JP6132788B2

JP6132788B2 - 蓄電池システムおよび蓄電池のｓｏｃ推定方法

Info

Publication number: JP6132788B2
Application number: JP2014037684A
Authority: JP
Inventors: 賢治武田; 高橋　宏文; 宏文高橋; 徹赤津
Original assignee: Hitachi Ltd
Current assignee: Hitachi Ltd
Priority date: 2014-02-28
Filing date: 2014-02-28
Publication date: 2017-05-24
Anticipated expiration: 2034-02-28
Also published as: JP2015161624A

Description

本発明は、リチウムイオン電池などの蓄電池の充電率（State of charge，SOC）を推定する蓄電池システムおよびその推定方法に関するものである。

現在，大型の蓄電池システムを用いた電力貯蔵装置が開発されている。例えば電力貯蔵装置は，太陽光や風力といった再生可能エネルギーの発電端における電力の変動吸収や，電力系統運用におけるアンシラリーサービスの一環である周波数変動抑制を行うシステムとして導入が見込まれている。

蓄電池システムを運用する際は，蓄電池の充電率（SOC）を推定することで，蓄電池の過充電や過放電を防ぐと同時に，省エネルギーや経済性での計画的な運用が可能となる。特許文献１では、SOCの推定方法について，電流積算による方式と，電圧・電流による方式を切り替える構成を為し，電池状態が所定の連続時間継続した場合に切り替えを行う例が示されている。さらに文献１では，連続継続時間が時限Tstを超えた場合に切換えを行い，Tstは電池温度に応じて変化させている。文献１の方式であれば，電池温度に応じて時限Tstを変化させることで，より電池の状態が安定した条件下でSOCの推定が可能となり，SOCの推定精度が改善できる。

特開２０１１−２１５１５１号公報

しかし，文献１の方式では，電池の緩和特性によっては時限Tstが極端に大きくなる可能性があるため，希望する時間内に切り替えが行われない，またはTstの待ち時間のため運用が長時間制限される，という課題がある。

またアンシラリーサービスの周波数変動抑制は系統運用者による自由化市場で運営される場合が多く，例えば翌日の運転を１時間毎に区切った単位で入札を行う前日市場で運営される。このような場合，例えばSOCの推定精度を改善する目的で運転を制限する場合は，機会損失の低減の点で１時間以内にその推定を完了することが望ましい。

本発明は、上記実情に鑑みてなされたものであり、蓄電池の安定状態をより短い任意の時間に操作することで，運用者が希望する時間内に精度の高いSOC推定を行うことができる蓄電池システムを提供することを目的としている。

上記課題を解決するために、蓄電池のSOCを推定する蓄電池システムにおいて、蓄電池と、前記蓄電池を制御する制御部と、前記蓄電池の温度を計測する温度センサと、を備え、前記制御部は、前記温度センサより入力される温度情報に基づいて、前記蓄電池の分極特性の緩和時間を短くするように前記蓄電池の温度制御を行い、所望の時間までに前記分極特性が緩和した前記蓄電池の開放電圧を推定し、前記開放電圧から前記蓄電池のSOCを推定することを特徴とする。

蓄電池の安定状態をより短い任意の時間に操作することで，運用者が希望する時間内に精度の高いSOC推定を行うことができる。

本願の蓄電池システムの構成図の例である。電池制御部CBの詳細ブロック図の例である。全体制御部CCの詳細ブロック図の例である。蓄電池ブロックBATTの構成図の例である。蓄電池の電圧緩和特性の例である。蓄電池システムの動作を示す例である。実施例２に関する，全体制御部CCの詳細ブロック図の例である。実施例２に関する，蓄電池システムの動作を示す例である。実施例３に関する，蓄電池システムの動作を示す例である。実施例４に関する，蓄電池の温度および電圧緩和挙動の例である。実施例５に関する，蓄電池の温度およびSOCに対する緩和時間の例である。

＜実施例１＞
以下、本発明の実施形態に係る電池システムについて、図面を参照して詳細に説明する。蓄電ユニット１a、１b、１cはそれぞれ備える交流出力端子で電力系統２に対して並列接続し、電力系統２に対し電力を充放電可能な構成となっている。蓄電ユニット１a、１b、１cの並列点よりも電力系統２の接続線上には遠隔監視用メータ３や、制御用電力計７を設ける。遠隔監視用メータ３および統括制御コントローラ６は広域通信網４に接続されており、別に広域通信網４に接続された系統制御コントローラ５との間で情報の授受が可能なように構成されている。また，図１では蓄電ユニット１a、１b、１cの３ユニット構成を示しているが，ユニット員数はこの限りでなく１以上のユニットであればよい。

蓄電ユニット１a、１b、１cはそれぞれ同等の内部構成であるとして、ここでは代表として蓄電ユニット１aについて内部の詳細を説明する。蓄電ユニット１aは主にパワーコンディショナPCS，蓄電池ブロックBATT，電池制御部CB，全体制御部CC,および空調機ACを備えている。電力系統２に接続する蓄電ユニット１aの出力端子は，パワーコンディショナPCSの交流端子に接続されている。一方，パワーコンディショナPCSの直流端子は，蓄電池ブロックBATTの正負極に接続されている。パワーコンディショナPCSは，蓄電池ブロックBATTの直流電力と、電力系統２に対応する電圧や周波数の交流電力とを変換／逆変換することで、蓄電池ブロックBATTを充放電する。蓄電池ブロックBATTには蓄電池電圧センサVS、蓄電池電流センサCS、蓄電池温度センサTS、蓄電池冷却ファンFANなどが接続されている。電池制御部CBは，これらを監視または制御し，かつ蓄電池ブロックBATTの充電率（State of charge，SOC)を演算する機能を備えている。空調機ACは，蓄電ユニット１aの全体をコンテナ等の屋内に格納した場合に，パワーコンディショナPCSや蓄電池ブロックBATTの排熱を筐体の屋外に対し熱交換して放熱する。全体制御部CCは，電池制御部CBの情報を監視しながら，パワーコンディショナPCS、および空調機ACを制御する機能を備えている。

図２は，電池制御部CBに関する詳細な制御ブロック図を示している。電池制御部CBの主要部は積算電流演算部CB0，直流抵抗参照部CB1，SOC電圧参照部CB2，電池容量演算部CB3，およびSOC推定切換え判定部CB4で構成されている。

積算電流演算部CB0では，蓄電池電流センサCSで検出した電流情報IBを基に蓄電池ブロックBATTの積算電流QBを演算する。なお積算にあたっては，初期化信号RESETに基づき積算値をゼロまたは所定の初期値に初期化する機能を備えている。積算電流QBは電池容量Qmaxで除算することで充電率偏差ΔSOCiとなり，ΔSOCiを積算した値は電流型SOC推定値SOCiとして算出される。

SOC電圧参照部CB2では，蓄電池温度センサTSで検出する電池温度TBと次式により求める開放電圧OCVに応じて電圧型SOC推定値SOCvを演算する。

〔数１〕
OCV=VB-DCR*IB

ここでVBは蓄電池電圧センサVSで検出した蓄電池電圧，DCRは直流抵抗参照部CB1より求めた直流抵抗値とする。なおここでOCV，VBで示す電圧情報は蓄電池ブロックBATTを構成する蓄電池の単セルまたは単セルを直列または並列接続したセル群の部分電圧を用いても構わない。

電池容量演算部CB3は，開放電圧OCV，積算電流QB，電池温度TBに基づき電池容量Qmaxを求めるものである。例えば，次式のようにOCVの差分ΔOCVと積算電流QBの差分ΔQBを線形近似し，予め設定したOCVの変化幅ΔVに対応する積算電流を電池容量Qmaxとして求めても良い。

〔数２〕
Qmax=(ΔQB/ΔOCV)×ΔV

ここで，Δは任意の２時点tq1およびtq2の間での演算値の差分を示す。

電池制御部CBは，電流型SOCiまたは電圧形SOCvのいずれかを選択的に蓄電池ブロックBATTのSOC情報SOCとして採用する構成となっており，選択はSOC推定切換え判定部CB4において行われる。ここで電圧型SOCvを採用したタイミングで積算電流演算部CB0に対し初期化信号RESETを発送してもよい。なお，本図のように電流型SOCiまたは電圧形SOCvのいずれかを選択するのではなく，例えば双方に重みづけをした演算による方法など他のSOC推定方法でもよく，本願の効果は特に蓄電池の開放電圧OCVを用いてSOCを求める機能をもつ蓄電池システムであれば得ることが出来る。

図３は全体制御部CCに関する詳細な制御ブロック図を示している。全体制御部CCにはモード切換え部CC1を備え，２つの運転モードを切り替え可能となっている。全体制御部CCはパワーコンディショナPCSに対し電力の指令値を演算および送信するが，この指令値の基準には，モード０では統括制御コントローラ６より受信した充放電電力指令値P^*を，モード１では別途内部で演算した内部充放電パターンCC3の出力する指令値を選択する。選択された電力の指令値は後段でSOC保護判定部CC2の出力と乗じた後，パワーコンディショナPCSへ送信される。ここでSOC保護判定部CC2は，電池制御部CBから受信した蓄電池ブロックBATTのSOCについて上限値SOCHおよび下限値SOCLに対する判定を行い，上下限値を逸脱またはその可能性が予期される場合にはパワーコンディショナPCSへ送信する電力指令値を制限することで，蓄電池ブロックBATTの過充電または過放電からシステムを保護する機能を持たせている。

温度制御部CC4は，電池制御部CBから受取る電池温度TBが所定の目標温度範囲となるように蓄電池冷却ファンFANまたは空調機ACを制御する。ここで目標温度範囲はモード切り替え部において切換え可能となっておりモード０では通常指令演算CC5，モード１では電圧検出時指令演算CC6の出力に基づいた制御を行う。

図４は蓄電池ブロックBATTの配置構成について概要を示している。蓄電池ブロックBATTは筐体に梱包するなど冷却風が区分できる単位で構成されており，筐体の内部を吸気口から排気口へ向けて冷却風が通流する形状として，冷却風が蓄電池セル表面を冷却することで蓄電池セルの排熱を行う。冷却風の吸気口にはグリル，ルーバ，エアフィルタなどを設け，排気口には排気用の蓄電池冷却ファンFANを設けている。ここで，図の配置例を鉛直方向とすることで自然対流による排熱効果を得ても良い。ここで，蓄電池ブロックBATTに設ける蓄電池温度センサTSは，温度が高い蓄電池セル，例えば蓄電池ブロックBATTのうち蓄電池冷却ファンFANに最も近接するセルなどに設けることで，温度上昇時の蓄電池の安全性を確保できる。また，蓄電池ブロックBATTの内部には電気ヒータHTを設けても良く，蓄電池セルを余熱することで低温時の特性低下を防ぐ運用などを行っても良い。

図２で述べたようにSOCを求める手法としてOCVを計測する手法が知られており，この場合OCVをより精度良く検出することでSOCの精度向上が期待できる。一般に，瞬時電流が可能な限り小さく，さらに蓄電池の分極による電圧緩和が十分に飽和に達した安定状態でOCVを検出することが望まれる。

図５は，蓄電池ブロックBATTを構成する蓄電池セルの例としてLiイオン電池の放電終了後の電圧緩和挙動を示したグラフである。一般にLiイオン電池をはじめとする蓄電池は電圧変化に分極成分を含む。例えば蓄電池を所定電流での放電状態から電流ゼロの停止状態に変化させた場合には，分極が緩和するに従い一定時間かけて端子電圧が上昇する特性を示す。また，電圧変化が飽和に至る緩和時間は蓄電池の温度に依存することが知られている。この傾向は，例えばLiイオン電池内部でのLiイオンの活性化エネルギーが温度に対する依存性を持つため，電池セル内部でのイオン分布が拡散するスピードが変化することや，電解液の粘度が温度により異なることなどに影響を受けていると考えられる。例えば図５に示すような特性の場合，電池温度が０℃では飽和に至るのに必要な時間は100分程度が必要なのに比べ，40℃では60分程度に短縮できることが分かる。

一方，広域通信網４を通じた統括制御コントローラ６による蓄電池システムの運転の例として，電力系統におけるアンシラリーサービスなどが検討されている。電力系統の自由化市場においてアンシラリーサービスは，当日の運転計画を1時間単位で区分し時間毎に出力および単価を入札することで前日のうちに落札者を決定する前日市場の方式をとっている。このような場合には，OCVを検出するための緩和に100分を要する０℃に比べ，60分で緩和を終了できる40℃であれば1時間分の機会損失を削減できることになる。

本発明は，このように所望の緩和時間が設定された場合に緩和時間を出来るだけ短くするため，例えば図５のように目標時間60分における電圧緩和傾向が温度０℃に比べ温度40℃が安定状態に至っていることが予想された場合には，蓄電池セルを温度40℃に維持することで，目標の時間内にOCVの安定化を実現する。図２で説明したように本発明では２つのモードを設けており，モード０を通常運転時，モード１を蓄電池の緩和を行うOCV計測運転時に割当てるよう構成する。例えばアンシラリーサービスを行う際にはモード０に設定することで統括制御コントローラ６による指令値に従い蓄電池ブロックBATTを充放電する一方，アンシラリーサービスを行わない非落札時間はモード１に切換えてOCVが検出可能なようゼロに近い充放電電流に留めるような運用を行えばよい。同時に，両モードでは温度制御部CC4における目標温度範囲を切換え可能な構成であるため，例えば図５のような特性であった場合には，モード１の目標温度範囲が40℃近傍となるよう電圧検出時指令演算CC6を設定することにより，OCV計測時の電圧緩和を目標時間60分に抑えることが可能となる。一方，通常指令演算CC5の目標温度範囲は25℃近傍に設定することで，一般的な蓄電池の特性と寿命の両立が可能となることが知られている。

図６は各モードにおける状態の概要図である。モード０では電流IBを制限しない一方，モード１では電流IBをゼロ近傍制限している。さらにモード１では目標温度範囲が40℃に高まったことに従い，温度制御部CC4は，冷却ファンFANの稼働を停止する，電気ヒータHTを発熱させる，空調機の温度設定を高めるなどの手段により蓄電池温度TBを例えば40±αの範囲など所望の目標温度範囲に高める。その後モード０に移行した場合は冷却ファンFANを稼働する，電気ヒータHTを停止する，空調機の温度設定を低めるなどの手段により，蓄電池温度TBを例えば25℃±βの範囲など所望の目標温度範囲に低減する。

一般に電池システムにおいてはSOCを高精度化することで，システムの設計における蓄電池のマージンを減らす効果や，過充電や過放電に至らないよう計画的にSOCを管理することによる省エネルギー効果などが得られることが知られている。一般に蓄電池のSOCを求めるには，電池電圧，電池電流，および電池温度の３情報から推定する必要があり，うち電池電圧に関して，殊にOCVの検出にあっては分極の緩和が重要であるため，限られた時間内で分極の緩和を促進する手法として本発明が有効と考えられる。

＜実施例２＞
目標温度を定め，実際の電池温度TBが極端に低い場合には昇温動作に時間遅れが発生するため，所望の時間内に緩和が完了しない恐れがある。このような場合は図７および図８に示す構成とし，全体制御部CCはモード１の開始時刻を予め推測し，その時刻に先だって新たに設けたモード２の動作により蓄電池の昇温操作を行っても良い。ここで昇温操作として，蓄電池冷却ファンFANを通過する冷却風量を制限してもよい。蓄電池は電流を通流することで発熱するため，電流の増加は蓄電池温度の上昇を導くことができ，電流による発熱＞冷却風による放熱となるように予め推測されたタイミングから冷却風量を下げることで目標温度を達成することができる。この結果ヒータHTなど発熱部品の追加を除外できる。

＜実施例３＞
図９では所定の温度を維持する動作として，微小の電流を流す動作を示している。図ではモード１の間についてT1およびT2の２期間の動作を設け，期間T1において電流を通流し蓄電池ブロックBATTの温度低下を防ぐ。ここで充放電の電流の積算値が概ねゼロとなるよう調整することでOCV計測に与えるSOC影響を軽減できる。また期間T1に対し期間T2では電流をほぼゼロに維持し，電圧形SOCvの検出を期間T2に対応付けることにより，期間T1における通流電流で発生する分極電圧の影響を低減した状態でのOCVの検出が可能となる。

＜実施例４＞
本発明は電圧緩和を促進するために蓄電池の温度を操作するモードを設けるものである一方，用途によっては通常モードでの使用温度範囲を特定の範囲に限定することがある。図１０に示すように，例えばモード終了後の通常使用時の温度が２５℃であった場合には，25℃での電圧特性F(25℃,t)が緩和に到達する予想時間と，所定の目標時間との差分時間αを求め，電圧特性F(25℃,t+α)と促進温度TB特性F(TB,t)とに従い，設定温度TBを変更する。ここで例えば現在の電圧変化V(t)がF(TB,t)，(25℃,t+α)の両曲線の中間にある場合にそれぞれに対する差分絶対値|V(t)- F(TB,t)|, |V(t)- F(25℃,t+α)|の比率に従って設定温度を更新してもよい。このように設定温度を更新する機能を備えることで，通常モード移行時の電池温度を所定範囲に収めることが可能となることで温度変化に必要な損失や時間のロスを低減することができる。

＜実施例５＞
電池の分極が緩和する時間は，電池温度のみならずSOCによっても変化する傾向がある。電池温度およびSOCをそれぞれパラメータとした電池電圧の緩和時間について図１１のような表に割り付けを行い，各SOCiやSOCvなどのSOC情報，および電池温度TBについて現在値との比較を行うことで，現在の条件で緩和する時間が推測可能である。更に，本実施例では緩和を終了させる目標緩和時間Tsを予め設定した場合に，Tsを満足できるSOCおよび電池温度の領域を表から導き，もし現在の温度では目標Tsを満足しないと判断した場合には，最も少ない温度変化でTsを達成する目標温度を表から導出する。ここで導出の方法としては，現在のSOCおよび温度について，最も近い表内の分布点４点を用いて線形補間を行うことで目標温度を求めても良い。なお目標緩和時間Tsは電池システムに別途設けたリモコン，操作PC，タブレット端末などで入力できる構成であってもよい。

１a、１b、１c 蓄電ユニット
２電力系統
３遠隔監視用メータ
４広域通信網
５系統制御コントローラ
６統括制御コントローラ
PCS パワーコンディショナ
BATT 蓄電池ブロック
VS 蓄電池電圧センサ
CS 蓄電池電流センサ
TS 蓄電池温度センサ
FAN 蓄電池冷却ファン
CB 電池制御部
AC 空調機
CC 全体制御部
CB0 積算電流演算部
CB1 直流抵抗参照部
CB2 SOC電圧参照部
CB3 電池容量演算部
CB4 SOC推定切換え判定部
CC0 SOC保護判定部
CC1 低出力判定部
CC2 温度判定部
SOCi 電流型SOC
P* 充放電電力指令値
HEAT 蓄電池加熱指令

Claims

蓄電池のSOCを推定する蓄電池システムにおいて、
蓄電池と、
前記蓄電池を制御する制御部と、
前記蓄電池の温度を計測する温度センサと、を備え、
前記制御部は、前記温度センサより入力される温度情報に基づいて、前記蓄電池の分極特性の緩和時間を短くするように前記蓄電池の温度制御を行い、所望の時間までに前記分極特性が緩和した前記蓄電池の開放電圧を推定し、前記開放電圧から前記蓄電池のSOCを推定することを特徴とする蓄電池システム。
請求項１記載の蓄電池システムにおいて、
前記制御部は、更に現在の蓄電池のSOCを推定することで、前記所望の時間までの前記温度制御に係る制御量を変化させることを特徴とする蓄電池システム。
請求項１又は２記載の蓄電池システムにおいて、
前記制御部は、前記温度制御を行う開始時間を予め予測し、前記開始時間前に、前記蓄電池の温度を増加させる制御を行うことを特徴とする蓄電池システム。
請求項１乃至３の何れかに記載の蓄電池システムにおいて、
前記制御部は、前記温度制御により目標の温度となった蓄電池に対して、前記目標の温度を所定の範囲に維持するように、前記蓄電池に電流を通流させることを特徴とする蓄電池システム。
請求項４記載の蓄電池システムにおいて、
前記電流の通流量は、所定の時間幅での合計量をゼロに近づけるように通流させることを特徴とする蓄電池システム。
請求項１記載の蓄電池システムにおいて、
前記制御部は、温度ごとの前記蓄電池の分極特性に基づいて、前記温度制御に係る設定温度を更新し、前記温度制御の制御量を変化させることを特徴とする蓄電池システム。
請求項６記載の蓄電池システムにおいて、
前記所望の時間までに、前記蓄電池の目標の温度が所定の範囲となるように前記更新を行うことを特徴とする蓄電池システム。
請求項７記載の蓄電池システムにおいて、
前記目標の温度の蓄電池の分極特性及び前記温度ごとの蓄電池の分極特性と、現在の温度の蓄電池の分極特性を比較することで前記更新を行うことを特徴とする蓄電池システム。
請求項１乃至８の何れかに記載の蓄電池システムにおいて、
前記制御部は、
前記蓄電池を冷却するファン又は/及び空調機を制御することで前記温度制御を行うことを特徴とする蓄電池システム。
請求項９記載の蓄電池システムにおいて、
前記ファンより下部に吸気口を設けて前記蓄電池を冷却することを特徴とする蓄電池システム。
請求項１乃至８の何れかに記載の蓄電池システムにおいて、
前記制御部は、
前記蓄電池を発熱するヒータを制御又は/及び前記蓄電池に電流を通流させることで前記温度制御を行うことを特徴とする蓄電池システム。
請求項１乃至１１の何れかに記載の蓄電池システムにおいて、
前記制御部は、
前記SOCの保護判定部を更に備え、
前記保護判定部は、前記推定したSOCについて所定の上下限値を逸脱しているか判定を行い、
前記制御部は、前記判定に基づいて前記蓄電池の充放電量を制限することを特徴とする蓄電池システム。
蓄電池のSOCを推定する蓄電池のSOC推定方法において、
蓄電池の温度を計測する温度センサより入力される温度情報に基づいて、前記蓄電池の分極特性の緩和時間を短くするように前記蓄電池の温度制御を行い、所望の時間までに前記分極特性が緩和した前記蓄電池の開放電圧を推定し、前記開放電圧から前記蓄電池のSOCを推定することを特徴とする蓄電池のSOC推定方法。