WO2012020575A1 - 自然エネルギー利用システム用鉛蓄電池および鉛蓄電池システム - Google Patents

自然エネルギー利用システム用鉛蓄電池および鉛蓄電池システム Download PDF

Info

Publication number
WO2012020575A1
WO2012020575A1 PCT/JP2011/050625 JP2011050625W WO2012020575A1 WO 2012020575 A1 WO2012020575 A1 WO 2012020575A1 JP 2011050625 W JP2011050625 W JP 2011050625W WO 2012020575 A1 WO2012020575 A1 WO 2012020575A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
soc
storage battery
charge
lead storage
unit
Prior art date
Application number
PCT/JP2011/050625
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
圭子 安部
小林　康弘
渡辺　雅浩
高林　久顯
義和 広瀬
伸一 佐野
下浦　一朗
Original Assignee
新神戸電機株式会社
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 新神戸電機株式会社 filed Critical 新神戸電機株式会社
Priority to CN201180000041.5A priority Critical patent/CN102439782B/zh
Priority to KR1020117003728A priority patent/KR101778309B1/ko
Priority to US13/059,253 priority patent/US8866443B2/en
Priority to EP11702780.5A priority patent/EP2605327B1/en
Publication of WO2012020575A1 publication Critical patent/WO2012020575A1/ja

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/36—Arrangements for testing, measuring or monitoring the electrical condition of accumulators or electric batteries, e.g. capacity or state of charge [SoC]
    • G01R31/367—Software therefor, e.g. for battery testing using modelling or look-up tables
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M10/00—Secondary cells; Manufacture thereof
    • H01M10/42—Methods or arrangements for servicing or maintenance of secondary cells or secondary half-cells
    • H01M10/4242—Regeneration of electrolyte or reactants
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M10/00—Secondary cells; Manufacture thereof
    • H01M10/42—Methods or arrangements for servicing or maintenance of secondary cells or secondary half-cells
    • H01M10/425—Structural combination with electronic components, e.g. electronic circuits integrated to the outside of the casing
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M10/00—Secondary cells; Manufacture thereof
    • H01M10/42—Methods or arrangements for servicing or maintenance of secondary cells or secondary half-cells
    • H01M10/44—Methods for charging or discharging
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M10/00—Secondary cells; Manufacture thereof
    • H01M10/42—Methods or arrangements for servicing or maintenance of secondary cells or secondary half-cells
    • H01M10/48—Accumulators combined with arrangements for measuring, testing or indicating the condition of cells, e.g. the level or density of the electrolyte
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/28—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy
    • H02J3/32—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy using batteries with converting means
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/46—Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/46—Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers
    • H02J3/466—Scheduling the operation of the generators, e.g. connecting or disconnecting generators to meet a given demand
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J7/00—Circuit arrangements for charging or depolarising batteries or for supplying loads from batteries
    • H02J7/0047—Circuit arrangements for charging or depolarising batteries or for supplying loads from batteries with monitoring or indicating devices or circuits
    • H02J7/0048—Detection of remaining charge capacity or state of charge [SOC]
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J7/00—Circuit arrangements for charging or depolarising batteries or for supplying loads from batteries
    • H02J7/007—Regulation of charging or discharging current or voltage
    • H02J7/00712—Regulation of charging or discharging current or voltage the cycle being controlled or terminated in response to electric parameters
    • H02J7/00714—Regulation of charging or discharging current or voltage the cycle being controlled or terminated in response to electric parameters in response to battery charging or discharging current
    • H02J7/00716—Regulation of charging or discharging current or voltage the cycle being controlled or terminated in response to electric parameters in response to battery charging or discharging current in response to integrated charge or discharge current
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J7/00—Circuit arrangements for charging or depolarising batteries or for supplying loads from batteries
    • H02J7/02—Circuit arrangements for charging or depolarising batteries or for supplying loads from batteries for charging batteries from ac mains by converters
    • H02J7/04—Regulation of charging current or voltage
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/36—Arrangements for testing, measuring or monitoring the electrical condition of accumulators or electric batteries, e.g. capacity or state of charge [SoC]
    • G01R31/382—Arrangements for monitoring battery or accumulator variables, e.g. SoC
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/36—Arrangements for testing, measuring or monitoring the electrical condition of accumulators or electric batteries, e.g. capacity or state of charge [SoC]
    • G01R31/392—Determining battery ageing or deterioration, e.g. state of health
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M10/00—Secondary cells; Manufacture thereof
    • H01M10/06—Lead-acid accumulators
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M10/00—Secondary cells; Manufacture thereof
    • H01M10/42—Methods or arrangements for servicing or maintenance of secondary cells or secondary half-cells
    • H01M10/44—Methods for charging or discharging
    • H01M10/443—Methods for charging or discharging in response to temperature
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M10/00—Secondary cells; Manufacture thereof
    • H01M10/42—Methods or arrangements for servicing or maintenance of secondary cells or secondary half-cells
    • H01M10/46—Accumulators structurally combined with charging apparatus
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M10/00—Secondary cells; Manufacture thereof
    • H01M10/42—Methods or arrangements for servicing or maintenance of secondary cells or secondary half-cells
    • H01M10/48—Accumulators combined with arrangements for measuring, testing or indicating the condition of cells, e.g. the level or density of the electrolyte
    • H01M10/486—Accumulators combined with arrangements for measuring, testing or indicating the condition of cells, e.g. the level or density of the electrolyte for measuring temperature
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M10/00—Secondary cells; Manufacture thereof
    • H01M10/42—Methods or arrangements for servicing or maintenance of secondary cells or secondary half-cells
    • H01M10/425—Structural combination with electronic components, e.g. electronic circuits integrated to the outside of the casing
    • H01M2010/4271—Battery management systems including electronic circuits, e.g. control of current or voltage to keep battery in healthy state, cell balancing
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M2220/00—Batteries for particular applications
    • H01M2220/10—Batteries in stationary systems, e.g. emergency power source in plant
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/28—The renewable source being wind energy
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/30—The power source being a fuel cell
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/10—Energy storage using batteries
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E70/00—Other energy conversion or management systems reducing GHG emissions
    • Y02E70/30—Systems combining energy storage with energy generation of non-fossil origin

Definitions

  • the present invention relates to a lead storage battery and a lead storage battery system used in a natural energy utilization system such as a wind power generation system.
  • the present invention grasps the transition of the state of charge (SOC) of lead-acid batteries used for suppressing fluctuations in wind power generation, and implements equal charging with an appropriate frequency and method according to the state of SOC transition. It is related to lead storage battery and lead storage battery system for natural energy utilization system that can extend the life of lead storage battery and reduce the cost of equal charging and the loss due to suspension of wind power storage system is there.
  • SOC state of charge
  • wind power generation uses the natural energy of the atmospheric circulation and has the merit of not emitting CO2, but the power generation output is not stable due to wind, and there are concerns about adverse effects on the power system and deterioration of power quality. .
  • a wind power generation / storage system that uses lead-acid batteries and the like to equalize and stabilize energy fluctuations.
  • Lead storage batteries for wind power generation fluctuation control applications are required to have the same long life and low cost as wind power generators.
  • a lead storage battery for suppressing wind power fluctuations is operated in a semi-discharge state (PSOC: Partial State of Charge) so that it can be charged and discharged in accordance with wind power fluctuations. Therefore, unlike conventional lead-acid batteries that are normally fully charged and discharged when necessary, and industrial lead-acid batteries that are fully charged at night and discharged when there is a lot of daytime load, they are not fully charged in normal operation. .
  • regular charge recovery charge
  • Another purpose of the equal charge is to reset the SOC value periodically to obtain a 100% charge state after the equal charge in order to correctly grasp the SOC.
  • Patent Document 1 discloses an example in which the equal charge interval of a lead storage battery is changed according to the temperature.
  • Patent Document 2 discloses that the amount of overcharge at the time of equal charge of a lead storage battery is set to a lower setting (99% to 102%) than conventional (110% to 115%) to prevent deterioration of the positive electrode. is there.
  • the present invention prolongs the life of the lead storage battery by changing the implementation interval of the equal charge of the lead storage battery according to the usage status (change in SOC) of the lead storage battery.
  • New lead-acid storage battery and lead-acid battery system that reduce power consumption and cost for uniform charging, reduce chances of stopping natural energy and power storage systems, and gain cost advantages by reducing even charging only for grasping SOC The purpose is to provide.
  • the present invention relates to a lead storage battery or a lead storage battery system used in a natural energy utilization system, a battery state measuring unit for measuring the state of the lead storage battery, an output factor including the current, voltage, and temperature of the lead storage battery and the lead storage battery.
  • An SOC estimation unit that estimates the state of charge of the lead storage battery, an SOC transition DB that records how the state of charge of the lead storage battery is transitioning, and a value of the state of charge estimated by the SOC estimation unit
  • An SOC transition history management section that records the transition state of the SOC while recording in the transition DB, and a lead storage that includes a charge state of the lead storage battery
  • a deterioration model representing the relationship between the operation state of the battery and the deterioration
  • an optimal charge equalization planning unit that plans an optimal implementation method of equal charge based on information on the SOC transition state and the deterioration model from the SOC transition history management unit; Is provided.
  • the equal charge optimum planning unit further includes an equal charge interval determining unit and an equal charge method determining unit.
  • the SOC model has a discharge SOC model and a charge SOC model, and the discharge SOC model based on the information of the battery state measurement unit It has the SOC estimation model selection part which selects either of the SOC models at the time of charge, It is characterized by the above-mentioned.
  • the lead storage battery or lead storage battery system used in the natural energy utilization system has a temporary SOC estimation result DB and an SOC model reliability DB, and the SOC estimation unit is either the discharging SOC model or the charging SOC model.
  • Temporary SOC which is the SOC of the lead storage battery, is estimated using the selected model, and stored in the temporary SOC estimation result DB separately for the estimation result at the time of discharge and the estimation result at the time of charge, and the SOC estimation unit estimates at the time of discharge
  • the present SOC is estimated based on the result, the estimation result at the time of charging, and the information of the SOC model reliability DB.
  • the “equal charge interval” determined by the uniform charge optimal planning unit is the discharge amount (Ah), charge / discharge amount (Ah), discharge of the lead storage battery. It is characterized by being based on either one of time or number of discharge days.
  • the SOC transition status stored in the SOC transition DB and the information on the plan for carrying out the equal charge determined by the equal charge optimum plan section are externally provided.
  • An SOC transition information / equal charge information output unit for outputting is provided.
  • the SOC transition information / equal charge information output unit includes the SOC transition status and the plan to carry out the equal charge, as well as the discharge amount (Ah) of the lead storage battery. ) Or information on the amount of charge / discharge (Ah) is output.
  • a lead storage battery or lead storage battery system used in a natural energy utilization system, a battery state measuring unit for measuring the state of the lead storage battery, an output factor including the current, voltage, and temperature of the lead storage battery and a charge state of the lead storage battery
  • the information of the lead storage battery is obtained from the information measured by the battery state measurement unit and the information of the SOC model.
  • the SOC estimation unit for estimating the state of charge the SOC transition DB for recording the transition state of the SOC of the lead storage battery, the SOC value estimated by the SOC estimation unit is recorded in the SOC transition DB and the transition state of the SOC is recorded. Analyzing and creating past wind power generation information to obtain the predicted value of wind power generation A wind power generation prediction DB, a wind power generation prediction unit that predicts a future amount of wind power generation using the wind power generation prediction DB, and represents the relationship between the operational status and deterioration of the battery including the SOC of the lead storage battery and charge / discharge of the battery.
  • the future wind power prediction result from the wind power prediction unit, the SOC transition status from the SOC transition history management unit and the information on the deterioration model it is optimal for extending the life of the lead storage battery
  • the wind power generation prediction result by the wind power generation prediction unit, the SOC transition state stored in the SOC transition DB, and the charge / discharge planning unit It is characterized by providing a wind power generation information / SOC transition information / charge / discharge information output unit for outputting information on the determined charge / discharge to the outside.
  • an SOC estimation unit that estimates a charge state from information on a battery state measurement unit and SOC model information, and a charge state transition of the lead storage battery are recorded.
  • SOC transition DB to be performed an estimated state of charge recorded in the SOC transition DB, an SOC transition history management unit for examining the SOC transition state, a deterioration model, and an SOC transition state and deterioration model from the SOC transition history management unit Optimize the equal charge implementation frequency and charge method from the viewpoint of SOC transition status and life / deterioration By doing so, the life of the lead-acid battery can be extended.
  • a lead storage battery system includes a lead storage battery 101, a battery state measurement unit 102, an SOC model 103, an SOC estimation unit 104, an SOC transition DB 105, an SOC transition history management unit 106, a deterioration model 107, an optimum charge optimal planning unit 108, an SOC. It includes a transition information / equal charge information output unit 109 and a uniform charge control unit 110.
  • the battery state measurement unit 102 includes a current measurement unit 102a, a voltage measurement unit 102b, and a temperature measurement unit 102c.
  • the state of the lead storage battery such as the current (A), voltage (V), and temperature (° C.) of the lead storage battery 101 is measured. taking measurement.
  • the SOC model 103 is a model that represents the relationship between the current, voltage, temperature, etc. of the lead storage battery and the battery SOC of the lead storage battery, and is created by examining the characteristics of the lead battery in advance.
  • the SOC model creation method is described in detail, including the model creation procedure in “Lead-Battery Simulation Modeling Method Using Stepped Current (Electrology B, Vol. 128, No. 8, 2008)”. Has been.
  • the SOC estimation unit 104 estimates the SOC of the lead storage battery from the information measured by the battery state measurement unit 102 and the information of the SOC model 103.
  • FIG. 2 shows an example in which the SOC is estimated using an SOC model (discharge model) representing the relationship between the current / voltage / temperature of the lead storage battery and the battery SOC of the lead storage battery.
  • SOC model discharge model
  • the SOC transition DB 105 is a database that records the status of how the SOC of the lead storage battery is transitioning.
  • the SOC estimation unit 104 records and adds SOC estimation result information to the SOC transition DB 105. There are a method of recording and updating the SOC at any time, a method of recording an estimation result at regular intervals, and the like.
  • the SOC transition history management unit 106 records the SOC value estimated by the SOC estimation unit 104 in the SOC transition DB 105 and extracts information on the past transition state of the SOC from the SOC transition DB 105. For example, in response to a request from the optimum charge optimal planning unit 108, data on the SOC transition status for a certain period immediately before is extracted and provided.
  • the deterioration model 107 includes information indicating the relationship between the operation state and deterioration of the battery including the SOC of the lead-acid battery, and the optimal uniform charging interval / method corresponding to the SOC and the SOC.
  • the deterioration model 107 is created in advance by examining the relationship between the operation of the lead storage battery and the life / deterioration.
  • the equal charge optimal planning unit 108 obtains the SOC transition state from the SOC transition history management unit 106, and according to each SOC transition state, the optimal charge interval / equal charge of the lead storage battery optimal for preventing deterioration and extending the life.
  • An equal charging interval determining unit 108a and an equal charging method determining unit 108b that determine the method are used, and an optimum method of equal charging in which the predicted life of the lead storage battery is the longest is obtained using information of the deterioration model 107.
  • the SOC transition information / equal charge information output unit 109 outputs the SOC transition state stored in the SOC transition DB 105 and the information on the plan for carrying out the uniform charge determined by the uniform charge optimal plan unit 108 to the outside.
  • the equal charge control unit 110 performs equal charge (recovery charge) on the lead storage battery 101 according to the plan determined by the equal charge optimum plan unit 108.
  • SOC estimation method SOC estimation using the SOC model and the SOC model will be described with reference to FIGS. 2 and 3 are examples of SOC models (discharge models) representing the relationship between the current / voltage / temperature of the lead storage battery and the battery SOC of the lead storage battery.
  • the curve shown in FIG. 2 shows an example of an SOC model (temperature: 25 ° C., discharge current: 8A) representing the relationship between the current / voltage / temperature of the lead storage battery and the battery SOC of the lead storage battery.
  • the vertical axis represents terminal voltage (V)
  • the horizontal axis represents SOC. Therefore, for example, it is assumed that a current of 8 A is passed when the temperature is 25 ° C., and the terminal voltage at that time is 2.04 (V). In this case, as shown in FIG. 7, it can be estimated from the SOC model that the SOC of the lead-acid battery is 0.85 (85%).
  • the SOC average is 80%, the transition range is 70% to 90%, and the SOC is higher than that in FIG. 4 (the region where sulfation of the negative electrode hardly occurs).
  • the SOC average is 40%, the transition range is 30% to 50%, and the SOC is in a range lower than that in FIG. 4 (region where sulfation of the negative electrode is likely to occur).
  • FIG. 8 shows the relationship between the SOC stay level and the optimum charge interval with respect to the SOC stay level, that is, the longest life of the lead storage battery.
  • the SOC stay level changes from moment to moment, for example, it is possible to calculate an optimum equal charge interval by applying a weight according to the stay time. Note that a method of determining “every day” as shown in FIG. 7 and a method of determining “what Ah charge / discharge (after Ah discharge)” as shown in FIG. 8 are also effective.
  • FIG. 9 shows the relationship between the SOC stay level and the overcharge amount at the time of optimal equal charge.
  • the battery state measuring unit 102 measures the state (current, voltage, temperature, etc.) of the lead storage battery 101 (S201).
  • the SOC estimation unit 104 estimates the SOC of the current lead storage battery using the SOC model 103 indicating the relationship between the current, voltage, temperature and SOC of the lead storage battery (S202). Then, the SOC transition history management unit 106 records the SOC transition of the lead storage battery 101 in the SOC transition DB 105 (S203).
  • the uniform charge optimal planning unit 108 inquires the SOC transition history management unit 106 about the SOC transition status, and the SOC transition history management unit 106 refers to the SOC transition DB 105 to indicate the SOC transition status to the uniform charge optimal planning unit 108. Inform.
  • the optimum charging optimal plan unit 108 determines the optimum operating conditions (equal charging interval / equal charging method) that can make the life longer for the SOC transition history, and information on the operation and deterioration of the lead storage battery (SOC and optimum operation). The information is obtained using the deterioration model 107 (S204).
  • the SOC transition information / equal charge information output unit 109 outputs the SOC transition information of the lead storage battery and the uniform charge execution schedule information / execution information (S205). That is, the SOC transition state stored in the SOC transition DB 105 and the information on the schedule for performing the equal charge determined by the equal charge optimum plan unit 108 are output to the outside.
  • the equal charge execution unit 110 performs equal charge on the lead storage battery according to the method determined by the equal charge optimum plan unit 108 (S206).
  • 11A and 11B show an output example (screen) of the first embodiment.
  • the transition state of the SOC and the advance notice of uniform charging are displayed.
  • SOC 100% (or more) is the portion where uniform charging is performed.
  • the execution timing of the uniform charging interval varies depending on the SOC transition state so that the life can be extended.
  • the lead storage battery user can easily operate and control the lead storage battery by notifying the execution timing of the equal charge predicted from the SOC transition state so far.
  • FIG. 12 shows a detailed functional block diagram in which higher accuracy can be expected in the second embodiment of the present invention.
  • the functional blocks of the second embodiment are the lead storage battery 101, the battery state measurement unit 102, the SOC model 301, the SOC estimation model selection unit 302, the SOC estimation unit 303, the temporary SOC estimation result DB 304, the SOC determination unit 305, and the SOC model reliability DB 306. , SOC transition DB 105, SOC transition history management unit 106, deterioration model 107, optimum charge optimal plan unit 108, SOC transition information / equal charge information output unit 109, equal charge execution unit 110, and learning unit 307.
  • the SOC model 301 is a model that represents the relationship between the output factors such as the current, voltage, and temperature of the lead storage battery and the SOC of the lead storage battery, and the output factors such as the current, voltage, and temperature of the lead storage battery and the SOC of the lead storage battery.
  • the characteristic data of the lead battery is collected and examined in advance while discharging and charging, and an SOC model composed of a discharging SOC model 301a and a charging SOC model 301b is created.
  • the SOC model creation method is described in detail, including the model creation procedure in “Lead-Battery Simulation Modeling Method Using Stepped Current (Electrology B, Vol. 128, No. 8, 2008)”. Has been.
  • the SOC estimation model selection unit 302 checks the current flowing through the lead storage battery via the battery state measurement unit 102, checks the current state of “when discharging” or “when charging”, and estimates the SOC according to the current state. From the SOC model 301, an appropriate model is selected from the SOC model 301a during discharging or the SOC model 301b during charging.
  • the SOC estimation unit 303 estimates the SOC of the lead-acid battery using a model selected from either the discharging SOC model 301a or the charging SOC model 301b and sets it as a temporary SOC.
  • the obtained temporary SOC estimation value is stored in the temporary SOC estimation result DB 304 separately for the discharge estimation result 304a and the charge estimation result 304b.
  • the SOC determination unit 305 weights the temporary SOC estimation result at the time of discharging and the temporary SOC estimation result at the time of charging, which are stored in the temporary SOC estimation result DB 304, based on the information in the SOC model reliability DB 306, The SOC is determined.
  • both the SOC model 301a during discharging and the SOC model 301b during charging have the same reliability, but in the region where the SOC is high, the SOC model 301a during discharging is more than the “charging model”.
  • the reliability of the SOC model such that the reliability is high is examined in advance, and the weight corresponding to the reliability or the proximity from the time to be estimated is added to the temporary SOC value, and the final The SOC can be determined.
  • the reliability and the time you want to find The current SOC can be determined by weighting the temporary SOC estimation result (temporary SOC estimation value for “during discharging” and “charging”) according to information such as how far away.
  • the obtained SOC is stored in the SOC transition DB 105, and thereafter, the equal charge interval and the equal charge method are similarly determined.
  • the SOC model reliability DB 306 may be provided with a learning unit 307 so that information can be updated and learned as needed.
  • the battery state measurement unit measures the state (current, voltage, temperature, etc.) of the lead storage battery (S401). Whether the state of the battery is in the discharged state or in the charged state is checked (S402). If the battery is in the discharged state, the SOC model is selected as the SOC model for discharging (S402a). If the battery is in the charged state, the SOC model is selected when charging (S402b).
  • the SOC estimation unit estimates the SOC of the current lead storage battery using the selected SOC model and sets it as a temporary SOC estimated value (S403).
  • the temporary SOC estimation value is stored in the temporary SOC estimation result DB according to the battery state (discharge / charge) (S404).
  • the previous SOC state / charge / discharge state and the reliability of the SOC model in that state are examined (S405).
  • the current SOC (estimation result) is determined using the latest SOC estimation result and the provisional SOC estimation result according to the battery state of the previous step and the reliability of the SOC model (S406).
  • the SOC transition history management unit records the SOC transition of the lead storage battery in the SOC transition DB and evaluates the SOC transition state (S407).
  • the uniform charge optimal planning unit inquires the SOC transition history management unit of the SOC transition history, and uses the deterioration model to determine the optimum operating condition equal charge interval and uniform charge method that can make the life longer for the SOC transition history. It is obtained using (S408).
  • the SOC transition information / equal charge information output unit outputs the SOC transition information of the lead storage battery and the uniform charge execution schedule information / execution information (S409).
  • the equal charge execution unit performs equal charge on the lead storage battery according to the method determined by the equal charge optimum plan unit (S410).
  • Example 3 of the present invention when a predicted value of wind power generation is obtained as natural energy, a plan and charge / discharge plan that can extend the life of the lead storage battery using the transition history of the SOC and the deterioration model are used. A method for setting a discharge target and extending the service life will be described with reference to FIGS.
  • FIG. 14 shows functional blocks according to the third embodiment of the present invention.
  • the functional blocks include a lead storage battery 101, a battery state measurement unit 102, an SOC model 103, an SOC estimation unit 104, an SOC transition DB 105, an SOC transition history management unit 106, a wind power generation prediction DB 501, a wind power generation prediction unit 502, a deterioration model 503, a charge It comprises a discharge planning unit 504, wind power generation information / SOC transition information / charge / discharge information output unit 505, charge / discharge execution unit 506, and learning unit 507.
  • the feature of the third embodiment is that the wind power generation prediction DB 501 and the wind power generation prediction unit 502 obtain the predicted value of the wind power generation ahead, the situation at that time, the transition state of the SOC, and the knowledge about the operation and deterioration of the lead storage battery ( In consideration of the deterioration model 503), the charge / discharge planning unit 504 plans to charge / discharge the lead storage battery.
  • the battery state measurement unit measures the state (current, voltage, temperature, etc.) of the lead storage battery (S601).
  • the SOC estimation unit estimates the SOC of the current lead storage battery using an SOC model indicating the relationship between the current, voltage, temperature and SOC of the lead storage battery (S602).
  • the SOC transition history management unit records the SOC transition of the lead storage battery in the SOC transition DB (S603).
  • the wind power generation prediction unit uses the wind power generation prediction DB to predict how the wind power generation amount will change in the future (S604).
  • the charge / discharge planning department uses the transition status of the SOC, the predicted results of future wind power generation, and the deterioration model that indicates the relationship between the operation (charge / discharge) and deterioration of the lead storage battery to plan the optimal charge / discharge. This is performed (S605).
  • the SOC transition information / charge / discharge information / wind power generation information output unit outputs the wind power generation prediction information, the SOC transition information of the lead storage battery, and the information related to charge / discharge (S606).
  • the charge / discharge execution unit performs charge / discharge of the lead storage battery according to the plan of the charge / discharge planning unit (S607).
  • the learning unit includes a wind power generation prediction DB (wind power generation prediction results and actual results), a deterioration model (relationship between lead storage battery operation (charge / discharge) and deterioration), and an SOC model (current, voltage, temperature, and (Relation model of SOC) is updated and learned (S608).
  • a wind power generation prediction DB wind power generation prediction results and actual results
  • a deterioration model deterioration model
  • SOC model current, voltage, temperature, and (Relation model of SOC) is updated and learned (S608).
  • 17A and 17B show an output example (output of wind power generation information / SOC transition information / charge / discharge information output unit 505) of the present embodiment.
  • the output screen displays wind power generation prediction information, a target value for charging / discharging, an execution schedule for uniform charging, and the like.
  • the prediction of wind power generation is “the prospect that the windmill will be cut out because the wind is too strong after xx hours”.
  • the output of the windmill is changed from “maximum” to “0”, so that a lot of discharge requests are made to the lead storage battery. Therefore, in this example, “the target value for charging / discharging is set higher within the SOC usage range (SOC 75%)” is displayed.
  • the operation side can systematically use the lead storage battery by outputting the prediction result of wind power generation, the target of charge / discharge, and the like.
  • the lead storage battery user who controls the lead storage battery can easily operate and control the notice of the execution timing of the equal charge.
  • FIG. 18 shows a system configuration when the present invention is applied to a wind power generation system.
  • the power generation output of wind power generation ? It is leveled by the power storage system output of the lead storage battery or lead storage battery system and supplied to the system as a stable system output.
  • the lead storage battery or the lead storage battery system of the present invention has a long life by being charged at an appropriate frequency according to the transition information of the SOC, and can greatly contribute to the efficient operation of the entire natural energy system. it can.
  • SOC model 110 Equal charge execution unit 104: SOC estimation unit 105: SOC transition DB 106: SOC transition history management unit 107: Degradation model 108: Equal charge optimal planning unit 108a: Equal charge interval determination unit 108b: Equal charge method determination unit 109: SOC transition information / equal charge information output unit 301a: SOC model during discharge 301b: SOC model during charge 302: SOC estimation model selection unit 304: Temporary SOC estimation result DB 306 : SOC model reliability DB 506: Charge / discharge execution unit 501: Wind power generation prediction DB 502: Wind power generation prediction unit 504: Charge / discharge plan unit 505: Wind power generation information / SOC transition information / charge / discharge information output unit

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Manufacturing & Machinery (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Electrochemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Microelectronics & Electronic Packaging (AREA)
  • Secondary Cells (AREA)
  • Charge And Discharge Circuits For Batteries Or The Like (AREA)
  • Tests Of Electric Status Of Batteries (AREA)

Abstract

　本発明は、自然エネルギー利用システム用の鉛蓄電池または鉛蓄電池システムにおいて、鉛蓄電池の均等充電の実施間隔を、鉛蓄電池の使用状況（ＳＯＣの推移）に応じて変えることにより鉛蓄電池を長寿命化し、ＳＯＣの把握のためのみの均等充電を減らすことで、均等充電のための電力やコスト、自然エネルギー・蓄電システムの停止機会を減らし、コスト的にも優位とする、新しい鉛蓄電池や鉛蓄電池システムを提供することを目的とする。また、鉛蓄電池を運用する側で、次回に予定される均等充電のタイミングを把握できるようにすることにより、運用管理しやすい鉛蓄電池および鉛蓄電池システムとすることを目的とする。鉛蓄電池及び鉛蓄電池システムにおいて、推定されたＳＯＣの推移状況を調べるＳＯＣ推移履歴管理部と、鉛蓄電池の劣化モデルと、ＳＯＣ推移履歴管理部からのＳＯＣ推移状況および劣化モデルの情報をもとに最適な鉛蓄電池の実施方式を計画する均等充電最適計画部を設ける。

Description

自然エネルギー利用システム用鉛蓄電池および鉛蓄電池システム
　本発明は、風力発電システムなどの自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池および鉛蓄電池システムに関する。本発明は、特に風力発電の変動抑制に使用される鉛蓄電池の充電状態（ＳＯＣ：State of Charge）の推移を把握し、ＳＯＣ推移状況に応じて適切な頻度および方式で均等充電を実施することにより、鉛蓄電池の寿命を長寿命化し、かつ均等充電のコストや、風力発電蓄電システムの停止に伴うロスを低減することが可能な、自然エネルギー利用システム向けの鉛蓄電池および鉛蓄電池システムに関するものである。
　地球温暖化は、全人類にとって重大な問題であり、各国で温暖化の進行を遅らせ食い止めるために、効率の良い電力系統・スマートグリッドを構築し、省エネルギーを推進するとともに、ＣＯ２を排出しない太陽光発電や風力発電等の自然エネルギーの大量導入を推進しようとしている。
　例えば風力発電は、大気循環の自然エネルギーを利用しておりＣＯ２を排出しないというメリットがあるものの、風まかせのため発電出力が安定せず電力系統への悪影響や電力品質の低下が懸念されている。このような電力系統への悪影響を防ぎ、エネルギーを有効利用するためには、鉛蓄電池などを用いてエネルギー変動を平準化し安定化する風力発電・蓄電システムに期待が集まっている。風力発電出力の変動抑制用途向けの鉛蓄電池は、風力発電機と同等の長寿命化や低コスト化が求められている。
　ところで、風力発電変動抑制向けの鉛蓄電池は、風力出力変動に合わせて充放電ができるように、半放電状態（ＰＳＯＣ：Partial State of Charge）で運用される。従って従来の通常は満充電にしておき必要な時に放電する非常用鉛蓄電池や、夜間に満充電にしておき昼間負荷の多い時に放電する産業用鉛蓄電池と異なり、通常運用状態では満充電とならない。この特殊な用途で、低ＳＯＣによる負極のサルフェーションによる劣化を防ぐため、定期的（通常１～２週間毎）に鉛蓄電池を満充電とする均等充電（回復充電）を実施している。均等充電のもう１つの目的は、ＳＯＣの把握を正しく行うために、定期的にＳＯＣ値をリセットし、均等充電後１００％充電状態とすることにある。
　しかし、均等充電を頻繁に行い過ぎると、逆に正極に過充電による劣化が起こり寿命を早めるなどの問題があった。
特許文献１には、鉛蓄電池の均等充電間隔を、気温に応じて変更する例が開示されている。また、特許文献２には、鉛蓄電池の均等充電量時の過充電量を従来（１１０％～１１５％）より低い設定（９９％～１０２％）とし、正極の劣化を防止する旨の開示がある。
特開２００３－２８８９４７号公報 特開２００４－３９４３４号公報
　本発明は、自然エネルギー利用システム用の鉛蓄電池または鉛蓄電池システムにおいて、鉛蓄電池の均等充電の実施間隔を、鉛蓄電池の使用状況（ＳＯＣの推移）に応じて変えることにより鉛蓄電池を長寿命化し、ＳＯＣの把握のためのみの均等充電を減らすことで、均等充電のための電力やコスト、自然エネルギー・蓄電システムの停止機会を減らし、コスト的にも優位とする、新しい鉛蓄電池や鉛蓄電池システムを提供することを目的とする。
　また、鉛蓄電池を運用する側で、次回に予定される均等充電のタイミングを把握できるようにすることにより、運用管理しやすい鉛蓄電池および鉛蓄電池システムとすることを目的とする。
　本発明は、自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池または鉛蓄電池システムであって、鉛蓄電池の状態を測定する電池状態測定部と、鉛蓄電池の電流・電圧・温度を含む出力ファクタと鉛蓄電池の充電状態の関係を表すＳＯＣモデルと、鉛蓄電池の均等充電を実施する均等充電実施部を有する鉛蓄電池または鉛蓄電池システムにおいて、前記電池状態測定部によって測定した情報と前記ＳＯＣモデルの情報から、前記鉛蓄電池の充電状態を推定するＳＯＣ推定部と、前記鉛蓄電池の充電状態がどのように推移しているかを記録するＳＯＣ推移ＤＢと、前記ＳＯＣ推定部に推定された充電状態の値を前記ＳＯＣ推移ＤＢに記録するとともにＳＯＣの推移状況を調べるＳＯＣ推移履歴管理部と、前記鉛蓄電池の充電状態を含む鉛蓄電池の運用状況と劣化の関係を表す劣化モデルと、前記ＳＯＣ推移履歴管理部からのＳＯＣ推移状況および前記劣化モデルの情報をもとに均等充電の最適な実施方式を計画する均等充電最適計画部とを設けたことを特徴とする。
　また、自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池または鉛蓄電池システムにおいて、前記均等充電最適計画部は、さらに均等充電間隔決定部と均等充電方式決定部を有することを特徴とする。
　また、自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池または鉛蓄電池システムにおいて、前記ＳＯＣモデルは放電時ＳＯＣモデルと充電時ＳＯＣモデルを有し、前記電池状態測定部の情報に基づいて前記放電時ＳＯＣモデルと充電時ＳＯＣモデルのいずれかを選択するＳＯＣ推定モデル選択部を有することを特徴とする。
　また、自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池または鉛蓄電池システムにおいて、仮ＳＯＣ推定結果ＤＢとＳＯＣモデル信頼度ＤＢを有し、前記ＳＯＣ推定部は前記放電時ＳＯＣモデルと充電時ＳＯＣモデルのいずれか選択されたモデルを用いて前記鉛蓄電池のＳＯＣである仮ＳＯＣを推定し、前記仮ＳＯＣ推定結果ＤＢに放電時推定結果と充電時推定結果に分けて格納し、前記ＳＯＣ推定部は放電時推定結果と充電時推定結果と前記ＳＯＣモデル信頼度ＤＢの情報を基に現在のＳＯＣを推定することを特徴とする。
　また、自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池または鉛蓄電池システムにおいて、前記均等充電最適計画部が決定する「均等充電間隔」は、鉛蓄電池の放電量（Ａｈ）、充放電量（Ａｈ）、放電時間または放電日数のいずれか一つを基準とすることを特徴とする。
　また、自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池または鉛蓄電池システムにおいて、前記ＳＯＣ推移ＤＢに格納されているＳＯＣ推移状況と、均等充電最適計画部により決められた均等充電の実施予定の情報を外部に出力する、ＳＯＣ推移情報・均等充電情報出力部を設けたことを特徴とする。
　また、自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池または鉛蓄電池システムにおいて、前記ＳＯＣ推移情報・均等充電情報出力部は、ＳＯＣ推移状況と、均等充電の実施予定の他に、鉛蓄電池の放電量（Ａｈ）、又は充放電量（Ａｈ）の情報を出力することを特徴とする。
　また、自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池または鉛蓄電池システムであって、鉛蓄電池の状態を測定する電池状態測定部と、鉛蓄電池の電流・電圧・温度を含む出力ファクタと鉛蓄電池の充電状態の関係を表すＳＯＣモデルと、鉛蓄電池の均等充電を実施する充放電実施部を有する鉛蓄電池または鉛蓄電池システムにおいて、前記電池状態測定部によって測定した情報と前記ＳＯＣモデルの情報から前記鉛蓄電池の充電状態を推定するＳＯＣ推定部と、前記鉛蓄電池のＳＯＣの推移状況を記録するＳＯＣ推移ＤＢと、前記ＳＯＣ推定部により推定されたＳＯＣの値をＳＯＣ推移ＤＢに記録するとともにＳＯＣの推移状況を調べるＳＯＣ推移履歴管理部と、風力発電の予測値を得るために過去の風力発電情報を分析して作成した風力発電予測ＤＢと、該風力発電予測ＤＢを用いて将来の風力発電量を予測する風力発電予測部と、前記鉛蓄電池のＳＯＣおよび電池の充放電を含む電池の運用状況と劣化の関係を表す劣化モデルと、前記風力発電予測部からの将来の風力発電予測結果と、前記ＳＯＣ推移履歴管理部からのＳＯＣ推移状況および前記劣化モデルの情報をもとに、前記鉛蓄電池の長寿命化に最適な鉛蓄電池の充放電を計画する充放電計画部と、該充放電計画部により決められた充放電の計画に従って、鉛蓄電池の充放電を制御する充放電実施部を設けたことを特徴とする。
　また、自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池または鉛蓄電池システムにおいて、前記風力発電予測部による風力発電の予測結果と、前記ＳＯＣ推移ＤＢに格納されているＳＯＣ推移状況と、前記充放電計画部により決められた充放電に関する情報を外部に出力する、風力発電情報・ＳＯＣ推移情報・充放電情報出力部を設けたことを特徴とする。
　本発明によれば、自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池または鉛蓄電池システムにおいて、電池状態測定部の情報とＳＯＣモデル情報から充電状態を推定するＳＯＣ推定部と、鉛蓄電池の充電状態推移を記録するＳＯＣ推移ＤＢと、推定された充電状態の値をＳＯＣ推移ＤＢに記録しＳＯＣの推移状況を調べるＳＯＣ推移履歴管理部と、劣化モデルと、ＳＯＣ推移履歴管理部からのＳＯＣ推移状況および劣化モデルの情報をもとに均等充電の最適な実施方式を計画する均等充電最適計画部とを設けたことによって、均等充電の実施頻度や充電方式をＳＯＣの推移状況と寿命・劣化の観点から最適化することにより、鉛蓄電池を長寿命化することができる。
本発明の実施例１の機能ブロック図 本発明の実施例１のＳＯＣモデルを利用したＳＯＣ推定のグラフ 本発明の実施例１のＳＯＣモデル（放電特性モデル）のグラフ 本発明の実施例１のＳＯＣ推移ＤＢのデータのグラフ ＳＯＣ推移ＤＢのデータのグラフ ＳＯＣ推移ＤＢのデータのグラフ 劣化モデルのグラフ 本発明の実施例１の劣化モデルのグラフ 劣化モデルのグラフ 本発明の実施例１の処理フロー図 本発明の実施例１のＳＯＣ推移状況と均等充電予告出力の説明図 本発明の実施例１のＳＯＣ推移状況と均等充電予告出力の説明図 本発明の実施例２の機能ブロック図 本発明の実施例２の処理フロー図 本発明の実施例３の機能ブロック図 本発明の実施例３の処理フロー図 本発明の実施例３の充放電目標設定の説明図 本発明の実施例３の充放電目標設定の説明図 本発明の実施例３のＳＯＣ推移状況と均等充電予告出力の説明図 本発明の実施例３のＳＯＣ推移状況と均等充電予告出力の説明図 本発明を適用する風力発電用鉛蓄電池システムを示す模式図
　以下、本発明の実施の形態を各実施例につき、図面を用いて詳しく説明する。
〔システム構成〕
　図１に、本発明の実施例１に係る自然エネルギー利用システムに適用される鉛蓄電池および鉛蓄電池システムの機能ブロック図を示す。本発明の鉛蓄電池システムは、鉛蓄電池１０１、電池状態測定部１０２、ＳＯＣモデル１０３、ＳＯＣ推定部１０４、ＳＯＣ推移ＤＢ１０５、ＳＯＣ推移履歴管理部１０６、劣化モデル１０７、均等充電最適計画部１０８、ＳＯＣ推移情報・均等充電情報出力部１０９および、均等充電制御部１１０からなる。
　上記構成要素の各機能について説明する。電池状態測定部１０２は、電流測定部１０２a、電圧測定部１０２ｂおよび温度測定部１０２ｃを有し、鉛蓄電池１０１の電流（Ａ）、電圧（Ｖ）、温度（℃）などの鉛蓄電池の状態を測定する。
　ＳＯＣモデル１０３は、鉛蓄電池の電流・電圧・温度などと鉛蓄電池の電池ＳＯＣの関係を表すモデルであり、予め鉛電池の特性を調べて作成しておく。
　なお、ＳＯＣモデルの作成方法については、一例として、「階段状電流を用いた鉛蓄電池シミュレーションモデリング手法（電学論Ｂ，１２８巻８号，２００８年）」にモデルの作成手順を含め、詳しく記載されている。
　ＳＯＣ推定部１０４は、電池状態測定部１０２によって測定した情報と、ＳＯＣモデル１０３の情報から、鉛蓄電池のＳＯＣを推定する。図２に、鉛蓄電池の電流・電圧・温度と鉛蓄電池の電池ＳＯＣの関係を表すＳＯＣモデル（放電モデル）を用いて、ＳＯＣを推定する一例を示す。
　なお、ＳＯＣモデルを用いた鉛蓄電池のＳＯＣの推定方法については、本出願の先願である特願２００９－２２５９９６に詳しく記載している。
　ＳＯＣ推移ＤＢ１０５は、鉛蓄電池のＳＯＣがどのように推移しているかの状況を記録するデータベースである。ＳＯＣ推定部１０４がＳＯＣの推定結果情報を、ＳＯＣ推移ＤＢ１０５に記録・追加してゆく。ＳＯＣの記録は、随時記録・更新する方法や、一定時間毎に推定結果を記録する方法などがある。
　ＳＯＣ推移履歴管理部１０６は、ＳＯＣ推定部１０４によって推定されたＳＯＣの値をＳＯＣ推移ＤＢ１０５に記録するとともに、ＳＯＣ推移ＤＢ１０５から、ＳＯＣの過去の推移状況の情報を引き出す。例えば、均等充電最適計画部１０８の要求により、直前の一定期間のＳＯＣ推移状況のデータを抽出し提供する。
　劣化モデル１０７は、鉛蓄電池のＳＯＣを含む電池の運用状況と劣化の関係や、ＳＯＣとＳＯＣに対応した最適な均等充電間隔・方式などを示した情報を含む。劣化モデル１０７は、予め鉛蓄電池の運用と寿命・劣化の関係を調べて作成しておく。
　なお、鉛蓄電池のＳＯＣを含む電池の運用状況と劣化の関係を表すモデルの作成方法は、本出願の先願である、特願２００９－００１３４５に詳しく実施方法を記載している。
　均等充電最適計画部１０８は、ＳＯＣ推移履歴管理部１０６からＳＯＣ推移状況を得て、各ＳＯＣ推移状況に応じて、劣化を防ぎ長寿命化するために最適な鉛蓄電池の均等充電間隔・均等充電方式を決定する均等充電間隔決定部１０８aと均等充電方式決定部１０８bを有し、最も鉛蓄電池の予測寿命が長くなる均等充電の最適な実施方式を、劣化モデル１０７の情報を利用して求める。
　ＳＯＣ推移情報・均等充電情報出力部１０９は、ＳＯＣ推移ＤＢ１０５に格納されているＳＯＣ推移状況と、均等充電最適計画部１０８により決められた均等充電の実施予定の情報を外部に出力する。
　均等充電制御部１１０は、均等充電最適計画部１０８により決められた計画に従って、鉛蓄電池１０１に対して、均等充電（回復充電）を実施する。
〔ＳＯＣ推定方式〕
　次に、図２、図３を用いて、ＳＯＣモデルとＳＯＣモデルを用いたＳＯＣの推定について説明する。図２、図３は、鉛蓄電池の電流・電圧・温度と鉛蓄電池の電池ＳＯＣの関係を表すＳＯＣモデル（放電モデル）の例である。
　図２に示すカーブは、鉛蓄電池の電流・電圧・温度と鉛蓄電池の電池ＳＯＣの関係を表すＳＯＣモデルの一例（温度：２５℃、放電電流：８Ａ）を示す。グラフは、縦軸が端子電圧（Ｖ）、横軸がＳＯＣを示す。従って、例えば温度：２５℃の時に８Ａの電流を流しており、その時の端子電圧が２．０４（Ｖ）であったとする。この場合は図７に示すように、鉛蓄電池のＳＯＣは、０．８５（８５％）であるとＳＯＣモデルから推定できる。
　図２の例では、温度：２５℃、放電電流：８Ａのみの例を示したが、例えば、温度：２５℃のモデルに限っても、図３に示すように電流毎に複数の特性カーブが存在する。さらに、温度特性や劣化度毎にこのような複数のカーブのモデルが存在する（温度特性毎や、劣化度毎にも、さらに特性カーブを設けるとよい）。
　なお、ＳＯＣモデルや、ＳＯＣモデルを用いたＳＯＣ推定方法（図２、図３）の詳細は、先に示した特願２００９－２２５９９６に実施方法を記載している。また、ＳＯＣモデルの作成方法については、一例として、「階段状電流を用いた鉛蓄電池シミュレーションモデリング手法（電学論Ｂ，１２８巻８号，２００８年）」にモデルの作成手順を含め、詳しく記載されている。
〔ＳＯＣ推移状況〕
　次に、図４～図６を用いて、ＳＯＣ推移ＤＢに格納されているＳＯＣ推移状況の例を示す。図の例では、時刻毎のＳＯＣの推移や、ある時間帯でのＳＯＣの平均・推移幅などを示している。図４では、ＳＯＣ平均が６０％、推移幅が３０％～９０％となっている。図５では、ＳＯＣ平均が８０％、推移幅が７０％～９０％と、図４よりＳＯＣが高めの範囲（負極のサルフェーションが起こりにくい領域）で推移している。逆に、図６では、ＳＯＣ平均が４０％、推移幅が３０％～５０％と、図４よりＳＯＣが低めの範囲（負極のサルフェーションが起こりやすい領域）で推移している。
〔劣化モデル〕
　続いて、図７～図９を用いて、鉛蓄電池の劣化モデル１０７の例を示す。図７の例では、ＳＯＣ推移の中心と、それに対して最適な、すなわち鉛蓄電池を最も長寿命化可能な均等充電間隔の関係を示している。図８では、ＳＯＣ滞在レベルとそれに対して最適な、すなわち鉛蓄電池を最も長寿命化可能な均等充電間隔の関係を示している。ＳＯＣ滞在レベルは時々刻々と変化するが、例えばその滞在時間に応じた重みをつけて、最適な均等充電間隔を算出することも可能である。なお、均等充電間隔は、図７のように、「何日毎」と決める方法や、図８のように、「何Ａｈ充放電後（何Ａｈ放電後）」と決める方法も有効である。図９は、ＳＯＣ滞在レベルと、それに対して最適な均等充電時の過充電量の関係を示している。
　このように、ＳＯＣの推移状況に応じて、均等充電のタイミング（均等充電間隔）や、均等充電の方式、過充電量などを適切にすることで、鉛蓄電池を長寿命化することが可能である。なお、劣化モデルの作成方法の詳細についても先の特願２００９－２２５９９６に実施方法を記載している。
〔システム処理フロー〕
　次に、図１０を用いて、実施例１の処理フローについて各ステップ毎に説明する。まず、電池状態測定部１０２が鉛蓄電池１０１の状態（電流・電圧・温度など）を測定する（Ｓ２０１）。
　次に、ＳＯＣ推定部１０４は、鉛蓄電池の電流・電圧・温度とＳＯＣの関係を示すＳＯＣモデル１０３を利用し、現在の鉛蓄電池のＳＯＣを推定する（Ｓ２０２）。
そして、ＳＯＣ推移履歴管理部１０６は、鉛蓄電池１０１のＳＯＣの推移をＳＯＣ推移ＤＢ１０５に記録する（Ｓ２０３）。
　均等充電最適計画部１０８は、ＳＯＣの推移状況をＳＯＣ推移履歴管理部１０６に照会し、ＳＯＣ推移履歴管理部１０６は、ＳＯＣ推移ＤＢ１０５を参照し、ＳＯＣの推移状況を均等充電最適計画部１０８に知らせる。均等充電最適計画部１０８は、そのＳＯＣ推移履歴に対して、寿命を長寿命とできる最適な運用条件（均等充間隔・均等充電方式）を鉛蓄電池の運用と劣化に関する情報（ＳＯＣと最適な運用に関する情報）である劣化モデル１０７を利用して求める（Ｓ２０４）。
　ＳＯＣ推移情報・均等充電情報出力部１０９は、鉛蓄電池のＳＯＣ推移情報、および、均等充電実施予定情報・実施情報を出力する（Ｓ２０５）。即ち、ＳＯＣ推移ＤＢ１０５に格納されているＳＯＣ推移状況と、均等充電最適計画部１０８により決められた均等充電の実施予定の情報を外部に出力する。
　均等充電実施部１１０は、均等充電最適計画部１０８の決定した方法に従って、鉛蓄電池に対して均等充電を実施する（Ｓ２０６）。
　以上の処理により、鉛蓄電池の使用状況（ＳＯＣ推移状況）に応じて、鉛蓄電池の寿命を長寿命とする最適な均等充電を実施することができる。
　図１１Ａ、１１Ｂは、実施例１の出力例（画面）を示す。出力には、ＳＯＣの推移状況、および、均等充電の実施予告を表示している。グラフで、ＳＯＣ１００％（以上）となっているところが、均等充電を実施している部分である。均等充電間隔は、ＳＯＣの推移状況によって、寿命を長寿命とできるよう、実施タイミングが変わる。しかし、図１１Ａ、１１Ｂのように、これまでのＳＯＣ推移状況から予測される均等充電の実施タイミングを予告することにより、鉛蓄電池ユーザは鉛蓄電池の運用・制御がしやすくなる。
〔システム構成〕
　次に、図１２に、本発明の実施例２において、より高精度を期待できる詳細な機能ブロック図を示す。実施例２の機能ブロックは、鉛蓄電池１０１、電池状態測定部１０２、ＳＯＣモデル３０１、ＳＯＣ推定モデル選択部３０２、ＳＯＣ推定部３０３、仮ＳＯＣ推定結果ＤＢ３０４、ＳＯＣ決定部３０５、ＳＯＣモデル信頼度ＤＢ３０６、ＳＯＣ推移ＤＢ１０５、ＳＯＣ推移履歴管理部１０６、劣化モデル１０７、均等充電最適計画部１０８、ＳＯＣ推移情報・均等充電情報出力部１０９および、均等充電実施部１１０、学習部３０７からなる。
　実施例２の各機能のうち、図１と異なる部分についてのみ説明する。ＳＯＣモデル３０１は、鉛蓄電池の電流・電圧・温度等の出力ファクタと鉛蓄電池のＳＯＣの関係を表すモデルであり、放電時の鉛蓄電池の電流・電圧・温度等の出力ファクタと鉛蓄電池のＳＯＣの関係を表す放電時ＳＯＣモデル３０１aと、充電時の鉛蓄電池の電流・電圧・温度などと鉛蓄電池のＳＯＣの関係を表す充電時ＳＯＣモデル３０１bとから成る。ここで、予め放電・充電を行いながら鉛電池の特性データを収集して調べ、放電時ＳＯＣモデル３０１aと充電時ＳＯＣモデル３０１bからなるＳＯＣモデルを作成しておく。
　なお、ＳＯＣモデルの作成方法については、一例として、「階段状電流を用いた鉛蓄電池シミュレーションモデリング手法（電学論Ｂ，１２８巻８号，２００８年）」にモデルの作成手順を含め、詳しく記載されている。
　ＳＯＣ推定モデル選択部３０２は、電池状態測定部１０２を介して鉛蓄電池に流れる電流を調べて、「放電時」か「充電時」かの電流状態を調べ、電流状態に応じて、ＳＯＣの推定に用いるモデルをＳＯＣモデル３０１の中から、放電時ＳＯＣモデル３０１aまたは充電時ＳＯＣモデル３０１bのいずれか適切なモデルを選択する。
　ＳＯＣ推定部３０３は、放電時ＳＯＣモデル３０１aまたは充電時ＳＯＣモデル３０１bのいずれか選択されたモデルを使って鉛蓄電池のＳＯＣを推定し、仮ＳＯＣとする。なお、求められた仮ＳＯＣ推定値は、仮ＳＯＣ推定結果ＤＢ３０４に、放電時推定結果３０４ａと充電時推定結果３０４ｂに分けて格納する。
　ＳＯＣ決定部３０５は、仮ＳＯＣ推定結果ＤＢ３０４に格納されている、放電時の仮ＳＯＣ推定結果、充電時の仮ＳＯＣ推定結果を、ＳＯＣモデル信頼度ＤＢ３０６の情報をもとに重み付けして、現在のＳＯＣを決定する。
　例えば、ＳＯＣが低い領域では、放電時ＳＯＣモデル３０１aと充電時ＳＯＣモデル３０１bのいずれも信頼度が同程度であるが、ＳＯＣが高い領域では、「充電モデル」よりも放電時ＳＯＣモデル３０１aの方が信頼度が高い、といったＳＯＣモデルの信頼度を予め調べておき、仮ＳＯＣの値に信頼度に応じた重みや、推定したい時刻からの近さなどに応じた重みをつけて、最終的なＳＯＣを決定することができる。
　例えば、今「ＳＯＣが高い領域」であるが、今は「充電」中だが、ごくわずか前に「放電」していてその時の仮ＳＯＣ値があるといった場合に、信頼度と、求めたい時刻からどの程度離れているか等の情報により、仮ＳＯＣ推定結果（「放電時」「充電時」別の仮ＳＯＣ推定値）に重みづけして、現在のＳＯＣを決定することができる。
　求められたＳＯＣは、ＳＯＣ推移ＤＢ１０５に格納され、後は、同様に、均等充電間隔・均等充電方式が決定される。なお、ＳＯＣモデル信頼度ＤＢ３０６は、学習部３０７を設けることにより、随時、情報の更新・学習ができるようにしてもよい。
　以上により、放電時ＳＯＣモデル３０１a、充電時ＳＯＣ推定モデル３０１bと「信頼度」をもとに、高精度にＳＯＣを推定しつつ、均等充電間隔や均等充電方式を決定することができる。
〔システム処理フロー〕
　次に、図１３を用いて、実施例２の処理フローについて、簡単に説明する。電池状態測定部が鉛蓄電池の状態（電流・電圧・温度など）を測定する（Ｓ４０１）。電池の状態は、放電状態か、あるいは、充電状態か調べ（Ｓ４０２）、放電状態ならば、ＳＯＣモデルは、放電時ＳＯＣモデルを選択する（Ｓ４０２ａ）。充電状態ならば、ＳＯＣモデルは、充電時ＳＯＣモデルを選択する（Ｓ４０２ｂ）。ＳＯＣ推定部は、選択したＳＯＣモデルを利用し、現在の鉛蓄電池のＳＯＣを推定し、仮ＳＯＣ推定値とする（Ｓ４０３）。仮ＳＯＣ推定値は、電池状態（放電・充電）に応じて、仮ＳＯＣ推定結果ＤＢに格納する（Ｓ４０４）。ＳＯＣ推移ＤＢを参照し、直前のＳＯＣ状態・充放電状態、および、その状態でのＳＯＣモデルの信頼度を調べる（Ｓ４０５）。前ステップの電池状態、ＳＯＣモデルの信頼度に応じて、直近のＳＯＣ推定結果、および、仮ＳＯＣ推定結果を用いて、現在のＳＯＣ（推定結果）を決定する（Ｓ４０６）。
　ＳＯＣ推移履歴管理部は、鉛蓄電池のＳＯＣの推移をＳＯＣ推移ＤＢに記録するとともに、ＳＯＣの推移状況を評価する（Ｓ４０７）。均等充電最適計画部は、ＳＯＣの推移状況をＳＯＣ推移履歴管理部に照会し、そのＳＯＣ推移履歴に対して、寿命を長寿命とできる最適な運用条件均等充間隔・均等充電方式を劣化モデルを利用して求める（Ｓ４０８）。ＳＯＣ推移情報・均等充電情報出力部は、鉛蓄電池のＳＯＣ推移情報、および、均等充電実施予定情報・実施情報を出力する（Ｓ４０９）。均等充電実施部は、均等充電最適計画部の決定した方法に従って鉛蓄電池に対して均等充電を実施する（Ｓ４１０）。以上の処理により、鉛蓄電池の使用状況（ＳＯＣ推移状況）に応じて、鉛蓄電池の寿命を長寿命とする最適な均等充電を実施することができる。
　次に、本発明の実施例３として、自然エネルギーとして風力発電の予測値が得られる場合に、ＳＯＣの推移履歴と劣化モデルを使って、鉛蓄電池を長寿命化可能な充放電の計画や充放電目標を立て、長寿命化する方式について図１４、図１５を用いて説明する。
　図１４は、本発明の実施例３の機能ブロックを表す。機能ブロックは、鉛蓄電池１０１、電池状態測定部１０２、ＳＯＣモデル１０３、ＳＯＣ推定部１０４、ＳＯＣ推移ＤＢ１０５、ＳＯＣ推移履歴管理部１０６、風力発電予測ＤＢ５０１、風力発電予測部５０２、劣化モデル５０３、充放電計画部５０４、風力発電情報・ＳＯＣ推移情報・充放電情報出力部５０５、充放電実施部５０６、学習部５０７からなる。
　実施例３の特徴は、風力発電予測ＤＢ５０１、風力発電予測部５０２により、この先の風力発電の予測値を得て、その時の状況、ＳＯＣの推移状況、および、鉛蓄電池の運用と劣化に関する知見（劣化モデル５０３）を考慮して、充放電計画部５０４が鉛蓄電池の充放電を計画することにある。
〔システム処理フロー〕
　次に、図１５を用いて、処理フローについて説明する。まず、電池状態測定部が鉛蓄電池の状態（電流・電圧・温度など）を測定する（Ｓ６０１）。次に、ＳＯＣ推定部は、鉛蓄電池の電流・電圧・温度とＳＯＣの関係を示すＳＯＣモデルを利用し、現在の鉛蓄電池のＳＯＣを推定する（Ｓ６０２）。
　そして、ＳＯＣ推移履歴管理部は、鉛蓄電池のＳＯＣの推移をＳＯＣ推移ＤＢに記録する（Ｓ６０３）。
　風力発電予測部は、風力発電予測ＤＢを利用し、今後、風力発電量がどのように推移するか予測する（Ｓ６０４）。
　充放電計画部は、ＳＯＣの推移状況、風力発電量の今後の推移予測結果、および、鉛蓄電池の運用（充放電）と劣化の関係を示す劣化モデルを利用し、最適な充放電の計画を行う（Ｓ６０５）。
　ＳＯＣ推移情報・充放電情報・風力発電情報出力部は、風力発電予測情報、鉛蓄電池のＳＯＣ推移情報、および充放電に関する情報を出力する（Ｓ６０６）。充放電実施部は、充放電計画部の計画に従って、鉛蓄電池の充放電を実施する（Ｓ６０７）。
　さらに、学習部は、風力発電予測ＤＢ（風力発電の予測結果と実際の結果）、劣化モデル（鉛蓄電池の運用（充放電）と劣化の関係）、および、ＳＯＣモデル（電流・電圧・温度とＳＯＣの関係モデル）を更新・学習する（Ｓ６０８）。
　以上の処理により、自然エネルギーとして風力発電の予測値が得られる場合に、ＳＯＣの推移履歴と劣化モデルを使って、鉛蓄電池を長寿命化可能な充放電の計画や充放電目標を立て、長寿命化する方式が実施できる。
〔出力例〕
　図１６Ａ、１６Ｂに、充放電計画の出力例を示す。例えば、今から××時間後に風が急激に弱まり、出力が急激に落ち、それを補うために、鉛蓄電池に放電が多く要求される見込みであるとする。すると、充放電計画部５０４は、ＳＯＣ使用範囲内で充放電の目標値を高めに設定して大量放電に備える、といった計画を立てることができる。このように、現時点から先の未来の状況も予測しながら鉛蓄電池を長寿命化可能な運用を計画することにより、さらに、鉛蓄電池の寿命を延ばすことが期待できる。
　図１７Ａ、１７Ｂは、本実施例の出力例（風力発電情報・ＳＯＣ推移情報・充放電情報出力部５０５の出力）を示す。出力画面には、ＳＯＣの推移状況（グラフ）の他、風力発電の予測情報、充放電の目標値、均等充電の実施予定などを表示している。この例では、風力発電の予測が「××時間後、風が強すぎて、風車がカットアウトとなる見通し」となっている。カットアウトとなると風車の出力が「最大」から「０」となってしまうため、鉛蓄電池に対してたくさんの放電要求がくる。そのため、この例では、「充放電の目標値は、ＳＯＣ使用範囲内の高め（ＳＯＣ７５％）に設定します」と表示されている。このように、風力発電の予測結果や、充放電の目標などを出力することで、運用側が計画的に鉛蓄電池を利用することができる。また、均等充電の実施タイミング予告も、鉛蓄電池を制御する鉛蓄電池ユーザにとって、運用・制御しやすくすることができる。
　図１８は、本発明を風力発電システムに適用した場合のシステム構成を示す。図１８において、風力発電の発電出力は。鉛蓄電池または鉛蓄電池システムの蓄電システム出力により平準化され、安定した系統出力として系統に供給される。この風力発電システムにおいて、本発明の鉛蓄電池または鉛蓄電池システムは、ＳＯＣの推移情報により適切な頻度で充電されることにより長寿命化され、自然エネルギーシステム全体の効率的運用に大きく貢献することができる。
１０１：鉛蓄電池　１０２：電池状態測定部　１０３：ＳＯＣモデル　１１０：均等充電実施部　１０４：ＳＯＣ推定部　１０５：ＳＯＣ推移ＤＢ　１０６：ＳＯＣ推移履歴管理部　１０７：劣化モデル　１０８：均等充電最適計画部　１０８ａ：均等充電間隔決定部　１０８ｂ：均等充電方式決定部　１０９：ＳＯＣ推移情報・均等充電情報出力部　３０１ａ：放電時ＳＯＣモデル　３０１ｂ：充電時ＳＯＣモデル　３０２：ＳＯＣ推定モデル選択部　３０４：仮ＳＯＣ推定結果ＤＢ　３０６：ＳＯＣモデル信頼度ＤＢ　５０６：充放電実施部　５０１：風力発電予測ＤＢ　５０２：風力発電予測部　５０４：充放電計画部　５０５：風力発電情報・ＳＯＣ推移情報・充放電情報出力部

Claims (18)

  1. 　自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池であって、鉛蓄電池の状態を測定する電池状態測定部と、鉛蓄電池の電流・電圧・温度を含む出力ファクタと鉛蓄電池の充電状態の関係を表すＳＯＣモデルと、鉛蓄電池の均等充電を実施する均等充電実施部を有する鉛蓄電池において、
    　前記電池状態測定部によって測定した情報と前記ＳＯＣモデルの情報から、前記鉛蓄電池の充電状態を推定するＳＯＣ推定部と、前記鉛蓄電池の充電状態がどのように推移しているかを記録するＳＯＣ推移ＤＢと、前記ＳＯＣ推定部に推定された充電状態の値を前記ＳＯＣ推移ＤＢに記録するとともにＳＯＣの推移状況を調べるＳＯＣ推移履歴管理部と、前記鉛蓄電池の充電状態を含む鉛蓄電池の運用状況と劣化の関係を表す劣化モデルと、前記ＳＯＣ推移履歴管理部からのＳＯＣ推移状況および前記劣化モデルの情報をもとに均等充電の最適な実施方式を計画する均等充電最適計画部とを設けたことを特徴とする自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池。
  2. 　請求項１に記載された自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池において、前記均等充電最適計画部は、さらに均等充電間隔決定部と均等充電方式決定部を有することを特徴とする自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池。
  3. 　請求項１又は２に記載された自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池において、前記ＳＯＣモデルは放電時ＳＯＣモデルと充電時ＳＯＣモデルを有し、前記電池状態測定部の情報に基づいて前記放電時ＳＯＣモデルと充電時ＳＯＣモデルのいずれかを選択するＳＯＣ推定モデル選択部を有することを特徴とする自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池。
  4. 　請求項１又は２に記載された自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池において、仮ＳＯＣ推定結果ＤＢとＳＯＣモデル信頼度ＤＢを有し、前記ＳＯＣ推定部は前記放電時ＳＯＣモデルと充電時ＳＯＣモデルのいずれか選択されたモデルを用いて前記鉛蓄電池のＳＯＣである仮ＳＯＣを推定し、前記仮ＳＯＣ推定結果ＤＢに放電時推定結果と充電時推定結果に分けて格納し、前記ＳＯＣ推定部は放電時推定結果と充電時推定結果と前記ＳＯＣモデル信頼度ＤＢの情報を基に現在のＳＯＣを推定することを特徴とする自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池。
  5. 　請求項１又は２に記載された自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池において、前記均等充電最適計画部が決定する均等充電間隔は、鉛蓄電池の放電量（Ａｈ）、充放電量（Ａｈ）、放電時間または放電日数のいずれか一つを基準とすることを特徴とする自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池。
  6. 　請求項１又は２に記載された自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池において、前記ＳＯＣ推移ＤＢに格納されているＳＯＣ推移状況と、均等充電最適計画部により決められた均等充電の実施予定の情報を外部に出力する、ＳＯＣ推移情報・均等充電情報出力部を設けたことを特徴とする自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池。
  7. 　請求項６に記載された自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池において、前記ＳＯＣ推移情報・均等充電情報出力部は、ＳＯＣ推移状況と、均等充電の実施予定の他に、鉛蓄電池の放電量（Ａｈ）、又は充放電量（Ａｈ）の情報を出力することを特徴とする自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池。
  8. 　自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池であって、鉛蓄電池の状態を測定する電池状態測定部と、鉛蓄電池の電流・電圧・温度を含む出力ファクタと鉛蓄電池の充電状態の関係を表すＳＯＣモデルと、鉛蓄電池の均等充電を実施する充放電実施部を有する鉛蓄電池において、
    　前記電池状態測定部によって測定した情報と前記ＳＯＣモデルの情報から前記鉛蓄電池の充電状態を推定するＳＯＣ推定部と、前記鉛蓄電池のＳＯＣの推移状況を記録するＳＯＣ推移ＤＢと、前記ＳＯＣ推定部により推定されたＳＯＣの値をＳＯＣ推移ＤＢに記録するとともにＳＯＣの推移状況を調べるＳＯＣ推移履歴管理部と、風力発電の予測値を得るために過去の風力発電情報を分析して作成した風力発電予測ＤＢと、該風力発電予測ＤＢを用いて将来の風力発電量を予測する風力発電予測部と、前記鉛蓄電池のＳＯＣおよび電池の充放電を含む電池の運用状況と劣化の関係を表す劣化モデルと、前記風力発電予測部からの将来の風力発電予測結果と、前記ＳＯＣ推移履歴管理部からのＳＯＣ推移状況および前記劣化モデルの情報をもとに、前記鉛蓄電池の長寿命化に最適な鉛蓄電池の充放電を計画する充放電計画部と、該充放電計画部により決められた充放電の計画に従って、鉛蓄電池の充放電を制御する充放電実施部を設けたことを特徴とする自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池。
  9. 　請求項８に記載された自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池において、前記風力発電予測部による風力発電の予測結果と、前記ＳＯＣ推移ＤＢに格納されているＳＯＣ推移状況と、前記充放電計画部により決められた充放電に関する情報を外部に出力する、風力発電情報・ＳＯＣ推移情報・充放電情報出力部を設けたことを特徴とする自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池。
  10. 　鉛蓄電池と、鉛蓄電池の状態を測定する電池状態測定部と、前記鉛蓄電池の電流・電圧・温度などのファクタと鉛蓄電池の電池充電状態の関係を表すＳＯＣモデルと、前記鉛蓄電池の均等充電を実施する均等充電実施部を有する自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池システムにおいて、
    　前記電池状態測定部によって測定した情報と前記ＳＯＣモデルの情報から、前記鉛蓄電池の充電状態を推定するＳＯＣ推定部と、前記鉛蓄電池の充電状態がどのように推移しているかを記録するＳＯＣ推移ＤＢと、前記ＳＯＣ推定部に推定された充電状態の値を前記ＳＯＣ推移ＤＢに記録するとともにＳＯＣの推移状況を調べるＳＯＣ推移履歴管理部と、前記鉛蓄電池の充電状態を含む鉛蓄電池の運用状況と劣化の関係を表す劣化モデルと、前記ＳＯＣ推移履歴管理部からのＳＯＣ推移状況および前記劣化モデルの情報をもとに均等充電の最適な実施方式を計画する均等充電最適計画部とを設けたことを特徴とする自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池システム。
  11. 　請求項１０に記載された自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池システムにおいて、前記均等充電最適計画部は、さらに均等充電間隔決定部と均等充電方式決定部を有することを特徴とする自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池システム。
  12. 　請求項１０又は１１に記載された自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池システムにおいて、前記ＳＯＣモデルは放電時ＳＯＣモデルと充電時ＳＯＣモデルを有し、前記電池状態測定部の情報に基づいて前記放電時ＳＯＣモデルと充電時ＳＯＣモデルのいずれかを選択するＳＯＣ推定モデル選択部を有することを特徴とする自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池システム。
  13. 　請求項１０又は１１に記載された自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池システムにおいて、仮ＳＯＣ推定結果ＤＢとＳＯＣモデル信頼度ＤＢを有し、前記ＳＯＣ推定部は前記放電時ＳＯＣモデルと充電時ＳＯＣモデルのいずれか選択されたモデルを用いて前記鉛蓄電池のＳＯＣである仮ＳＯＣを推定し、前記仮ＳＯＣ推定結果ＤＢに放電時推定結果と充電時推定結果に分けて格納し、前記ＳＯＣ推定部は放電時推定結果と充電時推定結果と前記ＳＯＣモデル信頼度ＤＢの情報を基に現在のＳＯＣを推定することを特徴とする自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池システム。
  14. 　請求項１０又は１１に記載された自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池システムにおいて、前記均等充電最適計画部が決定する均等充電間隔は、鉛蓄電池の放電量（Ａｈ）、充放電量（Ａｈ）、放電時間または放電日数のいずれか一つを基準とすることを特徴とする自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池システム。
  15. 　請求項１０又は１１に記載された自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池システムにおいて、前記ＳＯＣ推移ＤＢに格納されているＳＯＣ推移状況と、均等充電最適計画部により決められた均等充電の実施予定の情報を外部に出力する、ＳＯＣ推移情報・均等充電情報出力部を設けたことを特徴とする自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池システム。
  16. 　請求項１５に記載された自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池システムにおいて、前記ＳＯＣ推移情報・均等充電情報出力部は、ＳＯＣ推移状況と、均等充電の実施予定の他に、鉛蓄電池の放電量（Ａｈ）、又は充放電量（Ａｈ）の情報を出力することを特徴とする自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池システム。
  17. 　自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池システムであって、鉛蓄電池の状態を測定する電池状態測定部と、鉛蓄電池の電流・電圧・温度を含む出力ファクタと鉛蓄電池の充電状態の関係を表すＳＯＣモデルと、鉛蓄電池の均等充電を実施する充放電実施部を有する鉛蓄電池システムにおいて、
    　前記電池状態測定部によって測定した情報と前記ＳＯＣモデルの情報から前記鉛蓄電池の充電状態を推定するＳＯＣ推定部と、前記鉛蓄電池のＳＯＣの推移状況を記録するＳＯＣ推移ＤＢと、前記ＳＯＣ推定部により推定されたＳＯＣの値をＳＯＣ推移ＤＢに記録するとともにＳＯＣの推移状況を調べるＳＯＣ推移履歴管理部と、風力発電の予測値を得るために過去の風力発電情報を分析して作成した風力発電予測ＤＢと、該風力発電予測ＤＢを用いて将来の風力発電量を予測する風力発電予測部と、前記鉛蓄電池のＳＯＣおよび電池の充放電を含む電池の運用状況と劣化の関係を表す劣化モデルと、前記風力発電予測部からの将来の風力発電予測結果と、前記ＳＯＣ推移履歴管理部からのＳＯＣ推移状況および前記劣化モデルの情報をもとに、前記鉛蓄電池の長寿命化に最適な鉛蓄電池の充放電を計画する充放電計画部と、該充放電計画部により決められた充放電の計画に従って、鉛蓄電池の充放電を制御する充放電実施部を設けたことを特徴とする自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池システム。
  18. 　請求項１７に記載された自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池システムにおいて、前記風力発電予測部による風力発電の予測結果と、前記ＳＯＣ推移ＤＢに格納されているＳＯＣ推移状況と、前記充放電計画部により決められた充放電に関する情報を外部に出力する、風力発電情報・ＳＯＣ推移情報・充放電情報出力部を設けたことを特徴とする自然エネルギー利用システムに用いられる鉛蓄電池システム。
PCT/JP2011/050625 2010-08-11 2011-01-17 自然エネルギー利用システム用鉛蓄電池および鉛蓄電池システム WO2012020575A1 (ja)

Priority Applications (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201180000041.5A CN102439782B (zh) 2010-08-11 2011-01-17 用于自然能源利用系统的铅蓄电池和铅蓄电池系统
KR1020117003728A KR101778309B1 (ko) 2010-08-11 2011-01-17 자연 에너지 이용 시스템용 납 축전지 및 납 축전지 시스템
US13/059,253 US8866443B2 (en) 2010-08-11 2011-01-17 Lead acid storage battery and lead acid storage battery system for natural energy utilization system
EP11702780.5A EP2605327B1 (en) 2010-08-11 2011-01-17 Lead storage battery and lead storage battery system for system utilising natural energy

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2010179912A JP5447282B2 (ja) 2010-08-11 2010-08-11 自然エネルギー利用システム用鉛蓄電池および鉛蓄電池システム
JP2010-179912 2010-08-11

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2012020575A1 true WO2012020575A1 (ja) 2012-02-16

Family

ID=45567549

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2011/050625 WO2012020575A1 (ja) 2010-08-11 2011-01-17 自然エネルギー利用システム用鉛蓄電池および鉛蓄電池システム

Country Status (5)

Country Link
EP (1) EP2605327B1 (ja)
JP (1) JP5447282B2 (ja)
KR (1) KR101778309B1 (ja)
CN (1) CN102439782B (ja)
WO (1) WO2012020575A1 (ja)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2014077588A1 (ko) * 2012-11-13 2014-05-22 주식회사 엘지화학 이차전지의 충전 및 방전 제어 장치 및 방법
JP2016185059A (ja) * 2014-07-11 2016-10-20 エンコアード テクノロジーズ インク 消費特性に応じた電力消費量の予測方法、電力消費量予測モデルの生成方法、電力消費量の予測装置
CN113488703A (zh) * 2021-07-01 2021-10-08 国网河北省电力有限公司电力科学研究院 一种退役铅酸蓄电池活化与再利用方法

Families Citing this family (26)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2778699A4 (en) 2011-11-08 2015-07-29 Shin Kobe Electric Machinery BATTERY CONDITION MONITORING SYSTEM
US9236748B2 (en) * 2012-08-30 2016-01-12 Texas Instruments Incorporated Method and apparatus of charging the battery with globally minimized integral degradation possible for predefined charging duration
JP6246539B2 (ja) * 2012-09-20 2017-12-13 積水化学工業株式会社 蓄電池管理装置、蓄電池管理方法及びプログラム
JP6122594B2 (ja) * 2012-09-20 2017-04-26 積水化学工業株式会社 蓄電池管理装置、蓄電池管理方法及びプログラム
KR101547006B1 (ko) * 2012-10-26 2015-08-24 주식회사 엘지화학 배터리 잔존 용량 추정 장치 및 방법
KR101547005B1 (ko) * 2012-10-26 2015-08-24 주식회사 엘지화학 배터리 잔존 용량 추정 장치 및 방법
WO2014080595A1 (ja) * 2012-11-20 2014-05-30 三洋電機株式会社 電池管理装置および電源装置
JP6094598B2 (ja) * 2013-02-01 2017-03-15 トヨタ自動車株式会社 電池システム
JP6036404B2 (ja) * 2013-02-27 2016-11-30 日立化成株式会社 蓄電池制御システム及びその蓄電池劣化度予測方法
JP2014190763A (ja) * 2013-03-26 2014-10-06 Toshiba Corp 電池寿命推定方法及び電池寿命推定装置
CN103197256B (zh) * 2013-04-07 2016-01-20 吉林大学 锂离子电池soc估计方法
US9846886B2 (en) * 2013-11-07 2017-12-19 Palo Alto Research Center Incorporated Strategic modeling for economic optimization of grid-tied energy assets
FR3015124A1 (fr) * 2013-12-16 2015-06-19 Commissariat Energie Atomique Charge d'une batterie
JP2015178963A (ja) 2014-03-18 2015-10-08 株式会社東芝 算出装置及び算出方法
JP6333595B2 (ja) * 2014-03-26 2018-05-30 古河電池株式会社 蓄電池システムの運用方法、および蓄電池システムの運用装置
WO2015151696A1 (ja) * 2014-04-01 2015-10-08 株式会社 東芝 監視装置、制御装置及び制御システム
AU2015358776B2 (en) * 2014-12-10 2020-07-02 Gs Yuasa International Ltd. Energy storage device state estimation device and energy storage device state estimation method
JP6664264B2 (ja) * 2016-04-11 2020-03-13 三菱電機株式会社 蓄電池運転計画作成装置
JP2018046667A (ja) * 2016-09-14 2018-03-22 株式会社東芝 充電パターン作成装置、充電制御装置、充電パターン作成方法、プログラム、及び蓄電システム
WO2018147194A1 (ja) * 2017-02-07 2018-08-16 日本電気株式会社 蓄電池制御装置、充放電制御方法、及び記録媒体
CN108321446B (zh) * 2018-01-30 2020-02-18 上海交通大学 基于条件折旧均衡算法的多电池储能优化管理方法及系统
JP6984460B2 (ja) * 2018-02-06 2021-12-22 昭和電工マテリアルズ株式会社 蓄電制御装置、蓄電制御方法、および蓄電制御プログラム
JP7067139B2 (ja) * 2018-03-08 2022-05-16 いすゞ自動車株式会社 セルバランス制御装置およびセルバランス制御システム
KR102065120B1 (ko) 2018-09-27 2020-02-11 경북대학교 산학협력단 신경회로망 기반 배터리 잔존량 추정방법 및 장치
JP2022145273A (ja) 2021-03-19 2022-10-03 本田技研工業株式会社 二次電池の状態推定装置
CN114336773B (zh) * 2021-11-18 2024-04-23 华能新能源股份有限公司 一种考虑功率预测的风电场功率型储能配置方法

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2003288947A (ja) 2002-03-27 2003-10-10 Matsushita Electric Ind Co Ltd 蓄電池システム
JP2004039434A (ja) 2002-07-03 2004-02-05 Japan Storage Battery Co Ltd 鉛蓄電池の充電制御方法
JP2004186087A (ja) * 2002-12-05 2004-07-02 Matsushita Electric Ind Co Ltd 蓄電池の制御方法
JP2009001345A (ja) 2007-06-19 2009-01-08 Ishikawajima Transport Machinery Co Ltd クレーンの免震支持装置
JP2009225996A (ja) 2008-03-21 2009-10-08 Daiichi Shokai Co Ltd 遊技機
WO2010079745A1 (ja) * 2009-01-07 2010-07-15 新神戸電機株式会社 風力発電用蓄電池制御システム及びその制御方法

Family Cites Families (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE60140640D1 (de) * 2000-05-29 2010-01-14 Panasonic Corp Batterieladeverfahren
JP3772765B2 (ja) * 2001-05-11 2006-05-10 トヨタ自動車株式会社 リフレッシュ充電制御装置
JP4514449B2 (ja) * 2003-12-24 2010-07-28 古河電気工業株式会社 二次蓄電池の残存容量を判定する方法、および、判定結果を用いて車両に搭載された二次電池の残存容量を検出する方法と装置、並びに、二次蓄電池の残存容量を判定するための端子電圧を演算するために使用する傾きと切片とを求める方法と装置
JP5273794B2 (ja) * 2006-08-29 2013-08-28 日本電気株式会社 二次電池のｓｏｃ値を推定する方法及び装置並びに劣化判定方法及び装置
JP4698718B2 (ja) * 2008-09-30 2011-06-08 株式会社日立製作所 風力発電装置群の制御装置及び制御方法

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2003288947A (ja) 2002-03-27 2003-10-10 Matsushita Electric Ind Co Ltd 蓄電池システム
JP2004039434A (ja) 2002-07-03 2004-02-05 Japan Storage Battery Co Ltd 鉛蓄電池の充電制御方法
JP2004186087A (ja) * 2002-12-05 2004-07-02 Matsushita Electric Ind Co Ltd 蓄電池の制御方法
JP2009001345A (ja) 2007-06-19 2009-01-08 Ishikawajima Transport Machinery Co Ltd クレーンの免震支持装置
JP2009225996A (ja) 2008-03-21 2009-10-08 Daiichi Shokai Co Ltd 遊技機
WO2010079745A1 (ja) * 2009-01-07 2010-07-15 新神戸電機株式会社 風力発電用蓄電池制御システム及びその制御方法

Non-Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
"MODELING METHOD FOR LEAD ACID STORAGE BATTTERY SIMULATION USING STEP CHANGING CURRENT", PUBLICATION OF POWER AND ENERGY SOCIETY B, vol. 128, no. 8, 2008
See also references of EP2605327A4

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2014077588A1 (ko) * 2012-11-13 2014-05-22 주식회사 엘지화학 이차전지의 충전 및 방전 제어 장치 및 방법
US10236703B2 (en) 2012-11-13 2019-03-19 Lg Chem, Ltd. Apparatus and method for controlling charge and discharge of secondary battery
JP2016185059A (ja) * 2014-07-11 2016-10-20 エンコアード テクノロジーズ インク 消費特性に応じた電力消費量の予測方法、電力消費量予測モデルの生成方法、電力消費量の予測装置
CN113488703A (zh) * 2021-07-01 2021-10-08 国网河北省电力有限公司电力科学研究院 一种退役铅酸蓄电池活化与再利用方法
CN113488703B (zh) * 2021-07-01 2022-10-21 国网河北省电力有限公司电力科学研究院 一种退役铅酸蓄电池活化与再利用方法

Also Published As

Publication number Publication date
EP2605327A1 (en) 2013-06-19
EP2605327B1 (en) 2015-09-30
KR101778309B1 (ko) 2017-09-13
JP5447282B2 (ja) 2014-03-19
KR20130044115A (ko) 2013-05-02
EP2605327A4 (en) 2014-05-07
CN102439782B (zh) 2016-04-13
CN102439782A (zh) 2012-05-02
JP2012037464A (ja) 2012-02-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP5447282B2 (ja) 自然エネルギー利用システム用鉛蓄電池および鉛蓄電池システム
US8866443B2 (en) Lead acid storage battery and lead acid storage battery system for natural energy utilization system
JP5271329B2 (ja) 蓄電池管理システム
JP5485392B2 (ja) 充放電制御装置
US9653759B2 (en) Method and apparatus for optimized battery life cycle management
US20140350743A1 (en) Tiered power management system for microgrids
JP2012037464A5 (ja)
CN105144529A (zh) 监视装置、控制装置以及控制系统
CN104584376A (zh) 针对预定义充电持续时间在积分退化全局最小化下对电池进行充电的方法和装置
JP6373476B2 (ja) 電力管理装置、電力管理システム、および電力管理方法
JP2012205490A (ja) 複合蓄電池エネルギー管理システム及び方法
JP2018068076A (ja) 蓄電池制御システム及び電力供給システム
JP2022500994A (ja) アクティブバッテリ管理方法
CN110118937A (zh) 自适应预测模型的蓄电池荷电状态边缘计算优化检测方法
Chai et al. An evaluation framework for second-life EV/PHEV battery application in power systems
JP2012130106A (ja) 蓄電装置の管理装置、蓄電装置の管理方法、及び電力供給システム
Shabani et al. The impact of battery operating management strategies on life cycle cost assessment in real power market for a grid-connected residential battery application
WO2016190271A1 (ja) 電源制御装置、電源システム、電源制御方法およびプログラム
WO2015087375A1 (ja) 蓄電池制御システム、装置及び方法
Neubauer et al. Will your battery survive a world with fast chargers?
WO2013018888A1 (ja) 電池交換判定装置
CN115864611B (zh) 储能电池安全储能管理方法、系统、设备及存储介质
KR101736717B1 (ko) 에너지 저장 장치 및 그의 제어 방법
EP4167417A1 (en) Device power supply method, system, and related device
US20220416548A1 (en) Operational planning for battery-based energy storage systems considering battery aging

Legal Events

Date Code Title Description
WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 201180000041.5

Country of ref document: CN

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 20117003728

Country of ref document: KR

Kind code of ref document: A

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 1176/DELNP/2011

Country of ref document: IN

Ref document number: 2011702780

Country of ref document: EP

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 13059253

Country of ref document: US

121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 11702780

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE