JP2022142030A - Secondary battery system and program - Google Patents
Secondary battery system and program Download PDFInfo
- Publication number
- JP2022142030A JP2022142030A JP2021041991A JP2021041991A JP2022142030A JP 2022142030 A JP2022142030 A JP 2022142030A JP 2021041991 A JP2021041991 A JP 2021041991A JP 2021041991 A JP2021041991 A JP 2021041991A JP 2022142030 A JP2022142030 A JP 2022142030A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- secondary battery
- battery
- negative electrode
- charging
- discharging
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 229910001416 lithium ion Inorganic materials 0.000 claims abstract description 68
- HBBGRARXTFLTSG-UHFFFAOYSA-N Lithium ion Chemical compound [Li+] HBBGRARXTFLTSG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 65
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims abstract description 52
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 31
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 21
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 59
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 57
- 238000005242 forging Methods 0.000 claims 1
- 239000002608 ionic liquid Substances 0.000 description 23
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 21
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 21
- 239000000463 material Substances 0.000 description 20
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 20
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 18
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 18
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 18
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 17
- -1 polypropylene Polymers 0.000 description 17
- 239000011888 foil Substances 0.000 description 16
- 230000008859 change Effects 0.000 description 13
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 11
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 11
- 239000007784 solid electrolyte Substances 0.000 description 11
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000007773 negative electrode material Substances 0.000 description 10
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 9
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 9
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 8
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 8
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 8
- 239000008151 electrolyte solution Substances 0.000 description 7
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 7
- 238000013211 curve analysis Methods 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 239000007772 electrode material Substances 0.000 description 6
- 229910002804 graphite Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000010439 graphite Substances 0.000 description 6
- 229910003002 lithium salt Inorganic materials 0.000 description 6
- 159000000002 lithium salts Chemical class 0.000 description 6
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 6
- 239000007774 positive electrode material Substances 0.000 description 6
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- KMTRUDSVKNLOMY-UHFFFAOYSA-N Ethylene carbonate Chemical compound O=C1OCCO1 KMTRUDSVKNLOMY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- RUOJZAUFBMNUDX-UHFFFAOYSA-N propylene carbonate Chemical compound CC1COC(=O)O1 RUOJZAUFBMNUDX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 5
- HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N sulfolane Chemical compound O=S1(=O)CCCC1 HXJUTPCZVOIRIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- ZUHZGEOKBKGPSW-UHFFFAOYSA-N tetraglyme Chemical compound COCCOCCOCCOCCOC ZUHZGEOKBKGPSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 4
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 4
- AMXOYNBUYSYVKV-UHFFFAOYSA-M lithium bromide Chemical compound [Li+].[Br-] AMXOYNBUYSYVKV-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- KWGKDLIKAYFUFQ-UHFFFAOYSA-M lithium chloride Chemical compound [Li+].[Cl-] KWGKDLIKAYFUFQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- HSZCZNFXUDYRKD-UHFFFAOYSA-M lithium iodide Chemical compound [Li+].[I-] HSZCZNFXUDYRKD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 229910001496 lithium tetrafluoroborate Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OIFBSDVPJOWBCH-UHFFFAOYSA-N Diethyl carbonate Chemical compound CCOC(=O)OCC OIFBSDVPJOWBCH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N Dimethoxyethane Chemical compound COCCOC XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 3
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 3
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 3
- 239000003575 carbonaceous material Substances 0.000 description 3
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 3
- 239000004210 ether based solvent Substances 0.000 description 3
- 229910003473 lithium bis(trifluoromethanesulfonyl)imide Inorganic materials 0.000 description 3
- ACFSQHQYDZIPRL-UHFFFAOYSA-N lithium;bis(1,1,2,2,2-pentafluoroethylsulfonyl)azanide Chemical compound [Li+].FC(F)(F)C(F)(F)S(=O)(=O)[N-]S(=O)(=O)C(F)(F)C(F)(F)F ACFSQHQYDZIPRL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VDVLPSWVDYJFRW-UHFFFAOYSA-N lithium;bis(fluorosulfonyl)azanide Chemical compound [Li+].FS(=O)(=O)[N-]S(F)(=O)=O VDVLPSWVDYJFRW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QSZMZKBZAYQGRS-UHFFFAOYSA-N lithium;bis(trifluoromethylsulfonyl)azanide Chemical compound [Li+].FC(F)(F)S(=O)(=O)[N-]S(=O)(=O)C(F)(F)F QSZMZKBZAYQGRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 3
- YFNKIDBQEZZDLK-UHFFFAOYSA-N triglyme Chemical compound COCCOCCOCCOC YFNKIDBQEZZDLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ZZXUZKXVROWEIF-UHFFFAOYSA-N 1,2-butylene carbonate Chemical compound CCC1COC(=O)O1 ZZXUZKXVROWEIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IQQRAVYLUAZUGX-UHFFFAOYSA-N 1-butyl-3-methylimidazolium Chemical compound CCCCN1C=C[N+](C)=C1 IQQRAVYLUAZUGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VMCIKMLQXFLKAX-UHFFFAOYSA-N 1-methoxy-2-[2-[2-[2-[2-(2-methoxyethoxy)ethoxy]ethoxy]ethoxy]ethoxy]ethane Chemical compound COCCOCCOCCOCCOCCOCCOC VMCIKMLQXFLKAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OGLIVJFAKNJZRE-UHFFFAOYSA-N 1-methyl-1-propylpiperidin-1-ium Chemical compound CCC[N+]1(C)CCCCC1 OGLIVJFAKNJZRE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YQFWGCSKGJMGHE-UHFFFAOYSA-N 1-methyl-1-propylpyrrolidin-1-ium Chemical compound CCC[N+]1(C)CCCC1 YQFWGCSKGJMGHE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 2
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RAXXELZNTBOGNW-UHFFFAOYSA-O Imidazolium Chemical compound C1=C[NH+]=CN1 RAXXELZNTBOGNW-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 2
- 229910015044 LiB Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910013528 LiN(SO2 CF3)2 Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910013398 LiN(SO2CF2CF3)2 Inorganic materials 0.000 description 2
- NQRYJNQNLNOLGT-UHFFFAOYSA-O Piperidinium(1+) Chemical compound C1CC[NH2+]CC1 NQRYJNQNLNOLGT-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 2
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 2
- RWRDLPDLKQPQOW-UHFFFAOYSA-O Pyrrolidinium ion Chemical compound C1CC[NH2+]C1 RWRDLPDLKQPQOW-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 2
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011149 active material Substances 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000006258 conductive agent Substances 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 2
- 239000011889 copper foil Substances 0.000 description 2
- 238000009831 deintercalation Methods 0.000 description 2
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 2
- IEJIGPNLZYLLBP-UHFFFAOYSA-N dimethyl carbonate Chemical compound COC(=O)OC IEJIGPNLZYLLBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VONWDASPFIQPDY-UHFFFAOYSA-N dimethyl methylphosphonate Chemical compound COP(C)(=O)OC VONWDASPFIQPDY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- JBTWLSYIZRCDFO-UHFFFAOYSA-N ethyl methyl carbonate Chemical compound CCOC(=O)OC JBTWLSYIZRCDFO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CYEDOLFRAIXARV-UHFFFAOYSA-N ethyl propyl carbonate Chemical compound CCCOC(=O)OCC CYEDOLFRAIXARV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 2
- 230000006870 function Effects 0.000 description 2
- 238000009830 intercalation Methods 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- MHCFAGZWMAWTNR-UHFFFAOYSA-M lithium perchlorate Chemical compound [Li+].[O-]Cl(=O)(=O)=O MHCFAGZWMAWTNR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229910001486 lithium perchlorate Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- YNAVUWVOSKDBBP-UHFFFAOYSA-O morpholinium Chemical compound [H+].C1COCCN1 YNAVUWVOSKDBBP-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 2
- 229910021382 natural graphite Inorganic materials 0.000 description 2
- DMDPGPKXQDIQQG-UHFFFAOYSA-N pentaglyme Chemical compound COCCOCCOCCOCCOCCOC DMDPGPKXQDIQQG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XYFCBTPGUUZFHI-UHFFFAOYSA-O phosphonium Chemical compound [PH4+] XYFCBTPGUUZFHI-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 2
- 229920000098 polyolefin Polymers 0.000 description 2
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 2
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 2
- FOWDZVNRQHPXDO-UHFFFAOYSA-N propyl hydrogen carbonate Chemical compound CCCOC(O)=O FOWDZVNRQHPXDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-O pyridinium Chemical compound C1=CC=[NH+]C=C1 JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 2
- 230000000284 resting effect Effects 0.000 description 2
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 2
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 2
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-O sulfonium Chemical compound [SH3+] RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 2
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 2
- DQWPFSLDHJDLRL-UHFFFAOYSA-N triethyl phosphate Chemical compound CCOP(=O)(OCC)OCC DQWPFSLDHJDLRL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ITMCEJHCFYSIIV-UHFFFAOYSA-M triflate Chemical compound [O-]S(=O)(=O)C(F)(F)F ITMCEJHCFYSIIV-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- WVLBCYQITXONBZ-UHFFFAOYSA-N trimethyl phosphate Chemical compound COP(=O)(OC)OC WVLBCYQITXONBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZXMGHDIOOHOAAE-UHFFFAOYSA-N 1,1,1-trifluoro-n-(trifluoromethylsulfonyl)methanesulfonamide Chemical compound FC(F)(F)S(=O)(=O)NS(=O)(=O)C(F)(F)F ZXMGHDIOOHOAAE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UVCPHBWNKAXVPC-UHFFFAOYSA-N 1-butyl-1-methylpiperidin-1-ium Chemical compound CCCC[N+]1(C)CCCCC1 UVCPHBWNKAXVPC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PXELHGDYRQLRQO-UHFFFAOYSA-N 1-butyl-1-methylpyrrolidin-1-ium Chemical compound CCCC[N+]1(C)CCCC1 PXELHGDYRQLRQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NNLHWTTWXYBJBQ-UHFFFAOYSA-N 1-butyl-4-methylpyridin-1-ium Chemical compound CCCC[N+]1=CC=C(C)C=C1 NNLHWTTWXYBJBQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- REACWASHYHDPSQ-UHFFFAOYSA-N 1-butylpyridin-1-ium Chemical compound CCCC[N+]1=CC=CC=C1 REACWASHYHDPSQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XQQZRZQVBFHBHL-UHFFFAOYSA-N 12-crown-4 Chemical compound C1COCCOCCOCCO1 XQQZRZQVBFHBHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VFTFKUDGYRBSAL-UHFFFAOYSA-N 15-crown-5 Chemical compound C1COCCOCCOCCOCCO1 VFTFKUDGYRBSAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XEZNGIUYQVAUSS-UHFFFAOYSA-N 18-crown-6 Chemical compound C1COCCOCCOCCOCCOCCO1 XEZNGIUYQVAUSS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004206 2,2,2-trifluoroethyl group Chemical group [H]C([H])(*)C(F)(F)F 0.000 description 1
- NUCTUOMXYACBHH-UHFFFAOYSA-N 2,2-difluorothiolane 1,1-dioxide Chemical compound FC1(F)CCCS1(=O)=O NUCTUOMXYACBHH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PPDFQRAASCRJAH-UHFFFAOYSA-N 2-methylthiolane 1,1-dioxide Chemical compound CC1CCCS1(=O)=O PPDFQRAASCRJAH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NWORVTSPNLVHSH-UHFFFAOYSA-N 4-ethyl-4-methylmorpholin-4-ium Chemical compound CC[N+]1(C)CCOCC1 NWORVTSPNLVHSH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- KKUKTXOBAWVSHC-UHFFFAOYSA-N Dimethylphosphate Chemical compound COP(O)(=O)OC KKUKTXOBAWVSHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- 229910032387 LiCoO2 Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910013872 LiPF Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910013880 LiPF4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001228 Li[Ni1/3Co1/3Mn1/3]O2 (NCM 111) Inorganic materials 0.000 description 1
- 101150058243 Lipf gene Proteins 0.000 description 1
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 239000007983 Tris buffer Substances 0.000 description 1
- 230000005856 abnormality Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 229910021383 artificial graphite Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 239000003660 carbonate based solvent Substances 0.000 description 1
- 238000005229 chemical vapour deposition Methods 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 150000003983 crown ethers Chemical class 0.000 description 1
- 230000009849 deactivation Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- YSSSPARMOAYJTE-UHFFFAOYSA-N dibenzo-18-crown-6 Chemical compound O1CCOCCOC2=CC=CC=C2OCCOCCOC2=CC=CC=C21 YSSSPARMOAYJTE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BXHHZLMBMOBPEH-UHFFFAOYSA-N diethyl-(2-methoxyethyl)-methylazanium Chemical compound CC[N+](C)(CC)CCOC BXHHZLMBMOBPEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QHGJSLXSVXVKHZ-UHFFFAOYSA-N dilithium;dioxido(dioxo)manganese Chemical compound [Li+].[Li+].[O-][Mn]([O-])(=O)=O QHGJSLXSVXVKHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000002001 electrolyte material Substances 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 1
- 125000001153 fluoro group Chemical group F* 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003949 imides Chemical class 0.000 description 1
- 230000016507 interphase Effects 0.000 description 1
- 239000005001 laminate film Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- GELKBWJHTRAYNV-UHFFFAOYSA-K lithium iron phosphate Chemical compound [Li+].[Fe+2].[O-]P([O-])([O-])=O GELKBWJHTRAYNV-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 229910021450 lithium metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- MCVFFRWZNYZUIJ-UHFFFAOYSA-M lithium;trifluoromethanesulfonate Chemical compound [Li+].[O-]S(=O)(=O)C(F)(F)F MCVFFRWZNYZUIJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- KTQDYGVEEFGIIL-UHFFFAOYSA-N n-fluorosulfonylsulfamoyl fluoride Chemical compound FS(=O)(=O)NS(F)(=O)=O KTQDYGVEEFGIIL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021470 non-graphitizable carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011255 nonaqueous electrolyte Substances 0.000 description 1
- 239000004745 nonwoven fabric Substances 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000005486 organic electrolyte Substances 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 230000036632 reaction speed Effects 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- BJQWBACJIAKDTJ-UHFFFAOYSA-N tetrabutylphosphanium Chemical compound CCCC[P+](CCCC)(CCCC)CCCC BJQWBACJIAKDTJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GJSGYPDDPQRWPK-UHFFFAOYSA-N tetrapentylammonium Chemical compound CCCCC[N+](CCCCC)(CCCCC)CCCCC GJSGYPDDPQRWPK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000319 transition metal phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- XKFPGUWSSPXXMF-UHFFFAOYSA-N tributyl(methyl)phosphanium Chemical compound CCCC[P+](C)(CCCC)CCCC XKFPGUWSSPXXMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CCZXMDQFIVMWMF-UHFFFAOYSA-N trifluoromethoxyboronic acid Chemical compound OB(O)OC(F)(F)F CCZXMDQFIVMWMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NRZWQKGABZFFKE-UHFFFAOYSA-N trimethylsulfonium Chemical compound C[S+](C)C NRZWQKGABZFFKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- H—ELECTRICITY
- H01—ELECTRIC ELEMENTS
- H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
- H01M10/00—Secondary cells; Manufacture thereof
- H01M10/42—Methods or arrangements for servicing or maintenance of secondary cells or secondary half-cells
-
- H—ELECTRICITY
- H01—ELECTRIC ELEMENTS
- H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
- H01M10/00—Secondary cells; Manufacture thereof
- H01M10/42—Methods or arrangements for servicing or maintenance of secondary cells or secondary half-cells
- H01M10/44—Methods for charging or discharging
-
- H—ELECTRICITY
- H01—ELECTRIC ELEMENTS
- H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
- H01M10/00—Secondary cells; Manufacture thereof
- H01M10/42—Methods or arrangements for servicing or maintenance of secondary cells or secondary half-cells
- H01M10/48—Accumulators combined with arrangements for measuring, testing or indicating the condition of cells, e.g. the level or density of the electrolyte
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
- H02J7/00—Circuit arrangements for charging or depolarising batteries or for supplying loads from batteries
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Manufacturing & Machinery (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Electrochemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Power Engineering (AREA)
- Secondary Cells (AREA)
- Charge And Discharge Circuits For Batteries Or The Like (AREA)
Abstract
Description
本発明は、二次電池システムおよびプログラムに関する。 The present invention relates to a secondary battery system and program.
本技術分野の背景技術として、下記特許文献1の要約には、「[課題]本発明の目的は、劣化したリチウムイオン電池の性能を回復させる方法、及び電池性能の回復手段を備える電源システムを提供することにある。[解決手段]劣化したリチウムイオン電池の負極の電位を正極の電位よりも上昇させた後、負極の電位を正極の電位よりも低下させる工程を少なくとも1サイクル以上実施する電池の再生方法にある。また、リチウムイオン電池の負極の電位を正極の電位よりも上昇させた後、負極の電位を正極の電位よりも低下させる手段を備えた電源システムにある。」と記載されている。
As a background art of this technical field, the abstract of
また、下記特許文献2の要約には、「[課題]バッテリーの劣化を防止、または劣化を回復させるとともに、バッテリーの充放電性能を最大限に引き出し、バッテリーの充放電性能を長時間維持する。[解決手段]リチウムイオン二次電池などのバッテリーにおいて、様々な異常の発生や、劣化の原因は電極表面に生成される反応生成物である。具体的には、反応生成物が形成される電流とは逆方向に電流が流れるような信号(逆パルス電流)を加えて、その反応生成物を溶解する。」と記載されている。
In addition, in the abstract of
また、下記特許文献3の要約には、「[課題]回復できる劣化成分を考慮した上で、リチウムイオン二次電池の充放電を制御する技術を提供する。[解決手段]リチウムイオン二次電池の充放電を制御するコントローラ(40)を有する。コントローラは、リチウムイオン二次電池(10)の過放電によってリチウムイオン二次電池の容量を回復させる回復処理を行い、回復処理を行った後におけるリチウムイオン二次電池の容量から特定される劣化状態に応じて、リチウムイオン二次電池の充放電を制御する。」と記載されている。
In addition, the abstract of
また、下記非特許文献1の要約(Abstract)には、「バッテリーセルの放電カーブを正極および負極のものに分割する、微分した放電カーブの解析は、劣化メカニズムの調査に有用である(The differential discharge curve analysis that separates the discharge curve of battery cells into those of the positive and negative electrodes is useful for investigating deterioration mechanisms.)…」と記載されている。これら文献の記述は本願明細書の一部として包含される。
In addition, in the abstract of Non-Patent
ところで、上述した技術において、二次電池を一層長寿命化できれば好ましい。
この発明は上述した事情に鑑みてなされたものであり、二次電池を長寿命化できる二次電池システムおよびプログラムを提供することを目的とする。
By the way, in the technology described above, it is preferable if the life of the secondary battery can be further extended.
SUMMARY OF THE INVENTION It is an object of the present invention to provide a secondary battery system and program capable of extending the life of a secondary battery.
上記課題を解決するため本発明の二次電池システムは、リチウムイオン電池セルである一または複数の電池セルを有する二次電池と、前記二次電池に対する充電または前記二次電池からの放電を行う際の電流または電圧の制御条件を規定する制御パラメータに基づいて、前記二次電池に対する充電処理または前記二次電池からの放電処理を行う充放電処理部と、前記二次電池に対して、前記電池セルの端子電圧を2.0V以下に維持する処理を含む容量回復処理を行う容量回復処理部と、前記容量回復処理の状況に応じて、前記制御パラメータを更新するパラメータ更新部と、を備えることを特徴とする。 In order to solve the above problems, the secondary battery system of the present invention provides a secondary battery having one or more battery cells that are lithium ion battery cells, and charging or discharging the secondary battery. A charge/discharge processing unit that performs charging processing for the secondary battery or discharging processing from the secondary battery based on control parameters that define control conditions for the current or voltage at the time, and for the secondary battery, the a capacity recovery processing unit that performs capacity recovery processing including processing for maintaining the terminal voltage of the battery cell at 2.0 V or less; and a parameter update unit that updates the control parameter according to the status of the capacity recovery processing. It is characterized by
本発明によれば、二次電池を長寿命化できる。 According to the present invention, it is possible to extend the life of the secondary battery.
[実施形態の前提]
リチウムイオン電池は、非水電解質二次電池の一つであり、エネルギー密度が高いため、携帯機器のバッテリーや、近年では電気自動車のバッテリーとしても用いられている。但し、リチウムイオン電池は、使用に伴い劣化し、電池容量が減少することが知られている。リチウムイオン電池では、正極の活物質としてリチウム金属酸化物、負極の活物質とし黒鉛などの炭素材が用いられるのが一般的である。リチウムイオン電池の正極および負極は、微小な活物質粒子群にバインダ(結着剤)や導電剤等を加えてスラリー(混合体)化した後、金属箔に塗布して形成する。
[Premise of the embodiment]
Lithium ion batteries are one type of non-aqueous electrolyte secondary batteries, and because of their high energy density, they are also used as batteries for mobile devices and, in recent years, as batteries for electric vehicles. However, it is known that the lithium ion battery deteriorates with use and the battery capacity decreases. Lithium ion batteries generally use a lithium metal oxide as a positive electrode active material and a carbon material such as graphite as a negative electrode active material. A positive electrode and a negative electrode of a lithium ion battery are formed by adding a binder (binder), a conductive agent, etc. to minute active material particles to form a slurry (mixture), and then applying the slurry (mixture) to a metal foil.
充電時には、正極の活物質から放出されたリチウムイオンが負極の活物質に吸蔵され、放電時には負極の活物質に吸蔵されたリチウムイオンが放出され正極の活物質に吸蔵される。このように、リチウムイオンが電極間を移動することで電極間に電流が流れる。
このようなリチウムイオン電池では、
(1)正極活物質の電気的な孤立、
(2)負極活物質の電気的な孤立、および
(3)電極間を往来するリチウムイオンの固定化、
によって容量が減少する。
During charging, the lithium ions released from the positive electrode active material are absorbed by the negative electrode active material, and during discharging, the lithium ions absorbed by the negative electrode active material are released and absorbed by the positive electrode active material. Thus, current flows between the electrodes as lithium ions move between the electrodes.
In such lithium-ion batteries,
(1) electrical isolation of the positive electrode active material,
(2) electrical isolation of the negative electrode active material, and (3) immobilization of lithium ions traveling between the electrodes,
capacity is reduced by
(3)については、負極と電解液の間の界面で形成される皮膜成分(SEI;Solid Electrolyte Interphase)にリチウムイオンが取り込まれ、移動度を失うことで生じると考えられる。また、充電時に正極と対向していない負極面(非対向面)に存在する負極活物質にリチウムイオンが取り込まれると、放電時にそのリチウムイオンを電池反応に使用することができず、結果として容量低下となることも考えられる。 Regarding (3), it is considered that lithium ions are taken into a film component (SEI: Solid Electrolyte Interphase) formed at the interface between the negative electrode and the electrolytic solution, resulting in loss of mobility. In addition, if lithium ions are taken into the negative electrode active material present on the negative electrode surface (non-facing surface) that does not face the positive electrode during charging, the lithium ions cannot be used for the battery reaction during discharging, resulting in a decrease in capacity. It is also possible that it will decrease.
これらの要因のうち、上記(3)による容量減少分については、上述のSEIを電気化学的に酸化し、分解除去することで容量ないし電池出力を回復させることが可能である。また、放電反応時に、非対向面に取り込まれたリチウムイオンを強制的に放出させる程度に負極電位を高くし、放出されたリチウムイオンを再び電池容量として使用することで容量を回復可能である。 Of these factors, the decrease in capacity due to the above (3) can be recovered by electrochemically oxidizing and decomposing and removing the above SEI to restore the capacity or battery output. In addition, the capacity can be recovered by raising the negative electrode potential to the extent that the lithium ions taken into the non-facing surface are forcibly released during the discharge reaction, and using the released lithium ions as battery capacity again.
劣化電池の過放電処理により、負極表面の皮膜を分解・除去したり、非対向部の負極に取り込まれたリチウムイオンを開放することで、一時的に電池容量が回復するものの、その後の電池充放電で再び容量が劣化すると電池寿命は向上しない。そのため、過放電処理により電池容量を回復させた後に、急激な容量劣化を防ぐための制御を行うことが好ましい。前述の特許文献3を応用すれば、容量回復後の電池劣化状態を診断し、その後の充放電条件を制御することが可能であると考えられる。また、容量低下率が所定の閾値を上回る場合にその充放電運用を取りやめ、容量低下率が閾値内に収まるまで充放電運用条件を修正することも可能であると考えられる。
Due to overdischarge treatment of deteriorated batteries, the film on the surface of the negative electrode is decomposed and removed, and the lithium ions captured in the negative electrode in the non-facing part are released. If the capacity deteriorates again due to discharge, the battery life will not improve. Therefore, it is preferable to perform control to prevent rapid capacity deterioration after recovering the battery capacity by overdischarge treatment. By applying the above-mentioned
しかし、特許文献3においては、具体的な修正方針については明確になっていない。また、特許文献3を応用した技術において得られる、充放電運用条件判断のための計測パラメータは、劣化が進行する負極に関する直接情報でなく、電池全体の劣化速度である。このため、充放電運用条件の修正に多くの工程を有するという問題が生じる。そこで、以下述べる実施形態においては、正極と負極の間で過放電を実行することで負極内に固定化されたリチウムイオンを放出させ、その容量を回復させるリチウムイオン電池を用いた二次電池システムにおいて、回復後の負極情報を検知する。そして、その検知結果に基づいて、更なる容量劣化を抑制するための充放電運用制御を実行することで、二次電池システムの長寿命化を実現する。
However,
[リチウムイオン電池の電池セルの構造]
まず、図1および図2を参照して、好適な実施形態に適用可能な二極式の電池セルの構造例について説明する。
図1は、二極式の電池セル100(二次電池)の断面の一例を、概念的に示す図である。
図1において、電池セル100は、蓄電要素1と、正極端子2と、負極端子3と、外装材6とを備えている。セパレータ5は、蓄電要素1に含まれている。外装材6は、ラミネートフィルム、もしくは、それに類する素材を用いて構成されている。
[Structure of battery cell of lithium ion battery]
First, with reference to FIGS. 1 and 2, a structural example of a bipolar battery cell applicable to a preferred embodiment will be described.
FIG. 1 is a diagram conceptually showing an example of a cross section of a bipolar battery cell 100 (secondary battery).
In FIG. 1 , a
図2は、図1に示した蓄電要素1の側面図である。
図2に示すように、蓄電要素1においては、セパレータ5を介して複数の正極12と複数の負極13とが交互に積層されている。図1に示した蓄電要素1は、これら正極12および負極13が重なって見える領域に対応する。また、蓄電要素1は、さらに電解液(図示せず)を含んでおり、電解液は、正極12、負極13、セパレータ5等の微孔に含侵されている。セパレータ5としては、例えば、ポリプロピレンを適用することができる。但し、セパレータ5としては、ポリプロピレン以外にも、ポリエチレンなどのポリオレフィン製の微孔性フィルムや不織布などを適用することもできる。
FIG. 2 is a side view of the
As shown in FIG. 2 , in the
正極12は、正極集電箔122と、これに塗布された正極合剤層121と、を備えている。また、負極13は、負極集電箔132と、これに塗布された負極合剤層131と、を備えている。正極集電箔122および負極集電箔132は、適切な金属の集電箔である。また、正極合剤層121および負極合剤層131は、適切な電極活物質、導電剤、結着剤などの混合体である。正極集電箔122および負極集電箔132には、それぞれ端子としての金属のタブが接続されている。これらのタブが、図1に示した正極端子2および負極端子3になる。図1において、これら正極端子2および負極端子3を外装材6の外部に露出させた状態で外装材6を封止する。これにより、正極端子2および負極端子3を介して、電池セル100を外部に接続することができる。以下、正極12および負極13の電位を正極電位Epおよび負極電位Enと呼ぶ。また、両者の差、すなわち「Ep-En」が、正極端子2および負極端子3の間の電圧であり、これを電池電圧Epnと呼ぶ。
The
以下、電池セル100の各部の材質等の例を説明するが、これらは一例であり、本実施形態のリチウムイオン電池の電池セル100は、材質、形状、製造方法などに制限されるものではなく、任意の材質、形状、製造方法など適用することができる。
Examples of materials and the like of each part of the
(正極12)
正極集電箔122(図2参照)には、厚さが10~100μmのアルミニウム箔、厚さが10~100μm、孔径0.1~10mmのアルミニウム製穿孔箔、エキスパンドメタル、発泡金属板などを適用することができる。また、正極集電箔122の材質も、アルミニウムの他に、ステンレス鋼、チタンなども適用可能である。正極合剤層121は、反応種を内部に含むものが望ましい。リチウムイオン電池の反応種は、リチウムイオンである。この場合、電極活物質は、リチウムイオンを可逆的に挿入脱離可能なリチウム含有化合物を含んでいる。
(Positive electrode 12)
The positive current collector foil 122 (see FIG. 2) is made of an aluminum foil with a thickness of 10 to 100 μm, a perforated aluminum foil with a thickness of 10 to 100 μm and a hole diameter of 0.1 to 10 mm, an expanded metal, a foamed metal plate, or the like. can be applied. In addition to aluminum, stainless steel, titanium, and the like can also be used for the material of the positive electrode
正極12の電極活物質の種類としては、例えば、コバルト酸リチウム、マンガン置換コバルト酸リチウム、マンガン酸リチウム、ニッケル酸リチウム、オリビン型リン酸鉄リチウムなどのリン酸遷移金属リチウム、またはLiwNixCoyMnzO2(ここで、w、x、y、zは0または正の値)が挙げられる。また、正極12の電極活物質として、上述した材料が一種単独、または、二種以上含まれていてもよい。
Examples of the electrode active material of the
(負極13)
負極集電箔132には、厚さが10~100μmの銅箔、厚さが10~100μm、孔径0.1~10mmの銅製穿孔箔、エキスパンドメタル、発泡金属板などを適用することができる。また、負極集電箔132の材質も、銅の他に、ステンレス鋼、チタンなども適用可能である。負極13における電極活物質は、リチウムイオンを可逆的に挿入脱離可能な物質を含んでいる。
(Negative electrode 13)
As the negative electrode
負極13の電極活物質の種類としては、例えば、天然黒鉛、天然黒鉛に乾式のCVD法もしくは湿式のスプレー法によって被膜を形成した複合炭素質材料、エポキシやフェノール等の樹脂材料もしくは石油や石炭から得られるピッチ系材料を原料として焼成により製造される人造黒鉛、シリコン(Si)、シリコンを混合した黒鉛、難黒鉛化炭素材、チタン酸リチウム、Li4Ti5O12が挙げられる。また、負極13の負極活物質として、上述した材料が、一種単独、または、二種以上含まれていてもよい。
Examples of the type of electrode active material for the
(電解液)
リチウムイオン電池の場合、電解液は、例えば、エチレンカーボネート(EC)、プロピレンカーボネート(PC)、ブチレンカーボネート(BC)、ジメチルカーボネート(DMC)、エチルメチルカーボネート(EMC)、ジエチルカーボネート(DEC)、メチルプロピルカーボネート(MPC)、エチルプロピルカーボネート(EPC)等の非プロトン性有機系溶媒などを適用することができる。
あるいは、上述した2種以上の混合有機化合物の溶媒に、六フッ化リン酸リチウム、四フッ化ホウ酸リチウム、過塩素酸リチウム、ヨウ化リチウム、塩化リチウム、臭化リチウム、LiB[OCOCF3]4、LiB[OCOCF2CF3]4、LiPF4(CF3)2、LiN(SO2CF3)2、LiN(SO2CF2CF3)2等のリチウム塩を溶解した電解液が挙げられる。
あるいは、上述した2種以上の混合リチウム塩を溶解した電解液が挙げられる。
(Electrolyte)
In the case of lithium-ion batteries, the electrolyte is, for example, ethylene carbonate (EC), propylene carbonate (PC), butylene carbonate (BC), dimethyl carbonate (DMC), ethyl methyl carbonate (EMC), diethyl carbonate (DEC), methyl Aprotic organic solvents such as propyl carbonate (MPC) and ethyl propyl carbonate (EPC) can be applied.
Alternatively, lithium hexafluorophosphate, lithium tetrafluoroborate, lithium perchlorate, lithium iodide, lithium chloride, lithium bromide, LiB[OCOCF 3 ] is added to the solvent of the mixed organic compound of two or more kinds described above. 4 , LiB[ OCOCF2CF3 ] 4 , LiPF4 ( CF3 ) 2 , LiN ( SO2CF3 ) 2 , LiN( SO2CF2CF3 ) 2 and other lithium salt - dissolved electrolytes. .
Alternatively, an electrolytic solution in which two or more kinds of mixed lithium salts described above are dissolved can be used.
前述の電解液の構成溶媒は一般的に揮発性が高く、電解液の揮発温度は25℃未満であることが多い。これに加え、好適な実施形態の一つでは、揮発温度を高めたリチウムイオン伝導性の液体を用いることもできる。具体的には、イオン液体、および、溶媒和イオン液体を挙げることができる。イオン液体はカチオンおよびアニオンを含んでいる。イオン液体としては、カチオン種に応じ、イミダゾリウム系、アンモニウム系、ピロリジニウム系、ピペリジニウム系、ピリジニウム系、モルホリニウム系、ホスホニウム系、スルホニウム系などに分類される。イミダゾリウム系イオン液体を構成するカチオンには、例えば、1-etyl-3-methylimidazoriumや1-butyl-3-methylimidazorium(BMI)などのアルキルイミダゾリウムカチオンなどがある。 The constituent solvent of the aforementioned electrolytic solution is generally highly volatile, and the volatilization temperature of the electrolytic solution is often less than 25°C. Additionally, in one of the preferred embodiments, a lithium ion conductive liquid with an elevated volatilization temperature may be used. Specifically, ionic liquids and solvated ionic liquids can be mentioned. Ionic liquids contain cations and anions. Ionic liquids are classified into imidazolium-based, ammonium-based, pyrrolidinium-based, piperidinium-based, pyridinium-based, morpholinium-based, phosphonium-based, sulfonium-based, and the like, depending on the cation species. Examples of cations constituting imidazolium-based ionic liquids include alkylimidazolium cations such as 1-etyl-3-methylimidazolium and 1-butyl-3-methylimidazolium (BMI).
アンモニウム系イオン液体を構成するカチオンには、例えば、N,N-diethyl-N-methyl-N-(2-methoxyethyl)ammonium(DEME)やtetraamylammoniumなどのほかに、N,N,N-trimethyl-N-propylammoniumなどのアルキルアンモニウムカチオンがある。ピロリジニウム系イオン液体を構成するカチオンには、例えば、N-methyl-N-propylpyrrolidinium(Py13)や1-butyl-1-methylpyrrolidiniumなどのアルキルピロリジニウムカチオンなどがある。ピペリジニウム系イオン液体を構成するカチオンには、例えば、N-methyl-N-propylpiperidinium(PP13)や1-butyl-1-methylpiperidiniumなどのアルキルピペリジニウムカチオンなどがある。 Examples of cations that make up ammonium-based ionic liquids include N,N-diethyl-N-methyl-N-(2-methoxyethyl)ammonium (DEME) and tetraamylammonium, as well as N,N,N-trimethyl-N There are alkylammonium cations such as -propylammonium. Examples of cations constituting pyrrolidinium-based ionic liquids include alkylpyrrolidinium cations such as N-methyl-N-propylpyrrolidinium (Py13) and 1-butyl-1-methylpyrrolidinium. Examples of cations constituting piperidinium-based ionic liquids include alkylpiperidinium cations such as N-methyl-N-propylpiperidinium (PP13) and 1-butyl-1-methylpiperidinium.
ピリジニウム系イオン液体を構成するカチオンには、例えば、1-butylpyridiniumや1-butyl-4-methylpyridiniumなどのアルキルピリジニウムカチオンなどがある。モルホリニウム系イオン液体を構成するカチオンには、例えば、4-ethyl-4-methylmorpholiniumなどのアルキルモルホリニウムなどがある。ホスホニウム系イオン液体を構成するカチオンには、例えば、tetrabutylphosphoniumやtributylmethylphosphoniumなどのアルキルホスホニウムカチオンなどがある。スルホニウム系イオン液体を構成するカチオンには、例えば、trimethylsulfoniumやtributhylsulfoniumなどのアルキルスルホニウムカチオンなどがある。これらカチオンと対になるアニオンとしては、例えば、bis(trifluoromethanesulfonyl)imide(TFSI)、bis(fluorosulfonyl)imide、tetrafluoroborate(BF4)、hexafluorophosphate(PF6)、bis(pentafluoroethanesulfonyl)imide(BETI)、trifluoromethanesulfonate(トリフラート)、acetate、dimethyl phosphate、dicyanamide、trifluoro(trifluoromethyl)borateなどがある。これらのイオン液体を単独または複数組み合わせて使用してもよい。 Examples of cations constituting pyridinium-based ionic liquids include alkylpyridinium cations such as 1-butylpyridinium and 1-butyl-4-methylpyridinium. Examples of cations constituting morpholinium-based ionic liquids include alkylmorpholinium such as 4-ethyl-4-methylmorpholinium. Examples of cations constituting phosphonium-based ionic liquids include alkylphosphonium cations such as tetrabutylphosphonium and tributylmethylphosphonium. Examples of cations constituting sulfonium-based ionic liquids include alkylsulfonium cations such as trimethylsulfonium and tributhylsulfonium. Examples of anions paired with these cations include bis (trifluoromethanesulfonyl) imide (TFSI), bis (fluorosulfonyl) imide, tetrafluoroborate (BF4), hexafluorophosphate (PF6), bis (pentafluoroethanesulfonyl) imide (BETI), trifluoromethanesulfonate (triflate). , acetate, dimethyl phosphate, dicyanamide, trifluoro (trifluoromethyl) borate, etc. These ionic liquids may be used singly or in combination.
また、イオン液体に電解質塩を含めてもよい。電解質塩としては、溶媒に均一に分散できるものを使用できる。カチオンがリチウム、上記アニオンからなるものをリチウム塩として使用することができる。例えば、リチウムビス(フルオロスルホニル)イミド(LiFSI)、リチウムビス(トリフルオロメタンスルホニル)イミド(LiTFSI)、リチウムビス(ペンタフルオロエタンスルホニル)イミド(LiBETI)、リチウムテトラフルオロボレート(LiBF4)、リチウムヘキサフルオロフォスファート(LiPF6)、リチウムトリフラートなどが挙げられるが、これに限られない。これらの電解質塩を単独または複数組み合わせて使用してもよい。 Also, the ionic liquid may contain an electrolyte salt. As the electrolyte salt, one that can be uniformly dispersed in the solvent can be used. A lithium salt containing lithium as a cation and the above anion can be used. For example, lithium bis(fluorosulfonyl)imide (LiFSI), lithium bis(trifluoromethanesulfonyl)imide (LiTFSI), lithium bis(pentafluoroethanesulfonyl)imide (LiBETI), lithium tetrafluoroborate (LiBF4), lithium hexafluorophosphate Fart (LiPF6), lithium triflate, etc., but not limited to these. These electrolyte salts may be used singly or in combination.
エーテル系溶媒は、溶媒和電解質塩と溶媒和イオン液体を構成する。エーテル系溶媒として、イオン液体に類似の性質を示す公知のグライム(R-O(CH2CH2O)n-R’(R、R’は飽和炭化水素、nは整数)で表される対称グリコールジエーテルの総称)を利用できる。イオン伝導性の観点から、テトラグライム(テトラエチレンジメチルグリコール、G4)、トリグライム(トリエチレングリコールジメチルエーテル、G3)、ペンタグライム(ペンタエチレングリコールジメチルエーテル、G5)、ヘキサグライム(ヘキサエチレングリコールジメチルエーテル、G6)を好ましく用いることができる。 Ether-based solvents constitute solvated electrolyte salts and solvated ionic liquids. Known glyme (a general term for symmetrical glycol diethers represented by R-O(CH2CH2O)n-R' (R, R' are saturated hydrocarbons and n is an integer)) that exhibits similar properties to ionic liquids as an ether solvent. available. In terms of ionic conductivity, tetraglyme (tetraethylene glycol dimethyl ether, G4), triglyme (triethylene glycol dimethyl ether, G3), pentaglyme (pentaethylene glycol dimethyl ether, G5), hexaglyme (hexaethylene glycol dimethyl ether, G6) It can be preferably used.
また、エーテル系溶媒として、クラウンエーテル((-CH2-CH2-O)n(nは整数)で表わされる大環状エーテルの総称)を利用できる。具体的には、12-クラウン-4、15-クラウン-5、18-クラウン-6、ジベンゾ-18-クラウン-6などを好ましく用いることができるが、これに限らない。これらのエーテル系溶媒を単独または複数組み合わせて使用してもよい。溶媒和電解質塩と錯体構造を形成できる点で、テトラグライム、トリグライムを用いることが好ましい。本実施形態において、テトラグライムが好ましい理由は、リチウムイオンに対し、還元安定性に優れる配位構造をとるためである。 As an ether solvent, crown ether (a general term for macrocyclic ethers represented by (--CH2--CH2--O)n (where n is an integer)) can be used. Specifically, 12-crown-4, 15-crown-5, 18-crown-6, dibenzo-18-crown-6 and the like can be preferably used, but are not limited thereto. These ether solvents may be used singly or in combination. Tetraglyme and triglyme are preferably used because they can form a complex structure with the solvated electrolyte salt. In the present embodiment, tetraglyme is preferred because it has a coordination structure with excellent reduction stability with respect to lithium ions.
溶媒和電解質塩としては、LiFSI、LiTFSI、LiBETI等のリチウム塩を利用できるが、これに限らない。半固体電解質溶媒として、エーテル系溶媒および溶媒和電解質塩の混合物を単独または複数組み合わせて使用してもよい。半固体電解質溶媒の還元電位は、上述した負極活物質の還元電位よりも0.5V以上、好ましくは0.2V以上低いことが望ましい。半固体電解液における主溶媒の重量比率は特には限定されないが、電池安定性および高速充放電の観点から半固体電解液中の溶媒の総和に占める主溶媒の重量比率は30%~70%、特に40%~60%、さらには45%~55%であることが望ましい。 Lithium salts such as LiFSI, LiTFSI, and LiBETI can be used as solvated electrolyte salts, but are not limited to these. Ether-based solvents and mixtures of solvated electrolyte salts may be used singly or in combination as semi-solid electrolyte solvents. The reduction potential of the semi-solid electrolyte solvent is desirably lower than the reduction potential of the negative electrode active material by 0.5 V or more, preferably 0.2 V or more. The weight ratio of the main solvent in the semi-solid electrolyte is not particularly limited, but from the viewpoint of battery stability and high-speed charging and discharging, the weight ratio of the main solvent in the total solvent in the semi-solid electrolyte is 30% to 70%. In particular, it is desirable to be 40% to 60%, more preferably 45% to 55%.
(低粘度有機溶媒)
低粘度有機溶媒は、半固体電解質溶媒の粘度を下げ、イオン伝導率を向上させる。半固体電解質溶媒を含む半固体電解液の内部抵抗は大きいため、低粘度有機溶媒を添加して半固体電解質溶媒のイオン伝導率を上げることにより、半固体電解液の内部抵抗を下げることができる。低粘度有機溶媒は、例えばエーテル系溶媒および溶媒和電解質塩の混合物の25℃における粘度140Pa・sより粘度の小さい溶媒であることが望ましい。低粘度有機溶媒として、炭酸プロピレン(PC)、リン酸トリメチル(TMP)、ガンマブチルラクトン(GBL)、炭酸エチレン(EC)、リン酸トリエチル(TEP)、亜リン酸トリス(2,2,2-トリフルオロエチル)(TFP)、メチルホスホン酸ジメチル(DMMP)等が挙げられる。これらの低粘度有機溶媒を単独または複数組み合わせて使用してもよい。低粘度有機溶媒に上記の電解質塩を溶解させてもよい。
(low viscosity organic solvent)
A low-viscosity organic solvent lowers the viscosity of the semi-solid electrolyte solvent and improves the ionic conductivity. Since the internal resistance of a semi-solid electrolyte solution containing a semi-solid electrolyte solvent is high, the internal resistance of the semi-solid electrolyte solution can be lowered by adding a low-viscosity organic solvent to increase the ionic conductivity of the semi-solid electrolyte solvent. . The low-viscosity organic solvent is desirably a solvent having a viscosity lower than 140 Pa·s at 25° C. of a mixture of, for example, an ether solvent and a solvated electrolyte salt. Low-viscosity organic solvents include propylene carbonate (PC), trimethyl phosphate (TMP), gamma-butyl lactone (GBL), ethylene carbonate (EC), triethyl phosphate (TEP), tris(2,2,2- trifluoroethyl) (TFP), dimethyl methylphosphonate (DMMP), and the like. These low-viscosity organic solvents may be used singly or in combination. The electrolyte salt may be dissolved in a low-viscosity organic solvent.
本実施形態において、炭酸プロピレンが好ましい理由は、リチウムグライム錯体塩の粘度を下げて高イオン伝導度化し、還元安定性に優れるリチウムグライム錯体構造を乱さないために、電池の内部抵抗を下げ、高容量な電池を作製することができる。また、エーテル系化合物以外に、溶媒和イオン液体を形成する溶媒としてスルホランおよび/またはその誘導体を挙げることができる。スルホランおよび/またはその誘導体を含む溶媒和イオン液体を用いると、スルホランおよび/またはその誘導体とリチウムイオンとで固有の配位構造をとるため、半固体電解質層中でのリチウムイオンの輸送速度が速くなる。従って、粘度を高くするにつれて二次電池の入出力特性が低下するエーテル系溶媒および電解質塩を有する溶媒和イオン液体とは異なり、溶媒和イオン液体の粘度を高くしても、溶媒和イオン液体を有する二次電池の入出力特性の低下を抑制することができる。 In the present embodiment, the reason why propylene carbonate is preferable is that the viscosity of the lithium glyme complex salt is lowered to increase the ionic conductivity, and the lithium glyme complex structure, which has excellent reduction stability, is not disturbed, so that the internal resistance of the battery is lowered and the A high-capacity battery can be produced. In addition to ether-based compounds, sulfolane and/or its derivatives can be used as solvents for forming solvated ionic liquids. When a solvated ionic liquid containing sulfolane and/or a derivative thereof is used, sulfolane and/or a derivative thereof and lithium ions take a unique coordination structure, so that the transport rate of lithium ions in the semi-solid electrolyte layer is increased. Become. Therefore, unlike the solvated ionic liquid having an ether solvent and an electrolyte salt, in which the input/output characteristics of the secondary battery deteriorate as the viscosity increases, the solvated ionic liquid can be used even if the viscosity of the solvated ionic liquid is increased. It is possible to suppress deterioration in input/output characteristics of the secondary battery.
スルホランの誘導体としては、スルホラン環を構成する炭素原子に結合する水素原子がフッ素原子やアルキル基等により置換されたものが挙げられる。具体例として、フルオロスルホラン、ジフルオロスルホラン、メチルスルホラン等の材料群から適宜選択して用いることができる。これら溶媒に対して、六フッ化リン酸リチウム、四フッ化ホウ酸リチウム、過塩素酸リチウム、ヨウ化リチウム、塩化リチウム、臭化リチウム、LiB[OCOCF3]4、LiB[OCOCF2CF3]4、LiPF4(CF3)2、LiN(SO2CF3)2、LiN(SO2CF2CF3)2等のリチウム塩を溶解した電解液が挙げられる。あるいは、前記の2種以上の混合リチウム塩を溶解した電解液が挙げられる。 Examples of sulfolane derivatives include those in which hydrogen atoms bonded to carbon atoms constituting the sulfolane ring are substituted with fluorine atoms, alkyl groups, or the like. As a specific example, it can be used by appropriately selecting from a group of materials such as fluorosulfolane, difluorosulfolane, and methylsulfolane. For these solvents, lithium hexafluorophosphate, lithium tetrafluoroborate, lithium perchlorate, lithium iodide, lithium chloride, lithium bromide, LiB[ OCOCF3 ] 4 , LiB[ OCOCF2CF3 ] 4 , LiPF 4 (CF 3 ) 2 , LiN(SO 2 CF 3 ) 2 , LiN(SO 2 CF 2 CF 3 ) 2 and other lithium salts dissolved therein. Alternatively, an electrolytic solution in which two or more of the above mixed lithium salts are dissolved can be used.
[二次電池システム]
図3は、好適な実施形態による二次電池システム500のブロック図である。
二次電池システム500は、電池パック510と、電流制御装置550と、を備えている。電池パック510は、電池セル・モジュール512(二次電池)と、電池加熱部514と、を備えている。電池セル・モジュール512は、1個の電池セル100(図1参照)であってもよく、複数の電池セル100を直列および/または並列に接続したものであってもよい。本明細書において、「二次電池」は、リチウムイオン電池のセル、電池モジュール、または電池パックを含む概念である。電池加熱部514は、電流制御装置550からの指令に基づいて電池セル・モジュール512を加熱する。但し、電池加熱部514は必須のものではなく、省略してもよい。
[Secondary battery system]
FIG. 3 is a block diagram of a
A
電池パック510は、正極端子502と、負極端子503と、を備えている。電池セル・モジュール512が1個の電池セル100のみを備える場合、正極端子502および負極端子503は、それぞれ電池セル100の正極端子2および負極端子3(図1参照)に対応する。一方、電池セル・モジュール512において複数の電池セル100が直列接続されている場合、正極端子502は最も高電圧である電池セル100の正極端子2に対応し、負極端子503は最も低電圧である電池セル100の負極端子3に対応する。図3において、電池パック510の正極端子502および負極端子503は、それぞれ電流制御装置550に接続されている。なお、電源554は主として充電用であり、抵抗553は放電用である。
The
電流制御装置550は、電流計551と、電圧計552と、抵抗553と、電源554と、スイッチ560,562,564と、制御部570(コンピュータ)と、を備えている。電流制御装置550は、電池パック510の状態を把握する計測器を兼ねている。
The
電流計551は、電池パック510の正極端子502および負極端子503に流れる電流を測定し、その結果を制御部570に出力する。電圧計552は、正極・負極間の電圧Evを測定し、その結果を制御部570に出力する。制御部570は、電流計551および電圧計552の情報に基づいて、スイッチ560,562,564を切替制御する。これにより、制御部570は、電池パック510の正極端子502および負極端子503を、開放状態、抵抗553を接続した状態、または電源554を接続した状態に設定する。
制御部570は、CPU(Central Processing Unit)、RAM(Random Access Memory)、ROM(Read Only Memory)等、一般的なコンピュータとしてのハードウエアを備えており、ROMには、CPUによって実行される制御プログラムや、各種データ等が格納されている。図3において、制御部570の内部は、制御プログラム等によって実現される機能を、ブロックとして示している。
The
すなわち、制御部570は、充放電処理部572(充放電処理手段)と、容量回復処理部574(容量回復処理手段)と、パラメータ更新部580(パラメータ更新手段)と、を備えている。また、パラメータ更新部580は、充放電曲線取得部582と、相関関係取得部584と、放電量取得部586と、パラメータ決定部588と、を含んでいる。
That is, the
充放電処理部572は、予め定められた制御パラメータに基づいて、通常のアプリケーションに応じた電池パック510の充放電運転を行う。例えば、電池パック510が車両の駆動用に用いられるのであれば、充放電処理部572は、車両の走行のための充放電運転を行う。上述した制御パラメータには、「放電停止電圧」が含まれる。充放電処理部572は、電池パック510が放電されている際、電圧Evがこの放電停止電圧以下になると、電池パック510の放電を停止させる。ここで、放電停止電圧は、1個の電池セル100あたりの端子電圧が例えば2.5V以下になる電圧である。
Charging/discharging
容量回復処理部574は、容量回復処理を実行する。ここで、容量回復処理とは、正極端子502と負極端子503との間に電源554または抵抗553を接続し、電池パック510を過放電状態にする処理を含む。「過放電状態」とは、電圧Evを放電停止電圧未満にすることを意味する。例えば、容量回復処理は、1個の電池セル100あたりの端子電圧が2.0V以下に維持する処理を含む。詳細は後述するが、これにより、負極13の内部にて不活性化したリチウムイオンを再活性化することができ、その容量を回復させることができる。
The capacity
パラメータ更新部580は、電池パック510の容量回復処理後に、電池性能を非破壊で解析し、その際に得られる負極性能データ等に基づいて、その後に充放電処理部572が行う充放電制御における制御パラメータを決定し、更新する。
充放電曲線取得部582は、制御パラメータを決定するために、電池パック510の充放電曲線を取得する。ここで、充放電曲線とは、充電曲線または放電曲線である。
After the capacity recovery processing of the
Charge-discharge
相関関係取得部584は、この充放電曲線に基づいて、電池パック510の放電量(または充電率)と、負極電位En(図1参照)との相関関係を取得する。なお、「放電量=0」の状態は「充電率=100%」の状態であり、放電量が最大値になる状態は「充電率=0%」の状態になる。
詳細は後述するが、リチウムイオン電池には、放電量Q(図6参照)の変化に対して、負極電位Enが平坦になる領域が存在する。これらを平坦部PT1(第1の平坦部),PT2(第2の平坦部)と呼び、平坦部PT1,PT2における負極電位EnをそれぞれEn1(第1の電位),En2(第2の電位)と呼ぶ。放電量取得部586は、平坦部PT1,PT2に対応する放電量Qまたは充電率の範囲を取得する。
Although the details will be described later, the lithium ion battery has a region where the negative electrode potential En becomes flat with respect to changes in the discharge amount Q (see FIG. 6). These are called flat portions PT1 (first flat portion) and PT2 (second flat portion). call. The discharge
パラメータ決定部588は、上述の充放電処理部572が行う充放電制御において、上述した平坦部PT1以上の範囲、すなわち負極電位EnがEn1以上になる充電率の範囲で電池パック510を充放電させるように、制御パラメータを決定し、更新する。このように、パラメータ更新部580は、電池性能の非破壊解析手法として、充放電曲線を取得し、その形状を解析する。以降、この解析方法を「充放電曲線解析」と称することがある。
In the charging/discharging control performed by the charging/discharging
[過放電による電池容量回復の推定メカニズムと課題]
図4は、過放電処理による容量回復に関する推定メカニズムの模式図である。
図4において、状態STAは、容量が低下した電池セル100に対して、容量回復処理を行っている状態であり、状態STBは容量回復処理が完了した後の状態である。電池セル100の負極13のうち正極12に対向する部分を対向部13Aと呼び、それ以外の部分を非対向部13Bと呼ぶ。
[Estimation mechanism and problem of battery capacity recovery due to overdischarge]
FIG. 4 is a schematic diagram of a presumed mechanism regarding capacity recovery by overdischarge treatment.
In FIG. 4, state STA is a state in which capacity recovery processing is being performed on the
電池セル100等のリチウムイオン二次電池では、正極12と、負極13の対向部13Aとの間でリチウムイオン22の授受が進行することで充放電が進行する。しかし、充放電過程において、正極と対向していない非対向部13Bにリチウムイオン22が取り込まれると、充放電に寄与しない(図中ではハッチを付した)金属リチウム24となり、これが容量低下の要因となる。
In a lithium-ion secondary battery such as the
ここで、容量回復処理を行う場合は、例えば状態STAに示すように、電池セル100に対して直流電源30を逆極性に接続する。すなわち、直流電源30の正極を負極13に接続し、直流電源30の負極を正極12に接続すると、電池セル100が過放電状態になる。但し、電池電圧Epn=Ep-Enを、2.5V未満にすれば、直流電源30は必ずしも逆極性でなくてもよい。
Here, when the capacity recovery process is performed, the
このように、負極電位Enが高くなると、対向部13Aにおける放電反応が進行し、リチウムイオン22が対向部13Aから放出される。また、非対向部13Bからも金属リチウム24がリチウムイオン22となって放出される。但し、その後に電池セル100を充電する場合には、電池セル100に対して、状態STAとは逆方向に直流電源30が接続される。これにより、負極電位Enが低下すると、非対向部13Bに再びリチウムイオン22が取り込まれ、電池セル100の容量が低下することが懸念される。
As described above, when the negative electrode potential En increases, the discharge reaction proceeds in the facing
そこで、容量回復処理が終了した後、負極電位Enをある程度高くしておくと好ましい。状態STBは、容量回復処理の終了後に、負極電位Enをある程度高く保っている状態である。負極電位Enが高くなると、負極13の内部に電位差が生じ、対向部13Aの電位が非対向部13Bの電位よりも若干高くなる。すると、非対向部13Bに吸着されている金属リチウム24から電子26が対向部13Aに移動する。これにより、金属リチウム24はリチウムイオン22となって非対向部13Bから離脱し、これによって再び充放電に寄与するようになる。
Therefore, it is preferable to increase the negative electrode potential En to some extent after the capacity recovery process is completed. State STB is a state in which the negative electrode potential En is kept high to some extent after the end of the capacity recovery process. When the negative electrode potential En increases, a potential difference occurs inside the
[電池セル100の充放電曲線]
図6は電池セル100の充放電曲線の一例である。
図6では、正極12にLiwNixCoyMnzO2(ここで、w、x、y、zは0または正の値)、負極に黒鉛を用いたリチウムイオン電池の例を示した。図6の左側の縦軸は電位はまた電圧(V)であり、右側の縦軸はリチウム電極基準の電位であり、横軸は放電量Q(Ah)である。ここで、リチウム電極基準とは、リチウムの標準電極電位を基準とした電位であり、リチウムの標準電極電位とは、「Li++e-←→Li」で表される化学反応における標準電極電位を意味する。図6において電池電圧Epnの曲線に沿った多数の小円(符号なし)は、電池電圧Epnの計測値であり、電池電圧Epnの曲線は、該計測値の補間結果である。また、図示の正極電位Epおよび負極電位Enの曲線も、各々の計測値(図示略)の補間結果である。上述のように、放電量Q=0の状態が満充電状態に相当する。
[Charging and discharging curve of battery cell 100]
FIG. 6 is an example of a charge/discharge curve of the
FIG. 6 shows an example of a lithium ion battery using LiwNixCoyMnzO2 ( where w , x , y , and z are 0 or positive values) for the
充放電曲線における電池電圧Epnは、開回路電圧に近い値であることが望ましい。充放電曲線の構成方法は任意でよいが、例えば微小かつ一定の電流で満充電状態から全放電状態まで放電し、もしくは全放電状態から満充電状態まで充電する方法がある。または、一定の電流で一定時間放電した後に一定時間休止するサイクルを満充電状態から全放電状態まで繰り返し、もしくは一定の電流で一定時間充電した後に一定時間休止するサイクルを全放電状態から満充電状態まで繰り返すことにより、充放電量と開回路電圧の関係を測定する方法がある。または、運転中の電流波形および電圧波形を統計的に処理し、もしくは等価回路に基づき回帰計算して開回路電圧を推定し、充放電量と開回路電圧の関係を推定する方法もある。 The battery voltage Epn in the charge/discharge curve is desirably close to the open circuit voltage. The charging/discharging curve may be formed by any method, but for example, there is a method of discharging from a fully charged state to a fully discharged state or charging from a fully discharged state to a fully charged state with a minute and constant current. Alternatively, the cycle of discharging at a constant current for a certain period of time and then resting for a certain period of time is repeated from a fully charged state to a fully discharged state, or the cycle of charging at a constant current for a certain period of time and then resting for a certain period of time is repeated from a fully discharged state to a fully charged state. There is a method of measuring the relationship between the charge/discharge amount and the open circuit voltage by repeating up to. Alternatively, there is a method of estimating the open circuit voltage by statistically processing current waveforms and voltage waveforms during operation, or performing regression calculations based on an equivalent circuit, and estimating the relationship between the charge/discharge amount and the open circuit voltage.
通常、正極電位Epは負極電位Enに対して十分高く設定されている。負極13に黒鉛を用いた二極式電池セルでは、負極電位Enに対する正極電位Epの値、すなわち電池電圧Epn(=Ep-En)は2.5~4.5Vの範囲となり、寿命や安全性の観点で、例えば2.5~4.2Vの範囲をとることが多い。ここで、電池電圧Epnが下限電圧の2.5V未満、すなわち過放電状態となると、負極電位Enが相対的に高まる。そして、負極電位Enが負極表面の皮膜を分解する電位まで高まると、皮膜分解によって電池性能回復が生じる。また、負極電位Enの低下により非対向部13B(図4参照)に取り込まれたリチウムイオンが負極活物質から放出されることで容量が回復する。
Normally, the positive electrode potential Ep is set sufficiently higher than the negative electrode potential En. In a bipolar battery cell using graphite for the
上述の過放電状態のうち、電池電圧Epn<0以下、すなわち正極電位Epに対して負極電位Enが高まると上述の分解が進行しやすくなる。特に、-2<Epn<0.1[V]とすることで反応が進行しやすくなる。しかし、Epn<-2[V]になると、正極および負極の活物質構造が破壊されやすくなり、かえって寿命が低下する。また、電流制御装置550は、電池パック510に対して、過放電電流をパルス状に通流させることができる。その印加時間は特に限定されないが、0.1~30秒を挙げることができる。0.1秒よりも短いと効果が弱く、30秒より長いと、正極および負極活物質構造が破壊されやすくなり、かえって寿命が低下するためである。
In the above-described overdischarged state, when the battery voltage Epn<0 or less, that is, when the negative electrode potential En increases with respect to the positive electrode potential Ep, the decomposition described above tends to proceed. In particular, the reaction proceeds more easily by setting −2<Epn<0.1 [V]. However, when Epn<-2 [V], the active material structures of the positive electrode and the negative electrode are likely to be destroyed, resulting in a shorter life. In addition, the
図6の負極電位Enの特性において、負極電位Enは、放電量Qが低容量側(放電量Qが大きい側)から高容量側(放電量Qが小さい側)に推移すると、階段状に変化する。ここで図中の放電量Qが0近傍から0.1Ah近傍で現れる平坦部をPT1と呼ぶ。また、放電量Qが0未満の領域に現れる平坦部をPT2と呼ぶ。 In the characteristics of the negative electrode potential En in FIG. 6, the negative electrode potential En changes stepwise as the discharge amount Q shifts from the low capacity side (the side where the discharge amount Q is large) to the high capacity side (the side where the discharge amount Q is small). do. Here, a flat portion appearing when the amount of discharge Q in the drawing is near 0 to near 0.1 Ah is called PT1. A flat portion appearing in a region where the discharge amount Q is less than 0 is called PT2.
図7は、図6の充放電曲線における変化率を示す図である。
図7の縦軸は、電圧または電位の放電量Qに対する変化率である。ここで、Epn、Ep、Enに対応する変化率は、それぞれEpn’=|dEpn/dQ|、Ep’=|dEp/dQ|、およびEn’=|dEn/dQ|となる値である。図7に示したように、電池電圧Epnの変化率Epn’には複数の極値が存在する。これら極値は正極電位Epの変化率Ep’の極値、または負極電位Enの変化率En’の極値に起因する。
FIG. 7 is a diagram showing the rate of change in the charge/discharge curve of FIG.
The vertical axis of FIG. 7 represents the rate of change of the voltage or potential with respect to the amount Q of discharge. Here, the rates of change corresponding to Epn, Ep, and En are values such that Epn'=|dEpn/dQ|, Ep'=|dEp/dQ|, and En'=|dEn/dQ|, respectively. As shown in FIG. 7, the rate of change Epn' of the battery voltage Epn has a plurality of extreme values. These extreme values are caused by the extreme values of the change rate Ep' of the positive electrode potential Ep or the extreme values of the change rate En' of the negative electrode potential En.
図6に示した負極電位Enの平坦部PT1,PT2は、図7においては一層明確に表れている。すなわち、平坦部PT1,PT2は、変化率En’が「0」になる範囲を含んでおり、平坦部PT1,PT2の間には、変化率En’が0より大きくなる範囲を含んでいる。なお、平坦部PT1,PT2の名称は、本実施形態を説明するうえで便宜的につけたものであり、その名称が異なっていてもよい。 The flat portions PT1 and PT2 of the negative electrode potential En shown in FIG. 6 appear more clearly in FIG. That is, the flat portions PT1 and PT2 include a range in which the rate of change En' is "0", and a range in which the rate of change En' is greater than 0 is included between the flat portions PT1 and PT2. Note that the names of the flat portions PT1 and PT2 are given for convenience in describing the present embodiment, and the names may be different.
図6および図7に示した電池電圧Epnおよびその変化率Epn’は、正極電位Ep、負極電位En、およびこれらの変化率Ep’,En’の差分に相当する。そのため、予め放電量Qと、これらの値との相関関係を取得しておき、この相関関係に対して実測値をフィッティングすることで、正極12および負極13の劣化状態を把握することができる。上述したように、パラメータ更新部580(図3参照)は、特に負極電位Enと放電量Qとの関係性を示した曲線を用いることで、容量回復処理後の充放電条件を決定する。
The battery voltage Epn and its change rate Epn' shown in FIGS. 6 and 7 correspond to the positive electrode potential Ep, the negative electrode potential En, and the difference between these change rates Ep' and En'. Therefore, the deterioration state of the
図6において、平坦部PT1,PT2における負極電位Enは、その境界点(図6では0Ah近傍)で大きく変化しており、平坦部PT2では、負極電位Enが平坦部PT1よりも相当に低くなる。従って、負極電位Enが平坦部PT2になる条件で充放電を行うと、負極13の非対向部13B(図4の状態STA参照)にリチウムイオン22が多く取り込まれ、回復した容量が即座に低下してしまう。
In FIG. 6, the negative electrode potential En in the flat portions PT1 and PT2 changes greatly at the boundary point (near 0Ah in FIG. 6), and the negative electrode potential En in the flat portion PT2 is considerably lower than that in the flat portion PT1. . Therefore, when charging and discharging are performed under the condition that the negative electrode potential En becomes the flat portion PT2,
そこで、本実施形態においては、負極電位Enが平坦部PT1を下回らないように、充電状態および電池電圧Epnを管理し、これによって容量回復後の容量低下を軽減することができる。上述のように、平坦部PT1,PT2の境界は、図7に示した変化率Epn’,En’の特性において、容易に判別できる。すなわち、変化率Epn’,En’において、大きな極値が得られる放電量Qよりも低充電率側(放電量Qが大きい側)で充放電運用することが望ましい。 Therefore, in the present embodiment, the state of charge and the battery voltage Epn are managed so that the negative electrode potential En does not fall below the flat portion PT1, thereby reducing the capacity decrease after the capacity recovery. As described above, the boundaries between the flat portions PT1 and PT2 can be easily determined from the characteristics of the change rates Epn' and En' shown in FIG. That is, it is desirable to charge and discharge at a lower charging rate side (larger discharge amount Q side) than the discharge amount Q at which a large extreme value is obtained in the change rates Epn' and En'.
この際、平坦部PT1での負極電位Enとしては、リチウム電極基準で0.1Vから0.2Vの範囲であることが望ましい。負極電位Enがリチウム電極基準で0.1Vよりも低いと、負極13でのリチウム不活性化が進行する。一方、負極電位Enがリチウム電極基準で0.2Vよりも高いと、十分な電池容量が得られないことがある。パラメータ更新部580は、上記の方法で、容量回復処理後の最適な電池充放電条件を決定する。
At this time, the negative electrode potential En at the flat portion PT1 is preferably in the range of 0.1 V to 0.2 V based on the lithium electrode. When the negative electrode potential En is lower than 0.1 V based on the lithium electrode, lithium deactivation at the
[実施形態の動作]
図5は、制御部570で実行される制御プログラムのフローチャートである。
図5において処理がステップS2に進むと、充放電処理部572は、通常のアプリケーションに応じた電池パック510の充放電運転を行う。その際、充放電処理部572は、電圧Ev(図3参照)または電池電圧Epn(図1参照)と、放電量Qと、を所定のサンプリング期間毎に記録する。
[Operation of Embodiment]
FIG. 5 is a flow chart of a control program executed by the
When the process proceeds to step S2 in FIG. 5, the charging/discharging
次に、処理がステップS4に進むと、充放電曲線取得部582は、先述の充放電曲線解析によって、電池パック510の劣化状態、すなわち電池パック510の容量低下状況を把握する。次に、処理がステップS6に進むと、容量回復処理部574は、電池パック510の劣化状態に応じて、電池パック510の容量回復量を決定する。さらに、ステップS6において、容量回復処理部574は、決定した容量回復量に基づいて、電池パック510の過放電条件を決定する。
Next, when the process proceeds to step S4, the charge/discharge
次に、処理がステップS8に進むと、容量回復処理部574は、容量回復処理を行う。すなわち、決定された過放電条件に基づいて、電池パック510を過放電させる。また、充放電処理部572は、電圧Ev(図3参照)または電池電圧Epn(図1参照)と、放電量Qと、を所定のサンプリング期間毎に記録する。次に、処理がステップS10に進むと、パラメータ更新部580は、過放電した後の電池パック510の負極充放電曲線を取得し、その解析を行う。より詳細には、充放電曲線取得部582が図6の電池電圧Epnの充放電曲線を取得し、相関関係取得部584が放電量Q(または充電率)と負極電位Enとの相関関係、すなわち図6の負極電位Enの充放電曲線を取得する。そして、放電量取得部586が、平坦部PT1に対応する放電量Qまたは充電率の範囲を取得する。
Next, when the process proceeds to step S8, the capacity
次に、処理がステップS12に進むと、パラメータ更新部580のパラメータ決定部588は、通常のアプリケーションに応じた充放電運転(ステップS2)において、負極電位Enが適切な範囲になるように、制御パラメータを更新する。好ましくは、パラメータ更新部580は、負極電位Enが、平坦部PT1における負極電位En1よりも高くならないように、制御パラメータを更新する。
Next, when the process proceeds to step S12, the
ステップS12が終了すると、処理はステップS2に戻り、制御部570は、通常のアプリケーションに応じた電池パック510の充放電運転を行う。その際、制御部570は、更新された制御パラメータに基づいて電池パック510の充放電を行う。
When step S12 ends, the process returns to step S2, and
[加熱処理]
上述したステップS8の容量回復処理においては、電池加熱部514によって一時的に電池セル・モジュール512を加熱し、容量回復反応速度を高めてもよい。電池加熱部514としては、例えばPTヒータのように、通電による電気エネルギーを熱エネルギーに変換するヒータを適用することができる。より詳細には、非加熱時における電池温度を環境温度Tamb(図示せず)とし、電池加熱部514を用いて回復処理を促進するために適した加熱温度TR(図示せず)まで電池温度を上昇させるとよい。そして、電流制御装置550から、パルス状の電流を電池パック510に供給することで、回復処理を進行させるとよい。
[Heat treatment]
In the capacity recovery process of step S8 described above, the
電池温度を高めることで、回復にかかるLiイオン拡散や皮膜分解反応が促進され、短時間での回復処理が実現できる。また、電池内部でのLiイオン拡散が促進されることで電池の面内方向ないし厚み方向でのLiイオン分布が均一化されるため、回復処理も電池内で均一化し、結果として長寿命となることが期待できる。ただし、常に電池セル温度を高い状態に保つと、電池内での劣化反応が継続的に進行するため、回復処理後は加熱処理を停止し、リチウムイオン電池の温度を環境温度Tambまで下げることが望ましい。温度を下げる方法については特に限定されないが、自然放冷の他、冷媒や空気を用いた強制冷却で温度を下げることもできる。 By increasing the battery temperature, diffusion of Li ions and film decomposition reaction required for recovery are promoted, and recovery can be performed in a short period of time. In addition, since the diffusion of Li ions inside the battery is promoted, the Li ion distribution in the in-plane direction or thickness direction of the battery is made uniform, so the recovery process is also made uniform within the battery, resulting in a long life. can be expected. However, if the battery cell temperature is kept high all the time, the deterioration reaction in the battery will continue to progress. is desirable. Although the method for lowering the temperature is not particularly limited, the temperature can be lowered by forced cooling using refrigerant or air in addition to natural cooling.
最適な環境温度Tambについて特に限定されるものでないが、電池内部の劣化を抑制するという観点で、40℃未満であることが望ましく、さらに、25℃未満であることが望ましい。電池を使用する外気温の影響で環境温度Tambが10℃未満となることもあり、電池自体の出力性能を低下させる要因となるが、本発明の回復処理には特に影響はない。最適な加熱温度TRについても特に限定されるものではない。Li拡散性や皮膜分解反応速度の促進という観点から、40℃以上であることが望ましく、60℃以上であるとさらに加速されるため望ましい。80℃以上となると反応速度が増すものの、電池を構成する部材そのものへの悪影響も懸念される。 The optimum environmental temperature T amb is not particularly limited, but from the viewpoint of suppressing deterioration inside the battery, it is preferably less than 40°C, and more preferably less than 25°C. The environmental temperature T amb may be less than 10° C. due to the influence of the outside air temperature in which the battery is used, which may cause the output performance of the battery itself to decrease, but does not particularly affect the recovery process of the present invention. The optimum heating temperature T R is also not particularly limited. From the viewpoint of promoting the Li diffusibility and film decomposition reaction rate, the temperature is preferably 40° C. or higher, and is preferably 60° C. or higher because the temperature is further accelerated. If the temperature is 80° C. or higher, the reaction rate increases, but there is concern about adverse effects on the members themselves that constitute the battery.
特に電解質の耐熱性が低い材料であると、加熱温度TRを高くすると、電解質が揮発し、ないし、電気化学的に分解されやすくなる。そのため、耐熱性の高い電解質材料を用いることで本実施形態の二次電池システムの効果が得られやすい。加熱温度TRにおいて電解質が揮発し電池膨れが生じると回復処理が適切に進行しないため、電解質の揮発温度は高いことが望まれる。具体的には、加熱温度TRよりも高い揮発温度を示すことが望ましく、より望ましくは100℃を超える揮発温度を有することが望ましい。具体的な材料としては前述のイオン液体、溶媒和イオン液体を用いた電解質を用いることができる。 In particular, when the heat resistance of the electrolyte is low, increasing the heating temperature T R makes the electrolyte volatilize or easily decompose electrochemically. Therefore, by using an electrolyte material with high heat resistance, the effect of the secondary battery system of the present embodiment can be easily obtained. If the electrolyte volatilizes at the heating temperature T R and the battery swells, the recovery process does not proceed properly, so a high volatilization temperature of the electrolyte is desired. Specifically, it desirably exhibits a volatilization temperature higher than the heating temperature T R , and more desirably has a volatilization temperature exceeding 100°C. As a specific material, the electrolyte using the above-described ionic liquid or solvated ionic liquid can be used.
また、リチウムイオン電池セルの温度を加熱温度TR以上に高める方法として、電池パック510の内部の電池加熱部514ではなく、電池セル・モジュール512の充放電に伴う自己発熱を利用してもよい。リチウムイオン電池の正極と負極の間でやり取りされる通常の充電、放電反応では、電池内部の抵抗(Rcell)、充放電電流(Ibat)に従い、IbatRcell
2であらわされるジュール発熱が発生する。例えば、リチウムイオン電池セルへの急速充電や外部電源への大電流放電時の自己発熱で電池温度がTRを超える際に回復処理を進めることでも同様の効果が得られる。
In addition, as a method of raising the temperature of the lithium ion battery cell to the heating temperature T R or higher, instead of using the
[実施例]
以下、好適な実施例について説明する。
本実施例においては、図2の電池セル構成で、電池パック510(図3参照)としてリチウムイオン電池を試作した。試作したリチウムイオン電池では、揮発温度が20℃のカーボネート溶媒適用の有機電解質を用いた。具体的にはカーボネート系溶媒に1Mの濃度でLiPF6を溶解させたものを用いた。溶媒組成は、エチルカーボネート(EC):ジメチルカーボネート(DMC)= 1:2とした。正極にLiNi1/3Co1/3Mn1/3O2、負極に黒鉛を用いたラミネートセルを作製した。Al集電箔の両面に正極材、Cu集電箔の両面に負極材を塗布し、対向する負極/正極容量比が1.3となるようにした。所定の形状に正極と負極を打ち抜いた後、ポリオレフィン素材の多孔質基材と正極、負極を積層した。正極の容量は片面で約80mAhになり、負極の容量は片面で約90mAhになるように設計した。初期化後の電池パック510の容量は約280mAhであった。
[Example]
Preferred embodiments are described below.
In this example, a lithium-ion battery was experimentally produced as a battery pack 510 (see FIG. 3) with the battery cell configuration shown in FIG. In the prototype lithium ion battery, an organic electrolyte with a carbonate solvent having a volatilization temperature of 20° C. was used. Specifically, a solution obtained by dissolving LiPF6 at a concentration of 1M in a carbonate-based solvent was used. The solvent composition was ethyl carbonate (EC):dimethyl carbonate (DMC)=1:2. A laminate cell was fabricated using LiNi1/3Co1/3Mn1/3O2 for the positive electrode and graphite for the negative electrode. A positive electrode material was applied to both sides of the Al current collecting foil, and a negative electrode material was applied to both sides of the Cu current collecting foil, so that the opposing negative electrode/positive electrode capacity ratio was 1.3. After punching out the positive electrode and the negative electrode into a predetermined shape, the porous base material of polyolefin material, the positive electrode, and the negative electrode were laminated. The capacity of the positive electrode was designed to be about 80 mAh on one side, and the capacity of the negative electrode was designed to be about 90 mAh on one side. The capacity of
上記の電池パック510の劣化試験として、45℃環境で充放電サイクルを300回繰り返し、充放電曲線解析を実行したところ、負極内のリチウムイオンの失活により電池容量が初期容量の70%(約200mAh)低下することが確認された。そこで、容量回復処理として正極電位と負極電位の差分(Ep-En)が-1Vとなるように過電圧電流を供給することで容量が初期容量の3%に相当する10mAh改善することを確認した。その後、再度充放電曲線解析を実行したところ、負極の第一平坦部の電位が0.108VvsLi/Li+であることが明らかとなったため、充放電時の負極電位がこれを下回らないように充放電パターンを更新した。その後、100サイクル繰り返した後の電池容量は初回効率の70%を維持しており、容量回復処理とその後の充放電制御パラメータ更新工程で寿命を25%増加できることが分かった。
As a deterioration test of the
[比較例]
次に、比較例について説明する。
本比較例では、電池セルの構成は上述の実施例と同様であり、容量回復処理で初期容量の3%分だけ性能を改善させる段階までは上述の実施例1と同様である。但し、比較例では、充放電制御パラメータを更新せず、負極の電位が、第一平坦部の電位を下回る(0.05V)まで充放電を繰り返した。その結果、容量回復処理の後10サイクルの間に、電池容量が初回効率の70%を下回り、容量回復処理の効果がほとんど見られない結果となった。
[Comparative example]
Next, a comparative example will be described.
In this comparative example, the configuration of the battery cell is the same as in the above-described example, and the steps up to the step of improving the performance by 3% of the initial capacity in the capacity recovery process are the same as in the above-described first example. However, in the comparative example, charging and discharging were repeated until the potential of the negative electrode fell below the potential of the first flat portion (0.05 V) without updating the charging and discharging control parameter. As a result, during 10 cycles after the capacity recovery treatment, the battery capacity fell below 70% of the initial efficiency, resulting in almost no effect of the capacity recovery treatment.
[実施形態の効果]
以上のように好適な実施形態によれば、二次電池システム500は、一または複数の電池セル100を有する二次電池(512)と、二次電池(512)に対する充電または二次電池(512)からの放電を行う際の電流または電圧の制御条件を規定する制御パラメータに基づいて、二次電池(512)に対する充電処理または二次電池(512)からの放電処理を行う充放電処理部572と、二次電池(512)に対する容量回復処理を行う容量回復処理部574と、容量回復処理の状況に応じて、制御パラメータを更新するパラメータ更新部580と、を備える。このように、容量回復処理の状況に応じて、制御パラメータを更新することにより、二次電池システム500を長寿命化を実現できる。
[Effects of Embodiment]
As described above, according to the preferred embodiment, the
また、電池セル100はリチウムイオン電池であり、容量回復処理は、電池セル100の端子電圧を2.0V以下に維持する処理を含むと一層好ましい。このように、電池セル100の端子電圧を2.0V以下に維持することにより、負極表面の皮膜を分解することができ、電池セル100の性能を回復することができる。
Moreover, it is more preferable that the
また、電池セル100は、充電率の変化に対して負極電位Enが第1の電位(En1)で一定になる範囲を含む充電率の領域である第1の平坦部(PT1)と、充電率の変化に対して、第1の電位(En1)よりも低い第2の電位(En2)で負極電位Enが一定になる範囲を含む充電率の領域である第2の平坦部(PT2)と、が現れる性質を有するものであり、制御パラメータは、二次電池(512)の上限電圧を指定する上限電圧指定パラメータを含むものであり、パラメータ更新部580は、各々の電池セル100における負極電位Enが第1の電位(En1)以上になるように上限電圧指定パラメータを更新する機能を有すると一層好ましい。これにより、負極電位Enを高めに保つことができ、長時間に渡って好ましい性能を保つことができる。
In addition, the
また、電池セル100はリチウムイオン電池であり、第1の電位(En1)はリチウム電極基準で0.1V以上0.2V以下の電位であると一層好ましい。これにより、リチウムイオン電池である電池セル100に対して、長時間に渡って好ましい性能を保つことができる。
Further, the
また、パラメータ更新部580は、充電処理または放電処理における二次電池(512)に流れる電流または二次電池(512)に現れる電圧に基づいて、二次電池(512)の充放電曲線を取得する充放電曲線取得部582と、充放電曲線に基づいて、充電率と負極電位Enとの相関関係を取得する相関関係取得部584と、相関関係に基づいて第1の平坦部(PT1)と第2の平坦部(PT2)に対応する充電率を取得する放電量取得部586と、取得した充電率に基づいて、負極電位Enが第1の電位(En1)以上になる充電率範囲で二次電池(512)を充放電させる制御パラメータを決定するパラメータ決定部588と、を備えると一層好ましい。これにより、充放電曲線に基づいた適切な制御パラメータを決定することができる。
Also, the
また、充放電処理部572は、二次電池(512)の放電中に二次電池(512)の端子電圧が所定の放電停止電圧以下になると放電を停止させるものであり、容量回復処理は、電池セル100の端子電圧を放電停止電圧よりも低い電圧に維持する処理を含むと一層好ましい。これのように電池セル100の端子電圧を放電停止電圧よりも低い電圧に維持することにより、負極表面の皮膜を適切に分解することができる。
In addition, the charge/
[変形例]
本発明は上述した実施形態に限定されるものではなく、種々の変形が可能である。上述した実施形態は本発明を理解しやすく説明するために例示したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、上記実施形態の構成に他の構成を追加してもよく、構成の一部について他の構成に置換をすることも可能である。また、図中に示した制御線や情報線は説明上必要と考えられるものを示しており、製品上で必要な全ての制御線や情報線を示しているとは限らない。実際には殆ど全ての構成が相互に接続されていると考えてもよい。上記実施形態に対して可能な変形は、例えば以下のようなものである。
[Modification]
The present invention is not limited to the embodiments described above, and various modifications are possible. The above-described embodiments are illustrated for easy understanding of the present invention, and are not necessarily limited to those having all the described configurations. Further, other configurations may be added to the configurations of the above embodiments, and part of the configurations may be replaced with other configurations. Also, the control lines and information lines shown in the drawings are those considered to be necessary for explanation, and do not necessarily show all the control lines and information lines necessary on the product. In practice, it may be considered that almost all configurations are interconnected. Possible modifications to the above embodiment are, for example, the following.
(1)上記実施形態においては、電池セル100として、リチウムイオン電池のセルを適用した例を説明した。しかし、電池セル100はリチウムイオン電池に限定されるものではなく、種々の二次電池を適用することができる。
(1) In the above embodiment, an example in which a lithium-ion battery cell is applied as the
(2)上記実施形態における制御部570のハードウエアは一般的なコンピュータによって実現できるため、図5に示したフローチャート、その他上述した各種処理を実行するプログラム等を記憶媒体に格納し、または伝送路を介して頒布してもよい。
(2) Since the hardware of the
(3)図5に示した処理、その他上述した各処理は、上記実施形態ではプログラムを用いたソフトウエア的な処理として説明したが、その一部または全部をASIC(Application Specific Integrated Circuit;特定用途向けIC)、あるいはFPGA(Field Programmable Gate Array)等を用いたハードウエア的な処理に置き換えてもよい。 (3) The processing shown in FIG. 5 and the other processing described above have been described as software processing using a program in the above embodiment, but some or all of them are implemented in an ASIC (Application Specific Integrated Circuit). It may be replaced with hardware processing using an FPGA (Field Programmable Gate Array) or the like.
100 電池セル
500 二次電池システム
512 電池セル・モジュール(二次電池)
572 充放電処理部
574 容量回復処理部
580 パラメータ更新部
582 充放電曲線取得部
584 相関関係取得部
586 放電量取得部
588 パラメータ決定部
En 負極電位
En1 負極電位(第1の電位)
En2 負極電位(第2の電位)
PT1 平坦部(第1の平坦部)
PT2 平坦部(第2の平坦部)
100
572 charge/
En2 negative electrode potential (second potential)
PT1 flat part (first flat part)
PT2 flat part (second flat part)
Claims (5)
前記二次電池に対する充電または前記二次電池からの放電を行う際の電流または電圧の制御条件を規定する制御パラメータに基づいて、前記二次電池に対する充電処理または前記二次電池からの放電処理を行う充放電処理部と、
前記二次電池に対して、前記電池セルの端子電圧を2.0V以下に維持する処理を含む容量回復処理を行う容量回復処理部と、
前記容量回復処理の状況に応じて、前記制御パラメータを更新するパラメータ更新部と、を備える
ことを特徴とする二次電池システム。 a secondary battery having one or more battery cells that are lithium ion battery cells;
Charging processing for the secondary battery or discharging processing from the secondary battery is performed based on control parameters that define current or voltage control conditions when charging or discharging the secondary battery. A charge and discharge processing unit that performs
a capacity recovery processing unit that performs capacity recovery processing including processing for maintaining the terminal voltage of the battery cell at 2.0 V or less for the secondary battery;
A secondary battery system, comprising: a parameter updating unit that updates the control parameter according to the status of the capacity recovery process.
前記制御パラメータは、前記二次電池の上限電圧を指定する上限電圧指定パラメータを含むものであり、
前記パラメータ更新部は、各々の前記電池セルにおける前記負極電位が前記第1の電位以上になるように前記上限電圧指定パラメータを更新する機能を有する
ことを特徴とする請求項1に記載の二次電池システム。 The battery cell has a first flat portion that is the region of the charging rate including a range in which the negative electrode potential is constant at a first potential with respect to changes in the charging rate, and the A second flat portion, which is a region of the charging rate including a range in which the negative electrode potential is constant at a second potential lower than the first potential, appears,
The control parameter includes an upper limit voltage designation parameter that designates an upper limit voltage of the secondary battery,
2. The secondary battery according to claim 1, wherein the parameter updating unit has a function of updating the upper limit voltage specifying parameter so that the negative electrode potential in each of the battery cells becomes equal to or higher than the first potential. battery system.
前記充電処理または前記放電処理における前記二次電池に流れる電流または前記二次電池に現れる電圧に基づいて、前記二次電池の充放電曲線を取得する充放電曲線取得部と、
前記充放電曲線に基づいて、前記充電率と前記負極電位との相関関係を取得する相関関係取得部と、
前記相関関係に基づいて前記第1の平坦部と前記第2の平坦部に対応する前記充電率を取得する放電量取得部と、
取得した前記充電率に基づいて、前記負極電位が前記第1の電位以上になる充電率範囲で前記二次電池を充放電させる前記制御パラメータを決定するパラメータ決定部と、を備える
ことを特徴とする請求項2に記載の二次電池システム。 The parameter updating unit
a charge/discharge curve acquisition unit that acquires a charge/discharge curve of the secondary battery based on the current flowing through the secondary battery or the voltage appearing in the secondary battery in the charging process or the discharging process;
a correlation acquisition unit that acquires a correlation between the charging rate and the negative electrode potential based on the charge/discharge curve;
a discharge amount acquiring unit that acquires the charging rate corresponding to the first flat portion and the second flat portion based on the correlation;
a parameter determining unit that determines the control parameter for charging and discharging the secondary battery within a charging rate range in which the negative electrode potential is equal to or higher than the first potential, based on the obtained charging rate. The secondary battery system according to claim 2.
前記容量回復処理は、前記電池セルの端子電圧を前記放電停止電圧よりも低い電圧に維持する処理を含む
ことを特徴とする請求項2に記載の二次電池システム。 The charge/discharge processing unit stops discharging when the terminal voltage of the secondary battery becomes equal to or lower than a predetermined discharge stop voltage during discharging of the secondary battery,
The secondary battery system according to claim 2, wherein the capacity recovery process includes a process of maintaining the terminal voltage of the battery cell at a voltage lower than the discharge stop voltage.
リチウムイオン電池セルである一または複数の電池セルを有する二次電池に対する充電または前記二次電池からの放電を行う際の電流または電圧の制御条件を規定する制御パラメータに基づいて、前記二次電池に対する充電処理または前記二次電池からの放電処理を行う充放電処理手段、
前記二次電池に対して、前記電池セルの端子電圧を2.0V以下に維持する処理を含む容量回復処理を行う充放電処理手段、
前記容量回復処理の状況に応じて、前記制御パラメータを更新するパラメータ更新手段、
として機能させるためのプログラム。 the computer,
Based on a control parameter that defines current or voltage control conditions when charging or discharging a secondary battery having one or more battery cells that are lithium ion battery cells, the secondary battery Charging and discharging processing means for performing charging processing for or discharging processing from the secondary battery,
charge and discharge processing means for performing capacity recovery processing including processing for maintaining the terminal voltage of the battery cell at 2.0 V or less for the secondary battery;
parameter update means for updating the control parameter according to the status of the capacity recovery process;
A program to function as
Priority Applications (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2021041991A JP2022142030A (en) | 2021-03-16 | 2021-03-16 | Secondary battery system and program |
PCT/JP2022/002717 WO2022196114A1 (en) | 2021-03-16 | 2022-01-25 | Secondary battery system and program |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2021041991A JP2022142030A (en) | 2021-03-16 | 2021-03-16 | Secondary battery system and program |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2022142030A true JP2022142030A (en) | 2022-09-30 |
JP2022142030A5 JP2022142030A5 (en) | 2023-03-02 |
Family
ID=83320270
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2021041991A Pending JP2022142030A (en) | 2021-03-16 | 2021-03-16 | Secondary battery system and program |
Country Status (2)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP2022142030A (en) |
WO (1) | WO2022196114A1 (en) |
Family Cites Families (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP5353741B2 (en) * | 2010-02-02 | 2013-11-27 | トヨタ自動車株式会社 | Charge / discharge control device for lithium ion secondary battery |
JP5191502B2 (en) * | 2010-02-09 | 2013-05-08 | 日立ビークルエナジー株式会社 | Lithium ion secondary battery system and lithium ion secondary battery |
JP6235251B2 (en) * | 2013-06-28 | 2017-11-22 | 日立オートモティブシステムズ株式会社 | Secondary battery system |
JP2021139788A (en) * | 2020-03-06 | 2021-09-16 | 株式会社日立ハイテク | Battery characteristic determination device and secondary battery system |
-
2021
- 2021-03-16 JP JP2021041991A patent/JP2022142030A/en active Pending
-
2022
- 2022-01-25 WO PCT/JP2022/002717 patent/WO2022196114A1/en active Application Filing
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2022196114A1 (en) | 2022-09-22 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP2330675B1 (en) | Secondary battery | |
EP2945213B1 (en) | High voltage electrolyte and lithium ion battery | |
Wang et al. | A single-ion gel polymer electrolyte based on polymeric lithium tartaric acid borate and its superior battery performance | |
US20160126582A1 (en) | Preformation of stable solid electrolyte interface films on graphite-material electrodes | |
KR20110005880A (en) | Secondary battery | |
US10347942B2 (en) | Electrolyte for lithium based energy accumulators | |
JP6114490B2 (en) | Non-aqueous electrolyte secondary battery and manufacturing method thereof | |
KR101847550B1 (en) | Non-aqueous electrolyte secondary battery and method for producing same | |
JP2014032955A (en) | Power storage element | |
JP2009536444A (en) | Organic electrolyte for lithium ion battery and lithium ion battery including the same | |
US10446826B2 (en) | Method for making lithium ionic energy storage element | |
DE102020134460A1 (en) | ELECTROLYTE FOR GRAPHITE BATTERIES WITH HIGH ENERGY DENSITY | |
KR20170070095A (en) | Lithium-ion secondary cell | |
CN105449189A (en) | Lithium secondary battery | |
CN113302766A (en) | Energy storage element and method for manufacturing energy storage element | |
KR101872086B1 (en) | Method of manufacturing nonaqueous electrolyte secondary battery | |
JP2023093059A (en) | Secondary battery diagnosis system | |
WO2022196114A1 (en) | Secondary battery system and program | |
JP2015090806A (en) | Method of manufacturing nonaqueous electrolyte secondary battery | |
KR20230167411A (en) | Electrolyte for lithium batteries | |
WO2021186777A1 (en) | Capacity restoration device, manufacturing method of secondary battery, capacity restoration method, and secondary battery system | |
WO2022044446A1 (en) | Secondary battery system | |
JP2021150028A (en) | Capacity recovery device, capacity recovery method, and secondary battery system | |
WO2022244561A1 (en) | Capacity recovery device, secondary battery system, and capacity recovery method | |
Hudson | Block copolymer electrolytes for lithium batteries |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20230220 |
|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20230220 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20240326 |