JP2022046077A - Battery system and battery cooling method - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、二次電池の電池システム及び二次電池の冷却方法に関するものである。 The present invention relates to a battery system for a secondary battery and a method for cooling the secondary battery.
従来より、電池ケースが著しく破損する非常時に、硫化水素ガスが発生することを防止する固体型電池が知られている(例えば、特許文献1)。特許文献1記載の固体電池は、正極層、硫化物系固体電解質膜および負極層がこの順に積層された発電要素と、上記発電要素を収納する密閉型電池ケースと、上記密閉型電池ケース内で上記発電要素を浸漬させ、かつ、上記硫化物系固体電解質膜と反応しない性質を有する流動性封止剤とを有し、上記密閉型電池ケースが破損した際に、上記流動性封止剤を固化させる固化手段を有している。そして、密閉型電池ケースが破損した際に、流動性封止剤である流動パラフィンが固化することで、硫化物系固体電解質膜が大気中の水分と接触しなくなり、硫化水素ガスの発生を防止する。
Conventionally, a solid-state battery that prevents hydrogen sulfide gas from being generated in an emergency when the battery case is significantly damaged has been known (for example, Patent Document 1). The solid-state battery described in
しかしながら、上記の従来の固体型電池は、電池ケースが著しく破損するような非常時でなければ、硫化水素ガスの発生を防止できないという問題がある。 However, the above-mentioned conventional solid-state battery has a problem that the generation of hydrogen sulfide gas cannot be prevented unless the battery case is significantly damaged in an emergency.
本発明が解決しようとする課題は、電池ケースが著しく破損するという非常時に限らず、硫化水素の発生を抑制できる電池システム及び電池の冷却方法を提供することである。 An object to be solved by the present invention is to provide a battery system and a battery cooling method capable of suppressing the generation of hydrogen sulfide, not only in an emergency when the battery case is significantly damaged.
本発明は、正極及び/又は固体電解質に硫黄系材料を使用した二次電池における、硫化水素の発生を予測又は検知し、硫化水素の発生が予測又は検知された場合には、冷却器により二次電池を冷却することにより、上記課題を解決する。 The present invention predicts or detects the generation of hydrogen sulfide in a secondary battery using a sulfur-based material for the positive electrode and / or the solid electrolyte, and when the generation of hydrogen sulfide is predicted or detected, the cooler is used. The above problem is solved by cooling the next battery.
本発明によれば、硫化水素の発生を抑制できる。 According to the present invention, the generation of hydrogen sulfide can be suppressed.
図1は、本実施形態に係る、硫黄系材料を使用した二次電池を冷却する電池システムを示す図である。本実施形態に係る電池システムは、二次電池における、硫化水素の発生を予測又は検知し、硫化水素の発生が予測又は検知された場合に二次電池を冷却して、硫化水素の発生を抑制する。電池システムは、図1に示すように、バッテリケース1と、二次電池2と、センサ3と、コントローラ4と、開閉弁5と、配管6と、伝熱板7とを備えている。
FIG. 1 is a diagram showing a battery system for cooling a secondary battery using a sulfur-based material according to the present embodiment. The battery system according to the present embodiment predicts or detects the generation of hydrogen sulfide in the secondary battery, and when the generation of hydrogen sulfide is predicted or detected, the secondary battery is cooled to suppress the generation of hydrogen sulfide. do. As shown in FIG. 1, the battery system includes a
バッテリケース1は、金属製のケースであって、二次電池2、センサ3、配管6の一部、伝熱板7を収容する。
The
本実施形態における二次電池2の一例として全固体リチウムイオン二次電池について説明する。二次電池2は、リチウムイオンを吸蔵放出可能な正極活物質を含有する正極活物質層を含む正極と、リチウムイオンを吸蔵放出可能な負極活物質を含有する負極活物質層を含む負極と、正極活物質層および負極活物質層との間に介在する固体電解質層と、を有する発電要素を備える。二次電池2は、発電要素の他に、電極タブと、電極タブ及び発電要素を収容する外装部材を有している。また、二次電池2は、少なくとも硫黄系材料を使用した電池であって、正極用の材料及び/又は固体電解質の材料として、硫黄成分を含有している。二次電池の詳細な構造及び材料については後述する。
An all-solid-state lithium-ion secondary battery will be described as an example of the
センサ3は、バッテリケース1内に設けられ、二次電池2の状態を検出するためのセンサである。センサ3は、バッテリケース1内の圧力、及び/又は、バッテリケース1内で発生する気体濃度を検出するものであり、センサ3には、例えば、硫化水素濃度計、加速度センサ、及び圧力センサが使用される。二次電池2に硫黄系材料を使用した場合に、硫黄と水分が反応したときには、硫化水素が発生する。バッテリケース1内において、何らかの原因で硫化水素が発生した場合には、バッテリケース1内の硫化水素の濃度や、バッテリケース1内の圧力に変化がする。そのため、本実施形態では、センサ3を用いて、バッテリケース1内の硫黄濃度や内圧を検出することで、二次電池2の状態を検出している。
The
コントローラ4は、CPU及びメモリ等を有している。コントローラ4は、センサ3の検出値に基づき、二次電池2における硫化水素の発生を予測又は検知する制御装置である。また、コントローラ4は、開閉弁5を制御して、配管6に流れる冷媒の流量を調整することで、伝熱板7を介して、二次電池2を冷却する。つまり、コントローラ4は、開閉弁5、配管6及び伝熱板7等で構成される冷却器を制御する。
The
開閉弁5は、配管6に設けられており、配管6に流れる冷媒の流量を調整する。配管6は、冷媒を循環するための流路であり、ケース1の内外で冷媒が出入りするように構成されている。冷媒には、冷却水、空気、冷却ガス等が使用される。伝熱板7は、二次電池2の熱を、配管6に流れる冷媒に伝えるための部材である。伝熱板7は、図1に示すように、複数の板が、主面同士で平行になるよう並べられており、複数の板の各一端が、底面となる別の板に接続されている。そして、平行に並べられた板の間に、二次電池2が並べられている、つまり、伝熱板7を構成する複数の板と、複数の二次電池2が積層されている。開閉弁5、配管6、及び伝熱板7は、冷却器を構成する一部であるが、本実施形態に係る電池システムは、冷却器のその他の構成として、冷媒ポンプ、熱交換器等を備えている。
The on-off
次に、図2及び図3を参照して、二次電池(全固体リチウムイオン二次電池)2の構造を説明する。図2に、本実施形態に係る二次電池2の平面図、図3に、図2のIII-III線に沿った二次電池2の断面図を示す。なお、二次電池2の構造は、図2及び図3に示す構造に限らず、その他の構造でもよい。
Next, the structure of the secondary battery (all-solid-state lithium ion secondary battery) 2 will be described with reference to FIGS. 2 and 3. FIG. 2 shows a plan view of the
二次電池2は、図2、図3に示すように、3つの正極層102、7つの電解質層103、3つの負極層104を有する発電要素101と、3つの正極層102にそれぞれ接続された正極タブ105と、3つの負極層104にそれぞれ接続された負極タブ106と、これら発電要素101および正極タブ105、負極タブ106を収容して封止している上部外装部材107および下部外装部材108とから構成されている。
As shown in FIGS. 2 and 3, the
なお、正極層102、電解質層103、負極層104の数は特に限定されず、1つの正極層102、3つの電解質層103、1つの負極層104で、発電要素101を構成してもよいし、また、必要に応じて正極層102、電解質層103および負極層104の枚数を適宜選択してもよい。
The number of the
発電要素101を構成する正極層102は、正極タブ105まで伸びている正極側集電体102a、および正極側集電体102aの一部の両主面にそれぞれ形成された正極活物質層を有している。正極層102を構成する正極側集電体102aとしては、たとえば、アルミニウム箔、アルミニウム合金箔、銅チタン箔、または、ステンレス箔等の電気化学的に安定した金属箔で構成することができる。正極側集電体102aには、金属としては、ニッケル、鉄、銅などが用いられてもよい。これらのほか、ニッケルとアルミニウムとのクラッド材、銅とアルミニウムとのクラッド材などが用いられてもよい。
The
正極側集電体102aには、金属の代わりに、導電性を有した樹脂を用いてもよい。導電性を有する樹脂は、非導電性高分子材料に必要に応じて導電性フィラーを添加された樹脂で構成することができる。非導電性高分子材料としては、例えば、ポリエチレン(PE;高密度ポリエチレン(HDPE)、低密度ポリエチレン(LDPE)など)、ポリプロピレン(PP)、ポリエチレンテレフタレート(PET)等、優れた耐電位性を有した材料が用いられる。導電性フィラーは、導電性を有する物質であれば特に制限なく用いることができる。例えば、導電性、耐電位性、またはリチウムイオン遮断性に優れた材料として、金属および導電性カーボンなどが挙げられる。金属としては、特に制限はないが、Ni、Ti、Al、Cu、Pt、Fe、Cr、Sn、Zn、In、およびSbからなる群から選択される少なくとも1種の金属もしくはこれらの金属を含む合金または金属酸化物が挙げられる。
A conductive resin may be used for the positive electrode side
正極層102を構成する正極活物質層としては、特に制限されないが、LiCoO2、LiMnO2、LiNiO2、LiVO2、Li(Ni-Mn-Co)O2等の層状岩塩型活物質、LiMn2O4、LiNi0.5Mn1.5O4等のスピネル型活物質、LiFePO4、LiMnPO4等のオリビン型活物質、Li2FeSiO4、Li2MnSiO4等のSi含有活物質等が挙げられる。また上記以外の酸化物活物質としては、例えば、Li4Ti5O12が挙げられる。リチウムとニッケルとを含有する複合酸化物が好ましく用いられ、さらに好ましくはLi(Ni-Mn-Co)O2およびこれらの遷移金属の一部が他の元素により置換されたもの(以下、単に「NMC複合酸化物」とも称する)が用いられる。NMC複合酸化物は、上述したように、遷移金属元素の一部が他の金属元素により置換されている複合酸化物も含む。その場合の他の元素としては、Ti、Zr、Nb、W、Pなどが挙げられる。
The positive electrode active material layer constituting the
正極活物質層には、硫黄系正極活物質が用いられてもよい。硫黄系正極活物質としては、有機硫黄化合物または無機硫黄化合物の粒子または薄膜が挙げられ、硫黄の酸化還元反応を利用して、充電時にリチウムイオンを放出し、放電時にリチウムイオンを吸蔵することができる物質であればよい。有機硫黄化合物としては、ジスルフィド化合物、硫黄変性ポリアクリロニトリルなどが挙げられる。無機硫黄化合物としては、硫黄(S)、S-カーボンコンポジット、TiS2、TiS3、TiS4、NiS、NiS2、CuS、FeS2、Li2S、MoS2、MoS3等が挙げられる。 A sulfur-based positive electrode active material may be used for the positive electrode active material layer. Examples of the sulfur-based positive electrode active material include particles or thin films of an organic sulfur compound or an inorganic sulfur compound, and the oxidation-reduction reaction of sulfur can be used to release lithium ions during charging and occlude lithium ions during discharging. Any substance that can be produced will do. Examples of the organic sulfur compound include a disulfide compound and a sulfur-modified polyacrylonitrile. Examples of the inorganic sulfur compound include sulfur (S), S-carbon composite, TiS 2 , TiS 3 , TiS 4 , NiS, NiS 2 , CuS, FeS 2 , Li 2 S, MoS 2 , MoS 3 and the like.
なお、上記以外の正極活物質が用いられてもよい。正極活物質の形状は、例えば、粒子状(球状、繊維状)、薄膜状等が挙げられる。正極活物質層における正極活物質の含有量は、特に限定されない。正極活物質層は、必要に応じて、固体電解質、導電助剤、バインダの少なくとも1つをさらに含有してもよい。正極活物質の形状は、例えば、粒子状(球状、繊維状)、薄膜状等が挙げられる。正極活物質層における正極活物質の含有量は、特に限定されない。正極活物質層は、必要に応じて、固体電解質、導電助剤、バインダの少なくとも1つをさらに含有してもよい。固体電解質としては、例えば、硫化物固体電解質や酸化物固体電解質が挙げられ、後述する電解質層103を構成可能な固体電解質として例示されたものなどを用いることができる。
A positive electrode active material other than the above may be used. Examples of the shape of the positive electrode active material include particulate (spherical and fibrous) and thin film. The content of the positive electrode active material in the positive electrode active material layer is not particularly limited. The positive electrode active material layer may further contain at least one of a solid electrolyte, a conductive auxiliary agent, and a binder, if necessary. Examples of the shape of the positive electrode active material include particulate (spherical and fibrous) and thin film. The content of the positive electrode active material in the positive electrode active material layer is not particularly limited. The positive electrode active material layer may further contain at least one of a solid electrolyte, a conductive auxiliary agent, and a binder, if necessary. Examples of the solid electrolyte include sulfide solid electrolytes and oxide solid electrolytes, and those exemplified as solid electrolytes that can form the
導電助剤としては、特に限定されないが、その形状が、粒子状または繊維状であるものであることが好ましい。導電助剤が粒子状である場合、粒子の形状は特に限定されず、粉末状、球状、棒状、針状、板状、柱状、不定形状、燐片状、紡錘状等、いずれの形状であっても構わない。 The conductive auxiliary agent is not particularly limited, but is preferably in the form of particles or fibers. When the conductive auxiliary agent is in the form of particles, the shape of the particles is not particularly limited, and may be any shape such as powder, sphere, rod, needle, plate, columnar, indefinite, fluffy, and spindle-shaped. It doesn't matter.
導電助剤が粒子状である場合の平均粒子径(一次粒子径)は、特に限定されるものではないが、電池の電気特性の観点から、0.01~10μmであることが好ましい。 The average particle size (primary particle size) when the conductive auxiliary agent is in the form of particles is not particularly limited, but is preferably 0.01 to 10 μm from the viewpoint of the electrical characteristics of the battery.
バインダとしては、ポリブチレンテレフタレート、ポリエチレンテレフタレート、ポリフッ化ビニリデン(PVDF)(水素原子が他のハロゲン元素にて置換された化合物を含む)、ポリエチレン、ポリプロピレン、ポリメチルペンテン、ポリブテン、ポリエーテルニトリル、ポリテトラフルオロエチレン、ポリアクリロニトリル、ポリイミド、ポリアミド、エチレン-酢酸ビニル共重合体、ポリ塩化ビニル、スチレン・ブタジエンゴム(SBR)、エチレン・プロピレン・ジエン共重合体、スチレン・ブタジエン・スチレンブロック共重合体およびその水素添加物、スチレン・イソプレン・スチレンブロック共重合体およびその水素添加物などの熱可塑性高分子;テトラフルオロエチレン・ヘキサフルオロプロピレン共重合体(FEP)、テトラフルオロエチレン・パーフルオロアルキルビニルエーテル共重合体(PFA)、エチレン・テトラフルオロエチレン共重合体(ETFE)、ポリクロロトリフルオロエチレン(PCTFE)、エチレン・クロロトリフルオロエチレン共重合体(ECTFE)、ポリフッ化ビニル(PVF)等のフッ素樹脂;ビニリデンフルオライド-ヘキサフルオロプロピレン系フッ素ゴム(VDF-HFP系フッ素ゴム)、ビニリデンフルオライド-ヘキサフルオロプロピレン-テトラフルオロエチレン系フッ素ゴム(VDF-HFP-TFE系フッ素ゴム)、ビニリデンフルオライド-ペンタフルオロプロピレン系フッ素ゴム(VDF-PFP系フッ素ゴム)、ビニリデンフルオライド-ペンタフルオロプロピレン-テトラフルオロエチレン系フッ素ゴム(VDF-PFP-TFE系フッ素ゴム)、ビニリデンフルオライド-パーフルオロメチルビニルエーテル-テトラフルオロエチレン系フッ素ゴム(VDF-PFMVE-TFE系フッ素ゴム)、ビニリデンフルオライド-クロロトリフルオロエチレン系フッ素ゴム(VDF-CTFE系フッ素ゴム)等のビニリデンフルオライド系フッ素ゴム;エポキシ樹脂;等が挙げられる。中でも、ポリイミド、スチレン・ブタジエンゴム、カルボキシメチルセルロース、ポリプロピレン、ポリテトラフルオロエチレン、ポリアクリロニトリル、ポリアミドであることがより好ましい。 Binders include polybutylene terephthalate, polyethylene terephthalate, polyvinylidene fluoride (PVDF) (including compounds in which hydrogen atoms are replaced with other halogen elements), polyethylene, polypropylene, polymethylpentene, polybutene, polyethernitrile, and poly. Tetrafluoroethylene, polyacrylonitrile, polyimide, polyamide, ethylene-vinyl acetate copolymer, polyvinyl chloride, styrene / butadiene rubber (SBR), ethylene / propylene / diene copolymer, styrene / butadiene / styrene block copolymer and Thermoplastic polymers such as the hydrogenated product, styrene / isoprene / styrene block copolymer and the hydrogenated product; tetrafluoroethylene / hexafluoropropylene copolymer (FEP), tetrafluoroethylene / perfluoroalkyl vinyl ether co-weight. Fluororesin such as coalescence (PFA), ethylene / tetrafluoroethylene copolymer (ETFE), polychlorotrifluoroethylene (PCTFE), ethylene / chlorotrifluoroethylene copolymer (ECTFE), polyvinyl fluoride (PVF); Vinylidene Fluoride-Hexafluoropropylene Fluororesin (VDF-HFP Fluororesin), Vinylidene Fluoride-Hexafluoropropylene-Tetrafluoroethylene Fluororesin (VDF-HFP-TFE Fluororesin), Vinylidene Fluoride-Pentafluoro Propylene-based fluororubber (VDF-PFP-based fluororubber), vinylidene fluoride-pentafluoropropylene-tetrafluoroethylene-based fluororubber (VDF-PFP-TFE-based fluororubber), vinylidene fluoride-perfluoromethylvinyl ether-tetrafluoroethylene Examples thereof include vinylidene fluoride-based fluororubbers such as vinylidene fluoride-chlorotrifluoroethylene-based fluororubbers (VDF-CTFE-based fluororubbers); epoxy resins; and the like. Of these, polyimide, styrene-butadiene rubber, carboxymethyl cellulose, polypropylene, polytetrafluoroethylene, polyacrylonitrile, and polyamide are more preferable.
そして、これら3枚の正極層102を構成する各正極側集電体102aが、正極タブ105に接合されている。正極タブ105としては、アルミニウム箔、アルミニウム合金箔、銅箔、または、ニッケル箔等を用いることができる。
Each of the positive electrode side
発電要素101を構成する負極層104は、負極タブ106まで伸びている負極側集電体104aと、当該負極側集電体104aの一部の両主面にそれぞれ形成された負極活物質層とを有している。
The
負極層104の負極側集電体104aは、例えば、ニッケル箔、銅箔、ステンレス箔、または、鉄箔等の電気化学的に安定した金属箔である。
The negative electrode side
負極層104は、負極活物質を含有する層で形成されている。負極活物質の種類としては、特に制限されないが、炭素材料、金属酸化物および金属活物質が挙げられる。炭素材料としては、例えば、天然黒鉛、人造黒鉛、メソカーボンマイクロビーズ(MCMB)、高配向性グラファイト(HOPG)、ハードカーボン、ソフトカーボン等が挙げられる。また、金属酸化物としては、例えば、Nb2O5、Li4Ti5O12、SiO等が挙げられる。さらに、金属活物質としては、例えば、In、Al、SiおよびSn等の金属単体や、TiSi、La3Ni2Sn7等の合金が挙げられる。
The
また、負極活物質は、Liを含有する金属でもよく、このような負極活物質は、Liを含有する活物質であれば特に限定されず、Li金属のほか、Liを含有するリチウム合金でもよい。リチウム合金としては、たとえば、リチウムと、金(Au),マグネシウム(Mg)、アルミニウム(Al)、カルシウム(Ca)、亜鉛(Zn)、スズ(Sn)、及びビスマス(Bi)から選択される少なくとも1種の金属との合金が挙げられる。また、リチウム合金としては、リチウムと、上述した金属のうち2種以上の金属との合金であってもよい。リチウム合金の具体例としては、例えば、リチウム-金合金(Li-Au)、リチウム-マグネシウム合金(Li-Mg)、リチウム-アルミニウム合金(Li-Al)、リチウム-カルシウム合金(Li-Ca)、リチウム-亜鉛合金(Li-Zn),リチウム-スズ合金(Li-Sn)、リチウム-ビスマス合金(Li-Bi)などが挙げられる。 Further, the negative electrode active material may be a metal containing Li, and such a negative electrode active material is not particularly limited as long as it is an active material containing Li, and may be a Li metal or a lithium alloy containing Li. .. The lithium alloy may be selected from, for example, lithium and at least gold (Au), magnesium (Mg), aluminum (Al), calcium (Ca), zinc (Zn), tin (Sn), and bismuth (Bi). Alloys with one type of metal can be mentioned. Further, the lithium alloy may be an alloy of lithium and two or more kinds of metals among the above-mentioned metals. Specific examples of the lithium alloy include, for example, a lithium-gold alloy (Li-Au), a lithium-magnesium alloy (Li-Mg), a lithium-aluminum alloy (Li-Al), a lithium-calcium alloy (Li-Ca), and the like. Examples thereof include a lithium-zinc alloy (Li-Zn), a lithium-tin alloy (Li-Sn), and a lithium-bismas alloy (Li-Bi).
なお、負極活物質層としては、リチウム合金を含有するものであればよく、その構成は、特に限定されないが、たとえば、リチウム合金を構成するリチウム以外の金属を「Me」とした場合に、次の(1)~(3)のいずれかの態様とすることができる。
(1)リチウム合金のみからなる単一の層からなるもの(すなわち、Li-Me層)
(2)リチウム金属からなる層と、リチウム合金からなる層とを備えるもの(すなわち、Li層/Li-Me層)
(3)リチウム金属からなる層と、リチウム合金からなる層と、リチウム以外の金属からなる層とを備えるもの(すなわち、Li層/Li-Me層/Me層)
上記(2)の態様においては、リチウム合金からなる層(Li-Me層)を電解質層103側の層(電解質層103との界面を形成する層)とすることが望ましく、また、上記(3)の態様においては、リチウム以外の金属からなる層(Me層)を電解質層103側の層(電解質層103との界面を形成する層)とすることが望ましい。リチウム金属を含むリチウム金属層と、リチウム金属とは異なる金属を含む層(中間層)とする場合には、中間層は、リチウム金属層と固体電解質の間の層であり、リチウム金属のうち少なくとも一部と、中間層を形成する金属のうち少なくとも一部とが、合金化することが望ましい。
The negative electrode active material layer may be any one containing a lithium alloy, and its composition is not particularly limited. For example, when a metal other than lithium constituting the lithium alloy is "Me", the following It can be any aspect of (1) to (3).
(1) A single layer made of only a lithium alloy (that is, a Li-Me layer)
(2) A layer provided with a layer made of lithium metal and a layer made of a lithium alloy (that is, a Li layer / Li-Me layer).
(3) A layer including a layer made of lithium metal, a layer made of a lithium alloy, and a layer made of a metal other than lithium (that is, Li layer / Li-Me layer / Me layer).
In the aspect of (2) above, it is desirable that the layer made of a lithium alloy (Li—Me layer) is a layer on the side of the electrolyte layer 103 (a layer forming an interface with the electrolyte layer 103), and the above (3). ), It is desirable that the layer made of a metal other than lithium (Me layer) is the layer on the side of the electrolyte layer 103 (the layer forming the interface with the electrolyte layer 103). In the case of a lithium metal layer containing a lithium metal and a layer containing a metal different from the lithium metal (intermediate layer), the intermediate layer is a layer between the lithium metal layer and the solid electrolyte, and is at least one of the lithium metals. It is desirable that a part and at least a part of the metal forming the intermediate layer are alloyed.
例えば、負極を、上記(3)の態様、すなわち、リチウム金属からなる層と、リチウム合金からなる層と、リチウム以外の金属からなる層とを備える態様(すなわち、Li層/Li-Me層/Me層)とする場合には、リチウム金属と、リチウム以外の金属とを積層することで、これらの界面部分を合金化し、これにより、これらの界面にリチウム合金からなる層を形成することができる。なお、リチウム金属と、リチウム以外の金属とを積層する方法としては、特に限定されないが、リチウム金属からなる層の上に、リチウム以外の金属を真空蒸着などにより蒸着させることにより、リチウム金属からなる層の上に、リチウム以外の金属からなる層を形成しつつ、これらの界面を合金化させる方法が挙げられる。あるいは、リチウム以外の金属からなる層上に、リチウム金属を真空蒸着などにより蒸着させ、リチウム以外の金属からなる層の上に、リチウム金属からなる層を形成しつつ、これらの界面を合金化させる方法などが挙げられる。 For example, the negative electrode includes the aspect (3) above, that is, a layer made of a lithium metal, a layer made of a lithium alloy, and a layer made of a metal other than lithium (that is, a Li layer / Li-Me layer /). In the case of forming a Me layer), a lithium metal and a metal other than lithium are laminated to alloy these interface portions, whereby a layer made of a lithium alloy can be formed at these interfaces. .. The method of laminating the lithium metal and the metal other than lithium is not particularly limited, but is made of a lithium metal by depositing a metal other than lithium on a layer made of the lithium metal by vacuum vapor deposition or the like. A method of alloying these interfaces while forming a layer made of a metal other than lithium on the layer can be mentioned. Alternatively, a lithium metal is vapor-deposited on a layer made of a metal other than lithium by vacuum deposition or the like, and these interfaces are alloyed while forming a layer made of a lithium metal on a layer made of a metal other than lithium. The method etc. can be mentioned.
なお、本実施形態の二次電池2では、3枚の負極層104は、負極層104を構成する各負極側集電体104aが、単一の負極タブ106に接合されるような構成となっている。すなわち、本実施形態の二次電池2では、各負極層104は、単一の共通の負極タブ106に接合された構成となっている。
In the
発電要素101の電解質層103は、上述した正極層102と負極層104との短絡を防止するものであり、固体電解質を主成分として含有し、上述した正極活物質層と負極活物質層との間に介在する層である。固体電解質としては、例えば、硫化物固体電解質や酸化物固体電解質、高分子固体電解質などが挙げられるが、硫化物固体電解質であることが好ましい。
The
硫化物固体電解質としては、例えば、LiI-Li2S-SiS2、LiI-Li2S-P2O5、LiI-Li3PO4-P2S5、Li2S-P2S5、LiI-Li3PS4、LiI-LiBr-Li3PS4、Li3PS4、Li6PS5Cl、Li2S-P2S5、Li2S-P2S5-LiI、Li2S-P2S5-Li2O、Li2S-P2S5-Li2OLiI、Li2S-SiS2、Li2S-SiS2-LiI、Li2S-SiS2-LiBr、Li2S-SiS2-LiCl、Li2S-SiS2-B2S3-LiI、Li2S-SiS2-P2S5-LiI、Li2S-B2S3、Li2S-P2S5-ZmSn(ただし、m、nは正の数であり、Zは、Ge、Zn、Gaのいずれかである)、Li2S-GeS2、Li2S-SiS2-Li3PO4、Li2S-SiS2-LixMOy(ただし、x、yは正の数であり、Mは、P、Si、Ge、B、Al、Ga、Inのいずれかである)等が挙げられる。なお、「Li2S-P2S5」の記載は、Li2SおよびP2S5を含む原料組成物を用いてなる硫化物固体電解質を意味し、他の記載についても同様である。
Examples of the sulfide solid electrolyte include LiI-Li 2 S-SiS 2 , LiI-Li 2 SP 2 O 5 , LiI-Li 3 PO 4 -P 2 S 5 , Li 2 SP 2
硫化物固体電解質は、例えば、Li3PS4骨格を有していてもよく、Li4P2S7骨格を有していてもよく、Li4P2S6骨格を有していてもよい。Li3PS4骨格を有する硫化物固体電解質としては、例えば、LiI-Li3PS4、LiI-LiBr-Li3PS4、Li3PS4が挙げられる。また、Li4P2S7骨格を有する硫化物固体電解質としては、例えば、LPSと称されるLi-P-S系固体電解質(例えば、Li7P3S11)が挙げられる。また、硫化物固体電解質として、例えば、Li(4-x)Ge(1-x)PxS4(xは、0<x<1を満たす)で表されるLGPS等を用いてもよい。なかでも、硫化物固体電解質は、P元素を含む硫化物固体電解質であることが好ましく、硫化物固体電解質は、Li2S-P2S5を主成分とする材料であることがより好ましい。さらに、硫化物固体電解質は、ハロゲン(F、Cl、Br、I)を含有していてもよい。 The sulfide solid electrolyte may have, for example, a Li 3 PS 4 skeleton, a Li 4 P 2 S 7 skeleton, or a Li 4 P 2 S 6 skeleton. .. Examples of the sulfide solid electrolyte having a Li 3 PS 4 skeleton include LiI-Li 3 PS 4 , LiI-LiBr-Li 3 PS 4 , and Li 3 PS 4 . Examples of the sulfide solid electrolyte having a Li 4 P 2 S 7 skeleton include a Li-PS-based solid electrolyte called LPS (for example, Li 7 P 3 S 11 ). Further, as the sulfide solid electrolyte, for example, LGPS represented by Li (4-x) Ge (1-x) P x S 4 (x satisfies 0 <x <1) may be used. Among them, the sulfide solid electrolyte is preferably a sulfide solid electrolyte containing a P element, and the sulfide solid electrolyte is more preferably a material containing Li 2 SP 2 S 5 as a main component. Further, the sulfide solid electrolyte may contain halogen (F, Cl, Br, I).
また、硫化物固体電解質がLi2S-P2S5系である場合、Li2SおよびP2S5の割合は、モル比で、Li2S:P2S5=50:50~100:0の範囲内であることが好ましく、なかでもLi2S:P2S5=70:30~80:20であることが好ましい。また、硫化物固体電解質は、硫化物ガラスであってもよく、結晶化硫化物ガラスであってもよく、固相法により得られる結晶質材料であってもよい。なお、硫化物ガラスは、例えば原料組成物に対してメカニカルミリング(ボールミル等)を行うことにより得ることができる。また、結晶化硫化物ガラスは、例えば硫化物ガラスを結晶化温度以上の温度で熱処理を行うことにより得ることができる。また、硫化物固体電解質の常温(25℃)におけるイオン伝導度(例えば、Liイオン伝導度)は、例えば、1×10-5S/cm以上であることが好ましく、1×10-4S/cm以上であることがより好ましい。なお、固体電解質のイオン伝導度の値は、交流インピーダンス法により測定することができる。 When the sulfide solid electrolyte is a Li 2 SP 2 S 5 system, the ratio of Li 2 S and P 2 S 5 is Li 2 S: P 2 S 5 = 50: 50 to 100 in terms of molar ratio. : 0 is preferable, and Li 2 S: P 2 S 5 = 70: 30 to 80:20 is preferable. Further, the sulfide solid electrolyte may be sulfide glass, crystallized sulfide glass, or a crystalline material obtained by a solid phase method. The sulfide glass can be obtained, for example, by performing mechanical milling (ball mill or the like) on the raw material composition. Further, the crystallized sulfide glass can be obtained, for example, by heat-treating the sulfide glass at a temperature equal to or higher than the crystallization temperature. The ionic conductivity (for example, Li ionic conductivity) of the sulfide solid electrolyte at room temperature (25 ° C.) is preferably 1 × 10 -5 S / cm or more, for example, 1 × 10 -4 S / cm. It is more preferably cm or more. The value of the ionic conductivity of the solid electrolyte can be measured by the AC impedance method.
酸化物固体電解質としては、例えば、NASICON型構造を有する化合物等が挙げられる。NASICON型構造を有する化合物の一例としては、一般式Li1+xAlxGe2-x(PO4)3(0≦x≦2)で表される化合物(LAGP)、一般式Li1+xAlxTi2-x(PO4)3(0≦x≦2)で表される化合物(LATP)等が挙げられる。また、酸化物固体電解質の他の例としては、LiLaTiO(例えば、Li0.34La0.51TiO3)、LiPON(例えば、Li2.9PO3.3N0.46)、LiLaZrO(例えば、Li7La3Zr2O12)等が挙げられる。 Examples of the oxide solid electrolyte include compounds having a NASICON type structure and the like. As an example of a compound having a NASION type structure, a compound (LAGP) represented by the general formula Li 1 + x Al x Ge 2-x (PO 4 ) 3 (0 ≦ x ≦ 2), a general formula Li 1 + x Al x Ti 2 Examples thereof include a compound (LATP) represented by −x (PO 4 ) 3 (0 ≦ x ≦ 2). Further, as another example of the oxide solid electrolyte, LiLaTIO (for example, Li 0.34 La 0.5 1TiO 3 ), LiPON (for example, Li 2.9 PO 3.3 N 0.46 ), LiLaZrO (for example, LiLaZrO). , Li 7 La 3 Zr 2 O 12 ) and the like.
固体電解質層103は、上述した固体電解質に加えて、バインダをさらに含有していてもよい。バインダとしては、特に限定されないが、例えば、上述したものを用いることができる。
The
固体電解質の含有量は、例えば、10~100質量%の範囲内であることが好ましく、50~100質量%の範囲内であることがより好ましく、90~100質量%の範囲内であることがさらに好ましい。 The content of the solid electrolyte is, for example, preferably in the range of 10 to 100% by mass, more preferably in the range of 50 to 100% by mass, and preferably in the range of 90 to 100% by mass. More preferred.
以上のように、本実施形態に用いられる正極層102は、正極活物質として硫黄化合物を含むことで、硫黄系材料を使用し、電解質層103が、硫化物固体電解質を主成分として含むことで、硫黄材料を使用する。なお、移行系材料は、正極層102及び電解質層103のうち、いずれか一方の層に使用すればよい。
As described above, the
そして、図3に示すように、正極層102と負極層104とは、電解質層103を介して、交互に積層され、さらに、その最上層および最下層に電解質層103がそれぞれ積層されており、これにより、発電要素101が形成されている。
Then, as shown in FIG. 3, the
以上のように構成されている発電要素101は、上部外装部材107および下部外装部材108に収容されて封止されている。発電要素101を封止するための上部外装部材107および下部外装部材108は、たとえば、ポリエチレンやポリプロピレンなどの樹脂フィルムや、アルミニウムなどの金属箔の両面をポリエチレンやポリプロピレンなどの樹脂でラミネートした、樹脂-金属薄膜ラミネート材など、柔軟性を有する材料で形成されており、これら上部外装部材107および下部外装部材108を熱融着することにより、正極タブ105および負極タブ106を外部に導出させた状態で、発電要素101が封止されることとなる。
The
なお、正極タブ105および負極タブ106には、上部外装部材107および下部外装部材108と接触する部分に、上部外装部材107および下部外装部材108との密着性を確保するために、シールフィルム109が設けられている。シールフィルム109としては、特に限定されないが、たとえば、ポリエチレン、変性ポリエチレン、ポリプロピレン、変性ポリプロピレン、または、アイオノマー等の耐電解液性及び熱融着性に優れた合成樹脂材料から構成することができる。
The
上記のように、本実施形態に用いられる二次電池は硫黄系材料を含んでいる。何らかの原因で、硫黄と水分が反応した場合には硫化水素が発生する。そして、硫化水素が、二次電池2(セル電池)外に流出した場合には、バッテリケース1内の金属部品を腐食させる可能性がある。そのため、硫化水素の発生が予測又は検知した場合には、硫化水素の発生を抑制することが求められる。
As described above, the secondary battery used in this embodiment contains a sulfur-based material. Hydrogen sulfide is generated when sulfur and water react for some reason. Then, when hydrogen sulfide flows out of the secondary battery 2 (cell battery), there is a possibility of corroding the metal parts in the
発明者の知見によると、二次電池2のセル温度が低いほど、硫化水素の発生量が低減できる。以下、その理由を、図4を参照しつつ説明する。図4は、硫黄系材料で硫化水素反応が生じたときから、硫化水素の発生が止まるまでの推移を説明するための概念図である。図4において、(а)は低温時の硫黄系材料における反応の推移を表しており、(b)は高温時の硫黄系材料における反応の推移を表している。
According to the inventor's knowledge, the lower the cell temperature of the
硫黄系材料が水分に触れると、硫化水素が発生する。このような硫化水素発生反応と同時に、リチウム金属が酸素と反応しリチウム化合物が形成される。リチウム化合物が形成される態様は、セル温度により異なる。図4(а)に示すように、セル温度が低温の場合には、硫化水素発生反応は、硫黄系材料41の表層部で起こるため、リチウム化合物42は硫黄系材料41の表層部に形成される。そして、硫黄系材料41がリチウム化合物42で覆われると、硫化水素発生がとまる。低温時は、硫化水素発生反応が、硫黄系材料41の深層部まで進まず、表層部で主に形成されるため、リチウム化合物42の形成が表層部で均質に進み、効果的に硫化水素の発生を抑制でき、硫化水素の発生量も抑制できる。
When sulfur-based materials come into contact with moisture, hydrogen sulfide is generated. At the same time as such a hydrogen sulfide generation reaction, the lithium metal reacts with oxygen to form a lithium compound. The mode in which the lithium compound is formed depends on the cell temperature. As shown in FIG. 4 (а), when the cell temperature is low, the hydrogen sulfide generation reaction occurs in the surface layer portion of the sulfur-based
一方、図4(b)に示すように、セル温度が高温の場合には、硫化水素発生反応は、硫黄系材料41の深層部まで進む。そのため、リチウム化合物43は、硫黄系材料41の表層部だけでなく、深層部にも形成される。そして、硫黄系材料41がリチウム化合物42で覆われると、硫化水素発生が止まる。高温時は硫化水素発生反応が深層部まで進むため、リチウム化合物43の形成は、低温時と比較して均一に進まず、リチウム化合物42が硫黄系材料41の表層部を覆うまで時間がかかってしまい、硫化水素の発生量も増えてしまう。すなわち、二次電池2における硫化水素の発生が予想又は検知された場合には、二次電池2を強制的に冷却することで、硫化水素の発生を抑制できる。
On the other hand, as shown in FIG. 4B, when the cell temperature is high, the hydrogen sulfide generation reaction proceeds to the deep part of the sulfur-based
次いで、本実施形態における硫化水素の発生を検知し、二次電池2を冷却する方法を説明する。図5は、コントローラ4の制御手順を示すフローチャートである。なお、コントローラ4は、二次電池2の充放電流時に、図5の制御フローを実行する。
Next, a method of detecting the generation of hydrogen sulfide in the present embodiment and cooling the
ステップS1にて、コントローラ4は、センサ3の検出値を取得することで、二次電池2の状態を検出する。ステップS2にて、コントローラ4は、センサ3の検出値と、予め設定された判定閾値を比較することで、二次電池2における硫化水素の発生を検知する。判定閾値は、二次電池2において硫化水素が発生していると判定するための閾値である。例えば、センサ3に硫化水素濃度計を使用した場合には、判定閾値は、硫化水素の濃度で規定される。そして、センサ3の検出値が判定閾値未満である場合には、コントローラ4は、二次電池2において硫化水素が発生していないと判定する。そして、制御フローはステップS1に戻る。コントローラ4は、ステップS1とステップS2の制御処理を繰り返し実行することで、二次電池2の使用中、硫化水素の発生の有無を検知している。
In step S1, the
センサ3の検出値が判定閾値以上である場合には、コントローラ4は、二次電池2において硫化水素が発生していると判定し、ステップS3の制御処理を実行する。ステップS3にて、コントローラ4は、冷媒循環を止めている開閉弁5を開き、冷媒ポンプ(図示しない)を作動させて、冷媒を循環させて、二次電池2の冷却を開始する。なお、二次電池2の冷却開始のタイミングは、硫化水素の発生が検知された時点に対して早ければ早いほどよいが、コントローラ4は、ステップS2にて硫化水素の発生が検知された時点から1秒経過するまでに、冷媒ポンプを作動させて、二次電池2の冷却を開始することが好ましい。
When the detection value of the
ステップS4にて、コントローラ4は、二次電池22の冷却を終了するか否か判定する。例えば、センサの検出値から硫化水素の発生量を検知し、所定時間あたりの硫化水素の増加量が所定値未満となった場合に、コントローラ4は二次電池22の冷却を終了する。あるいは、冷却時間が予め設定されている場合には、冷却を開始してからの経過時間が所定時間を経過したときに、コントローラ4は二次電池2の冷却を終了する。二次電池22の冷却を終了しない場合には、コントローラ4は、二次電池2の冷却を継続させる。このように、硫化水素の発生が検知された直後に、二次電池2の冷却が開始されるため、移行系材料の表層部でリチウム化合物の形成を均一に進め、硫化水素の発生を抑制できる。
In step S4, the
上記のように、本実施形態では、正極及び/又は固体電解質に硫黄系材料を使用した二次電池2における、硫化水素の発生を検知し、硫化水素の発生が検知された場合は、冷却器により二次電池を冷却する。これにより、二次電池2のセル温度が低下し、硫化水素の発生が抑制されるため、硫化水素の発生量を抑えることができる。
As described above, in the present embodiment, the generation of hydrogen sulfide is detected in the
また本実施形態では、硫化水素の発生が検知された時点から1秒経過するまでに、二次電池2の冷却を開始する。硫化水素は、発生時点からの初期段階で多く発生するため、硫化水素の発生が検知された直後に、二次電池2の冷却を開始することで、硫化水素の発生量を効果的に減少できる。
Further, in the present embodiment, cooling of the
また本実施形態では、硫化水素の発生が検知されない場合には、冷却器による二次電池2の冷却制御を実行しない。二次電池2のセル温度は充電中に高くなりやすいため、硫化水素の発生が検知された場合には、二次電池2の冷却制御を実行する。これにより、効果的に硫化水素の発生を抑制できる。
Further, in the present embodiment, when the generation of hydrogen sulfide is not detected, the cooling control of the
本実施形態の変形例として、コントローラ4は、二次電池2のセル温度に応じて、二次電池2を冷却する制御を実行してもよい。図6は、コントローラ4の制御手順を示すフローチャートである。ステップS11にて、コントローラ4はセンサ3の検出値を取得する。ステップS12にて、コントローラ4は、二次電池2における硫化水素の発生の有無を検知する。なお、ステップS11及びステップS12の制御処理は、上記のステップS1及びステップS2の制御処理とそれぞれ同様である。
As a modification of the present embodiment, the
ステップS13にて、コントローラ4は二次電池2のセル温度を取得する。変形例における電池システムは、二次電池2のセル温度を検出する温度センサを備えており、コントローラ4は、温度センサからセル温度を取得する。ステップS14にて、コントローラ4は、セル温度と下限温度を比較する。下限温度は、冷却器の冷却により下げることができる二次電池2の温度の下限値を示している。下限温度は、冷却器の冷却性能、外気温などの環境等により決まる値であり、予め設定されている。つまり、二次電池のセル温度は、冷却器による冷却によって下限温度まで下げることができる。なお、コントローラ4は外気温に応じて下限温度を適宜変更してもよい。
In step S13, the
セル温度が下限温度より高い場合には、二次電池2のセル温度を現在の温度よりも低くすることができるため、ステップS15にて、コントローラ4は二次電池2の冷却を開始する。なお、ステップS15の制御処理は、上記のステップS4の制御処理と同様である。ステップS16にて、コントローラ4は、二次電池22の冷却を終了するか否か判定する。例えば、二次電池2のセル温度が下限温度に達した場合には、コントローラ4は二次電池2の冷却を終了する。
When the cell temperature is higher than the lower limit temperature, the cell temperature of the
セル温度が下限温度以下である場合には、冷却器では、現在の温度より低くなるように、二次電池2を冷却することができないため、冷却器による冷却はせずに、コントローラ4は制御フローを終了させる。すなわち、変形例では、コントローラ4は、二次電池2の温度と冷却器の冷却能力に基づき、現在の二次電池2が冷却器で冷却可能な状態であるか否かを判定し、二次電池の現在のセル温度が冷却器で冷やす余地のない温度になっている場合には、冷却をしない。
When the cell temperature is below the lower limit temperature, the cooler cannot cool the
本実施形態の変形例では、二次電池2のセル温度を取得し、セル温度が冷却器の冷却により下げることができる二次電池2の下限温度より高い場合に、冷却器により二次電池2を冷却する。これにより、冷却器により二次電池2の温度を下げることができない場合には、冷却器は作動しないため、無駄な電力消費を抑制できる。
In the modification of the present embodiment, the cell temperature of the
また本実施形態の他の変形例として、電池システムが、普通充電モードと急速充電モードのいずれか一方のモードを選択し、選択されたモードで二次電池2を充電できるシステムであり、コントローラ4は、硫化水素の発生が検知された場合には、急速充電モードで充電しないよう、制御してもよい。図7は、コントローラ4の制御手順を示すフローチャートである。電池システムは、普通充電モード用の充電回路と、急速充電モード用の充電回路を有しており、選択された充電モードに応じて充電回路を切り替える。急速充電モードは、普通充電モードよりも高いCレートで充電するモードである。充電モードは、ユーザの操作指令に基づき選択される。コントローラ4は、充電モードと急速充電モードのいずれか一方のモードを選択し、選択されたモードで二次電池2を充電できるように、二次電池2の充電制御を行う。図7に示す制御フローは、急速充電モードで二次電池2を充電する時の制御フローである。
Further, as another modification of the present embodiment, the battery system is a system in which one of the normal charge mode and the quick charge mode can be selected and the
ステップS21にて、コントローラ4は、ユーザの操作指令に基づき、急速充電モードを選択する。ステップS22にて、コントローラ4はセンサ3の検出値を取得する。ステップS23にて、コントローラ4は、二次電池2における硫化水素の発生の有無を検知する。なお、ステップS22及びステップS23の制御処理は、上記のステップS1及びステップS2の制御処理とそれぞれ同様である。
In step S21, the
硫化水素の発生が検知されない場合には、ステップS24にてコントローラ4は急速充電モードで二次電池2の充電を開始する。ステップS25にて、コントローラ4は、二次電池2の充電中、電流積算等により二次電池2の現在の充電状態(SOC)を算出し、算出されたSOCに基づき、二次電池2の充電を終了するか否か判定する。現在のSOCが満充電を示す上限SOCに達した場合には、コントローラ4は二次電池2の充電を終了する。すなわち、急速充電モードが選択された場合でも、硫化水素の発生が検知された場合には、急速充電モードで二次電池2を充電せず、硫化水素の発生を抑制するために二次電池2を冷却する。
If the generation of hydrogen sulfide is not detected, the
硫化水素の発生が検知された場合には、ステップS26にて、コントローラ4は二次電池2の冷却を開始する。ステップ27にて、コントローラ4は、二次電池22の冷却を終了するか否か判定する。ステップ26及びステップS27の制御処理は、上記のステップS3及びステップS4の制御処理とそれぞれ同様である。
When the generation of hydrogen sulfide is detected, the
硫化水素の発生が検知されない場合には、ステップS26にてコントローラ4は急速充電モードで二次電池2の充電を開始する。ステップS27にて、コントローラ4は、二次電池2の充電中、電流積算等により二次電池2の現在の充電状態(SOC)を算出し、算出されたSOCに基づき、二次電池2の充電を終了するか否か判定する。現在のSOCが満充電を示す上限SOCに達した場合には、コントローラ4は二次電池2の充電を終了する。
If the generation of hydrogen sulfide is not detected, the
すなわち変形例では、充電モードと急速充電モードのいずれか一方のモードで、二次電池2を充電し、二次電池2における硫化水素の発生が検知された場合には、急速充電モードで二次電池2を充電しない。これにより、急速充電による二次電池2の温度上昇を防ぎ、硫化水素の発生量を抑制できる。
That is, in the modified example, the
なお、本実施形態において、コントローラ4は、必ずしも、硫化水素の発生を検知する必要はなく、硫化水素の発生を予測してもよい。例えば、コントローラ4は、二次電池2の短絡が検知した場合には、硫化水素が発生すると予測する。二次電池2の短絡は、二次電池2の充放電時の電流変化、あるいは、二次電池2の内部抵抗から検知されればよい。そして、コントローラ4は、硫化水素の発生が予測された場合には、二次電池2を冷却する。図5に示す制御フローのうち、ステップS1及びステップS2の制御処理において、コントローラ4は、二次電池2の電流を検出する電流センサ、インピーダンス測定器などから、二次電池2の状態を示す検出値を取得し、取得された値に基づき、短絡が発生しているか否か判定することで、硫化水素の発生の有無を予測する。そして、短絡が発生していると判定した場合には、コントローラ4は、二次電池において硫化水素が発生すると予測する。
In this embodiment, the
上記のように、本実施形態では、二次電池2における、硫化水素の発生を予測し、硫化水素の発生が予測された場合は、冷却器により二次電池を冷却する。これにより、二次電池2のセル温度が低下し、硫化水素の発生が抑制されるため、硫化水素の発生量を抑制できる。
As described above, in the present embodiment, the generation of hydrogen sulfide in the
なお、本実施形態に係る電池システムが車両に搭載された場合に、二次電池2を冷却するため冷却器は、電池専用の冷却器に限らず、車両に含まれる車両用冷却器を、電池の冷却用に用いてよい。
When the battery system according to the present embodiment is mounted on a vehicle, the cooler for cooling the
以下、本発明を、さらに詳細な実施例に基づき説明するが、本発明は、これら実施例に限定されない。 Hereinafter, the present invention will be described based on more detailed examples, but the present invention is not limited to these examples.
<評価方法1>
市販品としても入手可能である、Li2Sを含むサンプルを以下の方法に従って評価した。
(1)不活性ガスとしてヘリウムガスを使用し、露点13℃に管理された加湿槽中にヘリウムガスを通過させて、加湿槽から出てきたヘリウムガスを加湿ガス(露点13℃)とした。
(2)25℃と50℃にそれぞれ管理された恒温槽内に配置された反応容器内に、Li2Sサンプル1、2をそれぞれ置き、反応容器内に加湿ガスを通過させて、反応容器内から出てきたガスをガスバックに採取した。また、25℃と50℃にそれぞれ管理された恒温槽内に配置された反応容器内に、Li2Sサンプル3、4をそれぞれ置き、加湿ガスの代わりにドライガスを反応容器内に通過させて、反応容器内から出てきたガスをガスバックに採取した。
(3)反応容器内から出たガスを含むガスパックを、10分毎に回収し、それぞれのガスパック中に含まれる硫化水素をガスクロマトグラフィーで定量分析を行った。
(4)また、ガス回収後のサンプル1~4に対して、X線電子分光(XPS)による表面分析を行った。なお、サンプル1~4に加えて、上記(1)~(3)の評価方法を行っていない、初期品のサンプル5に対しても、XPSによる表面分析を行った。
<実施例の評価>
図8は、ガスクロマトグラフィーによる定量分析の結果[(3)の評価結果]を示すグラフである。グラフа~dは、発生した硫化水素の濃度の経時変化を示している。また、恒温槽内の温度、加湿ガスの露点、初期重量あたりの硫化水素発生量は表1のとおりである。図8のグラフаはサンプル1の特性を示し、グラフbはサンプルbの特性を示し、グラフcはサンプル3、4の特性を示す。
A sample containing Li 2S , which is also available as a commercial product, was evaluated according to the following method.
(1) Helium gas was used as the inert gas, and the helium gas was passed through a humidifying tank controlled to have a dew point of 13 ° C., and the helium gas discharged from the humidifying tank was used as a humidifying gas (dew point of 13 ° C.).
( 2 )
(3) The gas pack containing the gas discharged from the reaction vessel was recovered every 10 minutes, and the hydrogen sulfide contained in each gas pack was quantitatively analyzed by gas chromatography.
(4) Further, surface analysis of
<Evaluation of Examples>
FIG. 8 is a graph showing the result of quantitative analysis by gas chromatography [evaluation result of (3)]. Graphs а to d show changes over time in the concentration of hydrogen sulfide generated. Table 1 shows the temperature in the constant temperature bath, the dew point of the humidifying gas, and the amount of hydrogen sulfide generated per initial weight. FIG. 8 shows the characteristics of
図9~11は、X線電子分光(XPS)による表面分析の結果を示すグラフである。図9はLiの1s軌道のスペクトルをピーク分割させたグラフであり、図10はOの1s軌道のスペクトルをピーク分割させたグラフであり、図11はSの2p軌道のスペクトルをピーク分割させたグラフである。図9~11のグラフаはサンプル1の特性を示し、グラフbはサンプルbの特性を示し、グラフcはサンプル3の特性を示し、グラフdはサンプル4の特性を示し、グラフeはサンプル5の特性を示す。
9 to 11 are graphs showing the results of surface analysis by X-ray photoelectron spectroscopy (XPS). FIG. 9 is a graph in which the spectrum of Li's 1s orbital is peak-divided, FIG. 10 is a graph in which the spectrum of O's 1s orbital is peak-divided, and FIG. 11 is a graph in which the spectrum of S's 2p orbital is peak-divided. It is a graph. Graphs а in FIGS. 9 to 11 show the characteristics of
図8に示すように、恒温槽25℃にしたときのサンプル1(グラフа)と、恒温槽50℃にしたときのサンプル2(グラフb)を比較すると、サンプル1の方が、硫化水素の濃度のピークは低く、また表1より硫化水素の発生量が少なくなる結果となった。つまり、サンプルの温度を低くすることで、硫化水素の発生量が減少することが確認できた。
As shown in FIG. 8, when the sample 1 (graph а) when the constant temperature bath is set to 25 ° C. and the sample 2 (graph b) when the constant temperature bath is set to 50 ° C. are compared, the
また図10に示すように、Oの1sのエネルギーピークは、サンプル2(グラフb)が最も高く、次いで、サンプル1(グラフb)が高い結果となった。サンプル2は、サンプル1と比較して、恒温槽内の温度が高く、硫化水素発生反応が、材料の表層部だけでなく深層部まで進むため、リチウム酸化物が深層部まで形成される分、Liの1sのエネルギーピークが高くなったと考えられる。一方、サンプル1は、サンプル2と比較して、恒温槽内の温度が低く、硫化水素発生反応が、材料の表層部で起こり、リチウム酸化物の形成が表層部にとどまるため、Liの1sのエネルギーピークはサンプル2よりも低くなったと考えられる。
Further, as shown in FIG. 10, the energy peak of 1s of O was highest in sample 2 (graph b), followed by sample 1 (graph b). In
図11に示すように、Sの2pのエネルギーピークについて、サンプル1及びサンプル2では、硫化水素が発生した分、エネルギーピークが他のサンプル3~5より低くなったことが確認できた。
As shown in FIG. 11, regarding the 2p energy peak of S, it was confirmed that in
<評価方法2>
市販品としても入手可能である、Li6PS5Clを含むサンプル及び(試作品)を、評価方法1の(1)~(3)と同様の方法で評価した。なおサンプル6~9を準備し、サンプル6では恒温槽内の温度25度、加湿ガスの露点13℃とし、サンプル7では、恒温槽内の温度50度、加湿ガスの露点13℃とし、サンプル8では恒温槽内の温度25度、ドライガスとし、サンプル9では恒温槽内の温度50度、ドライガスとした。図12のグラフаはサンプル6の特性を、グラフbはサンプル7の特性を、グラフcはサンプル8、9の特性を示す。
<
Samples and (prototypes) containing Li 6 PS 5 Cl, which are also available as commercial products, were evaluated by the same methods as in evaluation methods 1 (1) to (3).
図12に示すように、恒温槽25℃にしたときのサンプル6(グラフа)と、恒温槽50℃にしたときのサンプル7(グラフb)を比較すると、サンプル6の方が、硫化水素の濃度のピークは低く、硫化水素の発生量が少なくなる結果となった。つまり、サンプルの温度を低くすることで、硫化水素の発生量が減少することが確認できた。
As shown in FIG. 12, when comparing sample 6 (graph а) when the temperature of the constant temperature bath is 25 ° C. and sample 7 (graph b) when the temperature of the constant temperature bath is 50 ° C.,
以上、本発明の実施形態について説明したが、これらの実施形態は、本発明の理解を容易にするために記載されたものであって、本発明を限定するために記載されたものではない。したがって、上記の実施形態に開示された各要素は、本発明の技術的範囲に属する全ての設計変更や均等物をも含む趣旨である。 Although the embodiments of the present invention have been described above, these embodiments have been described for facilitating the understanding of the present invention, and have not been described for the purpose of limiting the present invention. Therefore, each element disclosed in the above-described embodiment is intended to include all design changes and equivalents belonging to the technical scope of the present invention.
1…バッテリケース
2…二次電池
3…センサ
4…コントローラ
5…開閉弁
6…配管
7…伝熱板
1 ...
Claims (5)
冷却器を制御するコントローラとを備え、
前記コントローラは、
前記二次電池における、硫化水素の発生を予測又は検知し、
前記二次電池における、前記硫化水素の発生が予測又は検知された場合には、前記冷却器により前記二次電池を冷却する電池システム。 A secondary battery having a positive electrode containing a positive electrode active material, a solid electrolyte, and a negative electrode containing a negative electrode active material, and using a sulfur-based material for the positive electrode and / or the solid electrolyte.
Equipped with a controller to control the cooler
The controller
Predicting or detecting the generation of hydrogen sulfide in the secondary battery,
A battery system that cools the secondary battery by the cooler when the generation of hydrogen sulfide in the secondary battery is predicted or detected.
前記コントローラは、
前記二次電池における、前記硫化水素の発生が検知された時点から1秒経過するまでに、前記二次電池の冷却を開始する電池システム。 In the battery system according to claim 1,
The controller
A battery system that starts cooling the secondary battery within 1 second from the time when the generation of hydrogen sulfide is detected in the secondary battery.
前記コントローラは、
前記二次電池のセル温度を取得し、
前記セル温度が、前記冷却器の冷却により下げることができる二次電池の下限温度より高い場合に、前記冷却器により前記二次電池を冷却する電池システム。 In the battery system according to claim 1 or 2.
The controller
Obtain the cell temperature of the secondary battery and
A battery system that cools the secondary battery by the cooler when the cell temperature is higher than the lower limit temperature of the secondary battery that can be lowered by cooling the cooler.
前記コントローラは、
普通充電モードと急速充電モードのいずれか一方のモードを選択して前記二次電池を充電し、
前記二次電池における前記硫化水素の発生が予測又は検知された場合には、前記急速充電モードで前記二次電池を充電しない電池システム。 In the battery system according to any one of claims 1 to 3.
The controller
Select either the normal charge mode or the quick charge mode to charge the secondary battery, and then charge the secondary battery.
A battery system that does not charge the secondary battery in the quick charge mode when the generation of hydrogen sulfide in the secondary battery is predicted or detected.
センサを用いて、前記二次電池の状態を検出し、
前記センサの検出値から、前記二次電池における、硫化水素の発生を予測又は検知し、
前記二次電池における、前記硫化水素の発生が予測又は検知された場合には、冷却器により前記二次電池を冷却する電池の冷却方法。 In a battery cooling method for cooling a secondary battery having a positive electrode containing a positive electrode active material, a solid electrolyte, and a negative electrode containing a negative electrode active material, and using a sulfur-based material for the positive electrode and / or the solid electrolyte.
Using a sensor, the state of the secondary battery is detected,
The generation of hydrogen sulfide in the secondary battery is predicted or detected from the detected value of the sensor.
A method for cooling a battery in which the secondary battery is cooled by a cooler when the generation of hydrogen sulfide is predicted or detected in the secondary battery.
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JP2020151936A JP2022046077A (en) | 2020-09-10 | 2020-09-10 | Battery system and battery cooling method |
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