JP6606292B2 - 蓄電容量推定装置、方法及びプログラム - Google Patents

Description

本発明の実施形態は、蓄電容量推定装置、方法及びプログラムに関する。

近年、太陽光発電や風力発電などをはじめとした安全かつクリーンな自然エネルギーの導入が進んでいる。しかしながら、自然エネルギーの出力は不安定であり、大量導入が進むと電力系統における電圧や周波数に悪影響を及ぼすことが懸念される。また、電力需要に対してこれら自然エネルギーの供給量が大幅に上回ると、自然エネルギーの発電システムを停止しなければならず、発電設備の利用率が低下してしまう。

これらの問題を解決するために、二次電池を用いた大規模蓄電池システムを発電システムに併設し、蓄電池からの充放電電力により自然エネルギーの出力変動を抑制したり、電力余剰分を蓄電池に貯蔵したりするなどの用途が期待されている。

特開２００７−３２２３９８号公報 特開２００７−３２２３５３号公報 特許第５３２９８９４号公報

日本工業規格 ＪＩＳ Ｃ ８７１５−１

こうした大規模な蓄電システムでは高い稼働率と、１５年、２０年といった長期に亘る運用が期待されており、蓄電池にとって不可避な経時的劣化（容量減少や内部抵抗増加）の状況を稼働停止しての定期点検等ではなく稼働中に把握することが望ましい。

そこで、本発明は、システムを稼働しながら蓄電システムにおける蓄電池の容量（満充電時の放電可能容量：単位Ａｈ）を把握することが可能とすることを目的としている。

実施形態の蓄電容量推定装置の電流積算値算出部は、電流センサにより検出された容量推定対象の二次電池システムの電流を積算して電流積算値を算出する。
ＳＯＣ推定値算出部は、二次電池システムを構成している二次電池のＳＯＣの単位時間当たりの変化が比較的小さい状態である静定状態におけるＳＯＣ推定値を算出する。
回帰分析部は、電流積算値を従属変数としＳＯＣ推定値を独立変数とし、決定係数の値に基づいて回帰分析の結果が所定の精度を有するように電流積算値の補正を行いつつ回帰分析を行う。
推定部は、回帰分析の結果に基づいて二次電池システムの容量を推定する。

図１は、蓄電池システムを備えた自然エネルギー発電システムの概要構成図である。 図２は、実施形態の蓄電池システムの概要構成ブロック図である。 図３は、セルモジュール、ＣＭＵ及びＢＭＵの詳細構成説明図である。 図４は、ＳＯＣの経時変化の一例の説明図である。 図５は、ＳＯＣ推定値と電流積算値との関係説明図である。 図６は、第１実施形態の動作フローチャートである。 図７は、第１実施形態の動作タイミングチャートである。 図８は、容量推定値及び電流オフセット誤差推定値の更新処理の処理フローチャートである。 図９は、取り込んだ静定データの説明図である。 図１０は、静定データの電流積算値の補正についての説明図である。 図１１は、静定データテーブルの説明図である。 図１２Ａは、静定データを電流オフセット誤差推定値Ｉ＿ｏｆｆｓｅｔ＝０．００とした場合（補正無しの場合）に、横軸をＳＯＣ推定値、縦軸を電流積算値としてプロットした図である。 図１２Ｂは、静定データを電流オフセット誤差推定値Ｉ＿ｏｆｆｓｅｔ＝−０．０３とした場合に、横軸をＳＯＣ推定値、縦軸を電流積算値としてプロットした図である。 図１２Ｃは、静定データを電流オフセット誤差推定値Ｉ＿ｏｆｆｓｅｔ＝−０．０４６とした場合に、横軸をＳＯＣ推定値、縦軸を電流積算値としてプロットした図である。 図１３は、平均ＳＯＣを制御するための処理フローチャートである。 図１４は、平均ＳＯＣ制御処理を行った場合の、システムのログデータの一例の説明図である。 図１５は、区間ＴＭ１から得られるデータのみで回帰分析を行った場合の回帰分析結果の説明図である。 図１６は、区間ＴＭ２から得られるデータのみで回帰分析を行った場合の回帰分析結果の説明図である。 図１７は、区間ＴＭ１及び区間ＴＭ２の双方から得られるデータで回帰分析を行った場合の回帰分析結果の説明図である。 図１８は、全区間から得られるデータで回帰分析を行った場合の回帰分析結果の説明図である。

次に図面を参照して実施形態について説明する。
図１は、複数系統の蓄電池システムを備えた自然エネルギー発電システムの概要構成図である。

自然エネルギー発電システム１００は、電力システムとして機能し、太陽光、水力、風力、バイオマス、地熱等の自然エネルギー（再生可能エネルギー）を利用し、系統電力として出力可能な自然エネルギー発電ユニット１と、自然エネルギー発電ユニット１の発電電力を測定する電力計２と、風力、電力計２の測定結果に基づいて自然エネルギー発電ユニット１の余剰電力を充電し、不足電力を放電して自然エネルギー発電ユニット１の発電電力に重畳して出力する蓄電池システム３と、自然エネルギー発電ユニット１の出力電力（蓄電池システム３の出力電力が重畳されている場合も含む）の電圧変換を行う変圧器４と、蓄電池システム３のローカルな制御を行う蓄電池制御コントローラ５と、蓄電池制御コントローラ５のリモート制御を行う上位制御装置６と、を備えている。

図２は、実施形態の蓄電池システムの概要構成ブロック図である。
蓄電池システム３は、大別すると、電力を蓄える蓄電池装置１１と、蓄電池装置１１から供給された直流電力を所望の電力品質を有する交流電力に変換して負荷に供給する電力変換装置（ＰＣＳ：Power Conditioning System）１２と、を備えている。

蓄電池装置１１は、大別すると、複数の電池盤２１−１〜２１−Ｎ（Ｎは自然数）と、電池盤２１−１〜２１−Ｎが接続された電池端子盤２２と、を備えている。
電池盤２１−１〜２１−Ｎは、互いに並列に接続された複数の電池ユニット２３−１〜２３−Ｍ（Ｍは自然数）と、ゲートウェイ装置２４と、後述のＢＭＵ（Battery Management Unit：電池管理装置）及びＣＭＵ（Cell Monitoring Unit：セル監視装置）に動作用の直流電源を供給する直流電源装置２５と、を備えている。

ここで、電池ユニットの構成について説明する。
電池ユニット２３−１〜２３−Ｍは、それぞれ、高電位側電源供給ライン（高電位側電源供給線）ＬＨ及び低電位側電源供給ライン（低電位側電源供給線）ＬＬを介して、出力電源ライン（出力電源線；母線）ＬＨＯ、ＬＬＯに接続され、主回路である電力変換装置１２に電力を供給している。

電池ユニット２３−１〜２３−Ｍは、同一構成であるので、電池ユニット２３−１を例として説明する。
電池ユニット２３−１は、大別すると、複数（図２では、２４個）のセルモジュール３１−１〜３１−２４と、セルモジュール３１−１〜３１−２４にそれぞれ設けられた複数（図２では、２４個）のＣＭＵ３２−１〜３２−２４と、セルモジュール３１−１２とセルモジュール３１−１３との間に設けられたサービスディスコネクト３３と、電流センサ３４と、コンタクタ３５と、を備え、複数のセルモジュール３１−１〜３１−２４、サービスディスコネクト３３、電流センサ３４及びコンタクタ３５は、直列に接続されている。

ここで、セルモジュール３１−１〜３１−２４は、電池セルを複数、直並列に接続されて組電池を構成している。そして、複数の直列接続されたセルモジュール３１−１〜３１−２４で組電池群を構成している。

さらに電池ユニット２３−１は、ＢＭＵ３６を備え、各ＣＭＵ３２−１〜３２−２４の通信ライン、電流センサ３４の出力ラインは、ＢＭＵ３６に接続されている。
ＢＭＵ３６は、ゲートウェイ装置２４の制御下で、電池ユニット２３−１全体を制御し、各ＣＭＵ３２−１〜３２−２４との通信結果（後述する電圧データ及び温度データ）及び電流センサ３４の検出結果に基づいてコンタクタ３５の開閉制御を行う。

次に電池端子盤の構成について説明する。
電池端子盤２２は、電池盤２１−１〜２１−Ｎに対応させて設けられた複数の盤遮断器４１−１〜４１−Ｎと、蓄電池装置１１全体を制御するマイクロコンピュータとして構成されたマスタ（Master）装置４２と、を備えている。

マスタ装置４２には、電力変換装置１２との間に、電力変換装置１２のＵＰＳ（Uninterruptible Power System）１２Ａを介して供給される制御電源線５１と、イーサネット（登録商標）として構成され、制御データのやりとりを行う制御通信線５２と、が接続されている。

ここで、セルモジュール３１−１〜３１−２４、ＣＭＵ３２−１〜３２−２４およびＢＭＵ３６の詳細構成について説明する。

図３は、セルモジュール、ＣＭＵ及びＢＭＵの詳細構成説明図である。
セルモジュール３１−１〜３１−２４は、それぞれ、直列接続された複数（図３では、１０個）の電池セル６１−１〜６１−１０を備えている。

ＣＭＵ３２−１〜３２−２４は、対応するセルモジュール３１−１〜３１−２４を構成している電池セル６１−１〜６１−１０の電圧及び所定箇所の温度を測定するための電圧温度計測ＩＣ（Analog Front End IC:AFE-IC）６２と、それぞれが対応するＣＭＵ３２−１〜３２−２４全体の制御を行うＭＰＵ６３と、ＢＭＵ３６との間でＣＡＮ通信を行うためのＣＡＮ（Controller Area Network）規格に則った通信コントローラ６４と、セル毎の電圧に相当する電圧データ及び温度データを格納するメモリ６５と、を備えている。

以下の説明において、セルモジュール３１−１〜３１−２４のそれぞれと、対応するＣＭＵ３２−１〜３２−２４と、を合わせた構成については、電池モジュール３７−１〜３７−２４と呼ぶものとする。例えば、セルモジュール３１−１と対応するＣＭＵ３２−１を合わせた構成を電池モジュール３７−１と呼ぶものとする。

また、ＢＭＵ３６は、ＢＭＵ３６全体を制御するＭＰＵ７１と、ＣＭＵ３２−１〜３２−２４との間でＣＡＮ通信を行うためのＣＡＮ規格に則った通信コントローラ７２と、ＣＭＵ３２−１〜３２−２４から送信された電圧データ及び温度データを格納するメモリ７３と、を備えている。

蓄電池制御コントローラ５は、自然エネルギー発電ユニット１の発電電力を検出し、この発電電力が電力系統へ及ぼす影響を緩和するために、蓄電池装置１１を用いて発電電力の出力変動抑制を行なっている。ここで、蓄電池装置１１に対する変動抑制量は当該蓄電池制御コントローラ５あるいはその上位制御装置６で算出し、蓄電池装置１１に対応するＰＣＳ（Power Conditioning System）１２に充放電指令として与えられる。

ここで、実施形態の動作説明に先立ち、従来技術の問題点について検討する。
容量を確実に把握する方法として、当該蓄電システムのアプリケーション運用を一時的に停止し、先行技術文献１等で規定された試験用の充放電を行って容量を直接測定する方法が知られている。

試験用の充放電は「リセット充放電」等と呼ばれる。しかしながらこの方法では当該蓄電システム本来のアプリケーション用動作を一時的に休止する必要があり、稼働率の低下を招くという虞があった。
この稼働率低下は、特に電力系統用の周波数変動抑制等の用途では課題となりえる。

また、稼働状態のまま容量を把握する方法として特許文献１、特許文献２及び特許文献３記載の技術が挙げられる。
非特許文献１記載の技術は、満充電状態からある程度放電した時点における放電量と電圧との関係から容量を求める技術が示されているが、ある程度以上の頻度で満充電に確実に至ることが保証されない変動抑制等のアプリケーションには適用できないという課題があった。

また特許文献１記載の技術は、総充電量または総放電量がある所定量に達する毎に容量（推定値）を一律の所定量だけ減少させることを充電時のタイミングで行うものである。劣化速度に電池の個体ばらつきがある場合には適用しても個体ばらつきに起因した誤差を伴うため適用ができなかった。また、充電時に容量値を更新することで残量表示が不連続的に変化することを防止することを特長としているがこれは充電してから使用する可搬型機器等を想定したものであり、電力系統の変動抑制などのアプリケーションには適さないものであった。

さらに特許文献２記載の技術は、開回路電圧（ＯＣＶ）とＳＯＣ（Ｓｔａｔｅ Ｏｆ Ｃｈａｒｇｅ）の関係を利用するものであり、稼働中でも充放電電流がゼロまたはゼロに近い値となったときに開回路電圧からＳＯＣを求めておき、ΔＳＯＣだけ異なるＳＯＣ状態にある２つの時点間の電流積算値ΣＩとΔＳＯＣとから、ΣＩ／ΔＳＯＣを計算することで容量を推定するものである。

特許文献３記載の方法では、新たな容量推定値を求めるために２つの時点の情報しか利用しないため、推定値が不安定となって変動する可能性があった。しかも充電状態のときと放電状態のときでは互いに逆方向の影響となり、充電中か放電中かによって容量推定誤差が変化する虞があった。また、ＳＯＣに対する開回路電圧の特性に非直線性がある場合にはＳＯＣ位置によって容量推定誤差が変動する可能性がある。

これらの課題に対し、本実施形態では、変動抑制用アプリケーションを主に想定し、稼働状態のまま、即ちアプリケーションとしての充放電動作を停止することなしに、当該蓄電システムの当該時点での容量を推定するに際し、より多くの情報を利用し、より安定性の高い（即ち、推定値の変動が少ない）信頼性のある容量推定値を得ることを目的としている。

以下、実施形態の原理について説明する。
本実施形態においては、電力系統の変動抑制用の蓄電池システム３において、閉回路電圧（ＣＣＶ：Ｃｌｏｓｅｄ Ｃｉｒｃｕｉｔ Ｖｏｌｔａｇｅ）に基づくＳＯＣ推定と電流値とを用いて、蓄電池システム３の容量（満充電容量）と電流センサのオフセット誤差の両者を推定している。

より具体的には、蓄電池システム３は、単位時間当たりのＳＯＣ変化が比較的緩やかな状態、すなわち、充放電電流値が小さい状態（以下、静定状態という）におけるＳＯＣ推定値及び静定状態に移行したことを検出した時点からＳＯＣ推定実施時点までの電流積算値に関する回帰分析を行うことによって、当該蓄電池システム３の容量（満充電容量）と電流センサのオフセット誤差の両者を推定している。

ここで、実施形態の詳細な説明に先立ち、実施形態の原理説明を行う。
図４は、ＳＯＣの経時変化の一例の説明図である。
図４に示すように、静定状態の期間においては、ＳＯＣの時間的変化が振幅の比較的小さな微小変動はあっても比較的緩やかな状態となっており、非静定状態においては、ＳＯＣが比較的大きく変動する。
ここで、静定状態の期間は、セル電圧情報を元にしたＳＯＣ推定値の精度が比較的高いことが期待できる期間である。

非静定状態から静定状態に切換ったと検出したタイミング（時刻Ｔ１、Ｔ２、Ｔ３、Ｔ４）でＳＯＣ推定手段として機能するＢＭＵ３６から入手したＳＯＣ推定値をＳＯＣ（Ｔ１）、ＳＯＣ（Ｔ２）、ＳＯＣ（Ｔ３）、ＳＯＣ（Ｔ４）とする。また、時刻Ｔ１〜時刻Ｔ４間の電流積算値をΣＩ_{（Ｔ１〜Ｔ４）}、時刻Ｔ２〜時刻Ｔ４間の電流積算値をΣＩ_{（Ｔ２〜Ｔ４）}、時刻Ｔ３〜時刻Ｔ４間の電流積算値をΣＩ_{（Ｔ３〜Ｔ４）}とする。

図５は、ＳＯＣ推定値と電流積算値との関係説明図である。
ここで、ＳＯＣ推定値と電流積算値との関係は、回帰分析によって求めるものであるが、ＳＯＣ推定値は独立変数であり、電流積算値は従属変数である。

このとき、時刻Ｔ１、Ｔ２、Ｔ３、Ｔ４におけるＳＯＣ推定値ＳＯＣ（Ｔ１）〜ＳＯＣ（Ｔ４）や電流積算値ΣＩ_{（Ｔ１〜Ｔ４）}、ΣＩ_{（Ｔ２〜Ｔ４）}、電流積算値をΣＩ_{（Ｔ３〜Ｔ４）}に誤差がないとすれば、横軸をＳＯＣ推定値ＳＯＣ、縦軸を電流積算値ΣＩとしてプロットした時刻Ｔ１、Ｔ２、Ｔ３、Ｔ４の各点（時刻Ｔｎ、ｎ＝１〜４）のＳＯＣ推定値ＳＯＣ（Ｔｎ）、電流積算値ΣＩ_{（Ｔｎ〜Ｔ４）}のプロットは、図５に示すように、横軸切片がＴ４で右下がりの直線関係となる。

なぜなら、ＳＯＣ推定値ＳＯＣを０〜１の値、電流積算値ΣＩをＡｈ、電池容量をＣ（Ａｈ）で表わした場合、ＳＯＣ推定値ＳＯＣと電流積算値ΣＩとの間には、以下の式（１）が成り立つからである。

したがって、さらに下記式（２）及び式（３）が成り立つ。

そして式（３）及び図５の回帰直線の傾きから蓄電池システム３の電池容量Ｃが求められることがわかる。

［１］第１実施形態
次に、第１実施形態の動作を説明する。
図６は、第１実施形態の動作フローチャートである。
図７は、第１実施形態の動作タイミングチャートである。

図６の処理は、例えば、ＢＭＵ３６に実装される処理であり、定周期処理（例えば１秒毎）として実行される。以下の説明においては、ＢＭＵ３６が処理を行うものとして説明を行う。

この場合において、電源投入時においては、静定データマトリクス（第１表）や全てのフラグ、カウンタの内容をゼロリセットする初期化処理が行われるものとする。
ＢＭＵ３６は、蓄電池システム３のＳＯＣに所定の変動があったか否かを判定する（ステップＳ１１〜ステップＳ１３）。

より具体的には、まずＢＭＵ３６は、前回の時刻Ｔ１を検出したタイミングからの電流積算値ΣＩの絶対値が電流積算値閾値ＴｈＣ以下であるか否かを判別する（ステップＳ１１）。
ステップＳ１１の判別において前回の時刻Ｔ１を検出したタイミングからの電流積算値ΣＩの絶対値が変動判別閾値ＴｈＣを越えている場合には（ステップＳ１１；Ｎｏ）、非静定時間に移行しているため、前回の時刻Ｔ１を検出したタイミングからの静定時間をカウントするためのカウンタＦ１を０にリセットし、ＳＯＣが変動状態、すなわち、非静定状態であることを表すフラグＦ３＝“１”にセットし（ステップＳ１３）、処理をステップＳ１４に移行する。

ステップＳ１１の判別において、前回の時刻Ｔ１を検出したタイミングからの電流積算値ΣＩの絶対値が電流積算値閾値ＴｈＣ以下である場合には（ステップＳ１１；Ｙｅｓ）、前回の時刻Ｔ１を検出したタイミングからの静定時間をカウントするためのカウンタＦ１のカウントアップを行う（ステップＳ１２）。

次にＢＭＵ３６は、過去のタイミングＴ１間の電流積算値ΣＩの絶対値が変動判別閾値ＴｈＣ以下、かつ、現在の電流値の絶対値が閾値電流値ＴｈＤ以下となっている状態の継続期間が時間閾値ＴＦ４に等しくなり、かつ、フラグＦ３＝“１”であるか否か、すなわち、ＳＯＣ変動後に静定状態が時間閾値ＴＦ４に相当する時間だけ継続したか否かを判別する（ステップＳ１４）。

ステップＳ１４の判別において、未だＳＯＣ変動後に静定状態が時間閾値ＴＦ４に相当する時間だけ継続していない場合には（ステップＳ１４；Ｎｏ）、ＢＭＵ３６は、カウンタＦ４をリセットし（ステップＳ１５）、全ての有効静定データに対し手取得時点からの電流積算値ΣＩを更新し、経過時間をカウントアップする（ステップＳ２１）。ここで、経過時間が閾値ＴｈＢを越えたら対応する静定データを無効化する。

一方、ステップＳ１４の判別において、ＳＯＣ変動後に静定状態が時間閾値ＴＦ４に相当する時間だけ継続した場合には（ステップＳ１４；Ｙｅｓ）、ＢＭＵ３６は、フラグＦ３＝“０”にリセットし（ステップＳ１６）、当該静定状態に対応するＳＯＣ値を、新たな静定データ（有効な静定データ）として記憶する（ステップＳ１７）。

具体的には、図７の時刻ｔ１１、ｔ１２、ｔ１３、ｔ１４、ｔ１５、ｔ１６、ｔ１７のそれぞれに示すようにカウンタＦ１がリセットされた後、最初にカウンタＦ４が時間閾値ＴＦ４に相当する時間だけ継続してカウントアップされた場合（＝図７の時刻ｔ１、ｔ２、ｔ３、ｔ４、ｔ５、ｔ６、ｔ７に相当するタイミング）にフラグＦ３は“０”にリセットされ、カウンタＦ４のカウントアップ期間に相当する静定状態の期間中のＳＯＣ推定値ＳＯＣを新たな静定データとして、静定データテーブル１０１（図１１参照）に記憶する。この静定データテーブル１０１については、後に詳述するものとする。

次にＢＭＵ３６は、記憶されている有効な静定データのうち、最大ＳＯＣ（＝ＳＯＣｍａｘ）及び最小ＳＯＣ（＝ＳＯＣｍｉｎ）を抽出する（ステップＳ１８）。
続いて、ＢＭＵ３６は、最大ＳＯＣと最小ＳＯＣとの差（＝ＳＯＣｍａｘ−ＳＯＣｍｉｎ）が閾値ＴｈＡ以上であるか否か、すなわち、
ＳＯＣｍａｘ−ＳＯＣｍｉｎ≧ＴｈＡ
であるか否かを判別する（ステップＳ１９）。

ステップＳ１９の判別において、最大ＳＯＣと最小ＳＯＣとの差（＝ＳＯＣｍａｘ−ＳＯＣｍｉｎ）が閾値ＴｈＡ未満である場合、すなわち、
ＳＯＣｍａｘ−ＳＯＣｍｉｎ＜ＴｈＡ
である場合には（ステップＳ１９；Ｎｏ）、ＢＭＵ３６は、処理をステップＳ２１に移行する。

ステップＳ１９の判別において、最大ＳＯＣと最小ＳＯＣとの差（＝ＳＯＣｍａｘ−ＳＯＣｍｉｎ）が閾値ＴｈＡ以上である場合には（ステップＳ１９；Ｙｅｓ）、ＢＭＵ３６は、有効静定データに基づいて容量推定値の更新を実施し、電流センサのオフセット誤差推定値を同時に更新する（ステップＳ２０）。

続いて、ＢＭＵ３６は、全ての有効静定データに対し手取得時点からの電流積算値ΣＩを更新し、経過時間をカウントアップする（ステップＳ２１）。ここで、経過時間が閾値ＴｈＢを越えたら対応する静定データを無効化する。

ここで、有効静定データに基づいて容量推定値及び電流センサのオフセット誤差推定値の更新処理について説明する。
まず、容量推定値については、それまでの最新の容量推定値であるＣ＿ｅｓｔを用い、電流オフセット誤差推定値の最新値である電流オフセット誤差推定値Ｉ＿ｏｆｆｓｅｔとし、これらの値を個別に微増あるいは微減した場合の回帰直線の決定係数Ｒ２（＝重相関係数Ｒの二乗）を求め、山登り法を用いて、容量推定値及び電流オフセット誤差推定値を更新する。

図８は、容量推定値及び電流オフセット誤差推定値の更新処理の処理フローチャートである。
より詳細には、まずＢＭＵ３６は、電流オフセット誤差推定値Ｉ＿ｏｆｆｓｅｔ＝Ｉ＿ｏｆｆｓｅｔのときの決定係数Ｒ^２（＝ＲＲ１）を求める（ステップＳ３１）。

次にＢＭＵ３６は、電流オフセット誤差推定値Ｉ＿ｏｆｆｓｅｔの補正値（補正量）をＩｍとし、Ｉ＿ｏｆｆｓｅｔ＝Ｉ＿ｏｆｆｓｅｔ＋Ｉｍのときの決定係数Ｒ^２（＝ＲＲ２）を求める（ステップＳ３２）。
さらにＢＭＵ３６は、Ｉ＿ｏｆｆｓｅｔ＝Ｉ＿ｏｆｆｓｅｔ−Ｉｍのときの決定係数Ｒ^２（＝ＲＲ３）を求める（ステップＳ３３）。

求めた決定係数ＲＲ１〜ＲＲ３のうち、最大となる決定係数に対応するＩ＿ｏｆｆｓｅｔの値（Ｉ＿ｏｆｆｓｅｔ、Ｉ＿ｏｆｆｓｅｔ＋Ｉｍ又はＩ＿ｏｆｆｓｅｔ−Ｉｍ）を新たなＩ＿ｏｆｆｓｅｔとし（ステップＳ３４）、この新たなＩ＿ｏｆｆｓｅｔを用いて、ＢＭＵ３６は、容量推定値Ｃ＿ｅｓｔ＝Ｃ＿ｅｓｔのときの決定係数Ｒ^２（＝ＲＲ１１）を求める（ステップＳ３５）。

次にＢＭＵ３６は、容量推定値Ｃ＿ｅｓｔの補正値（補正量）をＣｍとし、Ｃ＿ｅｓｔ＝Ｃ＿ｅｓｔ＋Ｃｍのときの決定係数Ｒ^２（＝ＲＲ１２）を求める（ステップＳ３６）。
さらにＢＭＵ３６は、Ｃ＿ｅｓｔ＝Ｃ＿ｅｓｔ−Ｃｍのときの決定係数Ｒ^２（＝ＲＲ１３）を求める（ステップＳ３７）。
求めた決定係数ＲＲ１１〜ＲＲ１３のうち、最大となる決定係数に対応する容量推定値Ｃ＿ｅｓｔの値を新たな容量推定値Ｃ＿ｅｓｔとする（ステップＳ３８）。

次により具体的な容量推定値の算出について説明する。
図９は、取り込んだ静定データの説明図である。
静定データ９０は、有効フラグ（図９中、有効Ｆと表記）と、ＳＯＣ推定値ＳＯＣと、電流積算値ΣＩと、経過時間Σｔと、を含んでいる。

図１０は、静定データの電流積算値ΣＩの補正についての説明図である。
図１０において、左側から右側に向かって、電流オフセット誤差推定値Ｉ＿ｏｆｆｓｅｔ＝０．００の場合（補正無しの場合）、電流オフセット誤差推定値Ｉ＿ｏｆｆｓｅｔ＝−０．０２の場合、電流オフセット誤差推定値Ｉ＿ｏｆｆｓｅｔ＝−０．０３の場合、電流オフセット誤差推定値Ｉ＿ｏｆｆｓｅｔ＝−０．０４の場合、電流オフセット誤差推定値Ｉ＿ｏｆｆｓｅｔ＝−０．０５の場合、電流オフセット誤差推定値Ｉ＿ｏｆｆｓｅｔ＝−０．０６の場合及び電流オフセット誤差推定値Ｉ＿ｏｆｆｓｅｔ＝−０．０４６の場合を示している。

次に静定データ９０及び容量推定値Ｃ＿ｅｓｔを格納した静定データテーブル１０１について詳細に説明する。
図１１は、静定データテーブルの説明図である。
図１１の例において、静定データテーブル１０１は、ＩＤ＝０〜９９に対応する１００個の記憶領域を有し、新たな静定データが発生した場合には、有効／無効フラグを有効＝“１”に設定し、対応するＳＯＣ推定値ＳＯＣを記憶し、当該ＳＯＣ推定値ＳＯＣの記憶時点（取得時点から現在時刻までの電流積算値ΣＩ及び経過時間Σｔを記憶し、さらに既に記憶している有効／無効フラグ＝“１”の静定データが存在する場合には、上述した手順によりオフセット補正した電流積算値ΣＩ、オフセット補正した電流積算値ΣＩを用いて算出した容量推定値Ｃｅｓｔ及び対応する決定係数Ｒ^２を記憶する。

例えば、図４に示した例の場合には、時刻Ｔ１、時刻Ｔ２、時刻Ｔ３に新たな静定データが発生しており、現在時刻が時刻Ｔ３である場合には、時刻Ｔ１に記憶した静定データについては、ΣＩ_{（Ｔ１〜Ｔ３）}、を電流積算値として記憶し、時刻Ｔ３−時刻Ｔ１を経過時間として記憶し、さらにオフセット補正した電流積算値ΣＩ、オフセット補正した電流積算値ΣＩを用いて算出して容量推定値Ｃｅｓｔ及び対応する決定係数Ｒ^２を記憶する。

同様に時刻Ｔ２に記憶した静定データについては、ΣＩ_{（Ｔ２〜Ｔ３）}を電流積算値として記憶し、時刻Ｔ３−時刻Ｔ２を経過時間として記憶し、さらにオフセット補正した電流積算値ΣＩ、オフセット補正した電流積算値ΣＩを用いて算出して容量推定値Ｃｅｓｔ及び対応する決定係数Ｒ^２を記憶する。

また、時刻Ｔ３に記憶した静定データについては、ΣＩ_{（Ｔ３〜Ｔ３）}（＝０）を電流積算値として記憶し、時刻Ｔ３−時刻Ｔ３（＝０）を経過時間として記憶することとなる。

より詳細には、現在時刻が図４に示した時刻Ｔ３であり、図４に示した時刻Ｔ１に記憶した静定データがＩＤ＝２に相当する静定データであるとすると、ＳＯＣ推定値ＳＯＣ＝５３．１であり、ΣＩ_{（Ｔ１〜Ｔ３）}＝１３４２０（Ａ・ｓ）を電流積算値として記憶（更新）し、Ｔ３−Ｔ１＝４０５５（ｓ）を経過時間として記憶（更新）する。さらにオフセット補正した電流積算値ΣＩ＝１２１３５、オフセット補正した電流積算値ΣＩを用いて算出して容量推定値Ｃｅｓｔ＝１７．９２及び対応する決定係数Ｒ^２＝０．８５を記憶（更新）する。

これと並行して、図４に示した時刻Ｔ２に記憶した静定データがＩＤ＝３に相当する静定データであるとすると、ＳＯＣ推定値ＳＯＣ＝５６．４であり、ΣＩ_{（Ｔ２〜Ｔ３）}＝９３４５（Ａ・ｓ）を電流積算値として記憶（更新）し、Ｔ３−Ｔ２＝２８５６（ｓ）を経過時間として記憶（更新）する。さらにオフセット補正した電流積算値ΣＩ＝７９９１、オフセット補正した電流積算値ΣＩを用いて算出して容量推定値Ｃｅｓｔ＝１８．０３及び対応する決定係数Ｒ^２＝０．９８を記憶（更新）する。

また、新たに時刻Ｔ３に記憶した静定データをＩＤ＝４に相当する静定データの記憶領域にＳＯＣ推定値ＳＯＣ＝４７．３を新たに記憶し、ΣＩ_{（Ｔ３〜Ｔ３）}＝０（Ａ・ｓ）を電流積算値として記憶し、Ｔ３−Ｔ３＝０（ｓ）を経過時間として記憶する。

図１２Ａは、静定データを電流オフセット誤差推定値Ｉ＿ｏｆｆｓｅｔ＝０．００とした場合（補正無しの場合）に、横軸をＳＯＣ推定値、縦軸を電流積算値としてプロットした図である。

図１２Ｂは、静定データを電流オフセット誤差推定値Ｉ＿ｏｆｆｓｅｔ＝−０．０３とした場合に、横軸をＳＯＣ推定値、縦軸を電流積算値としてプロットした図である。

図１２Ｃは、静定データを電流オフセット誤差推定値Ｉ＿ｏｆｆｓｅｔ＝−０．０４６とした場合に、横軸をＳＯＣ推定値、縦軸を電流積算値としてプロットした図である。

図１２Ａに示すように、電流オフセット誤差推定値Ｉ＿ｏｆｆｓｅｔ＝０．００とした場合、すなわち、補正無しの場合には、決定係数Ｒ^２＝０．２８３であり、静定データ間に相関は見られない状態となっている。

これに対し、図１２Ｂに示すように、電流オフセット誤差推定値Ｉ＿ｏｆｆｓｅｔ＝−０．０３とした場合、決定係数Ｒ^２＝０．８４２４であり、補正無しの場合と比較すれば、静定データ間の相関がより高いと推定される状態となっている。

さらに、図１２Ｃに示すように、電流オフセット誤差推定値Ｉ＿ｏｆｆｓｅｔ＝−０．０４６とした場合、決定係数Ｒ^２＝０．９９５９であり、静定データ間の相関が確実にあると推定される状態となっている。

従って、この静定データ間の相関が確実にあると推定される状態の静定データ、すなわち、ＳＯＣ−電流積算値曲線の傾きを用いて容量を推定することにより、より正確な蓄電池システム３の容量を推定することが可能となる。

以上の説明のように、本第１実施形態によれば、稼働状態のままで変動抑制用アプリケーションとしての充放電動作を停止することなしに、より多くの情報を利用し、より安定性の高い（即ち、推定値の変動が少ない）信頼性のある容量推定値を得ることができる。

［２］第２実施形態
上記第１実施形態は、静定状態および非静定状態が発生したことを検出して処理を行うものであったが、実際に運用を行うシステムによっては、ＳＯＣが所定値に設定されて（例えば、平均ＳＯＣ＝５０％）、運用がなされており、通常運用状態においては、必ずしも静定状態及び非静定状態が明確に現れず正確なＳＯＣ推定処理が行えない場合がある。
そこで、本第２実施形態においては、意図的に静定状態−非静定状帯を遷移させることにより、正確なＳＯＣ推定処理を行うようにしているのである。

以下の説明においては、待機状態において平均ＳＯＣ＝５０％となるように制御され、年中無休で運用しているシステムにおいて、連続する１０日間かけてＳＯＣ推定処理を行う場合について説明する。

この場合において、システムの運用を止めることがないように、ＳＯＣ推定処理期間の第１日目及び第１０日目は平均ＳＯＣ＝５０％で運用し、第２日目、第４日目、第６日目及び第８日目は平均ＳＯＣ＝６５％となるように運用し、第３日目、第５日目、第７日目及び第９日目は平均ＳＯＣ＝３５％となるように運用する。

図１３は、平均ＳＯＣを制御するための処理フローチャートである。
まず、ＢＭＵ３６は、現在時刻がＳＯＣ推定処理期間の第１日目の２３時から２４時の時間帯に属するか否かを判別する（ステップＳ４１）。

ステップＳ４１の判別において、現在時刻がＳＯＣ推定処理期間の第１日目の２３時から２４時の時間帯に属しない場合には（ステップＳ４１；Ｎｏ）、ＢＭＵ３６は、処理をステップＳ４２に移行する。

ステップＳ４１の判別において、現在時刻がＳＯＣ推定処理期間の第１日目の２３時から２４時の時間帯に属する場合には（ステップＳ４１；Ｙｅｓ）、ＢＭＵ３６は、当該システムの充電電流に＋０．１５Ｃ相当の充電電流を加算した充電電流で充電を行わせる（ステップＳ４５）。この結果、第２日目に至った時点（＝第１日目の２４時の時点）で平均ＳＯＣ＝６５％となる。

続いてＢＭＵ３６は、現在時刻がＳＯＣ推定処理期間の第２日目、第４日目、第６日目あるいは第８日目の２３時から２４時のいずれかの時間帯に属するか否かを判別する（ステップＳ４２）。

ステップＳ４２の判別において、現在時刻がＳＯＣ推定処理期間の第２日目、第４日目、第６日目あるいは第８日目の２３時から２４時の時間帯に属しない場合には（ステップＳ４２；Ｎｏ）、ＢＭＵ３６は、処理をステップＳ４３に移行する。

ステップＳ４２の判別において、現在時刻がＳＯＣ推定処理期間の第２日目、第４日目、第６日目あるいは第８日目の２３時から２４時の時間帯に属する場合には（ステップＳ４２；Ｙｅｓ）、ＢＭＵ３６は、当該システムの充電電流に−０．３０Ｃ相当の充電電流を加算した充電電流で充電を行わせる（ステップＳ４６）。この結果、第３日目、第５日目、第７日目あるいは第９日目に至った時点（＝第２日目、第４日目、第６日目あるいは第８日目の２４時の時点）で平均ＳＯＣ＝３５％となる。

続いてＢＭＵ３６は、現在時刻がＳＯＣ推定処理期間の第３日目、第５日目あるいは第７日目の２３時から２４時のいずれかの時間帯に属するか否かを判別する（ステップＳ４３）。

ステップＳ４３の判別において、現在時刻がＳＯＣ推定処理期間の第３日目、第５日目あるいは第７日目の２３時から２４時の時間帯に属しない場合には（ステップＳ４３；Ｎｏ）、ＢＭＵ３６は、処理をステップＳ４４に移行する。

ステップＳ４３の判別において、現在時刻がＳＯＣ推定処理期間の第３日目、第５日目あるいは第７日目の２３時から２４時の時間帯に属する場合には（ステップＳ４３；Ｙｅｓ）、ＢＭＵ３６は、当該システムの充電電流に＋０．３０Ｃ相当の充電電流を加算した充電電流で充電を行わせる（ステップＳ４７）。この結果、第４日目、第６日目、あるいは第８日目に至った時点（＝第３日目、第５日目あるいは第７日目の２４時の時点）で再び平均ＳＯＣ＝６５％となる。

続いてＢＭＵ３６は、現在時刻がＳＯＣ推定処理期間の第９日目の２３時から２４時の時間帯に属するか否かを判別する（ステップＳ４４）。
ステップＳ４４の判別において、現在時刻がＳＯＣ推定処理期間の第９日目の２３時から２４時の時間帯に属しない場合には（ステップＳ４４；Ｎｏ）、ＢＭＵ３６は、平均ＳＯＣを制御するための処理を終了する。

ステップＳ４４の判別において、現在時刻がＳＯＣ推定処理期間の第９日目の２３時から２４時の時間帯に属する場合には（ステップＳ４４；Ｙｅｓ）、ＢＭＵ３６は、当該システムの充電電流に＋０．１５Ｃ相当の充電電流を加算した充電電流で充電を行わせる（ステップＳ４８）。この結果、第１０日目に至った時点（＝第９日目の２４時の時点）で再び平均ＳＯＣ＝５０％となるので、平均ＳＯＣを制御するための処理を終了する。

図１４は、平均ＳＯＣ制御処理を行った場合の、システムのログデータの一例の説明図である。
図１４に示すように、一日ごとに平均ＳＯＣが変更され、一日単位で静定状態であるものとして第１実施形態と同様の手順で回帰分析を行う。
この場合に、平均ＳＯＣ＝６５％の区間ＴＭ１と、平均ＳＯＣ＝３５％の区間ＴＭ２のデータの用い方について検討する。

図１５は、区間ＴＭ１から得られるデータのみで回帰分析を行った場合の回帰分析結果の説明図である。
図１６は、区間ＴＭ２から得られるデータのみで回帰分析を行った場合の回帰分析結果の説明図である。

図１７は、区間ＴＭ１及び区間ＴＭ２の双方から得られるデータで回帰分析を行った場合の回帰分析結果の説明図である。
図１８は、全区間から得られるデータで回帰分析を行った場合の回帰分析結果の説明図である。

この場合において、蓄電池システム３の実測容量は、２０．４９Ａｈであったものとし、各回帰分析結果に基づいて容量推定値を算出した。
まず、図１５に示すように、区間ＴＭ１から得られるデータのみで回帰分析を行った場合の回帰分析結果に基づいて容量推定値を算出すると、
（３８３．９／３６００）×１００＝１０．７（Ａｈ）
となり、蓄電池システム３の実測容量に対する誤差は、−４７．８％となった。

同様に図１６に示すように、区間ＴＭ２から得られるデータのみで回帰分析を行った場合の回帰分析結果に基づいて容量推定値を算出すると、
（６０９．８８／３６００）×１００＝１６．９４（Ａｈ）
となり、蓄電池システム３の実測容量に対する誤差は、−１７．３％となった。

また、図１７に示すように、区間ＴＭ１及び区間ＴＭ２から得られるデータのみで回帰分析を行った場合の回帰分析結果に基づいて容量推定値を算出すると、
（７４２．８８／３６００）×１００＝２０．６３（Ａｈ）
となり、蓄電池システム３の実測容量に対する誤差は、＋０．７％となった。

さらに、図１８に示すように、全区間のデータを用いて回帰分析を行った場合の回帰分析結果に基づいて容量推定値を算出すると、
（７１４．４３／３６００）×１００＝１９．８５（Ａｈ）
となり、蓄電池システム３の実測容量に対する誤差は、−３．１％となった。

以上の説明のように、本第２実施形態によれば、第１実施形態の効果に加えて、ＳＯＣが所定値に設定されて（例えば、平均ＳＯＣ＝５０％）、運用がなされており、通常運用状態においては、必ずしも静定状態及び非静定状態が明確に現れず正確なＳＯＣ推定処理が行えない場合であっても、ＳＯＣ推定処理において、平均ＳＯＣを意図的に静定状態−非静定状帯を遷移させることにより、システム容量を正確に推定することができる。

［３］実施形態の効果
各実施形態によれば、対象となる二次電池システム（本実施形態の蓄電池システム３に相当）の制御を行うアプリケーション（制御プログラム）による充放電処理の結果として所定の条件を満たすデータが取得できさえすれば、特に満充電状態や完放電状態にさせる必要もなく、さらにアプリケーションの充放電動作を停止させることなく稼働状態を維持しつつ、二次電池システムの容量の推定が可能である。

したがって、容量推定のために二次電池システムを停止させる必要がないので、二次電池システムの稼働率を実効的に向上することが可能となる。
さらに電流センサのオフセット誤差の平均値の推定値も同時に取得でき、オフセット誤差を補償して正確な電流量を測定することも可能となる。

［４］実施形態の変形例
［４．１］第１変形例
セル電圧データをもとにしたＳＯＣ推定の具体的な実現手段としてカルマンフィルタ方式のＳＯＣ推定を用いることが可能である。カルマンフィルタ方式のＳＯＣ推定はセルの電圧挙動を模擬可能なモデルを作成し、このモデルの電圧出力と実測したセル電圧が一致するように内部パラメータであるＳＯＣ値を修正し、収束させることでＳＯＣ推定を行うものである。

［４．２］第２変形例
二次電池セルには一般に、意図的な外部からの充放電を行わなくても自然にＳＯＣ（残量）が減少する自己放電現象が存在する。この現象は、実際に外部に微少電流で放電する現象と等価とみなすことができる。

しかし、この自己放電は、実際に設置した電流センサでは測定されない為、見かけ上は電流センサのオフセット誤差の一部にもなる。よって、真の電流センサのオフセット誤差を求めるためには、予め自己放電の影響（等価電流値）を求めておき実施形態の方法により求めたオフセット誤差の推定値から減ずればよい。

［４．３］第３変形例
直列接続された二次電池セル或いは二次電池モジュール（或いは組セル）の間には電圧及びＳＯＣのばらつきが発生するため、これを均等化するためのバランス動作を行う仕組み（バランサ：バランス回路）を設けることが一般的である。

バランス動作では通常、電圧やＳＯＣが高いセル（またはモジュール）の両端（＋極と−極）を抵抗等を介して短絡させることによって放電させ、電圧やＳＯＣが低いセル（またはモジュール）に近づける動作を行う。すなわち、バランス動作を行うと一部のセル（またはモジュール）では放電を行うことになり、しかもその放電電流値は電流センサで計測されないため、実施形態の方法においては誤差要因となる。

そこで、実施形態による容量推定は必要時にのみ行うものとして容量推定実施期間においてはバランス動作を停止させることが容量推定精度確保のために望ましい。

［４．４］第４変形例
本実施形態の蓄電容量推定装置は、ＣＰＵなどの制御装置、ＲＯＭ（Read Only Memory）やＲＡＭなどの記憶装置、ＨＤＤ、ＣＤドライブ装置などの外部記憶装置、ディスプレイ装置などの表示装置、キーボードやマウスなどの入力装置等を備えた通常のコンピュータを利用したハードウェア構成とすることが可能である。

したがって、本実施形態の蓄電容量推定装置で実行されるプログラムは、インストール可能な形式又は実行可能な形式のファイルでＣＤ−ＲＯＭ、フレキシブルディスク（ＦＤ）、ＣＤ−Ｒ、ＤＶＤ（Ｄｉｇｉｔａｌ Ｖｅｒｓａｔｉｌｅ Ｄｉｓｋ）等のコンピュータで読み取り可能な記録媒体に記録されて提供可能である。

また、本実施形態の蓄電容量推定装置で実行されるプログラムを、インターネット等のネットワークに接続されたコンピュータ上に格納し、ネットワーク経由でダウンロードさせることにより提供するように構成しても良い。また、本実施形態の蓄電容量推定装置で実行されるプログラムをインターネット等のネットワーク経由で提供または配布するように構成しても良い。
また、本実施形態蓄電容量推定装置のプログラムを、ＲＯＭ等に予め組み込んで提供するように構成してもよい。

本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。

Claims (9)

1. 電流センサにより検出された容量推定対象の二次電池システムの電流を積算して電流積算値を算出する電流積算値算出部と、
   前記二次電池システムを構成している二次電池のＳＯＣの単位時間当たりの変化が比較的小さい状態である静定状態におけるＳＯＣ推定値を算出するＳＯＣ推定値算出部と、
   前記電流積算値を従属変数とし前記ＳＯＣ推定値を独立変数とし、決定係数の値に基づいて回帰分析の結果が所定の精度を有するように前記電流積算値の補正を行いつつ前記回帰分析を行う回帰分析部と、
   前記回帰分析の結果に基づいて前記二次電池システムの容量を推定する推定部と、
   を備えた電池容量推定装置。
2. 前記ＳＯＣ推定値算出部は、非静定状態から前記静定状態に移行した時点の前記ＳＯＣ推定値を算出する、
   請求項１記載の電池容量推定装置。
3. 前記回帰分析部は、前記電流積算値の積算期間に応じた電流オフセット誤差を考慮して前記電流積算値の補正を行う、
   請求項１又は請求項２記載の電池容量推定装置。
4. 前記二次電池システムは、運用時に所定の静定状態にされ、
   前記二次電池システムの容量を推定する処理において、前記二次電池システムへの充電電流を制御して、前記所定の静定状態とは異なる複数の静定状態に遷移させる状態遷移部を備えた、
   請求項１乃至請求項３のいずれか一項記載の電池容量推定装置。
5. 前記複数の静定状態は、前記所定の静定状態に対し、前記ＳＯＣが増加方向及び減少方向の双方の静定状態を含む、
   請求項４記載の電池容量推定装置。
6. 前記ＳＯＣ推定値算出部は、カルマンフィルタを用いて前記ＳＯＣ推定値を算出する、
   請求項１乃至請求項５のいずれか一項記載の電池容量推定装置。
7. 前記二次電池システムは、直列接続された二次電池セルあるいは直列接続された二次電池モジュールと、
   前記直列接続された二次電池セル間あるいは直列接続された二次電池モジュール間の電圧あるいはＳＯＣのばらつきを抑制するバランス回路と、を備え、
   前記二次電池システムの容量を推定する期間中は、前記バランス回路の動作を禁止する、
   請求項１乃至請求項６のいずれか一項記載の電池容量推定装置。
8. 電流センサを備えた二次電池システムの電池容量を推定する電池容量推定装置で実行される方法であって、
   前記電流センサにより検出された容量推定対象の二次電池システムの電流を積算して電流積算値を算出する過程と、
   前記二次電池システムを構成している二次電池のＳＯＣの単位時間当たりの変化が比較的小さい状態である静定状態におけるＳＯＣ推定値を算出する過程と、
   前記電流積算値を従属変数とし前記ＳＯＣ推定値を独立変数とし、決定係数の値に基づいて回帰分析の結果が所定の精度を有するように前記電流積算値の補正を行いつつ前記回帰分析を行う過程と、
   前記回帰分析の結果に基づいて前記二次電池システムの容量を推定する過程と、
   を備えた方法。
9. 電流センサを備えた二次電池システムの電池容量を推定する電池容量推定装置をコンピュータにより制御するためのプログラムであって、
   前記コンピュータを、
   電流センサにより検出された容量推定対象の二次電池システムの電流を積算して電流積算値を算出する手段と、
   前記二次電池システムを構成している二次電池のＳＯＣの単位時間当たりの変化が比較的小さい状態である静定状態におけるＳＯＣ推定値を算出する手段と、
   前記電流積算値を従属変数とし前記ＳＯＣ推定値を独立変数とし、決定係数の値に基づいて回帰分析の結果が所定の精度を有するように前記電流積算値の補正を行いつつ前記回帰分析を行う手段と、
   前記回帰分析の結果に基づいて前記二次電池システムの容量を推定する手段と、
   して機能させるプログラム。

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