WO2019009530A1 - 이차 전지의 용량유지율을 추정하는 장치 및 방법 - Google Patents

이차 전지의 용량유지율을 추정하는 장치 및 방법 Download PDF

Info

Publication number
WO2019009530A1
WO2019009530A1 PCT/KR2018/006717 KR2018006717W WO2019009530A1 WO 2019009530 A1 WO2019009530 A1 WO 2019009530A1 KR 2018006717 W KR2018006717 W KR 2018006717W WO 2019009530 A1 WO2019009530 A1 WO 2019009530A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
secondary battery
cycle
state
sub
degree
Prior art date
Application number
PCT/KR2018/006717
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
서세욱
Original Assignee
주식회사 엘지화학
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 주식회사 엘지화학 filed Critical 주식회사 엘지화학
Priority to CN201880004062.6A priority Critical patent/CN109964137B/zh
Priority to US16/336,638 priority patent/US11239505B2/en
Priority to JP2019524232A priority patent/JP6881577B2/ja
Priority to EP18827436.9A priority patent/EP3531149A4/en
Publication of WO2019009530A1 publication Critical patent/WO2019009530A1/ko

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/36—Arrangements for testing, measuring or monitoring the electrical condition of accumulators or electric batteries, e.g. capacity or state of charge [SoC]
    • G01R31/367—Software therefor, e.g. for battery testing using modelling or look-up tables
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M10/00—Secondary cells; Manufacture thereof
    • H01M10/42—Methods or arrangements for servicing or maintenance of secondary cells or secondary half-cells
    • H01M10/425—Structural combination with electronic components, e.g. electronic circuits integrated to the outside of the casing
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/36—Arrangements for testing, measuring or monitoring the electrical condition of accumulators or electric batteries, e.g. capacity or state of charge [SoC]
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/36—Arrangements for testing, measuring or monitoring the electrical condition of accumulators or electric batteries, e.g. capacity or state of charge [SoC]
    • G01R31/3644—Constructional arrangements
    • G01R31/3648—Constructional arrangements comprising digital calculation means, e.g. for performing an algorithm
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/36—Arrangements for testing, measuring or monitoring the electrical condition of accumulators or electric batteries, e.g. capacity or state of charge [SoC]
    • G01R31/374—Arrangements for testing, measuring or monitoring the electrical condition of accumulators or electric batteries, e.g. capacity or state of charge [SoC] with means for correcting the measurement for temperature or ageing
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/36—Arrangements for testing, measuring or monitoring the electrical condition of accumulators or electric batteries, e.g. capacity or state of charge [SoC]
    • G01R31/382—Arrangements for monitoring battery or accumulator variables, e.g. SoC
    • G01R31/3828—Arrangements for monitoring battery or accumulator variables, e.g. SoC using current integration
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/36—Arrangements for testing, measuring or monitoring the electrical condition of accumulators or electric batteries, e.g. capacity or state of charge [SoC]
    • G01R31/385—Arrangements for measuring battery or accumulator variables
    • G01R31/387—Determining ampere-hour charge capacity or SoC
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/36—Arrangements for testing, measuring or monitoring the electrical condition of accumulators or electric batteries, e.g. capacity or state of charge [SoC]
    • G01R31/392—Determining battery ageing or deterioration, e.g. state of health
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/36—Arrangements for testing, measuring or monitoring the electrical condition of accumulators or electric batteries, e.g. capacity or state of charge [SoC]
    • G01R31/396—Acquisition or processing of data for testing or for monitoring individual cells or groups of cells within a battery
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M10/00—Secondary cells; Manufacture thereof
    • H01M10/42—Methods or arrangements for servicing or maintenance of secondary cells or secondary half-cells
    • H01M10/425—Structural combination with electronic components, e.g. electronic circuits integrated to the outside of the casing
    • H01M10/4257—Smart batteries, e.g. electronic circuits inside the housing of the cells or batteries
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M10/00—Secondary cells; Manufacture thereof
    • H01M10/42—Methods or arrangements for servicing or maintenance of secondary cells or secondary half-cells
    • H01M10/4285—Testing apparatus
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M10/00—Secondary cells; Manufacture thereof
    • H01M10/42—Methods or arrangements for servicing or maintenance of secondary cells or secondary half-cells
    • H01M10/48—Accumulators combined with arrangements for measuring, testing or indicating the condition of cells, e.g. the level or density of the electrolyte
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M10/00—Secondary cells; Manufacture thereof
    • H01M10/42—Methods or arrangements for servicing or maintenance of secondary cells or secondary half-cells
    • H01M10/48—Accumulators combined with arrangements for measuring, testing or indicating the condition of cells, e.g. the level or density of the electrolyte
    • H01M10/482—Accumulators combined with arrangements for measuring, testing or indicating the condition of cells, e.g. the level or density of the electrolyte for several batteries or cells simultaneously or sequentially
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M10/00—Secondary cells; Manufacture thereof
    • H01M10/42—Methods or arrangements for servicing or maintenance of secondary cells or secondary half-cells
    • H01M10/48—Accumulators combined with arrangements for measuring, testing or indicating the condition of cells, e.g. the level or density of the electrolyte
    • H01M10/486—Accumulators combined with arrangements for measuring, testing or indicating the condition of cells, e.g. the level or density of the electrolyte for measuring temperature
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M10/00—Secondary cells; Manufacture thereof
    • H01M10/42—Methods or arrangements for servicing or maintenance of secondary cells or secondary half-cells
    • H01M10/425—Structural combination with electronic components, e.g. electronic circuits integrated to the outside of the casing
    • H01M2010/4271—Battery management systems including electronic circuits, e.g. control of current or voltage to keep battery in healthy state, cell balancing
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/10—Energy storage using batteries

Definitions

  • the present invention relates to an apparatus and a method for estimating a capacity retention rate (CCR) of a secondary battery, and more particularly, to an apparatus and a method for estimating a capacity retention rate (CCR) of a secondary battery, And an apparatus and method for estimating the maintenance rate.
  • CCR capacity retention rate
  • the secondary battery generates electric energy through an electrochemical oxidation and reduction reaction, and is widely used for various purposes.
  • the secondary battery has a structure in which an electrode assembly is sealed in an outer casing with an electrolyte and two electrode terminals having different polarities are exposed to the outside.
  • the electrode assembly includes a plurality of unit cells, and the unit cell has a structure in which a porous separator is interposed between at least a cathode plate and a cathode plate.
  • the negative electrode plate and the positive electrode plate are coated with an active material participating in an electrochemical reaction, and the secondary battery is charged or discharged by an electrochemical reaction between the active material and the electrolyte.
  • the maximum capacity of the secondary battery is not maintained at the initial design capacity, but decreases as the calendar time or cycle time elapses.
  • the calendar time means an accumulation time in which the secondary battery is maintained in a no-load state in which the secondary battery is not charged and discharged
  • the cycle time means an accumulation time in which the secondary battery is charged and discharged.
  • Degradation of the secondary battery progresses not only in a state in which the secondary battery is charged and discharged, that is, in a cycle state but also in a state in which charging and discharging do not proceed, that is, in a calendar state. This is because even if the secondary battery is in a no-load state, it discharges very slowly through self-discharge.
  • the degeneration rate of the secondary battery is faster in the former case than in the latter case.
  • the speed at which the electrolyte is denatured by the heat generated by the secondary battery, and the active material coated on the electrode plate during the occlusion or discharge of the working ion (Li ion in the case of lithium battery) This is because the speed is faster.
  • Degradation degree of the secondary battery can be determined by measuring the maximum capacity of the secondary battery and calculating how much the measured maximum capacity has a difference based on the design capacity.
  • the actual maximum capacity of the secondary battery can be calculated by integrating the charging current of the secondary battery from when the secondary battery is completely discharged to when it is fully charged.
  • the actual maximum capacity of the secondary battery may be calculated by integrating the discharge current of the secondary battery from when the secondary battery is fully charged to when it is completely discharged.
  • a degradation degree estimation model has been disclosed.
  • Regression estimation models even the operation of the secondary battery condition, as shown in Figure 1 (eg, charge, temperature, charge and discharge rate) pre-defined plurality of FIG profile degeneration of according to ( ⁇ y 1 (t), ⁇ y 2 (t) .. y n (t).
  • Each of y k (t) is a degeneracy profile corresponding to different cycle states
  • ⁇ y n (t) respectively may be a profile with each other it is also degraded corresponding to the other calender state.
  • the degradation degree estimation model identifies an operation state during the operation of the secondary battery at every predetermined cycle, selects a degradation degree profile corresponding to the identified operation state, and uses the selected degradation degree profile to calculate a degradation degree .
  • a secondary battery having a maximum capacity equal to the design capacity is initialized to a first operating state (e.g., a cycle state) matched with? Y nk (t) where 1? K? N- keeping the cycle state during the time of ⁇ t from the time 1, the degradation degree of the secondary battery increases up to point G in Fig. 1% degradation corresponding to the point P 1 from degeneration even (0%) corresponding to P 0. That is, the degeneration degree of the secondary battery increases by G 1 % for ⁇ t 1 hour.
  • a first operating state e.g., a cycle state
  • the operating state of the secondary battery is ⁇ y change to the third operational state matched to the 1 (t), ⁇ t 1 + ⁇ t ⁇ y 1 (t) from the second
  • the degree of degradation of the secondary battery increases along the curve.
  • the reference equivalent time point at? Y 1 (t) is changed to the time corresponding to the point P 4 .
  • point P 4 is also degraded degradation degree of G 3% is from degeneration even in G 2% corresponding to corresponding to the point P 5 in a secondary battery.
  • a degradation degree profile matching the changed operation state is selected, a reference equivalent time point corresponding to the degree of degradation accumulated up to immediately before on the selected degradation degree profile is determined, The process of updating the degradation degree of the secondary battery using the selected degradation degree profile is continuously repeated.
  • the degradation degree estimation model as shown in FIG. 1 estimates the degradation degree without distinguishing between when the secondary battery is in the cyclic state and when it is in the calender state, so that the estimated degradation and the actual degradation degree may have a large difference There is a problem.
  • the reason is that if the operating state of the secondary battery is abruptly changed on the basis of a certain point in time, the slope of the degradation degree profile matched to the operation state just before the specific point of time and the slope of the degradation degree profile matched to the operation state immediately after the specific point Because the difference between them is very large.
  • the operation state of the rechargeable battery is changed from the operation state matched to ⁇ y 1 (t) to the operation state that is matched to the ⁇ y n (t) may, in this case of the arbitrary point when the slope difference between ⁇ y 1 (t) and n ⁇ y (t) is very large.
  • the electrochemical characteristics e.g., Polarization phenomenon
  • the electrochemical characteristics does not completely disappear at a certain point in time but affects an operation state (e.g., a calendar state) immediately after a specific point in time.
  • the degradation degree estimation model does not consider a situation in which the operating state of the secondary battery changes abruptly, the estimation error of the degree of degradation can be of a size that can not be ignored, and as a result, Which is a stumbling block to accurately estimating the remaining service life.
  • An apparatus for estimating capacity retention rate estimates the capacity retention rate of the secondary battery from the calendar degradation degree and the cycle degradation degree of the secondary battery included in the battery pack.
  • the capacity maintaining ratio estimation device receives current information and temperature information of the secondary battery from a sensing part provided in the battery pack for each cycle having a predetermined time length and sequentially executes the first main process and the second main process ;
  • a memory for storing a predetermined weighting factor and further storing a state of charge, a cycle degradation degree and a calendar degradation degree of the secondary battery which are updated every cycle by execution of the first main process.
  • the first main process includes: a first sub-process for updating the charge state stored in the memory based on the current information; A second sub-process for setting the operation state of the secondary battery to one of a cycle state and a calendar state based on the current information; And a third step of updating the cycle degradation degree stored in the memory based on the updated charge state, the current information, and the temperature information when the operating state of the secondary battery is set to the cycle state by the second sub- Sub-process.
  • the second main process estimates the capacity retention rate of the secondary battery based on the weight factor, the updated cycle degradation degree, and the calender degradation degree already stored in the memory.
  • the first sub-process may include accumulating the current represented by the current information with respect to the time length, and calculating the charge state stored in the memory based on the accumulated current amount and the maximum capacity previously stored in the memory Can be updated.
  • the second sub-process may set the operating state of the secondary battery to the cycle state when the charge / discharge rate corresponding to the current information is equal to or greater than the critical charge / discharge rate.
  • the memory further stores a plurality of cycle degradation degree profiles
  • the third sub-process may further include a step of determining whether or not any of the plurality of cycle degradation degree profiles satisfies the updated state of charge, A first routine for selecting a one cycle degradation degree profile; A second routine for determining a first reference equivalent time point associated with the selected cycle degradation profile; And a third routine for updating the cycle degradation degree already stored in the memory using the selected cycle degradation degree profile based on the first reference equivalent time point.
  • the second sub-process may set the operating state of the secondary battery to the calendar state when the charge / discharge rate corresponding to the current information is smaller than the critical charge / discharge rate.
  • the first main process may further include a step of, when the operating state of the secondary battery is set to the calendar state by the second sub-process, storing the updated charging state, the current information, And a fourth sub-process of updating the calendar degeneration degree.
  • the memory further stores a plurality of calendar degeneration profiles
  • the fourth sub-process further comprises the step of calculating a calendar degeneracy profile corresponding to the updated charge state and the temperature information from among the plurality of calendar degeneration profiles
  • a fourth routine for selecting a profile A fifth routine for determining a second reference equivalent time point associated with the selected calendar degeneration profile;
  • the second main process may further include: a seventh routine for correcting the cycle degradation degree based on the weight factor; And an eighth routine for estimating a capacity retention rate of the secondary battery based on the calender degradation degree and the corrected cycle degradation degree.
  • the weight factor may be a constant within a range of 0 to 2, which is determined through a preliminary experiment.
  • the battery pack according to another aspect of the present invention includes the capacity retention rate estimating apparatus.
  • a method for estimating capacity retention rate comprising: receiving current information and temperature information of the secondary battery from a sensing unit provided in the battery pack, every cycle having a predetermined time length; Activating a first main process; And activating a second main process.
  • the first main process includes: a first sub-process for updating the charged state of the secondary battery, which is stored in advance, based on the current information; A second sub-process for setting the operation state of the secondary battery to one of a cycle state and a calendar state based on the current information; A third sub-process for updating the previously stored cycle degradation degree based on the updated charge state, the current information, and the temperature information when the operating state of the secondary battery is set to the cycle state by the second sub- ; And a fourth sub-operation for updating the pre-stored calender degradation degree based on the updated charging state, the current information, and the temperature information when the operating state of the secondary battery is set to the calendar state by the second sub- Process.
  • the capacity retention rate of the secondary battery is estimated based on a predetermined weight factor, the updated cycle degradation degree, and the calendar degeneration degree.
  • the cycle deterioration degree and the calendar degradation degree of the secondary battery are independently calculated, and the capacity retention rate of the secondary battery is estimated by combining the calculated cycle degradation degree and the calendar degeneration degree, The difference between the actual capacity retention rate and the estimated capacity retention rate can be reduced.
  • the cycle degradation degree updated every predetermined cycle is corrected based on the weight factor, and the corrected cycle degradation degree is used to estimate the capacity retention rate, Can be improved.
  • FIG. 1 is a graph showing a plurality of degradation degree profiles used in estimating a degradation degree of a secondary battery according to a conventional degradation degree estimation model.
  • FIG. 2 is a block diagram schematically showing the configuration of a battery pack according to an embodiment of the present invention and a capacity retention rate estimating apparatus included in the battery pack.
  • FIG. 3 is a flowchart illustrating a method of estimating a cycle degradation degree, a calendar degradation degree, and a capacity retention rate of a secondary battery according to an embodiment of the present invention.
  • Figures 5 and 6 show graphs that are referenced in describing a method for determining a weighting factor used to correct for cycle degradation according to one embodiment of the present invention.
  • " control unit " as described in the specification means a unit for processing at least one function or operation, and may be implemented by hardware or software, or a combination of hardware and software.
  • cycle degradation degree means a value indicating the degree of degradation accumulated in the secondary battery while the secondary battery is in a cyclic state in which charging and discharging are proceeding.
  • the " calender degradation degree" means a value indicating the degree of degradation accumulated in the secondary battery while the secondary battery is in a calender state in which charge and discharge of the secondary battery do not proceed.
  • the "capacity maintenance rate (CCR)" is a value indicating the ratio of the maximum capacity to the design capacity of the secondary battery.
  • the capacity retention rate decreases with an increase in cycle degeneration degree or an increase in calendar degeneration degree.
  • FIG. 2 is a block diagram schematically showing a configuration of a battery pack 10 according to an embodiment of the present invention and a capacity retention rate estimation apparatus 100 included in the battery pack 10. As shown in FIG.
  • the battery pack 10 includes at least one secondary battery 20, a sensing unit, and a capacity retention rate estimation apparatus 100.
  • the capacity retention rate estimation apparatus 100 includes a control unit 110 and a memory 120 and may further include a communication unit 130.
  • the secondary battery 20 includes one or two or more battery cells as objects for which the degree of degradation is to be estimated using the capacity retention rate estimation device 100.
  • the battery cell refers to a minimum unit capable of storing and extracting electrical energy, that is, capable of repeatedly charging and discharging.
  • the battery cell may be a pouch type lithium ion battery.
  • the plurality of battery cells When the plurality of battery cells are included in the secondary battery 20, the plurality of battery cells may be electrically connected to each other in series and / or in parallel.
  • the secondary battery 20 may be electrically coupled to various load devices through external terminals provided in the battery pack 10.
  • the load device may be a vehicle such as an electric vehicle, a flying object such as a drone, a large capacity power storage device (ESS) included in the power grid, or a mobile device.
  • ESS large capacity power storage device
  • the external terminal provided in the battery pack 10 may be electrically connected to the charging device.
  • the charging device can be electrically connected to the secondary battery 20 under the control of a load device that is supplied with power from the secondary battery 20.
  • the sensing unit includes a current measuring circuit 31 and a temperature measuring circuit 32, and optionally further includes a voltage measuring circuit 33.
  • the current measuring circuit 31 includes a current sensor which is commonly used in the field of batteries.
  • the current measuring circuit 31 can output current information indicating the direction and magnitude of the current flowing through the secondary battery 20.
  • the current information output by the current measuring circuit 31 can be received by the capacity upkeep rate estimation device 100.
  • the temperature measurement circuit 32 includes a temperature sensor that is commonly used in the battery field.
  • the temperature measurement circuit 32 may be directly attached to or close to the secondary battery 20, and may output temperature information indicating the temperature of the secondary battery 20.
  • the temperature information output by the temperature measurement circuit 32 may be received by the capacity sustained rate estimation device 100.
  • the voltage measurement circuit 33 includes a voltage sensor that is commonly used in the battery field.
  • the voltage measuring circuit 33 may output voltage information indicating a potential difference between the positive terminal and the negative terminal of the secondary battery 20.
  • the voltage information output by the voltage measurement circuit 33 may be received by the capacity sustained rate estimation device 100.
  • the current measuring circuit 31, the temperature measuring circuit 32 and / or the voltage measuring circuit 33 measures the current, the temperature and the voltage of the secondary battery 20 every predetermined period, And / or voltage information to the control unit 110.
  • the measurement result may be provided to the control unit 110 in the form of an analog signal or a digital signal.
  • the controller 110 converts the current information, the temperature information, and / or the voltage information into a digital signal through the A / D signal conversion processing, The current, the temperature, and the voltage of the secondary battery 20 based on the digital signal.
  • the capacity retention rate estimating apparatus 100 is an apparatus that can individually estimate the cycle degradation degree and the calendar degradation degree of the secondary battery 20 and can operate in a sensing unit through a wired means such as a cable or a wireless means such as Bluetooth Lt; / RTI >
  • the memory 120 stores various data and programs used by the control unit 110 to estimate the cycle degradation degree, the calendar degeneracy degree, and / or the capacity retention rate of the secondary battery 20.
  • the memory 120 may also be configured such that the control unit 110 determines whether or not the control unit 110 is in a request of the control unit 110 while estimating the cycle degradation degree, the calendar degradation degree, and / or the capacity retention rate (CCR) Deletes and / or updates various data stored in the memory 120, and additionally stores new data.
  • the memory 120 stores initial values of various parameters used for periodically estimating the cycle degradation degree, the calendar degradation degree, and / or the capacity retention rate of the secondary battery 20.
  • the memory 120 stores the initial value of the charge state of the secondary battery 20, the initial value of the cycle degradation degree, the initial value of the calendar degradation degree, the initial value of the capacity retention rate, A weight factor, a plurality of cycle degradation profiles or a plurality of calendar degradation profiles may be stored in advance.
  • the memory 120 may also store in advance a lookup table that defines an OCV-SOC curve that is a relationship between an open circuit voltage (OCV) of the secondary battery 20 and a state of charge (SOC) .
  • OCV open circuit voltage
  • SOC state of charge
  • the control unit 110 can obtain the charge state from the open-circuit voltage by referring to the look-up table, or conversely, obtain the open-circuit voltage from the charge state.
  • the memory 120 is not particularly limited as long as it is a known information storing means known to be capable of recording, erasing, updating, and reading data.
  • the memory 120 may be a DRAM, an SDRAM, a flash memory 120, a ROM, an EEPROM, a register, or the like.
  • the memory 120 may store program codes in which processes executable by the control unit 110 are defined.
  • the memory 120 may be physically separated from the control unit 110, or may be integrally integrated with the control unit 110 in a chip or the like.
  • the capacity retention rate estimating apparatus 100 may further include a communication unit 130 selectively.
  • the control unit 110 may be operatively coupled to the communication unit 130 through a known wire or wireless means.
  • the capacity retention rate estimating apparatus 100 can output the notification information indicating the degree of degradation of the secondary battery 20, the degree of degradation of the calendar and / or the capacity retention rate to the outside (e.g., a user's PC) through the communication unit 130 have.
  • the notification information output from the communication unit 130 can be received by the control computer of the load device on which the secondary battery 20 is mounted or the diagnostic device of the secondary battery 20.
  • the control computer or the diagnostic device can determine whether or not the secondary battery 20 has been replaced based on the notification information received from the capacity sustainability estimation device 100.
  • the control computer or the diagnostic device can convert the notification information into a visual form (e.g., an image) or an audible form (e.g., sound) recognizable by a person and output the same.
  • the control computer or the diagnostic device may output a warning message when the cycle degradation degree, the calendar degradation degree, and / or the capacity retention rate included in the notification information exceed the threshold value.
  • the control unit 110 estimates the cycle degradation degree, the calendar degradation degree, and / or the capacity retention rate of the secondary battery 20 as described above. May optionally include a processor, application-specific integrated circuit (ASIC), other chipset, logic circuit, register, communication modem, data processing device, etc., as are known in the art for implementing the control logic described above. Further, when the control logic is implemented in software, the control unit 110 may be implemented as a set of program modules. At this time, each program module may be stored in memory 120 and executed by a computer processor.
  • the memory 120 may be internal or external to the processor and may be coupled to the processor by various well known computer components. Also, the memory 120 may be included in the memory 120 of the present invention.
  • the memory 120 collectively refers to a device storing information regardless of the type of the device, and does not refer to the specific memory 120 device.
  • At least one of the various control logic of the control unit 110 may be combined, and the combined control logic may be written in a computer-readable code system and recorded in a computer-readable recording medium.
  • the recording medium is not particularly limited as long as it can be accessed by a processor included in the computer.
  • the recording medium includes at least one selected from the group including ROM, RAM, register, CD-ROM, magnetic tape, hard disk, floppy disk and optical data recording device.
  • the code system may be modulated with a carrier signal and included in a communication carrier at a particular point in time, and distributed and stored in a networked computer.
  • functional programs, code, and code segments for implementing the combined control logic may be easily inferred by programmers skilled in the art to which the present invention pertains.
  • the controller 110 may be a battery management system (BMS) that can be electrically coupled to the secondary battery 20 or a control element included in the battery management system.
  • BMS battery management system
  • DOA cyc the cycle degradation degree
  • DOA cal. & Quot the calender degradation degree
  • DOA is an abbreviation of "Degree Of Aging”.
  • FIG. 3 is a flowchart illustrating a method of estimating the cycle degradation degree, the calendar degradation degree, and the capacity retention rate of the secondary battery 20 according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. A graph showing the relationship between cycle degeneration and calendar degeneracy. The steps of FIG. 3 are repeatedly performed at predetermined intervals. At this time, each period has a predetermined time length? T.
  • the controller 110 receives the current information and the temperature information indicating the current I k and the temperature T k of the k-th cycle, which is the current one.
  • the control unit 110 may further receive the voltage information of the secondary battery 20 from the sensing unit.
  • step S310 the control unit 110 activates the first main process.
  • the first main process is activated by the control unit 110 based on the current information and the temperature information received in step S305.
  • the first main process includes a plurality of sub-processes. Specifically, the first main process basically includes the first sub process to the third sub process.
  • the first sub-process and the second sub-process may be executed when either one of them is completed and the remaining one is executed, the other one is executed while the other is executed, or both of them are executed at the same time.
  • Steps S315, S320, S322, S324, S325 S330, S335, S340, S345, and S350 of FIG. 3 are steps that can be executed as the first main process is activated.
  • step S315 the control unit 110 executes the first sub-process.
  • the control unit 110 executes the second sub-process. At the time of execution of the second sub-process, the control unit 110 sets the operation state of the secondary battery 20 to either the cycle state or the calendar state, based on the current information.
  • the second sub-process includes steps S320, S322 and S324.
  • step S320 the controller 110 determines whether the current rate corresponding to the current information is equal to or greater than the threshold charge / discharge rate.
  • the controller 110 sets the operation state of the secondary battery 20 to the cycle state in step S322.
  • the reason why the charge / discharge rate is equal to or greater than the critical charge / discharge rate is that the secondary battery 20 is currently being charged / discharged.
  • the current rate means a value obtained by dividing the charge / discharge current indicated by the current information by a value obtained by subtracting a unit of design capacity of the secondary battery 20.
  • the charge / discharge rate is also called "C-rate", and the unit can use 'C'. For example, when the charge / discharge current is 1A (ampere) and the design capacity is 4 (Ah: ampere hour), the charge / discharge rate is 2.5C.
  • the operation state of the secondary battery 20 is set to the calender state in step S324.
  • the reason why the charge / discharge rate is smaller than the critical charge / discharge rate is that this is an index indicating that the secondary battery 20 is not being charged or discharged at present.
  • control unit 110 can execute the third sub-process.
  • the third sub-process is executed by the control unit 110 when the operation state of the secondary battery 20 is set to the cycle state in the second sub-process.
  • the third sub-process includes the first to third routines.
  • step S325 the control unit 110 executes the first routine.
  • the control unit 110 selects one cycle degradation degree profile matched with the updated charge state SOC k , current information, and temperature information among the plurality of cycle degradation degree profiles.
  • the cycle degradation profile represented by equation (1) has a profile that converges to 1 as time elapses, as in the conventional degradation profile shown in Fig.
  • the rate at which the cycle degradation profile converges to 1 depends on the parameters ⁇ k and ⁇ k .
  • the fact that any one of the plurality of cycle degradation degree profiles is selected means that the values of each of the parameters? K and? K of Equation 1 are uniquely selected.
  • the correlation between the parameter beta k and the state of charge, temperature and charge / discharge rate of the secondary battery 20 can be predefined in the form of a look-up table or a function through experiments.
  • the correlation between the parameter? K and the state of charge, temperature, and charge / discharge rate of the secondary battery 20 can be predefined in the form of a lookup table or function through experiments.
  • step S330 the control unit 110 executes the second routine.
  • the control unit 110 calculates the first reference equivalent time point t k .
  • the first reference equivalent time point t k is a time point at which the estimation of the cycle degradation degree starts at the cycle degradation degree profile DOA cyc_k selected at the kth cycle.
  • the control unit 110 may calculate the first reference equivalent time point t k using Equation 2 below.
  • t k-1 is the previous first reference equivalent time point used in the (k-1) th cycle, which is the previous cycle.
  • step S335 the control unit 110 executes the third routine.
  • control unit 110 can update the cycle degradation degree using the following equation (3).
  • DOA cyc [k] is an accumulated cycle degradation degree up to the kth cycle, and substitutes DOA cyc [k-1], which is the cycle degradation degree accumulated up to the (k-1) th cycle stored in the memory 120 . That is, DOA cyc [k-1] is updated with DOA cyc [k].
  • DOA cyc [k-1] and DOA cyc [k] are larger than the first threshold difference value or DOA cyc [k] is smaller than DOA cyc [k-1]
  • An error signal can be output on the communication unit 130.
  • the first main process may further include a fourth sub-process.
  • the fourth sub-process is executed by the control unit 110 instead of the third sub-process when the operating state of the secondary battery 20 is set to the calendar state in the second sub-process.
  • the control section 110 updates the calender degradation degree already stored in the memory 120 based on the current information, the temperature information, and the charging state updated in the first sub-process. If the fourth sub-process is executed for the first time, the control unit 110 updates DOA cal [0], which is an initial value of the calendar degeneracy pre-stored as 0 in the memory 120, to a value greater than zero.
  • the fourth sub-process includes the fourth to sixth routines.
  • step S340 the control unit 110 executes the fourth routine.
  • the control unit 110 selects any one of the plurality of calendar degeneration degree profiles that match the updated state of charge SOC k and the temperature information. Since the degree of degradation of the calendar is related to degradation while the secondary battery 20 is not charged and discharged, current information is not taken into account, unlike the cycle degradation speed.
  • the calendar degeneracy profile DOA cal_k (t) selected in the kth cycle can be represented by a function as:
  • each of the parameters? * K and? * K is a factor for determining the modification of the currently selected calendar degeneration profile and is a positive number.
  • the calendar degeneracy profile represented by the equation (4) has an opening that converges to 1 as time elapses, as in the conventional degradation profile shown in Fig.
  • the rate at which the calendar degeneracy profile converges to 1 depends on the parameters ⁇ * k and ⁇ * k .
  • the fact that any one of the plurality of calendar degeneration profiles is selected means that the values of each of the parameters? * K and? * K of Equation 4 are uniquely selected.
  • the correlation between the parameter ⁇ * k and the state of charge of the secondary battery 20 and the temperature can be predefined in the form of a look-up table or a function through experiments.
  • the correlation between the parameter [gamma] k and the state of charge and temperature of the secondary cell 20 can be predefined in the form of a look-up table or function through experiments.
  • step S345 the control unit 110 executes the fifth routine.
  • the control unit 110 calculates the second reference equivalent time point t * k .
  • the second reference equivalence point t * k is the point in time at which the estimation of the calendar degeneracy begins on the calender degradation profile DOA cal_k selected in the kth cycle.
  • the control unit 110 may calculate the second reference equivalent time point t * k using the following equation (5).
  • t * k-1 is the previous second reference equivalent time point used in the (k-1) th cycle, which is the previous cycle.
  • step S350 the control unit 110 executes the sixth routine.
  • the control unit 110 calculates the k-th (k-1) th cycle using the calendering degradation profile DOA cal_k (t) selected in the fourth routine based on t * k and / And updates the calendering degradation DOA cal [k-1] previously stored in the memory 120.
  • the control unit 110 may update the calendar degeneracy using the following equation (6).
  • control unit 110 can update the cycle degradation degree using the following equation (6).
  • DOA cal [k] is an accumulated calendar degeneration degree up to the kth cycle, and substitutes DOA cal [k-1], which is a calendar degeneration degree accumulated up to the k- . That is, DOA cal [k-1] is updated to DOA cal [k].
  • the third sub-process and the fourth sub-process are alternatively executed.
  • the fourth sub-process is inactivated when the third sub-process is executed, and the third sub-process is inactivated when the fourth sub-process is executed.
  • the controller 110 keeps the calendering degree of the kth cycle at the previous value. That is, when the third sub-process is executed in the kth cycle, the controller 110 can set DOA cal [k] equal to DOA cal [k-1].
  • DOA cyc [k] 0 to DOA cyc [ L]
  • the control unit 110 activates the second main process when the steps included in the first main process are all completed.
  • the second main process includes a plurality of routines. Steps S355, S360, and S365 of FIG. 3 are steps that can be executed as the second main process is activated.
  • the second main process basically includes the seventh routine and the eighth routine, and may further include the ninth routine.
  • step S355 the control unit 110 executes the seventh routine.
  • the control unit 110 corrects the cycle deterioration degree DOA cyc [k] updated in the third routine based on the weight factor previously stored in the memory 120.
  • the control unit 110 can correct the cycle degradation degree using the following equation (7).
  • Equation (7) is a value representing a weight factor previously stored in the memory 120. may be a constant within a predetermined range (e.g., 0 or more and 2 or less), and may be predetermined by the preliminary experiment or control unit 110.
  • DOA cyc_correct [k] is a value indicating the corrected cycle degradation degree.
  • step S360 the control unit 110 executes the eighth routine.
  • the controller 110 estimates the capacity retention rate CRR mix [k] of the secondary battery 20 based on the calender degradation degree (see Equation 6) and the corrected cycle degradation degree (see Equation 7) do.
  • the controller 110 may calculate the CRR mix [k] indicating the maximum amount of charge that can be stored in the secondary battery 20 in the kth cycle, using the following equation (8).
  • the capacity retention rate becomes lower.
  • the DOA cyc_correct [k] and the DOA cal [k] increase as the period during which the secondary battery 20 has a cycle state and the period during which the calendar state has been increased as time elapses .
  • CRR mix [k] decreases towards zero with a value less than one.
  • step S365 the control unit 110 executes the ninth routine.
  • the controller 110 can update the maximum capacity Q max of the secondary battery 20 based on the CRR mix [k] and the predetermined design capacity Q degisn .
  • Q max Q degisn x CRR mix [k]. Since CRR mix [k] is a positive number less than 1, Q max is less than Q degisn .
  • the updated maximum capacity Q max may be used to update the charge state in step S315 to be executed in the next cycle.
  • Figures 5 and 6 show graphs that are referenced in describing a method for determining a weighting factor used to correct for cycle degradation according to one embodiment of the present invention.
  • the control unit 110 proceeds to at least one predetermined degradation induction test for the test cells.
  • Each test cell was manufactured so as to have the same specification as that of the secondary cell 20, and the capacity retention rate was 1 before proceeding to each of the degradation induction tests.
  • test batteries are sequentially and electrically connected to the battery pack 10 shown in FIG. 2 instead of the secondary battery 20.
  • the remaining degradation induction test may proceed if the used test battery is replaced with a new one.
  • the actual capacity retention rate is calculated at a plurality of different time points from the start time point to the end time point of each degradation induction test.
  • the control unit 110 estimates the capacity retention rate at the plurality of time points between the start time point and the end time point of each degradation induction test.
  • the control unit 110 may substitute two or more different candidate values, which are determined in advance, into? In Expression 7 to obtain a plurality of capacity maintenance ratio change curves.
  • the plurality of capacity retention rate change curves and the candidate values correspond one to one. That is, each capacity retention rate change curve is defined by the capacity retention ratios estimated at the plurality of time points when any one of the candidate values is substituted into? In equation (7).
  • the control unit 110 compares each of the plurality of capacity retention rate change curves with actual capacity retention ratios calculated at a plurality of time points. Next, the control unit 110 determines any one of the candidate values related to a capacity-maintaining rate variation curve having the smallest difference from the actual capacity-sustaining rates among the capacity-sustaining rate variation curves as the weight factor.
  • FIG. 5 illustrates a graph showing the results of a first degradation induction test conducted on a first test cell and a second test cell having the same specifications as those of the secondary cell 20 and having a capacity retention rate of 1, and FIG. 20 and a fourth test cell having a capacity retention rate of 1 and a fourth test cell. From the first and second degradation induction tests, two different first and second candidate values were substituted into? In equation (7) to obtain two capacity retention rate change curves.
  • the first degradation induction test is a test in which the first test period? P C1 and the second test period? P C2 are alternately repeated nine times each.
  • the first test period? P C1 is a period in which the charging state and the temperature of the first and second test cells are maintained at 60% and 30 ° C, respectively, for 4 weeks.
  • the second test period? P C2 is a cycle state in which each of the first and second test cells having a temperature of 45 ⁇ ⁇ is charged at 9 C (C-rate) at 30% to 60% This is a period of weekly maintenance.
  • the first degradation induction test for the first test cell is performed to obtain the estimated capacity retention rates P sim1_A and the estimated capacity retention ratios P sim1_B , and the actual capacity retention ratios P exp1 ,
  • the first degradation induction test for the second test cell proceeds.
  • the first capacity retention rate change curve C sim1_A includes a plurality of time points t 1 to t 18 that are switched from any one of the first test period ⁇ P C1 to the second test period ⁇ P C2 , Is a curve defined by the capacity retention ratios P sim1_A estimated at the time t.
  • the second capacity maintenance rate change curve (C sim1_B) includes a first test period ( ⁇ P C1) and a second plurality of the time the switch to one another from either of the test period ( ⁇ P C2) (t 1 ⁇ t 18 that are estimated by the capacity maintaining rates P sim1_B .
  • the actual capacity retention rates P exp1 are calculated at a plurality of time points t 1 to t 18 .
  • the estimated capacity maintenance ratios P sim1_A correspond to the estimated capacity maintenance ratios P sim1_B and the actual capacity maintenance rates P exp1 and the plurality of time points t 1 to t 18 on a one-to-one basis .
  • the control unit 110 compares the estimated capacity retention rates P sim1_A defining the first capacity retention ratio change curve C sim1_A with the actual capacity retention ratios P exp1 and determines the second capacity retention ratio change curve C sim1_B ) Is compared with actual capacity retention rates (P exp1 ).
  • control unit 110 sets the deviation sum (or the sum of squared differences) between the estimated capacity maintenance rates P sim1_A and P exp1 to the first result value, and outputs the estimated capacity maintenance rates P (or sum of squared differences) between the actual capacity retention ratios sim1_B and actual capacity retention ratios P exp1 may be set as a second result value.
  • the second degradation induction test is a test in which the third test period? P C3 and the fourth test period? P C4 are alternately repeated nine times each.
  • the third test period? P C3 is a period for maintaining the calender state in which the charging state and the temperature of the third and fourth test cells are 50% and 45 ⁇ ⁇ , respectively, for four weeks.
  • the fourth test period? P C4 is a cycle state in which each of the third and fourth test cells having a temperature of 30 ⁇ ⁇ is charged at 9 C (C-rate) at 30% to 60% This is a period of weekly maintenance.
  • the second degradation induction test for the third test cell is performed to obtain the estimated capacity retention rates P sim2_A and the estimated capacity retention ratios P sim2_B , and the actual capacity retention ratios P exp2 .
  • the second degradation induction test for the fourth test cell is performed.
  • the third capacity maintenance rate change curve (C sim2_A) is the third test period ( ⁇ P C3) and fourth test period ( ⁇ P C4) a plurality of time the conversion of from one to one another (t '1 ⁇ t' 18 ), which is a curve defined by the capacity retention ratios P sim2_A .
  • the fourth capacity maintenance rate change curve (C sim2_B) is the third test period ( ⁇ P C3) and a fourth plurality of time the switch to one another from either of the test period ( ⁇ P C4) (t ' 1 ⁇ t of the capacity maintenance rate estimated in the '18) (a curve defined by a P sim2_B).
  • the actual capacity retention rates P exp2 are calculated at a plurality of time points t ' 1 to t' 18 . Accordingly, the estimated capacity retention rates P sim2_A are calculated based on the estimated capacity retention rates P sim2_B and the actual capacity retention ratios P exp2 and the plurality of time points t ' 1 to t' 18 One-to-one correspondence.
  • the control unit 110 compares the estimated capacity retention rates P sim2_A defining the third capacity retention ratio change curve C sim2_A with the actual capacity retention rates P exp2 and the fourth capacity sustainability ratio change curve C sim2_B ) Is compared with the actual capacity retention rates (P exp2 ).
  • the controller 110 sets the deviation sum (or the sum of squared differences) between the estimated capacity maintenance rates P sim2_A and P exp2 as a third result value, and outputs the estimated capacity maintenance rates P (or sum of squared differences) between the actual capacity retention ratios sim2_B and actual expense ratios P exp2 can be set as the fourth result value.
  • the control unit 110 calculates the same number of comparison values as the number of candidate values. Each comparison value is a sum of all the result values associated with any one of the candidate values. For example, referring to FIGS. 5 and 6, the control unit calculates a first comparison value associated with the first candidate value and a second comparison value associated with the second candidate value.
  • the first comparison value is the sum of the first result value and the third result value
  • the second comparison value is the sum of the second result value and the fourth result value.
  • the control unit 110 may set one candidate value associated with the smallest among the calculated comparison values as a weight factor and store the weight value in the memory 120. [ For example, when the first comparison value is smaller than the second comparison value, the controller 110 may store the weight factor in the memory 120 at the same value as the first candidate value. In contrast, when the second comparison value is smaller than the first comparison value, the controller 110 may store the weight factor in the memory 120 at the same value as the second candidate value.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Manufacturing & Machinery (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Electrochemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Microelectronics & Electronic Packaging (AREA)
  • Secondary Cells (AREA)
  • Charge And Discharge Circuits For Batteries Or The Like (AREA)
  • Tests Of Electric Status Of Batteries (AREA)

Abstract

배터리 팩에 포함된 이차 전지의 칼렌더 퇴화도 및 사이클 퇴화도로부터 상기 이차 전지의 용량 유지율을 추정하는 장치 및 방법이 개시된다. 상기 용량 유지율 추정 장치는, 미리 정해진 시간 길이를 가지는 주기마다, 상기 배터리 팩에 설치된 센싱부로부터 상기 이차 전지의 전류 정보 및 온도 정보를 수신하고, 제1 메인 프로세스 및 제2 메인 프로세스를 순차적으로 실행하도록 구성된 제어부; 및 미리 결정된 가중 팩터를 저장하고, 상기 제1 메인 프로세스의 실행에 의해 상기 주기마다 갱신되는 상기 이차 전지의 충전 상태, 사이클 퇴화도 및 칼렌더 퇴화도를 더 저장하는 메모리;를 포함한다.

Description

이차 전지의 용량유지율을 추정하는 장치 및 방법
본 발명은 이차 전지의 용량유지율(CCR: Capacity Retention Rate)을 추정하는 장치 및 방법에 관한 것으로서, 보다 상세하게는, 이차 전지의 사이클 퇴화도 및 칼렌더 퇴화도를 종합적으로 고려하여, 이차 전지의 용량유지율을 추정하는 장치 및 방법에 관한 것이다.
본 출원은 2017년 7월 6일자로 출원된 한국 특허출원 번호 제10-2017-0085996호에 대한 우선권주장출원으로서, 해당 출원의 명세서 및 도면에 개시된 모든 내용은 인용에 의해 본 출원에 원용된다.
이차 전지는 전기화학적인 산화 및 환원 반응을 통해 전기 에너지를 생성하는 것으로서, 광범위하게 다양한 용도로 이용된다. 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.
이차 전지의 최대 용량은 최초의 설계 용량으로 계속 유지되지 않고, 칼렌더 시간 또는 사이클 시간이 경과할수록 감소한다. 여기서, 칼렌더 시간은 이차 전지가 충방전되지 않는 무부하 상태를 유지한 누적 시간을 의미하고, 사이클 시간은 이차 전지가 충방전이 진행된 누적 시간을 의미한다.
이차 전지의 퇴화는 이차 전지가 충방전이 진행되는 상태, 즉 사이클 상태에서뿐만 아니라 충방전이 진행되지 않는 상태, 즉 칼렌더 상태에서도 진행된다. 이차 전지가 무부하 상태에 있더라도 자가 방전을 통해 아주 서서히 방전되기 때문이다.
이차 전지의 퇴화 속도는 후자의 경우보다 전자의 경우가 더 빠르다. 이차 전지가 사이클 상태에 있으면, 이차 전지에서 발생되는 열에 의해 전해질이 변성되는 속도와 작동 이온(리튬 전지의 경우 Li 이온)이 전극판에서 흡장 또는 방출되는 과정에서 전극판에 코팅된 활물질이 변성되는 속도가 더 빠르기 때문이다.
이차 전지의 퇴화도는 이차 전지의 최대 용량을 측정하고, 측정된 최대 용량이 설계 용량을 기준으로 어느 정도의 차이를 가지는지 계산하는 것에 의해 결정할 수 있다.
참고로, 이차 전지의 실제 최대 용량은, 이차 전지가 완전히 방전되었을 때부터 완전히 충전될 때까지 이차 전지의 충전 전류를 적산하여 계산할 수 있다. 또는, 이차 전지의 실제 최대 용량은, 이차 전지가 완전히 충전되었을 때부터 완전히 방전될 때까지 이차 전지의 방전 전류를 적산하여 계산할 수도 있다.
하지만, 이차 전지의 실제 사용 환경에서는 이차 전지가 완전히 충전 또는 방전되는 경우가 드물기 때문에, 이차 전지의 최대 용량을 정확하게 결정하기 어렵다는 문제가 있다.
상기 문제를 해결하기 위하여, 퇴화도 추정 모델이 개시된바 있다. 퇴화도 추정 모델은, 도 1에 도시된 것과 같이, 이차 전지의 동작 상태(예, 충전 상태, 온도, 충방전율) 등에 따라 미리 정의된 복수의 퇴화도 프로파일들(△y1(t), △y2(t) .. △yn(t))을 포함한다. 예컨대, △y1(t), △y2(t), ... . △yk(t) 각각은 서로 다른 사이클 상태에 대응하는 퇴화도 프로파일이고, △yk+1(t), △yk+2(t), ... . △yn(t) 각각은 서로 다른 칼렌더 상태에 대응하는 퇴화도 프로파일일 수 있다.
상기 퇴화도 추정 모델은, 소정의 주기마다, 이차 전지가 동작하는 동안 동작 상태를 식별하고, 식별된 동작 상태에 대응되는 퇴화도 프로파일를 선택하고, 상기 선택된 퇴화도 프로파일을 이용하여 현재 시점의 퇴화도를 결정한다.
도 1을 참조하면, 설계 용량과 동일한 최대 용량을 가지는 이차 전지가 △yn-k(t)(여기서, 1≤k≤n-1임)에 매칭된 제1 동작 상태(예, 사이클 상태)로 초기 시점부터 Δt1이라는 시간 동안 사이클 상태를 유지하면, 이차 전지의 퇴화도는 점 P0에 대응되는 퇴화도(0%)로부터 점 P1에 대응되는 퇴화도인 G1%까지 증가한다. 즉, 이차 전지의 퇴화도는 Δt1 시간 동안 G1%만큼 증가한다.
초기 시점부터 Δt1이 경과된 때, 이차 전지의 동작 상태가 △y2(t)에 매칭된 제2 동작 상태로 변경되면, Δt1부터는 △y2(t) 곡선을 따라서 이차 전지의 퇴화도가 증가된다. 다만, 퇴화도는 연속적으로 증가해야 하므로, △y2(t) 상에서 퇴화도 계산이 시작되는 시점은 G1%에 대응되는 점 P2가 된다. 이하, 변경된 퇴화도 프로파일에 있어서, 점 P2와 같이 퇴화도 증가의 기준이 되는 시점을 기준 등가 시점이라고 명명한다.
만약, 제2 동작 상태가 Δt2 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. 즉, 이차 전지의 퇴화도는 Δt2 동안 (G2-G1)% 만큼 증가한다.
또한, 초기 시점으로부터 Δt1+Δt2가 경과되었을 때, 이차 전지의 동작 상태가 △y1(t)에 매칭된 제3 동작 상태로 변경되면, Δt1+Δt2 부터는 △y1(t) 곡선을 따라서 이차 전지의 퇴화도가 증가된다. 다만, 퇴화도는 연속적으로 증가해야 하므로, △y1(t)에서 기준 등가 시점은 점 P4에 대응되는 시간으로 변경된다.
만약, 제3 동작 상태가 Δt3 동안 유지되면, 이차 전지의 퇴화도는 점 P4에 대응되는 퇴화도인 G2%부터 점 P5에 대응되는 퇴화도인 G3%까지 증가한다.
이처럼 이차 전지의 동작 상태가 변경될때마다, 변경된 동작 상태에 매치되는 퇴화도 프로파일을 선택하고, 선택된 퇴화도 프로파일 상에서 바로 이전까지 누적된 퇴화도에 대응되는 기준 등가 시점을 결정하고, 변경된 동작 상태가 유지되는 동안 상기 선택된 퇴화도 프로파일을 이용하여 이차 전지의 퇴화도를 갱신하는 과정은 계속 반복된다.
도 1에 도시된 것과 같은 퇴화도 추정 모델은 이차 전지가 사이클 상태에 있을 때와 칼렌더 상태에 있을 때를 구분하지 않고 퇴화도를 추정하기 때문에, 추정된 퇴화도와 실제 퇴화도가 큰 차이를 가질 수 있다는 문제가 있다. 그 원인은, 이차 전지의 동작 상태가 특정 시점을 기준으로 급격히 변경되면, 상기 특정 시점 직전의 동작 상태에 매칭된 퇴화도 프로파일의 기울기와 상기 특정 시점 직후의 동작 상태에 매칭된 퇴화도 프로파일의 기울기 사이의 차이가 매우 커지기 때문이다.
예를 들어, 도 1를 참조하면, 임의의 시점(예, Δt1)에서 이차 전지의 동작 상태가 Δy1(t)에 매치되는 동작 상태로부터 Δyn(t)에 매치되는 동작 상태로 변경될 수 있는데, 이 경우 상기 임의의 시점에서 Δy1(t)와 Δyn(t) 사이의 기울기 차이가 매우 커진다. 만약, 특정 시점의 직전과 직후 각각의 동작 상태에 매칭되는 두 퇴화도 프로파일의 기울기가 임계값을 초과할 경우, 특정 시점 직전의 동작 상태(예, 사이클 상태)로 인한 전기 화학적인 특성(예, 분극 현상)이 특정 시점에 완전히 사라지지 않고 특정 시점 직후의 동작 상태(예, 칼렌더 상태)에 영향을 미친다.
그런데, 상기 퇴화도 추정 모델은, 이차 전지의 동작 상태가 급격히 변화하는 상황이 고려되지 않은 것이므로, 퇴화도의 추정 오차가 무시할 수 없을 정도의 크기를 가질 수 있고, 결과적으로 이차 전지의 용량 유지율이나 잔여 수명을 정확히 추정하는 데에 걸림돌이 되고 있다.
본 발명은, 상기와 같은 문제점을 해결하기 위해 안출된 것으로서, 이차 전지의 사이클 퇴화도 및 칼렌더 퇴화도를 종합적으로 고려하여, 이차 전지의 용량유지율을 추정하는 장치 및 방법을 제공하는 것을 목적으로 한다.
본 발명의 다른 목적 및 장점들은 하기의 설명에 의해서 이해될 수 있으며, 본 발명의 실시예에 의해 보다 분명하게 알게 될 것이다. 또한, 본 발명의 목적 및 장점들은 특허청구범위에 나타난 수단 및 그 조합에 의해 실현될 수 있음을 쉽게 알 수 있을 것이다.
상기 목적을 달성하기 위한 본 발명의 다양한 실시예는 다음과 같다.
본 발명의 일 측면에 따른 용량유지율 추정 장치는, 배터리 팩에 포함된 이차 전지의 칼렌더 퇴화도 및 사이클 퇴화도로부터 상기 이차 전지의 용량 유지율을 추정한다. 상기 용량유지율 추정 장치는, 미리 정해진 시간 길이를 가지는 주기마다, 상기 배터리 팩에 설치된 센싱부로부터 상기 이차 전지의 전류 정보 및 온도 정보를 수신하고, 제1 메인 프로세스 및 제2 메인 프로세스를 순차적으로 실행하도록 구성된 제어부; 및 미리 결정된 가중 팩터를 저장하고, 상기 제1 메인 프로세스의 실행에 의해 상기 주기마다 갱신되는 상기 이차 전지의 충전 상태, 사이클 퇴화도 및 칼렌더 퇴화도를 더 저장하는 메모리;를 포함한다. 상기 제1 메인 프로세스는, 상기 전류 정보를 기초로 상기 메모리에 저장되어 있는 상기 충전 상태를 갱신하는 제1 서브 프로세스; 상기 전류 정보를 기초로 상기 이차 전지의 동작 상태를 사이클 상태 및 칼렌더 상태 중 어느 하나로 설정하는 제2 서브 프로세스; 및 상기 제2 서브 프로세스에 의해 상기 이차 전지의 동작 상태가 상기 사이클 상태로 설정된 경우, 상기 갱신된 충전 상태, 상기 전류 정보 및 상기 온도 정보를 기초로 상기 메모리에 저장된 사이클 퇴화도를 갱신하는 제3 서브 프로세스;를 포함한다. 상기 제2 메인 프로세스는, 상기 가중 팩터, 상기 갱신된 사이클 퇴화도 및 상기 메모리에 기 저장된 칼렌더 퇴화도를 기초로, 상기 이차 전지의 용량 유지율을 추정한다.
또한, 상기 제1 서브 프로세스는, 상기 전류 정보가 나타내는 전류를 상기 시간 길이에 대해 적산하고, 상기 적산된 전류량 및 상기 메모리에 기 저장된 최대 용량을 기초로, 상기 메모리에 저장되어 있는 상기 충전 상태를 갱신할 수 있다.
또한, 상기 제2 서브 프로세스는, 상기 전류 정보에 대응하는 충방전율이 임계 충방전율과 같거나 더 큰 경우, 상기 이차 전지의 동작 상태를 상기 사이클 상태로 설정할 수 있다.
또한, 상기 메모리에는, 복수의 사이클 퇴화도 프로파일들이 더 저장되고, 상기 제3 서브 프로세스는, 상기 복수의 사이클 퇴화도 프로파일들 중에서 상기 갱신된 충전 상태, 상기 전류 정보 및 상기 온도 정보에 매치되는 어느 한 사이클 퇴화도 프로파일을 선택하는 제1 루틴; 상기 선택된 사이클 퇴화도 프로파일과 관련된 제1 기준 등가 시점을 결정하는 제2 루틴; 및 상기 제1 기준 등가 시점을 기초로, 상기 선택된 사이클 퇴화도 프로파일을 이용하여, 상기 메모리에 기 저장된 사이클 퇴화도를 갱신하는 제3 루틴;을 포함할 수 있다.
또한, 상기 제2 서브 프로세스는, 상기 전류 정보에 대응하는 충방전율이 임계 충방전율보다 작은 경우, 상기 이차 전지의 동작 상태를 상기 칼렌더 상태로 설정할 수 있다.
또한, 상기 제1 메인 프로세스는, 상기 제2 서브 프로세스에 의해 상기 이차 전지의 동작 상태가 상기 칼렌더 상태로 설정된 경우, 상기 갱신된 충전 상태, 상기 전류 정보 및 상기 온도 정보를 기초로 상기 메모리에 저장된 칼렌더 퇴화도를 갱신하는 제4 서브 프로세스;를 더 포함할 수 있다.
또한, 상기 메모리에는, 복수의 칼렌더 퇴화도 프로파일들이 더 저장되고, 상기 제4 서브 프로세스는, 상기 복수의 칼렌더 퇴화도 프로파일들 중에서 상기 갱신된 충전 상태 및 상기 온도 정보에 매치되는 어느 한 칼렌더 퇴화도 프로파일을 선택하는 제4 루틴; 상기 선택된 칼렌더 퇴화도 프로파일과 관련된 제2 기준 등가 시점을 결정하는 제5 루틴; 및 상기 제2 기준 등가 시점을 기초로, 상기 선택된 사이클 퇴화도 프로파일을 이용하여, 상기 메모리에 기 저장된 칼렌더 퇴화도를 갱신하는 제6 루틴;을 포함할 수 있다.
또한, 상기 제2 메인 프로세스는, 상기 가중 팩터를 기초로, 상기 사이클 퇴화도를 보정하는 제7 루틴; 및 상기 칼렌더 퇴화도 및 상기 보정된 사이클 퇴화도를 기초로, 상기 이차 전지의 용량 유지율을 추정하는 제8 루틴;을 포함할 수 있다.
또한, 상기 가중 팩터는, 사전 실험을 통해 결정된, 0 이상 2 이하의 범위 내의 상수일 수 있다.
본 발명의 다른 측면에 따른 배터리 팩은, 상기 용량유지율 추정 장치;를 포함한다.
본 발명의 또 다른 측면에 따른 용량유지율 추정 방법은, 미리 정해진 시간 길이를 가지는 주기마다, 상기 배터리 팩에 설치된 센싱부로부터 상기 이차 전지의 전류 정보 및 온도 정보를 수신하는 단계; 제1 메인 프로세스를 활성화하는 단계; 및 제2 메인 프로세스를 활성화하는 단계;를 포함한다. 상기 제1 메인 프로세스는, 상기 전류 정보를 기초로, 기 저장되어 있는 상기 이차 전지의 충전 상태를 갱신하는 제1 서브 프로세스; 상기 전류 정보를 기초로 상기 이차 전지의 동작 상태를 사이클 상태 및 칼렌더 상태 중 어느 하나로 설정하는 제2 서브 프로세스; 상기 제2 서브 프로세스에 의해 상기 이차 전지의 동작 상태가 상기 사이클 상태로 설정된 경우, 상기 갱신된 충전 상태, 상기 전류 정보 및 상기 온도 정보를 기초로, 기 저장된 사이클 퇴화도를 갱신하는 제3 서브 프로세스; 및 상기 제2 서브 프로세스에 의해 상기 이차 전지의 동작 상태가 상기 칼렌더 상태로 설정된 경우, 상기 갱신된 충전 상태, 상기 전류 정보 및 상기 온도 정보를 기초로, 기 저장된 칼렌더 퇴화도를 갱신하는 제4 서브 프로세스;를 포함한다. 상기 제2 메인 프로세스에서는, 미리 결정된 가중 팩터, 상기 갱신된 상기 사이클 퇴화도 및 칼렌더 퇴화도를 기초로, 상기 이차 전지의 용량 유지율이 추정된다.
본 발명의 실시예들 중 적어도 하나에 의하면, 이차 전지의 사이클 퇴화도 및 칼렌더 퇴화도를 서로 독립적으로 연산하고, 연산된 사이클 퇴화도 및 칼렌더 퇴화도를 조합하여 이차 전지의 용량 유지율을 추정함으로써, 실제의 용량 유지율과 추정된 용량 유지율 간의 차이를 저감할 수 있다.
또한, 본 발명의 실시예들 중 적어도 하나에 의하면, 가중 팩터를 기초로, 소정 주기마다 갱신되는 사이클 퇴화도를 보정하고, 보정된 사이클 퇴화도를 용량 유지율을 추정하는 데에 이용함으로써, 용량 유지율의 추정 정확도를 향상시킬 수 있다.
본 발명의 효과들은 이상에서 언급한 효과들로 제한되지 않으며, 언급되지 않은 또 다른 효과들은 청구범위의 기재로부터 당업자에게 명확하게 이해될 수 있을 것이다.
본 명세서에 첨부되는 다음의 도면들은 본 발명의 바람직한 실시예를 예시하는 것이며, 후술되는 발명의 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 추정 모델이 이차 전지의 퇴화도를 추정하는 데에 이용하는 복수의 퇴화도 프로파일들을 보여주는 그래프이다.
도 2는 본 발명의 일 실시예에 따른 배터리 팩 및 상기 배터리 팩에 포함되는 용량유지율 추정 장치의 구성을 개략적으로 도시한 블록도이다.
도 3은 본 발명의 일 실시예에 따라 이차 전지의 사이클 퇴화도, 칼렌더 퇴화도 및 용량유지율을 추정하는 방법을 나타낸 순서도이다.
도 4는 본 발명의 일 실시예에 따라 각각 추정되는 사이클 퇴화도와 칼렌더 퇴화도 사이의 관계를 보여주는 그래프이다.
도 5 및 도 6은 본 발명의 일 실시예에 따라 사이클 퇴화도를 보정하는 데에 이용되는 가중 팩터를 결정하는 방법을 설명하는 데에 참조되는 그래프들을 보여준다.
이하, 첨부된 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시예를 상세히 설명하기로 한다. 이에 앞서, 본 명세서 및 청구범위에 사용된 용어나 단어는 통상적이거나 사전적인 의미로 한정해서 해석되어서는 아니 되며, 발명자는 그 자신의 발명을 가장 최선의 방법으로 설명하기 위해 용어의 개념을 적절하게 정의할 수 있다는 원칙에 입각하여 본 발명의 기술적 사상에 부합하는 의미와 개념으로 해석되어야 한다.
따라서, 본 명세서에 기재된 실시예와 도면에 도시된 구성은 본 발명의 가장 바람직한 일 실시예에 불과할 뿐이고 본 발명의 기술적 사상을 모두 대변하는 것은 아니므로, 본 출원시점에 있어서 이들을 대체할 수 있는 다양한 균등물과 변형예들이 있을 수 있음을 이해하여야 한다.
또한, 본 발명을 설명함에 있어 관련된 공지 구성 또는 기능에 대한 구체적인 설명이 본 발명의 요지를 흐릴 수 있다고 판단되는 경우에는 그 상세한 설명은 생략한다.
제1, 제2 등과 같이 서수를 포함하는 용어들은, 다양한 구성요소들 중 어느 하나를 나머지와 구별하는 목적으로 사용되는 것이고, 그러한 용어들에 의해 구성요소들을 한정하기 위해 사용되는 것은 아니다.
명세서 전체에서, 어떤 부분이 어떤 구성요소를 "포함"한다고 할 때, 이는 특별히 반대되는 기재가 없는 한 다른 구성요소를 제외하는 것이 아니라, 다른 구성요소를 더 포함할 수 있다는 것을 의미한다. 또한, 명세서에 기재된 <제어 유닛>과 같은 용어는 적어도 하나의 기능이나 동작을 처리하는 단위를 의미하며, 이는 하드웨어나 소프트웨어, 또는 하드웨어 및 소프트웨어의 결합으로 구현될 수 있다.
덧붙여, 명세서 전체에서, 어떤 부분이 다른 부분과 "연결"되어 있다고 할 때, 이는 "직접적으로 연결"되어 있는 경우뿐만 아니라, 그 중간에 다른 소자를 사이에 두고 "간접적으로 연결"되어 있는 경우도 포함한다.
본 발명에 있어서, "사이클 퇴화도"란, 이차 전지의 충방전이 진행되는 상태인 사이클 상태에 있는 동안, 이차 전지에 누적된 퇴화의 정도를 수치로 나타낸 값을 의미한다.
본 발명에 있어서, "칼렌더 퇴화도"란, 이차 전지의 충방전이 진행되지 않는 칼렌더 상태에 있는 동안, 이차 전지에 누적된 퇴화의 정도를 수치로 나타낸 값을 의미한다.
본 발명에 있어서, "용량 유지율(CCR)"이란, 이차 전지의 설계 용량에 대한 최대 용량의 비율을 나타내는 값이다. 용량 유지율은, 사이클 퇴화도의 증가 또는 칼렌더 퇴화도의 증가에 따라 감소한다.
도 2는 본 발명의 일 실시예에 따른 배터리 팩(10) 및 상기 배터리 팩(10)에 포함되는 용량유지율 추정 장치(100)의 구성을 개략적으로 도시한 블록도이다.
도 2를 참조하면, 배터리 팩(10)은, 적어도 하나의 이차 전지(20), 센싱부 및 용량유지율 추정 장치(100)를 포함한다. 용량유지율 추정 장치(100)는, 제어부(110) 및 메모리(120)를 포함하고, 선택적으로 통신부(130)를 더 포함할 수 있다.
이차 전지(20)는, 용량유지율 추정 장치(100)를 이용하여 퇴화도를 추정하고자 하는 대상으로서, 하나 또는 둘 이상의 배터리 셀을 포함한다. 여기서, 배터리 셀이란, 전기 에너지의 저장과 추출이 가능한 구성 즉, 반복적으로 충전 및 방전이 가능한 최소 단위를 지칭한다. 예컨대, 배터리 셀은 파우치 타입의 리튬 이온 배터리일 수 있다.
이차 전지(20)에 복수의 배터리 셀들이 포함되는 경우, 복수의 배터리 셀들은 상호 간에 전기적으로 직렬 및/또는 병렬로 연결될 수 있다.
이차 전지(20)는 배터리 팩(10)에 마련된 외부 단자를 통해 다양한 부하 장치에 전기적으로 결합될 수 있다. 예를 들어, 부하 장치는, 전기 자동차 등과 같은 차량, 드론과 같은 비행체, 전력 그리드에 포함된 대용량의 전력 저장 장치(ESS), 또는 모바일 디바이스일 수 있다.
배터리 팩(10)에 마련된 외부 단자는 충전 장치와 전기적으로 연결될 수 있다. 충전 장치는, 이차 전지(20)로부터 전원을 공급받는 부하 장치의 제어에 의해 이차 전지(20)에 전기적으로 연결될 수 있다.
센싱부는 전류 측정 회로(31) 및 온도 측정 회로(32)를 포함하고, 선택적으로 전압 측정 회로(33)를 더 포함한다.
전류 측정 회로(31)는, 배터리 분야에서 통상적으로 사용되는 전류 센서를 포함한다. 예컨대, 전류 측정 회로(31)는, 이차 전지(20)를 통해 흐르는 전류의 방향과 크기를 나타내는 전류 정보를 출력할 수 있다. 전류 측정 회로(31)에 의해 출력된 전류 정보는 용량유지율 추정 장치(100)에 의해 수신될 수 있다.
온도 측정 회로(32)는, 배터리 분야에서 통상적으로 사용되는 온도 센서를 포함한다. 예컨대, 온도 측정 회로(32)는, 이차 전지(20)에 직접 부착되거나 근접하게 설치되어, 이차 전지(20)의 온도를 나타내는 온도 정보를 출력할 수 있다. 온도 측정 회로(32)에 의해 출력된 온도 정보는 용량유지율 추정 장치(100)에 의해 수신될 수 있다.
전압 측정 회로(33)는, 배터리 분야에서 통상적으로 사용되는 전압 센서를 포함한다. 예컨대, 상기 전압 측정 회로(33)는 이차 전지(20)의 양극 단자 및 음극 단자 사이의 전위차를 나타내는 전압 정보를 출력할 수 있다. 전압 측정 회로(33)에 의해 출력된 전압 정보는 용량유지율 추정 장치(100)에 의해 수신될 수 있다.
전류 측정 회로(31), 온도 측정 회로(32) 및/또는 전압 측정 회로(33)는, 이차 전지(20)의 전류, 온도 및 전압을 소정 주기마다 측정하고, 측정 결과인 전류 정보, 온도 정보 및/또는 전압 정보를 제어부(110)에게 전송할 수 있다. 측정 결과는 아날로그 신호 또는 디지털 신호의 형태를 가지고 제어부(110)에 제공될 수 있다. 전류 정보, 온도 정보 및/또는 전압 정보가 아날로그 신호의 형태를 가지는 경우, 제어부(110)는 A/D 신호 변환 처리를 통해 전류 정보, 온도 정보 및/또는 전압 정보를 디지털 신호로 변환하고, 변환된 디지털 신호를 기초로 이차 전지(20)의 현재 전류, 온도 및 전압을 결정할 수 있다.
용량유지율 추정 장치(100)는, 이차 전지(20)의 사이클 퇴화도 및 칼렌더 퇴화도를 개별적으로 추정할 수 있는 장치로서, 케이블 등과 같은 유선 수단 또는 블루투스 등과 같은 무선 수단을 통해 센싱부에 동작 가능하게 연결될 수 있다.
메모리(120)는 제어부(110)가 이차 전지(20)의 사이클 퇴화도, 칼렌더 퇴화도 및/또는 용량 유지율을 추정하는 데에 이용되는 각종 데이터 및 프로그램들을 저장한다.
또한, 메모리(120)는, 제어부(110)가 이차 전지(20)의 사이클 퇴화도, 칼렌더 퇴화도 및/또는 용량 유지율(CCR: Capacity Retention Rate)을 추정하는 동안, 제어부(110)의 요청에 따라 메모리(120)에 기 저장되어 있는 각종 데이터를 삭제 및/또는 갱신하며, 새로운 데이터를 추가적으로 저장한다. 또한, 메모리(120)는 이차 전지(20)의 사이클 퇴화도, 칼렌더 퇴화도 및/또는 용량 유지율을 주기적으로 추정하는 데에 사용되는 각종 파라미터들의 초기값들을 저장하고 있다. 예컨대, 메모리(120)에는 이차 전지(20)의 충전 상태의 초기값, 사이클 퇴화도의 초기값, 캘린더 퇴화도의 초기값, 용량 유지율의 초기값, 기준 등가 시점의 초기값, 임계 충방전율, 가중 팩터, 복수의 사이클 퇴화도 프로파일들 또는 복수의 칼렌더 퇴화도 프로파일들 등이 미리 저장되어 있을 수 있다.
또한, 메모리(120)에는 이차 전지(20)의 개방전압(OCV: Open Circuit Voltage)과 충전 상태(SOC: State Of Charge) 사이의 관계인 OCV-SOC 커브를 정의하는 룩업 테이블이 미리 저장될 수 있다. 제어부(110)는 룩업 테이블을 참조하여 개방 전압으로부터 충전 상태를 획득하거나, 반대로 충전 상태로부터 개방 전압을 획득할 수 있다.
메모리(120)는 데이터를 기록, 소거, 갱신 및 독출할 수 있다고 알려진 공지의 정보 저장 수단이라면 그 종류에 특별한 제한이 없다. 일 예시로서, 메모리(120)는 DRAM, SDRAM, 플래쉬 메모리(120), ROM, EEPROM, 레지스터 등일 수 있다. 메모리(120)는 제어부(110)에 의해 실행 가능한 프로세스들이 정의된 프로그램 코드들을 저장할 수 있다.
한편, 메모리(120)는 제어부(110)와 물리적으로 분리되어 있을 수도 있고, 칩 등에 제어부(110)와 일체로 집적화되어 있을 수도 있다.
용량유지율 추정 장치(100)는, 선택적으로 통신부(130)를 더 포함할 수 있다. 이 경우, 제어부(110)는 통신부(130)와 공지의 유선 수단 또는 무선 수단을 통해 동작 가능하게 결합될 수 있다. 용량유지율 추정 장치(100)는, 이차 전지(20)의 사이클 퇴화도, 칼렌더 퇴화도 및/또는 용량 유지율을 나타내는 통지 정보를 통신부(130)를 통해 외부(예, 사용자의 PC)로 출력할 수 있다.
통신부(130)로부터 출력된 통지 정보는, 이차 전지(20)가 탑재된 부하 장치의 제어 컴퓨터나 이차 전지(20)의 진단 디바이스에 의해 수신될 수 있다. 제어 컴퓨터 또는 진단 디바이스는, 용량유지율 추정 장치(100)로부터 수신된 통지 정보에 기초하여, 이차 전지(20)의 교체 여부를 판별할 수 있다. 또한, 제어 컴퓨터 또는 진단 디바이스는, 통지 정보를 사람에 의해 인식 가능한 시각적 형태(예, 이미지)나 청각적 형태(예, 음향)로 변환하여 출력할 수 있다. 또한, 제어 컴퓨터 또는 진단 디바이스는, 통지 정보에 포함된 사이클 퇴화도, 칼렌더 퇴화도 및/또는 용량 유지율이 임계치를 초과할 경우 경고 메시지를 출력할 수 있다.
제어부(110)는, 전술한바와 같이, 이차 전지(20)의 사이클 퇴화도, 칼렌더 퇴화도 및/또는 용량 유지율을 추정한다. 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, 제어 로직들이 소프트웨어로 구현될 때, 제어부(110)는 프로그램 모듈의 집합으로 구현될 수 있다. 이 때, 각 프로그램 모듈은 메모리(120)에 저장되고, 컴퓨터 프로세서에 의해 실행될 수 있다. 메모리(120)는 프로세서 내부 또는 외부에 있을 수 있고, 잘 알려진 다양한 컴퓨터 부품으로 프로세서와 연결될 수 있다. 또한, 메모리(120)는 본 발명의 메모리(120)에 포함될 수 있다. 또한, 메모리(120)는 디바이스의 종류에 상관 없이 정보가 저장되는 디바이스를 총칭하는 것으로서 특정 메모리(120) 디바이스를 지칭하는 것은 아니다.
제어부(110)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. 기록매체는 컴퓨터에 포함된 프로세서에 의해 접근이 가능한 것이라면 그 종류에 특별한 제한이 없다. 일 예시로서, 기록매체는 ROM, RAM, 레지스터, CD-ROM, 자기 테이프, 하드 디스크, 플로피디스크 및 광 데이터 기록장치를 포함하는 군에서 선택된 적어도 하나 이상을 포함한다. 또한, 코드 체계는 캐리어 신호로 변조되어 특정한 시점에 통신 캐리어에 포함될 수 있고, 네트워크로 연결된 컴퓨터에 분산되어 저장되고 실행될 수 있다. 또한, 조합된 제어 로직들을 구현하기 위한 기능적인 프로그램, 코드 및 코드 세그먼트들은 본 발명이 속하는 기술분야의 프로그래머들에 의해 용이하게 추론될 수 있다.
제어부(110)는 이차 전지(20)와 전기적으로 결합될 수 있는 전지 관리 시스템(Battery Management System: BMS)이거나 또는 전지 관리 시스템에 포함되는 제어 요소일 수 있다.
설명의 편의를 위해, 이하에서는, 사이클 퇴화도는 "DOAcyc"이라고 지칭하고, 칼렌더 퇴화도는 "DOAcal"이라고 지칭하기로 한다. 본 정의에서, DOA는 "퇴화도(Degree Of Aging)"의 약어이다.
도 3은 본 발명의 일 실시예에 따라 이차 전지(20)의 사이클 퇴화도, 칼렌더 퇴화도 및 용량유지율을 추정하는 방법을 나타낸 순서도이고, 도 4는 본 발명의 일 실시예에 따라 각각 추정되는 사이클 퇴화도와 칼렌더 퇴화도 사이의 관계를 보여주는 그래프이다. 도 3의 단계들은, 소정의 주기마다 반복적으로 수행된다. 이때, 각 주기는 미리 정해진 시간 길이 △t를 가진다.
도 3을 참조하면, 단계 S310에서, 제어부(110)는, k(k=1, 2, 3, ? )번째 주기에서, 센싱부로부터 이차 전지(20)의 전류 정보 및 온도 정보를 수신한다. k는 현재 주기를 나타내는 카운팅 넘버로서, △t이 경과할 때마다 1씩 증가한다.
즉, 제어부(110)는 현재인 k번째 주기의 전류 Ik 및 온도 Tk를 나타내는 전류 정보 및 온도 정보를 수신한다. 선택적으로, 제어부(110)는 센싱부로부터 이차 전지(20)의 전압 정보를 더 수신할 수 있다.
단계 S310이 완료되면, 제어부(110)는 제1 메인 프로세스를 활성화한다. 제1 메인 프로세스는, 단계 S305에서 수신된 전류 정보 및 온도 정보에 기초하여, 제어부(110)에 의해 활성화되는 것이다. 제1 메인 프로세스는, 복수의 서브 프로세스를 포함한다. 구체적으로, 제1 메인 프로세스는 기본적으로 제1 서브 프로세스 내지 제3 서브 프로세스를 포함한다.
제1 서브 프로세스 및 제2 서브 프로세스는, 이 중 어느 하나가 완료된 후 나머지 하나가 실행되거나, 이 중 어느 하나가 실행되는 중에 나머지 하나가 실행되거나, 둘이 동시에 실행되거나 할 수 있다.
도 3의 단계 S315, S320, S322, S324, S325 S330, S335, S340, S345, S350는 제1 메인 프로세스가 활성화됨에 따라 실행될 수 있는 단계들이다.
단계 S315에서, 제어부(110)는 제1 서브 프로세스를 실행한다. 제1 서브 프로세스의 실행 시, 제어부(110)는 전류 정보를 기초로, 메모리(120)에 저장되어 있는 충전 상태를 갱신한다. 상세하게는, 제어부(110)는, 전류 정보로부터 결정된 전류 Ik를 △t 동안 적산한다. 그 다음, 적산된 전류량 Ik×△t, 이전의 충전 상태 SOCk-1, 최대 용량 Qmax을 기초로, SOCk-1를 SOCk로 갱신한다. 예컨대, SOCk = SOCk-1+ (Ik×△t)/Qmax 일 수 있다. 만약, k=1인 경우, SOC0 는 메모리(120)에 기 저장된 충전 상태의 초기값이다.
현 주기에서 이차 전지(20)가 충전되는 경우, 적산된 전류 (Ik×△t)는 양의 값을 가지므로, 갱신 후의 충전 상태 SOCk는 갱신 전의 충전 상태 SOCk-1보다 크다. 반대로, 현 주기에서 이차 전지(20)가 방전되는 경우, 적산된 전류 (Ik×△t)는 음의 값을 가지므로, 갱신 후의 충전 상태 SOCk는 갱신 전의 충전 상태 SOCk-1보다 작다.
제어부(110)는 제2 서브 프로세스를 실행한다. 제2 서브 프로세스의 실행 시, 제어부(110)는 전류 정보를 기초로, 이차 전지(20)의 동작 상태를 사이클 상태 및 칼렌더 상태 중 어느 하나로 설정한다.
구체적으로, 제2 서브 프로세스는, 단계 S320, S322 및 S324를 포함한다. 단계 S320에서, 제어부(110)는 전류 정보에 대응하는 충방전율(current rate)이 임계 충방전율과 같거나 더 큰지 판정한다.
제어부(110)는 전류 정보에 대응하는 충방전율(current rate)이 임계 충방전율과 같거나 더 큰 경우, 단계 S322에서 이차 전지(20)의 동작 상태를 상기 사이클 상태로 설정한다. 충방전율이 임계 충방전율과 같거나 더 크다는 것은, 이차 전지(20)가 현재 충방전되는 중임을 나타내는 지표이기 때문이다. 여기서, 충방전율(current rate)이란, 전류 정보가 나타내는 충방전 전류를 이차 전지(20)의 설계 용량의 단위를 뺀 값으로 나눈 값을 의미한다. 충방전율은 "C-rate"이라고 칭하기도 하며, 단위는 'C'를 사용할 수 있다. 예컨대, 충방전 전류가 1A(ampere)이고, 설계 용량이 4(Ah: ampere hour)인 경우, 충방전율은 2.5C이다.
반면, 전류 정보에 대응하는 충방전율이 임계 충방전율보다 작은 경우, 단계 S324에서 이차 전지(20)의 동작 상태를 칼렌더 상태로 설정한다. 충방전율이 임계 충방전율보다 작다는 것은, 이차 전지(20)가 현재 충방전되지 않고 방치 중임을 나타내는 지표이기 때문이다.
제1 및 제2 서브 프로세스가 완료되면, 제어부(110)는 제3 서브 프로세스를 실행할 수 있다. 제3 서브 프로세스는, 제2 서브 프로세스에서 이차 전지(20)의 동작 상태가 사이클 상태로 설정되는 경우, 제어부(110)에 의해 실행된다.
제3 서브 프로세스의 실행 시, 제어부(110)는 전류 정보, 온도 정보 및 제1 서브 프로세스에서 갱신된 충전 상태 SOCk를 기초로, 메모리(120)에 기 저장된 사이클 퇴화도를 갱신한다. 만약, 제3 서브 프로세스가 최초로 실행되는 경우(즉, k=1인 경우), 제어부(110)는 메모리(120)에 기 저장된 사이클 퇴화도의 초기값인 DOAcal[0]을 더 큰 값으로 갱신한다. DOAcal[0] = 0일 수 있다.
구체적으로, 제3 서브 프로세스는 제1 내지 제3 루틴을 포함한다.
단계 S325에서, 제어부(110)는 제1 루틴을 실행한다. 제1 루틴의 실행 시, 제어부(110)는 복수의 사이클 퇴화도 프로파일들 중에서, 갱신된 충전 상태 SOCk, 전류 정보 및 온도 정보에 매치되는 어느 한 사이클 퇴화도 프로파일을 선택한다.
일 실시예에서, k번째 주기에서 선택된 사이클 퇴화도 프로파일 DOAcyc_k(t)은 다음 수식 1과 같은 함수로 나타낼 수 있다.
<수식 1>
Figure PCTKR2018006717-appb-I000001
수식 1에 있어서, 파라미터 βk와 γk 각각은, 현재 선택된 사이클 퇴화도 프로파일의 개형을 결정하는 팩터로서, 양수이다. 수식 1로 표현되는 사이클 퇴화도 프로파일은, 도 1에 도시된 종래의 퇴화도 프로파일과 같이 시간의 경과에 따라, 1로 서서로 수렴하는 개형을 가진다. 사이클 퇴화도 프로파일이 1로 수렴하는 속도는 파라미터 βk와 γk에 따라 달라진다.
제1 루틴에서, 복수의 사이클 퇴화도 프로파일들 중 어느 하나가 선택된다는 것은, 수식 1의 파라미터 βk와 γk 각각의 값이 고유하게 선택된다는 의미이다. 파라미터 βk와, 이차 전지(20)의 충전 상태, 온도 및 충방전율 사이의 상호 관계는 실험을 통해서 룩업 테이블이나 함수의 형태로 미리 정의될 수 있다. 유사하게, 파라미터 γk와, 이차 전지(20)의 충전 상태, 온도 및 충방전율 사이의 상호 관계는 실험을 통해서 룩업 테이블이나 함수의 형태로 미리 정의될 수 있다.
단계 S330에서, 제어부(110)는 제2 루틴을 실행한다. 제2 루틴의 실행 시, 제어부(110)는 제1 기준 등가 시점 tk을 연산한다. 제1 기준 등가 시점 tk은, k번째 주기에서 선택된 사이클 퇴화도 프로파일 DOAcyc_k 상에서 사이클 퇴화도의 추정이 시작되는 시점이다. 일 실시예에서, 제어부(110)는 아래의 수식 2를 이용하여, 제1 기준 등가 시점 tk를 연산할 수 있다.
<수식 2>
Figure PCTKR2018006717-appb-I000002
수식 2에서, tk-1은 이전 주기인 k-1번째 주기에서 기 사용된 이전의 제1 기준 등가 시점이다. 제2 루틴이 최초로 실행되는 경우(즉, k=1인 경우), 제어부(110)는 수식 2의 tk-1에 제1 기준 등가 시점의 초기값인 0을 대입한다. 즉, 메모리(120)에는 t0 = 0으로 기 저장되어 있다.
단계 S335에서, 제어부(110)는 제3 루틴을 실행한다. 제3 루틴의 실행 시, 제어부(110)는, tk 및/또는 △t를 기초로, 제1 루틴에서 선택된 사이클 퇴화도 프로파일 DOAcyc_k(t)을 이용하여, 이전 주기인 k-1번째 주기에서 연산되어 메모리(120)에 기 저장된 사이클 퇴화도 DOAcyc[k-1]를 갱신한다. 만약, k=1인 경우, 제어부(110)는 메모리(120)에 0으로 기 저장된 사이클 퇴화도의 초기값인 DOAcyc[0]을 0보다 큰 값으로 갱신한다.
일 실시예에서, 제어부(110)는 다음의 수식 3을 이용하여, 사이클 퇴화도를 갱신할 수 있다.
<수식 3>
Figure PCTKR2018006717-appb-I000003
수식 3에서, DOAcyc[k]는 k번째 주기까지의 누적된 사이클 퇴화도로서, 메모리(120)에 기 저장된 k-1번째 주기까지 누적되었던 사이클 퇴화도인 DOAcyc[k-1]을 대체하는 값이다. 즉, DOAcyc[k-1]는 DOAcyc[k]로 갱신된다.
제어부(110)는, 만약 DOAcyc[k-1]와 DOAcyc[k] 간의 차이가 제1 임계 차이값보다 크거나 DOAcyc[k]가 DOAcyc[k-1]보다 작은 경우, 제1 에러 신호를 통신부(130) 상에 출력할 수 있다.
제1 메인 프로세스는 제4 서브 프로세스를 더 포함할 수 있다. 제4 서브 프로세스는, 제2 서브 프로세스에서 이차 전지(20)의 동작 상태가 칼렌더 상태로 설정되는 경우, 제3 서브 프로세스 대신에 제어부(110)에 의해 실행된다.
제4 서브 프로세스의 실행 시, 제어부(110)는 전류 정보, 온도 정보 및 제1 서브 프로세스에서 갱신된 충전 상태를 기초로, 메모리(120)에 기 저장된 칼렌더 퇴화도를 갱신한다. 만약, 제4 서브 프로세스가 최초로 실행되는 경우, 제어부(110)는 메모리(120)에 0으로 기 저장된 칼렌더 퇴화도의 초기값인 DOAcal[0]을 0보다 큰 값으로 갱신한다.
구체적으로, 제4 서브 프로세스는 제4 내지 제6 루틴을 포함한다.
단계 S340에서, 제어부(110)는 제4 루틴을 실행한다. 제4 루틴의 실행 시, 제어부(110)는 복수의 칼렌더 퇴화도 프로파일들 중에서, 갱신된 충전 상태 SOCk 및 온도 정보에 매치되는 어느 한 칼렌더 퇴화도 프로파일을 선택한다. 칼렌더 퇴화도는, 이차 전지(20)의 충방전이 진행되지 않는 동안의 퇴화와 관련된 것이므로, 사이클 퇴화도와는 달리 전류 정보를 고려하지 않는다.
일 실시예에서, k번째 주기에서 선택된 칼렌더 퇴화도 프로파일 DOAcal_k(t)은 다음 수식 4과 같은 함수로 나타낼 수 있다.
<수식 4>
Figure PCTKR2018006717-appb-I000004
수식 4에 있어서, 파라미터 β* k와 γ* k 각각은, 현재 선택된 칼렌더 퇴화도 프로파일의 개형을 결정하는 팩터로서, 양수이다. 수식 4로 표현되는 칼렌더 퇴화도 프로파일은, 도 1에 도시된 종래의 퇴화도 프로파일과 같이 시간의 경과에 따라, 1로 서서로 수렴하는 개형을 가진다. 칼렌더 퇴화도 프로파일이 1로 수렴하는 속도는 파라미터 β* k와 γ* k에 따라 달라진다.
제4 루틴에서, 복수의 칼렌더 퇴화도 프로파일들 중 어느 하나가 선택된다는 것은, 수식 4의 파라미터 β* k와 γ* k 각각의 값이 고유하게 선택된다는 의미이다. 파라미터 β* k와, 이차 전지(20)의 충전 상태 및 온도 사이의 상호 관계는 실험을 통해서 룩업 테이블이나 함수의 형태로 미리 정의될 수 있다. 유사하게, 파라미터 γk와, 이차 전지(20)의 충전 상태 및 온도 사이의 상호 관계는 실험을 통해서 룩업 테이블이나 함수의 형태로 미리 정의될 수 있다.
단계 S345에서, 제어부(110)는 제5 루틴을 실행한다. 제5 루틴의 실행 시, 제어부(110)는 제2 기준 등가 시점 t* k을 연산한다. 제2 기준 등가 시점 t* k은, k번째 주기에서 선택된 칼렌더 퇴화도 프로파일 DOAcal_k 상에서 칼렌더 퇴화도의 추정이 시작되는 시점이다. 일 실시예에서, 제어부(110)는 아래의 수식 5를 이용하여, 제2 기준 등가 시점 t* k를 연산할 수 있다.
<수식 5>
Figure PCTKR2018006717-appb-I000005
수식 5에서, t* k-1은 이전 주기인 k-1번째 주기에서 기 사용된 이전의 제2 기준 등가 시점이다. 제5 루틴이 최초로 실행되는 경우(즉, k=1인 경우), 제어부(110)는 수식 5의 t* k-1에 기준 등가 시점의 초기값인 0을 대입한다. 즉, 메모리(120)에는 t* 0 = 0으로 기 저장되어 있다.
단계 S350에서, 제어부(110)는 제6 루틴을 실행한다. 제6 루틴의 실행 시, 제어부(110)는, t* k 및/또는 △t를 기초로, 제4 루틴에서 선택된 칼렌더 퇴화도 프로파일 DOAcal_k(t)을 이용하여, 이전 주기인 k-1번째 주기에서 연산되어 메모리(120)에 기 저장된 칼렌더 퇴화도 DOAcal[k-1]를 갱신한다. 일 실시예에서, 제어부(110)는 다음의 수식 6을 이용하여, 칼렌더 퇴화도를 갱신할 수 있다.
일 실시예에서, 제어부(110)는 다음의 수식 6을 이용하여, 사이클 퇴화도를 갱신할 수 있다.
<수식 6>
Figure PCTKR2018006717-appb-I000006
수식 6에서, DOAcal[k]는 k번째 주기까지의 누적된 칼렌더 퇴화도로서, 메모리(120)에 기 저장된 k-1번째 주기까지 누적되었던 칼렌더 퇴화도인 DOAcal[k-1]을 대체하는 값이다. 즉, DOAcal[k-1]는 DOAcal[k]로 갱신된다.
제어부(110)는, 만약 DOAcal[k-1]와 DOAcal[k] 간의 차이가 제2 임계 차이값보다 크거나 DOAcal[k]가 DOAcal[k-1]보다 작은 경우, 제2 에러 신호를 통신부(130) 상에 출력할 수 있다.
한편, 각 주기에서 제3 서브 프로세스 및 제4 서브 프로세스는 택일적으로 실행되는 것이다. 예컨대, k번째 주기에서, 제3 서브 프로세스가 실행되면 제4 서브 프로세스는 비활성화되고, 반대로 제4 서브 프로세스가 실행되면 제3 서브 프로세스는 비활성된다.
k번째 주기에서 제3 서브 프로세스가 실행되면, 제어부(110)는 k번째 주기의 칼렌더 퇴화도를 이전의 값으로 유지한다. 즉, k번째 주기에서 제3 서브 프로세스가 실행되면, 제어부(110)는 DOAcal[k]를 DOAcal[k-1]와 동일하게 설정할 수 있다. 예컨대, 도 4를 참조하면, 최초부터 L번째 주기까지 이차 전지(20)의 동작 상태가 사이클 상태로 설정되면, 이차 전지(20)의 사이클 퇴화도는 DOAcyc[k]=0부터 DOAcyc[L]까지 점차적으로 증가하는 반면 칼렌더 퇴화도는 L번째 주기까지 초기값 DOAcal[0]=0으로 일정하게 유지된다.
반대로, k번째 주기에서 제4 서브 프로세스가 실행되면, 제어부(110)는 k번째 주기의 사이클 퇴화도를 이전의 값으로 유지한다. 즉, k번째 주기에서 제4 서브 프로세스가 실행되면, 제어부(110)는 DOAcyc[k]를 DOAcyc[k-1]와 동일하게 설정할 수 있다. 예컨대, 도 4를 참조하면, L번째 주기 후부터 M번째 주기까지 이차 전지(20)의 동작 상태가 칼렌더 상태로 설정되면, 이차 전지(20)의 이차 전지(20)의 칼렌더 퇴화도는 DOAcal[L]=0부터 DOAcal[M]까지 점차적으로 증가하는 반면 사이클 퇴화도는 L번째 주기 후부터 M번째 주기까지 DOAcyc[L]로 일정하게 유지된다.
제어부(110)는 제1 메인 프로세스에 포함된 단계들이 모두 완료된 경우, 제2 메인 프로세스를 활성화한다. 제2 메인 프로세스는, 복수의 루틴을 포함한다. 도 3의 단계 S355, S360, S365는 제2 메인 프로세스가 활성화됨에 따라 실행될 수 있는 단계들이다.
구체적으로, 제2 메인 프로세스는 기본적으로 제7 루틴 및 제8 루틴를 포함하고, 선택적으로 제9 루틴을 더 포함할 수 있다.
단계 S355에서, 제어부(110)는 제7 루틴을 실행한다. 제7 루틴의 실행 시, 제어부(110)는 메모리(120)에 기 저장된 가중 팩터를 기초로, 제3 루틴에서 갱신된 사이클 퇴화도 DOAcyc[k]를 보정한다. 일 실시예에서, 제어부(110)는 다음의 수식 7을 이용하여, 사이클 퇴화도를 보정할 수 있다.
<수식 7>
Figure PCTKR2018006717-appb-I000007
수식 7에서, ω는 메모리(120)에 기 저장된 가중 팩터를 나타내는 값이다. ω는 소정 범위(예, 0 이상 2 이하) 내의 상수일 수 있으며, 사전 실험 또는 제어부(110)에 의해 미리 결정된 것일 수 있다. 또한, DOAcyc_correct[k]는, 보정된 사이클 퇴화도를 나타내는 값이다.
단계 S360에서, 제어부(110)는 제8 루틴을 실행한다. 제8 루틴의 실행 시, 제어부(110)는 칼렌더 퇴화도(수식 6 참조) 및 보정된 사이클 퇴화도(수식 7 참조)를 기초로, 이차 전지(20)의 용량 유지율 CRRmix[k]을 추정한다. 일 실시예에서, 제어부(110)는 다음의 수식 8을 이용하여, k번째 주기에서의 이차 전지(20)에 최대로 저장 가능한 전하량을 나타내는 CRRmix[k]을 연산할 수 있다.
<수식 8>
Figure PCTKR2018006717-appb-I000008
이차 전지(20)의 퇴화가 진행될수록, 용량 유지율은 낮아진다는 것은 당업자에게 자명하다. 예컨대, 수식 8을 참조하면, 시간의 경과에 따라 이차 전지(20)가 사이클 상태를 가졌던 기간과 칼렌더 상태를 가졌던 기간이 늘어날수록, DOAcyc_correct[k] 및 DOAcal[k]는 각각 증가한다. 따라서, k가 증가할수록, CRRmix[k]는 1보다 작은 값을 가지면서 0을 향하여 감소한다.
단계 S365에서, 제어부(110)는 제9 루틴을 실행한다. 제9 루틴의 실행 시, 제어부(110)는 CRRmix[k]과 미리 정해진 설계 용량 Qdegisn을 기초로, 이차 전지(20)의 최대 용량 Qmax을 갱신할 수 있다. 예컨대, Qmax = Qdegisn × CRRmix[k]일 수 있다. CRRmix[k]은 1보다 작은 양수이므로, Qmax은 Qdegisn 보다 작다. 갱신된 최대 용량 Qmax은 다음 주기에서 실행될 단계 S315에서 충전 상태를 갱신하는 데에 이용될 수 있다.
도 5 및 도 6은 본 발명의 일 실시예에 따라 사이클 퇴화도를 보정하는 데에 이용되는 가중 팩터를 결정하는 방법을 설명하는 데에 참조되는 그래프들을 보여준다.
제어부(110)는, 테스트 전지들에 대한 미리 정해진 적어도 하나의 퇴화 유도 테스트를 진행한다. 각 테스트 전지는, 이차 전지(20)와 동일한 스펙을 가지도록 제조된 것으로서, 상기 각 퇴화 유도 테스트를 진행하기 전에는 용량 유지율이 1이다.
상기 각 퇴화 유도 테스트을 진행하는 경우, 도 2의 배터리 팩(10)에는 이차 전지(20) 대신 테스트 전지들이 순차적으로 전기적으로 연결된다. 또한, 어느 한 퇴화 유도 테스트가 종료되는 경우, 기 사용된 테스트 전지가 새것으로 교체되면 나머지 퇴화 유도 테스트이 진행될 수 있다.
각 퇴화 유도 테스트의 개시 시점부터 종료 시점 사이의 서로 다른 복수의 시점에서 실제 용량 유지율을 계산한다.
이와 함께, 제어부(110)는 각 퇴화 유도 테스트의 개시 시점부터 종료 시점 사이의 상기 복수의 시점에서 용량 유지율을 추정한다. 이때, 제어부(110)는 미리 정해진 2 이상의 서로 다른 후보값들을 수식 7의 ω에 대입하여, 복수의 용량 유지율 변화 곡선들을 획득할 수 있다. 복수의 용량 유지율 변화 곡선들과 후보값들은 일대일로 대응된다. 즉, 각 용량 유지율 변화 곡선은, 후보값들 중 어느 하나가 수식 7의 ω에 대입되었을 때, 상기 복수의 시점에서 추정되는 용량 유지율들에 의해 정의된다.
제어부(110)는, 복수의 용량 유지율 변화 곡선들 각각을 복수의 시점에서 계산된 실제 용량 유지율들과 비교한다. 그 다음, 제어부(110)는 용량 유지율 변화 곡선들 중 실제 용량 유지율들과의 차이가 가장 적은 어느 한 용량 유지율 변화 곡선에 관련된 어느 한 후보값을 상기 가중 팩터로 결정한다.
도 5는 이차 전지(20)와 동일한 스펙을 가지며 용량 유지율이 1인 제1 테스트 전지 및 제2 테스트 전지에 대하여 진행된 제1 퇴화 유도 테스트의 결과를 보여주는 그래프를 예시하고, 도 6는 이차 전지(20)와 동일한 스펙을 가지며 용량 유지율이 1인 제3 테스트 전지 및 제4 테스트 전지에 대하여 진행된 제2 퇴화 유도 테스트의 결과를 보여주는 그래프를 예시한다. 제1 및 제2 퇴화 유도 테스트 각각으로부터는, 서로 다른 제1 및 제2 후보값을 수식 7의 ω에 대입하여, 2개의 용량 유지율 변화 곡선을 획득하였다.
도 5를 참조하면, 제1 퇴화 유도 테스트는, 제1 테스트 기간(△PC1) 및 제2 테스트 기간(△PC2)이 각각 9회씩 교대로 반복되는 테스트이다. 제1 테스트 기간(△PC1)은, 제1 및 제2 테스트 전지 각각의 충전 상태와 온도가 각각 60%와 30℃인 칼렌더 상태를 4주(week) 간 유지하는 기간이다. 제2 테스트 기간(△PC2)은, 온도가 45℃인 제1 및 제2 테스트 전지 각각을 충전 상태 30% ~ 60%에서 9C(C-rate)로 충전하고 6C로 방전하는 사이클 상태를 2주 간 유지하는 기간이다.
도 5에서, 추정된 용량 유지율들(Psim1_A) 및 추정된 용량 유지율들(Psim1_B)을 획득하기 위해 제1 테스트 전지에 대한 제1 퇴화 유도 테스트를 진행하고, 실제 용량 유지율들(Pexp1)을 획득하기 위해 제2 테스트 전지에 대한 제1 퇴화 유도 테스트가 진행된다.
도 5에 도시된 그래프를 통해 확인되는 제1 퇴화 유도 테스트에서는, 제1 후보값을 수식 7의 ω에 대입하여 제1 용량 유지율 변화 곡선(Csim1_A)을 획득하고, 제1 후보값과는 상이한 제2 후보값을 수식 7의 ω에 대입하여 제2 용량 유지율 변화 곡선(Csim1_B)을 획득하였다.
제1 용량 유지율 변화 곡선(Csim1_A)은, 제1 테스트 기간(△PC1) 및 제2 테스트 기간(△PC2) 중 어느 하나로부터 다른 하나로 전환되는 복수의 시점들(t1~t18)에서 추정된 용량 유지율들(Psim1_A)에 의해 정의되는 곡선이다. 또한, 제2 용량 유지율 변화 곡선(Csim1_B)은, 제1 테스트 기간(△PC1) 및 제2 테스트 기간(△PC2) 중 어느 하나로부터 다른 하나로 전환되는 복수의 시점들(t1~t18)에서 추정된 용량 유지율들(Psim1_B)에 의해 정의되는 곡선이다. 또한, 실제 용량 유지율들(Pexp1)은, 복수의 시점들(t1~t18)에서 계산된 것이다. 이에 따라, 추정된 용량 유지율들(Psim1_A)은, 추정된 용량 유지율들(Psim1_B) 및 실제 용량 유지율들(Pexp1) 각각과 복수의 시점들(t1~t18)을 기준으로 일대일 대응될 수 있다.
제어부(110)는, 제1 용량 유지율 변화 곡선(Csim1_A)을 정의하는 추정된 용량 유지율들(Psim1_A)을 실제 용량 유지율들(Pexp1)과 비교하고, 제2 용량 유지율 변화 곡선(Csim1_B)을 정의하는 추정된 용량 유지율들(Psim1_B)을 실제 용량 유지율들(Pexp1)과 비교한다.
예컨대, 제어부(110)는, 추정된 용량 유지율들(Psim1_A)과 실제 용량 유지율들(Pexp1) 간의 편차합(또는 편차 제곱합)을 제1 결과값으로 설정하고, 추정된 용량 유지율들(Psim1_B)과 실제 용량 유지율들(Pexp1) 간의 편차합(또는 편차 제곱합)을 제2 결과값으로 설정할 수 있다.
도 6를 참조하면, 제2 퇴화 유도 테스트는, 제3 테스트 기간(△PC3) 및 제4 테스트 기간(△PC4)이 각각 9회씩 교대로 반복되는 테스트이다. 제3 테스트 기간(△PC3)은, 제3 및 제4 테스트 전지 각각의 충전 상태와 온도가 각각 50%와 45℃인 칼렌더 상태를 4주 간 유지하는 기간이다. 제4 테스트 기간(△PC4)은, 온도가 30℃인 제3 및 제4 테스트 전지 각각을 충전 상태 30% ~ 60%에서 9C(C-rate)로 충전하고 6C로 방전하는 사이클 상태를 2주 간 유지하는 기간이다.
도 6에서, 추정된 용량 유지율들(Psim2_A) 및 추정된 용량 유지율들(Psim2_B)을 획득하기 위해 제3 테스트 전지에 대한 제2 퇴화 유도 테스트를 진행하고, 실제 용량 유지율들(Pexp2)을 획득하기 위해 제4 테스트 전지에 대한 제2 퇴화 유도 테스트가 진행된다.
도 6에 도시된 그래프를 통해 확인되는 제2 퇴화 유도 테스트에서는, 제1 후보값을 수식 7의 ω에 대입하여 제3 용량 유지율 변화 곡선(Csim2_A)을 획득하고, 제2 후보값을 수식 7의 ω에 대입하여 제4 용량 유지율 변화 곡선(Csim2_B)을 획득하였다.
제3 용량 유지율 변화 곡선(Csim2_A)은, 제3 테스트 기간(△PC3) 및 제4 테스트 기간(△PC4) 중 어느 하나로부터 다른 하나로 전환되는 복수의 시점들(t'1~ t'18)에서 추정된 용량 유지율들(Psim2_A)에 의해 정의되는 곡선이다. 또한, 제4 용량 유지율 변화 곡선(Csim2_B)은, 제3 테스트 기간(△PC3) 및 제4 테스트 기간(△PC4) 중 어느 하나로부터 다른 하나로 전환되는 복수의 시점들(t'1~t'18)에서 추정된 용량 유지율들(Psim2_B)에 의해 정의되는 곡선이다. 또한, 실제 용량 유지율들(Pexp2)은, 복수의 시점들(t'1~t'18)에서 계산된 것이다. 이에 따라, 추정된 용량 유지율들(Psim2_A)은, 추정된 용량 유지율들(Psim2_B) 및 실제 용량 유지율들(Pexp2) 각각과 복수의 시점들(t'1~t'18)을 기준으로 일대일 대응될 수 있다.
제어부(110)는, 제3 용량 유지율 변화 곡선(Csim2_A)을 정의하는 추정된 용량 유지율들(Psim2_A)을 실제 용량 유지율들(Pexp2)과 비교하고, 제4 용량 유지율 변화 곡선(Csim2_B)을 정의하는 추정된 용량 유지율들(Psim2_B)을 실제 용량 유지율들(Pexp2)과 비교한다.
예컨대, 제어부(110)는, 추정된 용량 유지율들(Psim2_A)과 실제 용량 유지율들(Pexp2) 간의 편차합(또는 편차 제곱합)을 제3 결과값으로 설정하고, 추정된 용량 유지율들(Psim2_B)과 실제 용량 유지율들(Pexp2) 간의 편차합(또는 편차 제곱합)을 제4 결과값으로 설정할 수 있다.
제어부(110)는, 후보값들의 개수와 동일한 개수의 비교값들을 연산한다. 각 비교값은, 후보값들 어느 하나와 관련된 모든 결과값들을 합산한 값이다. 예컨대, 도 5 및 도 6를 참조하면, 제어부는 제1 후보값과 관련된 제1 비교값을 연산하고, 제2 후보값과 관련된 제2 비교값을 연산한다. 여기서, 제1 비교값은 제1 결과값과 제3 결과값의 합이고, 제2 비교값은 제2 결과값과 제4 결과값의 합이다.
제어부(110)는, 연산된 비교값들 중에서 가장 작은 것과 관련된 하나의 후보값을 가중 팩터로 설정하고, 메모리(120)에 저장할 수 있다. 예컨대, 제1 비교값이 제2 비교값보다 작은 경우, 제어부(110)는 가중 팩터를 제1 후보값과 동일한 값으로 메모리(120)에 저장할 수 있다. 반대로, 제2 비교값이 제1 비교값보다 작은 경우, 제어부(110)는 가중 팩터를 제2 후보값과 동일한 값으로 메모리(120)에 저장할 수 있다.
이상에서 설명한 본 발명의 실시예는 장치 및 방법을 통해서만 구현이 되는 것은 아니며, 본 발명의 실시예의 구성에 대응하는 기능을 실현하는 프로그램 또는 그 프로그램이 기록된 기록 매체를 통해 구현될 수도 있으며, 이러한 구현은 앞서 설명한 실시예의 기재로부터 본 발명이 속하는 기술분야의 전문가라면 쉽게 구현할 수 있는 것이다.
이상에서 본 발명은 비록 한정된 실시예와 도면에 의해 설명되었으나, 본 발명은 이것에 의해 한정되지 않으며 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에 의해 본 발명의 기술사상과 아래에 기재될 특허청구범위의 균등범위 내에서 다양한 수정 및 변형이 가능함은 물론이다.
또한, 이상에서 설명한 본 발명은 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자에 있어 본 발명의 기술적 사상을 벗어나지 않는 범위 내에서 여러 가지 치환, 변형 및 변경이 가능하므로 전술한 실시예 및 첨부된 도면에 의해 한정되는 것이 아니라, 다양한 변형이 이루어질 수 있도록 각 실시예들의 전부 또는 일부가 선택적으로 조합되어 구성될 수 있다.
<부호의 설명>
10: 배터리 팩
20: 이차 전지
31: 전류 측정 회로
32: 온도 측정 회로
33: 전압 측정 회로
100: 용량유지율 추정 장치
110: 제어부
120: 메모리
130: 통신부

Claims (11)

  1. 배터리 팩에 포함된 이차 전지의 칼렌더 퇴화도 및 사이클 퇴화도로부터 상기 이차 전지의 용량 유지율을 추정하는 장치에 있어서,
    미리 정해진 시간 길이를 가지는 주기마다, 상기 배터리 팩에 설치된 센싱부로부터 상기 이차 전지의 전류 정보 및 온도 정보를 수신하고, 제1 메인 프로세스 및 제2 메인 프로세스를 순차적으로 실행하도록 구성된 제어부; 및
    미리 결정된 가중 팩터를 저장하고, 상기 제1 메인 프로세스의 실행에 의해 상기 주기마다 갱신되는 상기 이차 전지의 충전 상태, 사이클 퇴화도 및 칼렌더 퇴화도를 더 저장하는 메모리;를 포함하고,
    상기 제1 메인 프로세스는,
    상기 전류 정보를 기초로 상기 메모리에 저장되어 있는 상기 충전 상태를 갱신하는 제1 서브 프로세스;
    상기 전류 정보를 기초로 상기 이차 전지의 동작 상태를 사이클 상태 및 칼렌더 상태 중 어느 하나로 설정하는 제2 서브 프로세스; 및
    상기 제2 서브 프로세스에 의해 상기 이차 전지의 동작 상태가 상기 사이클 상태로 설정된 경우, 상기 갱신된 충전 상태, 상기 전류 정보 및 상기 온도 정보를 기초로 상기 메모리에 저장된 사이클 퇴화도를 갱신하는 제3 서브 프로세스;를 포함하고,
    상기 제2 메인 프로세스는,
    상기 가중 팩터, 상기 갱신된 사이클 퇴화도 및 상기 메모리에 기 저장된 칼렌더 퇴화도를 기초로, 상기 이차 전지의 용량 유지율을 추정하는, 이차 전지의 용량유지율 추정 장치.
  2. 제1항에 있어서,
    상기 제1 서브 프로세스는,
    상기 전류 정보가 나타내는 전류를 상기 시간 길이에 대해 적산하고,
    상기 적산된 전류량 및 상기 메모리에 기 저장된 최대 용량을 기초로, 상기 메모리에 저장되어 있는 상기 충전 상태를 갱신하는, 이차 전지의 용량유지율 추정 장치.
  3. 제1항에 있어서,
    상기 제2 서브 프로세스는,
    상기 전류 정보에 대응하는 충방전율이 임계 충방전율과 같거나 더 큰 경우, 상기 이차 전지의 동작 상태를 상기 사이클 상태로 설정하는, 이차 전지의 용량유지율 추정 장치.
  4. 제1항에 있어서,
    상기 메모리에는, 복수의 사이클 퇴화도 프로파일들이 더 저장되고,
    상기 제3 서브 프로세스는,
    상기 복수의 사이클 퇴화도 프로파일들 중에서 상기 갱신된 충전 상태, 상기 전류 정보 및 상기 온도 정보에 매치되는 어느 한 사이클 퇴화도 프로파일을 선택하는 제1 루틴;
    상기 선택된 사이클 퇴화도 프로파일과 관련된 제1 기준 등가 시점을 결정하는 제2 루틴; 및
    상기 제1 기준 등가 시점을 기초로, 상기 선택된 사이클 퇴화도 프로파일을 이용하여, 상기 메모리에 기 저장된 사이클 퇴화도를 갱신하는 제3 루틴;을 포함하는, 이차 전지의 용량유지율 추정 장치.
  5. 제1항에 있어서,
    상기 제2 서브 프로세스는,
    상기 전류 정보에 대응하는 충방전율이 임계 충방전율보다 작은 경우, 상기 이차 전지의 동작 상태를 상기 칼렌더 상태로 설정하는, 이차 전지의 용량유지율 추정 장치.
  6. 제1항에 있어서,
    상기 제1 메인 프로세스는,
    상기 제2 서브 프로세스에 의해 상기 이차 전지의 동작 상태가 상기 칼렌더 상태로 설정된 경우, 상기 갱신된 충전 상태, 상기 전류 정보 및 상기 온도 정보를 기초로 상기 메모리에 저장된 칼렌더 퇴화도를 갱신하는 제4 서브 프로세스;를 더 포함하는, 이차 전지의 용량유지율 추정 장치.
  7. 제6항에 있어서,
    상기 메모리에는, 복수의 칼렌더 퇴화도 프로파일들이 더 저장되고,
    상기 제4 서브 프로세스는,
    상기 복수의 칼렌더 퇴화도 프로파일들 중에서 상기 갱신된 충전 상태 및 상기 온도 정보에 매치되는 어느 한 칼렌더 퇴화도 프로파일을 선택하는 제4 루틴;
    상기 선택된 칼렌더 퇴화도 프로파일과 관련된 제2 기준 등가 시점을 결정하는 제5 루틴; 및
    상기 제2 기준 등가 시점을 기초로, 상기 선택된 사이클 퇴화도 프로파일을 이용하여, 상기 메모리에 기 저장된 칼렌더 퇴화도를 갱신하는 제6 루틴;을 포함하는, 이차 전지의 용량유지율 추정 장치.
  8. 제1항에 있어서,
    상기 제2 메인 프로세스는,
    상기 가중 팩터를 기초로, 상기 사이클 퇴화도를 보정하는 제7 루틴; 및
    상기 칼렌더 퇴화도 및 상기 보정된 사이클 퇴화도를 기초로, 상기 이차 전지의 용량 유지율을 추정하는 제8 루틴;을 포함하는, 이차 전지의 용량유지율 추정 장치.
  9. 제1항에 있어서,
    상기 가중 팩터는,
    사전 실험을 통해 결정된, 0 이상 2 이하의 범위 내의 상수인, 이차 전지의 용량유지율 추정 장치.
  10. 제1항 내지 제9항 중 어느 한 항에 따른 이차 전지의 용량유지율 추정 장치;
    를 포함하는, 배터리 팩.
  11. 배터리 팩에 포함된 이차 전지의 칼렌더 퇴화도 및 사이클 퇴화도로부터 상기 이차 전지의 용량 유지율을 추정하는 방법에 있어서,
    미리 정해진 시간 길이를 가지는 주기마다, 상기 배터리 팩에 설치된 센싱부로부터 상기 이차 전지의 전류 정보 및 온도 정보를 수신하는 단계;
    제1 메인 프로세스를 활성화하는 단계; 및
    제2 메인 프로세스를 활성화하는 단계;를 포함하되,
    상기 제1 메인 프로세스는,
    상기 전류 정보를 기초로, 기 저장되어 있는 상기 이차 전지의 충전 상태를 갱신하는 제1 서브 프로세스;
    상기 전류 정보를 기초로 상기 이차 전지의 동작 상태를 사이클 상태 및 칼렌더 상태 중 어느 하나로 설정하는 제2 서브 프로세스;
    상기 제2 서브 프로세스에 의해 상기 이차 전지의 동작 상태가 상기 사이클 상태로 설정된 경우, 상기 갱신된 충전 상태, 상기 전류 정보 및 상기 온도 정보를 기초로, 기 저장된 사이클 퇴화도를 갱신하는 제3 서브 프로세스; 및
    상기 제2 서브 프로세스에 의해 상기 이차 전지의 동작 상태가 상기 칼렌더 상태로 설정된 경우, 상기 갱신된 충전 상태, 상기 전류 정보 및 상기 온도 정보를 기초로, 기 저장된 칼렌더 퇴화도를 갱신하는 제4 서브 프로세스;를 포함하고,
    상기 제2 메인 프로세스는,
    미리 결정된 가중 팩터, 상기 갱신된 상기 사이클 퇴화도 및 칼렌더 퇴화도를 기초로, 상기 이차 전지의 용량 유지율을 추정하는, 이차 전지의 용량유지율 추정 방법.
PCT/KR2018/006717 2017-07-06 2018-06-14 이차 전지의 용량유지율을 추정하는 장치 및 방법 WO2019009530A1 (ko)

Priority Applications (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201880004062.6A CN109964137B (zh) 2017-07-06 2018-06-14 用于估计二次电池的容量保持率的装置和方法
US16/336,638 US11239505B2 (en) 2017-07-06 2018-06-14 Apparatus and method for estimating capacity retention ratio of secondary battery
JP2019524232A JP6881577B2 (ja) 2017-07-06 2018-06-14 二次電池の容量維持率を推定する装置及び方法
EP18827436.9A EP3531149A4 (en) 2017-07-06 2018-06-14 APPARATUS AND METHOD FOR ESTIMATING A CAPACITY RETENTION RATE OF A SECONDARY BATTERY

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020170085996A KR102155333B1 (ko) 2017-07-06 2017-07-06 이차 전지의 용량유지율을 추정하는 장치 및 방법
KR10-2017-0085996 2017-07-06

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2019009530A1 true WO2019009530A1 (ko) 2019-01-10

Family

ID=64951138

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/KR2018/006717 WO2019009530A1 (ko) 2017-07-06 2018-06-14 이차 전지의 용량유지율을 추정하는 장치 및 방법

Country Status (6)

Country Link
US (1) US11239505B2 (ko)
EP (1) EP3531149A4 (ko)
JP (1) JP6881577B2 (ko)
KR (1) KR102155333B1 (ko)
CN (1) CN109964137B (ko)
WO (1) WO2019009530A1 (ko)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN116699445A (zh) * 2023-08-07 2023-09-05 江苏天合储能有限公司 一种电池储能系统的容量预测方法及其系统

Families Citing this family (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110609188B (zh) * 2019-09-25 2022-07-15 潍柴动力股份有限公司 油量计量单元老化的检测方法、装置及设备
CN112363075B (zh) * 2019-11-21 2023-07-07 万向一二三股份公司 一种锂离子电池老化的评估方法
CN111025155B (zh) * 2019-12-18 2021-09-21 华南理工大学 基于电池动态老化模型快速模拟动力电池老化过程的方法
KR20220023416A (ko) * 2020-08-21 2022-03-02 주식회사 엘지에너지솔루션 양극활물질 저장 특성을 반영한 배터리 셀의 수명 예측 방법
CN112731187A (zh) * 2020-12-25 2021-04-30 广西宁达汽车科技有限公司 电池容量修正方法和电池管理系统
CN113433850B (zh) * 2021-06-04 2022-06-03 电子科技大学 一种fpga异态逻辑修复方法
EP4246162B1 (en) 2022-03-18 2024-07-10 ABB Schweiz AG Method of estimation of battery degradation
TWI832409B (zh) * 2022-09-02 2024-02-11 廣達電腦股份有限公司 用於校正電池相對電荷狀態的電子裝置及其方法
CN117406123A (zh) * 2023-11-22 2024-01-16 暨南大学 一种动力电池循环老化回收利用的方法

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2000012098A (ja) * 1998-06-26 2000-01-14 Nissan Motor Co Ltd 電池劣化診断方法
JP2002228730A (ja) * 2001-02-06 2002-08-14 Shikoku Electric Power Co Inc 二次電池の残存電力量の推定装置
KR20130083220A (ko) * 2012-01-12 2013-07-22 주식회사 엘지화학 배터리 잔존 용량 추정 장치 및 방법, 이를 이용한 배터리 관리 시스템
JP2015158416A (ja) * 2014-02-24 2015-09-03 日産自動車株式会社 二次電池のｓｏｃの推定装置及びｓｏｃの推定方法
KR20170022746A (ko) * 2015-08-21 2017-03-02 주식회사 엘지화학 이차 전지의 퇴화도 추정 장치 및 방법
KR20170085996A (ko) 2014-08-04 2017-07-25 폭스바겐 악티엔 게젤샤프트 차량의 주변광 장치 및 주변광 설정 방법

Family Cites Families (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP4010288B2 (ja) 2003-07-29 2007-11-21 ソニー株式会社 二次電池の残容量算出方法およびバッテリパック
KR100970841B1 (ko) 2008-08-08 2010-07-16 주식회사 엘지화학 배터리 전압 거동을 이용한 배터리 용량 퇴화 추정 장치 및방법
KR100911317B1 (ko) 2008-08-08 2009-08-11 주식회사 엘지화학 배터리 전압 거동을 이용한 배터리 용량 퇴화 추정 장치 및방법
US9172118B2 (en) * 2009-06-17 2015-10-27 Gm Global Technology Operations, Llc. Method and system for estimating battery life
JP5537236B2 (ja) 2010-04-13 2014-07-02 トヨタ自動車株式会社 リチウムイオン二次電池の劣化判定装置および劣化判定方法
KR101293635B1 (ko) * 2010-12-29 2013-08-05 주식회사 엘지화학 이차전지 셀의 퇴화 정도를 반영한 배터리 팩의 관리 장치와 방법 및 이를 구비한 배터리 팩
KR101293630B1 (ko) 2011-04-25 2013-08-05 주식회사 엘지화학 배터리 용량 퇴화 추정 장치 및 방법
CN103492893B (zh) 2011-04-25 2015-09-09 株式会社Lg化学 用于估计电池容量的劣化的设备和方法
US9360527B2 (en) 2011-08-12 2016-06-07 Johnson Controls Technology Llc System and method for energy prediction in battery packs
CN103930298B (zh) * 2012-08-09 2016-04-13 约翰逊控制技术有限责任公司 用于电池组能量预测的系统和方法
WO2014088325A1 (ko) * 2012-12-04 2014-06-12 주식회사 엘지화학 이차 전지의 방전 심도 추정 장치 및 방법
CN103308864B (zh) 2013-07-09 2015-06-24 中国人民解放军国防科学技术大学 二次电池soh值估算和剩余寿命测试方法
US9535132B2 (en) * 2014-03-20 2017-01-03 GM Global Technology Operations LLC Systems and methods for determining battery system performance degradation
CN106463801B (zh) 2014-04-01 2019-01-25 密执安州立大学董事会 用于电动车辆的实时电池热管理
KR101708457B1 (ko) 2014-10-31 2017-02-20 주식회사 엘지화학 이차 전지의 건강 상태 추정 장치 및 방법
CN104931891B (zh) * 2015-05-22 2018-01-16 郑州宇通客车股份有限公司 能源系统的寿命预测方法及车载能源系统的寿命评估方法

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2000012098A (ja) * 1998-06-26 2000-01-14 Nissan Motor Co Ltd 電池劣化診断方法
JP2002228730A (ja) * 2001-02-06 2002-08-14 Shikoku Electric Power Co Inc 二次電池の残存電力量の推定装置
KR20130083220A (ko) * 2012-01-12 2013-07-22 주식회사 엘지화학 배터리 잔존 용량 추정 장치 및 방법, 이를 이용한 배터리 관리 시스템
JP2015158416A (ja) * 2014-02-24 2015-09-03 日産自動車株式会社 二次電池のｓｏｃの推定装置及びｓｏｃの推定方法
KR20170085996A (ko) 2014-08-04 2017-07-25 폭스바겐 악티엔 게젤샤프트 차량의 주변광 장치 및 주변광 설정 방법
KR20170022746A (ko) * 2015-08-21 2017-03-02 주식회사 엘지화학 이차 전지의 퇴화도 추정 장치 및 방법

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
See also references of EP3531149A4

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN116699445A (zh) * 2023-08-07 2023-09-05 江苏天合储能有限公司 一种电池储能系统的容量预测方法及其系统
CN116699445B (zh) * 2023-08-07 2023-10-20 江苏天合储能有限公司 一种电池储能系统的容量预测方法及其系统

Also Published As

Publication number Publication date
JP6881577B2 (ja) 2021-06-02
US11239505B2 (en) 2022-02-01
JP2020514680A (ja) 2020-05-21
CN109964137B (zh) 2021-12-21
US20210288355A1 (en) 2021-09-16
EP3531149A1 (en) 2019-08-28
KR102155333B1 (ko) 2020-09-11
KR20190005406A (ko) 2019-01-16
CN109964137A (zh) 2019-07-02
EP3531149A4 (en) 2019-12-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2019009530A1 (ko) 이차 전지의 용량유지율을 추정하는 장치 및 방법
WO2017034277A1 (ko) 이차 전지의 퇴화도 추정 장치 및 방법
WO2019074221A1 (ko) 이차 전지의 충전 상태를 추정하기 위한 장치 및 그 방법
WO2010016647A1 (en) Apparatus and method for estimating state of health of battery based on battery voltage variation pattern
WO2019139335A1 (ko) 배터리 셀의 성능을 테스트하기 위한 장치 및 방법
WO2021049800A1 (ko) 배터리 이상 상태를 진단하기 위한 방법, 이를 위한 전자 장치 및 저장 매체
WO2019088440A1 (ko) 배터리의 내부 저항을 최적화하기 위한 배터리 관리 시스템 및 방법
WO2019098576A1 (ko) 배터리 여유 용량 추정 장치
WO2021118118A1 (ko) 배터리 퇴화도 진단 장치 및 방법
WO2019098722A1 (ko) 배터리 저항 추정 장치 및 방법
WO2019199064A1 (ko) 배터리 진단 장치 및 방법
WO2018038383A1 (ko) 배터리 셀의 성능 테스트 장치 및 방법
WO2020153637A1 (ko) 배터리 관리 장치, 배터리 관리 방법 및 배터리 팩
WO2020189914A1 (ko) 배터리 상태 추정 장치
WO2019199057A1 (ko) 배터리 진단 장치 및 방법
WO2021080161A1 (ko) 배터리 관리 시스템, 배터리 팩, 전기 차량 및 배터리 관리 방법
WO2022092827A1 (ko) 배터리 관리 장치 및 방법
WO2022055080A1 (ko) 배터리의 충전상태를 추정하는 방법
WO2022265357A1 (ko) 배터리 soh 추정 장치 및 방법
WO2020213905A1 (ko) 배터리의 퇴화 상태를 결정하기 위한 장치, 방법, 배터리 팩 및 전기 차량
WO2022145822A1 (ko) 배터리 관리 장치 및 방법
WO2020162675A1 (ko) 배터리 관리 장치, 배터리 관리 방법 및 배터리 팩
WO2021080219A1 (ko) 배터리 퇴화도 진단 장치 및 방법
WO2021246655A1 (ko) 배터리 상태 진단 장치 및 방법
WO2018199437A1 (ko) 방전 제어 장치 및 방법

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 18827436

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2019524232

Country of ref document: JP

Kind code of ref document: A

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2018827436

Country of ref document: EP

Effective date: 20190523

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE