JP2006189385A - 蓄電システムおよび二次電池の残存容量算出方法 - Google Patents

Abstract

【課題】 高精度かつ容易に二次電池のＳＯＣを算出可能な蓄電システムを提供する。
【解決手段】 キャパシタ２０は、二次電池１０に直列に接続される。電池ＥＣＵ３０は、二次電池１０およびキャパシタ２０のＳＯＣ初期値を算出する。また、電池ＥＣＵ３０は、電圧センサ４４からの検出電圧ＶＣに基づいてキャパシタ２０のＳＯＣを算出し、キャパシタ２０のＳＯＣ初期値からの変化量を算出する。そして、電池ＥＣＵ３０は、その算出したキャパシタ２０のＳＯＣ変化量を二次電池１０のＳＯＣ初期値に加算することによって、二次電池１０のＳＯＣを算出する。
【選択図】 図１

Description

この発明は、蓄電システムおよび二次電池の残存容量算出方法に関し、特に、二次電池の残存容量を高精度かつ容易に算出可能な蓄電システムおよび二次電池の残存容量算出方法に関する。

従来より、二次電池の残存容量（Ｓｔａｔｅ ｏｆ Ｃｈａｒｇｅ：以下「ＳＯＣ」とも称する。）の推定方法として、二次電池の端子間電圧を検出し、その検出された端子間電圧から二次電池の開回路電圧（Ｏｐｅｎ Ｃｉｒｃｕｉｔ Ｖｏｌｔａｇｅ：以下「ＯＣＶ」とも称する。）を推定し、その推定したＯＣＶに基づいて二次電池のＳＯＣを推定する方法が一般的に知られている。

また、二次電池の充放電電流量を検出し、その検出された充放電電流量の積算値を二次電池のＳＯＣ初期値（たとえば、前回システム終了時のＳＯＣなど）に加算することによって二次電池のＳＯＣを推定する方法も一般的に知られている。

さらに、特開２００３−３４６９１９号公報（特許文献１）は、蓄電装置の充放電可能電力および充放電可能容量を精度よく演算可能な蓄電システムを開示する。この蓄電システムは、電池と電池に並列に接続されたキャパシタとを備え、キャパシタの残容量ＳＯＣｃに基づいて電池の残容量ＳＯＣを算出する（特許文献１参照）。
特開２００３−３４６９１９号公報 特開２００３−８８１４３号公報 特開２００２−３１５１９９号公報 特表２００４−５０７９９６号公報

しかしながら、二次電池の充放電中においては、電池の内部抵抗による電圧降下や電池内部に生じる分極などの影響により二次電池の端子間電圧からＯＣＶを正確に算出することが困難であり、二次電池の端子間電圧に基づいたＳＯＣの推定方法では、十分な推定精度を得ることができない。

また、二次電池の充放電電流量に基づいたＳＯＣの推定方法では、充放電電流量の積算に伴なって電流センサの検出誤差なども積算されてしまうので、この推定方法によっても、十分な推定精度を得ることはできない。なお、高精度な電流センサを採用することは、電流センサのコスト増加を招く。

また、特開２００３−３４６９１９号公報に開示された蓄電システムは、電池に並列に接続されたキャパシタの残容量ＳＯＣｃに基づいて電池のＳＯＣを算出することにより、電池のＳＯＣを高精度に算出するものであるが、電池のＳＯＣを算出するためのロジックが相当複雑になるという問題がある。

そこで、この発明は、かかる問題点を解決するためになされたものであり、その目的は、高精度かつ容易に二次電池のＳＯＣを算出可能な蓄電システムを提供することである。

また、この発明の別の目的は、高精度かつ容易に二次電池のＳＯＣを算出可能な二次電池の残存容量算出方法を提供することである。

この発明によれば、蓄電システムは、二次電池と、二次電池に直列に接続されるキャパシタと、キャパシタの端子間電圧を検出する第１の電圧検出手段と、第１の電圧検出手段によって検出されたキャパシタの端子間電圧に基づいて、キャパシタの残存容量（ＳＯＣ）を示す第１の残存容量を算出し、その算出した第１の残存容量に基づいて、二次電池の残存容量を示す第２の残存容量を算出する演算部とを備える。

好ましくは、演算部は、第１の電圧検出手段によって検出されたキャパシタの端子間電圧に基づいてキャパシタの開回路電圧（ＯＣＶ）を算出し、キャパシタの開回路電圧と残存容量との予め設定された相関関係を用いて第１の残存容量を算出する。

好ましくは、演算部は、蓄電システムの起動後、キャパシタの残存容量の初期値（ＳＯＣ初期値）を示す第１の初期値および二次電池の残存容量の初期値を示す第２の初期値を算出し、二次電池の充放電開始後、第１の残存容量の第１の初期値からの変化量（ＳＯＣ変化量）を第２の初期値に加算することによって第２の残存容量を算出する。

好ましくは、蓄電システムは、二次電池の端子間電圧を検出する第２の電圧検出手段をさらに備え、蓄電システムの起動後、演算部は、相関関係を用いて第１の初期値を算出し、第２の電圧検出手段によって検出された二次電池の端子間電圧に基づいて二次電池の開回路電圧を算出し、二次電池の開回路電圧と残存容量との予め設定されたもう１つの相関関係を用いて第２の初期値を算出する。

好ましくは、蓄電システムは、蓄電システムの終了時における第１および第２の残存容量を記憶する記憶部をさらに備え、演算部は、蓄電システムの起動後、記憶部に記憶された前回システム終了時における第１および第２の残存容量をそれぞれ第１および第２の初期値とする。

また、この発明によれば、二次電池の残存容量算出方法は、二次電池に直列に接続されたキャパシタの端子間電圧を検出する第１のステップと、検出されたキャパシタの端子間電圧に基づいてキャパシタの開回路電圧を算出する第２のステップと、算出されたキャパシタの開回路電圧に基づいて、キャパシタの残存容量を示す第１の残存容量を算出する第３のステップと、算出された第１の残存容量に基づいて、二次電池の残存容量を示す第２の残存容量を算出する第４のステップとを備える。

好ましくは、第３のステップにおいて、第１の残存容量は、キャパシタの開回路電圧と残存容量との予め設定された相関関係を用いて算出される。

好ましくは、二次電池の残存容量算出方法は、システム起動後、キャパシタの残存容量の初期値を示す第１の初期値を算出する第５のステップと、システム起動後、二次電池の残存容量の初期値を示す第２の初期値を算出する第６のステップと、二次電池の充放電開始後、第１の残存容量の第１の初期値からの変化量を算出する第７のステップとをさらに備え、第４のステップにおいて、第７のステップにおいて算出された変化量を第６のステップにおいて算出された第２の初期値に加算することによって第２の残存容量が算出される。

好ましくは、二次電池の残存容量算出方法は、二次電池の端子間電圧を検出する第８のステップと、検出された二次電池の端子間電圧に基づいて二次電池の開回路電圧を算出する第９のステップとをさらに備え、第５のステップにおいて、第１の初期値は、相関関係を用いて算出され、第６のステップにおいて、第２の初期値は、二次電池の開回路電圧と残存容量との予め設定されたもう１つの相関関係を用いて、第９のステップにおいて算出される二次電池の開回路電圧に基づいて算出される。

好ましくは、二次電池の残存容量算出方法は、システム終了時、第１および第２の残存容量を記憶する第１０のステップをさらに備え、第５のステップにおいて、第１０のステップで記憶された前回システム終了時における第１の残存容量が第１の初期値として設定され、第６のステップにおいて、第１０のステップで記憶された前回システム終了時における第２の残存容量が第２の初期値として設定される。

この発明においては、キャパシタは、二次電池に直列に接続される。したがって、キャパシタの通電電荷量は、二次電池の通電電荷量（充放電電荷量）と等しい。そこで、キャパシタの端子間電圧に基づいてキャパシタの残存容量（ＳＯＣ）を示す第１の残存容量が算出され、その算出された第１の残存容量に基づいて、二次電池の残存容量を示す第２の残存容量が算出される。ここで、キャパシタの残存容量は、キャパシタの開回路電圧（ＯＣＶ）と略線形な関係にあり、また、二次電池に比べて開回路電圧の誤差の影響を受けにくい特性を有するので、キャパシタにおける第１の残存容量は、容易かつ高精度に算出される。

したがって、この発明によれば、二次電池の残存容量（ＳＯＣ）を容易かつ高精度に算出することができる。

以下、本発明の実施の形態について、図面を参照しながら詳細に説明する。なお、図中同一または相当部分には同一符号を付してその説明は繰返さない。

［実施の形態１］
図１は、この発明の実施の形態１による蓄電システムの全体ブロック図である。図１を参照して、この蓄電システム１００は、二次電池１０と、キャパシタ２０と、電池ＥＣＵ（Ｅｌｅｃｔｒｏｎｉｃ Ｃｏｎｔｒｏｌ Ｕｎｉｔ）３０と、電圧センサ４２，４４と、温度センサ４６，４８と、電流センサ５０とを備える。そして、この蓄電システム１００に負荷６０が接続される。

負荷６０は、二次電池１０から電力の供給を受ける。また、負荷６０は、二次電池１０に電力を出力して二次電池を充電する。この負荷６０は、たとえば、インバータおよびそのインバータによって駆動されるモータからなる駆動装置であって、インバータは、二次電池１０から受ける直流電力を交流電力に変換してモータを力行駆動し、また、モータの回生駆動時にモータから受ける交流電力を直流電力に変換して二次電池１０へ出力する。

二次電池１０は、充放電可能な直流電源であり、たとえば、ニッケル水素電池やリチウムイオン電池などからなる。二次電池１０は、発生した直流電力を負荷６０へ出力し、また、負荷６０から出力される直流電力によって充電される。

キャパシタ２０は、後述する方法により二次電池１０のＳＯＣを算出するために設けられ、二次電池１０の負極端子と負荷６０との間に接続される。すなわち、キャパシタ２０は、二次電池１０に直列に接続される。したがって、キャパシタ２０の充放電電流量は、二次電池１０の充放電電流量と同じである。

電圧センサ４２は、二次電池１０の端子間電圧ＶＢを検出し、その検出した端子間電圧ＶＢを電池ＥＣＵ３０へ出力する。電圧センサ４４は、キャパシタ２０の端子間電圧ＶＣを検出し、その検出した端子間電圧ＶＣを電池ＥＣＵ３０へ出力する。温度センサ４６は、二次電池１０の温度ＴＢを検出し、その検出した温度ＴＢを電池ＥＣＵ３０へ出力する。温度センサ４８は、キャパシタ２０の温度ＴＣを検出し、その検出した温度ＴＣを電池ＥＣＵ３０へ出力する。この温度センサ４６，４８は、たとえば、サーミスタからなる。電流センサ５０は、二次電池１０から放電され、または、二次電池１０に充電される電流Ｉを検出し、その検出した電流Ｉを電池ＥＣＵ３０へ出力する。

電池ＥＣＵ３０は、ＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎｉｔ）３２と、ＲＯＭ（Ｒｅａｄ Ｏｎｌｙ Ｍｅｍｏｒｙ）３４と、ＲＡＭ（Ｒａｎｄｏｍ Ａｃｃｅｓｓ Ｍｅｍｏｒｙ）３６とを含む。ＣＰＵ３２は、この蓄電システム１００が起動されると、電圧センサ４２，４４，温度センサ４６，４８、および電流センサ５０からそれぞれ二次電池１０の端子間電圧ＶＢ、キャパシタ２０の端子間電圧ＶＣ、二次電池１０の温度ＴＢ、キャパシタ２０の温度ＴＣ、および電流Ｉの各検出値を受ける。

そして、ＣＰＵ３２は、二次電池１０の充放電が開始される前、電圧センサ４２からの端子間電圧ＶＢおよび温度センサ４６からの温度ＴＢに基づいて二次電池１０のＳＯＣ初期値を算出し、電圧センサ４４からの端子間電圧ＶＣに基づいてキャパシタ２０のＳＯＣ初期値を算出する。

具体的には、二次電池１０の充放電が開始される前においては、二次電池１０の端子間電圧ＶＢおよびキャパシタ２０の端子間電圧ＶＣは、それぞれ二次電池１０のＯＣＶおよびキャパシタ２０のＯＣＶとみなせるので、ＣＰＵ３２は、予め設定された二次電池１０のＯＣＶとＳＯＣとの相関関係を示すマップもしくはモデル式をＲＯＭ３４から読出し、その読出したマップもしくはモデル式を用いて、二次電池１０の端子間電圧ＶＢおよび温度ＴＢに基づいて二次電池１０のＳＯＣ初期値を算出する。また、ＣＰＵ３２は、予め設定されたキャパシタ２０のＯＣＶとＳＯＣとの相関関係を示すマップもしくはモデル式をＲＯＭ３４から読出し、その読出したマップもしくはモデル式を用いて、キャパシタ２０の端子間電圧ＶＣに基づいてキャパシタ２０のＳＯＣ初期値を算出する。

ここで、キャパシタ２０の「ＯＣＶ」とは、キャパシタ２０の端子間電圧からキャパシタ２０の電圧降下分（通電時）を差し引いた電圧を表わすものとして用いており、キャパシタ２０の「ＳＯＣ」とは、キャパシタ２０の蓄電量を表わすものとして用いている。なお、二次電池１０のＯＣＶとＳＯＣとの相関関係、およびキャパシタ２０のＯＣＶとＳＯＣとの相関関係については、後ほど説明する。

また、二次電池１０の充放電が開始されると、ＣＰＵ３２は、電圧センサ４４からのキャパシタ２０の端子間電圧ＶＣ、温度センサ４８からのキャパシタ２０の温度ＴＣ、および電流センサ５０からの電流Ｉに基づいてキャパシタ２０のＯＣＶを算出し、その算出したキャパシタ２０のＯＣＶに基づいてキャパシタ２０のＳＯＣを算出する。

より具体的には、ＣＰＵ３２は、キャパシタ２０の温度ＴＣに基づいてキャパシタ２０の内部抵抗を推定し、その推定した内部抵抗に電流Ｉを乗じることによって、キャパシタ２０の通電時における電圧降下量ΔＶを算出する。そして、ＣＰＵ３２は、キャパシタ２０の端子間電圧ＶＣから電圧降下量ΔＶを減算することによってキャパシタ２０のＯＣＶを算出する。さらに、ＣＰＵ３２は、キャパシタ２０のＯＣＶとＳＯＣとの相関関係を示すマップもしくはモデル式をＲＯＭ３４から読出し、その読出したマップもしくはモデル式を用いて、キャパシタ２０のＯＣＶに基づいてキャパシタ２０のＳＯＣを算出する。

さらに、ＣＰＵ３２は、算出したキャパシタ２０のＳＯＣに基づいて、二次電池１０の充放電が開始される前に算出したキャパシタ２０のＳＯＣ初期値からのＳＯＣ変化量を算出する。そして、二次電池１０に直列に接続されたキャパシタ２０の充放電電荷量は、二次電池１０の充放電電荷量と同じであることを利用して、ＣＰＵ３２は、キャパシタ２０のＳＯＣ変化量を二次電池１０のＳＯＣ変化量とみなし、二次電池１０のＳＯＣ初期値にキャパシタ２０のＳＯＣ変化量を加算することによって、二次電池１０のＳＯＣを算出する。

ＲＯＭ３４は、読み書き可能な不揮発性メモリであって、たとえば、フラッシュメモリなどからなる。ＲＯＭ３４は、二次電池１０およびキャパシタ２０のＯＣＶの演算に必要な各モデル式、ならびに二次電池１０およびキャパシタ２０のＯＣＶ−ＳＯＣマップまたはモデル式などを記憶する。ＲＡＭ３６は、ＣＰＵ３２が演算を行なう際に用いるワークメモリである。

この蓄電システム１００においては、システムが起動されると、二次電池１０の充放電が開始される前に、電池ＥＣＵ３０は、二次電池１０およびキャパシタ２０のＳＯＣ初期値を算出する。そして、二次電池１０の充放電が開始されると、電池ＥＣＵ３０は、所定の演算周期でキャパシタ２０のＯＣＶを算出し、その算出したＯＣＶに基づいてキャパシタ２０のＳＯＣを算出する。そして、電池ＥＣＵ３０は、キャパシタ２０のＳＯＣ初期値からのＳＯＣ変化量を算出し、その算出したキャパシタ２０のＳＯＣ変化量を二次電池１０のＳＯＣ変化量とみなして、二次電池１０のＳＯＣ初期値およびキャパシタ２０のＳＯＣ変化量に基づいて二次電池１０のＳＯＣを算出する。

図２は、図１に示した二次電池１０のＯＣＶとＳＯＣとの相関関係を示す図である。図２を参照して、この二次電池１０のＯＣＶとＳＯＣとの相関関係の特徴は、ＯＣＶとＳＯＣとが線形関係になく、また、ＳＯＣの上限近傍および下限近傍を除いて曲線の傾きが小さいことである。すなわち、ＯＣＶの僅かな誤差がＳＯＣに大きく影響する。そして、二次電池１０は、キャパシタ２０に比べて通電時の電圧降下量が大きく、また、分極の影響も大きい。さらに、ＯＣＶとＳＯＣとの相関関係が温度によって変化する。したがって、この二次電池１０のＯＣＶとＳＯＣとの相関関係を用いて、充放電中の二次電池のＳＯＣを精度よく算出することは難しい。

図３は、図１に示したキャパシタ２０のＯＣＶとＳＯＣとの相関関係を示す図である。図３を参照して、このキャパシタ２０のＯＣＶとＳＯＣとの相関関係の特徴は、ＯＣＶとＳＯＣとが略線形の関係にあり、かつ、直線の傾きが大きいことである。すなわち、ＯＣＶからＳＯＣを容易に算出可能であり、また、ＯＣＶからＳＯＣの算出にあたり二次電池１０に比べてＯＣＶの誤差の影響を受けにくい。また、二次電池１０に比べてＯＣＶとＳＯＣとの相関関係の温度依存性が小さい。さらに、キャパシタ２０は、二次電池１０に比べて通電時の電圧降下量および分極の影響が小さいので、キャパシタ２０の端子間電圧ＶＣからキャパシタ２０のＯＣＶを高精度に推定することができる。

以上の観点から、この実施の形態１における蓄電システム１００においては、キャパシタ２０のＳＯＣを算出し、また、二次電池１０に直列に接続されたキャパシタ２０の充放電電荷量が二次電池１０の充放電電荷量と同じであることから、その算出したキャパシタ２０のＳＯＣを用いて二次電池１０のＳＯＣを算出するようにしたものである。

図４は、図１に示した蓄電システム１００における二次電池１０のＳＯＣ算出方法を示すフローチャートである。図４を参照して、この蓄電システム１００が起動されると（ステップＳ１０）、電圧センサ４２、温度センサ４６、および電圧センサ４４は、それぞれ二次電池１０の端子間電圧ＶＢおよび温度ＴＢ、ならびにキャパシタ２０の端子間電圧ＶＣを検出し、その検出した端子間電圧ＶＢ、温度ＴＢ、および端子間電圧ＶＣを電池ＥＣＵ３０へそれぞれ出力する（ステップＳ２０）。

電池ＥＣＵ３０のＣＰＵ３２は、端子間電圧ＶＢ、温度ＴＢ、および端子間電圧ＶＣを受けると、端子間電圧ＶＢに基づいて二次電池１０のＯＣＶを算出し、端子間電圧ＶＣに基づいてキャパシタ２０のＯＣＶを算出する（ステップＳ３０）。そして、ＣＰＵ３２は、図２に示した二次電池１０のＯＣＶとＳＯＣとの相関関係を示すマップまたはモデル式をＲＯＭ３４から読出し、その読出したマップまたはモデル式を用いて、算出した二次電池１０のＯＣＶおよび検出された二次電池１０の温度ＴＢに基づいて二次電池１０のＳＯＣ初期値を算出する（ステップＳ４０）。さらに、ＣＰＵ３２は、図３に示したキャパシタ２０のＯＣＶとＳＯＣとの相関関係を示すマップまたはモデル式をＲＯＭ３４から読出し、その読出したマップまたはモデル式を用いて、算出したキャパシタ２０のＯＣＶに基づいてキャパシタ２０のＳＯＣ初期値を算出する（ステップＳ５０）。

その後、二次電池の充放電が開始されると（ステップＳ６０）、電圧センサ４４、温度センサ４８、および電流センサ５０は、それぞれキャパシタ２０の端子間電圧ＶＣおよび温度ＴＣ、ならびに電流Ｉを検出し、その検出した端子間電圧ＶＣ、温度ＴＣ、および電流Ｉを電池ＥＣＵ３０へそれぞれ出力する（ステップＳ７０）。

ＣＰＵ３２は、端子間電圧ＶＣ、温度ＴＣ、および電流Ｉを受けると、キャパシタ２０の温度ＴＣおよび電流Ｉに基づいてキャパシタ２０の電圧降下量を算出し、その算出した電圧降下量を端子間電圧ＶＣから減算することによってキャパシタ２０のＯＣＶを算出する（ステップＳ８０）。そして、ＣＰＵ３２は、図３に示したキャパシタ２０のＯＣＶとＳＯＣとの相関関係を示すマップまたはモデル式をＲＯＭ３４から読出し、その読出したマップまたはモデル式を用いて、算出したキャパシタ２０のＯＣＶに基づいてキャパシタ２０のＳＯＣを算出する（ステップＳ９０）。

次いで、ＣＰＵ３２は、ステップＳ５０において算出したキャパシタ２０のＳＯＣ初期値とステップＳ９０において算出したキャパシタ２０のＳＯＣとに基づいてキャパシタ２０のＳＯＣ変化量を算出する（ステップＳ１００）。そして、ＣＰＵ３２は、ステップＳ４０において算出した二次電池１０のＳＯＣ初期値にキャパシタ２０のＳＯＣ変化量を加算することによって二次電池１０のＳＯＣを算出する（ステップ１１０）。

その後、ＣＰＵ３２は、この蓄電システム１００の停止指令を外部から受けたか否かを判定し（ステップＳ１２０）、システム停止の指令を受けていないと判定すると（ステップＳ１２０においてＮＯ）、ステップＳ７０に処理を移行する。一方、ＣＰＵ３２は、外部からシステム停止の指令を受けたと判定すると（ステップＳ１２０においてＹＥＳ）、一連の処理を終了する。

以上のように、この実施の形態１によれば、二次電池１０に直列に接続されたキャパシタ２０のＳＯＣを算出し、キャパシタ２０のＳＯＣ変化量を二次電池１０のＳＯＣ変化量とみなして二次電池１０のＳＯＣを算出する。ここで、キャパシタ２０のＯＣＶとＳＯＣとの相関関係は、略線形の関係にあり、キャパシタ２０では、二次電池１０に比べてＯＣＶからＳＯＣを容易かつ高精度に推定できるので、キャパシタ２０のＳＯＣを算出することによって二次電池１０のＳＯＣを容易かつ高精度に算出することができる。

また、この実施の形態１によれば、二次電池１０のＳＯＣの算出にあたり、キャパシタ２０のＳＯＣ変化量が用いられ、電流などの積算値は用いられないので、演算においてセンサ誤差や演算誤差などが積算されることがない。したがって、この観点からも、二次電池１０のＳＯＣを高精度に算出することができる。

［実施の形態２］
実施の形態１では、二次電池１０の充放電開始前に、二次電池１０の端子間電圧ＶＢおよび温度ＴＢに基づいて二次電池１０のＳＯＣ初期値が算出され、キャパシタ２０の端子間電圧ＶＣに基づいてキャパシタ２０のＳＯＣ初期値が算出された。この実施の形態２では、システム終了時に二次電池１０のＳＯＣおよびキャパシタ２０のＳＯＣがＲＯＭ３４に記憶され、次回のシステム起動時に、その記憶された値がＲＯＭ３４から読出され、二次電池１０のＳＯＣ初期値およびキャパシタ２０のＳＯＣ初期値として設定される。

この実施の形態２による蓄電システムの全体構成は、図１に示した実施の形態１による蓄電システムの全体構成と同じである。

図５は、この実施の形態２による蓄電システムにおける二次電池１０のＳＯＣ算出方法を示すフローチャートである。図５を参照して、この実施の形態２におけるＳＯＣ算出方法のフローチャートは、図４に示した実施の形態１におけるＳＯＣ算出方法のフローチャートにおいて、ステップＳ２０〜Ｓ５０に代えてステップＳ２１０およびステップＳ２２０を備え、ステップＳ２３０をさらに備える。

蓄電システムが起動されると（ステップＳ１０）、電池ＥＣＵ３０のＣＰＵ３２は、前回システム終了時にＲＯＭ３４に記憶された二次電池１０のＳＯＣおよびキャパシタ２０のＳＯＣをＲＯＭ３４から読込む（ステップＳ２１０）。そして、ＣＰＵ３２は、その読込んだ二次電池１０のＳＯＣおよびキャパシタ２０のＳＯＣをそれぞれ二次電池１０のＳＯＣ初期値およびキャパシタ２０の初期値として設定する（ステップＳ２２０）。

また、ＣＰＵ３２は、ステップＳ１２０において外部からシステム停止の指令を受けたと判定すると（ステップＳ１２０においてＹＥＳ）、二次電池１０のＳＯＣおよびキャパシタ２０のＳＯＣをＲＯＭ３４に書込む（ステップＳ２３０）。そして、ＣＰＵ３２は、一連の処理を終了する。

以上のように、この実施の形態２によれば、システム終了時に二次電池１０のＳＯＣおよびキャパシタ２０のＳＯＣをＲＯＭ３４に記憶し、次回のシステム起動時、ＲＯＭ３４に記憶された二次電池１０のＳＯＣおよびキャパシタ２０のＳＯＣを読出してそれぞれ二次電池１０のＳＯＣ初期値およびキャパシタ２０のＳＯＣ初期値として設定するようにしたので、通電開始前に二次電池１０およびキャパシタ２０のＳＯＣ初期値を演算する必要がない。したがって、二次電池１０のＳＯＣを算出するにあたっての演算量を低減することができ、簡易に二次電池１０のＳＯＣを算出することができる。

なお、上記の実施の形態１，２において、キャパシタ２０は、二次電池１０の正極端子と負荷６０との間に接続されてもよい。しかしながら、キャパシタ２０の端子間電圧を検出する電圧センサ４４の耐電圧およびコストの観点から、キャパシタ２０の端子電圧が低くなる接続関係、すなわち、二次電池１０の負極端子と負荷６０との間にキャパシタ２０を接続する方が好ましい。

また、上記においては、キャパシタ２０のＯＣＶは、キャパシタ２０の端子間電圧ＶＣからキャパシタ２０の電圧降下分（通電時）を差し引いて算出するものとしたが、キャパシタ２０の電圧降下（通電時）は、二次電池１０における電圧降下（通電時）と比べて一般的にかなり小さいため、より簡易な演算を求める場合には、電圧センサ４４によって検出されたキャパシタ２０の端子間電圧ＶＣをキャパシタ２０のＯＣＶとしても構わない。

また、上述したこの発明による蓄電システムは、近年大きく注目されているハイブリッド自動車（Ｈｙｂｒｉｄ Ｖｅｈｉｃｌｅ）や電気自動車（Ｅｌｅｃｔｒｉｃ Ｖｅｈｉｃｌｅ）において好適である。ハイブリッド自動車や電気自動車においては、モータを力行駆動する場合には、二次電池から放電が行なわれ、回生制動時には、モータによって発電された電力が二次電池に充電される。このように、ハイブリッド自動車や電気自動車においては、二次電池の充放電が高頻度で繰返されるため、二次電池のＳＯＣをできる限り高精度に推定することは、二次電池の過放電または過充電を防止し、二次電池の劣化進行を抑制することができる。

また、ハイブリッド自動車や電気自動車においては、より広い普及を図るために低コスト化が強く要求されるところ、この発明による蓄電システムによれば、簡易な手法で容易に二次電池１０のＳＯＣを算出できるので、開発コストや製造コストを低減することができる。

なお、上記の実施の形態１，２において、電圧センサ４４は、この発明における「電圧検出手段」に対応し、電圧センサ４２は、この発明における「もう１つの電圧検出手段」に対応する。また、電池ＥＣＵ３０のＣＰＵ３２は、この発明における「演算部」に対応し、ＲＯＭ３４は、この発明における「記憶部」に対応する。

今回開示された実施の形態は、すべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は、上記した実施の形態の説明ではなくて特許請求の範囲によって示され、特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。

この発明の実施の形態１による蓄電システムの全体ブロック図である。 図１に示す二次電池のＯＣＶとＳＯＣとの相関関係を示す図である。 図１に示すキャパシタのＯＣＶとＳＯＣとの相関関係を示す図である。 図１に示す蓄電システムにおける二次電池のＳＯＣ算出方法を示すフローチャートである。 この実施の形態２による蓄電システムにおける二次電池のＳＯＣ算出方法を示すフローチャートである。

符号の説明

１０ 二次電池、２０ キャパシタ、３０ 電池ＥＣＵ、３２ ＣＰＵ、３４ ＲＯＭ、３６ ＲＡＭ、４２，４４ 電圧センサ、４６，４８ 温度センサ、５０ 電流センサ、６０ 負荷、１００ 蓄電システム。

Claims (10)

1. 二次電池と、
   前記二次電池に直列に接続されるキャパシタと、
   前記キャパシタの端子間電圧を検出する第１の電圧検出手段と、
   前記第１の電圧検出手段によって検出された前記キャパシタの端子間電圧に基づいて、前記キャパシタの残存容量を示す第１の残存容量を算出し、その算出した第１の残存容量に基づいて、前記二次電池の残存容量を示す第２の残存容量を算出する演算部とを備える蓄電システム。
2. 前記演算部は、前記第１の電圧検出手段によって検出された前記キャパシタの端子間電圧に基づいて前記キャパシタの開回路電圧を算出し、前記キャパシタの開回路電圧と残存容量との予め設定された相関関係を用いて前記第１の残存容量を算出する、請求項１に記載の蓄電システム。
3. 前記演算部は、前記蓄電システムの起動後、前記キャパシタの残存容量の初期値を示す第１の初期値および前記二次電池の残存容量の初期値を示す第２の初期値を算出し、前記二次電池の充放電開始後、前記第１の残存容量の前記第１の初期値からの変化量を前記第２の初期値に加算することによって前記第２の残存容量を算出する、請求項２に記載の蓄電システム。
4. 前記二次電池の端子間電圧を検出する第２の電圧検出手段をさらに備え、
   前記蓄電システムの起動後、前記演算部は、前記相関関係を用いて前記第１の初期値を算出し、前記第２の電圧検出手段によって検出された前記二次電池の端子間電圧に基づいて前記二次電池の開回路電圧を算出し、前記二次電池の開回路電圧と残存容量との予め設定されたもう１つの相関関係を用いて前記第２の初期値を算出する、請求項３に記載の蓄電システム。
5. 前記蓄電システムの終了時における前記第１および第２の残存容量を記憶する記憶部をさらに備え、
   前記演算部は、前記蓄電システムの起動後、前記記憶部に記憶された前回システム終了時における前記第１および第２の残存容量をそれぞれ前記第１および第２の初期値とする、請求項３に記載の蓄電システム。
6. 二次電池に直列に接続されたキャパシタの端子間電圧を検出する第１のステップと、
   前記検出された前記キャパシタの端子間電圧に基づいて前記キャパシタの開回路電圧を算出する第２のステップと、
   前記算出された前記キャパシタの開回路電圧に基づいて、前記キャパシタの残存容量を示す第１の残存容量を算出する第３のステップと、
   前記算出された第１の残存容量に基づいて、前記二次電池の残存容量を示す第２の残存容量を算出する第４のステップとを備える、二次電池の残存容量算出方法。
7. 前記第３のステップにおいて、前記第１の残存容量は、前記キャパシタの開回路電圧と残存容量との予め設定された相関関係を用いて算出される、請求項６に記載の二次電池の残存容量算出方法。
8. システム起動後、前記キャパシタの残存容量の初期値を示す第１の初期値を算出する第５のステップと、
   システム起動後、前記二次電池の残存容量の初期値を示す第２の初期値を算出する第６のステップと、
   前記二次電池の充放電開始後、前記第１の残存容量の前記第１の初期値からの変化量を算出する第７のステップとをさらに備え、
   前記第４のステップにおいて、前記第７のステップにおいて算出された前記変化量を前記第６のステップにおいて算出された前記第２の初期値に加算することによって前記第２の残存容量が算出される、請求項７に記載の二次電池の残存容量算出方法。
9. 前記二次電池の端子間電圧を検出する第８のステップと、
   前記検出された前記二次電池の端子間電圧に基づいて前記二次電池の開回路電圧を算出する第９のステップとをさらに備え、
   前記第５のステップにおいて、前記第１の初期値は、前記相関関係を用いて算出され、
   前記第６のステップにおいて、前記第２の初期値は、前記二次電池の開回路電圧と残存容量との予め設定されたもう１つの相関関係を用いて、前記第９のステップにおいて算出される前記二次電池の開回路電圧に基づいて算出される、請求項８に記載の二次電池の残存容量算出方法。
10. システム終了時、前記第１および第２の残存容量を記憶する第１０のステップをさらに備え、
    前記第５のステップにおいて、前記第１０のステップで記憶された前回システム終了時における前記第１の残存容量が前記第１の初期値として設定され、
    前記第６のステップにおいて、前記第１０のステップで記憶された前回システム終了時における前記第２の残存容量が前記第２の初期値として設定される、請求項８に記載の二次電池の残存容量算出方法。

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