JP2008256673A - Battery control method and system - Google Patents

Battery control method and system Download PDF

Info

Publication number
JP2008256673A
JP2008256673A JP2007335512A JP2007335512A JP2008256673A JP 2008256673 A JP2008256673 A JP 2008256673A JP 2007335512 A JP2007335512 A JP 2007335512A JP 2007335512 A JP2007335512 A JP 2007335512A JP 2008256673 A JP2008256673 A JP 2008256673A
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
battery
internal resistance
value
deterioration
resistance value
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Granted
Application number
JP2007335512A
Other languages
Japanese (ja)
Other versions
JP5017084B2 (en
Inventor
Yutaka Arita
Takeshi Itabashi
Yohei Kawahara
Motomi Shimada
嶋田  基巳
裕 有田
武之 板橋
洋平 河原
Original Assignee
Hitachi Ltd
株式会社日立製作所
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
Priority to JP2007059361 priority Critical
Priority to JP2007059361 priority
Application filed by Hitachi Ltd, 株式会社日立製作所 filed Critical Hitachi Ltd
Priority to JP2007335512A priority patent/JP5017084B2/en
Publication of JP2008256673A publication Critical patent/JP2008256673A/en
Priority claimed from GB0823450A external-priority patent/GB2461350B/en
Publication of JP5017084B2 publication Critical patent/JP5017084B2/en
Application granted granted Critical
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02EREDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/10Energy storage using batteries

Abstract

<P>PROBLEM TO BE SOLVED: To solve the problems that, in a case where use of a secondary battery largely changes a state of the second battery (amount of charge, temperature), the calculated degradation level (a rise rate of internal resistance) is varied by the error, as the value of an internal resistance depends on a state of the battery, and the degradation level is difficult to be stably determined. <P>SOLUTION: The internal resistance increases depending on, particularly the temperature. The internal resistance values obtained based on the measured data are managed for every temperature, with sample data thereof increased for every temperature and with the internal resistance values averaged. Then, the averaged internal resistance values are compared with a reference internal resistance value over the whole temperatures to suppress the influence of the sensor error and the table error, which enables to obtain the stable degradation level. <P>COPYRIGHT: (C)2009,JPO&INPIT

Description

本発明は、二次電池の劣化判定を行う電池制御方法及びそのシステムに関する。   The present invention relates to a battery control method and system for determining deterioration of a secondary battery.
自動車や鉄道などの動力機器やバックアップ用のUPSなどに搭載される鉛,ニッケル水素,リチウム電池などの2次電池に関し、その劣化状態を判定する技術が知られている。   A technique for determining the deterioration state of secondary batteries such as lead, nickel metal hydride, and lithium batteries mounted on power devices such as automobiles and railways and backup UPSs is known.
一般に、二次電池の内部抵抗は、二次電池の劣化状態と関係があり、劣化度は基準となる内部抵抗からの上昇率で知ることができる。そのため、二次電池の内部抵抗を測定することにより、二次電池の劣化度を得ることが可能である。   In general, the internal resistance of the secondary battery is related to the deterioration state of the secondary battery, and the degree of deterioration can be known from the rate of increase from the reference internal resistance. Therefore, it is possible to obtain the degree of deterioration of the secondary battery by measuring the internal resistance of the secondary battery.
そして、二次電池の内部抵抗は、二次電池の充電量や特に温度に依存して、大きく変化することから、温度補正を行うことにより、正確な内部抵抗を求め、劣化状態を判定する技術も知られている(特許文献1)。   And since the internal resistance of the secondary battery varies greatly depending on the amount of charge of the secondary battery and especially the temperature, a technology to determine the accurate internal resistance and determine the deterioration state by performing temperature correction Is also known (Patent Document 1).
特開2005−091217号公報Japanese Patent Laid-Open No. 2005-091217
しかしながら、特許文献1が開示する方式では、20kHz以上のサンプリングが必要となるため、高速,高精度なセンサとともに、マイコンの処理能力も要求される。また、動作中に内部抵抗を測定する際には、内部抵抗の測定中に電池状態が変化してしまうため、内部抵抗の測定値及び劣化度の精度が向上できないという問題が発生していた。   However, since the method disclosed in Patent Document 1 requires sampling of 20 kHz or higher, a processing capability of a microcomputer is required in addition to a high-speed and high-accuracy sensor. Further, when measuring the internal resistance during operation, the battery state changes during the measurement of the internal resistance, so that there is a problem that the accuracy of the measured value of the internal resistance and the degree of deterioration cannot be improved.
本発明の目的は、電池の劣化判定を行い、電池状態を正確に測定することを実現する電池制御方法及びそのシステムを提供することにある。   An object of the present invention is to provide a battery control method and a system for realizing battery deterioration determination and accurately measuring a battery state.
上記課題を解決するために、本発明では少なくとも1つ以上の電池と、制御回路とを備えた電池制御システムにおいて、電池の電池状態情報を検出するセンサと、センサからの電池状態情報から内部抵抗値を算出する内部抵抗計算手段と、この内部抵抗値を電池の温度域毎に保持する内部抵抗保持手段と、電池の温度域毎の基準内部抵抗値と算出した内部抵抗値とを比較する劣化判定手段とを備えて、電池の劣化度を判定するものである。   In order to solve the above problems, in the present invention, in a battery control system comprising at least one battery and a control circuit, a sensor for detecting battery state information of the battery, and an internal resistance from the battery state information from the sensor Internal resistance calculation means for calculating the value, internal resistance holding means for holding the internal resistance value for each battery temperature range, and deterioration for comparing the reference internal resistance value for each battery temperature range with the calculated internal resistance value A determination means for determining the degree of deterioration of the battery.
また、上記課題を解決するために、本発明では少なくとも1つ以上の電池を備え、該電池を制御する電池制御方法において、電池の電池状態情報をセンサにより検出すること、電池状態情報から内部抵抗値を算出すること、この内部抵抗値を電池の温度域毎に保持すること、電池の温度域毎の基準内部抵抗値と算出した内部抵抗値とを比較して劣化状態を判定することを特徴とするものである。   In order to solve the above problems, in the present invention, in the battery control method comprising at least one battery and controlling the battery, the battery state information of the battery is detected by a sensor, and the internal resistance is determined from the battery state information. Calculating a value, holding the internal resistance value for each battery temperature range, comparing a reference internal resistance value for each battery temperature range with the calculated internal resistance value, and determining a deterioration state It is what.
また、上記課題を解決するために、本発明では、本内部抵抗保持手段にある各種抵抗値の情報を利用することで、ある温度領域の温度域の劣化推定値が他の温度領域に比べ差があるときには、その電池に異常発生と判断し、利用者に知らせるとともに、定期メンテナンスの際にその内部抵抗値を確認することで、異常の兆候を早めに察知するものである。   In order to solve the above problems, in the present invention, by using information on various resistance values in the internal resistance holding means, the estimated deterioration value of a temperature region in a certain temperature region is different from that in other temperature regions. When there is a battery, it is determined that an abnormality has occurred in the battery, informing the user, and by checking the internal resistance value during regular maintenance, the sign of abnormality is detected early.
本発明によれば、一定時間内では、サンプル数が少なく推定誤差が大きくなってしまう場合においても、温度ごとに内部抵抗テーブルを蓄積することで、サンプル数を稼ぐことができるため、内部抵抗の推定誤差を小さくすることを実現したものである。   According to the present invention, since the number of samples can be increased by accumulating the internal resistance table for each temperature even when the number of samples is small and the estimation error is large within a certain time, the number of samples can be increased. This is achieved by reducing the estimation error.
以下、図面を用いて、本発明に関わる二次電池の劣化推定方式の実施の形態について説明する。   Hereinafter, embodiments of a secondary battery deterioration estimation method according to the present invention will be described with reference to the drawings.
図1に電池制御システム1000の構成図を示す。   FIG. 1 shows a configuration diagram of the battery control system 1000.
電池制御システム1000は、電池システム1と電池制御装置2から構成され、電池システム1は、組電池10とセンサ100からなる。組電池10は、複数の単電池11を直列に接続された構成である。また、センサ100は、組電池10を流れる電流を測定する電流センサ101と、組電池10の総電圧を測定する102と、組電池10の温度を測定する温度センサ103から構成される。なお、温度センサ103は、各単電池11のうち最も高い温度または、それが推測できるように組電池10に設置されている。   The battery control system 1000 includes a battery system 1 and a battery control device 2, and the battery system 1 includes an assembled battery 10 and a sensor 100. The assembled battery 10 has a configuration in which a plurality of unit cells 11 are connected in series. The sensor 100 includes a current sensor 101 that measures a current flowing through the assembled battery 10, a 102 that measures a total voltage of the assembled battery 10, and a temperature sensor 103 that measures the temperature of the assembled battery 10. In addition, the temperature sensor 103 is installed in the assembled battery 10 so that the highest temperature among each single battery 11 or it can be estimated.
電池制御装置2は、A/D変換器21と電池状態推定装置20から構成され、A/D変換器21は、センサ100からのアナログデータであるセンサ情報を周期τでサンプリング・ディジタルデータ化し、電池状態推定装置20に出力する。   The battery control device 2 includes an A / D converter 21 and a battery state estimation device 20, and the A / D converter 21 converts sensor information, which is analog data from the sensor 100, into sampling digital data with a period τ, It outputs to the battery state estimation apparatus 20.
以後、電流センサ101からの電流データのディジタルサンプリングデータを{Ik}、電圧センサ102からの電圧データのディジタルサンプリングデータを{CC k}、温度センサ102からの温度データのディジタルサンプリングデータを{Tk}とおく。 Thereafter, the digital sampling data of the current data from the current sensor 101 is {I k }, the digital sampling data of the voltage data from the voltage sensor 102 is {CC V k }, and the digital sampling data of the temperature data from the temperature sensor 102 is { Let T k }.
電池状態推定装置20は、劣化推定装置201と充電状態推定手段202,基準内部抵抗値テーブル210から構成される。充電状態推定装置202は、組電池10の充電量(SOC)や許容充放電電流量をA/D変換器21を介したセンサ100からの情報から推定している。   The battery state estimation device 20 includes a deterioration estimation device 201, a charge state estimation unit 202, and a reference internal resistance value table 210. The charge state estimation device 202 estimates the charge amount (SOC) and allowable charge / discharge current amount of the assembled battery 10 from information from the sensor 100 via the A / D converter 21.
劣化推定装置201は、内部抵抗計算手段2000と、測定内部抵抗値保持手段2100と基準内部抵抗値保持手段2110と劣化推定計算手段2200,測定内部抵抗値保管手段2120と基準内部抵抗値保管手段2130から構成されている。内部抵抗計算手段2000と劣化推定計算手段2200は、演算周期τで周期的に演算を行っている。   The degradation estimation apparatus 201 includes an internal resistance calculation unit 2000, a measured internal resistance value holding unit 2100, a reference internal resistance value holding unit 2110, a degradation estimation calculation unit 2200, a measured internal resistance value storage unit 2120, and a reference internal resistance value storage unit 2130. It is composed of The internal resistance calculation unit 2000 and the deterioration estimation calculation unit 2200 periodically perform calculations at the calculation cycle τ.
二次電池の劣化度は、基準となる内部抵抗からの上昇率で求まることから、内部抵抗計算手段2000で計算された内部抵抗を、測定内部抵抗値保持手段に保持させると同時に、同じ条件(同じ充電量,同じ温度)時の基準内部抵抗値を基準内部抵抗値テーブル210から読み出し、基準内部抵抗値保持手段2110に保持させる。劣化推定計算手段2200は、測定内部抵抗値保持手段に一定数貯まったところで、測定内部抵抗値保持手段2100内の内部抵抗値と、基準内部抵抗値保持手段2110内の基準内部抵抗値から、組電池10の劣化度を求める。   Since the deterioration degree of the secondary battery is obtained by the rate of increase from the reference internal resistance, the internal resistance calculated by the internal resistance calculation unit 2000 is held in the measurement internal resistance value holding unit and at the same time ( The reference internal resistance value at the same charge amount and the same temperature) is read from the reference internal resistance value table 210 and is held in the reference internal resistance value holding unit 2110. When a certain number of deterioration estimation calculation means 2200 are stored in the measured internal resistance value holding means, the degradation estimation calculation means 2200 is determined from the internal resistance value in the measured internal resistance value holding means 2100 and the reference internal resistance value in the reference internal resistance value holding means 2110. The degree of deterioration of the battery 10 is obtained.
二次電池の劣化度は、内部抵抗が基準内部抵抗からの上昇率で求められる。   The degree of deterioration of the secondary battery is determined by the rate of increase in internal resistance from the reference internal resistance.
図2に、基準となる内部抵抗の温度および充電量による変化を示す。基準となる内部抵抗はこのように非線形な性質をもつため、一般に温度・充電量に対する内部抵抗値のテーブルとしてもつ。また、メモリサイズの制約から、温度と充電量の間隔をあまり細かく取れず、粗い格子点のデータから線形補完で求めるため、基準内部抵抗値にも誤差が存在する。特に、二次電池の電池状態が大きく変化する場合では、この基準内部抵抗値の誤差がより大きくなる。それに加え、センサ100の持つセンサ誤差の影響で、数点での内部抵抗値から推定する劣化度では、計算するごとに、数10%以上大きく変動してしまうことが発生する。しかし、実際には、通常の範囲内の使用では、劣化度は1%/月ぐらいの上昇であるため、このような求め方では、精度のよい劣化度が得られたとはいえない。   FIG. 2 shows the change of the internal resistance serving as a reference depending on the temperature and the charge amount. Since the reference internal resistance has such a non-linear property, it is generally provided as a table of internal resistance values with respect to temperature and charge amount. In addition, due to memory size restrictions, the interval between the temperature and the charge amount cannot be taken very finely, and is obtained by linear interpolation from data of coarse grid points, so that there is an error in the reference internal resistance value. In particular, when the battery state of the secondary battery changes greatly, the error of the reference internal resistance value becomes larger. In addition, due to the sensor error of the sensor 100, the degree of deterioration estimated from the internal resistance values at several points may fluctuate by several tens of percent or more each time it is calculated. However, in practice, the deterioration level increases by about 1% / month when used within the normal range, and thus it cannot be said that a highly accurate deterioration level is obtained by such a method.
そこで、本特許では、内部抵抗値の測定点を増やし、その平均と基準内部抵抗値保持手段全体と比較して、どれくらい内部抵抗が上昇しているかを判断することで、誤差の影響を最小化し、劣化度の変動を数%以内に抑えることが実現している。   Therefore, in this patent, the number of measurement points of internal resistance value is increased, and the influence of error is minimized by judging how much the internal resistance has increased compared to the average and the reference internal resistance value holding means as a whole. It has been realized that fluctuations in the degree of deterioration are suppressed to within a few percent.
以下に、劣化推定装置201における処理を述べる。   Below, the process in the degradation estimation apparatus 201 is described.
内部抵抗計算手段2000では、センサ100によりサンプリングデータから、内部抵抗{Rk}を求め、測定内部抵抗値保持手段2100への登録処理と、充電状態計算手段202からの充電量をもとに基準内部抵抗値テーブル210より基準内部抵抗値を取り出し、基準内部抵抗値保持手段2110に登録する。 The internal resistance calculation unit 2000 obtains the internal resistance {R k } from the sampling data by the sensor 100, performs a registration process to the measured internal resistance value holding unit 2100, and a charge amount from the charge state calculation unit 202 based on the reference. A reference internal resistance value is extracted from the internal resistance value table 210 and registered in the reference internal resistance value holding unit 2110.
(式1)に内部抵抗Rkを求める式を示す。なお、電流差(Ik−Ik-1)は分母であるため、電流差が小さい場合、計算誤差が拡大するため、電流差がI0以上のときに内部抵抗を計算する。 (Expression 1) shows an expression for obtaining the internal resistance R k . Since the current difference (I k −I k−1 ) is a denominator, the calculation error increases when the current difference is small. Therefore, the internal resistance is calculated when the current difference is equal to or greater than I 0 .
この式(式1)は、下記のように導ける。まず、組電池10は、単電池11の直列構成であり、図3に示す等価回路で表せる。図3において、1101は起電力(OCV)、1102は内部抵抗(R)、1103はインピーダンス(Z)、1104はキャパシタンス成分(C)である。インピーダンス1103とキャパシタンス成分1104の並列接続対と内部抵抗1102,起電力1101の直列接続で表されている。また、(式2)に、組電池10に電流Iを印加すると、組電池10の端子間電圧(CCV)を求める式を示す。   This equation (Equation 1) can be derived as follows. First, the assembled battery 10 has a series configuration of the unit cells 11 and can be represented by an equivalent circuit shown in FIG. In FIG. 3, 1101 is an electromotive force (OCV), 1102 is an internal resistance (R), 1103 is an impedance (Z), and 1104 is a capacitance component (C). This is represented by a parallel connection pair of an impedance 1103 and a capacitance component 1104 and an internal resistance 1102 and an electromotive force 1101 connected in series. Further, (Expression 2) shows an expression for obtaining a voltage (CCV) between terminals of the assembled battery 10 when the current I is applied to the assembled battery 10.
ここで、Vpは分極電圧であり、ZとCの並列接続対の電圧に相当する。また、充電状態推定手段202では、OCVを用いて充電量(SOC)や許容充放電電流の演算に用いられるが、組電池10が充放電されている状況では、OCVを直接測定することが不可能である。このため、(式3)の様にCCVからIRドロップとVpを差し引いてOCVが算出される。なお、充電状態推定手段における充電量や許容充放電電流の演算に関しては、特開2003−303627号公報に開示されている技術が適用できる。   Here, Vp is a polarization voltage and corresponds to the voltage of a parallel connection pair of Z and C. The charging state estimation unit 202 uses the OCV to calculate the amount of charge (SOC) and the allowable charging / discharging current. However, it is not possible to directly measure the OCV when the assembled battery 10 is charged / discharged. Is possible. Therefore, the OCV is calculated by subtracting the IR drop and Vp from the CCV as shown in (Equation 3). Note that the technique disclosed in Japanese Patent Laid-Open No. 2003-303627 can be applied to the calculation of the charge amount and the allowable charge / discharge current in the charge state estimation means.
(式4)に、内部抵抗Rを直前のサンプリング値との差から求める式を示す。これは、(式2)より、   (Expression 4) shows an expression for obtaining the internal resistance R from the difference from the immediately preceding sampling value. This is from (Equation 2)
ここで、(式4)の測定不可データである第二項は、電池の電流Ikに依存しているが、キャパシタ成分であり、第一項の数%以内程度に収まる様に、演算周期および計算電流値を抑えることで、センサ誤差の範囲内とみなすことができる。以上より、内部抵抗値は(式1)で表現できる。 Here, the second term, which is non-measurable data in (Equation 4), depends on the battery current I k , but is a capacitor component, so that the calculation period is within a few percent of the first term. And by suppressing the calculated current value, it can be regarded as being within the range of the sensor error. From the above, the internal resistance value can be expressed by (Equation 1).
続いて、図4に測定内部抵抗値保持手段2100を、図5に基準内部抵抗値保持手段2110を示す。測定内部抵抗値保持手段2100は、複数の測定内部抵抗値を保存する保持手段2101を持つ。保持手段2101の個数は、基準内部抵抗値テーブルに準じ、ここでは、以後、10℃単位の温度域として説明する。   4 shows the measured internal resistance value holding means 2100, and FIG. 5 shows the reference internal resistance value holding means 2110. The measured internal resistance value holding means 2100 has holding means 2101 for storing a plurality of measured internal resistance values. The number of holding means 2101 will be described below as a temperature range in units of 10 ° C. according to the reference internal resistance value table.
また、基準内部抵抗値保持手段2110は、同様に、複数の測定内部抵抗値を保存する保持手段2111を持ち、保持手段2111の個数は、測定内部抵抗値保持手段2100と同じであることが望ましい。   Similarly, the reference internal resistance value holding means 2110 has holding means 2111 for storing a plurality of measured internal resistance values, and the number of holding means 2111 is preferably the same as the measured internal resistance value holding means 2100. .
なお、内部抵抗は電池の充電量と特に温度に依存して、抵抗値が大きく変動する。そこで、誤差の影響を小さくするため、図2に示す内部抵抗の特性から、温度域ごとに充電量の変化により内部抵抗の変動がほとんどない充電量の範囲を決め、電池の充電量がその範囲にあるときにのみ、求めた内部抵抗Rを測定内部抵抗保持手段2100に保持する。また、内部抵抗は低温になるほど、充電量による内部抵抗が大きくなり、測定内部抵抗保持手段2100に保持できる充電量の範囲が狭くなる。そのため、測定内部抵抗保持手段2100が保持する充電量の範囲が狭い(たとえば20%未満)温度以下では、測定内部抵抗保持手段2100への保持は対象外とする。   The internal resistance varies greatly depending on the amount of charge of the battery and particularly the temperature. Therefore, in order to reduce the influence of the error, the range of the charge amount in which there is almost no variation in the internal resistance due to the change in the charge amount is determined for each temperature range from the characteristics of the internal resistance shown in FIG. The measured internal resistance holding means 2100 holds the obtained internal resistance R only when Further, as the internal resistance becomes lower, the internal resistance due to the charged amount increases, and the range of the charged amount that can be held in the measured internal resistance holding means 2100 becomes narrower. For this reason, the measurement internal resistance holding unit 2100 does not hold the measured internal resistance holding unit 2100 at a temperature below a narrow range (for example, less than 20%).
この範囲は、電池の持つ特性で決めることができるため、内部抵抗保持手段2100に保持する温度範囲および充電量範囲は、事前に決めておくことができる。なお、本実施例では、0℃以上とした。   Since this range can be determined by the characteristics of the battery, the temperature range and charge amount range held in the internal resistance holding means 2100 can be determined in advance. In this example, the temperature was 0 ° C. or higher.
また、充電量の利用範囲においても、内部抵抗が変動する場合には、図6に示すように充電量も温度と同様にパラメータとして分けて保持することで、測定内部抵抗保持手段2100が保持する測定内部抵抗値の数を増やすことができる。測定内部抵抗値保持手段2100への登録処理は、以下のとおりである。内部抵抗計算手段2000により計算された内部抵抗Rkは、温度センサ103からの温度データを基に、測定内部抵抗値保持手段2100の該当する温度域の保持手段2101に保持される。例えば、温度センサ103からの温度データが23℃の場合には、20℃域の2101−3に保持される。同様に基準内部抵抗テーブル210から、同じ条件(同じ充電量,同じ温度)の基準内部抵抗値を読み出し、基準内部抵抗値保持手段2110への基準抵抗値が登録される。この登録も同様に、基準内部抵抗値保持手段2110の該当する温度域の保持手段2111に保持される。また、内部抵抗値保持手段の構成を図7に示すように、温度毎の保持手段2101の構成を累積値2102と個数2103とする。これは、抵抗値の登録の際に、当該抵抗値を累積値2102に加えるとともに、個数2103に1を加えることで実現できる。 Also, in the usage range of the charge amount, when the internal resistance fluctuates, the measured internal resistance holding means 2100 holds the charge amount separately as a parameter as shown in FIG. 6 as shown in FIG. The number of measured internal resistance values can be increased. The registration process to the measured internal resistance value holding means 2100 is as follows. The internal resistance R k calculated by the internal resistance calculation unit 2000 is held in the corresponding temperature range holding unit 2101 of the measured internal resistance value holding unit 2100 based on the temperature data from the temperature sensor 103. For example, when the temperature data from the temperature sensor 103 is 23 ° C., it is held in 2101-3 in the 20 ° C. region. Similarly, the reference internal resistance value under the same conditions (the same charge amount and the same temperature) is read from the reference internal resistance table 210, and the reference resistance value to the reference internal resistance value holding unit 2110 is registered. This registration is similarly held in the holding means 2111 in the corresponding temperature range of the reference internal resistance value holding means 2110. In addition, as shown in FIG. 7, the configuration of the internal resistance value holding unit is a cumulative value 2102 and the number 2103 of the configuration of the holding unit 2101 for each temperature. This can be achieved by adding the resistance value to the cumulative value 2102 and adding 1 to the number 2103 when registering the resistance value.
(式5)に、劣化推定計算手段2200での演算が温度域毎の平均値を求める式を示す。   (Expression 5) shows an expression in which the calculation in the deterioration estimation calculation means 2200 obtains an average value for each temperature range.
また、累積値2102を固定小数点に保持する場合には、bit数の制限があるため(例えば、16bitデータなら、unsigned型で、0〜65535)、累積値の2102のオーバーフローが存在する。それに備え、あらかじめ、累積値2102の上限値と、超えた場合に削減する個数の値を決めて置き、累積値2102が上限値を超えた場合には、個数2103を削減する個数の値に減らす。(式6)に変更の式を示す。このように、平均値が同じになるように、累積値2102を変更することで、オーバーフローを回避することができる。   In addition, when the accumulated value 2102 is held in a fixed point, there is a limit on the number of bits (for example, unsigned type for 16-bit data, 0 to 65535), so there is an overflow of the accumulated value 2102. In preparation, the upper limit value of the cumulative value 2102 and the value of the number to be reduced when the cumulative value 2102 is exceeded are determined in advance, and when the cumulative value 2102 exceeds the upper limit value, the number 2103 is reduced to the value of the reduced number. . (Formula 6) shows the modified formula. In this way, overflow can be avoided by changing the accumulated value 2102 so that the average values are the same.
続いて、劣化推定計算手段2200について述べる。劣化推定計算手段2200は、測定内部抵抗値保持手段2100より、内部抵抗データを読み込み、例えば、温度ごとに平均などの演算をした後、温度間で平均を取り、測定内部抵抗値の手段の代表値を求める(詳細は後述)。また、基準内部抵抗値保持手段2110についても同様に、例えば、温度ごとに平均などの演算をした後、温度間で平均をとり、基準内部抵抗値の代表値を求める(詳細は後述)。   Next, the degradation estimation calculation unit 2200 will be described. The degradation estimation calculation means 2200 reads internal resistance data from the measured internal resistance value holding means 2100, calculates, for example, average for each temperature, then averages between the temperatures, and represents the measured internal resistance value means. A value is obtained (details will be described later). Similarly, with respect to the reference internal resistance value holding unit 2110, for example, after calculating for each temperature, for example, an average is taken between temperatures to obtain a representative value of the reference internal resistance value (details will be described later).
測定内部抵抗値手段2100に保持されている複数の測定内部抵抗値から、代表値となる測定内部抵抗値の代表値を求める。これは、測定内部抵抗値保持手段2100に温度域(2101)ごとに保持されている複数の抵抗値から、平均や最小二乗法などの演算を行い、各温度域の代表抵抗値を求める。その後、求めたその各温度域の代表抵抗値間で平均を取り、1つの測定内部抵抗値の代表値を求める。また、基準内部抵抗値保持手段2110においても、同様に、温度域(2111)ごとに平均や最小二乗法などの演算を行い、各温度域の代表抵抗値を求めた後、各温度域の代表抵抗値間で平均をとり、基準内部抵抗値の代表値を求める。   From the plurality of measured internal resistance values held in the measured internal resistance value means 2100, a representative value of the measured internal resistance value as a representative value is obtained. This is by calculating an average or least square method from a plurality of resistance values held for each temperature range (2101) in the measured internal resistance value holding means 2100 to obtain a representative resistance value in each temperature range. Thereafter, an average is taken between the obtained representative resistance values in the respective temperature ranges to obtain a representative value of one measured internal resistance value. Similarly, in the reference internal resistance value holding means 2110, after calculating the average resistance or the least square method for each temperature range (2111) to obtain the representative resistance value in each temperature range, the representative of each temperature range is represented. An average is taken between the resistance values to obtain a representative value of the reference internal resistance value.
(式7)に示すとおり、劣化度は、2つの代表値の比から求められる。このように、複数の内部抵抗値の平均値から、代表値の比で求めることにより、各測定点の劣化度の平均を取ることに比べ、センサ誤差や演算誤差,基準内部抵抗値テーブルの誤差の影響を小さくすることができ、精度向上が実現できる。   As shown in (Formula 7), the degree of deterioration is obtained from the ratio of two representative values. In this way, by obtaining the ratio of representative values from the average value of multiple internal resistance values, the sensor error, calculation error, and reference internal resistance value table error are compared to taking the average of the degree of deterioration at each measurement point. Can be reduced, and accuracy can be improved.
(式8)に代表値を求める式を示す。なお、a温度域のデータ数をna、a温度域のi番目のデータをra,jとする。 (Expression 8) shows an expression for obtaining the representative value. Incidentally, the number of data of a temperature range n a, the i-th data of a temperature range and r a, j.
また、(式9)に、各温度域のデータ数naによる重み平均をとる場合の代表値を求める式を示す。 Further, (Expression 9) shows an expression for obtaining a representative value in the case of taking a weighted average based on the number of data na for each temperature range.
また、夏と冬では組電池10の使用温度範囲が異なる。例えば電池温度が60℃域になるのは夏のみである場合、普通に温度間の平均をとると、冬では夏での60℃域の測定内部抵抗値をそのまま利用してしまう。そこで、図8に示すように、測定内部抵抗値保持手段2100及び基準内部抵抗値保持手段2110に各温度域に更新時間2105を記録する機能を持たせ、内部抵抗計算手段2000が、測定内部抵抗値保持手段2100,基準内部抵抗値保持手段2110に内部抵抗値を内部抵抗値データ2104として書き込む際に、更新時間2105の値を変更する。また、内部抵抗計算手段2000は、更新時間2105の値を調べ、更新時間が古い場合には、測定内部抵抗値保持手段2100,基準内部抵抗値保持手段2110の内部抵抗値を内部抵抗値データ2104の値をクリアしてから書き込む、又は、圧縮することにより、以前の抵抗値データの影響を小さくする処理を行う。   Moreover, the use temperature range of the assembled battery 10 differs between summer and winter. For example, when the battery temperature is in the 60 ° C. range only in summer, if the average between the temperatures is normally taken, the measured internal resistance value in the 60 ° C. range in summer is used as it is in winter. Therefore, as shown in FIG. 8, the measurement internal resistance value holding means 2100 and the reference internal resistance value holding means 2110 have a function of recording the update time 2105 in each temperature range, and the internal resistance calculation means 2000 has a measurement internal resistance value. When the internal resistance value is written as the internal resistance value data 2104 in the value holding means 2100 and the reference internal resistance value holding means 2110, the value of the update time 2105 is changed. Further, the internal resistance calculation unit 2000 checks the value of the update time 2105. If the update time is old, the internal resistance value of the measured internal resistance value holding unit 2100 and the reference internal resistance value holding unit 2110 is used as the internal resistance value data 2104. The process of reducing the influence of the previous resistance value data is performed by clearing or writing after compressing the value of.
また、測定内部抵抗値保持手段2100,基準内部抵抗値保持手段2110に更新時間を保持することで、劣化推定計算手段2200は、内部抵抗の代表値を計算する際に、更新時間に応じて、その温度域の重みを変えることが可能となる。これにより、たとえば、冬に内部抵抗代表値を計算する際に、夏に更新された60℃域の抵抗値データの重みを小さくして計算することで実現出来る。また、電池が劣化すると内部抵抗の上昇に伴い、温度上昇も速くなるため、冬でも電池温度が60℃域に達する場合が発生するので、更新時間を考慮し劣化に応じて内部抵抗代表値の計算を実現できる。   In addition, by holding the update time in the measured internal resistance value holding unit 2100 and the reference internal resistance value holding unit 2110, the deterioration estimation calculation unit 2200 determines the representative value of the internal resistance according to the update time. It becomes possible to change the weight of the temperature range. Thereby, for example, when calculating the internal resistance representative value in winter, it can be realized by reducing the weight of the resistance value data in the 60 ° C. region updated in summer. If the battery deteriorates, the temperature rises faster as the internal resistance rises. Therefore, the battery temperature may reach 60 ° C even in winter. Calculation can be realized.
(式10)に、以上を考慮し、各温度域の計算及び代表値の計算を一般化し、関数で行う場合を示す。   (Equation 10) takes the above into consideration and shows a case where the calculation of each temperature region and the calculation of the representative value are generalized and performed as a function.
以上のように、内部抵抗値が温度に関して依存性が高い場合には、温度ごとに内部抵抗値を集め、温度ごとに計算した後、温度全体で計算を行うことで、センサや温度などの誤差を小さくすることが可能となる。   As described above, if the internal resistance value is highly dependent on temperature, collect the internal resistance value for each temperature, calculate for each temperature, and then calculate for the entire temperature, so that errors such as sensor and temperature may occur. Can be reduced.
図9に電池システム1の実現方法を示す。電池システム1は、組電池10とセンサ100から、電池制御装置2は、A/D変換器21,演算手段22,記憶手段23,不揮発性記憶手段24から構成されている。また、図10に示すようにA/D変換器21は、電池システム1側にあってもよい。   FIG. 9 shows a method for realizing the battery system 1. The battery system 1 includes an assembled battery 10 and a sensor 100, and the battery control device 2 includes an A / D converter 21, a calculation unit 22, a storage unit 23, and a nonvolatile storage unit 24. Moreover, as shown in FIG. 10, the A / D converter 21 may be on the battery system 1 side.
図11に図9における電池制御装置2の構成を示す。   FIG. 11 shows the configuration of the battery control device 2 in FIG.
演算手段22は、内部抵抗計算手段2000,劣化推定計算手段2200及び、起動終了処理手段2300を持ち、処理内容を記述したプログラム2140及びワークエリア2150を実行することにより実現する。   The calculation means 22 has an internal resistance calculation means 2000, a deterioration estimation calculation means 2200, and a start / end processing means 2300, and is realized by executing a program 2140 and a work area 2150 describing the processing contents.
なお、内部抵抗値保持手段2100,2110は揮発性のメモリである記憶手段23上に置かれるため、電源OFF時に内部抵抗値データが消えてしまう。それを防ぐため、起動終了処理手段2300は、電源OFFとなる前に内部抵抗値保持手段2100,2110の内部抵抗値データを、不揮発性記憶手段24内の内部抵抗値保管手段2120,2130に退避させる。また、起動時には、起動終了処理手段2300は内部抵抗値保管手段2120,2130から、内部抵抗値保持手段2100,2110に戻す。これにより、電源OFFに伴う内部抵抗値保持手段2100,2110のデータ消滅を避けることができる。   Since the internal resistance value holding means 2100 and 2110 are placed on the storage means 23 which is a volatile memory, the internal resistance value data is lost when the power is turned off. In order to prevent this, the startup end processing means 2300 saves the internal resistance value data of the internal resistance value holding means 2100 and 2110 in the internal resistance value storage means 2120 and 2130 in the nonvolatile storage means 24 before the power is turned off. Let At the time of activation, the activation end processing unit 2300 returns the internal resistance value storage units 2120 and 2130 to the internal resistance value holding units 2100 and 2110. Thereby, it is possible to avoid the data disappearance of the internal resistance value holding means 2100 and 2110 due to the power OFF.
このとき、抵抗値データを変換(圧縮)し、内部抵抗値保管手段2120,2130に待避させることで、不揮発性記憶手段24で必要なサイズを削減することが可能となる。変換方式として、例えば、温度ごとの平均値と個数などである。   At this time, the resistance value data is converted (compressed) and saved in the internal resistance value storage means 2120 and 2130, so that the required size of the nonvolatile storage means 24 can be reduced. The conversion method is, for example, an average value and the number for each temperature.
記憶手段23は、SRAMやDRAMなどの揮発性のメモリから構成されており、測定内部抵抗値保持手段2100,基準内部抵抗値保持手段2110及びワークエリア2150を持つ。また、不揮発記憶手段24は、フラッシュメモリやハードディスクなどの不揮発性のメモリから構成されており、基準内部抵抗値テーブル210,測定内部抵抗値保管手段2120,基準内部抵抗値保管手段2130及びプログラム2140を持つ。   The storage means 23 is composed of a volatile memory such as SRAM or DRAM, and has a measured internal resistance value holding means 2100, a reference internal resistance value holding means 2110, and a work area 2150. The nonvolatile storage means 24 is composed of a nonvolatile memory such as a flash memory or a hard disk, and includes a reference internal resistance value table 210, a measured internal resistance value storage means 2120, a reference internal resistance value storage means 2130, and a program 2140. Have.
なお、一般に揮発性メモリのほうが、不揮発性メモリよりアクセス速度が速い。それを利用し、起動終了処理手段2300が、不揮発性記憶手段24内の基準内部抵抗値テーブル210及びプログラム2140を記憶手段23内にコピーすることで、演算手段22の処理性能を向上させることが可能となる。   In general, a volatile memory has a higher access speed than a non-volatile memory. By using this, the start / end processing means 2300 copies the reference internal resistance value table 210 and the program 2140 in the nonvolatile storage means 24 into the storage means 23, thereby improving the processing performance of the calculation means 22. It becomes possible.
尚、上述した実施例において、充電量においても同様に内部抵抗の変動が大きい場合には、基準内部抵抗値保持手段2110について充電量ごとに内部抵抗テーブルを蓄積することで、充電量の変動による内部抵抗の推定誤差を小さくすることも可能である。   In the above-described embodiment, when the fluctuation of the internal resistance is also large in the charge amount, the internal resistance table is accumulated for each charge amount with respect to the reference internal resistance value holding unit 2110. It is also possible to reduce the estimation error of the internal resistance.
電池においては、電池の保護のため、CCVが所定の電圧範囲内になるように、充放電電流量を制限している。また、(式2)に示すとおり、電流が0のときと比べ、CCVは充電時は高くなり、放電時は低くなる性質がある。   In the battery, in order to protect the battery, the charge / discharge current amount is limited so that the CCV is within a predetermined voltage range. Further, as shown in (Equation 2), compared to when the current is 0, CCV has a property of becoming higher during charging and lower during discharging.
(式11)の充電側、(式12)に放電側の最大充放電電流を求める式を示す。   The equation for obtaining the maximum charge / discharge current on the discharge side is shown in (Equation 12) on the charging side of (Equation 11).
ただし、Vmax,Vminは、電池電圧の最大,最小値、R0は当該電池状態における基準内部抵抗値となる。 However, V max and V min are the maximum and minimum values of the battery voltage, and R 0 is the reference internal resistance value in the battery state.
しかし、劣化度が実際よりも小さく判定されている場合、電池状態推定装置20において、(式11)および(式12)より、最大充放電電流が大きく流せると判断される。そのため、電圧変動幅が大きくなり、CCVが所定の電圧範囲外になる可能性がある。   However, when it is determined that the degree of deterioration is smaller than actual, the battery state estimation device 20 determines that the maximum charge / discharge current can flow largely from (Expression 11) and (Expression 12). For this reason, the voltage fluctuation range becomes large, and there is a possibility that the CCV falls outside the predetermined voltage range.
そこで、CCVが所定の電圧範囲外となった場合には、電池状態推定回路20では、劣化度の推定が失敗したとみなし、劣化度を上昇させる処理を取る。   Therefore, when the CCV falls outside the predetermined voltage range, the battery state estimation circuit 20 considers that the estimation of the degree of deterioration has failed and performs processing for increasing the degree of deterioration.
これにより、使用開始時など劣化度が正しく推定されていないときでも、電池を保護することが可能となる。   This makes it possible to protect the battery even when the degree of deterioration is not correctly estimated, such as at the start of use.
以上、説明したように本発明の実施例によれば、一定時間内では、サンプル数が少なく推定誤差が大きくなってしまう場合においても、温度ごとに内部抵抗テーブルを蓄積することで、サンプル数を稼ぐことができるため、内部抵抗の推定誤差を小さくすることを実現したものである。   As described above, according to the embodiment of the present invention, even when the number of samples is small and the estimation error is large within a certain time, the number of samples is reduced by accumulating the internal resistance table for each temperature. Since it is possible to earn, it is possible to reduce the estimation error of the internal resistance.
また、本発明の実施例によれば、動作中の電池の情報(電圧,電流,温度など)から、内部抵抗を求めることが可能となるため、従来の技術で特定のパターンが作れない場合においても二次電池の内部抵抗及び劣化度の推定を実現したものである。   Further, according to the embodiment of the present invention, it is possible to obtain the internal resistance from the information (voltage, current, temperature, etc.) of the battery in operation. In addition, the estimation of the internal resistance and the degree of deterioration of the secondary battery is realized.
また、本発明の実施例によれば、基準となる内部抵抗値との上昇率で求める劣化度に関しても、サンプリングポイントごとの内部抵抗値で比較せず、サンプリング全体の平均値を用いることで、各種センサの誤差の影響を小さくすること実現したものである。   In addition, according to the embodiment of the present invention, with respect to the degree of deterioration obtained by the rate of increase with the reference internal resistance value, by comparing the internal resistance value for each sampling point, by using the average value of the entire sampling, This is achieved by reducing the influence of errors of various sensors.
また、本発明の実施例によれば、内部抵抗保持手段にある各種抵抗値の情報を、利用することで、ある温度領域の抵抗値が他の温度領域に比べ差があるときには、その電池制御システムに異常が発生したと判断し、利用者に知らせるとともに、定期メンテナンスの際にその内部抵抗値を確認することで、異常の兆候を早めに察知することを実現したものである。   Further, according to the embodiment of the present invention, by using the information on various resistance values in the internal resistance holding means, when the resistance value in a certain temperature range is different from other temperature ranges, the battery control is performed. It is determined that an abnormality has occurred in the system, informing the user, and by checking the internal resistance value during regular maintenance, it is possible to detect signs of abnormality early.
図12に電池システム1を用いたハイブリッド鉄道車両を示す。   FIG. 12 shows a hybrid railway vehicle using the battery system 1.
ハイブリッド鉄道車両3000は、エンジン3100,発電機3110,コンバータ3120,インバータ3130,交流モータ3140,駆動輪3150、ブレーキ3160,電車制御部3200及び、複数(K個)の電池制御システム1000と操作3210,保守手段3300から構成されている。   The hybrid railway vehicle 3000 includes an engine 3100, a generator 3110, a converter 3120, an inverter 3130, an AC motor 3140, a drive wheel 3150, a brake 3160, a train control unit 3200, a plurality (K pieces) of battery control systems 1000 and operations 3210, It comprises maintenance means 3300.
エンジン3100と発電機3110とコンバータ3120は接続されており、エンジン3100が回ることにより、発電機3110から交流電力が発生し、コンバータ3120により直流電力に変換され出力される。コンバータ3120、各電池制御システム1000内の組電池11とインバータ3130は接続されている。また、インバータ3130と交流モータ3140,駆動輪3150は接続されており、鉄道車両3000が加速する場合には、インバータ3130は、コンバータ3120および組電池10から直流電力を受け、交流電力に変換し、交流モータ3140及び動輪3150を回転させ加速する。また、減速する場合には、交流モータ3140を発電機として利用し、発生した交流電力をインバータ3130で直流電力に変換し、組電池10に充電させる。   The engine 3100, the generator 3110, and the converter 3120 are connected. When the engine 3100 rotates, AC power is generated from the generator 3110, and is converted into DC power by the converter 3120 and output. Converter 3120, battery pack 11 in each battery control system 1000, and inverter 3130 are connected. Inverter 3130 is connected to AC motor 3140 and drive wheel 3150, and when railway vehicle 3000 accelerates, inverter 3130 receives DC power from converter 3120 and assembled battery 10, and converts it into AC power. The AC motor 3140 and the driving wheel 3150 are rotated and accelerated. Moreover, when decelerating, the alternating current motor 3140 is utilized as a generator, the generated alternating current power is converted into direct current power by the inverter 3130, and the assembled battery 10 is charged.
これらのエンジン3100及びインバータ3130のコントロールは、操作盤からの指令を受けた電車制御部3200が行う。電車制御部3200は、操作盤3210からの指令に合うようにインバータ3130の制御をするとともに、各電池制御システム1000内の電池制御装置20から各組電池10の状態情報(充電量,許容電流,劣化度,温度など)を受け、各組電池の電池状態に見合った充放電量になるように、エンジン3100及びブレーキ3160の制御を行う。   Control of the engine 3100 and the inverter 3130 is performed by the train control unit 3200 that receives a command from the operation panel. The train control unit 3200 controls the inverter 3130 so as to match the command from the operation panel 3210, and the state information (charge amount, allowable current, The engine 3100 and the brake 3160 are controlled so that the charge / discharge amount corresponds to the battery state of each assembled battery.
操作盤3210には、速度などの従来の運行情報を表示する表示板3220に加え、電池制御システム1000からの情報を表示する表示板3230をもつ。また、運転手が速度やブレーキを調整するマスコン3240がある。   The operation panel 3210 has a display board 3230 for displaying information from the battery control system 1000 in addition to a display board 3220 for displaying conventional operation information such as speed. There is also a mascon 3240 where the driver adjusts speed and brakes.
また、メンテナンス用の整備手段3300を電車制御部3200に接続することで、整備員は、整備手段3300を介して、各電池制御システム1000内の抵抗値データも含め、ハイブリッド鉄道車両3000の各種状態情報を見ることができる。   Further, by connecting the maintenance means 3300 for maintenance to the train control unit 3200, the maintenance person can make various states of the hybrid railcar 3000 including the resistance value data in each battery control system 1000 via the maintenance means 3300. You can see information.
なお、電車制御部3200は、各電池制御部20内の劣化推定計算手段2200から、各温度域の劣化推定値を入手し、劣化推定値間の差を調べ、異常がないかどうか調べる。大きな差(例えば、10〜20%程度)がないかチェックする。このチェック自体は、劣化推定計算手段2200にて行う場合もある。違いがないかを調べる。   The train control unit 3200 obtains the estimated deterioration value of each temperature range from the deterioration estimation calculation means 2200 in each battery control unit 20, checks the difference between the estimated deterioration values, and checks whether there is any abnormality. Check for large differences (eg, about 10-20%). This check itself may be performed by the degradation estimation calculation means 2200. Check for differences.
もし、ある温度域の劣化推定値が他の温度域に比べ、大きな差があった場合には、その組電池10に異常があると判断し、操作盤3210にその旨を表示板3230に表示するとともに、電車制御部3200は、鉄道車両3000の制御パターンを変更する。   If the estimated deterioration value in a certain temperature range is significantly different from other temperature ranges, it is determined that the assembled battery 10 is abnormal, and that fact is displayed on the operation panel 3210 on the display panel 3230. In addition, the train control unit 3200 changes the control pattern of the railway vehicle 3000.
また、通常より電池温度上昇が速い場合には、その旨を表示板3230に表示するとともに、電池制御部3200は、鉄道車両3000の制御パターンを変更する。   When the battery temperature rises faster than usual, this is displayed on the display board 3230, and the battery control unit 3200 changes the control pattern of the railway vehicle 3000.
1つは、その組電池10を含む当該電池制御システム1000の切り離しを行い、残りの電池制御システム1000で鉄道車両3000の運行を続ける。また、その温度域に当該組電池10の温度がならないように制御できる(例えば温度60℃域が異常)場合には、当該組電池10の温度がその温度域まで上がらない(下がらない)用に制御する。   One is to disconnect the battery control system 1000 including the assembled battery 10 and continue the operation of the railway vehicle 3000 with the remaining battery control system 1000. Further, when the temperature of the assembled battery 10 can be controlled so as not to fall within that temperature range (for example, when the temperature of 60 ° C. is abnormal), the temperature of the assembled battery 10 does not rise (does not drop) to that temperature range. Control.
また、表示板3230で、運転手が各組電池10の電池状態を確認できるように、各組電池10の充電量,温度,電圧,電流値に加え、劣化度も表示させる。このとき、運転開始時など、各電池制御部20内の測定内部抵抗保持手段2100には、特定の温度域しか抵抗データがない場合がある。その場合には、劣化度の信頼度が低めであることを含めて表示板3230に表示する。   In addition, the display board 3230 displays the degree of deterioration in addition to the charge amount, temperature, voltage, and current value of each assembled battery 10 so that the driver can check the battery state of each assembled battery 10. At this time, the measured internal resistance holding means 2100 in each battery control unit 20 may have resistance data only in a specific temperature range, such as at the start of operation. In that case, the display board 3230 displays that the reliability of the degree of deterioration is low.
また、メンテナンスの際に、整備手段3300を介して、各電池制御システム1000内のデータを調査することで、各組電池10の劣化状況を調べ、温度域間の劣化推定値にばらつきが大きいなど、異常があれば当該組電池10の交換などを行う目安にすることが可能となる。   Further, during the maintenance, the data in each battery control system 1000 is checked through the maintenance means 3300, thereby checking the deterioration status of each assembled battery 10, and there is a large variation in the estimated deterioration value between the temperature ranges. If there is an abnormality, the battery pack 10 can be used as a guideline for replacement.
以上のように、電池制御部20にて温度ごとに内部抵抗の測定結果を保持することが可能となる。この処理は、二次電池を搭載するハイブリッド自動車や無停電装置(UPS),ダンプトラックなどにも適応可能である。   As described above, the battery control unit 20 can hold the measurement result of the internal resistance for each temperature. This process can also be applied to a hybrid vehicle equipped with a secondary battery, an uninterruptible power supply (UPS), a dump truck, and the like.
図13に、各組電池10が並列に接続された電池システムの構成図を示す。(式13)に、この電池システムでの各組電池10を流れる充放電電流{Ik}を求める式を示す。
なお、各組電池10の劣化状態を{SOHk}、全体の充放電電流をIとし、各組電池10を流れる充放電電流{Ik}は各組電池10の内部抵抗比で分配されることから、求められる。
FIG. 13 shows a configuration diagram of a battery system in which the assembled batteries 10 are connected in parallel. (Expression 13) shows an expression for obtaining the charge / discharge current {I k } flowing through each assembled battery 10 in this battery system.
Note that the deterioration state of each assembled battery 10 is {SOH k }, the entire charging / discharging current is I, and the charging / discharging current {I k } flowing through each assembled battery 10 is distributed by the internal resistance ratio of each assembled battery 10. Therefore, it is required.
また、(式14)に、全体の最大充放電電流Ilimitを求める式を示す。これは、各組電池10の最大充放電電流を{Ilimit k}とおくと、(式13)から(式14)が求められる。 Further, (Expression 14) shows an expression for obtaining the entire maximum charge / discharge current I limit . Assuming that the maximum charge / discharge current of each assembled battery 10 is {I limit k }, (Expression 13) to (Expression 14) is obtained.
また、温度上昇による電流制限がある場合には、各組電池での内部抵抗の消費電力が、新品時と同じになるように計算することで、劣化時の電池システムにおける電流制限値が求められる。   In addition, when there is a current limit due to temperature rise, the current limit value in the battery system at the time of deterioration is obtained by calculating so that the power consumption of the internal resistance in each assembled battery is the same as when it is new .
(式15)に、新品時の内部抵抗による発熱量、各組電池10の劣化時の内部抵抗の発熱量{Pm}を求める式を示す。 (Expression 15) shows an expression for obtaining the heat generation amount due to the internal resistance when new and the heat generation amount {P m } of the internal resistance when each assembled battery 10 is deteriorated.
(式16)に、各組電池10が新品時の最大充放電電流の合計をIlimit 0と、劣化時の最大充放電電流Ilimitの関係を示す。これは、電池状態に対応する新品時の内部抵抗をr0 とおくと、劣化時の組電池10の内部抵抗は、{r0×SOHk}となることから、消費電力P0と劣化状態での内部抵抗の消費電力の最大値が等しくなればよいので、P0=maxPkから、(式15)(式16)が導ける。 (Equation 16) shows the relationship between the total maximum charge / discharge current when each assembled battery 10 is new, I limit 0, and the maximum charge / discharge current I limit when deteriorated. This is because placing the internal resistance at the time of a new article corresponding to the battery state and r 0, the internal resistance of the battery pack 10 during degradation, since it becomes {r 0 × SOH k}, and the power consumption P 0 deteriorated state Since the maximum values of the power consumption of the internal resistances in FIG. 5 are equal, (Equation 15) and (Equation 16) can be derived from P 0 = maxP k .
図14に、組電池10もしくは、組電池10を複数並列接続した電池ブロック1100に電圧を昇降圧する電力変換装置であるDC/DCコンバータ1020を接続し、それらを並列接続した新たな電池システムの構成図を示す。   FIG. 14 shows a configuration of a new battery system in which a DC / DC converter 1020 that is a power conversion device that steps up and down a voltage is connected to a battery block 1100 in which a plurality of battery packs 10 or a plurality of battery packs 10 are connected in parallel. The figure is shown.
この構成では、DC/DCコンバータ1020により、電池ブロック1100を流れる電流の制御(潮流制御)が可能となる。これにより、電池ブロックごとに、発熱量が新品時の発熱量P0と同じになるように、各電池ブロック1100の充放電電流を制御することができる。そのため、電池ブロック1100間で劣化度に違いがあっても、その影響を最小限に抑えることができる。 In this configuration, the DC / DC converter 1020 can control the current flowing through the battery block 1100 (power flow control). As a result, the charge / discharge current of each battery block 1100 can be controlled so that the heat generation amount of each battery block is the same as the heat generation amount P 0 when new. Therefore, even if there is a difference in the degree of deterioration between the battery blocks 1100, the influence can be minimized.
たとえば、複数の組電池10をDC/DCコンバータ1020を介して並列接続した場合についての電池システムにおける最大許容電流Ilimitは下記のように求められる。 For example, the maximum allowable current I limit in the battery system when a plurality of assembled batteries 10 are connected in parallel via the DC / DC converter 1020 is obtained as follows.
(式17)に、電池ブロック1100−mを流れる充放電電流imおよび、DC/DCコンバータ1020の電流{Im}としたときの、この電池システムにおける全体の充放電電流Iの式を示す。なお、各DC/DCコンバータ1020の効率および昇圧率をそれぞれ、{ηm},{αm}とする。 In (Equation 17) shows the charge and discharge currents i m and flows battery blocks 1100-m, when the current of the DC / DC converter 1020 {I m}, the formula of the total charge and discharge current I in this cell system . Note that the efficiency and step-up rate of each DC / DC converter 1020 are {η m } and {α m }, respectively.
また、(式18)に、各DC/DCコンバータ1020の電流{Im}を求める式を示す。なお、各組電池10の劣化度を{SOHm}、電池状態に対応する新品時の内部抵抗をr0、各電池ブロック1100の発熱量{Pm}とすると、(式17)と、すべてのPmが等しいことから求められる。 Further, (Expression 18) shows an expression for obtaining the current {I m } of each DC / DC converter 1020. If the deterioration degree of each assembled battery 10 is {SOH m }, the internal resistance at the time of a new article corresponding to the battery state is r 0 , and the heat generation amount {P m } of each battery block 1100, (Equation 17) Of P m are equal to each other.
また、(式19)に新品時の最大充放電電流Ilimit 0時の内部抵抗による消費電力をP0と、劣化時の最大充放電電流Ilimit時の内部抵抗による消費電力Pmを求める式を示す。 Further, the maximum charge and discharge current I limit P 0 the power consumption due to the internal resistance of 0:00 at the time of a new in (Equation 19), obtains the power P m by the maximum charge and discharge current I limit the internal resistance at the time of deterioration formula Indicates.
以上から、(式20)に、新品時の最大充放電電流Ilimit 0と劣化時の最大充放電電流量Ilimitの関係式を示す。 From the above, (Equation 20) shows a relational expression between the maximum charge / discharge current I limit 0 when new and the maximum charge / discharge current amount I limit when deteriorated.
たとえば、同じ10並列の組電池で構成の場合において、9本がSOH=150%、1本がSOH=100%の場合、図13と図14の電池システムと比較する。   For example, in the case of the configuration with the same 10 parallel assembled batteries, when 9 are SOH = 150% and 1 is SOH = 100%, the battery systems of FIGS. 13 and 14 are compared.
図13の並列接続の電池システムの場合、劣化に伴う電流制限率は、(式16)より、Ilimit/Ilimit 0=70.0%となる。 In the case of the battery system connected in parallel in FIG. 13, the current limit rate due to deterioration is I limit / I limit 0 = 70.0% from (Equation 16).
一方、図14のDC/DCによる潮流制御可能な電池システムの場合、(式20)より、Ilimit/Ilimit 0=83.5%となる。 On the other hand, in the case of the battery system capable of power flow control by DC / DC in FIG. 14, from (Equation 20), I limit / I limit 0 = 83.5%.
このように、DC/DCによる潮流制御により、SOHの低い(内部抵抗の小さな組電池)への電流集中を回避することができる。これにより、DC/DCを用いた電池システムでは、劣化のアンバランスによる出力低下を小さくすることが可能となる。   In this way, current concentration to a low SOH (a battery pack having a small internal resistance) can be avoided by the power flow control by DC / DC. Thereby, in the battery system using DC / DC, it becomes possible to reduce the output drop by the imbalance of deterioration.
本実施例では、電池制御システム1000を複数接続した電池制御システムにおいて、各電池制御システム1000が推定した劣化度(SOH)の精度向上、およびセンサの異常診断を実現する手法について、説明する。   In the present embodiment, a method for improving the accuracy of the degree of deterioration (SOH) estimated by each battery control system 1000 and diagnosing sensor abnormality in a battery control system in which a plurality of battery control systems 1000 are connected will be described.
図15に、複数の電池制御システム1000−1,1000−2,・・・1000−nを直列に接続した直列電池制御システム10000の構成図を示す。直列電池制御システムは、電池制御システム1000−1,1000−2,・・・1000−nに加え、直列電池状態演算装置5000を有し、各電池制御システム1000内の電池制御装置2と接続されている。   FIG. 15 shows a configuration diagram of a series battery control system 10000 in which a plurality of battery control systems 1000-1, 1000-2,... 1000-n are connected in series. The series battery control system includes a series battery state calculation device 5000 in addition to the battery control systems 1000-1, 1000-2,... 1000-n, and is connected to the battery control device 2 in each battery control system 1000. ing.
また、各電池制御システム1000には、電流センサ101と電圧センサ102と温度センサ103があり、これらのセンサ情報をA/D変換器21を介したセンサ100からの情報から、電池状態推定装置20は、組電池10の充電量(SOC)、許容充放電電流量、および劣化度(SOH)を推定している。   Each battery control system 1000 includes a current sensor 101, a voltage sensor 102, and a temperature sensor 103, and these sensor information is obtained from information from the sensor 100 via the A / D converter 21. Estimates the charge amount (SOC), allowable charge / discharge current amount, and degree of deterioration (SOH) of the assembled battery 10.
さらに、電池制御装置2は通信回路22を持ち、推定した充電量(SOC)、許容充放電電流量、および劣化度(SOH)の情報を直列制御装置5000に送信するとともに、直列制御装置5000からのコマンドを受信する。   Further, the battery control device 2 has a communication circuit 22 and transmits information on the estimated charge amount (SOC), allowable charge / discharge current amount, and deterioration degree (SOH) to the series control device 5000, and from the series control device 5000. The command of is received.
一方、直列制御装置5000は、各電池制御システム1000−1,1000−2,・・・1000−nからの充電量(SOC),許容充放電電流量、および劣化度(SOH)の情報を基に、直列電池制御システム10000の状態を算出するとともに、各電池制御システム1000に対し、個別またはすべてにコマンドを作成・送信する。   On the other hand, series controller 5000 is based on information on the amount of charge (SOC), allowable charge / discharge current amount, and degree of deterioration (SOH) from each battery control system 1000-1, 1000-2,. In addition, the state of the series battery control system 10000 is calculated, and commands are individually created or transmitted to each battery control system 1000.
直列制御装置5000が出力するコマンドは、SOH初期化要求,SOH増加要求,SOH減少要求,増加・減少分の設定などがある。   Commands output from the serial control device 5000 include an SOH initialization request, an SOH increase request, an SOH decrease request, and an increase / decrease setting.
劣化度の推定値の誤差および異常値となる原因として、電池自体の異常に加え、各電池制御システム1000に属する各種センサ(電流センサ101,電圧センサ102,温度センサ103)の故障や異常がある。そこで、各種センサの誤差・異常による推定される劣化度の影響を小さくすることが必要となる。そこで、今回は、直列接続システムおよび並列接続システムにおける劣化度の精度向上手法について、述べる。   As the cause of the error and the abnormal value of the estimated value of the deterioration level, there are failures and abnormalities of various sensors (current sensor 101, voltage sensor 102, temperature sensor 103) belonging to each battery control system 1000 in addition to the abnormality of the battery itself. . Therefore, it is necessary to reduce the influence of the estimated degree of deterioration due to errors and abnormalities of various sensors. Therefore, this time, we will describe the method of improving the accuracy of the degree of deterioration in the series connection system and the parallel connection system.
まず、直列接続システムにおける劣化度(SOH)精度向上の方法について、説明する。   First, a method for improving the degree of deterioration (SOH) accuracy in a serial connection system will be described.
電池制御システム10000においては、組電池10は直列接続のため、各組電池10を流れる電流は同じである。そのため、各組電池10の劣化推移状況は同じように推移すると予測される。また、電池の劣化は緩やかに進むため、一日で大きく変化することはない。   In the battery control system 10000, since the assembled batteries 10 are connected in series, the current flowing through each assembled battery 10 is the same. Therefore, it is predicted that the deterioration transition state of each assembled battery 10 changes in the same manner. Moreover, since the deterioration of the battery progresses gradually, it does not change greatly in one day.
そこに注目し、各組電池10の劣化度における時系列変化の比較、組電池10間の劣化度の比較を行うことで、各組電池10の劣化度の精度を向上させることが可能となる。   It is possible to improve the accuracy of the degree of deterioration of each assembled battery 10 by paying attention thereto and comparing the time series change in the degree of deterioration of each assembled battery 10 and comparing the degree of deterioration between the assembled batteries 10. .
(1)組電池10の時系列変化の比較による精度向上
各電池制御システム1000における劣化度の精度向上処理であり、各電池制御システム1000内の電池状態推定装置20は、図1で説明した測定内部抵抗値保管手段2120や、基準抵抗値保管手段2130を持ち、前回の電源OFF時に、算出した劣化度(SOH)を保管する機能を持つ。
(1) Accuracy improvement by comparison of time-series changes of the assembled battery 10 This is an accuracy improvement process of the deterioration degree in each battery control system 1000, and the battery state estimation device 20 in each battery control system 1000 performs the measurement described in FIG. The internal resistance value storage unit 2120 and the reference resistance value storage unit 2130 have a function of storing the calculated deterioration degree (SOH) when the power is turned off last time.
そこで、電池状態推定装置20は、算出した劣化度と前回の電源OFF時の劣化度とを比較し、その差が所定の値以上ある場合には、劣化度を更新せず、前回電源OFF時の劣化度をそのまま利用する。   Therefore, the battery state estimation device 20 compares the calculated deterioration level with the previous deterioration level when the power is turned off, and if the difference is equal to or greater than a predetermined value, the deterioration level is not updated and the previous power is turned off. Use the degree of degradation as it is.
また、電圧センサ102の出力値と比較し、組電池10の電圧(CCV)が所定の電圧範囲外になると、電池状態推定回路20は、劣化度の推定値が低めに出ていると判断し、劣化度を上昇させる。なお、劣化度の上昇分は、一律にする以外に、所定の電圧範囲からのCCVのはずれ具合に応じて変化させることも可能である。   Further, when the voltage (CCV) of the assembled battery 10 is out of the predetermined voltage range as compared with the output value of the voltage sensor 102, the battery state estimation circuit 20 determines that the estimated value of the degree of deterioration is lower. , Increase the degree of deterioration. The degree of increase in the degree of deterioration can be changed according to the degree of deviation of the CCV from a predetermined voltage range, in addition to being uniform.
また、使用中または、終了時の劣化度値が、前回電源OFF時の劣化度より所定の値(例えば、10〜20%)以上に差がある場合には、センサ系(101〜103)または電池に異常があると判断する。   In addition, when the deterioration level value at the time of use or at the time of termination is more than a predetermined value (for example, 10 to 20%) from the deterioration level at the previous power-off, the sensor system (101 to 103) or Judge that the battery is abnormal.
(2)組電池10間の劣化度比較による精度向上
直列制御装置5000は、劣化度の推定誤差も加味し、各電池制御システム1000から来る劣化度の情報を比較、所定の値(たとえば20%以上)より大きい場合、上記のセンサ誤差やセンサの故障・異常の影響で、推定誤差が発生していると判断することが出来る。
(2) Accuracy Improvement by Comparison of Degree of Deterioration Between Battery Assemblies 10 Series controller 5000 compares the degree of deterioration information coming from each battery control system 1000 in consideration of an estimation error of the degree of deterioration, and determines a predetermined value (for example, 20%). If it is larger than the above, it is possible to determine that an estimation error has occurred due to the effects of the sensor error and sensor failure / abnormality.
ただ、1回目は一時的な異常とも考えられるため、直列電池制御装置5000は当該劣化度を出力した2つの電池制御システム1000に対して、劣化度の再計算要求を送信する。   However, since the first time is also considered to be a temporary abnormality, the series battery control device 5000 transmits a deterioration degree recalculation request to the two battery control systems 1000 that output the deterioration degree.
この劣化度の再計算要求を受信した電池制御システム1000は、電池状態推定装置20内の測定内部抵抗値保持手段2100と基準内部抵抗値保持手段2110をクリアし、劣化度を再度計算し直す。なお、再計算時の劣化度の初期値は、各電池制御システム1000で推定された劣化度の平均値や、固定の初期値などを設定する。   The battery control system 1000 that has received the recalculation request for the deterioration degree clears the measured internal resistance value holding means 2100 and the reference internal resistance value holding means 2110 in the battery state estimation device 20, and recalculates the deterioration degree again. Note that the initial value of the degree of deterioration at the time of recalculation is set to an average value of the degree of deterioration estimated by each battery control system 1000, a fixed initial value, or the like.
再計算後の劣化度を再び比較し、劣化度の再計算後も劣化状況が同じである場合、センサの出力調整(キャリブレーション)を行った後、劣化度を再度計算しなおす。それでも劣化状況が同じである場合には、電池またはセンサに異常が起きたと判断する。これにより、センサ自体を二重化することなしに、電池異常やセンサ故障を判定することが可能となる。   The degree of deterioration after recalculation is compared again. If the degree of deterioration is the same after recalculation of the degree of deterioration, the degree of deterioration is recalculated after adjusting the output of the sensor (calibration). If the deterioration is still the same, it is determined that an abnormality has occurred in the battery or sensor. This makes it possible to determine battery abnormality and sensor failure without duplicating the sensor itself.
また、異常の判定を行う回数を2回目に限らず、3回以上の所定の回数再計算してもよい。なお、異常と検出された際には、電車制御部3200に報告し、電池制御システム1000からの情報を表示する表示板3230にその旨を表示するとともに、メンテナンス時にメンテナンス用の整備手段3300で各組電池10の劣化情報や劣化度のバラつきを見ることができる。   Further, the number of times of performing the abnormality determination is not limited to the second time, and may be recalculated a predetermined number of times of three or more. When an abnormality is detected, it is reported to the train control unit 3200 and displayed on the display board 3230 for displaying information from the battery control system 1000. The deterioration information of the assembled battery 10 and the variation in the degree of deterioration can be seen.
続いて、並列接続システムにおける劣化度の精度向上方法について、説明する。   Next, a method for improving the accuracy of the deterioration level in the parallel connection system will be described.
図13に、各組電池10が並列に接続された電池システムの構成図を示す。また、(式13)に示すとおり、各組電池10の劣化度{SOHk}が推定できれば、全体の電流Iから、各組電池10を流れる充放電電流{Ik}を推定することができる。また、(式21)に充放電電流予測値{I′k}をより精度良く求める式を示す。なお、先述の(式13)は、この(式21)において、OCVjおよび基準抵抗値R0が全組電池10間で等しいと置いて求めた近似式である。なお、Rk=SOHk×R0である。 FIG. 13 shows a configuration diagram of a battery system in which the assembled batteries 10 are connected in parallel. Further, as shown in (Equation 13), if the deterioration level {SOH k } of each assembled battery 10 can be estimated, the charge / discharge current {I k } flowing through each assembled battery 10 can be estimated from the entire current I. . Further, (Expression 21) shows an expression for obtaining the charge / discharge current predicted value {I ′ k } with higher accuracy. It should be noted that the previously described (Expression 13) is an approximate expression obtained by assuming that the OCVj and the reference resistance value R 0 are equal among all the assembled batteries 10 in (Expression 21). Note that R k = SOH k × R 0 .
この充放電電流の推定値{I′k}と、実際の電流センサ101で測定した電流{Ik}を比較することで、各電圧センサ102の誤差修正・故障判定、ならびに、各組電池10の劣化度{SOHk}の誤差を修正、劣化度{SOHk}の精度を向上させることができる。 By comparing the estimated value {I ′ k } of the charge / discharge current with the current {I k } measured by the actual current sensor 101, error correction / fault determination of each voltage sensor 102 and each assembled battery 10 Fixed error of degree of deterioration {SOH k}, it is possible to improve the accuracy of the deterioration degree {SOH k}.
まず、電圧センサ102の誤差修正・故障判定について説明する。各組電池10は並列に接続されているため、各組電池の電圧{CCVk}は同じである。そこで、各組電池10に属する電圧センサ102の出力の差が拡大し、ある電圧センサ102の出力値と電圧センサ102の出力値の平均との差分が、所定の範囲(たとえば、5%)を越えた場合、この電圧センサ102は調整要とみなし、センサ出力調整(キャリブレーション)を行う。その後も、電圧センサ102が所定の範囲外となった場合には、当該電圧センサ102が故障とみなし、その列を切り離すか、待機系の電圧センサ102に切り替える。 First, error correction / failure determination of the voltage sensor 102 will be described. Since each assembled battery 10 is connected in parallel, the voltage {CCV k } of each assembled battery is the same. Therefore, the difference in the output of the voltage sensor 102 belonging to each assembled battery 10 increases, and the difference between the output value of a certain voltage sensor 102 and the average of the output values of the voltage sensor 102 falls within a predetermined range (for example, 5%). If it exceeds, the voltage sensor 102 is regarded as needing adjustment, and sensor output adjustment (calibration) is performed. Thereafter, when the voltage sensor 102 is out of the predetermined range, the voltage sensor 102 is regarded as a failure, and the line is disconnected or switched to the standby voltage sensor 102.
次に、電圧センサ102の出力と電流センサ101の出力を利用したSOH精度向上の方法について説明する。2つの手法が存在する。   Next, a method for improving the SOH accuracy using the output of the voltage sensor 102 and the output of the current sensor 101 will be described. There are two approaches.
電圧予測値{CCV′k}、および電流予測値{I′k}を直列ごとに算出する。電圧予測値は(式2)より、電流予測値は(式13)を求める。次に、(式22),(式23)に示すように、電流センサ101の出力{Ik}と電圧センサの102の出力{CCVk}と比較し、電圧差分{ΔCCVk}および電流差分{ΔIk}を求める。なお、ΔCCVkは各列の劣化度SOHkで、また、ΔIkは各列のSOHkの関係(相対比)で決まる。 The voltage predicted value {CCV ′ k } and the current predicted value {I ′ k } are calculated for each series. The predicted voltage value is obtained from (Equation 2), and the predicted current value is obtained from (Equation 13). Next, as shown in (Expression 22) and (Expression 23), the output {I k } of the current sensor 101 and the output {CCV k } of the voltage sensor 102 are compared, and the voltage difference {ΔCCV k } and the current difference are compared. {ΔI k } is obtained. ΔCCV k is determined by the degree of deterioration SOH k of each column, and ΔI k is determined by the relationship (relative ratio) of SOH k of each column.
手法1:ΔCCVkとΔIkを利用し、劣化度の推定誤差を修正,精度を向上する。 Method 1: ΔCCV k and ΔI k are used to correct a deterioration degree estimation error and improve accuracy.
手法2:ΔIkとCCVkを利用し、劣化度の推定誤差を修正,精度を向上する。 Method 2: Using ΔI k and CCV k , the estimation error of the deterioration degree is corrected and the accuracy is improved.
まず、手法1について説明する。図16に、手法1で利用する電圧差分{ΔCCVk}および電流差分{ΔIk}を登録する差分テーブルの構成を示す。この差分テーブルは各直列の電圧差分ΔCCVkおよび電流差分ΔIkを保持するとともに、その値が、所定の範囲外にあるかどうかの判定結果(+方向で範囲外なら+(1)、−方向で範囲外なら−(−1)、範囲内なら0)を保持する。なお、センサ誤差の影響を回避するため、ΔCCVkおよびΔIkは一定時間内の平均値を用いる。また、劣化に伴い内部抵抗が上昇する性質から、下記に示すΔCCVkとΔIkの結果と劣化度(SOH)との関係が導ける。 First, method 1 will be described. FIG. 16 shows the configuration of a difference table for registering the voltage difference {ΔCCV k } and the current difference {ΔI k } used in Method 1. This difference table holds each series voltage difference ΔCCV k and current difference ΔI k, and determines whether the value is outside a predetermined range (+ (1) if the value is outside the range, + (1), -direction) If it is out of the range,-(-1) is held, and if it is within the range, 0) is held. In order to avoid the influence of sensor error, ΔCCV k and ΔI k are average values within a certain time. Further, from the property that the internal resistance increases with deterioration, the relationship between the results of ΔCCV k and ΔI k shown below and the degree of deterioration (SOH) can be derived.
そこで、手法1では、ステップ1)で電圧差分(ΔCCVk)を用い、各直列のSOHkを一様に調整した後、ステップ2)により、電流差分(ΔIk)により、直列間のSOHkを調整する。 Therefore, in Method 1, using the voltage difference (ΔCCV k) in step 1), after uniformly adjust the SOH k of each series, in step 2), the current difference ([Delta] I k), SOH k between series Adjust.
図17に手法1のアルゴリズムを示す。   FIG. 17 shows the algorithm of Method 1.
ステップ1) 全直列に対して、電圧差分の判定結果が、
a)すべて+ならば、全SOHkを増加
b)すべて−ならば、全SOHkを減少
これを、何周期か繰り返し、電圧差分の判定結果が、a)b)の条件以外になるまで、繰り返し、各直列のSOHkを一様に調整する。
Step 1) For all series, the voltage difference judgment result is
a) If all +, increase total SOH k
b) If all--decrease total SOH k
This is repeated for several cycles until the determination result of the voltage difference becomes other than the conditions of a) and b), and the SOH k in each series is adjusted uniformly.
ステップ2) 各直列に対して、電圧差分と電流差分の判定結果が、
+−(電圧差分結果+,電流差分結果−)ならば、当該直列のSOHkを増加
−+(電圧差分結果−,電流差分結果+)ならば、当該直列のSOHkを減少
を行い、直列間のSOHkの調整し、ステップ1)に戻る。
Step 2) For each series, the determination result of voltage difference and current difference is
If + − (voltage difference result +, current difference result−), the series SOH k is increased. If + (voltage difference result−, current difference result +), the series SOH k is decreased and the series SOH k is decreased. Adjust the SOH k in the meantime and return to step 1).
以上のステップ1),ステップ2)を繰り返すことにより、劣化度(SOHk)の調整を行い、精度向上を図る。 By repeating the above steps 1) and 2), the degree of deterioration (SOH k ) is adjusted to improve accuracy.
一方、手法2では、電圧センサ102および充電量の精度により、電圧差分ΔCCVkの誤差が大きい場合に、組電池10の電圧であるCCVkを代わりに利用する手法である。手法1に比べ収束は遅いが、もともと数%程度の誤差を調整するものであることを考慮すると、本手法も有効と考えられる。 On the other hand, Method 2 is a method that uses CCV k that is the voltage of the assembled battery 10 instead when the error of the voltage difference ΔCCV k is large due to the accuracy of the voltage sensor 102 and the charge amount. Although convergence is slower than Method 1, this method is also considered to be effective in view of the fact that it originally adjusts an error of several percent.
手法2では、まずステップ1)にて、電流差分(Ik)の差が最も大きな2つの劣化度(SOH)を調整することで、直列間のSOHバランスを調整するともに、ステップ2)にて、各直列の電圧CCVkを観測し、所定の範囲外となった場合には、全直列の劣化度(SOH)を一律に増加させる。 In method 2, first, in step 1), the SOH balance between the series is adjusted by adjusting the two deterioration degrees (SOH) having the largest difference in current difference (I k ), and in step 2). observes voltage CCV k of each of the series, when a predetermined range, the total series of degradation degrees (SOH) is increased uniformly.
図18に手法2のアルゴリズムを示す。   FIG. 18 shows the algorithm of method 2.
ステップ1) 電流差分が所定の範囲外の直列に対して、
最大の直列のSOHkを減少
最小の直列のSOHkを増加
ステップ2) 各電池制御システムに属する電圧センサ102の出力が、所定の範囲外となる直列が存在したら、すべてのSOHkを増加させ、ステップ1)に戻る。
Step 1) For series with current difference outside the specified range,
The output of the largest series of SOH k increases the SOH k reduction smallest serial Step 2) Voltage sensor 102 belonging to each battery control system, if a series of a predetermined range exists, increasing all SOH k Return to step 1).
以上のステップ1),2)を繰り返すことにより、劣化度(SOHk)の調整を行い、精度向上を図る。 By repeating the above steps 1) and 2), the deterioration degree (SOH k ) is adjusted to improve accuracy.
手法1,手法2とも、SOHの増減分は1%などの固定値とする。なお、起動時など電池制御システム1000にてSOHが求められていない場合には、実際の電池の劣化度との乖離が大きく、組電池の電圧であるCCVkが利用可能な範囲を大きく、逸脱する場合が考えられる。その場合には、その逸脱具合に応じ、SOHの増減分を求めることで、組電池10に大きな負荷がかからないようにする。 In both method 1 and method 2, the increase or decrease in SOH is a fixed value such as 1%. When the battery control system 1000 does not require SOH, such as at the time of startup, the deviation from the actual battery deterioration level is large, and the range in which CCV k that is the voltage of the assembled battery can be used is large. If you want to. In such a case, the battery pack 10 is not subjected to a large load by determining the increase or decrease of the SOH according to the degree of deviation.
続いて、組電池10を直並列に複数接続する構成について、説明する。この構成の場合、直列分を図15に示すように、各電池制御システム1000に電流センサ101や電圧センサ102が存在し、各種センサの数が多くなり、電池システム自体のコストを押し上げる原因となっている。   Next, a configuration in which a plurality of assembled batteries 10 are connected in series and parallel will be described. In the case of this configuration, as shown in FIG. 15, the current sensor 101 and the voltage sensor 102 exist in each battery control system 1000, and the number of various sensors increases, which increases the cost of the battery system itself. ing.
そこで、図19に、直列接続である利点を生かし、電流センサ101の共通化した構成を示す。なお、図19では、多重化のため両端に電流センサ101を取り付け、電流センサ101の2重化を測っている。   Accordingly, FIG. 19 shows a common configuration of the current sensor 101 by taking advantage of the series connection. In FIG. 19, the current sensor 101 is attached to both ends for multiplexing, and the duplexing of the current sensor 101 is measured.
また、電圧センサ102の削減方法について説明する。各組電池10を流れる電流が同じであることから、各直列単位で組電池10を更新することで、劣化度の推移状況を同じとし、各組電池10の電圧をほぼ等しく維持することができる。   A method for reducing the voltage sensor 102 will be described. Since the current flowing through each assembled battery 10 is the same, by updating the assembled battery 10 in each series unit, the transition state of the deterioration degree can be made the same, and the voltage of each assembled battery 10 can be maintained substantially equal. .
そこで、図20に示すように、直列接続された組電池10全体の総電圧を電圧センサ102で測ることで、電圧センサ102を一本化し、各組電池10の電圧として、総電圧を組電池10の直列数で割った値を利用する。さらに、電池制御状態推定装置20は通信回路22をもち、他の電池状態推定装置20と通信を行う機能を持たせ、電流センサ101と電圧センサ102を1つの電池制御状態推定装置20に接続、電池センサ101および電圧センサ102が測定した電流、電圧値をディジタル化した後、他の電池状態推定装置20に送信することで、電池センサ101と電流センサ102の接続本数を削減することが可能となる。また、逆に、温度センサ103により測定した各組電池10の温度を、電池制御システム1003−1に送信し、電池制御システム1003−1で直列分の充電量、許容充放電電流量、劣化度の推定を行うことも可能である。   Therefore, as shown in FIG. 20, the voltage sensor 102 is integrated by measuring the total voltage of the whole assembled battery 10 connected in series with the voltage sensor 102, and the total voltage is used as the voltage of each assembled battery 10. Use the value divided by the number of 10 in series. Furthermore, the battery control state estimation device 20 has a communication circuit 22 and has a function of communicating with other battery state estimation devices 20, and the current sensor 101 and the voltage sensor 102 are connected to one battery control state estimation device 20, It is possible to reduce the number of connections between the battery sensor 101 and the current sensor 102 by digitizing the current and voltage values measured by the battery sensor 101 and the voltage sensor 102 and then transmitting them to the other battery state estimation device 20. Become. Conversely, the temperature of each assembled battery 10 measured by the temperature sensor 103 is transmitted to the battery control system 1003-1, and the battery control system 1003-1 is charged in series, the allowable charge / discharge current amount, and the degree of deterioration. It is also possible to estimate.
しかし、この構成では、すべての組電池10の直列での電圧しか測定できず、各組電池10の異常を検出する能力の低下が心配される。   However, with this configuration, only the voltage in series of all the assembled batteries 10 can be measured, and there is a concern that the ability to detect an abnormality of each assembled battery 10 is reduced.
そこで、図21に示すように、各電池制御システム1000に、組電池10を構成する各セルの電圧を測定するセル電圧測定手段104を設ける。また、電池状態推定装置20にもう一つの通信回路23を設け、セル電池測定手段104と通信することで、セル単位にきめの細かな電圧監視を行うことで、より安全な電池制御システムを構築することが可能となる。   Therefore, as shown in FIG. 21, each battery control system 1000 is provided with cell voltage measuring means 104 that measures the voltage of each cell constituting the assembled battery 10. In addition, the battery state estimation device 20 is provided with another communication circuit 23 and communicates with the cell battery measurement means 104 to perform fine voltage monitoring in units of cells, thereby constructing a safer battery control system. It becomes possible to do.
この直並列接続システムにおいては、先述の直列接続システムおよび並列接続システムの劣化度(SOH)精度向上手法(アルゴリズム)を組み合わせることで、各組電池10の劣化度(SOH)の精度の向上を実現することが出来る。これは、直列ごとに各組電池10の劣化度(SOH)の精度の調整の後、直列間で劣化度の調整を行う。なお、直列間の劣化度の調整時には、対応する直列の劣化度調整は、その直列に含まれる組電池10の劣化度に対して、行われる。   In this series-parallel connection system, the accuracy of the deterioration degree (SOH) of each assembled battery 10 is improved by combining the method (algorithm) for improving the deterioration degree (SOH) of the series connection system and the parallel connection system described above. I can do it. This adjusts the degree of deterioration between series after adjusting the degree of deterioration (SOH) of each assembled battery 10 for each series. At the time of adjusting the degree of deterioration between series, the corresponding series degree of deterioration is adjusted with respect to the degree of deterioration of the assembled battery 10 included in the series.
本発明によれば、電池を並列に接続した電池システムにおいて、推定した内部抵抗を利用することで、電池システムとして充放電可能な電流量を推定することが可能となる。また、電力変換器を介して並列に接続することで、各電池の充放電電流を制御でき、内部抵抗の低い電池への電流集中を防止し、電池の温度を一定にまたは、電池の最大温度を制御することが可能となる。   ADVANTAGE OF THE INVENTION According to this invention, in the battery system which connected the battery in parallel, it becomes possible to estimate the electric current amount which can be charged / discharged as a battery system by utilizing the estimated internal resistance. In addition, by connecting in parallel via a power converter, the charge / discharge current of each battery can be controlled, preventing current concentration on the battery with low internal resistance, keeping the battery temperature constant or the maximum battery temperature Can be controlled.
これにより、電池の能力を最大限に引き出すとともに、電池の長寿命化が実現できる。   Thereby, the battery capacity can be maximized and the battery life can be extended.
また、並列および直列に接続された電池システムにおいて、推定した内部抵抗の精度を向上させるため、推定した内部抵抗値から各電池の電圧,電流を予測し、これと各電池の推定に利用する電圧および電流センサの値と比較することで、内部抵抗の精度を向上させることが可能となる。   In addition, in order to improve the accuracy of the estimated internal resistance in battery systems connected in parallel and in series, the voltage and current of each battery are predicted from the estimated internal resistance value, and this is the voltage used for estimating each battery. And by comparing with the value of the current sensor, the accuracy of the internal resistance can be improved.
本発明は、電池を制御するシステム及び方法において、電池の劣化度を精度良く求めることを実現して、電池制御システムの製造,販売,メンテナンスに寄与する。   In the system and method for controlling a battery, the present invention achieves accurate determination of the degree of deterioration of the battery, and contributes to the manufacture, sale, and maintenance of the battery control system.
本発明に係わる電池制御システム1000のブロック図である。It is a block diagram of the battery control system 1000 concerning this invention. 本発明に係わる基準内部抵抗値テーブルの構成を示す図である。It is a figure which shows the structure of the reference | standard internal resistance value table concerning this invention. 本発明に係わる組電池の等価回路を示す回路図である。It is a circuit diagram which shows the equivalent circuit of the assembled battery concerning this invention. 本発明に係わる基準内部抵抗値保持手段の構成を示す図である。It is a figure which shows the structure of the reference | standard internal resistance value holding means concerning this invention. 本発明に係わる基準内部抵抗値保持手段の構成を示す図である。It is a figure which shows the structure of the reference | standard internal resistance value holding means concerning this invention. 本発明に係わる温度及び充電量別に内部抵抗値を保持する測定内部抵抗値保持手段の構成を示す図である。It is a figure which shows the structure of the measurement internal resistance value holding means which hold | maintains an internal resistance value according to the temperature and charge amount concerning this invention. 本発明に係わる各温度で累積値と個数を保持する測定内部抵抗値保持手段の構成を示す図である。It is a figure which shows the structure of the measurement internal resistance value holding means which hold | maintains a cumulative value and a number at each temperature concerning this invention. 本発明に係わる各温度で更新時間を記録する機能を持つ測定内部抵抗値保持手段の構成を示す図である。It is a figure which shows the structure of the measurement internal resistance value holding | maintenance means which has the function to record update time at each temperature concerning this invention. 本発明に係わる電池システムと電池制御部の構成を示すブロック図である。It is a block diagram which shows the structure of the battery system concerning this invention, and a battery control part. 本発明に係わる電池システムと電池制御部の構成を示す別のブロック図である。It is another block diagram which shows the structure of the battery system concerning this invention, and a battery control part. 本発明に係わる電池制御部の構成を示す別のブロック図である。It is another block diagram which shows the structure of the battery control part concerning this invention. 本発明をハイブリッド鉄道車両に適応した際のブロック図である。It is a block diagram at the time of applying this invention to a hybrid railway vehicle. 本発明をハイブリッド鉄道車両に適応した際の組電池のブロック図である。It is a block diagram of an assembled battery when the present invention is applied to a hybrid railway vehicle. 本発明に係わる組電池を複数並列接続した電池システムの構成図である。It is a block diagram of a battery system in which a plurality of assembled batteries according to the present invention are connected in parallel. 本発明に係わる電池制御システムの他の実施例を示すブロック図である。It is a block diagram which shows the other Example of the battery control system concerning this invention. 本発明に係わる差分テーブルの一構成例を示す図である。It is a figure which shows one structural example of the difference table concerning this invention. 本発明に係わる劣化度の推定誤差の修正アルゴリズムを示す図である。It is a figure which shows the correction algorithm of the estimation error of the degradation degree concerning this invention. 本発明に係わる劣化度の推定誤差の他の修正アルゴリズムを示す図である。It is a figure which shows the other correction algorithm of the estimation error of the degradation degree concerning this invention. 本発明に係わる電池制御システムの他の実施例を示すブロック図である。It is a block diagram which shows the other Example of the battery control system concerning this invention. 本発明に係わる電池制御システムの他の実施例を示すブロック図である。It is a block diagram which shows the other Example of the battery control system concerning this invention. 本発明に係わる電池制御システムの他の実施例を示すブロック図である。It is a block diagram which shows the other Example of the battery control system concerning this invention.
符号の説明Explanation of symbols
1 電池システム
2 電池制御装置
10 組電池
100 センサ
201 劣化推定装置
210 内部抵抗値テーブル
1000 電池制御システム
2000 内部抵抗計算手段
2110 内部抵抗値保持手段
2200 劣化推定計算手段
DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 Battery system 2 Battery control apparatus 10 Battery pack 100 Sensor 201 Deterioration estimation apparatus 210 Internal resistance value table 1000 Battery control system 2000 Internal resistance calculation means 2110 Internal resistance value holding means 2200 Deterioration estimation calculation means

Claims (33)

  1. 少なくとも1つ以上の電池と、
    制御回路とを備えた電池制御システムにおいて、
    前記電池の電池状態情報を検出するセンサと、
    前記センサからの電池状態情報から内部抵抗値を算出する内部抵抗計算手段と、
    該内部抵抗値を前記電池の温度域毎に保持する内部抵抗保持手段と、
    前記電池の温度域毎の基準内部抵抗値と算出した内部抵抗値とを比較する劣化判定手段とを備えて、
    前記電池の劣化度を判定することを特徴とする電池制御システム。
    At least one battery;
    In a battery control system comprising a control circuit,
    A sensor for detecting battery state information of the battery;
    An internal resistance calculating means for calculating an internal resistance value from battery state information from the sensor;
    Internal resistance holding means for holding the internal resistance value for each temperature range of the battery;
    Deterioration determination means for comparing a reference internal resistance value for each temperature range of the battery and the calculated internal resistance value,
    A battery control system for determining a deterioration degree of the battery.
  2. 請求項1において、
    前記劣化判定手段は、前記内部抵抗保持手段により内部抵抗値を温度領域毎に演算した後に、全ての温度領域で演算して前記電池の内部抵抗値を求めて、基準内部抵抗値と比較することで、劣化度を求めることを特徴とする電池制御システム。
    In claim 1,
    The deterioration determining means calculates the internal resistance value for each temperature region by the internal resistance holding means, calculates the internal resistance value of the battery by calculating in all temperature regions, and compares it with a reference internal resistance value. In the battery control system, the deterioration degree is obtained.
  3. 請求項2において、
    全ての温度領域に対応した前記基準内部抵抗値を記憶する基準内部抵抗値テーブルを備えて、
    該基準内部抵抗値テーブルの基準内部抵抗値を用いることを特徴とする電池制御システム。
    In claim 2,
    A reference internal resistance value table that stores the reference internal resistance values corresponding to all temperature regions,
    A battery control system using a reference internal resistance value of the reference internal resistance value table.
  4. 請求項2において、
    前記劣化判定手段は、前記内部抵抗保持手段により内部抵抗値を温度領域毎に演算した後に、全ての温度領域で演算して前記電池の測定内部抵抗値の代表値と、基準内部抵抗値の代表値とを求めて、測定内部抵抗値の代表値と基準内部抵抗代表値を比較して、劣化度
    を判定することを特徴とする電池制御システム。
    In claim 2,
    The deterioration determining means calculates the internal resistance value for each temperature region by the internal resistance holding means, and then calculates the representative value of the measured internal resistance value of the battery and the representative internal resistance value for all temperature regions. And determining a degree of deterioration by comparing a representative value of the measured internal resistance value with a reference internal resistance representative value.
  5. 請求項2,3において、
    前記内部抵抗保持手段は、各温度領域に更新された測定内部抵抗値の時間を保持することを特徴とする電池制御システム。
    In claims 2 and 3,
    The battery control system, wherein the internal resistance holding means holds a time of the measured internal resistance value updated in each temperature region.
  6. 請求項4において、
    前記劣化判定手段は、前記内部抵抗保持手段の測定内部抵抗値から温度領域毎に複数の温度領域代表値を求める温度領域代表値関数、及び、該温度領域代表値関数の出力から内部抵抗値の代表値を求める代表値関数を備えたことを特徴とする電池制御システム。
    In claim 4,
    The deterioration determining means includes a temperature area representative value function for obtaining a plurality of temperature area representative values for each temperature area from the measured internal resistance value of the internal resistance holding means, and an internal resistance value from an output of the temperature area representative value function. A battery control system comprising a representative value function for obtaining a representative value.
  7. 請求項6において、
    前記温度領域代表値関数及び、前記代表値関数は、平均値を求める関数であることを特徴とする電池制御システム。
    In claim 6,
    The temperature control representative value function and the representative value function are functions for obtaining an average value.
  8. 請求項6において、
    前記代表値関数は、前記内部抵抗保持手段の各温度領域に登録された内部抵抗値の個数に応じ、重み付け平均で求める関数であることを特徴とする電池制御システム。
    In claim 6,
    The battery control system characterized in that the representative value function is a function obtained by weighted averaging according to the number of internal resistance values registered in each temperature region of the internal resistance holding means.
  9. 請求項8において、
    前記代表値関数は、前記内部抵抗保持手段の各温度領域に登録された測定内部抵抗値の更新時間に応じ、古い内部抵抗値の重みを軽くする重み付け平均で求める関数であることを特徴とする電池制御システム。
    In claim 8,
    The representative value function is a function obtained by a weighted average that reduces the weight of the old internal resistance value according to the update time of the measured internal resistance value registered in each temperature region of the internal resistance holding means. Battery control system.
  10. 請求項1において、
    前記内部抵抗保持手段の温度領域中のある温度域の抵抗値が、他の温度域に比べ差が大きい場合には、その旨を表示する機能を有することを特徴とする電池制御システム。
    In claim 1,
    A battery control system having a function of displaying when the resistance value in a certain temperature range in the temperature range of the internal resistance holding means is large compared to other temperature ranges.
  11. 少なくとも1つ以上の電池を備え、
    該電池を制御する電池制御方法において、
    前記電池の電池状態情報をセンサにより検出すること、
    前記電池状態情報から内部抵抗値を算出すること、
    該内部抵抗値を前記電池の温度域毎に保持すること、
    前記電池の温度域毎の基準内部抵抗値と算出した内部抵抗値とを比較して劣化状態を判定することを特徴とする電池制御方法。
    Comprising at least one battery,
    In a battery control method for controlling the battery,
    Detecting battery state information of the battery by a sensor;
    Calculating an internal resistance value from the battery state information;
    Maintaining the internal resistance value for each temperature range of the battery;
    A battery control method comprising: comparing a reference internal resistance value for each temperature range of the battery and a calculated internal resistance value to determine a deterioration state.
  12. 請求項11において、
    内部抵抗値を温度領域毎に演算した後に、全ての温度領域で演算して前記電池の内部抵抗値を求めて、基準内部抵抗値と比較することで、劣化状態を判定することを特徴とする電池制御方法。
    In claim 11,
    After calculating the internal resistance value for each temperature region, calculating the internal resistance value of the battery by calculating in all temperature regions, and comparing with a reference internal resistance value to determine the deterioration state Battery control method.
  13. 請求項12において、
    全ての温度領域に対応した前記基準内部抵抗値を記憶した基準内部抵抗値テーブルを備えること、
    該基準内部抵抗値テーブルの基準内部抵抗値を用いることを特徴とする電池制御方法。
    In claim 12,
    Comprising a reference internal resistance value table storing the reference internal resistance values corresponding to all temperature regions;
    A battery control method using a reference internal resistance value of the reference internal resistance value table.
  14. 請求項12において、
    内部抵抗値を温度領域毎に演算した後に、全ての温度領域で演算して前記電池の測定内部抵抗値の代表値と、基準内部抵抗値の代表値とを求めて、測定内部抵抗値の代表値と基準内部抵抗代表値を比較して、劣化度を判定することを特徴とする電池制御方法。
    In claim 12,
    After calculating the internal resistance value for each temperature region, calculate the representative value of the measured internal resistance value of the battery and the representative value of the reference internal resistance value by calculating in all the temperature ranges, and represent the representative value of the measured internal resistance value. A battery control method comprising: comparing a value with a reference internal resistance representative value to determine a degree of deterioration.
  15. 請求項12,13において、
    各温度領域に更新された測定内部抵抗値の時間を保持することを特徴とする電池制御方法。
    In claims 12 and 13,
    A battery control method characterized by holding the time of the measured internal resistance value updated in each temperature region.
  16. 請求項14において、
    測定内部抵抗値から温度領域毎に複数の温度領域代表値を求める温度領域代表値関数、及び、該温度領域代表値関数の出力から内部抵抗値の代表値を求める代表値関数を用いたこと特徴とする電池制御方法。
    In claim 14,
    A temperature region representative value function for obtaining a plurality of temperature region representative values for each temperature region from the measured internal resistance value, and a representative value function for obtaining a representative value of the internal resistance value from the output of the temperature region representative value function are used. A battery control method.
  17. 少なくとも1つ以上の電池と、
    制御回路とを備えた電池制御システムにおいて、
    前記電池の電池状態情報を検出するセンサと、
    前記センサからの電池状態情報から内部抵抗値を算出する内部抵抗計算手段と、
    該内部抵抗値を前記電池の温度域毎に保持する内部抵抗保持手段とを備え、
    前記電池の温度域毎の基準内部抵抗値と算出した内部抵抗値とを比較し、劣化推定値を求める劣化判定手段とを備え、
    ある温度域の劣化推定値が、他の温度域の推定値に比べ差が大きい場合には警告信号を出力することを特徴とする電池制御システム。
    At least one battery;
    In a battery control system comprising a control circuit,
    A sensor for detecting battery state information of the battery;
    An internal resistance calculating means for calculating an internal resistance value from battery state information from the sensor;
    An internal resistance holding means for holding the internal resistance value for each temperature range of the battery,
    Comparing a reference internal resistance value for each temperature range of the battery with the calculated internal resistance value, and a deterioration determination means for obtaining a deterioration estimated value,
    A battery control system that outputs a warning signal when a difference in estimated value in a certain temperature range is larger than an estimated value in another temperature range.
  18. 請求項17において、
    ある温度域の劣化推定値が、他の温度域の推定値に比べ差が大きい場合には、前記組電池の温度が、当該温度域にならないように動作することを特徴とする電池制御システム。
    In claim 17,
    A battery control system that operates so that the temperature of the assembled battery does not fall within the temperature range when the estimated degradation value in a certain temperature range is larger than the estimated value in another temperature range.
  19. 少なくとも1つ以上の電池からなる組電池と制御回路との組を2つ以上接続された電池制御システムにおいて、
    前記電池の電池状態情報を検出するセンサと、
    前記センサからの電池状態情報から内部抵抗値を算出する内部抵抗計算手段と、
    予め記憶された基準内部抵抗値と算出された内部抵抗値とを比較して、前記電池の劣化度を判定する劣化判定手段と、を有することを特徴とする電池制御システム。
    In a battery control system in which two or more sets of battery packs and control circuits composed of at least one battery are connected,
    A sensor for detecting battery state information of the battery;
    An internal resistance calculating means for calculating an internal resistance value from battery state information from the sensor;
    A battery control system comprising: a deterioration determination unit that determines a degree of deterioration of the battery by comparing a reference internal resistance value stored in advance with a calculated internal resistance value.
  20. 請求項19において、
    前記組電池は、直列に接続された少なくとも2つ以上の電池を有し、
    前記劣化判定手段で判定された前記電池の劣化度の分布に対し、平均より一定範囲外にある劣化度が存在する場合、前記劣化度を判定した前記劣化判定手段に対し、劣化度の再計算をさせることを特徴とする電池制御システム。
    In claim 19,
    The assembled battery has at least two batteries connected in series,
    When a deterioration degree that is out of a certain range from the average exists in the distribution of the deterioration degree of the battery determined by the deterioration determination means, recalculation of the deterioration degree for the deterioration determination means that has determined the deterioration degree. A battery control system characterized by
  21. 請求項20において、
    前記再計算を行った結果の劣化度が、再度、前記劣化度の平均より一定範囲外の劣化度を判定した場合、前記劣化判定手段、又は前記センサに対して、再調整をさせることを特徴とする電池制御システム。
    In claim 20,
    When the deterioration degree as a result of the recalculation is again determined as a deterioration degree outside a certain range from the average of the deterioration degrees, the deterioration determination means or the sensor is readjusted. Battery control system.
  22. 請求項21において、
    前記再調整後の前記劣化判定手段が判定した劣化度が、再度、前記劣化度の平均より一定範囲外の劣化度を判定した場合、前記電池の異常、又は前記センサの異常と判定することを特徴とする電池制御システム。
    In claim 21,
    When the degree of deterioration determined by the deterioration determination means after the readjustment determines again a deterioration degree outside a certain range from the average of the deterioration degrees, it is determined that the battery is abnormal or the sensor is abnormal. A battery control system.
  23. 請求項19において、
    前記組電池は、直列に接続された少なくとも2つ以上の電池を有し、
    前記劣化判定手段が判定した前記電池の劣化度の分布に対し、平均より一定範囲外にある劣化度が存在する場合、前記劣化度を一定範囲内に修正することを特徴とする電池制御システム。
    In claim 19,
    The assembled battery has at least two batteries connected in series,
    The battery control system characterized in that when the deterioration degree distribution of the battery determined by the deterioration determining means is outside a certain range from the average, the deterioration degree is corrected within the certain range.
  24. 請求項23において、
    前記センサは、前記組電池の電圧を検知する電圧センサを有し、
    前記電圧センサの検知結果として、電圧が所定の範囲外となった場合には、前記組電池の劣化度を増加させることを特徴とする電池制御システム。
    In claim 23,
    The sensor has a voltage sensor for detecting the voltage of the assembled battery,
    The battery control system characterized by increasing the degree of deterioration of the assembled battery when the voltage is out of a predetermined range as a detection result of the voltage sensor.
  25. 請求項19において、
    前記組電池は、並列に接続された少なくとも2つ以上の電池を有し、
    前記センサは、前記組電池の電圧を検知する電圧センサと、前記組電池の電流を検知する電流センサと、を有し、
    前記劣化判定手段は、劣化度及び前記組電池の充電量を判定し、
    判定された前記劣化度及び前記充電量に基づいて算出された前記組電池の電圧及び電流の予測値と、前記電圧センサ及び前記電流センサで検知された測定値とを比較し、比較した結果に基づいて前記劣化度を調整することを特徴とする電池制御システム。
    In claim 19,
    The assembled battery has at least two batteries connected in parallel,
    The sensor includes a voltage sensor that detects a voltage of the assembled battery, and a current sensor that detects a current of the assembled battery,
    The deterioration determination means determines a deterioration degree and a charge amount of the assembled battery,
    The predicted value of the voltage and current of the assembled battery calculated based on the determined degree of deterioration and the amount of charge is compared with the measured value detected by the voltage sensor and the current sensor, and the result of the comparison A battery control system that adjusts the degree of deterioration based on the above.
  26. 請求項25において、
    前記予測値と前記測定値の差が、予め定められた所定値以上の場合は、前記予測値と前記測定値との大小関係で、劣化度を調整することを特徴とする電池制御システム。
    In claim 25,
    When the difference between the predicted value and the measured value is equal to or greater than a predetermined value, the battery control system adjusts the degree of deterioration based on the magnitude relationship between the predicted value and the measured value.
  27. 請求項26において、
    電圧において、前記予測値が前記測定値より大きい場合は、前記劣化度を減少させ、前記予測値が前記測定値より小さい場合は、前記劣化度を増加させることを特徴とする電池制御システム。
    In claim 26,
    In the voltage, the battery control system is configured to decrease the degree of deterioration when the predicted value is larger than the measured value and increase the degree of deterioration when the predicted value is smaller than the measured value.
  28. 請求項26において、
    電流において、前記予測値が前記測定値より大きい場合は、前記劣化度を増加させ、前記予測値が前記測定値より小さい場合は、前記劣化度を減少させることを特徴とする電池制御システム。
    In claim 26,
    In the current, the battery control system is characterized in that when the predicted value is larger than the measured value, the deterioration degree is increased, and when the predicted value is smaller than the measured value, the deterioration degree is decreased.
  29. 少なくとも1つ以上の電池と制御回路との組を2つ以上並列に接続した電池制御システムにおいて、
    前記制御回路は、前記電池の劣化度及び充放電可能な許容充放電電流量を推定し、推定された前記劣化度及び前記許容充放電電流量とに基づいて、電池制御システム全体の充放電可能な電流を算出することを特徴とする電池制御システム。
    In a battery control system in which two or more pairs of at least one battery and a control circuit are connected in parallel,
    The control circuit estimates the degree of deterioration of the battery and the allowable charge / discharge current amount that can be charged / discharged, and can charge / discharge the entire battery control system based on the estimated degree of deterioration and the allowable charge / discharge current amount. A battery control system for calculating a large current.
  30. 請求項29において、
    前記制御回路は、推定された前記劣化度から各電池に流れる充放電電流比を算出し、算出された前記充放電電流比と前記各電池の前記許容充放電電流に基づいて、各電池に対して前記電池制御システム全体の充放電可能な電流を算出し、算出された電流の最小値を前記電池制御システム全体の充放電可能な電流とすることを特徴とする電池制御システム。
    In claim 29,
    The control circuit calculates a charge / discharge current ratio flowing in each battery from the estimated degree of deterioration, and for each battery based on the calculated charge / discharge current ratio and the allowable charge / discharge current of each battery. The battery control system is characterized in that a chargeable / dischargeable current of the entire battery control system is calculated, and a minimum value of the calculated current is set as a chargeable / dischargeable current of the entire battery control system.
  31. 少なくとも1つ以上の電池と制御回路との組を2つ以上並列に接続した電池制御システムにおいて、
    前記電池の電池状態情報を検出するセンサと、
    前記センサで検出された電池状態情報の電力変換を行う電力変換装置と、を有し、
    前記電力変換装置は、前記電池の電圧を異なる電圧に変換し、且つ前記電池に流れる電流を制御することを特徴とする電池制御システム。
    In a battery control system in which two or more pairs of at least one battery and a control circuit are connected in parallel,
    A sensor for detecting battery state information of the battery;
    A power conversion device that performs power conversion of the battery state information detected by the sensor,
    The battery control system, wherein the power conversion device converts a voltage of the battery into a different voltage and controls a current flowing through the battery.
  32. 請求項31において、
    前記制御回路は、前記電池に流れる電流を、前記電力変換装置を介して、前記電池制御システム全体の前記電池の発熱量と同じくなるように調整することを特徴とする電池制御システム。
    In claim 31,
    The battery control system, wherein the control circuit adjusts the current flowing through the battery to be the same as the heat generation amount of the battery of the battery control system as a whole via the power converter.
  33. 請求項31において、
    前記制御回路は、前記電池に流れる電流を、前記電力変換装置を介して、前記電池制御システム全体の前記電池の発熱量の最大値と同じくなるように調整することを特徴とする電池制御システム。
    In claim 31,
    The battery control system, wherein the control circuit adjusts the current flowing through the battery to be the same as the maximum value of the heat generation amount of the battery of the battery control system as a whole via the power converter.
JP2007335512A 2007-03-09 2007-12-27 Battery control method and system Active JP5017084B2 (en)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2007059361 2007-03-09
JP2007059361 2007-03-09
JP2007335512A JP5017084B2 (en) 2007-03-09 2007-12-27 Battery control method and system

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2007335512A JP5017084B2 (en) 2007-03-09 2007-12-27 Battery control method and system
GB0823450A GB2461350B (en) 2007-12-27 2008-12-23 Battery control method and system

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JP2008256673A true JP2008256673A (en) 2008-10-23
JP5017084B2 JP5017084B2 (en) 2012-09-05

Family

ID=39980369

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2007335512A Active JP5017084B2 (en) 2007-03-09 2007-12-27 Battery control method and system

Country Status (1)

Country Link
JP (1) JP5017084B2 (en)

Cited By (27)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2010087363A1 (en) * 2009-01-28 2010-08-05 住友重機械工業株式会社 Hybrid working machine and electricity storage control apparatus
JP2010178446A (en) * 2009-01-28 2010-08-12 Sumitomo Heavy Ind Ltd Hybrid working machine
JP2010193630A (en) * 2009-02-18 2010-09-02 Sumitomo Heavy Ind Ltd Power storage control device and working machine
GB2461350B (en) * 2007-12-27 2011-03-30 Hitachi Ltd Battery control method and system
JP2011080966A (en) * 2009-10-09 2011-04-21 Toshiba It & Control Systems Corp Battery pack testing apparatus
JP2011079447A (en) * 2009-10-08 2011-04-21 Hitachi Ltd Hybrid traveling control system
JP2012013554A (en) * 2010-06-30 2012-01-19 Sanyo Electric Co Ltd Detection method for internal resistance of battery
JP2012047521A (en) * 2010-08-25 2012-03-08 Denso Corp Battery state monitor
JP2012154793A (en) * 2011-01-26 2012-08-16 Fujitsu Telecom Networks Ltd Charge and discharge test system
JP2012162860A (en) * 2011-02-03 2012-08-30 Hitachi Constr Mach Co Ltd Working machine
JP2013076668A (en) * 2011-09-30 2013-04-25 Panasonic Corp Internal resistance detection circuit and battery power supply apparatus
JP2013148452A (en) * 2012-01-19 2013-08-01 Toyota Industries Corp Soh estimation device
WO2013153709A1 (en) * 2012-04-11 2013-10-17 トヨタ自動車株式会社 Cell-state-estimating device
JP2013246088A (en) * 2012-05-28 2013-12-09 Toyota Industries Corp Method and device for estimating internal resistance of battery
WO2014020643A1 (en) * 2012-07-31 2014-02-06 三洋電機株式会社 Control method and control device using same
JP2014148879A (en) * 2013-02-04 2014-08-21 Hitachi Constr Mach Co Ltd Work machine
US8963456B2 (en) 2011-03-07 2015-02-24 Hitachi, Ltd. Power converter and power converter of rolling stock
JP2015059816A (en) * 2013-09-18 2015-03-30 カヤバ工業株式会社 Battery capacity estimation device and battery capacity estimation method
JP2015072218A (en) * 2013-10-03 2015-04-16 三菱重工業株式会社 Degradation rate identifying device, degradation rate identifying method, and program
WO2016157420A1 (en) * 2015-03-31 2016-10-06 株式会社日立製作所 Cell deterioration evaluation device and secondary cell system
JPWO2016038658A1 (en) * 2014-09-08 2017-04-27 株式会社東芝 Battery pack, control circuit, and control method
EP3396808A1 (en) * 2017-04-28 2018-10-31 Quanta Computer Inc. Battery protection device and battery protection method
JP2018189579A (en) * 2017-05-10 2018-11-29 トヨタ自動車株式会社 Device for estimating degradation of secondary battery
JP2019029062A (en) * 2017-07-25 2019-02-21 トヨタ自動車株式会社 Cell system
WO2019098722A1 (en) * 2017-11-17 2019-05-23 주식회사 엘지화학 Device and method for estimating battery resistance
JP2019086928A (en) * 2017-11-06 2019-06-06 ファナック株式会社 Control device and machine learning device
WO2021065231A1 (en) * 2019-09-30 2021-04-08 株式会社デンソー Battery state estimation device

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2003059469A (en) * 2001-08-09 2003-02-28 Nissan Motor Co Ltd Abnormality detecting device of battery pack
JP2006226788A (en) * 2005-02-16 2006-08-31 Fuji Heavy Ind Ltd Battery management system

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2003059469A (en) * 2001-08-09 2003-02-28 Nissan Motor Co Ltd Abnormality detecting device of battery pack
JP2006226788A (en) * 2005-02-16 2006-08-31 Fuji Heavy Ind Ltd Battery management system

Cited By (35)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2461350B (en) * 2007-12-27 2011-03-30 Hitachi Ltd Battery control method and system
CN102301561A (en) * 2009-01-28 2011-12-28 住友重机械工业株式会社 Hybrid working machine and electricity storage control apparatus
JP2010178446A (en) * 2009-01-28 2010-08-12 Sumitomo Heavy Ind Ltd Hybrid working machine
US9000716B2 (en) 2009-01-28 2015-04-07 Sumitomo Heavy Industries, Ltd. Hybrid working machine and electric power accumulation controller
WO2010087363A1 (en) * 2009-01-28 2010-08-05 住友重機械工業株式会社 Hybrid working machine and electricity storage control apparatus
KR101307198B1 (en) * 2009-01-28 2013-09-11 스미도모쥬기가이고교 가부시키가이샤 Hybrid working machine and electricity storage control apparatus
JP2010193630A (en) * 2009-02-18 2010-09-02 Sumitomo Heavy Ind Ltd Power storage control device and working machine
JP2011079447A (en) * 2009-10-08 2011-04-21 Hitachi Ltd Hybrid traveling control system
JP2011080966A (en) * 2009-10-09 2011-04-21 Toshiba It & Control Systems Corp Battery pack testing apparatus
JP2012013554A (en) * 2010-06-30 2012-01-19 Sanyo Electric Co Ltd Detection method for internal resistance of battery
JP2012047521A (en) * 2010-08-25 2012-03-08 Denso Corp Battery state monitor
JP2012154793A (en) * 2011-01-26 2012-08-16 Fujitsu Telecom Networks Ltd Charge and discharge test system
JP2012162860A (en) * 2011-02-03 2012-08-30 Hitachi Constr Mach Co Ltd Working machine
US8963456B2 (en) 2011-03-07 2015-02-24 Hitachi, Ltd. Power converter and power converter of rolling stock
JP2013076668A (en) * 2011-09-30 2013-04-25 Panasonic Corp Internal resistance detection circuit and battery power supply apparatus
JP2013148452A (en) * 2012-01-19 2013-08-01 Toyota Industries Corp Soh estimation device
JP2013217819A (en) * 2012-04-11 2013-10-24 Toyota Motor Corp Battery state estimation device
WO2013153709A1 (en) * 2012-04-11 2013-10-17 トヨタ自動車株式会社 Cell-state-estimating device
CN104220885A (en) * 2012-04-11 2014-12-17 丰田自动车株式会社 Cell-state-estimating device
JP2013246088A (en) * 2012-05-28 2013-12-09 Toyota Industries Corp Method and device for estimating internal resistance of battery
JP2017120270A (en) * 2012-07-31 2017-07-06 パナソニックIpマネジメント株式会社 Control method and control device using the same
JPWO2014020643A1 (en) * 2012-07-31 2016-07-11 パナソニックIpマネジメント株式会社 Control method and control device using the same
WO2014020643A1 (en) * 2012-07-31 2014-02-06 三洋電機株式会社 Control method and control device using same
JP2014148879A (en) * 2013-02-04 2014-08-21 Hitachi Constr Mach Co Ltd Work machine
JP2015059816A (en) * 2013-09-18 2015-03-30 カヤバ工業株式会社 Battery capacity estimation device and battery capacity estimation method
JP2015072218A (en) * 2013-10-03 2015-04-16 三菱重工業株式会社 Degradation rate identifying device, degradation rate identifying method, and program
JPWO2016038658A1 (en) * 2014-09-08 2017-04-27 株式会社東芝 Battery pack, control circuit, and control method
WO2016157420A1 (en) * 2015-03-31 2016-10-06 株式会社日立製作所 Cell deterioration evaluation device and secondary cell system
EP3396808A1 (en) * 2017-04-28 2018-10-31 Quanta Computer Inc. Battery protection device and battery protection method
JP2018189579A (en) * 2017-05-10 2018-11-29 トヨタ自動車株式会社 Device for estimating degradation of secondary battery
JP2019029062A (en) * 2017-07-25 2019-02-21 トヨタ自動車株式会社 Cell system
JP2019086928A (en) * 2017-11-06 2019-06-06 ファナック株式会社 Control device and machine learning device
WO2019098722A1 (en) * 2017-11-17 2019-05-23 주식회사 엘지화학 Device and method for estimating battery resistance
JP2020514757A (en) * 2017-11-17 2020-05-21 エルジー・ケム・リミテッド Battery resistance estimating apparatus and method
WO2021065231A1 (en) * 2019-09-30 2021-04-08 株式会社デンソー Battery state estimation device

Also Published As

Publication number Publication date
JP5017084B2 (en) 2012-09-05

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP5017084B2 (en) Battery control method and system
JP2014197542A (en) Battery controller
US8947023B2 (en) Battery control device and motor drive system
JP5499200B2 (en) Degradation determination apparatus, deterioration determination method, and program
JP5460943B2 (en) Degradation judgment device, degradation judgment method, computer program
JP4797487B2 (en) Vehicle power supply
WO2014156265A1 (en) Battery control device
JP4797488B2 (en) Vehicle power supply
JP5621818B2 (en) Power storage system and equalization method
JP4987581B2 (en) Battery control device
EP3002597B1 (en) Battery control device
JP4864383B2 (en) Deterioration state estimation device for power storage device
JP5386443B2 (en) Power supply, railway vehicle
GB2461350A (en) Battery deterioration determination based on internal resistances per temperature range
US20190081501A1 (en) Battery output monitoring device and battery output monitoring method
KR20180122378A (en) Battery monitoring device and method
JP4897976B2 (en) Method and apparatus for detecting state of power storage device
JPH1138104A (en) Residual capacity detecting device for battery
JPWO2004034074A1 (en) Battery management method and apparatus
JP3732465B2 (en) Railway vehicle storage battery status monitoring device
KR101708457B1 (en) Apparatus for Estimating State Of Health of Secondary Battery and Method thereof
JP6823162B2 (en) Battery management device and method for calibrating the charge status of the battery
GB2261735A (en) Battery monitoring and management system
JPH11109004A (en) Residual capacity meter for battery and method for measuring residual capacity of a plurality of batteries
JP2015207371A (en) State estimation device for lithium secondary battery

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20091224

A977 Report on retrieval

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007

Effective date: 20110617

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20110628

A521 Written amendment

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20110804

TRDD Decision of grant or rejection written
A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

Effective date: 20120515

A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20120611

R151 Written notification of patent or utility model registration

Ref document number: 5017084

Country of ref document: JP

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R151

FPAY Renewal fee payment (event date is renewal date of database)

Free format text: PAYMENT UNTIL: 20150615

Year of fee payment: 3

FPAY Renewal fee payment (event date is renewal date of database)

Free format text: PAYMENT UNTIL: 20150615

Year of fee payment: 3