JP2015114135A - 電池制御装置 - Google Patents

Abstract

【課題】蓄電池において充放電可能な電力を精度よく算出可能な電池制御装置を提供する。【解決手段】蓄電池１０に所定期間で電流を流して充電又は放電を行い、その充電又は放電により端子間電圧が変化する場合において、所定期間の経過後において充放電可能となる電力を算出する電池制御装置５０である。電池制御装置５０は、蓄電池１０の充電又は放電を行う場合に、所定期間における端子間電圧の変化量のうち、蓄電池１０の内部における電荷の蓄積に起因する電圧変化分である特定変化量を算出する。また、所定期間の経過後に端子間電圧を所定電圧まで変化させるのに要する蓄電池１０に流れる通電電流と、所定期間において所定電流を流した場合に所定期間の経過後における蓄電池１０の端子間電圧とのいずれかを予測対象値とし、算出した特定変化量を用いて、予測対象値を算出する。また、算出した予測対象値に基づいて、充放電可能となる電力を算出する。【選択図】 図１

Description

本発明は、蓄電池において充放電可能な電力を推定する電池制御装置に関する。

例えば、蓄電池が車載用蓄電池として用いられる場合に、回生発電で発電された電力を蓄電池に対して充電するときには、蓄電池に充電可能な電力の推定が行われる。また、蓄電池から車両の主機としてのモータに電力を供給する際、蓄電池からモータに放電可能な電力の推定が行われる。

蓄電池に対して充放電可能な電力を推定する充放電可能電力推定装置が知られている（例えば、特許文献１）。特許文献１に記載の技術では、蓄電池の端子間電圧の変化と、電流の増減変化によって生じる電圧変化と、を等しいとみなして、蓄電池の充放電可能電力及び放電可能電力を推定する。

特開２０１０−２０３９３５号公報

ここで、蓄電池において行われる充電及び放電は、所定の期間において行われ、その充放電が行われる期間において、蓄電池の内部に対して電荷が蓄積される。つまり、蓄電池の通電時において、出力端子に電荷が流入する場合、その一部が蓄電池内部に蓄積される。この電荷の蓄積が生じる場合、蓄電池の端子間電圧の変化分には、内部抵抗値×通電電流として求められる電圧変化分と、蓄電池内部の電荷の蓄積により生じる電圧変化分とが含まれることになる。この場合、蓄電池の端子間電圧の変化と、電流の増減変化によって生じる電圧変化とを等しいとみなす上記技術では、電荷の蓄積又は放出によって生じる電圧変化分が考慮されておらず、端子間電圧の予測値の精度が悪化する。その結果、充放電可能な電力を精度よく算出することができないと考えられる。

本発明は、上記課題を解決するためになされたものであり、蓄電池において充放電可能な電力を精度よく算出可能な電池制御装置を提供することを主たる目的とする。

本発明は、蓄電池（１０）に所定期間で電流を流して充電又は放電を行い、その充電又は放電により前記蓄電池の端子間電圧（Ｖ）が変化する場合において、前記所定期間の経過後における充放電可能な電力（Ｗ）を算出する電池制御装置（５０）であって、前記蓄電池の充電又は放電を行う場合に、前記所定期間における前記端子間電圧の変化量（ΔＶ）のうち、前記蓄電池の内部における電荷の蓄積に起因する電圧変化分である特定変化量（ΔＶｃ，ΔＯＣＶ）を算出する特定変化量算出手段と、前記所定期間の経過後に前記端子間電圧を所定電圧まで変化させるのに要する前記蓄電池に流れる通電電流（Ｉ＾（Ｔａ））と、前記所定期間において所定電流を流した場合に前記所定期間の経過後における前記蓄電池の端子間電圧（Ｖ＾（Ｔａ））とのいずれかを予測対象値とし、前記特定変化量算出手段により算出した特定変化量を用いて、前記予測対象値を算出する予測値算出手段と、前記予測値算出手段により算出した予測対象値に基づいて、前記充放電可能な電力を算出する電力算出手段と、を備えることを特徴とする。

電池制御装置は、蓄電池の端子から入出力される通電電流又は蓄電池の端子間電圧を調整することで充放電時の電力を制御する。蓄電池においては電流が流れることで充電又は放電が行われ、それに伴い蓄電池の端子間電圧が変化する。所定期間において蓄電池の端子間電圧が変化してΔＶ分の電圧変化が生じたとしても、その電圧変化量ΔＶの全てが蓄電池の通電電流（出力端子から入出力される電流）に相関がある訳でなく、電圧変化量ΔＶには、電池内部の状態変化に伴い生じた電圧変化分も含まれる。この電圧変化分は、蓄電池における電荷の蓄積に起因する電圧変化分（電荷の蓄積及び蓄積電荷の放出による電圧変化分）に相当する。ここで、電圧変化量ΔＶのうち、蓄電池における電荷の蓄積に起因する電圧変化分を考慮せずに電流値や電圧値の予測を行い、その予測結果に基づいて電力制御を行う構成では、高精度な電力制御を実施できないものとなる。

この点、上記構成では、蓄電池の充電又は放電を行う場合に、所定期間における端子間電圧の変化量のうち、蓄電池における電荷の蓄積又は放出に伴う電圧変化分である特定変化量を算出し、その特定変化量を用いて、予測対象値としての通電電流（電流予測値）又は端子間電圧（電圧予測値）を算出するようにした。また、その予測対象値に基づいて充放電可能な電力を算出するようにした。この場合、蓄電池における電荷の蓄積又は放出に伴う電圧変化分である特定変化量を考慮して電流予測又は電圧予測を行い、その予測結果に基づいて電力制御を実施できる。その結果、充放電可能な電力を精度良く算出することができる。

蓄電池及び電池制御装置を備える回路図。 充電時における端子間電圧の変化予測を示す図。 蓄電池の等価回路を示す図。 充放電可能電力算出処理を示すフローチャート。

本実施形態における蓄電池１０及び電池制御装置としての制御装置５０を備える電気回路図を図１に示す。

蓄電池１０及び制御装置５０は、車両に搭載されている。蓄電池１０は、交流−直流変換を行うインバータ２１を介してモータジェネレータ２２に接続されている。モータジェネレータ２２に対して運動エネルギが供給され、モータジェネレータ２２が発電機として機能する場合、蓄電池１０はモータジェネレータ２２から供給される電力によって充電される。また、モータジェネレータ２２が動力源としてのモータとして機能する場合、蓄電池１０はモータジェネレータ２２に対して電力供給を行う。また、蓄電池１０は、電気負荷２０に接続され、電気負荷２０に対し電力を供給する。なお、蓄電池１０は、リチウムイオン蓄電池である。

蓄電池１０と電気負荷２０及びインバータ２１とを接続する経路上には蓄電池１０に流れる通電電流Ｉを検出するための電流センサ３０が設けられており、蓄電池１０の両端子には、その両端子間の電圧Ｖを検出するための電圧センサ４０が設けられている。これら電流センサ３０及び電圧センサ４０はそれぞれ通電電流Ｉ及び端子間電圧Ｖに応じた検出信号を出力し、その検出信号は制御装置５０に入力される。検出値取得手段としての制御装置５０は、入力される信号に基づいて電流センサ３０及び電圧センサ４０による検出値を取得する。

制御装置５０は、蓄電池１０において充放電を開始する際、電流センサ３０及び電圧センサ４０から取得した検出値に基づいて、蓄電池１０に対して充放電可能な電力の最大値である充放電可能電力を算出する。ここで充放電可能電力とは、蓄電池１０に印加される端子間電圧を所定の目標電圧Ｖｍとなるように調整した場合に蓄電池１０において充放電される電力、及び、蓄電池１０に流れる通電電流を所定の目標電流Ｉｍとなるように調整した場合に蓄電池１０において充放電される電力のことを言う。目標電圧Ｖｍ、及び、目標電流Ｉｍは、例えば、蓄電池１０が過充電及び過放電とならないような値に設定されている。そして、制御装置５０は、充放電可能電力に基づいて、インバータ２１の制御を行い、蓄電池１０の端子間電圧Ｖ及び蓄電池１０に流れる通電電流Ｉを調整する。

蓄電池１０の端子間電圧を充放電の開始時点（ｔ＝０）における電圧値Ｖ（０）から目標電圧Ｖｍに変化させる場合に、充放電の開始時点からＴａ秒後（時刻Ｔａ）における充放電可能電力を算出する方法を以下に示す。

図２に示すように、端子間電圧ＶをＶ（０）からＶｍへと変化させる場合の電圧変化量ΔＶは、通電電流の変化に伴う電圧変化量ΔＶｒ、蓄電池１０内部の容量成分の分極電圧の変化量ΔＶｃ、開放電圧の変化量ΔＯＣＶの和として表される。
ΔＶ＝ΔＶｒ＋ΔＶｃ＋ΔＯＣＶ…（１）
以下、ΔＶｒ，ΔＶｃ，ΔＯＣＶのそれぞれについて説明する。

蓄電池１０の端子間電圧Ｖを変化させると、蓄電池１０に流れる通電電流Ｉが変化する。この通電電流Ｉの変化によって、蓄電池１０の内部抵抗における電圧降下が変化し、通電電流の変化に伴う電圧変化量ΔＶｒが生じる。その通電電流の変化に伴う電圧変化量ΔＶｒに応じて蓄電池１０の端子間電圧Ｖが変化する。

また、蓄電池１０に電流が流れることで、蓄電池１０の内部抵抗を構成する容量成分の分極状態が変化し、蓄電池１０の端子間電圧Ｖが変化する。具体的には、蓄電池１０の内部抵抗を構成する容量成分に対して電荷が蓄積又は放出されることで蓄電池１０の内部の分極電圧Ｖｃが変化し、その分極電圧の変化量ΔＶｃに応じて蓄電池１０の端子間電圧Ｖが変化する。

また、充放電の開始時点から時刻Ｔａまでの間、蓄電池１０に電流Ｉが流れ、蓄電池１０が充放電されることで、蓄電池１０のＳＯＣ（Ｓｔａｔｅ ｏｆ Ｃｈａｒｇｅ）が変化し、そのＳＯＣの変化に応じて蓄電池１０の開放電圧が変化する。そして、その開放電圧の変化量ΔＯＣＶに応じて蓄電池１０の端子間電圧Ｖが変化する。

つまり、所定期間において蓄電池１０の端子間電圧Ｖが変化してΔＶ分の電圧変化が生じたとしても、その電圧変化量ΔＶの全てが蓄電池１０の通電電流（出力端子から入出力される電流）に相関がある訳でなく、電圧変化量ΔＶには、電池内部の状態変化に伴い生じた電圧変化分も含まれる。この電圧変化分は、蓄電池１０における電荷の蓄積に伴う電圧変化分（ΔＶｃ，ΔＯＣＶ）に相当する。ここで、電圧変化量ΔＶのうち、蓄電池１０における電荷の蓄積に伴う電圧変化分を考慮せずに電流値や電圧値の予測を行い、その予測結果に基づいて電力制御を行う構成では、高精度な電力制御を実施できないものとなる。

ここで、通電電流Ｉの変化量の予測値をΔＩ＾、Ｔａ秒後の蓄電池１０の内部抵抗の値をＲｔ（Ｔａ）とする。この場合、下記式（２）のように、通電電流の変化に伴う電圧変化量ΔＶｒは、電流の変化量の予測値ΔＩ＾とＴａ秒後の蓄電池１０の内部抵抗の値Ｒｔ（Ｔａ）の積として表すことができる。なお、ハット記号（＾）は、対象の予測値を表すものとして用いている。
ΔＶｒ＝ΔＩ＾・Ｒｔ（Ｔａ）…（２）
充放電の開始時点において蓄電池１０に流れる通電電流の検出値をＩ（０）とすると、時刻Ｔａにおける蓄電池１０に流れる電流の予測値Ｉ＾（Ｔａ）は、式（１）及び（２）を用いて、
Ｉ＾（Ｔａ）＝Ｉ（０）＋ΔＩ＾
＝Ｉ（０）＋ΔＶｒ／Ｒｔ（Ｔａ）
＝Ｉ（０）＋（ΔＶ−ΔＶｃ−ΔＯＣＶ）／Ｒｔ（Ｔａ）…（３）
として表すことができる。つまり、通電電流の予測値Ｉ＾（Ｔａ）は、充放電の開始時点における電流の検出値Ｉ（０）及び電圧の検出値Ｖ（０）、開放電圧の変化量ΔＯＣＶ、分極電圧の変化量ΔＶｃ、及び、時刻Ｔａにおける蓄電池１０の内部抵抗の値Ｒｔ（Ｔａ）に基づいて算出できる。

また、分極電圧Ｖｃは、微少時間Δｔ秒前の分極電圧Ｖｃａ及び蓄電池１０に流れる通電電流Ｉに基づいて逐次的に算出することができる。以下、その方法を説明する。分極電圧Ｖｃを算出するために用いる等価回路モデルを図３に示す。蓄電池１０の等価回路は、容量成分を含む内部抵抗１１と、内部抵抗１１を除く電圧源１２とから構成される。電圧源１２の出力電圧は、定常状態において蓄電池１０に電流が流れていない場合の蓄電池１０の端子間電圧、即ち、開放電圧と等しい。

ここでは、内部抵抗１１について、電流・電圧が変化した場合でも抵抗値が変化しない直流抵抗と、電流・電圧が変化した場合に抵抗値が変化する反応抵抗とから構成されることに着目し、モデル化を行っている。更に、蓄電池中での異なる反応に対応するべく、それぞれ時定数の異なる第１反応抵抗と第２反応抵抗とを用いて反応抵抗をモデル化している。具体的には、内部抵抗１１は、直流抵抗を表すＲｓ、第１反応抵抗を表すＲ１及びＣ１、第２反応抵抗を表すＲ２及びＣ２という３組の回路定数を備え、直流抵抗と、第１反応抵抗及び第２反応抵抗との直列接続体として構成されるようにモデル化している。

また、通電電流Ｉ及び端子間電圧Ｖが変化するとき、容量成分Ｃ１，Ｃ２は、擬似的な抵抗として働くとともに、電流変化を打ち消す方向に電流を流す。そこで、容量成分Ｃ１，Ｃ２を、電流源Ｉ１，Ｉ２及び容量性リアクタンス成分Ｇｅｑ１，Ｇｅｑ２の並列回路としてモデル化している。蓄電池１０に電流Ｉが流れている場合に、容量成分Ｃ１，Ｃ２が備える電流源Ｉ１，Ｉ２はそれぞれ、通電電流Ｉと逆方向に電流Ｉｅｑ１，Ｉｅｑ２を出力する。

また、直流抵抗Ｒｓと第１反応抵抗Ｒ１，Ｃ１との接続点をノードＮ１とし、第１反応抵抗Ｒ１，Ｃ１と、第２反応抵抗Ｒ２，Ｃ２との接続点をノードＮ２とし、第２反応抵抗Ｒ２，Ｃ２と電圧源１２との接続点をノードＮ３とする。ここで、ノードＮ１とノードＮ３との間の電圧（Ｃ１の分極電圧とＣ２の分極電圧の和）が分極電圧Ｖｃである。また、ノードＮ２とノードＮ３との間の電圧（Ｃ２の分極電圧）をＶｃ２とする。

リアクタンス成分Ｇｅｑ１及びＧｅｑ２は、微少時間Δｔ及び容量成分Ｃ１，Ｃ２の容量を用いて、
Ｇｅｑ１＝Ｃ１／Δｔ，Ｇｅｑ２＝Ｃ２／Δｔ
と表すことができる。

また、電流源Ｉ１から流れる電流Ｉｅｑ１及び電流源Ｉ２から流れる電流Ｉｅｑ２は、微少時間Δｔ秒前の電圧Ｖｃａ，Ｖｃ２ａ及び容量性リアクタンス成分Ｇｅｑ１，Ｇｅｑ２を用いて、
Ｉｅｑ１＝Ｇｅｑ１（Ｖｃａ−Ｖｃ２ａ），Ｉｅｑ２＝Ｇｅｑ２・Ｖｃ２ａ
と表すことができる。

分極電圧Ｖｃを求めるために、図３のノードＮ１においてキルヒホッフの電流法則を適用すると、
Ｉ＝−Ｉｅｑ１＋Ｇｅｑ１（Ｖｃ−Ｖｃ２）＋（Ｖｃ−Ｖｃ２）／Ｒ１
という式が得られ、この式を変形することで、
Ｖｃ（１／Ｒ１＋Ｇｅｑ１）＋Ｖｃ２（−１／Ｒ２−Ｇｅｑ１）＝Ｉ＋Ｉｅｑ１…（４）
という式（４）が得られる。

ここで、
ａ１１＝１／Ｒ１＋Ｇｅｑ１，ａ１２＝−１／Ｒ１−Ｇｅｑ１，Ｉ１＝Ｉｓ＋Ｉｅｑ１
と表すと、式（４）は、
Ｖｃ・ａ１１＋Ｖｃ２・ａ１２＝Ｉ１
と表すことができる。この式を変形することで、
Ｖｃ＝（Ｉ１−Ｖｃ２・ａ１２）／ａ１１…（５）
式（５）が得られる。

次に、式（５）におけるＶｃ２を求めるために、図３のノードＮ２においてキルヒホッフの電流法則を適用すると、
Ｉｅｑ１−Ｇｅｑ１（Ｖｃ−Ｖｃ２）−１／Ｒ１（Ｖｃ−Ｖｃ２）＝Ｉｅｑ２−Ｇｅｑ２（Ｖｃ２）−Ｖｃ２／Ｒ２
という式が得られる。この式を変形することで、
Ｖｃ（−１／Ｒ１―Ｇｅｑ１）＋Ｖｃ２（１／Ｒ１＋１／Ｒ２＋Ｇｅｑ１＋Ｇｅｑ２）＝−Ｉｅｑ１＋Ｉｅｑ２…（６）
という式（６）が得られる。

ここで、
ａ２１＝ａ１２＝−１／Ｒ１−Ｇｅｑ１，ａ２２＝１／Ｒ１＋１／Ｒ２＋Ｇｅｑ１＋Ｇｅｑ２，Ｉ２＝−Ｉｅｑ１＋Ｉｅｑ２
と表すと、式（６）は、
Ｖｃ・ａ２１＋Ｖｃ２・ａ２２＝Ｉ２
と表すことができる。この式と、式（５）とを用いると、
Ｖｃ２＝（Ｉ２−Ｉ１・ａ２１／ａ１１）／（ａ２２−ａ１２・ａ２１／ａ１１）…（７）
という式（７）が得られ、この式（７）によって得られる電圧Ｖｃ２を式（５）に代入することで、分極電圧Ｖｃを求めることができる。

つまり、等価回路の回路定数Ｒ１，Ｃ１，Ｒ２，Ｃ２と、微少時間Δｔ秒前の分極電圧Ｖｃａ及び電圧Ｖｃ２ａと、蓄電池１０に流れる通電電流の検出値Ｉとに基づいて、分極電圧Ｖｃの充放電開始時における値及び将来の予測値を逐次的に算出することができる。このように算出した分極電圧Ｖｃの充放電開始時における値と時刻Ｔａにおける分極電圧Ｖｃの予測値との差から分極電圧の変化量ΔＶｃを算出することができる。

また、開放電圧の変化量ΔＯＣＶは、以下の方法によって算出できる。充放電が開始されてからＴａ秒経過するまでの間、蓄電池１０に一定電流が流れると仮定して、蓄電池１０に蓄積される電荷量を算出する。具体的には、蓄電池１０に目標電流Ｉｍが流れるとして、蓄電池１０に蓄積される電荷量Ａｆ＝Ｉｍ・Ｔａを算出する。その電荷量Ａｆに基づいて、蓄電池１０のＳＯＣの変化を算出する。そして、その算出されたＳＯＣの変化、及び、ＳＯＣと開放電圧との関係を示すマップに基づいて開放電圧の変化量ΔＯＣＶを算出する。

また、時刻Ｔａにおける蓄電池１０の内部抵抗の値Ｒｔ（Ｔａ）は、上記の回路定数Ｒｓ，Ｒ１，Ｒ２，Ｃ１，Ｃ２を用いて算出できる。具体的には、蓄電池１０に流れる電流Ｉに増減変化が生じる場合、その電流変化の開始時点から時間Ｔａが経過した時の内部抵抗値Ｒｔ（Ｔａ）は、
Ｒｔ（Ｔａ）＝Ｒｓ＋Ｒ１（１−ｅｘｐ（−Ｔａ／τ１））＋Ｒ２（１−ｅｘｐ（−Ｔａ／τ２））…（８）
として算出することができる。ここで、時定数τ１及びτ２は、τ１＝Ｒ１・Ｃ１，τ２＝Ｒ２・Ｃ２であり、その値は、例えば、τ１は約０．０１ｓｅｃ、τ２は約１０ｓｅｃである。なお、直流抵抗は容量成分を持たないため、直流抵抗の時定数τｓは０ｓｅｃである。

これら、分極電圧の変化量ΔＶｃ、開放電圧の変化量ΔＯＣＶ、及び、時刻Ｔａにおける蓄電池１０の内部抵抗の値Ｒｔ（Ｔａ）に基づいて、時刻Ｔａにおいて蓄電池１０に流れる通電電流の予測値Ｉ＾（Ｔａ）を算出することができる。通電電流の予測値Ｉ＾（Ｔａ）を算出すれば、時刻Ｔａにおける充放電可能電力Ｗ（Ｔａ）を目標電圧Ｖｍと通電電流の予測値Ｉ＾（Ｔａ）の積として算出することができる（Ｗ（Ｔａ）＝Ｖｍ・Ｉ＾（Ｔａ））。

また、上述の方法によって算出された通電電流の予測値Ｉ＾（Ｔａ）が蓄電池１０に流れる通電電流Ｉの目標電流Ｉｍより大きい場合、制御装置５０は、蓄電池１０に流れる電流Ｉを目標電流Ｉｍで制限する。この場合、制御装置５０は、Ｉ（Ｔａ）＝Ｉｍで制限された場合の蓄電池１０の端子間電圧の予測値Ｖ＾（Ｔａ）を算出する。

端子間電圧の予測値Ｖ＾（Ｔａ）は、充放電の開始時点の端子間電圧の検出値Ｖ（０）と電圧変化量の予測値ΔＶ＾との和として算出できる（Ｖ＾（Ｔａ）＝Ｖ（０）＋ΔＶ＾）。電圧変化量の予測値ΔＶ＾は、通電電流の変化に伴う電圧変化の予測値ΔＶｒ＾、開放電圧の変化量ΔＯＣＶ、及び、分極電圧の変化量ΔＶｃの和として算出できる（ΔＶ＾＝ΔＶｒ＾＋ΔＯＣＶ＋ΔＶｃ）。

ここで、ΔＶｒ＾は、
ΔＶｒ＾＝Ｒｔ（Ｔａ）・ΔＩ＝Ｒｔ（Ｔａ）・（Ｉｍ−Ｉ（０））
として算出することができる。つまり、電圧の予測値Ｖ＾（Ｔａ）は、
Ｖ＾（Ｔａ）＝Ｖ（０）＋Ｒｔ（Ｔａ）・（Ｉｍ−Ｉ（０））＋ΔＯＣＶ＋ΔＶｃ
として算出できる。そして、充放電可能電力Ｗ（Ｔａ）を、目標電流Ｉｍと電圧の予測値Ｖ＾（Ｔａ）との積として算出する（Ｗ（Ｔａ）＝Ｉｍ・Ｖ＾（Ｔａ））。

図４に本実施形態における充放電可能電力算出処理をフローチャートとして示す。この充放電可能電力算出処理は、制御装置５０によって周期的に実施される。

ステップＳ１１において、蓄電池１０に対する充電・放電のいずれか一方が開始されるタイミングであるか否かを判定する。

充放電の開始タイミングでないと判定された場合（Ｓ１１：ＮＯ）、処理を終了する。充放電の開始タイミングであると判定された場合（Ｓ１１：ＹＥＳ）、ステップＳ１２において、内部抵抗値算出手段としての制御装置５０は、式（８）を用いてＴａ秒後における抵抗の予測値Ｒｔ（Ｔａ）を算出する。

次に、ステップＳ１３において、充放電の開始時における蓄電池１０の電圧の検出値Ｖ（０）と、蓄電池１０の目標電圧Ｖｍとの差ΔＶを算出する。次に、特定変化量算出手段としての制御装置５０は、ステップＳ１４及びＳ１５において、特定変化量としての分極電圧の変化量ΔＶｃ及び開放電圧の変化量ΔＯＣＶを算出する。ステップＳ１４において、式（５）及び（７）を用いて分極電圧の変化量ΔＶｃを算出する。次に、ステップＳ１５において、充放電開始時からＴａ秒後までに充電に伴って増加する開放電圧の変化量ΔＯＣＶを算出する。次に、ステップＳ１６において、予測値算出手段としての制御装置５０は、式（１）を用いて端子間電圧を目標電圧Ｖｍまで変化させた場合にＴａ秒後に流れる通電電流の予測値Ｉ＾（Ｔａ）を算出する。

次に、ステップＳ１７において、Ｔａ秒後に流れる通電電流の予測値Ｉ＾（Ｔａ）が蓄電池１０の目標電流Ｉｍ以下か否かの判定を行う。端子間電圧Ｖを目標電圧Ｖｍまで変化させた場合にＴａ秒後に流れる電流の予測値Ｉ＾（Ｔａ）が、目標電流Ｉｍ以下の場合（Ｓ１７：ＹＥＳ）、ステップＳ１８において、電力算出手段としての制御装置５０は、目標電圧Ｖｍと電流の予測値Ｉ＾（Ｔａ）との積を充放電可能電力Ｗ（Ｔａ）として処理を終了する（Ｗ（Ｔａ）＝Ｖｍ・Ｉ＾（Ｔａ））。

端子間電圧を目標電圧Ｖｍまで変化させた場合にＴａ秒後に流れる電流の予測値Ｉ（Ｔａ）が、目標電流Ｉｍを超える場合（Ｓ１７：ＮＯ）、予測値算出手段としての制御装置５０は、ステップＳ１９〜Ｓ２１の処理において、蓄電池１０に目標電流Ｉｍを流した場合の蓄電池１０の端子間電圧の予測値Ｖ＾（Ｔａ）を算出する。

ステップＳ１９において、充放電開始時におけるの電流の検出値Ｉ（０）と目標電流Ｉｍの差ΔＩを算出する（ΔＩ＝Ｉｍ−Ｉ（０））。ステップＳ２０において、蓄電池１０に流れる電流がΔＩ変化することに伴う電圧変化の予測値ΔＶｒ＾を、ΔＩとＴａ秒後の内部抵抗値Ｒ（Ｔａ）との積として算出する（ΔＶｒ＾＝ΔＩ・Ｒ（Ｔａ））。

ステップＳ２１において、充放電の開始時点における蓄電池の端子間電圧の検出値Ｖ（０）に、ΔＶｒ＾、ΔＶｃ及びΔＯＣＶを加算することで、蓄電池１０に目標電流Ｉｍを流した場合の蓄電池１０の端子間電圧の予測値Ｖ＾（Ｔａ）を算出する（Ｖ＾（Ｔａ）＝Ｖ（０）＋ΔＶｒ＾＋Ｖｃ＋ΔＯＣＶ）。そして、ステップＳ２２において、電力算出手段としての制御装置５０は、充放電可能電力Ｗ（Ｔａ）を目標電流Ｉｍと端子間電圧の予測値Ｖ＾（Ｔａ）との積として算出し、処理を終了する（Ｗ（Ｔａ）＝Ｉｍ・Ｖ＾（Ｔａ））。

以下、本実施形態の奏する効果を述べる。

上記構成では、蓄電池１０の充電又は放電を行う場合に、所定期間における端子間電圧Ｖの変化量ΔＶのうち、蓄電池１０における電荷の蓄積又は放出に伴う電圧変化分である特定変化量ΔＶｃ及びΔＯＣＶを算出し、その特定変化量ΔＶｃ及びΔＯＣＶを用いて、予測対象値としての通電電流（電流予測値Ｉ＾（Ｔａ））又は電圧変化量（電圧予測値Ｖ＾（Ｔａ））を算出するようにした。また、その予測対象値Ｉ＾（Ｔａ）及びＶ＾（Ｔａ）に基づいて充放電可能な電力を算出するようにした。この場合、蓄電池１０における電荷の蓄積又は放出に伴う電圧変化分である特定変化量ΔＶｃ及びΔＯＣＶを考慮して電流予測又は電圧予測を行い、その予測結果に基づいて電力制御を実施できる。その結果、充放電可能な電力を精度良く算出することができる。

具体的には、蓄電池１０の端子間電圧の検出値Ｖ（０）と蓄電池１０の端子間電圧の目標電圧Ｖｍとの差から、特定変化量を減算することで、蓄電池１０の端子間電圧が目標電圧Ｖｍに変化した場合における通電電流の変化に伴う電圧変化量ΔＶｒを算出する。そして、算出された通電電流の変化に伴う電圧変化量ΔＶｒを蓄電池１０の内部抵抗値Ｒｔ（Ｔａ）で除算した値を通電電流の検出値Ｉ（０）に加算することで、蓄電池１０の端子間電圧Ｖが目標電圧Ｖｍに変化する場合の通電電流の予測値Ｉ＾（Ｔａ）を精度よく算出することができる。そして、この通電電流の予測値Ｉ＾（Ｔａ）を用いることで、充放電電力を精度よく算出することができる。

また、端子間電圧の予測値Ｖ＾（Ｔａ）を算出する場合、蓄電池１０に流れる電流の検出値と、目標電流Ｉｍとの差を算出し、その差分だけ電流が変化した場合にその変化に伴って変化する電圧変化の予測値ΔＶｒ＾を算出する。そして、その算出された通電電流の変化に伴う電圧変化の予測値ΔＶｒ＾、特定変化量ΔＶｃ，ΔＯＣＶに基づいて、端子間電圧の予測値Ｖ＾（Ｔａ）を算出することで、精度よく端子間電圧の予測値を算出することができ、ひいては、充放電可能電力を精度よく算出することが可能となる。

蓄電池１０の等価回路は容量成分を含み、この容量成分においては電荷の蓄積が生じる。そして、蓄電池１０に対して電流が流れると、容量成分に蓄積される電荷の量が変化することで、容量成分の分極状態は変化する。この分極状態の変化を考慮して特定変化量としての分極電圧の変化量ΔＶｃを算出し、その分極電圧の変化量ΔＶｃを用いて、電圧予測又は電流予測を行う構成とした。これにより、蓄電池１０に対して充放電可能な電力を精度よく算出することが可能となる。

蓄電池１０に対して充放電を行うと、蓄電池１０の内部に正電荷又は負電荷が蓄積する。この電荷の蓄積によって、電圧源としての蓄電池１０の開放電圧が増加又は減少する。そこで、特定変化量としての開放電圧の変化量ΔＯＣＶを算出し、その開放電圧の変化量ΔＯＣＶを用いて、電圧予測又は電流予測を行う構成とすることで、蓄電池１０に対して充放電可能な電力を精度よく算出することが可能となる。

端子間電圧又は通電電流が変化すると、その変化に伴って蓄電池１０の内部抵抗Ｒｔ（ｔ）が変化する。そこで、蓄電池１０の等価回路を構成する回路定数に基づいて、所定時間経過後における蓄電池の内部抵抗を算出する。そして、その算出値Ｒｔ（Ｔａ）を用いて、電流予測及び電圧予測を行うことで、精度よく充放電可能電力を算出することが可能となる。

蓄電池１０の端子間電圧Ｖが目標電圧Ｖｍに変化する場合の通電電流の予測値Ｉ＾（Ｔａ）が、蓄電池１０に流れる通電電流の目標電流Ｉｍ超えるか否かを判定する。通電電電流の予測値Ｉ＾（Ｔａ）が通電電流の目標電流Ｉｍを超える場合、つまり、通電電流が目標電流Ｉｍによって制限される場合に、蓄電池１０に目標電流Ｉｍが流れる場合の蓄電池１０の端子間電圧の予測値Ｖ＾（Ｔａ）を算出する構成とした。このような構成にすることで、蓄電池１０の通電電流を目標電流Ｉｍに制限しつつ、充放電電力の算出を行うことが可能になる。

（他の実施形態）
・上記実施形態では、制御装置５０が充放電可能電力及び放電可能電力の双方を算出する構成としたが、これに代えて、充放電可能電力及び放電可能電力のいずれか一方を算出する構成としてもよい。

・上記実施形態では、通電電流の予測値Ｉ＾（Ｔａ）が目標電流Ｉｍを超える場合に、通電電流Ｉが目標電流Ｉｍに変化した場合の端子間電圧の予測値Ｖ＾（Ｔａ）を算出する構成としたが、これを省略してもよい。また、通電電流の予測値Ｉ＾（Ｔａ）が目標電流Ｉｍと異なる所定の基準電流を超える場合に、通電電流Ｉが目標電流Ｉｍに変化した場合の端子間電圧の予測値Ｖ＾（Ｔａ）を算出する構成としてもよい。また、通電電流Ｉが目標電流Ｉｍに変化した場合の端子間電圧の予測値Ｖ＾（Ｔａ）を算出し、その予測値Ｖ＾（Ｔａ）が目標電圧Ｖｍを超える場合に、端子間電圧Ｖが目標電圧に変化した場合の通電電流の予測値Ｉ＾（Ｔａ）を算出する構成としてもよい。

・特定変化量として、分極電圧の変化量ΔＶｃ及び開放電圧の変化量ΔＯＣＶの和を用いる構成としたが、これに代えて、特定変化量として、分極電圧の変化量ΔＶｃ及び開放電圧の変化量ΔＯＣＶのいずれか一方を用いる構成としてもよい。

・蓄電池１０の内部抵抗１１の値を時間変化するものとして扱ったが、これに代えて、蓄電池１０の内部抵抗１１の値を時間変化しない一定値としてもよい。

・上記実施形態では、充放電の開始時に充放電可能電力を算出する構成としたが、これを変更してもよい。例えば、充放電の実施時において、所定期間毎に充放電可能電力を算出する構成としてもよい。

・蓄電池１０の内部抵抗１１を直流抵抗と２つの反応抵抗の直列接続体とするモデルを用いて表したが、これを代えてもよい。例えば、１の直流抵抗と１つの反応抵抗の直列接続体としてもよいし、直列抵抗を含まない反応抵抗の直列接続体としてもよい。

・目標電圧Ｖｍ、及び、目標電流Ｉｍを蓄電池１０が過充電及び過放電とならないような値に設定したが、これを変更してもよい。例えば、電気負荷２０の駆動電圧や、インバータ２１の直流交流変換性能などに基づいて設定してもよい。

・蓄電池１０をリチウムイオン蓄電池としたが、これに代えて、鉛蓄電池やニッケル水素蓄電池を用いてもよい。

１０…蓄電池、５０…制御装置。

Claims (7)

1. 蓄電池（１０）に所定期間で電流を流して充電又は放電を行い、その充電又は放電により前記蓄電池の端子間電圧が変化する場合において、前記所定期間の経過後における充放電可能な電力を算出する電池制御装置（５０）であって、
   前記蓄電池の充電又は放電を行う場合に、前記所定期間における前記端子間電圧の変化量のうち、前記蓄電池の内部における電荷の蓄積に起因する電圧変化分である特定変化量を算出する特定変化量算出手段と、
   前記所定期間の経過後に前記端子間電圧を所定電圧まで変化させるのに要する前記蓄電池に流れる通電電流と、前記所定期間において所定電流を流した場合に前記所定期間の経過後における前記蓄電池の端子間電圧とのいずれかを予測対象値とし、前記特定変化量算出手段により算出した特定変化量を用いて、前記予測対象値を算出する予測値算出手段と、
   前記予測値算出手段により算出した予測対象値に基づいて、前記充放電可能な電力を算出する電力算出手段と、
   を備えることを特徴とする電池制御装置。
2. 前記蓄電池の等価回路は容量成分（Ｃ１，Ｃ２）を含み、
   前記特定変化量算出手段は、前記等価回路の容量成分の分極状態の変化に基づいて、前記特定変化量を算出することを特徴とする請求項１に記載の電池制御装置。
3. 前記特定変化量算出手段は、前記蓄電池に通電電流が流れることで変化する前記蓄電池の充電率の変化量を算出し、その充電率の変化量に基づいて前記蓄電池の開放電圧の変化を算出し、その開放電圧の変化に基づいて前記特定変化量を算出することを特徴とする請求項１又は２に記載の電池制御装置。
4. 前記蓄電池の端子間電圧を検出する電圧検出手段（４０）及び前記蓄電池に流れる通電電流を検出する電流検出手段（３０）から、検出値をそれぞれ取得する検出値取得手段と、
   前記所定期間の開始時における前記端子間電圧の検出値と、前記所定期間の経過後の前記端子間電圧の目標値と、の差である変化電圧を算出する変化電圧算出手段と、を備え、
   前記予測値算出手段は、前記変化電圧に対して前記特定変化量算出手段により算出された特定変化量を減算又は加算して求められた電圧値と、前記蓄電池の内部抵抗値と、前記通電電流の検出値とに基づいて、前記予測対象値としての前記通電電流の予測値を算出する電流予測値算出手段を備えることを特徴とする請求項１乃至３のいずれか１項に記載の電池制御装置。
5. 前記電流予測値算出手段によって算出された前記通電電流の予測値が、予め定めた基準値を超えているか否かを判定する判定手段と、
   前記所定期間の開始時における前記通電電流の検出値と、前記通電電流の目標値と、の差である変化電流を算出する変化電流算出手段と、を備え、
   前記予測値算出手段は、前記通電電流の予測値が前記基準値を超えていると前記判定手段によって判定された場合に、前記変化電流と前記蓄電池の内部抵抗値とを積算することで求められる、前記蓄電池の内部抵抗に流れる通電電流が変化することで生じる電圧変化分と、前記特定変化量算出手段により算出された特定変化量と、前記端子間電圧の検出値とを減算又は加算して、前記予測対象値としての前記端子間電圧の予測値を算出する電圧予測値算出手段を備えることを特徴とする請求項４に記載の電池制御装置。
6. 前記蓄電池の端子間電圧を検出する電圧検出手段（４０）及び前記蓄電池に流れる通電電流を検出する電流検出手段（３０）から、検出値をそれぞれ取得する検出値取得手段と、
   前記所定期間の開始時における前記通電電流の検出値と、前記所定期間の経過後の前記通電電流の目標値と、の差である変化電流を算出する変化電流算出手段と、を備え、
   前記予測値算出手段は、前記変化電流と前記蓄電池の内部抵抗値とを積算することで求められる、前記蓄電池の内部抵抗に流れる通電電流が変化することで生じる電圧変化分と、前記特定変化量算出手段により算出された特定変化量と、前記端子間電圧の検出値とを減算又は加算して、前記予測対象値としての前記端子間電圧の予測値を算出する電圧予測値算出手段を備えることを特徴とする請求項１乃至３のいずれか1項に記載の電池制御装置。
7. 前記所定期間において前記端子間電圧又は前記通電電流の変化に伴って変化する前記蓄電池の内部抵抗値を、前記蓄電池の等価回路を構成する回路定数（Ｒｓ，Ｒ１，Ｒ２，Ｃ１，Ｃ２）と経過時間とに基づいて算出する内部抵抗値算出手段を備え、
   前記予測値算出手段は、前記内部抵抗値算出手段によって算出された前記所定期間の経過後の前記蓄電池の内部抵抗値を用いて、前記予測対象値を算出することを特徴とする請求項４乃至６のいずれか１項に記載の電池制御装置。

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