JP2018080969A - Lithium ion secondary battery control system - Google Patents
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Abstract
Description
本開示は、リチウムイオン二次電池の制御システムに関する。 The present disclosure relates to a control system for a lithium ion secondary battery.
特開2015−129677号公報(特許文献1)は、セルの劣化を検出可能な二次電池の異常検出装置を開示する。この異常検出装置では、セルの内部抵抗の初期値からの変化率を表す抵抗変化率が判定値以上であり、かつ、セル温度がしきい値以上の場合に、セルが異常であると判断される(特許文献1参照)。 Japanese Patent Laying-Open No. 2015-129677 (Patent Document 1) discloses a secondary battery abnormality detection device capable of detecting cell deterioration. In this abnormality detection device, if the rate of change in resistance, which represents the rate of change from the initial value of the internal resistance of the cell, is equal to or higher than the determination value and the cell temperature is equal to or higher than the threshold value, the cell is determined to be abnormal. (See Patent Document 1).
特許文献1に記載の異常検出装置では、セルの内部抵抗の初期値に対する抵抗変化率を算出するので、車両の停止中等の限られたタイミングにおいて、セルのSOCを所定値に調整し、定電流での充放電を行なうことによって抵抗値を取得する必要がある。また、セルが劣化異常であると判定された場合に、その劣化要因(直流抵抗の増加か、それとも拡散抵抗の増加等か)も判定可能であることが望ましい。
In the abnormality detection device described in
それゆえに、本開示の目的は、リチウムイオン二次電池の劣化を判定可能な制御システムにおいて、劣化判定のタイミングを制限することなく劣化判定可能とし、かつ、劣化異常であると判定された場合に劣化要因も判定可能とすることである。 Therefore, an object of the present disclosure is to enable deterioration determination without limiting the timing of deterioration determination in a control system that can determine deterioration of a lithium ion secondary battery, and when it is determined that the deterioration is abnormal. It is also possible to determine the deterioration factor.
本開示のリチウムイオン二次電池の制御システムは、リチウムイオン二次電池の温度、電流及び電圧を検出する検出装置と、制御装置とを備える。制御装置は、リチウムイオン二次電池の温度とリチウムイオン二次電池の劣化速度を示す内部抵抗増加速度との予め求められた関係を用いて、検出装置により検出された温度からリチウムイオン二次電池の内部抵抗増加率を推定する。そして、制御装置は、内部抵抗増加率と、内部抵抗の成分を示す直流抵抗成分及び拡散抵抗成分の各増加割合との予め求められた関係を用いて、内部抵抗増加率の推定値から直流抵抗成分の増加割合を示す第1の値及び拡散抵抗成分の増加割合を示す第2の値を推定する。また、制御装置は、リチウムイオン二次電池に流れる電流及び電圧変化量から、直流抵抗成分の増加割合を示す第3の値及び拡散抵抗成分の増加割合を示す第4の値を算出する。制御装置は、第1の値と第3の値との差又は第2の値と第4の値との差が所定値よりも大きい場合に、リチウムイオン二次電池の劣化異常が生じているものと判定する。そして、劣化異常が生じているものと判定された場合に、制御装置は、第1の値が第3の値よりも大きく、かつ、第2の値が第4の値よりも小さいときは、拡散抵抗成分の増大に伴なう劣化異常が生じているものと判定し、第1の値が第3の値よりも小さく、かつ、第2の値が第4の値よりも大きいときは、直流抵抗成分の増大に伴なう劣化異常が生じているものと判定する。 A control system for a lithium ion secondary battery according to the present disclosure includes a detection device that detects the temperature, current, and voltage of the lithium ion secondary battery, and a control device. The control device uses a predetermined relationship between the temperature of the lithium ion secondary battery and the internal resistance increase rate indicating the deterioration rate of the lithium ion secondary battery, and determines the lithium ion secondary battery from the temperature detected by the detection device. Estimate the rate of increase in internal resistance. Then, the control device uses a predetermined relationship between the internal resistance increase rate and each increase rate of the DC resistance component and the diffusion resistance component indicating the component of the internal resistance to determine the DC resistance from the estimated value of the internal resistance increase rate. A first value indicating the component increase rate and a second value indicating the diffusion resistance component increase rate are estimated. In addition, the control device calculates a third value indicating the increase ratio of the DC resistance component and a fourth value indicating the increase ratio of the diffusion resistance component from the current and voltage change amount flowing in the lithium ion secondary battery. In the control device, when the difference between the first value and the third value or the difference between the second value and the fourth value is larger than a predetermined value, a deterioration abnormality of the lithium ion secondary battery has occurred. Judge that it is. When it is determined that the deterioration abnormality has occurred, the control device, when the first value is larger than the third value and the second value is smaller than the fourth value, When it is determined that a deterioration abnormality due to an increase in the diffusion resistance component has occurred, the first value is smaller than the third value, and the second value is larger than the fourth value, It is determined that a deterioration abnormality due to an increase in the DC resistance component has occurred.
この制御システムによれば、上記のような第1の値と第3の値との差又は第2の値と第4の値との差が所定値よりも大きい場合に、リチウムイオン二次電池の劣化異常が生じているものと判定されるので、劣化判定のタイミングを制限することなく劣化判定可能である。また、劣化異常が生じているものと判定された場合に、第1の値と第3の値との大小関係、及び第2の値と第4の値との大小関係に基づいて、拡散抵抗成分の増大に伴なう劣化異常が生じているのか、それとも直流抵抗成分の増大に伴なう劣化異常が生じているのかを判定することができる。 According to this control system, when the difference between the first value and the third value or the difference between the second value and the fourth value is larger than a predetermined value, the lithium ion secondary battery Therefore, it is possible to determine the deterioration without limiting the timing of the deterioration determination. Further, when it is determined that the deterioration abnormality has occurred, the diffusion resistance is determined based on the magnitude relationship between the first value and the third value and the magnitude relationship between the second value and the fourth value. It can be determined whether there is a deterioration abnormality accompanying the increase of the component or a deterioration abnormality accompanying the increase of the DC resistance component.
以下、本開示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、図中同一又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 disclosure will be described in detail with reference to the drawings. In the drawings, the same or corresponding portions are denoted by the same reference numerals and description thereof will not be repeated.
図1は、本開示の実施の形態に従うリチウムイオン二次電池の制御システムが搭載された車両1の構成を概略的に示した図である。なお、以下では、車両1がハイブリッド車両である場合について代表的に説明するが、本開示の電池システムは、ハイブリッド車両に搭載されるものに限定されず、リチウムイオン二次電池を搭載した車両全般、さらには車両以外の用途にも適用可能である。
FIG. 1 is a diagram schematically illustrating a configuration of a
図1を参照して、車両1は、組電池10と、監視ユニット20と、パワーコントロールユニット(以下「PCU(Power Control Unit)」と称する。)30と、モータジェネレータ(以下「MG(Motor Generator)」と称する。)41,42と、エンジン50と、動力分割装置60と、駆動軸70と、駆動輪80と、電子制御装置(以下「ECU(Electronic Control Unit)」と称する。)100とを備える。
Referring to FIG. 1, a
エンジン50は、空気と燃料との混合気を燃焼させたときに生じる燃焼エネルギをピストンやロータなどの運動子の運動エネルギに変換することによって動力を出力する内燃機関である。動力分割装置60は、たとえば、サンギヤ、キャリア、リングギヤの3つの回転軸を有する遊星歯車機構を含む。動力分割装置60は、エンジン50から出力される動力を、MG41を駆動する動力と、駆動輪80を駆動する動力とに分割する。
The
MG41,42は、交流回転電機であり、たとえば、ロータに永久磁石が埋設された三相交流同期電動機である。MG41は、主として、動力分割装置60を経由してエンジン50により駆動される発電機として用いられる。MG41が発電した電力は、PCU30を介してMG42又は組電池10に供給される。
MGs 41 and 42 are AC rotating electric machines, for example, three-phase AC synchronous motors in which permanent magnets are embedded in a rotor. The MG 41 is mainly used as a generator driven by the
MG42は、主として電動機として動作し、駆動輪80を駆動する。MG42は、組電池10からの電力及びMG41の発電電力の少なくとも一方を受けて駆動され、MG42の駆動力は駆動軸70に伝達される。一方、車両の制動時や下り斜面での加速度低減時には、MG42は、発電機として動作して回生発電を行なう。MG42が発電した電力は、PCU30を介して組電池10に供給される。
The MG 42 mainly operates as an electric motor and drives the
組電池10は、直列に接続された複数のリチウムイオン二次電池(単セル)を含み、MG41,42を駆動するための電力を蓄える。すなわち、組電池10は、PCU30を通じてMG41,42へ電力を供給することができる。また、組電池10は、MG41,42の発電時にPCU30を通じて発電電力を受けて充電される。
The assembled
監視ユニット20は、電圧センサ21と、電流センサ22と、温度センサ23とを含む。電圧センサ21は、組電池10のセル毎の電圧Vを検出する。電流センサ22は、組電池10の充放電電流Iを検出する。温度センサ23は、組電池10のセル毎の温度Tを検出する。そして、各センサは、検出結果を示す信号をECU100へ出力する。
The
なお、電圧センサ21及び温度センサ23は、複数(たとえば数個)のセルを監視単位として電圧及び温度をそれぞれ検出してもよい。この場合、電圧については、複数のセルに対する検出値をそのセル数で割ることによって、セル毎の電圧(平均値)を算出することができる。
Note that the
PCU30は、ECU100からの制御信号に従って、組電池10とMG41,42との間で双方向の電力変換を実行する。PCU30は、MG41,42の状態を別々に制御可能に構成されており、たとえば、MG41を回生(発電)状態にしつつ、MG42を力行状態にすることができる。PCU30は、たとえば、MG41,42に対応して設けられる2つのインバータと、各インバータに供給される直流電圧を組電池10の出力電圧以上に昇圧するコンバータとを含んで構成される。
The PCU 30 performs bidirectional power conversion between the assembled
ECU100は、CPU(Central Processing Unit)101と、メモリ(ROM(Read Only Memory)及びRAM(Random Access Memory))102と、各種信号を入出力するための入出力ポート(図示せず)とを含んで構成される。ECU100は、各センサから受ける信号並びにメモリ102に記憶された各種プログラム及びマップに基づいてPCU30及びエンジン50を制御することにより、組電池10の充放電を制御する。
The
ECU100により実行される主要な制御として、ECU100は、組電池10を構成するリチウムイオン二次電池(以下、適宜「セル」とも称される。)について、劣化異常が生じているか否かの判定を行なう。
As main control executed by the
ここで、セルの劣化異常判定について、たとえばセルのOCVの変化からセルの劣化異常を判定する手法等も知られているが、このような手法では、基本的には、車両の停止中等の電池入出力がない場合にしかデータを取得することができないので、劣化異常を判定可能なタイミングが限定される。 Here, as for the cell deterioration abnormality determination, for example, a method for determining cell deterioration abnormality from a change in the OCV of the cell is also known. However, in such a method, basically, a battery such as when the vehicle is stopped is used. Since data can be acquired only when there is no input / output, the timing at which a deterioration abnormality can be determined is limited.
そこで、この実施の形態に従う車両1では、ECU100は、セルの温度Tの履歴に基づいて、セルの劣化度合いを示す内部抵抗増加量(抵抗増加率)を推定する。そして、その推定結果と、電流I及び電圧Vに基づく内部抵抗増加量(抵抗増加率)の算出結果とが異なる場合に、ECU100は、セルの劣化異常が生じているものと判断される。
Therefore, in
さらに、この実施の形態に従う車両1では、ECU100は、劣化異常が生じているものと判定された場合には、その劣化要因が、直流抵抗(部品抵抗)の増加によるものか、それとも拡散抵抗の増加等によるものかを判定する。以下、ECU100により実行されるセルの劣化判定手法について詳細に説明する。
Furthermore, in
図2は、ECU100により実行されるセルの劣化判定の処理手順を説明するフローチャートである。このフローチャートに示される処理は、組電池10を構成するセル毎に実行されるものとするが、組電池10の略中央部や端部等の適宜決定された代表的ないくつかのセルに対して実行されてもよい。そして、このフローチャートに示される処理は、組電池10に略一定の電流Iが流れたときに、劣化判定の対象セルの各々に対して実行される。
FIG. 2 is a flowchart illustrating a processing procedure for cell deterioration determination executed by the
図2を参照して、ECU100は、電流センサ22から電流Iの検出値を取得し、劣化判定の対象セルについての電圧Vの検出値を電圧センサ21から取得する。そして、ECU100は、略一定の電流Iが流れることによる対象セルの第1電圧変化量ΔVy1及び第2電圧変化量ΔVy2(後述)を算出し、取得された電流I並びに算出された第1電圧変化量ΔVy1及び第2電圧変化量ΔVy2に基づいて、対象セルの第1抵抗増加率Ry1及び第2抵抗増加率Ry2を算出する(ステップS10)。
Referring to FIG. 2,
図3は、一定の電流が流れたときのセルの第1電圧変化量ΔVy1及び第2電圧変化量ΔVy2を説明するための図である。この図3では、電流が流れていない状態からI=I1の一定の放電電流が流れたときのセルの電圧変化の様子が示されている。 FIG. 3 is a diagram for explaining the first voltage change amount ΔVy1 and the second voltage change amount ΔVy2 of the cell when a constant current flows. FIG. 3 shows how the voltage of the cell changes when a constant discharge current of I = I1 flows from a state where no current flows.
図3を参照して、横軸は、時間tを示し、時刻0から時刻t1までI=I1の一定電流(放電)が流れたものとする。縦軸はセルの電圧Vを示す。図3に示されるように、電流Iが流れると、セルの電圧は2段階の変化を示す。すなわち、電流Iが流れ始めた初期の段階では、電圧Vは急速に低下し(第1電圧変化量ΔVy1)、その後、電圧Vは相対的にゆっくりした速度で低下する(第2電圧変化量ΔVy2)。
Referring to FIG. 3, the horizontal axis indicates time t, and it is assumed that a constant current (discharge) of I = I1 flows from
初期段階の電圧変化を示す第1電圧変化量ΔVy1は、セルの直流抵抗(たとえば0.1秒抵抗)の成分による電圧変化(ここでは電圧降下)を示しているものと考えられる。一方、その後の第2電圧変化量ΔVy2は、セル内の拡散抵抗等(たとえば10秒抵抗)の成分による電圧変化(電圧降下)を示しているものと考えられる。 The first voltage change amount ΔVy1 indicating the voltage change in the initial stage is considered to indicate a voltage change (here, a voltage drop) due to a DC resistance (for example, 0.1 second resistance) component of the cell. On the other hand, the subsequent second voltage change amount ΔVy2 is considered to indicate a voltage change (voltage drop) due to a component such as a diffusion resistance (for example, a 10-second resistance) in the cell.
そこで、この実施の形態では、第1電圧変化量ΔVy1及び電流Iから、直流抵抗成分の増加率を示す第1抵抗増加率ΔRy1が算出され、第2電圧変化量ΔVy2及び電流Iから、拡散抵抗成分の増加率を示す第2抵抗増加率ΔRy2が算出される。 Therefore, in this embodiment, the first resistance increase rate ΔRy1 indicating the increase rate of the DC resistance component is calculated from the first voltage change amount ΔVy1 and the current I, and the diffusion resistance is calculated from the second voltage change amount ΔVy2 and the current I. A second resistance increase rate ΔRy2 indicating the increase rate of the component is calculated.
なお、第1抵抗増加率ΔRy1は、第1電圧変化量ΔVy1を電流Iで除算した値と、対象セルの初期状態(たとえば製品出荷前や出荷直後の状態)における直流抵抗成分の値とから算出され、たとえば、第1電圧変化量ΔVy1を電流Iで除算した値を、初期状態の直流抵抗成分値に対する百分率で表わした値である。なお、初期状態の直流抵抗成分値は、セルの初期状態において予め求められ、メモリ102に記憶されている。
The first resistance increase rate ΔRy1 is calculated from the value obtained by dividing the first voltage change amount ΔVy1 by the current I and the value of the DC resistance component in the initial state of the target cell (for example, the state before product shipment or immediately after shipment). For example, a value obtained by dividing the first voltage change amount ΔVy1 by the current I is a value expressed as a percentage of the DC resistance component value in the initial state. Note that the DC resistance component value in the initial state is obtained in advance in the initial state of the cell and stored in the
同様に、第2抵抗増加率ΔRy2は、第2電圧変化量ΔVy2を電流Iで除算した値と、対象セルの初期状態における拡散抵抗成分の値とから算出され、たとえば、第2電圧変化量ΔVy2を電流Iで除算した値を、初期状態の直流抵抗成分値に対する百分率で表わした値である。なお、初期状態の拡散抵抗成分値も、セルの初期状態において予め求められ、メモリ102に記憶されている。
Similarly, the second resistance increase rate ΔRy2 is calculated from the value obtained by dividing the second voltage change amount ΔVy2 by the current I and the value of the diffusion resistance component in the initial state of the target cell. For example, the second voltage change amount ΔVy2 Is a value expressed as a percentage of the DC resistance component value in the initial state. Note that the diffusion resistance component value in the initial state is also obtained in advance in the initial state of the cell and stored in the
再び図2を参照して、ECU100は、ステップS10において算出された第1抵抗増加率ΔRy1及び第2抵抗増加率ΔRy2に基づいて、対象セルについての直流抵抗成分の増加割合Δay1及び拡散抵抗成分の増加割合Δby2を算出する(ステップS20)。直流抵抗成分の増加割合Δay1とは、セルの抵抗増加に占める直流抵抗成分の割合を示し、拡散抵抗成分の増加割合Δby2とは、セルの抵抗増加に占める拡散抵抗成分の割合を示し、Δay1+Δby2=1(100%)の関係となる値である。
Referring to FIG. 2 again,
電流I及びその通電時間t毎に、第1抵抗増加率ΔRy1及び第2抵抗増加率ΔRy2と、直流抵抗成分の増加割合Δay1及び拡散抵抗成分の増加割合Δby2との関係が実験等によって予め求められており、ECU100のメモリ102にマップとして記憶されている。そして、図2のステップS10において取得された電流I及びその通電時間tに対応するマップが選択され、そのマップを用いて、図2のステップS10において算出された第1抵抗増加率ΔRy1及び第2抵抗増加率ΔRy2に基づいて、対象セルにおける直流抵抗成分の増加割合Δay1及び拡散抵抗成分の増加割合Δby2が求められる。
The relationship between the first resistance increase rate ΔRy1 and the second resistance increase rate ΔRy2 and the DC resistance component increase rate Δay1 and the diffusion resistance component increase rate Δby2 is obtained in advance by experiments or the like for each current I and its energization time t. And stored as a map in the
次いで、ECU100は、対象セルの温度情報に基づく抵抗増加率の推定値ΔRxを取得する(ステップS30)。この温度情報に基づく抵抗増加率の推定値ΔRxは、別のサブルーチンにおいて常時算出されている。
Next, the
図4は、温度情報に基づく抵抗増加率の推定値ΔRxの算出手順を説明するフローチャートである。このフローチャートに示される処理は、劣化判定の対象セル毎に対して、所定時間毎に繰返し実行される。 FIG. 4 is a flowchart for explaining the calculation procedure of the estimated value ΔRx of the resistance increase rate based on the temperature information. The processing shown in this flowchart is repeatedly executed at predetermined time intervals for each target cell for deterioration determination.
図4を参照して、ECU100は、劣化判定の対象セルについての温度Tの検出値を温度センサ23から取得する(ステップS210)。次いで、ECU100は、取得された温度Tに基づいて、セルの劣化速度β(内部抵抗増加速度)を推定する(ステップS220)。
Referring to FIG. 4,
図5は、セルの温度Tとセルの劣化速度βとの関係の一例を示した図である。図5において、横軸は温度Tの逆数を示し、縦軸は劣化速度β(内部抵抗増加速度)の自然対数値を示す。図示されるように、劣化速度β(内部抵抗増加速度)について、アレニウス側に従う温度依存性が理解される。 FIG. 5 shows an example of the relationship between the cell temperature T and the cell degradation rate β. In FIG. 5, the horizontal axis indicates the reciprocal of the temperature T, and the vertical axis indicates the natural logarithm of the deterioration rate β (internal resistance increase rate). As shown in the figure, the temperature dependence according to the Arrhenius side is understood with respect to the deterioration rate β (internal resistance increasing rate).
このようなセルの温度Tと劣化速度β(内部抵抗増加速度)との関係が実験等によって予め求められ、ECU100のメモリ102にマップとして記憶されている。そして、温度センサ23によって検出される対象セルの温度Tに基づいて、対象セルの劣化速度β(内部抵抗増加速度)が推定される。
Such a relationship between the cell temperature T and the deterioration rate β (internal resistance increase rate) is obtained in advance by experiments or the like and stored in the
再び図4を参照して、ECU100は、ステップS220において推定された劣化速度β(内部抵抗増加速度)を積算し、その積算値から対象セルの抵抗増加率の推定値ΔRxを算出する(ステップS230)。上述のように、劣化速度βは、内部抵抗増加速度であるので、劣化速度βの積算値は、対象セルの内部抵抗増加量を示す。したがって、対象セルの初期状態の内部抵抗値に劣化速度βの積算値を加算することによって得られる値を初期状態の内部抵抗値で除算することによって、抵抗増加率の推定値ΔRxを算出することができる。
Referring to FIG. 4 again,
再び図2を参照して、ステップS30において対象セルの温度情報に基づく抵抗増加率の推定値ΔRxが取得されると、ECU100は、取得された抵抗増加率推定値ΔRxから、対象セルについての直流抵抗成分の増加割合Δax1及び拡散抵抗成分の増加割合Δbx1を推定する(ステップS40)。
Referring to FIG. 2 again, when the estimated value ΔRx of the resistance increase rate based on the temperature information of the target cell is acquired in step S30,
直流抵抗成分の増加割合Δax1及び拡散抵抗成分の増加割合Δbx1の推定方法については、セルの抵抗増加率と、直流抵抗成分の増加割合及び拡散抵抗成分の増加割合との関係が実験等によって予め求められ、ECU100のメモリ102にマップとして記憶されている。そして、ステップS30において取得された抵抗増加率の推定値ΔRxに基づいて、上記のマップを用いて直流抵抗成分の増加割合Δax1及び拡散抵抗成分の増加割合Δbx1が推定される。なお、この直流抵抗成分の増加割合Δax1及び拡散抵抗成分の増加割合Δbx1も、Δax1+Δbx1=1(100%)の関係となる値である。
Regarding the estimation method of the DC resistance component increase rate Δax1 and the diffusion resistance component increase rate Δbx1, the relationship between the cell resistance increase rate and the DC resistance component increase rate and the diffusion resistance component increase rate is obtained in advance by experiments or the like. And stored as a map in the
そして、この実施の形態では、ステップS20において算出された直流抵抗成分の増加割合Δay1が、ステップS40において算出された直流抵抗成分の増加割合Δax1(温度に基づく推定値)と比較され、ステップS20において算出された拡散抵抗成分の増加割合Δby2が、ステップS40において算出された拡散抵抗成分の増加割合Δbx1(温度に基づく推定値)と比較される。そして、その比較結果に基づいて、対象セルの劣化異常が生じているか否かが判定されるとともに、劣化異常が生じている場合には劣化要因(拡散抵抗成分の増大に伴なう劣化異常が生じているのか、それとも直流抵抗成分の増大に伴なう劣化異常が生じているのか)が判定される。 In this embodiment, the DC resistance component increase rate Δay1 calculated in step S20 is compared with the DC resistance component increase rate Δax1 (estimated value based on temperature) calculated in step S40, and in step S20. The calculated diffusion resistance component increase rate Δby2 is compared with the diffusion resistance component increase rate Δbx1 (estimated value based on temperature) calculated in step S40. Then, based on the comparison result, it is determined whether or not a deterioration abnormality of the target cell has occurred. If the deterioration abnormality has occurred, a deterioration factor (deterioration abnormality accompanying an increase in the diffusion resistance component is detected). Whether it has occurred or whether there is a deterioration abnormality accompanying an increase in the DC resistance component).
図6は、劣化異常が生じている場合に劣化要因を判定する方法を説明するための図である。図6を参照して、横軸は、直流抵抗成分(たとえば0.1秒抵抗)の増加割合を示し、縦軸は、拡散抵抗成分(たとえば10秒抵抗)の増加割合を示す。温度情報に基づき推定された直流抵抗成分の増加割合Δax1(温度に基づく推定値)よりも、電流I及び電圧Vに基づき算出された直流抵抗成分の増加割合Δay1の方が大きい場合には、直流抵抗成分の増加による異常劣化が生じているものと判定される(図6の「異常劣化ゾーン(直流抵抗増)」で示される領域)。 FIG. 6 is a diagram for explaining a method of determining a deterioration factor when a deterioration abnormality occurs. Referring to FIG. 6, the horizontal axis indicates the increase rate of the DC resistance component (for example, 0.1 second resistance), and the vertical axis indicates the increase rate of the diffusion resistance component (for example, 10 second resistance). When the increase rate Δay1 of the DC resistance component calculated based on the current I and the voltage V is larger than the increase rate Δax1 (estimation value based on the temperature) of the DC resistance component estimated based on the temperature information, the DC It is determined that abnormal deterioration has occurred due to an increase in resistance component (region indicated by “abnormal deterioration zone (DC resistance increase)” in FIG. 6).
一方、温度情報に基づき推定された拡散抵抗成分の増加割合Δbx1(温度に基づく推定値)よりも、電流I及び電圧Vに基づき算出された拡散抵抗成分の増加割合Δby2の方が大きい場合には、拡散抵抗成分の増加による異常劣化が生じているものと判定される(図6の「異常劣化ゾーン(拡散抵抗増)」で示される領域)。 On the other hand, when the increase rate Δby2 of the diffusion resistance component calculated based on the current I and the voltage V is larger than the increase rate Δbx1 (estimation value based on the temperature) of the diffusion resistance component estimated based on the temperature information. Then, it is determined that abnormal deterioration has occurred due to an increase in the diffusion resistance component (region indicated by “abnormal deterioration zone (diffusion resistance increase)” in FIG. 6).
なお、上述のように、Δax1+Δbx1=1(100%)及びΔay1+Δby2=1(100%)の関係があるので、Δax1よりもΔay1の方が大きいときは(直流抵抗増による異常劣化ゾーン)、Δby2はΔbx1よりも小さくなる。また、Δbx1よりもΔby2の方が大きいときは(拡散抵抗増による異常劣化ゾーン)、Δay1はΔax1よりも小さくなる。 As described above, since there is a relationship of Δax1 + Δbx1 = 1 (100%) and Δay1 + Δby2 = 1 (100%), when Δay1 is larger than Δax1 (abnormal deterioration zone due to increased DC resistance), Δby2 is It becomes smaller than Δbx1. When Δby2 is larger than Δbx1 (abnormal deterioration zone due to increased diffusion resistance), Δay1 is smaller than Δax1.
再び図2を参照して、ステップS40が実行されると、ECU100は、ステップS40において推定された直流抵抗成分の増加割合Δax1と、ステップS20において算出された直流抵抗成分の増加割合Δay1との差(絶対値)がしきい値δ1以下であり、かつ、ステップS40において推定された拡散抵抗成分の増加割合Δbx1と、ステップS20において算出された拡散抵抗成分の増加割合Δby2との差(絶対値)がしきい値δ2以下であるか否かを判定する(ステップS50)。
Referring to FIG. 2 again, when step S40 is executed,
Δax1とΔay1との差(絶対値)がしきい値δ1以下であり、かつ、Δbx1とΔby2との差(絶対値)がしきい値δ2以下であると判定されると(ステップS50においてYES)、ECU100は、以降の一連の処理を実行することなく処理を終了する。
If it is determined that the difference (absolute value) between Δax1 and Δay1 is equal to or smaller than threshold value δ1, and the difference (absolute value) between Δbx1 and Δby2 is equal to or smaller than threshold value δ2 (YES in step S50). The
一方、ステップS50において、Δax1とΔay1との差(絶対値)がしきい値δ1よりも大きい、又は、Δbx1とΔby2との差(絶対値)がしきい値δ2よりも大きいと判定されると(ステップS50においてNO)、ECU100は、対象セルについて劣化異常が生じているものと判定し(ステップS60)、以下の処理を実行する。
On the other hand, when it is determined in step S50 that the difference (absolute value) between Δax1 and Δay1 is larger than the threshold value δ1, or the difference (absolute value) between Δbx1 and Δby2 is larger than the threshold value δ2. (NO in step S50),
すなわち、ECU100は、温度情報に基づき推定された直流抵抗成分の増加割合Δax1が、対象セルの電流I及び電圧Vに基づき算出された直流抵抗成分の増加割合Δay1よりも大きく、かつ、温度情報に基づき推定された拡散抵抗成分の増加割合Δbx1が、電流I及び電圧Vに基づき算出された拡散抵抗成分の増加割合Δby2よりも小さいか否かを判定する(ステップS70)。
That is, the
そして、Δax1がΔay1よりも大きく、かつ、Δbx1がΔby2よりも小さいと判定されると(ステップS70においてYES)、ECU100は、対象セルにおいて拡散抵抗が増大しているものと判定する(ステップS80)。なお、Δax1がΔay1よりも大きく、かつ、Δbx1がΔby2よりも小さい状況は、図6の「異常劣化ゾーン(拡散抵抗増)」で示される領域に相当する。
If it is determined that Δax1 is larger than Δay1 and Δbx1 is smaller than Δby2 (YES in step S70),
一方、ステップS70において、Δax1がΔay1よりも大きく、かつ、Δbx1がΔby2よりも小さい状況ではない、すなわち、Δax1がΔay1よりも小さく、かつ、Δbx1がΔby2よりも大きいと判定されると(ステップS70においてNO)、ECU100は、対象セルにおいて直流抵抗が増大しているものと判定する(ステップS90)。なお、Δax1がΔay1よりも小さく、かつ、Δbx1がΔby2よりも大きい状況は、図6の「異常劣化ゾーン(直流抵抗増)」で示される領域に相当する。
On the other hand, when it is determined in step S70 that Δax1 is larger than Δay1 and Δbx1 is not smaller than Δby2, that is, Δax1 is smaller than Δay1 and Δbx1 is larger than Δby2 (step S70). In step S90, the
そして、ステップS80又はS90において劣化要因が判定されると、ECU100は、対象セルの使用を停止する(ステップS100)。
Then, when the deterioration factor is determined in step S80 or S90,
以上のように、この実施の形態においては、温度情報に基づく抵抗増加の推定結果と、電流I及び電圧Vに基づく抵抗増加の算出結果とが異なる場合に、リチウムイオン二次電池の劣化異常が生じているものと判定されるので、劣化判定のタイミングを制限することなく劣化判定可能である。また、劣化異常が生じているものと判定された場合に、温度情報に基づき推定される直流抵抗成分の増加割合Δax1と、電流I及び電圧Vに基づき算出される直流抵抗成分の増加割合Δay1との大小関係、及び温度情報に基づき推定される拡散抵抗成分の増加割合Δbx1と、電流I及び電圧Vに基づき算出される拡散抵抗成分の増加割合Δby2との大小関係に基づいて、直流抵抗成分の増大に伴なう劣化異常が生じているのか、それとも拡散抵抗成分の増大に伴なう劣化異常が生じているのかを判定することができる。 As described above, in this embodiment, when the estimation result of the resistance increase based on the temperature information is different from the calculation result of the resistance increase based on the current I and the voltage V, the deterioration abnormality of the lithium ion secondary battery is detected. Since it is determined that it has occurred, it is possible to determine deterioration without limiting the timing of deterioration determination. Further, when it is determined that the deterioration abnormality has occurred, the increase rate Δax1 of the DC resistance component estimated based on the temperature information and the increase rate Δay1 of the DC resistance component calculated based on the current I and the voltage V Of the diffusion resistance component estimated based on the temperature information and the magnitude relationship between the increase ratio Δby2 of the diffusion resistance component calculated based on the current I and the voltage V. It can be determined whether there is a deterioration abnormality accompanying the increase or a deterioration abnormality accompanying an increase in the diffusion resistance component.
なお、上記において、監視ユニット20は、本開示における「検出装置」の一実施例に対応し、ECU100は、本開示における「制御装置」の一実施例に対応する。そして、監視ユニット20及びECU100は、本開示における「制御システム」を構成する。
In the above, 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。本開示の範囲は、上記した実施の形態の説明ではなくて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及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 disclosure is shown not by the above description of the embodiments but by the scope of claims, and is intended to include all modifications within the meaning and scope equivalent to the scope of claims.
1 車両、2 電池システム、10 組電池、20 監視ユニット、21 電圧センサ、22 電流センサ、23 温度センサ、30 PCU、41,42 MG、50 エンジン、60 動力分割装置、70 駆動軸、80 駆動輪、100 ECU、101 CPU、102 メモリ。 1 vehicle, 2 battery system, 10 assembled battery, 20 monitoring unit, 21 voltage sensor, 22 current sensor, 23 temperature sensor, 30 PCU, 41, 42 MG, 50 engine, 60 power split device, 70 drive shaft, 80 drive wheel , 100 ECU, 101 CPU, 102 Memory.
Claims (1)
前記リチウムイオン二次電池の温度、電流及び電圧を検出する検出装置と、
制御装置とを備え、
前記制御装置は、
前記リチウムイオン二次電池の温度と前記リチウムイオン二次電池の劣化速度を示す内部抵抗増加速度との予め求められた関係を用いて、前記検出装置により検出された温度から前記リチウムイオン二次電池の内部抵抗増加率を推定し、
前記内部抵抗増加率と、内部抵抗の成分を示す直流抵抗成分及び拡散抵抗成分の各増加割合との予め求められた関係を用いて、前記内部抵抗増加率の推定値から前記直流抵抗成分の増加割合を示す第1の値及び前記拡散抵抗成分の増加割合を示す第2の値を推定し、
前記リチウムイオン二次電池に流れる電流及び電圧変化量から、前記直流抵抗成分の増加割合を示す第3の値及び前記拡散抵抗成分の増加割合を示す第4の値を算出し、
前記第1の値と前記第3の値との差又は前記第2の値と前記第4の値との差が所定値よりも大きい場合に、前記リチウムイオン二次電池の劣化異常が生じているものと判定し、
前記劣化異常が生じているものと判定された場合に、
前記第1の値が前記第3の値よりも大きく、かつ、前記第2の値が前記第4の値よりも小さいときは、前記拡散抵抗成分の増大に伴なう劣化異常が生じているものと判定し、
前記第1の値が前記第3の値よりも小さく、かつ、前記第2の値が前記第4の値よりも大きいときは、前記直流抵抗成分の増大に伴なう劣化異常が生じているものと判定する、リチウムイオン二次電池の制御システム。 A control system for a lithium ion secondary battery,
A detection device for detecting the temperature, current and voltage of the lithium ion secondary battery;
A control device,
The controller is
The lithium ion secondary battery is detected from the temperature detected by the detection device using a predetermined relationship between the temperature of the lithium ion secondary battery and the internal resistance increase rate indicating the deterioration rate of the lithium ion secondary battery. Estimate the internal resistance increase rate of
The increase of the DC resistance component from the estimated value of the increase rate of the internal resistance, using a predetermined relationship between the increase rate of the internal resistance and each increase rate of the DC resistance component and diffusion resistance component indicating the component of the internal resistance Estimating a first value indicating a ratio and a second value indicating an increase ratio of the diffusion resistance component;
From the current flowing through the lithium ion secondary battery and the amount of change in voltage, a third value indicating an increase rate of the DC resistance component and a fourth value indicating an increase rate of the diffusion resistance component are calculated.
When the difference between the first value and the third value or the difference between the second value and the fourth value is greater than a predetermined value, the deterioration of the lithium ion secondary battery has occurred. It is determined that
When it is determined that the deterioration abnormality has occurred,
When the first value is larger than the third value and the second value is smaller than the fourth value, there is a deterioration abnormality accompanying an increase in the diffusion resistance component. Judge that
When the first value is smaller than the third value and the second value is larger than the fourth value, there is a deterioration abnormality accompanying an increase in the DC resistance component. A control system for a lithium ion secondary battery, which is determined to be a thing.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2016222453A JP2018080969A (en) | 2016-11-15 | 2016-11-15 | Lithium ion secondary battery control system |
Applications Claiming Priority (1)
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---|---|---|---|---|
WO2020189727A1 (en) * | 2019-03-19 | 2020-09-24 | 株式会社Gsユアサ | Estimation device and estimation method |
CN113465773A (en) * | 2021-07-28 | 2021-10-01 | 傲普(上海)新能源有限公司 | Method for measuring and calculating internal temperature of lithium ion battery |
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2016
- 2016-11-15 JP JP2016222453A patent/JP2018080969A/en active Pending
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JP7476879B2 (en) | 2019-03-19 | 2024-05-01 | 株式会社Gsユアサ | Estimation device and estimation method |
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