JP2010170874A - 組電池システム及び組電池の劣化検知方法 - Google Patents
組電池システム及び組電池の劣化検知方法 Download PDFInfo
- Publication number
- JP2010170874A JP2010170874A JP2009012917A JP2009012917A JP2010170874A JP 2010170874 A JP2010170874 A JP 2010170874A JP 2009012917 A JP2009012917 A JP 2009012917A JP 2009012917 A JP2009012917 A JP 2009012917A JP 2010170874 A JP2010170874 A JP 2010170874A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- battery
- deterioration
- assembled battery
- lithium ion
- assembled
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Withdrawn
Links
Images
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
- Y02E60/10—Energy storage using batteries
Landscapes
- Secondary Cells (AREA)
- Battery Mounting, Suspending (AREA)
Abstract
【課題】 組電池をなすリチウムイオン二次電池のうち、１つなど一部のリチウムイオン二次電池の電池劣化を検知することで、組電池全体の電池劣化を適切に推定可能な組電池システムを提供する。組電池全体の電池劣化を適切に推定可能な組電池の劣化検知方法を提供する。
【解決手段】 組電池システム１は、互いに直列に接続された複数のリチウムイオン二次電池Ｂ１〜Ｂ５６を有する組電池２を備え、複数のリチウムイオン二次電池は、使用すると、他のリチウムイオン二次電池ＢＸ，Ｂ５４に比して、ハイレート電流の充放電によって生じる第１種電池劣化が早く進む特性を有する劣化速度大電池Ｂ４を１つ以上含み、劣化速度大電池の上記第１種電池劣化を検知する第１種劣化検知手段５，Ｍ１を備える。
【選択図】 図１
【解決手段】 組電池システム１は、互いに直列に接続された複数のリチウムイオン二次電池Ｂ１〜Ｂ５６を有する組電池２を備え、複数のリチウムイオン二次電池は、使用すると、他のリチウムイオン二次電池ＢＸ，Ｂ５４に比して、ハイレート電流の充放電によって生じる第１種電池劣化が早く進む特性を有する劣化速度大電池Ｂ４を１つ以上含み、劣化速度大電池の上記第１種電池劣化を検知する第１種劣化検知手段５，Ｍ１を備える。
【選択図】 図１
Description
本発明は、複数のリチウムイオン二次電池を有する組電池を備える組電池システム、及び、組電池の劣化検知方法に関する。
近年、ハイブリッド車やノート型パソコン、ビデオカムコーダなどのポータブル電子機器の駆動用電源に、リチウムイオン二次電池（以下、単に電池とも言う）が利用されている。例えば、特許文献１では、複数のリチウムイオン二次電池を互いに接続した組電池が挙げられている。
ところで、このような電池は、使用と共に、自身の内部抵抗が増大したり、電池容量が低下したりする電池劣化が生じる。
ところで、このような電池は、使用と共に、自身の内部抵抗が増大したり、電池容量が低下したりする電池劣化が生じる。
しかしながら、特許文献１に記載したような組電池では、これをなす複数の電池は、各々の特性のばらつき等により、電池劣化の進み具合にもばらつきを生じる可能性がある。従って、組電池全体の電池劣化の程度を適切に知ることは難しい。このため、例えば、組電池の交換時期を適切に判断したり、電池劣化を抑制或いは回復させるように組電池の制御を適切に変更することが難しくなる。
そこで、例えば、各々の電池の全てに、その電池劣化を検知可能な検知手段を設けることが考えられる。しかし、多数の検知手段を設けることとなり、組電池の構成が複雑になって好ましくない。
一方、例えば、組電池をなす、同一特性の複数の電池のうち、１又は適数個の電池について劣化の検知手段を設けて、この電池の劣化を検知することが考えられる。しかし、検知手段で劣化を検知した電池が、複数の電池の代表として適切であるかどうか不明確であるため、検知した電池の電池劣化を基に、組電池全体の電池劣化を把握し難い。
一方、例えば、組電池をなす、同一特性の複数の電池のうち、１又は適数個の電池について劣化の検知手段を設けて、この電池の劣化を検知することが考えられる。しかし、検知手段で劣化を検知した電池が、複数の電池の代表として適切であるかどうか不明確であるため、検知した電池の電池劣化を基に、組電池全体の電池劣化を把握し難い。
本発明は、かかる問題に鑑みてなされたものであって、組電池をなすリチウムイオン二次電池のうち、１つなど一部のリチウムイオン二次電池の電池劣化を検知することで、組電池全体の電池劣化を適切に推定可能な組電池システムを提供することを目的とする。また、組電池全体の電池劣化を適切に推定可能な組電池の劣化検知方法を提供することを目的とする。
そして、その解決手段は、互いに直列に接続された複数のリチウムイオン二次電池を有する組電池を備える組電池システムであって、上記複数のリチウムイオン二次電池は、使用すると、他のリチウムイオン二次電池に比して、ハイレート電流の充放電によって生じる第１種電池劣化が早く進む特性を有する劣化速度大電池を１つ以上含み、この組電池システムは、上記劣化速度大電池の上記第１種電池劣化を検知する第１種劣化検知手段を備える組電池システムである。
本発明の組電池システムでは、複数の電池に上述の劣化速度大電池を１つ以上含んでいる。また、この組電池システムは、劣化速度大電池の第１種電池劣化を検知する第１種劣化検知手段を備える。劣化速度大電池は、第１種電池劣化が他の電池より早く進むため、この第１種劣化検知手段を用いて、劣化速度大電池の第１種電池劣化を検知することで、他の電池の劣化に先行して第１種電池劣化の程度を検知できたと考えることができる。従って、劣化速度大電池に関する第１種電池劣化の検知結果に基づいて、例えば、その検知結果をユーザに通知したり、組電池の交換時期が来たか否かを判定したり、組電池の充放電パターンを、第１種電池劣化を抑制或いは回復するパターンに変更するなど、各種の処理を適切に行うことが可能となる。
なお、ハイレート電流とは、各電池に流す電流として比較的大きな電流（例えば、１０Ｃ以上）の電流をいう。また、第１種電池劣化とは、電池をハイレート電流で充放電した場合に生じる、その電池の内部抵抗が増大する劣化をいう。また、劣化速度大電池としては、例えば、他の電池に比して、電解液の液量を多くして第１種電池劣化を生じやすくした電池や、リチウムイオンの濃度を大きくした電解液を用いて第１種電池劣化を生じやすくした電池が挙げられる。
また、劣化検知手段としては、例えば、電池の電解液におけるリチウムイオンの濃度と相関関係を有する濃度相関物理量を測定する手段（物理量測定手段）や、電池の正極端子と負極端子との間の端子間電圧を測定する手段（第１端子間電圧検知手段）が挙げられる。
さらに、上述の組電池システムであって、前記複数のリチウムイオン二次電池がそれぞれ配置される位置のうち、前記組電池を充放電させた場合に、電池温度が最も低温になる位置を、最低温位置としたとき、前記劣化速度大電池を、上記最低温位置に配置してなる組電池システムとすると良い。
発明者らは、リチウムイオン二次電池をハイレート電流で充放電した場合、その電池の温度が低温であるほど、その電池における第１種電池劣化がより早く進むことを見出した。
この知見に基づき、本発明の組電池システムでは、劣化速度大電池を上述の最低温位置に配置している。このため、組電池において、他の電池に比して劣化速度大電池について、第１種電池劣化を確実かつ最も早く進行させることができる。そして、この劣化速度大電池の第１種電池劣化を検知することで、他の電池も含めて、組電池のうちで最も第１種電池劣化の進んだ電池の第１種電池劣化について検知できることになる。従って、この検知結果に基づいて容易に組電池の交換や制御の変更など、第１種電池劣化に応じた処理を適切に行うことができる。
さらに、上述のいずれかの組電池システムであって、前記複数のリチウムイオン二次電池はいずれも、電池ケース内に、リチウムイオンを含む電解液を有してなり、前記劣化速度大電池は、前記他のリチウムイオン二次電池に比して、上記電解液の液量が多くされてなる組電池システムとすると良い。
発明者らは、リチウムイオン二次電池をハイレート電流で充放電する場合、その電池ケース内に収容した電解液の液量を多くする程、その電池のハイレート劣化（第１種電池劣化）が早く進むことを見出した。
この知見に基づき、本発明の組電池システムでは、劣化速度大電池の電解液の液量を他の電池に比して多くしてある。かくして、簡易で安価な方法で、劣化速度大電池、さらには、これを有する組電池システムとすることができる。
さらに、上述のいずれかの組電池システムであって、前記複数のリチウムイオン二次電池はいずれも、正極板及び負極板を有する発電要素と、上記発電要素に含浸された、リチウムイオンを含む含浸電解液と、を有してなり、前記劣化速度大電池は、上記含浸電解液に前記他のリチウムイオン二次電池に比して、上記リチウムイオンの濃度の低い電解液を使用してなる組電池システムとすると良い。
発明者らは、リチウムイオン二次電池をハイレート電流で充放電する場合、その電池の含浸電解液におけるリチウムイオンの濃度が低い程、その電池のハイレート劣化（第１種電池劣化）が早く進むことを見出した。
この知見に基づき、本発明の組電池システムでは、劣化速度大電池の含浸電解液の濃度を他の電池における含浸電解液の濃度に比して低くしてある。かくして、簡易で安価な方法で、劣化速度大電池、さらには、これを有する組電池システムとすることができる。
さらに、上述のいずれかの組電池システムであって、前記劣化速度大電池は、正極板及び負極板を有する発電要素と、上記発電要素を収容してなる電池ケースと、上記電池ケース内に収容され、リチウムイオンを含む電解液と、を有してなり、前記第１種劣化検知手段は、上記電解液の上記リチウムイオンの濃度と相関関係を有する濃度相関物理量を測定可能とされた物理量測定手段である組電池システムとすると良い。
本発明の組電池システムでは、第１種劣化検知手段として上述の物理量測定手段を有するので、濃度相関物理量から、電池ケース内に位置する電解液におけるリチウムイオンの濃度を知ることができる。これにより、劣化速度大電池の第１種電池劣化を確実に検知できる。
または、前述のいずれかの組電池システムであって、前記第１種劣化検知手段は、前記劣化速度大電池の正極端子と負極端子との間の端子間電圧を測定する第１端子間電圧測定手段である組電池システムとすると良い。
本発明の組電池システムにおいて、第１種劣化検知手段は、上述の第１端子間電圧測定手段である。このため、測定した端子間電圧を用いて、或いはこれと充放電の電流値とから内部抵抗を検知するなどにより、劣化速度大電池の第１種電池劣化を適切に検知することができる。
さらに、上述のいずれかの組電池システムであって、前記複数のリチウムイオン二次電池のうち、少なくともいずれかの電池を第２種電池としたとき、この第２種電池の正極端子と負極端子との間の端子間電圧を測定する第２端子間電圧測定手段を備える組電池システムとすると良い。
ところで、電池の端子間電圧を測定することで、或いは、この端子間電圧と充放電の電流値とから電池の内部抵抗を検知することにより、その電池の第１種電池劣化のみならず、電池の放置劣化やリチウム析出劣化を検知することができる。
これに対し、本発明の組電池システムでは、第２種電池の端子間電圧を測定する第２端子間電圧測定手段を備える。このため、この組電池システムでは、劣化速度大電池の第１種電池劣化を検知して、第１種電池劣化に応じて適切に処理を行える上、第２端子間電圧測定手段を用いて第２種電池の第１種電池劣化、リチウム析出劣化或いは放置劣化による劣化を検知することができる。
ここで、放置劣化とは、電池を充放電させずに放置（静置）しておくと、発電要素の正極活物質表面に被膜が生成され、このためにその電池の内部抵抗が増大する劣化をいう。
また、リチウム析出劣化とは、充電の際に、負極活物質に挿入しきれなかったリチウムイオンがリチウム金属として発電要素（特に負極活物質）上に析出して、その後の充放電を阻害するために、端子間電圧が低下する劣化をいう。
また、第２種電池としては、組電池をなす複数の電池のいずれでも良い。従って、第２種電池は、劣化速度大電池を兼ねても良い。さらに、劣化速度大電池の第１種劣化測定手段として第１端子間電圧測定手段を用いる場合には、第１端子間電圧測定手段は、第２端子間電圧測定手段を兼用することもできる。
また、リチウム析出劣化とは、充電の際に、負極活物質に挿入しきれなかったリチウムイオンがリチウム金属として発電要素（特に負極活物質）上に析出して、その後の充放電を阻害するために、端子間電圧が低下する劣化をいう。
また、第２種電池としては、組電池をなす複数の電池のいずれでも良い。従って、第２種電池は、劣化速度大電池を兼ねても良い。さらに、劣化速度大電池の第１種劣化測定手段として第１端子間電圧測定手段を用いる場合には、第１端子間電圧測定手段は、第２端子間電圧測定手段を兼用することもできる。
さらに、上述の組電池システムであって、前記複数のリチウムイオン二次電池がそれぞれ配置される位置のうち、前記組電池を充放電させた場合に、電池温度が最も低温になる位置を、最低温位置としたとき、前記第２種電池を、上記最低温位置に配置してなる組電池システムとすると良い。
リチウムイオン二次電池は、その温度が低温である程、リチウム析出劣化が進行し易い。
この知見に基づき、本発明の組電池システムでは、第２端子間電圧測定手段で最低温位置に配置した第２種電池の端子間電圧を測定するので、組電池をなす複数の電池のうちで、リチウム析出劣化が進行し易い電池においてリチウム析出劣化を検知することができる。従って、容易に組電池の交換や制御の変更など、第１種電池劣化に加えて、リチウム析出劣化に応じた処理を適切に行うことのできる組電池システムとすることができる。
この知見に基づき、本発明の組電池システムでは、第２端子間電圧測定手段で最低温位置に配置した第２種電池の端子間電圧を測定するので、組電池をなす複数の電池のうちで、リチウム析出劣化が進行し易い電池においてリチウム析出劣化を検知することができる。従って、容易に組電池の交換や制御の変更など、第１種電池劣化に加えて、リチウム析出劣化に応じた処理を適切に行うことのできる組電池システムとすることができる。
さらに、上述の組電池システムであって、前記劣化速度大電池が前記第２種電池を兼ねる組電池システムとすると良い。
本発明の組電池システムでは、劣化速度大電池が第２種電池を兼ねるので、この１つの劣化速度大電池で、第１種電池劣化及びリチウム析出劣化を検知できる。
または、前述の組電池システムであって、前記複数のリチウムイオン二次電池がそれぞれ配置される位置のうち、前記組電池を充放電させた場合に、電池温度が最も高温になる位置を、最高温位置としたとき、前記第２種電池を、上記最高温位置に配置してなる組電池システムとすると良い。
リチウムイオン二次電池は、その温度が高温である程、放置劣化が進行し易い。
この知見に基づき、本発明の組電池システムでは、第２端子間電圧測定手段で最高温位置に配置した第２種電池の端子間電圧を測定するので、組電池をなす複数の電池のうちで、放置劣化が進行し易い電池において放置劣化を検知することができる。従って、容易に組電池の交換や制御の変更など、第１種電池劣化に加えて、放置劣化に応じた処理を適切に行うことのできる組電池システムとすることができる。
この知見に基づき、本発明の組電池システムでは、第２端子間電圧測定手段で最高温位置に配置した第２種電池の端子間電圧を測定するので、組電池をなす複数の電池のうちで、放置劣化が進行し易い電池において放置劣化を検知することができる。従って、容易に組電池の交換や制御の変更など、第１種電池劣化に加えて、放置劣化に応じた処理を適切に行うことのできる組電池システムとすることができる。
または、前述のいずれかの組電池システムであって、前記複数のリチウムイオン二次電池のうち、少なくともいずれかの電池を第２種電池としたとき、この第２種電池の電池温度を測定する電池温度測定手段を備える組電池システムとすると良い。
ところで、電池の放置劣化は、前述のとおり電池の内部抵抗が増大する劣化であるので、電池の電池温度を測定することにより、その電池の放置劣化を検知することができる。つまり、電池の放置劣化が生じると、この放置劣化による内部抵抗が増大した分、電池の電池温度が以前よりも上昇するので、電池温度を測定することにより、放置劣化を検知できる。
これに対し、本発明の組電池システムでは、第２種電池の電池温度を測定する電池温度測定手段を備える。このため、組電池において、劣化速度大電池の第１種電池劣化を検知できる上に、第２種電池の放置劣化を検知することができる。
これに対し、本発明の組電池システムでは、第２種電池の電池温度を測定する電池温度測定手段を備える。このため、組電池において、劣化速度大電池の第１種電池劣化を検知できる上に、第２種電池の放置劣化を検知することができる。
さらに、上述の組電池システムであって、前記複数のリチウムイオン二次電池がそれぞれ配置される位置のうち、前記組電池を充放電させた場合に、電池温度が最も高温になる位置を、最高温位置としたとき、前記第２種電池を、上記最高温位置に配置してなる組電池システムとすると良い。
本発明の組電池システムでは、最高温位置に配置した第２種電池の電池温度を測定するので、組電池をなす複数の電池のうちで、放置劣化が進行し易い電池において放置劣化を検知することができる。従って、容易に組電池の交換や制御の変更など、第１種電池劣化に加えて、放置劣化に応じた処理を適切に行うことのできる組電池システムとすることができる。
さらに、他の解決手段は、互いに直列に接続された複数のリチウムイオン二次電池を有する組電池の劣化検知方法であって、上記複数のリチウムイオン二次電池は、使用すると、他のリチウムイオン二次電池に比して、ハイレート電流の充放電によって生じる第１種電池劣化が早く進む特性を有する劣化速度大電池を一部含み、この組電池の劣化検知方法は、上記劣化速度大電池の上記第１種電池劣化を検知する検知ステップを備える組電池の劣化検知方法である。
本発明の組電池の劣化検知方法では、劣化速度大電池の第１種電池劣化が他の電池よりも早く進むため、複数の電池における代表の電池と考えることができる。従って、検知ステップにおいて、劣化速度大電池の第１種電池劣化を検知することで、他の電池の劣化に先行して第１種電池劣化の程度を検知できる。これにより、組電池の劣化について適切な知見を得ることができる組電池の劣化検知方法とすることができる。
なお、検知ステップとしては、例えば、電池の電解液におけるリチウムイオンの濃度と相関関係を有する濃度相関物理量の測定や、電池の正極板と負極板との間における電位差の測定が挙げられる。
さらに、上述の組電池の劣化検知方法であって、前記複数のリチウムイオン二次電池がそれぞれ配置される位置のうち、前記組電池を充放電させた場合に、電池温度が最も低温になる位置を、最低温位置としたとき、前記劣化速度大電池を、上記最低温位置に配置してなる組電池の劣化検知方法とすると良い。
本発明の組電池の劣化検知方法では、劣化速度大電池を上述の最低温位置に配置している。このため、他の電池に比して、第１種電池劣化を確実かつ最も早く進行させた劣化速度大電池を検知できる。
（実施形態１）
次に、本発明の実施形態１について、図面を参照しつつ説明する。
まず、本実施形態１にかかる組電池システム１について説明する。図１にこの組電池システム１の部分切欠斜視図を、図２に組電池システム１の部分拡大平面図をそれぞれ示す。組電池システム１は、５６個の電池Ｂ１〜Ｂ５６を有する組電池部２と、この組電池部２から延出する、複数の導線を束ねてなる導線集束部５とを備える。
次に、本発明の実施形態１について、図面を参照しつつ説明する。
まず、本実施形態１にかかる組電池システム１について説明する。図１にこの組電池システム１の部分切欠斜視図を、図２に組電池システム１の部分拡大平面図をそれぞれ示す。組電池システム１は、５６個の電池Ｂ１〜Ｂ５６を有する組電池部２と、この組電池部２から延出する、複数の導線を束ねてなる導線集束部５とを備える。
このうち、導線集束部５は、ケーブル形状の集束本体部５Ｌと、この集束本体部５Ｌの先端に接続した、樹脂製のコネクタ部５Ｃとからなる。このうち、集束本体部５Ｌは、後述する電池Ｂ４から延びる第１導線４２及び第２導線５２と、この電池Ｂ４の正極端子部７１Ａに接続している第１センシング線６Ｍ、及び、負極端子部７２Ａに接続している第２センシング線６Ｎと、後述する電池Ｂ５４から延びる熱電対用導線７Ｘとを束ねてなる。
また、コネクタ部５Ｃの内では、第１導線４２、第２導線５２、第１センシング線６Ｍ、第２センシング線６Ｎ及び熱電対用導線７Ｘの各端子（図示しない）がそれぞれ、外部の制御部（図示しない）から延びる導線と電気的に接続している。
なお、導線収束部５は、コネクタ部５Ｃを通じて、組電池システム１の外部に配置された制御部（図示しない）と接続される。これにより、制御部で組電池部２における第１種電池劣化（後述）や放置劣化を検知できる。
また、コネクタ部５Ｃの内では、第１導線４２、第２導線５２、第１センシング線６Ｍ、第２センシング線６Ｎ及び熱電対用導線７Ｘの各端子（図示しない）がそれぞれ、外部の制御部（図示しない）から延びる導線と電気的に接続している。
なお、導線収束部５は、コネクタ部５Ｃを通じて、組電池システム１の外部に配置された制御部（図示しない）と接続される。これにより、制御部で組電池部２における第１種電池劣化（後述）や放置劣化を検知できる。
また、組電池部２は、長手方向ＤＬ（図１中、左上側と右下側とを結ぶ方向、及び、図２中左右方向）に２列に列置された複数の電池Ｂ１〜Ｂ５６を組電池ケース３内に収容している。この組電池部２は、これら複数の電池Ｂ１〜Ｂ５６のほか、これら電池Ｂ１〜Ｂ５６を挟んで、長手方向ＤＬ両端側にそれぞれ配置された２つのエンドプレート（第１エンドプレート８Ａ，第２エンドプレート８Ｂ）と、複数の電池Ｂ１〜Ｂ５６を冷却する冷却空気を吸気・排気する冷却用吸気ダクト９Ｓ，冷却用排気ダクト９Ｔと、図示しない拘束バンドとを有する。なお、複数の電池Ｂ１〜Ｂ５６は、銅板のバスバ９０によって互いに直列に接続されている。
このうち、冷却用吸気ダクト９Ｓは、図２に示すように、組電池ケース３内の図２中、上方の内側を、長手方向ＤＬに沿って延びる。一方、冷却用吸気ダクト９Ｔは、組電池ケース３内の図２中、下方の内側を、長手方向ＤＬに沿って延びる。冷却用吸気ダクト９Ｓから流出する冷却空気は、図２中、上方から下方に向けて流れて、冷却用排気ダクト９Ｔに流入する。このとき冷却空気は、冷却用吸気ダクト９Ｓと冷却用排気ダクト９Ｔとの間に位置する複数の電池Ｂ１〜Ｂ５６を冷却する。
ところで、発明者らは、組電池部２の各電池Ｂ１〜Ｂ５６を充放電した後の、各電池Ｂ１〜Ｂ５６の電池温度ＢＴを測定した。
具体的には、組電池システム１を実際に搭載した車両を連続して走行させた。なお、各電池Ｂ１〜Ｂ５６の電池ケースにはそれぞれサーミスタを予め取り付けてあり、これらを用いて走行時の各電池Ｂ１〜Ｂ５６の電池温度ＢＴを測定した。測定した各電池Ｂ１〜Ｂ５６の電池温度ＢＴを図３に示す。
具体的には、組電池システム１を実際に搭載した車両を連続して走行させた。なお、各電池Ｂ１〜Ｂ５６の電池ケースにはそれぞれサーミスタを予め取り付けてあり、これらを用いて走行時の各電池Ｂ１〜Ｂ５６の電池温度ＢＴを測定した。測定した各電池Ｂ１〜Ｂ５６の電池温度ＢＴを図３に示す。
図３によれば、各電池Ｂ１〜Ｂ５６の電池温度ＢＴに約１１度のばらつきが生じることが判る。
そして、電池Ｂ１〜Ｂ５６のうち、電池Ｂ４（図２中、左上方）が最も電池温度ＢＴが低く（約３８℃）、電池Ｂ５４（図２中、右下方）が最も電池温度ＢＴが高い（約４９℃）。このことから、組電池部２を充放電させた場合に、電池Ｂ４を配置している位置が、電池温度ＢＴが最も低温になる最低温位置ＬＰであり、電池Ｂ５４を配置している位置が、電池温度ＢＴが最も高温になる最高温位置ＨＰであることが判った。
そして、電池Ｂ１〜Ｂ５６のうち、電池Ｂ４（図２中、左上方）が最も電池温度ＢＴが低く（約３８℃）、電池Ｂ５４（図２中、右下方）が最も電池温度ＢＴが高い（約４９℃）。このことから、組電池部２を充放電させた場合に、電池Ｂ４を配置している位置が、電池温度ＢＴが最も低温になる最低温位置ＬＰであり、電池Ｂ５４を配置している位置が、電池温度ＢＴが最も高温になる最高温位置ＨＰであることが判った。
そこで、本実施形態１では、組電池部２の複数の電池Ｂ１〜Ｂ５６のうち、最低温位置ＬＰに配置した電池を最低温電池と、最高温位置ＨＰに配置した電池を最高温電池とそれぞれ呼ぶ。
複数の電池Ｂ１〜Ｂ５６のうち、最低温電池である電池Ｂ４、及び、最高温電池である電池Ｂ５４以外の他の電池Ｂ１〜Ｂ３，Ｂ５〜Ｂ５３，Ｂ５５，Ｂ５６（以下、他の電池ＢＸとも言う）は、いずれも矩形箱形の電池ケース１０Ｘと、正極板２１及び負極板２２を含む発電要素２０と、電解液３０とを有する捲回形のリチウムイオン二次電池である（図４，５参照）。
この電池ケース１０Ｘは、開口１１Ａを含む電池ケース本体１１及び封口蓋１２Ｘを有する。このうち封口蓋１２Ｘは、矩形板状であり、電池ケース本体１１の開口１１Ａを閉塞して、この電池ケース本体１１に溶接されている。この封口蓋１２Ｘには、後述する正極端子部７１Ａ及び負極端子部７２Ａが貫通して、上面１２ａから突出している。なお、これら正極端子部７１Ａ及び負極端子部７２Ａと封口蓋１２Ｘとの間には、それぞれ樹脂製の絶縁部材７５が介在され、互いを絶縁している。さらに、この封口蓋１２Ｘには矩形板状の安全弁部７７も封着されている。
この電池ケース１０Ｘは、開口１１Ａを含む電池ケース本体１１及び封口蓋１２Ｘを有する。このうち封口蓋１２Ｘは、矩形板状であり、電池ケース本体１１の開口１１Ａを閉塞して、この電池ケース本体１１に溶接されている。この封口蓋１２Ｘには、後述する正極端子部７１Ａ及び負極端子部７２Ａが貫通して、上面１２ａから突出している。なお、これら正極端子部７１Ａ及び負極端子部７２Ａと封口蓋１２Ｘとの間には、それぞれ樹脂製の絶縁部材７５が介在され、互いを絶縁している。さらに、この封口蓋１２Ｘには矩形板状の安全弁部７７も封着されている。
また、発電要素２０は、帯状の正極板２１及び負極板２２が、ポリエチレンからなる帯状のセパレータ２３を介して扁平形状に捲回されてなる（図４参照）。なお、この発電要素２０の正極板２１及び負極板２２はそれぞれ、クランク状に屈曲した板状の正極集電部材７１又は負極集電部材７２に接合されている。また、正極集電部材７１の先端側（図４中、上方）には、正極端子部７１Ａが、負極集電部材７２の先端側（図４中、上方）には、負極端子部７２Ａがそれぞれ位置する。
発電要素２０の正極板２１は、帯状のアルミ箔のうち、一方辺に沿う正極リード部２１ｆを残して、その両面に図示しない正極活物質層を担持してなる。また、負極板２２は、帯状の銅箔のうち、一方辺に沿う負極リード部２２ｆを残して、その両面に図示しない負極活物質層を担持してなる。
また、電解液３０は、エチレンカーボネート（ＥＣ）とエチルメチルカーボネート（ＥＭＣ）とを、体積比でＥＣ：ＥＭＣ＝３：７に調整した混合有機溶媒に、溶質としてＬｉＰＦ6を添加し、リチウムイオンを１．０ｍｏｌ／ｌの濃度とした有機電解液である。
また、本実施形態１では、この電解液３０を保持される部位の違いにより分類する。即ち、上述の発電要素２０に含浸されている電解液を含浸電解液３０Ｈと呼ぶ。また、発電要素２０に含浸させるよりも多くの電解液を電池ケース１０Ｘに注入したことにより、図５に示すように、含浸電解液３０Ｈと相互に流通可能とされた状態で、発電要素２０と電池ケース１０Ｘとの間のうちの、電池ケース１０Ｘ内の下部１０Ｂに貯められている電解液を貯留電解液３０Ｓと呼ぶこととする。
なお、本実施形態１の他の電池ＢＸにおいて、電解液３０（含浸電解液３０Ｈ及び貯留電解液３０Ｓ）の液量３０ＱＸとして標準量（５０ｇ）分が収容されている。後述するが、これは、電池Ｂ４における電解液３０の液量３０ＱＹよりも９ｇ少なくされており、電池Ｂ４に比して第１種電池劣化（後述）を進行し難くしている。
次いで、最高温電池とする電池Ｂ５４について説明する。この電池Ｂ５４は、上述の他の電池ＢＸと同様の、電池ケース１０Ｘと、発電要素２０と、電解液３０とを含む捲回形のリチウムイオン二次電池を有する。但し、電池ケース１０Ｘの外側に熱電対７が取り付けられている点で上述の他の電池ＢＸと異なる（図６参照）。
即ち、最高温電池Ｂ５４は、上述の他の電池ＢＸと同じ形態のリチウムイオン二次電池の、電池ケース１０Ｘのうち、図６中、手前に面したケース表面１０ＸＦの中央付近に、熱電対７の温接点が接している。なお、熱電対７は絶縁テープＴＰでケース表面１０ＸＦ上に固定されている。また、熱電対７の熱電対用導線７Ｘは、前述の導線集束部５に向けて延びる。
即ち、最高温電池Ｂ５４は、上述の他の電池ＢＸと同じ形態のリチウムイオン二次電池の、電池ケース１０Ｘのうち、図６中、手前に面したケース表面１０ＸＦの中央付近に、熱電対７の温接点が接している。なお、熱電対７は絶縁テープＴＰでケース表面１０ＸＦ上に固定されている。また、熱電対７の熱電対用導線７Ｘは、前述の導線集束部５に向けて延びる。
一方、最低温電池とする電池Ｂ４は、前述の他の電池ＢＸと同様の発電要素２０を有する捲回形のリチウムイオン二次電池である。但し、電池Ｂ４は、濃度差起電力測定手段Ｍ１を有する点、電解液３０の液量３０ＱＹが多い点、正極端子部７１Ａに第１センシング線６Ｍを、負極端子部７２Ａに第２センシング線６Ｎをそれぞれ接続している点、及び、電池ケース１０Ｙの形態の点で他の電池ＢＸとは異なる。
このうち、電池ケース１０Ｙは、封口蓋１２Ｙに、第１導線４２及び第２導線５２が貫通して、上面１２ａから突出している点で、他の電池ＢＸと異なる（図７参照）。
このうち、電池ケース１０Ｙは、封口蓋１２Ｙに、第１導線４２及び第２導線５２が貫通して、上面１２ａから突出している点で、他の電池ＢＸと異なる（図７参照）。
また、電解液３０は、他の電池ＢＸと同じ有機電解液である。
但し、電池Ｂ４には、この電解液３０の液量３０ＱＹとして５９ｇ分が収容されている。これは、他の電池ＢＸ及び最高温電池Ｂ５４における電解液３０の液量３０ＱＸ（＝５０ｇ）よりも９ｇ多くしている。後述するが、これにより、電池Ｂ４が、他の電池ＢＸ及び電池Ｂ５４に比して第１種電池劣化（後述）を進行し易くなっている。
但し、電池Ｂ４には、この電解液３０の液量３０ＱＹとして５９ｇ分が収容されている。これは、他の電池ＢＸ及び最高温電池Ｂ５４における電解液３０の液量３０ＱＸ（＝５０ｇ）よりも９ｇ多くしている。後述するが、これにより、電池Ｂ４が、他の電池ＢＸ及び電池Ｂ５４に比して第１種電池劣化（後述）を進行し易くなっている。
また、図１，２に示すように、電池Ｂ４は、正極端子部７１Ａにおいて、これとバスバ９０との間に第１センシング線６Ｍが接続されている。また、負極端子部７２Ａにおいて、これとバスバ９０との間に第２センシング線６Ｎが接続されている。このため、これら第１センシング線６Ｍ及び第２センシング線６Ｎを通じて、電池Ｂ４の端子間電圧ＶＢを測定することができる。かくして、電池Ｂ４の、前述したリチウム析出劣化を検知することができる。
次に、濃度差起電力測定手段Ｍ１について説明する。なお、この濃度差起電力測定手段Ｍ１は、本発明の第１種劣化検知手段に対応する。
この濃度差起電力測定手段Ｍ１は、貯留電解液３０Ｓに浸漬されている第１測定電極４０、基準電解液６０、この基準電解液６０を収容する円筒容器６１、基準電解液６０に浸漬されている第２測定電極５０、及び、貯留電解液３０Ｓと基準電解液６０とを隔離するフィルタ８０を備える。
このうち、第１測定電極４０は、ニッケルからなる矩形メッシュ形状の担持体４１Ａの両面に、金属リチウムからなる第１金属板４１Ｌを保持させてなる第１電極本体部４１と、これに導通する第１導線４２とを有する。また、第２測定電極５０は、ニッケルからなる矩形メッシュ形状の担持体５１Ａの両面に、金属リチウムからなる第２金属板５１Ｌを保持させてなる第２電極本体部５１と、これに導通する第２導線５２とを有する。第１導線４２及び第２導線５２は、電極本体部４１，５１とそれぞれ導通するニッケル線４２Ｘ，５２Ｘの周りを絶縁樹脂の被覆部材４２Ｙ，５２Ｙで覆ってなる。
この濃度差起電力測定手段Ｍ１は、貯留電解液３０Ｓに浸漬されている第１測定電極４０、基準電解液６０、この基準電解液６０を収容する円筒容器６１、基準電解液６０に浸漬されている第２測定電極５０、及び、貯留電解液３０Ｓと基準電解液６０とを隔離するフィルタ８０を備える。
このうち、第１測定電極４０は、ニッケルからなる矩形メッシュ形状の担持体４１Ａの両面に、金属リチウムからなる第１金属板４１Ｌを保持させてなる第１電極本体部４１と、これに導通する第１導線４２とを有する。また、第２測定電極５０は、ニッケルからなる矩形メッシュ形状の担持体５１Ａの両面に、金属リチウムからなる第２金属板５１Ｌを保持させてなる第２電極本体部５１と、これに導通する第２導線５２とを有する。第１導線４２及び第２導線５２は、電極本体部４１，５１とそれぞれ導通するニッケル線４２Ｘ，５２Ｘの周りを絶縁樹脂の被覆部材４２Ｙ，５２Ｙで覆ってなる。
第１測定電極４０の第１電極本体部４１は、上述の貯留電解液３０Ｓに浸漬されている。一方、第２測定電極５０は、第２電極本体部５１と第２導線５２の一部が、ガラス製の円筒容器６１内に配置されている。この円筒容器６１内には、上述の電解液３０と同様の組成の基準電解液６０、即ち、エチレンカーボネート（ＥＣ）とエチルメチルカーボネート（ＥＭＣ）とを、体積比でＥＣ：ＥＭＣ＝３：７に調整した混合有機溶媒に、溶質としてＬｉＰＦ6を添加し、リチウムイオンを１．０ｍｏｌ／ｌの濃度に調整した基準電解液６０が封入されている。第２測定電極５０の第２電極本体部５１は、円筒容器６１内の基準電解液６０に浸漬されている。
上述の円筒容器６１は、図８に示すように、その底部６１Ｂが貯留電解液３０Ｓに浸漬されている。ところで、この円筒容器６１の底部６１Ｂには、多孔質のガラス板からなるフィルタ８０が設けられている。このフィルタ８０は、貯留電解液３０Ｓ及び基準電解液６０の間の濃度差に起因するイオン移動を防止するとともに、第１測定電極４０及び第２測定電極５０による、貯留電解液３０Ｓと基準電解液６０との間の電位差の測定を可能とする。
なお、円筒容器６１は、電池ケース本体１１の側部１１ｎに接着されている。
なお、円筒容器６１は、電池ケース本体１１の側部１１ｎに接着されている。
ところで、発明者らは、電池Ｂ４について、充放電サイクル試験を行い、この試験の前後で、電池Ｂ４の内部抵抗値、及び、含浸電解液３０Ｈのリチウムイオンの濃度をそれぞれ測定した。
上述の試験結果を図９に示す。図９は、初期（試験前）及び試験後における、試験前の初期の電池Ｂ４の内部抵抗値を基準として規格化した、電池Ｂ４の内部抵抗初期比、及び、含浸電解液３０Ｈ中のリチウムイオン濃度を示すグラフである。このグラフによれば、試験後において、電池Ｂ４の内部抵抗初期比が高くなる、即ち、電池Ｂ４の内部抵抗値が初期よりも増大すると共に、貯留電解液３０Ｓにおけるリチウムイオンの濃度が低くなっていることが判る。
上述の試験結果を図９に示す。図９は、初期（試験前）及び試験後における、試験前の初期の電池Ｂ４の内部抵抗値を基準として規格化した、電池Ｂ４の内部抵抗初期比、及び、含浸電解液３０Ｈ中のリチウムイオン濃度を示すグラフである。このグラフによれば、試験後において、電池Ｂ４の内部抵抗初期比が高くなる、即ち、電池Ｂ４の内部抵抗値が初期よりも増大すると共に、貯留電解液３０Ｓにおけるリチウムイオンの濃度が低くなっていることが判る。
また、上述の電池Ｂ４と同様であるが、電池ケース１０内の電解液３０（貯留電解液３０Ｓ）のリチウムイオン濃度を異ならせた電池を作製した。そして、各電池について、濃度差起電力測定手段Ｍ１における、第１電極本体部４１と第２電極本体部５１との間に生じる起電力ＶＰを測定した。
上述の結果を図１０に示す。図１０は、各電池の貯留電解液におけるリチウムイオン濃度と、第１電極本体部４１及び第２電極本体部５１の間に生じた起電力ＶＰとの関係を示すグラフである。このグラフから判るように、貯留電解液３０Ｓにおけるリチウムイオン濃度と、電極本体部４１，５１間の起電力ＶＰとの間には相関関係があることが判る。
次いで、本実施形態１にかかる電池Ｂ４について、充放電サイクル試験を行った。
即ち、雰囲気温度２５℃に温度制御された恒温槽内に電池Ｂ４を静置し、電池の充電状態（以下、ＳＯＣともいう）の中心を５０％にして、放電２０Ｃを１０秒間、充電４Ｃを５０秒間のパルス充放電サイクル試験を行った。なお、上述の充放電サイクル試験の途中で、定期的に電池Ｂ４の内部抵抗値、及び、貯留電解液３０Ｓのリチウムイオンの濃度をそれぞれ測定した。
具体的には、内部抵抗値の測定は、雰囲気温度２５℃において、電池のＳＯＣを５０％としたものに、放電レートが２０Ｃで１０秒間の放電を行う。また、貯留電解液３０Ｓのリチウムイオンの濃度は、濃度差起電力測定手段Ｍ１の第１測定電極４０及び第２測定電極５０を電圧計に接続し、第１電極本体部４１及び第２電極本体部５１の間に生じる起電力ＶＰを測定し、図１０のグラフによってリチウムイオン濃度に換算することで得た。
即ち、雰囲気温度２５℃に温度制御された恒温槽内に電池Ｂ４を静置し、電池の充電状態（以下、ＳＯＣともいう）の中心を５０％にして、放電２０Ｃを１０秒間、充電４Ｃを５０秒間のパルス充放電サイクル試験を行った。なお、上述の充放電サイクル試験の途中で、定期的に電池Ｂ４の内部抵抗値、及び、貯留電解液３０Ｓのリチウムイオンの濃度をそれぞれ測定した。
具体的には、内部抵抗値の測定は、雰囲気温度２５℃において、電池のＳＯＣを５０％としたものに、放電レートが２０Ｃで１０秒間の放電を行う。また、貯留電解液３０Ｓのリチウムイオンの濃度は、濃度差起電力測定手段Ｍ１の第１測定電極４０及び第２測定電極５０を電圧計に接続し、第１電極本体部４１及び第２電極本体部５１の間に生じる起電力ＶＰを測定し、図１０のグラフによってリチウムイオン濃度に換算することで得た。
上述の試験結果を図１１に示す。図１１は、電池Ｂ４に行った充放電サイクル数と、充放電サイクル試験前の初期の電池Ｂ４の内部抵抗値を基準として規格化した、電池Ｂ４の内部抵抗初期比との、及び、貯留電解液３０Ｓ中のリチウムイオン濃度との関係を示すグラフである。
このグラフによれば、充放電サイクル数の増加に伴い、電池Ｂ４の内部抵抗初期比が高くなる、即ち、電池Ｂ４の内部抵抗値が増大すると、これと共に、貯留電解液３０Ｓにおけるリチウムイオンの濃度も高くなっていることが判る。
このグラフによれば、充放電サイクル数の増加に伴い、電池Ｂ４の内部抵抗初期比が高くなる、即ち、電池Ｂ４の内部抵抗値が増大すると、これと共に、貯留電解液３０Ｓにおけるリチウムイオンの濃度も高くなっていることが判る。
逆にこの結果から、電池Ｂ４において、第１電極本体部４１と第２電極本体部５１との間に生じた起電力ＶＰの大きさから、貯留電解液３０Ｓのリチウムイオン濃度を知ることで、電池Ｂ４の内部抵抗値が増大しているか否かを、容易に知り得ることが判る。具体的には、以下のようにして、電池Ｂ４の内部抵抗値の増大を検知することができる。
電池Ｂ４において、第１測定電極４０と第２測定電極５０とを電圧計に接続し、第１電極本体部４１及び第２電極本体部５１の間に生じている起電力ＶＰを測定する。
次にこの起電力ＶＰから、上述の貯留電解液３０Ｓにおけるリチウムイオン濃度と起電力との相関関係（図１０参照）を基に貯留電解液３０Ｓのリチウムイオン濃度を算出する。
算出した貯留電解液３０Ｓのリチウムイオン濃度は、前述のグラフ（図１１参照）に示したように、電池Ｂ４の内部抵抗初期比との相関関係を有しているので、このリチウムイオン濃度の変化から各時点での電池Ｂ４の内部抵抗値の変化を知ることができる。
かくして、濃度差起電力測定手段Ｍ１における、第１電極本体部４１及び第２電極本体部５１の間に生じる起電力ＶＰの大きさから、電池Ｂ４の内部抵抗値の増大の程度を容易に知ることができる。
次にこの起電力ＶＰから、上述の貯留電解液３０Ｓにおけるリチウムイオン濃度と起電力との相関関係（図１０参照）を基に貯留電解液３０Ｓのリチウムイオン濃度を算出する。
算出した貯留電解液３０Ｓのリチウムイオン濃度は、前述のグラフ（図１１参照）に示したように、電池Ｂ４の内部抵抗初期比との相関関係を有しているので、このリチウムイオン濃度の変化から各時点での電池Ｂ４の内部抵抗値の変化を知ることができる。
かくして、濃度差起電力測定手段Ｍ１における、第１電極本体部４１及び第２電極本体部５１の間に生じる起電力ＶＰの大きさから、電池Ｂ４の内部抵抗値の増大の程度を容易に知ることができる。
また、電池を比較的大きな電流（ハイレート電流）で充放電する際、その電池の電池温度が異なると、ハイレート電流の充放電による内部抵抗値の増大（第１種電池劣化）の速度が異なることが判ってきた。
そこで、発明者らは、自身の電池温度を変えた複数の電池を用意し、これらの電池について充放電サイクル試験を行った。これにより、電池温度と電池における内部抵抗初期比との関係について調査した。
そこで、発明者らは、自身の電池温度を変えた複数の電池を用意し、これらの電池について充放電サイクル試験を行った。これにより、電池温度と電池における内部抵抗初期比との関係について調査した。
具体的には、電池Ａ，Ｂ，Ｃを用意し、室内温度を２５℃、４０℃及び６０℃に設定した各恒温槽（図示しない）にそれぞれ投入し静置した。各恒温槽の外部には電源装置（図示しない）を設置しており、各恒温槽内の電池Ａ、電池Ｂ及び電池Ｃの正極端子部及び負極端子部（図示しない）とそれぞれ接続している。
そして、電源装置を用いて、電池Ａ、電池Ｂ及び電池Ｃについて、充放電サイクル試験を行った。具体的には、図１２に示すような、連続１５００秒間の充放電パターンを複数回繰り返すよう、電源装置を制御した（図１２中に示す充放電パターンの縦軸は、＋側が放電電流を、−側が充電電流を表している）。この充放電パターンは、最大約３０Ｃのパルス放電と最大２０Ｃのパルス充電とを交互に繰り返すパターンである。なお、各電池Ａ，Ｂ，Ｃの電池温度を、いずれも室内温度と等しくしてから、充放電サイクル試験を行った。
そして、電源装置を用いて、電池Ａ、電池Ｂ及び電池Ｃについて、充放電サイクル試験を行った。具体的には、図１２に示すような、連続１５００秒間の充放電パターンを複数回繰り返すよう、電源装置を制御した（図１２中に示す充放電パターンの縦軸は、＋側が放電電流を、−側が充電電流を表している）。この充放電パターンは、最大約３０Ｃのパルス放電と最大２０Ｃのパルス充電とを交互に繰り返すパターンである。なお、各電池Ａ，Ｂ，Ｃの電池温度を、いずれも室内温度と等しくしてから、充放電サイクル試験を行った。
上述の充放電サイクル試験において、所定のサイクル数毎に測定した電池Ａ、電池Ｂ及び電池Ｃの内部抵抗初期比を示すグラフを図１３に示す。なお、各電池Ａ，Ｂ，Ｃの内部抵抗初期比は、前述した実施形態１と同様、充放電サイクル試験前の初期の各電池Ａ，Ｂ，Ｃの内部抵抗値をそれぞれ基準として、各時点での電池Ａ等の内部抵抗値を規格化したものである。
図１３から判るように、電池Ｂ及び電池Ｃについて、５０００サイクルにおける電池Ｂ及び電池Ｃの内部抵抗初期比で比較してみると、同じ充放電サイクル数において、電池Ｂの方が、電池Ｃよりも内部抵抗初期比が大きい。このことから、電池の環境温度を６０℃よりも低い４０℃にすると、その電池の内部抵抗初期比が大きくなることが判る。
また、電池Ａと電池Ｂとを比べると、電池の環境温度を４０℃よりもさらに低い２５℃にすると、電池の内部抵抗初期比が大きくなることが判る。
図１３から判るように、電池Ｂ及び電池Ｃについて、５０００サイクルにおける電池Ｂ及び電池Ｃの内部抵抗初期比で比較してみると、同じ充放電サイクル数において、電池Ｂの方が、電池Ｃよりも内部抵抗初期比が大きい。このことから、電池の環境温度を６０℃よりも低い４０℃にすると、その電池の内部抵抗初期比が大きくなることが判る。
また、電池Ａと電池Ｂとを比べると、電池の環境温度を４０℃よりもさらに低い２５℃にすると、電池の内部抵抗初期比が大きくなることが判る。
以上より、少なくとも２５〜６０℃の温度範囲では、電池温度が低いほど、その電池の内部抵抗初期比が大きくなる、即ち、その電池の第１種電池劣化の進行の速度が大きいことが判る。
さらに、電池をハイレート電流で充放電する際、その電池の電解液（前述の含浸電解液及び貯留電解液）の液量が異なると、第１種電池劣化の進行速度が異なることが判ってきた。
そこで、発明者らは、自身の電解液の液量を変えた複数の電池を用意し、これらの電池について充放電サイクル試験を行った。これにより、電解液の液量と電池における内部抵抗値との関係について調査した。
そこで、発明者らは、自身の電解液の液量を変えた複数の電池を用意し、これらの電池について充放電サイクル試験を行った。これにより、電解液の液量と電池における内部抵抗値との関係について調査した。
具体的には、電池Ｄ、電池Ｅ及び電池Ｆを用意し、電解液の液量を５０ｇ、５６ｇ及び５９ｇとした。そして、電池Ｄ、電池Ｅ及び電池Ｆの正極端子部及び負極端子部（図示しない）を電源装置（図示しない）にそれぞれ接続した。
そして、電源装置を用いて、電池Ｄ、電池Ｅ及び電池Ｆについて、充放電サイクル試験を行った。具体的には、ＳＯＣを６０％とした各電池Ｄ，Ｅ，Ｆを用意する。そして、これら各電池Ｄ，Ｅ，Ｆについて、一定電流（１５０Ａ）で１０秒間の放電と、４０Ａで１２０秒間のＣＣＣＶ（Ｃｏｎｓｔａｎｔ Ｃｕｒｒｅｎｔ Ｃｏｎｓｔａｎｔ Ｖｏｌｔａｇｅ）充電とを組み合わせて１サイクルとする充放電サイクルを、１０００サイクル繰り返した。なお、ＣＣＣＶ充電では、充電後の各電池Ｄ，Ｅ，ＦにおけるＳＯＣが６０％に戻るようにしている。
そして、電源装置を用いて、電池Ｄ、電池Ｅ及び電池Ｆについて、充放電サイクル試験を行った。具体的には、ＳＯＣを６０％とした各電池Ｄ，Ｅ，Ｆを用意する。そして、これら各電池Ｄ，Ｅ，Ｆについて、一定電流（１５０Ａ）で１０秒間の放電と、４０Ａで１２０秒間のＣＣＣＶ（Ｃｏｎｓｔａｎｔ Ｃｕｒｒｅｎｔ Ｃｏｎｓｔａｎｔ Ｖｏｌｔａｇｅ）充電とを組み合わせて１サイクルとする充放電サイクルを、１０００サイクル繰り返した。なお、ＣＣＣＶ充電では、充電後の各電池Ｄ，Ｅ，ＦにおけるＳＯＣが６０％に戻るようにしている。
上述の充放電サイクル試験において、所定のサイクル数毎（４００サイクル及び１０００サイクル）に測定した電池Ｄ、電池Ｅ及び電池Ｆの内部抵抗値を示すグラフを図１４に示す。
図１４に示すように、電池Ｄ及び電池Ｅについて、１０００サイクルにおける電池Ｄ及び電池Ｅの内部抵抗値を比較してみると、同じ充放電サイクル数において、電池Ｅの方が、電池Ｄよりも内部抵抗値が大きい。このことから、電解液の液量が５０ｇよりも多いと（５６ｇ）、その電池の内部抵抗値がより増大、即ち、第１種電池劣化の進行の速度が大きくなることが判る。
また、電池Ｅと電池Ｆとを比べると、電池の液量が５６ｇよりもさらに多いと（５９ｇ）、電池の内部抵抗値がさらに増大、即ち、第１種電池劣化の進行の速度がさらに大きくなることが判る。
図１４に示すように、電池Ｄ及び電池Ｅについて、１０００サイクルにおける電池Ｄ及び電池Ｅの内部抵抗値を比較してみると、同じ充放電サイクル数において、電池Ｅの方が、電池Ｄよりも内部抵抗値が大きい。このことから、電解液の液量が５０ｇよりも多いと（５６ｇ）、その電池の内部抵抗値がより増大、即ち、第１種電池劣化の進行の速度が大きくなることが判る。
また、電池Ｅと電池Ｆとを比べると、電池の液量が５６ｇよりもさらに多いと（５９ｇ）、電池の内部抵抗値がさらに増大、即ち、第１種電池劣化の進行の速度がさらに大きくなることが判る。
以上より、電池の電解液の液量が多いほど、その電池の内部抵抗値がより増大、即ち、その電池の第１種電池劣化の進行の速度がより大きいことが判る。
さらに、電池を充放電する際、その電池温度が異なると、リチウム析出劣化の進行の速度が異なることが判ってきた。
そこで、発明者らは、自身の電池温度を変えた複数の電池を用意し、これらの電池について充放電サイクル試験を行った。これにより、電池温度と電池におけるリチウム析出劣化との関係について調査した。
そこで、発明者らは、自身の電池温度を変えた複数の電池を用意し、これらの電池について充放電サイクル試験を行った。これにより、電池温度と電池におけるリチウム析出劣化との関係について調査した。
具体的には、電池Ｇ，Ｈを用意し、室内温度を−２５℃及び０℃に設定した各恒温槽（図示しない）にそれぞれ投入し静置した。各恒温槽の外部には電源装置（図示しない）を設置しており、各恒温槽内の電池Ｇ及び電池Ｈの正極端子部及び負極端子部（図示しない）とそれぞれ接続している。
そして、電源装置を用いて、電池Ｇ及び電池Ｈについて容量試験を行った。具体的には、ＳＯＣを１００％とした電池電池Ｇ及び電池Ｈを用意し、一定電流（１／３Ｃ）で３．０Ｖまで放電させた。このとき計測した放電量を充放電サイクル試験前の電池容量とした。
そして、電源装置を用いて、電池Ｇ及び電池Ｈについて容量試験を行った。具体的には、ＳＯＣを１００％とした電池電池Ｇ及び電池Ｈを用意し、一定電流（１／３Ｃ）で３．０Ｖまで放電させた。このとき計測した放電量を充放電サイクル試験前の電池容量とした。
上述の容量試験の後に、充放電サイクル試験を行った。具体的には、ＳＯＣを６０％とした電池Ｇ及び電池Ｈについて、一定電流（１００Ａ）で１０秒間の放電と、４０Ａで１２０秒間のＣＣＣＶ充電とを組み合わせて１サイクルとする充放電サイクルを繰り返した。なお、ＣＣＣＶ充電では、充電後の各電池Ｇ，ＨにおけるＳＯＣが６０％に戻るようにしている。
充放電サイクル試験の後、各電池Ｇ，Ｈについて、再度、上述と同条件の容量試験を行い、このときの放電量を充放電サイクル試験後の電池容量とした。
充放電サイクル試験の後、各電池Ｇ，Ｈについて、再度、上述と同条件の容量試験を行い、このときの放電量を充放電サイクル試験後の電池容量とした。
上述の充放電サイクル試験後における、電池Ｇ及び電池Ｈの容量低下率（充放電サイクル試験前の電池容量から充放電サイクル試験後の電池容量を差し引いた差分を、充放電サイクル数で割ったもの）を示すグラフを図１５に示す。なお、電池においてリチウム析出劣化が生じると、リチウム金属がデンドライト状或いは微粒子状に析出して、発電要素から脱落したり、導電性を失ってしまうので、その電池容量が小さくなる。このことから、容量低下率が大きいほど、その電池においてリチウム析出劣化がより早く進行することが判る。
電池Ｇ及び電池Ｈについて、これらの容量低下率で比較してみると、電池Ｇの方が、電池Ｈよりも大きいことが判る。かくして、電池温度が低いほど、リチウム析出劣化がより早く進行することが判る。
電池Ｇ及び電池Ｈについて、これらの容量低下率で比較してみると、電池Ｇの方が、電池Ｈよりも大きいことが判る。かくして、電池温度が低いほど、リチウム析出劣化がより早く進行することが判る。
本実施形態１の電池Ｂ４は、最低温位置ＬＰに配置され、濃度差起電力測定手段Ｍ１を有し、電解液３０の液量３０ＱＹ（＝５９ｇ）が、他の電池ＢＸ及び電池Ｂ５４の液量３０ＱＸ（＝５０ｇ）よりも多い。従って、この電池Ｂ４は、他の電池ＢＸ及び電池Ｂ５４に比べて、第１種電池劣化の進行の速度が大きい劣化進行大電池であり、濃度差起電力測定手段Ｍ１を用いて、この電池Ｂ４の第１種電池劣化を検知できる。
また、この電池Ｂ４は、第１センシング線６Ｍ及び第２センシング線６Ｎを有するので、本発明の第２種電池のうち、リチウム析出劣化を検知できる電池である。
一方、前述の電池Ｂ５４は、最高温位置ＨＰに配置され、熱電対７を有するので、本発明の第２種電池のうち、放置劣化を検知できる電池である。
また、この電池Ｂ４は、第１センシング線６Ｍ及び第２センシング線６Ｎを有するので、本発明の第２種電池のうち、リチウム析出劣化を検知できる電池である。
一方、前述の電池Ｂ５４は、最高温位置ＨＰに配置され、熱電対７を有するので、本発明の第２種電池のうち、放置劣化を検知できる電池である。
上述の電池Ｂ４，Ｂ５４を含む、本実施形態１の組電池システム１では、前述の制御部（図示しない）で、電池Ｂ４の濃度差起電力測定手段Ｍ１、及び、電池Ｂ５４の熱電対７を用いて、第１種電池劣化の程度、及び、放置劣化の程度について検知する。
例えば、図１６に示したフローチャートのように制御する。
制御部（図示しない）は、所定期間毎に濃度差起電力測定手段Ｍ１を用いて、組電池部２の電池Ｂ４における、第１電極本体部４１及び第２電極本体部５１の間に生じる起電力ＶＰを定期的に検知する（ステップＳ１）。
次いで、ステップＳ２において、検知した起電力ＶＰが第１所定値以上か否かを判定する。この第１所定値とは、起電力ＶＰに対し、第１種電池劣化による、次述するステップＳ３における処理を必要とするか否かを決めるしきい値である。
制御部（図示しない）は、所定期間毎に濃度差起電力測定手段Ｍ１を用いて、組電池部２の電池Ｂ４における、第１電極本体部４１及び第２電極本体部５１の間に生じる起電力ＶＰを定期的に検知する（ステップＳ１）。
次いで、ステップＳ２において、検知した起電力ＶＰが第１所定値以上か否かを判定する。この第１所定値とは、起電力ＶＰに対し、第１種電池劣化による、次述するステップＳ３における処理を必要とするか否かを決めるしきい値である。
ここで、ＹＥＳ、即ち起電力が所定値以上の場合には、ステップＳ３に進み、組電池システム１に対して、次述する処理を実施する。一方、ＮＯ、即ち起電力ＶＰが第１所定値未満の場合には、ステップＳ４に進む。
ステップＳ３の処理とは、具体的には、例えば、検知結果をユーザに通知したり、組電池部２の交換時期が来たか否かを別手段で判定したり、組電池部２の充放電パターンを、第１種電池劣化を抑制或いは回復するパターンに変更する処理等が挙げられる。なお、ステップＳ３で処理を実施した後は、ステップＳ４に進む。
ステップＳ３の処理とは、具体的には、例えば、検知結果をユーザに通知したり、組電池部２の交換時期が来たか否かを別手段で判定したり、組電池部２の充放電パターンを、第１種電池劣化を抑制或いは回復するパターンに変更する処理等が挙げられる。なお、ステップＳ３で処理を実施した後は、ステップＳ４に進む。
ステップＳ４では、所定期間毎に、電池Ｂ５４の熱電対７における熱起電力ＶＨを定期的に検知する。
次いで、ステップＳ５において、検知した熱電対７の熱起電力ＶＨが第２所定値以上か否かを判定する。この第２所定値とは、熱起電力ＶＨに対し、放置劣化による組電池部２の交換（次述するステップＳ８）を必要とするか否かを決めるしきい値である。
次いで、ステップＳ５において、検知した熱電対７の熱起電力ＶＨが第２所定値以上か否かを判定する。この第２所定値とは、熱起電力ＶＨに対し、放置劣化による組電池部２の交換（次述するステップＳ８）を必要とするか否かを決めるしきい値である。
ここで、ＹＥＳ、即ち熱起電力ＶＨが第２所定値以上の場合には、ステップＳ８に進み、組電池部２の交換を行う。一方、ＮＯ、即ち熱起電力ＶＨが第２所定値未満の場合には、ステップＳ６に進む。
ステップＳ６では、所定期間毎に、第１センシング線６Ｍ及び第２センシング線６Ｎを用いて、電池Ｂ４における端子間電圧ＶＢを定期的に検知する。
次いで、ステップＳ７において、検知した端子間電圧ＶＢが第３所定値以上か否かを判定する。この第３所定値とは、端子間電圧ＶＢに対し、リチウム析出劣化による組電池部２の交換（次述するステップＳ８）を必要とするか否かを決めるしきい値である。
次いで、ステップＳ７において、検知した端子間電圧ＶＢが第３所定値以上か否かを判定する。この第３所定値とは、端子間電圧ＶＢに対し、リチウム析出劣化による組電池部２の交換（次述するステップＳ８）を必要とするか否かを決めるしきい値である。
ここで、ＹＥＳ、即ち端子間電圧ＶＢが第３所定値以上の場合には、ステップＳ８に進み、組電池部２の交換を行う。一方、ＮＯ、即ち端子間電圧ＶＢが第３所定値未満の場合には、ステップＳ１に戻る。
以上より、本実施形態１にかかる組電池システム１では、複数の電池Ｂ１〜Ｂ５６に前述の劣化速度大電池である電池Ｂ４を含んでいる。また、この組電池システム１は、電池Ｂ４の第１種電池劣化を検知する濃度差起電力測定手段Ｍ１を備える。電池Ｂ４は、第１種電池劣化が他の電池ＢＸ及び電池Ｂ５４より早く進むため、この濃度差起電力測定手段Ｍ１を用いて、電池Ｂ４の第１種電池劣化を検知することで、他の電池ＢＸ及び電池Ｂ５４の第１種電池劣化に先行して第１種電池劣化の程度を検知できたと考えることができる。
従って、電池Ｂ４に関する第１種電池劣化の検知結果に基づいて、例えば、その検知結果をユーザに通知したり、組電池の交換時期が来たか否かを判定したり、組電池の充放電パターンを、第１種電池劣化を抑制或いは回復するパターンに変更するなど、各種の処理（上述のステップＳ３）を適切に行うことが可能となる。
従って、電池Ｂ４に関する第１種電池劣化の検知結果に基づいて、例えば、その検知結果をユーザに通知したり、組電池の交換時期が来たか否かを判定したり、組電池の充放電パターンを、第１種電池劣化を抑制或いは回復するパターンに変更するなど、各種の処理（上述のステップＳ３）を適切に行うことが可能となる。
また、この組電池システム１では、電池Ｂ４を最低温位置ＬＰに配置している。このため、組電池部２において、他の電池ＢＸ及び電池Ｂ５４に比して電池Ｂ４について、第１種電池劣化を確実かつ最も早く進行させることができる。そして、この電池Ｂ４の第１種電池劣化を検知することで、他の電池ＢＸ及び電池Ｂ５４も含めて、組電池部２のうちで最も第１種電池劣化の進んだ電池の第１種電池劣化について検知できることになる。従って、この検知結果に基づいて容易に組電池部２の交換や制御の変更など、第１種電池劣化に応じた処理を適切に行うことができる。
また、この組電池システム１では、電池Ｂ４の電解液３０の液量３０ＱＹを他の電池ＢＸ及び電池Ｂ５４に比して多くしてある。かくして、簡易で安価な方法で、電池Ｂ４、さらには、これを有する組電池システム１とすることができる。
また、本発明の第１種劣化検知手段として上述の濃度差起電力測定手段Ｍ１を有するので、濃度差起電力測定手段Ｍ１の第１電極本体部４１及び第２電極本体部５１の間に生じる起電力ＶＰから、電池ケース１０内に位置する電解液３０におけるリチウムイオンの濃度を知ることができる。これにより、電池Ｂ４の第１種電池劣化を確実に検知できる。
また、この組電池システム１では、第２種電池のうちリチウム析出劣化を検知できる電池である電池Ｂ４の端子間電圧ＶＢを測定する第１センシング線６Ｍ及び第２センシング線６Ｎを備える。このため、この組電池システム１では、電池Ｂ４の第１種電池劣化を検知して、第１種電池劣化に応じて適切に処理を行える上、第１センシング線６Ｍ及び第２センシング線６Ｎを用いて電池Ｂ４のリチウム析出劣化を検知することができる。
また、この組電池システム１では、第１センシング線６Ｍ及び第２センシング線６Ｎで最低温位置ＬＰに配置した電池Ｂ４の端子間電圧ＶＢを測定するので、組電池部２をなす複数の電池Ｂ１〜Ｂ５６のうちで、リチウム析出劣化が進行し易い電池（電池Ｂ４）においてリチウム析出劣化を検知することができる。従って、容易に組電池部２の交換や制御の変更など、第１種電池劣化に加えて、リチウム析出劣化に応じた処理を適切に行うことのできる組電池システム１とすることができる。
また、組電池システム１では、劣化速度大電池である電池Ｂ４が第２種電池を兼ねるので、この１つの電池Ｂ４で、第１種電池劣化及びリチウム析出劣化を検知できる。
また、この組電池システム１では、第２種電池である電池Ｂ５４の電池温度を測定する熱電対７及び熱電対用導線７Ｘを備える。このため、組電池部２において、電池Ｂ４の第１種電池劣化を検知できる上に、電池Ｂ５４の放置劣化を検知することができる。
また電池は、その温度が高温である程、放置劣化が進行し易い。これに対し、本実施形態１にかかる組電池システム１では、最高温位置ＨＰに配置した電池Ｂ５４の電池温度を測定するので、組電池部２をなす複数の電池Ｂ１〜Ｂ５６のうちで、放置劣化が進行し易い電池において放置劣化を検知することができる。従って、容易に組電池部２の交換や制御の変更など、第１種電池劣化に加えて、放置劣化に応じた処理を適切に行うことのできる組電池システム１とすることができる。
次に、本実施形態１にかかる組電池部２の劣化検知方法について説明する。
前述した劣化速度大電池である電池Ｂ４を含む複数の電池Ｂ１〜Ｂ５６を有する組電池部２の劣化検知方法は、電池Ｂ４の第１種電池劣化を検知する検知ステップＳ１（図１５のフローチャートにおけるステップＳ１）を備える。
前述した劣化速度大電池である電池Ｂ４を含む複数の電池Ｂ１〜Ｂ５６を有する組電池部２の劣化検知方法は、電池Ｂ４の第１種電池劣化を検知する検知ステップＳ１（図１５のフローチャートにおけるステップＳ１）を備える。
本実施形態１にかかる組電池部２の劣化検知方法では、電池Ｂ４の第１種電池劣化が他の電池ＢＸ及び電池Ｂ５４よりも早く進むため、複数の電池Ｂ１〜Ｂ５６における代表の電池と考えることができる。従って、検知ステップにおいて、電池Ｂ４の第１種電池劣化を検知することで、他の電池ＢＸ及び電池Ｂ５４の第１種電池劣化に先行して第１種電池劣化の程度を検知できる。これにより、組電池部２の劣化について適切な知見を得ることができる組電池部２の劣化検知方法とすることができる。
また、電池Ｂ４を上述の最低温位置ＬＰに配置している。このため、他の電池ＢＸ及び電池Ｂ５４に比して、第１種電池劣化を確実かつ最も早く進行させた電池Ｂ４を検知できる。
（実施形態２）
次に、本発明の実施形態２にかかる組電池システム１０１について、図１，８，１７を参照しつつ説明する。
本実施形態２の組電池システム１０１では、第１種電池劣化を検知する電池の電解液のリチウムイオンの濃度を他の電池よりも低くしている点が、前述の実施形態１と異なる。
次に、本発明の実施形態２にかかる組電池システム１０１について、図１，８，１７を参照しつつ説明する。
本実施形態２の組電池システム１０１では、第１種電池劣化を検知する電池の電解液のリチウムイオンの濃度を他の電池よりも低くしている点が、前述の実施形態１と異なる。
即ち、本実施形態２の組電池システム１０１における、最低温位置ＬＰに配置された電池Ｂ１０４は、リチウムイオンを０．８ｍｏｌ／ｌの濃度１３０Ｃとした有機電解液の電解液１３０（含浸電解液１３０Ｈ）を含む（図８参照）。これは、１．０ｍｏｌ／ｌのリチウムイオン濃度３０Ｃの有機電解液を用いる、他の電池ＢＸ及び電池Ｂ５４に比べて、リチウムイオンの濃度が低い。
ところで、電池をハイレート電流で充放電する際、その電池の電解液のリチウムイオン濃度が異なると、第１種電池劣化の進行速度が異なることが判ってきた。
そこで、発明者らは、自身の電解液のリチウムイオン濃度を変えた複数の電池を用意し、これらの電池について充放電サイクル試験を行った。これにより、電解液のリチウムイオンの濃度と電池における電圧との関係について調査した。
そこで、発明者らは、自身の電解液のリチウムイオン濃度を変えた複数の電池を用意し、これらの電池について充放電サイクル試験を行った。これにより、電解液のリチウムイオンの濃度と電池における電圧との関係について調査した。
具体的には、電池Ｌ、電池Ｍ，電池Ｎ及び電池Ｐを用意し、これらの電解液のリチウムイオン濃度をそれぞれ０．８、１．０、１．２及び１．４ｍｏｌ／ｌとした。そして、電池Ｌ、電池Ｍ，電池Ｎ及び電池Ｐの正極端子部及び負極端子部（図示しない）を電源装置（図示しない）にそれぞれ接続した。
そして、電源装置を用いて、電池Ｌ、電池Ｍ、電池Ｎ及び電池Ｐについて、充放電サイクル試験を行った。具体的には、ＳＯＣを６０％とした各電池Ｌ，Ｍ，Ｎ，Ｐを用意する。これらの各電池Ｌ，Ｍ，Ｎ，Ｐについて、まず、一定電流（１５０Ａ）で１０秒間放電する。５秒間充放電を停止した後に、一定電流（４０Ａ）で充電をしてＳＯＣ６０％に相当する電圧（３．７Ｖ）に到達させて（定電流充電）、到達後には、充電電流を小さくしながら、一定電圧（３．７Ｖ）で１２０秒間充電する（定電圧充電）。これを１サイクルとして、７００サイクル繰り返した。
そして、電源装置を用いて、電池Ｌ、電池Ｍ、電池Ｎ及び電池Ｐについて、充放電サイクル試験を行った。具体的には、ＳＯＣを６０％とした各電池Ｌ，Ｍ，Ｎ，Ｐを用意する。これらの各電池Ｌ，Ｍ，Ｎ，Ｐについて、まず、一定電流（１５０Ａ）で１０秒間放電する。５秒間充放電を停止した後に、一定電流（４０Ａ）で充電をしてＳＯＣ６０％に相当する電圧（３．７Ｖ）に到達させて（定電流充電）、到達後には、充電電流を小さくしながら、一定電圧（３．７Ｖ）で１２０秒間充電する（定電圧充電）。これを１サイクルとして、７００サイクル繰り返した。
上述の充放電サイクル試験の後に、各電池Ｌ、電池Ｍ、電池Ｎ及び電池Ｐの電圧を測定した。具体的には、ＳＯＣを６０％にした各電池Ｌ，Ｍ，Ｎ，Ｐの正極端子及び負極端子に電源装置（図示しない）を接続し、各電池Ｌ，Ｍ，Ｎ，Ｐから一定電流（３Ａ）で放電させる。このとき、放電開始から５秒目の各電池Ｌ，Ｍ，Ｎ，Ｐの電圧（以下、放電時電圧ともいう）をそれぞれ測定した。
なお、充放電サイクル試験前の各電池Ｌ，Ｍ，Ｎ，Ｐの内部抵抗値はいずれも等しく、各電池Ｌ，Ｍ，Ｎ，Ｐの放電時電圧もまた等しかった。このため、各電池Ｌ，Ｍ，Ｎ，Ｐにおいて第１種電池劣化が進行すれば、内部抵抗が増大するので、その分、放電時電圧が低くなる。
図１７には、各電池Ｌ，Ｍ，Ｎ，Ｐについて、１．０ｍｏｌ／ｌのリチウムイオン濃度である電池Ｍの放電時電圧を基準に規格化した、相対電圧比を示す。この相対電圧比は、電池Ｍよりも高い放電時電圧の電池では１よりも大きくなり、逆に、電池Ｍよりも低い放電時電圧の電池では１よりも小さくなる。
なお、充放電サイクル試験前の各電池Ｌ，Ｍ，Ｎ，Ｐの内部抵抗値はいずれも等しく、各電池Ｌ，Ｍ，Ｎ，Ｐの放電時電圧もまた等しかった。このため、各電池Ｌ，Ｍ，Ｎ，Ｐにおいて第１種電池劣化が進行すれば、内部抵抗が増大するので、その分、放電時電圧が低くなる。
図１７には、各電池Ｌ，Ｍ，Ｎ，Ｐについて、１．０ｍｏｌ／ｌのリチウムイオン濃度である電池Ｍの放電時電圧を基準に規格化した、相対電圧比を示す。この相対電圧比は、電池Ｍよりも高い放電時電圧の電池では１よりも大きくなり、逆に、電池Ｍよりも低い放電時電圧の電池では１よりも小さくなる。
図１７に示すように、電池Ｐ、電池Ｎ、電池Ｍ及び電池Ｌの相対電圧比は、この順で大きくなっている。このことから、電解液のリチウムイオン濃度が低くなるのに伴って、その電池の放電時電圧が低くなることが判る。
また、電池Ｌの相対電圧比は１よりも小さいので、電解液のリチウムイオン濃度が１．０ｍｏｌ／ｌよりも低いと、所定サイクル数における、電池Ｌの放電時電圧が低くなる、即ち、第１種電池劣化の進行の速度が大きくなることが判る。
以上より、電池の電解液のリチウムイオン濃度が低いほど、その電池の第１種電池劣化の進行の速度がより大きいことが判る。
また、電池Ｌの相対電圧比は１よりも小さいので、電解液のリチウムイオン濃度が１．０ｍｏｌ／ｌよりも低いと、所定サイクル数における、電池Ｌの放電時電圧が低くなる、即ち、第１種電池劣化の進行の速度が大きくなることが判る。
以上より、電池の電解液のリチウムイオン濃度が低いほど、その電池の第１種電池劣化の進行の速度がより大きいことが判る。
本実施形態２にかかる組電池システム１０１では、電池Ｂ１０４の含浸電解液１３０Ｈの濃度１３０Ｃを、他の電池ＢＸ及び電池Ｂ５４における含浸電解液３０Ｈの濃度３０Ｃに比して低くしてある。かくして、簡易で安価な方法で、電池Ｂ１０４、さらには、これを有する組電池システム１０１とすることができる。
（実施形態３）
次に、本発明の実施形態３にかかる組電池システム２０１について、図１８，１９を参照しつつ説明する。
本実施形態３の組電池システム２０１では、最低温位置に配置した電池に第１端子間電圧測定手段を、最高温位置に配置した電池に第２端子間電圧測定手段をそれぞれ有する点が、前述の実施形態１と異なり、それ以外は同様である。
そこで、実施形態１と異なる点を中心に説明し、同様の部分の説明は省略又は簡略化する。なお、同様の部分については同様の作用効果を生じる。また、同内容のものには同番号を付して説明する。
次に、本発明の実施形態３にかかる組電池システム２０１について、図１８，１９を参照しつつ説明する。
本実施形態３の組電池システム２０１では、最低温位置に配置した電池に第１端子間電圧測定手段を、最高温位置に配置した電池に第２端子間電圧測定手段をそれぞれ有する点が、前述の実施形態１と異なり、それ以外は同様である。
そこで、実施形態１と異なる点を中心に説明し、同様の部分の説明は省略又は簡略化する。なお、同様の部分については同様の作用効果を生じる。また、同内容のものには同番号を付して説明する。
本実施形態３にかかる組電池システム２０１について説明する。図１８にこの組電池システム２０１の部分切欠斜視図を、図１９に組電池システム２０１の部分拡大平面図をそれぞれ示す。組電池システム２０１は、実施形態１と同様の電池Ｂ１〜Ｂ３，Ｂ５〜Ｂ５３，Ｂ５５，Ｂ５６（他の電池ＢＸ）のほか、この他の電池ＢＸと同一形態の電池Ｂ２５４、及び、電池Ｂ２０４を有する組電池部２０２と、この組電池部２０２から延出する、複数の導線を束ねてなる導線集束部２０５とを備える。
このうち、導線集束部２０５は、ケーブル形状の集束本体部２０５Ｌと、この集束本体部２０５Ｌの先端に接続した、樹脂製のコネクタ部５Ｃとからなる。この集束本体部５Ｌは、電池Ｂ２０４の正極端子部７１Ａに接続している第３センシング線２０６Ｔ、及び、負極端子部７２Ａに接続している第４センシング線２０６Ｕと、電池Ｂ２５４の正極端子部７１Ａに接続している第５センシング線２０６Ｖ、及び、負極端子部７２Ａに接続している第６センシング線２０６Ｗとを束ねてなる。
なお、導線収束部２０５は、実施形態１と同様、コネクタ部５Ｃを通じて、組電池システム１の外部に配置された制御部（図示しない）と接続されている。
なお、導線収束部２０５は、実施形態１と同様、コネクタ部５Ｃを通じて、組電池システム１の外部に配置された制御部（図示しない）と接続されている。
また、組電池部２０２は、実施形態１と同様に、長手方向ＤＬ（図１中、左上側と右下側とを結ぶ方向、及び、図２中左右方向）に２列に列置された複数の電池（他の電池ＢＸ，電池Ｂ２０４，電池Ｂ２５４）を組電池ケース３内に収容している。これらは、実施形態１と同様、銅板のバスバ９０によって互いに直列に接続されている。
なお、実施形態１と同様にして、組電池部２０２の各電池（複数の電池ＢＸ，電池Ｂ２０４，電池Ｂ２５４）を充放電した後の、これらの電池温度を測定した。図３に示す測定結果によれば、電池Ｂ２０４（図１９中、左上方）が最も電池温度が低く、電池Ｂ２５４（図１９中、右下方）が最も電池温度が高いことが判る。これにより、電池Ｂ２０４を配置している位置が、電池温度が最も低温になる最低温位置ＬＰであり、電池Ｂ２５４を配置している位置が、電池温度が最も高温になる最高温位置ＨＰであることが判る（図１９参照）。
複数の電池（他の電池ＢＸ，電池２０４，電池２５４）のうち、最高温電池である電池Ｂ２５４は、電池温度測定手段である熱電対７の代わりに、第２端子間電圧測定手段の第５センシング線２０６Ｖ及び第６センシング線２０６Ｗを接続している点で実施形態１と異なる。
即ち、この電池Ｂ２５４は、正極端子部７１Ａにおいて、これとバスバ９０との間に第５センシング線２０６Ｖが接続されている。また、負極端子部７２Ａにおいて、これとバスバ９０との間に第６センシング線２０６Ｗが接続されている。これら第５センシング線２０６Ｖ及び第６センシング線２０６Ｗを通じて、電池Ｂ２５４の第２端子間電圧ＶＢ２を測定できる。従って、第５センシング線２０６Ｖと第６センシング線２０６Ｗを用いて、電池Ｂ２５４の、前述した放置劣化を検知することができる。
即ち、この電池Ｂ２５４は、正極端子部７１Ａにおいて、これとバスバ９０との間に第５センシング線２０６Ｖが接続されている。また、負極端子部７２Ａにおいて、これとバスバ９０との間に第６センシング線２０６Ｗが接続されている。これら第５センシング線２０６Ｖ及び第６センシング線２０６Ｗを通じて、電池Ｂ２５４の第２端子間電圧ＶＢ２を測定できる。従って、第５センシング線２０６Ｖと第６センシング線２０６Ｗを用いて、電池Ｂ２５４の、前述した放置劣化を検知することができる。
一方、最低温電池とする電池Ｂ２０４は、濃度差起電力測定手段Ｍ１の代わりに、第１端子間電圧測定手段の第３センシング線２０６Ｔ及び第４センシング線２０６Ｕを接続している点、及び、電池ケースの形態の点で実施形態１とは異なる。このうち、他の電池ＢＸと同様の電池ケース１０Ｘが、実施形態１の電池ケース１０Ｙと異なる。
この電池Ｂ２０４は、正極端子部７１Ａにおいて、これとバスバ９０との間に第３センシング線２０６Ｔが接続されている。また、負極端子部７２Ａにおいて、これとバスバ９０との間に第４センシング線２０６Ｕが接続されている。このため、これら第３センシング線２０６Ｔ及び第４センシング線２０６Ｕを通じて、電池Ｂ２０４の第１端子間電圧ＶＢ１を測定できる。従って、第３センシング線２０６Ｔと第４センシング線２０６Ｕとを用いて、電池Ｂ２０４の、前述した第１種電池劣化を検知することができる。
以上から、本実施形態３の電池Ｂ２０４は、実施形態１と同様、電解液３０の液量３０ＱＹが他の電池ＢＸ及び電池Ｂ２５４よりも多いほか、最低温位置ＬＰに配置され、第３センシング線２０６Ｔ及び第４センシング線２０６Ｕを有する。従って、この電池Ｂ２０４は、他の電池ＢＸ及び電池Ｂ２５４に比べて、第１種電池劣化の進行の速度が大きい劣化進行大電池であり、第３センシング線２０６Ｔ及び第４センシング線２０６Ｕを用いて、この電池Ｂ２０４の第１種電池劣化を検知できる。
一方、前述の電池Ｂ２５４は、最高温位置ＨＰに配置され、第５センシング線２０６Ｖ及び第６センシング線２０６Ｗを有するので、本発明の第２種電池のうち、放置劣化を検知できる電池である。
一方、前述の電池Ｂ２５４は、最高温位置ＨＰに配置され、第５センシング線２０６Ｖ及び第６センシング線２０６Ｗを有するので、本発明の第２種電池のうち、放置劣化を検知できる電池である。
上述の電池Ｂ４，Ｂ５４を含む、本実施形態３の組電池システム２０１では、前述の制御部（図示しない）で、電池Ｂ２０４の第３センシング線２０６Ｔ及び第４センシング線２０６Ｕ、及び、電池Ｂ２５４の第５センシング線２０６Ｖ及び第６センシング線２０６Ｗを用いて、第１種電池劣化の程度、及び、放置劣化の程度を検知する。
例えば、図２０に示したフローチャートのように制御する。
制御部（図示しない）は、所定期間毎に第３センシング線２０６Ｔ及び第４センシング線２０６Ｕを用いて、組電池部２０２の電池Ｂ２０４における、正極端子部７１Ａ及び負極端子部７２Ａの間に生じる第１端子間電圧ＶＢ１を定期的に検知する（ステップＳ１１）。
次いで、ステップＳ１２において、検知した第１端子間電圧ＶＢ１が第４所定値を越えたか否かを判定する。この第４所定値とは、第１端子間電圧ＶＢ１に対し、第１種電池劣化による、次述するステップＳ１３における処理を必要とするか否かを決めるしきい値である。
制御部（図示しない）は、所定期間毎に第３センシング線２０６Ｔ及び第４センシング線２０６Ｕを用いて、組電池部２０２の電池Ｂ２０４における、正極端子部７１Ａ及び負極端子部７２Ａの間に生じる第１端子間電圧ＶＢ１を定期的に検知する（ステップＳ１１）。
次いで、ステップＳ１２において、検知した第１端子間電圧ＶＢ１が第４所定値を越えたか否かを判定する。この第４所定値とは、第１端子間電圧ＶＢ１に対し、第１種電池劣化による、次述するステップＳ１３における処理を必要とするか否かを決めるしきい値である。
ここで、ＹＥＳ、即ち第１端子間電圧ＶＢ１が第４所定値を越えた場合には、ステップＳ１３に進み、組電池システム２０１に対して、次述する処理を実施する。一方、ＮＯ、即ち第１端子間電圧ＶＢ１が第４所定値を越えていない場合には、ステップＳ１４に進む。
ステップＳ１３の処理とは、具体的には、例えば、検知結果をユーザに通知したり、組電池部２０２の交換時期が来たか否かを別手段で判定したり、組電池部２０２の充放電パターンを、第１種電池劣化を抑制或いは回復するパターンに変更する処理等が挙げられる。なお、ステップＳ１３で処理を実施した後は、ステップＳ１４に進む。
ステップＳ１３の処理とは、具体的には、例えば、検知結果をユーザに通知したり、組電池部２０２の交換時期が来たか否かを別手段で判定したり、組電池部２０２の充放電パターンを、第１種電池劣化を抑制或いは回復するパターンに変更する処理等が挙げられる。なお、ステップＳ１３で処理を実施した後は、ステップＳ１４に進む。
ステップＳ１４では、所定期間毎に、電池Ｂ２５４の第２端子間電圧ＶＢ２を定期的に検知する。
次いで、ステップＳ１５において、検知した第２端子間電圧ＶＢ２が第５所定値を越えたか否かを判定する。この第５所定値とは、熱起電力ＶＨに対し、放置劣化による組電池部２０２の交換（次述するステップＳ１６）を必要とするか否かを決めるしきい値である。
次いで、ステップＳ１５において、検知した第２端子間電圧ＶＢ２が第５所定値を越えたか否かを判定する。この第５所定値とは、熱起電力ＶＨに対し、放置劣化による組電池部２０２の交換（次述するステップＳ１６）を必要とするか否かを決めるしきい値である。
ここで、ＹＥＳ、即ち第２端子間電圧ＶＢ２が第５所定値を越えた場合には、ステップＳ１６に進み、組電池部２０２の交換を行う。一方、ＮＯ、即ち第２端子間電圧ＶＢ２が第５所定値を越えていない場合には、ステップＳ１１に戻る。
以上より、本実施形態３にかかる組電池システム２０１において、本発明の第１種劣化検知手段は、前述の第３センシング線２０６Ｔ及び第４センシング線２０６Ｕである。このため、測定した第１端子間電圧ＶＢ１を用いて、劣化速度大電池である電池Ｂ２０４の第１種電池劣化を適切に検知することができる。
また電池は、その温度が高温である程、放置劣化が進行し易いので、本実施形態３にかかる組電池システム２０１では、最高温位置ＨＰに配置した電池Ｂ２５４の第２端子間電圧ＶＢ２を測定するので、組電池部２０２をなす複数の電池（他の電池ＢＸ，電池Ｂ２０４，電池Ｂ２５４）のうちで、放置劣化が進行し易い電池において放置劣化を検知することができる。従って、容易に組電池部２０２の交換や制御の変更など、第１種電池劣化に加えて、放置劣化に応じた処理を適切に行うことのできる組電池システム２０１とすることができる。
以上において、本発明を実施形態１〜３に即して説明したが、本発明は上記実施形態に限定されるものではなく、その要旨を逸脱しない範囲で、適宜変更して適用できることは言うまでもない。
例えば、実施形態等では、電池を捲回形のリチウムイオン二次電池としたが、複数の正極板と複数の負極板とを、セパレータを介して交互に積層してなる積層型のリチウムイオン二次電池でも良い。また、濃度相関物理量として、第１測定電極及び第２測定電極間の起電力或いは抵抗値（電流値）としたが、例えば、定電流を流すことにより、電解液のリチウムイオン濃度に応じた、第１測定電極と第２測定電極との間に生じる電圧の大きさを用いても良い。
例えば、実施形態等では、電池を捲回形のリチウムイオン二次電池としたが、複数の正極板と複数の負極板とを、セパレータを介して交互に積層してなる積層型のリチウムイオン二次電池でも良い。また、濃度相関物理量として、第１測定電極及び第２測定電極間の起電力或いは抵抗値（電流値）としたが、例えば、定電流を流すことにより、電解液のリチウムイオン濃度に応じた、第１測定電極と第２測定電極との間に生じる電圧の大きさを用いても良い。
また、実施形態１では、濃度差起電力測定手段Ｍ１を用いて、電池Ｂ４の第１種電池劣化を検知した。しかし、例えば、貯留電解液３０Ｓにいずれも浸漬している第１測定電極１４０及び第２測定電極１５０を備え、貯留電解液３０Ｓのリチウムイオン濃度を検知可能な貯留電解液抵抗測定手段Ｍ２を用いても良い（図２１参照）。
具体的には、この貯留電解液抵抗測定手段Ｍ２の、第１測定電極１４０の第１電極本体部１４１、及び、第２測定電極１５０の第２電極本体部１５１が、互いに離間しつつ、いずれも貯留電解液３０Ｓに浸漬されている（図２１参照）。
この第１電極本体部１４１と第２電極本体部１５１との間に電圧を印加すると、両電極間の抵抗の大きさに応じた電流が流れる。この抵抗の大きさは、貯留電解液３０Ｓの導電率によって変化し、この導電率は貯留電解液３０Ｓ中のリチウムイオンの濃度によって変化する。つまり、第１電極本体部１４１及び第２電極本体部１５１の間に生じる抵抗の大きさと、貯留電解液３０Ｓのリチウムイオン濃度との間には相関関係がある。このことから、第１電極本体部１４１及び第２電極本体部１５１間の抵抗の大きさ（第１測定電極１４０と第２測定電極１５０との間に一定電圧を印加したときに流れる電流の大きさ）から、貯留電解液３０Ｓ中のリチウムイオンの濃度や濃度変化の程度を検知できる。かくして、検知した貯留電解液３０Ｓのリチウムイオン濃度を基に、第１種電池劣化を検知できる。
この第１電極本体部１４１と第２電極本体部１５１との間に電圧を印加すると、両電極間の抵抗の大きさに応じた電流が流れる。この抵抗の大きさは、貯留電解液３０Ｓの導電率によって変化し、この導電率は貯留電解液３０Ｓ中のリチウムイオンの濃度によって変化する。つまり、第１電極本体部１４１及び第２電極本体部１５１の間に生じる抵抗の大きさと、貯留電解液３０Ｓのリチウムイオン濃度との間には相関関係がある。このことから、第１電極本体部１４１及び第２電極本体部１５１間の抵抗の大きさ（第１測定電極１４０と第２測定電極１５０との間に一定電圧を印加したときに流れる電流の大きさ）から、貯留電解液３０Ｓ中のリチウムイオンの濃度や濃度変化の程度を検知できる。かくして、検知した貯留電解液３０Ｓのリチウムイオン濃度を基に、第１種電池劣化を検知できる。
また、例えば、含浸電解液３０Ｈに浸漬している第１測定電極２４０及び第２測定電極２５０を備え、この含浸電解液３０Ｈのリチウムイオン濃度を検知可能な含浸電解液抵抗測定手段Ｍ３を用いても良い（図２２参照）。
具体的には、この含浸電解液抵抗測定手段Ｍ３の、第１測定電極２４０の第１電極本体部２４１、及び、第２測定電極２５０の第２電極本体部２５１が、互いに離間しつつ、セパレータ２３に挿入されている。そして、いずれも含浸電解液３０Ｈに浸漬されている（図２２参照）。
この第１電極本体部２４１と第２電極本体部２５１との間に電圧を印加すると、両電極間の抵抗の大きさに応じた電流が流れる。上述の貯留電解液抵抗測定手段Ｍ２と同様の原理で、第１電極本体部２４１及び第２電極本体部２５１間の抵抗の大きさ（第１測定電極２４０と第２測定電極２５０との間に一定電圧を印加したときに流れる電流の大きさ）から、含浸電解液３０Ｈ中のリチウムイオンの濃度や濃度変化の程度を検知できる。かくして、検知した含浸電解液３０Ｈのリチウムイオン濃度を基に、電池の第１種電池劣化を検知できる。
この第１電極本体部２４１と第２電極本体部２５１との間に電圧を印加すると、両電極間の抵抗の大きさに応じた電流が流れる。上述の貯留電解液抵抗測定手段Ｍ２と同様の原理で、第１電極本体部２４１及び第２電極本体部２５１間の抵抗の大きさ（第１測定電極２４０と第２測定電極２５０との間に一定電圧を印加したときに流れる電流の大きさ）から、含浸電解液３０Ｈ中のリチウムイオンの濃度や濃度変化の程度を検知できる。かくして、検知した含浸電解液３０Ｈのリチウムイオン濃度を基に、電池の第１種電池劣化を検知できる。
また、実施形態１では、隔離部材として、多孔質のガラス板からなるフィルタ８０を用いたが、この隔離部材の第１面と第２面との間で、貯留電解液及び基準電解液の間の濃度差に起因するイオン移動を防止するとともに、第１測定電極４０と第２測定電極５０による、貯留電解液３０Ｓと基準電解液６０との間の電位の測定を可能とする部材であれば良く、例えば、このような特性を有するセラミックス、樹脂を用いることもできる。
１，１０１，２０１ 組電池システム
２，２０２ 組電池部（組電池）
５，２０５ 導線集束部（第１種劣化検知手段，物理量測定手段，電池温度測定手段）
６Ｍ 第１センシング線（第２端子間電圧測定手段）
６Ｎ 第２センシング線（第２端子間電圧測定手段）
７ 熱電対（電池温度測定手段）
７Ｘ 熱電対用導線（電池温度測定手段）
１０Ｘ，１０Ｙ 電池ケース
２０ 発電要素
２１ 正極板
２２ 負極板
３０ 電解液
３０Ｃ，１３０Ｃ （リチウムイオンの）濃度
３０ＱＸ，３０ＱＹ （電解液の）液量
３０Ｈ 含浸電解液
３０Ｓ 貯留電解液
４０ 第１測定電極
４１ 第１電極本体部
４２ 第１導線
５０ 第２測定電極
５１ 第２電極本体部
５２ 第２導線
７１Ａ 正極端子部（正極端子）
７２Ａ 負極端子部（負極端子）
２０６Ｔ 第３センシング線（第１端子間電圧測定手段）
２０６Ｕ 第４センシング線（第１端子間電圧測定手段）
２０６Ｖ 第５センシング線（第２端子間電圧測定手段）
２０６Ｗ 第６センシング線（第２端子間電圧測定手段）
Ｂ４，Ｂ１０４，Ｂ２０４ 電池（複数のリチウムイオン二次電池，劣化速度大電池，第２種電池）
Ｂ１〜Ｂ３，Ｂ５〜Ｂ５３，Ｂ５５，Ｂ５６，ＢＸ 電池（複数のリチウムイオン二次電池）
Ｂ５４，Ｂ２５４ 電池（複数のリチウムイオン二次電池，第２種電池）
ＢＴ 電池温度
ＨＰ 最高温位置
ＬＰ 最低温位置
Ｍ１ 濃度差起電力測定手段（物理量測定手段，第１種劣化検知手段）
Ｍ２ 貯留電解液抵抗測定手段（物理量測定手段，第１種劣化検知手段）
Ｍ３ 含浸電解液抵抗測定手段（物理量測定手段，第１種劣化検知手段）
ＶＢ 端子間電圧
ＶＢ１ 第１端子間電圧（端子間電圧）
ＶＢ２ 第２端子間電圧（端子間電圧）
ＶＰ 起電力（濃度相関物理量）
２，２０２ 組電池部（組電池）
５，２０５ 導線集束部（第１種劣化検知手段，物理量測定手段，電池温度測定手段）
６Ｍ 第１センシング線（第２端子間電圧測定手段）
６Ｎ 第２センシング線（第２端子間電圧測定手段）
７ 熱電対（電池温度測定手段）
７Ｘ 熱電対用導線（電池温度測定手段）
１０Ｘ，１０Ｙ 電池ケース
２０ 発電要素
２１ 正極板
２２ 負極板
３０ 電解液
３０Ｃ，１３０Ｃ （リチウムイオンの）濃度
３０ＱＸ，３０ＱＹ （電解液の）液量
３０Ｈ 含浸電解液
３０Ｓ 貯留電解液
４０ 第１測定電極
４１ 第１電極本体部
４２ 第１導線
５０ 第２測定電極
５１ 第２電極本体部
５２ 第２導線
７１Ａ 正極端子部（正極端子）
７２Ａ 負極端子部（負極端子）
２０６Ｔ 第３センシング線（第１端子間電圧測定手段）
２０６Ｕ 第４センシング線（第１端子間電圧測定手段）
２０６Ｖ 第５センシング線（第２端子間電圧測定手段）
２０６Ｗ 第６センシング線（第２端子間電圧測定手段）
Ｂ４，Ｂ１０４，Ｂ２０４ 電池（複数のリチウムイオン二次電池，劣化速度大電池，第２種電池）
Ｂ１〜Ｂ３，Ｂ５〜Ｂ５３，Ｂ５５，Ｂ５６，ＢＸ 電池（複数のリチウムイオン二次電池）
Ｂ５４，Ｂ２５４ 電池（複数のリチウムイオン二次電池，第２種電池）
ＢＴ 電池温度
ＨＰ 最高温位置
ＬＰ 最低温位置
Ｍ１ 濃度差起電力測定手段（物理量測定手段，第１種劣化検知手段）
Ｍ２ 貯留電解液抵抗測定手段（物理量測定手段，第１種劣化検知手段）
Ｍ３ 含浸電解液抵抗測定手段（物理量測定手段，第１種劣化検知手段）
ＶＢ 端子間電圧
ＶＢ１ 第１端子間電圧（端子間電圧）
ＶＢ２ 第２端子間電圧（端子間電圧）
ＶＰ 起電力（濃度相関物理量）
Claims (14)
- 互いに直列に接続された複数のリチウムイオン二次電池を有する組電池を備える組電池システムであって、
上記複数のリチウムイオン二次電池は、
使用すると、他のリチウムイオン二次電池に比して、ハイレート電流の充放電によって生じる第１種電池劣化が早く進む特性を有する劣化速度大電池を１つ以上含み、
この組電池システムは、
上記劣化速度大電池の上記第１種電池劣化を検知する第１種劣化検知手段を備える
組電池システム。 - 請求項１に記載の組電池システムであって、
前記複数のリチウムイオン二次電池がそれぞれ配置される位置のうち、前記組電池を充放電させた場合に、電池温度が最も低温になる位置を、最低温位置としたとき、
前記劣化速度大電池を、上記最低温位置に配置してなる
組電池システム。 - 請求項１又は請求項２に記載の組電池システムであって、
前記複数のリチウムイオン二次電池はいずれも、
電池ケース内に、リチウムイオンを含む電解液を有してなり、
前記劣化速度大電池は、
前記他のリチウムイオン二次電池に比して、上記電解液の液量が多くされてなる
組電池システム。 - 請求項１〜請求項３のいずれか１項に記載の組電池システムであって、
前記複数のリチウムイオン二次電池はいずれも、
正極板及び負極板を有する発電要素と、
上記発電要素に含浸された、リチウムイオンを含む含浸電解液と、を有してなり、
前記劣化速度大電池は、
上記含浸電解液に前記他のリチウムイオン二次電池に比して、上記リチウムイオンの濃度の低い電解液を使用してなる
組電池システム。 - 請求項１〜請求項４のいずれか１項に記載の組電池システムであって、
前記劣化速度大電池は、
正極板及び負極板を有する発電要素と、
上記発電要素を収容してなる電池ケースと、
上記電池ケース内に収容され、リチウムイオンを含む電解液と、を有してなり、
前記第１種劣化検知手段は、
上記電解液の上記リチウムイオンの濃度と相関関係を有する濃度相関物理量を測定可能とされた物理量測定手段である
組電池システム。 - 請求項１〜請求項４のいずれか１項に記載の組電池システムであって、
前記第１種劣化検知手段は、
前記劣化速度大電池の正極端子と負極端子との間の端子間電圧を測定する第１端子間電圧測定手段である
組電池システム。 - 請求項１〜請求項６のいずれか１項に記載の組電池システムであって、
前記複数のリチウムイオン二次電池のうち、少なくともいずれかの電池を第２種電池としたとき、
この第２種電池の正極端子と負極端子との間の端子間電圧を測定する第２端子間電圧測定手段を備える
組電池システム。 - 請求項７に記載の組電池システムであって、
前記複数のリチウムイオン二次電池がそれぞれ配置される位置のうち、前記組電池を充放電させた場合に、電池温度が最も低温になる位置を、最低温位置としたとき、
前記第２種電池を、上記最低温位置に配置してなる
組電池システム。 - 請求項８に記載の組電池システムであって、
前記劣化速度大電池が前記第２種電池を兼ねる
組電池システム。 - 請求項７に記載の組電池システムであって、
前記複数のリチウムイオン二次電池がそれぞれ配置される位置のうち、前記組電池を充放電させた場合に、電池温度が最も高温になる位置を、最高温位置としたとき、
前記第２種電池を、上記最高温位置に配置してなる
組電池システム。 - 請求項１〜請求項６のいずれか１項に記載の組電池システムであって、
前記複数のリチウムイオン二次電池のうち、少なくともいずれかの電池を第２種電池としたとき、
この第２種電池の電池温度を測定する電池温度測定手段を備える
組電池システム。 - 請求項１１に記載の組電池システムであって、
前記複数のリチウムイオン二次電池がそれぞれ配置される位置のうち、前記組電池を充放電させた場合に、電池温度が最も高温になる位置を、最高温位置としたとき、
前記第２種電池を、上記最高温位置に配置してなる
組電池システム。 - 互いに直列に接続された複数のリチウムイオン二次電池を有する組電池の劣化検知方法であって、
上記複数のリチウムイオン二次電池は、
使用すると、他のリチウムイオン二次電池に比して、ハイレート電流の充放電によって生じる第１種電池劣化が早く進む特性を有する劣化速度大電池を１つ以上含み、
この組電池の劣化検知方法は、
上記劣化速度大電池の上記第１種電池劣化を検知する検知ステップを備える
組電池の劣化検知方法。 - 請求項１３に記載の組電池の劣化検知方法であって、
前記複数のリチウムイオン二次電池がそれぞれ配置される位置のうち、前記組電池を充放電させた場合に、電池温度が最も低温になる位置を、最低温位置としたとき、
上記組電池は、
前記劣化速度大電池を、上記最低温位置に配置してなる
組電池の劣化検知方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2009012917A JP2010170874A (ja) | 2009-01-23 | 2009-01-23 | 組電池システム及び組電池の劣化検知方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2009012917A JP2010170874A (ja) | 2009-01-23 | 2009-01-23 | 組電池システム及び組電池の劣化検知方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2010170874A true JP2010170874A (ja) | 2010-08-05 |
Family
ID=42702808
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2009012917A Withdrawn JP2010170874A (ja) | 2009-01-23 | 2009-01-23 | 組電池システム及び組電池の劣化検知方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP2010170874A (ja) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102336181A (zh) * | 2011-08-09 | 2012-02-01 | 山东理工大学 | 便于快速更换的整体式动力电池系统 |
| WO2014003085A1 (en) * | 2012-06-27 | 2014-01-03 | Semiconductor Energy Laboratory Co., Ltd. | Power storage unit and solar power generation unit |
| JPWO2013121466A1 (ja) * | 2012-02-17 | 2015-05-11 | トヨタ自動車株式会社 | 電池システムおよび劣化判別方法 |
| JP2016128824A (ja) * | 2012-01-11 | 2016-07-14 | 株式会社東芝 | 電池寿命事前検知方法、電池システム、及び電池コントローラ |
| WO2020091283A1 (ko) * | 2018-10-31 | 2020-05-07 | 주식회사 엘지화학 | 전해액 이온 농도 측정부를 포함하는 전지셀 및 이를 이용한 전해액 농도 측정 방법 |
| JP2022107216A (ja) * | 2021-01-08 | 2022-07-21 | プライムプラネットエナジー＆ソリューションズ株式会社 | 制御装置およびその利用 |
| WO2023240599A1 (zh) * | 2022-06-17 | 2023-12-21 | 宁德时代新能源科技股份有限公司 | 一种电池包及其用电装置 |
-
2009
- 2009-01-23 JP JP2009012917A patent/JP2010170874A/ja not_active Withdrawn
Cited By (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102336181A (zh) * | 2011-08-09 | 2012-02-01 | 山东理工大学 | 便于快速更换的整体式动力电池系统 |
| JP2016128824A (ja) * | 2012-01-11 | 2016-07-14 | 株式会社東芝 | 電池寿命事前検知方法、電池システム、及び電池コントローラ |
| JPWO2013121466A1 (ja) * | 2012-02-17 | 2015-05-11 | トヨタ自動車株式会社 | 電池システムおよび劣化判別方法 |
| US9991575B2 (en) | 2012-06-27 | 2018-06-05 | Semiconductor Energy Laboratory Co., Ltd. | Power storage unit and solar power generation unit |
| US9088056B2 (en) | 2012-06-27 | 2015-07-21 | Semiconductor Energy Laboratory Co., Ltd. | Power storage unit and solar power generation unit |
| US9490510B2 (en) | 2012-06-27 | 2016-11-08 | Semiconductor Energy Laboratory Co., Ltd. | Power storage unit and solar power generation unit |
| WO2014003085A1 (en) * | 2012-06-27 | 2014-01-03 | Semiconductor Energy Laboratory Co., Ltd. | Power storage unit and solar power generation unit |
| US10797367B2 (en) | 2012-06-27 | 2020-10-06 | Semiconductor Energy Laboratory Co., Ltd. | Power storage unit and solar power generation unit |
| US10978757B2 (en) | 2012-06-27 | 2021-04-13 | Semiconductor Energy Laboratory Co., Ltd. | Power storage unit and solar power generation unit |
| US11563244B2 (en) | 2012-06-27 | 2023-01-24 | Semiconductor Energy Laboratory Co., Ltd. | Power storage unit and solar power generation unit |
| WO2020091283A1 (ko) * | 2018-10-31 | 2020-05-07 | 주식회사 엘지화학 | 전해액 이온 농도 측정부를 포함하는 전지셀 및 이를 이용한 전해액 농도 측정 방법 |
| US11881570B2 (en) | 2018-10-31 | 2024-01-23 | Lg Energy Solution, Ltd. | Battery cell including electrolyte ion concentration measurement unit and method for measuring electrolyte concentration using same |
| JP2022107216A (ja) * | 2021-01-08 | 2022-07-21 | プライムプラネットエナジー＆ソリューションズ株式会社 | 制御装置およびその利用 |
| JP7208272B2 (ja) | 2021-01-08 | 2023-01-18 | プライムプラネットエナジー＆ソリューションズ株式会社 | 制御装置およびその利用 |
| WO2023240599A1 (zh) * | 2022-06-17 | 2023-12-21 | 宁德时代新能源科技股份有限公司 | 一种电池包及其用电装置 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP5012909B2 (ja) | リチウムイオン二次電池、組電池、車両、電池搭載機器、電池システム、および、リチウムイオン二次電池の劣化検知方法 | |
| JP4968088B2 (ja) | 電池システム、車両、電池搭載機器 | |
| JP6021087B2 (ja) | 混合正極材を含む二次電池のためのシステム、混合正極材を含む二次電池の管理装置及び方法 | |
| JP5315369B2 (ja) | リチウム二次電池の異常充電状態検出装置及び検査方法 | |
| JP2010170874A (ja) | 組電池システム及び組電池の劣化検知方法 | |
| CN104103851B (zh) | 具有用于健康状态监视的参考电极的锂可再充电电池 | |
| KR102169774B1 (ko) | 리튬-이온 배터리 시스템의 개개의 전극들의 용량 및 총 용량을 추정하기 위한 방법 및 시스템 | |
| KR20200053522A (ko) | 이차 전지의 이상 검지 시스템 및 이차 전지의 이상 검출 방법 | |
| JP7111015B2 (ja) | 推定装置、蓄電装置、推定方法、及びコンピュータプログラム | |
| JP7172599B2 (ja) | 蓄電素子のｓｏｃ推定装置、蓄電装置、蓄電素子のｓｏｃ推定方法 | |
| US20150214582A1 (en) | Battery and method for determining the ageing state of a battery | |
| CN110462413B (zh) | 蓄电量估计装置、蓄电模块、蓄电量估计方法、和记录介质 | |
| JP7322529B2 (ja) | 推定装置、蓄電装置、推定方法、及びコンピュータプログラム | |
| CN110476073B (zh) | 蓄电量估计装置、蓄电模块、蓄电量估计方法、和记录介质 | |
| JP2024014899A (ja) | 蓄電装置の異常検知方法 | |
| JP2010049882A (ja) | 車両 | |
| JP2012104239A (ja) | リチウムイオン電池の蓄電量推定方法、リチウムイオン電池の蓄電量推定プログラム、リチウムイオン電池の蓄電量補正方法及びリチウムイオン電池の蓄電量補正プログラム | |
| JP5353339B2 (ja) | 電池システム、及び、ハイブリッド自動車 | |
| CN110247101A (zh) | 用于对电池快速充电的方法 | |
| JP7115345B2 (ja) | 推定装置、蓄電装置、推定方法、及びコンピュータプログラム | |
| JP5849537B2 (ja) | 推定装置および推定方法 | |
| US10634729B2 (en) | Deterioration detector for non-aqueous electrolyte power storage element, power storage device, deterioration detection system for non-aqueous electrolyte power storage element, and deterioration detection method for non-aqueous electrolyte power storage element | |
| CN108963354B (zh) | 锂离子电池的状态推定装置和状态推定方法 | |
| JP2016164851A (ja) | リチウムイオン二次電池の充電システム | |
| WO2020201893A1 (ja) | 二次電池の充電状態推定方法、二次電池の充電状態推定システム、及び二次電池の異常検知方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A300 | Withdrawal of application because of no request for examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A300 Effective date: 20120403 |