JP5509152B2

JP5509152B2 - 蓄電システム

Info

Publication number: JP5509152B2
Application number: JP2011121223A
Authority: JP
Inventors: 晋山内; 基生二見; 耕平本蔵; 寛文佐々木; 修久保田
Original assignee: Hitachi Ltd
Current assignee: Hitachi Ltd
Priority date: 2011-05-31
Filing date: 2011-05-31
Publication date: 2014-06-04
Anticipated expiration: 2031-05-31
Also published as: WO2012165300A1; JP2012249484A; US9252620B2; US20140111163A1

Description

本発明は、例えば電力系統の負荷変動を抑制するために用いられる蓄電システムに関する。

風力発電や太陽光発電等の自然エネルギを利用する自然エネルギ発電装置の電力系統への導入に伴い、それに連系する電力系統に周波数変動や電圧変動等の悪影響を及ぼす可能性がある。その対策の一つとして、自然エネルギ発電装置に蓄電装置を併設し、その電力系統の電圧変動を抑制する方法が提案されている。例えば、特許文献１に記載の自然エネルギ発電装置の出力変動を補償する蓄電装置は、互いに並列接続された複数のリチウム電池の直列電池ユニットと制御装置を具備した組電池システムを構成し、自然エネルギ発電装置の出力変動に応じて充放電を切り替えるものである。また、各直列電池ユニットには、電流制御素子が備えられており、電池ユニットの電圧，温度，内部抵抗またはユニットを構成する電池セルの電圧，温度，内部抵抗に応じて、電流制御素子を制御し、各ユニット間で電圧のばらつきが生じないように制御している。

特開２０１０−２９０１５号公報

しかしながら、特許文献１に記載の組電池システムでは、例えば他のユニットに比べて容量が小さいユニットが存在した場合、充放電によってユニット間に電圧差を生じさせないために容量が大きいユニットへ負荷を集中させるよう電流制御素子が制御され、当該ユニットに負荷が集中することになる。このような使用方法を継続すると、電池の劣化が促進され最終的には組電池システムの寿命が短くなる可能性がある。

本願の代表的な発明は、長寿命化を図ることができる蓄電システムを提供する。

ここに、本願の代表的な発明は、蓄電器と電力変換器とをユニットとし、このユニットを複数、電気的と並列に接続し、各ユニットの充放電電力を制御する機能を備えた蓄電システムであって、各ユニットが充電もしくは放電を少なくとも１回以上実施した場合、所定の休止時間を経過するまでは充放電を実施しないように各ユニットの充放電を制御することを特徴とする。

本願の代表的な発明によれば、蓄電器の劣化による寿命低下促進を抑制できるので、蓄電システムの長寿命化を図ることができる。

本実施形態における組電池システムの構成例。組電池システムのシステムコントローラの構成例。休止時間の演算方法の一例。休止時間の演算方法の一例。充放電出力の配分方法の一例。充放電出力の配分方法の一例。本発明の実施形態におけるフローチャートの一例。本発明の実施形態におけるフローチャートの一例。タイムチャートの一例。リチウム電池セルの材料の違いによる６００sec間の電圧プロフィールの一例。６００sec間の電圧プロフィールの計測方法の一例。休止時間の決定方法の一例。材料ごとの休止時間の計測結果。オリビン酸系のリチウム電池セルにおける６００secのセル電圧の計測結果。コバルト酸リチウム系のリチウム電池セルにおける６００secのセル電圧の計測結果。ニッケル・コバルト酸リチウム系のリチウム電池セルにおける６００secのセル電圧の計測結果。オリビン酸系，コバルト酸リチウム系，ニッケル・コバルト酸リチウム系のリチウム電池セルにおける、ＳＯＣ毎の休止時間の設定値の一例。

以下、本発明の実施例を図面に基づいて説明する。

以下本発明の実施形態について図面を参照して説明する。

図１は本発明の適用例の一例である。電力系統１００には自然エネルギ発電装置２００と変圧器３００を介して組電池システム４００が接続され、自然エネルギ発電装置からの出力電力ＰＮと組電池システムからの出力電力ＰＢが連系点Ａで合流してＰＳとなり電力系統へ供給される。組電池システムは、電力変換器４１１とリチウム電池セルが複数直列並列接続された組電池４１２とを構成単位とするユニットが複数並列接続され、さらに各ユニットに充放電電力の指令値を与えるシステムコントローラ５００とで構成される。システムコントローラは電力系統に供給された出力電力ＰＳ、自然エネルギ発電装置の出力電力ＰＮ、電力系統の要求電力ＰＳＴから組電池システムが出力すべき電力ＰＢＲを算出し、さらに各ユニットの充放電可能な電力に基づいて各ユニットの充放電電力の目標値ＰＢＲｘを演算する。各ユニットは充放電電力ＰＢｘがＰＢＲｘと一致するよう電力変換器を制御する。

図２に上記システムコントローラの構成について詳細を示す。

システムコントローラは、電力系統の要求電力ＰＳＴと実際に供給された電力ＰＳの差分を積算し組電池システムの出力ＰＢの補正値ＰＳＣを演算する出力補正部５０１、電力系統の要求電力ＰＳＴと補正値ＰＳＣの加算結果から自然エネルギ発電装置の出力電力ＰＮを減算し組電池システムの目標充放電電力ＰＢＲを求める充放電電力目標値演算手段５０２、ユニットの充放電電力ＰＢｘまたは充放電電力の指令値ＰＢＲｘから各ユニットの充放電後の休止時間ＢＴｘを演算する休止時間演算部５０３、ＰＢＲと各ユニットの充電状態であるＳＯＣｘ（State of Charge）とＢＴｘから各ユニットへの充放電指令値ＰＢＲｘを演算する充放電指令値配分部５０４で構成される。なおＳＯＣは電池容量に対して充電している電気量を比率で表したものである。

さらに、図３および図４を用いて休止時間演算部５０３での休止時間の演算方法を説明する。

図３はＰＢｘを用いて休止時間を求めるケースを示す。ＰＢｘの絶対値が所定値Ｐ以下となる時刻ｔ１からシステムコントローラ内の制御周期毎に制御周期の時間と一致した値を積算しＢＴｘとする。

なお、所定値Ｐの決定方法は、各ユニットの最大出力に対して十分小さな値とし、例えば電力，電圧，電流、の各センサの誤差を考慮してその各センサによる計測誤差以上となるよう決定する。また、十分小さい値として予め所定値を与えても良い。

図４には、ＰＢＲｘを用いて休止時間を求めるケースを示す。

この場合はＰＢＲｘ＝０が成立した時刻ｔ２からシステムコントローラ内の制御周期毎に制御周期の時間と一致した値を積算しＢＴｘとする。

次に、図５と図６を用いて充放電指令値配分部５０４の動作について詳細を説明する。

図５（ａ）は放電場合の充放電指令値の配分方法を示す。

充放電指令値配分部では、各ユニットのＳＯＣの情報に基づき、ＳＯＣが高い順にユニットの放電最大出力値ＰＢＤＭを配置する。

図５の（ａ）では、ユニット４１０，ユニット４２０，ユニット４３０の順にＳＯＣが高かったものとして表わしている。従って、優先順位は上記の順となり、この場合の充放電指令値ＰＢＲｘはユニット４１０に放電最大出力値であるＰＢＤＭ１、ユニット４２０にはＰＢＲからＰＢＤＭ１を減算した値が配分される。また、その他のユニットへのＰＢＲｘはゼロとなる。

同様に図５（ｂ）は充電の場合を示している。充電の場合は、ＳＯＣが低い順に優先順位が付けられ、図５（ｂ）では、ユニット４１０，ユニット４２０，ユニット４３０の順にＳＯＣが低い場合を示している。従って、ＰＢＲｘはユニット４１０に充電最大出力値であるＰＢＣＭ１、ユニット４２０にはＰＢＲｘからＰＢＣＭ１を減算した値が配分される。放電同様にその他のユニットへのＰＢＲｘはゼロとなる。

次に、図６を用いて休止時間が短く使用できないユニットがある場合の動作について説明する。

図６（ａ）は、ユニット４１０の休止時間が短く使用不可と判定されている場合の放電の例を示している。ユニット４１０はＳＯＣの大きさに関わらず使用不可とされ、ユニットの優先順位はユニット４２０，ユニット４３０，ユニット４４０となる。従って、ユニット４２０のＰＢＲｘはＰＢＤＭ２、ユニット４３０にはＰＢＲからＰＢＤＭ２を減算した値となる。その他のユニット、そしてユニット４１０のＰＢＲｘはゼロとなる。休止時間により使用不可判定を実施する方法については後述する。

同様に図６（ｂ）は充電の例を示している。

ユニット４１０の使用時間が短い時は、ユニット４１０が不使用と判定され、ユニットの優先順位はユニット４２０，ユニット４３０，ユニット４４０となる。従って、ユニット４２０のＰＢＲｘはＰＢＣＭ２、ユニット４３０にはＰＢＲからＰＢＣＭ２を減算した値となる。その他のユニット、そしてユニット４１０のＰＢＲｘはゼロとなる。

図７に、本発明を適用した組電池システムが放電する場合のフローチャートの一例を示す。

システムコントローラの起動（Ｓｔａｒｔ）後、Ｓ７０１でシステムコントローラは系統電力ＰＳ，系統要求電力ＰＳＴ，自然エネルギ発電装置の出力ＰＮ，各ユニットの充電状態ＳＯＣｘ，充放電電力ＰＢｘ，充放電最大出力値ＰＢＤＭｘ，ＰＢＣＭｘを計測し、さらにＳ７０２で、組電池システムの出力補正値ＰＳＣ，システムの出力目標値ＰＢＲ，各ユニットの休止時間ＰＢｘを演算する。そしてＳ７０３で、休止時間ＢＴｘと所定値ＬＴを比較し、Ｓ７０３の処理が成立した場合はＳ７０４にて条件が成立したユニットを不使用ユニットの候補とする。Ｓ７０３の処理が非成立、またはＳ７０４の処理の終了後はＳ７０５となり、全ユニットのＰＢＤＭの合計値から不使用ユニットの候補となったユニットのＰＢＤＭの合計を減算し、その結果をＰＢＲと比較する。なお、不使用ユニットが無い場合は不使用ユニットのＰＢＤＭの合計値はゼロである。Ｓ７０５が成立した場合は、不使用ユニットを抜いて残ったユニットにＰＢＲを配分することが可能であることを意味するため、Ｓ７０６にて不使用候補だったユニットを不使用と決定する。Ｓ７０５が非成立の場合は、残ったユニットでＰＢＲを配分しきれず出力が不足することを意味するため、Ｓ７０７にて不使用ユニット「無し」としＳ７０８へ移行する。Ｓ７０８では、ＳＯＣｘの高い順に放電の優先順位を決定し、Ｓ７０９にて前述の方法に従い充放電指令値ＰＢＲｘ演算し各ユニットへＰＢＲｘを配分する。システムコントローラが起動している間は、Ｓ７０１からＳ７０９を繰り返し実行する。なお、所定値ＬＴの決定方法について後述する。

同様に図８に、本発明を適用した組電池システムが充電する場合のフローチャートの一例を示す。

Ｓ８０１でシステムコントローラは系統電力ＰＳ，系統要求電力ＰＳＴ，自然エネルギ発電装置の出力ＰＮ，各ユニットの充電状態ＳＯＣｘ，充放電電力ＰＢｘ，充放電最大出力値ＰＢＤＭｘ，ＰＢＣＭｘを計測し、さらにＳ８０２で、組電池システムの出力補正値ＰＳＣ，システムの出力目標値ＰＢＲ，各ユニットの休止時間ＰＢｘを演算する。そしてＳ８０３で、休止時間ＢＴｘと所定値ＬＴを比較し、Ｓ８０３の処理が成立した場合はＳ８０４にて条件が成立したユニットを不使用ユニットの候補とする。Ｓ８０３の処理が非成立、またはＳ８０４の処理の終了後はＳ８０５となり、全ユニットのＰＢＣＭの合計値から不使用ユニットの候補となったユニットのＰＢＣＭの合計を減算し、その結果をＰＢＲと比較する。なお、不使用ユニットが無い場合は不使用ユニットのＰＢＣＭの合計値はゼロである。Ｓ８０５が成立した場合は、不使用ユニットを抜いて残ったユニットにＰＢＲを配分することが可能であることを意味するため、Ｓ８０６にて不使用候補だったユニットを不使用と決定する。Ｓ８０５が非成立の場合は、残ったユニットでＰＢＲを配分しきれず出力が不足することを意味するため、Ｓ８０７にて不使用ユニット「無し」としＳ８０８へ移行する。Ｓ８０８では、ＳＯＣｘの低い順に放電の優先順位を決定し、Ｓ８０９にて前述の方法に従い充放電指令値ＰＢＲｘ演算し各ユニットへＰＢＲｘを配分する。システムコントローラが起動している間は、Ｓ８０１からＳ８０９を繰り返し実行する。

図９は、図７のフローチャートを実行し、組電池システムを放電した場合のタイムチャートの一例である。

ここでは簡単のため組電池システム内にユニットが２つ（ユニット１，ユニット２）の場合を示している。また、両ユニットの容量は同じであるが、ユニット１のＳＯＣ１がわずかにユニット２よりも大きいとする。

ある時刻Ｔ０からＴ１まではＰＢＲが最大値で放電した場合であり、ユニット１およびユニット２の両方ともが放電しＳＯＣが低下する。ここで、時刻Ｔ１からＰＢＲが最大値からＰ１に低下し、どちらかのユニットで出力が賄えるようになると、ＳＯＣが小さいユニット２の放電が停止し、ユニットの停止時間ＢＴ２が積算される。その後は、ユニット１のみが放電し、時刻Ｔ２で各ユニットのＳＯＣが一致して、Ｔ２以降はユニット１のＳＯＣがユニット２よりも小さくなるものの、ユニット２の休止時間が所定値ＬＴに到達していないためにユニット１の放電は、ＢＴ２がＬＴに到達するＴ３まで継続される。Ｔ３からは、ユニット２が放電となりこの間ＰＢＲがＰ２に変更されたとしても、ユニット２で賄える範囲であればユニット２のみでの放電が継続され、時刻Ｔ５でユニット１とユニット２のＳＯＣが等しくなるものの、ユニット１の休止時間ＢＴ１がＬＴに到達するＴ６まではユニット２の放電が継続される。

次に、図１０から図１７を用いて、休止時間ＬＴの決定方法について説明する。

まず、図１０に、現在のリチウム電池セルに一般的に使用される材料であるオリビン酸系，コバルト酸リチウム系，ニッケルコバルト酸リチウム系の材料を用いて作成したリチウム電池（１８６５０型）のＳＯＣ４０％におけるセル電圧の経過を示す。このグラフは、図１１に示すように、各電池セルともに、ＳＯＣ２０％から０.５Ｃの定電流充電を行いＳＯＣ４０％に到達後６００sec放置した際のセルのプロフィールである。時間０secは充電を停止した時刻を示している。いずれのセルも充電停止直後の電圧の降下が大きく、６００secが経過する頃には殆ど電圧の変化が無い。この現象は分極電圧と呼ばれ、充放電によってリチウム電池の電極表面のイオンが材料の内部に拡散して行くことに主要因である。イオンが拡散しきらない内に充放電を行うと、電極表面でイオンが結晶化してしまい電極表面を覆うことや電解液との反応により電極表面の状態が悪化して、リチウム電池の性能が低下する。従って、休止時間は拡散が進み、時間に対する電圧の変化が十分に小さくなるまで設定するのが望ましい。

そこで、図１２に休止時の計算例を示す。

図１０の結果から、ここでは一例として６００secの電圧を基準として充電停止直後（０sec）での電圧との差がＡ％低下した時間を休止時間とした。

図１３に、図１０のデータから各セルでＡ＝８０％として休止時間を算出した結果を示す。

この結果、オリビン酸系では約４２０sec、コバルト酸リチウム系は約３６０sec、ニッケル・コバルト酸リチウム系では約３００secとなり、材料により休止時間が異なることが分かった。

さらに図１４から図１６には各材料において６００secのセル電圧のプロフィールをＳＯＣ４０％とＳＯＣ６０％で計測した場合の結果を示す。

いずれにおいても、ＳＯＣ６０％の方が、電圧変化が平坦になるまでの時間が約６０sec程度短くなる傾向が見られた。

そこで、図１７にＳＯＣ４０％とＳＯＣ６０％における休止時間の結果を外挿しＳＯＣ０％から１００％までの休止時間を求めた結果を示す。

この結果、オリビン酸系のリチウム電池の場合は約２４０secから５４０sec、コバルト酸リチウム系のリチウム電池の場合は約１８０secから４８０sec、ニッケル・コバルト酸リチウム系のリチウム電池の場合は約１２０secから４２０sec程度の時間を、休止時間の所定値ＬＴとしてＳＯＣに応じて与えるのが良い。

また、本実施形態では休止時間を求める際のＡの値を８０％としたが、電池を適用する用途や要求される寿命によってＡの値は変わる。このため、Ａを小さくした場合は、ＬＴの値を図１７よりも短く、Ａを大きくした場合は大きくする必要がある。

Claims

蓄電器と電力変換器とをユニットとして、このユニットを複数、電気的に並列に接続し、各ユニットの充放電電力を制御する機能を備えた蓄電システムであって、前記各ユニットが充電もしくは放電を少なくとも１回以上実施した場合、所定の休止時間を経過するまでは充放電を実施しないよう前記各ユニットの充放電を制御することを特徴とする蓄電システム。
請求項１において、放電の場合には、前記各ユニットのＳＯＣが高い順に、放電に用いるユニットを選択して使用し、充電の場合には、ＳＯＣが低い順に、充電に用いるユニットを選択して使用することを特徴とする蓄電システム。
請求項１又は２において、前記各ユニットを構成する蓄電器に使用されるセルの材料に応じて休止時間を設定し、オリビン酸系では１８０sec〜９００sec、コバルト酸リチウム系では１２０sec〜８４０sec、ニッケル・コバルト酸リチウム系では６０sec〜７８０secとすることを特徴とする蓄電システム。
請求項１乃至３のいずれかにおいて、前記各ユニットのＳＯＣに応じて、ＳＯＣが大きいほど休止時間が短くなるよう設定することを特徴とする蓄電システム。
請求項１乃至４のいずれかにおいて、休止中のユニットが存在し、システムに要求される電力が休止中のユニットを除いた全ユニットが出力可能な電力の合計値を上回る場合には、休止時間に関わらず前記各ユニットの充放電を制御することを特徴とする蓄電システム。
請求項１乃至５のいずれかにおいて、系統に供給した電力と系統の要求電力の差からシステムの出力の補正値を演算する出力補正部と、前記出力補正部の出力と系統の要求電力と発電装置から供給される電力に基づいてシステムの目標出力を演算する目標値演算部と、前記各ユニットの出力値または出力の目標値に基づいて前記各ユニットの休止時間を演算する休止時間演算部と、前記出力補正部の出力と、前記目標値演算部の出力と、前記各ユニットの充電状態であるＳＯＣと、前記休止時間演算部の出力に基づいて、前記各ユニットに対応する充放電指令値の配分を決定する充放電指令値配分部とを有することを特徴とする蓄電システム。