JP2022117384A - 電池システム - Google Patents

Abstract

【課題】リチウムイオン電池の充放電電流が時間的変化する場合であっても、リチウムイオン電池のハイレート劣化の進行度合いを高精度に評価する。【解決手段】電池システム１は、リチウムイオン電池であるバッテリ１０と、バッテリ１０のハイレート劣化の進行度合いを評価するＥＣＵ３０とを備える。バッテリ１０は、正極と負極とが積層された電極体１１５と、電極体１１５が含浸された電解液とを含む。ＥＣＵ３０は、電流センサ２２により検出された電流に基づいて、負極１１７の体積膨張量を算出する。ＥＣＵ３０は、負極１１７の体積膨張量と、電解液が負極１１７内を流れる際の液抵抗とに基づいて、負極１１７からの電解液の押し出し量を算出する。ＥＣＵ３０は、電解液の押し出し量に基づいて、電極体１１５におけるリチウムイオン濃度分布の偏りを評価するための評価値を算出する。【選択図】図１２

Description

本開示は、電池システムに関し、より特定的には、リチウムイオン電池のハイレート劣化の進行度合いを評価する技術に関する。

リチウムイオン電池において大電流（ハイレート）での充放電が継続されると、電極体の内部におけるリチウムイオンの濃度分布が偏ることに起因してリチウムイオン電池の内部抵抗が一時的または可逆的に上昇し得る。このような状態が継続すると、リチウムイオン電池の劣化を招く。この劣化は「ハイレート劣化」とも呼ばれる。

特開２０１７－１０３０８０号公報（特許文献１）は、評価値Ｄを算出するように構成された電池システムを開示する。評価値Ｄは、リチウムイオン電池の電解液中のイオン濃度の偏りを定量的に評価するために算出される。

特開２０１７－１０３０８０号公報

リチウムイオン電池に充放電される電流は時間的に変化し得る。詳細なメカニズムについては後述するが、本発明者らは、充放電電流が急変した場合には、充放電電流の変化が緩やかである場合と比べて、リチウムイオン電池のハイレート劣化の進行度合いの評価精度が低下し得る点に着目した。

本開示は、上記課題を解決するためになされたものであり、本開示の目的は、リチウムイオン電池の充放電電流が時間的に変化する場合であっても、リチウムイオン電池のハイレート劣化の進行度合いを高精度に評価することである。

本開示のある局面に係る電池システムは、リチウムイオン電池と、リチウムイオン電池に充放電される電流を検出する電流センサと、リチウムイオン電池のハイレート劣化の進行度合いを評価する制御装置とを備える。リチウムイオン電池は、各々面状の正極と負極とが積層された電極体と、電極体が含浸された電解液とを含む。制御装置は、電流センサにより検出された電流に基づいて、負極の体積膨張量を算出する。制御装置は、負極の体積膨張量と、電解液が負極内を流れる際の液抵抗とに基づいて、負極からの電解液の押し出し量を算出する。制御装置は、電解液の押し出し量に基づいて、電極体におけるリチウムイオン濃度分布の偏りを評価するための評価値を算出する。

上記構成においては、電解液が負極内を流れる際の液抵抗を考慮して、負極からの電解液の押し出し量が算出される。液抵抗を考慮することで、充放電電流が急変した場合等に負極からの電解液の押し出し量を過大に算出することを抑制できる。その結果、電極体におけるリチウムイオン濃度分布の偏りを過剰に評価することを抑制できる。よって、上記構成によれば、リチウムイオン電池の充放電電流が時間的に変化する場合であっても、リチウムイオン電池のハイレート劣化の進行度合いを高精度に評価できる。

本開示によれば、リチウムイオン電池の充放電電流が時間的に変化する場合であっても、リチウムイオン電池のハイレート劣化の進行度合いを高精度に評価できる。

本実施の形態に係る電池システムが搭載された車両の全体構成を概略的に示す図である。 各セルの構成をより詳細に示す図である。 電極体の構成をより詳細に説明するための図である。 本実施の形態におけるハイレート劣化抑制制御の処理手順を示すフローチャートである。 ２種類の塩濃度ムラを説明するための概念図である。 電極体における面内方向の塩濃度ムラの生じやすさのＳＯＣ（State Of Charge）依存性を説明するための概念図である。 比較例における劣化評価値算出処理の処理手順を示すフローチャートである。 ＳＯＣ係数の算出手法の一例を示す図である。 履歴変数の算出手法の一例を示す図である。 バッテリへの充電電流Ｉが変化した場合の塩濃度ムラの演算結果を説明するための概念図である。 実際の面内方向の塩濃度ムラの変化が緩やかである理由を説明するためのモデル図である。 本実施の形態に係る劣化評価値算出処理の処理手順を示すフローチャートである。 実施の形態の変形例に係る劣化評価値算出処理の処理手順を示すフローチャートである。

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。

以下の実施の形態では、本開示に係る電池システムが車両に搭載された構成を例に説明する。しかし、本開示に係る電池システムの用途は車両用に限定されず、定置用であってもよい。

［実施の形態］
＜システム構成＞
図１は、本実施の形態に係る電池システムが搭載された車両の全体構成を概略的に示す図である。車両１は、代表的にはハイブリッド車両（ＨＶ：Hybrid Vehicle）である。車両１は電池システム２を備える。電池システム２は、バッテリ１０と、監視ユニット２０と、ＥＣＵ（Electronic Control Unit）３０とを備える。車両１は、電池システム２に加えて、ＰＣＵ（Power Control Unit）４０と、モータジェネレータ５１，５２と、エンジン６０と、動力分割装置７０と、駆動軸８０と、駆動輪９０とをさらに備える。

バッテリ１０は、複数のセル１１を含む組電池である。各セル１１は、非水電解液を含む二次電池であり、具体的にはリチウムイオン電池である。セル１１の構成については図２および図３にて、より詳細に説明する。バッテリ１０は、モータジェネレータ５１，５２を駆動するための電力を蓄え、ＰＣＵ４０を通じてモータジェネレータ５１，５２へ電力を供給する。また、バッテリ１０は、モータジェネレータ５１，５２の発電時にＰＣＵ４０を通じて発電電力を受けて充電される。

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、複数のセル１１の各々の電圧Ｖを検出する。電流センサ２２は、バッテリ１０に充放電される電流Ｉを検出する。温度センサ２３は、バッテリ１０の温度を検出する。各センサは、その検出結果をＥＣＵ３０に出力する。

なお、各センサの監視単位は特に限定されず、セル単位であってもよいし、隣接する複数のセル単位であってもよいし、ブロック単位であってもよいし、バッテリ１０全体であってもよい。以下では簡単のためセル１１を監視単位に説明し、各セル１１のことをバッテリ１０と記載する。

バッテリ１０に充放電される電流Ｉの符号に関して、バッテリ１０への放電方向を正とし、バッテリ１０への充電方向を負とする。バッテリ１０に充放電にされる電力の符号についても同様である。

温度センサ２３により検出される温度は、バッテリ１０（セル１１）の内部温度ではなく、バッテリ１０の周囲温度（環境温度）である。後に説明するバッテリ１０の内部温度（電解液の温度）と区別するため、温度センサ２３により検出される周囲温度をＴｓと記載する。

ＥＣＵ３０は、ＣＰＵ（Central Processing Unit）などのプロセッサ３１と、（ＲＯＭ（Read Only Memory）およびＲＡＭ（Random Access Memory）などのメモリ３２と、各種信号が入出力される入出力ポート（図示せず）とを含む。ＥＣＵ３０は、各センサから受ける信号ならびにメモリ３２に記憶されたプログラムおよびマップに基づいて、車両１を所望の状態に制御するための各種処理を実行する。より具体的には、ＥＣＵ３０は、エンジン６０およびＰＣＵ４０を制御することにより、バッテリ１０の充放電を制御する。また、ＥＣＵ３０は、バッテリ１０の異常の有無を診断したりバッテリ１０の劣化状態を評価したりする。劣化状態の評価については後に詳細に説明する。

なお、ＥＣＵ３０は、機能毎に複数のＥＣＵに分割されていてもよい。たとえば、ＥＣＵ３０を、バッテリ１０の監視・診断・評価に特化したＥＣＵ（電池ＥＣＵ）と、エンジン６０を制御するＥＣＵ（エンジンＥＣＵ）と、ＰＣＵ４０を制御するＥＣＵ（ＭＧＥＣＵ）とに分割できる。

ＰＣＵ４０は、ＥＣＵ３０からの制御信号に従って、バッテリ１０とモータジェネレータ５１，５２との間で双方向の電力変換を実行する。ＰＣＵ４０は、モータジェネレータ５１，５２の状態を別々に制御可能に構成されていてもよい。この場合、ＰＣＵ４０は、たとえば、モータジェネレータ５１，５２にそれぞれ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バッテリ１０の出力電圧以上に昇圧するコンバータ（いずれも図示せず）とを含む。

モータジェネレータ５１，５２の各々は、交流回転電機であり、たとえばロータに永久磁石（図示せず）が埋設された三相交流同期電動機である。モータジェネレータ５１は、主として、動力分割装置７０を経由してエンジン６０により駆動される発電機として用いられる。モータジェネレータ５１が発電した電力は、ＰＣＵ４０を介してモータジェネレータ５２またはバッテリ１０に供給される。モータジェネレータ５２は、主として電動機として動作する。モータジェネレータ５２は、バッテリ１０からの電力およびモータジェネレータ５１の発電電力の少なくとも一方を受けて駆動され、モータジェネレータ５２の駆動力は駆動軸８０に伝達される。一方、車両の制動時または下り斜面での加速度低減時には、モータジェネレータ５２は、発電機として動作して回生発電を行う。モータジェネレータ５２が発電した電力は、ＰＣＵ４０を介してバッテリ１０に供給される。

エンジン６０は、ガソリンエンジンまたはディーゼルエンジン等の内燃機関である。エンジン６０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ーを運動子（ピストン、ロータなど）の運動エネルギーに変換することによって動力を出力する。

動力分割装置７０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（図示せず）を含む。動力分割装置７０は、エンジン６０から出力される動力を、モータジェネレータ５１を駆動する動力と、駆動輪９０を駆動する動力とに分割する。

なお、本開示に係る電池システムは、ＨＶに限らず、バッテリが搭載される車両全般に適用可能である。よって、車両１は、プラグインハイブリッド車（ＰＨＶ：Plug-in Hybrid Vehicle）、電気自動車（ＥＶ：Electric Vehicle）、燃料電池車（ＦＣＶ：Fuel Cell Vehicle）などであってもよい。

＜セル構成＞
図２は、各セル１１の構成をより詳細に示す図である。図２におけるセル１１は、その内部を透視して図示されている。セル１１は、たとえば角型の電池ケース１１１を有する。電池ケース１１１の上面は蓋体１１２によって封止されている。正極端子１１３および負極端子１１４の各々の一方端は、蓋体１１２から外部に突出している。正極端子１１３および負極端子１１４の他方端は、電池ケース１１１の内部において内部正極端子および内部負極端子（いずれも図示せず）にそれぞれ接続されている。電池ケース１１１の内部には電極体１１５が収容されている。電極体１１５は、正極１１６と負極１１７とがセパレータ１１８を介して積層され、その積層体が捲回されることにより形成されている。

図中ｘ方向は、正極１１６、負極１１７およびセパレータ１１８の各層の面に沿った方向である。以下、この方向を「面内方向」と呼ぶ。ｙ方向は、上記各層が積層された方向である。以下、この方向を「積層方向」と呼ぶ。

図３は、電極体１１５の構成をより詳細に説明するための図である。図３では簡単のため、正極１１６、負極１１７およびセパレータ１１８が１層ずつ示されている。

正極１１６は、正極集電箔１１６Ａと、正極集電箔１１６Ａの表面に形成された正極活物質層１１６Ｂ（正極活物質、導電材およびバインダを含む層）とを含む。同様に、負極１１７は、負極集電箔１１７Ａと、負極集電箔１１７Ａの表面に形成された負極活物質層１１７Ｂ（負極活物質、導電材およびバインダを含む層）とを含む。セパレータ１１８は、正極活物質層１１６Ｂおよび負極活物質層１１７Ｂの両方に接するように設けられている。正極活物質層１１６Ｂ、負極活物質層１１７Ｂおよびセパレータ１１８の各層は電解液（図示せず）に含浸されている。

正極活物質層１１６Ｂ、負極活物質層１１７Ｂ、セパレータ１１８および電解液には、リチウムイオン電池の正極活物質、負極活物質、セパレータおよび電解液として従来公知の材料をそれぞれ用いることができる。一例として、正極活物質層１１６Ｂには、コバルト酸リチウムの一部がニッケルおよび／またはマンガンにより置換された三元系の材料を用いることができる。負極活物質層１１７Ｂには黒鉛（炭素材料）を用いることができる。よく知られているように、黒鉛は多孔質物質である。セパレータ１１８には、ポリオレフィン（たとえばポリエチレンまたはポリプロピレン）を用いることができる。電解液は、有機溶媒（たとえばＤＭＣ（dimethyl carbonate)とＥＭＣ（ethyl methyl carbonate)とＥＣ（ethylene carbonate)との混合溶媒）と、リチウム塩（たとえばＬｉＰＦ_６）と、添加剤（たとえばＬｉＢＯＢ（lithium bis(oxalate)borate）またはＬｉ［ＰＦ_２（Ｃ_２Ｏ_４）_２］）等を含む。

なお、セル１１の上記構成は例示に過ぎない。たとえば、セル１１は、電極体が捲回構造ではなく積層構造を有するものであってもよい。また、角型の電池ケースに限らず、円筒型またはラミネート型の電池ケースも採用可能である。

＜ハイレート劣化＞
以上のように構成されたバッテリ１０においては、大きな電流（ハイレート電流）での充放電が継続的に行われた場合に「ハイレート劣化」が生じ得る。ハイレート劣化とは、電極体１１５の内部におけるリチウムイオンの濃度分布が偏ることを１つの要因としてバッテリ１０の内部抵抗が上昇する劣化現象である。以下では、リチウムイオンの濃度分布を「塩濃度分布」とも呼び、リチウムイオンの濃度分布の偏りを「塩濃度ムラ」とも呼ぶ。ＥＣＵ３０は、バッテリ１０のハイレート劣化の進行度合いを塩濃度ムラに基づいて評価する「劣化評価値ΣＤ」を算出する。そして、ＥＣＵ３０は、劣化評価値ΣＤに応じて、バッテリ１０のハイレート劣化を抑制するための制御（ハイレート劣化抑制制御）を実行する。

図４は、本実施の形態におけるハイレート劣化抑制制御の処理手順を示すフローチャートである。このフローチャートは、予め定められた演算サイクルΔｔ毎に繰り返し実行される。各ステップは、ＥＣＵ３０によるソフトウェア処理により実現されるが、ＥＣＵ３０内に配置されたハードウェアにより実現されてもよい。後述するフローチャートに関しても同様である。後述する各フローチャートのついても同様である。以下、ステップをＳと略す。

Ｓ１において、ＥＣＵ３０は、監視ユニット２０に含まれる各センサの検出値を読み込む。これにより、バッテリ１０の電圧Ｖ、電流Ｉおよび温度（周囲温度Ｔｓ）が取得される。

Ｓ２において、ＥＣＵ３０は、たとえばＳ１で取得された電圧Ｖおよび／または電流Ｉに基づいて、バッテリ１０のＳＯＣを算出する。なお、ＳＯＣの算出方法としては、電流積算（クーロンカウント）による手法、ＯＣＶ（Open Circuit Voltage）－ＳＯＣカーブを用いた手法などの公知の手法を採用できる。

Ｓ３において、ＥＣＵ３０は、バッテリ１０の充放電に伴う塩濃度ムラの増大および減少の両方を考慮して、劣化評価値ΣＤを算出するための評価値Ｄを算出する。ｊ回目（今回）の演算で算出される評価値をＤ（ｊ）と表し、（ｊ－１）回目（前回）の演算で算出された評価値をＤ（ｊ－１）と表す。ｊは自然数である。評価値Ｄ（ｊ）は、漸化式である下記式（１）に従って算出される。評価値の初期値Ｄ（０）は、たとえば０に設定される。
Ｄ（ｊ）＝Ｄ（ｊ－１）－Ｄ（－）＋Ｄ（＋） ・・・（１）

式（１）において、評価値の減少量Ｄ（－）は、前回演算時から今回演算時までの間（演算サイクルΔｔの間）にリチウムイオンが拡散することによる塩濃度ムラの減少量を表す。減少量Ｄ（－）は、下記式（２）のように忘却係数αを用いて算出できる。なお、０＜α×Δｔ＜１である。
Ｄ（－）＝α×Δｔ×Ｄ（ｊ－１） ・・・（２）

忘却係数αは、電解液中のリチウムイオンの拡散速度に対応する係数であり、バッテリ１０の温度（周囲温度Ｔｓ）およびＳＯＣに依存する。そのため、忘却係数αと、バッテリ１０の温度およびＳＯＣとの相関関係が実験またはシミュレーションにより予め取得され、マップまたは変換式としてＥＣＵ３０のメモリ３２に格納されている。このマップまたは変換式を参照することにより、バッテリ１０の温度およびＳＯＣから忘却係数αを算出できる。後述する電流係数β、限界閾値Ｃについても同様である。忘却係数α、電流係数βおよび限界閾値Ｃは、いずれも正値である。

式（１）に戻り、評価値の増加量Ｄ（＋）は、前回演算時から今回演算時までの間にバッテリ１０が充放電されることによる塩濃度ムラの増大量を表す。増加量Ｄ（＋）は、下記式（３）に示すように、電流係数β、限界閾値Ｃおよび電流Ｉを用いて算出できる。
Ｄ（＋）＝（β／Ｃ）×Ｉ×Δｔ ・・・（３）

式（３）において、バッテリ１０の放電時には、放電電流Ｉ＞０であるため、増加量Ｄ（＋）は正である。放電電流の大きさ｜Ｉ｜が大きいほど、演算サイクルΔｔが長いほど、評価値Ｄ（ｊ）の正方向への変化量が大きくなる。一方、バッテリ１０の充電時には、充電電流Ｉ＜０であるため、増加量Ｄ（＋）は負である。充電電流の大きさ｜Ｉ｜が大きいほど、また演算サイクルΔｔが長いほど、評価値Ｄ（ｊ）の負方向への変化量が大きくなる。このことからも、増加量Ｄ（＋）がバッテリ１０の充放電による塩濃度ムラの増大を示していることが理解される。

式（１）における「－Ｄ（－）」は、評価値Ｄ（ｊ）を０へ向けて変化させる項である。式（２）から分かるように、忘却係数αが大きいほど、また演算サイクルΔｔが長いほど、評価値Ｄ（ｊ）は０に速く近づくように変化する。このことから、減少量Ｄ（－）がリチウムイオンの拡散に伴う塩濃度ムラの減少（回復）を示していることが理解される。

Ｓ４において、ＥＣＵ３０は、Ｓ３にて算出した評価値Ｄ（ｊ）に基づいて劣化評価値ΣＤ（ｊ）を算出する（劣化評価値算出処理）。劣化評価値算出処理の詳細については後述する。なお、バッテリ１０の放電過多の状態を評価するための劣化評価値と、バッテリ１０の充電過多の状態を評価するための劣化評価値とを別々に算出してもよい（たとえば特許文献１参照）。以下では、充電過多の状態の評価に劣化評価値を用いる例について説明するが、放電過多の状態の評価にも劣化評価値を用いることができる。

ＥＣＵ３０は、劣化評価値ΣＤ（ｊ）が所定の閾値ＴＨを超えた場合にバッテリ１０への充電電力の制御上限値（充電電力上限値Ｗｉｎ）の絶対値を小さくすることによってバッテリ１０の充電を抑制する。充電電力上限値Ｗｉｎは、Ｗｉｎ≦０の範囲内に設定され、たとえば車両１の走行中には、モータジェネレータ５２の回生制動による発電電力が充電電力上限値Ｗｉｎにより制限（抑制）される。Ｗｉｎ＝０のときはバッテリ１０への充電が禁止される。このような充電制限により、ハイレート充電によるバッテリ１０のさらなる劣化を抑制できる。

具体的には、Ｓ５において、ＥＣＵ３０は、劣化評価値ΣＤ（ｊ）を閾値ＴＨ（ＴＨ＜０）と比較する。ＥＣＵ３０は、ΣＤ（ｊ）≧ＴＨの場合、すなわち、劣化評価値ΣＤ（ｊ）が閾値ＴＨに達していない場合（Ｓ５においてＮＯ）には、充電電力上限値ＷｉｎをＷ０（Ｗｉｎ＝Ｗ０＜０）に設定する（Ｓ７）。Ｗ０はデフォルト値であり、たとえばバッテリ１０の定格出力電力に基づいて定められる。Ｗ０は、バッテリ１０の温度またはＳＯＣに応じて可変に設定されてもよい。

これに対し、ΣＤ（ｊ）＜ＴＨの場合、すなわち、劣化評価値ΣＤ（ｊ）が閾値ＴＨを超えた場合（Ｓ５においてＹＥＳ）は、ＥＣＵ３０は、充電電力上限値Ｗｉｎをデフォルト値Ｗ０よりも小さな値に設定する（Ｗｉｎ＜Ｗ０＜０）に設定する（Ｓ６）。このように充電電力上限値Ｗｉｎの絶対値を小さくすることで充電の制限を強めることをＷｉｎ介入とも呼ぶ。Ｗｉｎ介入によって評価値Ｄ（ｊ）および劣化評価値ΣＤ（ｊ）が０へ近付くように変化することで、充電側への塩濃度ムラのさらなる増大を回避できる。

＜塩濃度ムラ＞
バッテリ１０にハイレート電流での充放電が行われると、電極体１１５の内部に塩濃度ムラが生じ得るところ、塩濃度ムラは２種類に区別できる。

図５は、２種類の塩濃度ムラを説明するための概念図である。塩濃度ムラは、正極１１６、負極１１７およびセパレータ１１８の各層の積層方向（ｙ方向）に加えて、各層の面内方向（ｘ方向）にも生じ得る。図５には、図３にて説明した電極体１１５の構成を理解を助けるため再度図示した上で、積層方向の塩濃度ムラの一例と、面内方向の塩濃度ムラの一例とを示している。

２種類の塩濃度ムラは順に発生する。ハイレート充電を例に説明すると、まず、積層方向の塩濃度ムラが生じる。その後もハイレート充電が継続された場合、負極１１７が膨張することで、負極１１７に保持された電解液が負極１１７から押し出される。電解液の流出に伴い、面内方向にも塩濃度ムラが生じる。ハイレート放電時も同様に、積層方向に塩濃度ムラが発生した後に面内方向に塩濃度ムラが発生する。

このように、面内方向の塩濃度ムラは、積層方向の塩濃度ムラの発生後に直ちに発生するものではない。積層方向の塩濃度ムラが発生してからバッテリ１０の充放電がさらに継続されない限り、面内方向の塩濃度ムラは発生しない。また、面内方向の塩濃度ムラの生じやすさ（面内方向の塩濃度ムラが進む速さ）はＳＯＣに依存する。

図６は、電極体１１５における面内方向の塩濃度ムラの生じやすさのＳＯＣ依存性を説明するための概念図である。横軸はバッテリ１０のＳＯＣを表す。縦軸は、負極１１７からの電解液の押し出し量を表す。前述のメカニズムによれば、縦軸を面内方向の塩濃度ムラの生じやすさと読み替えてもよい。

図６に示す例では、ＳＯＣが０％からＳｃまでの低ＳＯＣ領域では、ＳＯＣがＳｃ以上である中ＳＯＣ領域または高ＳＯＣ領域と比べて、負極１１７からの電解液の押し出しが起こりにくい。よって、低ＳＯＣ領域では面内方向の塩濃度ムラが相対的に生じにくい。

バッテリ１０のＳＯＣが低ＳＯＣ領域内に留まる状況では面内方向の塩濃度ムラが生じにくいことを考慮せずに評価値Ｄ（ｊ）を積算し続けた場合、劣化評価値ΣＤ（ｊ）が過大な値となってしまう可能性がある。言い換えると、バッテリ１０のハイレート劣化の進行度合いを過大に評価してしまう可能性がある。その結果、必要以上にＷｉｎ介入が実行され、回生電力をバッテリ１０に回収し切れずに車両１の燃費が悪化してしまう可能性がある。
あるいは、バッテリ１０の充放電が広いＳＯＣ領域で行われている場合、図６に示される関係を考慮せず、電解液の押し出し量がＳＯＣに拘わらず一定とみなすと、バッテリ１０のハイレート劣化の進行度合いを正確に評価できない。その結果、実態に即した適切なタイミングでＷｉｎ介入を実行できない可能性がある。

したがって、本実施の形態においては、面内方向の塩濃度ムラを評価するための評価値が用いられる。この評価値を「面内評価値η」と記載する。本実施の形態における劣化評価値算出処理（図４のＳ４の処理）の特徴の理解を容易にするため、まず、比較例における劣化評価値算出処理について説明する。

＜比較例＞
図７は、比較例における劣化評価値算出処理の処理手順を示すフローチャートである。Ｓ９１において、ＥＣＵ３０は、バッテリ１０のＳＯＣに基づいてＳＯＣ係数Ｋを算出する。ＳＯＣ係数Ｋとは、ＳＯＣに依存する面内方向の塩濃度ムラの生じやすさを表現するためのパラメータである。

図８は、ＳＯＣ係数Ｋの算出手法の一例を示す図である。横軸はバッテリ１０のＳＯＣを表し、縦軸はＳＯＣ係数Ｋを表す。電極体１１５の面内方向の塩濃度ムラが生じやすいほど、ＳＯＣ係数Ｋは大きくなる。図６に例示したように低ＳＯＣ領域では塩濃度ムラが生じにくく、ＳＯＣが高くなるに従って塩濃度ムラが生じやすくなる場合には、ＳＯＣが高いほどＳＯＣ係数Ｋも大きい。

図８に示すような、バッテリ１０のＳＯＣとＳＯＣ係数Ｋとの間の関係を事前に求め、マップ（テーブル、変換式などであってもよい）としてＥＣＵ３０のメモリ３２に格納しておく。これにより、ＥＣＵ３０は、バッテリ１０のＳＯＣからＳＯＣ係数Ｋを算出できる。

なお、ＳＯＣ係数ＫにはＳＯＣ依存性に加えて温度依存性を持たせてもよい。この場合には、バッテリ１０のＳＯＣと温度とＳＯＣ係数Ｋとの間の関係を、たとえば３次元マップとして予め求めておくことができる。ＳＯＣ係数Ｋは、バッテリ１０のＳＯＣが高くなるに従って大きくなるとともに、バッテリ１０の温度が高くなるに従って大きくなる。

図７に戻り、Ｓ９２において、ＥＣＵ３０は、バッテリ１０の充放電履歴に応じた履歴変数Ｈを算出する。より詳細には、履歴変数Ｈは、負極活物質の膨張・収縮に伴って負極１１７から押し出される電解液の量を表すパラメータである。一般に、バッテリの充放電履歴は、バッテリに充放電される電流の向きと大きさとによって表される。よって、履歴変数Ｈは、電流Ｉに依存するパラメータであり、少なくとも電流Ｉに基づいて算出される。

図９は、履歴変数Ｈの算出手法の一例を示す図である。横軸はバッテリ１０に充放電される電流Ｉを表し、縦軸は履歴変数Ｈを表す。履歴変数Ｈは正負の値を取り得る。図９に示す例では、履歴変数Ｈと電流Ｉとは等符号である。また、電流Ｉの絶対値が大きいほど履歴変数Ｈの絶対値も大きくなる。

履歴変数ＨについてもＳＯＣ係数Ｋと同様に、バッテリ１０の電流Ｉと履歴変数Ｈとの間の関係をマップ等として事前に規定しておくことで、バッテリ１０の電流Ｉから履歴変数Ｈを算出できる。ＳＯＣ係数Ｋおよび履歴変数Ｈもｊ回目の演算にて算出された値であり、Ｋ（ｊ）、Ｈ（ｊ）とそれぞれ記載できる。

再び図７に戻り、Ｓ９３において、ＥＣＵ３０は、ＳＯＣ係数Ｋと履歴変数Ｈとの積により、今回（ｊ回目）の演算における面内評価値η（ｊ）を算出する（下記式（４）参照）。
η（ｊ）＝Ｋ×Ｈ ・・・（４）

Ｓ９４において、ＥＣＵ３０は、Ｓ９３にて算出された面内評価値η（ｊ）を用いて、今回演算時までの積算評価値ΣＤ（ｊ）を算出する（下記式（５）参照）。
ΣＤ（ｊ）＝γΣＤ（ｊ－１）＋η（ｊ）×Ｄ（ｊ） ・・・（５）

前述のように、電極体１１５の内部では、まず積層方向の塩濃度ムラが発生してからでないと面内方向の塩濃度ムラも発生しない。そのため、式（５）では、積層方向を前提として発生する面内方向の塩濃度ムラを評価するために、面内評価値η（ｊ）に評価値Ｄ（ｊ）が乗算されている。積層方向の塩濃度ムラが発生していない場合にはＤ（ｊ）＝０であるため、η（ｊ）×Ｄ（ｊ）も０となる。

また、γは減衰係数である。時間経過に伴い、リチウムイオンの拡散によって塩濃度ムラが緩和されるので、今回演算時の積算評価値ΣＤ（ｊ）は、前回演算時の積算評価値ΣＤ（ｊ－１）よりも小さい。この点を反映させるべく、減衰係数γは１よりも小さい値（たとえばγ＝０．９９９７）に設定される。

＜電流変化に伴う塩濃度ムラ変化＞
本発明者らは、バッテリ１０への充放電電流が急変した場合に、比較例における劣化評価値算出処理では面内評価値ηの精度が低下し得る点に着目した。以下でもバッテリ１０への充電を例に説明するが、バッテリ１０からの放電についても同様の考えを適用可能である。

図１０は、バッテリ１０への充電電流Ｉが変化した場合の塩濃度ムラの演算結果を説明するための概念図である。横軸は経過時間を表す。縦軸は、上方にバッテリ１０への充電電流Ｉを表し、下方に面内方向の塩濃度ムラの大きさ（たとえば塩濃度の最大値と最小値との差）を表す。

上図に示すように、バッテリ１０への充電電流Ｉが短時間に変化した状況を想定する。この時間（図中ΔＴで示す）は、バッテリ１０のＳＯＣが変化する時間と比べて十分に短い時間であり、たとえば数秒～数十秒である。

比較例では、電流Ｉの変化が履歴変数Ｈを介して直ちに面内評価値ηに反映されるため、充電電流Ｉの変化に追従して面内方向の塩濃度ムラが変化しているように算出される。しかしながら、実際の面内方向の塩濃度ムラの変化は、より緩やかである。したがって、比較例では塩濃度ムラの変化が実際よりも過剰に見積もられ、実態との間に乖離が生じ得る（斜線部参照）。その結果、バッテリ１０のハイレート劣化の進行度合いの評価精度が低下し得る点において、比較例における劣化評価値算出処理には改善の余地がある。

図１１は、実際の面内方向の塩濃度ムラの変化が緩やかである理由を説明するためのモデル図である。図１１には、負極１１７内の電解液が外部（電極体１１５の周囲に貯まる余剰電解液）へと押し出される様子が模式的に示されている。

バッテリ１０を充放電すると、正極活物質および負極活物質が膨張・収縮したりジュール熱が発生したりすることで、電極体１１５の体積が変化する。電極体１１５の体積変化に伴って負極１１７内の圧力が上昇し、負極１１７内の電解液に外部方向に向かう流れが生じる。負極１１７は、多孔質である黒鉛を負極活物質として含む。負極１１７の面内方向（ｘ方向）の中央付近に位置する電解液は、負極活物質の隙間を通って外部へと流出する。このとき、負極１１７内を移動する電解液には負極活物質が抵抗として作用する。この抵抗とは、多孔質である負極１１７内における電解液の流れにくさを表す指標であり、以下、「液抵抗」と呼ぶ。また、電解液の温度を「液温度」と呼び、Ｔと記載する。

本発明者らは、比較例では液抵抗について特に考慮されていないことが前述の乖離が生じる理由であると考えた。そこで本実施の形態においては、液抵抗を考慮して負極１１７からの電解液の押し出し量を算出し、電解液の押し出し量を面内評価値ηに反映させる。これにより、面内評価値ηの算出精度を向上させ、実際の面内方向の塩濃度ムラとの乖離を低減させることができる。

＜劣化評価フロー＞
図１２は、本実施の形態に係る劣化評価値算出処理の処理手順を示すフローチャートである。Ｓ４１において、ＥＣＵ３０は、バッテリ１０のＳＯＣに基づいてＳＯＣ係数Ｋを算出する。Ｓ４２において、ＥＣＵ３０は、バッテリ１０の充放電履歴を表す履歴変数Ｈを算出する。これらの処理は、比較例におけるＳ９１，Ｓ９２の処理（図７参照）と同等である。

Ｓ４３において、ＥＣＵ３０は、電流センサ２２により検出された電流Ｉと、バッテリ１０の内部抵抗Ｒとに基づいて、前回演算時から今回演算時までの間（演算サイクルΔｔの間）における電解液の発熱量Ｑｇを算出する。具体的には下記式（６）を用いることができる。内部抵抗Ｒには、バッテリ１０の仕様に応じた既知の値を用いることができる。ＥＣＵ３０は、内部抵抗Ｒの温度依存性を考慮して内部抵抗Ｒを算出してもよい。
Ｑｇ＝ＲＩ^２Δｔ ・・・（６）

Ｓ４４において、ＥＣＵ３０は、前回演算時における液温度Ｔ（ｊ－１）と、温度センサ２３により検出された周囲温度Ｔｓとの差｛Ｔ（ｊ－１）－Ｔｓ｝に基づいて、前回演算時から今回演算時までの間（演算サイクルΔｔの間）における電解液の放熱量Ｑｄを算出する。具体的には下記式（７）を用いることができる。式（７）では、負極１１７および電解液の熱容量（単位：Ｊ／Ｋ）をＣｈで表している。熱容量Ｃｈは事前に測定可能な既知の値である。
Ｑｄ＝Ｃｈ×｛Ｔ（ｊ－１）－Ｔｓ｝ ・・・（７）

Ｓ４５において、ＥＣＵ３０は、前回演算時における液温度Ｔ（ｊ－１）と、Ｓ４３にて算出された電解液の発熱量Ｑｇと、Ｓ４４にて算出された電解液の放熱量Ｑｄとに基づいて、今回演算時における液温度Ｔ（ｊ）を算出する（下記式（８）参照）。
Ｔ（ｊ）＝Ｔ（ｊ－１）＋（Ｑｇ－Ｑｒ）／Ｃｈ ・・・（８）

Ｓ４６において、ＥＣＵ３０は、Ｓ４５にて算出された液温度Ｔ（ｊ）に基づいて、負極１１７の体積膨張量ｄＶを算出する。具体的には下記式（９）を用いることができる。式（９）では、負極１１７の体積膨張係数（単位：１／Ｋ）をκで表している。体積膨張係数κも事前に測定しておくことができる。また、負極１１７の基準温度をＴ_０で表し、その基準温度Ｔ_０における負極１１７の体積（基準体積）をＶ_０で表している。基準温度Ｔ_０および基準体積Ｖ_０は予め定められた値である。
ｄＶ＝κＶ_０×｛Ｔ（ｊ）－Ｔ_０｝ ・・・（９）

Ｓ４７において、ＥＣＵ３０は、Ｓ４６にて算出された負極１１７の体積膨張量ｄＶを用いて、電解液の発熱または放熱に伴って負極１１７から押し出された電解液の量（電解液の押し出し量）Ｅ（ｊ）を算出する。具体的には下記式（１０）を用いることができる。式（１０）では、液抵抗から求められる無次元の係数ρ（０≦ρ≦１）が用いられている。したがって、電解液の押し出し量Ｅ（ｊ）は、負極１１７の体積膨張量ｄＶと、液抵抗とに基づいて算出されていると言える。
Ｅ（ｊ）＝ｄＶ＋（１－ρ）×Ｅ（ｊ－１） ・・・（１０）

Ｓ４８において、ＥＣＵ３０は、Ｓ４７にて算出された負極１１７からの電解液の押し出し量Ｅ（ｊ）を用いて、今回演算時における面内評価値η（ｊ）を算出する。面内評価値η（ｊ）は下記式（１１）のように、電解液の押し出し量Ｅ（ｊ）と、ＳＯＣ係数Ｋと、履歴変数Ｈとを用いて算出できる。係数εは、実験的に求められる値であり、電解液の押し出し量Ｅ（ｊ）の次元と逆数の関係にある次元（すなわち単位：１／ｍ^３）を有する。
η（ｊ）＝εＥ（ｊ）＋Ｋ×Ｈ ・・・（１１）

式（１１）は上記式（４）と対比される。式（１１）の第２項（Ｋ×Ｈ）は、式（４）にも共通しており、ＳＯＣに依存するＳＯＣ係数と、電流Ｉに依存する履歴変数Ｈとを用いて、負極活物質の膨張・収縮に伴って負極１１７から押し出される電解液の量を評価するためのパラメータである。一方、式（１１）の第１項（εＥ）は、式（４）には含まれておらず、電解液の発熱または放熱に伴って負極１１７から押し出される電解液の量を評価するためのパラメータである。

Ｓ４９において、ＥＣＵ３０は、Ｓ９３にて算出された面内評価値η（ｊ）を用いて、今回演算時までの積算評価値ΣＤ（ｊ）を算出する（下記式（１２）参照）。この処理は、比較例におけるＳ９４の処理（図７参照）と同等である。
ΣＤ（ｊ）＝γΣＤ（ｊ－１）＋η（ｊ）×Ｄ（ｊ） ・・・（１２）

以上のように、本実施の形態においては、面内評価値ηの算出に際して、負極１１７から押し出される電解液の量が用いられる。この量は、負極活物質の膨張・収縮に伴って負極１１７から押し出される電解液の量（ＳＯＣ係数Ｋおよび履歴変数Ｈに関連）に加えて、電解液の発熱（Ｑｇ）および吸熱（Ｑｓ）に起因する負極１１７の体積膨張に伴って負極１１７から押し出される電解液の量（Ｅ）を含む。負極１１７の体積膨張に伴う電解液の押し出し量（Ｅ）は、多孔質である負極活物質内における電解液の抵抗（液抵抗）を考慮して算出される。液抵抗は電解液の種類（仕様）から既知である。これにより、負極活物質の膨張・収縮しか考慮しない場合と比べて、負極１１７から押し出される電解液の量の算出精度が向上する。よって、本実施の形態によれば、バッテリ１０の充放電電流Ｉが時間的に変化する場合であっても、バッテリ１０のハイレート劣化の進行度合いを高精度に評価できる。

［変形例］
変形例では、温度センサ２３により検出される周囲温度Ｔｓを用いずに負極１１７の体積膨張量ｄＶを算出する構成について説明する。

図１３は、実施の形態の変形例に係る劣化評価値算出処理の処理手順を示すフローチャートである。このフローチャートは、Ｓ４４～Ｓ４６の処理に代えてＳ４４Ａ～Ｓ４６Ａの処理を含む点において、実施の形態におけるフローチャート（図１２参照）と異なる。Ｓ４１～Ｓ４３の処理は共通であるため、説明は繰り返さない。

Ｓ４４Ａにおいて、ＥＣＵ３０は、Ｓ４３にて算出された電解液の発熱量Ｑｇに基づいて、前回演算時から今回演算時までの間における負極１１７の体積増加量ｄＶ_ｉｎｃ（ｊ）を算出する。具体的には下記式（１３）に示すように、負極１１７の体積膨張係数κ（単位：１／Ｋ）と、負極１１７の基準体積Ｖ_０と、電解液の発熱量Ｑｇ（単位：Ｊ）と、負極１１７および電解液の熱容量Ｃ_ｈ（単位：Ｊ／Ｋ）とを用いて負極１１７の体積増加量ｄＶ_ｉｎｃ（ｊ）を算出できる。
ｄＶ_ｉｎｃ（ｊ）＝κＶ_０×Ｑｇ／Ｃ_ｈ ・・・（１３）

Ｓ４５Ａにおいて、ＥＣＵ３０は、前回演算時から今回演算時までの間における負極１１７の体積減少量ｄＶ_ｄｅｃ（ｊ）を算出する。具体的には、前回演算時における負極１１７の体積膨張量ｄＶ（ｊ－１）に所定の無次元の放熱係数δを乗算することで、負極１１７の体積減少量ｄＶ_ｄｅｃ（ｊ）を算出できる（下記式（１４）参照）。放熱係数δは、たとえば実験的に求められる値である。
ｄＶ_ｄｅｃ（ｊ）＝δｄＶ（ｊ－１） ・・・（１４）

Ｓ４６Ａにおいて、ＥＣＵ３０は、Ｓ４４Ａにて算出された負極１１７の体積増加量ｄＶ_ｉｎｃ（ｊ）と、Ｓ４５Ａにて算出された負極１１７の体積減少量ｄＶ_ｄｅｃ（ｊ）とから、負極の体積膨張量ｄＶ（＝ｄＶ_ｉｎｃ（ｊ）－ｄＶ_ｄｅｃ（ｊ））を算出する（下記式（１５）参照）。
ｄＶ（ｊ）＝κＶ_０×Ｑｇ／Ｃ_ｈ－δｄＶ（ｊ－１） ・・・（１５）

Ｓ４７以降の処理は、実施の形態におけるフローチャート（図１２参照）の対応する処理と共通であるため、説明は繰り返さない。このように、本変形例によれば、温度センサ２３を用いて周囲温度Ｔｓを検出しなくてもバッテリ１０のハイレート劣化の進行度合いを高精度に評価可能である。

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。

１ 車両、２ 電池システム、１０ バッテリ、１１ セル、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 ＥＣＵ、３１ プロセッサ、３２ メモリ、４０ ＰＣＵ、５１，５２ モータジェネレータ、６０，ＥＣＵ エンジン、７０ 動力分割装置、８０ 駆動軸、９０ 駆動輪、１１１ 電池ケース、１１２ 蓋体、１１３ 正極端子、１１４ 負極端子、１１５ 電極体、１１６ 正極、１１６Ａ 正極集電箔、１１６Ｂ 正極活物質層、１１７ 負極、１１７Ａ 負極集電箔、１１７Ｂ 負極活物質層、１１８ セパレータ。

Claims (1)

1. 正極と負極とが積層された電極体、および、前記電極体が含浸された電解液を含むリチウムイオン電池と、
   前記リチウムイオン電池に充放電される電流を検出する電流センサと、
   前記リチウムイオン電池のハイレート劣化の進行度合いを評価する制御装置とを備え、
   前記制御装置は、
   前記電流センサにより検出された電流に基づいて、前記負極の体積膨張量を算出し、
   前記負極の体積膨張量と、前記電解液が前記負極内を流れる際の液抵抗とに基づいて、前記負極からの前記電解液の押し出し量を算出し、
   前記電解液の押し出し量に基づいて、前記電極体におけるリチウムイオン濃度分布の偏りを評価するための評価値を算出する、電池システム。
   

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