JP6301935B2 - 蓄電池管理装置、方法及びプログラム - Google Patents

Description

本発明の実施形態は、蓄電池管理装置、方法及びプログラムに関する。

近年、太陽光発電や風力発電などをはじめとした安全かつクリーンな自然エネルギーの導入が進んでいる。しかしながら、自然エネルギーの出力は不安定であり、大量導入が進むと電力系統における電圧や周波数に悪影響を及ぼすことが懸念される。また、電力需要に対してこれら自然エネルギーの供給量が大幅に上回ると、自然エネルギーの発電システムを停止しなければならず、発電設備の利用率が低下してしまう。

これらの問題を解決するために、二次電池を用いた大規模蓄電池を発電システムに併設し、蓄電池からの充放電電力により自然エネルギーの出力変動を抑制したり、電力余剰分を蓄電池に貯蔵するなどの用途が期待されている。

米国特許第６５３４９５４号 特許第５２９２３７５号公報 特開２０１３−１８３５０９号公報 特開２０１３−１９５２３２号公報 特開２０１４−１１９３９７号公報

ところで、電力系統向け蓄電池システムの利用目的として、自然エネルギーの出力変動抑制や、電力系統の周波数安定化などが挙げられる。蓄電池システムをこのような用途で利用する場合、蓄電池は常時充放電を繰り返し、システムを停止する時間はほとんどない。蓄電池のＳＯＣを推定する方式として従来は電流積算方式などが用いられてきたが、このように充放電を常時繰り返すような用途においては、電流の計測誤差が蓄積し、ＳＯＣを正しく推定できず、蓄電池システムの運用に支障が生じる虞があった。

より具体的には、ＳＯＣ推定値が本来の値よりも少なく見積もられた場合には、放電可能な容量が見かけ上少なくなり、蓄電池システムを効率的に運用することができなくなったり、ＳＯＣ推定値が本来の値よりも多く見積もられた場合には、ＳＯＣが０％となる前に蓄電池が放電末電圧（Ｖ_{ｌｏｗｅｒ}）に到達し、蓄電池システムが予期せず停止したりする虞があった。

本発明は、上記に鑑みてなされたものであって、充放電を常時繰り返すような蓄電池システムにおいても、実際に充放電可能な容量を正しく推定し、蓄電池システムを安定して運用することが可能な蓄電池管理装置、方法及びプログラムを提供することを目的としている。

実施形態の蓄電池管理装置は、充放電を常時繰り返す蓄電池システムで用いられる蓄電池管理装置である。
蓄電池管理装置の充放電可能容量テーブルは、二次電池の温度、ＳＯＣ、電池劣化率及び蓄電池システムにおいて要求される充電率あるいは放電率に対応する充放電可能容量を予め記憶する。
制御部は、二次電池の温度、ＳＯＣ、電池劣化率及び充電率あるいは放電率に基づいて充放電可能容量テーブルを参照し、蓄電池システムで運用する実際の充放電可能容量である運用容量を算出し、通信制御部は、算出された二次電池の運用容量を上位装置へ通知する。

図１は、蓄電池システムを備えた自然エネルギー発電システムの概要構成図である。 図２は、実施形態の蓄電池システムの概要構成ブロック図である。 図３は、セルモジュール、ＣＭＵ及びＢＭＵの詳細構成説明図である。 図４は、二次電池の等価回路モデルの説明図である。 図５は、放電率が異なる場合の放電可能電力量の説明図である。 図６は、二次電池の劣化率の推定処理フローチャートである。 図７は、同一平均電池温度における内部抵抗推定値の平均ＳＯＣに対する変化状態の説明図である。 図８は、所定の電池劣化率における充電可能電力量予測テーブルの一例の説明図である。 図９は、所定の電池劣化率における放電可能電力量予測テーブルの一例の説明図である。 図１０は、第２実施形態の具体例の説明図である。 図１１は、充電可能電力量算出テーブルを用いて、二次電池の充電可能容量を算出するための算出回路のブロック図である。 図１２は、放電可能電力量算出テーブルを用いて、二次電池の放電可能容量を算出するための算出回路のブロック図である。

次に図面を参照して実施形態について説明する。
［１］第１実施形態
図１は、蓄電池システムを備えた自然エネルギー発電システムの概要構成図である。

自然エネルギー発電システム１００は、太陽光、水力、風力、バイオマス、地熱等の自然エネルギー（再生可能エネルギー）を利用し、系統電力として出力可能な自然エネルギー発電ユニット１と、自然エネルギー発電ユニット１の発電電力を測定する電力計２と、風力、電力計２の測定結果に基づいて自然エネルギー発電ユニット１の余剰電力を充電し、不足電力を放電して自然エネルギー発電ユニット１の発電電力に重畳して出力する蓄電池システム３と、自然エネルギー発電ユニット１の出力電力（蓄電池システム３の出力電力が重畳されている場合も含む）の電圧変換を行う変圧器４と、蓄電池システム３のローカルな制御を行う蓄電池制御コントローラ５と、図示しない複数の蓄電池システム３のリモート制御を行う上位制御装置６と、を備えている。

図２は、実施形態の蓄電池システムの概要構成ブロック図である。
蓄電池システム３は、大別すると、電力を蓄える蓄電池装置１１と、蓄電池装置１１から供給された直流電力を所望の電力品質を有する交流電力に変換して負荷に供給する電力変換装置（ＰＣＳ：Power Conditioning System）１２と、を備えている。

蓄電池装置１１は、大別すると、複数の電池盤２１−１〜２１−Ｎ（Ｎは自然数）と、電池盤２１−１〜２１−Ｎが接続された電池端子盤２２と、を備えている。
電池盤２１−１〜２１−Ｎは、互いに並列に接続された複数の電池ユニット２３−１〜２３−Ｍ（Ｍは自然数）と、ゲートウェイ装置２４と、後述のＢＭＵ（Battery Management Unit：電池管理装置）及びＣＭＵ（Cell Monitoring Unit：セル監視装置）に動作用の直流電源を供給する直流電源装置２５と、を備えている。

ここで、電池ユニットの構成について説明する。
電池ユニット２３−１〜２３−Ｍは、それぞれ、高電位側電源供給ライン（高電位側電源供給線）ＬＨ及び低電位側電源供給ライン（低電位側電源供給線）ＬＬを介して、出力電源ライン（出力電源線；母線）ＬＨＯ、ＬＬＯに接続され、主回路である電力変換装置１２に電力を供給している。

電池ユニット２３−１〜２３−Ｍは、同一構成であるので、電池ユニット２３−１を例として説明する。
電池ユニット２３−１は、大別すると、複数（図１では、２４個）のセルモジュール３１−１〜３１−２４と、セルモジュール３１−１〜３１−２４にそれぞれ設けられた複数（図１では、２４個）のＣＭＵ３２−１〜３２−２４と、セルモジュール３１−１２とセルモジュール３１−１３との間に設けられたサービスディスコネクト３３と、電流センサ３４と、コンタクタ３５と、を備え、複数のセルモジュール３１−１〜３１−２４、サービスディスコネクト３３、電流センサ３４及びコンタクタ３５は、直列に接続されている。

ここで、セルモジュール３１−１〜３１−２４は、電池セルを複数、直並列に接続されて組電池を構成している。そして、複数の直列接続されたセルモジュール３１−１〜３１−２４で組電池群を構成している。

さらに電池ユニット２３−１は、ＢＭＵ３６を備え、各ＣＭＵ３２−１〜３２−２４の通信ライン、電流センサ３４の出力ラインは、ＢＭＵ３６に接続されている。
ＢＭＵ３６は、ゲートウェイ装置２４の制御下で、電池ユニット２３−１全体を制御し、各ＣＭＵ３２−１〜３２−２４との通信結果（後述する電圧データ及び温度データ）及び電流センサ３４の検出結果に基づいてコンタクタ３５の開閉制御を行う。

次に電池端子盤の構成について説明する。
電池端子盤２２は、電池盤２１−１〜２１−Ｎに対応させて設けられた複数の盤遮断器４１−１〜４１−Ｎと、蓄電池装置１１全体を制御するマイクロコンピュータとして構成されたマスタ（Master）装置４２と、を備えている。

マスタ装置４２には、電力変換装置１２との間に、電力変換装置１２のＵＰＳ（Uninterruptible Power System）１２Ａを介して供給される制御電源線５１と、イーサネット（登録商標）として構成され、制御データのやりとりを行う制御通信線５２と、が接続されている。

ここで、セルモジュール３１−１〜３１−２４、ＣＭＵ３２−１〜３２−２４およびＢＭＵ３６の詳細構成について説明する。

図３は、セルモジュール、ＣＭＵ及びＢＭＵの詳細構成説明図である。
セルモジュール３１−１〜３１−２４は、それぞれ、直列接続された複数（図２では、１０個）の電池セル６１−１〜６１−１０を備えている。

ＣＭＵ３２−１〜３２−２４は、対応するセルモジュール３１−１〜３１−２４を構成している電池セルの電圧及び所定箇所の温度を測定するための電圧温度計測ＩＣ（Analog Front End IC:AFE-IC）６２と、それぞれが対応するＣＭＵ３２−１〜３２−２４全体の制御を行うＭＰＵ６３と、ＢＭＵ３６との間でＣＡＮ通信を行うためのＣＡＮ（Controller Area Network）規格に則った通信コントローラ６４と、セル毎の電圧に相当する電圧データ及温度データを格納するメモリ６５と、を備えている。

以下の説明において、セルモジュール３１−１〜３１−２４のそれぞれと、対応するＣＭＵ３２−１〜３２−２４と、を合わせた構成については、電池モジュール３７−１〜３７−２４と呼ぶものとする。例えば、セルモジュール３１−１と対応するＣＭＵ３２−１を合わせた構成を電池モジュール３７−１と呼ぶものとする。

また、ＢＭＵ３６は、ＢＭＵ３６全体を制御するＭＰＵ７１と、ＣＭＵ３２−１〜３２−２４との間でＣＡＮ通信を行うためのＣＡＮ規格に則った通信コントローラ７２と、ＣＭＵ３２−１〜３２−２４から送信された電圧データ及び温度データを格納するメモリ７３と、を備えている。

蓄電池制御コントローラ５は、自然エネルギー発電ユニット１の発電電力を検出し、この発電電力が電力系統へ及ぼす影響を緩和するために、蓄電池装置１１を用いて発電電力の出力変動抑制を行なっている。ここで、蓄電池装置１１に対する変動抑制量は当該蓄電池制御コントローラ５あるいはその上位制御装置６で算出し、蓄電池装置１１に対応するＰＣＳ（Power Conditioning System）１２に充放電指令として与えられる。

ここで、蓄電池装置１１の充放電可能電力量に関する推定を、蓄電池制御コントローラ５が行うものとして説明する。
蓄電池制御コントローラ５は、図１に示すように、蓄電池装置１１の充電可能電力量及び放電可能電力量を予測するための充電可能電力量予測テーブル５ＴＣ及び放電可能電力量予測テーブル５ＴＤ（以下、両者をまとめて扱うときは、充放電可能電力量予測テーブル５Ｔという）を予め保持している。

そして、蓄電池制御コントローラ５は、蓄電池装置１１を一つの蓄電池として取り扱い、蓄電池装置１１の現在のＳＯＣ、電池温度、充放電電力及び電池劣化率を用いて、充電可能電力量あるいは放電可能電力量を予測する。

予測された充電可能電力量あるいは放電可能電力量は、上位制御装置６へ通知され、上位制御装置６はこの予測値に基づいて蓄電池装置１１の充放電制御を行う。
ところで、充電可能電力量予測テーブル５ＴＣ及び放電可能電力量予測テーブル５ＴＤは、二次電池の等価回路モデルと、予め取得した二次電池の特性値を用いて、シミュレーションにより各電池状態（電池温度、ＳＯＣ）における充放電可能な電力量を推定した結果を格納している。

まず、蓄電池としての二次電池の等価回路モデルについて説明する。
図４は、二次電池の等価回路モデルの説明図である。
二次電池の等価回路モデルは、図４に示すように、開回路電圧ＯＣＶ（Open Circuit Voltage）、定電流パルス印可直後に瞬時に上昇する抵抗成分である反応抵抗Ｒａ、定電流パルス印可中に緩やかに増加する抵抗成分である拡散抵抗Ｒｂ及びキャパシタ成分Ｃで表すことができる。

ここで、反応抵抗Ｒａは、電池内部のセパレータ部分でのイオン電導抵抗、正極／負極の電荷移動抵抗である。
また、拡散抵抗Ｒｂは、正負極活物質粒子内部でのイオンの拡散遅れによる抵抗成分である。

二次電池の特性値である開回路電圧ＯＣＶ、反応抵抗Ｒａ、拡散抵抗Ｒｂ及びキャパシタ成分Ｃは、定電流パルス法等の二次電池の特性試験により測定することができる。

これらの各種特性値は、電池温度やＳＯＣ等の電池状態によって変化する。例えば、リチウムイオン電池は温度が低いほど内部抵抗（拡散抵抗Ｒｂ及び拡散抵抗Ｒｂ）の値が高くなり、充電あるいは放電可能な容量が減少するため、これらの特性値の取得は電池状態毎に行なう必要がある。

そこで、これらの各種特性値を組み込んだ二次電池の等価回路モデルを用いて、蓄電池の充放電動作をシミュレーションし、電池状態毎の充放電可能電力量を予め算出し、充放電可能電力量予測テーブル５Ｔとして、蓄電池制御コントローラ５に搭載された図示しない記憶装置に記録しておくのである。

蓄電池の充放電可能電力量は、現在のＳＯＣおよび電池温度だけでなく、充放電電力の大きさ（充放電率：例えば、２時間率、１時間率、１／２時間率など）によっても変化する。

図５は、放電率が異なる場合の放電可能電力量の説明図である。
１時間率に相当する電力Ｐ_１で放電する場合の放電容量Ｃap_１（図５中、高さＰ１、幅ｘの面積に相当）と、２時間率に相当する電力Ｐ_２で放電する場合の放電容量Ｃap_２（図５中、高さＰ２、幅２ｘの面積に相当）と、を比較すると、
Ｃap_１＜Ｃap_２
となっており、２時間率で放電する場合の方が実質的な放電可能電力量は大きくなっている。これは、一般的に充放電電流が大きいと電圧上昇あるいは電圧降下が大きくなり、実質的な充放電可能容量は減少するからである。

上述した充放電可能容量の減少は、二次電池の内部抵抗の変化に起因するものであり、このような蓄電池の充放電動作も等価回路モデルを用いたシミュレーションでシミュレート（模擬）することができる。
そこで、本実施形態では、予測精度を向上させるために充電可能電力量予測テーブル５ＴＣ及び放電可能電力量予測テーブル５ＴＤを充電率あるいは放電率毎に用意している。

さらに、二次電池は充放電サイクルや経時変化に伴って劣化し、内部抵抗値が増加するとともに、電池容量は減少していく。二次電池の劣化傾向は様々であるが、等価回路モデルにおいて、特に反応抵抗Ｒａの増加に現れると考えられる。

例えば、初期状態（ＢＯＬ：Begin Of Life）の電池に比べて、寿命末期状態（ＥＯＬ：End Of Life）の電池ではこの反応抵抗Ｒａが数倍程度に増加するものが知られている。この内部抵抗値の変化により、二次電池の充放電可能電力量が変化する。

そこで、本実施形態においては、内部抵抗値の増加傾向を把握し、二次電池の劣化率を推定することにより、劣化後の充放電可能電力量を予測する。
具体的には、ＢＯＬ時に取得した内部抵抗値に対する現在の内部抵抗値の比率を求め、それを電池の劣化率と定義する。二次電池の劣化率に応じて、予め複数用意された充放電可能電力量予測テーブル５Ｔを用意し、現在の電池劣化率に合わせて充放電可能電力量を予測する。

ここで、二次電池のＳＯＨ（State Of Health:電池の劣化状態）の定義について述べる。
二次電池のＳＯＨに関する定義は様々であるが、二次電池は劣化に伴って内部抵抗が増加するとともに、充放電可能な容量は減少するため、内部抵抗増加率や容量低下率などで表すことができる。例えば、初期の電池容量をＣａｐ_０、現在の電池容量をＣａｐ、寿命末期の電池容量をＣａｐ_ＥＯＬとすると、二次電池のＳＯＨは、（１）式で表される。

例えば、車載用二次電池では、初期の電池容量Ｃａｐ_０を基準として、電池容量が初期の電池容量Ｃａｐ_０の８０％まで低下した時点を寿命末期と定義することが多い。この場合、寿命末期の電池容量Ｃａｐ_ＥＯＬは、（２）式で定義できる。
Ｃａｐ_ＥＯＬ＝Ｃａｐ_０×０．８ …（２）

また、定電流パルス法などを用いて内部抵抗値を測定した場合、初期の内部抵抗値をＲ_０、現在の内部抵抗値をＲ、寿命末期の内部抵抗値をＲ_ＥＯＬとすると、二次電池のＳＯＨは（３）式で表される。

例えば、二次電池としてのリチウムイオン電池では、初期の内部抵抗値Ｒ_０に対して、寿命末期の内部抵抗値Ｒ_ＥＯＬは、数倍程度まで増加する。
ここで、電池容量や内部抵抗値は、電池の劣化に関係無く、電池温度によっても変化することに注意しなければならない。

より具体的には、リチウムイオン電池は、温度が低下すると内部抵抗値が増加し、充放電可能な容量が低下する。一方、リチウムイオン電池は、温度が上がると、内部抵抗値は減少するため充放電可能な容量がわずかに増加する。

つまり、電池容量や内部抵抗値の変化から二次電池のＳＯＨを推定する場合、同一温度条件の下で測定しなければならない。同一温度条件の下で継続的に電池容量や内部抵抗値の測定が可能であるならば、電池のＳＯＨを推定することができる。

しかしながら、稼働中の蓄電池システム３では、電池温度を一定に保った状態で電池容量や内部抵抗値を測定することは現実的に見て容易では無く、電池の劣化状態を正しく把握することは困難である。

ところで、特許文献４及び特許文献５に記載されている内部抵抗推定方式は、このような課題を解決するための一手段であり、充放電中の電流変化と電池電圧変化の相関を分析し、電池の直流内部抵抗を推定するものである。

ここで、二次電池の内部抵抗値は、直列ユニットの全電圧、電池モジュール電圧あるいは各電池セルの電圧のうち、いずれかを用いて算出することができる。また、直列ユニットの全電圧→電池モジュール電圧→各電池セルの電圧の順番で後者となるほど個々の電池セルの内部抵抗値をより詳細に把握することができる。

また、二次電池の充放電中は周囲温度の変化だけでなく、二次電池の内部発熱などの影響で電池温度は常に変化する。
したがって、電池温度による内部抵抗値の変化と、電池劣化に伴う内部抵抗値の変化と、を切り分けることができなければ、二次電池の劣化状態を正確に把握することはできない。そのため、一定期間毎に内部抵抗値の推定を繰り返し、解析時の平均電池温度や平均ＳＯＣに基づいてそれぞれの推定値をクラスタリング化する。

これらの結果、同一測定条件（電池温度およびＳＯＣ）の内部抵抗推定値を比較することで、その増加分を把握することができる。

また、特許文献４あるいは特許文献５の記載に基づく内部抵抗推定方式では、ウェーブレット変換における周波数が高い領域での回帰分析結果ほど、反応抵抗Ｒａの影響が強く現れる。リチウムイオン電池の劣化傾向はこの反応抵抗Ｒａに現れ易いと考えられるため、この高周波領域において二次電池の内部抵抗値を推定し、その増加傾向を把握する。

次に、特許文献４あるいは特許文献５に記載された内部抵抗推定方式を用いた二次電池の劣化率の算出方法について述べる。
図６は、二次電池の劣化率の推定処理フローチャートである。
蓄電池システム３の蓄電池装置１１においては、一定周期（例えば、１００ｍｓ等）毎に、充放電電流、電池セル電圧及び電池温度を計測する（ステップＳ１１）。

そして、一定期間内（例えば、数十分毎）に計測された充放電電流の計測値（電流波形に相当）をウェーブレット変換し、周波数毎のウェーブレット係数Ｗ_Ψi(a,b) ［ａ：ダイレーション（拡大縮小）、ｂ：シフト］を算出する（ステップＳ１２）。
また、同一期間内の電池セル電圧の計測値（電圧波形に相当）をウェーブレット変換し、周波数毎のウェーブレット係数Ｗ_ΨV(a,b)を算出する（ステップＳ１３）。

算出した充放電電流のウェーブレット係数Ｗ_Ψi(a,b)及び電池セル電圧のウェーブレット係数Ｗ_ΨV(a,b)に基づき、蓄電池装置１１の内部抵抗値Ｒ（ａ）を（４）式で表される回帰分析により算出する（ステップＳ１４）。この内部抵抗値Ｒ（ａ）は、周波数毎に算出する。

具体的には、ウェーブレット変換における解析レベルをjとし、一定の解析区間内に算出された充放電電流と電池セル電圧の各計測値に対するウェーブレット係数を、それぞれWi[j][k]（k=1,2,...n、nは解析区間幅に応じた係数の数）、Wv[j][k]（k=1,2,...n）とすると、回帰分析で求められる内部抵抗値R[j]は、以下の（５）式で表される。

ここで、高い周波数（解析レベルが小さい）ほど内部抵抗値Ｒ（ａ）は低くなり、反応抵抗Ｒａの影響が強く現れると考えられる。一方で、周波数によっては、計測センサのノイズの影響を受けたり、電池温度やＳＯＣの影響を受けたりするなどして、推定誤差が大きくなる場合がある。そのため、より高周波側、かつ、回帰分析における決定係数Ｒ^２が高い周波数で二次電池の劣化率の推定を行うと、より推定精度が高くなる。

このようにして、随時計測された充放電電流と電池セル電圧とから内部抵抗値Ｒ（ａ）の推定を行い、推定区間の電池温度とＳＯＣの平均値に基づいてクラスタリング化し、各測定条件における内部抵抗値Ｒ（ａ）の増加率を把握する。

具体的には、平均電池温度２５℃、平均ＳＯＣ５０％などの条件において、中・長期的な内部抵抗値Ｒ（ａ）の変化を観測し、推定値の比較を行う。このような条件において、初期の内部抵抗推定値と現在の内部抵抗推定値の関係を（３）式により求め、二次電池の劣化率（ＳＯＨ）を推定する（ステップＳ１５）。

図７は、同一平均電池温度における内部抵抗推定値の平均ＳＯＣに対する変化状態の説明図である。
図７においては、推定期間（推定区間）における平均電池温度が同一の内部抵抗推定値を、内部抵抗推定値を縦軸とし、平均ＳＯＣを横軸として示している。

初期（ＢＯＬ）の二次電池の内部抵抗特性ＣＲ_ＢＯＬは、平均ＳＯＣによってその内部抵抗値が変化し、図７に示すように、平均ＳＯＣが低い領域及び高い領域で内部抵抗値が高く、平均ＳＯＣ＝５０％前後で低くなるＵ字状に変化している。

また、二次電池の劣化に伴って内部抵抗値は増加し、劣化後に推定される二次電池の内部抵抗特性ＣＲ_ＤＥＧに示すように、稼働から数年を経過した二次電池の内部抵抗値（平均ＳＯＣ＝５０％の場合、図７の例では、内部抵抗値Ｒ）は、初期の内部抵抗値（＝Ｒ０）と比較して増加する。

そこで、本実施形態においては、二次電池の劣化に伴う内部抵抗値の増加傾向を把握することで、電池の劣化率の推定を行っている。
以上の結果から、制御コントローラ２に保持する充放電可能電力量予測テーブル５Ｔは、ＳＯＣ、電池温度、充放電率、電池劣化率（ＳＯＨ）の四つのパラメータを用いて充放電可能電力量の予測を行うようにされている。

図８は、所定の電池劣化率における充電可能電力量予測テーブルの一例の説明図である。
図９は、所定の電池劣化率における放電可能電力量予測テーブルの一例の説明図である。

図８及び図９においては、二次電池の電池劣化率を表すＳＯＨ＝０％の場合（初期状態）を例として示しているが、実際には複数の電池劣化率について、充電可能電力量予測テーブル５ＴＣ及び放電可能電力量予測テーブル５ＴＤをそれぞれ作成しておく必要がある。例えば、寿命末期（ＥＯＬ）の二次電池をＳＯＨ＝１００％として、その時の充放電可能電力量予測テーブル５Ｔや、その中間を示すＳＯＨ＝５０％の充放電可能電力量予測テーブル５Ｔ等を作成しておく。

そして、充電可能電力量予測テーブル５ＴＣから蓄電池の劣化率（ＳＯＨ）に応じた充電可能電力量を予測し、あるいは、放電可能電力量予測テーブル５ＴＤから蓄電池の劣化率（ＳＯＨ）に応じた放電可能電力量を予測する。

より具体的には、蓄電池の劣化率ＳＯＨ＝０％の場合、電池温度が２０度で、現在のＳＯＣ＝４０パーセントである場合に、２時間率充電率で充電可能電力量は、図８に示すように１０６ｋＷｈとなる。

同様に、蓄電池の劣化率ＳＯＨ＝０％の場合、電池温度が３０度で、現在のＳＯＣ＝５０パーセントである場合に、２時間率放電率で放電可能電力量は、図９に示すように９０ｋＷｈとなる。
以上の説明のように、本第１実施形態によれば、蓄電池の状態及び充放電条件に基づいて充電可能電力量及び放電可能電力量をより確実に予測することができる。

［２］第２実施形態
まず、第２実施形態の原理について説明する。
二次電池を自然エネルギーの出力変動抑制に用いる場合、二次電池を制御する上位制御装置は、二次電池のＳＯＣが満充電や完放電に至らないように常に所定の範囲内で制御しながら充放電を行う。また、蓄電池は劣化に伴って充放電可能な容量（実容量）が徐々に減少するため、充放電可能電力量の予測においては電池の劣化も考慮しなければならない。

そこで、本第２実施形態は、二次電池の期待寿命に応じて電池容量にマージンを持たせ、ＳＯＣ＝５０％を基準として蓄電池の使用範囲を制限するようにした実施形態である。

これにより、蓄電池の上位制御装置からは、二次電池の期待寿命内であれば、いつでも決められた容量の範囲（これを運用容量Ｃａｐ＿lと呼ぶ）内で、蓄電池の充放電制御を行うことができるようになる。

ここで、電池の運用範囲（使用範囲）を、ＳＯＣを用いて制限する方法も考えられる。例えば、運用容量１００ｋＷｈで制限するために、ＳＯＣ＝２０％〜８０％に制限することが考えられる。しかしながら、ＳＯＣと放電可能容量との関係は、電池温度や劣化状態によって変化するため、この方法では正確に放電可能容量を求めることができない。

ところで、二次電池としてリチウムイオン電池を用いた場合、リチウムイオン電池は、ＳＯＣ５０％の場合と比べて、高ＳＯＣや低ＳＯＣの領域では劣化の進行が速い傾向にある。従って、ＳＯＣ＝５０％（＝所定の基準ＳＯＣ）を中心として蓄電池の運用範囲（使用範囲）を制限することで、電池の劣化を抑制でき、長寿命化を図ることができる。

そこで、第２実施形態においては、第１実施形態で用いた充電可能電力量予測テーブル５ＴＣ及び放電可能電力量予測テーブル５ＴＤを用いて、寿命末期（ＥＯＬ）における二次電池の充／放電可能電力量を予測し、寿命末期（ＥＯＬ）を含む運用時における二次電池の実容量を推定し、期待寿命内における実際の運用容量が実容量の範囲に収まり、かつ、電池寿命を短くするような運用を行わないように、運用容量を算出している。

図１０は、第２実施形態の具体例の説明図である。
初期状態（ＢＯＬ）におけるＳＯＣ＝１００％のときの実容量は、図１０左端に示すように、１６０ｋＷｈであり、ＳＯＣ＝０％のときの実容量は、０ｋＷｈであるものとする。すなわち、二次電池としての実容量は、１６０ｋＷｈである。

一方、第１実施形態で用いた充電可能電力量予測テーブル５ＴＣ及び放電可能電力量予測テーブル５ＴＤを用いて、寿命末期（ＥＯＬ）における二次電池の充／放電可能電力量を予測した場合、図１０の中央部に示すように、寿命末期（ＥＯＬ）におけるＳＯＣ＝１００％のときの実容量は、１２０ｋＷｈであり、ＳＯＣ＝０％のときの実容量は、０ｋＷｈであるものとする。すなわち、二次電池としての実容量は、１２０ｋＷｈである。

ところで、上述したように高ＳＯＣや低ＳＯＣの領域では劣化の進行が速い傾向にあるので、寿命末期（ＥＯＬ）においても、ＳＯＣ＝１０％〜９０％程度の範囲に二次電池の使用範囲を制限することを考えると、ＳＯＣ＝５０％を基準として、上下５０ｋＷｈ程度（実容量範囲：１０ｋＷｈ〜１１０ｋＷｈ）とするのが好ましい（＝実ＳＯＣ＝８〜９２％）。

このように実容量を定めておくことで、期待寿命内においていずれの運用時においても、実容量は、運用容量よりも常に大きいので、二次電池の運用容量を実容量の制限を超えること無く、確実に確保することができ、劣化状態を考慮すること無く常に同じ制御で運用を行うことが可能となる。

図１１は、充電可能電力量算出テーブルを用いて、二次電池の充電可能容量を算出するための算出回路のブロック図である。
蓄電池システム３は、蓄電池システム３内の各電池モジュールの温度を計測し、その最低温度を算出して蓄電池制御コントローラ５に通知する。また、蓄電池システム３は、図２に示したように、二次電池が並列接続されている場合は、それらの平均ＳＯＣを推定し、蓄電池制御コントローラ５に通知する。

また蓄電池制御コントローラ５は、第１実施形態で述べた二次電池の劣化率推定方法を用いて、蓄電池の現在の劣化率（ＳＯＨ）を推定する。
そして、蓄電池制御コントローラ５は、最低電池温度、平均ＳＯＣ、現在の充放電電力及び電池劣化率をパラメータとして、充電可能電力量算出テーブルから蓄電池の充電可能電力量を算出する。この充電可能電力量は、蓄電池の全容量に対する充電可能な電力量である。

同様に、蓄電池制御コントローラ５は、最低電池温度、基準ＳＯＣ＝５０％、現在の充放電電力及び電池劣化率をパラメータとして、充電可能電力量算出テーブル５ＴＣから二次電池の充電可能電力量を算出する。この充電可能電力量は、二次電池の基準ＳＯＣ＝５０％時における充電可能な電力量（図中、ｋＷｈ＠ＳＯＣ５０％と表記）である。

そして、蓄電池制御コントローラ５は、減算器として機能し、蓄電池の全容量に対する充電可能な電力量から二次電池の基準ＳＯＣ＝５０％時における充電可能な電力量を差し引く。

そして蓄電池制御コントローラ５は、差し引いた値の絶対値が運用容量Ｃａｐ＿lの１／２以下である場合には、蓄電池の全容量に対する充電可能な電力量から二次電池の基準ＳＯＣ＝５０％時における充電可能な電力量を差し引いた値をそのまま、加算器の一方の入力端子に出力する。

また、蓄電池制御コントローラ５のリミッタは、差し引いた値の絶対値が運用容量Ｃａｐ＿lの１／２を超えている場合には、蓄電池の全容量に対する充電可能な電力量から二次電池の基準ＳＯＣ＝５０％時における充電可能な電力量を差し引いた値に代えて、運用容量Ｃａｐ＿ｌの１／２を加算器の一方の入力端子に出力する。

また、蓄電池制御コントローラ５のリミッタは、差し引いた値の絶対値が運用容量−Ｃａｐ＿lの１／２未満である場合には、蓄電池の全容量に対する充電可能な電力量から二次電池の基準ＳＯＣ＝５０％時における充電可能な電力量を差し引いた値に代えて、運用容量−Ｃａｐ＿ｌの１／２を加算器の一方の入力端子に出力する。

上記加算器の一方の入力端子への出力と並行して、蓄電池制御コントローラ５のセレクタは、二次電池の基準ＳＯＣ＝５０％時における充電可能な電力量（図中、ｋＷｈ＠ＳＯＣ５０％と表記）が運用容量Ｃａｐ＿ｌの１／２以上である場合には、運用容量Ｃａｐ＿ｌの１／２を加算器の他方の入力端子に出力する。

また、蓄電池制御コントローラ５のセレクタは、二次電池の基準ＳＯＣ＝５０％時における充電可能な電力量（図中、ｋＷｈ＠ＳＯＣ５０％と表記）が運用容量Ｃａｐ＿ｌの１／２未満である場合には、二次電池の基準ＳＯＣ＝５０％時における充電可能な電力量を加算器の他方の入力端子に出力する。

これらにより蓄電池制御コントローラ５の加算器は、リミッタの出力とセレクタの出力を加算して、充電可能容量として出力する。

より具体的には、例えば、ＢＯＬ時の定格容量１６０ｋＷｈの蓄電池を運用容量Ｃａｐ＿ｌ＝１００ｋＷｈに制限して制御を行う場合を考える。
現在の電池温度が３０℃、ＳＯＣ＝３０％、充電可能電力量が８０ｋＷ（２時間率）、ＳＯＨ＝０％である場合、運用容量１００ｋＷｈに制限した現在の放電可能容量は、以下の手順で算出される。

（１） 図８に示した２時間率充電時の充電可能電力量予測テーブルから、電池温度＝３０℃、ＳＯＣ３０％における充電可能電力量を算出する。
具体的には、電池温度３０℃、ＳＯＣ＝３０％における充電可能電力量は、１３９ｋＷｈと求められる。

（２） 同様に、２時間率充電時の充電可能電力量予測テーブルから、基準ＳＯＣ＝５０％、電池温度＝３０℃における充電可能電力量を算出する。
具体的には、電池温度３０℃、ＳＯＣ＝５０％における充電可能電力量は、９９ｋＷｈと求められる。

（３） 続いて、電池温度３０℃、ＳＯＣ３０％における充電可能電力量（＝１３９ｋＷｈ）からＳＯＣ５０％における充電可能電力量（＝９９ｋＷｈ）を差し引き（１３９−９９＝４０ｋＷｈ）、差し引いて得られた値が最大で運用容量Ｃａｐ＿ｌの１／２となるように制限する。本例の場合は、運用容量Ｃａｐ＿ｌの１／２である５０ｋＷｈよりも少ないので、３６ｋＷｈのままとなる。

（４） 基準ＳＯＣ５０％、電池温度３０℃における充電可能電力量（＝９９ｋＷｈ）と、運用容量Ｃａｐ＿ｌの１／２（＝５０ｋＷｈ）のいずれか小さい方（今回は５０ｋＷｈ）を、上記（３）で求めた値（４０ｋＷｈ）に加算し、充電可能容量（＝９０ｋＷｈ）とする。

この運用容量を用いた蓄電池制御により、充放電可能電力量の予測が困難な充電末付近において、充電可能電力量が０ｋＷｈとなる前に、先に充電終止電圧あるいは放電終止電圧に到達して、蓄電池システムが予期せず停止することを避ける事ができる。また、上位制御装置は電池劣化に伴う電池容量の減少を意識することなく、常に決められた容量の範囲内で蓄電池の充電を行うことができる。このように、電池温度や電池の劣化状態に応じた充電可能電力量算出テーブル５ＴＣに基づいて予測を行うことで、電池の使用範囲を単にＳＯＣを基準として制限する方法に比べて、充電可能容量の予測精度を向上することができる。

図１２は、放電可能電力量算出テーブルを用いて、二次電池の放電可能容量を算出するための算出回路のブロック図である。
蓄電池システム３は、蓄電池システム３内の各電池モジュールの温度を計測し、その最低温度を算出して蓄電池制御コントローラ５に通知する。また、蓄電池システム３は、図２に示したように、二次電池が並列接続されている場合は、それらの平均ＳＯＣを推定し、蓄電池制御コントローラ５に通知する。

また蓄電池制御コントローラ５は、第１実施形態で述べた二次電池の劣化率推定方法を用いて、蓄電池の現在の劣化率（ＳＯＨ）を推定する。
そして、蓄電池制御コントローラ５は、最低電池温度、平均ＳＯＣ、現在の充放電電力及び電池劣化率をパラメータとして、放電可能電力量算出テーブル５ＴＤから蓄電池の放電可能電力量を算出する。この放電可能電力量は、蓄電池の全容量に対する放電可能な電力量である。

同様に、蓄電池制御コントローラ５は、最低電池温度、基準ＳＯＣ＝５０％、現在の充放電電力及び電池劣化率をパラメータとして、放電可能電力量算出テーブル５ＴＤから二次電池の放電可能電力量を算出する。この放電可能電力量は、二次電池の基準ＳＯＣ＝５０％時における放電可能な電力量（図中、ｋＷｈ＠ＳＯＣ５０％と表記）である。

そして、蓄電池制御コントローラ５の減算器は、蓄電池の全容量に対する放電可能な電力量から二次電池の基準ＳＯＣ＝５０％時における放電可能な電力量を差し引く。

そして蓄電池制御コントローラ５は、差し引いた値の絶対値が運用容量Ｃａｐ＿l／２以下である場合には、蓄電池の全容量に対する放電可能な電力量から二次電池の基準ＳＯＣ＝５０％時における放電可能な電力量を差し引いた値をそのまま、加算器の一方の入力端子に出力する。

また、蓄電池制御コントローラ５のリミッタは、差し引いた値の絶対値が運用容量Ｃａｐ＿lの１／２を超えている場合には、蓄電池の全容量に対する放電可能な電力量から二次電池の基準ＳＯＣ＝５０％時における放電可能な電力量を差し引いた値に代えて、運用容量Ｃａｐ＿ｌの１／２を加算器の一方の入力端子に出力する。

また、蓄電池制御コントローラ５のリミッタは、差し引いた値の絶対値が運用容量−Ｃａｐ＿lの１／２未満である場合には、蓄電池の全容量に対する放電可能な電力量から二次電池の基準ＳＯＣ＝５０％時における放電可能な電力量を差し引いた値に代えて、運用容量−Ｃａｐ＿ｌの１／２を加算器の一方の入力端子に出力する。

上記加算器の一方の入力端子への出力と並行して、蓄電池制御コントローラ５のセレクタは、二次電池の基準ＳＯＣ＝５０％時における放電可能な電力量（図中、ｋＷｈ＠ＳＯＣ５０％と表記）が運用容量Ｃａｐ＿ｌの１／２以上である場合には、運用容量Ｃａｐ＿ｌの１／２を加算器の他方の入力端子に出力する。

また、蓄電池制御コントローラ５のセレクタは、二次電池の基準ＳＯＣ＝５０％時における充電可能な電力量（図中、ｋＷｈ＠ＳＯＣ５０％と表記）が運用容量Ｃａｐ＿ｌの１／２未満である場合には、二次電池の基準ＳＯＣ＝５０％時における放電可能な電力量を加算器の他方の入力端子に出力する。

これらにより蓄電池制御コントローラ５の加算器は、リミッタの出力とセレクタの出力を加算して、放電可能容量として出力する。
より具体的には、例えば、ＢＯＬ時の定格容量１６０ｋＷｈの蓄電池を運用容量Ｃａｐ＿ｌ＝１００ｋＷｈに制限して制御を行う場合を考える。
現在の電池温度が３０℃、ＳＯＣ＝７０％、放電電力が８０ｋＷ（２時間率）、ＳＯＨ＝０％である場合、運用容量１００ｋＷｈに制限した現在の放電可能容量は、以下の手順で算出される。

（１） 図９に示した２時間率放電時の放電可能電力量予測テーブルから、電池温度＝３０℃、ＳＯＣ７０％における放電可能電力量を算出する。
具体的には、電池温度３０℃、ＳＯＣ＝７０％における放電可能電力量は、１２６ｋＷｈと求められる。

（２） 同様に、２時間率放電時の放電可能電力量予測テーブルから、基準ＳＯＣ＝５０％、電池温度＝３０℃における放電可能電力量を算出する。
具体的には、電池温度３０℃、ＳＯＣ＝５０％における放電可能電力量は、９０ｋＷｈと求められる。

（３） 続いて、電池温度３０℃、ＳＯＣ７０％における放電可能電力量（＝１２６ｋＷｈ）からＳＯＣ５０％における放電可能電力量（＝９０ｋＷｈ）を差し引き（１２６−９０＝３６ｋＷｈ）、差し引いて得られた値が最大で運用容量Ｃａｐ＿ｌの１／２となるように制限する。本例の場合は、運用容量Ｃａｐ＿ｌの１／２である５０ｋＷｈよりも少ないので、３６ｋＷｈのままとなる。

（４） 基準ＳＯＣ５０％、電池温度３０℃における放電可能電力量（＝９０ｋＷｈ）と、運用容量Ｃａｐ＿ｌの１／２（＝５０ｋＷｈ）のいずれか小さい方（今回は５０ｋＷｈ）を、上記（３）で求めた値（３６ｋＷｈ）に加算し、放電可能容量（＝８６ｋＷｈ）とする。

この運用容量を用いた蓄電池制御により、放電可能電力量の予測が困難な放電末付近において、放電可能電力量が０ｋＷｈとなる前に、先に放電終止電圧に到達して、蓄電池システムが予期せず停止することを避けることができる。また、上位制御装置は電池劣化に伴う電池容量の減少を意識することなく、常に決められた容量の範囲内で蓄電池の放電を行うことができる。

以上の説明のように、本第２実施形態よれば、放電時においても、期待寿命内における実際の運用容量が実容量の範囲に収まり、かつ、電池寿命を短くするような運用を行わないように、運用容量を算出しているので、放電可能な実容量は、放電運用容量よりも常に大きいので、二次電池の運用容量を実容量の制限を超えること無く、確実に確保することができ、劣化状態を考慮すること無く常に同じ制御で放電時の運用を行うことが可能となる。

以上をまとめると、電池温度や電池の劣化状態に応じた充放電可能電力量算出テーブルに基づいて予測を行うことで、電池の使用範囲を単にＳＯＣを基準として制限する方法に比べて、充放電可能容量の予測精度を向上することができる。

以上の説明においては、ある電池温度において、基準ＳＯＣにおける充放電可能電力量に対して、運用容量を均等に振り分けていたが、二次電池（蓄電池）のＢＯＬからＥＯＬに至るまで実容量に対し、運用容量が確実に収まるようにすれば、どのように振り分けても同様に適用が可能である。

［３］第３実施形態
二次電池（蓄電池）を自然エネルギー発電装置の出力変動抑制に用いる場合、常時必要に応じて充放電を行えるように、蓄電池を制御する上位制御装置からは、蓄電池が満充電状態や完全放電状態に至らないように常にＳＯＣを制御しながら充放電を行う必要がある。

そのため、第２実施形態と同様に、蓄電池の期待寿命に応じて電池容量にマージンを持たせ、ＳＯＣ５０％を基準とした運用容量の範囲内で制御する（蓄電池の使用範囲を制限）。
一方で、電力供給能力に対して電力需要が大幅に増加した場合、ピークカットを目的として蓄電池内に蓄えられた全ての電力エネルギーを放電するケースにも対応することができることが望まれる。

そこで、このような場合には、運用容量による蓄電池の使用範囲制限を解除し、充放電可能な全容量で制御できる仕組みを提供することが望まれる。
そのため、上位制御装置６は、ピークカットなどの用途に蓄電池を優先して用いる場合に、蓄電池システム３を制御している蓄電池制御コントローラ５に対して、使用範囲制限を解除することを要求する。

一方、蓄電池制御コントローラ５は、使用範囲制限の解除要求を受けた場合、使用範囲制限を解除し、マージンを０に設定する。
具体的には、前記使用範囲制限を行うための運用容量Ｃａｐ＿ｌを一時的に実容量（ＢＯＬ）に再設定し、充放電可能容量を算出するように設定変更を行う。

この結果、蓄電池制御コントローラ５は、蓄電池の上限電圧（充電終止電圧）および下限電圧（放電終止電圧）の範囲限界までの全容量で充放電を行うことになり、充放電可能容量を一時的に増やすことができる。したがって、システムの柔軟な運用がなされる。

本第３実施形態によれば、自然エネルギー発電システム１００において、一時的に電力需要が大幅に増加した場合であっても、運用容量設定時の電池容量のマージンを変更して制御を行うことにより、柔軟に電力需要に応じた制御を行える。

本実施形態の蓄電池管理装置は、ＣＰＵなどの制御装置と、ＲＯＭ（Read Only Memory）やＲＡＭなどの記憶装置と、ＨＤＤ、ＣＤドライブ装置などの外部記憶装置と、ディスプレイ装置などの表示装置と、キーボードやマウスなどの入力装置を備えており、通常のコンピュータを利用したハードウェア構成となっている。

本実施形態の蓄電池管理装置で実行されるプログラムは、インストール可能な形式又は実行可能な形式のファイルでＣＤ−ＲＯＭ、フレキシブルディスク（ＦＤ）、ＣＤ−Ｒ、ＤＶＤ（Digital Versatile Disk）等のコンピュータで読み取り可能な記録媒体に記録されて提供される。

また、本実施形態の蓄電池管理装置で実行されるプログラムを、インターネット等のネットワークに接続されたコンピュータ上に格納し、ネットワーク経由でダウンロードさせることにより提供するように構成しても良い。また、本実施形態の蓄電池管理装置で実行されるプログラムをインターネット等のネットワーク経由で提供または配布するように構成しても良い。
また、本実施形態の蓄電池管理装置のプログラムを、ＲＯＭ等に予め組み込んで提供するように構成してもよい。

本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。

Claims (8)

1. 充放電を常時繰り返す蓄電池システムで用いられる蓄電池管理装置であって、
   二次電池の温度、ＳＯＣ、電池劣化率及び前記蓄電池システムにおいて要求される充電率あるいは放電率に対応する充放電可能容量を予め記憶した充放電可能容量テーブルと、
   前記二次電池の温度、ＳＯＣ、前記電池劣化率及び前記充電率あるいは前記放電率に基づいて前記充放電可能容量テーブルを参照し、前記蓄電池システムで運用する実際の充放電可能容量である運用容量を算出する制御部と、
   前記二次電池の運用容量を上位装置へ通知する通信制御部と、
   を備えた蓄電池管理装置。
2. 前記制御部は、前記充放電可能容量テーブルを参照して得られる充放電可能容量に対して所定のマージンを確保して前記運用容量を設定する、
   請求項１記載の蓄電池管理装置。
3. 前記制御部は、当該蓄電池管理装置の上位装置から要求があった場合に、前記マージンを一時的に零に設定する、
   請求項２記載の蓄電池管理装置。
4. 前記制御部は、予め設定された基準ＳＯＣを基準として、前記運用容量を設定する、
   請求項１乃至請求項３のいずれか一項記載の蓄電池管理装置。
5. 前記制御部は、前記二次電池の内部抵抗値の測定値あるいは推定値に基づいて前記電池劣化率を算出する、
   請求項１乃至請求項４のいずれか一項記載の蓄電池管理装置。
6. 前記充放電可能容量テーブルは、前記二次電池の等価回路モデル及び前記二次電池の特性値を用いて、シミュレーションにより算出した前記充放電可能容量を記憶している、
   請求項１乃至請求項５のいずれか一項記載の蓄電池管理装置。
7. 二次電池の温度、ＳＯＣ、電池劣化率及び蓄電池システムにおいて要求される充電率あるいは放電率に対応する充放電可能容量を予め記憶した充放電可能容量テーブルを有し、充放電を常時繰り返す前記蓄電池システムで用いられて、前記二次電池の充放電を管理する蓄電池管理装置において実行される方法であって、
   前記二次電池の温度、ＳＯＣ、前記電池劣化率及び前記充電率あるいは前記放電率に基づいて前記充放電可能容量テーブルを参照する過程と、
   前記充放電可能容量テーブルの参照結果に基づいて実際の充放電可能容量である運用容量を算出する過程と、
   前記二次電池の運用容量を上位装置へ通知する過程と、
   を備えた方法。
8. 二次電池の温度、ＳＯＣ、電池劣化率及び蓄電池システムにおいて要求される充電率あるいは放電率に対応する充放電可能容量を予め記憶した充放電可能容量テーブルを有し、充放電を常時繰り返す前記蓄電池システムで用いられて前記二次電池の充放電を管理する蓄電池管理装置をコンピュータにより制御するためのプログラムであって、
   前記コンピュータを、
   前記二次電池の温度、ＳＯＣ、前記電池劣化率及び前記充電率あるいは前記放電率に基づいて前記充放電可能容量テーブルを参照する手段と、
   前記充放電可能容量テーブルの参照結果に基づいて実際の充放電可能容量である運用容量を算出する手段と、
   前記二次電池の運用容量を上位装置へ通知する手段と、
   して機能させるプログラム。

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