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の初期値からの、前記複数の単電池の各々の残存容量の初期値の偏差を算出するステップと、残存容量の初期値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の初期値と、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およびその初期値とを前記第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総電圧検出部と、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総電圧検出部を用いて、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およびこの残存容量の初期値とその偏差とを算出することを特徴とする組電池の制御装置。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総電圧検出部と、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総電圧検出部を用いて、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およびこの残存容量のの初期値とその偏差とを算出することを特徴とする組電池の制御装置。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。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算出し、前記バラツキに基づいて、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、前記組電池の総電圧とに基づいて、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充放電制御量を算出し、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。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算出する手段と、前記バラツキに基づいて、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、前記組電池の総電圧とに基づいて、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。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。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、電池システム動作開始後に複数の単電池の各々の開路電圧を測定するステップと、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、電池システムの充放電開始後に、第1の所定時間毎に、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、組電池の残存容量の初期値からの、複数の単電池の各々の残存容量の初期値の偏差を算出するステップと、残存容量の初期値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、検出された組電池の総電圧と組電池に流れる電流とから組電池の内部抵抗を算出するステップと、第1および第2の所定時間より長い第3の所定時間が電池システム動作開始から経過するまでに、第1の所定時間毎に測定された複数の単電池の各々の端子間電圧の値から、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、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、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、複数の単電池の各々の内部抵抗を、組電池の内部抵抗に複数の単電池の各々の比率を乗じて算出するステップと、組電池の残存容量の初期値と、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複数の単電池の各々の残存容量およびその初期値とを第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である。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、電池システム動作開始から第3の所定時間が経過した後の複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさは、電池システム動作開始から第3の所定時間が経過するまでに第1の所定時間毎に測定された複数の単電池の各々の端子間電圧の値と、電池システム動作開始から第3の所定時間が経過した後の第1の所定時間毎に測定される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、電池システム動作開始から第3の所定時間が経過した後の複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさは、第3の所定時間毎に、第3の所定時間内で第1の所定時間毎に測定される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、複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさは、第3の所定時間内に、第1の所定時間毎に測定した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。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、複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさは、第3の所定時間内に、第1の所定時間毎に測定した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、複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさは、第3の所定時間内に、第1の所定時間毎に測定した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、複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさは、第3の所定時間内に、第1の所定時間毎に測定した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、複数の単電池の各々の残存容量と内部抵抗とから、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、複数の単電池の各々の残存容量と内部抵抗とから、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、電池システムを停止する前に、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、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、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、不揮発性メモリに保存された、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、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、電池システムの充放電開始後、第3の所定時間が経過するまでは、不揮発メモリから読み出された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、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、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、電池システムの動作開始後、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、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、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、複数の単電池の各々の開路電圧および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、組電池の総電圧を検出する総電圧検出部と、組電池を流れる充放電電流を検出する総電圧検出部と、バッテリコントローラとを備え、バッテリコントローラは、総電圧検出部と総電圧検出部を用いて、第2の所定時間毎に、組電池の総電圧と組電池を流れる充放電電流とを検出し、第3の所定時間毎に、複数の単電池の各々の端子間電圧バラツキの大きさと、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、複数の単電池の各々の内部抵抗と、複数の単電池の各々の残存容量とその偏差およびこの残存容量の初期値とその偏差とを算出することを特徴とする組電池の制御装置である。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、複数の単電池の各々の開路電圧および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、組電池の総電圧を検出する総電圧検出部と、組電池を流れる充放電電流を検出する総電圧検出部と、バッテリコントローラとを備え、セルコントローラは、第3の所定時間毎に、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、バッテリコントローラは、総電圧検出部と総電圧検出部を用いて、第2の所定時間毎に、組電池の総電圧と組電池を流れる充放電電流とを検出し、第3の所定時間毎に、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、複数の単電池の各々の内部抵抗と、複数の単電池の各々の残存容量とその偏差およびこの残存容量の初期値とその偏差とを算出することを特徴とする組電池の制御装置である。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、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、組電池の総電圧と電流とに基づいて、組電池の内部抵抗を算出し、複数個の単電池の各々の電圧を検出し、検出された複数個の単電池の各々の電圧のバラツキを算出し、このバラツキに基づいて、組電池の内部抵抗に対する単電池の内部抵抗の比をリアルタイムに算出し、内部抵抗の比と、組電池の総電圧とに基づいて、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、この算出された複数個の単電池の各々の内部抵抗に基づいて、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充放電制御量を算出し、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である。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電池制御装置であって、組電池の総電圧を検出する手段と、組電池の電流を検出する手段と、組電池の総電圧と電流とに基づいて組電池の内部抵抗を算出する手段と、複数個の単電池の各々の電圧を検出する手段と、この検出された複数個の単電池の各々の電圧のバラツキを算出する手段と、このバラツキに基づいて、組電池の内部抵抗に対する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、内部抵抗の比と、組電池の総電圧とに基づいて、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、算出された単電池の内部抵抗に基づいて、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、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である。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。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。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。<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。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。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。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、CANControllerAreaNetworkの通信バスを介して行う。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。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。<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。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DCRii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°C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。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OCVOCVi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SOCSOCi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SOCSOCTの初期値には、このn個の単電池のOCViから求めたSOCii=1~nの平均値SOCavを用いている。測定値ステップS6では、各単電池のSOCSOCi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OCVOCVT測定も上記のステップS4で同時に行われている。また、後述するように、各単電池のDCRDCRiは、一定時間間隔で算出された組電池101のDCRDCRTに係数Fiを乗じることで計算される。この単電池のDCRDCRi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。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。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。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SOCSOCTとDCRDCRTを算出し、さらに各単電池のSOCSOCiとDCRDCRi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。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。<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DCRDCRT、および各単電池のDCRDCRi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DCRDCRTの方が単電池111のDCRDCRi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。<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SOCSOCTとDCRDCRT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。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DCRDCRiもDCRT同様に、充放電によって大きく変動しない。この組電池101のDCRDCRT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DCRDCRT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。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。<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=OCVIDCRVp...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。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、tΔtではそれぞれCCVΔCCVとIΔIに変化したとすると、上記式1は以下のようになる。CCVΔCCV=OCVIΔIDCRVp...2式1と2の差から以下の式が得られる。ΔCCV=ΔIDCR...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。<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DCRTmは、前回m-1回目の測定値CCVTm-1と今回の測定値CCVTm、充放電電流ITの前回の測定値ITm-1と今回の測定値ITmを用いて以下のように表される。DCRTm=CCVTm-CCVTm-1/ITm-ITm-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k1回の測定を行い、mが2~k1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、CCVTmとITm、またCCVTm-1とITm-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。この組電池101のDCRDCRT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DCRDCRi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。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。<各単電池のDCRの算出方法>前述のように、各単電池111のDCRDCRi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CCVimとDCRiの算出値DCRimは、前回m-1回目の測定値CCVim-1と今回の測定値CCVim、充放電電流ITの前回の測定値ITm-1と今回の測定値ITmを用いて、上記式4と同様に以下のように表される。DCRim=CCVim-CCVim-1/ITm-ITm-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DCRim、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。式5から、各単電池のDCRimを算出することができるが、各単電池の端子間電圧CCVimの大きさは組電池の総電圧CCVTm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、DCRimの算出は、CCVTm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DCRimを算出する場合は、式4でのDCRTmの算出の場合と同様に、CCVimとITm、CCVim-1とITm-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DCRim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。上記式1、2から明らかなように、充放電電流ITmは各単電池111で共通であるので、DCRimとDCRTmには以下の関係がある。DCRim/DCRTm=CCVim-CCVim-1/CCVTm-CCVTm-1...6となる。すなわち、DCRim/DCRTmの比は、各単電池111での電圧測定値の前回との差異CCVim-CCVim-1と、組電池101の総電圧の測定値の前回との差異CCVTm-CCVTm-1の比に等しい。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。DCRim/DCRjm=CCVim-CCVim-1/CCVjm-CCVjm-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、DCRim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DCRimは以下のような比例関係を満たす。DCRim∝CCVim-CCVim-1...8DCRim∝|CCVim-CCVim-1|...9DCRi∝Σm1k|CCVim-CCVim-1|...10DCRim2∝CCVim-CCVim-12...11DCRi2∝Σm1kCCVim-CCVim-12...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。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∝Σm1kCCVim2Σm1kCCVim-12―2Σm1kCCVimCCVim-1...13これを、CCViの統計的なバラツキkσi2;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。kσi2=Σm1kCCVim-CCVi2...14ここでCCViはCCVimのk回の測定の平均値であり、CCVi=Σm1kCCVim/kである。式14の右側を展開すると以下のようになる。kσi2=Σm1kCCVim2Σm1kCCVi2―2Σm1kCCVimCCVi...15式12の場合は、CCViの値はΣm1kCCVim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Σm1kCCVim2とΣm1kCCVimだけでよい。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。更に、もう1つの簡単な方法として、k回の測定の中で、CCVimの最大値MaxCCViと最小値MinCCVi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。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、CCVim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。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=DCRTΔCCVi/Σi1nΔCCVi...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=DCRTFi...17ただし、Fi=ΔCCVi/Σi1nΔCCViと表される。あるいは、式15を用いる場合は、Fi=σi/Σi1nσi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。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、CCVimの最大値MaxCCViと最小値MinCCVi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。<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DCRDCRi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Σi1nσi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。<各単電池のσiとFiの実際の算出方法>σi、Σi1nσi、Fi、およびこれらを算出するためのΣm1kCCVimおよびΣm1kCCVim2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。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Σi1nσi、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。CCVim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CCVimが読み出される。読み出された各単電池の端子間電圧CCVim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、Σm1kCCVimが計算される。また、CCVim2も計算されて加算され、Σm1kCCVim2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。このようにして得られたΣm1kCCVimとΣm1kCCVim2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CCVimのk回の測定値の平均値であり、CCVi=Σm1kCCVim/kである。更に、σiの和Σi1nσiを算出し、これからσiのΣi1nσiに対する比Fiを算出する。すなわちFi=σi/Σi1nσi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、Σm1kCCVim、Σm1kCCVim2、σi、Σi1nσi、Fiの初期値の算出が行われた。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。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CCVim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Σm1kCCVimとΣm1kCCVim2に加算され、Σm1k1CCVi、Σm1k1CCVim2となる。この更新されたCCVim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σikとすると、i=1~4のσiはσik1となっており、i=5~96のσiはσikのままである。各単電池のCCVim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、Σi1nσi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。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、Σi1nσi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。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。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/Σi1nσi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、Σi1nσi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。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=FiDCRT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。<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。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。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。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。図9は、単電池のDCRDCRiが組電池のDCRDCRT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。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DCRDCRT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DCRDCRi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。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。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DCRDCRT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。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。図8~図11に示すような単電池のDCRDCRi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。<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DCRDCRTとSOCSOCT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SOCSOCT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/DCRT18組電池最大許容放電電流=組電池OCV-許容最少放電電圧/DCRT19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。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OCVOCVi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。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/DCRi20単電池最大許容放電電流=OCVi-許容最少放電電圧/DCRi21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。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。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。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。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。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DCRDCRi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。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。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SOCSOCi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。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OCVOCVi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。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。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。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。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。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。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。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。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。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。<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。<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CCVimの和Σm1kCCVim、およびその2乗の和Σm1kCCVim2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Σi1nσiが算出され、更にFi=σi/Σi1nσiが算出される。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CCVimの和Σm1kCCVim、およびその2乗の和Σm1kCCVim2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。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。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。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SOCSOCi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SOCSOCi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=SOCTΔSOCi-ΔSOCiB...23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DCRDCRT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。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CCTVmと前回の測定値CCVTm-1、組電池を流れる電流値ITmおよびその前回の測定値ITm-1を用いて、式4に従って組電池の内部抵抗DCRTm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DCRTm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。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DCRDCRT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Fi4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。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。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。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CCVimの和Σm1kCCVim、およびその2乗の和Σm1kCCVim2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Σi1nσiが算出され、更にFi=σi/Σi1nσi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。<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CCVimの和Σm1kCCVim、およびその2乗の和Σm1kCCVim2、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Σi1nσi、Fi=σi/Σi1nσi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。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ITmと前回の測定値ITm-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。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DCRTm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CCVimの和Σm1kCCVim、およびその2乗の和Σm1kCCVim2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Σi1nσi、Fi=σi/Σi1nσi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。ステップS109で、組電池を流れる電流の今回の測定値ITmと前回の測定値ITm-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CCVimの和Σm1kCCVim、およびその2乗の和Σm1kCCVim2、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Σi1nσi、Fi=σi/Σi1nσi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。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Fi4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。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。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SOCSOCi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。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。<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。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CCVimが測定されているので、この電圧測定値CCVimの積算値ΣmCCVimとΣmCCVim2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Σi1nσi、Fi=σi/Σi1nσiの計算に間に合うタイミングで、セルコントローラからΣmCCVimとΣmCCVim2とσiのデータを送信させるようにすればよい。<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。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。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。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。