(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
複数の単電池が直列に接続された組電池を複数個備えた電池システムでの組電池の充放電を制御する、組電池の状態検出方法であって、
前記電池システム動作開始後に前記複数の単電池の各々の開路電圧を測定するステップと、
前記複数の単電池の各々の開路電圧から各々の単電池の残存容量の初期値を算出するステップと、
前記電池システムの充放電開始後に、第１の所定時間毎に、前記複数の単電池の各々の端子間電圧を測定するステップと、
第２の所定時間毎に、組電池の総電圧と組電池を流れる電流とを検出するステップと、
前記組電池の残存容量からの、前記複数の単電池の各々の残存容量の偏差を算出するステップと、
前記残存容量の偏差が所定の値より大きな単電池のバランシング放電を行うステップと、
検出された前記組電池の前記総電圧と前記組電池に流れる電流とから前記組電池の内部抵抗を算出するステップと、
前記第１および第２の所定時間より長い第３の所定時間が前記電池システム動作開始から経過するまでに、
前記第１の所定時間毎に測定された前記複数の単電池の各々の端子間電圧の値から、前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさを算出するステップと、
前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさの総和に対する、前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさの比率を算出するステップと、
前記複数の単電池の各々の内部抵抗を、前記組電池の内部抵抗に前記複数の単電池の各々の前記比率を乗じて算出するステップと、
前記組電池の残存容量と、前記第２の所定時間毎に検出される組電池を流れる電流と組電池の総電圧とから前記複数の単電池の各々の残存容量を前記第２の所定時間毎に算出するステップとを含むことを特徴とする組電池の状態検出方法。
【請求項２】
請求項１に記載の組電池の状態検出方法において、
前記電池システム動作開始から前記第３の所定時間が経過した後の前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさは、前記電池システム動作開始から前記第３の所定時間が経過するまでに前記第１の所定時間毎に測定された前記複数の単電池の各々の端子間電圧の値と、前記電池システム動作開始から前記第３の所定時間が経過した後の前記第１の所定時間毎に測定される前記複数の単電池の各々の端子間電圧の値とから算出されることを特徴とする組電池の状態検出方法。
【請求項３】
請求項１に記載の組電池の状態検出方法において、
前記電池システム動作開始から前記第３の所定時間が経過した後の前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさは、前記第３の所定時間毎に、前記第３の所定時間内で前記第１の所定時間毎に測定される前記複数の単電池の各々の端子間電圧の値から算出されることを特徴とする組電池の状態検出方法。
【請求項４】
請求項２または３に記載の組電池の状態検出方法において、
前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさは、前記第３の所定時間内に、前記第１の所定時間毎に測定した前記単電池の端子間電圧の標準偏差であることを特徴とする組電池の状態検出方法。
【請求項５】
請求項２または３に記載の組電池の状態検出方法において、
前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさは、前記第３の所定時間内に、前記第１の所定時間毎に測定した前記単電池の端子間電圧の連続した２回の測定値の差の絶対値の積算値、またはこの積算値を積算回数で除した値であることを特徴とする組電池の状態検出方法。
【請求項６】
請求項２または３に記載の組電池の状態検出方法において、
前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさは、前記第３の所定時間内に、前記第１の所定時間毎に測定した前記単電池の端子間電圧の連続した２回の測定値の差の二乗の積算値の平方根、またはこの積算値を積算回数で除したものの平方根であることを特徴とする組電池の状態検出方法。
【請求項７】
請求項２または３に記載の組電池の状態検出方法において、
前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさは、前記第３の所定時間内に、前記第１の所定時間毎に測定した前記単電池の端子間電圧の最大値と最小値の差、またはこの差を測定回数で除した値であることを特徴とする組電池の状態検出方法。
【請求項８】
請求項２乃至７のいずれか１項に記載の組電池の状態検出方法において、更に、
前記複数の単電池の各々の残存容量と内部抵抗とから、前記複数の単電池の各々の単電池毎に許容最大放電電流を算出するステップを含み、
この算出された前記複数の単電池の許容最大放電電流の内で最も小さい許容最大放電電流を越えないように、組電池の放電を制御するステップとを含むことを特徴とする組電池の状態検出方法。
【請求項９】
請求項２乃至７のいずれか１項に記載の組電池の状態検出方法において、更に、
前記複数の単電池の各々の残存容量と内部抵抗とから、前記複数の単電池の各々の単電池毎に許容最大充電電流を算出するステップを含み、
この算出された前記複数の単電池の許容最大充電電流の内で最も小さい許容最大充電電流を越えないように、組電池の充電を制御するステップとを含むことを特徴とする組電池の状態検出方法。
【請求項１０】
請求項２乃至７のいずれか１項に記載の組電池の状態検出方法において、更に、
前記電池システムを停止する前に、前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさの総和に対する、前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさの比率を、前記電池システムに備えられた不揮発メモリに書き込むステップを含むことを特徴とする組電池の状態検出方法。
【請求項１１】
請求項１０に記載の組電池の状態検出方法において、更に、
前回の車両停止の際に、前記不揮発性メモリに保存された、前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさの総和に対する、前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさの比率を読み出すステップを含み、
前記電池システムの充放電開始後、前記第３の所定時間が経過するまでは、前記不揮発メモリから読み出された前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさの総和に対する、前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさの比率を用いて、前記複数の単電池の各々の内部抵抗を算出することを特徴とする組電池の状態検出方法。
【請求項１２】
請求項１１に記載の組電池の状態検出方法において、更に、
前記電池システムの動作開始後、前記第２の所定時間毎に測定される組電池を流れる電流の測定値の、その前回の測定値との差が所定値よりも小さい場合は、前回までの既に算出されている前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさの総和に対する、前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさの比率を用いて、前記複数の単電池の各々の内部抵抗を算出することを特徴とする組電池の状態検出方法。
【請求項１３】
請求項２乃至９のいずれか１項に記載の組電池の状態検出方法を実行する組電池の制御装置であって、
前記複数の単電池の各々の開路電圧および前記複数の単電池の各々の端子間電圧の検出を行うセルコントローラと、
前記組電池の総電圧を検出する総電圧検出部と、
前記組電池を流れる充放電電流を検出する電流検出回路と、
バッテリコントローラとを備え、
前記バッテリコントローラは、前記総電圧検出部と前記電流検出回路を用いて、前記第２の所定時間毎に、前記組電池の総電圧と前記組電池を流れる充放電電流とを検出し、前記第３の所定時間毎に、前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさと、前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさの総和に対する前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさの比率と、前記複数の単電池の各々の内部抵抗と、前記複数の単電池の各々の残存容量とその偏差を算出することを特徴とする組電池の制御装置。
【請求項１４】
請求項２乃至７のいずれか１項に記載の組電池の状態検出方法を実行する組電池の制御装置であって、
前記複数の単電池の各々の開路電圧および前記複数の単電池の各々の端子間電圧の検出を行うセルコントローラと、
前記組電池の総電圧を検出する総電圧検出部と、
前記組電池を流れる充放電電流を検出する電流検出回路と、
バッテリコントローラとを備え、
前記セルコントローラは、前記第３の所定時間毎に、前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさを算出し、
前記バッテリコントローラは、前記総電圧検出部と前記電流検出回路を用いて、前記第２の所定時間毎に、前記組電池の総電圧と前記組電池を流れる充放電電流とを検出し、前記第３の所定時間毎に、前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさの総和に対する前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさの比率と、前記複数の単電池の各々の内部抵抗と、前記複数の単電池の各々の残存容量とその偏差を算出することを特徴とする組電池の制御装置。
【請求項１５】
請求項１３または１４に記載の組電池の制御装置において、
前記セルコントローラは、更に、バランシング放電を行うバランシング回路を備えることを特徴とする組電池の制御装置。
【請求項１６】
複数個の単電池を接続して構成された組電池の状態検出方法であって、
前記組電池の総電圧と電流とに基づいて、前記組電池の内部抵抗を算出し、
前記複数個の単電池の各々の電圧を検出し、
前記検出された複数個の単電池の各々の電圧のバラツキを示す統計値を算出し、
前記バラツキを示す統計値に基づいて、前記組電池の内部抵抗に対する前記単電池の内部抵抗の比をリアルタイムに算出し、
前記内部抵抗の比と、前記組電池の内部抵抗とに基づいて、前記複数個の単電池の各々の内部抵抗をリアルタイムに算出し、
この算出された前記複数個の単電池の各々の内部抵抗に基づいて、前記複数個の単電池の各々に対する最大許容充電電流と最大許容放電電流を算出し、
前記複数個の単電池の各々に対する最大許容充電電流と最大許容放電電流で、それぞれ最少の最大許容充電電流と最少の最大許容放電電流とを前記組電池の最大許容充電電流および最大許容放電電流として、充放電制御を行うことを特徴とする組電池の状態検出方法。
【請求項１７】
複数個の単電池を接続して構成された組電池の制御装置であって、
前記組電池の総電圧を検出する手段と、
前記組電池の電流を検出する手段と、
前記組電池の総電圧と電流とに基づいて、前記組電池の内部抵抗を算出する手段と、
前記複数個の単電池の各々の電圧を検出する手段と、
この検出された前記複数個の単電池の各々の電圧のバラツキを示す統計値を算出する手段と、
前記バラツキを示す統計値に基づいて、前記組電池の内部抵抗に対する前記複数の単電池の各々の内部抵抗の比をリアルタイムに算出する手段と、
前記内部抵抗の比と、前記組電池の内部抵抗とに基づいて、前記複数の単電池の各々の内部抵抗をリアルタイムに算出する手段と、
前記算出された単電池の内部抵抗に基づいて、前記複数個の単電池の各々に対する最大許容充電電流と最大許容放電電流を算出し、
前記複数個の単電池の各々に対する最大許容充電電流と最大許容放電電流で、それぞれ最少の最大許容充電電流と最少の最大許容放電電流とを前記組電池の最大許容充電電流および最大許容放電電流として、充放電制御を行う手段とを有することを特徴とする組電池の制御装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、リチウム二次電池やニッケル水素電池、鉛電池、電気二重層キャパシタなどの二次電池の単電池セルから構成される組電池の状態検出方法および制御装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
二次電池の単電池セルを複数直並列して構成した組電池を備えた蓄電装置を用いた電源装置、分散型電力貯蔵装置、電気自動車等では、組電池の状態を検出・管理する電池制御回路が搭載されている。電池制御回路が検出・管理する組電池の状態を示すパラメータとしては、組電池あるいは組電池を構成する単電池セルがどの程度まで充電されているか、あるいはどの程度放電可能な電荷量が残っているのかを示す充電状態（ＳＯＣ：Ｓｔａｔｅ  Ｏｆ  Ｃｈａｒｇｅ）と電池の内部抵抗（ＤＣＲ：ＤＣ  Ｒｅｓｉｓｔａｎｃｅ）が代表的である。
【０００３】
リチウム電池などの二次電池の寿命は過充電や過放電を行うと短くなり、組電池の寿命は、この組電池に含まれる単電池の最も劣化した単電池によって決定される。特に過充電による劣化は大きく、電池システムの安全性にも影響を及ぼすので、各単電池の充電状態を検出して、各単電池が過充電とならないように充放電を制御することが必要である。各単電池の充放電電圧が、充放電電圧の上限値および下限値の範囲内で行われるためには、各単電池のＳＯＣとＤＣＲを測定する必要がある。例えば充電に際しては、充電電流と各単電池のＤＣＲとＳＯＣで決まる充電電圧が上限値を超えないように制御する必要があるからである。
しかしながら、組電池の各単電池のＤＣＲを求めるには、全ての単電池電圧と充放電電流をほぼ同時に測定する必要があることと、このための計算量が膨大となるため、従来は組電池全体でのＳＯＣまたはＤＣＲを用いて充放電制御が行われていた。
【０００４】
特許文献１には、充放電中の電池電圧と電流データを直線近似し、その傾きからＤＣＲを算出し、この算出されたＤＣＲから組電池の劣化状態を判断することが示唆されている。しかし、この文献では、各単電池の充電状態（ＳＯＣ）および各単電池のＤＣＲを測定して組電池の充放電を制御することは開示されていない。
【０００５】
また、特許文献２には、複数の単電池を直列に接続した組電池での各単電池のＳＯＣを均等化する方法として、各単電池の開路電圧（ＯＣＶ）を測定してこれをＳＯＣに変換し、各単電池のＳＯＣが高いセルに抵抗を接続して電流を通電してＳＯＣを下げるバランシング方法が記載されている。この方法では、例えばこの組電池を搭載した電動車両の起動時に、各単電池のＳＯＣの偏差から各単電池のバランシング時間を決定し、充放電中にバランシング時間抵抗を接続してバランシング電流を流すことにより各単電池の放電を行うものである。バランシング電流通電中、組電池が放電時は当該単電池の放電電流が組電池の放電電流よりバランシング電流分多くなり、充電時は充電電流がバランシング電流分少なくなる。
しかし、この特許文献２では各単電池のＤＣＲを考慮して組電池の充放電を行うことは考慮されていない。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００６】
【特許文献１】特開平１０−１０６６３５号公報
【特許文献２】特開２００７−２４４１４２号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００７】
従来技術における、複数の単電池を直列に接続した組電池の充放電制御においては、各単電池のＤＣＲが測定あるいは算出されておらず、したがって、各単電池のＤＣＲを考慮した充放電制御は行われていなかった。また組電池全体のＳＯＣおよびＤＣＲに基づいて、ＳＯＣの上限値および下限値に対し大きなマージンを設定して充放電制御せざるを得なかった。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
（１）請求項１に記載の発明は、複数の単電池が直列に接続された組電池を複数個備えた電池システムでの組電池の充放電を制御する、組電池の状態検出方法であって、前記電池システム動作開始後に前記複数の単電池の各々の開路電圧を測定するステップと、前記複数の単電池の各々の開路電圧から各々の単電池の残存容量の初期値を算出するステップと、前記電池システムの充放電開始後に、第１の所定時間毎に、前記複数の単電池の各々の端子間電圧を測定するステップと、第２の所定時間毎に、組電池の総電圧と組電池を流れる電流とを検出するステップと、前記組電池の残存容量からの、前記複数の単電池の各々の残存容量の偏差を算出するステップと、前記残存容量の偏差が所定の値より大きな単電池のバランシング放電を行うステップと、検出された前記組電池の前記総電圧と前記組電池に流れる電流とから前記組電池の内部抵抗を算出するステップと、前記第１および第２の所定時間より長い第３の所定時間が前記電池システム動作開始から経過するまでに、前記第１の所定時間毎に測定された前記複数の単電池の各々の端子間電圧の値から、前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさを算出するステップと、前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさの総和に対する、前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさの比率を算出するステップと、前記複数の単電池の各々の内部抵抗を、前記組電池の内部抵抗に前記複数の単電池の各々の前記比率を乗じて算出するステップと、前記組電池の残存容量と、前記第２の所定時間毎に検出される組電池を流れる電流と組電池の総電圧とから前記複数の単電池の各々の残存容量を前記第２の所定時間毎に算出するステップとを含むことを特徴とする。
（２）請求項２に記載の発明は、請求項１に記載の組電池の状態検出方法において、前記電池システム動作開始から前記第３の所定時間が経過した後の前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさは、前記電池システム動作開始から前記第３の所定時間が経過するまでに前記第１の所定時間毎に測定された前記複数の単電池の各々の端子間電圧の値と、前記電池システム動作開始から前記第３の所定時間が経過した後の前記第１の所定時間毎に測定される前記複数の単電池の各々の端子間電圧の値とから算出されることを特徴とする。
（３）請求項３に記載の発明は、請求項１に記載の組電池の状態検出方法において、前記電池システム動作開始から前記第３の所定時間が経過した後の前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさは、前記第３の所定時間毎に、前記第３の所定時間内で前記第１の所定時間毎に測定される前記複数の単電池の各々の端子間電圧の値から算出されることを特徴とする。
（４）請求項４に記載の発明は、請求項２または３に記載の組電池の状態検出方法において、前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさは、前記第３の所定時間内に、前記第１の所定時間毎に測定した前記単電池の端子間電圧の標準偏差であることを特徴とする。
（５）請求項５に記載の発明は、請求項２または３に記載の組電池の状態検出方法において、前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさは、前記第３の所定時間内に、前記第１の所定時間毎に測定した前記単電池の端子間電圧の連続した２回の測定値の差の絶対値の積算値、またはこの積算値を積算回数で除した値であることを特徴とする。
（６）請求項６に記載の発明は、請求項２または３に記載の組電池の状態検出方法において、前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさは、前記第３の所定時間内に、前記第１の所定時間毎に測定した前記単電池の端子間電圧の連続した２回の測定値の差の二乗の積算値の平方根、またはこの積算値を積算回数で除したものの平方根であることを特徴とする。
（７）請求項７に記載の発明は、請求項２または３に記載の組電池の状態検出方法において、前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさは、前記第３の所定時間内に、前記第１の所定時間毎に測定した前記単電池の端子間電圧の最大値と最小値の差、またはこの差を測定回数で除した値であることを特徴とする。
（８）請求項８に記載の発明は、請求項２乃至７のいずれか１項に記載の組電池の状態検出方法において、更に、前記複数の単電池の各々の残存容量と内部抵抗とから、前記複数の単電池の各々の単電池毎に許容最大放電電流を算出するステップを含み、この算出された前記複数の単電池の許容最大放電電流の内で最も小さい許容最大放電電流を越えないように、組電池の放電を制御するステップとを含むことを特徴とする。
（９）請求項９に記載の発明は、請求項２乃至７のいずれか１項に記載の組電池の状態検出方法において、更に、前記複数の単電池の各々の残存容量と内部抵抗とから、前記複数の単電池の各々の単電池毎に許容最大充電電流を算出するステップを含み、この算出された前記複数の単電池の許容最大充電電流の内で最も小さい許容最大充電電流を越えないように、組電池の充電を制御するステップとを含むことを特徴とする。
（１０）請求項１０に記載の発明は、請求項２乃至７のいずれか１項に記載の組電池の状態検出方法において、更に、前記電池システムを停止する前に、前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさの総和に対する、前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさの比率を、前記電池システムに備えられた不揮発メモリに書き込むステップを含むことを特徴とする。
（１１）請求項１１に記載の発明は、請求項１０に記載の組電池の状態検出方法において、更に、前回の車両停止の際に、前記不揮発性メモリに保存された、前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさの総和に対する、前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさの比率を読み出すステップを含み、前記電池システムの充放電開始後、前記第３の所定時間が経過するまでは、前記不揮発メモリから読み出された前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさの総和に対する、前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさの比率を用いて、前記複数の単電池の各々の内部抵抗を算出することを特徴とする。
（１２）請求項１２に記載の発明は、請求項１１に記載の組電池の状態検出方法において、更に、前記電池システムの動作開始後、前記第２の所定時間毎に測定される組電池を流れる電流の測定値の、その前回の測定値との差が所定値よりも小さい場合は、前回までの既に算出されている前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさの総和に対する、前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさの比率を用いて、前記複数の単電池の各々の内部抵抗を算出することを特徴とする。
（１３）請求項１３に記載の発明は、請求項２乃至９のいずれか１項に記載の組電池の状態検出方法を実行する組電池の制御装置であって、前記複数の単電池の各々の開路電圧および前記複数の単電池の各々の端子間電圧の検出を行うセルコントローラと、前記組電池の総電圧を検出する総電圧検出部と、前記組電池を流れる充放電電流を検出する電流検出回路と、バッテリコントローラとを備え、前記バッテリコントローラは、前記総電圧検出部と前記電流検出回路を用いて、前記第２の所定時間毎に、前記組電池の総電圧と前記組電池を流れる充放電電流とを検出し、前記第３の所定時間毎に、前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさと、前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさの総和に対する前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさの比率と、前記複数の単電池の各々の内部抵抗と、前記複数の単電池の各々の残存容量とその偏差を算出することを特徴とする。
（１４）請求項１４に記載の発明は、請求項２乃至７のいずれか１項に記載の組電池の状態検出方法を実行する組電池の制御装置であって、前記複数の単電池の各々の開路電圧および前記複数の単電池の各々の端子間電圧の検出を行うセルコントローラと、前記組電池の総電圧を検出する総電圧検出部と、前記組電池を流れる充放電電流を検出する電流検出回路と、バッテリコントローラとを備え、前記セルコントローラは、前記第３の所定時間毎に、前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさを算出し、前記バッテリコントローラは、前記総電圧検出部と前記電流検出回路を用いて、前記第２の所定時間毎に、前記組電池の総電圧と前記組電池を流れる充放電電流とを検出し、前記第３の所定時間毎に、前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさの総和に対する前記複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさの比率と、前記複数の単電池の各々の内部抵抗と、前記複数の単電池の各々の残存容量とその偏差を算出することを特徴とする。
（１５）請求項１５に記載の発明は、請求項１３または１４に記載の組電池の制御装置において、前記セルコントローラは、更に、バランシング放電を行うバランシング回路を備えることを特徴とする。
（１６）請求項１６に記載の発明は、複数個の単電池を接続して構成された組電池の状態検出方法であって、前記組電池の総電圧と電流とに基づいて、前記組電池の内部抵抗を算出し、前記複数個の単電池の各々の電圧を検出し、前記検出された複数個の単電池の各々の電圧のバラツキを示す統計値を算出し、前記バラツキを示す統計値に基づいて、前記組電池の内部抵抗に対する前記単電池の内部抵抗の比をリアルタイムに算出し、前記内部抵抗の比と、前記組電池の内部抵抗とに基づいて、前記複数個の単電池の各々の内部抵抗をリアルタイムに算出し、この算出された前記複数個の単電池の各々の内部抵抗に基づいて、前記複数個の単電池の各々に対する最大許容充電電流と最大許容放電電流を算出し、前記複数個の単電池の各々に対する最大許容充電電流と最大許容放電電流で、それぞれ最少の最大許容充電電流と最少の最大許容放電電流とを前記組電池の最大許容充電電流および最大許容放電電流として、充放電制御を行うことを特徴とする。
（１７）請求項１７に記載の発明は、複数個の単電池を接続して構成された組電池の制御装置であって、前記組電池の総電圧を検出する手段と、前記組電池の電流を検出する手段と、前記組電池の総電圧と電流とに基づいて、前記組電池の内部抵抗を算出する手段と、前記複数個の単電池の各々の電圧を検出する手段と、この検出された前記複数個の単電池の各々の電圧のバラツキを示す統計値を算出する手段と、前記バラツキを示す統計値に基づいて、前記組電池の内部抵抗に対する前記複数の単電池の各々の内部抵抗の比をリアルタイムに算出する手段と、前記内部抵抗の比と、前記組電池の内部抵抗とに基づいて、前記複数の単電池の各々の内部抵抗をリアルタイムに算出する手段と、
前記算出された単電池の内部抵抗に基づいて、前記複数個の単電池の各々に対する最大許容充電電流と最大許容放電電流を算出し、前記複数個の単電池の各々に対する最大許容充電電流と最大許容放電電流で、それぞれ最少の最大許容充電電流と最少の最大許容放電電流とを前記組電池の最大許容充電電流および最大許容放電電流として、充放電制御を行う手段とを有することを特徴とする。
【発明の効果】
【０００９】
本発明による組電池の状態検出方法によれば、各単電池電圧を高速で測定することなく、また演算処理数を膨大にすることなく、最初に各単電池電圧を総電圧と充放電電流の測定周期よりも長い時間間隔で測定するだけで、簡単にかつリアルタイムに全単電池のＤＣＲとＳＯＣを算出できるため、ＳＯＣの上限値および下限値に対するマージンを少なくして蓄電手段としての充放電性能を有効に利用できる。また、各単電池のＤＣＲ値から、各単電池の劣化状態を推定できるため、より詳細な劣化状態の判定が可能となる。
【図面の簡単な説明】
【００１０】
【図１】本発明による組電池の状態検出方法の実施形態で用いられる組電池の制御装置を備えた蓄電装置の構成例を示すブロック図である。
【図２】本発明による組電池の状態検出方法の実施形態における、単電池のＯＣＶとＳＯＣの関係を示すグラフの例である。
【図３】本発明による組電池の状態検出方法の実施形態における、充放電中の組電池の総電圧と電流の変化を示すグラフの例である。
【図４】図３の総電圧と電流の変化が分かり易いように、図２の最初の６００秒間のみ時間軸を拡大して表示した図である。
【図５】本発明による組電池の状態検出方法の実施形態における、充放電中の組電池の総電圧と電流から計算された組電池のＤＣＲとＳＯＣの変化を示すグラフの例である。
【図６】本発明による組電池の状態検出方法の実施形態における、充放電中の組電池の各単電池の電圧変化を示すグラフの例である。
【図７】図６の各単電池の電圧変化が分かり易いように、図５の最初の６００秒間のみ時間軸を拡大して表示した図である。
【図８】本発明による組電池の状態検出方法の実施形態における、充放電開始５分間後の、各単電池の標準偏差を示すグラフである。
【図９】図８に示す各単電池の標準偏差を全単電池の標準偏差の総和で除した値を示すグラフである。
【図１０】本発明による組電池の状態検出方法の実施形態における、充放電開始５分間後の、単電池のＤＣＲ値（ＤＣＲｉ）を示すグラフである。
【図１１】本発明による組電池の状態検出方法の実施形態における、単電池のＤＣＲ（ＤＣＲｉ）の変化を示すグラフである。
【図１２】本発明による組電池の状態検出方法の実施形態における、充放電中の組電池のＤＣＲ（ＤＣＲＴ）とＳＯＣ（ＳＯＣＴ）から計算される最大充放電電流を示すグラフである。
【図１３】本発明による組電池の状態検出方法の実施形態における、充放電中の単電池のＤＣＲ（ＤＣＲＴ）と組電池のＳＯＣ（ＳＯＣＴ）から計算される最大充放電電流を示すグラフである。
【図１４】本発明による組電池の状態検出方法の実施形態における、標準偏差（σｉ）を用いて計算した単電池のＤＣＲ（ＤＣＲｉ）と、最大−最小値を用いて計算した単電池のＤＣＲ（ＤＣＲｉ）を合わせて示すグラフである。
【図１５】本発明による組電池の状態検出方法の実施形態における、起動時の各単電池のＯＣＶ測定値（ＯＣＶｉ）を示すグラフである。
【図１６】本発明による組電池の状態検出方法の実施形態における、起動時の各単電池のＯＣＶ測定値（ＯＣＶｉ）を変換して求めた各単電池の残存容量ＳＯＣ（ＳＯＣｉ）を示すグラフである。
【図１７】図１６に示す各単電池の残存容量ＳＯＣ（ＳＯＣｉ）を、その平均値からの偏差で表わしたグラフである。
【図１８】本発明による組電池の状態検出方法の実施形態における、電池システム起動時の組電池のＳＯＣ（ＳＯＣＴ）に各単電池のＳＯＣｉの偏差（ΔＳＯＣｉ）を加算し、更に電池システム起動後の充放電電流を積算した、各単電池のＳＯＣの時間変化を示すグラフである。
【図１９】本発明による組電池の状態検出方法の実施形態における、電池システム起動時の各単電池のＳＯＣｉの偏差から算出されたバランシング電流通電時間の例を示すグラフである。
【図２０】本発明による方法の実施形態における、組電池のＳＯＣ（ＳＯＣＴ）の算出結果に電池システム起動時に計算した各単電池のＳＯＣｉ偏差（ΔＳＯＣｉ）を加算し、かつ電池システム起動後のバランシング動作に伴うＳＯＣｉ偏差の変化（ΔＳＯＣｉＢ）を加えた、単電池のＳＯＣｉの変化の例を示す特性線図である。
【図２１】本発明のよる組電池の状態検出方法の実施形態で用いた、電池の満充電容量とＤＣＲの関係を示す特性線の例を示す図である。
【図２２】本発明による組電池の状態検出方法の実施形態の全体フローの例を示す図である。
【図２３】本発明による組電池の状態検出方法で、各単電池の端子間電圧の測定値のバラツキを計算し、このバラツキの比を算出する部分のみ抜き出して記載したフロー図である。
【図２４】本発明による組電池の状態検出方法の実施形態の、電池システムをインバータなどの負荷に接続してから５分間の動作（計算）を示すフロー図である。
【図２５】本発明による組電池の状態検出方法の実施形態の、電池システムをインバータなどの負荷に接続してから５分間経過以降の動作（計算）を示すフロー図である。
【発明を実施するための形態】
【００１１】
以下、図１〜図２５を参照して本発明による組電池の状態検出方法を実施するための形態について説明する。以下に説明する実施形態では、本発明による組電池の状態検出方法を実行する組電池の制御装置を備えた蓄電装置をハイブリッド自動車用駆動システムに適用した場合について説明する。なお、以下に説明する実施形態の構成は、ハイブリッド自動車（ＨＥＶ）に限定されず、プラグインハイブリッド自動車（ＰＨＥＶ）や電気自動車（ＥＶ）、鉄道車両などに搭載される各種蓄電装置に対して幅広く適用可能である。
【００１２】
また、以下に説明する実施形態では、制御の最小単位となる蓄電・放電デバイスとして２．７〜４．１Ｖ（平均出力電圧：３．６Ｖ）の範囲に電圧を持つリチウムイオン電池を想定しているが、それ以外でもＳＯＣが高すぎる場合（過充電）や低すぎる場合（過放電）で使用上で不都合となるような、電気を蓄え放電可能なデバイスであれば何でもよく、本明細書では、それらを総称して単電池という。また、以下に説明する実施例では、単電池を直列に接続して組電池を構成しているが、単電池を並列接続したものを直列接続して組電池を構成してもよいし、直列接続した単電池を並列接続した、いわゆる直並列の組電池として構成してもよい。なお、ＳＯＣは単電池の充電状態を％で表わしたものであるが、ここではこの単電池の放電可能な残量を示す意味としても用いている。
【００１３】
＜電池システムの構成例＞
図１に、本実施形態におけるハイブリッド自動車（ＨＥＶ）の蓄電装置の構成例を示す。電池システム（蓄電装置）１００はリレー２００、２１０を介してインバータ３００に接続され、インバータ３００はモータ４００に接続されている。車両の発進／加速時には電池システム１００から放電電力がインバータ３００を通じてモータ４００に供給され、このモータ４００がエンジン（不図示）をアシストする。車両停止／減速時にはモータ４００からの回生電力がインバータ３００を通じて電池システム１００のリチウムイオン電池を充電する。なお、インバータ３００は、モータコントローラ３１０を内蔵し、インバータ３００のＤＣ−ＡＣ変換およびＡＣ−ＤＣ変換を制御することによって、モータ４００の駆動制御並びに組電池１０１の充放電制御を行う。
【００１４】
電池システム１００は、例えば複数のリチウムイオン単電池１１１から構成されるセルグループ１１０を複数個直列に接続した組電池１０１を備える。各セルグループ毎に、このセルグループの各単電池１１１の電圧を測定し、バランシング動作を行うセルコントローラ１１２が設けられている。電池システム１００は、更に、セルコントローラ１１２の動作制御と状態判定を行うバッテリコントローラ１１３を備える。なお、本実施形態の組電池１０１では、定格容量５．５Ａｈのリチウムイオン電池を９６個直列で使用した。
【００１５】
セルコントローラ１１２は単電池の電圧を検出する単電池電圧検出回路１１４、バランシング動作を行うバランシング抵抗１１５とバランシングスイッチ１１６、バッテリコントローラ１１３と通信を行って制御を行うロジック部１１７で構成される。本実施形態では、セルグループ１１０は、４個の単電池から構成されており、組電池１０１全体で９６個のリチウムイオン単電池が使用されているので、２４個のセルコントローラが用いられている。
【００１６】
バッテリコントローラ１１３は、複数の単電池が直列に接続された組電池１０１の全電圧を測定する、総電圧検出回路１１８と、充放電電流を検出する電流センサ１２０に接続される電流検出回路１１９と、セルコントローラ１１２と、バッテリコントローラ１１３の全体の制御を行うマイクロコンピュータ１２１と、ＥＥＰＲＯＭ１２２とを備える。また、バッテリコントローラ１１３は、インバータ３００、及び上位の車両コントローラ５００との通信を、ＣＡＮ（Controller Area Network）の通信バスを介して行う。
【００１７】
バッテリコントローラ１１３からセルコントローラ１１２への制御信号の送信は絶縁素子１２３を介して行われる。バッテリコントローラ１１３からの制御信号は、最初にこの信号を受信したセルコントローラ１１２から次のセルコントローラ１１２に順に伝送される。最後にこの制御信号を受信したセルコントローラは、この信号を絶縁素子１２４を介して、さらにバッテリコントローラ１１３に送信する。また、各セルグループの単電池の検出電圧等のデータは、セルコントローラからこの伝送経路で絶縁素子１２４を介してバッテリコントローラ１１３に送信される。
なお、図１ではこのような信号伝送が１本の伝送経路と１個の絶縁素子を介して行われるように簡略化して記載されている。実際は、セルコントローラの起動信号や制御命令並びに制御データ等の複数の異なる信号が送信されるので、複数の伝送線と絶縁素子が用いられている。
【００１８】
このような図１に示した制御信号の伝送経路はいわゆるループ型とされる形式である。ループ型伝送経路の他にリターン型伝送経路も可能であり、この場合は最後のセルコントローラ１１２が制御信号を受信すると、受信完了の信号が逆の経路で最初に制御信号を受信したセルコントローラから絶縁素子１２３を介してバッテリコントローラ１１３に送信される。各セルグループの単電池の検出電圧等のデータも絶縁素子１２３を介してバッテリコントローラ１１３に送信される。従って、リターン型伝送経路では絶縁素子１２４は不要となる。
【００１９】
＜電池システムの動作フロー＞
図２２に、本発明による組電池の状態検出方法を実行する電池システムの動作例の全体フローを示す。
この電池システム１００で、車両の起動後（キーオン後）には以下の動作が行われる。まず車両が起動されると（ステップＳ１）、上位コントローラ５００は電池システム１００を起動する（ステップＳ２）。この電池システム１００の起動は、バッテリコントローラ１１３への電源供給とＣＡＮ通信を介した起動信号によって行われるが詳細は省略する。
【００２０】
ステップＳ３で、バッテリコントローラ１１３は、ＥＥＰＲＯＭ１２２に保存されている、前回の車両停止時の各単電池のＤＣＲ値（ＤＣＲｉ）を読み出す。後述するように、車両動作時には、各単電池のＤＣＲｉ（ｉはｎ個の単電池ｉ＝１〜ｎを示す）は一定時間毎にリアルタイムに算出されているが、車両が起動されてから所定の時間が経過するまではこの計算が行われていないので、ＥＥＰＲＯＭ１２２に保存されている前回の車両停止時の値を用いる。後述するように、各単電池のＤＣＲｉはＳＯＣｉよりも変動が少ないので、この前回のＤＣＲｉを用いても、若干のマージンを考慮すれば問題は発生しない。なお、以下の説明で電池の特性パラメータであるＤＣＲ（内部抵抗）、ＳＯＣ（残量）、ＣＣＶ（端子間電圧）、ＯＣＶ（開路電圧）等にｉをつけて組電池１０１の中のｉ番目の単電池のそれぞれのパラメータをＤＣＲｉ、ＳＯＣｉ、ＣＣＶｉ、ＯＣＶｉと表記するが、これらは全ての単電池の各々のパラメータを意味するとして用いている。また、ＤＣＲは温度により変化するので、保存されるＤＣＲ値は温度による影響を受けない値、たとえば２５℃での値に正規化された値とし、読み出し時には、読み出した値を環境温度で補正した値がＤＣＲとして用いられる。
【００２１】
次にステップＳ４で、セルコントローラ１１２は、全単電池の開路電圧ＯＣＶ（ＯＣＶｉ）の測定を行う。更にステップＳ５で、バッテリコントローラ１１３は、この各単電池のＯＣＶ測定値（ＯＣＶｉ）を各単電池のＳＯＣ（ＳＯＣｉ）に変換する。各単電池は劣化していない状態では、特性は揃っており、各単電池のＳＯＣは、図２に示す単電池のＯＣＶとＳＯＣとの関係を用いて変換して計算される。また後述するように、組電池１０１のＳＯＣ（ＳＯＣＴ）の初期値には、このｎ個の単電池のＯＣＶｉから求めたＳＯＣｉ（ｉ＝１〜ｎ）の平均値ＳＯＣａｖを用いている。
【００２２】
測定値ステップＳ６では、各単電池のＳＯＣ（ＳＯＣｉ）のＳＯＣａｖからの差であるＳＯＣｉ偏差を算出し、もしＳＯＣｉ偏差が所定の値より大きい単電池があれば、ステップＳ７でこの単電池のバランシング放電を行う。これにより組電池１０１における各単電池のＳＯＣが揃えられ、組電池の充放電動作が効率良く行える。なお、ＳＯＣｉ偏差を揃えるために必要な放電時間は、放電対象の単電池のＳＯＣとＯＣＶおよびバランシング抵抗１１５の抵抗値によって計算されるが詳細は省略する。バランシング放電は、セルコントローラ１１２がバランシングスイッチ１１６をオンとする制御動作によって行なわれる。また、このセルコントローラ１１２の制御動作は、バッテリコントローラ１１３からセルコントローラ１１２に送られる指令信号によって行われる。なお、後述するように組電池１０１の総電圧の測定は８０ｍｓｅｃ間隔で行われているので、組電池１０１のＯＣＶ（ＯＣＶＴ）測定も上記のステップＳ４で同時に行われている。
【００２３】
また、後述するように、各単電池のＤＣＲ（ＤＣＲｉ）は、一定時間間隔で算出された組電池１０１のＤＣＲ（ＤＣＲＴ）に係数Ｆｉを乗じることで計算される。
この単電池のＤＣＲ（ＤＣＲｉ）を算出するための係数Ｆｉは、電池システム１００が起動後、設定時間が経過するまでは不確定であり、ＤＣＲｉを算出できない。そこで、システムの停止時に上述のようにＤＣＲｉを算出する係数をＥＥＰＲＯＭなどの不揮発性メモリに保存しておき、次回起動後はこの値を読み出し、係数Ｆｉが設定時間経過して確定するまでは、読み出した値を使用することで、ＤＣＲｉを推定することができる。
【００２４】
その後、ステップＳ８で、インバータ３００あるいは車両の上位コントローラ５００が、リレー２００とリレー２１０をオンとして、電池システム１００がインバータ３００に接続される。続いて、ステップＳ９で、車両の運転状況に基づく車両コントローラ５００からの充放電指令をインバータ３００が受けて、インバータ３００は電池システム１００から供給されるＤＣ電力のＡＣ電力への変換を開始してモータ３００が動作する。これは電池システム１００の放電動作となる。また、インバータ３００は、車両減速時のモータ３００からの回生電力をＤＣ電力に変換する。このＤＣ電力は組電池１０１に充電されるが、この動作は電池システム１００の充電動作となる。
【００２５】
ステップＳ９で、電池システム１００が充放電動作を開始した時から、ステップＳ１１で電池システムの停止が判断されるまで、インバータ３００はＤＣ−ＡＣ変換およびＡＣ−ＤＣ変換の制御（充放電制御）を行う（ステップＳ１０）。バッテリコントローラ１１３は、この充放電制御を行うために必要な、電池システム１００の状態に関する、例えば最大許容充電電流や最大許容放電電流および過充電や過放電に関する電圧データをインバータ３００に送信する。したがって、ステップＳ１０の充放電制御は車両動作中は常にリアルタイムで行われている。なお、ステップＳ１１での電池システム停止の判断は、充放電動作中の電池システムの不具合または運転者の車両動作停止操作により行われる。
【００２６】
バッテリコントローラ１１３は車両が停止していると判断されるまで、一定時間毎に充放電電流と総電圧を測定する。得られた総電圧と充放電電流の値から、バッテリコントローラ１１３はリアルタイムに組電池１０１のＳＯＣ（ＳＯＣＴ）とＤＣＲ（ＤＣＲＴ）を算出し、さらに各単電池のＳＯＣ（ＳＯＣｉ）とＤＣＲ（ＤＣＲｉ）をリアルタイムに算出し、これにより組電池１０１の充放電制御をきめ細かく行っている（詳細は後述）。なお、ステップＳ９で車両動作が開始されると、初期の一定期間（本実施形態では５分間）、図２３に示す動作フローの動作が一定サイクル毎（本実施形態では８０ミリ秒毎）にリアルタイムに実行される。車両動作開始から一定期間が経過すると、図２４に示す動作フローの動作が一定サイクル毎（本実施形態では８０ミリ秒毎）にリアルタイムに実行される。なお、充放電動作中のＳＯＣの算出方法については後述する。
【００２７】
電池システムを停止する場合は、ステップＳ１１〜Ｓ１６の順で行われる。
電池システムを停止する判断が行われる（ステップＳ１１でＹｅｓ）と、電池システムの充放電動作も停止される（ステップＳ１２）。なお、車両の動作停止は、運転状況により適宜行われているので、車両動作停止に伴う電池システム動作の停止も適宜行われる。ステップＳ１３で車両がキーオフされると、ステップＳ１４で、インバータ３００あるいは車両の上位コントローラ５００が、リレー２００とリレー２１０をオフとして、電池システム１００がインバータ３００から切り離される。次にステップＳ１５で、電池システム１００の動作停止直前の組電池１０１および各単電池１１１のＤＣＲｉの値がＥＥＰＲＯＭ１２２に書き込まれる。ステップＳ１６では、上位コントローラ５００から電池システム１００に停止命令が送信され、電池システムの内部回路が停止され、さらにバッテリコントローラ１１３への電源供給が停止される。
なお、ステップＳ１６の前までバランシング放電を行うことも可能である。
【００２８】
＜ＤＣＲの算出方法＞
以下に本発明による電池システムの組電池１０１の状態検出方法による、組電池１０１のＤＣＲ（ＤＣＲＴ）、および各単電池のＤＣＲ（ＤＣＲｉ）の算出方法を説明する。単電池のＤＣＲ、あるいは組電池１０１のＤＣＲは、それぞれ単電池１１１あるいは組電池１０１の端子間電圧の変化に基づいて算出されるが、以下に説明するように組電池１０１のＤＣＲ（ＤＣＲＴ）の方が単電池１１１のＤＣＲ（ＤＣＲｉ）より精度良く算出されるので、まずＤＣＲＴを算出し、更にこのＤＣＲＴを用いて、ＤＣＲｉの比をこのＤＣＲＴに乗算することにより算出している。以下ではまず算出されたＤＣＲの例とその時間変化特性について説明し、これに続いて、ＤＣＲ算出の原理の説明と、更に本発明による組電池１０１の状態検出方法におけるＤＣＲ算出方法について説明する。
【００２９】
＜ＤＣＲの算出結果例＞
図３は、車両動作時、つまり電池システム１００が充放電中に、バッテリコントローラ１１３が測定した総電圧と充放電電流の時間変化を示すグラフの例であり、車両の運転に従って充放電を繰り返している場合である。図４は、図１の最初の６００秒を、横軸（時間軸）を拡大して、変化が分かり易くなるように表示したものである。また、図５は、組電池１０１の総電圧と充放電電流値から、バッテリコントローラ１１３が算出した組電池１０１のＳＯＣ（ＳＯＣＴ）とＤＣＲ（ＤＣＲＴ）の時間変化を示すグラフである。図６は、図３に対応した、全単電池の測定電圧の変化を示すものである。図７は図４と同様に、図６の最初の６００秒を、横軸（時間軸）を拡大して、変化が分かり易くなるように表示したものである。
【００３０】
図３、４で明らかなように、組電池１０１の充放電電流に対応してＳＯＣＴは変動している。また、図５から分かるように、ＤＣＲＴは充放電によって大きくは変動せず、運転開始から１０００秒位までは、時間の経過と共に減少傾向を示している。これは、充放電電流の通電と共に電池が発熱し、ＤＣＲＴが低下していることを示している。また、運転開始から１０００秒以降は、電池温度が安定し、ＤＣＲＴも安定することを示している。なお、各単電池のＤＣＲ（ＤＣＲｉ）もＤＣＲＴ同様に、充放電によって大きく変動しない。
【００３１】
この組電池１０１のＤＣＲ（ＤＣＲＴ）は、８０ミリ秒毎に、組電池１０１の総電圧と充放電電流および前回のＤＣＲＴの算出値を用いて計算されている（後述）。ＤＣＲＴの値は、組電池１０１の入出力電流の変化が所定値以上でないと精度良く求められない。図３から図５では、最初の約６０秒の間は、ＨＥＶはキーオンされ、インバータ３００は電池システム１００に接続されているが、ＨＥＶは停車状態にあるためインバータでの電力消費がなく、従って組電池１０１からは電流がインバータに流れていない状態である。このため、図５に示す最初の約６０秒の間はＤＣＲの計算は行われていない。図５の組電池１０１のＤＣＲ（ＤＣＲＴ）のグラフで最初の約６０秒の間は、バッテリコントローラ１１３のＥＥＰＲＯＭ１２２に保持されていたＤＣＲ値を表示している。
【００３２】
バッテリコントローラ１１３では、総電圧と充放電電流の測定が８０ミリ秒毎に行われている。また、セルコントローラ１１２では、各単電池の端子間電圧の測定が４個の単電池の組（セルグループ）毎に行われており、したがって、端子間電圧の測定結果は、８０ミリ秒毎にバッテリコントローラ１１３に送信することができる。図３、４、６、７に示す総電圧と充放電電流の測定点は２．５５秒毎となっているが、これは、セルコントローラ１１２とバッテリコントローラ１１３との通信のオーバーヘッドと図２２で示した動作フローの計算を行っていることにより、９６個の単電池の測定電圧データに対し図２２に示す計算動作を行うには２．５５秒かかるので、これに合わせて２．５５秒毎に表示したグラフとなっているためである。
なお、上記の各単電池の電圧の測定間隔８０ミリ秒とデータ転送周期２．５５秒は、ここで用いている電池システム１００に使用しているセルコントローラ１１２やバッテリコントローラ１１３を含む、電池システム１００の制御回路の動作仕様に基づくものであって、本発明による組電池の状態検出方法の実施においては、これらの測定周期や転送周期に限定されるものではない。
【００３３】
＜ＤＣＲの算出原理＞
まず単電池１１１および組電池１０１で共通な、ＤＣＲの算出原理について説明する。
単電池１１１あるいは組電池１０１が動作状態、すなわちこれらに電流が流れている状態での単電池あるいは組電池のＤＣＲは、端子間電圧ＣＣＶ、開路電圧ＯＣＶ、電流Ｉ、分極電圧Ｖｐにより以下のように表わされる。
ＣＣＶ＝ＯＣＶ＋Ｉ＊ＤＣＲ＋Ｖｐ                            ．．．（１）
単電池あるいは組電池が負荷に接続されていない時には端子間電圧ＣＣＶが開路電圧ＯＣＶとして測定される。電池システムが動作状態となり、組電池あるいは単電池がインバータなどの負荷に接続され、充放電電流Ｉが流れている場合はＯＣＶは測定できず、端子間電圧ＣＣＶが測定される。
電池システムが動作状態ではＣＣＶとＩが直接検出できるが、Ｖｐは直接検出できないので、式（１）をそのまま用いてＤＣＲを算出することはできない。
【００３４】
しかしながら、分極電圧ＶｐおよびＤＣＲとＯＣＶは電池の状態変化（電流、ＳＯＣ、ＣＣＶ）に対して穏やかに変化するので、通常の測定間隔、例えば数分程度ではほぼ一定と仮定して問題はない。
そこで、ある時刻ｔでのＣＣＶとＩが、ｔ＋ΔｔではそれぞれＣＣＶ＋ΔＣＣＶとＩ＋ΔＩに変化したとすると、上記式（１）は以下のようになる。
ＣＣＶ＋ΔＣＣＶ＝ＯＣＶ＋（Ｉ＋ΔＩ）＊ＤＣＲ＋Ｖｐ        ．．．（２）
【００３５】
式（１）と（２）の差から以下の式が得られる。
ΔＣＣＶ＝ΔＩ＊ＤＣＲ                                      ．．．（３）
すなわち端子間電圧の変化と電流の変化からＤＣＲを求めることができる。
ただし、ここで重要なことは、ＣＣＶとＩは時間変動が大きいので、式（３）から正確なＤＣＲを求めるには、ＣＣＶとＩの値は同時に測定したものであることが必須である。
【００３６】
＜組電池ＤＣＲの算出方法＞
組電池１０１のＤＣＲをＤＣＲＴとし、組電池１０１の総電圧（組電池端子間電圧）をＣＣＶＴとし、組電池１０１の充放電電流すなわち電池システム１００の充放電電流ＩをＩＴとすると、上記式（３）は、特開２００８−２５６６７３号公報に記載されているように、今回（ｍ回目）のＤＣＲＴの計算値ＤＣＲＴ（ｍ）は、前回（ｍ−１回目）の測定値ＣＣＶＴ（ｍ−１）と今回の測定値ＣＣＶＴ（ｍ）、充放電電流ＩＴの前回の測定値ＩＴ（ｍ−１）と今回の測定値ＩＴ（ｍ）を用いて以下のように表される。
ＤＣＲＴ（ｍ）＝（ＣＣＶＴ（ｍ）−ＣＣＶＴ（ｍ−１））／（ＩＴ（ｍ）−ＩＴ（ｍ−１））                                                    ．．．（４）
この式（４）は上記式（３）と等価である。なお、ｍ−１＝０となる場合は前回の測定の最後の値を用いればよく、あるいはもともとｋ＋１回の測定を行い、ｍが２〜ｋ＋１に対して式（４）を用いるようにしてもよい。なお、ここでも重要なことは、ＣＣＶＴ（ｍ）とＩＴ（ｍ）、またＣＣＶＴ（ｍ−１）とＩＴ（ｍ−１）はそれぞれ同時に測定されることである。ｍ−１回目とｍ回目の測定測定間隔は等間隔である必要はなく、また後述するようにＩＴの変動が小さい場合は間隔を大きくしてもよい。
【００３７】
この組電池１０１のＤＣＲ（ＤＣＲＴ）の算出は、前述のように８０ミリ秒毎に行われているが、図５では、２．５５秒間隔で表示したグラフとなっている。これは後述するように、各単電池１１１のＤＣＲ（ＤＣＲｉ）は、セルグループ毎には８０ミリ秒間隔で算出されているが、上記のように全単電池のＤＣＲｉ更新計算のサイクルが２．５５秒に設定されているためである。
【００３８】
しかしながら、以下の単電池のＤＣＲの算出方法の説明では、本発明による組電池の状態検出方法でのＤＣＲ算出方法を説明するために、実際の時間と関係無く、一定時間内（１測定サイクル）に全ての単電池の端子間電圧をｋ回測定するとする。すなわちｍ＝１〜ｋとなり、ｍは何番目の測定であるかを示す数字である。
【００３９】
＜各単電池のＤＣＲの算出方法＞
前述のように、各単電池１１１のＤＣＲ（ＤＣＲｉ）は組電池のＤＣＲＴを用いて算出されている。
組電池のｉ番目の単電池１１１のＤＣＲをＤＣＲｉとし、この単電池の端子間電圧をＣＣＶｉとする。ここでは、単電池１１１を直列に接続した組電池１０１を用いているので、単電池１１１の充放電電流は組電池１０１の充放電電流と同じであり、上記の充放電電流ＩＴを用いている。１サイクル内でのＣＣＶｉの今回（ｍ回目）の測定値ＣＣＶｉ（ｍ）とＤＣＲｉの算出値ＤＣＲｉ（ｍ）は、前回（ｍ−１回目）の測定値ＣＣＶｉ（ｍ−１）と今回の測定値ＣＣＶｉ（ｍ）、充放電電流ＩＴの前回の測定値ＩＴ（ｍ−１）と今回の測定値ＩＴ（ｍ）を用いて、上記式（４）と同様に以下のように表される。
ＤＣＲｉ（ｍ）＝（ＣＣＶｉ（ｍ）−ＣＣＶｉ（ｍ−１））／（ＩＴ（ｍ）−ＩＴ（ｍ−１））                                                    ．．．（５）
ここで、組電池１０１に含まれるｎ個の各単電池のＤＣＲｉ、ｉ＝１〜ｎ（本実施例ではｎ＝９６）の総和は組電池１０１のＤＣＲＴに等しい。なお以下の説明以降では、ＤＣＲｉは、ｋ回算出されたＤＣＲｉ（ｍ）、ｍ＝１〜ｋ、を用いて、以下で説明するような平均化処理を行って算出されたｉ番目の単電池ＤＣＲ値とする。
【００４０】
式（５）から、各単電池のＤＣＲｉ（ｍ）を算出することができるが、各単電池の端子間電圧ＣＣＶｉ（ｍ）の大きさは組電池の総電圧ＣＣＶＴ（ｍ）の約９６分の１であり、ノイズの影響を受けやすいので、前述のように、ＤＣＲｉ（ｍ）の算出は、ＣＣＶＴ（ｍ）に各単電池のＤＣＲｉのＤＣＲＴに対する比を乗算することにより算出している。以下にこの各単電池のＤＣＲｉのＤＣＲＴに対する比を算出する方法を説明する。
なお、上記の式（５）でＤＣＲｉ（ｍ）を算出する場合は、式（４）でのＤＣＲＴ（ｍ）の算出の場合と同様に、ＣＣＶｉ（ｍ）とＩＴ（ｍ）、ＣＣＶｉ（ｍ−１）とＩＴ（ｍ−１）はそれぞれ同時に測定されていることが重要となる。しかしながら、本発明ではＤＣＲｉ（ｍ）の算出に式（５）を用いていない。さらに、以下に説明する本発明による方法では、各単電池のＤＣＲｉのＤＣＲＴに対する比を用いているが、この比の算出では、ＣＣＶｉとＩＴの測定同時性は必要ではない。
【００４１】
上記式（１）、（２）から明らかなように、充放電電流ＩＴ（ｍ）は各単電池１１１で共通であるので、ＤＣＲｉ（ｍ）とＤＣＲＴ（ｍ）には以下の関係がある。
ＤＣＲｉ（ｍ）／ＤＣＲＴ（ｍ）＝（ＣＣＶｉ（ｍ）−ＣＣＶｉ（ｍ−１））
／（ＣＣＶＴ（ｍ）−ＣＣＶＴ（ｍ−１））
．．．（６）
となる。
すなわち、ＤＣＲｉ（ｍ）／ＤＣＲＴ（ｍ）の比は、各単電池１１１での電圧測定値の前回との差異（ＣＣＶｉ（ｍ）−ＣＣＶｉ（ｍ−１））と、組電池１０１の総電圧の測定値の前回との差異（ＣＣＶＴ（ｍ）−ＣＣＶＴ（ｍ−１））の比に等しい。
【００４２】
次に、各単電池１１１の測定電圧値ＣＣＶｉからどのように各単電池のＤＣＲｉが算出されるか説明する。
式（６）を組電池１０１の２つの単電池ｉ、ｊに対して適用すると、以下の式が得られる。
ＤＣＲｉ（ｍ）／ＤＣＲｊ（ｍ）＝（ＣＣＶｉ（ｍ）−ＣＣＶｉ（ｍ−１））
／（ＣＣＶｊ（ｍ）−ＣＣＶｊ（ｍ−１））
．．．（７）
この式（７）から明らかなように、セルコントローラ１１２が測定する各単電池１１１の電圧の変化の相対比と、各単電池１１１のＤＣＲ値の相対比が等しくなる。すなわち各単電池１１１の電圧の変化の大きさに比例するように、組電池１０１のＤＣＲであるＤＣＲＴを比例分配すればよいことが分かる。
以上より、ＤＣＲｉ（ｍ）は、各単電池１１１の測定電圧値の前回の測定値と今回の測定値との差に比例するので、このＤＣＲｉ（ｍ）は以下のような比例関係を満たす。
ＤＣＲｉ（ｍ）∝（ＣＣＶｉ（ｍ）−ＣＣＶｉ（ｍ−１））        ．．．（８）
ＤＣＲｉ（ｍ）∝｜ＣＣＶｉ（ｍ）−ＣＣＶｉ（ｍ−１）｜        ．．．（９）
ＤＣＲｉ  ∝  Σm=1,k｜ＣＣＶｉ（ｍ）−ＣＣＶｉ（ｍ−１）｜    ．．．（１０）
（ＤＣＲｉ（ｍ））２  ∝（ＣＣＶｉ（ｍ）−ＣＣＶｉ（ｍ−１））２．．．（１１）
ＤＣＲｉ２  ∝  Σm=1,k（ＣＣＶｉ（ｍ）−ＣＣＶｉ（ｍ−１））２ ．．．（１２）
式（８）、（９）、（１１）を用いると、ＣＣＶｉの１回の測定、すなわちｍ回目の測定によってＤＣＲｉを算出することができるが、電圧測定値のノイズを排除するためには式（１０）または（１２）を用い、ｋ回の測定を平均化したものを用いる。ＣＣＶｉの毎回の測定に関与するノイズはほぼランダムと考えられるので、式（１０）または（１２）のようなｋ回の電圧測定値の総和計算を行うと、このノイズは統計的に非常に小さくなる。
【００４３】
更に、上記の方法は以下のようにも変形できる。
上記式（１２）を展開すると以下のようになる。
ＤＣＲｉ２  ∝  Σm=1,k （ＣＣＶｉ（ｍ））２＋Σm=1,k （ＣＣＶｉ（ｍ−１））２
―２Σm=1,k ＣＣＶｉ（ｍ）＊ＣＣＶｉ（ｍ−１）  ．．．（１３）
これを、ＣＣＶｉの統計的なバラツキ（ｋ＊σi２；σiはi番目の単電池１１１の標準偏差）を示す以下の式と比較する。
ｋ＊σｉ２＝Σm=1,k （ＣＣＶｉ（ｍ）−ＣＣＶｉ）２           ．．．（１４）
ここでＣＣＶｉはＣＣＶｉ（ｍ）のｋ回の測定の平均値であり、ＣＣＶｉ＝Σm=1,k ＣＣＶｉ（ｍ）／ｋである。
式（１４）の右側を展開すると以下のようになる。
ｋ＊σｉ２＝Σm=1,k （ＣＣＶｉ（ｍ））２  ＋  Σm=1,k ＣＣＶｉ２
―２Σm=1,k ＣＣＶｉ（ｍ）＊ＣＣＶｉ            ．．．（１５）
式（１２）の場合は、ＣＣＶｉの値はΣm=1,k ＣＣＶｉ（ｍ）の値によって簡単に求まるので、バッテリコントローラ１１３で計算・保持する必要のある値はΣm=1,k （ＣＣＶｉ（ｍ））２とΣm=1,k ＣＣＶｉ（ｍ）だけでよい。
【００４４】
式（１３）と式（１５）を比べると非常に良く似ていることが分かる。
式（１３）の第１項と第２項はほぼ同程度の大きさの値であり、これはまた式（１５）の第１項および第２項と同程度の大きさの値となる。
式（１３）と式（１５）の第３項であるが、ＣＣＶｉは変動するものの、この変動が前記のように２．７〜４．１Ｖ程度の範囲であるので、これも式（１３）と式（１５）とでほぼ同程度となる。
従って、式（１３）の右側での計算方式に代わりに式（１５）の右側の計算方式に替えて、式（１５）の計算結果を用いて、上記のように比例配分して各単電池のＤＣＲであるＤＣＲｉを計算するようにしてもよい。
【００４５】
更に、もう１つの簡単な方法として、ｋ回の測定の中で、ＣＣＶｉ（ｍ）の最大値Ｍａｘ（ＣＣＶｉ）と最小値Ｍｉｎ（ＣＣＶｉ）の差を求め、同様に各単電池１１１のＤＣＲ値であるＤＣＲｉを計算するようにしてもよい。
これは上記の式（９）あるいは（１０）を１つの代表値で置き換えたものと言える。最大値と最小値との差を用いることにより、単なる１回の測定値の場合（上記式（８）または（９））より、ノイズの影響は受けにくくなる。
【００４６】
また、車両の動作およびこれに対応する充放電制御のために、単電池あるいは組電池の端子間電圧の変化はランダム性が強く、従って、式（１０）、（１２）、（１４）等によって端子間電圧の測定値の和を評価すると、各単電池ｉ＝１〜９６に対し、ＣＣＶｉ（ｍ）を同時に測定する必要はなく、各単電池間のＤＣＲｉの比は式（１０）、（１２）、（１４）から算出される、各単電池での電圧測定値のバラツキの大きさの比に収束する。この収束の速さは車両の動作状態およびセルコントローラでの測定サイクルに依存するが、セルコントローラで８０ミリ秒毎に各単電池の端子間電圧を測定する場合は５分程度で最終値の±５％以内、また１時間以内に±０．５％以内に収束することが分かっている。この５分程度での±５％以内に収束した、各単電池での電圧測定値のバラツキの大きさの比で実用充分であり、この比をさらに連続してリアルタイムに更新し続けることにより、精度よくこの比を求め、また更に精度良く各単電池のＤＣＲｉを求められることが本発明による組電池の充放電方法の大きな特徴である。この各単電池での電圧測定値のバラツキの大きさの比の算出方法について説明する。
【００４７】
以上に説明したような方法で、ｋ回のセルコントローラ１１２による各単電池１１１での電圧測定値に基づいて、バッテリコントローラ１１３でｉ番目の単電池１１１でのＤＣＲ値であるＤＣＲｉが計算される。
具体的には、上記の式（８）から（１５）のいずれかの式の右側で計算される値はＣＣＶｉの変化の大きさ、すなわちＣＣＶｉのバラツキの大きさを表すので、これをΔＣＣＶｉと表記すると、ＤＣＲｉは以下のようにして求められる（ただし、式（８）〜（１２）を用いた場合は、これらの計算値の平方根をΔＣＣＶｉとする）。なお、このΔＣＣＶｉは前述の式（２）で用いたΔＣＣＶとは異なる意味で用いている。
ＤＣＲｉ＝ＤＣＲＴ＊ΔＣＣＶｉ／（Σi=1,n ΔＣＣＶｉ）    ．．．（１６）
ここでｉ番目の単電池１１１のＤＣＲを算出するためのＤＣＲ係数（ＤＣＲ比）をＦｉとすると、
ＤＣＲｉ＝ＤＣＲＴ＊Ｆｉ                                 ．．．（１７）
ただし、Ｆｉ＝ΔＣＣＶｉ／（Σi=1,n ΔＣＣＶｉ）と表される。
あるいは、式（１５）を用いる場合は、Ｆｉ＝σｉ／Σi=1,n σｉと表される。
式（１７）から明らかなように、ＤＣＲ係数Ｆｉは組電池の内部抵抗ＤＣＲＴに対する各単電池の内部抵抗ＤＣＲｉの比を表わしている。
【００４８】
なお、上記式（１０）で求めたΔＣＣＶｉの大きさ、あるいは上記のｋ回の測定での、ＣＣＶｉ（ｍ）の最大値Ｍａｘ（ＣＣＶｉ）と最小値Ｍｉｎ（ＣＣＶｉ）の差の大きさは、σｉの大きさの程度と比較すると、ｋ倍となっているので、バラツキの絶対的な大きさの評価に際しては、ΔＣＣＶｉの代わりにΔＣＣＶｉ／ｋを用いる。
また、上記式（１２）で求めたΔＣＣＶｉの大きさはσｉの大きさの程度と比較すると√ｋ倍となっているので、バラツキの絶対的な大きさの評価に際しては、ΔＣＣＶｉの代わりにΔＣＣＶｉ／√ｋを用いる。
【００４９】
＜各単電池のＤＣＲの実際の算出方法＞
以上説明したように、本来であれば、各単電池１１１のＤＣＲ（ＤＣＲｉ）も式（５）から算出されるが、実際の電池システム１００では、ＣＣＶｉの１回毎の測定値はノイズが多いため、式（５）からＤＣＲｉを算出していない。この代わりに、ＣＣＶｉを複数回測定して、その測定値のバラツキの大きさΔＣＣＶｉに上記式（１５）から算出される各単電池の端子間電圧測定値の標準偏差σｉを用いている。従って、Ｆｉは、全ての単電池１１１の標準偏差σｉの和Σi=1,n σｉに対する比（Ｆｉ）を算出し、このＦｉをＤＣＲＴに乗算することにより算出している。なお、前述のように、測定値のバラツキの大きさΔＣＣＶｉの評価を行う方法は、標準偏差σｉを用いることに限定されない。
以下では、まずこのσｉとＦｉの実際の算出方法について説明する。
【００５０】
＜各単電池のσｉとＦｉの実際の算出方法＞
σｉ、Σi=1,n σｉ、Ｆｉ、およびこれらを算出するためのΣm=1,k ＣＣＶｉ（ｍ）およびΣm=1,k （ＣＣＶｉ（ｍ））２  の算出方法について図２３を参照して説明する。
これらの計算は、図２２に示す本発明による組電池の状態検出方法の全体フロー（フローＡ）のステップＳ９とステップＳ１１との間で実行される初期動作（図２４に示すフローＣ）と通常動作（図２５に示すフローＤ）の中で行われる。図２４と図２５に示す動作は共通部分が多く、詳細については図２５を用いて後述する。ここでは図２４と図２５に基づいて、上記のバラツキの大きさに関する数値の算出方法を分かり易くまとめた図２３を用いて説明する。
なお、図２３中に記載の各ステップでそれぞれの参照番号の数字が、図２４あるいは図２５で示す参照番号の数字が同じものは同じ内容の動作あるいは計算を行っているが、説明の都合上区別するため、ａまたはｂを追記してある。特にステップＳ１０２ａおよびステップＳ１０２ｂでは各単電池の状態フラグも読み出されるが、ここでは簡単のため省略する。
【００５１】
上記のバラツキの大きさの計算は、図２３に示すように、Ｆｉ初期値算出とＦｉリアルタイム更新の２段階で行われる。
Ｆｉ初期値算出では各単電池の端子間電圧測定値の標準偏差σｉとその和Σi=1,n σｉ、および各単電池ＤＣＲ比（Ｆｉ）の初期値が算出される。
まず、ステップＳ１０２ａで全単電池の各々の端子間電圧の測定値を読み出す。この読出しは単電池４個分毎に行われる。これら、前述のように、本実施形態で用いられた電池システムでは、単電池４個毎のセルグループ１１０に対しセルコントローラ１１２が設けられており、単電池の端子間電圧の測定値の値は、このセルコントローラ１１２とバッテリコントローラ１１３との間のデータ送信を介して読み出されるためである。
ＣＣＶｉ（ｍ）の最初の測定値（ｍ＝１）が全ての単電池（ｉ＝１〜９６）に対して読み出されると、次の測定（ｍ＝２）での測定値（ｍ＝２）が同様に読み出される。このようにして、電池システム接続開始後一定期間の間にｋ回の測定でのＣＣＶｉ（ｍ）が読み出される。
【００５２】
読み出された各単電池の端子間電圧ＣＣＶｉ（ｍ）は、その新たな測定値が読み込まれる毎にステップＳ１１２ａで加算され、Σm=1,k ＣＣＶｉ（ｍ）が計算される。また、ＣＣＶｉ（ｍ）２も計算されて加算され、Σm=1,k （ＣＣＶｉ（ｍ））２が計算される。これらの計算をｋ回の測定において、全ての単電池（ｉ＝１〜９６）に対し行う。
【００５３】
このようにして得られたΣm=1,k ＣＣＶｉ（ｍ）とΣm=1,k （ＣＣＶｉ（ｍ））２を用いて、式（１５）から各単電池の端子間電圧の測定値の標準偏差σｉを算出する。なお、前述のように、式（１５）のＣＣＶｉはＣＣＶｉ（ｍ）のｋ回の測定値の平均値であり、ＣＣＶｉ＝Σm=1,k ＣＣＶｉ（ｍ）／ｋである。
更に、σｉの和Σi=1,n σｉを算出し、これからσｉのΣi=1,n σｉに対する比Ｆｉを算出する。すなわちＦｉ＝σｉ／Σi=1,n σｉで算出する。
以上で電池システム接続開始後一定期間で、各単電池における、Σm=1,k ＣＣＶｉ（ｍ）、Σm=1,k （ＣＣＶｉ（ｍ））２、σｉ、Σi=1,n σｉ、Ｆｉの初期値の算出が行われた。
【００５４】
なお、この一定期間は、本実施形態では前述のように５分間であり、また４個毎の単電池電圧値の読出しは８０ミリ秒毎に、図２４に示す動作フローの中で行われる。全９６個の単電池１回分の電圧測定値を読み出す時間は、セルコントローラを切り替えるオーバーヘッドおよび上記の計算時間も含め、２．５５秒のサイクル毎となるように設定されている。
【００５５】
上記のようにして初期値が計算されると、これを用いて、Ｆｉリアルタイム更新の段階（図２３参照）で、毎回（８０ミリ秒毎）４個分の単電池の端子間電圧を読み出す度に、これらの初期値を更新する。
ステップＳ１０２ｂで４個分、例えばｉ＝１〜４の単電池の端子間電圧ＣＣＶｉ（ｍ）の１回分の測定値を読み出すと、これらの測定値とその２乗の値がそれぞれｉ＝１〜４のΣm=1,k ＣＣＶｉ（ｍ）とΣm=1,k （ＣＣＶｉ（ｍ））２に加算され、Σm=1,k+1 ＣＣＶｉ、Σm=1,k+1 （ＣＣＶｉ（ｍ））２となる。
【００５６】
この更新されたＣＣＶｉ（ｍ）の積算値を用いて、ｉ＝１〜４の単電池の標準偏差σｉを計算する。ここで上記の最初のｋ回の電圧測定で得られた標準偏差σｉをσｉ（ｋ）とすると、ｉ＝１〜４のσｉはσｉ（ｋ＋１）となっており、ｉ＝５〜９６のσｉはσｉ（ｋ）のままである。
各単電池のＣＣＶｉ（ｍ）の測定値の変化は、車両の動作状態に依存するが、ランダム性が強く、このような標準偏差を計算した場合、これに用いた測定回数が１回異なる程度ではσｉの値には殆ど影響が無い。従って、一部のσｉが更新された状態で、Σi=1,n σｉを算出し、更にＦｉを算出しても、得られた数値の大きさには殆ど影響が無い。逆に、σｉの計算に用いる測定値の個数が増加することにより、各σｉの値は、これらの比が各単電池の内部抵抗ＤＣＲｉの比と一致するように次第に収束してゆく。
【００５７】
更新されたｉ＝１〜４のσｉと更新されていないｉ＝５〜９６のσｉから、Σi=1,n σｉを算出し、更にｉ＝１〜４のＦｉを算出する。
この更新されたＦｉを用いて、後述するように図２５のステップＳ１１４〜Ｓ１１６の計算が、ｉ＝１〜４の単電池に対して行われる。
【００５８】
４個毎の単電池（セルグループ）の端子間電圧の読出しは、８０ミリ秒毎に実行される、図２５の動作１回分の中で行われる。従って、次の４個ｉ＝５〜８の単電池の端子間電圧の読出しは、図２５の次の動作で行われ、上記と同様に、ｉ＝５〜８のσｉが更新され、更にＦｉが更新され、これらを用いたステップＳ１１４〜Ｓ１１６の計算がｉ＝５〜８の単電池に対して行われる。
【００５９】
以上のようにして、４個毎の単電池に対して上記の計算を行い、これによって得られた各単電池の端子間電圧測定値の標準偏差σｉを更新計算し、さらにＦｉ＝σｉ／Σi=1,n σｉを求める。このような連続的な計算を８０ミリ秒毎にリアルタイムに行う。全ての単電池ｉ＝１〜９６に対して更新計算が行われるのは、上記同様２．５５秒間隔となるように設定される。なお、上記の計算では常に、一部の単電池のσｉの値が更新されているので、Σi=1,n σｉの値も常に少しづつ更新される。従って、他の単電池のＦｉの算出では、それ以前に更新された単電池のσｉの値も僅かに影響することになるが、前述のように、各単電池の端子間電圧の測定値の変動はほぼランダムと考えてよく、従ってこの端子間電圧の測定値のバラツキの大きさを、σｉで評価すると、σｉの評価に用いた測定回数が１回異なるとしても、その影響は小さい。逆に、後述するように、各単電池の端子間電圧とほぼ同時に測定された組電池の電流を用いて、図２５のステップＳ１１４〜Ｓ１１６の計算をほぼリアルタイムで行うことにより、各単電池毎の計算の精度は大幅に向上される。
【００６０】
以上で説明したように求められた各単電池のＦｉと組電池のＤＣＲＴとから、各単電池のＤＣＲｉは、ＤＣＲｉ＝Ｆｉ＊ＤＣＲＴとしてリアルタイムに算出されるが、実際のＤＣＲｉ算出においては、さらに複雑な条件を考慮して行われる。これについては、図２４および図２５を参照して、組電池の最大充電電流および最大放電電流の算出の方法について説明する際にまとめて説明する。
以下では、まずこの説明の前に実際のＤＣＲｉの算出結果を用いて説明する。
【００６１】
＜各単電池のＤＣＲｉ算出例＞
以下図６〜図１１で、上記で説明したような、式（１５）に基づく方法で算出されたＤＣＲｉの例を示す。
図６は、図２の組電池の総電圧測定値のグラフに対応する、９６個の各単電池の電圧変化を示すグラフを合わせて表示したものである。また、図７は、図６の最初の６００秒を、横軸（時間軸）を拡大して、変化が分かり易くなるように表示したものである。大多数の単電池は同様な時間変化を示している。これは、単電池間の電圧比または各単電池間のＤＣＲ比は、時間の経過に対し大きく変化しないことを意味している。
【００６２】
また、最初の約６０秒では、ほとんどの単電池の電圧には変化がないが、上記の図３での説明の通り、最初の約６０秒の間は、ＨＥＶはキーオンされ、インバータ３００は電池システム１００に接続されているが、ＨＥＶは停車状態にあるためインバータでの電力消費がなく、従って組電池１０１からは電流がインバータに流れていないためである。また、いくつかの単電池ではスパイク状のパルス波形が見られるが、これは各単電池での電圧測定でのノイズの影響である。これらのノイズの影響は、上記で説明したように、例えば５分間における測定電圧値を平均化処理することにより除去される。
【００６３】
尚、上記で説明したように、バッテリコントローラ１１３での実際の総電圧と充放電電流の測定間隔、およびセルコントローラ１１２での各単電池の電圧の測定間隔は８０ミリ秒であるが、図６、図７に示す総電圧と充放電電流の測定点は２．５５秒毎となっている。
【００６４】
図８は、図６または図７での充放電開始後５分間で測定された単電池電圧を用い、上記式（１２）に基づいて算出された、各単電池の標準偏差値σｉを示すものである。ただし、ここで示す例では、上述のように最初の約６０秒は充放電電流の変化がないので、実際は計算が行われておらず、実質的には４分間に測定された単電池の電圧測定データを用いている。
【００６５】
図９は、単電池のＤＣＲ（ＤＣＲｉ）が組電池のＤＣＲ（ＤＣＲＴ）に対する比率（ＤＣＲ係数Ｆｉと称する）として、単電池の標準偏差を、全単電池の標準偏差の総和で除した値を示すものである。図５では、運転開始（測定開始）５分後のＤＣＲＴが２９５ｍΩと算出されているので、この時点でのＤＣＲｉは図９に示す各単電池のＤＣＲ係数ＦｉをＤＣＲＴに乗じた値となり、図１０に示す各単電池のＤＣＲの値（ＤＣＲｉ）となる。
【００６６】
５分経過以降は、５分間で測定された単電池の測定電圧データに、さらに２．５５秒間隔で各単電池の電圧測定データを追加しながら上記の標準偏差を計算している。組電池のＤＣＲ（ＤＣＲＴ）は２．５５秒毎（実際は８０ミリ秒毎）に計算され、５分以降はＤＣＲ係数（Ｆｉ）も２．５５秒毎に計算されるので、各単電池のＤＣＲ（ＤＣＲｉ）は２．５５秒毎にリアルタイムに計算される。図１１はこの計算を５分以降の充放電データに対して行ったものであり、ＤＣＲＴと共にＤＣＲｉがリアルタイムで算出されている。従って図１０に示すようにＤＣＲｉがリアルタイムに算出され、この時間変化を全単電池に対して示したものが図１１となる。
【００６７】
なお、上記の計算では最初の５分間で標準偏差を計算してからは、これ以降２．５５秒毎に検出される各単電池の端子間電圧ＣＣＶｉを加えてσｉ、Ｆｉを更新計算し、組電池のＤＣＲＴから単電池のＤＣＲｉを算出しているが、このような計算時間は単電池の特性／仕様および充放電制御の精度を考慮して設定されるので、最初の計算を５分間と限定する必要はない。また上記の説明での５分以降の計算を２．５５秒毎に限定してデータを追加して行わなくともよい。ＣＣＶ、ＯＣＶ、ＳＯＣ、ＤＣＲなどの数値で表される電池の状態の変化が緩やかであれば、計算間隔や測定間隔を長くしてもよい。
【００６８】
また、上記の電池システム接続開始時の最初の５分以降にも、一定時間毎に、この一定時間内で測定された単電池の端子間電圧データを用いて、上記の電池システム接続時の最初の５分での計算と同様な方法で標準偏差を計算し、各単電池のＤＣＲｉを求めることも可能である。上記の説明のように、ＤＣＲの変化は穏やかであるので、５分間毎にこのようにして算出されるＤＣＲｉを用いても問題は起こらないことは、例えば図５で示す組電池ＤＣＲ（ＤＣＲＴ）の、電池システム接続開始からの時間変化の例を見れば明らかである。上記で説明したように、図５では最初の６０秒間は組電池の充放電電流に変化がないため、ＤＣＲＴの計算が行われておらず、従って、この６０秒間のＤＣＲＴの値にはＥＥＰＲＯＭから読み出した、前回車両停止時にＥＥＰＲＯＭに書き込まれたＤＣＲＴが用いられている。
【００６９】
なお、図８、図９、図１０で、図に示した９６個の単電池のＤＣＲ値（ＤＣＲｉ）が、単電池の順番で周期的な変化（ここでは４個毎）を示しているが、これは組電池の構造に由来するものである。９６個の単電池１１１は４個毎に束ねられて複数のセルグループ１１０を構成しており、このセルグループ毎の４個の単電池間の接続抵抗の影響が周期的なＤＣＲ値の変化として現れている。また２５番目と７３番目の単電池のＤＣＲ、および図１１で上部に示す２つ単電池のＤＣＲが他の単電池のＤＣＲより大きいのは、この４個毎に束ねられた単電池の、さらに組電池の中での接続構造の影響である。
なお、セルグループを構成する単電池の数は４個に限定されず、１個以上であればよく、また例えば１０個以上であってもよい。ただし、セルコントローラは、このセルグループを構成する単電池を制御できるような仕様のものを用いる。
【００７０】
図８〜図１１に示すような単電池のＤＣＲ（ＤＣＲｉ）の時間変化を長期に渡って測定することによって、単電池の劣化状態（ＳＯＨ）の変化を判断することもできる。例えば特定のＤＣＲｉの値が増加していれば、この単電池が劣化していることを示すことになる。
【００７１】
＜最大充放電電流の算出＞
以下に上記で説明した、本発明による組電池の状態検出方法によって算出された単電池のＤＣＲ値（ＤＣＲｉ）を用いた組電池の制御の例を示す。
図１２は、組電池のＤＣＲ（ＤＣＲＴ）とＳＯＣ（ＳＯＣＴ）から計算される組電池の最大許容充電電流／最大許容放電電流を示したものである。組電池の最大許容充電電流および最大許容放電電流は、上記で算出した組電池のＳＯＣ（ＳＯＣＴ）を図２に示す関係を用いて算出された組電池ＯＣＶ（値の大きさは上述のＯＣＶＴを組電池の個数で除した大きさとなる）を用いて以下のように求められる。
組電池最大許容充電電流＝（許容最大充電電圧−組電池ＯＣＶ）／ＤＣＲＴ        ...（１８）
組電池最大許容放電電流＝（組電池ＯＣＶ−許容最少放電電圧）／ＤＣＲＴ        ...（１９）
で算出される。なお許容最少放電電圧および許容最大充電電圧はそれぞれ、電池が劣化せずかつ安全に使用できる範囲、すなわち過放電または過充電とならない電圧範囲で、適宜設定される。
【００７２】
従来技術では、各単電池のＤＣＲｉは組電池のＤＣＲＴを直列接続した単電池数ｎで割った平均値を用いており、また各単電池のＯＣＶ（ＯＣＶｉ）は組電池のＳＯＣＴから計算される値をｎで割った平均値を用いて算出していた。実際には単電池のＤＣＲｉとＳＯＣｉのばらつき、及び計算誤差等があるので、各単電池で過充電あるいは過放電電圧に達しないように、これらの平均値から算出される最大許容充電電流／最大許容放電電流よりも更に十分なマージンをとった小さな最大許容充電電流／最大許容放電電流で充放電を制御せざるを得なかった。
【００７３】
図１３には、組電池の最大許容充電電流／最大許容放電電流に加えて、単電池の最大許容充電電流／最大許容放電電流を示してある。単電池の最大許容充電電流／最大許容放電電流の計算には、本発明による組電池の状態検出方法で算出される各単電池のＤＣＲｉと、ＳＯＣｉを図２に示す関係を用いて算出したＯＣＶｉを用いて以下のようにして求めている。
単電池最大許容充電電流＝（許容最大充電電圧−ＯＣＶｉ）／ＤＣＲｉ...（２０）
単電池最大許容放電電流＝（ＯＣＶｉ−許容最少放電電圧）／ＤＣＲｉ...（２１）
更に、式（２０）および（２１）によって算出された各単電池の電流値の中で、最も小さい電流値をそれぞれ最大許容充電電流および最大許容放電電流としたものである。
【００７４】
このため、図１３では、本発明による組電池の状態検出方法によって設定された最大許容充放電電流は、従来の組電池のＳＯＣＴと充放電電流から計算した最大充放電電流よりも小さな値となっている。しかし、従来の組電池の許容充放電電流を用いて、ＨＥＶを稼働させ、電池システム１００の充放電をある程度の時間続行すると、組電池の最も小さな許容充放電電流を持つ単電池セルにおいては、過充電や過放電の状態になることを意味している。単電池セルが過充電や過放電の状態になると、安全性のため、電池システムの稼働が停止されるが、これはＨＥＶの運転に影響を与えるため避けなければならない。また過充電や過放電は組電池の寿命を急激に短縮する。
【００７５】
従って図１３で明らかなように、従来の充放電制御では、図１２に示すような組電池の許容充放電電流に対し、非常に大きなマージンを持って電池システムを制御していた。すなわち、図１３で示す本発明による組電池の状態検出方法で算出された最大許容充電電流／最大許容放電電流より小さいな電流値で充放電制御が行われていた。本発明による組電池の状態検出方法では、以上のように各単電池のＤＣＲ値（ＤＣＲｉ）のばらつきを考慮しているので、図１３に示すような、本発明による組電池の状態検出方法による単電池の許容充放電電流に対し、小さなマージンを設定するだけでよく、また各単電池の毎に過充電や過放電を起こさないような制御が可能となり、蓄電システムとしての安全性ならびに性能を向上することができる。
【００７６】
なお、上記で説明した図１３では、最初の５分間は上記のＤＣＲ係数（Ｆｉ）が確定していないので、従って各単電池のＤＣＲｉおよび許容充放電電流が算出されないため、最初の５分間分が記載されていない。この最初の５分間に各単電池のＤＣＲｉを用いる必要がある場合は、後述するようにメモリに記憶されている前回のＤＣＲｉを用いる。
【００７７】
尚、単電池の充放電電圧のばらつきを表す手段として、上記図８〜図１３で説明した例では、一定時間内の電圧の標準偏差を採用したが、ばらつきを表す手段として別の値を用いてもよい。例として、上記で説明したように、一定時間内の最大値−最小値で計算した例を以下に示す。この例では充放電中５分間の最大値−最小値をばらつきを表す因子として用いたものであり、上述の標準偏差値の代わりに最大−最小値を用いて計算を行った。
【００７８】
図１４は電池システム接続開始後の５分間で測定された単電池の電圧値（ＣＣＶｉ）に基づいてＤＣＲ（ＤＣＲｉ）の算出値を、標準偏差を用いた場合（式（１２））と、最大−最小値を用いた場合で比較したものである。図１４に示されるように、標準偏差を用いた場合と最大―最小値を用いた場合とで、計算された単電池のＤＣＲｉは概ね良く一致している。３７番目の単電池セルの電圧値で、最大−最少値を用いて計算したものが標準偏差を用いて計算したものより大きくなっているが、これはノイズの影響である。標準偏差を用いた場合の方が安定したＤＣＲｉを算出できることを示している。
【００７９】
最大―最小値を用いた場合は、充放電中の一定時間内の各単電池電圧の最大値と最小値を記憶して演算すればよいが、標準偏差値を用いる場合は一定時間内の単電池電圧の積算値と、単電池電圧の２乗の積算値を記憶して演算する必要があり、最大−最小値を用いるほうがメモリ容量を少なくできる利点がある。しかしながら、ノイズの影響を考慮すると、標準偏差値を用いるほうが正確に算出できるのは明らかであり、セルコントローラ１１２が測定する単電池電圧がノイズの影響を受けるかどうかで判断して選択すればよい。
【００８０】
また、より正確な最大充放電電流の計算のためには、単電池のＤＣＲｉの他に各単電池のＳＯＣ（ＳＯＣｉ）を算出することが必要である。本発明では、後述するように、正確な単電池のＳＯＣｉの算出のために、起動時のＳＯＣｉ偏差の算出と、セルバランス動作によるＳＯＣｉの補正という手段を用いて正確な単電池のＳＯＣｉ推定を行っている。
【００８１】
前述したように、組電池では、ＳＯＣｉの高いセルにバランシング電流を充放電中に通電する、セルバランス動作を行っている。そのために、起動時に無負荷状態での全単電池のＯＣＶ（ＯＣＶｉ）を測定し、その値をＳＯＣｉに変換し、バランシング電流通電対象単電池と、バランシング電流通電時間を決定している。本実施例での起動時のＯＣＶｉ測定例とこのＯＣＶｉのＳＯＣｉへの変換例を図１５と図１６に示す。図１５および図１６で各単電池の値がとびとびの値になっているように見えるのは、各単電池の電圧測定の分解能すなわちセルコントローラ１１２の電圧測定部のＡＤＣの分解能のためである。
【００８２】
図１６に示す全単電池のＳＯＣｉの平均値ＳＯＣａｖからの偏差ΔＳＯＣｉを示したのが図１７である。組電池のＳＯＣは、ＳＯＣａｖで代表させているので、充放電中の単電池のＳＯＣｉは、組電池のＳＯＣにこの偏差ΔＳＯＣｉを加算した値となる。
この偏差ΔＳＯＣｉが所定の値より大きい単電池のバランシング放電を行う。以下の説明ではΔＳＯＣｉのメジアン平均値（＝（最大偏差＋最小偏差）／２）より大きい単電池に対してバランシング行うようにしている。図１７の例では、このメジアン平均値が約−０．１５となるので、図１７に示すΔＳＯＣｉが０以上の単電池が放電対象となる。
【００８３】
各単電池のＳＯＣｉ偏差（ΔＳＯＣｉ）は、実際は起動後のバランシング動作に伴って小さくなってくる。本発明では、バランシング動作の進行に伴うΔＳＯＣｉの補正を行い、より正確な全単電池のＳＯＣｉ推定を行っている。この本実施例での具体例を図１９に示す。図１９は、図１７に示す起動時のΔＳＯＣｉから算出されたバランシング電流通電時間を示す特性線図である。この例では、図１７に示すΔＳＯＣｉが０．０２％以上大きいセルに対して、ΔＳＯＣｉのメジアン平均値（＝（最大偏差＋最小偏差）／２）が０％となる時間、バランシング電流を通電するバランシング動作を起動後に行っている。すなわち、図１７で示す９番目の単電池セルの電圧と、５８番目の単電池セルの電圧のメジアン平均値より大きな電圧値を持つ単電池セルの放電を行って、これらのＳＯＣｉ値がメジアン平均値となるまでの時間を表している。なお、このＳＯＣｉ偏差のメジアン平均値の計算は、図２２について上記で説明したステップＳ６で行われている。
【００８４】
図１８に、組電池のＳＯＣにΔＳＯＣｉを加算して求めた各単電池のＳＯＣｉの時間変化を示す。
バランシング動作によるバランシング電流の通電時間は、バランシング抵抗の大きさによって変更できるが、あまり急速に行うと制御回路内部の発熱等の問題を生じるので、図１９に示す程度の時間をかけて行っている。従って、制御回路の設計や冷却構造あるいは組電池の特性等を考慮して、適切な時間でバランシング放電を行うようにする。
【００８５】
また、図２０は起動後にバランシング動作を行った場合のＳＯＣｉ偏差（ΔＳＯＣｉ）の変化を示すグラフである。バランシング電流（Ａ）×通電時間（ｈｏｕｒ）がバランシング動作に伴う放電量なので、このバランシング放電によるＳＯＣｉ偏差の変化ΔＳＯＣｉＢはバランシング電流（Ａ）×通電時間（ｈｏｕｒ）／単電池の満充電容量（Ａｈ）×１００（％）で算出できる。
図２０では、図１７に示すような、異なる起動時ΔＳＯＣｉを持つ単電池セルのΔＳＯＣｉがバランシング電流の通電時間に対して変化する様子を示している。起動時のΔＳＯＣｉが−０．３４または−１．０４の単電池セルのΔＳＯＣｉが増加しているのは、単に見かけ上の現象である。実際はこれらの単電池セルはバランシング放電されておらず、ΔＳＯＣｉが０より大きい、すなわち組電池のＳＯＣより大きいＳＯＣｉ値を持つ単電池セルのみバランシング放電が行われているためである。
【００８６】
本実施形態では、充放電中の単電池のＳＯＣｉとして、組電池制御装置起動時に算出したＳＯＣｉから求めた組電池のＳＯＣ値（ＳＯＣＴ）の初期値に、組電池の充放電電流の測定値を積算し、起動時のＳＯＣｉ偏差計算値を加え、かつ起動後のバランシング電流通電によるＳＯＣｉ偏差変化値ΔＳＯＣｉＢで補正した値を用いる。これはすなわち組電池制御装置起動時に算出したＳＯＣｉに、組電池制御装置起動後の充放電電流とバランシング電流による減少分の積算値となる。
【００８７】
なお、組電池の充放電電流を積算してＳＯＣＴを更新する方法は以下の式（２２）を用いて行う。
ＳＯＣＴ＝ＳＯＣＴ（起動時）＋∫ＩＴ／Ｑ                ．．．（２２）
ここで∫ＩＴは組電池１０１の充放電電流の積算値（Ａｈ）であり、Ｑは単電池１個あたりのＳＯＣが０％から１００％になるまでの満充電電流Ａｈ量である。組電池を構成する各単電池の特性は揃えられており、ＳＯＣＴはその初期値から各単電池の初期値の平均値として定義されているので、ＳＯＣＴは組電池の充放電電流の積算値を用いて式（２２）により求めることができる。
【００８８】
尚、満充電容量としては単電池の定格容量を用いてもよいが、より正確に算出するためには単電池の劣化度合いに応じて補正するほうが好ましい。電池のＤＣＲ値と満充電容量（ＳＯＣ＝１００％）は図２１に示すように反比例する関係があるので、単電池のＤＣＲｉから満充電容量を推定して算出すれば、より正確なＳＯＣｉが算出可能である。
【００８９】
また、上記で説明したように、充放電開始後、所定の設定時間経過までは各単電池のＤＣＲｉが算出できない。少しでも正確な値を推定するため、本発明では、充放電システム停止時に組電池のＤＣＲに対する各単電池のＤＣＲ比（Ｆｉ）を不揮発性メモリに保存しておき、システム起動時にこの値を読み込んで、単電池ＤＣＲｉが確定するまではこの値を採用するようにしている。この値は起動後の単電池セルＤＣＲｉを直接演算した値ではないため、放置中の単電池の特性変化によっては、誤差が大きくなる可能性がある。しかしながら長期間放置を行った場合以外は、前回の運転と今回の運転で各単電池のＦｉが大きく変化することは考えにくく、起動後に単電池ＤＣＲｉが確定するまでは充放電電流のマージンをやや大きくする程度で、過充電・過放電電圧にいたる可能性を低くすることができる。
【００９０】
なお、上記ではＳＯＣＴを式（２２）に基づいて算出する方法を説明したが、前述の式（１）を利用して算出することも可能である。この場合式（１）で、ＤＣＲとＩの代わりに上記で算出あるいは測定したＤＣＲＴとＩＴを用いて求めたＯＣＶがＯＣＶＴとなる。Ｖｐは電池の特性データをメモリー（例えばＥＥＰＲＯＭ１２２）に保存したものを用いる。前述のように、ＳＯＣＴは、図２に示すＯＣＶとＳＯＣとの関係を用いて、ＯＣＶＴの値を変換して求める。
【００９１】
＜組電池最大充放電電流の算出フロー＞
以上に説明したように、組電池のＤＣＲ値（ＤＣＲＴ）とＳＯＣ値（ＳＯＣＴ）と電流値ＩＴ、および各単電池のＤＣＲ値（ＤＣＲｉ）とＳＯＣ値（ＳＯＣｉ）とから、組電池の最大充電電流と最大放電電流がリアルタイムに算出され、この組電池の最大充電電流と最大放電電流を越えないように組電池の充放電が制御される。
この充放電制御は図２２のステップＳ９とステップＳ１１の間で行われるものであり、この充放電制御の全体フローを図２３〜図２５を参照して説明する。なお、図２２のステップＳ１０の充放電制御は、モータコントローラ３１０によるインバータ３００の制御であり、常にリアルタイムに実行されている。このインバータの制御には、図２４のステップＳ１１６で算出される組電池の最大充電電流と最大放電電流も用いられる。図２２ではステップＳ９の後で、まずステップＳ１０が実行されるように記載されているが、実際の充放電制御ステップＳ１０の実行は、最初図２４の動作フローを１回実行してから開始される。
なお、図２４と図２５では共通の内容のステップがあるが、これらについては同じステップ番号を付している。また内容が多少異なるが、互いに対応するステップについては、対応関係が分かるように、図２４のステップ番号に英大文字を付けて記載している（図２４のステップＳ１１１ＡとＳ１１４Ａ）。
【００９２】
＜電池システム接続開始後５分間の動作（計算）＞
図２２のステップＳ９で充放電動作が開始されると、まず図２４の動作フローに示す動作（計算）が最初５分間行われる。この５分間の間に図２４のステップＳ１０２とＳ１１２、すなわち図２３のステップＳ１０２ａとＳ１１２ａが繰り返し実行され、各単電池での端子間電圧ＣＣＶｉ（ｍ）の和Σm=1,k ＣＣＶｉ（ｍ）、およびその２乗の和Σm=1,k （ＣＣＶｉ（ｍ））２が算出される。この結果を用いて、図２３のステップＳ１１３ａで、各単電池の端子間電圧の測定値の大きさのバラツキの標準偏差σｉ、およびこの和Σi=1,n σｉが算出され、更にＦｉ（＝σｉ／Σi=1,n σｉ）が算出される。
【００９３】
この最初の５分間では、各単電池のＦｉの値が確定していないので、各単電池での端子間電圧ＣＣＶｉ（ｍ）の和Σm=1,k ＣＣＶｉ（ｍ）、およびその２乗の和Σm=1,k （ＣＣＶｉ（ｍ））２の算出と平行して、前回車両停止時にＥＥＰＲＯＭに書き込まれたＦｉを用いて組電池の最大充電電流および最大放電電流が算出される。この動作を図２４を参照して説明する。
【００９４】
図２４に示す動作は８０ミリ秒毎のタイマー割込によって実行される（ステップＳ１０１）。
まずステップＳ１０２でセルコントローラ１１２から４単電池分の端子間電圧ＣＣＶｉの測定値と単電池状態を示すフラグが読み出される。この単電池状態フラグで各単電池が異常である場合、これ以上の図２４に基づく計算は行わず、ステップＳ１０４で最大充電電流および最大放電電流を０に設定して、バッテリコントローラ１１３の制御は図２２に示す電池システム全体の動作フローに戻る。ステップＳ１０４で最大充電電流および最大放電電流を０に設定された場合は、ステップＳ１１で電池システムを停止する判断がされ、ステップＳ１２で充放電動作は停止される。ただし、車両の運転者に対しては、例えば操作パネルに電池システムの不具合が表示され、これも参考にして運転者は車両の動作を停止するかどうか判断する。
なお、この単電池状態フラグは、測定された端子間電圧が所定の電圧範囲内であるかどうか、すなわち過充電または過放電となっていないかどうかを、たとえばリチウム単電池の基準値と比較して、異常と判断される場合には、このフラグがたとえば１にセットされる。フラグには各単電池以外のセルコントローラの状態に関するフラグもあるが、これらのセルコントローラ内での動作についてはたとえば特開２０１０−２４９７９３号公報を参照されたい。
【００９５】
ステップＳ１０３で単電池に異常が無いと判断された場合は、ステップＳ１１２とステップＳ１０５の動作に進む。ステップＳ１１２については既に説明したので省略する。
ステップＳ１０５では総電圧検出回路１１８による組電池の総電圧（ＣＣＶＴ）と充放電電流検出回路１１９による組電池を流れる電流（ＩＴ）の検出が行われる。続いてステップＳ１０６で、このＩＴの積算値が計算され、さらに式（２２）を用いてＳＯＣＴが計算される。
【００９６】
ステップＳ１０７では、バランシング放電量も考慮した、各単電池のＳＯＣ（ＳＯＣｉ）を算出する。
図２２を参照して説明したように、ステップＳ６で算出された各単電池のＳＯＣｉ偏差（ＳＯＣａｖからの偏差でΔＳＯＣｉと記す。）に基づき、ステップＳ７でバランシング放電が開始されている。このバランシング放電量は、図１５、図１６を参照して説明したように、電池システム起動時に算出されたΔＳＯＣｉの大きいものを放電するようにしている。また、バランシング放電量もＳＯＣの変化分として算出され、どの程度の期間放電するか算出されている。従って、各単電池のＳＯＣ（ＳＯＣｉ）は、ＳＯＣＴと、電池システム起動時のΔＳＯＣｉと、バランシング放電動作によるＳＯＣ変化分ΔＳＯＣｉＢを加えた値になる（図２０の説明参照）。
ＳＯＣｉ＝ＳＯＣＴ＋ΔＳＯＣｉ−ΔＳＯＣｉＢ              ．．．（２３）
【００９７】
ステップＳ１０９では、ステップＳ１０５で測定された組電池を流れる電流（充放電電流）ＩＴの変化、すなわち今回の電流測定値と前回の測定値との差を算出し、その変化が所定の設定値より大きいかどうか判断する。上記に繰り返し記載しているように、ＩＴの変化が少ないとノイズの影響を受けて組電池ＤＣＲ（ＤＣＲＴ）が精度良く算出されない。この所定の設定値は、例えば、電流測定値の平均的ノイズの大きさがＩＴの変化量の１％程度となるように設定されるが、組電池の特性や構成（単電池数等）、インバータの特性などを考慮して設定される。
【００９８】
ＩＴの変化量が所定値より大きければステップＳ１１０に進み、今回測定された組電池の総電圧ＣＣＴＶ（ｍ）と前回の測定値ＣＣＶＴ（ｍ−１）、組電池を流れる電流値ＩＴ（ｍ）およびその前回の測定値ＩＴ（ｍ−１）を用いて、式（４）に従って組電池の内部抵抗ＤＣＲＴ（ｍ）が算出される。
またＩＴの変化量が所定値より小さければステップＳ１１１Ａに進み、式（４）を用いたＤＣＲＴ（ｍ）の算出は行わず、例えばバッテリコントローラ１１３内のレジスタに保持されている、前回算出されたＤＣＲＴ値を用いて、次のステップの計算が行われる。
なお、ステップＳ１１１Ａは後述する図２５のステップＳ１１１に対応するステップであるが、読み出すＤＣＲのデータが異なるので参照番号をＳ１１１Ａとして図２５のステップＳ１１１と区別している。
【００９９】
ステップＳ１１４Ａでは、ステップＳ１１０あるいはステップＳ１１１Ａで算出された組電池ＤＣＲ（ＤＣＲＴ）を用い、ＥＥＰＲＯＭ１２２に記憶されている前回の電池システム停止時での各単電池のＤＣＲｉのＤＣＲＴに対する比Ｆｉ（４単電池分）を読出して、各単電池（４単電池の各々）のＤＣＲｉを算出する。
【０１００】
次にステップＳ１１５で、ステップＳ１０７で算出されたＳＯＣｉと、ステップＳ１１４Ａで算出されたＤＣＲｉとから、各単電池（４単電池分）の最大充電電流および最大放電電流を、それぞれ式（２０）および（２１）から算出する。なお、各単電池のＳＯＣｉは、図２に示すＳＯＣとＯＣＶの関係を用いてＯＣＶｉに変換している。
【０１０１】
ステップＳ１１５で各単電池（４単電池の各々）の最大充電電流と最大放電電流が算出、すなわち更新されたので、これを用いて全単電池での最大充電電流と最大放電電流をステップＳ１１６で求めて、これらをそれぞれ組電池の最大充電電流および最大放電電流とする。
前述のように、この組電池の最大充電電流および最大放電電流を越えないように、図２２のステップＳ１０の充放電制御が常に実行されている。
【０１０２】
以上図２４に示す動作フローは、電池システムがインバータ等の負荷に接続されて（図２２のステップＳ８）から最初の５分間繰り返し実行され、ステップＳ１１２で蓄積された複数回の各単電池の端子間電圧ＣＣＶｉ（ｍ）の和Σm=1,k ＣＣＶｉ（ｍ）、およびその２乗の和Σm=1,k （ＣＣＶｉ（ｍ））２とから、図２３のステップＳ１１３ａで各単電池の端子間電圧の測定値の大きさのバラツキの標準偏差σｉ、およびこの和Σi=1,n σｉが算出され、更にＦｉ（＝σｉ／Σi=1,n σｉ）が算出される。
これに続いて、電池システム接続開始後５分経過以降は図２５に示す動作フローが実行される。
【０１０３】
＜電池システム接続開始後５分経過以降の動作（計算）＞
図２５は、図２３を参照して説明したように、電池システムをインバータなどの負荷に接続後５分経過して、各単電池の端子間電圧ＣＣＶｉ（ｍ）の和Σm=1,k ＣＣＶｉ（ｍ）、およびその２乗の和Σm=1,k （ＣＣＶｉ（ｍ））２、各単電池の端子間電圧の測定値の大きさのバラツキの標準偏差σｉ、およびこの和Σi=1,n σｉ、Ｆｉ（＝σｉ／Σi=1,n σｉ）が算出された後に実行される動作フローを示す。
なお、図２５の動作フローの各ステップで図２４の動作フローのステップと同じ動作（計算）内容のステップには同じステップ番号を付してある。また対応するステップ同士ではあるが、動作（計算）内容が若干異なる場合は、図２５のステップ番号に対応する図２４のステップ番号に英大文字を付記して区別してある。
【０１０４】
図２５の動作フローは８０ミリ秒毎のタイマー割込によって開始される（ステップＳ１０１）。ステップＳ１０２〜Ｓ１０９での動作は図２４で説明したものと同じであるので省略する。
ステップＳ１０９で、組電池を流れる電流の測定値ＩＴの今回の測定値ＩＴ（ｍ）と前回の測定値ＩＴ（ｍ−１）の差が所定値より大きい場合は、ステップＳ１１０に進み、所定値以下の場合はステップＳ１１１に進む。
【０１０５】
ステップＳ１１０では、図２４のステップＳ１１０で説明したように、式（４）に従って組電池の内部抵抗ＤＣＲＴ（ｍ）が算出される。
これに続いてステップＳ１１２でも図２４のステップＳ１１２で説明したように、各単電池の端子間電圧ＣＣＶｉ（ｍ）の和Σm=1,k ＣＣＶｉ（ｍ）、およびその２乗の和Σm=1,k （ＣＣＶｉ（ｍ））２が更新計算される。
さらに、これらの計算値に基づいて、ステップＳ１１３で各単電池の端子間電圧の測定値の大きさのバラツキの標準偏差σｉ、およびこの和Σi=1,n σｉ、Ｆｉ（＝σｉ／Σi=1,n σｉ）が算出される。
なお図２４で示す電池システム接続開始後５分間に行われる動作フロー（フローＣ）においては、このステップＳ１１３は実行されず、図２３に示すように、フローＣが５分間に複数回実行されたあとでステップＳ１１３ａで実行される。
【０１０６】
ステップＳ１０９で、組電池を流れる電流の今回の測定値ＩＴ（ｍ）と前回の測定値ＩＴ（ｍ−１）の差が所定値より小さい場合には、ステップＳ１１０〜Ｓ１１３の計算は行わず、前回算出した組電池のＤＣＲＴと各単電池のＦｉを読み出す（ステップＳ１１１）。なお、ここでＤＣＲＴは図２５の動作フローの前回実行時の算出値であり、Ｆｉはこの単電池の前回の算出値である。従ってＤＣＲＴの更新タイミングとＦｉの更新タイミングが異なるが、前述のようにＦｉは緩やかに変化するので、前回算出したものを用いても大きな問題はない。逆にＩＴの変化が少ない状態でＦｉを無理に求めると各単電池での端子間電圧の変化も少ないため、ノイズによる誤差が大きくなり、実際の値とは異なるＦｉが算出される。本方法で組電池のＤＣＲＴを精度良く算出するために重要なことは、組電池の総電圧ＣＣＶＴと組電池を流れる電流ＩＴの測定が同時に行われることである。
また、上記では、ＩＴの変化が少ない場合はステップＳ１１２の計算を行わないとしたが、ＩＴの変化に大きさに拘わらず、ステップのＳ１１２の計算を行っても特に問題はない。これは、前述のように、ＣＣＶｉは常に変化しており、たまたま前回の測定値との差が少ない場合であっても、これを含めてステップＳ１１２の計算を行っても、多数回の測定を行っているので影響は殆どない。逆に、長時間に渡ってＣＣＶｉ、ＣＣＶＴ、ＩＴの値に変化が無いことは、車両が停止する場合であり、容易に予測できるので、このような場合は、図２４あるいは図２５の動作フローの計算で、各単電池の端子間電圧ＣＣＶｉ（ｍ）の和Σm=1,k ＣＣＶｉ（ｍ）、およびその２乗の和Σm=1,k （ＣＣＶｉ（ｍ））２、各単電池の端子間電圧の測定値の大きさのバラツキの標準偏差σｉ、およびこの和Σi=1,n σｉ、Ｆｉ（＝σｉ／Σi=1,n σｉ）の算出を中断するようにすればよい。このような場合を全て含むような動作フローは非常に複雑になるので上記の説明からは省いてある。また、図２４や図２５に示す動作フローは、実際は１つのプログラムで動作しているわけではなく、イベントベースで実行されているので、必ずしもこれらの動作フローの順序に従って各ステップが実行されているわけではない。図２２〜図２５に示す動作フローはあくまで理解を容易にするために示しているものである。
【０１０７】
ステップＳ１１４では、ステップＳ１１０で算出されたＤＣＲＴ値あるいはステップＳ１１１で読み出された前回のＤＣＲＴ値を用い、ステップＳ１１０またはＳ１１１で算出されている前回の電池システム停止時での各単電池のＤＣＲｉのＤＣＲＴに対する比Ｆｉ（４単電池の各々）を読出して、各単電池（４単電池の各々）のＤＣＲｉを算出する。
【０１０８】
ステップＳ１１４およびステップＳ１１５での計算は、図２４の動作フローのステップＳ１１４およびＳ１１５と同じである。前述のように、ステップＳ１１６で算出された、この組電池の最大充電電流および最大放電電流を越えないように、図２２のステップＳ１０の充放電制御が実行される。
【０１０９】
以上説明したように、本発明による組電池の状態検出方法により、各単電池のＳＯＣ（ＳＯＣｉ）をリアルタイムに算出することにより、組電池として利用できる最大充放電電流(電力)の計算をより詳細にかつリアルタイムに更新することができるので、充放電時の充電上限および放電下限からのマージンをさらに小さくして蓄電手段としての充放電性能を有効に利用することができる。
【０１１０】
総電圧と充放電電流の測定間隔は、電池システム１００で用いられるリチウム電池等の二次電池の特性とモータ４００の特性（電力消費、発電能力）に合わせて設定してもよい。例えば、これらの特性により、リチウム電池の充放電によるＳＯＣとＤＣＲの変化が緩やかな場合は、測定間隔を長くすることができる。また、運転状況により、充放電が少なく、従ってリチウム電池のＳＯＣとＤＣＲの変化が緩やかとなる場合も測定時間間隔を長くすることができる。
【０１１１】
＜変形実施例１＞
上記の実施形態では、各単電池のＤＣＲｉ値の計算は８０ミリ秒毎にバッテリコントローラ１１３で実行される動作フローＣ（図２４）または動作フローＤ（図２５）によって、４単電池毎に各々の単電池がリアルタイムに行われると説明した。また、図２３で説明したステップＳ１１２ａとＳ１１３ａ、あるいは図２４、図２５で説明したステップＳ１１２とＳ１１３の計算も、動作フローＣまたは動作フローＤの中でバッテリコントローラ１１３によって行われていると説明した。
更に、ステップＳ１１２での計算は、４単電池毎に設けられたセルコントローラで計算し、この計算結果からバッテリコントローラに送信される各単電池の測定電圧値を所定時間（上記では５分間）蓄積して行われると説明した。また、これに対応して式（１）から（１２）で示したような計算は、バッテリコントローラ１１３で行われると説明した。
しかしながら、ステップＳ１１２とステップＳ１１３のσｉの算出は、以下に説明するようにセルコントローラ１１２で行うことも可能である。
【０１１２】
セルコントローラ１１２では、８０ミリ秒毎に、このセルコントローラが制御する４個の単電池の各々の端子間測定電圧ＣＣＶｉ（ｍ）が測定されているので、この電圧測定値ＣＣＶｉ（ｍ）の積算値Σm ＣＣＶｉ（ｍ）とΣm （ＣＣＶｉ（ｍ））２とσｉを計算し、これをバッテリコントローラ１１３に送信するようにしてもよい。
バッテリコントローラ１１３は、図２３のステップＳ１１３ａあるいは図２５のステップＳ１１３でのΣi=1,n σｉ、Ｆｉ（＝σｉ／Σi=1,n σｉ）の計算に間に合うタイミングで、セルコントローラからΣm ＣＣＶｉ（ｍ）とΣm （ＣＣＶｉ（ｍ））２とσｉのデータを送信させるようにすればよい。
【０１１３】
＜変形実施例２＞
セルコントローラ１１２での各単電池の端子間電圧の１回の測定時間は、８０ミリ秒毎でなく、実際は例えば２．５ミリ秒程度で行うことができる。これはセルコントローラの性能および、電圧検出回路でのノイズ対策であるフィルター定数の設定に依存する。
各単電池の端子間電圧の測定を８０ミリ秒毎でなく、これより短い周期で多数回測定することにより、σｉを更に短時間で収束するように計算することが可能である。
【０１１４】
上記の本発明による組電池の電池状態検出方法および組電池の制御方法の説明をまとめると、本発明の組電池の電池状態検出方法および組電池の制御方法は、ＤＣＲ値（ＤＣＲｉ）が大きい単電池ほど、同一の充放電電流が流れた場合の電圧変化すなわちバラツキが大きくなることを利用している。単電池電圧の時間的な変化のバラツキの値から各単電池のＤＣＲｉの、組電池のＤＣＲ値（ＤＣＲＴ）に対する比をリアルタイムに算出し、この比を用いて組電池の総電圧から各単電池のＤＣＲｉをリアルタイムに算出している。更に、この各単電池のＤＣＲｉから各単電池のＳＯＣｉをリアルタイムに算出し、各単電池のＳＯＣｉのバラツキが少なくなるようにバランシング放電を行い、また各単電池が過充電や過放電の状態とならないように、組電池の充放電の制御を精度良く行うことができる。
【０１１５】
また、本発明による組電池の制御装置（組電池制御装置）１０２は、組電池のＤＣＲ値（ＤＣＲＴ）、各単電池の電圧値のバラツキの大きさ、更にこのバラツキから各単電池のＤＣＲ値（ＤＣＲｉ）のＤＣＲＴに対する比をリアルタイムに算出するマイクロコンピュータ１２１を含むバッテリコントローラ１１３を備えている。マイクロコンピュータ１２１は、更に各単電池の最大許容充電電流と最大許容放電電流を算出し、組電池を構成する全単電池の最大許容充電電流と最大許容放電電流の内でそれぞれ最少の最大許容充電電流と最大許容放電電流とを組電池の最大許容充電電流および最大許容放電電流として算出する。モータコントローラ３１０は、この組電池の最大許容充電電流および最大許容放電電流を超えないように、充放電制御を行う。すなわち、モータコントローラ３１０は、インバータ３００でのＤＣ−ＡＣ変換あるいはＡＣ−ＤＣ変換を制御する。
【０１１６】
以上の説明は本発明の実施形態の例であり、本発明はこれらの実施形態に限定されない。当業者であれば、本発明の特徴を損なわずに様々な変形実施が可能である。とりわけ、接続された電池セルの個数に対応して様々な実施形態が可能である。
【符号の説明】
【０１１７】
１００…電池システム
１０１…組電池
１０２…組電池制御装置
１１０…セルグループ
１１１…リチウムイオン電池
１１２…セルコントローラ
１１３…バッテリコントローラ
１１４…単電池電圧検出回路
１１５…バランシング抵抗
１１６…バランシングスイッチ
１１７…ロジック部
１１８…総電圧検出回路
１１９…電流検出回路
１２０…充放電電流検出用電流センサ
１２１…マイクロコンピュータ
１２２…メモリ（ＥＥＰＲＯＭ）
１２３…絶縁素子
１２４…絶縁素子
２００…リレー
２１０…リレー
３００…インバータ
３１０…モータコントローラ
４００…モータ
５００…車両コントローラ
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
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【図１５】
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【図１６】
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【図１７】
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【図１８】
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【図１９】
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【図２０】
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【図２１】
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【図２２】
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【図２３】
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【図２４】
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【図２５】
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