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JP6361643B2 - 蓄電サービスシステム - Google Patents

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Description

本発明は、蓄電サービスシステムに関する。
大型定置用に分類される組電池システムは、一般に数百ｋＷｈ以上の蓄電容量・数十ｋＷ以上の入出力電力容量を持ち、近年は１００ＭＷｈ級の蓄電容量を持つシステムも想定され始めている。大容量化は、数十〜数百Ａｈの単電池を数百〜数千個組み合わせることによって実現するのが一般的である。
このような組電池システムでは、均等化回路の動作状態情報を用いて単電池の状態をモニタンリングすることが行われている（例えば、特許文献１、特許文献２参照）。
特許第４５２９２４６号公報 特許第３９７５７９６号公報
特許文献１に記載の組電池の異常検出装置では、複数の単電池の残存容量（ＳＯＣ）の均等化を図る容量均等化手段の作動頻度に基づいて組電池の異常を判定し、前記作動頻度が所定頻度以上の時に異常と判定する。また、特許文献２に記載の組電池の異常検出装置では、複数の単電池の残存容量（ＳＯＣ）の均等化を図る容量均等化手段の放電量に基づいて組電池の異常を判定し、放電量が予め定められた閾値よりも少ない単電池は、劣化して十分な電気量を充電できていない単電池と判断して、異常と判定する。
特許文献１に記載の組電池の異常検出装置では、単なる異常判定であって、異常が発現するまでの時間余裕を知ることができない。特許文献２に記載の組電池の異常検出装置では、少ない放電を繰り返し実行した場合には単電池が正常であっても均等化回路が作動することにより、単電池が異常と判定される課題を回避できるものの、単なる異常判定であって、異常が発現するまでの時間余裕を知ることができないという問題点は解決されていない。
定置用組電池システムに求められる蓄電容量が今後も増大する市場トレンドであるため、単電池数が増大することは自明であるが、従来技術では異常発現ごとにシステムを停止させて状態確認や保守作業を行う必要があり、単電池の異常発生率に大きな改善の無い限り、組電池システムとしての可動時間が低下することが明白である。
また、定置用組電池システムに異常が発現した場合には、例え単電池に不可逆な劣化（例：過放電）を与えたとしても、当該システム自身や当該システムから電力を得ているサービスの安全な停止、代替手段の立ち上げ、修理部品の手配や保守人員の確保などに要する時間を確保できることが、実運用上極めて重要である。しかし、従来技術では当該時間の計測・確保できる仕組みが組み込まれていない。
上記の課題を解決できなければ、SAIDI（契約者あたりの年平均停電時間：System Average Interruption Duration Index）やSAIFI（契約者あたりの年平均停電回数：System Average Interruption Frequency Index）をKPI（Key Performance Indicator）としている電力事業者がそのKPI向上のために導入している組電池システムから本来の効用を引き出すことができず、本末転倒になる。
一方、単電池に起因する異常発現の確率自体を低減させることを目的に、一般には単電池の製造バラツキの圧縮や検査工程の追加、出荷前のスクリーニングなどの弛まない品質改善努力が日々行われていることは良く知られている。ただし、これらは何れも製造コストの上昇につながり、単電池メーカー、組電池システムメーカー、組電池システムユーザー何れかの採算性を悪化させる。また、製造工程の品質管理で異常発現リスク確率を完全に排除してゼロリスクにすることはできず、一定の確率で異常が発現することは自明である。よって、単電池を組み込んだ先の組電池システム側で異常発現リスクを管理する必要がある。
本発明は、このような事情に鑑みてなされたもので、その目的は、異常発現に至る時間を定量的に把握し、組電池システムの機能停止回避の可否判断を可能にし、組電池システムの保守担当者／保守サービスサプライヤーに対応スケジュール立案と対応準備の時間的余裕を与え、対応回数の低減・最適化によって保守対応コストを低減することができる蓄電サービスシステムを提供することを目的とする。
上述した課題を解決するために、本発明の蓄電サービスシステムは、複数の単電池から成る組電池システムを用いる電力システムにおいて、単電池間の自己放電電流差を計測する自己放電電流差計測手段と、前記自己放電電流差計測手段の計測値を用いて前記組電池システムの残存時間を算出する残存時間計測手段と、を有する。
また、本発明の上記蓄電サービスシステムにおいては、前記自己放電電流差計測手段は、各単電池の残存容量を計測する残存容量計測手段と、残存容量均等化手段の動作開始時刻、動作終了時刻、残存容量の計測時刻を記録するタイムスタンプ手段と、前記タイムスタンプ手段が記録するタイムスタンプ結果を保持するタイムスタンプ結果保持手段と、残存容量均等化電流を保持する残存容量均等化電流値保持手段と、前記残存容量計測手段の計測値、前記タイムスタンプ手段の結果、および残存容量均等化電流値を用いて残存容量を均等化した均等化調整量を算出する均等化量算出手段と、残存容量計測値とタイムスタンプ値と均等化調整量から自己放電電流差を算出する自己放電電流差算出手段と、を有する。
また、本発明の上記蓄電サービスシステムにおいては、前記残存容量計測手段は、単電池端子電圧計測手段で計測する単電池端子電圧値と、電流検出手段で計測する組電池に流れる電流値と、前記単電池端子電圧値と前記電流値の微分特性曲線と、基準とする微分特性曲線との最適化関数とを用いる。
また、本発明の上記蓄電サービスシステムにおいては、前記均等化量算出手段は、積分開始時刻と、積分終了時刻の設定に基づいて均等化電流を積分する手段を用いる。
また、本発明の上記蓄電サービスシステムにおいては、前記自己放電電流差算出手段は、最大値、最小値、平均値または係数の乗算などの演算方法を用いて、単電池の残存容量から前記演算方法により算出した値を基準として自己放電電流差とする手段を用いる。
また、本発明の上記蓄電サービスシステムにおいては、前記自己放電電流差算出手段は、任意の単電池の残存容量を基準として自己放電電流差とする手段を用いる。
また、本発明の上記蓄電サービスシステムにおいては、前記組電池システムにおいて、残存容量の上限値と下限値を設定する残存容量制限値設定手段の値に基づいて残存容量の上限値と下限値を保持する残存容量制限手段を有する。
また、本発明の上記蓄電サービスシステムにおいては、前記残存時間計測手段は、前記の自己放電電流差と均等化電流の和が正である場合に、自己放電電流差と均等化電流と残存容量値とを用いて残存容量均等化手段の追加動作を必要する時間を算出する均等化必要時間算出手段と、前記の自己放電電流差と均等化電流の和が負である場合に、残存容量の制限範囲と自己放電電流差と均等化電流と残存容量値とを用いて前記組電池システムの残存時間を算出する残存時間算出手段と、を有する。
また、本発明の上記蓄電サービスシステムにおいては、前記残存時間計測手段は、自己放電電流差の絶対値が均等化電流の大きさに対して予め指定した割合より大きい、または一致する場合に、自己放電電流差が拡大していることを知らせる電池状態値を出力する電池状態値出力手段を有する。
また、本発明の上記蓄電サービスシステムにおいては、前記残存時間計測手段は、自己放電電流差の絶対値が均等化電流の大きさに対して予め指定した割合より小さい場合に、自己放電電流差が正常であることを知らせる電池状態値を出力する電池状態値出力手段を有する。
また、本発明の上記蓄電サービスシステムにおいては、前記残存時間計測手段は、残存時間が予め指定した保守サービス時期までの残時間より小さい場合に、非定常保守サービスが必要な状態であることを知らせる電池状態値を出力する電池状態値出力手段を有する。
また、本発明の上記蓄電サービスシステムにおいては、前記残存容量制限手段は、残存時間拡大信号の設定に基づいて残存容量下限値を下げる。
また、本発明の上記蓄電サービスシステムにおいては、前記残存容量制限手段は、残存時間拡大信号の設定に基づいて残存容量上限値を上げる。
また、本発明の上記蓄電サービスシステムにおいては、残存時間拡大信号に基づいて残存容量上限値と残存容量下限値の一方又は両方を変更した後、残存時間を再計算して再度電池状態値を更新する手段を有する。
また、本発明の上記蓄電サービスシステムにおいては、前記自己放電電流差計測手段は、自己放電電流差が均等化電流の大きさに対して予め指定した割合より大きい、または一致する場合に、単電池の温度を計測する物理量計測手段を有し、自己放電電流差が大きい単電池の温度と、自己放電電流差を求めるための基準とした単電池又は平均値との温度を比較し、自己放電電流差が大きい単電池の温度の方が大きいことを判断し、自己放電電流差の計測が正常であるという信号を出力する自己放電電流差計測有効性判断手段を有する。
また、本発明の上記蓄電サービスシステムにおいては、前記自己放電電流差計測手段は、自己放電電流差が均等化電流の大きさに対して予め指定した割合より大きい、または一致する場合に、単電池の外形膨張度を計測する物理量計測手段を有し、自己放電電流差が大きい単電池の膨張度と、自己放電電流差を求めるための基準とした単電池又は平均値との膨張度を比較し、自己放電電流差が大きい単電池の膨張度の方が大きいことを判断し、自己放電電流差の計測が正常であるという信号を出力する自己放電電流差計測有効性判断手段を有する。
また、本発明の上記蓄電サービスシステムにおいては、前記自己放電電流差計測手段は、自己放電電流差の計測結果トレンドを表示する表示手段を有する。
また、本発明の上記蓄電サービスシステムにおいては、前記電池状態値がインターネット等の通信回線を通して遠隔地から監視可能にする手段を有する。
また、本発明の上記蓄電サービスシステムにおいては、電池状態値と残存時間と自己放電電流差値と物理量計測値を用いて、残存時間拡大信号を残存容量制限値設定手段に出力し、組電池の保守計画を立案し、組電池の保守作業を実行する保守サービスビジネスシステムを有する。
以上説明したように、本発明によれば、異常発現に至る時間を定量的に把握し、組電池システムの機能停止回避の可否判断を可能にし、組電池システムの保守担当者／保守サービスサプライヤーに対応スケジュール立案と対応準備の時間的余裕を与え、対応回数の低減・最適化によって保守対応コストを低減することができる蓄電サービスシステムを提供することができる。
本実施形態における電池の状態を検出することを説明するための図である。 蓄電サービスシステムの概略構成の一例を示す図である。 蓄電サービスシステムにおける残存時間の算出処理と電池状態の検出処理を示すフロー図である。 蓄電サービスシステムにおける残存容量均等化処理を示すフロー図である。 蓄電サービスシステムにおける保守サービス処理を示すフロー図である。 図２に示す蓄電サービスシステムの実施例の構成の一例を示す図である。 タイムスタンプテーブルの一例を示す図である。 均等化必要時間と残存時間の算出についてシミュレーションした結果を示す図である。 単電池の自己放電電流差を棒グラフ形式で表示する一例を示す図である。 単電池の自己放電電流差をヒートマップ形式で表示する一例を示す図である。 保守計画の一例を示す図である。 ＳＯＣ制限範囲の拡大の一例を示す図である。 ＳＯＣ制限範囲選択表の一例を示す図である。 ＳＯＣ制限範囲の選択の一例を示す図である。
以下、実施形態における蓄電サービスシステムを、図面を用いて説明する。
まず、最初に、本願の蓄電サービスシステムは、単電池間の自己放電電流差と均等化回路の均等化電流とを比較することで電池の状態を検出することを特徴とする発明であるので、この点について図１（図１（Ａ）〜図１（Ｃ））を用いて説明する。図１は、本実施形態における電池の状態を検出することを説明するための図である。図１（Ａ）は残存容量均等化の実行が１回の場合の残存容量の時間変化を表す図であり、図１（Ｂ）は残存容量均等化の実行が複数回の場合の残存容量の時間変化を表す図である。また、図１（Ｃ）は有効ＳＯＣ範囲の時間変化とその時の均等化回路の状態を表す図である。
組電池の均等化回路の使用頻度や使用時間が多くなるのは、組電池内の一つまたは複数の単電池の自己放電が、組電池内の他の単電池と比較して、自己放電の差が大きくなることが原因である。
図１（Ａ）、図１（Ｂ）は、自己放電の差を求める原理について示している。残存容量は電流センサーを用いて単電池に対する充放電電流の計測から得られた電気量を積算するカウンタ値として求められるが、単電池内部で生じる自己放電はカウントできないため、電圧電流の微分特性を用いた計測手法などを用いて計測することで誤差を修正する必要がある。このような技術としては、本願の出願人が出願した特願2014-177268、特願2015-103851に記載のものが知られている。なお、本実施形態において、残存容量とは、電池内部にどれだけ放電可能な電荷量が残っているかを示す値であり、SOC（State Of Charge）とも言い、百分率やAh、Whなどの単位を持つ値である。
この微分特性を用いた残存容量計測の結果を用いて、自己放電が大なる単電池（単電池Ｂとする）は、自己放電の差を求めるために基準とした単電池（単電池Ａとする）との二点で計測された残存容量の差（SOCB-SOCA）から、均等化回路による調整量iBalanceを差し引くことで求められる。
すなわち、図１（Ａ）のt0時点の残存容量計測値から自己放電量と均等化の調整量を差し引いた値がt2時点での残存容量差であると次の式で求められる。
SOCB(t2)-SOCA(t2)
=[SOCB(t0)-iSD_B(t2-t0)]-[SOCA(t1)-iBalance(t2-t1)-iSD_A(t2-t1)]
=[SOCB(t0)-iSD_B(t2-t0)]-[SOCA(t0)-iBalance(t2-t1)-iSD_A(t2-t0)]
残存容量の均等化を複数回に渡って行った場合でも、その間の均等化の調整量を把握することで、同様に自己放電電流差を検出できる。図１（Ｂ）は、t0からtnの間に残存容量差がＳＯＣ制限範囲を超えないように複数回の均等化を実行した場合を示している。
なお、ＳＯＣ制限範囲とは、充放電が許可されている残存容量の範囲である。残存容量の上限値と下限値により制約される。
よって、自己放電電流差（iSD_A-iSD_B≡iSD）を次の式で求められる。
iSD_A-iSD_B
={[SOCB(t2)-SOCA(t2)]-[SOCB(t0)-SOCA(t0)]-iBalance・(t2-t1)}/(t2-t1)
={[SOCB(tn)-SOCA(tn)]-[SOCB(t0)-SOCA(t0)]-Σ[iBalance(t)・dt]}/(tn-t0)
電池の状態は自己放電電流差と均等化回路の均等化電流を比較することで検出する。
自己放電電流差が均等化電流より小さい場合（if iSD_B-iSD_A＜iBalance）は、残存容量を均等化できる状態にあると判定できる。このとき、均等化必要時間（均等化にかかる時間）は、次の式で求められる。一方で残存時間（有効ＳＯＣ範囲が０になるまでの時間）は均等化できる状態のため算出しない。
均等化必要時間[h]=(SOCA-SOCB)/((iSD_A-iSD_B)+iBalance)
自己放電電流差と均等化電流が釣り合っている場合（if iSD_B-iSD_A＝iBalance）は、残存容量差の拡大速度と均等化回路による調整能力が均衡している状態にあると判定できる。よって、均等化必要時間と残存時間については、iSD_B-iSD_A＝iBalanceにより算出式の分母が０になるため算出しない。
自己放電電流差が均等化電流より大きい場合（if iSD_B-iSD_A＞iBalance）は、均等化を試みたとしても均等化できず、単電池間の残存容量差が拡大する状態にあると判定できる。時間の経過とともに拡大する残存容量差によって、組電池の有効ＳＯＣ範囲（ＳＯＣ制限範囲と残存容量差の差から求まる）が狭くなり、有効ＳＯＣ範囲が０になると、充放電できる範囲がなくなるので、組電池として機能できない。
よって、残存時間は次の式で求められる。一方で均等化必要時間は均等化できない状態のため算出しない。なお、残存時間の式において、ΔSOCLimitはＳＯＣ制限範囲[Ah]を表す。
残存時間[h]=(ΔSOCLimit-(SOCA-SOCB))/｜(iSD_A-iSD_B)+iBalance｜
図１（Ｃ）に示す自己放電電流差が均等化電流より大きい場合（if iSD_B-iSD_A>iBalance）の波形が示すように、残存容量を均等化できない状態（均等化必要時間を求められないとき）においても、均等化回路を使用することによって、組電池の残存時間を延長することができることがわかる。
また、図1（Ｃ）に示す自己放電電流差と均等化電流が釣り合っている場合（if iSD_B-iSD_A=iBalance）の波形が示すように、自己放電電流差と均等化電流が均衡している場合は現状の有効ＳＯＣ範囲を維持することができることがわかる。
実施形態における蓄電サービスシステムは、複数の単電池から成る組電池システムを用いる電力システムにおいて、単電池間の自己放電電流差を計測する自己放電電流差計測手段と、自己放電電流差計測手段の計測値を用いて組電池システムの残存時間を算出する残存時間計測手段と、を有する。
図２は、本実施形態における蓄電サービスシステムの概略構成の一例を示す図である。
図２に示すように、蓄電サービスシステムは、単電池端子電圧計測手段１００、電流検出手段１１０、残存容量均等化手段１２０、残存容量制限手段１３０、残存容量制限値設定手段１３１、物理量計測手段１４０、自己放電電流差計測手段２００、残存時間計測手段３００、表示手段４００および保守サービスビジネスシステム５００を備える。
図２において、組電池１は、複数の単電池を組み合わせて構成される組電池である。単電池はリチウムイオン電池などの二次電池である。スイッチ手段２は、残存容量制限手段１３０が出力する信号により組電池１と負荷３とを接続または切断する手段である。負荷３は、組電池１に対する負荷である。
単電池端子電圧計測手段１００は、各単電池の正極と負極の端子に接続され単電池の電圧を検出する手段である。
電流検出手段１１０は、組電池１の電流を検出する手段である。
残存容量均等化手段１２０は、残存容量計測手段２１０より取得した単電池の残存容量に基づいて目標とする残存容量を決定し、その目標値に各単電池の残存容量を調節することで、単電池間の残存容量を均等化する手段である。
残存容量制限手段１３０は、残存容量の制限値として残存容量の上限値と残存容量の下限値を保持しており、残存容量計測手段から取得した残存容量と比較することで、残存容量が制限値の範囲を超える場合には、組電池の使用を止めるために充放電を禁止する制限信号をスイッチ手段２に対して出力する手段である。
残存容量制限値設定手段１３１は、残存時間の拡大信号（残存時間拡大信号）に基づいて、残存容量制限手段１３０の制限値を設定する手段である。
物理量計測手段１４０は、単電池の異常状態を検出するための物理量を計測する手段であって、例えば、単電池の温度と単電池外形の膨張度を検出する手段を有する。
自己放電電流差計測手段２００は、残存容量計測手段２１０、タイムスタンプ手段２２０、タイムスタンプ結果保持手段２２１、均等化量算出手段２２２、自己放電電流差算出手段２２３、自己放電電流差計測有効性判断手段２２４および残存容量均等化電流値保持手段２３０を有する。自己放電電流差計測手段２００は、残存容量計測手段２１０とタイムスタンプ手段２２０とタイムスタンプ結果保持手段２２１と残存容量均等化電流値保持手段２３０と均等化量算出手段２２２と自己放電電流差算出手段２２３とを用いて単電池の自己放電電流差を計測すると共に、計測した自己放電電流差と物理量計測手段１４０と自己放電電流差計測有効性判断手段２２４とを用いて単電池の異常を検出する手段である。
残存容量計測手段２１０は、単電池の残存容量を検出する手段である。単電池端子電圧計測手段１００より得られる電圧と電流検出手段１１０より得られる電流とから微分特性を算出し、基準とする微分特性に対して実測した微分特性とを最適化関数を用いて当てはめることで、単電池の残存容量を検出する。
タイムスタンプ手段２２０は、残存容量計測手段２１０から得られる残存容量の計測時刻と、残存容量均等化手段１２０の均等化の動作開始時刻および動作終了時刻をタイムスタンプとして作成し記録する手段である。
タイムスタンプ結果保持手段２２１は、タイムスタンプ手段２２０により作成されたタイムスタンプを保持する手段である。
均等化量算出手段２２２は、タイムスタンプ結果保持手段２２１から得られる均等化の動作開始時刻を調整量の積分開始時刻とし、均等化の動作終了時刻を調整量の積分終了時刻として、残存容量均等化電流値保持手段２３０から得られる均等化電流値を積分した結果を残存容量均等化手段１２０による均等化調整量として算出する手段である。
自己放電電流差算出手段２２３は、残存容量計測手段２１０から得られる残存容量と、タイムスタンプ結果保持手段２２１より得られる残存容量の計測時刻と、均等化量算出手段２２２より得られる均等化調整量を用いて、基準値に対する各単電池の自己放電電流差を算出する手段である。基準値は任意の単電池の残存容量値、残存容量の最大値、残存容量の最小値、残存容量の平均値または残存容量に係数の乗算などの演算方法を用いて算出した値を用いる。
自己放電電流差計測有効性判断手段２２４は、自己放電電流差算出手段２２３により得られる自己放電電流差が最も大きい単電池について、物理量計測手段１４０から得られる値を用いて、単電池の異常状態を検出する手段である。例えば物理量計測手段１４０は温度や単電池外形の膨張度を用いてもよい。
残存容量均等化電流値保持手段２３０は、均等化電流値を保持する手段である。
残存時間計測手段３００は、均等化必要時間算出手段３１０、残存時間算出手段３２０および電池状態値出力手段３３０を有する。残存時間計測手段３００は、均等化可能であれば均等化必要時間算出手段３１０を用いて均等化必要時間を求め、均等化不可能であれば残存時間算出手段３２０を用いて残存時間を求め、電池状態値出力手段３３０を用いて組電池の状態値を求める手段である。
均等化必要時間算出手段３１０は、自己放電電流差と均等化電流と残存容量を用いて均等化必要時間を算出する手段である。
残存時間算出手段３２０は、有効ＳＯＣ範囲と自己放電電流差と均等化電流と残存容量を用いて組電池の残存時間を算出する手段である。
電池状態値出力手段３３０は、均等化必要時間算出手段３１０から得られる均等化必要時間と残存時間算出手段３２０から得られる残存時間を使って、組電池の状態を検出する手段である。
表示手段４００は、単電池および組電池１の計測値と状態値を表示する手段である。
保守サービスビジネスシステム５００は、自己放電電流差と自己放電電流差有効性判断の結果と残存時間と電池状態出力の結果により、組電池システムの保守計画を立て、異常判断時には残存時間拡大信号を出力することで保守対応までの残存時間を延長し、組電池システムを保守する手段である。
続いて、蓄電サービスシステムが行う残存時間の算出処理と電池状態の検出処理について説明する。図３は、蓄電サービスシステムにおける残存時間の算出処理と電池状態の検出処理を示すフロー図である。
まず、蓄電サービスシステムにおいて、残存時間拡大信号の検出の判定を行う（ステップS001）。残存時間拡大信号が検出された場合（ステップS001−Yes）には、残存容量制限手段１３０の上限値、下限値または両方の設定が変更されている。よって、ＳＯＣ制限範囲が変更されているので、ステップS004以降を行い残存時間と電池状態を更新する。残存時間拡大信号が検出されていない場合（ステップS001−No）には次ステップS002を行う。
続いて、残存容量の計測を行う（ステップS002）。単電池の残存容量を計測する。組電池１の充放電を行い、時系列に計測される電圧値・電流値から微分特性を算出する。残存容量は計測された微分特性を基準とする微分特性に対して最適化関数を用いて当てはめることによって現在量として検出する。検出された残存容量は、単電池の識別子と残存容量の計測時刻を示すタイムスタンプと共に、残存容量計測の結果として保持する。
続いて、自己放電電流差の計測を行う（ステップS003）。単電池の自己放電電流差を計測する。今回の残存容量計測結果と前回の残存容量計測結果を取得する。残存容量計測結果のタイムスタンプの計測時刻から算出期間を求め、この算出期間における各単電池の均等化調整量を取得する。自己放電電流差は、各単電池の残存容量と均等化調整量から、基準とする残存容量と基準とする均等化調整量を差し引いた値を算出期間で除した値として算出する。算出された自己放電電流差は、単電池の識別子と自己放電電流差の計測時刻を示すタイムスタンプと共に、自己放電電流差計測の結果として保持する。
基準とする残存容量は任意の単電池の残存容量、残存容量の最大値、残存容量の最小値、残存容量の平均値または残存容量に係数の乗算などの演算方法を用いて算出した値を用いる。基準とする均等化調整量は任意の単電池の均等化調整量、均等化調整量の最大値、均等化調整量の最小値、均等化調整量の平均値または均等化調整量に係数の乗算などの演算方法を用いて算出した値を用いる。
続いて、残存容量均等化の可否の判定を行う（ステップS004）。組電池１の残存容量を均等化することが可能なのか、不可能なのかを判断する。単電池の自己放電電流差と残存容量の均等化電流を取得し、自己放電電流差と均等化電流の和を算出する。この算出結果と均等化判定閾値と残存時間判定閾値を比較して判断する。閾値の関係は、残存時間判定閾値≦均等化判定閾値を条件とする。
均等化判定閾値＜自己放電電流差＋均等化電流であれば、自己放電に対して容量均等化による調整能力のほうが大きく、残存容量差を調整することができるため、均等化が可能であると判定する。均等化が可能であると判定した場合、ステップS005に進む。
自己放電電流差＋均等化電流＜残存時間判定閾値であれば、自己放電が容量均等化による調整能力を超えるため、均等化が不可能であると判定する。均等化が不可能であると判定した場合、ステップS006に進む。
残存時間判定閾値≦自己放電電流差＋均等化電流≦均等化判定閾値であれば、自己放電電流と均等化の調整能力が釣り合っており、残存容量の均等化は不可能であるが、有効ＳＯＣ範囲を保つことが可能であると判定する。このように均衡していると判定した場合、ステップS009に進む。
例えば、均等化判定閾値と残存時間判定閾値を０とした場合、自己放電電流差＋均等化電流が正の値になれば均等化可能、負の値であれば均等化は不可能、０であれば均衡していると判定できる。実際には均等化判定閾値と残存時間判定閾値に所望の値を設定することで判定の感度を調節する。
本発明では均等化電流について、放電を正の値、充電を負の値として扱っている。正負の符号を変えて実施する場合には、均等化電流値を本発明の符号と適合するように変換したうえで本発明の計算式や比較判定に適用すればよい。
均等化必要時間の算出を行う（ステップS005）。ステップS004において、均等化判定閾値＜自己放電電流差＋均等化電流であり、均等化が可能であると判定された場合、自己放電電流差と均等化電流と残存容量差を用いて、組電池を均等化するのに必要とする均等化必要時間を算出する。
残存時間の算出を行う（ステップS006）。ステップS004において、自己放電電流差＋均等化電流＜残存時間判定閾値であり、均等化が不可能であると判定された場合、自己放電電流差と均等化電流と有効ＳＯＣ範囲と残存容量を用いて、組電池の残存時間を算出する。
自己放電電流差の拡大状態の検出を行う（ステップS007）。ステップS005において、均等化必要時間が算出されている場合は残存容量を均等化できる状態である。
よって、自己放電電流差を自己放電電流差拡大閾値と比較して、閾値より大きい場合には自己放電電流差の拡大状態と判定する。一方、閾値以下の場合には正常状態であると判定する。
自己放電電流差拡大閾値との比較判定の方式には、自己放電電流差と自己放電電流差拡大閾値を直接比較する方式の他に、（自己放電電流差＋均等化電流）と自己放電電流差拡大閾値を比較する方式、（自己放電電流差／均等化電流）と自己放電電流差拡大閾値を比較する方式、過去の自己放電電流差の結果を線形近似することで得られる傾きと自己放電電流差拡大閾値を比較する方法などの自己放電電流差の変化量を算出して判定する方式を含む。
緊急保守必要状態の検出を行う（ステップS008）。ステップS006において、残存時間が算出されている場合は自己放電電流差が容量均等化による調整能力を超えている状態である。よって、残存時間＜緊急保守判定閾値であれば、緊急保守必要状態と判定する。そうでなければ、有効ＳＯＣ狭窄状態と判定する。
緊急保守判定閾値は予め指定した保守サービス時期までの残時間を設定することで、非定常の緊急保守サービスが必要な状態であることを知らせることができる。例えば、次回の保守サービス時期を設定しておき、現在時刻から次回の保守サービス時期までの残時間を比較毎に都度算出することで緊急保守判定閾値として緊急保守必要状態を判定してもよい。
均等化均衡状態の検出を行う（ステップS009）。ステップS004において、残存時間判定閾値≦自己放電電流＋均等化電流≦均等化判定閾値と判定された場合には、組電池状態を均等化均衡状態であると判定する。
自己放電電流差計測の有効性の判定を行う（ステップS010）。自己放電電流差が最大の単電池について、その単電池の物理量の計測値を他の単電池と比較する。
例えば、単電池の温度と単電池外形の膨張度を比較する。比較した結果、閾値を超えるようであれば、その単電池を異常状態として判定する。
続いて、蓄電サービスシステムが行う残存容量均等化処理について説明する。図４は、蓄電サービスシステムにおける残存容量均等化処理を示すフロー図である。
蓄電サービスシステムにおいて、均等化開始の判定を行う（ステップS101）。
電池状態が残存容量の均等化可能な状態の場合に均等化を実行できるタイミングを判定する。
残存容量の均等化必要時間の算出が行われた時は、均等化が可能であり、均等化による目標調整量が決定されているため、開始可能と判定する（残存容量計測後の調整）。
また、再均等化の実行判定によって設定された開始タイマにより、開始タイミングの信号を検出したとき、設定されている目標再調整量にもとづいて開始可能と判定する（自己放電予測による調整）。
一方で、電池状態は均等化が不可能な状態でかつ残存時間拡大信号が検出された場合に残存時間の延長を目的として、均等化実行の開始可能と判定する（残存時間の拡大）。このとき、各単電池の自己放電電流差から最大の自己放電電流差を引いた値を求め均等化電流と比較する。均等化電流より大きい場合は目標調整量を無制限として継続的に均等化されるにように設定する。
以上の様に、均等化開始の判定において、均等化を実行できると判定できた場合（ステップS101−Yes）、ステップS102に進む。
均等化の実行を行う（ステップS102）。目標調整量が設定された単電池について残存容量均等化手段１２０（均等化回路）を使って残存容量を調節する。
均等化完了の判定を行う（ステップS103）。均等化電流の積算値と目標調整量を比較して均等化または再均等化が完了したことを検出する（ステップS103−Yes）。均等化または再均等化が完了していない場合には均等化または再均等化を継続する（ステップS103−No）。
再均等化調整量の算出を行う（ステップS104）。均等化後においては自己放電電流差によって時間の経過と共に残存容量差が拡大し、組電池の有効ＳＯＣ範囲を狭める。十分な有効ＳＯＣ範囲が確保できないと組電池の運用に支障を及ぼす。
均等化後または再均等化後において、自己放電電流差によって有効ＳＯＣ範囲が狭まり、再均等化閾値以下になる時刻を求め再均等化開始時刻として保持する。
また、各単電池の自己放電電流差より再均等化開始時刻における各単電池の予測残存容量を算出し、その予測残存容量で均等化する場合の調整量を目標再調整量として算出して保持する。
再均等化実行判定を行う（ステップS105）。再均等化開始時刻と次回の残存容量計測の予定時刻を比較して、予定時刻以内であれば（ステップS105−Yes）再均等化の実行を決定する。
再均等化開始タイマの設定を行う（ステップS106）。再均等化の開始タイミングを通知するタイマに、再均等化開始時刻に基づいて通知する日時を設定し、タイマを開始する。
続いて、蓄電サービスシステムが行う保守サービス処理について説明する。図５は、蓄電サービスシステムにおける保守サービス処理を示すフロー図である。
蓄電サービスシステムにおいて、電池状態値の取得を行う（ステップS201）。電池状態の検出結果と自己放電電流差有効性判断の結果を取得する。
緊急保守の判断を行う（ステップS202）。電池状態が緊急保守必要状態と検出された場合または自己放電電流差有効性判断で異常状態と検出された場合は緊急保守が必要であると判定する（ステップS202−Yes）。
保守計画の立案判断を行う（ステップS203）。定期保守を対象として、その定期保守間隔に応じて、保守計画の立案の開始タイミングを判断する（ステップS203−Yes）。
保守計画制約条件の取得を行う（ステップS204）。保守日程を決定するにあたり、交換部品（電池含む）の手配可能日、他組電池の保守予定日、保守人員の割り当て可能日、保守サービス提供先の保守作業可能日を制約条件として取得する。
保守日時の設定を行う（ステップS205）。保守計画制約条件に基づいて、実行可能である日時を決定し、保守計画に登録する。
緊急保守日時の設定を行う（ステップS206）。交換する単電池の手配可能日を決定し、保守作業の可能な日時を決定する。
残存時間の拡大の判断を行う（ステップS207）。残存時間と緊急保守日時を比較する。残存時間が無くなるまでに緊急保守が間に合わない場合には、残存時間の拡大が必要と判定する（ステップS207−Yes）。
残存時間拡大信号の出力を行う（ステップS208）。残存時間の拡大が必要と判定された場合には、残存時間拡大信号を出力する。この信号を出力することで、残存容量を制限しているＳＯＣ制限範囲の上限値または下限値またはその両方を押し広げ、残存時間を延長するように通知する。
保守予定日の判定を行う（ステップS209）。保守計画に登録されており、保守予定日が到来したときには、保守可能と判定する（ステップS209−Yes）。
保守作業の実行を行う（ステップS210）。実際の保守作業を行う。定期的な点検項目に定められている内容の確認のほか、交換を予定している単電池について交換作業を行う。
次に、以上説明した蓄電サービスシステムの実施例について、より具体的に説明する。図６は、図２に示す蓄電サービスシステムの実施例の構成の一例を示す図である。
なお、図６においては、図２を用いて説明した「〜手段」を「部」として示している。蓄電サービスシステムは組電池マネジメントシステム１０ａ、１０ｂと、保守サービスビジネスシステム５００と、通信回線１８とを含んで構成されている。
組電池マネジメントシステム１０ａは、自己放電電流差計測部２００ａと、残存時間計測部３００ａと、残存容量制限部１３０ａと、残存容量均等化部１２０ａと、表示部４００ａと、プロセッサ１１ａと、記憶装置１２ａと、通信部１３ａとを含んで構成されている。
なお、プロセッサ(processor)１１ａは、組電池マネジメントシステム１０ａの中で、ソフトウェアプログラムに記述された命令セット（データの転送、計算、加工、制御、管理など）を実行する（＝プロセス）ためのハードウェアであり、演算装置、命令や情報を格納するレジスタ、周辺回路などから構成されている。
また、組電池マネジメントシステム１０ｂは、組電池マネジメントシステム１０ａと同じ構成を有しており、組電池マネジメントシステム１０ａとともに通信回線１８を介して、保守サービスビジネスシステム５００とデータのやり取りを行う。なお、図６において、組電池マネジメントシステム１０ｂが有するプロセッサ１１ｂ、表示部４００ｂ、通信部１３ｂ、記憶装置１２ｂのみを示しており、他の部分については省略している。
以下、図６を用いて、組電池と配線との関係に関する説明、センサーに関する説明、自己放電計測に関する説明、最均等化に関する説明、電池状態の出力に関する説明、表示と可視化方法に関する説明、保守サービスに関する説明を行う。
（組電池と配線との関係）
定置用においてリチウムイオン電池などの二次電池を組み合わせた組電池１ａ（組電池１に対応する）は、充電・放電を行うパワーコンディショナなどの電力変換装置３ａ（負荷３に対応する）に接続して、電力エネルギー貯蔵デバイスとして多目的に利用される。組電池１ａと電力変換装置３ａとの間には、接続を制御するために開閉器などのスイッチ２ａ（スイッチ手段２に対応する）を入れ、過充電や過放電などの異常発生時や保守作業時の利用停止状態のときのために、接続を制御する。
（センサー）
各単電池には電圧を検出する電圧センサー１００ａ（単電池端子電圧計測手段１００に対応する）を正極と負極の端子に接続し、温度を検出する温度センサー１４１ａと電池外形の膨張度として外形寸法の変化を計測するひずみゲージなどのひずみセンサー１４２ａを組電池１ａの外装に設置する。これらのセンサー１４０ａ（物理量計測手段１４０に対応する）から一定間隔で検出された計測値は逐次、記憶装置１２ａに蓄積する。また、電流を検出する電流センサー１１０ａ（電流検出手段１１０に対応する）を組電池１ａと電力変換装置３ａの間に設置し、電流センサー１１０ａから一定間隔で検出された計測値は逐次、記憶装置１２ａに蓄積する。
（自己放電計測）
自己放電電流差計測部２００ａ（自己放電電流差計測手段２００に対応する）は、残存容量計測部２１０ａと、タイムスタンプ管理部２２０ａと、均等化量算出部２２２ａと、自己放電電流差算出部２２３ａと、自己放電電流差計測有効性判断部２２４ａと、残存容量均等化電流算出部２３０ａと、を含んで構成されている。残存容量計測部２１０ａは残存容量計測手段２１０に対応し、均等化量算出部２２２ａは均等化量算出手段２２２に対応し、自己放電電流差算出部２２３ａは自己放電電流差算出手段２２３に対応し、自己放電電流差計測有効性判断部２２４ａは自己放電電流差計測有効性判断手段２２４に対応する。また、タイムスタンプ管理部２２０ａおよび記憶装置１２ａが、タイムスタンプ手段２２０とタイムスタンプ結果保持手段２２１とに対応する。また、残存容量均等化電流算出部２３０ａは記憶装置１２ａ（残存容量均等化電流値保持手段２３０に対応する）に算出した均等化電流値を保持する。
単電池の充電状態を示す残存容量は電流センサーで検出した電気量を逐次積算した値として求められる。しかし、計測誤差や電池の自己放電によって時間の経過と共に、実際の充電状態と残存容量の間に誤差が生じる。そこで、例えば１週間、１ヶ月など定期的に電流積算と異なる手法で充電状態を計測する。実施例として定期的に計測を行うとしたが、残存容量計測が可能な条件が成立するようであれば、その都度実施してもよいとする。定期的に実施する間隔としては、例えば１ヶ月で計測誤差２％、自己放電が３％として誤差５％以内にとどめるとするならば、１ヶ月毎に残存容量計測を行うように決定できる。
残存容量計測部２１０ａでは特願2014-177268、特願2015-103851として知られる手段を用いて残存容量を検出する。
タイムスタンプ管理部２２０ａは残存容量が計測されると、各単電池の残存容量と計測時刻を示すタイムスタンプの組み合わせを作成し、その内容を記憶装置１２ａに保持する。組電池マネジメントシステム１０ａの運用を開始する前に、次の残存容量計測の時点で自己放電電流差計測を行うことを目的として、事前に残存容量計測を行って得られた残存容量または工場出荷時初期値の残存容量と、計測時刻を記憶装置１２ａに保持してもよい。
残存容量が計測されると、残存容量均等化部１２０ａは残存容量の最小値を基準値として、最小値と残存容量との差を各単電池の目標調整量として算出する。均等化回路１２１ａは各単電池の電極の両端に接続された抵抗器などの放電回路と放電を制御するためのスイッチにより構成され、残存容量均等化部１２０ａからの信号を受けて単電池を放電する。なお、残存容量均等化部１２０ａおよび均等化回路１２１ａが、残存容量均等化手段１２０に対応する。
残存容量均等化部１２０ａは信号を出力して放電量が目標調整量に等しくなるように放電する。例えば抵抗器を放電回路として用いた場合は電圧センサー１００ａで計測された電圧値を抵抗値で除した均等化電流を求め、その電流値を積算した値と目標調整量を逐次比較することで均等化回路１２１ａの停止を判断する。予め決めた電圧値を抵抗値で除して均等化電流を求め、目標調整量をその均等化電流で除すことで均等化時間を算出し、タイマによって均等化時間を経過したときに均等化回路１２１ａのスイッチをオフしてもよい。
均等化量算出部２２２ａは残存容量均等化部１２０ａからの信号を受けて、残存容量均等化電流算出部２３０ａが各単電池の電圧値と放電回路の抵抗値から求めた均等化電流を逐次積算することで、残存容量の均等化が開始されて終了するまでの期間の積算電流値を均等化調整量として算出する。タイムスタンプ管理部２２０ａは均等化の開始と終了を示すタイムスタンプを作成し、均等化量算出部２２２ａが算出した均等化調整量を組み合わせて、その内容を記憶装置１２ａに保持する。また、残存容量均等化電流算出部２３０ａは予め決められた電圧値や過去の電圧の平均値を用いて均等化電流を算出してもよい。
また、均等化回路１２１ａはスイッチングレギュレータなどの電力変換器とトランスなどを組み合わせて単電池個別に充放電できる回路構成としてもよい。この場合は、単電池から放電した電力を一つ以上の単電池に充電、またはその逆の充放電制御を行い、残存容量が多い単電池から放電して残存容量が少ない単電池に充電することで残存容量を均等化する。よって、残存容量均等化の目標調整量は残存容量の平均値として、均等化電流は均等化回路１２１ａに電流検出抵抗を備えることで検出する。
自己放電電流差算出部２２３ａは記憶装置１２ａに保持されている残存容量計測結果のタイムスタンプテーブルを参照して算出期間を決定する。図７は、タイムスタンプテーブルの一例を示す図である。例えば、図７に示すタイムスタンプテーブルであれば、計測時刻の昇順で整列されているので、直近の自己放電電流差の算出期間をN-1番目とN番目の計測時刻Tn-1とTnより決定する。自己放電電流差の算出期間に実施された均等化について、均等化量算出部２２２ａにより算出された均等化調整量を記憶装置１２ａより取得する。
ここで、残存容量が最大となる単電池を基準とした自己放電電流差の算出を例示する。
基準とする残存容量は次の式で求められ、そのときのjが基準とする単電池の単電池番号である。
MAX(SOC(j，T(N-1))),1≦j≦M
よって、各単電池の自己放電電流差は次の式で求められる。
ここで、次式中、Mは単電池数を表し、T(計測履歴番号)は残存容量計測時刻を表し、SOC(単電池番号,計測時刻)は残存容量[Ah]を表し、iSD(単電池番号,計測時刻)は自己放電電流差[A]を表し、iCB_Quantity(単電池番号,時刻1,時刻2)は時刻１から時刻２までの均等化調整量[Ah]を表す。
1≦k≦M
iSD(k,T(N))={SOC(k,T(N))-SOC(j,T(N))-SOC(k,T(N-1))+SOC(j,T(N-1))+iCB_Quantity(k,T(N-1),T(N))-iCB_Quantity(j,T(N-1),T(N))}/(T(N)-T(N-1))
タイムスタンプ管理部２２０ａは自己放電電流差が計測されると、各単電池の識別子と自己放電電流差と計測時刻を示すタイムスタンプの組み合わせを作成し、その内容を記憶装置１２ａに保持する。
単電池にリチウムイオン二次電池を用いている場合、リチウムの析出などによって内部短絡が生じたことが原因で異常発熱を起して故障することがある。故障に至らないまでも、微小な内部短絡を繰り返すことで自己放電量が増え、結果として充放電効率の低下による残存容量のバラツキ、電池外装の温度の上昇、電解質のガス化などによる内圧の上昇や電極材料の膨張などで電池外形が変化する。充放電の電気的な特性として計測される自己放電電流差に加えて、温度や膨張度といった異なる物理特性も、異常とする判定項目に加えることで、判定の信用を高めることができる。
自己放電電流差計測有効性判断部２２４ａは自己放電電流差が計測されると、自己放電電流差計測結果のタイムスタンプテーブルから、N番目の自己放電電流差計測結果の中で最大の自己放電電流差の１つまたは複数の単電池を特定して有効性判断の対象とする。有効性判断の対象とならなかった単電池について、それらの温度と膨張度の平均値を求め、有効性判断基準値とする。有効性判断基準値は最大値を用いてもよい。有効性判断の対象となった単電池について、温度と膨張度を取得して、有効性判断基準値との差を算出して、その差が閾値を超えている場合には、その単電池を異常状態として検出する。また、有効性判断基準値と比較せずに、有効性判断の対象となった単電池の温度と膨張度をそれぞれの閾値と比較することで、異常状態を検出してもよい。自己放電電流差計測有効性判断部２２４ａは異常状態として検出された単電池を特定する情報を記憶装置１２ａに保持し、異常状態の検出信号を出力する。
（再均等化）
残存容量均等化部１２０ａは自己放電電流差が計測されると、自己放電電流差計測結果のタイムスタンプテーブルから、N番目の自己放電電流差計測結果の中で最大の自己放電電流差の値を取得する。
現在の有効ＳＯＣ範囲を次の式の通り算出する。ここで、次式中、ΔSOC(計測時刻)は、残存容量差[Ah]を表し、ΔSOCLimitはＳＯＣ制限範囲[Ah]を表し、ΔSOCRange(計測時刻)は有効ＳＯＣ範囲[Ah]を表す。
ΔSOC(T(N))=MAX(SOC(j,T(N)))-MIN(SOC(j,T(N))),1≦j≦M
ΔSOCRange(T(N))=ΔSOCLimit-ΔSOC(T(N))
よって、再均等化開始時刻は自己放電電流差により有効ＳＯＣ範囲と再均等化閾値の差が０になる時刻として次の式の通り算出する。ここで、次式中、ΔSOCRebalanceは、再均等化閾値[Ah]を表し、TNowは現在時刻を表す。
TRebalance(T(N))=TNow+(ΔSOCRange(T(N))-ΔSOCRebalance)/MAX(|iSD(j,T(N))|),1≦j≦M
残存容量均等化部１２０ａはタイマを用いて再均等化開始時刻を経過したときに均等化を開始する。
（残存時間計測）
残存時間計測部３００ａ（残存時間計測手段３００に対応する）は、均等化必要時間算出部３１０ａと、残存時間算出部３２０ａと、電池状態値出力部３３０ａと、を含んで構成されている。均等化必要時間算出部３１０ａは均等化必要時間算出手段３１０に対応し、残存時間算出部３２０ａは残存時間算出手段３２０に対応し、電池状態値出力部３３０ａは電池状態値出力手段３３０に対応する。
残存時間計測部３００ａは自己放電電流差が計測されると、記憶装置１２ａに保持されている自己放電電流差と残存容量均等化電流算出部から均等化電流を取得して、均等化必要間と残存時間の算出のために、次の式の通り均等化電流と自己放電電流差との差を算出する。ここで、次式中、iBalance(単電池番号,計測時刻)は均等化電流[A]を表し、ΔiBalance(計測時刻)は均等化電流と自己放電電流差との差 [A]を表す。
MAX(iSD(j,T(N))),1≦j≦M
となるjにおいて、
ΔiBalance(T(N))=iBalance(j,T(N))+MIN(iSD(k,T(N))),1≦k≦M
残存時間計測部３００ａは、均等化判定閾値＜均等化電流＋自己放電電流差のときに均等化時間が算出可能と判定して、均等化必要時間算出部３１０ａが次の式の通り均等化必要時間を算出する。ここで、次式中、TimeSpanBalance(T(N))は均等化必要時間[h]を表す。
TimeSpanBalance(T(N))=ΔSOC(T(N))/ΔiBalance(T(N))
また、残存時間計測部３００ａは、均等化電流＋自己放電電流差＜残存時間判定閾値のときに残存時間が算出可能と判定して、残存時間算出部３２０ａが次式の通り残存時間を算出する。ここで、次式中、TimeSpanRemain(T(N))は残存時間[h]を表す。
TimeSpanRemain(T(N))=(ΔSOCLimit-ΔSOC(T(N)))/|ΔiBalance(T(N))|
図８は、均等化必要時間と残存時間の算出についてシミュレーションした結果を示す図である。図８に示すように、組電池１ａを構成するうち特定の単電池は時間の経過とともに自己放電も増えることを条件としたとき、当該単電池が残存容量差を押し広げることで組電池の有効ＳＯＣ範囲を狭める。−自己放電電流差＜均等化電流の関係が成立している時間T0からT1においては均等化必要時間が算出され、自己放電電流差の方が大きくなるT1以降は残存時間を算出する。有効ＳＯＣ範囲が０になるT2時点で計算を終了している。
（電池状態の出力）
電池状態値出力部３３０ａは組電池１ａの電池状態を正常状態、自己放電電流差の拡大状態、均等化均衡状態、有効ＳＯＣ狭窄状態または緊急保守必要状態と判定する。
図８では自己放電電流差に対する電池状態の関係も具体的に理解することができる。自己放電電流差と自己放電電流差拡大閾値を比較することでT0からT1の間を正常状態と自己放電電流差の拡大状態に区別して検出する。残存時間と緊急保守判定閾値を比較することでT1からT2の間を有効ＳＯＣ狭窄状態と緊急保守必要状態に区別して検出でき、電池状態に応じた保守サービスが可能になる。
（表示と可視化方法）
表示部４００ａは表示装置に電圧センサー１００ａと電流センサー１１０ａと温度センサー１４１ａとひずみセンサー１４２ａなどのセンサーの計測値、残存容量と自己放電電流差と均等化調整量などの算出による計測値、均等化必要時間と残存時間と電池状態値などの状態を表示する。計測値は、最大、最小、平均、標準偏差などの統計値を付け加えて表示してもよい。
表示する値は、表形式、組電池システムなどの模式図上に配置、トレンドグラフ、ヒートマップ、表示要素を一目で比較できるように棒グラフや折れ線グラフや面グラフなどのグラフで表示する。
図９は、単電池の自己放電電流差を棒グラフ形式で表示する一例を示す図である。図９においては、横軸に単電池の番号（Cellの番号）を、縦軸に単電池の自己放電電流差（−ΔSelf Discharge Current/mA）を表している。図９は、単電池の自己放電電流差を棒グラフ形式で表示することで、自己放電の大小関係と大きさを容易に理解できるようにする比較表示の例である。
図１０は、単電池の自己放電電流差をヒートマップ形式で表示する一例を示す図である。図１０は単電池の自己放電電流差をヒートマップ形式で表示することで自己放電電流差が大きい単電池を視覚的に理解する表示例である。ヒートマップは、複数の単電池をまとめたモジュール別、複数の組電池を比較する場合には組電池別およびモジュール別に区分けして表示することで単電池の識別を容易にする。
表示装置は１つまたは複数のディスプレイなどのモニタを用いる。また、タブレット型コンピュータやスマートフォンなどの携帯型端末を用いてもよい。遠隔地で監視するためにインターネットなど通信回線を用いて表示内容を取得するとともに記憶装置に保持し、表示装置に表示してもよい。
（保守サービス）
保守サービスビジネスシステム５００は組電池装置、組電池マネジメントシステム１０ａ、１０ｂの保守ビジネスを運営するためのシステムである。図６に示すように、保守サービスビジネスシステム５００は、通信部５１０、プロセッサ５２０、記憶装置５３０、表示部５４０、保守計画作成部５５０、および保守計画運用部５６０を含んで構成されている。
保守サービスビジネスシステム５００は、組電池マネジメントシステム１０ａ、１０ｂとインターネットなどの通信回線１８で接続されており、組電池マネジメントシステム１０ａ、１０ｂの記憶装置１２ａ、１２ｂ内にある情報に対して通信部５１０を用いてアクセスする。また、取得した情報を記憶装置５３０に保持することで、表示部５４０に組電池マネジメントシステム１０ａ、１０ｂの表示部４００ａ、４００ｂと同じ内容を表示する。
図１１は、保守計画の一例を示す図である。保守計画作成部５５０は、予定を計画して、保守予定日と日数（期間）と種類（作業内容）と設置場所と人員と使用部品の情報を図１１に示す保守計画表に登録する。計画の作成に当たっては、保守サービス提供先の保守が可能な日程と保守人員の割り当て状態と部品の在庫や手配可能な日を条件として突き合わせて計画する。保守予定日は組み合わせ最適によって割り当て可能な日を決める方法と、手動で保守計画表に登録する方法のどちらを用いて決定してもよい。例えば、年間１回の定期保守を予め決められた期限前の日数になると予定の立案を開始して、割り当て可能な日が決まると、保守計画表に登録する。
保守計画作成部５５０は電池状態値が緊急保守必要状態のときに異常電池を早急に交換するための緊急保守の計画を立案する。この電池状態値は保守サービスビジネスシステム５００が定期的に組電池マネジメントシステム１０ａ、１０ｂにアクセスして最新の値を取得する。また、電池状態値が更新されたタイミングで組電池マネジメントシステム１０ａ、１０ｂから保守サービスビジネスシステム５００に通知してもよい。
図１２は、ＳＯＣ制限範囲の拡大の一例を示す図である。図１２において横軸は時間（Ｔｉｍｅ）、縦軸はＳＯＣ[Ah]を示している。
保守計画作成部５５０は緊急保守予定日と現在時刻の差を組電池の残存時間と比較して残存時間の方が少ないときは、組電池マネジメントシステム１０ａの残存容量制限部１３０ａが保持するＳＯＣの上限値または下限値またはその両方をＳＯＣ制限範囲が広がるように設定を変更することで図１２に示す通りに残存時間を延長する。また、残存時間を延長することで緊急保守日を次の定期保守日まで延期することができる場合に、緊急保守の作業を定期保守に取り込むことで保守回数を減らすように保守計画を作成してもよい。
保守計画運用部５６０は保守計画表を参照して保守予定日の到来を担当として割り当てられている人員に通知する。
以上説明したように、本発明によれば、異常発現に至る時間を定量的に把握し、組電池システムの機能停止回避の可否判断を可能にし、組電池システムの保守担当者／保守サービスサプライヤーに対応スケジュール立案と対応準備の時間的余裕を与え、対応回数の低減・最適化によって保守対応コストを低減することができる蓄電サービスシステムを提供することができる。
以上、この発明の実施形態について図面を参照して詳述してきたが、具体的な構成はこの実施形態に限られるものではなく、この発明の要旨を逸脱しない範囲の設計等も含まれる。
例えば、図２に示す残存容量制限値設定手段１３１は、ＳＯＣ制限範囲の複数の候補を予め定義しておき、残存時間拡大信号に基づいて、それらの候補の中から選択して、残存容量制限手段１３０の上限値と下限値を設定してもよい。
図１３は、ＳＯＣ制限範囲選択表の一例を示す図である。ＳＯＣ制限範囲の複数の候補は、図１３に示すＳＯＣ制限範囲選択表として定義しておき、残存時間拡大信号とともに番号を出力して、ＳＯＣ制限範囲選択表からその出力された番号のＳＯＣ制限範囲を選択して、残存容量制限手段１３０に設定すればよい。ＳＯＣ制限範囲選択表の上限値と下限値は比率として定義し、この比率を最大容量または公称容量に乗じた値を残存容量制限手段１３０への設定値として用いてもよい。
ＳＯＣ制限範囲選択表の上限値と下限値の値と、ＳＯＣ制限範囲の選択方法によっては、ＳＯＣ制限範囲を拡大または縮小または移動またはそれらの組み合わせを可能とする。図１４は、ＳＯＣ制限範囲の選択の一例を示す図である。図１４（Ａ）〜（Ｃ）において横軸は時間（Ｔｉｍｅ）、縦軸はＳＯＣ[Ah]を示している。
図１４（Ａ）は複数段階での拡大を示している。例えば、t1のＳＯＣ制限範囲とt2のＳＯＣ制限範囲の２段階に分け、t2のＳＯＣ制限範囲は、残存時間をより拡大できる一方でその電池の劣化を進める可能性のある設定だとする。電池交換のための残存時間の拡大はt1のＳＯＣ制限範囲を用いる。ただし、災害発生などによる非常時において、組電池を使用し続けることが優先されるときはt2のＳＯＣ制限範囲を用いるような運用ができる。
図１４（Ｂ）は残存容量が低い側へのＳＯＣ制限範囲の移動を示している。例えば、リチウムイオン電池は一般的に残存容量が高いほど、つまり電圧が高いほど自己放電が多いので、ＳＯＣ制限範囲を残存容量が低い側へ移動して自己放電を少なくすれば、残存容量が高い場合と比較して、均等化時間の短縮又は残存容量差の拡大速度を緩めることで残存時間を拡大できる。
図１４（Ｃ）は縮小と拡大の組み合わせを示している。例えば、残存容量均等化は可能であるが自己放電電流差が拡大傾向にあるt3時点でＳＯＣ制限範囲を縮小する。有効ＳＯＣ範囲も縮小されるため組電池の機能は制限されるが、電池の劣化を進めさせない範囲での運用の状態に移行する。残存容量の均等化が不可能になったt4時点で、有効ＳＯＣ範囲を維持するためにＳＯＣ制限範囲を拡大する。以降、残存容量差の拡大に応じて、ＳＯＣ制限範囲を拡大する。この例は、組電池を点検や保守することが難しい遠隔地などに設置されている場合に、点検や保守の期間を可能な限り伸ばすような仕組みとして用いることができる。
１ 組電池
２ スイッチ手段
３ 負荷
１００ 単電池端子電圧計測手段
１１０ 電流検出手段
１２０ 残存容量均等化手段
１３０ 残存容量制限手段
１３１ 残存容量制限値設定手段
１４０ 物理量計測手段
２００ 自己放電電流差計測手段
２１０ 残存容量計測手段
２２０ タイムスタンプ手段
２２１ タイムスタンプ結果保持手段
２２２ 均等化量算出手段
２２３ 自己放電電流差算出手段
２２４ 自己放電電流差計測有効性判断手段
２３０ 残存容量均等化電流値保持手段
３００ 残存時間計測手段
３１０ 均等化必要時間算出手段
３２０ 残存時間算出手段
３３０ 電池状態値出力手段
４００ 表示手段
５００ 保守サービスビジネスシステム

Claims (19)

  1. 複数の単電池から成る組電池システムを用いる蓄電サービスシステムにおいて、
    予め規定された基準値に対する各単電池の自己放電電流差を計測する自己放電電流差計測手段と、
    前記自己放電電流差計測手段の計測値を用いて前記組電池システムの残存時間を算出する残存時間計測手段と、
    を有する蓄電サービスシステム。
  2. 前記自己放電電流差計測手段は、
    各単電池の残存容量を計測する残存容量計測手段と、
    残存容量均等化手段の動作開始時刻、動作終了時刻、残存容量の計測時刻を記録するタイムスタンプ手段と、
    前記タイムスタンプ手段が記録するタイムスタンプ結果を保持するタイムスタンプ結果保持手段と、
    残存容量均等化電流を保持する残存容量均等化電流値保持手段と、
    前記残存容量計測手段の計測値、前記タイムスタンプ手段の結果、および残存容量均等化電流値を用いて残存容量を均等化した均等化調整量を算出する均等化量算出手段と、
    残存容量計測値とタイムスタンプ値と均等化調整量から自己放電電流差を算出する自己放電電流差算出手段と、
    を有する請求項１に記載の蓄電サービスシステム。
  3. 前記残存容量計測手段は、単電池端子電圧計測手段で計測する単電池端子電圧値と、電流検出手段で計測する組電池に流れる電流値と、前記単電池端子電圧値と前記電流値の微分特性曲線と、基準とする微分特性曲線との最適化関数とを用いる請求項２に記載の蓄電サービスシステム。
  4. 前記均等化量算出手段は、積分開始時刻と、積分終了時刻の設定に基づいて均等化電流を積分する手段を用いる請求項２に記載の蓄電サービスシステム。
  5. 前記自己放電電流差算出手段は、最大値、最小値、平均値または係数の乗算などの演算方法を用いて、単電池の残存容量から前記演算方法により算出した値を基準として自己放電電流差とする手段を用いる請求項２に記載の蓄電サービスシステム。
  6. 前記自己放電電流差算出手段は、任意の単電池の残存容量を基準として自己放電電流差とする手段を用いる請求項２に記載の蓄電サービスシステム。
  7. 前記組電池システムにおいて、残存容量の上限値と下限値を設定する残存容量制限値設定手段の値に基づいて残存容量の上限値と下限値を保持する残存容量制限手段を有する請求項２に記載の蓄電サービスシステム。
  8. 前記残存時間計測手段は、
    前記の自己放電電流差と均等化電流の和が正である場合に、自己放電電流差と均等化電流と残存容量値とを用いて残存容量均等化手段の追加動作を必要する時間を算出する均等化必要時間算出手段と、
    前記の自己放電電流差と均等化電流の和が負である場合に、残存容量の制限範囲と自己放電電流差と均等化電流と残存容量値とを用いて前記組電池システムの残存時間を算出する残存時間算出手段と、
    を有する請求項２に記載の蓄電サービスシステム。
  9. 前記残存時間計測手段は、自己放電電流差の絶対値が均等化電流の大きさに対して予め指定した割合より大きい、または一致する場合に、自己放電電流差が拡大していることを知らせる電池状態値を出力する電池状態値出力手段を有する請求項８に記載の蓄電サービスシステム。
  10. 前記残存時間計測手段は、自己放電電流差の絶対値が均等化電流の大きさに対して予め指定した割合より小さい場合に、自己放電電流差が正常であることを知らせる電池状態値を出力する電池状態値出力手段を有する請求項８に記載の蓄電サービスシステム。
  11. 前記残存時間計測手段は、残存時間が予め指定した保守サービス時期までの残時間より小さい場合に、非定常保守サービスが必要な状態であることを知らせる電池状態値を出力する電池状態値出力手段を有する請求項８に記載の蓄電サービスシステム。
  12. 前記残存容量制限手段は、残存時間拡大信号の設定に基づいて残存容量下限値を下げる請求項７に記載の蓄電サービスシステム。
  13. 前記残存容量制限手段は、残存時間拡大信号の設定に基づいて残存容量上限値を上げる請求項７に記載の蓄電サービスシステム。
  14. 残存時間拡大信号に基づいて残存容量上限値と残存容量下限値の一方又は両方を変更した後、残存時間を再計算して再度電池状態値を更新する手段を有する請求項９から請求項１１いずれか一項に記載の蓄電サービスシステム。
  15. 前記自己放電電流差計測手段は、
    自己放電電流差が均等化電流の大きさに対して予め指定した割合より大きい、または一致する場合に、単電池の温度を計測する物理量計測手段を有し、
    自己放電電流差が大きい単電池の温度と、自己放電電流差を求めるための基準とした単電池又は平均値との温度を比較し、自己放電電流差が大きい単電池の温度の方が大きいことを判断し、自己放電電流差の計測が正常であるという信号を出力する自己放電電流差計測有効性判断手段を有する請求項１に記載の蓄電サービスシステム。
  16. 前記自己放電電流差計測手段は、
    自己放電電流差が均等化電流の大きさに対して予め指定した割合より大きい、または一致する場合に、単電池の外形膨張度を計測する物理量計測手段を有し、
    自己放電電流差が大きい単電池の膨張度と、自己放電電流差を求めるための基準とした単電池又は平均値との膨張度を比較し、
    自己放電電流差が大きい単電池の膨張度の方が大きいことを判断し、自己放電電流差の計測が正常であるという信号を出力する自己放電電流差計測有効性判断手段を有する請求項１に記載の蓄電サービスシステム。
  17. 前記自己放電電流差計測手段は、自己放電電流差の計測結果トレンドを表示する表示手段を有する請求項１に記載の蓄電サービスシステム。
  18. 前記電池状態値がインターネット等の通信回線を通して遠隔地から監視可能にする手段を有する請求項９から請求項１１、請求項１４のいずれか一項に記載の蓄電サービスシステム。
  19. 電池状態値と残存時間と自己放電電流差値と物理量計測値を用いて、残存時間拡大信号を残存容量制限値設定手段に出力し、組電池の保守計画を立案し、組電池の保守作業を実行する保守サービスビジネスシステムを有する請求項７に記載の蓄電サービスシステム。
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