PCS用スイッチ部12のリレー12a及び12bは共にオン状態となり、PV−PCS17が接続される接続端子14は接続線L81及びL82に電気的に接続される。
On the other hand, the
PV−PCS17から蓄電池システム30を充電する充電動作を実行する場合、PV−PCS17の自立発電出力(単相二線AC100V)は、双方向インバータ(AC/DCインバータ)により、母線電圧DC180Vに昇圧され、母線電圧平滑用のコンデンサ7の印加電圧はDC180Vとなる。昇圧された母線電圧DC180Vは、双方向コンバータにより、蓄電池システム30の充電用の電圧DC(167+α)Vに降圧され、PV−PCS17により得たエネルギー(電力)を蓄電池システム30に充電する充電動作を行う。
When the charging operation for charging the
このように、本実施の形態の蓄電パワーコンディショナシステムによる太陽蓄電池21及びPV−PCS17(電力充放電部)との接続時における、蓄電池システム30による充電動作は接続状態J2(並列接続)で行われる。
Thus, the charging operation by the
本実施の形態の蓄電パワーコンディショナシステムは以上のように動作することにより、系統15及び負荷16からなる電力充放電部に対して行う蓄電池システム30による充放電動作を実行する場合は、図2に示すように、蓄電池システム30の蓄電池1及び2はスイッチ部3によって接続状態J1に設定される。
The power storage power conditioner system of the present embodiment operates as described above, and when performing the charging / discharging operation by the
したがって、蓄電池システム30の電池電圧を高電圧で接続(蓄電池1及び2の直列接続)することにより、双方向インバータの昇圧比を比較的低くすることができる。また、系統15の電圧AC200Vから蓄電池システム30への充電動作を実行する場合も、昇圧された母線電圧平滑用コンデンサ7の電圧DC360Vを蓄電池システム30に充電する際、双方向コンバータによりDC(334+α)Vまでしか降圧する必要がなく、降圧比を低くできる。
Therefore, by connecting the battery voltage of the
一方、PV−PCS17から蓄電池システム30への充電動作を実行する場合は、図3に示すように、蓄電池システム30の蓄電池1及び2はスイッチ部3によって接続状態J2に設定される。
On the other hand, when the charging operation from the PV-
したがって、蓄電池システム30の電池電圧を低電圧で接続(蓄電池1及び2の並列接続)することにより、PV−PCS17からの自立発電出力(単相二線AC100V)の双方向インバータ(AC/DCインバータ)での昇圧は、母線電圧DC180Vに抑えることが可能となり、双方向コンバータにより、蓄電池システム30の充電用にDC(167+α)Vに降圧すればよく、降圧比を低くできる。
Therefore, by connecting the battery voltage of the
母線電圧は、双方向コンバータが動作可能なように、蓄電池システム30への蓄電用の電圧及び系統15用の電圧より高く設定する必要があり、双方向インバータ及び双方向コンバータが安定性良く動作するためには、蓄電池システム30と対向する電力充放電部の動作電圧の1.5倍程度に母線電圧を設定する必要ある。なお、本明細書において電力充放電部とは、双方向パワーコンディショナ40を介して蓄電池システム30に対する充電動作及び蓄電池システム30からの放電動作のうち少なくとも一つの動作を行う構成部を意味する。具体的には、系統15及び負荷16の組並びにPV−PCS17及び太陽蓄電池21の組が電力充放電部に該当する。
The bus voltage needs to be set higher than the voltage for storing electricity to the
このように、本実施の形態の蓄電池システム30は、スイッチ部3による切り換え動作によって、蓄電池1及び2間の接続状態を接続状態J1(直列接続)あるいは接続状態J2(並列接続)に切替え、蓄電池システム30の双方向パワーコンディショナ40の接続時における電池電圧値を変えることができる。
As described above, the
その結果、接続状態J1に設定して系統15及び負荷16との充放電動作及び接続状態J2に設定してPV−PCS17との充電動作を実行することにより、双方向パワーコンディショナ40内における双方向インバータあるいは双方向コンバータによる電圧昇降圧比を低く抑えることができるため、回路ロス(エネルギーロス)を減らすことが可能となり、高いエネルギー効率で蓄電パワーコンディショナシステムを実現することができる。
As a result, the charging / discharging operation with the
(シミュレーション結果)
蓄電池システム30を接続状態J1及び接続状態J2にそれぞれ設定した場合における双方向パワーコンディショナ40内の双方向コンバータ及び双方向インバータにおける昇降圧用半導体ロスをシミュレーションにより検証する。
(simulation result)
The step-up / step-down semiconductor loss in the bidirectional converter and bidirectional inverter in the
蓄電池システム30内の蓄電池1及び2はそれぞれ定格電圧DC167Vを有し、昇降圧用半導体(コンバータ用半導体素子群6及びインバータ用半導体素子群8)には、三菱電機製IPM PM75CL1A060を使用し、シミュレーションソフトは、三菱パワーモジュール損失シミュレータ(Melcosim)を使用している。
The
図4及び図5は各動作時のシミュレーション結果を表形式で示した説明図である。図4は系統15への接続時(図2参照)における放電動作時、図5はPV−PCS17への接続時(図3参照)における充電動作時の半導体(エネルギー)ロス結果を示している。 4 and 5 are explanatory diagrams showing the simulation results at the time of each operation in the form of a table. 4 shows a result of semiconductor (energy) loss during a discharging operation when connected to the system 15 (see FIG. 2), and FIG. 5 shows a result of a semiconductor (energy) loss during a charging operation when connected to the PV-PCS 17 (see FIG. 3).
簡易的にシミュレーションを実施するため、以下の条件とする。蓄電池システム30への充放電電力は1500W(=昇圧CNV出力電力COP=入力電力IP)、スイッチング素子をオン,オフさせるスイッチング周波数は18.2kHzとする。なお、スイッチング素子とは、具体的にはIGBT部6a及び6b内のIGBT61及びIGBT部8a〜8d内のIGBT81を意味する。充電時の双方向インバータの動作は、昇圧チョッパーとして考え、入力はAC100Vであるが、簡易的にDC100Vと仮定して考える。
The following conditions are used for simple simulation. The charge / discharge power to the
なお、図4において、シミュレーション結果S1は接続状態J1(直列接続)に設定した場合のシミュレーション結果、シミュレーション結果S2は接続状態J2(並列接続)に設定した場合のシミュレーション結果を示している。また、図5において、シミュレーション結果S3は接続状態J1に設定した場合のシミュレーション結果、シミュレーション結果S4は接続状態J2に設定した場合のシミュレーション結果を示している。 In FIG. 4, the simulation result S1 indicates the simulation result when the connection state J1 (series connection) is set, and the simulation result S2 indicates the simulation result when the connection state J2 (parallel connection) is set. In FIG. 5, the simulation result S3 shows the simulation result when the connection state J1 is set, and the simulation result S4 shows the simulation result when the connection state J2 is set.
1.系統連系放電時の場合(図4)
接続状態J1にして直列に接続された蓄電池1及び2の電池電圧BVは、DC334Vとなる。系統15及び負荷16に連系するため、コンバータ用半導体素子群6を主要構成とする双方向コンバータにより電池電圧BVを、DC360Vへ昇圧する(接続線L61及びL62間の母線電圧MV=DC360V)。なお、昇圧CNV出力電流COCは4.17A(=1500/360)となる。
1. In case of grid-connected discharge (Fig. 4)
The battery voltage BV of the
この時、シミュレーション結果S1として、図4(a)に示すように、昇圧コンバータ動作時のTrロスであるトランジスタロスTL1は11.79W、DiロスであるダイオードロスDL1は7.42Wとなり、双方向コンバータにおける半導体の合計のエネルギーロスであるCNVロス合計CL1は、19.21Wとなった。なお、トランジスタロスTL1は昇圧動作に関与するIGBT部6aにおける一単位のIGBT6のエネルギーロスを示し、ダイオードロスDL1は昇圧動作に関与するIGBT部6bにおける一単位のフライホイールダイオード62のエネルギーロスを示している。
At this time, as a simulation result S1, as shown in FIG. 4A, the transistor loss TL1, which is Tr loss during the boost converter operation, is 11.79 W, and the diode loss DL1, which is Di loss, is 7.42 W. CNV total loss CL1, which is the total energy loss of the semiconductor in the converter, was 19.21W. The transistor loss TL1 indicates the energy loss of one unit of the
一方、接続状態J2にして蓄電池1及び2を並列に接続した場合、電池電圧BVはDC167Vとなる。この場合も、系統15及び負荷16に連系するため、双方向コンバータにより電池電圧BVを、昇圧してDC360Vの母線電圧MVを得る。
On the other hand, when the
この時、シミュレーション結果S2として、図4(a)に示すように、トランジスタロスTL2は22.60W、ダイオードロスDL1は10.63Wとなり、CNVロス合計CL1は33.23Wとなった。 At this time, as a simulation result S2, as shown in FIG. 4A, the transistor loss TL2 was 22.60 W, the diode loss DL1 was 10.63 W, and the CNV loss total CL1 was 33.23 W.
接続状態J1及び接続状態J2のいずれの場合も、DC360V(母線電圧MV=DC360V)をAC200Vへ変換するため、シミュレーション結果S1及びS2のいずれの場合も、図4(b)に示すように、トランジスタロスTL2が39.52W、ダイオードロスDL2が13Wとなり、双方向インバータの半導体ロスであるINVロス合計IL1は、59.52Wとなる。なお、トランジスタロスTL2及びダイオードロスDL2はIGBT部8a〜8dにおける4つのIGBT81及び4つのフライホイールダイオード82におけるエネルギーロスを示している。
In both cases of the connection state J1 and the connection state J2, in order to convert DC360V (bus voltage MV = DC360V) to AC200V, in both cases of the simulation results S1 and S2, as shown in FIG. The loss TL2 is 39.52W, the diode loss DL2 is 13W, and the total INV loss IL1 that is a semiconductor loss of the bidirectional inverter is 59.52W. The transistor loss TL2 and the diode loss DL2 indicate energy losses in the four
したがって、系統15側への放電時に電池電圧BVを母線電圧DC360Vに昇圧する場合、蓄電池1及び2は接続状態J1による直列接続として、電池電圧BVを高くした方が半導体ロスが少ないことが分かる。すなわち、図4(c)に示すように、接続状態J1時のCNV(半導体)ロス合計CL1の差14.02W(直列時「19.21W」に対し、並列時は「33.23W」)が、シミュレーション結果S1及びS2間における半導体ロス合計SL1の差(92.75−78.73)Wとして現れる。
Therefore, when the battery voltage BV is boosted to the bus voltage DC360V during the discharge to the
したがって、本実施の形態は、双方向パワーコンディショナ40を介して、蓄電池システム30と系統15との間で放電動作を行う場合は、蓄電池システム30の蓄電池1及び2間は接続状態J1の直列接続にすることにより、接続状態J2の並列接続の場合と比較してエネルギーロスを少なくすることができるが検証された。
Therefore, in the present embodiment, when the discharging operation is performed between the
すなわち、双方向パワーコンディショナ40を介して蓄電池システム30と系統15及び負荷16とを電気的に接続する場合は、蓄電池システム30の負荷16への放電動作を重視して、蓄電池システム30は接続状態J1の直列接続を行うことが望ましいことが確認された。
That is, when the
2.PV充電時の場合(図5)
双方向パワーコンディショナ40を介して蓄電池システム30とPV−PCS17とを接続する場合におけるPV−PCS17から蓄電池システム30への充電動作を行う場合を考える。
2. In the case of PV charging (Figure 5)
Consider a case where a charging operation from the PV-
接続状態J1にして直列に蓄電池1及び2が接続された場合、電池電圧BVはDC334V、母線電圧MVはDC360Vとなる。1500Whのエネルギーを蓄電池システム30に充電する場合、母線電圧MVをDC360Vにすると半導体ロスは、以下となる。
When the
シミュレーション結果S3として、図5(a)に示すように、双方向コンバータにおける降圧コンバータのトランジスタロスTL3は14.79W、ダイオードロスDL3は4.5Wとなり、CNVロス合計CL2は19.29Wとなった。なお、トランジスタロスTL3は降圧動作に関与するIGBT部6bにおける一単位のIGBT6のエネルギーロスを示し、ダイオードロスDL1は降圧動作に関与するIGBT部6aにおける一単位のフライホイールダイオード62のエネルギーロスを示している。
As a simulation result S3, as shown in FIG. 5A, the transistor loss TL3 of the step-down converter in the bidirectional converter is 14.79 W, the diode loss DL3 is 4.5 W, and the total CNV loss CL2 is 19.29 W. . The transistor loss TL3 indicates the energy loss of one unit of the
また、PV−PCS17のAC100Vを母線電圧DC360Vへ昇圧する双方向インバータのロスは次の通りとなる。 Moreover, the loss of the bidirectional inverter which boosts AC100V of PV-PCS17 to bus voltage DC360V is as follows.
簡易的に考えるため、入力電圧=100V、出力電圧(母線電圧MV)=360V、入出力電流(CIC,IOC)=4.17A(=1500W)とする。この時、図5(b)に示すように、シミュレーション結果S3として、双方向インバータのトランジスタロスTL4は、38.53W、ダイオードロスDL4は、15.12Wとなり、INVロス合計CL2は、53.65Wとなった。なお、トランジスタロスTL4及びダイオードロスDL4はIGBT部8a〜8dにおける4つのIGBT81及び4つのフライホイールダイオード82におけるエネルギーロスを示している。
For simplicity, it is assumed that the input voltage = 100 V, the output voltage (bus voltage MV) = 360 V, and the input / output currents (CIC, IOC) = 4.17 A (= 1500 W). At this time, as shown in FIG. 5B, as the simulation result S3, the transistor loss TL4 of the bidirectional inverter is 38.53 W, the diode loss DL4 is 15.12 W, and the total INV loss CL2 is 53.65 W. It became. The transistor loss TL4 and the diode loss DL4 indicate energy losses in the four
したがって、接続状態J1に設定して蓄電池1及び2を直列接続した場合(電池電圧BV=DC334V)の、半導体ロス合計SL2は、図5(c)に示すように、72.94W(=19.29W+53.65W)となる。
Therefore, when the
一方、接続状態J2に設定した蓄電池1及び2を並列に接続した場合、電池電圧BVはDC167Vとなる。1500Whのエネルギーを蓄電池1及び2に蓄える場合、母線電圧MVを180Vとする。なぜなら、電池電圧BV及びPV−PCS17のDC電圧が低いため、母線電圧MVを360Vにする必要はないからである。その結果、降圧コンバータの降圧CNV入力電流CICは、8.33Aとなり、図5(a)に示すように、シミュレーション結果S4として、トランジスタロスTL3は16.27W、ダイオードロスDL3=4.13Wとなり、CNVロス合計CL2は20.4Wとなった。
On the other hand, when the
また、PV−PCS17のAC100Vを母線電圧MVのDC180Vへ昇圧する双方向インバータのロスは次の通りとなる。
Further, the loss of the bidirectional inverter that boosts the AC 100V of the PV-
簡易的に考えるため、入力電圧=100V、出力電圧=180V、INV出力電流IOC=8.33A(=1500W)とする。 For simplicity, it is assumed that the input voltage = 100V, the output voltage = 180V, and the INV output current IOC = 8.33A (= 1500 W).
この時、シミュレーション結果S4として、図5(b)に示すように、トランジスタロスTL4は20.46W、ダイオードロスDL4は、13.51Wとなり、INVロス合計IL2として33.97Wが得られた。 At this time, as a simulation result S4, as shown in FIG. 5B, the transistor loss TL4 was 20.46 W, the diode loss DL4 was 13.51 W, and the INV loss total IL2 was 33.97 W.
したがって、図5(c)に示すように、接続状態J2に設定した蓄電池1及び2を並列接続した場合(電池電圧BV=DC167V)の半導体ロス合計SL2は54.37W(=20.4W+33.97W)となる。
Therefore, as shown in FIG. 5 (c), when the
このように、PV−PCS17のAC100Vで蓄電池システム30を充電する充電動作を実行する場合、蓄電池システム30は接続状態J2に設定して蓄電池1及び2を並列接続とし、母線電圧MVを低く抑えた方が、半導体ロスが少なくなることが分かる。すなわち、蓄電池1及び2の並列接続時は、直列接続時に比べ、半導体ロス合計SL2を約18.57W(=72.94−54.37)、低く抑えることができる。
Thus, when performing the charge operation which charges
したがって、本実施の形態は、双方向パワーコンディショナ40を介して、蓄電池システム30とPV−PCS17との間で充電動作を行う場合は、蓄電池システム30の蓄電池1及び2間を接続状態J2の並列接続にすることにより、接続状態J1の直列接続の場合と比較してエネルギーロスを少なくすることができることが検証された。
Therefore, in the present embodiment, when the charging operation is performed between the
以上説明したように、本実施の形態の蓄電パワーコンディショナシステムは、スイッチ部3の切り換え動作により、蓄電池システム30の双方向パワーコンディショナ40に対する接続状態を接続状態J1及び接続状態J2の一方に設定することにより、蓄電池1及び2間の接続状態を直列あるいは並列に選択的に設定することができる。このため、蓄電池システム30の充放電動作に最適な母線電圧MVに設定して双方向コンバータ及び双方向インバータの昇降圧比を低い方に変更できるようになり、蓄電池システム30による充放電動作時におけるエネルギーロスを大幅に低減することが可能となる。その結果、本実施の形態の蓄電パワーコンディショナシステムは動作時の省エネルギー化を図ることができる。
As described above, the storage power conditioner system of the present embodiment changes the connection state of the
すなわち、本実施の形態の蓄電パワーコンディショナシステムにおいて蓄電池システム30内に設けられるスイッチ部3は、直列段数が異なる複数種の接続状態である接続状態J1及びJ2のうち一の接続状態に設定するため、双方向パワーコンディショナ40への電気的接続時における蓄電池部である蓄電池システム30の電池電圧BVを2種類設定することができる。
That is, the
その結果、本実施の形態の蓄電パワーコンディショナシステムは、双方向パワーコンディショナ40を介した充放電対象となる少なくとも一つの電力充放電部である系統15及び負荷16あるいはPV−PCS17及び太陽蓄電池21との間でより効率良く充放電動作が行える接続状態を適宜選択することができるため、エネルギーロスの少ない充放電動作を行うことができる。
As a result, the power storage power conditioner system according to the present embodiment is the
さらに、蓄電パワーコンディショナシステムを流れる電流を低下させることにより、蓄電パワーコンディショナシステム用の放熱フィン等との部品の小型化も図ることができる。 Furthermore, by reducing the current flowing through the power storage power conditioner system, it is possible to reduce the size of components such as heat radiating fins for the power storage power conditioner system.
なお、上述した実施の形態では、2つの蓄電池1及び2との間における直列接続である接続状態J1と並列接続である接続状態J2とを切り換え設定できるスイッチ部3を示した。
In the above-described embodiment, the
しかしながら、実施の形態の考え方を拡張して、3以上を含む複数の蓄電池間における接続を行う場合でも本願発明は適用可能である。 However, the present invention can be applied even when the concept of the embodiment is expanded to connect between a plurality of storage batteries including three or more.
すなわち、蓄電池システム30が複数の蓄電池で構成されている場合、スイッチ部3に相当するスイッチ部は、複数の蓄電池による双方向パワーコンディショナ40への接続状態を、直列段数が互いに異なる複数種の接続状態のうち一の接続状態に設定できるように構成すれば良い。
That is, when the
そして、複数種の接続状態は第1及び第2の接続状態を含み、この第1の接続状態における直列段数D1(≧2)と第2の接続状態における直列段数D2(≧1)との間において、接続条件CJ1(第1の接続条件)である{D1>D2}を満足すればよい。 The plurality of types of connection states include a first connection state and a second connection state. Between the series stage number D1 (≧ 2) in the first connection state and the series stage number D2 (≧ 1) in the second connection state. In this case, it is only necessary to satisfy {D1> D2} which is the connection condition CJ1 (first connection condition).
図1〜図3で示した本実施の形態では、2つの蓄電池1及び2により蓄電池システム30が構成されるため、D1=2、D2=1となる。なお、蓄電池1及び2内の電池セル単位で考えるとD1=90、D2=45となる。
In this Embodiment shown in FIGS. 1-3, since the
したがって、本実施の形態において、第1及び第2の接続条件に対応する接続状態J1及びJ2は、上述した接続条件CJ1を満足することができる。 Therefore, in the present embodiment, the connection states J1 and J2 corresponding to the first and second connection conditions can satisfy the connection condition CJ1 described above.
また、図2で示した接続状態J1における並列接続数P1は“1”、すなわち、直列であり、図3で示した接続状態J2における並列接続数P2は“2”となる。 Further, the parallel connection number P1 in the connection state J1 shown in FIG. 2 is “1”, that is, in series, and the parallel connection number P2 in the connection state J2 shown in FIG. 3 is “2”.
したがって、本実施の形態の蓄電パワーコンディショナシステムは、接続条件CJ1に加え、接続条件CJ2(第2の接続条件)である{D1×P1=D2×P2}を満足する。 Therefore, the storage power conditioner system of the present embodiment satisfies {D1 × P1 = D2 × P2} which is a connection condition CJ2 (second connection condition) in addition to the connection condition CJ1.
以下、説明の簡略化のため、仮に蓄電池1及び2が{蓄電容量:10kWh、電池定格電圧:100V、電池許容電流:10A}の仕様であったと仮定する。
Hereinafter, for simplification of explanation, it is assumed that the
接続状態J1の蓄電池1及び2の直列接続した場合、電池電圧BVは200V、電池許容電流は10Aとなるため、蓄電池容量:20kWhとなる。
When the
一方、接続状態J2の蓄電池1及び2の並列接続の場合、電池電圧BVは100V、電池許容電流は20Aとなるため、蓄電池容量:20kWhとなる。その結果、接続状態J1及びJ2の蓄電池容量は共に「20kWh」で一致する。
On the other hand, in the case where the
このように、実施の形態は上述した接続条件CJ1及び接続条件CJ2を共に満足することにより、蓄電池システム30に対し同一条件で充電動作を行う場合、充電動作後の複数の蓄電池それぞれの電池容量値に差を生じさせることなく、エネルギーロスの少ない充放電動作を行うことができる。
As described above, when the charging operation is performed on the
さらに、実施の形態のスイッチ部3は、総計が2つ(=D1)の蓄電池1及び2の間における直列接続を接続状態J1、並列接続を接続状態J2としている。すなわち、上述した接続条件CJ1及びCJ2に加え、接続条件CJ3(第3の条件)である{P1=1,D2=D1/2、P2=2}をさらに満足している。
Further, in the
その結果、蓄電池システム30内にスイッチ部3を比較的簡単な構成で設けることができる効果を奏する。
As a result, there is an effect that the
加えて、スイッチ部3は蓄電池システム30内に設けられるため、双方向パワーコンディショナ40のハードウェア構成を変更したりする必要がないため、蓄電パワーコンディショナシステムを比較的簡単な構成で実現することができる。
In addition, since the
(変形例)
図6は実施の形態の蓄電パワーコンディショナシステムの変形例を示す回路図である。同図に示すように、スイッチ部3はさらに電池異常検出部33を内蔵している。
(Modification)
FIG. 6 is a circuit diagram showing a modified example of the power storage power conditioner system of the embodiment. As shown in the figure, the
電池異常検出部33は蓄電池1及び2をモニタし、蓄電池1あるいは蓄電池2の異常検出時に遮断を指示する接続遮断信号S33をスイッチ部3に出力する。スイッチ部3は遮断を指示する接続遮断信号S33の受信時に、リレー3a〜3cを全てオフ状態とする非接続状態設定機能を有している。
The battery
このように、図6に示す変形例の蓄電パワーコンディショナシステムのスイッチ部3はリレー3a〜3cを全てオフ状態とすることにより、蓄電池システム30を双方向パワーコンディショナ40から電気的に切り離す非接続状態設定機能を有している。このため、蓄電池1及び2の異常発生時に、遮断を指示する接続遮断信号S33を受信するとスイッチ部3の非接続状態設定機能を働かせることにより、蓄電パワーコンディショナシステムを安定に停止することができる。
Thus, the
図6で示した変形例を含む本実施の形態では、スイッチ部3をリレー3a〜3cによる機構的な接続を用いているが、リレー3a〜3cに代えて半導体を利用した電気的なスイッチを用いても問題ない。
In the present embodiment including the modification shown in FIG. 6, the
本実施の形態では、蓄電池システム30内に設けられたスイッチ部3を示したが、スイッチ部3を蓄電池システム30の外部に設けても良い。この場合、蓄電池1及び2それぞれの正極端子及び負極端子が外部と電気的接続が可能になるように蓄電池システム30を構成する必要がある。
Although the
本実施の形態では、双方向コンバータとして非絶縁型昇圧コンバータを採用しているが、トランスを用いた絶縁型コンバータを用いても問題ない。 In the present embodiment, a non-insulated boost converter is employed as the bidirectional converter, but there is no problem even if an isolated converter using a transformer is used.
本実施の形態では、系統15の電圧及びPV−PCS17の電圧は、交流電圧を想定しているが、今後導入が進められている直流給電システムから供給される直流電圧を用いても問題ない。ただし、この場合、インバータ用半導体素子群8に代えて、コンバータ用半導体素子群6に相当する昇降圧用半導体素子群が必要となる。
In the present embodiment, the voltage of the
なお、本発明は、その発明の範囲内において、実施の形態を適宜、変形、省略することが可能である。 In the present invention, the embodiments can be appropriately modified and omitted within the scope of the invention.
1,2 蓄電池、3 スイッチ部、4,7,10 コンデンサ、5 リアクトル、6 コンバータ用半導体素子群、8 インバータ用半導体素子群、9 リアクトル部、11 系統連系スイッチ部、12 PV−PCS用スイッチ部、13,14,20 接続端子、15 系統、16 負荷、17 PV−PCS、21 太陽蓄電池、30 蓄電池システム、33 電池異常検出部、40 双方向パワーコンディショナ。 1, 2 Storage battery, 3 Switch part, 4, 7, 10 Capacitor, 5 Reactor, 6 Converter semiconductor element group, 8 Inverter semiconductor element group, 9 Reactor part, 11 System interconnection switch part, 12 PV-PCS switch Part, 13, 14, 20 connection terminal, 15 systems, 16 loads, 17 PV-PCS, 21 solar storage battery, 30 storage battery system, 33 battery abnormality detection part, 40 bidirectional power conditioner.
Claims (5)
少なくとも一つの電力充放電部と、
前記蓄電池部と前記少なくとも一つの電力充放電部との間に設けられ、前記蓄電池部及び前記少なくとも一つの電力充放電部との電気的接続時に、内部で昇圧動作あるいは降圧動作を行いつつ、前記少なくとも一つの電力充放電部から前記蓄電池部への充電動作及び前記蓄電池部からの前記少なくとも一つの電力充放電部への放電動作のうち少なくとも一つの動作を含む充放電動作を行う双方向パワーコンディショナと、
前記双方向パワーコンディショナに対する前記複数の蓄電池の接続状態を、直列段数が異なる複数種の接続状態のうち一の接続状態に設定するスイッチ部とを備える、
蓄電パワーコンディショナシステム。 A storage battery unit having a plurality of storage batteries;
At least one power charging / discharging unit;
Provided between the storage battery unit and the at least one power charging / discharging unit, and during the electrical connection between the storage battery unit and the at least one power charging / discharging unit, while performing a step-up operation or a step-down operation inside, Bidirectional power condition for performing a charging / discharging operation including at least one of a charging operation from at least one power charging / discharging unit to the storage battery unit and a discharging operation from the storage battery unit to the at least one power charging / discharging unit. Na
A switch unit that sets a connection state of the plurality of storage batteries to the bidirectional power conditioner to one connection state among a plurality of types of connection states having different numbers of series stages,
Storage power conditioner system.
前記複数種の接続状態は第1及び第2の接続状態を含み、
前記第1の接続状態は直列段数D1(≧2)を有し、前記第2の接続状態は直列段数D2(≧1)を有し、
前記第1の接続状態は並列接続数P1を有し、前記第2の接続状態は並列接続数P2を有し、
前記第1及び第2の接続状態は、第1の接続条件{D1>D2}及び第2の接続条件{D1×P1=D2×P2}を満足することを特徴とする、
蓄電パワーコンディショナシステム。 The power storage power conditioner system according to claim 1,
The plurality of types of connection states include first and second connection states,
The first connection state has a series stage number D1 (≧ 2), the second connection state has a series stage number D2 (≧ 1), and
The first connection state has a parallel connection number P1, and the second connection state has a parallel connection number P2.
The first and second connection states satisfy a first connection condition {D1> D2} and a second connection condition {D1 × P1 = D2 × P2}.
Storage power conditioner system.
前記複数の蓄電池はD1個の蓄電池を含み、
前記第1及び第2の接続状態は、第3の条件{P1=1,D2=D1/2、P2=2}をさらに満足することを特徴とする、
蓄電パワーコンディショナシステム。 The power storage power conditioner system according to claim 2,
The plurality of storage batteries include D1 storage batteries,
The first and second connection states further satisfy a third condition {P1 = 1, D2 = D1 / 2, P2 = 2},
Storage power conditioner system.
前記スイッチ部は、前記蓄電池部を前記双方向パワーコンディショナに電気的に接続しない非接続状態設定機能をさらに有する、
蓄電パワーコンディショナシステム。 The power storage power conditioner system according to any one of claims 1 to 3,
The switch unit further has a non-connection state setting function that does not electrically connect the storage battery unit to the bidirectional power conditioner,
Storage power conditioner system.
前記スイッチ部は、前記蓄電池部内に設けられる、
蓄電パワーコンディショナシステム。 The power storage power conditioner system according to any one of claims 1 to 4,
The switch unit is provided in the storage battery unit.
Storage power conditioner system.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2015018325A JP6436805B2 (en) | 2015-02-02 | 2015-02-02 | Storage power conditioner system |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2015018325A JP6436805B2 (en) | 2015-02-02 | 2015-02-02 | Storage power conditioner system |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2016144298A true JP2016144298A (en) | 2016-08-08 |
JP6436805B2 JP6436805B2 (en) | 2018-12-12 |
Family
ID=56571014
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2015018325A Active JP6436805B2 (en) | 2015-02-02 | 2015-02-02 | Storage power conditioner system |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP6436805B2 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2019065550A1 (en) * | 2017-09-29 | 2019-04-04 | パナソニックIpマネジメント株式会社 | System interconnection system |
WO2019082778A1 (en) * | 2017-10-27 | 2019-05-02 | 株式会社デンソー | Power storage system |
CN110138044A (en) * | 2019-06-04 | 2019-08-16 | 中国第一汽车股份有限公司 | A kind of power battery charge-discharge control system, method and vehicle |
JP2021053321A (en) * | 2019-10-02 | 2021-04-08 | 田中 宏行 | Folding table with non-contact type charging function |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2010057288A (en) * | 2008-08-28 | 2010-03-11 | Nissan Motor Co Ltd | Power supplying device and method of controlling the same |
JP2013158184A (en) * | 2012-01-31 | 2013-08-15 | Toyota Motor Corp | Vehicle control device |
JP2013201856A (en) * | 2012-03-26 | 2013-10-03 | Eizo Kobayashi | Power supply unit |
JP2014057459A (en) * | 2012-09-13 | 2014-03-27 | Toyota Motor Corp | Power system |
-
2015
- 2015-02-02 JP JP2015018325A patent/JP6436805B2/en active Active
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2010057288A (en) * | 2008-08-28 | 2010-03-11 | Nissan Motor Co Ltd | Power supplying device and method of controlling the same |
JP2013158184A (en) * | 2012-01-31 | 2013-08-15 | Toyota Motor Corp | Vehicle control device |
JP2013201856A (en) * | 2012-03-26 | 2013-10-03 | Eizo Kobayashi | Power supply unit |
JP2014057459A (en) * | 2012-09-13 | 2014-03-27 | Toyota Motor Corp | Power system |
Cited By (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2019065550A1 (en) * | 2017-09-29 | 2019-04-04 | パナソニックIpマネジメント株式会社 | System interconnection system |
JP2019068618A (en) * | 2017-09-29 | 2019-04-25 | パナソニックIpマネジメント株式会社 | Interconnection system |
JP7117493B2 (en) | 2017-09-29 | 2022-08-15 | パナソニックIpマネジメント株式会社 | Grid-connected system |
WO2019082778A1 (en) * | 2017-10-27 | 2019-05-02 | 株式会社デンソー | Power storage system |
JP2019080474A (en) * | 2017-10-27 | 2019-05-23 | 株式会社デンソー | Power storage system |
CN111264013A (en) * | 2017-10-27 | 2020-06-09 | 株式会社电装 | Electricity storage system |
JP7009915B2 (en) | 2017-10-27 | 2022-01-26 | 株式会社デンソー | Power storage system |
CN110138044A (en) * | 2019-06-04 | 2019-08-16 | 中国第一汽车股份有限公司 | A kind of power battery charge-discharge control system, method and vehicle |
JP2021053321A (en) * | 2019-10-02 | 2021-04-08 | 田中 宏行 | Folding table with non-contact type charging function |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP6436805B2 (en) | 2018-12-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Li et al. | Generalized multicell switched-inductor and switched-capacitor Z-source inverters | |
US8946931B2 (en) | Dual boost converter for UPS system | |
JP6103874B2 (en) | Power supply device and its operation method | |
US20120112550A1 (en) | Boost converter with multiple inputs and inverter circuit | |
CN202978746U (en) | Inverter and grid-connected power generation system | |
JPWO2010044164A1 (en) | Power converter | |
CN111478408A (en) | Three-bridge-arm topology device, control method and uninterruptible power supply system | |
US9203323B2 (en) | Very high efficiency uninterruptible power supply | |
JP6436805B2 (en) | Storage power conditioner system | |
CN109167525B (en) | Novel non-isolated five-level inverter | |
Chub et al. | Switched-capacitor current-fed quasi-Z-source inverter | |
Rasin et al. | Design and simulation of quasi-Z-source grid-connected PV inverter with bidirectional power flow for battery storage management | |
CN113258773A (en) | Power conversion system, power conversion device and control method thereof | |
US20230318464A1 (en) | Direct current converter, control method, direct current combiner box, and photovoltaic power generation system | |
US20230253877A1 (en) | Power factor correction and dc-dc multiplexing converter and uninterruptible power supply including the same | |
CN109217704B (en) | Non-isolated five-level inverter for suppressing system leakage current | |
CN103187746B (en) | Uninterruptible power supply topology | |
Sabry et al. | Battery Backup Power System for Electrical Appliances with Two Options of Primary Power Sources | |
CN210007623U (en) | Power conversion system | |
Wageh et al. | A high gain split-source inverter with reduced input current ripple | |
JP2012222973A (en) | Uninterruptible power supply system | |
EP4239836A1 (en) | A charger, a multiplexing current conversion circuit and an uninterruptible power supply including the same | |
CN215498336U (en) | Energy storage circuit | |
Salehi et al. | A Zeta-Based Multiport Converter with Soft-Switching and Hard-Switching Approaches for Microgrid Applications | |
Kotana et al. | Uninterrupted Multi-output DC-AC Power Supply with Independent Output Voltage Regulation |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20171122 |
|
A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20180817 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20180821 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20181002 |
|
TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20181016 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20181113 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 6436805 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |