WO2020106043A1 - 배터리 모니터링 시스템 - Google Patents

배터리 모니터링 시스템

Info

Publication number
WO2020106043A1
WO2020106043A1 PCT/KR2019/015895 KR2019015895W WO2020106043A1 WO 2020106043 A1 WO2020106043 A1 WO 2020106043A1 KR 2019015895 W KR2019015895 W KR 2019015895W WO 2020106043 A1 WO2020106043 A1 WO 2020106043A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
current
cell
rate
change
voltage
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Ceased
Application number
PCT/KR2019/015895
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
데일 부서로버트
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
LG Chem Ltd
Original Assignee
LG Chem Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by LG Chem Ltd filed Critical LG Chem Ltd
Priority to JP2020539062A priority Critical patent/JP7014491B2/ja
Priority to EP19886649.3A priority patent/EP3761048B1/en
Priority to CN201980022217.3A priority patent/CN111989581B/zh
Priority to KR1020207013891A priority patent/KR102882637B1/ko
Publication of WO2020106043A1 publication Critical patent/WO2020106043A1/ko
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/36—Arrangements for testing, measuring or monitoring the electrical condition of accumulators or electric batteries, e.g. capacity or state of charge [SoC]
    • G01R31/389—Measuring internal impedance, internal conductance or related variables
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/36—Arrangements for testing, measuring or monitoring the electrical condition of accumulators or electric batteries, e.g. capacity or state of charge [SoC]
    • G01R31/3644—Constructional arrangements
    • G01R31/3648—Constructional arrangements comprising digital calculation means, e.g. for performing an algorithm
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/36—Arrangements for testing, measuring or monitoring the electrical condition of accumulators or electric batteries, e.g. capacity or state of charge [SoC]
    • G01R31/382—Arrangements for monitoring battery or accumulator variables, e.g. SoC
    • G01R31/3842—Arrangements for monitoring battery or accumulator variables, e.g. SoC combining voltage and current measurements
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/36—Arrangements for testing, measuring or monitoring the electrical condition of accumulators or electric batteries, e.g. capacity or state of charge [SoC]
    • G01R31/396—Acquisition or processing of data for testing or for monitoring individual cells or groups of cells within a battery
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/36—Arrangements for testing, measuring or monitoring the electrical condition of accumulators or electric batteries, e.g. capacity or state of charge [SoC]
    • G01R31/367—Software therefor, e.g. for battery testing using modelling or look-up tables

Definitions

  • the present invention relates to a battery monitoring system, and more particularly, to a battery monitoring system for estimating and determining the correct ohmic resistance for a battery cell.
  • FIG. 2 is a schematic diagram of a battery cell equivalent circuit model associated with the battery cell of FIG. 1.
  • 3 is a graph of an exemplary current curve associated with a battery cell when the battery cell of FIG. 1 is discharged.
  • 4 is a graph of exemplary voltage curves associated with a battery cell when the battery cell of FIG. 1 is discharged.
  • an equivalent circuit model 60 is used that is used to represent the electrical response of the battery cell 12 to a flowing current.
  • One of the main elements of the equivalent circuit model 60 is the DC resistance value R0 of the resistor 80 (also referred to herein as “ohm resistance value”).
  • R0 the DC resistance value
  • the voltage drop across the resistor 80 is a function of the current passing through the resistor 80 multiplied by the resistance value of the resistor 80.
  • This voltage drop and associated i 2 R power loss is power not available for the intended application of the battery cell 70.
  • the ohmic resistance values R0 are each the smallest values.
  • aging of the battery cell according to calendar age and current throughput causes an increase in the R0 value.
  • One of the tasks of the microcontroller is to continuously monitor and estimate the increase in the R0 value, since the increase in the R0 value has a significant effect on the system's ability to deliver power.
  • V voltage I current * R resistance .
  • OCV open circuit voltage
  • Ohm's law formula is a mathematically correct relationship.
  • the dynamic aspect of the equivalent circuit model (R1, R2, R3, C1, C2, C3) is the current I and the cell voltage measured at the terminals. It affects the relationship between the two.
  • the steps themselves are often executed at different frequencies.
  • the collection of current values can be performed at one rate, such as 200 times per second (200 Hz).
  • the collection of cell voltage values can be performed at different rates, such as 10 Hz.
  • the calculation of the R0 value estimate can be performed at another rate, for example 5 Hz.
  • each signal value contains an error component due to electrical noise inherent in the hardware sensors used to obtain a sample of the current and cell voltage for each cell.
  • the battery monitoring system needs to accurately understand the ohmic resistance value R0 of each battery cell provided in the battery pack.
  • the present inventor periodically calculates the estimated values of the R0 value of each battery cell, and assumes that various types of noise-related errors included in the estimated values are basically Gaussian (eg, R0 values can be estimated inaccurately rather than underestimating them inaccurately), and the results of these estimates can be used using a smoothing filter or slew rate limiter to reduce or eliminate the effects of these errors. I realized that it would be smoothed.
  • the inventor identifies and selects good candidate current and cell voltage pairs for using R0 estimation results, and filters identifiable synchronization and electrical noise related errors current and cell voltage pairs to obtain a filtered ohmic resistance value. Devised a battery monitoring system.
  • a battery monitoring system includes a current sensor electrically connected in series with the battery cell.
  • the battery monitoring system further includes a voltage sensor electrically connected to the battery cell in parallel.
  • the battery monitoring system further includes a microcontroller that acquires cell current values of cell current flowing through the battery cell from the current sensor at a first update frequency of M times per second.
  • the microcontroller obtains the cell voltage values of the battery cell from the voltage sensor at a second update frequency N times per second with respect to electrical ground, in parallel with obtaining the cell current values, where M ⁇ N .
  • the microprocessor determines the rate of change of the cell current by using two cell current values among the cell current values at a third update frequency of R times per second, where R ⁇ M and R ⁇ N.
  • the microcontroller determines a rate of change of the cell voltage using two of the cell voltage values.
  • the numerical sign of the rate of change of the cell voltage and the numerical sign of the rate of change of the cell current are the same, and the rate of change of the cell voltage is equal to or less than the upper limit of the allowable rate of change of the cell voltage, and the rate of change of the cell voltage is acceptable If the cell voltage is greater than or equal to a lower threshold of the rate of change, the microcontroller is filtered based on the third update frequency, the rate of change of the filtered cell voltage, the rate of change of the cell current, and a pre-filtered ohmic resistance value. Determine the ohmic resistance value.
  • the battery monitoring system described herein provides substantial advantages over other systems.
  • the battery monitoring system identifies and selects good candidates for current and cell voltage pairs for use in calculating R0 estimates to obtain filtered ohmic resistance values of battery cells, and is associated with identifiable time synchronization and electrical noise. It provides a technical effect of filtering current and cell voltage pairs containing errors.
  • FIG. 1 is a schematic diagram of a battery monitoring system for a battery cell according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 2 is a schematic diagram of a battery cell equivalent circuit model associated with the battery cell of FIG. 1.
  • FIG. 3 is a graph of an exemplary current curve associated with a battery cell when the battery cell of FIG. 1 is discharged.
  • FIG. 4 is a graph of exemplary voltage curves associated with a battery cell when the battery cell of FIG. 1 is discharged.
  • FIG. 5 is a graph of calculating current values obtained at a first update frequency, voltage values obtained at a second update frequency, and ohmic resistance values to be determined in a third update period, wherein the first current value pair I1, I2) and the first pair of voltage values V1 and V2 are valid values for calculating the ohmic resistance value.
  • FIG. 6 is a graph of current values obtained at a first update frequency and voltage values obtained at a second update frequency, wherein the first current value pairs I3 and I4 and the first voltage value pairs V3 and V4 ) Are invalid values for ohmic resistance calculation.
  • FIG. 7 is a graph of current values obtained at a first update frequency and voltage values obtained at a second update frequency, wherein the first current value pairs I5 and I6 and the first voltage value pairs V5 and V6 ) Are invalid values for ohmic resistance calculation.
  • 8 to 11 are flow charts of a method for determining a filtered ohmic resistance value associated with a battery cell.
  • FIG. 1 is a schematic diagram of a battery monitoring system for a battery cell according to an embodiment of the present invention.
  • a battery monitoring system 10 for monitoring a battery cell 12 includes a battery cell 12, a current sensor 32, an electrical load 34, a voltage sensor 36, a microcontroller 42 and an external computer 43.
  • the advantage of the battery monitoring system 10 is that the system 10 identifies and selects good candidate current and cell voltage pairs for use in R0 estimation calculations to obtain the filtered ohmic resistance of the battery cell 12. And filtering current and cell voltage pairs with errors related to identifiable time synchronization and electrical noise.
  • the battery cell 12 includes a positive terminal (+) and a negative terminal (-).
  • the battery cell 12 may be a pouch type lithium ion battery cell.
  • other types of battery cells may be used.
  • the battery cell 12 is a battery cell equivalent circuit having a voltage source 70, resistors 80, 81, 82, 83, capacitors 91, 92, 93 and electrical nodes 100, 102, 104, 106 It is modeled mathematically using the model 60.
  • Resistor 80 is connected between voltage source 70 and electrical node 100.
  • the resistor 81 and the capacitor 91 are electrically connected in parallel to each other between the electrical nodes 100 and 102.
  • Resistor 82 and capacitor 92 are electrically connected in parallel to each other between electrical nodes 102 and 104.
  • the resistor 83 and the capacitor 93 are electrically connected in parallel to each other between the electrical nodes 104 and 106.
  • Electrical node 106 is further connected to voltage source 70.
  • the resistor 80 has a resistance value R0 corresponding to the internal ohmic resistance value of the battery cell 12.
  • the resistor 81 has a resistance value R1 corresponding to the first time-varying resistance value of the battery cell 12.
  • the resistor 82 has a resistance value R2 corresponding to the second time-varying resistance value of the battery cell 12.
  • the resistor 83 has a resistance value R3 corresponding to the third time-varying resistance value of the battery cell 12.
  • the capacitor 91 has a capacitance value C1 corresponding to the first time-varying capacitance of the battery cell 12.
  • the capacitor 92 has a capacitance value C2 corresponding to the second time-varying capacitance of the battery cell 12.
  • the capacitor 93 has a capacitance value C3 corresponding to the third time-varying capacitance of the battery cell 12.
  • the total steady state resistance of the battery cell equivalent circuit model 60 is R0 + R1 + R2 + R3.
  • the current sensor 32 is electrically connected in series between the positive terminal of the battery cell 12 and the electric rod 34.
  • the current sensor 32 outputs current values indicating each of the current levels (eg, magnitude of current) flowing through the battery cell 32, and each output current value is received by the microcontroller 42 .
  • the electrical rod 34 is electrically connected between the current sensor 32 and the negative terminal of the battery cell 912.
  • the electric rod 34 is an electric motor, and the operation (eg, speed, torque, etc.) of the electric motor is controlled by an external computer 43.
  • the voltage sensor 36 is electrically connected to the electrical rod 34 in parallel.
  • the voltage sensor 36 outputs voltage values indicating each voltage (eg, the magnitude of the voltage) through the battery cell 12, and the output voltage values are received by the microcontroller 42.
  • the microcontroller 42 is electrically connected to the current sensor 32 and the voltage sensor 36.
  • the microcontroller 42 is operatively in communication with the external computer 43 via the communication bus 44.
  • the microcontroller 42 includes a memory device 130 for storing data, tables, and software instructions for performing at least some of the methods described below.
  • FIG. 5 is a graph of current values obtained at a first update frequency, voltage values obtained at a second update frequency, and ohmic resistance values to be determined in a third update period, wherein the first current value pairs I1 and I2 ) And the first pair of voltage values V1 and V2 are valid values for calculating the ohmic resistance value.
  • a graph 270 of a valid pair of current values and a valid pair of voltage values for accurately determining the ohmic resistance value R0 is shown.
  • the graph 270 includes a plurality of current values obtained at a first update frequency (eg, current values obtained every 5 ms) and a plurality of voltage values obtained at a second update frequency (eg, acquired every 100 ms) Voltage values).
  • ohm resistance value calculation for R0 is performed at a third update frequency (eg, ohm resistance value calculation obtained every 100 ms or more).
  • the current value I1 is ahead of the voltage value V1 by a relatively small amount of time
  • the current value I2 is ahead of the voltage value V2 by a relatively small amount of time
  • the current values I1 and I2 and the voltage value ( V1 and V2) are time-effective values for calculating the ohmic resistance value for R0.
  • FIG. 6 is a graph of current values obtained at a first update frequency and voltage values obtained at a second update frequency, wherein the first current value pairs I3 and I4 and the first voltage value pairs V3 and V4 ) Are invalid values for ohmic resistance calculation.
  • a graph 280 of an invalid pair of current values and an invalid pair of voltage values that could not derive an accurate ohmic resistance value R0 is shown.
  • the graph 280 includes a plurality of current values obtained at a first update frequency (eg, current values obtained every 5 ms) and a plurality of voltage values obtained at a second update frequency (eg, acquired every 100 ms) Voltage values).
  • the current value I3 is accepted because it is ahead of the voltage value V3 by a relatively small amount of time.
  • the current value I4 is obtained after the voltage value V4, and the correct ohmic resistance value R0 may not be calculated based on the current values I3 and I4 and the voltage values V3 and V4.
  • FIG. 7 is a graph of current values obtained at a first update frequency and voltage values obtained at a second update frequency, wherein the first current value pairs I5 and I6 and the first voltage value pairs V5 and V6 ) Are invalid values for ohmic resistance calculation.
  • a graph 290 of an invalid pair of current values and an invalid pair of voltage values is shown that cannot derive an accurate ohmic resistance value R0.
  • the graph 290 includes a plurality of current values obtained at a first update frequency (eg, current values obtained every 5 ms) and a plurality of voltage values obtained at a second update frequency (eg, acquired every 100 ms) Voltage values).
  • the current value I5 is accommodated because it is ahead of the voltage value V5 by a relatively small amount of time.
  • the current value I6 is obtained at a relatively large time size (eg, 4.99 ms) before the voltage value V6, so that the correct ohmic resistance value R0 is the current value I5, I6 and the voltage value V5, V6 It may not be calculated based on.
  • 8 to 11 are flow charts of a method for determining a filtered ohmic resistance value associated with a battery cell.
  • the microcontroller 42 acquires cell current values of electrical current flowing from the current sensor 32 through the battery cell 12 at a first update frequency M times per second.
  • the microcontroller 42 transfers the voltage values of the battery cell 12 to ground from the voltage sensor 36 at a second update frequency N times per second. Obtained, where M ⁇ N.
  • R ⁇ M, R ⁇ N, and Symbol j is a reference to the current operating cycle associated with the third update frequency
  • symbol j -1 is a reference value for a previous operation cycle related to the third update frequency
  • step 1 subblock 706, the microcontroller 42 determines the rate of change (di / dt) of the cell current using the following equation.
  • di / dt is the calculation of the first derivative of the battery cell 12 current over time.
  • I j is the cell current value that was last sampled before the execution of the current operating cycle related to the third update frequency.
  • I j-1 is the cell current value that was last sampled before the execution of the operation cycle before the current operation cycle related to the third update frequency.
  • tj is the elapsed time recorded from the start of execution of the current operating cycle related to the third update frequency after the system is started.
  • tj-1 is the elapsed time recorded from the start of the execution of the operation cycle before the current operation cycle related to the third update frequency after the system start.
  • step 2 the sub-block 708, the micro-controller 42 determines the rate of change (dv / dt) of the cell voltage using the following equation.
  • dv / dt is the calculation of the first derivative of the voltage of the battery cell 12 over time.
  • V j is the cell voltage value that was last sampled before the execution of the operation cycle related to the third update frequency.
  • V j-1 is a cell voltage value last sampled before the execution of the operation cycle before the current operation cycle related to the third update frequency.
  • t j is the elapsed time recorded from the start of execution of the current operating cycle related to the third update frequency after system startup.
  • t j-1 is an elapsed time recorded from the start of execution of an operation cycle before the current operation cycle related to the third update frequency after the system is started.
  • step 3 the sub-block 710, the micro-controller 42 determines an upper threshold of the allowable cell voltage change rate using the following equation.
  • UpperThresholdV RofC is an upper limit of the allowable rate of change in cell voltage.
  • abs (di / dt) is the absolute value of the rate of change of the cell current (di / dt).
  • FileredR0 j-1 is the result of the filtered value of the cell resistance value R0 calculated during the operation cycle before the current operation cycle related to the third update frequency.
  • x% is a calibrateable percentage of (abs (di / dt) ⁇ FilteredR0 j-1 ), an acceptable dv that can be selected for use in the calculation of FilteredR0 j for the current operating cycle related to the third update frequency. Define the upper limit of the / dt value.
  • step 4 sub-block 712, the micro-controller 42 determines the lower threshold of the allowable cell voltage change rate using the following equation.
  • LowerThresholdV RofC is the lower limit of the allowable rate of change in cell voltage.
  • abs (di / dt) is the absolute value of the cell current change rate (di / dt) in step 1 (subblock 706).
  • FilteredR0 j-1 is a result of the filtered value of the cell resistance value R0 calculated during the operation cycle before the current operation cycle related to the third update frequency.
  • y% is a correctable percentage of (abs (di / dt) ⁇ FilteredR0 j-1 ), an acceptable dv / dt value that can be selected for use in the calculation of FilteredR0 j for the current operating cycle related to the third update frequency Defines the lower threshold of.
  • the microcontroller 42 determines the filtered ohmic resistance value FilteredR0 j using the following equation.
  • FilteredR0 j smoothingFilterFunction (NewRawR0Estimate, FilteredR0 j-1 )
  • NewRawR0Estimate dv / di.
  • dv / di is the first derivative of the cell voltage relative to the cell current, and is equal to (V j -V j-1 ) divided by (I j -I j-1 ) calculation.
  • smoothingFilterFunction () is a cyclic recursive smoothing filter, such as a first order lag filter, or a single or double exponential smoothing filter, and enters a new minimum R0 estimate And the history of all previous R0 estimates is executed through the same filter function represented by FilteredR0 j-1 .
  • the microcontroller 42 determines the filtered ohmic resistance value FilteredR0 j using the following equation.
  • the methods described above are implemented at least partially in the form of one or more memory devices or computer readable media including computer executable instructions for performing the methods.
  • the memory device includes one or more hard drives, RAM memory, flash memory, and other computer readable media known to those skilled in the art.
  • the one or more micro-controllers or computers become a device programmed to execute the relevant steps of the method.
  • the battery monitoring system described herein provides substantial advantages over other systems.
  • the battery monitoring system identifies and selects good candidates of current and cell voltage pairs for use in calculating the R0 estimate to obtain a filtered ohmic resistance value of the battery cell, and is associated with identifiable time synchronization and electrical noise. It provides a technical effect to filter current and cell voltage pairs containing errors.

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Secondary Cells (AREA)
  • Charge And Discharge Circuits For Batteries Or The Like (AREA)
  • Tests Of Electric Status Of Batteries (AREA)

Abstract

배터리 모니터링 시스템은 배터리 셀에 연결된 전류 센서 및 전압 센서를 포함한다. 또한, 배터리 모니터링 시스템은 셀의 옴 저항이 많은 추정값들을 기회적으로 계산하고, 이러한 추정값들이 안정된 값에 도달하도록 필터링하는 마이크로 컨트롤러를 포함한다. 추정값들 각각은 전통적으로 전압의 델타 변화를 전류 크기의 중요한 변화가 일어나기 전후에 측정된 전류의 델타 변화로 나눈 값으로 계산된다. 저항 추정값들 각각의 정확도 개선은 델타 전압 및 델타 전류를 구성하는 값들에 의해 나타나는 전압 변화율 및 전류 변화율이 정확하게 일치하고, 이들의 극성이 동일한 경우에만 추정값 계산을 통해 달성된다. 이러한 방식은 셀 전압 및 전류의 서로 다른 비동기 샘플링 속도에 의해 이러한 방식으로 미리 선택되지 않은 추정값들에 포함된 오류를 크게 최소화한다.

Description

배터리 모니터링 시스템
본 출원은 2018년 11월 23일자로 출원된 미국 특허 출원번호 16/198,955에 대한 우선권주장출원으로서, 해당 출원의 명세서 및 도면에 개시된 모든 내용은 인용에 의해 본 출원에 원용된다.
본 발명은 배터리 모니터링 시스템에 관한 것으로서, 보다 상세하게는 배터리 셀에 대한 정확한 옴 저항을 추정 및 결정하는 배터리 모니터링 시스템에 관한 것이다.
도 2는 도 1의 배터리 셀과 관련된 배터리 셀 등가 회로 모델의 개략도이다. 도 3은 도 1의 배터리 셀이 방전될 때, 배터리 셀과 관련된 예시적인 전류 곡선의 그래프이다. 도 4는 도 1의 배터리 셀이 방전될 때, 배터리 셀과 관련된 예시적인 전압 곡선의 그래프이다.
도 2를 참조하면, 흐르는 전류에 대한 배터리 셀(12)의 전기적 응답을 나타내는데 이용되는 등가 회로 모델(60)이 도시되어있다. 상기 등가 회로 모델(60)의 주요 요소 중 하나는 저항(80)의 DC 저항값 R0(본 명세서에서는 "옴 저항 값"이라고도 함)이다. 옴의 법칙(Ohm's Law)에 따르면, 저항(80)을 통한 전압 강하는 저항(80)을 통과하는 전류와 저항(80)의 저항값을 곱한 함수이다. 이러한 전압 강하 및 관련된 i 2R전력 손실은 배터리 셀(70)의 의도된 어플리케이션에 이용 불가능한 전력이다. 배터리 셀의 초기 수명 단계(Beginning of life)에서, 옴 저항 값 R0은 각각 가장 작은 값이다. 그러나, 캘린더 에이지(calendar age) 및 전류 처리량(current throughput)에 따른 배터리 셀의 노화는, R0값의 증가를 야기한다. R0값의 증가는 전력 전달에 대한 시스템의 능력에 중요한 영향을 미치기 때문에, 마이크로 컨트롤러의 임무 중 하나는 지속적으로 R0값의 증가를 모니터링 및 추정하는 것이다.
R0의 추정은 옴의 법칙 V voltage = I current * R resistance에 기초한다.
도 3 및 도 4를 참조하면, 예시적인 전류 곡선(250)와 예시적인 전압 곡선(260)가 도시되었다. t=0 시간에서의 전류값은 0A(예컨대, 도 3 및 도 4에서 0 내지 25ms)이므로, 저항(80)을 통한 전압 강하는 0V이고, +/- 단자에서의 개방 회로 전압(Open circuit voltage)은 배터리 셀 자체의 전압과 동일하다. t=1(예컨대, 도 3 및 도 4에서 t=25ms 시간)에서, 배터리 셀 단자들에 부하의 연결로 인해, t=25ms에서의 순간전인 전류 변화는, 상기 단자들에서 I current × R resistance 만큼의 전압 강하를 야기시킬 수 있다. 이 값은 개방 회로 전압(OCV) V t=0 및 상기 단자들에서의 새로운 전압 V t=1 간의 차이에 의해 결정된다.
이러한 값들, (V t=1 - V t=0) 또는 △V와 같은 저항(80)을 통한 전압 강하값과 저항(80)을 흐르는 전류값 또는 I t=1의 전류값을 알면, R0는 R0 = △V/ I t=1로 결정된다.
옴의 법칙 수식의 형태는 수학적으로 정확한 관계이다. 그러나, 실시간 내장 소프트웨어 시스템에 이를 적용하는 데에는 실질적인 제한이 있다. R0=△V/△I 식은 전류 변화 직후 셀 전압을 지속적으로 측정하는 경우에만 이상적이다.
임의의 시간 △t > 0(전류 I의 값이 변경된 후)에서, 등가 회로 모델(R1, R2, R3, C1, C2, C3)의 동적인 측면은 전류 I와 상기 단자들에서 측정된 셀 전압 간의 관계에 영향을 미친다.
만약, △t 가 중요하면, R0 = △V/△I 관계는 더 이상 유효하지 않다.
R0 = (V t=(i) - V t=(i-1)) ÷ (I t=(i) - I t=(i-1))을 계산하는데 실질적인 어려움은, 하드웨어와 소프트웨어의 프로세스에 모두 0이 아닌 시간이 포함된다는 사실이다. 여기서, 상기 I t=(i-1)값의 획득 이후 상기 V t=(i-1)값의 획득 사이의 상기 △t 시간, 및 상기 I t=(i)값의 획득 이후 상기 V t=(i)값의 획득 사이의 상기 △t 시간이 모두 0에 가깝다. 이러한 전압과 전류의 실제 아날로그 값들은 하드웨어에 의해 얻어지고, 상기 하드웨어에서 아날로그에서 디지털 형식으로 변환되며, 이러한 값들의 디지털 형식은 컴퓨터 소프트웨어의 도메인에 입력되어야 하고, 이러한 값들은 R0 추정값을 계산하는 소프트웨어 프로세스로 전달된다.
이러한 단계들에 포함된 0이 아닌 시간뿐만 아니라, 단계들 자체는 종종 다른 빈도로 실행된다. 전류값의 수집은, 초당 200회(200Hz)와 같은, 하나의 속도로 수행될 수 있다. 셀 전압값의 수집은, 10Hz와 같은, 다른 속도로 수행될 수 있다. 마지막으로, R0값 추정의 계산은, 예컨대 5Hz와 같은, 또 다른 속도로 수행될 수 있다.
이러한 전류 및 셀 전압 시간 동기화 문제들뿐만 아니라, 각각의 신호값은 각각의 셀에 대한 전류 및 셀 전압의 샘플을 얻기 위해 이용되는 하드웨어 센서들 고유의 전기적 노이즈로 인한 오류 성분을 포함한다.
배터리 모니터링 시스템은 배터리 팩에 구비된 각각의 배터리 셀의 옴 저항 값 R0을 정확하게 이해하는 것이 필요하다. 본 발명자는 이러한 지식을 얻기 위하여, 배터리 모니터링 시스템이 각각의 배터리 셀의 R0값의 추정값들을 주기적으로 계산하고, 이러한 추정값들에 포함된 다양한 유형의 노이즈 관련 오류들이 기본적으로 가우시안이란 가정하에(예컨대, R0값을 부정확하게 과소평가하는 것보다 부정확하게 추정될 수 있음), 이러한 오류들의 영향을 줄이거나 없애기 위해 스무딩 필터(smoothing filter) 또는 슬루 레이트 리미터(slew rate limiter)를 이용하여 이러한 추정값들의 결과를 평활화할 것이라는 것을 인식했다. 또한, 본 발명자는 필터링된 옴 저항값을 얻기 위해, R0 추정 결과들을 이용하기 위한 좋은 후보 전류 및 셀 전압 쌍들을 식별 및 선택하고, 식별 가능한 동기화 및 전기적 노이즈 관련 오류들 전류 및 셀 전압 쌍을 필터링하는 배터리 모니터링 시스템을 고안하였다.
본 발명의 다른 목적 및 장점들은 하기의 설명에 의해서 이해될 수 있으며, 본 발명의 실시예에 의해 보다 분명하게 알게 될 것이다. 또한, 본 발명의 목적 및 장점들은 특허청구범위에 나타난 수단 및 그 조합에 의해 실현될 수 있음을 쉽게 알 수 있을 것이다.
예시적인 실시예에 따른 배터리 모니터링 시스템이 제공된다. 상기 배터리 모니터링 시스템은 배터리 셀과 전기적으로 직렬 연결된 전류 센서를 포함한다. 상기 배터리 모니터링 시스템은 상기 배터리 셀과 전기적으로 병렬 연결된 전압 센서를 더 포함한다. 상기 배터리 모니터링 시스템은 초당 M회의 제1 업데이트 빈도로 상기 전류 센서로부터 상기 배터리 셀을 흐르는 셀 전류의 셀 전류값들을 획득하는 마이크로 컨트롤러를 더 포함한다. 상기 마이크로 컨트롤러는 상기 셀 전류값들을 획득하는 것과 병렬적으로, 전기적 접지와 관련하여 초당 N회의 제2 업데이트 빈도로 상기 전압 센서로부터 상기 배터리 셀의 셀 전압값들을 획득하고, 여기서, M≥N이다. 상기 마이크로 프로세서는 초당 R회의 제3 업데이트 빈도로, 상기 셀 전류값들 중 두 개의 셀 전류값을 이용하여 셀 전류의 변화율을 결정하고, 여기서, R<M이고, R<N이다. 또한, 제3 업데이트 빈도에서, 상기 마이크로 컨트롤러는 상기 셀 전압값들 중 두 개의 셀 전압값을 이용하여 셀 전압의 변화율을 결정한다. 또한, 셀 전압의 변화율의 수치 부호와 셀 전류의 변화율의 수치 부호가 동일하고, 상기 셀 전압의 변화율이 허용 가능한 셀 전압의 변화율의 상한값(upper threshold) 이하이고, 상기 셀 전압의 변화율이 허용 가능한 셀 전압의 변화율의 하한값(lower threshold) 이상이면, 상기 마이크로 컨트롤러는 상기 제3 업데이트 빈도로, 필터링된 상기 셀 전압의 변화율, 상기 셀 전류의 변화율, 및 미리 필터링된 옴 저항값에 기초하여 필터링된 옴 저항값을 결정한다.
본 명세서에 기술된 배터리 모니터링 시스템은 다른 시스템들에 비해 실질적인 이점을 제공한다. 특히, 상기 배터리 모니터링 시스템은 배터리 셀의 필터링된 옴 저항값을 획득하기 위해서, R0 추정값 계산에 이용하기 위한 전류 및 셀 전압 쌍들의 좋은 후보를 식별 및 선택하고, 식별 가능한 시간 동기화 및 전기적 노이즈에 관련된 오류들이 포함된 전류 및 셀 전압 쌍들을 필터링할 수 있는 기술적 효과를 제공한다.
본 명세서에 첨부되는 다음의 도면들은 후술되는 발명의 상세한 설명과 함께 본 발명의 기술사상을 더욱 이해시키는 역할을 하는 것이므로, 본 발명은 그러한 도면에 기재된 사항에만 한정되어 해석되어서는 아니 된다.
도 1은 본 발명의 실시예에 따른 배터리 셀을 위한 배터리 모니터링 시스템의 개략도이다.
도 2는 도 1의 배터리 셀과 관련된 배터리 셀 등가 회로 모델의 개략도이다.
도 3은 도 1의 배터리 셀이 방전될 때, 배터리 셀과 관련된 예시적인 전류 곡선의 그래프이다.
도 4는 도 1의 배터리 셀이 방전될 때, 배터리 셀과 관련된 예시적인 전압 곡선의 그래프이다.
도 5는 제1 업데이트 빈도에서 얻은 전류값들, 및 제2 업데이트 빈도에서 얻은 전압값들, 및 제3 업데이트 주기에서 결정될 옴 저항값 계산의 그래프이고, 여기서, 제1 전류값들 쌍(I1, I2) 및 제1 전압값들 쌍(V1, V2)는 옴 저항값 계산을 위한 유효한 값들이다.
도 6은 제1 업데이트 빈도에서 얻은 전류값들, 및 제2 업데이트 빈도에서 얻은 전압값들의 그래프이고, 여기서, 제1 전류값들 쌍(I3, I4) 및 제1 전압값들 쌍(V3, V4)은 옴 저항값 계산을 위한 유효하지 않은 값들이다.
도 7은 제1 업데이트 빈도에서 얻은 전류값들, 및 제2 업데이트 빈도에서 얻은 전압값들의 그래프이고, 여기서, 제1 전류값들 쌍(I5, I6) 및 제1 전압값들 쌍(V5, V6)은 옴 저항값 계산을 위한 유효하지 않은 값들이다.
도 8 내지 도 11은 배터리 셀과 관련된 필터링된 옴 저항값을 결정하는 방법의 플로우 차트이다.
본 명세서 및 청구범위에 사용된 용어나 단어는 통상적이거나 사전적인 의미로 한정해서 해석되어서는 아니 되며, 발명자는 그 자신의 발명을 가장 최선의 방법으로 설명하기 위해 용어의 개념을 적절하게 정의할 수 있다는 원칙에 입각하여 본 발명의 기술적 사상에 부합하는 의미와 개념으로 해석되어야 한다.
따라서, 본 명세서에 기재된 실시예와 도면에 도시된 구성은 본 발명의 가장 바람직한 일 실시예에 불과할 뿐이고 본 발명의 기술적 사상을 모두 대변하는 것은 아니므로, 본 출원시점에 있어서 이들을 대체할 수 있는 다양한 균등물과 변형예들이 있을 수 있음을 이해하여야 한다.
또한, 본 발명을 설명함에 있어 관련된 공지 구성 또는 기능에 대한 구체적인 설명이 본 발명의 요지를 흐릴 수 있다고 판단되는 경우에는 그 상세한 설명은 생략한다.
제1, 제2 등과 같이 서수를 포함하는 용어들은, 다양한 구성요소들 중 어느 하나를 나머지와 구별하는 목적으로 사용되는 것이고, 그러한 용어들에 의해 구성요소들을 한정하기 위해 사용되는 것은 아니다.
명세서 전체에서, 어떤 부분이 어떤 구성요소를 "포함"한다고 할 때, 이는 특별히 반대되는 기재가 없는 한 다른 구성요소를 제외하는 것이 아니라, 다른 구성요소를 더 포함할 수 있다는 것을 의미한다.
덧붙여, 명세서 전체에서, 어떤 부분이 다른 부분과 "연결"되어 있다고 할 때, 이는 "직접적으로 연결"되어 있는 경우뿐만 아니라, 그 중간에 다른 소자를 사이에 두고 "간접적으로 연결"되어 있는 경우도 포함한다.
이하에서는 첨부된 도면을 참조하여 본 발명의 바람직한 실시예를 상세히 설명하기로 한다.
도 1은 본 발명의 실시예에 따른 배터리 셀을 위한 배터리 모니터링 시스템의 개략도이다.
도 1을 참조하면, 예시적 실시예에 따른 배터리 셀(12)을 모니터링하는 배터리 모니터링 시스템(10)이 제공된다. 상기 시스템(10)은 배터리 셀(12), 전류 센서(32), 전기적 로드(34), 전압 센서(36), 마이크로 컨트롤러(42) 및 외부 컴퓨터(43)를 포함한다. 상기 배터리 모니터링 시스템(10)의 장점은 상기 시스템(10)이 상기 배터리 셀(12)의 필터링된 옴 저항값을 얻기 위하여, R0 추정 계산에 사용되기 위한 양호한 후보 전류 및 셀 전압 쌍을 식별 및 선택하고, 식별 가능한 시간 동기화 및 전기적 노이즈에 관련된 에러들을 갖는 전류 및 셀 전압 쌍들을 필터링하는 것이다.
도 1 및 도 2를 참조하면, 배터리 셀(12)은 양극 단자(+) 및 음극 단자(-)를 포함한다. 예시적 실시예에서, 배터리 셀(12)은 파우치 타입의 리튬 이온 배터리 셀일 수 있다. 물론, 대안적인 실시예에서, 다른 타입의 배터리 셀이 이용될 수 있다. 상기 배터리 셀(12)은 전압 소스(70), 저항(80, 81, 82, 83), 커패시터(91, 92, 93) 및 전기 노드(100, 102, 104, 106)을 갖는 배터리 셀 등가 회로 모델(60)을 이용하여 수학적으로 모델링된다.
저항(80)은 전압 소스(70) 및 전기 노드(100) 사이에 연결된다. 저항(81) 및 커패시터(91)는 전기 노드들(100, 102) 사이에 서로 전기적으로 병렬 연결된다. 저항(82) 및 커패시터(92)는 전기 노드들(102, 104) 사이에 서로 전기적으로 병렬 연결된다. 저항(83) 및 커패시터(93)는 전기 노드들(104, 106) 사이에 서로 전기적으로 병렬 연결된다. 전기 노드(106)는 전압 소스(70)에 추가로 연결된다.
저항(80)은 배터리 셀(12)의 내부 옴 저항값에 대응되는 저항값 R0을 갖는다. 저항(81)은 배터리 셀(12)의 제1 시변(time-varying) 저항값에 대응하는 저항값 R1을 갖는다. 저항(82)은 배터리 셀(12)의 제2 시변 저항값에 대응하는 저항값 R2을 갖는다. 저항(83)은 배터리 셀(12)의 제3 시변 저항값에 대응하는 저항값 R3을 갖는다. 커패시터(91)는 배터리 셀(12)의 제1 시변 커패시턴스에 대응하는 커패시턴스값 C1을 갖는다. 커패시터(92)는 배터리 셀(12)의 제2 시변 커패시턴스에 대응하는 커패시턴스값 C2을 갖는다. 커패시터(93)는 배터리 셀(12)의 제3 시변 커패시턴스에 대응하는 커패시턴스값 C3을 갖는다. 배터리 셀 등가 회로 모델(60)의 총 정상 상태 저항은 R0 + R1 + R2 + R3이다.
도 1을 참조하면, 전류 센서(32)는 배터리 셀(12)의 양극 단자와 전기 로드(34) 사이에 전기적으로 직렬 연결된다. 전류 센서(32)는 배터리 셀(32)을 흐르는 전류 레벨(예컨대, 전류의 크기(magnitude)) 각각을 가리키는 전류값들을 출력하고, 출력된 각각의 전류값은 마이크로 컨트롤러(42)에 의해 수신된다.
전기 로드(34)는 전류 센서(32)와 배터리 셀912)의 음극 단자 사이에 전기적으로 연결된다. 예시적인 실시예에서, 전기 로드(34)는 전기 모터로서, 외부 컴퓨터(43)에 의해 전기 모터의 동작(예컨대, 속도, 토크 등)이 제어된다.
전압 센서(36)는 전기 로드(34)와 전기적으로 병렬 연결된다. 전압 센서(36)는 배터리 셀(12)을 통하는 전압(예컨대, 전압의 크기) 각각을 가리키는 전압값들을 출력하고, 출력된 전압값들은 마이크로 컨트롤러(42)에 의해 수신된다.
마이크로 컨트롤러(42)는 전류 센서(32) 및 전압 센서(36)과 전기적으로 연결된다. 마이크로 컨트롤러(42)는 통신 버스(44)를 통해 외부 컴퓨터(43)와 동작 가능하게 통신한다. 마이크로 컨트롤러(42)는 데이터, 테이블, 및 후술하는 방법의 적어도 일부를 수행하기 위한 소프트웨어 명령을 저장하기 위한 메모리 디바이스(130)를 포함한다.
옴 저항 값 R0를 정확하게 판단하기 위한 전류값들의 쌍과 전압값들의 쌍이 시간적으로(timewise) 허용 가능한지 여부를 판단하기 위한 기본 방법론에 대한 간단한 설명이 제공될 것이다.
도 5는 제1 업데이트 빈도에서 얻은 전류값들, 및 제2 업데이트 빈도에서 얻은 전압값들, 및 제3 업데이트 주기에서 결정될 옴 저항값 계산의 그래프이고, 여기서 제1 전류값들 쌍(I1, I2) 및 제1 전압값들 쌍(V1, V2)는 옴 저항값 계산을 위한 유효한 값들이다.
도 5를 참조하면, 옴 저항값 R0을 정확하게 판단하기 위한 전류값들의 유효한 쌍 및 전압값들이 유효한 쌍의 그래프(270)이 도시되었다. 특히, 그래프(270)는 제1 업데이트 빈도에서 획득된 복수의 전류값들(예컨대, 5ms마다 획득된 전류값들) 및 제2 업데이트 빈도에서 획득된 복수의 전압값들(예컨대, 100ms 마다 획득된 전압값들)을 갖는다. 또한, R0을 위한 옴 저항값 계산은 제3 업데이트 빈도(예컨대, 100ms 이상마다 획득된 옴 저항값 계산)에서 수행된다. 전류값(I1)은 전압값(V1)보다 비교적 작은 시간 크기만큼 앞서고, 전류값(I2)은 전압값(V2)보다 비교적 작은 시간 크기만큼 앞서며, 이러한 전류값(I1, I2) 및 전압값(V1, V2)은 R0을 위한 옴 저항값 계산에 시간적으로 유효한 값들이다.
도 6은 제1 업데이트 빈도에서 얻은 전류값들, 및 제2 업데이트 빈도에서 얻은 전압값들의 그래프이고, 여기서, 제1 전류값들 쌍(I3, I4) 및 제1 전압값들 쌍(V3, V4)은 옴 저항값 계산을 위한 유효하지 않은 값들이다.
도 6을 참조하면, 정확한 옴 저항값 R0을 도출해낼 수 없는 전류값들의 유효하지 않은 쌍 및 전압값들의 유효하지 않은 쌍의 그래프(280)가 도시되었다. 특히, 그래프(280)는 제1 업데이트 빈도에서 획득된 복수의 전류값들(예컨대, 5ms마다 획득된 전류값들) 및 제2 업데이트 빈도에서 획득된 복수의 전압값들(예컨대, 100ms 마다 획득된 전압값들)을 갖는다. 전류값(I3)은 전압값(V3)보다 비교적 작은 시간 크기만큼 앞서므로 수용된다. 하지만, 전류값(I4)은 전압값(V4) 이후에 획득되어, 정확한 옴 저항값 R0은 전류값(I3, I4) 및 전압값(V3, V4)에 기초하여 계산되지 않을 수 있다.
도 7은 제1 업데이트 빈도에서 얻은 전류값들, 및 제2 업데이트 빈도에서 얻은 전압값들의 그래프이고, 여기서, 제1 전류값들 쌍(I5, I6) 및 제1 전압값들 쌍(V5, V6)은 옴 저항값 계산을 위한 유효하지 않은 값들이다.
도 7을 참조하면, 정확한 옴 저항값 R0을 도출해낼 수 없는 전류값들의 유효하지 않은 쌍 및 전압값들의 유효하지 않은 쌍의 그래프(290)가 도시되었다. 특히, 그래프(290)는 제1 업데이트 빈도에서 획득된 복수의 전류값들(예컨대, 5ms마다 획득된 전류값들) 및 제2 업데이트 빈도에서 획득된 복수의 전압값들(예컨대, 100ms 마다 획득된 전압값들)을 갖는다. 전류값(I5)은 전압값(V5)보다 비교적 작은 시간 크기만큼 앞서므로 수용된다. 하지만, 전류값(I6)은 전압값(V6) 이전에 비교적 큰 시간 크기(예컨대, 4.99ms)에서 획득되어, 정확한 옴 저항값 R0은 전류값(I5, I6) 및 전압값(V5, V6)에 기초하여 계산되지 않을 수 있다.
도 1, 및 도 8 내지 도 11을 참조하면, 배터리 셀(12)의 필터링된 옴 저항값을 결정하기 위한 방법의 플로우차트가 설명된다.
도 8 내지 도 11은 배터리 셀과 관련된 필터링된 옴 저항값을 결정하는 방법의 플로우 차트이다.
블록(700)에서, 마이크로 컨트롤러(42)는 전류 센서(32)로부터 배터리 셀(12)을 흐르는 전기적 전류의 셀 전류값들을 초당 M회의 제1 업데이트 빈도로 획득한다.
블록(702)에서, 셀 전류값의 획득과 시간적으로 병렬하게, 마이크로 컨트롤러(42)는 전압 센서(36)로부터, 접지에 대한 배터리 셀(12)의 전압값들을 초당 N회의 제2 업데이트 빈도로 획득하고, 여기서 M≥N이다.
블록(704)에서, 초당 R회의 제3 업데이트 빈도에서, R<M이고, R<N이며, 부호(Symbol) j는 제3 업데이트 빈도와 관련된 현재 동작 사이클에 대한 참조값(reference)이고, 부호 j-1은 제3 업데이트 빈도와 관련된 이전 동작 사이클에 대한 참조값이며, 아래의 서브블록들이 단계별로 수행된다.
단계 1인 서브블록(706)에서, 마이크로 컨트롤러(42)는 아래의 수식을 이용하여 셀 전류의 변화율(di/dt)을 결정한다.
di/dt = (I j - I j-1) ÷ (t j - t j-1)
여기서, di/dt는 시간에 대한 배터리 셀(12) 전류의 1차 미분의 계산이다. I j는 제3 업데이트 빈도와 관련된 현재 동작 사이클의 실행 이전에 마지막으로 샘플링된 셀 전류값이다. I j-1은 제3 업데이트 빈도와 관련된 현재 동작 사이클 이전의 동작 사이클의 실행 이전에 마지막으로 샘플링된 셀 전류값이다. tj는 시스템이 시작된 후, 제3 업데이트 빈도와 관련된 현재 동작 사이클의 실행의 시작에서부터 기록된 경과 시간이다. tj-1은 시스템 시작 이후, 제3 업데이트 빈도와 관련된 현재 동작 사이클 이전의 동작 사이클의 실행의 시작에서부터 기록된 경과 시간이다.
단계 2인 서브블록(708)에서, 마이크로 컨트롤러(42)는 아래의 수식을 이용하여 셀 전압의 변화율(dv/dt)을 결정한다.
dv/dt = (V j - V j-1) ÷ (t j - t j-1)
여기서, dv/dt는 시간에 대한 배터리 셀(12) 전압의 1차 미분의 계산이다. V j는 제3 업데이트 빈도와 관련된 동작 사이클의 실행 이전에 마지막으로 샘플링된 셀 전압값이다. V j-1은 제3 업데이트 빈도와 관련된 현재 동작 사이클 이전의 동작 사이클의 실행 이전에 마지막으로 샘플링된 셀 전압값이다. , t j는 시스템이 시작된 후, 상기 제3 업데이트 빈도와 관련된 상기 현재 동작 사이클의 실행의 시작에서부터 기록된 경과 시간이다. t j-1은 상기 시스템이 시작된 후, 상기 제3 업데이트 빈도와 관련된 상기 현재 동작 사이클 이전의 동작 사이클의 실행의 시작에서부터 기록된 경과 시간이다.
단계 3인 서브블록(710)에서, 마이크로 컨트롤러(42)는 아래의 수식을 이용하여 허용 가능한 셀 전압 변화율의 상한값(upper threshold)을 결정한다.
UpperThresholdV RofC = (abs(di/dt) × FilteredR0 j-1) + (x% × (abs(di/dt) × FilteredR0 j-1))
여기서, UpperThresholdV RofC는 허용 가능한 셀 전압 변화율의 상한값이다. abs(di/dt)는 셀 전류의 변화율(di/dt)의 절대값이다. FileredR0 j-1은 제3 업데이트 빈도와 관련된 현재 동작 사이클 이전의 동작 사이클 동안 계산된 셀 저항값 R0의 필터링된 값의 결과이다. x%는 (abs(di/dt) × FilteredR0 j-1)의 교정 가능한(calibrateable) 백분율로, 제3 업데이트 빈도와 관련된 현재 동작 사이클에 대해 FilteredR0 j의 계산에 이용되도록 선택될 수 있는 허용 가능한 dv/dt값의 상한값을 정의한다.
단계 4인 서브블록(712)에서, 마이크로 컨트롤러(42)는 다음의 수식을 이용하여 허용 가능한 셀 전압 변화율의 하한값(lower threshold)를 결정한다.
LowerThresholdV RofC = (abs(di/dt) × FilteredR0 j-1) - (y% × (abs(di/dt) × FilteredR0 j-1))
여기서, LowerThresholdV RofC는 상기 허용 가능한 셀 전압 변화율의 하한값이다. abs(di/dt)는 단계 1(서브블록(706))의 셀 전류 변화율(di/dt)의 절대값이다. FilteredR0 j-1은 제3 업데이트 빈도와 관련된 현재 동작 사이클 이전의 동작 사이클 동안 계산된 셀 저항값 R0의 필터링된 값의 결과이다. y%는 (abs(di/dt) × FilteredR0 j-1)의 교정 가능한 백분율로, 제3 업데이트 빈도와 관련된 현재 동작 사이클에 대해 FilteredR0 j의 계산에 이용되도록 선택될 수 있는 허용 가능한 dv/dt값의 하한값(lower threshold)을 정의한다.
단계 5인 서브블록(714)에서, 마이크로 컨트롤러(42)는 (sign(dv/dt) = sign(di/dt))이고, (LowerThresholdVRofC ≤ dv/dt ≤ UpperThresholdVRofC)인지 여부를 결정한다.
만약, 서브블록(714)의 결정의 값이 "yes"이면, 마이크로 컨트롤러(42)는 아래의 수식을 이용하여 필터링된 옴 저항값 FilteredR0 j을 결정한다.
FilteredR0 j = smoothingFilterFunction(NewRawR0Estimate, FilteredR0 j-1)
여기서, NewRawR0Estimate = dv/di이다. dv/di는 셀 전류에 대한 셀 전압의 1차 미분으로, (V j - V j-1) 계산을 (I j - I j-1) 계산으로 나눈 값과 같다. smoothingFilterFunction()은 1차 순서 지연 필터(first order lag filter), 또는 단일 또는 이중 지수 평활 필터(single or double exponential smoothing filter)와 같은 순환 재귀 평활 필터(recursive smoothing filter)로서, 새로운 최소 R0 추정값을 입력으로 이용하고, 모든 이전 R0 추정값들의 이력은 FilteredR0 j-1로 표시되는 동일한 필터 함수를 통해 실행된다.
대안적으로, 만약 서브블록(714)의 결정의 값이 "no"이면, 마이크로 컨트롤러(42)는 아래의 수식을 이용하여 필터링된 옴 저항값 FilteredR0 j을 결정한다.
FilteredR0 j = FilteredR0 j-1
전술한 방법은 상기 방법을 실행하기 위한 컴퓨터 실행 가능 명령어를 포함하는 하나 이상의 메모리 장치 또는 컴퓨터 판독 가능 매체의 형태로 적어도 부분적으로 구현된다. 상기 메모리 장치는 하나 이상의 하드 드라이브(hard drive), 램 메모리(RAM memory), 플래시 메모리(flash memory), 및 당업자에게 알려진 다른 컴퓨터 판독 가능 매체를 포함한다. 여기서, 컴퓨터 실행 가능 명령어가 하나 이상의 마이크로 컨트롤러 또는 컴퓨터들에 의해 로드되어 실행될 때, 상기 하나 이상의 마이크로 컨트롤러 또는 컴퓨터들은 상기 방법의 관련된 단계들을 실행하도록 프로그램된 장치가 된다.
본 명세서에 기술된 배터리 모니터링 시스템은 다른 시스템들에 비해 실질적인 이점을 제공한다. 특히, 상기 배터리 모니터링 시스템은 배터리 셀의 필터링된 옴 저항값을 획득하기 위해서, R0 추정값 계산에 이용하기 위한 전류 및 셀 전압 쌍들의 좋은 후보를 식별 및 선택하고, 식별 가능한 시간 동기화 및 전기적 노이즈에 관련된 오류들이 포함된 전류 및 셀 전압 쌍들을 필터링할 수 있는 기술적 효과를 제공한다.
청구된 발명은 제한된 수의 실시예에 관련하여 상세하게 설명되었으나, 본 발명은 이러한 개시된 실시예에 한해서만 제한되지 않음을 쉽게 이해해야 한다. 오히려, 청구된 발명은 지금까지 설명되지는 않았지만, 본 발명의 사상 및 범위에 상응하는 다양한 변형, 변경, 대체 또는 동등한 배열을 포함하도록 변경된다. 또한, 청구된 발명의 다양한 실시예가 설명되었으나, 본 발명의 일 측면은 설명된 실시예들의 일부만을 포함할 수 있음을 이해해야 한다. 따라서, 청구된 발명은 전술한 설명에 의해 제한되는 것으로 보지 않아야 한다.

Claims (9)

  1. 배터리 셀과 전기적으로 직렬 연결되는 전류 센서;
    상기 배터리 셀과 전기적으로 병렬 연결되는 전압 센서; 및
    초당 M회의 제1 업데이트 빈도로 상기 전류 센서로부터 상기 배터리 셀을 흐르는 셀 전류의 셀 전류값들을 획득하는 마이크로 컨트롤러를 포함하고,
    상기 마이크로 컨트롤러는, 상기 셀 전류값들을 획득하는 것과 병렬적으로, 초당 N회의 제2 업데이트 빈도로, 상기 전압 센서로부터 전기적 접지에 대한 상기 배터리 셀의 셀 전압값들을 획득하고, 여기서 M은 N 이상이고,
    상기 마이크로 컨트롤러는, 초당 R회의 제3 업데이트 빈도로, 상기 셀 전류값들 중 두 개의 셀 전류값을 이용하여 셀 전류의 변화율을 결정하고, 여기서, R은 M 미만이고, R은 N 미만이고,
    상기 마이크로 컨트롤러는, 상기 셀 전압값들 중 두 개의 셀 전압값을 이용하여 셀 전압의 변화율을 결정하고,
    상기 마이크로 컨트롤러는, 상기 셀 전압의 변화율의 수치 부호와 상기 셀 전류의 변화율의 수치 부호가 동일하고, 상기 셀 전압의 변화율이 허용 가능한 셀 전압 변화율의 상한값 이하이고, 상기 셀 전압의 변화율이 허용 가능한 셀 전압 변화율의 하한값 이상이면, 상기 셀 전압의 변화율, 상기 셀 전류의 변화율, 및 미리 필터링된 옴 저항값에 기초하여 필터링된 옴 저항값을 결정하는 것을 특징으로 하는 배터리 모니터링 시스템.
  2. 제1항에 있어서,
    상기 마이크로 컨트롤러는,
    상기 셀 전압의 변화율의 수치 부호가 상기 셀 전류의 변화율의 수치 부호와 상이하거나, 상기 셀 전압의 변화율이 상기 허용 가능한 셀 전압의 변화율의 상한값을 초과하거나, 상기 셀 전압의 변화율이 상기 허용 가능한 셀 전압의 변화율의 하한값 미만이면, 미리 결정된 옴 저항값을 이용하여 상기 필터링된 옴 저항값을 결정하는 것을 특징으로 하는 배터리 모니터링 시스템.
  3. 제1항에 있어서,
    부호 j는, 상기 제3 업데이트 빈도와 관련된 현재 동작 사이클에 대한 참조값이고,
    부호 j-1은, 상기 제3 업데이트 빈도와 관련된 이전 동작 사이클에 대한 참조값을 나타내는 것을 특징으로 하는 배터리 모니터링 시스템.
  4. 제3항에 있어서,
    상기 마이크로 컨트롤러는,
    다음의 수식을 이용하여 상기 셀 전류의 변화율을 결정하고,
    di/dt = (I j - I j-1) / (t j - t j-1)
    여기서, di/dt는 시간에 대한 셀 전류의 1차 미분에 대응되는 상기 셀 전류의 변화율이고, I j는 상기 제3 업데이트 빈도와 관련된 상기 현재 동작 사이클의 실행 이전에 마지막으로 샘플링된 전류값이고, I j-1은 상기 제3 업데이트 빈도와 관련된 상기 현재 동작 사이클 이전의 동작 사이클의 실행 이전에 마지막으로 샘플링된 전류값이며, t j는 시스템이 시작된 후, 상기 제3 업데이트 빈도와 관련된 상기 현재 동작 사이클의 실행 시작에서부터 기록된 경과 시간이고, t j-1은 상기 시스템이 시작된 후, 상기 제3 업데이트 빈도와 관련된 상기 현재 동작 사이클 이전의 동작 사이클의 실행 시작에서부터 기록된 경과 시간인 것을 특징으로 하는 배터리 모니터링 시스템.
  5. 제3항에 있어서,
    상기 마이크로 컨트롤러는 아래의 수식을 이용하여 상기 셀 전압의 변화율을 결정하고,
    dv/dt = (V j - V j-1) / (t j - t j-1)
    여기서, dv/dt는 시간에 대한 셀 전압의 1차 미분의 계산에 대응되는 상기 셀 전압의 변화율이고, V j는 상기 제3 업데이트 빈도와 관련된 상기 현재 동작 사이클의 실행 이전에 마지막으로 샘플링된 셀 전압값이고, V j-1은 상기 제3 업데이트 빈도와 관련된 상기 현재 동작 사이클 이전의 동작 사이클의 실행 이전에 마지막으로 샘플링된 셀 전압값이고, t j는 시스템이 시작된 후, 상기 제3 업데이트 빈도와 관련된 상기 현재 동작 사이클의 실행 시작에서부터 기록된 경과 시간이고, t j-1은 상기 시스템이 시작된 후, 상기 제3 업데이트 빈도와 관련된 상기 현재 동작 사이클 이전의 동작 사이클의 실행 시작에서부터 기록된 경과 시간인 것을 특징으로 하는 배터리 모니터링 시스템.
  6. 제3항에 있어서,
    상기 마이크로 컨트롤러는,
    아래의 수식을 이용하여 상기 허용 가능한 셀 전압의 변화율의 상한값을 결정하고,
    UpperThresholdV RofC = (abs(di/dt) × FilteredR0 j-1) + (x% × (abs(di/dt) × FilteredR0 j-1))
    여기서, UpperThresholdV RofC는 상기 허용 가능한 셀 전압의 변화율의 상한값이고, abs(di/dt)는 상기 셀 전류의 변화율의 절대값이며, FilteredR0 j-1는 상기 제3 업데이트 빈도와 관련된 상기 현재 동작 사이클 이전의 상기 동작 사이클 동안 계산된 셀 저항값 R0의 필터링된 값의 결과이고, x%는 (abs(di/dt) × FilteredR0 j-1)의 교정 가능한 백분율로, 상기 제3 업데이트 빈도와 관련된 상기 현재 동작 사이클에 대해 FilteredR0 j의 계산에 이용되도록 선택될 수 있는 허용 가능한 dv/dt 값의 상한값을 정의하는 것을 특징으로 하는 배터리 모니터링 시스템.
  7. 제3항에 있어서,
    상기 마이크로 컨트롤러는,
    아래의 수식을 이용하여 상기 허용 가능한 셀 전압의 변화율의 하한값을 결정하고,
    LowerThresholdV RofC = (abs(di/dt) × FilteredR0 j-1) - (y% × (abs(di/dt) × FilteredR0 j-1))
    여기서, LowerThresholdV RofC는 상기 허용 가능한 셀 전압 변화율의 하한값이고, abs(di/dt)는 상기 셀 전류의 변화율의 절대값이며, FilteredR0 j-1은 상기 제3 업데이트 빈도와 관련된 상기 현재 동작 사이클 이전의 상기 동작 사이클 동안 계산된 셀 저항값 R0의 필터링된 값의 결과이고, y%는 (abs(di/dt) × FilteredR0 j-1)의 교정 가능한 백분율로, 상기 제3 업데이트 빈도와 관련된 상기 현재 동작 사이클에 대해 상기 FilteredR0 j의 계산에 이용되도록 선택될 수 있는 허용 가능한 dv/dt 값의 하한값을 정의하는 것을 특징으로 하는 배터리 모니터링 시스템.
  8. 제3항에 있어서,
    상기 마이크로 컨트롤러는,
    상기 셀 전압의 변화율의 수치 부호가 상기 셀 전류의 변화율의 수치 부호와 동일하고, 상기 셀 전압의 변화율이 상기 허용 가능한 셀 전압 변화율의 상한값 이하이고, 상기 셀 전압의 변화율이 상기 허용 가능한 셀 전압 변화율의 하한값 이상이면, 다음의 수식을 이용하고,
    FilteredR0 j = smoothingFilterFunction(NewRawR0Estimate, FilteredR0 j-1)
    여기서, FilteredR0 j는 상기 필터링된 옴 저항값이고, NewRawR0Estimate은 dv/di이며, dv/di는 셀 전류에 대한 셀 전압의 1차 미분으로, (V j - V j-1) 계산을 (I j - I j-1) 계산으로 나눈 값과 같으며, V j는 상기 제3 업데이트 빈도와 관련된 상기 현재 동작 사이클의 실행 이전에 마지막으로 샘플링된 셀 전압값이고, V j-1은 상기 제3 업데이트 빈도와 관련된 상기 현재 동작 사이클 이전의 동작 사이클의 실행 이전에 마지막으로 샘플링된 셀 전압값이고, I j는 상기 제3 업데이트 빈도와 관련된 상기 현재 동작 사이클의 실행 이전에 마지막으로 샘플링된 전류값이고, I j-1은 상기 제3 업데이트 빈도와 관련된 상기 현재 동작 사이클 이전의 동작 사이클의 실행 이전에 마지막으로 샘플링된 전류값이며, smoothingFilterFunction()은 순환 재귀 평활 필터인 것을 특징으로 하는 배터리 모니터링 시스템.
  9. 제8항에 있어서,
    상기 순환 재귀 평활 필터는,
    1차 순서 지연 필터, 단일 지수 평활 필터 또는 이중 지수 평활 필터인 것을 특징으로 하는 배터리 모니터링 시스템.
PCT/KR2019/015895 2018-11-23 2019-11-19 배터리 모니터링 시스템 Ceased WO2020106043A1 (ko)

Priority Applications (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2020539062A JP7014491B2 (ja) 2018-11-23 2019-11-19 バッテリーモニタリングシステム
EP19886649.3A EP3761048B1 (en) 2018-11-23 2019-11-19 Battery monitoring system
CN201980022217.3A CN111989581B (zh) 2018-11-23 2019-11-19 电池监视系统
KR1020207013891A KR102882637B1 (ko) 2018-11-23 2019-11-19 배터리 모니터링 시스템

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US16/198,955 US10948547B2 (en) 2018-11-23 2018-11-23 Battery monitoring system
US16/198,955 2018-11-23

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2020106043A1 true WO2020106043A1 (ko) 2020-05-28

Family

ID=70770682

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/KR2019/015895 Ceased WO2020106043A1 (ko) 2018-11-23 2019-11-19 배터리 모니터링 시스템

Country Status (6)

Country Link
US (1) US10948547B2 (ko)
EP (1) EP3761048B1 (ko)
JP (1) JP7014491B2 (ko)
KR (1) KR102882637B1 (ko)
CN (1) CN111989581B (ko)
WO (1) WO2020106043A1 (ko)

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR102253781B1 (ko) * 2017-04-28 2021-05-20 주식회사 엘지화학 방전 제어 장치 및 방법
KR102864288B1 (ko) * 2020-11-26 2025-09-26 에스케이온 주식회사 배터리의 상태정보 동기화 장치 및 방법
KR102796970B1 (ko) * 2022-05-03 2025-04-18 주식회사 에이젠글로벌 e-모빌리티 배터리 가치 모니터링 방법 및 이러한 방법을 수행하는 장치
EP4700409A1 (en) * 2023-04-19 2026-02-25 Vehicle Energy Japan Inc. Battery control device and vehicle control device
FR3161036A1 (fr) * 2024-04-04 2025-10-10 Electricite De France Procédé et système de surveillance d’une batterie par suivide sa tension et de son courant

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6805987B2 (en) * 2002-01-23 2004-10-19 Relion, Inc. Method and apparatus for monitoring equivalent series resistance and for shunting a fuel cell
CN101639523A (zh) * 2003-06-27 2010-02-03 古河电气工业株式会社 二次电池的内部阻抗测量方法及装置、恶化判断方法及装置、电源系统
JP2011047820A (ja) * 2009-08-27 2011-03-10 Toshiba Corp 二次電池装置及び車両
CN105954592A (zh) * 2016-07-18 2016-09-21 天津金星奥宇科技有限公司 一种动力电池组内阻测量系统
KR101863036B1 (ko) * 2011-11-30 2018-06-01 주식회사 실리콘웍스 배터리 잔존전하량 추정방법 및 배터리 관리시스템

Family Cites Families (24)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20030206021A1 (en) * 1997-07-25 2003-11-06 Laletin William H. Method and apparatus for measuring and analyzing electrical or electrochemical systems
US6087808A (en) * 1999-04-23 2000-07-11 Pritchard; Jeffrey A. System and method for accurately determining remaining battery life
WO2002071087A1 (de) * 2001-03-08 2002-09-12 Daimlerchrysler Ag Verfahren und anordnung zur bestimmung der pufferwirkung einer batterie
JP4043977B2 (ja) 2003-03-11 2008-02-06 株式会社日本自動車部品総合研究所 二次電池の内部抵抗検出装置および内部抵抗検出方法
EP2626716B1 (en) 2003-06-27 2015-09-16 The Furukawa Electric Co., Ltd. Device and method for judging deterioration of accumulator / secondary cell
US7795874B1 (en) * 2007-10-10 2010-09-14 Commissariat A L'energie Atomique Method of estimation of the state of charge of a lead-acid battery
JP4925060B2 (ja) * 2007-10-19 2012-04-25 本田技研工業株式会社 電池状態推定装置
PL2365350T3 (pl) * 2008-11-10 2020-06-29 Lg Chem, Ltd. Urządzenie i sposób do pomiaru prądu i napięcia pakietu baterii akumulatorowych w sposób zsynchronizowany
JP5334697B2 (ja) 2009-06-15 2013-11-06 本田技研工業株式会社 電池状態推定装置
JP2011106952A (ja) * 2009-11-17 2011-06-02 Honda Motor Co Ltd 電池の残容量推定方法
JP5381664B2 (ja) * 2009-12-02 2014-01-08 トヨタ自動車株式会社 組電池の異常検出装置
JP2011257219A (ja) * 2010-06-08 2011-12-22 Nissan Motor Co Ltd 二次電池の内部抵抗又は開放電圧を演算する演算装置
JP5558941B2 (ja) * 2010-06-30 2014-07-23 三洋電機株式会社 電池の内部抵抗の検出方法
EP2761317A2 (en) * 2011-09-30 2014-08-06 KPIT Technologies Limited A system and method for determining state of charge of a battery
WO2013046714A1 (ja) * 2011-09-30 2013-04-04 パナソニック株式会社 内部抵抗検出回路、及び電池電源装置
KR101498764B1 (ko) * 2012-05-10 2015-03-04 주식회사 엘지화학 배터리의 저항측정방법 및 장치, 이를 이용한 배터리 관리 시스템
JP2013246088A (ja) 2012-05-28 2013-12-09 Toyota Industries Corp 電池の内部抵抗推定方法及びその装置
DE102012209660A1 (de) 2012-06-08 2013-12-12 Robert Bosch Gmbh Batteriesystem und zugehöriges Verfahren zur Ermittlung des Innenwiderstandes von Batteriezellen oder Batteriemodulen des Batteriesystems
US20140266228A1 (en) * 2013-03-15 2014-09-18 Qualcomm Incorporated Active measurement of battery equivalent series resistance
DE102014205495A1 (de) * 2014-03-25 2015-10-01 Robert Bosch Gmbh Elektronischer Batteriesensor und Verfahren zur Bestimmung eines Innenwiderstandes einer Batterie
US9707855B1 (en) * 2016-04-15 2017-07-18 Ford Global Technologies, Llc Battery overcurrent diagnostic system
US10436851B2 (en) * 2016-07-29 2019-10-08 Con Edison Battery Storage, Llc Electrical energy storage system with battery resistance estimation
CN108226787A (zh) * 2017-08-08 2018-06-29 河南航天液压气动技术有限公司 电池内阻检测方法和检测装置
CN107907834B (zh) * 2017-10-25 2020-08-07 广州市香港科大霍英东研究院 一种电池管理系统的电流漂移校正方法、系统及装置

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6805987B2 (en) * 2002-01-23 2004-10-19 Relion, Inc. Method and apparatus for monitoring equivalent series resistance and for shunting a fuel cell
CN101639523A (zh) * 2003-06-27 2010-02-03 古河电气工业株式会社 二次电池的内部阻抗测量方法及装置、恶化判断方法及装置、电源系统
JP2011047820A (ja) * 2009-08-27 2011-03-10 Toshiba Corp 二次電池装置及び車両
KR101863036B1 (ko) * 2011-11-30 2018-06-01 주식회사 실리콘웍스 배터리 잔존전하량 추정방법 및 배터리 관리시스템
CN105954592A (zh) * 2016-07-18 2016-09-21 天津金星奥宇科技有限公司 一种动力电池组内阻测量系统

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
See also references of EP3761048A4

Also Published As

Publication number Publication date
KR102882637B1 (ko) 2025-11-05
JP2021512451A (ja) 2021-05-13
US10948547B2 (en) 2021-03-16
US20200166579A1 (en) 2020-05-28
CN111989581B (zh) 2023-06-06
EP3761048A1 (en) 2021-01-06
KR20210082124A (ko) 2021-07-02
JP7014491B2 (ja) 2022-02-01
EP3761048B1 (en) 2022-03-23
CN111989581A (zh) 2020-11-24
EP3761048A4 (en) 2021-06-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2020106043A1 (ko) 배터리 모니터링 시스템
CN107991625B (zh) 动力蓄电池系统绝缘电阻检测电路与检测方法
WO2019050330A1 (ko) 배터리 충전 상태 추정 장치 및 방법
WO2019088492A1 (ko) 배터리 등가 회로 모델의 파라미터 추정 방법, 장치 및 기록매체
CN116953360B (zh) 一种储能设备的绝缘电阻快速检测方法
WO2012036498A2 (en) Insulation resistance measurement circuit having self-test function without generating leakage current
WO2012060597A2 (ko) 배터리의 교환 시기 통보 장치 및 방법
EP2333568A1 (en) Determination of insulation resistance of an electric DC circuit
WO2020141768A1 (ko) 절연저항 측정 장치 및 방법
WO2017086687A1 (ko) 절연 저항 측정 시스템 및 장치
CN109633276B (zh) 基于全桥绝缘检测电路的绝缘电阻检测方法和装置
WO2017116088A1 (ko) 배터리 수명 추정 방법 및 장치
CN110967606A (zh) 绝缘检测电路及检测方法、电池管理系统
WO2021230533A1 (ko) 배터리를 진단하기 위한 장치 및 그 방법
WO2014069873A1 (ko) 스위치 릴레이 장치
CN101488596A (zh) 用于估计电池的荷电状态的系统和方法
WO2018074807A1 (ko) 듀티 제어를 통한 효과적인 배터리 셀 밸런싱 방법 및 시스템
WO2018097512A1 (ko) 배터리 충전제어 알고리즘
JP2008139249A (ja) 電動車両用の漏電検出方法
KR20220066978A (ko) 전기 또는 하이브리드 자동차에서 고전압 회로의 절연 저항을 추정하는 방법
WO2021085869A1 (ko) 배터리 충전상태 추정방법 및 이를 적용한 배터리 관리 시스템
CN107037265A (zh) 用于测量车辆底盘电气隔离的方法
EP2867967A1 (en) Driver circuit for an electric vehicle and a diagnostic method for determining when a voltage driver is shorted to a ground volatge
JPH09274062A (ja) 漏電検出装置
WO2013169089A1 (ko) 집진판 청소시기 판별장치 및 그 방법

Legal Events

Date Code Title Description
ENP Entry into the national phase

Ref document number: 20207013891

Country of ref document: KR

Kind code of ref document: A

121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 19886649

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2020539062

Country of ref document: JP

Kind code of ref document: A

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2019886649

Country of ref document: EP

Effective date: 20200930

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE