(57)【要約】【課題】蓄電池に充電する際の信頼性を高めた蓄電装置及び充電方法を提供する。リチウムイオン蓄電池の充電中における電池電圧が所定値に到達した場合、当該到達時における充電率を算出するＳＯＣ算出部（２１ａ）と、前記充電率とリチウム析出時充電率との差分に対応する電池電圧の差分を算出する電圧差分算出部（２１ｂ）と、当該電圧差分を前記到達時における電池電圧に加算して充電終了電圧を算出する充電終了電圧算出手段（２１）と、電池電圧が充電終了電圧に達した場合、リチウムイオン蓄電池の充電を終了させる充電制御手段（２３）と、を備える。
2014091622.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
充電中におけるリチウムイオン蓄電池の電池電圧が所定値に到達した場合、当該到達時における前記リチウムイオン蓄電池の充電率を算出する充電率算出手段と、
前記充電率算出手段によって算出される充電率と、予め設定されるリチウム析出時充電率と、の差分に対応する電池電圧の差分を、前記リチウムイオン蓄電池の無負荷特性に基づいて算出する電圧差分算出手段と、
前記電圧差分算出手段によって算出される前記電池電圧の差分を、前記到達時における電池電圧に加算し、充電終了を行うか否かの判定基準である充電終了電圧を算出する充電終了電圧算出手段と、
前記リチウムイオン蓄電池の電池電圧が前記充電終了電圧に達した場合、前記リチウムイオン蓄電池の充電を終了させる充電制御手段と、を備えること
を特徴とする蓄電装置。
【請求項２】
前記充電率算出手段は、
電流検出手段によって検出される前記リチウムイオン蓄電池の充電電流を所定時間毎に平均した値である充電電流平均値と、電圧検出手段によって検出される前記リチウムイオン蓄電池の電池電圧と、に基づいて、前記リチウムイオン蓄電池の充電率を算出すること
を特徴とする請求項１に記載の蓄電装置。
【請求項３】
前記充電電流平均値が所定時間内に所定量以上増加した場合、前記充電終了電圧を低下させる第１補正処理、
及び／又は、
前記充電電流平均値が所定時間内に所定量以上減少した場合、前記充電終了電圧を上昇させる第２補正処理、
を実行する充電終了電圧補正手段を備えること
を特徴とする請求項２に記載の蓄電装置。
【請求項４】
前記充電終了電圧算出手段は、
前記電圧差分算出手段によって算出される前記電池電圧の差分に基づいて算出した前記充電終了電圧が、前記リチウムイオン蓄電池の仕様に応じて予め設定される最大許容電圧よりも高い場合、当該最大許容電圧を新たな充電終了電圧として再設定し、
前記充電制御手段は、
前記リチウムイオン蓄電池の電池電圧が、再設定された前記新たな充電終了電圧に達した場合、前記リチウムイオン蓄電池の充電を終了させること
を特徴とする請求項１から請求項３のいずれか一項に記載の蓄電装置。
【請求項５】
前記充電率算出手段は、
前記リチウムイオン蓄電池の充電中における電池電圧が、無負荷時における前記リチウムイオン蓄電池の満充電電圧に相当する満充電相当電圧に到達した場合、当該到達時における前記リチウムイオン蓄電池の充電率を算出し、当該充電率を前記電圧差分算出手段に出力すること
を特徴とする請求項１に記載の蓄電装置。
【請求項６】
充電中におけるリチウムイオン蓄電池の電池電圧が所定値に到達した場合、当該到達時における前記リチウムイオン蓄電池の充電率を算出する充電率算出処理と、
前記充電率算出処理によって算出される充電率と、予め設定されるリチウム析出時充電率と、の差分に対応する電池電圧の差分を、前記リチウムイオン蓄電池の無負荷特性に基づいて算出する電圧差分算出処理と、
前記電圧差分算出処理によって算出される前記電池電圧の差分を、前記到達時における電池電圧に加算し、充電終了を行うか否かの判定基準である充電終了電圧を算出する充電終了電圧算出処理と、
前記リチウムイオン蓄電池の電池電圧が前記充電終了電圧に達した場合、前記リチウムイオン蓄電池の充電を終了させる充電制御処理と、を含むこと
を特徴とする充電方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、蓄電池を備える蓄電装置及びその充電方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
近年、世界中で環境維持や環境保護の取組みが活発化しており、風力発電や太陽光発電等、自然エネルギを利用した自然エネルギ発電装置が導入されつつある。自然エネルギ発電装置によって生成される発電電力は天候等によって周波数変動や電圧変動が生じやすく、電力系統に不具合を及ぼすことが懸念される。
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することによって前記した電圧変動等を抑制（吸収）し、電力系統に対して安定的に電力供給する技術が提案されている。なお、前記した蓄電装置として、高容量かつ高出力特性を有するリチウムイオン蓄電池（二次電池）を搭載したものが知られている。【０００３】
ところで、リチウムイオン蓄電池は、低温環境下で充電したり、大電流で充電したりすると、負極にリチウム金属が析出して性能劣化を招くおそれがある。このため、従来、リチウム金属の析出を抑制し、安全に充電を行うための充電制御技術が知られている。【０００４】
例えば、特許文献１には、開路電圧取得部によって取得された開路電圧を用いて負極の閉路電位を算出する負極閉路電位算出部と、算出された負極閉路電位が所定の閾値未満であるか否かを判断する閉路電位判断部と、負極閉路電位が前記閾値未満である場合に充電電流の値を低減させる充電電流制御部と、を備える充電制御装置について開示されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】特開２０１２−４９０４０号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
特許文献１に記載の技術は、ハイブリッド自動車や電気自動車等、充電電流を瞬時に制御可能なシステムに関しては有効である。
一方、例えば風力発電の発電電力は、風車のブレードの受風面積に比例する。したがって、蓄電池の充電状態（ＳＯＣ：State of Charge）に応じてブレードの取り付け角（ピッチ角）を制御し、受風面積を調整する必要がある。【０００７】
なお、当該ブレードのピッチ角を変化させるには、数sec〜数十secの時間を要する。すなわち、ブレードのピッチ角を変化させる指令が制御部から出力された時刻から、実際にブレードのピッチ角を変化させるまでに所定のタイムラグが生じる。したがって、巨大な風車を用いた風力発電を行う場合には、回転する風車の慣性力によって充電電流を瞬時に制御することが困難となる。
前記した特許文献１に記載の技術を風力発電に適用した場合、充電電流の制御が間に合わず、負極電圧がリチウム電圧を下回ってリチウム金属が析出し、蓄電池の性能劣化を招く可能性がある。【０００８】
そこで、本発明は、蓄電池に充電する際の信頼性を高めた蓄電装置及び充電方法を提供することを課題する。
【課題を解決するための手段】
【０００９】
前記課題を解決するために、本発明は、充電中におけるリチウムイオン蓄電池の電池電圧が所定値に到達した場合、当該到達時における前記リチウムイオン蓄電池の充電率を算出する充電率算出手段と、前記充電率算出手段によって算出される充電率と、予め設定されるリチウム析出時充電率と、の差分に対応する電池電圧の差分を、前記リチウムイオン蓄電池の無負荷特性に基づいて算出する電圧差分算出手段と、前記電圧差分算出手段によって算出される前記電池電圧の差分を、前記到達時における電池電圧に加算し、充電終了を行うか否かの判定基準である充電終了電圧を算出する充電終了電圧算出手段と、前記リチウムイオン蓄電池の電池電圧が前記充電終了電圧に達した場合、前記リチウムイオン蓄電池の充電を終了させる充電制御手段と、を備えることを特徴とする。
なお、詳細については、発明を実施するための形態において説明する。
【発明の効果】
【００１０】
本発明によれば、蓄電池に充電する際の信頼性を高めた蓄電装置及び蓄電方法を提供できる。
【図面の簡単な説明】
【００１１】
【図１】本発明の実施形態に係る蓄電装置を含む電力システムの概要を示す全体構成図である。
【図２】蓄電装置の階層構造を示す構成図である。
【図３】蓄電装置のＣＣＶ特性のうち本実施形態において使用するＳＯＣ使用範囲と、無負荷特性とを示す特性図である。
【図４】（ａ）は蓄電装置のＳＯＣ−ＣＣＶ特性と、無負荷特性と、を示す特性図であり、（ｂ）は蓄電池の負極電圧特性と、無負荷特性と、を示す特性図である。
【図５】蓄電装置が備える制御装置の構成図である。
【図６】制御装置が実行する処理の流れを示すフローチャートである。
【図７】制御装置が実行する処理の流れを示すフローチャートである。
【図８】（ａ）は蓄電池のＳＯＣ−ＣＣＶ特性及び無負荷特性を示す特性図であり、（ｂ）は蓄電池のＳＯＣ−負極電圧特性を示す特性図であり、（ｃ）はＳＯＣ−充電電流特性を示す特性図である。
【図９】比較例に係る特性図であり、（ａ）は蓄電池のＳＯＣ−ＣＣＶ特性及び無負荷特性を示す特性図であり、（ｂ）は蓄電池のＳＯＣ−負極電圧特性を示す特性図であり、（ｃ）はＳＯＣ−充電電流特性を示す特性図である。
【発明を実施するための形態】
【００１２】
本発明を実施するための形態（以下、実施形態という）について、適宜図面を参照しながら詳細に説明する。
【００１３】
≪第１実施形態≫
図１は、本実施形態に係る蓄電装置を含む電力システムの概要を示す全体構成図である。電力システムＳは、発電装置１と、蓄電装置２と、双方向インバータ３と、を備えている。
発電装置１は、例えば、風力発電装置や太陽光発電装置であり、自然エネルギを利用して発電電力を生成し、配線ａ１を介して電力系統４（及び蓄電装置２）に供給する機能を有している。なお、発電装置１は、発電電力を所定周波数の三相交流電力に変換する電力変換手段（インバータ：図示せず）と、電力系統４の潮流変動等に応じて発電電力を制御する制御手段（図示せず）と、を有している。
【００１４】
蓄電装置２は、双方向インバータ３の駆動に応じて充放電する機能を有し、直並列接続された電池セル２４２（図２参照）を有する複数の電池パック２３０（図２参照）を有している。ここで、前記した電池セル２４２とは、例えばリチウムイオン蓄電池である。
以下では、複数の電池セル２４２が直列接続されたもの、複数の電池セル２４２が並列接続されたもの、又は、複数の電池セル２４２を直列・並列の任意の組み合わせにより接続したものを単に「蓄電池」と記すことがあるものとする。なお、蓄電装置２の詳細については後記する。
【００１５】
双方向インバータ３は、例えば、スイッチング素子（図示せず）であるＩＧＢＴ（Insulated Gate Bipolar Transistor）を用いた三相双方向インバータであり、配線ａ３，ａ１を介して発電装置１及び電力系統４に接続されている。なお、双方向インバータ３には、ＰＷＭ制御（Pulse Width Modulation）により前記したスイッチング素子のオン・オフを制御する制御手段（図示せず）が内蔵されている。
【００１６】
蓄電装置２が有する蓄電池を充電する場合、双方向インバータ３は、配線ａ１，ａ３を介して発電装置１から入力される三相交流電力を直流電力に変換し、配線ａ２を介して蓄電装置２に出力する。この場合、双方向インバータ３はコンバータとして機能する。
一方、蓄電装置２が有する蓄電池を放電させる場合、双方向インバータ３は、配線ａ２を介して蓄電池から放電される直流電力を三相交流電力に変換し、配線ａ３，ａ１を介して電力系統４に出力する。この場合、双方向インバータ３はインバータとして機能する。
【００１７】
前記したように、風力発電や太陽光発電では自然エネルギを用いるため、自然環境（風向・風力や太陽光の強さ）が変化すると、これに伴って発電電力が経時的に変動する。図１に示すように、発電装置１に併設される蓄電装置２は、発電装置１から供給される発電電力の余剰分を蓄電池に充電する一方、電力の不足分を蓄電池から放電する機能（つまり、バッファ機能）を有している。これによって、発電装置１による発電電力の周波数変動や電圧変動を抑制（吸収）し、電力系統４に対して安定した電力供給を行うことができる。
【００１８】
図２は、蓄電装置の階層構造を示す構成図である。図２に示すように、蓄電装置２は、システム制御装置２１０（ＢＳＣＵ）によって制御される電池ブロック２２０を有している。
なお、それぞれの電池ブロック２２０は互いに並列接続され、キャビネット型の筐体である電池ブロック収納装置（図示せず）に収納されている。電池ブロック２２０は、並列接続された複数の電池パック２３０と、各電池パック２３０の動作を制御する統合制御装置２２１（ＩＢＣＵ）と、を有している。
【００１９】
電池パック２３０は、並列接続された複数の電池モジュール２４０と、各電池モジュール２４０の動作を制御する電池制御装置２３１（ＢＣＵ）と、を有している。電池モジュール２４０は、直並列接続された複数の電池セル２４２と、各電池セル２４２の状態を監視する電池セル監視部２４１（ＣＣＵ）と、を有している。それぞれ電池セル２４２は、例えば、リチウムイオン蓄電池や鉛蓄電池等の二次電池であり、双方向インバータ３の駆動に応じて充放電する。
なお、図２では、各電池セル２４２の接続を簡略化して記載しているが、電池モジュール２４０が有する「蓄電池」は、複数の電池セル２４２を直列接続したもの、複数の電池セル２４２を並列接続したもの、及び、複数の電池セル２４２を直列・並列の任意の組み合わせで接続したものを含んでいる。
【００２０】
電池セル監視部２４１は、電池セル２４２毎の端子間電圧、温度、電流を計測し、充電状態（充電率、ＳＯＣ：State Of Charge）に関する情報を生成する機能を有している。また、電池セル監視部２４１は、自身に接続される各電池セル２４２の状態を監視・制御するとともに、配線ｂ１を介して充電状態情報等を上位の電池制御装置２３１に出力する機能を有している。
【００２１】
電池制御装置２３１は、電池セル監視部２４１から入力される電池セル２４２の充電状態情報や各電池パック２３０の管理情報を、配線ｂ２を介して上位の統合制御装置２２１に出力する機能を有している。統合制御装置２２１は、電池制御装置２３１から入力される情報や各電池ブロック２２０の管理情報を、配線ｂ３を介して上位のシステム制御装置２１０に出力する機能を有している。システム制御装置２１０は、複数の電池ブロック２２０の動作を統括管理する機能を有している。
このように、蓄電装置２は、多数の電池セル２４２の状態を階層的に管理することで、各制御装置の処理を効率化するとともに、その処理負荷を軽減している。
【００２２】
＜蓄電装置による充電制御＞
ところで、リチウムイオン蓄電池は充電が進むにつれて負極電圧が低下し、さらに所定のリチウム析出電圧を下回ると、リチウム金属が析出して蓄電池の性能劣化を招くおそれがある。以下では、このような蓄電池の性能劣化（つまり、負極におけるリチウム金属の析出）を防止するための充電制御について説明する。なお、蓄電池から放電させる際の処理については説明を省略する。
【００２３】
図３は、蓄電装置のＣＣＶ（Closed Circuit Voltage）特性のうち本実施形態において使用するＳＯＣ使用範囲と、無負荷特性とを示す特性図である。図３に示す特性図の横軸は蓄電池の充電状態（ＳＯＣ）を示し、縦軸は蓄電池の電池電圧を示している。
【００２４】
図３の破線で示す無負荷特性とは、蓄電池の正極と負極との間に負荷をかけていない状態におけるＳＯＣ−電池電圧特性（ゼロ近傍の微小な電流で充電する際の、電池電圧のプロフィール）を意味している。また、満充電相当電圧Ｖｆｕｌは、無負荷特性において蓄電池の充電率（ＳＯＣ）が１００％となったことを示す電圧である。なお、蓄電池の充電には、例えば、定電流定電圧（ＣＣＣＶ：Constant Current-Constant Voltage）充電を行う。
【００２５】
無負荷特性（破線）において、充電率（ＳＯＣ）０％の状態から蓄電池を充電していくと、充電が進むにつれて正極電位は上昇し、負極電位は低下していく。したがって、蓄電池の正極・負極間電圧である電池電圧は、充電が進む（ＳＯＣの値が大きくなる）につれて上昇する。
なお、図３に示す満充電相当電圧Ｖｆｕｌは、無負荷特性において蓄電池の充電量が最大（ＳＯＣ：１００％）となる電池電圧である。
【００２６】
図３において実線で示す特性は、蓄電池の正極と負極との間に負荷をかけて充電を行った場合でのＳＯＣ−ＣＣＶ特性である。一般に、蓄電池は所定の内部抵抗を有している。したがって、リチウムイオン蓄電池を充電する場合、電池電圧ＣＣＶは、無負荷特性に電流値Ｉ（図示せず）と電池の内部抵抗Ｒ（図示せず）との積に相当するＩＲ分が加算された特性を示す（図３：実線を参照）。
【００２７】
なお、発電装置１（図１参照）が風力発電装置である場合、蓄電池の寿命を長くすることによって、その運用を長期間継続することが求められる。したがって、図３に示すように、ＳＯＣとして下限閾値Ｓ１（＞０％）以上かつ上限閾値Ｓ２（＜１００％）以下の範囲（ＳＯＣ使用範囲）内で蓄電池を充放電させる。ちなみに、｜Ｓ２−Ｓ１｜の値を小さくするほど、蓄電池の寿命を長くすることができる。
前記した下限閾値Ｓ１及び上限閾値Ｓ２の値は、発電装置１の種類等に応じて適宜設定する。
【００２８】
図４（ａ）は、蓄電装置のＣＣＶ特性と、無負荷特性と、を示す特性図である。
図４（ａ）に示すＣＣＶ特性（実線）及び無負荷特性（破線）は、図３で説明した各特性と同様である。なお、図４（ａ）の縦軸には、前記した満充電相当電圧Ｖｆｕｌと、最大許容電圧Ｖｆｉｎと、を示した。なお、最大許容電圧Ｖｆｉｎとは、蓄電池を正常に機能させるために許容される上限電圧であり、蓄電池の仕様に応じて予め設定されている。また、蓄電池の満充電相当電圧Ｖｆｕｌは事前の実験等に基づいて設定され、予め記憶手段２２（図５参照）に格納されている。
前記したように、本実施形態では、制御装置２０（図５参照）が、蓄電池のＳＯＣが下限閾値Ｓ１以上かつ上限閾値Ｓ２以下の範囲内に収まるように充放電制御する。
【００２９】
図４（ｂ）は、蓄電池の負極電圧特性と、無負荷特性と、を示す特性図である。
図４（ｂ）に示す特性図の横軸は蓄電池のＳＯＣを示し、縦軸は蓄電池の負極電圧を示している。なお、負極電圧は、負極からリチウム金属が析出し始める電圧を基準（０Ｖ）とした。図４（ｂ）に示すように、充電が進むにつれて蓄電池の負極電圧（実線）は徐々に低下する。当該性質は、蓄電池の無負荷特性（破線）についても同様である。
ちなみに、蓄電池の負極電圧がリチウム析出電圧を下回ると、リチウム金属が析出し始めて蓄電池の性能劣化を招く。したがって、蓄電池の負極電圧は、常にリチウム析出電圧（０Ｖ）よりも高い状態に保つ必要がある。
【００３０】
なお、図４（ｂ）に示す負極電圧特性（実線）は、蓄電池の充電電流を所定値で固定した場合に得られる特性であり、蓄電池の充電電流によって変化する。
図４（ｂ）に示すように、本実施形態では一例として、ＳＯＣ使用範囲の上限閾値Ｓ２を、負極電圧が０Ｖ（リチウム析出電圧）に対応するように設定する場合を示している。
その他、図４（ａ）に示す充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎ、電圧差分ΔＶ１、図４（ｂ）に示す負極電圧Ｖａ１、変化量ΔＳ等については、図６、図７に示すフローチャートと併せて後記する。
【００３１】
図５は、蓄電装置が備える制御装置の構成図である。なお、制御装置２０とは、例えば図２に示す電池セル監視部２４１、電池制御装置２３１、統合制御装置２２１等に相当する。図５に示すように、制御装置２０は、充電終了電圧算出手段２１と、記憶手段２２と、充電制御手段２３と、を有している。
【００３２】
充電終了電圧算出手段２１は、電池電圧ＣＣＶと、充電電流Ｉと、負極電圧Ｖａと、に基づいて、充電終了電圧を算出する。ここで、充電終了電圧とは、蓄電池の充電を終了するか否かの判定基準となる電池電圧である。
ちなみに、風力発電では、充電電流Ｉの値が風力に応じて時々刻々と変動する。したがって、制御装置２０は、フィルタ処理や所定時間毎に実行する平均化処理等の前処理を行うことで、前記所定時間における充電電流Ｉの値を一定（例えば、平均値）として扱うように設定されている。
【００３３】
充電終了電圧算出手段２１は、ＳＯＣ算出部２１ａと、電圧差分算出部２１ｂと、加算器２１ｃと、を有している。
ＳＯＣ算出部２１ａ（充電率算出手段）は、蓄電池の充電中における電池電圧ＣＣＶが満充電電圧Ｖｆｕｌに到達した場合、当該到達時における蓄電池のＳＯＣを算出する。なお、ＳＯＣ算出部２１ａには、蓄電池に設置される電圧センサ（図示せず）の検出値である電池電圧ＣＣＶと、電流センサ（図示せず）の検出値である充電電流Ｉと、が入力される。
例えば、ＳＯＣ算出部２１ａは、蓄電池の充電電流Ｉを所定時間毎に平均した値である充電電流平均値と、蓄電池の電池電圧ＣＣＶとに基づいて、蓄電池のＳＯＣを算出する。その他、ＳＯＣの算出には、公知の様々な方法を用いることができる。
【００３４】
電圧差分算出部２１ｂ（充電差分算出手段）は、電池電圧ＣＣＶと、充電電流Ｉと、負極電圧Ｖａと、ＳＯＣ算出部２１ａによって算出されるＳＯＣと、に基づいて電圧差分ΔＶ１を算出する。なお、電圧差分ΔＶ１の値は、加算器２１ｃが充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎを算出する際に用いられる。
ちなみに、電圧差分ΔＶ１を算出する際、電圧差分算出部２１ｂは記憶手段２２に格納されている蓄電池の無負荷特性（図４（ａ）破線：電池電圧、及び図４（ｂ）波線：負極電圧）、満充電相当電圧Ｖｆｕｌ、最大許容電圧Ｖｆｉｎ等の情報も用いる。電圧差分ΔＶ１の算出処理については、後記する。
加算器２１ｃは、電圧差分算出部２１ｂから入力される電圧差分ΔＶ１と満充電相当電圧Ｖｆｕｌとを加算し、充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎとして充電制御手段２３に出力する。
【００３５】
充電制御手段２３は、電池電圧ＣＣＶと、充電電流Ｉと、ＳＯＣ算出部２１ａから入力されるＳＯＣと、加算器２１ｃから入力される充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎと、に基づいて蓄電池の充電を制御する。なお、図５に示す充電終了指令Ｑ１は、蓄電池の充電を終了する際に充電制御手段２３から出力される信号である。充電制御手段２３は、充電終了指令Ｑ１を出力することによって、蓄電池と双方向インバータ３（図１参照）とを電気的に接続しているスイッチ（図示せず）をオンからオフに切り換え、蓄電池の充電を終了させる。
【００３６】
図６は、制御装置が実行する処理の流れを示すフローチャートである。
図６に示す「ＳＴＡＲＴ」において制御装置２０は、充電を開始する。なお、この時点において蓄電池のＳＯＣ（充電率）は、下限閾値Ｓ１以上かつ上限閾値Ｓ２以下のＳＯＣ使用範囲内にあるものとする（図４（ａ）参照）。
ステップＳ１０１において制御装置２０は、前記した蓄電池の電池電圧ＣＣＶ、充電電流Ｉ、及び負極電圧Ｖａの値を読み込む。
ステップＳ１０２において制御装置２０は、ステップＳ１０１で読み込んだ電池電圧ＣＣＶと、充電電流Ｉとに基づいて、蓄電池のＳＯＣを算出する（充電率算出処理）。
ステップＳ１０３において制御装置２０は、ステップＳ１０２で算出したＳＯＣが、リチウム析出電圧に対応する上限閾値Ｓ２（つまり、リチウム析出時充電率）以上であるか否かを判定する。なお、リチウム析出電圧に対応する上限閾値Ｓ２（図４（ｂ）参照）の値は、事前の実験等によって求められ、記憶手段２２（図５参照）に格納されている。
【００３７】
ＳＯＣが上限閾値Ｓ２以上である場合（Ｓ１０３→Ｙｅｓ）、制御装置２０は電力系統４（図１参照）と蓄電池との電気的接続を遮断して充電を終了する（ＥＮＤ）。これによって、蓄電池の負極電圧がリチウム析出電圧を下回ることを防止し、蓄電池の劣化を抑制することができる。一方、ＳＯＣが上限閾値Ｓ２未満である場合（Ｓ１０３→Ｎｏ）、制御装置２０の処理はステップＳ１０４に進む。
【００３８】
ステップＳ１０４において制御装置２０は、電池電圧ＣＣＶが満充電相当電圧Ｖｆｕｌ以上であるか否かを判定する。前記したように、満充電相当電圧Ｖｆｕｌの値も予め設定されて記憶手段２２（図５参照）に格納されている。
電池電圧ＣＣＶが満充電相当電圧Ｖｆｕｌ以上である場合（Ｓ１０４→Ｙｅｓ）、制御装置２０の処理はステップＳ１０５に進む。なお、この時点において電池電圧ＣＣＶは最大許容電圧Ｖｆｉｎ（＞Ｖｆｕｌ：図４（ａ）参照）未満であるため、リチウム金属が析出しない範囲内において、さらに充電する余裕がある。一方、電池電圧ＣＣＶが満充電相当電圧Ｖｆｕｌ未満である場合（Ｓ１０４→Ｎｏ）、制御装置２０の処理はステップＳ１０１に戻る。
このように、制御装置２０は、蓄電池の充電中において電池電圧ＣＣＶが満充電相当電圧Ｖｆｕｌ（＜Ｖｆｉｎ）に達したか否かを所定のサイクルタイム毎に監視し、電池電圧ＣＣＶが満充電相当電圧Ｖｆｕｌに到達しない場合、充電を継続する。
【００３９】
ステップＳ１０５において制御装置２０は、充電中の電池電圧ＣＣＶが満充電相当電圧Ｖｆｕｌに達した時点における負極電圧Ｖａを読み込む。当該負極電圧Ｖａは、図４（ｂ）に示す負極電圧Ｖａ１に相当する。
ステップＳ１０６において制御装置２０は、蓄電池の負極電圧Ｖａが現時点から電圧Ｖａ１分だけ低下してリチウム析出電圧（０Ｖ）となるまでのＳＯＣの変化量ΔＳ（図４（ｂ）参照）を算出する。なお、当該変化量ΔＳは、リチウム析出電圧（０Ｖ）に対応する上限閾値Ｓ２から、ステップＳ１０５の処理の直前に算出したＳＯＣの値（Ｓ３：図４（ｂ）参照）を減算することで得られる。
【００４０】
つまり、制御装置２０は、電池電圧ＣＣＶが満充電相当電圧Ｖｆｕｌに到達した時点における蓄電池のＳＯＣ（つまり、Ｓ３：図４（ｂ）参照）を算出し、当該ＳＯＣと、予め設定される上限閾値Ｓ２（リチウム析出時充電率）と、の差分ΔＳを算出する。
【００４１】
ステップＳ１０７において制御装置２０は、蓄電池のＳＯＣが所定値Ｓ３から上限閾値Ｓ２まで増加する際の電池電圧ＣＣＶの上昇幅ΔＶ１（図４（ａ）参照）を、無負荷特性に基づいて算出する（電圧差分算出処理）。
前記した無負荷特性は、図４（ａ）に示すＳＯＣ−電池電圧特性（破線）と、図４（ｂ）に示すＳＯＣ−負極電圧特性（破線）であり、予め記憶手段２２（図示せず）に格納されている。
【００４２】
図４（ａ）に示すように、蓄電池の無負荷特性（破線）を内部抵抗による電圧降下分だけ平行移動させたものが負荷特性（実線）となる。したがって、無負荷特性を用いて算出した電圧上昇幅ΔＶ１は、実際に充電を行う場合の電圧上昇幅ΔＶ１と略一致する（図４（ａ）参照）。
このように、制御装置２０は、電池電圧ＣＣＶが満充電相当電圧Ｖｆｕｌに到達した時点のＳＯＣ（Ｓ３）と、予め設定される上限閾値Ｓ２（リチウム析出時充電率）と、の差分ΔＳに対応する電池電圧の差分ΔＶ１を、蓄電池の無負荷特性に基づいて算出する
【００４３】
ステップＳ１０８において制御装置２０は、充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎを算出する（充電終了電圧算出処理）。充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎは、記憶手段２２（図５参照）に格納されている満充電相当電圧Ｖｆｕｌに、ステップＳ１０７で算出した上昇幅ΔＶ１を加算することによって算出される。
ステップＳ１０９において制御装置２０は、充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎが最大許容電圧Ｖｆｉｎ以上であるか否かを判定する。充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎが最大許容電圧Ｖｆｉｎ以上である場合（Ｓ１０９→Ｙｅｓ）、制御装置２０の処理はステップＳ１１０に進む。
【００４４】
ステップＳ１１０において制御装置２０は、充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎを最大許容電圧Ｖｆｉｎの値で置き換える。つまり、制御装置２０は、蓄電池の仕様に応じて予め設定される最大許容電圧Ｖｆｉｎを新たな充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎとして再設定する。
一方、充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎが最大許容電圧Ｖｆｉｎ未満である場合（Ｓ１０９→Ｎｏ）、制御装置２０の処理はステップＳ１１１に進む。
【００４５】
つまり、制御装置２０は、充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎ及び最大許容電圧Ｖｆｉｎのうち、小さいほうを新たな充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎとして再設定する。
ステップＳ１１１において制御装置２０は、蓄電池の電池電圧ＣＣＶ、充電電流Ｉ、及び負極電圧Ｖａの値を読み込む。
ステップＳ１１２において制御装置２０は、ステップＳ１１１で読み込んだ電池電圧ＣＣＶと、充電電流Ｉとに基づいて、蓄電池のＳＯＣを算出する。
【００４６】
ステップＳ１１３において制御装置２０は、ステップＳ１１２で算出したＳＯＣが、リチウム析出電圧に対応する上限閾値Ｓ２以上であるか否かを判定する。ＳＯＣが上限閾値Ｓ２以上である場合（Ｓ１１３→Ｙｅｓ）、制御装置２０は充電を終了する（ＥＮＤ）。一方、ＳＯＣが上限閾値Ｓ２未満である場合（Ｓ１１３→Ｎｏ）、制御装置２０の処理はステップＳ１１４に進む。
【００４７】
ステップＳ１１４において制御装置２０は、電池電圧ＣＣＶが充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎ以上であるか否かを判定する。なお、制御装置２０は、ステップＳ１１２の比較処理を行う際、ステップＳ１０９，Ｓ１１０の処理で再設定した充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎの値を用いる。
電池電圧ＣＣＶが充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎ以上である場合（Ｓ１１４→Ｙｅｓ）、制御装置２０は蓄電池の充電を終了する（充電制御処理：ＥＮＤ）。一方、電池電圧ＣＣＶが充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎ未満である場合（Ｓ１１４→Ｎｏ）、制御装置２０の処理はステップＳ１１１に戻る。
【００４８】
つまり、制御装置２０は、電池電圧ＣＣＶが最大許容電圧Ｖｆｉｎに達するタイミングと、蓄電池の負極電圧がリチウム析出電圧（０Ｖ）に達するタイミングと、のうち早い方のタイミングで蓄電池の充電を停止させる。
当該処理を行うことによって、蓄電池の負極電圧Ｖａがリチウム析出電圧（０Ｖ）を下回ることを防止し、かつ、蓄電池の電池電圧ＣＣＶが最大許容電圧Ｖｆｉｎを上回ることを防止できる。
【００４９】
図８（ａ）は蓄電池のＳＯＣ−ＣＣＶ特性及び無負荷特性、図８（ｂ）は蓄電池のＳＯＣ−負極電圧特性、図８（ｃ）はＳＯＣ−充電電流特性を示す説明図である。なお、図８（ａ）に示す電池電圧ＣＣＶ１、図８（ｂ）に示す負極電圧Ｖａ１、及び図８（ｃ）に示す充電電流Ｉ１は、それぞれ対応している。他の電池電圧、負極電圧、及び充電電流についても同様である。
また、蓄電池のＳＯＣ使用範囲として、下限閾値Ｓ１以上かつ上限閾値Ｓ２以下の範囲を設定し、図８（ｃ）に示すように充電電流Ｉ１，Ｉ２，Ｉ３（Ｉ１＜Ｉ２＜Ｉ３）の各電流値でＣＣＣＶ充電を行った。
【００５０】
前記したように、充電電流の値が大きいほど内部抵抗による電圧降下も大きくなる。したがって、比較的小さい充電電流Ｉ１である場合、電池電圧ＣＣＶ１（図８（ａ）参照）は他の電池電圧ＣＣＶ２，ＣＣＶ３よりも低くなり、負極電圧Ｖａ１（図８（ｂ）参照）は他の負極電圧Ｖａ２，Ｖａ３よりも高くなる。
充電電流Ｉ１（図８（ｃ）参照）で充電を行った場合、図８（ａ）に示すようにＳＯＣ使用範囲において電池電圧ＣＣＶ１が満充電相当電圧Ｖｆｕｌに達することなく充電が進む（Ｓ１０４→Ｎｏ：図６参照）。そして、制御装置２０は、蓄電池のＳＯＣが上限閾値Ｓ２に到達した時点で充電を終了させる（Ｓ１０３→Ｙｅｓ，ＥＮＤ）。このとき、図８（ｂ）に示すように、負極電圧Ｖａ１の値はリチウム析出電圧（０Ｖ）に対して所定の余裕を有している。
【００５１】
充電電流Ｉ２（図８（ｃ）参照）で充電を行った場合、図８（ａ）に示すように電池電圧ＣＣＶ２が満充電相当電圧Ｖｆｕｌに到達した時点において制御装置２０は充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎを算出し（Ｓ１０８，Ｓ１１０）、電池電圧ＣＣＶを所定のサイクルタイム毎に監視する（Ｓ１１４）。そして、制御装置２０は、電池電圧ＣＣＶが充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎに到達した時点で充電を終了させる（Ｓ１１４→Ｙｅｓ，ＥＮＤ）。このとき、図８（ｂ）に示すように、負極電圧Ｖａ２がリチウム析出電圧（０Ｖ）と等しい状態で充電が終了している。
【００５２】
充電電流Ｉ３（図８（ｃ）参照）で充電を行った場合、図８（ａ）に示すように電池電圧ＣＣＶ３が満充電相当電圧Ｖｆｕｌに到達した時点で制御装置２０は充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎを算出する（Ｓ１０８，Ｓ１１０）。充電電流Ｉ３の値は比較的大きいため、蓄電池のＳＯＣが上限閾値Ｓ２に達するよりも前に電池電圧ＣＣＶが充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎに達し、充電が終了する（Ｓ１１４→Ｙｅｓ，ＥＮＤ）。このとき、図８（ｂ）に示すように、負極電圧Ｖａ２がリチウム析出電圧（０Ｖ）と等しく、蓄電池のＳＯＣは上限閾値Ｓ２よりも低い値Ｓ３となっている。
【００５３】
このように、制御装置２０は、充電電流の値の大小に関わらず（図８（ｃ）参照）、ＳＯＣ使用範囲内において蓄電池の充電を行うとともに（図８（ａ）参照）、負極電圧Ｖａがリチウム析出電圧（０Ｖ）を下回る前に充電を終了させる（図８（ｂ）参照）。
【００５４】
≪効果≫
本実施形態に係る蓄電装置２によれば、制御装置２０が充電中における蓄電池のＳＯＣを監視し、ＳＯＣがリチウム析出電圧（０Ｖ）に対応する上限閾値Ｓ２以上となった場合（Ｓ１０３→Ｙｅｓ）、ただちに蓄電池の充電を終了させる（ＥＮＤ）。したがって、蓄電池の負極電圧Ｖａがリチウム析出電圧を下回ることを防止し、リチウム金属の析出に伴う蓄電池の性能劣化を回避できる。
【００５５】
また、制御装置２０は、充電中における蓄電池の電池電圧ＣＣＶが満充電相当電圧Ｖｆｕｌに到達した時点において、蓄電池の充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎを算出する（Ｓ１０８）。なお、当該時点において、蓄電池の負極電圧Ｖａがリチウム析出電圧を下回ることはない。これは、図４（ａ）、図４（ｂ）に示すように、電池電圧ＣＣＶが満充電相当電圧Ｖｆｕｌとなった状態に対応するＳＯＣ：Ｓ３が、リチウム析出電圧（０Ｖ）に対応するＳＯＣ：Ｓ２未満となっているためである。したがって、制御装置２０は、充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎを算出するタイミングを適切に設定することができる。
【００５６】
すなわち、制御装置２０は、充電状態において蓄電池の負極電圧Ｖａがリチウム析出電圧を下回るよりも前に充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎを算出する。さらに、制御装置２０は、電池電圧ＣＣＶが充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎに達した場合（Ｓ１１４→Ｙｅｓ：図７参照）、蓄電池と電力系統４との電気的接続を遮断して充電を終了させる（ＥＮＤ）。
したがって、制御装置２０からの信号が入力されてから、発電装置１の制御（例えば、風車の停止）に反映させるまでに応答遅れが生じても、蓄電池の負極電圧がリチウム析出電圧を下回ることを確実に防止できる。
【００５７】
また、図６のＳ１０８で算出した充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎが蓄電池の最大許容電圧Ｖｆｉｎ以上である場合（Ｓ１０９→Ｙｅｓ：図７参照）、制御装置２０は充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎの値を最大許容電圧Ｖｆｉｎで置き換える（Ｓ１１０）。
これによって、電池電圧ＣＣＶが最大許容電圧Ｖｆｉｎを上回って蓄電池に不具合が生じることを防止しつつ、負極電圧Ｖａがリチウム析出電圧を下回ることを確実に防止できる。
【００５８】
また、制御装置２０は、電池電圧ＣＣＶが満充電相当電圧Ｖｆｕｌに達した時点での負極電圧Ｖａを読み込み（Ｓ１０１）、無負荷特性（図４（ａ）、図４（ｂ）の破線）等を用いて充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎの値を算出する。これによって、リチウム析出電圧に対応する充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎを正確に算出できる。
【００５９】
≪比較例≫
ＣＣＣＶ充電では、電池電圧ＣＣＶが満充電相当電圧Ｖｆｕｌに到達してからＳＯＣが最大となるまでの間は電流を制限し、満充電相当電圧Ｖｆｕｌを超えないように充電する。従って、ＣＣＣＶ充電では充電電流Ｉの値が大きくなるほど電池電圧ＣＣＶが早期に満充電相当電圧Ｖｆｕｌに到達するため、充電電流Ｉを制限して充電する必要がある。
【００６０】
これに対して、前記した特許文献１に記載の技術では、負極電圧を推定し、負極電圧が０Ｖを下回らない範囲であれば電池電圧ＣＣＶが満充電相当電圧Ｖｆｕｌ（図９（ａ）参照）を超えても充電を継続していた。なお、図９（ｂ）に示す０Ｖは、リチウム析出電圧を基準にしている。
この場合、電池電圧ＣＣＶが満充電相当電圧Ｖｆｕｌに到達しても負極電圧がリチウム析出電圧よりも大きい区間は電流制限をしないため（図９（ｃ）のＳＯＣ：Ｓ５〜Ｓ６）、ＣＣＣＶ充電方式よりも電流制限区間が短くなる（図９（ｃ）のＳＯＣ：Ｓ６〜１００％）。
【００６１】
また、特許文献１に記載の技術は、蓄電池の充電電流を瞬時に制御可能な場合（例えば、ハイブリッド自動車や電気自動車に適用する場合）には、負極電圧Ｖａがリチウム析出電圧（０Ｖ）を下回らないよう制御することが可能である。例えば、ハイブリッド自動車や電気自動車では、減速時にモータを発電機として作動させ、回生エネルギを電力に変換して回収して蓄電池を充電する。また、蓄電池のＳＯＣが高く電流値を抑える必要がある場合は、回生を行わずにブレーキペダルによる減速（フットブレーキ）に切り替える。
このようにハイブリッド自動車や電気自動車は、減速時における回生やフットブレーキを用いたエネルギ配分を蓄電池の充放電によって制御することが可能であり、負極電圧が所定値を下回らないように短時間に電流を制御することが可能となる。
【００６２】
一方、例えば、風力発電用の風車では、発電電力が風車のブレードの受風面積に比例する。したがって、この場合、蓄電池のＳＯＣに応じてブレードの取り付け角（ピッチ角）を制御し、受風面積を調整する必要がある。ただし、現状ではピッチ角の変化には数ｓｅｃ〜数十ｓｅｃの時間を要する。
そうすると、風力発電装置の余剰電力を吸収する目的で特許文献１の方法を適用すると、充電電流の制御が間に合わず、負極電圧がリチウム電圧を下回る可能性がある。この場合、蓄電池の負極側でリチウム金属が析出し、蓄電池の性能劣化を招くおそれがある。
【００６３】
これに対して本実施形態に係る蓄電装置２は、負極電圧Ｖａがリチウム析出電圧を下回るよりも前に充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎを算出し、電池電圧ＣＣＶが充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎ以上になった場合、蓄電池と電力系統４とを電気的に切り離して充電を終了する。
したがって、例えば風力発電による発電電力の余剰分を蓄電池で吸収する際、停止指令が入力されてから、慣性力に抗して風車の回転を実際に停止させるまでに生成される発電電力が、当該蓄電池に流入することを防止できる。
【００６４】
すなわち、本実施形態によれば、発電装置１側の応答性に関わらず、蓄電池の負極側でリチウム金属が析出することを確実に防止し、蓄電装置２の信頼性を向上させることができる。なお、前記した余剰電力は、蓄電装置２が備える他の蓄電池（電池セル２４２）のうち、電力系統４と電気的に接続されているものに充電される。
【００６５】
≪変形例≫
以上、本発明に係る蓄電装置２について、図面を参照して詳細に説明したが、本発明は前記実施形態に限定されるものではなく、本発明の趣旨を逸脱しない範囲で適宜変更することが可能である。
例えば、前記実施形態では、ＳＯＣ算出部２１ａが、電池電圧ＣＣＶと、充電電流Ｉと、に基づいて蓄電池のＳＯＣを算出する場合について説明したが、これに限らない。例えば、充電流Ｉを逐次積算するなど、他の方法を用いてもよい。また、ＳＯＣを算出する際、温度センサ（図示せず）によって検出される蓄電池の温度を併せて用いてもよい。
【００６６】
また、前記実施形態では、発電装置１が風力発電装置や太陽光発電装置など自然エネルギを利用した発電装置である場合について説明したが、これに限らず他の種類の発電装置を用いてもよい。
また、発電装置１に代えて、又は発電装置１に加えて、電力を消費する負荷を電力系統４に接続し、蓄電装置２から前記負荷に電力供給するようにしてもよい。この場合において、需要側の負荷が軽い夜間に蓄電池を充電し、需要側の負荷が重い昼間に蓄電池から放電することによって、電力負荷の平準化を図ることが望ましい。
【００６７】
また、前記実施形態では、ＳＯＣの上限閾値Ｓ２をリチウム析出電圧（０Ｖ）に対応するＳＯＣとして設定したが、これに限らない。すなわち、上限閾値Ｓ２を、リチウム析出電圧に対応するＳＯＣよりも小さい値に設定して所定の余裕を持たせるようにしてもよい。
また、前記実施形態では、リチウム析出電圧に対応するＳＯＣ：Ｓ２（図４（ｂ）参照）から、満充電相当電圧Ｖｆｕｌに対応するＳＯＣ：Ｓ３を減算することによって変化量ΔＳを算出し、当該変化量ΔＳを用いて充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎを算出する場合について説明したが、これに限らない。例えば、前記した変化量ΔＳに所定係数ｋ（０＜ｋ＜１）を乗算してΔＳ２とし、当該ΔＳ２に基づいて充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎを算出してもよい。
【００６８】
また、前記実施形態では、制御装置２０が、蓄電池の電池電圧ＣＣＶが満充電相当電圧Ｖｆｕｌに到達した時点でのＳＯＣを用いて充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎを算出する場合について説明したが、これに限らない。すなわち、予め設定される所定値に到達した時点でのＳＯＣを用いて充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎを算出してもよい。なお、前記所定値は、ＳＯＣ使用範囲内において設定される。
【００６９】
また、制御装置２０は、充電電流平均値が所定時間内に所定量以上増加した場合、充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎを低下させる「充電終了電圧補正手段」を有することが好ましい（第１補正処理）。なお、前記した所定量及び所定時間の値は、予め設定されて記憶手段に格納されている。
また、充電終了電圧補正手段は、充電電流平均値が所定時間内に所定量以上減少した場合、充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎを上昇させてもよい（第２補正処理）。
【００７０】
なお、充電終了電圧補正手段は、前記した第１補正処理及び第２補正処理の両方を実行してもよいし、いずれか一方を実行してもよい。
これによって、充電電流Ｉの増加に伴う蓄電池内での電圧降下（内部抵抗Ｒによる電圧降下）を考慮して、適切に充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎの値を設定することができる。
【００７１】
また、前記実施形態において図７に示すステップＳ１０９，Ｓ１１０の処理を省略してもよい。この場合でも、蓄電池の電池電圧ＣＣＶが充電終了電圧Ｖ２ｆｉｎに到達した場合緒に充電を終了させることによって、蓄電池の負極側でリチウム金属が析出することを防止することができる。
【符号の説明】
【００７２】
Ｓ  電力システム
１  発電装置
２  蓄電装置
２０  制御装置
２１  充電終了電圧算出手段
２１ａ  ＳＯＣ算出部（充電率算出手段）
２１ｂ  電圧差分算出部（電圧差分算出手段）
２１ｃ  加算器
２２  記憶手段
２３  充電制御手段
２１０  システム制御装置
２２０  電池ブロック（蓄電装置）
２２１  統合制御装置
２３０  電池パック（蓄電装置）
２３１  電池制御装置
２４０  電池モジュール（蓄電装置）
２４１  電池セル監視部
２４２  電池セル（リチウムイオン蓄電池）
３  双方向インバータ
４  電力系統
【図１】
2014091622.tif 000003
【図２】
2014091622.tif 000004
【図３】
2014091622.tif 000005
【図４】
2014091622.tif 000006
【図５】
2014091622.tif 000007
【図６】
2014091622.tif 000008
【図７】
2014091622.tif 000009
【図８】
2014091622.tif 000010
【図９】
2014091622.tif 000011
【国際調査報告】
2014091622.tif 000012
2014091622.tif 000013