JP2016126943A - Power storage device and power storage system - Google Patents
Power storage device and power storage system Download PDFInfo
- Publication number
- JP2016126943A JP2016126943A JP2015000927A JP2015000927A JP2016126943A JP 2016126943 A JP2016126943 A JP 2016126943A JP 2015000927 A JP2015000927 A JP 2015000927A JP 2015000927 A JP2015000927 A JP 2015000927A JP 2016126943 A JP2016126943 A JP 2016126943A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- power storage
- displacement sensor
- storage device
- expansion amount
- clamping surface
- 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.)
- Pending
Links
Images
Classifications
-
- Y—GENERAL 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
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
- Y02E60/10—Energy storage using batteries
Landscapes
- Tests Of Electric Status Of Batteries (AREA)
- Secondary Cells (AREA)
- Battery Mounting, Suspending (AREA)
Abstract
Description
本発明は、蓄電装置および蓄電システムに関する。 The present invention relates to a power storage device and a power storage system.
リチウムイオン電池やキャパシタなどの蓄電装置を車載用や産業用に広く普及させていくためには、長寿命化が必須である。リチウムイオン電池やキャパシタを長期間充放電すると、電池材料の劣化により抵抗が増加し、所定の出力および容量が得られなくなって電池寿命となる。目標寿命を超えて二次電池を使用するには、電池の劣化状態を検知し、劣化状態に応じて充放電条件を調整することが有効な対策の1つである。 In order to widely spread power storage devices such as lithium ion batteries and capacitors for in-vehicle use and industrial use, it is essential to extend the life. When a lithium ion battery or capacitor is charged / discharged for a long time, the resistance increases due to deterioration of the battery material, and a predetermined output and capacity cannot be obtained, resulting in a battery life. In order to use the secondary battery beyond the target life, it is one effective measure to detect the deterioration state of the battery and adjust the charge / discharge conditions according to the deterioration state.
特許文献1に記載の技術では、複数のセル(単電池)とバッテリコンピュータから構成される電源装置において、セルと固縛板の間に圧力センサを取り付け、セルが劣化により膨張した場合には、圧力上昇として検知できるシステムが提案されている。
In the technique described in
しかしながら、圧力センサをセルとセルの間、あるいはセルと固縛板の間に挿入する構成の場合、電池組立作業が複雑になり作業性に劣る。また、センサから誤信号が発信された可能性の有無をチェックしたり、センサの校正が必要となったりした場合は、その都度電池モジュールの解体が必要となり、作業に時間がかかるという課題がある。 However, in the case where the pressure sensor is inserted between the cells or between the cells and the securing plate, the battery assembling work becomes complicated and the workability is inferior. Also, if there is a possibility that an error signal has been transmitted from the sensor, or if the sensor needs to be calibrated, the battery module must be disassembled each time, and there is a problem that the work takes time. .
請求項1の発明に係る蓄電装置は、積層された複数の蓄電セルと、前記複数の蓄電セルをセル積層方向に挟持する第1および第2の固縛部材を有して、前記複数のセルを固縛する固縛装置と、前記第1および第2の固縛部材で固縛された前記複数の蓄電セルの前記セル積層方向の膨張量を検出するための変位センサと、を備え、前記変位センサは前記固縛装置で固縛された前記複数の蓄電セルの外側に配置される。
請求項6の発明に係る蓄電システムは、請求項1に記載の蓄電装置と、前記蓄電セルの電流値および電圧値に基づいて前記複数の蓄電セルの劣化状態を推定する第1の推定部と、前記膨張量に基づいて前記複数の蓄電セルの劣化状態を推定する第2の推定部と、前記第2の推定部で推定された劣化状態に基づいて、前記第1の推定部で推定された劣化状態の信頼性を判定する判定部と、を備える。
請求項8の発明に係る蓄電システムは、電動車両の車両駆動用電源に用いられる請求項1に記載の蓄電装置と、前記蓄電セルの電流値および電圧値に基づいて前記複数の蓄電セルの劣化状態を推定する第1の推定部と、前記複数の蓄電セルを所定温度かつ所定充電状態に保持して計測された該複数の蓄電セルの基準膨張量が記憶される記憶部と、前記基準膨張量に基づいて前記複数の蓄電セルの劣化状態を推定する第2の推定部と、前記第1の推定部で推定された劣化状態と前記第2の推定部で推定された劣化状態とに基づいて、前記蓄電モジュールの充放電条件を変更する充放電制御部と、を備える。
The power storage device according to
A power storage system according to a sixth aspect of the present invention is the power storage device according to the first aspect, and a first estimation unit that estimates a deterioration state of the plurality of power storage cells based on a current value and a voltage value of the power storage cell. The second estimation unit that estimates the degradation state of the plurality of power storage cells based on the expansion amount, and the first estimation unit that is estimated based on the degradation state that is estimated by the second estimation unit. And a determination unit for determining reliability of the deteriorated state.
A power storage system according to an eighth aspect of the present invention is the power storage device according to
本発明によれば、組立作業やメンテナンス性に優れた蓄電装置および蓄電システムを提供することができる。 ADVANTAGE OF THE INVENTION According to this invention, the electrical storage apparatus and electrical storage system excellent in assembly work and maintainability can be provided.
以下、図を参照して本発明を実施するための形態について説明する。
−第1の実施の形態−
図1は、本発明に係る蓄電システムの第1の実施の形態を説明する図である。図1に示す蓄電システム100は車載用の蓄電システムであり、蓄電装置30、セルコントローラ8、記憶回路9およびバッテリーコントローラ10を備えている。
Hereinafter, embodiments for carrying out the present invention will be described with reference to the drawings.
-First embodiment-
FIG. 1 is a diagram for explaining a first embodiment of a power storage system according to the present invention. A
蓄電装置30は、電池モジュールMD、電池モジュールMDが載置されるベース7、ベース7に固定された基準板6を備えている。電池モジュールMDは、図示左右方向に積層された複数のリチウムイオン二次電池セル3と、それらのリチウムイオン二次電池セル3を固縛する固縛装置2と、一対の変位センサ1とを備えている。固縛装置2は、積層されたリチウムイオン二次電池セル3の左右両端に配置される一対の固縛板20と、固縛板20同士を連結するサイドプレート21とを備えている。サイドプレート21は両サイドに設けられている。固縛板20にサイドプレート21を取り付けることによって、リチウムイオン二次電池セル3の積層体は一対の固縛板20によってセル積層方向に挟持されることになる。
The
リチウムイオン二次電池セル3は角型の電池セルであって、例えば、電気絶縁用のセパレータを介して正極と負極を積層または捲回し、非水溶性電解液を含浸させた状態で電池容器内に封入したものである。正極はアルミ箔上にLiCoO2の粒子を導電剤および結着剤と混合し塗布したものである。なお、正極活物質としては、LiCoO2の他に、LiNiO2、LiMnO2、LiNiCoMnO2などのリチウム金属遷移酸化物を用いることができる。負極は銅箔上に黒鉛の粒子を結着剤と混合し塗布したものである。黒鉛の他にSi、SiOと黒鉛の混合材などを負極活物質に用いることができる。電気絶縁用のセパレータにはPP、PE材を積層した微多孔膜が用いられるが、不織布、セルロースなども代用可能である。非水溶性電解液の電解質にはLiPF6が用いられるが、LiBF4でも代用できる。電解液の溶媒にはEC、DMC、EMCの3種類を混合したものを用いた。
The lithium ion
リチウムイオン二次電池セル3は、充放電サイクルの増加と共に電池容量が低下する。電池容量の低下は、リチウムイオン二次電池セル3の充放電における膨張が要因の一つと考えられている。膨張量は、リチウムイオン二次電池セル3の劣化状態によって異なり、また、リチウムイオン二次電池セル3の充電状態(SOC:state of charge)によっても異なる。図1に示す電池モジュールMDでは、電池モジュールMDの膨張を抑制し電池容量の低下を抑えるために、電池モジュールMDを積層方向に固縛する固縛装置2を備えている。
The battery capacity of the lithium ion
固縛装置2は、リチウムイオン二次電池セル3の膨張を抑制するために設けられたものである。固縛板20は、複数のリチウムイオン二次電池セル3(以下では、セル積層体と呼ぶ場合もある)のセル積層方向の両端に設けられ、それを挟持している。一対の固縛板20には、所定の圧力でセル積層体が挟持されるようにサイドプレート21で連結されている。固縛装置2により固縛された状態の電池モジュールMDは、ベース7上に固定されている。充放電および電池劣化によってリチウムイオン二次電池セル3が膨張すると、固縛された状態においても固縛板20間の距離が変化する。
The
各固縛板20には、セル積層体を挟持する面とは反対側の面(以下では、非挟持面と呼ぶ)20aには、変位センサ1が設けられている。変位センサ1と対向する位置には基準板6が設けられている。基準板6は、電池モジュールMDが載置されるベース7に固定されている。変位センサ1は、基準板6と固縛板20との距離を測定するためのセンサである。変位センサ1には、例えば、赤色発光ダイオード(LED)変位センサが用いられる。より高精度の測定が必要な場合にはレーザー変位センサを用いると良い。
Each
各リチウムイオン二次電池セル3は、電流線4を介して接続されたバッテリーコントローラ10により、所定の条件で充放電される。リチウムイオン二次電池セル3の充放電条件は、セルコントローラ8および車両コントローラ11からの情報に基づいてバッテリーコントローラ10で調整される。セルコントローラ8には、電圧線5を介して各リチウムイオン二次電池セル3のセル電圧が入力される。さらに、セルコントローラ8には、各固縛板20に取り付けた変位センサ1から距離情報(検出信号)が入力される。セルコントローラ8は、入力された距離情報(固縛板20の距離情報)に基づいて電池モジュールMDの膨張量を求める。記憶回路9は、セルコントローラ8からの入力信号をログとして記憶する。バッテリーコントローラ10から出力される電池モジュールMDの充放電条件は、車両全体を制御する車両コントローラ11に入力される。
Each lithium ion
次に、電池モジュールMDに設けられたリチウムイオン二次電池セル3の劣化状態の推定方法について説明する。リチウムイオン二次電池セル3はリチウムイオンが正極と負極間を移動し、挿入、脱離を繰り返すことにより充放電する。リチウムイオン二次電池セル3を長期間充放電運転すると、電極材や電解液などの劣化により、単位時間に移動できるリチウムイオン量や所定の電圧範囲で移動できる総リチウムイオン量が低下し、電池の出力や容量が低下してくる。リチウムイオン二次電池セル3を目標寿命まで使用するためには、このような電池の劣化状況を把握し、劣化状況に応じて充放電条件を調整する必要がある。
Next, a method for estimating the deterioration state of the lithium ion
前述したように、電圧値および電流値から算出される電池抵抗値から劣化状態を推定する従来の推定方法では、電圧値や電流値に測定誤差が生じた場合、劣化状態を誤って判断してしまうおそれがあった。 As described above, in the conventional estimation method for estimating the deterioration state from the battery resistance value calculated from the voltage value and the current value, if a measurement error occurs in the voltage value or the current value, the deterioration state is erroneously determined. There was a risk of it.
リチウムイオン二次電池セル3の劣化を示す指標の一つとして、電極活物質の割れや活物質内でのリチウムイオンの残留などによる電極の膨張がある。そこで、本実施の形態では、変位センサ1の検出データに基づいて得られた電池モジュールMDの膨張量を劣化状態判定に利用することで、劣化状態推定の信頼性向上を図るようにした。
One of the indexes indicating the deterioration of the lithium ion
上述したように、本実施の形態では、変位センサ1で測定した基準板6および固縛板20間の距離情報を電圧値としてセルコントローラ8に入力し、電池モジュールMDの膨張量を把握するようにしている。しかし、膨張量は電池モジュールMDのSOCによっても変化するため、膨張量を精度良く評価するには電池モジュールMDを所定SOCに調整した後、変位センサ1で測定することが望ましい。なお、所定SOCとしては特に決まった値はなく、例えば、SOC=50%を所定SOCとすれば良い。
As described above, in the present embodiment, the distance information between the
車両運転時には、リチウムイオン二次電池セル3の充放電状態は時間に対して急激に変化することが多いため、所定のSOCに調整して膨張量を測定するのは困難である。また、電池モジュールMDの膨張量は雰囲気温度により影響を受け、車載用の場合、温度変化が大きくなるため測定精度が低下する可能性がある。
During vehicle operation, the charge / discharge state of the lithium ion
そこで、車検や定期点検時などの際に、電池モジュールMDを車両から取り外し、以下のような手順で膨張量を正確に測定する。まず、蓄電装置30を車両から取り外したならば、充放電装置を用いて電池モジュールMDのSOCを所定SOCに調整する。次いで、電池モジュールMDの温度を所定温度に保持して、電池モジュールMDの膨張量を測定する。膨張量測定は、蓄電装置30に設けられている変位センサ1を用いて行う。そして、測定された膨張量E0は、所定SOCおよび所定温度における基準膨張量として、記憶回路9に記憶させる。
Therefore, the battery module MD is removed from the vehicle at the time of vehicle inspection or periodic inspection, and the expansion amount is accurately measured by the following procedure. First, when the
図2は、劣化状態推定の判定処理の一例を示すフローチャートである。図2に示す一連の処理は、車両使用状況の特定のタイミング(例えば、車両検査直後や車両起動のタイミングなど)においてバッテリーコントローラ10で実行される。
FIG. 2 is a flowchart illustrating an example of the determination process for deterioration state estimation. The series of processing shown in FIG. 2 is executed by the
ステップS10では、リチウムイオン二次電池セル3の電流値、電圧値および膨張量Eを測定し、その測定データを記憶回路9に記憶する。ステップS20では、記憶回路9に記憶された電流値、電圧値の測定データに基づいて電池抵抗R1を算出する。ステップS30では、膨張量測定値Eと測定時の電池温度およびSOCに基づいて、所定温度かつ所定SOCの膨張量E1=E(SOC,T)×K(SOC,T)を算出する。なお、電池モジュールMDには温度センサが設けられており、温度検出信号はバッテリーコントローラ10に入力される。膨張量は電池温度とSOCに依存するので、上述のように換算係数K(SOC,T)を用いて所定温度かつ所定SOCにおける膨張量E1に換算する。換算係数K(SOC,T)は、予めマップデータとして記憶回路9に記憶されている。
In step S <b> 10, the current value, voltage value, and expansion amount E of the lithium ion
なお、本実施の形態では、車両走行時に得られる膨張量E1を、車両検査時に測定された膨張量E0を用いて図3のように補正する。図3において、E(t)は、所定の充放電条件により充放電を行った場合の、充放電時間tに対する膨張量の変化を示している。そして、車両点検時に得られる膨張量E0は正確な測定値なので、曲線E(t)上に乗っている。そして、車両点検直後の車載状態において膨張量E1を取得する。この膨張量E1は所定温度かつ所定SOCにおける値に換算したものではあるが、車両点検時に得られる膨張量E0に比べて誤差を含んでいる。そのため、差分=E0−E1を補正値(オフセット値)として記憶回路9に記憶し、その後に取得される膨張量E1(補正前)に対しては、「膨張量E1(補正前)+補正値」を補正後膨張量E1とする。そのため、補正後膨張量E1は曲線E(t)に近い値となる。ステップS30における膨張量E1には、この補正後膨張量E1が用いられる。もちろん、多少の誤差を許容するならば、膨張量E1(補正前)を用いても構わない。 In the present embodiment, the expansion amount E1 obtained during vehicle travel is corrected as shown in FIG. 3 using the expansion amount E0 measured during vehicle inspection. In FIG. 3, E (t) indicates a change in the expansion amount with respect to the charge / discharge time t when charge / discharge is performed under predetermined charge / discharge conditions. Since the expansion amount E0 obtained at the time of vehicle inspection is an accurate measured value, it is on the curve E (t). And the expansion amount E1 is acquired in the vehicle-mounted state immediately after vehicle inspection. The expansion amount E1 is converted into a value at a predetermined temperature and a predetermined SOC, but includes an error as compared with the expansion amount E0 obtained at the time of vehicle inspection. Therefore, the difference = E0−E1 is stored in the storage circuit 9 as a correction value (offset value), and for the expansion amount E1 (before correction) acquired thereafter, “expansion amount E1 (before correction) + correction value”. Is the corrected expansion amount E1. Therefore, the corrected expansion amount E1 is a value close to the curve E (t). The corrected expansion amount E1 is used as the expansion amount E1 in step S30. Of course, if a slight error is allowed, the expansion amount E1 (before correction) may be used.
ステップS40では、ステップS20,S30で取得された電池抵抗R1および膨張量E1に基づいて、充放電時間tr1,te1をそれぞれ算出する。記憶回路9には、電池抵抗R1と充放電時間tr1との相関を表すマップデータ、および、所定温度かつ所定SOCにおける膨張量E1と充放電時間te1との相関を表すマップデータが、予め記憶されている。これらのマップデータと電池抵抗R1および膨張量E1とから充放電時間tr1,te1を算出する。 In step S40, charge / discharge times tr1 and te1 are calculated based on the battery resistance R1 and the expansion amount E1 acquired in steps S20 and S30, respectively. The storage circuit 9 stores in advance map data representing the correlation between the battery resistance R1 and the charge / discharge time tr1, and map data representing the correlation between the expansion amount E1 and the charge / discharge time te1 at a predetermined temperature and a predetermined SOC. ing. From these map data, the battery resistance R1, and the expansion amount E1, the charge / discharge times tr1, te1 are calculated.
ステップS50では、充放電時間tr1,te1の差分=|te1−tr1|が、許容値Δtに対して差分≦Δtを満足するか否かを判定する。図4は、充放電時間tと電池抵抗Rおよび膨張量Eとの関係を示す図である。相関R(t),E(t)は、予めマップデータまたは相関関数として記憶回路9に記憶されている。図4に示す例では、差分=|te1−tr1|は差分≦Δtを満足している。すなわち、ステップS20で取得された電池抵抗R1は信頼性があり、電流値および電圧値に関する測定系は正常であると判断することができる(ステップS60)。
In step S50, it is determined whether or not the difference between charging and discharging times tr1 and te1 = | te1−tr1 | satisfies the difference ≦ Δt with respect to the allowable value Δt. FIG. 4 is a diagram showing the relationship between the charge / discharge time t, the battery resistance R, and the expansion amount E. The correlations R (t) and E (t) are stored in advance in the storage circuit 9 as map data or correlation functions. In the example shown in FIG. 4, the difference = |
一方、電池抵抗が図4のR2のような値であった場合、充放電時間tr1と充放電時間te1との乖離が大きいので、取得された電池抵抗R2は信頼性が無いと判定する(ステップS70)。すなわち、電流値および電圧値に関する測定系に異常が生じていると判断することができる。 On the other hand, when the battery resistance is a value like R2 in FIG. 4, since the difference between the charge / discharge time tr1 and the charge / discharge time te1 is large, it is determined that the acquired battery resistance R2 is not reliable (step) S70). That is, it can be determined that an abnormality has occurred in the measurement system related to the current value and the voltage value.
ステップS60において信頼性有りと判定した場合には、通常通り、電池抵抗R1を用いて劣化状態の推定を行う。一方、ステップS70において「信頼性無し」と判定した場合には、ステップS80に進んで、電池計測系に異常があることを知らせる警報をバッテリーコントローラ10から車両コントローラ11に送信する。
If it is determined in step S60 that there is reliability, the deterioration state is estimated using the battery resistance R1 as usual. On the other hand, if it is determined that there is “no reliability” in step S70, the process proceeds to step S80, and an alarm notifying that there is an abnormality in the battery measurement system is transmitted from the
なお、図4に示したR(t)およびE(t)は、所定の充放電パターンで電池モジュールMDを使用した場合の電池抵抗および膨張量の推移を示したものである。そのため、劣化しやすい充放電条件で充放電を行った場合には、ステップS40で算出される充放電時間tr1,te1は、実際にタイマでカウントされている充放電時間に比べて長くなる。すなわち、電池モジュールMDの残寿命はより短くなっていることになる。 Note that R (t) and E (t) shown in FIG. 4 indicate changes in battery resistance and expansion when the battery module MD is used in a predetermined charge / discharge pattern. Therefore, when charging / discharging is performed under charge / discharge conditions that are likely to deteriorate, the charging / discharging time tr1, te1 calculated in step S40 is longer than the charging / discharging time actually counted by the timer. That is, the remaining life of the battery module MD is shorter.
そのような場合、充放電条件を変更して、電池モジュールMD公称の電池保証時間まで使用できるように残寿命を延ばすことが行われる。そのような対策としては、例えば、充電制御時のSOC上限値を、予め設定されているSOC上限値よりも低く設定する方法がある。その結果、電池モジュールMDのSOCの使用範囲が低めに設定されるため、電池モジュールMDの劣化進行の度合いが小さくなり、残寿命の改善を図ることができる。 In such a case, the remaining life is extended so that the battery module MD can be used up to the nominal battery guarantee time by changing the charge / discharge conditions. As such a countermeasure, for example, there is a method of setting the SOC upper limit value at the time of charging control lower than a preset SOC upper limit value. As a result, since the SOC usage range of the battery module MD is set to be lower, the degree of progress of deterioration of the battery module MD is reduced, and the remaining life can be improved.
なお、図2に示す処理では、車載状態における測定系診断について説明した。しかし、車両検査時に蓄電装置30を車両から取り外して電池モジュールMDの膨張量E0を測定した際に、その充放電の際の電圧および電流から算出される電池抵抗R1と膨張量E0とから測定系の状態を診断しても良い。
In the process shown in FIG. 2, the measurement system diagnosis in the in-vehicle state has been described. However, when the
また、上述の劣化診断に代えて、以下のような診断を行って測定系の診断や劣化状態の判断を、バッテリーコントローラ10で行うようにしても良い。すなわち、車両点検時に取得された電池抵抗R1と膨張量E0が、実際にカウントされた充放電時間と相関R(t1),E(t)とから予測される電池抵抗値および膨張量よりも大きい場合には、電池モジュールMDの劣化が予測より進行していると判断される。その場合には、目標寿命を達成できなくなるため、充放電時における電流、電圧の動作範囲を狭くする、あるいは時間当たりの充放電サイクル数を減らすなど緩和した条件に変更し、バッテリーコントローラ10でセルの充放電を制御する。
Further, instead of the above-described deterioration diagnosis, the
一方、電池抵抗は予測値よりも高いが、膨張量が予測値よりも小さい場合には、電解液の劣化や部材と信号線との接触不良あるいは誤信号などの可能性が考えられるため、要因を推定し対策する必要がある。 On the other hand, the battery resistance is higher than the predicted value, but if the expansion amount is smaller than the predicted value, there is a possibility of deterioration of the electrolyte, poor contact between the member and the signal line, or a false signal. It is necessary to estimate and take measures.
また、電池抵抗および膨張量の両方とも予測値以下である場合には、電池モジュールMDの劣化は予測範囲内であると思われるため、条件を変更せず充放電を行う。 In addition, when both the battery resistance and the expansion amount are equal to or less than the predicted values, the battery module MD is considered to be within the predicted range, and charging / discharging is performed without changing the conditions.
なお、電池寿命の予測には寿命予測式が用いられることが多いが、正負極の活物質、電解液組成、充放電条件、温度などによって予測値が変わる。そのため、事前に実電池にできるだけ近い条件で寿命評価試験を行い、その結果に基づいて作成した予測式を用いる必要がある。 In many cases, a life prediction formula is used for predicting the battery life, but the predicted value varies depending on the active material of the positive and negative electrodes, the electrolyte composition, charge / discharge conditions, temperature, and the like. Therefore, it is necessary to conduct a life evaluation test in advance under conditions as close as possible to the actual battery and use a prediction formula created based on the result.
以上説明したように、本実施の形態の蓄電装置30では、変位センサ1により基準板6を検出することにより、各固縛板20と対向する基準板6との距離変化がそれぞれ検出される。その結果、固縛板20で固縛されたセル積層体の、積層方向の膨張量を検出することができる。
As described above, in the
変位センサ1は、図1に示すように固縛板20の非挟持面20aに、すなわち、固縛板20の外側に露出した部分(非挟持面20a)に配置されているので、セル積層体を固縛板20で固縛した後に、変位センサ1を固縛板20に取り付けることも可能であり、組立作業性に優れている。また、固縛状態においても非挟持面20aへの変位センサ1の着脱ができるので、固縛後の変位センサ1の検査や校正を容易に行うことができると共に、変位センサ1が故障している場合の交換作業も容易に行うことができる。
Since the
また、バッテリーコントローラ10においては、リチウムイオン二次電池セル3の電流値および電圧値に基づいてリチウムイオン二次電池セル3の劣化状態を推定し、電池モジュールMDの膨張量に基づいてリチウムイオン二次電池セル3の劣化状態を推定し、膨張量に基づいて推定された劣化状態に基づいて、電流値および電圧値に基づいて推定された劣化状態の信頼性を判定するようにした。これにより、電流値および電圧値の計測系の異常を診断することができ、劣化状態の誤診断を防止することができる。すなわち、劣化状態診断の信頼性向上を図ることができる。
Further, in the
さらに、記憶回路9に、電池モジュールMDを所定温度かつ所定充電状態に保持して計測された膨張量E0を記憶させ、測定された膨張量を基準膨張量E0に基づいてバッテリーコントローラ10で補正し、測定された膨張量に代えて前記補正された膨張量に基づいて劣化状態を推定することにより、上述した計測系の異常診断をより正確に行うことができる。
Furthermore, the expansion amount E0 measured by holding the battery module MD at a predetermined temperature and a predetermined charged state is stored in the storage circuit 9, and the measured expansion amount is corrected by the
−第2の実施の形態−
図5は、第2の実施の形態を説明する図である。図5は、設置タイプの蓄電システム200の概略構成を示す模式図であり、図1に示した車載用の蓄電システム100と比較すると、蓄電コントローラ12を備え、記憶回路9を備えていない点が異なる。蓄電コントローラ12は蓄電システム200の全体の制御を行うものであり、バッテリーコントローラ10に制御信号を送る。
-Second Embodiment-
FIG. 5 is a diagram for explaining the second embodiment. FIG. 5 is a schematic diagram illustrating a schematic configuration of an installation type
蓄電システム200の使用用途は、停電時の非常用電源や電力負荷平準化のためのバックアップ電源などである。上述した車載用の蓄電システム100では、充電条件や温度などが激しく変化するので、蓄電装置30を車両から外し、所定温度かつ所定SOC状態にして膨張量E0を計測した。
The
一方、蓄電システム200の場合には、車載用の蓄電システム100と比べて時間に対する充放電状態の変化は小さく、また、周囲温度の変化も少ない。そのため、電池モジュールMDの充放電時の電流、電圧、膨張量をオンタイムで連続計測し、所定SOCに達した時の電流、電圧、膨張量から電池抵抗と膨張量を求めるようにする。なお、電池抵抗と膨張量から電池の劣化状態を把握する過程は車載用の場合と同様である。ただし、蓄電装置30を取り外して電池モジュールMDの膨張量E0の測定は行われないので、ステップS30における膨張量E1は計測された膨張量そのものである。
On the other hand, in the case of the
このように、本実施の形態では、リチウムイオン二次電池セル3の電流値および電圧値に基づいて電池モジュールMDの劣化状態を推定する。そして、推定された劣化状態の信頼性を、変位センサ1の検出値から得られる膨張量に基づいて判定するようにした。蓄電システム200は一般に車載用と比べて大容量であり、電池モジュールMDの数も多くなる。そのため、上述した車載用と同様の方法では、電池の劣化状態の把握および充放電状態の調整に多くの時間が必要となり、ランニングコストの上昇やシステム稼働率の低下を招くことが考えられる。そこで、上述のように電池モジュールMDの膨張量をオンタイム計測することで、劣化状態診断の時間を短縮することができる。
Thus, in the present embodiment, the deterioration state of the battery module MD is estimated based on the current value and voltage value of the lithium ion
−第3の実施の形態−
図6は、第3の実施の形態を説明する図である。図6は、蓄電装置30を示す図である。なお、図6ではサイドプレート21の図示を省略した。この蓄電装置30は、第1の実施の形態に示した車載用の蓄電システム100にも、第2の実施の形態に示した設置型の蓄電システム200にも適用することができる。
-Third embodiment-
FIG. 6 is a diagram for explaining the third embodiment. FIG. 6 is a diagram illustrating the
本実施の形態では、一方の固縛板20の上端面(すなわち、非挟持面)20bに変位センサ1を設け、他方の固縛板20の上端面20bにセンサターゲットとしての基準板6を配置するようにした。なお、図6に示す例では、図示右側の固縛板20に変位センサ1を設け、図示左側の固縛板20に基準板6を設けているが、逆の配置としても良い。
In the present embodiment, the
本実施形態では、変位センサ1は、一方の固縛板20の外側に露出した上端面20bに配置されているので、第1の実施の形態の場合と同様に、蓄電装置30の組立作業性に優れている。さらに、固縛状態においても上端面20bへの変位センサ1の着脱ができるので、固縛後の変位センサ1の検査や校正を容易に行うことができると共に、変位センサ1が故障している場合の交換作業も容易に行うことができる。
In the present embodiment, since the
複数のリチウムイオン二次電池セル3を固縛する場合、リチウムイオン二次電池セル3の積層体の両側に固縛板20を取り付け、固縛板20が取り付けられた電池モジュールMDを押え板22aと荷重板22bとの間に配置する。そして、荷重板22bを固縛板20方向に押圧して所定の荷重を加え、荷重を加えた状態で固縛板20に不図示のサイドプレート21(図1参照)取り付ける。これにより、電池モジュールMDは固縛状態となる。
When a plurality of lithium ion
図7は、電池モジュールMDに荷重を加えた場合の、荷重と電池モジュールMDの積層方向の寸法(ここでは幅寸法と呼ぶ)との関係の一例を示す図である。電池モジュールMDの幅寸法は荷重が大きいほど短くなる。また、同一荷重であっても、電池モジュールMDのSOCの高低によって幅寸法が異なる。図7ではSOC1>SOC2>SOC3の関係にある。同一荷重Fに対して、SOC1,SOC2,SOC3の場合の各幅寸法W1,W2,W3は、W1>W2>W3となっている。 FIG. 7 is a diagram illustrating an example of a relationship between a load and a dimension in the stacking direction of the battery module MD (here, referred to as a width dimension) when a load is applied to the battery module MD. The width dimension of the battery module MD decreases as the load increases. Moreover, even if it is the same load, a width dimension changes with the height of SOC of battery module MD. In FIG. 7, the relationship is SOC1> SOC2> SOC3. For the same load F, the width dimensions W1, W2, and W3 in the case of SOC1, SOC2, and SOC3 are W1> W2> W3.
そのため、同一構成の電池モジュールMDを量産する場合、変位センサ1の検出結果を利用して以下のような組み立て作業を行うことができる。まず、使用される電池モジュールMDに対して、図7に示すような荷重と幅寸法との相関を事前に求めておく。そして、図6に示すように荷重板22bに荷重を加え、変位センサ1で検出される固縛板20間の距離(すなわち幅寸法)が所定の寸法となったならば、固縛板20にサイドプレート21を固定する。
Therefore, when mass-producing the battery module MD having the same configuration, the following assembly operation can be performed using the detection result of the
その結果、電池モジュールMDは、固縛の際に固縛荷重を測定しなくても、所定の固縛荷重で固縛されることになる。このような固縛作業では、固縛荷重で管理するよりも変位センサ1で検出される幅寸法で管理する方が作業性に優れ、作業時間の短縮を図ることができる。また、変位センサ1を、固縛作業時の幅寸法管理と充放電に伴う膨張量の検出の両方に兼用して用いることができる。
As a result, the battery module MD is secured with a predetermined securing load without measuring the securing load at the time of securing. In such a lashing operation, management by the width dimension detected by the
上述した実施の形態は以下のような作用効果を奏する。蓄電装置30は、図1に示すように、積層された複数のリチウムイオン二次電池セル3(蓄電セル)と、複数のリチウムイオン二次電池セル3をセル積層方向に挟持する一対の固縛板20を有する固縛装置2と、一対の固縛板20で固縛された複数のリチウムイオン二次電池セル3のセル積層方向の膨張量を検出するための変位センサ1と、を備える。変位センサ1は、固縛装置2で固縛された複数のリチウムイオン二次電池セル3の外側に配置される。
The embodiment described above has the following operational effects. As shown in FIG. 1, the
このように、変位センサ1を、固縛装置2で固縛された複数のリチウムイオン二次電池セル3の外側に配置したので、組立作業性に優れる。さらに、固縛状態においても、変位センサ1の校正や修理、交換等を容易に行うことができる。
As described above, since the
なお、固縛装置2で固縛された複数のリチウムイオン二次電池セル3の外側に配置する方法としては、例えば、図1に示す構成のように、一対の固縛板20の各々の非挟持面20aに変位センサ1を設け、各変位センサ1と対向配置された基準板6を被検出部として使用する。
In addition, as a method of arrange | positioning on the outer side of the some lithium ion
また、図6に示す構成のように、変位センサ1を一方の固縛板20の上端面20bに設け、被検出部としての基準板6を他方の固縛板20の上端面20bに設けるようにしても良い。このような構成とすることで、変位センサ1の個数を減らすことができる。なお、固縛板20の上端面20bに設ける代わりに、固縛板20をリチウムイオン二次電池セル3の上方に延ばし、その固縛板20の非挟持面を被検出部としても良い。
Further, as in the configuration shown in FIG. 6, the
また、図8に示すように、変位センサ1を、固縛板20の非挟持面20aと離間して対向配置された基準板6に設けるようにしても良い。この場合、固縛板20の非挟持面20aが変位センサ1の被検出部として機能する。このような構成とすることにより、変位センサ1が取り付けられていない電池モジュールMD(例えば、既存の車載用あるいは蓄電用の電池モジュールMD)についても、膨張量を測定することが可能となる。
In addition, as shown in FIG. 8, the
また、図9に示すように、変位センサ1を、リチウムイオン二次電池セル3間に挿入された金属板31の、外側に露出している部分に取り付けるような構成としても良い。変位センサ1が固縛板20や基準板6に取り付けることができない場合には、このような構成とすることにより、電池モジュールMDの膨張量を測定することが可能となる。図9に示す例では、一対の金属板31間には5個のリチウムイオン二次電池セル3が設けられているので、検出される膨張量Eは5個分の膨張量となる。そのため、電池モジュールMDの膨張量は(E/5)×7と推定される。
Moreover, as shown in FIG. 9, it is good also as a structure which attaches the
なお、上述した実施形態では、変位センサ1に光学式の変位センサ(赤色発光ダイオード(LED)変位センサ、レーザー変位センサ)を用いる例を示したが、他の方式の変位センサを用いても構わない。例えば、非接触式の変位センサとしては例えばリニアエンコーダ等があり、接触式であれば差動変圧器式の変位センサ等が上げられる。
In the above-described embodiment, an example in which an optical displacement sensor (a red light emitting diode (LED) displacement sensor or a laser displacement sensor) is used as the
図10はリニアエンコーダを用いる場合の模式図であり、図10(a)は平面図、図10(b)は側面図である。図10に示す例では、両方の固縛板20に対してリニアエンコーダ40が設けられており、各固縛板20のセル積層方向の位置(変位)は、各々に設けられたリニアエンコーダ40によって検出される。なお、図10(a)では、図示下側のサイドプレート21は、二点鎖線で示した。
FIG. 10 is a schematic diagram in the case of using a linear encoder, FIG. 10 (a) is a plan view, and FIG. 10 (b) is a side view. In the example shown in FIG. 10,
リニアエンコーダ40には、検出部40aとメインスケール40bとが設けられている。メインスケール40bは、固縛板20の露出部である側面20cに設けられている。検出ヘッド40aには、メインスケール40bを挟んで光源402と受光部401とが設けられている。受光部401には、図示していないがインデックススケールと受光素子とが設けられている。電池モジュールMDが膨張して固縛板20がセル積層方向(図示左右方向)に移動すると、検出ヘッド40aに対してメインスケール40bが相対移動し、リニアエンコーダ40によって移動量が検出される。各リニアエンコーダ40の移動量から、電池モジュールMDの膨張量を算出することができる。
The
図11は、差動変圧器式の変位センサを用いる場合の模式図である。変位センサ50には可動鉄心51が設けられている。可動鉄心51は図示左右方向に移動する構成となっており、この移動量を差動変圧器によって検出する。変位センサ50は、可動鉄心51の先端が固縛板20の非挟持面20aと接触するように設けられている。そのため、電池モジュールMDが膨張して固縛板20がセル積層方向(図示左右方向)に移動すると、可動鉄心51が左右方向に移動し、各固縛板20の移動量が検出される。各変位センサ50で検出された移動量から、電池モジュールMDの膨張量を算出することができる。
FIG. 11 is a schematic diagram when a differential transformer type displacement sensor is used. The
なお、上述した計測系の診断や充放電条件の変更に関する内容は、上述した変位センサ1を設ける構成ではなく、圧力センサを電池セル間や電池セルと固縛板20との間に設ける従来の構成においても適用することができる。
In addition, the content regarding the diagnosis of the measurement system mentioned above and the change of charging / discharging conditions is not the structure which provides the
なお、上述した実施形態では、リチウムイオン二次電池セル3を蓄電セルの一例として説明したが、リチウムイオンキャパシタ等を蓄電セルに用いた蓄電モジュールを備える蓄電装置にも本発明を適用できる。また、角型のリチウムイオン二次電池セル3に限らず、ラミネート方式の電池セルにも適用することができる。
In the above-described embodiment, the lithium ion
上記の通り、種々の実施の形態及び変形例について説明したが、本発明はこれらの内容に限定されるものではない。本発明の技術的思想の範囲内で考えられるその他の態様も本発明の範囲内に含まれる。 As described above, various embodiments and modifications have been described, but the present invention is not limited to these contents. Other embodiments conceivable within the scope of the technical idea of the present invention are also included in the scope of the present invention.
1,50…変位センサ、2…固縛装置、3…リチウムイオン二次電池セル、6…基準板、7…ベース、8…セルコントローラ、9…記憶回路、10…バッテリーコントローラ、11…車両コントローラ、12…蓄電コントローラ、20…固縛板、20a…非挟持面、20b…上端面、20c…側面、21…サイドプレート、30…蓄電装置、31…金属板、40…リニアエンコーダ、100,200…蓄電システム、MD…電池モジュール
DESCRIPTION OF
Claims (8)
前記複数の蓄電セルをセル積層方向に挟持する第1および第2の固縛部材を有して、前記複数のセルを固縛する固縛装置と、
前記第1および第2の固縛部材で固縛された前記複数の蓄電セルの前記セル積層方向の膨張量を検出するための変位センサと、を備え、
前記変位センサは前記固縛装置で固縛された前記複数の蓄電セルの外側に配置される、蓄電装置。 A plurality of stacked storage cells;
A lashing device for lashing the plurality of cells, the first and second lashing members sandwiching the plurality of power storage cells in the cell stacking direction;
A displacement sensor for detecting the amount of expansion in the cell stacking direction of the plurality of power storage cells secured by the first and second securing members,
The power storage device, wherein the displacement sensor is disposed outside the plurality of power storage cells secured by the securing device.
前記変位センサは、前記第1および第2の固縛部材の少なくとも一方の非挟持面に配置される、または、前記第1および第2の固縛部材の少なくとも一方の非挟持面と離間して対向配置され、
前記変位センサと対向するように配置されて、該変位センサにより検出される被検出部を備える蓄電装置。 The power storage device according to claim 1,
The displacement sensor is disposed on at least one non-clamping surface of the first and second tying members, or separated from at least one non-clamping surface of the first and second tying members. Placed opposite,
A power storage device including a detected portion that is disposed to face the displacement sensor and is detected by the displacement sensor.
前記第1の固縛部材の非挟持面に設けられる第1の変位センサと、
前記第2の固縛部材の非挟持面に設けられる第2の変位センサと、
前記第1の変位センサと対向配置され、前記第1の変位センサにより検出される第1の被検出部と、
前記第2の変位センサと対向配置され、前記第2の変位センサにより検出される第2の被検出部と、を備える蓄電装置。 The power storage device according to claim 2,
A first displacement sensor provided on a non-clamping surface of the first securing member;
A second displacement sensor provided on a non-clamping surface of the second securing member;
A first detected portion that is disposed opposite to the first displacement sensor and is detected by the first displacement sensor;
A power storage device comprising: a second detected portion that is disposed to face the second displacement sensor and is detected by the second displacement sensor.
前記変位センサは前記第1の固縛部材の非挟持面に設けられ、
前記被検出部は前記第2の固縛部材の非挟持面に設けられる、蓄電装置。 The power storage device according to claim 2,
The displacement sensor is provided on a non-clamping surface of the first securing member;
The power storage device, wherein the detected part is provided on a non-clamping surface of the second securing member.
前記第1の固縛部材の非挟持面と対向配置される第1の変位センサと、
前記第2の固縛部材の非挟持面と対向配置される第2の変位センサと、を備え、
前記第1の固縛部材の非挟持面は、前記第1の変位センサにより検出される前記被検出部として用いられ、
前記第2の固縛部材の非挟持面は、前記第2の変位センサにより検出される前記被検出部として用いられる、蓄電装置。 The power storage device according to claim 2,
A first displacement sensor disposed opposite to the non-clamping surface of the first securing member;
A second displacement sensor disposed opposite to the non-clamping surface of the second securing member,
The non-clamping surface of the first securing member is used as the detected portion detected by the first displacement sensor,
A power storage device in which a non-clamping surface of the second securing member is used as the detected portion detected by the second displacement sensor.
前記蓄電セルの電流値および電圧値に基づいて前記複数の蓄電セルの劣化状態を推定する第1の推定部と、
前記膨張量に基づいて前記複数の蓄電セルの劣化状態を推定する第2の推定部と、
前記第2の推定部で推定された劣化状態に基づいて、前記第1の推定部で推定された劣化状態の信頼性を判定する判定部と、を備える蓄電システム。 The power storage device according to claim 1;
A first estimation unit that estimates a deterioration state of the plurality of power storage cells based on a current value and a voltage value of the power storage cells;
A second estimation unit for estimating a deterioration state of the plurality of power storage cells based on the expansion amount;
An electrical storage system comprising: a determination unit that determines reliability of the degradation state estimated by the first estimation unit based on the degradation state estimated by the second estimation unit.
前記複数の蓄電セルを所定温度かつ所定充電状態に保持して計測された該複数の蓄電セルの基準膨張量が記憶される記憶部と、
前記膨張量を前記基準膨張量に基づいて補正する補正部と、を備え、
前記第2の推定部は、前記膨張量に代えて前記補正部で補正された膨張量に基づいて前記複数の蓄電セルの劣化状態を推定する、蓄電システム。 The power storage system according to claim 6,
A storage unit for storing reference expansion amounts of the plurality of storage cells measured by holding the plurality of storage cells at a predetermined temperature and a predetermined charge state;
A correction unit that corrects the expansion amount based on the reference expansion amount,
The second estimation unit estimates a deterioration state of the plurality of power storage cells based on an expansion amount corrected by the correction unit instead of the expansion amount.
前記蓄電セルの電流値および電圧値に基づいて前記複数の蓄電セルの劣化状態を推定する第1の推定部と、
前記複数の蓄電セルを所定温度かつ所定充電状態に保持して計測された該複数の蓄電セルの基準膨張量が記憶される記憶部と、
前記基準膨張量に基づいて前記複数の蓄電セルの劣化状態を推定する第2の推定部と、
前記第1の推定部で推定された劣化状態と前記第2の推定部で推定された劣化状態とに基づいて、前記蓄電モジュールの充放電条件を変更する充放電制御部と、を備える蓄電システム。 The power storage device according to claim 1, wherein the power storage device is used as a vehicle driving power source for an electric vehicle.
A first estimation unit that estimates a deterioration state of the plurality of power storage cells based on a current value and a voltage value of the power storage cells;
A storage unit for storing reference expansion amounts of the plurality of storage cells measured by holding the plurality of storage cells at a predetermined temperature and a predetermined charge state;
A second estimation unit that estimates a deterioration state of the plurality of power storage cells based on the reference expansion amount;
And a charge / discharge control unit that changes a charge / discharge condition of the power storage module based on the deterioration state estimated by the first estimation unit and the deterioration state estimated by the second estimation unit. .
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2015000927A JP2016126943A (en) | 2015-01-06 | 2015-01-06 | Power storage device and power storage system |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2015000927A JP2016126943A (en) | 2015-01-06 | 2015-01-06 | Power storage device and power storage system |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2016126943A true JP2016126943A (en) | 2016-07-11 |
Family
ID=56356822
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2015000927A Pending JP2016126943A (en) | 2015-01-06 | 2015-01-06 | Power storage device and power storage system |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP2016126943A (en) |
Cited By (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN106443476A (en) * | 2016-10-31 | 2017-02-22 | 深圳众思科技有限公司 | Safety pre-warning apparatus and electronic equipment |
JP2018085781A (en) * | 2016-11-21 | 2018-05-31 | 株式会社豊田自動織機 | Estimation device of expansion amount of battery |
JP2018185944A (en) * | 2017-04-25 | 2018-11-22 | 株式会社東芝 | Secondary battery system, charging method, and vehicle |
JP2019149319A (en) * | 2018-02-28 | 2019-09-05 | プライムアースEvエナジー株式会社 | Battery state determination device, battery state determination method, and battery system |
JP2019185929A (en) * | 2018-04-04 | 2019-10-24 | 三菱電機株式会社 | Manufacturing method of battery module and mechanical characteristic measuring apparatus |
CN110943190A (en) * | 2018-09-24 | 2020-03-31 | 罗伯特·博世有限公司 | Preloading device for energy storage element |
CN112366377A (en) * | 2020-11-09 | 2021-02-12 | 华霆(合肥)动力技术有限公司 | Pole piece fracture prevention device and battery cell module |
WO2021066008A1 (en) * | 2019-09-30 | 2021-04-08 | 株式会社Gsユアサ | Estimation device, estimation method, and computer program |
JP2021057245A (en) * | 2019-09-30 | 2021-04-08 | 株式会社Gsユアサ | Estimation device, estimation method, and computer program |
JP2021058017A (en) * | 2019-09-30 | 2021-04-08 | 株式会社Gsユアサ | Estimation device, estimation method, and computer program |
CN114097127A (en) * | 2019-12-04 | 2022-02-25 | 株式会社Lg新能源 | Battery management system, battery pack, and battery management method |
US11431039B2 (en) * | 2017-01-27 | 2022-08-30 | Murata Manufacturing Co., Ltd. | Method of charging and discharging secondary battery, method of detecting deterioration in secondary battery, method of detecting charging abnormality of secondary battery, and charge and discharge control device |
JP7441868B2 (en) | 2022-02-15 | 2024-03-01 | 本田技研工業株式会社 | Charge/discharge control system and charge/discharge control method |
-
2015
- 2015-01-06 JP JP2015000927A patent/JP2016126943A/en active Pending
Cited By (22)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN106443476A (en) * | 2016-10-31 | 2017-02-22 | 深圳众思科技有限公司 | Safety pre-warning apparatus and electronic equipment |
JP2018085781A (en) * | 2016-11-21 | 2018-05-31 | 株式会社豊田自動織機 | Estimation device of expansion amount of battery |
US11431039B2 (en) * | 2017-01-27 | 2022-08-30 | Murata Manufacturing Co., Ltd. | Method of charging and discharging secondary battery, method of detecting deterioration in secondary battery, method of detecting charging abnormality of secondary battery, and charge and discharge control device |
JP2018185944A (en) * | 2017-04-25 | 2018-11-22 | 株式会社東芝 | Secondary battery system, charging method, and vehicle |
US10910857B2 (en) | 2017-04-25 | 2021-02-02 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Secondary battery system controlling a secondary battery with a volume change rate thereof, and a vehicle including the secondary battery system |
US11901521B2 (en) | 2017-04-25 | 2024-02-13 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Secondary battery system, charging method, and vehicle for charging with three different currents |
JP2019149319A (en) * | 2018-02-28 | 2019-09-05 | プライムアースEvエナジー株式会社 | Battery state determination device, battery state determination method, and battery system |
JP2019185929A (en) * | 2018-04-04 | 2019-10-24 | 三菱電機株式会社 | Manufacturing method of battery module and mechanical characteristic measuring apparatus |
JP7133964B2 (en) | 2018-04-04 | 2022-09-09 | 三菱電機株式会社 | BATTERY MODULE MANUFACTURING METHOD AND MECHANICAL PROPERTIES MEASURING DEVICE |
CN110943190A (en) * | 2018-09-24 | 2020-03-31 | 罗伯特·博世有限公司 | Preloading device for energy storage element |
JP2021058017A (en) * | 2019-09-30 | 2021-04-08 | 株式会社Gsユアサ | Estimation device, estimation method, and computer program |
JP2021057245A (en) * | 2019-09-30 | 2021-04-08 | 株式会社Gsユアサ | Estimation device, estimation method, and computer program |
WO2021066008A1 (en) * | 2019-09-30 | 2021-04-08 | 株式会社Gsユアサ | Estimation device, estimation method, and computer program |
JP7392363B2 (en) | 2019-09-30 | 2023-12-06 | 株式会社Gsユアサ | Estimation device, estimation method and computer program |
JP7392364B2 (en) | 2019-09-30 | 2023-12-06 | 株式会社Gsユアサ | Estimation device, estimation method and computer program |
US12000904B2 (en) | 2019-09-30 | 2024-06-04 | Gs Yuasa International Ltd. | Estimation device, estimation method, and computer program |
CN114097127A (en) * | 2019-12-04 | 2022-02-25 | 株式会社Lg新能源 | Battery management system, battery pack, and battery management method |
JP2022540404A (en) * | 2019-12-04 | 2022-09-15 | エルジー エナジー ソリューション リミテッド | Battery management system, battery pack and battery management method |
JP7322342B2 (en) | 2019-12-04 | 2023-08-08 | エルジー エナジー ソリューション リミテッド | Battery management system, battery pack and battery management method |
CN112366377B (en) * | 2020-11-09 | 2021-12-03 | 华霆(合肥)动力技术有限公司 | Pole piece fracture prevention device and battery cell module |
CN112366377A (en) * | 2020-11-09 | 2021-02-12 | 华霆(合肥)动力技术有限公司 | Pole piece fracture prevention device and battery cell module |
JP7441868B2 (en) | 2022-02-15 | 2024-03-01 | 本田技研工業株式会社 | Charge/discharge control system and charge/discharge control method |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP2016126943A (en) | Power storage device and power storage system | |
Feng et al. | Detecting the internal short circuit in large-format lithium-ion battery using model-based fault-diagnosis algorithm | |
EP2549580A1 (en) | Battery system | |
CN106463794B (en) | Secondary battery monitoring device and method for predicting battery capacity of secondary battery | |
KR101713049B1 (en) | System and method for determining insulation resistance of battery pack | |
US20200412146A1 (en) | Battery monitoring method, battery monitoring device, and battery monitoring system | |
US20160028102A1 (en) | Battery with embedded fiber optic cable | |
US10330734B2 (en) | Detection and/or prediction of plating events in an energy storage device | |
WO2016203655A1 (en) | Storage battery array failure diagnosis device and failure diagnosis method | |
JP2017097997A (en) | Characteristic analysis method of secondary battery, and characteristic analysis device | |
US10794962B2 (en) | Systems and methods for battery micro-short estimation | |
WO2020179479A1 (en) | Management device for storage element, storage device, system, method for managing storage element, and computer program | |
JP2023514285A (en) | Battery system diagnosis device and method | |
WO2019058666A1 (en) | Secondary battery deterioration detection system | |
JP5693302B2 (en) | Battery system | |
US10020546B2 (en) | Device for managing an accumulator | |
JP7392363B2 (en) | Estimation device, estimation method and computer program | |
KR20220018832A (en) | Apparatus of detecting thermal runaway for electric vehicle | |
KR102497448B1 (en) | Apparatus and method for determining error of a battery cell | |
JP2016133413A (en) | Charge-rate estimation apparatus | |
JP6365820B2 (en) | Secondary battery abnormality determination device | |
WO2019171680A1 (en) | Battery monitoring device, battery module device, and battery monitoring system | |
KR102573797B1 (en) | Battery system and method for determining abnormality of battery | |
KR102196270B1 (en) | Method and apparatus for detecting short of a battery cell | |
JP2020038812A (en) | Method of recycling secondary battery, management device, and computer program |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
RD02 | Notification of acceptance of power of attorney |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7422 Effective date: 20161222 |
|
RD04 | Notification of resignation of power of attorney |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7424 Effective date: 20170921 |