WO2017042892A1 - 蓄電池装置、蓄電池システム、方法及びプログラム - Google Patents

蓄電池装置、蓄電池システム、方法及びプログラム Download PDF

Info

Publication number
WO2017042892A1
WO2017042892A1 PCT/JP2015/075512 JP2015075512W WO2017042892A1 WO 2017042892 A1 WO2017042892 A1 WO 2017042892A1 JP 2015075512 W JP2015075512 W JP 2015075512W WO 2017042892 A1 WO2017042892 A1 WO 2017042892A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
battery
cell modules
rearrangement
storage battery
cell
Prior art date
Application number
PCT/JP2015/075512
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
坂田　康治
麻美 水谷
小林　武則
智広 豊崎
Original Assignee
株式会社東芝
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 株式会社東芝 filed Critical 株式会社東芝
Priority to US14/915,551 priority Critical patent/US20180172773A1/en
Priority to JP2016501247A priority patent/JP6125710B1/ja
Priority to EP15834631.2A priority patent/EP3349296A4/en
Priority to CN201580001704.3A priority patent/CN108028437B/zh
Priority to PCT/JP2015/075512 priority patent/WO2017042892A1/ja
Priority to KR1020167005152A priority patent/KR101807438B1/ko
Publication of WO2017042892A1 publication Critical patent/WO2017042892A1/ja

Links

Images

Classifications

    • 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
    • H02J7/0013—Circuit arrangements for charging or depolarising batteries or for supplying loads from batteries acting upon several batteries simultaneously or sequentially
    • H02J7/0024—Parallel/serial switching of connection of batteries to charge or load circuit
    • 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
    • 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]
    • G01R31/3644—Constructional arrangements
    • G01R31/3646—Constructional arrangements for indicating electrical conditions or variables, e.g. visual or audible indicators
    • 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]
    • G01R31/396—Acquisition or processing of data for testing or for monitoring individual cells or groups of cells within a battery
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F11/00—Error detection; Error correction; Monitoring
    • G06F11/30—Monitoring
    • G06F11/34—Recording or statistical evaluation of computer activity, e.g. of down time, of input/output operation ; Recording or statistical evaluation of user activity, e.g. usability assessment
    • G06F11/3409—Recording or statistical evaluation of computer activity, e.g. of down time, of input/output operation ; Recording or statistical evaluation of user activity, e.g. usability assessment for performance assessment
    • 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
    • H01M10/05—Accumulators with non-aqueous electrolyte
    • H01M10/052—Li-accumulators
    • H01M10/0525—Rocking-chair batteries, i.e. batteries with lithium insertion or intercalation in both electrodes; Lithium-ion batteries
    • 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
    • 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
    • H01M10/4207—Methods or arrangements for servicing or maintenance of secondary cells or secondary half-cells for several batteries or cells simultaneously or sequentially
    • 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
    • H01M10/48—Accumulators combined with arrangements for measuring, testing or indicating the condition of cells, e.g. the level or density of the electrolyte
    • H—ELECTRICITY
    • 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
    • H01M10/482—Accumulators combined with arrangements for measuring, testing or indicating the condition of cells, e.g. the level or density of the electrolyte for several batteries or cells simultaneously or sequentially
    • 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
    • H01M10/488—Cells or batteries combined with indicating means for external visualization of the condition, e.g. by change of colour or of light density
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M50/00—Constructional details or processes of manufacture of the non-active parts of electrochemical cells other than fuel cells, e.g. hybrid cells
    • H01M50/20—Mountings; Secondary casings or frames; Racks, modules or packs; Suspension devices; Shock absorbers; Transport or carrying devices; Holders
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M50/00—Constructional details or processes of manufacture of the non-active parts of electrochemical cells other than fuel cells, e.g. hybrid cells
    • H01M50/20—Mountings; Secondary casings or frames; Racks, modules or packs; Suspension devices; Shock absorbers; Transport or carrying devices; Holders
    • H01M50/204—Racks, modules or packs for multiple batteries or multiple cells
    • 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
    • H01M2010/4278—Systems for data transfer from batteries, e.g. transfer of battery parameters to a controller, data transferred between battery controller and main controller
    • 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

Definitions

  • Embodiments of the present invention relate to a storage battery device, a storage battery system, a method, and a program.
  • a large number of battery cells are used in combination in a multi-series / multi-parallel manner in order to construct a storage battery with a large output and a large capacity.
  • the present invention has been made in view of the above, and provides a storage battery device, a storage battery system, a method, and a program capable of reducing work space, work effort, and work time in the rearrangement work of battery modules. The purpose is to do.
  • the storage battery device of the embodiment is a storage battery device in which battery cells are connected in series. And the bypass circuit provided with the diode connected in the reverse direction with respect to the corresponding battery cell, and the current limiting element connected in series with the diode is connected in parallel to each of the battery cells.
  • FIG. 1 is an outline lineblock diagram of a natural energy power generation system provided with the storage battery system of an embodiment.
  • FIG. 2 is a schematic configuration block diagram of the storage battery system of the embodiment.
  • FIG. 3 is an explanatory diagram of detailed configurations of the cell module, the CMU, and the BMU.
  • FIG. 4 is an explanatory diagram of the performance of the battery panel unit when the performance of the cell module is uniform.
  • FIG. 5 is an explanatory diagram of the performance of the battery panel unit when variation occurs in the performance of the cell module.
  • FIG. 6 is a processing flowchart of the rearrangement information calculation and presentation processing.
  • FIG. 7 is an explanatory diagram (part 1) of the relocation destination setting procedure.
  • FIG. 8 is an explanatory diagram (part 2) of the relocation destination setting procedure.
  • FIG. 1 is an outline lineblock diagram of a natural energy power generation system provided with the storage battery system of an embodiment.
  • FIG. 2 is a schematic configuration block diagram of the storage battery system of the embodiment.
  • FIG. 9 is an explanatory diagram (part 3) of the relocation destination setting procedure.
  • FIG. 10 is an explanatory diagram of the arrangement positions of the cell modules after completion of the rearrangement.
  • FIG. 11 is a performance explanatory diagram of the battery panel unit after the cell modules are rearranged.
  • Drawing 1 is an outline lineblock diagram of a natural energy power generation system provided with the storage battery system of an embodiment.
  • the natural energy power generation system 100 functions as an electric power system, uses natural energy (renewable energy) such as sunlight, hydropower, wind power, biomass, geothermal heat, and the like, and a natural energy power generation unit 1 that can output as system power, A wattmeter 2 that measures the generated power of the energy power generation unit 1, and the surplus power of the natural energy power generation unit 1 is charged based on the measurement result of the wattmeter 2, and the generated power of the natural energy power generation unit 1 is discharged by discharging the insufficient power.
  • natural energy newable energy
  • a wattmeter 2 that measures the generated power of the energy power generation unit 1
  • the surplus power of the natural energy power generation unit 1 is charged based on the measurement result of the wattmeter 2, and the generated power of the natural energy power generation unit 1 is discharged by discharging the insufficient power.
  • a storage battery system 3 that is superimposed and output, a transformer 4 that performs voltage conversion of the output power of the natural energy power generation unit 1 (including the case where the output power of the storage battery system 3 is superimposed), and the locality of the storage battery system 3
  • the storage battery controller 5 that performs the control and remote control of the storage battery controller 5 It includes a host controller 6, a.
  • FIG. 2 is a schematic configuration block diagram of the storage battery system of the embodiment.
  • the storage battery system 3 can be broadly divided into a storage battery device 11 that stores electric power, and a power conversion device (PCS: Power) that converts DC power supplied from the storage battery device 11 into AC power having a desired power quality and supplies it to a load. Conditioning System) 12.
  • PCS Power
  • Conditioning System 12.
  • the storage battery device 11 roughly comprises a plurality of battery panel units 21-1 to 21-N (N is a natural number) and a battery terminal board 22 to which the battery panel units 21-1 to 21-N are connected. ing.
  • the battery panel units 21-1 to 21-N include a plurality of battery panels 23-1 to 23-M (M is a natural number) connected in parallel to each other, a gateway device 24, and a BMU (Battery Management Unit: battery described later). And a DC power supply device 25 that supplies a DC power supply for operation to a management device) and a CMU (Cell Monitoring Unit).
  • the battery panels 23-1 to 23-M are connected to the output power source via the high potential side power supply line (high potential side power supply line) LH and the low potential side power supply line (low potential side power supply line) LL, respectively.
  • Lines (output power supply lines; bus lines) LHO and LLO are connected to supply power to the power converter 12 that is the main circuit.
  • the battery panel 23-1 can be broadly divided into a plurality (24 in FIG. 1) of cell modules 31-1 to 31-24 and a plurality of cell modules 31-1 to 31-24 (FIG. 1). 24) CMU 32-1 to 32-24, a service disconnect 33 provided between the cell module 31-12 and the cell module 31-13, a current sensor 34, and a contactor 35.
  • the cell modules 31-1 to 31-24, the service disconnect 33, the current sensor 34, and the contactor 35 are connected in series.
  • the cell modules 31-1 to 31-24 form a battery pack by connecting a plurality of battery cells in series and parallel.
  • a plurality of cell modules 31-1 to 31-24 connected in series constitute an assembled battery group.
  • the battery panel 23-1 includes a BMU 36, and the communication lines of the CMUs 32-1 to 32-24 and the output line of the current sensor 34 are connected to the BMU 36.
  • the BMU 36 controls the entire battery panel 23-1 under the control of the gateway device 24, and displays the communication results (voltage data and temperature data described later) and the detection results of the current sensor 34 with each CMU 32-1 to 32-24. Based on this, the contactor 35 is controlled to open and close.
  • the battery terminal board 22 is configured as a microcomputer for controlling the plurality of panel breakers 41-1 to 41-N provided corresponding to the battery panel units 21-1 to 21-N and the entire storage battery device 11.
  • a master device 42 for controlling the plurality of panel breakers 41-1 to 41-N provided corresponding to the battery panel units 21-1 to 21-N and the entire storage battery device 11.
  • the master device 42 is configured as a control power line 51 and Ethernet (registered trademark) supplied via the UPS (Uninterruptible Power System) 12A of the power conversion device 12 between the power conversion device 12 and the control data. Are connected to a control communication line 52 that exchanges data.
  • UPS Uninterruptible Power System
  • FIG. 3 is an explanatory diagram of detailed configurations of the cell module, the CMU, and the BMU.
  • Each of the cell modules 31-1 to 31-24 includes a plurality (10 in FIG. 3) of battery cells 61-1 to 61-10 connected in series.
  • CMUs 32-1 to 32-24 are voltage temperature measurement ICs (Analog Front End IC: AFE) for measuring the voltage of the battery cells constituting the corresponding cell modules 31-1 to 31-24 and the temperature of a predetermined location.
  • -IC) 62 an MPU 63 that controls the entire CMU 32-1 to 32-24, and a communication controller 64 that conforms to the CAN (Controller Area Network) standard for performing CAN communication with the BMU 36, And a memory 65 for storing voltage data and temperature data corresponding to the voltage for each cell.
  • CAN Controller Area Network
  • each of the cell modules 31-1 to 31-24 and the corresponding CMUs 32-1 to 32-24 will be referred to as battery modules 37-1 to 37-24.
  • a configuration in which the cell module 31-1 and the corresponding CMU 32-1 are combined is referred to as a battery module 37-1.
  • the BMU 36 is transmitted from the MPU 71 that controls the entire BMU 36, the communication controller 72 conforming to the CAN standard for performing CAN communication between the CMUs 32-1 to 32-24, and the CMUs 32-1 to 32-24. And a memory 73 for storing voltage data and temperature data.
  • the storage battery controller 5 detects the generated power of the natural energy power generation unit 1 and suppresses output fluctuations of the generated power using the storage battery device 11 in order to reduce the influence of the generated power on the power system.
  • the fluctuation suppression amount for the storage battery device 11 is calculated by the storage battery controller 5 or its upper control device 6 and is given as a charge / discharge command to a PCS (Power Conditioning System) 12 corresponding to the storage battery device 11.
  • PCS Power Conditioning System
  • Battery characteristics that change due to deterioration include internal resistance and battery capacity.
  • the battery capacity tends to decrease with time, and the internal resistance of the battery tends to increase.
  • One factor that reduces battery capacity is an increase in internal resistance.
  • the battery cells 61-1 to 61-10 and the cell modules 31-1 to 31-24 are combined in multiple series and multiple parallel.
  • the battery cells 61-1 to 61- 10 and the cell modules 31-1 to 31-24 are considered to vary.
  • the capacity (Ah: Ampere per Hour) of the cell modules 31-1 to 31-24 is The capacity of the battery cells 61-1 to 61-10 having the minimum capacity constituting each of the cell modules 31-1 to 31-24 is defined.
  • the battery cell of the maximum capacity for example, battery cell 61-10
  • the other battery cells in the above example, battery cells 61-1 to 61-9) This is because overdischarge or overcharge occurs.
  • the capacity (Ah) of the battery panels 23-1 to 23-M is equal to each battery.
  • the capacity of the cell modules 31-1 to 31-24 having the minimum capacity constituting the panels 23-1 to 23-M is defined. For example, when performing from full discharge to full charge according to the maximum capacity cell module (for example, cell module 31-1), other cell modules (in the above example, cell modules 31-2 to 31-24) This is because overdischarge or overcharge occurs.
  • the performance of the battery cell having the lowest performance in the series configuration or the performance of the cell module determines the overall performance of the series configuration.
  • the capacity of each of the battery panel units 21-1 to 21-N is (at least statically) equal to each battery panel 23-
  • the total capacity is 1 to 23-M.
  • the total capacity of the storage battery device 11 is (at least statically) the total capacity of the battery panel units 21-1 to 21-N.
  • the battery panel unit 21-1 is modeled to consider the performance degradation of the storage battery device 11.
  • the battery panel unit 21-1 includes three battery panels 23-1 to 23-3, and the battery panels 23-1 to 23-3 are respectively It is assumed that three cell modules 31-1 to 31-3 are provided.
  • the cell modules 31-1 to 31- of the battery panel 23-1 are identified.
  • 3 is shown as cell modules C1 to C3
  • cell modules 31-1 to 31-3 of the battery board 23-2 are shown as cell modules C4 to C6
  • cell modules 31-1 to 31- of the battery board 23-3 are shown.
  • 3 is shown as cell modules C7 to C9.
  • the battery panel unit 21-1 is configured by a total of nine cell modules C1 to C9.
  • FIG. 4 is an explanatory diagram of the performance of the battery panel unit when the performance of the cell module is uniform.
  • the performance value given to each cell module C1 to C9 is, for example, the measurement result of the internal resistance for the battery cells (battery cells 61-1 to 61-9) or the cell modules C1 to C9 constituting each cell module. Based on this, the deterioration states of the cell modules C1 to C9 are shown. Generally, as the secondary battery deteriorates, the internal resistance increases, and the chargeable / dischargeable capacity decreases.
  • the performance values of the cell modules C1 to C9 shown in FIG. 4 are battery degradation states calculated based on the internal resistance of the cell modules C1 to C9 and the capacity of the battery cells constituting each of the cell modules C1 to C9. This is a simplified representation in 10 stages. That is, the higher the performance value (in the case of the example of FIG. 4, the smaller the value is closer to 10), the lower the deterioration.
  • the performance of each of the battery panels 23-1 to 23-3 is determined by the minimum value among the performance values corresponding to the three cell modules connected in series.
  • the overall performance of the battery panel unit 21-1 is the sum of the performance values of the battery panels 23-1 to 23-3.
  • FIG. 4 assumes the battery panel unit 21-1 when the performance of the cell modules C1 to C9 is uniform (the performance values of the cell modules are not varied at all) and the performance is high (for example, in the initial state). Shows the state.
  • FIG. 5 is an explanatory diagram of the performance of the battery panel unit when variation occurs in the performance of the cell module.
  • the secondary batteries constituting the battery cells 61-1 to 61-10 are deteriorated due to charge / discharge cycles and aging deterioration, but the degree of progress of deterioration depends on the use situation and the surrounding environment (temperature, humidity), etc. Since they are different, the cell modules C1 to C9 do not always deteriorate evenly.
  • the arrangement of the cell modules C1 to C9 is changed to change the battery modules 23-1 to 23-3.
  • the performance can be improved (recovered), and hence the performance of the battery panel unit 21-1 can be improved (recovered). That is, as described above, in the cell module group connected in series, the cell module (or battery cell) having the lowest performance value becomes a restriction, and the chargeable / dischargeable capacity is determined.
  • the capacity of the battery panel unit 21-1 is the sum of the capacity of the battery panels 23-1 to 23-3. It becomes.
  • the capacity that can be charged / discharged tends to be smaller than when the capacity of each battery panel 23-1 to 23-3 is simply summed, but the performance between the cell modules C1 to C9 connected in series is reduced. Compared to the case where a difference occurs, the effect is considered to be small.
  • the cell modules are rearranged so as to suppress the difference in performance between the cell modules C1 to C9 connected in series, the battery panels 23-1 to 23-3 and eventually the battery panel unit 21-1 The decrease in capacity can be improved (recovered).
  • the arrangement of the cell modules C1 to C9 in the battery panels 23-1 to 23-3 is arbitrary, and the performance values of the cell modules constituting the battery panels 23-1 to 23-3, respectively.
  • the cell modules C1 to C9 By allowing the cell modules C1 to C9 to be rearranged so as to minimize the difference between them, by improving (recovering) the performance of the battery panels 23-1 to 23-3 with minimal effort, The capacity (performance) of the battery panel unit 21-1, that is, the system performance is improved (recovered).
  • FIG. 6 is a processing flowchart of the rearrangement information calculation and presentation processing.
  • the host controller 6 receives the CMU 32-1 through the BMU 36 of the battery panels 23-1 to 23-M constituting the storage battery controller 5, the PCS 12, and the battery panel units 21-1 to 21-N. Let the CMU 32-24 measure or estimate the internal resistance or battery capacity of the battery cells constituting the cell modules 31-1 to 31-24, and obtain the performance values for the cell modules 31-1 to 31-24. (Step S11).
  • the host controller 6 notifies each of the battery panels 23-1 to 23-M constituting the battery panel units 21-1 to 21-N via the BMU 36, the PCS 12, and the storage battery controller 5 that are notified.
  • the cell modules are ranked based on the performance values of the cell modules (step S12).
  • the ranks are set in descending order of performance values.
  • the cell module C1 is fifth
  • the cell module C2 is seventh
  • the cell module C3 is fourth
  • the cell module C4 ranks first
  • cell module C5 ranks eighth
  • cell module C6 ranks sixth
  • cell module C7 ranks third
  • cell module C8 ranks second
  • cell module C9 ranks ninth.
  • the host controller 6 assigns the maximum number of cell modules that can be placed in each of the battery boards 23-1 to 23-3 in the order determined in step S12 to the battery boards 23-1 to 23-3. Allocate all together (step S13).
  • cell modules (cell modules C4, C8, C7) having performance values corresponding to the first to third ranks are allocated to the battery panel 23-1
  • the battery panel 23-2 includes Cell modules (cell modules C3, C1, C6) corresponding to performance values of 4th to 6th are allocated, and cell modules corresponding to performance values of 7th to 9th are assigned to the battery panel 23-3. (Cell modules C2, C5, C9) are allocated.
  • the host controller 6 determines a specific relocation destination of the cell module (step S14).
  • the arrangement of the cell modules (in the order of series connection) in each of the battery panels 23-1 to 23-3 is arbitrarily set without affecting the performance of the corresponding battery panels 23-1 to 23-3. Since it is possible, the cell modules (cell module C6 and cell module C9 in the case of the example in FIG. 5) whose corresponding battery panels do not change before and after the assignment are excluded from the relocation targets and remain as they are. To do. Thereby, the performance recovery of the whole storage battery system can be aimed at, reducing the effort accompanying replacement
  • FIG. 7 is an explanatory diagram (part 1) of the relocation destination setting procedure.
  • the cell module C1 is arranged on the battery board 23-1 before the rearrangement, but needs to be arranged on the battery board 23-2 after the rearrangement.
  • the relocation destination of the cell module C1 is the battery before relocation. Only the arrangement position of the cell module C4 or the cell module C5 on the board 23-2 is provided.
  • each cell module C1 to C5 and C7 to C8 is rearranged, and the arrangement position of each cell module is regarded as a node.
  • the moving direction from the original arrangement position (node) to the rearrangement destination is shown as a directed side (arrow).
  • the relocatable position is One or more are envisioned.
  • the cell module C8 is arranged on the battery panel 23-3 before the rearrangement. However, after the rearrangement, the cell module C8 needs to be arranged on the battery panel 23-1.
  • the arrangement positions of the cell modules C1 to C3 of the battery panel 23-1 before the rearrangement are the rearrangeable positions. Therefore, in FIG. 7, three directed sides L1 to L3 are shown.
  • the host controller 6 passes through the directed side indicated by the arrow in FIG. 7 for at least one other cell module for each of the cell modules C1 to C5 and C7 to C8 to be rearranged.
  • the position at which relocation is possible is determined by obtaining the shortest path (shortest closed circuit) that returns to the original cell module arrangement position again via the arrangement position (step S14).
  • the position where the rearrangement can be performed is determined by the movement of the smallest cell module. More specifically, when one cell module to be rearranged is rearranged, if the rearrangement of the two cell modules is completed by moving two cell modules (so-called replacement of the arrangement positions), The arrangement possible position is preferentially adopted over the relocation possible position where the rearrangement of the three cell modules is completed by the movement of the three cell modules. This is because the amount of work is smaller when the rearrangement of the two cell modules is completed by moving the two cell modules.
  • the original arrangement position (node) of the cell module to be examined for relocation destination is passed through the arrangement position (node) of at least one other cell module.
  • the rearrangement position of the battery module is determined by obtaining the shortest path (shortest closed path) that returns to the original arrangement position (node) of the cell module to be studied.
  • the relocation (moving) cost due to the difference in the relocation destination of the cell module that is, the time required for replacement such as removal of the cell module, movement of the cell module, and installation of the cell module is the same.
  • the weights of the effective sides are all set to 1.
  • the rearrangement destination considering the rearrangement cost is performed by weighting the effective side corresponding to the rearrangement. It is also possible to configure so that the trouble of replacement is taken into consideration.
  • the shortest path is derived using an algorithm that solves the shortest path problem such as Dijkstra method or Bellman-Ford method in a network in which candidates for rearrangement positions of the cell modules C1 to C9 are represented by a directed graph. Good.
  • the relocation destination of the cell module C1 at the current arrangement position (first node) is obtained.
  • the candidates for the rearrangement destination of the cell module C1 are indicated by the directed sides L11 and L12 to the arrangement position (fourth node) of the cell module C4 and the arrangement position (fifth node) of the cell module C5. .
  • the cell module C4 is a cell module to be rearranged on the battery panel 23-1 in which the cell module C1 has been arranged
  • the cell module C4 is arranged from the arrangement position of the cell module C1 as indicated by the directed side L11. As shown in the directed side L21 toward the arrangement position, it can be seen that the path from the arrangement position of the cell module C4 to the arrangement position of the cell module C1 is the shortest path (shortest closed circuit).
  • the rearrangement is completed by exchanging the cell module C1 and the cell module C4.
  • the start position or the end point of the cell module C1 is the start position or the end point. All the opposite sides L11, L12, and L21 to L23 are removed (excluded from consideration).
  • FIG. 8 is an explanatory diagram (part 2) of the relocation destination setting procedure.
  • FIG. 8 shows a state in which the directed sides L11, L12, and L21 to L23 unnecessary for the examination are removed from the state of FIG.
  • the relocation destination of the cell module C2 at the current arrangement position (second node) is obtained.
  • the candidates for the rearrangement destination of the cell module C2 are indicated by effective sides L31 and L32 to the arrangement position (seventh node) of the cell module C7 and the arrangement position (eighth node) of the cell module C8.
  • each of the cell module C7 and the cell module C8 is a cell module to be rearranged on the battery panel 23-1 in which the cell module C2 has been arranged. Therefore, the path corresponding to the directed side L31 from the arrangement position of the cell module C2 to the arrangement position of the cell module C7 and the path corresponding to the directed side L32 from the arrangement position of the cell module C2 to the arrangement position of the cell module C8 It can be seen that both are the shortest paths.
  • the previously processed side is selected, and the cell module C2 is arranged from the arrangement position of the cell module C7.
  • the route toward the placement position is selected as the shortest route.
  • the start position or the end point of the cell module C2 placement position (second node) or the cell module C7 placement position (seventh node) is determined. All the opposite sides L31, L32, L41, L42, and L51 are removed (excluded from consideration).
  • FIG. 9 is an explanatory diagram (part 3) of the relocation destination setting procedure. Subsequently, the rearrangement destinations of the cell module C3, the cell module C5, and the cell module C8 whose rearrangement position has not yet been determined are obtained. As shown in FIG. Directed side L61 going from the node) to the placement position (fifth node) of the cell module C5, and directed side L62 going from the placement position of the cell module C5 (fifth node) to the placement position of the cell module C8 (eighth node). In addition, only the directed side L63 from the arrangement position (eighth node) of the cell module C8 to the arrangement position (third node) of the cell module C3 remains, and this route is the shortest route.
  • the relocation is completed by moving the cell module C3 to the arrangement position of the cell module C5, moving the cell module C5 to the arrangement position of the cell module C8, and moving the cell module C8 to the arrangement position of the cell module C3.
  • FIG. 10 is an explanatory diagram of the arrangement positions of the cell modules after completion of the rearrangement. If the same procedure as described above is followed, the rearrangement of the cell modules is completed, and as shown in FIG. 10, a cell module having a higher performance value is arranged on the battery board 23-1, and the battery board 23-3 is arranged. Further, cell modules having lower performance values are arranged, and the remaining cell modules are arranged on the battery panel 23-2.
  • FIG. 11 is a performance explanatory diagram of the battery panel unit after the cell modules are rearranged.
  • the battery panels 23-1 to 23-3 are configured.
  • the difference in performance value between the three cell modules is small.
  • the replacement procedure shown in FIGS. It is only necessary to support the work by displaying on the screen or printing out the printed matter.
  • the battery module (group of battery modules connected in series) is deteriorated by retesting the deterioration of the internal resistance and the like after the relocation of each battery module. Check whether the deviation (variation) of the state is minimized (or reduced within an allowable range).
  • the work space, work labor, and work time can be reduced in the relocation work of the battery module.
  • each storage battery device can be used effectively, the effective life of the storage battery system can be extended, the operation cost can be reduced, and the storage battery system can be operated for a long time.
  • the configuration in which the host controller 6 performs the relocation processing of the cell modules has been adopted, but a configuration in which the storage battery control controller 5 or the PCS 12 performs may be adopted.
  • a cell module having a higher performance value is disposed on the battery panel 23-1
  • a cell module having a lower performance value is disposed on the battery panel 23-3
  • the battery panel 23-2 is disposed.
  • the remaining cell modules are arranged, it is also possible to arrange such that cell modules based on performance values are arranged on an arbitrary battery panel.
  • no consideration has been given to the arrangement position of the cell modules in the battery panels 23-1 to 23-M, but the upper positions in the battery panels 23-1 to 23-M. Since the temperature of the arranged battery tends to be higher, the rearrangement position can be set in consideration of this.

Abstract

実施形態の蓄電池装置は、電池セルを備えたセルモジュールが複数、直列に接続される電池盤が複数並列に接続される蓄電池装置であって、セルモジュールの性能値を取得する性能値取得部と、取得された前記セルモジュールの性能値に基づいて、一の電池盤に再配置された後のセルモジュールの性能値のばらつきが再配置前より小さくなるように、複数の電池盤の間で、セルモジュールの再配置を行わせるための再配置情報を生成する情報生成部と、を備えるので、電池モジュールの再配置作業において、作業スペース、作業労力及び作業時間の低減を図ることができる。

Description

蓄電池装置、蓄電池システム、方法及びプログラム
　本発明の実施形態は、蓄電池装置、蓄電池システム、方法及びプログラムに関する。
　近年、リチウムイオン電池のようなエネルギー密度が高く、長寿命の二次電池が開発され、車載用二次電池としての利用に留まらず、電力系統の安定化を目的とした定置型蓄電池への利用が拡大している。定置型蓄電池システムの期待寿命は１５～２０年と長いが、二次電池の寿命は使用方法や周囲環境の違いによって変わるため、電池劣化の進行度合いが不均一となったり、急速に電池劣化が進行したりすることなどが懸念される。また、電池セルの特性ばらつきにより、電池劣化の進行速度が異なる場合も考えられる。特に、リチウムイオン電池を用いた大規模蓄電池システムでは、大出力・大容量の蓄電池を構築するために、多数の電池セルを多直列・多並列に組み合わせて使用することになる。
　この場合、電池セル間に劣化状態のばらつきが生じると、蓄電池システム全体の性能低下が顕著に現れるという問題が生じる。
　すなわち、定置型蓄電池システムなどを構成する組電池では、直列接続された電池モジュール群（電池ユニット）において、各電池モジュール（あるいは、電池セル）間に劣化状態のばらつきが生じると、その電池モジュール群全体の性能は最も劣化が大きい電池モジュール（あるいは、電池セル）によって決まり、性能低下が顕著に現れるのである。
　各電池モジュール間の劣化状態にばらつきが生じた場合、劣化状態に応じて電池モジュールの配置を並び替え、全体性能の回復を図る方法が提案されている（特許文献１および特許文献２参照）。
特開２０１４－１２７４０４号公報 特開２０１４－０７５３１７号公報 特開２０１４－１１９３９７号公報 特開２０１４－０２３３６２号公報 特開２０１４－０４１７４７号公報 特開２０１４－１１０１９８号公報 特開２０１５－００８０４０号公報 特開２０１３－１３７８６７号公報
　しかしながら、これらの公知技術では各電池モジュールの劣化状態に応じて、全ての電池モジュールを並び替えて再配置する方法が提案されており、電池モジュールの交換には広い作業スペースを確保しなければならず、多大な労力と時間を要していた。
　本発明は、上記に鑑みてなされたものであって、電池モジュールの再配置作業において、作業スペース、作業労力及び作業時間の低減を図ることが可能な蓄電池装置、蓄電池システム、方法及びプログラムを提供することを目的としている。
　実施形態の蓄電池装置は、電池セルが直列に接続された蓄電池装置である。
　そして、対応する電池セルに対し逆方向接続したダイオードと、ダイオードと直列に接続した電流制限用素子と、を備えたバイパス回路を、電池セルのそれぞれに対し並列接続している。
図１は、実施形態の蓄電池システムを備えた自然エネルギー発電システムの概要構成図である。 図２は、実施形態の蓄電池システムの概要構成ブロック図である。 図３は、セルモジュール、ＣＭＵ及びＢＭＵの詳細構成説明図である。 図４は、セルモジュールの性能が均一の場合の電池盤ユニットの性能説明図である。 図５は、セルモジュールの性能にばらつきが生じた場合の電池盤ユニットの性能説明図である。 図６は、再配置情報の算出及び提示処理の処理フローチャートである。 図７は、再配置先設定手順の説明図（その１）である。 図８は、再配置先設定手順の説明図（その２）である。 図９は、再配置先設定手順の説明図（その３）である。 図１０は、再配置完了後のセルモジュールの配置位置の説明図である。 図１１は、セルモジュールの再配置後の電池盤ユニットの性能説明図である。
　次に図面を参照して実施形態について説明する。
　図１は、実施形態の蓄電池システムを備えた自然エネルギー発電システムの概要構成図である。
　自然エネルギー発電システム１００は、電力システムとして機能し、太陽光、水力、風力、バイオマス、地熱等の自然エネルギー（再生可能エネルギー）を利用し、系統電力として出力可能な自然エネルギー発電ユニット１と、自然エネルギー発電ユニット１の発電電力を測定する電力計２と、電力計２の測定結果に基づいて自然エネルギー発電ユニット１の余剰電力を充電し、不足電力を放電して自然エネルギー発電ユニット１の発電電力に重畳して出力する蓄電池システム３と、自然エネルギー発電ユニット１の出力電力（蓄電池システム３の出力電力が重畳されている場合も含む）の電圧変換を行う変圧器４と、蓄電池システム３のローカルな制御を行う蓄電池制御コントローラ５と、蓄電池制御コントローラ５のリモート制御を行う上位制御装置６と、を備えている。
　図２は、実施形態の蓄電池システムの概要構成ブロック図である。
　蓄電池システム３は、大別すると、電力を蓄える蓄電池装置１１と、蓄電池装置１１から供給された直流電力を所望の電力品質を有する交流電力に変換して負荷に供給する電力変換装置（ＰＣＳ：Power　Conditioning　System）１２と、を備えている。
　蓄電池装置１１は、大別すると、複数の電池盤ユニット２１－１～２１－Ｎ（Ｎは自然数）と、電池盤ユニット２１－１～２１－Ｎが接続された電池端子盤２２と、を備えている。
　電池盤ユニット２１－１～２１－Ｎは、互いに並列に接続された複数の電池盤２３－１～２３－Ｍ（Ｍは自然数）と、ゲートウェイ装置２４と、後述のＢＭＵ（Battery　Management　Unit：電池管理装置）及びＣＭＵ（Cell　Monitoring　Unit：セル監視装置）に動作用の直流電源を供給する直流電源装置２５と、を備えている。
　ここで、電池ユニットの構成について説明する。
　電池盤２３－１～２３－Ｍは、それぞれ、高電位側電源供給ライン（高電位側電源供給線）ＬＨ及び低電位側電源供給ライン（低電位側電源供給線）ＬＬを介して、出力電源ライン（出力電源線；母線）ＬＨＯ、ＬＬＯに接続され、主回路である電力変換装置１２に電力を供給している。
　電池盤２３－１～２３－Ｍは、同一構成であるので、電池盤２３－１を例として説明する。
　電池盤２３－１は、大別すると、複数（図１では、２４個）のセルモジュール３１－１～３１－２４と、セルモジュール３１－１～３１－２４にそれぞれ設けられた複数（図１では、２４個）のＣＭＵ３２－１～３２－２４と、セルモジュール３１－１２とセルモジュール３１－１３との間に設けられたサービスディスコネクト３３と、電流センサ３４と、コンタクタ３５と、を備え、複数のセルモジュール３１－１～３１－２４、サービスディスコネクト３３、電流センサ３４及びコンタクタ３５は、直列に接続されている。
　ここで、セルモジュール３１－１～３１－２４は、電池セルを複数、直並列に接続されて組電池を構成している。そして、複数の直列接続されたセルモジュール３１－１～３１－２４で組電池群を構成している。
　さらに電池盤２３－１は、ＢＭＵ３６を備え、各ＣＭＵ３２－１～３２－２４の通信ライン、電流センサ３４の出力ラインは、ＢＭＵ３６に接続されている。
　ＢＭＵ３６は、ゲートウェイ装置２４の制御下で、電池盤２３－１全体を制御し、各ＣＭＵ３２－１～３２－２４との通信結果（後述する電圧データ及び温度データ）及び電流センサ３４の検出結果に基づいてコンタクタ３５の開閉制御を行う。
　次に電池端子盤の構成について説明する。
　電池端子盤２２は、電池盤ユニット２１－１～２１－Ｎに対応させて設けられた複数の盤遮断器４１－１～４１－Ｎと、蓄電池装置１１全体を制御するマイクロコンピュータとして構成されたマスタ（Master）装置４２と、を備えている。
　マスタ装置４２には、電力変換装置１２との間に、電力変換装置１２のＵＰＳ（Uninterruptible　Power　System）１２Ａを介して供給される制御電源線５１と、イーサネット（登録商標）として構成され、制御データのやりとりを行う制御通信線５２と、が接続されている。
　ここで、セルモジュール３１－１～３１－２４、ＣＭＵ３２－１～３２－２４およびＢＭＵ３６の詳細構成について説明する。
　図３は、セルモジュール、ＣＭＵ及びＢＭＵの詳細構成説明図である。
　セルモジュール３１－１～３１－２４は、それぞれ、直列接続された複数（図３では、１０個）の電池セル６１－１～６１－１０を備えている。
　ＣＭＵ３２－１～３２－２４は、対応するセルモジュール３１－１～３１－２４を構成している電池セルの電圧及び所定箇所の温度を測定するための電圧温度計測ＩＣ（Analog　Front　End　IC:AFE-IC）６２と、それぞれが対応するＣＭＵ３２－１～３２－２４全体の制御を行うＭＰＵ６３と、ＢＭＵ３６との間でＣＡＮ通信を行うためのＣＡＮ（Controller　Area　Network）規格に則った通信コントローラ６４と、セル毎の電圧に相当する電圧データ及び温度データを格納するメモリ６５と、を備えている。
　以下の説明において、セルモジュール３１－１～３１－２４のそれぞれと、対応するＣＭＵ３２－１～３２－２４と、を合わせた構成については、電池モジュール３７－１～３７－２４と呼ぶものとする。例えば、セルモジュール３１－１と対応するＣＭＵ３２－１を合わせた構成を電池モジュール３７－１と呼ぶものとする。
　また、ＢＭＵ３６は、ＢＭＵ３６全体を制御するＭＰＵ７１と、ＣＭＵ３２－１～３２－２４との間でＣＡＮ通信を行うためのＣＡＮ規格に則った通信コントローラ７２と、ＣＭＵ３２－１～３２－２４から送信された電圧データ及び温度データを格納するメモリ７３と、を備えている。
　蓄電池制御コントローラ５は、自然エネルギー発電ユニット１の発電電力を検出し、この発電電力が電力系統へ及ぼす影響を緩和するために、蓄電池装置１１を用いて発電電力の出力変動抑制を行なっている。ここで、蓄電池装置１１に対する変動抑制量は当該蓄電池制御コントローラ５あるいはその上位制御装置６で算出し、蓄電池装置１１に対応するＰＣＳ（Power　Conditioning　System）１２に充放電指令として与えられる。
　次に実施形態の動作説明に先立ち、リチウムイオン電池を用いた蓄電池システムを例として、一般的な蓄電池の劣化現象を説明する。
　劣化によって変化する電池特性として、内部抵抗と電池容量がある。電池容量は経時的に減少傾向を示し、電池の内部抵抗は逆に増加傾向を示す。電池容量が減少する要因の一つに内部抵抗の増加が挙げられる。
　また、一般的に電池温度が高いほど、電池の劣化速度は大きくなる。そのため、電池盤内で電池温度のばらつきが生じると、電池温度が高いモジュールの劣化が進行しやすくなる。例えば、電池の充放電に伴って電池内部の発熱が生じ、電池の温度が上昇する。電池から発生した熱は電池盤の上部に集まり、上部に配置された電池ほど温度が高くなる傾向にある。また、ＰＣＳ等の機器による発熱や排熱により、隣接する電池盤の温度が高くなることも考えられる。このように、電池盤内の温度分布にばらつきが生じると、電池温度が高い電池セルや電池モジュールの劣化が早まることが懸念される。
　ここで、蓄電池システム３のように、電池セル６１－１～６１－１０やセルモジュール３１－１～３１－２４を多直列・多並列で組み合わせた組電池において、電池セル６１－１～６１－１０やセルモジュール３１－１～３１－２４間の劣化状態に、ばらつきが生じた場合を考える。
　セルモジュール３１－１～３１－２４の中で、直列接続された電池セル６１－１～６１－１０をみると、セルモジュール３１－１～３１－２４の容量（Ａｈ：Ampere　per　Hour）は、各セルモジュール３１－１～３１－２４を構成している最小容量の電池セル６１－１～６１－１０の容量に規定される。例えば、最大容量の電池セル（例えば、電池セル６１－１０）に合わせて完放電から満充電まで行うと、他の電池セル（上述の例の場合、電池セル６１－１～６１－９）は、過放電あるいは過充電となってしまうからである。
　同様に、電池盤２３－１～２３－Ｍの中で直列接続されたセルモジュール３１－１～３１－２４をみると、電池盤２３－１～２３－Ｍの容量（Ａｈ）は、各電池盤２３－１～２３－Ｍを構成している最小容量のセルモジュール３１－１～３１－２４の容量に規定される。例えば、最大容量のセルモジュール（例えば、セルモジュール３１－１）に合わせて完放電から満充電まで行うと、他のセルモジュール（上述の例の場合、セルモジュール３１－２～３１－２４）は、過放電あるいは過充電となってしまうからである。
　すなわち、容量については直列構成内で最も性能の低い電池セルの性能あるいはセルモジュールの性能が、直列構成全体性能を決めることとなる。
　これに対して、並列接続された電池盤２３－１～２３－Ｍを考えると、各電池盤ユニット２１－１～２１－Ｎの容量は、（少なくとも静的には、）各電池盤２３－１～２３－Ｍの容量の合計となる。
　さらに蓄電池装置１１全体の容量は、（少なくとも静的には、）各電池盤ユニット２１－１～２１－Ｎの容量の合計となる。
　したがって、蓄電池装置１１の性能低下について、電池盤ユニット２１－１をモデル化して考えることとする。
　また、理解の容易と、説明の簡略化のため、電池盤ユニット２１－１が、三つの電池盤２３－１～２３－３を備えるものとし、電池盤２３－１～２３－３は、それぞれ三つのセルモジュール３１－１～３１－３を備えるものとする。
　以下の説明においては、電池盤２３－１～２３－３を構成しているそれぞれのセルモジュール３１－１～３１－３を識別するため、電池盤２３－１のセルモジュール３１－１～３１－３をセルモジュールＣ１～Ｃ３として図示し、電池盤２３－２のセルモジュール３１－１～３１－３をセルモジュールＣ４～Ｃ６として図示し、電池盤２３－３のセルモジュール３１－１～３１－３をセルモジュールＣ７～Ｃ９として図示する。
　すなわち、電池盤ユニット２１－１は、総計９個のセルモジュールＣ１～Ｃ９で構成されているものとする。
　図４は、セルモジュールの性能が均一の場合の電池盤ユニットの性能説明図である。
　各セルモジュールＣ１～Ｃ９に付与された性能値は、例えば、各セルモジュールを構成している電池セル（電池セル６１－１～６１－９）あるいはセルモジュールＣ１～Ｃ９に対する内部抵抗の測定結果に基づいて、各セルモジュールＣ１～Ｃ９の劣化状態を表したものである。
　一般的に、二次電池は劣化が進むほど内部抵抗が増加し、充放電可能な容量は逆に減少する。
　図４に示したセルモジュールＣ１～Ｃ９の性能値は、セルモジュールＣ１～Ｃ９の内部抵抗や各セルモジュールＣ１～Ｃ９を構成している電池セルの容量に基づいて算出された電池の劣化状態を１０段階で簡略的に表したものである。すなわち、性能値が高いほど（図４の例の場合、値が１０に近いほど）劣化が少ないことを示す。
　ところで、各電池盤２３－１～２３－３の性能は、直列接続された三つのセルモジュールに対応する性能値のうち、最小値によって決まる。一方で、電池盤ユニット２１－１全体性能は、電池盤２３－１～２３－３の性能値の合計値となる。
　図４には、セルモジュールＣ１～Ｃ９の性能が均一であり（セルモジュールの性能値にばらつきが全くない）、かつ、性能が高い場合（例えば、初期状態）の電池盤ユニット２１－１を想定した状態を示している。
　図４の例の場合、電池盤２３－１全体の性能値は、３０（＝１０＋１０＋１０）となる。同様に、電池盤２３－２全体の性能値は、３０（＝１０＋１０＋１０）となり、電池盤２３－３全体の性能値は、３０（＝１０＋１０＋１０）となる。
　図５は、セルモジュールの性能にばらつきが生じた場合の電池盤ユニットの性能説明図である。
　ところで、電池セル６１－１～６１－１０を構成している二次電池は、充放電サイクルや経年劣化により劣化が進むが、劣化の進行度合いは使用状況や周囲環境（温度、湿度）などによって異なるため、各セルモジュールＣ１～Ｃ９が均等に劣化していくとは限らない。
　例えば、図５に示すように、電池盤ユニット２１－１を構成するセルモジュールＣ１～Ｃ９の性能値にばらつきが生じた場合には、性能値が高いセルモジュールが存在しても、電池盤２３－１～２３－３の性能は、直列接続された三つのセルモジュールに対応する性能値のうち、最小値によって決まるため、電池盤ユニット２１－１全体の性能値は６（＝３＋２＋１）に下がってしまう。
　このように、セルモジュールＣ１～Ｃ９の性能値にばらつきが見られる電池盤ユニット２１－１においては、セルモジュールＣ１～Ｃ９の配置を変更することで、各電池盤２３－１～２３－３の性能を改善（回復）し、ひいては、電池盤ユニット２１－１の性能を改善（回復）することができる。
　すなわち、前述の通り、直列接続されたセルモジュール群では、最も性能値の低いセルモジュール（あるいは電池セル）が制約となり、充放電可能な容量が決定する。
　一方で、並列接続された電池盤２３－１～２３－３間に性能ばらつきが生じた場合には、電池盤ユニット２１－１の容量は、電池盤２３－１～２３－３の容量の合計となる。
　そのため、セルモジュールＣ１～Ｃ９の性能値のばらつきの影響は、直列接続の場合と比較して、並列接続の場合は少ない。厳密には、並列接続された電池盤２３－１～２３－３間に内部抵抗差が生じた場合、各電池盤２３－１～２３－３を流れる充放電電流は不均一となり、ＳＯＣが変化すると共に、それらの挙動は非常に複雑なものとなる。
　したがって、単純に各電池盤２３－１～２３－３の容量を合計した場合と比較して、充放電可能な容量は少なくなる傾向となるが、直列接続されたセルモジュールＣ１～Ｃ９間に性能差が生じた場合と比べると、その影響は少ないと考えられる。
　したがって、直列接続されたセルモジュールＣ１～Ｃ９間の性能差を抑制するように、セルモジュールの再配置を行えば、各電池盤２３－１～２３－３、ひいては、電池盤ユニット２１－１の容量の低下を改善（回復）することができる。
　すなわち、本実施形態では、電池盤２３－１～２３－３内のセルモジュールＣ１～Ｃ９の並び方は任意とし、各電池盤２３－１～２３－３をそれぞれ構成しているセルモジュールの性能値の差を最小化するようにセルモジュールＣ１～Ｃ９の再配置を行えるようにすることで、最小限の手間で各電池盤２３－１～２３－３の性能を改善（回復）することにより、電池盤ユニット２１－１の容量（性能）、すなわち、システム性能の改善（回復）を図っている。
　次に、各セルモジュールの性能値に基づいて、セルモジュールの再配置を行うための再配置情報の算出及び提示手順について説明する。以下の説明においては、再配置情報の算出及び提示を上位制御装置６が行う場合について説明する。
　図６は、再配置情報の算出及び提示処理の処理フローチャートである。
　まず、上位制御装置６は、蓄電池制御コントローラ５、ＰＣＳ１２及び各電池盤ユニット２１－１～２１－Ｎを構成している電池盤２３－１～２３－ＭのＢＭＵ３６を介して、ＣＭＵ３２－１～ＣＭＵ３２－２４に対し、セルモジュール３１－１～３１－２４を構成している電池セルの内部抵抗あるいは電池容量を測定あるいは推定させ、セルモジュール３１－１～３１－２４毎の性能値を取得させ、通知させる（ステップＳ１１）。
　次に、上位制御装置６は、各電池盤ユニット２１－１～２１－Ｎを構成している電池盤２３－１～２３－ＭのＢＭＵ３６、ＰＣＳ１２及び蓄電池制御コントローラ５を介して通知された各セルモジュールの性能値に基づいて、セルモジュールの順位付けを行う（ステップＳ１２）。
　具体的には、性能値の高い順に順位を設定しており、図５の例の場合、セルモジュールＣ１は第５位、セルモジュールＣ２は第７位、セルモジュールＣ３は第４位、セルモジュールＣ４は第１位、セルモジュールＣ５は第８位、セルモジュールＣ６は第６位、セルモジュールＣ７は第３位、セルモジュールＣ８は第２位、セルモジュールＣ９は第９位と順位付けがなされる。
　次に、上位制御装置６は、電池盤２３－１～２３－３に対し、ステップＳ１２で判定した順位順で電池盤２３－１～２３－３のそれぞれに配置可能な最大数ずつセルモジュールをまとめて割り当てる（ステップＳ１３）。
　具体的には、例えば、電池盤２３－１には、性能値が第１位～第３位に相当するセルモジュール（セルモジュールＣ４、Ｃ８、Ｃ７）を割り当て、電池盤２３－２には、性能値が第４位～第６位に相当するセルモジュール（セルモジュールＣ３、Ｃ１、Ｃ６）を割り当て、電池盤２３－３には、性能値が第７位～第９位に相当するセルモジュール（セルモジュールＣ２、Ｃ５、Ｃ９）を割り当てる。
　これにより、各電池盤２３－１～２３－３にそれぞれ割り当てられた後のセルモジュールの性能差は、割り当て前の状態よりも小さくなり、実際に充電あるいは放電に用いられない容量は減少する。
　次に上位制御装置６は、具体的なセルモジュールの再配置先を決定する（ステップＳ１４）。
　この場合において、電池盤２３－１～２３－３のそれぞれにおけるセルモジュールの配置（直列接続順）は、対応する電池盤２３－１～２３－３の性能には影響を与えず、任意に設定可能であるため、割り当て前と、割り当て後とで、対応する電池盤が変わらないセルモジュール（図５の例の場合、セルモジュールＣ６及びセルモジュールＣ９）は、再配置の対象から除き、そのままとする。これによって、電池モジュールの交換に伴う手間を削減しつつ、蓄電池システム全体の性能回復を図ることができる。
　図７は、再配置先設定手順の説明図（その１）である。
　例えば、セルモジュールＣ１は、再配置前には、電池盤２３－１に配置されているが、再配置後は、電池盤２３－２に配置される必要がある。
　ここで、再配置先の電池盤２３－２に配置されているセルモジュールＣ６は、上述したように再配置対象から除かれているため、セルモジュールＣ１の再配置先は、再配置前の電池盤２３－２のセルモジュールＣ４あるいはセルモジュールＣ５の配置位置のみとなる。
　同様に、図７においては、全ての再配置対象のセルモジュールＣ１～Ｃ５、Ｃ７～Ｃ８のそれぞれについて、グラフ理論の最短経路問題の考え方を適用し、各セルモジュールの配置位置をノードとして捉え、元の配置位置（ノード）から再配置先への移動方向を有向辺（矢印）として示している。すなわち、再配置に際し、実際には、各セルモジュールは、有向辺に沿った経路で一度だけ移動させられるのであるが、再配置先（再配置位置）の検討においては、再配置可能位置は、一または複数想定されている。
　例えば、セルモジュールＣ８については、再配置前には、電池盤２３－３に配置されているが、再配置後は、電池盤２３－１に配置される必要があるので、セルモジュールＣ８については、再配置前の電池盤２３－１のセルモジュールＣ１～Ｃ３の配置位置がそれぞれ再配置可能位置とされる。このため、図７においては、３本の有向辺Ｌ１～Ｌ３が示されている。
　次に上位制御装置６は、全ての再配置対象の各セルモジュールＣ１～Ｃ５、Ｃ７～Ｃ８のそれぞれについて、図７中、矢印で示した有向辺を通って、少なくとも１つの他のセルモジュールの配置位置を経由して、再び元のセルモジュールの配置位置に戻る最短経路（最短閉路）を求めることで再配置可能な位置を決定する（ステップＳ１４）。
　すなわち、最も少ないセルモジュールの移動で再配置可能な位置を決定する。より具体的には、一つの再配置対象のセルモジュールを再配置するのに、二つのセルモジュールの移動（いわゆる配置位置の交換）で当該二つのセルモジュールの再配置が完了する場合、当該再配置可能位置が、三つのセルモジュールの移動で当該三つのセルモジュールの再配置が完了する再配置可能位置よりも優先的に採用される。
　これは、二つのセルモジュールの移動で当該二つのセルモジュールの再配置が完了する場合の方が、作業量が少ないからである。
　続いて、図７に示した有向グラフを参照して、より具体的に再配置先の決定について説明する。
　先にも述べたように、図７において、セルモジュールＣ６とセルモジュールＣ９は、移動の必要が無いセルモジュールであるので、セルモジュールの移動先を示す有効辺が存在しない。
　そして、図７に示した有向グラフを用いて、再配置先を検討する検討対象のセルモジュールの元の配置位置（ノード）から少なくとも一つの他のセルモジュールの配置位置（ノード）を経由して元の検討対象のセルモジュールの元の配置位置（ノード）に戻る最短経路（最短閉路）を求めることで、電池モジュールの再配置位置を決定している。
　この場合において、セルモジュールの再配置先の違いによる再配置（移動）コスト、すなわち、セルモジュールの取り外し、セルモジュールの移動、セルモジュールの取り付け等の交換の手間は、すべて同じであると仮定し、有効辺の重みはすべて１としている。なお、再配置先（移動先）によって交換の手間が大きく変わるような場合には、当該再配置に対応する有効辺の重みを大きくする重み付けを行うことにより、再配置コストを考慮した再配置先を設定するように構成し、交換の手間を考慮するようにすることも可能である。
　実際の処理においては、セルモジュールＣ１～Ｃ９の再配置位置の候補を有向グラフで表したネットワークにおいて、Dijkstra法やBellman-Ford法などの最短経路問題を解くアルゴリズムを用いて、最短経路を導出すればよい。
　まず、図７において、現在の配置位置（第１のノード）にあるセルモジュールＣ１の再配置先を求める。セルモジュールＣ１の再配置先の候補としては、セルモジュールＣ４の配置位置（第４のノード）及びセルモジュールＣ５の配置位置（第５のノード）への有向辺Ｌ１１、Ｌ１２で示されている。
　しかしながら、セルモジュールＣ４は、セルモジュールＣ１が配置されていた電池盤２３－１へ再配置すべきセルモジュールであるので、有向辺Ｌ１１に示すようにセルモジュールＣ１の配置位置からセルモジュールＣ４の配置位置に向かい、有向辺Ｌ２１に示すように、当該セルモジュールＣ４の配置位置からセルモジュールＣ１の配置位置へ向かう経路が、最短経路（最短閉路）となっていることがわかる。
　すなわち、セルモジュールＣ１と、セルモジュールＣ４とを交換すれば、再配置が完了することがわかる。
　次に、セルモジュールＣ１とセルモジュールＣ４の移動先は決定したので、セルモジュールＣ１の配置位置（第１のノード）あるいはセルモジュールＣ４の配置位置（第４のノード）を始点または終点とする有向辺Ｌ１１、Ｌ１２、Ｌ２１～Ｌ２３を全て取り除く（検討対象から除外する）。
　図８は、再配置先設定手順の説明図（その２）である。
　図８においては、図７の状態から検討に不要な有向辺Ｌ１１、Ｌ１２、Ｌ２１～Ｌ２３を取り除いた状態が示されている。
　次に、現在の配置位置（第２のノード）にあるセルモジュールＣ２の再配置先を求める。セルモジュールＣ２の再配置先の候補としては、セルモジュールＣ７の配置位置（第７のノード）及びセルモジュールＣ８の配置位置（第８のノード）への有効辺Ｌ３１、Ｌ３２で示されている。
　この場合において、セルモジュールＣ７及びセルモジュールＣ８は、いずれもセルモジュールＣ２が配置されていた電池盤２３－１へ再配置すべきセルモジュールである。従って、セルモジュールＣ２の配置位置からセルモジュールＣ７の配置位置に向かう有向辺Ｌ３１に対応する経路及びセルモジュールＣ２の配置位置からセルモジュールＣ８の配置位置に向かう有向辺Ｌ３２に対応する経路のいずれも最短経路となっていることがわかる。
　したがって、いずれの経路を選択しても問題はないが、例えば、二つのセルモジュールの交換の場合は、先に処理した側を選択することとし、当該セルモジュールＣ７の配置位置からセルモジュールＣ２の配置位置へ向かう経路が、最短経路として選択される。
　次に、セルモジュールＣ２とセルモジュールＣ７の移動先は決定したので、セルモジュールＣ２の配置位置（第２のノード）あるいはセルモジュールＣ７の配置位置（第７のノード）を始点または終点とする有向辺Ｌ３１、Ｌ３２、Ｌ４１、Ｌ４２、Ｌ５１を全て取り除く（検討対象から除外する）。
　図９は、再配置先設定手順の説明図（その３）である。
　続いて、いまだ再配置位置が決定していないセルモジュールＣ３、セルモジュールＣ５及びセルモジュールＣ８の再配置先を求めることとなるが、図９に示すように、セルモジュールＣ３の配置位置（第３ノード）からセルモジュールＣ５の配置位置（第５ノード）へ向かう有向辺Ｌ６１、セルモジュールＣ５の配置位置（第５ノード）からセルモジュールＣ８の配置位置（第８ノード）へ向かう有向辺Ｌ６２及びセルモジュールＣ８の配置位置（第８ノード）からセルモジュールＣ３の配置位置（第３ノード）へ向かう有向辺Ｌ６３しか残っておらず、しかもこの経路は、最短経路となっている。
　すなわち、セルモジュールＣ３をセルモジュールＣ５の配置位置へ移動し、セルモジュールＣ５をセルモジュールＣ８の配置位置へ移動し、セルモジュールＣ８をセルモジュールＣ３の配置位置へ移動することで、再配置が完了することがわかる。
　図１０は、再配置完了後のセルモジュールの配置位置の説明図である。
　以上の説明と同様の手順に従えば、セルモジュールの再配置が完了し、図１０に示すように、電池盤２３－１に、より性能値の高いセルモジュールを配置し、電池盤２３-３に、より性能値の低いセルモジュールを配置し、電池盤２３－２に残りのセルモジュールを配置している。
　図１１は、セルモジュールの再配置後の電池盤ユニットの性能説明図である。
　この結果、電池盤２３－１～２３－３の間では、図１１に示すように比較的大きな性能値の差が存在するが、各電池盤内２３－１～２３－３を構成している３個のセルモジュール間の性能値の差は小さくなっている。
　この結果、電池盤ユニット２１－１としての性能値＝１２となり、再配置前の性能値＝６に対して、改善されていることが分かる。
　以上の再配置スケジューリングにより、セルモジュールの再配置方法が決定した後、実際に保守員などがセルモジュールの交換を行う際には、図７～図１０に示した交換手順を携帯端末等に順番に表示したり、印刷物としてプリントアウトしたりすることで、作業の支援を行うようにすればよい。
　また、全ての交換作業が完了した後、各電池モジュールの再配置が正しく行えたかどうかを、例えば、以下のいずれかの方法で検査を行う。
（１）セルモジュール毎に固有のＩＤ情報を記録（ＣＭＵ内の記憶部などに記録）し、このＩＤ情報を外部から読み出すインタフェースを用意する。各電池モジュールの再配置前後のＩＤ情報を照合することによって、再配置が正しく行えたかどうかの検査を行う。
（２）電池モジュールに固有のＩＤ情報が付与されていない場合は、各電池モジュールの再配置後に内部抵抗などの劣化診断を再度実施し、電池ユニット（直列接続された電池モジュール群）内の劣化状態の偏差（ばらつき）が最小化（あるいは許容範囲内で縮小化）されているかどうかを検査する。
　以上に示した再配置スケジューリング方法、及び、交換手順の提示、再配置後の自動検査などの機能を提供することにより、蓄電池システムの性能を維持するためのメンテナンス作業の効率化を図ることができる。
　以上の説明のように、実施形態が適用された蓄電池装置を複数備えた蓄電池システムによれば、電池モジュールの再配置作業において、作業スペース、作業労力及び作業時間の低減を図ることができる。
　さらに各蓄電池装置の容量を有効に利用でき、実効的な蓄電池システムの長寿命化が図れ、運用コストの低減を図ることができるとともに、蓄電池システムの長期運用が可能となる。
　本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。
　例えば、以上の説明においては、セルモジュールの再配置処理を上位制御装置６が行う構成を採っていたが、蓄電池制御コントローラ５あるいはＰＣＳ１２が行う構成とすることも可能である。
　また、以上の説明においては、電池盤２３－１に、より性能値の高いセルモジュールを配置し、電池盤２３-３に、より性能値の低いセルモジュールを配置し、電池盤２３－２に残りのセルモジュールを配置していたが、任意の電池盤に性能値に基づくセルモジュールを配置するように構成することも可能である。
　また、以上の説明においては、電池盤２３－１～２３－Ｍ内においては、セルモジュールの配置位置については何も考慮していなかったが、電池盤２３－１～２３－Ｍ内で上部に配置された電池ほど温度が高くなる傾向にあるので、これを考慮して再配置位置を設定するように構成することも可能である。

Claims (10)

  1. 　電池セルを備えたセルモジュールが複数、直列に接続される電池盤が複数並列に接続される蓄電池装置であって、
    　前記セルモジュールの性能値を取得する性能値取得部と、
    　取得された前記セルモジュールの性能値に基づいて、一の前記電池盤に再配置された後の前記セルモジュールの性能値のばらつきが再配置前より小さくなるように、前記複数の電池盤の間で、前記セルモジュールの再配置を行わせるための再配置情報を生成する情報生成部と、
    　を備えた蓄電池装置。
  2. 　生成された前記再配置情報を提示する情報提示部を備えた、
    　請求項１記載の蓄電池装置。
  3. 　前記情報生成部は、前記セルモジュールをノードとし、再配置位置を特定する有向辺を経路とする有向グラフを用いた最短閉路探索により前記再配置情報を生成する、
    　請求項１記載の蓄電池装置。
  4. 　前記情報生成部は、前記セルモジュールの性能値のばらつきに基づいて前記セルモジュールの順位を付け、前記順位に従って、前記複数の電池盤に順番に前記セルモジュールを割り当てる、
    　請求項１記載の蓄電池装置。
  5. 　電池セルを備えたセルモジュールが複数、直列に接続される電池盤が複数並列に接続される蓄電池装置と、前記蓄電池装置を制御する制御装置と、を備えた蓄電池システムであって、
    　前記制御装置は、前記蓄電池装置から前記セルモジュールの性能値を取得する性能値取得部と、
    　取得された前記セルモジュールの性能値に基づいて、一の前記電池盤に再配置された後の前記セルモジュールの性能値のばらつきが再配置前より小さくなるように、前記複数の電池盤の間で、前記セルモジュールの再配置を行わせるための再配置情報を生成する情報生成部と、
    　を備えた蓄電池システム。
  6. 　前記制御装置は、生成された前記再配置情報を提示する情報提示部を備えた、
    　請求項５記載の蓄電池システム。
  7. 　前記情報生成部は、前記セルモジュールをノードとし、再配置位置を特定する有向辺を経路とする有向グラフを用いた最短閉路探索により前記再配置情報を生成する、
    　請求項５記載の蓄電池システム。
  8. 　電池セルを備えたセルモジュールが複数、直列に接続される電池盤が複数並列に接続される蓄電池装置で実行される方法であって、
    　前記セルモジュールの性能値を取得する過程と、
    　取得された前記セルモジュールの性能値に基づいて、一の前記電池盤に再配置された後の前記セルモジュールの性能値のばらつきが再配置前より小さくなるように、前記複数の電池盤の間で、前記セルモジュールの再配置を行わせるための再配置情報を生成する過程と、
    　生成された前記再配置情報を提示する過程と、
    　を備えた方法。
  9. 　電池セルを備えたセルモジュールが複数、直列に接続される電池盤が複数並列に接続される蓄電池装置をコンピュータにより制御するためのプログラムであって、
    　前記コンピュータを、
    　前記セルモジュールの性能値を取得する手段と、
    　取得された前記セルモジュールの性能値に基づいて、一の前記電池盤に再配置された後の前記セルモジュールの性能値のばらつきが再配置前より小さくなるように、前記複数の電池盤の間で、前記セルモジュールの再配置を行わせるための再配置情報を生成する手段と、
    　生成された前記再配置情報を提示する手段と、
    して機能させるプログラム。
  10. 　前記再配置情報を生成する手段は、前記セルモジュールをノードとし、再配置位置を特定する有向辺を経路とする有向グラフを用いた最短閉路探索により前記再配置情報を生成する、
    　請求項９記載のプログラム。
PCT/JP2015/075512 2015-09-08 2015-09-08 蓄電池装置、蓄電池システム、方法及びプログラム WO2017042892A1 (ja)

Priority Applications (6)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US14/915,551 US20180172773A1 (en) 2015-09-08 2015-09-08 Storage battery device, storage battery system, method and computer program product
JP2016501247A JP6125710B1 (ja) 2015-09-08 2015-09-08 蓄電池装置、蓄電池システム、方法及びプログラム
EP15834631.2A EP3349296A4 (en) 2015-09-08 2015-09-08 STORAGE BATTERY DEVICE, METHOD, STORAGE BATTERY SYSTEM, AND PROGRAM
CN201580001704.3A CN108028437B (zh) 2015-09-08 2015-09-08 蓄电池装置、蓄电池系统以及方法
PCT/JP2015/075512 WO2017042892A1 (ja) 2015-09-08 2015-09-08 蓄電池装置、蓄電池システム、方法及びプログラム
KR1020167005152A KR101807438B1 (ko) 2015-09-08 2015-09-08 축전지 장치, 축전지 시스템, 방법 및 기록 매체

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/JP2015/075512 WO2017042892A1 (ja) 2015-09-08 2015-09-08 蓄電池装置、蓄電池システム、方法及びプログラム

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2017042892A1 true WO2017042892A1 (ja) 2017-03-16

Family

ID=58239247

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2015/075512 WO2017042892A1 (ja) 2015-09-08 2015-09-08 蓄電池装置、蓄電池システム、方法及びプログラム

Country Status (6)

Country Link
US (1) US20180172773A1 (ja)
EP (1) EP3349296A4 (ja)
JP (1) JP6125710B1 (ja)
KR (1) KR101807438B1 (ja)
CN (1) CN108028437B (ja)
WO (1) WO2017042892A1 (ja)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2022138712A1 (ja) * 2020-12-23 2022-06-30 ヒラソル・エナジー株式会社 発電モジュールセットを評価する方法

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109494337A (zh) * 2018-12-31 2019-03-19 史金山 活接电池组、活接电池组充电装置及充电方法
CN112909355A (zh) * 2019-12-04 2021-06-04 宁德时代新能源科技股份有限公司 电池管理系统、处理装置、电池管理方法和电池管控系统
CN114325401A (zh) * 2021-11-25 2022-04-12 华人运通(江苏)技术有限公司 一种电池性能参数确定方法、装置、设备及介质

Citations (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2012034439A (ja) * 2010-07-28 2012-02-16 Sumitomo Electric Ind Ltd 直流電源装置及び電力貯蔵システム
WO2012115148A1 (ja) * 2011-02-25 2012-08-30 三洋電機株式会社 電源装置、電力貯蔵装置、バッテリシステム、制御装置、及び制御プログラム
JP2013137867A (ja) 2011-12-27 2013-07-11 Toshiba Corp 二次電池装置およびその製造方法
JP2013240155A (ja) * 2012-05-11 2013-11-28 Toshiba Corp 蓄電池システムおよび接続構成の変更方法
JP2014023362A (ja) 2012-07-20 2014-02-03 Toshiba Corp 制御装置、被制御装置、制御方法及び制御プログラム
JP2014041747A (ja) 2012-08-22 2014-03-06 Toshiba Corp 蓄電池装置、蓄電池装置の管理方法、および、蓄電池システム
JP2014075317A (ja) 2012-10-05 2014-04-24 Sumitomo Bakelite Co Ltd 導電接続シート、半導体装置および電子機器
JP2014110198A (ja) 2012-12-04 2014-06-12 Toshiba Corp 電池パック装置、電池パック装置の点検方法及び点検プログラム
JP2014119397A (ja) 2012-12-18 2014-06-30 Toshiba Corp 二次電池の電池状態推定装置
JP2014127404A (ja) 2012-12-27 2014-07-07 Furukawa Electric Co Ltd:The 組電池の交換方法
JP2015008040A (ja) 2013-06-24 2015-01-15 株式会社東芝 二次電池装置及びモジュール接続判別方法

Family Cites Families (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6642692B2 (en) * 2000-06-23 2003-11-04 Honda Giken Kogyo Kabushiki Kaisha Charge equalizing device for power storage unit
US20100259104A1 (en) * 2009-04-14 2010-10-14 Robert Winkelman Battery management system
JP2011072153A (ja) * 2009-09-28 2011-04-07 Sanyo Electric Co Ltd 車両用電源装置及びこれを備える車両並びに車両用電源装置の容量均等化方法
CN101814632A (zh) * 2010-05-05 2010-08-25 章森 基于充放电特征的电芯优化配组技术
CN101834325A (zh) * 2010-05-17 2010-09-15 林道勇 二次电池组
WO2012144674A1 (ko) * 2011-04-22 2012-10-26 Sk 이노베이션 주식회사 착탈 가능한 배터리 모듈, 이를 이용한 배터리 스트링을 위한 전하 균일 방법 및 장치
US9018912B2 (en) * 2011-05-17 2015-04-28 Inphi Corporation System and method for managing parallel-connected battery cells
CN102324771A (zh) * 2011-09-21 2012-01-18 孙荣勋 一种消除串联工作电池压差的方法及电路
JP6058260B2 (ja) * 2011-10-28 2017-01-11 株式会社東芝 蓄電池ユニット
JP5670863B2 (ja) * 2011-11-09 2015-02-18 株式会社東芝 蓄電池劣化診断システムおよびその方法
JP2014143795A (ja) * 2013-01-22 2014-08-07 Toshiba Corp 蓄電池装置および蓄電池システム
CN203788024U (zh) * 2014-04-08 2014-08-20 江苏博强新能源科技有限公司 磷酸铁锂电池储能系统
CN104157918A (zh) * 2014-07-31 2014-11-19 广州市明昕通信技术有限公司 一种蓄电池冗余重配组的方法和装置
CN204046236U (zh) * 2014-08-18 2014-12-24 西南交通大学 小型电动交通工具动力电池组监测与均衡装置

Patent Citations (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2012034439A (ja) * 2010-07-28 2012-02-16 Sumitomo Electric Ind Ltd 直流電源装置及び電力貯蔵システム
WO2012115148A1 (ja) * 2011-02-25 2012-08-30 三洋電機株式会社 電源装置、電力貯蔵装置、バッテリシステム、制御装置、及び制御プログラム
JP2013137867A (ja) 2011-12-27 2013-07-11 Toshiba Corp 二次電池装置およびその製造方法
JP2013240155A (ja) * 2012-05-11 2013-11-28 Toshiba Corp 蓄電池システムおよび接続構成の変更方法
JP2014023362A (ja) 2012-07-20 2014-02-03 Toshiba Corp 制御装置、被制御装置、制御方法及び制御プログラム
JP2014041747A (ja) 2012-08-22 2014-03-06 Toshiba Corp 蓄電池装置、蓄電池装置の管理方法、および、蓄電池システム
JP2014075317A (ja) 2012-10-05 2014-04-24 Sumitomo Bakelite Co Ltd 導電接続シート、半導体装置および電子機器
JP2014110198A (ja) 2012-12-04 2014-06-12 Toshiba Corp 電池パック装置、電池パック装置の点検方法及び点検プログラム
JP2014119397A (ja) 2012-12-18 2014-06-30 Toshiba Corp 二次電池の電池状態推定装置
JP2014127404A (ja) 2012-12-27 2014-07-07 Furukawa Electric Co Ltd:The 組電池の交換方法
JP2015008040A (ja) 2013-06-24 2015-01-15 株式会社東芝 二次電池装置及びモジュール接続判別方法

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
See also references of EP3349296A4

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2022138712A1 (ja) * 2020-12-23 2022-06-30 ヒラソル・エナジー株式会社 発電モジュールセットを評価する方法

Also Published As

Publication number Publication date
EP3349296A1 (en) 2018-07-18
CN108028437B (zh) 2021-08-24
EP3349296A4 (en) 2019-05-01
JPWO2017042892A1 (ja) 2017-09-07
KR20170042493A (ko) 2017-04-19
KR101807438B1 (ko) 2017-12-08
CN108028437A (zh) 2018-05-11
JP6125710B1 (ja) 2017-05-10
US20180172773A1 (en) 2018-06-21

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US11336104B2 (en) Method of performing a state of health estimation for a rechargeable battery energy storage system
JP6686166B2 (ja) 電池ヘルス状態を検出する装置及び方法
JP5801176B2 (ja) 蓄電装置及びその保守方法
JP7182142B2 (ja) データセンタのバックアップ用電源システム、バックアップ用電池ラック
US9070908B2 (en) Battery system, controlling method of the same, and energy storage system including the battery system
JPWO2017154112A1 (ja) 電池監視装置及び方法
JP6125710B1 (ja) 蓄電池装置、蓄電池システム、方法及びプログラム
EP3514557B1 (en) Electric storage capacity estimation device, method and program
JP6496008B2 (ja) 蓄電池管理装置、方法及びプログラム
KR20150058172A (ko) 축전지 운전 제어 장치, 축전지 운전 제어 방법 및 프로그램
JP2012202851A (ja) 劣化測定装置、二次電池パック、劣化測定方法、およびプログラム
WO2023022225A1 (ja) 二次電池の容量保持率推定方法及び二次電池の容量保持率推定プログラム並びに二次電池の容量保持率推定装置
WO2017154115A1 (ja) 蓄電池装置、蓄電池システム、方法及び制御プログラム
JP6419941B2 (ja) 蓄電池管理装置、方法及びプログラム
JP6622380B2 (ja) 蓄電池装置及び方法
US20130234517A1 (en) Power accumulation system and method for controlling storage module
WO2021111673A1 (ja) 蓄電池装置、方法及びプログラム
WO2016147322A1 (ja) 蓄電池管理装置、方法及びプログラム
WO2017043109A1 (ja) 蓄電池装置及び蓄電池システム
JPWO2018167888A1 (ja) 蓄電池の劣化予測装置、蓄電池システム、方法及びプログラム
JP6863365B2 (ja) 監視装置、監視システムおよび監視方法
JP6585705B2 (ja) 充放電システム
JP2020120493A (ja) 制御システム、プログラム
WO2022157817A1 (ja) 蓄電池管理装置、蓄電池管理方法、および、プログラム
KR102614065B1 (ko) 에너지 스토리지 시스템의 배터리 수명 추산 장치

Legal Events

Date Code Title Description
ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2016501247

Country of ref document: JP

Kind code of ref document: A

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 20167005152

Country of ref document: KR

Kind code of ref document: A

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 14915551

Country of ref document: US

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

Ref document number: 15834631

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE