JP2022151160A - Method of controlling alkaline secondary battery - Google Patents
Method of controlling alkaline secondary battery Download PDFInfo
- Publication number
- JP2022151160A JP2022151160A JP2021054094A JP2021054094A JP2022151160A JP 2022151160 A JP2022151160 A JP 2022151160A JP 2021054094 A JP2021054094 A JP 2021054094A JP 2021054094 A JP2021054094 A JP 2021054094A JP 2022151160 A JP2022151160 A JP 2022151160A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- internal pressure
- negative electrode
- alkaline secondary
- secondary battery
- calculating
- 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.)
- Granted
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 46
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 94
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 94
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 84
- 229910052987 metal hydride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 68
- 238000012937 correction Methods 0.000 claims abstract description 31
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 104
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 32
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 31
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 19
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 7
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 4
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000002040 relaxant effect Effects 0.000 claims description 3
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N nickel Substances [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 12
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 abstract description 8
- -1 nickel metal hydride Chemical class 0.000 abstract description 8
- 206010014415 Electrolyte depletion Diseases 0.000 abstract 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 17
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 17
- 230000009102 absorption Effects 0.000 description 15
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 15
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 13
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 10
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 10
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 9
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 8
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 8
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 8
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 6
- 239000008151 electrolyte solution Substances 0.000 description 6
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 6
- 238000007086 side reaction Methods 0.000 description 5
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910001882 dioxygen Inorganic materials 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 230000006798 recombination Effects 0.000 description 4
- 238000005215 recombination Methods 0.000 description 4
- JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N Ethyl urethane Chemical compound CCOC(N)=O JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 3
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 3
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 3
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 3
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- 229910005813 NiMH Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 2
- 239000011149 active material Substances 0.000 description 2
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 2
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 2
- 239000006258 conductive agent Substances 0.000 description 2
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 2
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 2
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- BFDHFSHZJLFAMC-UHFFFAOYSA-L nickel(ii) hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ni+2] BFDHFSHZJLFAMC-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000004745 nonwoven fabric Substances 0.000 description 2
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 2
- 239000007774 positive electrode material Substances 0.000 description 2
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052684 Cerium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910021503 Cobalt(II) hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 208000032953 Device battery issue Diseases 0.000 description 1
- PWHULOQIROXLJO-UHFFFAOYSA-N Manganese Chemical compound [Mn] PWHULOQIROXLJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001122 Mischmetal Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052779 Neodymium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910018661 Ni(OH) Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910002640 NiOOH Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 1
- 239000006229 carbon black Substances 0.000 description 1
- GWXLDORMOJMVQZ-UHFFFAOYSA-N cerium Chemical compound [Ce] GWXLDORMOJMVQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ASKVAEGIVYSGNY-UHFFFAOYSA-L cobalt(ii) hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Co+2] ASKVAEGIVYSGNY-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 230000003831 deregulation Effects 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 239000007772 electrode material Substances 0.000 description 1
- 238000005868 electrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 229910052746 lanthanum Inorganic materials 0.000 description 1
- FZLIPJUXYLNCLC-UHFFFAOYSA-N lanthanum atom Chemical compound [La] FZLIPJUXYLNCLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 229910052748 manganese Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011572 manganese Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- QEFYFXOXNSNQGX-UHFFFAOYSA-N neodymium atom Chemical compound [Nd] QEFYFXOXNSNQGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006864 oxidative decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007747 plating Methods 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920005672 polyolefin resin Polymers 0.000 description 1
- 229920001343 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 1
- 239000004810 polytetrafluoroethylene Substances 0.000 description 1
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 1
- 229910052761 rare earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009103 reabsorption Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 229920003048 styrene butadiene rubber Polymers 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000006277 sulfonation reaction Methods 0.000 description 1
- 229920003002 synthetic resin Polymers 0.000 description 1
- 239000000057 synthetic resin Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
- Y02E60/10—Energy storage using batteries
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
- Y02T10/00—Road transport of goods or passengers
- Y02T10/60—Other road transportation technologies with climate change mitigation effect
- Y02T10/70—Energy storage systems for electromobility, e.g. batteries
Landscapes
- Secondary Cells (AREA)
Abstract
Description
アルカリ二次電池の制御方法に係り、詳しくは、有効に電解液の枯渇を抑制する車両用のアルカリ二次電池に適した制御方法に関する。 The present invention relates to a control method for an alkaline secondary battery, and more particularly to a control method suitable for a vehicle alkaline secondary battery that effectively suppresses depletion of electrolyte.
電動機を搭載した電気自動車(ハイブリッド自動車等も含む)は、二次電池に蓄えられた電力により、電動機を駆動している。このような電気自動車の特有な機能として、回生制動がある。回生制動は、車両制動時、電動機を発電機として機能させることにより、車両の運動エネルギーを電気エネルギーに変換し、制動を行うものである。また、得られた電気エネルギーは二次電池に充電され、加速等を行う時に再利用される。このような二次電池においてニッケル水素蓄電池のようなアルカリ二次電池は、大電流の充放電が可能であることから車両用として広く普及している。 2. Description of the Related Art An electric vehicle (including a hybrid vehicle, etc.) equipped with an electric motor drives the electric motor with electric power stored in a secondary battery. A characteristic function of such an electric vehicle is regenerative braking. Regenerative braking converts the kinetic energy of the vehicle into electrical energy by causing the electric motor to function as a generator when braking the vehicle. Also, the obtained electric energy is charged in a secondary battery and reused when accelerating or the like. Among such secondary batteries, alkaline secondary batteries such as nickel-metal hydride storage batteries are widely used for vehicles because they can charge and discharge large currents.
このようなニッケル水素蓄電池の場合では、充電の際の電圧上昇に伴い充電の副反応でガスが発生し二次電池の内圧が上昇する。主に正極で酸素ガスが発生し、内圧が上昇することがある。発生したガスにより内圧が高まると、排気弁から気体を排出する開弁が生じることがある。ガス排出弁が作動すると、気体とともに電解液が電池系外へ放出される。これによって、セパレータ中の電解液の枯渇(セパレータドライアウト)が起こり、内部抵抗が上昇し、容量低下が起こる。従って、電池寿命を改善するためには、開弁を回避し電解液を十分に確保する必要がある。 In the case of such a nickel-hydrogen storage battery, as the voltage rises during charging, gas is generated as a side reaction of charging, and the internal pressure of the secondary battery rises. Oxygen gas is generated mainly at the positive electrode, and the internal pressure may rise. When the generated gas increases the internal pressure, the exhaust valve may open to discharge the gas. When the gas discharge valve operates, the electrolyte is discharged out of the battery system together with the gas. As a result, the electrolyte in the separator is depleted (separator dryout), the internal resistance increases, and the capacity decreases. Therefore, in order to improve the battery life, it is necessary to avoid opening the valve and ensure sufficient electrolyte.
そこで、従来から車両用のアルカリ二次電池の制御では、副反応で発生するガスの量から電池内圧を推定することで、開弁を抑制する制御方法が提案されている。
ニッケル水素蓄電池では、正極で酸素ガスが発生し、発生した酸素ガスは負極の水素との再結合反応により水に戻り、上昇した二次電池の内圧は低下する。上記のような再結合反応等のガス吸収反応は、ニッケル水素蓄電池の温度等に依存し、電池の温度が低いとその反応は遅くなる。したがって、推定した電池の内圧に基づいて電池の充電電力を制限する制御を行う方法では、上昇した電池の内圧を低下させることは可能である。
Therefore, conventionally, in the control of alkaline secondary batteries for vehicles, a control method has been proposed in which the valve opening is suppressed by estimating the internal pressure of the battery from the amount of gas generated by the side reaction.
In nickel-metal hydride storage batteries, oxygen gas is generated at the positive electrode, and the generated oxygen gas returns to water through a recombination reaction with hydrogen at the negative electrode, and the increased internal pressure of the secondary battery decreases. The gas absorption reaction such as the recombination reaction as described above depends on the temperature of the nickel-metal hydride storage battery, and the reaction slows down when the temperature of the battery is low. Therefore, it is possible to reduce the increased internal pressure of the battery by the method of controlling the charging power of the battery based on the estimated internal pressure of the battery.
しかし、一旦上昇した電池の内圧が回復するまでには時間が掛かる。そのため、長時間に亘って二次電池の充電電力を制限する制御が行われ、回生制動による電気エネルギーの回収率が低下する場合がある。 However, it takes time for the internal pressure of the battery to recover once it has risen. Therefore, control is performed to limit the charging power of the secondary battery for a long period of time, and the recovery rate of electrical energy by regenerative braking may decrease.
そこで、特許文献1には、内圧推定は、内圧増加量(ガス発生)と内圧低下量(ガス吸収)を合算して試算している。特に、内圧低下量は、副反応で発生する酸素が負極合金に吸収される反応(リコンビネーション反応)の温度依存性を利用した推定方法が提案されている。このような、内圧推定であれば、内圧の上昇を緩和・抑制することができる。
Therefore, in
しかしながら、特許文献1のような制御を行った場合であっても、車両の使用履歴によっては内圧が過剰となり開弁することがあった。開弁することでアルカリ電解液を消耗して、いわゆる液枯れ寿命に達して電池保護ができないことがあった。本発明のアルカリ二次電池の制御方法が解決しようとする課題は、このような内圧が過剰になる場合を分析して、開弁を回避することで有効に電解液の枯渇を抑制することである。
However, even when the control as in
上記課題を解決するため、本発明のアルカリ二次電池の制御方法では、アルカリ二次電池において、負極のガス吸収速度に基づく内圧低下速度を算出する内圧低下速度算出のステップと、充電リザーブ量の推定をする充電リザーブ量推定のステップと、前記充電リザーブ量推定のステップにより推定された充電リザーブ量に基づいて内圧低下速度補正値を算出する内圧低下速度補正値算出のステップと、前記内圧低下速度算出のステップで算出した内圧低下速度を、前記内圧低下速度補正値算出のステップで算出した内圧低下速度補正値に基づいて補正して補正内圧低下速度を算出する補正内圧低下速度算出のステップとを備えたことを特徴とする。 In order to solve the above-mentioned problems, in the alkaline secondary battery control method of the present invention, in an alkaline secondary battery, an internal pressure decrease rate calculation step of calculating an internal pressure decrease rate based on a gas absorption rate of a negative electrode; a charge reserve amount estimation step of estimating; an internal pressure decrease rate correction value calculation step of calculating an internal pressure decrease rate correction value based on the charge reserve amount estimated by the charge reserve amount estimation step; and the internal pressure decrease rate. calculating a corrected internal pressure decrease speed by correcting the internal pressure decrease speed calculated in the calculation step based on the internal pressure decrease speed correction value calculated in the internal pressure decrease speed correction value calculation step; It is characterized by having
前記内圧低下速度補正値算出のステップは、充電リザーブ量の減少とともに内圧低下速度が減少する関係式に基づいて、内圧低下速度補正値を算出するようにしてもよい。
前記内圧低下速度補正値算出のステップは、充電リザーブとガス吸収速度の関係取得のステップにおいて取得された、充電リザーブ量の減少とともに内圧低下速度が減少する実測値に基づいて予め作成されたマップに基づいて、内圧低下速度補正値を算出してもよい。
In the step of calculating the internal pressure decrease speed correction value, the internal pressure decrease speed correction value may be calculated based on a relational expression in which the internal pressure decrease speed decreases as the charge reserve amount decreases.
The step of calculating the correction value of the internal pressure drop rate is based on a map created in advance based on the actual measurement value of the internal pressure drop rate decreasing as the charge reserve amount decreases, which is obtained in the step of acquiring the relationship between the charge reserve and the gas absorption rate. Based on this, the internal pressure decrease speed correction value may be calculated.
前記補正内圧低下速度算出のステップは、補正内圧低下速度=内圧低下速度×内圧低下速度補正値により補正内圧低下速度を算出してもよい。
前記内圧低下速度算出のステップは、電池温度に基づいて負極のガス吸収速度に基づく内圧低下速度を算出してもよい。
In the step of calculating the corrected internal pressure drop speed, the corrected internal pressure drop speed may be calculated by: corrected internal pressure drop speed=internal pressure drop speed×internal pressure drop speed correction value.
The step of calculating the internal pressure decrease rate may calculate the internal pressure decrease rate based on the gas absorption rate of the negative electrode based on the battery temperature.
前記充電リザーブ量推定のステップは、電池の電圧、電流、温度の少なくともいずれかを用いて充電リザーブ量を推定してもよい。
前記アルカリ二次電池の補正内圧低下速度算出のステップにより算出した補正内圧低下速度と、前記アルカリ二次電池の電圧、電流、及び温度を測定する測定のステップに基づいて内圧増加速度算出のステップから算出した内圧増加速度とから前記アルカリ二次電池の推定内圧を算出する推定内圧算出のステップを備えてもよい。
The step of estimating the reserve charge amount may estimate the reserve charge amount using at least one of voltage, current, and temperature of the battery.
From the step of calculating the internal pressure increase rate based on the step of measuring the corrected internal pressure decrease rate calculated in the step of calculating the corrected internal pressure decrease rate of the alkaline secondary battery and the voltage, current, and temperature of the alkaline secondary battery An estimated internal pressure calculation step of calculating an estimated internal pressure of the alkaline secondary battery from the calculated internal pressure increase rate may be provided.
前記アルカリ二次電池の推定内圧算出のステップで算出したアルカリ二次電池の推定内圧に対して、アルカリ二次電池の電圧と負極SOCの関係と該電圧により負極SOCを推定する負極SOC推定のステップと、温度から負極水素平衡圧を算出する水素平衡圧算出のステップと、
前記負極SOCと前記負極の水素平衡圧の関係から補正負極水素平衡圧を算出する補正負極水素平衡圧算出のステップとを備えて、前記アルカリ二次電池の推定内圧を前記負極水素平衡圧に基づいて補正推定内圧を算出する補正推定内圧を算出のステップを備えてもよい。
A negative electrode SOC estimation step of estimating the negative electrode SOC from the relationship between the voltage of the alkaline secondary battery and the negative electrode SOC and the voltage with respect to the estimated internal pressure of the alkaline secondary battery calculated in the step of calculating the estimated internal pressure of the alkaline secondary battery. and a hydrogen equilibrium pressure calculation step of calculating the negative electrode hydrogen equilibrium pressure from the temperature;
calculating a corrected negative electrode hydrogen equilibrium pressure from the relationship between the negative electrode SOC and the negative electrode hydrogen equilibrium pressure, and calculating an estimated internal pressure of the alkaline secondary battery based on the negative electrode hydrogen equilibrium pressure. A step of calculating a corrected estimated internal pressure may be provided.
前記補正負極水素平衡圧算出のステップにおいて、PCTカーブに基づいた二次元マップにより、温度と負極SOCに応じた水素平衡圧を算出してもよい。
前記補正推定内圧を算出のステップにより算出された補正推定内圧に基づいて予め設定された内圧閾値と比較して判断する判断のステップにより判断することで、前記補正推定内圧に基づいて前記アルカリ二次電池の使用SOCを制限するように制御してもよい。
In the step of calculating the corrected negative electrode hydrogen equilibrium pressure, the hydrogen equilibrium pressure corresponding to the temperature and the negative electrode SOC may be calculated using a two-dimensional map based on the PCT curve.
By comparing the corrected estimated internal pressure with a preset internal pressure threshold value based on the corrected estimated internal pressure calculated in the step of calculating, the alkaline secondary pressure is determined based on the corrected estimated internal pressure. Control may be performed to limit the battery usage SOC.
予め設定された内圧閾値の上限値と比較して、前記補正推定内圧が前記内圧閾値を超えた場合には、前記アルカリ二次電池の使用SOCの上限を制限するように制御する負極SOC制限のステップを備えてもよい。 When the corrected estimated internal pressure exceeds the internal pressure threshold as compared with the upper limit of the internal pressure threshold set in advance, the negative electrode SOC limit is controlled so as to limit the upper limit of the usable SOC of the alkaline secondary battery. A step may be provided.
予め設定された内圧閾値の下限値と比較して、前記補正推定内圧が前記内圧閾値未満である場合には、前記アルカリ二次電池の使用SOCの上限の制限を緩和するように制御する負極SOC制限緩和のステップを備えてもよい。 When the corrected estimated internal pressure is less than the internal pressure threshold as compared with a preset lower limit of the internal pressure threshold, the negative electrode SOC is controlled to relax the upper limit of the use SOC of the alkaline secondary battery. A step of deregulation may be provided.
前記アルカリ二次電池は、ニッケル水素蓄電池において好適に実施することができる。
前記アルカリ二次電池が、車両の駆動用の車載電池において好適に実施することができる。
The alkaline secondary battery can be suitably implemented in a nickel-hydrogen storage battery.
The alkaline secondary battery can be suitably implemented as an in-vehicle battery for driving a vehicle.
本発明のアルカリ二次電池の制御方法によれば、リザーブバランスが変化しても開弁を回避し有効に電解液の枯渇を抑制することができる。 According to the method for controlling an alkaline secondary battery of the present invention, it is possible to avoid opening the valve and effectively suppress depletion of the electrolytic solution even if the reserve balance changes.
以下、本発明のアルカリ二次電池の制御方法を、ニッケル水素蓄電池1の制御方法の一実施形態を用いて図1~11を参照しながら説明する。
<本実施形態の概略>
本実施形態のニッケル水素蓄電池1の制御方法が解決しようとする課題は、開弁を回避して有効に電解液の枯渇を抑制することである。本発明者らは、分析により内圧が過剰となって開弁を引き起こす原因として、初期状態から充電リザーブのバランスが崩れることが原因であることを新たに発見した。その理由は、以下のとおりである。
A method for controlling an alkaline secondary battery according to the present invention will be described below using an embodiment of a method for controlling a nickel-metal
<Outline of this embodiment>
The problem to be solved by the control method of the nickel-metal
ニッケル水素蓄電池1は、充電リザーブが減少することがある。充電リザーブが減少した状態では、充電リザーブを十分有した初期状態とは異なり、負極でのガスの吸収速度が低下する。このため、従来の温度のみに依存する内圧低下速度の算出方法では、充電リザーブが減少しているような場合はガス吸収速度を過剰に推定してしまう。その結果、内圧が過剰となり開弁することでアルカリ電解液を消耗して、いわゆる液枯れ寿命に達して電池保護ができない可能性があった。本実施形態では、このニッケル水素蓄電池1の内圧をより正確に推定することで、開弁を回避し、開弁に伴うアルカリ電解液の減少を効果的に抑制するものである。
The charge reserve of the nickel-metal
<ニッケル水素蓄電池1の主反応と副反応>
一般にニッケル水素蓄電池の電極の活物質の主反応は、(1)式及び(2)式にて表される。
<Main Reaction and Side Reaction of Nickel
In general, the main reactions of the electrode active material of a nickel-metal hydride storage battery are represented by equations (1) and (2).
正極;Ni(OH)2+OH-⇔NiOOH+H2O+e-…………(1)
負極;M+H2O+e-⇔MH+OH-…………………………………(2)
(Mは水素吸蔵合金)
また、水の電気分解が生じると、正極では以下の(3)式の反応が生じ、酸素が発生する。
Positive electrode; Ni(OH) 2 +OH − ⇔NiOOH+H 2 O+e − …………(1)
Negative electrode; M+H 2 O+e − ⇔ MH+OH − ……………………(2)
(M is a hydrogen storage alloy)
Further, when electrolysis of water occurs, the reaction of the following formula (3) occurs at the positive electrode to generate oxygen.
正極;OH-→1/4O2+1/2H2O+e-………………………(3)
負極では、以下の(4)式の反応が生じ、水素が発生する。
負極;H2O+e-→1/2H2+OH-………………………………(4)
また、充電末期において、正極では、(1)式の反応と、以下に示す(3)式の副反応である酸素発生反応とが競合して起こることが知られている。
Positive electrode; OH − →1/4O 2 +1/2H 2 O+e − ……………………(3)
At the negative electrode, the reaction of the following formula (4) occurs to generate hydrogen.
Negative electrode; H 2 O+e − →1/2H 2 +OH − …………………(4)
It is also known that, at the end of charging, the reaction of formula (1) competes with the reaction of generating oxygen, which is a side reaction of formula (3) shown below, at the positive electrode.
過充電時に正極から発生した酸素は、以下に示す(5)式のようにセパレータを介し、負極にてスムーズに吸収され(リコンビネーション反応)、密閉系を保っている。
負極;2MH+1/2O2→2M+H2O……………………………(5)
この場合、(3)式と、(5)式のバランスがとれていれば、O2は発生しない。
Oxygen generated from the positive electrode during overcharge is smoothly absorbed by the negative electrode through the separator (recombination reaction) as shown in formula (5) below, maintaining a closed system.
Negative electrode; 2MH+1/ 2O2 →2M+ H2O (5)
In this case, if the equations (3) and (5) are well balanced, O 2 will not be generated.
これらの反応は、電池温度、正負極のSOC、水素平衡圧、充電リザーブや放電リザーブ等の様々な影響を受けてバランスが変化することで、ニッケル水素蓄電池内に発生する気体が決定される。 These reactions are influenced by various factors such as battery temperature, SOC of positive and negative electrodes, hydrogen equilibrium pressure, charge reserve and discharge reserve, and the balance changes to determine the gas generated in the nickel-metal hydride storage battery.
<リザーブバランスについて>
次に本実施形態の前提となるリザーブバランスについて、説明する。初期状態の負極の充電リザーブは、負極容量が正極容量より大きく設定されることから形成される。すなわち、負極が過充電とならないように、電池容量が正極に規制される正極規制の状態となっている。
<Regarding reserve balance>
Next, the reserve balance, which is the premise of this embodiment, will be described. The charge reserve of the negative electrode in the initial state is formed because the negative electrode capacity is set larger than the positive electrode capacity. That is, the positive electrode is regulated so that the battery capacity is regulated by the positive electrode so that the negative electrode is not overcharged.
その後、充放電サイクルが進行するにつれ、負極の劣化に起因して充電リザーブが減少する。充電リザーブが減少して消滅し、負極容量が正極容量より小さくなった状態を、本願では、「マイナス状態」という。 After that, as the charge/discharge cycle progresses, the charge reserve decreases due to deterioration of the negative electrode. In the present application, the state in which the charge reserve decreases and disappears and the negative electrode capacity becomes smaller than the positive electrode capacity is referred to as a "minus state".
さらに、合金の腐食及びバインダーやセパレータなどの有機物の酸化分解が起こり、また、放電リザーブが新たに形成され、全放電リザーブ量は増加する。負極中の放電リザーブ量が増加すると充電リザーブが減少し、充電末期での酸素ガス吸収がスムーズに進行せず、さらに、負極からも水素発生が起こりやすくなる。その結果、電池内圧が上昇し、ガス排出弁が作動し、電解液が電池系外へ放出される。これによって、セパレータ中の電解液の枯渇(セパレータドライアウト)が起こり、内部抵抗が上昇し、容量低下が起こる。 Furthermore, corrosion of alloys and oxidative decomposition of organic substances such as binders and separators occur, and a new discharge reserve is formed, increasing the total discharge reserve. If the amount of discharge reserve in the negative electrode increases, the charge reserve decreases, oxygen gas absorption at the end of charging does not proceed smoothly, and hydrogen is likely to be generated from the negative electrode as well. As a result, the internal pressure of the battery rises, the gas discharge valve operates, and the electrolyte is discharged to the outside of the battery system. As a result, the electrolyte in the separator is depleted (separator dryout), the internal resistance increases, and the capacity decreases.
図1は、ニッケル水素蓄電池の単電池の正極容量と負極容量のバランスを示す概念図である。図1(a)は、初期状態において充電リザーブが存在する正極規制の状態を示す図であり、図1(b)は劣化状態において充電リザーブがマイナス状態の負極規制の状態を示す図である。 FIG. 1 is a conceptual diagram showing the balance between the positive electrode capacity and the negative electrode capacity of a unit cell of a nickel-metal hydride storage battery. FIG. 1(a) is a diagram showing a state of positive electrode regulation in which a charge reserve exists in the initial state, and FIG. 1(b) is a diagram showing a state of negative electrode regulation in which the charge reserve is negative in a deteriorated state.
図1(a)に示す単電池は、負極容量M21が正極容量P21よりも大きく、充電容量が正極容量P21によって規制される正極規制とされている。また、出荷時等における初期状態では、負極容量M21には、正極が満充電L1であるときの残りの充電容量である充電リザーブR2と、正極のSOCが0%に到達した容量L0であるときの残りの放電容量である放電リザーブR1が確保されている。また初期状態においては、各単電池の正極容量P21と負極容量M21とのバランスが揃った状態になっている。なお、ここでいう正極の「満充電」とは、単電池において正極活物質の未充電部分がなくなった状態(満充電L1)をいう。このとき正極のSOCは100%である。また、正極のSOCが0%に達した状態、即ち正極活物質の充電部分がなくなった状態(容量L0)を、単電池のSOCが0%である状態とし、正極のSOCが100%に達した状態を、単電池のSOCが100%である状態とする。このように負極容量M21に充電リザーブR2を設けることによって、過充電時における負極からの水素の発生を抑制することができる。また、負極容量M21に放電リザーブR1を設けることによって、過放電時における負極からの酸素の発生を抑制することができる。 In the unit cell shown in FIG. 1A, the negative electrode capacity M21 is larger than the positive electrode capacity P21, and the positive electrode capacity is regulated by the positive electrode capacity P21. In the initial state at the time of shipment or the like, the negative electrode capacity M21 includes a charge reserve R2, which is the remaining charge capacity when the positive electrode is fully charged L1, and a capacity L0 when the SOC of the positive electrode reaches 0%. A discharge reserve R1, which is the remaining discharge capacity of the battery, is secured. In the initial state, the positive electrode capacity P21 and the negative electrode capacity M21 of each unit cell are well balanced. The term "fully charged" of the positive electrode used herein refers to a state in which there is no uncharged portion of the positive electrode active material in the cell (full charge L1). At this time, the SOC of the positive electrode is 100%. In addition, the state in which the SOC of the positive electrode reaches 0%, that is, the state in which there is no charged portion of the positive electrode active material (capacity L0) is defined as the state in which the SOC of the cell is 0%, and the SOC of the positive electrode reaches 100%. This state is defined as a state where the SOC of the cell is 100%. By providing the charge reserve R2 in the negative electrode capacity M21 in this manner, generation of hydrogen from the negative electrode during overcharge can be suppressed. Further, by providing the discharge reserve R1 in the negative electrode capacity M21, generation of oxygen from the negative electrode during overdischarge can be suppressed.
図1(b)に示すように、使用履歴によって劣化した単電池は、正極容量P21と負極容量M21との相対関係において、負極の充電リザーブR2が消滅する。これとともに、正極のSOC100%である満充電L1を負極の100%がマイナス充電リザーブR3の値だけ下回る状態になることがある。このとき単電池は、正極のSOCが100%未満であっても、負極のSOCが100%になることで充電ができなくなるため、充電が負極規制となる。よって、単電池の充電容量は、放電で正極規制(容量L0)となり、充電で負極規制(満充電L1-マイナス充電リザーブR3)となり、正極規制であるときよりも小さくなる。この場合、正極SOCが100%に近づくと、負極では、酸素を吸収することが困難である。さらに負極が過充電の状態となれば水素が発生する。なお、負極SOCが高くなると、負極の水素平衡圧も高くなり、発生した水素の再吸収も少なくなる。 As shown in FIG. 1(b), in a unit cell that has deteriorated due to usage history, the charge reserve R2 of the negative electrode disappears in the relative relationship between the positive electrode capacity P21 and the negative electrode capacity M21. Along with this, the 100% of the negative electrode may fall below the full charge L1, which is the SOC of 100% of the positive electrode, by the value of the negative charge reserve R3. At this time, even if the SOC of the positive electrode is less than 100%, the cell cannot be charged when the SOC of the negative electrode reaches 100%, so charging is restricted to the negative electrode. Therefore, the charge capacity of the single cell is positive electrode regulation (capacity L0) in discharging and negative electrode regulation (full charge L1−negative charge reserve R3) in charging, which is smaller than in the case of positive electrode regulation. In this case, when the positive electrode SOC approaches 100%, it is difficult for the negative electrode to absorb oxygen. Furthermore, if the negative electrode is overcharged, hydrogen is generated. Note that when the negative electrode SOC increases, the hydrogen equilibrium pressure of the negative electrode also increases, and the reabsorption of generated hydrogen decreases.
なお、このとき負極は、負極容量M21が放電側にシフトした状態、つまり、放電リザーブR1に充電側からなくなった充電リザーブR2及びマイナス充電リザーブR3が増えた状態になっている。 At this time, the negative electrode is in a state in which the negative electrode capacity M21 is shifted to the discharging side, that is, the charging reserve R2 and the negative charging reserve R3, which have disappeared from the charging side, are increased in the discharging reserve R1.
<初期状態の充電リザーブのバランスと酸素・水素の発生量の関係>
図2(a)~(c)は、初期状態の正極規制のニッケル水素蓄電池における、正極と負極の充電容量[Ah]の関係を示す概念図である。(a)は、正極SOCが100%未満の状態の領域1であり、(b)は、正極SOCが100%で、負極SOCが100%未満の状態の領域2で、(c)は、負極SOCが100%以上となった状態の領域3を示す。
図3は、初期状態の充電リザーブにおける、充電容量[Ah]と、酸素・水素の発生量[ml]の関係を示すグラフである。
<Relationship between the balance of charge reserve in the initial state and the amount of oxygen and hydrogen generated>
FIGS. 2(a) to 2(c) are conceptual diagrams showing the relationship between the charge capacities [Ah] of the positive electrode and the negative electrode in a nickel-metal hydride storage battery with positive electrode restriction in the initial state. (a) is
FIG. 3 is a graph showing the relationship between the charge capacity [Ah] and the amount of oxygen/hydrogen generated [ml] in the charge reserve in the initial state.
図2(a)に示す充電容量[Ah]が6.5Ah(正極SOC100%)より少ない場合の領域1では、図3の領域1に示すように、O2も、H2もほとんど発生しない。H2/O2比(酸素の発生に対する水素の発生の比率)は、2より非常に小さい。
In
充電が進み、図2(b)に示す充電容量[Ah]が6.5Ah(正極SOC100%)より大きい領域2では、(3)式:OH-→1/4O2+1/2H2O+e-の反応が優勢となる。図3の領域2に示すようにO2が徐々に多く発生して、H2/O2比が、H2/O2<2となる。
Charging progresses, and in region 2 where the charge capacity [ Ah ] shown in FIG . reaction prevails. As shown in
そして、図2(c)に示す充電容量が10.0[Ah]を超す領域3では、図3の領域3に示す13.0[Ah]近傍では、H2/O2比が2に収束して、概ねH2/O2≒2の1.78となる。 Then, in region 3 where the charge capacity shown in FIG. 2C exceeds 10.0 [Ah], the H 2 /O 2 ratio converges to 2 near 13.0 [Ah] shown in region 3 in FIG. As a result, H 2 /O 2 ≈2, which is approximately 1.78.
つまり、初期状態のニッケル水素蓄電池では、酸素の発生が優勢で、かつ酸素は負極で吸収されるため、内圧が上がりにくくなっている。
<マイナス状態の充電リザーブのバランスと酸素・水素の発生量の関係>
図4(a)~(c)は、マイナス状態の負極規制のニッケル水素蓄電池における、正極と負極の充電容量[Ah]の関係を示す概念図である。(a)は、負極SOCが100%未満の状態の領域1であり、(b)は、負極SOCが100%で、正極SOCが100%未満の状態の領域2で、(c)は、正極SOCが100%以上となった状態の領域3を示す。
図5は、マイナス状態の充電リザーブにおける、充電容量[Ah]と、酸素・水素の発生量[ml]の関係を示すグラフである。
In other words, in the nickel-metal hydride storage battery in the initial state, oxygen is predominantly generated and oxygen is absorbed by the negative electrode, so the internal pressure is less likely to increase.
<Relationship between the negative charge reserve balance and the amount of oxygen and hydrogen generated>
FIGS. 4A to 4C are conceptual diagrams showing the relationship between the charge capacity [Ah] of the positive electrode and the negative electrode in a nickel-metal hydride storage battery with negative electrode regulation in a negative state. (a) is
FIG. 5 is a graph showing the relationship between the charge capacity [Ah] and the amount of oxygen/hydrogen generated [ml] in the negative charge reserve.
図4(a)に示すように、使用により充電リザーブが減少し、マイナスの状態となってしまった領域1の場合には、図5の領域1に示すように、充電容量[Ah]が5.0Ah(負極SOC100%)より少ない場合は、O2も、H2もほとんど発生しない。H2/O2比(酸素の発生に対する水素の発生の比率)は、2より非常に小さい。
As shown in FIG. 4(a), in the case of
充電が進み、図4(b)に示す充電容量[Ah]が5.0Ah(負極SOC100%、正極SOC100%未満)より多い、過充電の場合の領域2では、(5)式:2MH+1/2O2→2M+H2Oの反応が優勢となる。図5の領域2に示すようにH2が徐々に多く発生して、H2/O2比が、H2/O2>2となる。
Charging progresses, and the charge capacity [Ah] shown in FIG. The reaction 2 →2M+H 2 O predominates. As shown in
そして、図4(c)に示す充電容量が13.0[Ah]を超す領域3では、図5の領域3に示す13.0[Ah]近傍では、H2/O2比が2に収束して、概ねH2/O2≒2の2.11となる。 Then, in region 3 where the charge capacity shown in FIG. 4C exceeds 13.0 [Ah], the H 2 /O 2 ratio converges to 2 near 13.0 [Ah] shown in region 3 in FIG. As a result, H 2 /O 2 ≈2, which is approximately 2.11.
つまり、充電リザーブがマイナス状態のニッケル水素蓄電池では、水素の発生が優勢で、かつ水素は負極では吸収されないため、内圧が上がりやすくなっている。
<リザーブバランスと内圧低下速度の関係>
図6は、充電リザーブと内圧低下速度の比率の関係を示すグラフである。図6に示すように、ニッケル水素蓄電池1の充電リザーブが20%程あるときの内圧低下速度の比率を1とすると、充電リザーブが概ね-5%のときには、0.85近くに低下する。また、充電リザーブが概ね-20%のときには、0.8より低下する。さらに、充電リザーブが概ね-30%のときには、0.6近くまで低下する。
That is, in a nickel-metal hydride storage battery with a negative charge reserve, hydrogen is predominantly generated, and hydrogen is not absorbed by the negative electrode, so the internal pressure tends to increase.
<Relationship between reserve balance and internal pressure drop rate>
FIG. 6 is a graph showing the relationship between the charge reserve and the rate of internal pressure decrease. As shown in FIG. 6, if the ratio of the internal pressure decrease rate is 1 when the charge reserve of the nickel-
本発明者らは、このような実験を通して、充電リザーブの低下が、内圧低下速度の低下に大きな影響を与えることを確認した。
<ニッケル水素蓄電池1の内圧の推定>
このように、リザーブバランスが変化すると、負極の酸素吸収速度も変化する。従来は、ニッケル水素蓄電池1の内圧を推定する場合に、このようなリザーブバランスの変化の影響は考慮されることがなかった。
Through such experiments, the inventors have confirmed that the decrease in the charge reserve has a great effect on the decrease in the rate of decrease in internal pressure.
<Estimation of Internal Pressure of Nickel
Thus, when the reserve balance changes, the oxygen absorption rate of the negative electrode also changes. Conventionally, when estimating the internal pressure of the nickel-metal
本実施形態では、温度だけではなく、上記のようなニッケル水素蓄電池1の内圧に影響を与える充電リザーブの減少など、様々な要素を考慮し、より正確な内圧を推定する。
<本実施形態の制御方法の概略>
そこで、本実施形態では上記のような知見に基づき、リザーブバランスが変化しても有効に電解液の枯渇を抑制するという課題を解決するため、以下のような方法で制御を行っている。
In the present embodiment, not only the temperature but also various factors such as the decrease in the charge reserve that affects the internal pressure of the nickel-metal
<Outline of control method of the present embodiment>
Therefore, in the present embodiment, based on the knowledge as described above, control is performed by the following method in order to solve the problem of effectively suppressing depletion of the electrolytic solution even if the reserve balance changes.
図7は、本実施形態のニッケル水素蓄電池の制御方法を示すフローチャートである。以下、図7を参照して本実施形態にニッケル水素蓄電池1の制御方法の概略を説明する。まず、制御装置10(図9参照)は、測定のステップ(S2)で、ニッケル水素蓄電池1の電圧、電流、及び温度を測定する。そして、内圧低下速度算出のステップ(S6)で、測定した温度に基づいて負極のガス吸収速度に基づく「内圧低下速度」を算出する。並行して、充電リザーブ量推定のステップ(S4)で、測定した電圧、電流、及び温度に基づいて「充電リザーブ量」の推定をする。低下速度補正値算出のステップ(S5)では、推定した「充電リザーブ量」に基づいて「内圧低下速度補正値」を算出する。なお、この推定のために、予め図6に示したような充電リザーブと負極のガス吸収速度の関係などが、制御装置10の記憶部13(図9参照)に読み込まれている(S1)。そして、補正内圧低下速度算出のステップ(S7)では、内圧低下速度補正値算出のステップ(S5)で算出した「内圧低下速度」を、「内圧低下速度補正値」に基づいて補正してより正確な「補正内圧低下速度」を算出する。
FIG. 7 is a flow chart showing the control method of the nickel-metal hydride storage battery of this embodiment. Hereinafter, the outline of the control method of the nickel-
次に、推定内圧算出のステップ(S8)により、「補正内圧低下速度」と、温度に基づいて算出した「内圧増加速度」とから「推定内圧」を算出する。
さらに、負極SOC推定のステップ(S9)で、負極SOCを推定する。また、水素平衡圧算出のステップ(S10)で、温度から負極の「水素平衡圧」を算出する。一方、補正負極水素平衡圧算出のステップ(S11)で、負極SOCと負極の水素平衡圧の関係から「補正負極水素平衡圧」を算出する。
Next, in the estimated internal pressure calculation step (S8), the "estimated internal pressure" is calculated from the "corrected internal pressure decrease rate" and the "internal pressure increase rate" calculated based on the temperature.
Furthermore, the negative electrode SOC is estimated in the negative electrode SOC estimation step (S9). Further, in the hydrogen equilibrium pressure calculation step (S10), the "hydrogen equilibrium pressure" of the negative electrode is calculated from the temperature. On the other hand, in the corrected negative electrode hydrogen equilibrium pressure calculation step (S11), the "corrected negative electrode hydrogen equilibrium pressure" is calculated from the relationship between the negative electrode SOC and the negative electrode hydrogen equilibrium pressure.
そして、補正推定内圧を算出のステップ(S12)において、「負極水素平衡圧」に基づいてより正確な「補正推定内圧」を算出する。
このようにして、正確な「補正推定内圧」を算出することで、この「補正推定内圧」に基づいて、制御部が必要に応じてニッケル水素蓄電池1のSOCを適正に制限することで、リザーブバランスが変化しても有効に電解液の枯渇を抑制することができる。
Then, in the step of calculating the corrected estimated internal pressure (S12), a more accurate "corrected estimated internal pressure" is calculated based on the "negative electrode hydrogen equilibrium pressure".
By calculating the correct "corrected estimated internal pressure" in this way, the control unit appropriately limits the SOC of the nickel-metal
(本実施形態の構成)
以下、本実施形態の制御方法を実施する構成を説明する。
<ニッケル水素蓄電池1>
図8は、本実施形態のニッケル水素蓄電池の電池モジュール90の一部の断面図を示す。図8に示すように、ニッケル水素蓄電池は、密閉型電池であり、電気自動車やハイブリッド自動車等の車両の電源として用いられる電池である。車両に搭載されるニッケル水素蓄電池としては、所要の電力容量を得るべく、複数の単電池110を電気的に直列接続して構成された電池モジュール90からなる角形密閉式の二次電池が知られている。
(Configuration of this embodiment)
A configuration for implementing the control method of this embodiment will be described below.
<Nickel-metal
FIG. 8 shows a cross-sectional view of part of the
電池モジュール90は、複数の単電池110を収容可能な一体電槽100と、この一体電槽100を封止する蓋体200とによって構成される直方体状の角形ケース300を有している。なお、この角形ケース300は、樹脂製のものを用いることができる。
The
角形ケース300を構成する一体電槽100は、アルカリ性の電解液に対して耐性を有する合成樹脂材料、例えばポリプロピレンやポリエチレン等により構成されている。そしてこの一体電槽100の内部には、複数の単電池110を区画する隔壁120が形成されており、この隔壁120によって区画された部分が、単電池110毎の電槽130となる。一体電槽100は、例えば、6つの電槽130を有しており、図1には、その一部の4つが示されている。
The integrated
こうして区画された電槽130内には、極板群140と、その両側に接合された正極の集電板150及び負極の集電板160とが電解液とともに収容されている。
極板群140は、矩形状の正極板141及び負極板142がセパレータ143を介して積層して構成されている。このとき、正極板141、負極板142及びセパレータ143が積層された方向(紙面に鉛直な方向)が、積層方向である。極板群140の正極板141及び負極板142は、板面の方向(紙面に沿う方向)であって互いに反対側の側部に突出されることで正極板141のリード部141a及び負極板142のリード部142aが構成されている。これらリード部141a,142aの側端縁にそれぞれ集電板150,160が接合されている。
In the
The
また、隔壁120の上部には各電槽130の接続に用いられる貫通孔170が形成されている。貫通孔170は、集電板150の上部に突設されている接続突部151、及び集電板160の上部に突設されている接続突部161の2つの接続突部151,161同士が該貫通孔170を介して溶接接続される。このことで、各々隣接する電槽130の極板群140を電気的に直列接続させる。貫通孔170のうち、両端の電槽130の各々外側に位置する貫通孔170は、一体電槽100の端側壁上方で正極の接続端子152又は負極の接続端子153(図示略)が装着される。正極の接続端子152は、集電板150の接続突部151と溶接接続される。負極の接続端子153は、集電板160の接続突部161と溶接接続される。こうして直列接続された極板群140、すなわち複数の単電池110の総出力が正極の接続端子152及び負極の接続端子153から取り出される。
In addition, through
一方、角形ケース300を構成する蓋体200には、角形ケース300の内部圧力を開弁圧以下にする排気弁210と、極板群140の温度を検出するためのセンサを装着するセンサ装着穴220が設けられている。センサ装着穴220は、極板群140の近傍まで電槽130内を延びる穴によって、極板群140の温度を測定可能にしている。
On the other hand, the
排気弁210は、一体電槽100内の内部圧力を許容されうる閾値以下に維持するためのものであり、内部圧力の値が許容される閾値を超えた開弁圧以上になった場合には、開弁されることで一体電槽100内部に発生したガスを排出する。一体電槽100の内部圧力は、隔壁120に形成された図示しない連通孔で全ての電槽130で均一化されている。これにより、一体電槽100は、全ての電槽130で均一化された内部圧力が開弁圧未満になるまでガスを排出して、その内部圧力が許容されうる開弁圧未満に維持されるようになる。
The
<極板群140の構成>
<正極板141>
正極板141は、水酸化ニッケル及びコバルトを活物質として構成されている。詳しくは、水酸化ニッケルに、水酸化コバルトや金属コバルト粉末などの導電剤、そして必要に応じてカルボキシメチルセルロースなどの増粘剤やポリテトラフルオロエチレンなどの結着剤を適量加えてまずはペースト状に加工する。その後、こうしてペースト状になった加工物を、発泡ニッケル三次元多孔体等の芯材に塗布あるいは充填したのちに、これを乾燥、圧延、切断することによって板状の正極板141を形成する。なお、発泡ニッケル三次元多孔体としては、発泡ウレタンのウレタン骨格表面にニッケルメッキを施した後、発泡ウレタンを焼失させたものが用いられる。
<Structure of
<
The
<負極板142>
負極板142は、例えば、ランタン、セリウム、及びネオジム等の希土類元素の混合物であるミッシュメタル、ニッケル、アルミニウム、コバルトおよびマンガンを構成要素とする水素吸蔵合金を活物質として構成されている。これも詳しくは、この水素吸蔵合金にカーボンブラックなどの導電剤、そして必要に応じてカルボキシメチルセルロースなどの増粘剤や、スチレン-ブタジエン共重合体などの結着剤を添加してまずはペースト状に加工する。その後、こうしてペースト状に加工された水素吸蔵合金を、パンチングメタル(活物質支持体)などの芯材に塗布あるいは充填した後、これを乾燥、圧延、切断することによって同じく板状の負極板142を形成する。
<
The
<セパレータ143>
セパレータ143としては、ポリプロピレンなどのオレフィン系樹脂の不織布、もしくは必要に応じてこれにスルフォン化などの親水処理を施したものを用いることができる。
<
As the
<ニッケル水素蓄電池1の組み立て>
こうした正極板141及び負極板142、及びセパレータ143は、正極板141と負極板142とを互いに反対側に突出する態様でセパレータ143を介して交互に積層することで直方体状の極板群140を構成する。そして、一方に突出して積層された各正極板141のリード部141aの外縁と集電板150とがスポット溶接等により接合されるとともに、他方に突出して積層された各負極板142のリード部142aの外縁と集電板160とがスポット溶接等により接合される。
<Assembly of Nickel
The
集電板150及び160の溶接された極板群140は、角形ケース300内の各電槽130に収容される。隣接する極板群140の正極の集電板150と負極の集電板160とがそれらの上部に突設された接続突部151及び161同士のスポット溶接等により接続される。そのため、互いに隣接する極板群140が電気的に直列接続される。
The
各電槽130内には、水酸化カリウムを主成分とするアルカリ水溶液(電解液)が所定量注入された状態で、蓋体200で一体電槽100の開口が封止される。このことで、複数の単電池110(ニッケル水素蓄電池)からなる例えば定格容量「6.5Ah」の電池モジュール90が構成されている。このような電池モジュール90がさらに組み合わされて、樹脂ケースに収納され、制御装置や各種センサなどが装着されて車載用の電池パック24(図9参照)として車両の駆動用電池として搭載される。
A predetermined amount of an alkaline aqueous solution (electrolyte) containing potassium hydroxide as a main component is injected into each
<ニッケル水素蓄電池の制御装置10>
図9は、本実施形態のニッケル水素蓄電池1の制御装置10のブロック図である。図9を参照して、ニッケル水素蓄電池1の制御装置10について説明する。なお、ここでは、ニッケル水素蓄電池1は、電池モジュール90を収容した電池パック24の状態で制御する場合について説明する。
<
FIG. 9 is a block diagram of the
<制御装置10>
制御装置10は、車両に搭載して(オンボード)で、リアルタイム又は蓄積データに基づいて車両の電池モジュール90を制御することができる。
<
The
制御装置10は、発電機としてのモータジェネレータ17からの電流を、電池モジュール90を充電させる充電装置としてのインバータ20を制御して充電する。また、制御装置10は、負荷となる駆動用モータとしてのモータジェネレータ17に、電池モジュール90からの電流を電力供給装置としてのインバータ20を制御して放電する。
The
制御装置10は、電池モジュール90の電流を測定する電流検出器21と、電池モジュール90の端子間電圧を測定する電圧検出器22と、電池モジュール90の温度を測定する温度検出器23とを備えている。
The
温度検出器23は、図1に示すセンサ装着穴220に配置された温度センサを備えている。温度センサは、電池モジュール90のうちの対応する単電池110の極板群140の近傍の温度を測定するとともに、測定した温度値を制御装置10に電気信号で出力する。
The
<制御部11>
制御装置10の制御部11は、制御装置10全体の制御を行うCPU、RAM、ROM、インタフェイスを備えたコンピュータとして構成されている。
<
A
<情報取得部12>
情報取得部12は、逐次電流検出器21から充電電流値を取得し、電圧検出器22から電圧値を取得し、温度検出器23から電池温度を取得して記憶する。
<
The
<記憶部13>
記憶部13は、制御装置10のプログラムや、必要なデータが記憶される記憶媒体を備える。プログラムは、以下のステップを実行するプログラムを備える。充電リザーブとガス吸収速度の関係取得のステップ(S1)。測定のステップ(S2)。内圧増加速度算出のステップ(S3)。充電リザーブ量推定のステップ(S4)。内圧低下速度補正値算出のステップ(S5)。内圧低下速度算出のステップ(S6)。補正内圧低下速度算出のステップ(S7)。推定内圧算出のステップ(S8)。負極SOC推定のステップ(S9)。水素平衡圧算出のステップ(S10)。補正負極水素平衡圧算出のステップ(S11)。補正推定内圧を算出のステップ(S12)。判断のステップ(S13)。負極SOC制限のステップ(S14)。負極SOC制限緩和のステップ(S15)。
<
The
また、制御の前提のデータとして、「充電リザーブとガス吸収速度の関係」の実測データに基づいたマップが、情報取得部12に記憶される。また、「温度と内圧増加速度の関係」、「温度と内圧低下速度の関係」のマップも記憶する。これ以外に、「電池の電圧と負極SOCの関係」のマップも記憶される。「負極SOCと水素平衡圧の関係」のマップも記憶される。「温度と水素平衡圧の関係」のマップも記憶される。
Further, a map based on actual measurement data of "the relationship between the charge reserve and the gas absorption rate" is stored in the
また、「ニッケル水素蓄電池1の使用履歴から推定される電池の劣化状態」及び「ニッケル水素蓄電池1の劣化状態と充電リザーブ量の関係」のマップも記憶される。
<SOC算出部14>
SOC算出部14は、電圧検出器22で測定した電圧などから電池モジュール90のSOCを推定する。また、さらに、ここから正極SOCや負極SOCなどを、マップなどを参照して推定する。
In addition, a map of "deterioration state of the battery estimated from the usage history of the nickel-metal
<
The
<充電リザーブ推定部15>
充電リザーブ推定部15は、情報取得部12によって取得され蓄積された車載のニッケル水素蓄電池の使用SOC、温度などの使用履歴に基づいて電池の劣化情報に基づいて、充電リザーブや放電リザーブの推定が行われる。
<Charging
The charging
<充放電制御部16>
充放電制御部16は、電池モジュール90の電圧を監視して、SOCが閾値より低下している場合は、モータジェネレータ17により発電してインバータ20を介し電池モジュール90を充電する。一方、車両の制動時にモータジェネレータ17からの回生電流を、インバータ20を介し電池モジュール90を充電する。この場合、過大な電流や、電池モジュール90のSOCが高すぎる場合は、充電を制限する。このときの閾値などは、記憶部13に記憶されている。
<Charge/
The charge/
一方、車両の駆動時では、車両のECU(Electronic Control Unit)からの指令で、電池モジュール90から必要な電流を、インバータ20を介しモータジェネレータ17に供給する。
On the other hand, when the vehicle is driven, a necessary current is supplied from the
<ニッケル水素蓄電池の制御方法>
次に、図5のフローチャートに沿って、本実施形態のニッケル水素蓄電池1の制御方法について、詳細に説明する。
<Method for controlling nickel-metal hydride storage battery>
Next, a method for controlling the nickel-metal
ニッケル水素蓄電池1の制御方法は、車両に搭載された状態で、制御装置10により制御が開始される。
<充電リザーブとガス吸収速度の関係取得のステップ(S1)>
制御の前提のデータとして、予め「充電リザーブとガス吸収速度の関係」の実測データに基づいたマップが、記憶部13に記憶される。また、「温度と内圧増加速度の関係」、「温度と内圧低下速度の関係」のマップも記憶する。これ以外に、「電池の電圧と負極SOCの関係」のマップも記憶される。「負極SOCと水素平衡圧の関係」のマップも記憶される。「温度と水素平衡圧の関係」のマップも記憶される。
In the control method of the nickel-metal
<Step (S1) of acquiring the relationship between the charge reserve and the gas absorption rate>
A map based on actual measurement data of "the relationship between the charge reserve and the gas absorption rate" is stored in advance in the
また、「ニッケル水素蓄電池1の使用履歴から推定される電池の劣化状態」及び「ニッケル水素蓄電池1の劣化状態と充電リザーブ量の関係」のマップも記憶される。
<測定のステップ(S2)>
次に、制御装置10の制御部11は、逐次電流検出器21により電池モジュール90の電流を測定する。また、電圧検出器22により電池モジュール90の端子間電圧を測定する。また、温度検出器23により電池モジュール90の温度を測定する。これらを情報取得部12に記憶する。
In addition, a map of "deterioration state of the battery estimated from the usage history of the nickel-metal
<Measurement step (S2)>
Next, the
<内圧増加速度算出のステップ(S3)>
次に、制御部11は、情報取得部12に記憶されている温度を読み出すとともに、記憶部13に記憶されている「温度と内圧増加速度の関係」のマップにより、温度に基づいた内圧増加速度を算出する。
<Step of Calculating Internal Pressure Increase Rate (S3)>
Next, the
<充電リザーブ量推定のステップ(S4)>
またこれと並行して、制御装置10の充電リザーブ推定部15では、充電リザーブ量の推定を行う。
<Step of estimating charge reserve amount (S4)>
In parallel with this, the
ニッケル水素蓄電池1の劣化状態を把握すれば、ニッケル水素蓄電池の充電リザーブ量を把握することができる。すなわち、充電リザーブ量は、ニッケル水素蓄電池1の放電容量と相関関係があり、ニッケル水素蓄電池の劣化によって、ニッケル水素蓄電池の放電容量が低下すれば、充電リザーブ量が低下する。
By grasping the deterioration state of the nickel-metal
なお、放電リザーブ量は、負極の腐食に応じて増加するため、これを増加量として規定することができる。また、充電リザーブ量は、樹脂製の電池ケースを透過してニッケル水素蓄電池1の外部に水素が放出されることに応じて減少するため、これを減少量として規定することができる。
Since the discharge reserve amount increases according to corrosion of the negative electrode, this can be defined as the increase amount. In addition, since the charge reserve amount decreases as hydrogen is released to the outside of the nickel-metal
本実施形態の例では、充電リザーブ量は、予め充電リザーブの増減量と温度の対応関係を求めておき、「充放電中の温度」や「充放電を行っていないときの温度」等を随時計測し、上記対応関係と照合することで把握する。より詳しくは、「充電リザーブ=負極容量-正極容量-放電容量」のため、制御装置10の充電リザーブ推定部15では、負極容量、正極容量も推定している。
In the example of the present embodiment, the charge reserve amount is obtained in advance by determining the correspondence relationship between the increase/decrease amount of the charge reserve and the temperature, and the "temperature during charging/discharging", "temperature when not charging/discharging", etc. It is grasped by measuring and collating with the above correspondence relationship. More specifically, since “charge reserve=negative electrode capacity−positive electrode capacity−discharge capacity”, the
また、充電リザーブの増減量は、温度だけでなく、「充放電電流の積算値」、「ΔSOC」、「中心SOC」等とも対応関係がある。このため、ニッケル水素蓄電池1の使用履歴において、これらを計測、推定することで、充電リザーブの増減量をより精度よく計測することもできる。
Further, the increase/decrease amount of the charge reserve has a corresponding relationship not only with the temperature but also with the "accumulated value of the charge/discharge current", the "ΔSOC", the "central SOC", and the like. Therefore, by measuring and estimating these in the usage history of the nickel-metal
<内圧低下速度補正値算出のステップ(S5)>
ここでは、充電リザーブ量推定のステップ(S4)で推定した充電リザーブ量に基づいて、充電リザーブ量の減少が、内圧低下速度にどのような影響を与えるかを、内圧低下速度補正値という形で算出する。
<Step (S5) for Calculating Internal Pressure Reduction Speed Correction Value>
Here, based on the charge reserve amount estimated in the charge reserve amount estimation step (S4), how the decrease in the charge reserve amount affects the internal pressure drop rate is expressed in the form of an internal pressure drop rate correction value. calculate.
具体的には、充電リザーブとガス吸収速度の関係取得のステップ(S1)で取得し、記憶部13に記憶されている、図6に示すような「充電リザーブとガス吸収速度の関係」の実測データに基づいたマップを参照して算出する。 Specifically, the "relationship between the charge reserve and the gas absorption rate" as shown in FIG. Calculate with reference to a map based on data.
<内圧低下速度算出のステップ(S6)>
制御部11は、情報取得部12に記憶されている温度を読み出すとともに、記憶部13に記憶されている「温度と内圧低下速度の関係」のマップ(不図示)により、温度に基づいた内圧低下速度を算出する。
<Step (S6) of internal pressure decrease rate calculation>
The
<補正内圧低下速度算出のステップ(S7)>
制御部11は、内圧低下速度算出のステップ(S6)で算出した「内圧低下速度」を、内圧低下速度補正値算出のステップ(S5)で算出した「内圧低下速度補正値」により補正することで、「補正内圧低下速度」を算出する。
<Step of Calculating Corrected Internal Pressure Decrease Speed (S7)>
The
本実施形態では、以下の式(6)により算出する。
補正内圧低下速度=内圧低下速度×内圧低下速度補正値……………(6)
ここで、「内圧低下速度」は、内圧低下速度算出のステップ(S6)で算出した電池温度に基づいて算出した内圧低下速度である。また、「内圧低下速度補正値」とは、内圧低下速度補正値算出のステップ(S5)で算出した「内圧低下速度補正値」である。
In this embodiment, it is calculated by the following formula (6).
Corrected internal pressure decrease speed = internal pressure decrease speed × internal pressure decrease speed correction value (6)
Here, the "internal pressure drop rate" is the internal pressure drop rate calculated based on the battery temperature calculated in step (S6) for calculating the internal pressure drop rate. The "internal pressure decrease speed correction value" is the "internal pressure decrease speed correction value" calculated in step (S5) for calculating the internal pressure decrease speed correction value.
<推定内圧算出のステップ(S8)>
制御部11は、内圧増加速度算出のステップ(S3)で算出した「内圧増加速度」と、補正内圧低下速度算出のステップ(S7)で算出した補正内圧低下速度とに基づいて、これまでに推定されている「推定内圧」から、現在の「推定内圧」を算出する。
<Step of Calculating Estimated Internal Pressure (S8)>
Based on the "internal pressure increase rate" calculated in the internal pressure increase rate calculation step (S3) and the corrected internal pressure decrease rate calculated in the corrected internal pressure decrease rate calculation step (S7), the
<負極SOC推定のステップ(S9)>
制御部11は、また、情報取得部12に記憶されている電圧検出器22により取得した電池モジュール90の端子間電圧を読み出す。これとともに、記憶部13に記憶されている「電池の電圧と負極SOCの関係」のマップ(不図示)により、電池電圧に基づいた「負極SOC」を算出する。
<Step of Negative SOC Estimation (S9)>
The
<水素平衡圧算出のステップ(S10)>
ここでは、温度測定のステップ(S2)で測定した温度に基づいた「温度と水素平衡圧の関係」のマップ(不図示)とから、水素平衡圧[MPa]を算出する。
<Step of Calculating Hydrogen Equilibrium Pressure (S10)>
Here, the hydrogen equilibrium pressure [MPa] is calculated from a map (not shown) of "relationship between temperature and hydrogen equilibrium pressure" based on the temperature measured in step (S2) of temperature measurement.
<補正負極水素平衡圧算出のステップ(S11)>
図10は、温度別の負極SOC[%]と水素平衡圧[MPa]との関係を示すPCTカーブを示すグラフである。水素吸蔵合金のPCT特性(Pressure-Composition-Temperature・水素吸蔵合金の圧力-組成等温線・JIS H7201:2007)を基に、負極SOC[%]の変化による水素平衡圧[MPa]の変化を示している。グラフは、温度ごとに作成される。
<Step of calculating the corrected negative electrode hydrogen equilibrium pressure (S11)>
FIG. 10 is a graph showing a PCT curve showing the relationship between the negative electrode SOC [%] and the hydrogen equilibrium pressure [MPa] at different temperatures. Based on the PCT characteristics of hydrogen storage alloys (Pressure-Composition-Temperature, pressure-composition isotherm of hydrogen storage alloys, JIS H7201:2007), changes in hydrogen equilibrium pressure [MPa] due to changes in negative electrode SOC [%] are shown. ing. A graph is created for each temperature.
図12は、従来の温度と水素平衡圧[MPa]の関係を示す一次元マップである。従来の技術では、水素平衡圧算出のステップ(S10)のように水素平衡圧[MPa]の算出は、図12に示すように、温度のみに基づいて算出されていた。この場合は、温度が「中」であったので、水素平衡圧は、「P2」と判定される。 FIG. 12 is a conventional one-dimensional map showing the relationship between temperature and hydrogen equilibrium pressure [MPa]. In the conventional technique, the calculation of the hydrogen equilibrium pressure [MPa] as in the hydrogen equilibrium pressure calculation step (S10) is based only on the temperature, as shown in FIG. In this case, the temperature is "medium", so the hydrogen equilibrium pressure is determined to be "P2".
しかしながら、水素平衡圧は、図10に示すPCTカーブのように、温度だけではなく、負極SOCの影響を大きく受ける。そこで本実施形態では、温度のみではなく図10のような負極SOC[%]と水素平衡圧[MPa]関係をも考慮する。 However, the hydrogen equilibrium pressure is greatly affected not only by the temperature but also by the negative electrode SOC as shown in the PCT curve shown in FIG. Therefore, in the present embodiment, not only the temperature but also the relationship between the negative electrode SOC [%] and the hydrogen equilibrium pressure [MPa] as shown in FIG. 10 is considered.
図11は、温度と、負極SOC[%]と水素平衡圧[MPa]の三者の関係を示す二次元マップである。本実施形態では、負極SOC推定のステップ(S9)で推定された負極SOCと、記憶部13に記憶された図11に示す「温度と負極SOCと水素平衡圧の関係」の二次元マップを作成する。このことで、より簡易にかつより正確に推定した水素平衡圧[MPa]を算出している。図11の例では、温度が「中」であるので、従来の図12に示すような異次元マップであれば「P2」である。しかし、負極SOCまで勘案すると、二次元マップです負極SOCが「中」であるので、水素平衡圧は「P5」と判定される。 FIG. 11 is a two-dimensional map showing the relationship between temperature, negative electrode SOC [%], and hydrogen equilibrium pressure [MPa]. In the present embodiment, a two-dimensional map of the negative electrode SOC estimated in the negative electrode SOC estimation step (S9) and the “relationship between temperature, negative electrode SOC, and hydrogen equilibrium pressure” shown in FIG. do. With this, the hydrogen equilibrium pressure [MPa] estimated more easily and more accurately is calculated. In the example of FIG. 11, the temperature is "medium", so if it is a different dimension map as shown in FIG. 12, it would be "P2". However, considering the negative electrode SOC, the hydrogen equilibrium pressure is determined to be "P5" because the negative electrode SOC is "medium" on the two-dimensional map.
<補正推定内圧を算出のステップ(S12)>
推定内圧算出のステップ(S8)で「内圧増加速度」と、充電リザーブにより補正した「補正内圧低下速度」から「推定内圧」を算出する。補正負極水素平衡圧算出のステップ(S11)で算出した「補正水素平衡圧」に基づいて「推定内圧」を補正して、「補正推定内圧」を算出する。
<Step of Calculating Corrected Estimated Internal Pressure (S12)>
In the estimated internal pressure calculation step (S8), the "estimated internal pressure" is calculated from the "internal pressure increase rate" and the "corrected internal pressure decrease rate" corrected by the charge reserve. The "corrected estimated internal pressure" is calculated by correcting the "estimated internal pressure" based on the "corrected hydrogen equilibrium pressure" calculated in the corrected negative electrode hydrogen equilibrium pressure calculation step (S11).
すなわち、「補正推定内圧」は、電池の温度、充電リザーブの減少、負極SOCなどをすべて考慮して推定した値である。
<判断のステップ(S13)>
<負極SOC制限のステップ(S14)>
このようにして算出した「補正推定内圧」に基づいて、ニッケル水素蓄電池1の状態を判断する。この「補正推定内圧」が、上限の閾値maxを超えた場合は、開弁のリスクを低下させるため、ニッケル水素蓄電池1の使用SOC帯域の上限値を制限する(S14)。使用SOC帯域の上限値を制限することで、新たな気体の発生を抑制して、内圧を下げるためである。
That is, the "corrected estimated internal pressure" is a value estimated taking into consideration all of the battery temperature, the decrease in the charge reserve, the negative electrode SOC, and the like.
<Step of Judgment (S13)>
<Step of Limiting Negative SOC (S14)>
The state of the nickel-metal
<負極SOC制限緩和のステップ(S15)>
一方、この「補正推定内圧」が、下限の閾値minを下回った場合は、内圧が十分に下がり開弁のリスクが低いと判断して、ニッケル水素蓄電池1の使用SOC帯域の上限値の制限を緩和する(S15)。使用SOC帯域の制限を緩和することで、ニッケル水素蓄電池1の能力を十分に生かすためである。
<Step of Alleviating Negative SOC Limitation (S15)>
On the other hand, if this "corrected estimated internal pressure" is below the lower limit threshold min, it is determined that the internal pressure is sufficiently low and the risk of opening the valve is low, and the upper limit of the SOC band used for the nickel-metal
<閾値min≦補正推定内圧≦閾値maxである場合>
また、閾値min≦補正推定内圧≦閾値maxである場合(S13:YES)は、現在の制限をそのまま維持して終了する(終了)。制御装置10は、その後も必要に応じてS1~S12の手順を繰り返して、ニッケル水素蓄電池1を制御する。
<When threshold value min≦corrected estimated internal pressure≦threshold value max>
If threshold value min≦corrected estimated internal pressure≦threshold value max (S13: YES), the current limit is maintained and the process ends (end). After that, the
(実施形態の作用)
本実施形態のニッケル水素蓄電池の制御方法は、上記のような構成を備えるため、以下のような作用を奏する。
(Action of Embodiment)
Since the nickel-metal hydride storage battery control method of the present embodiment has the configuration described above, it has the following effects.
すなわち、制御装置10は、電池の温度、充電リザーブの減少量、負極SOCなどをすべて考慮して推定した「補正推定内圧」を算出する。
この「補正推定内圧」は、従来技術と比べ、高い精度で推定された内圧であるので、実際のニッケル水素蓄電池1の内圧に応じた適切な制御ができる。
That is, the
Since this "corrected estimated internal pressure" is an internal pressure that is estimated with higher accuracy than in the conventional technology, it is possible to perform appropriate control according to the actual internal pressure of the nickel-metal
この精度の高い「補正推定内圧」に基づき、制御装置10が、ニッケル水素蓄電池1の使用するSOCの帯域を制限する。すなわち、「補正推定内圧」が、予め設定した上限の閾値maxより高い場合は、ニッケル水素蓄電池1の使用するSOCの帯域の上限を制限する。SOCの帯域の上限を制限することで、ニッケル水素蓄電池1で発生する気体を抑制する。気体の発生を抑制することで、有効に開弁のリスクを回避することができる。開弁を回避することで、開弁に伴う電解液の枯渇を抑制することができる。これによって、セパレータ中の電解液の枯渇(セパレータドライアウト)が起こり、内部抵抗が上昇し、容量低下が起こることを回避する。従って、本実施形態のニッケル水素蓄電池1の制御方法によれば、電池寿命を改善することができる。
Based on this highly accurate "corrected estimated internal pressure", the
(実施形態の効果)
本実施形態のニッケル水素蓄電池の制御方法では、以下のような効果がある。
(1)電池内圧を高精度に推定し、推定した内圧に基づいて開弁による液枯れを回避し、電池故障を抑制できる。
(Effect of Embodiment)
The method for controlling a nickel-metal hydride storage battery according to this embodiment has the following effects.
(1) It is possible to estimate the internal pressure of the battery with high accuracy, avoid liquid drying due to valve opening based on the estimated internal pressure, and suppress battery failure.
(2)電池の内圧は、「内圧増加速度」と「内圧低下速度」とから推定されるため、正確な内圧の推定ができる。特に、「内圧低下速度」は、充電リザーブの減少を考慮した「補正内圧低下速度」を用いるため、さらに正確な内圧を推定することができる。 (2) Since the internal pressure of the battery is estimated from the "internal pressure increase rate" and the "internal pressure decrease rate", the internal pressure can be accurately estimated. In particular, the "internal pressure drop rate" uses the "corrected internal pressure drop rate" that takes into account the decrease in the charge reserve, so the internal pressure can be estimated more accurately.
(3)充電リザーブの減少は、電池の劣化に基づいて判断するため、より正確な推定をすることができる。
(4)推定した内圧は、さらに水素平衡圧を参照した補正をした「補正負極水素平衡圧」を用いて内圧の推定をするため、さらに正確な推定をすることができる。
(3) Decrease in charge reserve can be determined based on deterioration of the battery, so more accurate estimation can be made.
(4) Since the estimated internal pressure is estimated using the "corrected negative electrode hydrogen equilibrium pressure" corrected with reference to the hydrogen equilibrium pressure, more accurate estimation can be performed.
(5)「補正負極水素平衡圧」は、温度のみならず、負極SOCを参照して推定するため、正確な水素平衡圧が推定できる。
(6)「補正負極水素平衡圧」は、温度と負極水素平衡圧の二次元マップを用いて推定するため、車載の制御装置により、負担を掛けずに、簡易且つ正確に推定することができる。
(5) Since the "corrected negative electrode hydrogen equilibrium pressure" is estimated by referring to not only the temperature but also the negative electrode SOC, an accurate hydrogen equilibrium pressure can be estimated.
(6) Since the "corrected negative electrode hydrogen equilibrium pressure" is estimated using a two-dimensional map of temperature and negative electrode hydrogen equilibrium pressure, it can be easily and accurately estimated by an in-vehicle control device without imposing a burden. .
(7)推定した内圧に基づいて、内圧の上昇が予想されるようなときには、使用するSOCを制限するため、気体の発生が有効に抑制され、内圧の上昇を抑制できる。そのため、開弁するリスクを低下させることができる。 (7) When the internal pressure is expected to rise based on the estimated internal pressure, the SOC to be used is limited, so the generation of gas is effectively suppressed, and the rise in internal pressure can be suppressed. Therefore, the risk of valve opening can be reduced.
(8)一方、推定した内圧が所定の閾値を下回るような場合には、制限しているSOCの上限を緩和することができる。そのため、ニッケル水素蓄電池1に開弁のリスク負担を掛けない範囲で、ニッケル水素蓄電池1の性能を有効に発揮させることができる。
(8) On the other hand, if the estimated internal pressure falls below the predetermined threshold, the upper limit of the SOC that is restricted can be relaxed. Therefore, the performance of the nickel-metal
(9)ニッケル水素蓄電池1に対する制御は、車載のコンピュータである制御装置10により自動で実施されるため、運転者等は、特に操作などしなくても適切に実施される。
(10)ニッケル水素蓄電池1の制御装置10は、一般的なECUにおいて実施が可能である。このため特別な装置なしで、プログラムの導入だけで容易に実施することができる。また、本実施形態の制御方法の実施について、特別のコストも生じない。
(9) The control of the nickel-metal
(10) The
(11)本実施形態は、新車に限定されず、既存の車両においても、特段の改良や機器の付加なしで導入することも可能である。
(変形例)
上記実施形態は、以下のようにしても実施することができる。
(11) The present embodiment is not limited to new vehicles, and can be introduced to existing vehicles without any particular improvement or addition of equipment.
(Modification)
The above embodiment can also be implemented as follows.
〇本実施形態のニッケル水素蓄電池1は、車載用の電池モジュール90を備えた組電池を例示したが、その目的は、車載用に限定するものではない。また、形状も限定されず円柱状のものなど限定されない。
The nickel-metal
〇また、ニッケル水素蓄電池1は電池モジュール90に限定されず、単電池でもよい。
〇本実施形態に例示された、温度[°C]、SOC値[%]や、充放電レート[C]や、電流値[A]や、電圧値[V]、時間[s]、水素平衡圧[MPa]等は、例示であり、対象となる電池の特性に合わせて当業者により最適化される。閾値max、minも同様に最適化される。
* Further, the nickel-metal
○Temperature [°C], SOC value [%], charge/discharge rate [C], current value [A], voltage value [V], time [s], hydrogen equilibrium exemplified in this embodiment The pressure [MPa] and the like are examples and are optimized by those skilled in the art according to the characteristics of the target battery. The thresholds max, min are similarly optimized.
〇フローチャートは一例であり、当業者であればそれらの手順の順序を変えたり、手順を追加したり、省略して実施することができる。
〇例えば、本実施形態では「補正負極水素平衡圧」は、負極SOC推定のステップ(S9)、水素平衡圧算出のステップ(S10)、補正負極水素平衡圧算出のステップ(S11)に分けて処理しているがこれらをまとめて処理してもよい。
〇The flow chart is an example, and those skilled in the art can change the order of these procedures, add procedures, or omit them.
○ For example, in the present embodiment, the "corrected negative electrode hydrogen equilibrium pressure" is divided into the step of estimating the negative electrode SOC (S9), the step of calculating the hydrogen equilibrium pressure (S10), and the step of calculating the corrected negative electrode hydrogen equilibrium pressure (S11). However, these may be processed collectively.
〇また、実施形態における「充電リザーブ量」、「内圧増加速度」、「内圧低下速度」、「負極SOC」、「水素平衡圧」などの算出は一例であり、その算出方法などは制限されない。 ○ In addition, the calculation of the "charge reserve", "internal pressure increase rate", "internal pressure decrease rate", "negative electrode SOC", "hydrogen equilibrium pressure", etc. in the embodiment is an example, and the calculation method etc. are not limited.
○本実施形態では、負極SOCの推定は、負極SOC推定のステップ(S9)において行っている。ここでは、「電池の電圧と負極SOCの関係」のマップ(不図示)により、電池電圧に基づいた「負極SOC」を算出している。これに替えて、例えば、負極容量、放電リザーブ量、正極SOCの関係から推定してもよい。 ○ In the present embodiment, the negative electrode SOC is estimated in the negative electrode SOC estimation step (S9). Here, the "negative electrode SOC" based on the battery voltage is calculated from a map (not shown) of "relationship between battery voltage and negative electrode SOC". Instead of this, for example, it may be estimated from the relationship between the negative electrode capacity, the discharge reserve amount, and the positive electrode SOC.
〇また、内圧の制御は、負極SOCの制限に限定されず、電池の電圧や電流によって制御してもよい。
○また、当業者であれば、特許請求の範囲を逸脱しない限り、構成を付加し、削除し、変更して実施できることは言うまでもない。
○ Further, the control of the internal pressure is not limited to the limitation of the negative electrode SOC, and may be controlled by the voltage and current of the battery.
○ Further, it goes without saying that a person skilled in the art can add, delete, and change the configuration without departing from the scope of the claims.
1…ニッケル水素蓄電池
10…ニッケル水素蓄電池の制御装置
11…情報取得部(マップ・電池使用履歴)
12…SOC算出部
13…充電制御部
14…制御部
15…記憶部(プログラム)
16…充電リザーブ推定部
17…モータジェネレータ
20…インバータ
21…電流検出器
22…電圧検出器
23…温度検出器
24…電池パック
90…電池モジュール
100…一体電槽
110…単電池
120…隔壁
130…電槽
140…極板群
141…正極板
141a…リード部
142…負極板
142a…リード部
143…セパレータ
150…集電板
151…接続突部
152…接続端子
153…接続端子
160…集電板
161…接続突部
170…貫通孔
200…蓋体
210…排気弁
220…センサ装着穴
300…角形ケース
max…補正推定内圧の上限の閾値
min…補正推定内圧の下限の閾値
REFERENCE SIGNS
DESCRIPTION OF
DESCRIPTION OF
max: Upper limit threshold for corrected estimated internal pressure
min: Lower limit threshold for corrected estimated internal pressure
Claims (14)
負極のガス吸収速度に基づく内圧低下速度を算出する内圧低下速度算出のステップと、
充電リザーブ量の推定をする充電リザーブ量推定のステップと、
前記充電リザーブ量推定のステップにより推定された充電リザーブ量に基づいて内圧低下速度補正値を算出する内圧低下速度補正値算出のステップと、
前記内圧低下速度算出のステップで算出した内圧低下速度を、前記内圧低下速度補正値算出のステップで算出した内圧低下速度補正値に基づいて補正して補正内圧低下速度を算出する補正内圧低下速度算出のステップと
を備えたことを特徴とするアルカリ二次電池の制御方法。 In alkaline secondary batteries,
an internal pressure reduction rate calculation step of calculating an internal pressure reduction rate based on the gas absorption rate of the negative electrode;
a charge reserve amount estimation step of estimating the charge reserve amount;
an internal pressure decrease speed correction value calculation step of calculating an internal pressure decrease speed correction value based on the charge reserve amount estimated in the charge reserve amount estimation step;
Compensated internal pressure decrease speed calculation for calculating a corrected internal pressure decrease speed by correcting the internal pressure decrease speed calculated in the internal pressure decrease speed calculation step based on the internal pressure decrease speed correction value calculated in the internal pressure decrease speed correction value calculation step. A control method for an alkaline secondary battery, comprising:
充電リザーブ量の減少とともに内圧低下速度が減少する関係式に基づいて、内圧低下速度補正値を算出する
ことを特徴とする請求項1に記載のアルカリ二次電池の制御方法。 The step of calculating the internal pressure decrease speed correction value includes:
2. The method of controlling an alkaline secondary battery according to claim 1, wherein the internal pressure drop rate correction value is calculated based on a relational expression in which the internal pressure drop rate decreases as the charge reserve decreases.
充電リザーブとガス吸収速度の関係取得のステップにおいて取得された、充電リザーブ量の減少とともに内圧低下速度が減少する実測値に基づいて予め作成されたマップに基づいて、内圧低下速度補正値を算出する
ことを特徴とする請求項1に記載のアルカリ二次電池の制御方法。 The step of calculating the internal pressure decrease speed correction value includes:
An internal pressure drop rate correction value is calculated based on a map created in advance based on the measured values of the internal pressure drop rate decreasing as the charge reserve amount decreases, which was acquired in the step of acquiring the relationship between the charge reserve and the gas absorption rate. 2. The method of controlling an alkaline secondary battery according to claim 1, wherein:
補正内圧低下速度=内圧低下速度×内圧低下速度補正値
により補正内圧低下速度を算出する
ことを特徴とする請求項1~3のいずれか一項に記載のアルカリ二次電池の制御方法。 The step of calculating the corrected internal pressure decrease rate includes:
The method for controlling an alkaline secondary battery according to any one of claims 1 to 3, wherein the corrected internal pressure decrease rate is calculated by: corrected internal pressure decrease rate = internal pressure decrease rate x internal pressure decrease rate correction value.
前記アルカリ二次電池の電圧、電流、及び温度を測定する測定のステップに基づいて内圧増加速度算出のステップから算出した内圧増加速度と
から前記アルカリ二次電池の推定内圧を算出する推定内圧算出のステップを備えたことを特徴とする請求項1~6のいずれか一項に記載のアルカリ二次電池の制御方法。 a corrected internal pressure decrease rate calculated by the step of calculating the corrected internal pressure decrease rate of the alkaline secondary battery;
Estimated internal pressure calculation for calculating the estimated internal pressure of the alkaline secondary battery from the internal pressure increase rate calculated from the internal pressure increase rate calculation step based on the measurement step of measuring the voltage, current, and temperature of the alkaline secondary battery 7. The method for controlling an alkaline secondary battery according to any one of claims 1 to 6, comprising steps.
アルカリ二次電池の電圧と負極SOCの関係と該電圧により負極SOCを推定する負極SOC推定のステップと、
温度から負極水素平衡圧を算出する負極水素平衡圧算出のステップと、
前記負極SOCと前記負極水素平衡圧の関係から補正負極水素平衡圧を算出する補正負極水素平衡圧算出のステップとを備えて、
前記アルカリ二次電池の推定内圧を前記負極水素平衡圧に基づいて補正推定内圧を算出する補正推定内圧算出のステップを備えた
ことを特徴とする請求項7に記載のアルカリ二次電池の制御方法。 For the estimated internal pressure of the alkaline secondary battery calculated in the step of calculating the estimated internal pressure of the alkaline secondary battery,
a negative electrode SOC estimation step of estimating the negative electrode SOC based on the relationship between the voltage of the alkaline secondary battery and the negative electrode SOC and the voltage;
a negative electrode hydrogen equilibrium pressure calculation step of calculating the negative electrode hydrogen equilibrium pressure from the temperature;
calculating a corrected negative electrode hydrogen equilibrium pressure from the relationship between the negative electrode SOC and the negative electrode hydrogen equilibrium pressure,
8. The method of controlling an alkaline secondary battery according to claim 7, further comprising a step of calculating a corrected estimated internal pressure of the alkaline secondary battery based on the negative electrode hydrogen equilibrium pressure. .
PCTカーブに基づいた二次元マップにより、温度と負極SOCに応じた水素平衡圧を算出することを特徴とする請求項8に記載のアルカリ二次電池の制御方法。 In the step of calculating the corrected negative electrode hydrogen equilibrium pressure,
9. The method of controlling an alkaline secondary battery according to claim 8, wherein a two-dimensional map based on a PCT curve is used to calculate the hydrogen equilibrium pressure according to the temperature and the negative electrode SOC.
予め設定された内圧閾値と比較して判断する判断のステップにより判断することで、前記補正推定内圧に基づいて前記アルカリ二次電池の使用SOCを制限するように制御することを特徴とする請求項8又は9に記載のアルカリ二次電池の制御方法。 The alkaline secondary pressure is determined by comparing the corrected estimated internal pressure with a preset internal pressure threshold based on the corrected estimated internal pressure calculated in the calculating step. 10. The method of controlling an alkaline secondary battery according to claim 8 or 9, wherein control is performed so as to limit the usage SOC of the battery.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2021054094A JP7368411B2 (en) | 2021-03-26 | 2021-03-26 | Control method for alkaline secondary batteries |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2021054094A JP7368411B2 (en) | 2021-03-26 | 2021-03-26 | Control method for alkaline secondary batteries |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2022151160A true JP2022151160A (en) | 2022-10-07 |
JP7368411B2 JP7368411B2 (en) | 2023-10-24 |
Family
ID=83465252
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2021054094A Active JP7368411B2 (en) | 2021-03-26 | 2021-03-26 | Control method for alkaline secondary batteries |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP7368411B2 (en) |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2013140690A (en) * | 2011-12-28 | 2013-07-18 | Gs Yuasa Corp | Negative electrode charge reserve amount estimation device of nonaqueous electrolyte secondary battery, negative electrode charge reserve amount estimation method, power storage system and battery pack |
JP2014087218A (en) * | 2012-10-25 | 2014-05-12 | Toyota Motor Corp | Battery system |
JP2021141656A (en) * | 2020-03-03 | 2021-09-16 | トヨタ自動車株式会社 | Battery system |
JP2021141655A (en) * | 2020-03-03 | 2021-09-16 | トヨタ自動車株式会社 | Battery system and control method thereof |
-
2021
- 2021-03-26 JP JP2021054094A patent/JP7368411B2/en active Active
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2013140690A (en) * | 2011-12-28 | 2013-07-18 | Gs Yuasa Corp | Negative electrode charge reserve amount estimation device of nonaqueous electrolyte secondary battery, negative electrode charge reserve amount estimation method, power storage system and battery pack |
JP2014087218A (en) * | 2012-10-25 | 2014-05-12 | Toyota Motor Corp | Battery system |
JP2021141656A (en) * | 2020-03-03 | 2021-09-16 | トヨタ自動車株式会社 | Battery system |
JP2021141655A (en) * | 2020-03-03 | 2021-09-16 | トヨタ自動車株式会社 | Battery system and control method thereof |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP7368411B2 (en) | 2023-10-24 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN113346152B (en) | Battery system and control method thereof | |
JP2003174734A (en) | Hybrid secondary battery | |
JP7036757B2 (en) | Nickel-metal hydride secondary battery regeneration method and nickel-metal hydride secondary battery regeneration device | |
US7353894B2 (en) | Sealed nickel-metal hydride storage cells and hybrid electric having the storage cells | |
JP7193420B2 (en) | Nickel-metal hydride secondary battery manufacturing method | |
JP2002025630A (en) | Power supply system of running vehicle | |
CN112018456A (en) | Method for manufacturing secondary battery and nickel-hydrogen secondary battery | |
JP7368411B2 (en) | Control method for alkaline secondary batteries | |
JP2008235036A (en) | Adjustment method for nickel hydrogen storage battery | |
JP3383210B2 (en) | Open industrial storage battery with maintenance-free alkaline electrolyte | |
WO2014184861A1 (en) | Battery system, mobile body and power storage system provided with battery system, and control method for battery system | |
JP5047412B2 (en) | Assembled battery | |
CN116724440A (en) | Method for charging and discharging nonaqueous electrolyte secondary battery, and system for charging nonaqueous electrolyte secondary battery | |
JP2003219575A (en) | Power system | |
JP7431192B2 (en) | Control method for alkaline secondary batteries | |
JP4639641B2 (en) | Sealed alkaline storage battery | |
JP7481304B2 (en) | Method and device for controlling alkaline secondary batteries | |
JP6834415B2 (en) | Battery system | |
JP2021141656A (en) | Battery system | |
JP7440455B2 (en) | Control method for alkaline secondary batteries | |
JP6632943B2 (en) | Nickel-metal hydride storage battery regeneration apparatus and nickel-metal hydride storage battery regeneration method | |
JP7364618B2 (en) | How to recover the capacity of alkaline secondary batteries | |
CN111837291A (en) | Method and system for charging non-aqueous electrolyte secondary battery | |
EP4131560A1 (en) | Method for replacing rechargeable battery | |
JP7271488B2 (en) | Method for manufacturing nickel-metal hydride storage battery |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20221007 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20230912 |
|
A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20230913 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20231002 |
|
TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20231010 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20231012 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 7368411 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |