JP2010060406A - Apparatus for monitoring secondary battery - Google Patents

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Abstract

<P>PROBLEM TO BE SOLVED: To provide a monitoring apparatus which presumes an increase degree of a battery resistance occurring in a large current zone of a secondary battery. <P>SOLUTION: The apparatus for monitoring the secondary battery includes: a measuring section for measuring a battery voltage value Vb and a battery current value Ib of the secondary battery as respective battery state quantities; a battery state quantity presuming section 52 for presuming one of the battery state quantities on the basis of the other of the battery state quantities, in accordance with a battery model being previously given; and a battery resistance increase degree presuming section 54 for presuming the increase degree of the battery resistance of the secondary battery, based on the measured value and the presumed value of the one of the battery state quantities. <P>COPYRIGHT: (C)2010,JPO&INPIT

Description

本発明は、二次電池の監視装置に係り、特に大電流域で発生する電池抵抗の上昇度合いを推定する二次電池監視装置に関する。   The present invention relates to a secondary battery monitoring apparatus, and more particularly to a secondary battery monitoring apparatus that estimates the degree of increase in battery resistance that occurs in a large current region.

充放電可能な二次電池がハイブリッド電気車両（ＨＥＶ）に搭載される場合、例えば、二次電池は電動機を車両駆動力源として駆動する一方で、この電動機の回生発電時の発電電力やエンジンの回転に伴って発生する発電機の発電電力等によって、二次電池が充電される。二次電池の状態は使用状況によって種々に変化するため、従来より二次電池の状態の監視、さらには監視結果に基づいて電池性能の劣化を防止することが行われている。   When a chargeable / dischargeable secondary battery is mounted on a hybrid electric vehicle (HEV), for example, the secondary battery drives an electric motor as a vehicle driving force source, while the electric power generated during regenerative power generation of the electric motor or the engine The secondary battery is charged by the power generated by the generator generated by the rotation. Since the state of the secondary battery changes variously depending on the use state, conventionally, the state of the secondary battery is monitored, and further, deterioration of the battery performance is prevented based on the monitoring result.

例えば特開平１１−１８７５７７号公報（特許文献１）には、電池の使用環境および電池の状態に応じた適切な電力で充放電を行なうために、電池温度が所定温度以下または所定温度以上のときには、充電電力上限値および放電電力上限値を常温時に比して小さくする充放電制御装置が開示されている。この装置によれば、過充放電による二次電池の劣化を防止できると述べられている。   For example, in Japanese Patent Laid-Open No. 11-187777 (Patent Document 1), in order to perform charging / discharging with appropriate electric power according to the usage environment of the battery and the state of the battery, A charging / discharging control device is disclosed in which the charging power upper limit value and the discharging power upper limit value are made smaller than those at normal temperature. According to this device, it is stated that deterioration of the secondary battery due to overcharge / discharge can be prevented.

また、特開２００４−３１１７０号公報（特許文献２）には、分極の影響度合いと、電流と電圧との関係の特性とを考慮して、二次電池の内部抵抗を高精度に算出することができる二次電池の内部抵抗検出装置が開示されている。この装置では内部抵抗検出に、分極状態（分極の影響度合い）を表す指数として分極指数が用いられる。当該分極指数は、電極近傍の溶液濃度を電気量で表現したものである。当該分極指数によって、充放電による電極近傍の溶液濃度変化および拡散による解消分を考慮して内部抵抗を検出する。   Japanese Patent Application Laid-Open No. 2004-31170 (Patent Document 2) calculates the internal resistance of a secondary battery with high accuracy in consideration of the degree of influence of polarization and the characteristics of the relationship between current and voltage. An internal resistance detection device for a secondary battery that can be used is disclosed. In this apparatus, a polarization index is used as an index representing the polarization state (degree of influence of polarization) for detecting internal resistance. The polarization index represents the solution concentration in the vicinity of the electrode in terms of electricity. Based on the polarization index, the internal resistance is detected in consideration of the solution concentration change near the electrode due to charge and discharge and the elimination due to diffusion.

さらに、特許文献２には、内部抵抗を高精度に検出し、内部抵抗の増加によって二次電池の劣化の検出を行なうことにより、エンジンの始動性の低下等を未然かつ確実に防止可能であると述べられている。   Furthermore, in Patent Document 2, it is possible to prevent deterioration of engine startability and the like in advance by reliably detecting internal resistance and detecting deterioration of the secondary battery by increasing the internal resistance. It is stated.

また、特開２０００−１２３８８６号公報（特許文献３）では、履歴現象による影響とは係わりなく、車両用二次電池の満充電状態を判定することが可能な満充電判定装置が開示されている。特に、バッテリ内に生じる分極による電圧変化と、分極の大きさを示す分極指標との関係を示す一次直線の勾配を算出するとともに、算出した勾配と、予め定められた満充電状態の電圧変化と分極指標との関係を示す一次直線の勾配との比較判定によって、満充電状態を判定することが開示されている。また、分極による電圧変化と電極表面での電解液の濃度変化とが関連することが記載されている。   Japanese Patent Laid-Open No. 2000-123886 (Patent Document 3) discloses a full charge determination device capable of determining the full charge state of a vehicular secondary battery irrespective of the influence of the history phenomenon. . In particular, the gradient of the linear line indicating the relationship between the voltage change caused by the polarization generated in the battery and the polarization index indicating the magnitude of the polarization is calculated, and the calculated gradient and the voltage change in a fully charged state are determined in advance. It is disclosed that the fully charged state is determined by comparison with a gradient of a linear straight line indicating a relationship with the polarization index. Further, it is described that a voltage change due to polarization is related to a change in the concentration of the electrolytic solution on the electrode surface.

さらに、特開２００６−４２４９７号公報（特許文献４）には、二次電池内部でのイオン濃度分布推定に基づくローカルＳＯＣに応じて、一部の動力源が二次電池からの電力によって駆動力を発生する動力出力装置において、複数の動力源の間での駆動力配分制御を適正化することが開示されている。具体的には、二次電池の電極でのイオン濃度分布推定に基づくローカルＳＯＣと、二次電池全体マクロで見た全体ＳＯＣとの比較に従って、駆動力配分制御が修正される。   Furthermore, in Japanese Patent Application Laid-Open No. 2006-42497 (Patent Document 4), according to the local SOC based on the estimation of the ion concentration distribution inside the secondary battery, some power sources are driven by the power from the secondary battery. In the power output apparatus that generates the power, it is disclosed to optimize the driving force distribution control among a plurality of power sources. Specifically, the driving force distribution control is corrected according to the comparison between the local SOC based on the estimation of the ion concentration distribution at the electrode of the secondary battery and the overall SOC as seen in the secondary battery overall macro.

特開平１１−１８７５７７号公報JP-A-11-187777 特開２００４−３１１７０号公報JP 2004-31170 A 特開２０００−１２３８８６号公報JP 2000-123886 A 特開２００６−４２４９７号公報JP 2006-42497 A グおよびワン（W.B.GU and C.Y.Wang）著、「リチウムイオン電池の熱−電気化学結合モデリング（THERMAL-ELECTROCHEMICAL COUPLED MODELING OF A LITHIUM-I0N CELL）」、ECS Proceedings Vo1.99-25 (1),2000、（米国）、電気化学学会（ECS）、2000年、pp 748-762"Thermal-ELECTROCHEMICAL COUPLED MODELING OF A LITHIUM-I0N CELL" by WBGU and CYWang, ECS Proceedings Vo1.99-25 (1), 2000 , (USA), Electrochemical Society (ECS), 2000, pp 748-762

一般に、二次電池の充放電を大電流で繰り返すと、そのような大電流域において電池抵抗（内部抵抗）が上昇する場合がある。電池抵抗の上昇は電池性能の低下を招くので、当該抵抗上昇現象の発生度合い、換言すれば電池抵抗の上昇度合いを把握することが望まれる。しかしながら、上記特許文献１〜４にはかかる電池抵抗上昇度合いの検出について述べられていない。   In general, when charging / discharging of a secondary battery is repeated with a large current, the battery resistance (internal resistance) may increase in such a large current region. Since an increase in battery resistance causes a decrease in battery performance, it is desirable to grasp the degree of occurrence of the resistance increase phenomenon, in other words, the degree of increase in battery resistance. However, the above Patent Documents 1 to 4 do not describe the detection of the battery resistance increase degree.

ここで、上記の大電流域における電池抵抗の上昇は、非可逆的な経年劣化による抵抗上昇とは異なり、可逆的であることが確認された。すなわち、当該電池抵抗上昇現象は、放電過多が原因の場合は充電によって解消可能であり、逆に充電過多が原因の場合は放電によって解消可能であることが、実験から確認された。このため、大電流域での電池抵抗上昇度合いを取得するためには、経年劣化による抵抗上昇とは異なる新たな手法が必要である。   Here, it was confirmed that the battery resistance increase in the above-described large current region is reversible, unlike the resistance increase due to irreversible aging. That is, it has been confirmed from experiments that the battery resistance increase phenomenon can be eliminated by charging when it is caused by excessive discharge, and can be eliminated by discharging when it is caused by excessive charging. For this reason, in order to acquire the degree of battery resistance increase in a large current region, a new method different from the resistance increase due to aging is necessary.

本発明は、大電流域における電池抵抗上昇の度合いを推定可能な二次電池監視装置を提供することを目的とする。   An object of the present invention is to provide a secondary battery monitoring device capable of estimating the degree of battery resistance increase in a large current region.

本発明に係る二次電池の監視装置は、二次電池の電池電圧と電池電流とをそれぞれ電池状態量として測定する測定部と、前記電池状態量の一方を、前記電池状態量の他方に基づき、予め与えられた電池モデルに従って推定する電池状態量推定部と、前記一方の電池状態量の推定値と測定値とに基づいて前記二次電池の電池抵抗の上昇度合いを推定する電池抵抗上昇度合い推定部と、を備えることを特徴とする。   A monitoring device for a secondary battery according to the present invention includes a measuring unit that measures a battery voltage and a battery current of a secondary battery as battery state quantities, and one of the battery state quantities based on the other of the battery state quantities. A battery state amount estimating unit that estimates according to a battery model given in advance, and a battery resistance increase degree that estimates an increase degree of the battery resistance of the secondary battery based on the estimated value and the measured value of the one battery state amount And an estimation unit.

ここで、前記電池抵抗上昇度合い推定部は、前記一方の電池状態量の推定値と測定値とともに、前記二次電池について推定された電極間の電解液塩濃度差と、前記電池電流の測定値の移動平均値との少なくとも一方に基づいて、前記電池抵抗上昇度合いを推定することが好ましい。   Here, the battery resistance increase degree estimation unit includes the estimated value and the measured value of the one battery state quantity, the electrolyte salt concentration difference between the electrodes estimated for the secondary battery, and the measured value of the battery current. It is preferable to estimate the battery resistance increase degree based on at least one of the moving average values.

また、前記二次電池の電池温度を測定する温度測定部をさらに備え、前記電池状態量推定部は、前記他方の電池状態量の測定値とともに前記電池温度の測定値に基づき、前記一方の電池状態量を前記電池モデルに従って推定することが好ましい。   The battery further includes a temperature measurement unit that measures a battery temperature of the secondary battery, wherein the battery state quantity estimation unit is configured based on the measured value of the battery temperature together with the measured value of the other battery state quantity. It is preferable to estimate the state quantity according to the battery model.

また、前記電池抵抗上昇度合い推定部は、前記電池抵抗上昇度合いとして、前記一方の電池状態量の測定値と推定値との比もしくは差、前記比もしくは差の増加率であって前記二次電池について推定された電極間の電解液塩濃度差に対する増加率、または、前記比もしくは差と前記推定された電解液塩濃度差との一次近似式において前記推定電解液塩濃度差を０とした場合の値を算出することが好ましい。   Further, the battery resistance increase degree estimation unit is configured to calculate, as the battery resistance increase degree, a ratio or difference between a measured value and an estimated value of the one battery state quantity, an increase rate of the ratio or difference, and the secondary battery. When the estimated electrolyte salt concentration difference is zero in the rate of increase with respect to the electrolyte salt concentration difference estimated between the electrodes, or in the first-order approximation of the ratio or difference and the estimated electrolyte salt concentration difference It is preferable to calculate the value of.

また、前記電池抵抗上昇度合いが予め設定された通知設定値よりも大きい場合に、前記電池抵抗の上昇を通知する通知部をさらに備えることが好ましい。   In addition, it is preferable that the information processing apparatus further includes a notification unit that notifies the battery resistance increase when the battery resistance increase degree is greater than a preset notification setting value.

また、前記電池抵抗上昇度合いが予め設定された使用制限設定値よりも大きい場合に、充電電力量、放電電力量、充電電流量、放電電流量、電池電圧上限値、または、電池電圧下限値を制限する使用制限部をさらに備えることが好ましい。   Further, when the battery resistance increase degree is larger than a preset use limit setting value, the charging power amount, discharging power amount, charging current amount, discharging current amount, battery voltage upper limit value, or battery voltage lower limit value is set. It is preferable to further include a use restriction unit to restrict.

また、前記電池抵抗上昇度合いが予め設定された充電率制御中心調整設定値よりも大きい場合に、充電率制御の制御中心値を調整する充電率制御部をさらに備えることが好ましい。   Moreover, it is preferable to further include a charge rate control unit that adjusts the control center value of the charge rate control when the battery resistance increase degree is larger than a preset charge rate control center adjustment set value.

また、前記二次電池の診断を行う診断部をさらに備え、前記診断部は、前記電池抵抗上昇度合いが予め設定された電圧下限値診断禁止設定値よりも大きい場合に、前記電池電圧の下限値についての故障診断を行わないことが好ましい。   In addition, a diagnostic unit that diagnoses the secondary battery is further provided, and the diagnostic unit has a lower limit value of the battery voltage when the battery resistance increase degree is greater than a preset voltage lower limit value diagnosis prohibition set value. It is preferable not to perform a fault diagnosis for.

また、前記電池抵抗上昇度合いが予め設定された充放電要求設定値よりも大きい場合に、前記二次電池の強制的な充電または放電を行う強制的充放電制御部をさらに備えることが好ましい。   In addition, it is preferable to further include a forcible charge / discharge control unit that forcibly charges or discharges the secondary battery when the battery resistance increase degree is larger than a preset charge / discharge request set value.

また、前記二次電池および前記監視装置がエンジン搭載車両に適用される場合、前記強制的充放電制御部は、エンジンに対して要求するエンジン要求パワーを増加させて、エンジン出力によって前記強制的な充電または放電を行うことが好ましい。   In addition, when the secondary battery and the monitoring device are applied to an engine-equipped vehicle, the forced charge / discharge control unit increases the required engine power required for the engine, and the forced output according to the engine output. It is preferable to charge or discharge.

また、前記二次電池が複数個接続されて電池パックが構成されており、前記強制的充放電制御部は、前記電池パックの温度が予め定められた定常状態にない場合には、前記強制的な充電または放電を行わないことが好ましい。   In addition, a plurality of the secondary batteries are connected to form a battery pack, and the forced charge / discharge control unit performs the forced charge / discharge control when the temperature of the battery pack is not in a predetermined steady state. It is preferable not to perform proper charging or discharging.

また、前記電池モデルにおける抵抗成分のパラメータについて前記二次電池の経時劣化に伴う変化を推定し、当該経時劣化推定結果を前記電池モデルに反映させるパラメータ変化推定部をさらに備えることが好ましい。   Further, it is preferable to further include a parameter change estimation unit that estimates a change of the resistance component in the battery model due to deterioration of the secondary battery with time and reflects the result of deterioration with time in the battery model.

また、前記電池抵抗上昇度合い推定部は、前記パラメータ変化推定部による前記経時劣化推定結果に基づいて前記電池抵抗上昇度合いの推定を実行するか否かを判定することが好ましい。   Moreover, it is preferable that the said battery resistance increase degree estimation part determines whether the estimation of the said battery resistance increase degree is performed based on the said temporal deterioration estimation result by the said parameter change estimation part.

また、前記電池状態量推定部は、前記電池電圧の測定値に基づき前記電池モデルに従って前記電池電流を推定し、前記電池抵抗上昇度合い推定部は、前記電池電流の推定値と測定値とに基づいて前記電池抵抗上昇度合いを推定することが好ましい。   The battery state quantity estimating unit estimates the battery current according to the battery model based on the measured value of the battery voltage, and the battery resistance increase degree estimating unit is based on the estimated value and measured value of the battery current. It is preferable to estimate the degree of battery resistance increase.

また、前記電池状態量推定部は、前記電池電流の測定値に基づき前記電池モデルに従って前記電池電圧を推定し、前記電池抵抗上昇度合い推定部は、前記電池電圧の推定値と測定値とに基づいて前記電池抵抗上昇度合いを推定することが好ましい。   The battery state quantity estimating unit estimates the battery voltage according to the battery model based on the measured value of the battery current, and the battery resistance increase degree estimating unit is based on the estimated value and measured value of the battery voltage. It is preferable to estimate the degree of battery resistance increase.

上記構成によれば、大電流域での電池抵抗上昇の度合いを推定することができる。   According to the above configuration, the degree of battery resistance increase in a large current region can be estimated.

まず、図１に充放電可能な二次電池１０の概略構成図を示す。以下の説明では二次電池１０としてリチウムイオン電池を例示するが、二次電池１０は当該例示に限定されるものではない。   First, the schematic block diagram of the secondary battery 10 which can be charged / discharged in FIG. 1 is shown. In the following description, a lithium ion battery is exemplified as the secondary battery 10, but the secondary battery 10 is not limited to the illustration.

図１に示すように、二次電池１０は、負極１２と、セパレータ１４と、正極１５とを含む。電極１２，１５はリチウムイオン電池に用いられる各種材料で構成可能であり、また、セパレータ１４は例えば負極１２と正極１５との間に設けられた樹脂に電解液を浸透させることによって構成可能である。セパレータ１４は以下の説明から理解されるように「イオン伝導体」と呼ぶことが可能である。なお、図１では座標軸ｘを電極１２，１５の厚み方向、換言すれば電極１２，１５の積層方向に規定している。   As shown in FIG. 1, the secondary battery 10 includes a negative electrode 12, a separator 14, and a positive electrode 15. The electrodes 12 and 15 can be made of various materials used for lithium ion batteries, and the separator 14 can be made by, for example, infiltrating an electrolyte into a resin provided between the negative electrode 12 and the positive electrode 15. . The separator 14 can be referred to as an “ionic conductor” as will be understood from the following description. In FIG. 1, the coordinate axis x is defined in the thickness direction of the electrodes 12 and 15, in other words, in the stacking direction of the electrodes 12 and 15.

負極１２および正極１５の各々は、球状の活物質１８の集合体で構成される。放電時には、負極１２の活物質１８の界面上では、リチウムイオンＬｉ+および電子ｅ-を放出する化学反応が行なわれる。一方、正極１５の活物質１８の界面上では、リチウムイオンＬｉ+および電子ｅ-を吸収する化学反応が行なわれる。 Each of the negative electrode 12 and the positive electrode 15 is composed of an aggregate of spherical active materials 18. During discharge, a chemical reaction that releases lithium ions Li + and electrons e − is performed on the interface of the active material 18 of the negative electrode 12. On the other hand, a chemical reaction that absorbs lithium ions Li + and electrons e − is performed on the interface of the active material 18 of the positive electrode 15.

負極１２には電子ｅ-を吸収する集電体１３が設けられ、正極１５には電子ｅ-を放出する集電体１６が設けられる。なお、集電体は電流コレクタとも呼ばれる。負極の集電体１３は例えば銅で構成され、正極の集電体１６は例えばアルミニウムで構成される。集電体１３には負極端子１１ｎが設けられ、集電体１６には正極端子１１ｐが設けられる。セパレータ１４を介したリチウムイオンＬｉ+の授受によって、二次電池１０では充放電が行われ、充電電流Ｉｂ（＜０）または放電電流Ｉｂ（＞０）が生じる。 The negative electrode 12 is provided with a current collector 13 that absorbs electrons e − , and the positive electrode 15 is provided with a current collector 16 that emits electrons e − . The current collector is also called a current collector. The negative electrode current collector 13 is made of, for example, copper, and the positive electrode current collector 16 is made of, for example, aluminum. The current collector 13 is provided with a negative electrode terminal 11n, and the current collector 16 is provided with a positive electrode terminal 11p. The secondary battery 10 is charged and discharged by the exchange of lithium ions Li + through the separator 14, and a charging current Ib (<0) or a discharging current Ib (> 0) is generated.

上記のように、放電時には、負極１２から放出されたリチウムイオンＬｉ+は、拡散および泳動によって正極１５へ移動し、正極１５に吸収される。このとき、電解液内におけるリチウムイオンＬｉ+の拡散に遅れが生じると、負極１２内の電解液中ではリチウムイオンＬｉ+濃度（すなわち電解液塩濃度）が増加する一方、正極１５内の電解液中ではリチウムイオンＬｉ+濃度が減少する。かかる様子を図２に示す。なお、図２中に示した平均塩濃度とは、例えば二次電池１０の長時間の放置によって電解液塩濃度が二次電池１０内全体において均一になった場合の当該電解液塩濃度に対応する。 As described above, at the time of discharging, lithium ions Li + released from the negative electrode 12 move to the positive electrode 15 by diffusion and migration and are absorbed by the positive electrode 15. At this time, if a delay occurs in the diffusion of lithium ions Li + in the electrolytic solution, the lithium ion Li + concentration (that is, the electrolyte salt concentration) increases in the electrolytic solution in the negative electrode 12, while the electrolytic solution in the positive electrode 15. Among them, the lithium ion Li + concentration decreases. Such a situation is shown in FIG. The average salt concentration shown in FIG. 2 corresponds to the electrolyte salt concentration when the electrolyte salt concentration becomes uniform throughout the secondary battery 10 due to, for example, leaving the secondary battery 10 for a long time. To do.

ここで、図３に、電解液塩濃度と反応抵抗との関係を示す。なお、反応抵抗は、活物質１８の界面での反応電流発生時に等価的に電気抵抗として作用する抵抗であり、換言すれば電極表面におけるリチウムイオンＬｉ+の出入りに関する抵抗成分である。反応抵抗は電荷移動抵抗とも呼ばれる。 Here, FIG. 3 shows the relationship between the electrolyte salt concentration and the reaction resistance. The reaction resistance is a resistance that acts equivalently as an electric resistance when a reaction current is generated at the interface of the active material 18, in other words, a resistance component related to the entry and exit of lithium ions Li + on the electrode surface. Reaction resistance is also called charge transfer resistance.

図３の特性図によれば、反応抵抗は電解液塩濃度の関数であることが分かる。特に、あるしきい値塩濃度ｃthを境界にして、電解液塩濃度が高い領域では電解液塩濃度の変化に対して反応抵抗の変化は小さく、他方、電解液塩濃度が低い領域では電解液塩濃度が低いほど反応抵抗値が大きくなる。すなわち、電解液塩濃度が低い領域では、電解液塩濃度が高い領域と比較して、電解液塩濃度に対する反応抵抗値の変化率が大きい。 According to the characteristic diagram of FIG. 3, it can be seen that the reaction resistance is a function of the electrolyte salt concentration. In particular, with a certain threshold salt concentration c th as a boundary, in the region where the electrolyte salt concentration is high, the change in the reaction resistance is small with respect to the change in the electrolyte salt concentration, while in the region where the electrolyte salt concentration is low The reaction resistance value increases as the liquid salt concentration decreases. That is, in the region where the electrolyte salt concentration is low, the rate of change of the reaction resistance value with respect to the electrolyte salt concentration is larger than in the region where the electrolyte salt concentration is high.

このため、図２および図３に鑑みれば、放電時に正極１５内での電解液塩濃度が減少した場合であっても、正極１５内の電解液塩濃度が高いときには、反応抵抗の低下はほとんど生じないことが分かる。これに対し、正極１５内の電解液塩濃度が低いときには、放電時における正極１５内での電解液塩濃度の低下は、反応抵抗の増加を招くことが分かる。   Therefore, in view of FIG. 2 and FIG. 3, even when the electrolyte salt concentration in the positive electrode 15 decreases during discharge, when the electrolyte salt concentration in the positive electrode 15 is high, there is almost no decrease in reaction resistance. It turns out that it does not occur. On the other hand, when the electrolyte salt concentration in the positive electrode 15 is low, it can be seen that a decrease in the electrolyte salt concentration in the positive electrode 15 during discharge causes an increase in reaction resistance.

このような反応抵抗増加の要因として、例えば平均電解液塩濃度が減少することによって正極内電解液塩濃度がしきい値塩濃度ｃthを下回る場合（図４（ａ）参照）や、例えば放電が繰り返されて累積的に正極内電解液塩濃度が低下することによって正極内電解液塩濃度がしきい値塩濃度ｃthを下回る場合（図４（ｂ）参照）が考えられる。 As a cause of such an increase in reaction resistance, for example, when the average electrolyte salt concentration decreases to cause the electrolyte salt concentration in the positive electrode to fall below the threshold salt concentration c th (see FIG. 4A), for example, discharge Is repeated and the electrolyte salt concentration in the positive electrode is cumulatively decreased, so that the electrolyte salt concentration in the positive electrode is lower than the threshold salt concentration c th (see FIG. 4B).

なお、上記では反応抵抗の上昇が、放電時に正極１５内の電解液塩濃度が低下することによって発現する場合を例示したが、充電時にも負極１２内の電解液塩濃度が低下することによって同様に発現する。   In addition, although the case where the increase in reaction resistance is expressed by the decrease in the electrolyte salt concentration in the positive electrode 15 at the time of discharging has been exemplified above, the same phenomenon is caused by the decrease in the electrolyte salt concentration in the negative electrode 12 at the time of charging. Expressed in

反応抵抗と、電極１２，１５での電子ｅ-の移動に対する純電気的な抵抗（純抵抗）とを併せたものが、二次電池１０をマクロに見た場合の電池抵抗（内部抵抗）における直流抵抗成分に相当する。このため、本実施の形態では、上述の反応抵抗が上昇する現象を電池抵抗の上昇現象として検出して監視するための装置を説明する。 The combination of the reaction resistance and the pure electrical resistance (pure resistance) against the movement of electrons e − at the electrodes 12 and 15 is the battery resistance (internal resistance) when the secondary battery 10 is viewed macroscopically. Corresponds to DC resistance component. For this reason, in the present embodiment, an apparatus for detecting and monitoring the phenomenon in which the reaction resistance increases as a battery resistance increase phenomenon will be described.

図５に、実施の形態に係る二次電池の監視装置５を説明する概略構成図を示す。なお、図５には、説明のために、二次電池１０および接続対象２０も併記している。   In FIG. 5, the schematic block diagram explaining the monitoring apparatus 5 of the secondary battery which concerns on embodiment is shown. In FIG. 5, the secondary battery 10 and the connection target 20 are also shown for explanation.

なお、図５では１個の二次電池１０を例示しているが、複数個の二次電池１０が直列接続された電池パックが利用される場合もある。   Although FIG. 5 illustrates one secondary battery 10, a battery pack in which a plurality of secondary batteries 10 are connected in series may be used.

また、二次電池１０が接続される接続対象２０は、例えば二次電池１０からの出力電力によって駆動される負荷であり、また、発電・給電要素を含むことも可能である。一例として二次電池１０がハイブリッド電気車両（Hybrid Electrical Vehicle：ＨＥＶ）に適用される場合、接続対象２０には例えばモータ・ジェネレータ（Ｍ／Ｇ）と、インバータと、エンジンとが含まれる。Ｍ／Ｇは、二次電池１０から電力が供給されるときはモータとして機能し（すなわち負荷となる）、例えば車両の制動時（減速時）やエンジンによって駆動されるときには発電機として機能する回転電機である。Ｍ／Ｇと二次電池１０との間での電力の授受はインバータを介して行われる。   Further, the connection target 20 to which the secondary battery 10 is connected is, for example, a load driven by output power from the secondary battery 10, and may include a power generation / feeding element. As an example, when the secondary battery 10 is applied to a hybrid electric vehicle (HEV), the connection target 20 includes, for example, a motor / generator (M / G), an inverter, and an engine. M / G functions as a motor (i.e., becomes a load) when power is supplied from the secondary battery 10, for example, rotation that functions as a generator when the vehicle is braked (during deceleration) or driven by an engine. Electric. Power is exchanged between the M / G and the secondary battery 10 via an inverter.

図５に例示の監視装置５は、電流測定部３０と、電圧測定部３２と、温度測定部３４と、監視制御部５０とを含んでいる。   The monitoring device 5 illustrated in FIG. 5 includes a current measurement unit 30, a voltage measurement unit 32, a temperature measurement unit 34, and a monitoring control unit 50.

各測定部３０，３２，３４は、例えば一般的なセンサ、測定器等で構成することが可能である。   Each of the measurement units 30, 32, and 34 can be configured by, for example, a general sensor, a measuring instrument, or the like.

電流測定部３０は、二次電池１０と接続対象２０との間に接続されており、電池電流Ｉｂを測定する。電池電流Ｉｂの向き、換言すればその電流値Ｉｂの符号（正負）から、当該電流Ｉｂが二次電池１０から流出する電流（放電電流）であるか、二次電池１０へ流入する電流（充電電流）であるかを判別することが可能である。電池電流Ｉｂの符号と放電電流／充電電流との対応関係は、電流測定器３０を構成するセンサ等の端子極性の設定によって異なるが、ここでは放電時の電池電流Ｉｂは正（＞０）であり、充電時の電池電流Ｉｂは負（＜０）であるものとする。   The current measuring unit 30 is connected between the secondary battery 10 and the connection target 20 and measures the battery current Ib. From the direction of the battery current Ib, in other words, the sign (positive / negative) of the current value Ib, the current Ib is a current flowing out of the secondary battery 10 (discharge current) or a current flowing into the secondary battery 10 (charging) Current). The correspondence between the sign of the battery current Ib and the discharge current / charge current differs depending on the terminal polarity setting of the sensor or the like constituting the current measuring device 30, but here the battery current Ib during discharge is positive (> 0). It is assumed that the battery current Ib during charging is negative (<0).

電圧測定部３２は、二次電池１０の正極端子と負極端子との間に接続されており、両端子間の電圧を電池電圧Ｖｂとして測定する。   The voltage measuring unit 32 is connected between the positive terminal and the negative terminal of the secondary battery 10 and measures the voltage between both terminals as the battery voltage Vb.

なお、電圧測定部３２と上記の電流測定部３０とを総称して測定部と呼ぶとき、当該測定部は、それぞれが電池状態量に当たる電池電圧Ｖｂと電池電流Ｉｂとを測定する要素である。   In addition, when the voltage measuring unit 32 and the current measuring unit 30 are collectively referred to as a measuring unit, the measuring unit is an element that measures the battery voltage Vb and the battery current Ib corresponding to the battery state quantities.

温度測定部３４は、例えば温度検知部が二次電池１０の外面に取り付けられることにより、電池温度Ｔｂを測定する。   The temperature measurement unit 34 measures the battery temperature Tb, for example, by attaching a temperature detection unit to the outer surface of the secondary battery 10.

測定部３０，３２，３４は、監視制御部５０に接続されており、当該監視制御部５０へ測定値Ｉｂ，Ｖｂ，Ｔｂを送出する。監視制御部５０は、受信した測定値Ｉｂ，Ｖｂ，Ｔｂに基づいて二次電池１０の電池抵抗が上昇する現象を監視し、必要に応じて二次電池１０や接続対象２０を制御する。   The measurement units 30, 32, and 34 are connected to the monitoring control unit 50 and send measured values Ib, Vb, and Tb to the monitoring control unit 50. The monitoring control unit 50 monitors the phenomenon in which the battery resistance of the secondary battery 10 increases based on the received measurement values Ib, Vb, and Tb, and controls the secondary battery 10 and the connection target 20 as necessary.

監視制御部５０は、例えばマイクロコンピュータ、記憶装置等を含んで構成することが可能であり、例えばＨＥＶに搭載される各種ＥＣＵ（Electric Control Unit）の１つまたは複数を利用して構成することが可能である。この場合、監視制御部５０の後述する各部（図１６参照）をソフトウェアによって実現可能である。具体的には、監視制御部５０の後述する各部の機能を、上記マイクロプロセッサが所定のプログラムを実行することにより実現される。当該プログラムは記憶装置に格納される。記憶装置は、例えばＲＯＭ（Read Only Memory）、ＲＡＭ（Random Access Memory）、書き換え可能な不揮発性メモリ（ＥＰＲＯＭ（Erasable Programmable ROM）等）、ハードディスク装置、ＤＶＤ（Digital Versatile Disc）等の１つまたは複数で構成可能である。記憶装置は、各種のデータ、情報等も格納し、また、プログラムを実行するための作業領域を提供する。なお、監視制御部５０の後述する各部の一部または全部をハードウェアによって実現することも可能である。監視制御部５０については後に詳述する。   The monitoring control unit 50 can be configured to include, for example, a microcomputer, a storage device, and the like. For example, the monitoring control unit 50 can be configured using one or more of various ECUs (Electric Control Units) mounted on the HEV. Is possible. In this case, each part (refer FIG. 16) mentioned later of the monitoring control part 50 is realizable by software. Specifically, the function of each unit described later of the monitoring control unit 50 is realized by the microprocessor executing a predetermined program. The program is stored in a storage device. The storage device is one or more of, for example, ROM (Read Only Memory), RAM (Random Access Memory), rewritable nonvolatile memory (EPROM (Erasable Programmable ROM), etc.), hard disk device, DVD (Digital Versatile Disc), etc. Can be configured. The storage device stores various data, information, and the like, and provides a work area for executing the program. It should be noted that some or all of the units described below of the monitoring control unit 50 can be realized by hardware. The monitoring controller 50 will be described in detail later.

ここで、図１に示した概略電池モデルに適用される基礎的な電池モデル式について説明する。当該基礎的な電池モデル式は上記非特許文献１に開示されるものである。当該基礎的な電池モデル式は、以下の（１）〜（１１）式からなる基礎方程式により示される。なお、電池モデル式で用いられる変数および定数の一覧表を図６に示す。   Here, a basic battery model formula applied to the schematic battery model shown in FIG. 1 will be described. The basic battery model formula is disclosed in Non-Patent Document 1 above. The basic battery model equation is represented by a basic equation consisting of the following equations (1) to (11). A list of variables and constants used in the battery model equation is shown in FIG.

なお、以下に説明するモデル式中の変数および定数について、添字ｅは電解液中の値であることを示し、ｓは活物質中の値であることを示す。また、添字ｊは正極および負極を区別するものであり、ｊ＝１は正極における値を示し、ｊ＝２は負極における値を示すものとする。なお、正極および負極での変数または定数を包括的に表記する場合には、添字ｊを省略して表記することもある。また、時間の関数であることを示す（ｔ）の表記、電池温度の依存性を示す（Ｔ）の表記、または、局所充電率（ＳＯＣ：State Of Charge）θの依存性を示す（θ）等について、表記を省略することもある。また、変数または定数に付された記号＃は、平均値を表すものとする。   For the variables and constants in the model formulas described below, the subscript e indicates a value in the electrolytic solution, and s indicates a value in the active material. The subscript j distinguishes between the positive electrode and the negative electrode, j = 1 indicates the value at the positive electrode, and j = 2 indicates the value at the negative electrode. In addition, when the variable or constant in a positive electrode and a negative electrode is described comprehensively, it may describe by omitting the subscript j. In addition, the notation (t) indicating that it is a function of time, the notation (T) indicating the dependency of the battery temperature, or the dependency of the state of charge (SOC) θ (θ) In some cases, the notation is omitted. The symbol # attached to a variable or constant represents an average value.

Figure 2010060406
Figure 2010060406

上記（１），（２）式は、電極（活物質）における電気化学反応を示す式であり、バトラー・ボルマーの式と呼ばれる。   The above formulas (1) and (2) are formulas indicating an electrochemical reaction in the electrode (active material), and are called Butler-Volmer formulas.

また、電解液中のリチウムイオン濃度保存則に関する式として、（３）式が成立する。一方、活物質内のリチウム濃度保存則に関する式として、（４）式の拡散方程式および（５）および（６）式に示す境界条件式が適用される。（５）式は、活物質の中心部における境界条件を示し、（６）式は、活物質の電解液との界面（以下、単に「界面」とも呼ぶ）における境界条件を示す。   In addition, the equation (3) is established as an equation relating to the conservation law of lithium ion concentration in the electrolytic solution. On the other hand, as an equation relating to the law of conservation of lithium concentration in the active material, the diffusion equation of equation (4) and the boundary condition equation shown in equations (5) and (6) are applied. Equation (5) represents the boundary condition at the center of the active material, and equation (6) represents the boundary condition at the interface between the active material and the electrolyte (hereinafter also simply referred to as “interface”).

ここで、活物質界面における局所的なリチウム濃度分布である局所ＳＯＣθjは（７）式で定義される。（７）式中のＣsejは、（８）式に示されるように、正極および負極の活物質界面でのリチウム濃度を示している。また、ｃsj,maxは、活物質内での限界リチウム濃度を示している。 Here, the local SOC θ j that is a local lithium concentration distribution at the active material interface is defined by equation (7). C sej in the equation (7) indicates the lithium concentration at the active material interface between the positive electrode and the negative electrode, as shown in the equation (8). Further, c sj, max indicates the limit lithium concentration in the active material.

Figure 2010060406
Figure 2010060406

さらに、電解液中の電荷保存則に関する式として（９）式が成立し、活物質中の電荷保存則に関する式として（１０）式が成立する。また、活物質界面での電気化学反応式として、電流密度Ｉ（ｔ）と、反応電流密度ｊj Liとの関係を示す（１１）式が成立する。 Further, the equation (9) is established as an equation relating to the charge conservation law in the electrolytic solution, and the equation (10) is established as an equation relating to the charge conservation law in the active material. Further, as an electrochemical reaction formula at the active material interface, formula (11) showing a relationship between the current density I (t) and the reaction current density j j Li is established.

Figure 2010060406
Figure 2010060406

上記（１）〜（１１）式の基礎方程式は、非特許文献１に開示されたものであるが、実機に搭載されて二次電池の状態をオンラインで推定する場合、これらの電池モデル式をそのまま適用することは、監視制御部５０の演算負荷および演算時間の制約上、極めて困難である。このため、監視制御部５０では上記電池モデル式を以下に説明するように簡易化して利用する。   The basic equations of the above formulas (1) to (11) are those disclosed in Non-Patent Document 1. However, when the state of the secondary battery is estimated on-line when mounted on an actual machine, these battery model formulas are expressed as follows. It is extremely difficult to apply it as it is because of restrictions on the computation load and computation time of the monitoring controller 50. For this reason, the supervisory control unit 50 uses the battery model formula in a simplified manner as described below.

図７に電池モデルを説明する概念図を示す。本実施の形態では、負極１２中および正極１５中における電気化学反応を一様なものと仮定する。すなわち、各電極１２，１５においてｘ方向（図１参照）には反応が均一に生じるものと仮定する。また、負極１２内および正極１５内で各活物質の反応が均一と仮定するので、負極１２および正極１５のそれぞれにおいて１個の活物質モデルを取扱うことにする。この結果、図１に示した二次電池の概略構造は、図７に示すようにモデリングされる。   FIG. 7 is a conceptual diagram for explaining the battery model. In the present embodiment, it is assumed that the electrochemical reaction in the negative electrode 12 and the positive electrode 15 is uniform. That is, it is assumed that the reaction occurs uniformly in the x direction (see FIG. 1) in each of the electrodes 12 and 15. In addition, since it is assumed that the reaction of each active material is uniform in the negative electrode 12 and the positive electrode 15, one active material model is handled in each of the negative electrode 12 and the positive electrode 15. As a result, the schematic structure of the secondary battery shown in FIG. 1 is modeled as shown in FIG.

放電時には、負極活物質モデル１８ｎの表面での電極反応により、活物質モデル１８ｎ内のリチウム原子Ｌｉが、電子ｅ-の放出によりリチウムイオンＬｉ+となってセパレータ１４中の電解液に放出される。一方、正極活物質モデル１８ｐの表面の電極反応では、電解液中のリチウムイオンＬｉ+が取込まれて電子ｅ-を吸収する。これにより、正極活物質モデル１８ｐの内部にリチウム原子Ｌｉが取り込まれる。負極活物質１８ｎからのリチウムイオンＬｉ+の放出および正極活物質１８ｐでのリチウムイオンＬｉ+の取り込みによって、正極側集電体１６から負極側集電体１３に向けて電流が流れる。 During discharge, due to an electrode reaction on the surface of the negative electrode active material model 18n, lithium atoms Li in the active material model 18n are released into the electrolyte in the separator 14 as lithium ions Li + by the release of electrons e −. . On the other hand, in the electrode reaction on the surface of the positive electrode active material model 18p, lithium ions Li + in the electrolytic solution are taken in and absorb the electrons e − . As a result, lithium atoms Li are taken into the positive electrode active material model 18p. A current flows from the positive electrode side current collector 16 toward the negative electrode side current collector 13 by the release of the lithium ion Li + from the negative electrode active material 18n and the uptake of the lithium ion Li + by the positive electrode active material 18p.

反対に、二次電池の充電時には、負極活物質モデル１８ｎの表面での電極反応により電解液中のリチウムイオンＬｉ+が取り込まれ、正極活物質モデル１８ｐの表面での電極反応では電解液ヘリチウムイオンＬｉ+が放出される。 On the other hand, when the secondary battery is charged, lithium ions Li + in the electrolytic solution are taken in by the electrode reaction on the surface of the negative electrode active material model 18n, and in the electrode reaction on the surface of the positive electrode active material model 18p, Li + is released.

電池モデル式では、充放電時における活物質モデル１８ｐ（ｊ＝１）および活物質モデル１８ｎ（ｊ＝２）の表面での電極反応、活物質モデル１８ｐ，１８ｎの内部でのリチウムの拡散（径方向）および電解液中のリチウムイオンの拡散（濃度分布）や、各部位での電位分布や温度分布がモデリングされる。   In the battery model formula, the electrode reaction on the surface of the active material model 18p (j = 1) and the active material model 18n (j = 2) during charging / discharging, the diffusion of lithium (diameter inside the active material models 18p, 18n) Direction) and the diffusion (concentration distribution) of lithium ions in the electrolyte, and the potential distribution and temperature distribution at each site.

各活物質モデル１８ｐ，１８ｎ内でのリチウム濃度ｃsは、図８に示すように、周方向での位置依存性はないものと仮定して、半径方向の座標ｒ（ｒ：活物質１８の中心からの距離、ｒs：活物質１８の半径）上での関数として表すことができる。この活物質モデルは、界面での電気化学反応に伴う、活物質１８内部でのリチウム拡散現象を推定するためのものであり、径方向にＮ分割（Ｎ：２以上の自然数）された各領域（ｋ＝１〜Ｎ）について、リチウム濃度ｃs,k（ｔ）が、後述する拡散方程式に従って推定される。なお、図８では活物質１８を等間隔でＮ分割する場合を例示しているが、不等間隔で分割することも可能である。 As shown in FIG. 8, the lithium concentration c s in each of the active material models 18p and 18n is assumed to have no position dependency in the circumferential direction. Distance from the center, r s : radius of the active material 18). This active material model is for estimating the lithium diffusion phenomenon inside the active material 18 due to the electrochemical reaction at the interface, and is divided into N regions (N: a natural number of 2 or more) in the radial direction. For (k = 1 to N), the lithium concentration c s, k (t) is estimated according to the diffusion equation described below. Although FIG. 8 illustrates the case where the active material 18 is divided into N at equal intervals, it is also possible to divide the active material 18 at unequal intervals.

これらの仮定の結果、非特許文献１における基礎方程式の（１）〜（６）式および（８）式は、下記（１’）〜（６’）式および（８’）式に簡易化される。   As a result of these assumptions, the equations (1) to (6) and (8) of the basic equations in Non-Patent Document 1 are simplified to the following equations (1 ′) to (6 ′) and (8 ′). The

Figure 2010060406
Figure 2010060406

特に（３’）式では、電解液塩濃度を時間に対して不変と仮定することによって、ｃej（ｔ）が一定値であると仮定する。また、各電極１２，１５について１つずつ定義される活物質モデル１８ｎ，１８ｐに対しては、拡散方程式（４）〜（６）式が極座標方向の分布のみを考慮して、拡散方程式（４’）〜（６’）式に変形される。なお、（８’）式での活物質界面でのリチウム濃度ｃsejは、図８に示したＮ分割領域のうちの最外周の領域におけるリチウム濃度ｃsj（ｔ）に対応する。 In particular, in equation (3 ′), it is assumed that c ej (t) is a constant value by assuming that the electrolyte salt concentration remains unchanged with respect to time. For the active material models 18n and 18p defined for each of the electrodes 12 and 15, the diffusion equations (4) to (6) are considered in consideration of only the distribution in the polar coordinate direction and the diffusion equation (4 ') To (6'). Note that the lithium concentration c sej at the active material interface in the equation (8 ′) corresponds to the lithium concentration c sj (t) in the outermost region of the N-divided region shown in FIG.

さらに、電解液中の電荷保存則に関する（９）式は、電極中の電気化学反応を一様とし、電解液塩濃度を時間に対して不変と仮定する（３’）式により、下記（１２）式に簡易化される。すなわち、電解液の変位φejは、ｘの二次関数により近似される。そして、過電圧ηj＃の算出に用いる電解液中の平均電位φej＃は、（１２）式を電極厚さＬjで積分した下記（１３）式によって求められる。 Furthermore, the equation (9) relating to the law of conservation of electric charge in the electrolytic solution is expressed by the following equation (12) based on the equation (3 ′) assuming that the electrochemical reaction in the electrode is uniform and the electrolyte salt concentration is unchanged with respect to time. ). That is, the displacement φ ej of the electrolytic solution is approximated by a quadratic function of x. The overvoltage eta j # average potential phi ej # in the electrolytic solution used for the calculation of is determined by the following expression (13) obtained by integrating the electrode thickness L j (12) below.

負極１２については、（１２）式より下記（１４）式が成立するため、電解液平均電位φe2＃およびセパレータ１４との境界における電解液電位との電位差は、下記（１５）式で示されることとなる。同様に、正極１５についても、電解液平均電位φe1＃およびセパレータ１４との境界における電解液電位との電位差は、下記（１６）式で示される。 For the negative electrode 12, since the following formula (14) is established from the formula (12), the potential difference between the electrolyte average potential φ e2 # and the electrolyte potential at the boundary with the separator 14 is represented by the following formula (15). It will be. Similarly, for the positive electrode 15, the potential difference between the electrolyte average potential φ e1 # and the electrolyte potential at the boundary with the separator 14 is expressed by the following equation (16).

Figure 2010060406
Figure 2010060406

同様に、活物質中の電荷保存則に関する（１０）式についても、下記（１７）式に簡易化される。すなわち、活物質φsjについても、ｘの二次関数により近似される。そして、過電圧ηj＃の算出に用いる活物質中の平均電位φsj＃は、（１７）式を電極厚さＬjで積分した下記（１８）式によって求められる。このため、電解液中の電位と同様にして、正極１５における、活物質平均電位φs1＃および集電体１６との境界における活物質電位との電位差は、下記（１９）式で示される。負極１２についても同様に、（２０）式が成立する。 Similarly, the formula (10) related to the law of conservation of charge in the active material is simplified to the following formula (17). That is, the active material φ sj is also approximated by a quadratic function of x. The average potential φ sj # in the active material used for calculating the overvoltage η j # is obtained by the following equation (18) obtained by integrating the equation (17) with the electrode thickness L j . For this reason, in the same manner as the potential in the electrolytic solution, the potential difference between the active material average potential φ s1 # and the active material potential at the boundary with the current collector 16 in the positive electrode 15 is expressed by the following equation (19). Similarly, the formula (20) is established for the negative electrode 12.

Figure 2010060406
Figure 2010060406

図９に、二次電池の端子電圧Ｖ（ｔ）と、上述のように求めた各平均電位との関係が示す。なお、図９中において、セパレータ１４では反応電流密度ｊj Li＝０であるため、セパレータ１４での電圧降下は、電流密度Ｉ（ｔ）に比例し、Ｌs／Ｋs eff・Ｉ（ｔ）となる。 FIG. 9 shows the relationship between the terminal voltage V (t) of the secondary battery and each average potential obtained as described above. In FIG. 9, since the reaction current density j j Li = 0 in the separator 14, the voltage drop at the separator 14 is proportional to the current density I (t), and L s / K s eff · I (t )

さらに、上述のように、各電極中における電気化学反応を一様と仮定したことにより、極板単位面積当たりの電流密度Ｉ（ｔ）と反応電流密度（リチウム生成量）ｊj Liとの間には、下記（２１）式が成立することとなる。 Furthermore, as described above, by assuming that the electrochemical reaction in each electrode is uniform, the current density I (t) per electrode plate unit area and the reaction current density (lithium generation amount) j j Li The following equation (21) is established.

Figure 2010060406
Figure 2010060406

したがって、図９に示された電位関係および上記（２１）式より、電池電圧Ｖ（ｔ）について下記（２２）式が成立する。なお、（２２）式は、図９に示された（２３）式の電位関係を前提とするものである。   Therefore, from the potential relation shown in FIG. 9 and the above equation (21), the following equation (22) is established for the battery voltage V (t). The expression (22) is based on the potential relationship of the expression (23) shown in FIG.

次に、平均過電圧η＃（ｔ）を算出する。ｊj Liを一定とし、かつ、バトラー・ボルマーの関係式において、αaj=αcj＝０．５（すなわち充放電効率は同一）とすると、下記（２４）式が成立する。（２４）式を逆変換することにより、平均過電圧η＃（ｔ）は、下記（２５）式により求められる。 Next, an average overvoltage η # (t) is calculated. When j j Li is constant and α aj = α cj = 0.5 (that is, the charge / discharge efficiency is the same) in the Butler-Volmer relational expression, the following expression (24) is established. By inversely transforming the equation (24), the average overvoltage η # (t) is obtained by the following equation (25).

Figure 2010060406
Figure 2010060406

そして、図９に従って平均電位φs1およびφs2を求めて（２２）式に代入し、さらに、（２５）式より求めた平均過電圧η1＃（ｔ）およびη2＃（ｔ）を（２２）式に代入する。この結果、簡易化された電気化学反応式である（１’）、（２１）式および電圧関係式（２’）に基づいて、電気化学反応モデル式に従った下記の電圧−電流関係モデル式（Ｍ１ａ）が導出される。 Then, the average potentials φ s1 and φ s2 are obtained according to FIG. 9 and substituted into the equation (22), and the average overvoltages η 1 # (t) and η 2 # (t) obtained from the equation (25) are expressed as (22) Substitute in the expression. As a result, based on the simplified electrochemical reaction formulas (1 ′), (21) and the voltage relation formula (2 ′), the following voltage-current relation model formula according to the electrochemical reaction model formula is shown. (M1a) is derived.

さらに、リチウム濃度保存則（拡散方程式）（４’）式および境界条件式（５’），（６’）式によって、正極１５および負極１２のそれぞれでの活物質モデル１８ｐ，１８ｎについての活物質拡散モデル式（Ｍ２ａ）が求められる。   Furthermore, the active material for the active material models 18p and 18n in the positive electrode 15 and the negative electrode 12 respectively according to the lithium concentration conservation law (diffusion equation) (4 ′) and boundary condition equations (5 ′) and (6 ′). A diffusion model formula (M2a) is obtained.

Figure 2010060406
Figure 2010060406

なお、モデル式（Ｍ１ａ）の右辺第１項は活物質表面での反応物質（リチウム）濃度により決定される開放電圧（ＯＣＶ）を示し、右辺第２項は過電圧（η1＃−η2＃）を示し、右辺第３項は電池電流による電圧降下を示している。すなわち、二次電池の直流純抵抗が（Ｍ１ａ）式中のＲｄ（Ｔ）で表される。 The first term on the right side of the model formula (M1a) indicates the open circuit voltage (OCV) determined by the concentration of the reactant (lithium) on the active material surface, and the second term on the right side indicates the overvoltage (η 1 # −η 2 # ) And the third term on the right side shows a voltage drop due to the battery current. That is, the DC pure resistance of the secondary battery is represented by Rd (T) in the formula (M1a).

また（Ｍ２ａ）式において、反応物質であるリチウムの拡散速度を規定するパラメータとして用いられる拡散係数Ｄs1およびＤs2は温度依存性を有する。このため、拡散係数Ｄs1およびＤs2は、温度測定部３４によって検出された電池温度に対して可変に設定される可変パラメータとして、例えば図１０に示すようなマップに従って、設定される。図１０に示されるように、拡散係数Ｄs1およびＤs2は、電池温度の低温時に相対的に低下する一方で、温度上昇に応じて相対的に上昇する特性を有する。したがって、このような温度依存性を反映して、温度測定部３４の測定値Ｔｂに従って検知される電池温度Ｔに応じて、（Ｍ２ａ）式中の拡散係数Ｄs1およびＤs2を電池パラメータ値として設定するマップが予め作成される。 In the equation (M2a), the diffusion coefficients D s1 and D s2 used as parameters for defining the diffusion rate of lithium as a reactant have temperature dependence. Therefore, the diffusion coefficients D s1 and D s2 are set as variable parameters that are variably set with respect to the battery temperature detected by the temperature measuring unit 34, for example, according to a map as shown in FIG. As shown in FIG. 10, the diffusion coefficients D s1 and D s2 have a characteristic of relatively decreasing when the battery temperature is low while relatively increasing with increasing temperature. Therefore, reflecting such temperature dependency, the diffusion coefficients D s1 and D s2 in the equation (M2a) are used as battery parameter values according to the battery temperature T detected according to the measurement value Tb of the temperature measurement unit 34. A map to be set is created in advance.

なお、拡散係数Ｄs1およびＤs2は、必要に応じて、温度依存性だけでなく局所ＳＯＣθ依存性を有してもよく、その場合、検知される電池温度Ｔと推定される局所ＳＯＣθに応じて、これらの拡散係数をパラメータ値として設定する二次元マップが予め作成される。 Note that the diffusion coefficients D s1 and D s2 may have not only temperature dependency but also local SOC θ dependency as necessary, in which case, depending on the detected battery temperature T and the estimated local SOC θ. Thus, a two-dimensional map for setting these diffusion coefficients as parameter values is created in advance.

同様に、（Ｍ１ａ）式中の開放電圧Ｕ1およびＵ2についても、図１１（ａ），（ｂ）に示すように、局所ＳＯＣθの低下に伴って上昇または低下するような依存性を有する。したがって、このような局所ＳＯＣ依存性を反映して、推定された局所的ＳＯＣθに応じて、（Ｍ１ａ）式の開放電圧Ｕ1およびＵ2を設定するマップが予め設定される。なお、図１１（ａ）には、正極（ｊ＝１）における開放電圧Ｕ1の局所ＳＯＣθ依存性が示され、図１１（ｂ）には、負極（ｊ＝２）における開放電圧Ｕ2の局所ＳＯＣθ依存性が示される。 Similarly, as shown in FIGS. 11A and 11B, the open circuit voltages U 1 and U 2 in the equation (M1a) have a dependency that increases or decreases as the local SOC θ decreases. . Therefore, a map for setting open-circuit voltages U 1 and U 2 in the equation (M1a) is set in advance according to the estimated local SOC θ, reflecting such local SOC dependency. 11A shows the local SOC θ dependence of the open circuit voltage U 1 at the positive electrode (j = 1), and FIG. 11B shows the open circuit voltage U 2 at the negative electrode (j = 2). Local SOCθ dependence is shown.

さらに、図示は省略するが、（Ｍ１ａ）式中の交換電流密度ｉ01およびｉ02についても、局所ＳＯＣθおよび電池温度Ｔに対する依存性を有するので、θおよびＴを引数とする二次元マップを予め準備して、現時点での局所ＳＯＣθおよび電池温度Ｔに応じて交換電流密度ｉ01およびｉ02が電池パラメータ値として決定される。 Furthermore, although illustration is omitted, since the exchange current densities i 01 and i 02 in the equation (M1a) also have a dependency on the local SOC θ and the battery temperature T, a two-dimensional map with θ and T as arguments is previously stored. In preparation, the exchange current densities i 01 and i 02 are determined as battery parameter values in accordance with the current local SOC θ and battery temperature T.

同様に、直流純抵抗Ｒｄも温度依存性を有するので、温度依存性を反映して、温度測定部３４の検出値Ｔｂに従って検知される電池温度Ｔに応じて、直流純抵抗Ｒｄを電池パラメータ値として設定するマップが予め作成される。   Similarly, since the DC pure resistance Rd also has temperature dependence, the DC pure resistance Rd is changed to the battery parameter value according to the battery temperature T detected according to the detection value Tb of the temperature measurement unit 34, reflecting the temperature dependence. A map to be set as is created in advance.

なお、上述したマップ群については、二次電池１０についての、周知の交流インピーダンス測定等の実験結果に基づいて作成することが可能である。   In addition, about the map group mentioned above, it is possible to create based on experimental results, such as a known alternating current impedance measurement, about the secondary battery 10.

ここで、上記では負極１２および正極１５のそれぞれに別個の活物質モデルを使用する方法を例示したが（図７参照）、これに代えて、負極１２および正極１５に共通の活物質モデルを適用して、さらなる演算負荷の軽減を図るモデル化も可能である。この場合には、負極１２および正極１５の活物質モデル１８ｎ，１８ｐをまとめて単独の素子として扱うため、下記（２６）式に示すような式の置き換えが必要となる。（２６）式では、正極および負極の区別を示す添字ｊが削除される。   Here, the method of using a separate active material model for each of the negative electrode 12 and the positive electrode 15 is illustrated above (see FIG. 7), but instead, a common active material model is applied to the negative electrode 12 and the positive electrode 15. Thus, it is possible to model to further reduce the calculation load. In this case, since the active material models 18n and 18p of the negative electrode 12 and the positive electrode 15 are collectively handled as a single element, it is necessary to replace the equation as shown in the following equation (26). In the equation (26), the suffix j indicating the distinction between the positive electrode and the negative electrode is deleted.

Figure 2010060406
Figure 2010060406

この結果、モデル式（Ｍ１ａ）および（Ｍ２ａ）をさらに簡易化したモデルとして、下記（Ｍ１ｂ）式および（Ｍ２ｂ）式が得られる。また、このように正極および負極を共通化した活物質モデルを適用した電池モデル式において、電流密度Ｉ（ｔ）と反応電流密度ｊj Liとの関係式は（２１）式に代えて（２１’）式が適用される。 As a result, the following equations (M1b) and (M2b) are obtained as models obtained by further simplifying the model equations (M1a) and (M2a). Further, in the battery model formula to which the active material model in which the positive electrode and the negative electrode are shared is applied in this way, the relational expression between the current density I (t) and the reaction current density j j Li is replaced with the formula (21) (21 ') The formula is applied.

Figure 2010060406
Figure 2010060406

ところで、上述の（Ｍ１ａ）式では、過電圧を示す右辺第２項にarcsinh項が存在するため、非線形式を解く必要が生じる。このため、（Ｍ１ａ）式の演算には繰返し計算が必要となり、演算負荷が増大する他、演算の安定性を損なう可能性もある。したがって、他の変形例として、（Ｍ１ａ）式中のarcsinh項を一次近似（線形近似）した電圧−電流関係モデル式（Ｍ１ｃ）式を導出することが可能である。   By the way, in the above equation (M1a), since the arcsinh term exists in the second term on the right side indicating overvoltage, it is necessary to solve the nonlinear equation. For this reason, the calculation of equation (M1a) requires repeated calculation, which increases the calculation load and may impair the stability of the calculation. Therefore, as another modified example, it is possible to derive a voltage-current relationship model equation (M1c) that is a first-order approximation (linear approximation) of the arcsinh term in the equation (M1a).

Figure 2010060406
Figure 2010060406

なお、（Ｍ１ｃ）式では、線形近似の結果、右辺第２項も電流密度Ｉ（ｔ）と反応抵抗Ｒｒとの積で示されることとなる。反応抵抗Ｒｒは、上記（２７）式に示されるように、交換電流密度ｉ01，ｉ02についての局所ＳＯＣθおよび電池温度Ｔの依存性を有する。したがって、電圧−電流関係モデル式（Ｍ１ｃ）式を用いる場合には、反応抵抗Ｒｒ（θi，Ｔ）についても、局所ＳＯＣθおよび電池温度Ｔに対する依存性を反映したマップを実験結果等に基づき予め作成して、電池パラメータの１つとしてマップ参照により適宜設定することが必要となる。 In the equation (M1c), as a result of linear approximation, the second term on the right side is also represented by the product of the current density I (t) and the reaction resistance Rr. The reaction resistance Rr is dependent on the local SOC θ and the battery temperature T with respect to the exchange current densities i 01 and i 02 as shown in the above equation (27). Therefore, when the voltage-current relationship model equation (M1c) is used, a map reflecting the dependence on the local SOC θ and the battery temperature T for the reaction resistance Rr (θ i , T) is preliminarily determined based on experimental results. It is necessary to create and appropriately set one of the battery parameters by referring to the map.

この結果、電圧−電流関係モデル式（Ｍ１ｃ）式は、上記（２８）式に示すように電池電圧Ｖ（ｔ）、電池電流密度Ｉ（ｔ）、電池パラメータとしてのＲｒ（θ，Ｔ）およびＲｄ（Ｔ）、ならびに開放電圧Ｕ1，Ｕ2の間に成立する線形モデル式として表現されることとなる。 As a result, the voltage-current relationship model equation (M1c) is expressed by the battery voltage V (t), the battery current density I (t), Rr (θ, T) as the battery parameters, as shown in the above equation (28). It will be expressed as a linear model equation established between Rd (T) and the open circuit voltages U 1 and U 2 .

同様に、上述の（Ｍ１ｂ）式についても、右辺第２項のarcsinh項を線形近似することによって、下記（Ｍ１ｄ）式が得られる。（Ｍ１ｄ）式についても、（Ｍ１ｃ）式と同様に線形モデル式として表現される。   Similarly, the following equation (M1d) can be obtained by linearly approximating the arcsinh term of the second term on the right side of the above equation (M1b). The expression (M1d) is also expressed as a linear model expression in the same manner as the expression (M1c).

Figure 2010060406
Figure 2010060406

上記電池モデルに基づき、監視制御部５０（図５参照）は、上記電圧−電流関係モデル式（Ｍ１ａ）〜（Ｍ１ｄ）のいずれかと、これに対応する活物質拡散モデル（Ｍ２ａ）または（Ｍ２ｂ）との組合わせによって実現される、電池状態量推定部５２を含んでいる。ここでは、電池状態量推定部５２が、電圧測定部３２によって測定された電池電圧Ｖｂに基づき、上記電池モデルに従って電池電流密度I（ｔ）を推定する場合を例示するが、上記電圧−電流関係モデル式（Ｍ１ａ）〜（Ｍ１ｄ）に従えば、電流測定部３０によって測定された電池電流Ｉｂに基づいて（測定電池電流値Ｉｂを電極表面積で除算することによって電池電流密度を算出可能である）、電池電圧Ｖ（ｔ）を推定するように電池状態量推定部５２を構成することも可能である。   Based on the battery model, the supervisory control unit 50 (see FIG. 5) can select one of the voltage-current relationship model equations (M1a) to (M1d) and the corresponding active material diffusion model (M2a) or (M2b). The battery state quantity estimation part 52 implement | achieved by the combination with these is included. Here, a case where the battery state quantity estimation unit 52 estimates the battery current density I (t) according to the battery model based on the battery voltage Vb measured by the voltage measurement unit 32 is illustrated. According to the model formulas (M1a) to (M1d), based on the battery current Ib measured by the current measuring unit 30 (the battery current density can be calculated by dividing the measured battery current value Ib by the electrode surface area). It is also possible to configure the battery state quantity estimation unit 52 so as to estimate the battery voltage V (t).

図１２は電池状態量推定部５２を説明する概略構成図である。図１２の例示では、電池状態量推定部５２は、拡散推定部１００と、開放電圧推定部１１０と、電流推定部１２０と、電池パラメータ値設定部１３０と、境界条件設定部１４０とを含む。   FIG. 12 is a schematic configuration diagram illustrating the battery state quantity estimation unit 52. In the example of FIG. 12, the battery state quantity estimation unit 52 includes a diffusion estimation unit 100, an open-circuit voltage estimation unit 110, a current estimation unit 120, a battery parameter value setting unit 130, and a boundary condition setting unit 140.

拡散推定部１００は、活物質拡散モデル式（Ｍ２ａ）または（Ｍ２ｂ）式により、境界条件設定部１４０によって（５’）および（６’）式に従って設定された境界条件に基づいて、活物質内部でのリチウム濃度分布を、例えば差分形式により逐次演算する。また、拡散推定部１００は、推定されたリチウム濃度分布に基づき、最外周の領域におけるリチウム濃度を活物質界面でのリチウム濃度ｃsejとして、（７）式に従って局所ＳＯＣθを設定する。 Based on the boundary conditions set by the boundary condition setting unit 140 according to the equations (5 ′) and (6 ′) using the active material diffusion model equation (M2a) or (M2b), The lithium concentration distribution at is sequentially calculated, for example, in a differential format. In addition, based on the estimated lithium concentration distribution, diffusion estimation unit 100 sets the local SOC θ according to equation (7), with the lithium concentration in the outermost region as the lithium concentration c sej at the active material interface.

開放電圧推定部１１０は、図１１に示された特性を反映したマップに従い、正極および負極それぞれの開放電圧、または正極および負極を合成した開放電圧を求める。なお、図１２中では、これらを包括的に開放電圧Ｕ（θ）と表記している。   The open-circuit voltage estimation unit 110 obtains the open-circuit voltage of each of the positive electrode and the negative electrode or the open-circuit voltage obtained by combining the positive electrode and the negative electrode according to a map reflecting the characteristics shown in FIG. In FIG. 12, these are comprehensively expressed as an open circuit voltage U (θ).

電池パラメータ値設定部１３０は、温度測定部３４の検出値Ｔｂに従って検知される電池温度Ｔ、および、拡散推定部１００による推定に基づく現在の局所ＳＯＣθに応じて、使用する電池モデル式中の電池パラメータを設定する。上述のように、拡散推定部１００で用いられる、モデル式（Ｍ２ａ），（Ｍ２ｂ）中の拡散係数Ｄs1，Ｄs2，Ｄsが電池温度Ｔに応じて設定される他、モデル式（Ｍ１ａ）〜（Ｍ１ｄ）中の直流純抵抗Ｒｄ、モデル式（Ｍ１ａ），（Ｍ１ｂ）中の交換電流密度ｉ01，ｉ02、モデル式（Ｍ１ｃ），（Ｍ１ｄ）中の反応抵抗Ｒｒ等が、電池パラメータ値設定部１３０により設定される。 The battery parameter value setting unit 130 uses the battery temperature T detected according to the detection value Tb of the temperature measurement unit 34 and the current local SOC θ based on the estimation by the diffusion estimation unit 100. Set the parameters. As described above, the diffusion coefficients D s1 , D s2 , and D s in the model equations (M2a) and (M2b) used in the diffusion estimation unit 100 are set according to the battery temperature T, and the model equation (M1a ) To (M1d) DC pure resistance Rd, exchange current densities i 01 and i 02 in model equations (M1a) and (M1b), reaction resistances Rr in model equations (M1c) and (M1d), etc. It is set by the parameter value setting unit 130.

電流推定部１２０は、上述の（Ｍ１ａ）〜（Ｍ１ｄ）式に基づいて、電池電流密度Ｉ（ｔ）を算出するための下記（Ｍ３ａ）〜（Ｍ３ｄ）式のいずれかに従って、開放電圧推定部１１０によって推定された開放電圧Ｕ（θ）と、電圧測定部３４の検出値Ｖｂに従って検知される現在の電池電圧Ｖ（ｔ）とを代入して、電池電流密度Ｉ（ｔ）を算出する。   The current estimation unit 120 is based on any one of the following formulas (M3a) to (M3d) for calculating the battery current density I (t) based on the above formulas (M1a) to (M1d). The battery current density I (t) is calculated by substituting the open-circuit voltage U (θ) estimated by 110 and the current battery voltage V (t) detected according to the detection value Vb of the voltage measurement unit 34.

Figure 2010060406
Figure 2010060406

例えば、（Ｍ３ａ）式は、（Ｍ１ａ）式を電池電流密度Ｉ（ｔ）について解いたものに相当する。非線形方程式である（Ｍ３ａ）式をニュートン法で解く場合には、Ｉ（ｔ）の初期値を仮定し、さらに、電池電圧Ｖ（ｔ）、開放電圧Ｕ（θ）および電池パラメータ値を代入してＩ（ｔ）を算出して、算出したＩ（ｔ）と仮定したＩ（ｔ）とが一致するまで反復計算を行なうことにより解くことができる。   For example, the equation (M3a) corresponds to a solution of the equation (M1a) with respect to the battery current density I (t). When solving the equation (M3a) which is a nonlinear equation by the Newton method, an initial value of I (t) is assumed, and further, the battery voltage V (t), the open circuit voltage U (θ) and the battery parameter value are substituted. I (t) is calculated, and the calculation can be solved by performing iterative calculation until the calculated I (t) matches the assumed I (t).

同様に、（Ｍ１ｂ）式を用いた電池モデル式では、下記（Ｍ３ｂ）式を（Ｍ３ａ）式と同様の手法で解くことにより、電池電流密度Ｉ（ｔ）を算出できる。   Similarly, in the battery model equation using the equation (M1b), the battery current density I (t) can be calculated by solving the following equation (M3b) by the same method as the equation (M3a).

Figure 2010060406
Figure 2010060406

また、線形近似された（Ｍ１ｃ），（Ｍ１ｄ）式を電池モデル式では、下記（Ｍ３ｃ），（Ｍ３ｄ）式に従って、非線形方程式のような反復計算を行なうことなく、電池電圧Ｖ（ｔ）、開放電圧Ｕ（θ）および電池パラメータ値を代入して一意に電池電流密度Ｉ（ｔ）を算出できる。これにより、演算負荷の軽減および、演算の安定性向上が図られる。   Further, in the battery model equation, the linearly approximated equations (M1c) and (M1d) are expressed in accordance with the following equations (M3c) and (M3d) without performing iterative calculation like a nonlinear equation, and the battery voltage V (t), The battery current density I (t) can be uniquely calculated by substituting the open circuit voltage U (θ) and the battery parameter value. Thereby, calculation load can be reduced and calculation stability can be improved.

Figure 2010060406
Figure 2010060406

次に、境界条件設定部１４０は、上記（２１）式または（２１’）式に従って、演算された電流密度Ｉ（ｔ）を反応電流密度（リチウム生成量）ｊj Liに変換して、（６’）式に従って活物質拡散モデル式（Ｍ２ａ），（Ｍ２ｂ）式の境界条件を更新する。 Next, the boundary condition setting unit 140 converts the calculated current density I (t) into the reaction current density (lithium generation amount) j j Li according to the above formula (21) or (21 ′), The boundary conditions of the active material diffusion model equations (M2a) and (M2b) are updated according to the equation 6 ′).

このように、簡易化された電気化学反応モデル式の採用によって演算負荷が軽減されるとともに、二次電池１０の内部状態を電気化学反応に基づいて高精度に推定可能な電池モデル式を実現できる。このため、かかる電池モデル式によれば、実機搭載に適したモデルを提供可能である。   As described above, the calculation load is reduced by adopting the simplified electrochemical reaction model formula, and the battery model formula capable of estimating the internal state of the secondary battery 10 with high accuracy based on the electrochemical reaction can be realized. . For this reason, according to such a battery model formula, a model suitable for mounting on an actual machine can be provided.

図１３に電池状態量推定部５２による処理を説明するフローチャートを例示する。図１３に示される一連の処理は、監視制御部５０において所定演算周期ごとに呼び出されて実行される。   FIG. 13 illustrates a flowchart for explaining processing by the battery state quantity estimation unit 52. A series of processing shown in FIG. 13 is called and executed by the monitoring control unit 50 every predetermined calculation cycle.

ステップＳ１００では、電池状態量推定部５２は、電圧測定部３２による検出値Ｖｂに基づき電池電圧Ｖ（ｔ）を取得し、ステップＳ１１０において、温度測定部３４による検出値Ｔｂに基づき現在の電池温度Ｔを取得する。   In step S100, the battery state quantity estimation unit 52 acquires the battery voltage V (t) based on the detection value Vb by the voltage measurement unit 32, and in step S110, the current battery temperature based on the detection value Tb by the temperature measurement unit 34. Get T.

ステップＳ１２０では、電池状態量推定部５２は、拡散モデル式（Ｍ２ａ），（Ｍ２ｂ）式による前回の演算時におけるリチウム濃度分布に基づき、活物質表面のリチウム濃度に基づいて局所的ＳＯＣθを算出する。ステップＳ１２０の処理は拡散推定部１００の機能に相当する。   In step S120, the battery state quantity estimation unit 52 calculates the local SOC θ based on the lithium concentration on the surface of the active material, based on the lithium concentration distribution at the previous calculation by the diffusion model equations (M2a) and (M2b). . The process of step S120 corresponds to the function of the diffusion estimation unit 100.

ステップＳ１３０では、電池状態量推定部５２は、図１１に示した特性に従うマップの参照により、負極１２および正極１５ごとに、または正負極共通に、局所的ＳＯＣθから開放電圧Ｕ（θ）値を算出する。ステップＳ１３０の処理は開放電圧推定部１１０の機能に相当する。   In step S130, the battery state quantity estimation unit 52 calculates the open circuit voltage U (θ) value from the local SOC θ for each of the negative electrode 12 and the positive electrode 15 or in common to the positive and negative electrodes by referring to the map according to the characteristic shown in FIG. calculate. The process of step S130 corresponds to the function of the open-circuit voltage estimation unit 110.

ステップＳ１４０では、電池状態量推定部５２は、電流推定部１２０の機能により、電池電圧Ｖ（ｔ）と、開放電圧Ｕ（θ）と、電池温度Ｔに応じて設定された電池パラメータ値とに応じて、電圧−電流関係モデル式（Ｍ１ａ）〜（Ｍ１ｄ）のいずれかに従って、電池電流密度Ｉ（ｔ）の推定値を算出する。   In step S140, the battery state quantity estimation unit 52 uses the function of the current estimation unit 120 to change the battery voltage V (t), the open circuit voltage U (θ), and the battery parameter value set according to the battery temperature T. Accordingly, an estimated value of battery current density I (t) is calculated according to any one of voltage-current relationship model formulas (M1a) to (M1d).

さらに、電池状態量推定部５２は、ステップＳ１５０において、推定された電池電流密度Ｉ（ｔ）から、（２１）式または（２１’）式に基づいて、反応電流密度（リチウム生成量）ｊj Liを算出するとともに、算出した反応電流密度を用いて拡散モデル方程式（Ｍ２ａ），（Ｍ２ｂ）の活物質界面における境界条件（活物質界面）を設定する。ステップＳ１５０の処理は境界条件設定部１４０の機能に相当する。 Further, in step S150, the battery state quantity estimation unit 52 determines the reaction current density (lithium generation amount) j j from the estimated battery current density I (t) based on the formula (21) or (21 ′). While calculating Li , the boundary condition (active material interface) in the active material interface of diffusion model equations (M2a) and (M2b) is set using the calculated reaction current density. The processing in step S150 corresponds to the function of the boundary condition setting unit 140.

そして、ステップＳ１６０では、電池状態量推定部５２は、拡散方程式モデル（Ｍ２ａ），（Ｍ２ｂ）に従って、負極１２および正極１５ごとに、または正負極共通に設定された活物質モデル内のリチウム濃度分布を計算し、各領域のリチウム濃度推定値を更新する。ステップＳ１６０の処理は拡散推定部１００の機能に相当する。なお、上述のように、この際演算された最外周の分割領域におけるリチウム濃度は、次回の演算実行時に、活物質表面での局所的ＳＯＣθの算出に用いられる（ステップＳ１２０参照）。   In step S160, the battery state quantity estimating unit 52 determines the lithium concentration distribution in the active material model set for each of the negative electrode 12 and the positive electrode 15 or in common with the positive and negative electrodes according to the diffusion equation models (M2a) and (M2b). And update the estimated lithium concentration in each region. The process of step S160 corresponds to the function of the diffusion estimation unit 100. As described above, the lithium concentration in the outermost divided region calculated at this time is used to calculate the local SOC θ on the active material surface when the next calculation is performed (see step S120).

なお、上記の電池モデル式は、全電池電流が活物質１８を流れて電気化学反応に関与するとの前提で導出されている。しかしながら、実際には、特に低温時等において、電解液と活物質との界面に電気二重層キャパシタが生じ、その影響によって全電池電流が、電気化学反応に関与する電気化学反応電流と、キャパシタを流れるキャパシタ電流とに分流される場合がある。そのような場合には例えば、電気二重層キャパシタを通過するキャパシタ電流成分を電気化学反応電流成分と分離するように、電池モデル式を構成するのが、より好ましい。   The above battery model equation is derived on the assumption that the entire battery current flows through the active material 18 and participates in the electrochemical reaction. However, in reality, an electric double layer capacitor is generated at the interface between the electrolytic solution and the active material, particularly at low temperatures, and the total battery current is affected by the electrochemical reaction current involved in the electrochemical reaction and the capacitor. In some cases, the current is shunted to the flowing capacitor current. In such a case, for example, it is more preferable to configure the battery model formula so that the capacitor current component passing through the electric double layer capacitor is separated from the electrochemical reaction current component.

ここで、上記のように、非特許文献１に開示される基礎的な電池モデルでは、電極１２，１５の表面におけるリチウムイオンＬｉ+の反応、電極１２，１５の活物質１８内におけるリチウムイオンＬｉ+の拡散、および電解液内でのリチウムイオンＬｉ+の拡散がモデル化されている。これに対し、電池状態量推定部５２に適用される簡易化電池モデルは、上記基礎的な電池モデルにおいて、電極厚さ方向の反応は一様であるとする仮定、および、電極１２，１５内でのリチウムイオンＬｉ+の濃度は一定であるとする仮定の下で構成されている。 Here, as described above, in the basic battery model disclosed in Non-Patent Document 1, the reaction of lithium ions Li + on the surfaces of the electrodes 12 and 15 and the lithium ions Li in the active material 18 of the electrodes 12 and 15 are performed. + Diffusion and lithium ion Li + diffusion in the electrolyte are modeled. On the other hand, in the simplified battery model applied to the battery state quantity estimation unit 52, in the basic battery model, it is assumed that the reaction in the electrode thickness direction is uniform. It is configured under the assumption that the concentration of lithium ion Li + in is constant.

電解液中のリチウムイオンＬｉ+の濃度、すなわち電解液塩濃度が十分に高い場合には、簡易化電池モデルの上記仮定を満足することは可能であり、その結果、電池電流密度Ｉ（ｔ）を精度良く推定可能である。これは、上記のように、電解液塩濃度が十分に高い場合には、充放電によって電極内電解液塩濃度が変化したとしても、当該塩濃度変化が反応抵抗に及ぼす影響が小さいからである（図２および図３参照）。 If the lithium ion Li + concentration in the electrolyte, ie, the electrolyte salt concentration, is sufficiently high, it is possible to satisfy the above assumption of the simplified battery model and, as a result, the battery current density I (t) Can be estimated with high accuracy. This is because, as described above, when the electrolyte salt concentration is sufficiently high, even if the electrolyte salt concentration in the electrode changes due to charge / discharge, the influence of the salt concentration change on the reaction resistance is small. (See FIGS. 2 and 3).

これに対し、簡易化電池モデルにおける上記仮定は電極内の電解液塩濃度が低い場合に生じる反応抵抗の上昇（図３参照）が考慮されていないので、簡易化電池モデルによって推定された電池電流密度Ｉ（ｔ）と、実際に測定された電池電流Ｉｂに基づく電流密度との間には誤差が生じる。   On the other hand, the assumption in the simplified battery model does not take into account the increase in reaction resistance (see FIG. 3) that occurs when the electrolyte salt concentration in the electrode is low, so the battery current estimated by the simplified battery model is not considered. There is an error between the density I (t) and the current density based on the actually measured battery current Ib.

かかる点に鑑みれば、当該誤差に基づいて電池抵抗の上昇の度合い（指標）を推定することが可能である。例えば、電解液塩濃度（ここではリチウムイオン濃度）の拡散方程式を簡易化することにより、電極内の電解液における塩濃度変化は次の（５１），（５２）式によって推定することができる。   In view of this point, it is possible to estimate the degree of increase (index) of battery resistance based on the error. For example, by simplifying the diffusion equation of the electrolyte salt concentration (here, lithium ion concentration), the salt concentration change in the electrolyte solution in the electrode can be estimated by the following equations (51) and (52).

Figure 2010060406
Figure 2010060406

（５１），（５２）式において、Δｃeは負極内電解液塩濃度と正極内電解液塩濃度との差（図２参照）であり、Ｄeffは電解液の有効拡散係数であり、εeは電解液の体積分率であり、ｔ+ 0はリチウムイオンＬｉ+の輸率であり、Ｆはファラデー定数であり、Δｔは当該推定処理の時間間隔（時間刻み）であり、Δｘは拡散距離（図２参照）であり、Ｔは電池温度、Ｉは電池電流密度である。なお、塩濃度差Δｃeは、例えば放電時については、図２に示すように、負極での塩濃度増加量（平均塩濃度から放電時塩濃度への増加量）と、正極での塩濃度減少量（平均塩濃度から放電時塩濃度への減少量）との合計として把握される。かかる点に鑑みれば、塩濃度差Δｃeは平均塩濃度からの変化量であると捉えることも可能である。 (51), in equation (52), .DELTA.c e is the difference between the negative electrode in the electrolyte salt concentration and the positive electrode in the electrolyte salt concentration (see FIG. 2), D eff is the effective diffusion coefficient of the electrolyte solution, epsilon e is the volume fraction of the electrolyte, t + 0 is the transport number of lithium ion Li + , F is the Faraday constant, Δt is the time interval (time step) of the estimation process, and Δx is the diffusion The distance (see FIG. 2), T is the battery temperature, and I is the battery current density. Incidentally, the salt concentration difference .DELTA.c e, for example the time of discharge, as shown in FIG. 2, with the salt concentration increase at the negative electrode (the amount of increase in the average salt concentration to the discharge time of the salt concentration), the salt concentration of the positive electrode It is grasped as the sum of the amount of decrease (the amount of decrease from the average salt concentration to the salt concentration during discharge). In view of this point, the salt concentration difference .DELTA.c e can be also be understood that the amount of change from the average salt concentration.

式（５１）、（５２）によって推定された電極間電解液塩濃度差Δｃeと、電流推定誤差（Ｉｍ−Ｉｒ）（Ｉｍは推定電流密度、Ｉｒは測定電流Ｉｂに基づく電流密度）との相関を図１４に示す。図１４によれば、電極間電解液塩濃度差Δｃeが大きい領域において、電流推定誤差が大きくなる現象が認められる。 The interelectrode electrolyte salt concentration difference Δc e estimated by the equations (51) and (52) and the current estimation error (Im−Ir) (Im is the estimated current density, Ir is the current density based on the measured current Ib) The correlation is shown in FIG. According to FIG 14, in the region between the electrodes electrolyte salt concentration difference .DELTA.c e is large, a phenomenon is observed that the current estimation error increases.

したがって、電極間電解液塩濃度差Δｃeが大きい場合における電流推定誤差（Ｉｍ−Ｉｒ）の値を、電池抵抗上昇度合いとして利用することができる。なお、電極間電解液塩濃度差Δｃeが大きいという条件は、例えば、Δｃeの値が予め設定された所定値以上であるという条件、または、予め設定された所定範囲内に存在するという条件として設定することが可能である。 Therefore, the value of the current estimation error (Im-Ir) when the inter-electrode electrolyte salt concentration difference .DELTA.c e is large, can be utilized as a battery resistance increasing degree. The condition that the condition that the inter-electrode electrolyte salt concentration difference .DELTA.c e is large, for example, the condition that the value of .DELTA.c e is preset predetermined value or more, or is present within a preset predetermined range Can be set as

また、電流推定誤差（Ｉｍ−Ｉｒ）すなわちＩｍとＩｒとの差分の代わりに、推定電流密度Ｉｍと測定電流に基づく電流密度Ｉｒとの比の値によっても、電池抵抗上昇度合いを表すことは可能である。かかる点に基づき、抵抗上昇率Ｄｈ（＝Ｉｍ／Ｉｒ）と電極間電解液塩濃度差Δｃeとの相関を図１５の模式図に示す。図１５においても、電極間電解液塩濃度差Δｃeが大きい領域において、電池抵抗が高くなる現象が認められる。 Further, instead of the current estimation error (Im-Ir), that is, the difference between Im and Ir, the degree of battery resistance increase can be expressed by the value of the ratio between the estimated current density Im and the current density Ir based on the measured current. It is. Based on this point, shown in the schematic diagram of FIG. 15 and the resistance increase rate Dh (= Im / Ir) correlations between the inter-electrode electrolyte salt concentration difference .DELTA.c e. Also in FIG. 15, in the region between the electrodes electrolyte salt concentration difference .DELTA.c e is large, a phenomenon is observed that cell resistance increases.

ここで、電極間電解液塩濃度差Δｃeが大きい領域において電流推定誤差（Ｉｍ−Ｉｒ）が発生するのは、電極内電解液塩濃度の低下により発生する電池抵抗上昇分が実際の二次電池１０と電池モデルとで異なるからであると解釈することができる。その一方で、電池抵抗上昇に起因する電圧変化量ΔＶは、実際の二次電池１０と電池モデルとで等しい。このため、実際に発現する電池抵抗の増加分をＲｒとし、電池モデルにおける電池抵抗の増加分をＲｍとすると、次の（５３）式が成り立ち、当該（５３）式から（５４）式が得られる。 Here, the current estimation error (Im-Ir) is generated in the region between the electrodes electrolyte salt concentration difference .DELTA.c e is large, two battery resistance rise caused by lowering of the electrode in the electrolytic solution salt concentration actual primary It can be interpreted that the battery 10 and the battery model are different. On the other hand, the voltage change amount ΔV due to the battery resistance increase is equal between the actual secondary battery 10 and the battery model. For this reason, assuming that the actual increase in battery resistance is Rr and the increase in battery resistance in the battery model is Rm, the following equation (53) is established, and equation (54) is obtained from the equation (53). It is done.

Figure 2010060406
Figure 2010060406

したがって、推定電流密度Ｉｍと測定電流に基づく電流密度Ｉｒとの比は、電池抵抗上昇率Ｄhを表すことになる。 Therefore, the ratio between the current density Ir based on the estimated current density Im and the measured current will represent a battery resistance increase rate D h.

また、電極間電解液塩濃度差Δｃeに対する電流推定誤差（Ｉｍ−Ｉｒ）の増加率、換言すれば電極間電解液塩濃度差Δeと電流推定誤差（Ｉｍ−Ｉｒ）とについての一次近似式における直線の傾きによっても、電池抵抗上昇度合いを表すことが可能である。同様に、電極間電解液塩濃度差Δｃeに対する電流密度比（Ｉｍ／Ｉｒ）の増加率によっても、電池抵抗上昇度合いを表すことが可能である。 The rate of increase of the current estimation error with respect to the inter-electrode electrolyte salt concentration difference Δc e (Im-Ir), i.e. the inter-electrode electrolyte salt if density difference delta e and the current estimation error and (Im-Ir) first-order approximation of the The degree of increase in battery resistance can also be expressed by the slope of the straight line in the equation. Similarly, the rate of increase in current density ratio between the electrodes electrolyte salt concentration difference Δc e (Im / Ir), it is possible to represent the battery resistance increases degree.

また、電極間電解液塩濃度差Δｃeと電流推定誤差（Ｉｍ−Ｉｒ）とについての一次近似式、または、電極間電解液塩濃度差Δｃeと電流密度比（Ｉｍ／Ｉｒ）とについての一次近似式（図１５中の一点鎖線を参照）において、Δｃe＝０とした場合の値（いわゆる切片値）によっても、電池抵抗上昇度合いを表すことが可能である。 Further, a linear approximation formula for the interelectrode electrolyte salt concentration difference Δc e and the current estimation error (Im−Ir), or the interelectrode electrolyte salt concentration difference Δc e and the current density ratio (Im / Ir) In the primary approximate expression (see the alternate long and short dash line in FIG. 15), the battery resistance increase degree can also be expressed by a value (so-called intercept value) when Δc e = 0.

なお、上記ではＩｍを推定電流密度とし、Ｉｒを測定電流に基づく電流密度としたが、Ｉｍを推定された電流密度に電極表面積を乗算して得られる電流値とし、Ｉｒを測定電流値Ｉｂとしても、上記説明はあてはまる。   In the above, Im is an estimated current density and Ir is a current density based on the measured current. However, Im is a current value obtained by multiplying the estimated current density by the electrode surface area, and Ir is a measured current value Ib. However, the above description applies.

また、上記では電池抵抗の上昇現象が発生しうる領域、換言すれば当該現象の発現を監視するのに好適な領域を、電極間電解液塩濃度差Δｃeが大きいという上記条件で設定したが、当該条件に代えて、または当該条件に加えて、充放電電流値が大きい領域という条件を用いてもよい。充放電電流値が大きい領域という条件は、例えば、測定電流値が予め設定された所定値以上であるという条件、または、予め設定された所定範囲内に存在するという条件として設定することが可能である。また、測定電流値に代えて、当該測定値に基づいて算出される電流密度、または、測定電流値もしくは電流密度の移動平均値を利用して同様の条件を設定することも可能である。 A region rising phenomenon of the battery resistance may occur in the above, a suitable region to monitor the expression of the phenomenon in other words, has been set in the condition that a large inter-electrode electrolyte salt concentration difference .DELTA.c e Instead of the condition or in addition to the condition, a condition of a region where the charge / discharge current value is large may be used. The condition that the charge / discharge current value is large can be set, for example, as a condition that the measured current value is greater than or equal to a preset predetermined value, or a condition that the measured current value is within a preset predetermined range. is there. Further, instead of the measured current value, it is possible to set the same condition by using the current density calculated based on the measured value or the measured current value or the moving average value of the current density.

上記考察に基づいた監視制御部５０の概略構成を図１６に例示する。監視制御部５０は、上記の電池状態量推定部５２に加え、電池抵抗上昇度合い推定部５４を含んでいる。電池抵抗上昇度合い推定部５４は、ここでは、電池状態量推定部５２の電流推定部１２０（図１２参照）が推定した電流密度Ｉ（ｔ）（上記の推定電流密度Ｉｍに相当する）と、電流測定部３０が測定した電池電流Ｉｂとを取得し、これらの値Ｉ（ｔ），Ｉｂに基づいて電池抵抗上昇度合いＤgを推定する。例えば、電池抵抗上昇度合い推定部５４は、電池電流測定値Ｉｂから電流密度Ｉｒを算出し、電流密度Ｉｍ，Ｉｒを用いて上記の各種形式で表現可能な電池抵抗上昇度合いＤgを算出する。 FIG. 16 illustrates a schematic configuration of the monitoring control unit 50 based on the above consideration. The monitoring control unit 50 includes a battery resistance increase degree estimation unit 54 in addition to the battery state quantity estimation unit 52 described above. Here, the battery resistance increase degree estimation unit 54 includes a current density I (t) (corresponding to the estimated current density Im described above) estimated by the current estimation unit 120 (see FIG. 12) of the battery state quantity estimation unit 52, and The battery current Ib measured by the current measuring unit 30 is acquired, and the battery resistance increase degree Dg is estimated based on these values I (t) and Ib. For example, the battery resistance increase degree estimation unit 54 calculates the current density Ir from the battery current measurement value Ib, and calculates the battery resistance increase degree Dg that can be expressed in the various forms described above using the current densities Im and Ir.

また、電池抵抗上昇度合い推定部５４は、さらに、電極間電解液塩濃度差Δｃeの推定（（５１），（５２）式参照）と、測定電池電流Ｉｂまたは電流密度Ｉｒの移動平均値の算出との少なくとも１つを実行し、当該実行結果にも基づいて電池抵抗上昇度合いＤgを推定することが好ましい。より具体的には、電極間電解液塩濃度差Δｃeと電流Ｉｂ，Ｉｒの移動平均値との一方または両方によって電池抵抗の上昇現象が発生する領域（上記の塩濃度差Δｃeが大きい領域または／および電流Ｉｂ，Ｉｒの大きい領域）を設定し、電池抵抗上昇度合いＤgの算出に用いる値Ｉｍ，Ｉｒ等が当該設定領域内のデータであるか否かを判定するのが好ましい。 Also, the battery resistance increasing degree estimation unit 54, further, estimates the inter-electrode electrolyte salt concentration difference Δc e ((51), ( 52) reference expression) and, moving average value of the measured battery current Ib or current density Ir performing at least one of the calculation, it is preferable to estimate the battery resistance increases the degree D g also based on the execution result. More specifically, a region in which an increase in battery resistance occurs due to one or both of the interelectrode electrolyte salt concentration difference Δc e and the moving average values of the currents Ib and Ir (region where the salt concentration difference Δc e is large). or / and the current Ib, and set a large area) of Ir, a value used to calculate the battery resistance increasing degree D g Im, Ir or the like is preferable to determine whether the data of the set area.

このように監視領域を設定することにより、電池抵抗上昇度合いＤgの信頼性が向上する。すなわち、図１４に示されるように電池抵抗上昇度合いＤg（図１４では電流推定誤差（Ｉｍ−Ｉｒ）が図示される）には、任意の塩濃度差Δｃeについて、ある程度のばらつきが生じうる。このため、電池抵抗上昇現象の監視に適した領域を予め選定することによって、電池抵抗上昇度合いＤgの信頼性を向上させることができる。また、かかる監視領域を設けずに、換言すれば電極間電解液塩濃度差Δｃeとは無関係に、電池抵抗上昇度合いＤgを継続的に算出する構成に比べて、演算負荷を軽減することができる。 By setting the monitoring area, thereby improving the reliability of the battery resistance increases the degree D g. That is, as shown in FIG. 14, the battery resistance increase degree D g (the current estimation error (Im−Ir) is shown in FIG. 14) may vary to some extent with respect to an arbitrary salt concentration difference Δc e. . Therefore, by pre-selecting a region suitable for monitoring the battery resistance increases phenomenon, it is possible to improve the reliability of the battery resistance increases the degree D g. Further, without providing such a monitoring region, in other words, regardless of the interelectrode electrolyte salt concentration difference Δc e , the calculation load can be reduced as compared with the configuration in which the battery resistance increase degree D g is continuously calculated. Can do.

このとき、監視領域設定に電流Ｉｂ，Ｉｒの移動平均値を用いる場合には、ノイズによる電流Ｉｂ，Ｉｒの変動が抑制されるので、領域判定の精度が高くなる。また、上記のように測定電流値Ｉｂまたはこれに基づく電流密度Ｉｒによっても、領域判定をすることは可能であり、この場合には移動平均値を用いる構成と比較して、演算負荷が小さくて済む。   At this time, when the moving average values of the currents Ib and Ir are used for monitoring region setting, fluctuations in the currents Ib and Ir due to noise are suppressed, so that the accuracy of region determination is increased. Further, as described above, the region can also be determined by the measured current value Ib or the current density Ir based on the measured current value Ib. In this case, the calculation load is small compared to the configuration using the moving average value. That's it.

図１７に、電池抵抗上昇度合いの推定に関して、監視制御部５０による処理を説明するフローチャートを例示する。但し、電池抵抗上昇度合いの推定処理はかかる例示に限定されるものではない。図１７に示される一連の処理は、監視制御部５０において所定演算周期ごとに呼び出されて実行される。   FIG. 17 illustrates a flowchart for explaining processing by the monitoring control unit 50 regarding the estimation of the battery resistance increase degree. However, the battery resistance increase degree estimation process is not limited to this example. A series of processing shown in FIG. 17 is called and executed by the monitoring control unit 50 every predetermined calculation cycle.

ステップＳ２００では、監視制御部５０は、電流測定部３０が測定した電池電流Ｉｂと、電圧測定部３２が測定した電池電圧Ｖｂと、温度測定部３４が測定した電池温度Ｔｂとを取得する。なお、測定部３０，３２，３４による測定は同じサンプリングタイミングで行われる。   In step S200, the monitoring control unit 50 acquires the battery current Ib measured by the current measurement unit 30, the battery voltage Vb measured by the voltage measurement unit 32, and the battery temperature Tb measured by the temperature measurement unit 34. Note that the measurement by the measurement units 30, 32, and 34 is performed at the same sampling timing.

ステップＳ２１０では、監視制御部５０は、測定値Ｖｂ，Ｔｂに基づき上記の電池モデルに従って電池電流密度Ｉｍを推定する。ステップＳ２１０での処理は電池状態量推定部５２の上記機能に相当する（図１２および図１３参照）。   In step S210, the monitoring controller 50 estimates the battery current density Im according to the battery model based on the measured values Vb and Tb. The process in step S210 corresponds to the above function of the battery state quantity estimation unit 52 (see FIGS. 12 and 13).

ステップＳ２２０において、監視制御部５０は、上記（５１），（５２）式に基づいて電極間電解液塩濃度差Δｃeを算出する。（５１）式中の電池電流密度Ｉ（ｔ）として、ここでは測定電流値Ｉｂに基づいて算出される電流密度Ｉｒを用いるものとする。 In step S220, the monitoring control unit 50, the (51), calculates the inter-electrode electrolyte salt concentration difference .DELTA.c e based on the equation (52). As the battery current density I (t) in the equation (51), here, the current density Ir calculated based on the measured current value Ib is used.

そして、監視制御部５０は、ステップＳ２３０において、塩濃度差Δｃeの推定値が予め設定された所定範囲内にあるという条件（ｃe1＜Δｃe＜Δｃe2）と、測定値に基づく電池電流密度Ｉｒが予め設定された所定値Ｉ０以上であるという条件（Ｉｒ＞Ｉ０）との両方を満足するか否かを判定する。監視制御部５０は、両条件を満足すると判定した場合には、ステップＳ２３５において、上記の電池抵抗上昇率Ｄhの推定に用いるデータを不図示のＲＡＭ等に保存する。 In step S230, the monitoring control unit 50 determines that the estimated value of the salt concentration difference Δc e is within a predetermined range (c e1 <Δc e <Δc e2 ) and the battery current based on the measured value. It is determined whether or not both of the conditions (Ir> I0) that the density Ir is equal to or higher than a predetermined value I0 set in advance are satisfied. Monitoring control unit 50, when it is determined that satisfies the both conditions in step S235, stores the data used to estimate the above-mentioned battery resistance increase rate D h in the RAM (not shown) or the like.

ここでは、電池抵抗上昇率Ｄhを最小自乗法によって推定する場合を例示する。この場合、（５４）式から下記（５５）式が得られることに鑑み、（５６）式で与えられる中間変数Ｓx，Ｓy，Ｓxx，Ｓxyを算出して保存する。 Here, a case where the battery resistance increase rate D h is estimated by the method of least squares is illustrated. In this case, considering that the following equation (55) is obtained from equation (54), intermediate variables S x , S y , S xx , and S xy given by equation (56) are calculated and stored.

Figure 2010060406
Figure 2010060406

Figure 2010060406
Figure 2010060406

また、ステップＳ２３５では、監視制御部５０は、中間変数Ｓx，Ｓy，Ｓxx，Ｓxyの組（または群）の取得回数に対応するカウンタ値Ｍの値を１カウント増加する（インクリメントする）。ステップＳ２３５の実行後、処理は上記ステップＳ２００へ移行する。 In step S235, the monitoring controller 50 increments (increments) the value of the counter value M corresponding to the number of acquisitions (or groups) of the intermediate variables S x , S y , S xx , S xy by one. ). After execution of step S235, the process proceeds to step S200.

他方、監視制御部５０は、上記ステップＳ２３０において両条件を同時には満足しないと判定した場合には、ステップＳ２４０においてカウンタ値Ｍが、予め設定された設定値Ｍ０よりも大きいという条件（Ｍ＞Ｍ０）を満足するか否かを判定する。なお、設定値Ｍ０は、最小自乗法による推定に利用するデータ数（データ組数）を規定するものである。設定値Ｍが大きいほど推定精度は向上する一方で、設定値Ｍが小さいほど演算負荷を小さくすることができるので、例えば監視制御部５０を構成するマイクロプロセッサの処理能力に応じて適宜、設定すればよい。   On the other hand, if the monitoring control unit 50 determines in step S230 that both conditions are not satisfied at the same time, the condition that the counter value M is larger than the preset setting value M0 in step S240 (M> M0). ) Is satisfied. The set value M0 defines the number of data (number of data sets) used for estimation by the least square method. As the setting value M is larger, the estimation accuracy is improved. On the other hand, the smaller the setting value M is, the smaller the calculation load is. Therefore, for example, it is set as appropriate according to the processing capability of the microprocessor constituting the monitoring control unit 50. That's fine.

ステップＳ２４０での判定の結果、Ｍ＞Ｍ０という条件を満たさない場合、監視制御部５０の処理は上記ステップＳ２００へ移行する。これに対し、Ｍ＞Ｍ０という条件を満たす場合、監視制御部５０は、ステップＳ２５０において、上記ステップＳ２３５において逐次更新された中間変数Ｓx，Ｓy，Ｓxx，Ｓxyを下記（５７）式に代入することによって、電池抵抗上昇率Ｄhを推定する。 As a result of the determination in step S240, if the condition of M> M0 is not satisfied, the process of the monitoring control unit 50 proceeds to step S200. On the other hand, when the condition of M> M0 is satisfied, the monitoring control unit 50 sets the intermediate variables S x , S y , S xx , S xy sequentially updated in step S235 in step S250 to the following formula (57). By substituting into, the battery resistance increase rate D h is estimated.

Figure 2010060406
Figure 2010060406

なお、（５７）式においてＭを２倍しているのは、（５５）式の近似直線における原点との傾きを求めるためである。   The reason why M is doubled in the equation (57) is to obtain the inclination of the approximate straight line of the equation (55) with respect to the origin.

また、監視制御部５０は、電池抵抗上昇率Ｄhの推定ばらつきによる影響を抑制するために、ステップＳ２６０において電池抵抗上昇率Ｄhに緩変化処理を施す。緩変化処理後の電池抵抗上昇率には符号Ｄhfを用いることにする。緩変化処理は次の（５８）式に従って行うことが可能である。なお、（５８）式中のｋは緩変化処理係数であり、０＜ｋ＜１の範囲から予め設定される。 The monitoring control unit 50, in order to suppress the effect of the estimated variation in battery resistance increase rate D h, subjected to gradual change process to the battery resistance increase rate D h in step S260. The symbol D hf is used as the battery resistance increase rate after the slow change process. The slow change process can be performed according to the following equation (58). Note that k in the equation (58) is a slow change processing coefficient, and is preset from the range of 0 <k <1.

Figure 2010060406
Figure 2010060406

その後、監視制御部５０は、ステップＳ２７０において中間変数Ｓx，Ｓy，Ｓxx，Ｓxy、カウンタ値Ｍ等をクリアして、次回の推定処理に備える。 Thereafter, the supervisory control unit 50 clears the intermediate variables S x , S y , S xx , S xy , the counter value M, and the like in step S270 to prepare for the next estimation process.

上記ステップＳ２２０〜Ｓ２７０の処理は電池抵抗上昇度合い推定部５４の機能に相当する。   The processes in steps S220 to S270 correspond to the function of the battery resistance increase degree estimation unit 54.

上記手法を用いて、実際の電動車両における電池電流、電池電圧および電池温度の時系列データから、電池抵抗上昇率Ｄhfを推定した結果を図１８に示す。図１８によれば、電池抵抗上昇率Ｄhfが時間経過とともに増加している様子が確認できる（図１８中の矢印参照）。 FIG. 18 shows a result of estimating the battery resistance increase rate D hf from the time series data of the battery current, the battery voltage, and the battery temperature in the actual electric vehicle using the above method. According to FIG. 18, it can be confirmed that the battery resistance increase rate D hf increases with time (see the arrow in FIG. 18).

図１９および図２０に、電池電流の時間変化（各図の（ａ）参照）、電極間電解液塩濃度差Δｃeの時間変化（各図の（ｂ）参照）、および、電極間電解液塩濃度差Δｃeと電流推定誤差（Ｉｍ−Ｉｒ）との相関図（各図の（ｃ）参照）を示す。図１９と図２０とは各種データの測定時期が異なり、図２０の方が後の時間におけるものである。図１９に示されるように測定初期では、塩濃度差Δｃeの大きい領域であっても電流推定誤差（Ｉｍ−Ｉｒ）はほとんど生じていない。これに対し、図２０に示されるように測定時間の後期では、塩濃度差Δｃeの大きい領域において電流推定誤差（Ｉｍ−Ｉｒ）が大きくなっている。 19 and 20, (see (a) of each figure) the time change of the battery current, (see (b) of each figure) time variation of the inter-electrode electrolyte salt concentration difference .DELTA.c e, and, the inter-electrode electrolyte solution correlation diagram between the salt concentration difference .DELTA.c e and the current estimation error (Im-Ir) (in each figure (c) refer) shows a. 19 and 20 differ in the measurement timing of various data, and FIG. 20 is at a later time. The initial measurement as shown in Figure 19, a large area even when the current estimation error of the salt concentration difference Δc e (Im-Ir) hardly occurs. In contrast, in the late measurement time, as shown in FIG. 20, the current estimation error (Im-Ir) is increased in the region of high salt concentration difference .DELTA.c e.

電池抵抗上昇度合いＤgを利用して種々の制御や処理を行うことが可能であり、かかる制御等の例を上記図１６を参照して説明する。 Using the battery resistance increases the degree D g it is possible to perform various control and processing, an example of such control and the like will be described with reference to FIG 16.

図１６の例では、電池抵抗上昇度合いＤgが、予め設定された値（通知設定値）よりも大きい場合、通知部５６によって電池抵抗の上昇を通知する。通知部５６による通知は例えば視覚的、聴覚的に行うことが可能であり、例えば、アラーム音や音声等を発生する機器、ランプ、表示デバイス等によって通知部５６を構成可能である。通知部５６は、監視装置５用に設けてもよいし、例えば車両に搭載された機器と兼用にしてもよい。かかる構成によれば、二次電池１０のメンテナンスの必要性をユーザや保守担当者等に知らせることができる。 In the example of FIG. 16, when the battery resistance increase degree Dg is larger than a preset value (notification setting value), the notification unit 56 notifies the battery resistance increase. The notification by the notification unit 56 can be performed, for example, visually or audibly. For example, the notification unit 56 can be configured by a device, a lamp, a display device, or the like that generates an alarm sound or a sound. The notification unit 56 may be provided for the monitoring device 5, or may be shared with a device mounted on the vehicle, for example. According to such a configuration, it is possible to notify the user, maintenance staff, etc. of the necessity of maintenance of the secondary battery 10.

また、図１６の例では、監視制御部５０は、電池抵抗上昇度合いＤgが、予め設定された値（使用制限設定値）よりも大きい場合に、二次電池１０の使用を制限する使用制限部５８を含んでいる。使用制限部５８による電池使用制限は、例えば充電電力量、放電電力量、充電電流量、放電電流量、電池電圧上限値、電池電圧下限値等を制限することによって行われる。充電電力量等の制限は公知の各種手法を利用することによって行うことが可能であり、使用制限部５８は必要に応じて二次電池１０や接続対称２０（図５参照）を制御する。かかる構成によれば、電池抵抗上昇現象の進行を抑制することができる。 In the example of FIG. 16, the monitoring control unit 50 restricts use of the secondary battery 10 when the battery resistance increase degree Dg is larger than a preset value (usage restriction setting value). Part 58 is included. The battery use restriction by the use restriction unit 58 is performed by restricting, for example, a charge power amount, a discharge power amount, a charge current amount, a discharge current amount, a battery voltage upper limit value, a battery voltage lower limit value and the like. The amount of charging power can be limited by using various known methods, and the use limiting unit 58 controls the secondary battery 10 and the connection symmetry 20 (see FIG. 5) as necessary. According to such a configuration, the progress of the battery resistance increase phenomenon can be suppressed.

また、図１６の例では、監視制御部５０はＳＯＣ制御部６０を含んでいる。例えばＨＥＶに搭載される二次電池については、モータを駆動可能な電池容量を常時確保するとともに、回生電力を受け入れられるだけの空き容量を常時残しておくという制御が採用される場合がある。この場合、二次電池のＳＯＣは電池容量の例えば４０％〜８０％の範囲内、すなわち６０％を中心として±２０％の範囲になるように制御される。監視制御部５０のＳＯＣ制御部６０は例えば、このようなＳＯＣ制御を行うとともに、電池抵抗上昇度合いＤgが、予め設定された値（ＳＯＣ制御中心調整設定値）よりも大きい場合にはＳＯＣ制御中心値を調整（変更）する。 In the example of FIG. 16, the monitoring control unit 50 includes an SOC control unit 60. For example, with respect to a secondary battery mounted on an HEV, there may be a case where control is performed such that a battery capacity capable of driving a motor is always secured and a free capacity that can accept regenerative power is always left. In this case, the SOC of the secondary battery is controlled to be within a range of, for example, 40% to 80% of the battery capacity, that is, within a range of ± 20% centering on 60%. SOC control unit 60 of the monitoring control unit 50 is, for example, performs such SOC control, battery resistance increasing degree D g is, SOC control is larger than a predetermined value (SOC control center adjustment setting) Adjust (change) the center value.

このとき、ＳＯＣ制御中心値を、予め設定された通常設定値よりも下げることによって、上記通常設定値での制御時と比較して、より多くの電力を充電させることが可能になる。これにより、速やかに電池抵抗を正常状態に回復させることができる。また、ＳＯＣ制御中心値を通常設定値よりも上げることによって、上記通常設定値での制御時と比較して、より多くの電力を放電させることができる。これにより、速やかに電池抵抗を正常状態に回復させることが出来ると共に、放電時に電池電圧が下限電圧に到達するのを抑制することができる。   At this time, by lowering the SOC control center value than the normal set value set in advance, it becomes possible to charge more electric power as compared with the control at the normal set value. Thereby, the battery resistance can be promptly restored to a normal state. Further, by raising the SOC control center value above the normal set value, it is possible to discharge more electric power compared to the control at the normal set value. Thereby, the battery resistance can be quickly restored to a normal state, and the battery voltage can be prevented from reaching the lower limit voltage during discharging.

また、図１６の例では、監視制御部５０は、二次電池１０について各種の診断を行う診断部６２を含んでいる。なお、例えばＨＥＶには補機を含む各種部品が正常に動作するか否かを診断・検出するダイアグ機能を有するＥＣＵが設けられており、二次電池１０がＨＥＶに搭載される場合には当該ＥＣＵを利用して診断部６２を構成することも可能である。監視制御部５０の診断部６２は、電池抵抗上昇度合いＤgが、予め設定された値（電圧下限値診断禁止設定値）よりも大きい場合に、二次電池１０の電池電圧の下限値についての故障診断判定（ダイアグ判定）は行わないように、構成されている。かかる構成によれば、放電時に電池電圧が下限値まで低下した場合であっても、経年劣化による電池抵抗上昇が発生したとする誤った判定が行われるのを防止することができる。 In the example of FIG. 16, the monitoring control unit 50 includes a diagnosis unit 62 that performs various diagnoses on the secondary battery 10. For example, the HEV is provided with an ECU having a diagnosis function for diagnosing and detecting whether or not various parts including the auxiliary machine operate normally. When the secondary battery 10 is mounted on the HEV, It is also possible to configure the diagnosis unit 62 using the ECU. When the battery resistance increase degree Dg is larger than a preset value (voltage lower limit value diagnosis prohibition setting value), the diagnosis unit 62 of the monitoring control unit 50 determines the lower limit value of the battery voltage of the secondary battery 10. Failure diagnosis determination (diagnosis determination) is not performed. According to such a configuration, it is possible to prevent an erroneous determination that an increase in battery resistance due to aging has occurred even when the battery voltage drops to the lower limit value during discharge.

また、図１６の例では、監視制御部５０は、二次電池１０の充電または放電を強制的に行う強制的充放電制御部６４を含んでいる。当該強制的充放電制御部６４は、電池抵抗上昇度合いＤgが、予め設定された値（充放電要求設定値）よりも大きい場合に、上記の強制的な充電または放電を行う。これにより、電解液塩濃度を調整して、電池抵抗上昇現象を低減・解消することができる。このとき、上記の使用制限部５８による電池使用制限に比べて、速やかな電解液塩濃度の調整が可能である。 In the example of FIG. 16, the monitoring control unit 50 includes a forced charge / discharge control unit 64 that forcibly charges or discharges the secondary battery 10. The forced charge / discharge control unit 64 performs the above-described forced charge or discharge when the battery resistance increase degree Dg is larger than a preset value (charge / discharge request set value). As a result, the electrolyte salt concentration can be adjusted to reduce or eliminate the battery resistance increase phenomenon. At this time, as compared with the battery use restriction by the use restriction unit 58, the electrolyte salt concentration can be quickly adjusted.

二次電池１０がＨＥＶに搭載される例の場合、強制的な放電は例えば、強制的充放電制御部６４の制御の下、二次電池１０を用いたモータ駆動走行に切り換えることによって行うことが可能である。また、強制的な充電は例えば、強制的充放電制御部６４がエンジンの駆動によってＭ／Ｇを発電機として機能させることにより行うことが可能である。また、強制的な充放電は、強制的充放電制御部６４が、エンジンに対して要求するパワー（エンジン要求パワー）を増加または減少させることによって行うことが可能である。   In the example in which the secondary battery 10 is mounted on the HEV, forcible discharge can be performed by switching to motor-driven running using the secondary battery 10 under the control of the forced charge / discharge control unit 64, for example. Is possible. Further, forcible charging can be performed, for example, by causing the M / G to function as a generator by the forced charge / discharge control unit 64 by driving the engine. The forced charge / discharge can be performed by increasing or decreasing the power (engine required power) required by the forced charge / discharge control unit 64 for the engine.

例えばＨＥＶにおいては、一般に、複数個の二次電池１０が直列接続された電池パックが用いられる。かかる電池パックに対して強制的な充放電を行うと、強制的な充放電を要しない二次電池１０では、換言すれば電解液塩濃度が所定の正常範囲にある二次電池１０では、電解液塩濃度が正常範囲から逸脱してしまうことがある。かかる逸脱は、電池温度が定常状態にない場合に起こりやすい。このため、電池パックに対する強制的な充放電は、各二次電池１０の温度に基づいて行うことが可能である。しかし、電池パック中の全ての二次電池１０に温度センサ等を設けるのは、装置の複雑化、コスト増加を招いてしまう。   For example, in HEV, a battery pack in which a plurality of secondary batteries 10 are connected in series is generally used. When the battery pack is forcibly charged and discharged, in the secondary battery 10 that does not require forcible charge and discharge, in other words, in the secondary battery 10 in which the electrolyte salt concentration is in a predetermined normal range, The liquid salt concentration may deviate from the normal range. Such deviation is likely to occur when the battery temperature is not in a steady state. For this reason, forcible charging / discharging of the battery pack can be performed based on the temperature of each secondary battery 10. However, providing temperature sensors or the like for all the secondary batteries 10 in the battery pack leads to complication of the apparatus and an increase in cost.

これらの点に鑑みれば、電池パックに温度測定器を設け、当該温度測定器による測定温度に基づいて強制的な充放電を制御するのが好ましい。より具体的には、強制的充放電制御部６４は、電池パックの温度が予め設定された温度範囲内にある場合（すなわち予め定められた定常状態にある場合）には、各二次電池１０の温度は定常状態にあるものと判定して、電池パックに対する強制的な充放電を許容する。逆に、強制的充放電制御部６４は、電池パックの温度が定常状態にない場合には、強制的な充放電を行わない。かかる構成によれば、電解液塩濃度が正常範囲から逸脱するのを防止することができ、しかもそのような構成を簡便、低コストで実現することができる。   In view of these points, it is preferable to provide a temperature measuring device in the battery pack and control forced charge / discharge based on the temperature measured by the temperature measuring device. More specifically, the forcible charge / discharge control unit 64 determines that each secondary battery 10 is in a state where the temperature of the battery pack is within a preset temperature range (that is, in a predetermined steady state). Is determined to be in a steady state, and forcible charging / discharging of the battery pack is permitted. Conversely, the forced charge / discharge control unit 64 does not perform forced charge / discharge when the temperature of the battery pack is not in a steady state. According to such a configuration, the electrolyte salt concentration can be prevented from deviating from the normal range, and such a configuration can be realized simply and at low cost.

なお、電池パックの温度を測定する温度測定器を、温度測定部３４（図５参照）として利用することも可能である。   Note that a temperature measuring device that measures the temperature of the battery pack can be used as the temperature measuring unit 34 (see FIG. 5).

なお、上記説明では通知部５６が電池抵抗上昇度合いＤgを受信して通知設定値との比較判定処理を行う構成を例示したが、電池抵抗上昇度合い推定部５４が当該比較判定処理を行い、その判定結果に基づいて通知部５６を制御するように構成することも可能である。かかる点は、使用制限部５８、ＳＯＣ制御部６０、診断部６２、および強制的充放電制御部６４についても同様である。また、通知設定値、使用制限設定値、ＳＯＣ制御中心調整設定値、電圧下限値診断禁止設定値、および充放電要求設定値は、全てが異なる値であってもよいし、一部について同じ値であってもよい。 Incidentally, in the above description, but the notification portion 56 illustrates the configuration for comparing processing for determining whether the notification settings to receive the battery resistance increases the degree D g, the battery resistance increases degree estimation unit 54 performs the comparison judgment processing, The notification unit 56 may be configured to be controlled based on the determination result. The same applies to the use restriction unit 58, the SOC control unit 60, the diagnosis unit 62, and the forced charge / discharge control unit 64. Further, the notification set value, the use limit set value, the SOC control center adjustment set value, the voltage lower limit value diagnosis prohibition set value, and the charge / discharge request set value may all be different values, or the same value for some of them. It may be.

図２１に、監視制御部５０が、上記電池モデルで使用するパラメータを二次電池１０の経時劣化に応じて補償するパラメータ変化推定部６６を含む場合の構成を例示する。なお、図２１では電池抵抗上昇度合い推定部５４等の図示は省略している。パラメータ変化推定部６６は、上記電池モデルにおける抵抗成分のパラメータについて二次電池１０の経時劣化に伴う変化を推定し、当該経時劣化推定結果を電池モデルに反映させる。パラメータ変化推定部６６の構成例は後述する。かかる構成によれば、経年劣化に伴う電池抵抗（反応抵抗（直流抵抗）および拡散抵抗）の変化の影響を排除して、上記の大電流域での電池抵抗上昇現象を精度良く検出することができる。   FIG. 21 illustrates a configuration in a case where the monitoring control unit 50 includes a parameter change estimation unit 66 that compensates for parameters used in the battery model according to deterioration with time of the secondary battery 10. In FIG. 21, the battery resistance increase degree estimation unit 54 and the like are not shown. The parameter change estimation unit 66 estimates a change associated with the deterioration of the secondary battery 10 with respect to the parameter of the resistance component in the battery model, and reflects the result of the deterioration with time in the battery model. A configuration example of the parameter change estimation unit 66 will be described later. According to such a configuration, it is possible to accurately detect the battery resistance increase phenomenon in the above-described large current range by eliminating the influence of changes in battery resistance (reaction resistance (DC resistance) and diffusion resistance) due to aging. it can.

パラメータ変化推定部６６は、例えば経時劣化の推定結果を記憶装置に蓄積することによって、経時劣化の傾向を学習することが可能である。これに対し、パラメータ変化推定部６６による経時劣化の学習が不十分である場合、電池抵抗上昇度合いＤgの推定を行わないようにしてもよい。 The parameter change estimation unit 66 can learn the tendency of deterioration over time by, for example, accumulating the estimation result of deterioration over time in a storage device. In contrast, if the learning of the time degradation due to parameter change estimation unit 66 is insufficient, it may not be performed to estimate the battery resistance increasing degree D g.

例えば、電池抵抗上昇度合いＤgの推定に用いる今回の電池温度測定値に対して十分な推定学習実績が無い場合、経時劣化による影響を精度良く推定し排除することは難しいことがある。かかる点は、電池電流または電池電圧の測定値について十分な推定学習実績が無い場合も同様である。このため、例えば経時劣化推定結果の蓄積データ数が予め設定された所定数に満たない場合には電池抵抗上昇度合いＤgの推定を行わないことによって、上記電池抵抗上昇現象の発生を誤って検出するのを防止することができる。 For example, when there is not sufficient estimated learning results for the current battery temperature measurement value used for estimating the battery resistance increase degree Dg , it may be difficult to accurately estimate and eliminate the influence of deterioration over time. The same applies to the case where there is no sufficient estimated learning record for the measured value of the battery current or the battery voltage. Thus, for example, by not performing the estimation of battery resistance increasing degree D g in the case of storing the number of data time degradation estimation result is less than a predetermined number set in advance, falsely detect the occurrence of the battery resistance increases phenomenon Can be prevented.

また、例えば、電池抵抗上昇度合いＤgの推定に用いる今回の電池温度測定値に対して経時劣化推定結果の過去のデータが大きなばらつきを有する場合も、経時劣化による影響を精度良く推定し排除することは難しいことがある。かかる点は、電池電流または電池電圧の測定値に対して経時劣化推定結果データのばらつきが大きい場合も同様である。このため、例えば経時劣化推定結果の蓄積データの全数が予め設定された所定範囲内に存在しない場合、または、例えば当該蓄積データが上記所定範囲内に収束していない場合には電池抵抗上昇度合いＤgの推定を行わないことによって、上記誤検出を防止することができる。なお、蓄積データが収束しているか否かは、当該蓄積データのうちで上記所定範囲内に存在するデータの個数が、予め設定された割合以上であるか否かによって判定することが可能である。 Further, for example, even if the historical data of the time-dependent deterioration estimation results for the current battery temperature measurements used to estimate the battery resistance increasing degree D g has a large variation, accurately estimated to eliminate the influence of degradation over time It can be difficult. The same applies to the case where the variation of the time degradation estimation result data is large with respect to the measured value of the battery current or the battery voltage. For this reason, for example, when the total number of accumulated data of the estimation results of deterioration with time does not exist within a predetermined range set in advance, or when the accumulated data does not converge within the predetermined range, for example, the battery resistance increase degree D By not estimating g, the erroneous detection can be prevented. Note that whether or not the accumulated data has converged can be determined by whether or not the number of pieces of data existing within the predetermined range of the accumulated data is equal to or greater than a preset ratio. .

すなわち、電池抵抗上昇度合い推定部５４は、パラメータ変化推定部６６による経時劣化推定結果に基づいて、電池抵抗上昇度合いＤgの推定を実行するか否かを判定するのが好ましい。 That is, the battery resistance increasing degree estimation unit 54, based on the time degradation estimation result by the parameter change estimating unit 66, preferably determine whether to execute the estimation of battery resistance increasing degree D g.

以下に、電池モデル中のパラメータの経時劣化について説明する。まず、負極１２および正極１５での電子ｅ-の移動に対する純電気的な抵抗（純抵抗）Ｒｄと、活物質界面での反応電流発生時に等価的に電気抵抗として作用する反応抵抗（電荷移動抵抗）Ｒｒとを合わせたものが、二次電池１０をマクロに見た場合の直流抵抗Ｒaに相当する。このとき、直流抵抗Ｒaと、電池電圧Ｖと、電池温度Ｔと、電池電流密度Ｉと、開放電圧（ＯＣＶ）Ｕとの間には（７１）式が成り立つ。なお、（７１）式は例えば（Ｍ１ｄ）式に対応する。 Hereinafter, deterioration with time of parameters in the battery model will be described. First, a pure electrical resistance (pure resistance) Rd against the movement of electrons e − at the negative electrode 12 and the positive electrode 15 and a reaction resistance (charge transfer resistance) that acts as an electrical resistance equivalently when a reaction current is generated at the active material interface. ) a combination of the Rr corresponds to the DC resistance R a when viewed rechargeable battery 10 to the macro. At this time, the DC resistance R a, the battery voltage V, and the battery temperature T, a battery current density I, between the open circuit voltage (OCV) U (71) expression holds. The expression (71) corresponds to, for example, the expression (M1d).

Figure 2010060406
Figure 2010060406

開放電圧Ｕは、上記図１１に示すように、活物質表面における局所的ＳＯＣθに依存して変化する特性を有する。したがって、二次電池１０の初期状態において局所的ＳＯＣθと開放電圧Ｕとの関係を測定することにより、図１１に示す特性を局所ＳＯＣθの変化に対する開放電圧Ｕ（θ）の変化特性を予め記憶する特性マップを作成することができる。   As shown in FIG. 11, the open circuit voltage U has a characteristic that changes depending on the local SOC θ on the surface of the active material. Therefore, by measuring the relationship between local SOC θ and open circuit voltage U in the initial state of secondary battery 10, the characteristics shown in FIG. 11 are stored in advance as the characteristics of change in open circuit voltage U (θ) with respect to changes in local SOC θ. A characteristic map can be created.

また、直流抵抗Ｒaは、図２２に示すように、局所ＳＯＣθおよび電池温度Ｔの変化に応じて変化する特性を有する。すなわち、直流抵抗Ｒaは、局所ＳＯＣθおよび電池温度Ｔの関数として与えられる。したがって、二次電池１０の初期状態における実測実験結果に基づき、図２２に例示した特性に従って、局所的ＳＯＣθと電池温度Ｔとの組合わせに対応して直流抵抗Ｒaの値を決定する特性マップ（直流抵抗マップ）を作成することができる。 Also, DC resistance R a, as shown in FIG. 22, has a characteristic that varies in response to changes in the local SOCθ and battery temperature T. That is, DC resistance Ra is given as a function of local SOC θ and battery temperature T. Thus, based on the measured experimental results in the initial state of the secondary battery 10, according to the characteristics illustrated in FIG. 22, the characteristic map for determining the value of DC resistance R a corresponding to the combination of local SOCθ and battery temperature T (DC resistance map) can be created.

直流抵抗Ｒaは、上記のように電池温度Ｔおよび局所ＳＯＣθに応じて変化するとともに、電池使用に伴う経年的な劣化によっても変化する。このため、直流抵抗マップに記憶された初期状態（代表的には新品時）における直流抵抗Ｒaと、実際の直流抵抗Ｒaとの間には、経年劣化に伴って、差異が生じる。かかる直流抵抗Ｒaの差異は、上記の電池抵抗上昇度合いに推定誤差を発生させることになる。 DC resistance R a, together with changes according to the battery temperature T and the local SOCθ as described above, also vary according to secular deterioration accompanying the battery used. Therefore, the DC resistance R a in the initial state stored in the DC resistance map (when typically new), between the actual DC resistance R a, with the aging, differences may occur. Such a difference in the DC resistance Ra causes an estimation error in the battery resistance increase degree.

なお、初期状態とは新品時に限定されるものではなく、例えば、新品時と予想される最大劣化時との間の中間的な状態に対応して、初期状態を定義してもよい。このようにすると、以下の説明で明らかになるように、初期状態パラメータ値に対する変化率推定値の範囲を狭くできるので、推定精度の向上を図ることができる。   Note that the initial state is not limited to a new product. For example, the initial state may be defined corresponding to an intermediate state between a new product and an expected maximum deterioration. This makes it possible to narrow the range of the rate of change estimated value with respect to the initial state parameter value, as will be apparent from the following description, so that the estimation accuracy can be improved.

ここでは、上記パラメータ変化推定部６６（図２１参照）が、直流抵抗Ｒaについて、初期状態パラメータ値に対する変化率ｇｒを推定することによって、直流抵抗の経年変化を推定する場合を説明する。推定した直流抵抗変化率ｇｒを電池モデルに反映することによって、経年変化により直流抵抗が増加した場合においても、精度よく電池抵抗上昇度合いが推定されることとなる。 Here, the parameter change estimating unit 66 (see FIG. 21) is, for DC resistance R a, by estimating the rate of change gr with respect to the initial state parameter value, a case of estimating the aging of DC resistance. By reflecting the estimated DC resistance change rate gr in the battery model, even when the DC resistance increases due to secular change, the battery resistance increase degree can be accurately estimated.

直流抵抗変化率ｇｒを次の（７２）式で定義する。なお、Ｒanは初期状態での直流抵抗Ｒaのことである。 The DC resistance change rate gr is defined by the following equation (72). Incidentally, R an, is that the DC resistance R a in the initial state.

Figure 2010060406
Figure 2010060406

かかる直流抵抗変化率ｇｒを推定することにより、二次電池の使用に伴う経年的な直流抵抗Ｒaの変化を、電池温度Ｔｂや局所ＳＯＣθの変化による直流抵抗の変化と切離して推定することができる。 By estimating such DC resistance change rate gr, a change in the secular DC resistance R a with the use of the secondary battery, it is estimated separately from the change in DC resistance due to the change in battery temperature Tb and local SOCθ it can.

図２１を参照して、パラメータ変化推定部６６による直流抵抗変化率ｇｒの推定学習を説明する。   With reference to FIG. 21, the estimation learning of the DC resistance change rate gr by the parameter change estimation unit 66 will be described.

図２１において、パラメータ特性マップ２２０は、電池モデル式中のパラメータである拡散係数Ｄsおよび直流抵抗Ｒaについて、初期状態における実測結果に基づいた特性マップを格納している。すなわち、電池温度Ｔｂおよび局所ＳＯＣθ等の時々刻々変化する電池状態に対応して、現時点での電池状態に対応する拡散係数Ｄsおよび直流抵抗Ｒa（Ｒan）を読出可能なように構成されている。パラメータ特性マップ２２０は例えば監視制御部５０を構成する上記記憶装置に記憶される。 In Figure 21, the parameter characteristic map 220, the diffusion coefficient D s and DC resistance R a is a parameter in the battery model equation, and stores the characteristic map based on the actual measurement result in the initial state. That is, it is configured such that the diffusion coefficient D s and the DC resistance R a (R an ) corresponding to the current battery state can be read in response to the battery state that changes every moment such as the battery temperature Tb and the local SOC θ. ing. The parameter characteristic map 220 is stored in, for example, the storage device that constitutes the monitoring control unit 50.

パラメータ変化推定部６６は、例えば最小自乗法を用いて（７２）式に示された直流抵抗変化率ｇｒの推定値ｇｒ’を算出する。ここでは最小自乗法として後述の（７４）〜（７８）式による忘却要素付きの逐次最小自乗法を例示するが、他の逐次最小自乗法や、一括最小自乗法等の他方式の最小自乗法を適用してもよい。以下に、忘却係数付きの逐次最小自乗法について説明する。   The parameter change estimation unit 66 calculates the estimated value gr ′ of the DC resistance change rate gr shown in the equation (72) using, for example, the least square method. Here, as the least square method, a sequential least square method with a forgetting element according to the following equations (74) to (78) is illustrated, but other sequential least square methods, other methods such as the least square method, and other methods such as the least square method are used. May be applied. Below, the sequential least square method with a forgetting factor is demonstrated.

逐次最小自乗法によれば、下記の（７３）式で示す線形回帰モデルで表されるシステムにおいて、（７３）式中のパラメータΘは、（７４）〜（７６）式で示される時間更新式を、（７７），（７８）式の初期条件により逐次演算することによって推定される。各式においてパラメータΘの推定値は、Θ’で示されている。   According to the sequential least square method, in the system represented by the linear regression model represented by the following equation (73), the parameter Θ in the equation (73) is a time update equation represented by the equations (74) to (76). Is estimated by sequentially calculating according to the initial conditions of equations (77) and (78). In each equation, the estimated value of the parameter Θ is indicated by Θ ′.

Figure 2010060406
Figure 2010060406

Figure 2010060406
Figure 2010060406

Figure 2010060406
Figure 2010060406

（７４），（７６）式においてλは忘却係数であり、通常はλ＜１．０である。また、Ｐは共分散行列であり、（７８）式の初期値Ｐ（０）は単位行列Ｉの対角要素に定数γを乗じた行列とし、γには通常は１０2〜１０3程度の大きな値を用いる。パラメータΘ’の初期値Θ’0は通常はゼロベクトルとされる。 In equations (74) and (76), λ is a forgetting factor, and usually λ <1.0. Further, P is a covariance matrix, and the initial value P (0) of the equation (78) is a matrix obtained by multiplying the diagonal element of the unit matrix I by a constant γ, and γ is usually about 10 2 to 10 3 . Use a large value. The initial value Θ ′ 0 of the parameter Θ ′ is normally a zero vector.

このような忘却要素付きの逐次最小自乗法によれば、直流抵抗Ｒaの変化率ｇｒを以下のようにして推定可能である。 According to the recursive least square method with forgetting factor, which is the change rate gr of DC resistance R a can be estimated as follows.

新品状態から経年変化（劣化）した二次電池の直流抵抗Ｒaは、（７２）式の定義により、Ｒa＝ｇｒ・Ｒanと表せるので、これを（７１）式に代入し、さらに（７３）式の形に書き直すと、電池モデル式に基づく線形回帰モデル式として（７９）式が得られる。 The DC resistance R a of the secondary battery that has been aged (deteriorated) from the new state can be expressed as R a = gr · R an according to the definition of the equation (72). When rewritten in the form of the equation (73), the equation (79) is obtained as a linear regression model equation based on the battery model equation.

Figure 2010060406
Figure 2010060406

（７９）式において、左辺の開放電圧Ｕ（θ）は、開放電圧推定部１１０（図１２参照）により今回推定された値を用い、Ｖには測定された電池電圧Ｖｂを用いることにより、Ｙを計算することができる。また、右辺については、電池状態量推定部５２が今回の演算周期での電池温度Ｔｂおよび局所的ＳＯＣθを引数としてパラメータ特性マップ２２０を参照することにより、直流抵抗の初期状態時パラメータ値Ｒanが求められる。また、電池電流密度Ｉとしては、電流測定部３０による現在の測定値Ｉｂから算出した単位極板面積当たりの電流値を代入することにより、Ｚを計算することができる。 In equation (79), the open-circuit voltage U (θ) on the left side is the value estimated this time by the open-circuit voltage estimation unit 110 (see FIG. 12), and the measured battery voltage Vb is used for V. Can be calculated. For the right side, the battery state quantity estimating unit 52 refers to the parameter characteristic map 220 with the battery temperature Tb and the local SOC θ in the current calculation cycle as arguments, so that the parameter value R an in the initial state of the DC resistance is Desired. As the battery current density I, Z can be calculated by substituting the current value per unit electrode plate area calculated from the current measurement value Ib by the current measurement unit 30.

このように演算したＹおよびＺを用いて（７４）〜（７８）式の忘却要素付き逐次最小自乗法により、推定パラメータΘとして、直流抵抗Ｒaの変化率ｇｒを逐次推定することが可能となる。 Such using computed Y and Z in (74) - (78) below the forgetting factor with recursive least square method, as the estimated parameter theta, can be sequentially estimated change rate gr of DC resistance R a Become.

パラメータ変化推定部６６は、推定された直流抵抗変化率ｇｒ’を電池モデル式に反映することによって、直流抵抗Ｒaの経年変化を反映する。具体的には、電池モデルにおいて、Ｒaに代えて、ｇｒ’×Ｒanを適用する。これにより、電池モデルによる推定精度を向上させることができる。 Parameter change estimation unit 66, by reflecting in the battery model equation the estimated DC resistance change rate gr ', to reflect the aging of the DC resistance R a. Specifically, in the battery model, gr ′ × R an is applied instead of R a . Thereby, the estimation precision by a battery model can be improved.

なお、推定した直流抵抗変化率ｇｒ’に代えて、当該推定値ｇｒ’を所定の時定数で平滑処理を行なったものを電池モデル式に反映させるようにしてもよい。これによれば、外乱等による直流抵抗変化率の変動を除去することができる。   Instead of the estimated DC resistance change rate gr ', the estimated value gr' that has been smoothed with a predetermined time constant may be reflected in the battery model equation. According to this, it is possible to eliminate fluctuations in the DC resistance change rate due to disturbance or the like.

上記のように直流抵抗Ｒaは電池温度および活物質表面の局所ＳＯＣに依存し、特に電池温度の変化に対して大きく変化するため、仮に直流抵抗Ｒaを直接推定しようとすると、温度変化に対して十分な追従速度が必要となる。推定におけるパラメータ追従速度を大きくすると、ノイズや外乱等によるパラメータ変動が大きくなる傾向があり、パラメータを安定的に推定できないという問題点がある。 The DC resistance R a as described above depending on local SOC of the battery temperature and the surface of the active material, in particular for changes greatly with respect to changes in battery temperature, if you try to directly estimate the DC resistance R a, the temperature change On the other hand, sufficient tracking speed is required. When the parameter tracking speed in estimation is increased, there is a tendency that parameter fluctuations due to noise, disturbance, etc. tend to increase, and parameters cannot be estimated stably.

しかしながら、上記手法によれば、直流抵抗Ｒaの初期状態におけるパラメータ値Ｒanに対する変化率のみを逐次推定すればよい。経時変化により生じる初期状態に対するパラメータ値の変化速度は、一般に電池状態変化によるパラメータ値変化に比較して非常に遅い（時定数が大きい）ため、推定における追従速度を大きくする必要がない。したがって、上記問題点を回避することができる。 However, according to the above method, only the rate of change of the DC resistance R a with respect to the parameter value R an in the initial state needs to be estimated sequentially. The change speed of the parameter value with respect to the initial state caused by the change with time is generally very slow (the time constant is large) compared to the change of the parameter value due to the battery state change, so that it is not necessary to increase the follow-up speed in the estimation. Therefore, the above problem can be avoided.

また、忘却係数付きの逐次最小自乗法によれば、過去に測定された電池データよりも現在の電池データの方に、より重み付けを大きくしてパラメータ推定を実行する。このため、経時変化による直流抵抗変化率が仮に電池温度や充電率等に依存して変化したとしても、この変化に追従して各電池状態に応じた直流抵抗変化率を正確に推定することが可能となる。   In addition, according to the sequential least square method with a forgetting factor, parameter estimation is performed with greater weighting on current battery data than on battery data measured in the past. For this reason, even if the DC resistance change rate due to changes over time changes depending on the battery temperature, the charging rate, etc., it is possible to accurately estimate the DC resistance change rate according to each battery state following this change. It becomes possible.

なお、上記では（７３）式に基づいて反応抵抗と純抵抗とを一体に取扱った直流抵抗Ｒaを用いたが、反応抵抗と純抵抗とを分離してそれぞれ独立にパラメータ推定（変化率推定）を行うことも可能である。また、電気二重層キャパシタを通過するキャパシタ電流成分を考慮してパラメータ推定（変化率推定）を行うことも可能である。 In the above (73) the reaction resistance and the pure resistance and the was used DC resistance R a which dealt integrally parameter estimation (change ratio estimating independently by separating the reaction resistance and the pure resistance based on the formula ) Is also possible. It is also possible to perform parameter estimation (change rate estimation) in consideration of the capacitor current component passing through the electric double layer capacitor.

ところで、二次電池が劣化すると、反応抵抗や純抵抗といった直流抵抗が増加するだけでなく、活物質内の反応関与物質の拡散速度が低下して（すなわち拡散係数が低下して）、いわゆる拡散抵抗も増加する。拡散抵抗の増加は、特に大電流での充放電を継続する場合に電池性能や電流−電圧特性に大きな影響を及ぼす。このため、大電流充放電による電池抵抗上昇度合いを精度よく推定するためには、拡散抵抗の変化、すなわち活物質における拡散係数の変化を推定することが、より好ましい。   By the way, when the secondary battery deteriorates, not only the direct current resistance such as reaction resistance and pure resistance increases, but also the diffusion rate of the reaction participating substance in the active material decreases (that is, the diffusion coefficient decreases), so-called diffusion. Resistance also increases. The increase in diffusion resistance has a great effect on battery performance and current-voltage characteristics, particularly when charging / discharging with a large current is continued. For this reason, in order to accurately estimate the degree of increase in battery resistance due to large current charge / discharge, it is more preferable to estimate the change in diffusion resistance, that is, the change in the diffusion coefficient in the active material.

但し、拡散係数Ｄsは、上記の直流抵抗Ｒaとは異なり、（７１），（７９）式のような線形モデル式を構成することができない。なぜなら、拡散係数Ｄsは、（Ｍ２ａ）式等の拡散方程式中のパラメータ値だからである。このため、最小自乗法を適用することができない。 However, the diffusion coefficient D s, unlike the above DC resistance R a, (71), it is impossible to constitute a linear model expression such as (79) below. This is because the diffusion coefficient D s is a parameter value in a diffusion equation such as (M2a). For this reason, the method of least squares cannot be applied.

図２３に、パラメータ変化推定部６６による拡散係数の推定学習構成を説明するブロック図を例示する。なお、図２１では電池抵抗上昇度合い推定部５４等の図示は省略している。図２３の例では、パラメータ変化推定部６６は、推定用データ保存部２６０、評価関数演算範囲判定部２７０と、変化率演算部３００とを含んでいる。また、変化率演算部３００は、推定処理制御部３１０と、電池モデル演算部３２０と、評価関数演算部３３０とを含んでいる。   FIG. 23 illustrates a block diagram for explaining a diffusion coefficient estimation learning configuration by the parameter change estimation unit 66. In FIG. 21, the battery resistance increase degree estimation unit 54 and the like are not shown. In the example of FIG. 23, the parameter change estimation unit 66 includes an estimation data storage unit 260, an evaluation function calculation range determination unit 270, and a change rate calculation unit 300. The change rate calculation unit 300 includes an estimation process control unit 310, a battery model calculation unit 320, and an evaluation function calculation unit 330.

拡散係数Ｄsについても、下記（９１）式に従って、初期状態パラメータ値に対する変化率としてｇｄを定義する。なお、Ｄsnは、拡散係数Ｄsの初期状態パラメータ値である Also for the diffusion coefficient D s , gd is defined as the rate of change with respect to the initial state parameter value according to the following equation (91). D sn is an initial state parameter value of the diffusion coefficient D s.

Figure 2010060406
Figure 2010060406

推定用データ保存部２６０は、所定のデータ保存開始条件の成立に応答してデータ保存期間を開始し、データ保存期間中は測定部３０，３２，３４によって順次測定される電池データＩｂ，Ｖｂ，Ｔｂを時系列的なデータ配列として保存する。また、推定用データ保存部２６０は、所定のデータ保存終了条件の成立に応答してデータ保存期間を終了させる。データ保存期間では、各タイミングにおいて、当該タイミングにおける電池電流Ｉｂ、電池電圧Ｖｂ、電池温度Ｔｂが互いに対応付けられて記憶される。   The estimation data storage unit 260 starts a data storage period in response to the establishment of a predetermined data storage start condition, and battery data Ib, Vb, which are sequentially measured by the measurement units 30, 32, and 34 during the data storage period. Tb is stored as a time-series data array. Further, the estimation data storage unit 260 ends the data storage period in response to establishment of a predetermined data storage end condition. In the data storage period, at each timing, the battery current Ib, the battery voltage Vb, and the battery temperature Tb at the timing are stored in association with each other.

評価関数演算範囲判定部２７０は、推定用データ保存部２６０によって電池データが記憶されるデータ保存期間に、拡散抵抗の影響が電池電圧に大きく表れる時間的範囲が含まれているかどうかを判定する。そして、そのような範囲が含まれている場合には、評価関数演算範囲判定部２７０は、当該範囲の電池データを用いて評価関数の演算を行ない、拡散係数変化率の推定を行なうように評価関数演算範囲として決定する。   The evaluation function calculation range determination unit 270 determines whether or not the data storage period in which the battery data is stored by the estimation data storage unit 260 includes a time range in which the influence of the diffusion resistance appears largely in the battery voltage. If such a range is included, the evaluation function calculation range determination unit 270 performs an evaluation function calculation using the battery data in the range, and evaluates the diffusion coefficient change rate. Determine as the function operation range.

図２４に概略的に示されるように、推定用データ保存部２６０は、時刻ｔ０から始まった電池緩和状態が終了した後、電流が流れ始める時刻ｔ１から一定時間だけ前からデータ保存期間を開始させる。すなわち、電池データ保存期間は、二次電池１０が緩和した状態が所定時間以上継続した後に、緩和状態が終了したと判断される場合に開始する。これにより、測定された電池電流Ｉｂの絶対値が所定値以下であり、かつ、電池モデルによって求められた活物質モデル内の各分割区間における最大リチウム濃度差の絶対値が所定値以下である状態が、所定時間以上継続した場合に、電池が緩和した状態であると判定することができる。また、緩和状態の終了は、上記の電流絶対値条件または最大リチウム濃度差条件が不成立になった場合に判定することができる。   As schematically shown in FIG. 24, the estimation data storage unit 260 starts the data storage period from a time t1 when current starts to flow after the battery relaxation state started from time t0 ends. . That is, the battery data storage period starts when it is determined that the relaxation state has ended after the secondary battery 10 has been relaxed for a predetermined time or longer. As a result, the absolute value of the measured battery current Ib is not more than a predetermined value, and the absolute value of the maximum lithium concentration difference in each divided section in the active material model determined by the battery model is not more than the predetermined value. However, when the battery continues for a predetermined time or more, it can be determined that the battery is in a relaxed state. The end of the relaxed state can be determined when the current absolute value condition or the maximum lithium concentration difference condition is not satisfied.

そして、評価関数演算範囲判定部２７０は、データ保存期間中には上述した評価関数演算範囲が存在するかどうかの判定を逐次行ない、例えば時刻ｔ２〜ｔ３の範囲を評価関数演算範囲Ｔ１ｃとして決定する。このとき、評価関数演算範囲の開始条件は、例えば、電池モデル式によって求められた活物質界面のリチウム濃度と、活物質内の平均リチウム濃度との差が所定値以上であり、かつ、電池電流が充電状態（Ｉｂ＜０）となったことにより成立する。他方、評価関数演算範囲の終了条件は、例えば、上記開始条件の後、二次電池の充放電が大きく変化することなく二次電池内部でのリチウム拡散が進行した状態、すなわち拡散係数の推定に適した状態が所定時間以上継続した場合に成立する。   Then, the evaluation function calculation range determination unit 270 sequentially determines whether or not the above-described evaluation function calculation range exists during the data storage period, for example, determines the range from time t2 to t3 as the evaluation function calculation range T1c. . At this time, the start condition of the evaluation function calculation range is, for example, that the difference between the lithium concentration at the active material interface obtained by the battery model equation and the average lithium concentration in the active material is a predetermined value or more, and the battery current Is established when the charging state is reached (Ib <0). On the other hand, the end condition of the evaluation function calculation range is, for example, an estimation of the diffusion coefficient after the start condition, in which the lithium diffusion inside the secondary battery has progressed without significant change in the charge / discharge of the secondary battery. It is established when a suitable state continues for a predetermined time or more.

そして、データ保存期間の開始から一定時間が経過した時刻ｔ４では、データ保存期間が終了されて、変化率演算部３００による拡散係数変化率の推定処理が開始される。   Then, at a time t4 when a certain time has elapsed from the start of the data storage period, the data storage period ends, and the diffusion coefficient change rate estimation processing by the change rate calculation unit 300 is started.

変化率演算部３００において、電池モデル演算部３２０は、推定処理制御部３１０によって設定された拡散係数変化率の候補値を用いて拡散係数Ｄsを設定し、かつ、データ保存期間の電池温度Ｔｂおよび電池電圧Ｖｂのデータ配列を用いて電池モデル式に従った演算を行うことにより、当該データ保存期間に対応した単位極板面積当たりの電池電流の推定値を算出する。なお、かかる電池電流の推定処理を、電池状態量推定部５２の機能を利用して行ってもよい。 In the change rate calculation unit 300, the battery model calculation unit 320 sets the diffusion coefficient D s using the diffusion coefficient change rate candidate value set by the estimation processing control unit 310, and the battery temperature Tb during the data storage period. Then, an estimated value of the battery current per unit electrode plate area corresponding to the data storage period is calculated by performing an operation according to the battery model equation using the data array of the battery voltage Vb. The battery current estimation process may be performed using the function of the battery state quantity estimation unit 52.

変化率演算部３００の評価関数演算部３３０は、評価関数演算範囲判定部２７０により決定された評価関数演算範囲に対応した期間内における、各時点での電池モデル演算部３２０による単位極板面積当たりの電池電流の推定値と、データ配列中の電池電流（測定値）Ｉｂを両面極板面積で割ることにより算出した単位極板直積当たりの電池電流（測定値）との誤差に基づいて評価関数Ｊを算出する。   The evaluation function calculation unit 330 of the rate of change calculation unit 300 per unit plate area by the battery model calculation unit 320 at each time point within a period corresponding to the evaluation function calculation range determined by the evaluation function calculation range determination unit 270. An evaluation function based on an error between an estimated value of the battery current and a battery current (measured value) per unit electrode plate calculated by dividing the battery current (measured value) Ib in the data array by the double-sided electrode plate area J is calculated.

評価関数Ｊは、次の（９２）式で与えられる。なお、（９２）式において、Ｉte（ｎ）は電池モデルに従って推定された単位極板面積当たりの電池電流であり、Ｉｂ（ｎ）は電池電流の測定値Ｉｂを単位極板面積に換算したものである。また、ＮｓおよびＮｅは、推定用データ保存部２６０に記憶される時系列の電池データＤＴ（ｎ）の配列番号（時間軸）を示す変数ｎについて、評価関数演算範囲の開始タイミングおよび終了タイミングにそれぞれ対応する。 The evaluation function J is given by the following equation (92). In Equation (92), I te (n) is a battery current per unit electrode plate area estimated according to the battery model, and Ib (n) is a measured value Ib of the battery current converted into a unit electrode plate area. Is. Ns and Ne are the start timing and end timing of the evaluation function calculation range for the variable n indicating the array number (time axis) of the time-series battery data DT (n) stored in the estimation data storage unit 260. Each corresponds.

Figure 2010060406
Figure 2010060406

変化率演算部３００の推定処理制御部３１０は、拡散係数変化率の候補値（例えば下記のＧＳＭ法により設定される）を複数個切換えて設定するとともに、各候補値に対する評価関数Ｊの比較に基づいて、拡散係数変化率の推定値ｇｄ’を算出する。推定処理制御部３１０による拡散係数変化率推定演算処理は、保存した電池データを用いて、評価関数演算範囲Ｔ１ｃにおいて評価関数Ｊが最小となる変化率を、所定の繰り返し回数探索することにより設定する。評価関数Ｊが最小となるような拡散係数変化率の探索手法として、例えば公知のＧＳＭ法（黄金分割法）を用いることが可能である。   The estimation processing control unit 310 of the change rate calculation unit 300 sets a plurality of candidate values (for example, set by the following GSM method) of the diffusion coefficient change rate, and compares the evaluation function J for each candidate value. Based on this, an estimated value gd ′ of the diffusion coefficient change rate is calculated. The diffusion coefficient change rate estimation calculation processing by the estimation processing control unit 310 is set by searching for a change rate at which the evaluation function J is minimum in the evaluation function calculation range T1c by using the stored battery data, by searching a predetermined number of times. . As a technique for searching for a diffusion coefficient change rate that minimizes the evaluation function J, for example, a known GSM method (golden section method) can be used.

推定処理制御部３１０は、所定の探索繰り返し回数が終了したときの探索範囲の中心値を拡散係数変化率推定値ｇｄ’として採用する。そして、推定処理制御部３１０は、算出された拡散係数変率の推定値ｇｄ’を電池モデル式に反映する。具体的には、電池モデルにおいて、Ｄsに代えて、ｇｄ’×Ｄsnを適用する。これにより、電池モデルによる推定精度を向上させることができる。 The estimation processing control unit 310 employs the center value of the search range when the predetermined number of search repetitions is completed as the diffusion coefficient change rate estimated value gd ′. Then, the estimation process control unit 310 reflects the calculated diffusion coefficient variation estimated value gd ′ in the battery model equation. Specifically, in the battery model, gd ′ × D sn is applied instead of D s . Thereby, the estimation precision by a battery model can be improved.

なお、パラメータ変化推定部６６は、上記例示の構成に限定されるものではなく、各種の手法に応じて構成してもよい。   The parameter change estimation unit 66 is not limited to the configuration illustrated above, and may be configured according to various methods.

ここで、例えば電池モデルにおいて電池温度を予め一定値（定数）に設定することにより、電池温度の測定値を用いずに電池電流を推定するように、電池状態量推定部５２を構成してもよい。このとき、電池温度についての当該一定値は、例えば使用状態すなわち充放電を行っている状態の二次電池１０について予め測定した電池温度の代表的な値（平均値等）に設定することが可能である。これに対し、上記のように電池温度の測定値も利用することによって、高い推定精度が得られる。   Here, for example, by setting the battery temperature to a constant value (constant) in advance in the battery model, the battery state quantity estimating unit 52 may be configured to estimate the battery current without using the measured value of the battery temperature. Good. At this time, the constant value for the battery temperature can be set to a representative value (average value or the like) of the battery temperature measured in advance for the secondary battery 10 in a use state, that is, in a state of being charged / discharged. It is. On the other hand, high estimation accuracy is obtained by using the measured value of the battery temperature as described above.

また、上記のように、電圧−電流関係モデル式（Ｍ１ａ）〜（Ｍ１ｄ）に従い、電池電流Ｉｂの測定値に基づいて電池電圧Ｖ（ｔ）を推定するように電池状態量推定部５２を構成することも可能である。この場合も、電池電圧の推定値と測定値とに基づいて、例えば電池電圧の推定値と測定値との差や比等を算出することによって、大電流域における電池抵抗の上昇度合いを推定することができ、このようにして推定された上昇度合いは、電池電流に基づく上記の電池抵抗上昇度合いに代えてまたは加えて、監視制御部５０で利用することができる。   Further, as described above, the battery state quantity estimating unit 52 is configured to estimate the battery voltage V (t) based on the measured value of the battery current Ib according to the voltage-current relationship model equations (M1a) to (M1d). It is also possible to do. Also in this case, the degree of increase in battery resistance in a large current region is estimated by calculating, for example, the difference or ratio between the estimated value and measured value of the battery voltage based on the estimated value and measured value of the battery voltage. The degree of increase estimated in this way can be used by the monitoring control unit 50 instead of or in addition to the above-described degree of increase in battery resistance based on the battery current.

二次電池を説明する概略構成図である。It is a schematic block diagram explaining a secondary battery. 二次電池における電解液塩濃度分布を説明する概念図である。It is a conceptual diagram explaining the electrolyte solution salt density | concentration distribution in a secondary battery. 電解液塩濃度と反応抵抗との関係を示す特性図である。It is a characteristic view which shows the relationship between electrolyte solution salt concentration and reaction resistance. 電極内電解液塩濃度の低下を例示する概念図である。It is a conceptual diagram which illustrates the fall of the electrolyte solution salt density | concentration in an electrode. 実施の形態に係る二次電池監視装置を説明する概略構成図である。It is a schematic block diagram explaining the secondary battery monitoring apparatus which concerns on embodiment. 電池モデル式で用いられる変数等の一覧を示す図である。It is a figure which shows the list of variables etc. which are used with a battery model type | formula. 電池モデルを説明する概念図である。It is a conceptual diagram explaining a battery model. 極座標で示された活物質モデルを示す概念図である。It is a conceptual diagram which shows the active material model shown by the polar coordinate. 二次電池の端子電圧と各種平均電位との関係を示す概念図である。It is a conceptual diagram which shows the relationship between the terminal voltage of a secondary battery, and various average electric potential. 拡散係数の温度依存性を説明する概念図であるIt is a conceptual diagram explaining the temperature dependence of a diffusion coefficient. 開放電圧と局所ＳＯＣとの関係を示す概念図である。It is a conceptual diagram which shows the relationship between an open circuit voltage and local SOC. 実施の形態に係る電池状態量推定部を説明する概略構成図である。It is a schematic block diagram explaining the battery state quantity estimation part which concerns on embodiment. 実施の形態に係る電池状態量推定部での処理を例示するフローチャートである。It is a flowchart which illustrates the process in the battery state quantity estimation part which concerns on embodiment. 実施の形態について電極間電解液塩濃度と電流推定誤差との間の相関図である。It is a correlation diagram between electrolyte solution salt concentration and electric current estimation error about embodiment. 実施の形態について電極間電解液塩濃度と抵抗上昇率との間の相関図である。It is a correlation figure between electrolyte solution salt concentration and resistance increase rate about embodiment. 実施の形態に係る監視制御部を説明する概略構成図である。It is a schematic block diagram explaining the monitoring control part which concerns on embodiment. 実施の形態に係る監視制御部での処理を例示するフローチャートである。It is a flowchart which illustrates the process in the monitoring control part which concerns on embodiment. 実施の形態について電池抵抗上昇度合いの推定結果を示す図である。It is a figure which shows the estimation result of a battery resistance raise degree about embodiment. 実施の形態について二次電池の状態を測定した結果を示す図である。It is a figure which shows the result of having measured the state of the secondary battery about embodiment. 実施の形態について二次電池の状態を測定した結果を示す図である。It is a figure which shows the result of having measured the state of the secondary battery about embodiment. 実施の形態に係るパラメータ変化推定部による推定学習を説明するブロック図である。It is a block diagram explaining the estimation learning by the parameter change estimation part which concerns on embodiment. 局所ＳＯＣおよび電池温度の変化に対する直流抵抗の変化特性を示す概念図である。It is a conceptual diagram which shows the change characteristic of direct-current resistance with respect to the change of local SOC and battery temperature. 実施の形態に係るパラメータ変化推定部による他の推定学習を説明するブロック図である。It is a block diagram explaining the other estimation learning by the parameter change estimation part which concerns on embodiment. 実施の形態についてデータ保存期間および評価関数演算範囲を説明する概念図である。It is a conceptual diagram explaining the data preservation | save period and evaluation function calculation range about embodiment.

符号の説明Explanation of symbols

５ 二次電池の監視装置、１０ 二次電池、１２ 負極、１５ 正極、３０ 電流測定部、３２ 電圧測定部、３４ 温度測定部、５０ 監視制御部、５２ 電池状態量推定部、５４ 電池抵抗上昇度合い推定部、５６ 通知部、５８ 使用制限部、６０ 充電率制御部、６２ 診断部、６４ 強制的充放電制御部、６６ パラメータ変化推定部、Ｖ，Ｖｂ 電池電圧、Ｉ，Ｉｂ，Ｉｍ，Ｉｒ 電池電流密度（電池電流）、Ｔ，Ｔｂ 電池温度、Ｄg 電池抵抗上昇度合い、Δｃe 電解液塩濃度差。 5 Secondary battery monitoring device, 10 Secondary battery, 12 Negative electrode, 15 Positive electrode, 30 Current measurement unit, 32 Voltage measurement unit, 34 Temperature measurement unit, 50 Monitoring control unit, 52 Battery state quantity estimation unit, 54 Battery resistance increase Degree estimation unit, 56 notification unit, 58 use restriction unit, 60 charge rate control unit, 62 diagnosis unit, 64 forced charge / discharge control unit, 66 parameter change estimation unit, V, Vb battery voltage, I, Ib, Im, Ir battery current density (battery current), T, Tb battery temperature, D g battery resistance increasing degree, .DELTA.c e electrolyte salt concentration difference.

Claims (15)

二次電池の電池電圧と電池電流とをそれぞれ電池状態量として測定する測定部と、
前記電池状態量の一方を、前記電池状態量の他方に基づき、予め与えられた電池モデルに従って推定する電池状態量推定部と、
前記一方の電池状態量の推定値と測定値とに基づいて前記二次電池の電池抵抗の上昇度合いを推定する電池抵抗上昇度合い推定部と、
を備えることを特徴とする二次電池の監視装置。 A measurement unit for measuring the battery voltage and battery current of the secondary battery as battery state quantities,
A battery state quantity estimating unit for estimating one of the battery state quantities according to a battery model given in advance based on the other of the battery state quantities;
A battery resistance increase degree estimation unit that estimates an increase degree of the battery resistance of the secondary battery based on the estimated value and the measured value of the one battery state quantity;
A secondary battery monitoring device comprising: 請求項１に記載の二次電池の監視装置であって、
前記電池抵抗上昇度合い推定部は、
前記一方の電池状態量の推定値と測定値とともに、前記二次電池について推定された電極間の電解液塩濃度差と、前記電池電流の測定値の移動平均値との少なくとも一方に基づいて、前記電池抵抗上昇度合いを推定することを特徴とする二次電池の監視装置。 The secondary battery monitoring device according to claim 1,
The battery resistance increase degree estimation unit
Based on at least one of the difference between the electrolyte salt concentration estimated for the secondary battery and the moving average value of the measured value of the battery current, together with the estimated value and measured value of the one battery state quantity, A monitoring apparatus for a secondary battery, wherein the battery resistance increase degree is estimated. 請求項１または２に記載の二次電池の監視装置であって、
前記二次電池の電池温度を測定する温度測定部をさらに備え、
前記電池状態量推定部は、前記他方の電池状態量の測定値とともに前記電池温度の測定値に基づき、前記一方の電池状態量を前記電池モデルに従って推定することを特徴とする二次電池の監視装置。 The monitoring apparatus for a secondary battery according to claim 1 or 2,
A temperature measuring unit for measuring a battery temperature of the secondary battery;
The battery state quantity estimating unit estimates the one battery state quantity according to the battery model based on the measured value of the battery temperature together with the measured value of the other battery state quantity. apparatus. 請求項１ないし３のいずれか１項に記載の二次電池の監視装置であって、
前記電池抵抗上昇度合い推定部は、前記電池抵抗上昇度合いとして、
前記一方の電池状態量の測定値と推定値との比もしくは差、
前記比もしくは差の増加率であって前記二次電池について推定された電極間の電解液塩濃度差に対する増加率、または、
前記比もしくは差と前記推定された電解液塩濃度差との一次近似式において前記推定電解液塩濃度差を０とした場合の値を算出することを特徴とする二次電池の監視装置。 The secondary battery monitoring device according to any one of claims 1 to 3,
The battery resistance increase degree estimation unit, as the battery resistance increase degree,
The ratio or difference between the measured value and the estimated value of the one battery state quantity,
The rate of increase of the ratio or difference with respect to the difference in electrolyte salt concentration between the electrodes estimated for the secondary battery, or
A monitoring apparatus for a secondary battery, wherein a value when the estimated electrolyte salt concentration difference is 0 is calculated in a first-order approximation formula of the ratio or difference and the estimated electrolyte salt concentration difference. 請求項１ないし４のいずれか１項に記載の二次電池の監視装置であって、
前記電池抵抗上昇度合いが予め設定された通知設定値よりも大きい場合に、前記電池抵抗の上昇を通知する通知部をさらに備えることを特徴とする二次電池の監視装置。 The secondary battery monitoring device according to any one of claims 1 to 4,
A monitoring device for a secondary battery, further comprising: a notification unit that notifies the increase in battery resistance when the battery resistance increase degree is greater than a preset notification setting value. 請求項１ないし５のいずれか１項に記載の二次電池の監視装置であって、
前記電池抵抗上昇度合いが予め設定された使用制限設定値よりも大きい場合に、充電電力量、放電電力量、充電電流量、放電電流量、電池電圧上限値、または、電池電圧下限値を制限する使用制限部をさらに備えることを特徴とする二次電池の監視装置。 The secondary battery monitoring device according to any one of claims 1 to 5,
When the battery resistance increase degree is greater than a preset use limit setting value, the charging power amount, discharging power amount, charging current amount, discharging current amount, battery voltage upper limit value, or battery voltage lower limit value is limited. A monitoring apparatus for a secondary battery, further comprising a use restriction unit. 請求項１ないし６のいずれか１項に記載の二次電池の監視装置であって、
前記電池抵抗上昇度合いが予め設定された充電率制御中心調整設定値よりも大きい場合に、充電率制御の制御中心値を調整する充電率制御部をさらに備えることを特徴とする二次電池の監視装置。 The secondary battery monitoring device according to any one of claims 1 to 6,
A secondary battery monitoring, further comprising: a charge rate control unit that adjusts a control center value of charge rate control when the battery resistance increase degree is greater than a preset charge rate control center adjustment set value. apparatus. 請求項１ないし７のいずれか１項に記載の二次電池の監視装置であって、
前記二次電池の診断を行う診断部をさらに備え、
前記診断部は、前記電池抵抗上昇度合いが予め設定された電圧下限値診断禁止設定値よりも大きい場合に、前記電池電圧の下限値についての故障診断を行わないことを特徴とする二次電池の監視装置。 The secondary battery monitoring device according to any one of claims 1 to 7,
A diagnostic unit for diagnosing the secondary battery;
The diagnostic unit does not perform a fault diagnosis on the lower limit value of the battery voltage when the battery resistance increase degree is larger than a preset voltage lower limit value diagnosis prohibition set value. Monitoring device. 請求項１ないし８のいずれか１項に記載の二次電池の監視装置であって、
前記電池抵抗上昇度合いが予め設定された充放電要求設定値よりも大きい場合に、前記二次電池の強制的な充電または放電を行う強制的充放電制御部をさらに備えることを特徴とする二次電池の監視装置。 The secondary battery monitoring device according to any one of claims 1 to 8,
The secondary battery further comprising a forcible charge / discharge control unit for forcibly charging or discharging the secondary battery when the battery resistance increase degree is larger than a preset charge / discharge request setting value. Battery monitoring device. 請求項９に記載の二次電池の監視装置であって、
前記二次電池および前記監視装置がエンジン搭載車両に適用される場合、
前記強制的充放電制御部は、エンジンに対して要求するエンジン要求パワーを増加させて、エンジン出力によって前記強制的な充電または放電を行うことを特徴とする二次電池の監視装置。 The secondary battery monitoring device according to claim 9,
When the secondary battery and the monitoring device are applied to an engine-equipped vehicle,
The forced charge / discharge control unit increases the required engine power required for the engine and performs the forced charge or discharge according to the engine output. 請求項９または１０に記載の二次電池の監視装置であって、
前記二次電池が複数個接続されて電池パックが構成されており、
前記強制的充放電制御部は、前記電池パックの温度が予め定められた定常状態にない場合には、前記強制的な充電または放電を行わないことを特徴とする二次電池の監視装置。 It is the monitoring apparatus of the secondary battery of Claim 9 or 10,
A plurality of secondary batteries are connected to form a battery pack,
The secondary battery monitoring device, wherein the forced charge / discharge control unit does not perform the forced charge or discharge when the temperature of the battery pack is not in a predetermined steady state. 請求項１ないし１１のいずれか１項に記載の二次電池の監視装置であって、
前記電池モデルにおける抵抗成分のパラメータについて前記二次電池の経時劣化に伴う変化を推定し、当該経時劣化推定結果を前記電池モデルに反映させるパラメータ変化推定部をさらに備えることを特徴とする二次電池の監視装置。 The secondary battery monitoring device according to any one of claims 1 to 11,
A secondary battery further comprising: a parameter change estimation unit that estimates a change of the resistance component in the battery model due to deterioration with time of the secondary battery and reflects the estimation result of deterioration with time in the battery model. Monitoring device. 請求項１２に記載の二次電池の監視装置であって、
前記電池抵抗上昇度合い推定部は、前記パラメータ変化推定部による前記経時劣化推定結果に基づいて前記電池抵抗上昇度合いの推定を実行するか否かを判定することを特徴とする二次電池の監視装置。 A monitoring device for a secondary battery according to claim 12,
The battery resistance increase degree estimation unit determines whether or not to perform the estimation of the battery resistance increase degree based on the estimation result of the deterioration over time by the parameter change estimation unit. . 請求項１ないし１３のいずれか１項に記載の二次電池の監視装置であって、
前記電池状態量推定部は、前記電池電圧の測定値に基づき前記電池モデルに従って前記電池電流を推定し、
前記電池抵抗上昇度合い推定部は、前記電池電流の推定値と測定値とに基づいて前記電池抵抗上昇度合いを推定することを特徴とする二次電池の監視装置。 The secondary battery monitoring device according to any one of claims 1 to 13,
The battery state quantity estimation unit estimates the battery current according to the battery model based on the measured value of the battery voltage,
The battery resistance increase degree estimation unit estimates the battery resistance increase degree based on an estimated value and a measured value of the battery current. 請求項１ないし１３のいずれか１項に記載の二次電池の監視装置であって、
前記電池状態量推定部は、前記電池電流の測定値に基づき前記電池モデルに従って前記電池電圧を推定し、
前記電池抵抗上昇度合い推定部は、前記電池電圧の推定値と測定値とに基づいて前記電池抵抗上昇度合いを推定することを特徴とする二次電池の監視装置。 The secondary battery monitoring device according to any one of claims 1 to 13,
The battery state quantity estimation unit estimates the battery voltage according to the battery model based on the measured value of the battery current,
The battery resistance increase degree estimation unit estimates the battery resistance increase degree based on an estimated value and a measured value of the battery voltage.
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