JP6927009B2 - 二次電池システムおよび二次電池のｓｏｃ推定方法 - Google Patents

二次電池システムおよび二次電池のｓｏｃ推定方法 Download PDF

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Description

本開示は、二次電池システムおよび二次電池のＳＯＣ推定方法に関し、より特定的には、二次電池のＳＯＣ−ＯＣＶ特性（ＳＯＣ−ＯＣＶカーブ）を用いてＯＣＶからＳＯＣを推定する技術に関する。
二次電池のＳＯＣを高精度に推定することは、二次電池を適切に保護したり二次電池を十分に活用したりする上で重要である。二次電池のＳＯＣ推定の代表的手法として、二次電池のＳＯＣ−ＯＣＶカーブを用いてＯＣＶからＳＯＣを推定する手法が広く知られている。
二次電池のなかには、二次電池が満充電された状態から放電する際に得られるＳＯＣ−ＯＣＶカーブである放電曲線と、二次電池が完全放電された状態から充電する際に得られるＳＯＣ−ＯＣＶカーブである充電曲線とが顕著に乖離する系が存在する。このような充電曲線と放電曲線とが乖離することをＳＯＣ−ＯＣＶカーブに「ヒステリシス」が存在するとも言う。たとえば特開２０１５−１６６７１０号公報（特許文献１）は、ヒステリシスを考慮した上でＯＣＶからＳＯＣを推定する技術を開示する。
特開２０１５−１６６７１０号公報 特開２０１４−１３９５２１号公報 特開２０１１−０９７７２９号公報 特開２０１７−０２０８５５号公報
"In Situ Measurements of Stress-Potential Coupling in Lithiated Silicon", V. A. Sethuraman et al., Journal of The Electrochemical Society, 157 (11) A1253-A1261 (2010)
二次電池の状態（二次電池のＯＣＶとＳＯＣと組み合わせ）には、二次電池の使用履歴に応じて、二次電池の状態が充電カーブ上または放電カーブ上にプロットされる場合と、そうでない場合とが存在する。言い換えると、充電カーブまたは放電カーブを参照することによって二次電池のＯＣＶからＳＯＣを推定することができる場合と、充電カーブまたは放電カーブを参照するだけではＳＯＣを正確に推定することができない場合とがある。このことは、ＳＯＣの推定手法を二次電池の使用履歴に応じて適宜選択すべきことを意味する。特許文献１に開示された技術では、そのような選択をどのように行なうかの基準が明確でない点において、ＳＯＣの推定精度に向上の余地が存在する。
本開示は上記課題を解決するためになされたものであって、その目的は、二次電池のＳＯＣとＯＣＶとの対応関係を用いてＯＣＶからＳＯＣを推定する二次電池システムにおいて、ＳＯＣの推定精度を向上させることである。
また、本開示の他の目的は、二次電池のＳＯＣとＯＣＶとの対応関係を用いてＯＣＶからＳＯＣを推定するＳＯＣ推定方法において、ＳＯＣの推定精度を向上させることである。
（１）本開示のある局面に従う二次電池システムは、二次電池と、二次電池のＳＯＣを推定する制御装置とを備える。制御装置は、二次電池が完全放電状態から満充電状態まで充電された場合の二次電池のＳＯＣ−ＯＣＶ特性を示す充電曲線と、二次電池が満充電状態から完全放電状態まで放電された場合の二次電池のＳＯＣ−ＯＣＶ特性を示す放電曲線とを用いて、二次電池のＯＣＶから二次電池のＳＯＣを推定する「ＳＯＣ推定処理」を実行する。制御装置は、ＳＯＣ推定処理において、放電から充電への切り替え時から二次電池に充電された電気量を示す第１の電気量と、充電から放電への切り替え時から二次電池から放電された電気量を示す第２の電気量の大きさが第２の基準電気量とを算出するように構成される。制御装置は、第１の電気量の大きさが第１の基準電気量を上回る場合、充電曲線を参照することによって二次電池のＯＣＶからＳＯＣを推定する。制御装置は、第２の電気量の大きさが第２の基準電気量を上回る場合、放電曲線を参照することによって二次電池のＯＣＶからＳＯＣを推定する。制御装置は、第１の電気量の大きさが第１の基準電気量を下回る場合、または、第２の電気量の大きさが第２の基準電気量を下回る場合には、二次電池のＳＯＣとＯＣＶとにより規定される領域のうち充電曲線と放電曲線とにより囲まれた領域内における二次電池のＳＯＣ−ＯＣＶ特性を補完する所定の対応関係を用いることによって、二次電池のＯＣＶからＳＯＣを推定する。
（２）好ましくは、第１の電気量は、放電曲線上での放電から充電への切り替え時から二次電池に充電された電気量を示す。第２の電気量は、充電曲線上での充電から放電への切り替え時から二次電池から放電された電気量を示す。
（３）好ましくは、制御装置は、上記領域内において二次電池のＳＯＣとＯＣＶとの間に成立する線形近似関係を対応関係として用いることによって、二次電池のＯＣＶからＳＯＣを推定する。線形近似関係とは、ＳＯＣとＯＣＶとの間に成立する厳密な線形関係に限定されず、わずかな非線形性を含むものの基本的には線形と見なせる関係であってもよい。
（４）好ましくは、制御装置は、線形関係における比例定数と、二次電池の温度と、二次電池のＳＯＣとの間に成立する相関関係が格納されたメモリを含む。制御装置は、ＳＯＣ推定処理を繰り返し実行し、二次電池の温度と、前回のＳＯＣ推定処理により推定された二次電池のＳＯＣとから比例定数を算出する。
（５）好ましくは、制御装置は、線形関係における比例定数と、充放電の切り替え時における二次電池のＳＯＣおよびＯＣＶとを用いることによって、二次電池のＯＣＶからＳＯＣを推定する。
（６）好ましくは、制御装置は、ＳＯＣ推定処理において、放電曲線上での放電から充電への切り替え時を基準時として、その基準時以降に二次電池から放電された電気量が二次電池に充電された電気量よりも大きい場合（放電過多である場合）は、放電曲線を参照することによって二次電池のＯＣＶからＳＯＣを推定し、充電曲線上での充電から放電への切り替え時を基準時として、その基準時以降に二次電池に充電された電気量が二次電池から放電された電気量よりも大きい場合（充電過多である場合）は、充電曲線を参照することによって二次電池のＯＣＶからＳＯＣを推定する。
（７）本開示の他の局面に従う二次電池のＳＯＣ推定方法においては、完全放電状態から満充電状態まで二次電池が充電された場合に取得される二次電池のＯＣＶとＳＯＣとの対応関係を示す充電曲線と、満充電状態から完全放電状態まで二次電池が放電された場合に取得される二次電池のＯＣＶとＳＯＣとの対応関係を示す放電曲線とが予め定められている。ＳＯＣ推定方法は、第１〜第３のステップを含む。第１のステップは、放電から充電への切り替え時から二次電池に充電された電気量を示す第１の電気量の大きさが第１の基準電気量を上回る場合に、充電曲線を参照することによって二次電池のＯＣＶからＳＯＣを推定するステップである。第２のステップは、充電から放電への切り替え時から二次電池から放電された電気量を示す第２の電気量の大きさが第２の基準電気量を上回る場合に、放電曲線を参照することによって二次電池のＯＣＶからＳＯＣを推定するステップである。第３のステップは、第１の電気量の大きさが第１の基準電気量を下回る場合、または、第２の電気量の大きさが第２の基準電気量を下回る場合には、二次電池のＳＯＣとＯＣＶとにより規定される領域のうち充電曲線と放電曲線とにより囲まれた領域内における二次電池のＳＯＣ−ＯＣＶ特性を補完する所定の対応関係を用いることによって、二次電池のＯＣＶからＳＯＣを推定するステップである。
本発明者により発見された二次電池の挙動によれば、二次電池の充電が所定の電気量（第１の基準電気量）以上行なわれた場合には、二次電池のＳＯＣにかかわらず、二次電池の状態（ＳＯＣとＯＣＶとの組合せ）が充電曲線上にプロットされる。逆に、二次電池の放電が所定の電気量（第２の基準電気量）以上行なわれた場合にも、二次電池のＳＯＣにかかわらず、二次電池の状態が放電曲線上にプロットされる。したがって、上記（１）の構成または上記（７）の方法によれば、これらの場合には、充電曲線または放電曲線を参照することによって、二次電池のＯＣＶからＳＯＣを高精度に推定することができる。
一方、第１の電気量が第１の基準電気量未満である場合、または、第２の電気量が第２の基準電気量未満である場合には、二次電池の状態は、充電曲線と放電曲線とにより囲まれた領域内にプロットされる。そのため、これらの場合には、上記（１）の構成または上記（７）の方法のように、当該領域内における二次電池のＳＯＣ−ＯＣＶ特性を補完する所定の対応関係を用いることによって、二次電池のＯＣＶからＳＯＣを高精度に推定することができる。
上記（３）の構成によれば、二次電池のＳＯＣとＯＣＶとの間の線形近似関係を用いることによって、簡易な演算でＳＯＣを推定することができる。
上記（４）の構成によれば、二次電池の温度およびＳＯＣの影響が比例定数に反映される。これにより、比例定数の算出精度が向上し、その結果としてＳＯＣの推定精度を一層向上させることができる。
上記（５）の構成によれば、上記（３）の構成と同様に線形近似関係が用いられるので、簡易な演算でＳＯＣを推定することができる。
本開示によれば、ＳＯＣの推定精度を向上させることができる。
実施の形態１に係る二次電池システムが搭載された車両の全体構成を概略的に示す図である。 各セルの構成をより詳細に説明するための図である。 組電池の充放電に伴う表面応力の変化の一例を示す図である。 実施の形態１における組電池のＳＯＣ−ＯＣＶカーブのヒステリシスの一例を示す図である。 第１〜第３のＳＯＣ推定処理の概要を説明するための図である。 ＳＯＣ推定処理の選択手法を説明するための概念図である。 第３の推定処理をより詳細に説明するための図である。 比例定数を算出するためのマップの一例を示す図である。 実施の形態１におけるＳＯＣ推定処理を説明するためのフローチャートである。 選択処理を示すフローチャートである。 フラグＧがＧ＝１である場合の処理を説明するための図である。 フラグＧがＧ＝２である場合の処理を説明するための図である。 第１の推定処理を示すフローチャートである。 第２の推定処理を示すフローチャートである。 第３の推定処理を示すフローチャートである。 実施の形態２における満充電容量算出処理を説明するためのフローチャートである。
以下、本開示の実施の形態について、図面を参照しながら詳細に説明する。なお、図中同一または相当部分には同一符号を付してその説明は繰り返さない。
以下では、本実施の形態に係る二次電池システムがハイブリッド車両（より特定的には、いわゆるプラグインハイブリッド車両）に搭載された構成を例に説明する。ただし、本実施の形態に係る二次電池システムは、ハイブリッド車両に限らず、走行用の組電池が搭載される車両全般（電気自動車、燃料電池車など）に適用可能である。さらに、本実施の形態に係る二次電池システムの用途は車両用に限定されず、たとえば定置用であってもよい。
［実施の形態１］
＜二次電池システムの構成＞
図１は、実施の形態１に係る二次電池システムが搭載された車両の全体構成を概略的に示す図である。図１を参照して、車両１は、プラグインハイブリッド車両であって、二次電池システム２と、モータジェネレータ６１，６２と、エンジン６３と、動力分割装置６４と、駆動軸６５と、駆動輪６６とを備える。二次電池システム２は、組電池１０と、監視ユニット２０と、パワーコントロールユニット（ＰＣＵ：Power Control Unit）３０と、インレット４０と、充電装置５０と、電子制御装置（ＥＣＵ：Electronic Control Unit）１００とを備える。
モータジェネレータ６１，６２の各々は、交流回転電機であり、たとえば、ロータに永久磁石が埋設された三相交流同期電動機である。モータジェネレータ６１は、主として、動力分割装置６４を経由してエンジン６３により駆動される発電機として用いられる。モータジェネレータ６１が発電した電力は、ＰＣＵ３０を介してモータジェネレータ６２または組電池１０に供給される。
モータジェネレータ６２は、主として電動機として動作し、駆動輪６６を駆動する。モータジェネレータ６２は、組電池１０からの電力およびモータジェネレータ６１の発電電力の少なくとも一方を受けて駆動され、モータジェネレータ６２の駆動力は駆動軸６５に伝達される。一方、車両の制動時や下り斜面での加速度低減時には、モータジェネレータ６２は、発電機として動作して回生発電を行なう。モータジェネレータ６２が発電した電力は、ＰＣＵ３０を介して組電池１０に供給される。
エンジン６３は、空気と燃料との混合気を燃焼させたときに生じる燃焼エネルギーをピストンやロータなどの運動子の運動エネルギーに変換することによって動力を出力する内燃機関である。
動力分割装置６４は、たとえば、サンギヤ、キャリア、リングギヤの３つの回転軸を有する遊星歯車機構（図示せず）を含む。動力分割装置６４は、エンジン６３から出力される動力を、モータジェネレータ６１を駆動する動力と、駆動輪６６を駆動する動力とに分割する。
組電池１０は、複数のセル１１（図２参照）を含む。本実施の形態において、各セルは、リチウムイオン二次電池である。リチウムイオン二次電池の電解質は、液系に限らず、ポリマー系であってもよいし全固体系であってもよい。
組電池１０は、モータジェネレータ６１，６２を駆動するための電力を蓄え、ＰＣＵ３０を通じてモータジェネレータ６１，６２へ電力を供給する。また、組電池１０は、モータジェネレータ６１，６２の発電時にＰＣＵ３０を通じて発電電力を受けて充電される。
監視ユニット２０は、電圧センサ２１と、電流センサ２２と、温度センサ２３とを含む。電圧センサ２１は、組電池１０に含まれる各セル１１の電圧を検出する。電流センサ２２は、組電池１０に入出力される電流ＩＢを検出する。充電時の電流ＩＢは正であり、放電時の電流ＩＢは負である。温度センサ２３は、セル１１毎の温度を検出する。各センサは、その検出結果をＥＣＵ１００に出力する。
なお、電圧センサ２１は、たとえば直列接続された複数のセル１１を監視単位として電圧ＶＢを検出してもよい。また、温度センサ２３は、隣接する複数のセル１１を監視単位として温度ＴＢを検出してもよい。このように、本実施の形態では、監視単位は特に限定されない。よって、以下では説明の簡略化のため、単に「組電池１０の電圧ＶＢを検出する」あるいは「組電池１０の温度ＴＢを検出する」と記載する。ＳＯＣおよびＯＣＶについても同様に、組電池１０を推定単位として記載する。
ＰＣＵ３０は、ＥＣＵ１００からの制御信号に従って、組電池１０とモータジェネレータ６１，６２との間で双方向の電力変換を実行する。ＰＣＵ３０は、モータジェネレータ６１，６２の状態をそれぞれ別々に制御可能に構成されており、たとえば、モータジェネレータ６１を回生状態（発電状態）にしつつ、モータジェネレータ６２を力行状態にすることができる。ＰＣＵ３０は、たとえば、モータジェネレータ６１，６２に対応して設けられる２つのインバータと、各インバータに供給される直流電圧を組電池１０の出力電圧以上に昇圧するコンバータ（いずれも図示せず）とを含んで構成されている。
インレット４０は、充電ケーブルを接続可能に構成されている。インレット４０は、充電ケーブルを介して、車両１の外部に設けられた電源９０からの電力供給を受ける。電源９０は、たとえば商用電源である。
充電装置５０は、電源９０から充電ケーブルおよびインレット４０を介して供給された電力を、ＥＣＵ１００からの制御信号に従って組電池１０の充電に適した電力に変換する。充電装置５０は、たとえばインバータおよびコンバータ（いずれも図示せず）を含んで構成されている。
ＥＣＵ１００は、ＣＰＵ（Central Processing Unit）１００Ａと、メモリ（より具体的にはＲＯＭ（Read Only Memory）およびＲＡＭ（Random Access Memory））１００Ｂと、各種信号を入出力するための入出力ポート（図示せず）とを含んで構成される。ＥＣＵ１００は、監視ユニット２０の各センサから受ける信号ならびにメモリ１００Ｂに記憶されたプログラムおよびマップに基づいて、組電池１０のＳＯＣを推定する「ＳＯＣ推定処理」を実行する。そして、ＥＣＵ１００は、ＳＯＣ推定処理の結果に応じて組電池１０の充放電を制御する。ＳＯＣ推定処理については後に詳細に説明する。なお、ＥＣＵ１００は、本開示に係る「制御装置」に相当する。
図２は、各セル１１の構成をより詳細に説明するための図である。図２におけるセル１１は、その内部を透視して示されている。
図２を参照して、セル１１は、角型（略直方体形状）の電池ケース１１１を有する。電池ケース１１１の上面は蓋体１１２によって封じられている。正極端子１１３および負極端子１１４の各々の一方端は、蓋体１１２から外部に突出している。正極端子１１３および負極端子１１４の他方端は、電池ケース１１１内部において、内部正極端子および内部負極端子（いずれも図示せず）にそれぞれ接続されている。電池ケース１１１の内部には電極体１１５が収容されている。電極体１１５は、正極１１６と負極１１７とがセパレータ１１８を介して積層され、その積層体が捲回されることにより形成されている。電解液は、正極１１６、負極１１７およびセパレータ１１８等に保持されている。
正極１１６、セパレータ１１８および電解液には、リチウムイオン二次電池の正極、セパレータおよび電解液として従来公知の構成および材料をそれぞれ用いることができる。一例として、正極１１６には、コバルト酸リチウムの一部がニッケルおよびマンガンにより置換された三元系の材料を用いることができる。セパレータには、ポリオレフィン（たとえばポリエチレンまたはポリプロピレン）を用いることができる。電解液は、有機溶媒（たとえばＤＭＣ（dimethyl carbonate)とＥＭＣ（ethyl methyl carbonate)とＥＣ（ethylene carbonate)との混合溶媒）と、リチウム塩（たとえばＬｉＰＦ６）と、添加剤（たとえばＬｉＢＯＢ（lithium bis(oxalate)borate）またはＬｉ［ＰＦ２（Ｃ２Ｏ４）２］）等を含む。電解液に代えて、ポリマー系電解質を用いてもよいし、酸化物系、硫化物系などの無機系固体電解質を用いてもよい。
なお、セルの構成は特に限定されず、電極体が捲回構造ではなく積層構造を有するものであってもよい。また、角型の電池ケースに限らず、円筒型またはラミネート型の電池ケースも採用可能である。
従来、リチウムイオン二次電池の典型的な負極活物質は、炭素材料（たとえば黒鉛（グラファイト））であった。これに対し、本実施の形態では、シリコン系化合物（ＳｉまたはＳｉＯ）が負極１１７の活物質として採用されている。シリコン系化合物を採用することで組電池１０のエネルギー密度等を増加させることができるためである。その一方で、シリコン系化合物が採用された系では、ＳＯＣ−ＯＣＶ特性（ＳＯＣ−ＯＣＶカーブ）にヒステリシスが顕著に現れ得る。その要因としては、以下に説明するように、充放電に伴う負極活物質の体積変化が考えられる。
＜ＳＯＣ−ＯＣＶカーブのヒステリシス＞
負極活物質は、リチウムの挿入に伴い膨張し、リチウムの脱離に伴い収縮する。このような負極活物質の体積変化に伴い、負極活物質の表面や内部に応力が発生する。リチウムの挿入または脱離に伴うシリコン系化合物の体積変化量は、グラファイトの体積変化量よりも大きい。具体的には、リチウムが挿入されていない状態での最小体積を基準とした場合に、リチウムの挿入に伴うグラファイトの体積変化量（膨張率）が１．１倍程度であるのに対して、シリコン系化合物の体積変化量は最大で４倍程度である。そのため、負極活物質としてシリコン系化合物を採用した場合には、グラファイトを採用した場合と比べて、負極活物質の表面に発生する応力が大きくなる。以下、この応力のことを「表面応力」とも記載する。
一般に、単極電位（正極電位または負極電位）は、活物質表面の状態、より詳細には、活物質表面のリチウム量および表面応力により決定される。たとえば、負極活物質表面におけるリチウム量の増加に伴い、負極電位が低下することが公知である。シリコン系化合物のように大きな体積変化が生じる材料を採用すると、リチウム量の増減に伴う表面応力の変化量も大きくなる。ここで、表面応力にはヒステリシスが存在する。よって、表面応力およびそのヒステリシスの影響を考慮することで、負極電位を高精度に定義することが可能となる。そして、ＳＯＣとＯＣＶとの関係を利用してＯＣＶからＳＯＣを推定する際に、そのように表面応力が考慮された負極電位を前提とすることで、ＳＯＣを高精度に推定することができる。
ＯＣＶとは、上述のように、組電池１０の電圧が十分に緩和し、かつ、活物質内のリチウム濃度が緩和した状態での電圧を意味する。この緩和状態において負極表面に残留している応力は、負極活物質の内部に生じる応力と、負極活物質の体積変化に伴って周辺材料から負極活物質に働く反作用力と等を含む様々な力が系全体で釣り合ったときの応力と考えることができる。なお、周辺材料とは、バインダ、導電助剤など、活物質の周りに存在する物質である。
図３は、組電池１０の充放電に伴う表面応力σの変化の一例を模式的に示す図である。図３において、横軸は組電池１０のＳＯＣを示し、縦軸は表面応力σを示す。表面応力σについては、負極活物質７１の収縮時（組電池１０の放電時）に発生する引っ張り応力を正方向で表し、負極活物質７１の膨張時（組電池１０の充電時）に発生する圧縮応力を負方向で表している。
図３には、まず、完全放電状態（ＳＯＣ＝０％の状態）から満充電状態（ＳＯＣ＝１００％の状態）まで一定の充電レートで組電池１０が充電され、その後、満充電状態から完全放電状態まで一定の放電レートで組電池１０が放電された場合の表面応力σの変化の一例が模式的に示されている。
完全放電状態からの充電開始直後には、表面応力σ（の絶対値）が線形に増加する。この充電中のＳＯＣ領域（ＳＯＣ＝０％からＳＯＣ＝Ｘまでの領域）では、負極活物質７１の表面の弾性変形が起こっていると考えられる。これに対し、それ以降の領域（ＳＯＣ＝ＸからＳＯＣ＝１００％までの領域）においては、負極活物質７１の表面が弾性変形を超えて塑性変形に至っていると考えられる。一方、組電池１０の放電時においては、満充電状態からの放電開始直後の領域（ＳＯＣ＝１００％からＳＯＣ＝Ｙまでの領域）では負極活物質７１の表面で弾性変形が起こり、それ以降の領域（ＳＯＣ＝ＹからＳＯＣ＝０％までの領域）では負極活物質７１の表面の塑性変形が起こっていると考えられる。なお、図３では、表面応力σのすべての変化を直線で示しているが、これは表面応力σの変化を模式的に示すものに過ぎず、実際には降伏後の塑性領域（塑性変形が起こるＳＯＣ領域）でも非線形的な変化が生じる（たとえば非特許文献１の図２参照）。
組電池１０の充電継続時には、主に、負極活物質表面に圧縮応力が働き（表面応力σが圧縮応力となり）、表面応力σが発生していない理想状態と比べて、負極電位が低下するその結果、組電池１０のＯＣＶが上昇する。一方、組電池１０の放電継続時には、主に、負極活物質表面に引っ張り応力が働き（表面応力σが引っ張り応力となり）、理想状態と比べて、負極電位が上昇する。その結果、組電池１０のＯＣＶが低下する。以上のメカニズムに従って、組電池１０のＳＯＣ−ＯＣＶカーブには充放電に伴うヒステリシスが現れる。
図４は、実施の形態１における組電池１０のＳＯＣ−ＯＣＶカーブのヒステリシスの一例を示す図である。図４および後述する図５〜図７において、横軸は組電池１０のＳＯＣを示し、縦軸は組電池１０のＯＣＶを示す。
図４には、組電池１０を完全放電状態にしてから充電と休止（充電停止）とを繰り返すことで取得される曲線ＣＨＧと、組電池１０を満充電状態にしてから放電と休止（放電停止）とを繰り返すことで取得される曲線ＤＣＨとが示されている。以下では、曲線ＣＨＧ上のＯＣＶを「充電ＯＣＶ」と称し、曲線ＤＣＨ上のＯＣＶを「放電ＯＣＶ」と称する。充電ＯＣＶと放電ＯＣＶとの乖離（シリコン系化合物では１５０ｍＶ程度）がヒステリシスを表している。
充電ＯＣＶは、以下のように取得することができる。まず、完全放電状態の組電池１０を準備し、たとえば５％のＳＯＣに相当する電気量（電荷量）を充電する。その電気量の充電後には充電を停止し、充電により生じた分極が解消されるまでの時間（たとえば３０分間）、組電池１０を放置する。その放置時間の経過後に組電池１０のＯＣＶを測定する。そして、充電後のＳＯＣ（＝５％）と、測定されたＯＣＶとの組合せ（ＳＯＣ，ＯＣＶ）を図中にプロットする。
続いて、次の５％のＳＯＣに相当する電気量の充電（ＳＯＣ＝５％から１０％までの充電）を開始する。充電が完了すると、同様に放置時間の経過後に組電池１０のＯＣＶを測定する。そして、ＯＣＶの測定結果から、ＳＯＣとＯＣＶとの組合せを再びプロットする。その後、組電池１０が満充電状態に至るまで同様の手順を繰り返す。このような測定を実施することによって充電ＯＣＶを取得することができる。
次に、組電池１０が満充電状態から完全放電状態に至るまで、今度は組電池１０の放電と放電停止とを繰り返しながら、５％刻みのＳＯＣにおける組電池１０のＯＣＶを測定する。このような測定を実施することによって放電ＯＣＶを取得することができる。取得された充電ＯＣＶおよび放電ＯＣＶは、ＥＣＵ１００のメモリ１００Ｂに格納されている。
充電ＯＣＶは各ＳＯＣにおけるＯＣＶの最高値を示し、放電ＯＣＶは各ＳＯＣにおけるＯＣＶの最低値を示している。そのため、組電池１０の状態（すなわち、ＳＯＣとＯＣＶとの組合せ）は、ＳＯＣ−ＯＣＶ特性図において、充電ＯＣＶ上、放電ＯＣＶ上、または、充電ＯＣＶと放電ＯＣＶとで囲まれた領域Ｄ内のいずれかにプロットされることになる。なお、領域Ｄの外周は、図３に模式的に示した平行四辺形の外周と対応している。
組電池１０の状態Ｐ（ＯＣＶとＳＯＣと組み合わせ）には、組電池１０の使用履歴に応じて、状態Ｐが充電ＯＣＶ上または放電ＯＣＶ上にプロットされる場合と、そうでない場合とが存在する。言い換えると、充電ＯＣＶまたは放電ＯＣＶを参照することによって組電池１０のＯＣＶからＳＯＣを推定することができる場合と、充電ＯＣＶまたは放電ＯＣＶを参照するだけではＳＯＣを正確に推定することができない場合とがある。このことは、ＳＯＣの推定手法を組電池１０の使用履歴に応じて適宜選択すべき（切り替えるべき）ことを意味する。そのような選択をどのように行なうべきかの基準（組電池１０の使用履歴の基準）が明確でない場合には、十分に高精度にＳＯＣを推定できない可能性がある。
そこで、本実施の形態において、ＥＵＣ１００は、複数のＳＯＣ処理（後述する第１〜第３のＳＯＣ推定処理）のなかから、いずれか１つのＳＯＣ推定処理を選択するように構成されている。そして、以下に説明するように、組電池１０の使用履歴に応じて適切なＳＯＣ推定処理を選択することにより、ＳＯＣの推定精度を向上させることが可能になる。
＜フラグ管理＞
ＥＣＵ１００は、第１〜第３のＳＯＣ推定処理の選択に使用されるフラグＦを管理している。フラグＦは、Ｆ＝１〜３のうちのいずれかの値を取り、ＥＣＵ１００内のメモリ１００Ｂに不揮発的に記憶されている。
図５は、第１〜第３のＳＯＣ推定処理の概要を説明するための図である。ｍ（ｍは自然数）回目の演算サイクルのＳＯＣ推定処理により判明した組電池１０の状態（ＯＣＶとＳＯＣとの組合せ）を「Ｐ（ｍ）」と表す。図５Ａでは、組電池１０が充電され（たとえば、インレット４０を介していわゆる外部充電が行なわれ）、組電池１０の状態Ｐ（ｍ）が充電ＯＣＶ上にプロットされた例が示されている。
状態Ｐ（ｍ）から組電池１０の充電が継続された場合、（ｍ＋１）回目の演算サイクルにおける状態Ｐ（ｍ＋１）は、図５Ｂに示すように充電ＯＣＶ上に維持される。このように、充電ＯＣＶ上の状態Ｐから組電池１０がさらに充電された場合、フラグＦがＦ＝１に設定される。Ｆ＝１の場合には、第１の推定処理（図１３参照）が実行される。
一方、図５Ａに示した状態Ｐ（ｍ）から組電池１０が放電された場合には、図５Ｃに示すように、（ｍ＋１）回目の演算サイクルにおける状態Ｐ（ｍ＋１）は、充電ＯＣＶから外れ、充電ＯＣＶと放電ＯＣＶとの間にプロットされることになる。このように、充電ＯＣＶと放電ＯＣＶとの間（すなわち、領域Ｄ内）にプロットされた状態Ｐから組電池１０が充電または放電された場合、フラグＦは、Ｆ＝３に設定される。この場合には、第３の推定処理（図１５参照）が実行される。
その後、組電池１０の放電が継続されると、たとえば（ｍ＋２）回目の演算サイクルにおいて、状態Ｐ（ｍ＋２）が放電ＯＣＶに到達する（図５Ｄ参照）。このように、放電ＯＣＶ上の状態Ｐから組電池１０がさらに放電された場合、フラグＦは、Ｆ＝２に設定される。そうすると、第２の推定処理（図１４参照）が実行される。
＜第１〜第３の推定処理の選択＞
実施の形態１において第１〜第３の推定処理のなかから適切なＳＯＣ推定処理がどのように選択されるかについて、図６および図７を参照しながら、より詳細に説明する。
図６は、ＳＯＣ推定処理の選択手法を説明するための概念図である。図６Ａには、Ｐ（１）〜Ｐ（８）で示す状態の順に組電池１０の充放電が行なわれた例が示されている（図中の矢印を参照）。より詳細には、まず、状態Ｐ（１）の組電池１０が放電され、その放電が状態Ｐ（３）まで継続される。そして、状態Ｐ（３）において、放電から充電へとの切り替えが行なわれる。その後、状態Ｐ（８）に至るまで組電池１０の充電が継続される。なお、図６Ａでは図面が煩雑になるのを避けるため、Ｐ（１），Ｐ（３），Ｐ（６），Ｐ（８）の符号のみが付されている。
図５にて説明したように、放電ＯＣＶ上の状態Ｐ（１）から組電池１０がさらに放電された場合には、組電池の状態Ｐは、放電ＯＣＶ上に維持される（状態Ｐ（２），Ｐ（３）参照）。そのため、フラグＦをＦ＝２に設定して第２の推定処理を実行し、放電ＯＣＶを参照してＳＯＣを推定すればよい。同様に、充電ＯＣＶ上の状態Ｐ（６）から組電池１０がさらに充電された場合にも、組電池の状態Ｐは、充電ＯＣＶ上に維持される（状態Ｐ（７），Ｐ（８）参照）。そのため、フラグＦをＦ＝１に設定して第１の推定処理を実行し、充電ＯＣＶを参照してＳＯＣを推定すればよい。
その一方で、状態Ｐ（３）〜Ｐ（６）間のＳＯＣ推定では以下の２点が課題となる。第１の課題とは、組電池１０の状態Ｐが充電ＯＣＶに到達したことをどのように判定すればよいのか、という課題である（状態Ｐ（６）参照）。第２の課題とは、組電池１０の状態Ｐが充電ＯＣＶ上にも放電ＯＣＶ上にもプロットされない場合（状態Ｐ（４），Ｐ（５）参照）には、どのようにＳＯＣを推定すればよいのか、という課題である。
ここで、本発明者は、下記の組電池１０の挙動を実験により発見した。第１の課題に関し、本発明者は、放電から充電への切り替え時（状態Ｐ（３）参照）から組電池１０に充電された電気量ΔＡｈを測定した。その結果、電気量ΔＡｈが所定量未満の場合には、組電池１０の状態Ｐが充電ＯＣＶに到達していない可能性がある一方で、電気量ΔＡｈが所定量以上になると、たとえ放電ＯＣＶ上からの充電であっても、状態Ｐが充電ＯＣＶに到達したとみなせることが分かった。ここで、「到達したとみなせる」とは、状態Ｐが充電ＯＣＶに完全に到達した場合だけでなく、状態ＰのＯＣＶと充電ＯＣＶとの差がある量以下になり、「到達した」と近似可能な場合を含んでもよい。このような所定量（以下、「基準充電量Ｘ１」と称する）は、実験結果に基づいて以下のように設定することができる。
まず、図６Ａのように組電池１０のＳＯＣが低ＳＯＣ領域（ＳＯＣが約２０％の領域）内である場合について、状態Ｐが充電ＯＣＶに到達するのに要する電気量ΔＡｈ（上記所定量）を求める。そして、組電池１０のＳＯＣが中ＳＯＣ領域（ＳＯＣが約５０％の領域）内である場合（図６Ｂ参照）にも同様に、状態Ｐが充電ＯＣＶに到達するのに要する電気量ΔＡｈが実験により求められる。図６Ｃに示すように組電池１０のＳＯＣが高ＳＯＣ領域（ＳＯＣが約８０％の領域）内である場合についても同様である。
このように、様々なＳＯＣ領域で状態Ｐが充電ＯＣＶに到達するのに要する電気量ΔＡｈを実験的に求めると、当該電気量ΔＡｈが、たとえば、組電池１０のＳＯＣの数％に相当する程度の電気量であり、ＳＯＣ領域にかかわらず、ほぼ一定であることが判明した。したがって、そのようにして求められた電気量ΔＡｈを基準充電量Ｘ１として設定することができる。そうすることにより、ＳＯＣにかかわらず、基準充電量Ｘ１として共通の値を用いることが可能になる。
ただし、当該電気量ΔＡｈには、ＳＯＣ領域によって僅かな差異が存在し得るので、すべてのＳＯＣ領域での最大値を基準充電量Ｘ１として設定することが好ましい。あるいは、充放電の切り替え時のＳＯＣと基準充電量Ｘ１との間の関係をマップとしてＥＣＵ１００のメモリ１００Ｂに格納しておいてもよい。
このように、実験結果に基づいて基準充電量Ｘ１を設定し、放電から充電への切り替え時から放電されることなく組電池１０に充電された電気量ΔＡｈと基準充電量Ｘ１とを比較することによって、状態Ｐが充電ＯＣＶに到達したか、あるいは、状態Ｐは充電ＯＣＶにまだ到達していない可能性があるかを判定することができる。
次に、第２の課題に関し、本発明者による実験の結果、組電池１０の状態Ｐが充電ＯＣＶ上にも放電ＯＣＶ上にもプロットされていない場合には、ＯＣＶの変化量とＳＯＣの変化量との間の関係を線形に近似できることが判明した。より具体的には、放電から充電への切り替え時からのＯＣＶ変化量ΔＯＣＶ（ヒステリシス）とＳＯＣ変化量ΔＳＯＣとの間には、比例定数αを用いて下記式（１）のように表される近似式が成立する。
ΔＯＣＶ＝α×ΔＳＯＣ ・・・（１）
このような線形性が現れる理由について説明する。充放電方向が切り替えられた直後の負極活物質７１の表面では、図３にて説明したように、弾性変形が起こっていると考えられる。一般に、物質の弾性変形域内ではフックの法則が成り立ち、歪みが応力に正比例する。一方、ＯＣＶ変化量ΔＯＣＶと表面応力σとの間にも線形関係が成り立つ。この線形関係は、具体的には下記式（２）のように表される。
ΔＯＣＶ＝ｋ×Ω×σ／Ｆ ・・・（２）
式（２）では、１モルのリチウムが挿入された場合の負極活物質７１の体積増加量がΩ（単位：ｍ３／ｍｏｌ）で示され、ファラデー定数がＦ（単位：Ｃ／ｍｏｌ）で示されている。ｋは、実験的に求められる定数である。上記線形関係を利用することにより、第３の推定処理を容易に実行することが可能になる。
図７は、第３の推定処理をより詳細に説明するための図である。図７に示すように、組電池１０の状態Ｐは、充電ＯＣＶ上にも放電ＯＣＶ上にもない場合には、領域Ｄ内において直線Ｌ上にプロットされる。直線Ｌの比例定数（傾き）をαと記載する。
比例定数αは、負極活物質７１（および周辺部材７２）の機械的特性に応じて定まるパラメータであり、実験により求められる。より詳細には、比例定数αは、負極活物質７１の温度（≒組電池１０の温度ＴＢ）と、負極活物質７１内のリチウム含有量（言い換えれば組電池１０のＳＯＣ）とに応じて変化し得る。そのため、組電池１０の温度ＴＢおよびＳＯＣの様々な組合せ毎に比例定数αを求め、マップＭＰを準備することが好ましい。
図８は、比例定数αを算出するためのマップＭＰの一例を示す図である。図８に示すようなマップＭＰが準備され、ＥＣＵ１００のメモリ１００Ｂに予め格納されている。マップＭＰを参照することにより、組電池１０の温度ＴＢ（温度センサ２３により取得された値）とＳＯＣ（前回の演算サイクルでのＳＯＣの推定結果）とから比例定数αを算出することができる。マップＭＰは、本開示に係る「相関関係」に相当する。
なお、マップＭＰは、温度ＴＢおよびＳＯＣのうちの一方のみと比例定数αとの相関関係を示すものであってもよい。また、図８ではマップＭＰを用いる例を説明するが、負極活物質７１および周辺部材７２の物性値（ヤング率など）から比例定数αを設定（もしくはシミュレーション予測）することも可能である。また、基準ＳＯＣＲＥＦを用いて比例定数αを算出してもよい。比例定数αとして固定値を用いてもよい。
図７に戻り、組電池１０の充放電方向が放電方向から充電方向へと切り替えられた状態Ｐ（３）でのＳＯＣおよびＯＣＶは、いずれも、第２のＳＯＣ推定処理により推定されている。そのため、状態Ｐ（３）でのＳＯＣを「基準ＳＯＣＲＥＦ」と記載し、ＯＣＶを「基準ＯＣＶＲＥＦ」と記載すると、比例定数α、基準ＳＯＣＲＥＦおよび基準ＯＣＶＲＥＦを下記式（３）に代入するとともに、組電池１０のＯＣＶを推定し、推定されたＯＣＶ（後述の推定ＯＣＶＥＳ）を式（３）に代入することによって、ＳＯＣを推定することができる。
α＝（ＯＣＶＥＳ−ＯＣＶＲＥＦ）／（ＳＯＣ−ＳＯＣＲＥＦ） ・・・（３）
このように、マップＭＰを用いることにより直線Ｌの比例定数αが求められる。そして、比例定数αについて成り立つ式（３）に基準ＳＯＣＲＥＦ、基準ＯＣＶＲＥＦおよび推定ＯＣＶＥＳ）を代入することによって、組電池１０のＳＯＣを推定することができる。
なお、図６および図７では、組電池１０の状態Ｐ（１）〜Ｐ（８）で示される特定の充放電が行なわれる場合を説明したが、これは一例に過ぎない。詳細な説明は繰り返さないが、図６および図７での説明と同様にすることで、組電池１０の充放電方向によらず、組電池１０のＳＯＣを推定することが可能である。
＜ＳＯＣ推定処理の処理フロー＞
図９は、実施の形態１におけるＳＯＣ推定処理を説明するためのフローチャートである。図９および後述する図１６に示すフローチャートは、たとえば所定の演算周期が経過する度にメインルーチン（図示せず）から呼び出され、ＥＣＵ１００により繰り返し実行される。今回がｎ（ｎは２以上の自然数）回目の演算サイクルであるとし、今回の演算サイクルのパラメータにはｎを付し、前回の演算サイクルのパラメータには（ｎ−１）を付して互いに区別する。
また、図９〜図１６に示すフローチャートに含まれる各ステップ（以下「Ｓ」と略す）は、基本的にはＥＣＵ１００によるソフトウェア処理によって実現されるが、ＥＣＵ１００内に作製された専用のハードウェア（電気回路）によって実現されてもよい。なお、ＥＣＵ１００のメモリ１００Ｂには、前回の演算サイクルで求められたフラグＦとともに基準ＳＯＣＲＥＦおよび基準ＯＣＶＲＥＦが格納されている。
また、メモリ１００Ｂには、フラグＦとは異なるフラグＧが格納されている。フラグＧは、基準ＳＯＣＲＥＦおよび基準ＯＣＶＲＥＦの組合せ（基準点）と、充電ＯＣＶまたは放電ＯＣＶとの関係を管理するために用いられる。フラグＧは、基準点が充電ＯＣＶ（充電カーブＣＨＧ）上にある場合、Ｇ＝１に設定される。一方、基準点が放電ＯＣＶ（放電カーブＤＣＨ）上にある場合には、Ｇ＝２に設定される。
図１および図９を参照して、Ｓ１１において、ＥＣＵ１００は、組電池１０のＳＯＣを推定するための初期条件がすでに設定されているか否かを判定する。たとえば、車両１のイグニッションオン（ＩＧ−ＯＮ）操作が行なわれた直後には初期条件が設定されていない（Ｓ１１においてＮＯ）。そのため、ＥＣＵ１００は、処理をＳ１２に進め、メモリ１００Ｂに格納されたフラグＦを読み出す。さらに、ＥＣＵ１００は、メモリ１００Ｂから基準ＳＯＣＲＥＦおよび基準ＯＣＶＲＥＦを読み出し、基準ＳＯＣＲＥＦおよび基準ＯＣＶＲＥＦに基づいてフラグＧを設定する（Ｓ１３）。その後、処理は、Ｓ１４に進められる。なお、図９に示す一連の処理の２回目以降の実行時には、初期条件はすでに設定されているとして（Ｓ１１においてＹＥＳ）、Ｓ１２，Ｓ１３の処理はスキップされる。
Ｓ２０において、ＥＣＵ１００は、ＳＯＣの推定に用いられるフラグＦを選択するための選択処理を実行する。選択処理については図１０にて詳細に説明する。
Ｓ１４において、ＥＣＵ１００は、選択処理により選択されたフラグＦの値を判定する。上述のように、フラグＦ＝１の場合、ＥＣＵ１００は、第１の推定処理を実行する（Ｓ１００）。フラグＦ＝２の場合、ＥＣＵ１００は、第２の推定処理を実行する（Ｓ２００）。フラグＦ＝３の場合、ＥＣＵ１００は、第３の推定処理を実行する（Ｓ３００）。その後、処理はメインルーチンへと戻される。
図１０は、選択処理を示すフローチャートである。図６では、一例として、基準点（基準ＳＯＣ ＲＥＦおよび基準ＯＣＶＲＥＦの組合せ）が放電ＯＣＶ上に存在する場合に、放電から充電への切り替え時から組電池１０に充電された電気量を「ΔＡｈ」と記載する旨を説明した。以下では、充電ＯＣＶ上または放電ＯＣＶ上に存在する基準点を基準とし、組電池１０に充電された電気量と、組電池１０から放電された電気量とを、いずれも「ΔＡｈ」と記載する。組電池１０への充電量が放電量よりも大きい場合、ΔＡｈ＞０である。組電池１０からの放電量が充電量よりも大きい場合、ΔＡｈ＜０である。組電池１０の充電量と放電量とが等しい場合（あるいは組電池１０の充放電が行なわれていない場合）、ΔＡｈ＝０である。
図１および図１０を参照して、Ｓ２１において、ＥＣＵ１００は、前回の演算サイクルで求められたフラグＦを判定する。前回の演算サイクルで求められたフラグＦが１または２である場合（Ｓ２１においてＦ＝１，２）、ＥＣＵ１００は、組電池１０の充放電が切り替えられたか否かを判定する（Ｓ２２）。より具体的には、ＥＣＵ１００は、電流センサ２２から電流ＩＢを取得し、前回の演算サイクルでの電流ＩＢの符号（メモリ１００Ｂに格納されたもの）と今回の演算サイクルでの電流ＩＢの符号とを比較する。ＥＣＵ１００は、２つの符号が異なる場合に組電池１０の充放電が切り替えられたと判定し、上記２つの符号が等しい場合には組電池１０の充放電は切り替えられていないと判定する。
組電池１０の充放電が切り替えられた場合（Ｓ２２においてＹＥＳ）、ＥＣＵ１００は、電気量ΔＡｈを算出するための電流積算値をリセットし、新たに電流積算を開始する（Ｓ２３）。
その後、ＥＣＵ１００は、処理をＳ２４に進め、フラグＦを再び判定する。フラグＦが１である場合（Ｓ２４においてＦ＝１）、図５にて説明したように、組電池１０の充放電の切り替え（ここでは充電から放電への切り替え）に伴い、組電池１０の状態Ｐは、充電ＯＣＶ上から逸脱して充電ＯＣＶと放電ＯＣＶとの間の領域Ｄ内にプロットされる。この場合、ＥＣＵ１００は、フラグＦをＦ＝３に変更する。一方、フラグＧについては、基準点が充電ＯＣＶ上に存在することを示すＧ＝１に設定する（Ｓ２５）。
これに対し、フラグＦが２である場合（Ｓ２４においてＦ＝２）、組電池１０の充放電の切り替え（ここでは放電から充電への切り替え）に伴い、組電池１０の状態Ｐは、放電ＯＣＶ上から逸脱して充電ＯＣＶと放電ＯＣＶとの間の領域Ｄ内にプロットされる。この場合、ＥＣＵ１００は、フラグＦをＦ＝３に変更するとともに、フラグＧについて、基準点が充電ＯＣＶ上に存在することを示すＧ＝２に設定する（Ｓ２６）。その後、処理はＳ１４（図９参照）に進められる。
Ｓ２２にて組電池１０の充放電が切り替えられていない場合（Ｓ２２においてＮＯ）、ＥＣＵ１００は、電流積算を継続する（Ｓ２７）。その後、ＥＣＵ１００は、処理をＳ１４に進める。この場合には、前回の演算サイクルで求められたフラグＦの値（１または２）が今回の演算サイクルでも維持される。
Ｓ２１にてフラグＦが３である場合（Ｓ２１においてＦ＝３）、ＥＣＵ１００は、電流積算を継続し（Ｓ２８）、フラグＧが１であるか２であるかを判定する（Ｓ２９）。フラグＧが１である場合（Ｓ２９においてＧ＝１）、ＥＣＵ１００は、図１１に示すフローチャートに処理を進める。一方、フラグＧが２である場合（Ｓ２９においてＧ＝２）、ＥＣＵ１００は、図１２に示すフローチャートに処理を進める。
図１１は、フラグＧがＧ＝１である場合の処理を説明するための図である（なお、Ｆ＝３である）。図１１Ａにフローチャートを示し、図１１Ｂに上記フローチャートに対応するＳＯＣ−ＯＣＶ特性図を示す。図１２においても同様である。
図１１Ａを参照して、Ｓ３１Ａにおいて、ＥＣＵ１００は、電流積算により算出された電気量ΔＡｈが０以上であるか否かを判定する。電気量ΔＡｈが０以上であると見なせる場合（Ｓ３１ＡにおいてＹＥＳ）、ＥＣＵ１００は、組電池１０の状態Ｐが充電ＯＣＶ上にあると判定し、フラグＦをＦ＝１に変更する（Ｓ３２Ａ、図１１ＢのΔＡｈ≧０の領域を参照）。また、ＥＣＵ１００は、フラグＧをＧ＝１に維持する。
これに対し、電気量ΔＡｈが０未満と見なせる場合、すなわち電気量ΔＡｈが負である場合（Ｓ３１ＡにおいてＮＯ）、ＥＣＵ１００は、電気量ΔＡｈが所定の基準放電量−Ｘ２以下であるか否かをさらに判定する（Ｓ３３Ａ）。基準放電量−Ｘ２は、基準充電量Ｘ１と同様に実験的に定められるものであり、基準充電量Ｘ１のようにＳＯＣの数％に相当する電気量（ただし、符号は逆）であってもよいし、それとは異なる電気量であってもよい。なお、Ｘ２＞０である。
電気量ΔＡｈが基準放電量−Ｘ２以下と見なせる場合（Ｓ３３ＡにおいてＹＥＳ）、ＥＣＵ１００は、組電池１０の放電により組電池１０の状態Ｐが放電ＯＣＶ上に到達したと判定し、フラグＦをＦ＝２に変更する（Ｓ３４Ａ、図１１ＢのΔＡｈ≦−Ｘ２の領域を参照）。また、ＥＣＵ１００は、フラグＧをＧ＝２に変更する。
Ｓ３３Ａにて電気量ΔＡｈが基準放電量−Ｘ２よりも大きいと見なせる場合（Ｓ３３ＡにおいてＮＯ）、ＥＣＵ１００は、組電池１０の状態Ｐが充電ＯＣＶ上にも放電ＯＣＶ上にもない、すなわち領域Ｄ内にあると判定する（Ｓ３５Ａ、図１１Ｂの−Ｘ２＜ΔＡｈ＜０の領域を参照）。この場合、ＥＣＵ１００は、フラグＦをＦ＝３に維持する。また、ＥＣＵ１００は、フラグＧをＧ＝１に維持する。各フラグＦ，Ｇが１〜３のいずれかの値に設定されると、処理はＳ１４（図９参照）に進められる。
図１２は、フラグＧがＧ＝２である場合の処理を説明するための図である（なお、Ｆ＝３である）。図１２Ａを参照して、Ｓ３１Ｂにおいて、ＥＣＵ１００は、電流積算により算出された電気量ΔＡｈ２が０以下である否かを判定する。電気量ΔＡｈが０以下と見なせる場合（Ｓ３１ＢにおいてＹＥＳ）、ＥＣＵ１００は、組電池１０の状態Ｐが放電ＯＣＶ上にあると判定し、フラグＦをＦ＝２に変更する（Ｓ３２Ｂ、図１２ＢのΔＡｈ≦０の領域を参照）。また、ＥＣＵ１００は、フラグＧをＧ＝２に維持する。
これに対し、電気量ΔＡｈが０よりも大きいと見なせる場合、すなわち、電気量ΔＡｈが正である場合（Ｓ３１ＢにおいてＮＯ）、ＥＣＵ１００は、電気量ΔＡｈが基準充電量Ｘ１以上であるか否かをさらに判定する（Ｓ３３Ｂ）。
電気量ΔＡｈが基準充電量Ｘ１以上と見なせる場合（Ｓ３３ＢにおいてＹＥＳ）、ＥＣＵ１００は、組電池１０の充電により組電池１０の状態Ｐが充電ＯＣＶ上に到達したと判定し、フラグＦをＦ＝１に変更する（Ｓ３４Ｂ、図１２ＢのΔＡｈ≧Ｘ１の領域を参照）。また、ＥＣＵ１００は、フラグＧをＧ＝１に変更する。
Ｓ３３Ｂにて電気量ΔＡｈが基準充電量Ｘ１未満と見なせる場合（Ｓ３３ＢにおいてＮＯ）、ＥＣＵ１００は、組電池１０の状態Ｐが充電ＯＣＶ上にも放電ＯＣＶ上にもなく、領域Ｄ内にあると判定する（Ｓ３５Ｂ、図１２Ｂの０＜ΔＡｈ＜Ｘ１の領域を参照）。この場合、ＥＣＵ１００は、フラグＦをＦ＝３に維持する。また、ＥＣＵ１００は、フラグＧをＧ＝２に維持する。
なお、基準点を基準として、正の電気量ΔＡｈ（充電量）が本開示に係る「第１の電気量」に相当し、負の電気量ΔＡｈ（放電量）が本開示に係る「第２の電気量」に相当する。また、基準充電量Ｘ１および基準放電量Ｘ２は、本開示に係る「第１の基準電気量」および「第２の基準電気量」にそれぞれ相当する。
図１３は、第１の推定処理を示すフローチャートである。図１および図１３を参照して、Ｓ１０１において、ＥＣＵ１００は、監視ユニット２０内の各センサ（電圧センサ２１、電流センサ２２および温度センサ２３）から組電池１０の電圧ＶＢ、電流ＩＢおよび温度ＴＢを取得する。取得された各パラメータは、メモリ１００Ｂに格納される。
Ｓ１０２において、ＥＣＵ１００は、組電池１０のＯＣＶを推定する（推定ＯＣＶＥＳを取得する）。推定ＯＣＶＥＳは、下記式（４）に従って算出することができる。式（４）では、組電池１０の内部抵抗をＲで表す。また、組電池１０に生じた分極の影響を補正するための補正項をΣΔＶｉ（ｉは自然数）で表す。この補正項ΣΔＶｉにより、正極活物質内および負極活物質内のリチウム拡散ならびに電解液内のリチウム塩拡散に由来して生じる分極を補正する。負極活物質内のリチウム拡散を考慮する際には、負極活物質内のリチウム濃度差と内部応力との両方の影響を考慮することが望ましい。補正項ΣΔＶｉは、事前の予備実験に求められ、メモリ１００Ｂに格納されているものとする。補正項ΣΔＶｉも組電池１０の充電時の値が正となるように定められる。
ＯＣＶＥＳ＝ＶＢ−ＩＢ×Ｒ−ΣΔＶｉ ・・・（４）
Ｓ１０３において、ＥＣＵ１００は、充電ＯＣＶを参照することによって、推定ＯＣＶＥＳからＳＯＣを推定する。
Ｓ１０４において、ＥＣＵ１００は、Ｓ１０３にて推定されたＳＯＣを基準ＳＯＣＲＥＦとしてメモリ１００Ｂに格納する。また、ＥＣＵ１００は、Ｓ１０２にて推定されたＯＣＶＥＳを基準ＯＣＶＲＥＦとしてメモリ１００Ｂに格納する。このように、第１の推定処理では、基準ＳＯＣＲＥＦおよび基準ＯＣＶＲＥＦが更新される。この場合には、フラグＧはＧ＝１に維持される。
図１４は、第２の推定処理を示すフローチャートである。図１４を参照して、第２の推定処理は、Ｓ２０３の処理にて充電ＯＣＶに代えて放電ＯＣＶが用いられる点、および、フラグＧがＧ＝２に維持される点以外は第１の推定処理と基本的に同等であるため、詳細な説明は繰り返さない。
図１５は、第３の推定処理を示すフローチャートである。図１および図１５を参照して、Ｓ３０１，Ｓ３０２の処理は、第１の推定処理におけるＳ１０１，Ｓ１０２の処理（図１３参照）とそれぞれ同等である。
Ｓ３０３において、ＥＣＵ１００は、前回の演算サイクルで算出されたＳＯＣ（ｎ−１）をメモリ１００Ｂから読み出す。
Ｓ３０４において、ＥＣＵ１００は、図８に示したマップＭＰを参照することによって、組電池１０の温度ＴＢおよび前回の演算サイクルでのＳＯＣ（ｎ−１）から比例定数αを算出する。なお、組電池１０の温度ＴＢに関し、現時刻の温度ＴＢをそのまま用いる以外に、予め定められた直前の所定期間内（たとえば３０分間）の時間平均値を用いてもよい。また、マップＭＰを参照する際のＳＯＣとしては基準ＳＯＣＲＥＦを用いてもよい。
Ｓ３０５において、ＥＣＵ１００は、第１の推定処理または第２の推定処理により求められた基準ＳＯＣＲＥＦおよび基準ＯＣＶＲＥＦと、Ｓ３０４の処理にて設定された比例定数αと、Ｓ３０２の処理にて取得された推定ＯＣＶＥＳとを上記式（３）に代入する。これにより、今回の演算サイクルにおける組電池１０のＳＯＣ（ｎ）が算出される。算出されたＳＯＣ（ｎ）は、次回の演算サイクルに備えてメモリ１００Ｂに格納される（Ｓ３０６）。
以上のように、実施の形態１によれば、組電池１０の挙動に関する知見に基づいて定められた選択処理を実行することにより、第１〜第３のＳＯＣ推定処理のうちの実行すべきＳＯＣ推定処理が選択される。これにより、組電池１０の使用履歴（電気量ΔＡｈ）に応じた適切なＳＯＣ推定処理を選択することができるので、組電池１０のＯＣＶからＳＯＣを高精度に推定することができる。実施の形態１は、充放電に伴う体積変化量が大きく、ヒステリシスの影響が顕著に現れる活物質（シリコン系化合物）が負極１１７に採用される場合に特に有効である。
また、第３の推定処理においては、負極活物質７１の弾性変形に由来する線形性（ＳＯＣとＯＣＶとの間の線形近似関係）を利用して、式（３）で表される直線Ｌが算出される。直線Ｌを用いることにより、簡易な演算でＳＯＣを推定することができるので、ＥＣＵ１００の演算負荷を低減することができる。
車両１のＨＶ走行中には、車両駆動力を発生させるための組電池１０の放電と、モータジェネレータ６２の回生発電による充電とが繰り返され、組電池１０の充放電方向が頻繁に切り替わる。そのため、組電池１０の状態Ｐが充電ＯＣＶ上または放電ＯＣＶ上から外れ、領域Ｄ内に含まれる可能性が高い。したがって、第３の推定処理が実行される機会が多くなり、ＯＣＶとＳＯＣとの間の線形近似関係を用いた演算が特に有用になる。
［実施の形態２］
実施の形態１では、組電池１０のＳＯＣ推定処理について説明した。実施の形態２においては、組電池１０の劣化状態（ＳＯＨ：State Of Health）を判定する処理、より具体的には、組電池１０の満充電容量を算出する処理（満充電容量算出処理）について説明する。なお、実施の形態２に係る二次電池システムの構成は、実施の形態１に係る二次電池システム２の構成（図１参照）と同等である。
図１６は、実施の形態２における満充電容量算出処理を説明するためのフローチャートである。図１および図１６を参照して、Ｓ４０１において、ＥＣＵ１００は、電流センサ２２を用いた電流積算を開始する。
Ｓ４０２において、ＥＣＵ１００は、実施の形態１と同様の１回目のＳＯＣ推定処理（図９参照）を実行する。１回目のＳＯＣ推定処理により推定されたＳＯＣをＳ１と記載する。
満充電容量Ｃの高精度に推定するためには、１回目のＳＯＣ推定処理と２回目のＳＯＣ推定処理との間での組電池１０の容量変化量（組電池１０に充放電された電気量）ΔＡｈがある程度大きいことが望ましい。そのため、ＥＣＵ１００は、容量変化量ΔＡｈが所定量以上であるか否かを判定する（Ｓ４０３）。容量変化量ΔＡｈが所定量以上になると（Ｓ４０３においてＹＥＳ）、ＥＣＵ１００は、２回目のＳＯＣ推定処理を実行するための条件が成立したとして、電流積算を停止し（Ｓ４０４）、２回目のＳＯＣ推定処理を実行する（Ｓ４０５）。２回目のＳＯＣ推定処理により推定されたＳＯＣをＳ２と記載する。
Ｓ４０６において、ＥＣＵ１００は、２回のＳＯＣ推定処理の推定結果であるＳ１，Ｓ２と容量変化量ΔＡｈとを用いて、組電池１０の満充電容量Ｃを算出する。より具体的には、満充電容量Ｃは、下記式（５）に従って算出することができる。
Ｃ＝ΔＡｈ／（Ｓ１−Ｓ２）×１００ ・・・（５）
以上のように、実施の形態１にて説明したＳＯＣ推定処理に従ってＳＯＣが推定され、その推定結果を用いて満充電容量Ｃが算出される。これにより、実施の形態１と同様にＳＯＣを高精度に推定することができるため、満充電容量Ｃについても高精度に推定することが可能になる。組電池１０の劣化が進むに従って各種パラメータ（比例定数α、基準充電量Ｘ１など）を変化させてもよい。
なお、図３および図４では、充放電に伴う体積変化量が大きな負極活物質として、シリコン系化合物が用いられる例について説明した。しかし、充放電に伴う体積変化量が大きな負極活物質はこれに限定されるものではない。本明細書において、「体積変化量が大きな負極活物質」とは、充放電に伴うグラファイトの体積変化量（約１０％）と比較して体積変化量が大きな材料を意味する。そのようなリチウムイオン二次電池の負極材料としては、スズ系化合物（ＳｎまたはＳｎＯなど）、ゲルマニウム（Ｇｅ）系化合物または鉛（Ｐｂ）系化合物が挙げられる。
また、負極活物質７１の例としてシリコン系化合物を上げたが、シリコン系化合物と他の材料との複合材料を用いてもよい。複合材料の例としては、シリコン系化合物とグラファイトとを含む複合材料、シリコン系化合物とチタン酸リチウムとを含む複合材料などが挙げられる。また、正極活物質の体積変化量が大きい場合には、正極由来のヒステリシスを考慮してもよい。
さらに、本開示に係る「ＳＯＣ推定処理」を適用可能な二次電池はリチウムイオン二次電池に限定されず、他の二次電池（たとえばニッケル水素電池）であってもよい。また、表面応力は、二次電池の正極側においても発生し得る。そのため、ＳＯＣ推定に際して二次電池の正極側の表面応力を考慮に入れるために本開示に係る「ＳＯＣ推定処理」を用いてもよい。
今回開示された実施の形態は、すべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本開示の範囲は、上記した実施の形態の説明ではなくて特許請求の範囲によって示され、特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。
１ 車両、２ 二次電池システム、１０ 組電池、１１ セル、２０ 監視ユニット、２１ 電圧センサ、２２ 電流センサ、２３ 温度センサ、３０ ＰＣＵ、４０ インレット、５０ 充電装置、６１，６２ モータジェネレータ、６３ エンジン、６４ 動力分割装置、６５ 駆動軸、６６ 駆動輪、７１ 負極活物質、７２ 周辺部材、１００ ＥＣＵ、１００Ａ ＣＰＵ、１００Ｂ メモリ、１１１ 電池ケース、１１２ 蓋体、１１３ 正極端子、１１４ 負極端子、１１５ 電極体、１１６ 正極、１１７ 負極、１１８ セパレータ。

Claims (7)

  1. 二次電池と、
    前記二次電池が完全放電状態から満充電状態まで充電された場合の前記二次電池のＳＯＣ−ＯＣＶ特性を示す充電曲線と、前記二次電池が前記満充電状態から前記完全放電状態まで放電された場合の前記二次電池のＳＯＣ−ＯＣＶ特性を示す放電曲線とを用いて、前記二次電池のＯＣＶから前記二次電池のＳＯＣを推定するＳＯＣ推定処理を実行する制御装置とを備え、
    前記制御装置は、前記ＳＯＣ推定処理において、
    放電から充電への切り替え時から前記二次電池に充電された電気量を示す第１の電気量と、充電から放電への切り替え時から前記二次電池から放電された電気量を示す第２の電気量とを算出するように構成され、
    前記第１の電気量の大きさが第１の基準電気量を上回る場合、前記充電曲線を参照することによって前記二次電池のＯＣＶからＳＯＣを推定し、
    前記第２の電気量の大きさが第２の基準電気量を上回る場合、前記放電曲線を参照することによって前記二次電池のＯＣＶからＳＯＣを推定し、
    前記第１の電気量の大きさが前記第１の基準電気量を下回る場合、または、前記第２の電気量の大きさが前記第２の基準電気量を下回る場合には、前記二次電池のＳＯＣとＯＣＶとにより規定される領域のうち前記充電曲線と前記放電曲線とにより囲まれた領域内における前記二次電池のＳＯＣ−ＯＣＶ特性を補完する所定の対応関係を用いることによって、前記二次電池のＯＣＶからＳＯＣを推定する、二次電池システム。
  2. 前記第１の電気量は、前記放電曲線上での放電から充電への切り替え時から前記二次電池に充電された電気量を示し、
    前記第２の電気量は、前記充電曲線上での充電から放電への切り替え時から前記二次電池から放電された電気量を示す、請求項１に記載の二次電池システム。
  3. 前記制御装置は、前記領域内において前記二次電池のＳＯＣとＯＣＶとの間に成立する線形近似関係を前記対応関係として用いることによって、前記二次電池のＯＣＶからＳＯＣを推定する、請求項１または２に記載の二次電池システム。
  4. 前記制御装置は、
    前記線形近似関係における比例定数と、前記二次電池の温度と、前記二次電池のＳＯＣとの間に成立する相関関係が格納されたメモリを含み、
    前記ＳＯＣ推定処理を繰り返し実行し、前記二次電池の温度と、前回の前記ＳＯＣ推定処理により推定された前記二次電池のＳＯＣとから前記比例定数を算出する、請求項３に記載の二次電池システム。
  5. 前記制御装置は、前記線形近似関係における比例定数と、充放電の切り替え時における前記二次電池のＳＯＣおよびＯＣＶとを用いることによって、前記二次電池のＯＣＶからＳＯＣを推定する、請求項３に記載の二次電池システム。
  6. 前記制御装置は、前記ＳＯＣ推定処理において、
    前記放電曲線上での放電から充電への切り替え時を基準時として、その基準時以降に前記二次電池から放電された電気量が前記二次電池に充電された電気量よりも大きい場合は、前記放電曲線を参照することによって前記二次電池のＯＣＶからＳＯＣを推定し、
    前記充電曲線上での充電から放電への切り替え時を基準時として、その基準時以降に前記二次電池に充電された電気量が前記二次電池から放電された電気量よりも大きい場合は、前記充電曲線を参照することによって前記二次電池のＯＣＶからＳＯＣを推定する、請求項１に記載の二次電池システム。
  7. 二次電池のＳＯＣ推定方法であって、
    前記二次電池が完全放電状態から満充電状態まで充電された場合の前記二次電池のＳＯＣ−ＯＣＶ特性を示す充電曲線と、前記二次電池が前記満充電状態から前記完全放電状態まで放電された場合の前記二次電池のＳＯＣ−ＯＣＶ特性を示す放電曲線とが予め定められており、
    前記ＳＯＣ推定方法は、
    放電から充電への切り替え時から前記二次電池に充電された電気量を示す第１の電気量の大きさが第１の基準電気量を上回る場合に、前記充電曲線を参照することによって前記二次電池のＯＣＶからＳＯＣを推定するステップと、
    充電から放電への切り替え時から前記二次電池から放電された電気量を示す第２の電気量の大きさが第２の基準電気量を上回る場合に、前記放電曲線を参照することによって前記二次電池のＯＣＶからＳＯＣを推定するステップと、
    前記第１の電気量の大きさが前記第１の基準電気量を下回る場合、または、前記第２の電気量の大きさが前記第２の基準電気量を下回る場合には、前記二次電池のＳＯＣとＯＣＶとにより規定される領域のうち前記充電曲線と前記放電曲線とにより囲まれた領域内における前記二次電池のＳＯＣ−ＯＣＶ特性を補完する所定の対応関係を用いることによって、前記二次電池のＯＣＶからＳＯＣを推定するステップとを含む、二次電池のＳＯＣ推定方法。
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