JPWO2015137222A1 - 電源システム - Google Patents

Abstract

大容量や小容量の種々の蓄電装置を用いる電源システムにおいては、電力の経路が複雑化し短絡事故などの故障が多くなる要素があった。蓄電装置どうしの短絡事故が起きた場合に、小容量の蓄電装置へのダメージが甚大になる問題があった。そこで、本発明に係わる電源システムにおいては、大容量や小容量の種々の蓄電装置の電圧、電流容量、電力容量の関係を規定し、例えば開閉器の切り替えおいて不具合が起きて高電圧蓄電デバイスからエネルギーが移動しても、蓄電装置のへのダメージが最少になるような構成とした。

Description

この発明は、電源システムに関し、特定的には、リチウムイオン二次電池などの蓄電デバイス、双方向のＤＣ−ＤＣコンバータ等から構成されるエネルギー回生蓄電ステムに関するものである。

リチウムイオン二次電池は、軽量で高エネルギー密度の蓄電デバイスとして、主にモバイル用途に用いられてきた。近年、リチウムイオン二次電池の高出力化が進み、ハイブリッド自動車、ハイブリッド鉄道車両などの大型の移動体用途にも採用されるようになってきた。リチウムイオン二次電池の開発傾向として、図５のような大容量で高エネルギー密度化の開発と、小容量で高出力密度化の２極化の開発が進んでいる。蓄電デバイスの用途としては、ピーク出力は高いが瞬間的である場合が多い。前述の2極化の進んだ蓄電デバイスのうち、大容量で高エネルギー密度の蓄電デバイスをのみで構成した場合、必要以上のエネルギーを搭載することになる。他方、小容量で高出力密度の蓄電デバイスのみで構成した場合、必要以上の出力を有する構成となる。このようにどちらか一方の蓄電デバイスを採用した場合では、不必要なエネルギーや出力を有する構成となり、蓄電システムの重量増化、体積増加、高コスト化につながる。このため、高出力タイプと、高容量タイプの蓄電デバイス双方向のＤＣ−ＤＣコンバータを介して接続する例が提案されている。

例えば、特許文献１の電源システムでは、補助二次電池ブロックに対してのみＤＣ−ＤＣコンバータが配置される。そして、補助二次電池ブロックの出力電圧を、ＤＣ−ＤＣコンバータによってメイン二次電池ブロックと同等まで昇圧することによって、補助二次電池ブロックおよびメイン二次電池ブロックを並列に動作させて、負荷に対して充放電を行なうことが記載されている。特許文献1の発明はメイン二次電池ブロックを必ずＤＣ−ＤＣコンバータを介さずに接続し、補助二次電池ブロックはＤＣ−ＤＣコンバータを必ず経由して接続される。

特許文献２ではハイブリッド自動車や電気自動車等の電動車両用途として、第１蓄電装置と双方向ＤＣ−ＤＣコンバータを経由して並列接続された第２の蓄電装置２を昇圧して用い、リレーの開閉により制御する電源システムの構成が紹介されている。

特許文献１の構成は、２個の高圧バッテリを、それぞれ単独に接続することも、並列接続することも可能なように、リレーが配置されている。しかし、このような構成では、第１の蓄電装置は必ずＤＣ−ＤＣコンバータを介さずに接続し、第２の蓄電装置２はＤＣ−ＤＣコンバータを必ず経由して接続される。このようにＤＣ−ＤＣコンバータを経由する蓄電装置と、ＤＣ−ＤＣコンバータを経由しない蓄電装置を決めてしまうと、負荷パターンによっては効率が悪くなり、応用範囲が狭まってしまう。更に、蓄電装置の寿命を考えた場合には蓄電装置の電圧と容量を考えた構成にする必要がある。

一方、開閉器（スイッチ）により、電力の複数の供給経路が得られるように構成した場合、様々な電力経路が考えられるため、安全を考慮した設計にする必要がある。二次電池は充電可能な電池ではあるが、過充電状態にされると鉛蓄電池やニッケル水素電池、ニッカド電池では水の電気分解が起きて、内圧の上昇と発熱が起きる。一方、リチウムイオン二次電池や電気二重層キャパシタはでは電解液に有機溶媒が使用されるので、電解液分解反応がおこる可能性がある。

このような双方向ＤＣ−ＤＣコンバータを用いた複数電源システムにあって、開閉器のＯＮ／ＯＦＦによって、高出力蓄電デバイスの並列接続が可能であるが、力行と回生のパターンによりＤＣ−ＤＣコンバータを介すると接続する蓄電デバイスを切り高出力タイプの蓄電デバイスをメインの場合ＤＣ−ＤＣコンバータを介さずにエネルギーの授受を行う方が効率がよい。一方で、開閉器のＯＮ／ＯＦＦを行う場合、電力の経路が複雑化し、不具合が起きた場合にも対応が必要である。

特開２０１０−１１０１２４号公報 ＷＯ２０１２−０８５９９２号公報

従来の電源システムは、上述のように構成されていたので、複数の蓄電装置をＤＣ−ＤＣコンバータを経由して接続し、開閉器のＯＮ／ＯＦＦにより適切な電力経路を構成する二次電池を用いた複数電源システムにおいては、効率良く電力の授受を行うと共に、蓄電装置が過充電や過放電になり難い状態で保てる構成にすることが難しかった。

この発明は、このような問題点を解決するためになされたものであって、この発明の目的は、複数の蓄電装置を双方向ＤＣ−ＤＣコンバータを経由して接続し、開閉器のＯＮ／ＯＦＦにより適切な電力経路を構成する複数電源システムにおいて、効率良く電力の授受を行うと共に、第１の蓄電装置と第２の蓄電装置とが電気的に接続されても過充電状態にならず、蓄電装置が安定な状態で保てる構成にすることである。
つまり、効率良く電力の授受を行うと共に、蓄電装置が過充電や過放電になり難い状態を保てる電源システムを提供することを目的としている。

この発明に係る電源システムは、電力授受設備に対して並列に接続される第１および第２の蓄電装置と、第１および第２の蓄電装置の間の電力の授受を行う双方向DC−DCコンバータと、第１および第２の蓄電装置をそれぞれ独立に負荷装置から切離せる開閉器と、開閉器および前記DC−DCコンバータを制御する制御装置)とを備えている。また、第１の蓄電装置の公称電圧をＶａ、第１の蓄電装置の定格容量をＵ１とし、第2の蓄電装置の公称電圧をＶｂ、第２の蓄電装置の定格容量をＵ２とした場合に、第１および第２の蓄電装置は、関係式Ｖａ＜Ｖｂ、Ｕ１＞Ｕ２を満足するように第１および第２の蓄電装置が構成され、かつ、第２の蓄電装置から第１の蓄電装置へ電気エネルギーが移動したときに上昇する第１の蓄電装置の電圧が所定の上限値Ｖ１Hlim若しくは第１の蓄電装置の容量が所定の上限値Ｕ１limを超えないように、第１の蓄電装置の公称電圧Ｖａ、第１の蓄電装置の定格容量Ｕ１、第2の蓄電装置の公称電圧Ｖｂ、第２の蓄電装置の定格容量Ｕ２が設定されていることを特徴とするものである。

この発明に係る電源システムにおいては、上述のように構成したので、蓄電装置が過充電や過放電になり難い状態で保てる電源システムを得ることが可能となる。

この発明の実施の形態１に係る電源システムの模式図である。 この発明の実施の形態１に係る蓄電装置の電圧−容量特性を示す概略図である。 この発明の実施の形態１に係る蓄電装置の電圧−電力量特性を示す概略図である。 この発明の実施の形態１に係る電源システムの動作を示すフロー図である。 大容量高エネルギー密度と、小容量高出力密度の蓄電デバイスの関係を示す図である。

実施の形態１．
はじめに、この発明の電源システムの構成について、図面を参照しながら説明する。なお、図は模式的なものであり、機能や構造を概念的に説明するものである。また、図は示された構成要素の正確な大きさなどを反映するものではない。特記する場合を除いて、電源システムの基本構成は全ての実施の形態において共通である。また、同一の符号を付したものは、同一またはこれに相当するものであり、このことは明細書の全文において共通する。

図１は、本形態に係る電源システムの構成を模式的に示した概略図である。図１を参照しつつ、本形態に係る電源システムを以下説明する。

なお、本形態においては、電力授受設備４０の一例としてモータジェネレータ４２とインバータ４１を組み合わせた例を説明するが、電力を消費する負荷と発電機能を有する装置の組合せならばよく、モータジェネレータとインバータとを組合せた設備に限定されない。例えば、電力を消費する電気機器を有する設備と、太陽光発電設備とによる電力授受の組合せも本発明の電力授受設備に含まれる。

図１において、本形態の電源システムは、モータジェネレータ４２、インバータ４１、第１の蓄電装置１、第２の蓄電装置２、双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ３、平滑コンデンサ３１、開閉器（１１，１２，１３）および制御装置４を備えている。インバータ４１は、モータジェネレータ４２が発生する交流電力を直流電力に変換、もしくはモータジェネレータに必要な交流電力を電源システムから供給する。モータジェネレータ４２は、電力を消費する負荷になったり発電機になったりする装置なので、電力授受設備に相当する。また、双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ３は、電圧の昇圧と降圧が可能な双方向のＤＣ−ＤＣコンバータであって、低電圧側の第１の蓄電装置と高電圧側の第２の蓄電装置との間で直流電力を双方向に制御可能なDC-DCコンバータである。双方向DC-DCコンバータ３は、可逆コンバータや、可逆式コンバータ、可逆型コンバータ、可逆チョッパ等とも呼ばれる場合があるが同等の意味である。また、第１の蓄電装置１は高容量の蓄電装置である。第２の蓄電装置２は高出力の蓄電装置である。

第１の蓄電装置１の公称電圧をＶａ、定格容量をＵ１とし、第２の蓄電装置２の公称電圧をＶｂ、定格容量をＵ２とすると、第１および第２の蓄電装置は、関係式Ｖａ＜Ｖｂ、Ｕ１＞Ｕ２を満足するように設定している。Ｖａ＜Ｖｂであるため、第１の蓄電装置１から双方向DC-DCコンバータ３を経由して第２の蓄電装置２に電力を供給する場合は昇圧動作となる。反対に、第２の蓄電装置から第１の蓄電装置２への電力供給は降圧動作となる。

ここで、高容量の蓄電装置とは、放電容量（単位はAh）の異なる２種類の蓄電装置を用いる上で、放電容量の大きい方の蓄電装置を高容量の蓄電装置と呼ぶ。また、2種類の蓄電装置を用いる上で、電池の最小ユニットである1セルでは放電容量が小さいが、2セル以上を並列接続させて放電容量を大きくした場合、並列接続後の放電容量を比較して放電容量の高い方の蓄電装置を高容量の蓄電装置と呼ぶ。

また、高出力の蓄電装置とは、蓄電装置が入出力可能な電力（単位はW）が異なる２種蓄電装置を用いる上で、入出力可能な電力が大きい方の蓄電装置を高出力の蓄電装置と呼ぶ。また、２種類の蓄電装置を用いる上で、電池の最小ユニットである1セルでは入出力可能な電力が小さいが、２セル以上を並列接続させて入出力可能な電力を大きくした場合、並列接続後の電力を比較して高い方の蓄電装置を高出力の蓄電装置と呼ぶ。
ここで、2種の蓄電装置を比較して用いているので、この場合高容量かつ高出力の場合が考えられるが、この場合、高容量であることを優先し、高容量な蓄電装置と呼ぶ。
また、蓄電装置の電圧は可変であり、カタログ等に表示されているのは公称電圧が多い。ここで、公称電圧とは蓄電装置メーカの公表している電圧の値であり、満充電時の電力量を定格容量で割った時の定格電圧値や、平均電圧を示している場合がある。このため、公称電圧は定格電圧や平均電圧を含めた電圧値とする。
同様に蓄電装置の容量は可変であるため、カタログ等に表示されるのは定格容量が多い。定格容量は満充電時からメーカ規定の電流値で放電した場合の放電容量を示す場合や、満充電時の蓄電容量を示す場合がある。メーカが公表している容量値である公称容量と同義語とする場合もあるため、定格容量は公称容量や満充電時の蓄電容量を含んだ言葉とする。

なお、図中の記号や本形態で説明する記号の意味は次の通りである。
Ｖａ：第１の蓄電装置の公称電圧もしくは定格電圧もしくは平均電圧
Ｕ１：第１の蓄電装置の公称容量もしくは定格容量もしくは満充電時の蓄電容量
Ｖ１：第１の蓄電装置の電圧
Ｖ１max：第１の蓄電装置の定格容量を充電した時の電圧もしくは上限電圧
Ｖ１min：第１の蓄電装置の定格容量を放電した時の電圧もしくは下限電圧
Ｖ１Hlim：第１の蓄電装置へ安全に充電できる最大電圧（安全最大電圧）
Ｕ１lim：第１の蓄電装置へ安全に蓄電できる容量（安全最大容量）
Ｗｈ１：第１の蓄電装置の公称電力量もしくは定格電力量
Ｖｂ：第２の蓄電装置の公称電圧もしくは定格電圧もしくは平均電圧
Ｕ２：第２の蓄電装置の公称容量もしくは定格容量もしくは満充電時の蓄電容量
Ｖ２：第２の蓄電装置の電圧
Ｖ２max：第２の蓄電装置の定格容量を充電した時の電圧もしくは上限電圧
Ｖ２Hlim：第2の蓄電装置へ安全に充電できる最大電圧（安全最大電圧）
Ｖ２min：第２の蓄電装置の定格容量を放電した時の電圧もしくは下限電圧
Ｖ２Llim：第２の蓄電装置が安全に放電できる最小電圧（安全最小電圧）
Ｕ２lim：第２の蓄電装置へ安全に蓄電できる容量（安全最大容量）
Ｗｈ２：第２の蓄電装置の公称電力量もしくは定格電力量
Ｖｃ：平滑コンデンサーの電圧
Ｖ１２max：Ｖ１maxの第1の蓄電装置と、V２max第２の蓄電装置とが、システム異常により電気的に接続された場合に近づく電圧値
Ｖ１２min：Ｖ１minの第1の蓄電装置と、V２min第２の蓄電装置とが、システム異常により電気的に並列接続された場合に近づく電圧値
ΔＵ１：電圧の高い第2の蓄電装置から電圧の低い第１の蓄電装置に流れ込む電流容量
ΔＶ１：電圧の高い第2の蓄電装置から第１の蓄電装置にΔUの電流容量が流れ込んだときの第１の蓄電装置の電圧増加値

第１の蓄電装置１と第２の蓄電装置２との間には、双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ３を配置している。双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ３は電圧の昇圧と降圧が可能であり、第１の蓄電装置１と第２の蓄電装置２との間で電力の授受が可能な双方向のＤＣ−ＤＣコンバータである。双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ３は、開閉器の接続に方法によっては、第１の蓄電装置１とインバータとの間や第２の蓄電装置２とインバータ４１との間で電力の授受を行う。

モータジェネレータ４２は、例えば、三相巻線形誘導電動機や永久磁石型の三相同期電動機などが挙げられるが、ここに記す限りではない。モータジェネレータ４２は回生動作時には発電機に、力行動作時には駆動力を発生させるモータとして使用される。本形態では、モータジェネレータ４２を負荷装置及び発電装置として挙げているが、これは一例であり、発電装置を太陽電池パネル、負荷を家庭用負荷施設としてもかまわない。

回生時の発電電力はインバータ４１によって、交流から直流電力に変換されて複数電源システムに供給される。ここで、複数電源システムとは、具体的には図１に示すような、容量と電圧の異なる第１の蓄電装置１及び第２の蓄電装置２、これらを接続する開閉器、電圧調整を行う双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ３などを構成に含む電源システムである。また、本形態では、モータジェネレータ４２のような電力の消費や回生時の発電を行う構成を電力授受設備４０としている。

また、力行時には複数電源システムから直流電力が供給され、インバータ４１で交流に変換されてモータに交流電力を供給する。インバータ４１としては一般的な三相インバータであり、可変電圧可変周波数（ＶＶＶＦ）制御やパルス幅変調（ＰＷＭ）制御のインバータが使用され、双方向のＤＣ−ＡＣ変換を行う。但し、モータジェネレータ４２が直流の場合はインバータ４１が不要となるため、電力授受設備４０としてはインバータ４１が必ずしも必要とされない。

平滑コンデンサ３１は、インバータ４１に対し並列に配置され、インバータ４１で発生するリプル電流を平滑するために配置する。

双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ３は、電力用半導体スイッチング素子、ダイオード、コンデンサ、リアクトル等から構成される。電力用半導体スイッチング素子としては、ＩＧＢＴ（Insulated Gate Bipolor Transistor）や電力用MOS-FET、電力用バイポーラトランジスタ等、オンオフ制御が可能なスイッチング素子が用いられる。また、双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ３は上記素子を使用した非絶縁型双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ３やトランスを使用した絶縁型双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ３などが使用できる。

第１の蓄電装置１には、高容量の二次電池が使用される。特に、移動体用途では高重量エネルギー密度と高体積エネルギー密度を重視するため、リチウムイオン二次電池が使用される。一方、定置型用途では、エネルギー密度を重視しない場合も考えられるため、第１の蓄電装置１は高容量の蓄電デバイスであればよい。

第１の蓄電装置１はシステムの大部分のエネルギー出力を担うものである。このため第１の蓄電装置１の充電状態（ＳＯＣ：State of Charge)は１００％に近い高ＳＯＣまで充電される。第１の蓄電装置１であるリチウムイオン二次電池は、ＳＯＣが１００％に近い高ＳＯＣでは回生などのハイレート充電時には電圧変動により上限電圧に達するため、ＳＯＣ９５％以上でのハイレート充電は第２の蓄電装置２で行う方が良い。

第２の蓄電装置２には、リチウムイオン二次電池やニッケル水素電池、電気二重層キャパシタ等の高出力の蓄電デバイスが使用される。つまり、第２の蓄電装置２は、第１の蓄電装置１と比較して小容量で高出力密度の蓄電装置である。ここで、複数電源システムを構成する要素の第２の蓄電装置２の主な用途は、電力授受設備としてのモータジェネレータ４２で発生した回生電力の蓄電及び瞬時電力の供給である。
第１の蓄電装置１は高エネルギー密度を重視するために、高入出力の瞬時電力対応には不向きであり、高入出力電力に対応するためには、蓄電装置の搭載量を多くして電力容量を増やす必要がある。しかし、この場合、不必要な電力容量を搭載してしまうため、大型化、高コスト化となる。第２の蓄電装置２は第１の蓄電装置１の高入出力の電力負担を減らし、電力回生と高出力な電力を担うことを主な目的とている。また、第２の蓄電装置２はハイレート充放電がなされるため、第２の蓄電装置２のＳＯＣは１００％を避け、ＳＯＣ５０％〜７０％付近を中心とした使用にするのが好ましい。具体的には使用領域をＳＯＣ2０％〜ＳＯＣ9０％程度にするのが好ましい。

なお、鉛蓄電池やニッケル水素電池では、ＳＯＣが１００％に近い高ＳＯＣでは充電分極が大きく、充電効率が極端に悪くなる。鉛蓄電池やニッケル水素電池では、高ＳＯＣのハイレートの充電はエネルギーが電解液溶媒である水の分解に使用され、分解エネルギーによる発熱が起きる。このため、電池の温度上昇が起きて電池の寿命を縮めることがある。このため、満充電に近い状態でのハイレートな充電は避けた方が好ましく、具体的にはＳＯＣ９０％以上での使用はエネルギー効率的にも避けたほうが良い。

第１の蓄電装置１がリチウムイオン二次電池の場合、例示すると公称電圧Ｖａは2.0〜4.2V×セル数である。しかし、使用している活物質により公称電圧Ｖａは異なる。同様に例示すると、正極にコバルト酸リチウム、ニッケル酸リチウム、マンガン酸リチウム及びこれらの混合系活物質を使用し、負極に炭素材料を使用した場合には単セルで3.6V〜3.8V、負極にチタン酸リチウムを使用した場合には単セルで2.2V〜2.5Vである。正極にリン酸鉄リチウム、負極に炭素材料を使用した場合は単セルで3.2V〜3.3Vである。

また、第２の蓄電装置２が二次電池の場合について、同様に公称電圧をＶｂと示す。第２の蓄電装置２が電気二重層キャパシタやコンデンサではＶｂは公称電圧ではなく、常用上限電圧で示されてもよい。例示すると、Ｖｂはニッケル水素電池では1.2V×セル数で示されることが多い。鉛蓄電池では2.0V×セル数で示される事が多いが、自動車用途の鉛蓄電池のように、内部で6直列にされた12V単位の電池や、12直列された24V単位の鉛蓄電池もありこの限りではない。第２の蓄電装置２がリチウムイオン二次電池の場合は第１の蓄電装置１と同様にＶｂは2.0〜4.2V×セル数である。

次に、第１の蓄電装置１と第２の蓄電装置２の関係について説明する。
まず、本形態に於いて、第１の蓄電装置１の電圧をＶ１、第２の蓄電装置２の電圧V２とする。第１の蓄電装置１の電圧Ｖ１及び第２の蓄電装置２の電圧V２は可変であるが、 Ｖ１ ＜ V2
となるよう構成されている。
ここで、電池のシステムを組む上で、Ｖ１、Ｖ２のような可変である電池電圧は表示されず、公称電圧で示される。Ｖ１の代表値である第１の蓄電装置１の公称電圧Ｖａと、Ｖ２の代表値である第２の蓄電装置２の公称電圧Ｖｂで表わす。
本実施の形態では、Ｖａ ＜ Ｖｂ となるよう構成する。

また、第１の蓄電装置１の蓄電容量をＵ１、第２の蓄電装置２の蓄電容量をＵ２と表記し、
Ｕ１ ＞ Ｕ２
となるよう構成する。

なお、第１の蓄電装置１の蓄電容量をＵ１は、電池の公称容量や定格容量や満充電状態からの放電容量を示し、リチウムイオン二次電池では、例えば１時間率容量で示されるものである。
ここで、１時間率容量とは、電池の公称容量もしくは定格容量を1時間で放電する時の電流値で放電した時の放電容量である。例えば、定格容量5Ahの電池を5Aで放電した時の放電容量である。
また、第２の蓄電装置２の蓄電容量Ｕ２も同様に、電池の公称容量や定格容量や満充電状態からの放電容量を示す。また、Ｕ２が満充電された状態をＳＯＣ１００％と表わすことが通例である。なお、リチウムイオン二次電池やニッケル水素電池では、１時間率容量が示され、鉛蓄電池では5時間率容量が示されることが多い。ここで、５時間率容量とは、定格容量Ｕ１Ah(アンペアアワー)の電池をＵ１/５の電流値で5時間流すことができる容量を示す。例えば定格容量5Ahの電池を1Aで放電した時の放電容量が5時間率容量である。
但し、蓄電装置の蓄電容量表示はメーカにより異なるため、この限りではない。

更に、第１の蓄電装置１の電力量をＷｈ１、第２の蓄電装置２の電力量をＷｈ２とすると、
Ｗｈ１ ＞ Ｗｈ２
のように設定する。
第１の蓄電装置１の電力量Ｗｈ１は電池の公称電力量や定格電力量を示し、
Ｗｈ１ ＝ Ｖａ × Ｕ１
で示される。
また、第２の蓄電装置２の電力量Ｗｈ２も同様に公称電力量や定格電力量を示し、
Ｗｈ２ ＝ Ｖｂ × Ｕ２
で示される。

第２の蓄電装置２が電気2重層キャパシタの場合には、使用する電気2重層キャパシタの静電容量をC F（ファラッド）とすると、この場合は
Ｗｈ２＝（C×Ｖｂ²）／２ ÷3600 （単位はWh）
となる。

ここで、第１の蓄電装置１において、満充電の蓄電容量Ｕ１が充電されたとき、通常使用時の最大電圧となる。このときの電圧をＶ１maxとする。言い換えると、Ｖ１maxは、第１の蓄電装置１におけるＳＯＣ１００％の電圧となる。

仮に、システム異常により、第１の蓄電装置１と高い第２の蓄電装置２とが電気的に接続された場合に、電圧の高い第２の蓄電装置２から電圧の低い第１の蓄電装置１に電流が流れて、電圧が等しくなろうとする。このときに、第２の蓄電装置２から第１の蓄電装置１に流れ込む電流容量をΔUとし、このときの第１の蓄電装置１の電圧増加をΔＶ１とする。

次に、本発明の複数電源システムにおいて、電圧の低い第１の蓄電装置１と電圧の高い第２の蓄電装置２とが、システム異常により電気的に接続された場合について説明する。

いま、電圧の高い第２の蓄電装置２から電圧の低い第１の蓄電装置１にエネルギーが移動するときのエネルギー移動量をΔWhとする。

ここで、
高容量の第１の蓄電装置１の安全最大電圧Ｖ１Hlimとすると、ΔＵ１の容量を第１の蓄電装置１に受け入れて、電圧Ｖ１がΔＶ１上昇しても不安全にならない値に設定する必要がある。つまり、
Ｖ１Hlim ≧ Ｖ１max ＋ΔＶ１
とする必要がある。
また、また、第１の蓄電装置１へ安全に蓄電できる容量（安全最大容量）をＵ１limとすると、
Ｕ１lim ≧ Ｕ１ ＋ ΔＵ１
とする必要がある。

つまり、Ｖａ ＜ Ｖｂ、Ｕ１ ＞ Ｕ２となるように第１、第２の蓄電装置を構成し、安全最大電圧Ｖ１Hlimを超えないように設計すれば、ＤＣ−ＤＣコンバータの異常時や開閉器の切り替えにおいて不具合が起きた場合でも安全に充放電可能な複数電源システムとすることができる。

ここで、上述した発明を要約すると次のようになる。
本形態の電源システムは、電力授受設備(40)に対して並列に接続される第１(1)および第２(2)の蓄電装置と、第１(1)および第２(2)の蓄電装置の間の電力の授受を行う双方向DC−DCコンバータ(3)と、第１および第２の蓄電装置をそれぞれ独立に負荷装置から切離せる開閉器と、開閉器およびDC−DCコンバータを制御する制御装置(4)とを備えている。さらに、第１の蓄電装置の公称電圧をＶａ、第１の蓄電装置の定格容量をＵ１とし、第2の蓄電装置の公称電圧をＶｂ、第２の蓄電装置の定格容量をＵ２とした場合において、第１および第２の蓄電装置は、関係式Ｖａ＜Ｖｂ、Ｕ１＞Ｕ２を満足するように第１および第２の蓄電装置が構成され、かつ、第２の蓄電装置から第１の蓄電装置へ電気エネルギーが移動したときに上昇する第１の蓄電装置の電圧が所定の上限値Ｖ１Hlim若しくは第１の蓄電装置の容量が所定の上限値Ｕ１limを超えないように、第１の蓄電装置の公称電圧Ｖａ、第１の蓄電装置の定格容量Ｕ１、第2の蓄電装置の公称電圧Ｖｂ、第２の蓄電装置の定格容量Ｕ２が設定されている。つまり、第１および第２の蓄電装置の公称電圧（Ｖａ、Ｖｂ）、定格容量（Ｕ１、Ｕ２）は、それぞれの蓄電池の設計仕様として製造時に作り込まれるものである。また、上限値（Ｖ１Hlim、Ｕ１lim）は蓄電池の設計仕様に基づき決まる蓄電池の基準値である。

なお、本形態の第１および第２の蓄電装置をそれぞれ独立に負荷装置から切離せる開閉器は、第１の蓄電装置(1)と電力授受設備(40)との間に配置された第１の開閉器(12)と、第２の蓄電装置(2)と電力授受設備(40)との間に配置された第２の開閉器(13)とから構成されている。
さらに、本形態の電源システムは、第１の蓄電装置(1)から電力授受設備(40)に結ばれる第１の電力経路(51)と、第２の蓄電装置から電力授受設備に結ばれる第２の電力経路(52)とを切り替える第３の開閉器(11)を有している。

さらに、第１の蓄電装置の公称電圧と定格容量の積である電力量をＷｈ１とし、第２の蓄電装置の公称電圧と定格容量の積である電力量をＷｈ２とした場合には、
関係式Ｗｈ１＞Ｗｈ２を満足するように第１および第２の蓄電装置を設計すれば、開閉器に不具合が起きて蓄電装置同士が短絡するような状態になった場合でも、蓄電装置が過充電や過放電になり難い状態で保てる。
以下、本発明の具体例を説明する。

第１の蓄電装置１がリチウムイオン二次電池の場合、第１の蓄電装置１の安全最大電圧Ｖ１Hlimは使用している活物質により異なる。例えば、正極にコバルト酸リチウム、ニッケル酸リチウム、マンガン酸リチウム及びこれらの混合系活物質を使用し、負極に炭素材料を使用したリチウムイオン二次電池の場合には、Ｖ１Hlimは単セルあたり4.3V以下にすることが好ましい。Ｖ１Hlimが単セルあたり4.3V以下とすれば短期的には電解液の分解等の副反応が起きずに可逆に使用できる範囲となるためである。Ｖ１Hlimが単セルあたり4.3Vより大きくなると、電解液の分解等の副反応により、電池の内圧が上昇することがあり、4.5V以上であると、電池の発熱現象が生じる可能性がある。また、負極にチタン酸リチウムを使用した場合には、Ｖ１Hlimを単セルで3.5V以下とする。単セルで3.5Vより大きくなると、電解液の分解等の副反応により、電池の内圧が上昇することがあり、単セルで4.5V以上であると、電池の発熱現象が生じる可能性がある。正極にリン酸鉄リチウム、負極に炭素材料を使用した場合は、Ｖ１Hlimを単セルで4.0V以下にする必要がある。単セルで4.0Vより大きくなると電解液の分解等の副反応により、電池の内圧が上昇することがあり、単セルで4.5V以上であると、電池の発熱現象が生じる可能性がある。

同様に、第１の蓄電装置１がリチウムイオン二次電池の場合、第１の蓄電装置１の安全最大容量Ｕ１limは電池により異なるが、一般的にＵ１limはＵ１の1.2倍以下にすることが好ましい。Ｕ１limがＵ１の1.2倍以下とすれば短期的には電解液の分解等の副反応が起きずに可逆に使用できる範囲となるためである。リチウムイオン二次電池は外気の浸入を防ぐため、密閉系としている場合が多く、Ｕ１limがＵ１の1.2倍より大きくすると、電解液の分解等の副反応により、電池の内圧が上昇することがあるためである。また、Ｕ１limがＵ１の2倍以上であると、電池の発熱現象が生じる可能性がある。

特に正極にリン酸鉄リチウムを使用した場合には、Ｕ１limがＵ１の1.2倍より大きくすると、電池の安全弁が働く場合が多くなる。ここで、第１の蓄電装置１へ安全に蓄電できる電力量（安全最大電力量）をＷｈ１limとすると、
Ｗｈ１lim ≒ Ｖａ × Ｕ１lim ≒ 1.2×Ｗｈ１
であり、Ｗｈ１limは第１の蓄電装置１の電力量Ｗｈ１の1.2倍以下に設定するのが好ましい。

第１の蓄電装置１と電圧の高い第２の蓄電装置２とが、システム異常により電気的に接続された場合に移動する電力量はΔWhは、第２の蓄電装置２の電力量Ｗｈ２以下であるため、
Ｗｈ２ ≧ ΔWh
となる。

すなわち、第１の蓄電装置１は、第２の蓄電装置２の電力量Ｗｈ２を受け入れても、安全に蓄電できる電力量Ｗｈ１limに達しないように設計する必要がある。
つまり、
Ｗｈ１lim ≒ 1.2×Ｗｈ１ ≧ Ｗｈ１+ Ｗｈ２
となる関係に設定する必要がある。
上式を整理するとつぎのようになる。
Ｗｈ２ ≦ 0.2× Ｗｈ１
つまり、Ｗｈ２をＷｈ１の0.2倍以下に設定しておけば、安全に蓄電できる領域となる。

ここで、上述した発明を要約すると次のようになる。
本形態の電源システムにおいて、さらに、第１の蓄電装置の公称電圧と定格容量の積である電力量をＷｈ１とし、第２の蓄電装置の公称電圧と定格容量の積である電力量をＷｈ２とした場合に、Ｗｈ２をＷｈ１の０．２倍以下に第１および第２の蓄電装置を設計すれば、電源システムの不具合が起きて蓄電装置同士が短絡するような状態になった場合でも、蓄電装置が過充電や過放電になり難い状態で保てる。特に、正極にリン酸鉄リチウムを使用した場合に有効である。

また、上限電圧Ｖ１max状態の第１の蓄電装置１と、上限電圧V２max状態の第２の蓄電装置２とが、システム異常により電気的に並列接続された場合に近づく電圧値をＶ１２maxとすると、
Ｖ１２max ≒ Ｖ１max + (V２max - Ｖ１max)×Ｗｈ２÷（Ｗｈ１+Ｗｈ２)
となり、 安全の目安としてはこの値が
Ｖ１Hlim ＞ Ｖ１２maxとなるように設定する。

本実施の形態では、第１の蓄電装置１の電圧Ｖ１と第２の蓄電装置２の電圧V２の関係を
Ｖ１＜ V2
としているので、システム異常時に第１の蓄電装置１と第２の蓄電装置２が接続された場合、V１は上昇し、Ｖ２は低下する。従って、Ｖ１は安全最大電圧Ｖ1Ｈlimを規定し、Ｖ２は安全最小電圧Ｖ２Ｌlimを規定する必要がある。

ここで、第２の蓄電装置２がリチウムイオン二次電池の場合、第２の蓄電装置２の安全最小電圧Ｖ２Ｌlimは使用している活物質により異なる。例えば、正極にコバルト酸リチウム、ニッケル酸リチウム、マンガン酸リチウム及びこれらの混合系活物質を使用し、負極に炭素材料を使用したリチウムイオン二次電池の場合、満充電状態からＵ１の容量を放電した電圧は、単セルあたり2.5V〜3.0Vとなる。このとき、第２の蓄電装置２の安全最小電圧Ｖ２Ｌlimは単セルあたり0.5V〜1.5Vに設定する。更に好ましくは安全最小電圧Ｖ２Ｌlim を1.0Ｖに設定する。安全最小電圧Ｖ２Ｌlimより小さい電圧になると、内部圧力の上昇や集電金属の析出による内部短絡が生じる場合があるからである。負極にチタン酸リチウムを使用した場合は、満充電状態からＵ１の容量を放電した電圧は、1.5Ｖ程度であるため、Ｖ２Ｌlimを単セルで1.0Ｖ程度に設定する必要がある。また、正極にリン酸鉄リチウム、負極に炭素材料を使用した場合は、満充電状態からＵ１の容量を放電した電圧は、２Ｖ程度であるため、第２の蓄電装置２の安全最小電圧Ｖ２Ｌlimは、単セルあたり0.5V〜1.5Vに設定する。更に好ましくは安全最小電圧Ｖ２Ｌlimを1.0Ｖに設定する。この場合も同様に、安全最小電圧Ｖ２Ｌlimより小さい電圧になると、内部圧力の上昇や集電金属の析出による内部短絡が生じる場合がある。つまり、第２の蓄電装置にがリチウムイオン二次電池の場合、
Ｖ２Ｌlim＝1.0V×直列セル数
に設定すればよい。

また、第１の蓄電装置１において、満充電状態から蓄電容量Ｕ１が放電されたとき、通常使用時の下限電圧となる。このときの電圧をＶ１minとする。言い換えると、Ｖ１minは、第１の蓄電装置１におけるＳＯＣ０％の電圧となる。同様に、第２の蓄電装置２において、満充電状態から蓄電容量Ｕ２が放電されたとき、通常使用時の下限電圧となる。このときの電圧をＶ２minとする。言い換えると、Ｖ２minは、第２の蓄電装置２におけるＳＯＣ０％の電圧となる。下限電圧Ｖ１min状態の第１の蓄電装置１と、下限電圧V２min状態の第２の蓄電装置２とが、システム異常により電気的に並列接続された場合に近づく電圧値をＶ１２minとすると、安全の目安としてはこの値が、
Ｖ２Llim ＜ Ｖ１２min
となるように設定する。

図２に第１の蓄電装置１の電圧−容量特性と第２の蓄電装置２の電圧−容量特性を示す。また、図３に第１の蓄電装置１の電圧−電力量特性と第２の蓄電装置２の電圧−電力量特性を示す。

本形態の制御装置４は、開閉器１１,１２,１３のｏｎ／ｏｆｆ、電流の計測、電圧の計測、ＤＣ−ＤＣコンバータ３の制御、インバータ４１の制御を行う。

電圧の計測は、第１の蓄電装置１の電圧Ｖ１、第２の蓄電装置２の電圧V２及び、平滑コンデンサ（スナバコンデンサ）３１の電圧Vcを計測する。平滑コンデンサには周波数特性が良好なコンデンサが使用され、フイルムコンデンサ、オイルコンデンサ、アルミ電解コンデンサ等が使用される。

電流測定は、第１の蓄電装置１に出入りする電流Ｉ1a、第１の蓄電装置１とＤＣ−ＤＣコンバータ３間の電流Ｉ1b、第２の蓄電装置２に出入りする電流Ｉ2a、第２の蓄電装置２とＤＣ−ＤＣコンバータ３間の電流Ｉ2ｂを計測する。

開閉器（リレー）は電力線の接続及び開放を行う。第３の開閉器１１は第１の蓄電装置１の電力線（第１の電力経路５１）と第２の蓄電装置２の電力線（第２の電力経路５２）を切り替える開閉器である。第１の開閉器１２は第１の蓄電装置１の負極側電力線５３の開閉を行い、第２の開閉器１３は第２の蓄電装置２の負極側電力線５３の開閉を行う。開閉器２及び開閉器３は通常時で開放状態である。

本発明の複数電源システムの動作の一例について説明する。
複数電源システムの接続状態として、通常の状態は力行（蓄電装置からモータジェネレータ４２に電力を供給）がメインの場合、大容量蓄電装置である第１の蓄電装置１から電力を供給する。このとき、ＤＣ−ＤＣコンバータ３を経由して第１の蓄電装置１から電力供給を行うとＤＣ−ＤＣコンバータ３の効率ηがかかるため、第１の蓄電装置１はＤＣ−ＤＣコンバータ３を経由しない接続とする。この場合、開閉器１１が第１の蓄電装置１の電力線（第１の電力経路５１）に接続され、開閉器１２及び開閉器１３は接続状態となり、この状態を接続状態１とする。

一方、ＤＣ−ＤＣコンバータ３の効率ηとすると、回生力行が頻繁に行われる場合には、高出力蓄電装置である第２の蓄電装置２はＤＣ−ＤＣコンバータ３を経由せずインバータ４１と接続した方がＤＣ−ＤＣコンバータ３の効率ηがかからないため都合がよい。この場合、開閉器１が第２の蓄電装置２の電力線（第２の電力経路５２）に接続され、開閉器１２及び開閉器１３は接続状態となる、この状態を接続状態２とする。

本発明の複数電源システムでは、電圧の異なる複数の蓄電デバイスを開閉器で接続を切り替えている。このときインバータ４１からのリプル軽減のため、並列に接続された平滑コンデンサ３１の電圧は接続されている。平滑コンデンサ３１の電圧は、接続されている蓄電装置の電圧になっているため、電圧の異なる蓄電装置に切り替える場合には、電圧を揃えてから接続を切り替える必要がある。

接続状態１から接続状態２に移行する時の開閉機の操作方法の例を図４に示す。接続状態１では、開閉器１１が第１の蓄電装置１に接続されているので、平滑コンデンサの電圧Vc≒Ｖ１である。開閉器１３を開けて、第２の蓄電装置２の回路を切り離してから、開閉器１１を第２の蓄電装置２の電力線に接続する。その後、第１の蓄電装置１でＤＣ−ＤＣコンバータ３を介して平滑コンデンサの電圧VcをV２まで昇圧し、開閉器１３を閉じる。

同様に、接続状態２から接続状態１に移行する時、開閉器１１が第２の蓄電装置２に接続されているので、平滑コンデンサの電圧Vc≒V２である。開閉器１２を開けて、第１の蓄電装置１の回路を切り離してから、開閉器１１を第１の蓄電装置１側に接続する。その後、第２の蓄電装置２でＤＣ−ＤＣコンバータ３を介して平滑コンデンサの電圧VcをＶ１まで降圧し、開閉器１２を閉じる。以上のように接続を行うことで、電圧の異なる蓄電装置の接続を切り替えることができる。

本形態の実施例1を説明する。正極にコバルト、ニッケル、マンガン混合系の活物質を使用し、負極に黒鉛系の活物質を使用したリチウムイオン二次電池を80セル直列にして第１の蓄電装置１に使用した。第１の蓄電装置１の公称電圧Ｖａは296V、定格容量Ｕ１は45Ah、電力容量Ｗｈ１は13.32ｋWhとなり、第１の蓄電装置１に45Ah充電された状態の電圧Ｖ１maxを328Vとした。更に第１の蓄電装置１の安全最大電圧Ｖ１Hlimを344V、第１の蓄電装置１へ安全に蓄電できる容量Ｕ１limを54Ahとした。また、正極にコバルト、ニッケル、マンガン混合系の活物質を使用し、負極にハードカーボンを活物質として使用したリチウムイオン二次電池を100セル直列にして第２の蓄電装置２に使用した。第２の蓄電装置２の公称電圧Ｖｂは370V、定格容量Ｕ２は4Ah、電力容量Ｗｈ２は1.48ｋWhとなり、第２の蓄電装置２に4Ah充電された状態の電圧V2maxを410Vとした。更に第２の蓄電装置２の安全最大電圧Ｖ２Hlimを430Vとした。また、第２の蓄電装置２の安全最小電圧Ｖ２Ｌlimを100Vとした。この場合、Ｖａ＜Ｖｂ、Ｕ１＞Ｕ２、0.2×Ｗｈ１＞Ｗｈ２である。

第１の蓄電装置１と第２の蓄電装置２とが満充電の状態で、システムの不具合により、第１の蓄電装置１と第２の蓄電装置２が電気的に接続された場合を想定する。この場合、第２の蓄電装置２の電圧は蓄電容量大きな第１の蓄電装置１電圧に近づき、第１の蓄電装置１と第２の蓄電装置２の電圧は334Vになった。電圧上昇ΔＶ１は8V、増加した第１の蓄電装置１蓄電容量ΔＵ１は3.5Ahとなり、第１の蓄電装置１から第２の蓄電装置２への電力移動量ΔWhは約1.3kWとなった。このとき、第１の蓄電装置１はＶａ＜Ｖｂ、Ｕ１＞Ｕ２、0.2×Ｗｈ１＞Ｗｈ２としているので、第１の蓄電装置１は第２の蓄電装置２から流入する容量ΔＵ１受け入れても、
Ｕ１lim ＞ Ｕ１ +ΔＵ１
Ｖ１Hlim ＞ Ｖ１max + ΔＶ１
Ｖ１Hlim ＞ Ｖ１2max
Ｖ１2max ＞ Ｖ２Ｌlim
となり、電池の安全最大電圧及び安全最大容量の構成内である。また、電圧の安全の目安も成り立っている。
なお、Ｕ１limとはこれ以上充電すると発熱現象が生じる可能性がある容量値、Ｕ１は定格容量、ΔＵ１は第２の蓄電装置から第１の蓄電装置に流れ込む容量、Ｖ１Hlimは第１の蓄電装置の安全最大電圧で、実施例1の場合単セルで4.3V、Ｖ１maxは定格電流を充電したときの電圧値で使用上限電圧、ΔＶ１は第１の蓄電装置１にΔUの容量が流れ込んだ時の電圧上昇値である。例示的には以下のような値をとり得る。
Ｕ１lim=54Ah、Ｕ１＝45Ah、ΔＵ１＝3.5Ah、Ｖ１Hlim＝344V、Ｖ１max＝328V、ΔＶ１＝8V

つまり、上記構成により、効率的かつＤＣ−ＤＣコンバータの異常時や開閉器の切り替えにおいて不具合が起きた場合でも安全に充放電可能な複数電源システムとすることができる。

比較例1として、ここで、Ｖａ＞Ｖｂ、かつＵ１＞Ｕ２の場合を考える。正極にコバルト、ニッケル、マンガン混合系の活物質を使用し、負極に黒鉛系の活物質を使用したリチウムイオン二次電池を100セル直列にして第１の蓄電装置１に使用した。第１の蓄電装置１の公称電圧Ｖａは370V、定格容量Ｕ１は45Ah、電力容量Ｗｈ１は16.65ｋWhとした。第１の蓄電装置１に45Ah充電された状態の電圧Ｖ１maxを410Vとした。更に第１の蓄電装置１の安全最大電圧Ｖ１Hlimを420V、第１の蓄電装置１へ安全に蓄電できる容量Ｕ１limを54Ahとした。また、正極にコバルト、ニッケル、マンガン混合系の活物質を使用し、負極にハードカーボンを活物質として使用したリチウムイオン二次電池を80セル直列にして第２の蓄電装置２に使用した。第２の蓄電装置２の公称電圧Ｖｂは296V、定格容量Ｕ２は4Ah、電力容量Ｗｈ２は1.18ｋWhとなった。第２の蓄電装置２に4Ah充電された状態の電圧V2maxを328Vとした。更に第２の蓄電装置２の安全最大電圧V2Hlimを344Vとした。

同様に、第１の蓄電装置１と第２の蓄電装置２とが満充電の状態で、システムの不具合により、第１の蓄電装置１と第２の蓄電装置２が電気的に接続された場合を想定する。第２の蓄電装置２の電圧は、容量の大きな第１の蓄電装置１の電圧に第２の蓄電装置２の電圧が近づき、第２の蓄電装置２の安全最大電圧V2Hlimの344Vを超えてしまったため、試験を中止した。

更に、比較例２として、ここで、Ｖａ＜ＶｂかつＵ１＜Ｕ２の場合を考える。正極にコバルト、ニッケル、マンガン混合系の活物質を使用し、負極にハードカーボンを活物質として使用したリチウムイオン二次電池を80セル直列にして第１の蓄電装置１に使用した。
第１の蓄電装置１の公称電圧Ｖａは296V、定格容量Ｕ１は4Ah、電力容量Ｗｈ１は1.18ｋWhとした。第１の蓄電装置１に4Ah充電された状態の電圧Ｖ１maxを328Vとした。更に第１の蓄電装置１の安全最大電圧Ｖ１Hlimを344V、第１の蓄電装置１へ安全に蓄電できる容量Ua1limを4.4Ahとした。また、正極にコバルト、ニッケル、マンガン混合系の活物質を使用し、負極に黒鉛系の活物質を使用したリチウムイオン二次電池を100セル直列にして第２の蓄電装置２に使用した。第２の蓄電装置２の公称電圧Ｖｂは370V、定格容量Ｕ２は45Ah、電力容量Ｗｈ２は16.65ｋWhとした。第２の蓄電装置２に50Ah充電された状態の電圧V2maxを410Vとした。更に第２の蓄電装置２の安全最大電圧V2Hlimを430Vとした。

同様に、第１の蓄電装置１と第２の蓄電装置２とが満充電の状態で、システムの不具合により、第１の蓄電装置１と第２の蓄電装置２が電気的に接続された場合を想定する。第１の蓄電装置１の電圧は、容量の大きな第２の蓄電装置２の電圧に近づき、第１の蓄電装置１の安全最大電圧Ｖ１Hlimの344Vを超えてしまったため試験を中止した。

次に、本形態の実施例２を説明する。単セルで公称電圧3.2V、定格容量45Ahのリチウムイオン二次電池を16直列2並列にして第１の蓄電装置１に使用した。第１の蓄電装置１の公称電圧Ｖａは51.2V、定格容量Ｕ１は1Cで90Ah、電力容量Ｗｈ１は4.6ｋWhとなり、第１の蓄電装置１に90Ah充電された状態の電圧Ｖ１maxを54.4Vとした。更に第１の蓄電装置１の安全最大電圧Ｖ１Hlimを64V、第１の蓄電装置１へ安全に蓄電できる容量Ｕ１limを108Ahとした。ニッケル水素電池を100セル直列にして第２の蓄電装置２に使用した。第２の蓄電装置２の公称電圧Ｖｂは120V、定格容量Ｕ２は6Ah、電力容量Ｗｈ２は0.72ｋWhとなり、第２の蓄電装置２に6Ah充電された状態の電圧V2maxを140Vとした。更に第２の蓄電装置２の安全最大電圧V2Hlimを150Vとした。この場合、Ｖａ＜Ｖｂ、Ｕ１＞Ｕ２、0.2×Ｗｈ１＞Ｗｈ２である。

第１の蓄電装置１と第２の蓄電装置２とが満充電の状態で、システムの不具合により、第１の蓄電装置１と第２の蓄電装置２が電気的に接続された場合を想定する。この場合、第２の蓄電装置２の電圧は蓄電容量大きな第１の蓄電装置１電圧に近づき、第１の蓄電装置１と第２の蓄電装置２の電圧は60.8Vになった。電圧上昇ΔＶ１は6.4V、増加した第１の蓄電装置１蓄電容量ΔＵ１は約12Ahとなり、第１の蓄電装置１から第２の蓄電装置２への電力移動量ΔWhは約0.7kWとなった。このとき、第１の蓄電装置１はＶａ＜ＶｂかつＵ１＞Ｕ２、0.2×Ｗｈ１＞Ｗｈ２としているので、第１の蓄電装置１は第２の蓄電装置２から流入する容量ΔＵ１受け入れても、
Ｕ１lim ＞ Ｕ１ +ΔＵ１
Ｖ１Hlim ＞ Ｖ１max + ΔＶ１
Ｖ１Hlim ＞ Ｖ１2max
となり、電池の安全最大電圧及び安全最大容量の構成内である。また、電圧の安全の目安も成り立っている。
なお、Ｕ１limとはこれ以上充電すると発熱現象が生じる可能性がある容量値、Ｕ１は定格容量、ΔＵ１は第２の蓄電装置から第１の蓄電装置に流れ込む容量、Ｖ１Hlimは第１の蓄電装置の安全最大電圧で、実施例2の場合単セルで4V、Ｖ１maxは定格電流を充電したときの電圧値で使用上限電圧、ΔＶ１は第１の蓄電装置１にΔUの容量が流れ込んだ時の電圧上昇値である。例示的には以下のような値をとり得る。
Ｕ１lim=108Ah、Ｕ１＝90Ah、ΔＵ１＝12Ah、Ｖ１Hlim＝64V、Ｖ１max＝54.4V、ΔＶ１＝6.4V

つまり、上記構成により、効率的かつＤＣ−ＤＣコンバータ異常時や開閉器の切り替えにおいて不具合が起きた場合でもにも安全に充放電可能な複数電源システムとすることができる。

比較例３として、ここで、Ｖａ＜Ｖｂ、かつＵ１＞Ｕ２、0.2×Ｗｈ１＜Ｗｈ２の場合を説明する。単セルで定格電圧3.2V、容量45Ahのリチウムイオン二次電池を16直列2並列にして第１の蓄電装置１に使用した。第１の蓄電装置１の公称電圧Ｖａは51.2V、定格容量Ｕ１は1Cで90Ah、電力容量Ｗｈ１は4.6ｋWhとなり、第１の蓄電装置１に90Ah充電された状態の電圧Ｖ１maxを54.4Vとした。更に第１の蓄電装置１の安全最大電圧Ｖ１Hlimを64V、第１の蓄電装置１へ安全に蓄電できる容量Ｕ１limを108Ahとした。ニッケル水素電池を150セル直列にして第２の蓄電装置２に使用した。第２の蓄電装置２の公称電圧Ｖｂは180V、定格容量Ｕ２は6Ah、電力容量Ｗｈ２は1.1ｋWhとなり、第２の蓄電装置２に6Ah充電された状態の電圧V2maxを210Vとした。更に第２の蓄電装置２の安全最大電圧V2limを225Vとした。この場合、Ｖａ＜Ｖｂ、Ｕ１＞Ｕ２、0.2×Ｗｈ１＞Ｗｈ２である。

同様に、第１の蓄電装置１と第２の蓄電装置２とが満充電の状態で、システムの不具合により、第１の蓄電装置１と第２の蓄電装置２が電気的に接続された場合の試験を実施した。第２の蓄電装置２の電圧は、容量の大きな第１の蓄電装置１の電圧に近づくとともに、第１の蓄電装置１の電圧も上昇し、第１の蓄電装置１の安全最大電圧Ｖ１Hlimの64Vを超えて、しまったため試験を中止した。

以上、リチウムイオン二次電池を第１の蓄電装置１と、第２の蓄電装置２と、ＤＣ−ＤＣコンバータ３と、開閉器と、制御装置と、平滑コンデンサを備える電源にステムにおいて、第１蓄電デバイスと第２の蓄電デバイスの電圧、容量、電力量の関係をＶａ＜ＶｂかつＵ１＞Ｕ２、0.2×Ｗｈ１＞Ｗｈ２としたことで、第１の蓄電装置１と、第２の蓄電装置２が異常時に直接接続されても安全なシステムとすることができる。

従来技術においては、開閉器（スイッチ）等により複数の電力供給経路が得られるように構成されている場合があった。この場合、例えばシステムの異常により、蓄電装置間が予期せず接続されるケースがあり得た。蓄電装置同士間の接続により、蓄電装置に蓄えられているエネルギーが電圧の低い蓄電装置に移り破裂や焼損の可能性がでてくるため、こうした事態を考慮した設計にする必要があった。
そこで、本発明に係わる電源システムにおいては、蓄電池の電圧、電流容量、電力容量の関係を規定し、異常時に高電圧の蓄電装置から低い電圧の蓄電装置へエネルギーが移動しても、蓄電装置が過充電や過放電になり難い状態で保てる構成とした。

つまり、開閉器の切り替えおいて不具合が起きた場合でも、第１及び第2の蓄電装置の制限電圧と電力量を規定して、第２の蓄電装置のへのダメージが最少になる。

なお、上述した実施の形態はすべての点で例示であって制限的なものではないと解されるべきである。この発明の範囲は、上述した実施形態の範囲ではなく、特許請求の範囲によって示され、特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更を含むものである。

本発明により、蓄電装置が過充電や過放電になり難い状態で保てる電源システムを得ることが可能となる。

１ 第１の蓄電装置、２ 第２の蓄電装置、３ 双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ、４ 制御装置、１１ 第３の開閉器、１２ 第１の開閉器、１３ 第２の開閉器、２１ 電流センサ、２２ 電流センサ、２３ 電流センサ、２４ 電流センサ、３１ 平滑コンデンサ、４０ 電力授受設備、４１ インバータ、４２ モータジェネレータ、５１ 第１の電力経路、５２ 第２の電力経路、５３ 負極側電力線。

Claims (5)

1. 電力授受設備に対して並列に接続される第１および第２の蓄電装置と、
   前記第１および第２の蓄電装置の間の電力の授受を行う双方向DC−DCコンバータと、
   前記第１および第２の蓄電装置をそれぞれ独立に前記負荷装置から切離せる開閉器と、
   前記開閉器および前記DC−DCコンバータを制御する制御装置とを備え、
   前記第１の蓄電装置の公称電圧をＶａ、前記第１の蓄電装置の定格容量をＵ１とし、第2の蓄電装置の公称電圧をＶｂ、第２の蓄電装置の定格容量をＵ２とした場合に、
   前記第１および第２の蓄電装置は、
   関係式Ｖａ＜Ｖｂ、Ｕ１＞Ｕ２を満足するように前記第１および第２の蓄電装置が構成され、かつ、前記第２の蓄電装置から前記第１の蓄電装置へ電気エネルギーが移動したときに上昇する前記第１の蓄電装置の電圧が所定の上限値Ｖ１Hlim若しくは前記第１の蓄電装置の容量が所定の上限値Ｕ１limを超えないように、
   前記第１の蓄電装置の公称電圧Ｖａ、前記第１の蓄電装置の定格容量Ｕ１、第2の蓄電装置の公称電圧Ｖｂ、第２の蓄電装置の定格容量Ｕ２が設定されていることを特徴とする電源システム。
2. 第１および第２の蓄電装置をそれぞれ独立に前記負荷装置から切離せる開閉器は、
   前記第１の蓄電装置と前記電力授受設備との間に配置された第１の開閉器と、
   前記第２の蓄電装置と前記電力授受設備との間に配置された第２の開閉器とから構成され、
   さらに、前記第１の蓄電装置から電力授受設備に結ばれる第１の電力経路と、前記第２の蓄電装置から電力授受設備に結ばれる第２の電力経路とを切り替える第３の開閉器を有する請求項１に記載の電源システム。
3. 第１の蓄電装置の公称電圧と定格容量の積である電力量をＷｈ１とし、
   第２の蓄電装置の公称電圧と定格容量の積である電力量をＷｈ２とした場合に、
   関係式Ｗｈ１＞Ｗｈ２を満足することを特徴とする請求項１または請求項２に記載の電源システム。
4. 第１の蓄電装置の公称電圧と定格容量の積である電力量をＷｈ１とし、
   第２の蓄電装置の公称電圧と定格容量の積である電力量をＷｈ２とした場合に、
   Ｗｈ２をＷｈ１の０．２倍以下に設定したことを特徴とする請求項１または請求項２に記載の電源システム。
5. 電力授受設備は、モータジェネレータおよびインバータを含む設備であることを特徴とする請求項１または請求項２に記載の電源システム。

Images