WO2022162887A1 - 電池診断装置、電池診断方法、電池診断プログラム - Google Patents

電池診断装置、電池診断方法、電池診断プログラム Download PDF

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battery
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deterioration
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エムハ バユ ミフタフラティフ
亨 河野
博也 藤本
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株式会社日立ハイテク
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    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/10—Energy storage using batteries

Definitions

  • the present invention relates to technology for diagnosing storage batteries.
  • SOH state of health
  • Patent Documents 1 to 3 below describe more practical methods for determining the state of deterioration.
  • the state of deterioration is calculated by using the fluctuation of the battery voltage during the rest period after the completion of the charging operation until a predetermined time elapses after the charging operation is stopped.
  • Patent Documents 1 to 3 may include the influence of the internal resistance of the battery in the fluctuation of the battery voltage used when calculating the state of deterioration. If the battery voltage is affected by the internal resistance, the battery voltage suitable for determining the state of deterioration cannot be obtained, so there is a possibility that the accuracy of determining the state of deterioration will decrease.
  • the present invention has been made in view of the above problems, and aims to provide a technology that can accurately determine the state of deterioration of a storage battery within a practical time.
  • a battery diagnosis apparatus acquires a first variation in the voltage value of the storage battery during an idle period after a charging operation is performed on the storage battery, and determines whether the internal resistance of the storage battery changes with respect to the voltage value.
  • the deterioration state not including the influence of the internal resistance is calculated by removing the influence of the internal resistance from the first variation.
  • the battery diagnostic device According to the battery diagnostic device according to the present invention, it is possible to accurately determine the state of deterioration of the storage battery within a practical period of time.
  • FIG. 1 is a diagram showing a configuration example of a charger 1 according to Embodiment 1.
  • FIG. 4 is a diagram showing another configuration example of the charger 1 according to Embodiment 1.
  • FIG. 3 is a diagram for explaining the internal configuration of a calculation unit 12;
  • FIG. 4 is a flowchart for explaining a procedure for an I_thresh calculation block (calculation unit 12) to calculate I_thresh;
  • FIG. 10 is a diagram illustrating a procedure for estimating the internal resistance of the battery module 2 in S402; 3 shows a configuration example of threshold data 131.
  • FIG. 4 is a flowchart for explaining a procedure for an SOH calculation block (calculation unit 12) to calculate SOH;
  • FIG. 10 is a diagram for explaining a specific example of S702-S703; 3 shows a configuration example of deterioration state data 132.
  • FIG. 10 is a flow chart illustrating a procedure for calculating SOH by the charger 1 according to Embodiment 2.
  • FIG. 6 is a diagram showing an example of temperature characteristic data 133;
  • FIG. 10 is a flowchart for explaining a procedure for the charger 1 according to Embodiment 3 to calculate SOH.
  • FIG. 1 is a diagram showing a configuration example of a charger 1 according to Embodiment 1 of the present invention.
  • the charger 1 has the role of charging the battery module 2 and also has the role of a battery diagnostic device that determines the deterioration state of the battery module 2 .
  • the voltage sensor 31 measures the voltage value output by the battery module 2 and outputs the measurement result to the acquisition unit 11 .
  • Temperature sensor 32 measures the temperature of battery module 2 and outputs the measurement result to acquisition unit 11 .
  • the current sensor 33 measures the current value output by the battery module 2 and outputs the measurement result to the acquisition unit 11 .
  • the voltage sensor 31/temperature sensor 32/current sensor 33 may be configured as part of the charger 1 or the battery module 2, or may be configured as a separate module.
  • FIG. 2 is a diagram showing another configuration example of the charger 1 according to Embodiment 1 of the present invention.
  • Battery modules 2 may be controlled by a battery management system 34 .
  • the battery management system 34 obtains current/temperature/voltage values of the battery module 2 in order to control the battery module 2 . Therefore, the obtaining unit 11 can obtain these values from the battery management system 34 .
  • FIG. 3 is a diagram for explaining the internal configuration of the calculation unit 12.
  • the calculation unit 12 has a block for calculating a threshold value I_thresh, which will be described later, and a block for calculating SOH.
  • the acquisition unit 11 passes the voltage value V, current value I, and temperature T of the battery module 2 to each calculation block.
  • the SOH calculation block uses I_thresh obtained by the I_thresh calculation block to calculate the SOH of the battery module 2 and outputs the result. A calculation procedure by each calculation block will be described later.
  • FIG. 4 is a flowchart explaining the procedure for calculating I_thresh by the I_thresh calculation block (calculation unit 12). Each step in FIG. 4 will be described below.
  • the I_thresh calculation block determines whether the charger 1 has started a charging operation to the battery module 2 .
  • the start of charging can be detected when the charging current flowing into the battery module 2 exceeds a predetermined threshold value. Other appropriate methods may be used to detect the start of charging.
  • the I_thresh calculation block calculates (estimates) the internal resistance of the battery module 2 in a period immediately after the charging operation to the battery module 2 is started. A specific procedure for calculating the internal resistance will be described later.
  • the I_thresh calculation block calculates I_thresh using the threshold data 131 stored in the storage unit 13 .
  • the storage unit 13 may be a component of the charger 1 or may be configured separately from the charger 1 .
  • the I_thresh calculation block outputs the calculated I_thresh.
  • FIG. 5 is a diagram explaining the procedure for estimating the internal resistance of the battery module 2 in S402.
  • the charging current rises from 0 to I_ch.
  • the I_thresh calculation block obtains the voltage variation ⁇ V_ch in the period ⁇ t_ch during which the output voltage rises steeply.
  • FIG. 6 shows a configuration example of the threshold data 131.
  • FIG. 7 is a flowchart explaining the procedure for the SOH calculation block (calculation unit 12) to calculate the SOH. Each step in FIG. 7 will be described below.
  • the SOH calculation block determines whether the charging operation for the battery module 2 has ended. Specifically, when the charging current I_charge for the battery module 2 changes from a value greater than 0 to 0, the charging operation is completed. Alternatively, a notification to the effect that the charging operation has ended may be received from the charger 1 . If the charging operation has not ended, it waits until it ends. If completed, the process proceeds to S702.
  • the SOH calculation block determines whether or not the charging current I_charge (the charging current value immediately before turning to 0) at the time the charging operation ends is less than I_thresh. If I_charge is not less than I_thresh, return to S701. If it is less than I_thresh, proceed to S703.
  • the SOH calculation block acquires the fluctuation amount ⁇ V of the output voltage of the battery module 2 during a period from the end of the charging operation to within a predetermined period of time.
  • ⁇ V fluctuation amount
  • the SOH calculation block uses the deterioration state data 132 stored in the storage unit 13 to calculate the SOH. A specific calculation procedure and an example of the deterioration state data 132 will be described later.
  • the SOH calculation block outputs the calculated SOH.
  • FIG. 8 is a diagram explaining a specific example of S702-S703.
  • the charger 1 gradually decreases the charging current I_charge and keeps the charging voltage constant, as shown in FIG. I_charge transitions from a value greater than 0 to 0 when the charging operation ends. If the value just before I_charge turns to 0 is I_thresh, the process proceeds to Y in S702.
  • a constant voltage/variable current charging method a method in which the charging current is gradually decreased
  • the following procedure can be performed based on the voltage fluctuation at the end of the charging operation.
  • the SOH calculation block acquires the variation ⁇ V of the battery voltage during the period from the end of the charging operation to the elapse of the predetermined time ⁇ t.
  • ⁇ t is the time required for the effect of the internal resistance of the battery module 2 on the battery voltage to become sufficiently small. ms to several hundred ms).
  • ⁇ t may be a value having a certain amount of time width.
  • the effect of the internal resistance on the battery voltage should be within a certain range
  • ⁇ t is a value that has a certain allowable range.
  • the SOH calculation block obtains the voltage variation ⁇ V during the period ⁇ t that falls within this range.
  • FIG. 9 shows a configuration example of the deterioration state data 132.
  • the deterioration state data 132 is data describing the relationship between ⁇ V and SOH for each battery module 2 .
  • the SOH calculation block can calculate the SOH by referring to the deterioration state data 132 using the ⁇ V obtained in S703.
  • the battery charger 1 according to the first embodiment is designed to reduce the battery voltage during the period from when the charging operation for the battery module 2 is completed to when the influence of the internal resistance of the battery module 2 on the battery voltage has passed ⁇ t.
  • the SOH of the battery module 2 is calculated using the voltage variation ⁇ V. This makes it possible to obtain an accurate SOH from which the influence of internal resistance has been removed.
  • the length of time from the time when the charging operation for the battery module 2 is completed to the time when the influence of the internal resistance of the battery module 2 on the battery voltage falls within a predetermined range.
  • the SOH of the battery module 2 is calculated using the variation ⁇ V of the battery voltage (within approximately 1 to 2 seconds). As a result, in addition to being able to eliminate the influence of the internal resistance, SOH can be calculated within a very short time after the end of charging.
  • FIG. 10 is a flow chart illustrating the procedure for calculating SOH by the charger 1 according to the second embodiment of the present invention. It is the same as the first embodiment except for the calculation procedure by the SOH calculation block.
  • the SOH calculation block performs a new step S1001 between S703 and S704 of FIG.
  • Other calculation procedures are the same as in FIG.
  • the SOH calculation block corrects the temperature characteristics of the battery module 2 using the temperature characteristics data 133 stored in the storage unit 13 . That is, ⁇ V at the current temperature of the battery module 2 is corrected to the value ⁇ V_norm at the standard temperature T_norm of the battery module 2 . An example of the correction procedure will be described later.
  • FIG. 11 is a diagram showing an example of the temperature characteristic data 133.
  • the temperature characteristic of the battery module 2 depends on the temperature of the battery module 2, and although the slope m of the linear function does not vary, the intercept c varies.
  • the temperature characteristic data 133 is data describing this temperature characteristic, and describes the linear function for each SOH.
  • the temperature characteristic data 133 expresses the relationship between ⁇ V at the current temperature T of the battery module 2 and the value ⁇ V_norm when converted into a value at the standard temperature T_norm (for example, 25° C.) of the battery module 2 using the above linear function.
  • the SOH calculation block can obtain ⁇ V_norm by the above formula regardless of the value of the intercept c.
  • the SOH calculation block calculates SOH by referring to the deterioration state data 132 using the ⁇ V_norm. As a result, an accurate SOH can be obtained even when the ambient temperature of the battery module 2 greatly deviates from the standard temperature, for example.
  • the charger 1 uses the temperature characteristic data 133 to convert ⁇ V at the current temperature T of the battery module 2 into a value ⁇ V_norm at the standard temperature T_norm of the battery module 2, and converts the converted value to is used to calculate SOH. This makes it possible to obtain an accurate SOH even when the ambient temperature of the battery module 2 greatly deviates from the standard temperature.
  • FIG. 12 is a flow chart illustrating the procedure for calculating the SOH by the charger 1 according to Embodiment 3 of the present invention. It is the same as Embodiments 1 and 2 except for the calculation procedure by the SOH calculation block.
  • the SOH calculation block performs a new step S1201 between S703 and S704 of FIG. Furthermore, in the third embodiment, S702 is omitted.
  • Other calculation procedures are the same as in FIG. 7 or FIG. Here, a calculation procedure similar to that of FIG. 10 is used, and an example in which S1201 is performed after S1001 is shown.
  • ⁇ V may include the influence of the internal resistance of the battery module 2 .
  • the SOH calculation block obtains SOH using ⁇ V' in S704.
  • the charger 1 obtains the voltage variation ⁇ V from the end of charging until a predetermined time elapses regardless of whether the charging current I_charge immediately after the charging operation ends is less than the threshold value I_thresh.
  • SOH can be calculated more quickly.
  • the SOH may be calculated only when the temperature of the battery module 2 is the standard temperature (or within an allowable range around it). . As a result, accurate SOH can be obtained without correcting temperature characteristics.
  • the battery module 2 is exemplified as a storage battery, but the present invention can also be applied to other storage batteries.
  • the unit size of the storage battery to which the present invention is applied is not limited to battery modules, but may be battery cells or battery packs.
  • the composition of the storage battery can be arbitrary. For example, lithium iron phosphate batteries (LFP), marimonanocarbon (MNC) batteries, and batteries with other compositions may be used.
  • charger 11 acquisition unit 12: calculation unit 13: storage unit 131: threshold data 132: deterioration state data 133: temperature characteristic data 2: battery module 31: voltage sensor 32: temperature sensor 33: current sensor 34: battery management system

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Abstract

本発明は、実用的な時間内で蓄電池の劣化状態を精度よく判定することができる技術を提供することを目的とする。本発明に係る電池診断装置は、蓄電池に対して充電動作が実施された後の休止期間において、前記蓄電池の電圧値の第１変動分を取得し、前記蓄電池の内部抵抗が前記電圧値に対して与える影響を前記第１変動分から除去することにより、前記内部抵抗の影響を含まない劣化状態を計算する（図８参照）。

Description

電池診断装置、電池診断方法、電池診断プログラム
　本発明は、蓄電池を診断する技術に関するものである。
　市場における蓄電池の数は増加している。蓄電池を適切に運用していくためには、蓄電池の劣化状態（Ｓｔａｔｅ　ｏｆ　Ｈｅａｌｔｈ、以下ＳＯＨ）を把握する必要がある。ＳＯＨは、蓄電池の初期容量に対する現在の容量として表すことができる。劣化状態を判定する１つの方法は、蓄電池を満充電状態から空状態へ放電し、その間において容量を計算することである。この方法は、劣化状態を計算するために蓄電池を敢えて放電させる必要があるので、実用的ではない場合がある。特に電気自動車などの用途においては、放電によって電荷を無駄に消費することになるからである。
　下記特許文献１～３は、劣化状態を判定するより実用的な方法を記載している。これら文献は、充電動作が完了した後の休止期間において、充電動作が停止してから所定時間が経過するまでの期間における電池電圧の変動を用いて、劣化状態を計算することとしている。
特開２０１５－０９４７１０号公報 特開２０２０－００３２１８号公報 特開２０１９－２１９３８９号公報
　特許文献１～３が記載している手法は、劣化状態を計算する際に用いる電池電圧の変動分のなかに、電池の内部抵抗による影響が含まれている可能性がある。電池電圧が内部抵抗の影響を受けると、劣化状態を判定するために適した電池電圧が得られないので、劣化状態の判定精度が低下する可能性がある。
　本発明は、上記のような課題に鑑みてなされたものであり、実用的な時間内で蓄電池の劣化状態を精度よく判定することができる技術を提供することを目的とする。
　本発明に係る電池診断装置は、蓄電池に対して充電動作が実施された後の休止期間において、前記蓄電池の電圧値の第１変動分を取得し、前記蓄電池の内部抵抗が前記電圧値に対して与える影響を前記第１変動分から除去することにより、前記内部抵抗の影響を含まない劣化状態を計算する。
　本発明に係る電池診断装置によれば、実用的な時間内で蓄電池の劣化状態を精度よく判定することができる。
実施形態１に係る充電器１の構成例を示す図である。 実施形態１に係る充電器１の別構成例を示す図である。 演算部１２の内部構成を説明する図である。 Ｉ＿ｔｈｒｅｓｈ計算ブロック（演算部１２）がＩ＿ｔｈｒｅｓｈを計算する手順を説明するフローチャートである。 Ｓ４０２において電池モジュール２の内部抵抗を推定する手順を説明する図である。 閾値データ１３１の構成例を示す。 ＳＯＨ計算ブロック（演算部１２）がＳＯＨを計算する手順を説明するフローチャートである。 Ｓ７０２～Ｓ７０３の具体例を説明する図である。 劣化状態データ１３２の構成例を示す。 実施形態２に係る充電器１がＳＯＨを計算する手順を説明するフローチャートである。 温度特性データ１３３の例を示す図である。 実施形態３に係る充電器１がＳＯＨを計算する手順を説明するフローチャートである。
＜実施の形態１＞
　図１は、本発明の実施形態１に係る充電器１の構成例を示す図である。本実施形態１において、充電器１は電池モジュール２を充電する役割を有するとともに、電池モジュール２の劣化状態を判定する電池診断装置としての役割も有する。
　電圧センサ３１は、電池モジュール２が出力する電圧値を計測し、その計測結果を取得部１１へ出力する。温度センサ３２は、電池モジュール２の温度を計測し、その計測結果を取得部１１へ出力する。電流センサ３３は、電池モジュール２が出力する電流値を計測し、その計測結果を取得部１１へ出力する。電圧センサ３１／温度センサ３２／電流センサ３３は、充電器１または電池モジュール２の一部として構成してもよいし、これらとは別のモジュールとして構成してもよい。
　図２は、本発明の実施形態１に係る充電器１の別構成例を示す図である。電池モジュール２は、バッテリ管理システム３４によって制御される場合がある。バッテリ管理システム３４は、電池モジュール２を制御するために、電池モジュール２の電流値／温度／電圧値を取得する。したがって取得部１１は、バッテリ管理システム３４からこれら値を取得することができる。
　図３は、演算部１２の内部構成を説明する図である。演算部１２は、後述する閾値Ｉ＿ｔｈｒｅｓｈを計算するブロックと、ＳＯＨを計算するブロックとを有する。取得部１１は、電池モジュール２の電圧値Ｖ、電流値Ｉ、温度Ｔを、各計算ブロックへ渡す。ＳＯＨ計算ブロックは、Ｉ＿ｔｈｒｅｓｈ計算ブロックが求めたＩ＿ｔｈｒｅｓｈを用いて、電池モジュール２のＳＯＨを計算し、その結果を出力する。各計算ブロックによる計算手順は後述する。
　図４は、Ｉ＿ｔｈｒｅｓｈ計算ブロック（演算部１２）がＩ＿ｔｈｒｅｓｈを計算する手順を説明するフローチャートである。以下図４の各ステップを説明する。
（図４：ステップＳ４０１）
　Ｉ＿ｔｈｒｅｓｈ計算ブロックは、充電器１が電池モジュール２に対する充電動作を開始したか否かを判定する。例えば電池モジュール２に対して流れ込む充電電流が所定閾値以上になったことによって、充電開始したことを検出できる。その他適当な手法によって充電開始を検出してもよい。
（図４：ステップＳ４０２）
　Ｉ＿ｔｈｒｅｓｈ計算ブロックは、電池モジュール２に対する充電動作が開始された直後の期間において、電池モジュール２の内部抵抗を計算（推定）する。内部抵抗を計算する具体的手順については後述する。
（図４：ステップＳ４０３）
　Ｉ＿ｔｈｒｅｓｈ計算ブロックは、記憶部１３が格納している閾値データ１３１を用いて、Ｉ＿ｔｈｒｅｓｈを計算する。具体的な計算手順と閾値データ１３１の例については後述する。記憶部１３は、充電器１の構成要素としてもよいし、充電器１から切り離して構成してもよい。Ｉ＿ｔｈｒｅｓｈ計算ブロックは、計算したＩ＿ｔｈｒｅｓｈを出力する。
　図５は、Ｓ４０２において電池モジュール２の内部抵抗を推定する手順を説明する図である。充電動作が開始されると、充電電流が０からＩ＿ｃｈへ上昇する。電池モジュール２の出力電圧は、充電動作が開始されるとまず急峻に上昇し、その後はなだらかに上昇する。Ｉ＿ｔｈｒｅｓｈ計算ブロックは、出力電圧が急峻に上昇する期間Δｔ＿ｃｈにおける電圧変動ΔＶ＿ｃｈを取得する。Ｉ＿ｔｈｒｅｓｈ計算ブロックは、内部抵抗の推定値Ｒ＿ｅｓｔを、次式によって計算する：Ｒ＿ｅｓｔ＝ΔＶ＿ｃｈ／Ｉ＿ｃｈ。
　図６は、閾値データ１３１の構成例を示す。閾値データ１３１は、電池モジュール２ごとに固有の値として、Ｖ＿Ｒ＿ｔｈｒｅｓｈを保持している。Ｉ＿ｔｈｒｅｓｈは電池モジュール２ごとに固有の値であるので、Ｉ＿ｔｈｒｅｓｈ計算ブロックは、閾値データ１３１を参照して、電池モジュール２ごとにＩ＿ｔｈｒｅｓｈを求める。具体的には次式にしたがってＩ＿ｔｈｒｅｓｈを計算する：Ｉ＿ｔｈｒｅｓｈ＝Ｖ＿Ｒ＿ｔｈｒｅｓｈ／Ｒ＿ｅｓｔ。Ｖ＿Ｒ＿ｔｈｒｅｓｈは、例えばあらかじめ実験により取得して閾値データ１３１内に記録しておくことができる。
　図７は、ＳＯＨ計算ブロック（演算部１２）がＳＯＨを計算する手順を説明するフローチャートである。以下図７の各ステップを説明する。
（図７：ステップＳ７０１）
　ＳＯＨ計算ブロックは、電池モジュール２に対する充電動作が終了したか否かを判定する。具体的には、電池モジュール２に対する充電電流Ｉ＿ｃｈａｒｇｅが、０よりも大きい値から０に転じた時点で、充電動作が終了したことになる。あるいは充電器１から充電動作が終了した旨の通知を受信してもよい。充電動作が終了していない場合は終了するまで待機する。終了した場合はＳ７０２へ進む。
（図７：ステップＳ７０２）
　ＳＯＨ計算ブロックは、充電動作が終了した時点における充電電流Ｉ＿ｃｈａｒｇｅ（０に転じる直前の充電電流値）が、Ｉ＿ｔｈｒｅｓｈ未満であるか否かを判定する。Ｉ＿ｃｈａｒｇｅがＩ＿ｔｈｒｅｓｈ未満ではない場合は、Ｓ７０１へ戻る。Ｉ＿ｔｈｒｅｓｈ未満である場合はＳ７０３へ進む。
（図７：ステップＳ７０３）
　ＳＯＨ計算ブロックは、充電動作終了時点から所定時間内までの期間における、電池モジュール２の出力電圧の変動分ΔＶを取得する。ΔＶの具体例については後述の図面を用いて説明する。
（図７：ステップＳ７０４）
　ＳＯＨ計算ブロックは、記憶部１３が格納している劣化状態データ１３２を用いて、ＳＯＨを計算する。具体的な計算手順と劣化状態データ１３２の例については後述する。ＳＯＨ計算ブロックは、計算したＳＯＨを出力する。
　図８は、Ｓ７０２～Ｓ７０３の具体例を説明する図である。電池モジュール２に対する充電動作が終了に近づくと、充電器１は図８に示すように、充電電流Ｉ＿ｃｈａｒｇｅを次第に減少させるとともに、充電電圧を一定に維持する。充電動作が終了した時点で、Ｉ＿ｃｈａｒｇｅは０よりも大きい値から０へ転じる。Ｉ＿ｃｈａｒｇｅが０に転じる直前の値がＩ＿ｔｈｒｅｓｈであれば、Ｓ７０２においてＹへ進むことになる。この動作により、電圧一定・電流可変の充電方式（充電電流を次第に減少させる方式）において、充電動作終了時の電圧変動に基づき以下の手順を実施することができる。
　ＳＯＨ計算ブロックは、充電動作が終了してから所定時間Δｔが経過するまでの期間において、電池電圧の変動分ΔＶを取得する。Δｔは、電池電圧に対して電池モジュール２の内部抵抗が与える影響が十分小さくなるまでに必要な時間であり、典型的な電池モジュール２においては概ね２秒以下であり、１秒以下（例えば数ｍｓ～数百ｍｓ）である場合もある。
　図８右下に拡大して示すように、Δｔはある程度の時間幅を有する値であってもよい。すなわち、内部抵抗が電池電圧に対して与える影響が、ある程度の範囲内に収まっていればよく、その点においてΔｔはある程度の許容範囲を有する値である。ＳＯＨ計算ブロックは、この範囲内に収まっている期間Δｔにおける電圧変動ΔＶを取得する。この範囲内におけるΔＶを用いてＳＯＨを計算することにより、内部抵抗の影響を除去できることに加えて、充電終了後のごく短い時間内でＳＯＨを計算することができる利点がある。
　図９は、劣化状態データ１３２の構成例を示す。劣化状態データ１３２は、ΔＶとＳＯＨとの間の関係を、電池モジュール２ごとに記述したデータである。ＳＯＨ計算ブロックは、Ｓ７０３において取得したΔＶを用いて劣化状態データ１３２を参照することによりＳＯＨを計算することができる。
＜実施の形態１：まとめ＞
　本実施形態１に係る充電器１は、電池モジュール２に対する充電動作が終了した時点から、電池モジュール２の内部抵抗が電池電圧に対して与える影響が十分小さくなったΔｔ経過までの間における、電池電圧の変動分ΔＶを用いて、電池モジュール２のＳＯＨを計算する。これにより、内部抵抗の影響を除去した正確なＳＯＨを得ることができる。
　本実施形態１に係る充電器１は、電池モジュール２に対する充電動作が終了した時点から、電池モジュール２の内部抵抗が電池電圧に対して与える影響が所定範囲内におさまっている時点までの時間長（概ね１秒～２秒以内）における、電池電圧の変動分ΔＶを用いて、電池モジュール２のＳＯＨを計算する。これにより、内部抵抗の影響を除去できることに加えて、充電終了後のごく短い時間内でＳＯＨを計算することができる。
＜実施の形態２＞
　図１０は、本発明の実施形態２に係る充電器１がＳＯＨを計算する手順を説明するフローチャートである。ＳＯＨ計算ブロックによる計算手順以外は実施形態１と同じである。ＳＯＨ計算ブロックは、図７のＳ７０３とＳ７０４の間において、新たなステップＳ１００１を実施する。その他の計算手順は図７と同様である。
（図１０：ステップＳ１００１）
　ＳＯＨ計算ブロックは、記憶部１３が格納している温度特性データ１３３を用いて、電池モジュール２の温度特性を補正する。すなわち、電池モジュール２の現在の温度におけるΔＶを、電池モジュール２の標準温度Ｔ＿ｎｏｒｍにおける値ΔＶ＿ｎｏｒｍへ補正する。補正手順の例は後述する。
　図１１は、温度特性データ１３３の例を示す図である。電池モジュール２の温度とΔＶとの間の関係は、１次関数（ΔＶ＝ｍＴ＋ｃ）によって表すことができる。電池モジュール２の温度特性は、電池モジュール２の温度に依拠して、上記１次関数の傾きｍは変動しないが切片ｃが変動する。温度特性データ１３３は、この温度特性を記述したデータであり、ＳＯＨごとに上記１次関数を記述している。
　温度特性データ１３３は、電池モジュール２の現在の温度ＴにおけるΔＶと、電池モジュール２の標準温度Ｔ＿ｎｏｒｍ（例えば２５℃）における値へ換算したときの値ΔＶ＿ｎｏｒｍとの間の関係を、上記１次関数によって記述している。ＳＯＨ計算ブロックは、電池モジュール２の温度Ｔ、ΔＶの実測値、および標準温度Ｔ＿ｎｏｒｍを用いて、温度特性データ１３３の温度Ｔに対応する部分を参照することにより、ΔＶ＿ｎｏｒｍを計算することができる。具体的には、連立方程式を解くことにより、次式によって計算できる：ΔＶ＿ｎｏｒｍ＝ｍ（Ｔ＿ｎｏｒｍ－Ｔ）＋ΔＶ。
　電池温度が変化しても傾きｍは変化しないので、上記計算式は電池温度によらず同じである。したがってＳＯＨ計算ブロックは、切片ｃの値によらず、上記計算式によってΔＶ＿ｎｏｒｍを得ることができる。
　ＳＯＨ計算ブロックは、ΔＶを標準温度Ｔ＿ｎｏｒｍにおける値ΔＶ＿ｎｏｒｍへ補正した後、そのΔＶ＿ｎｏｒｍを用いて劣化状態データ１３２を参照することにより、ＳＯＨを計算する。これにより、例えば電池モジュール２の周辺温度が標準温度から大きく逸脱しているような場合においても、正確なＳＯＨを得ることができる。
＜実施の形態２：まとめ＞
　本実施形態２に係る充電器１は、温度特性データ１３３を用いて、電池モジュール２の現在の温度ＴにおけるΔＶを、電池モジュール２の標準温度Ｔ＿ｎｏｒｍにおける値ΔＶ＿ｎｏｒｍへ換算し、その換算した値を用いてＳＯＨを計算する。これにより、電池モジュール２の周辺温度が標準温度から大きく逸脱しているような場合においても、正確なＳＯＨを得ることができる。
　本実施形態２において、温度特性データ１３３が記述している１次関数（ΔＶ＝ｍＴ＋ｃ）は、電池温度が変化すると切片が変化するが、傾きは変化しない。したがって電池温度によらず、簡易な計算式により、ΔＶを標準温度における値ΔＶ＿ｎｏｒｍへ換算することができる。
＜実施の形態３＞
　図１２は、本発明の実施形態３に係る充電器１がＳＯＨを計算する手順を説明するフローチャートである。ＳＯＨ計算ブロックによる計算手順以外は実施形態１～２と同じである。ＳＯＨ計算ブロックは、図７のＳ７０３とＳ７０４の間において、新たなステップＳ１２０１を実施する。さらに本実施形態３においては、Ｓ７０２を省略する。その他の計算手順は図７または図１０と同様である。ここでは図１０と同様の計算手順を用いることとし、Ｓ１００１の後にＳ１２０１を実施する例を示した。
（図１２：ステップＳ１２０１）
　本実施形態３においてはＳ７０２を実施しないので、ΔＶは電池モジュール２の内部抵抗の影響を含んでいる可能性がある。そこでＳＯＨ計算ブロックは、本ステップにおいてその影響をΔＶから除去する。具体的には、次式により内部抵抗の推定値Ｒ＿ｅｓｔによる電圧降下分を除去する：ΔＶ’＝ΔＶ－（Ｉ＿ｃｈａｒｇｅ×Ｒ＿ｅｓｔ）。Ｒ＿ｅｓｔは、実施形態１で説明した手順によって推定できる。ＳＯＨ計算ブロックは、Ｓ７０４においてΔＶ’を用いてＳＯＨを求める。
＜実施の形態３：まとめ＞
　本実施形態３に係る充電器１は、充電動作が終了する直後における充電電流Ｉ＿ｃｈａｒｇｅが閾値Ｉ＿ｔｈｒｅｓｈ未満であるか否かによらず、充電終了から所定時間経過までの電圧変動分ΔＶを求める。このΔＶを用いてＳＯＨを計算することにより、実施形態１とは異なり、充電動作終了からΔｔが経過するまで待機する必要はないので、ＳＯＨをさらに速やかに計算することができる。
＜本発明の変形例について＞
　以上の実施形態において、電池モジュール２の温度特性による影響を除去するため、電池モジュール２の温度が標準温度（またはその前後の許容範囲内）であるときのみ、ＳＯＨを計算するようにしてもよい。これにより、温度特性を補正することなく、正確なＳＯＨを得ることができる。
　以上の実施形態において、充電器１が電池診断装置として動作する例を説明したが、取得部１１と演算部１２に相当する機能部は必ずしも充電器１内に配置する必要はない。すなわち電池モジュール２の電圧値／電流値／温度を取得することができれば、任意の場所へこれら機能部を配置することができる。さらには、電池モジュール２に対してこれら機能部が直接接続されている必要はない。
　以上の実施形態において、蓄電池として電池モジュール２を例示したが、その他の蓄電池に対して本発明を適用することもできる。例えば本発明を適用する蓄電池の単位サイズは電池モジュールに限られず、電池セルや電池パックであってもよい。蓄電池の組成は任意のものであってよい。例えばリン酸鉄リチウムイオン電池（ＬＦＰ）、マリモナノカーボン（ＭＮＣ）電池、その他組成の電池であってもよい。
１：充電器
１１：取得部
１２：演算部
１３：記憶部
１３１：閾値データ
１３２：劣化状態データ
１３３：温度特性データ
２：電池モジュール
３１：電圧センサ
３２：温度センサ
３３：電流センサ
３４：バッテリ管理システム

Claims (14)

  1. 　蓄電池の劣化状態を診断する電池診断装置であって、
    　前記蓄電池が出力する電圧値と前記蓄電池が出力する電流値を取得する取得部、
    　前記電圧値と前記電流値を用いて前記劣化状態を計算する演算部、
    　を備え、
    　前記演算部は、前記蓄電池に対して充電動作が実施された後の休止期間において、前記電圧値の第１変動分を取得し、
    　前記演算部は、前記第１変動分を用いて前記劣化状態を計算し、
    　前記演算部は、前記劣化状態を計算する際に、前記蓄電池の内部抵抗が前記電圧値に対して与える影響を前記第１変動分から除去することにより、前記内部抵抗の影響を含まない前記劣化状態を計算する
    　ことを特徴とする電池診断装置。
  2. 　前記演算部は、前記蓄電池に対する充電動作を停止した時点において前記電流値が閾値以下となっている、劣化状態判定条件を満たすか否かを判定し、
    　前記演算部は、前記劣化状態判定条件を満たす場合は、前記充電動作を停止した時点から所定時間が経過するまでの間の期間における前記電圧値の変動分を、前記第１変動分として取得し、
    　前記所定時間は、前記充電動作を停止した時点から、前記内部抵抗が前記電圧値に対して与える影響が所定範囲内におさまっている時点までの、時間長である
    　ことを特徴とする請求項１記載の電池診断装置。
  3. 　前記所定時間は、２秒以内である
    　ことを特徴とする請求項２記載の電池診断装置。
  4. 　前記演算部は、前記蓄電池に対して充電動作を開始した開始時点から、前記充電動作を実施している期間内の所定時点までの間における、前記電圧値の第２変動分を取得し、
    　前記演算部は、前記第２変動分を用いて前記内部抵抗を推定し、
    　前記演算部は、前記推定した前記内部抵抗を用いて、前記閾値を計算する
    　ことを特徴とする請求項２記載の電池診断装置。
  5. 　前記電池診断装置はさらに、前記内部抵抗と前記閾値との間の関係を前記蓄電池ごとに記述した閾値データを格納する記憶部を備え、
    　前記演算部は、前記閾値データが記述している前記関係にしたがって、前記閾値を計算する
    　ことを特徴とする請求項２記載の電池診断装置。
  6. 　前記電池診断装置はさらに、前記第１変動分と前記劣化状態との間の関係を前記蓄電池ごとに記述した劣化状態データを格納する記憶部を備え、
    　前記演算部は、前記劣化状態データが記述している前記関係にしたがって、前記劣化状態を計算する
    　ことを特徴とする請求項１記載の電池診断装置。
  7. 　前記蓄電池は、前記蓄電池の温度にしたがって前記第１変動分が変化する温度特性を有しており、
    　前記取得部はさらに、前記蓄電池の温度を取得し、
    　前記演算部は、前記温度特性にしたがって前記第１変動分を補正し、
    　前記演算部は、前記補正した前記第１変動分を用いて、前記劣化状態を計算する
    　ことを特徴とする請求項１記載の電池診断装置。
  8. 　前記演算部は、前記補正において、
    　　前記温度特性にしたがって、前記蓄電池の測定温度と前記第１変動分との間の関係を、前記蓄電池の標準温度と前記標準温度における前記第１変動分の標準値との間の関係へ変換することにより、前記第１変動分を前記標準温度における値へ換算する
    　ことを特徴とする請求項７記載の電池診断装置。
  9. 　前記温度特性は、前記蓄電池の温度と前記第１変動分との間の関係を１次関数によって表したものであり、
    　前記温度特性は、前記蓄電池の温度に応じて前記１次関数の切片が変化するが傾きは変化しない特性を有する
    　ことを特徴とする請求項７記載の電池診断装置。
  10. 　前記演算部は、前記電流値にかかわらず、前記充電動作を停止した時点から所定時間が経過するまでの間の期間における前記電圧値の変動分を、前記第１変動分として取得し、
    　前記演算部は、前記第１変動分のなかに含まれる、前記蓄電池の内部抵抗が前記電圧値に対して与える影響を除去することにより、前記内部抵抗の影響を含まない前記劣化状態を計算する
    　ことを特徴とする請求項１記載の電池診断装置。
  11. 　前記演算部は、前記蓄電池に対して充電動作を開始した開始時点から、前記充電動作を実施している期間内の所定時点までの間における、前記電圧値の第２変動分を取得し、
    　前記演算部は、前記第２変動分を用いて前記内部抵抗を推定し、
    　前記演算部は、前記推定した前記内部抵抗が前記電圧値に対して与える影響を前記第１変動分から除去することにより、前記内部抵抗の影響を含まない前記劣化状態を計算する
    　ことを特徴とする請求項１０記載の電池診断装置。
  12. 　前記演算部は、前記蓄電池の温度が所定範囲内にある場合のみ、前記劣化状態を計算する
    　ことを特徴とする請求項１記載の電池診断装置。
  13. 　蓄電池の劣化状態を診断する電池診断方法であって、
    　前記蓄電池が出力する電圧値と前記蓄電池が出力する電流値を取得するステップ、
    　前記電圧値と前記電流値を用いて前記劣化状態を計算するステップ、
    　を有し、
    　前記劣化状態を計算するステップにおいては、前記蓄電池に対して充電動作が実施された後の休止期間において、前記電圧値の第１変動分を取得し、
    　前記劣化状態を計算するステップにおいては、前記第１変動分を用いて前記劣化状態を計算し、
    　前記劣化状態を計算するステップにおいては、前記蓄電池の内部抵抗が前記電圧値に対して与える影響を前記第１変動分から除去することにより、前記内部抵抗の影響を含まない前記劣化状態を計算する
    　ことを特徴とする電池診断方法。
  14. 　蓄電池の劣化状態を診断する処理をコンピュータに実行させる電池診断プログラムであって、前記コンピュータに、
    　前記蓄電池が出力する電圧値と前記蓄電池が出力する電流値を取得するステップ、
    　前記電圧値と前記電流値を用いて前記劣化状態を計算するステップ、
    　を実行させ、
    　前記劣化状態を計算するステップにおいては、前記コンピュータに、前記蓄電池に対して充電動作が実施された後の休止期間において、前記電圧値の第１変動分を取得するステップを実行させ、
    　前記劣化状態を計算するステップにおいては、前記コンピュータに、前記第１変動分を用いて前記劣化状態を計算するステップを実行させ、
    　前記劣化状態を計算するステップにおいては、前記コンピュータに、前記蓄電池の内部抵抗が前記電圧値に対して与える影響を前記第１変動分から除去することにより、前記内部抵抗の影響を含まない前記劣化状態を計算するステップを実行させる
    　ことを特徴とする電池診断プログラム。
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