WO2017154419A1 - 電池管理システム、電池システムおよびハイブリッド車両制御システム - Google Patents

電池管理システム、電池システムおよびハイブリッド車両制御システム Download PDF

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battery
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voltage
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雅浩 米元
啓 坂部
亮平 中尾
大川　圭一朗
大輝 小松
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日立オートモティブシステムズ株式会社
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Definitions

  • the present invention relates to a battery management system for a secondary battery, a battery system, and a hybrid vehicle control system.
  • Secondary batteries represented by lithium ion secondary batteries need to be used in an appropriate voltage range and an appropriate state of charge (hereinafter referred to as SOC). The reason is that if a secondary battery is used outside the proper voltage range and the proper SOC range, there is a risk that problems such as rapid deterioration of battery performance may occur.
  • the SOC is correlated with the open circuit voltage (OCV) of the battery when a sufficient time has elapsed since the end of charging / discharging. Therefore, a battery management apparatus that manages secondary batteries generally estimates and calculates SOC based on sensor measurement results such as current, voltage, and temperature and the correlation between the SOC and OCV.
  • the SOCi method is a method in which the SOC is obtained by integrating the input / output current from the initial SOC to the battery, and the SOCv method is based on the OCV measurement result when a sufficient time has elapsed after the charging / discharging of the battery is completed. In this method, the SOC is obtained.
  • the SOCi method the SOC can always be calculated even during charging / discharging of the battery, and an SOC estimation result that smoothly changes with the passage of time can be obtained.
  • the current measurement value includes an offset error of the current sensor, and when the current is integrated, the offset error is also integrated.
  • the estimation calculation result of the SOC diverges as the integration period becomes longer.
  • the estimated SOC calculation result does not diverge unlike the SOCi method.
  • the OCV of the battery cannot be measured during or immediately after charging / discharging, it is impossible to calculate the SOC as it is. There is a problem that there is.
  • OCV is estimated from CCV using an equivalent circuit model according to the state of the battery so that the SOC can be accurately estimated based on the CCV even in a secondary battery having a large charge / discharge current.
  • There are known methods for estimating For example, in Patent Documents 1 and 2 below, there is a technique for estimating SOC by sequentially calculating equivalent circuit constants in an equivalent circuit model based on measured values of battery voltage and current measured at predetermined time intervals. It is disclosed.
  • the internal resistance of a battery that is energized is generally a DC resistance component corresponding to the DC voltage component of the battery voltage that responds instantaneously to a current change and a polarization corresponding to the polarization voltage component of the battery voltage that responds exponentially. And a resistance component.
  • the equivalent circuit constant calculation methods described in Patent Documents 1 and 2 do not properly take into account the difference in response to current changes for each internal resistance component. Therefore, the state of the internal resistance cannot be appropriately represented from the measured values of voltage and current for the battery that is energized.
  • the battery management system calculates at least one of the charging rate, the allowable current, and the allowable power of the secondary battery in consideration of a plurality of resistance components including a DC resistance component and a polarization resistance component.
  • the battery management system includes a plurality of calculation means for obtaining a voltage value or a charge rate of the secondary battery, and a comparison result of the plurality of voltage values or charge rates obtained by the plurality of calculation means, Depending on the amount of fluctuation of current per hour of the secondary battery, the charge rate or the contribution of at least one of the DC resistance component or the polarization resistance component to the calculation of the allowable current and the allowable power is changed. And a correcting means.
  • a battery management system includes a first voltage acquisition unit that acquires a voltage value of an energized secondary battery as a first voltage value, and a method different from the first voltage acquisition unit.
  • a second voltage acquisition unit that acquires a voltage value of the secondary battery being energized as a second voltage value; and a current fluctuation amount calculation unit that calculates a current fluctuation amount per unit time of the secondary battery;
  • a resistance correction amount calculation unit that corrects.
  • a battery management system includes a first charge state acquisition unit that acquires a charge state of an energized secondary battery as a first charge state, and the first charge state acquisition unit, A second charging state acquisition unit that acquires the charging state of the energized secondary battery as a second charging state by a different method, and a current fluctuation that calculates a current fluctuation amount per unit time of the secondary battery
  • An internal state of the secondary battery including a direct current resistance component and a polarization resistance component based on a quantity calculation unit, a comparison result between the first charge state and the second charge state, and the current fluctuation amount
  • a resistance correction amount calculation unit that corrects the equivalent circuit model to be expressed.
  • a battery system includes a battery management system, a secondary battery managed by the battery management system, and a charge / discharge current of the secondary battery based on an allowable current or allowable power calculated by an allowable calculation unit.
  • a charge / discharge control unit to be controlled.
  • a hybrid vehicle control system includes an engine and a motor provided via a power split mechanism, and a battery system, and the engine and the motor according to control of the charge / discharge current by the charge / discharge control unit. Controls the distribution of driving force with the motor.
  • FIG. 1 is a diagram showing a first embodiment of a battery system according to the present invention.
  • FIG. 2 is a diagram illustrating an example of a control flowchart according to the first embodiment.
  • FIG. 3 is a diagram illustrating an example of battery voltage behavior when a current rectangular wave is applied to the storage battery.
  • FIG. 4 is a diagram illustrating an example of an equivalent circuit model of a storage battery.
  • FIG. 5 is a diagram illustrating an example of the correction distribution information.
  • FIG. 6 is a diagram illustrating an example of the correction distribution information.
  • FIG. 7 is a diagram illustrating an example of the correction distribution information.
  • FIG. 8 is a diagram illustrating an example of a resistance detection result by the battery management system.
  • FIG. 9 is a diagram showing a second embodiment of the battery system according to the present invention.
  • FIG. 10 is a diagram illustrating an example of a control flowchart according to the second embodiment.
  • FIG. 11 is a diagram illustrating an example of a hybrid vehicle control
  • First embodiment- 1 and 2 are diagrams for explaining a first embodiment of a battery management system according to the present invention.
  • the battery system of the present embodiment is mounted on a hybrid vehicle such as HEV or PHEV.
  • FIG. 1 is a block diagram showing a minimum configuration of the battery system 1 according to the first embodiment of the present invention.
  • the battery system 1 includes a battery management system 100, a storage battery 101, and a charge / discharge control unit 102.
  • the storage battery 101 is a secondary battery including a plurality of power storage elements (for example, lithium ion secondary battery cells).
  • the battery management system 100 includes a battery information acquisition unit 103, a voltage calculation unit 104, an SOC calculation unit 105, an allowable power calculation unit 106, and a battery resistance deterioration detection unit 107.
  • the battery resistance deterioration detection unit 107 includes a divergence degree calculation unit 108, a current fluctuation amount calculation unit 109, a resistance correction distribution calculation unit 110, and a resistance correction amount calculation unit 111.
  • Battery information acquisition unit 103 acquires measurement information such as current I, voltage V, and temperature T based on signals output from storage battery 101 or a current sensor, a voltage sensor, a temperature sensor, or the like attached to the periphery of storage battery 101. These pieces of measurement information are output to the voltage calculation unit 104, the SOC calculation unit 105, the allowable power calculation unit 106, the divergence degree calculation unit 108, and the current fluctuation amount calculation unit 109, respectively.
  • the voltage calculation unit 104 calculates (predicts) the battery voltage of the energized storage battery 101 based on the current I and the temperature T output from the battery information acquisition unit 103, and divides the calculation result as the battery voltage predicted value V model. It outputs to the degree calculator 108. Further, the voltage calculation unit 104 calculates the open circuit voltage OCV, the DC voltage component I ⁇ R 0 and the polarization voltage component V p which are the breakdowns of the component components of the calculated battery voltage, and outputs the calculation results to the SOC calculation unit 105 and This is output to the allowable power calculation unit 106. In addition, as will be described later, an equivalent circuit model representing the internal state of the storage battery 101 is stored in the voltage calculation unit 104 in advance. By using this equivalent circuit model, the voltage calculation unit 104 can calculate the predicted battery voltage value V model and its constituent components OCV, I ⁇ R 0 and V p .
  • the SOC calculation unit 105 calculates the SOC by the SOCv method based on the OCV, for example, or may calculate the SOC by the SOCi method based on the current I history. Alternatively, the SOC may be calculated by the SOCc method using a combination of the SOCv method and the SOCi method.
  • the SOC calculation unit 105 outputs the SOC calculation result to the allowable power calculation unit 106 and the charge / discharge control unit 102 and also to the voltage calculation unit 104.
  • the SOC calculation result output from the SOC calculation unit 105 is used by the voltage calculation unit 104 to determine each equivalent circuit constant in the equivalent circuit model.
  • the allowable power calculation unit 106 outputs the current I and temperature T output from the battery information acquisition unit 103, the OCV, I ⁇ R 0 and V p calculated by the voltage calculation unit 104, and the SOC calculation unit 105. Based on the SOC, an allowable value P avail for charge / discharge of the storage battery 101 is calculated.
  • the allowable value P avail is an upper limit value of current (allowable charge / discharge current) that can be passed to the storage battery 101 during charge / discharge, or an upper limit value of power that can be input / output to / from the storage battery 101 (allowable charge / discharge power). ),
  • a control parameter representing the SOC operating range of the storage battery 101, the temperature operating range of the storage battery 101, and the like.
  • the allowable power calculation unit 106 outputs the calculation result of the allowable value P avail to the charge / discharge control unit 102.
  • the divergence degree calculation unit 108 calculates a divergence degree ⁇ for these voltage values based on the voltage V output from the battery information acquisition unit 103 and the predicted battery voltage value V model output from the voltage calculation unit 104. .
  • the divergence degree calculation unit 108 outputs the calculated divergence degree ⁇ to the resistance correction amount calculation unit 111.
  • the current fluctuation amount calculation unit 109 calculates the current fluctuation amount dI / dt of the storage battery 101 per unit time from the previous calculation time to the current time based on the current I output from the battery information acquisition unit 103.
  • the battery information acquisition unit 103 acquires the current I for each predetermined measurement cycle, and the current fluctuation amount calculation unit 109 obtains the change amount of the current I for each measurement cycle, thereby measuring the current I.
  • the current fluctuation amount dI / dt can be calculated using the period as a unit time.
  • the current fluctuation amount calculation unit 109 outputs the calculated current fluctuation amount dI / dt to the resistance correction distribution calculation unit 110.
  • the resistance correction distribution calculation unit 110 corrects the correction distribution ⁇ 0 for each of the DC resistance component R 0 and the polarization resistance component R p in the equivalent circuit model. , to calculate the ⁇ p.
  • the DC resistance component R 0 corresponds to the above-described DC voltage component I ⁇ R 0 of the battery voltage
  • the polarization resistance component R p corresponds to the polarization voltage component V p of the battery voltage.
  • the resistance correction amount calculation unit 111 calculates the DC resistance component R 0 based on the divergence degree ⁇ output from the divergence degree calculation unit 108 and the correction distributions ⁇ 0 and ⁇ p output from the resistance correction distribution calculation unit 110. It calculates a correction amount [Delta] R p of the correction amount [Delta] R 0 and polarization resistance component R p.
  • the resistance correction amount calculation unit 111 outputs the calculated correction amounts ⁇ R 0 and ⁇ R p to the voltage calculation unit 104, and the DC resistance component R 0 and the polarization resistance component R of the equivalent circuit model stored in the voltage calculation unit 104. p is corrected.
  • the battery voltage predicted value V model is obtained by the operations of the divergence degree calculating unit 108, the current fluctuation amount calculating unit 109, the resistance correction distribution calculating unit 110, and the resistance correction amount calculating unit 111 described above. Based on the measured values of the voltage V and the current I, correction amounts ⁇ R 0 and ⁇ R p for correcting the equivalent circuit model can be calculated.
  • the charge / discharge control unit 102 calculates the charge / discharge current flowing through the storage battery 101 based on the calculation result of the SOC output from the SOC calculation unit 105 and the calculation result of the allowable value P avail output from the allowable power calculation unit 106. Control.
  • FIG. 2 is a diagram illustrating an example of a control flowchart according to the first embodiment of this invention. This control program is executed in the battery management system 100 of FIG. A series of processes shown in FIG. 2 are performed at predetermined time intervals.
  • step S101 the battery management system 100 determines whether or not power is supplied. If the power is not supplied, the process is stopped. If the power is supplied, the process proceeds to step S102.
  • the predetermined time is a time interval representing a control cycle for calculating the resistance correction amount based on the present invention, and for example, a time such as 0.1 second is selected.
  • step S102 the battery information acquisition unit 103 acquires measurement information such as the current I, voltage V, and temperature T of the storage battery 101.
  • step S103 the voltage calculation unit 104 uses the measured values of the current I and temperature T acquired in step S102 and the current SOC value to predict the battery voltage based on the equivalent circuit model representing the internal state of the storage battery 101.
  • the value V model is calculated.
  • FIG. 3 is a diagram illustrating an example of battery voltage behavior when a current rectangular wave is applied to the storage battery 101.
  • a rectangular wave current I shown in graph 31 is applied to storage battery 101
  • voltage V of storage battery 101 at this time that is, CCV of storage battery 101 changes as shown in graph 32.
  • the change in the voltage V is roughly divided into three components: a DC voltage component I ⁇ R 0 , a polarization voltage component V p , and an OCV variation component ⁇ OCV.
  • the first component DC voltage component I ⁇ R 0 , responds instantaneously to changes in current I. That is, it rises instantaneously in response to the rise of the current I, and after disappearing with the fall of the current I after transitioning to a certain level.
  • a second component polarization voltage component V p is exponentially varied depending on the change in the current I. That is, it gradually rises as the current I rises and gradually falls as the current I falls.
  • the third component, OCV fluctuation component ⁇ OCV represents the change in the OCV of the storage battery 101, and corresponds to the difference between OCV 1 which is the OCV value before the start of charging and OCV 2 which is the OCV value after the start of charging. To do.
  • This OCV fluctuation component ⁇ OCV corresponds to the amount of change in the SOC of storage battery 101 according to current I.
  • FIG. 4 is a diagram illustrating an example of an equivalent circuit model of the storage battery 101.
  • R 0 represents a DC resistance component.
  • the DC voltage component I ⁇ R 0 is obtained.
  • R p is the polarization resistance component
  • C p denotes a polarization capacitive component, respectively, said polarization voltage component V p is calculated from these values.
  • OCV represents the open circuit voltage of the storage battery 101, and the OCV fluctuation component ⁇ OCV is obtained from the amount of change in the OCV.
  • the polarization resistance component R p and the polarization capacitance component C p are inversely proportional to each other. Further, it is assumed that the time constant ⁇ representing the exponential variation of the polarization voltage component V p shown in FIG. 3 is constant regardless of the deterioration state of the storage battery 101.
  • step S103 of FIG. 2 the values of these equivalent circuit constants are determined based on the value of the temperature T acquired in step S102 and the latest SOC value obtained by the SOC calculation unit 105. Then, based on the determined value of the equivalent circuit constant and the value of the current I acquired in step S102, a predicted battery voltage value V model is calculated.
  • the divergence degree calculation unit 108 compares the measured value of the voltage V acquired in step S102 and the predicted battery voltage value V model obtained in step S103 with each other using a predetermined calculation formula. Convert each to a variable.
  • the comparison variable may be an index that can appropriately compare the difference in characteristics between the voltage V and the predicted battery voltage value V model .
  • differential values of these values, integrated values of differential absolute values, and the like can be used as comparison variables.
  • the values of the voltage V and the predicted battery voltage value V model may be used as they are as comparison variables.
  • various values obtained from the voltage V and the predicted battery voltage value V model can be used as comparison variables.
  • the divergence degree calculation unit 108 calculates a divergence degree ⁇ indicating the comparison result of these values based on the comparison variable of the voltage V and the predicted battery voltage value V model obtained in step S104.
  • the degree of divergence ⁇ may be an index that appropriately indicates a difference in characteristics between the voltage V and the battery voltage predicted value V model .
  • the difference or ratio of these comparison variables can be used.
  • various values obtained from the comparison variables of the voltage V and the predicted battery voltage value V model can be used as the divergence ⁇ .
  • step S106 the current fluctuation amount calculation unit 109 calculates the current fluctuation amount dI / dt per unit time of the storage battery 101 based on the measured value of the current I acquired in step S102.
  • step S107 the resistance correction allocation calculating unit 110, based on the current fluctuation amount dI / dt per unit time obtained in step S106, the correction for each of the DC resistance component R 0 and polarization resistance component R p in the equivalent circuit model
  • the distributions ⁇ 0 and ⁇ p are calculated.
  • the current current fluctuation amount dI / dt is set. depending DC resistance component R 0 and polarization resistance component R p correction allocation beta 0, to determine the beta p.
  • the correction allocation beta 0 for DC resistance component R 0 and correction allocation beta p for the polarization resistance component R p is together It is preferable to set so as to change to an inverse correlation. Specifically, the current fluctuation amount of the absolute value
  • FIGS. 5 Examples of correction distribution information satisfying the above requirements are shown in FIGS. 5,
  • An example of information is shown.
  • the correction distribution ⁇ 0 for the DC resistance component R 0 increases accordingly, while the correction distribution ⁇ p for the polarization resistance component R p decreases.
  • decreases the correction distribution ⁇ 0 for the DC resistance component R 0 decreases accordingly, while the correction distribution ⁇ p for the polarization resistance component R p increases.
  • the resistance correction distribution calculation unit 110 stores information representing the relationship as described above as correction distribution information.
  • step S107 of FIG. 2 the correction distribution ⁇ for the direct current resistance component R 0 and the polarization resistance component R p based on such correction distribution information and the value of the current fluctuation amount dI / dt per unit time obtained in step S106. 0, to determine the ⁇ p.
  • FIGS. 5 to 7 described above are extracted examples of correction distribution information that satisfies the above-described requirements. Therefore, the correction distribution information stored in the resistance correction distribution calculation unit 110 is not limited to the relationship shown in FIGS. Further, the relationship as shown in FIGS. 5 to 7 may be selected from either a method based on a data table or a method based on a function.
  • step S108 based on the deviation degree ⁇ obtained in step S105 and the correction distributions ⁇ 0 and ⁇ p for the DC resistance component R 0 and the polarization resistance component R p obtained in step S107 in the resistance correction amount calculation unit 111. Then, a correction amount for correcting the values of the DC resistance component R 0 and the polarization resistance component R p is calculated. Specifically, the resistance correction amount calculation unit 111 multiplies the correction distribution ⁇ 0 of the DC resistance component R 0 and the correction distribution ⁇ p of the polarization resistance component R p by the divergence degree ⁇ , respectively, so that the DC resistance The correction amounts for the component R 0 and the polarization resistance component R p are calculated. The resistance correction amount calculation unit 111 corrects the equivalent circuit model of the storage battery 101 stored in the voltage calculation unit 104 by outputting the correction amount obtained in this way from the resistance correction amount calculation unit 111 to the voltage calculation unit 104. be able to.
  • step S109 it is determined whether the correction timing condition is satisfied. If the correction timing condition is satisfied, the process proceeds to step S110. If the correction timing condition is not satisfied, the process returns to step S101.
  • step S110 the voltage calculation unit 104, a correction amount of the direct current resistance component R 0 and polarization resistance component R p calculated in step S108, to be reflected in an equivalent circuit constant of the equivalent circuit model.
  • the correction of the equivalent circuit model by the resistance correction amount calculation unit 111 is applied in the voltage calculation unit 104. If correction is applied in this way, the process returns to step S101.
  • correction is applied only when it is determined in step S109 that the correction timing condition is satisfied. However, correction is always performed, and the correction amount obtained according to the determination result in step S109 is weighted. It may be.
  • FIG. 8 is a diagram illustrating an example of a resistance detection result by the battery management system 100.
  • both the direct current resistance component R 0 and the polarization resistance component R p approach the true value of 100%.
  • the battery management system 100, the SOC calculation unit 105 and allowable power calculation unit 106 taking into account the plurality of resistive components including the DC resistance component R 0 and polarization resistance component R p, SOC of the battery 101 or, At least one of an allowable value P avail indicating an allowable charge / discharge current and an allowable charge / discharge power is calculated.
  • the battery management system 100 includes a battery information acquisition unit 103, a voltage calculation unit 104, and a battery information acquisition unit 103 as a plurality of calculation means for obtaining a voltage value V indicating a voltage value of the storage battery 101 and a predicted battery voltage value V model.
  • the SOC calculation unit 105 and the allowable power And a resistance correction amount calculation unit 111 as correction means for changing the contribution of at least one of the DC resistance component R 0 and the polarization resistance component R p to the calculation of the SOC or the allowable value P avail in the calculation unit 106.
  • the battery management system 100 includes a battery information acquisition unit 103, a voltage calculation unit 104, a current fluctuation amount calculation unit 109, and a resistance correction amount calculation unit 111.
  • the battery information acquisition unit 103 acquires the voltage value V of the energized storage battery 101 (step S102).
  • the voltage calculation unit 104 acquires the predicted battery voltage value V model of the battery 101 being energized by a method different from that of the battery information acquisition unit 103 (step S103).
  • the current fluctuation amount calculation unit 109 calculates the current fluctuation amount dI / dt per unit time of the storage battery 101 (step S106).
  • the resistance correction amount calculation unit 111 includes a storage battery 101 including a DC resistance component R 0 and a polarization resistance component R p based on the comparison result of the voltage value V and the predicted battery voltage value V model and the current fluctuation amount dI / dt.
  • the equivalent circuit model representing the internal state is corrected (step S108). Since it did in this way, the state of internal resistance can be appropriately represented with respect to the battery in electricity supply.
  • the battery information acquisition unit 103 acquires the voltage measurement value of the energized storage battery 101 as the voltage value V. Moreover, the voltage calculation part 104 acquires battery voltage predicted value Vmodel by the calculation based on an equivalent circuit model. Since it did in this way, in each of the battery information acquisition part 103 and the battery information acquisition part 103, these voltage values can be acquired reliably by a mutually different method.
  • the battery management system 100 further includes a divergence degree calculation unit 108 for obtaining a divergence degree ⁇ between the voltage value V and the predicted battery voltage value V model .
  • the resistance correction amount calculation unit 111 corrects the equivalent circuit model based on the deviation degree ⁇ obtained by the deviation degree calculation unit 108 and the current fluctuation amount dI / dt. Since it did in this way, the equivalent circuit model can be correct
  • the battery management system 100 further includes a resistance correction distribution calculation unit 110 that determines correction distributions ⁇ 0 and ⁇ p for the DC resistance component R 0 and the polarization resistance component R p based on the current fluctuation amount dI / dt.
  • the resistance correction amount calculation unit 111 corrects the equivalent circuit model based on the divergence degree ⁇ obtained by the divergence degree calculation unit 108 and the determined correction distributions ⁇ 0 and ⁇ p . Since it did in this way, according to divergence degree (delta), DC resistance component R0 and polarization resistance component Rp can each be correct
  • resistance correction allocation calculating unit 110 stored in advance, current fluctuation amount dI / dt and the correction allocation beta 0, based on the correction allocation information indicative of a relation between beta p, correction allocation beta 0, a beta p decide. Since it did in this way, correction
  • the battery management system 100 includes an allowable power calculation unit 106 that calculates an allowable value P avail corresponding to the allowable current or allowable power of the storage battery 101 based on the equivalent circuit model corrected by the resistance correction amount calculation unit 111. Further prepare. Since it did in this way, charging / discharging can be controlled appropriately according to the state of the storage battery 101.
  • Embodiment- 9 and 10 are diagrams for explaining a second embodiment of the battery management system according to the present invention.
  • the battery system of the present embodiment is mounted on a hybrid vehicle such as HEV or PHEV, for example, as in the first embodiment.
  • FIG. 9 is a block diagram showing a minimum configuration of the battery system 2 according to the second embodiment of the present invention.
  • the battery system 2 includes a battery management system 200, a storage battery 201, and a charge / discharge control unit 202.
  • the storage battery 201 includes a plurality of power storage elements (for example, lithium ion secondary battery cells).
  • the battery management system 200 includes a battery information acquisition unit 203, a voltage calculation unit 204, an SOC calculation unit 205, an allowable power calculation unit 206, and a battery resistance deterioration detection unit 207.
  • the battery resistance deterioration detection unit 207 includes a divergence degree calculation unit 208, a current fluctuation amount calculation unit 209, a resistance correction distribution calculation unit 210, and a resistance correction amount calculation unit 211.
  • the battery information acquisition unit 203 is based on signals output from the storage battery 201 or a voltage sensor, a current sensor, a temperature sensor, or the like attached thereto. Thus, measurement information such as current I, voltage V, and temperature T is acquired. These pieces of measurement information are output to the voltage calculation unit 204, the SOC calculation unit 205, the allowable power calculation unit 206, and the current fluctuation amount calculation unit 209, respectively.
  • the voltage calculation unit 204 stores an equivalent circuit model representing the internal state of the storage battery 101 in advance.
  • the open circuit voltage OCV is a breakdown of the components of the battery voltage, and calculating a DC voltage component I ⁇ R 0 and the polarization voltage components V p, SOC calculating unit 205 and allowable these calculation results
  • the power is output to the power calculation unit 206.
  • the SOC calculation unit 205 is based on the current I, voltage V and temperature T output from the battery information acquisition unit 203, and the OCV, I ⁇ R 0 and V p calculated by the voltage calculation unit 204.
  • the SOC of the storage battery 201 is calculated for each type of method.
  • the SOC calculation unit 205 calculates the SOC by the SOCv method based on the OCV, and calculates the SOC by the SOCi method based on the history of the current I.
  • the SOC may be calculated by an SOCc method in which the SOCv method and the SOCi method are combined instead of the SOCv method or the SOCi method.
  • the SOC calculation unit 205 calculates the SOC by the SOCv method, outputs the calculation result to the divergence degree calculation unit 208 as the SOCv, calculates the SOC by the SOCc method, and calculates the calculation result as the SOCc.
  • An example of output to the degree calculation unit 208, the allowable power calculation unit 206, the charge / discharge control unit 202, and the voltage calculation unit 204 will be described.
  • the allowable power calculation unit 206 outputs the current I and temperature T output from the battery information acquisition unit 203 and the OCV calculated by the voltage calculation unit 204. , I ⁇ R 0 and V p, and the allowable value P avail for charge / discharge of the storage battery 201 is calculated based on the SOCc output from the SOC calculation unit 205. The allowable power calculation unit 206 outputs the calculation result of the allowable value P avail to the charge / discharge control unit 202.
  • the divergence degree calculation unit 208 calculates a divergence degree ⁇ with respect to these SOCs based on two types of SOCs from the SOC calculation unit 205, that is, SOCv and SOCc.
  • the divergence degree calculation unit 208 outputs the calculated divergence degree ⁇ to the resistance correction amount calculation unit 211.
  • the current fluctuation amount calculation unit 209 is similar to the current fluctuation amount calculation unit 109 of FIG. 1 in the first embodiment, based on the current I output from the battery information acquisition unit 203, from the previous calculation time to the current time.
  • the current fluctuation amount dI / dt of the storage battery 201 per unit time is calculated.
  • the current fluctuation amount calculation unit 209 outputs the calculated current fluctuation amount dI / dt to the resistance correction distribution calculation unit 210.
  • the resistance correction distribution calculation unit 210 is equivalent to the equivalent circuit model based on the current fluctuation amount dI / dt output from the current fluctuation amount calculation unit 209, similarly to the resistance correction distribution calculation unit 110 of FIG. 1 in the first embodiment.
  • correction allocation beta 0 for each of the DC resistance component R 0 polarization resistance component R p in calculates the beta p.
  • the resistance correction amount calculation unit 211 outputs the divergence degree ⁇ output from the divergence degree calculation unit 208 and the resistance correction distribution calculation unit 210. Based on the corrected distributions ⁇ 0 and ⁇ p , the correction amount ⁇ R 0 of the DC resistance component R 0 and the correction amount ⁇ R p of the polarization resistance component R p are calculated. The resistance correction amount calculation unit 211 outputs the calculated correction amounts ⁇ R 0 and ⁇ R p to the voltage calculation unit 204, and the DC resistance component R 0 and the polarization resistance component R of the equivalent circuit model stored in the voltage calculation unit 204. p is corrected.
  • the charge / discharge control unit 202 is similar to the charge / discharge control unit 102 of FIG. 1 in the first embodiment, and the SOCc calculation result output from the SOC calculation unit 205 and the allowable value output from the allowable power calculation unit 206. Based on the calculation result of P avail , the charge / discharge current flowing through the storage battery 201 is controlled.
  • FIG. 10 is a diagram illustrating an example of a control flowchart according to the second embodiment of this invention. This control program is executed in the battery management system 200 of FIG. A series of processes shown in FIG. 10 are performed at predetermined time intervals.
  • step S201 the battery management system 200 determines whether or not power is being supplied. If not, the process is stopped, and if power is being supplied, the process proceeds to step S202.
  • the predetermined time is a time interval representing a control cycle for calculating the resistance correction amount based on the present invention, and for example, a time such as 0.1 second is selected.
  • step S202 the battery information acquisition unit 203 acquires measurement information such as the current I, voltage V, and temperature T of the storage battery 201.
  • step S203 the voltage calculation unit 204 uses the measured values of the current I and temperature T acquired in step S202 and the current SOC value, and the OCV and DC based on the equivalent circuit model representing the internal state of the storage battery 201.
  • the voltage component I ⁇ R 0 and the polarization voltage component V p are calculated.
  • step S204 the SOC calculation unit 205, the acquired current I in step S202, the measured value of the voltage V and temperature T, OCV obtained in step S203, the DC voltage component I ⁇ R 0 and the polarization voltage components V p Based on this, the SOCs by the two methods are respectively calculated. Specifically, the SOC calculation unit 205 obtains the SOCv by the SOCv method using these values, and obtains the SOCc by the SOCc method in which the SOCv method and the SOCi method are combined. , SOCc). In addition, you may use SOC by another system, for example, SOCi calculated
  • the divergence degree calculation unit 208 calculates the SOC according to the two methods obtained in step S204, that is, the divergence degree ⁇ between SOCv and SOCc.
  • the divergence degree ⁇ may be an index that appropriately indicates a difference in characteristics between the SOCv and the SOCc.
  • the difference or ratio between SOCv and SOCc can be used.
  • various values obtained from SOCv and SOCc can be used as the deviation degree ⁇ .
  • step S206 the current fluctuation amount calculation unit 209 calculates the current fluctuation amount dI / dt per unit time of the storage battery 201 based on the measured value of the current I acquired in step S202.
  • step S207 the resistance correction allocation calculating unit 210, based on the current fluctuation amount dI / dt per unit time obtained in step S206, the correction for each of the DC resistance component R 0 and polarization resistance component R p in the equivalent circuit model
  • the distributions ⁇ 0 and ⁇ p are calculated.
  • the current current fluctuation amount is based on the correction distribution information as shown in FIGS. 5 to 7 stored in advance in the resistance correction distribution calculation unit 210.
  • Correction distribution ⁇ 0 , ⁇ p of DC resistance component R 0 and polarization resistance component R p according to the value of dI / dt To decide.
  • step S208 based on the deviation degree ⁇ obtained in step S205 and the correction distributions ⁇ 0 and ⁇ p for the DC resistance component R 0 and the polarization resistance component R p obtained in step S207 in the resistance correction amount calculation unit 211. Then, a correction amount for correcting the values of the DC resistance component R 0 and the polarization resistance component R p is calculated. Specifically, the resistance correction calculation unit 211, similarly to step S108 of FIG.
  • the correction amounts of the direct current resistance component R 0 and the polarization resistance component R p are calculated by multiplying the divergence degrees ⁇ , respectively.
  • the resistance correction amount calculation unit 211 corrects the equivalent circuit model of the storage battery 201 stored in the voltage calculation unit 204 by outputting the correction amount thus obtained from the resistance correction amount calculation unit 211 to the voltage calculation unit 204. be able to.
  • step S209 it is determined whether the correction timing condition is satisfied. If the correction timing condition is satisfied, the process proceeds to step S210. If the correction timing condition is not satisfied, the process returns to step S201.
  • the correction timing condition is satisfied, for example, when a predetermined time or more has elapsed since the previous correction, or when a highly accurate correction result is obtained. Can be determined.
  • step S210 the voltage calculation unit 204, a correction amount of the direct current resistance component R 0 and polarization resistance component R p obtained in step S208, to be reflected in an equivalent circuit constant of the equivalent circuit model.
  • the correction of the equivalent circuit model by the resistance correction amount calculation unit 211 is applied in the voltage calculation unit 204.
  • the process returns to step S201.
  • the correction is applied only when it is determined in step S209 that the correction timing condition is satisfied.
  • the correction is always performed, and according to the determination result in step S209.
  • the obtained correction amount may be weighted.
  • the battery management system 200 uses the SOC calculation unit 205 or the allowable power calculation unit 206 in consideration of a plurality of resistance components including the DC resistance component R 0 and the polarization resistance component R p , At least one of an allowable value P avail indicating an allowable charge / discharge current and an allowable charge / discharge power is calculated.
  • This battery management system 200 includes an SOC calculation unit 205 as a plurality of calculation means for determining SOCv and SOCc respectively indicating the charging rate of the storage battery 201, a comparison result of the SOCv and SOCc calculated by the SOC calculation unit 205, and the storage battery 201.
  • the battery management system 200 includes an SOC calculation unit 205, a current fluctuation amount calculation unit 209, and a resistance correction amount calculation unit 211.
  • the SOC calculation unit 205 obtains the first SOC indicating the charged state of the energized storage battery 201, and obtains the second SOC indicating the charged state of the energized storage battery 201 by a different method ( Step S204).
  • the current fluctuation amount calculation unit 209 calculates the current fluctuation amount dI / dt per unit time of the storage battery 201 (step S206).
  • the resistance correction amount calculation unit 211 includes a direct current resistance component R 0 and a polarization resistance component R p based on the comparison result of the first SOC and the second SOC and the current fluctuation amount dI / dt.
  • the equivalent circuit model representing the internal state is corrected (step S208). Since it did in this way, similarly to 1st Embodiment, the state of internal resistance can be appropriately represented with respect to the battery in electricity supply.
  • the SOC calculation unit 205 acquires the SOCv as the first SOC by, for example, the SOCv method based on the OCV of the storage battery 201 calculated based on the equivalent circuit model. Moreover, the SOC calculating part 205 acquires SOCi or SOCc as 2nd SOC by the SOCi system or SOCc system based on the log
  • the battery management system 200 further includes a divergence degree calculation unit 208 that obtains a divergence degree ⁇ between the first SOC and the second SOC.
  • the resistance correction amount calculation unit 211 corrects the equivalent circuit model based on the deviation degree ⁇ obtained by the deviation degree calculation unit 208 and the current fluctuation amount dI / dt. Since it did in this way, the equivalent circuit model can be correct
  • the battery management system 200 further includes a resistance correction distribution calculation unit 210 that determines correction distributions ⁇ 0 and ⁇ p for the DC resistance component R 0 and the polarization resistance component R p based on the current fluctuation amount dI / dt.
  • the resistance correction amount calculation unit 211 corrects the equivalent circuit model based on the divergence degree ⁇ obtained by the divergence degree calculation unit 208 and the determined correction distributions ⁇ 0 and ⁇ p . Since it did in this way, DC resistance component R0 and polarization resistance component Rp can each be correct
  • resistance correction allocation calculating unit 210 stored in advance, current fluctuation amount dI / dt and the correction allocation beta 0, based on the correction allocation information indicative of a relation between beta p, correction allocation beta 0, a beta p decide. Since it did in this way, correction distribution (beta) 0 , (beta) p can be easily determined from electric current fluctuation amount dI / dt similarly to 1st Embodiment.
  • the above correction allocation information for example, as shown in FIGS. 5 to 7, with respect to the change of current fluctuation amount dI / dt, for the polarization resistance component R p and the correction allocation beta 0 for DC resistance component R 0 a correction allocation beta p is set to change in inverse correlation.
  • a correction allocation information appropriately reflecting the difference in characteristics between the DC resistance component R 0 and polarization resistance component R p with respect to the current variation dI / dt it can.
  • the battery management system 200 includes an allowable power calculation unit 206 that calculates the allowable value P avail corresponding to the allowable current or allowable power of the storage battery 201 based on the equivalent circuit model corrected by the resistance correction amount calculation unit 211. Further prepare. Since it did in this way, charging / discharging can be appropriately controlled according to the state of the storage battery 201 similarly to 1st Embodiment.
  • FIG. 11 shows an example of a vehicle control system (hybrid vehicle control system) according to the third embodiment of the present invention.
  • the hybrid vehicle control system 3 includes the battery management system 100 and the storage battery 101 of FIG. 1 described in the first embodiment, the display device 301 that displays a control state to the user 309, and whether or not to execute this control.
  • 309 includes an input device 302 that can be operated, a power control unit 303, an engine control unit 304, a motor / generator 305, an engine 306, a power split mechanism 307, and drive wheels 308.
  • the battery management system 100 and the storage battery 101 are provided, but the battery management system 200 and the storage battery 201 of FIG. 9 described in the second embodiment may be provided instead. Below, the example in the case of providing the battery management system 100 and the storage battery 101 is demonstrated.
  • the allowable charge / discharge power which is one of the limit values of the battery performance, is output to the power control unit 303 which is the host controller.
  • the power control unit 303 controls driving of the motor / generator 305 based on the allowable charge / discharge power from the battery management system 100.
  • the power control unit 303 and the engine control unit 304 exchange information with each other.
  • the engine control unit 304 controls the operation of the engine 306.

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Abstract

通電中の電池に対して、内部抵抗の状態を適切に表す。電池管理システム１００は、電池情報取得部１０３と、電圧演算部１０４と、電流変動量演算部１０９と、抵抗補正量演算部１１１とを備える。電池情報取得部１０３は、通電中の蓄電池１０１の電圧値Ｖを取得する。電圧演算部１０４は、電池情報取得部１０３とは異なる方法により、通電中の蓄電池１０１の電池電圧予測値Ｖｍｏｄｅｌを取得する。電流変動量演算部１０９は、蓄電池１０１の単位時間当たりの電流変動量ｄＩ／ｄｔを演算する。抵抗補正量演算部１１１は、電圧値Ｖおよび電池電圧予測値Ｖｍｏｄｅｌの比較結果と、電流変動量ｄＩ／ｄｔとに基づいて、直流抵抗成分Ｒ０と分極抵抗成分Ｒｐとを含む蓄電池１０１の内部状態を表す等価回路モデルを補正する。

Description

電池管理システム、電池システムおよびハイブリッド車両制御システム
　本発明は、二次電池の電池管理システム、電池システムおよびハイブリッド車両制御システムに関する。
　リチウムイオン二次電池に代表される二次電池は、適正な電圧範囲および適正な充電状態（以下ＳＯＣ）範囲で使用する必要がある。その理由は、適正な電圧範囲および適正なＳＯＣ範囲の外で二次電池を使用すると、電池の性能劣化が急激に進行するなどの不具合が生じる恐れがあるからである。
　二次電池のＳＯＣは、完全放電状態をＳＯＣ＝０％、満充電状態をＳＯＣ＝１００％とそれぞれ規定し、これらの状態を基準として電池に入出力された電荷量の割合で定義される。ＳＯＣは、充放電終了から十分に時間が経過した時の電池の開回路電圧（ＯＣＶ）と相関関係がある。したがって、二次電池の管理を行う電池管理装置では一般に、電流、電圧、温度などのセンサ測定結果と、上記のＳＯＣとＯＣＶの相関関係とに基づき、ＳＯＣを推定演算している。
　ＳＯＣの推定演算の方式として、ＳＯＣｉ方式と呼ばれるものと、ＳＯＣｖ方式と呼ばれるものが知られている。ＳＯＣｉ方式は、電池に対する初期ＳＯＣからの入出力電流を積算してＳＯＣを求める方式であり、ＳＯＣｖ方式は、電池の充放電が終了してから十分に時間が経過した時のＯＣＶ測定結果を基にＳＯＣを求める方式である。ＳＯＣｉ方式では、電池の充放電中でも常にＳＯＣを演算可能であり、また時間経過に応じて滑らかに推移するＳＯＣ推定結果が得られる。しかし、電流測定値には電流センサのオフセット誤差が含まれており、電流を積算するとオフセット誤差も積算されてしまうため、積算期間が長時間になるほどＳＯＣの推定演算結果が発散するという欠点がある。一方、ＳＯＣｖ方式では、ＳＯＣｉ方式のようにＳＯＣの推定演算結果が発散することはないが、充放電中や充放電直後には電池のＯＣＶを測定できないため、そのままではＳＯＣの演算が不可能であるという問題がある。
　ＳＯＣｖ方式において上記の問題点を解消するためには、充放電中や充放電直後に測定される電池の閉回路電圧（ＣＣＶ）から、何らかの方法でＯＣＶを推定する必要がある。電池の充放電電流が小さい場合は、ＣＣＶ≒ＯＣＶとみなしてＳＯＣを推定しても、ＳＯＣ推定誤差は小さい。しかし、たとえばＨＥＶ、ＰＨＥＶ、ＥＶ等で用いられる車載電池のように充放電電流が比較的大きな電池の場合には、ＣＣＶ≒ＯＣＶとはならないため、ＳＯＣ推定誤差が大きくなってしまう。
　そこで、充放電電流が大きい用途の二次電池においてもＣＣＶに基づいてＳＯＣを正確に推定できるように、電池の状態に応じた等価回路モデルを用いてＣＣＶからＯＣＶを推定し、ＳＯＣｖ方式によりＳＯＣを推定する方法が知られている。たとえば、下記の特許文献１、２には、所定の時間間隔ごとに測定した電池の電圧および電流の測定値に基づいて、等価回路モデルにおける等価回路定数を逐次算出し、ＳＯＣを推定する技術が開示されている。
国際公開第２０１１／１５５０１７号 特開２０１４－１７８２１３号公報
　通電中の電池における内部抵抗は一般に、電流変化に対して瞬間的に応答する電池電圧の直流電圧成分に対応する直流抵抗成分と、指数関数的に応答する電池電圧の分極電圧成分に対応する分極抵抗成分とを含む。しかし、特許文献１、２に記載の等価回路定数の算出方法では、こうした内部抵抗成分ごとの電流変化に対する応答性の違いが適切に考慮されていない。したがって、通電中の電池に対して、電圧および電流の測定値から内部抵抗の状態を適切に表すことができない。
　本発明の一態様による電池管理システムは、直流抵抗成分と、分極抵抗成分とを含む複数の抵抗成分を考慮して二次電池の充電率または、許容電流、許容電力の少なくともいずれかを算出する電池管理システムにおいて、前記電池管理システムは、前記二次電池の電圧値または充電率を求める複数の算出手段と、前記複数の算出手段により求められた複数の電圧値または充電率の比較結果と、前記二次電池の時間当たりの電流の変動量と、に応じて前記充電率または、前記許容電流、前記許容電力の算出に対する前記直流抵抗成分または前記分極抵抗成分の少なくともいずれかの寄与度を変更する補正手段と、を有する。本発明の他の一態様による電池管理システムは、通電中の二次電池の電圧値を第１の電圧値として取得する第１の電圧取得部と、前記第１の電圧取得部とは異なる方法により、通電中の前記二次電池の電圧値を第２の電圧値として取得する第２の電圧取得部と、前記二次電池の単位時間当たりの電流変動量を演算する電流変動量演算部と、前記第１の電圧値および前記第２の電圧値の比較結果と、前記電流変動量とに基づいて、直流抵抗成分と分極抵抗成分とを含む前記二次電池の内部状態を表す等価回路モデルを補正する抵抗補正量演算部と、を備える。
　本発明のさらに別の一態様による電池管理システムは、通電中の二次電池の充電状態を第１の充電状態として取得する第１の充電状態取得部と、前記第１の充電状態取得部とは異なる方法により、通電中の前記二次電池の充電状態を第２の充電状態として取得する第２の充電状態取得部と、前記二次電池の単位時間当たりの電流変動量を演算する電流変動量演算部と、前記第１の充電状態および前記第２の充電状態の比較結果と、前記電流変動量とに基づいて、直流抵抗成分と分極抵抗成分とを含む前記二次電池の内部状態を表す等価回路モデルを補正する抵抗補正量演算部と、を備える。
　本発明による電池システムは、電池管理システムと、前記電池管理システムによって管理される二次電池と、許容演算部により演算された許容電流または許容電力に基づいて、前記二次電池の充放電電流を制御する充放電制御部と、を備える。
　本発明によるハイブリッド車両制御システムは、動力分割機構を介して設けられたエンジンおよびモータと、電池システムと、を備え、前記充放電制御部による前記充放電電流の制御に応じて、前記エンジンと前記モータとの駆動力配分を制御する。
　本発明によれば、通電中の電池に対して、内部抵抗の状態を適切に表すことができる。
図１は、本発明に係る電池システムの第１の実施の形態を示す図である。 図２は、第１の実施の形態における制御フローチャートの一例を示す図である。 図３は、蓄電池に電流矩形波を印加した時の電池電圧挙動の一例を示す図である。 図４は、蓄電池の等価回路モデルの一例を示す図である。 図５は、補正配分情報の一例を示す図である。 図６は、補正配分情報の一例を示す図である。 図７は、補正配分情報の一例を示す図である。 図８は、電池管理システムによる抵抗検知結果の一例を示す図である。 図９は、本発明に係る電池システムの第２の実施の形態を示す図である。 図１０は、第２の実施の形態における制御フローチャートの一例を示す図である。 図１１は、ハイブリッド車両制御システムの一例を示す図である。
　以下、図を参照して本発明を実施するための形態について説明する。
－第１の実施の形態－
　図１，２は、本発明に係る電池管理システムの第１の実施の形態を説明する図である。本実施の形態の電池システムは、例えば、ＨＥＶやＰＨＥＶのようなハイブリッド車両に搭載される。
　図１は、本発明の第１の実施の形態に係る電池システム１の最小構成を示すブロック図である。電池システム１は、電池管理システム１００、蓄電池１０１および充放電制御部１０２を備えている。蓄電池１０１は、複数の蓄電素子（例えば、リチウムイオン二次電池セル）を備える二次電池である。
　電池管理システム１００は、電池情報取得部１０３、電圧演算部１０４、ＳＯＣ演算部１０５、許容電力演算部１０６および電池抵抗劣化検知部１０７を備える。電池抵抗劣化検知部１０７は、乖離度演算部１０８、電流変動量演算部１０９、抵抗補正配分演算部１１０および抵抗補正量演算部１１１を備える。
　電池情報取得部１０３は、蓄電池１０１またはその周辺に取り付けられた電流センサ、電圧センサ、温度センサなどから出力される信号に基づいて、電流Ｉ、電圧Ｖ、温度Ｔなどの測定情報を取得する。そして、これらの測定情報を、電圧演算部１０４、ＳＯＣ演算部１０５、許容電力演算部１０６、乖離度演算部１０８、電流変動量演算部１０９にそれぞれ出力する。
　電圧演算部１０４は、電池情報取得部１０３から出力された電流Ｉおよび温度Ｔに基づいて通電中の蓄電池１０１の電池電圧を演算（予測）し、その演算結果を電池電圧予測値Ｖｍｏｄｅｌとして乖離度演算部１０８に出力する。さらに電圧演算部１０４は、演算し
た電池電圧の構成成分の内訳である開回路電圧ＯＣＶ、直流電圧成分Ｉ×Ｒ０および分極電圧成分Ｖｐを演算し、これらの演算結果をＳＯＣ演算部１０５および許容電力演算部１０６に出力する。なお、電圧演算部１０４には後述するように、蓄電池１０１の内部状態を表す等価回路モデルが予め記憶されている。この等価回路モデルを用いることで、電圧演算部１０４は電池電圧予測値Ｖｍｏｄｅｌと、その構成成分であるＯＣＶ、Ｉ×Ｒ０およびＶｐとを演算することができる。
　ＳＯＣ演算部１０５は、電池情報取得部１０３から出力された電流Ｉ、電圧Ｖおよび温度Ｔと、電圧演算部１０４で演算されたＯＣＶ、Ｉ×Ｒ０およびＶｐとに基づいて、蓄電池１０１のＳＯＣを演算する。ＳＯＣ演算部１０５は、たとえば、ＯＣＶに基づいてＳＯＣｖ方式によりＳＯＣを演算してもよいし、電流Ｉの履歴に基づいてＳＯＣｉ方式によりＳＯＣを演算してもよい。または、ＳＯＣｖ方式とＳＯＣｉ方式を組み合わせて用いるＳＯＣｃ方式によりＳＯＣを演算してもよい。ＳＯＣ演算部１０５は、ＳＯＣの演算結果を許容電力演算部１０６および充放電制御部１０２に出力すると共に、電圧演算部１０４にも出力する。ＳＯＣ演算部１０５から出力されたＳＯＣの演算結果は、電圧演算部１０４において、等価回路モデルにおける各等価回路定数を決定するのに用いられる。
　許容電力演算部１０６は、電池情報取得部１０３から出力された電流Ｉおよび温度Ｔと、電圧演算部１０４で演算されたＯＣＶ、Ｉ×Ｒ０およびＶｐと、ＳＯＣ演算部１０５から出力されたＳＯＣとに基づいて、蓄電池１０１の充放電に対する許容値Ｐａｖａｉｌを演算する。ここで、許容値Ｐａｖａｉｌとは、充放電時に蓄電池１０１に流すことが可能な電流上限値（許容充放電電流）や、蓄電池１０１に入出力することが可能な電力上限値（許容充放電電力）、蓄電池１０１のＳＯＣ作動範囲、蓄電池１０１の温度作動範囲などを表す制御パラメータである。許容電力演算部１０６は、許容値Ｐａｖａｉｌの演算結果を充放電制御部１０２に出力する。
　乖離度演算部１０８は、電池情報取得部１０３から出力された電圧Ｖと、電圧演算部１０４から出力された電池電圧予測値Ｖｍｏｄｅｌとに基づいて、これらの電圧値に対する乖離度δを算出する。乖離度演算部１０８は、算出した乖離度δを抵抗補正量演算部１１１に出力する。
　電流変動量演算部１０９は、電池情報取得部１０３から出力された電流Ｉに基づいて、前回の算出時刻から現時刻までの単位時間当たりの蓄電池１０１の電流変動量ｄＩ／ｄｔを演算する。ここで、電池情報取得部１０３は所定の測定周期ごとに電流Ｉを取得しており、電流変動量演算部１０９は、この測定周期ごとの電流Ｉの変化量を求めることで、電流Ｉの測定周期を単位時間として、電流変動量ｄＩ／ｄｔを算出することができる。電流変動量演算部１０９は、算出した電流変動量ｄＩ／ｄｔを抵抗補正配分演算部１１０に出力する。
　抵抗補正配分演算部１１０は、電流変動量演算部１０９から出力された電流変動量ｄＩ／ｄｔに基づいて、等価回路モデルにおける直流抵抗成分Ｒ０と分極抵抗成分Ｒｐのそれぞれに対する補正配分β０，βｐを演算する。なお、直流抵抗成分Ｒ０は、前述の電池電圧の直流電圧成分Ｉ×Ｒ０に対応しており、分極抵抗成分Ｒｐは、電池電圧の分極電圧成分Ｖｐに対応している。
　抵抗補正量演算部１１１は、乖離度演算部１０８から出力された乖離度δと、抵抗補正配分演算部１１０から出力された補正配分β０，βｐとに基づいて、直流抵抗成分Ｒ０の補正量ΔＲ０および分極抵抗成分Ｒｐの補正量ΔＲｐを演算する。抵抗補正量演算部１１１は、算出した補正量ΔＲ０、ΔＲｐを電圧演算部１０４に出力して、電圧演算部１０４に記憶されている等価回路モデルの直流抵抗成分Ｒ０および分極抵抗成分Ｒｐを補正する
。
　電池抵抗劣化検知部１０７では、以上説明した乖離度演算部１０８、電流変動量演算部１０９、抵抗補正配分演算部１１０および抵抗補正量演算部１１１の各動作により、電池電圧予測値Ｖｍｏｄｅｌと、電圧Ｖおよび電流Ｉの測定値とを基に、等価回路モデルを補正するための補正量ΔＲ０、ΔＲｐを算出することができる。
　充放電制御部１０２は、ＳＯＣ演算部１０５から出力されたＳＯＣの演算結果と、許容電力演算部１０６から出力された許容値Ｐａｖａｉｌの演算結果とに基づいて、蓄電池１０１に流れる充放電電流を制御する。
　図２は、本発明の第１の実施の形態の制御フローチャートの一例を示す図である。この制御プログラムは図１の電池管理システム１００において実行される。図２に示す一連の処理は、所定時間間隔で行われる。
　ステップＳ１０１では、電池管理システム１００は通電しているかどうかを判定し、通電していなければ処理を停止し、通電していればステップＳ１０２に進む。ここで、所定時間とは、本発明に基づき抵抗補正量を算出するための制御周期を表す時間間隔であり、例えば、０．１秒等の時間が選定される。
　ステップＳ１０２では、電池情報取得部１０３において、蓄電池１０１の電流Ｉ、電圧Ｖ、温度Ｔなどの測定情報を取得する。
　ステップＳ１０３では、電圧演算部１０４において、ステップＳ１０２で取得した電流Ｉおよび温度Ｔの測定値と、現在のＳＯＣの値とを用いて、蓄電池１０１の内部状態を表す等価回路モデルに基づく電池電圧予測値Ｖｍｏｄｅｌを算出する。
　ここで、電圧演算部１０４で用いられる等価回路モデルについて、図３、４を参照して説明する。図３は、蓄電池１０１に電流矩形波を印加した時の電池電圧挙動の一例を示す図である。蓄電池１０１に対して、たとえばグラフ３１に示す矩形波の電流Ｉを印加すると、このときの蓄電池１０１の電圧Ｖ、すなわち蓄電池１０１のＣＣＶは、グラフ３２に示すように変化する。この電圧Ｖの変化は、図３に示すように、直流電圧成分Ｉ×Ｒ０、分極電圧成分Ｖｐ、ＯＣＶ変動成分ΔＯＣＶの３つの成分に大別される。
　１つ目の成分である直流電圧成分Ｉ×Ｒ０は、電流Ｉの変化に対して瞬間的に応答する。すなわち、電流Ｉの立ち上がりに応じて瞬間的に上昇し、一定のレベルで推移した後に、電流Ｉの立ち下がりと共に消滅する。
　２つ目の成分である分極電圧成分Ｖｐは、電流Ｉの変化に応じて指数関数的に変動する。すなわち、電流Ｉの立ち上がりに応じて徐々に上昇し、電流Ｉの立ち下がりに応じて徐々に低下する。
　３つ目の成分であるＯＣＶ変動成分ΔＯＣＶは、蓄電池１０１のＯＣＶの変化を表しており、充電開始前のＯＣＶ値であるＯＣＶ１と充電開始後のＯＣＶ値であるＯＣＶ２との差に相当する。このＯＣＶ変動成分ΔＯＣＶは、電流Ｉに応じた蓄電池１０１のＳＯＣの変化量に対応する。
　図４は、蓄電池１０１の等価回路モデルの一例を示す図である。図４において、Ｒ０は直流抵抗成分を表している。この直流抵抗成分Ｒ０に電流Ｉをかけることで、上記の直流電圧成分Ｉ×Ｒ０が求められる。一方、Ｒｐは分極抵抗成分、Ｃｐは分極容量成分をそれぞれ表しており、これらの値から上記の分極電圧成分Ｖｐが求められる。また、ＯＣＶは蓄電池１０１の開回路電圧を表しており、このＯＣＶの変化量から上記のＯＣＶ変動成分ΔＯＣＶが求められる。
　なお、以下の説明において、分極抵抗成分Ｒｐと分極容量成分Ｃｐは互いに反比例の関係にあると仮定する。また、図３に示した分極電圧成分Ｖｐの指数関数的な変動を表す時定数τは、蓄電池１０１の劣化状態に関わらず一定であるとする。
　電圧演算部１０４には、以上説明したような等価回路モデルを表すために、蓄電池１０１の温度やＳＯＣの値ごとに、対応するＯＣＶ、Ｒ０、Ｒｐ、Ｃｐの値が等価回路定数として記憶されている。図２のステップＳ１０３では、ステップＳ１０２で取得した温度Ｔの値と、ＳＯＣ演算部１０５で求められた直近のＳＯＣの値とに基づいて、これらの等価回路定数の値を決定する。そして、決定した等価回路定数の値と、ステップＳ１０２で取得した電流Ｉの値とに基づいて、電池電圧予測値Ｖｍｏｄｅｌを算出する。
　ステップＳ１０４では、乖離度演算部１０８において、ステップＳ１０２で取得した電圧Ｖの測定値と、ステップＳ１０３で求めた電池電圧予測値Ｖｍｏｄｅｌとを、所定の計算式により、互いを比較するための比較変数にそれぞれ変換する。ここで、上記の比較変数は、電圧Ｖと電池電圧予測値Ｖｍｏｄｅｌとの特性の違いを適切に比較できるような指標であればよい。たとえば、これらの値の微分値や、微分絶対値の積算値などを、比較変数として用いることができる。また、電圧Ｖと電池電圧予測値Ｖｍｏｄｅｌの値をそのまま比較変数として用いてもよい。その他にも、電圧Ｖと電池電圧予測値Ｖｍｏｄｅｌから求められる様々な値を比較変数として用いることができる。
　ステップＳ１０５では、乖離度演算部１０８において、ステップＳ１０４で求めた電圧Ｖおよび電池電圧予測値Ｖｍｏｄｅｌの比較変数に基づいて、これらの値の比較結果を示す乖離度δを算出する。ここで、上記の乖離度δは、電圧Ｖと電池電圧予測値Ｖｍｏｄｅｌとの特性の違いを適切に示す指標であればよい。たとえば、これらの比較変数の差分や比率などを用いることができる。その他にも、電圧Ｖと電池電圧予測値Ｖｍｏｄｅｌそれぞれの比較変数から求められる様々な値を乖離度δとして用いることができる。
　ステップＳ１０６では、電流変動量演算部１０９において、ステップＳ１０２で取得した電流Ｉの測定値に基づいて、蓄電池１０１の単位時間当たりの電流変動量ｄＩ／ｄｔを演算する。
　ステップＳ１０７では、抵抗補正配分演算部１１０において、ステップＳ１０６で求めた単位時間当たりの電流変動量ｄＩ／ｄｔに基づいて、等価回路モデルにおける直流抵抗成分Ｒ０および分極抵抗成分Ｒｐのそれぞれに対する補正配分β０，βｐを演算する。ここでは、抵抗補正配分演算部１１０に予め記憶されている、電流変動量ｄＩ／ｄｔとこれらの補正配分との関係を表す補正配分情報に基づいて、現在の電流変動量ｄＩ／ｄｔの値に応じた直流抵抗成分Ｒ０と分極抵抗成分Ｒｐの補正配分β０，βｐを決定する。
　なお、上記の補正配分情報では、単位時間当たりの電流変動量ｄＩ／ｄｔの変化に対して、直流抵抗成分Ｒ０に対する補正配分β０と分極抵抗成分Ｒｐに対する補正配分βｐとが、互いに逆相関に変化するように設定されていることが好ましい。具体的には、電流変動量の絶対値｜ｄＩ／ｄｔ｜に対して、分極抵抗成分Ｒｐの補正配分βｐに対する直流抵抗成分Ｒ０の補正配分β０の比が正の相関を満たすようにする必要がある。
　上記の要件を満たす補正配分情報の例を図５～７に示す。図５は、｜ｄＩ／ｄｔ｜の変化に対して、直流抵抗成分Ｒ０の補正配分β０が相関関係にあり、かつ分極抵抗成分Ｒｐの補正配分βｐが逆相関関係にある補正配分情報の例を示している。この例では、｜ｄＩ／ｄｔ｜が増加すると、それに応じて直流抵抗成分Ｒ０に対する補正配分β０が増加する一方で、分極抵抗成分Ｒｐに対する補正配分βｐが減少する。また、｜ｄＩ／ｄｔ｜が減少すると、それに応じて直流抵抗成分Ｒ０に対する補正配分β０が減少する一方で、分極抵抗成分Ｒｐに対する補正配分βｐが増加する。したがって、電流変動量ｄＩ／ｄｔの変化に対して、直流抵抗成分Ｒ０に対する補正配分β０と分極抵抗成分Ｒｐに対する補正配分βｐとは、互いに逆相関の関係で変化することが分かる。
　図６は、所定の閾値以上の範囲における｜ｄＩ／ｄｔ｜の変化に対して、直流抵抗成分Ｒ０の補正配分β０が一定であり、かつ分極抵抗成分Ｒｐの補正配分βｐが逆相関関係にある補正配分情報の例を示している。この例では、｜ｄＩ／ｄｔ｜が閾値以上の範囲で増加すると、直流抵抗成分Ｒ０に対する補正配分β０は一定であり変化しない一方で、分極抵抗成分Ｒｐに対する補正配分βｐが減少する。また、｜ｄＩ／ｄｔ｜が閾値以上の範囲で減少すると、直流抵抗成分Ｒ０に対する補正配分β０は一定であり変化しない一方で、分極抵抗成分Ｒｐに対する補正配分βｐが増加する。したがって、電流変動量ｄＩ／ｄｔの変化に対して、直流抵抗成分Ｒ０に対する補正配分β０と分極抵抗成分Ｒｐに対する補正配分βｐとは、互いに逆相関の関係で変化することが分かる。
　図７は、｜ｄＩ／ｄｔ｜の変化に対して、直流抵抗成分Ｒ０の補正配分β０が相関関係にあり、かつ分極抵抗成分Ｒｐの補正配分βｐが一定である補正配分情報の例を示している。この例では、｜ｄＩ／ｄｔ｜が増加すると、それに応じて直流抵抗成分Ｒ０に対する補正配分β０が増加する一方で、分極抵抗成分Ｒｐに対する補正配分βｐは一定であり変化しない。また、｜ｄＩ／ｄｔ｜が減少すると、それに応じて直流抵抗成分Ｒ０に対する補正配分β０が減少する一方で、分極抵抗成分Ｒｐに対する補正配分βｐは一定であり変化しない。したがって、電流変動量ｄＩ／ｄｔの変化に対して、直流抵抗成分Ｒ０に対する補正配分β０と分極抵抗成分Ｒｐに対する補正配分βｐとは、互いに逆相関の関係で変化することが分かる。
　抵抗補正配分演算部１１０には、以上説明したような関係性を表す情報が補正配分情報として記憶されている。図２のステップＳ１０７では、こうした補正配分情報と、ステップＳ１０６で求めた単位時間当たりの電流変動量ｄＩ／ｄｔの値とに基づいて、直流抵抗成分Ｒ０および分極抵抗成分Ｒｐに対する補正配分β０，βｐを決定する。
　なお、以上説明した図５～図７は、前述のような要件を満たす補正配分情報の一例を抽出したものである。そのため、抵抗補正配分演算部１１０に記憶される補正配分情報は、図５～図７で示した関係性のものに限定されない。また、図５～図７に示すような関係性は、データテーブルを基に演算する方式と、関数を基に演算する方式とのどちらを選択してもよい。
　ステップＳ１０８では、抵抗補正量演算部１１１において、ステップＳ１０５で求めた乖離度δと、ステップＳ１０７で求めた直流抵抗成分Ｒ０および分極抵抗成分Ｒｐに対する補正配分β０，βｐとに基づいて、直流抵抗成分Ｒ０と分極抵抗成分Ｒｐの値をそれぞれ補正するための補正量を演算する。具体的には、抵抗補正量演算部１１１は、直流抵抗成分Ｒ０の補正配分β０と分極抵抗成分Ｒｐの補正配分βｐに対して、乖離度δをそれぞれ乗算することで、直流抵抗成分Ｒ０および分極抵抗成分Ｒｐの補正量をそれぞれ計算する。こうして求められた補正量を抵抗補正量演算部１１１から電圧演算部１０４に出力することで、抵抗補正量演算部１１１は、電圧演算部１０４に記憶されている蓄電池１０１の等価回路モデルを補正することができる。
　ステップＳ１０９では、補正タイミング条件を満たしているか否かを判定する。補正タイミング条件を満たしている場合には処理をステップＳ１１０に進め、補正タイミング条件を満たしていない場合にはステップＳ１０１に戻る。ここでは、たとえば前回の補正から所定時間以上経過した場合や、高精度の補正結果が得られるようなタイミングの時に、補正タイミング条件を満たすと判定することができる。
　ステップＳ１１０では、電圧演算部１０４において、ステップＳ１０８で求めた直流抵抗成分Ｒ０および分極抵抗成分Ｒｐの補正量を、等価回路モデルの等価回路定数に反映させる。これにより、抵抗補正量演算部１１１による等価回路モデルの補正が電圧演算部１０４において適用される。こうして補正を適用したら、処理をステップＳ１０１に戻す。なお、ここではステップＳ１０９で補正タイミング条件を満たすと判定した場合にのみ補正を適用することとしたが、常に補正を行い続け、ステップＳ１０９の判定結果に応じて得られた補正量を重み付けするようにしてもよい。
　図８は、電池管理システム１００による抵抗検知結果の一例を示す図である。図８では、時間が経過するにつれて、直流抵抗成分Ｒ０および分極抵抗成分Ｒｐのどちらも真値である１００％に近づいていくことが確認できる。
　以上説明した本発明の第１の実施形態によれば、以下の作用効果を奏する。
（１）電池管理システム１００は、ＳＯＣ演算部１０５や許容電力演算部１０６により、直流抵抗成分Ｒ０と分極抵抗成分Ｒｐとを含む複数の抵抗成分を考慮して、蓄電池１０１のＳＯＣまたは、許容充放電電流や許容充放電電力を示す許容値Ｐａｖａｉｌの少なくともいずれかを算出する。この電池管理システム１００は、蓄電池１０１の電圧値をそれぞれ示す電圧値Ｖおよび電池電圧予測値Ｖｍｏｄｅｌを求める複数の算出手段としての電池情報取得部１０３および電圧演算部１０４と、電池情報取得部１０３および電圧演算部１０４によりそれぞれ求められた電圧値Ｖと電池電圧予測値Ｖｍｏｄｅｌの比較結果と、蓄電池１０１の時間当たりの電流の変動量ｄＩ／ｄｔとに応じて、ＳＯＣ演算部１０５や許容電力演算部１０６におけるＳＯＣまたは許容値Ｐａｖａｉｌの算出に対する直流抵抗成分Ｒ０または分極抵抗成分Ｒｐの少なくともいずれかの寄与度を変更する補正手段としての抵抗補正量演算部１１１と、を有する。すなわち、電池管理システム１００は、電池情報取得部１０３と、電圧演算部１０４と、電流変動量演算部１０９と、抵抗補正量演算部１１１とを備える。電池情報取得部１０３は、通電中の蓄電池１０１の電圧値Ｖを取得する（ステップＳ１０２）。電圧演算部１０４は、電池情報取得部１０３とは異なる方法により、通電中の蓄電池１０１の電池電圧予測値Ｖｍｏｄｅｌを取得する（ステップＳ１０３）。電流変動量演算部１０９は、蓄電池１０１の単位時間当たりの電流変動量ｄＩ／ｄｔを演算する（ステップＳ１０６）。抵抗補正量演算部１１１は、電圧値Ｖおよび電池電圧予測値Ｖｍｏｄｅｌの比較結果と、電流変動量ｄＩ／ｄｔとに基づいて、直流抵抗成分Ｒ０と分極抵抗成分Ｒｐとを含む蓄電池１０１の内部状態を表す等価回路モデルを補正する（ステップＳ１０８）。このようにしたので、通電中の電池に対して、内部抵抗の状態を適切に表すことができる。
（２）電池情報取得部１０３は、通電中の蓄電池１０１の電圧測定値を電圧値Ｖとして取得する。また、電圧演算部１０４は、等価回路モデルに基づく演算により電池電圧予測値Ｖｍｏｄｅｌを取得する。このようにしたので、電池情報取得部１０３と電池情報取得部１０３のそれぞれにおいて、互いに異なる方法により、これらの電圧値を確実に取得することができる。
（３）電池管理システム１００は、電圧値Ｖと電池電圧予測値Ｖｍｏｄｅｌとの乖離度δを求める乖離度演算部１０８をさらに備える。抵抗補正量演算部１１１は、乖離度演算部１０８により求められた乖離度δと、電流変動量ｄＩ／ｄｔとに基づいて、等価回路モデルを補正する。このようにしたので、電圧Ｖと電池電圧予測値Ｖｍｏｄｅｌとの特性の違いを考慮して、等価回路モデルを適切に補正することができる。
（４）電池管理システム１００は、電流変動量ｄＩ／ｄｔに基づいて直流抵抗成分Ｒ０および分極抵抗成分Ｒｐに対する補正配分β０，βｐを決定する抵抗補正配分演算部１１０をさらに備える。抵抗補正量演算部１１１は、乖離度演算部１０８により求められた乖離度δと、決定された補正配分β０，βｐとに基づいて、等価回路モデルを補正する。このようにしたので、乖離度δに応じて、直流抵抗成分Ｒ０および分極抵抗成分Ｒｐをそれぞれ適切な配分で補正することができる。
（５）抵抗補正配分演算部１１０は、予め記憶された、電流変動量ｄＩ／ｄｔと補正配分β０，βｐとの関係を表す補正配分情報に基づいて、補正配分β０，βｐを決定する。このようにしたので、電流変動量ｄＩ／ｄｔから補正配分β０，βｐを容易に決定することができる。
（６）上記の補正配分情報は、たとえば図５～図７に示すように、電流変動量ｄＩ／ｄｔの変化に対して、直流抵抗成分Ｒ０に対する補正配分β０と分極抵抗成分Ｒｐに対する補正配分βｐとが逆相関に変化するように設定されている。このようにしたので、電流変動量ｄＩ／ｄｔに対する直流抵抗成分Ｒ０と分極抵抗成分Ｒｐとの特性の違いを適切に反映した補正配分情報とすることができる。
（７）電池管理システム１００は、抵抗補正量演算部１１１により補正された等価回路モデルに基づいて、蓄電池１０１の許容電流または許容電力に相当する許容値Ｐａｖａｉｌを演算する許容電力演算部１０６をさらに備える。このようにしたので、蓄電池１０１の状態に応じて充放電を適切に制御することができる。
－第２の実施の形態－
　図９，１０は、本発明に係る電池管理システムの第２の実施の形態を説明する図である
。本実施の形態の電池システムは、第１の実施の形態と同様に、例えば、ＨＥＶやＰＨＥＶのようなハイブリッド車両に搭載される。
　図９は、本発明の第２の実施の形態に係る電池システム２の最小構成を示すブロック図である。電池システム２は、電池管理システム２００、蓄電池２０１および充放電制御部２０２を備えている。蓄電池２０１は、複数の蓄電素子（例えば、リチウムイオン二次電池セル）を備える。
　電池管理システム２００は、電池情報取得部２０３、電圧演算部２０４、ＳＯＣ演算部２０５、許容電力演算部２０６および電池抵抗劣化検知部２０７を備える。電池抵抗劣化検知部２０７は，乖離度演算部２０８、電流変動量演算部２０９、抵抗補正配分演算部２１０および抵抗補正量演算部２１１を備える。
　電池情報取得部２０３は、第１の実施形態における図１の電池情報取得部１０３と同様に、蓄電池２０１またはその周辺に取り付けられた電圧センサ、電流センサ、温度センサなどから出力される信号に基づいて、電流Ｉ、電圧Ｖ、温度Ｔなどの測定情報を取得する。そして、これらの測定情報を、電圧演算部２０４、ＳＯＣ演算部２０５、許容電力演算部２０６、電流変動量演算部２０９にそれぞれ出力する。
　電圧演算部２０４には、第１の実施形態における図１の電圧演算部１０４と同様に、蓄電池１０１の内部状態を表す等価回路モデルが予め記憶されている。この等価回路モデルを用いて、電池電圧の構成成分の内訳である開回路電圧ＯＣＶ、直流電圧成分Ｉ×Ｒ０および分極電圧成分Ｖｐを演算し、これらの演算結果をＳＯＣ演算部２０５および許容電力演算部２０６に出力する。
　ＳＯＣ演算部２０５は、電池情報取得部２０３から出力された電流Ｉ、電圧Ｖおよび温度Ｔと、電圧演算部２０４で演算されたＯＣＶ、Ｉ×Ｒ０およびＶｐとに基づいて、互いに異なる二種類の方法により、蓄電池２０１のＳＯＣをそれぞれ演算する。ＳＯＣ演算部２０５は、たとえば、ＯＣＶに基づいてＳＯＣｖ方式によりＳＯＣを演算すると共に、電流Ｉの履歴に基づいてＳＯＣｉ方式によりＳＯＣを演算する。なお、ＳＯＣｖ方式またはＳＯＣｉ方式の代わりに、ＳＯＣｖ方式とＳＯＣｉ方式を組み合わせたＳＯＣｃ方式によりＳＯＣを演算してもよい。以下では、ＳＯＣ演算部２０５がＳＯＣｖ方式によりＳＯＣの演算を行い、その演算結果をＳＯＣｖとして乖離度演算部２０８に出力すると共に、ＳＯＣｃ方式によりＳＯＣの演算を行い、その演算結果をＳＯＣｃとして、乖離度演算部２０８、許容電力演算部２０６、充放電制御部２０２および電圧演算部２０４に出力する場合の例を説明する。
　許容電力演算部２０６は、第１の実施形態における図１の許容電力演算部１０６と同様に、電池情報取得部２０３から出力された電流Ｉおよび温度Ｔと、電圧演算部２０４で演算されたＯＣＶ、Ｉ×Ｒ０およびＶｐと、ＳＯＣ演算部２０５から出力されたＳＯＣｃとに基づいて、蓄電池２０１の充放電に対する許容値Ｐａｖａｉｌを演算する。許容電力演算部２０６は、許容値Ｐａｖａｉｌの演算結果を充放電制御部２０２に出力する。
　乖離度演算部２０８は、ＳＯＣ演算部２０５から二種類のＳＯＣ、すなわちＳＯＣｖとＳＯＣｃに基づいて、これらのＳＯＣに対する乖離度δを算出する。乖離度演算部２０８は、算出した乖離度δを抵抗補正量演算部２１１に出力する。
　電流変動量演算部２０９は、第１の実施形態における図１の電流変動量演算部１０９と同様に、電池情報取得部２０３から出力された電流Ｉに基づいて、前回の算出時刻から現時刻までの単位時間当たりの蓄電池２０１の電流変動量ｄＩ／ｄｔを演算する。電流変動量演算部２０９は、算出した電流変動量ｄＩ／ｄｔを抵抗補正配分演算部２１０に出力する。
　抵抗補正配分演算部２１０は、第１の実施形態における図１の抵抗補正配分演算部１１０と同様に、電流変動量演算部２０９から出力された電流変動量ｄＩ／ｄｔに基づいて、等価回路モデルにおける直流抵抗成分Ｒ０と分極抵抗成分Ｒｐのそれぞれに対する補正配分β０，βｐを演算する。
　抵抗補正量演算部２１１は、第１の実施形態における図１の抵抗補正量演算部１１１と同様に、乖離度演算部２０８から出力された乖離度δと、抵抗補正配分演算部２１０から出力された補正配分β０，βｐとに基づいて、直流抵抗成分Ｒ０の補正量ΔＲ０および分極抵抗成分Ｒｐの補正量ΔＲｐを演算する。抵抗補正量演算部２１１は、算出した補正量ΔＲ０、ΔＲｐを電圧演算部２０４に出力して、電圧演算部２０４に記憶されている等価回路モデルの直流抵抗成分Ｒ０および分極抵抗成分Ｒｐを補正する。
　電池抵抗劣化検知部２０７では、以上説明した乖離度演算部２０８、電流変動量演算部２０９、抵抗補正配分演算部２１０および抵抗補正量演算部２１１の各動作により、二種類のＳＯＣの値を基に、等価回路モデルを補正するための補正量ΔＲ０、ΔＲｐを算出することができる。
　充放電制御部２０２は、第１の実施形態における図１の充放電制御部１０２と同様に、ＳＯＣ演算部２０５から出力されたＳＯＣｃの演算結果と、許容電力演算部２０６から出力された許容値Ｐａｖａｉｌの演算結果とに基づいて、蓄電池２０１に流れる充放電電流を制御する。
　図１０は、本発明の第２の実施の形態の制御フローチャートの一例を示す図である。この制御プログラムは図９の電池管理システム２００において実行される。図１０に示す一連の処理は、所定時間間隔で行われる。
　ステップＳ２０１では、電池管理システム２００は通電しているかどうかを判定し、通電していなければ処理を停止し、通電していればステップＳ２０２に進む。ここで、所定時間とは、本発明に基づき抵抗補正量を算出するための制御周期を表す時間間隔であり、例えば、０．１秒等の時間が選定される。
　ステップＳ２０２では、電池情報取得部２０３において、蓄電池２０１の電流Ｉ、電圧Ｖ、温度Ｔなどの測定情報を取得する。
　ステップＳ２０３では、電圧演算部２０４において、ステップＳ２０２で取得した電流Ｉおよび温度Ｔの測定値と、現在のＳＯＣの値とを用いて、蓄電池２０１の内部状態を表す等価回路モデルに基づくＯＣＶ、直流電圧成分Ｉ×Ｒ０および分極電圧成分Ｖｐを算出する。
　ステップＳ２０４では、ＳＯＣ演算部２０５において、ステップＳ２０２で取得した電流Ｉ、電圧Ｖおよび温度Ｔの測定値と、ステップＳ２０３で求めたＯＣＶ、直流電圧成分Ｉ×Ｒ０および分極電圧成分Ｖｐとに基づいて、２つの方式によるＳＯＣをそれぞれ演算する。具体的には、ＳＯＣ演算部２０５は、これらの値を用いて、ＳＯＣｖ方式によりＳＯＣｖを求めると共に、ＳＯＣｖ方式とＳＯＣｉ方式を組み合わせたＳＯＣｃ方式によりＳＯＣｃを求めることで、２種類の充電率（ＳＯＣｖ、ＳＯＣｃ）を演算する。なお、他の方式によるＳＯＣ、たとえばＳＯＣｉ方式により求められるＳＯＣｉなどを用いてもよい。
　ステップＳ２０５では、乖離度演算部２０８において、ステップＳ２０４で求めた２つの方式によるＳＯＣ、すなわちＳＯＣｖとＳＯＣｃとの乖離度δを算出する。ここで、上記の乖離度δは、ＳＯＣｖとＳＯＣｃとの特性の違いを適切に示す指標であればよい。たとえば、ＳＯＣｖとＳＯＣｃの差分や比率などを用いることができる。その他にも、ＳＯＣｖおよびＳＯＣｃから求められる様々な値を乖離度δとして用いることができる。
　ステップＳ２０６では、電流変動量演算部２０９において、ステップＳ２０２で取得した電流Ｉの測定値に基づいて、蓄電池２０１の単位時間当たりの電流変動量ｄＩ／ｄｔを演算する。
　ステップＳ２０７では、抵抗補正配分演算部２１０において、ステップＳ２０６で求めた単位時間当たりの電流変動量ｄＩ／ｄｔに基づいて、等価回路モデルにおける直流抵抗成分Ｒ０および分極抵抗成分Ｒｐのそれぞれに対する補正配分β０，βｐを演算する。ここでは、第１の実施形態における図２のステップＳ１０７と同様に、抵抗補正配分演算部２１０に予め記憶されている図５～図７のような補正配分情報に基づいて、現在の電流変動量ｄＩ／ｄｔの値に応じた直流抵抗成分Ｒ０と分極抵抗成分Ｒｐの補正配分β０，βｐ
を決定する。
　ステップＳ２０８では、抵抗補正量演算部２１１において、ステップＳ２０５で求めた乖離度δと、ステップＳ２０７で求めた直流抵抗成分Ｒ０および分極抵抗成分Ｒｐに対する補正配分β０，βｐとに基づいて、直流抵抗成分Ｒ０と分極抵抗成分Ｒｐの値をそれぞれ補正するための補正量を演算する。具体的には、抵抗補正量演算部２１１は、第１の実施形態における図２のステップＳ１０８と同様に、直流抵抗成分Ｒ０の補正配分β０と分極抵抗成分Ｒｐの補正配分βｐに対して、乖離度δをそれぞれ乗算することで、直流抵抗成分Ｒ０および分極抵抗成分Ｒｐの補正量をそれぞれ計算する。こうして求められた補正量を抵抗補正量演算部２１１から電圧演算部２０４に出力することで、抵抗補正量演算部２１１は、電圧演算部２０４に記憶されている蓄電池２０１の等価回路モデルを補正することができる。
　ステップＳ２０９では、補正タイミング条件を満たしているか否かを判定する。補正タイミング条件を満たしている場合には処理をステップＳ２１０に進め、補正タイミング条件を満たしていない場合にはステップＳ２０１に戻る。ここでは、第１の実施形態における図２のステップＳ１０９と同様に、たとえば前回の補正から所定時間以上経過した場合や、高精度の補正結果が得られるようなタイミングの時に、補正タイミング条件を満たすと判定することができる。
　ステップＳ２１０では、電圧演算部２０４において、ステップＳ２０８で求めた直流抵抗成分Ｒ０および分極抵抗成分Ｒｐの補正量を、等価回路モデルの等価回路定数に反映させる。これにより、抵抗補正量演算部２１１による等価回路モデルの補正が電圧演算部２０４において適用される。こうして補正を適用したら、処理をステップＳ２０１に戻す。なお、ここではステップＳ２０９で補正タイミング条件を満たすと判定した場合にのみ補正を適用することとしたが、第１の実施形態と同様に、常に補正を行い続け、ステップＳ２０９の判定結果に応じて得られた補正量を重み付けするようにしてもよい。
　以上説明した本発明の第２の実施形態によれば、以下の作用効果を奏する。
（１）電池管理システム２００は、ＳＯＣ演算部２０５や許容電力演算部２０６により、直流抵抗成分Ｒ０と分極抵抗成分Ｒｐとを含む複数の抵抗成分を考慮して、蓄電池２０１のＳＯＣまたは、許容充放電電流や許容充放電電力を示す許容値Ｐａｖａｉｌの少なくともいずれかを算出する。この電池管理システム２００は、蓄電池２０１の充電率をそれぞれ示すＳＯＣｖおよびＳＯＣｃを求める複数の算出手段としてのＳＯＣ演算部２０５と、ＳＯＣ演算部２０５により求められたＳＯＣｖとＳＯＣｃの比較結果と、蓄電池２０１の時間当たりの電流の変動量ｄＩ／ｄｔとに応じて、ＳＯＣ演算部２０５や許容電力演算部２０６におけるＳＯＣまたは許容値Ｐａｖａｉｌの算出に対する直流抵抗成分Ｒ０または分極抵抗成分Ｒｐの少なくともいずれかの寄与度を変更する補正手段としての抵抗補正量演算部２１１と、を有する。すなわち、電池管理システム２００は、ＳＯＣ演算部２０５と、電流変動量演算部２０９と、抵抗補正量演算部２１１とを備える。ＳＯＣ演算部２０５は、通電中の蓄電池２０１の充電状態を示す第１のＳＯＣを取得すると共に、これとは異なる方法により、通電中の蓄電池２０１の充電状態を示す第２のＳＯＣを取得する（ステップＳ２０４）。電流変動量演算部２０９は、蓄電池２０１の単位時間当たりの電流変動量ｄＩ／ｄｔを演算する（ステップＳ２０６）。抵抗補正量演算部２１１は、第１のＳＯＣおよび第２のＳＯＣの比較結果と、電流変動量ｄＩ／ｄｔとに基づいて、直流抵抗成分Ｒ０と分極抵抗成分Ｒｐとを含む蓄電池２０１の内部状態を表す等価回路モデルを補正する（ステップＳ２０８）。このようにしたので、第１の実施形態と同様に、通電中の電池に対して、内部抵抗の状態を適切に表すことができる。
（２）ＳＯＣ演算部２０５は、たとえば等価回路モデルに基づいて算出された蓄電池２０１のＯＣＶに基づくＳＯＣｖ方式により、第１のＳＯＣとしてのＳＯＣｖを取得する。また、ＳＯＣ演算部２０５は、たとえば通電中の蓄電池２０１の電流測定値Ｉの履歴に基づくＳＯＣｉ方式またはＳＯＣｃ方式により、第２のＳＯＣとしてのＳＯＣｉまたはＳＯＣｃを取得する。このようにしたので、ＳＯＣ演算部２０５において、互いに異なる方法により、これらの充電状態を確実に取得することができる。
（３）電池管理システム２００は、第１のＳＯＣと第２のＳＯＣとの乖離度δを求める乖離度演算部２０８をさらに備える。抵抗補正量演算部２１１は、乖離度演算部２０８により求められた乖離度δと、電流変動量ｄＩ／ｄｔとに基づいて、等価回路モデルを補正する。このようにしたので、第１のＳＯＣと第２のＳＯＣとの特性の違いを考慮して、等価回路モデルを適切に補正することができる。
（４）電池管理システム２００は、電流変動量ｄＩ／ｄｔに基づいて直流抵抗成分Ｒ０および分極抵抗成分Ｒｐに対する補正配分β０，βｐを決定する抵抗補正配分演算部２１０をさらに備える。抵抗補正量演算部２１１は、乖離度演算部２０８により求められた乖離度δと、決定された補正配分β０，βｐとに基づいて、等価回路モデルを補正する。このようにしたので、第１の実施形態と同様に、乖離度δに応じて、直流抵抗成分Ｒ０および分極抵抗成分Ｒｐをそれぞれ適切な配分で補正することができる。
（５）抵抗補正配分演算部２１０は、予め記憶された、電流変動量ｄＩ／ｄｔと補正配分β０，βｐとの関係を表す補正配分情報に基づいて、補正配分β０，βｐを決定する。このようにしたので、第１の実施形態と同様に、電流変動量ｄＩ／ｄｔから補正配分β０，βｐを容易に決定することができる。
（６）上記の補正配分情報は、たとえば図５～図７に示すように、電流変動量ｄＩ／ｄｔの変化に対して、直流抵抗成分Ｒ０に対する補正配分β０と分極抵抗成分Ｒｐに対する補正配分βｐとが逆相関に変化するように設定されている。このようにしたので、第１の実施形態と同様に、電流変動量ｄＩ／ｄｔに対する直流抵抗成分Ｒ０と分極抵抗成分Ｒｐとの特性の違いを適切に反映した補正配分情報とすることができる。
（７）電池管理システム２００は、抵抗補正量演算部２１１により補正された等価回路モデルに基づいて、蓄電池２０１の許容電流または許容電力に相当する許容値Ｐａｖａｉｌを演算する許容電力演算部２０６をさらに備える。このようにしたので、第１の実施形態と同様に、蓄電池２０１の状態に応じて充放電を適切に制御することができる。
－第３の実施の形態－
　図１１は、本発明の第３の実施の形態に係る車両制御システム（ハイブリッド車両制御システム）の一例を示したものである。このハイブリッド車両制御システム３は、第１の実施形態で説明した図１の電池管理システム１００および蓄電池１０１と、ユーザー３０９に制御状態を表示する表示装置３０１、本制御を実行するか否かをユーザー３０９が操作可能な入力装置３０２、パワーコントロールユニット３０３、エンジンコントロールユニット３０４、モータ・発電機３０５、エンジン３０６、動力分割機構３０７、および駆動輪３０８を備えている。なお、図１１の例では、電池管理システム１００および蓄電池１０１を備えることとしたが、第２の実施形態で説明した図９の電池管理システム２００および蓄電池２０１を代わりに備えてもよい。以下では、電池管理システム１００および蓄電池１０１を備える場合の例を説明する。
　電池管理システム１００からは、電池性能の制限値の一つである許容充放電電力が上位コントローラであるパワーコントロールユニット３０３に出力される。パワーコントロールユニット３０３は、電池管理システム１００から許容充放電電力に基づいてモータ・発電機３０５を駆動制御する。パワーコントロールユニット３０３とエンジンコントロールユニット３０４とは、互いに情報の授受を行っている。エンジンコントロールユニット３０４は、エンジン３０６の動作を制御している。
　電池管理システム１００から出力される許容充放電電力が大きくなった場合には、車両駆動時におけるモータの駆動力配分を大きくし、エンジンの駆動力配分を小さくする。反対に、電池管理システム１００から出力される許容充放電電力が小さくなった場合には、車両駆動時におけるモータの駆動力配分を小さくし、エンジンの駆動力配分を大きくする。
　上記の通り、種々の実施の形態について説明したが、本発明はこれらの内容に限定されるものではない。本発明の技術的思想の範囲内で考えられるその他の態様も本発明の範囲内に含まれる。
　１，２…電池システム、１００，２００…電池管理システム、１０１，２０１…蓄電池、１０２，２０２…充放電制御部、１０３，２０３…電池情報取得部、１０４，２０４…電圧演算部、１０５，２０５…ＳＯＣ演算部、１０６，２０６…許容電力演算部、１０７，２０７…電池抵抗劣化検知部、１０８，２０８…乖離度演算部、１０９，２０９…電流変動量演算部、１１０，２１０…抵抗補正配分演算部、１１１，２１１…抵抗補正量演算部、３…ハイブリッド車両制御システム、３０１…表示装置、３０２…入力装置、３０３…パワーコントロールユニット、３０４…エンジンコントロールユニット、３０５…モータ・発電機、３０６…エンジン、３０７…動力分割機構、３０８…駆動輪、３０９…ユーザー

Claims (13)

  1. 　直流抵抗成分と、分極抵抗成分とを含む複数の抵抗成分を考慮して二次電池の充電率または、許容電流、許容電力の少なくともいずれかを算出する電池管理システムにおいて、
    　前記電池管理システムは、前記二次電池の電圧値または充電率を求める複数の算出手段と、
    　前記複数の算出手段により求められた複数の電圧値または充電率の比較結果と、前記二次電池の時間当たりの電流の変動量と、に応じて前記充電率または、前記許容電流、前記許容電力の算出に対する前記直流抵抗成分または前記分極抵抗成分の少なくともいずれかの寄与度を変更する補正手段と、
    　を有する電池管理システム。
  2. 　通電中の二次電池の電圧値を第１の電圧値として取得する第１の電圧取得部と、
    　前記第１の電圧取得部とは異なる方法により、通電中の前記二次電池の電圧値を第２の電圧値として取得する第２の電圧取得部と、
    　前記二次電池の単位時間当たりの電流変動量を演算する電流変動量演算部と、
    　前記第１の電圧値および前記第２の電圧値の比較結果と、前記電流変動量とに基づいて、直流抵抗成分と分極抵抗成分とを含む前記二次電池の内部状態を表す等価回路モデルを補正する抵抗補正量演算部と、を備える電池管理システム。
  3. 　請求項２に記載の電池管理システムにおいて、
    　前記第１の電圧取得部は、通電中の前記二次電池の電圧測定値を前記第１の電圧値として取得し、
    　前記第２の電圧取得部は、前記等価回路モデルに基づく演算により前記第２の電圧値を取得する電池管理システム。
  4. 　請求項３に記載の電池管理システムにおいて、
    　前記第１の電圧値と前記第２の電圧値との乖離度を求める乖離度演算部をさらに備え、
    　前記抵抗補正量演算部は、前記乖離度演算部により求められた前記乖離度と、前記電流変動量とに基づいて、前記等価回路モデルを補正する電池管理システム。
  5. 　通電中の二次電池の充電状態を第１の充電状態として取得する第１の充電状態取得部と、
    　前記第１の充電状態取得部とは異なる方法により、通電中の前記二次電池の充電状態を第２の充電状態として取得する第２の充電状態取得部と、
    　前記二次電池の単位時間当たりの電流変動量を演算する電流変動量演算部と、
    　前記第１の充電状態および前記第２の充電状態の比較結果と、前記電流変動量とに基づいて、直流抵抗成分と分極抵抗成分とを含む前記二次電池の内部状態を表す等価回路モデルを補正する抵抗補正量演算部と、を備える電池管理システム。
  6. 　請求項５に記載の電池管理システムにおいて、
    　前記第１の充電状態取得部は、前記等価回路モデルに基づいて算出された前記二次電池の電圧に基づいて前記第１の充電状態を取得し、
    　前記第２の充電状態取得部は、通電中の前記二次電池の電流測定値の履歴に基づいて前記第２の充電状態を取得する電池管理システム。
  7. 　請求項６に記載の電池管理システムにおいて、
    　前記第１の充電状態と前記第２の充電状態との乖離度を求める乖離度演算部をさらに備え、
    　前記抵抗補正量演算部は、前記乖離度演算部により求められた前記乖離度と、前記電流変動量とに基づいて、前記等価回路モデルを補正する電池管理システム。
  8. 　請求項４または請求項７に記載の電池管理システムにおいて、
    　前記電流変動量に基づいて前記直流抵抗成分および前記分極抵抗成分に対する補正配分を決定する抵抗補正配分演算部をさらに備え、
    　前記抵抗補正量演算部は、前記乖離度演算部により求められた前記乖離度と、前記補正配分とに基づいて、前記等価回路モデルを補正する電池管理システム。
  9. 　請求項８に記載の電池管理システムにおいて、
    　前記抵抗補正配分演算部は、予め記憶された、前記電流変動量と前記補正配分との関係を表す補正配分情報に基づいて、前記補正配分を決定する電池管理システム。
  10. 　請求項９に記載の電池管理システムにおいて、
    　前記補正配分情報は、前記電流変動量の変化に対して、前記直流抵抗成分に対する補正配分と前記分極抵抗成分に対する補正配分とが逆相関に変化するように設定されている電池管理システム。
  11. 　請求項２から請求項１０までのいずれか一項に記載の電池管理システムにおいて、
    　前記抵抗補正量演算部により補正された前記等価回路モデルに基づいて、前記二次電池の許容電流または許容電力を演算する許容演算部をさらに備える電池管理システム。
  12. 　請求項１１に記載の電池管理システムと、
    　前記電池管理システムによって管理される二次電池と、
    　前記許容演算部により演算された前記許容電流または前記許容電力に基づいて、前記二次電池の充放電電流を制御する充放電制御部と、を備える電池システム。
  13. 　動力分割機構を介して設けられたエンジンおよびモータと、
    　請求項１２に記載の電池システムと、を備え、
    　前記充放電制御部による前記充放電電流の制御に応じて、前記エンジンと前記モータとの駆動力配分を制御するハイブリッド車両制御システム。
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