WO2023210196A1 - 仮想電力貯蔵管理システムおよび仮想電力貯蔵管理方法 - Google Patents

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WO2023210196A1
WO2023210196A1 PCT/JP2023/009938 JP2023009938W WO2023210196A1 WO 2023210196 A1 WO2023210196 A1 WO 2023210196A1 JP 2023009938 W JP2023009938 W JP 2023009938W WO 2023210196 A1 WO2023210196 A1 WO 2023210196A1
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bess
physical
soc
control unit
power storage
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PCT/JP2023/009938
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French (fr)
Inventor
純 川治
亮平 中尾
啓生 宮本
隆 天野
紀彦 森脇
Original Assignee
株式会社日立製作所
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    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J13/00—Circuit arrangements for providing remote indication of network conditions, e.g. an instantaneous record of the open or closed condition of each circuitbreaker in the network; Circuit arrangements for providing remote control of switching means in a power distribution network, e.g. switching in and out of current consumers by using a pulse code signal carried by the network
    • 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
    • H02J3/46—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
    • 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

Definitions

  • the present invention relates to a virtual power storage management system and a virtual power storage management method.
  • each renewable energy generator may be equipped with a battery to alleviate fluctuations in its own power generation value. If this battery capacity can be used as a regulating force, it can contribute to grid stability.
  • VPP virtual power plant
  • Patent Document 1 describes that, as a control device in a virtual power plant, individual battery energy storage systems (BESS) having a relatively high state of charge (SOC) to individual battery energy storage systems (BESS) having a relatively low state of charge are used as a control device in a virtual power plant. was programmed to adjust each individual BESS's charging rate to have the charging rate balanced by transmitting to the BESS's via an identified subset of transmission lines that have a lower load scale. A control device is disclosed.
  • SOC state of charge
  • BESS battery energy storage systems
  • Patent Document 1 does not disclose an operating method when the types of batteries arranged in individual BESSs are different. In addition, there are no disclosures regarding the operation methods for each energy generation, specifically when newly manufactured and installed BESS and BESS that make secondary use of used batteries used in electric vehicles, etc. coexist. Not yet. Since the optimal SOC for a standby state differs depending on the battery type and generation, there is a problem that an optimal standby state cannot be achieved only by balanced charging rates. In addition, there is a problem in that energy loss occurs when appropriate balancing (equilibrium) charging and discharging is performed between power storage systems.
  • the present invention was made in order to solve the above-mentioned problems, and uses a plurality of physical BESSs and a virtual BESS (Virtual BESS; VBESS) that integratedly controls them as a group to
  • An object of the present invention is to provide a virtual power storage management system and a virtual power storage management method that can adjust power supply and demand.
  • the virtual power storage management system of the present invention uses a plurality of physical BESSs and a virtual BESS that integrally controls them as a group to control power supply and demand based on grid commands that are commands from the grid.
  • a distributed BESS control unit to determine and a battery state based on individual operation data of the physical BESS are transmitted to the distributed BESS control unit, and the SOC of the physical BESS is controlled based on the standby SOC from the distributed BESS control unit.
  • the present invention is characterized by having a BESS control unit. Other aspects of the present invention will be explained in the embodiments described below.
  • power supply and demand can be adjusted based on commands from the grid using a plurality of physical BESSs (Battery Energy Storage Systems) and a virtual BESS (VBESS) that is integrated and controlled as a group.
  • BESS Battery Energy Storage Systems
  • VBESS virtual BESS
  • FIG. 1 is a diagram illustrating an example of a virtual power storage management system according to an embodiment.
  • FIG. 3 is a diagram showing details of a distributed BESS control unit.
  • FIG. 3 is a control block diagram of a distributed BESS control unit. It is an example of the control block diagram of a physical calculation part.
  • FIG. 3 is a diagram showing changes in performance over time in BESSs with different characteristics and usage histories.
  • FIG. 7 is a diagram showing a battery deterioration state when the standby SOC of a comparative example is equalized. It is a figure which shows the battery deterioration state when standby SOC of this invention is distributed. It is a figure showing the problem and the effect when applying the technology of the present invention.
  • FIG. 1 is a diagram illustrating an example of a virtual power storage management system 100 according to an embodiment.
  • the virtual power storage management system 100 is a virtual power storage management system for adjusting power supply and demand based on commands from the grid using a plurality of physical BESSs and a virtual BESS (VBESS) that integrally controls these as a group. be.
  • VBESS virtual BESS
  • the physical BESS is used to distinguish it from a virtual BESS (VBESS), and refers to an actual BESS.
  • the virtual power storage management system 100 is composed of a first tier L1, a second tier L2, and a third tier L3.
  • the first layer L1 is a layer mainly targeted at VPP operators (virtual power plant operators) and resource aggregators.
  • the second layer L2 is a layer mainly targeted at resource aggregators, and is a layer that centrally manages a plurality of BESSs distributed in each region.
  • the third layer L3 is a layer mainly targeted at battery owners (consumers) who own one or more BESSs (physical BESSs). Owner, etc.
  • the dividing boundary between the plurality of management units existing in the same layer may be based on physical constraints (division by region or owner) or functional constraints (such as the scale of current handled).
  • first layer L1, second layer L2, and third layer L3 may be managed by different administrators, or may be managed by the same administrator.
  • the first management unit 10 exchanges transaction permission responses with the transaction market 200.
  • power transmission and distribution companies 310, retail companies 320, power generation companies 330, etc. participate in the trading market 200, and power transactions are carried out according to the power supply and demand needs of these companies.
  • Ru For example, when each business has a surplus of electricity, BESS owners and managers charge the BESS, and conversely, when there is a shortage of electricity, the BESS discharges electricity from the BESS in order to stabilize the power grid. carry out transactions.
  • the first management unit 10 of the first layer L1 selects the power trading needs that can be met based on the SOC of the virtual BESS obtained by averaging the SOC of the individual physical BESS, and transfers the power trading needs to the lower layers (L2, L3 layer). It has the function of issuing charge/discharge commands.
  • the second management unit 20 of the second hierarchy L2 has a function of determining the SOC in the standby state of each physical BESS, considering the characteristics (life span, input/output) of the physical BESSs arranged in the third hierarchy L3, and It has a function of distributing charging and discharging patterns of each physical BESS based on discharge commands.
  • the third management unit 30 of the third layer L3 diagnoses the battery condition (SOC, remaining life, resistance, allowable power amount, etc.) from the operation data (time series data of voltage, current, and temperature) of the battery owner's BESS, It has a function of collectively transmitting the information to the second layer L2.
  • the first management unit 10 serves as a processing unit, and includes a transaction management unit 11 that manages transactions with the transaction market 200, and a menu of power trading services (for example, frequency adjustment, peak shift, and peak cut) that can be provided by the virtual BESS.
  • a service management unit 12 that manages the correspondence between the power trading service and the virtual BESS used
  • a service resource management unit 13 that manages the correspondence between the power trading service and the virtual BESS used
  • a virtual BESS control unit 14 that issues control commands, etc. to the distributed BESS control unit 21 of the second management unit 20.
  • the database 17 of the first management section 10 stores various information in the processing section, including SLA (Service Level Agreement) information 171, which is the default conditions of the power trading service and the conditions of service and maintenance for each contract conclusion; Transaction service information 172, which is a menu of power trading services that can be provided by VBESS, service resource information 173, which is the correspondence between the power trading service and the virtual BESS used, and the total SOC (total) of the physical BESS existing in the third layer L3.
  • SLA Service Level Agreement
  • Transaction service information 172 which is a menu of power trading services that can be provided by VBESS
  • service resource information 173 which is the correspondence between the power trading service and the virtual BESS used
  • total SOC (total) of the physical BESS existing in the third layer L3 There is virtual BESS_SOC information 174, which is information about the total electrical capacity Ah that is actually charged, with respect to the exchangeable electrical capacity Ah.
  • the second management unit 20 considers the characteristics (SOC, remaining life, resistance, allowable power, etc.) of the physical BESSs arranged in the third management unit 30, and determines the standby SOC of each BESS until a charging/discharging command arrives.
  • the distributed BESS control unit 21 distributes and controls the charging and discharging patterns of each BESS when a charging/discharging command arrives, and the distribution information of the SOC of the physical BESS managed by each distributed BESS control unit (SOC is 0% of the entire physical BESS)
  • SOC is 0% of the entire physical BESS
  • the electric capacity of the BESS in the range from ⁇ % is xxAh, etc.).
  • the third management unit 30 includes a BESS control unit 31 that collects information from the BESS 32, which is a physical BESS owned by the battery owner, and the life diagnosis unit 321 of the BESS 32 that is under the management of the battery owner, and transmits the information to the second management unit 20.
  • the BESS 32 includes a life diagnosis section 321 and SOH information 322.
  • the life diagnosis unit 321 is a part that diagnoses the remaining life of each individual BESS, and diagnoses the battery condition (remaining life, resistance) from the operation data (time series data of voltage, current, and temperature) of the battery owner's BESS 32. .
  • SOH is an abbreviation for State of Health, and is an index representing a state of health or deterioration.
  • the ratio of battery capacity (Ah) remaining after a certain period of time to the initial battery capacity (Ah) is SOHQ or SOHC, and the ratio of increase in resistance ( ⁇ ) after a certain period of time to initial resistance ( ⁇ ) is SOHR. It is customary to express it as a percentage.
  • the virtual BESS control unit 14 receives, from the distributed BESS control unit 21, SOC information of the entire physical BESS under the management of the distributed BESS control unit 21. (1st layer L1 ⁇ 2nd layer L2) The virtual BESS control unit 14 determines an appropriate current distribution command to the L2 layer in response to transaction needs, and transmits it to the distributed BESS control unit 21. (3rd layer L3 ⁇ 2nd layer L2) The BESS control unit 31 transmits the battery status such as SOH and SOC information of the physical BESS owned by the battery owner to the distributed BESS control unit 21.
  • the distributed BESS control unit 21 determines the SOC and current distribution command for equalizing the lifespan of the physical BESSs managed by one distributed BESS control unit 21, and transmits the determined SOC and current distribution command to the BESS control unit 31. .
  • FIG. 2A is a diagram showing details of the distributed BESS control unit 21.
  • FIG. 2A shows the relationship with the physical BESS managed by one distributed BESS control unit 21 in FIG.
  • the distributed BESS control unit 21 includes a standby SOC/current distribution determination unit 211 and a physical model calculation unit 212.
  • current distribution is shown as an example of a charge/discharge distribution command for distributing a charge/discharge command to a virtual BESS to a charge/discharge pattern of each physical BESS.
  • FIG. 2B is a control block diagram of the distributed BESS control unit 21.
  • the physical model calculation unit 212 analyzes the assumed current distribution pattern, extracts deterioration accelerating factors (for example, current, center SOC, ⁇ SOC, temperature) that affect battery deterioration, and uses the specified current distribution pattern to extract deterioration acceleration factors that affect battery deterioration. Predict the deterioration of a battery when it is repeatedly charged and discharged. There are several methods for predicting battery deterioration, including a method of predicting from an empirical formula for the target battery and a method of predicting from a physical model formula that takes into account the deterioration of each material inside the battery.
  • the extracted deterioration acceleration factor is inserted into the equation (deterioration prediction formula) that indicates the time dependence of the parameter that indicates the deterioration of each material to predict the change over time of each deterioration parameter, and the predicted future deterioration parameter value is calculated.
  • the equation deterioration prediction formula
  • the standby SOC/current distribution determining unit 211 instructs the BESS control unit 31 to instruct current distribution and standby SOC for the physical BESS managed by the distributed BESS control unit 21 based on the life prediction data in the physical model calculation unit 212.
  • the feature of this embodiment is that the standby SOC is not uniformly set, but the standby SOC is given to each physical BESS in consideration of the materials used for the batteries in each physical BESS and the remaining life of each BESS.
  • BESS_A is a command for a higher standby SOC
  • BESS_B is a command for a lower standby SOC
  • BESS_C is set as an intermediate standby SOC compared to BESS_A and BESS_B.
  • the standby SOC can be changed according to changes in the performance of each BESS over time.
  • FIG. 3 is an example of a control block diagram of the physical model calculation unit 212.
  • a physical model calculation unit 212 included in one of the embodiments of the present invention includes an input 51, an internal deterioration parameter calculation block 52 (a deterioration parameter rate map reference unit 521, a deterioration parameter calculation unit 522), a capacitance and an internal resistance. calculation block 53, SOH calculation block 54, and output 55.
  • the input 51 analyzes an assumed current distribution pattern, extracts feature quantities that influence battery deterioration (for example, current, center SOC (standby SOC), ⁇ SOC, temperature) and uses the extracted characteristics as input.
  • feature quantities that influence battery deterioration for example, current, center SOC (standby SOC), ⁇ SOC, temperature
  • each deterioration parameter is calculated by inputting the feature amount of the input 51 into the equation (deterioration prediction formula) that shows the time dependence of the parameter (deterioration parameter) that shows the deterioration of each material inside the battery. Predict changes over time.
  • the deterioration parameters are not limited, but include the utilization efficiency of the active material used for the positive electrode and negative electrode (m p , m n ), the amount of lithium ion deactivation due to film formation on the surfaces of the positive electrode and negative electrode ( ⁇ p , ⁇ m ), The ohmic resistance (R o ) of the battery member, the resistivity (a p , an ) of the positive electrode and negative electrode materials, etc. can be increased. Further, the expression expressing the time dependence of the deterioration parameter is not limited to one. An example is shown in equation (1).
  • t time
  • a 0 , a n , k n (n: an integer from 1 to N, N is arbitrary): Values depending on the battery deterioration acceleration factor.
  • a 0 , a n , and k n are also values that depend on the operating conditions of the battery (current, center SOC, ⁇ SOC, and T batt ), and their expression as functions is g, h, and l functions. Become. The shape of the function varies depending on the type of battery.
  • the form of the formula for the g, h, and l functions is the product ⁇ (I ⁇ ) ⁇ (SOC ⁇ ) ⁇ ( ⁇ SOC ⁇ ) ⁇ exp(- ⁇ /T batt ) of the powers of each factor, or the simple It can also be expressed in a linear form ( ⁇ + ⁇ ⁇ I + ⁇ ⁇ SOC + ⁇ ⁇ ⁇ SOC + ⁇ ⁇ T batt ).
  • ⁇ , ⁇ , ⁇ , ⁇ , and ⁇ are coefficients (specific values are determined by fitting).
  • the capacity and internal resistance calculation block 53 calculates battery performance (capacity, resistance) from the future deterioration parameter values predicted in process S2, and the SOH calculation block 54 calculates remaining life information of the SOH.
  • FIG. 4 is a diagram showing changes in performance over time in BESSs with different characteristics and usage histories.
  • the performance here includes power storage capacity (Ah), input/output power amount (W, Wh), and the like.
  • FIG. 4 shows the characteristics and effects of one form of BESS charge/discharge management performed in the second layer L2.
  • the distributed BESS control unit 21 in FIGS. 1 and 2A executes charge/discharge management according to a menu of power trading services (eg, frequency adjustment, peak shift, peak cut). Examples of charging and discharging management include battery state management for enabling charging and discharging of BESS for multi-use energy management, and BESS selection in consideration of requested load patterns.
  • multi-use energy management refers to energy management for collectively receiving transactions with different requests such as peak cut and frequency adjustment in the figure. It is difficult to handle the complex charging and discharging patterns required to meet this demand with one type of homogeneous BESS group, but it can be handled by integrated management of a heterogeneous BESS group with different input/output characteristics and standby SOC.
  • the distributed BESS control unit 21 in FIGS. 1 and 2A is characterized in that it does not set the standby SOC equally, but takes into account the lifespan of each physical BESS and instructs the standby SOC to each physical BESS.
  • BESS_A is a command for a higher standby SOC
  • BESS_B is a command for a lower standby SOC.
  • BESS_C is set as an intermediate standby SOC compared to BESS_A and BESS_B. Therefore, BESS_A can utilize a large amount of storage capacity for discharging.
  • BESS_B can use a large amount of storage capacity for charging, so BESSA can respond to power shortages in the grid, and BESSB can respond to power surplus needs, accepting a wide range of charging and discharging instructions. becomes possible.
  • BESS_C maintains the standby SOC relatively low and performs current distribution for charging and discharging while suppressing deterioration. equalization of deterioration can be achieved. If the BESS_C is a used battery that was obtained cheaply and used at a high standby SOC, it will deteriorate quickly and will eventually need to be replaced frequently. On the other hand, by taking life into consideration and using it at a lower standby SOC as in this embodiment, a long life is possible. In this way, by adopting this embodiment, it is possible to efficiently reuse cheap used batteries, which are expected to be generated in large quantities in the future, and to effectively utilize resources and reduce the CO2 required for recycling/remanufacturing. Not only can it contribute to improving environmental value such as reducing emissions, but it can also reduce the TCO (Total Cost Ownership) of BESS owners through the distribution of inexpensive used batteries.
  • TCO Total Cost Ownership
  • FIG. 5 is a diagram showing the battery deterioration state when the standby SOC of the comparative example is equalized.
  • FIG. 6 is a diagram showing a battery deterioration state when the standby SOC of the present invention is distributed.
  • the standby SOC/current distribution determining unit 211 uniformly controls the standby SOC.
  • the positive electrode material used in BESS_A is an NCM (Li(Ni-Mn-Co) 2 : nickel cobalt manganese oxide) battery
  • BESS_B is an LFP (LiFePO 4 : lithium iron phosphate) battery with a low positive electrode potential
  • the voltage change is small with respect to the SOC, and storage deterioration is unlikely even at a high SOC.
  • BESS_C is an LMO (LiMnO 2 : lithium manganese oxide) battery
  • battery deterioration is particularly likely to occur near SOC 50% (predetermined value). Even if deterioration state diagnosis and prediction are carried out in each BESS, the information is not managed all at once, so a particular BESS will have a long lifespan, but BESS deterioration in other batteries will be noticeable, and this The TCO for BESS owners who own this will be greatly reduced.
  • LMO LiMnO 2 : lithium manganese oxide
  • standby SOCs are intentionally distributed based on life prediction. That is, the standby SOC/current distribution determining unit 211 performs imbalance control on the standby SOC.
  • BESS_A is an NCM (nickel cobalt manganese oxide) battery, it is on standby at a low SOC ( ⁇ 10%) with little deterioration. Therefore, deterioration of the battery during standby can be suppressed.
  • BESS_B is an LFP (lithium iron phosphate) battery, it is resistant to storage deterioration even at high SOC, so it is on standby at high SOC ( ⁇ 80%).
  • BESS_C is an LMO (lithium manganese oxide) battery
  • it is not on standby near SOC 50% (predetermined value), but on standby at a high SOC (up to 60%). Therefore, deterioration of the battery can be suppressed.
  • this embodiment uses three different BESSs for simplicity, the number of BESSs to be handled may be greater than this.
  • the second management department can respond to various charging and discharging commands from the first management department. The degree of deterioration of BESS managed below can be made uniform.
  • FIG. 7 is a diagram showing the problem and the effect when applying the technology of the present invention.
  • issues and solutions are shown for each target audience.
  • deterioration is suppressed by using an SOC distribution that is unequal according to the deterioration characteristics of each battery.
  • Low SOC standby products are difficult to discharge, but can handle charging.
  • trade opportunities can be maintained by having other batteries handle the discharge.
  • the EoL (End of life) of each BESS will vary, and maintenance and replacement will be required each time. Therefore, in this embodiment, the EoL of the BESS can be adjusted in a planned manner, which enables planned maintenance.
  • the virtual power storage management system of this embodiment has the following features.
  • a virtual system that uses multiple physical BESSs (Battery Energy Storage Systems) and a virtual BESS (VBESS) that integrates and controls them as a group to adjust the power supply and demand based on grid commands, which are commands from the grid.
  • a distributed BESS control unit that is a power storage management system and determines a standby SOC (State of Charge) of each physical BESS based on characteristics of each physical BESS controlled by the virtual power storage management system.
  • a BESS control unit 31 that transmits the battery status based on individual operation data of the physical BESS to the distributed BESS control unit and controls the SOC of the physical BESS 32 based on the standby SOC from the distributed BESS control unit 21.
  • the average SOC SOC of the virtual BESS
  • SOC of the virtual BESS can be defined, for example, as a ratio of the total dischargeable capacity to the total battery capacity of each physical BESS managed by the virtual power storage system.
  • the virtual power storage management system further selects the charge/discharge needs that can be handled based on the total dischargeable capacity and the total chargeable capacity of the physical BESS32 controlled by the virtual power storage management system, and
  • the distributed BESS control unit 21 has a virtual BESS control unit 14 that determines charging and discharging commands for each physical BESS, and the distributed BESS control unit 21 determines charging and discharging distribution commands for each physical BESS based on the charging and discharging commands and the characteristics.
  • a charging/discharging distribution command for the physical BESS 32 managed by the BESS control unit 31 is issued to the physical BESS 32 .
  • the distributed BESS control unit 21 determines a standby SOC and a charging/discharging distribution command for equalizing the lifetimes of the physical BESSs 32 managed by the virtual power storage management system.
  • the distributed BESS control unit 21 instructs the BESS control unit 31 to perform SOC and current distribution in order to equalize the lifespan of the physical BESS 32 that it manages.
  • the EoL (End of life) of the BESS can be adjusted in a planned manner, making it possible to perform planned maintenance.
  • the distributed BESS control unit 21 can individually set the standby SOC of the physical BESS 32 based on the allowable range (current, voltage) of each physical BESS 32 and the history of past system commands.
  • the distributed BESS control unit 21 can determine the standby SOC based on the assumed charge/discharge distribution command.
  • the distributed BESS control unit 21 has a physical model calculation unit 212 that predicts the lifespan of the physical BESS 32, and the physical model calculation unit 212 calculates the characteristic quantity ( Example: Current, voltage (center SOC), ⁇ SOC, temperature) are extracted (see process S1), and the extracted features are converted into a formula (deterioration prediction formula) that indicates the time dependence of parameters that indicate deterioration of each material inside the battery. By inputting the amount, it is possible to predict the change over time of each deterioration parameter (see process S2), calculate battery performance (capacity, resistance) from the predicted future deterioration parameter value, and obtain remaining life information (process (See S3).
  • the distributed BESS control unit 21 sets a standby SOC different from the predetermined value when the battery used in the physical BESS 32 is likely to deteriorate due to standby at a predetermined value of SOC. Thereby, deterioration of the battery can be suppressed.
  • the distributed BESS control unit 21 sets a standby SOC higher than the predetermined value when the battery used for the physical BESS 32 is unlikely to deteriorate due to standby at an SOC higher than the predetermined value. Thereby, deterioration of the battery can be suppressed.
  • the distributed BESS control unit 21 sets a standby SOC lower than the predetermined value.
  • the distributed BESS control unit 21 controls the standby SOC and charging/discharging to suppress the rate of performance deterioration of the used battery and equalize the lifespan of the multiple BESSs to manage. Issue a distribution command.
  • BESSs Battery Energy Storage Systems
  • the total dischargeable capacity of the physical BESSs placed in the management area refers to the battery capacity of the physical BESSs (the amount of electricity that can be discharged between the upper limit voltage and lower limit voltage of each BESS, which is set in advance for product safety). ) and the average SOC. Further, the total chargeable capacity can be expressed as the difference between the total battery capacity of the physical BESS and the total dischargeable capacity.
  • the configuration includes the virtual BESS control unit 14, the distributed BESS control unit 21, and the BESS control unit 31, but the configuration is not limited to this.
  • an energy storage management system that uses multiple physical BESSs (Battery Energy Storage Systems) and a BESS that integrates and controls them as a group to adjust power supply and demand based on commands from the grid, and is located in a management area.
  • the distributed BESS control unit 21 determines the standby SOC of each physical BESS from the charging/discharging command based on the characteristics (life, input/output) of each physical BESS 32, and the individual operating data (voltage, current, temperature) of the physical BESS 32.
  • BESS control that diagnoses the battery condition (remaining life, SOC) from the time-series data of It is good also as a structure which has the part 31. According to this, power supply and demand can be adjusted based on commands from the grid using a plurality of physical BESSs 32 and a BESS that is integrated and controlled as a group.
  • Second management unit 10
  • First management unit 11
  • Transaction management unit 12
  • Service resource management unit 13
  • Service resource management unit 14
  • Second management unit 21
  • Distributed BESS control unit 211
  • Standby SOC/current distribution determination unit 212
  • Physical model calculation unit 27
  • Distributed BESS_SOC information 30
  • Third management department (BESS holder) 31
  • BESS control unit 32
  • BESS (physical BESS) 37
  • Physical BESS_SOC information 51
  • Internal deterioration parameter calculation block 53
  • Capacity and internal resistance calculation block 54
  • S ⁇ H calculation block 55
  • Output 100
  • Virtual power storage management system 171
  • SLA information 172
  • Transaction service information 173
  • Service resource information 174
  • Virtual BESS_SOC information 200
  • Transaction market 310
  • Power transmission and distribution company 320
  • Retail company 321 Life diagnosis section 322
  • SOH information 330
  • Power generation company 521
  • Deterioration parameter rate map reference section 522

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Charge And Discharge Circuits For Batteries Or The Like (AREA)
  • Remote Monitoring And Control Of Power-Distribution Networks (AREA)

Abstract

仮想電力貯蔵管理システム（１００）は、管理地域に配置された物理ＢＥＳＳの平均的なＳＯＣ（State Of Charge）を基に対応可能な電力取引ニーズを選択し、充放電指令を決定する仮想ＢＥＳＳ制御部（１４）と、管理地域に配置された各物理ＢＥＳＳの特性に基づいて、充放電指令から各物理ＢＥＳＳの待機ＳＯＣを決定する分散ＢＥＳＳ制御部（２１）と、物理ＢＥＳＳの個別の稼働データに基づく電池状態を分散ＢＥＳＳ制御部へ送信するとともに、分散ＢＥＳＳ制御部（２１）からの待機ＳＯＣに基づき物理ＢＥＳＳのＳＯＣを制御するＢＥＳＳ制御部（３１）と、を有する。

Description

仮想電力貯蔵管理システムおよび仮想電力貯蔵管理方法
　本発明は、仮想電力貯蔵管理システムおよび仮想電力貯蔵管理方法に関する。
　ＣＯ２排出抑制のために、電力をまかなうエネルギー源として、化石燃料のかわりに、太陽光発電や風力発電等の再生可能エネルギーの比率を高める必要がある。火力発電機が系統から解列すると、需要の変動に対して系統安定のための調整力供給能力が低下してしまう。一方、個々の再生可能エネルギー発電機には自身の発電値の変動を緩和するための電池を併設している場合がある。この電池の能力を調整力として活用できれば、系統安定に貢献できる。
　また、太陽光発電やコジェネ等の電力需要家が保有するエネルギー・リソースを活用したエネルギー・リソース・アグリゲーション事業が注目を集めている。アグリゲーション事業では、１つ１つのエネルギー・リソースをＩｏＴによる高度なエネルギーマネジメント技術で束ね、あたかも１つの発電所のように機能させるバーチャルパワープラント（仮想発電所：ＶＰＰ）という仕組みが活用される。
　特許文献１には、仮想発電所における制御装置として、比較的高い充電率（ＳＯＣ：State of Charge）を有する個々の電池蓄電システム(Battery Energy Storage system；ＢＥＳＳ)から比較的低い充電率を有する個々のＢＥＳＳに、より低い負荷尺度を有する伝送線の同定されたサブセットを介して、送信することによって平衡される充電率を有するように、個々のＢＥＳＳの各充電率を調整するようにプログラムされた制御装置が開示されている。
米国特許第１０５６６８０３号明細書
　特許文献１において、個々のＢＥＳＳに配置されている電池の種類が異なる場合の運用方法について開示されていない。加えて、個々のエネルギーの世代、具体的には新規に製造、設置されたＢＥＳＳと電気自動車等で使用されてきた使用済電池を二次利用したＢＥＳＳが混在する場合の運用方法については開示されていない。電池種および世代によって待機状態のための最適なＳＯＣは違うため、平衡される充電率のみでは最適な待機状態を実現できない問題がある。また、蓄電システム間で適宜バランシング（平衡）の充放電を実行することで、エネルギー損失が生まれる問題がある。
　本発明は、前記した課題を解決するためになされたものであり、複数の物理ＢＥＳＳおよびこれを群として統合制御した仮想的なＢＥＳＳ（Virtual ＢＥＳＳ；ＶＢＥＳＳ）を用いて系統からの指令に基づいて電力需給を調整することができる仮想電力貯蔵管理システムおよび仮想電力貯蔵管理方法を提供することを目的とする。
　前記目的を達成するため、本発明の仮想電力貯蔵管理システムは、複数の物理ＢＥＳＳおよびこれを群として統合制御した仮想的なＢＥＳＳを用いて系統からの指令である系統指令に基づいて電力需給を調整するための仮想電力貯蔵管理システムであって、前記仮想電力貯蔵管理システムが制御する各物理ＢＥＳＳの特性に基づいて、各前記物理ＢＥＳＳの待機中のＳＯＣ(State Of Charge)である待機ＳＯＣを決定する分散ＢＥＳＳ制御部と、前記物理ＢＥＳＳの個別の稼働データに基づく電池状態を前記分散ＢＥＳＳ制御部へ送信するとともに、前記分散ＢＥＳＳ制御部からの前記待機ＳＯＣに基づき前記物理ＢＥＳＳのＳＯＣを制御するＢＥＳＳ制御部と、を有することを特徴とする。本発明のその他の態様については、後記する実施形態において説明する。
　本発明によれば、複数の物理ＢＥＳＳ（Battery Energy Storage System）およびこれを群として統合制御した仮想的なＢＥＳＳ（ＶＢＥＳＳ）を用いて系統からの指令に基づいて電力需給を調整することができる。
実施形態に係る仮想電力貯蔵管理システムの例を示す図である。 分散ＢＥＳＳ制御部の詳細を示す図である。 分散ＢＥＳＳ制御部の制御ブロック図である。 物理演算部の制御ブロック図の一例である。 特性や使用履歴の異なるＢＥＳＳにおける性能の経年変化を示す図である。 比較例の待機ＳＯＣを均等化した場合の電池劣化状態を示す図である。 本願発明の待機ＳＯＣを分散化した場合の電池劣化状態を示す図である。 課題と本願発明の技術を適用した場合の効果を示す図である。
　本発明を実施するための実施形態について、適宜図面を参照しながら詳細に説明する。
　図１は、実施形態に係る仮想電力貯蔵管理システム１００の例を示す図である。仮想電力貯蔵管理システム１００は、複数の物理ＢＥＳＳおよびこれを群として統合制御した仮想的なＢＥＳＳ（ＶＢＥＳＳ）を用いて系統からの指令に基づいて電力需給を調整するための仮想電力貯蔵管理システムである。なお、物理ＢＥＳＳとは、仮想的なＢＥＳＳ（ＶＢＥＳＳ）と区別するために用いており、実際にあるＢＥＳＳをいう。
　仮想電力貯蔵管理システム１００は、第１階層Ｌ１、第２階層Ｌ２、第３階層Ｌ３から構成される。第１階層Ｌ１は、主にＶＰＰ事業者（仮想発電所事業者）、リソースアグリゲータを対象とする階層である。第２階層Ｌ２は、主にリソースアグリゲータを対象とする階層であり、地域ごとに分散する複数のＢＥＳＳを統括管理する階層である。第３階層Ｌ３は、主に１又は複数のＢＥＳＳ（物理ＢＥＳＳ）を保有している電池オーナ（需要家）を対象とする階層であり、例えば、商用施設や家庭での蓄電を目的とした個人所有者等である。図中では、Ｌ１層の下のＬ２層には、ふたつの第２管理部、さらにその下のＬ３層にはそれぞれ２つの第３管理部が存在するが、枝分かれの数に制限はなく、ひとつでも、３つ以上でもよい。また、同じ層に存在する複数の管理部の分割境界は、物理的制約（地域やオーナー単位で分割）でもよいし、機能制約（取り扱う電流規模等）で分割してもよい。
　なお、第１階層Ｌ１、第２階層Ｌ２、および第３階層Ｌ３は、別々の管理者が管理してもよいし、同一の管理者が管理してもよい。
　第１管理部１０は、取引市場２００と取引可否応答のやり取りを行う。取引市場２００には、第１管理部１０のほか、送配電事業者３１０、小売事業者３２０、発電事業者３３０等が参画し、これら事業者からの電力需給ニーズに従い、電力の取引が実施される。例えば、各事業者において電力が余剰になった場合、ＢＥＳＳ所有者および管理者はＢＥＳＳを充電し、逆に電力が不足する場合、ＢＥＳＳから放電することで、系統電力網を安定化させるための対価の取引を実施する。ここで、第１階層Ｌ１の第１管理部１０は、個別の物理ＢＥＳＳのＳＯＣを平均化した仮想ＢＥＳＳのＳＯＣを基に対応可能な電力取引ニーズを選択し、下層（Ｌ２、Ｌ３層）へ充放電指令を出す機能を有する。
　第２階層Ｌ２の第２管理部２０は、第３階層Ｌ３に配置された物理ＢＥＳＳの特性（寿命、入出力）を鑑みて、各物理ＢＥＳＳの待機状態でのＳＯＣを決定する機能や、充放電指令に基づいて各物理ＢＥＳＳの充放電パターンを分配する機能を有する。
　第３階層Ｌ３の第３管理部３０は、電池オーナのＢＥＳＳの稼働データ（電圧、電流、温度の時系列データ）から電池状態（ＳＯＣ、残寿命、抵抗、許容電力量等）を診断し、その情報をまとめて第２階層Ｌ２へ伝達する機能を有する。
　以下、各管理部の詳細を説明する。
　第１管理部１０は、処理部として、取引市場２００との取引を管理する取引管理部１１、仮想ＢＥＳＳで提供可能な電力取引サービス（例えば、周波数調整、ピークシフト、ピークカット）のメニューを管理するサービス管理部１２、電力取引サービスと使用する仮想ＢＥＳＳの対応関係を管理するサービスリソース管理部１３、第２管理部２０の分散ＢＥＳＳ制御部２１に制御指令等をする仮想ＢＥＳＳ制御部１４を有する。
　第１管理部１０のデータベース１７には、処理部での各情報が記憶されており、電力取引サービスのデフォルト条件や契約締結ごとのサービス・保守の条件であるＳＬＡ（Service Level Agreement）情報１７１、ＶＢＥＳＳで提供可能な電力取引サービスのメニューである取引サービス情報１７２、電力取引サービスと使用する仮想ＢＥＳＳの対応関係であるサービスリソース情報１７３、第３階層Ｌ３に存在する物理ＢＥＳＳの総ＳＯＣ（トータルでやり取り可能な電気容量Ａｈに対して、実際に充電されている総電気容量Ａｈ）情報である仮想ＢＥＳＳ_ＳＯＣ情報１７４等がある。
　第２管理部２０は、第３管理部３０に配置された物理ＢＥＳＳの特性（ＳＯＣ、残寿命、抵抗、許容電力量等）を鑑みて、充放電指令が来るまでの各ＢＥＳＳの待機ＳＯＣや充放電指令が来た際に各ＢＥＳＳの充放電パターンを分配制御する分散ＢＥＳＳ制御部２１、各分散ＢＥＳＳ制御部が管理する物理ＢＥＳＳのＳＯＣの分布情報（物理ＢＥＳＳ全体のうち、ＳＯＣが〇％から△％の範囲にあるＢＥＳＳの電気容量は××Ａｈある等）の分散ＢＥＳＳ_ＳＯＣ情報２７等を有する。
　第３管理部３０は、電池オーナが所有する物理ＢＥＳＳであるＢＥＳＳ３２、電池オーナの管理下にあるＢＥＳＳ３２の寿命診断部３２１からの情報をまとめて、第２管理部２０へ伝達するＢＥＳＳ制御部３１、電池オーナが有するＢＥＳＳのＳＯＣ情報である物理ＢＥＳＳ_ＳＯＣ情報３７を有する。ＢＥＳＳ３２には、電池本体のほか、寿命診断部３２１、ＳＯＨ情報３２２を有する。寿命診断部３２１は、各個別のＢＥＳＳの残寿命を診断する部位であり、電池オーナのＢＥＳＳ３２の稼働データ（電圧、電流、温度の時系列データ）から電池状態（残寿命、抵抗）を診断する。なお、ＳＯＨは、State of Healthの略で、健全度や劣化状態を表す指標である。初期の電池容量（Ａｈ）に対して一定期間後に残存する電池容量（Ａｈ）の比率をＳＯＨＱないしＳＯＨＣ、初期の抵抗（Ω）に対して一定期間後の抵抗（Ω）の上昇比率をＳＯＨＲで表示し、百分率で示すことが通例である。
　ここで、仮想ＢＥＳＳ制御部１４、分散ＢＥＳＳ制御部２１、ＢＥＳＳ制御部３１との関係を説明する。
（第２階層Ｌ２→第１階層Ｌ１）
　仮想ＢＥＳＳ制御部１４は、分散ＢＥＳＳ制御部２１から、分散ＢＥＳＳ制御部２１の管理下にある物理ＢＥＳＳ全体のＳＯＣ情報を受け取る。
（第１階層Ｌ１→第２階層Ｌ２）
　仮想ＢＥＳＳ制御部１４は、取引ニーズに対応し、Ｌ２層への適正な電流分配指令を決定し、分散ＢＥＳＳ制御部２１へ伝える。
（第３階層Ｌ３→第２階層Ｌ２）
　ＢＥＳＳ制御部３１は、電池オーナの有する物理ＢＥＳＳのＳＯＨ等の電池状態、ＳＯＣ情報を分散ＢＥＳＳ制御部２１に伝える。
（第２階層Ｌ２→第３階層Ｌ３）
　分散ＢＥＳＳ制御部２１は、一つの分散ＢＥＳＳ制御部２１が管理する物理ＢＥＳＳの寿命を均等化させるためのＳＯＣ、電流分配指令を決定し、決定したＳＯＣおよび電流分配指令をＢＥＳＳ制御部３１に伝える。
　図２Ａは、分散ＢＥＳＳ制御部２１の詳細を示す図である。図２Ａは、図１の一つの分散ＢＥＳＳ制御部２１が管理する物理ＢＥＳＳとの関係を示す。分散ＢＥＳＳ制御部２１には、待機ＳＯＣ・電流分配決定部２１１、物理モデル演算部２１２を有する。ここでは、仮想的なＢＥＳＳへの充放電指令を、各物理ＢＥＳＳの充放電パターンに分配制御する充放電分配指令の一例として電流分配を示している。
　図２Ｂは、分散ＢＥＳＳ制御部２１の制御ブロック図である。
　物理モデル演算部２１２は、想定される電流分配パターンを解析して電池劣化に影響する劣化加速因子（例えば、電流、中心ＳＯＣ、ΔＳＯＣ、温度）を抽出して、指定された電流分配パターンを用いて充放電を繰り返した場合の電池の劣化を予測する。電池劣化の予測方法はいくつかあり、対象電池に関する経験式から予測する方法や、電池内部の材料毎の劣化を考慮した物理モデル式から予測する方法等がある。後者では、材料毎の劣化を示すパラメータの時間依存性を示す式(劣化予測式)に、抽出した劣化加速因子を入れることで各劣化パラメータの経時変化を予測し、予測した将来の劣化パラメータ値から電池 性能(容量、抵抗)を計算してＳＯＨ等を予測し、ＢＥＳＳの残寿命情報を得る。
　待機ＳＯＣ・電流分配決定部２１１は、物理モデル演算部２１２での寿命予測データに基づき、分散ＢＥＳＳ制御部２１が管理する物理ＢＥＳＳに対する電流分配、待機ＳＯＣ指示を、ＢＥＳＳ制御部３１に指令する。
　本実施形態では、均等に待機ＳＯＣをするのではなく、各物理ＢＥＳＳ内の電池に用いる材料やそれぞれのＢＥＳＳ残寿命を考慮して、各物理ＢＥＳＳに待機ＳＯＣを指令しているのが特徴である。例えば、ＢＥＳＳ_Ａでは、高めの待機ＳＯＣの指令であり、ＢＥＳＳ_Ｂでは、低めの待機ＳＯＣの指令である。また、ＢＥＳＳ_Ｃでは、ＢＥＳＳ_ＡおよびＢＥＳＳ_Ｂと比較して、中間の待機ＳＯＣとしている。また、各ＢＥＳＳの性能の経時変化に応じ、その待機ＳＯＣを変更することもできる。
　図３は、物理モデル演算部２１２の制御ブロック図の一例である。本発明にかかる実施形態のひとつに含まれる物理モデル演算部２１２は、インプット５１、内部劣化パラメータの計算ブロック５２（劣化パラメータレートマップの参照部５２１、劣化パラメータの計算部５２２）、容量と内部抵抗の計算ブロック５３、ＳＯＨ計算ブロック５４、アウトプット５５を有する。
（処理Ｓ１）
　インプット５１は、入力として、想定される電流分配パターンを解析して電池劣化に影響する特徴量（例えば、電流、中心ＳＯＣ（待機ＳＯＣ）、ΔＳＯＣ、温度）を抽出して入力とする。
（処理Ｓ２）
　内部劣化パラメータの計算ブロック５２では、電池内部の材料毎の劣化を示すパラメータ（劣化パラメータ）の時間依存性を示す式 (劣化予測式)に、インプット５１の特徴量を入れることで各劣化パラメータの経時変化を予測する。ここで劣化パラメータについては限定されないが、正極および負極に用いる活物質の利用効率（ｍｐ、ｍｎ）、正極及び負極表面での被膜形成によるリチウムイオン失活量（δｐ、δｍ）、電池部材のオーミック抵抗（Ｒｏ）、正極および負極材料の抵抗率（ａｐ，ａｎ）等を上げることができる。また、劣化パラメータの時間依存性を表す式は、ひとつに限定されない。一例を（１）式に示す。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
 ここで、t：時間、
　　　　a0、an、kn (n：1～Nの整数、Nは任意)：電池の劣化加速因子に依存した値である。ここでのa0、an、knも、電池の稼働条件(電流、中心SOC、ΔSOC、Tbatt)に依存する値であり、それを関数として表記したものがg、h、l関数となる。その関数の形は電池の種類によって変わってくる。
　　　　a0＝g(I、SOC、ΔSOC、Tbatt),
　　　　an＝h(I、SOC、ΔSOC、Tbatt),
　　　　kn＝l(I、SOC、ΔSOC、Tbatt)
である。なお、Iは電流、SOCは中心ＳＯＣ（待機ＳＯＣ）、ΔSOCは充放電時のSOC幅、Tbattは電池温度である。
　ｇ、ｈ、ｌ関数の式の形状としては、それぞれの因子のべき乗の積α×(I^β)×(SOC^γ)×(ΔSOC^δ)×exp(-η/Tbatt)や単純な線形式（α＋β×I＋γ×SOC＋δ×ΔSOC＋η×Tbatt）のような形で表すこともできる。ここでα、β、γ、δ、ηは係数(具体的な数値はフィッティングで決定)である。
（処理Ｓ３）
　容量と内部抵抗の計算ブロック５３は、処理Ｓ２で予測した将来の劣化パラメータ値から電池性能(容量、抵抗)を計算し、ＳОＨ計算ブロック５４は、ＳＯＨの残寿命情報を算出する。
　図４は、特性や使用履歴の異なるＢＥＳＳにおける性能の経年変化を示す図である。ここでの性能は蓄電容量（Ａｈ）や入出力電力量（Ｗ、Ｗｈ）等である。図４において、第２階層Ｌ２で実施するＢＥＳＳの充放電管理の一形態の特徴およびその効果を示す。
　図１および図２Ａにおける分散ＢＥＳＳ制御部２１では、電力取引サービス（例えば、周波数調整、ピークシフト、ピークカット）のメニューに応じた充放電管理を実行している。充放電管理の一例として、マルチユースエネルギー管理のためのＢＥＳＳを充放電可能にするためのバッテリ状態管理や、要求された負荷パターンを考慮したＢＥＳＳ選択を挙げることができる。ここでマルチユースエネルギー管理とは、図中のピークカットと周波数調整といった異なる要求の取引を一括して受けるためエネルギー管理を示す。この要求に応えるための複雑な充放電パターンを一種類な均質なＢＥＳＳ群で対応することは難しく、異なる入出力特性や待機ＳＯＣを有する不均質なＢＥＳＳ群の統括管理で対応可能となる。
　図１および図２Ａにおける分散ＢＥＳＳ制御部２１は、均等に待機ＳＯＣを設定するのではなく、各物理ＢＥＳＳの寿命を考慮して、各物理ＢＥＳＳに待機ＳＯＣを指令しているのが特徴である。例えば、ＢＥＳＳ_Ａでは、高めの待機ＳＯＣの指令であり、ＢＥＳＳ_Ｂでは、低めの待機ＳＯＣの指令である。また、ＢＥＳＳ_Ｃでは、ＢＥＳＳ_ＡおよびＢＥＳＳ_Ｂと比較して、中間の待機ＳＯＣとしている。このため、ＢＥＳＳ_Ａは、放電のために多くの蓄電容量を利用することができる。ＢＥＳＳ_Ｂは、充電のために多くの蓄電容量を利用することができるため、系統での電力不足に対してはＢＥＳＳＡ、電力余剰ニーズに対してはＢＥＳＳＢが対応可能であり、幅広い充放電指令を受け入れることが可能となる。
　また、本発明の実施形態では、図４の符号４０の経年変化図において、特定のタイミング(図中星印)付近での物理ＢＥＳＳの劣化を均等化させるために比較的ＳＯＨの高いＢＥＳＳ_Ａの待機ＳＯＣを高めつつ電流を集中させて、他への電流を相対的に緩和することで、他のＢＥＳＳ劣化度とのバランスをとることができる。相対的に負荷の集中しているＢＥＳＳ_Ａの劣化速度が増え、結果として均等化される。このように劣化状態を均等化することで、電池メンテナンスや交換を効率的に進めることができ、ＢＥＳＳオーナーの充放電取引機会を増やすことができる。
　図４に示した本実施形態では、ＢＥＳＳ_Ｃでは、待機ＳＯＣを比較的低く保ち、さらに劣化を抑えながら充放電するための電流分配を実施しており、結果として、所望のタイミングで他のＢＥＳＳとの劣化の均等化が達成できる。ＢＥＳＳ_Ｃが、安く手に入れた中古電池の場合、高めの待機ＳＯＣで使用すると、すぐに劣化して、結局高頻度で交換が必要になる。これに対し、本実施形態のように寿命を考慮して、低めの待機ＳＯＣで利用することにより、長寿命が可能となる。このように、本実施形態を採用することで、今後、大量に発生すると予想される安価な中古電池を効率的に二次利用することができ、資源の有効活用、リサイクル/再製造にかかるＣＯ２排出量削減といった環境価値向上に貢献できるだけでなく、安価な中古電池流通によるＢＥＳＳオーナーのＴＣＯ（Total Cost Ownership）を削減することが可能となる。
　図５は、比較例の待機ＳＯＣを均等化した場合の電池劣化状態を示す図である。図６は、本願発明の待機ＳＯＣを分散化した場合の電池劣化状態を示す図である。
　図５の比較例の場合、待機ＳＯＣ・電流分配決定部２１１で待機ＳＯＣを均一制御している。ＢＥＳＳ_Ａに用いる正極材料がＮＣＭ（Ｌｉ(Ｎｉ-Ｍｎ-Ｃｏ)２：ニッケルコバルトマンガン酸化物）電池の場合、高いＳＯＣ（高ＳＯＣ）での待機で保存劣化が激しい。一方、ＢＥＳＳ_Ｂが正極電位の低いＬＦＰ（ＬｉＦｅＰＯ４：リチウムリン酸鉄）電池の場合、ＳＯＣに対して電圧変化が小さく、高ＳＯＣでも保存劣化しにくい。ＢＥＳＳ_ＣがＬＭＯ（ＬｉＭｎＯ２：リチウムマンガン酸化物）電池の場合、ＳＯＣ５０％（所定値）近傍で特に電池劣化が生じやすい。各ＢＥＳＳにおいて劣化状態診断、予測は実施されていた場合でも、その情報を一括して管理する構成でないため、特定のＢＥＳＳでは長寿命となるが、他の電池でのＢＥＳＳ劣化が顕著となり、これを保有するＢＥＳＳオーナーのＴＣＯが大きく低減する。
　図６の本実施形態の場合、寿命予測に基づいて、待機ＳＯＣを意図的に分散している。すなわち、待機ＳＯＣ・電流分配決定部２１１で待機ＳＯＣをインバランス制御（不均衡制御）している。ＢＥＳＳ_ＡがＮＣＭ（ニッケルコバルトマンガン酸化物）電池の場合、劣化の少ない低ＳＯＣで待機（～１０％）している。このため、待機中の電池の劣化抑制ができる。ＢＥＳＳ_ＢがＬＦＰ（リチウムリン酸鉄）電池の場合、高ＳＯＣでも保存劣化しにくいため、高ＳＯＣで待機（～８０％）している。ＢＥＳＳ_ＣがＬＭＯ（リチウムマンガン酸化物）電池の場合、ＳＯＣ５０％（所定値）近傍での待機ではなく、高ＳＯＣで待機（～６０％）している。このため、電池の劣化の抑制ができる。本実施形態は、単純化のため３つの異なるＢＥＳＳを用いているが、これよりも取り扱うＢＥＳＳの数が多くてもよい。多種・多数のＢＥＳＳの待機ＳＯＣに対する劣化傾向や、分配した充放電電流による劣化傾向を総合的に考慮することで、第１管理部からの様々な充放電指令に対応しつつ、第２管理部以下で管理するＢＥＳＳの劣化度を均質化できる。
　図７は、課題と本願発明の技術を適用した場合の効果を示す図である。図７において、対象者別に課題と解決策を示す。
　ＢＥＳＳオーナの場合、各電池の劣化特性を加味せずに均一制御を実行すると、特定のセルが劣化する可能性があり、それを保有するＢＥＳＳオーナの事業機会の損失が発生する。このため、本実施形態では、各電池の劣化特性に応じて不均化したＳＯＣ分布で劣化抑制する。低ＳＯＣ待機品は、放電はしにくいが充電には対応できる。放電指令への対応は他の電池に放電を担ってもらうことで、取引機会は維持される。
　ＢＥＳＳサプライヤ／オーナの場合、電池寿命を考慮していないと各ＢＥＳＳのＥｏＬ（End of life）にばらつきが生じ、その都度メンテナンス、交換が必要である。このため、本実施形態では、計画的にＢＥＳＳのＥｏＬを調整できるため、計画的なメンテナンスが可能となる。
　ＶＰＰ事業者／アグリゲータの場合、待機ＳＯＣがそろっていると、極端な急速充電、あるいは急速放電での対応で、電圧が許容範囲を超えやすくなり、受け入れ不可となることが考えられ、事業機会損失が発生する。このため、本実施形態では、高速充電は低ＳＯＣで待機しているＢＥＳＳ、高速放電は高ＳＯＣで待機しているＢＥＳＳに割り振ることで、市場要求に対する受容性が向上できる。
　本実施形態の仮想電力貯蔵管理システムは、次の特徴を有する。
（１）複数の物理ＢＥＳＳ（Battery Energy Storage System）およびこれを群として統合制御した仮想的なＢＥＳＳ（ＶＢＥＳＳ）を用いて系統からの指令である系統指令に基づいて電力需給を調整するための仮想電力貯蔵管理システムであって、仮想電力貯蔵管理システムが制御する各物理ＢＥＳＳの特性に基づいて、各前記物理ＢＥＳＳの待機中のＳＯＣ(State Of Charge)である待機ＳＯＣを決定する分散ＢＥＳＳ制御部２１と、物理ＢＥＳＳの個別の稼働データに基づく電池状態を分散ＢＥＳＳ制御部へ送信するとともに、分散ＢＥＳＳ制御部２１からの待機ＳＯＣに基づき物理ＢＥＳＳ３２のＳＯＣを制御するＢＥＳＳ制御部３１と、を有する。これによれば、複数の物理ＢＥＳＳ３２およびこれを群として統合制御した仮想的なＢＥＳＳを用いて系統からの指令に基づいて電力需給を調整することができる。ここで平均的なＳＯＣ(仮想ＢＥＳＳのＳＯＣ)としては、例えば仮想電力貯蔵システムが管理する各物理ＢＥＳＳの電池容量の合計に対する放電可能容量の合計の割合として定義することができる。
（２）仮想電力貯蔵管理システムは、さらに仮想電力貯蔵管理システムが制御する物理ＢＥＳＳ３２の放電可能容量の合計および充電可能容量の合計に基づいて対応可能な充放電ニーズを選択し、仮想的なＢＥＳＳの充放電指令を決定する仮想ＢＥＳＳ制御部１４を有し、分散ＢＥＳＳ制御部２１は、充放電指令および前記特性に基づいてそれぞれの物理ＢＥＳＳへの充放電分配指令を決定し、ＢＥＳＳ制御部３１に対して、ＢＥＳＳ制御部３１が管理する物理ＢＥＳＳ３２の充放電分配指令を指令する。
（３）分散ＢＥＳＳ制御部２１は、仮想電力貯蔵管理システムが管理する物理ＢＥＳＳ３２の寿命を均等化させるための待機ＳＯＣおよび充放電分配指令を決定する。分散ＢＥＳＳ制御部２１は、ＢＥＳＳ制御部３１に、管理する物理ＢＥＳＳ３２の寿命を均等化させるためのＳＯＣ、電流分配を指令する。これにより、計画的にＢＥＳＳのＥｏＬ（End of life)を調整できるため、計画的なメンテナンスが可能である。
（４）分散ＢＥＳＳ制御部２１は、各物理ＢＥＳＳ３２の許容範囲（電流、電圧）および過去の系統指令の履歴に基づいて、物理ＢＥＳＳ３２の待機ＳＯＣを個別に設定することができる。
（５）分散ＢＥＳＳ制御部２１は、想定される充放電分配指令に基づいて待機ＳＯＣを決定することができる。
（６）分散ＢＥＳＳ制御部２１は、物理ＢＥＳＳ３２の寿命を予測する物理モデル演算部２１２を有し、物理モデル演算部２１２は、想定される前記充放電分配指令から電池劣化に影響する特徴量（例：電流、電圧（中心ＳＯＣ）、ΔＳＯＣ、温度）を抽出し（処理Ｓ１参照）、電池内部の材料毎の劣化を示すパラメータの時間依存性を示す式(劣化予測式)に、抽出した特徴量を入力することで各劣化パラメータの経時変化を予測し（処理Ｓ２参照）、予測した将来の劣化パラメータ値から電池性能(容量、抵抗)を計算して残寿命情報を得ることができる（処理Ｓ３参照）。
（７）分散ＢＥＳＳ制御部２１は、物理ＢＥＳＳ３２に使用される電池が所定値のＳＯＣでの待機で劣化が生じやすい場合、所定値と異なる待機ＳＯＣを設定する。これにより、電池の劣化を抑制することができる。
（８）分散ＢＥＳＳ制御部２１は、物理ＢＥＳＳ３２に使用される電池が所定値より高いＳＯＣでの待機で劣化が生じにくい場合、所定値より高い待機ＳＯＣを設定する。これにより、電池の劣化を抑制することができる。
（９）分散ＢＥＳＳ制御部２１は、物理ＢＥＳＳ３２に使用される電池が所定値より高いＳＯＣでの待機で劣化が生じやすい場合、所定値より低い待機ＳＯＣを設定する。
（１０）分散ＢＥＳＳ制御部２１は、管理する物理ＢＥＳＳ３２に中古電池が含まれる場合、中古電池の性能低下速度を抑制して、管理する複数のＢＥＳＳ寿命を均等化させるための待機ＳＯＣおよび充放電分配指令を指令する。
（１１）複数の物理ＢＥＳＳ（Battery Energy Storage System）およびこれを群として統合制御した仮想的なＢＥＳＳを用いて系統からの指令に基づいて電力需給を調整するための仮想電力貯蔵管理方法であって、管理地域に配置された物理ＢＥＳＳの放電可能容量の合計および充電可能容量の合計等に基づいて対応可能な充放電取引ニーズを選択して充放電指令を決定する仮想ＢＥＳＳ制御ステップと、管理地域に配置された各物理ＢＥＳＳの特性および想定される充放電指令に基づいて、各物理ＢＥＳＳの待機ＳＯＣを決定する分散ＢＥＳＳ制御ステップと、物理ＢＥＳＳの個別の稼働データに基づく電池状態を分散ＢＥＳＳ制御ステップへ送信するとともに、分散ＢＥＳＳ制御ステップからの待機ＳＯＣに基づき物理ＢＥＳＳのＳＯＣを制御するＢＥＳＳ制御ステップと、を含む。これによれば、複数の物理ＢＥＳＳ３２およびこれを群として統合制御した仮想的なＢＥＳＳを用いて系統からの指令に基づいて電力需給を調整することができる。ここで、管理地域に配置された物理ＢＥＳＳの放電可能容量の合計とは、物理ＢＥＳＳの電池容量（製品安全上あらかじめ設けられた各ＢＥＳＳの上限電圧から下限電圧までの間に放電可能な電気量）の合計と、平均的なＳＯＣとの積で示すことができる。また、充電可能容量の合計とは、物理ＢＥＳＳの電池容量の合計と、放電可能容量の合計との差で示すことができる。
　本実施形態では、上記（１）で、仮想ＢＥＳＳ制御部１４、分散ＢＥＳＳ制御部２１、ＢＥＳＳ制御部３１と、を有する構成としているがこれに限定されるわけではない。例えば、複数の物理ＢＥＳＳ（Battery Energy Storage System）およびこれを群として統合制御したＢＥＳＳを用いて系統からの指令に基づいて電力需給を調整するための電力貯蔵管理システムであって、管理地域に配置された各物理ＢＥＳＳ３２の特性（寿命、入出力）に基づいて、充放電指令から各物理ＢＥＳＳの待機ＳＯＣを決定する分散ＢＥＳＳ制御部２１と、物理ＢＥＳＳ３２の個別の稼働データ（電圧、電流、温度の時系列データ）から電池状態（残寿命、ＳＯＣ）を診断し、電池状態を分散ＢＥＳＳ制御部へ送信するとともに、分散ＢＥＳＳ制御部２１からの待機ＳＯＣに基づき物理ＢＥＳＳ３２のＳＯＣを制御するＢＥＳＳ制御部３１と、を有する構成としてもよい。これによれば、複数の物理ＢＥＳＳ３２およびこれを群として統合制御したＢＥＳＳを用いて系統からの指令に基づいて電力需給を調整することができる。
　１０　　第１管理部
　１１　　取引管理部
　１２　　サービス管理部
　１３　　サービスリソース管理部
　１４　　仮想ＢＥＳＳ制御部
　１７　　データベース
　２０　　第２管理部
　２１　　分散ＢＥＳＳ制御部
　２１１　待機ＳＯＣ・電流分配決定部
　２１２　物理モデル演算部
　２７　　分散ＢＥＳＳ_ＳＯＣ情報
　３０　　第３管理部（ＢＥＳＳ保有者）
　３１　　ＢＥＳＳ制御部
　３２　　ＢＥＳＳ（物理ＢＥＳＳ）
　３７　　物理ＢＥＳＳ_ＳＯＣ情報
　５１　　インプット
　５２　　内部劣化パラメータの計算ブロック
　５３　　容量と内部抵抗の計算ブロック
　５４　　ＳОＨ計算ブロック
　５５　　アウトプット
　１００　仮想電力貯蔵管理システム
　１７１　　ＳＬＡ情報
　１７２　　取引サービス情報
　１７３　　サービスリソース情報
　１７４　　仮想ＢＥＳＳ_ＳＯＣ情報
　２００　取引市場
　３１０　送配電事業者
　３２０　小売事業者
　３２１　寿命診断部
　３２２　ＳＯＨ情報
　３３０　発電事業者
　５２１　劣化パラメータレートマップの参照部
　５２２　劣化パラメータの計算部
　ＢＥＳＳ　　Battery Energy Storage System
　Ｌ１　　第１階層
　Ｌ２　　第２階層
　Ｌ３　　第３階層
　ＳＯＣ　　State Of Charge
　ＳＯＨ　　State of Health
　ＶＢＥＳＳ　　仮想的なＢＥＳＳ（仮想ＢＥＳＳ）

Claims (11)

  1. 　複数の物理ＢＥＳＳ（Battery Energy Storage System）およびこれを群として統合制御した仮想的なＢＥＳＳを用いて系統からの指令である系統指令に基づいて電力需給を調整するための仮想電力貯蔵管理システムであって、
    　前記仮想電力貯蔵管理システムが制御する各物理ＢＥＳＳの特性に基づいて、各前記物理ＢＥＳＳの待機中のＳＯＣ(State Of Charge)である待機ＳＯＣを決定する分散ＢＥＳＳ制御部と、
    　前記物理ＢＥＳＳの個別の稼働データに基づく電池状態を前記分散ＢＥＳＳ制御部へ送信するとともに、前記分散ＢＥＳＳ制御部からの前記待機ＳＯＣに基づき前記物理ＢＥＳＳのＳＯＣを制御するＢＥＳＳ制御部と、を有する
    　ことを特徴とする仮想電力貯蔵管理システム。
  2. 　前記仮想電力貯蔵管理システムは、さらに前記仮想電力貯蔵管理システムが制御する前記物理ＢＥＳＳの放電可能容量の合計および充電可能容量の合計に基づいて対応可能な充放電ニーズを選択し、前記仮想的なＢＥＳＳの充放電指令を決定する仮想ＢＥＳＳ制御部を有し、
    　前記分散ＢＥＳＳ制御部は、前記充放電指令および前記特性に基づいてそれぞれの物理ＢＥＳＳへの充放電分配指令を決定し、前記ＢＥＳＳ制御部に対して、前記ＢＥＳＳ制御部が管理する前記物理ＢＥＳＳの前記充放電分配指令を指令する
    　ことを特徴とする請求項１に記載の仮想電力貯蔵管理システム。
  3. 　前記分散ＢＥＳＳ制御部は、前記仮想電力貯蔵管理システムが管理する前記物理ＢＥＳＳの寿命を均等化させるための前記待機ＳＯＣおよび前記充放電分配指令を決定する
    　ことを特徴とする請求項２に記載の仮想電力貯蔵管理システム。
  4. 　前記分散ＢＥＳＳ制御部は、各前記物理ＢＥＳＳの許容範囲および過去の前記系統指令の履歴に基づいて、前記物理ＢＥＳＳの前記待機ＳＯＣを個別に設定する
    　ことを特徴とする請求項１に記載の仮想電力貯蔵管理システム。
  5. 　前記分散ＢＥＳＳ制御部は、想定される前記充放電分配指令に基づいて前記待機ＳＯＣを決定する
    　ことを特徴とする請求項２に記載の仮想電力貯蔵管理システム。
  6. 　前記分散ＢＥＳＳ制御部は、前記物理ＢＥＳＳの寿命を予測する物理モデル演算部を有し、
    　前記物理モデル演算部は、
    　想定される前記充放電分配指令から電池劣化に影響する特徴量を抽出し、
    　電池内部の材料毎の劣化を示すパラメータの時間依存性を示す劣化予測式に、抽出した前記特徴量を入力することで各劣化パラメータの経時変化を予測し、
    　予測した将来の劣化パラメータ値から電池性能を計算して残寿命情報を得る
    　ことを特徴とする請求項２に記載の仮想電力貯蔵管理システム。
  7. 　前記分散ＢＥＳＳ制御部は、前記物理ＢＥＳＳに使用される電池が所定値のＳＯＣでの待機で劣化が生じやすい場合、前記所定値と異なる待機ＳＯＣを設定する
    　ことを特徴とする請求項１に記載の仮想電力貯蔵管理システム。
  8. 　前記分散ＢＥＳＳ制御部は、前記物理ＢＥＳＳに使用される電池が所定値より高いＳＯＣでの待機で劣化が生じにくい場合、前記所定値より高い待機ＳＯＣを設定する
    　ことを特徴とする請求項１に記載の仮想電力貯蔵管理システム。
  9. 　前記分散ＢＥＳＳ制御部は、前記物理ＢＥＳＳに使用される電池が所定値より高いＳＯＣでの待機で劣化が生じやすい場合、前記所定値より低い待機ＳＯＣを設定する
    　ことを特徴とする請求項１に記載の仮想電力貯蔵管理システム。
  10. 　前記分散ＢＥＳＳ制御部は、管理する前記物理ＢＥＳＳに中古電池が含まれる場合、中古電池の性能低下速度を抑制して、管理する複数のＢＥＳＳ寿命を均等化させるための前記待機ＳＯＣおよび前記充放電分配指令を指令する
    　ことを特徴とする請求項２に記載の仮想電力貯蔵管理システム。
  11. 　複数の物理ＢＥＳＳ（Battery Energy Storage System）およびこれを群として統合制御した仮想的なＢＥＳＳを用いて系統からの指令に基づいて電力需給を調整するための仮想電力貯蔵管理システムの仮想電力貯蔵管理方法であって、
    　前記仮想電力貯蔵管理システムが制御する各物理ＢＥＳＳの特性に基づいて、各前記物理ＢＥＳＳの待機ＳＯＣを決定する分散ＢＥＳＳ制御ステップと、
    　前記物理ＢＥＳＳの個別の稼働データに基づく電池状態を前記分散ＢＥＳＳ制御ステップへ送信するとともに、前記分散ＢＥＳＳ制御ステップからの前記待機ＳＯＣに基づき前記物理ＢＥＳＳのＳＯＣを制御するＢＥＳＳ制御ステップと、を含む
    　ことを特徴とする仮想電力貯蔵管理方法。
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