JP6773889B2 - 蓄電池の劣化予測装置、蓄電池システム、方法及びプログラム - Google Patents

Description

本発明の実施形態は、蓄電池の劣化予測装置、蓄電池システム、方法及びプログラムに関する。

近年、リチウムイオン電池のようなエネルギー密度が高く、長寿命の二次電池が開発され、車載用二次電池としての利用に留まらず、電力系統の安定化を目的とした定置型蓄電池への利用が拡大している。

定置型蓄電池システムの期待寿命は１５〜２０年と長いが、二次電池の寿命は使用方法や周囲環境の違いによって変わるため、電池劣化の進行度合いが不均一となったり、急速に電池劣化が進行したりすることなどが懸念される。

ところで、リチウムイオン電池を用いた大規模蓄電池システムでは、大出力・大容量の蓄電池を構築するために、多数の電池セルを多直列・多並列に組み合わせて使用することになるが、電池セル間に劣化状態のばらつきが生じると、蓄電池システム全体の性能低下が顕著に現れるという問題が生じる。

各電池モジュール間の劣化状態にばらつきが生じた場合、劣化状態に応じて電池モジュールの配置を並び替え、全体性能の回復を図る方法が提案されている（特許文献１および特許文献２参照）。

一般に、蓄電池システムを構成する一部の蓄電池が劣化した場合、その蓄電池の内部抵抗は他の健全な蓄電池の内部抵抗より大きくなる。劣化した蓄電池が蓄電池システム内に混在していると、充放電に伴うセル電圧変化量が大きくなるため、見かけ上、蓄電池システムの充放電容量は減少し、蓄電池システムとしての性能は低下する。

また、内部抵抗が大きい蓄電池は、充放電時に発生するジュール熱は他の健全な蓄電池のジュール熱と比較して大きくなり、劣化した蓄電池のセル温度は周囲の蓄電池のセル温度より高くなる。また、蓄電池の内部短絡や過充電などの異常も発熱を伴うことから、蓄電池の温度情報を用いて蓄電池の劣化もしくは異常を予測し、対応することで、蓄電池システムの性能低下を回避することが可能となる。

温度情報を用いて蓄電池の劣化もしくは異常を検出する手法としては、並列に接続された各蓄電池の温度差から内部抵抗や過充電などの異常を検出するものがある（例えば、特許文献３参照）。

特開２０１４−１２７４０４号公報 特開２０１４−０７５３１７号公報 特開２０００−３４０２６６号公報

上述した蓄電池の異常検出手法においては、外部の環境温度の影響を受けないようにするため、各蓄電池の温度差から相対的に異常判断している。しかし、高さのある蓄電池システムへの適用を考えた場合に、蓄電池システムの温度勾配が考慮されていないため、比較対象となる各蓄電池の位置によっては異常を誤判断してしまう可能性がある。さらに、蓄電池システムの温度勾配が原因で、単純にセル温度が最大の蓄電池が異常であるとは断言できない。

そこで、本発明は上述した課題を解決するためになされたものであり、様々な温度環境においても正確に蓄電池の劣化状態あるいは異常状態を予測することを目的とする。

実施形態の蓄電池の劣化予測装置は、多直列多並列に接続された複数の蓄電池を備えた蓄電池システムにおいて用いられる蓄電池の劣化予測装置である。

演算部は、蓄電池の温度の計測結果が入力され、状態判別対象の蓄電池の温度と、状態判別対象の蓄電池が配置されており蓄電池の配置位置に起因する環境温度の温度勾配が存在している温度環境において所定の範囲に配置されている他の複数の蓄電池の温度に基づいて状態判別対象の蓄電池の温度を推定した推定温度と、の温度差ΔＴを演算する。

これにより、予測部は、温度差ΔＴに基づいて前記状態判別対象の蓄電池が劣化状態あるいは異常状態にあると予測する。

図１は、実施形態の蓄電池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、上位制御装置の概要構成ブロック図である。 図５は、第１実施形態の蓄電池システムの要部の機能構成ブロック図である。 図６は、セルモジュール群の温度を計測する場合の一例の説明図である。 図７は、電池温度計測部及びΔＴ演算部の処理フローチャートである。 図８は、健全な状態のセルモジュールのみで構成された場合の測定温度の説明図である。 図９は、健全な状態のセルモジュールのみで構成された場合の温度差ΔＴの説明図である。 図１０は、劣化状態あるいは異常状態のセルモジュールが含まれている場合の計測温度の説明図である。 図１１は、劣化状態あるいは異常状態のセルモジュールが含まれている場合の温度差ΔＴの説明図である。 図１２は、第２実施形態の蓄電池システムの要部の機能構成ブロック図である。 図１３は、第３実施形態の蓄電池システムの要部の機能構成ブロック図である。 図１４は、第３実施形態の説明図である。 図１５は、第４実施形態の蓄電池システムの要部の機能構成ブロック図である。 図１６は、第５実施形態の蓄電池システムの要部の機能構成ブロック図である。

次に図面を参照して実施形態について説明する。
図１は、実施形態の蓄電池システムの概要構成図である。
蓄電池システム１００は、商用電力を供給する商用電源１からの供給電力を測定する電力計２と、電力計２の測定結果に基づいて商用電源１の電力を充電し、電力供給がなくなった場合には放電して負荷３に対して電力供給を行う蓄電池ユニット４と、蓄電池ユニット４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。
上記構成において、負荷３は、通常時は商用電源１からの電力供給を受け、商用電源１からの電力供給がなくなった場合には、蓄電池ユニット４からの電力供給をうけて動作する。

以上の説明は、蓄電池ユニット４をバックアップ用電源として動作させる場合のものであるが、電力負荷平準化のためのピークシフトに際し、商用電源１からの電力供給に加えて、蓄電池ユニット４の電力を重畳して供給する場合であっても同様に適用が可能である。また、再生可能エネルギー（太陽光、太陽熱、水力、風力、バイオマス、地熱等によるエネルギー）を利用する場合に、電力品質（電圧、周波数等）の安定化を図る場合にも適用が可能である。

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。
蓄電池ユニット４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、複数の電池盤ユニット２１−１〜２１−Ｎ（Ｎは自然数）と、電池盤ユニット２１−１〜２１−Ｎが接続された電池端子盤２２と、を備えている。
電池盤ユニット２１−１〜２１−Ｎは、互いに並列に接続された複数の電池盤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、電池盤ユニット２１−１〜２１−Ｎの構成について詳細に説明する。
電池盤ユニット２１−１〜２１−Ｎを構成している電池盤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。

電池盤２３−１〜２３−Ｍは、同一構成であるので、電池盤２３−１を例として説明する。
電池盤２３−１は、大別すると、複数（図１では、２４個）のセルモジュール３１−１〜３１−２０と、セルモジュール３１−１〜３１−２０にそれぞれ設けられた複数（図１では、２４個）のＣＭＵ３２−１〜３２−２０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３１−１〜３１−２０、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３１−１〜３１−２０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３１−１〜３１−２０で組電池群を構成している。

さらに電池盤２３−１は、ＢＭＵ３６を備え、各ＣＭＵ３２−１〜３２−２０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、電池盤２３−１全体を制御し、各ＣＭＵ３２−１〜３２−２０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２２の構成について説明する。
電池端子盤２２は、電池盤ユニット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３１−１〜３１−２０、ＣＭＵ３２−１〜３２−２０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３１−１〜３１−２０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。

ＣＭＵ３２−１〜３２−２０は、対応するセルモジュール３１−１〜３１−２０を構成している電池セル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ＣＭＵ３２−１〜３２−２０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３１−１〜３１−２０のそれぞれと、対応するＣＭＵ３２−１〜３２−２０と、を合わせた構成については、電池モジュール３７−１〜３７−２０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、ＣＭＵ３２−１〜３２−２０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、ＣＭＵ３２−１〜３２−２０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。

図４は、上位制御装置の概要構成ブロック図である。
上位制御装置６は、いわゆるコンピュータとして構成されており、外部記憶装置６Ａと、上位制御装置６全体を制御する制御部６Ｂと、各種情報をオペレータに対し表示する表示部６Ｃと、オペレータが各種情報を入力するための入力装置６Ｄと、制御部６Ｂと外部記憶装置６Ａとの間および制御部６Ｂと蓄電池制御コントローラ５等の外部装置との通信を行うための通信ネットワーク６Ｅと、を備えている。

次に実施形態の動作説明に先立ち、リチウムイオン電池を用いた蓄電池システムを例として、一般的な蓄電池の劣化現象を説明する。
劣化によって変化する電池特性として、内部抵抗と電池容量がある。電池容量は経時的に減少傾向を示し、電池の内部抵抗は逆に増加傾向を示す。電池容量が減少する要因の一つに内部抵抗の増加が挙げられる。

また、一般的に電池温度が高いほど、電池の劣化速度は大きくなる。そのため、電池モジュール内で電池温度のばらつきが生じると、電池温度が高いセルモジュールの劣化が進行しやすくなる。例えば、電池の充放電に伴って電池内部の発熱が生じ、電池の温度が上昇する。電池から発生した熱は電池盤の上部に集まり、上部に配置された電池ほど温度が高くなる傾向にある。また、ＰＣＳ１２等の機器による発熱や排熱により、隣接する電池盤の温度が高くなることも考えられる。このように、電池盤内の温度分布にばらつきが生じると、電池温度が高い電池セルや電池モジュールの劣化が早まることが懸念される。

［１］第１実施形態
図５は、第１実施形態の蓄電池システムの要部の機能構成ブロック図である。
蓄電池システム１００の蓄電池装置１１は、電池盤ユニット２１−１〜２１−Ｎを構成しているセルモジュール３１−１〜３１−２０の温度を測定する電池温度計測部７１を備えている。

また、上位制御装置６は、セルモジュール３１−１〜３１−２０の物理的な配置に基づいて、計測対象のセルモジュールの温度と環境温度が同一と見做せる他のセルモジュールの温度との差である温度差ΔＴを演算するΔＴ演算部７２と、ΔＴ演算部７２の演算結果に基づいてセルモジュール３１−１〜３１−２０の劣化状態あるいは異常状態を予測する劣化予測部７３と、を備えている。

電池温度計測部７１は、実際には、ＣＭＵ３２−１〜３２−２０あるいはさらに加えてＢＭＵ３６として構成されており、電池盤ユニット２１−１〜２１−Ｎを構成しているセルモジュール３１−１〜３１−２０毎あるいは複数のセルモジュールで構成されるセルモジュール群(例えば、セルモジュール)の温度を計測する。

図６は、セルモジュール群の温度を計測する場合の一例の説明図である。
ここで、図６に示すように、セルモジュール３１−１〜３１−１０が高さ方向に沿って高い方から順番に配置され、同様にセルモジュール３１−１〜３１−１０が高さ方向に沿って高い方から順番に配置されているものとする。さらに、セルモジュール３１−１〜３１−２０は、同一のケース（筐体）に収められているものとする。

この場合に、セルモジュール３１−１〜３１−２０の環境温度は、対流による熱伝達によれば、上方に位置する方が高くなるが、図示しないファンあるいはエアコンにより上方がある程度冷却されているため、図６の例においては、中央部に位置するセルモジュール（例えば、セルモジュール３１−４〜３１−６、３１−１６〜３１−１８）が最も温度が高くなっているものとする。

次に第１実施形態の動作を説明する。
図７は、電池温度計測部及びΔＴ演算部の処理フローチャートである。
まず電池温度計測部７１は、全てのセルモジュールの温度（図７中、セル温度と表記）を計測し、ΔＴ演算部７２に出力する（ステップＳ１１）。

次にΔＴ演算部７２は、入力された温度に対応するセルモジュールの物理的な配置が高さ方向に一番上に位置している（図６の例の場合、セルモジュール３１−１あるいはセルモジュール３１−１１）若しくは高さ方向に一番下に位置している（図６の例の場合、セルモジュール３１−１０あるいはセルモジュール３１−２０）セルモジュールであるか否かを判別する（ステップＳ１２）。

ステップＳ１２の判別において、入力された温度に対応するセルモジュールの物理的な配置が高さ方向に一番上に位置しておらず、かつ、高さ方向に一番下に位置していない場合には（ステップＳ１２；Ｎｏ）、対象となるセルモジュールの上に位置するセルモジュールの温度及び対象となるセルモジュールの下に位置するセルモジュールの温度から対象となるセルモジュールの温度を推定し（ステップＳ１３）、処理をステップＳ１７に移行する。

より詳細には、対象となるセルモジュールの位置を行番号ｒｏｗ及び列番号ｃｏｌを用いて、（ｒｏｗ，ｃｏｌ）で表すものとし、対象となるセルモジュールの温度推定値Ｔｅｓｔ（ｒｏｗ，ｃｏｌ）は、当該対象となるセルモジュールの上に位置するセルモジュールの温度Ｔｄｅｔ（ｒｏｗ−１，ｃｏｌ）及び下に位置するセルモジュールの温度Ｔｄｅｔ（ｒｏｗ＋１，ｃｏｌ）をパラメータとする関数ｆにより（１）式のように表すことができる。

より詳細には、関数ｆは、例えば、（２）式のように表すことができる。

具体的には、例えば、セルモジュールが１０行２列で高さ方向に配置されている場合に、対象となるセルモジュールをセルモジュール３１−３（ｒｏｗ＝３、ｃｏｌ＝１）とした場合には、対象となるセルモジュール３１−３の上に位置するセルモジュール３１−２（ｒｏｗ＝２、ｃｏｌ＝１）の温度Ｔｄｅｔ（２，１）及び対象となるセルモジュール３１−３の下に位置するセルモジュール３１−４（ｒｏｗ＝４，ｃｏｌ＝１）の温度Ｔｄｅｔ（４，１）から対象となるセルモジュール３１−３の温度を推定し、処理をステップＳ１７に移行することとなる。

ステップＳ１２の判別において、入力された温度に対応するセルモジュールの物理的な配置が高さ方向で一番上に位置している、あるいは、高さ方向で一番下に位置している場合には（ステップＳ１２；Ｙｅｓ）、入力された温度に対応するセルモジュールの物理的な配置が高さ方向の一番上に位置しているか否かを判別する（ステップＳ１４）。

ステップＳ１４の判別において、入力された温度に対応するセルモジュールの物理的な配置が高さ方向に一番上に位置していない場合、すなわち、入力された温度に対応するセルモジュールの物理的な配置が高さ方向に一番下に位置している場合には（ステップＳ１４；Ｎｏ）、対象となるセルモジュールの上に位置するセルモジュールの温度及び対象となるセルモジュールの隣（＝同一の高さに配置されている）に位置する他のセルモジュールの温度から対象となるセルモジュールの温度を推定し（ステップＳ１５）、処理をステップＳ１７に移行する。

より詳細には、対象となるセルモジュールの位置を例えば、（ｒｏｗ，ｃｏｌ）で表すとし、対象となるセルモジュールの温度推定値Ｔｅｓｔ（ｒｏｗ，ｃｏｌ）は、当該対象となるセルモジュールの隣りに位置するセルモジュールの温度Ｔｄｅｔ（ｒｏｗ，ｃｏｌ±１）及び上に位置するセルモジュールの温度Ｔｄｅｔ（ｒｏｗ−１，ｃｏｌ）をパラメータとする関数ｆにより（３）式のように表すことができる。

より詳細には、関数ｆは、（４）式のように表すことができる。

具体的には、例えば、対象となるセルモジュールをセルモジュール３１−２０（ｒｏｗ＝１０，ｃｏｌ＝２）とした場合には、対象となるセルモジュール３１−２０の上に位置するセルモジュール３１−１９（ｒｏｗ＝９，ｃｏｌ＝２）の温度及び対象となるセルモジュール３１−２０の隣に位置するセルモジュール３１−１０（ｒｏｗ＝１０，ｃｏｌ＝１）の温度から対象となるセルモジュール３１−２０の温度を推定し、処理をステップＳ１７に移行することとなる。

ステップＳ１４の判別において、入力された温度に対応するセルモジュールの物理的な配置が高さ方向に一番上に位置している場合には（ステップＳ１４；Ｙｅｓ）、対象となるセルモジュールの下に位置するセルモジュールの温度及び対象となるセルモジュールの隣り（＝同一の高さに配置されている）に位置する他のセルモジュールの温度から対象となるセルモジュールの温度を推定し（ステップＳ１６）、処理をステップＳ１７に移行する。

より詳細には、対象となるセルモジュールの位置を例えば、（ｒｏｗ，ｃｏｌ）で表すとし、対象となるセルモジュールの温度推定値Ｔｅｓｔ（ｒｏｗ，ｃｏｌ）は、当該対象となるセルモジュールの下に位置するセルモジュールの温度Ｔｄｅｔ（ｒｏｗ＋１，ｃｏｌ）及び隣りに位置するセルモジュールの温度Ｔｄｅｔ（ｒｏｗ，ｃｏｌ±１）をパラメータとする関数ｆにより（５）式のように表すことができる。

より詳細には、関数ｆは、（６）式のように表すことができる。

具体的には、例えば、対象となるセルモジュールをセルモジュール３１−１とした場合には、対象となるセルモジュール３１−１の下に位置するセルモジュール３１−２の温度及び対象となるセルモジュール３１−１の隣りに位置するセルモジュール３１−１１の温度から対象となるセルモジュール３１−１の温度を推定し、処理をステップＳ１７に移行することとなる。

続いて、ΔＴ演算部７２は、対象となるセルモジュールの検出した温度Ｔｄｅｔ（ｒｏｗ，ｃｏｌ）と当該セルモジュールの推定温度Ｔｅｓｔ（ｒｏｗ，ｃｏｌ）との差である温度差ΔＴを計算する（ステップＳ１７）。
具体的には、（７）式により温度差ΔＴを計算する。

次にΔＴ演算部７２は、全てのセルモジュールに対して温度差ΔＴを計算したか否かを判別する（ステップＳ１８）。
具体的には、図６の例の場合、セルモジュール３１−１〜セルモジュール３１−２０について測定温度と推定温度との差である温度差ΔＴを計算したか否かを判別することとなる。

ステップＳ１８の判別において、未だ全てのセルモジュールについて温度差ΔＴを計算していない場合には（ステップＳ１８；Ｎｏ）、温度差ΔＴの計算の対象となるセルモジュールを変更して（ステップＳ１９）、処理を再びステップＳ１２に移行し、以下、上述と同様の処理を繰り返すこととなる。

一方、ステップＳ１８の判別において、全てのセルモジュールに対して温度差ΔＴを計算した場合には（ステップＳ１８；Ｙｅｓ）、処理を終了する。

これにより、劣化状態検出部は、温度差ΔＴの計算結果に基づいて、セルモジュールの劣化状態あるいは異常状態を予測する。
ここで、健全な状態のセルモジュールのみで構成された場合及び劣化状態あるいは異常状態のセルモジュールが含まれている場合の計測温度及び推定温度の具体例について説明する。
まず、健全な状態のセルモジュールのみで構成された場合の計測温度及び推定温度の具体例について説明する。

図８は、健全な状態のセルモジュールのみで構成された場合の測定温度の説明図である。
また、図９は、健全な状態のセルモジュールのみで構成された場合の温度差ΔＴの説明図である。

例えば、対象となるセルモジュールの位置（ｒｏｗ，ｃｏｌ）＝（１，１）となるセルモジュール３１−１の温度は３２℃であり、このセルモジュール３１−１は、一番上に位置しているので、当該セルモジュール３１−１の下に位置するセルモジュール３１−２の温度及び当該セルモジュール３１−１の隣り（＝同一の高さに配置されている）に位置する他のセルモジュール３１−１１の温度から当該セルモジュール３１-１の温度を推定する。
すなわち、（８）式で表されるようになる。

実際の値を代入すると、（９）式に示すように、

となる。

これにより、温度差ΔＴは、図９に示すように、
ΔＴ＝３２−３３
＝−１
となる。

同様に対象となるセルモジュールの位置（ｒｏｗ，ｃｏｌ）＝（６，１）となるセルモジュール３１−６の温度は３８℃であり、このセルモジュール３１−６は、当該セルモジュール３１−６の上に位置するセルモジュール３１−５の温度＝３７℃及び当該セルモジュール３１−６の下に位置するセルモジュール３１−７の温度＝３６℃から当該セルモジュール３１−６の温度を推定する。
すなわち、（１０）式で表されることとなる。

実際の値を代入すると、（１１）式で表すように、

となる。

これにより、温度差ΔＴは、図９に示すように、
ΔＴ＝３８−３６．５
＝１．５
となる。

同様に、対象となるセルモジュールの位置（ｒｏｗ，ｃｏｌ）＝（１０，２）となるセルモジュール３１−２０の温度は３４℃であり、このセルモジュール３１−２０は、一番下に位置しているので、当該セルモジュール３１−２０の上に位置するセルモジュール３１−１９の温度及び当該セルモジュール３１−２０の隣り（＝同一の高さに配置されている）に位置する他のセルモジュール３１−１０の温度から当該セルモジュール３１−２０の温度を推定する。
すなわち、（１２）式で表されることとなる。

実際の値を代入すると、（１３）式で示すように、

となる。

これにより温度差ΔＴは、図９に示すように、
ΔＴ＝３４−３４
＝０
となる。

同様に全てのセルモジュールについて温度差ΔＴを求めると、図９に示すようになり、例えば、劣化状態あるいは異常状態を判別するための温度しきい値を例えば２．５℃とした場合、これを越えるセルモジュールは存在しないため、健全な状態のセルモジュールのみで構成されていると判別することとなる。

図１０は、劣化状態あるいは異常状態のセルモジュールが含まれている場合の計測温度の説明図である。
また、図１１は、劣化状態あるいは異常状態のセルモジュールが含まれている場合の温度差ΔＴの説明図である。

図１０においては、セルモジュール３１−６、３１−９、３１−１６の温度が同じ３９℃であるので、理解の容易のため、これらを例として劣化状態あるいは異常状態のセルモジュールが含まれているか否かの判別処理について説明する。

対象となるセルモジュールの位置（ｒｏｗ，ｃｏｌ）＝（６，１）となるセルモジュール３１−６の温度は３９℃であり、当該セルモジュール３１−６の上に位置するセルモジュール３１−５の温度＝３８℃及び当該セルモジュール３１−６の下に位置するセルモジュール３１−７の温度＝３７℃から当該セルモジュール３１−６の温度を推定する。
すなわち、（１４）式で表されることとなる。

実際の値を代入すると、（１５）式に示すように、

となる。

これにより温度差ΔＴは、図１１に示すように、
ΔＴ＝３９−３７．５
＝１．５（℃）
となる。

同様に対象となるセルモジュールの位置（ｒｏｗ，ｃｏｌ）＝（９，１）となるセルモジュール３１−９の温度は３９℃であり、このセルモジュール３１−９は、当該セルモジュール３１−９の上に位置するセルモジュール３１−８の温度＝３６℃及び当該セルモジュール３１−９の下に位置するセルモジュール３１−１０の温度＝３５℃から当該セルモジュール３１−９の温度を推定する。
すなわち、（１６）式で表されることとなる。

実際の値を代入すると、（１７）式に示すように、

となる。

これにより温度差ΔＴは、図１１に示すように、
ΔＴ＝３９−３５．５
＝３．５（℃）
となる。

同様に、対象となるセルモジュールの位置（ｒｏｗ，ｃｏｌ）＝（６，２）となるセルモジュール３１−１６の温度は３９℃であり、当該セルモジュール３１−１６の上に位置するセルモジュール３１−１５の温度＝３８℃及び当該セルモジュール３１−１６の下に位置するセルモジュール３１−１７の温度＝３８℃から当該セルモジュール３１−１６の温度を推定する。
すなわち、（１８）式で表されることとなる。

実際の値を代入すると、（１９）式に示すように、

となる。

これにより、温度差ΔＴは、図１１に示すように、
ΔＴ＝３９−３８
＝１（℃）
となる。

同様に全てのセルモジュールについて温度差ΔＴを求めると、図１１に示すようになる。
したがって、例えば、劣化状態あるいは異常状態を判別するための温度しきい値を、例えば２．５℃とした場合、これを越えるセルモジュール３１−９（温度差ΔＴ＝３．５℃）が存在するため、劣化状態あるいは異常状態のセルモジュールが含まれていると判別することとなる。

以上をまとめると、温度差ΔＴが小さい場合は、推定される温度勾配上に対象蓄電池のセル温度計測値が存在することを意味するため、劣化もしくは異常に伴う発熱は認められず、対象蓄電池は健全であると予測する。

一方、温度差ΔＴが大きい場合は、劣化もしくは異常に伴う発熱が原因で、推定される温度勾配上に対象蓄電池のセル温度計測値が存在しないため、対象蓄電池は劣化もしくは異常であると予測するのである。

以上の説明のように、本第１実施形態によれば、蓄電池システムにおいて、セルモジュールの配置位置に起因する温度勾配を考慮することで、様々な温度環境においても正確にセルモジュール（蓄電池）の劣化状態あるいは、異常状態をより正確に予測できる。

［２］第２実施形態
上記第１実施形態においては、算出された温度差ΔＴが所定のしきい値を超えた場合には、セルモジュールが劣化あるいは異常であると判断する構成を採っていたが、本第２実施形態は、より確実にセルモジュールの劣化あるいは異常を検出するために温度差ΔＴが所定のしきい値を超えた回数をカウントし、カウントに基づいてセルモジュールの劣化あるいは異常を判断するものである。

図１２は、第２実施形態の蓄電池システムの要部の機能構成ブロック図である。
図１２において、図５の第１実施形態と同様の部分には同一の符号を付し、その詳細な説明を省略する。

図１２において、図５の第１実施形態と異なる点は、ΔＴ演算部７２の後段に温度差ΔＴが所定のしきい値を超えた回数をカウントするカウント部７５と、カウント部７５のカウント結果に基づいてセルモジュール３１−１〜３１−２０の劣化状態あるいは異常状態を予測する劣化予測部７３Ａと、を備えた点である。

ここで、劣化予測部７３Ａは、カウント部７５におけるカウント数がある一定値を超えた場合に対象蓄電池は劣化状態もしくは異常状態であると予測する。

従って、本第２実施形態によれば、周囲環境の変化によりたまたま温度差ΔＴが所定のしきい値を超えてしまった場合でも、瞬時的な判断ではなく、劣化状態あるいは異常状態に伴う発熱の傾向をより安定的に把握できるため、蓄電池の劣化状態又は異常状態を高精度に予測できる。

［３］第３実施形態
図１３は、第３実施形態の蓄電池システムの要部の機能構成ブロック図である。
図１３において、図１２の第２実施形態と同様の部分には同一の符号を付し、詳細な説明を援用する。
上記各実施形態においては、劣化予測部７３、７３Ａの予測結果の利用については、明確に述べていなかったが、本第３実施形態は、劣化予測部７３、７３Ａにおいて劣化状態もしくは異常状態と予測したセルモジュール（蓄電池）の状態をユーザに数段階に段階分けした劣化状態あるいは異常状態として提示する劣化提示部７７を備えた点を特徴としている。

次に第３実施形態の構成について説明する。
劣化提示部２１は、劣化予測部７３、７３Ａにおいて劣化状態あるいは異常状態と予測したセルモジュールの状態を、温度差ΔＴの大きさあるいは温度差ΔＴが所定の閾値を超えた回数のカウント数のうち少なくともいずれか一方に基づいて、数段階で劣化状態あるいは異常状態としてユーザに提示する。
以下の説明においては、温度差ΔＴの大きさ及び温度差ΔＴが所定の閾値を超えた回数のカウント数に基づき段階分けする場合を例とする。

図１４は、第３実施形態の説明図である。
温度差ΔＴに対しては、セルモジュールが劣化状態あるいは異常状態にあるとの疑いがあると予想される閾値ＴｈＡと、蓄電池の劣化もしくは異常が確実であると考えられる閾値ＴｈＢを設定する。

そして、温度差ΔＴの大きさが閾値ＴｈＡ未満である場合は、劣化予測部７３Ａは、対象蓄電池の劣化状態あるいは異常状態であるとの兆候がないと判断し、劣化提示部７７は、その旨をユーザへ提示する。

温度差ΔＴの大きさが閾値ＴｈＡから閾値ＴｈＢの間であるとカウントされたカウント数が所定のカウント数閾値ＴｈＣより少ない場合（図１４の領域ＡＲＡ）は、劣化予測部７３Ａは、対象となるセルモジュールが劣化状態あるいは異常状態である可能性はあるが、緊急性は少ない状態であると判断し、劣化提示部７７は、その旨をユーザーへ提示する。

温度差ΔＴの大きさが閾値ＴｈＡから閾値ＴｈＢの間であるとカウントされたカウント数が所定のカウント数閾値ＴｈＣ以上の場合（図１４の領域ＡＲＢ）は、劣化予測部７３Ａは、対象となるセルモジュールが劣化状態もしくは異常である可能性が高いと判断し、劣化提示部７７は、その旨をユーザーへ提示する。

温度差ΔＴの大きさが閾値ＴｈＢより大きい場合（図１４の領域ＡＲＣ）は、劣化予測部７３Ａは、閾値ＴｈＢを越えたとされたカウント数に関係なく対象となるセルモジュールが劣化もしくは異常である可能性が高く緊急に対応する必要があると判断し、劣化提示部７７は、その旨をユーザへ提示する。

なお、温度差ΔＴに対する閾値の数は、閾値ＴｈＡ及び閾値ＴｈＢの２つの場合に限られず、３つ以上として、より領域を細分化し、各領域に応じた情報を劣化提示部７７により提示するようにしても良い。
以上の説明のように、本第３実施形態によれば、劣化予測部７３Ａにおいて劣化状態あるいは異常状態であると予測したセルモジュール（蓄電池）の状態を数段階で劣化提示部７７を介してユーザに提示することで、ユーザが各段階に応じたより適切な対応がとれる。

［４］第４実施形態
次に第４実施形態について説明する。
図１５は、第４実施形態の蓄電池システムの要部の機能構成ブロック図である。
本第４実施形態が、第１実施形態及び第２実施形態と異なる点は、セルモジュール（蓄電池）の電圧を計測する電池電圧計測部７９と、電池電圧計測部７９によって計測されたセルモジュールの電圧を用いて劣化状態あるいは異常状態を表す指標であり、計測電圧と予測電圧との差であるΔＶを演算処理するΔＶ演算部８１と、ΔＴ演算部７２で演算処理された温度差ΔＴが所定のしきい値を超えた回数をカウントするとともにΔＶ演算部８１で演算処理されたΔＶが設定された閾値を超えた回数をカウントするカウント部７５Ａと、カウント部７５Ａの演算処理結果に基づいて蓄電池１の劣化状態あるいは異常状態であることを予測する劣化予測部７３Ｂと、を備えた点である。

上記構成において、電池電圧計測部７９は、蓄電池システムを構成するセルモジュールの電圧をセルモジュール毎に計測し、あるいは、複数のセルモジュールで構成されるセルモジュール群の電圧をセルモジュール群毎に計測する。
蓄電池システムにおける温度勾配（環境温度の温度勾配）は、セルモジュール３１−１〜３１−２０の電圧に影響を及ぼす可能性がある。通電時の蓄電池のセル電圧は、蓄電池の起電力分と内部抵抗による電圧変化分で構成される。

セルモジュール３１−１〜３１−２０の内部抵抗（電池の内部抵抗）は、セルモジュールの温度によって変化するため、温度差がある各セルモジュールの電圧は異なる可能性がある。そこで、直列に接続されたセルモジュールに関して、対象セルモジュールの上に位置するセルモジュールと下に位置するセルモジュールの電圧を用いることで、判断対象のセルモジュールの劣化状態あるいは異常状態を予測する。

ΔＶ演算部８１は、計測されたセルモジュールの電圧を用いて劣化状態あるいは異常状態を表す指標であるΔＶを演算処理する。
続いて計測されたセルモジュールの電圧を用いて対象となるセルモジュールのセル電圧を推定し、セル電圧の計測値とどれだけ乖離しているか（ΔＶ）を計算する。
具体的には、対象となるセルモジュールの電圧推定値Ｖ_ｅｓｔは、対象となるセルモジュールと直列に接続されており、かつ、上流側（前段側）に次に位置するセルモジュールの電圧と、対象となるセルモジュールと直列に接続されており、かつ、下流側（後段側）に次に位置するセルモジュールの電圧と、に基づいて推定する。
対象となるセルモジュールの上流側に次に位置するセルモジュールの電圧をＶ_ｄｅｔ（ｒｏｗ−１，ｃｏｌ）とし、下流側に次に位置するセルモジュールの電圧をＶ_ｄｅｔ（ｒｏｗ＋１，ｃｏｌ）とすると、対象となるセルモジュールの電圧推定値Ｖ_ｅｓｔ（ｒｏｗ，ｃｏｌ）は（２０）式に示す関数ｆで表すことができる。

具体的には、例えば、（２１）式で求めることができる。

この結果、ΔＶは、（２２）式により算出される。

なお、対象となるセルモジュールが一番上もしくは一番下に位置する場合は、対象となるセルモジュールの電圧計測値と、対象となるセルモジュール蓄電池と直列に接続されており且つ近傍の蓄電池のセル電圧計測値の差分の絶対値をΔＶとしても良い。

カウント部７５Ａは、温度差ΔＴに関するカウントとは別に、ΔＶ演算部８１で演算処理されたΔＶが設定された閾値を超えた場合に、その回数をカウントする。
劣化予測部７３Ｂは、温度差ΔＴに関するカウント数が所定のカウント閾値を超えた場合、あるいは、ΔＶに対応するカウント数が所定のカウント閾値を超えた場合に、対象となるセルモジュールは、劣化状態あるいは異常状態であると予測する。

以上の説明のように、本第４実施形態によれば、セルモジュールの温度だけではなくセルモジュールの電圧も用いてセルモジュールの劣化状態あるいは異常状態を高精度に予測することができる。

［５］第５実施形態
次に第５実施形態について説明する。
図１６は、第５実施形態の蓄電池システムの要部の機能構成ブロック図である。
本第５実施形態が、図１５の第４実施形態と異なる点は、劣化予測部５においてΔＴ演算部７２およびΔＶ演算部８１およびカウント部７３Ｂの演算処理結果に基づいて劣化状態もしくは異常状態であると予測したセルモジュールの状態をユーザに数段階で提示する劣化提示部７７Ａを備えた点である。

この劣化提示部７７Ａについては、温度差ΔＴの大きさと温度差ΔＴが設定された閾値を超えた場合のカウント数、ΔＶの大きさとΔＶが設定された閾値を超えた場合のカウント数に基づき劣化状態もしくは異常状態であると予測したセルモジュールの状態を数段階でユーザへ提示する。

ここで、具体的な動作について再び図１４を参照して説明する。
具体的には、図１４に示したように、温度差ΔＴの大きさが閾値ＴｈＡ未満である場合であって、ΔＶが設定された閾値を超えたカウント数が所定の閾値未満であれば、対象のセルモジュールは正常であると判断し、その旨を劣化提示部７７Ａにおいてユーザへ提示する。
しかしながら、図１４に示したように、温度差ΔＴの大きさが閾値ＴｈＡ未満である場合であっても（図１４の領域ＡＲＡ）、ΔＶが設定された閾値を超えたカウント数が所定の閾値以上であれば、対象となるセルモジュールが劣化状態もしくは異常状態である可能性が高いと判断し、その旨をユーザーへ提示する。

さらに、温度差ΔＴの大きさが閾値ＴｈＡから閾値ＴｈＢの間でカウントされカウント数が多い場合（図１４の領域ＡＲＢ）において、ΔＶが設定された閾値を超えたカウント数が所定の閾値以上であれば、対象蓄電池が劣化もしくは異常である可能性が高く緊急に対応する必要があると判断し、その旨をユーザーへ提示しても良い。

以上の説明のように、本第５実施形態によれば、完全に劣化状態あるいは異常状態とは断定できない場合であっても、それらの可能性の高さに応じてユーザに告知できるため、ユーザが柔軟に対応することができ、メンテナンス性を向上させることができる。

［６］第６実施形態
次に、第６実施形態について説明する。
上記各実施形態においては、温度差ΔＴに基づいて劣化状態あるいは異常状態の判断に用いる閾値が予め定められている場合について説明したが、温度差ΔＴに対する閾値については、蓄電池システムの環境、運用状況に応じて適宜変化させても良い。

例えば、高い充放電レートで充放電を行う運用状況であれば、劣化した蓄電池はより発熱することを想定して、温度差ΔＴに対する閾値を高めに設定しても良い。

また、空調設備の位置や稼働状況によって蓄電池システムの温度勾配がほぼ発生しない、または、温度勾配が単調変化で常に維持されているような環境であれば、温度差ΔＴに対する閾値を低めに設定しても良い。

［７］実施形態の変形例
本実施形態の蓄電池の劣化予測装置として機能する上位制御装置は、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、本実施形態の蓄電池の劣化予測装置として機能する上位制御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、本実施形態の蓄電池の劣化予測装置として機能する上位制御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、本実施形態の蓄電池の劣化予測装置として機能する上位制御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、本実施形態の蓄電池の劣化予測装置として機能する上位制御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 (11)

1. 多直列多並列に接続された複数の蓄電池を備えた蓄電池システムにおいて用いられる蓄電池の劣化予測装置であって、
   前記蓄電池の温度の計測結果が入力され、状態判別対象の蓄電池の温度と、前記状態判別対象の蓄電池が配置されており前記蓄電池の配置位置に起因する環境温度の温度勾配が存在している温度環境において所定の範囲に配置されている他の複数の蓄電池の温度に基づいて前記状態判別対象の蓄電池の温度を推定した推定温度と、の温度差ΔＴを演算する演算部と、
   前記温度差ΔＴに基づいて前記状態判別対象の蓄電池が劣化状態あるいは異常状態にあると予測する予測部と、
   を備えた蓄電池の劣化予測装置。
2. 前記温度差ΔＴが所定の閾値を超えた回数をカウントするカウント部を備え、
   前記予測部は、前記温度差ΔＴ及びカウント部のカウント数に基づいて前記状態判別対象の蓄電池が劣化状態あるいは異常状態にあると予測する、
   請求項１記載の蓄電池の劣化予測装置。
3. 前記予測部は、前記温度差ΔＴと所定の一又は複数の閾値との大小関係に基づいて前記状態判別対象の蓄電池が劣化状態あるいは異常状態にあると予測する、
   請求項１又は請求項２記載の蓄電池の劣化予測装置。
4. 前記一又は複数の閾値は、可変とされている、
   請求項３記載の蓄電池の劣化予測装置。
5. 前記所定の範囲は、前記状態判別対象の蓄電池が配置されている温度環境と同一であると見做せる温度環境に相当する配置位置範囲である、
   請求項１乃至請求項４のいずれか一項記載の蓄電池の劣化予測装置。
6. 前記蓄電池の電圧の計測結果が入力され、前記状態判別対象の蓄電池の電圧と、前記状態判別対象の蓄電池が配置され、前記所定の範囲に配置されている他の複数の蓄電池の電圧に基づいて、前記状態判別対象の蓄電池の温度を推定した推定電圧との電圧差ΔＶを演算する第２の演算部と、を備え、
   前記予測部は、前記電圧差ΔＶに基づいて前記予測を行う、
   請求項１乃至請求項５のいずれか一項記載の蓄電池の劣化予測装置。
7. 前記電圧差ΔＶが所定の閾値を超えた回数をカウントする第２のカウント部を備え、
   前記予測部は、前記電圧差ΔＶ及び第２のカウント部のカウント数に基づいて前記予測を行う、
   請求項６記載の蓄電池の劣化予測装置。
8. 前記予測部の予測結果をユーザに提示する提示部を備えた、
   請求項１乃至請求項７のいずれか一項記載の蓄電池の劣化予測装置。
9. 多直列多並列に接続された複数の蓄電池と、
   前記蓄電池の温度を計測する温度計測部と、
   前記蓄電池の温度の計測結果が入力され、状態判別対象の蓄電池の温度と、前記状態判別対象の蓄電池が配置されており前記蓄電池の配置位置に起因する環境温度の温度勾配が存在している温度環境において所定の範囲に配置されている他の複数の蓄電池の温度に基づいて前記状態判別対象の蓄電池の温度を推定した推定温度と、の温度差ΔＴを演算する演算部と、前記温度差ΔＴに基づいて前記状態判別対象の蓄電池が劣化状態あるいは異常状態にあると予測する予測部と、を有する蓄電池の劣化予測装置と、
   を備えた蓄電池システム。
10. 多直列多並列に接続された複数の蓄電池を備えた蓄電池システムにおいて実行される蓄電池の劣化を予測する方法であって、
    前記蓄電池の温度の計測結果が入力され、状態判別対象の蓄電池の温度と、前記状態判別対象の蓄電池が配置されており前記蓄電池の配置位置に起因する環境温度の温度勾配が存在している温度環境において所定の範囲に配置されている他の複数の蓄電池の温度に基づいて前記状態判別対象の蓄電池の温度を推定した推定温度と、の温度差ΔＴを演算する過程と、
    前記温度差ΔＴに基づいて前記状態判別対象の蓄電池が劣化状態あるいは異常状態にあると予測する過程と、
    を備えた方法。
11. 多直列多並列に接続された複数の蓄電池を備えた蓄電池システム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、
    前記蓄電池の温度の計測結果が入力され、状態判別対象の蓄電池の温度と、前記状態判別対象の蓄電池が配置されており前記蓄電池の配置位置に起因する環境温度の温度勾配が存在している温度環境において所定の範囲に配置されている他の複数の蓄電池の温度に基づいて前記状態判別対象の蓄電池の温度を推定した推定温度と、の温度差ΔＴを演算する手段と、
    前記温度差ΔＴに基づいて前記状態判別対象の蓄電池が劣化状態あるいは異常状態にあると予測する手段と、
    して機能させるプログラム。

Images