JP7317801B2 - 蓄電システムおよび計測方法 - Google Patents

Description

本発明は、蓄電システムおよび蓄電池の内部抵抗の測定方法に関し、例えば鉛蓄電池の充放電を制御する蓄電システム、および鉛蓄電池の内部抵抗の計測方法に関する。

近年、鉛蓄電池の大容量化の要求により、単一の鉛蓄電池セル（単電池）または複数の鉛蓄電池セルを直列に接続した蓄電池列（ストリング）を複数並列に接続した多並列蓄電池モジュールを備えた大規模な蓄電システムが普及しつつある。

このような蓄電システムでは、蓄電池列の充放電制御において、蓄電池列同士の接続と解列を切り替える制御を行う場合がある。解列した蓄電池列を再接続する際に蓄電池列間に電圧差があった場合、再接続した直後に蓄電池列間に循環電流が流れる。この循環電流が大電流である場合、蓄電池の寿命に悪影響を及ぼすことが知られている。

また、蓄電池列同士の再接続時に流れる循環電流が多並列蓄電池モジュールと接続されるケーブルやブレーカ等の蓄電池周辺の機器の許容電流を超えた場合、発熱による電力部品の破損や劣化等が生じることが知られている。

この循環電流による蓄電池および蓄電池周辺の機器への悪影響を防止するために、種々の手法が以前から検討されている。例えば、特許文献１には、複数の蓄電池列間を抵抗素子を介して接続する第１回路と、複数の蓄電池列間を抵抗素子を介さずに接続する第２回路とを備えた蓄電システムが開示されている。この蓄電システムにおいて蓄電池列同士を接続する場合、先ず、第１回路を選択して抵抗素子を介して蓄電池列同士を接続することにより、循環電流を抑制しつつ蓄電池列間の電圧差を減少させ、電圧差が縮小した後に、第２回路を選択して抵抗素子を介さずに蓄電池列同士を接続する。これにより、大きな循環電流が流れることによる蓄電池への悪影響を防止している。

ところで、電圧差がある蓄電池列を接続した場合に流れる循環電流の大きさは、蓄電池電池の内部抵抗がわかれば、オームの法則により求めることができる。蓄電池列の内部抵抗の算出方法として、以下に示す方法が以前から知られている。

例えば、特許文献２には、運用中の蓄電池の電圧および電流から内部抵抗を求める方法が開示されている。具体的には、蓄電池の運用中に所定の大きさの測定用抵抗素子を蓄電池に接続し、その測定用抵抗素子の電圧の変化ΔＶと電流の変化ΔＩを計測する。そして、蓄電池の内部抵抗Ｒを、計算式（Ｒ＝ΔＶ／ΔＩ）に基づいて算出する。

また、蓄電池の内部抵抗が周波数依存性を有することが知られており、非特許文献１には、コールコール（Ｃｏｌｅ－Ｃｏｌｅ）プロットを用いて蓄電池の内部抵抗を評価する技術が開示されている。

ここで、コールコールプロットとは、横軸に蓄電池の内部抵抗の実数部、縦軸にその内部抵抗の虚数部を取り、周波数を０．１Ｈｚから数十ｋＨｚまで振ったときの軌跡をプロットした図である。

例えば、鉛蓄電池のコールコールプロットにおいて、周波数１ｋＨｚ前後で軌跡が横軸に接する。この時の値は、インピーダンスの虚数部を含まないため、鉛蓄電池の直流内部抵抗を表すと理解されている。そこで、テスターを用いて、鉛蓄電池に１ｋＨｚ前後の交流電流ΔＩ＝Ｉｏ・ｓｉｎ（ωｔ）が流れるように鉛蓄電池の放電電流を制御し、その時の電圧変化ΔＶ＝Ｖｏ・ｓｉｎ（ωｔ＋φ）を測定する。そして、交流電流ΔＩおよび電圧変化ΔＶのそれぞれの実効値の比から、鉛蓄電池の内部抵抗を求めることができる。

特許第６００４３５０号公報 特開昭６３－１２９８１号公報

板垣昌幸等、「拡散と電荷移動混合支配系における電気化学インピーダンスと反応速度の関係」、Ｚａｉｒｙｏ－ｔｏ－Ｋａｎｋｙｏ， ５１， ４１０－４１７，２００２年 Ｄａｎｉｅｌ Ｒｏｉｕ， ｅｔ ａｌ．，「１２Ｖ Ｂａｔｔｅｒｙ ｍｏｄｅｌｉｎｇ： ｍｏｄｅｌ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ， ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ ａｎｄ ｖａｌｉｄａｔｉｏｎ」， ＩＥＥＥ，２０１７年６月１５日

しかしながら、上述した従来技術では、蓄電池列間の電圧差がどの程度まで小さくなれば、安全な循環電流になるかについての知見は開示されていない。

また、特許文献１に開示された技術では、循環電流を抑えるために、複数の回路を蓄電池列毎に準備する必要があり、システム構成が複雑になり、コストの増加を招くという課題がある。

また、非特許文献２に示されているように、蓄電池の内部抵抗は、放電時と充電時とで値が相違することが知られている。そのため、上述した特許文献２に開示された方法では、放電時の抵抗は測定できるが、充電時の抵抗は測定していないので、蓄電池の内部抵抗を正確に測定できているとは言えない。したがって、特許文献２に開示された方法で測定した内部抵抗を用いて循環電流の値を推定したとしても、その推定値は、実際に蓄電池列同士を接続したときに流れる循環電流の値からずれたものとなる。

更に、本願発明者らは、実際に蓄電池列間を流れる循環電流は、非特許文献１に開示されている技術を用いて計測した内部抵抗に基づく循環電流の予測値に比べて数分の１と非常に小さいことを見出した。すなわち、従来の測定方法で求めた内部抵抗を用いた場合、実際よりも大きく循環電流を見積もってしまうことが分かった。

本発明は、上述した課題に鑑みてなされたものであり、本発明の目的は、多並列蓄電池モジュールを備えた蓄電システムにおいて、より簡単な構成で、蓄電池列同士の接続を安全に行うことにある。

本発明の代表的な実施の形態に係る蓄電システムは、少なくとも一つの鉛蓄電池セルを含む蓄電池列を複数並列に接続した多並列蓄電池モジュールと、前記多並列蓄電池モジュールの電力の授受を制御する交直変換装置と、前記蓄電池列毎に対応して設けられ、対応する前記蓄電池列と前記交直変換装置との間に直列に接続されたスイッチと、前記蓄電池列の状態を前記蓄電池列毎に監視し、前記スイッチのオン／オフを制御する制御装置と、を備え、前記制御装置は、解列された前記蓄電池列同士を互いに並列に接続するとき、接続対象の前記蓄電池列の電圧に関連する計測値に基づいて、接続対象の前記蓄電池列に対応する前記スイッチのオン／オフを制御してもよい。

本発明に係る多並列蓄電池モジュールを有する蓄電システムによれば、より簡単な構成で、蓄電池列同士の接続を安全に行うことが可能となる。

鉛蓄電池の均等充電時の電圧と電流との関係を示す図である。 蓄電池列の電圧の緩和状態の差に起因して発生する循環電流を示す図である。 蓄電池列のＳＯＣの差に起因して発生する循環電流を示す図である。 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。 監視部のハードウェア構成を示す図である。 実施の形態１に係る蓄電システムによる、蓄電池列間の接続制御方法の流れを示すフロー図である。 実施の形態１に係る蓄電池列の接続可否判定処理（ステップＳ２）の流れを示すフロー図である。 実施の形態１に係る、蓄電池の内部抵抗の計測方法を説明するための図である。 実施の形態１に係る、蓄電池の内部抵抗の計測方法の流れを示すフロー図である。 実施の形態２に係る蓄電システムの構成を示す図である。 安定基準時間Ｔｓを説明するための図である。 実施の形態２に係る蓄電池列の接続可否判定処理（ステップＳ２）の流れを示すフロー図である。

１．実施の形態の概要
先ず、本願において開示される発明の代表的な実施の形態について概要を説明する。なお、以下の説明では、一例として、発明の構成要素に対応する図面上の参照符号を、括弧を付して記載している。

〔１〕本発明の代表的な実施の形態に係る蓄電システム（１００，１００Ａ）は、少なくとも一つの鉛蓄電池セルを含む蓄電池列（２０＿１～２０＿ｎ）を複数並列に接続した多並列蓄電池モジュール（２）と、前記多並列蓄電池モジュールの電力の授受を制御する交直変換装置（３）と、前記蓄電池列毎に対応して設けられ、対応する前記蓄電池列と前記交直変換装置との間に直列に接続されたスイッチ（４＿１～４＿ｎ）と、前記蓄電池列の状態を前記蓄電池列毎に監視し、前記スイッチのオン／オフを制御する制御装置（１，１Ａ）と、を備え、前記制御装置は、解列された前記蓄電池列同士を互いに並列に接続するとき、接続対象の前記蓄電池列の電圧に関連する計測値（ΔＶ，Ｔ）に基づいて、接続対象の前記蓄電池列に対応する前記スイッチのオン／オフを制御することを特徴とする。

〔２〕上記蓄電システムにおいて、前記蓄電池列の電圧に関連する計測値は、接続対象の前記蓄電池列間の電圧差（ΔＶ）であってもよい。

〔３〕上記蓄電システムにおいて、前記制御装置は、予め計測した前記蓄電池列の内部抵抗（Ｒ，Ｒ１，Ｒ２）の値と、前記蓄電池列同士を接続したときに流れる循環電流の許容電流（Ｉｐｅｒ）とを記憶する記憶部（１４）と、前記蓄電池列同士の接続の可否を判定する判定部（１２）と、前記判定部の判定結果に基づいて、前記スイッチのオン／オフを切り替えるスイッチ制御部（１３）とを有し、前記判定部は、接続対象の前記蓄電池列の電圧の計測値に基づいて算出した前記電圧差と前記記憶部に記憶された前記内部抵抗の値とに基づいて、接続対象の前記蓄電池列同士を接続したときに流れる循環電流の推定値（Ｉｃｅ）を算出し、前記推定値が前記記憶部に記憶された前記許容電流より小さい場合に、前記スイッチ制御部に対して前記蓄電池列同士の接続を許可し、前記推定値が前記記憶部に記憶された前記許容電流より大きい場合に、前記スイッチ制御部に対して前記蓄電池列同士の接続を許可しないように構成されていてもよい。

〔４〕上記蓄電システムにおいて、前記記憶部に記憶される前記内部抵抗は、第１の抵抗（Ｒ１）と第２の抵抗（Ｒ２）とを含み、前記判定部は、接続対象の前記蓄電池列の状態を判定し、接続対象の前記蓄電池列が電圧の緩和状態の差に起因して前記電圧差が生じている第１の状態である場合（図２参照）には、前記第１の抵抗を用いて前記推定値を算出し、接続対象の前記蓄電池列が充電状態の差に起因して前記電圧差が生じている第２の状態である場合（図３参照）には、前記第２の抵抗を用いて前記推定値を算出してもよい。

〔５〕上記蓄電システムにおいて、前記記憶部に記憶される前記内部抵抗の値は、前記蓄電池列同士を接続したときに流れる循環電流のピーク値（Ｉｐ）の計測値と、接続する前の前記電圧差（ΔＶ）の計測値と、に基づいて算出した値であってもよい。

〔６〕上記蓄電システムにおいて、前記記憶部に記憶される前記内部抵抗は、前記蓄電池列を定電流で充電したときの当該蓄電池列の電圧の変化量と充電電流と基づいて算出された充電時の抵抗と、前記蓄電池列を定電流で放電したときの当該蓄電池列の電圧の変化量と放電電流とに基づいて算出された放電時の抵抗との合成抵抗であってもよい。

〔７〕上記蓄電システムにおいて、前記記憶部に記憶される前記許容電流は、前記蓄電池列に許容された電流の最大値に対応する値、または前記蓄電池列に接続される機器に許容された電流の最大値に対応する値であってもよい。

〔８〕上記蓄電システムにおいて、前記蓄電池列の電圧に関連する計測値は、接続対象の前記蓄電池列の充電終了後および放電終了後からの経過時間（Ｔ）であってもよい。

〔９〕上記蓄電システム（１００Ａ）において、前記制御装置（１Ａ）は、前記蓄電池列の充電終了後および放電終了後に前記蓄電池列の電圧が安定するまでの時間の基準値を示す安定基準時間（Ｔｓ）を記憶する記憶部（１４Ａ）と、前記蓄電池列同士の接続の可否を判定する判定部（１２Ａ）と、前記判定部の判定結果に基づいて、前記スイッチのオン／オフを制御するスイッチ制御部（１３）とを有し、前記判定部は、接続対象の前記蓄電池列の充電終了後および放電終了後からの経過時間（Ｔ）を計測し、前記経過時間の計測値が前記記憶部に記憶された前記安定基準時間より大きい場合に、前記スイッチ制御部に対して前記蓄電池列同士の接続を許可し、前記経過時間の計測値が前記記憶部に記憶された前記安定基準時間より小さい場合に、前記スイッチ制御部に対して前記蓄電池列同士の接続を許可しないように構成されていてもよい。

〔１０〕少なくとも一つの鉛蓄電池セル（２００）を含む蓄電池列（２０＿１～２０＿ｎ）の内部抵抗（Ｒ，Ｒ１，Ｒ２）の計測方法であって、２つの前記蓄電池列間の電圧差（ΔＶ）を計測する電圧差計測ステップ（Ｓ５１）と、前記２つの前記蓄電池列同士を接続したときに流れる循環電流のピーク値（Ｉｐ）を計測する循環電流計測ステップ（Ｓ５２）と、前記電圧差計測ステップで計測した前記電圧差と、前記循環電流計測ステップで計測した前記循環電流とに基づいて、前記蓄電池列の内部抵抗を算出する内部抵抗算出ステップ（Ｓ５３）とを含むことを特徴とする。

〔１１〕上記計測方法において、前記内部抵抗算出ステップは、前記循環電流計測ステップで計測した前記循環電流のピーク値と前記電圧差計測ステップで計測した前記電圧差との関係を示すグラフの傾きに基づいて、前記蓄電池列の内部抵抗を算出するステップを含んでもよい。

２．実施の形態の具体例
以下、本発明の実施の形態の具体例について図を参照して説明する。なお、以下の説明において、各実施の形態において共通する構成要素には同一の参照符号を付し、繰り返しの説明を省略する。また、図面は模式的なものであり、各要素の寸法の関係、各要素の比率などは、現実と異なる場合があることに留意する必要がある。図面の相互間においても、互いの寸法の関係や比率が異なる部分が含まれている場合がある。

≪本発明に係る蓄電池列間の接続制御の概要≫
本発明に係る蓄電池列間の接続制御の概要について説明する。
先ず、循環電流の発生原理について簡単に説明する。
循環電流は、蓄電池列の充電または放電後の電圧の緩和状態の差に起因して発生する場合と、接続する蓄電池列のＳＯＣの差に起因して発生する場合とが考えられる。以下、図１乃至図３を用いてそれぞれの場合について説明する。

先ず、蓄電池列の電圧の緩和状態の差に起因して循環電流が発生する場合について説明する。
一般に、蓄電池の充電停止後または放電停止後、蓄電池の電圧が変化して一定の値に収束すること（電圧が緩和すること）が知られている。ここでは、蓄電池の均等充電を例にとり説明する。

図１は、鉛蓄電池の均等充電時の電圧と電流との関係を示す図である。
図１において、縦軸は均等充電時に流れる鉛蓄電池の電流（充電電流）と、鉛蓄電池の電圧（出力電圧）を表し、横軸は時間を表している。

ここで、均等充電とは、鉛蓄電池の劣化の一因であるサルフェーションを除去するために定期的に鉛蓄電池を満充電状態にする充電制御である。均等充電の方式としては、例えば、定電流－定電圧充電（ＣＣＣＶ）方式と多段充電方式が知られている。

定電流－定電圧充電方式は、初めに一定の電流値による充電（以下、「定電流充電」または「ＣＣ充電」とも称する。）を行い、蓄電池電圧が所定の閾値に達した後に、一定の電圧による充電（以下、「定電圧充電」または「ＣＶ充電」とも称する。）を行って鉛蓄電池を満充電状態まで回復させる充電方式である。

多段充電方式は、初めに定電流充電を行い、蓄電池電圧が所定の閾値に達した後に前回の電流値よりも低い電流値での定電流充電を行うことを複数回繰り返し、最後に、所定の電圧で定電圧充電を行って鉛蓄電池を満充電状態まで回復させる充電方式である。

いずれの充電方式も、均等充電の後半では、定電圧充電が行われる。図１には、一例として、定電流－定電圧充電方式で均等充電を行ったときの鉛蓄電池の充電電流と電圧の時間的な変化が示されている。

図１に示すように、鉛蓄電池では、充電状態（ｓｔａｔｅ ｏｆ ｃｈａｒｇｅ：ＳＯＣ）と電圧とは必ずしも比例していない。例えば、均等充電の末期には急激に電圧が上昇し、充電停止後は、長い時間をかけて電圧が緩和して所定の電圧Ｖｅｑに収束する。

図２は、蓄電池列の電圧の緩和状態の差に起因して発生する循環電流を示す図である。同図には、定電流－定電圧充電方式による均等充電完了後の二つの蓄電池列を接続したときに流れる循環電流とそれぞれの蓄電池列の電圧が示されている。

図２において、縦軸は電流と電圧をそれぞれ表し、横軸は時間を表している。同図において、参照符号３０１は、接続対象の二つの蓄電池列のうち、先に均等充電（ＣＶ充電）が完了した第１の蓄電池列の電圧の時間的な変化を示し、参照符号３０２は、接続対象の二つの蓄電池列のうち、後に均等充電（ＣＶ充電）が完了した第２の蓄電池列の電圧の時間的な変化を示している。また、参照符号４０１は、第１の蓄電池列と第２の蓄電池列との間に流れる電流（循環電流）の時間的な変化を示している。

上述したように、均等充電の鉛蓄電池の出力電圧は、長い時間をかけて緩和する。図２に示すように、第１および第２の蓄電池列の均等充電が異なるタイミングで終了した場合、第１の蓄電池列の電圧の緩和状態と第２の蓄電池列の電圧の緩和状態とが相違するため、第１の蓄電池列の電圧と第２の蓄電池列の電圧との間に電圧差ΔＶが生じる。そのため、この緩和期間に、第１の蓄電池列と第２の蓄電池列とを接続すると、大きな循環電流が流れる虞がある。

次に、蓄電池列のＳＯＣの差に起因して循環電流が発生する場合について説明する。
図３は、蓄電池列のＳＯＣの差に起因して発生する循環電流を示す図である。同図には、互いに異なるＳＯＣの二つの蓄電池列を接続したときに流れる循環電流と電圧とが示されている。

図３において、縦軸は電流と電圧を表し、横軸は時間を表している。
同図において、参照符号３１１は、接続対象の二つの蓄電池列のうち、ＳＯＣが高い方の第１の蓄電池列の電圧の時間的な変化を示し、参照符号３１２は、接続対象の二つの蓄電池列のうち、ＳＯＣが低い方の第２の蓄電池列の電圧の時間的な変化を示している。また、参照符号４１１は、第１の蓄電池列と第２の蓄電池列との間に流れる電流（循環電流）の時間的な変化を示している。

蓄電システムの初期導入時や再起動時において、複数の蓄電池列を接続する場合、蓄電池列のＳＯＣが互いに相違し、蓄電池列間で電圧が互いに相違している場合がある。例えば、図３に示すように、ＳＯＣ（電圧）が互いに相違する第１の蓄電池列と第２の蓄電池列とを接続したとき、大きな循環電流が流れる虞がある。

上述したように、循環電流は、接続する蓄電池列の電圧の緩和状態の差に起因して発生する場合と、接続する蓄電池列のＳＯＣの差に起因して発生する場合とがあるが、いずれの場合においても、循環電流の大きさは、蓄電池列間の電圧差ΔＶの大きさと内部抵抗とによって決まる。

また、図２および図３に示すように、電圧の異なる蓄電池列同士を接続した時に流れる循環電流の実測値は、予想よりも小さく、且つ比較的早く減衰する場合があることを、本願発明者らは見出した。

そこで、本発明に係る蓄電池列間の接続制御では、蓄電システムにおいて、解列されている蓄電池列同士を互いに並列に接続するとき、接続対象の蓄電池列の電圧に関連する計測値に基づいて、蓄電池列同士の接続の可否を判定する。

ここで、電池列の電圧に関連する計測値としては、接続対象の蓄電池列間の電圧差や、接続対象の蓄電池列の充電終了後および放電終了後からの経過時間等を例示することができる。
本明細書では、実施の形態１として、接続対象の蓄電池列間の電圧差に基づいて蓄電池列同士の接続を制御する蓄電システムを例示し、実施の形態２として、蓄電池列の充電終了後および放電終了後からの経過時間に基づいて蓄電池列同士の接続を制御する蓄電システムを例示して、本発明に係る蓄電池列間の接続制御について詳細に説明する。

≪実施の形態１≫
図４は、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。
同図に示される蓄電システム１００は、例えばサイクルユースの鉛蓄電池を備えた蓄電システムである。蓄電システム１００は、例えば、通常時に電力供給部６（商用電源）から負荷７に給電し、停電の発生時には、電源バックアップ用の鉛蓄電池から負荷７に給電する。

電力供給部６は、蓄電システム１００および負荷７に電力を供給する機能部である。電力供給部６は、例えば、商用電源である。なお、電力供給部６は、商用電源に加えて、太陽光発電（ＰＶ：Ｐｈｏｔｏｖｏｌｔａｉｃｓ）等の再生可能エネルギーに基づいて電力を発生させる発電設備を有していてもよい。

蓄電システム１００は、蓄電池モジュール２、交直変換装置３、スイッチ４＿１～４＿ｎ（ｎは２以上の整数）、ブレーカ５＿１～５＿ｎおよび制御装置１を備えている。

蓄電池モジュール２は、電力を充放電可能に構成された鉛蓄電池を含む。蓄電池モジュール２は、少なくとも一つの鉛蓄電池セルを含む蓄電池列を複数並列に接続した多並列蓄電池モジュールである。

具体的に、蓄電池モジュール２は、図４に示すように、ｍ（ｍは１以上の整数）個の鉛蓄電池セル２００が直列に接続された複数の蓄電池列２０＿１～２０＿ｎを並列に接続した構造を有している。以下、蓄電池モジュール２を「多並列蓄電池モジュール２」とも称する。また、それぞれの蓄電池列２０＿１～２０＿ｎを区別しない場合には、単に、「蓄電池列２０」と表記する場合がある。

また、蓄電池モジュール２は、各蓄電池列２０＿１～２０＿ｎの出力電圧（蓄電池電圧）を計測する電圧センサ２０１を蓄電池列２０＿１～２０＿ｎ毎に有している。なお、各蓄電池列２０＿１～２０＿ｎの充電電流および放電電流を計測する電流センサを更に有していてもよい。

交直変換装置（以下、「ＰＣＳ（Ｐｏｗｅｒ Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｉｎｇ Ｓｙｓｔｅｍ）」とも称する。）３は、後述する制御装置１によって制御され、電力供給部６、蓄電池モジュール２、および負荷７の間で相互に電力を変換し、電力供給部６、蓄電池モジュール２、および負荷７の間での電力の授受を制御する電力変換部である。

例えば、ＰＣＳ３は、電力供給部６からの交流電力（ＡＣ）を直流電力（ＤＣ）に変換して蓄電池モジュール２に供給する。ＰＣＳ３は、例えば、ＤＣ／ＤＣコンバータ、ＡＣ／ＤＣコンバータ（ＡＣ／ＤＣ）、およびスイッチ回路等を含んで構成されている。

スイッチ４＿１～４＿ｎは、ＰＣＳ３と多並列蓄電池モジュール２との間の接続と遮断を切り替える装置である。図４に示すように、スイッチ４＿１～４＿ｎは、蓄電池列２０＿１～２０＿ｎ毎に対応して設けられ、対応する蓄電池列２０＿１～２０＿ｎとＰＣＳ３との間に直列に接続されている。スイッチ４＿１～４＿ｎは、例えば電磁スイッチ（リレー）である。

スイッチ４＿１～４＿ｎは、後述する制御装置１によってオン／オフが制御される。これにより、蓄電池列２０＿１～２０＿ｎは、蓄電池列２０＿１～２０＿ｎ毎に、ＰＣＳ３との間の接続と遮断が切り替え可能になる。

なお、それぞれのスイッチ４＿１～４＿ｎを区別しない場合には、単に、「スイッチ４」と表記する場合がある。

ブレーカ５＿１～５＿ｎは、蓄電池列２０＿１～２０＿ｎ毎に設けられ、ＰＣＳ３と各蓄電池列２０＿１～２０＿ｎとの間に過電流が流れた場合に、ＰＣＳ３と各蓄電池列２０＿１～２０＿ｎとの間を開放する装置である。具体的に、ブレーカ５＿１～５＿ｎは、スイッチ４＿１～４＿ｎとそれぞれ直列に接続される。

なお、それぞれのブレーカ５＿１～５＿ｎを区別しない場合には、単に、「ブレーカ５」と表記する場合がある。

制御装置１は、蓄電システム１００全体の統括的な制御を行う装置である。制御装置１は、各蓄電池列２０＿１～２０＿ｎの状態を、蓄電池列２０＿１～２０＿ｎ毎に監視し、スイッチ４＿１～４＿ｎのオン／オフを制御する。

図４に示すように、制御装置１は、蓄電池管理部１０および監視部１１を有する。
蓄電池管理部１０は、蓄電システム１００の各構成要素の統括的な制御を司る装置である。蓄電池管理部１０は、例えばＥＭＳ（Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）である。

蓄電池管理部１０は、例えば、ハードウェア資源としての、ＣＰＵ（ｃｅｎｔｒａｌ ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ ｕｎｉｔ）等プロセッサと、ＲＡＭ（Ｒａｎｄｏｍ ａｃｃｅｓｓ ｍｅｍｏｒｙ）やＲＯＭ（Ｒｅａｄ Ｏｎｌｙ Ｍｅｍｏｒｙ）等の記憶装置と、Ｉ／Ｆ回路等の周辺回路とを有するデータ処理装置において、上記記憶装置に記憶されたプログラムに従って上記プロセッサが各種演算を実行して周辺回路を制御することにより、実現される。

蓄電池管理部１０は、ＰＣＳ３を駆動することにより、多並列蓄電池モジュール２の充放電制御を行う。例えば、蓄電池管理部１０は、監視部１１による多並列蓄電池モジュール２の監視結果に基づいて、定電流―定電圧充電（ＣＣＣＶ）方式等の各種充電方式で多並列蓄電池モジュール２の均等充電を実行する。

監視部１１は、多並列蓄電池モジュール２の電圧センサ２０１等によって計測された物理量を逐次取得し、当該物理量に基づいて多並列蓄電池モジュール２の状態を監視するデータ処理装置である。監視部１１は、例えば、ＢＭＵ（Ｂａｔｔｅｒｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｕｎｉｔ）である。

具体的に、監視部１１は、蓄電池列２０＿１～２０＿ｎの状態を蓄電池列２０＿１～２０＿ｎ毎に監視し、スイッチ４＿１～４＿ｎのオン／オフを制御する。より具体的には、監視部１１は、解列された蓄電池列２０同士を互いに並列に接続するとき、接続対象の蓄電池列２０の電圧に関連する計測値に基づいて、接続対象の蓄電池列２０に対応するスイッチ４のオン／オフを制御する。

図４に示すように、監視部１１は、主な機能ブロックとして、スイッチ制御部１３、判定部１２、および記憶部１４を備えている。これらの機能ブロックは、監視部１１としてのデータ処理装置が有するハードウェア資源とソフトウェアとが協働することによって実現される。

ここで、監視部１１のハードウェア構成について説明する。
図５は、監視部１１のハードウェア構成を示す図である。
監視部１１は、ハードウェア資源として、演算装置１０１、記憶装置１０２、バス１０３、デジタル接点入出力回路（ＤＩＯ）１０４、およびアナログ入力回路（ＡＩ）１０５を備えている。

演算装置１０１は、ＣＰＵやＤＳＰ（ｄｉｇｉｔａｌ ｓｉｇｎａｌ ｐｒｏｃｅｓｓｏｒ）等のプロセッサによって構成されている。記憶装置１０２は、演算装置１０１に各種のデータ処理を実行させるためのプログラム１０２１と、演算装置１０１によるデータ処理で利用されるパラメータや演算結果等のデータ１０２２とを記憶する記憶領域を有し、例えばＲＯＭ、ＲＡＭ、ＨＤＤ、およびフラッシュメモリ等から構成されている。

本実施の形態に係る蓄電池列間の接続制御のためのプログラムは、例えばプログラム１０２１として記憶装置１０２に記憶されている。

バス１０３は、演算装置１０１、記憶装置１０２、デジタル接点入出力回路１０４、およびアナログ入力回路１０５を相互に接続し、これらの装置間でデータの授受を可能にする機能部である。

デジタル接点入出力回路（ＤＩＯ）１０４は、監視部１１の外部に設けられた外部機器から出力されたデジタル信号を入力するとともに、外部機器へデジタル信号を出力するための回路である。例えば、デジタル接点入出力回路１０４は、スイッチ４＿１～４＿ｎのオン／オフを制御するためのデジタル信号を出力可能である。

アナログ入力回路（ＡＩ）１０５は、外部機器から出力されたアナログ信号を入力し、デジタル信号に変換する回路である。例えば、アナログ入力回路１０５は、電圧センサ２０１によって検出された各蓄電池列２０＿１～２０＿ｎの電圧を示すアナログ信号を入力し、デジタル信号に変換してバス１０３を介して記憶装置１０２等に記憶する。

監視部１１としてのデータ処理装置は、演算装置１０１が記憶装置１０２に記憶したプログラム１０２１に従って演算を実行して、記憶装置１０２、バス１０３、デジタル接点入出力回路１０４、およびアナログ入力回路１０５を制御することにより、図４に示した各機能部、すなわち、判定部１２、スイッチ制御部１３、および記憶部１４が実現される。

次に、監視部１１の各機能ブロックについて詳細に説明する。
図４において、記憶部１４は、蓄電池列間の接続制御のための各種データを記憶する機能部である。例えば、記憶部１４には、内部抵抗情報１４１と許容電流情報１４２とが記憶されている。

内部抵抗情報１４１は、予め計測された蓄電池列２０の内部抵抗Ｒの値を示す情報である。内部抵抗Ｒの計測方法については、後述する。

許容電流情報１４２は、蓄電池列２０間の接続の可否を判定するための基準となる、循環電流の許容値（以下、「許容電流Ｉｐｅｒ」とも表記する。）を示す情報である。

許容電流Ｉｐｅｒは、例えば、蓄電池列２０に許容された電流（充電電流および放電電流）の最大値に対応する値、または、ケーブル、端子台、スイッチ４（リレー）、およびブレーカ５等の蓄電池列２０に接続される機器に許容された電流の最大値（定格電流）に対応する値であることが好ましい。以下に一例を示す。

例えば、多並列蓄電池モジュール２が、１９６個（ｍ＝１９６）の鉛蓄電池セル２００を直列に接続した１０個（ｎ＝１０）の蓄電池列２０＿１～２０＿１０を並列に接続した構造を有し、サイクル寿命に影響を与えない範囲で許容される鉛蓄電池の最大の充電電流が２００Ａ、最大の放電電流が４００Ａであるとする。また、交直変換装置３は、入力電圧範囲が最大３００Ｖ、定格電流１０００Ａであり、ブレーカ５＿１～５＿ｎは、定格電流２００Ａであるとする。

この場合、交直変換装置３の定格電流が１０００Ａであり、１０個の蓄電池列２０＿１～２０＿１０が並列に接続されているため、蓄電池列２０の一列あたりに許容される電流は最大１００Ａと算出することができる。

しかしながら、蓄電システム１００では、何らかの原因で蓄電池列２０＿１～２０＿ｎの一部が解列され、並列数が初期設定以下であった場合にも所定の出力（ｋＷ）を発生させる必要がある。そこで、蓄電池列２０の許容電流Ｉｐｅｒを、サイクル寿命に影響を与えない範囲で許容される鉛蓄電池の最大の電流（充電電流２００Ａ、放電電流４００Ａ）に合わせる。すなわち、この場合、許容電流Ｉｐｅｒを“２００Ａ”とする。

なお、この場合、交直変換装置３とブレーカ５＿１～５＿ｎと接続されるケーブルや端子台等の機器も許容電流Ｉｐｅｒ以上の定格電流（２００Ａ）を有するものを用いる。

判定部１２は、蓄電池列２０同士の接続の可否を判定する機能部である。
判定部１２は、接続対象の蓄電池列２０の電圧の計測値に基づいて算出した接続対象の蓄電池列２０間の電圧差ΔＶと記憶部１４に記憶された内部抵抗Ｒとに基づいて、接続対象の蓄電池列２０同士を接続したときに流れる循環電流の推定値Ｉｃｅを算出する。

判定部１２は、循環電流の推定値Ｉｃｅが記憶部１４に記憶された許容電流Ｉｐｅｒより小さい場合に、スイッチ制御部１３に対して蓄電池列２０同士の接続を許可し、循環電流の推定値Ｉｃｅが記憶部１４に記憶された許容電流Ｉｐｅｒより大きい場合に、スイッチ制御部１３に対して蓄電池列２０同士の接続を許可しない。

スイッチ制御部１３は、判定部１２からの指示（判定結果）に応じて、スイッチ４＿１～４＿ｎのオン／オフを切り替える機能部である。例えば、スイッチ４＿１～４＿ｎがリレーである場合、スイッチ制御部１３は、監視部１１または蓄電池管理部１０からの指示に応じてリレーのオン／オフを切り替えるための駆動信号をスイッチ４＿１～４＿ｎに出力する。

次に、上述した制御装置１による蓄電池列間の接続制御方法の流れを説明する。
図６は、実施の形態１に係る蓄電システム１００による蓄電池列間の接続制御方法の流れを示すフロー図である。

ここでは、一例として、均等充電が完了した蓄電池列２０から順にスイッチ４を制御してＰＣＳ３から解列し、全ての蓄電池列２０の均等充電が完了した後に、各蓄電池列２０を接続する場合について説明する。

図６において、先ず、制御装置１は、蓄電池列２０＿１～２０＿ｎの再接続が必要か否かを判定する（ステップＳ１）。例えば、全ての蓄電池列２０＿１～２０＿ｎの均等充電が完了していない場合には、制御装置１は、蓄電池列２０＿１～２０＿ｎの再接続をすべきでないと判定し、全ての蓄電池列２０＿１～２０＿ｎの均等充電が完了するまで待機する。

一方、ステップＳ１において、全ての蓄電池列２０＿１～２０＿ｎの均等充電が完了した場合には、制御装置１は、解列している蓄電池列２０＿１～２０＿ｎの再接続が必要と判定し、蓄電池列の接続可否判定処理を実行する（ステップＳ２）。

図７は、実施の形態１に係る蓄電池列の接続可否判定処理（ステップＳ２）の流れを示すフロー図である。
ステップＳ２において、先ず、制御装置１は、接続対象の蓄電池列２０間の電圧差ΔＶを算出する（ステップＳ２１）。
例えば、図４において、蓄電池列２０＿１と蓄電池列２０＿２とを接続する場合を考える。この場合、先ず、制御装置１の判定部１２が、電圧センサ２０１によって計測した蓄電池列２０＿１の電圧Ｖ１の計測値と、電圧センサ２０１によって計測した蓄電池列２０＿２の電圧Ｖ２の計測値とを取得する。次に、判定部１２が、蓄電池列２０＿１の電圧Ｖ１の計測値と蓄電池列２０＿２の電圧Ｖ２の計測値とに基づいて、蓄電池列２０＿１と蓄電池列２０＿２との電圧差ΔＶ（＝｜Ｖ１－Ｖ２｜）を算出する。

ステップＳ２１の後、制御装置１が、接続対象の蓄電池列２０間に流れる循環電流の推定値Ｉｃｅを算出する（ステップＳ２２）。上述の例の場合、判定部１２が、ステップＳ２１で算出した電圧差ΔＶと記憶部１４に記憶されている内部抵抗Ｒとに基づいて、蓄電池列２０＿１と蓄電池列２０＿２との間に流れる循環電流の推定値Ｉｃｅを算出する。例えば、判定部１２は、数式（Ｉｃｅ＝ΔＶ／Ｒ）に基づいて、循環電流の推定値Ｉｃｅを算出する。

次に、制御装置１の判定部１２が、循環電流の推定値Ｉｃｅと、記憶部１４に記憶されている許容電流Ｉｐｅｒとを比較する（ステップＳ２３）。
例えば、上述の例の場合、蓄電池列２０＿１と蓄電池列２０＿２との間に流れる循環電流の推定値Ｉｃｅが許容電流Ｉｐｅｒよりも小さい場合、判定部１２は、蓄電池列２０＿１と蓄電池列２０＿２との接続が可能と判定する（ステップＳ２４）。

一方、蓄電池列２０＿１と蓄電池列２０＿２との間に流れる循環電流の推定値Ｉｃｅが許容電流Ｉｐｅｒよりも大きい場合、判定部１２は、蓄電池列２０＿１と蓄電池列２０＿２との接続が不可と判定する（ステップＳ２５）。
以上の手順により、蓄電池列の接続可否判定処理（ステップＳ２）が実行される。

図６において、ステップＳ２の後、制御装置１は、蓄電池列の接続可否判定処理（ステップＳ２）の判定結果に基づいて、蓄電池列２０同士の接続制御を行う（ステップＳ３）。
例えば、上述の例において、接続可否判定処理によって蓄電池列２０＿１と蓄電池列２０＿２との接続が可能と判定した場合（ステップＳ２４の場合）には、判定部１２が、スイッチ制御部１３に対して蓄電池列２０＿１と蓄電池列２０＿２との接続を許可し、スイッチ制御部１３に対してスイッチ４＿１，４＿２のオンを指示する（ステップＳ４）。これにより、スイッチ制御部１３は、蓄電池列２０＿１に対応するスイッチ４＿１と蓄電池列２０＿２に対応するスイッチ４＿２をそれぞれオンさせる。

一方、上述の例において、接続可否判定処理によって蓄電池列２０＿１と蓄電池列２０＿２との接続が不可と判定した場合（ステップＳ２５の場合）には、判定部１２が、スイッチ制御部１３に対して蓄電池列２０＿１と蓄電池列２０＿２との接続を許可せず、スイッチ制御部１３に対してスイッチ４＿１，４＿２のオフを指示する（ステップＳ５）。これにより、スイッチ制御部１３は、蓄電池列２０＿１に対応するスイッチ４＿１と蓄電池列２０＿２に対応するスイッチ４＿２がそれぞれオフした状態を継続させる。
以上の手順により、制御装置１による、蓄電池列間の接続制御が行われる。

次に、実施の形態１に係る、蓄電池の内部抵抗の計測方法について説明する。
図８は、実施の形態１に係る、蓄電池の内部抵抗の計測方法を説明するための図である。図９は、実施の形態１に係る、蓄電池の内部抵抗の計測方法の流れを示すフロー図である。

図８，図９に示すように、先ず、電圧が互いに異なる二つの鉛蓄電池を準備する（ステップＳ５０）。例えば、対象となる蓄電システムで使用する鉛蓄電池と同じ種類の二つの鉛蓄電池を用意し、用意した二つの鉛蓄電池を十分に時間をかけて満充電にする。その後、夫々の鉛蓄電池を０．１ＣＡ相当の電流で異なる時間放電させ、放電終了後、二つの鉛蓄電池の電池電圧が安定するまで所定時間（例えば１６時間）放置する。これにより、ＳＯＣが互いに異なる二つの鉛蓄電池を準備することができる。

次に、所定時間の放置した夫々の鉛蓄電池の電圧Ｖｓ１，Ｖｓ２を測定し、電圧差ΔＶｓ（＝｜Ｖｓ１－Ｖｓ２｜）を求める（ステップＳ５１）。

次に、これらの鉛蓄電池を互いに接続し、鉛蓄電池間に流れる循環電流のピーク値Ｉｐを測定する（ステップＳ５２）。

最後に、鉛蓄電池の内部抵抗を算出する（ステップＳ５３）。例えば、ステップＳ５０～Ｓ５２を繰り返し行うことによって、電圧差ΔＶと循環電流のピーク値Ｉｐとの関係を示すグラフ（関数）を作成し、そのグラフの傾きに基づいて内部抵抗Ｒを算出する。
以上の手順により、蓄電池の内部抵抗Ｒを計測することができる。

上述した計測方法によって計測された内部抵抗Ｒは、充電側の鉛蓄電池（電圧が低い方の鉛蓄電池）と放電側の鉛蓄電池（電圧が高い方の鉛蓄電池）の双方の抵抗値が反映されている。また、この計測方法によって計測された内部抵抗Ｒは、蓄電システム１００に適用される蓄電池と同種の蓄電池を用いて実際に発生した循環電流の計測値に基づいているため、従来の方法によって計測された内部抵抗の値よりも正確である。

ところで、上述の例において計測された内部抵抗Ｒは、蓄電システム１００の初期導入時や定期点検時等において、鉛蓄電池の充電または放電が一定の時間以上行われず、電圧が十分緩和した状態の鉛蓄電池の内部抵抗に相当するものである。
すなわち、上述の例（図８および図９）において計測された内部抵抗は、蓄電池列のＳＯＣの差に起因して循環電流が発生する場合（図３参照）の内部抵抗Ｒ１に相当する。

一方、蓄電池列の電圧の緩和状態の差に起因して循環電流が発生する場合（図２参照）の内部抵抗Ｒ２は、以下のように求めることができる。例えば、図９に示すフロー図におけるステップＳ５０において、充電停止後または放電停止後の電圧緩和途中の状態の鉛蓄電池を二つ準備し、これらの鉛蓄電池を用いてステップＳ５１～Ｓ５３の処理を行う。これにより、接続する蓄電池列の電圧の緩和状態の差に起因して発生する場合（図２参照）の内部抵抗Ｒ２を求めることができる。

上述した手法により計測された内部抵抗Ｒの値は、内部抵抗情報１４１として記憶部１４に予め記憶され、上述した蓄電池列間の接続制御（図６参照）における接続可否判定処理（図７参照）において用いられる。例えば、上述した内部抵抗Ｒ１および内部抵抗Ｒ２の何れか一方を内部抵抗Ｒとして記憶部１４に記憶してもよいし、内部抵抗Ｒ１と内部抵抗Ｒ２の平均値を内部抵抗Ｒとして記憶部１４に記憶してもよい。あるいは、内部抵抗Ｒ１と内部抵抗Ｒ２の双方を記憶部１４に記憶してもよい。

内部抵抗情報１４１として、内部抵抗Ｒ１と内部抵抗Ｒ２の双方を記憶する場合、制御装置１は、例えば、内部抵抗Ｒ１と内部抵抗Ｒ２とを使い分けて接続可否判定処理（ステップＳ２）を実行してもよい。以下、具体的に説明する。

例えば、接続可否判定処理（ステップＳ２）におけるステップＳ２２において循環電流の推定値Ｉｃｅを算出する際に、蓄電池列の電圧の緩和状態に差が生じている第１の状態と、蓄電池列のＳＯＣに差が生じている第２の状態のいずれの状態であるかを判定し、第１の状態の場合には、上述したステップＳ２２において内部抵抗Ｒ１を用いて循環電流の推定値Ｉｃｅ（＝ΔＶ／Ｒ１）を算出し、第２の状態の場合には、上述したステップＳ２２において内部抵抗Ｒ２を用いて循環電流の推定値Ｉｃｅ（＝ΔＶ／Ｒ２）を算出してもよい。

以上、実施の形態１に係る蓄電システム１００は、複数の蓄電池列２０＿１～２０＿ｎを並列に接続した多並列蓄電池モジュール２と、蓄電池列２０＿１～２０＿ｎ毎に対応して設けられ、対応する蓄電池列２０と交直変換装置３との間に直列に接続されたスイッチ４＿１～４＿ｎと、制御装置１とを備える。制御装置１は、解列された蓄電池列２０同士を互いに並列に接続するとき、接続対象の蓄電池列２０の電圧に関連する計測値に基づいて、接続対象の蓄電池列２０に対応するスイッチ４のオン／オフを制御する。

これによれば、従来技術のように循環電流を抑えるために複数の回路を蓄電池列毎に設ける必要がないので、より簡単な構成で、蓄電池列同士の接続を安全に行うことが可能となる。

例えば、接続対象の蓄電池列２０の電圧に関連する計測値として、接続対象の蓄電池列２０間の電圧差ΔＶを計測し、その情報に基づいて蓄電池列２０間の電圧差ΔＶが小さくなった状態を見極めて蓄電池列２０同士を接続することにより、従来技術のように複雑な回路構成を採用することなく、循環電流による蓄電池および蓄電池周辺の機器への悪影響を防止することが可能となる。

具体的には、蓄電システム１００において、判定部１２が、接続対象の蓄電池列の電圧の計測値に基づいて算出した電圧差ΔＶと予め記憶しておいた内部抵抗Ｒの値とに基づいて、接続対象の蓄電池列２０同士を接続したときに流れる循環電流の推定値Ｉｃｅを算出し、推定値Ｉｃｅが予め記憶しておいた許容電流Ｉｐｅｒより小さい場合に、判定部１２がスイッチ制御部１３に対して蓄電池列２０同士の接続を許可し、推定値Ｉｃｅが許容電流Ｉｐｅｒより大きい場合に、判定部１２がスイッチ制御部１３に対して蓄電池列２０同士の接続を許可しない。

これによれば、蓄電システム１００の稼働時に、蓄電池および蓄電池周辺の機器への悪影響を及ぼすような大きな循環電流が流れるような状況での蓄電池列同士の接続を確実に防止することが可能となる。

また、上述したように、蓄電システム１００において、記憶部１４に記憶される内部抵抗は、蓄電池列２０の電圧の緩和状態に差が生じている第１の状態における内部抵抗Ｒ１（第１の抵抗）と、蓄電池列のＳＯＣに差が生じている第２の状態における内部抵抗Ｒ２（第２の抵抗）とを含み、判定部１２が、接続対象の蓄電池列２０が第１の状態であると判定した場合に、内部抵抗Ｒ１を用いて循環電流の推定値Ｉｃｅを算出し、接続対象の蓄電池列２０が第２の状態であると判定した場合に、内部抵抗Ｒ２を用いて循環電流の推定値Ｉｃｅを算出してもよい。

これによれば、蓄電池列の電圧の緩和状態に差が生じている場合と蓄電池列のＳＯＣに差が生じている場合とを区別して循環電流を推定するので、蓄電池列同士の接続をより安全に行うことが可能となる。

また、蓄電システム１００において、記憶部１４に記憶される内部抵抗の値は、蓄電池列２０同士を接続したときに流れる循環電流のピーク値の計測値と、接続する前の蓄電池列２０間の電圧差ΔＶの計測値とに基づいて算出した値である。

これによれば、上述したように、従来の方法よりも正確に計測した内部抵抗を用いているので、循環電流をより正確に推定することができ、蓄電池列同士の接続をより安全に行うことが可能となる。

なお、上記実施の形態では、実際に循環電流を発生させて内部抵抗を計測する方法を例示したが、これに限られない。例えば、蓄電システム１００で用いられる蓄電池と同じ種類の１つの蓄電池（蓄電池列）に定電流源を接続して定電流で充電したときの電圧の変化量と充電電流とに基づいて充電時の蓄電池の抵抗を算出するとともに、同一の蓄電池（蓄電池列）に電子負荷を接続して定電流で放電したときの電圧の変化量と放電電流とに基づいて放電時の蓄電池の抵抗を算出する。そして、算出した充電時の抵抗と放電時の抵抗との合成抵抗（抵抗の和）を内部抵抗Ｒとしてもよい。

これによれば、より正確な内部抵抗を用いて循環電流を推定することができるので、蓄電池列同士の接続をより安全に行うことが可能となる。

また、蓄電システム１００において、蓄電池列の接続可否判定処理（ステップＳ２）で用いる許容電流Ｉｐｅｒは、蓄電池列２０に許容された電流（充電電流および放電電流）の最大値に対応する値、または蓄電池列２０に接続される機器（ブレーカ５、ケーブル、および端子台等）に許容された電流の最大値（定格電流）に対応する値に設定することが好ましい。これによれば、循環電流による蓄電池および蓄電池周辺の機器への悪影響を確実に防止することが可能となる。

≪実施の形態２≫
図１０は、実施の形態２に係る蓄電システムの構成を示す図である。
同図に示される蓄電システム１００Ａは、接続対象の蓄電池列間の電圧差ΔＶではなく、蓄電池列の充電終了後および放電終了後からの経過時間に基づいて蓄電池列同士の接続を制御する点において、実施の形態１に係る蓄電システムと相違し、その他の点においては、実施の形態１に係る蓄電システム１００Ａと同様である。

蓄電システム１００Ａにおいて、制御装置１の記憶部１４Ａには、予め、安定基準時間情報１４３が記憶される。安定基準時間情報１４３とは、蓄電池列２０の充電終了後および放電終了後に当該蓄電池列２０の電圧が安定するまでの時間の基準値（「安定基準時間Ｔｓ」とも表記する。）の情報である。

図１１は、安定基準時間Ｔｓを説明するための図である。
同図において、横軸は時間であり、縦軸は電圧である。参照符号６０１は、定電流－定電圧充電方式による均等充電の完了後の鉛蓄電池の電圧の時間的な変化を表している。

図１１に示すように、時刻ｔ１において均等充電が完了した鉛蓄電池は、長い時間をかけて電圧が緩和して所定の電圧Ｖｅｑに収束する。すなわち、複数の蓄電池列が互いに異なるタイミングで均等充電が終了した場合であっても、時間が経過するにつれて、蓄電池列間の電圧差ΔＶは縮小していく。そこで、実施の形態２に係る蓄電システム１００Ａでは、充電終了後および放電終了後に接続対象の蓄電池列２０の電圧が許容電圧Ｖｐｅｒまで低下するのを待って、蓄電池列同士の接続を許可する制御を行う。

安定基準時間Ｔｓは、以下に示す方法によって計測することができる。
先ず、電圧が互いに異なる二つの鉛蓄電池を準備する。例えば、対象となる蓄電システムで使用する鉛蓄電池と同じ種類の二つの鉛蓄電池を用意し、用意した二つの鉛蓄電池の充電を同時に開始する。そして、一方の鉛蓄電池の充電を停止してから一定時間の経過後に、他方の鉛蓄電池の放電を停止する。

次に、鉛蓄電池の内部抵抗Ｒを算出する。具体的には、二つの鉛蓄電池の電圧が緩和している期間に、当該二つの鉛蓄電池間の電圧差ΔＶを計測した上で、上記二つの鉛蓄電池同士を接続し、循環電流のピーク値Ｉｐを計測する。そして、鉛蓄電池の内部抵抗Ｒを、計測した電圧差ΔＶと循環電流のピーク値Ｉｐとの比（Ｒ＝ΔＶ／Ｉｐ）に基づいて算出する。

次に、二つの鉛蓄電池間の許容電圧差ΔＶｐｅｒを算出する。具体的には、実施の形態１と同様の許容電流Ｉｐｅｒと、上述した手法によって算出した内部抵抗Ｒとに基づいて、数式（ΔＶｐｅｒ＝Ｉｐｅｒ×Ｒ）により、許容電圧差ΔＶｐｅｒを算出する。

また、鉛蓄電池の緩和後の電圧Ｖｅｑを計測する。例えば、鉛蓄電池の均等充電後、１６時間経過したときの鉛蓄電池の電圧を計測し、その計測値を電圧Ｖｅｑとする。

次に、鉛蓄電池の充電完了後、許容電圧Ｖｐｅｒまで低下する時間を計測する。
ここで、許容電圧Ｖｐｅｒは、図１１に示すように、Ｖｐｅｒ＝Ｖｅｑ＋ΔＶｐｅｒで表される電圧であり、この電圧まで鉛蓄電池の電圧が低下すれば、循環電流が流れたとしても鉛蓄電池等に悪影響を与えないと判定する基準となる電圧である。

具体的には、一つの鉛蓄電池の均等充電の完了した時点（ｔ１）で計時を開始し、その鉛蓄電池の電圧がＶｐｅｒに到達したときの経過時間を安定基準時間Ｔｓとする。したがって、この安定基準時間Ｔｓの経過後に蓄電池列同士を接続した場合、許容電流Ｉｐｅｒ以下の循環電流しか流れないので、循環電流による蓄電池および蓄電池周辺の機器へ悪影響を防止することが可能となる。

以上の方法により計測した安定基準時間Ｔｓの情報を、安定基準時間情報１４３として制御装置１Ａの記憶部１４Ａに予め記憶しておく。

なお、上述の方法は、蓄電池の充電時の安定基準時間Ｔｓの計測方法であるが、蓄電池の放電時の安定基準時間Ｔｓについても同様の手順で計測することが可能である。すなわち、鉛蓄電池の放電後の内部抵抗Ｒ、電圧Ｖｅｑ、許容電圧Ｖｐｅｒ、および許容電圧差ΔＶｐｅｒを算出した上で、上記と同様の方法により、蓄電池の放電時の安定基準時間Ｔｓを計測すればよい。

実施の形態２に係る蓄電システム１００Ａにおいて、判定部１２Ａは、接続対象の蓄電池列２０の充電終了後および放電終了後からの経過時間Ｔを計測し、経過時間Ｔの計測値が記憶部１４に記憶された安定基準時間Ｔｓより大きい場合に、スイッチ制御部１３に対して蓄電池列２０同士の接続を許可し、経過時間Ｔの計測値が安定基準時間Ｔｓより小さい場合に、スイッチ制御部１３に対して蓄電池列２０同士の接続を許可しない。

例えば、判定部１２Ａは、各蓄電池列２０＿１～２０＿ｎの電流（充電電流および放電電流）と電圧の監視結果やＰＳＣ３との通信により、各蓄電池列２０＿１～２０＿ｎの充電および放電の停止を検出する。判定部１２Ａは、充電および放電の停止を検出に応じて蓄電池列２０＿１～２０＿ｎ毎に計時を開始し、各蓄電池列２０＿１～２０＿ｎの充電経過後および放電経過後の経過時間Ｔをそれぞれ計測する。そして、監視対象の蓄電池列２０を他の蓄電池列２０と接続する必要がある場合には、監視対象の蓄電池列２０の経過時間Ｔと安定基準時間Ｔｓとを比較し、経過時間Ｔが安定基準時間Ｔｓを超えるまでは、監視対象の蓄電池列２０を他の蓄電池列２０に接続することを禁止する。

次に、実施の形態２に係る蓄電池列間の接続制御方法の流れについて説明する。
実施の形態２に係る蓄電池列間の接続制御方法の全体的な流れは、実施の形態１と同様であり（図６参照）、蓄電池列の接続可否判定処理（ステップＳ２）の内容が実施の形態１と相違する。そこで、以下では、実施の形態２に係る、蓄電池列の接続可否判定処理（ステップＳ２）の流れについて説明する。

図１２は、実施の形態２に係る蓄電池列の接続可否判定処理（ステップＳ２）の流れを示すフロー図である。

ここでは、図１０において、電圧の緩和が終了して平衡状態（電圧：Ｖｅｑ）となっている蓄電池列２０＿１に、蓄電池列２０＿２を接続する場合について考える。

先ず、ステップＳ２の蓄電池列の接続可否判定処理において、制御装置１Ａの判定部１２Ａは、蓄電池列２０＿２の充電（均等充電）完了後からの経過時間Ｔが安定基準時間Ｔｓに到達したか否かを判定する（ステップＳ２１Ａ）。

ステップＳ２１Ａにおいて、蓄電池列２０＿２の経過時間Ｔが安定基準時間Ｔｓに到達している場合、判定部１２Ａは、蓄電池列２０＿１と蓄電池列２０＿２との接続が可能と判定する（ステップＳ２２Ａ）。

一方、蓄電池列２０＿２の経過時間Ｔが安定基準時間Ｔｓに到達していない場合、判定部１２Ａは、蓄電池列２０＿１と蓄電池列２０＿２との接続が不可と判定する（ステップＳ２３Ａ）。
以上の手順により、ステップＳ２の接続可否判定処理が実行される。
その他の処理は、実施の形態１に係る蓄電システム１００と同様である（図６参照）。

以上、実施の形態２に係る蓄電システム１００Ａによれば、実施の形態１に係る蓄電システム１００と同様に、より簡単な構成で、蓄電池列同士の接続を安全に行うことが可能となる。

例えば、接続対象の蓄電池列２０の電圧に関連する計測値として、接続対象の蓄電池列２０の充電終了後および放電終了後からの経過時間Ｔを計測し、その情報に基づいて蓄電池列間の電圧差ΔＶが小さくなった状態を見極めて蓄電池列同士を接続することにより、従来技術のように複雑な回路構成を採用することなく、循環電流による蓄電池および蓄電池周辺の機器への悪影響を防止することが可能となる。

より具体的には、蓄電システム１００において、判定部１２Ａが、接続対象の蓄電池列２０の充電終了後および放電終了後からの経過時間Ｔを計測し、経過時間Ｔの計測値が記憶部１４Ａに記憶された安定基準時間Ｔｓより大きい場合に、スイッチ制御部１３に対して蓄電池列２０同士の接続を許可し、経過時間Ｔの計測値が記憶部１４に記憶された安定基準時間Ｔｓより小さい場合に、スイッチ制御部１３に対して蓄電池列２０同士の接続を許可しない。

これによれば、実施の形態１に係る蓄電システム１００と同様に、蓄電池および蓄電池周辺の機器への悪影響を及ぼすような大きな循環電流が流れるような状況での蓄電池列同士の接続を確実に防止することが可能となる。また、これによれば、電圧差ΔＶを計測する必要がない。

なお、実施の形態２では、蓄電池の電圧測定を必須としないために、想定される電圧差ΔＶが許容電圧差ΔＶｐｅｒにまで緩和する時間をＴｓとした（図１１参照）。すなわち、蓄電池同士を接続したときに充電される方（電圧の低い方）の蓄電池列の電圧は緩和後の電圧Ｖｅｑより低くならないので、電圧Ｖｅｑを充電される側の蓄電池列の電圧とし、放電する側（電圧の高い方）の蓄電池列の電圧がこの電圧Ｖｅｑに十分近づく時間をＴｓとしたが、これに限られない。

例えば、充電される側の蓄電池列についても、充電又は放電が停止してからの経過時間、すなわち、解列してからの経過時間に基づいて電圧を予想し、この電圧と充電する側の蓄電池列の電圧との差と許容電圧ΔＶｐｅｒとを比較して、蓄電池列同士の接続の可否を判定してもよい。

≪実施の形態の拡張≫
以上、本発明者らによってなされた発明を実施の形態に基づいて具体的に説明したが、本発明はそれに限定されるものではなく、その要旨を逸脱しない範囲において種々変更可能であることは言うまでもない。

例えば、実施の形態１，２では、何らかのトリガによってデジタル接点入出力回路（ＤＩＯ）１０４を制御しようとするソフトウェアが動作した場合に、上述したインターロックに係るソフトウェアモジュールを通過するようにソフトウェアを構成し、許容電流Ｉｐｅｒを超える循環電流が流れることが予想される場合、または充電終了後（放電終了後）の経過時間Ｔが安定基準時間Ｔｓを経過する前に、蓄電池列を並列接続する操作が実施されないようにしたが、これに限られない。

例えば、実施の形態１において、スイッチ４としてのリレーの制御コイルと制御装置１との間にリレーを配置し、蓄電池列２０の電圧差ΔＶが所定の電圧以下になるまでは、上記リレーによってスイッチ４と制御装置１との間を開放することで、物理的にインターロックを実現してもよい。

また、実施の形態２において、例えば、スイッチ４としてのリレーの制御コイルと制御装置１との間にタイマーリレーを配置し、蓄電池列２０の充電終了後および放電終了後の経過時間Ｔが安定基準時間Ｔｓを過ぎるまでは、上記タイマーリレーによってスイッチ４と制御装置１との間を開放することで、物理的にインターロックするようにしてもよい。

１，１Ａ…制御装置、２…多並列蓄電池モジュール、３…交直変換装置、４，４＿１～４＿ｎ…スイッチ、５，５＿１～５＿ｎ…ブレーカ、６…電力供給部、７…負荷、１０…蓄電池管理部、１１…監視部、１２，１２Ａ…判定部、１３…スイッチ制御部、１４，１４Ａ…記憶部、２０，２０＿１～２０＿ｎ…蓄電池列、１００，１００Ａ…蓄電システム、１４１…内部抵抗情報（Ｒ，Ｒ１，Ｒ２）、１４２…許容電流情報（Ｉｐｅｒ）、１４３…安定基準時間情報（Ｔｓ）、２００…鉛蓄電池セル、２０１…電圧センサ。

Claims (6)

1. 少なくとも一つの鉛蓄電池セルを含む蓄電池列を複数並列に接続した多並列蓄電池モジュールと、前記多並列蓄電池モジュールの電力の授受を制御する交直変換装置と、前記蓄電池列毎に対応して設けられ、対応する前記蓄電池列と前記交直変換装置との間に直列に接続されたスイッチと、前記蓄電池列の状態を前記蓄電池列毎に監視し、前記スイッチのオン／オフを制御する制御装置と、を備え、前記制御装置は、解列された前記蓄電池列同士を互いに並列に接続するとき、接続対象の前記蓄電池列の電圧に関連する計測値に基づいて、接続対象の前記蓄電池列に対応する前記スイッチのオン／オフを制御し、前記蓄電池列の電圧に関連する計測値は、接続対象の前記蓄電池列間の電圧差であり、前記制御装置は、予め計測した前記蓄電池列の内部抵抗の値と、前記蓄電池列同士を接続したときに流れる循環電流の許容電流とを記憶する記憶部と、前記蓄電池列同士の接続の可否を判定する判定部と、前記判定部の判定結果に基づいて、前記スイッチのオン／オフを切り替えるスイッチ制御部と、を有し、前記判定部は、接続対象の前記蓄電池列の電圧の計測値に基づいて算出した前記電圧差と前記記憶部に記憶された前記内部抵抗の値とに基づいて、接続対象の前記蓄電池列同士を接続したときに流れる循環電流の推定値を算出し、前記推定値が前記記憶部に記憶された前記許容電流より小さい場合に、前記スイッチ制御部に対して前記蓄電池列同士の接続を許可し、前記推定値が前記記憶部に記憶された前記許容電流より大きい場合に、前記スイッチ制御部に対して前記蓄電池列同士の接続を許可せず、前記記憶部に記憶される前記内部抵抗は、第１の抵抗と第２の抵抗とを含み、前記判定部は、接続対象の前記蓄電池列の状態を判定し、接続対象の前記蓄電池列が電圧の緩和状態の差に起因して前記電圧差が生じている第１の状態である場合には、前記第１の抵抗を用いて前記推定値を算出し、接続対象の前記蓄電池列が充電状態の差に起因して前記電圧差が生じている第２の状態である場合には、前記第２の抵抗を用いて前記推定値を算出することを特徴とする蓄電システム。
2. 請求項１に記載の蓄電システムにおいて、前記記憶部に記憶される前記内部抵抗の値は、前記蓄電池列同士を接続したときに流れる循環電流のピーク値の計測値と、接続する前の前記電圧差の計測値と、に基づいて算出した値であることを特徴とする蓄電システム。
3. 請求項１に記載の蓄電システムにおいて、前記記憶部に記憶される前記内部抵抗は、前記蓄電池列を定電流で充電したときの当該蓄電池列の電圧の変化量と充電電流と基づいて算出された充電時の抵抗と、前記蓄電池列を定電流で放電したときの当該蓄電池列の電圧の変化量と放電電流とに基づいて算出された放電時の抵抗との合成抵抗である、ことを特徴とする蓄電システム。
4. 請求項１乃至３の何れか一項に記載の蓄電システムにおいて、前記記憶部に記憶される前記許容電流は、前記蓄電池列に許容された電流の最大値に対応する値、または前記蓄電池列に接続される機器に許容された電流の最大値に対応する値であることを特徴とする蓄電システム。
5. 請求項１に記載の蓄電システムにおいて、
   前記蓄電池列の電圧に関連する計測値は、接続対象の前記蓄電池列の充電終了後および放電終了後からの経過時間である
   ことを特徴とする蓄電システム。
6. 請求項５に記載の蓄電システムにおいて、
   前記制御装置は、
   前記蓄電池列の充電終了後および放電終了後に前記蓄電池列の電圧が安定するまでの時間の基準値を示す安定基準時間を記憶する記憶部と、
   前記蓄電池列同士の接続の可否を判定する判定部と、
   前記判定部の判定結果に基づいて、前記スイッチのオン／オフを制御するスイッチ制御部と、を有し、
   前記判定部は、接続対象の前記蓄電池列の充電終了後および放電終了後からの経過時間を計測し、前記経過時間の計測値が前記記憶部に記憶された前記安定基準時間より大きい場合に、前記スイッチ制御部に対して前記蓄電池列同士の接続を許可し、前記経過時間の計測値が前記記憶部に記憶された前記安定基準時間より小さい場合に、前記スイッチ制御部に対して前記蓄電池列同士の接続を許可しない
   ことを特徴とする蓄電システム。

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