WO2015190094A1

WO2015190094A1 - 電力貯蔵システムおよびその制御方法

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Publication number: WO2015190094A1
Application number: PCT/JP2015/002905
Authority: WO
Inventors: 聡一郎阪東; 林　正人; 片岡　幹彦; 貴之徳重; 大野　達也
Original assignee: 川崎重工業株式会社
Priority date: 2014-06-11
Filing date: 2015-06-10
Publication date: 2015-12-17
Also published as: EP3157132B1; EP3157132A1; JP6496496B2; US20170126025A1; CA2916461A1; JP2016001936A; CN106464000A; EP3157132A4; US10263448B2; CN106464000B; CA2916461C

Abstract

電力貯蔵システム１００は、負荷２００に電力を供給する電力貯蔵システム１００であって、二次電池１０と、前記二次電池１０に並列に接続されたキャパシタ１１と、前記二次電池１０より優先的に前記キャパシタ１１を充放電させるように制御する制御器１２と、を備えている。

Description

電力貯蔵システムおよびその制御方法

　本発明は、二次電池およびキャパシタを備えている電力貯蔵システムおよびその制御方法に関する。

　従来、高エネルギ密度および高出力密度を両立する電力貯蔵システムとして、二次電池およびキャパシタを組み合わせたハイブリッドシステムが知られている。ただし、二次電池の寿命の短さがハイブリッドシステムを船舶などの輸送機器に搭載する上で問題となっている。このため、長寿命化を図ったハイブリッドシステムとして、たとえば、非特許文献１のハイブリッド電源システムが知られている。

　このハイブリッド電源システムでは、低周波成分の電力を電池が供給し、高い周波数成分の電力を電気二重層キャパシタが供給している。この高周波成分をＨＰＦ（High Pass Filter）で分離して、ＨＰＦの時定数Ｔ_ＥＤＬＣをキャパシタの容量および充放電周期に基づいて設定している。また、キャパシタの過充電および過放電を防止するために、比例補償器を用いて、電池がキャパシタの損失分を供給できるように比例補償器の比例ゲインｋｐを設定している。

能美雄貴、近藤圭一郎著「電池・キャパシタハイブリッド電源システムにおける電池の長寿命化、損失低減に適した蓄電装置搭載質量の決定法」平成２５年電気学会産業応用部門大会　ＩＶ－１２５～ＩＶ－１２８

　上記ハイブリッド電源システムでは、制御パラメータ（ＨＰＦの時定数Ｔ_ＥＤＬＣ、比例補償器の比例ゲインｋｐ）が負荷変動の特性（周波数、大きさ）に依存するため、ハイブリッド電源システムが汎用性に欠けている。

　すなわち、キャパシタの容量および充放電周期に基づいたＨＰＦの時定数Ｔ_ＥＤＬＣは、負荷変動の周波数に依存して設定される。たとえば、時定数Ｔ_ＥＤＬＣは、キャパシタが負担する負荷変動の周波数Ｆ１に対応した時定数Ｔ１（＝１／Ｆ１）より大きく、電池が負担する負荷変動の周波数Ｆ２に対応した時定数Ｔ２（＝１／Ｆ２）より小さな値に設定される。この場合、充放電パターンの変化や別システムへの適用などによって負荷変動の周波数が変化すると、設定された時定数Ｔ_ＥＤＬＣが変化した負荷変動の周波数に適合しなくなる。Ｔ１＜Ｔ２＜Ｔ_ＥＤＬＣになると、全ての電力をキャパシタが負担することになる。一方、Ｔ_ＥＤＬＣ＜Ｔ１＜Ｔ２になると、全ての電力を電池が負担することになる。よって、負荷変動の周波数に応じて時定数Ｔ_ＥＤＬＣを調整しなければならない。

　また、比例補償器の比例ゲインｋｐは負荷変動の大きさに依存する。負荷変動の大きさに対して比例ゲインｋｐが小さすぎると、キャパシタの損失を補償できず、キャパシタの電圧が下限に達してしまう。一方、負荷変動の大きさに対して比例ゲインｋｐが大きすぎると、キャパシタの電圧を一定にしようと働き、電池からの電力供給が増加してしまう。よって、負荷変動の大きさに応じて比例ゲインｋｐを調整しなければならない。

　本発明はこのような課題を解決するためになされたものであり、汎用性が高く、長寿命化が図られた電力貯蔵システムおよびその制御方法を提供することを目的としている。

　本発明のある態様に係る電力貯蔵システムは、負荷側端子が負荷に接続される電力変換器と、前記電力変換器の電源側端子に接続された二次電池と、前記電力変換器の電源側端子にＤＣ／ＤＣコンバータを介して前記二次電池に並列に接続されたキャパシタと、前記二次電池より前記キャパシタを優先して充放電させるように前記ＤＣ／ＤＣコンバータを制御する制御器と、を備えている。

　この構成によれば、二次電池およびキャパシタの充放電が負荷変動の周波数および大きさに依存しないので、電力貯蔵システムの汎用性が高い。また、二次電池よりキャパシタを優先して充放電させるので、二次電池よりキャパシタを優先しない場合に比べて二次電池の充放電回数が減少し、二次電池の寿命が長くなる。その結果、電力貯蔵システムの長寿命化を図ることができる。

　電力貯蔵システムでは、前記制御器は、零または零に近い所定の二次電池電流目標値に対する前記二次電池の電流の偏差に基づいて前記キャパシタの電流目標値を生成する第１制御部と、前記キャパシタの電流目標値に対する前記キャパシタの電流の偏差に基づいて前記ＤＣ／ＤＣコンバータの通流率を生成し、これを前記ＤＣ／ＤＣコンバータに出力する第２制御部と、を含んでいてもよい。

　この構成によれば、負荷変動の際に、二次電池の電流が所定の二次電池電流目標値に抑制される。従って、所定の二次電池電流目標値に応じて、二次電池の充放電回数が抑制され、その分、二次電池よりキャパシタが優先して充放電される。

　電力貯蔵システムでは、前記所定の二次電池電流目標値は、前記二次電池の一時間電流率以下の電流値であってもよい。この一時間電流率は、一時間で二次電池の残存容量ＳＯＣ（State Of Charge）を充電または放電することができる電流値である。

　この構成によれば、効果的に二次電池の充放電回数が抑制され、効果的に二次電池の寿命が長くなる。その結果、効果的に電力貯蔵システムの長寿命化を図ることができる。

　電力貯蔵システムでは、前記所定の二次電池電流目標値は、零であってもよい。

　この構成によれば、最も効果的に二次電池の充放電回数が抑制され、最も効果的に二次電池の寿命が長くなる。その結果、最も効果的に電力貯蔵システムの長寿命化を図ることができる。

　電力貯蔵システムでは、前記第１制御部は、前記二次電池のＳＯＣを所定値に維持するための電流と、前記所定の二次電池電流目標値に対する前記二次電池の電流の偏差とに基づいて前記キャパシタの電流目標値を生成するように構成されていてもよい。

　この構成によれば、二次電池のＳＯＣを所定値に維持することができる。

　本発明のある態様に係る電力貯蔵システムの制御方法は、負荷側端子が負荷に接続される電力変換器と、前記電力変換器の電源側端子に接続された二次電池と、前記電力変換器の電源側端子にＤＣ／ＤＣコンバータを介して前記二次電池に並列に接続されたキャパシタと、制御器と、を備えた電力貯蔵システムの制御方法であって、前記制御器は、前記二次電池より前記キャパシタを優先して充放電させるように前記ＤＣ／ＤＣコンバータを制御する。

　本発明は、以上に説明した構成を有し、汎用性が高く、長寿命化が図られた電力貯蔵システムおよびその制御方法を提供することができるという効果を奏する。

　本発明の上記目的、他の目的、特徴、および利点は、添付図面参照の下、以下の好適な実施態様の詳細な説明から明らかにされる。

本発明の実施形態１に係る電力貯蔵システムの構成を示す機能ブロック図である。図１の電力貯蔵システムを搭載した船舶を概略的に示す図である。図１の電力貯蔵システムの制御器の構成例を示す図である。電力の第１充放電パターンを示すグラフである。電力の第２充放電パターンを示すグラフである。第１充放電パターンの充放電による二次電池の損失量を示すグラフである。第２充放電パターンの充放電による二次電池の損失量を示すグラフである。図８Ａは、実施例の電力貯蔵システムにおける第２充放電パターン、二次電池およびキャパシタの各電力を示すグラフである。図８Ｂは、実施例の電力貯蔵システムにおける二次電池およびキャパシタの各電流を示すグラフである。図９Ａは、比較例の電源システムにおける第２充放電パターン、二次電池およびキャパシタの各電力を示すグラフである。図９Ｂは、比較例の電源システムにおける二次電池およびキャパシタの各電流を示すグラフである。第２充放電パターンの充放電時における実施例の電力貯蔵システムの二次電池およびキャパシタの各残存容量を示すグラフである。第２充放電パターンの充放電時における比較例の電源システムの二次電池およびキャパシタの各残存容量を示すグラフである。

　以下、本発明の実施の形態を、図面を参照しながら具体的に説明する。なお、以下では全ての図面を通じて同一又は相当する要素には同一の参照符号を付して、その重複する説明を省略する。

　（実施の形態１）
　図１は、実施形態１に係る電力貯蔵システム１００の構成を示す機能ブロック図である。図２は、電力貯蔵システム１００を搭載した船舶３００を概略的に示す図である。図１に示す電力貯蔵システム１００の用途は、特に限定されず、たとえば、車両などの移動体に用いられる。この電力貯蔵システム１００は、たとえば、図２に示す電気推進船舶（船舶）３００の補助電源として用いられる。図２では、船舶３００は、電気推進力（電動発電機３３０の駆動力）をプロペラ２２０の主駆動源として用いている。ただし、プロペラ２２０の主駆動源に主機（図示せず）と用いて、電気推進力（電動発電機３３０の駆動力）をプロペラ２２０の補助駆動源として用いてもよい。なお、電動発電機３３０は電動変換器３２０を介して電力貯蔵システム１００、主電源３１０および船内電力系統２１０に接続している。

　通常、航海中には船舶３００を推進する電力および船舶３００内で使用する電力を船舶３００に備えられた主電源３１０で賄っている。この電力の変動が非常大きいと、過電流によって主電源３１０からの電力供給が遮断されてしまう。このような事態を回避するため、主電源３１０と共に補助電源として電力貯蔵システム１００が船舶３００の負荷２００（たとえば、船内電力系統２１０およびプロペラ２２０駆動用電動発電機３３０）に接続されている。これにより、電力貯蔵システム１００は、適宜、主電源３１０をアシストして電力を負荷２００に供給し、または、負荷２００から電力を受給して貯蔵する。ただし、電力貯蔵システム１００の用途は船舶３００の補助電源に限定されず、たとえば、自動車や家庭などに電力を供給する電力貯蔵システムとしても用いられる。

　電力貯蔵システム１００は、二次電池１０、キャパシタ１１および制御器１２を備えている。電力貯蔵システム１００は、ＤＣ／ＡＣインバータ１３を介して負荷２００に電力を供給し、または、負荷２００から電力を受給して二次電池１０およびキャパシタ１１の一方または双方に貯蔵する。

　ＤＣ／ＡＣインバータ（電力変換器）１３は、負荷側端子が負荷２００に接続されている。ＤＣ／ＡＣインバータ１３は、電源側端子に入力される直流電力を交流電力に変換して、交流電力を負荷側端子から出力する。また、ＤＣ／ＡＣインバータ１３は、負荷側端子に入力される交流電力を直流電力に変換して、直流電力を電源側端子から出力する。

　ＤＣ／ＡＣインバータ１３の電源側端子には、二次電池１０とキャパシタ１１とが互いに並列に接続されている。キャパシタ１１は、ＤＣ／ＤＣコンバータ１７を介してＤＣ／ＡＣインバータ１３の電源側端子に接続されている。

　具体的には、ＤＣ／ＡＣインバータ１３の電源側端子に一対の配線で構成されるＤＣリンク２０を介して二次電池１０が接続され、このＤＣリンク２０にキャパシタ１１がＤＣ／ＤＣコンバータ１７を介して接続されている。ＤＣリンク２０を構成する一対の配線間にはＤＣリンクキャパシタ１４が接続されている。

　ＤＣリンクキャパシタ１４は、ＤＣリンク２０の電圧の変動を平滑化する。ＤＣリンクキャパシタ１４に並列に電圧センサ１５が接続されている。電圧センサ１５は、ＤＣリンク２０の電圧であるＤＣリンク電圧Ｖｄｃ（ＤＣリンクキャパシタ１４の両端電圧））を検知する。

　二次電池１０は、電荷を化学反応または物理反応を介して蓄積し、蓄積した電荷を逆反応を介して放出する大容量型蓄電デバイスである。二次電池１０としては、たとえば、リチウムイオン電池、ニッケル水素電池および鉛蓄電池が用いられる。二次電池１０に直列に第１電流センサ１６が接続されている。第１電流センサ１６は、二次電池１０とキャパシタ１１との接続点との間に設けられており、二次電池１０から放電されるまたは二次電池１０を充電する電流Ｉｂを検知する。

　キャパシタ１１は、電荷を直接（反応を介さずに）蓄積し、蓄積した電荷を直接放出する高出力型蓄電デバイスである。キャパシタ１１として、たとえば、リチウムイオンキャパシタ、電気二重層キャパシタが用いられる。キャパシタ１１は、ＤＣリンク２０にＤＣ／ＤＣコンバータ１７を介して接続されており、この接続点は第１電流センサ１６とＤＣリンクキャパシタ１４との間に設けられている。

　ＤＣ／ＤＣコンバータ１７は、通流率を変化させてキャパシタ１１の電流を変化させる。ＤＣ／ＤＣコンバータ１７は、電圧を変えることが可能な昇圧機能または降圧機能を有していてもよい。ＤＣ／ＤＣコンバータ１７とキャパシタ１１の接続点との間においてＤＣ／ＤＣコンバータ１７に直列に直流リアクトル１８（ＤＣＬ）が接続されている。直流リアクトル１８は、ＤＣ／ＤＣコンバータ１７から出力されるまたはＤＣ／ＤＣコンバータ１７に入力される電流を平滑化する。ＤＣ／ＤＣコンバータ１７とＤＣリンク２０との間においてＤＣ／ＤＣコンバータ１７に直列に第２電流センサ１９が接続されており、第２電流センサ１９はキャパシタ１１から放電されるまたはキャパシタ１１を充電する電流Ｉｃを検知する。

　制御器１２は、二次電池１０よりキャパシタ１１を優先して充放電させるようにＤＣ／ＤＣコンバータ１７を制御する。すなわち、制御器１２は、第１制御部１２ａおよび第２制御部１２ｂを含む。

　第１制御部１２ａは、二次電池１０の所定の電流指令値Ｉｂ^＊（二次電池電流目標値）に対する二次電池１０の電流Ｉｂの偏差に基づいて、キャパシタ１１の電流指令値Ｉｃ^＊（キャパシタの電流目標値）を生成する。第２制御部１２ｂは、この電流指令値Ｉｃ^＊に対するキャパシタ１１の電流Ｉｃの偏差に基づいて、ＤＣ／ＤＣコンバータ１７の通流率Ｄを生成し、これをＤＣ／ＤＣコンバータ１７に出力する。これにより、制御器１２は、キャパシタ１１の電流を直接的に制御し、二次電池１０の電流を間接的に制御する。このため、電力貯蔵システム１００の全体における電流の流れが制御される。ここで、所定の電流指令値Ｉｂ^＊を、０（零）または０（零）に近い値に設定する。これにより、負荷変動の際に、二次電池１０の電流Ｉｂが所定の電流指令値Ｉｂ^＊に抑制される。従って、所定の電流指令値Ｉｂ^＊に応じて、二次電池１０の充放電回数が抑制され、その分、キャパシタ１１が二次電池１０より優先して充放電される。

　第１制御部１２ａは、二次電池１０の残存容量ＳＯＣ（State Of Charge）（％）を所定値に維持するための電流Ｉｂｓｏｃ^＊と、電流指令値Ｉｂ^＊に対する二次電池１０の電流Ｉｂの偏差とに基づいて、キャパシタ１１の電流指令値Ｉｃ^＊を生成する。これにより、二次電池１０の残存容量ＳＯＣの変動を抑制しながら、電力貯蔵システム１００の全体における電流の流れを制御する。

　次に、図１および図３を参照しながら、電力貯蔵システム１００の充放電の制御方法を具体的に説明する。図３は、電力貯蔵システム１００の制御器１２の構成例を示すブロック図である。なお、以下の充放電では、内部起電力Ｅｂ（Ｖ）がフラットなプラトー領域で二次電池１０を用いた。たとえば、残存容量ＳＯＣ４０％以下および６０％以上で内部起電力Ｅｂが傾く二次電池１０に対しては、ＳＯＣ５０％付近で二次電池１０を使用した。

　図１に示すように、ＤＣ／ＡＣインバータ１３から負荷２００へ有効電力が供給されていないとき、ＤＣリンクキャパシタ１４に印加されるＤＣリンク電圧Ｖｄｃ（Ｖ）は、二次電池１０の内部起電力Ｅｂ（Ｖ）に等しくなる。この内部起電力Ｅｂは、下記（式１）に示すように、二次電池１０に残存容量ＳＯＣ（State Of Charge）（％）に依存し、その関数ｆ（ＳＯＣ（ｔ））により求められる。（式１）内の残存容量ＳＯＣは下記（式２）で表される。この（式２）におけるＩｂは二次電池１０の電流（Ａ）であり、Ｑｂ０はキャパシタ１１の定格容量（Ａｈ）である。

　　Ｅｂ＝ｆ（ＳＯＣ（ｔ））　　　（式１）

一方、負荷変動が発生し、ＤＣ／ＡＣインバータ１３から負荷２００へ有効電力Ｐａｃ（Ｗ）が供給されると、ＤＣリンクキャパシタ１４からＤＣ／ＡＣインバータ１３へ電流Ｉｄｃ（Ａ）が流れる。この電流Ｉｄｃは下記（式３）により表される。この（式３）におけるＶｄｃはＤＣリンク電圧（Ｖ）である。

　　Ｉｄｃ＝Ｐａｃ／Ｖｄｃ　　　（式３）
　この電流Ｉｄｃの流れによって、電流Ｉｃｄｃ（Ａ）がＤＣリンクキャパシタ１４から流れる。この電流Ｉｃｄｃは下記（式４）により表される。（式４）で、Ｉｃは、ＤＣ／ＤＣコンバータ１７の１次側（ＤＣリンクキャパシタ１４側）のキャパシタ１１の電流（１次側電流）（Ａ）である。

　　Ｉｃｄｃ＝Ｉｄｃ－Ｉｂ－Ｉｃ　　　（式４）
　ＤＣリンクキャパシタ１４において電流Ｉｃｄｃが流れることにより、ＤＣリンクキャパシタ１４の電圧（ＤＣリンク電圧）Ｖｄｃが降下する。ＤＣリンク電圧Ｖｄｃは下記（式５）により表される。（式５）で、ＣｄｃはＤＣリンクキャパシタ１４の静電容量（Ｆ）である。

　　Ｖｄｃ=（－１／Ｃｄｃ）∫Ｉｃｄｃ・ｄｔ　　　（式５）
　ＤＣリンク電圧Ｖｄｃの降下により、ＤＣリンク電圧Ｖｄｃと内部起電力Ｅｂとの電位差が生じ、二次電池１０からＤＣリンクキャパシタ１４へ放電電流Ｉｂ（Ａ）が流れる。この時の放電電流Ｉｂは下記（式６）により表される。（式６）で、Ｒｂは二次電池１０の内部抵抗（Ω）である。

　　Ｉｂ＝（Ｅｂ－Ｖｄｃ）／Ｒｂ　　　（式６）
　そして、放電電流Ｉｂが流れると、電流Ｉｂを第１電流センサ１６が検知して制御器１２へ出力する。図３に示すように、制御器１２は、第１電流センサ１６からの電流Ｉｂを得て、キャパシタ１１を二次電池１０に優先して充放電させて有効電力Ｐａｃを供給するように制御する。

　すなわち、有効電力Ｐａｃ（ｔ）（Ｗ）は、ＤＣ／ＡＣインバータ１３を介して二次電池１０およびキャパシタ１１から負荷２００へ供給される。このため、有効電力Ｐａｃ（ｔ）は、下記（式７）で表されるように、二次電池１０の電力Ｐｂ（ｔ）（Ｗ）とキャパシタ１１の電力Ｐｃ（ｔ）（Ｗ）との合計値であって、０（Ｗ）より大きくなる。

　　Ｐａｃ（ｔ）＝Ｐｂ（ｔ）＋Ｐｃ（ｔ），ｔ＞０　　　（式７）
　そして、二次電池１０の電流指令値Ｉｂ^＊（二次電池電流目標値）を０（零）（Ａ）に設定すると、二次電池１０の電力Ｐｂ（ｔ）が０（Ｗ）に近づく。このため、下記（式８）の関係となり、キャパシタ１１が二次電池１０より優先的に使用されて、有効電力Ｐａｃ（ｔ）の全部をキャパシタ１１が担うことになる。なお、キャパシタ１１が二次電池１０より優先的に使用されれば、二次電池１０の電流指令値Ｉｂ^＊を０（Ａ）でなく、０（零）に近い値（Ａ）に設定してもよい。

　　Ｐａｃ（ｔ）＝Ｐｃ（ｔ），ｔ＞０　　　（式８）
　そこで、第１制御部１２ａは、二次電池１０の電流指令値Ｉｂ^＊に対する第１電流センサ１６からの電流Ｉｂの偏差（Ｉｂ^＊－Ｉｂ）からキャパシタ１１の出力電力指令値Ｐｃ^＊（Ｗ）を下記（式９）に基づいて求める。（式９）で、Ｃ１（ｓ）は伝達関数である。

　　Ｐｃ^＊＝Ｃ１（ｓ）・（Ｉｂ^＊－Ｉｂ）　　　（式９）
　第１制御部１２ａは、電圧センサ１５からＤＣリンク電圧Ｖｄｃを得る。そして、第１制御部１２ａは、このＤＣリンク電圧Ｖｄｃと（式９）で求めた出力電力指令値Ｐｃ^＊とからキャパシタ１１の電流指令値Ｉｃ^＊（キャパシタの電流目標値）を下記（式１０）に従って演算して得る。１次側電流指令値Ｉｃ^＊は、ＤＣ／ＤＣコンバータ１７の１次側（ＤＣリンクキャパシタ１４側）のキャパシタ１１の電流指令値（Ａ）である。

　　Ｉｃ^＊＝Ｐｃ^＊／Ｖｄｃ　　　（式１０）
　次に、第２制御部１２ｂは、第２電流センサ１９からキャパシタ１１の電流Ｉｃを得る。そして、第２制御部１２ｂは、この電流Ｉｃの１次側電流指令値Ｉｃ^＊に対する偏差（Ｉｃ^＊－Ｉｃ）からＤＣ／ＤＣコンバータ１７の通流率Ｄを下記（式１１）に基づいて求める。（式１１）で、Ｃ２（ｓ）は伝達関数である。

　　Ｄ＝Ｃ２（ｓ）・（Ｉｃ^＊－Ｉｃ）　　　（式１１）
　第２制御部１２ｂは、通流率ＤをＤＣ／ＤＣコンバータ１７に出力すると、１次側電流Ｉｃの電流がキャパシタ１１から流れる。この電流は、ＤＣ／ＤＣコンバータ１７および直流リアクトル１８を介してＤＣリンクキャパシタ１４に流れる。このＤＣリンクキャパシタ１４に供給される電力Ｐｃ（Ｗ）は下記（式１２）で表される。

　　　Ｐｃ＝Ｖｄｃ・Ｉｃ　　　（式１２）
　上記のとおり、二次電池１０の電流指令値Ｉｂ^＊が０（零）または０（零）に近い値に設定されているため、キャパシタ１１の電力Ｐｃが有効電力Ｐａｃとして負荷２００に供給される。このキャパシタ１１の電力Ｐｃが有効電力Ｐａｃに等しければ、有効電力Ｐａｃに対してキャパシタ１１の電力Ｐｃで足りているため、キャパシタ１１のみで負荷２００に電力を供給する。

　一方、キャパシタ１１の残存容量ＳＯＣの低下や出力電流の制限などによってキャパシタ１１の電力Ｐｃが有効電力Ｐａｃより小さければ、有効電力Ｐａｃに対してキャパシタ１１の電力Ｐｃで足りない。このため、ＤＣリンク電圧Ｖｄｃが低下し、ＤＣリンク電圧Ｖｄｃと内部起電力Ｅｂとの電位差が生じる。これにより、二次電池１０からＤＣリンクキャパシタ１４へ放電電流Ｉｂ（Ａ）が流れて、下記（式１３）の二次電池１０の電力ＰｂがＤＣリンクキャパシタ１４に供給される。この二次電池１０の電力Ｐｂをキャパシタ１１の電力Ｐｃに加えた電力が有効電力Ｐａｃとして負荷２００に供給される。

　　Ｐｂ＝Ｖｄｃ・Ｉｂ　　　（式１３）
　また、二次電池１０の内部起電力Ｅｂは二次電池１０の残存容量ＳＯＣに依存するため、上記のとおりにキャパシタ１１の電流を制御するのに加えて、二次電池１０の残存容量ＳＯＣも制御する必要がある。このため、制御器１２は、第１電流センサ１６から二次電池１０の電流Ｉｂを取得し、二次電池１０の残存容量ＳＯＣ（ｔ）を上記（式２）から求める。制御器１２は、二次電池１０の残存容量ＳＯＣ（ｔ）からＳＯＣ維持用の電流指令値Ｉｂｓｏｃ^＊を下記（式１４）に従って算出する。（式１４）においてＣ３はＳＯＣ（ｔ）の補正項である。そして、制御器１２は、電流指令値Ｉｂｓｏｃ^＊によって二次電池１０の電流指令値Ｉｂ^＊を補正することによって、二次電池１０の残存容量ＳＯＣを制御する。

　　Ｉｂｓｏｃ^＊＝Ｃ３・（ＳＯＣ（ｔ））　　　（式１４）
　なお、図３では、電流指令値Ｉｂｓｏｃ^＊が電流指令値Ｉｂ^＊に加算されているが、電流指令値Ｉｂｓｏｃ^＊は、電流指令値Ｉｂ^＊に対する電流Ｉｂの偏差に加算されてもよい。

　上記構成によれば、ＤＣ／ＤＣコンバータ１７の通流率によってキャパシタ１１の電流を制御することにより、二次電池１０の電流も間接的に制御し、電力貯蔵システム１００の全体における電流の流れを制御することができる。よって、制御パラメータが負荷変動の特性に依存することがなく、電力貯蔵システム１００は汎用性に優れている。

　また、二次電池１０よりキャパシタ１１を優先して充放電させている。これにより、二次電池１０の充放電回数および充放電深度を減らすことができるため、二次電池１０の長寿命化を図ることができる。

　たとえば、二次電池１０の電流指令値Ｉｂ^＊を０または０に近い値に設定している。これにより、キャパシタ１１を二次電池１０より優先的に簡単に充放電させることができる。

　なお、二次電池１０の充放電時の電流Ｉｂが低いほど、二次電池１０の長寿命化が図られる。このため、二次電池１０の電流指令値Ｉｂ^＊の０（零）に近い値に、たとえば、二次電池１０の一時間電流率以下の電流値に設定してもよい。この一時間電流率は、一時間で二次電池の残存容量ＳＯＣ（State Of Charge）を０％から１００％まで充電することができる電流値、または、一時間で二次電池のＳＯＣを１００％から０％まで放電することができる電流値である。このように、二次電池１０の充放電電流Ｉｂが一時間電流率（１Ｃ）以下に制限される。これにより、キャパシタ１１より大きな電流が二次電池１０に流れることによって二次電池１０の劣化が促進されることを抑制することができ、二次電池１０の長寿命化が図られる。

　また、二次電池１０の電流指令値Ｉｂ^＊の０（零）に近い値を、有効電力Ｐａｃおよび比例係数ｋを用いて、Ｉｂ^＊＝ｋ・Ｐａｃと第１制御部１２ａにおいて設定してもよい。これにより、電力貯蔵システム１００全体の出力に比例して、二次電池１０の電流Ｉｂを増減させることができる。このとき、二次電池１０とキャパシタ１１との負荷分担率はｋ：（１－ｋ）となるため、比例係数ｋによって二次電池１０の負荷分担率を調整することが可能である。よって、放電中にキャパシタ１１のＳＯＣが規定値以下になった場合、または、充電中にキャパシタ１１のＳＯＣが規定値以上になった場合、キャパシタ１１の電流指令値Ｉｃ^＊を低減して、二次電池１０の充放電電流Ｉｂが増加させることができる。

（実施例）
　次に、上記構成の電力貯蔵システム１００における二次電池１０の長寿命化について実施例による検証結果を説明する。具体的には、二次電池１０の寿命は二次電池１０の発熱量に依存する。二次電池１０の発熱量が大きいほど、二次電池１０が劣化し、二次電池１０の寿命が短くなる。よって、充放電パターンに応じて電力貯蔵システム１００を制御した際の二次電池１０の発熱量に基づいて二次電池１０の寿命を評価した。

　実施例の電力貯蔵システム１００では、図３に示す制御例の通りに二次電池１０の電流指令値ｉｂ^＊＝０とし、各センサ１６、１９、１５からの検出値Ｉｂ、Ｉｃ、Ｖｄｃに基づいて求めたＤＣ／ＤＣコンバータ１７の通流率Ｄにより、キャパシタ１１の電流を制御した。一方、比較例の電源システムでは、上記非特許文献１のハイブリッド電源システムと同様に、比例補償器を用い、高周波成分をＨＰＦ（High Pass Filter）で分離して、低周波成分の電力を二次電池１０が供給し、高い周波数成分の電力を電気二重層キャパシタ１１が供給した。ここで、キャパシタ１１をできる限り使用するように、ＨＰＦの時定数Ｔ_ＥＤＬＣを充放電パターンの周期より大きく、比例補償器の比例ゲインｋｐをキャパシタ１１の上限電圧および下限電圧に達しない範囲における小さい値に設定した。このため、充放電パターンの周期および電圧に応じて時定数Ｔ_ＥＤＬＣおよび比例ゲインｋｐは異なる。

　なお、実施例の電力貯蔵システム１００および比較例の電源システムの構成（二次電池１０およびキャパシタ１１の各数量、各内部抵抗、静電容量など）、ならびに、ＤＣ／ＤＣコンバータ１７の制御方法およびパラメータをそれぞれ同一にした。実施例の電力貯蔵システム１００および比較例の電源システムでは、キャパシタ１１の損失を十分補償できるように、二次電池１０の二次電池１０容量を１５５．５２ｋＷｈとした。また、キャパシタ１１の初期電力量を２．１５ｋＷｈとした。

　検証では、電力の大きさおよび充放電の周波数が異なる２種類の充放電パターンに従って、実施例の電力貯蔵システム１００および比較例の電源システムを制御した。そして、二次電池１０の損失量（内部損失）の全てまたはほぼ全てが熱エネルギになるため、損失量Ｌｏｓｓ（ｋＷｈ）を発熱量として下記（式１５）により求めた。この（式１５）において、ｉは二次電池１０の電流（Ａ）であり、Ｒは二次電池１０の内部抵抗（Ω）である。

　　Ｌｏｓｓ＝（３６００／１０００）・∫ｉ^２・Ｒｄｔ　　　（式１５）
　第１充放電パターンでは、図４に示すように、５秒間２５０ｋＷの電力量（０．３４７ｋＷｈ）を放電し、１秒間休止した後、５秒間２５０ｋＷを充電し、１秒間休止するという周期１２秒の充放電を繰り返す。第２充放電パターンでは、図５に示すように、１５秒間５００ｋＷの電力量（２．０８３ｋＷｈ）を放電し、２秒間休止した後、１５秒間５００ｋＷを充電し、２秒間休止するという周期３４秒の充放電を繰り返す。このように、第１充放電パターンの電力量（０．３４７ｋＷｈ）がキャパシタ１１の初期電力量（２．１５ｋＷｈ）より非常に小さいため、第１充放電パターンはキャパシタ１１に対して軽充放電と言える。第２充放電パターンの電力量（２．０８３ｋＷｈ）がキャパシタ１１の初期電力量（２．１５ｋＷｈ）と同等であるため、第２充放電パターンはキャパシタ１１に対して重充放電と言える。

　検証の結果、図６に示すように、第１充放電パターンで充放電した際、実施例および比較例の損失量Ｌｏｓｓは時間の経過と伴に増加している。また、図７に示すように、第２充放電パターンで充放電した際、実施例および比較例の損失量Ｌｏｓｓは時間の経過と伴に増加している。図６および図７の全時間範囲において実施例の損失量は比較例の損失量より小さく、この差は時間の経過と伴に大きくなっている。

　また、図６の１２００（ｓｅｃ）時点における実施例の損失量は比較例の損失量の７２．２％であった。図７の１２００（ｓｅｃ）時点における実施例の損失量は比較例の損失量の５１．３％であった。

　このように、実施例の損失量は比較例より小さいことから、実施例の発熱量が比較例より少ない。このため、実施例における二次電池１０の熱劣化が抑制され、二次電池１０の長寿命化が図れたと考えられる。

　このような実施例の損失量と比較例の損失量との差は、二次電池１０の電力（ｋＷｈ）および二次電池１０の電流（Ａ）に由来する。すなわち、図８Ａに示すように、第２充放電パターンで実施例が充放電した際、負荷２００への放電開始時にはキャパシタ１１のみから電力を供給し、これによりキャパシタ１１の残量容量が減少するに従って二次電池１０からも電力を供給する。次に、休止中には二次電池１０からの給電が終了し、充電時にはキャパシタ１１のみに電力が供給される。また、図８Ｂに示す電流についても、図８Ａの電力と同様のことが言える。つまり、第２充放電パターンによる実施例の充放電では、放電の初期にはキャパシタ１１のみから電流が流れ、キャパシタ１１の残量容量が減少するに伴って二次電池１０からも電流が流れる。そして、休止中に二次電池１０からの電流の流れが終わり、充電時にはキャパシタ１１のみに電流が流れる。

　一方、図９Ａに示すように、第２充放電パターンで比較例が充放電した際、放電が始まると、ＨＰＦによって高周波成分の電力をキャパシタ１１のみから供給し、その後の低周波成分の電力を二次電池１０およびキャパシタ１１から供給している。充電が終了すると（２０秒付近、５０秒付近）、キャパシタ１１の残存容量ＳＯＣを回復するために比例補償器が働き、二次電池１０からキャパシタ１１に電力が供給される。そして、充電の終了時から放電開示時（３５秒付近、７０秒付近）に、キャパシタ１１の残存容量ＳＯＣが上限に近くなるため、負荷２００からの電力が二次電池１０に供給される。また、図９Ｂに示す電流についても、図９Ａの電力と同様のことが言える。つまり、第２充放電パターンによる比較例の充放電では、放電の初期にキャパシタ１１のみから電流が流れ、その後に二次電池１０からも電流が流れる。そして、休止中および充電と途中まで二次電池１０から電流が流れ、充電時にはキャパシタ１１へ電流が流れ、充電の途中からは二次電池１０へも電流が流れる。

　このように、比較例の電源システムでは、ＨＰＦの機能によってキャパシタ１１の残存容量ＳＯＣが急激に増減するのに対してキャパシタ１１の電力指令値を補償するように比例補償器が働く。これにより、放電中のみならず充電中も二次電池１０の電流が常時流れている。これに対して、実施例では、二次電池１０の電流指令値ｉｂ^＊＝０（Ａ）にすることにより、電流指令値ｉｂ^＊と二次電池１０の電流Ｉｂとの偏差に相当するキャパシタ１１の出力電力指令値Ｐｃ^＊が決定されるため、二次電池１０からキャパシタ１１に電力が供給されない。このように、実施例では効率的に電力がキャパシタ１１のみに充電される。よって、比較例のような二次電池１０とキャパシタ１１との間の電力のやり取りが実施例では行われないことにより、実施例の損失量（発熱量）は比較例に比べて小さくなる。

　なお、図１０に示す第２充放電パターンで１２００秒間、充放電した際の実施例の二次電池１０の残存容量ＳＯＣ（％）は、３８．９％であった。また、図１１に示す第２充放電パターンで１２００秒間、充放電した際の比較例の二次電池１０の残存容量ＳＯＣ（％）は、３７．５％であった。このため、実施例の二次電池１０の残存容量ＳＯＣは比較例と同等であった。なお、充放電開始時における実施例および比較例の各二次電池１０の残存容量ＳＯＣは、５０％であった。

　（その他の実施の形態）
　なお、上記実施の形態において、負荷２００に直流電力を供給する場合には、電力変換器として、ＤＣ／ＡＣインバータ１３に代えて、ＤＣ／ＤＣコンバータを用いてもよい。

　上記説明から、当業者にとっては、本発明の多くの改良や他の実施形態が明らかである。従って、上記説明は、例示としてのみ解釈されるべきであり、本発明を実行する最良の態様を当業者に教示する目的で提供されたものである。本発明の精神を逸脱することなく、その構造および／又は機能の詳細を実質的に変更できる。

　本発明の電力貯蔵システムおよびその制御方法は、汎用性が高く、長寿命化が図られた電力貯蔵システムおよびその制御方法等として有用である。

　１０　　二次電池
　１１　　キャパシタ
　１２　　制御器
　１２ａ　第１制御部
　１２ｂ　第２制御部
　１３　　ＤＣ／ＡＣインバータ
　１４　　ＤＣリンクキャパシタ
　１７　　ＤＣ／ＤＣコンバータ
　２０　　ＤＣリンク
　１００　電力貯蔵システム
　２００　負荷

Claims

　負荷側端子が負荷に接続される電力変換器と、
　前記電力変換器の電源側端子に接続された二次電池と、
　前記電力変換器の電源側端子にＤＣ／ＤＣコンバータを介して前記二次電池に並列に接続されたキャパシタと、
　前記二次電池より前記キャパシタを優先して充放電させるように前記ＤＣ／ＤＣコンバータを制御する制御器と、を備えた、電力貯蔵システム。
　前記制御器は、
　零または零に近い所定の二次電池電流目標値に対する前記二次電池の電流の偏差に基づいて前記キャパシタの電流目標値を生成する第１制御部と、
　前記キャパシタの電流目標値に対する前記キャパシタの電流の偏差に基づいて前記ＤＣ／ＤＣコンバータの通流率を生成し、これを前記ＤＣ／ＤＣコンバータに出力する第２制御部と、を含む、請求項１に記載の電力貯蔵システム。
　前記所定の二次電池電流目標値は、前記二次電池の一時間電流率以下の電流値である、請求項２に記載の電力貯蔵システム。
　前記所定の二次電池電流目標値は、零である、請求項２または３に記載の電力貯蔵システム。
　前記第１制御部は、前記二次電池のＳＯＣを所定値に維持するための電流と、前記所定の二次電池電流目標値に対する前記二次電池の電流の偏差とに基づいて前記キャパシタの電流目標値を生成するように構成されている、請求項２乃至４のいずれかに記載の電力貯蔵システム。
　負荷側端子が負荷に接続される電力変換器と、前記電力変換器の電源側端子に接続された二次電池と、前記電力変換器の電源側端子にＤＣ／ＤＣコンバータを介して前記二次電池に並列に接続されたキャパシタと、制御器と、を備えた電力貯蔵システムの制御方法であって、
　前記制御器は、前記二次電池より前記キャパシタを優先して充放電させるように前記ＤＣ／ＤＣコンバータを制御する、電力貯蔵システムの制御方法。