WO2021176745A1 - 二次電池の制御装置、電池パックおよび二次電池の制御方法 - Google Patents

二次電池の制御装置、電池パックおよび二次電池の制御方法 Download PDF

Info

Publication number
WO2021176745A1
WO2021176745A1 PCT/JP2020/027371 JP2020027371W WO2021176745A1 WO 2021176745 A1 WO2021176745 A1 WO 2021176745A1 JP 2020027371 W JP2020027371 W JP 2020027371W WO 2021176745 A1 WO2021176745 A1 WO 2021176745A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
secondary battery
points
soh
average value
point
Prior art date
Application number
PCT/JP2020/027371
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
佑輔 久米
靖博 ▲高▼木
拳 中村
英司 遠藤
Original Assignee
Tdk株式会社
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 Tdk株式会社 filed Critical Tdk株式会社
Priority to JP2022504959A priority Critical patent/JP7490044B2/ja
Publication of WO2021176745A1 publication Critical patent/WO2021176745A1/ja

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]
    • G01R31/392—Determining battery ageing or deterioration, e.g. state of health

Definitions

  • the present invention relates to a secondary battery control device, a battery pack, and a secondary battery control method.
  • SOC State of Charge
  • SOH State of Health
  • SOC is an index showing the remaining capacity of the secondary battery
  • SOH is an index showing the deterioration state of the battery.
  • SOC is the ratio of the remaining capacity to the fully charged capacity.
  • SOH is the ratio of the capacity from full charge to full discharge at the time of deterioration to the capacity from initial full charge to full discharge.
  • Patent Document 1 describes the maximum of the V-dQ / dV curve obtained from dQ / dV, which is the ratio of the amount of change in the amount of stored electricity to the amount of change in the voltage, and the voltage V of the secondary battery when the secondary battery is charged.
  • a method of estimating the capacity reduction rate (corresponding to SOH) from the voltage value of the point is described.
  • Patent Document 2 describes a method of obtaining dQ / dV when a secondary battery is discharged and obtaining SOH from the maximum value of the amount of change in dQ / dV with respect to voltage.
  • the present disclosure has been made in view of the above problems, and an object of the present disclosure is to provide a control device for a secondary battery, a battery pack, and a control method for the secondary battery, which can correct the deteriorated state of the secondary battery to an appropriate value. do.
  • the vertical axis is dQ / dV, which is the ratio of the amount of change in the amount of stored electricity to the amount of change in the voltage of the secondary battery, and the voltage of the secondary battery is defined as the vertical axis.
  • dQ / at a plurality of specific extreme points including one or more maximum points and minimum points, or points mathematically equivalent thereto.
  • X be the average value of the dV values, and obtain in advance from the relationship between the average value of the dQ / dV values at the plurality of specific pole points in the calibration sample or points mathematically equivalent thereto and the degree of deterioration of the calibration sample.
  • the plurality of specific extreme value points may include two or more of the maximum point and the minimum point.
  • the plurality of specific extreme value points may include a maximum point appearing in a voltage range of 3.6 V or more and 3.8 V or less as the maximum point.
  • the plurality of specific extreme value points may include a minimum point appearing in a voltage range of 3.9 V or more and 4.2 V or less as the minimum point.
  • the plurality of specific extreme value points may include a maximum point appearing in a voltage range of 4.0 V or more and 4.2 V or less as the maximum point.
  • the secondary battery control device includes the dQ / dV calculating means for calculating the dQ / dV and the plurality of specific extreme values from the plurality of extreme points appearing in the V ⁇ dQ / dV curve.
  • An average value calculation means for selecting a point and calculating the average value of dQ / dV values at the plurality of specific extreme value points, and a correction means for correcting the deterioration degree SOH of the secondary battery based on the average value. , May have.
  • the battery pack according to the second aspect includes a secondary battery and a control device according to the above aspect.
  • the secondary battery may contain lithium nickel cobalt manganese composite oxide (NCM) and lithium manganese oxide (LMO) as active materials in the positive electrode.
  • NCM lithium nickel cobalt manganese composite oxide
  • LMO lithium manganese oxide
  • the vertical axis is dQ / dV, which is the ratio of the amount of change in the amount of stored electricity to the amount of change in the voltage of the secondary battery, and the voltage of the secondary battery is set.
  • dQ / at a plurality of specific extremum points including one or more maximum points and minimum points, or points mathematically equivalent thereto.
  • the secondary battery control device, the battery pack, and the secondary battery control method according to the above aspect can correct the deteriorated state of the secondary battery to an appropriate value. Further, the secondary battery control device, the battery pack, and the secondary battery control method according to the above aspect enhance the safety of the secondary battery, contribute to the stable supply of energy, and contribute to the sustainable development goal.
  • This is an example of the V-dQ / dV curve of the secondary battery. It is a V-dQ / dV curve which changes as the charge / discharge cycle of a calibration sample is repeated. The relationship between the degree of deterioration of the calibration sample and the average value of dQ / dV at a predetermined maximum point and minimum point is shown. It is sectional drawing of the secondary battery which concerns on 1st Embodiment.
  • FIG. 1 is a block diagram of the battery pack 100 according to the first embodiment.
  • the battery pack 100 includes a secondary battery 10 and a control device 20. Signal communication is performed between the secondary battery 10 and the control device 20. The signal communication may be wired or wireless.
  • the secondary battery 10 is, for example, a lithium secondary battery. The specific configuration of the secondary battery 10 will be described later.
  • the secondary battery 10 deteriorates with use.
  • the index of deterioration of the secondary battery 10 is SOH.
  • SOH is represented by "capacity from full charge to full discharge at the time of deterioration (Ah) / capacity from initial full charge to full discharge (Ah) x 100". Appropriate evaluation of SOH leads to extension of battery life.
  • the control device 20 is a control device (controller) that controls the secondary battery 10.
  • the control device 20 is, for example, a microcomputer.
  • the control device 20 will be described with reference to a specific example of the control device 20.
  • the control device 20 has, for example, a dQ / dV calculation means 21, an average value calculation means 22, and a correction means 23.
  • the dQ / dV calculation means 21, the average value calculation means 22, and the correction means 23 are examples of programs stored in the control device 20, for example.
  • the dQ / dV calculation means 21 monitors the voltage and the amount of electricity stored in the secondary battery 10.
  • the dQ / dV calculation means 21 calculates dQ / dV from the amount of change in voltage and the amount of change in storage amount per unit time. The calculation of dQ / dV is performed, for example, at the time of charging.
  • the dQ / dV calculation means 21 draws a V ⁇ dQ / dV curve based on the calculated dQ / dV.
  • the V-dQ / dV curve is obtained by differentiating the capacitance measured by the charge / discharge test with a voltage.
  • FIG. 2 is an example of a V-dQ / dV curve.
  • the horizontal axis is the voltage of the secondary battery and the vertical axis is dQ / dV.
  • the V-dQ / dV curve has a plurality of extremum points.
  • the extremum point has a maximum point and a minimum point.
  • the maximum point on the V-dQ / dV curve corresponds to the flat potential portion of the charge / discharge curve.
  • the minimum point on the V-dQ / dV curve corresponds to the portion of the charge / discharge curve where the potential fluctuation is large.
  • the V ⁇ dQ / dV curve data obtained by the dQ / dV calculation means 21 is sent to the average value calculation means 22.
  • the average value calculating means 22 selects one or more maximum points and minimum points, respectively, and calculates the average value of the dQ / dV values at the selected maximum points and minimum points, respectively.
  • one or more selected maximum points and minimum points used in the calculation of SOH may be referred to as specific extremum points, respectively.
  • the selection of the extreme value point in the average value calculating means 22 is arbitrary.
  • the average value calculation means 22 selects one or more maximum points and minimum points.
  • the average value calculating means 22 preferably selects at least two or more of the maximum point and the minimum point. That is, it is preferable that the plurality of specific extremum points include at least two or more of the maximum point and the minimum point. In this case, the average value calculating means 22 selects three or more extreme points as specific extreme points.
  • the method of selecting the maximum point and the minimum point is arbitrary. Although the details will be described later, the combination of the maximum point and the minimum point to be selected is such that the relationship between the fluctuation of the average value of the dQ / dV value and the deterioration is obtained in advance by the calibration sample.
  • the average value calculating means 22 may select, for example, a maximum point appearing in a voltage range of 3.6 V or more and 3.8 V or less as one of the specific extreme value points. For example, if there are multiple maxima within the voltage range, the largest main peak is selected.
  • the maximum point P2 in FIG. 2 is within this voltage range.
  • the maximum point P2 is the maximum point associated with the voltage stable region that appears second from the fully discharged state in the initial charge / discharge test of the secondary battery.
  • the initial term means a charge / discharge cycle within 10 times.
  • the maximum point P2 is, for example, a peak associated with a voltage stable region based on the coexistence state of the stage 2L and the stage 2 in the graphite stage structure of the negative electrode.
  • the average value calculating means 22 may select, for example, a minimum point appearing in a voltage range of 3.9 V or more and 4.2 V or less as one of the specific extreme value points. For example, when there are a plurality of minimum points within the voltage range, the minimum main extreme point is selected.
  • the minimum point B3 in FIG. 2 is within this voltage range.
  • the minimum point B3 is a minimum value associated with the voltage fluctuation region that appears third from the fully discharged state in the initial charge / discharge test of the secondary battery.
  • the minimum point B3 is, for example, a peak associated with the completion of the single-phase reaction in the cubic crystal of lithium manganese oxide.
  • the average value calculating means 22 may select, for example, a maximum point appearing in a voltage range of 4.0 V or more and 4.2 V or less as one of the specific extreme value points. For example, if there are multiple maxima within the voltage range, the largest main peak is selected.
  • the maximum point P4 in FIG. 2 is within this voltage range.
  • the maximum point B4 is the maximum point associated with the voltage stable region that appears fourth from the fully discharged state in the initial charge / discharge test of the secondary battery.
  • the maximum point P4 is, for example, a peak associated with a voltage-stable region based on a two-phase coexistence reaction in two cubic crystals of lithium manganese oxide.
  • the average value of the dQ / dV values obtained by the average value calculation means 22 is sent to the correction means 23.
  • the correction means 23 estimates the SOH of the secondary battery 10 based on the average value sent from the average value calculation means 22.
  • the correction means corrects the SOH of the secondary battery 10 using the estimated SOH as a correction value.
  • the correction value satisfies the following equation (1).
  • SOH AX + B ...
  • SOH is an estimated degree of deterioration of the secondary battery and is a correction value.
  • X is an average value calculated by the average value calculating means 22.
  • a and B are constants.
  • the constants A and B are obtained in advance from, for example, the relationship between the average value of the dQ / dV values at a plurality of specific extreme points of the calibration sample and the degree of deterioration of the calibration sample.
  • the constants A and B differ depending on the combination of the specific extremum points selected by the average value calculating means 22.
  • the constants A and B are obtained in advance by the calibration sample and are stored in the correction means 23 in advance. The stored constants A and B are read out from the storage area at the time of correction.
  • the calibration sample is prepared with the same material and the same capacity as the actually used secondary battery 10.
  • the deterioration behavior of the calibration sample prepared with the same material and the same capacity is similar to the deterioration behavior of the secondary battery 10 actually used.
  • FIG. 3 shows a V-dQ / dV curve that changes as the charge / discharge cycle of the calibration sample is repeated.
  • the V ⁇ dQ / dV curve in the initial state of the secondary battery is represented as 100, and the numerical value decreases as the secondary battery deteriorates.
  • the calibration sample deteriorates and the dQ / dV value at the extremum point changes.
  • one or more maximum points and minimum points in the V-dQ / dV curve of the calibration sample are selected, and the average value of these dQ / dV values is calculated.
  • the average value is obtained every time the charge / discharge cycle is performed a predetermined number of times.
  • the degree of deterioration (SOH) of the calibration sample at the time when the average value is obtained is also obtained.
  • the degree of deterioration (SOH) of the calibration sample is obtained by dividing the capacity (Ah) when fully charged to fully discharged in the number of cycles by the capacity (Ah) when fully discharged from the initial full charge.
  • FIG. 4 shows the relationship between the degree of deterioration of the calibration sample and the average value of the dQ / dV values at the predetermined maximum and minimum points.
  • the correction means 23 sends the obtained correction value to the secondary battery 10.
  • the SOH value of the secondary battery 10 is replaced with the correction value.
  • the replacement with the correction value is performed, for example, after passing through all the specific extremum points selected at the time of charging.
  • the replacement with the correction value is performed, for example, every time the specific extremum point selected at the time of charging is passed.
  • the correction may be performed when the correction value is obtained.
  • the difference between the possessed value (value before correction) at the correction point and the correction value may be added.
  • the correction gradually corrects the value from the correction point to the correction completion point so that the value corresponding to the difference between the possession value at the correction point and the correction value is added to the possession value at the correction point at the correction completion point. You may have.
  • FIG. 5 is a schematic diagram of the secondary battery according to the first embodiment.
  • the secondary battery 10 includes, for example, a power generation element 4, an exterior body 5, and an electrolytic solution (not shown).
  • the exterior body 5 covers the periphery of the power generation element 4.
  • the exterior body 5 is, for example, a metal laminate film in which a metal foil 5A is coated from both sides with a polymer film (resin layer 5B).
  • the power generation element 4 is connected to the outside by a pair of connected terminals 6.
  • the electrolytic solution is housed in the exterior body 5 and impregnated in the power generation element 4.
  • the power generation element 4 includes a positive electrode 2, a negative electrode 3, and a separator 1.
  • the separator 1 is sandwiched between the positive electrode 2 and the negative electrode 3.
  • the separator 1 is, for example, a film having an electrically insulating porous structure. A known separator 1 can be used.
  • the positive electrode 2 has a positive electrode current collector 2A and a positive electrode active material layer 2B.
  • the positive electrode active material layer 2B is formed on at least one surface of the positive electrode current collector 2A.
  • the positive electrode active material layer 2B may be formed on both surfaces of the positive electrode current collector 2A.
  • the positive electrode current collector 2A is, for example, a conductive plate material.
  • the positive electrode active material layer 2B has, for example, a positive electrode active material, a conductive auxiliary material, and a binder.
  • the positive electrode active material reversibly proceeds with the occlusion and release of lithium ions, the desorption and insertion (intercalation) of lithium ions, or the doping and dedoping of lithium ions and counter anions.
  • the positive electrode active material is, for example, lithium cobalt oxide (LCO), lithium nickel cobalt manganese composite oxide (NCM), lithium nickel cobalt aluminum composite oxide (NCA), lithium manganese oxide (LMO), lithium iron phosphate (LFP).
  • the positive electrode active material layer 2B may contain a plurality of these positive electrode active materials.
  • the positive electrode active material is not limited to these, and known materials can be used. Known conductive auxiliary materials and binders can be used.
  • the negative electrode 3 has a negative electrode current collector 3A and a negative electrode active material layer 3B.
  • the negative electrode active material layer 3B is formed on at least one surface of the negative electrode current collector 3A.
  • the negative electrode active material layer 3B may be formed on both surfaces of the negative electrode current collector 3A.
  • the negative electrode current collector 3A is, for example, a conductive plate material.
  • the negative electrode active material layer 3B has, for example, a positive electrode active material, a conductive auxiliary material, and a binder.
  • the negative electrode active material may be any compound that can occlude and release ions, and a known negative electrode active material used in a lithium ion secondary battery can be used.
  • the negative electrode active material is, for example, graphite.
  • the negative electrode active material may be metallic lithium, a silicon compound or the like.
  • the electrolytic solution is sealed in the exterior body 5 and impregnated in the power generation element 4.
  • a known electrolytic solution can be used.
  • the battery pack 100 according to the first embodiment can correct the SOH of the secondary battery 10 to an appropriate value by the control device 20.
  • the control device 20 selects at least one maximum point and one minimum point in the V-dQ / dV curve, and makes corrections using the average value of these dQ / dV values.
  • the maximum point on the V-dQ / dV curve corresponds to the portion where the potential is flat on the charge / discharge curve
  • the minimum point corresponds to the portion where the potential fluctuates greatly on the charge / discharge curve. That is, the maximum point in the V-dQ / dV curve is a state in which the charge / discharge reaction of a certain stage is in progress, and the minimum point is a state in which the charge / discharge reaction is shifting from a certain stage to a different stage.
  • the value of a point mathematically equivalent to this may be used instead of the average value of the dQ / dV values at a plurality of specific extreme points.
  • the specific extreme point of dQ / dV is a normal QV curve.
  • the inflection point in the QV curve, the point where the reciprocal of the slope between two points at a predetermined interval becomes the maximum or the minimum is set as the inflection point, and the correction may be performed using the average value of the maximum value or the minimum value. .. In this case, only the index used for calculating the correction changes, and the correction value (SOH) estimated by the same procedure as when using the average value of the dQ / dV values can be calculated.
  • Example 1 A lithium ion secondary battery was produced as the secondary battery of Example 1.
  • a positive electrode was prepared.
  • NCA composition formula: Li 1.0 Ni 0.78 Co 0.19 Al 0.03 O 2
  • carbon black was prepared as the conductive material
  • PVDF polyvinylidene fluoride
  • These were mixed in a solvent to prepare a paint, which was applied onto a positive electrode current collector made of aluminum foil.
  • the mass ratio of the positive electrode active material, the conductive material, and the binder was 95: 2: 3.
  • the solvent was removed.
  • a positive electrode sheet having a loading of the positive electrode active material layer of 10.0 mg / cm 2 was prepared.
  • the negative electrode was prepared.
  • Graphite was prepared as the negative electrode active material
  • SBR styrene-butadiene rubber
  • CMC carboxymethyl cellulose
  • the positive electrode and the negative electrode prepared above were laminated via a separator.
  • a laminate of polyethylene and polypropylene was used as the separator.
  • the obtained power generation unit was impregnated with the prepared electrolytic solution, sealed in the exterior body, and then vacuum-sealed to prepare a lithium secondary battery for evaluation.
  • the electrolytic solution was prepared by dissolving 1.5 MOL / L of lithium hexafluorophosphate (LiPF 6 ) in a solvent in which equal amounts of ethylene carbonate (EC) and dimethyl carbonate (DEC) were mixed.
  • the measured SOH and the estimated SOH were obtained.
  • the measured and estimated SOH was determined in 100 cycles, 200 cycles, and 300 cycles, respectively. The results are shown in Table 1.
  • the condition of one charge / discharge was that at 25 ° C., the battery was charged to a final voltage of 4.4 V with a constant current corresponding to 0.1 C, and then discharged to 3.0 V with a constant current corresponding to 0.1 C.
  • 1C represents the current value for discharging the reference capacity of the battery in 1 hour
  • 0.1C represents the current value of 1/10 of the current value.
  • the measured SOH was obtained by dividing the capacity from full charge to full discharge in each cycle by the initial capacity and multiplying by 100.
  • the estimated SOH is a correction value obtained from the above-mentioned relational expression (1).
  • the estimated SOH may be a correction value obtained by using the average value of the maximum value or the minimum value of the inflection point in the QV curve.
  • the average value of the specific peaks of dQ / dV was used in order to capture the inflection point more clearly.
  • Example 1 one maximum point and one minimum point were selected when obtaining the correction value.
  • the maximum point the maximum point (P3) associated with the voltage stable region that appears third from the fully discharged state was selected in the initial charge / discharge test of the secondary battery.
  • the minimum point the minimum point (B3) associated with the voltage fluctuation region that appears third from the fully discharged state was selected in the initial charge / discharge test of the secondary battery.
  • Example 2 In the second embodiment, two maximum points and one minimum point were selected when obtaining the correction value.
  • the maximum points are the maximum point (P1) associated with the voltage stable region that appears first from the fully discharged state and the maximum point associated with the voltage stable region that appears third from the fully discharged state in the initial charge / discharge test of the secondary battery. (P3) and was selected.
  • the minimum point As the minimum point, the minimum point (B2) associated with the voltage fluctuation region that appears second from the fully discharged state was selected in the initial charge / discharge test of the secondary battery.
  • Other conditions were the same as in Example 1, and the measured and estimated SOH was obtained in each of 100 cycles, 200 cycles, and 300 cycles. The results are shown in Table 1.
  • Example 3 In Example 3, two maximum points and one minimum point were selected when obtaining the correction value.
  • the maximum points are the maximum point (P2) associated with the voltage stable region that appears second from the fully discharged state and the maximum point associated with the voltage stable region that appears third from the fully discharged state in the initial charge / discharge test of the secondary battery. (P3) and was selected.
  • P3 the maximum point associated with the voltage stable region that appears third from the fully discharged state in the initial charge / discharge test of the secondary battery.
  • the minimum point As the minimum point, the minimum point (B2) associated with the voltage fluctuation region that appears second from the fully discharged state was selected in the initial charge / discharge test of the secondary battery.
  • Other conditions were the same as in Example 1, and the measured and estimated SOH was obtained in each of 100 cycles, 200 cycles, and 300 cycles. The results are shown in Table 1.
  • Example 4" In the fourth embodiment, two maximum points and one minimum point were selected when obtaining the correction value.
  • the maximum points are the maximum point (P2) associated with the voltage stable region that appears second from the fully discharged state and the maximum point associated with the voltage stable region that appears third from the fully discharged state in the initial charge / discharge test of the secondary battery. (P3) and was selected.
  • P3 the maximum point associated with the voltage stable region that appears third from the fully discharged state was selected in the initial charge / discharge test of the secondary battery.
  • Other conditions were the same as in Example 1, and the measured and estimated SOH was obtained in each of 100 cycles, 200 cycles, and 300 cycles. The results are shown in Table 1.
  • Example 5 In Example 5, two maximum points and one minimum point were selected when obtaining the correction value.
  • the maximum points are the maximum point (P2) associated with the voltage stable region that appears second from the fully discharged state and the maximum point associated with the voltage stable region that appears fourth from the fully discharged state in the initial charge / discharge test of the secondary battery. (P4) and was selected.
  • the minimum point As the minimum point, the minimum point (B3) associated with the voltage fluctuation region that appears third from the fully discharged state was selected in the initial charge / discharge test of the secondary battery.
  • Other conditions were the same as in Example 1, and the measured and estimated SOH was obtained in each of 100 cycles, 200 cycles, and 300 cycles. The results are shown in Table 1.
  • Example 6 In Example 6, the positive electrode active material of the positive electrode of the lithium ion secondary battery was changed to a mixture of LiNi 0.33 Mn 0.33 Co 0.33 O 2 (NCM) and LiMn 2 O 4 (LMO). The point is different from Example 5. The ratio of NCM to LMO was 8: 2. Other conditions were the same as in Example 5, and the measured and estimated SOH was obtained in each of 100 cycles, 200 cycles, and 300 cycles. The results are shown in Table 1.
  • Example 7 In Example 7, one maximum point and two minimum points were selected when obtaining the correction value. As the maximum point, the maximum point (P3) associated with the voltage stable region that appears third from the fully discharged state was selected in the charge / discharge test at the initial stage of the secondary battery.
  • the minimum points are the minimum point (B1) associated with the voltage fluctuation region that appears first from the fully discharged state and the minimum point (B1) associated with the voltage fluctuation region that appears third from the fully discharged state in the initial charge / discharge test of the secondary battery. B3) and was selected. Other conditions were the same as in Example 1, and the measured and estimated SOH was obtained in each of 100 cycles, 200 cycles, and 300 cycles. The results are shown in Table 1.
  • Example 8 In Example 8, one maximum point and two minimum points were selected when obtaining the correction value. As the maximum point, the maximum point (P2) associated with the voltage stable region that appears second from the fully discharged state was selected in the charge / discharge test at the initial stage of the secondary battery. The minimum points are the minimum point (B1) associated with the voltage fluctuation region that appears first from the fully discharged state and the minimum point (B1) associated with the voltage fluctuation region that appears second from the fully discharged state in the initial charge / discharge test of the secondary battery. B2) and was selected. Other conditions were the same as in Example 1, and the measured and estimated SOH was obtained in each of 100 cycles, 200 cycles, and 300 cycles. The results are shown in Table 1.
  • Example 9 In the ninth embodiment, one maximum point and two minimum points were selected when obtaining the correction value.
  • the maximum point the maximum point (P2) associated with the voltage stable region that appears second from the fully discharged state was selected in the charge / discharge test at the initial stage of the secondary battery.
  • the minimum points are the minimum point (B1) associated with the voltage fluctuation region that appears first from the fully discharged state and the minimum point (B1) associated with the voltage fluctuation region that appears third from the fully discharged state in the initial charge / discharge test of the secondary battery. B3) and was selected.
  • Other conditions were the same as in Example 1, and the measured and estimated SOH was obtained in each of 100 cycles, 200 cycles, and 300 cycles. The results are shown in Table 1.
  • Example 10 In Example 10, two maximum points and two minimum points were selected when obtaining the correction value.
  • the maximum points are the maximum point (P2) associated with the voltage stable region that appears second from the fully discharged state and the maximum point (P4) associated with the voltage stable region that appears fourth from the fully discharged state in the charge / discharge test at the initial stage of the secondary battery. ) And was selected.
  • the minimum points are the minimum point (B1) associated with the voltage fluctuation region that appears first from the fully discharged state and the minimum point (B1) associated with the voltage fluctuation region that appears third from the fully discharged state in the initial charge / discharge test of the secondary battery. B3) and was selected.
  • Other conditions were the same as in Example 1, and the measured and estimated SOH was obtained in each of 100 cycles, 200 cycles, and 300 cycles. The results are shown in Table 1.
  • Comparative Example 1 In the first embodiment, only one maximum point was selected when obtaining the correction value. As the maximum point, the maximum point (P2) associated with the voltage stable region that appears second from the fully discharged state was selected in the charge / discharge test at the initial stage of the secondary battery. Other conditions were the same as in Example 1, and the measured and estimated SOH was obtained in each of 100 cycles, 200 cycles, and 300 cycles. The results are shown in Table 1.
  • Comparative Example 2 In Comparative Example 2, only one minimum point was selected when obtaining the correction value. As the minimum point, the minimum point (B3) associated with the voltage fluctuation region that appears third from the fully discharged state was selected in the initial charge / discharge test of the secondary battery. Other conditions were the same as in Example 1, and the measured and estimated SOH was obtained in each of 100 cycles, 200 cycles, and 300 cycles. The results are shown in Table 1.
  • Comparative Example 3 In Comparative Example 3, two maximum points were selected when obtaining the correction value. The maximum points are the maximum point (P2) associated with the voltage stable region that appears second from the fully discharged state and the maximum point (P4) associated with the voltage stable region that appears fourth from the fully discharged state in the charge / discharge test at the initial stage of the secondary battery. ) And was selected. Other conditions were the same as in Example 1, and the measured and estimated SOH was obtained in each of 100 cycles, 200 cycles, and 300 cycles. The results are shown in Table 1.
  • Comparative Example 4 In Comparative Example 4, two minimum points were selected when obtaining the correction value. The minimum points are the minimum point (B1) associated with the voltage fluctuation region that appears first from the fully discharged state and the minimum point (B1) associated with the voltage fluctuation region that appears third from the fully discharged state in the initial charge / discharge test of the secondary battery. B3) and was selected. Other conditions were the same as in Example 1, and the measured and estimated SOH was obtained in each of 100 cycles, 200 cycles, and 300 cycles. The results are shown in Table 1.
  • a storage battery (battery pack) in which the SOH estimation process according to the present embodiment is incorporated in the control unit (control device) is prepared.
  • the storage battery mainly consisted of a battery management system including a control unit and a safety mechanism, and 10 lithium-ion secondary battery cells.
  • the prepared storage battery was fully discharged at a rate of 0.2 C at room temperature and then fully charged at a rate of 0.2 C at room temperature to bring the storage battery into the initial state of actual use.
  • the dQ / dV value at each voltage was obtained to obtain the V-dQ / dV curve, and the SOH on the software of the control unit was recorded.
  • the 100-cycle charge / discharge step includes an evaluation step configured to include at least the following steps. 1) In a temperature environment of 45 ° C., a cycle of fully discharging at a rate of 0.5C and then fully charging at a rate of 0.5C is repeated 100 times. 2) After the final full discharge (that is, the 100th cycle full discharge), the battery is fully charged again at room temperature at a rate of 0.2C, and the dQ / dV value at each voltage during charging is obtained to obtain V-dQ. Get the / dV curve.
  • the V-dQ / dV curves and SOH values in each of the three deteriorated states of the lithium ion secondary battery (hereinafter referred to as the first deteriorated state, the second deteriorated state, and the third deteriorated state) are obtained.
  • the first deteriorated V-dQ / dV curve, the second deteriorated V-dQ / dV curve, and the third deteriorated V-dQ / dV curve are output as maximum points.
  • B1 and B3 were adopted as the minimum points of P2, and the average of dQ / dV intensities in each deteriorated state was calculated.
  • the average value of each dQ / dV intensity obtained was taken on the X-axis, and the SOH value output from the control unit in each deterioration state was taken on the Y-axis. A straight line relationship was obtained. From this, it was confirmed that the SOH correction by the method of the present invention is functioning in the storage battery prepared in the verification of the actual machine.

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Secondary Cells (AREA)

Abstract

この二次電池の制御方法は、Ｖ－ｄＱ／ｄＶ曲線に表れる複数の極値点のうち、一つ以上の極大点及び極小点をそれぞれ含む複数の特定極値点又はこれと数学的に等価な点におけるｄＱ／ｄＶ値の平均値をＸとし、校正サンプルにおける前記複数の特定極値点又はこれと数学的に等価な点におけるｄＱ／ｄＶ値の前記平均値と前記校正サンプルの劣化度合いとの関係から予め求められる定数をＡ、Ｂとした際に、前記二次電池の劣化度合いＳＯＨを、ＳＯＨ＝ＡＸ＋Ｂ　・・・（１）に補正する。この二次電池の制御方法を用いた電池パックは、安全性が高く、エネルギーの安定供給に寄与し、持続可能な開発目標に貢献する。

Description

二次電池の制御装置、電池パックおよび二次電池の制御方法
　本発明は、二次電池の制御装置、電池パックおよび二次電池の制御方法に関する。
　二次電池の状態の指標としてＳＯＣ（State of Charge）やＳＯＨ（State of Health）が知られている。ＳＯＣは、二次電池の残容量を示す指標であり、ＳＯＨは電池の劣化状態を示す指標である。ＳＯＣは、満充電容量に対する残容量の割合である。ＳＯＨは、初期の満充電から満放電までの容量に対する劣化時の満充電から満放電までの容量の割合である。
　例えば、特許文献１には、二次電池の充電時に、電圧の変化量に対する蓄電量の変化量の割合であるｄＱ／ｄＶと二次電池の電圧Ｖから得られるＶ－ｄＱ／ｄＶ曲線の極大点の電圧値から容量低下率（ＳＯＨに対応する）を推定する方法が記載されている。
　例えば、特許文献２には、二次電池の放電時に、ｄＱ／ｄＶを求め、電圧に対するｄＱ／ｄＶの変化量の最大値からＳＯＨを求める方法が記載されている。
特開２０１３－１９７０９号公報 特開２０１６－９６５９号公報
　二次電池が充放電サイクルを繰り返すと、実際のＳＯＨの値から推定されるＳＯＨの値がずれる場合がある。特許文献１及び２に記載の方法では、実際のＳＯＨの値と推定されるＳＯＨの値との誤差を十分小さくすることができない。
　本開示は上記問題に鑑みてなされたものであり、二次電池の劣化状態を適正値に補正できる、二次電池の制御装置、電池パックおよび二次電池の制御方法を提供することを目的とする。
　上記課題を解決するため、以下の手段を提供する。
（１）第１の態様にかかる二次電池の制御装置は、二次電池の電圧の変化量に対する蓄電量の変化量の割合であるｄＱ／ｄＶを縦軸とし、前記二次電池の電圧を横軸としたＶ－ｄＱ／ｄＶ曲線に表れる複数の極値点のうち、一つ以上の極大点及び極小点をそれぞれ含む複数の特定極値点又はこれと数学的に等価な点におけるｄＱ／ｄＶ値の平均値をＸとし、校正サンプルにおける前記複数の特定極値点又はこれと数学的に等価な点におけるｄＱ／ｄＶ値の前記平均値と前記校正サンプルの劣化度合いとの関係から予め求められる定数をＡ、Ｂとした際に、前記二次電池の劣化度合いＳＯＨを、ＳＯＨ＝ＡＸ＋Ｂ　・・・（１）に補正する。
（２）上記態様にかかる二次電池の制御装置において、前記複数の特定極値点は、前記極大点と前記極小点とのうちいずれかを２つ以上含んでもよい。
（３）上記態様にかかる二次電池の制御装置において、前記複数の特定極値点は、前記極大点として３．６Ｖ以上３．８Ｖ以下の電圧範囲に表れる極大点を含んでもよい。
（４）上記態様にかかる二次電池の制御装置において、前記複数の特定極値点は、前記極小点として３．９Ｖ以上４．２Ｖ以下の電圧範囲に表れる極小点を含んでもよい。
（５）上記態様にかかる二次電池の制御装置において、前記複数の特定極値点は、前記極大点として４．０Ｖ以上４．２Ｖ以下の電圧範囲に表れる極大点を含んでもよい。
（６）上記態様にかかる二次電池の制御装置は、前記ｄＱ／ｄＶを算出するｄＱ／ｄＶ算出手段と、前記Ｖ－ｄＱ／ｄＶ曲線に表れる複数の極値点から前記複数の特定極値点を選択し、前記複数の特定極値点におけるｄＱ／ｄＶ値の平均値を算出する平均値算出手段と、前記平均値に基づいて、前記二次電池の劣化度合いＳＯＨを補正する補正手段と、を有してもよい。
（７）第２の態様にかかる電池パックは、二次電池と上記態様にかかる制御装置とを備える。
（８）上記態様にかかる電池パックにおいて、前記二次電池は、正極に活物質として、リチウムニッケルコバルトマンガン複合酸化物（ＮＣＭ）及びリチウムマンガン酸化物（ＬＭＯ）を含んでもよい。
（９）第３の態様にかかる二次電池の制御方法は、二次電池の電圧の変化量に対する蓄電量の変化量の割合であるｄＱ／ｄＶを縦軸とし、前記二次電池の電圧を横軸としたＶ－ｄＱ／ｄＶ曲線に表れる複数の極値点のうち、一つ以上の極大点及び極小点をそれぞれ含む複数の特定極値点又はこれと数学的に等価な点におけるｄＱ／ｄＶ値の平均値をＸとし、校正サンプルにおける前記複数の特定極値点又はこれと数学的に等価な点における前記平均値と前記校正サンプルの劣化度合いとの関係から予め求められる定数をＡ、Ｂとした際に、前記二次電池の劣化度合いＳＯＨを、ＳＯＨ＝ＡＸ＋Ｂ　・・・（１）に補正する。
　上記態様に係る二次電池の制御装置、電池パックおよび二次電池の制御方法は、二次電池の劣化状態を適正値に補正できる。
　また上記態様に係る二次電池の制御装置、電池パックおよび二次電池の制御方法は、二次電池の安全性を高め、エネルギーの安定供給に寄与し、持続可能な開発目標に貢献する。
第１実施形態にかかる電池パックのブロックである。 二次電池のＶ－ｄＱ／ｄＶ曲線の一例である。 校正サンプルの充放電サイクルを繰り返すことに伴い変化するＶ－ｄＱ／ｄＶ曲線である。 校正サンプルの劣化度合いと所定の極大点と極小点におけるｄＱ／ｄＶの平均値との関係を示す。 第１実施形態にかかる二次電池の断面図である。
　以下、実施形態について、図を適宜参照しながら詳細に説明する。以下の説明で用いる図面は、特徴をわかりやすくするために便宜上特徴となる部分を拡大して示している場合があり、各構成要素の寸法比率等は実際とは異なっていることがある。以下の説明において例示される材料、寸法等は一例であって、本発明はそれらに限定されるものではなく、その要旨を変更しない範囲で適宜変更して実施することが可能である。
「電池パック」
　図１は、第１実施形態にかかる電池パック１００のブロック図である。電池パック１００は、二次電池１０と制御装置２０とを備える。二次電池１０と制御装置２０との間では信号の通信が行われる。信号の通信は、有線でも無線でもよい。
　二次電池１０は、例えば、リチウム二次電池である。二次電池１０の具体的な構成は後述する。二次電池１０は、使用に伴い劣化する。二次電池１０の劣化の指標がＳＯＨである。ＳＯＨは、「劣化時の満充電から満放電までの容量（Ａｈ）／初期の満充電から満放電までの容量（Ａｈ）×１００」で表される。ＳＯＨを適切に評価することは、電池の寿命延長に繋がる。
　制御装置２０は、二次電池１０を制御する制御装置（コントローラー）である。制御装置２０は、例えば、マイコンである。
　制御装置２０は、例えば、二次電池１０の劣化度合いをＳＯＨ＝ＡＸ＋Ｂ　・・・（１）に補正する制御プログラムを有する。以下、制御装置２０の具体的な例を用いて、制御装置２０について説明する。
　制御装置２０は、例えば、ｄＱ／ｄＶ算出手段２１と平均値算出手段２２と補正手段２３とを有する。ｄＱ／ｄＶ算出手段２１、平均値算出手段２２、補正手段２３は、例えば、制御装置２０に格納されたプログラムの一例である。
　ｄＱ／ｄＶ算出手段２１は、二次電池１０の電圧及び蓄電量をモニターする。ｄＱ／ｄＶ算出手段２１は、単位時間当たりの電圧の変化量と蓄電量の変化量からｄＱ／ｄＶを算出する。ｄＱ／ｄＶの算出は、例えば、充電時に行う。
　ｄＱ／ｄＶ算出手段２１は、算出されたｄＱ／ｄＶを基に、Ｖ－ｄＱ／ｄＶ曲線を描く。Ｖ－ｄＱ／ｄＶ曲線は、充放電試験によって測定した容量を電圧で微分することで得られる。図２は、Ｖ－ｄＱ／ｄＶ曲線の一例である。Ｖ－ｄＱ／ｄＶ曲線は、横軸が二次電池の電圧であり、縦軸がｄＱ／ｄＶである。
　図２に示すように、Ｖ－ｄＱ／ｄＶ曲線は、複数の極値点を有する。極値点は、極大点と極小点とがある。Ｖ－ｄＱ／ｄＶ曲線における極大点は、充放電曲線において電位が平坦な部分に対応する。Ｖ－ｄＱ／ｄＶ曲線における極小点は、充放電曲線において電位の変動が大きい部分に対応する。
　ｄＱ／ｄＶ算出手段２１で求められたＶ－ｄＱ／ｄＶ曲線のデータは、平均値算出手段２２へ送られる。平均値算出手段２２は、一つ以上の極大点及び極小点をそれぞれ選択し、選択された極大点及び極小点におけるｄＱ／ｄＶ値の平均値を算出する。以下、ＳＯＨの算出に用いられる選択された一つ以上の極大点及び極小点を、それぞれ特定極値点と称する場合がある。
　平均値算出手段２２における極値点の選択は任意である。平均値算出手段２２は、極大点と極小点を１つ以上選択する。平均値算出手段２２は、極大点と極小点とのうち少なくとも一方を２つ以上選択することが好ましい。すなわち、複数の特定極値点は、極大点と極小点とのうち少なくとも一方を２つ以上含むことが好ましい。この場合、平均値算出手段２２は、３つ以上の極値点をそれぞれ特定極値点として選択する。
　極大点及び極小点の選択の仕方は任意である。詳細は後述するが、選択される極大点及び極小点の組み合わせは、校正サンプルによってｄＱ／ｄＶ値の平均値の変動と劣化の関係が予め求められているものである。
　平均値算出手段２２は、例えば、特定極値点の一つとして３．６Ｖ以上３．８Ｖ以下の電圧範囲に表れる極大点を選択してもよい。例えば、当該電圧範囲内に複数の極大点がある場合は、最も大きなメインのピークを選択する。図２における極大点Ｐ２はこの電圧範囲内にある。極大点Ｐ２は、二次電池の初期の充放電試験において、満放電状態から２番目に表れる電圧安定領域に伴う極大点である。ここで初期とは、１０回以内の充放電サイクルを示す。極大点Ｐ２は、例えば、負極のグラファイトのステージ構造において、ステージ２Ｌとステージ２との共存状態に基づく電圧安定領域に伴うピークである。
　また平均値算出手段２２は、例えば、特定極値点の一つとして３．９Ｖ以上４．２Ｖ以下の電圧範囲に表れる極小点を選択してもよい。例えば、当該電圧範囲内に複数の極小点がある場合は、最も極小となるメインの極値点を選択する。図２における極小点Ｂ３はこの電圧範囲内にある。極小点Ｂ３は、二次電池の初期の充放電試験において、満放電状態から３番目に表れる電圧変動領域に伴う極小値である。極小点Ｂ３は、例えば、リチウムマンガン酸化物の立方晶における単相反応が完了することに伴うピークである。
　また平均値算出手段２２は、例えば、特定極値点の一つとして４．０Ｖ以上４．２Ｖ以下の電圧範囲に表れる極大点を選択してもよい。例えば、当該電圧範囲内に複数の極大点がある場合は、最も大きなメインのピークを選択する。図２における極大点Ｐ４はこの電圧範囲内にある。極大点Ｂ４は、二次電池の初期の充放電試験において、満放電状態から４番目に表れる電圧安定領域に伴う極大点である。極大点Ｐ４は、例えば、リチウムマンガン酸化物の二つの立方晶における二相共存反応に基づく電圧安定領域に伴うピークである。
　平均値算出手段２２で求められたｄＱ／ｄＶ値の平均値は、補正手段２３へ送られる。補正手段２３は、平均値算出手段２２から送られた平均値に基づいて、二次電池１０のＳＯＨを推定する。補正手段は、推定されたＳＯＨを補正値として、二次電池１０のＳＯＨを補正する。
　補正値は、以下の式（１）を満たす。
　ＳＯＨ＝ＡＸ＋Ｂ　・・・（１）
　式（１）において、ＳＯＨは二次電池の推定される劣化度合いであり、補正値である。式（１）において、Ｘは平均値算出手段２２で算出された平均値である。式（１）において、Ａ、Ｂは、定数である。
　Ａ、Ｂの定数は、例えば、校正サンプルの複数の特定極値点におけるｄＱ／ｄＶ値の平均値と校正サンプルの劣化度合いとの関係から予め求められる。Ａ、Ｂの定数は、平均値算出手段２２で選択された特定極値点の組み合わせによって異なる。Ａ、Ｂの定数は、校正サンプルによって事前に求められ、補正手段２３に予め記憶されている。記憶されたＡ、Ｂの定数は、補正の際に記憶領域から読み出される。
　ここで、Ａ、Ｂの定数の求め方について説明する。まず校正サンプルを準備する。校正サンプルは、実際に使用される二次電池１０と同じ材料、同じ容量で作製する。同じ材料及び同じ容量で作製された校正サンプルの劣化挙動は、実際に使用される二次電池１０の劣化挙動と近似する。
　次いで、校正サンプルの充放電試験を行い、Ｖ－ｄＱ／ｄＶ曲線を得る。図３は、校正サンプルの充放電サイクルを繰り返すことに伴い変化するＶ－ｄＱ／ｄＶ曲線を示す。図３では、二次電池が初期の状態のＶ－ｄＱ／ｄＶ曲線を１００として表記し、劣化するに従い数値が小さくなっている。図３に示すように、充放電サイクルを繰り返すと校正サンプルは劣化し、極値点におけるｄＱ／ｄＶ値が変化する。
　次いで、校正サンプルのＶ－ｄＱ／ｄＶ曲線における極大点と極小点を１つ以上選択し、これらのｄＱ／ｄＶ値の平均値を求める。平均値は、充放電サイクルを所定回数行うごとに求める。また平均値を求めた時点における校正サンプルの劣化度合い（ＳＯＨ）も求める。校正サンプルの劣化度合い（ＳＯＨ）は、当該サイクル回数において満充電から満放電させた際の容量（Ａｈ）を初期の満充電から満放電させた際の容量（Ａｈ）で割ることで求められる。図４は、校正サンプルの劣化度合いと所定の極大点と極小点におけるｄＱ／ｄＶ値の平均値との関係を示す。
　図４に示すように、校正サンプルの劣化度合いと所定の極大点と極小点におけるｄＱ／ｄＶ値の平均値との間には、相関がある。図４に示すプロットの回帰直線を引く。回帰直線の傾きが定数Ａであり、回帰直線の切片が定数Ｂである。
　補正手段２３は、求められた補正値を二次電池１０に送る。二次電池１０のＳＯＨの値は補正値に置き換えられる。補正値への置き換えは、例えば、充電時に選択した特定極値点をすべて通過した後に行う。補正値への置き換えは、例えば、充電時に選択した特定極値点をすべて通過する毎に行う。また補正は、補正値が得られた時点で行ってもよい。また補正は、補正値が得られた後に、補正点での保有値（補正前の値）と補正値との差分を加えてもよい。また補正は、補正完了点において、補正点での保有値に対して補正点での保有値と補正値との差分にあたる値が加わるように、補正点から補正完了点まで徐々に値を補正していってもよい。
　ＳＯＨを補正値に置き換えると、例えば、連続的に変化するＳＯＨの値が不連続に変化する。読みだされるＳＯＨの値が不連続に変化したということは、補正が行われたと推定できる。また補正された時点における補正値が、上記関係式（１）を満たす場合、第１実施形態にかかる二次電池の制御方法が行われたと推定できる。
　図５は、第１実施形態にかかる二次電池の模式図である。二次電池１０は、例えば、発電素子４と外装体５と電解液（図示略）とを備える。外装体５は、発電素子４の周囲を被覆する。外装体５は、例えば、金属箔５Ａを高分子膜（樹脂層５Ｂ）で両側からコーティングした金属ラミネートフィルムである。発電素子４は、接続された一対の端子６によって外部と接続される。電解液は、外装体５内に収容され、発電素子４内に含浸している。
　発電素子４は、正極２と負極３とセパレータ１とを備える。セパレータ１は、正極２と負極３とに挟まれる。セパレータ１は、例えば、電気絶縁性の多孔質構造を有するフィルムである。セパレータ１は、公知のものを用いることができる。
　正極２は、正極集電体２Ａと正極活物質層２Ｂとを有する。正極活物質層２Ｂは、正極集電体２Ａの少なくとも一面に形成されている。正極活物質層２Ｂは、正極集電体２Ａの両面に形成されていてもよい。正極集電体２Ａは、例えば、導電性の板材である。正極活物質層２Ｂは、例えば、正極活物質と導電助材とバインダーとを有する。
　正極活物質は、リチウムイオンの吸蔵及び放出、リチウムイオンの脱離及び挿入（インターカレーション）、又は、リチウムイオンとカウンターアニオンのドープ及び脱ドープを可逆的に進行させる。正極活物質は、例えば、コバルト酸リチウム（ＬＣＯ）、リチウムニッケルコバルトマンガン複合酸化物（ＮＣＭ）、リチウムニッケルコバルトアルミニウム複合酸化物（ＮＣＡ）、リチウムマンガン酸化物（ＬＭＯ）、リン酸鉄リチウム（ＬＦＰ）である。正極活物質層２Ｂは、これらの正極活物質を複数含んでもよい。正極活物質は、これらに限られず公知のものを用いることができる。導電助材及びバインダーは公知のものを用いることができる。
　負極３は、負極集電体３Ａと負極活物質層３Ｂとを有する。負極活物質層３Ｂは、負極集電体３Ａの少なくとも一面に形成されている。負極活物質層３Ｂは、負極集電体３Ａの両面に形成されていてもよい。負極集電体３Ａは、例えば、導電性の板材である。負極活物質層３Ｂは、例えば、正極活物質と導電助材とバインダーとを有する。
　負極活物質は、イオンを吸蔵・放出可能な化合物であればよく、公知のリチウムイオン二次電池に用いられる負極活物質を使用できる。負極活物質は、例えば、グラファイトである。負極活物質は、金属リチウム、シリコン化合物等でもよい。
　電解液は、外装体５内に封入され、発電素子４に含浸している。電解液は、公知のものを用いることができる。
　第１実施形態にかかる電池パック１００は、制御装置２０によって二次電池１０のＳＯＨを適切な値に補正できる。
　第１実施形態にかかる制御装置２０は、Ｖ－ｄＱ／ｄＶ曲線における極大点と極小点を少なくとも一つずつ選択し、これらのｄＱ／ｄＶ値の平均値を利用して補正を行う。上述のように、Ｖ－ｄＱ／ｄＶ曲線における極大点は、充放電曲線において電位が平坦な部分に対応し、極小点は、充放電曲線において電位の変動が大きい部分に対応する。すなわち、Ｖ－ｄＱ／ｄＶ曲線における極大点は、あるステージの充放電反応が進行している状態であり、極小点はあるステージから異なるステージに充放電反応が移行している状態である。異なる２つ状態のｄＱ／ｄＶ値の平均値を利用してＳＯＨを補正することで、二次電池１０のＳＯＨが適切な値に補正される。
　以上、本発明の実施形態について図面を参照して詳述したが、各実施形態における各構成及びそれらの組み合わせ等は一例であり、本発明の趣旨から逸脱しない範囲内で、構成の付加、省略、置換、及びその他の変更が可能である。
　例えば、複数の特定極値点におけるｄＱ／ｄＶの値の平均値に変えて、これと数学的に等価な点の値を用いてもよい。例えば、Ｖ－ｄＱ／ｄＶ曲線は、Ｑ－Ｖ曲線のＸ軸とＹ軸を入れ替えてＱをＶで微分したものであるため、ｄＱ／ｄＶの特定極値点は、通常のＱ－Ｖ曲線における変曲点と数学的に等価である。例えば、Ｑ－Ｖ曲線において所定の間隔の２点間の傾きの逆数が、最大または最小となる点を変曲点とし、その最大値または最小値の平均値を用いて補正を行ってもよい。この場合、補正の算出に用いる指標が変わるだけであり、ｄＱ／ｄＶの値の平均値を用いる場合と同様の手順で推定される補正値（ＳＯＨ）を算出できる。
「実施例１」
　実施例１の二次電池としてリチウムイオン二次電池を作製した。まず、正極を準備した。正極活物質としてＮＣＡ（組成式：Ｌｉ１．０Ｎｉ０．７８Ｃｏ０．１９Ａｌ０．０３Ｏ２）、導電材としてカーボンブラック、バインダーとしてポリフッ化ビニリデン（ＰＶＤＦ）を準備した。これらを溶媒中で混合し、塗料を作製し、アルミ箔からなる正極集電体上に塗布した。正極活物質と導電材とバインダーの質量比は、９５：２：３とした。塗布後に、溶媒は除去した。正極活物質層のローディングが１０．０ｍｇ／ｃｍ２の正極シートを作製した。
　次いで負極を準備した。負極活物質としてグラファイト、バインダーとしてスチレン・ブタジエンゴム（ＳＢＲ）、増粘剤としてカルボキシメチルセルロース（ＣＭＣ）を準備した。これらを蒸留水に分散させ、塗料を作製し、銅箔からなる負極集電体上に塗布した。負極活物質とバインダーおよび増粘剤は質量比で９５：３：２とした。塗布後に乾燥させ、負極活物質層のローディングが６．０ｍｇ／ｃｍ２の負極シートを作製した。
　上記で作製した正極および負極と、セパレータを介して積層した。セパレータには、ポリエチレンとポリプロピレンの積層体を用いた。得られた発電部を調製した電解液に含浸させてから外装体内に封入した後、真空シールし、評価用のリチウム二次電池を作製した。電解液は、エチレンカーボネート（ＥＣ）とジメチルカーボネート（ＤＥＣ）が等量混合された溶媒に、六フッ化リン酸リチウム（ＬｉＰＦ６）１．５ＭＯＬ/Ｌを溶解させたものとした。
　リチウム二次電池の充放電サイクルを繰り返しながら、実測のＳＯＨと推定のＳＯＨとを求めた。実測及び推定のＳＯＨは、１００サイクル、２００サイクル、３００サイクルのそれぞれで求めた。その結果を表１に示す。
　１回の充放電の条件は、２５℃において、０．１Ｃに相当する定電流で、終止電圧４．４Ｖまで充電し、その後０．１Ｃに相当する定電流で３．０Ｖまで放電した。１Ｃは、電池の基準容量を１時間で放電する電流値を表し、０．１Ｃとはその１／１０の電流値を表す。実測のＳＯＨは、各サイクルの満充電から満放電までの容量を初回の容量で割り、１００をかけることで求めた。推測のＳＯＨは、上述の関係式（１）から求められた補正値である。また上述のように、推測のＳＯＨは、Ｑ－Ｖ曲線における変曲点の最大値または最小値の平均値を用いて、求められた補正値であってもよい。本実施例は、変曲点をより鮮明に捉えるためにｄＱ／ｄＶの特定ピークの平均値を用いた。
　実施例１では、補正値を求める際に、一つの極大点と一つの極小点を選択した。極大点は、二次電池の初期の充放電試験において、満放電状態から３番目に表れる電圧安定領域に伴う極大点（Ｐ３）を選択した。極小点は、二次電池の初期の充放電試験において、満放電状態から３番目に表れる電圧変動領域に伴う極小点（Ｂ３）を選択した。
「実施例２」
　実施例２は、補正値を求める際に、二つの極大点と一つの極小点を選択した。極大点は、二次電池の初期の充放電試験において、満放電状態から１番目に表れる電圧安定領域に伴う極大点（Ｐ１）と、満放電状態から３番目に表れる電圧安定領域に伴う極大点（Ｐ３）とを選択した。極小点は、二次電池の初期の充放電試験において、満放電状態から２番目に表れる電圧変動領域に伴う極小点（Ｂ２）を選択した。その他の条件は、実施例１と同じとして、１００サイクル、２００サイクル、３００サイクルのそれぞれで実測及び推定のＳＯＨを求めた。その結果を表１に示す。
「実施例３」
　実施例３は、補正値を求める際に、二つの極大点と一つの極小点を選択した。極大点は、二次電池の初期の充放電試験において、満放電状態から２番目に表れる電圧安定領域に伴う極大点（Ｐ２）と、満放電状態から３番目に表れる電圧安定領域に伴う極大点（Ｐ３）とを選択した。極小点は、二次電池の初期の充放電試験において、満放電状態から２番目に表れる電圧変動領域に伴う極小点（Ｂ２）を選択した。その他の条件は、実施例１と同じとして、１００サイクル、２００サイクル、３００サイクルのそれぞれで実測及び推定のＳＯＨを求めた。その結果を表１に示す。
「実施例４」
　実施例４は、補正値を求める際に、二つの極大点と一つの極小点を選択した。極大点は、二次電池の初期の充放電試験において、満放電状態から２番目に表れる電圧安定領域に伴う極大点（Ｐ２）と、満放電状態から３番目に表れる電圧安定領域に伴う極大点（Ｐ３）とを選択した。極小点は、二次電池の初期の充放電試験において、満放電状態から３番目に表れる電圧変動領域に伴う極小点（Ｂ３）を選択した。その他の条件は、実施例１と同じとして、１００サイクル、２００サイクル、３００サイクルのそれぞれで実測及び推定のＳＯＨを求めた。その結果を表１に示す。
「実施例５」
　実施例５は、補正値を求める際に、二つの極大点と一つの極小点を選択した。極大点は、二次電池の初期の充放電試験において、満放電状態から２番目に表れる電圧安定領域に伴う極大点（Ｐ２）と、満放電状態から４番目に表れる電圧安定領域に伴う極大点（Ｐ４）とを選択した。極小点は、二次電池の初期の充放電試験において、満放電状態から３番目に表れる電圧変動領域に伴う極小点（Ｂ３）を選択した。その他の条件は、実施例１と同じとして、１００サイクル、２００サイクル、３００サイクルのそれぞれで実測及び推定のＳＯＨを求めた。その結果を表１に示す。
「実施例６」
　実施例６は、リチウムイオン二次電池の正極の正極活物質を、ＬｉＮｉ０．３３Ｍｎ０．３３Ｃｏ０．３３Ｏ２（ＮＣＭ）とＬｉＭｎ２Ｏ４（ＬＭＯ）を混合したものに変えた点が実施例５と異なる。ＮＣＭとＬＭＯとの比は、８：２とした。その他の条件は、実施例５と同じとして、１００サイクル、２００サイクル、３００サイクルのそれぞれで実測及び推定のＳＯＨを求めた。その結果を表１に示す。
「実施例７」
　実施例７は、補正値を求める際に、一つの極大点と二つの極小点を選択した。極大点は、二次電池初期の充放電試験において、満放電状態から３番目に表れる電圧安定領域に伴う極大点（Ｐ３）を選択した。極小点は、二次電池の初期の充放電試験において、満放電状態から１番目に表れる電圧変動領域に伴う極小点（Ｂ１）と満放電状態から３番目に表れる電圧変動領域に伴う極小点（Ｂ３）とを選択した。その他の条件は、実施例１と同じとして、１００サイクル、２００サイクル、３００サイクルのそれぞれで実測及び推定のＳＯＨを求めた。その結果を表１に示す。
「実施例８」
　実施例８は、補正値を求める際に、一つの極大点と二つの極小点を選択した。極大点は、二次電池初期の充放電試験において、満放電状態から２番目に表れる電圧安定領域に伴う極大点（Ｐ２）を選択した。極小点は、二次電池の初期の充放電試験において、満放電状態から１番目に表れる電圧変動領域に伴う極小点（Ｂ１）と満放電状態から２番目に表れる電圧変動領域に伴う極小点（Ｂ２）とを選択した。その他の条件は、実施例１と同じとして、１００サイクル、２００サイクル、３００サイクルのそれぞれで実測及び推定のＳＯＨを求めた。その結果を表１に示す。
「実施例９」
　実施例９は、補正値を求める際に、一つの極大点と二つの極小点を選択した。極大点は、二次電池初期の充放電試験において、満放電状態から２番目に表れる電圧安定領域に伴う極大点（Ｐ２）を選択した。極小点は、二次電池の初期の充放電試験において、満放電状態から１番目に表れる電圧変動領域に伴う極小点（Ｂ１）と満放電状態から３番目に表れる電圧変動領域に伴う極小点（Ｂ３）とを選択した。その他の条件は、実施例１と同じとして、１００サイクル、２００サイクル、３００サイクルのそれぞれで実測及び推定のＳＯＨを求めた。その結果を表１に示す。
「実施例１０」
　実施例１０は、補正値を求める際に、二つの極大点と二つの極小点を選択した。極大点は、二次電池初期の充放電試験において、満放電状態から２番目に表れる電圧安定領域に伴う極大点（Ｐ２）と満放電状態から４番目に表れる電圧安定領域に伴う極大点（Ｐ４）とを選択した。極小点は、二次電池の初期の充放電試験において、満放電状態から１番目に表れる電圧変動領域に伴う極小点（Ｂ１）と満放電状態から３番目に表れる電圧変動領域に伴う極小点（Ｂ３）とを選択した。その他の条件は、実施例１と同じとして、１００サイクル、２００サイクル、３００サイクルのそれぞれで実測及び推定のＳＯＨを求めた。その結果を表１に示す。
「比較例１」
　実施例１は、補正値を求める際に、一つの極大点のみを選択した。極大点は、二次電池初期の充放電試験において、満放電状態から２番目に表れる電圧安定領域に伴う極大点（Ｐ２）を選択した。その他の条件は、実施例１と同じとして、１００サイクル、２００サイクル、３００サイクルのそれぞれで実測及び推定のＳＯＨを求めた。その結果を表１に示す。
「比較例２」
　比較例２は、補正値を求める際に、一つの極小点のみを選択した。極小点は、二次電池の初期の充放電試験において、満放電状態から３番目に表れる電圧変動領域に伴う極小点（Ｂ３）を選択した。その他の条件は、実施例１と同じとして、１００サイクル、２００サイクル、３００サイクルのそれぞれで実測及び推定のＳＯＨを求めた。その結果を表１に示す。
「比較例３」
　比較例３は、補正値を求める際に、二つの極大点を選択した。極大点は、二次電池初期の充放電試験において、満放電状態から２番目に表れる電圧安定領域に伴う極大点（Ｐ２）と満放電状態から４番目に表れる電圧安定領域に伴う極大点（Ｐ４）とを選択した。その他の条件は、実施例１と同じとして、１００サイクル、２００サイクル、３００サイクルのそれぞれで実測及び推定のＳＯＨを求めた。その結果を表１に示す。
「比較例４」
　比較例４は、補正値を求める際に、二つの極小点を選択した。極小点は、二次電池の初期の充放電試験において、満放電状態から１番目に表れる電圧変動領域に伴う極小点（Ｂ１）と満放電状態から３番目に表れる電圧変動領域に伴う極小点（Ｂ３）とを選択した。その他の条件は、実施例１と同じとして、１００サイクル、２００サイクル、３００サイクルのそれぞれで実測及び推定のＳＯＨを求めた。その結果を表１に示す。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000001
　表１に示すように、極大点と極小点とをそれぞれ一つ以上選択した実施例１～１０はいずれも、極大点と極小点とのうちのいずれか一方を利用していない比較例１～４より実測のＳＯＨと推定のＳＯＨとの誤差が小さかった。
（実機検証）
　本実施形態に係るＳＯＨ推定過程を制御部（制御装置）に組み込んだ蓄電池（電池パック）を用意した。蓄電池は、制御部と安全機構とを含むバッテリーマネジメントシステムと、１０個のリチウムイオン二次電池セルとを中心に構成した。用意した蓄電池に対し、室温で０．２Ｃのレートで満放電をおこない、その後、室温で０．２Ｃのレートで満充電をおこない、蓄電池を実使用の初期状態とした。この充電の際に、各電圧におけるｄＱ／ｄＶ値を得てＶ－ｄＱ／ｄＶ曲線を取得すると共に、制御部のソフトウェア上のＳＯＨを記録した。
　上記の過程で初期状態となった蓄電池を意図的に劣化させるため、１００サイクル充放電工程をおこなった。ここで、１００サイクル充放電工程は、以下の手順を少なくとも含むよう構成された評価工程を含む。
　１）４５℃の温度環境下において０．５Ｃのレートで満放電とした後に、０．５Ｃのレートで満充電をおこなう、というサイクルを１００回繰り返す。
　２）最後の満放電（すなわち、１００サイクル目の満放電）の後に、再び室温で０．２Ｃのレートでの満充電をおこない、充電時の各電圧におけるｄＱ／ｄＶ値を得てＶ－ｄＱ／ｄＶ曲線を取得する。
　３）得られた１００サイクル充放電工程後のＶ－ｄＱ／ｄＶ曲線と、上記の初期状態におけるＶ－ｄＱ／ｄＶ曲線と、を比較する。
　４－１）ピーク形状の変化が認められた場合、蓄電池内のリチウムイオン二次電池に劣化が生じたものと判断して、制御部のソフトウェア上のＳＯＨ値を記録する。
　４－２）ピーク形状の変化が認められなかった場合、ふたたび上記１）～３）の作業を繰り返す。
　本実機検証では、この１００サイクル充放電工程（上記１）～４－２）の作業）を、初期状態とは異なる三つのＶ－ｄＱ／ｄＶ曲線と、同じく三つのＳＯＨ値と、が得られるまで繰り返した。これにより、リチウムイオン二次電池の三つの劣化状態（以下、第一の劣化状態、第二の劣化状態、第三の劣化状態、という。）におけるそれぞれのＶ－ｄＱ／ｄＶ曲線とＳＯＨ値とを得た。
　第一の劣化状態のＶ－ｄＱ／ｄＶ曲線と、第二の劣化状態のＶ－ｄＱ／ｄＶ曲線と、第三の劣化状態のＶ－ｄＱ／ｄＶ曲線と、をそれぞれ出力し、極大点としてＰ２を、極小点としてＢ１とＢ３とを採用し、各劣化状態におけるｄＱ／ｄＶ強度の平均を算出した。得られた各ｄＱ／ｄＶ強度の平均値をＸ軸に、それぞれの劣化状態における制御部から出力されたＳＯＨ値をＹ軸にとり、プロットをおこなったところ、Ｙ＝ＡＸ＋Ｂの式で表される良好な直線関係が得られた。このことから、本実機検証で用意した蓄電池では、本発明の方法によるＳＯＨの補正が機能していることが確認できた。
１０　二次電池
２０　制御装置
２１　ｄＱ／ｄＶ算出手段
２２　平均値算出手段
２３　補正手段
１００　電池パック

Claims (9)

  1. 　二次電池の電圧の変化量に対する蓄電量の変化量の割合であるｄＱ／ｄＶを縦軸とし、前記二次電池の電圧を横軸としたＶ－ｄＱ／ｄＶ曲線に表れる複数の極値点のうち、一つ以上の極大点及び極小点をそれぞれ含む複数の特定極値点又はこれと数学的に等価な点におけるｄＱ／ｄＶ値の平均値をＸとし、
    　校正サンプルにおける前記複数の特定極値点又はこれと数学的に等価な点におけるｄＱ／ｄＶ値の前記平均値と前記校正サンプルの劣化度合いとの関係から予め求められる定数をＡ、Ｂとした際に、
    　前記二次電池の劣化度合いＳＯＨを、ＳＯＨ＝ＡＸ＋Ｂ　・・・（１）に補正する、
    二次電池の制御装置。
  2. 　前記複数の特定極値点は、前記極大点と前記極小点とのうちいずれかを２つ以上含む、請求項１に記載の二次電池の制御装置。
  3. 　前記複数の特定極値点は、前記極大点として３．６Ｖ以上３．８Ｖ以下の電圧範囲に表れる極大点を含む、請求項１又は２に記載の二次電池の制御装置。
  4. 　前記複数の特定極値点は、前記極小点として３．９Ｖ以上４．２Ｖ以下の電圧範囲に表れる極小点を含む、請求項１～３のいずれか一項に記載の二次電池の制御装置。
  5. 　前記複数の特定極値点は、前記極大点として４．０Ｖ以上４．２Ｖ以下の電圧範囲に表れる極大点を含む、請求項１～４のいずれか一項に記載の二次電池の制御装置。
  6. 　前記ｄＱ／ｄＶを算出するｄＱ／ｄＶ算出手段と、
    　前記Ｖ－ｄＱ／ｄＶ曲線に表れる複数の極値点から前記複数の特定極値点を選択し、前記複数の特定極値点におけるｄＱ／ｄＶ値の平均値を算出する平均値算出手段と、
    　前記平均値に基づいて、前記二次電池の劣化度合いＳＯＨを補正する補正手段と、を有する、請求項１～５のいずれか一項に記載の二次電池の制御装置。
  7. 　二次電池と請求項１～６のいずれか一項に記載の二次電池の制御装置とを備える、電池パック。
  8. 　前記二次電池は、正極に活物質として、リチウムニッケルコバルトマンガン複合酸化物（ＮＣＭ）及びリチウムマンガン酸化物（ＬＭＯ）を含む、請求項７に記載の電池パック。
  9. 　二次電池の電圧の変化量に対する蓄電量の変化量の割合であるｄＱ／ｄＶを縦軸とし、前記二次電池の電圧を横軸としたＶ－ｄＱ／ｄＶ曲線に表れる複数の極値点のうち、一つ以上の極大点及び極小点をそれぞれ含む複数の特定極値点又はこれと数学的に等価な点におけるｄＱ／ｄＶ値の平均値をＸとし、
    　校正サンプルにおける前記複数の特定極値点又はこれと数学的に等価な点におけるｄＱ／ｄＶ値の前記平均値と前記校正サンプルの劣化度合いとの関係から予め求められる定数をＡ、Ｂとした際に、
    　前記二次電池の劣化度合いＳＯＨを、ＳＯＨ＝ＡＸ＋Ｂ　・・・（１）に補正する、二次電池の制御方法。
PCT/JP2020/027371 2020-03-05 2020-07-14 二次電池の制御装置、電池パックおよび二次電池の制御方法 WO2021176745A1 (ja)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2022504959A JP7490044B2 (ja) 2020-03-05 2020-07-14 二次電池の制御装置、電池パックおよび二次電池の制御方法

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2020009282 2020-03-05
JPPCT/JP2020/009282 2020-03-05

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2021176745A1 true WO2021176745A1 (ja) 2021-09-10

Family

ID=77614196

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2020/027371 WO2021176745A1 (ja) 2020-03-05 2020-07-14 二次電池の制御装置、電池パックおよび二次電池の制御方法

Country Status (2)

Country Link
JP (1) JP7490044B2 (ja)
WO (1) WO2021176745A1 (ja)

Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2014002055A (ja) * 2012-06-19 2014-01-09 Hitachi Ltd 二次電池の検査システム、充放電機、及び検査方法
JP2015060761A (ja) * 2013-09-19 2015-03-30 株式会社東芝 二次電池の劣化診断システム及び劣化診断方法
US20150147614A1 (en) * 2013-11-23 2015-05-28 Hrl Laboratories, Llc Voltage protection and health monitoring of batteries with reference electrodes
JP2017227539A (ja) * 2016-06-22 2017-12-28 横河電機株式会社 二次電池容量測定システムおよび二次電池容量測定方法
US20180040888A1 (en) * 2016-08-02 2018-02-08 Samsung Sdi Co., Ltd. Lithium cobalt composite oxide for lithium secondary battery and lithium secondary battery including positive electrode including the lithium cobalt composite oxide
JP2018205139A (ja) * 2017-06-05 2018-12-27 三菱自動車工業株式会社 二次電池システム
WO2019017183A1 (ja) * 2017-07-19 2019-01-24 株式会社Ｇｓユアサ 推定装置、蓄電装置、推定方法、及びコンピュータプログラム
JP2019045351A (ja) * 2017-09-04 2019-03-22 三菱自動車工業株式会社 二次電池システム
JP2019165553A (ja) * 2018-03-19 2019-09-26 三菱自動車工業株式会社 二次電池ユニットの充電装置

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP6311746B2 (ja) 2016-06-21 2018-04-18 マツダ株式会社 リチウムイオン電池の診断装置及び制御装置

Patent Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2014002055A (ja) * 2012-06-19 2014-01-09 Hitachi Ltd 二次電池の検査システム、充放電機、及び検査方法
JP2015060761A (ja) * 2013-09-19 2015-03-30 株式会社東芝 二次電池の劣化診断システム及び劣化診断方法
US20150147614A1 (en) * 2013-11-23 2015-05-28 Hrl Laboratories, Llc Voltage protection and health monitoring of batteries with reference electrodes
JP2017227539A (ja) * 2016-06-22 2017-12-28 横河電機株式会社 二次電池容量測定システムおよび二次電池容量測定方法
US20180040888A1 (en) * 2016-08-02 2018-02-08 Samsung Sdi Co., Ltd. Lithium cobalt composite oxide for lithium secondary battery and lithium secondary battery including positive electrode including the lithium cobalt composite oxide
JP2018205139A (ja) * 2017-06-05 2018-12-27 三菱自動車工業株式会社 二次電池システム
WO2019017183A1 (ja) * 2017-07-19 2019-01-24 株式会社Ｇｓユアサ 推定装置、蓄電装置、推定方法、及びコンピュータプログラム
JP2019045351A (ja) * 2017-09-04 2019-03-22 三菱自動車工業株式会社 二次電池システム
JP2019165553A (ja) * 2018-03-19 2019-09-26 三菱自動車工業株式会社 二次電池ユニットの充電装置

Also Published As

Publication number Publication date
JP7490044B2 (ja) 2024-05-24
JPWO2021176745A1 (ja) 2021-09-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US9083062B2 (en) Battery packs for vehicles and high capacity pouch secondary batteries for incorporation into compact battery packs
US8697288B2 (en) High energy lithium ion secondary batteries
TWI397205B (zh) 用於高放電容量鋰離子電池之正電極材料
US9552901B2 (en) Lithium ion batteries with high energy density, excellent cycling capability and low internal impedance
JP2013524440A (ja) ドープされた正極活物質、およびそれより構成されるリチウムイオン二次電池
KR20180125235A (ko) 리튬 이차 전지용 음극 및 리튬 이차 전지
JP2003308817A (ja) 組電池
KR101666796B1 (ko) 리튬 이차 전지용 양극 활물질, 이의 제조 방법, 및 이를 포함하는 리튬 이차 전지
KR101520118B1 (ko) 리튬이차전지의 사이클 성능 개선 방법
JP6812827B2 (ja) 非水電解液およびそれを用いた非水電解液電池
JPWO2019012864A1 (ja) リチウムイオン二次電池
WO2021191939A1 (ja) 二次電池の制御装置、電池パックおよび二次電池の制御方法
WO2021186537A1 (ja) 二次電池の制御装置、電池パックおよび二次電池の制御方法
WO2013129376A1 (ja) 非水電解質二次電池用活物質、非水電解質二次電池用電極、非水電解質二次電池、及び非水電解質二次電池用活物質の製造方法
WO2021176745A1 (ja) 二次電池の制御装置、電池パックおよび二次電池の制御方法
WO2021191993A1 (ja) 二次電池の制御装置、二次電池の制御システム、二次電池パック及び二次電池の制御方法
WO2021181674A1 (ja) 二次電池の制御装置、電池パックおよび二次電池の制御方法
WO2021181650A1 (ja) 二次電池の制御装置、電池パックおよび二次電池の制御方法
WO2021205642A1 (ja) 二次電池の制御装置、二次電池の制御システム、電池パックおよび二次電池の制御方法
US20230231125A1 (en) Method for activating electrochemical property of cathode active material for lithium secondary battery and cathode active material for lithium secondary battery
WO2021181672A1 (ja) 二次電池の制御装置、電池パックおよび二次電池の制御方法
WO2021186511A1 (ja) 二次電池の制御装置、電池パックおよび二次電池の制御方法
WO2021186550A1 (ja) 二次電池の制御装置、電池パックおよび二次電池の制御方法
JP7179956B2 (ja) リチウムイオン電池用正極およびリチウムイオン電池
WO2021192018A1 (ja) 二次電池の制御装置、二次電池の制御システム、電池パック及び二次電池の制御方法

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: 20922668

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2022504959

Country of ref document: JP

Kind code of ref document: A

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 20922668

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1