JP2017010882A - Secondary battery system - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、二次電池システムに関し、より特定的には、二次電池の電解液中の塩濃度分布を算出する技術に関する。 The present invention relates to a secondary battery system, and more particularly to a technique for calculating a salt concentration distribution in an electrolyte solution of a secondary battery.
二次電池において大電流での充放電が繰り返されると、内部抵抗が増加する現象が知られている。内部抵抗の増加量は、電解液中の塩濃度分布(偏り)に依存する。塩濃度の偏りが大きくなるほど内部抵抗の増加量は大きくなる。 It is known that the internal resistance increases when charging and discharging with a large current are repeated in a secondary battery. The amount of increase in internal resistance depends on the salt concentration distribution (bias) in the electrolyte. The amount of increase in internal resistance increases as the salt concentration bias increases.
内部抵抗の増加は電池性能の低下を招くので、内部抵抗の増加量を把握するために電解液中の塩濃度分布を算出するための構成が提案されている。たとえば特開2010−60406号公報(特許文献1)は、リチウムイオン二次電池において、負極および正極毎に活物質モデル内のリチウム塩の濃度分布を算出する構成を開示する(たとえば特許文献1の段落[0119]参照)。 Since the increase in internal resistance causes a decrease in battery performance, a configuration for calculating the salt concentration distribution in the electrolyte has been proposed in order to grasp the amount of increase in internal resistance. For example, Japanese Patent Laying-Open No. 2010-60406 (Patent Document 1) discloses a configuration for calculating a concentration distribution of a lithium salt in an active material model for each of a negative electrode and a positive electrode in a lithium ion secondary battery (for example, Patent Document 1). Paragraph [0119]).
バッテリのSOC(State Of Charge)が変化すると、電極体の体積が変化し得る。電極体の体積変化(膨張または収縮)に伴い、電解液は、各々が多孔質物質である正極、負極、およびセパレータの内部を流れ得る。電解液中の塩濃度分布は、正極、負極、およびセパレータの各々について、流体力学に基づいて電解液の流れを規定する方程式(液流れ方程式)を解くことにより算出することができる。 When the SOC (State Of Charge) of the battery changes, the volume of the electrode body can change. With the volume change (expansion or contraction) of the electrode body, the electrolytic solution can flow inside the positive electrode, the negative electrode, and the separator, each of which is a porous material. The salt concentration distribution in the electrolytic solution can be calculated by solving an equation (liquid flow equation) that defines the flow of the electrolytic solution based on fluid dynamics for each of the positive electrode, the negative electrode, and the separator.
負極に関する液流れ方程式は、負極の体積膨張率をパラメータとして含む。負極の体積膨張率は、たとえばバッテリのSOCと負極の体積膨張率との関係を示すマップに基づいて、SOCから算出することができる。正極およびセパレータについても同様である。 The liquid flow equation for the negative electrode includes the volume expansion coefficient of the negative electrode as a parameter. The volume expansion coefficient of the negative electrode can be calculated from the SOC based on, for example, a map showing the relationship between the SOC of the battery and the volume expansion coefficient of the negative electrode. The same applies to the positive electrode and the separator.
一般的な電池モデルでは、バッテリのSOCが定まれば負極の体積膨張率も一意に定まる。これに対し、本発明者らは、リチウムイオン二次電池においてグラファイトが負極材料として用いられる場合、たとえばバッテリのSOCが同じであっても負極活物質層内のリチウム濃度分布が異なる場合には、負極の体積膨張率が異なり得る点に着目した。言い換えれば、本発明者らは、負極の体積膨張率には負極活物質層内のリチウム濃度分布に起因するヒステリシスが存在し得る点に着目した。 In a general battery model, the volume expansion coefficient of the negative electrode is uniquely determined when the SOC of the battery is determined. On the other hand, when the graphite is used as the negative electrode material in the lithium ion secondary battery, for example, when the lithium concentration distribution in the negative electrode active material layer is different even if the SOC of the battery is the same, We focused on the point that the volume expansion coefficient of the negative electrode may be different. In other words, the present inventors have focused on the point that hysteresis due to the lithium concentration distribution in the negative electrode active material layer may exist in the volume expansion coefficient of the negative electrode.
ヒステリシスの影響を考慮しないと、負極の体積膨張率を高精度に算出できない可能性がある。そうすると、負極の体積膨張率を用いて算出される流速の算出精度にも限界が生じ得る。その結果、塩濃度分布の算出精度においても向上の余地が存在することになる。 If the influence of hysteresis is not taken into account, the volume expansion coefficient of the negative electrode may not be calculated with high accuracy. As a result, the calculation accuracy of the flow velocity calculated using the volume expansion coefficient of the negative electrode may be limited. As a result, there is room for improvement in the calculation accuracy of the salt concentration distribution.
本発明は上記課題を解決するためになされたものであり、その目的は、電解液中の塩濃度分布を算出する二次電池システムにおいて、ヒステリシスの影響を考慮することにより、塩濃度分布の算出精度を向上させることである。 The present invention has been made to solve the above-mentioned problems, and its purpose is to calculate a salt concentration distribution by taking into account the influence of hysteresis in a secondary battery system that calculates a salt concentration distribution in an electrolytic solution. It is to improve accuracy.
本発明のある局面に従う二次電池システムは、リチウムイオン二次電池と制御装置とを備える。リチウムイオン二次電池は、正極と、黒鉛材料を有する負極とがセパレータを介して積層された電極体、および電解液を含む。制御装置は、正極、負極、およびセパレータの各々について、電解液の流れを規定する液流れ方程式を用いて電解液の流速を算出し、算出された流速に基づいて、電解液中の塩濃度分布を算出し、算出された塩濃度分布に基づいて、リチウムイオン二次電池の劣化度を推定する。液流れ方程式は、負極の体積膨張率をパラメータとして含む。制御装置は、複数の領域に負極を仮想的に分割する。複数の領域の各々においては、内部におけるリチウム濃度が均一とみなすことができる。制御装置は、複数の領域の各々について、リチウム濃度から体積を算出し、複数の領域の各々の体積を積算することにより、負極の全体体積を算出し、負極の全体体積の変化量から負極の体積膨張率を算出するように構成される。 A secondary battery system according to an aspect of the present invention includes a lithium ion secondary battery and a control device. The lithium ion secondary battery includes an electrode body in which a positive electrode and a negative electrode having a graphite material are stacked with a separator interposed therebetween, and an electrolytic solution. The control device calculates the flow rate of the electrolytic solution using a liquid flow equation that defines the flow of the electrolytic solution for each of the positive electrode, the negative electrode, and the separator, and based on the calculated flow rate, the salt concentration distribution in the electrolytic solution And the degree of deterioration of the lithium ion secondary battery is estimated based on the calculated salt concentration distribution. The liquid flow equation includes the volume expansion coefficient of the negative electrode as a parameter. The control device virtually divides the negative electrode into a plurality of regions. In each of the plurality of regions, it can be considered that the lithium concentration inside is uniform. For each of the plurality of regions, the control device calculates the volume from the lithium concentration, adds the volumes of each of the plurality of regions, calculates the total volume of the negative electrode, and calculates the negative electrode volume from the amount of change in the total volume of the negative electrode. It is comprised so that a volume expansion coefficient may be calculated.
上記構成によれば、負極が複数の領域に仮想的に分割される。そして、負極(負極活物質層)内のリチウム濃度分布に基づいて、各領域の体積が算出される。さらに、各領域の体積を積算することにより、負極の全体体積が算出される。そして、全体体積の変化量から体積膨張率が算出される。このような算出手法を採用することにより、負極内のリチウム濃度分布を考慮しない構成(たとえば単にリチウムイオン二次電池のSOC(State Of Charge)からマップを用いて体積膨張率を算出する構成)と比べて、体積膨張率の算出精度を向上させることができる。その結果、負極内の流速の算出精度が向上するので、塩濃度分布の算出精度を向上させることが可能になる。 According to the above configuration, the negative electrode is virtually divided into a plurality of regions. Then, the volume of each region is calculated based on the lithium concentration distribution in the negative electrode (negative electrode active material layer). Furthermore, the total volume of the negative electrode is calculated by integrating the volume of each region. Then, the volume expansion coefficient is calculated from the change amount of the entire volume. By adopting such a calculation method, a configuration that does not consider the lithium concentration distribution in the negative electrode (for example, a configuration that simply calculates a volume expansion coefficient using a map from the SOC (State Of Charge) of a lithium ion secondary battery) and In comparison, the calculation accuracy of the volume expansion coefficient can be improved. As a result, since the calculation accuracy of the flow velocity in the negative electrode is improved, it is possible to improve the calculation accuracy of the salt concentration distribution.
本発明によれば、電解液中の塩濃度分布を算出する二次電池システムにおいて、塩濃度分布の算出精度を向上させることができる。 ADVANTAGE OF THE INVENTION According to this invention, the calculation accuracy of salt concentration distribution can be improved in the secondary battery system which calculates salt concentration distribution in electrolyte solution.
以下、本発明の実施の形態について、図面を参照しながら詳細に説明する。なお、図中同一または相当部分には同一符号を付してその説明は繰り返さない。 Hereinafter, embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the drawings. In the drawings, the same or corresponding parts are denoted by the same reference numerals and description thereof will not be repeated.
以下においては、本発明の一実施の形態として、本発明に係る二次電池システムが電気自動車に搭載される構成について説明する。しかし、本発明に係る二次電池システムは、電気自動車に限らず、ハイブリッド車および燃料電池車など、二次電池を搭載する任意の電動車両に適用することが可能である。また、本発明に係る二次電池システムの用途は車両用に限定されるものではない。 Hereinafter, a configuration in which the secondary battery system according to the present invention is mounted on an electric vehicle will be described as an embodiment of the present invention. However, the secondary battery system according to the present invention can be applied not only to an electric vehicle but also to any electric vehicle equipped with a secondary battery such as a hybrid vehicle and a fuel cell vehicle. Moreover, the use of the secondary battery system according to the present invention is not limited to vehicles.
[実施の形態]
<車両構成>
図1は、本実施の形態に係る二次電池システム10が搭載される車両1の構成を概略的に示すブロック図である。図1には、車両1内の電気系統の充放電制御に関連するシステム構成が示されている。
[Embodiment]
<Vehicle configuration>
FIG. 1 is a block diagram schematically showing a configuration of a
図1を参照して、車両1は、二次電池システム10と、システムメインリレー(SMR:System Main Relay)20と、パワーコントロールユニット(PCU:Power Control Unit)30と、モータジェネレータ(MG:Motor Generator)40と、駆動輪50とを備える。二次電池システム10は、バッテリ100と、監視ユニット200と、電子制御装置(ECU:Electronic Control Unit)300とを備える。
Referring to FIG. 1, a
バッテリ100は、互いに直列に接続された複数のセル110(図2参照)を含む。各セルには、代表的にはリチウムイオン電池またはニッケル水素電池などの非水電解質二次電池が適用される。本実施の形態ではリチウムイオン二次電池が適用される構成を例に説明する。
監視ユニット200は、電圧センサ210と、電流センサ220と、温度センサ230とを含む。電圧センサ210は、バッテリ100内の各セルの電圧(電池電圧)VBを検出する。電流センサ220は、二次電池システム10に入出力される電流(入出力電流)IBを検出する。温度センサ230は、各セルの温度(電池温度)TBを検出する。各センサは、その検出結果を示す信号をECU300に出力する。ECU300は、各センサからの信号に基づいて、各セルのSOC(State Of Charge)を算出する。
SMR20は、バッテリ100とPCU30との間に電気的に接続されている。SMR20は、ECU300からの制御信号に応答してオンオフされる。これにより、バッテリ100とPCU30との間の導通および遮断が切り替えられる。
The
PCU30は、たとえばコンバータと、インバータ(いずれも図示せず)とを含む。PCU30は、ECU300からのスイッチング指令に従って、バッテリ100とMG40との間で双方向に電力変換が可能に構成されている。コンバータは、バッテリ100とインバータとの間で双方向の直流電圧変換を実行するように構成されている。インバータは、直流電力とMG40に入出力される交流電力との間の双方向の電力変換を実行するように構成されている。
より具体的には、インバータは、バッテリ100からコンバータを経由して供給される直流電力を交流電力に変換してMG40に供給する。これにより、MG40は駆動輪50の駆動力を発生する。一方、車両1の回生制動時には、インバータは、MG40が発生する交流電力(回生電力)を直流電力に変換してコンバータに供給する。これにより、バッテリ100が充電される。
More specifically, the inverter converts DC power supplied from the
ECU300は、CPU(Central Processing Unit)(図示せず)と、RAM(Random Access Memory)およびROM(Read Only Memory)などのメモリ310と、入出力インターフェイス(図示せず)とを含んで構成される。ECU300は、各センサからの信号に基づき、予めROMなどに格納されたプログラムをCPUがRAMに読み出して実行することによって、車両走行および充放電に係る制御を実行する。なお、ECU300の少なくとも一部は、電子回路等のハードウェアにより構成されてもよい。
<バッテリ構成>
図2は、バッテリ100の構成をより詳細に示す図である。図1および図2を参照して、バッテリ100は、複数のセル110と、一対のエンドプレート112と、拘束バンド114と、複数のバスバー116とを含む。セル数は特に限定されない。x軸、y軸およびz軸は互いに直交する。鉛直方向上方をz軸の正方向とする。
<Battery configuration>
FIG. 2 is a diagram showing the configuration of the
複数のセル110の各々は、たとえば扁平角型の形状の電池ケース111を有する。複数のセル110は、最も面積が大きい側面が互いに距離を隔てて対向するように、y方向に積層されている。図2では、複数のセル110を積層して構成される積層体のうち、積層方向の一方端が部分的に示されている。この積層方向(y方向)における一方端および他方端にそれぞれ対向するように、一対のエンドプレート112(図2では一方のみを示す)が配置されている。一対のエンドプレート112は、全てのセル110を挟み込んだ状態で拘束バンド114によって拘束されている。
Each of the plurality of
各セル110は、正極端子および負極端子を有する。あるセルの正極端子は、隣接するセルの負極端子と対向するように配置されている。あるセルの正極端子と隣接するセルの負極端子とは、ボルトおよびナット(いずれも図示せず)を用いてバスバー116によって締結されている。これにより、複数のセル110は互いに直列に接続されている。複数のセル110の電池ケース111の各々の内部には電極体120(図3および図4参照)が収容されている。
Each
図3は、電極体120の展開図である。図4は、電極体120の外観図である。図3および図4を参照して、電極体120は、正極板130と、負極板140と、セパレータ150とを含む。
FIG. 3 is a development view of the
図3に示すように、正極板130と負極板140とセパレータ150とが積層されて積層体が形成されている。さらに、図4の矢印ARに示すように、積層体をx軸周りに巻くことによって巻回体が形成されている。x方向は各層の面内方向であり、y方向は各層の積層方向である。なお、電極体120を巻回体として形成することは必須ではない。
As shown in FIG. 3, the
正極板130は、集電箔132と、集電箔132の表面に形成された正極活物質層134とを含む。正極活物質層134は、正極活物質と、導電材と、バインダ(いずれも図示せず)とを含む。同様に、負極板140は、集電箔142と、集電箔142の表面に形成された負極活物質層144とを含む。負極活物質層144は、負極活物質と、導電材と、バインダ(いずれも図示せず)とを含む。本実施の形態では、黒鉛質炭素(グラファイト)が負極板140の材料として用いられる例について説明する。セパレータ150は、正極板130と負極板140との間に設けられている。正極活物質層134と負極活物質層144とがセパレータ150を介して互いに向かい合う領域をAで示す。
The
<塩濃度分布>
正極活物質層134、負極活物質層144、およびセパレータ150の各々は多孔質物質であるため、その内部には電解液が含浸されている。セル110の温度変化またはSOC変化が生じると、電解液の体積変化および電極体120の体積変化が起こり得る。このような体積変化に起因して、正極活物質層134、負極活物質層144、およびセパレータ150の各々の内部において電解液の流れ(以下、「液流れ」とも称する)が発生し得る。液流れが発生すると、電解液中の塩(本実施の形態ではリチウム塩)の濃度分布が初期状態から変化することになるので、塩濃度に偏りが生じる可能性がある。
<Salt concentration distribution>
Since each of the positive electrode
図5は、電極体120の積層方向(y方向)における塩濃度分布の一例を説明するための概念図である。図5において、横軸は、電極体120の積層方向の位置yを表す。正極板130の位置をypで表し、負極板140の位置をynで表し、セパレータ150の位置をysで表す。縦軸は塩濃度を表す。
FIG. 5 is a conceptual diagram for explaining an example of a salt concentration distribution in the stacking direction (y direction) of the
図5を参照して、セル110が充電されている場合には、曲線CHGに示すように、負極板140付近の塩濃度が正極板130付近の塩濃度よりも高くなる。反対に、セル110が放電されている場合には、曲線DCHに示すように、正極板130付近の塩濃度が負極板140付近の塩濃度よりも高くなる。
Referring to FIG. 5, when
図6は、電極体120の面内方向(x方向)における塩濃度分布の一例を説明するための概念図である。図6において、横軸は電極体120の面内方向の位置xを表し、縦軸は塩濃度を表す。
FIG. 6 is a conceptual diagram for explaining an example of the salt concentration distribution in the in-plane direction (x direction) of the
図6を参照して、セル110が充電されている場合(たとえば充電途中あるいは充電終了直後)には、曲線CHGに示すように、領域Aの中心付近の塩濃度が領域Aの両端の塩濃度よりも高くなる。反対に、セル110が放電されている場合(たとえば放電途中あるいは放電終了直後)には、曲線DCHに示すように、領域Aの中心付近の塩濃度が領域Aの両端の塩濃度よりも低くなる。
Referring to FIG. 6, when
このような塩濃度分布は、セル110の電池モデルを構築した上で、流体力学に基づいて電解液の流れを記述する液流れ方程式を解くことにより算出される。より具体的には、正極板130、負極板140、およびセパレータ150の各々について、液流れ方程式を用いて電解液の流速が算出される。さらに、算出された流速に基づいて、塩濃度分布が算出される。
Such a salt concentration distribution is calculated by constructing a battery model of the
<電池モデル>
図7は、電池モデルを説明するための図である。図7を参照して、正極板130、負極板140、およびセパレータ150の各々は、面内方向に沿って複数の微小領域Sに仮想的に分割される。各微小領域Sについて、下記式(1),(2)に基づき流速が算出される。
<Battery model>
FIG. 7 is a diagram for explaining a battery model. Referring to FIG. 7, each of
式(1)は、時刻tにおける液流れを記述する方程式であり、ナヴィエ−ストークス(Navier−Stokes)方程式として知られている。式(2)は、電解液の質量保存則に関する連続方程式である。式(1),(2)において、電解液の流速をujで表し、電解液の密度をρで表し、電解液の粘度をμで表し、透過係数をKjで表し、電解液の体積分率をεe,jで表し、電解液の圧力(内圧)をpで表す。未知数は流速ujおよび圧力pである。 Equation (1) is an equation describing the liquid flow at time t, and is known as the Navier-Stokes equation. Equation (2) is a continuous equation regarding the law of conservation of mass of the electrolyte. In the equations (1) and (2), the flow rate of the electrolytic solution is represented by u j , the density of the electrolytic solution is represented by ρ, the viscosity of the electrolytic solution is represented by μ, the transmission coefficient is represented by K j , and the volume of the electrolytic solution The fraction is represented by ε e, j and the pressure (internal pressure) of the electrolyte is represented by p. The unknowns are the flow velocity u j and the pressure p.
流速uj、透過係数Kj、および体積分率εe,jの各パラメータに付された添字jは、正極板130、負極板140、およびセパレータ150を区別するために用いられる。すなわち、j=pの場合、そのパラメータが正極板130に関するものであることを示す。j=nの場合、そのパラメータが負極板140に関するものであることを示す。j=sの場合、そのパラメータがセパレータ150に関するものであることを示す。添字jは、後述するパラメータ(塩濃度ce,j等)にも用いられるが、その意味は同等である。なお、体積分率εe,jは、成分j(たとえば負極板140の場合、負極活物質層144)の体積全体に対する成分j中の電解液の体積の割合を意味する。
The subscript j attached to each parameter of the flow velocity u j , the transmission coefficient K j , and the volume fraction ε e, j is used to distinguish the
電極体120の体積は、電池温度TBの変化またはSOCの変化に応じて変化し得る。負極板140について説明すると、電極体120が膨張した場合、負極板140(より特定的には負極活物質層144)の中心Cから両端に向かって電解液が流れる(流速ujを付した矢印で示す)。反対に、電極体120が収縮した場合、負極活物質層144の両端から中心Cに向かって電解液が流れる。正極活物質層134およびセパレータ150についても同様である。
The volume of the
電極体120の体積変化について、より詳細に説明する。電極体120では、電池温度TBまたはSOCに応じて正極活物質および負極活物質(以下、「活物質」と総称する場合がある)の体積が変化するのに伴い、活物質層の体積が変化し得る。そうすると、活物質層に含浸された電解液の体積分率εe,jが変化することになる。体積分率εe,jの変化量Δεe,jは、成分jの体積膨張率βjを用いて下記式(3)のように表される。
The volume change of the
体積膨張率βjの算出手法については後に詳細に説明するが、体積膨張率βjが算出されれば、式(3)を用いることにより体積分率εe,jを算出することができる。さらに、算出された体積分率εe,jを上記式(1)および式(2)に代入することにより、流速ujを算出することができる。 Will be described later in detail a method of calculating the volume expansion ratio beta j, but if the calculated volume expansion ratio beta j, it is possible to calculate the volume fraction epsilon e, j by using equation (3). Furthermore, the flow velocity u j can be calculated by substituting the calculated volume fraction ε e, j into the above formulas (1) and (2).
流速ujが算出されれば、下記式(4)に基づいて電解液中の塩濃度ce,jを算出することができる。式(4)は移流拡散方程式として知られている。式(4)において、左辺第1項は、所定時刻における塩濃度の変化を規定する。左辺第2項は、電解液の流速ujに依存する塩濃度の変化を規定する。右辺第1項は、電解液中の塩の拡散状態を規定する。電解液の実効拡散係数をDe,j effで表す。右辺第2項は、電解液中の塩の生成量を規定する。電解液中の塩の輸率をt+ 0で表す。Fはファラデー定数である。 If the flow velocity u j is calculated, the salt concentration c e, j in the electrolytic solution can be calculated based on the following formula (4). Equation (4) is known as the advection diffusion equation. In Equation (4), the first term on the left side defines the change in salt concentration at a predetermined time. The second term on the left side defines the change in salt concentration depending on the flow rate u j of the electrolyte. The first term on the right side defines the diffusion state of the salt in the electrolyte. It represents the effective diffusion coefficient of the electrolyte solution D e, in j eff. The second term on the right side defines the amount of salt produced in the electrolyte. The transport number of the salt in the electrolytic solution is represented by t + 0 . F is a Faraday constant.
式(4)に基づき、複数の微小領域Sの各々について塩濃度ce,jを算出することにより、塩濃度分布(塩濃度ce,jの偏り)を求めることができる。 By calculating the salt concentration c e, j for each of the plurality of minute regions S based on the equation (4), the salt concentration distribution (the bias of the salt concentration c e, j ) can be obtained.
ここで、上記式(1)および式(3)から分かるように、負極板140に関する液流れ方程式は、負極板140の体積膨張率βnをパラメータとして含む。負極板140の体積膨張率βnは、たとえばセル110のSOCから算出することができるが、本実施の形態において、本発明者らは、たとえSOCが同じであっても負極板140(より特定的には負極活物質層144)内のリチウム濃度分布が異なる場合には、負極板140の体積膨張率βnが異なり得る点に着目した。
Here, as can be seen from the above formulas (1) and (3), the liquid flow equation relating to the
図8は、負極板140の体積膨張率βnの変化を、バッテリ100の充電時と放電時とで比較して示す図である。図8および後述する図9において、横軸はセル110のSOCを表し、縦軸は負極板140の体積膨張率βnを表す。曲線Cは、バッテリ100の充電時におけるセル110のSOCと負極板140の体積膨張率βnとの関係を示す。曲線Dは、バッテリ100の放電時におけるセル110のSOCと負極板140の体積膨張率βnとの関係を示す。
8, a change in expansion coefficient beta n of the
図8に示すように、本実施の形態のようにリチウムイオン二次電池においてグラファイトが負極材料として用いられる場合、セル110の充電時と放電時とでは、負極板140の体積膨張率βnの変化の仕方が異なり得る。これは、セル110の充電時と放電時とではSOCが同じであっても負極活物質層144内のリチウム濃度分布が異なるためである。このように、体積膨張率βnには、リチウム濃度分布に起因するヒステリシスが存在し得る。
As shown in FIG. 8, when graphite is used as a negative electrode material in a lithium ion secondary battery as in the present embodiment, the volume expansion coefficient β n of the
ヒステリシスの影響を考慮しないと、負極板140の体積膨張率βnを高精度に算出できない可能性がある。そうすると、負極板140の体積膨張率βnを用いて算出される流速unの算出精度にも限界が生じ得る。その結果として、塩濃度分布の算出精度においても向上の余地が存在することになる。
Without considering the influence of hysteresis, it may not be able to calculate the volume expansion coefficient beta n of the
そこで、本実施の形態によれば、負極活物質層144内のリチウム濃度分布を考慮して、負極板140の体積を算出する構成を採用する。より具体的には、負極板140が複数の領域Rに仮想的に分割される。そして、各領域Rの体積がリチウム濃度分布に応じて算出される。さらに、算出された各領域Rの体積を積算して負極板140全体の体積を求めることにより、負極板140の体積膨張率βnが算出される。
Therefore, according to the present embodiment, a configuration in which the volume of the
まず、バッテリ100の充電時と放電時とでは負極活物質層144内のリチウム濃度が異なり、その結果として体積膨張率βnの変化の仕方が異なる理由について簡単に説明する。
First, at the time of charging the
図9は、負極板140の容量と電位との関係を示す図である。図9において、横軸は、負極容量(負極板140の単位重量当たりの容量)(単位:mAh/g)を表す。縦軸は、リチウム金属に対する負極板140の電位を表す。
FIG. 9 is a diagram showing the relationship between the capacitance of the
図9を参照して、グラファイトが負極材料として用いられる場合、リチウムは、グラファイトの層状構造の層間に吸蔵される。グラファイトは、特定の層ごとにリチウムを規則的に吸蔵するステージ構造をとることが知られている。ステージ構造は4種類に分類することができる。ステージ1では、各層にリチウムが吸蔵される。一方、ステージ4では、リチウムが吸蔵された2層間にリチウムが吸蔵されていない層が3層存在する。このように、ステージn(n=1,2,3,4)とは、リチウムが吸蔵された層間にリチウムが吸蔵されていない層が(n−1)層存在する状態をいう。
Referring to FIG. 9, when graphite is used as a negative electrode material, lithium is occluded between layers of a layered structure of graphite. It is known that graphite has a stage structure that regularly occludes lithium for each specific layer. Stage structures can be classified into four types. In
負極容量を3つの範囲T12,T23,T34に分けると、範囲T12において、グラファイトは、主にステージ1とステージ2とが共存した状態をとる。範囲T23において、グラファイトは、主にステージ2とステージ3とが共存した状態をとる。範囲T34において、グラファイトは、主にステージ3とステージ4とが共存した状態をとる。これはグラファイトが二相共存反応を起こす活物質であるためである。
When the negative electrode capacity is divided into the three ranges T12, T23, and T34, in the range T12, the graphite mainly takes the state where the
図10は、ステージ変化に伴う体積膨張率βnの変化を説明するための図である。図10において、横軸は、負極板140の単位重量当たりの容量を表す。縦軸は、負極板140の体積膨張率βnを表す。
Figure 10 is a diagram for explaining the change of volume expansion ratio beta n with the stage change. In FIG. 10, the horizontal axis represents the capacity per unit weight of the
図10では、バッテリ100の充電時にグラファイトがステージ4からステージ3を経てステージ2へと至る例を示す。各ステージ間では負極板140の体積変動率βnが非線形的に変化し得る。そのため、充放電に伴いステージが切り替わる際には、体積膨張率βnの変化が急激になる可能性がある。
FIG. 10 shows an example in which graphite reaches from stage 4 to stage 2 through
図9にて説明したように、グラファイトがどのステージ構造をとるかは、負極板140の負極容量によって決まる。しかし、活物質内のリチウム濃度に偏りが存在すると、たとえ負極容量が等しい場合であってもステージ構造(より具体的には、ステージ構造の共存状態の比率)は異なり得る。そのため、活物質内のリチウム濃度の偏り方によって負極板140の体積膨張率βnが異なることになる。一般に、バッテリ100の充電によりSOCが増加してある値S1に到達した場合と、バッテリ100の放電によりSOCが減少して同一の値S1に到達した場合とでは、活物質内のリチウム濃度分布は異なる。したがって、バッテリ100が充電状態か放電状態かによって、SOCが同じであっても体積膨張率βnが異なることになる。
As described with reference to FIG. 9, the stage structure of graphite depends on the negative electrode capacity of the
次に、負極板140の活物質層(負極活物質層144)内のリチウム濃度分布から負極板140の体積膨張率βnを算出する手法について、より詳細に説明する。
Next, a method for calculating the volume expansion coefficient β n of the
図11は、負極板140の体積膨張率βnの算出手法を説明するための図である。図11(A)は比較例における算出手法を示し、図11(B)は本実施の形態における算出手法を示す。
Figure 11 is a diagram for explaining a method of calculating the expansion coefficient beta n of the
図11(A)を参照して、負極活物質層144では集電箔142と反対側の面において、リチウムの吸蔵および放出が主に行なわれる。すなわち、図中右側が負極板140の表面であり、図中左側が負極板140の内部である。負極板140の表面側のリチウム濃度は負極板140の内部のリチウム濃度と比べて高い。このように、負極活物質層144内ではリチウム濃度のムラが生じ得る。
Referring to FIG. 11A, in the negative electrode
しかし、比較例においては、このようなリチウム濃度のムラは考慮されていない。比較例では、バッテリ100のSOCと負極板140全体の体積膨張率βnとの対応関係を示すマップまたは演算式が予め準備される。そして、バッテリ100のSOCから負極板140の体積膨張率βnが算出される。
However, in the comparative example, such unevenness in lithium concentration is not taken into consideration. In the comparative example, the map or arithmetic expression indicating the relationship between the SOC and the
これに対し、本実施の形態においては図11(B)に示すように、負極板140が(i×j)個の領域Rに仮想的に分割される。各領域Rのサイズは、シミュレーション等を予め実施することにより、十分に小さく設定することが好ましい。これにより、複数の領域Rの各々において、内部のリチウム濃度は均一であると仮定することが可能になる。
On the other hand, in this embodiment, as shown in FIG. 11B, the
各領域Rについて、その内部のリチウム濃度に応じた負極容量C_i,jが算出される。この算出手法は公知であるため詳細な説明は繰り返さないが、負極容量C_i,jは電池化学反応モデルに基づいて算出可能である。たとえば、図9および図10にて説明したモデルを用いることにより、バッテリ100のSOCと、バッテリ100が充電状態および放電状態のいずれかであるかとに応じて、各領域Rの負極容量C_i,jを算出することができる。
For each region R, the negative electrode capacity C_i , j corresponding to the internal lithium concentration is calculated. Since this calculation method is known, detailed description will not be repeated, but the negative electrode capacity C_i, j can be calculated based on a battery chemical reaction model. For example, by using the model described in FIG. 9 and FIG. 10, the negative electrode capacity C_i of each region R depends on the SOC of the
さらに、負極容量C_i,jと体積V_i,jとの対応関係を示すマップまたは演算式を予め準備しておくことにより、負極容量C_i,jから体積V_i,jを算出する。これにより、(i×j)個の領域Rの各々の体積V_i,jが算出される。そして、各領域Rの体積V_i,jを積算することにより、負極板140全体の体積Vallを算出することができる(下記式(5)参照)。
Furthermore, the negative electrode capacity C _i, j and the volume V _i, by previously preparing in advance a map or arithmetic expression indicating the relationship between the j, the negative electrode capacity C _i, the volume from the j V _i, calculates the j. Thereby, the volume V_i, j of each of (i × j) regions R is calculated. Then, the volume V all of the
体積Vallは、たとえば所定の条件が成立する毎、あるいは所定の演算周期毎に算出される。n番目(n:整数)の演算において算出された体積VallをVall(n)と表すと、(n−1)番目の演算とn番目の演算との間での体積の変化量ΔV(n)は、下記式(6)のように表される。 The volume V all is calculated, for example, every time a predetermined condition is satisfied or every predetermined calculation cycle. When the volume V all calculated in the n-th (n: integer) calculation is expressed as V all (n), the volume change ΔV (between the (n−1) -th calculation and the n-th calculation. n) is expressed as the following formula (6).
負極板140の基準となる体積は既知であるので、負極板140の体積変化量ΔVを算出することにより、負極板140の体積膨張率βnを算出することができる。
Since the reference volume of the
このように、本実施の形態によれば、複数の領域Rに負極板140が仮想的に分割される。複数の領域Rの各々において、内部におけるリチウム濃度は均一とみなすことができる。そして、負極活物質層144内のリチウム濃度分布に基づいて、各領域Rの負極容量C_i,jが算出され、負極容量C_i,jから体積V_i,jが算出される。さらに、各領域Rの体積V_i,jを積算することにより、負極板140の全体体積が算出される。そして、全体体積の変化量から体積膨張率βnが算出される。このような算出手法を採用することにより、負極活物質層144内のリチウム濃度分布を考慮しない構成(比較例の構成)と比べて、体積膨張率βnの算出精度を向上させることができる。その結果、負極板140内の流速unの算出精度が向上するので、塩濃度分布の算出精度を向上させることが可能になる。
Thus, according to the present embodiment,
図12は、本実施の形態における電池劣化度の算出処理を説明するためのフローチャートである。図12に示すフローチャートによる制御は、所定の条件成立時(たとえば充放電開始時)あるいは所定の演算周期毎にECU300によってメインルーチンから呼び出されて実行される。なお、各ステップ(以下、ステップをSと略す)は、基本的にはECU300によるソフトウェア処理によって実現されるが、ハードウェア処理によって実現されてもよい。以下では、負極板140に関する算出処理について説明する。
FIG. 12 is a flowchart for explaining battery deterioration degree calculation processing in the present embodiment. Control according to the flowchart shown in FIG. 12 is called and executed from the main routine by
図1〜図4、図7および図12を参照して、S10において、ECU300は、電極体120および電解液の各パラメータを決定する。より具体的には、ECU300は、透過係数Kn、電解液の密度ρおよび粘度μをメモリ310から読み込む。
1 to 4, 7, and 12, in S <b> 10,
各パラメータとしては、予め定められた固定値を用いてもよいし、たとえば電池温度TBまたはSOCに応じた可変値を用いてもよい。たとえば、電解液の密度ρは、電池温度TBに応じて変化する。したがって、密度ρと電池温度TBとの対応関係を示すマップを予め準備しておけば、電池温度TBに応じた密度ρを算出することができる。透過係数Knおよび電解液の粘度μについても同様である。 As each parameter, a predetermined fixed value may be used, or for example, a variable value corresponding to the battery temperature TB or SOC may be used. For example, the density ρ of the electrolytic solution changes according to the battery temperature TB. Therefore, if a map showing the correspondence between the density ρ and the battery temperature TB is prepared in advance, the density ρ corresponding to the battery temperature TB can be calculated. The same applies to the viscosity of the transmission coefficient K n and an electrolyte mu.
S20において、ECU300は、負極板140が仮想的に分割された各領域Rの負極容量C_i,jから体積V_i,jを算出する。たとえば演算式またはマップを予め準備しておくことにより、負極容量C_i,jを体積V_i,jに変換することができる。
In S20,
S30において、ECU300は、S20にて算出された各領域Rの体積V_i,jを全ての領域について積算することにより、負極板140の全体体積Vallを算出する(上記式(5)参照)。
In S30, the
S40において、ECU300は、n番目の演算周期(今回の演算周期)と(n−1)番目の演算周期(前回の演算周期)との差分値を計算することにより、負極板140の全体体積の変化量ΔVall(n)を算出する(上記式(6)参照)。
In S40, the
S50において、ECU300は、負極板140の体積変化量ΔVall(n)から負極板140の体積膨張率βnを算出する。
In S50, the
S60において、ECU300は、上記式(3)に基づいて、体積膨張率βnを負極板140の体積分率εe,nに変換する。
In S60, the
S70において、ECU300は、S10にて読み込んだ各種パラメータおよびS60にて算出した体積膨張率βnを上記式(1),(2)に適用することにより、電解液の流速unを算出する。
In S70,
S80において、ECU300は、S70にて算出された流速unを上記式(4)に代入することにより、塩濃度ce,nを算出する。さらに、ECU300は、各微小領域Sの塩濃度ce,nに基づいて塩濃度分布を算出する。
In S80,
S90において、ECU300は、塩濃度分布に基づいて、バッテリ100の内部抵抗Rの増加量ΔRを算出する。内部抵抗Rの増加量ΔRは、バッテリ100の劣化度(ハイレート劣化の進行度)を示す指標値であるため、この処理はバッテリ100の劣化度を推定する処理に対応する。内部抵抗Rの増加量ΔRは、たとえば以下のようにして算出することができる。
In S90,
図13は、塩濃度ce,jの偏りと内部抵抗Rの増加量ΔRとの対応関係の一例を示す図である。図13において、横軸は、塩濃度ce,jの偏りを示す一指標値として、複数の微小領域S間における塩濃度ce,jの最大値と最小値との差を表す。縦軸は、内部抵抗Rの増加量ΔRを表す。 FIG. 13 is a diagram illustrating an example of a correspondence relationship between the deviation of the salt concentration c e, j and the increase amount ΔR of the internal resistance R. 13, the horizontal axis represents the difference in salt concentration c e, as an index value indicating the deviation of the j, salt concentration c e among multiple small areas S, the maximum value and the minimum value of j. The vertical axis represents the increase amount ΔR of the internal resistance R.
図13を参照して、塩濃度ce,jの差が大きくなるに従って内部抵抗Rの増加量ΔRは大きくなる。このような対応関係を予めマップ(または演算式)としてECU300のメモリ310に記憶させておくことにより、塩濃度ce,jの差に応じて内部抵抗Rの増加量ΔRを算出することができる。これにより、大電流での充放電による劣化(ハイレート劣化)に起因する内部抵抗Rの増加を検出することが可能になる。
Referring to FIG. 13, the amount of increase ΔR of internal resistance R increases as the difference in salt concentration c e, j increases. By storing such a correspondence relationship in advance in the
図12に戻り、S100において、ECU300は、内部抵抗Rの増加量ΔRが所定のしきい値Rc以上であるか否かを判定する。内部抵抗Rの増加量ΔRがしきい値Rc以上の場合(S100においてYES)、ECU300は、ハイレート劣化がある程度進行しているとして処理をS120に進める。S120において、ECU300は、バッテリ100のさらなるハイレート劣化を抑制する観点から、バッテリ100の充放電を制限する。具体的には、ECU300は、内部抵抗Rの増加合と比べて、充電電力上限値Winおよび放電電力上限値Woutを低下させる。その後、処理はメインルーチンへと戻される。
Returning to FIG. 12, in S100, the
一方、内部抵抗Rの増加量ΔRがしきい値Rc(S100においてNO)、ECU300は、ハイレート劣化はあまり進行していないとして、S110をスキップして処理をメインルーチンへと戻す。
On the other hand, if the increase amount ΔR of the internal resistance R is the threshold value Rc (NO in S100), the
以上のように、本実施の形態によれば、負極板140の体積膨張率βnのヒステリシス影響を考慮して流速unを算出することにより、流速unの算出精度を向上させることができる。その結果、塩濃度分布の算出精度を向上することができる。これにより、内部抵抗Rの増加量ΔRを算出精度が向上するので、ハイレート劣化からバッテリ100を適切に保護することが可能になる。
As described above, according to this embodiment, by calculating the flow velocity u n in consideration of the hysteresis effect of the expansion coefficient beta n of the
今回開示された実施の形態はすべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は、上記した説明ではなく、特許請求の範囲によって示され、特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。 The embodiment disclosed this time should be considered as illustrative in all points and not restrictive. The scope of the present invention is defined by the terms of the claims, rather than the description above, and is intended to include any modifications within the scope and meaning equivalent to the terms of the claims.
1 車両、10 二次電池システム、20 システムメインリレー(SMR)、30 パワーコントロールユニット(PCU)、40 モータジェネレータ(MG)、50 駆動輪、60 加速度センサ、100 バッテリ、110 セル、111 電池ケース、112 エンドプレート、114 拘束バンド、116 バスバー、130 正極板、132,142 集電箔、134 正極活物質層、140 負極板、144 負極活物質層、150 セパレータ、160,170 界面、200 監視ユニット、210 電圧センサ、220 電流センサ、230 温度センサ、300 電子制御ユニット(ECU)、310 メモリ。 1 vehicle, 10 secondary battery system, 20 system main relay (SMR), 30 power control unit (PCU), 40 motor generator (MG), 50 drive wheels, 60 acceleration sensor, 100 battery, 110 cell, 111 battery case, 112 end plate, 114 restraint band, 116 bus bar, 130 positive electrode plate, 132, 142 current collector foil, 134 positive electrode active material layer, 140 negative electrode plate, 144 negative electrode active material layer, 150 separator, 160, 170 interface, 200 monitoring unit, 210 voltage sensor, 220 current sensor, 230 temperature sensor, 300 electronic control unit (ECU), 310 memory.
Claims (1)
前記正極、前記負極、および前記セパレータの各々について、前記電解液の流れを規定する液流れ方程式を用いて前記電解液の流速を算出し、算出された流速に基づいて、前記電解液中の塩濃度分布を算出し、算出された塩濃度分布に基づいて、前記リチウムイオン二次電池の劣化度を推定する制御装置とを備え、
前記液流れ方程式は、前記負極の体積膨張率をパラメータとして含み、
前記制御装置は、前記負極を複数の領域に仮想的に分割し、
前記複数の領域の各々においては、内部におけるリチウム濃度が均一とみなすことができ、
前記制御装置は、
前記複数の領域の各々について、リチウム濃度から体積を算出し、
前記複数の領域の各々の体積を積算することにより、前記負極の全体体積を算出し、
前記負極の全体体積の変化量から前記負極の体積膨張率を算出するように構成される、二次電池システム。 An electrode body in which a positive electrode and a negative electrode having a graphite material are laminated via a separator, and a lithium ion secondary battery including an electrolytic solution;
For each of the positive electrode, the negative electrode, and the separator, the flow rate of the electrolytic solution is calculated using a liquid flow equation that defines the flow of the electrolytic solution, and the salt in the electrolytic solution is calculated based on the calculated flow rate. A control device that calculates a concentration distribution and estimates the degree of deterioration of the lithium ion secondary battery based on the calculated salt concentration distribution;
The liquid flow equation includes a volume expansion coefficient of the negative electrode as a parameter,
The control device virtually divides the negative electrode into a plurality of regions,
In each of the plurality of regions, the lithium concentration inside can be regarded as uniform,
The controller is
For each of the plurality of regions, calculate the volume from the lithium concentration,
By integrating the volume of each of the plurality of regions, the total volume of the negative electrode is calculated,
A secondary battery system configured to calculate a volume expansion coefficient of the negative electrode from an amount of change in the total volume of the negative electrode.
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- 2015-06-25 JP JP2015127812A patent/JP2017010882A/en active Pending
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