WO2020031900A1 - 二次電池の劣化判定システム及び劣化判定方法 - Google Patents

二次電池の劣化判定システム及び劣化判定方法 Download PDF

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Definitions

  • the present disclosure relates to a deterioration determination system and a deterioration determination method for a secondary battery.
  • Secondary batteries such as lithium-ion batteries have a high energy density, are compact and lightweight, and are widely used in power storage systems such as electric vehicles and smartphones.
  • Patent Document 1 Lithium-ion batteries deteriorate due to repeated charging and discharging. Therefore, conventionally, there has been proposed a method of detecting the volume expansion at the time of deterioration by measuring the pressure of the main surface of the battery to determine the deterioration of the lithium ion battery.
  • the present disclosure aims to provide a deterioration determination system and a deterioration determination method for a secondary battery that can locally specify a deterioration position of the battery.
  • a deterioration determination system for a secondary battery is mounted on a surface of a secondary battery, and detects at least four pressure detection units that detect pressure on a battery surface at an installation position; A deterioration determination unit that determines the deterioration of the secondary battery based on the measurement value of the pressure detection unit, wherein the deterioration determination unit is configured to perform the deterioration determination by the at least four pressure detection units on the surface of the secondary battery. Estimate the volume expansion position where the volume expansion becomes maximum in the partitioned area.
  • the method for determining deterioration of a secondary battery includes a method of detecting pressure of a battery surface at an attachment position by at least four pressure detection units attached to the surface of the secondary battery.
  • a deterioration determination system and a deterioration determination method for a secondary battery that can locally specify a deterioration position of the battery.
  • FIG. 1 is a block diagram showing a schematic configuration of the deterioration determination system 1 according to the embodiment.
  • FIG. 2 is a schematic diagram illustrating a method for estimating the local deterioration position G of the lithium ion battery 2.
  • the deterioration determination system 1 determines deterioration of a lithium ion battery 2 as an example of a secondary battery. As shown in FIG. 1, the deterioration determination system 1 includes a charging device 3, a control device 4, and strain gauges 5A to 5D (pressure detecting units).
  • the lithium ion battery 2 has, for example, the configuration shown in FIG. 1 and is covered with a thin, substantially rectangular parallelepiped casing 21 having a pair of main surfaces 24.
  • a pair of main surfaces 24 of the housing 21 are arranged so as to face each other along the depth direction of the drawing.
  • the main surface is substantially rectangular, and a positive terminal 22 and a negative terminal 23 are provided on one (upper surface in FIG. 1) of four side surfaces of the housing 21 orthogonal to the main surface 24.
  • One end of each of the positive terminal 22 and the negative terminal 23 protrudes outside from the housing 21 and is connected to the charging device 3.
  • the lithium ion battery 2 may be the single cell shown in FIG. 1 or an assembled battery connecting a plurality of the single cells shown in FIG.
  • the charging device 3 is connected to the positive terminal 22 and the negative terminal 23 of the lithium ion battery 2 and charges the lithium ion battery 2 via the positive terminal 22 and the negative terminal 23.
  • the charging device 3 has, for example, a set value of an allowable charging upper limit (safety factor) according to the degree of deterioration of the battery, and can charge up to the upper limit by checking the remaining amount of the battery. Further, the charging device 3 outputs data such as a time required for full charging to the control device 4.
  • the control device 4 controls charging of the charging device 3. Further, control device 4 estimates a local deterioration position G (see FIG. 2) of lithium ion battery 2 based on information input from strain gauges 5A to 5D.
  • the control device 4 has a charge control unit 41 and a deterioration determination unit 42 as functions related thereto.
  • the charging control unit 41 controls a charging process of the lithium ion battery 2 by the charging device 3.
  • the charging control unit 41 controls a charging time and a voltage value.
  • the charging control unit 41 appropriately adjusts parameters related to charging of the lithium ion battery 2 based on the information on the deterioration position G estimated by the deterioration determination unit 42 so that the battery operates more stably.
  • the data may be output to the device 3.
  • the deterioration determination unit 42 estimates a local deterioration position G of the lithium ion battery 2 based on the measured values S1 to S4 of the strain gauges 5A to 5D.
  • the local deterioration position G is a local portion on the main surface 24 of the lithium ion battery 2 where deterioration has progressed the most.
  • the deterioration determination unit 42 estimates an expansion maximum position G where the volume expansion is maximum in a region defined by the strain gauges 5A to 5D on the main surface 24 of the lithium ion battery 2, and this expansion maximum position G Is output as the local deterioration position G.
  • a specific method of estimating the deteriorated position G will be described later.
  • the control device 4 may be realized by any hardware, software, or a combination thereof.
  • the control device 4 mainly includes a microcomputer mainly including a CPU (Central Processing Unit), a RAM (Random Access Memory), a ROM (Read Only Memory), an auxiliary storage device, an I / O (Input-Output Interface), and the like.
  • the various functions described above are realized by executing various programs stored in a ROM, an auxiliary storage device, or the like on the CPU.
  • the strain gauges 5A to 5D are installed on the surface of the lithium ion battery 2 and output electric signals S1 to S4 according to the strain of the installation portion as shown in FIG.
  • any type such as a metal strain gauge and a semiconductor strain gauge may be used.
  • the strain gauges 5A to 5D are located at four corner regions 24A to 24D (hereinafter also referred to as “corners 24A to 24D”) of the main surface 24 (front surface) of the rectangular parallelepiped lithium ion battery 2. Each is set up.
  • the strain gauge 5A is installed at a corner 24A closer to the negative electrode terminal 23 than the center of the main surface 24 and closer to the negative electrode terminal 23.
  • a strain gauge 5B is installed at a corner 24B closer to the negative electrode terminal 23 than the center of the main surface 24 and farther from the negative electrode terminal 23.
  • a strain gauge 5C is installed at a corner 24C closer to the positive electrode terminal 22 than the center of the main surface 24 and farther from the positive electrode terminal 22.
  • a strain gauge 5D is installed at a corner 24D closer to the positive electrode terminal 22 than the center of the main surface 24 and closer to the positive electrode terminal 22.
  • the strains S1 to S4 detected by the strain gauges 5A to 5D are generated according to the force (load) applied to the installation portion. It is a small mechanical change.
  • the volume of the lithium ion battery 2 expands, a load is applied to the housing 21 of the lithium ion battery 2 from the inside to the outside, and the pressure on the surface of the housing 21 increases.
  • the strains S1 to S4 detected by the strain gauges 5A to 5D also increase. Further, the degree of expansion of the volume differs in each part according to the difference in the degree of deterioration of each part of the battery.
  • each of the strain gauges 5A to 5D arranged at the four corners of the main surface 24 depends on the position on the main surface 24 where the maximum expansion position G at which such volume expansion is maximum (that is, the local deterioration position) is located.
  • the values S1 to S4 differ in appearance.
  • the center position of the main surface 24 is the origin O
  • the extending direction of one side on which the positive electrode terminal 22 and the negative electrode terminal 23 are provided is the x-axis direction
  • the direction orthogonal thereto is the y-axis direction.
  • the maximum expansion position G when the maximum expansion position G is at the origin O, the respective strain gauges 5A to 5D are substantially equidistant from the origin O, so that the gauges 5A to 5D are almost There is a tendency to output the same measured values S1 to S4. After the battery has significantly deteriorated, the maximum expansion position G tends to concentrate substantially at the center of the main surface 24.
  • the maximum expansion position G when the maximum expansion position G is on the x positive side of the origin O, the measured values S1 and S2 of the strain gauges 5A and 5B at the corners 24A and 24B near the maximum expansion position G are different from those of the other strain gauges.
  • the maximum expansion position G is on the x negative side of the origin O, the measured values S3 and S4 of the strain gauges 5C and 5D at the corners 24C and 24D near the maximum expansion position G are different from those of the other strain gauges. It tends to be larger than the measured values S1 and S2 of 5A and 5B. These tendencies are the same in the y-axis direction.
  • the maximum expansion position G of the lithium ion battery 2, that is, the local deterioration position G is estimated by using the properties of the measured values S1 to S4 of the strain gauges 5A to 5D.
  • the deterioration determining unit 42 of the control device 4 calculates the X coordinate of the maximum expansion position G in the x-axis direction and the y-axis from the measured values S1 to S4 using the following equations (1) and (2).
  • the Y coordinate of the direction is calculated.
  • L1 is the length of the main surface 24 in the x-axis direction
  • L2 is the length of the main surface 24 in the y-axis direction.
  • the calculated shift amount in the x-axis direction is calculated as the X coordinate of the maximum expansion position G.
  • Equation (1) is to divide the calculated difference by the sum of the measured values S1 to S4 to normalize the difference to a value close to 0, and then multiply by the length L1 of the side of the main surface 24 in the x-axis direction.
  • the calculated X coordinate is formulated so as to fall within the range between the x-axis positions of the strain gauges 5A and 5B and the x-axis positions of the strain gauges 5C and 5D.
  • equation (2) the sum S1 + S4 of the measured values of the two strain gauges 5A and 5D arranged on the positive side of the y-axis of the two-dimensional coordinate system and the two The difference from the sum S2 + S3 of the measured values of the strain gauges 5B and 5C is calculated, and the amount of displacement in the y-axis direction from the center position O of the main surface 24 is calculated according to the difference.
  • the calculated shift amount in the y-axis direction is calculated as the Y coordinate of the maximum expansion position G.
  • Equation (2) is also similar to equation (1), in which the calculated difference is divided by the sum of the measured values S1 to S4 and normalized to a value close to 0.
  • the calculated Y coordinate is formulated so as to fall within the range between the y-axis positions of the strain gauges 5A and 5D and the y-axis positions of the strain gauges 5B and 5C. I have.
  • the maximum expansion position G calculated from the above equations (1) and (2) is the position where the volume expansion is maximum in the area defined by the strain gauges 5A to 5D. Therefore, it is necessary to provide at least four strain gauges 5A to 5D. However, a configuration may be employed in which more than four strain gauges are provided to improve the estimation accuracy of the deteriorated position G. For example, if four new strain gauges are arranged at the respective intermediate positions (around the midpoints of the four sides of the main surface 24) of the four strain gauges 5A to 5D installed at the four corners, the same degree as when only four are used. Since the number of sensors is doubled in a large section, a more accurate deterioration position estimation can be performed.
  • FIG. 3 is a flowchart illustrating a procedure of a deterioration determination process of the lithium ion battery 2 performed by the deterioration determination system 1 according to the embodiment. The processing of the flowchart in FIG.
  • step S01 pressure detection step
  • strains S1 to S4 at four corners 24A to 24D of main surface 24 of lithium ion battery 2 are measured by strain gauges 5A to 5D.
  • the measured strains S1 to S4 are output to the deterioration determination unit 42.
  • step S02 deterioration determination step
  • the deterioration determination unit 42 sets X, X at the maximum expansion position G on the main surface 24 where the volume expansion is maximum.
  • the Y coordinate is calculated using the above equations (1) and (2).
  • the deterioration determination unit 42 outputs the maximum expansion position G as a local deterioration position G where the deterioration of the battery is most advanced.
  • the charge control unit 41 controls the charging related to improve the safety of the lithium ion battery 2 (for example, information on the deterioration position is stored in BMS (Battery Management). System information).
  • the deterioration determination system 1 of the present embodiment is mounted on the main surface 24 of the lithium ion battery 2 and detects at least four strain gauges 5A to 5D for detecting the pressure on the battery surface at the mounting position, and the strain gauges 5A to 5D.
  • a deterioration determination unit that determines deterioration of the lithium ion battery 2 based on the 5D measurement values S1 to S4.
  • the deterioration determination unit 42 estimates an expansion maximum position G where the volume expansion is maximum in a region defined by the strain gauges 5A to 5D on the surface of the lithium ion battery 2.
  • the expansion maximum position G on the main surface 24 of the lithium ion battery 2 that is, the deteriorated position G where the battery is most deteriorated is locally determined. Can be identified. If the deterioration position G of the lithium ion battery 2 can be specified locally, it can be used as big data used for analyzing the deterioration occurrence mechanism of the lithium ion battery 2, for example. In addition, since information such as the charge suppression control according to the deterioration state of the lithium ion battery 2 can be performed more accurately using the information on the specified deterioration position G, the safety of the lithium ion battery 2 can be improved. This can lead to a longer life of the lithium ion battery 2.
  • the strain is not directly measured at each position on the main surface 24 of the battery to specify the position of the maximum strain, but the four strain gauges 5A to 5D installed at the four corners of the main surface 24 are used. Then, the coordinates of the local deterioration position G are calculated based on the measured values S1 to S4. Thus, if at least four strain gauges 5A to 5D are installed, the deterioration position can be specified, and the number of required sensors can be reduced.
  • the coordinates G (x, y) of the maximum expansion position are calculated using the above equations (1) and (2), so that the measured values of the strain gauges 5A to 5D are obtained. Based on the information of S1 to S4, the local deterioration position G of the lithium ion battery 2 can be estimated with higher accuracy.
  • the local deterioration position G on the battery surface is estimated based on the measured values S1 to S4 of the strain gauges 5A to 5D installed on the surface of the lithium ion battery 2.
  • the cost can be reduced by using the relatively inexpensive strain gauges 5A to 5D.
  • the strain gauges 5A to 5D are installed in the four corner regions 24A to 24D of the substantially rectangular main surface 24 of the lithium ion battery 2, respectively. This makes it possible to maximize the section in which the local deterioration position G can be estimated.
  • the configuration in which the local degradation position G of the battery is estimated based on the measured values S1 to S4 of the strain gauges 5A to 5D installed on the battery surface is exemplified.
  • Any other pressure detecting unit such as a pressure sensor other than the strain gauge may be used as long as it can measure.
  • strain gauges 5A to 5D are provided in the four corner regions of the main surface 24 of the lithium ion battery 2 .
  • at least four strain gauges are sufficient, and each of the strain gauges 5A to 5D May be located other than the four corners of the main surface 24.
  • strain gauges 5A to 5D may be arranged on one surface (side surface, upper surface, etc.) of main surface of lithium ion battery 2 other than main surface 24.
  • the lithium-ion battery 2 is exemplified as the object of the deterioration determination, but the invention can be applied to other secondary batteries such as a nickel-metal hydride battery and a lead battery.
  • Deterioration determination system Lithium ion battery (secondary battery) 3 Charging device 4 Control device 5A-5D Strain gauge (pressure detector) 21 Housing 22 Positive electrode terminal 23 Negative electrode terminal 24 Main surface 24A to 24D Corner 41 Charge control unit 42 Deterioration determination unit Step S01 Pressure detection step Step S02 Deterioration determination step S1 to S4 Measured value G Expansion maximum position L1 Side in x-axis direction Length L2 Length of side in y-axis direction

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Abstract

劣化判定システムは、リチウムイオン電池の主面に取り付けられ、取付位置の電池表面の圧力を検出する少なくとも４つのひずみゲージと、ひずみゲージの測定値に基づいて、リチウムイオン電池の劣化を判定する劣化判定部と、を備える。劣化判定部は、リチウムイオン電池の表面のうち、ひずみゲージにより区画される領域の中で、体積膨張が最大となる膨張最大位置を推定する。

Description

二次電池の劣化判定システム及び劣化判定方法
　本開示は、二次電池の劣化判定システム及び劣化判定方法に関する。
　リチウムイオン電池などの二次電池は、エネルギー密度が高く、コンパクトで軽量であるため、電気自動車やスマートフォンといった蓄電システムへ多く活用されている。
　リチウムイオン電池は充放電を繰り返すことで劣化を生じる。そこで、従来より、電池の主面の圧力を測定することにより劣化時の体積膨張を検出して、リチウムイオン電池の劣化判定を行う手法が提案されている（例えば特許文献１）。
特開２０１８－８１８５４号公報
　ところで、特許文献１などに記載される従来の劣化判別手法では、リチウムイオン電池の主面全体の圧力変化を監視しており、電池の劣化発生の有無のみを判定していた。これに対して、電池の安全性の向上などの目的のため、主面の中で体積膨張が最大となる位置を特定して、電池の劣化位置を局所的に特定したいというニーズがある。
　本開示は、電池の劣化位置を局所的に特定できる二次電池の劣化判定システム及び劣化判定方法を提供することを目的とする。
　本開示の実施形態の一観点に係る二次電池の劣化判定システムは、二次電池の表面に取り付けられ、取付位置の電池表面の圧力を検出する少なくとも４つの圧力検出部と、前記少なくとも４つの圧力検出部の測定値に基づいて、前記二次電池の劣化を判定する劣化判定部と、を備え、前記劣化判定部は、前記二次電池の表面のうち、前記少なくとも４つの圧力検出部により区画される領域の中で、体積膨張が最大となる体積膨張位置を推定する。
　同様に、本開示の実施形態の一観点に係る二次電池の劣化判定方法は、二次電池の表面に取り付けられた少なくとも４つの圧力検出部により、取付位置の電池表面の圧力を検出する圧力検出ステップと、前記少なくとも４つの圧力検出部の測定値に基づいて、前記二次電池の劣化を判定する劣化判定ステップと、を含み、前記劣化判定ステップでは、前記二次電池の表面のうち、前記少なくとも４つの圧力検出部により区画される領域の中で、体積膨張が最大となる体積膨張位置が推定される。
　本開示によれば、電池の劣化位置を局所的に特定できる二次電池の劣化判定システム及び劣化判定方法を提供することができる。
実施形態に係る劣化判定システムの概略構成を示すブロック図である。 リチウムイオン電池の局所的な劣化位置の推定手法を説明する模式図である。 リチウムイオン電池の劣化判定処理の手順を示すフローチャートである。
　以下、添付図面を参照しながら実施形態について説明する。説明の理解を容易にするため、各図面において同一の構成要素に対しては可能な限り同一の符号を付して、重複する説明は省略する。
　図１は、実施形態に係る劣化判定システム１の概略構成を示すブロック図である。図２は、リチウムイオン電池２の局所的な劣化位置Ｇの推定手法を説明する模式図である。劣化判定システム１は、二次電池の一例としてのリチウムイオン電池２の劣化を判定する。図１に示すように、劣化判定システム１は、充電装置３と、制御装置４と、ひずみゲージ５Ａ～５Ｄ（圧力検出部）とを備える。
　リチウムイオン電池２は、例えば図１に示す構成をとり、一対の主面２４を有する薄型の略直方体形状の筐体２１で被覆されている。図１では、図の奥行き方向に沿って対向するよう筐体２１の一対の主面２４が配置される。主面は略矩形状であり、主面２４と直交する筐体２１の４つの側面のうちの１つ（図１では上方の面）には正極端子２２及び負極端子２３が設けられる。正極端子２２及び負極端子２３のそれぞれの一端は筐体２１から外部に突出しており、充電装置３に接続されている。リチウムイオン電池２は、図１に示す単セルでもよいし、図１に示す単セルを複数個接続する組電池でもよい。
　充電装置３は、リチウムイオン電池２の正極端子２２及び負極端子２３と接続して、正極端子２２及び負極端子２３を介してリチウムイオン電池２の充電を行う。充電装置３は、例えば電池の劣化度合いに応じた充電許容上限値（安全率）の設定値をもっており、電池の残量をみて上限値まで充電することができる。また、充電装置３は、満充電までの所要時間などのデータを制御装置４に出力する。
　制御装置４は、充電装置３の充電を制御する。また、制御装置４は、ひずみゲージ５Ａ～５Ｄから入力される情報に基づいて、リチウムイオン電池２の局所的な劣化位置Ｇ（図２参照）を推定する。制御装置４は、これらに関する機能として、充電制御部４１と、劣化判定部４２とを有する。
　充電制御部４１は、充電装置３によるリチウムイオン電池２の充電処理を制御する。充電制御部４１は、充電時間や電圧値の制御を行う。また、充電制御部４１は、劣化判定部４２により推定された劣化位置Ｇの情報に基づいて、電池がより安定的な動作となるようにリチウムイオン電池２の充電に関するパラメータを適宜調整して充電装置３に出力してもよい。
　劣化判定部４２は、ひずみゲージ５Ａ～５Ｄの測定値Ｓ１～Ｓ４に基づいて、リチウムイオン電池２の局所的な劣化位置Ｇを推定する。局所的な劣化位置Ｇとは、リチウムイオン電池２の主面２４上において、最も劣化が進行している局所的な部分である。劣化判定部４２は、リチウムイオン電池２の主面２４のうち、ひずみゲージ５Ａ～５Ｄにより区画される領域の中で、体積膨張が最大となる膨張最大位置Ｇを推定し、この膨張最大位置Ｇを局所的な劣化位置Ｇとして出力する。劣化位置Ｇの具体的な推定手法については後述する。
　制御装置４は、任意のハードウェア、ソフトウェア、或いはそれらの組み合わせにより実現されてよい。制御装置４は、例えば、ＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ　Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ　Ｕｎｉｔ）、ＲＡＭ（Ｒａｎｄｏｍ　Ａｃｃｅｓｓ　Ｍｅｍｏｒｙ）、ＲＯＭ（Ｒｅａｄ　Ｏｎｌｙ　Ｍｅｍｏｒｙ）、補助記憶装置、Ｉ／Ｏ（Ｉｎｐｕｔ－Ｏｕｔｐｕｔ　ｉｎｔｅｒｆａｃｅ）等を含むマイクロコンピュータを中心に構成されてよく、ＲＯＭや補助記憶装置等に格納される各種プログラムをＣＰＵ上で実行することにより上記の各種機能が実現される。
　ひずみゲージ５Ａ～５Ｄは、リチウムイオン電池２の表面に設置され、図２に示すように設置部分のひずみに応じた電気信号Ｓ１～Ｓ４を出力する。ひずみゲージ５Ａ～５Ｄとしては、例えば金属ひずみゲージや半導体ひずみゲージなど任意の種類のものを適用してよい。
　ひずみゲージ５Ａ～５Ｄは、例えば図２に示すように直方体形状のリチウムイオン電池２の主面２４（表面）の四隅の領域２４Ａ～２４Ｄ（以下では「角部２４Ａ～２４Ｄ」とも表記する）にそれぞれ設置される。本実施形態では、主面２４の中央より負極端子２３側、かつ、負極端子２３に近い側の角部２４Ａにひずみゲージ５Ａが設置される。主面２４の中央より負極端子２３側、かつ、負極端子２３から遠い側の角部２４Ｂにひずみゲージ５Ｂが設置される。主面２４の中央より正極端子２２側、かつ、正極端子２２から遠い側の角部２４Ｃにひずみゲージ５Ｃが設置される。主面２４の中央より正極端子２２側、かつ、正極端子２２に近い側の角部２４Ｄにひずみゲージ５Ｄが設置される。
　ひずみゲージ５Ａ～５Ｄにより検出されるひずみＳ１～Ｓ４（以下では「ひずみゲージ５Ａ～５Ｄの測定値Ｓ１～Ｓ４」とも表記する）は、設置部分に加えられた力（荷重）に応じて発生する機械的な微小変化である。リチウムイオン電池２の体積が膨張したときに、リチウムイオン電池２の筐体２１には内側から外側へ荷重がかかり、筐体２１の表面の圧力が増加する。リチウムイオン電池２の表面圧力が増加すれば、ひずみゲージ５Ａ～５Ｄにより検出されるひずみＳ１～Ｓ４も増加する。また、電池の各所の劣化度合いの違いに応じて体積の膨張度合いも各所で異なり、例えば図２に点線で示すような体積膨張の分布が主面２４上に生じる。電池内で最も劣化が進んでいる局所的な劣化位置Ｇにおいて、電池の体積の膨張度合いも最大となる。このような体積膨張が最大となる膨張最大位置Ｇ（すなわち局所的な劣化位置）が主面２４のどの位置にあるかによって、主面２４の四隅に配置される各ひずみゲージ５Ａ～５Ｄの測定値Ｓ１～Ｓ４の出方が異なるものとなる。
　ここで、図２に示すように主面２４の中心位置を原点Ｏとし、正極端子２２及び負極端子２３が設けられる一辺の延在方向をｘ軸方向とし、これと直交する方向をｙ軸方向とする二次元座標系を考える。この二次元座標系では、ひずみゲージ５Ａは第１象限に配置され、ひずみゲージ５Ｄは第２象限に配置され、ひずみゲージ５Ｃは第３象限に配置され、ひずみゲージ５Ｂは第４象限に配置される。
　このような二次元座標系において、例えば、膨張最大位置Ｇが原点Ｏにある場合には、各ひずみゲージ５Ａ～５Ｄはこの原点Ｏからそれぞれ略等距離にあるので、各ゲージ５Ａ～５Ｄはほぼ同じ値の測定値Ｓ１～Ｓ４を出力する傾向がある。なお、電池の劣化が大きく進行した後は、膨張最大位置Ｇは主面２４の略中央に集中する傾向がある。一方、膨張最大位置Ｇが原点Ｏよりｘ正方向側にある場合には、膨張最大位置Ｇに近い角部２４Ａ、２４Ｂのひずみゲージ５Ａ，５Ｂの測定値Ｓ１、Ｓ２のほうが、他のひずみゲージ５Ｃ、５Ｄの測定値Ｓ３、Ｓ４より大きくなる傾向がある。また、膨張最大位置Ｇが原点Ｏよりｘ負方向側にある場合には、膨張最大位置Ｇに近い角部２４Ｃ、２４Ｄのひずみゲージ５Ｃ，５Ｄの測定値Ｓ３、Ｓ４のほうが、他のひずみゲージ５Ａ、５Ｂの測定値Ｓ１、Ｓ２より大きくなる傾向がある。これらの傾向はｙ軸方向でも同様である。そこで本実施形態では、このようなひずみゲージ５Ａ～５Ｄの測定値Ｓ１～Ｓ４の性質を利用して、リチウムイオン電池２の膨張最大位置Ｇ、すなわち局所的な劣化位置Ｇを推定している。
　より詳細には、制御装置４の劣化判定部４２は、以下の（１）式、（２）式を用いて測定値Ｓ１～Ｓ４から膨張最大位置Ｇのｘ軸方向のＸ座標と、ｙ軸方向のＹ座標とを算出する。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
  
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000002
  
　ここで、Ｌ１は、主面２４のｘ軸方向の辺の長さであり、Ｌ２は、主面２４のｙ軸方向の辺の長さである。
　上記（１）式では、二次元座標系のｘ軸の正側に配置される２つのひずみゲージ５Ａ、５Ｂの測定値の和Ｓ１＋Ｓ２と、ｘ軸の負側に配置される２つのひずみゲージ５Ｃ、５Ｄの測定値の和Ｓ３＋Ｓ４との差分を計算し、この差分に応じて主面２４の中央位置Ｏからのｘ軸方向のズレ量を算出する。この算出したｘ軸方向のズレ量を、膨張最大位置ＧのＸ座標として算出する。
　また、（１）式は、算出した差分を測定値Ｓ１～Ｓ４の総和で除算して０近傍の数値に正規化した後に、主面２４のｘ軸方向の辺の長さＬ１を乗算することで、算出されるＸ座標が、ひずみゲージ５Ａ、５Ｂのｘ軸位置と、ひずみゲージ５Ｃ、５Ｄのｘ軸位置との間の範囲内に収まるように定式化されている。
　同様に、上記（２）式では、二次元座標系のｙ軸の正側に配置される２つのひずみゲージ５Ａ、５Ｄの測定値の和Ｓ１＋Ｓ４と、ｙ軸の負側に配置される２つのひずみゲージ５Ｂ、５Ｃの測定値の和Ｓ２＋Ｓ３との差分を計算し、この差分に応じて主面２４の中央位置Ｏからのｙ軸方向のズレ量を算出する。この算出したｙ軸方向のズレ量を、膨張最大位置ＧのＹ座標として算出する。
　また、（２）式も（１）式と同様に、算出した差分を測定値Ｓ１～Ｓ４の総和で除算して０近傍の数値に正規化した後に、主面２４のｙ軸方向の辺の長さＬ２を乗算することで、算出されるＹ座標が、ひずみゲージ５Ａ、５Ｄのｙ軸位置と、ひずみゲージ５Ｂ、５Ｃのｙ軸位置との間の範囲内に収まるように定式化されている。
　上記（１）、（２）式より算出される膨張最大位置Ｇは、ひずみゲージ５Ａ～５Ｄにより区画される領域の中で体積膨張が最大となる位置である。したがって、ひずみゲージ５Ａ～５Ｄは少なくとも４つ設置する必要があるが、４つより多くのひずみゲージを設置して、劣化位置Ｇの推定精度を向上させる構成としてもよい。例えば、四隅に設置する４つのひずみゲージ５Ａ～５Ｄのそれぞれの中間位置（主面２４の四辺の中点あたり）に新たな４つのひずみゲージを配置すれば、４つのみの場合と同程度の大きさの区画において、センサ数を倍増するため、より高精度な劣化位置推定ができる。
　図３を参照して、実施形態に係る劣化判定システム１の劣化判定方法を説明する。図３は、実施形態に係る劣化判定システム１により実施されるリチウムイオン電池２の劣化判定処理の手順を示すフローチャートである。図３のフローチャートの処理は制御装置４により実施される。
　ステップＳ０１（圧力検出ステップ）では、ひずみゲージ５Ａ～５Ｄにより、リチウムイオン電池２の主面２４の四隅２４Ａ～２４ＤにおけるひずみＳ１～Ｓ４が計測される。計測されたひずみＳ１～Ｓ４は劣化判定部４２に出力される。
　ステップＳ０２（劣化判定ステップ）では、劣化判定部４２により、ステップＳ０１にて測定されたひずみ測定値Ｓ１～Ｓ４に基づいて、主面２４上において体積膨張が最大となる膨張最大位置ＧのＸ，Ｙ座標が、上記（１）式、（２）式を用いて算出される。劣化判定部４２は、この膨張最大位置Ｇを電池の劣化が最も進行している局所的な劣化位置Ｇとして出力する。ステップＳ０２の処理が完了すると本制御フローは終了する。
　なお、ステップＳ０２にて局所的な劣化位置Ｇが算出された後に、充電制御部４１によりリチウムイオン電池２の安全性を向上し得るような充電に関する制御（たとえば劣化位置の情報をＢＭＳ（Ｂａｔｔｅｒｙ　Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ　Ｓｙｓｔｅｍ）の制御情報として活用するなど）を実施してもよい。
　このように、本実施形態の劣化判定システム１は、リチウムイオン電池２の主面２４に取り付けられ、取付位置の電池表面の圧力を検出する少なくとも４つのひずみゲージ５Ａ～５Ｄと、ひずみゲージ５Ａ～５Ｄの測定値Ｓ１～Ｓ４に基づいて、リチウムイオン電池２の劣化を判定する劣化判定部４２と、を備える。劣化判定部４２は、リチウムイオン電池２の表面のうち、ひずみゲージ５Ａ～５Ｄにより区画される領域の中で、体積膨張が最大となる膨張最大位置Ｇを推定する。
　この構成により、ひずみゲージ５Ａ～５Ｄの測定値Ｓ１～Ｓ４に基づいて、リチウムイオン電池２の主面２４における膨張最大位置Ｇ、すなわち電池の劣化が最も進行している劣化位置Ｇを局所的に特定することができる。リチウムイオン電池２の劣化位置Ｇを局所的に特定できると、例えばリチウムイオン電池２の劣化発生メカニズムの分析などに用いるビックデータとして活用できる。また、特定した劣化位置Ｇの情報を利用して、リチウムイオン電池２の劣化状態に応じた充電抑制制御などの処理をより的確に行うことが可能となるので、リチウムイオン電池２の安全性を向上でき、リチウムイオン電池２の長寿命化に繋がる。
　また、本実施形態では、電池の主面２４上の各位置でひずみを直接計測して最大歪の位置を特定するのではなく、主面２４の四隅に設置された４つのひずみゲージ５Ａ～５Ｄの測定値Ｓ１～Ｓ４に基づいて、局所的な劣化位置Ｇの座標を算出する。これにより、少なくとも４つのひずみゲージ５Ａ～５Ｄを設置すれば劣化位置を特定できるので、必要なセンサ数を少なくできる。
　また、本実施形態の劣化判定システム１では、上記の（１）式、（２）式を用いて膨張最大位置の座標Ｇ（ｘ、ｙ）を算出するので、ひずみゲージ５Ａ～５Ｄの測定値Ｓ１～Ｓ４の情報に基づいて、リチウムイオン電池２の局所的な劣化位置Ｇをより高精度に推定できる。
　また、本実施形態の劣化判定システム１では、リチウムイオン電池２の表面に設置されるひずみゲージ５Ａ～５Ｄの測定値Ｓ１～Ｓ４に基づいて、電池表面の局所的な劣化位置Ｇを推定するので、比較的安価なひずみゲージ５Ａ～５Ｄを用いて低コスト化を図れる。
　また、本実施形態の劣化判定システム１では、ひずみゲージ５Ａ～５Ｄは、リチウムイオン電池２の略矩形状の主面２４の四隅の領域２４Ａ～２４Ｄにそれぞれ設置される。これにより、局所的な劣化位置Ｇを推定できる区画を最大化できる。
　以上、具体例を参照しつつ本実施形態について説明した。しかし、本開示はこれらの具体例に限定されるものではない。これら具体例に、当業者が適宜設計変更を加えたものも、本開示の特徴を備えている限り、本開示の範囲に包含される。前述した各具体例が備える各要素およびその配置、条件、形状などは、例示したものに限定されるわけではなく適宜変更することができる。前述した各具体例が備える各要素は、技術的な矛盾が生じない限り、適宜組み合わせを変えることができる。
　上記実施形態では、電池表面に設置されたひずみゲージ５Ａ～５Ｄの測定値Ｓ１～Ｓ４に基づいて、電池の局所的な劣化位置Ｇを推定する構成を例示したが、電池の表面圧力の変動を計測できればよく、例えばひずみゲージ以外の圧力センサなど、他の圧力検出部を用いてもよい。
　また、上記実施形態では、リチウムイオン電池２の主面２４の四隅の領域にひずみゲージ５Ａ～５Ｄを設置する構成を例示したが、少なくとも４つのひずみゲージがあればよく、各ひずみゲージ５Ａ～５Ｄの設置位置は主面２４の四隅以外でもよい。また、リチウムイオン電池２の表面のうち主面２４以外の一面（側面や上面など）にひずみゲージ５Ａ～５Ｄを配置してもよい。
　上記実施形態では、劣化判定の対象としてリチウムイオン電池２を例示したが、ニッケル水素電池や鉛電池など他の二次電池にも適用可能である。
　本国際出願は２０１８年８月６日に出願された日本国特許出願２０１８－１４７７１４号に基づく優先権を主張するものであり、２０１８－１４７７１４号の全内容をここに本国際出願に援用する。
　１　　劣化判定システム
　２　　リチウムイオン電池（二次電池）
　３　　充電装置
　４　　制御装置
　５Ａ～５Ｄ　　ひずみゲージ（圧力検出部）
　２１　　筐体
　２２　　正極端子
　２３　　負極端子
　２４　　主面
　２４Ａ～２４Ｄ　角部
　４１　　充電制御部
　４２　　劣化判定部
　ステップＳ０１　　圧力検出ステップ
　ステップＳ０２　　劣化判定ステップ
　Ｓ１～Ｓ４　測定値
　Ｇ　　膨張最大位置
　Ｌ１　ｘ軸方向の辺の長さ
　Ｌ２　ｙ軸方向の辺の長さ

Claims (6)

  1. 　二次電池の表面に取り付けられ、取付位置の電池表面の圧力を検出する少なくとも４つの圧力検出部と、
    　前記少なくとも４つの圧力検出部の測定値に基づいて、前記二次電池の劣化を判定する劣化判定部と、
    を備え、
    　前記劣化判定部は、前記二次電池の表面のうち、前記少なくとも４つの圧力検出部により区画される領域の中で、体積膨張が最大となる膨張最大位置を推定する、
    二次電池の劣化判定システム。
  2. 　前記二次電池の前記表面のうちの一面に４つの前記圧力検出部が配置され、
    　前記劣化判定部は、
    　前記一面の中央位置を原点とし、前記４つの圧力検出部のそれぞれが各象限に配置されるように二次元座標系を設定し、
    　前記圧力検出部のうち、前記二次元座標系のｘ軸の正側に配置される２つの前記圧力検出部の測定値の和と、前記二次元座標系のｘ軸の負側に配置される２つの前記圧力検出部の測定値の和との差分を計算し、該差分に応じて前記中央位置からのｘ軸方向のズレ量を算出し、
    　前記圧力検出部のうち、前記二次元座標系のｙ軸の正側に配置される２つの前記圧力検出部の測定値の和と、前記二次元座標系のｙ軸の負側に配置される２つの前記圧力検出部の測定値の和との差分を計算し、該差分に応じて前記中央位置からのｙ軸方向のズレ量を算出し、
    　前記ｘ軸方向のズレ量、及び、前記ｙ軸方向のズレ量に基づいて、前記膨張最大位置の座標を算出する、
    請求項１に記載の二次電池の劣化判定システム。
  3. 　前記圧力検出部は、前記二次電池の表面の略矩形状の主面の四隅にそれぞれ設置される、
    請求項１または２に記載の二次電池の劣化判定システム。
  4. 　前記圧力検出部はひずみゲージである、
    請求項１～３のいずれか１項に記載の二次電池の劣化判定システム。
  5. 　前記二次電池はリチウムイオン電池である、
    請求項１～４のいずれか１項に記載の二次電池の劣化判定システム。
  6. 　二次電池の表面に取り付けられた少なくとも４つの圧力検出部により、取付位置の電池表面の圧力を検出する圧力検出ステップと、
    　前記少なくとも４つの圧力検出部の測定値に基づいて、前記二次電池の劣化を判定する劣化判定ステップと、を含み、
    　前記劣化判定ステップでは、前記二次電池の表面のうち、前記少なくとも４つの圧力検出部により区画される領域の中で、体積膨張が最大となる膨張最大位置が推定される、
    二次電池の劣化判定方法。
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