JP2024018139A - Estimation device, estimation method, and computer program - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、蓄電素子の劣化を推定する推定装置、推定方法及びコンピュータプログラムに関する。 The present invention relates to an estimation device, an estimation method, and a computer program for estimating deterioration of a power storage element.
特許文献1は、蓄電素子における充電状態(SOC)の時系列データを取得し、SOCの変動の大きさに応じて大きくなるように、蓄電素子の劣化を示す劣化値を推定する技術を開示している。
蓄電素子の劣化推定の精度を高めるために、未だに改善の余地がある。 There is still room for improvement in order to increase the accuracy of estimating the deterioration of power storage elements.
本発明の一態様は、蓄電素子の劣化推定の精度を高めることができる推定装置、推定方法及びコンピュータプログラムを提供する。 One aspect of the present invention provides an estimation device, an estimation method, and a computer program that can improve the accuracy of estimating deterioration of a power storage element.
本発明の一態様に係る、蓄電素子の劣化を推定する推定装置は、前記蓄電素子の運用の初期の、特性が維持される又は向上する間は、劣化を示す劣化値を実質的に増加させない。 An estimation device for estimating deterioration of a power storage element according to one aspect of the present invention does not substantially increase a deterioration value indicating deterioration while the characteristics of the power storage element are maintained or improved during the initial operation of the power storage element. .
上記態様によれば、運用の初期にみられる、蓄電素子の特性の維持/向上を考慮することで、劣化推定の精度を高めることができる。 According to the above aspect, the accuracy of deterioration estimation can be improved by considering the maintenance/improvement of the characteristics of the power storage element observed in the initial stage of operation.
以下、実施形態の概要を説明する。
(1)蓄電素子の劣化を推定する推定装置は、前記蓄電素子の運用の初期の、特性が維持される又は向上する間は、劣化を示す劣化値を実質的に増加させない。
An overview of the embodiment will be described below.
(1) The estimation device that estimates the deterioration of the power storage element does not substantially increase the deterioration value indicating deterioration while the characteristics of the power storage element are maintained or improved during the initial period of operation of the power storage element.
本明細書において、「蓄電素子」は、複数の蓄電セル、又は複数の蓄電モジュール(蓄電パック)、又は複数のバンク(ストリング)を含んで構成されてもよい。代替的に、「蓄電素子」は、単一の蓄電セルであってもよい。
「特性」は、蓄電素子の満充電容量や、ハイレート特性であってもよいが、それらに限定はされない。
「劣化値」は、満充電容量の減少の度合いをパーセンテージで示す容量劣化率であることが好ましい。代替的に、「劣化値」は、内部抵抗(オーム抵抗、非オーム抵抗)の増加などの他の劣化要因が反映された値であってもよい。
「劣化値を実質的に増加させない」とは、蓄電素子の特性が維持される又は向上する間は、(a)劣化値がゼロ付近の値に維持されることであってもよいし、(b)マイナスの初期値を設定された劣化値を徐々に増加させることで、劣化値をプラスの値として増加させないことであってもよい。
In this specification, a "power storage element" may include a plurality of power storage cells, a plurality of power storage modules (power storage packs), or a plurality of banks (strings). Alternatively, the "power storage element" may be a single power storage cell.
The "characteristics" may be the full charge capacity of the power storage element or the high rate characteristics, but are not limited thereto.
The "deterioration value" is preferably a capacity deterioration rate that indicates the degree of decrease in full charge capacity as a percentage. Alternatively, the "deterioration value" may be a value that reflects other deterioration factors such as an increase in internal resistance (ohmic resistance, non-ohmic resistance).
"Do not substantially increase the deterioration value" may mean that (a) the deterioration value is maintained at a value near zero while the characteristics of the electricity storage element are maintained or improved; b) By gradually increasing the deterioration value that has been set to a negative initial value, the deterioration value may not be increased to a positive value.
本発明者は、リチウムイオン電池のような蓄電セルにおいて、運用の初期(充放電サイクルの初期)に満充電容量が増加するなど、特性の維持/向上がみられることに着眼し、上記の構成に想到した。満充電容量の増加は、正極板内、負極板内およびセパレータ内や、正極板または負極板とセパレータとの間に電解液が浸透して、或いは、蓄電セルの充放電(正極活物質の膨張収縮)によって正極活物質の二次粒子にクラックが生じ充放電反応に寄与する正極活物質の表面積が増加して、ハイレート特性が向上することによるものと推察される。
図5に実線で示す、サイクルの初期から増加を開始して劣化値を模擬する従来の推定直線は、破線で示される実際の蓄電セルの劣化挙動(丸点で示される実測値をフィッティングした近似直線)から逸脱することがある。従来の推定直線は、運用初期にみられる、蓄電素子の特性の維持/向上を考慮していないためである。
図5に破線で示す近似直線のように、運用の初期(例えば、200~350サイクル程度まで)の、蓄電素子の特性の維持/向上を考慮し、その運用期間は劣化値を実質的に増加させないことで、劣化推定の精度を高めることができる。
図5の横軸は、SOCゼロ~100%の間で充電と放電とを繰り返した回数(サイクル数)を示す。本明細書においていう「サイクル」はこの例に限定はされず、SOCゼロ~100%の間の範囲における部分的な充放電の繰り返しであってもよい。
The present inventor focused on the fact that in electricity storage cells such as lithium ion batteries, the characteristics are maintained/improved, such as the full charge capacity increasing during the initial stage of operation (early stage of charge/discharge cycle), and the above-mentioned configuration was developed. I came up with this idea. The increase in full charge capacity is due to penetration of electrolyte into the positive electrode plate, negative electrode plate, separator, between the positive electrode plate or negative electrode plate and the separator, or due to charging and discharging of the storage cell (expansion of the positive electrode active material). This is presumed to be due to the fact that cracks occur in the secondary particles of the positive electrode active material due to shrinkage), increasing the surface area of the positive electrode active material that contributes to charge/discharge reactions, and improving high rate characteristics.
The conventional estimated straight line that simulates the deterioration value by starting to increase from the beginning of the cycle, shown by the solid line in Fig. may deviate from the straight line). This is because the conventional estimated straight line does not take into account the maintenance/improvement of the characteristics of the power storage element, which is observed in the initial stage of operation.
As shown by the approximate straight line indicated by the broken line in Figure 5, considering the maintenance/improvement of the characteristics of the energy storage element during the initial period of operation (for example, up to about 200 to 350 cycles), the deterioration value substantially increases during the operation period. By not allowing this, the accuracy of deterioration estimation can be improved.
The horizontal axis in FIG. 5 indicates the number of times (cycle number) that charging and discharging were repeated between SOC zero and 100%. The term "cycle" used herein is not limited to this example, and may be repeated partial charging and discharging in the range of SOC from zero to 100%.
(2)上記(1)に記載の推定装置は、前記蓄電素子の運用の初期の、SOC(State Of Charge)の変動の大きさに基づいて、前記劣化値の増加に関する決定をしてもよい。 (2) The estimation device according to (1) above may make a decision regarding an increase in the deterioration value based on the magnitude of a change in SOC (State of Charge) at an initial stage of operation of the power storage element. .
本発明者は、蓄電素子の運用初期のSOCの変動の大きさに応じて、異なる劣化挙動が発現することを見出し、上記の構成に想到した。上記構成により、蓄電素子の劣化推定の精度を高めることができる。 The present inventor discovered that different deterioration behavior occurs depending on the magnitude of SOC fluctuation in the initial stage of operation of a power storage element, and came up with the above configuration. With the above configuration, it is possible to improve the accuracy of estimating deterioration of the power storage element.
(3)上記(2)に記載の推定装置において、SOCの変動の大きさが大きいほど、運用初期の前記蓄電素子の満充電容量を大きく増加させ、満充電容量を増加させた前記蓄電素子の、前記劣化値を増加させてもよい。 (3) In the estimation device according to (2) above, the greater the magnitude of the SOC fluctuation, the greater the full charge capacity of the power storage element at the initial stage of operation, and the more the full charge capacity of the power storage element is increased. , the deterioration value may be increased.
図6に示すように、運用初期の蓄電素子は、サイクル数の増加に伴い、容量劣化率がマイナスの値をとる(つまり、満充電容量が増加する)ことがある。図6において、実線は、SOC75~100%の間で蓄電素子を充放電させた場合の容量劣化率の推移を示し、破線は、SOCゼロ~100%の間で蓄電素子を充放電させた場合の容量劣化率の推移を示す。SOCの変動の大きさが大きいほど、運用初期の蓄電素子の容量劣化率が大きいマイナスの値をとる(つまり、満充電容量が増加する)傾向がみられる。そこで、この傾向を考慮する(推定に反映する)ことで、蓄電素子の劣化推定の精度を高めることができる。
As shown in FIG. 6, the capacity deterioration rate of the power storage element in the initial stage of operation may take a negative value (that is, the full charge capacity increases) as the number of cycles increases. In FIG. 6, the solid line shows the change in capacity deterioration rate when the storage element is charged and discharged between
(4)上記(2)又は(3)に記載の推定装置において、所定のサイクル数まで第1の大きさ(振幅)で前記蓄電素子のSOCが変動し、その後、前記第1の大きさより大きい第2の大きさで前記蓄電素子のSOCが変動する場合、前記第2の大きさに基づいて運用初期の前記蓄電素子の満充電容量を増加させ、満充電容量を増加させた前記蓄電素子の、前記劣化値を増加させてもよい。 (4) In the estimation device according to (2) or (3) above, the SOC of the power storage element fluctuates at a first magnitude (amplitude) until a predetermined number of cycles, and then becomes larger than the first magnitude. When the SOC of the power storage element fluctuates by a second magnitude, the full charge capacity of the power storage element at the initial stage of operation is increased based on the second magnitude, and the full charge capacity of the power storage element with increased full charge capacity is increased. , the deterioration value may be increased.
図7の折れ線Aは、運用開始時からSOCゼロ~100%の間で蓄電素子を充放電させた場合の容量劣化率の推移である。図7の折れ線Bは、破線で示すように所定のサイクル数までSOC75~100%の間で蓄電素子を充放電させた後に、実線で示すようにSOCゼロ~100%の間で蓄電素子を充放電させた場合の容量劣化率の推移である。折れ線Aのようにサイクルの初期から第2の大きさで蓄電素子のSOCが変動する場合も、折れ線Bのようにサイクルの途中で蓄電素子のSOCの変動が第1の大きさから第2の大きさに変化する場合も、同程度まで蓄電素子の満充電容量が増加する傾向がある。この傾向を考慮する(推定に反映する)ことで、運用初期の、サイクルの途中でSOCの変動の大きさが変わる場合の、蓄電素子の劣化推定の精度を高めることができる。 Line A in FIG. 7 shows the change in capacity deterioration rate when the storage element is charged and discharged at an SOC of zero to 100% from the start of operation. Line B in FIG. 7 indicates that after charging and discharging the storage element at a SOC of 75% to 100% as shown by the broken line, the storage element is charged and discharged to a SOC of 75% to 100% as shown by the solid line. This is the change in capacity deterioration rate when discharging. Even when the SOC of the power storage element fluctuates from the first magnitude to the second magnitude as shown by polygonal line A, the SOC of the power storage element fluctuates from the first magnitude to the second magnitude during the cycle as shown by polygonal line B. Even when the size changes, the full charge capacity of the power storage element tends to increase to the same extent. By considering this tendency (reflecting it in the estimation), it is possible to improve the accuracy of estimating the deterioration of the power storage element when the magnitude of SOC fluctuation changes during the cycle at the initial stage of operation.
(5)上記(1)~(4)のいずれかに記載の推定装置は、前記蓄電素子の運用の初期の、温度に基づいて、前記劣化値の増加に関する決定をしてもよい。 (5) The estimating device according to any one of (1) to (4) above may determine the increase in the deterioration value based on the temperature at an initial stage of operation of the power storage element.
本明細書において、「温度」は、センサによって計測される蓄電素子の表面温度であってもよいし、温度計によって計測される蓄電素子の環境温度であってもよい。代替的に、「温度」は、シミュレーションによって推定される蓄電素子の内部温度であってもよい。
本発明者は、蓄電素子の運用初期の温度に応じて、異なる劣化挙動が発現することを見出し、上記の構成に想到した。図8に破線で示す、温度が45℃のときの蓄電セルの劣化挙動(三角点で示される実測値をフィッティングした近似直線)は、一点鎖線で示す、温度が20℃のときの蓄電セルの劣化挙動(丸点で示される実測値をフィッティングした近似直線)より、傾きが大きい。温度が45℃のときのほうが、運用初期の蓄電素子の容量劣化率が大きいマイナスの値をとる(つまり、満充電容量がより増加する)傾向がみられる。そこで、この傾向を考慮する(推定に反映する)ことで、蓄電素子の劣化推定の精度を高めることができる。
In this specification, "temperature" may be the surface temperature of the power storage element measured by a sensor, or may be the environmental temperature of the power storage element measured by a thermometer. Alternatively, the "temperature" may be the internal temperature of the power storage element estimated by simulation.
The present inventor discovered that different deterioration behavior occurs depending on the temperature at the initial stage of operation of a power storage element, and came up with the above configuration. The deterioration behavior of the energy storage cell when the temperature is 45°C, shown by the broken line in Figure 8 (an approximate straight line fitting the actual measured values indicated by the triangular points), is the same as the deterioration behavior of the energy storage cell when the temperature is 20°C, shown as the dashed line. The slope is larger than the deterioration behavior (approximate straight line fitting actual measured values indicated by round points). When the temperature is 45° C., there is a tendency for the capacity deterioration rate of the power storage element to take a larger negative value at the initial stage of operation (that is, the full charge capacity increases more). Therefore, by considering this tendency (reflecting it in the estimation), it is possible to improve the accuracy of estimating the deterioration of the power storage element.
(6)蓄電素子の劣化を推定する推定方法は、前記蓄電素子の運用の初期の、特性が維持される又は向上する間は、劣化を示す劣化値を実質的に増加させない。
(7)コンピュータプログラムは、蓄電素子の劣化を推定するコンピュータに、前記蓄電素子の運用の初期の、特性が維持される又は向上する間は、劣化を示す劣化値を実質的に増加させない処理を実行させる。
(6) The estimation method for estimating the deterioration of the power storage element does not substantially increase the deterioration value indicating deterioration while the characteristics of the power storage element are maintained or improved during the initial operation of the power storage element.
(7) The computer program causes the computer that estimates the deterioration of the power storage element to perform processing that does not substantially increase the deterioration value indicating deterioration during the initial period of operation of the power storage element while the characteristics are maintained or improved. Let it run.
上記の推定方法やコンピュータプログラムは、蓄電素子に近接して位置するコンピュータにより実施されてもよいし、蓄電素子から離れて位置するコンピュータ(例えば、蓄電素子が搭載された車両等の移動体のECU(Electronic Control Unit)、遠隔監視サーバ等)により実施されてもよい。
上記の推定方法やコンピュータプログラムには、上記(2)~(5)に記載の構成と同等の方法が適用されてもよい。
The above estimation method and computer program may be executed by a computer located close to the power storage element, or by a computer located away from the power storage element (for example, an ECU of a mobile object such as a vehicle equipped with the power storage element). (Electronic Control Unit), remote monitoring server, etc.).
Methods equivalent to the configurations described in (2) to (5) above may be applied to the above estimation method and computer program.
以下、図面を参照して実施形態を具体的に説明する。 Hereinafter, embodiments will be specifically described with reference to the drawings.
図1は、遠隔監視システム100の概要を示す図である。遠隔監視システム100は、メガソーラー発電システムS、火力発電システムF、風力発電システムW、及び図示しないその他の分散型電源のそれぞれに含まれる、蓄電素子及び電源関連装置に関する情報への遠隔からのアクセスを可能とする。データセンター等に設けられる無停電電源装置(UPS)U、鉄道用の安定化電源システム等に設けられる整流器(直流電源装置)又はコンバータDが遠隔監視されてもよい。無停電電源装置U、直流電源装置又はコンバータDには、蓄電素子が内蔵又は接続されている。
FIG. 1 is a diagram showing an overview of a
メガソーラー発電システムS、火力発電システムF及び風力発電システムWには、パワーコンディショナ(PCS:Power Conditioning System)Pが併設された蓄電システム101が設けられる。蓄電システム101は、蓄電モジュール群Lを収容した複数のコンテナCにより構成されていてもよい。代替的に、蓄電モジュール群L及びパワーコンディショナPは、建物(蓄電室)内に配置されてもよい。蓄電モジュール群Lは、リウムイオン電池等の二次電池を複数含む。
The mega solar power generation system S, the thermal power generation system F, and the wind power generation system W are provided with a
遠隔監視システム100では、監視対象となるシステムS,F,Wにおける蓄電システム101、又は装置(P,U,Dおよび後述の管理装置M)それぞれに、通信デバイス1(図2参照)が搭載/接続される。遠隔監視システム100は、通信デバイス1と、通信デバイス1から情報を収集するサーバ装置2(情報処理装置)と、収集された情報を閲覧するためのクライアント装置3(端末装置)と、装置間の通信媒体であるネットワークNとを含む。
In the
通信デバイス1は、蓄電素子に備えられる電池管理装置(BMU)と通信して蓄電素子の情報を受信する計測モニタであってもよいし、ECHONET/ECHONETLite(登録商標)対応のコントローラであってもよい。通信デバイス1は、独立したデバイスであってもよいし、パワーコンディショナPや蓄電モジュール群Lに搭載可能なネットワークカード型のデバイスであってもよい。通信デバイス1は、蓄電システム101における蓄電モジュール群Lの情報を取得すべく、複数の蓄電モジュールからなるグループ毎に1つずつ設けられている。
The
サーバ装置2はWebサーバ機能を含み、監視対象の各装置に搭載/接続された通信デバイス1から得られる情報を、クライアント装置3からのアクセスに応じて提示する。
The
ネットワークNは、所謂インターネットである公衆通信網N1と、所定の移動通信規格による無線通信を実現するキャリアネットワークN2とを含む。公衆通信網N1は、一般光回線を含み、ネットワークNは、サーバ装置2が接続する専用線を含む。キャリアネットワークN2には基地局BSが含まれ、クライアント装置3は基地局BSからネットワークNを介したサーバ装置2との通信が可能である。公衆通信網N1にはアクセスポイントAPが接続されており、クライアント装置3はアクセスポイントAPからネットワークNを介してサーバ装置2との間で情報を送受信することができる。
The network N includes a public communication network N1, which is the so-called Internet, and a carrier network N2 that realizes wireless communication according to a predetermined mobile communication standard. The public communication network N1 includes a general optical line, and the network N includes a dedicated line to which the
蓄電システム101の蓄電モジュール群Lは階層構造を有している。図2は、蓄電モジュール群Lの階層構造及び通信デバイス1の接続形態の一例を示す。蓄電モジュール群Lは、例えば蓄電セルを複数直列に接続した蓄電モジュールと、蓄電モジュールを複数直列に接続したバンクとの階層構造にて構成されている。図2の例では、番号(#)1~Nのバンクそれぞれと、バンクを並列に接続したバンク群(ドメインとも称する)とに1つずつ、管理装置Mが設けられている。バンク毎に設けられている管理装置Mは、蓄電モジュールそれぞれに内蔵されている通信機能付きの制御基板(CMU:Cell Management Unit)とシリアル通信によって通信し、蓄電モジュール内の蓄電セルの測定データ(電流、電圧、温度)を取得する。バンクの管理装置Mはそれぞれ、ドメインに設けられている管理装置Mへ各々のバンクの蓄電モジュールから得られた測定データを送信する。ドメインの管理装置Mは、そのドメインに所属するバンクの管理装置Mから得られる測定データ、検知された異常等の情報を集約する。
The power storage module group L of the
蓄電セルは、詳細は図示しないが、中空直方体状のケースと、ケースの一側面(端子面、上面)に設けられた、極性が異なる一対のセル端子とを備えてもよい。ケースには、正極、セパレータ、及び負極を積層してなる電極体と、電解質(電解液)とが収容される。 Although details are not shown, the electricity storage cell may include a hollow rectangular parallelepiped case and a pair of cell terminals with different polarities provided on one side surface (terminal surface, upper surface) of the case. The case houses an electrode body formed by laminating a positive electrode, a separator, and a negative electrode, and an electrolyte (electrolytic solution).
電極体は、シート状の正極と、負極とを、2枚のシート状のセパレータを介して重ね合わせ、これらを巻回(縦巻き又は横巻き)することにより構成されてもよい。セパレータは、多孔性の樹脂フィルムにより形成される。多孔性の樹脂フィルムとして、ポリエチレン(PE)、ポリプロピレン(PP)等の樹脂からなる多孔性樹脂フィルムを使用できる。 The electrode body may be constructed by stacking a sheet-like positive electrode and a negative electrode with two sheet-like separators interposed therebetween, and winding them (vertically or horizontally). The separator is formed of a porous resin film. As the porous resin film, a porous resin film made of resin such as polyethylene (PE) or polypropylene (PP) can be used.
正極は、例えばアルミニウム、アルミニウム合金等からなる長尺帯状の正極基材の表面に、正極活物質層が形成された電極板である。正極活物質層は、正極活物質を含む。正極活物質層に用いられる正極活物質としては、リチウムイオンを吸蔵放出可能な材料を使用できる。正極活物質としては、例えばLiFePO4が用いられるが、それに限定はされず、いわゆる3元系の正極活物質が用いられてもよい。正極活物質層は、導電助剤、バインダ等を更に含んでもよい。 The positive electrode is an electrode plate in which a positive electrode active material layer is formed on the surface of a long strip-shaped positive electrode base material made of, for example, aluminum, an aluminum alloy, or the like. The positive electrode active material layer contains a positive electrode active material. As the positive electrode active material used in the positive electrode active material layer, a material capable of intercalating and deintercalating lithium ions can be used. As the positive electrode active material, for example, LiFePO 4 is used, but the present invention is not limited thereto, and so-called ternary positive electrode active materials may also be used. The positive electrode active material layer may further contain a conductive additive, a binder, and the like.
負極は、例えば銅又は銅合金等からなる長尺帯状の負極基材の表面に、負極活物質層が形成された電極板である。負極活物質層は、負極活物質を含む。負極活物質は、リチウムイオンを吸蔵放出可能な材料を使用できる。負極活物質としては、例えば黒鉛(グラファイト)、ハードカーボン、ソフトカーボン等が挙げられる。負極活物質層は、バインダ、増粘剤等を更に含んでもよい。 The negative electrode is an electrode plate in which a negative electrode active material layer is formed on the surface of a long strip-shaped negative electrode base material made of, for example, copper or a copper alloy. The negative electrode active material layer contains a negative electrode active material. As the negative electrode active material, a material capable of intercalating and deintercalating lithium ions can be used. Examples of the negative electrode active material include graphite, hard carbon, and soft carbon. The negative electrode active material layer may further contain a binder, a thickener, and the like.
電極体と共にケースに収容される電解質には、従来のリチウムイオン二次電池と同様のものを使用できる。例えば、電解質として、有機溶媒中に支持塩を含有させた電解質を使用できる。有機溶媒として、例えば、カーボネート類、エステル類、エーテル類等の非プロトン性溶媒が用いられる。支持塩として、例えば、LiPF6 、LiBF4 、LiClO4 等のリチウム塩が好適に用いられる。電解質は、例えば、ガス発生剤、被膜形成剤、分散剤、増粘剤等の各種添加剤を含んでもよい。 The electrolyte contained in the case together with the electrode body can be the same as that used in conventional lithium ion secondary batteries. For example, an electrolyte containing a supporting salt in an organic solvent can be used as the electrolyte. As the organic solvent, for example, aprotic solvents such as carbonates, esters, and ethers are used. As the supporting salt, for example, lithium salts such as LiPF 6 , LiBF 4 , LiClO 4 and the like are preferably used. The electrolyte may contain various additives such as, for example, a gas generating agent, a film forming agent, a dispersing agent, and a thickening agent.
蓄電セルは、角型(プリズマティック)セルに限定はされず、円筒型リチウムイオン電池であってもよく、ラミネート型(パウチ型)リチウムイオン電池であってもよい。蓄電セルは、巻回型電極体に代えて、積層型電極体を備えるリチウムイオン電池であってもよい。蓄電セルは、固体電解質を用いた全固体リチウムイオン電池であってもよい。 The electricity storage cell is not limited to a prismatic cell, and may be a cylindrical lithium ion battery or a laminated (pouch type) lithium ion battery. The storage cell may be a lithium ion battery including a stacked electrode body instead of the wound electrode body. The storage cell may be an all-solid lithium ion battery using a solid electrolyte.
遠隔監視システム100では、各装置に搭載した通信デバイス1を利用し、蓄電システム101の蓄電セル、蓄電モジュール、又はバンクにおける、SOC、健康状態(SOH)等の状態、検知された異常といった情報を、サーバ装置2が収集し、収集されたデータに基づいて蓄電システム101の状態を提示する。
The
図3は、遠隔監視システム100に含まれる装置の内部構成を示すブロック図である。図3に示すように、通信デバイス1は、制御部10、記憶部11、第1通信部12及び第2通信部13を備える。制御部10はCPU(Central Processing Unit)を用いたプロセッサであり、内蔵するROM(Read Only Memory)及びRAM(Random Access Memory)等のメモリを用い、各構成部を制御して処理を実行する。
FIG. 3 is a block diagram showing the internal configuration of devices included in the
記憶部11は、フラッシュメモリ等の不揮発性メモリを用いる。記憶部11には、制御部10が読み出して実行するデバイスプログラム1Pが記憶されている。デバイスプログラム1Pには、SSH(Secure Shell)、SNMP(Simple Network Management Protocol)等に準じた通信用プログラムが含まれる。記憶部11には、制御部10の処理によって収集された情報、イベントログ等の情報が記憶される。記憶部11に記憶された情報は、通信デバイス1の筐体に端子が露出するUSB等の通信インタフェースを介して読み出すことも可能である。記憶部11に記憶されるデバイスプログラム1Pは、記録媒体4に記憶してあるデバイスプログラム4Pを読み出して記憶部11に複製したものであってもよい。
The storage unit 11 uses nonvolatile memory such as flash memory. The storage unit 11 stores a
第1通信部12は、通信デバイス1が接続されている監視対象装置との通信を実現する通信インタフェースである。第1通信部12は例えば、RS-232C又はRS-485等のシリアル通信インタフェースを用いる。例えばパワーコンディショナPはRS-485に準拠したシリアル通信機能を有する制御ユニットを備えており、第1通信部12はその制御ユニットと通信する。蓄電モジュール群Lに備えられている制御基板がCAN(Controller Area Network)バスにより接続されて制御基板間の通信をCAN通信で実現する場合、第1通信部12はCANプロトコルに基づく通信インタフェースである。第1通信部12は、ECHONET/ECHONETLiteの規格に対応する通信インタフェースであってもよい。
The
第2通信部13は、ネットワークNを介した通信を実現するインタフェースであり、例えばEthernet(登録商標)、又は無線通信用アンテナ等の通信インタフェースを用いる。制御部10は、第2通信部13を介してサーバ装置2と通信接続が可能である。第2通信部13が、ECHONET/ECHONETLiteの規格に対応する通信インタフェースであってもよい。
The
このように構成される通信デバイス1では、制御部10が第1通信部12を介して、通信デバイス1が接続されている装置にて得られる蓄電素子に対する測定データを取得する。制御部10は、SNMP用プログラムを読み出して実行することにより、SNMPエージェントとして機能し、サーバ装置2からの情報要求に対して応答してもよい。
In the
サーバ装置2は、サーバコンピュータを用い、制御部20、記憶部21、及び通信部22を備える。本実施の形態においてサーバ装置2は、1台のサーバコンピュータとして説明するが、複数のサーバコンピュータで処理を分散させてもよい。
本実施形態では、サーバ装置2が、後述する劣化シミュレータ(推定装置)2aとして機能する。
The
In this embodiment, the
制御部20は、CPU又はGPU(Graphics Processing Unit)を用いたプロセッサであり、内蔵するROM及びRAM等のメモリを用い、各構成部を制御して処理を実行する。制御部20は、記憶部21に記憶されているサーバプログラム21Pに基づく通信及び情報処理を実行する。サーバプログラム21PにはWebサーバプログラムが含まれ、制御部20は、クライアント装置3へのWebページの提供を実行するWebサーバとして機能する。制御部20は、サーバプログラム21Pに基づき、SNMP用サーバとして通信デバイス1から情報を収集する。
The
記憶部21は、例えばハードディスク又はフラッシュメモリ等の不揮発性メモリを用いる。記憶部21には、上述したサーバプログラム21P及びデータ処理プログラム22Pが記憶されている。記憶部21に記憶されるサーバプログラム21P及びデータ処理プログラム22Pは、記録媒体5に記憶してあるサーバプログラム51P及びデータ処理プログラム52Pを読み出して記憶部21に複製したものであってもよい。
The
記憶部21には、制御部20の処理によって収集される監視対象となる蓄電システム101のパワーコンディショナP及び蓄電モジュール群Lの測定データが記憶される。測定データは、蓄電システム101又はパワーコンディショナPを識別する識別情報(番号)と対応付けられている。蓄電モジュール群Lの測定データは、ドメイン、バンク、モジュール、又はセルと階層構造に応じて記憶される。
The
通信部22は、ネットワークNを介した通信接続及び情報の送受信を実現する通信デバイスである。具体的には通信部22はネットワークNに対応したネットワークカードである。
The
クライアント装置3は、発電システムS,F,Wの蓄電システム101の管理者又は保守担当者等のオペレータが使用するコンピュータである。クライアント装置3は、デスクトップ型若しくはラップトップ型のパーソナルコンピュータであってもよいし、所謂スマートフォン又はタブレット型の通信端末であってもよい。クライアント装置3は、制御部30、記憶部31、通信部32、表示部33、及び操作部34を備える。
The
制御部30は、CPUを用いたプロセッサである。制御部30は、記憶部31に記憶されているクライアントプログラム3Pに基づき、サーバ装置2により提供されるWebページを表示部33に表示させる。クライアントプログラム3Pは、サーバ装置2のWebサーバ機能により提供されるWebページに組み込まれており、クライアント装置3で一時的に記憶されるスプリクトとWebブラウザプログラムとを含み、サーバ装置2における動作に基づいたWebベースの画面を表示させるためのプログラムである。
The
記憶部31は、例えばハードディスク又はフラッシュメモリ等の不揮発性メモリを用いる。記憶部31には、クライアントプログラム3Pを含む各種プログラムが記憶されている。クライアントプログラム3Pは、記録媒体6に記憶してあるクライアントプログラム6Pを読み出して記憶部11に複製したものであってもよい。
The
通信部32は、有線通信用のネットワークカード等の通信デバイス、基地局BS(図1参照)に接続する移動通信用の無線通信デバイス、又はアクセスポイントAPへの接続に対応する無線通信デバイスを用いる。制御部30は通信部32により、ネットワークNを介してサーバ装置2との間で通信接続又は情報の送受信が可能である。
The
表示部33は、液晶ディスプレイ、有機EL(Electro Luminescence)ディスプレイ等のディスプレイを用いる。表示部33は制御部30のクライアントプログラム3Pに基づく処理により、サーバ装置2で提供されるWebページのイメージを表示する。表示部33は、好ましくはタッチパネル内蔵型ディスプレイであるが、タッチパネル非内蔵型ディスプレイであってもよい。
The
操作部34は、制御部30との間で入出力が可能なキーボード及びポインティングデバイス、若しくは音声入力部等のユーザインタフェースである。操作部34は、表示部33のタッチパネル、又は筐体に設けられた物理ボタンを用いてもよい。操作部34は、ユーザによる操作情報を制御部30へ通知する。
The
このように構成される遠隔監視システム100では、サーバ装置2が、データ処理プログラム22Pに基づいてパワーコンディショナP、蓄電モジュール群L(管理装置M)、無停電電源装置U、及び整流器Dの状態を含む様々な情報を通信デバイス1から定期的に取得し、記憶部21に記憶する。通信デバイス1からは、階層構造に応じた親子関係が紐付けられて各蓄電モジュール群Lについての状態情報が送信される。サーバ装置2は、通信デバイス1を用いて蓄電素子若しくは各電源関連装置から取得した情報に基づいて、監視対象のシステム又は装置の状態を、蓄電モジュール群の階層構造に応じて視覚的に表す画面情報を作成し、クライアント装置3へ送信して提示する。
In the
図4は、劣化シミュレータ2aの動作を示す模式図である。劣化シミュレータ2aは、SOCの時系列データ及び温度の時系列データを入力データとして取得すると、蓄電素子の劣化値を推定(算出)する。図4に示すように、SOCの時系列データは、時点t1から時点tnまでのSOCの変動(例えば、時点毎のn個のSOCの値の変動)を示し、温度の時系列データは、時点t1から時点tnまでの温度の変動(例えば、時点毎のn個の温度の値の変動)を示す。
FIG. 4 is a schematic diagram showing the operation of the
劣化シミュレータ2aは、時点t1から時点tnまでのSOC及び温度の変動に基づいて、時点t1から時点tnまでの蓄電素子のSOHの低下(劣化値)を推定することができる。時点t1でのSOHをSOHt1 とし、時点tnでのSOHをSOHtn とすると、劣化値は(SOHt -SOHtn )となる。すなわち、時点t1でのSOHが分かっていると、劣化値に基づいて時点tnでのSOHを求めることができる。ここで、時点t1は、過去、現在又は将来のある時点とすることができ、時点tnは、時点t1から将来に向かって所定の時間が経過した時点とすることができる。時点t1と時点tnとの時間差は、劣化シミュレータ2aの劣化予測対象期間であり、どの程度の将来に対して劣化値を予測するかに応じて適宜設定することができる。時点t1と時点tnとの時間差は、例えば、1か月、半年、1年、2年などの時間とすることができる。
The
なお、図4の例は、温度の時系列データを劣化シミュレータ2aに入力しているが、温度の時系列データに代えて、代表温度(例えば、時点t1から時点tnまでの平均温度)を劣化シミュレータ2aに入力してもよい。
In the example of FIG. 4, temperature time series data is input to the
本実施形態における劣化シミュレータ2aは、蓄電素子の運用の初期の、特性が維持される又は向上する間は、劣化を示す劣化値(本実施形態では、満充電容量の劣化率)を実質的に増加させない。そのための具体的な方法の例を、図9を用いて説明する。
The
図9は、蓄電素子の特性が維持/向上する間は劣化値をゼロに維持する(サイクル数の増加に伴って容量劣化率を増加させない)方法を示す。 FIG. 9 shows a method of maintaining the deterioration value at zero (without increasing the capacity deterioration rate as the number of cycles increases) while the characteristics of the power storage element are maintained/improved.
劣化シミュレータ2aは、蓄電素子の運用初期のSOCの変動の大きさ、及び、温度から、蓄電素子の特性がどの程度維持/向上するかを推定し、いずれのサイクル数から容量劣化率をプラスの値として増加させるかを決定する。図9の推定直線では、350サイクルあたりから容量劣化率がプラスの値として増加する。350サイクルまでは、容量劣化率をゼロに維持する。言い換えれば、蓄電素子の満充電容量が増加する間は、サイクル劣化値をゼロに維持する。
The
図9に破線で示す従来の推定直線は、サイクルの初期から増加を開始して劣化値を模擬する。従来の推定直線は、運用初期にみられる、蓄電素子の特性の維持/向上を考慮していないため、三角点で示される実測値から逸脱している。それに対し、図9に実線で示す、本実施形態に係る推定直線は、サイクルの初期は容量劣化率をゼロに維持し、その後、実測値をフィッティングした近似直線にならうように容量劣化率を増加させる。このように、運用初期の蓄電素子の特性の維持/向上を考慮し、その運用期間は劣化値を実質的に増加させないことで、劣化推定の精度を高めることができる。劣化推定の精度の向上により、蓄電システムの故障や、要求未達といった事象の発生を低減できるとともに、適切な予防保全を行うことが可能になる。図1のように複数の蓄電システムや装置を監視する遠隔監視システム100におけるサーバ装置2で、この推定方法を集中的に実行することは好ましい。これにより、コストの増加を抑えつつ、限られたリソースで、優先順位を決定して適切な予防保全を行うことが可能になる。
The conventional estimated straight line shown as a broken line in FIG. 9 starts increasing from the beginning of the cycle to simulate the degradation value. The conventional estimated straight line does not take into account the maintenance/improvement of the characteristics of the power storage element that is observed in the initial stage of operation, and therefore deviates from the actual measured values shown by the triangular points. On the other hand, the estimated straight line according to this embodiment, shown by the solid line in FIG. 9, maintains the capacity deterioration rate at zero at the beginning of the cycle, and then changes the capacity deterioration rate to follow the approximate straight line fitted with the actual measured values. increase. In this way, the accuracy of deterioration estimation can be improved by considering maintenance/improvement of the characteristics of the power storage element at the initial stage of operation and not substantially increasing the deterioration value during the operation period. By improving the accuracy of deterioration estimation, it is possible to reduce the occurrence of events such as power storage system failures and unmet requirements, and it is also possible to perform appropriate preventive maintenance. It is preferable to centrally execute this estimation method in the
蓄電システムの運用開始後のみならず、蓄電システムの設計時、提案時にも、この技術は有用である。図9の破線のように、従来の方法で蓄電素子の劣化を過大に見積もると、蓄電システムに対する要求(例えば、所定の蓄電容量(放電可能電気量)を10年以上維持するといった要求)を満足するために、必要以上の蓄電セル、蓄電モジュールを用いなければならない。そのため、蓄電システムのコストが増加し、コスト競争力を失う。それに対し、図9に実線で示す本実施形態の方法を適用すれば、蓄電素子の将来的な劣化を高精度で推定できるため、要求を満たすために必要十分な蓄電セル、蓄電モジュールを用いて、コスト競争力の高い蓄電システムを構築できる。 This technology is useful not only after the power storage system starts operating, but also when designing and proposing a power storage system. As shown by the broken line in Figure 9, if the deterioration of the energy storage element is overestimated using the conventional method, the requirements for the energy storage system (for example, the requirement to maintain a predetermined energy storage capacity (dischargeable amount of electricity) for more than 10 years) will not be satisfied. In order to do so, it is necessary to use more energy storage cells and energy storage modules than necessary. Therefore, the cost of the power storage system increases and loses cost competitiveness. On the other hand, if the method of this embodiment shown by the solid line in FIG. 9 is applied, future deterioration of the power storage element can be estimated with high accuracy, so it is possible to use the necessary and sufficient power storage cells and power storage modules to meet the requirements. , it is possible to build a highly cost-competitive energy storage system.
図9の方法は、運用環境が一定(SOC変動の大きさが一定、かつ、温度が一定)の場合に好適に用いられる。それに対し、図10の方法は、運用中にSOCの範囲や温度が変わる場合に好適に用いることができる。図10の処理は、蓄電素子の運用開始後、予め設定された時間間隔毎に実行されてもよい。 The method of FIG. 9 is suitably used when the operating environment is constant (the magnitude of SOC fluctuation is constant and the temperature is constant). On the other hand, the method of FIG. 10 can be suitably used when the SOC range or temperature changes during operation. The process in FIG. 10 may be executed at preset time intervals after the power storage element starts operating.
蓄電素子の運用開始時に、図10のステップS1で、蓄電素子の累積の容量劣化率(以下単に、「容量劣化率」と称する)Dに、ゼロを設定する。また、蓄電素子の運用初期の満充電容量増加率(以下単に、「初期容量増加率」と称する)Eに、ゼロを設定する。 At the start of operation of the power storage element, in step S1 of FIG. 10, the cumulative capacity deterioration rate (hereinafter simply referred to as "capacity deterioration rate") D of the power storage element is set to zero. Further, the full charge capacity increase rate (hereinafter simply referred to as "initial capacity increase rate") E of the power storage element at the initial stage of operation is set to zero.
次に、ステップS2で、その計算の時点における蓄電素子の充放電SOC範囲(SOCゼロ~100の間のいずれの範囲、どの程度の変動の大きさ)及び温度から、劣化を推定する近似直線(傾きa、切片b)を決定する。サーバ装置2の記憶部21(図3参照)に、各SOC範囲、各温度に応じた、近似直線を決定するためのデータ(例えば、テーブルデータ、関数等)が格納されていてもよい。
Next, in step S2, an approximate straight line ( Determine the slope a and the intercept b). The storage unit 21 (see FIG. 3) of the
劣化を推定する近似直線について詳しく説明する。図5に破線で示した近似直線は、y=ax+bの式で表される。ここで、yは容量劣化率、xはサイクル数を表す。近似直線の傾きaは、図8に示したように、蓄電素子の温度に応じて変化する。近似直線の切片b(サイクル数ゼロの時点でマイナスの値に設定される容量劣化率)は、図6に示した蓄電素子のSOC範囲、及び、図8に示した温度に応じて変化する。 The approximate straight line for estimating deterioration will be explained in detail. The approximate straight line shown by the broken line in FIG. 5 is expressed by the equation y=ax+b. Here, y represents the capacity deterioration rate, and x represents the number of cycles. As shown in FIG. 8, the slope a of the approximate straight line changes depending on the temperature of the power storage element. The intercept b of the approximate straight line (capacity deterioration rate set to a negative value when the number of cycles is zero) changes depending on the SOC range of the power storage element shown in FIG. 6 and the temperature shown in FIG. 8.
ステップS2では、その計算の時点における蓄電素子のSOC範囲及び温度に応じた、劣化を推定する近似直線(傾きa、切片b)を、サーバ装置2に記憶されているデータから決定する。
In step S2, an approximate straight line (slope a, intercept b) for estimating deterioration is determined from data stored in the
次に、ステップS3で、前回計算時点からの容量劣化率の増分dを、ステップS2で求めた傾きaと、単位時間当たりのSOC変動量ΔSOCとを用いて計算する。すなわち、増分dは、d=a×ΔSOCで計算される。 Next, in step S3, the increment d in the capacity deterioration rate from the previous calculation time is calculated using the slope a obtained in step S2 and the SOC fluctuation amount ΔSOC per unit time. That is, the increment d is calculated as d=a×ΔSOC.
次に、ステップS4で、初期容量増加率Eに切片bを加えた値が、ゼロ以上か否かを判定する。この値がゼロ以上である場合(S4:Yes)、既に蓄電素子の特性が維持される又は向上する期間は過ぎている(図11Aの黒丸点の状態に相当する)ため、ステップS5で、前回計算時点の容量劣化率Dに、増分dを加算する。 Next, in step S4, it is determined whether the value obtained by adding the intercept b to the initial capacity increase rate E is greater than or equal to zero. If this value is greater than or equal to zero (S4: Yes), the period in which the characteristics of the electricity storage element are maintained or improved has already passed (corresponding to the state of the black dots in FIG. 11A), so in step S5, the previous Add the increment d to the capacity deterioration rate D at the time of calculation.
ステップS4で、初期容量増加率Eに切片bを加えた値が、ゼロ未満である場合(S4:No)、ステップS6で、初期容量増加率Eに切片bと増分dとを加えた値が、ゼロ以上か否かを判定する。この値がゼロ以上である場合(S6:Yes)、蓄電素子の特性が維持される又は向上する期間がちょうど終わるタイミングである(図11Bの黒丸点の状態に相当する)ため、ステップS7で、前回計算時点の容量劣化率Dに、初期容量増加率E、切片b、及び増分dを加算する。また、初期容量増加率Eに、切片b(マイナスの値)にマイナスを乗算した、-bを代入する。 In step S4, if the value obtained by adding the intercept b to the initial capacity increase rate E is less than zero (S4: No), in step S6, the value obtained by adding the intercept b and the increment d to the initial capacity increase rate E is determined to be less than zero (S4: No). , determine whether it is greater than or equal to zero. If this value is greater than or equal to zero (S6: Yes), the period in which the characteristics of the electricity storage element are maintained or improved has just ended (corresponding to the state of the black dots in FIG. 11B), so in step S7, The initial capacity increase rate E, the intercept b, and the increment d are added to the capacity deterioration rate D at the time of the previous calculation. Further, −b, which is obtained by multiplying the intercept b (negative value) by a negative value, is substituted for the initial capacity increase rate E.
ステップS6で、初期容量増加率Eに切片bと増分dとを加えた値が、ゼロ未満である場合(S6:No)、蓄電素子の特性が維持される又は向上する期間内である(図11Cの黒丸点の状態に相当する)ため、ステップS8で、前回計算時点の初期容量増加率Eに、増分dを加算する。 In step S6, if the value obtained by adding the intercept b and the increment d to the initial capacity increase rate E is less than zero (S6: No), it is within the period in which the characteristics of the energy storage element are maintained or improved (Fig. 11C), therefore, in step S8, the increment d is added to the initial capacity increase rate E at the time of the previous calculation.
図10の方法により、逐次的に容量劣化率を計算することで、運用中にSOCの範囲や温度が変わる場合も、劣化推定の精度を高めることができる。 By sequentially calculating the capacity deterioration rate using the method shown in FIG. 10, the accuracy of deterioration estimation can be improved even when the SOC range or temperature changes during operation.
本発明は、上述した実施形態に限定されず、適宜変更が可能である。
推定方法や、コンピュータプログラムは、図1に示したサーバ装置2に代えて、クライアント装置3で実行されてもよいし、図2に示した通信デバイス1や管理装置Mで実行されてもよい。
The present invention is not limited to the embodiments described above, and can be modified as appropriate.
The estimation method and the computer program may be executed by the
2 サーバ装置(情報処理装置)
2a 劣化シミュレータ(推定装置)
100 遠隔監視システム
2 Server device (information processing device)
2a Deterioration simulator (estimation device)
100 Remote monitoring system
Claims (7)
前記蓄電素子の運用の初期の、特性が維持される又は向上する間は、劣化を示す劣化値を実質的に増加させない
推定装置。 An estimation device for estimating deterioration of a power storage element,
An estimation device that does not substantially increase a deterioration value indicating deterioration while the characteristics of the power storage element are maintained or improved in the initial stage of operation.
前記蓄電素子の運用の初期の、特性が維持される又は向上する間は、劣化を示す劣化値を実質的に増加させない
推定方法。 An estimation method for estimating deterioration of a power storage element, comprising:
An estimation method that does not substantially increase a deterioration value indicating deterioration while the characteristics of the power storage element are maintained or improved during the initial period of operation of the power storage element.
前記蓄電素子の運用の初期の、特性が維持される又は向上する間は、劣化を示す劣化値を実質的に増加させない
処理を実行させるためのコンピュータプログラム。
A computer that estimates the deterioration of energy storage elements,
A computer program for executing a process that does not substantially increase a deterioration value indicating deterioration while the characteristics of the power storage element are maintained or improved during an initial period of operation of the power storage element.
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