WO2017034277A1 - 이차 전지의 퇴화도 추정 장치 및 방법 - Google Patents

이차 전지의 퇴화도 추정 장치 및 방법 Download PDF

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degeneration
degree
secondary battery
cycle
calendar
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서세욱
고요한
임진형
최용석
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주식회사 엘지화학
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Definitions

  • the present invention relates to an apparatus and method for estimating the degree of degradation of a secondary battery, and more particularly, while the secondary battery is in a cycle state in which a secondary battery is charged and discharged and in a calendar state in a no-load state.
  • the present invention relates to an apparatus and method for more accurately estimating the degree of degeneration by integrating the amount of change of the degree of degeneration individually.
  • a secondary battery may be a device that can be carried in a human hand such as a mobile phone, a laptop computer, a digital camera, a video camera, a tablet computer, a power tool, or the like;
  • Various electric drive power devices such as electric bicycles, electric motorcycles, electric vehicles, hybrid vehicles, electric boats, electric airplanes, and the like;
  • a power storage device used to store power generated by renewable energy or surplus generated power;
  • the field of use extends to an uninterruptible power supply for stably supplying power to various information communication devices including server computers and communication base stations.
  • a secondary battery has a structure in which an electrode assembly is sealed with an electrolyte in an exterior material and two electrode terminals having different polarities are exposed to the outside.
  • the electrode assembly includes a plurality of unit cells, and the unit cells have a structure in which a porous separator is interposed between at least the negative electrode plate and the positive electrode plate.
  • the negative electrode plate and the positive electrode plate are coated with an active material participating in the electrochemical reaction, and the secondary battery is charged or discharged by the electrochemical reaction of the active material and the electrolyte.
  • the capacity of the secondary battery decreases as the calendar time or the cycle time elapses without maintaining the capacity of the beginning of life (BOL) state.
  • the calendar time means a cumulative time that the secondary battery maintains a no-load state
  • the cycle time means a cumulative time that the secondary battery maintains charging or discharging.
  • Capacity reduction of the secondary battery can be calculated quantitatively by degree-of-aging (DOA).
  • DOA degree-of-aging
  • the degree of degradation may be defined by the ratio of dose reduction in the current state to dose in the BOL state.
  • Degeneration is a measure of the replacement cycle of a secondary battery. In other words, if the degree of degradation exceeds the threshold, the capacity of the secondary battery is significantly reduced, and thus the secondary battery needs to be newly replaced.
  • the degeneration of the secondary battery proceeds not only in the state where the secondary battery is being charged or discharged, that is, in the cycle state, but also in the no-load state, that is, the calender state. This is because even when the secondary battery is in a no-load state, the capacity of the secondary battery is reduced due to irreversible denaturation of the active material and the electrolyte coated on the electrode, and an increase in the thickness of the solid electrolyte interphase (SEI) layer formed on the surface of the negative electrode.
  • SEI solid electrolyte interphase
  • the degeneration rate of the secondary battery is faster in the former case than in the latter case.
  • Joule heat is generated during the charging or discharging current, and the irreversible degeneration of the active material and the electrolyte is faster when the operating ions (Li ions in the lithium battery) are occluded or released from the electrode. Because it is going.
  • the degree of degradation of the secondary battery can be determined by measuring the capacity of the secondary battery and calculating how much the measured capacity has a difference based on the BOL capacity.
  • the capacity of the secondary battery is charged until the state of charge (SOC) becomes 100% when the secondary battery is completely discharged, and the charge current flowing into the secondary battery is accumulated in the process.
  • the secondary battery may not be completely discharged, and it is difficult to accurately determine the capacity of the secondary battery due to an error of the current sensor.
  • the degeneracy degree integration model may include a plurality of degeneracy degree profiles ⁇ y 1 depending on operating conditions of the secondary battery, for example, a state of charge (SOC), a temperature, a C-rate, and the like.
  • SOC state of charge
  • t DELTA y 2 (t) ... DELTA y n (t) is defined in advance.
  • the degeneracy degree integration model also identifies an operating condition while the secondary battery is operating, selects a degenerate profile corresponding to the identified operating condition, and uses the identified degenerate profile while the operating condition is maintained. Determine the amount of degeneration of the battery.
  • the degeneracy degree integration model determines the degree of degeneration at the present time by integrating the degenerate degree change amount determined each time the operating condition is changed.
  • a secondary battery in a BOL state in which degeneration hardly occurs maintains a cycle state for a time period ⁇ t 1 at a specific operating condition, and a degeneracy profile corresponding to the operating condition is ⁇ y n ⁇ . If k (t) (where 1 ⁇ k ⁇ n ⁇ 1), the secondary battery will have a ⁇ y nk from the degree of degradation (0%) corresponding to point P 0 to the degree of degradation G 1 % corresponding to point P 1 . (t) The degree of degeneration increases along the solid line marking portion of the curve. That is, the degree of degeneration of the secondary battery increases by G 1 % for ⁇ t 1 hour.
  • the time ⁇ t 1 is when the lapse degradation corresponding to the operating conditions, the operating conditions are changed is changed in the secondary battery even if the profile is ⁇ y 2 (t) curve of time ⁇ t 1 after that ⁇ y 2 (t) Therefore, the secondary curve
  • the degree of degeneration of the battery is increased.
  • the position of the time at which the degree of degeneration is started under the changed operating conditions is changed from the point P 1 to the point P 2 .
  • the time used as a reference for increasing the degree of degeneration is referred to as the reference equivalent time as in the point P 2 .
  • the degree of degeneration of the secondary battery is ⁇ t 2 It increases by (G 2 -G 1 )% over time, and when the cumulative change is integrated with the previous degeneration degree of G 1 %, the current degeneration is G 2 %.
  • the degree of degeneracy profile is changed, and the reference equivalent time corresponding to the accumulated degree of degradation on the changed degree of degeneracy is determined.
  • the changed profile is maintained while the changed operating conditions are maintained.
  • the process of determining the deterioration increase amount of the secondary battery and accumulating to the previous degeneration degree to update the degeneration rate is repeated.
  • the conventional degeneracy degree integration model has a problem that the degree of degeneration is estimated to be lower than the actual amount because the cumulative change amount is accumulated without distinguishing between when the secondary battery is in a cycle state and when it is in a calendar state.
  • the reason for this is that if the reference equivalent time of the changed degenerate profile suddenly increases, the slope change of the profile also suddenly decreases, and the amount of degenerate change is underestimated than actually.
  • the ⁇ y n (t) curve has the gentlest profile slope than the other curves. Therefore, ⁇ t 4 with a relatively long operating condition corresponding to the ⁇ y n (t) curve Even if maintained for a period of time, the degree of degeneration of the secondary battery increases only to the degree of degeneration corresponding to the point P 7 , so that the amount of change in the degree of degeneration relative to the amount of change in time is significantly small. Therefore, as the degree of inclination is accumulated by using the degree of inclination profile with a small change in inclination, the degree of degeneration is underestimated, and the estimation error of the degree of inclination increases.
  • the present invention has been made under the background of the prior art as described above, and provides an apparatus and method for estimating degeneration of a secondary battery that can improve the accuracy of deterioration estimation by using an improved degeneracy degree integration model. There is this.
  • an apparatus for estimating degeneration of a secondary battery including: a current measuring unit configured to measure and output a current of a secondary battery; A temperature measuring unit measuring and outputting a temperature of the secondary battery; And a controller operatively coupled to the current measuring unit and the temperature measuring unit.
  • control unit is configured to receive a current measurement signal and a temperature measurement signal from the current measuring unit and the temperature measuring unit to determine the current and temperature of the secondary battery; Determine the state of charge of the secondary battery from the current of the secondary battery; Determining an operating state of the secondary battery as either a calendar state or a cycle state using the current of the secondary battery; Determine a calendar degeneration degree in a calendar state by applying a degeneracy degree accumulation model to a predefined calendar degeneration degree profile corresponding to the determined state of charge and temperature while the secondary battery is in a calendar state; While the secondary battery is in a cycle state, applying a degeneracy degree accumulation model to a predefined cycle degeneration profile corresponding to the state of charge, temperature, and current of the secondary battery to determine the cycle degeneration degree in the cycle state; The weighted average value is calculated based on the determined calendar degeneration degree and the determined cycle degeneration degree based on the calendar time maintained in the calendar state and the cycle time maintained in the cycle state, and the calculated weighted average value is
  • the controller determines a c-rate from the current of the secondary battery, and if the c-rate is 0, determine the operation state of the secondary battery as a calendar state, the seed If the rate is not zero, the operation state of the secondary battery may be configured to be determined as a cycle state.
  • the controller may be configured to determine the state of charge of the secondary battery by integrating the current of the secondary battery.
  • the controller may be configured to periodically perform the following operations (i) to (iv) whenever a predetermined reference time elapses while the secondary battery is in a calendar state.
  • the controller may determine, as the reference equivalent time, a time corresponding to a calendar degeneration degree immediately determined on the determined calendar degeneration degree profile.
  • the controller may be configured to periodically perform the following operations (i) to (iv) whenever a predetermined reference time elapses while the secondary battery is in a cycle state.
  • the controller may be configured to determine, as the reference equivalent time, a time corresponding to the cycle degeneration degree determined in the immediately preceding calculation period on the determined cycle degeneration degree profile.
  • the controller may be configured to calculate the weighted average value by assigning a weight to the calendar time and the cycle time, respectively, to the calendar degeneration and the cycle degeneration.
  • the controller may be configured to calculate the weighted average value by assigning weights to the calender decay degree and the cycle decay degree, respectively, to a calendar time with a log scale and a cycle time with a log scale.
  • the apparatus according to the present invention may further include a memory unit operatively coupled with the control unit.
  • the controller may be configured to store the determined degeneration degree of the secondary battery in the memory unit.
  • the apparatus according to the present invention may further include a communication unit operatively coupled with the control unit.
  • the controller may be configured to output the determined degeneration degree of the secondary battery to the outside through the communication unit.
  • Degradation degree estimation method of a secondary battery for achieving the above technical problem, (a) determining the current and temperature of the secondary battery using the current measuring unit and the temperature measuring unit; (b) determining the state of charge of the secondary battery from the current of the secondary battery; (c) determining an operating state of the secondary battery as either a calendar state or a cycle state using the current of the secondary battery; (d) determining a predefined calendar degeneration profile corresponding to the determined state of charge and temperature while the secondary battery is in a calendar state, and applying a degeneration degree accumulation model to the determined calendar degeneration profile in Determining a degree of calendar degeneration; (e) determining a predefined cycle degeneration profile corresponding to the determined state of charge, temperature, and current while the secondary battery is in a cycle state, and applying a degeneration degree accumulation model to the determined cycle degeneration profile; Determining the degree of cycle degradation in And (f) calculating a weighted average value with respect to the determined calendar degeneration degree and the determined cycle degeneration degree
  • the technical problem can also be achieved by a computer-readable recording medium that records and programs a method for estimating the degeneration of a secondary battery according to the present invention.
  • the present invention when estimating the degeneration degree of the secondary battery using the degeneration degree integration model, it is possible to estimate the degeneration degree of the secondary battery by independently calculating the calendar degeneration degree change and the cycle deterioration change amount, thereby enabling more accurate estimation of the degeneration degree. Do.
  • the present invention can faithfully reflect the actual use pattern of the secondary battery to increase the degree of degeneration by determining the weighting average value calculated by giving a time weight to the amount of change in calendar degeneration and cycle change.
  • the present invention can further increase the accuracy of the deterioration estimation by applying a log scale to the time factor when determining the deterioration degree by calculating the time weighted average of the calendar degeneration degree change and the cycle degeneration degree change amount.
  • FIG. 1 is a graph showing a path on which a degree of degradation of a secondary battery is changed on a plurality of degree of degradation profiles in order to explain a process of determining a degree of degradation of a secondary battery through a degeneracy degree integration model according to the related art.
  • FIG. 2 is a block diagram schematically illustrating a configuration of an apparatus for estimating degeneration of a secondary battery according to an exemplary embodiment of the present invention.
  • 3 and 4 are flowcharts illustrating a method of estimating degeneration of a secondary battery according to an exemplary embodiment of the present invention.
  • 5 is a graph comparing the change pattern of the degeneration degree estimated according to the present invention and the actual degeneration degree change pattern.
  • FIG. 2 is a block diagram schematically illustrating a configuration of an apparatus 100 for estimating deterioration of a secondary battery according to an exemplary embodiment of the present invention.
  • the degeneracy degree estimating apparatus 100 of the secondary battery according to the present invention may be coupled to the secondary battery 110 to estimate the degree of degeneration of the secondary battery 110 according to the improved degeneration degree integration model.
  • the device may include a voltage measuring unit 120, a temperature measuring unit 130, a current measuring unit 140, a control unit 160, and a memory unit 170.
  • the secondary battery 110 is a minimum unit battery having an estimated degree of degeneration, and includes a plurality of unit cells electrically connected in series and / or in parallel. Of course, the case where the secondary battery 110 includes only one unit cell is also included in the scope of the present invention.
  • the unit cell is not particularly limited as long as it can be repeatedly charged and discharged, for example, may be a lithium polymer secondary battery made of a pouch type.
  • the secondary battery 110 may be electrically coupled to various load devices through external terminals.
  • the load device may be, for example, an electric vehicle, a hybrid vehicle, an unmanned aerial vehicle such as a drone, a large capacity power storage device (ESS) included in a power grid, or a mobile device.
  • the secondary battery 110 may include some or all of the unit cells included in the modular battery pack mounted in the load device.
  • the external terminal of the secondary battery 110 may be selectively coupled with the charging device.
  • the charging device may be selectively electrically coupled to the secondary battery 110 by control of a load device on which the secondary battery 110 is mounted.
  • the charging device may be a charger used exclusively for charging.
  • the charging device may be a device for generating charging power in a load device on which the secondary battery 110 is mounted, such as a generator coupled with an engine or a regenerative charging device coupled with a brake of an automobile.
  • the generator is coupled with the crankshaft of the engine to produce charging power when the crankshaft rotates.
  • the regenerative charging device generates regenerative charging power in conjunction with the brake when the vehicle is decelerated by the operation of the brake. Since the generator and the regenerative charging device are widely known in the automobile art, the detailed description thereof is omitted.
  • the voltage measuring unit 120, the temperature measuring unit 130, and the current measuring unit 140 periodically control the voltage, temperature, and current of the secondary battery 110 at time intervals under the control of the controller 160.
  • the measurement result is output to the controller 160 side.
  • the measurement result may be provided to the controller 160 as an analog signal or a digital signal.
  • the controller 160 may convert the analog signal into a digital signal through an A / D signal conversion process.
  • the voltage measuring unit 120 includes a voltage measuring circuit commonly used in the battery technology field.
  • the voltage measuring circuit may include a differential amplifier circuit for outputting a voltage signal corresponding to a voltage difference between the positive electrode and the negative electrode terminal of the secondary battery 110.
  • the voltage measuring unit 120 generates a voltage signal corresponding to a voltage applied between the positive electrode and the negative electrode of the secondary battery 110 and outputs the voltage signal to the controller 160.
  • the temperature measuring unit 130 may be, for example, a thermal coupler as a temperature sensor used for temperature measurement.
  • the temperature measuring unit 130 generates a voltage signal corresponding to the temperature of the secondary battery 110 and outputs it to the controller 160.
  • the current measuring unit 140 generates a voltage signal corresponding to the magnitude of the charge current and the discharge current of the secondary battery 110 as a sense resistor or a hall sensor and outputs the voltage signal to the controller 160.
  • the control unit 160 determines the voltage value, the temperature value, and the current value of the secondary battery 110 through signal processing, and the memory unit 170. Store in
  • the memory unit 170 is a semiconductor memory device that records, erases, and updates data generated by the controller 160, and stores a plurality of program codes provided for estimating the degree of degeneration of the secondary battery 110.
  • the memory unit 170 stores preset values of various predetermined parameters used when implementing the present invention.
  • the memory unit 170 may store a predefined “open voltage-charge state lookup table” used for estimating the state of charge (SOC) of the secondary battery.
  • the lookup table has a data structure that can map a state of charge from an open voltage or vice versa.
  • the memory unit 170 is not particularly limited as long as it is a semiconductor memory device known to be capable of writing, erasing, and updating data.
  • the memory unit 170 may be a DRAM, an SDRAM, a flash memory, a ROM, an EEPROM, a register, or the like.
  • the memory unit 170 may further include a storage medium storing program codes defining control logic of the controller 160.
  • the storage medium includes an inert storage element such as a flash memory or a hard disk.
  • the memory unit 170 may be physically separated from the controller 160 or may be integrated with the controller 160.
  • the device 100 according to the present invention may optionally further include a communication unit 180.
  • the control unit 160 may be operatively coupled with the communication unit 180 and may output the deterioration value estimated according to the present invention through the communication unit 180 to the outside.
  • the degeneracy degree value output to the outside may be received by the control computer of the load device on which the secondary battery 110 is mounted or the diagnostic device of the secondary battery.
  • the control computer or the diagnostic device may be used to determine whether to replace the secondary battery 110 using the received degeneracy value.
  • the control computer or the diagnostic device may visually display the received degeneracy value through a display unit in the form of a text, a graph, or the like through data processing.
  • the control computer or the diagnostic device may output a warning message visually through the display unit or audibly through a speaker when the received degeneracy value exceeds a threshold.
  • the communication unit 180 is not particularly limited as long as it is a communication device capable of transmitting or receiving a digital signal through an external communication network.
  • the communication unit 180 may be a wired or wireless communication modem, and may communicate with the control computer or the diagnostic device according to a known communication protocol.
  • the controller 160 estimates the degree of degeneration of the secondary battery 110 according to the improved degree of degeneracy estimation model.
  • the controller 160 independently accumulates the degeneration degree change amount when the secondary battery 110 is in the calendar state and the degeneration degree change amount when the secondary battery 110 is in the cycle state, maintains the calendar state, and maintains the cycle state.
  • the degree of degeneration of the secondary battery is determined by calculating the weighted average of the two degree of change in the degree of degeneration.
  • the degeneracy degree accumulated when the secondary battery 110 is in the calendar state is defined as a calendar degeneracy degree DOA calendar .
  • the degeneration degree accumulated when the secondary battery 110 is in a cycle state is defined as a cycle degeneration degree DOA cycle .
  • DOA stands for "Degree Of Aging.”
  • the cumulative time that the secondary battery 110 maintains the calendar state is defined as the calendar time t calendar
  • the cumulative time when the secondary battery 110 maintains the cycle state is defined as the cycle time t cycle .
  • the controller 160 determines the state of charge (SOC) and the temperature (T) of the secondary battery 110 each time a preset reference time ⁇ t elapses, and determines the determined state of charge (SOC). ) And a calendar degeneracy degree profile corresponding to the temperature T, determine a reference equivalent time on the determined calendar degeneration degree profile, and the secondary battery 110 while the reference time ⁇ t elapses from the reference equivalent time. Determine the amount of change in calendar decay of ⁇ DOA calendar .
  • the calendar degradation profile may be represented by a function such as Equation 1 according to a discrete-time model.
  • Equation 1 parameters ⁇ k and ⁇ k are factors for determining a change slope of a calendar degeneration profile.
  • the calendar degeneracy profile represented by Equation 1 has a shape that gradually converges to 1 with time as in the conventional degeneracy profile shown in FIG. 1.
  • the rate at which the profile converges to 1 depends on the parameters ⁇ k and ⁇ k .
  • the parameters ⁇ k and ⁇ k are uniquely determined by the state of charge SOC and the temperature T of the secondary battery 110, respectively.
  • the correlation between the parameter ⁇ k , the state of charge SOC and the temperature T may be predefined in the form of a lookup table or a function through experiments.
  • the correlation between the parameter ⁇ k , the state of charge SOC and the temperature T may be predefined in the form of a lookup table or function through experiments.
  • k is a time index and increases by one each time the reference time DELTA t passes.
  • the controller 160 sets parameters ⁇ k and ⁇ k corresponding to the state of charge SOC and the temperature T of the secondary battery 110. This is determined using a predefined lookup table or function.
  • controller 160 determines a reference equivalent time t ⁇ k which is a point at which the degeneracy degree calculation is started on the calendar degeneracy degree profile to which the parameters ⁇ k and ⁇ k are applied, using Equation 2 below.
  • DOA calendar [k-1] is the calendar degeneration degree accumulated until the time index is k-1
  • ⁇ k -1 and ⁇ k -1 are calendar degeneration when the time index is k-1. It is a parameter of the calendar degeneration profile used to calculate the degree of change.
  • controller 160 changes the amount of change in calendar degeneration when the state of charge SOC and the temperature T are maintained for the reference time ⁇ t from the reference equivalent time t ⁇ k using Equation 3 below. Determine the DOA calendar [k].
  • control unit 160 may determine a DOA calendar [k-1] ⁇ DOA calendar [k] when the calendar degeneration by integrating the time index k is also DOA calendar [k] on.
  • the controller 160 determines the state of charge (SOC), the temperature (T) and the rate of the secondary battery 110, each time a predetermined reference time ⁇ t elapses.
  • a cycle degeneration profile corresponding to the state of charge (SOC), temperature (T) and the crate is determined, a reference equivalent time is determined on the determined cycle degeneration profile, and the reference time ( ⁇ t) is determined from the determined reference equivalent time.
  • cycle degeneration of the secondary battery 110 during a lapse can also determine the amount of change ⁇ DOA cycle.
  • the cycle degradation profile may be represented by a function as shown in Equation 4 according to a discrete-time model.
  • Equation 4 the parameters ⁇ * k and ⁇ * k are factors for determining the change slope of the cycle degeneration profile.
  • the cycle degeneration profile represented by Equation 4 has a shape that gradually converges to 1 with time as in the conventional degeneration profile shown in FIG. 1. The rate at which the profile converges to 1 depends on the parameters ⁇ * k and ⁇ * k .
  • the parameters ⁇ * k and ⁇ * k are uniquely determined by the state of charge (SOC), the temperature (T) and the crate of the secondary battery 110, respectively.
  • the correlation between the parameter ⁇ * k , the state of charge (SOC), the temperature (T) and the citrate of the secondary battery may be predefined in the form of a lookup table or a function through experiments.
  • the correlation between the parameter ⁇ * k and the state of charge (SOC), temperature (T) and the citrate of the secondary battery can be predefined in the form of a lookup table or function through experiments.
  • k is a time index and increases by one each time the reference time DELTA t passes.
  • the controller 160, the parameter ⁇ * k corresponding to the state of charge (SOC), temperature (T) and the crate of the secondary battery 110, each time the reference time ( ⁇ t) elapses And ⁇ * k are determined using a lookup table or function, respectively.
  • controller 160 determines a reference equivalent time t * k at which the degeneracy degree calculation is started on the cycle degeneracy degree profile to which the parameters ⁇ * k and ⁇ * k are applied, using Equation 5 below.
  • DOA cycle [k-1] is the cycle deterioration accumulated until the time index is k-1
  • ⁇ * k-1 and ⁇ * k-1 is the time index k-1 It is a parameter of the cycle degeneration profile used to calculate the amount of cycle degeneration.
  • controller 160 degenerates the cycle when the state of charge (SOC), the temperature (T) and the crate are maintained for the reference time ( ⁇ t) from the reference equivalent time t * k using Equation 6 below. Determine the degree of change ⁇ DOA cycle [k].
  • controller 160 may determine the cycle deterioration degree DOA cycle [k] when the time index is k by integrating the ⁇ DOA cycle [k] to the DOA cycle [k-1].
  • the controller 160 uses the following Equation 7 or Equation 8 to determine the calendar degeneration degree DOA based on the calendar time t calendar and the cycle time t cycle .
  • a weighted average of the calendar [k] and the cycle deterioration DOA cycle [k] may be obtained to determine the degree of degeneration (DOA bat ) of the secondary battery 110.
  • Equation 8 shows a difference in applying a log scale to a calendar time (t calendar ) and a cycle time (t cycle ). As such, applying log scale over time can further improve the accuracy of the degree of degradation. This will be described through experimental examples.
  • the controller 160 may selectively include a processor, an application-specific integrated circuit (ASIC), another chipset, a logic circuit, a register, a communication modem, a data processing device, and the like, which are known in the art, to execute the above-described control logics. Can be.
  • ASIC application-specific integrated circuit
  • the controller 160 may be implemented as a set of program modules.
  • each program module may be stored in a memory and executed by a computer processor.
  • the memory may be internal or external to the processor and may be coupled to the processor through various well known computer components.
  • the memory may be included in the memory unit 170 of the present invention.
  • the memory refers to a device that stores information regardless of the type of device, and does not refer to a specific memory device.
  • At least one of various control logics of the controller 160 may be combined, and the combined control logics may be written in a computer readable code system and recorded on a computer readable recording medium.
  • the recording medium is not particularly limited as long as it is accessible by a processor included in the computer.
  • the recording medium includes at least one selected from the group consisting of a ROM, a RAM, a register, a CD-ROM, a magnetic tape, a hard disk, a floppy disk, and an optical data recording device.
  • the code system may be modulated into a carrier signal to be included in a communication carrier at a specific point in time, and may be distributed and stored and executed in a networked computer.
  • functional programs, code and code segments for implementing the combined control logics can be easily inferred by programmers in the art to which the present invention pertains.
  • the controller 160 may be a battery management system (BMS) that may be electrically coupled to the secondary battery 110, or may be a control element included in the battery management system.
  • BMS battery management system
  • the battery management system may mean a system called BMS in the technical field to which the present invention belongs, but any system that performs at least one function described in the present invention from a functional point of view may be a category of the battery management system. Can be included.
  • the controller 160 executes program code for calculating the degree of degeneration to determine the degree of degeneration of the secondary battery 110 according to the improved degree of degeneration degree integration model (S10). ).
  • the controller 160 initializes the time index k to 1 (S20) and resets the counter that counts the time (S30). In the case of the counter, when the reset is made, the counter starts counting again from 0 seconds.
  • the controller 160 controls the voltage measuring unit 120, the temperature measuring unit 130, and the current measuring unit 140 to measure the voltage V k , the temperature T k, and the current I k of the secondary battery 110.
  • the measured voltage value, temperature value, and current value are determined and stored in the memory unit 170 (S40).
  • the controller 160 updates the state of charge SOC k of the secondary battery 110 by the current integration method using the current value I k measured at the present time (S50).
  • the current integration method is a method of updating the state of charge of the secondary battery by integrating the charge current and the discharge current of the secondary battery 110 over time using Equation 9 below.
  • Equation 9 ⁇ t corresponds to a reference time at which a current flows and the algorithm of FIGS. 3 and 4 is repeated, and Q bat is a capacity of the secondary battery 110.
  • I k is a measured current value of the secondary battery 110 and has a positive value when the secondary battery 110 is being charged, and negatively when the secondary battery 110 is being discharged.
  • the controller 160 determines the state of charge corresponding to the open voltage measured before the secondary battery 110 starts charging / discharging from the “open voltage-charge state lookup table” previously stored in the memory unit 170. Then, the determined state of charge value is assigned to the initial value SOC 0 value and stored in the memory unit 170. When the state of charge is initialized in this way, the controller 160 may determine the state of charge SOC k periodically using Equation 9 whenever the charge current or the discharge current is measured thereafter. The process of determining the SOC 0 may be performed independently of the algorithm of FIGS. 3 and 4.
  • the controller 160 may update the state of charge SOC k of the secondary battery 110 by a recursive algorithm such as an extended Kalman filter in addition to the current integration method, and the present invention is limited by a specific method of determining the state of charge. It doesn't work.
  • the extended Kalman filter is used to determine the state of charge of the secondary battery, the voltage V k , the temperature T k and the current I k of the secondary battery measured in step S40 may be utilized.
  • the controller 160 determines the crate C k of the secondary battery 110 by using the current value I k measured in step S40 (S60). That is, the controller 160 may determine the crate C k by dividing the measured current value I k (Ampere) by the capacity Ah of the secondary battery 110.
  • step S60 the controller 160 determines whether the crate C k is 0 (S70).
  • the controller 160 determines that the secondary battery 110 is in a calendar state (S80).
  • control unit 160 refers to the temperature T k and the state of charge SOC k of the secondary battery 110, the calendar degeneration stored in the memory unit 170 to determine the degree variation ⁇ DOA calendar [k] Calendar degeneration also The parameters ⁇ k and ⁇ k of the profile (see Equation 1) are determined (S90).
  • the temperature T k of the secondary battery 110 And with each of the charged state SOC k, by using the predefined correlation between the parameters ⁇ and ⁇ k k relationship (lookup table or a function), a method of determining the parameters k and ⁇ k ⁇ was already described.
  • the controller 160 determines the calendar deterioration profile to be used when calculating the calendar degeneracy degree change ⁇ DOA calendar [k] by applying the parameters ⁇ k and ⁇ k determined in step S90 to Equation 1 described above ( S100).
  • the controller 160 determines the reference equivalent time t ⁇ k using the above-described Equation 2 using the determined calendar degeneracy degree profile (S110).
  • ⁇ k -1 and ⁇ k -1 are determined in the previous calculation period, and the value when the time index k is 1, that is, ⁇ 0 and ⁇ 0 , starts with the algorithm of FIGS. 3 and 4. It can be determined and initialized by the measured state of charge value and the temperature value before the process.
  • DOA calendar [0] means the degree of degeneration of the state where the secondary battery 110 is not substantially degenerated. Therefore, in DOA calendar [0], a value 0 or a value close to 0 can be set as an initialization value as an initialization condition.
  • the controller 160 assumes that the state of charge SOC k and the temperature T k determined in the current calculation period are maintained for the reference time ⁇ t from the reference equivalent time t ⁇ k determined in step S110 and the calendar degeneration degree determined in step S100.
  • the calendar regression degree change ⁇ DOA calendar [k] is determined as follows (S120).
  • control unit 160 determines the calendar degeneration also change ⁇ DOA calendar [k] determined in the step S120 DOA calendar [k-1] and accumulated to the calendar degeneration in the time index k is also DOA calendar [k] (S130).
  • DOA calendar [k-1] is the initialization value DOA calendar [0]
  • ⁇ DOA calendar [k] is ⁇ DOA calendar [1]
  • DOA calendar [k] is DOA calendar [1]. ]to be.
  • the controller 160 accumulates the reference time ⁇ t to update the calendar time t calendar corresponding to the accumulated time in which the calendar state is maintained (S140).
  • step S70 and steps S80 through S140 proceed, the cycle degeneration DOA cycle [k] and the cycle time t cycle are not updated (increased).
  • step S70 when it is determined that the crate C k is not zero, the update process of the cycle degeneration degree DOA cycle [k] and the cycle time t cycle proceeds.
  • step S70 when it is determined in step S70 that the crate C k is not zero, the controller 160 determines that the secondary battery 110 is in a cycle state (S150).
  • the controller 160 charges the temperature T k of the secondary battery 110 stored in the memory unit 170 to determine the deterioration change amount in the cycle state, that is, the cycle degeneration change amount ⁇ DOA cycle [k].
  • the parameters ⁇ * k and ⁇ * k of the cycle degeneration profile are determined with reference to the state SOC k and the crate C k (S160).
  • the parameters ⁇ * k and ⁇ * k using the predefined correlations of the parameters ⁇ * k and ⁇ * k with the temperature T k , the state of charge SOC k and the crate C k of the secondary battery 110, respectively. How to determine has already been described.
  • the controller 160 determines the cycle deterioration profile to be used when calculating the cycle deterioration change ⁇ DOA cycle [k] by applying the parameters ⁇ * k and ⁇ * k determined in step S160 to Equation 4 described above as follows. (S170).
  • controller 160 determines the reference equivalent time t * k , which is a reference point, when calculating the cycle deterioration change amount ⁇ DOA cycle [k] by using Equation 5 described above (S180).
  • ⁇ * k-1 and ⁇ * k-1 are determined in the previous calculation period, and the values when the time index k is 1, that is, ⁇ * 0 and ⁇ * 0 are shown in FIGS. 3 and 4
  • the algorithm may be determined and initialized by a predetermined state of charge, temperature, and seed value of the secondary battery before the algorithm is started.
  • DOA cycle [0] means the degree of degeneration of the state where the secondary battery 110 does not substantially degenerate. Therefore, in DOA calendar [0], a value 0 or a value close to 0 can be set as an initialization value as an initialization condition.
  • control unit 160 assumes that the state of charge SOC k , temperature T k and the crate C k determined in the current calculation period are maintained for the reference time ⁇ t from the reference equivalent time t * k determined in step S180.
  • the cycle degeneration profile determined in Equation 6 and Equation 6 the cycle deterioration change ⁇ DOA cycle [k] is determined as follows (S190).
  • control unit 160 determines the cycle degeneration also change ⁇ DOA cycle [k] determined in the step S190 DOA cycle [k-1] and accumulated to the cycle degeneration of the time index k is also DOA cycle [k] (S200).
  • DOA cycle [k-1] is the initialization value DOA cycle [0]
  • ⁇ DOA cycle [k] is ⁇ DOA cycle [1]
  • DOA cycle [k] is DOA cycle [1 ]to be.
  • the controller 160 accumulates the reference time ⁇ t and updates the cycle time t cycle corresponding to the accumulated time in which the cycle state is maintained (S210).
  • step S70 and the steps S150 to S210 proceed, the calendar degeneracy degree DOA calendar [k] and the calendar time t calendar are not updated (increased).
  • the controller 160 determines the degree of degradation of the secondary battery 110 based on the current time index k.
  • the controller 160 obtains a weighted average of the calendar degeneration DOA calendar [k] and the cycle degeneration DOA cycle [k] based on the calendar time t calendar and the cycle time t cycle to obtain a weighted average value of the secondary battery ( Degeneration of 110) is also determined as a DOA bat (S220).
  • the weighted average value of the calendar degeneration DOA calendar [k] and the cycle degeneration DOA cycle [k] can be calculated by any of the following equations, the latter being more accurate than the former.
  • the controller 160 determines the degeneration degree DOA calendar [k] of the secondary battery 110 based on the current time index and proceeds to step S230.
  • step S230 the controller 160 determines whether the time counted by the counter reaches the reference time ⁇ t.
  • ⁇ t substantially corresponds to the update period with respect to the degree of degeneration of the secondary battery 110.
  • step S240 is performed.
  • step S240 the controller 160 increases the time index k by 1 and returns the process to step S30.
  • the aforementioned processes are repeated every time the time index k increases by one.
  • the secondary battery 110 may also be updated periodically by the average calculation, the DOA bat weight.
  • controller 160 may store the measured values and the calculated values generated by repeating the algorithm in the memory unit 170 by matching the time index with the time index.
  • control unit 160 selects at least one or more of the cumulatively stored measured values and calculated values, reads them from the memory unit 170, and performs diagnosis of the control computer or the secondary battery 110 of the load device. Can send to the device.
  • control unit 160 reads the degeneration values of the secondary battery 110 from the memory unit 170 among the calculated values generated during the execution of the algorithm, and controls the load computer's control computer or secondary battery through the communication unit 180. And transmit to a diagnostic device that performs the diagnostics of 110.
  • the control computer or the diagnostic device may manage the replacement cycle of the secondary battery 110 by using the degeneracy degree values received through the communication unit 180.
  • control computer or the diagnostic device may visually display the most recently calculated deterioration value of the secondary battery 110 on a display unit such as a liquid crystal display in the form of letters, numbers or graphs.
  • control computer or the diagnostic device generates a warning message when the most recently determined degeneration value of the secondary battery 110 exceeds a threshold, and informs the user of the load device that the inspection of the secondary battery 110 is necessary.
  • the operator diagnosing the secondary battery 110 may be visually or audibly output through a display unit or a speaker.
  • a pouch type lithium polymer secondary battery having a capacity of 52 Ah and a 95% state of charge and substantially no degeneration was prepared.
  • the prepared secondary battery was mounted in a charge and discharge simulator capable of simulating charge and discharge of the secondary battery mounted in the hybrid vehicle.
  • the deterioration estimation apparatus is coupled to a secondary battery, and a program developed for estimating degeneration is installed in the apparatus.
  • a charge and discharge profile according to the urban driving conditions (Miami) used as the American automobile standard was input to the charge and discharge simulator to charge and discharge the secondary battery for 40 weeks.
  • the charge / discharge profile intermittently includes a rest period in addition to a charge section and a discharge section. In the rest period, charging and discharging of the secondary battery is substantially stopped. Therefore, the calender state of the secondary battery was simulated using the said resting section.
  • the reference time ⁇ t was set to 1 second when the degree of degeneration of the secondary battery was determined using the developed program. Therefore, in this experiment, the degree of degeneration of the secondary battery was determined at substantially one second intervals. The degree of degeneration was determined by applying the weighted average equations of Equations 7 and 8 separately under different calculation conditions.
  • the parameters of the degeneration profile were determined every second using a pre-tune function.
  • the function for determining parameters ⁇ k and ⁇ k of the calendar degeneration profile was configured to include SOC and temperature T, which are the state of charge of the secondary battery, as input variables.
  • the shape of the function determining ⁇ k and ⁇ k has been optimized through trial & error to ensure that the calendar degeneration profile follows the actual degeneration of the secondary battery when the secondary battery is in the calendar state.
  • the functions for determining the parameters ⁇ * k and ⁇ * k of the cycle degeneration profile were configured to include, as input variables, SOC, temperature T and crate, which are the state of charge of the secondary battery, as input variables.
  • the shape of the function that determines ⁇ * k and ⁇ * k is optimized by trial and error so that the cycle degeneracy profile tracks the actual degeneration of the secondary cell well when the secondary battery is in the charge / discharge cycle. I was.
  • FIG. 5 is a graph showing the change of the degree of degeneration degree determined at intervals of 1 second in this experiment together with the actual degree of change of the degree of degeneration.
  • the graph plotted with ⁇ shows the change over time for the actual degree of degradation of the secondary battery.
  • the solid line graph shows the deterioration change over time when the deterioration degree of the secondary battery is used according to the present invention when the horizontal average equation of Equation 7 is used.
  • the dotted line graph shows the change in the degree of deterioration of the secondary battery when the degree of degeneration of the secondary battery is determined when the horizontal average equation of Equation 8 is used.
  • both the solid line and the dotted line graph well follow the actual change remodeling of the deterioration degree.
  • the dotted line graph can be seen to better estimate the actual deformation of the degree of degradation than the solid line graph, which is the result of applying the log scale to the time factor in calculating the weighted average.
  • the log scale is applied to the time factor, it is possible to alleviate the problem that the deterioration change is underestimated in a time interval where the change slope of the degeneracy profile is very small.
  • the degree of degeneration was calculated to be about 3.58% smaller than the case of estimating the degree of degeneration by the present invention.
  • the conventional degeneracy degree integration model does not independently integrate the calendar degeneration rate and the cycle degeneration rate, as illustrated in FIG. 1, when the reference equivalent time is rapidly moved to a time interval in which the degeneration degree gradient is considerably small, compared to the time change amount. This is because the degeneration degree is underestimated.
  • the present invention separately calculates the degree of degradation by separating the calendar state of which the degree of degeneration is relatively slow and the cycle state of which the degree of degeneration is relatively fast. Therefore, when calculating the amount of degeneracy change using each degeneration degree profile, it is possible to prevent a sudden increase in the reference equivalent time, and as a result, it is possible to mitigate an error caused by the sudden change in the reference equivalent time.
  • the present invention determines the degree of degeneration of the secondary battery by the weighted average value of the degree of calendar degeneration and cycle degeneration, it is possible to estimate the degree of degeneration according to the actual degeneration of the secondary battery.
  • each component may be selectively integrated with other components or each component may be divided into subcomponents for efficient execution of control logic (s).
  • control logic control logic
  • the integrated or divided components should also be interpreted as being within the scope of the present application, provided that the functional identity can be recognized even if the components are integrated or divided.
  • the present invention when estimating the degeneration degree of the secondary battery using the degeneration degree integration model, it is possible to estimate the degeneration degree of the secondary battery by independently calculating the calendar degeneration degree change and the cycle deterioration change amount, thereby enabling more accurate estimation of the degeneration degree. Do.
  • the present invention can faithfully reflect the actual use pattern of the secondary battery to increase the degree of degeneration by determining the weighting average value calculated by giving a time weight to the amount of change in calendar degeneration and cycle change.
  • the present invention can further increase the accuracy of the deterioration estimation by applying a log scale to the time factor when determining the deterioration degree by calculating the time weighted average of the calendar degeneration degree change and the cycle degeneration degree change amount.

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Abstract

본 발명은 이차 전지의 퇴화도 추정 장치 및 방법을 개시한다. 본 발명에 따른 장치는, 이차 전지의 전류 및 온도를 결정하고; 상기 이차 전지의 전류로부터 충전 상태를 결정하고; 상기 이차 전지가 캘린더 상태에 있는 동안 상기 결정된 충전 상태 및 온도에 대응되는 캘린더 퇴화도 프로파일에 퇴화도 누적 모델을 적용하여 캘린더 퇴화도를 결정하고; 상기 이차 전지가 사이클 상태에 있는 동안 이차 전지의 충전 상태, 온도 및 전류에 대응되는 사이클 퇴화도 프로파일에 퇴화도 누적 모델을 적용하여 사이클 퇴화도를 결정하고; 상기 결정된 캘린더 퇴화도와 상기 결정된 사이클 퇴화도에 대해 캘린더 시간과 사이클 시간을 기준으로 계산된 가중 평균 값을 이차 전지의 퇴화도로 결정하도록 구성된다.

Description

이차 전지의 퇴화도 추정 장치 및 방법
본 발명은 이차 전지의 퇴화도(Degree-Of-Aging)를 추정하는 장치 및 방법에 관한 것으로서, 보다 상세하게는 이차 전지가 충방전되는 사이클 상태에 있는 동안과 무부하 상태인 캘린더 상태에 있는 동안의 퇴화도 변화량을 개별적으로 적산하여 보다 정확하게 퇴화도를 추정할 수 있는 장치 및 방법에 관한 것이다.
본 출원은 대한민국 특허청에 2015년 08월 21일자로 출원된 특허출원 제 10-2015-0118136호에 대해 우선권을 주장하며, 상기 출원의 내용은 본 명세서의 일부로서 합체될 수 있다.
이차 전지는 전기화학적인 산화 및 환원 반응을 통해 전기 에너지를 생성하는 것으로서, 광범위하게 다양한 용도로 이용된다. 예를 들어, 이차 전지는 휴대 전화, 랩탑 컴퓨터, 디지털 카메라, 비디오 카메라, 태블릿 컴퓨터, 전동 공구 등과 같이 사람의 손에 휴대할 수 있는 장치; 전기 자전거, 전기 오토바이, 전기 자동차, 하이브리드 자동차, 전기 배, 전기 비행기 등과 같은 각종 전기구동 동력 장치; 신재생 에너지를 통해 발전된 전력이나 잉여 발전 전력을 저장하는데 사용되는 전력 저장 장치; 서버 컴퓨터와 통신용 기지국을 비롯한 각종 정보 통신 장치에 전력을 안정적으로 공급하기 위한 무정전 전원 공급 장치 등에 이르기까지 사용 영역이 점차 확대되고 있다.
일반적으로, 이차 전지는 외장재 내에 전극 조립체를 전해질과 함께 밀봉하고 극성이 서로 다른 2개의 전극 단자를 외부에 노출시킨 구조를 가진다. 상기 전극 조립체는 복수의 단위 셀을 포함하고, 단위 셀은 적어도 음극판과 양극판 사이에 다공성의 분리막이 개재된 구조를 가진다. 상기 음극판과 양극판에는 전기화학적 반응에 참여하는 활물질이 코팅되어 있으며, 활물질과 전해질의 전기화학적 반응에 의해 이차 전지가 충전 또는 방전된다.
한편, 이차 전지의 용량은 BOL(Beginning Of Life) 상태의 용량이 계속 유지되지 않고 캘린더 시간 또는 사이클 시간이 경과할수록 감소한다. 여기서, 캘린더 시간은 이차 전지가 무부하 상태를 유지한 누적 시간을 의미하고, 사이클 시간은 이차 전지가 충전 또는 방전을 유지한 누적 시간을 의미한다. 이차 전지의 용량 감소는 퇴화도(Degree-Of-Aging; DOA)에 의해 정량적으로 계산될 수 있다. 퇴화도는 BOL 상태의 용량 대비 현재 상태의 용량 감소량의 비율에 의해 정의될 수 있다. 퇴화도는 이차 전지의 교체 주기를 가늠하는 척도이다. 즉, 퇴화도가 임계치를 초과하면 이차 전지의 용량이 현저히 저하된 것을 의미하므로 이차 전지를 새로 교체해야 한다.
이차 전지의 퇴화는 이차 전지가 충방전 중인 상태, 즉 사이클 상태에서뿐만 아니라 무부하 상태, 즉 캘린더 상태에서도 진행된다. 이차 전지가 무부하 상태에 있더라도 전극에 코팅된 활물질과 전해질의 비가역적 변성, 음극의 표면에 형성된 SEI(Solid Electrolyte Interphase) 층의 두께 증가 등으로 인해 이차 전지의 용량이 줄어들기 때문이다.
또한, 이차 전지의 퇴화 속도는 후자의 경우보다 전자의 경우가 더 빠르다. 이차 전지가 사이클 상태에 있으면, 충전 또는 방전 전류가 흐르는 과정에서 주울열이 발생하고 작동 이온(리튬 전지의 경우 Li 이온)이 전극에서 흡장 또는 방출되는 과정에서 활물질과 전해질의 비가역적 변성이 더 빠르게 진행되기 때문이다.
이차 전지의 퇴화도는 이차 전지의 용량을 측정하고 측정된 용량이 BOL 용량을 기준으로 어느 정도의 차이를 가지는지 계산하는 것에 의해 결정할 수 있다.
참고로, 이차전지의 용량은, 이차 전지가 완전히 방전되었을 때 충전 상태(State Of Charge; SOC)가 100%가 될 때까지 충전을 진행하고, 그 과정에서 이차 전지로 흘러 들어가는 충전 전류를 적산하면 계산할 수 있다.
하지만, 이차 전지의 실제 사용 환경에서는 이차 전지가 완전히 방전되는 경우가 잘 생기지 않을 뿐만 아니라 전류 센서의 오차 때문에 이차 전지의 용량을 정확하게 결정하기 어렵다.
따라서, 본 발명이 속한 기술 분야에서는 이차 전지의 퇴화도를 간접적으로 추정할 수 있는 다양한 방법들이 개발되고 있는데, 그 중 한가지 방법이 퇴화도 적산 모델을 이용하는 방법이다.
상기 퇴화도 적산 모델은, 도 1에 도시된 것과 같이, 이차 전지의 동작 조건, 예컨대 충전 상태(SOC), 온도, 씨레이트(C-rate) 등에 따라 복수의 퇴화도 프로파일들(△y1(t), △y2(t) …. △yn(t))을 미리 정의해 놓는다.
상기 퇴화도 적산 모델은, 또한 이차 전지가 동작하는 동안 동작 조건을 식별하고, 식별된 동작 조건에 대응되는 퇴화도 프로파일를 선택하고, 상기 동작 조건이 유지되는 동안에는 상기 식별된 퇴화도 프로파일을 이용하여 이차 전지의 퇴화도 변화량을 결정한다. 그리고, 상기 퇴화도 적산 모델은 동작 조건이 변경될 때마다 결정된 퇴화도 변화량을 적산함으로써 현재 시점의 퇴화도를 결정한다.
도 1을 참조하면, 예를 들어, 퇴화가 거의 일어나지 않은 BOL 상태의 이차 전지가 특정 동작 조건에서 Δt1이라는 시간 동안 사이클 상태를 유지하고, 그 동작 조건에 대응되는 퇴화도 프로파일이 △yn -k(t)(여기서, 1≤k≤n-1임) 곡선이라면 이차 전지는 점 P0에 대응되는 퇴화도(0%)로부터 점 P1에 대응되는 퇴화도인 G1%까지 △yn-k(t) 곡선의 실선 표시 부분을 따라서 퇴화도가 증가한다. 즉, 이차 전지의 퇴화도는 Δt1 시간 동안 G1%만큼 증가한다.
한편, 시간 Δt1이 경과되었을 때 이차 전지의 동작 조건이 변경되고 변경된 동작 조건에 대응되는 퇴화도 프로파일이 △y2(t) 곡선이라면 시간 Δt1이후에는 △y2(t) 곡선을 따라서 이차 전지의 퇴화도가 증가된다. 다만, 퇴화도는 연속적으로 증가해야 하므로, 변경된 동작 조건에서 퇴화도 계산이 시작되는 시간의 위치는 점 P1에서 점 P2로 변경된다. 이하, 변경된 퇴화도 프로파일에 있어서, 점 P2와 같이 퇴화도 증가의 기준이 되는 시간을 기준 등가 시간이라고 명명한다. 만약, 변경된 동작 조건이 Δt2라는 시간 동안 유지되면 이차 전지의 퇴화도는 점 P2에 대응되는 퇴화도인 G1%부터 점 P3에 대응되는 퇴화도인 G2%까지 △y2(t) 곡선의 실선 표시 부분을 따라서 증가한다. 따라서, 이차 전지의 퇴화도는 Δt2 시간 동안 (G2-G1)% 만큼 증가하며, 퇴화도 변화량을 이전의 퇴화도인 G1%와 적산하면 현재의 퇴화도는 G2%가 된다.
또한, 시간 Δt1+Δt2가 경과되었을 때 이차 전지의 동작 조건이 다시 변경되고 변경된 동작 조건에 대응되는 퇴화도 프로파일이 △y1(t) 곡선이라면 시간 Δt1+Δt2 이후에는 △y1(t) 곡선을 따라서 이차 전지가 퇴화된다. 다만, 퇴화도는 연속적으로 증가해야 하므로, △y1(t) 곡선에서 기준 등가 시간은 점 P4에 대응되는 시간으로 변경된다. 만약, 변경된 동작 조건이 Δt3이라는 시간 동안 유지되면 이차 전지의 퇴화도는 점 P4에 대응되는 퇴화도인 G2%부터 점 P5에 대응되는 퇴화도인 G3%까지 △y1(t) 곡선의 실선 표시 부분을 따라서 증가한다. 따라서, 이차 전지의 퇴화도는 Δt3 시간 동안 (G3-G2)% 만큼 증가하며, 이러한 퇴화도 변화량을 이전의 퇴화도인 G2%와 적산하면 현재의 퇴화도는 G3%가 된다.
이처럼 이차 전지의 동작 조건이 변경되었을 때 퇴화도 프로파일을 변경하고, 변경된 퇴화도 프로파일 상에서 바로 이전까지 적산된 퇴화도에 대응되는 기준 등가 시간을 결정하고, 변경된 동작 조건이 유지되는 동안 상기 변경된 프로파일을 이용하여 이차 전지의 퇴화도 증가량을 결정하여 바로 이전의 퇴화도에 적산해서 퇴화도를 업데이트하는 과정은 계속 반복된다.
그런데 종래의 퇴화도 적산 모델은 이차 전지가 사이클 상태에 있을 때와 캘린더 상태에 있을 때를 따로 구분하지 않고 퇴화도 변화량을 적산하기 때문에 퇴화도가 실제보다 낮게 추정되는 문제가 있다. 그 원인은, 변경된 퇴화도 프로파일의 기준 등가 시간이 갑자기 증가하면 프로파일의 기울기 변화도 갑자기 작아져서 퇴화도 변화량이 실제보다 과소 계산되기 때문이다.
예를 들어, 전술한 예에서 시간 Δt1이 경과되었을 때 이차 전지의 동작 조건이 변경되어 퇴화도 계산에 사용되는 퇴화도 프로파일이 Δyn -k(t) 곡선에서 기울기가 가장 완만한 Δyn(t) 곡선으로 변경되면, 기준 등가 시간이 점 P6에 대응되는 시간으로 갑자기 증가한다.
그런데, Δyn(t) 곡선은 다른 곡선들보다 프로파일의 기울기가 가장 완만하다. 따라서, Δyn(t) 곡선에 대응되는 동작 조건이 상대적으로 긴 Δt4 시간 동안 유지되더라도 이차 전지의 퇴화도는 점 P7에 대응되는 퇴화도까지만 증가하므로 시간 변화량 대비 퇴화도의 변화량이 상당히 작다. 따라서, 기울이 변화가 작은 퇴화도 프로파일을 이용하여 퇴화도를 적산할수록 퇴화도 변화량이 과소 계산되어 퇴화도의 추정 오차가 그 만큼 증가하게 되는 것이다.
본 발명은 위와 같은 종래 기술의 배경하에서 창안된 것으로서, 개선된 퇴화도 적산 모델을 이용하여 퇴화도 추정의 정확도를 종래보다 향상시킬 수 있는 이차 전지의 퇴화도 추정 장치 및 그 방법을 제공하는데 그 목적이 있다.
상기 기술적 과제를 달성하기 위한 본 발명에 따른 이차 전지의 퇴화도 추정 장치는, 이차 전지의 전류를 측정하여 출력하는 전류 측정부; 이차 전지의 온도를 측정하여 출력하는 온도 측정부; 및 상기 전류 측정부 및 상기 온도 측정부와 동작 가능하게 결합된 제어부를 포함한다.
바람직하게, 상기 제어부는, 상기 전류 측정부 및 상기 온도 측정부로부터 전류 측정 신호와 온도 측정 신호를 입력 받아 이차 전지의 전류 및 온도를 결정하고; 상기 이차 전지의 전류로부터 이차 전지의 충전 상태를 결정하고; 상기 이차 전지의 전류를 이용하여 이차 전지의 동작 상태를 캘린더 상태 또는 사이클 상태 중 어느 하나로 결정하고; 상기 이차 전지가 캘린더 상태에 있는 동안 상기 결정된 충전 상태 및 온도에 대응되는 미리 정의된 캘린더 퇴화도 프로파일에 퇴화도 누적 모델을 적용하여 캘린더 상태에서의 캘린더 퇴화도를 결정하고; 상기 이차 전지가 사이클 상태에 있는 동안 이차 전지의 충전 상태, 온도 및 전류에 대응되는 미리 정의된 사이클 퇴화도 프로파일에 퇴화도 누적 모델을 적용하여 사이클 상태에서의 사이클 퇴화도를 결정하고; 상기 결정된 캘린더 퇴화도와 상기 결정된 사이클 퇴화도에 대해서 캘린더 상태가 유지된 캘린더 시간과 사이클 상태가 유지된 사이클 시간을 기준으로 가중 평균 값을 계산하고 계산된 가중 평균 값을 이차 전지의 퇴화도로 결정하도록 구성된다.
일 측면에 따르면, 상기 제어부는 상기 이차 전지의 전류로부터 씨레이트(c-rate)를 결정하고, 상기 씨레이트(c-rate)가 0 이면 이차 전지의 동작 상태를 캘린더 상태로 결정하고, 상기 씨레이트가 0이 아니면 이차 전지의 동작 상태를 사이클 상태로 결정하도록 구성될 수 있다.
다른 측면에 따르면, 상기 제어부는 상기 이차 전지의 전류를 적산하여 이차 전지의 충전 상태를 결정하도록 구성될 수 있다.
바람직하게, 상기 제어부는, 상기 이차 전지가 캘린더 상태에 있는 동안 일정한 기준 시간이 경과될 때마다, 다음의 (i) 내지 (iv)의 동작들을 주기적으로 수행하도록 구성될 수 있다.
(i) 상기 이차 전지의 충전 상태 및 온도를 이용하여 상기 기준 시간 동안의 캘린더 퇴화도 변화량을 계산할 때 사용될 미리 정의된 캘린더 퇴화도 프로파일을 결정하는 동작;
(ii) 상기 결정된 캘린더 퇴화도 프로파일 상에서 기준 등가 시간을 결정하는 동작;
(iii) 상기 기준 등가 시간으로부터 상기 기준 시간이 경과하는 동안 상기 캘린더 퇴화도 프로파일을 이용하여 캘린더 퇴화도 변화량을 결정하는 동작; 및
(iv) 상기 결정된 캘린더 퇴화도 변화량을 직전에 결정된 캘린더 퇴화도에 적산하여 이차 전지의 캘린더 퇴화도를 결정하는 동작
바람직하게, 상기 제어부는, 상기 결정된 캘린더 퇴화도 프로파일 상에서 직전에 결정된 캘린더 퇴화도에 대응되는 시간을 상기 기준 등가 시간으로 결정할 수 있다.
바람직하게, 상기 제어부는, 상기 이차 전지가 사이클 상태에 있는 동안 일정한 기준 시간이 경과될 때마다, 다음의 (i) 내지 (iv)의 동작들을 주기적으로 수행하도록 구성될 수 있다.
(i) 상기 이차 전지의 충전 상태, 온도 및 전류를 이용하여 상기 기준 시간 동안의 사이클 퇴화도 변화량을 계산할 때 사용될 미리 정의된 사이클 퇴화도 프로파일을 결정하는 동작;
(ii) 상기 결정된 사이클 퇴화도 프로파일 상에서 기준 등가 시간을 결정하는 동작
(iii) 상기 기준 등가 시간으로부터 상기 기준 시간이 경과하는 동안 상기 사이클 퇴화도 프로파일을 이용하여 사이클 퇴화도 변화량을 결정하는 동작; 및
(iv) 상기 결정된 사이클 퇴화도 변화량을 직전에 결정된 사이클 퇴화도에 적산하여 이차 전지의 사이클 퇴화도를 결정하는 동작
바람직하게, 상기 제어부는, 상기 결정된 사이클 퇴화도 프로파일 상에서 바로 이전의 계산 주기에서 결정된 사이클 퇴화도에 대응되는 시간을 상기 기준 등가 시간으로 결정하도록 구성될 수 있다.
일 측면에 따르면, 상기 제어부는, 상기 캘린더 퇴화도와 상기 사이클 퇴화도에 대해 상기 캘린더 시간 및 상기 사이클 시간으로 각각 가중치를 부여하여 상기 가중 평균 값을 계산하도록 구성될 수 있다.
다른 측면에 따르면, 상기 제어부는, 상기 캘린더 퇴화도와 상기 사이클 퇴화도에 대해 로그 스케일이 적용된 캘린더 시간 및 로그 스케일이 적용된 사이클 시간으로 각각 가중치를 부여하여 상기 가중 평균 값을 계산하도록 구성될 수 있다.
바람직하게, 본 발명에 따른 장치는, 상기 제어부와 동작 가능하게 결합된 메모리부를 더 포함할 수 있다. 이 경우, 상기 제어부는 상기 이차 전지의 결정된 퇴화도를 상기 메모리부에 저장하도록 구성될 수 있다.
바람직하게, 본 발명에 따른 장치는, 상기 제어부와 동작 가능하게 결합된 통신부를 더 포함할 수 있다. 이 경우, 상기 제어부는 상기 이차 전지의 결정된 퇴화도를 상기 통신부를 통해 외부로 출력하도록 구성될 수 있다.
상기 기술적 과제를 달성하기 위한 본 발명에 따른 이차 전지의 퇴화도 추정 방법은, (a) 전류 측정부 및 온도 측정부를 이용하여 이차 전지의 전류와 온도를 결정하는 단계; (b) 상기 이차 전지의 전류로부터 이차 전지의 충전 상태를 결정하는 단계; (c) 상기 이차 전지의 전류를 이용하여 이차 전지의 동작 상태를 캘린더 상태 또는 사이클 상태 중 어느 하나로 결정하는 단계; (d) 상기 이차 전지가 캘린더 상태에 있는 동안 상기 결정된 충전 상태 및 온도에 대응되는 미리 정의된 캘린더 퇴화도 프로파일을 결정하고, 상기 결정된 캘린더 퇴화도 프로파일에 퇴화도 누적 모델을 적용하여 캘린더 상태에서의 캘린더 퇴화도를 결정하는 단계; (e) 상기 이차 전지가 사이클 상태에 있는 동안 상기 결정된 충전 상태, 온도 및 전류에 대응되는 미리 정의된 사이클 퇴화도 프로파일을 결정하고, 상기 결정된 사이클 퇴화도 프로파일에 퇴화도 누적 모델을 적용하여 사이클 상태에서의 사이클 퇴화도를 결정하는 단계; 및 (f) 상기 결정된 캘린더 퇴화도와 상기 결정된 사이클 퇴화도에 대해 캘린더 상태가 유지된 캘린더 시간과 사이클 상태가 유지된 사이클 시간을 기준으로 가중 평균 값을 계산하고, 상기 계산된 가중 평균 값을 이차 전지의 퇴화도로 결정하는 단계;를 포함할 수 있다.
상기 기술적 과제는 본 발명에 따른 이차 전지의 퇴화도 추정 방법을 프로그램화하여 수록한 컴퓨터로 읽을 수 있는 기록매체에 의해서도 달성될 수 있다.
본 발명에 따르면, 퇴화도 적산 모델을 이용하여 이차 전지의 퇴화도를 추정할 때 캘린더 퇴화도 변화량과 사이클 퇴화도 변화량을 독립적으로 계산하여 이차 전지의 퇴화도를 추정함으로써 보다 정확한 퇴화도 추정이 가능하다.
또한, 본 발명은 캘린더 퇴화도 변화량와 사이클 퇴화도 변화량에 대해 시간 가중치를 부여하여 산출한 가중 평균 값을 이차 전지의 퇴화도로 결정함으로써 이차 전지의 실제 사용 패턴을 퇴화도 증가에 충실히 반영할 수 있다.
또한, 본 발명은 캘린더 퇴화도 변화량와 사이클 퇴화도 변화량에 대한 시간 가중 평균을 산출하여 퇴화도를 결정할 때 시간 팩터에 대해 로그 스케일을 적용함으로써 퇴화도 추정의 정확도를 더욱 증가시킬 수 있다.
본 명세서에 첨부되는 다음의 도면들은 본 발명의 한 실시예를 예시하는 것이며, 후술하는 상세한 설명과 함께 본 발명의 기술사상을 더욱 이해시키는 역할을 하는 것이므로, 본 발명은 그러한 도면에 기재된 사항에만 한정되어 해석되어서는 아니 된다.
도 1은 종래기술에 따른 퇴화도 적산 모델을 통한 이차 전지의 퇴화도 결정 과정을 설명하기 위해 이차 전지의 퇴화도가 변화되는 경로를 복수의 퇴화도 프로파일 상에 나타낸 그래프이다.
도 2는 본 발명의 실시예에 따른 이차 전지의 퇴화도 추정 장치에 대한 구성을 개략적으로 도시한 블록도이다.
도 3 및 도 4는 본 발명의 실시예에 따른 이차 전지의 퇴화도 추정 방법을 나타낸 순서도이다.
도 5는 본 발명에 따라 추정된 퇴화도의 변화 패턴과 실제 퇴화도 변화 패턴을 비교한 그래프이다.
이하, 첨부된 도면을 참조하여 본 발명의 실시예를 설명하기로 한다. 이에 앞서, 본 명세서 및 청구범위에 사용된 용어나 단어는 통상적이거나 사전적인 의미로 한정해서 해석되어서는 아니 되며, 발명자는 그 자신의 출원을 가장 최선의 방법으로 설명하기 위해 용어의 개념을 적절하게 정의할 수 있다는 원칙에 입각하여 본 발명의 기술적 사상에 부합하는 의미와 개념으로 해석되어야만 한다. 따라서, 본 명세서에 기재된 실시예와 도면에 도시된 구성은 본 발명의 일 실시예에 불과할 뿐이고 본 발명의 기술적 사상을 모두 대변하는 것은 아니므로, 본 발명시점에 있어서 이들을 대체할 수 있는 다양한 균등물과 변형 예들이 있을 수 있음을 이해하여야 한다.
도 2는 본 발명의 일 실시예에 따른 이차 전지의 퇴화도 추정 장치(100)의 구성을 개략적으로 도시한 블록도이다.
도 2를 참조하면, 본 발명에 따른 이차 전지의 퇴화도 추정 장치(100)는, 이차 전지(110)에 결합되어 개선된 퇴화도 적산 모델에 따라 이차 전지(110)의 퇴화도를 추정할 수 있는 장치로서, 전압 측정부(120), 온도 측정부(130), 전류 측정부(140), 제어부(160) 및 메모리부(170)를 포함할 수 있다.
상기 이차 전지(110)는 퇴화도가 추정되는 최소 단위의 전지로서, 전기적으로 직렬 및/또는 병렬로 연결된 복수의 단위 셀들을 포함한다. 물론, 상기 이차 전지(110)가 하나의 단위 셀만을 포함하는 경우도 본 발명의 범주에 포함된다.
상기 단위 셀은 반복적인 충방전이 가능하다면 그 종류에 특별한 제한이 없는데, 일 예시로서 파우치 타입으로 이루어진 리튬 폴리머 이차 전지일 수 있다.
상기 이차 전지(110)는 외부 단자를 통해 다양한 부하 장치에 전기적으로 결합될 수 있다. 상기 부하 장치는, 일 예시로서 전기 자동차, 하이브리드 자동차, 드론과 같은 무인 비행체, 전력 그리드에 포함된 대용량의 전력 저장 장치(ESS), 또는 모바일 디바이스일 수 있다. 이 경우, 상기 이차 전지(110)는 상기 부하 장치에 탑재된 모듈화된 전지 팩에 포함된 단위 셀들의 일부 또는 전부를 포함할 수 있다.
상기 이차 전지(110)의 외부 단자는 충전 장치와 선택적으로 결합될 수 있다. 상기 충전 장치는 이차 전지(110)가 탑재되는 부하 장치의 제어에 의해 이차 전지(110)에 선택적으로 전기적으로 결합될 수 있다.
상기 충전 장치는 충전 전용으로 사용되는 충전기일 수 있다. 다른 예에서, 상기 충전 장치는 상기 이차 전지(110)가 탑재된 부하 장치에서 충전 전력을 생산하는 장치, 예컨대 엔진과 결합된 발전기 또는 자동차의 브레이크와 결합된 회생 충전 장치일 수 있다. 상기 발전기는 엔진의 크랭크 축과 결합되어 크랭크 축이 회전될 때 충전 전력을 생산한다. 그리고, 상기 회생 충전 장치는 브레이크의 조작으로 자동차가 감속될 때 브레이크와 연동하여 회생 충전 전력을 생산한다. 상기 발전기와 상기 회생 충전 장치는 자동차 기술분야에서 널리 알려져 있으므로, 여기에서의 상세한 설명은 생락한다.
상기 전압 측정부(120), 상기 온도 측정부(130) 및 상기 전류 측정부(140)는 제어부(160)의 통제에 따라 이차 전지(110)의 전압, 온도 및 전류를 시간 간격을 두고 주기적으로 측정하고 측정 결과를 제어부(160) 측으로 출력한다. 상기 측정 결과는 아날로그 신호 또는 디지털 신호로서 제어부(160)에 제공될 수 있다. 상기 제어부(160)는 A/D 신호 변환 처리를 통해 상기 아날로그 신호를 디지털 신호로 변환할 수 있다.
상기 전압 측정부(120)는 전지 기술 분야에서 통상적으로 사용되는 전압 측정 회로를 포함한다. 상기 전압 측정 회로는 일 예시로서 이차 전지(110)의 양극 및 음극 단자 사이의 전압 차이에 상응하는 전압 신호를 출력하는 차동 증폭 회로를 포함할 수 있다. 상기 전압 측정부(120)는 이차 전지(110)의 양극과 음극 사이에 인가되는 전압에 상응하는 전압 신호를 생성하여 제어부(160) 측으로 출력한다.
상기 온도 측정부(130)는 온도 측정에 사용되는 온도 센서로서 일 예로 써머 커플러일 수 있다. 상기 온도 측정부(130)는 이차 전지(110)의 온도에 상응하는 전압 신호를 생성하여 제어부(160) 측으로 출력한다.
상기 전류 측정부(140)는 센스 저항 또는 홀 센서로서 이차 전지(110)의 충전 전류와 방전 전류의 크기에 상응하는 전압 신호를 생성하여 제어부(160) 측으로 출력한다.
상기 제어부(160)는 각 측정부(120, 130, 140)로부터 측정 신호가 입력되면, 신호 처리를 통해 이차 전지(110)의 전압 값, 온도 값, 전류 값을 각각 결정하고 메모리부(170)에 저장한다.
상기 메모리부(170)는 반도체 메모리 소자로서, 상기 제어부(160)에 의해 생성되는 데이터를 기록, 소거, 갱신하며, 이차 전지(110)의 퇴화도 추정을 위해 마련된 복수의 프로그램 코드를 저장한다. 또한, 상기 메모리부(170)는 본 발명을 실시할 때 사용되는 미리 결정된 각종 파라미터들의 사전 설정 값들을 저장하고 있다. 또한, 상기 메모리부(170)는 이차 전지의 충전 상태(SOC)의 추정에 사용되는 미리 정의된 "개방 전압-충전 상태 룩업 테이블"을 저장하고 있을 수 있다. 상기 룩업 테이블은 개방 전압으로부터 충전 상태를 맵핑하거나 그 반대로 충전 상태로부터 개방 전압을 맵핑할 수 있는 데이터 구조를 가진다.
상기 메모리부(170)는 데이터를 기록, 소거, 갱신할 수 있다고 알려진 반도체 메모리 소자라면 그 종류에 특별한 제한이 없다. 일 예시로서, 상기 메모리부(170)는 DRAM, SDRAM, 플래쉬 메모리, ROM, EEPROM, 레지스터 등일 수 있다. 상기 메모리부(170)는 상기 제어부(160)의 제어 로직을 정의한 프로그램 코드들을 저장하고 있는 저장매체를 더 포함할 수 있다. 상기 저장매체는 플래쉬 메모리나 하드디스크와 같은 불활성 기억 소자를 포함한다. 상기 메모리부(170)는 제어부(160)와 물리적으로 분리되어 있을 수도 있고, 상기 제어부(160)와 일체로 통합되어 있을 수도 있다.
본 발명에 따른 장치(100)는, 선택적으로(optionally), 통신부(180)를 더 포함할 수 있다. 이 경우, 상기 제어부(160)는 통신부(180)와 동작 가능하게 결합될 수 있고, 통신부(180)를 통해 본 발명에 따라 추정된 퇴화도 값을 외부로 출력할 수 있다.
상기 외부로 출력된 퇴화도 값은 이차 전지(110)가 탑재된 부하 장치의 제어 컴퓨터나 이차 전지의 진단 디바이스에 의해 수신될 수 있다. 상기 제어 컴퓨터 또는 상기 진단 디바이스는 수신된 퇴화도 값을 이용하여 이차 전지(110)의 교체 여부를 판별하는데 사용할 수 있다. 또한, 상기 제어 컴퓨터 또는 상기 진단 디바이스는 데이터 처리를 통해 상기 수신된 퇴화도 값을 디스플레이 유닛을 통해 문자, 그래프 등의 형태로 시각적으로 표시할 수 있다. 또한, 상기 제어 컴퓨터 또는 상기 진단 디바이스는 수신된 퇴화도 값이 임계치를 초과할 경우 경고 메시지를 디스플레이 유닛을 통해 시각적으로 출력하거나 스피커를 통해 청각적으로 출력할 수 있다.
상기 통신부(180)는 외부의 통신 네트워크를 통해 디지털 신호를 송신 또는 수신할 수 있는 통신 디바이스라면 그 종류에 특별한 제한이 없다. 상기 통신부(180)는 유선 또는 무선 통신 모뎀일 수 있으며, 공지된 통신 프로토콜에 따라 상기 제어 컴퓨터 또는 상기 진단 디바이스와 통신을 수행할 수 있다.
상기 제어부(160)는 개선된 퇴화도 추정 모델에 따라 이차 전지(110)의 퇴화도를 추정할 수 있다.
상기 제어부(160)는, 이차 전지(110)가 캘린더 상태에 있을 때의 퇴화도 변화량과 사이클 상태에 있을 때의 퇴화도 변화량을 독립적으로 적산하고 캘린더 상태를 유지한 시간과 사이클 상태를 유지한 시간을 기준으로 2개의 퇴화도 변화량에 대해 가중 평균을 계산함으로써 이차 전지의 퇴화도를 결정한다.
이하에서는, 설명의 편의를 위해, 이차 전지(110)가 캘린더 상태에 있을 때 적산되는 퇴화도를 캘린더 퇴화도 DOAcalendar라고 정의한다. 또한, 이차 전지(110)가 사이클 상태에 있을 때 적산되는 퇴화도를 사이클 퇴화도 DOAcycle이라고 정의한다. 본 정의에서, DOA는 "Degree Of Aging"의 약어이다. 또한, 이차 전지(110)가 캘린더 상태를 유지한 누적 시간을 캘린더 시간 tcalendar, 그리고 이차 전지(110)가 사이클 상태를 유지한 누적 시간을 사이클 시간 tcycle이라고 정의한다.
보다 구체적으로, 상기 제어부(160)는, 미리 설정된 기준 시간(△t)이 경과될 때마다, 이차 전지(110)의 충전 상태(SOC)와 온도(T)를 결정하고, 결정된 충전 상태(SOC)와 온도(T)에 대응되는 캘린더 퇴화도 프로파일을 결정하고, 결정된 캘린더 퇴화도 프로파일 상에서 기준 등가 시간을 결정하고, 상기 기준 등가 시간으로부터 상기 기준 시간(△t)이 경과되는 동안 이차 전지(110)의 캘린더 퇴화도 변화량 △DOAcalendar을 결정한다.
일 실시예에서, 상기 캘린더 퇴화도 프로파일은 이산 시간 모델(Discrete-Time Model)에 따라 다음 수식 1과 같은 함수로 나타낼 수 있다.
<수식 1>
Figure PCTKR2016009269-appb-I000001
상기 수식1에 있어서, 파라미터 βk와 γk는 캘린더 퇴화도 프로파일의 변화 기울기를 결정하는 팩터이다. 상기 수식1로 표현되는 캘린더 퇴화도 프로파일은 도 1에 도시된 종래의 퇴화도 프로파일과 같이 시간이 지남에 따라서 1로 서서히 수렴하는 개형을 가진다. 프로파일이 1로 수렴하는 속도는 파라미터 βk와 γk에 따라 달라진다.
상기 수식1에 있어서, 파라미터 βk와 γk는, 각각, 이차 전지(110)의 충전 상태(SOC)와 온도(T)에 의해 고유하게 결정된다. 상기 파라미터 βk와, 충전 상태(SOC) 및 온도(T)의 상호 관계는 실험을 통해서 룩업 테이블이나 함수의 형태로 미리 정의될 수 있다. 유사하게, 파라미터 γk와, 충전 상태(SOC) 및 온도(T)의 상호 관계는 실험을 통해서 룩업 테이블이나 함수의 형태로 미리 정의될 수 있다. k는 시간 인덱스로서 기준 시간(△t)이 경과할 때마다 1씩 증가한다.
일 실시예에서, 상기 제어부(160)는, 기준 시간(△t)이 경과될 때마다, 이차 전지(110)의 충전 상태(SOC)와 온도(T)에 대응되는 파라미터 βk와 γk를 미리 정의된 룩업 테이블이나 함수를 이용하여 결정한다.
또한, 상기 제어부(160)는 하기 수식 2를 이용하여 파라미터 βk와 γk가 적용된 캘린더 퇴화도 프로파일 상에서 퇴화도 계산이 시작되는 점인 기준 등가 시간 t^ k을 결정한다.
<수식 2>
Figure PCTKR2016009269-appb-I000002
상기 수식 2에 있어서, DOAcalendar[k-1]은 시간 인덱스가 k-1 일 때까지 적산된 캘린더 퇴화도이고, βk -1 및 γk -1은 시간 인덱스가 k-1일 때 캘린더 퇴화도 변화량을 계산하기 위해 사용된 캘린더 퇴화도 프로파일의 파라미터이다.
또한, 상기 제어부(160)는 하기 수식 3을 이용하여 상기 충전 상태(SOC)와 온도(T)가 상기 기준 등가 시간 t^ k로부터 기준 시간(△t) 동안 유지될 때의 캘린더 퇴화도 변화량 △DOAcalendar[k]을 결정한다.
<수식 3>
Figure PCTKR2016009269-appb-I000003
또한, 상기 제어부(160)는 DOAcalendar[k-1]에 △DOAcalendar[k]를 적산함으로써 시간 인덱스가 k일 때의 캘린더 퇴화도 DOAcalendar[k]를 결정할 수 있다.
다른 측면에 따르면, 상기 제어부(160)는, 미리 설정된 기준 시간(△t)이 경과될 때마다, 이차 전지(110)의 충전 상태(SOC), 온도(T) 및 씨레이트를 결정하고, 결정된 충전 상태(SOC), 온도(T) 및 씨레이트에 대응되는 사이클 퇴화도 프로파일을 결정하고, 결정된 사이클 퇴화도 프로파일 상에서 기준 등가 시간을 결정하고, 결정된 기준 등가 시간으로부터 상기 기준 시간(△t)이 경과하는 동안 이차 전지(110)의 사이클 퇴화도 변화량 △DOAcycle을 결정할 수 있다.
일 실시예에서, 상기 사이클 퇴화도 프로파일은 이산 시간 모델(Discrete-Time Model)에 따라 다음 수식 4와 같은 함수로 나타낼 수 있다.
<수식 4>
Figure PCTKR2016009269-appb-I000004
상기 수식4에 있어서, 파라미터 β* k와 γ* k는 사이클 퇴화도 프로파일의 변화 기울기를 결정하는 팩터이다. 상기 수식4로 표현되는 사이클 퇴화도 프로파일은 도 1에 도시된 종래의 퇴화도 프로파일과 같이 시간이 지남에 따라서 1로 서서히 수렴하는 개형을 가진다. 프로파일이 1로 수렴하는 속도는 파라미터 β* k와 γ* k에 따라 달라진다.
상기 수식4에 있어서, 파라미터 β* k와 γ* k는, 각각, 이차 전지(110)의 충전 상태(SOC), 온도(T) 및 씨레이트에 의해 고유하게 결정된다. 상기 파라미터 β* k와, 이차 전지의 충전 상태(SOC), 온도(T) 및 씨레이트 사이의 상호 관계는 실험을 통해서 룩업 테이블이나 함수의 형태로 미리 정의될 수 있다. 유사하게, 파라미터 γ* k와, 이차 전지의 충전 상태(SOC), 온도(T) 및 씨레이트 사이의 상호 관계는 실험을 통해서 룩업 테이블이나 함수의 형태로 미리 정의될 수 있다. k는 시간 인덱스로서 기준 시간(△t)이 경과할 때마다 1씩 증가한다.
일 실시예에서, 상기 제어부(160)는, 기준 시간(△t)이 경과될 때마다, 이차 전지(110)의 충전 상태(SOC), 온도(T) 및 씨레이트에 대응되는 파라미터 β* k와 γ* k를 룩업 테이블이나 함수를 이용하여 각각 결정한다.
또한, 상기 제어부(160)는, 하기 수식 5를 이용하여 파라미터 β* k와 γ* k가 적용된 사이클 퇴화도 프로파일 상에서 퇴화도 계산이 시작되는 기준 등가 시간 t* k을 결정한다.
<수식 5>
Figure PCTKR2016009269-appb-I000005
상기 수식 5에 있어서, DOAcycle[k-1]은 시간 인덱스가 k-1 일 때까지 적산된 사이클 퇴화도이고, β* k-1 및 γ* k-1은 시간 인덱스가 k-1일 때 사이클 퇴화도 변화량을 계산하기 위해 사용된 사이클 퇴화도 프로파일의 파라미터이다.
또한, 상기 제어부(160)는 하기 수식 6을 이용하여 상기 충전 상태(SOC), 온도(T) 및 씨레이트가 상기 기준 등가 시간 t* k로부터 기준 시간(△t) 동안 유지될 때의 사이클 퇴화도 변화량 △DOAcycle[k]을 결정한다.
<수식 6>
Figure PCTKR2016009269-appb-I000006
또한, 상기 제어부(160)는 DOAcycle[k-1]에 △DOAcycle[k]를 적산함으로써 시간 인덱스가 k일 때의 사이클 퇴화도 DOAcycle[k]를 결정할 수 있다.
바람직하게, 상기 제어부(160)는, 시간(△t)이 경과될 때마다, 다음 수식 7 또는 수식 8을 이용하여 캘린더 시간(tcalendar)과 사이클 시간(tcycle)을 기준으로 캘린더 퇴화도 DOAcalendar[k]와 사이클 퇴화도 DOAcycle[k]에 대한 가중 평균을 구하여 이차 전지(110)의 퇴화도(DOAbat)를 결정할 수 있다.
<수식 7>
Figure PCTKR2016009269-appb-I000007
<수식 8>
Figure PCTKR2016009269-appb-I000008
상기 수식 7 및 8을 대비하면, 상기 수식 8은 캘린더 시간(tcalendar)과 사이클 시간(tcycle)에 대해 log 스케일을 적용한 점에서 차이를 보인다. 이처럼, 시간에 대해서 log 스케일을 적용하면, 퇴화도의 정확도가 더욱 개선될 수 있다. 이에 대해서는 실험예를 통해 설명될 것이다.
상기 제어부(160)는, 전술한 제어 로직들을 실행하기 위해 당업계에 알려진 프로세서, ASIC(application-specific integrated circuit), 다른 칩셋, 논리 회로, 레지스터, 통신 모뎀, 데이터 처리 장치 등을 선택적으로 포함할 수 있다.
또한, 상기 제어 로직들이 소프트웨어로 구현될 때, 상기 제어부(160)는 프로그램 모듈의 집합으로 구현될 수 있다. 이 때, 각 프로그램 모듈은 메모리에 저장되고, 컴퓨터 프로세서에 의해 실행될 수 있다. 상기 메모리는 프로세서 내부 또는 외부에 있을 수 있고, 잘 알려진 다양한 컴퓨터 부품으로 프로세서와 연결될 수 있다. 또한, 상기 메모리는 본 발명의 메모리부(170)에 포함될 수 있다. 또한, 상기 메모리는 디바이스의 종류에 상관 없이 정보가 저장되는 디바이스를 총칭하는 것으로서 특정 메모리 디바이스를 지칭하는 것은 아니다.
상기 제어부(160)의 다양한 제어 로직들은 적어도 하나 이상이 조합되고, 조합된 제어 로직들은 컴퓨터가 읽을 수 있는 코드 체계로 작성되어 컴퓨터가 읽을 수 있는 기록매체에 수록될 수 있다. 상기 기록매체는 컴퓨터에 포함된 프로세서에 의해 접근이 가능한 것이라면 그 종류에 특별한 제한이 없다. 일 예시로서, 상기 기록매체는 ROM, RAM, 레지스터, CD-ROM, 자기 테이프, 하드 디스크, 플로피디스크 및 광 데이터 기록장치를 포함하는 군에서 선택된 적어도 하나 이상을 포함한다. 또한, 상기 코드 체계는 캐리어 신호로 변조되어 특정한 시점에 통신 캐리어에 포함될 수 있고, 네트워크로 연결된 컴퓨터에 분산되어 저장되고 실행될 수 있다. 또한, 상기 조합된 제어 로직들을 구현하기 위한 기능적인 프로그램, 코드 및 코드 세그먼트들은 본 발명이 속하는 기술분야의 프로그래머들에 의해 용이하게 추론될 수 있다.
상기 제어부(160)는 이차 전지(110)와 전기적으로 결합될 수 있는 전지 관리 시스템(Battery Management System: BMS)이거나 또는 상기 전지 관리 시스템에 포함되는 제어 요소일 수 있다.
상기 전지 관리 시스템은, 본 발명이 속하는 기술 분야에서 BMS라고 불리는 시스템을 의미할 수도 있지만, 기능적 관점에서 본 발명에서 기술된 적어도 하나의 기능을 수행하는 시스템이라면 그 어떠한 것이라도 상기 전지 관리 시스템의 범주에 포함될 수 있다.
그러면, 이하에서는 제어부(160)가 개선된 퇴화도 적산 모델을 이용하여 이차 전지(110)의 퇴화도를 결정하는 제어 로직의 흐름을 도 3 및 도 4의 순서도를 참조하여 보다 구체적으로 설명하기로 한다.
도 3 및 도 4에 도시된 바와 같이, 먼저, 제어부(160)는 개선된 퇴화도 적산 모델에 따라 이차 전지(110)의 퇴화도를 결정하기 위해 퇴화도 계산을 위한 프로그램 코드를 실행한다(S10).
그 다음, 상기 제어부(160)는 시간 인덱스 k를 1로 초기화하고(S20), 시간을 계수하는 카운터를 리셋시킨다(S30). 상기 카운터의 경우 리셋이 이루어지면 시간을 0초부터 다시 계수하기 시작한다.
이어서, 상기 제어부(160)는 전압 측정부(120), 온도 측정부(130) 및 전류 측정부(140)를 제어하여 이차 전지(110)의 전압 Vk, 온도 Tk 및 전류 Ik를 측정하고, 측정된 전압 값, 온도 값 및 전류 값을 결정하여 메모리부(170)에 저장한다(S40).
이어서, 상기 제어부(160)는 현재 시점에서 측정된 전류 값 Ik를 이용하여 전류 적산법에 의해 이차 전지(110)의 충전 상태 SOCk를 갱신한다(S50). 상기 전류 적산법은 하기 수식 9를 이용하여 이차 전지(110)의 충전 전류와 방전 전류를 시간에 따라 적분하여 이차 전지의 충전 상태를 갱신하는 방법이다.
<수식 9>
SOCk=SOCk -1+△t*Ik/Qbat
상기 수식 9에 있어서, △t는 전류가 흐른 시간으로서 도 3 및 도 4의 알고리즘이 반복되는 기준 시간에 대응되고, Qbat는 이차 전지(110)의 용량이다. Ik는 이차 전지(110)의 측정된 전류 값으로서, 이차 전지(110)가 충전 중일 때는 양의 값을 가지고, 반대로 이차 전지(110)가 방전 중일 때는 음의 값을 가진다.
상기 제어부(160)는, 이차 전지(110)가 충방전을 개시하기 전에 측정한 개방 전압과 대응되는 충전 상태를 메모리부(170)에 미리 수록되어 있는 "개방 전압-충전 상태 룩업 테이블"로부터 결정하고, 결정된 충전 상태 값을 초기 값인 SOC0 값으로 할당하여 메모리부(170)에 저장한다. 이렇게 해서 충전 상태가 초기화되면, 상기 제어부(160)는 그 이후부터 충전전류 또는 방전전류가 측정될 때마다 상기 수식 9를 이용하여 주기적으로 충전 상태 SOCk를 결정할 수 있다. 상기 SOC0를 결정하는 과정은 도 3 및 도 4의 알고리즘과 독립적으로 실행될 수 있다.
한편, 상기 제어부(160)는 전류 적산법 이외에도 확장 칼만 필터와 같은 재귀적 알고리즘에 의해서도 이차 전지(110)의 충전 상태 SOCk를 갱신할 수 있으며, 본 발명은 충전 상태를 결정하는 구체적인 방식에 의해 한정되지 않는다. 이차 전지의 충전 상태 결정 시 확장 칼만 필터가 이용될 경우, 단계 S40에서 측정된 이차 전지의 전압 Vk, 온도 Tk 및 전류 Ik가 활용될 수 있다.
이어서, 상기 제어부(160)는 단계 S40에서 측정된 전류 값 Ik를 이용하여 이차 전지(110)의 씨레이트 Ck를 결정한다(S60). 즉, 상기 제어부(160)는 측정된 전류 값 Ik(Ampere)를 이차 전지(110)의 용량(Ah)으로 나누어 씨레이트 Ck를 결정할 수 있다.
단계 S60 이후에, 상기 제어부(160)는 씨레이트 Ck가 0인지 판별한다(S70).
상기 제어부(160)는 씨레이트 Ck가 0이라고 판별되면 이차 전지(110)가 캘린더 상태에 있는 것으로 결정한다(S80).
이러한 경우, 상기 제어부(160)는 캘린더 퇴화도 변화량 △DOAcalendar[k]을 결정하기 위해 메모리부(170)에 저장된 이차 전지(110)의 온도 Tk와 충전 상태 SOCk를 참조하여 캘린더 퇴화도 프로파일(수식 1 참조)의 파라미터 βk와 γk를 결정한다(S90).
여기서, 이차 전지(110)의 온도 Tk 및 충전 상태 SOCk의 각각과, 파라미터 βk와 γk의 미리 정의된 상관 관계(룩업 테이블 또는 함수)를 이용하여 파라미터 βk와 γk를 결정하는 방법은 이미 설명하였다.
이어서, 상기 제어부(160)는 단계 S90에서 결정된 파라미터 βk와 γk를 상술한 수식 1에 적용하여 캘린더 퇴화도 변화량 △DOAcalendar[k]을 계산할 때 사용될 캘린더 퇴화도 프로파일을 아래와 같이 결정한다(S100).
Figure PCTKR2016009269-appb-I000009
이어서, 상기 제어부(160)는 결정된 캘린더 퇴화도 프로파일을 이용하여 기준 등가 시간 t^ k를 상술한 수식 2를 이용하여 아래와 같이 결정한다(S110).
Figure PCTKR2016009269-appb-I000010
상기 수식에 있어서, βk -1, γk -1은 이전의 계산 주기에서 결정되는 것으로서, 시간 인덱스 k가 1일 때의 값, 즉 β0, γ0은 도 3 및 도 4의 알고리즘이 시작되기 전에 측정된 충전 상태 값 및 온도 값에 의해 결정되어 초기화될 수 있다.
한편, 시간 인덱스 k가 1일 때 DOAcalendar[0]은 이차 전지(110)가 실질적으로 퇴화하지 않은 상태의 퇴화도를 의미한다. 따라서, DOAcalendar[0]에는 초기화 조건으로서 0 또는 0과 근접한 값을 초기화 값으로 설정할 수 있다.
또한, 상기 제어부(160)는 현재의 계산 주기에서 결정된 충전 상태 SOCk 및 온도 Tk가 단계 S110에서 결정된 기준 등가 시간 t^ k 부터 기준 시간 △t 동안 유지된다고 가정하고 단계 S100에서 결정된 캘린더 퇴화도 프로파일과 수식 3을 이용하여 캘린더 퇴화도 변화량 △DOAcalendar[k]을 아래와 같이 결정한다(S120).
Figure PCTKR2016009269-appb-I000011
이어서, 상기 제어부(160)는 상기 단계 S120에서 결정된 캘린더 퇴화도 변화량 △DOAcalendar[k]을 DOAcalendar[k-1]에 적산하여 시간 인덱스 k에서의 캘린더 퇴화도 DOAcalendar[k]를 결정한다(S130).
현재의 시간 인덱스는 1이므로, DOAcalendar[k-1]는 초기화 값인 DOAcalendar[0]이고, △DOAcalendar[k]는 △DOAcalendar[1]이고, DOAcalendar[k]는 DOAcalendar[1]이다.
이어서, 상기 제어부(160)는 기준 시간 △t를 적산하여 캘린더 상태가 유지된 누적 시간에 해당하는 캘린더 시간 tcalendar를 갱신한다(S140).
한편, 단계 S70에서 프로세스가 분기되어 단계 S80 내지 S140이 진행된 경우, 사이클 퇴화도 DOAcycle[k]와 사이클 시간 tcycle은 갱신(증가)되지 않는다.
반면, 단계 S70에서, 씨레이트 Ck가 0이 아니라고 판별된 경우, 사이클 퇴화도 DOAcycle[k]와 사이클 시간 tcycle의 갱신 프로세스가 진행된다.
구체적으로, 상기 제어부(160)는 단계 S70에서 씨레이트 Ck가 0이 아니라고 판별되면, 이차 전지(110)가 사이클 상태에 있다고 결정한다(S150).
이러한 경우, 상기 제어부(160)는 사이클 상태에서의 퇴화도 변화량, 즉 사이클 퇴화도 변화량 △DOAcycle[k]을 결정하기 위해 메모리부(170)에 저장된 이차 전지(110)의 온도 Tk, 충전 상태 SOCk 및 씨레이트 Ck를 참조하여 사이클 퇴화도 프로파일(수식 4 참조)의 파라미터 β* k와 γ* k를 결정한다(S160). 여기서, 이차 전지(110)의 온도 Tk, 충전 상태 SOCk 및 씨레이트 Ck의 각각과, 파라미터 β* k와 γ* k의 미리 정의된 상관 관계를 이용하여 파라미터 β* k와 γ* k를 결정하는 방법은 이미 설명하였다.
이어서, 상기 제어부(160)는 단계 S160에서 결정된 파라미터 β* k와 γ* k를 상술한 수식 4에 적용하여 사이클 퇴화도 변화량 △DOAcycle[k]을 계산할 때 사용될 사이클 퇴화도 프로파일을 아래와 같이 결정한다(S170).
Figure PCTKR2016009269-appb-I000012
또한, 상기 제어부(160)는 상기 사이클 퇴화도 변화량 △DOAcycle[k]을 계산할 때 기준점이 되는 기준 등가 시간 t* k을 상술한 수식 5를 이용하여 아래와 같이 결정한다(S180).
Figure PCTKR2016009269-appb-I000013
상기 수식에 있어서, β* k-1, γ* k-1은 이전의 계산 주기에서 결정되는 것으로서, 시간 인덱스 k가 1일 때의 값, 즉 β* 0, γ* 0은 도 3 및 도 4의 알고리즘이 시작되기 전에 미리 결정된 이차 전지의 충전 상태 값, 온도 값 및 씨레이트 값에 의해 결정되어 초기화될 수 있다.
한편, 시간 인덱스 k가 1일 때 DOAcycle[0]은 이차 전지(110)가 실질적으로 퇴화하지 않은 상태의 퇴화도를 의미한다. 따라서, DOAcalendar[0]에는 초기화 조건으로서 0 또는 0과 근접한 값을 초기화 값으로 설정할 수 있다.
또한, 상기 제어부(160)는 현재의 계산 주기에서 결정된 충전 상태 SOCk, 온도 Tk 및 씨레이트 Ck가 단계 S180에서 결정된 기준 등가 시간 t* k 부터 기준 시간 △t 동안 유지된다고 가정하고 단계 S170에서 결정된 사이클 퇴화도 프로파일과 수식 6을 이용하여 사이클 퇴화도 변화량 △DOAcycle[k]을 아래와 같이 결정한다(S190).
Figure PCTKR2016009269-appb-I000014
이어서, 상기 제어부(160)는 상기 단계 S190에서 결정된 사이클 퇴화도 변화량 △DOAcycle[k]을 DOAcycle[k-1]에 적산하여 시간 인덱스 k에서의 사이클 퇴화도 DOAcycle[k]를 결정한다(S200).
현재의 시간 인덱스는 1이므로, DOAcycle[k-1]는 초기화 값인 DOAcycle[0]이고, △DOAcycle[k]는 △DOAcycle[1]이고, DOAcycle[k]는 DOAcycle[1]이다.
이어서, 상기 제어부(160)는 기준 시간 △t를 적산하여 사이클 상태가 유지된 누적 시간에 해당하는 사이클 시간 tcycle를 갱신한다(S210).
한편, 단계 S70에서 프로세스가 분기되어 단계 S150 내지 S210이 진행된 경우, 캘린더 퇴화도 △DOAcalendar[k]와 캘린더 시간 tcalendar는 갱신(증가)되지 않는다.
상기와 같은 프로세서를 통해 캘린더 퇴화도 DOAcalendar[k]와 사이클 퇴화도 DOAcycle[k]가 결정되면, 상기 제어부(160)는 현재의 시간 인덱스 k를 기준으로 이차 전지(110)의 퇴화도를 결정한다.
즉, 상기 제어부(160)는 캘린더 시간 tcalendar 및 사이클 시간 tcycle을 기준으로 캘린더 퇴화도 DOAcalendar[k]와 사이클 퇴화도 DOAcycle[k]에 대한 가중 평균을 구하여 가중 평균 값을 이차 전지(110)의 퇴화도 DOAbat로 결정한다(S220).
캘린더 퇴화도 DOAcalendar[k]와 사이클 퇴화도 DOAcycle[k]의 가중 평균 값은 다음의 수식 중 어느 하나에 의해 계산될 수 있는데, 후자의 계산 방식이 전자의 계산 방식보다 정확도가 더 높다.
Figure PCTKR2016009269-appb-I000015
Figure PCTKR2016009269-appb-I000016
상기 제어부(160)는 현재의 시간 인덱스를 기준으로 이차 전지(110)의 퇴화도 DOAcalendar[k]를 결정한 이후 단계 S230을 진행한다.
단계 S230에서, 상기 제어부(160)는 카운터에 의해 계수된 시간이 기준 시간 △t에 도달되었는지 판단한다. 여기서, △t는 실질적으로 이차 전지(110)의 퇴화도에 대한 갱신 주기에 해당한다.
만약, 카운터의 계수 시간이 기준 시간 △t보다 작으면 프로세스의 진행이 대기되고, 반대로 카운터의 계수 시간이 기준 시간 △t에 도달되면 단계 S240이 진행된다.
단계 S240에서, 상기 제어부(160)는 시간 인덱스 k를 1 증가시키고, 프로세스를 다시 단계 S30으로 복귀시킨다. 따라서, 전술한 프로세스들이 시간 인덱스 k가 1씩 증가할 때마다 계속 반복된다.
즉, 시간 인덱스가 k+1일 때를 기준으로, 캘린더 퇴화도 DOAcalendar[k] 및 캘린더 시간 tcalendar와, 사이클 퇴화도 DOAcycle[K+1] 및 사이클 시간 tcycle 중 어느 한 쪽이 선택적으로 갱신되고, 이차 전지(110)의 퇴화도 DOAbat가 가중 평균 계산식에 의해서 주기적으로 갱신될 수 있다.
도면에 도시하지는 않았지만, 상기 제어부(160)는 알고리즘이 반복되면서 생성되는 측정 값들과 계산 값들을 시간 인덱스와 매칭시켜 메모리부(170)에 저장할 수 있다.
또한, 상기 제어부(160)는 누적해서 저정한 측정 값들과 계산 값들 중에서 적어도 하나 이상을 선택하여 메모리부(170)에서 독출한 후 부하 장치의 제어 컴퓨터 또는 이차 전지(110)의 진단을 수행하는 진단 디바이스로 전송할 수 있다.
특히, 상기 제어부(160)는 알고리즘의 실행 과정에서 생성되는 계산 값들 중에서 이차 전지(110)의 퇴화도 값들을 메모리부(170)로부터 독출하여 통신부(180)를 통해 부하 장치의 제어 컴퓨터 또는 이차 전지(110)의 진단을 수행하는 진단 디바이스로 전송할 수 있다.
상기 제어 컴퓨터 또는 상기 진단 디바이스는 통신부(180)를 통해서 수신된 퇴화도 값들을 이용하여 이차 전지(110)의 교체 주기를 관리할 수 있다.
일 예로, 상기 제어 컴퓨터 또는 상기 진단 디바이스는 가장 최근에 계산된 이차 전지(110)의 퇴화도 값을 문자, 숫자 또는 그래프의 형태로 액정 디스플레이와 같은 디스플레이 유닛에 시각적으로 표시할 수 있다.
또한, 상기 제어 컴퓨터 또는 상기 진단 디바이스는 가장 최근에 결정된 이차 전지(110)의 퇴화도 값이 임계치를 넘으면, 경고 메시지를 생성하여 이차 전지(110)의 점검이 필요하다는 정보를 부하 장치의 사용자 또는 이차 전지(110)를 진단하는 오퍼레이터에게 디스플레이 유닛 또는 스피커를 통해 시각적 또는 청각적으로 출력할 수 있다.
<실험예>
그러면, 이하에서는 실험예를 통하여 본 발명의 효과를 설명하기로 한다. 본 명세서에서 설명되는 실험예는 본 발명의 이해를 돕기 위한 것이므로 본 발명의 범위가 실험예에 의해 한정되지 않음은 자명하다.
먼저, 용량이 52Ah이고 충전 상태가 95%이며 퇴화가 실질적으로 진행되지 않은 파우치 타입의 리튬 폴리머 이차 전지를 준비하였다.
그런 다음, 준비된 이차 전지를 하이브리드 자동차에 탑재된 이차 전지의 충방전을 모사할 수 있는 충방전 시뮬레이터에 장착하였다.
또한, 본 발명에 따른 퇴화도 추정 장치를 이차 전지에 결합시키고 퇴화도 추정을 위해 개발된 프로그램을 장치에 설치하였다.
실험 준비가 완료된 후, 미국의 자동차 표준으로 사용되는 도심 운행(마이애미) 조건에 따른 충방전 프로파일을 상기 충방전 시뮬레이터에 입력하여 이차 전지를 40주(week) 동안 충방전시켰다. 상기 충방전 프로파일은 충전 구간 및 방전 구간 이외에도 휴지 구간을 간헐적으로 포함한다. 상기 휴지 구간에서는 이차 전지의 충방전이 실질적으로 중단된다. 따라서, 이차 전지의 캘린더 상태는 상기 휴지 구간을 이용하여 모사하였다.
실험이 진행되는 동안 상기 개발된 프로그램을 이용하여 이차 전지의 퇴화도를 결정할 때 기준 시간 △t는 1초로 설정하였다. 따라서 본 실험에서는 실질적으로 1초 간격으로 이차 전지의 퇴화도를 결정하였다. 퇴화도는 수식 7 및 8의 가중 평균 식을 따로 적용하여 서로 다른 계산 조건에서 퇴화도를 결정하였다.
퇴화도 프로파일의 파라미터들은 미리 튜닝된 함수를 이용하여 1초마다 결정하였다.
캘린더 퇴화도 프로파일의 파라미터 βk와 γk를 결정하기 위한 함수는 입력 변수로서 이차 전지의 충전 상태인 SOC와 온도 T를 포함하도록 구성하였다.
βk와 γk를 결정하는 함수의 형태는 시행 착오(trial & error)를 통해 이차 전지가 캘린더 상태에 있을 때 캘린더 퇴화도 프로파일이 이차 전지의 실제 퇴화도 변화 개형을 잘 추종하도록 최적화시켰다.
유사하게, 사이클 퇴화도 프로파일의 파라미터 β* k와 γ* k를 결정하기 위한 함수는 입력 변수로서 이차 전지의 충전 상태인 SOC, 온도 T 및 씨레이트를 입력 변수로서 포함하도록 구성하였다.
β* k와 γ* k를 결정하는 함수의 형태는 시행 착오(trial & error)를 통해 이차 전지가 충방전 사이클에 있을 때 사이클 퇴화도 프로파일이 이차 전지의 실제 퇴화도 변화 개형을 잘 추종하도록 최적화시켰다.
<실험 결과>
도 5는 본 실험에서 1초 간격으로 결정한 퇴화도의 변화 개형을 실제의 퇴화도 변화 개형과 함께 도시한 그래프이다.
도 5에 있어서, ◆으로 플롯팅된 그래프는 이차 전지의 실제 퇴화도에 대한 경시적 변화를 나타낸다. 또한, 실선 그래프는 본 발명에 따라 이차 전지의 퇴화도를 결정할 때 수식 7의 가평 평균 식을 사용했을 경우의 퇴화도 변화를 경시적으로 보여준다. 또한, 점선 그래프는 본 발명에 따라 이차 전지의 퇴화도를 결정할 때 수식 8의 가평 평균 식을 사용했을 경우의 퇴화도 변화를 경시적으로 보여준다.
도 5를 참조하면, 실선 및 점선 그래프 모두 퇴화도의 실제 변화 개형을 잘 추종하는 것을 확인할 수 있다. 또한, 점선 그래프가 실선 그래프보다 퇴화도의 실제 개형을 더 잘 추정하는 것을 볼 수 있는데, 이는 가중 평균 계산 시 시간 팩터에 대해 로그 스케일을 적용한 것에 따른 결과이다. 로그 스케일이 시간 팩터에 적용되면, 퇴화도 프로파일의 변화 기울기가 매우 작은 시간 구간에서 퇴화도 변화량이 과소 계산되는 문제를 완화시킬 수 있다.
한편, 40주 동안 충방전 실험을 진행하는 동안 종래의 퇴화도 적산 모델을 적용한 결과 본 발명에 의해 퇴화도를 추정하는 경우보다 약 3.58% 정도 퇴화도가 작게 계산되었다.
종래의 퇴화도 적산 모델은 캘린더 퇴화도와 사이클 퇴화도를 독립적으로 적산하지 않으므로, 도 1에서 예시한 바와 같이, 기준 등가 시간이 퇴화도 변화 기울기가 상당히 작은 시간 구간으로 급격하게 이동될 경우 시간 변화량 대비 퇴화도 변화를 과소 계산하기 때문이다.
반면, 본 발명은 퇴화도 증가가 상대적으로 느린 캘린더 상태와 퇴화도 증가가 상대적으로 빠른 사이클 상태를 분리하여 퇴화도를 개별적으로 계산한다. 따라서, 각각의 퇴화도 프로파일을 이용하여 퇴화도 변화량을 계산할 때 기준 등가 시간의 급격한 증가를 방지할 수 있고, 그 결과 기준 등가 시간의 급격한 변동 때문에 생기는 오차를 완화시킬 수 있다.
또한, 본 발명은 캘린더 퇴화도와 사이클 퇴화도의 가중 평균 값으로 이차 전지의 퇴화도를 결정하므로 이차 전지의 실제 퇴화 상황에 맞도록 퇴화도를 추정할 수 있다.
위 실험 결과는 본 발명에 따른 퇴화도 적산 모델이 종래의 모델보다 신뢰성이 더 높고, 본 발명이 종래 기술보다 이차 전지의 퇴화도를 더 정확하게 추정할 수 있다는 것을 뒷받침한다.
본 출원의 다양한 실시 양태를 설명함에 있어서, '~부'라고 명명된 구성 요소들은 물리적으로 구분되는 요소들이라고 하기 보다 기능적으로 구분되는 요소들로 이해되어야 한다. 따라서 각각의 구성요소는 다른 구성요소와 선택적으로 통합되거나 각각의 구성요소가 제어 로직(들)의 효율적인 실행을 위해 서브 구성요소들로 분할될 수 있다. 하지만 구성요소들이 통합 또는 분할되더라도 기능의 동일성이 인정될 수 있다면 통합 또는 분할된 구성요소들도 본 출원의 범위 내에 있다고 해석되어야 함은 당업자에게 자명하다.
이상에서 본 출원은 비록 한정된 실시예와 도면에 의해 설명되었으나, 본 출원은 이것에 의해 한정되지 않으며 본 출원이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에 의해 본 출원의 기술사상과 아래에 기재될 특허청구범위의 균등범위 내에서 다양한 수정 및 변형이 가능함은 물론이다.
본 발명에 따르면, 퇴화도 적산 모델을 이용하여 이차 전지의 퇴화도를 추정할 때 캘린더 퇴화도 변화량과 사이클 퇴화도 변화량을 독립적으로 계산하여 이차 전지의 퇴화도를 추정함으로써 보다 정확한 퇴화도 추정이 가능하다.
또한, 본 발명은 캘린더 퇴화도 변화량와 사이클 퇴화도 변화량에 대해 시간 가중치를 부여하여 산출한 가중 평균 값을 이차 전지의 퇴화도로 결정함으로써 이차 전지의 실제 사용 패턴을 퇴화도 증가에 충실히 반영할 수 있다.
또한, 본 발명은 캘린더 퇴화도 변화량와 사이클 퇴화도 변화량에 대한 시간 가중 평균을 산출하여 퇴화도를 결정할 때 시간 팩터에 대해 로그 스케일을 적용함으로써 퇴화도 추정의 정확도를 더욱 증가시킬 수 있다.

Claims (15)

  1. 이차 전지의 전류를 측정하여 출력하는 전류 측정부;
    이차 전지의 온도를 측정하여 출력하는 온도 측정부; 및
    상기 전류 측정부 및 상기 온도 측정부와 동작 가능하게 결합된 제어부를 포함하고,
    상기 제어부는, 상기 전류 측정부 및 상기 온도 측정부로부터 전류 측정 신호와 온도 측정 신호를 입력 받아 이차 전지의 전류 및 온도를 결정하고; 상기 이차 전지의 전류로부터 이차 전지의 충전 상태를 결정하고; 상기 이차 전지의 전류 를 이용하여 이차 전지의 동작 상태를 캘린더 상태 또는 사이클 상태 중 어느 하나로 결정하고; 상기 이차 전지가 캘린더 상태에 있는 동안 상기 결정된 충전 상태 및 온도에 대응되는 미리 정의된 캘린더 퇴화도 프로파일에 퇴화도 누적 모델을 적용하여 캘린더 상태에서의 캘린더 퇴화도를 결정하고; 상기 이차 전지가 사이클 상태에 있는 동안 이차 전지의 충전 상태, 온도 및 전류에 대응되는 미리 정의된 사이클 퇴화도 프로파일에 퇴화도 누적 모델을 적용하여 사이클 상태에서의 사이클 퇴화도를 결정하고; 상기 결정된 캘린더 퇴화도와 상기 결정된 사이클 퇴화도에 대해서 캘린더 상태가 유지된 캘린더 시간과 사이클 상태가 유지된 사이클 시간을 기준으로 가중 평균 값을 계산하고 계산된 가중 평균 값을 이차 전지의 퇴화도로 결정하도록 구성된 것을 특징으로 하는 이차 전지의 퇴화도 추정 장치.
  2. 제1항에 있어서, 상기 제어부는, 상기 이차 전지가 캘린더 상태에 있는 동안 일정한 기준 시간이 경과될 때마다, 다음의 동작, 즉 (i) 상기 이차 전지의 충전 상태 및 온도를 이용하여 상기 기준 시간 동안의 캘린더 퇴화도 변화량을 계산할 때 사용될 미리 정의된 캘린더 퇴화도 프로파일을 결정하는 동작, (ii) 상기 결정된 캘린더 퇴화도 프로파일 상에서 기준 등가 시간을 결정하는 동작, (iii) 상기 기준 등가 시간으로부터 상기 기준 시간이 경과하는 동안 상기 캘린더 퇴화도 프로파일을 이용하여 캘린더 퇴화도 변화량을 결정하는 동작, 및 (iv) 상기 결정된 캘린더 퇴화도 변화량을 직전에 결정된 캘린더 퇴화도에 적산하여 이차 전지의 캘린더 퇴화도를 결정하는 동작을 주기적으로 수행하도록 구성된 것을 특징으로 하는 이차 전지의 퇴화도 추정 장치.
  3. 제2항에 있어서
    상기 제어부는, 상기 결정된 캘린더 퇴화도 프로파일 상에서 직전에 결정된 캘린더 퇴화도에 대응되는 시간을 상기 기준 등가 시간으로 결정하도록 구성된 것을 특징으로 하는 이차 전지의 퇴화도 추정 장치.
  4. 제1항에 있어서, 상기 제어부는, 상기 이차 전지가 사이클 상태에 있는 동안 일정한 기준 시간이 경과될 때마다, 다음의 동작, 즉 (i) 상기 이차 전지의 충전 상태, 온도 및 전류를 이용하여 상기 기준 시간 동안의 사이클 퇴화도 변화량을 계산할 때 사용될 미리 정의된 사이클 퇴화도 프로파일을 결정하는 동작, (ii) 상기 결정된 사이클 퇴화도 프로파일 상에서 기준 등가 시간을 결정하는 동작, (iii) 상기 기준 등가 시간으로부터 상기 기준 시간이 경과하는 동안 상기 사이클 퇴화도 프로파일을 이용하여 사이클 퇴화도 변화량을 결정하는 동작, 및 (iv) 상기 결정된 사이클 퇴화도 변화량을 직전에 결정된 사이클 퇴화도에 적산하여 이차 전지의 사이클 퇴화도를 결정하는 동작을 수행하도록 구성된 것을 특징으로 하는 이차 전지의 퇴화도 추정 장치.
  5. 제4항에 있어서, 상기 제어부는, 상기 결정된 사이클 퇴화도 프로파일 상에서 바로 이전에 계산된 사이클 퇴화도에 대응되는 시간을 상기 기준 등가 시간으로 결정하도록 구성된 것을 특징으로 하는 이차 전지의 퇴화도 추정 장치.
  6. 제1항에 있어서,
    상기 제어부는,
    상기 캘린더 퇴화도와 상기 사이클 퇴화도에 대해 상기 캘린더 시간 및 상기 사이클 시간으로 각각 가중치를 부여하여 상기 가중 평균 값을 계산하거나,
    상기 캘린더 퇴화도와 상기 사이클 퇴화도에 대해 로그 스케일이 적용된 캘린더 시간 및 로그 스케일이 적용된 사이클 시간으로 각각 가중치를 부여하여 상기 가중 평균 값을 계산하도록 구성된 것을 특징으로 하는 이차 전지의 퇴화도 추정 장치.
  7. 제1항에 있어서,
    상기 제어부와 동작 가능하게 결합된 메모리부를 더 포함하고,
    상기 제어부는 상기 이차 전지의 결정된 퇴화도를 상기 메모리부에 저장하도록 구성된 것을 특징으로 하는 이차 전지의 퇴화도 추정 장치.
  8. 제1항에 있어서,
    상기 제어부와 동작 가능하게 결합된 통신부를 더 포함하고,
    상기 제어부는 상기 이차 전지의 결정된 퇴화도를 상기 통신부를 통해 외부로 출력하도록 구성된 것을 특징으로 하는 이차 전지의 퇴화도 추정 장치.
  9. (a) 전류 측정부 및 온도 측정부를 이용하여 이차 전지의 전류와 온도를 결정하는 단계;
    (b) 상기 이차 전지의 전류로부터 이차 전지의 충전 상태를 결정하는 단계;
    (c) 상기 이차 전지의 전류를 이용하여 이차 전지의 동작 상태를 캘린더 상태 또는 사이클 상태 중 어느 하나로 결정하는 단계;
    (d) 상기 이차 전지가 캘린더 상태에 있는 동안 상기 결정된 충전 상태 및 온도에 대응되는 미리 정의된 캘린더 퇴화도 프로파일을 결정하고, 상기 결정된 캘린더 퇴화도 프로파일에 퇴화도 누적 모델을 적용하여 캘린더 상태에서의 캘린더 퇴화도를 결정하는 단계;
    (e) 상기 이차 전지가 사이클 상태에 있는 동안 상기 결정된 충전 상태, 온도 및 전류에 대응되는 미리 정의된 사이클 퇴화도 프로파일을 결정하고, 상기 결정된 사이클 퇴화도 프로파일에 퇴화도 누적 모델을 적용하여 사이클 상태에서의 사이클 퇴화도를 결정하는 단계; 및
    (f) 상기 결정된 캘린더 퇴화도와 상기 결정된 사이클 퇴화도에 대해 캘린더 상태가 유지된 캘린더 시간과 사이클 상태가 유지된 사이클 시간을 기준으로 가중 평균 값을 계산하고, 상기 계산된 가중 평균 값을 이차 전지의 퇴화도로 결정하는 단계;를 포함하는 것을 특징으로 하는 이차 전지의 퇴화도 추정 방법.
  10. 제9항에 있어서, 상기 (d) 단계는, 다음의 (d1) 내지 (d4) 단계를 반복적으로 실행함으로써 상기 캘린더 퇴화도를 주기적으로 갱신하는 단계임을 특징으로 하는,
    (d1) 상기 이차 전지의 충전 상태 및 온도를 이용하여 상기 기준 시간 동안의 캘린더 퇴화도 변화량을 계산할 때 사용될 미리 정의된 캘린더 퇴화도 프로파일을 결정하는 단계;
    (d2) 상기 결정된 캘린더 퇴화도 프로파일 상에서 기준 등가 시간을 결정하는 단계;
    (d3) 상기 기준 등가 시간으로부터 상기 기준 시간이 경과하는 동안 상기 캘린더 퇴화도 프로파일을 이용하여 캘린더 퇴화도 변화량을 결정하는 단계; 및
    (d4) 상기 결정된 캘린더 퇴화도 변화량을 적산하여 이차 전지의 캘린더 퇴화도를 결정하는 단계,
    이차 전지의 퇴화도 추정 방법.
  11. 제10항에 있어서, 상기 (d2) 단계는,
    상기 결정된 캘린더 퇴화도 프로파일 상에서 바로 이전의 계산 주기에서 결정된 캘린더 퇴화도에 대응되는 시간을 상기 기준 등가 시간으로 결정하는 단계임을 특징으로 하는 이차 전지의 퇴화도 추정 방법.
  12. 제9항에 있어서, 상기 (e) 단계는, 하기의 (e1) 내지 (e4) 단계들을 반복적으로 실행함으로써 상기 사이클 퇴화도를 주기적으로 갱신하는 단계임을 특징으로 하는,
    (e1) 상기 이차 전지의 충전 상태, 온도 및 전류를 이용하여 상기 기준 시간 동안의 사이클 퇴화도 변화량을 계산할 때 사용될 미리 정의된 사이클 퇴화도 프로파일을 결정하는 단계;
    (e2) 상기 결정된 사이클 퇴화도 프로파일 상에서 기준 등가 시간을 결정하는 단계;
    (e3) 상기 기준 등가 시간으로부터 상기 기준 시간이 경과하는 동안 상기 사이클 퇴화도 프로파일을 이용하여 사이클 퇴화도 변화량을 결정하는 단계; 및
    (e4) 상기 결정된 사이클 퇴화도 변화량을 적산하여 이차 전지의 사이클 퇴화도를 결정하는 단계,
    이차 전지의 퇴화도 추정 방법.
  13. 제12항에 있어서, 상기 (e2) 단계는,
    상기 결정된 사이클 퇴화도 프로파일 상에서 바로 이전의 계산 주기에서 결정된 사이클 퇴화도에 대응되는 시간을 상기 기준 등가 시간으로 결정하는 단계임을 특징으로 하는 이차 전지의 퇴화도 추정 방법.
  14. 제9항에 있어서, 상기 (f) 단계에서,
    상기 캘린더 퇴화도와 상기 사이클 퇴화도에 대해 상기 캘린더 시간 및 상기 사이클 시간으로 각각 가중치를 부여하여 상기 가중 평균 값을 계산하거나,
    상기 캘린더 퇴화도와 상기 사이클 퇴화도에 대해 로그 스케일이 적용된 캘린더 시간 및 로그 스케일이 적용된 사이클 시간으로 각각 가중치를 부여하여 상기 가중 평균 값을 계산하는 것을 특징으로 하는 이차 전지의 퇴화도 추정 방법.
  15. 제9항에 있어서, 상기 (e) 단계 이후에,
    상기 결정된 이차 전지의 퇴화도를 메모리부에 저장하는 단계; 또는
    상기 결정된 이차 전지의 퇴화도를 상기 통신부를 통해 외부로 출력하는 단계;를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 이차 전지의 퇴화도 추정 방법.
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