JP5466564B2 - Battery degradation estimation method, battery capacity estimation method, battery capacity equalization method, and battery degradation estimation apparatus - Google Patents

Battery degradation estimation method, battery capacity estimation method, battery capacity equalization method, and battery degradation estimation apparatus Download PDF

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Description

本発明は、リチウムイオン電池などの二次電池の残容量や寿命を推定するための電池劣化推定方法、その電池劣化推定方法から電池容量を推定するための電池容量推定方法、その電池容量推定方法から二次電池の残容量または充電可能容量を均等化するための電池容量均等化方法、および電池劣化推定装置に関する。   The present invention relates to a battery deterioration estimation method for estimating the remaining capacity and life of a secondary battery such as a lithium ion battery, a battery capacity estimation method for estimating the battery capacity from the battery deterioration estimation method, and the battery capacity estimation method The present invention relates to a battery capacity equalizing method and a battery deterioration estimating device for equalizing a remaining capacity or a chargeable capacity of a secondary battery.
二次電池の容量低下率は、二次電池の通電電流量(電流積算値)の2分の1乗、またはその二次電池の放置時間の2分の1乗に比例するという2分の1乗則が知られている。すなわち、二次電池の通電電流(電流量)を時間で積算した通電電流量の平方根を求めれば、その二次電池の劣化状態(または、容量低下率)を推定することができる。したがって、常温状態(例えば、25℃程度)で使用しているパーソナルコンピュータ(PC)や端末機器などに内蔵された二次電池の劣化状態は、通電電流量や放置時間などから容易に推定することができる。   The capacity reduction rate of the secondary battery is a half that is proportional to the half power of the energization current amount (current integrated value) of the secondary battery or the half power of the secondary battery leaving time. The power law is known. That is, if the square root of the energizing current amount obtained by integrating the energizing current (current amount) of the secondary battery with time is obtained, the deterioration state (or capacity reduction rate) of the secondary battery can be estimated. Therefore, the deterioration state of a secondary battery built in a personal computer (PC) or terminal device used in a normal temperature state (for example, about 25 ° C.) can be easily estimated from the amount of energized current and the time for which it is left. Can do.
また、二次電池からの電力供給を中断することなく、かつ二次電池を放電終止状態まで放電させることなく、充放電電流の時間経過に基づいて積算電荷量を求めることにより、二次電池の満充電容量または残存容量(残容量)を推定することができる技術も開示されている(例えば、特許文献1参照)。すなわち、二次電池は、充放電を繰り返すと算出された残存容量と実際の残存容量との間にずれが生じるが、前記特許文献1に開示された技術によれば、二次電池を使用状態のまま、前記積算電荷量から二次電池の実際の残存容量(または、満充電容量)を推定することができる。   In addition, by determining the accumulated charge amount based on the passage of time of the charge / discharge current without interrupting the power supply from the secondary battery and without discharging the secondary battery to the discharge end state, A technique capable of estimating the full charge capacity or the remaining capacity (remaining capacity) is also disclosed (see, for example, Patent Document 1). That is, in the secondary battery, there is a difference between the calculated remaining capacity and the actual remaining capacity when charging and discharging are repeated. However, according to the technique disclosed in Patent Document 1, the secondary battery is used. The actual remaining capacity (or full charge capacity) of the secondary battery can be estimated from the accumulated charge amount.
特開2009−52974号公報JP 2009-52974 A
しかしながら、通電電流量や放置時間の2分の1乗則に基づいて二次電池の容量低下率(または、容量維持率)を推定する場合、それぞれの温度条件によって通電電流量の2分の1乗と容量低下率との比例特性が異なってくる。例えば、常温状態(25℃程度)で使用しているPCなどの電子機器に内蔵された二次電池であれば、一つの比例特性グラフから、通電電流量に対応した容量低下率を一義的に求めることができる。ところが、車両などに搭載された二次電池は、環境温度がほぼ−30℃〜+65℃ぐらいまで大きく変化するので、通電電流量の2分の1乗と容量低下率との比例特性は温度条件ごとに異なってくる。   However, when estimating the capacity reduction rate (or capacity maintenance rate) of the secondary battery based on the half-power law of the energization current amount and the standing time, it is a half of the energization current amount depending on each temperature condition. The proportional characteristic between the power and the capacity reduction rate is different. For example, in the case of a secondary battery built in an electronic device such as a PC used in a normal temperature state (about 25 ° C.), the capacity decrease rate corresponding to the amount of energization current is uniquely determined from one proportional characteristic graph. Can be sought. However, since the secondary battery mounted on a vehicle or the like has a large change in environmental temperature from about −30 ° C. to + 65 ° C., the proportional characteristic between the half of the energization current amount and the capacity reduction rate is the temperature condition. Each will be different.
すなわち、二次電池の温度などの使用条件が異なると、容量低下率(または、容量維持率)も異なってくる。言い換えると、環境温度が異なる状態で使用する二次電池の容量低下率(または、容量維持率)を通電電流量から推定する場合は、温度をパラメータとして、通電電流量の2分の1乗と容量低下率との関係を示す特性テーブルを多数用意しておかなければならない。また、SOC(State of Charge)が異なる場合においても、通電電流量の2分の1乗と容量低下率との比例特性は異なってくるので、多数の特性テーブルを用意しなければならない。したがって、二次電池の通電電流量から容量低下率(または、容量維持率)を推定するときの特性テーブルが多くなるので、電池劣化を推定するときの特性テーブルの使い勝手が極めて悪くなる。   That is, when the use conditions such as the temperature of the secondary battery are different, the capacity reduction rate (or capacity maintenance rate) is also different. In other words, when estimating the capacity decrease rate (or capacity maintenance rate) of a secondary battery used in different environmental temperatures from the energization current amount, the temperature is a parameter and the energization current amount is half the power. Many characteristic tables showing the relationship with the capacity reduction rate must be prepared. Further, even when the SOC (State of Charge) is different, the proportional characteristic between the half of the energization current amount and the capacity reduction rate is different, so a large number of characteristic tables must be prepared. Therefore, the number of characteristic tables for estimating the capacity reduction rate (or capacity maintenance rate) from the amount of energizing current of the secondary battery increases, and the usability of the characteristic table for estimating battery deterioration becomes extremely poor.
また、前述の特許文献1の技術においては、二次電池の積算電荷量から実際の満充電容量や残存容量を求めることができるが、電池の容量低下率は環境温度やSOC(State of Charge)によって異なるので、環境温度やSOCをパラメータとして電池の容量低下率を求める必要がある。例えば、温度が高いと電池の容量低下率が大きくなり、またSOCが大きいと電池の容量低下率が大きくなるので、それぞれの温度やSOCごとに二次電池の積算電荷量から実際の満充電容量や残存容量を求める必要がある。すなわち、実際の満充電容量や残存容量を推定するためには、温度条件やSOCレベルごとに二次電池の積算電荷量を求める必要があるので、前述と同様に、満充電容量や残存容量の推定手段の使い勝手がよくない。   In the technique disclosed in Patent Document 1, the actual full charge capacity and the remaining capacity can be obtained from the accumulated charge amount of the secondary battery. However, the battery capacity reduction rate depends on the environmental temperature and SOC (State of Charge). Therefore, it is necessary to obtain the capacity reduction rate of the battery using the environmental temperature and SOC as parameters. For example, if the temperature is high, the capacity reduction rate of the battery increases, and if the SOC is large, the capacity reduction rate of the battery increases. Therefore, the actual full charge capacity is determined from the accumulated charge amount of the secondary battery for each temperature and SOC. It is necessary to calculate the remaining capacity. That is, in order to estimate the actual full charge capacity and remaining capacity, it is necessary to determine the accumulated charge amount of the secondary battery for each temperature condition and SOC level. The estimation means is not easy to use.
本発明はこのような問題点に鑑みてなされたものであり、二次電池の使用条件が異なっても、通電電流量の2分の1乗則に基づいてその二次電池の容量維持率を一義的に推定することができる電池劣化推定方法、その電池劣化推定方法から電池容量を推定するための電池容量推定方法、その電池容量推定方法から二次電池の残容量または充電可能容量を均等化するための電池容量均等化方法、および電池劣化推定装置を提供することを目的とする。   The present invention has been made in view of such problems, and the capacity maintenance rate of the secondary battery is determined based on the half-law of the energization current amount even if the use condition of the secondary battery is different. Battery degradation estimation method that can be uniquely estimated, battery capacity estimation method for estimating battery capacity from the battery degradation estimation method, and remaining capacity or rechargeable capacity of secondary battery is equalized from the battery capacity estimation method It is an object of the present invention to provide a battery capacity equalization method and a battery deterioration estimation device.
上記目的を達成するために、本発明の請求項1に係る電池劣化推定方法は、二次電池の容量劣化のレベルを推定する電池劣化推定方法であって、前記二次電池の容量劣化に影響する複数の使用条件のそれぞれに対応して、その二次電池に流れる電流量、または経過時間を所定の期間に亘って積算する第1の手順と、単一の使用条件のときの前記二次電池の劣化速度に対する前記複数の使用条件における前記二次電池の劣化速度の比を示す劣化係数を、対応する複数の使用条件のそれぞれについて算出する第2の手順と、前記第1の手順で前記複数の使用条件ごとに積算された電流積算値または経過時間を、前記第2の手順で対応する複数の使用条件ごとに算出された前記劣化係数によって補正し、前記単一の使用条件における電流積算値または経過時間に換算する第3の手順と、前記第3の手順で換算された電流積算値または経過時間と前記単一の使用条件における劣化速度とに基づいて、前記二次電池の容量劣化のレベルを推定する第4の手順とを含むことを特徴とする。   In order to achieve the above object, a battery deterioration estimation method according to claim 1 of the present invention is a battery deterioration estimation method for estimating a level of capacity deterioration of a secondary battery, and affects the capacity deterioration of the secondary battery. Corresponding to each of a plurality of use conditions, a first procedure for integrating the amount of current flowing through the secondary battery or the elapsed time over a predetermined period, and the secondary under a single use condition A second procedure for calculating a degradation coefficient indicating a ratio of a degradation rate of the secondary battery in the plurality of usage conditions to a degradation rate of the battery for each of the corresponding usage conditions; and The current integrated value or elapsed time integrated for each of the plurality of use conditions is corrected by the deterioration coefficient calculated for each of the plurality of use conditions corresponding in the second procedure, and the current integration for the single use condition is corrected. Value or Based on the third procedure for conversion to elapsed time, the integrated current value or elapsed time converted in the third procedure, and the deterioration rate in the single use condition, the level of capacity deterioration of the secondary battery And a fourth procedure for estimating.
この方法によれば、第1の手順において、温度幅とSOC幅とのそれぞれに対応した複数の使用条件ごとに、電流量を所定の期間に亘って積算した電流積算値(通電電流量)を求め、さらに、その電流積算値を2分の1乗した値に換算する。そして、第2の手順において、単一の使用条件における劣化モード(例えば、25℃のときの基準劣化モード)のときの劣化係数を1としたときの複数の使用条件(例えば、それぞれの温度幅とSOC幅)の劣化係数を求める。そして、第3の手順において、劣化係数テーブルと電流積算値を2分の1乗した値のテーブルとに基づいて、複数の使用条件ごとの(例えば、それぞれの温度幅とSOC幅ごとの)基準劣化モード相当の通電量積算テーブルを作成する。そして、最後に、第4のステップにおいて、基準劣化モード相当の通電量積算テーブルと単一の使用条件における劣化速度とを用いて、二次電池の容量劣化のレベルを推定する。これによって、細分化された使用条件(すなわち、複数の温度幅とSOC幅のそれぞれの条件)を、単一の使用条件(例えば、25℃のときの温度幅とSOC幅)に単一化することができる。このようにして、二次電池の劣化に影響する使用条件を細分化できるので、結果的に、二次電池の劣化推定を高精度に行うことが可能となる。   According to this method, in the first procedure, for each of a plurality of use conditions corresponding to each of the temperature width and the SOC width, a current integrated value (energized current amount) obtained by integrating the current amount over a predetermined period is obtained. Further, the current integrated value is converted to a value obtained by dividing the current to a half power. In the second procedure, a plurality of use conditions (for example, respective temperature widths) when the deterioration coefficient in a deterioration mode (for example, a reference deterioration mode at 25 ° C.) in a single use condition is set to 1. And the SOC width). Then, in the third procedure, a reference for each of a plurality of use conditions (for example, for each temperature width and SOC width) based on a deterioration coefficient table and a table of values obtained by multiplying the current integrated value by a power of two. An energization amount integration table corresponding to the deterioration mode is created. Finally, in the fourth step, the level of capacity deterioration of the secondary battery is estimated using the energization amount integration table corresponding to the reference deterioration mode and the deterioration rate under a single use condition. Thereby, the subdivided use conditions (that is, the respective conditions of a plurality of temperature ranges and SOC widths) are unified into a single use condition (for example, the temperature range and the SOC range at 25 ° C.). be able to. In this way, the use conditions that affect the deterioration of the secondary battery can be subdivided. As a result, the deterioration of the secondary battery can be estimated with high accuracy.
また、本発明の請求項2に係る電池容量推定方法は、請求項1に記載の電池劣化推定方法に基づいて前記二次電池の容量を推定する電池容量推定方法であって、前記第4の手順で推定された前記二次電池の容量劣化のレベルに基づいて、その二次電池の容量維持率を推定する第5の手順と、前記第5の手順で推定された容量維持率と前記二次電池の初期容量とに基づいて、前記二次電池の現在容量を推定する第6の手順とを含むことを特徴とする。   A battery capacity estimation method according to claim 2 of the present invention is a battery capacity estimation method for estimating the capacity of the secondary battery based on the battery deterioration estimation method according to claim 1, wherein the fourth On the basis of the level of capacity deterioration of the secondary battery estimated in the procedure, a fifth procedure for estimating the capacity maintenance rate of the secondary battery, the capacity maintenance rate estimated in the fifth procedure, and the second And a sixth procedure for estimating the current capacity of the secondary battery based on the initial capacity of the secondary battery.
この方法によれば、請求項1に記載の発明で実現された電池劣化推定方法で推定された容量劣化のレベルに基づいて、二次電池の容量維持率を容易に推定することができる。したがって、その容量維持率と二次電池の初期容量とから二次電池の現在容量を一義的に推定することが可能となる。   According to this method, it is possible to easily estimate the capacity maintenance rate of the secondary battery based on the level of capacity deterioration estimated by the battery deterioration estimation method realized in the first aspect of the invention. Therefore, the current capacity of the secondary battery can be uniquely estimated from the capacity maintenance rate and the initial capacity of the secondary battery.
また、本発明の請求項3に係る電池容量均等化方法は、請求項2に記載の電池容量推定方法に基づいて前記二次電池の残容量又は充電可能容量を均等化するための電池容量均等化方法であって、前記二次電池のSOCを推定する第7の手順と、前記第7の手順で推定されたSOCと前記第6の手順で推定された前記二次電池の現在容量とに基づいて、その二次電池の残容量または充電可能容量を算出する第8の手順と、前記第8の手順で算出された前記二次電池の残容量または充電可能容量と他の二次電池の残容量又は充電可能容量とを比較する第9の手順と、前記第9の手順による比較結果に基づいて、前記二次電池の残容量または充電可能容量と前記他の二次電池の残容量または充電可能容量とを均等化する第10の手順とを含むことを特徴とする。   A battery capacity equalization method according to claim 3 of the present invention is based on the battery capacity estimation method according to claim 2, and the battery capacity equalization for equalizing the remaining capacity or the chargeable capacity of the secondary battery. A seventh procedure for estimating the SOC of the secondary battery, an SOC estimated in the seventh procedure, and a current capacity of the secondary battery estimated in the sixth procedure. Based on the eighth procedure for calculating the remaining capacity or rechargeable capacity of the secondary battery, the remaining capacity or rechargeable capacity of the secondary battery calculated in the eighth procedure and other secondary batteries Based on the ninth procedure for comparing the remaining capacity or the chargeable capacity, and the comparison result by the ninth procedure, the remaining capacity or chargeable capacity of the secondary battery and the remaining capacity of the other secondary battery or And a tenth procedure for equalizing the chargeable capacity. And butterflies.
この方法によれば、請求項2に記載の発明で実現された電池容量推定方法で推定された二次電池の現在容量の推定値とSOCとに基づいて、その二次電池の残容量または充電可能容量を算出することができる。したがって、その二次電池の残容量または充電可能容量と他の二次電池の残容量又は充電可能容量とを比較することによって、二次電池の残容量または充電可能容量と他の二次電池の残容量または充電可能容量とを均等化することが可能となる。   According to this method, based on the estimated value of the current capacity of the secondary battery estimated by the battery capacity estimation method realized in the invention according to claim 2 and the SOC, the remaining capacity or charge of the secondary battery The possible capacity can be calculated. Therefore, by comparing the remaining capacity or rechargeable capacity of the secondary battery with the remaining capacity or rechargeable capacity of another secondary battery, the remaining capacity or rechargeable capacity of the secondary battery It becomes possible to equalize the remaining capacity or the chargeable capacity.
また、本発明の請求項4に係る電池劣化推定装置は、二次電池の容量劣化のレベルを推定する電池劣化推定装置であって、前記二次電池の容量劣化に影響する複数の使用条件のそれぞれに対応して、その二次電池に流れる電流量、または経過時間を所定の期間に亘って積算する積算手段と、単一の使用条件のときの前記二次電池の劣化速度に対する前記複数の使用条件における前記二次電池の劣化速度の比を示す劣化係数を、対応する複数の使用条件のそれぞれについて算出する劣化係数算出手段と、前記積算手段が前記複数の使用条件ごとに積算した電流積算値または経過時間を、前記劣化係数算出手段が対応する複数の使用条件ごとに算出した前記劣化係数によって補正し、前記単一の使用条件における電流積算値または経過時間に換算する換算手段と、前記換算手段が換算した電流積算値または経過時間と前記単一の使用条件における劣化速度とに基づいて、前記二次電池の容量劣化のレベルを推定する容量劣化推定手段とを備えることを特徴とする。   A battery deterioration estimation apparatus according to claim 4 of the present invention is a battery deterioration estimation apparatus that estimates a level of capacity deterioration of a secondary battery, and is a plurality of use conditions that affect the capacity deterioration of the secondary battery. Corresponding to each, an integration means for integrating the amount of current flowing through the secondary battery, or the elapsed time over a predetermined period, and the plurality of the plurality of secondary batteries with respect to the deterioration rate of the secondary battery under a single use condition Deterioration coefficient calculating means for calculating a deterioration coefficient indicating a ratio of deterioration rates of the secondary batteries under use conditions for each of a plurality of corresponding use conditions, and current integration integrated by the integration means for each of the plurality of use conditions The value or elapsed time is corrected by the deterioration coefficient calculated for each of a plurality of use conditions corresponding to the deterioration coefficient calculating means, and converted into an integrated current value or elapsed time in the single use condition. Conversion means, and capacity deterioration estimation means for estimating the level of capacity deterioration of the secondary battery based on the integrated current value or elapsed time converted by the conversion means and the deterioration rate under the single use condition. It is characterized by providing.
この構成によれば、積算手段が、温度幅とSOC幅とのそれぞれに対応した複数の使用条件ごとに、電流量を所定の期間に亘って積算した電流積算値(通電電流量)を求め、さらに、その電流積算値を2分の1乗した値に換算する。そして、劣化係数算出手段が、単一の使用条件における劣化モード(例えば、25℃のときの基準劣化モード)のときの劣化係数を1としたときの複数の使用条件(例えば、それぞれの温度幅とSOC幅)の劣化係数を求める。そして、換算手段が、劣化係数テーブルと電流積算値を2分の1乗した値のテーブルとに基づいて、複数の使用条件ごとの(例えば、それぞれの温度幅とSOC幅ごとの)基準劣化モード相当の通電量積算テーブルを作成する。そして、最後に、容量劣化推定手段が、基準劣化モード相当の通電量積算テーブルと単一の使用条件における劣化速度とを用いて、二次電池の容量劣化のレベルを推定する。これによって、細分化された使用条件(すなわち、複数の温度幅とSOC幅のそれぞれの条件)を、単一の使用条件(例えば、25℃のときの温度幅とSOC幅)に単一化することができる。このようにして、二次電池の劣化に影響する使用条件を細分化できるので、結果的に、二次電池の劣化推定を高精度に行うことが可能となる。   According to this configuration, the integration means obtains a current integrated value (energization current amount) obtained by integrating the current amount over a predetermined period for each of a plurality of use conditions corresponding to each of the temperature width and the SOC width, Furthermore, the current integrated value is converted into a value obtained by dividing the current to a half power. A plurality of use conditions (for example, respective temperature ranges) when the deterioration coefficient calculation means sets the deterioration coefficient to 1 when the deterioration mode is in a single use condition (for example, the reference deterioration mode at 25 ° C.). And the SOC width). Then, the conversion means is based on the deterioration coefficient table and a table of values obtained by multiplying the current integrated values by a power of two, and the reference deterioration mode for each of a plurality of use conditions (for example, for each temperature width and SOC width). A corresponding energization amount integration table is created. Finally, the capacity deterioration estimation means estimates the level of capacity deterioration of the secondary battery using the energization amount integration table corresponding to the reference deterioration mode and the deterioration speed under a single use condition. Thereby, the subdivided use conditions (that is, the respective conditions of a plurality of temperature ranges and SOC widths) are unified into a single use condition (for example, the temperature range and the SOC range at 25 ° C.). be able to. In this way, the use conditions that affect the deterioration of the secondary battery can be subdivided. As a result, the deterioration of the secondary battery can be estimated with high accuracy.
本発明によれば、単一の使用条件のときの二次電池の劣化速度に対する複数の使用条件における二次電池の劣化速度の比を示す劣化係数を用いて、温度やSOCによって細分化された二次電池の使用条件を単一化している。これによって、二次電池の劣化に影響する使用条件を細分化することができるので、精度の高い劣化推定を行うことができる。言い換えると、細分化された使用条件(例えば、複数の温度幅と複数のSOC幅のそれぞれの使用条件)を、単一の使用条件(例えば、25℃のときの温度幅とSOC幅)に単一化することができる。このようにして、二次電池の劣化に影響する使用条件を細分化できるので、結果的に、二次電池の劣化推定を高精度に行うことが可能となる。   According to the present invention, the degradation factor indicating the ratio of the degradation rate of the secondary battery in a plurality of usage conditions to the degradation rate of the secondary battery in a single usage condition is used to subdivide the temperature and SOC. The usage conditions of the secondary battery are unified. This makes it possible to subdivide the use conditions that affect the deterioration of the secondary battery, so that it is possible to estimate the deterioration with high accuracy. In other words, subdivided use conditions (for example, use conditions for a plurality of temperature ranges and a plurality of SOC widths) are simply changed to a single use condition (for example, a temperature range and an SOC width at 25 ° C.). Can be unified. In this way, the use conditions that affect the deterioration of the secondary battery can be subdivided. As a result, the deterioration of the secondary battery can be estimated with high accuracy.
本発明の各実施形態に適用される電池劣化推定装置の構成を示すブロック図である。It is a block diagram which shows the structure of the battery deterioration estimation apparatus applied to each embodiment of this invention. 図1に示す容量維持率演算器の内部構成を示すブロック図である。It is a block diagram which shows the internal structure of the capacity | capacitance maintenance factor calculator shown in FIG. 二次電池の劣化速度を求めるために、使用条件の温度と使用SOC幅をそれぞれ3つの区分に分けた区分分けテーブルを示す図である。It is a figure which shows the division | segmentation table which divided | segmented the temperature of use conditions, and use SOC width | variety into three divisions, respectively, in order to obtain | require the deterioration rate of a secondary battery. 二次電池の劣化速度を求めるための実験データである、通電電流量(Ah)に対する容量維持率(%)の関係特性を示すサイクル特性図である。It is a cycle characteristic figure which shows the relational characteristic of capacity maintenance rate (%) to energization current amount (Ah) which is experimental data for obtaining the deterioration rate of a secondary battery. 図4のサイクル特性図に基づいて作成した通電電流量の1/2乗(Ah1/2)に対する容量維持率(%)の関係特性を示すサイクル特性図である。FIG. 5 is a cycle characteristic diagram showing a relational characteristic of capacity retention ratio (%) with respect to the half power (Ah 1/2 ) of the energization current amount created based on the cycle characteristic diagram of FIG. 4. 図5に示すサイクル特性の区分ごとの傾きから求めた劣化速度・区分分けテーブルを示す図である。FIG. 6 is a diagram showing a deterioration rate / classification table obtained from the slope of each cycle characteristic shown in FIG. 5. 図6に示す劣化速度・区分分けテーブルから求めた劣化係数・区分分けテーブルを示す図である。It is a figure which shows the degradation coefficient and division | segmentation table calculated | required from the deterioration speed and division | segmentation table shown in FIG. 二次電池の温度幅とSOC幅の区分ごとに算出した、単位サンプリング時間当たりに流れた通電電流量(電流積算値)を示す電流積算値・区分分けテーブルを示す図である。It is a figure which shows the electric current integrated value and the division | segmentation division table which showed the energizing current amount (current integrated value) which flowed per unit sampling time calculated for every division | segmentation of the temperature range and SOC width | variety of a secondary battery. 図8の電流積算値・区分分けテーブルに基づいて通電電流量(電流積算値)を1/2乗に換算した電流積算値2分の1乗・区分分けテーブルを示す図である。FIG. 9 is a diagram showing a current integrated value half-power / segmentation table in which an energized current amount (current integrated value) is converted to a half power based on the current integrated value / segmentation table of FIG. 8. 通電電流量の1/2乗の値[Ah1/2]を基準劣化モード相当に換算した電流積算値1/2乗・区分分けテーブルを示す図である。It is a figure which shows the electric current integrated value 1/2 power and division | segmentation table which converted the value [Ah1 / 2 ] of the energization current amount into [ 1/2 ] the standard deterioration mode. 本発明の第1実施形態に係る電池劣化推定方法を実行するための前準備工程の流れを示すフローチャートである。It is a flowchart which shows the flow of the preparatory process for performing the battery deterioration estimation method which concerns on 1st Embodiment of this invention. 本発明の第1実施形態に係る電池劣化推定方法における、通電電流積算時の電池劣化推定値の算出処理の流れを示すフローチャートである。It is a flowchart which shows the flow of the calculation process of the battery degradation estimated value at the time of an energization current integration in the battery degradation estimation method which concerns on 1st Embodiment of this invention. 本発明の第1実施形態に係る電池劣化推定方法における、二次電池の放置時の電池劣化推定値の算出処理の流れを示すフローチャートである。It is a flowchart which shows the flow of the calculation process of the battery deterioration estimated value at the time of leaving of a secondary battery in the battery deterioration estimation method which concerns on 1st Embodiment of this invention. 本発明の第1実施形態に係る電池劣化推定方法における、通電時および放置時の電池劣化推定値の算出処理の流れを示すフローチャートである。It is a flowchart which shows the flow of the calculation process of the battery degradation estimated value at the time of electricity supply and the time of leaving in the battery degradation estimation method which concerns on 1st Embodiment of this invention. 基準劣化条件における通電量積算値(通電電流量)に対する容量維持率の関係を示す実験データのサイクル特性図である。It is a cycle characteristic figure of the experimental data which shows the relation of the capacity maintenance rate to the energization amount integrated value (energization current amount) in the standard deterioration condition. 図15のサイクル特性図に基づいて作成した通電量積算値(通電電流量)の1/2乗に対する容量維持率の関係特性を示すサイクル特性図である。FIG. 16 is a cycle characteristic diagram illustrating a relational characteristic of a capacity maintenance ratio with respect to a half power of an energization amount integrated value (energization current amount) created based on the cycle characteristic diagram of FIG. 15. LIB(リチウムイオン電池)の容量と開放電圧(OCV)および劣化の関係を説明するためのモデル図である。It is a model figure for demonstrating the relationship of the capacity | capacitance of LIB (lithium ion battery), an open circuit voltage (OCV), and deterioration. 本発明の第2実施形態に適用されるセル容量推定方法を説明するためのモデル図である。It is a model figure for demonstrating the cell capacity estimation method applied to 2nd Embodiment of this invention. 組電池の容量を最大限に引き出す方法を説明するための、各セルのSOC−電圧特性図である。It is a SOC-voltage characteristic diagram of each cell for demonstrating the method of drawing out the capacity | capacitance of an assembled battery to the maximum.
本発明の電池劣化推定方法は、通電による二次電池の劣化状態と放置による二次電池の劣化状態を、温度やSOCなどの使用条件に依存されることなく判定するために、通電電流量(電流積算値)の2分の1乗と容量維持率との関係を一軸に換算して、二次電池の容量維持率を一義的に推定するようにしたことを特徴とする。すなわち、温度条件やSOCの状態によって細分化された電池劣化の条件を、劣化係数を用いることによって1種類の電池劣化の条件にまとめたことを特徴としている。これにより、電池劣化に影響する条件(温度条件やSOCの状態)を細分化することができるので、二次電池の劣化推定を高精度に行うことが可能となる。   The battery deterioration estimation method of the present invention is configured to determine the deterioration state of the secondary battery due to energization and the deterioration state of the secondary battery due to neglect without depending on the use conditions such as temperature and SOC. The relationship between the half current of the current integrated value) and the capacity maintenance ratio is converted to a single axis, and the capacity maintenance ratio of the secondary battery is uniquely estimated. That is, the battery deterioration conditions subdivided according to temperature conditions and SOC states are combined into one type of battery deterioration condition by using a deterioration coefficient. As a result, conditions (temperature conditions and SOC states) that affect battery deterioration can be subdivided, so that it is possible to estimate the deterioration of the secondary battery with high accuracy.
以下、本発明の幾つかの実施形態について図面を参照しながら詳細に説明する。なお、各実施形態を説明するための全図において、同一の要素は原則として同一の符号を付し、その繰り返しの説明は省略する。   Hereinafter, several embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the drawings. Note that components having the same function are denoted by the same reference symbols throughout the drawings for describing the embodiments, and the repetitive description thereof will be omitted.
《用語の定義》
まず、本発明の各実施形態に係る電池劣化推定方法に用いられる用語の定義について説明する。
「劣化速度」とは、温度やSOCなどの使用条件ごとにおける二次電池の容量劣化速度である。この容量劣化速度の単位は、[%/Ah1/2]、または[%/times1/2]で表される通電電流量または経過時間の1/2乗則から求めた劣化速度の直線の勾配であり、その数値が大きいほど劣化速度は速いことを意味する。
"Definition of terms"
First, definitions of terms used in the battery deterioration estimation method according to each embodiment of the present invention will be described.
The “deterioration rate” is a capacity deterioration rate of the secondary battery for each use condition such as temperature and SOC. The unit of this capacity deterioration rate is a straight line of the deterioration rate obtained from the energization current amount represented by [% / Ah 1/2 ] or [% / times 1/2 ] or the 1/2 power of elapsed time. It is a slope, and the larger the value, the faster the deterioration rate.
「劣化係数」とは、基準劣化モードに対して、電池劣化に影響する二次電池の使用条件の違いによる劣化速度の速度倍数である。例えば、基準劣化モードの劣化速度が1.2%/Ah1/2、任意の使用条件における劣化速度が2.4%/Ah1/2である場合、劣化係数は2.0となり、任意の使用条件における劣化速度は、基準劣化モードの通電電流量の1/2乗に対して2倍の劣化速度となる。 The “deterioration coefficient” is a speed multiple of a deterioration rate due to a difference in use conditions of the secondary battery that affects the battery deterioration with respect to the reference deterioration mode. For example, when the deterioration rate in the reference deterioration mode is 1.2% / Ah 1/2 and the deterioration rate under any use condition is 2.4% / Ah 1/2 , the deterioration coefficient is 2.0, The deterioration rate under the use condition is twice as high as the half power of the energization current amount in the reference deterioration mode.
「SOC」とは、(残容量/満充電容量)×100で表わされる二次電池の充電率である。例えば、満充電を100%、満放電を100%として、満充電から満放電まで放電できる電池容量(Ah)を100%としたときの現在充電されている容量比である。   “SOC” is a charge rate of the secondary battery expressed by (remaining capacity / full charge capacity) × 100. For example, it is a capacity ratio that is currently charged when the battery capacity (Ah) that can be discharged from full charge to full discharge is 100%, with full charge being 100% and full discharge being 100%.
「1C」とは、二次電池を満充電から満放電まで放電できる容量(Ah)を1時間で放電するときの電流値である。通常は、二次電池に公称容量が記されており、その公称容量から1Cを算出する。例えば、公称容量が5Ahの二次電池の場合、1Cは5Aである。   “1C” is a current value when a capacity (Ah) capable of discharging the secondary battery from full charge to full discharge is discharged in one hour. Usually, the nominal capacity is written in the secondary battery, and 1C is calculated from the nominal capacity. For example, in the case of a secondary battery having a nominal capacity of 5 Ah, 1C is 5A.
「CC−CV(Constant Current-Constant Voltage)充電」とは、目的の電圧まで指定した一定の電流値で充電し、目的の電圧まで達した後は目的の電圧に一定に保持したまま充電を行う充電方法である。   “CC-CV (Constant Current-Constant Voltage) charging” means charging at a specified current value up to the target voltage, and after reaching the target voltage, charging is performed while keeping the target voltage constant. It is a charging method.
「CC(Constant Current)放電」とは、目的の電圧まで指定の電流値で放電する放電方法のことである。   “CC (Constant Current) discharge” is a discharge method in which discharge is performed at a specified current value up to a target voltage.
《電池劣化推定装置の構成》
次に、本発明の各実施形態に係る電池劣化推定方法を実現するための電池劣化推定装置の構成について説明する。図1は、本発明の各実施形態に適用される電池劣化推定装置の構成を示すブロック図である。図1に示すように、電池劣化推定装置1は、リチウムイオン電池などの二次電池2、二次電池2の温度を検出する温度センサ3、二次電池2の電圧を検出する電圧検出器4、二次電池2の充電電流および放電電流を検出する電流検出器5、SOC値を演算するSOC演算器6、二次電池2に流れる電流の通電時間などを計測する計時手段7、二次電池2の容量維持率を演算する容量維持率演算器8、および容量維持率演算器8が演算した演算結果を保存する記憶媒体9を備えて構成されている。
<Configuration of battery deterioration estimation device>
Next, the configuration of the battery deterioration estimation apparatus for realizing the battery deterioration estimation method according to each embodiment of the present invention will be described. FIG. 1 is a block diagram showing a configuration of a battery deterioration estimation apparatus applied to each embodiment of the present invention. As shown in FIG. 1, the battery deterioration estimation device 1 includes a secondary battery 2 such as a lithium ion battery, a temperature sensor 3 that detects the temperature of the secondary battery 2, and a voltage detector 4 that detects the voltage of the secondary battery 2. A current detector 5 for detecting a charging current and a discharging current of the secondary battery 2, an SOC calculator 6 for calculating an SOC value, a time measuring means 7 for measuring an energization time of the current flowing through the secondary battery 2, and the secondary battery The capacity maintenance factor calculator 8 that calculates the capacity maintenance factor 2 and the storage medium 9 that stores the calculation results calculated by the capacity maintenance factor calculator 8 are provided.
SOC演算器6は、電圧検出器4が検出した二次電池2の電圧と電流検出器5が検出した二次電池2の充放電電流とに基づいてSOC値の演算を行う。容量維持率演算器8は、温度センサ3の温度情報、電圧検出器4の電圧情報、電流検出器5の電流情報、SOC演算器6が演算したSOC値、および計時手段7が計測した通電時間に基づいて、二次電池2の容量維持率を演算する。   The SOC calculator 6 calculates the SOC value based on the voltage of the secondary battery 2 detected by the voltage detector 4 and the charge / discharge current of the secondary battery 2 detected by the current detector 5. The capacity maintenance ratio calculator 8 includes temperature information of the temperature sensor 3, voltage information of the voltage detector 4, current information of the current detector 5, SOC value calculated by the SOC calculator 6, and energization time measured by the time measuring means 7. Based on the above, the capacity maintenance rate of the secondary battery 2 is calculated.
図2は、図1に示す容量維持率演算器8の内部構成を示すブロック図である。図2に示すように、容量維持率演算器8は、二次電池2の容量劣化に影響する複数の使用条件のそれぞれに対応して、その二次電池2に流れる電流量、または経過時間を所定の期間に亘って積算する積算手段8aと、単一の使用条件のときの二次電池2の劣化速度に対する複数の使用条件における二次電池2の劣化速度の比を示す劣化係数を、対応する複数の使用条件のそれぞれについて算出する劣化係数算出手段8bと、積算手段8aが複数の使用条件ごとに積算した電流積算値または経過時間を、劣化係数算出手段8bが対応する複数の使用条件ごとに算出した劣化係数によって補正し、単一の使用条件における電流積算値または経過時間に換算する換算手段8cと、換算手段8cが換算した電流積算値または経過時間と単一の使用条件における劣化速度とに基づいて、二次電池2の容量劣化のレベルを推定する容量劣化推定手段8dとを備えている。なお、容量劣化のレベルとは、二次電池の容量低下率または容量維持率に相当するものである。   FIG. 2 is a block diagram showing an internal configuration of the capacity maintenance ratio calculator 8 shown in FIG. As shown in FIG. 2, the capacity maintenance ratio calculator 8 calculates the amount of current flowing through the secondary battery 2 or the elapsed time corresponding to each of a plurality of use conditions that affect the capacity deterioration of the secondary battery 2. The integration means 8a for integrating over a predetermined period corresponds to the deterioration coefficient indicating the ratio of the deterioration rate of the secondary battery 2 under a plurality of use conditions to the deterioration rate of the secondary battery 2 under a single use condition. Deterioration coefficient calculation means 8b for each of a plurality of use conditions to be calculated, and current integrated value or elapsed time accumulated by the integration means 8a for each of the plurality of use conditions for each of the plurality of use conditions corresponding to the deterioration coefficient calculation means 8b. The conversion means 8c which corrects by the deterioration coefficient calculated in the above and converts it into the current integrated value or elapsed time under a single use condition, the current integrated value or elapsed time converted by the conversion means 8c and the single use condition Based on the definitive degradation rate, and a capacity deterioration estimating unit 8d for estimating the level of capacity deterioration of the secondary battery 2. The level of capacity deterioration corresponds to the capacity reduction rate or capacity maintenance rate of the secondary battery.
《劣化速度の求め方》
次に、二次電池の容量劣化の速度である劣化速度の求め方について説明する。劣化速度は、二次電池の使用条件(例えば、温度、使用SOC幅、通電電流の大きさなど)によって異なる。そのため、それぞれ劣化速度が異なる使用条件ごとに劣化速度を求める必要がある。一例として、使用条件の温度と使用SOC幅が劣化速度に支配的であるとした場合の、劣化係数を求める条件分けと求め方を説明する。
<How to determine the degradation rate>
Next, how to determine the deterioration rate, which is the rate of capacity deterioration of the secondary battery, will be described. The deterioration rate varies depending on the use conditions (for example, temperature, use SOC width, energization current, etc.) of the secondary battery. For this reason, it is necessary to obtain a deterioration rate for each use condition having a different deterioration rate. As an example, a description will be given of the condition division and how to obtain the deterioration coefficient when the temperature of the use condition and the use SOC width are dominant in the deterioration rate.
図3は、二次電池の劣化速度を求めるために、使用条件の温度幅と使用SOC幅をそれぞれ3つの区分に分けた区分分けテーブルを示す図である。すなわち、図3に示すように、電池のオペレーション温度幅を−30〜65℃、使用SOC幅(以下、単にSOC幅という)を0〜100%とした場合の区分分けの一例として、温度幅およびSOC幅をそれぞれ3つの区分に分ける。ここでは、温度幅(℃)は、−30〜25℃、25〜45℃、および45〜65℃の3区分に分け、SOC幅(%)は、0〜40%、40〜70%、および70〜100%の3区分に分ける。なお、これらの区分をさらに細かく条件分けするほど、劣化速度の推定精度は高くなり、大まかに条件分けするほど、劣化速度の推定精度は低くなる。   FIG. 3 is a diagram illustrating a classification table in which the temperature width and the usage SOC width of the use conditions are divided into three sections in order to obtain the deterioration rate of the secondary battery. That is, as shown in FIG. 3, as an example of the division when the operation temperature range of the battery is −30 to 65 ° C. and the used SOC width (hereinafter simply referred to as the SOC width) is 0 to 100%, Each SOC width is divided into three sections. Here, the temperature width (° C.) is divided into three sections of −30 to 25 ° C., 25 to 45 ° C., and 45 to 65 ° C., and the SOC width (%) is 0 to 40%, 40 to 70%, and Divide into 3 categories of 70-100%. Note that the accuracy of deterioration rate estimation becomes higher as these sections are further classified, and the accuracy of estimation of deterioration rate is lower as the conditions are roughly classified.
劣化速度の求め方としては、図3に示す各温度幅および各SOC幅の条件において、例えば、電池容量を1時間で放電できる電流値である1CのCC−CV充電→1CのCC放電のサイクルを実施し、そのときの総通電積算量(通電電流量(Ah))を横軸とし、容量維持率(%)を縦軸にプロットする。   As a method of obtaining the deterioration rate, for example, under the conditions of each temperature width and each SOC width shown in FIG. 3, a cycle of 1C CC-CV charge which is a current value capable of discharging the battery capacity in 1 hour → 1C CC discharge cycle The total accumulated integrated amount (energized current amount (Ah)) at that time is plotted on the horizontal axis, and the capacity retention rate (%) is plotted on the vertical axis.
図4は、二次電池の劣化速度を求めるための実験データである、通電電流量(Ah)に対する容量維持率(%)の関係特性を示すサイクル特性図である。すなわち、図4は、図3に示す温度幅とSOC幅をそれぞれ3つの区分に分けた区分分けテーブルに基づいて、9通りの通電電流量(Ah)と容量維持率(%)との関係をプロットしたサイクル特性図である。なお、基準劣化モードの劣化速度を求める必要があるので、図4のサイクル特性図では、温度が25℃でSOC幅が0〜100%のときの1CのCC−CV充電→1CのCC放電のサイクルを基準劣化モードとしてプロットしている。   FIG. 4 is a cycle characteristic diagram showing a relational characteristic of the capacity retention rate (%) with respect to the energization current amount (Ah), which is experimental data for obtaining the deterioration rate of the secondary battery. That is, FIG. 4 shows the relationship between nine energization current amounts (Ah) and capacity maintenance ratios (%) based on the division table in which the temperature range and the SOC range shown in FIG. It is the cycle characteristic figure plotted. In addition, since it is necessary to obtain the deterioration rate of the reference deterioration mode, in the cycle characteristic diagram of FIG. 4, 1C CC-CV charge → 1C CC discharge when the temperature is 25 ° C. and the SOC width is 0 to 100%. The cycle is plotted as the reference degradation mode.
図4のサイクル特性図から分かるように、同一のSOC幅(例えば、SOC=0〜40%)では、温度が高い区分ほど容量維持率(%)の低下傾向が大きい。しかし、図4に示す通電電流量(Ah)と容量維持率(%)との関係は非線形な特性となっているので、容量維持率(%)の低下傾向の大きさ、すなわち、劣化速度を定量的に比較することは難しい。   As can be seen from the cycle characteristic diagram of FIG. 4, in the same SOC width (for example, SOC = 0 to 40%), the capacity retention rate (%) tends to decrease as the temperature increases. However, since the relationship between the energization current amount (Ah) and the capacity retention rate (%) shown in FIG. 4 is a non-linear characteristic, the magnitude of the decreasing tendency of the capacity retention rate (%), that is, the deterioration rate is determined. It is difficult to make a quantitative comparison.
そこで、図4のサイクル特性図で得られたデータに基づいて横軸を総通電積算量(通電電流量)の1/2乗とし、縦軸を容量維持率(%)としてプロットすることにより、通電電流量の1/2乗の値(Ah1/2)と容量維持率(%)との関係を直線補間して線形化することができる。これによって、総通電積算量(通電電流量)の1/2乗を横軸とし、容量維持率(%)を縦軸とした線形特性の傾きによって、温度幅およびSOC幅の区分ごとの劣化速度を容易に求めることができる。 Therefore, by plotting the horizontal axis as the 1/2 power of the total energization integrated amount (energization current amount) and the vertical axis as the capacity maintenance ratio (%) based on the data obtained in the cycle characteristic diagram of FIG. It is possible to linearize the relationship between the value (Ah 1/2 ) of the energization current amount and the capacity maintenance ratio (%) by linear interpolation. As a result, the degradation rate for each temperature width and SOC width section is determined by the slope of the linear characteristic with the horizontal axis representing the 1/2 power of the total energization amount (energization current amount) and the vertical axis representing the capacity retention rate (%). Can be easily obtained.
図5は、図4のサイクル特性図に基づいて作成した通電電流量の1/2乗(Ah1/2)に対する容量維持率(%)の関係特性を示すサイクル特性図であり、横軸に通電電流量の1/2乗(Ah1/2)、縦軸に容量維持率(%)を示している。図5に示すように、通電電流量の1/2乗(Ah1/2)と容量維持率(%)との関係は線形特性となっているので、容量維持率(%)が傾斜する勾配から劣化速度を容易に求めることができる。すなわち、図5に示すように、横軸を通電電流量の1/2乗とした場合は、温度幅およびSOC幅の区分ごとの傾きが劣化速度となり、劣化速度の単位は[%/Ah1/2]となる。 FIG. 5 is a cycle characteristic diagram showing a relational characteristic of the capacity retention ratio (%) with respect to the half power (Ah 1/2 ) of the energization current amount created based on the cycle characteristic diagram of FIG. The energization current amount is ½ power (Ah 1/2 ), and the vertical axis indicates the capacity retention rate (%). As shown in FIG. 5, the relationship between the ½ power (Ah 1/2 ) of the energization current amount and the capacity retention rate (%) is a linear characteristic, and therefore the slope at which the capacity retention rate (%) is inclined. Thus, the deterioration rate can be easily obtained. That is, as shown in FIG. 5, when the horizontal axis is set to the half power of the energization current amount, the gradient for each of the temperature width and the SOC width becomes the deterioration rate, and the unit of the deterioration speed is [% / Ah 1 / 2 ].
図6は、図5に示すサイクル特性の区分ごとの傾きから求めた劣化速度・区分分けテーブルを示す図である。なお、劣化速度の単位は[%/Ah1/2]である。また、図6の劣化速度・テーブルには、温度が25℃でSOC幅が0〜100%のときの基準劣化モードの劣化速度(0.199[%/Ah1/2])も併記されている。すなわち、図6の劣化速度・区分分けテーブルに示すように、同一の温度幅においてはSOC幅の値が高いほど劣化速度が高くなり、また、同一のSOC幅においては温度幅の値が高いほど劣化速度が高くなっていることが分かる。 FIG. 6 is a diagram showing a deterioration rate / classification table obtained from the slope of each cycle characteristic shown in FIG. The unit of the deterioration rate is [% / Ah 1/2 ]. In addition, the deterioration rate table of FIG. 6 also shows the deterioration rate (0.199 [% / Ah 1/2 ]) in the reference deterioration mode when the temperature is 25 ° C. and the SOC width is 0 to 100%. Yes. That is, as shown in the deterioration rate / classification table of FIG. 6, the higher the SOC width value in the same temperature range, the higher the deterioration rate, and the higher the temperature range value in the same SOC width. It can be seen that the deterioration rate is high.
ところが、図6の劣化速度・テーブルから求めた劣化速度は、温度幅の区分およびSOC幅の区分の組合せによって9種類の劣化速度となるため、全ての温度範囲(−30〜+65℃)および全てのSOC範囲(0〜100%)において、通電電流量の1/2乗(Ah1/2)に対する劣化速度を一義的に求めることはできない。そこで、以下に述べるような手順を踏んで一義的に容量維持率を推定する。 However, since the deterioration rate obtained from the deterioration rate / table of FIG. 6 becomes nine types of deterioration rates depending on the combination of the temperature width category and the SOC width category, all temperature ranges (-30 to + 65 ° C.) and all In the SOC range (0 to 100%), the deterioration rate with respect to the half power (Ah 1/2 ) of the energization current amount cannot be uniquely determined. Therefore, the capacity maintenance ratio is uniquely estimated by following the procedure described below.
《劣化係数の求め方》
図6に示すそれぞれの区分ごとの劣化速度の区分分けテーブルから、基準劣化モードの劣化速度(0.199[%/Ah1/2])に対する各区分の劣化速度の比を求めて、これを任意の使用条件の劣化係数とする。すなわち、任意の使用条件の劣化係数は、次の式(1)によって求めることができる。
(任意の使用条件の劣化係数)=(任意の使用条件の劣化速度[%/Ah1/2])÷(基準劣化モードの劣化速度[%/Ah1/2]) (1)
<How to determine the degradation factor>
The ratio of the degradation rate of each category to the degradation rate of the standard degradation mode (0.199 [% / Ah 1/2 ]) is obtained from the degradation rate classification table for each category shown in FIG. Deterioration coefficient under any use condition. In other words, the deterioration coefficient of an arbitrary use condition can be obtained by the following equation (1).
(Deterioration coefficient of arbitrary use condition) = (Deterioration rate of arbitrary use condition [% / Ah 1/2 ]) ÷ (Deterioration rate of reference deterioration mode [% / Ah 1/2 ]) (1)
図7は、図6に示す劣化速度・区分分けテーブルから求めた劣化係数・区分分けテーブルを示す図である。すなわち、図5の劣化速度・区分けテーブルから前述の式(1)によって劣化係数を求めると、各使用条件の劣化係数は図7の劣化係数・区分分けテーブルのようになる。しかし、図7の劣化係数・区分分けテーブルに示す劣化係数は、温度幅の区分およびSOC幅の区分によって9種類の劣化係数となっているので、このまま取り扱うのでは使い勝手がよくない。   FIG. 7 is a diagram showing a degradation coefficient / classification table obtained from the degradation rate / classification table shown in FIG. That is, when the deterioration coefficient is obtained from the deterioration rate / classification table of FIG. 5 by the above-described equation (1), the deterioration coefficient of each use condition is as shown in the deterioration coefficient / classification table of FIG. However, since the degradation coefficients shown in the degradation coefficient / classification table of FIG. 7 are nine types of degradation coefficients depending on the temperature width classification and the SOC width classification, handling them as they are is not convenient.
《データの収集方法》
図1のブロック図で示したように、リチウムイオン電池などの二次電池2の電池劣化推定装置1においては、容量維持率演算器8に接続された電圧検出器4、電流検出器5、および温度センサ3が、それぞれ、二次電池2の電圧、電流、および温度の情報を常時監視している。また、SOC演算器6が、電圧検出器4が検出した電圧と、電流検出器5が検出した充放電電流とに基づいて現在のSOC値を演算して、このSOC値を容量維持率演算器8へ送信しているので、二次電池2を使用しているときのSOC状態は常に把握することができる。また、二次電池2の温度は温度センサ3によって常時監視されているので、電池劣化推定装置1の稼動時には二次電池2の温度を常時把握することができる。さらに、容量維持率演算器8は、電流検出器5が検出した電流値と計時手段7による時間情報とに基づいて、二次電池2の通電電流量(Ah)を算出することができる。
<Data collection method>
As shown in the block diagram of FIG. 1, in the battery deterioration estimation device 1 of the secondary battery 2 such as a lithium ion battery, the voltage detector 4, the current detector 5 connected to the capacity maintenance factor calculator 8, and Each temperature sensor 3 constantly monitors voltage, current, and temperature information of the secondary battery 2. Also, the SOC calculator 6 calculates the current SOC value based on the voltage detected by the voltage detector 4 and the charge / discharge current detected by the current detector 5, and this SOC value is calculated as a capacity maintenance ratio calculator. Therefore, the SOC state when the secondary battery 2 is used can always be grasped. In addition, since the temperature of the secondary battery 2 is constantly monitored by the temperature sensor 3, the temperature of the secondary battery 2 can be always grasped when the battery deterioration estimation device 1 is in operation. Furthermore, the capacity maintenance rate calculator 8 can calculate the energization current amount (Ah) of the secondary battery 2 based on the current value detected by the current detector 5 and the time information by the time measuring means 7.
単位サンプリング時間当たりの通電電流量(電流積算量)は、次の式(2)によって求めることができる。
(単位サンプリング時間当たりに流れた通電電流量[Ah/サンプリング時間])=
(通電している総電流積算量[Ah])÷(電流のサンプリング時間[Hr])(2)
The energization current amount (current integrated amount) per unit sampling time can be obtained by the following equation (2).
(Energizing current flowing per unit sampling time [Ah / sampling time]) =
(Total amount of current that is energized [Ah]) ÷ (current sampling time [Hr]) (2)
式(2)に基づいて算出した単位サンプリング時間当たりに流れた通電電流量[Ah/サンプリング時間]は、測定時点における二次電池の温度とSOC値とによって各区分の条件ごとに積算していく。   The energization current amount [Ah / sampling time] flowing per unit sampling time calculated based on the equation (2) is integrated for each condition according to the temperature and SOC value of the secondary battery at the time of measurement. .
図8は、二次電池の温度幅とSOC幅の区分ごとに算出した、単位サンプリング時間当たりに流れた通電電流量(電流積算値)を示す電流積算値・区分分けテーブルを示す図である。なお、図7には、各区分の通電電流量(電流積算値)を総和した総電流積算量(総電流量)も併記されている。すなわち、図8は、二次電池の総電流積算量(総電流量)として8000Ahを使用したときについて、温度幅およびSOC幅の条件ごとに区分分けけしたそれぞれの通電電流量(電流積算値)[Ah]を示している。   FIG. 8 is a diagram showing a current integration value / classification table indicating the amount of energization current (current integration value) flowing per unit sampling time, calculated for each category of the temperature width and SOC width of the secondary battery. FIG. 7 also shows the total current integrated amount (total current amount) obtained by summing the energized current amounts (current integrated values) of the respective sections. That is, FIG. 8 shows the respective energized current amounts (current integrated values) divided according to the temperature width and SOC width conditions when 8000 Ah is used as the total current integrated amount (total current amount) of the secondary battery. [Ah] is shown.
《劣化推定》
次に、前述の図7のように算出した劣化係数と、図8のようにサンプリングした通電電流量(電流積算値)とを用いて二次電池の劣化推定を行う。まず、図8に示す各使用条件の通電電流量(電流積算値)を1/2乗する。図9は、図8の電流積算値・区分分けテーブルに基づいて通電電流量(電流積算値)を1/2乗に換算した電流積算値2分の1乗・区分分けテーブルを示す図である。すなわち、図9は、図8の通電電流量(電流積算値)の区分分けテーブルに基づいて、通電電流量(電流積算値)を1/2乗した、電流積算値2分の1乗・区分分けテーブルを示す図である。
<Deterioration estimation>
Next, the deterioration of the secondary battery is estimated using the deterioration coefficient calculated as shown in FIG. 7 and the energized current amount (current integrated value) sampled as shown in FIG. First, the energization current amount (current integrated value) under each use condition shown in FIG. FIG. 9 is a diagram showing a half-current / segmentation table of current integration values obtained by converting energization current amounts (current integration values) to 1/2 power based on the current integration value / segmentation table of FIG. . That is, FIG. 9 shows the current integrated value half-power / classification obtained by multiplying the energized current quantity (current integrated value) to the half power based on the energizing current quantity (current integrated value) classification table of FIG. It is a figure which shows a division | segmentation table.
さらに、図9に示す各使用条件の通電電流量(電流積算値)を1/2乗した値[Ah1/2]と、図7に示す劣化係数・区分分けテーブルから求めたそれぞれの使用条件に対応する劣化係数との積を区分ごとに算出する。これにより、それぞれの使用条件において、25℃換算の基準劣化モード相当の通電電流量(電流積算値)を1/2乗した値[Ah1/2]に換算することができる。 Further, the value [Ah 1/2 ] obtained by multiplying the energized current amount (current integrated value) of each use condition shown in FIG. 9 by 1/2 and the respective use conditions obtained from the deterioration coefficient / classification table shown in FIG. The product with the degradation coefficient corresponding to is calculated for each category. Thereby, in each use condition, it can convert into the value [Ah1 / 2 ] which multiplied the energization current amount (current integrated value) equivalent to the reference | standard deterioration mode of 25 degreeC conversion to the 1/2 power.
図10は、通電電流量の1/2乗の値[Ah1/2]を基準劣化モード相当に換算した電流積算値1/2乗・区分分けテーブルを示す図である。すなわち、図10は、図9に示す通電電流量(電流積算値)を1/2乗した値[Ah1/2]と、図7に示す劣化係数とを、それぞれ対応する使用条件ごとに乗算して求めた、25℃の基準劣化モード相当の通電電流量(電流積算値)1/2乗[Ah1/2]を示すテーブルである。 FIG. 10 is a diagram showing a current integrated value 1/2 power / classification table in which the value [Ah 1/2 ] of the energization current amount is converted to a value corresponding to the reference deterioration mode. That is, FIG. 10 multiplies the value [Ah 1/2 ] obtained by multiplying the energization current amount (current integrated value) shown in FIG. 9 by 1/2 and the deterioration coefficient shown in FIG. 7 for each corresponding use condition. 5 is a table showing the energization current amount (current integrated value) 1/2 power [Ah 1/2 ] corresponding to the reference deterioration mode at 25 ° C.
次に、温度幅とSOC幅の全ての使用条件から算出した基準劣化モード相当の通電電流量を1/2乗した値の総和を求めて、図10のテーブルに記録する。すなわち、図10に示すように、全ての使用条件から算出した基準劣化モード相当の通電電流量を1/2乗した値の総和は333.487[Ah1/2]となる。 Next, the sum total of the values obtained by raising the energization current amount corresponding to the reference deterioration mode calculated from all the usage conditions of the temperature width and the SOC width to the power of 1/2 is obtained and recorded in the table of FIG. That is, as shown in FIG. 10, the sum total of the values obtained by raising the energization current amount corresponding to the reference deterioration mode calculated from all the use conditions to the power of ½ is 333.487 [Ah 1/2 ].
そして、図10に示す基準劣化モード相当の通電電流量を1/2乗した値の総和(335.487[Ah1/2])と、図6に示す基準劣化モードの劣化速度(0.199[%/Ah1/2])とに基づいて、現在の容量維持率推定値Y[%]を次の式(3)によって算出する。 Then, the sum of values obtained by raising the energization current amount corresponding to the reference deterioration mode shown in FIG. 10 to the power of ½ (335.487 [Ah 1/2 ]) and the deterioration rate (0.199 of the reference deterioration mode shown in FIG. 6). Based on [% / Ah 1/2 ]), the current capacity retention rate estimated value Y [%] is calculated by the following equation (3).
容量維持率推定値Y[%]=100−(通電電流量を1/2乗した値の総和[Ah1/2])×(基準劣化モードの劣化速度[%/Ah1/2]) (3)
式(3)に具体的な数値を代入してみると、通電電流量を1/2乗した値の総和は図10より335.487[Ah1/2]、基準劣化モードの劣化速度は図6より0.199[%/Ah1/2]であるので、
容量維持率推定値Y[%]=100−335.487[Ah1/2])×0.199[%/Ah1/2])=33.238[%] となる。
すなわち、温度やSOC幅などの条件に関わりなく、容量維持率推定値Yを33.238[%]として一義的に求めることができる。
Capacity maintenance factor estimated value Y [%] = 100− (total sum of energization current amount raised to half power [Ah 1/2 ]) × (deterioration rate in reference deterioration mode [% / Ah 1/2 ]) ( 3)
Substituting specific numerical values into equation (3), the sum of the values obtained by raising the energization current amount to the power of 1/2 is 335.487 [Ah 1/2 ] from FIG. 10, and the deterioration rate of the reference deterioration mode is 6 is 0.199 [% / Ah 1/2 ],
Capacity maintenance rate estimated value Y [%] = 100-335.487 [Ah 1/2 ]) × 0.199 [% / Ah 1/2 ]) = 33.238 [%].
That is, the capacity retention rate estimated value Y can be uniquely determined as 33.238 [%] regardless of conditions such as temperature and SOC width.
《応用例》
次に応用例として、放置時間による電池劣化推定方法の分離化について説明する。前述の電池劣化推定方法は、二次電池への通電による劣化のみに適用されるものである。ところが、実際には、二次電池の劣化現象は、通電による劣化の他に、放置時間(すなわち、通電しなくても生じる経時変化)による劣化も存在する。
《Application example》
Next, as an application example, separation of the battery deterioration estimation method based on the standing time will be described. The battery deterioration estimation method described above is applied only to deterioration due to energization of the secondary battery. However, in actuality, the deterioration phenomenon of the secondary battery includes deterioration due to the standing time (that is, a change with time that occurs even when the current is not supplied) in addition to the deterioration due to the current supply.
そのため、前述の考え方と同様に、放置時間とその時点でのSOC状態ごとに放置劣化速度を試験により求め、そこから放置劣化係数を算出する。そして、二次電池がシステムとして使用されていない状態で温度とSOC状態をカウントして積算することにより、前述と同様に、放置時間による容量維持率推定値を求めることができる。   Therefore, similarly to the above-described concept, the neglected deterioration rate is obtained by a test for each leaving time and the SOC state at that time, and the neglected deterioration coefficient is calculated therefrom. Then, by counting and integrating the temperature and the SOC state in a state where the secondary battery is not used as a system, it is possible to obtain the estimated capacity maintenance rate based on the standing time as described above.
なお、放置時間による容量維持率推定値を求めるとき、例えば車両の場合においては、時間のカウントは、ECU(Electric Control Unit)や制御システムに内蔵された絶対時計(普通の時計)により、イグニッションOFFから次回のイグニッションONまでの絶対時間を算出する。また、温度のカウントは、モデル化された温度で放置されたと仮定して温度を算出する。そして、モデル化された温度に対して時間のカウントで算出した時間分の温度を加算する。   When calculating the estimated capacity maintenance rate based on the neglected time, for example in the case of a vehicle, the time is counted by an ECU (Electric Control Unit) or an absolute clock (ordinary clock) built in the control system. To calculate the absolute time from the next ignition ON. The temperature is calculated by assuming that the temperature is left at the modeled temperature. Then, the temperature for the time calculated by counting the time is added to the modeled temperature.
具体的には、温度のカウントは、イグニッションOFF時の温度を記憶しておき、次回のイグニッションON時の温度をサンプリングして、イグニッションOFF時の温度とイグニッションON時の温度を時間のカウントで算出した放置時間で直線補間し、それぞれに温度条件における滞在時間を算出する。カウントは、温度のカウントで算出した温度ごとの滞在時間をそれぞれの条件に加算する。   Specifically, the temperature count is stored as the temperature when the ignition is turned off, the temperature when the ignition is turned on the next time is sampled, and the temperature when the ignition is turned off and the temperature when the ignition is turned on are calculated by counting the time. The interpolation time is linearly interpolated with the left standing time, and the residence time under the temperature condition is calculated for each. The count adds the stay time for each temperature calculated by the temperature count to each condition.
《基準劣化モードにおける通電電流量への換算の別案》
次に、前述の図10で求めた基準劣化モードにおける通電電流量(通電量)の換算方法の別案について説明する。すなわち、前述の電池劣化推定方法においては、換算の実施方法の一例として、横軸を通電電流積算量(通電量)の1/2乗した値[Ah1/2]として、縦軸を容量維持率[%]としたときに、特性グラフを直線補間した傾きを劣化速度とし、その相対速度比を劣化係数とした。しかし、別案では、横軸の通電電流量(通電量)を1/2乗した値[Ah1/2]に基づいて劣化速度や劣化係数を直線補間するのではなく、図4に示すような通常の通電電流量(通電量)[Ah]を横軸にそのまま使用する。
<Another plan for conversion to energized current amount in the standard deterioration mode>
Next, another method of converting the energization current amount (energization amount) in the reference deterioration mode obtained in the above-described FIG. 10 will be described. That is, in the above-described battery deterioration estimation method, as an example of the conversion implementation method, the horizontal axis is a value [Ah 1/2 ] obtained by multiplying the current carrying amount (energization amount) to the half power, and the vertical axis is the capacity maintenance. When the rate was [%], the slope obtained by linear interpolation of the characteristic graph was defined as the deterioration rate, and the relative speed ratio was defined as the deterioration coefficient. However, in another plan, the deterioration rate and the deterioration coefficient are not linearly interpolated based on a value [Ah 1/2 ] obtained by multiplying the energization current amount (energization amount) on the horizontal axis by the 1/2 power, as shown in FIG. A normal energizing current amount (energizing amount) [Ah] is used as it is on the horizontal axis.
すなわち、数式で表すと、通電電流積算量の1/2乗則を使用して直線補間した劣化速度をaとすると、Y=100−a・X となる。
なお、Yは容量維持率(%)、Xは、例えば通電電流量を1/2乗した値[Ah1/2]、aは劣化係数である。
That is, when expressed by a mathematical expression, if the deterioration rate linearly interpolated using the 1/2 power law of the current carrying amount is a, Y = 100−a · X.
Y is a capacity retention rate (%), X is, for example, a value [Ah 1/2 ] obtained by multiplying the energization current amount by 1/2, and a is a deterioration coefficient.
一方、通電電流積算量を1/2乗しない場合の、図4に示すような通常の通電電流量(通電量)[Ah]について数式で表すと、Y=100−a・X となる。なお、Yは容量維持率(%)、Xは、例えば通電積算量(Ah)、aは劣化係数である。
そのため、基準のX軸を1/2乗しないでカウントする場合は、前述の図6、図7で求めた劣化速度や劣化係数の数値を2乗することによって、前述と同様に、温度やSOC幅に関わらず電池劣化を一義的に推定することができる。
On the other hand, when a normal energization current amount (energization amount) [Ah] as shown in FIG. 4 when the energization current integrated amount is not raised to the 1/2 power, Y = 100−a 2 · X. Note that Y is a capacity maintenance rate (%), X is, for example, an energization integrated amount (Ah), and a is a deterioration coefficient.
Therefore, when counting without the 1/2 power of the reference X axis, the values of the deterioration rate and the deterioration coefficient obtained in FIGS. The battery deterioration can be uniquely estimated regardless of the width.
《電池劣化推定方法の手順の流れ》
次に、本実施形態の電池劣化推定方法を実行して容量維持率を算出するための手順について、フローチャートを用いて詳細に説明する。図11は、本発明の第1実施形態に係る電池劣化推定方法を実行するための前準備工程の流れを示すフローチャートである。したがって、図1に示の電池劣化推定装置1を参照しながら、図11のフローチャートの流れを説明する。前提条件として、イグニッション(IG)がON状態であり、容量維持率推定値を算出するために必要な各種情報は取得済みであり、かつ車両のECU等は正常状態にあるものとする。
<Flow of battery degradation estimation method>
Next, a procedure for calculating the capacity maintenance rate by executing the battery deterioration estimation method of the present embodiment will be described in detail using a flowchart. FIG. 11 is a flowchart showing a flow of a preparatory process for executing the battery deterioration estimation method according to the first embodiment of the present invention. Therefore, the flow of the flowchart of FIG. 11 will be described with reference to the battery deterioration estimation device 1 shown in FIG. As a precondition, it is assumed that the ignition (IG) is in the ON state, various information necessary for calculating the capacity retention rate estimation value has been acquired, and the ECU of the vehicle is in a normal state.
図11において、電池劣化推定方法を実行するための前準備工程として周期処理を行う場合、まず、容量維持率演算器8は、温度センサ3を介して二次電池2の電池温度情報を取得する(ステップS1)。次に、容量維持率演算器8は、電圧検出器4が検出した電圧情報と電流検出器5が検出した電流情報とに基づいてSOC演算器6が算出した二次電池2のSOC値を取得する(ステップS2)。さらに、容量維持率演算器8は、計時手段7がカウントした計時情報と電流検出器5が検出した電流情報とに基づいて、1サンプリング周期の周期間における通電電流量(通電電流×時間)を取得する(ステップS3)。   In FIG. 11, when performing periodic processing as a preparation step for executing the battery deterioration estimation method, first, the capacity maintenance ratio calculator 8 acquires the battery temperature information of the secondary battery 2 via the temperature sensor 3. (Step S1). Next, the capacity maintenance ratio calculator 8 acquires the SOC value of the secondary battery 2 calculated by the SOC calculator 6 based on the voltage information detected by the voltage detector 4 and the current information detected by the current detector 5. (Step S2). Further, the capacity maintenance rate calculator 8 calculates the amount of energization current (energization current × time) during one sampling period based on the time information counted by the time measuring means 7 and the current information detected by the current detector 5. Obtain (step S3).
次に、容量維持率演算器8は、計時手段7の計時情報に基づいて、ステップS1で取得した電池温度情報とステップS2で取得したSOC値とにより、経過時間積算テーブルを検索する(ステップS4)。そして、該当する経過時間積算テーブルに記録する積算時間をカウントアップする(ステップS5)。   Next, the capacity maintenance rate calculator 8 searches the elapsed time integration table based on the battery temperature information acquired in step S1 and the SOC value acquired in step S2 based on the time information of the time measuring means 7 (step S4). ). Then, the accumulated time recorded in the corresponding elapsed time accumulated table is counted up (step S5).
さらに、容量維持率演算器8は、計時手段7の計時情報に基づいて、ステップS1で取得した電池温度情報とステップS2で取得したSOC値とにより、放電電流量積算テーブルを検索する(ステップS6)。そして、該当する放電電流量積算テーブルに記録する積算電流量をカウントアップする(ステップS7)。   Further, the capacity maintenance rate calculator 8 searches the discharge current amount integration table based on the battery temperature information acquired in step S1 and the SOC value acquired in step S2 based on the time information of the time measuring means 7 (step S6). ). Then, the integrated current amount recorded in the corresponding discharge current amount integration table is counted up (step S7).
次に、通電電流量の積算による電池劣化推定値の算出処理の流れを説明する。図12は、本発明の第1実施形態に係る電池劣化推定方法における、通電電流積算時の電池劣化推定値の算出処理の流れを示すフローチャートである。   Next, the flow of the process for calculating the estimated battery deterioration value by integrating the energization current amount will be described. FIG. 12 is a flowchart showing a flow of a battery deterioration estimated value calculation process at the time of integration of energized current in the battery deterioration estimating method according to the first embodiment of the present invention.
図12に示すように、通電電流積算時において二次電池の劣化度を算出処理する場合は、まず、容量維持率演算器8は、通電量積算テーブルを取得する。すなわち、図9に示す電流積算値の1/2乗の通電量積算テーブル(電流積算値2分の1乗・区分分けテーブル)を取得する(ステップS11)。さらに、容量維持率演算器8は、図7に示す通電量の劣化係数テーブルを取得する(ステップS12)。そして、ステップS11で取得した通電量積算テーブルとステップS12で取得した劣化係数テーブルについて、対応する区分(カラム)の値を掛け合わせ、図10に示す基準劣化モード相当の通電量積算テーブルを作成する(ステップS13)。   As shown in FIG. 12, when calculating the deterioration degree of the secondary battery at the time of energization current accumulation, first, the capacity maintenance rate calculator 8 acquires an energization amount accumulation table. That is, an energization amount integration table (1/2 current integration value / division table) of the current integration value shown in FIG. 9 is obtained (step S11). Furthermore, the capacity maintenance ratio calculator 8 acquires the deterioration coefficient table of the energization amount shown in FIG. 7 (step S12). Then, the energization amount integration table acquired in step S11 and the deterioration coefficient table acquired in step S12 are multiplied by the values of the corresponding categories (columns) to create the energization amount integration table corresponding to the reference deterioration mode shown in FIG. (Step S13).
次に、ステップS13で作成した基準劣化モード相当の通電量積算テーブル(図10)について、全区分の通電量を総和して、335.487[Ah1/2]を求める(ステップS14)。さらに、図6に示す劣化速度テーブルより基準劣化モードの劣化速度として0.199[%/Ah1/2]を検索する(ステップS15)。そして、ステップS14で求めた通電量を総和(335.487[Ah1/2])とステップS15で検索した基準劣化モードの劣化速度(0.199[%/Ah1/2])とを掛け合わせて、二次電池の劣化度を算出する(ステップS16)。具体的には、前述の式(3)に基づいて容量維持率推定値Y[%]を算出することができる。 Next, for the energization amount integration table corresponding to the reference deterioration mode created in step S13 (FIG. 10), the total energization amounts of all the sections are calculated to obtain 335.487 [Ah 1/2 ] (step S14). Further, 0.199 [% / Ah 1/2 ] is retrieved as the deterioration rate of the reference deterioration mode from the deterioration rate table shown in FIG. 6 (step S15). Then, the energization amount obtained in step S14 is multiplied by the sum (335.487 [Ah 1/2 ]) and the deterioration rate (0.199 [% / Ah 1/2 ]) of the reference deterioration mode searched in step S15. In addition, the deterioration degree of the secondary battery is calculated (step S16). Specifically, the capacity maintenance rate estimated value Y [%] can be calculated based on the above-described equation (3).
そして、ステップS16において、二次電池の劣化度(すなわち、二次電池の通電電流積算時の電池劣化推定値)が算出されたら、通電電流積算テーブル(つまり、図9に示す電流積算値の1/2乗のテーブル)のデータ(電流積算値)をリセットして初期状態にする(ステップS17)。   Then, in step S16, when the degree of deterioration of the secondary battery (that is, the estimated battery deterioration value at the time of integrating the energizing current of the secondary battery) is calculated, the energizing current integrating table (that is, the current accumulated value 1 of FIG. The data (current integration value) in the / square table is reset to the initial state (step S17).
なお、前記の各ステップと請求項1における各手順との関係は、ステップS11が第1の手順に相当し、ステップS12が第2の手順に相当し、ステップS13〜S15が第3の手順に相当し、さらに、ステップS16が第4の手順に相当する。   The relationship between each step and each procedure in claim 1 is that step S11 corresponds to the first procedure, step S12 corresponds to the second procedure, and steps S13 to S15 correspond to the third procedure. Further, step S16 corresponds to a fourth procedure.
次に、二次電池の放置時における電池劣化推定値の算出処理の流れを説明する。図13は、本発明の第1実施形態に係る電池劣化推定方法における、二次電池の放置時における電池劣化推定値の算出処理の流れを示すフローチャートである。   Next, the flow of the process for calculating the estimated battery deterioration value when the secondary battery is left will be described. FIG. 13 is a flowchart showing a flow of a battery deterioration estimation value calculation process when the secondary battery is left in the battery deterioration estimation method according to the first embodiment of the present invention.
図13において、放電時間による劣化度の算出処理を行う場合は、容量維持率演算器8は、まず、放置時における放電量の積算の放置時間積算テーブルを取得する。すなわち、図9に示す電流積算値の1/2乗のテーブルと同様な放置時間積算テーブルを取得する(ステップS21)。さらに、容量維持率演算器8は、図7に示すような放置時間の劣化係数テーブルを取得する(ステップS22)。そして、ステップS21で取得した放置時間積算テーブルとステップS22で取得した劣化係数テーブルについて、対応する区分(カラム)の値を掛け合わせ、図10に示すような基準劣化モード相当の放置時間積算テーブルを作成する(ステップS23)。   In FIG. 13, when performing the calculation process of the degree of deterioration by the discharge time, the capacity maintenance ratio calculator 8 first obtains a left time integration table of the total discharge amount when left. That is, a neglected time integration table similar to the current square value 1/2 table shown in FIG. 9 is acquired (step S21). Further, the capacity maintenance rate calculator 8 obtains the deterioration coefficient table of the leaving time as shown in FIG. 7 (step S22). Then, the neglected time integration table acquired in step S21 and the deterioration coefficient table acquired in step S22 are multiplied by the corresponding category (column) value, and the neglected time integration table corresponding to the reference deterioration mode as shown in FIG. 10 is obtained. Create (step S23).
次に、ステップS23で作成した基準劣化モード相当の放置時間積算テーブル(図10に相当)について、全区分の放置時間放電量を総和して同テーブルに記録する(ステップS24)。さらに、図6に示すような放置時間の劣化速度テーブルより基準劣化モードの劣化速度[%/Ah1/2]を検索する(ステップS25)。そして、ステップS24で求めた放電量の総和[Ah1/2]とステップS25で検索した基準劣化モードの劣化速度[%/Ah1/2]とを掛け合わせて、前述の式(3)に基づいて容量維持率を算出する(ステップS26)。 Next, regarding the neglected time integration table (corresponding to FIG. 10) corresponding to the reference deterioration mode created in step S23, the neglected period discharge amount of all the sections is summed and recorded in the table (step S24). Further, the deterioration rate [% / Ah 1/2 ] of the reference deterioration mode is searched from the deterioration rate table of the standing time as shown in FIG. 6 (step S25). Then, the total amount [Ah 1/2 ] of the discharge amount obtained in step S24 is multiplied by the deterioration rate [% / Ah 1/2 ] of the reference deterioration mode searched in step S25, and the above equation (3) is obtained. Based on this, a capacity maintenance rate is calculated (step S26).
そして、ステップS26において、二次電池の劣化度(すなわち、二次電池の放置時における電池劣化推定値)が算出されたら、放電量積算テーブル(つまり、図9に示す電流積算値の1/2乗のテーブル)のデータ(放電量積算値)をリセットして初期状態にする(ステップS27)。   In step S26, when the degree of deterioration of the secondary battery (that is, the estimated battery deterioration value when the secondary battery is left) is calculated, the discharge amount integration table (that is, 1/2 of the current integration value shown in FIG. 9). The data (discharge amount integrated value) of the power table is reset to the initial state (step S27).
図14は、本発明の第1実施形態に係る電池劣化推定方法における、通電時および放置時の電池劣化推定値の算出処理の流れを示すフローチャートである。
図14に示すように、通電時及び放置時の両者における劣化を考慮した二次電池の劣化度を算出処理する場合は、まず、容量維持率演算器8は、通電量積算テーブルを取得する。すなわち、図9に示すような電流積算値の1/2乗の通電量積算テーブル(電流積算値2分の1乗・区分分けテーブル)を取得する(ステップS31)。さらに、容量維持率演算器8は、図7に示すような通電量の劣化係数テーブルを取得する(ステップS32)。
FIG. 14 is a flowchart showing a flow of calculation processing of an estimated battery deterioration value when energized and left in the battery deterioration estimation method according to the first embodiment of the present invention.
As shown in FIG. 14, when calculating the degree of deterioration of the secondary battery in consideration of deterioration both during energization and when left unattended, first, the capacity maintenance rate calculator 8 acquires an energization amount integration table. That is, an energization amount integration table (1/2 of the current integration value / division table) of the current integration value as shown in FIG. 9 is acquired (step S31). Further, the capacity maintenance rate calculator 8 obtains an energization amount deterioration coefficient table as shown in FIG. 7 (step S32).
そして、ステップS31で取得した通電量積算テーブルとステップS32で取得した劣化係数テーブルについて、対応する区分(カラム)の値を掛け合わせ、図10に示すような基準劣化モード相当の通電量積算テーブルを作成する(ステップS33)。ステップS33で作成した基準劣化モード相当の通電量積算テーブル(図10)について、全区分の通電量を総和する(ステップS34)。   Then, the energization amount integration table corresponding to the reference deterioration mode as shown in FIG. 10 is obtained by multiplying the values of the corresponding categories (columns) for the energization amount integration table acquired in step S31 and the deterioration coefficient table acquired in step S32. Create (step S33). With respect to the energization amount integration table corresponding to the reference deterioration mode created in step S33 (FIG. 10), the energization amounts of all the sections are summed (step S34).
次に、放置時の劣化を考慮するために、放置時における時間積算の放置時間積算テーブルを取得する。すなわち、図9に示すような電流積算値の1/2乗のテーブルと同様な放置時間積算テーブルを取得する(ステップS35)。さらに、容量維持率演算器8は、図7に示すような放置時間の劣化係数テーブルを取得する(ステップS36)。そして、ステップS35で取得した放置時間積算テーブルとステップS36で取得した劣化係数テーブルについて、対応する区分(カラム)の値を掛け合わせ、図10に示すような基準劣化モード相当の放置時間積算テーブルを作成する(ステップS37)。そして、容量維持率演算器8は、放置時間積算テーブルの放置時間積算値を通電量積算値に変換し、変換値の総和を算出する(ステップS38)。   Next, in order to take into account the deterioration at the time of leaving, a left time integration table of time integration at the time of leaving is acquired. That is, a neglected time integration table similar to the current square value 1/2 table as shown in FIG. 9 is acquired (step S35). Further, the capacity maintenance rate calculator 8 obtains a deterioration coefficient table of the leaving time as shown in FIG. 7 (step S36). Then, the neglected time integration table acquired in step S35 and the deterioration coefficient table acquired in step S36 are multiplied by the corresponding category (column) values, and the neglected time integration table corresponding to the reference deterioration mode as shown in FIG. 10 is obtained. Create (step S37). Then, the capacity maintenance rate calculator 8 converts the neglected time accumulated value of the neglected time accumulated table into the energization amount accumulated value, and calculates the sum of the converted values (step S38).
なお、放置時間積算値から通電量積算値への変換は、放電時間積算値に通電量積算変換係数を掛けることにより行われる。通電量積算変換係数は、例えば、以下の式により求められる。
通電量積算変換係数=(基準劣化モードにおける通電量積算値の1/2乗-容量維持率のグラフの傾き)/(基準劣化モードにおける放電時間積算値の1/2乗-容量維持率のグラフの傾き)
The conversion from the neglected time integrated value to the energized amount integrated value is performed by multiplying the discharged time integrated value by the energized amount integrated conversion coefficient. The energization amount integration conversion coefficient is obtained by the following equation, for example.
Energization amount integration conversion coefficient = (Charge amount integration value in the reference deterioration mode 1 / 2-gradient of capacity retention rate graph) / (Discharge time integration value in the reference deterioration mode 1/2 power-capacity maintenance rate graph) Slope)
基準劣化モードにおける通電量積算値-容量維持率の1/2乗のグラフの傾き、及び基準劣化モードにおける放電時間積算値-容量維持率の1/2乗のグラフの傾きは、以下により、一義的に求めることができる。   The slope of the energization amount integrated value in the standard deterioration mode minus the 1/2 power of the capacity maintenance ratio, and the slope of the discharge time integrated value in the reference deterioration mode minus the half of the capacity maintenance ratio are as follows. Can be obtained.
図15は、基準劣化条件における通電量積算値(通電電流量)に対する容量維持率の関係を示す実験データのサイクル特性図であり、横軸に通電量積算値(Ah)、縦軸に容量維持率(%)を示している。すなわち、この図は、基準劣化モードにおける1CのCC−CV充電→1CのCC放電のサイクルをプロットしたサイクル特性図である。ところが、図15から分かるように、通電量積算値と容量維持率との関係は非線形な特性となっているので、通電量積算値-容量維持率のグラフの傾き、及び放電時間積算値-容量維持率のグラフの傾きを一義的に求めることは難しい。   FIG. 15 is a cycle characteristic diagram of experimental data showing the relationship of the capacity retention rate to the current carrying amount integrated value (energizing current amount) under the reference deterioration condition. The horizontal axis represents the current carrying amount accumulated value (Ah), and the vertical axis represents the capacity maintenance. The rate (%) is shown. That is, this figure is a cycle characteristic diagram in which the cycle of 1C CC-CV charge → 1C CC discharge in the reference deterioration mode is plotted. However, as can be seen from FIG. 15, since the relationship between the energization amount integrated value and the capacity maintenance rate is a non-linear characteristic, the slope of the energization amount integrated value-capacity maintenance rate graph and the discharge time integrated value-capacity It is difficult to uniquely determine the slope of the maintenance rate graph.
しかし、図15を用いて通電量積算値を1/2乗することにより、二次電池の容量維持率(劣化速度)を一義的に求めることができる。図16は、図15のサイクル特性図に基づいて作成した通電量積算値(通電電流量)の1/2乗に対する容量維持率の関係特性を示すサイクル特性図であり、横軸に通電量積算値の1/2乗(Ah1/2)、縦軸に容量維持率(%)を示している。すなわち、図16に示すように、通電電流量の1/2乗と容量維持率との関係は線形特性となっているので、通電量積算値-容量維持率のグラフの傾き、及び放電時間積算値-容量維持率のグラフの傾きを一義的に求めることができる。 However, the capacity maintenance rate (deterioration speed) of the secondary battery can be uniquely obtained by raising the energization amount integrated value by a factor of 1/2 using FIG. FIG. 16 is a cycle characteristic diagram showing a relational characteristic of the capacity retention ratio with respect to the half power of the energization amount integrated value (energization current amount) created based on the cycle characteristic diagram of FIG. The value raised to the power of 1/2 (Ah 1/2 ) and the vertical axis represents the capacity retention rate (%). That is, as shown in FIG. 16, since the relationship between the energization current amount to the half power and the capacity retention rate is a linear characteristic, the slope of the energization amount integrated value-capacity retention rate graph and the discharge time integration The slope of the value-capacity retention ratio graph can be uniquely determined.
容量維持率演算器8は、ステップS34で求めた総和とステップS38で求めた総和とを加算する(ステップS39)。さらに、図6に示す劣化速度テーブルより基準劣化モードの劣化速度を検索し、そして、検索した劣化速度にステップS39で求めた通電量の総和を掛け合わせて、二次電池の劣化度を算出する(ステップS40)。
そして、ステップS40において、二次電池の通電時及び放置時の両方における劣化を考慮した劣化度が算出されたら、ステップS34で作成した通電量積算テーブル及びステップS37で作成された放置時間積算テーブルのデータをリセットして初期状態にする(ステップS41)。
以上により、通電時及び放置時の両者における劣化を考慮した容量維持率を算出することができる。
The capacity maintenance rate calculator 8 adds the sum obtained in step S34 and the sum obtained in step S38 (step S39). Further, the deterioration rate of the reference deterioration mode is searched from the deterioration rate table shown in FIG. 6, and the deterioration degree of the secondary battery is calculated by multiplying the searched deterioration rate by the sum of the energization amounts obtained in step S39. (Step S40).
In step S40, when the degree of deterioration is calculated in consideration of deterioration both during energization and when the secondary battery is energized, the energization amount accumulation table created in step S34 and the leaving time accumulation table created in step S37. The data is reset to the initial state (step S41).
As described above, it is possible to calculate the capacity maintenance rate in consideration of deterioration both during energization and when left unattended.
前記の第1実施形態では、通電による電池劣化の推定および放置による電池劣化の推定について、温度やSOCなどの条件に依存されることなく、データを一軸に換算して(例えば、基準劣化モード相当の通電量に換算して)劣化推定を行う手法について説明した。これによって、例えば、リチウムイオン電池などの劣化レベルを精度よく推定することができる。言い換えると、組電池を構成する全ての電池セルの容量を高精度に推定することができるので、直列に接続された二次電池の容量を最大限に引き出すことが可能となる。そこで、第2実施形態では、直列に接続された二次電池の容量を最大限に引き出す方法について説明する。   In the first embodiment, the estimation of the battery deterioration due to energization and the estimation of the battery deterioration due to neglecting are performed by converting the data to one axis (for example, equivalent to the reference deterioration mode) without depending on conditions such as temperature and SOC. The method for estimating deterioration (in terms of the amount of energization) has been described. Thereby, for example, the deterioration level of a lithium ion battery or the like can be accurately estimated. In other words, since the capacities of all the battery cells constituting the assembled battery can be estimated with high accuracy, the capacities of the secondary batteries connected in series can be maximized. Therefore, in the second embodiment, a method for maximizing the capacity of secondary batteries connected in series will be described.
すなわち、第1実施形態で述べたセルの容量推定法を用いて、全てのセルの容量を個別に推定する。さらに、各セルのSOCを推定し、満充電までに充電可能な容量(以下、充電可能容量)を算出する。そして、全てのセルの容量を比較し、容量基準値に基づいて放電が必要なセルを特定して該当するセルを放電することにより、全体の電池容量のバランスを整える。これにより、組電池として最大限の容量が引き出すことができる。すなわち、組電池を構成する全ての池セルの容量を精度よく推定することにより、電圧による均等化から容量基準による均等化を行うことができるので、組電池として最大限の容量が引き出すことが可能となる。以下、セルの容量推定法を用いて、組電池として最大限の容量が引き出す方法について詳細に説明する。   That is, using the cell capacity estimation method described in the first embodiment, the capacities of all cells are estimated individually. Further, the SOC of each cell is estimated, and the capacity that can be charged before full charge (hereinafter, chargeable capacity) is calculated. And the capacity | capacitance of all the cells is compared, the cell which needs discharge based on a capacity | capacitance reference value is specified, and the cell concerned is discharged, and the balance of the whole battery capacity is adjusted. Thereby, the maximum capacity as an assembled battery can be drawn. In other words, by accurately estimating the capacity of all the pond cells that make up the assembled battery, it is possible to perform equalization based on the capacity standard from the equalization based on the voltage, so that the maximum capacity of the assembled battery can be extracted. It becomes. Hereinafter, a method of extracting the maximum capacity as an assembled battery using the cell capacity estimation method will be described in detail.
一般的に、組電池の各セル電圧を測定して、セルごとの充電または放電によって各セル電圧のバラツキを整えることにより、組電池から最大限のエネルギーを引き出すことができる。このような組電池の電圧均等化回路は広く知られている。また、各セルの容量にバラツキがない場合は、常時、電圧のバラツキを監視して電圧の均等化を図ることにより、各セル電圧のバラツキを整えることで組電池から最大限のエネルギーを引き出すことができる。   Generally, the maximum energy can be extracted from the assembled battery by measuring each cell voltage of the assembled battery and adjusting the variation of each cell voltage by charging or discharging each cell. Such a voltage equalization circuit for an assembled battery is widely known. In addition, when there is no variation in the capacity of each cell, the maximum energy is extracted from the assembled battery by adjusting the variation in each cell voltage by constantly monitoring the voltage variation and equalizing the voltage. Can do.
しかし、二次電池の個体差や配置場所などにより、必ずしも組電池内の各セルの容量は同じではない。そこで、電圧を均等化するタイミングを限定することにより、容量のバラツキにも対応した均等化を行う技術が知られている。例えば、満充電時に電圧が均等化することで、組電池としてセルの容量バラツキが生じても、組電池の容量を最大限に引き出すことができる。このような電圧制御によってセル容量の均等化を図る技術は、例えば、
特開2000−14031号公報、特開2006−42555公報、特開2001−178003号公報、および特開2005−151679号公報などに開示されている。
However, the capacity of each cell in the assembled battery is not necessarily the same due to the individual difference of secondary batteries, the arrangement location, and the like. Therefore, there is known a technique for performing equalization corresponding to variation in capacity by limiting timing for equalizing voltages. For example, by equalizing the voltage when fully charged, the capacity of the assembled battery can be maximized even if the capacity of the assembled battery varies. A technique for equalizing cell capacity by such voltage control is, for example,
JP-A-2000-14031, JP-A-2006-42555, JP-A-2001-178003, JP-A-2005-151679, and the like.
上記の各公報を含めた一般的な手法によって、組電池の容量を最大限に引き出すことは可能であるが、電圧均等化を行うための条件を限定するため(例えば、満充電側で電圧均等化を行うため)、均等化回路の稼動時間が少なかったり、または所望の稼働時間まで長くすることができなかったりすることがある。そのため、例えば、放電によってセル電圧を均等化する場合は、放電する回路の容量を大きくして、限られた稼動時間内で均等化ができるようにする必要がある。   Although it is possible to maximize the capacity of the assembled battery by a general method including each of the above publications, in order to limit the conditions for voltage equalization (for example, voltage equalization on the fully charged side) In some cases, the operation time of the equalization circuit is short, or the desired operation time cannot be increased. Therefore, for example, when the cell voltages are equalized by discharging, it is necessary to increase the capacity of the circuit to be discharged so that equalization can be performed within a limited operation time.
《セルの容量推定法》
リチウムイオン電池(以下、LIB)は使用環境の温度、放置時間、通電量、通電電流大きさ、および電圧(SOC)などの条件によって、劣化速度は大きく異なる。また、LIBの容量維持率(劣化度)は通電電流量や放置時間などの1/2乗に対して比例する関係にある。そこで、温度、電圧、および通電電流の大きさを条件分けして、劣化係数(通電量や放置時間の1/2乗に対しての傾斜係数)を求める。
<Cell capacity estimation method>
Lithium ion batteries (hereinafter referred to as LIB) have greatly different deterioration rates depending on conditions such as the temperature of the use environment, the standing time, the energization amount, the energization current magnitude, and the voltage (SOC). In addition, the capacity maintenance rate (deterioration degree) of LIB is proportional to the ½ power of the energization current amount and the standing time. Therefore, the degradation coefficient (the gradient coefficient with respect to the ½ power of the energization amount and the standing time) is obtained by dividing the temperature, voltage, and magnitude of the energization current into conditions.
そして、その使用条件ごとに、放置時間や通電電流量を積算して1/2乗した値(図9参照)に劣化係数(図7参照)を乗じて求めた基準劣化モード相当の通電量換算値(図10参照)を総和し、標準劣化速度に換算して二次電池の劣化度を推定する。これにより、前述の使用条件に関わりなく、LIBの容量劣化率を一義的に推定して各セルの容量維持率を算出することができる。   Then, for each use condition, the energization amount equivalent to the reference deterioration mode obtained by multiplying the value obtained by accumulating the standing time and the energization current amount to the 1/2 power (see FIG. 9) and the deterioration coefficient (see FIG. 7). The values (see FIG. 10) are summed and converted to a standard deterioration rate to estimate the degree of deterioration of the secondary battery. Thereby, irrespective of the above-mentioned use conditions, the capacity deterioration rate of each cell can be calculated by uniquely estimating the capacity deterioration rate of the LIB.
二次電池は通電電流量や放置時間などにより劣化速度が異なり、さらに滞在している電圧(または、SOC)や温度によっても劣化速度は異なる。ところが、いずれの場合も1/2乗則に従う。そこで、劣化速度の異なる各使用条件で係数を持たせることにより、基準となる使用条件(例えば、25℃)に横軸を合わせることができる。これにより、劣化速度の異なる使用条件で複合的に使用された劣化度を一軸に統合することができる。   The deterioration rate of the secondary battery varies depending on the amount of energization current and the standing time, and the deterioration rate also varies depending on the staying voltage (or SOC) and temperature. However, in either case, the 1/2 power law is followed. Therefore, by giving a coefficient to each use condition having a different deterioration rate, the horizontal axis can be adjusted to the reference use condition (for example, 25 ° C.). Thereby, it is possible to unify the deterioration levels used in combination under the use conditions having different deterioration rates.
ここで、LIBの容量と開放電圧(OCV)および劣化の関係を簡単に説明する。図17は、LIBの電池容量と開放電圧(OCV)および劣化の関係を説明するためのモデル図である。図17に示すように、LIBをコップとすると、同図(a)に示すように、電池容量(Ah)はコップに溜めることのできる容積Vで表わし、開放電圧(OCV)は水位hで表わすことができる。ここで、LIBが初期状態から劣化して使用可能な電池容量(Ah)が減る事象は、同図(b)の初期状態と同図(c)の劣化後のモデル図に示すように、コップの高さHや水位hは変化せず、コップの断面積SがS0に減ることに置き換えられる。すなわち、LIBが劣化して電池容量が減っても(つまり、コップの容積がVからV0に減っても)、SOCと電圧の関係は変わることはないので、水位hで容積(または水量)Vを測定することができない。   Here, the relationship between the LIB capacity, the open circuit voltage (OCV), and the deterioration will be briefly described. FIG. 17 is a model diagram for explaining the relationship between LIB battery capacity, open circuit voltage (OCV), and deterioration. As shown in FIG. 17, when LIB is a cup, as shown in FIG. 17A, the battery capacity (Ah) is represented by a volume V that can be stored in the cup, and the open circuit voltage (OCV) is represented by a water level h. be able to. Here, the phenomenon in which the usable battery capacity (Ah) decreases due to the deterioration of the LIB from the initial state is represented by a cup as shown in the initial state of FIG. The height H and the water level h are not changed, and the cup cross-sectional area S is reduced to S0. That is, even if the LIB deteriorates and the battery capacity decreases (that is, even if the cup volume decreases from V to V0), the relationship between the SOC and the voltage does not change, so the volume (or water volume) V at the water level h. Can not be measured.
《セル容量の推定方法》
(1)ある期間中に放電(又は充電)された電流の積算量ΔAhと、その前後のSOCの変化量ΔSOCを測定する。これにより、ΔAh/ΔSOC=セル容量となる。しかし、この手法でセル容量を推定するためには、放電(又は充電)前後のSOCを高精度に測定するためにOCVを測定する必要がある。ところが、通電後の電池が所定の開放電圧(OCV)を示すには1時間以上が必要であるので、EV(Electric Vehicle:電気自動車)やHEV(Hybrid Electric Vehicle:ハイブリッド電気自動車)などでそれを行うことは困難である。
<Cell capacity estimation method>
(1) The integrated amount ΔAh of the current discharged (or charged) during a certain period and the SOC change amount ΔSOC before and after that are measured. Thereby, ΔAh / ΔSOC = cell capacity. However, in order to estimate the cell capacity by this method, it is necessary to measure the OCV in order to measure the SOC before and after discharging (or charging) with high accuracy. However, since it takes 1 hour or more for the battery after energization to exhibit a predetermined open circuit voltage (OCV), it is necessary to use EV (Electric Vehicle) or HEV (Hybrid Electric Vehicle). It is difficult to do.
(2)二次電池の内部抵抗の変化によって電池劣化を推定する。この場合、内部抵抗と容量劣化とを関係付けることは可能であるが、内部抵抗は、温度、SOC、および通電履歴などによって大きく変わるため、高精度に電池劣化を推定することは困難である。   (2) Battery deterioration is estimated by a change in the internal resistance of the secondary battery. In this case, although it is possible to relate the internal resistance and the capacity deterioration, the internal resistance largely varies depending on the temperature, the SOC, the energization history, and the like, so it is difficult to estimate the battery deterioration with high accuracy.
そこで、セル容量の推定を高精度に行う容量推定方法について説明する。ここでは、説明を簡単にするために、直列接続された2つのセルA,Bで構成される組電池について説明する。図18は、本発明の第2実施形態に適用されるセル容量推定方法を説明するためのモデル図である。   Therefore, a capacity estimation method for estimating the cell capacity with high accuracy will be described. Here, in order to simplify the description, an assembled battery including two cells A and B connected in series will be described. FIG. 18 is a model diagram for explaining a cell capacity estimation method applied to the second embodiment of the present invention.
図18において、セルAの容量をA、セルBの容量をBとし、セルAのSOCをASOC、セルBのSOCをBSOCとする。また、セルAの残容量をa、セルBの残容量をbとし、セルAの残充電可能容量をa、セルBの残充電可能容量をbとする。 In FIG. 18, the capacity of cell A is A, the capacity of cell B is B, the SOC of cell A is A SOC , and the SOC of cell B is B SOC . Further, the remaining capacity of the cell A is a, the remaining capacity of the cell B is b, the remaining chargeable capacity of the cell A is a 0 , and the remaining chargeable capacity of the cell B is b 0 .
ここで、セルAとセルBの容量関係、およびSOC関係は次のようになっている。
A=B (1)
A<B (2)
さらに(2)の場合において、
SOC>BSOC (3)
SOC=BSOC (4)
SOC<BSOC (5)
Here, the capacity relation and the SOC relation between the cell A and the cell B are as follows.
A = B (1)
A <B (2)
Furthermore, in the case of (2),
A SOC > B SOC (3)
A SOC = B SOC (4)
A SOC <B SOC (5)
(1)の場合は、容量をA=B(SOCをASOC=BSOC)とすることで、組電池の容量を最大限引き出すことができる。
(2)の容量がA<Bであって、かつ(3)のSOCがASOC>BSOCの場合は、通常の均等化方法であればセルAを放電してASOC=BSOCとすることができる。
In the case of (1), the capacity of the assembled battery can be maximized by setting the capacity to A = B ( SOC = A SOC = B SOC ).
When the capacity of (2) is A <B and the SOC of (3) is A SOC > B SOC , the cell A is discharged and A SOC = B SOC if the normal equalization method is used. be able to.
ところが、本発明の実施形態では次のような均等化処理を行う。すなわち、
(3)のSOCがASOC>BSOCであって、かつ、残容量がa≧bであるときは、残容量がa=bになるようにセルAを放電する。さらに、充電器に接続されて充電可能な状態であるときは、セルAを放電しながら組電池を充電することで組電池の使用可能容量をロスすることなく、セルA,Bとも満充電状態に近づけて、セルA,Bの容量だけではなく、セルA,Bのエネルギー容量も最大化することができる。
However, in the embodiment of the present invention, the following equalization process is performed. That is,
When the SOC of (3) is A SOC > B SOC and the remaining capacity is a ≧ b, the cell A is discharged so that the remaining capacity becomes a = b. Furthermore, when the battery is connected to the charger and is in a chargeable state, both the cells A and B are fully charged without losing the usable capacity of the battery pack by charging the battery pack while discharging the cell A. Thus, not only the capacity of the cells A and B but also the energy capacity of the cells A and B can be maximized.
次に、(3)のSOCがASOC>BSOCであって、かつ、残容量がa<bであるときは、通常状態では均等化を行わない。さらに、充電器に接続されて充電可能な状態であるときは、セルAを放電しながら組電池を充電することで組電池の使用可能容量をロスすることなく、セルA,Bとも満充電状態に近づけて、セルA,Bの容量だけではなく、セルA,Bのエネルギー容量も最大化することができる。 Next, when the SOC of (3) is A SOC > B SOC and the remaining capacity is a <b, equalization is not performed in the normal state. Furthermore, when the battery is connected to the charger and is in a chargeable state, both the cells A and B are fully charged without losing the usable capacity of the battery pack by charging the battery pack while discharging the cell A. Thus, not only the capacity of the cells A and B but also the energy capacity of the cells A and B can be maximized.
ここで、セルAを放電しながら組電池を充電する場合、通常の均等化方法で行うと、セル電圧の均等化後に、残容量がa<bの状態からさらにセルAを放電してしまうため、組電池の使用可能容量が逆に減ってしまう。ところが、本実施形態の手法によれば、セルAを放電しながら組電池を充電する場合でも、組電池の使用可能容量の減少を防ぐことができる。   Here, when charging the battery pack while discharging the cell A, if the normal equalization method is used, the cell A is further discharged from the state where the remaining capacity is a <b after the cell voltage is equalized. On the contrary, the usable capacity of the assembled battery is reduced. However, according to the method of the present embodiment, even when the assembled battery is charged while discharging the cell A, it is possible to prevent a decrease in the usable capacity of the assembled battery.
次に、(4)のSOCがASOC=BSOCの場合は、通常状態では均等化を行わない。さらに、充電器に接続されて充電可能な状態であるときは、セルAを放電しながら組電池を充電することで組電池の使用可能容量をロスすることなく、セルA、Bともに満充電状態に近づけて、セルA,Bの容量だけでなく、セルA,Bのエネルギー容量も最大化することができる。 Next, when the SOC of (4) is A SOC = B SOC , equalization is not performed in the normal state. Furthermore, when it is connected to the charger and is in a chargeable state, both the cells A and B are fully charged without losing the usable capacity of the assembled battery by charging the assembled battery while discharging the cell A. Thus, not only the capacity of the cells A and B but also the energy capacity of the cells A and B can be maximized.
次に、(5)のSOCがASOC<BSOCであって、かつ、残充電可能容量がa>bであるとき、残充電可能容量がa=bになるようにセルBを放電する。また、(5)のSOCがASOC<BSOCであって、かつ、残充電可能容量がa≦bであるときは、通常状態では均等化を行わない。さらに、充電器が接続されて充電可能な状態であるときは、セルAを放電させながら組電池を充電することで組電池の使用可能容量をロスすることなく、セルA,B共に満充電状態に近づけて、セルA,Bの容量だけでなく、セルA,Bのエネルギー容量も最大化することができる。 Next, when the SOC of (5) is A SOC <B SOC and the remaining chargeable capacity is a 0 > b 0 , the cell B is set such that the remaining chargeable capacity is a 0 = b 0 To discharge. Further, when the SOC of (5) is A SOC <B SOC and the remaining chargeable capacity is a 0 ≦ b 0 , equalization is not performed in the normal state. Furthermore, when the charger is connected and is in a chargeable state, both the cells A and B are fully charged without losing the usable capacity of the assembled battery by charging the assembled battery while discharging the cell A. Thus, not only the capacity of the cells A and B but also the energy capacity of the cells A and B can be maximized.
ここで、直列に接続された組電池の容量を最大限に引き出す方法について具体的な例を説明する。図19は、組電池の容量を最大限に引き出す方法を説明するための、各セルのSOC−電圧特性図であり、横軸にSOC(%)、縦軸に開放電圧(OCV)(V)を表わしている。ここでは、説明を簡単にするため2セルで構成される組電池について説明することにする。セル1の容量を10Ah、セル2の容量を6Ahとし、図19に示すように、セル1のSOCは50%であり、セル2のSOCは40%であるとする。したがって、
セル1の充電可能容量は、10[Ah]×(100−50)[%]=5Ah
セル2の充電可能容量は、6[Ah]×(100−40)[%]=3.6Ah
である。
Here, a specific example of a method for extracting the capacity of the assembled batteries connected in series to the maximum will be described. FIG. 19 is an SOC-voltage characteristic diagram of each cell for explaining a method of maximizing the capacity of the assembled battery. The horizontal axis represents SOC (%), and the vertical axis represents open-circuit voltage (OCV) (V). Represents. Here, in order to simplify the description, an assembled battery composed of two cells will be described. Assume that the capacity of cell 1 is 10 Ah, the capacity of cell 2 is 6 Ah, and as shown in FIG. 19, the SOC of cell 1 is 50% and the SOC of cell 2 is 40%. Therefore,
The chargeable capacity of the cell 1 is 10 [Ah] × (100−50) [%] = 5 Ah
The chargeable capacity of the cell 2 is 6 [Ah] × (100−40) [%] = 3.6 Ah.
It is.
この場合、満充電時の電圧バラツキを均等化したいときは、1.4Ah(セル1,2の充電可能容量)をセル2から放電する必要がある。すなわち、図19に示すようにセル1の電圧が3.65Vであり、セル2の電圧が3.55Vであるので、見かけ上は、セル1の電圧の方が高いため、セル1を放電する必要があるようにみえるが、容量バラツキの原因でセル2を放電した方が、組電池としてはエネルギーを最大限に引き出すことができる。   In this case, in order to equalize the voltage variation at the time of full charge, it is necessary to discharge 1.4 Ah (chargeable capacity of the cells 1 and 2) from the cell 2. That is, as shown in FIG. 19, since the voltage of the cell 1 is 3.65V and the voltage of the cell 2 is 3.55V, since the voltage of the cell 1 is apparently higher, the cell 1 is discharged. Although it seems necessary, discharging the cell 2 due to the variation in capacity can maximize the energy of the assembled battery.
すなわち、組電池としてエネルギーを最大限に引き出すためには、基本的には、各セルの容量を均等化したい条件(例えば、満充電時)に向けて、電圧を均等化させることである。そのため、見かけ上は、低SOC時において他のセルと比べて電圧が低くても、満充電時には容量バラツキが原因で(つまり、容量が小さいことが原因で)電圧が他のセルより高くなる場合でも、前述の方法では満充電時にのみ放電が必要であると検知されていた。そこで、本実施形態では、放電可能の可否や必要放電容量を常に把握することで、組電池としてはエネルギーを最大限に引き出すことができる。   That is, in order to draw out energy to the maximum as an assembled battery, basically, the voltage is equalized toward a condition (for example, when fully charged) where the capacity of each cell is to be equalized. Therefore, even if the voltage is low compared to other cells at low SOC, the voltage is higher than other cells due to capacity variation at full charge (that is, due to small capacity). However, in the above-described method, it has been detected that discharging is necessary only at full charge. Therefore, in the present embodiment, by ascertaining whether discharge is possible and necessary discharge capacity at all times, it is possible to draw out energy to the maximum as an assembled battery.
以上説明したように、本発明の第2実施形態に係るセル容量推定方法によれば、セル容量を均等化させるための均等化回路の作動条件を限定する必要がなく、かつ、均等化のための素子(放電による均等化の場合は抵抗素子)の容量を小さくすることができる。また、見かけ上は、電圧が低いセルでも、放電の必要なセルを容易に判定することがきる。さらに、セルごとに放電が必要な容量を簡単に算出することができる。   As described above, according to the cell capacity estimation method according to the second embodiment of the present invention, it is not necessary to limit the operating condition of the equalization circuit for equalizing the cell capacity, and for equalization. The capacity of the element (resistive element in the case of equalization by discharge) can be reduced. Further, apparently, even a cell having a low voltage can easily determine a cell that needs to be discharged. Furthermore, it is possible to easily calculate the capacity that needs to be discharged for each cell.
以上、本発明を2つの実施形態に基づき具体的に説明したが、本発明は前記の各実施形態に限定されるものではなく、その要旨を逸脱しない範囲で種々変更可能である。   The present invention has been specifically described above based on the two embodiments. However, the present invention is not limited to the above-described embodiments, and various modifications can be made without departing from the scope of the present invention.
本発明の電池劣化推定方法は、二次電池の使用条件が異なっても一義的に劣化度を推定することができるので、車両搭載用の二次電池に限らず、環境温度の異なる全世界の産業機器の電源として使用される二次電池の劣化推定に有効に利用することができる。   Since the battery deterioration estimation method of the present invention can uniquely estimate the deterioration level even if the use conditions of the secondary battery are different, the battery deterioration estimation method is not limited to the on-vehicle secondary battery, but the entire world with different environmental temperatures. It can be effectively used for estimating deterioration of a secondary battery used as a power source for industrial equipment.
1 電池劣化推定装置
2 二次電池
3 温度センサ
4 電圧検出器
5 電流検出器
6 SOC演算器
7 計時手段
8 容量維持率演算器
8a 積算手段
8b 劣化係数算出手段
8c 換算手段
8d 容量劣化推定手段
9 記憶媒体
DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 Battery deterioration estimation apparatus 2 Secondary battery 3 Temperature sensor 4 Voltage detector 5 Current detector 6 SOC calculator 7 Time measuring means 8 Capacity maintenance factor calculator 8a Accumulation means 8b Deterioration coefficient calculation means 8c Conversion means 8d Capacity deterioration estimation means 9 Storage medium

Claims (4)

  1. 二次電池の容量劣化のレベルを推定する電池劣化推定方法であって、
    前記二次電池の容量劣化に影響する複数の使用条件のそれぞれに対応して、その二次電池に流れる電流量、または経過時間を所定の期間に亘って積算する第1の手順と、
    単一の使用条件のときの前記二次電池の劣化速度に対する前記複数の使用条件における前記二次電池の劣化速度の比を示す劣化係数を、対応する複数の使用条件のそれぞれについて算出する第2の手順と、
    前記第1の手順で前記複数の使用条件ごとに積算された電流積算値または経過時間を、前記第2の手順で対応する複数の使用条件ごとに算出された前記劣化係数によって補正し、前記単一の使用条件における電流積算値または経過時間に換算する第3の手順と、
    前記第3の手順で換算された電流積算値または経過時間と前記単一の使用条件における劣化速度とに基づいて、前記二次電池の容量劣化のレベルを推定する第4の手順と
    を含むことを特徴とする電池劣化推定方法。
    A battery deterioration estimation method for estimating a level of capacity deterioration of a secondary battery,
    Corresponding to each of a plurality of use conditions affecting the capacity deterioration of the secondary battery, a first procedure for integrating the amount of current flowing through the secondary battery, or the elapsed time over a predetermined period;
    A second degradation coefficient indicating a ratio of a degradation rate of the secondary battery in the plurality of usage conditions to a degradation rate of the secondary battery in a single usage condition is calculated for each of the corresponding usage conditions. And the steps
    The current integrated value or elapsed time accumulated for each of the plurality of use conditions in the first procedure is corrected by the deterioration coefficient calculated for each of the plurality of use conditions corresponding to the second procedure, A third procedure for converting into an integrated current value or elapsed time under one use condition;
    And a fourth procedure for estimating the level of capacity deterioration of the secondary battery based on the integrated current value or elapsed time converted in the third procedure and the deterioration rate in the single use condition. A battery deterioration estimation method characterized by the above.
  2. 請求項1に記載の電池劣化推定方法に基づいて前記二次電池の容量を推定する電池容量推定方法であって、
    前記第4の手順で推定された前記二次電池の容量劣化のレベルに基づいて、その二次電池の容量維持率を推定する第5の手順と、
    前記第5の手順で推定された容量維持率と前記二次電池の初期容量とに基づいて、前記二次電池の現在容量を推定する第6の手順と
    を含むことを特徴とする電池容量推定方法。
    A battery capacity estimation method for estimating a capacity of the secondary battery based on the battery deterioration estimation method according to claim 1,
    A fifth procedure for estimating a capacity maintenance rate of the secondary battery based on the level of capacity deterioration of the secondary battery estimated in the fourth procedure;
    A battery capacity estimation comprising: a sixth procedure for estimating a current capacity of the secondary battery based on the capacity maintenance rate estimated in the fifth procedure and the initial capacity of the secondary battery. Method.
  3. 請求項2に記載の電池容量推定方法に基づいて前記二次電池の残容量又は充電可能容量を均等化するための電池容量均等化方法であって、
    前記二次電池のSOCを推定する第7の手順と、
    前記第7の手順で推定されたSOCと前記第6の手順で推定された前記二次電池の現在容量とに基づいて、その二次電池の残容量または充電可能容量を算出する第8の手順と、
    前記第8の手順で算出された前記二次電池の残容量または充電可能容量と他の二次電池の残容量又は充電可能容量とを比較する第9の手順と、
    前記第9の手順による比較結果に基づいて、前記二次電池の残容量または充電可能容量と前記他の二次電池の残容量または充電可能容量とを均等化する第10の手順と
    を含むことを特徴とする電池容量均等化方法。
    A battery capacity equalization method for equalizing a remaining capacity or a chargeable capacity of the secondary battery based on the battery capacity estimation method according to claim 2,
    A seventh procedure for estimating the SOC of the secondary battery;
    An eighth procedure for calculating a remaining capacity or a chargeable capacity of the secondary battery based on the SOC estimated in the seventh procedure and the current capacity of the secondary battery estimated in the sixth procedure; When,
    A ninth procedure for comparing the remaining capacity or chargeable capacity of the secondary battery calculated in the eighth procedure with the remaining capacity or chargeable capacity of another secondary battery;
    And a tenth procedure for equalizing the remaining capacity or chargeable capacity of the secondary battery and the remaining capacity or chargeable capacity of the other secondary battery based on the comparison result of the ninth procedure. A method for equalizing battery capacity.
  4. 二次電池の容量劣化のレベルを推定する電池劣化推定装置であって、
    前記二次電池の容量劣化に影響する複数の使用条件のそれぞれに対応して、その二次電池に流れる電流量、または経過時間を所定の期間に亘って積算する積算手段と、
    単一の使用条件のときの前記二次電池の劣化速度に対する前記複数の使用条件における前記二次電池の劣化速度の比を示す劣化係数を、対応する複数の使用条件のそれぞれについて算出する劣化係数算出手段と、
    前記積算手段が前記複数の使用条件ごとに積算した電流積算値または経過時間を、前記劣化係数算出手段が対応する複数の使用条件ごとに算出した前記劣化係数によって補正し、前記単一の使用条件における電流積算値または経過時間に換算する換算手段と、
    前記換算手段が換算した電流積算値または経過時間と前記単一の使用条件における劣化速度とに基づいて、前記二次電池の容量劣化のレベルを推定する容量劣化推定手段と
    を備えることを特徴とする電池劣化推定装置。
    A battery deterioration estimation device for estimating the level of capacity deterioration of a secondary battery,
    In accordance with each of a plurality of use conditions affecting the capacity deterioration of the secondary battery, an integrating means for integrating the amount of current flowing through the secondary battery, or an elapsed time over a predetermined period;
    A deterioration factor for calculating a deterioration factor indicating a ratio of the deterioration rate of the secondary battery in the plurality of use conditions to the deterioration rate of the secondary battery in a single use condition for each of the corresponding use conditions. A calculation means;
    The current integrated value or elapsed time integrated by the integration means for each of the plurality of use conditions is corrected by the deterioration coefficient calculated for each of the plurality of use conditions corresponding to the deterioration coefficient calculation means, and the single use condition Conversion means for converting the current integrated value or elapsed time at
    Capacity degradation estimating means for estimating the level of capacity degradation of the secondary battery based on the integrated current value or elapsed time converted by the conversion means and the degradation rate under the single use condition. Battery degradation estimation device.
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