WO2022024235A1 - 電池管理装置、電池管理方法 - Google Patents

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WO2022024235A1
WO2022024235A1 PCT/JP2020/028961 JP2020028961W WO2022024235A1 WO 2022024235 A1 WO2022024235 A1 WO 2022024235A1 JP 2020028961 W JP2020028961 W JP 2020028961W WO 2022024235 A1 WO2022024235 A1 WO 2022024235A1
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battery
internal resistance
difference
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voltage
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エムハ バユ ミフタフラティフ
亨 河野
博也 藤本
穣 植田
智也 福塚
千耀 小澤
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株式会社日立ハイテク
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    • Y02E60/10—Energy storage using batteries

Definitions

  • the present invention relates to a technique for managing the state of a battery.
  • SOH Battery deterioration state
  • Patent Document 1 provides a method for estimating the internal resistance component of a battery, which can improve the accuracy of the estimated internal resistance value and, by extension, the accuracy of calculating SOC, which is the battery capacity.
  • a method of estimating the internal resistance component of a battery 5 composed of a plurality of unit batteries and a voltage generated by diffusion and movement of an ionic substance inside the battery 5 is applied to the internal resistance component of the battery 5.
  • the diffusion polarization resistance was set in consideration, and the diffusion polarization resistance was estimated using the time variation of the concentration of the diffusing substance. ⁇ (See summary).
  • Patent Document 2 states that "SOC and SOH are estimated accurately in consideration of not only the process value of the battery but also the cross-correlation of SOC and SOH.
  • BCIA 9 measures the internal resistance measuring unit 96 that measures the 25 ° C. converted value R25 of the internal resistance of the battery 5 and the open circuit voltage measuring unit that measures the 25 ° C. converted value OCV25 of the open circuit voltage. 97 is provided.
  • the CPU 8 stores the equation storage unit 86 for storing the first equation representing the relationship between OCV25 and SOH and SOC, and the second equation representing the relationship between R25 and SOH and SOC, and the measurement results of the R25 and OCV25, respectively. It is provided with a solution unit 87 that is applied to an equation and obtains SOH and SOC as a solution of the simultaneous equations. ⁇ (See summary).
  • the following Patent Document 3 “provides a battery system 1 having a simple configuration for evaluating the characteristics of the secondary battery 10.
  • the battery system 1 is a secondary battery 10 having a positive electrode 11, a negative electrode 15, and electrolytes 12 and 14, and unique information of a pre-measured secondary battery 10 including an initial resistance value and an evaluation frequency.”
  • a measuring unit 22 for measuring and a calculating unit 24 for calculating at least one of the deterioration degree and the charging depth of the secondary battery 10 from the impedance and the unique information are provided. ⁇ (See summary).
  • Japanese Unexamined Patent Publication No. 2010-175484 Japanese Unexamined Patent Publication No. 2017-129401 Japanese Unexamined Patent Publication No. 2013-08814
  • Patent Document 1 since only the internal resistance is measured, a technique for measuring SOH is separately required.
  • Ri and SOH are measured using an open circuit voltage (Open Circuit Voltage: OCV).
  • OCV Open Circuit Voltage
  • the method using OCV tends to have a long measurement time.
  • Patent Document 3 a waveform generator that generates a waveform for measuring impedance is separately required.
  • the present invention has been made in view of the above problems, and an object of the present invention is to provide a technique capable of simultaneously measuring the internal resistance and the deteriorated state of a battery by a simple means in a short time.
  • the battery management device is between the voltage at the first calculation time after the end of charging or discharging and the voltage at the first time point when the first period has elapsed from the first calculation time.
  • the first difference is acquired, and further, the second difference between the voltage at the second calculation time point after the first time point and the voltage at the second time point when the second period elapses from the second calculation time point is obtained. Obtained, the internal resistance is estimated according to the relationship between the first difference and the internal resistance of the battery, and the deteriorated state is estimated according to the relationship between the second difference and the deteriorated state of the battery. ..
  • the internal resistance and the deteriorated state of the battery can be measured simultaneously and in a short time.
  • Other problems, advantages, configurations, etc. of the present invention will be clarified by the following description of Implementation j.
  • FIG. 1 It is a figure which illustrates the variation of the internal resistance (Ri) and the deterioration state (SOH) of a battery. It is a schematic diagram which illustrates the use of the battery management apparatus. It is a figure which shows the structural example of the battery management apparatus 100 which concerns on Embodiment 1. FIG. It is a figure which shows another configuration example of the battery management apparatus 100. An example of the configuration when the detection unit 130 is connected to the battery 200 is shown. It is a flowchart explaining the procedure which the arithmetic unit 120 calculates Ri and SOH. It is a graph which shows the time-dependent change of the current and voltage which the battery 200 outputs in the rest period after discharge.
  • FIG. 1 is a diagram illustrating variations in the internal resistance (Ri) and the deteriorated state (SOH) of the battery. Appropriate usage and usage may differ depending on Ri and SOH. Therefore, measuring Ri and SOH is important in battery operation management.
  • FIG. 2 is a schematic diagram illustrating the use of the battery management device according to the present invention.
  • Batteries that need to be charged and discharged eg, battery cells, battery modules, battery packs, etc.
  • a tester e.g., a BMS (battery management system), a charger, and the like.
  • the battery is connected to these devices, it is in a charging operation / discharging operation / hibernation state.
  • Ri and SOH can be calculated on the above device, for example, or on a computer connected via a network such as on a cloud server. You can also.
  • the advantage of calculating on a device to which a battery is connected is that the battery status (voltage output by the battery, current output by the battery, temperature of the battery, etc.) can be obtained frequently.
  • Ri and SOH calculated on the cloud system can also be sent to the computer owned by the user.
  • the user computer can use this data for a specific purpose such as inventory management.
  • Ri and SOH calculated on the cloud system can be stored in the database of the cloud platform operator and used for other purposes. For example, optimization of exchange routes for electric vehicles, energy management, etc.
  • FIG. 3 is a diagram showing a configuration example of the battery management device 100 according to the first embodiment of the present invention.
  • the battery management device 100 is a device that is connected to the battery 200 and receives power from the battery 200, and corresponds to the tester or the like in FIG.
  • the battery management device 100 includes a communication unit 110, a calculation unit 120, a detection unit 130, and a storage unit 140.
  • the detection unit 130 acquires the detection value V of the voltage output by the battery 200 and the detection value I of the current output by the battery 200. Further, as an option, the detected value T of the temperature of the battery 200 may be acquired. These detected values may be detected by the battery 200 itself and notified to the detection unit 130, or may be detected by the detection unit 130. Details of the detection unit 130 will be described later.
  • the calculation unit 120 estimates Ri and SOH of the battery 200 using the detection value acquired by the detection unit 130. The estimation procedure will be described later.
  • the communication unit 110 transmits the R and SOH estimated by the calculation unit 120 to the outside of the battery management device 100. For example, these can be transmitted to the memory provided in the cloud system.
  • the storage unit 140 stores a data table described later.
  • FIG. 4 is a diagram showing another configuration example of the battery management device 100.
  • the battery management device 100 does not necessarily have to be a device that is directly connected to the battery 200 to receive electric power, and shows a form in which the communication unit 110 and the detection unit 130 shown in FIG. 3 are not included. ..
  • the battery management device 100 acquires the voltage V, the current I, and the temperature T of the battery 200 from the communication unit 110.
  • the detection unit 150 included in the battery management device 100 receives these detected values, for example, via a network, and the arithmetic unit 120 calculates Ri and SOH using these detected values.
  • FIG. 5 shows a configuration example when the detection unit 130 is connected to the battery 200.
  • the detection unit 130 may be configured as a part of the battery management device 100, or may be configured as a module separate from the battery management device 100.
  • the detection unit 130 includes a voltage sensor 131, a temperature sensor 132, and a current sensor 133 in order to acquire the voltage V, the temperature T, and the current I during the charging / discharging operation of the battery 200.
  • the voltage sensor 131 measures the voltage across the battery 200 (the voltage output by the battery 200).
  • the temperature sensor 132 is connected to, for example, a thermocouple included in the battery 200, and measures the temperature of the battery 200 through the thermocouple.
  • the current sensor 133 is connected to one end of the battery 200 and measures the current output by the battery 200.
  • the temperature sensor 132 is an option and does not necessarily have to be provided.
  • FIG. 6 is a flowchart illustrating a procedure in which the calculation unit 120 calculates Ri and SOH.
  • the calculation unit 120 starts the flowchart at an appropriate timing, for example, when the battery management device 100 is started, when instructed to start the flowchart, or at predetermined intervals. Each step of FIG. 6 will be described below.
  • Step S601 The calculation unit 120 determines whether or not it is a pause period after charging or a pause period after discharging. If the current period is not a rest period, this flowchart ends. If it is a rest period, the process proceeds to S602.
  • the rest period after discharging means that the current output by the battery 200 changes from a negative value (I ⁇ 0) toward zero, and (b) changes from a negative value to a value near zero and is stable. It can be determined by the fact that (
  • Step S602 The calculation unit 120 calculates ⁇ Va and ⁇ Vb.
  • ⁇ Va is the fluctuation of the output voltage of the battery 200 from the first calculation time after the end of the rest period to the first time when the first period ta has elapsed.
  • ⁇ Vb is the fluctuation of the output voltage of the battery 200 from the second starting time after the first time to the second time when the second period tb has elapsed.
  • the calculation unit 120 calculates Ri and SOH according to the following equations 1 and 2.
  • fRi defines Ri as a function of ⁇ Va.
  • fRi has a parameter (c_Ri_T) that varies depending on the temperature of the battery 200 and a parameter (c_Ri_I) that varies depending on the output current of the battery 200.
  • f SOH defines SOH as a function of ⁇ Vb.
  • f SOH has a parameter (c_SOH_T) that varies depending on the temperature of the battery 200 and a parameter (c_SOH_I) that varies depending on the output current of the battery 200.
  • These parameters are defined by the relation table 141. A specific example of each function and a specific example of the relation table 141 will be described later.
  • fRi and fSOH are formulas formed based on, for example, experimental data for each lot.
  • Step S604 Calculation formula
  • Ri f Ri ( ⁇ Va, c_Ri_T_1, c_Ri_T_2, ..., c_Ri_I_1, c_Ri_I_2, ...)
  • SOH f SOH ( ⁇ Vb, c_SOH_T_1, c_SOH_T_2, ..., c_SOH_I_1, c_SOH_I_2, ).
  • FIG. 7 is a graph showing changes over time in the current and voltage output by the battery 200 during the rest period after discharge.
  • ⁇ Va in S602 is the fluctuation of the output voltage of the battery 200 from the time when the discharge is completed or the time after the first calculation to the first time when the first period ta has elapsed.
  • the present inventor has found that the voltage fluctuation due to the internal resistance of the battery 200 is well expressed in the output voltage immediately after the discharge is completed. That is, it can be said that the fluctuation ( ⁇ Va) of the output voltage during this period has a strong correlation with Ri. In the first embodiment, this is used to estimate Ri by ⁇ Va.
  • the optimum values for the start time and the time length of ta can be obtained based on the interval from the end of the discharge to the maximum point of the slope change rate in the voltage change curve with time.
  • the operation may be appropriately preferable, such as setting the area near or including both ends of the section.
  • ⁇ Vb in S602 is the fluctuation of the output voltage of the battery 200 from the time when the period ta has elapsed or after the second calculation time to the second time when the second period tb has elapsed. It can be seen that while ⁇ Va immediately after the end of discharge has a correlation with Ri, the period after that when the output voltage fluctuates gently has a correlation with SOH. , The inventor has found. In the first embodiment, this is used to estimate SOH by ⁇ Vb.
  • the optimum values for the start time and time length of tb are based on the interval from the maximum point of the slope change rate in the voltage change curve after the end of discharge until the slope change of the voltage change curve approaches a constant value. Can be obtained. In specifying the section, depending on the type of battery, device, accuracy, etc., the operation may be appropriately preferable, such as setting the area near or including both ends of the section.
  • the start time of ta does not necessarily have to be the same as the discharge end time, but it is desirable that it is close to the discharge end time.
  • the start time of tb does not necessarily have to be the same as the end time of ta.
  • ta and tb have a relationship of ta ⁇ tb.
  • ⁇ Va may be larger or ⁇ Vb may be larger.
  • Ri and SOH can be estimated accurately even if the total of ta and tb is, for example, about several seconds. Therefore, according to the first embodiment, both Ri and SOH can be quickly estimated during the rest period.
  • FIG. 8 is a graph showing changes over time in the current and voltage output by the battery 200 during the rest period after charging.
  • ⁇ Va in S602 may be a variation in the output voltage of the battery 200 from the time when charging is completed or after the first calculation time to the first time when the first period ta has elapsed.
  • ⁇ Vb in S602 is the fluctuation of the output voltage of the battery 200 from the time when the period ta has elapsed or after the second calculation time to the second time when the second period tb has elapsed.
  • the present inventor has found that ⁇ Va has a correlation with Ri and ⁇ Vb has a correlation with SOH even in the rest period after charging. Therefore, in the first embodiment, ⁇ Va and ⁇ Vb in S602 may be acquired after either charging or discharging.
  • FIG. 9 is a diagram showing the configuration of the relation table 141 and an example of data.
  • the relation table 141 is a data table that defines each parameter in the equations 1 and 2. Since c_Ri_I and c_SOH_I vary depending on the output current of the battery 200, they are defined for each output current value. Since c_Ri_T and c_SOH_T vary depending on the temperature of the battery 200, they are defined for each temperature. Since these parameters may have different characteristics between the rest period after discharge and the rest period after charging, the relation table 141 defines each parameter for each of these periods.
  • Ri When f Ri is a linear function of ⁇ Va, Ri can be expressed by, for example, the following equation 3. This is because the slope of Ri is affected by temperature and the intercept is affected by current. In this case, c_Ri_T and c_Ri_I are each one.
  • Ri c_Ri_T_1 ⁇ ⁇ Va + c_Ri_I_1 (3)
  • SOH When f SOH is a linear function of ⁇ Vb, SOH can be expressed by, for example, the following equation 4. This is because the slope of SOH is affected by temperature and the intercept is affected by current. In this case, c_SOH_T and c_SOH_I are each one.
  • the battery management device 100 estimates Ri using the voltage fluctuation ⁇ Va in the period ta in the pause period after the end of discharge or the pause period after the end of charging, and uses the voltage fluctuation ⁇ Vb in the period tb.
  • Estimate SOH This makes it possible to estimate both Ri and SOH in a shorter time than before.
  • the relationship table 141 describes an internal resistance parameter that defines a function fRi representing the relationship between Ri and ⁇ Va.
  • the internal resistance parameter includes c_Ri_I, which varies depending on the output current of the battery 200, and c_Ri_T, which varies depending on the temperature of the battery 200.
  • the relation table 141 describes the internal resistance parameter and the deterioration state parameter for each of the rest period after charging and the rest period after discharging. This makes it possible to accurately estimate Ri and SOH even when the function (that is, the characteristics of the battery 200) is different between the rest period after charging and the rest period after discharging.
  • FIG. 10 is a diagram showing a configuration example of the relationship table 141 according to the second embodiment of the present invention. It was explained that the relation table 141 in the first embodiment defines the parameters for the rest period after charging and the rest period after discharging. In addition to this, the relation table 141 may define these parameters for each production lot number of the battery 200. This is because the correlation between Ri and ⁇ Va and the correlation between SOH and ⁇ Vb may differ from production lot to production lot. Therefore, in FIG. 10, an example in which one data table is provided for each production lot number is shown. The calculation unit 120 acquires each parameter from the data table corresponding to the production lot number of the battery 200.
  • the present invention is not limited to the above-described embodiment, and includes various modifications.
  • the above-described embodiment has been described in detail in order to explain the present invention in an easy-to-understand manner, and is not necessarily limited to the one including all the described configurations.
  • it is possible to replace a part of the configuration of one embodiment with the configuration of another embodiment and it is also possible to add the configuration of another embodiment to the configuration of one embodiment.
  • ⁇ Va and ⁇ Vb are acquired during the rest period after discharge or the rest period after charging.
  • the discharge or charge at this time does not necessarily have to be a complete discharge (the remaining capacity of the battery 200 is 0) or a complete charge (the battery 200 is fully charged). That is, it may be a period after the discharge operation or the charge operation is completed.
  • the acquisition of ⁇ Va and ⁇ Vb during the pause period after discharge or the pause period after charge means that the output current of the battery 200 rises sharply immediately after the end of discharge, and the battery immediately after the end of charge. It is assumed that the output current of 200 drops sharply. For example, it is assumed that the current rises or falls in a rectangular wave shape. This is because it is considered that the voltage response of the battery 200 to various frequency components of the output current can be obtained because the output current is a rectangular wave. Therefore, it is desirable that the output current of the battery 200 fluctuates in a rectangular wave shape during the rest period after discharging or the rest period after charging. However, it does not have to be a strict rectangular wave, but may be a current waveform that approximates a rectangular wave.
  • the linear function is illustrated as an example of the functions fRi and fSOH , but other functions may be used.
  • it may be a polynomial function of a quadratic function or more.
  • the relation table 141 may describe parameters such as coefficients for defining the function. Among the parameters, those that fluctuate depending on the output current of the battery 200 may be defined for each current value, and those that fluctuate depending on the temperature of the battery 200 may be defined for each temperature value.
  • the arithmetic unit 120 and the detection unit 130 can be configured by hardware such as a circuit device that implements these functions, and software that implements these functions is a CPU (Central Processing Unit) or the like. It can also be configured by executing the arithmetic unit of.
  • hardware such as a circuit device that implements these functions, and software that implements these functions is a CPU (Central Processing Unit) or the like. It can also be configured by executing the arithmetic unit of.
  • CPU Central Processing Unit
  • the storage unit 140 does not necessarily have to be arranged on the same device as the calculation unit 120. That is, if the arithmetic unit 120 can acquire the information defined by the relational table 141 and store it in a storage device such as a local memory, the relational table 141 itself is arranged on a device different from the arithmetic unit 120. May be good.
  • Battery management device 110 Communication unit 120: Calculation unit 130: Detection unit 140: Storage unit 141: Relationship table 200: Battery

Abstract

本発明は、電池の内部抵抗と劣化状態を同時にかつ短時間で簡易な手段によって測定することができる技術を提供することを目的とする。本発明に係る電池管理装置は、充電または放電を終了した終了時点以後の第１起算時点における前記電圧と、前記第１起算時点から第１期間が経過した第１時点における前記電圧との間の第１差分を取得し、さらに、前記第１時点以後の第２起算時点における前記電圧と、前記第２起算時点から第２期間が経過した第２時点における前記電圧との間の第２差分を取得し、前記第１差分と前記電池の内部抵抗との間の関係にしたがって前記内部抵抗を推定し、前記第２差分と前記電池の劣化状態との間の関係にしたがって前記劣化状態を推定する（図７参照）。

Description

電池管理装置、電池管理方法
　本発明は、電池の状態を管理する技術に関するものである。
　市場における蓄電池の数は増加し続けている。電池が劣化すると、総充電容量が低下する。この状態は、電池の劣化状態（Ｓｔａｔｅ　ｏｆ　Ｈｅａｌｔｈ：ＳＯＨ）として表される。電池が劣化すると、電池の内部抵抗Ｒｉも増加する。ＳＯＨとＲｉに基づき電池状態を評価することにより、適切なユースケースを決定することができる。
　下記特許文献１は、『内部抵抗推定値の精度を向上することができ、ひいてはバッテリ容量であるSOCの算出精度を向上できるバッテリの内部抵抗成分推定方法を提供すること。』を課題として、『複数の単位電池で構成したバッテリ５の内部抵抗成分推定方法であって、バッテリ５の内部抵抗成分に、バッテリ５の内部でのイオン物質の拡散移動による偏在で生じる電圧を考慮した拡散分極抵抗を設定し、拡散物質の濃度の時間変化を用いて、拡散分極抵抗を推定した。』という技術を開示している（要約参照）。
　下記特許文献２は、『SOCおよびSOHを電池のプロセス値のみならず、SOCおよびSOHの相互相関も考慮して精度良く推定する。』ことを課題として、『バッテリコントローラ６BCにおいて、BCIA９は、電池５の内部抵抗の２５℃換算値R25を計測する内部抵抗計測部９６および開放電圧の２５℃換算値OCV25を計測する開放電圧計測部９７を具備する。CPU８は、OCV25とSOHおよびSOCとの関係を表す第１方程式、およびR25とSOHおよびSOCとの関係を表す第２方程式、を記憶する方程式記憶部８６ならびに前記R25およびOCV25の計測結果を前記各方程式に適用し、その連立方程式の解としてSOHおよびSOCを求める求解部８７を具備する。』という技術を開示している（要約参照）。
　下記特許文献３は、『二次電池１０の特性を評価する簡単な構成の電池システム１を提供する。』ことを課題として、『電池システム１は、正極１１と負極１５と電解質１２、１４とを有する二次電池１０と、初期抵抗値および評価周波数を含む予め測定された二次電池１０の固有情報を記憶する記憶部２３と、記憶部２３に記憶されている評価周波数の交流信号を二次電池１０に印加する電源部２０と、交流信号から二次電池１０の固体電解質界面被膜１７のインピーダンスを測定する測定部２２と、前記インピーダンスおよび固有情報から二次電池１０の劣化度または充電深度の少なくともいずれかを算出する算出部２４と、を具備する。』という技術を開示している（要約参照）。
特開２０１０－１７５４８４号公報 特開２０１７－１２９４０１号公報 特開２０１３－０８８１４８号公報
　特許文献１においては、内部抵抗のみを測定するので、ＳＯＨを測定するための技術が別途必要となる。特許文献２においては、開回路電圧（Ｏｐｅｎ　Ｃｉｒｃｕｉｔ　Ｖｏｌｔａｇｅ：ＯＣＶ）を用いてＲｉやＳＯＨを測定する。しかしＯＣＶを用いる手法は、測定時間が長い傾向がある。特許文献３においては、インピーダンスを測定するための波形を生成する波形生成器が別途必要となる。
　本発明は、上記のような課題に鑑みてなされたものであり、電池の内部抵抗と劣化状態を同時にかつ短時間で簡易な手段によって測定することができる技術を提供することを目的とする。
　本発明に係る電池管理装置は、充電または放電を終了した終了時点以後の第１起算時点における前記電圧と、前記第１起算時点から第１期間が経過した第１時点における前記電圧との間の第１差分を取得し、さらに、前記第１時点以後の第２起算時点における前記電圧と、前記第２起算時点から第２期間が経過した第２時点における前記電圧との間の第２差分を取得し、前記第１差分と前記電池の内部抵抗との間の関係にしたがって前記内部抵抗を推定し、前記第２差分と前記電池の劣化状態との間の関係にしたがって前記劣化状態を推定する。
　本発明に係る電池管理装置によれば、電池の内部抵抗と劣化状態を同時にかつ短時間で測定することができる。本発明のその他課題、利点、構成などは、以下の実施jの説明により明らかとなる。
電池の内部抵抗（Ｒｉ）と劣化状態（ＳＯＨ）のばらつきを例示する図である。 電池管理装置の用途を例示する模式図である。 実施形態１に係る電池管理装置１００の構成例を示す図である。 電池管理装置１００の別構成例を示す図である。 検知部１３０が電池２００と接続されている場合における構成例を示す。 演算部１２０がＲｉとＳＯＨを計算する手順を説明するフローチャートである。 放電後の休止期間において電池２００が出力する電流と電圧の経時変化を示すグラフである。 充電後の休止期間において電池２００が出力する電流と電圧の経時変化を示すグラフである。 関係テーブル１４１の構成とデータ例を示す図である。 実施形態２における関係テーブル１４１の構成例を示す図である。
＜実施の形態１＞
　図１は、電池の内部抵抗（Ｒｉ）と劣化状態（ＳＯＨ）のばらつきを例示する図である。ＲｉとＳＯＨに応じて、適切な使用方法や用途などが異なる場合がある。したがってＲｉとＳＯＨを測定することは、電池の運用管理において重要である。
　図２は、本発明に係る電池管理装置の用途を例示する模式図である。充放電する必要がある電池（例えば電池セル、電池モジュール、電池パック、など）は、様々な装置へ接続される。例えばテスタ、ＢＭＳ（電池管理システム）、充電器、などである。電池はこれら装置へ接続されているとき、充電動作／放電動作／休止状態のいずれかとなる。ＲｉとＳＯＨを計算するアルゴリズムをどこで実施するかに応じて、ＲｉとＳＯＨは例えば上記装置上で計算することもできるし、クラウドサーバ上などのネットワークを介して接続されたコンピュータ上で計算することもできる。電池が接続された装置上で計算する利点は、電池状態（電池が出力する電圧、電池が出力する電流、電池の温度、など）を高頻度で取得できることである。
　クラウドシステム上で計算したＲｉやＳＯＨは、ユーザが所持するコンピュータへ送信することもできる。ユーザコンピュータはこのデータを、例えばインベントリ管理などの特定用途へ供することができる。クラウドシステム上で計算したＲｉやＳＯＨは、クラウドプラットフォーム事業者のデータベースへ格納し、別用途のために用いることができる。例えば電気自動車の交換経路の最適化、エネルギー管理、などである。
　図３は、本発明の実施形態１に係る電池管理装置１００の構成例を示す図である。図３において、電池管理装置１００は、電池２００と接続され、電池２００から電力供給を受ける装置であり、図２におけるテスタなどに相当する。電池管理装置１００は、通信部１１０、演算部１２０、検知部１３０、記憶部１４０を備える。
　検知部１３０は、電池２００が出力する電圧の検出値Ｖ、電池２００が出力する電流の検出値Ｉを取得する。さらにオプションとして、電池２００の温度の検出値Ｔを取得してもよい。これらの検出値は、電池２００自身が検出して検知部１３０へ通知してもよいし検知部１３０が検出してもよい。検知部１３０の詳細は後述する。
　演算部１２０は、検知部１３０が取得した検出値を用いて、電池２００のＲｉとＳＯＨを推定する。推定手順については後述する。通信部１１０は、演算部１２０が推定したＲとＳＯＨを、電池管理装置１００の外部へ送信する。例えばクラウドシステムが備えるメモリに対してこれらを送信することができる。記憶部１４０は、後述するデータテーブルを格納する。
　図４は、電池管理装置１００の別構成例を示す図である。電池管理装置１００は、必ずしも電池２００と直接的に接続して電力供給を受ける装置でなくともよく、図３に記載された通信部１１０及び検知部１３０が含まれていない形態を示すものである。図４において電池管理装置１００は、電池２００の電圧Ｖ、電流Ｉ、温度Ｔを通信部１１０から取得する。具体的には、電池管理装置１００が備える検知部１５０はこれらの検出値を例えばネットワーク経由で受け取り、演算部１２０はこれらの検出値を用いてＲｉとＳＯＨを計算する。
　図５は、検知部１３０が電池２００と接続されている場合における構成例を示す。検知部１３０は、電池管理装置１００の一部として構成してもよいし、電池管理装置１００とは別のモジュールとして構成してもよい。検知部１３０は、電池２００の充放電動作時における電圧Ｖ、温度Ｔ、電流Ｉを取得するために、電圧センサ１３１、温度センサ１３２、電流センサ１３３を備える。
　電圧センサ１３１は、電池２００の両端電圧（電池２００が出力する電圧）を測定する。温度センサ１３２は、例えば電池２００が備える熱電対と接続され、これを介して電池２００の温度を測定する。電流センサ１３３は、電池２００の一端と接続され、電池２００が出力する電流を測定する。温度センサ１３２はオプションであり、必ずしも備えていなくともよい。
　図６は、演算部１２０がＲｉとＳＯＨを計算する手順を説明するフローチャートである。演算部１２０は、例えば電池管理装置１００が起動したとき、本フローチャートを開始するように指示されたとき、所定周期毎、などの適当なタイミングで、本フローチャートを開始する。以下図６の各ステップを説明する。
（図６：ステップＳ６０１）
　演算部１２０は、充電後の休止期間または放電後の休止期間であるか否かを判定する。現在が休止期間ではない場合は本フローチャートを終了する。休止期間である場合はＳ６０２へ進む。例えば放電後の休止期間であることは、電池２００が出力する電流が負値（Ｉ＜０）からゼロへ向かって変化している、（ｂ）負値からゼロ近傍の値へ変化して安定している（｜Ｉ｜＜閾値）、などによって判定することができる。
（図６：ステップＳ６０２）
　演算部１２０は、ΔＶａとΔＶｂを計算する。ΔＶａは、休止期間が終了した以後の第１起算時点から第１期間ｔａが経過した第１時刻までにおける、電池２００の出力電圧の変動分である。ΔＶｂは、第１時刻以後の第２起算時点から第２期間ｔｂが経過した第２時刻までにおける、電池２００の出力電圧の変動分である。これらの計算手順については後述する。
（図６：ステップＳ６０３）
　演算部１２０は、下記式１と式２にしたがって、ＲｉとＳＯＨを計算する。ｆＲｉは、ＲｉをΔＶａの関数として定義する。ｆＲｉは、電池２００の温度によって変動するパラメータ（ｃ＿Ｒｉ＿Ｔ）と、電池２００の出力電流によって変動するパラメータ（ｃ＿Ｒｉ＿Ｉ）を有する。ｆＳＯＨは、ＳＯＨをΔＶｂの関数として定義する。ｆＳＯＨは、電池２００の温度によって変動するパラメータ（ｃ＿ＳＯＨ＿Ｔ）と、電池２００の出力電流によって変動するパラメータ（ｃ＿ＳＯＨ＿Ｉ）を有する。これらのパラメータは関係テーブル１４１によって定義されている。各関数の具体例と関係テーブル１４１の具体例については後述する。ｆＲｉ及びｆＳＯＨは例えばロットごとの実験データを元に形成される式となる。
（図６：ステップＳ６０４：計算式）
　Ｒｉ＝ｆＲｉ（ΔＶａ，ｃ＿Ｒｉ＿Ｔ＿１，ｃ＿Ｒｉ＿Ｔ＿２，・・・，ｃ＿Ｒｉ＿Ｉ＿１，ｃ＿Ｒｉ＿Ｉ＿２，・・・）　（１）
　ＳＯＨ＝ｆＳＯＨ（ΔＶｂ，ｃ＿ＳＯＨ＿Ｔ＿１，ｃ＿ＳＯＨ＿Ｔ＿２，・・・，ｃ＿ＳＯＨ＿Ｉ＿１，ｃ＿ＳＯＨ＿Ｉ＿２，・・・）　（２）
　図７は、放電後の休止期間において電池２００が出力する電流と電圧の経時変化を示すグラフである。Ｓ６０２におけるΔＶａは、放電が終了した時点またはそれよりも後の第１起算時点から第１期間ｔａが経過した第１時刻までにおける、電池２００の出力電圧の変動分である。本発明者は、放電が終了した直後における出力電圧において、電池２００の内部抵抗による電圧変動がよく表れていることを見出した。すなわちこの期間における出力電圧の変動（ΔＶａ）は、Ｒｉとの間の相関が強いといえる。本実施形態１においてはこのことを利用して、ΔＶａによってＲｉを推定することとした。ｔａの開始時刻と時間長それぞれの最適値は、放電の終了時点以後から電圧の経時変化曲線における傾き変化率の最大点までの区間に基づき取得することができる。なお前記区間の特定に際しては、電池の種類、装置、精度等によって、前記区間の両端付近、あるいは両端を含めた領域とするなど、適宜好ましい運用とすればよい。
　Ｓ６０２におけるΔＶｂは、期間ｔａが経過した時点またはそれ以降の第２起算時点から第２期間ｔｂが経過した第２時刻までにおける、電池２００の出力電圧の変動分である。放電終了直後におけるΔＶａがＲｉとの間で相関を有しているのに対して、それよりも後の出力電圧が緩やかに変動する期間は、ＳＯＨとの間で相関を有していることを、本発明者は見出した。本実施形態１においてはこのことを利用して、ΔＶｂによってＳＯＨを推定することとした。ｔｂの開始時刻と時間長それぞれの最適値は、放電の終了時点以後の電圧の経時変化曲線における傾き変化率の最大点から電圧の経時変化曲線の傾き変化が一定に漸近するまでの区間に基づき取得することができる。なお前記区間の特定に際しては、電池の種類、装置、精度等によって、前記区間の両端付近、あるいは両端を含めた領域とするなど、適宜好ましい運用とすればよい。
　ｔａの開始時刻は、必ずしも放電終了時刻と同じでなくともよいが、放電終了時刻と近接していることが望ましい。ｔｂの開始時刻は、必ずしもｔａの終了時刻と同じでなくともよい。いずれの場合であっても、ｔａとｔｂは、ｔａ＜ｔｂという関係がある。ΔＶａの大きさとΔＶｂの大きさについては、ΔＶａのほうが大きい場合もあり得るし、ΔＶｂのほうが大きい場合もあり得る。なお、ここではｔａ＜ｔｂとしたが、電池の種類、装置、精度等によって、ｔａ＞ｔｂ、あるいはｔａ＝ｔｂの場合もあり得るため、適宜好ましい関係とすればよい。
　ｔａとｔｂの合計が例えば数秒程度であっても、ＲｉとＳＯＨを精度よく推定できることが、本発明者による実験結果から分かった。したがって本実施形態１によれば、休止期間において速やかにＲｉとＳＯＨをともに推定することができる。
　図８は、充電後の休止期間において電池２００が出力する電流と電圧の経時変化を示すグラフである。Ｓ６０２におけるΔＶａは、放電に代えて、充電が終了した時点またはそれよりも後の第１起算時点から第１期間ｔａが経過した第１時刻までにおける、電池２００の出力電圧の変動分でもよい。この場合、Ｓ６０２におけるΔＶｂは、期間ｔａが経過した時点またはそれ以降の第２起算時点から第２期間ｔｂが経過した第２時刻までにおける、電池２００の出力電圧の変動分となる。充電後の休止期間においても、ΔＶａはＲｉとの間で相関を有し、ΔＶｂはＳＯＨとの間で相関を有していることを、本発明者は見出した。したがって本実施形態１において、Ｓ６０２におけるΔＶａとΔＶｂは、充放電いずれの後において取得してもよい。
　図９は、関係テーブル１４１の構成とデータ例を示す図である。関係テーブル１４１は、式１と式２における各パラメータを定義するデータテーブルである。ｃ＿Ｒｉ＿Ｉとｃ＿ＳＯＨ＿Ｉは電池２００の出力電流によって変動するので、出力電流値ごとに定義されている。ｃ＿Ｒｉ＿Ｔとｃ＿ＳＯＨ＿Ｔは電池２００の温度によって変動するので、温度ごとに定義されている。これらのパラメータは、放電後の休止期間と充電後の休止期間との間で異なる特性を有する場合があるので、関係テーブル１４１はこれらの期間ごとに各パラメータを定義している。
　ｆＲｉがΔＶａの１次関数である場合、Ｒｉは例えば下記式３によって表すことができる。Ｒｉの傾きは温度によって影響され、切片は電流によって影響されるからである。この場合、ｃ＿Ｒｉ＿Ｔとｃ＿Ｒｉ＿Ｉはそれぞれ１つである。
　Ｒｉ＝ｃ＿Ｒｉ＿Ｔ＿１×ΔＶａ＋ｃ＿Ｒｉ＿Ｉ＿１　（３）
　ｆＳＯＨがΔＶｂの１次関数である場合、ＳＯＨは例えば下記式４によって表すことができる。ＳＯＨの傾きは温度によって影響され、切片は電流によって影響されるからである。この場合、ｃ＿ＳＯＨ＿Ｔとｃ＿ＳＯＨ＿Ｉはそれぞれ１つである。
　ＳＯＨ＝ｃ＿ＳＯＨ＿Ｔ＿１×ΔＶｂ＋ｃ＿ＳＯＨ＿Ｉ＿１　（４）
＜実施の形態１：まとめ＞
　本実施形態１に係る電池管理装置１００は、放電終了後の休止期間または充電終了後の休止期間において、期間ｔａにおける電圧変動ΔＶａを用いてＲｉを推定し、期間ｔｂにおける電圧変動ΔＶｂを用いてＳＯＨを推定する。これにより、従来よりも短時間でＲｉとＳＯＨをともに推定することができる。
　本実施形態１に係る電池管理装置１００において、関係テーブル１４１は、ＲｉとΔＶａとの間の関係を表す関数ｆＲｉを定義する内部抵抗パラメータを記述する。内部抵抗パラメータは、電池２００の出力電流によって変動するｃ＿Ｒｉ＿Ｉと、電池２００の温度によって変動するｃ＿Ｒｉ＿Ｔとを含む。これにより、関数ｆＲｉが電池２００の温度や電池２００の出力電流によって変動する場合であっても、Ｒｉを正確に推定することができる。関数ｆＳＯＨを定義する劣化状態パラメータについても同様である。
　本実施形態１に係る電池管理装置１００において、関係テーブル１４１は、充電後の休止期間と放電後の休止期間それぞれについて、内部抵抗パラメータと劣化状態パラメータを記述する。これにより、充電後の休止期間と放電後の休止期間との間で関数（すなわち電池２００の特性）が異なる場合であっても、ＲｉとＳＯＨを正確に推定することができる。
＜実施の形態２＞
　図１０は、本発明の実施形態２における関係テーブル１４１の構成例を示す図である。実施形態１における関係テーブル１４１は、充電後の休止期間と放電後の休止期間それぞれについて、パラメータを定義していることを説明した。関係テーブル１４１はこれに加えて、電池２００の製造ロット番号ごとに、これらパラメータを定義してもよい。ＲｉとΔＶａとの間の相関関係や、ＳＯＨとΔＶｂとの間の相関関係は、製造ロットごとに異なる場合があるからである。そこで図１０においては、製造ロット番号ごとに１つのデータテーブルを設けた例を示した。演算部１２０は、電池２００の製造ロット番号に対応するデータテーブルから、各パラメータを取得する。
＜本発明の変形例について＞
　本発明は、前述した実施形態に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば、上記した実施形態は本発明を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある実施形態の構成の一部を他の実施形態の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施形態の構成に他の実施形態の構成を加えることも可能である。また、各実施形態の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置換をすることが可能である。
　以上の実施形態において、放電後の休止期間または充電後の休止期間のなかでΔＶａとΔＶｂを取得することを説明した。このときの放電または充電は、必ずしも完全放電（電池２００の残容量が０）や完全充電（電池２００を満充電する）でなくともよい。すなわち放電動作や充電動作を終了した後の期間であればよい。
　以上の実施形態において、放電後の休止期間または充電後の休止期間のなかでΔＶａとΔＶｂを取得するのは、放電終了直後においては電池２００の出力電流が急峻に立ち上がり、充電終了直後においては電池２００の出力電流が急峻に立ち下がることを想定したものである。例えば矩形波状に電流が立ち上がりまたは立ち下がることを想定している。これは、出力電流が矩形波であることにより、出力電流の様々な周波数成分に対する電池２００の電圧応答が得られると考えられるからである。したがって放電後の休止期間または充電後の休止期間において、電池２００の出力電流が矩形波状に変動することが望ましい。ただし厳密な矩形波でなくとも、矩形波に近似する電流波形であればよい。
　以上の実施形態において、関数ｆＲｉとｆＳＯＨの１例として１次関数を例示したが、その他の関数であってもよい。例えば２次関数以上の多項関数などであってもよい。関係テーブル１４１は、いずれの場合であっても、その関数を定義するための係数などのパラメータを記述すればよい。パラメータのうち電池２００の出力電流によって変動するものについては電流値ごとに定義し、電池２００の温度によって変動するものについては温度値ごとに定義すればよい。
　以上の実施形態において、演算部１２０と検知部１３０は、これらの機能を実装した回路デバイスなどのハードウェアによって構成することもできるし、これらの機能を実装したソフトウェアをＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ　Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ　Ｕｎｉｔ）などの演算装置が実行することによって構成することもできる。
　以上の実施形態において、記憶部１４０は、必ずしも演算部１２０と同じ装置上に配置する必要はない。すなわち、演算部１２０が関係テーブル１４１によって定義されている情報を取得してローカルメモリ等の記憶装置へ格納することができれば、関係テーブル１４１そのものは演算部１２０とは別の装置上に配置してもよい。
１００：電池管理装置
１１０：通信部
１２０：演算部
１３０：検知部
１４０：記憶部
１４１：関係テーブル
２００：電池

Claims (12)

  1. 　電池の状態を管理する電池管理装置であって、
    　前記電池が出力する電圧の検出値と前記電池が出力する電流の検出値を取得する検知部、
    　前記電圧の経時変化を表す差分を用いて前記電池の内部抵抗と前記電池の劣化状態を推定する演算部、
    　を備え、
    　前記演算部は、前記差分として、前記電池が充電または放電を終了した終了時点以後の第１起算時点における前記電圧と、前記第１起算時点から第１期間が経過した第１時点における前記電圧との間の第１差分を取得し、
    　前記演算部は、前記差分として、前記第１時点以後の第２起算時点における前記電圧と、前記第２起算時点から第２期間が経過した第２時点における前記電圧との間の第２差分を取得し、
    　前記演算部は、前記第１差分と前記内部抵抗との間の関係を記述するとともに前記第２差分と前記劣化状態との間の関係を記述した関係データを取得し、
    　前記演算部は、前記第１差分を用いて前記関係データを参照することにより前記内部抵抗を推定し、
    　前記演算部は、前記第２差分を用いて前記関係データを参照することにより前記劣化状態を推定する
    　ことを特徴とする電池管理装置。
  2. 　前記第１期間は、充電または放電の終了時点以後の電圧変化曲線において、充電または放電の終了時点以後から前記電圧変化曲線の傾き変化率の最大点までの区間とし、
    　前記第２期間は、前記傾き変化率の最大点から前記電圧変化曲線の傾き変化が一定に漸近するまでの区間とする
    　ことを特徴とする請求項１記載の電池管理装置。
  3. 　　前記関係データは、前記内部抵抗と前記第１差分との間の関係を表す内部抵抗関数を定義する内部抵抗パラメータを記述しており、
    　前記内部抵抗パラメータは、
    　　前記電池の温度によって変動する内部抵抗＿温度パラメータ、
    　　前記電流によって変動する内部抵抗＿電流パラメータ、
    　を含み、
    　前記関係データは、前記電池の温度の値ごとに前記内部抵抗＿温度パラメータを記述するとともに、前記電流の値ごとに前記内部抵抗＿電流パラメータを記述しており、
    　前記演算部は、前記関係データから取得した前記内部抵抗パラメータを用いて、前記内部抵抗を計算する
    　ことを特徴とする請求項１記載の電池管理装置。
  4. 　前記関係データは、前記劣化状態と前記第２差分との間の関係を表す劣化状態関数を定義する劣化状態パラメータを記述しており、
    　前記劣化状態パラメータは、
    　　前記電池の温度によって変動する劣化状態＿温度パラメータ、
    　　前記電流によって変動する劣化状態＿電流パラメータ、
    　を含み、
    　前記関係データは、前記電池の温度の値ごとに前記劣化状態＿温度パラメータを記述するとともに、前記電流の値ごとに前記劣化状態＿電流パラメータを記述しており、
    　前記演算部は、前記関係データから取得した前記劣化状態パラメータを用いて、前記劣化状態を計算する
    　ことを特徴とする請求項１記載の電池管理装置。
  5. 　前記内部抵抗関数は、前記内部抵抗と前記第１差分との間の関係を前記第１差分の１次関数によって表す関数であり、
    　前記内部抵抗＿温度パラメータは、前記１次関数の傾きを前記電池の温度の値ごとに定義しており、
    　前記内部抵抗＿電流パラメータは、前記１次関数の切片を前記電流の値ごとに定義しており、
    　前記演算部は、前記電池の温度の測定値を用いて前記関係データを参照することにより、前記１次関数の傾きを取得し、
    　前記演算部は、前記電流の測定値を用いて前記関係データを参照することにより、前記１次関数の切片を取得し、
    　前記演算部は、前記関係データから取得した前記傾きと前記関係データから取得した前記切片を用いて、前記内部抵抗を計算する
    　ことを特徴とする請求項３記載の電池管理装置。
  6. 　前記劣化状態関数は、前記劣化状態と前記第２差分との間の関係を前記第２差分の１次関数によって表す関数であり、
    　前記劣化状態＿温度パラメータは、前記１次関数の傾きを前記電池の温度の値ごとに定義しており、
    　前記劣化状態＿電流パラメータは、前記１次関数の切片を前記電流の値ごとに定義しており、
    　前記演算部は、前記電池の温度の測定値を用いて前記関係データを参照することにより、前記１次関数の傾きを取得し、
    　前記演算部は、前記電流の測定値を用いて前記関係データを参照することにより、前記１次関数の切片を取得し、
    　前記演算部は、前記関係データから取得した前記傾きと前記関係データから取得した前記切片を用いて、前記劣化状態を計算する
    　ことを特徴とする請求項４記載の電池管理装置。
  7. 　前記関係データは、前記電池が充電終了した後の第１休止期間と、前記電池が放電完了した後の第２休止期間とのそれぞれについて、前記内部抵抗パラメータを記述しており、
    　前記関係データは、前記第１休止期間における前記内部抵抗パラメータを定義する充電後パラメータを記述しており、
    　前記関係データは、前記第２休止期間における前記内部抵抗パラメータを定義する放電後パラメータを記述しており、
    　前記演算部は、前記第１休止期間においては前記関係データから前記充電後パラメータを取得し、
    　前記演算部は、前記第２休止期間においては前記関係データから前記放電後パラメータを取得する
    　ことを特徴とする請求項３記載の電池管理装置。
  8. 　前記関係データは、前記電池が充電終了した後の第１休止期間と、前記電池が放電完了した後の第２休止期間とのそれぞれについて、前記劣化状態パラメータを記述しており、
    　前記関係データは、前記第１休止期間における前記劣化状態パラメータを定義する充電後パラメータを記述しており、
    　前記関係データは、前記第２休止期間における前記劣化状態パラメータを定義する放電後パラメータを記述しており、
    　前記演算部は、前記第１休止期間においては前記関係データから前記充電後パラメータを取得し、
    　前記演算部は、前記第２休止期間においては前記関係データから前記放電後パラメータを取得する
    　ことを特徴とする請求項４記載の電池管理装置。
  9. 　前記関係データは、前記電池の製造ロット番号ごとに前記内部抵抗パラメータを記述しており、
    　前記演算部は、前記電池の製造ロット番号を用いて前記関係データを参照することにより、前記内部抵抗パラメータを取得する
    　ことを特徴とする請求項３記載の電池管理装置。
  10. 　前記関係データは、前記電池の製造ロット番号ごとに前記劣化状態パラメータを記述しており、
    　前記演算部は、前記電池の製造ロット番号を用いて前記関係データを参照することにより、前記劣化状態パラメータを取得する
    　ことを特徴とする請求項４記載の電池管理装置。
  11. 　前記電池は、放電を終了すると前記電流が矩形波状に立ち上がり、または、充電を終了すると前記電流が矩形波状に立ち下がるように構成されており、
    　前記演算部は、前記矩形波状の立ち上がりまたは立ち下がりによって生じる前記電圧の変動分を、前記第１差分のうち少なくとも一部として取得する
    　ことを特徴とする請求項１記載の電池管理装置。
  12. 　電池の状態を管理する電池管理方法であって、
    　前記電池が出力する電圧の検出値と前記電池が出力する電流の検出値を取得するステップ、
    　前記電圧の経時変化を表す差分を用いて前記電池の内部抵抗と前記電池の劣化状態を推定するステップ、
    　を有し、
    　前記推定するステップにおいては、前記差分として、前記電池が充電または放電を終了した終了時点以後の第１起算時点における前記電圧と、前記第１起算時点から第１期間が経過した第１時点における前記電圧との間の第１差分を取得し、
    　前記推定するステップにおいては、前記差分として、前記第１時点以後の第２起算時点における前記電圧と、前記第２起算時点から第２期間が経過した第２時点における前記電圧との間の第２差分を取得し、
    　前記推定するステップにおいては、前記第１差分と前記内部抵抗との間の関係を記述するとともに前記第２差分と前記劣化状態との間の関係を記述した関係データを取得し、
    　前記推定するステップにおいては、前記第１差分を用いて前記関係データを参照することにより前記内部抵抗を推定し、
    　前記推定するステップにおいては、前記第２差分を用いて前記関係データを参照することにより前記劣化状態を推定する
    　ことを特徴とする電池管理方法。
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