WO2021191993A1 - 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 - Google Patents

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 Download PDF

Info

Publication number
WO2021191993A1
WO2021191993A1 PCT/JP2020/012824 JP2020012824W WO2021191993A1 WO 2021191993 A1 WO2021191993 A1 WO 2021191993A1 JP 2020012824 W JP2020012824 W JP 2020012824W WO 2021191993 A1 WO2021191993 A1 WO 2021191993A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
secondary battery
soc
amount
curve
feature points
Prior art date
Application number
PCT/JP2020/012824
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 PCT/JP2020/012824 priority Critical patent/WO2021191993A1/ja
Publication of WO2021191993A1 publication Critical patent/WO2021191993A1/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]
    • G01R31/385—Arrangements for measuring battery or accumulator variables
    • G01R31/387—Determining ampere-hour charge capacity or SoC
    • 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
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J7/00—Circuit arrangements for charging or depolarising batteries or for supplying loads from batteries
    • 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 a secondary battery control device, a secondary battery control system, a secondary battery pack, and a secondary battery control method.
  • SOC State of Charge
  • SOH State of Health
  • SOC is an index showing the charge state (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 full discharge capacity at the time of deterioration to the initial full discharge capacity.
  • various methods for estimating the SOC of a secondary battery have been proposed.
  • Patent Document 1 discloses a method of estimating the charge rate by integrating the charge / discharge currents of a secondary battery.
  • Patent Document 2 discloses a method of detecting the open circuit voltage of a secondary battery and estimating the charge rate based on the open circuit voltage.
  • the charge rate estimation method based on the charge / discharge current integration the charge rate estimation method based on the open circuit voltage, or a combination thereof, the charge rate estimation error still occurs. This is because the accuracy of the measuring instrument, the limitation of the correctable area, the open circuit voltage, and the like change depending on the temperature and the deterioration state of the secondary battery.
  • the present invention has been made in view of the above problems, and is a secondary battery control device, a secondary battery control system, a secondary battery pack, and a secondary battery capable of estimating the charge state of the secondary battery with high accuracy. It is an object of the present invention to provide the control method of the next battery.
  • the secondary battery control device is a secondary battery control device having at least one battery cell.
  • the constant current charging characteristic information showing the relationship between the amount of electricity stored in the secondary battery and dQ / dV, which is the ratio of the amount of change in the amount of electricity stored to the amount of change in the voltage of the secondary battery, the fullness of the secondary battery
  • the dQ / dV peak that appears when the charging curve when charging from the discharged state is differentiated or a point mathematically equivalent to this, or 3.50V or more and less than 3.65V, 3.65V or more and less than 3.90V, 3
  • the feature point is the dQ / dV peak obtained when the charge curve in each range of .90V or more and less than 4.10V, 4.10V or more and 4.15V or less is differentiated, or a point mathematically equivalent to this.
  • Feature points include one or more maximum values and / or one or more minimum values.
  • N integer
  • the total amount of electricity stored at the plurality of feature points is X
  • the position corresponding to (X / N) on the QdQ / dV curve is calculated as a reference SOC, and the charge state (SOC) of the secondary battery is corrected using the reference SOC.
  • the secondary battery control device is a secondary battery control device having at least one battery cell.
  • the QdQ / dV curve showing the relationship between the amount of electricity stored in the secondary battery and dQ / dV, which is the ratio of the amount of change in the amount of electricity stored to the amount of change in the voltage of the secondary battery
  • the QdQ / One or more maximum points and / or one or more minimum points that are peaks appearing on the dV curve are feature points
  • the feature points are one or more of the maximum points and / or one or more of the minimum points.
  • the charge state (SOC) of the secondary battery is calculated as a reference SOC, and the charge state (SOC) of the secondary battery is corrected using the reference SOC.
  • the secondary battery control device is dQ, which is the ratio of the amount of change in the amount of electricity stored to the amount of change in the voltage of the secondary battery.
  • a dQ / dV calculation means for calculating / dV a reference SOC calculation means for calculating the SOC of the secondary battery at a position corresponding to (X / N) on the Q-dQ / dV curve as a reference SOC, and a reference SOC calculation means. It has an SOC correction means for correcting the SOC of the secondary battery based on the reference SOC, and the SOC correction means is a correction target on the QdQ / dV curve using the following equation (1).
  • correction SOC Reference SOC + ( ⁇ Q / (Q MAX * SOH)) * 100 ⁇ ⁇ ⁇ (1)
  • Q MAX is the maximum value of the initial stored amount of the secondary battery 4, and SOH. Indicates the ratio of the full discharge capacity at the time of deterioration to the initial full discharge capacity.
  • the X is the amount of electricity stored at two or more of the feature points at the maximum point and the amount of electricity stored at one or more of the minimum points. Or may include the amount of electricity stored at one or more of the local maxima and the amount of electricity stored at two or more of the local minimums.
  • the voltage fluctuation region that first appears from the fully discharged state may be set as the minimum point.
  • the voltage stabilizing region that appears second from the fully discharged state may be set as the maximum point.
  • the voltage fluctuation region that appears second from the fully discharged state may be set as the minimum point.
  • the secondary battery control system includes a secondary battery control device according to the first or second aspect, and a secondary battery having at least one battery cell.
  • the secondary battery has a positive electrode and a negative electrode
  • the positive electrode is LiMO 2 (M is Co, Ni, Al) as a positive electrode active material.
  • Mn and Fe and the negative electrode may contain graphite as the negative electrode active material.
  • the positive electrode may contain a lithium nickel cobalt manganese composite oxide (NCM) and a lithium manganese oxide (LMO) as the positive electrode active material.
  • NCM lithium nickel cobalt manganese composite oxide
  • LMO lithium manganese oxide
  • the secondary battery pack according to the fourth aspect includes a control system according to the third aspect and a housing for accommodating the control system.
  • the method for controlling a secondary battery according to a fifth aspect is a method for controlling a secondary battery having at least one battery cell.
  • the constant current charging characteristic information showing the relationship between the amount of electricity stored in the secondary battery and dQ / dV, which is the ratio of the amount of change in the amount of electricity stored to the amount of change in the voltage of the secondary battery
  • the fullness of the secondary battery The dQ / dV peak that appears when the charging curve when charging from the discharged state is differentiated or a point mathematically equivalent to this, or 3.50V or more and less than 3.65V, 3.65V or more and less than 3.90V, 3
  • the feature point is the dQ / dV peak obtained when the charge curve in each range of .90V or more and less than 4.10V, 4.10V or more and 4.15V or less is differentiated, or a point mathematically equivalent to this.
  • Feature points include one or more maximum values and / or one or more minimum values.
  • N integer
  • X total amount of electricity stored at the plurality of feature points
  • SOC charge state
  • the method for controlling a secondary battery according to a sixth aspect is a method for controlling a secondary battery having at least one battery cell.
  • the QdQ / dV curve showing the relationship between the amount of electricity stored in the secondary battery and dQ / dV, which is the ratio of the amount of change in the amount of electricity stored to the amount of change in the voltage of the secondary battery
  • the QdQ / One or more maximum points and / or one or more minimum points that are peaks appearing on the dV curve are feature points
  • the feature points are one or more of the maximum points and / or one or more of the minimum points.
  • the charge state (SOC) of the secondary battery is calculated as a reference SOC, and the charge state (SOC) of the secondary battery is corrected using the reference SOC.
  • the state of charge of the secondary battery can be estimated with high accuracy.
  • the secondary battery can be efficiently charged based on the highly accurate estimation of the SOC.
  • FIG. 1 is a block diagram showing an example of a configuration of a secondary battery pack according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 2A is an example of the Q-dQ / dV curve of the secondary battery of FIG. 1
  • FIG. 2B is the SOC-dQ / dV curve of the secondary battery of FIG. 3 (a) to 3 (c) are conceptual diagrams for explaining a method of estimating SOC executed by the control device of the secondary battery of FIG.
  • FIG. 4 is a cross-sectional view showing an example of the configuration of the secondary battery according to the present embodiment.
  • FIG. 5 is a flowchart showing an example of a procedure for verifying the SOC corrected by the control method of the secondary battery according to the present embodiment.
  • FIG. 1 is a block diagram of a secondary battery pack according to an embodiment of the present invention.
  • the secondary battery pack 1 includes a control system 2 and a housing 3 that houses the control system 2.
  • the control system 2 includes a secondary battery 4 and a control device 5.
  • Signal communication is performed between the secondary battery 4 and the control device 5.
  • the signal communication may be wired or wireless.
  • the control device 5 is mounted on the secondary battery 4, but the present invention is not limited to this, and the control device 5 may be provided separately from the secondary battery 4. In this case, for example, when the secondary battery 4 is connected to a charger (not shown), the control device 5 can execute each function described later.
  • the secondary battery 4 has at least one battery cell 41.
  • the secondary battery 4 has a plurality of battery cells 41, 41, ....
  • the secondary battery 4 is, for example, a lithium secondary battery. The specific configuration of the secondary battery 4 will be described later.
  • the secondary battery 4 deteriorates with use due to repeated charging and discharging.
  • the index of the state of charge of the secondary battery 4 is SOC (State of Charge). SOC is expressed as a ratio (%) of the remaining capacity (Ah) to the fully charged capacity (Ah) of the secondary battery 4. Estimating the SOC with high accuracy leads to the safe and long-term use of the secondary battery 4.
  • the control device 5 includes, for example, a dQ / dV calculation means 51, a reference SOC calculation means, 52, and an SOC correction means 53.
  • the control device 5 is a controller that controls the secondary battery 4, for example, a microcomputer.
  • the control device 5 includes a memory 54 (recording medium) in which a program for executing the control method of the secondary battery described later is stored in a computer readable manner, and a CPU 55 for executing the program stored in the memory 54.
  • the CPU 55 comprehensively controls the control device 5 and reads a program from the memory 54 to execute a control method for the secondary battery and the like.
  • the control device 5 includes a known current integrating means and an electric amount calculating means (not shown) for calculating the current integrated value and the electric energy (storage amount), a known voltage detecting means (not shown) for detecting the discharge voltage, and the like. You may. Further, a known SOC calculation means (not shown) or a known SOH calculation means (not shown) may be provided.
  • the dQ / dV calculation means 51 monitors the voltage and the amount of electricity stored in the secondary battery 4.
  • the dQ / dV calculation means 51 is dQ / dV, which is the ratio of the amount of change in the amount of electricity stored to the amount of change in the voltage of the secondary battery 4 from the amount of change in the voltage and the amount of electricity stored in the secondary battery 4 per unit time. Calculate dV.
  • the calculation of dQ / dV may be performed at the time of charging or at the time of discharging.
  • the dQ / dV calculating means 51 sets the charging voltage of the secondary battery 4 and the 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 4. It has constant current charging characteristic information showing the relationship between, and draws, for example, a Q-dQ / dV curve.
  • the Q-dQ / dV curve is obtained by differentiating the capacitance measured by the charge / discharge test with a voltage.
  • FIG. 2A is an example of a Q-dQ / dV curve.
  • the horizontal axis represents the amount of electricity stored (electrical capacity) of the secondary battery
  • the vertical axis represents dQ / dV.
  • the QdQ / dV curve has a plurality of peaks.
  • the plurality of peaks include, for example, a peak top indicated by a maximum point P1, P2, P3, P4 in the figure and a peak bottom indicated by a minimum point B1, B2, B3, B4 (hereinafter, peak top and peak bottom). Is simply called the peak).
  • the maximum point on the Q-dQ / dV curve corresponds to a portion where the potential is flat on the charge / discharge curve.
  • the minimum point on the Q-dQ / dV curve corresponds to a portion of the charge / discharge curve where the potential fluctuation is large.
  • the above-mentioned plurality of peaks are caused by the combined positive electrode and / or negative electrode.
  • the maximum point P1 and the minimum point B1 are derived from the negative electrode
  • the maximum point P2 and the minimum point B2 are derived from the negative electrode (or the negative electrode and the positive electrode).
  • the maximum point P3 and the minimum point B3 are derived from the positive electrode
  • the maximum point P4 and the minimum point B4 are derived from the positive electrode.
  • the peaks indicated by the maximum points P1 and P2 are mainly generated by inserting the Li layer between the crystal layers of the negative electrode (for example, graphite) during charging.
  • the peak intensity and width greatly change due to a change in the stage structure of graphite.
  • the peaks indicated by the maximum points P3 and P4 mainly occur according to the crystal structure of the positive electrode and the change in the valence of the constituent atoms.
  • the secondary in the constant current charging characteristic information showing the relationship between the stored amount of the secondary battery 4 and dQ / dV, which is the ratio of the changed amount of the stored amount to the changed amount of the voltage of the secondary battery 4, the secondary is secondary.
  • the dQ / dV peak that appears when the charging curve when charging from the fully discharged state of the battery 4 is differentiated, or a point (or value) that is mathematically equivalent to this, or the charging voltage of the secondary battery 4 is 3.50V.
  • DQ / dV obtained when the charge curve in each range of less than 3.65V or more and less than 3.65V or more and less than 3.90V, 3.90V or more and less than 4.10V, 4.10V or more and 4.15V or less is differentiated.
  • a peak or a point (or value) mathematically equivalent to this is set as a feature point. This feature point includes one or more maximum values and / or one or more minimum values.
  • the Q-dQ / dV curve is obtained by exchanging the X-axis and the Y-axis of the Q-V curve and differentiating Q by V
  • the specific extreme point of dQ / dV is usually set. It can be said that it is mathematically equivalent to the inflection point in the QV curve of.
  • the QV curve the point where the reciprocal of the slope between two points at a predetermined interval becomes the maximum or minimum is set as the inflection point, and the average value of Q of the points having the maximum value or the minimum value is used for correction. May be done. In this case, only the index used for calculating the correction changes, and the correction value (SOC) estimated by the same procedure as when using the average value of the dQ / dV values can be calculated.
  • the dQ / dV calculation means 51 has a relationship between the amount of electricity stored in the secondary battery 4 and dQ / dV, which is the ratio of the amount of change in the amount of electricity stored in the amount of change in the voltage of the secondary battery 4.
  • dQ / dV curve showing, one or more maximum points and / or one or more minimum points, which are peaks appearing on the Q-dQ / dV curve, are set as feature points.
  • This feature point includes one or more extremums and / or one or more extrema.
  • the dQ / dV calculation means 51 may select a maximum point that appears in the voltage range of 3.50 V or more and less than 3.65 V as the maximum point. For example, if there are multiple maxima within the voltage range, the largest main peak top is selected. In the example of FIG. 2, the maximum point P1 is within this voltage range.
  • the maximum point P1 is a peak associated with the voltage stable region that first appears 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 P1 is, for example, a peak associated with a voltage stabilizing region based on the two-phase coexistence reaction of the dilute stage and the stage 4 in the graphite stage structure of the negative electrode.
  • the dQ / dV calculation means 51 can select a minimum point that appears in a voltage range of 3.50 V or more and less than 3.65 V as the minimum point. If there are multiple minimum points within the voltage range, select the largest main peak bottom. In the example of FIG. 2, the minimum point B1 is within this voltage range.
  • the minimum point B1 is a peak associated with a voltage fluctuation region that first appears from the fully discharged state in the initial charge / discharge test of the secondary battery.
  • the minimum point B1 is, for example, a peak associated with a voltage fluctuation region based on the single-phase reaction of stage 4 in the stage structure of graphite of the negative electrode.
  • the dQ / dV calculation means 51 may select a maximum point that appears in a voltage range of 3.65 V or more and less than 3.90 V as the maximum point. For example, if there are multiple maxima within the voltage range, the largest main peak top is selected. In the example of FIG. 2, the maximum point P2 is within this voltage range.
  • the maximum point P2 is a peak 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 located in a voltage stable region based on, for example, a two-phase coexistence reaction of stage 2L and stage 2 in a graphite stage structure of a negative electrode and a hexagonal / monoclinic two-phase coexistence reaction of a positive electrode (NCM, etc.). It is a peak that accompanies.
  • the dQ / dV calculation means 51 can select a minimum point that appears in a voltage range of 3.65 V or more and less than 3.90 V as the minimum point. If there are multiple minimum points within the voltage range, select the largest main peak bottom. In the example of FIG. 2, the minimum point B2 is within this voltage range.
  • the minimum point B2 is a peak associated with a voltage fluctuation region that appears second from the fully discharged state in the initial charge / discharge test of the secondary battery.
  • the minimum point B2 is, for example, a single-layer reaction of stage 2 in the stage structure of graphite of the negative electrode, a hexagonal / monoclinic biphasic coexistence reaction of the positive electrode (NCM, LMO, etc.) and a cubic single-phase reaction. It is a peak associated with the voltage fluctuation region based on this.
  • the dQ / dV calculation means 51 may select a maximum point that appears in the voltage range of 3.90 V or more and less than 4.10 V as the maximum point. For example, if there are multiple maxima within the voltage range, the largest main peak top is selected. In the example of FIG. 2, the maximum point P3 is within this voltage range.
  • the maximum point P3 is a peak 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 maximum point P3 is, for example, a peak associated with a voltage stable region based on a cubic single-phase reaction of a positive electrode (LMO or the like).
  • the dQ / dV calculation means 51 can select a minimum point that appears in the voltage range of 3.90 V or more and less than 4.10 V as the minimum point. For example, if there are a plurality of minimum points within the voltage range, the largest main peak bottom is selected. In the example of FIG. 2, the minimum point B3 is within this voltage range.
  • the minimum point B3 is a peak associated with a 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 a peak associated with a voltage fluctuation region based on, for example, a single-phase reaction of a cubic crystal of a positive electrode (LMO or the like) and a two-phase coexistence reaction of two cubic crystals.
  • the dQ / dV calculation means 51 may select a maximum point that appears in the voltage range of 4.10 V or more and 4.15 V or less as the maximum point. For example, if there are multiple maxima within the voltage range, the largest main peak top is selected. In the example of FIG. 2, the maximum point P4 is within this voltage range.
  • the maximum point P4 is a peak 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 of two cubic crystals of a positive electrode (LMO or the like).
  • the dQ / dV calculation means 51 can select a minimum point that appears in the voltage range of 4.10 V or more and 4.15 V or less as the minimum point. If there are multiple minimum points within the voltage range, select the largest main peak bottom. In the example of FIG. 2A, the minimum point B4 is within this voltage range.
  • the minimum point B4 is a peak associated with the voltage fluctuation region that appears fourth from the fully discharged state in the initial charge / discharge test of the secondary battery.
  • the minimum point B4 is a peak associated with a voltage fluctuation region based on, for example, the single-layer reaction of stage 1 in the stage structure of graphite of the negative electrode and the two-phase coexistence reaction of two cubic crystals of the positive electrode (LMO or the like).
  • the dQ / dV calculating means 51 determines the ratio of the charge state (SOC) of the secondary battery 4 and the amount of change in the amount of stored electricity to the amount of change in the voltage of the secondary battery 4 based on the calculated dQ / dV. It has constant current charging characteristic information showing the relationship with a certain dQ / dV, and draws, for example, an SOC-dQ / dV curve.
  • the SOC-dQ / dV curve is obtained by differentiating the capacitance measured by the charge / discharge test with a voltage. SOC is calculated by SOC calculation means.
  • FIG. 2B is an example of the SOC-dQ / dV curve. In the SOC-dQ / dV curve, the horizontal axis is the SOC of the secondary battery and the vertical axis is dQ / dV.
  • the reference SOC obtained by the dQ / dV calculation means 51 is sent to the reference SOC calculation means 52.
  • the reference SOC calculation means 52 is (X / N) on the QdQ / dV curve when the number of the feature points is an integer N of 3 or more and the total amount of electricity stored at the plurality of feature points is X.
  • the charge state (SOC) of the secondary battery 4 at the position corresponding to is calculated as the reference SOC.
  • the reference SOC obtained by the reference SOC calculation means 52 is sent to the SOC correction means 53.
  • the SOC correction means 53 estimates the SOC of the secondary battery 4 based on the reference SOC sent from the dQ / dV calculation means 51.
  • the SOC correction means 53 corrects the SOC of the secondary battery 4 using the estimated SOC as a correction value.
  • 3A to 3C are conceptual diagrams for explaining the SOC correction procedure executed by the control device of the secondary battery 4.
  • FIG. 3 a case where the maximum point P2 and the minimum points B1 and B2 are preset as feature points in the QdQ / dV curve will be described as an example.
  • the dQ / dV calculation means 51 has a peak bottom B1, a peak top maximum point P2, and a peak bottom minimum point. B2 is detected.
  • SOC correction means 53 using the following equation (1), the SOC at the position Z n is corrected on the Q-dQ / dV curve, correcting the charged state of the secondary battery 4 (SOC) ( FIG. 3 (c)).
  • Correction SOC Reference SOC + ( ⁇ Q / (Q MAX * SOH)) * 100 ⁇ ⁇ ⁇ (1)
  • Q MAX is the initial amount of charge in the secondary battery 4 at the position Z n to be corrected
  • SOH indicates the ratio of the full discharge capacity at the time of deterioration to the initial full discharge capacity.
  • the stored amount Q n can be calculated by, for example, the above-mentioned current integrated value and the known current integrating means and the electric amount calculating means for calculating the electric amount (stored amount).
  • the maximum value Q MAX for example, the full discharge capacity measured in the initial full charge / full discharge can be used.
  • the SOH can be calculated using, for example, the initial full discharge capacity (Ah) and the full discharge capacity (Ah) immediately before the SOC correction process is performed.
  • the SOC at the position corresponding to (Q B1 + Q P2 + Q B2 ) / 3 is obtained as the reference SOC.
  • the storage amount Q n at position Z n is corrected by subtracting (Q B1 + Q P2 + Q B2) / 3 calculates Delta] Q, the two-the Delta] Q, the maximum value Q MAX of the secondary battery 4 Divide by the value obtained by multiplying the SOH of the next battery 4 (Q MAX * SOH). Then, the corrected SOC can be obtained by adding the obtained value to the reference SOC.
  • the case where the maximum points P2 and the minimum points B1 and B2 are set in advance as three feature points has been described as an example, but the maximum points P1 to P4 and / or the minimum points B1 to B4 are selected.
  • the SOC of the secondary battery 4 is corrected by the same method as described above.
  • the correction may be performed after an arbitrary correction value is obtained, and the difference between the possessed value (value before correction) at the correction point and the correction value is an arbitrary point after the correction value is obtained. In addition to, it may be corrected.
  • 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.
  • the above-mentioned X includes the amount of electricity stored at two or more maximum points and the amount of electricity stored at one or more local minimum points, or the amount of electricity stored at one or more maximum points and two or more. It is preferable to include the amount of electricity stored at the minimum point. As a result, the number of maximum points and minimum points as feature points becomes suitable, and the SOC estimation accuracy can be further improved.
  • the voltage fluctuation region that first appears from the full discharge state may be set as the minimum point
  • (2) the voltage stable region that appears second from the full discharge state may be set as the maximum point, or 2 from the full discharge state.
  • the voltage fluctuation region that appears second may be set as the minimum point.
  • one or more of the minimum point of the above (1), the maximum point of the above (2) and the minimum point of the above (3) may be selected. As a result, the maximum and / or minimum points selected as the feature points become suitable, and the SOC estimation accuracy can be further improved.
  • FIG. 4 is a schematic diagram of the secondary battery according to the first embodiment.
  • the secondary battery 4 includes, for example, at least one battery cell 41, an exterior body 42, and an electrolytic solution (not shown).
  • the secondary battery 4 includes one battery cell 41, but is not limited to this, and may include a laminated body in which a plurality of battery cells 41, 41, ... Are laminated. ..
  • the battery cell 41 is connected to the outside via a pair of terminals 43.
  • the exterior body 42 covers the periphery of the battery cell 41.
  • the exterior body 42 is, for example, a metal laminate film in which a metal foil 42A is coated with a polymer film (resin layer 42B) from both sides.
  • the electrolytic solution is housed in the exterior body 42 and impregnated in the battery cell 41.
  • the battery cell 41 includes a positive electrode 41A, a negative electrode 41B, and a separator 41C.
  • the separator 41C is sandwiched between the positive electrode 41A and the negative electrode 41B.
  • the separator 41C is, for example, a film having an electrically insulating porous structure. As the separator 41C, a known one can be used.
  • the positive electrode 41A has a positive electrode current collector 41AA and a positive electrode active material layer 41AB.
  • the positive electrode current collector 41AA is, for example, a conductive plate material.
  • the positive electrode active material layer 41AB is formed on at least one surface of the positive electrode current collector 41AA.
  • the positive electrode active material layer 41AB may be formed on both surfaces of the positive electrode current collector 41AA.
  • the positive electrode active material layer 41AB 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 41A preferably contains one or more LiMO 2 (M is a transition metal element containing one or more selected from the group consisting of Co, Ni, Al, Mn and Fe) as the positive electrode active material.
  • Examples of the positive electrode active material include lithium cobalt oxide (LCO), lithium nickel cobalt manganese composite oxide (NCM), lithium nickel cobalt aluminum composite oxide (NCA), lithium manganese oxide (LMO), and lithium iron phosphate (LMO). LFP).
  • the positive electrode active material layer 41AB may contain a plurality of these positive electrode active materials.
  • the positive electrode 41A preferably contains a lithium nickel cobalt manganese composite oxide (NCM) and a lithium manganese oxide (LMO) as the positive electrode active material layer 41AB.
  • NCM lithium nickel cobalt manganese composite oxide
  • LMO lithium manganese oxide
  • the positive electrode active material becomes suitable, and the SOC estimation accuracy of the secondary battery 4 can be further improved.
  • 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 41B has a negative electrode current collector 41BA and a negative electrode active material layer 41BB.
  • the negative electrode current collector 41BA is, for example, a conductive plate material.
  • the negative electrode active material layer 41BB is formed on at least one surface of the negative electrode current collector 41BA.
  • the negative electrode active material layer 41BB may be formed on both surfaces of the negative electrode current collector 41BA.
  • the negative electrode active material layer 41BB has, for example, a negative 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 42 and impregnated in the battery cell 41.
  • a known electrolytic solution can be used.
  • the SOC of the secondary battery 4 can be corrected to an appropriate value by the control system 2.
  • the number of feature points is an integer N of 3 or more and the total amount of electricity stored at the plurality of feature points is X
  • FIG. 5 is a flowchart showing an example of a procedure for verifying the SOC corrected by the control method of the secondary battery according to the present embodiment.
  • a battery management system including a secondary battery having one or a plurality of lithium ion secondary battery cells, a control unit, and a safety mechanism is prepared.
  • the prepared secondary battery is fully discharged / fully charged at, for example, 0.2 C at room temperature, the dQ / dV value at each voltage is obtained, Q is calculated, and the Q-dQ / dV curve in the initial state is obtained. (Step S11). At this time, the SOC on the software of the control unit is recorded.
  • full discharge / full charge is performed, for example, 100 cycles in a voltage range that does not pass through three or more feature points (step S12).
  • a full discharge is performed at a rate of 0.5 C, and then a full charge is performed at a rate of 0.5 C, which is repeated 100 times. Then, for example room temperature and the full discharge / full charge in 0.2 C, corrected position, i.e. to calculate the SOC in the correction target position Z n (step S13).
  • Step S14 it is determined whether the data of the SOC acquired two or more at a position Z n at Step S13 (Step S14).
  • step S12 when the data of the SOC in the acquired position Z n is less than two, when the data of the SOC in the acquired position Z n is two or more, 0.2 C full discharge in step S13 /
  • the average charge amount Q AVE is calculated using the Q-dQ / dV curve obtained by full charge (step S15).
  • Example 1 A lithium ion secondary battery was manufactured as the secondary battery.
  • 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. After coating, 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 reference SOC (%), the corrected SOC (%), and the measured SOC (%) were obtained.
  • the reference SOC, the corrected SOC, and the measured SOC were determined in 100 cycles.
  • the corrected SOC was obtained from the above equation (1).
  • the measured SOC is a predetermined value from the fully discharged state, with the amount of current supplied when the battery is discharged to 3.0 V at 0.1 C under a 25 ° C environment and then fully charged by constant current constant voltage charging as the denominator. The amount of current supplied at this point was calculated as a numerator.
  • 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.
  • Example 2 When determining the SOC correction value, except that the peak bottoms (minimum points B1, B2, B3) associated with the voltage fluctuation regions appearing first, second, and third from the fully discharged state were selected as the three feature points. Calculated the X / N, the corrected SOC (%), and the estimation error (%) in the same manner as in Example 1.
  • Example 3 X / N, correction SOC (%), and estimation error in the same manner as in Example 1 except that the maximum points P1 and P2 and the minimum points B3 were selected as the three feature points when obtaining the correction value of the SOC. (%) was calculated.
  • Example 4 X / N, correction SOC (%), and estimation error in the same manner as in Example 1 except that the maximum point P2 and the minimum points B2 and B3 were selected as the three feature points when obtaining the correction value of the SOC. (%) was calculated.
  • Example 5 X / N, correction SOC (%), and estimation error in the same manner as in Example 1 except that the maximum points P3 and P4 and the minimum points B1 were selected as the three feature points when obtaining the correction value of the SOC. (%) was calculated.
  • Example 6 X / N, correction SOC (%), and estimation error in the same manner as in Example 1 except that the maximum point P3 and the minimum points B1 and B3 were selected as the three feature points when obtaining the correction value of the SOC. (%) was calculated.
  • Example 7 X / N, correction SOC (%), and estimation error in the same manner as in Example 1 except that the maximum points P2 and P3 and the minimum points B1 were selected as the three feature points when obtaining the correction value of the SOC. (%) was calculated.
  • Example 8 X / N, correction SOC (%), and estimation error in the same manner as in Example 1 except that the maximum point P2 and the minimum points B1 and B3 were selected as the three feature points when obtaining the correction value of the SOC. (%) was calculated.
  • Example 9 X / N, correction SOC (%), and estimation error in the same manner as in Example 1 except that the maximum point P2 and the minimum points B1 and B2 were selected as the three feature points when obtaining the correction value of the SOC. (%) was calculated.
  • NCM composition formula: LiNi 0.5 Co 0.2 Mn 0.3 O 2
  • LMO composition formula: LiMn 2 O 4
  • Table 1 shows the evaluation results of the above Examples and Comparative Examples.
  • the estimation error between the estimated SOC and the measured SOC was 9.2% or less. Therefore, when the reference SOC is calculated by selecting three of the maximum points P1 to P4 and the minimum points B1 to B3 as the three feature points and the correction SOC is calculated based on the reference SOC, the secondary battery is charged. It was found that the state can be estimated with high accuracy.
  • Example 10 when a mixture of NCM and LMO is used as the positive electrode active material and the minimum points B1 and B2 and the maximum points P2 are selected as the three feature points and the corrected SOC is calculated, the estimated SOC and the measured SOC are calculated.
  • the estimation error was 2.2%. Therefore, it was found that the charge state of the secondary battery can be estimated with particularly high accuracy.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Manufacturing & Machinery (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Electrochemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Secondary Cells (AREA)

Abstract

二次電池の制御装置は、前記二次電池の蓄電量と、前記二次電池の電圧の変化量に対する前記蓄電量の変化量の割合であるｄＱ／ｄＶとの関係を示す定電流充電特性情報において、前記二次電池の満放電状態から充電した際の充電曲線を微分した場合に現れるｄＱ／ｄＶピークもしくはこれと数学的に等価な点を特徴点とし、前記特徴点は、１つ以上の最大値及び／又は１つ以上の最小値を含み、前記特徴点の数を３以上の整数Ｎとし、複数の前記特徴点での蓄電量の合計をＸとしたとき、前記Ｑ－ｄＱ／ｄＶ曲線上の（Ｘ／Ｎ）に対応する位置での前記二次電池の充電状態（ＳＯＣ）を基準ＳＯＣとして算出し、前記基準ＳＯＣを用いて前記二次電池の充電状態（ＳＯＣ）を補正する。本発明によれば、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ことができる。

Description

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
　本発明は、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、二次電池の充電状態（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、初期の満放電容量に対する劣化時の満放電容量の割合である。従来、二次電池のＳＯＣを推定する様々な方法が提案されている。
　例えば、特許文献１には、二次電池の充放電電流を積算して充電率を推定する方法が開示されている。また、特許文献２には、二次電池の開放電圧を検出し、当該開放電圧に基づいて充電率を推定する方法が開示されている。
　更に、特許文献１に開示された充放電電流の積算による充電率の推定と、特許文献２に開示された二次電池の開放電圧に基づく充電率の推定とを組み合わせた方法が提案されている。この方法では、例えば、通常では充放電電流の積算により充電率を推定し、所定の充電率の領域では、充放電電流の積算による充電率の推定値を、開放電圧に基づく充電率の推定値により校正する。これにより、充放電電流の積算の際の誤差の蓄積を解消して、充電率の推定値の精度を向上できるとされている。
特開２０１３－１９７０９号公報 特許第５９４０１４５公報
　しかしながら、上記のような充放電電流の積算による充電率の推定方法、開放電圧に基づく充電率の推定方法、又はこれらを組み合わせたとしても、依然として充電率の推定誤差が発生する。これは、測定器の精度や補正可能領域の制限、開放電圧等が、二次電池の温度や劣化状態に依存して変化するためである。
　本発明は、上記問題に鑑みてなされたものであり、二次電池の充電状態を高精度で推定することができる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、少なくとも１つの電池セルを有する二次電池の制御装置であって、
　前記二次電池の蓄電量と、前記二次電池の電圧の変化量に対する前記蓄電量の変化量の割合であるｄＱ／ｄＶとの関係を示す定電流充電特性情報において、前記二次電池の満放電状態から充電した際の充電曲線を微分した場合に現れるｄＱ／ｄＶピークもしくはこれと数学的に等価な点、又は、３．５０Ｖ以上３．６５Ｖ未満、３．６５Ｖ以上３．９０Ｖ未満、３．９０Ｖ以上４．１０Ｖ未満、４．１０Ｖ以上４．１５Ｖ以下のそれぞれの範囲内における充電曲線を微分した場合に得られるｄＱ／ｄＶピークもしくはこれと数学的に等価な点を特徴点とし、前記特徴点は、１つ以上の最大値及び／又は１つ以上の最小値を含み、
　前記特徴点の数を３以上の整数Ｎとし、複数の前記特徴点での蓄電量の合計をＸとしたとき、前記Ｑ－ｄＱ／ｄＶ曲線上の（Ｘ／Ｎ）に対応する位置での前記二次電池の充電状態（ＳＯＣ）を基準ＳＯＣとして算出し、前記基準ＳＯＣを用いて前記二次電池の充電状態（ＳＯＣ）を補正する。
（２）第２の態様にかかる二次電池の制御装置は、少なくとも１つの電池セルを有する二次電池の制御装置であって、
　前記二次電池の蓄電量と、前記二次電池の電圧の変化量に対する前記蓄電量の変化量の割合であるｄＱ／ｄＶとの関係を示すＱ－ｄＱ／ｄＶ曲線において、前記Ｑ－ｄＱ／ｄＶ曲線上に現れるピークである１つ以上の極大点及び／又は１つ以上の極小点を特徴点とし、前記特徴点は、１つ以上の前記極大点及び／又は１つ以上の前記極小点を含み、
　前記特徴点の数を３以上の整数Ｎとし、複数の前記特徴点での蓄電量の合計をＸとしたとき、前記Ｑ－ｄＱ／ｄＶ曲線上の（Ｘ／Ｎ）に対応する位置での前記二次電池の充電状態（ＳＯＣ）を基準ＳＯＣとして算出し、前記基準ＳＯＣを用いて前記二次電池の充電状態（ＳＯＣ）を補正する。
（３）上記第１又は第２の態様にかかる二次電池の制御装置において、前記二次電池の制御装置は、前記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を算出するｄＱ／ｄＶ算出手段と、前記Ｑ－ｄＱ／ｄＶ曲線上の（Ｘ／Ｎ）に対応する位置での前記二次電池のＳＯＣを基準ＳＯＣとして算出する基準ＳＯＣ算出手段と、前記基準ＳＯＣに基づいて前記二次電池のＳＯＣを補正するＳＯＣ補正手段と、を有し、前記ＳＯＣ補正手段は、下記式(１)を用いて、前記Ｑ－ｄＱ／ｄＶ曲線上の補正対象である位置でのＳＯＣを補正してもよい。
補正ＳＯＣ＝基準ＳＯＣ＋（ΔＱ／（ＱMAX＊ＳＯＨ））＊１００　・・・（１）
但し、ΔＱは補正対象となる前記位置での蓄電量からＸ／Ｎを減じた値（ΔＱ＝Ｑn－Ｘ／Ｎ）、ＱMAXは二次電池４の初期の蓄電量の最大値、ＳＯＨは初期の満放電容量に対する劣化時の満放電容量の割合を示す。
（４）上記第２の態様にかかる二次電池の制御装置において、前記Ｘは、前記特徴点のうち２つ以上の前記極大点での蓄電量と１つ以上の前記極小点での蓄電量を含むか、又は、１つ以上の前記極大点での蓄電量と２つ以上の前記極小点での蓄電量を含んでもよい。
（５）上記第２の態様にかかる二次電池の制御装置において、満放電状態から最初に現れる電圧変動領域を極小点としてもよい。
（６）上記第２の態様にかかる二次電池の制御装置において、満放電状態から２番目に現れる電圧安定領域を極大点としてもよい。
（７）上記第２の態様にかかる二次電池の制御装置において、満放電状態から２番目に現れる電圧変動領域を極小点としてもよい。
（８）第３の態様にかかる二次電池の制御システムは、上記第１又は第２の態様にかかる二次電池の制御装置と、少なくとも１つの電池セルを有する二次電池と、を備える。
（９）上記第３の態様にかかる二次電池の制御システムにおいて、前記二次電池は、正極及び負極を有し、前記正極は、正極活物質としてＬｉＭＯ２（Ｍは、Ｃｏ、Ｎｉ、Ａｌ、Ｍｎ及びＦｅからなる群から選択された一又は複数を含む遷移金属元素）の一種又は複数種を含み、前記負極は、負極活物質として黒鉛を含んでもよい。
（１０）上記第３の態様にかかる二次電池の制御システムにおいて、前記正極は、正極活物質として、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。
（１１）第４の態様にかかる二次電池パックは、上記第３の態様にかかる制御システムと、前記制御システムを収容する筐体と、を備える。
（１２）第５の態様にかかる二次電池の制御方法は、少なくとも１つの電池セルを有する二次電池の制御方法であって、
　前記二次電池の蓄電量と、前記二次電池の電圧の変化量に対する前記蓄電量の変化量の割合であるｄＱ／ｄＶとの関係を示す定電流充電特性情報において、前記二次電池の満放電状態から充電した際の充電曲線を微分した場合に現れるｄＱ／ｄＶピークもしくはこれと数学的に等価な点、又は、３．５０Ｖ以上３．６５Ｖ未満、３．６５Ｖ以上３．９０Ｖ未満、３．９０Ｖ以上４．１０Ｖ未満、４．１０Ｖ以上４．１５Ｖ以下のそれぞれの範囲内における充電曲線を微分した場合に得られるｄＱ／ｄＶピークもしくはこれと数学的に等価な点を特徴点とし、前記特徴点は、１つ以上の最大値及び／又は１つ以上の最小値を含み、
　前記特徴点の数を３以上の整数Ｎとし、複数の前記特徴点での蓄電量の合計をＸとしたとき、Ｑ－ｄＱ／ｄＶ曲線上の（Ｘ／Ｎ）に対応する位置での前記二次電池の充電状態（ＳＯＣ）を基準ＳＯＣとして算出し、前記基準ＳＯＣを用いて前記二次電池の充電状態（ＳＯＣ）を補正する。
（１３）第６の態様にかかる二次電池の制御方法は、少なくとも１つの電池セルを有する二次電池の制御方法であって、
　前記二次電池の蓄電量と、前記二次電池の電圧の変化量に対する前記蓄電量の変化量の割合であるｄＱ／ｄＶとの関係を示すＱ－ｄＱ／ｄＶ曲線において、前記Ｑ－ｄＱ／ｄＶ曲線上に現れるピークである１つ以上の極大点及び／又は１つ以上の極小点を特徴点とし、前記特徴点は、１つ以上の前記極大点及び／又は１つ以上の前記極小点を含み、
　前記特徴点の数を３以上の整数Ｎとし、複数の前記特徴点での蓄電量の合計をＸとしたとき、前記Ｑ－ｄＱ／ｄＶ曲線上の（Ｘ／Ｎ）に対応する位置での前記二次電池の充電状態（ＳＯＣ）を基準ＳＯＣとして算出し、前記基準ＳＯＣを用いて前記二次電池の充電状態（ＳＯＣ）を補正する。
　本発明によれば、二次電池の充電状態を高精度で推定することができる。また、ＳＯＣの高精度な推定に基づき、二次電池を効率よく充電させることができる。
　更に、本発明によれば、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ことができる。
図１は、本発明の実施形態にかかる二次電池パックの構成の一例を示すブロック図である。 図２（ａ）は、図１の二次電池のＱ－ｄＱ／ｄＶ曲線の一例であり、図２（ｂ）は、図１の二次電池のＳＯＣ－ｄＱ／ｄＶ曲線である。 図３（ａ）～図３（ｃ）は、図１の二次電池の制御装置で実行されるＳＯＣの推定方法を説明するための概念図である。 図４は、本実施形態にかかる二次電池の構成の一例を示す断面図である。 図５は、本実施形態に係る二次電池の制御方法によって補正されたＳＯＣを検証する手順の一例を示すフローチャートである。
　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。
　図１は、本発明の実施形態にかかる二次電池パックのブロック図である。二次電池パック１は、制御システム２と、制御システム２を収容する筐体３とを備える。制御システム２は、二次電池４と制御装置５とを有する。二次電池４と制御装置５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。また本実施形態では、制御装置５が二次電池４に搭載されているが、これに限らず、二次電池４と別体で設けられてもよい。この場合、例えば、二次電池４が不図示の充電器と接続されたときに、制御装置５が後述する各機能を実行することができる。
　二次電池４は、少なくとも１つの電池セル４１を有する。図１では、二次電池４は、複数の電池セル４１，４１，・・・を有している。この二次電池４は、例えば、リチウム二次電池である。二次電池４の具体的な構成は後述する。二次電池４は、充放電の繰り返しによる使用に伴い劣化する。二次電池４の充電状態の指標がＳＯＣ（State of Charge）である。ＳＯＣは、二次電池４の満充電容量（Ａｈ）に対する残容量（Ａｈ）の割合（％）で表される。ＳＯＣを高精度で推定することは、二次電池４の安全且つ長期的な使用に繋がる。
　制御装置５は、例えばｄＱ／ｄＶ算出手段５１と、基準ＳＯＣ算出手段と５２、ＳＯＣ補正手段５３とを有する。制御装置５は、二次電池４を制御するコントローラーであり、例えばマイコンである。更に、制御装置５は、後述する二次電池の制御方法を実行するためのプログラムがコンピュータ読み取り可能に格納されたメモリ５４（記録媒体）と、メモリ５４に格納されたプログラムを実行するＣＰＵ５５とを有する。ＣＰＵ５５は、制御装置５を統括的に制御し、メモリ５４からプログラムを読み出すことにより、二次電池の制御方法等を実行する。
　制御装置５は、電流積算値及び電気量（蓄電量）を算出する公知の電流積算手段及び電気量算出手段（不図示）、放電電圧を検出する公知の電圧検出手段（不図示）等を有してもよい。また、公知のＳＯＣ算出手段（不図示）や、公知のＳＯＨ算出手段（不図示）を有していてもよい。
　ｄＱ／ｄＶ算出手段５１は、二次電池４の電圧及び蓄電量をモニターする。ｄＱ／ｄＶ算出手段５１は、二次電池４の単位時間当たりの電圧の変化量と蓄電量の変化量から、二次電池４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を算出する。ｄＱ／ｄＶの算出は充電時に行っても、放電時に行ってもよい。
　ｄＱ／ｄＶ算出手段５１は、算出されたｄＱ／ｄＶを基に、二次電池４の充電電圧と、二次電池４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との関係を示す定電流充電特性情報を有しており、例えばＱ－ｄＱ／ｄＶ曲線を描く。Ｑ－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（ａ）は、Ｑ－ｄＱ／ｄＶ曲線の一例である。Ｑ－ｄＱ／ｄＶ曲線は、横軸が二次電池の蓄電量（電気容量）であり、縦軸がｄＱ／ｄＶである。
　図２（ａ）に示すように、Ｑ－ｄＱ／ｄＶ曲線は、複数のピークを有する。複数のピークは、例えば図中の極大点Ｐ１，Ｐ２，Ｐ３，Ｐ４で示されるピークトップと、極小点Ｂ１，Ｂ２，Ｂ３，Ｂ４で示されるピークボトムとを含む（以下、ピークトップ及びピークボトムを、単にピークともいう）。Ｑ－ｄＱ／ｄＶ曲線における上記極大点は、充放電曲線において電位が平坦な部分に対応する。Ｑ－ｄＱ／ｄＶ曲線における上記極小点は、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。
　上記複数のピークは、組み合わせた正極及び／又は負極に起因して生じる。例えば、極大点Ｐ１及び極小点Ｂ１は、負極に由来し、極大点Ｐ２及び極小点Ｂ２は、負極(又は、負極及び正極）に由来する。また、極大点Ｐ３及び極小点Ｂ３は、正極に由来し、極大点Ｐ４及び極小点Ｂ４は、正極に由来する。例えば、極大点Ｐ１，Ｐ２で示されるピークは、主に充電時にＬｉ層が負極（例えば、グラファイト）の結晶層間に挿入されることで生じる。また、グラファイトなどで構成される負極を用いた場合、グラファイトのステージ構造の変化により、ピーク強度や幅が大きく変化する。また、極大点Ｐ３，Ｐ４で示されるピークは、主に正極の結晶構造、構成原子の価数変化に応じて生じる。
　本実施形態では、二次電池４の蓄電量と、二次電池４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との関係を示す定電流充電特性情報において、二次電池４の満放電状態から充電した際の充電曲線を微分した場合に現れるｄＱ／ｄＶピークもしくはこれと数学的に等価な点（或いは値）、又は、二次電池４の充電電圧が３．５０Ｖ以上３．６５Ｖ未満、３．６５Ｖ以上３．９０Ｖ未満、３．９０Ｖ以上４．１０Ｖ未満、４．１０Ｖ以上４．１５Ｖ以下のそれぞれの範囲内における充電曲線を微分した場合に得られるｄＱ／ｄＶピークもしくはこれと数学的に等価な点（或いは値）を特徴点として設定する。この特徴点は、１つ以上の最大値及び／又は１つ以上の最小値を含む。
　上記の算出において、例えば、Ｑ－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と言える。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となる点のＱ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（ＳＯＣ）を算出できる。
　具体的には、例えば、ｄＱ／ｄＶ算出手段５１は、二次電池４の蓄電量と、二次電池４の電圧の変化量に対する当該蓄電量の変化量の割合であるｄＱ／ｄＶとの関係を示すＱ－ｄＱ／ｄＶ曲線において、Ｑ－ｄＱ／ｄＶ曲線上に現れるピークである１つ以上の極大点及び／又は１つ以上の極小点を特徴点として設定する。この特徴点は、１つ以上の極大点及び／又は１つ以上の極小点を含む。
　ｄＱ／ｄＶ算出手段５１は、極大点として３．５０Ｖ以上３．６５Ｖ未満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トップを選択する。図２の例では極大点Ｐ１はこの電圧範囲内にある。極大点Ｐ１は、二次電池の初期の充放電試験において、満放電状態から最初に表れる電圧安定領域に伴うピークである。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Ｐ１は、例えば、負極のグラファイトのステージ構造における希薄ステージ（dilute stage）とステージ４の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。
　ｄＱ／ｄＶ算出手段５１は、極小点として、３．５０Ｖ以上３．６５Ｖ未満の電圧範囲に現れる極小点を選択することができる。当該電圧範囲内に複数の極小点がある場合は、最も大きなメインのピークボトムを選択する。図２の例では極小点Ｂ１はこの電圧範囲内にある。極小点Ｂ１は、二次電池の初期の充放電試験において、満放電状態から最初に表れる電圧変動領域に伴うピークである。極小点Ｂ１は、例えば、負極のグラファイトのステージ構造におけるステージ４の単相反応に基づく電圧変動領域に伴うピークである。
　ｄＱ／ｄＶ算出手段５１は、極大点として３．６５Ｖ以上３．９０Ｖ未満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トップを選択する。図２の例では極大点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ピークである。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けるステージ２Ｌとステージ２の二相共存反応と、正極（ＮＣＭなど）の六方晶／単斜晶の二相共存反応とに基づく電圧安定領域に伴うピークである。
　ｄＱ／ｄＶ算出手段５１は、極小点として、３．６５Ｖ以上３．９０Ｖ未満の電圧範囲に現れる極小点を選択することができる。当該電圧範囲内に複数の極小点がある場合は、最も大きなメインのピークボトムを選択する。図２の例では極小点Ｂ２はこの電圧範囲内にある。極小点Ｂ２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ピークである。極小点Ｂ２は、例えば、負極のグラファイトのステージ構造におけるステージ２の単層反応と、正極（ＮＣＭ、ＬＭＯなど）の六方晶／単斜晶の二相共存反応及び立方晶の単相反応とに基づく電圧変動領域に伴うピークである。
　また、ｄＱ／ｄＶ算出手段５１は、極大点として３．９０Ｖ以上４．１０Ｖ未満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トップを選択する。図２の例では極大点Ｐ３はこの電圧範囲内にある。極大点Ｐ３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ピークである。極大点Ｐ３は、例えば、正極（ＬＭＯなど）の立方晶の単相反応に基づく電圧安定領域に伴うピークである。
　ｄＱ／ｄＶ算出手段５１は、極小点として３．９０Ｖ以上４．１０Ｖ未満の電圧範囲に表れる極小点を選択することができる。例えば、当該電圧範囲内に複数の極小点がある場合は、最も大きなメインのピークボトムを選択する。図２の例では極小点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ピークである。極小点Ｂ３は、例えば、正極（ＬＭＯなど）の立方晶の単相反応及び２つの立方晶の二相共存反応に基づく電圧変動領域に伴うピークである。
　またｄＱ／ｄＶ算出手段５１は、極大点として４．１０Ｖ以上４．１５Ｖ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トップを選択する。図２の例では極大点Ｐ４はこの電圧範囲内にある。極大点Ｐ４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ピークである。極大点Ｐ４は、例えば、正極（ＬＭＯなど）の２つの立方晶の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。
　ｄＱ／ｄＶ算出手段５１は、極小点として、４．１０Ｖ以上４．１５Ｖ以下の電圧範囲に現れる極小点を選択することができる。当該電圧範囲内に複数の極小点がある場合は、最も大きなメインのピークボトムを選択する。図２（ａ）の例では極小点Ｂ４はこの電圧範囲内にある。極小点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番目に表れる電圧変動領域に伴うピークである。極小点Ｂ４は、例えば、負極のグラファイトのステージ構造におけるステージ１の単層反応と、正極（ＬＭＯなど）の２つの立方晶の二相共存反応とに基づく電圧変動領域に伴うピークである。
　また、ｄＱ／ｄＶ算出手段５１は、算出されたｄＱ／ｄＶを基に、二次電池４の充電状態（ＳＯＣ）と、二次電池４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との関係を示す定電流充電特性情報を有しており、例えばＳＯＣ－ｄＱ／ｄＶ曲線を描く。ＳＯＣ－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。ＳＯＣは、ＳＯＣ算出手段によって算出される。図２（ｂ）は、ＳＯＣ－ｄＱ／ｄＶ曲線の一例である。ＳＯＣ－ｄＱ／ｄＶ曲線は、横軸が二次電池のＳＯＣであり、縦軸がｄＱ／ｄＶである。
　ｄＱ／ｄＶ算出手段５１で求められた基準ＳＯＣは、基準ＳＯＣ算出手段５２へ送られる。基準ＳＯＣ算出手段５２は、上記特徴点の数を３以上の整数Ｎとし、複数の上記特徴点での蓄電量の合計をＸとしたとき、Ｑ－ｄＱ／ｄＶ曲線上の（Ｘ／Ｎ）に対応する位置での二次電池４の充電状態（ＳＯＣ）を基準ＳＯＣとして算出する。
　基準ＳＯＣ算出手段５２で求められた基準ＳＯＣは、ＳＯＣ補正手段５３へ送られる。ＳＯＣ補正手段５３は、ｄＱ／ｄＶ算出手段５１から送られた基準ＳＯＣに基づいて、二次電池４のＳＯＣを推定する。ＳＯＣ補正手段５３は、推定されたＳＯＣを補正値として、二次電池４のＳＯＣを補正する。
　図３（ａ）～図３（ｃ）は、二次電池４の制御装置で実行されるＳＯＣの補正手順を説明するための概念図である。図３では、Ｑ－ｄＱ／ｄＶ曲線において極大点Ｐ２及び極小点Ｂ１，Ｂ２を特徴点として予め設定した場合を例に挙げて説明する。
　図３(ａ)において、例えば、充電開始位置Ｚ０から充電が開始された後、ｄＱ／ｄＶ算出手段５１は、ピークボトムであるＢ１、ピークトップである極大点Ｐ２及びピークボトムである極小点Ｂ２を検出する。ピークトップである極大点Ｐｍ（ｍ＝１，２，・・・）及びピークボトムＢｍ（ｍ＝１，２，・・・）は、例えばｄＱ／ｄＶの微分値（＝０）及びその回数によって検出することができる。例えば極大点Ｐ２の場合、ｄＱ／ｄＶの微分値が２回目に０となった位置とする。
　Ｑ－ｄＱ／ｄＶ曲線における位置Ｚｘが極小点Ｂ２を通過した後、基準ＳＯＣ算出手段５２は、特徴点として設定された極大点Ｐ２及び極小点Ｂ１，Ｂ２での蓄電量に基づいてＸ／Ｎ｛＝（ＱＢ１＋ＱＰ２＋ＱＢ２）／３｝（Ａｈ）を算出する(図３（ｂ）)。Ｘ／Ｎは、設定された複数の特徴点における平均蓄電量（ＱAVE）と言い換えることができる。また、基準ＳＯＣ算出手段５２は、Ｑ－ｄＱ／ｄＶ曲線上のＸ／Ｎに対応する位置での二次電池４のＳＯＣを基準ＳＯＣとして算出する。Ｘ／Ｎに対応する位置での二次電池４のＳＯＣは、例えば図２（ｂ）に示すようなＳＯＣ－ｄＱ／ｄＶ曲線に基づいて算出することができる。
　その後ＳＯＣ補正手段５３は、下記式(１)を用いて、Ｑ－ｄＱ／ｄＶ曲線上における補正対象である位置ＺｎでのＳＯＣを、二次電池４の充電状態（ＳＯＣ）を補正する（図３（ｃ））。
補正ＳＯＣ＝基準ＳＯＣ＋（ΔＱ／（ＱMAX＊ＳＯＨ））＊１００　・・・（１）
但し、ΔＱは補正対象となる位置Ｚnでの蓄電量ＱnからＸ／Ｎを減じた値（ΔＱ＝Ｑn－Ｘ／Ｎ）、ＱMAXは二次電池４の初期の蓄電量の最大値、ＳＯＨは初期の満放電容量に対する劣化時の満放電容量の割合を示す。蓄電量Ｑnは、例えば上述した電流積算値及び電気量（蓄電量）を算出する公知の電流積算手段及び電気量算出手段によって算出することができる。最大値ＱMAXは、例えば初期の満充電／満放電において測定された満放電容量を用いることができる。ＳＯＨは、例えば初期の満放電容量（Ａｈ）と、本ＳＯＣ補正処理を行う直前の満放電容量（Ａｈ）とを用いて算出することができる。
　図３（ｃ）の例では、（ＱＢ１＋ＱＰ２＋ＱＢ２）／３に対応する位置でのＳＯＣを基準ＳＯＣとして求める。また、補正対象である位置Ｚnでの蓄電量Ｑnから（ＱＢ１＋ＱＰ２＋ＱＢ２）／３を減じてΔＱを算出し、当該ΔＱを、二次電池４の最大値ＱMAXに該二次電池４のＳＯＨを乗じた値（ＱMAX＊ＳＯＨ）で除する。そして、得られた値を上記基準ＳＯＣに加算することにより、補正ＳＯＣを得ることができる。
　図３では極大点Ｐ２及び極小点Ｂ１，Ｂ２を３つの特徴点として予め設定した場合を例に挙げて説明したが、極大点Ｐ１～Ｐ４及び／又は極小点Ｂ１～Ｂ４のうちから選択された３つ以上を特徴点として予め設定した場合でも、上記と同様の方法にて二次電池４のＳＯＣを補正する。
　また、補正は、任意の補正値が得られた後に行ってもよく、補正点での保有値（補正前の値）と補正値との差分を、補正値が得られた後の任意の点に加えて補正してもよい。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。
　上記Ｘは、特徴点のうち２つ以上の極大点での蓄電量と１つ以上の極小点での蓄電量を含むか、又は、１つ以上の極大点での蓄電量と２つ以上の極小点での蓄電量を含むのが好ましい。これにより、特徴点としての極大点及び極小点の数が好適となり、ＳＯＣの推定精度を更に向上することができる。
　また、（１）満放電状態から最初に現れる電圧変動領域を極小点としてもよいし、（２）満放電状態から２番目に現れる電圧安定領域を極大点としてもよいし、満放電状態から２番目に現れる電圧変動領域を極小点としてもよい。更に、上記（１）の極小点、上記（２）の極大点及び上記（３）の極小点のうちの１又は複数が選択されてもよい。これにより、特徴点として選択される極大点及び／又は極小点が好適となり、ＳＯＣの推定精度を更に向上することができる。
　図４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４は、例えば、少なくとも１つの電池セル４１と、外装体４２と電解液（図示略）とを備える。図４では、説明の便宜上、二次電池４は、１つの電池セル４１を含むが、これに限らず、複数の電池セル４１，４１，・・・が積層されてなる積層体を含んでもよい。電池セル４１は、一対の端子４３を介して外部と接続される。外装体４２は、電池セル４１の周囲を被覆する。外装体４２は、例えば、金属箔４２Ａを高分子膜（樹脂層４２Ｂ）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。電解液は、外装体４２内に収容され、電池セル４１内に含浸している。
　電池セル４１は、正極４１Ａと負極４１Ｂとセパレータ４１Ｃとを備える。セパレータ４１Ｃは、正極４１Ａと負極４１Ｂとに挟まれる。セパレータ４１Ｃ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４１Ｃは、公知のものを用いることができる。
　正極４１Ａは、正極集電体４１ＡＡと正極活物質層４１ＡＢとを有する。正極集電体４１ＡＡは、例えば、導電性の板材である。正極活物質層４１ＡＢは、正極集電体４１ＡＡの少なくとも一面に形成されている。正極活物質層４１ＡＢは、正極集電体４１ＡＡの両面に形成されていてもよい。正極活物質層４１ＡＢ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４１Ａは、正極活物質としてＬｉＭＯ２（Ｍは、Ｃｏ、Ｎｉ、Ａｌ、Ｍｎ及びＦｅからなる群から選択された一又は複数を含む遷移金属元素）の一種又は複数種を含むのが好ましい。正極活物質としては、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）が挙げられる。正極活物質層４１ＡＢは、これらの正極活物質を複数含んでもよい。このうち、正極４１Ａは、正極活物質層４１ＡＢ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）を含むのが好ましい。これにより、正極活物質が好適となり、二次電池４のＳＯＣの推定精度を更に向上することができる。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４１Ｂは、負極集電体４１ＢＡと負極活物質層４１ＢＢとを有する。負極集電体４１ＢＡは、例えば、導電性の板材である。負極活物質層４１ＢＢは、負極集電体４１ＢＡの少なくとも一面に形成されている。負極活物質層４１ＢＢは、負極集電体４１ＢＡの両面に形成されていてもよい。負極活物質層４１ＢＢは、例えば、負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、黒鉛（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４２内に封入され、電池セル４１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。
　本実施形態にかかる二次電池パック１では、制御システム２によって二次電池４のＳＯＣを適切な値に補正できる。
　上述したように、本実施形態によれば、制御装置５は、特徴点の数を３以上の整数Ｎとし、複数の上記特徴点での蓄電量の合計をＸとしたとき、Ｑ－ｄＱ／ｄＶ曲線上の（Ｘ／Ｎ）に対応する位置での二次電池４のＳＯＣを基準ＳＯＣとして算出し、該基準ＳＯＣを用いて二次電池４のＳＯＣを補正するので、正極４１Ａ及び負極４１Ｂの両方の状態情報を捉えることができ、二次電池４の充電状態を高精度で推定することができる。また、ＳＯＣの高精度な推定に基づき、二次電池４を効率よく充電させることができる。更に、二次電池４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ことができる。
　図５は、本実施形態に係る二次電池の制御方法によって補正されたＳＯＣを検証する手順の一例を示すフローチャートである。
　先ず、一又は複数のリチウムイオン二次電池セルを有する二次電池と、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を用意する。用意した二次電池を、例えば室温、０．２Ｃで、満放電／満充電を行い、各電圧におけるｄＱ／ｄＶ値を得てＱを算出し、初期状態のＱ－ｄＱ／ｄＶ曲線を取得する（ステップＳ１１）。またこのとき、制御部のソフトウェア上のＳＯＣを記録する。次いで、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、３つ以上の特徴点を通過しない電圧範囲で、満放電／満充電を例えば１００サイクル行う（ステップＳ１２）。１００サイクル充放電工程では、例えば、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。その後、例えば室温、０．２Ｃで満放電／満充電を行い、補正された位置、すなわち補正対象とされた位置ＺｎでのＳＯＣを算出する（ステップＳ１３）。
　ついで、ステップＳ１３における位置ＺｎでのＳＯＣのデータを２つ以上取得したか否を判定する（ステップＳ１４）。取得した位置ＺｎでのＳＯＣのデータが２つ未満であるときはステップＳ１２に戻り、取得した位置ＺｎでのＳＯＣのデータが２つ以上であるときは、ステップＳ１３の０．２Ｃ満放電／満充電で得たＱ－ｄＱ／ｄＶ曲線を用いて平均蓄電量ＱAVEを算出する（ステップＳ１５）。次いで、平均蓄電量ＱAVEから補正対象とされた位置ＺｎまでのΔＱを算出し（ステップＳ１６）、更にΔＱ／（ＱMAX＊ＳＯＨ）＊１００（＝ΔＳＯＣ）を算出する（ステップＳ１７）。そして、２つ以上のデータで、補正ＳＯＣからΔＳＯＣを減じた値（補正ＳＯＣ－ΔＳＯＣ）が一致するか、或いは実質的に一致することを確認する（ステップＳ１８）。この検証手順により、ＳＯＣ補正手段５３によるＳＯＣ補正が適正に行われていると判断することができる。
　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。
（実施例１）
　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、基準ＳＯＣ（％）及び補正ＳＯＣ（％）と、実測ＳＯＣ（％）とを求めた。基準ＳＯＣ、補正ＳＯＣ及び実測ＳＯＣは、１００サイクルで求めた。補正ＳＯＣは、上述の式（１）から求めた。実測ＳＯＣは、２５℃環境下にて、０．１Ｃで３．０Ｖまで放電を行い、その後定電流定電圧充電にて満充電にしたとき供給した電流量を分母とし、満放電状態からの所定の点における電流供給量を分子として求めた。
　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。
　ＳＯＣの補正値を求める際に、３つの特徴点として３つの極大点を選択した。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、３番目及び４番目に表れる電圧安定領域に伴うピークトップ（極大点Ｐ２，Ｐ３，Ｐ４）を選択した。Ｘ／Ｎ（Ｎ＝３）及びΔＱを算出し、更に補正ＳＯＣ（％）を算出した。補正ＳＯＣ（％）の算出の際、Ｑnとして０．０５（Ａｈ）、ＱMAXとして１（Ａｈ）、ＳＯＨとして９５（％）を用いた。また、推定誤差として、実測ＳＯＣに対する補正ＳＯＣの推定誤差（％）を求めた。結果を表１に示す。
（実施例２）
　ＳＯＣの補正値を求める際に、３つの特徴点として、満放電状態から１番目、２番目及び３番目に表れる電圧変動領域に伴うピークボトム（極小点Ｂ１，Ｂ２，Ｂ３）を選択したこと以外は、実施例１と同様にして、Ｘ／Ｎ、補正ＳＯＣ（％）及び推定誤差（％）を算出した。
（実施例３）
　ＳＯＣの補正値を求める際に、３つの特徴点として極大点Ｐ１，Ｐ２及び極小点Ｂ３を選択したこと以外は、実施例１と同様にして、Ｘ／Ｎ、補正ＳＯＣ（％）及び推定誤差（％）を算出した。
（実施例４）
　ＳＯＣの補正値を求める際に、３つの特徴点として極大点Ｐ２及び極小点Ｂ２，Ｂ３を選択したこと以外は、実施例１と同様にして、Ｘ／Ｎ、補正ＳＯＣ（％）及び推定誤差（％）を算出した。
（実施例５）
　ＳＯＣの補正値を求める際に、３つの特徴点として極大点Ｐ３，Ｐ４及び極小点Ｂ１を選択したこと以外は、実施例１と同様にして、Ｘ／Ｎ、補正ＳＯＣ（％）及び推定誤差（％）を算出した。
（実施例６）
　ＳＯＣの補正値を求める際に、３つの特徴点として極大点Ｐ３及び極小点Ｂ１，Ｂ３を選択したこと以外は、実施例１と同様にして、Ｘ／Ｎ、補正ＳＯＣ（％）及び推定誤差（％）を算出した。
（実施例７）
　ＳＯＣの補正値を求める際に、３つの特徴点として極大点Ｐ２，Ｐ３及び極小点Ｂ１を選択したこと以外は、実施例１と同様にして、Ｘ／Ｎ、補正ＳＯＣ（％）及び推定誤差（％）を算出した。
（実施例８）
　ＳＯＣの補正値を求める際に、３つの特徴点として極大点Ｐ２及び極小点Ｂ１，Ｂ３を選択したこと以外は、実施例１と同様にして、Ｘ／Ｎ、補正ＳＯＣ（％）及び推定誤差（％）を算出した。
（実施例９）
　ＳＯＣの補正値を求める際に、３つの特徴点として極大点Ｐ２及び極小点Ｂ１，Ｂ２を選択したこと以外は、実施例１と同様にして、Ｘ／Ｎ、補正ＳＯＣ（％）及び推定誤差（％）を算出した。
（実施例１０）
　ＳＯＣの補正値を求める際に、正極活物質としてＮＣＭ（組成式：ＬｉＮｉ０．５Ｃｏ０．２Ｍｎ０．３Ｏ２）及びＬＭＯ（組成式：ＬｉＭｎ２Ｏ４）を混合比８０：２０で混合した混合物を用いたこと以外は、実施例９と同様にして、Ｘ／Ｎ、補正ＳＯＣ（％）及び推定誤差（％）を算出した。
（比較例１）
　ＳＯＣの補正値を求める際に、特徴点として極大点Ｐ２のみを選択したこと以外は、実施例１と同様にして、Ｘ／Ｎ（Ｎ＝１）、補正ＳＯＣ（％）及び推定誤差（％）を算出した。
（比較例２）
　ＳＯＣの補正値を求める際に、特徴点として極小点Ｂ２のみを選択したこと以外は、実施例１と同様にして、Ｘ／Ｎ（Ｎ＝１）、補正ＳＯＣ（％）及び推定誤差（％）を算出した。
（比較例３）
　ＳＯＣの補正値を求める際に、特徴点として極大点Ｐ２，Ｐ３のみを選択したこと以外は、実施例１と同様にして、Ｘ／Ｎ（Ｎ＝２）、補正ＳＯＣ（％）及び推定誤差（％）を算出した。
（比較例４）
　ＳＯＣの補正値を求める際に、特徴点として極小点Ｂ２，Ｂ３のみを選択したこと以外は、実施例１と同様にして、Ｘ／Ｎ（Ｎ＝２）、補正ＳＯＣ（％）及び推定誤差（％）を算出した。
（比較例５）
　ＳＯＣの補正値を求める際に、特徴点として極大点Ｐ１及び極小点Ｂ１のみを選択したこと以外は、実施例１と同様にして、Ｘ／Ｎ（Ｎ＝２）、補正ＳＯＣ（％）及び推定誤差（％）を算出した。
（比較例６）
　ＳＯＣの補正値を求める際に、特徴点として極大点Ｐ３及び極小点Ｂ３のみを選択したこと以外は、実施例１と同様にして、Ｘ／Ｎ（Ｎ＝２）、補正ＳＯＣ（％）及び推定誤差（％）を算出した。
（比較例７）
　ＳＯＣの補正値を求める際に、上記式（１）を用いずに基準ＳＯＣを固定値（５０．０％）としたこと以外は、実施例１と同様にして、Ｘ／Ｎ、補正ＳＯＣ（％）及び推定誤差（％）を算出した。
　上記実施例及び比較例の評価結果を、表１に示す。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000001
　表１に示すように、実施例１～１０のいずれも、推定ＳＯＣと実測ＳＯＣの推定誤差が９．２％以下であった。よって、３つの特徴点として極大点Ｐ１～Ｐ４及び極小点Ｂ１～Ｂ３のうちの３つを選択して基準ＳＯＣを算出し、該基準ＳＯＣに基づいて補正ＳＯＣを算出すると、二次電池の充電状態を高精度で推定できることが分かった。
　また、実施例３～１０では、３つの特徴点として２つの極大点及び１つの極小点を選択するか、又は１つの極大点及び２つの極小点を選択して、補正ＳＯＣを算出すると、推定ＳＯＣと実測ＳＯＣの推定誤差が７．９％以下であった。よって二次電池の充電状態をより高い精度で推定できることが分かった。
　実施例５～１０では、３つの特徴点のうちの１つとして極小点Ｂ１を選択して補正ＳＯＣを算出すると、推定ＳＯＣと実測ＳＯＣの推定誤差が６．６％以下であった。よって二次電池の充電状態を更に高い精度で推定できることが分かった。
　実施例７～１０では、３つの特徴点のうちの２つとして極小点Ｂ１及び極大点Ｐ２を選択して補正ＳＯＣを算出すると、推定ＳＯＣと実測ＳＯＣの推定誤差が５．１％以下であった。よって二次電池の充電状態を更に高い精度で推定できることが分かった。
　実施例９～１０では、３つの特徴点として極小点Ｂ１，Ｂ２及び極大点Ｐ２を選択して補正ＳＯＣを算出すると、推定ＳＯＣと実測ＳＯＣの推定誤差が３．４％以下であった。よって二次電池の充電状態を更に高い精度で推定できることが分かった。
　また、実施例１０では、正極活物質としてＮＣＭ及びＬＭＯの混合物を用い、且つ３つの特徴点として極小点Ｂ１，Ｂ２及び極大点Ｐ２を選択して補正ＳＯＣを算出すると、推定ＳＯＣと実測ＳＯＣの推定誤差が２．２％であった。よって二次電池の充電状態を特に高い精度で推定できることが分かった。
　一方、特徴点として極大点Ｐ２のみを選択して補正ＳＯＣを算出した比較例１では、推定誤差が１９．２％であり、実施例１～１０よりも推定誤差が大きく、推定精度が劣った。
　また、特徴点として極小点Ｂ２のみを選択して補正ＳＯＣを算出した比較例１では、推定誤差が１８．９％であり、実施例１～１０よりも推定誤差が大きく、推定精度が劣った。
　特徴点として極大点Ｐ２，Ｐ３のみを選択して補正ＳＯＣを算出した比較例３では、推定誤差が１７．２％であり、実施例１～１０よりも推定誤差が大きく、推定精度が劣った。
　また、特徴点として極小点Ｂ２，Ｂ３のみを選択して補正ＳＯＣを算出した比較例４では、推定誤差が１７．５％であり、実施例１～１０よりも推定誤差が大きく、推定精度が劣った。
　特徴点として極大点Ｐ１及び極小点Ｂ１のみを選択して補正ＳＯＣを算出した比較例５では、推定誤差が１７．２％であり、実施例１～１０よりも推定誤差が大きく、推定精度が劣った。
　特徴点として極大点Ｐ３及び極小点Ｂ３のみを選択して補正ＳＯＣを算出した比較例５では、推定誤差が１７．５％であり、実施例１～１０よりも推定誤差が大きく、推定精度が劣った。
　また、ＳＯＣの補正値を求める際に、上記式（１）を用いなかった比較例６では、推定誤差が２１．６％であり、実施例１～１０よりも推定誤差が大きく、推定精度が最も劣った。
１　二次電池パック
２　制御システム
３　筐体
４　二次電池
５　制御装置
４１　電池セル
４１Ａ　正極
４１ＡＡ　正極集電体
４１ＡＢ　正極活物質層
４１Ｂ　負極
４１ＢＡ　負極集電体
４１ＢＢ　負極活物質層
４１Ｃ　セパレータ
４２　外装体
５１　ｄＱ／ｄＶ算出手段
５２　基準ＳＯＣ算出手段
５３　ＳＯＣ補正手段
５４　メモリ
５５　ＣＰＵ

Claims (13)

  1. 　少なくとも１つの電池セルを有する二次電池の制御装置であって、
    　前記二次電池の蓄電量と、前記二次電池の電圧の変化量に対する前記蓄電量の変化量の割合であるｄＱ／ｄＶとの関係を示す定電流充電特性情報において、前記二次電池の満放電状態から充電した際の充電曲線を微分した場合に現れるｄＱ／ｄＶピークもしくはこれと数学的に等価な点、又は、３．５０Ｖ以上３．６５Ｖ未満、３．６５Ｖ以上３．９０Ｖ未満、３．９０Ｖ以上４．１０Ｖ未満、４．１０Ｖ以上４．１５Ｖ以下のそれぞれの範囲内における充電曲線を微分した場合に得られるｄＱ／ｄＶピークもしくはこれと数学的に等価な点を特徴点とし、前記特徴点は、１つ以上の最大値及び／又は１つ以上の最小値を含み、
    　前記特徴点の数を３以上の整数Ｎとし、複数の前記特徴点での蓄電量の合計をＸとしたとき、Ｑ－ｄＱ／ｄＶ曲線上の（Ｘ／Ｎ）に対応する位置での前記二次電池の充電状態（ＳＯＣ）を基準ＳＯＣとして算出し、前記基準ＳＯＣを用いて前記二次電池の充電状態（ＳＯＣ）を補正する、二次電池の制御装置。
  2. 　少なくとも１つの電池セルを有する二次電池の制御装置であって、
    　前記二次電池の蓄電量と、前記二次電池の電圧の変化量に対する前記蓄電量の変化量の割合であるｄＱ／ｄＶとの関係を示すＱ－ｄＱ／ｄＶ曲線において、前記Ｑ－ｄＱ／ｄＶ曲線上に現れるピークである１つ以上の極大点及び／又は１つ以上の極小点を特徴点とし、前記特徴点は、１つ以上の前記極大点及び／又は１つ以上の前記極小点を含み、
    　前記特徴点の数を３以上の整数Ｎとし、複数の前記特徴点での蓄電量の合計をＸとしたとき、前記Ｑ－ｄＱ／ｄＶ曲線上の（Ｘ／Ｎ）に対応する位置での前記二次電池の充電状態（ＳＯＣ）を基準ＳＯＣとして算出し、前記基準ＳＯＣを用いて前記二次電池の充電状態（ＳＯＣ）を補正する、二次電池の制御装置。
  3. 　前記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を算出するｄＱ／ｄＶ算出手段と、
    　前記Ｑ－ｄＱ／ｄＶ曲線上の（Ｘ／Ｎ）に対応する位置での前記二次電池のＳＯＣを基準ＳＯＣとして算出する基準ＳＯＣ算出手段と、
    　前記基準ＳＯＣに基づいて前記二次電池のＳＯＣを補正するＳＯＣ補正手段と、
    　を有し、
    　前記ＳＯＣ補正手段は、下記式(１)を用いて、前記Ｑ－ｄＱ／ｄＶ曲線上の補正対象である位置でのＳＯＣを補正する、請求項１又は２に記載の二次電池の制御装置。
    補正ＳＯＣ＝基準ＳＯＣ＋（ΔＱ／（ＱMAX＊ＳＯＨ））＊１００　・・・（１）
    但し、ΔＱは補正対象となる前記位置での蓄電量からＸ／Ｎを減じた値（ΔＱ＝Ｑn－Ｘ／Ｎ）、ＱMAXは二次電池４の初期の蓄電量の最大値、ＳＯＨは初期の満放電容量に対する劣化時の満放電容量の割合を示す。
  4. 　前記Ｘは、前記特徴点のうち２つ以上の前記極大点での蓄電量と１つ以上の前記極小点での蓄電量を含むか、又は、１つ以上の前記極大点での蓄電量と２つ以上の前記極小点での蓄電量を含む、請求項２又は３に記載の二次電池の制御装置。
  5. 　満放電状態から最初に現れる電圧変動領域を極小点とする、請求項２～４のいずれか１項に記載の二次電池の制御装置。
  6. 　満放電状態から２番目に現れる電圧安定領域を極大点とする、請求項２～５のいずれか１項に記載の二次電池の制御装置。
  7. 　満放電状態から２番目に現れる電圧変動領域を極小点とする、請求項２～４のいずれか１項に記載の二次電池の制御装置。
  8. 　請求項１～７のいずれか１項に記載の制御装置と、少なくとも１つの電池セルを有する二次電池と、を備える二次電池の制御システム。
  9. 　前記二次電池は、正極及び負極を有し、
    　前記正極は、正極活物質としてＬｉＭＯ２（Ｍは、Ｃｏ、Ｎｉ、Ａｌ、Ｍｎ及びＦｅからなる群から選択された一又は複数を含む遷移金属元素）の一種又は複数種を含み、
    　前記負極は、負極活物質として黒鉛を含む、請求項８に記載の二次電池の制御システム。
  10. 　前記二次電池の正極は、正極活物質として、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９に記載の二次電池の制御システム。
  11. 　請求項８～１０のいずれか１項に記載の制御システムと、前記制御システムを収容する筐体と、を備える、二次電池パック。
  12. 　少なくとも１つの電池セルを有する二次電池の制御方法であって、
    　前記二次電池の蓄電量と、前記二次電池の電圧の変化量に対する前記蓄電量の変化量の割合であるｄＱ／ｄＶとの関係を示す定電流充電特性情報において、前記二次電池の満放電状態から充電した際の充電曲線を微分した場合に現れるｄＱ／ｄＶピークもしくはこれと数学的に等価な点、又は、３．５０Ｖ以上３．６５Ｖ未満、３．６５Ｖ以上３．９０Ｖ未満、３．９０Ｖ以上４．１０Ｖ未満、４．１０Ｖ以上４．１５Ｖ以下のそれぞれの範囲内における充電曲線を微分した場合に得られるｄＱ／ｄＶピークもしくはこれと数学的に等価な点を特徴点とし、前記特徴点は、１つ以上の最大値及び／又は１つ以上の最小値を含み、
    　前記特徴点の数を３以上の整数Ｎとし、複数の前記特徴点での蓄電量の合計をＸとしたとき、Ｑ－ｄＱ／ｄＶ曲線上の（Ｘ／Ｎ）に対応する位置での前記二次電池の充電状態（ＳＯＣ）を基準ＳＯＣとして算出し、前記基準ＳＯＣを用いて前記二次電池の充電状態（ＳＯＣ）を補正する、二次電池の制御方法。
  13. 　少なくとも１つの電池セルを有する二次電池の制御方法であって、
    　前記二次電池の蓄電量と、前記二次電池の電圧の変化量に対する前記蓄電量の変化量の割合であるｄＱ／ｄＶとの関係を示すＱ－ｄＱ／ｄＶ曲線において、前記Ｑ－ｄＱ／ｄＶ曲線上に現れるピークである１つ以上の極大点及び／又は１つ以上の極小点を特徴点とし、前記特徴点は、１つ以上の前記極大点及び／又は１つ以上の前記極小点を含み、
    　前記特徴点の数を３以上の整数Ｎとし、複数の前記特徴点での蓄電量の合計をＸとしたとき、前記Ｑ－ｄＱ／ｄＶ曲線上の（Ｘ／Ｎ）に対応する位置での前記二次電池の充電状態（ＳＯＣ）を基準ＳＯＣとして算出し、前記基準ＳＯＣを用いて前記二次電池の充電状態（ＳＯＣ）を補正する二次電池の制御方法。
PCT/JP2020/012824 2020-03-24 2020-03-24 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 WO2021191993A1 (ja)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/JP2020/012824 WO2021191993A1 (ja) 2020-03-24 2020-03-24 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

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/JP2020/012824 WO2021191993A1 (ja) 2020-03-24 2020-03-24 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

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2021191993A1 true WO2021191993A1 (ja) 2021-09-30

Family

ID=77892469

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2020/012824 WO2021191993A1 (ja) 2020-03-24 2020-03-24 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

Country Status (1)

Country Link
WO (1) WO2021191993A1 (ja)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113791357A (zh) * 2021-11-16 2021-12-14 深圳维普创新科技有限公司 一种电池显示电量智能化修正的方法及相关装置

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2011036760A1 (ja) * 2009-09-25 2011-03-31 トヨタ自動車株式会社 二次電池システム
JP2016014588A (ja) * 2014-07-02 2016-01-28 日産自動車株式会社 バッテリ管理装置
JP2016053564A (ja) * 2014-09-01 2016-04-14 横河電機株式会社 二次電池容量測定システム及び二次電池容量測定方法
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
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
WO2019017411A1 (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

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2011036760A1 (ja) * 2009-09-25 2011-03-31 トヨタ自動車株式会社 二次電池システム
JP2016014588A (ja) * 2014-07-02 2016-01-28 日産自動車株式会社 バッテリ管理装置
JP2016053564A (ja) * 2014-09-01 2016-04-14 横河電機株式会社 二次電池容量測定システム及び二次電池容量測定方法
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
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
WO2019017411A1 (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

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113791357A (zh) * 2021-11-16 2021-12-14 深圳维普创新科技有限公司 一种电池显示电量智能化修正的方法及相关装置
CN113791357B (zh) * 2021-11-16 2022-03-29 深圳维普创新科技有限公司 一种电池显示电量智能化修正的方法及相关装置

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN107835947B (zh) 锂离子电池的充电状态推测方法及充电状态推测装置
JP5130917B2 (ja) リチウム二次電池の劣化検出方法と劣化抑制方法、劣化検出器と劣化抑制器、それを用いた電池パック、充電器
WO2012095913A1 (ja) リチウムイオン二次電池の劣化評価方法、及び電池パック
JP5866987B2 (ja) 二次電池の制御装置およびｓｏｃ検出方法
WO2015005141A1 (ja) 蓄電装置状態推定方法
JP2012181976A (ja) リチウム二次電池の異常充電状態検出装置及び検査方法
US20110121786A1 (en) Method of detecting condition of secondary battery
US20200018798A1 (en) Storage amount estimation device, energy storage module, storage amount estimation method, and computer program
JP2012104239A (ja) リチウムイオン電池の蓄電量推定方法、リチウムイオン電池の蓄電量推定プログラム、リチウムイオン電池の蓄電量補正方法及びリチウムイオン電池の蓄電量補正プログラム
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
WO2021224990A1 (ja) 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
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
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
JP6812827B2 (ja) 非水電解液およびそれを用いた非水電解液電池
Li et al. The role of “ZrF4-modification” on the structure and electrochemical performance of Li4Ti5O12 anode material
JP2019197698A (ja) リチウムイオン電池の診断方法およびリチウムイオン電池の診断装置
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
JP2019071179A (ja) 負極活物質、負極、及び非水電解質蓄電素子
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
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
WO2021205602A1 (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
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
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
JP5920613B2 (ja) 二次電池
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

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: 20926412

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 20926412

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: JP