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WO2017002292A1 - 蓄電システム、コントローラおよび蓄電池の充放電方法 - Google Patents

蓄電システム、コントローラおよび蓄電池の充放電方法 Download PDF

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Publication number
WO2017002292A1
WO2017002292A1 PCT/JP2016/002298 JP2016002298W WO2017002292A1 WO 2017002292 A1 WO2017002292 A1 WO 2017002292A1 JP 2016002298 W JP2016002298 W JP 2016002298W WO 2017002292 A1 WO2017002292 A1 WO 2017002292A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
power storage
charge
voltage value
storage unit
deterioration
Prior art date
Application number
PCT/JP2016/002298
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
直之 菅野
宮木　幸夫
晃己 渡部
Original Assignee
ソニー株式会社
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by ソニー株式会社 filed Critical ソニー株式会社
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Priority to CA2982426A priority patent/CA2982426A1/en
Priority to EP16817406.8A priority patent/EP3319203B1/en
Priority to AU2016285501A priority patent/AU2016285501B2/en
Priority to CN201680023495.7A priority patent/CN107636870B/zh
Priority to US15/565,821 priority patent/US10283820B2/en
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    • Y02T10/60—Other road transportation technologies with climate change mitigation effect
    • Y02T10/70—Energy storage systems for electromobility, e.g. batteries

Definitions

  • This technology relates to a storage system, a controller, and a storage battery charging / discharging method.
  • Patent Document 1 describes an electric vehicle including a storage battery (see Patent Document 1).
  • an object of the present technology is to provide a power storage system, a control device, and a storage battery charge / discharge method that can suppress the capacity deterioration of the storage battery.
  • the present technology acquires a storage unit including one or more storage batteries, a storage unit that stores history information of the storage unit, and history information from the storage unit, and the charge setting voltage value of the storage unit becomes a normal charging voltage value.
  • the charge setting voltage value of the power storage unit is changed to a low charge voltage value lower than the normal charge voltage value, and the power storage unit is set at the low charge voltage value.
  • the control unit After charging / discharging, the control unit performs control to return the charge setting voltage value of the power storage unit to the normal charge voltage value, and the voltage change condition is the number of charge / discharge cycles of the power storage unit performed at the normal charge voltage value.
  • the history information of a power storage unit including one or more storage batteries when history information of a power storage unit including one or more storage batteries is acquired, and the charge setting voltage value of the power storage unit is set to a normal charge voltage value, the history information satisfies a voltage change condition
  • the charge set voltage value of the power storage unit is changed to a low charge voltage value lower than the normal charge voltage value, and after the power storage unit performs charging / discharging at the low charge voltage value, the charge set voltage value of the power storage unit is changed to A control unit that performs control to return to the normal charge voltage value is provided, and the voltage change condition is that the number of charge / discharge cycles of the power storage unit performed at the normal charge voltage value exceeds a predetermined number of cycles, the power storage unit outside the normal use temperature range Accumulated time outside temperature exceeding the threshold value, the internal resistance exceeded the predetermined value, the full charge capacity decreased from the initial capacity by the predetermined value, and the elapsed cumulative time predicted by life prediction exceeded At least one thing A controller.
  • the history information of a power storage unit including one or more storage batteries when history information of a power storage unit including one or more storage batteries is acquired, and the charge setting voltage value of the power storage unit is set to a normal charge voltage value, the history information satisfies a voltage change condition
  • the charge set voltage value of the power storage unit is changed to a low charge voltage value lower than the normal charge voltage value, and after the power storage unit performs charging / discharging at the low charge voltage value, the charge set voltage value of the power storage unit is changed to
  • the voltage change condition includes returning to the normal charge voltage value.
  • FIG. 1 is a block diagram illustrating an example of a configuration of a power storage system.
  • FIG. 2 is a graph showing a change in capacity retention rate of the lithium ion secondary battery.
  • FIG. 3 is a graph showing a change in capacity retention rate of the lithium ion secondary battery.
  • FIG. 4 is a graph showing a change in capacity retention rate of the lithium ion secondary battery.
  • FIG. 5 is a flowchart showing the operation of the power storage system.
  • FIG. 6 is a schematic diagram used for explaining a method for estimating a deterioration life of a lithium ion secondary battery.
  • FIG. 7 is a schematic diagram used for explaining a method for estimating a deterioration life of a lithium ion secondary battery.
  • FIG. 1 is a block diagram illustrating an example of a configuration of a power storage system.
  • FIG. 2 is a graph showing a change in capacity retention rate of the lithium ion secondary battery.
  • FIG. 3 is a graph showing
  • FIG. 8 shows a life estimation method according to the present technology, and is a schematic diagram used for explaining an estimation method when a plurality of conditions are changed.
  • FIG. 9 is a block diagram illustrating an outline of a circuit configuration for realizing deterioration prediction applied to the power storage system according to the present technology.
  • FIG. 10 is a block diagram of an example of the actual deterioration rate measurement unit according to the present technology.
  • FIG. 11 is a block diagram of a first example of an application example of the present technology.
  • FIG. 12 is a block diagram of a second example of an application example of the present technology.
  • FIG. 1 shows an example of the configuration of a power storage system.
  • the power storage system 81 includes a power storage module 82 and a controller 83. Electric power is transmitted and communicated between the power storage module 82 and the controller 83. Although only one power storage module is illustrated in FIG. 1, a plurality of power storage modules may be connected and each power storage module may be connected to the controller.
  • the controller 83 is connected to a charging device (charging power source) 84 or a load 85 via a power cable and a communication bus.
  • a charging device charging power source
  • the controller 83 is connected to the charging device 84.
  • the charging device 84 includes a direct current (DC) -DC converter or the like, and includes at least a charging voltage and charging current control unit 84a.
  • the charging voltage and charging current control unit 84a sets the charging voltage and charging current to predetermined values according to the control of the controller 83 (main micro control unit 40).
  • the controller 83 When discharging the power storage module 82, the controller 83 is connected to the load 85.
  • the power of the power storage module 82 is supplied to the load 85 via the controller 83.
  • the load 85 connected to the controller 83 is a motor-type inverter circuit in an electric vehicle, a household power system, or the like.
  • the load 85 has at least a discharge current control unit 85a.
  • the discharge current control unit 85a sets the discharge current to a predetermined value in accordance with the control of the main micro control unit 40 of the controller 83.
  • the load 85 appropriately controls the magnitude of the discharge current (load current) flowing through the power storage module 82 by changing the load resistance.
  • the outer case is desirably made of a material having high conductivity and emissivity.
  • a material having high conductivity and emissivity By using a material having high conductivity and emissivity, excellent heat dissipation in the outer case can be obtained. By obtaining excellent heat dissipation, temperature rise in the outer case can be suppressed. Furthermore, the opening of the outer case can be minimized or eliminated, and high dustproof and drip-proof properties can be realized.
  • a material such as aluminum, an aluminum alloy, copper, or a copper alloy is used.
  • the power storage module 82 includes, for example, a positive electrode terminal 21, a negative electrode terminal 22, a power storage block BL as a power storage unit, a FET (Field (Effect Transistor), a voltage multiplexer 23, an ADC (Analog Digital Converter) 24, a temperature measurement unit 25, and a temperature multiplexer. 26, a monitoring unit 27, a temperature measurement unit 28, a current detection resistor 29, a current detection amplifier 30, an ADC 31, a sub-micro control unit 35, and a storage unit 36.
  • a configuration different from the illustrated configuration may be added to the power storage module 82.
  • a regulator that generates a voltage for operating each unit of the power storage module 82 from the voltage of the power storage block BL may be added.
  • the power storage block BL is formed by connecting one or more submodules SMO.
  • the power storage block BL is configured by connecting 16 submodules SMO1, submodule SMO2, submodule SMO3, submodule SMO4... And submodule SMO16 in series.
  • submodule SMO when it is not necessary to distinguish each submodule, it is appropriately called a submodule SMO.
  • a submodule SMO is formed by connecting a plurality of storage batteries (cells).
  • the submodule SMO has a configuration including, for example, an assembled battery in which eight cells are connected in parallel.
  • the capacity of the submodule SMO is, for example, about 24 Ah
  • the voltage is, for example, about 3.0 V, which is substantially the same as the cell voltage.
  • the storage block BL is formed by connecting a plurality of submodules SMO.
  • the power storage block BL has, for example, a configuration in which 16 submodules SMO are connected in series. In this case, the capacity is about 24 Ah, and the voltage is about 48 V (3.0 V ⁇ 16).
  • the number of cells constituting the submodule SMO and the mode of cell connection can be changed as appropriate. Furthermore, the number of submodules SMO constituting the power storage block BL and the connection mode of the submodules SMO can be changed as appropriate. Note that discharging and charging may be performed in units of power storage blocks BL, and discharging and charging may be performed in units of submodules or cells.
  • the positive side of the submodule SMO1 is connected to the positive terminal 21 of the power storage module 82.
  • the negative side of the submodule SMO 16 is connected to the negative terminal 22 of the power storage module 82.
  • the positive terminal 21 is connected to the positive terminal of the controller 83.
  • the negative terminal 22 is connected to the negative terminal of the controller 83.
  • 16 FETs are provided between the terminals of the submodule SMO.
  • the FET is for performing, for example, passive cell balance control.
  • the FETs other than the FET2 are turned on, and the submodules SMO other than the submodule SMO2 are discharged to a predetermined voltage value.
  • the FET is turned off after discharging.
  • the voltage of each submodule SMO is, for example, a predetermined value (for example, 3.0 V, and the submodule SMO is balanced.
  • the cell balance control method is not limited to the passive method, but the so-called active method or Other known methods can be applied.
  • the voltage between the terminals of the submodule SMO is detected by a voltage detector (not shown).
  • the voltage between the terminals of the submodule SMO is detected regardless of whether it is charging or discharging, for example.
  • the voltage of each submodule SMO is detected by the voltage detection unit with a period of, for example, 250 ms (milliseconds).
  • the voltage (analog voltage data) of each submodule SMO detected by the voltage detection unit is supplied to a voltage multiplexer (MUX (Multiplexer)) 23.
  • MUX Multiplexer
  • the voltage multiplexer 23 switches channels with a predetermined cycle, for example, and selects one analog voltage data from the 16 analog voltage data.
  • One analog voltage data selected by the voltage multiplexer 23 is supplied to the ADC 24. Then, the voltage multiplexer 23 switches the channel and supplies the next analog voltage data to the ADC 24. That is, 16 analog voltage data are supplied from the voltage multiplexer 23 to the ADC 24 in a predetermined cycle.
  • the channel switching in the voltage multiplexer 23 is performed according to control by the sub-micro control unit 35 of the power storage module 82 or the main micro-control unit 40 of the controller 83.
  • the temperature measuring unit 25 detects the temperature of each submodule SMO.
  • the temperature measuring unit 25 is composed of an element that detects a temperature, such as a thermistor.
  • the temperature of the submodule SMO is detected with a predetermined period regardless of whether it is being charged or discharged, for example. Since the temperature of the submodule SMO and the temperature of the cells constituting the submodule SMO are not significantly different, in one embodiment, the temperature of the submodule SMO is measured. The individual temperatures of the eight cells may be measured, and the average value of the temperatures of the eight cells may be used as the temperature of the submodule SMO.
  • Analog temperature data indicating the temperature of each submodule SMO detected by the temperature measuring unit 25 is supplied to the temperature multiplexer (MUX) 26.
  • MUX temperature multiplexer
  • the temperature multiplexer 26 switches channels with a predetermined cycle, for example, and selects one analog temperature data from the 16 analog temperature data.
  • One analog temperature data selected by the temperature multiplexer 26 is supplied to the ADC 24. Then, the temperature multiplexer 26 switches the channel and supplies the next analog temperature data to the ADC 24. That is, 16 analog temperature data are supplied from the temperature multiplexer 26 to the ADC 24 in a predetermined cycle.
  • the channel switching in the temperature multiplexer 26 is performed according to control by the sub micro control unit 35 of the power storage module 82 or the main micro control unit 40 of the controller 83.
  • the ADC 24 converts the analog voltage data supplied from the voltage multiplexer 23 into digital voltage data.
  • the ADC 24 converts the analog voltage data into, for example, 14 to 18 bit digital voltage data.
  • various methods such as a successive approximation method and a ⁇ (delta sigma) method can be applied.
  • the ADC 24 includes, for example, an input terminal, an output terminal, a control signal input terminal to which a control signal is input, and a clock pulse input terminal to which a clock pulse is input (the illustration of these terminals is omitted). ) Analog voltage data is input to the input terminal. The converted digital voltage data is output from the output terminal.
  • a control signal (control command) supplied from the controller 83 is input to the control signal input terminal.
  • the control signal is an acquisition instruction signal for instructing acquisition of analog voltage data supplied from the voltage multiplexer 23, for example.
  • the acquisition instruction signal is input, the analog voltage data is acquired by the ADC 24, and the acquired analog voltage data is converted into digital voltage data. Then, digital voltage data is output via the output terminal in accordance with the synchronizing clock pulse input to the clock pulse input terminal.
  • the output digital voltage data is supplied to the monitoring unit 27.
  • an acquisition instruction signal for instructing acquisition of analog temperature data supplied from the temperature multiplexer 26 is input to the control signal input terminal.
  • the ADC 24 acquires analog temperature data.
  • the acquired analog temperature data is converted into digital temperature data by the ADC 24.
  • the analog temperature data is converted into, for example, 14-18 bit digital temperature data.
  • the converted digital temperature data is output via the output terminal, and the output digital temperature data is supplied to the monitoring unit 27.
  • the functional block of the ADC 24 may have a function of a comparator that compares a voltage or temperature with a predetermined value.
  • 16 digital voltage data and 16 digital temperature data are time-division multiplexed and transmitted from the ADC 24 to the monitoring unit 27.
  • An identifier for identifying the submodule SMO may be described in the header of the transmission data to indicate which submodule SMO voltage or temperature.
  • the digital voltage data of each submodule SMO obtained with a predetermined period and converted into digital data by the ADC 24 corresponds to the voltage information.
  • Analog voltage data may be used as voltage information, and digital voltage data subjected to correction processing or the like may be used as voltage information.
  • the temperature measuring unit 28 measures the temperature of the entire power storage module 82. The temperature in the outer case of the power storage module 82 is measured by the temperature measurement unit 28. Analog temperature data measured by the temperature measurement unit 28 is supplied to the temperature multiplexer 26, and is supplied from the temperature multiplexer 26 to the ADC 24. Then, the analog temperature data is converted into digital temperature data by the ADC 24. Digital temperature data is supplied from the ADC 24 to the monitoring unit 27.
  • the power storage module 82 has a current detection unit that detects the value of the current (load current) flowing through the current path of the power storage module 82.
  • the current detection unit detects a current value flowing through the 16 submodules SMO.
  • the current detection unit includes, for example, a current detection resistor 29 connected between the negative electrode side of the submodule SMO16 and the negative electrode terminal 22, and a current detection amplifier 30 connected to both ends of the current detection resistor 29.
  • Analog current data is detected by the current detection resistor 29. For example, the analog current data is detected with a predetermined cycle regardless of whether it is being charged or discharged.
  • Detected analog current data is supplied to the current detection amplifier 30.
  • the analog current data is amplified by the current detection amplifier 30.
  • the gain of the current detection amplifier 30 is set to about 50 to 100 times, for example.
  • the amplified analog current data is supplied to the ADC 31.
  • the ADC 31 converts the analog current data supplied from the current detection amplifier 30 into digital current data.
  • the ADC 31 converts the analog current data into, for example, 14-18 bit digital current data.
  • Various conversion methods such as a successive approximation method and a ⁇ (delta sigma) method can be applied to the conversion method in the ADC 31.
  • the ADC 31 includes, for example, an input terminal, an output terminal, a control signal input terminal to which a control signal is input, and a clock pulse input terminal to which a clock pulse is input (illustration of these terminals is omitted). .
  • Analog current data is input to the input terminal.
  • Digital current data is output from the output terminal.
  • a control signal (control command) supplied from the controller 83 is input to the control signal input terminal of the ADC 31.
  • the control signal is, for example, an acquisition instruction signal that instructs acquisition of analog current data supplied from the current detection amplifier 30.
  • the acquisition instruction signal is input, the analog current data is acquired by the ADC 31, and the acquired analog current data is converted into digital current data.
  • digital current data is output from the output terminal in accordance with the synchronizing clock pulse input to the clock pulse input terminal.
  • the output digital current data is supplied to the monitoring unit 27.
  • This digital current data is an example of current information.
  • the ADC 24 and the ADC 31 may be configured as the same ADC.
  • the monitoring unit 27 monitors the digital voltage data and digital temperature data supplied from the ADC 24, and monitors whether there is an abnormality in the submodule SMO. For example, if the voltage indicated by the digital voltage data is in the vicinity of a voltage that is a reference for overcharge or a voltage that is a reference for overdischarge, an error that indicates that there is an abnormality or that an abnormality may occur Generate a notification signal. Further, the monitoring unit 27 similarly generates an abnormality notification signal when the temperature of the submodule SMO or the temperature of the entire power storage module 82 is larger than the threshold value.
  • the monitoring unit 27 monitors digital current data supplied from the ADC 31. When the current value indicated by the digital current data is larger than the threshold value, the monitoring unit 27 generates an abnormality notification signal. The abnormality notification signal generated by the monitoring unit 27 is transmitted to the sub-micro control unit 35 by the communication function of the monitoring unit 27.
  • the monitoring unit 27 monitors the presence or absence of the above-described abnormality, and transmits the digital voltage data for each of the 16 submodules SMO supplied from the ADC 24 and the digital current data supplied from the ADC 31 to the sub-micro control unit 35.
  • Digital voltage data and digital current data for each sub-module SMO may be directly supplied to the sub-micro control unit 35 without using the monitoring unit 27.
  • Digital voltage data and digital current data for each submodule SMO to be transmitted are input to the sub-micro control unit 35.
  • digital temperature data supplied from the ADC 24 is supplied from the monitoring unit 27 to the sub-micro control unit 35.
  • the sub-micro control unit 35 is configured by a CPU (Central Processing Unit) having a communication function and controls each part of the power storage module 82. For example, when an abnormality notification signal is supplied from the monitoring unit 27, the sub micro control unit 35 notifies the main micro control unit 40 of the controller 83 of the abnormality using the communication function. In response to this notification, the main micro control unit 40 appropriately performs processing such as stopping charging or discharging. Note that the sub and main notations in the sub-micro control unit and the main micro-control unit are for convenience of explanation and do not have any special meaning.
  • a CPU Central Processing Unit
  • bidirectional communication conforming to serial communication standards such as I2C, SMBus (System Management Bus), SPI (Serial Peripheral Interface), CAN, etc. Done. Communication may be wired or wireless.
  • the digital voltage data is input from the monitoring unit 27 to the sub-micro control unit 35.
  • digital voltage data for each submodule SMO when the power storage module 82 is discharged is input to the sub-micro control unit 35.
  • the magnitude of the load current (digital current data) when a load is connected to the power storage module 82 is input from the monitoring unit 27 to the sub-micro control unit 35.
  • Digital temperature data indicating the temperature for each sub module SMO and the temperature in the power storage module 82 is input to the sub micro control unit 35.
  • the sub-micro control unit 35 transmits the input digital voltage data for each sub-module SMO, digital temperature data indicating the temperature for each sub-module SMO, digital current data, and the like to the main micro-control unit 40.
  • the storage unit 36 includes a ROM (Read Only Memory), a RAM (Random Access Memory), and the like.
  • the storage unit 36 stores a program executed by the sub-micro control unit 35.
  • the storage unit 36 is further used as a work area when the sub-micro control unit 35 executes processing.
  • history information regarding the power storage module 82 is stored.
  • the history information includes, for example, charge conditions such as a charge rate, a charge time, and the number of times of charge, a discharge rate, a discharge time, a discharge condition of the number of times of discharge, temperature information and the like. These pieces of information may be recorded in units of the power storage block BL, the submodule SMO, and the storage battery.
  • the sub-micro control unit 35 may perform processing referring to history information.
  • the controller 83 manages charge and discharge for one or a plurality of power storage modules 82. Specifically, the start and stop of charging of the power storage module 82, the start and stop of discharging of the power storage module 82, the setting of the charge rate and the discharge rate, and the like are performed.
  • the controller 83 is configured to have an exterior case in the same manner as the power storage module 82.
  • the controller 83 includes a main micro control unit 40, a positive terminal 41, a negative terminal 42, a positive terminal 43, a negative terminal 44, a charge control unit 45, a discharge control unit 46, a switch SW1 and a switch SW2.
  • the switch SW1 is connected to the terminal 50a or the terminal 50b.
  • the switch SW2 is connected to the terminal 51a or the terminal 51b.
  • the positive terminal 31 is connected to the positive terminal 21 of the power storage module 82.
  • the negative terminal 32 is connected to the negative terminal 22 of the power storage module 82.
  • the positive terminal 33 and the negative terminal 34 are connected to a charging device 84 or a load 85 connected to the controller 83.
  • the main micro control unit 40 is constituted by, for example, a CPU having a communication function, and controls each part of the controller 83.
  • the main micro control unit 40 controls charging and discharging according to an abnormality notification signal transmitted from the sub micro control unit 35 of the power storage module 82. For example, when the possibility of overcharging is notified by the abnormality notification signal, the main micro control unit 40 turns off at least the switching element of the charging control unit 45 and stops charging. For example, when the risk of overdischarge is notified by the abnormality notification signal, the main micro control unit 40 turns off at least the switching element of the discharge control unit 46 and stops the discharge.
  • the main micro control unit 40 turns off the switching elements of the charge control unit 45 and the discharge control unit 46 and uses the power storage module 82.
  • Cancel For example, when the power storage module 82 is used as a power source for backup, the use of the power storage module 82 is stopped at an appropriate timing without immediately stopping the use of the power storage module 82.
  • the main micro control unit 40 manages the charging and discharging of the power storage module 82 and refers to the charging information described later with reference to history information such as the voltage, temperature, and cycle number of the sub module SMO transmitted from the sub micro control unit 35. Control to perform the discharge method.
  • the sub-micro control unit 35 may have a part of the functions of the main micro-control unit 40 described below.
  • the main micro control unit 40 can communicate with the CPU and the like included in the charging device 84 and the load 85.
  • the main micro control unit 40 sets a charging voltage and a charging rate (a magnitude of charging current) for the power storage module 82, and transmits the set charging voltage and charging rate to the charging device 84.
  • the charging voltage and charging current control unit 84a appropriately sets the charging voltage and charging current according to the charging voltage and charging rate transmitted from the main micro control unit 40.
  • the main micro control unit 40 sets the discharge rate (the magnitude of the discharge current) of the electricity storage module 82 and transmits the set discharge rate to the load 85.
  • the discharge current control unit 85a of the load 85 appropriately sets the load so that the discharge current according to the discharge rate transmitted from the main micro control unit 40 is obtained.
  • the charge control unit 45 includes a charge control switch 45a and a diode 45b connected in parallel with the charge control switch 45a in the forward direction with respect to the discharge current.
  • the discharge control unit 46 includes a discharge control switch 46a and a diode 46b connected in parallel to the charge control current in parallel with the discharge control switch 46a.
  • an IGBT Insulated Gate Gate Bipolar Transistor
  • MOSFET Metal Metal Oxide Semiconductor Semiconductor Field Effect Transistor
  • the storage unit 47 includes a ROM, a RAM, and the like. In the storage unit 47, for example, a program executed by the main micro control unit 40 is stored. The storage unit 47 is used as a work area when the main micro control unit 40 executes processing. The above history information may be stored in the storage unit 47.
  • the switch SW1 is connected to the positive power supply line connected to the positive terminal 43.
  • the switch SW1 is connected to the terminal 50a, and when the power storage module 82 is discharged, the switch SW1 is connected to the terminal 50b.
  • the switch SW2 is connected to the negative power supply line connected to the negative terminal 44.
  • the switch SW2 is connected to the terminal 51a, and when the power storage module 82 is discharged, the switch SW2 is connected to the terminal 51b. Switching of the switch SW1 and the switch SW2 is controlled by the main micro control unit 40.
  • a storage battery used in the power storage system according to the present technology will be described.
  • An example of the storage battery according to the present technology is a lithium ion secondary battery.
  • the storage battery is not limited to a lithium ion secondary battery, and various secondary batteries such as a lead storage battery and a nickel metal hydride (NiMH) storage battery can be used.
  • a material capable of inserting and extracting lithium can be used as the positive electrode active material, and a material capable of inserting and extracting lithium can be used as the negative electrode active material.
  • the positive electrode active material examples include a composite oxide containing lithium and a transition metal element (referred to as “lithium transition metal composite oxide”), and a phosphate compound containing lithium and a transition metal element (“lithium transition metal phosphate”). Compound)).
  • lithium transition metal composite oxide a composite oxide containing lithium and a transition metal element
  • lithium transition metal phosphate a phosphate compound containing lithium and a transition metal element
  • lithium transition metal composite oxide examples include a layered rock salt type lithium transition metal composite oxide, a spinel type lithium transition metal composite oxide, and the like.
  • lithium transition metal composite oxide having a layered rock salt structure examples include, for example, the general formula LixM1O 2 (wherein M1 represents an element containing one or more transition metal elements.
  • M1 represents an element containing one or more transition metal elements.
  • the value of x varies depending on the charge / discharge state of the battery.
  • lithium cobalt composite oxide Li x CoO 2
  • lithium nickel composite oxide Li x NiO 2
  • lithium nickel cobalt composite oxide Li x Ni 1-z Co z O 2 ( 0 ⁇ z ⁇ 1)
  • a lithium nickel cobalt manganese complex oxide Li x Ni (1-vw ) Co v Mn w O 2 (0 ⁇ v + w ⁇ 1, v> 0, w> 0)
  • lithium-cobalt-aluminum examples thereof include magnesium composite oxide (Li x Co (1-pq) Al p Mg q O 2 (0 ⁇ p + q ⁇ 1, p> 0, q> 0)).
  • lithium transition metal composite oxide of a spinel structure for example, lithium manganese composite oxide (LiMn 2 O 4), lithium-manganese-nickel composite oxide (Li x Mn 2-t Ni t O 4 (0 ⁇ t ⁇ 2 )) And the like.
  • lithium transition metal phosphate compound examples include an olivine type lithium transition metal phosphate compound.
  • lithium transition metal phosphate compound having an olivine structure for example, a general formula Li y M2PO 4 (wherein M2 represents an element containing one or more transition metal elements.
  • M2 represents an element containing one or more transition metal elements.
  • the value of y depends on the charge / discharge state of the battery. Unlike, for example, a lithium-containing compound represented by 0.05 ⁇ y ⁇ 1.10. More specifically, for example, a lithium iron phosphate compound (Li y FePO 4 ), a lithium iron manganese phosphate compound (Li y Fe 1-u Mn u PO 4 (0 ⁇ u ⁇ 1)), and the like can be given.
  • the positive electrode active material is not limited to those described above, and a wide variety of known materials can be used.
  • the negative electrode active material a carbon material such as graphite, a silicon (Si) -containing material, a tin (Sn) -containing material, lithium titanate, or the like can be used. Note that the negative electrode active material is not limited to those described above, and widely known materials can be used.
  • the configuration of the lithium ion secondary battery according to the present technology is not particularly limited, and known configurations can be widely used.
  • the electrolyte solution for the lithium ion secondary battery according to the present technology is not particularly limited, and a wide variety of electrolyte solutions used in the industry can be used. In place of the electrolytic solution, a gel or solid electrolyte may be used.
  • electrolyte solvent examples include lactone solvents such as ⁇ -butyrolactone, ⁇ -valerolactone, ⁇ -valerolactone, and ⁇ -caprolactone, ethylene carbonate, propylene carbonate, butylene carbonate, vinylene carbonate, dimethyl carbonate, ethyl methyl carbonate, Carbonate ester solvents such as diethyl carbonate, ether solvents such as 1,2-dimethoxyethane, 1-ethoxy-2-methoxyethane, 1,2-diethoxyethane, tetrahydrofuran or 2-methyltetrahydrofuran, and nitriles such as acetonitrile
  • Nonaqueous solvents such as solvents, sulfolane-based solvents, phosphoric acids, phosphate ester solvents, and pyrrolidones are exemplified. Any one type of solvent may be used alone, or two or more types may be mixed and used.
  • a mixture of a cyclic carbonate and a chain carbonate as the non-aqueous solvent, and it may contain a compound in which a part or all of the hydrogen of the cyclic carbonate or the chain carbonate includes a fluorination.
  • the fluorinated compounds include fluoroethylene carbonate (4-fluoro-1,3-dioxolan-2-one: FEC) and difluoroethylene carbonate (4,5-difluoro-1,3-dioxolan-2-one: DFEC) is preferably used.
  • Examples of the electrolyte salt include lithium hexafluorophosphate (LiPF 6 ), bis (pentafluoroethanesulfonyl) imide lithium (Li (C 2 F 5 SO 2 ) 2 N), lithium perchlorate (LiClO 4 ), Lithium hexafluoroarsenate (LiAsF 6 ), lithium tetrafluoroborate (LiBF 4 ), lithium trifluoromethanesulfonate (LiSO 3 CF 3 ), lithium bis (trifluoromethanesulfonyl) imide (Li (CF 3 SO 2 ) 2 N), a lithium salt such as tris (trifluoromethanesulfonyl) methyllithium (LiC (SO 2 CF 3 ) 3, or the like can be used.
  • LiPF 6 lithium hexafluorophosphate
  • LiClO 4 bis (pentafluoroethanesulfonyl) im
  • Lithium ion secondary batteries can be classified into square, cylindrical, laminated film, etc., depending on the shape and the like.
  • the average output voltage of a typical cylindrical lithium ion secondary battery is, for example, about 3.0 V
  • the full charge voltage is, for example, about 4.2 V
  • the capacity is, for example, 3 Ah (3000 mAh). It is.
  • Float charging is continuous constant voltage charging with a low additive voltage (low rate constant voltage, float charging voltage) to maintain the battery in a fully charged state. It is used for the purpose of replenishing the capacity lost due to intermittent discharge or self-discharge by regular charging. When the float charging is performed, the capacity deterioration tends to be promoted.
  • normal voltage charging / discharging cycle refers to a charging / discharging cycle performed at a normally used charge setting voltage value (referred to as “normal charging voltage value”).
  • Normal charge voltage value refers to a charge setting voltage value set in a normal voltage charge / discharge cycle. Specifically, for example, it is a general charge setting voltage value adopted according to the type of storage battery. For example, in the case of a typical lithium ion secondary battery, it is set to 4.20V.
  • Low voltage charge / discharge cycle refers to a charge / discharge cycle performed at a charge setting voltage value (referred to as “low charge voltage value”) lower than the normal charge voltage value.
  • the “low charge voltage value” refers to a charge voltage value obtained by subtracting a predetermined voltage value from a normal charge voltage value.
  • the “predetermined voltage value” subtracted from the normal charging voltage value is preferably 0.1 V to 0.3 V, for example, from the viewpoint of preventing the user from recognizing a temporary capacity decrease due to a voltage change. More preferably, it is ⁇ 0.2V.
  • the low charge voltage value is more preferably 4.0V to 4.1V.
  • the predetermined number of times of performing the low voltage charge / discharge cycle is preferably 1 to 30 times and more preferably 1 to 5 times from the viewpoint of preventing the user from recognizing a temporary capacity decrease due to the voltage change. .
  • a display for example, 100%
  • a full charge state similar to a normal capacity display is performed on a display unit provided in the controller 83, the power storage module 82, and the like. Is preferred. This prevents the user from recognizing a temporary capacity decrease due to a voltage change.
  • the change from the normal charge / discharge cycle to the low voltage charge / discharge cycle is, for example, as “charge voltage setting value change condition”, “the number of charge / discharge cycles performed at the normal charge voltage value exceeds a predetermined number of cycles”, and This is performed when at least one condition of “the accumulated temperature outside the temperature exceeds the threshold” is satisfied. Further, it is known that the internal resistance increases as the deterioration of the lithium ion secondary battery proceeds. Therefore, the initial internal resistance is memorized, and “an increase of a predetermined value was observed with respect to the initial internal resistance” was added to one of the above conditions, and at least one of those conditions was satisfied.
  • the normal charge / discharge cycle may be changed to a low-voltage charge / discharge cycle because deterioration has progressed.
  • the initial full charge capacity is stored, and “the full charge capacity has decreased by a predetermined amount from the initial value (initial capacity)” is added to one of the above conditions, and at least one of these conditions is satisfied.
  • the normal charging / discharging cycle may be changed to the low voltage charging / discharging cycle, assuming that the deterioration has progressed.
  • the “predetermined number of cycles” is set according to the capacity deterioration characteristics of the storage battery, and is, for example, 500 to 1000 cycles in the case of a typical lithium ion secondary battery.
  • the count of the number of normal charge / discharge cycles is reset when a low voltage charge / discharge cycle is performed, and then starts counting from 0 when returning to the normal charge set value.
  • “Accumulated time outside temperature” is the cumulative time spent outside the temperature range (referred to as “normal use temperature range”) of the storage battery under normal use conditions (for example, recommended use conditions).
  • “Time spent outside the normal operating temperature range” means time spent in a temperature environment higher than the normal operating temperature range (including charging / discharging time), charging in a temperature environment lower than the normal operating temperature range Refers to the time when For example, in the case of a typical lithium ion secondary battery, the normal use temperature range is 0 ° C. or higher and 40 ° C. or lower.
  • the normal use temperature range is not limited to this range.
  • the threshold value is set to 300 hours to 500 hours, for example. A temperature condition may be added by this setting.
  • LiFePO 4 LiFePO 4
  • graphite LiFePO 4
  • a coin-type battery (hereinafter referred to as “coin cell”) of 2016 size (diameter 20 mm, height 1.6 mm) was produced as follows.
  • the positive electrode and the negative electrode were punched into a circular shape having a diameter of 15 mm.
  • a microporous film made of polyethylene was prepared as a separator.
  • LiPF 6 lithium hexafluorophosphate
  • EC ethylene carbonate
  • PC propylene carbonate
  • a non-aqueous electrolyte was prepared by dissolving at a concentration.
  • the produced positive electrode and negative electrode were laminated through a microporous film to form a laminate, and a nonaqueous electrolyte solution was accommodated in the exterior cup and the exterior can together with the laminate and caulked via a gasket. Thereby, the target coin cell was obtained.
  • Normal charge / discharge cycle 1 and “normal charge / discharge cycle 1 + charge change 1” are as follows.
  • “Normal charge / discharge cycle 1” Charge and discharge continuously.
  • “Normal charge / discharge cycle 1 + charge change 1” Charge and discharge continuously.
  • For every 100 charge / discharge cycles, 2 cycles of charge / discharge with the charge voltage reduced by 0.1V are performed. That is, constant current / constant voltage charge and constant current discharge with a charge end voltage of 3.5 V and a discharge end voltage of 2.0 V are performed every 100 times of charge and discharge.
  • the line a3 and the line a6 it is shown by performing the charging / discharging method which concerns on this technique that the increase in a deterioration rate (decrease in a capacity maintenance rate) can be suppressed in a 60 degreeC use environment.
  • the charging / discharging method according to the present technology it is possible to suppress the capacity deterioration of the secondary battery.
  • FIG. 3 is a graph showing changes in the capacity maintenance rate of the lithium ion secondary battery. This graph is based on the measurement result of the lithium ion secondary battery described below, with the horizontal axis: days ( ⁇ days), the left vertical axis: capacity retention rate, and the right vertical axis: deterioration rate. Is a plot of the results (changes in capacity retention rate and deterioration rate) estimated by (1).
  • the root rule is that battery capacity degradation is proportional to the square root of the number of cycles.
  • capacity initial value ⁇ coefficient ⁇ time (* coefficient depends on temperature). A coefficient was calculated from the measurement results and a life estimation formula was derived to create a graph.
  • LiFePO 4 LiFePO 4
  • graphite LiFePO 4
  • Lines b1 to b7 are measurement results when the manufactured coin cell is charged and discharged under the following conditions.
  • Line b1 Temperature condition 23 ° C Normal charge / discharge cycle 1
  • Line b2 Temperature condition 35 ° C. Normal charge / discharge cycle 1
  • Line b3 temperature condition 45 ° C. Normal charge / discharge cycle 1
  • Line b4 Temperature condition 23 ° C. Normal charge / discharge cycle 1 + float charge 1
  • Line b5 Temperature condition 40 ° C Normal charge / discharge cycle 1 + float charge 1
  • Line b6 Temperature condition 23 ° C. : Normal charge / discharge cycle 1 + float charge 1 + charge change 1
  • Line b7 Temperature condition 40 ° C : Normal charge / discharge cycle 1 + float charge 1 + charge change 1
  • Normal charge / discharge cycle 1 is the same as described above. “Normal charge / discharge cycle 1 + float charge 1”, “normal charge / discharge cycle 1 + float charge 1 + charge change 1” are as follows. “Normal charge / discharge cycle 1 + float charge 1" Float charge for 12 hours when fully charged. The charging end voltage: 3.6 V, the discharge end voltage: 2.0 V, constant current and constant voltage charging and constant current discharging are performed. “Normal charge / discharge cycle 1 + float charge 1 + charge change 1" Float charge for 12 hours when fully charged. The charging end voltage: 3.6 V, the discharge end voltage: 2.0 V, constant current and constant voltage charging and constant current discharging are performed.
  • FIG. 4 is a graph showing changes in the capacity retention rate of the secondary battery.
  • the horizontal axis ⁇ days
  • the left vertical axis capacity retention rate
  • the right vertical axis deterioration rate coordinates
  • LiFePO 4 LiFePO 4
  • graphite LiFePO 4
  • LiMn 2 O 4 LiMn 2 O 4
  • Lines c1 to c9 are measurement results when the manufactured coin cell is charged and discharged under the following conditions.
  • Line c1 Temperature condition 23 ° C.
  • Normal charge / discharge cycle 1 Cathode active material: LiFePO 4 Line c2: Temperature condition 45 ° C Normal charge / discharge cycle 1
  • the positive electrode active material LiFePO 4 Line c3: temperature condition 60 ° C.
  • Cathode active material LiFePO 4 Line c4: temperature condition 23 ° C.
  • Cathode active material LiFePO 4 Line c5: temperature condition 40 ° C.
  • Cathode active material LiFePO 4 Line c6: temperature condition 23 ° C.
  • Normal charge / discharge cycle 2 Cathode active material: LiMn 2 O 4 Line c7: temperature condition 45 ° C.
  • Normal charge / discharge cycle 2 Cathode active material: LiMn 2 O 4 Line c8: temperature condition 23 ° C.
  • Cathode active material LiMn 2 O 4
  • Normal charge / discharge cycle 1 and “normal charge / discharge cycle 1 + float charge 1” are the same as described above.
  • Normal charge / discharge cycle 2 and “normal charge / discharge cycle 2 + float charge 2” are as follows.
  • step S ⁇ b> 12 An example of the operation of the above-described power storage system will be described with reference to FIG.
  • the controller 83 EMU: Energy Management Unit
  • EMS Energy Management System, not shown
  • step S13 the controller 83 performs a communication check.
  • the controller 83 confirms whether the communication between the system controller and each of the main microcontroller unit 40 and the sub-microcontroller unit 35 is normal.
  • step S14 the cell is checked.
  • the controller 83 collects voltage information (V) and temperature information (T) for each sub-module SMO of the power storage module 82 by performing communication, and within a predetermined voltage range (Vmin ⁇ V ⁇ Vmax), it is determined whether it is within a predetermined temperature range (Tmin ⁇ T ⁇ Tmax). At this time, if the collected voltage information and temperature information are at least one outside the predetermined voltage range and outside the predetermined temperature range, the process proceeds to step S19. When the collected voltage information and temperature information are within the predetermined voltage range and the predetermined temperature range, the process proceeds to step S15.
  • step S15 the load power is confirmed.
  • the controller 83 confirms the power (load value) required by the external load 15 by communicating with the system controller that is the host controller.
  • step S ⁇ b> 16 the controller 83 gives a charge / discharge command to the power storage module 82.
  • step S17 the power storage module 82 receives a command from the controller 83, and starts charging / discharging the submodule SMO.
  • the controller 83 gives a command to the power storage module 82 to charge / discharge at the normal charging voltage set value (Vmax).
  • step S18 the voltage is confirmed.
  • step S ⁇ b> 20 the controller 83 collects history information of the power storage module 82.
  • step S21 the controller 83 performs cumulative deterioration calculation.
  • the process proceeds to step S22.
  • the cycle accumulated value Dc number of charge / discharge cycles
  • the process proceeds to step S22. If the accumulated deterioration value DT does not exceed the threshold value, and if the cycle accumulated value Dc does not exceed the predetermined number of cycles, the process returns to step S14.
  • step S22 the controller 83 changes the charge / discharge conditions.
  • the controller 83 gives an instruction to change the setting value of the charging voltage for each submodule SMO, and changes the setting value of the charging voltage for each submodule SMO.
  • the charging voltage set value is set to the low charging voltage value (Vmax ').
  • the power storage module 82 receives a command from the controller 83 and starts charging / discharging of the submodule SMO.
  • step S24 voltage information (V) and temperature information (T) for each sub-module SMO of the power storage module 82 are collected, and it is determined whether or not the voltage is within a predetermined voltage range (Vmin ⁇ V ⁇ Vmax ′). . At this time, if the collected voltage information is within the predetermined voltage range, the process returns to step S23, and charging / discharging is continued for each submodule SMO within the predetermined voltage range. If the collected voltage information is outside the predetermined voltage range (Vmin ⁇ V ⁇ Vmax ′), the process proceeds to step S25, and the charge / discharge operation is paused for each submodule SMO that has reached the predetermined voltage.
  • step S26 the controller 83 gives a command to change the setting value of the charging voltage for each submodule SMO, and changes the setting value of the charging voltage for each submodule SMO.
  • the charging voltage set value is set to the conventional value, that is, the normal charging voltage value (Vmax). Then, it returns to step S14.
  • the power storage system by performing the charge / discharge method according to the present technology, it is possible to suppress the capacity deterioration without causing the user to recognize a temporary capacity decrease due to the voltage change.
  • the storage battery can be operated with little influence on the actual operation time and capacity in actual operation, and as a result, a power storage system sufficiently satisfying the life performance can be provided.
  • Second Embodiment Deterioration prediction according to a second embodiment of the present technology will be described.
  • the deterioration prediction according to the present technology may be applied to the power storage system according to the first embodiment of the present technology together with the charge / discharge method according to the present technology described above.
  • the deterioration prediction operation may be performed by at least one of the controller 83 and the power storage module 82.
  • the deterioration prediction according to the present technology may be applied to a storage battery, a battery pack using the storage battery, an electronic device including the storage battery, and the like. Below, the example which applied the deterioration prediction which concerns on 2nd Embodiment of this technique to a storage battery is demonstrated.
  • FIG. 6 shows the relationship between the passage of time and the deterioration rate.
  • initial charging referred to as initial charging
  • the unused capacity is the initial capacity Capa (0)
  • the capacity after X days of the initial charge is Capa (x)
  • the deterioration rate R after t days of the initial charge is expressed as follows.
  • the capacity deterioration rate prediction on the Y day is performed (0 ⁇ X, Y).
  • the number of days of X which is the reference date for life prediction, is not particularly limited and may be a preset date such as a periodic inspection date of the battery, and the number of days in the battery life range can be selected.
  • the vehicle inspection date is X
  • the next vehicle inspection date is set to Y, and it can be predicted whether or not the battery performance can be secured until the next vehicle inspection.
  • Y is a value indicating how many days later capacity degradation is predicted from the X day which is the reference date for the lifetime prediction, and can be arbitrarily selected according to the prediction application.
  • T temperature
  • SOC State Of Charge: charge depth
  • Y float charge
  • DOD Depth Of Discharge
  • a plurality of conditions (Z 1 , Z 2 ... Z n ) are allowed as conditions in the prediction period (Y days). Conditions are described below stacking method of degradation at the time of transition from Z n-1 to Z n.
  • a positive electrode active material having an olivine structure which is an example of a positive electrode active material used in a battery, has very excellent chemical stability. That is, the deterioration with time from the positive electrode is negligibly small, and the cell capacity loss is determined by the amount of lithium lost due to side reactions on the negative electrode graphite surface. For this reason, when the cell deteriorated to the capacity deterioration rate R% is continuously used under different conditions, it can be considered that the loss amount of lithium corresponding to the deterioration rate R% is taken over at the start of the next use. As a result, the deterioration rate when the conditions are switched can be accumulated and calculated.
  • the deterioration master curve is obtained in advance by a mathematical formula, stored as a table in a nonvolatile memory, and a deterioration prediction value can be obtained by referring to the table.
  • the deterioration prediction value can be obtained by a mathematical expression (program). By specifying the conditions, the corresponding deterioration master curve is determined.
  • the deterioration prediction value after Y1 day is obtained by performing new aging for Y1 days from the point corresponding to the deterioration rate R% (point of X1corr day).
  • the actual deterioration rate R (%) is set to the number of days X1corr at the point where the actual deterioration rate R (%) intersects with the deterioration master curve 1 ′ by parallel translation with the horizontal axis (days of battery). In this way, the date of switching to the new condition is converted to a new date of X1corr instead of X.
  • the deterioration rate of X1 corr + Y1 day can be obtained.
  • Y2 days will elapse under the conditions of temperature A ° C. and float charging.
  • the deterioration master curve 2 ′ is selected.
  • the number of days X2corr at which the deterioration prediction value crosses the deterioration master curve 2 ′ in parallel with the horizontal axis (days of battery aging) is set to the new condition.
  • the deterioration rate is predicted to change.
  • the deterioration master curve is a change curve with respect to time of the battery capacity deterioration rate when the battery is stored (or cycled) at a constant temperature and a constant SOC (or DOD) or when the float charging is performed.
  • the deterioration master curve may be obtained from the actual deterioration data of the battery, but since the number of necessary data is diverse and the time-dependent data collection period is as long as about 10 years, the deterioration master curve should be constructed with only measured data. Is not realistic.
  • the deterioration master data in the present technology is preferably a value obtained by calculation based on a mathematical formula. More preferably, a value calculated from the product of a value calculated from the temperature of the outer wall of the battery, a value calculated from the number of days elapsed after the initial charge of the battery, and a value calculated from the battery state of the battery, for example, SOC. is there.
  • the value calculated from the temperature T of the outer wall of the battery is calculated by an expression including exp ( ⁇ A / T) (T is an absolute temperature).
  • a value calculated from the number of days elapsed after the initial charge of the battery is calculated by an expression including (days) ⁇ B ( ⁇ represents a power) (where 0.3 ⁇ B ⁇ 0.7).
  • the value calculated from the charge depth SOC of the battery is calculated by an expression including exp (C ⁇ SOC / T).
  • A, B, and C are preferably obtained by fitting the battery actual measurement data. C shows the dependence on deterioration time, and is 0.1 or more and 1.5 or less, preferably 0.35 or more and 0.65 or less.
  • the temperature T means the temperature of the outer surface of the battery cell, not the environmental temperature where the battery cell is placed.
  • the SOC can be the stored SOC itself in the case of storage, and when the SOC varies with time, such as in a cycle, the time average value in the SOC range should be used. Can do. It should be noted that the number of cycles in the number of elapsed days is irrelevant to the prediction of the deterioration life if the time average value of the SOC is equal.
  • the deterioration rate ratio for each SOC is obtained by the following equation, and each SOC fluctuation point is weighted by this deterioration rate ratio. It can be performed.
  • FIG. 8 shows deterioration master curves 1a, 1b, 1c, 1d, deterioration master curves 2a, 2b, 2c, 2d and deterioration master curves 3a, 3b.
  • thick lines 1 to 14 represent transitions of changes in capacity maintenance rate (sometimes abbreviated as “maintenance rate”) as described below.
  • the deterioration rate is obtained by “100 ⁇ maintenance rate”.
  • the deterioration master curve 1b is selected.
  • the actual deterioration rate R (%) is translated with the horizontal axis (days of battery aging), and the number of days X1corr at the point where the deterioration master curve 1b is crossed is set to the new condition.
  • the deterioration rate is predicted to change.
  • the number of times of charging / discharging in the period Y1 day may be arbitrary. The same applies to other storage periods.
  • the deterioration master curve 1c is selected.
  • the number of days X2corr at which the predicted deterioration value at the end of the bold line 2 is translated with the horizontal axis (the number of days of battery aging) and intersects with the deterioration master curve 1c is set as the switching date to the new condition.
  • the thick line 3 on the deterioration master curve 1c during the period from X2corr to Y2 the deterioration rate is predicted to change.
  • the deterioration master curve 1b is selected.
  • the number of days X3corr at which the predicted deterioration value at the end of the thick line 3 is translated with the horizontal axis (the number of days of battery aging) and intersects with the deterioration master curve 1b is set as the switching date to the new condition.
  • the thick line 4 on the deterioration master curve 1b during the period from X3corr to Y3 days the deterioration rate is predicted to change.
  • the deterioration master curve 1c is selected.
  • the number of days X4corr at which the predicted deterioration value at the end of the thick line 4 is translated with the horizontal axis (the number of days of battery aging) and crosses the deterioration master curve 1c is set as the switching date to the new condition.
  • the thick line 5 on the deterioration master curve 1c during the period from X4corr to Y4 days the deterioration rate is predicted to change.
  • the deterioration master curve 2a is selected.
  • the number of days X5corr at which the predicted deterioration value at the end of the thick line 5 is translated with the horizontal axis (the number of days of battery aging) and crosses the deterioration master curve 2a is set as the switching date to the new condition.
  • the thick line 6 on the deterioration master curve 2a during the period from X5corr to Y5 the deterioration rate is predicted to change.
  • the deterioration master curve 2c is selected.
  • the number of days X6corr of the point where the predicted deterioration value at the end of the thick line 6 is translated with the horizontal axis (the number of days of battery aging) and intersects with the deterioration master curve 2c is set to the new condition.
  • the thick line 7 on the deterioration master curve 2c during the period from X6corr to Y6 the deterioration rate is predicted to change.
  • the deterioration master curve 2b is selected.
  • the number of days X7corr at which the predicted deterioration value at the end of the thick line 7 is translated with the horizontal axis (days of battery aging) and intersects with the deterioration master curve 2b is set as the switching date to the new condition.
  • the thick line 8 on the deterioration master curve 2b during the period from X7corr to Y7 the deterioration rate is predicted to change.
  • the deterioration master curve 2d is selected.
  • the number of days X8corr at the point where the predicted deterioration value at the end of the thick line 8 is translated with the horizontal axis (days of battery aging) and intersects with the deterioration master curve 2d is set as the new switching date.
  • the thick line 9 on the deterioration master curve 2d during the period from X8corr to Y8 the deterioration rate is predicted to change.
  • the deterioration master curve 3b is selected.
  • the number of days X9corr at the point where the predicted deterioration value at the end of the thick line 9 is translated with the horizontal axis (the number of days of battery aging) and intersects with the deterioration master curve 3b is set to the new condition.
  • the thick line 10 of the deterioration master curve 3b during the period from X9corr to Y9 the deterioration rate is predicted to change.
  • the deterioration master curve 2c is selected.
  • the predicted number X10corr of the point where the predicted deterioration value at the end of the thick line 10 is translated with the horizontal axis (the number of days of battery aging) and intersects the deterioration master curve 2c is set as the new condition.
  • the thick line 11 of the deterioration master curve 2c during the period from X10corr to Y10 days the deterioration rate is predicted to change.
  • the deterioration master curve 3a is selected.
  • the number of days X11corr at which the predicted deterioration value at the end of the thick line 11 is translated with the horizontal axis (the number of days of battery aging) and intersects with the deterioration master curve 3a is set to the new condition.
  • the thick line 12 of the deterioration master curve 3a during the period from X11corr to Y11 the deterioration rate is predicted to change.
  • the deterioration master curve 1d is selected.
  • the number of days X12corr at which the predicted deterioration value at the end of the thick line 12 crosses the horizontal axis (the number of days of battery aging) and crosses the deterioration master curve 1d is set as the switching date to the new condition.
  • the thick line 13 of the deterioration master curve 1d during the period from X12corr to Y12 the deterioration rate is predicted to change.
  • the deterioration master curve 1b is selected.
  • the number of days X13orr of the point where the predicted deterioration value at the end of the thick line 13 is translated with the horizontal axis (the number of days of battery aging) and intersects the deterioration master curve 1b is set to the new condition.
  • the thick line 14 of the deterioration master curve 1b during the period from X13corr to Y13 the deterioration rate is predicted to change.
  • the battery deterioration prediction value at the time when the number of days (Y1 + Y2 + Y3 + Y4 + Y5 + Y6 + Y7 + Y8 + Y9 + Y10 + Y11 + Y12 + Y13) has elapsed is obtained.
  • the battery deterioration rate at the time of vehicle inspection can be predicted. it can.
  • the above-described transition of conditions is an example, and various transitions are possible.
  • the actual conditions such as the type of power storage device (electric vehicle, hybrid vehicle, household power storage device, etc.), battery usage (business use, home use, etc.), usage region (cold region, warm region, etc.) It is possible to set the transition of conditions according to the actual situation to some extent in consideration. For example, an automobile manufacturer or the like can provide information on such a condition transition.
  • Fig. 9 shows an outline of the circuit configuration for realizing the deterioration prediction according to the present technology.
  • condition transition information is input from a condition input unit 62 to a microcontroller unit (represented as MCU in FIG. 9) 61.
  • the conditions temperature, SOC, float charge, elapsed days
  • a plurality of conditions are input in order.
  • Degradation master curve data is input from the master curve memory (non-volatile memory) 63 to the microcontroller unit 61.
  • the deterioration master curve data for example, the battery measured time-lapse data is fitted to the data obtained by the mathematical formula, the deterioration rate ratio for each SOC is obtained, and each SOC fluctuation point is weighted by this deterioration rate ratio. Etc., which are stored in advance.
  • the actual deterioration rate data measured from the actual deterioration rate measuring unit 65 is supplied to the microcontroller unit 61.
  • the actual deterioration rate measurement unit 65 measures the current deterioration rate of the battery unit 66.
  • the output unit 64 is connected to the microcontroller unit 61, and the deterioration predicted value under the conditions set by the output unit 64 is displayed or the deterioration predicted value is printed.
  • the actual deterioration rate measuring unit 65 is schematically configured as shown in FIG.
  • a current measurement unit 72 and a charge / discharge control unit 73 are inserted in the current path of the battery unit 66.
  • the current (charging current or discharging current) measured by the current measuring unit 72 is supplied to the microcontroller unit 71.
  • the microcontroller unit 71 generates a control signal for controlling the charge / discharge control unit 73.
  • Capa (x) can be obtained for the capacity after X days of the initial charge by the microcontroller unit 71 integrating the discharge current when the battery unit 66 is charged to full charge and is completely discharged from full charge. it can.
  • R% is calculated
  • Capacity maintenance rate 100 ⁇ capacity deterioration rate.
  • the deterioration state can be obtained by comparing this capacity when using the battery with the battery capacity before the start of use.
  • the actual deterioration rate may be estimated by a conventionally known method as a method for measuring the actual deterioration rate.
  • the battery deterioration rate may be estimated from a change in the internal resistance of the battery, a voltage drop of the battery, or the like.
  • the deterioration prediction according to the present technology it is possible to provide a deterioration prediction considering the capacity deterioration in the float charging.
  • the deterioration prediction according to the present technology when the float charging is performed together with the cycle history and the storage history, it is considered that the accumulated time held in the high voltage region at the time of charging greatly affects the life of the storage battery. By grasping the time held in the high voltage region, the actual life of the storage battery can be estimated more accurately.
  • the deterioration is progressing. You may make it change from a normal charging / discharging cycle to a low voltage charging / discharging cycle.
  • JP-A-2014-81238 (Patent Document 1) describes a life estimation method for estimating deterioration of a storage battery from a temperature history.
  • Japanese Patent Laid-Open No. 2003-161768 describes a method for estimating the life of a storage battery based on the Arrhenius law equation.
  • Japanese Unexamined Patent Application Publication No. 2009-244025 describes a method for estimating the life of a storage battery based on the Arrhenius law equation with charge / discharge cycles and temperature.
  • Japanese Patent Application Laid-Open No. 2003-7349 discloses a predetermined charging voltage and secondly a charging voltage setting.
  • Japanese Patent Laid-Open No. 2007-325324 describes that the set voltage is lowered at the end of charging of the battery after deterioration.
  • the life of the storage battery can be predicted.
  • the actual life of the backup power supply for UPS can be predicted more accurately, and deterioration prediction and life improvement can be achieved by the technique of the present technology.
  • Application example 1 An example in which the present technology is applied to a residential power storage device will be described with reference to FIG.
  • the power storage device 100 for the house 101 power is supplied from the centralized power system 102 such as the thermal power generation 102a, the nuclear power generation 102b, and the hydroelectric power generation 102c through the power network 109, the information network 112, the smart meter 107, the power hub 108, and the like. It is supplied to the power storage device 103.
  • power is supplied to the power storage device 103 from an independent power source such as the home power generation device 104.
  • the electric power supplied to the power storage device 103 is stored. Electric power used in the house 101 is fed using the power storage device 103.
  • the same power storage device can be used not only for the house 101 but also for buildings.
  • the power storage device 103 is obtained by connecting a plurality of power storage modules in parallel.
  • the house 101 is provided with a home power generation device 104, a power consumption device 105, a power storage device 103, a control device 110 that controls each device, a smart meter 107, and a sensor 111 that acquires various types of information.
  • Each device is connected by a power network 109 and an information network 112.
  • a solar cell, a fuel cell, or the like is used as the home power generation device 104, and the generated power is supplied to the power consumption device 105 and / or the power storage device 103.
  • the power consuming device 105 is a refrigerator 105a, an air conditioner (air conditioner) 105b, a television receiver (television) 105c, a bath (bus) 105d, and the like.
  • the electric power consumption device 105 includes an electric vehicle 106.
  • the electric vehicle 106 is an electric vehicle 106a, a hybrid car 106b, and an electric motorcycle 106c.
  • the power storage device 103 is composed of a secondary battery or a capacitor. For example, it is constituted by a lithium ion secondary battery. A plurality of power storage modules can be used as the power storage device 103.
  • the lithium ion secondary battery may be a stationary type or used in the electric vehicle 106.
  • the smart meter 107 has a function of measuring the usage amount of commercial power and transmitting the measured usage amount to an electric power company.
  • the power network 109 may be any one or a combination of DC power supply, AC power supply, and non-contact power supply.
  • the various sensors 111 are, for example, human sensors, illuminance sensors, object detection sensors, power consumption sensors, vibration sensors, contact sensors, temperature sensors, infrared sensors, and the like. Information acquired by the various sensors 111 is transmitted to the control device 110. Based on the information from the sensor 111, the weather condition, the human condition, etc. can be grasped, and the power consumption device 105 can be automatically controlled to minimize the energy consumption. Furthermore, the control device 110 can transmit information regarding the house 101 to an external power company or the like via the Internet.
  • the power hub 108 performs processing such as branching of power lines and DC / AC conversion.
  • the communication method of the information network 112 connected to the control device 110 includes a method using a communication interface such as UART (Universal Asynchronous Receiver-Transmitter), Bluetooth (registered trademark), ZigBee (registered trademark). And a sensor network based on a wireless communication standard such as Wi-Fi (registered trademark).
  • the Bluetooth (registered trademark) system is applied to multimedia communication and can perform one-to-many connection communication.
  • ZigBee uses the physical layer of IEEE (Institute of Electrical and Electronics Electronics) (802.15.4). IEEE802.15.4 is a name of a short-range wireless network standard called PAN (Personal Area Network) or W (Wireless) PAN.
  • the control device 110 is connected to an external server 113.
  • the server 113 may be managed by any one of the house 101, the power company, and the service provider.
  • the information transmitted and received by the server 113 is, for example, information related to power consumption information, life pattern information, power charges, weather information, natural disaster information, and power transactions. These pieces of information may be transmitted / received from a power consuming device (for example, a television receiver) in the home, or may be transmitted / received from a device outside the home (for example, a mobile phone). Such information may be displayed on a device having a display function, for example, a television receiver, a mobile phone, a PDA (Personal Digital Assistant) or the like.
  • the control device 110 that controls each unit includes a CPU, a RAM, a ROM, and the like, and is stored in the power storage device 103 in this example.
  • a function of the control device 110 for example, a function such as the monitoring unit 27 or a function such as the controller 83 can be applied.
  • the control device 110 is connected to the power storage device 103, the home power generation device 104, the power consumption device 105, the various sensors 111, the server 113 and the information network 112, and adjusts, for example, the amount of commercial power used and the amount of power generation. have. In addition, you may provide the function etc. which carry out an electric power transaction in an electric power market.
  • electric power is generated not only from the centralized power system 102 such as the thermal power generation 102a, the nuclear power generation 102b, and the hydroelectric power generation 102c but also from the home power generation device 104 (solar power generation, wind power generation) to the power storage device 103.
  • the home power generation device 104 solar power generation, wind power generation
  • the electric power obtained by solar power generation is stored in the power storage device 103, and midnight power with a low charge is stored in the power storage device 103 at night, and the power stored by the power storage device 103 is discharged during a high daytime charge. You can also use it.
  • control device 110 is stored in the power storage device 103 .
  • control device 110 may be stored in the smart meter 107 or may be configured independently.
  • the power storage device 100 may be used for a plurality of homes in an apartment house, or may be used for a plurality of detached houses.
  • FIG. 12 schematically shows an example of the configuration of a hybrid vehicle that employs a series hybrid system to which the present technology is applied.
  • the series hybrid system is a vehicle that runs on a power driving force conversion device using electric power generated by a generator driven by an engine or electric power once stored in a battery.
  • the hybrid vehicle 200 includes an engine 201, a generator 202, a power driving force conversion device 203, driving wheels 204a, driving wheels 204b, wheels 205a, wheels 205b, a battery 208, a vehicle control device 209, various sensors 210, and a charging port 211. Is installed. As the battery 208, a power storage module can be used.
  • the hybrid vehicle 200 is often stored outdoors. In winter, the outdoor temperature may drop to around -20 ° C. Even in such an environment, the present technology can correctly determine the state (degradation level) of the battery 208.
  • Hybrid vehicle 200 travels using electric power / driving force conversion device 203 as a power source.
  • An example of the power driving force conversion device 203 is a motor.
  • the electric power / driving force converter 203 is operated by the electric power of the battery 208, and the rotational force of the electric power / driving force converter 203 is transmitted to the driving wheels 204a and 204b.
  • DC-AC DC-AC
  • AC-DC conversion AC-DC conversion
  • the power driving force converter 203 can be applied to either an AC motor or a DC motor.
  • the various sensors 210 control the engine speed via the vehicle control device 209 and control the opening (throttle opening) of a throttle valve (not shown).
  • the various sensors 210 include a speed sensor, an acceleration sensor, an engine speed sensor, and the like.
  • the rotational force of the engine 201 is transmitted to the generator 202, and the electric power generated by the generator 202 by the rotational force can be stored in the battery 208.
  • the resistance force at the time of deceleration is applied as a rotational force to the power driving force conversion device 203, and the regenerative power generated by the power driving force conversion device 203 by this rotational force is applied to the battery 208. Accumulated.
  • Battery 208 can be connected to an external power source of the hybrid vehicle to receive electric power from the external power source with charging port 211 as an input port and store the received power.
  • an information processing device that performs information processing related to vehicle control based on information related to the secondary battery may be provided.
  • an information processing apparatus for example, there is an information processing apparatus that displays a remaining battery capacity based on information on the remaining battery capacity.
  • the function of the vehicle control device 209 for example, the function of the controller 83 can be applied.
  • the present technology is also effective for a parallel hybrid vehicle in which the engine and motor outputs are both driving sources, and the system is switched between the three modes of driving with only the engine, driving with the motor, and engine and motor. Applicable. Furthermore, the present technology can be effectively applied to a so-called electric vehicle that travels only by a drive motor without using an engine.
  • a power storage unit including one or more storage batteries; A storage unit for storing history information of the power storage unit; When the history information is acquired from the storage unit and the charge setting voltage value of the power storage unit is set to a normal charge voltage value, and the history information satisfies a voltage change condition, the power storage unit is charged. After the set voltage value is changed to a low charge voltage value lower than the normal charge voltage value, and the power storage unit performs charging / discharging at the low charge voltage value, the charge set voltage value of the power storage unit is changed to the normal charge voltage.
  • a control unit that performs control to return to a value The voltage change condition is that the number of charge / discharge cycles of the power storage unit performed at the normal charge voltage value exceeds a predetermined number of cycles, and the cumulative over-time when the power storage unit is used outside the normal use temperature range is a threshold value.
  • a power storage system that is at least one of having exceeded, internal resistance has exceeded a predetermined value, full charge capacity has decreased by a predetermined value from the initial capacity, and elapsed elapsed time predicted by life prediction has been exceeded. [2]
  • the control unit performs change from the low charge voltage value to the normal charge voltage value after the power storage unit performs charge / discharge at the low charge voltage value for 1 cycle to 5 cycles [1]. Power storage system.
  • a display unit for displaying a charge amount of the power storage unit In the charge / discharge performed at the low charge voltage value, the power storage system according to any one of [1] to [5], wherein a display indicating full charge is performed on the display unit when the charge is completed.
  • the power storage unit includes two or more storage batteries
  • the control is performed for each assembled battery when the power storage unit includes a plurality of assembled batteries including the two or more storage batteries.
  • the control unit calculates a deterioration predicted value after (X + Y) days after the initial charge from the deterioration master data for the power storage unit having the deterioration rate R at the time when X days have elapsed after the initial charge,
  • the storage unit stores a plurality of the deterioration master data,
  • the control unit identifies the deterioration master data using a condition set by the condition setting unit, In the specified deterioration master data, the number of elapsed days Xcorr giving the deterioration rate R is derived, and the deterioration predicted value after the first charge (Xcorr + Y) is obtained from the specified deterioration master data [1] to [8] ]
  • the electrical storage system as described in any one of.
  • the condition in the estimation of the Y days is composed of n conditions Z 1 , Z 2 ... Z n (1 ⁇ n),
  • the second deterioration transition to the master data specified by the condition Z n from the first deterioration master data specified by the condition Z n-2 the final deterioration index in the first deterioration master data the second The power storage system according to [9], wherein the transition is performed so that the start deterioration rate in the deterioration master data is obtained.
  • the storage battery is a lithium ion secondary battery using at least one of an olivine type lithium transition metal phosphate compound and a layered rock salt type lithium transition metal complex oxide as a positive electrode active material [1] to [10].
  • the electrical storage system as described in any one of. [12] The power storage system according to any one of [1] to [11], wherein power is supplied from the power storage unit to a power network and / or a power generation device, and power is supplied from the power network and / or the power generation device to the power storage unit. . [13] When history information of a power storage unit including one or more storage batteries is acquired, and the charge setting voltage value of the power storage unit is set to a normal charge voltage value, and the history information satisfies a voltage change condition The charge setting voltage value of the power storage unit is changed to a low charge voltage value lower than the normal charge voltage value, and the power storage unit performs charging / discharging at the low charge voltage value.
  • a control unit that performs control to return the value to the normal charging voltage value;
  • the voltage change condition is that the number of charge / discharge cycles of the power storage unit performed at the normal charge voltage value exceeds a predetermined number of cycles, and the cumulative over-time when the power storage unit is used outside the normal use temperature range is a threshold value.
  • a controller that is at least one of exceeded, internal resistance exceeded a predetermined value, full charge capacity decreased by a predetermined value from the initial capacity, and elapsed elapsed time predicted by life prediction exceeded.

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Abstract

蓄電システムは、１または２以上の蓄電池を含む蓄電部と、蓄電部の履歴情報を記憶する記憶部と、制御部とを備える。制御部は、履歴情報を記憶部から取得し、蓄電部の充電設定電圧値が通常充電電圧値に設定されている場合において、履歴情報が電圧変更条件を満たした場合には、蓄電部の充電設定電圧値を、通常充電電圧値より低い低充電電圧値に変更し、低充電電圧値で蓄電部が充放電を行った後、蓄電部の充電設定電圧値を通常充電電圧値に戻す制御を行う。

Description

蓄電システム、コントローラおよび蓄電池の充放電方法
　本技術は、蓄電システム、コントローラおよび蓄電池の充放電方法に関する。
　近年では、リチウムイオン電池等の蓄電池の用途が、太陽電池、風力発電等の新エネルギーシステムと組み合わせた電力貯蔵用蓄電モジュール、自動車用蓄電池等に急速に拡大している。下記特許文献１には、蓄電池を備えた電動車両が記載されている（特許文献１参照）。
特開２０１４－８１２３８号公報
　蓄電池では、高温環境下に置かれたり、高温環境下で充放電を行ったり、低温環境下で充電したり、フロート充電を行ったりすると、容量劣化が促進してしまう問題がある。
　したがって、本技術の目的は、蓄電池の容量劣化を抑制できる蓄電システム、制御装置および蓄電池の充放電方法を提供することにある。
　本技術は、１または２以上の蓄電池を含む蓄電部と、蓄電部の履歴情報を記憶する記憶部と、記憶部から履歴情報を取得し、蓄電部の充電設定電圧値が通常充電電圧値に設定されている場合において、履歴情報が電圧変更条件を満たす場合には、蓄電部の充電設定電圧値を、通常充電電圧値より低い低充電電圧値に変更し、該低充電電圧値で蓄電部が充放電を行った後、蓄電部の充電設定電圧値を通常充電電圧値に戻す制御を行う制御部とを備え、電圧変更条件は、通常充電電圧値で行った蓄電部の充放電サイクル数が所定サイクル数を超えたこと、通常使用温度範囲外で蓄電部を使用した温度外累積時間が閾値を超えたこと、内部抵抗が所定値を超えたこと、満充電容量が初期容量から所定値減少したこと、および、寿命予測により予測した経過累積時間を超えたことの少なくとも一つである蓄電システムである。
　本技術は、１または２以上の蓄電池を含む蓄電部の履歴情報を取得し、蓄電部の充電設定電圧値が通常充電電圧値に設定されている場合において、履歴情報が電圧変更条件を満たす場合には、蓄電部の充電設定電圧値を、通常充電電圧値より低い低充電電圧値に変更し、該低充電電圧値で蓄電部が充放電を行った後、蓄電部の充電設定電圧値を通常充電電圧値に戻す制御を行う制御部を備え、電圧変更条件は、通常充電電圧値で行った蓄電部の充放電サイクル数が所定サイクル数を超えたこと、通常使用温度範囲外で蓄電部を使用した温度外累積時間が閾値を超えたこと、 内部抵抗が所定値を超えたこと、満充電容量が初期容量から所定値減少したこと、および、寿命予測により予測した経過累積時間を超えたことの少なくとも一つであるコントローラである。
　本技術は、１または２以上の蓄電池を含む蓄電部の履歴情報を取得し、蓄電部の充電設定電圧値が通常充電電圧値に設定されている場合において、履歴情報が電圧変更条件を満たす場合には、蓄電部の充電設定電圧値を、通常充電電圧値より低い低充電電圧値に変更し、該低充電電圧値で蓄電部が充放電を行った後、蓄電部の充電設定電圧値を通常充電電圧値に戻すことを含み、電圧変更条件は、通常充電電圧値で行った蓄電部の充放電サイクル数が所定サイクル数を超えたこと、通常使用温度範囲外で蓄電部を使用した温度外累積時間が閾値を超えたこと、内部抵抗が所定値を超えたこと、満充電容量が初期容量から所定値減少したこと、および、寿命予測により予測した経過累積時間を超えたことの少なくとも一つである蓄電池の充放電方法である。
　本技術によれば、蓄電池の容量劣化を抑制できるという効果を奏する。
図１は蓄電システムの構成の一例を示すブロック図である。 図２はリチウムイオン二次電池の容量維持率の変化を示すグラフである。 図３はリチウムイオン二次電池の容量維持率の変化を示すグラフである。 図４はリチウムイオン二次電池の容量維持率の変化を示すグラフである。 図５は蓄電システムの動作を示すフローチャートである。 図６はリチウムイオン二次電池の劣化寿命推定方法の説明に用いる略線図である。 図７はリチウムイオン二次電池の劣化寿命推定方法の説明に用いる略線図である。 図８は本技術に係る寿命推定方法であって、複数の条件を推移する場合の推定方法の説明に用いる略線図である。 図９は本技術に係る蓄電システムに適用される劣化予測を実現するための回路構成の概略を示すブロック図である。 図１０は本技術に係る実劣化率測定部の一例のブロック図である。 図１１は本技術の応用例の第１の例のブロック図である。 図１２は本技術の応用例の第２の例のブロック図である。
　以下、本技術の実施の形態について図面を参照して説明する。説明は、以下の順序で行う。
１．第１の実施の形態（蓄電システムの例）
２．第２の実施の形態（劣化予測の例）
３．応用例
４．変形例
　なお、以下に説明する実施の形態等は本技術の好適な具体例であり、本技術の内容がこれらの実施の形態等に限定されるものではない。また、本明細書に記載された効果はあくまで例示であって限定されるものではなく、また、例示した効果と異なる効果が存在することを否定するものではない。
１．第１の実施の形態
（蓄電システムの構成）
　本技術の第１の実施の形態に係る蓄電システムについて説明する。図１は蓄電システムの構成の一例を示す。この蓄電システム８１は、蓄電モジュール８２と、コントローラ８３とを含む構成を有する。蓄電モジュール８２とコントローラ８３との間で電力の伝送および通信がなされる。図１では一つの蓄電モジュールのみを図示しているが、複数の蓄電モジュールを接続して、各蓄電モジュールをコントローラに接続してもよい。
　コントローラ８３は、電力ケーブルおよび通信用のバスを介して、充電装置（充電電源）８４または負荷８５に対して接続される。蓄電モジュール８２を充電する際には、コントローラ８３は充電装置８４に接続される。充電装置８４は、ＤＣ（Direct Current）－ＤＣコンバータ等を有し、少なくとも、充電電圧および充電電流制御部８４ａを有する。充電電圧および充電電流制御部８４ａは、例えば、コントローラ８３（メインマイクロコントロールユニット４０）の制御に応じて充電電圧および充電電流を所定の値に設定する。
　蓄電モジュール８２を放電する際には、コントローラ８３は負荷８５に接続される。コントローラ８３を介して、負荷８５に対して蓄電モジュール８２の電力が供給される。コントローラ８３に接続される負荷８５は、電気自動車におけるモータ系のインバータ回路や、家庭用の電力システム等である。
　負荷８５は、少なくとも、放電電流制御部８５ａを有する。放電電流制御部８５ａは、例えば、コントローラ８３のメインマイクロコントロールユニット４０の制御に応じて放電電流を所定の値に設定する。例えば、負荷８５は、負荷抵抗を可変することにより蓄電モジュール８２を流れる放電電流（負荷電流）の大きさを適切に制御する。
（蓄電モジュールの構成）
　蓄電モジュール８２の構成の一例について説明する。蓄電モジュール８２を構成する各部は、例えば、所定の形状の外装ケースに収納される。外装ケースは、高い伝導率および輻射率を有する材料を用いることが望ましい。高い伝導率および輻射率を有する材料を用いることにより、外装ケースにおける優れた放熱性を得ることができる。優れた放熱性を得ることで、外装ケース内の温度上昇を抑制できる。さらに、外装ケースの開口部を最小限または、廃止することができ、高い防塵防滴性を実現できる。外装ケースは、例えば、アルミニウムまたはアルミニウム合金、銅、銅合金等の材料が使用される。
　蓄電モジュール８２は、例えば、正極端子２１、負極端子２２、蓄電部である蓄電ブロックＢＬ、ＦＥＴ（Field Effect Transistor）、電圧マルチプレクサ２３、ＡＤＣ（Analog to Digital Converter）２４、温度測定部２５、温度マルチプレクサ２６、監視部２７、温度測定部２８、電流検出抵抗２９、電流検出アンプ３０、ＡＤＣ３１、サブマイクロコントロールユニット３５および記憶部３６を含む構成とされる。蓄電モジュール８２に対して、例示した構成と異なる構成が追加されてもよい。例えば、蓄電ブロックＢＬの電圧から蓄電モジュール８２の各部を動作させるための電圧を生成するレギュレータが追加されてもよい。
　蓄電ブロックＢＬは、サブモジュールＳＭＯが１または複数、接続されてなる。一例として、１６個のサブモジュールＳＭＯ１、サブモジュールＳＭＯ２、サブモジュールＳＭＯ３、サブモジュールＳＭＯ４・・・およびサブモジュールＳＭＯ１６が直列に接続されることにより蓄電ブロックＢＬが構成される。なお、個々のサブモジュールを区別する必要がない場合は、サブモジュールＳＭＯと適宜、称する。
　複数の蓄電池（セル）が接続されることにより、サブモジュールＳＭＯが形成される。サブモジュールＳＭＯは、例えば、８個のセルが並列に接続された組電池を含む構成を有する。例えば、セルとして後述のリチウムイオン二次電池を用いた場合、このサブモジュールＳＭＯの容量は、例えば、２４Ａｈ程度となり、電圧は、例えば、セルの電圧と略同じ３．０Ｖ程度となる。
　複数のサブモジュールＳＭＯが接続されることにより、蓄電ブロックＢＬが形成される。蓄電ブロックＢＬは、例えば、１６個のサブモジュールＳＭＯが直列に接続された構成を有する。この場合の容量は、２４Ａｈ程度となり、電圧は、４８Ｖ（３．０Ｖ×１６）程度となる。なお、サブモジュールＳＭＯを構成するセルの個数およびセルの接続の態様は、適宜、変更することができる。さらに、蓄電ブロックＢＬを構成するサブモジュールＳＭＯの個数およびサブモジュールＳＭＯの接続の態様は、適宜、変更することができる。なお、蓄電ブロックＢＬ単位で放電および充電が行われてもよく、サブモジュール単位やセル単位で放電および充電が行われてもよい。
　サブモジュールＳＭＯ１の正極側が蓄電モジュール８２の正極端子２１に接続される。サブモジュールＳＭＯ１６の負極側が蓄電モジュール８２の負極端子２２に接続される。正極端子２１は、コントローラ８３の正極端子に接続される。負極端子２２は、コントローラ８３の負極端子に接続される。
　１６個のサブモジュールＳＭＯの構成に対応して、１６個のＦＥＴ（ＦＥＴ１、ＦＥＴ２、ＦＥＴ３、ＦＥＴ４・・・ＦＥＴ１６）がサブモジュールＳＭＯの端子間に設けられる。ＦＥＴは、例えば、パッシブ方式のセルバランス制御を行うためものである。
　ＦＥＴにより行われるセルバランス制御の概要について説明する。例えば、サブモジュールＳＭＯ２の劣化が他のサブモジュールＳＭＯより進行し、サブモジュールＳＭＯ２の内部インピーダンスが増加したとする。この状態で蓄電モジュール８２に対する充電を行うと、内部インピーダンスの増加により、サブモジュールＳＭＯ２が正常な電圧まで充電されない。このため、サブモジュールＳＭＯ間の電圧のバランスにばらつきが生じる。
　サブモジュールＳＭＯ間の電圧のバランスのばらつきを解消するために、ＦＥＴ２以外のＦＥＴをオンし、サブモジュールＳＭＯ２以外のサブモジュールＳＭＯを所定の電圧値まで放電させる。放電後にＦＥＴをオフする。放電後は、各サブモジュールＳＭＯの電圧は、例えば、所定値（例えば、３．０ＶとなりサブモジュールＳＭＯ間のバランスがとれる。なお、セルバランス制御の方式はパッシブ方式に限らず、いわゆるアクティブ方式や他の公知の方式を適用できる。
　サブモジュールＳＭＯの端子間の電圧が電圧検出部（図示は省略している）により検出される。サブモジュールＳＭＯの端子間の電圧は例えば、充電中および放電中を問わず、検出される。蓄電モジュール８２の放電時に、例えば２５０ｍｓ（ミリ秒）の周期でもって、各サブモジュールＳＭＯの電圧が電圧検出部により検出される。
　電圧検出部によって検出された各サブモジュールＳＭＯの電圧（アナログの電圧データ）が電圧マルチプレクサ（ＭＵＸ（Multiplexer））２３に供給される。この例では、１６のサブモジュールＳＭＯにより蓄電ブロックが構成されることから、１６のアナログ電圧データが電圧マルチプレクサ２３に供給されることになる。
　電圧マルチプレクサ２３は、例えば、所定の周期でもってチャネルを切り換え、１６のアナログ電圧データ中から一のアナログ電圧データを選択する。電圧マルチプレクサ２３によって選択された一のアナログ電圧データが、ＡＤＣ２４に供給される。そして、電圧マルチプレクサ２３は、チャネルを切り換え、次のアナログ電圧データをＡＤＣ２４に供給する。すなわち、所定の周期でもって、１６のアナログ電圧データが電圧マルチプレクサ２３からＡＤＣ２４に供給される。
　なお、電圧マルチプレクサ２３におけるチャネルの切り換えは、蓄電モジュール８２のサブマイクロコントロールユニット３５またはコントローラ８３のメインマイクロコントロールユニット４０による制御に応じて行われる。
　温度測定部２５は、各サブモジュールＳＭＯの温度を検出する。温度測定部２５は、サーミスタ等の温度を検出する素子からなる。サブモジュールＳＭＯの温度は、例えば、充電中および放電中を問わず、所定の周期でもって検出される。サブモジュールＳＭＯの温度と、当該サブモジュールＳＭＯを構成するセルの温度は大きく相違しないため、一実施形態では、サブモジュールＳＭＯの温度を測定するようにしている。８本のセルの個々の温度を測定してもよく、８本のセルの温度の平均値をサブモジュールＳＭＯの温度としてもよい。
　温度測定部２５によって検出された各サブモジュールＳＭＯの温度を示すアナログ温度データが、温度マルチプレクサ（ＭＵＸ）２６に供給される。この例では、１６個のサブモジュールＳＭＯにより蓄電ブロックＢＬが構成されることから、１６のアナログ温度データが温度マルチプレクサ２６に供給されることになる。
　温度マルチプレクサ２６は、例えば、所定の周期でもってチャネルを切り替え、１６のアナログ温度データから一のアナログ温度データを選択する。温度マルチプレクサ２６によって選択された一のアナログ温度データが、ＡＤＣ２４に供給される。そして、温度マルチプレクサ２６は、チャネルを切り換え、次のアナログ温度データをＡＤＣ２４に供給する。すなわち、所定の周期でもって、１６のアナログ温度データが温度マルチプレクサ２６からＡＤＣ２４に供給される。
　なお、温度マルチプレクサ２６におけるチャネルの切り換えは、蓄電モジュール８２のサブマイクロコントロールユニット３５またはコントローラ８３のメインマイクロコントロールユニット４０による制御に応じて行われる。
　ＡＤＣ２４は、電圧マルチプレクサ２３から供給されるアナログ電圧データをデジタル電圧データに変換する。ＡＤＣ２４は、アナログ電圧データを、例えば、１４～１８ビットのデジタル電圧データに変換する。ＡＤＣ２４における変換方式には、逐次比較方式やΔΣ（デルタシグマ）方式等、種々の方式を適用できる。
　ＡＤＣ２４は、例えば、入力端子と、出力端子と、制御信号が入力される制御信号入力端子と、クロックパルスが入力されるクロックパルス入力端子とを備える（なお、これらの端子の図示は省略している）。入力端子には、アナログ電圧データが入力される。出力端子からは、変換後のデジタル電圧データが出力される。
　制御信号入力端子には、例えば、コントローラ８３から供給される制御信号（制御コマンド）が入力される。制御信号は、例えば、電圧マルチプレクサ２３から供給されるアナログ電圧データの取得を指示する取得指示信号である。取得指示信号が入力されると、ＡＤＣ２４によってアナログ電圧データが取得され、取得されたアナログ電圧データがデジタル電圧データに変換される。そして、クロックパルス入力端子に入力される同期用のクロックパルスに応じて、デジタル電圧データが出力端子を介して出力される。出力されたデジタル電圧データが監視部２７に供給される。
　さらに、制御信号入力端子には、温度マルチプレクサ２６から供給されるアナログ温度データの取得を指示する取得指示信号が入力される。取得指示信号に応じて、ＡＤＣ２４はアナログ温度データを取得する。取得されたアナログ温度データが、ＡＤＣ２４によってデジタル温度データに変換される。アナログ温度データが、例えば１４～１８ビットのデジタル温度データに変換される。変換されたデジタル温度データが出力端子を介して出力され、出力されたデジタル温度データが監視部２７に供給される。なお、電圧データおよび温度データのそれぞれを処理するＡＤＣが別個に設けられる構成としてもよい。ＡＤＣ２４の機能ブロックが、電圧や温度を所定値と比較するコンパレータの機能を有するようにしてもよい。
　ＡＤＣ２４から監視部２７に対して、例えば、１６のデジタル電圧データや１６のデジタル温度データが時分割多重されて送信される。送信データのヘッダにサブモジュールＳＭＯを識別する識別子を記述し、どのサブモジュールＳＭＯの電圧や温度であるかを示すようにしてもよい。なお、この例では、所定の周期でもって得られ、ＡＤＣ２４によりデジタルデータへと変換された各サブモジュールＳＭＯのデジタル電圧データが、電圧情報に対応する。アナログ電圧データが電圧情報とされてもよく、補正処理等がなされたデジタル電圧データが電圧情報とされてもよい。
　温度測定部２８は、蓄電モジュール８２全体の温度を測定する。温度測定部２８により蓄電モジュール８２の外装ケース内の温度が測定される。温度測定部２８により測定されたアナログ温度データが温度マルチプレクサ２６に供給され、温度マルチプレクサ２６からＡＤＣ２４に供給される。そして、アナログ温度データがＡＤＣ２４によりデジタル温度データに変換される。デジタル温度データがＡＤＣ２４から監視部２７に供給される。
　蓄電モジュール８２は、蓄電モジュール８２の電流経路に流れる電流（負荷電流）の値を検出する電流検出部を有する。電流検出部は、１６個のサブモジュールＳＭＯに流れる電流値を検出する。電流検出部は、例えば、サブモジュールＳＭＯ１６の負極側と負極端子２２との間に接続される電流検出抵抗２９と、電流検出抵抗２９の両端に接続される電流検出アンプ３０とから構成される。電流検出抵抗２９によって、アナログ電流データが検出される。アナログ電流データは、例えば、充電中および放電中を問わず、所定の周期でもって検出される。
　検出されたアナログ電流データが電流検出アンプ３０に供給される。アナログ電流データが電流検出アンプ３０により増幅される。電流検出アンプ３０のゲインは、例えば、５０～１００倍程度に設定される。増幅されたアナログ電流データがＡＤＣ３１に供給される。
　ＡＤＣ３１は、電流検出アンプ３０から供給されるアナログ電流データをデジタル電流データに変換する。ＡＤＣ３１によって、アナログ電流データが、例えば１４～１８ビットのデジタル電流データに変換される。ＡＤＣ３１における変換方式には、逐次比較方式やΔΣ（デルタシグマ）方式等、種々の方式を適用できる。
　ＡＤＣ３１は、例えば、入力端子と、出力端子と、制御信号が入力される制御信号入力端子と、クロックパルスが入力されるクロックパルス入力端子とを備える（これらの端子の図示は省略している）。入力端子には、アナログ電流データが入力される。出力端子からは、デジタル電流データが出力される。
　ＡＤＣ３１の制御信号入力端子には、例えば、コントローラ８３から供給される制御信号（制御コマンド）が入力される。制御信号は、例えば、電流検出アンプ３０から供給されるアナログ電流データの取得を指示する取得指示信号である。取得指示信号が入力されると、ＡＤＣ３１によってアナログ電流データが取得され、取得されたアナログ電流データがデジタル電流データに変換される。そして、クロックパルス入力端子に入力される同期用のクロックパルスに応じて、デジタル電流データが出力端子から出力される。出力されたデジタル電流データが監視部２７に供給される。このデジタル電流データが電流情報の一例とされる。なお、ＡＤＣ２４およびＡＤＣ３１が同一のＡＤＣとして構成されてもよい。
　監視部２７は、ＡＤＣ２４から供給されるデジタル電圧データおよびデジタル温度データを監視し、サブモジュールＳＭＯの異常の有無を監視する。例えば、デジタル電圧データにより示される電圧が過充電の目安となる電圧付近、もしくは、過放電の目安となる電圧付近である場合には、異常がある、または異常が生じるおそれがあることを示す異常通知信号を生成する。さらに、監視部２７は、サブモジュールＳＭＯの温度もしくは蓄電モジュール８２全体の温度が閾値より大きい場合も同様に、異常通知信号を生成する。
　さらに、監視部２７は、ＡＤＣ３１から供給されるデジタル電流データを監視する。デジタル電流データにより示される電流値が閾値より大きい場合に、監視部２７は、異常通知信号を生成する。監視部２７により生成された異常通知信号は、監視部２７が有する通信機能によりサブマイクロコントロールユニット３５に対して送信される。
　監視部２７は、上述した異常の有無を監視するとともに、ＡＤＣ２４から供給される１６のサブモジュールＳＭＯ毎のデジタル電圧データおよびＡＤＣ３１から供給されるデジタル電流データを、サブマイクロコントロールユニット３５に送信する。サブモジュールＳＭＯ毎のデジタル電圧データおよびデジタル電流データが監視部２７を介さずにサブマイクロコントロールユニット３５に直接、供給されてもよい。送信されるサブモジュールＳＭＯ毎のデジタル電圧データおよびデジタル電流データがサブマイクロコントロールユニット３５に入力される。さらに、ＡＤＣ２４から供給されるデジタル温度データが、監視部２７からサブマイクロコントロールユニット３５に供給される。
　サブマイクロコントロールユニット３５は、通信機能を有するＣＰＵ（Central Processing Unit）等により構成され、蓄電モジュール８２の各部を制御する。サブマイクロコントロールユニット３５は、例えば、監視部２７から異常通知信号が供給されると、通信機能を使用してコントローラ８３のメインマイクロコントロールユニット４０に異常を通知する。この通知に応じて、メインマイクロコントロールユニット４０は充電または放電を停止する等の処理を適宜、実行する。なお、サブマイクロコントロールユニットおよびメインマイクロコントロールユニットにおけるサブ、メインとの表記は説明の便宜上のためのものであり、特別の意味を有するものではない。
　サブマイクロコントロールユニット３５とメインマイクロコントロールユニット４０との間で、シリアル通信の規格であるＩ２ＣやＳＭＢｕｓ（System Management Bus）、ＳＰＩ（Serial Peripheral Interface）、ＣＡＮ等の規格に準じた双方向の通信が行われる。通信は、有線でもよく無線でもよい。
　監視部２７からサブマイクロコントロールユニット３５に対して、デジタル電圧データが入力される。例えば、蓄電モジュール８２の放電時におけるサブモジュールＳＭＯ毎のデジタル電圧データがサブマイクロコントロールユニット３５に入力される。
　さらに、蓄電モジュール８２に負荷が接続されたときの負荷電流の大きさ（デジタル電流データ）が監視部２７からサブマイクロコントロールユニット３５に入力される。サブモジュールＳＭＯ毎の温度や蓄電モジュール８２内の温度を示すデジタル温度データがサブマイクロコントロールユニット３５に入力される。
　サブマイクロコントロールユニット３５は、入力されるサブモジュールＳＭＯ毎のデジタル電圧データやサブモジュールＳＭＯ毎の温度を示すデジタル温度データ、デジタル電流データ等をメインマイクロコントロールユニット４０に対して送信する。
　記憶部３６は、ＲＯＭ（Read Only Memory）やＲＡＭ（Random Access Memory）等からなる。記憶部３６には、例えば、サブマイクロコントロールユニット３５によって実行されるプログラムが格納される。記憶部３６は、さらに、サブマイクロコントロールユニット３５が処理を実行する際のワークエリアとして使用される。
　記憶部３６には、蓄電モジュール８２に関する履歴情報が記憶される。履歴情報は、例えば、充電レートや充電時間、充電回数等の充電条件、放電レートや放電時間、放電回数の放電条件、温度の情報等を含む。これらの情報は蓄電ブロックＢＬ、サブモジュールＳＭＯおよび蓄電池のそれぞれの単位で記録するようにしてもよい。サブマイクロコントロールユニット３５が、履歴情報を参照した処理を行うようにしてもよい。
（コントローラの構成）
　コントローラ８３の構成の一例について説明する。コントローラ８３は、１または複数の蓄電モジュール８２に対して、充電や放電の管理を行うものである。具体的には、蓄電モジュール８２の充電の開始および停止、蓄電モジュール８２の放電の開始および停止、充電レートおよび放電レートの設定等を行う。コントローラ８３は、例えば、蓄電モジュール８２と同様に外装ケースを有する構成とされる。
　コントローラ８３は、メインマイクロコントロールユニット４０、正極端子４１、負極端子４２、正極端子４３、負極端子４４、充電制御部４５、放電制御部４６、スイッチＳＷ１およびスイッチＳＷ２を含む構成を有する。スイッチＳＷ１は、端子５０ａまたは端子５０ｂに接続される。スイッチＳＷ２は、端子５１ａまたは端子５１ｂに接続される。
　正極端子３１は、蓄電モジュール８２の正極端子２１に接続される。負極端子３２は、蓄電モジュール８２の負極端子２２に接続される。正極端子３３および負極端子３４は、コントローラ８３に接続される充電装置８４または負荷８５に接続される。
　メインマイクロコントロールユニット４０は、例えば、通信機能を有するＣＰＵにより構成され、コントローラ８３の各部を制御する。メインマイクロコントロールユニット４０は、蓄電モジュール８２のサブマイクロコントロールユニット３５から送信される異常通知信号に応じて、充電および放電を制御する。異常通知信号により例えば、過充電のおそれが通知される場合には、メインマイクロコントロールユニット４０は、少なくとも充電制御部４５のスイッチング素子をオフし、充電を停止する。異常通知信号により例えば、過放電のおそれが通知される場合には、メインマイクロコントロールユニット４０は、少なくとも放電制御部４６のスイッチング素子をオフし、放電を停止する。
　アラーム信号により例えば、サブモジュールＳＭＯの劣化が有る旨が通知される場合には、メインマイクロコントロールユニット４０は、充電制御部４５および放電制御部４６のスイッチング素子をオフし、蓄電モジュール８２の使用を中止する。蓄電モジュール８２が例えば、バックアップ用の電源として使用される場合には、直ぐに蓄電モジュール８２の使用を中止せず、適切なタイミングで蓄電モジュール８２の使用を中止する。
　メインマイクロコントロールユニット４０は、蓄電モジュール８２の充電および放電の管理を行うほか、サブマイクロコントロールユニット３５から送信されるサブモジュールＳＭＯの電圧や温度、サイクル数等の履歴情報を参照して後述の充放電方法を実行するように制御する。なお、以下に説明するメインマイクロコントロールユニット４０の機能の一部をサブマイクロコントロールユニット３５が有する構成としてもよい。
　メインマイクロコントロールユニット４０は、充電装置８４や負荷８５が有するＣＰＵ等と通信を行うことができる。メインマイクロコントロールユニット４０は、蓄電モジュール８２に対する充電電圧および充電レート（充電電流の大きさ）を設定し、設定した充電電圧および充電レートを充電装置８４に送信する。充電電圧および充電電流制御部８４ａは、メインマイクロコントロールユニット４０から送信される充電電圧および充電レートにしたがって、充電電圧および充電電流を適切に設定する。
　メインマイクロコントロールユニット４０は、蓄電モジュール８２の放電の放電レート（放電電流の大きさ）を設定し、設定した放電レートを負荷８５に送信する。負荷８５の放電電流制御部８５ａは、メインマイクロコントロールユニット４０から送信される放電レートに応じた放電電流となるように、負荷を適切に設定する。
　充電制御部４５は、充電制御スイッチ４５ａと、充電制御スイッチ４５ａと並列に放電電流に対して順方向に接続されるダイオード４５ｂとからなる。放電制御部４６は、放電制御スイッチ４６ａと、放電制御スイッチ４６ａと並列に充電電流に対して順方向に接続されるダイオード４６ｂとからなる。充電制御スイッチ４５ａおよび放電制御スイッチ４６ａとしては、例えば、ＩＧＢＴ（Insulated Gate Bipolar Transistor）やＭＯＳＦＥＴ（Metal Oxide Semiconductor Field Effect Transistor）を使用することができる。なお、充電制御部４５および放電制御部４６が、負の電源ラインに挿入されても良い。
　記憶部４７は、ＲＯＭやＲＡＭ等からなる。記憶部４７には、例えば、メインマイクロコントロールユニット４０によって実行されるプログラムが格納される。記憶部４７は、メインマイクロコントロールユニット４０が処理を実行する際のワークエリアとして使用される。記憶部４７に上述の履歴情報が記憶されるようにしてもよい。
　正極端子４３に接続される正の電源ラインにスイッチＳＷ１が接続される。蓄電モジュール８２の充電の際は、スイッチＳＷ１が端子５０ａに接続され、蓄電モジュール８２の放電の際は、スイッチＳＷ１が端子５０ｂに接続される。
　負極端子４４に接続される負の電源ラインにスイッチＳＷ２が接続される。蓄電モジュール８２の充電の際は、スイッチＳＷ２が端子５１ａに接続され、蓄電モジュール８２の放電の際は、スイッチＳＷ２が端子５１ｂに接続される。スイッチＳＷ１およびスイッチＳＷ２の切り換えは、メインマイクロコントロールユニット４０により制御される。
（蓄電池の一例について）
　本技術に係る蓄電システムで使用する蓄電池について説明する。本技術に係る蓄電池の一例は、リチウムイオン二次電池である。なお、蓄電池は、リチウムイオン二次電池に限定されるものではなく、鉛蓄電池やニッケル水素（ＮｉＭＨ）蓄電池等の種々の二次電池を用いることができる。
　リチウムイオン二次電池では、正極活物質として、リチウムを吸蔵および放出可能な材料を用いることができ、負極活物質として、リチウムを吸蔵および放出可能な材料を用いることができる。
　正極活物質としては、例えば、リチウムと遷移金属元素とを含む複合酸化物（「リチウム遷移金属複合酸化物」と称する）、リチウムと遷移金属元素とを含むリン酸化合物（「リチウム遷移金属リン酸化合物」と称する）等が挙げられる。
　リチウム遷移金属複合酸化物としては、例えば、層状岩塩型構造のリチウム遷移金属複合酸化物、スピネル型構造のリチウム遷移金属複合酸化物等が挙げられる。
　層状岩塩型構造のリチウム遷移金属複合酸化物としては、例えば、一般式ＬｉｘＭ１Ｏ2（式中、Ｍ１は１種類以上の遷移金属元素を含む元素を表す。ｘの値は電池の充放電状態によって異なり、一例として、０．０５≦ｘ≦１．１０である）で表されるリチウム含有化合物等が挙げられる。より具体的には、例えば、リチウムコバルト複合酸化物（ＬｉxＣｏＯ2）、リチウムニッケル複合酸化物（ＬｉxＮｉＯ2）、リチウムニッケルコバルト複合酸化物（ＬｉxＮｉ1-zＣｏzＯ2（０＜ｚ＜１））、リチウムニッケルコバルトマンガン複合酸化物（ＬｉxＮｉ(1-v-w)ＣｏvＭｎwＯ2（０＜ｖ＋ｗ＜１、ｖ＞０、ｗ＞０））、リチウムコバルトアルミニウムマグネシウム複合酸化物（ＬｉxＣｏ(1-p-q)ＡｌpＭｇqＯ2（０＜ｐ＋ｑ＜１、ｐ＞０、ｑ＞０））等が挙げられる。
　スピネル型構造のリチウム遷移金属複合酸化物としては、例えば、リチウムマンガン複合酸化物（ＬｉＭｎ2Ｏ4）、リチウムマンガンニッケル複合酸化物（ＬｉxＭｎ2-tＮｉtＯ4（０＜ｔ＜２））等が挙げられる。
　リチウム遷移金属リン酸化合物としては、例えば、オリビン型構造のリチウム遷移金属リン酸化合物等が挙げられる。
　オリビン型構造のリチウム遷移金属リン酸化合物としては、例えば、一般式ＬｉyＭ２ＰＯ4（式中、Ｍ２は１種類以上の遷移金属元素を含む元素を表す。ｙの値は電池の充放電状態によって異なり、一例として、０．０５≦ｙ≦１．１０である）で表されるリチウム含有化合物等が挙げられる。より具体的には、例えば、リチウム鉄リン酸化合物（ＬｉyＦｅＰＯ4）、リチウム鉄マンガンリン酸化合物（ＬｉyＦｅ1-uＭｎuＰＯ4（０＜ｕ＜１））等が挙げられる。
　なお、正極活物質は、上述したものに限定されるものはなく、公知のものを広く用いることができる。
　負極活物質としては、黒鉛等の炭素材料、シリコン（Ｓｉ）含有材料、スズ（Ｓｎ）含有材料、チタン酸リチウム等を用いることができる。なお、負極活物質は、上述したものに限定されるものはなく、公知のものを広く用いることができる。
　本技術に係るリチウムイオン二次電池の電極の構成および製造法としては、特に限定はなく、公知のものを広く用いることができる。
　本技術に係るリチウムイオン二次電池の構成としては、特に限定はなく、公知の構成を広く用いることができる。
　本技術に係るリチウムイオン二次電池の電解液としては、特に限定はなく、業界において用いられる電解液を広く用いることができる。なお、電解液に代えて、ゲル状、固体状の電解質を用いてもよい。
　電解液溶媒としては、例えば、γ－ブチロラクトン、γ－バレロラクトン、δ－バレロラクトンまたはε－カプロラクトン等のラクトン系溶媒、炭酸エチレン、炭酸プロピレン、炭酸ブチレン、炭酸ビニレン、炭酸ジメチル、炭酸エチルメチルまたは炭酸ジエチル等の炭酸エステル系溶媒、１，２－ジメトキシエタン、１－エトキシ－２－メトキシエタン、１，２－ジエトキシエタン、テトラヒドロフランまたは２－メチルテトラヒドロフラン等のエーテル系溶媒、アセトニトリル等のニトリル系溶媒、スルフォラン系溶媒、リン酸類、リン酸エステル溶媒、またはピロリドン類等の非水溶媒が挙げられる。溶媒は、いずれか１種を単独で用いてもよく、２種以上を混合して用いてもよい。
　また、非水溶媒として、環状炭酸エステルおよび鎖状炭酸エステルを混合して用いることが好ましく、環状炭酸エステルまたは鎖状炭酸エステルの水素の一部または全部がフッ素化された化合物を含むことがより好ましい。このフッ素化された化合物としては、フルオロエチレンカーボネート（４－フルオロ－１，３－ジオキソラン－２－オン：ＦＥＣ）およびジフルオロエチレンカーボネート（４，５－ジフルオロ－１，３－ジオキソラン－２－オン：ＤＦＥＣ）を用いることが好ましい。
　電解質塩としては、例えば、六フッ化リン酸リチウム（ＬｉＰＦ6）、ビス（ペンタフルオロエタンスルホニル）イミドリチウム（Ｌｉ（Ｃ2Ｆ5ＳＯ2）2Ｎ）、過塩素酸リチウム（ＬｉＣｌＯ4）、六フッ化ヒ酸リチウム（ＬｉＡｓＦ6）、四フッ化ホウ酸リチウム（ＬｉＢＦ4）、トリフルオロメタンスルホン酸リチウム（ＬｉＳＯ3ＣＦ3）、ビス（トリフルオロメタンスルホニル）イミドリチウム（Ｌｉ（ＣＦ3ＳＯ2）2Ｎ）、トリス（トリフルオロメタンスルホニル）メチルリチウム（ＬｉＣ（ＳＯ2ＣＦ3）3等のリチウム塩等を用いることができる。
　リチウムイオン二次電池は、形状等に応じて角型、円筒型、ラミネートフィルム型等に分類できる。典型的な円筒型リチウムイオン二次電池の平均的な出力電圧は、例えば、３．０Ｖ程度であり、満充電電圧は、例えば、４．２Ｖ程度であり、容量は、例えば、３Ａｈ（３０００ｍＡｈ）である。
（蓄電池の性能劣化について）
　蓄電池は、低温環境下で充電を行ったり、高温環境下に置かれたり、高温環境下で充放電を行ったり、低温環境下で充電したり、フロート充電を行ったりすると、容量劣化等の性能劣化が促進してしまう傾向にある。例えば、蓄電池の一例であるリチウムイオン二次電池では、以下の性能劣化が生じてしまう。
（低温充電による劣化）
　リチウムイオン二次電池は、低温下（例えば、０℃以下）で充電を行うと、正極から放出されたリチウムイオンが負極に吸収されにくくなり、負極の表面上に金属リチウムが析出し電極抵抗が増大してしまう。そして、析出した金属リチウムの層がさらに堆積することにより、リチウムイオンの吸収が妨げられる。電極での反応が妨げられることにより充放電の効率が低下し、リチウムイオン二次電池の性能（容量やサイクル寿命等）が劣化する。このため、低温下（例えば、０℃以下）における充電は、リチウムイオン二次電池の性能劣化を激しくしてしまう。
（高温サイクルおよび高温保存による劣化）
　リチウムイオン二次電池は、高温下で充放電を行ったり、高温下に置かれたりすると、容量劣化が促進してしまう傾向にある。
（フロート充電での劣化）
　フロート充電は、電池を完全な充電状態に維持するために、低い加算電圧（低率定電圧、フロート充電電圧）の連続定電圧充電である。間欠的な使用による放電または自己放電で失った容量を、定常的な充電によって補充する目的で採用される。フロート充電を行った場合には、容量劣化が促進してしまう傾向にある。
（充放電方法の概要）
　本技術の第１の実施の形態に係る蓄電システムに適用される充放電方法の概要について説明する。本技術の第１の実施の形態に係る充放電方法では、通常電圧充放電サイクルを行っている状態で、充電電圧設定値変更条件を満たした場合に、通常電圧充放電の充電設定電圧値を、低充電電圧値に変更して所定回数の低電圧充放電サイクルを行い、その後、再び、充電設定電圧値を、通常充電電圧値に変更して通常電圧充放電サイクルに戻す。これにより、ユーザーに電圧変更による一時的な容量減を認識させないで、容量劣化を抑制できる。
　ここで、「通常電圧充放電サイクル」とは、通常使用の充電設定電圧値（「通常充電電圧値」という）で行う充放電サイクルのことをいう。「通常充電電圧値」とは、通常電圧充放電サイクルで設定される充電設定電圧値のことをいう。具体的には、例えば、蓄電池の種類に応じて採用される一般的な充電設定電圧値である。例えば、典型的なリチウムイオン二次電池の場合、４．２０Ｖに設定される。
　「低電圧充放電サイクル」とは、通常充電電圧値より低い充電設定電圧値（「低充電電圧値」という）で行う充放電サイクルのことをいう。例えば、「低充電電圧値」は、通常充電電圧値から所定電圧値を減じた充電電圧値のことをいう。
　通常充電電圧値から減ずる「所定電圧値」は、ユーザーに電圧変更による一時的な容量減を認識させないようにする観点から、例えば、０．１Ｖ～０．３Ｖであることが好ましく、０．１Ｖ～０．２Ｖであることがより好ましい。例えば、通常充電設定電圧値４．２Ｖのリチウムイオン二次電池の場合には、低充電電圧値は４．０Ｖ～４．１Ｖであることがより好ましい。
　低電圧充放電サイクルを行う所定回数は、ユーザーに電圧変更による一時的な容量減を認識させないようにする観点から、１～３０回であることが好ましく、１～５回であることがより好ましい。また、低電圧充放電サイクルにおいて、充電完了時に、コントローラ８３や蓄電モジュール８２等が備える表示部等に、通常の容量表示と同じような満充電状態を示す表示（例えば１００％等）を行うことが好ましい。これにより、ユーザーに電圧変更による一時的な容量減を認識させないようにする。
　通常充放電サイクルから低電圧充放電サイクルへの変更は、例えば、「充電電圧設定値変更条件」として、「通常充電電圧値で行った充放電サイクル数が所定サイクル数を超えたこと」、および、「温度外累積時間が閾値を超えたこと」の少なくとも一つの条件を満たした場合に行う。また、リチウムイオン二次電池の劣化が進行すると内部抵抗が増加することが知られている。そこで、初期の内部抵抗を記憶しておき、「初期の内部抵抗に対して所定値の増加がみられたこと」を上記条件の一つに加え、それらの条件の少なくとも一つの条件を満たした場合に、劣化が進行しているとして通常充放電サイクルから低電圧充放電サイクルへ変更するようにしてもよい。また、初期の満充電容量を記憶しておき、「満充電容量が初期値（初期容量）から所定量減少したこと」を上記条件の一つに加え、それらの条件の少なくとも一つの条件を満たした場合に、劣化が進行しているとして通常充放電サイクルから低電圧充放電サイクルへ変更するようにしてもよい。
　「所定サイクル数」は、蓄電池の容量劣化特性に応じて設定されるものであり、典型的なリチウムイオン二次電池の場合、例えば、５００～１０００サイクルである。なお、通常充放電サイクル数のカウントは、低電圧充放電サイクルを行うとリセットされ、その後、通常充電設定値に戻ると０からカウントされる。
　「温度外累積時間」は、蓄電池を通常の使用条件（例えば推奨される使用条件等）の温度範囲（「通常使用温度範囲」という）外で使用した時間を累積したものである。「通常使用温度範囲外で使用した時間」とは、通常使用温度範囲より高い温度環境下に置かれた時間（充放電を行っている時間も含む）、通常使用温度範囲より低い温度環境で充電を行った時間のことをいう。例えば、典型的なリチウムイオン二次電池の場合、通常使用温度範囲は、０℃以上４０℃以下である。なお、通常使用温度範囲は、この範囲に限定されるものではない。閾値は、例えば、３００時間～５００時間に設定される。この設定で温度条件を付加してもよい。
（本技術に係る充放電方法による効果）
　図２はリチウムイオン二次電池の容量維持率の変化を示すグラフである。このグラフは、横軸：サイクル数（≒日数）、左縦軸：容量維持率、右縦軸：劣化率の座標に、以下に説明するリチウムイオン二次電池についての測定結果をプロットしたものである。なお、サイクル数＝日数とみなしている。
（リチウムイオン二次電池）
　正極活物質としてＬｉＦｅＰＯ4を用い、負極活物質として黒鉛を用いてコイン型二次電池を作製した。
（コインセルの作製）
　２０１６サイズ（直径２０ｍｍ、高さ１．６ｍｍのサイズ）のコイン型電池（以下「コインセル」という）を以下のようにして作製した。
（正極の作製）
　正極活物質としてのＬｉＦｅＰＯ4を９１質量部と、導電剤としての黒鉛６質量部と、結着剤としてのポリフッ化ビニリデン（ＰＶｄＦ）４質量部とを均質に混合し、Ｎ－メチル－２－ピロリドン（ＮＭＰ）に分散させて、正極合剤スラリーを得た。得られた正極合剤スラリーを、アルミニウム箔の両面に均一に塗布し、乾燥して、正極活物質層を形成した。
（負極の作製）
　負極活物質としての黒鉛９０質量部と、結着剤としてのＰＶｄＦ１０質量部とを均質に混合し、ＮＭＰに分散させて、負極合剤スラリーを得た。次いで、得られた負極合剤スラリーを、帯状銅箔の両面に均一に塗布し、乾燥して、負極活物質層を形成した。
　正極、負極を直径１５ｍｍの円形状に打ち抜いた。次に、セパレータとしてポリエチレン製の微多孔フィルムを準備した。
　次に、炭酸エチレン（ＥＣ）と炭酸プロピレン（ＰＣ）とを、質量比５：５で混合した非水溶媒に対して、電解質塩として六フッ化リン酸リチウム（ＬｉＰＦ6）を１ｍｏｌ／ｋｇの濃度で溶解させることにより、非水電解液を調製した。
　次に、作製した正極と負極とを微多孔フィルムを介して積層して積層体とし、この積層体とともに非水電解液を外装カップおよび外装缶の内部に収容させてガスケットを介してかしめた。これにより、目的とするコインセルを得た。
（充放電試験）
　線ａ１～線ａ６は、作製したコインセルに対して下記の条件で充放電を行い、サイクル数に対する容量維持率を測定した。
　線ａ１：温度条件　　　　２３℃
　　　　　通常充放電サイクル１
　線ａ２：温度条件　　　　４５℃
　　　　　通常充放電サイクル１
　線ａ３：温度条件　　　　６０℃
　　　　　通常充放電サイクル１
　線ａ４：温度条件　　　　２３℃
　　　　　通常充放電サイクル１＋充電変更１
　線ａ５：温度条件　　　　４５℃
　　　　　通常充放電サイクル１＋充電変更１
　線ａ６：温度条件　　　　６０℃
　　　　：通常充放電サイクル１＋充電変更１
　「通常充放電サイクル１」、「通常充放電サイクル１＋充電変更１」は、以下の通りである。
「通常充放電サイクル１」
　充電および放電を連続して行う。
　充電終止電圧：３．６Ｖ、放電終止電圧：２．０Ｖの定電流定電圧充電、定電流放電を行う。
「通常充放電サイクル１＋充電変更１」
　充電および放電を連続して行う。
　充電終止電圧：３．６Ｖ、放電終止電圧：２．０Ｖの定電流定電圧充電、定電流放電を行う。
　充放電１００回毎に充電電圧を０．１Ｖ低減した充放電を２サイクル行う。すなわち、充放電１００回毎に充電終止電圧：３．５Ｖ、放電終止電圧：２．０Ｖの定電流定電圧充電、定電流放電を行う。
　図２に示すように、線ａ１、線ａ４によれば、本技術に係る充放電方法を行うことにより、２３℃の使用環境下において、劣化率の上昇（容量維持率の低下）を抑制できることが、示されている。線ａ２、線ａ５によれば、本技術に係る充放電方法を行うことにより、４５℃の使用環境下において、劣化率の上昇（容量維持率の低下）を抑制できることが、示されている。線ａ３、線ａ６によれば、本技術に係る充放電方法を行うことにより、６０℃の使用環境下において、劣化率の上昇（容量維持率の低下）を抑制できることが、示されている。このように、本技術に係る充放電方法を行うことによって、二次電池の容量劣化を抑制することができる。
　図３はリチウムイオン二次電池の容量維持率の変化を示すグラフである。このグラフは、横軸：√日数（√ｄaｙｓ）、左縦軸：容量維持率、右縦軸：劣化率の座標に、以下に説明するリチウムイオン二次電池についての測定結果に基づき、ルート則により推定した結果（容量維持率および劣化率の変化）をプロットしたものである。ルート則は電池の容量劣化はサイクル数の平方根に比例するというものである。アレニウス則に従うルート則プロットでは、容量＝初期値－係数√時間（＊係数は温度に依存する）となる。測定結果から係数を算出して寿命推定式を導出してグラフを作成した。
（リチウムイオン二次電池）
　正極活物質としてＬｉＦｅＰＯ4を用い、負極活物質として黒鉛を用いて、上記と同様にしてコインセルを作製した。
（充放電試験）
　線ｂ１～ｂ７は、作製したコインセルに対して下記の条件で充放電を行った場合の測定結果である。
　線ｂ１：温度条件　　　　２３℃
　　　　　通常充放電サイクル１
　線ｂ２：温度条件　　　　３５℃
　　　　　通常充放電サイクル１
　線ｂ３：温度条件　　　　４５℃
　　　　　通常充放電サイクル１
　線ｂ４：温度条件　　　　２３℃
　　　　　通常充放電サイクル１＋フロート充電１
　線ｂ５：温度条件　　　　４０℃
　　　　　通常充放電サイクル１＋フロート充電１
　線ｂ６：温度条件　　　　２３℃
　　　　：通常充放電サイクル１＋フロート充電１＋充電変更１
　線ｂ７：温度条件　　　　４０℃
　　　　：通常充放電サイクル１＋フロート充電１＋充電変更１
　なお、「通常充放電サイクル１」は、上記と同様である。「通常充放電サイクル１＋フロート充電１」、「通常充放電サイクル１＋フロート充電１＋充電変更１」は、以下の通りである。
「通常充放電サイクル１＋フロート充電１」
　満充電時にフロート充電を１２時間行う。
　充電終止電圧：３．６Ｖ、放電終止電圧：２．０Ｖの定電流定電圧充電、定電流放電を行う。
「通常充放電サイクル１＋フロート充電１＋充電変更１」
　満充電時にフロート充電を１２時間行う。
　充電終止電圧：３．６Ｖ、放電終止電圧：２．０Ｖの定電流定電圧充電、定電流放電を行う。
　充放電１００回毎に充電電圧を０．１Ｖ低減した充放電を２サイクル行う。すなわち、充放電１００回毎に充電終止電圧：３．５Ｖ、放電終止電圧：２．０Ｖの定電流定電圧充電、定電流放電を行う。
　図３のｂ１、ｂ２、ｂ３によれば、高温になるに従い、容量劣化が大きくなることが示されている。ｂ１、ｂ４によれば、フロート充電を行った場合には、容量劣化が大きくなることが示されている。ｂ４およびｂ６、並びに、ｂ５およびｂ７によれば、充電変更を行った場合には、容量劣化を低減できることが示されている。
（正極活物質種による容量劣化の違い）
　図４は、二次電池の容量維持率の変化を示すグラフである。このグラフは、横軸：√日数、左縦軸：容量維持率、右縦軸：劣化率の座標に、以下に説明するリチウムイオン二次電池についての測定結果に基づき、ルート則により推定した結果（容量維持率および劣化率の変化）をプロットしたものである。
（リチウムイオン二次電池）
　正極活物質としてＬｉＦｅＰＯ4を用い、負極活物質として黒鉛を用いて、上記と同様にしてコインセルを作製した。
　正極活物質としてＬｉＦｅＰＯ4に代えてＬｉＭｎ2Ｏ4を用いたこと以外は、上記と同様にしてコインセルを作製した。
（充放電試験）
　線ｃ１～ｃ９は、作製したコインセルに対して下記の条件で充放電を行った場合の測定結果である。
　線ｃ１：温度条件　　　　２３℃
　　　　　通常充放電サイクル１
　　　　　正極活物質：ＬｉＦｅＰＯ4
　線ｃ２：温度条件　　　　４５℃
　　　　　通常充放電サイクル１
　　　　　正極活物質：ＬｉＦｅＰＯ4
　線ｃ３：温度条件　　　　６０℃
　　　　　通常充放電サイクル１
　　　　　正極活物質：ＬｉＦｅＰＯ4
　線ｃ４：温度条件　　　　２３℃
　　　　　通常充放電サイクル１＋フロート充電１
　　　　　正極活物質：ＬｉＦｅＰＯ4
　線ｃ５：温度条件　　　　４０℃
　　　　　通常充放電サイクル１＋フロート充電１
　　　　　正極活物質：ＬｉＦｅＰＯ4
　線ｃ６：温度条件　　　　２３℃
　　　　　通常充放電サイクル２
　　　　　正極活物質：ＬｉＭｎ2Ｏ4
　線ｃ７：温度条件　　　　４５℃
　　　　　通常充放電サイクル２
　　　　　正極活物質：ＬｉＭｎ2Ｏ4
　線ｃ８：温度条件　　　　２３℃
　　　　　通常充放電サイクル２＋フロート充電２
　　　　　正極活物質：ＬｉＭｎ2Ｏ4
　線ｃ９：温度条件　　　　４０℃
　　　　　通常充放電サイクル２＋フロート充電２
　　　　　正極活物質：ＬｉＭｎ2Ｏ4
　なお、「通常充放電サイクル１」、「通常充放電サイクル１＋フロート充電１」は、上記と同様である。
　「通常充放電サイクル２」、「通常充放電サイクル２＋フロート充電２」は、以下の通りである。
　「通常充放電サイクル２」
　充電および放電を連続して行う。
　充電終止電圧：４．２Ｖ、放電終止電圧：３．０Ｖの定電流定電圧充電、定電流放電を行う。
「通常充放電サイクル２＋フロート充電２」
　満充電時にフロート充電を１２時間行う。
　充電終止電圧：４．２Ｖ、放電終止電圧：３．０Ｖの定電流定電圧充電、定電流放電を行う。
「通常充放電サイクル２＋フロート充電２＋充電変更１」
　満充電時にフロート充電を１２時間行う。
　充電終止電圧：４．２Ｖ、放電終止電圧：３．０Ｖの定電流定電圧充電、定電流放電を行う。
　充放電１００回毎に充電電圧を０．１Ｖ低減した充放電を２サイクル行う。すなわち、充放電１００回毎に充電終止電圧：４．１Ｖ、放電終止電圧：３．０Ｖの定電流定電圧充電、定電流放電を行う。
　図４のｃ１～ｃ９によれば、スピネルマンガン系電池（スピネル型構造の正極活物質を用いたリチウムイオン二次電池）では、フロート充電を行った場合に容量劣化が急速に進行することが示されている。これは、スピネルマンガン系電池では、電極の劣化だけではなく、活物質そのものがフロート充電により溶出し、負極側に堆積してしまうことによって、容量劣化が促進してしまうためである。このような電池系では、充電変更を行っても、他の電池系より、劣化抑制効果が低減してしまう。したがって、本技術に係る充放電方法は、層状岩塩型構造を有する正極活物質（例えばＬｉＭ１Ｏ2（Ｍ１＝Ｃｏ、Ｍｎ、Ｖ、Ｐ、Ｓｉ等）等）やオリビン型構造を有する正極活物質を用いたリチウムイオン二次電池において、充放電条件の変更による効果をより発揮できることがわかる。
（蓄電システムの動作の一例）
　上述の蓄電システムの動作の一例について、図５を参照して説明する。ステップＳ１２では、蓄電システム８１においてコントローラ８３（ＥＭＵ：Energy Management Unit）が、コントローラ８３の起動およびコントローラ８３の上位のコントローラであるシステムコントローラ（ＥＭＳ：Energy Management System、図示省略）の起動をチェックする。
　ステップＳ１３では、コントローラ８３が、通信チェックを行う。通信チェックでは、コントローラ８３が、システムコントローラ、並びに、メインマイクロコントローラユニット４０およびサブマイクロコントローラユニット３５の各間の通信が正常であるか否かを確認する。
　ステップＳ１４では、セルのチェックを行う。セルのチェックでは、例えば、コントローラ８３が、通信を行うことにより、蓄電モジュール８２のサブモジュールＳＭＯ毎の電圧情報（Ｖ）、温度情報（Ｔ）を収集して、所定電圧範囲内（Ｖｍｉｎ＜Ｖ＜Ｖｍａｘ）、所定温度範囲内（Ｔｍｉｎ＜Ｔ＜Ｔｍａｘ）であるか判定を行う。このとき、収集した電圧情報および温度情報が、所定電圧範囲外および所定温度範囲外の少なくとも一つである場合には、ステップＳ１９に移行する。収集した電圧情報および温度情報が、所定電圧範囲内および所定温度範囲内である場合には、ステップＳ１５に移行する。
　ステップＳ１５では、負荷電力の確認を行う。負荷電力の確認では、コントローラ８３が、上位のコントローラであるシステムコントローラと通信を行うことにより、外部の負荷１５の必要とする電力（負荷値）を確認する。ステップＳ１６では、コントローラ８３が蓄電モジュール８２に充放電指令を与える。
　ステップＳ１７では、蓄電モジュール８２がコントローラ８３からの指令を受けて、サブモジュールＳＭＯの充放電を開始する。このとき、コントローラ８３は通常充電電圧設定値（Ｖｍａｘ）で充放電を行うように、蓄電モジュール８２に対して指令を与える。
　ステップＳ１８において、電圧の確認を行う。電圧の確認では、コントローラ８３が、通信を行うことにより、蓄電モジュール８２のサブモジュールＳＭＯ毎の電圧情報（Ｖ）、温度情報（Ｔ）を収集して、所定電圧（Ｖ＝Ｖｍｉｎ、Ｖ＝Ｖｍａｘ）であるか確認する。このとき、収集した電圧情報（Ｖ）が、所定電圧（Ｖ＝Ｖｍｉｎ、Ｖ＝Ｖｍａｘ）である場合には、ステップＳ１９に移行し、所定電圧に達したサブモジュールＳＭＯ毎に充放電動作を休止する。所定電圧（Ｖ＝Ｖｍｉｎ、Ｖ＝Ｖｍａｘ）に達していない場合には、ステップＳ１７に戻り、所定電圧に達していないサブモジュールＳＭＯ毎に充放電動作が継続する。
　ステップＳ２０では、コントローラ８３が、蓄電モジュール８２の履歴情報を収集する。ステップＳ２１では、コントローラ８３が、累積劣化計算を行う。累積劣化計算によって算出した温度条件の累積劣化値ＤT（温度外累積時間）が、閾値を超えている場合には、ステップＳ２２に移行する。また、サイクル累積値Ｄｃ（充放電サイクル数）が、所定サイクル数を超えている場合も、ステップＳ２２に移行する。なお、累積劣化値ＤTが閾値を超えていない場合、並びに、サイクル累積値Ｄｃが所定サイクル数を超えていない場合には、ステップＳ１４に戻る。
　ステップＳ２２では、コントローラ８３が、充放電条件の変更を行う。充放電条件の変更では、コントローラ８３が、サブモジュールＳＭＯ毎の充電電圧の設定値を変更する指令を与え、各サブモジュールＳＭＯに対する充電電圧の設定値を変更する。これにより充電電圧設定値は低充電電圧値（Ｖｍａｘ’）に設定される。ステップＳ２３では、蓄電モジュール８２がコントローラ８３からの指令を受けて、サブモジュールＳＭＯの充放電を開始する。
　ステップＳ２４では、蓄電モジュール８２のサブモジュールＳＭＯ毎の電圧情報（Ｖ）、温度情報（Ｔ）を収集して、所定電圧範囲内（Ｖｍｉｎ＜Ｖ＜Ｖｍａｘ’）であるか否かの判定を行う。このとき、収集した電圧情報が、所定電圧範囲内である場合には、ステップＳ２３に戻り、所定電圧範囲内にあるサブモジュールＳＭＯ毎に充放電が継続する。収集した電圧情報が、所定電圧範囲外（Ｖｍｉｎ＜Ｖ＜Ｖｍａｘ’）の場合には、ステップＳ２５に移行して、所定電圧に達したサブモジュールＳＭＯ毎に充放電動作を休止する。ステップＳ２６では、コントローラ８３が、サブモジュールＳＭＯ毎の充電電圧の設定値を変更する指令を与え、各サブモジュールＳＭＯに対する充電電圧の設定値を変更する。これにより充電電圧設定値は、従来値すなわち通常充電電圧値（Ｖｍａｘ）に設定される。その後、ステップＳ１４に戻る。
　本技術の第１の実施の形態に係る蓄電システムでは、本技術に係る充放電方法を行うことで、ユーザーに電圧変更による一時的な容量減を認識させないで、容量劣化を抑制できる。例えば、実稼働での実働時間および容量にほとんど影響を与えずに蓄電池運転ができ、その結果、寿命性能を十分に満足した蓄電システムを提供できる。
２．第２の実施の形態
　本技術の第２の実施の形態に係る劣化予測について説明する。なお、本技術の第１の実施の形態に係る蓄電システムに対して、上述の本技術に係る充放電方法と共に本技術に係る劣化予測を適用してもよい。また、本技術の第１の実施の形態に係る蓄電システムに対して劣化予測を単独で適用してもよい。この場合、劣化予測の動作はコントローラ８３および蓄電モジュール８２の少なくとも一方で行ってもよい。また、蓄電池、蓄電池を用いた電池パック、蓄電池を内蔵した電子機器等にも本技術に係る劣化予測を適用してもよい。以下では、本技術の第２の実施の形態に係る劣化予測を蓄電池に適用した例について説明する。
（劣化予測の概要）
　本技術の第２の実施の形態に係る劣化予測の概要について図６を参照して説明する。図６は、時間経過と、劣化率との関係を示す。電池組立時に電池電極と電解液とが外装体に封入・封止される。次に、該電池の定格容量の５０％以上の最初の充電（初回充電と称する）がなされる。未使用状態の容量を初期容量Ｃａｐａ（０）、初回充電のＸ日後の容量をＣａｐａ（ｘ）とし、初回充電のｔ日後の劣化率Ｒを下記のように表す。
　Ｒ＝１００－｛１００×Ｃａｐａ（ｘ）／Ｃａｐａ（０）｝　　（０≦Ｒ≦１００）とする。
　なお、容量維持率＝１００－容量劣化率である。
　本技術は、このＸ日における容量実測後、Ｙ日における容量劣化率予測を行うものである（０≦Ｘ、Ｙ）。寿命予測の基準日であるＸの日数として、特に限定はなく、予め設定されている電池の定期点検の日付等の日にちで良く、電池の寿命範囲の日数を選ぶことができる。例えば自動車の車検の日にちがＸであり、次の車検の日にちがＹに設定され、次の車検まで電池の性能が確保できるかどうかを予測することができる。
　Ｙは、この寿命予測の基準日であるＸ日から、何日後の容量劣化を予測するかを表す値であり、予測用途に応じ任意に選ぶことができる。このＹ日後の劣化を予測するにあたり、条件として、温度（＝Ｔ）、ＳＯＣ（State Of Charge：充電深度）（＝Ｓ）またはフロート充電、日数（＝Ｙ）を指定して、予測値を算出する。なお、ＳＯＣの代わりにＤＯＤ（Depth Of Discharge：放電深度）を使用しても良い。ＳＯＣおよびＤＯＤを総称して電池状態と称する。
　本技術では、この予測期間（Ｙ日間）における条件として、複数条件（Ｚ1、Ｚ2・・・・・Ｚn）を許容する。条件がＺn-1からＺnに推移するときの劣化の積み上げ方法について以下に説明する。
　例えば、電池に使用する正極活物質の一例であるオリビン型構造を有する正極活物質などは、化学的安定性が非常に優れている。すなわち、正極由来の経時劣化は無視できるほど小さく、セル容量損失は、負極黒鉛表面での副反応によるリチウムの損失量により決まる。このため、容量劣化率Ｒ％にまで劣化したセルを別条件でさらに継続して使用する場合、劣化率Ｒ％に相当するリチウムの損失量が次の使用開始時に引き継がれるとみなすことができる。その結果、条件を切り替えた場合の劣化率を積み上げ計算することができる。
　一例として、Ｘ日間の実使用後の劣化率をＲ％とし、さらに、条件として、期間Ｙ１、温度Ｔ＝Ａ℃、ＳＯＣ（Ｓ＝ｂ％）を設定し、さらに、期間Ｙ２、温度Ｔ＝Ｂ℃、フロート充電を設定した場合の劣化予測値を求める。図７において破線のカーブ１'は、劣化予測を行う場合の新しい条件（Ｔ＝Ａ℃、Ｓ＝ｂ％）に対応する劣化マスターカーブである。劣化マスターカーブは、予め数式によって求められ、テーブルとして不揮発性メモリに記憶され、テーブルを参照して劣化予測値を求めることができる。または数式（プログラム）によって劣化予測値を求めることができる。条件を指定することによって、対応する劣化マスターカーブが決定される。
　劣化予測を行う新しい条件の劣化マスターカーブ１'において、劣化率Ｒ％に相当する点（Ｘ１ｃｏｒｒ日の点）から新規経時をＹ１日間行うことによってＹ１日後の劣化予測値を求める。すなわち、本技術では、実劣化率Ｒ（％）を横軸（電池の経時日数）と平行移動して劣化マスターカーブ１'と交叉する点の日数Ｘ１ｃｏｒｒとする。このように、新条件へ切り替え日はＸではなく、Ｘ１ｃｏｒｒという新規な日に換算されている。
　そして、Ｘ１ｃｏｒｒ＋Ｙ１日間の劣化率を求めることができる。次に、温度Ａ℃、フロート充電の条件でＹ２日経過するものと設定されている。この条件に対応して劣化マスターカーブ２'が選択される。劣化予測値が横軸（電池の経時日数）と平行移動されて劣化マスターカーブ２'と交叉する点の日数Ｘ２ｃｏｒｒが新条件へ切り替え日とされる。Ｘ２ｃｏｒｒからＹ２日の期間、劣化マスターカーブ２'上に示すように、劣化率が変化するものと予測される。
　劣化マスターカーブとは、一定温度、一定ＳＯＣ（またはＤＯＤ）で電池を保存（またはサイクル）する場合、または、フロート充電を行う場合の電池容量劣化率の時間に対する変化曲線のことである。劣化マスターカーブは、電池の実際の劣化データにより求めてもよいが、必要なデータ数が多種にわたり、経時データ採取期間が１０年程度と長期にわたるので、実測データのみで劣化マスターカーブを構築することは現実的ではない。
　本技術における劣化マスターデータは、好ましくは、数式に基づいて計算して得られた値である。さらに好ましくは、電池の外壁の温度から計算される値と、電池の初充電後の経時日数から計算される値と、電池の電池状態例えばＳＯＣより計算される値の積から計算される値である。
　最も好ましくは、電池の外壁の温度Ｔから計算される値がｅｘｐ（－Ａ／Ｔ）を含む式により計算される（Ｔは、絶対温度）。電池の初充電後の経時日数から計算される値が（経時日数）＾Ｂ（＾は累乗を表す）を含む式により計算される（但し、０．３＜Ｂ＜０．７）。電池の充電深度ＳＯＣから計算される値がｅｘｐ（Ｃ×ＳＯＣ／Ｔ）を含む式により計算されることである。Ａ、Ｂ、Ｃは、電池実測経時データのフィッティングにより得ることが好ましい。Ｃは、劣化の時間に対する依存性を示し、０．１以上、１．５以下、好ましくは、０．３５以上、０．６５以下である。
　本技術における劣化マスターカーブの式において、温度Ｔとは、電池セルのおかれている環境温度ではなく、電池セルの外面の温度を意味する。本技術における劣化マスターカーブの式において、ＳＯＣとは、保存の場合、保存中のＳＯＣそのものを用いればよく、サイクル等、ＳＯＣが時間で変動する場合には、ＳＯＣ範囲の時間平均値を用いることができる。なお、経時日数におけるサイクルの回数は、ＳＯＣの時間平均値が等しければ、劣化寿命の予測と無関係である。
　劣化がＳＯＣに対して線形に変化しない場合、さらに好ましくは、各ＳＯＣ点に重みづけ平均をとることが好ましい。例えば、実測劣化値或いは容量劣化が負極黒鉛上の還元副反応で生じていることを考慮して、下式によってＳＯＣごとの劣化速度比を求め、この劣化速度比によってＳＯＣ変動各点に重みづけを行うことができる。
　比劣化速度＝ｅｘｐ（αＦη／ＲＴ）、ηは（１－対Ｌｉでの負極黒鉛電位）、α＝０．５、Ｒ＝８．３１４、Ｆ＝９６４８５、Ｔ：電池温度（Ｋ°）を用いて、ＳＯＣごとの劣化速度比を求め、劣化速度比によってＳＯＣ変動各点に重みづけを行うことができる。
「劣化予測の一例」
　図８を参照して劣化予測の一例について説明する。図８には、劣化マスターカーブ１ａ、１ｂ、１ｃ、１ｄと劣化マスターカーブ２ａ、２ｂ、２ｃ、２ｄと劣化マスターカーブ３ａ、３ｂが示されている。劣化マスターカーブ１ａ～１ｄは、温度Ｔ＝Ａ℃の場合の劣化マスターカーブであり、ＳＯＣがａ％、ｂ％、ｃ％、ｄ％（ａ％＜ｂ％＜ｃ％＜ｄ％）と対応している。
　劣化マスターカーブ２ａ～２ｄは、温度Ｔ＝Ｂ℃（Ａ℃＜Ｂ℃）の場合の劣化マスターカーブであり、ＳＯＣがａ％、ｂ％、ｃ％、ｄ％と対応している。劣化マスターカーブ３ａは、温度Ｔ＝Ａ℃のフロート充電の場合の劣化マスターカーブである。劣化マスターカーブ３ｂは、温度Ｔ＝Ｂ℃のフロート充電の場合の劣化マスターカーブである。なお、例えば、Ａ＝２３℃、Ｂ＝３５℃である。
　図８において、太線１～１４が下記のように、容量維持率（「維持率」略称する場合もある）の変化の遷移を表している。なお、「１００－維持率」で劣化率が求められる。
　横軸の電池の経時日数＝ｔとする。ｔ＝０で初回充電がなされる。カーブ１ａで示すように、（ｔ＝Ｘ０日）まで電池が実使用され、電池の実容量測定がなされる。そして、「１００－維持率」で求められる実劣化率Ｒ％が求められる。
　次に、（温度Ａ℃、ＳＯＣ＝ｂ％）の条件でＹ１日経過するものと設定されている。設定は、ユーザーによってなされる。この条件に対応して劣化マスターカーブ１ｂが選択される。上述したように、容量劣化率Ｒ％にまで劣化した電池を別条件でさらに継続して使用する場合、劣化率Ｒ％に相当するリチウムの損失量が次の使用開始時に引き継がれるとみなすことができる。したがって、実劣化率Ｒ（％）を横軸（電池の経時日数）と平行移動して劣化マスターカーブ１ｂと交叉する点の日数Ｘ１ｃｏｒｒが新条件へ切り替え日とされる。Ｘ１ｃｏｒｒからＹ１日の期間、劣化マスターカーブ１ｂ上の太線２で示すように、劣化率が変化するものと予測される。期間Ｙ１日においての充電／放電の回数は、任意でよい。他の保存期間でも同様である。
　次に、（温度Ａ℃、ＳＯＣ＝ｃ％）の条件でＹ２日経過するものと設定されている。この条件に対応して劣化マスターカーブ１ｃが選択される。太線２の終端の劣化予測値が横軸（電池の経時日数）と平行移動されて劣化マスターカーブ１ｃと交叉する点の日数Ｘ２ｃｏｒｒが新条件へ切り替え日とされる。Ｘ２ｃｏｒｒからＹ２日の期間、劣化マスターカーブ１ｃ上の太線３で示すように、劣化率が変化するものと予測される。
　次に、（温度Ａ℃、ＳＯＣ＝ｂ％）の条件でＹ３日経過するものと設定されている。この条件に対応して劣化マスターカーブ１ｂが選択される。太線３の終端の劣化予測値が横軸（電池の経時日数）と平行移動されて劣化マスターカーブ１ｂと交叉する点の日数Ｘ３ｃｏｒｒが新条件へ切り替え日とされる。Ｘ３ｃｏｒｒからＹ３日の期間、劣化マスターカーブ１ｂ上の太線４で示すように、劣化率が変化するものと予測される。
　次に、（温度Ａ℃、ＳＯＣ＝ｃ％）の条件でＹ４日経過するものと設定されている。この条件に対応して劣化マスターカーブ１ｃが選択される。太線４の終端の劣化予測値が横軸（電池の経時日数）と平行移動されて劣化マスターカーブ１ｃと交叉する点の日数Ｘ４ｃｏｒｒが新条件へ切り替え日とされる。Ｘ４ｃｏｒｒからＹ４日の期間、劣化マスターカーブ１ｃ上の太線５で示すように、劣化率が変化するものと予測される。
　次に、（温度Ｂ℃、ＳＯＣ＝ａ％）の条件でＹ５日経過するものと設定されている。この条件に対応して劣化マスターカーブ２ａが選択される。太線５の終端の劣化予測値が横軸（電池の経時日数）と平行移動されて劣化マスターカーブ２ａと交叉する点の日数Ｘ５ｃｏｒｒが新条件へ切り替え日とされる。Ｘ５ｃｏｒｒからＹ５日の期間、劣化マスターカーブ２ａ上の太線６で示すように、劣化率が変化するものと予測される。
　次に、（温度Ｂ℃、ＳＯＣ＝ｃ％）の条件でＹ６日経過するものと設定されている。この条件に対応して劣化マスターカーブ２ｃが選択される。太線６の終端の劣化予測値が横軸（電池の経時日数）と平行移動されて劣化マスターカーブ２ｃと交叉する点の日数Ｘ６ｃｏｒｒが新条件へ切り替え日とされる。Ｘ６ｃｏｒｒからＹ６日の期間、劣化マスターカーブ２ｃ上の太線７で示すように、劣化率が変化するものと予測される。
　次に、（温度Ｂ℃、ＳＯＣ＝ｂ％）の条件でＹ７日経過するものと設定されている。この条件に対応して劣化マスターカーブ２ｂが選択される。太線７の終端の劣化予測値が横軸（電池の経時日数）と平行移動されて劣化マスターカーブ２ｂと交叉する点の日数Ｘ７ｃｏｒｒが新条件へ切り替え日とされる。Ｘ７ｃｏｒｒからＹ７日の期間、劣化マスターカーブ２ｂ上の太線８で示すように、劣化率が変化するものと予測される。
　次に、（温度Ｂ℃、ＳＯＣ＝ｄ％）の条件でＹ８日経過するものと設定されている。この条件に対応して劣化マスターカーブ２ｄが選択される。太線８の終端の劣化予測値が横軸（電池の経時日数）と平行移動されて劣化マスターカーブ２ｄと交叉する点の日数Ｘ８ｃｏｒｒが新条件へ切り替え日とされる。Ｘ８ｃｏｒｒからＹ８日の期間、劣化マスターカーブ２ｄ上の太線９で示すように、劣化率が変化するものと予測される。
　次に、（温度Ｂ℃、フロート充電）の条件でＹ９日経過するものと設定されている。この条件に対応して劣化マスターカーブ３ｂが選択される。太線９の終端の劣化予測値が横軸（電池の経時日数）と平行移動されて劣化マスターカーブ３ｂと交叉する点の日数Ｘ９ｃｏｒｒが新条件へ切り替え日とされる。Ｘ９ｃｏｒｒからＹ９日の期間、劣化マスターカーブ３ｂの太線１０で示すように、劣化率が変化するものと予測される。
　次に、（温度Ｂ℃、ＳＯＣ＝ｃ％）の条件でＹ１０日経過するものと設定されている。この条件に対応して劣化マスターカーブ２ｃが選択される。太線１０の終端の劣化予測値が横軸（電池の経時日数）と平行移動されて劣化マスターカーブ２ｃと交叉する点の日数Ｘ１０ｃｏｒｒが新条件へ切り替え日とされる。Ｘ１０ｃｏｒｒからＹ１０日の期間、劣化マスターカーブ２ｃの太線１１で示すように、劣化率が変化するものと予測される。
　次に、（温度Ａ℃、フロート充電）の条件でＹ１１日経過するものと設定されている。この条件に対応して劣化マスターカーブ３ａが選択される。太線１１の終端の劣化予測値が横軸（電池の経時日数）と平行移動されて劣化マスターカーブ３ａと交叉する点の日数Ｘ１１ｃｏｒｒが新条件へ切り替え日とされる。Ｘ１１ｃｏｒｒからＹ１１日の期間、劣化マスターカーブ３ａの太線１２で示すように、劣化率が変化するものと予測される。
　次に、（温度Ａ℃、ＳＯＣ＝ｄ％）の条件でＹ１２日経過するものと設定されている。この条件に対応して劣化マスターカーブ１ｄが選択される。太線１２の終端の劣化予測値が横軸（電池の経時日数）と平行移動されて劣化マスターカーブ１ｄと交叉する点の日数Ｘ１２ｃｏｒｒが新条件へ切り替え日とされる。Ｘ１２ｃｏｒｒからＹ１２日の期間、劣化マスターカーブ１ｄの太線１３で示すように、劣化率が変化するものと予測される。
　次に、（温度Ａ℃、ＳＯＣ＝ｂ％）の条件でＹ１３日経過するものと設定されている。この条件に対応して劣化マスターカーブ１ｂが選択される。太線１３の終端の劣化予測値が横軸（電池の経時日数）と平行移動されて劣化マスターカーブ１ｂと交叉する点の日数Ｘ１３ｏｒｒが新条件へ切り替え日とされる。Ｘ１３ｃｏｒｒからＹ１３日の期間、劣化マスターカーブ１ｂの太線１４で示すように、劣化率が変化するものと予測される。
　以上の処理の結果、Ｘ０日の時点から（Ｙ１＋Ｙ２＋Ｙ３＋Ｙ４＋Ｙ５＋Ｙ６＋Ｙ７＋Ｙ８＋Ｙ９＋Ｙ１０＋Ｙ１１＋Ｙ１２＋Ｙ１３）の日数経過した時点の電池の劣化予測値が求められる。例えば電動車両に搭載されている電池の場合、Ｘ０が現車検の時点であり、上述した日にちの経過後の時点が車検の予定日とすると、車検の時の電池の劣化率を予測することができる。上述した条件の遷移は、一例であり、種々の遷移が可能である。但し、蓄電装置の種類（電動車両、ハイブリッド自動車、家庭等の蓄電装置等）、電池の使用用途（業務用、家庭用等）、使用地域（寒冷地、温暖地方等）等の実際の条件を考慮してある程度、実地に則した条件の遷移を設定することができる。例えば自動車のメーカ等がそのような条件の遷移についての情報を提供することが可能である。
　本技術に係る劣化予測を実現するための回路構成の概略を図９に示す。図９において、マイクロコントローラユニット（図９においてＭＣＵと表記する）６１に対して条件入力部６２から条件遷移の情報が入力される。上述したように、（温度、ＳＯＣ、フロート充電、経過日数）の条件が入力される。通常、複数の条件が順序付けて入力される。
　マイクロコントローラユニット６１に対して、マスターカーブメモリ（不揮発性メモリ）６３から劣化マスターカーブデータが入力される。劣化マスターカーブデータは、例えば、数式で求められるデータに対して電池実測経時データのフィッティングを行い、さらに、ＳＯＣごとの劣化速度比を求め、この劣化速度比によってＳＯＣ変動各点に重みづけを行ったもの等であり、予め記憶されている。
　さらに、マイクロコントローラユニット６１に対して、実劣化率測定部６５から測定された実劣化率のデータが供給される。実劣化率測定部６５は、電池部６６の現時点の劣化率を測定する。マイクロコントローラユニット６１には、出力部６４が接続され、出力部６４によって設定された条件における劣化予測値を表示したり、劣化予測値を印刷するようになされる。
　実劣化率測定部６５は、概略的には、図１０に示すように構成されている。電池部６６の電流経路中に電流測定部７２と、充放電制御部７３とが挿入されている。電流測定部７２によって測定された電流（充電電流または放電電流）がマイクロコントローラユニット７１に対して供給される。マイクロコントローラユニット７１は、充放電制御部７３を制御するコントロール信号を発生する。
　マイクロコントローラユニット７１内の不揮発性メモリには、初期容量Ｃａｐａ（０）のデータが記憶されている。例えば電池部６６が満充電まで充電され、満充電から完全に放電される場合の放電電流をマイクロコントローラユニット７１が積算することによって、初回充電のＸ日後の容量をＣａｐａ（ｘ）を求めることができる。そして、下式によって、実劣化率Ｒ％が求められる。
　Ｒ＝１００－１００×Ｃａｐａ（ｘ）／Ｃａｐａ（０）　　（０≦Ｒ≦１００）とする。
　容量維持率＝１００－容量劣化率である。
　上述した実劣化率測定方法は、満充電状態（ＳＯＣ＝１００％）から完全放電状態（ＳＯＣ＝０％）までの容量を実測するものである。電池使用時のこの容量を使用開始前の電池容量と比較することによって劣化状態を求めることができる。
　しかしながら、電池の実使用と同時にこの測定を行い、電池を完全放電状態にすることは、例えば車両用電池では、車が走行能力を失い、バックアップ電源用電池では、バックアップ能力を失うことに相当する。このような事態は、到底許容できないため、機器使用中の場合、実劣化率測定方法としては、従来から知られている方法によって劣化率を推測しても良い。例えば電池の内部抵抗の変化、電池の電圧降下等から電池の劣化率を推定しても良い。
　本技術に係る劣化予測では、フロート充電での容量劣化を考慮した劣化予測を提供できる。本技術に係る劣化予測では、サイクル履歴と保存履歴と共に、フロート充電を行った場合において、充電時の高電圧領域に保持される累積時間が蓄電池の寿命に大きな劣化影響を与えるものと考え、この高電圧領域に保持されている時間を把握することによって、蓄電池の実寿命をより正確に推定できる。「この劣化予測（寿命予測）により予測した経過累積時間を超えたこと」を上述した条件の一つに加え、それらの条件の少なくとも一つの条件を満たした場合に、劣化が進行しているとして通常充放電サイクルから低電圧充放電サイクルへ変更するようにしてもよい。
　ところで、特開２０１４－８１２３８号公報（特許文献１）には、蓄電池の劣化を温度履歴で推定する寿命推定方法の記載がある。特開２００３－１６１７６８号公報には、アレニウス則の式を基にした蓄電池の寿命を推定する方法の記載がある。特開２００９－２４４０２５号公報には、充放電サイクルと温度でアレニウス則の式を基にした蓄電池寿命を推定する方法の記載がある。特開２００３－７３４９号公報には、所定充電電圧と第２に充電電圧設定に関する記載がある。特開２００７－３２５３２４号公報には、劣化後電池の充電末期に設定電圧の低下を行う記載がある。
　何れの文献も、フロート充電による劣化を考慮したものは記載されていない。フロート充電による劣化は鉛電池やニッケル水素電池（ＮｉＭＨ）では特に注目されるものではなく、リチウムイオン二次電池の容量劣化は充放電での活物質劣化が主因と考えられてきた。しかしながら、充放電や保存による容量劣化が少ないオリビン系電池では、フロート充電による容量劣化を考慮しないと、実使用での残存容量・寿命予測の正確性が低減する傾向にある。
　本技術の第２の実施の形態に係る劣化予測では、フロート充電による劣化を考慮して劣化予測を行うことで、充電での満充電付近で保持および維持されてきた時間における劣化を正確に加味できることにより、電池容量劣化（電池寿命）をより正確に予測できる。
　実使用条件を場合分けすることで、種々の使用条件を組み合わせて正確に寿命予測することができる。二次電池は、連続充放電サイクルよりも、ＳＯＣ１００％～ＳＯＣ５０％の繰り返しと満充電付近でのフロート充電での使用が多く行われるので、より実使用条件に近い寿命を予測できる。
　また、蓄電池を、高出力型の機器の電源に適用した場合も、蓄電池の寿命予測を行うことができる。ＵＰＳ用バックアップ電源の実寿命をより正確に予測でき、本技術の手法により劣化予測と寿命改善を図ることができる。
３．応用例
（応用例１）
　本技術を住宅用の電力貯蔵装置に適用した例について、図１１を参照して説明する。例えば住宅１０１用の電力貯蔵装置１００においては、火力発電１０２ａ、原子力発電１０２ｂ、水力発電１０２ｃ等の集中型電力系統１０２から電力網１０９、情報網１１２、スマートメータ１０７、パワーハブ１０８等を介し、電力が蓄電装置１０３に供給される。これと共に、家庭内発電装置１０４等の独立電源から電力が蓄電装置１０３に供給される。蓄電装置１０３に供給された電力が蓄電される。蓄電装置１０３を使用して、住宅１０１で使用する電力が給電される。住宅１０１に限らずビルに関しても同様の電力貯蔵装置を使用できる。蓄電装置１０３は、複数の蓄電モジュールを並列接続したものである。
　住宅１０１には、家庭内発電装置１０４、電力消費装置１０５、蓄電装置１０３、各装置を制御する制御装置１１０、スマートメータ１０７、各種情報を取得するセンサ１１１が設けられている。各装置は、電力網１０９および情報網１１２によって接続されている。家庭内発電装置１０４として、太陽電池、燃料電池等が利用され、発電した電力が電力消費装置１０５および／または蓄電装置１０３に供給される。電力消費装置１０５は、冷蔵庫１０５ａ、空調装置（エアコン）１０５ｂ、テレビジョン受信機（テレビ）１０５ｃ、風呂（バス）１０５ｄ等である。さらに、電力消費装置１０５には、電動車両１０６が含まれる。電動車両１０６は、電気自動車１０６ａ、ハイブリッドカー１０６ｂ、電気バイク１０６ｃである。
　蓄電装置１０３は、二次電池、またはキャパシタから構成されている。例えば、リチウムイオン二次電池によって構成されている。蓄電装置１０３として、複数の蓄電モジュールを使用することができる。リチウムイオン二次電池は、定置型であっても、電動車両１０６で使用されるものでも良い。スマートメータ１０７は、商用電力の使用量を測定し、測定された使用量を、電力会社に送信する機能を備えている。電力網１０９は、直流給電、交流給電、非接触給電の何れか一つまたは複数を組み合わせても良い。
　各種のセンサ１１１は、例えば人感センサ、照度センサ、物体検知センサ、消費電力センサ、振動センサ、接触センサ、温度センサ、赤外線センサ等である。各種センサ１１１により取得された情報は、制御装置１１０に送信される。センサ１１１からの情報によって、気象の状態、人の状態等が把握されて電力消費装置１０５を自動的に制御してエネルギー消費を最小とすることができる。さらに、制御装置１１０は、住宅１０１に関する情報を、インターネットを介して外部の電力会社等に送信することができる。
　パワーハブ１０８によって、電力線の分岐、直流交流変換等の処理がなされる。制御装置１１０と接続される情報網１１２の通信方式としては、ＵＡＲＴ（Universal Asynchronous Receiver‐Transmitter：非同期シリアル通信用送受信回路）等の通信インターフェースを使う方法、Ｂｌｕｅｔｏｏｔｈ（登録商標）、ＺｉｇＢｅｅ（登録商標）、Ｗｉ－Ｆｉ（登録商標）等の無線通信規格によるセンサネットワークを利用する方法がある。Ｂｌｕｅｔｏｏｔｈ（登録商標）方式は、マルチメディア通信に適用され、一対多接続の通信を行うことができる。ＺｉｇＢｅｅは、ＩＥＥＥ（Institute of Electrical and Electronics Engineers）８０２．１５．４の物理層を使用するものである。ＩＥＥＥ８０２．１５．４は、ＰＡＮ（Personal Area Network）またはＷ（Wireless）ＰＡＮと呼ばれる短距離無線ネットワーク規格の名称である。
　制御装置１１０は、外部のサーバ１１３と接続されている。このサーバ１１３は、住宅１０１、電力会社、サービスプロバイダーの何れかによって管理されていても良い。サーバ１１３が送受信する情報は、たとえば、消費電力情報、生活パターン情報、電力料金、天気情報、天災情報、電力取引に関する情報である。これらの情報は、家庭内の電力消費装置（たとえばテレビジョン受信機）から送受信しても良いが、家庭外の装置（たとえば、携帯電話機等）から送受信しても良い。これらの情報は、表示機能を持つ機器、たとえば、テレビジョン受信機、携帯電話機、ＰＤＡ（Personal Digital Assistants）等に、表示されても良い。
　各部を制御する制御装置１１０は、ＣＰＵ、ＲＡＭ、ＲＯＭ等で構成され、この例では、蓄電装置１０３に格納されている。制御装置１１０の機能として、例えば、監視部２７等の機能やコントローラ８３等の機能を適用できる。制御装置１１０は、蓄電装置１０３、家庭内発電装置１０４、電力消費装置１０５、各種センサ１１１、サーバ１１３と情報網１１２により接続され、例えば、商用電力の使用量と、発電量とを調整する機能を有している。なお、その他にも、電力市場で電力取引を行う機能等を備えていても良い。
　以上のように、電力が火力発電１０２ａ、原子力発電１０２ｂ、水力発電１０２ｃ等の集中型電力系統１０２のみならず、家庭内発電装置１０４（太陽光発電、風力発電）の発電電力を蓄電装置１０３に蓄えることができる。したがって、家庭内発電装置１０４の発電電力が変動しても、外部に送出する電力量を一定にしたり、または、必要なだけ放電するといった制御を行うことができる。例えば、太陽光発電で得られた電力を蓄電装置１０３に蓄えると共に、夜間は料金が安い深夜電力を蓄電装置１０３に蓄え、昼間の料金が高い時間帯に蓄電装置１０３によって蓄電した電力を放電して利用するといった使い方もできる。
　なお、この例では、制御装置１１０が蓄電装置１０３内に格納される例を説明したが、スマートメータ１０７内に格納されても良いし、単独で構成されていても良い。さらに、電力貯蔵装置１００は、集合住宅における複数の家庭を対象として用いられてもよいし、複数の戸建て住宅を対象として用いられてもよい。
（応用例２）
　本技術を車両用の電力貯蔵装置に応用した例について、図１２を参照して説明する。図１２に、本技術が適用されるシリーズハイブリッドシステムを採用するハイブリッド車両の構成の一例を概略的に示す。シリーズハイブリッドシステムはエンジンで動かす発電機で発電された電力、あるいはそれを電池に一旦貯めておいた電力を用いて、電力駆動力変換装置で走行する車である。
　このハイブリッド車両２００には、エンジン２０１、発電機２０２、電力駆動力変換装置２０３、駆動輪２０４ａ、駆動輪２０４ｂ、車輪２０５ａ、車輪２０５ｂ、電池２０８、車両制御装置２０９、各種センサ２１０、充電口２１１が搭載されている。電池２０８として、蓄電モジュールを適用することができる。
　ハイブリッド車両２００は屋外で保管されることが多い。冬期の山間部では、外気温が－２０℃程度まで低下する場合がある。このような環境下においても、本技術により電池２０８の状態（劣化度）を正しく判別できる。
　ハイブリッド車両２００は、電力駆動力変換装置２０３を動力源として走行する。電力駆動力変換装置２０３の一例は、モータである。電池２０８の電力によって電力駆動力変換装置２０３が作動し、この電力駆動力変換装置２０３の回転力が駆動輪２０４ａ、２０４ｂに伝達される。なお、必要な個所に直流－交流（ＤＣ－ＡＣ）あるいは逆変換（ＡＣ－ＤＣ変換）を用いることによって、電力駆動力変換装置２０３が交流モータでも直流モータでも適用可能である。各種センサ２１０は、車両制御装置２０９を介してエンジン回転数を制御したり、図示しないスロットルバルブの開度（スロットル開度）を制御したりする。各種センサ２１０には、速度センサ、加速度センサ、エンジン回転数センサ等が含まれる。
　エンジン２０１の回転力は発電機２０２に伝えられ、その回転力によって発電機２０２により生成された電力を電池２０８に蓄積することが可能である。
　図示しない制動機構によりハイブリッド車両が減速すると、その減速時の抵抗力が電力駆動力変換装置２０３に回転力として加わり、この回転力によって電力駆動力変換装置２０３により生成された回生電力が電池２０８に蓄積される。
　電池２０８は、ハイブリッド車両の外部の電源に接続されることで、その外部電源から充電口２１１を入力口として電力供給を受け、受けた電力を蓄積することも可能である
　図示しないが、二次電池に関する情報に基づいて車両制御に関する情報処理を行なう情報処理装置を備えていても良い。このような情報処理装置としては、例えば、電池の残容量に関する情報に基づき、電池残容量表示を行う情報処理装置等がある。
　車両制御装置２０９の機能として、例えば、コントローラ８３の機能を適用することができる。
　なお、以上は、エンジンで動かす発電機で発電された電力、或いはそれを電池に一旦貯めておいた電力を用いて、モータで走行するシリーズハイブリッド車を例として説明した。しかしながら、エンジンとモータの出力がいずれも駆動源とし、エンジンのみで走行、モータのみで走行、エンジンとモータ走行という３つの方式を適宜切り替えて使用するパラレルハイブリッド車に対しても本技術は有効に適用可能である。さらに、エンジンを用いず駆動モータのみによる駆動で走行する所謂、電動車両に対しても本技術は有効に適用可能である。
４．変形例
　本技術は、上述した本技術の実施の形態に限定されるものでは無く、本技術の要旨を逸脱しない範囲内で様々な変形や応用が可能である。
　例えば、上述の実施の形態において挙げた数値、構造、形状、材料、原料、製造プロセス等はあくまでも例に過ぎず、必要に応じてこれらと異なる数値、構造、形状、材料、原料、製造プロセス等を用いてもよい。
　また、上述の実施の形態の構成、方法、工程、形状、材料および数値等は、本技術の主旨を逸脱しない限り、互いに組み合わせることが可能である。
　本技術は、以下の構成を採用することもできる。
［１］
　１または２以上の蓄電池を含む蓄電部と、
　前記蓄電部の履歴情報を記憶する記憶部と、
　前記記憶部から前記履歴情報を取得し、前記蓄電部の充電設定電圧値が通常充電電圧値に設定されている場合において、前記履歴情報が電圧変更条件を満たす場合には、前記蓄電部の充電設定電圧値を、前記通常充電電圧値より低い低充電電圧値に変更し、該低充電電圧値で前記蓄電部が充放電を行った後、前記蓄電部の充電設定電圧値を前記通常充電電圧値に戻す制御を行う制御部と
を備え、
　前記電圧変更条件は、前記通常充電電圧値で行った前記蓄電部の充放電サイクル数が所定サイクル数を超えたこと、通常使用温度範囲外で前記蓄電部を使用した温度外累積時間が閾値を超えたこと、内部抵抗が所定値を超えたこと、満充電容量が初期容量から所定値減少したこと、および、寿命予測により予測した経過累積時間を超えたこと
の少なくとも一つである蓄電システム。
［２］
　前記制御部は、前記蓄電部が前記低充電電圧値での充放電を１サイクル～５サイクル行った後、前記低充電電圧値から前記通常充電電圧値への変更を行う［１］に記載の蓄電システム。
［３］
前記所定サイクル数は、５００サイクル～１０００サイクルである［１］～［２］の何れか一に記載の蓄電システム。
［４］
　前記低充電電圧値は、前記通常電圧値から０．１Ｖ～０．２Ｖ低い値である［１］～［３］の何れか一に記載の蓄電システム。
［５］
　前記電圧変更条件として、前記温度外累積時間が閾値を超えたことを満たす場合において、
　前記制御部は、前記通常充電電圧値への変更を前記蓄電部が通常使用温度範囲内に置かれた後に行う［１］～［４］の何れか一に記載の蓄電システム。
［６］
　前記蓄電部の充電量を表示する表示部を備え、
　前記低充電電圧値で行う充放電において、充電完了時に前記表示部に満充電を示す表示を行う［１］～［５］の何れか一に記載の蓄電システム。
［７］
　前記蓄電部が２以上の前記蓄電池を含む場合において、
　前記制御を蓄電池単位で行う［１］～［６］の何れか一に記載の蓄電システム。
［８］
　前記蓄電部が２以上の前記蓄電池からなる組電池を複数含む場合において
　前記制御を組電池単位で行う［１］～［６］の何れか一に記載の蓄電システム。
［９］
　算出用温度Ｔ、算出用電池状態Ｓの条件およびフロート充電の条件を設定する条件設定部を備え、
　前記制御部は、初充電後Ｘ日経過した時点における劣化率Ｒを有する前記蓄電部に関して、初充電後（Ｘ＋Ｙ）日後の劣化予測値を、劣化マスターデータより算出することを行い、
　前記記憶部は、複数の前記劣化マスターデータを記憶し、
　前記制御部は、前記条件設定部によって設定される条件を用いて前記劣化マスターデータを特定し、
　前記特定される劣化マスターデータにおいて、前記劣化率Ｒを与える経過日数Ｘｃｏｒｒを導出し、初充電後（Ｘｃｏｒｒ＋Ｙ）日後の前記劣化予測値を前記特定される劣化マスターデータから求める［１］～［８］の何れか一に記載の蓄電システム。
［１０］
　前記Ｙ日間の推定における前記条件がｎ個の条件Ｚ1、Ｚ2・・・・・Ｚnより構成され（１≦ｎ）、
　条件Ｚn-2によって特定される第１の劣化マスターデータから条件Ｚnによって特定される第２の劣化マスターデータへの推移において、前記第１の劣化マスターデータにおける最終劣化率が前記第２の劣化マスターデータにおける開始劣化率となるように、遷移させる［９］に記載の蓄電システム。
［１１］
　前記蓄電池は、正極活物質としてオリビン型構造のリチウム遷移金属リン酸化合物および層状岩塩型構造のリチウム遷移金属複合酸化物の少なくとも一つを用いたリチウムイオン二次電池である［１］～［１０］の何れか一に記載の蓄電システム。
［１２］
　前記蓄電部から電力網および／または発電装置に電力を供給し、前記電力網および／または前記発電装置から前記蓄電部に電力が供給される［１］～［１１］の何れか一に記載の蓄電システム。
［１３］
　１または２以上の蓄電池を含む蓄電部の履歴情報を取得し、前記蓄電部の充電設定電圧値が通常充電電圧値に設定されている場合において、前記履歴情報が電圧変更条件を満たす場合には、前記蓄電部の充電設定電圧値を、前記通常充電電圧値より低い低充電電圧値に変更し、該低充電電圧値で前記蓄電部が充放電を行った後、前記蓄電部の充電設定電圧値を前記通常充電電圧値に戻す制御を行う制御部を備え、
　前記電圧変更条件は、前記通常充電電圧値で行った前記蓄電部の充放電サイクル数が所定サイクル数を超えたこと、通常使用温度範囲外で前記蓄電部を使用した温度外累積時間が閾値を超えたこと、内部抵抗が所定値を超えたこと、満充電容量が初期容量から所定値減少したこと、および、寿命予測により予測した経過累積時間を超えたこと
の少なくとも一つであるコントローラ。
［１４］
　１または２以上の蓄電池を含む蓄電部の履歴情報を取得し、前記蓄電部の充電設定電圧値が通常充電電圧値に設定されている場合において、前記履歴情報が電圧変更条件を満たす場合には、前記蓄電部の充電設定電圧値を、前記通常充電電圧値より低い低充電電圧値に変更し、該低充電電圧値で前記蓄電部が充放電を行った後、前記蓄電部の充電設定電圧値を前記通常充電電圧値に戻すことを含み、
　　前記電圧変更条件は、前記通常充電電圧値で行った前記蓄電部の充放電サイクル数が所定サイクル数を超えたこと、通常使用温度範囲外で前記蓄電部を使用した温度外累積時間が閾値を超えたこと、内部抵抗が所定値を超えたこと、満充電容量が初期容量から所定値減少したこと、および、寿命予測により予測した経過累積時間を超えたこと
の少なくとも一つである蓄電池の充放電方法。
　３５・・・サブマイクロコントロールユニット
　３６・・・記憶部
　４０・・・メインマイクロコントロールユニット
　８１・・・蓄電システム
　８２・・・蓄電モジュール
　８３・・・コントローラ
　８４・・・充電装置
　８５・・・負荷
　ＳＭＯ・・・サブモジュール

Claims (14)

  1. 　１または２以上の蓄電池を含む蓄電部と、
    　前記蓄電部の履歴情報を記憶する記憶部と、
    　前記記憶部から前記履歴情報を取得し、前記蓄電部の充電設定電圧値が通常充電電圧値に設定されている場合において、前記履歴情報が電圧変更条件を満たす場合には、前記蓄電部の充電設定電圧値を、前記通常充電電圧値より低い低充電電圧値に変更し、該低充電電圧値で前記蓄電部が充放電を行った後、前記蓄電部の充電設定電圧値を前記通常充電電圧値に戻す制御を行う制御部と
    を備え、
    　前記電圧変更条件は、前記通常充電電圧値で行った前記蓄電部の充放電サイクル数が所定サイクル数を超えたこと、通常使用温度範囲外で前記蓄電部を使用した温度外累積時間が閾値を超えたこと、内部抵抗が所定値を超えたこと、満充電容量が初期容量から所定値減少したこと、および、寿命予測により予測した経過累積時間を超えたこと
    の少なくとも一つである蓄電システム。
  2. 　前記制御部は、前記蓄電部が前記低充電電圧値での充放電を１サイクル～５サイクル行った後、前記低充電電圧値から前記通常充電電圧値への変更を行う請求項１に記載の蓄電システム。
  3. 　前記所定サイクル数は、５００サイクル～１０００サイクルである請求項１に記載の蓄電システム。
  4. 　前記低充電電圧値は、前記通常電圧値から０．１Ｖ～０．２Ｖ低い値である請求項１に記載の蓄電システム。
  5. 　前記電圧変更条件として、前記温度外累積時間が閾値を超えたことを満たす場合において、
    　前記制御部は、前記通常充電電圧値への変更を前記蓄電部が通常使用温度範囲内に置かれた後に行う請求項１に記載の蓄電システム。
  6. 　前記蓄電部の充電量を表示する表示部を備え、
    　前記低充電電圧値で行う充放電において、充電完了時に前記表示部に満充電を示す表示を行う請求項１に記載の蓄電システム。
  7. 　前記蓄電部が２以上の前記蓄電池を含む場合において、
    　前記制御を蓄電池単位で行う請求項１に記載の蓄電システム。
  8. 　前記蓄電部が２以上の前記蓄電池からなる組電池を複数含む場合において
    　前記制御を組電池単位で行う請求項１に記載の蓄電システム。
  9. 　算出用温度Ｔ、算出用電池状態Ｓの条件およびフロート充電の条件を設定する条件設定部を備え、
    　前記制御部は、初充電後Ｘ日経過した時点における劣化率Ｒを有する前記蓄電部に関して、初充電後（Ｘ＋Ｙ）日後の劣化予測値を、劣化マスターデータより算出することを行い、
    　前記記憶部は、複数の前記劣化マスターデータを記憶し、
    　前記制御部は、前記条件設定部によって設定される条件を用いて前記劣化マスターデータを特定し、
    　前記特定される劣化マスターデータにおいて、前記劣化率Ｒを与える経過日数Ｘｃｏｒｒを導出し、初充電後（Ｘｃｏｒｒ＋Ｙ）日後の前記劣化予測値を前記特定される劣化マスターデータから求める請求項１に記載の蓄電システム。
  10. 　前記Ｙ日間の推定における前記条件がｎ個の条件Ｚ1、Ｚ2・・・・・Ｚnより構成され（１≦ｎ）、
    　条件Ｚn-1によって特定される第１の劣化マスターデータから条件Ｚnによって特定される第２の劣化マスターデータへの推移において、前記第１の劣化マスターデータにおける最終劣化率が前記第２の劣化マスターデータにおける開始劣化率となるように、遷移させる請求項９に記載の蓄電システム。
  11. 　前記蓄電池は、正極活物質としてオリビン型構造のリチウム遷移金属リン酸化合物および層状岩塩型構造のリチウム遷移金属複合酸化物の少なくとも一つを用いたリチウムイオン二次電池である請求項１に記載の蓄電システム。
  12. 　前記蓄電部から電力網および／または発電装置に電力を供給し、前記電力網および／または前記発電装置から前記蓄電部に電力が供給される請求項１に記載の蓄電システム。
  13. 　１または２以上の蓄電池を含む蓄電部の履歴情報を取得し、前記蓄電部の充電設定電圧値が通常充電電圧値に設定されている場合において、前記履歴情報が電圧変更条件を満たす場合には、前記蓄電部の充電設定電圧値を、前記通常充電電圧値より低い低充電電圧値に変更し、該低充電電圧値で前記蓄電部が充放電を行った後、前記蓄電部の充電設定電圧値を前記通常充電電圧値に戻す制御を行う制御部を備え、
    　前記電圧変更条件は、前記通常充電電圧値で行った前記蓄電部の充放電サイクル数が所定サイクル数を超えたこと、通常使用温度範囲外で前記蓄電部を使用した温度外累積時間が閾値を超えたこと、 内部抵抗が所定値を超えたこと、満充電容量が初期容量から所定値減少したこと、および、寿命予測により予測した経過累積時間を超えたこと
    の少なくとも一つであるコントローラ。
  14. 　１または２以上の蓄電池を含む蓄電部の履歴情報を取得し、前記蓄電部の充電設定電圧値が通常充電電圧値に設定されている場合において、前記履歴情報が電圧変更条件を満たす場合には、前記蓄電部の充電設定電圧値を、前記通常充電電圧値より低い低充電電圧値に変更し、該低充電電圧値で前記蓄電部が充放電を行った後、前記蓄電部の充電設定電圧値を前記通常充電電圧値に戻すことを含み、
    　前記電圧変更条件は、前記通常充電電圧値で行った前記蓄電部の充放電サイクル数が所定サイクル数を超えたこと、通常使用温度範囲外で前記蓄電部を使用した温度外累積時間が閾値を超えたこと、内部抵抗が所定値を超えたこと、満充電容量が初期容量から所定値減少したこと、および、寿命予測により予測した経過累積時間を超えたこと
    の少なくとも一つである蓄電池の充放電方法。
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