JP6624458B2 - Battery control system - Google Patents
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Description
本発明は、二次電池の電池制御システムに関する。 The present invention relates to a battery control system for a secondary battery.
軽量で高エネルギー密度が得られるリチウムイオン二次電池等の二次電池は、車両搭載用電源として好ましく用いられている。この種の二次電池においては、正極活物質を含む正極と負極活物質を含む負極との間で、電荷担体(例えばリチウムイオン二次電池の場合、リチウム)を授受することで充放電が行われる。すなわち、充電時には電荷担体が正極活物質から引き抜かれ、イオンとして電解液(電解質)中に放出される。充電時には該電荷担体は負極側に設けられた負極活物質の構造内に入り、ここで正極活物質から外部回路を通ってきた電子を得て、吸蔵される。この種の二次電池の電池制御に関する従来技術として、特許文献1が挙げられる。
Secondary batteries, such as lithium ion secondary batteries, which are lightweight and provide high energy density, are preferably used as power sources for vehicles. In this type of secondary battery, charge and discharge are performed by transferring charge carriers (for example, lithium in the case of a lithium ion secondary battery) between a positive electrode containing a positive electrode active material and a negative electrode containing a negative electrode active material. Is That is, at the time of charging, the charge carriers are extracted from the positive electrode active material and released as ions into the electrolytic solution (electrolyte). During charging, the charge carriers enter the structure of the negative electrode active material provided on the negative electrode side, where electrons that have passed through an external circuit are obtained from the positive electrode active material and are occluded. As a conventional technique relating to battery control of a secondary battery of this type,
特許文献1には、経年劣化の内部抵抗と区間放電量の相関マップを備え、実際に取得した区間放電量と廃部抵抗とを相関マップを介して少なくとも一方を変換して対比させ、リチウムの析出の程度を判定する電池システムが記載されている。同公報では、電池における放電量の減少幅は、経年劣化による減少幅とリチウム析出に起因する減少幅との和であると想定し、内部抵抗値の上昇の程度はリチウム析出の有無にほとんど影響されないという知見の基、内部抵抗値の値に基づいて経年劣化のみによる放電量の減少幅を推定し、これを全体の減少幅から差し引くことで、リチウムの析出の程度を判定している。しかしながら、本発明者の検討によれば、リチウムの析出の程度によっては内部抵抗値の上昇も起こるため、リチウム析出による劣化が所定量を超えた場合はリチウム析出劣化の推定精度が悪化し、誤判定が生じる場合があり得る。リチウム析出劣化の程度を精度よく把握したい。
ここで提案される二次電池の電池制御システムは、電荷担体を可逆的に吸蔵および放出可能な電極活物質を備える二次電池の電池制御システムである。この電池制御システムは、前記二次電池の温度を検出する温度センサと、前記二次電池に出入りする電流を検出する電流センサと、前記二次電池の電圧を検出する電圧センサと、前記電荷担体の析出に起因する容量劣化率ΔCyを算出する算出部とを備える。前記算出部は、前記電流センサで検出された電流値と前記電圧センサで検出された電圧値とから該二次電池の抵抗増加率ΔRcurrentを測定するステップと、前記温度センサによって検出された電池温度と各電池温度で保持された積算時間とを含む温度頻度分布情報に基づき、前記二次電池の材料摩耗による材料劣化後の抵抗増加率ΔRxおよび容量劣化率ΔCxを推定するステップと、前記測定した抵抗増加率ΔRcurrentと前記推定した材料劣化後の抵抗増加率ΔRxとを比較するステップと、前記比較した抵抗増加率がΔRx≧ΔRcurrentの関係を満たす場合、材料劣化後の抵抗増加率ΔRxとトータル容量劣化率(ΔCx+ΔCy)との相関を示す第1マップを用いて、前記推定した材料劣化後の抵抗増加率ΔRxおよび容量劣化率ΔCxから、前記電荷担体の析出に起因する容量劣化率ΔCyを算出するステップと、前記比較した抵抗増加率がΔRx<ΔRcurrentの関係を満たす場合、前記電荷担体の過度な析出が生じていると判断し、材料劣化後の抵抗増加率ΔRxとトータル容量劣化率(ΔCx+ΔCy)との相関を示すマップであって前記第1マップとは特性が異なる第2マップを用いて、前記推定した材料劣化後の抵抗増加率ΔRxおよび容量劣化率ΔCxから、前記電荷担体の析出に起因する容量劣化率ΔCyを算出するステップと、を実行するように構成されている。かかる構成によると、電荷担体の析出による抵抗増加も考慮して、電荷担体の析出に起因する容量劣化率ΔCyが算出されるため、算出精度が向上する。 The battery control system for a secondary battery proposed here is a battery control system for a secondary battery including an electrode active material capable of reversibly inserting and extracting charge carriers. The battery control system includes a temperature sensor that detects a temperature of the secondary battery, a current sensor that detects a current flowing into and out of the secondary battery, a voltage sensor that detects a voltage of the secondary battery, and the charge carrier. and a calculation unit for calculating a capacity deterioration rate [Delta] C y due to precipitation of. The calculating unit measures a resistance increase rate ΔR current of the secondary battery from a current value detected by the current sensor and a voltage value detected by the voltage sensor; and a battery detected by the temperature sensor. Estimating a resistance increase rate ΔR x and a capacity deterioration rate ΔC x after material deterioration due to material wear of the secondary battery based on temperature frequency distribution information including a temperature and an integration time held at each battery temperature; Comparing the measured resistance increase rate ΔR current with the estimated resistance increase rate after material deterioration ΔR x ; and if the compared resistance increase rate satisfies the relationship of ΔR x ≧ ΔR current , using the first map showing the correlation between the resistance increasing rate [Delta] R x and the total capacity deterioration rate (ΔC x + ΔC y), the resistance increase ratio after the estimated material degradation [Delta] R x and capacity degradation rate [Delta] C x Al, calculating a capacity deterioration rate [Delta] C y due to deposition of the charge carriers, wherein the compared resistance increase rate may satisfy the relationship ΔR x <ΔR current, excessive precipitation of the charge carriers occurs decision and, from the first map to a map showing the correlation between resistance increase ratio after material degradation [Delta] R x and the total capacity deterioration rate (ΔC x + ΔC y) using a second map which characteristic is different from the from the estimated resistance increase ratio after material degradation [Delta] R x and capacity degradation rate [Delta] C x, and is configured to perform a step of calculating a capacity deterioration rate [Delta] C y due to deposition of the charge carriers. According to such a configuration, in consideration of the resistance increase due to precipitation of the charge carriers, the capacity deterioration rate [Delta] C y due to precipitation of the charge carriers is calculated, calculation accuracy is improved.
以下、図面を参照しながら、本発明による実施の形態を説明する。以下の図面においては、同じ作用を奏する部材・部位には同じ符号を付して説明している。なお、各図における寸法関係(長さ、幅、厚さ等)は実際の寸法関係を反映するものではない。また、本明細書において特に言及している事項以外の事柄であって本発明の実施に必要な事柄(例えば、正極及び負極の構成及び製法、二次電池その他の電池の構築に係る一般的技術等)は、当該分野における従来技術に基づく当業者の設計事項として把握され得る。 Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings. In the following drawings, members and parts having the same function are described with the same reference numerals. The dimensional relationships (length, width, thickness, etc.) in each drawing do not reflect actual dimensional relationships. In addition, matters other than those specifically mentioned in the present specification, which are necessary for carrying out the present invention (for example, the configuration and manufacturing method of a positive electrode and a negative electrode, general techniques related to the construction of secondary batteries and other batteries) ) Can be understood as a design matter of a person skilled in the art based on the prior art in the field.
特に限定することを意図したものではないが、以下では主としてリチウムイオン二次電池を制御する場合を例として、本発明の電池制御システムに係る好適な実施形態を説明する。なお、本明細書において「リチウムイオン二次電池」とは、電解質イオンとしてリチウムイオン(Liイオン)を利用し、正負極間におけるリチウムイオンに伴う電荷の移動により充放電が実現される二次電池をいう。 Although not intended to be particularly limited, a preferred embodiment according to the battery control system of the present invention will be described below mainly for the case of controlling a lithium ion secondary battery. In this specification, the term “lithium ion secondary battery” refers to a secondary battery that utilizes lithium ions (Li ions) as electrolyte ions and achieves charge / discharge by transfer of charge accompanying lithium ions between positive and negative electrodes. Say.
図1は、本実施形態に係るリチウムイオン二次電池10の制御装置によって制御される電池制御システム1の構成を示すブロック図である。このリチウムイオン二次電池10の制御装置は、車両(典型的には自動車、特にハイブリッド自動車、電気自動車、燃料電池自動車のような電動機を備える自動車)に好適に用いられる。
FIG. 1 is a block diagram illustrating a configuration of a
電池制御システム1は、リチウムイオン二次電池10と、これに接続された負荷20と、二次電池10の温度を検出する温度センサ(図示せず)と、二次電池10に出入りする電流を検出する電流センサ(図示せず)と、前記二次電池の電圧を検出する電圧センサ(図示せず)と、電子制御ユニット(ECU)30とを含む構成であり得る。ECU30は、負荷20に接続されたリチウムイオン二次電池10の運転をコントロールするものとして構成されており、所定の情報に基づいて、負荷20を駆動制御する。リチウムイオン二次電池10に接続された負荷20は、該電池10に蓄えられた電力を消費する電力消費機(例えばモータ)を含み得る。また、該負荷20は、電池10を充電可能な電力を供給する電力供給機(充電器)を含み得る。
The
リチウムイオン二次電池10は、セパレータを介して対向する正極と負極と、これら正負極間に供給されるリチウムイオンを含む電解質とから構成されている。正極および負極には、電荷担体としてのリチウムイオンを吸蔵および放出し得る電極活物質が含まれている。電池10の充電時には、正極活物質からリチウムイオンが放出され、このリチウムイオンは電解質を通じて負極活物質に吸蔵される。また、電池10の放電時には、その逆に、負極活物質に吸蔵されていたリチウムイオンが放出され、このリチウムイオンは電解質を通じて再び正極活物質に吸蔵される。この正極活物質と負極活物質との間のリチウムイオンの移動に伴い、活物質から外部端子へと電子が流れる。これにより、負荷20に対して放電が行われる。
The lithium ion
ここでリチウムイオン二次電池は、一般に、使用に伴い劣化が生じることが知られている。本発明者の知見によれば、劣化の主な原因としては、二次電池の材料の摩耗による材料劣化と、二次電池の内部における負極でのリチウムの析出による劣化とが考えられる。使用に伴い劣化が生じると、図2に示すように、日数の経過とともに、二次電池に流れる電流と電圧の降下量とから算出される抵抗増加率ΔRcurrentは増大傾向になり得る。かかる抵抗増加率ΔRcurrentには、材料劣化による抵抗増加分(抵抗増加率ΔRx)に加えて、リチウム析出による抵抗増加分が含まれている。また、図3に示すように、日数の経過とともに、容量維持率は低下傾向(容量劣化率は増大傾向)になり得る。かかる容量劣化率には、材料劣化による容量劣化分(容量劣化率ΔCx)に加えて、リチウム析出による容量劣化分(容量劣化率ΔCy)が含まれている。本発明者は、二次電池の抵抗増加率ΔRxや容量劣化率ΔCxから、二次電池を解体することなく、リチウムの析出の程度(リチウム析出に起因する容量劣化率ΔCy)を判定することを検討している。 Here, it is known that a lithium ion secondary battery generally deteriorates with use. According to the knowledge of the present inventors, the main causes of the deterioration are considered to be material deterioration due to wear of the material of the secondary battery and deterioration due to deposition of lithium on the negative electrode inside the secondary battery. When deterioration occurs with use, as shown in FIG. 2, the resistance increase rate ΔR current calculated from the current flowing through the secondary battery and the amount of voltage drop may increase as the number of days elapses. The resistance increase rate ΔR current includes the resistance increase due to lithium deposition in addition to the resistance increase due to material degradation (resistance increase rate ΔR x ). Further, as shown in FIG. 3, as the number of days elapses, the capacity maintenance rate may tend to decrease (the capacity deterioration rate tends to increase). The capacity deterioration rate includes the capacity deterioration due to lithium deposition (capacity deterioration rate ΔC y ) in addition to the capacity deterioration due to material deterioration (capacity deterioration rate ΔC x ). The inventor determines the degree of lithium deposition (capacity deterioration rate ΔC y due to lithium deposition) from the resistance increase rate ΔR x and the capacity deterioration rate ΔC x of the secondary battery without dismantling the secondary battery. I'm considering doing that.
ここで、本発明者の知見によれば、リチウムの析出が少ない通常劣化状態と、リチウムが過度に析出した異常劣化状態とでは、リチウム析出が抵抗増加率ΔRcurrentに与える影響が異なる。具体的には、リチウム析出が少ない通常劣化状態においては、抵抗増加率ΔRcurrentはリチウムが析出してもさほど上昇しないが、リチウムが過度に析出した異常劣化状態では、抵抗増加率ΔRcurrentはリチウムが析出するに従い増大傾向を示す。一方、材料の摩耗による劣化は、熱履歴に依存するため、電池に与えられた熱負荷と劣化速度を用いれば、材料劣化による抵抗増加率ΔRxおよび容量劣化率ΔCxを推し量ることができる。そのため、熱履歴から推定した材料劣化による抵抗増加率ΔRxと実際に測定した抵抗増加率ΔRcurrentとを比較することで、二次電池の状態が、リチウムの析出が少ない通常劣化状態であるか、あるいは、リチウムが過度に析出した異常劣化状態であるかを判断することができる。そして、それぞれの劣化状態に応じて、適切な相関マップを用いることで、二次電池の抵抗増加率ΔRxおよび容量劣化率ΔCxから、リチウムの析出の程度(リチウム析出に起因する容量劣化率ΔCy)を判定することができる。 Here, according to the knowledge of the present inventor, the influence of lithium deposition on the resistance increase rate ΔR current is different between the normal deterioration state in which lithium precipitation is small and the abnormal deterioration state in which lithium is excessively precipitated. Specifically, in a normal deterioration state in which lithium deposition is small, the resistance increase rate ΔR current does not increase so much even when lithium is deposited, but in an abnormal deterioration state in which lithium is excessively deposited, the resistance increase rate ΔR current is lithium. Shows an increasing tendency as the precipitates. On the other hand, since the deterioration due to the wear of the material depends on the thermal history, the resistance increase rate ΔR x and the capacity deterioration rate ΔC x due to the material deterioration can be estimated by using the heat load and the deterioration rate given to the battery. Therefore, by comparing the resistance increase rate ΔR x due to material deterioration estimated from the thermal history with the actually measured resistance increase rate ΔR current , whether the state of the secondary battery is the normal deterioration state with little lithium precipitation Alternatively, it can be determined whether the battery is in an abnormally deteriorated state in which lithium is excessively precipitated. Then, by using an appropriate correlation map in accordance with the respective deterioration states, the degree of lithium deposition (the capacity deterioration rate due to lithium deposition) can be determined from the resistance increase rate ΔR x and the capacity deterioration rate ΔC x of the secondary battery. ΔC y ) can be determined.
以上のような知見から、ここに開示される電池制御システム1では、ECU30が、電流センサで検出された電流値と電圧センサで検出された電圧値とから該二次電池の抵抗増加率ΔRcurrentを測定する(ΔRcurrent測定ステップ)。また、温度センサによって検出された電池温度と各電池温度で保持された積算時間とを含む温度頻度分布情報に基づき、二次電池の材料摩耗による材料劣化後の抵抗増加率ΔRxおよび容量劣化率ΔCxを推定する(ΔRxおよびΔCx推定ステップ)。そして、測定した抵抗増加率ΔRcurrentと推定した材料劣化後の抵抗増加率ΔRxとを比較する(比較ステップ)。ここで、比較した抵抗増加率がΔRx≧ΔRcurrentの関係を満たす場合、ECU30は、材料劣化後の抵抗増加率ΔRxとトータル容量劣化率(ΔCx+ΔCy)との相関を示す第1マップを用いて、上記推定した材料劣化後の抵抗増加率ΔRxおよび容量劣化率ΔCxから、リチウムの析出に起因する容量劣化率ΔCyを算出する。一方、比較した抵抗増加率がΔRx<ΔRcurrentの関係を満たす場合、ECU30は、リチウムの過度な析出が生じていると判断し、第1マップとは特性が異なる第2マップを用いて、上記推定した材料劣化後の抵抗増加率ΔRxおよび容量劣化率ΔCxから、リチウムの析出に起因する容量劣化率ΔCyを算出する(ΔCy算出ステップ)。そして、算出された容量劣化率ΔCyの値がLi析出許容量ΔClimitを超えているか否かを判定し、容量劣化率ΔCyが許容量ΔClimitを超えている場合には、電池の使用を停止する(判定ステップ)。
From the above findings, in the
ECU30の典型的な構成には、少なくとも、かかる制御を行うためのプログラムを記憶したROM(Read Only Memory)と、そのプログラムを実行可能なCPU(Central Processing Unit)と、一時的にデータを記憶するRAM(random access memory)と、図示しない入出力ポートとが含まれる。二次電池10には、前述した電流センサと電圧センサと温度センサとが取り付けられている。ECU30には、入力ポートを介して各センサの出力信号が入力される。そして、ECU30は、各センサからの出力信号に基づいて、二次電池10に出入りする電流値、電圧値および電池温度の情報を取得するようになっている。かかるECU30により、本実施形態の算出部が構成されている。
A typical configuration of the
<ΔRcurrent測定ステップ>
ΔRcurrent測定ステップでは、ECU30は、負荷20からの充放電の際にリチウムイオン二次電池10に流れる電流Ixと電池電圧の降下量ΔVxとから該二次電池の抵抗増加率ΔRcurrentを測定する。
<ΔR current measurement step>
The [Delta] R current measuring step,
<ΔRxおよびΔCx推定ステップ>
ΔRxおよびΔCx推定ステップでは、ECU30は、電池温度と各電池温度で保持された積算時間とを含む温度頻度分布情報に基づき、二次電池における材料劣化後の抵抗増加率ΔRxおよび容量劣化率ΔCxを推定する。本発明者の知見によれば、材料の摩耗による劣化は、熱履歴に依存するため、電池に与えられた熱負荷と劣化速度を用いれば、材料劣化による抵抗増加率ΔRxおよび容量劣化率ΔCxを推定することができる。具体的には、図4の温度加速性アレニウスモデルに示すように、電池温度が高いほど劣化速度βは増大傾向を示す。この相関関係を利用することで、上記温度頻度分布情報と劣化速度βとから、材料劣化後の抵抗増加率ΔRxおよび容量劣化率ΔCxを推定することができる。
<ΔR x and ΔC x estimation step>
In the ΔR x and ΔC x estimation steps, the
この実施形態では、図4に示すように、電池温度と劣化速度との関係を示すデータをマップの形でROMに記憶しておき、このマップを参照して、所定の電池温度(例えば温度域)の劣化速度を決定する。かかるデータは、二次電池を複数用意し、種々異なる温度条件の耐久試験に供し、そのときの一定時間ごとの抵抗増加率および容量劣化率の推移から求めることができる。 In this embodiment, as shown in FIG. 4, data indicating the relationship between the battery temperature and the deterioration rate is stored in a ROM in the form of a map, and a predetermined battery temperature (for example, a temperature range) is referred to with reference to this map. ) Is determined. Such data can be obtained by preparing a plurality of secondary batteries, subjecting them to endurance tests under various temperature conditions, and changing the resistance increase rate and the capacity deterioration rate at regular time intervals.
また、各電池温度で保持された積算時間と各電池温度における劣化速度とを積算して総和することで、材料劣化後の抵抗増加率ΔRxおよび容量劣化率ΔCxを算出することができる。ここで、各電池温度で保持された積算時間は、所定の電池温度(例えば温度域)で二次電池がどの程度保持されたかを、所定の電池温度ごとに積算することで求めることができる。なお、材料劣化による抵抗増加および容量劣化は、電池が充放電を行っていなくても(使用されていなくても)生じ得る。したがって、上記積算時間のカウントは、電池の使用時(例えば車両走行時)と、電池の使用休止時(例えば車両停止時)との双方において行うことが好ましい。得られた温度頻度分布情報は、図5に示すようなマップやテーブルの形でROMに記憶しておくとよい。 In addition, by accumulating and integrating the integrated time held at each battery temperature and the deterioration rate at each battery temperature, the resistance increase rate ΔR x and the capacity deterioration rate ΔC x after material deterioration can be calculated. Here, the accumulated time held at each battery temperature can be obtained by integrating the degree of the secondary battery held at a predetermined battery temperature (for example, a temperature range) for each predetermined battery temperature. The increase in resistance and the deterioration in capacity due to material deterioration may occur even when the battery is not charged or discharged (even if not used). Therefore, the counting of the integrated time is preferably performed both when the battery is used (for example, when the vehicle is running) and when the battery is not used (for example, when the vehicle is stopped). The obtained temperature frequency distribution information may be stored in the ROM in the form of a map or a table as shown in FIG.
<比較ステップ>
比較ステップでは、ECU30は、ΔRcurrent測定ステップで測定した抵抗増加率ΔRcurrentと、ΔRxおよびΔCx推定ステップで推定した材料劣化後の抵抗増加率ΔRxとを比較する。
<Comparison step>
In the comparison step, the
<ΔCy算出ステップ>
ΔCy算出ステップでは、ECU30は、比較ステップで比較した抵抗増加率がΔRx≧ΔRcurrentの関係を満たす場合、リチウムの過度な析出が生じていないと判断し、推定した材料劣化後の抵抗増加率ΔRxおよび容量劣化率ΔCxに基づき、リチウムの析出に起因する容量劣化率ΔCyを算出する。具体的には、図6に示すように、リチウムの過度な析出が生じていない条件下における材料劣化後の抵抗増加率ΔRxとトータル容量劣化率(ΔCx+ΔCy)との相関を示すデータを予め予備実験等により取得して第1マップ(Line1)の形でROMに記憶しておく。そして、この第1マップを参照して、推定した材料劣化後の抵抗増加率ΔRxに対応するトータル容量劣化率(ΔCx+ΔCy)を推定し、推定したトータル容量劣化率(ΔCx+ΔCy)から材料劣化後の容量劣化率ΔCxを差し引くことで、リチウムの析出に起因する容量劣化率ΔCyを算出する。
<ΔC y calculation step>
In the ΔC y calculation step, if the resistance increase rate compared in the comparison step satisfies the relationship ΔR x ≧ ΔR current , the
また、ΔCy算出ステップでは、ECU30は、比較ステップで比較した抵抗増加率がΔRx<ΔRcurrentの関係を満たす場合、リチウムの過度な析出が生じていると判断し、前記第1マップとは特性が異なる第2マップを用いて、推定した材料劣化後の抵抗増加率ΔRxおよび容量劣化率ΔCxに基づき、リチウムの析出に起因する容量劣化率ΔCyを算出する。具体的には、図7に示すように、リチウムの過度な析出が生じている条件下における材料劣化後の抵抗増加率ΔRxとトータル容量劣化率(ΔCx+ΔCy)との相関を示すデータを予め予備実験等により取得して第2マップ(Line2)の形でROMに記憶しておく。この実施形態では、第2マップのLine2は、材料劣化後の抵抗増加率ΔRxに対応するトータル容量劣化率(ΔCx+ΔCy)が第1マップのLine1よりも大きくなる(すなわち右側にシフトする)ように設定されている。そして、この第2マップを参照して、推定した材料劣化後の抵抗増加率ΔRxに対応するトータル容量劣化率(ΔCx+ΔCy)を推定し、推定したトータル容量劣化率(ΔCx+ΔCy)から材料劣化後の容量劣化率ΔCxを差し引くことで、リチウムの析出に起因する容量劣化率ΔCyを算出する。
Further, the [Delta] C y calculation step,
ここで、リチウムの過度な析出が生じている(すなわちΔRx<ΔRcurrent)にもかかわらず、第1マップを用いてリチウムの析出に起因する容量劣化率ΔCyを算出しようとすると、図8に示すように、容量劣化率ΔCyが実際よりも少なく算出されるため、容量劣化率ΔCyがLi析出許容量ΔClimitを超えているにもかかわらず、まだ電池を使用できると判定される可能性がある。これに対し、ΔRcurrentとΔRxとの大小関係から第2マップを選択して容量劣化率ΔCyを算出することで、容量劣化率ΔCyが許容量ΔClimitを超えていると適切に判断でき、電池の使用を確実に停止することができる。 Here, even if excessive deposition of lithium occurs (that is, ΔR x <ΔR current ), an attempt is made to calculate the capacity deterioration rate ΔC y caused by the deposition of lithium using the first map, as shown in FIG. since, as shown in, the capacity deterioration rate [Delta] C y is calculated actually less than, the capacity deterioration rate [Delta] C y despite exceeds Li precipitated tolerance [Delta] C limit, it is determined that the still available batteries there is a possibility. In contrast, by calculating the [Delta] R current and [Delta] R x from the magnitude relationship selects the second map capacity degradation rate [Delta] C y of appropriately determine the capacity deterioration rate [Delta] C y exceeds the allowable amount [Delta] C limit The use of the battery can be reliably stopped.
<判定ステップ>
判定ステップでは、ECU30は、ΔCy算出ステップで算出した容量劣化率ΔCyの値がLi析出許容量ΔClimitを超えているか否かを判定し、容量劣化率ΔCyが許容量ΔClimitを超えている場合には、電池の使用を停止する。一方、容量劣化率ΔCyが許容量ΔClimitを超えていない場合は電池の使用を継続する。
<Judgment step>
In the determination step, the
このように構成された電池制御システム1の動作について説明する。図9は、本実施形態に係る電池制御システム1のECU30により実行される容量劣化率ΔCy算出処理ルーチンの一例を示すフローチャートである。このルーチンは、例えば二次電池が車両に搭載された直後から実行される。
The operation of the
図9に示す容量劣化率ΔCy算出処理が実行されると、ECU30のCPUは、まず、制御対象のリチウムイオン二次電池(セル)10について、二次電池に流れる電流Ixと電池電圧の降下量ΔVxとから該二次電池の抵抗増加率ΔRcurrentを測定する(ステップS10)。また、電池温度と各電池温度で保持された積算時間とを含む温度頻度分布情報を取得し、ROMに記憶されている電池温度と劣化速度との関係を示すデータを参照して、二次電池における材料の摩耗による材料劣化後の抵抗増加率ΔRxおよび容量劣化率ΔCxを推定する(ステップS20)。 When capacity deterioration rate [Delta] C y calculation process shown in FIG. 9 is executed, CPU of ECU30, first, the lithium ion secondary battery (cell) 10 of the control target, the current I x and the battery voltage across the secondary battery and a drop amount [Delta] V x to measure the resistance increase rate [Delta] R current of the secondary battery (step S10). Also, temperature frequency distribution information including the battery temperature and the accumulated time held at each battery temperature is obtained, and the secondary battery is referred to by referring to data indicating the relationship between the battery temperature and the deterioration rate stored in the ROM. Then, the resistance increase rate ΔR x and the capacity deterioration rate ΔC x after the material deterioration due to the abrasion of the material are estimated (step S20).
次いで、ECU30は、ステップS30において、ステップS10で測定した抵抗増加率ΔRcurrentとステップS20で推定した経年劣化後の抵抗増加率ΔRxとを比較する。そして、比較した抵抗増加率がΔRx≧ΔRcurrentの関係を満たす場合(Yesの場合)、リチウムの過度な析出が生じていないと判断し、ステップS40に進む。ステップS40では、ECU30は、ROMに記憶されている材料劣化後の抵抗増加率ΔRxとトータル容量劣化率(ΔCx+ΔCy)との相関を示す第1マップ(Line1)を用いて、推定した材料劣化後の抵抗増加率ΔRxおよび容量劣化率ΔCxから、リチウムの析出に起因する容量劣化率ΔCyを算出する。一方、比較した抵抗増加率がΔRx≧ΔRcurrentの関係を満たさない場合(Noの場合)、リチウムの過度な析出が生じていると判断し、ステップS50に進む。ステップS50では、ECU30は、ROMに記憶されている材料劣化後の抵抗増加率ΔRxとトータル容量劣化率(ΔCx+ΔCy)との相関を示す第2マップ(Line2)を用いて、推定した材料劣化後の抵抗増加率ΔRxおよび容量劣化率ΔCxから、リチウムの析出に起因する容量劣化率ΔCyを算出する。
Next, in step S30, the
ステップS60では、ECU30は、上記算出したリチウムの析出に起因する容量劣化率ΔCyがLi析出許容量ΔClimitを超えている(すなわちΔCy>ΔClimit)か否かを判定する。容量劣化率ΔCyが許容量ΔClimitを超えている場合には(Yes)、ステップS70に進み、電池の使用を停止する。一方、容量劣化率ΔCyが許容量ΔClimitを超えていない場合は(No)、ステップS80に進み、電池の使用を継続する。
At step S60,
上記実施形態によると、電荷担体であるリチウムの析出による抵抗増加も考慮して、リチウムの析出に起因する容量劣化率ΔCyが算出されるため、算出精度が向上する。そして、算出した容量劣化率ΔCyに基づいて、誤判定することなく電池の使用可否判断をすることができる。 According to the above embodiment, in consideration of the resistance increase due to lithium precipitation is charge carriers, the capacity deterioration rate [Delta] C y due to deposition of lithium is calculated, calculation accuracy is improved. Then, based on the calculated capacity degradation rate [Delta] C y, it can be a use permission determination of the battery without erroneous determination.
以上、本発明の具体例を詳細に説明したが、これらは例示にすぎず、請求の範囲を限定するものではない。請求の範囲に記載の技術には、以上に例示した具体例を様々に変形、変更したものが含まれる。 As mentioned above, although the specific example of this invention was demonstrated in detail, these are only illustrations and do not limit a claim. The technology described in the claims includes various modifications and changes of the specific examples illustrated above.
1 電池制御システム
10 リチウムイオン二次電池
20 負荷
30 ECU
1
Claims (1)
前記二次電池の温度を検出する温度センサと、
前記二次電池に出入りする電流を検出する電流センサと、
前記二次電池の電圧を検出する電圧センサと、
前記電荷担体の析出に起因する容量劣化率ΔCyを算出する算出部と
を備え、
前記算出部は、
前記電流センサで検出された電流値と前記電圧センサで検出された電圧値とから該二次電池の抵抗増加率ΔRcurrentを測定するステップと、
前記温度センサによって検出された電池温度と各電池温度で保持された積算時間とを含む温度頻度分布情報に基づき、前記二次電池の材料摩耗による材料劣化後の抵抗増加率ΔRxおよび容量劣化率ΔCxを推定するステップと、
前記測定した抵抗増加率ΔRcurrentと前記推定した材料劣化後の抵抗増加率ΔRxとを比較するステップと、
前記比較した抵抗増加率がΔRx≧ΔRcurrentの関係を満たす場合、材料劣化後の抵抗増加率ΔRxとトータル容量劣化率(ΔCx+ΔCy)との相関を示す第1マップを用いて、前記推定した材料劣化後の抵抗増加率ΔRxおよび容量劣化率ΔCxから、前記電荷担体の析出に起因する容量劣化率ΔCyを算出するステップと、
前記比較した抵抗増加率がΔRx<ΔRcurrentの関係を満たす場合、前記電荷担体の過度な析出が生じていると判断し、材料劣化後の抵抗増加率ΔRxとトータル容量劣化率(ΔCx+ΔCy)との相関を示すマップであって前記第1マップとは特性が異なる第2マップを用いて、前記推定した材料劣化後の抵抗増加率ΔRxおよび容量劣化率ΔCxから、前記電荷担体の析出に起因する容量劣化率ΔCyを算出するステップと
を実行するように構成されている、電池制御システム。
A battery control system for a secondary battery including an electrode active material capable of reversibly occluding and releasing charge carriers,
A temperature sensor for detecting a temperature of the secondary battery,
A current sensor for detecting a current flowing into and out of the secondary battery,
A voltage sensor for detecting a voltage of the secondary battery,
A calculation unit for calculating a capacity deterioration rate ΔC y due to the deposition of the charge carriers,
The calculation unit,
Measuring a resistance increase rate ΔR current of the secondary battery from a current value detected by the current sensor and a voltage value detected by the voltage sensor;
Based on temperature frequency distribution information including the battery temperature detected by the temperature sensor and the integrated time held at each battery temperature, the resistance increase rate ΔR x and the capacity deterioration rate after material deterioration due to material wear of the secondary battery Estimating ΔC x ;
Comparing the measured resistance increase rate ΔR current with the estimated resistance increase rate after material deterioration ΔR x ;
When the compared resistance increase rate satisfies the relationship of ΔR x ≧ ΔR current , using a first map showing a correlation between the resistance increase rate ΔR x after material deterioration and the total capacity deterioration rate (ΔC x + ΔC y ), Calculating a capacity deterioration rate ΔC y due to the deposition of the charge carriers from the estimated resistance increase rate ΔR x and the capacity deterioration rate ΔC x after the material deterioration;
If the compared resistance increase rate satisfies the relationship of ΔR x <ΔR current , it is determined that excessive deposition of the charge carrier has occurred, and the resistance increase rate ΔR x after material deterioration and the total capacity deterioration rate (ΔC x + ΔC y ) using a second map having different characteristics from the first map, based on the estimated resistance increase rate ΔR x and the capacity degradation rate ΔC x after the material deterioration. It is configured to perform the steps of calculating a capacity deterioration rate [Delta] C y due to precipitation of the carrier, the battery control system.
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