WO2023224288A1 - 배터리 상태 관리 장치 및 그것의 동작 방법 - Google Patents

배터리 상태 관리 장치 및 그것의 동작 방법 Download PDF

Info

Publication number
WO2023224288A1
WO2023224288A1 PCT/KR2023/005919 KR2023005919W WO2023224288A1 WO 2023224288 A1 WO2023224288 A1 WO 2023224288A1 KR 2023005919 W KR2023005919 W KR 2023005919W WO 2023224288 A1 WO2023224288 A1 WO 2023224288A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
battery cell
capacity
slope
battery
section
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/KR2023/005919
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
김영진
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 Energy Solution Ltd
Original Assignee
LG Energy Solution 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 Energy Solution Ltd filed Critical LG Energy Solution Ltd
Priority to CN202380015514.1A priority Critical patent/CN118451336A/zh
Priority to JP2024546434A priority patent/JP7831740B2/ja
Priority to US18/728,152 priority patent/US20260110739A1/en
Priority to EP23807811.7A priority patent/EP4446764A4/en
Publication of WO2023224288A1 publication Critical patent/WO2023224288A1/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]
    • G01R31/3644—Constructional arrangements
    • G01R31/3648—Constructional arrangements comprising digital calculation means, e.g. for performing an algorithm
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M10/00—Secondary cells; Manufacture thereof
    • H01M10/05—Accumulators with non-aqueous electrolyte
    • H01M10/052—Li-accumulators
    • H01M10/0525—Rocking-chair batteries, i.e. batteries with lithium insertion or intercalation in both electrodes; Lithium-ion batteries
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R19/00—Arrangements for measuring currents or voltages or for indicating presence or sign thereof
    • G01R19/10—Measuring sum, difference or ratio
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R19/00—Arrangements for measuring currents or voltages or for indicating presence or sign thereof
    • G01R19/165—Indicating that current or voltage is either above or below a predetermined value or within or outside a predetermined range of values
    • G01R19/16528—Indicating that current or voltage is either above or below a predetermined value or within or outside a predetermined range of values using digital techniques or performing arithmetic operations
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/36—Arrangements for testing, measuring or monitoring the electrical condition of accumulators or electric batteries, e.g. capacity or state of charge [SoC]
    • G01R31/385—Arrangements for measuring battery or accumulator variables
    • G01R31/387—Determining ampere-hour charge capacity or SoC
    • G01R31/388—Determining ampere-hour charge capacity or SoC involving voltage 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]
    • G01R31/392—Determining battery ageing or deterioration, e.g. state of health
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M10/00—Secondary cells; Manufacture thereof
    • H01M10/42—Methods or arrangements for servicing or maintenance of secondary cells or secondary half-cells
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M10/00—Secondary cells; Manufacture thereof
    • H01M10/42—Methods or arrangements for servicing or maintenance of secondary cells or secondary half-cells
    • H01M10/425—Structural combination with electronic components, e.g. electronic circuits integrated to the outside of the casing
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M10/00—Secondary cells; Manufacture thereof
    • H01M10/42—Methods or arrangements for servicing or maintenance of secondary cells or secondary half-cells
    • H01M10/48—Accumulators combined with arrangements for measuring, testing or indicating the condition of cells, e.g. the level or density of the electrolyte
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R19/00—Arrangements for measuring currents or voltages or for indicating presence or sign thereof
    • G01R19/12—Measuring rate of change
    • 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
    • G01R31/3835—Arrangements for monitoring battery or accumulator variables, e.g. SoC involving only voltage measurements
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M10/00—Secondary cells; Manufacture thereof
    • H01M10/42—Methods or arrangements for servicing or maintenance of secondary cells or secondary half-cells
    • H01M10/48—Accumulators combined with arrangements for measuring, testing or indicating the condition of cells, e.g. the level or density of the electrolyte
    • H01M10/482—Accumulators combined with arrangements for measuring, testing or indicating the condition of cells, e.g. the level or density of the electrolyte for several batteries or cells simultaneously or sequentially
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M10/00—Secondary cells; Manufacture thereof
    • H01M10/42—Methods or arrangements for servicing or maintenance of secondary cells or secondary half-cells
    • H01M10/425—Structural combination with electronic components, e.g. electronic circuits integrated to the outside of the casing
    • H01M2010/4271—Battery management systems including electronic circuits, e.g. control of current or voltage to keep battery in healthy state, cell balancing
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/10—Energy storage using batteries

Definitions

  • Embodiments disclosed in this document relate to a battery state management device and a method of operating the same.
  • the secondary battery is a battery capable of charging and discharging, and includes both conventional Ni/Cd batteries, Ni/MH batteries, etc., and recent lithium ion batteries.
  • lithium-ion batteries have the advantage of having a much higher energy density than conventional Ni/Cd batteries, Ni/MH batteries, etc.
  • lithium-ion batteries can be manufactured in small and light sizes, so they are used as a power source for mobile devices. Recently, its range of use has expanded as a power source for electric vehicles, and it is attracting attention as a next-generation energy storage medium.
  • venting occurs in a lithium-ion battery, direct problems may occur in the battery, such as reduced cell performance and an increased possibility of ignition due to electrolyte leakage. Therefore, a technology is needed to determine whether venting of the battery has occurred.
  • One purpose of the embodiments disclosed in this document is to provide a battery state management device that can determine venting of a battery cell and a method of operating the same.
  • One purpose of the embodiments disclosed in this document is to provide a battery state management device and a method of operating the same that can accurately determine venting of a battery cell based on changes in voltage and capacity of the battery cell.
  • a battery state management device includes an information acquisition unit that acquires the capacity, voltage, and State of Health (SOH) of a battery cell corresponding to a charge/discharge cycle, and Calculating a capacity voltage differential value (dQ/dV) corresponding to the charge/discharge cycle of the cell, and determining the state of the battery cell based on the capacity voltage differential value corresponding to the charge/discharge cycle and the SOH of the battery cell. It can include a controller that does this.
  • SOH State of Health
  • the controller may calculate a slope of a graph based on the capacity voltage differential value and the SOH of the battery cell, and determine whether venting of the battery cell occurs based on the slope.
  • the controller may calculate a difference between the capacity voltage differential value corresponding to the charge/discharge cycle and a reference capacity voltage differential value, and calculate the slope by correlating the calculated difference with the SOH. .
  • the controller reduces the maximum value of the charging voltage of the battery cell and the charging current of the battery cell when the slope changes from the first section in which the slope is maintained to the second section in which the slope increases. can be controlled to decrease.
  • the controller may determine that venting has occurred in the battery cell when the second section changes to a third section where the slope decreases.
  • the controller may set the graph to correspond to a value obtained by processing the capacitance voltage differential value through dynamic time warping.
  • the horizontal axis of the graph may be the SOH, and the vertical axis may be the dynamic time warped capacitance voltage differential value.
  • the SOH may include SOHQ corresponding to the capacity degradation degree of the battery cell.
  • the controller may calculate the SOHQ as a ratio of the discharge capacity of a specific cycle to the discharge capacity of the first charge and discharge cycle.
  • the information acquisition unit may acquire the capacity, the voltage, and the SOH in a specific voltage section of the battery cell.
  • the specific voltage section may be 3.2V to 3.4V.
  • the battery It when the controller changes from a first section in which the absolute value of the average of the slope is less than or equal to the first set value to a second section in which the absolute value of the average of the slope is more than the first set value, the battery It can be controlled to reduce the maximum value of the charging voltage of the cell and to reduce the charging current of the battery cell.
  • the controller may determine that venting has occurred in the battery cell when the absolute value of the average of the slope in the second section changes to a third section in which the average value decreases below the second set value.
  • a method of operating a battery state management device includes obtaining the capacity, voltage, and SOH (State of Health) of a battery cell corresponding to a charge/discharge cycle, based on the capacity and voltage. Calculating a capacity voltage differential value (dQ/dV) corresponding to the charge/discharge cycle of the battery cell, calculating a slope of a graph based on the capacity voltage differential value corresponding to the charge/discharge cycle and the SOH of the battery cell. It may include a step of determining whether venting of the battery cell occurs based on the tilt.
  • SOH State of Health
  • calculating the slope of the graph based on the capacity voltage differential value corresponding to the charge/discharge cycle and the SOH of the battery cell includes the capacity voltage differential value corresponding to the charge/discharge cycle and the reference capacity voltage. It may include calculating a difference in differential values and calculating the slope by correlating the calculated difference with the SOH.
  • the battery state management device and its operating method according to an embodiment disclosed in this document can determine whether venting has occurred in a specific cycle based on the capacity voltage differential value for each cycle of the battery cell.
  • the battery state management device and its operating method according to an embodiment disclosed in this document can determine whether venting has occurred in a battery cell based on the amount of change in the capacity voltage differential value compared to SOHQ for each cycle of the battery cell.
  • the battery state management device and its operating method according to an embodiment disclosed in this document can determine whether venting has occurred in a battery cell based on the value of a specific section among the capacity voltage differentials of the battery cell.
  • FIG. 1 is a block diagram showing the configuration of a general battery pack.
  • FIG. 2 is a block diagram showing a battery state management device according to an embodiment disclosed in this document.
  • FIG. 3 is a diagram showing an example of how a battery state management device processes a capacity voltage differential value according to an embodiment disclosed in this document.
  • FIG. 4 is a diagram showing an example of how a battery state management device determines venting of a battery cell according to an embodiment disclosed in this document.
  • Figure 5 is a flow diagram showing a method of operating a battery state management device according to an embodiment disclosed in this document.
  • FIG. 6 is a flowchart specifically showing a method of operating a battery state management device according to an embodiment disclosed in this document.
  • Figure 7 is a block diagram showing the hardware configuration of a computing system for performing a method of operating a battery state management device according to an embodiment disclosed in this document.
  • FIG. 1 is a block diagram showing the configuration of a general battery pack.
  • FIG. 1 it schematically shows a battery control system including a battery pack 1 and a higher level controller 2 included in the upper level system according to an embodiment of the present invention.
  • the battery pack 1 is made up of one or more battery cells and is connected in series to a battery module 10 capable of charging and discharging, and to the (+) terminal side or the (-) terminal side of the battery module 10. It is connected to a switching unit 14 to control the charge/discharge current flow of the battery module 10, and monitors the voltage, current, temperature, etc. of the battery pack 1 for control and management to prevent overcharge and overdischarge. It includes a battery management system 20 that does. At this time, the battery pack 1 may be provided with a plurality of battery modules 10, sensors 12, switching units 14, and battery management system 20.
  • the switching unit 14 is an element for controlling the current flow for charging or discharging the plurality of battery modules 10, for example, at least one relay or magnetic contactor depending on the specifications of the battery pack 1. etc. can be used.
  • the battery management system 20 is an interface that receives measured values of the various parameters described above, and may include a plurality of terminals and a circuit connected to these terminals to process the input values.
  • the battery management system 20 may control ON/OFF of the switching unit 14, for example, a relay or contactor, and is connected to the battery module 10 to monitor the status of each battery module 10. It can be monitored.
  • the battery management system 20 may include the battery state management device 100 of FIG. 2 .
  • the battery management system 20 may be a different system from the battery state management device 100 of FIG. 2 . That is, the battery state management device 100 of FIG. 2 may be included in the battery pack 1 or may be configured as another device external to the battery pack 1.
  • the upper controller 2 may transmit a control signal for the battery module 10 to the battery management system 20 . Accordingly, the operation of the battery management system 20 may be controlled based on a signal applied from the upper controller 2.
  • FIG. 2 is a block diagram showing a battery state management device according to an embodiment disclosed in this document.
  • the battery state management device 100 may include an information acquisition unit 110 and a controller 120. According to the embodiment, the battery state management device 100 may be included in the battery management system 20 of FIG. 1, or may be another device different from the battery management system 20 of FIG. 1.
  • the information acquisition unit 110 may acquire the capacity, voltage, and state of health (SOH) of the battery cell corresponding to the charge/discharge cycle.
  • SOH state of health
  • the information acquisition unit 110 may acquire capacity, voltage, and SOH in a specific voltage section of a battery cell.
  • the specific voltage section may be 3.2V to 3.4V.
  • SOH may include SOHQ corresponding to the degree of degradation of battery cell capacity.
  • the controller 120 may calculate a capacity voltage differential value (dQ/dV) corresponding to the charge/discharge cycle of the battery cell based on the capacity and voltage of the battery cell. For example, the controller 120 may calculate the capacity voltage differential value by differentiating the capacity of the battery cell by voltage. According to an embodiment, the controller 120 may determine whether venting of a battery cell occurs based on the capacity voltage differential value of a specific voltage section. For example, the specific voltage section may be 3.2V to 3.4V.
  • FIG. 3 is a diagram showing an example of how a battery state management device processes a capacity voltage differential value according to an embodiment disclosed in this document.
  • the controller 120 may calculate a capacity voltage differential value as shown in the graph shown in FIG. 3 based on the capacity and voltage of the battery cell.
  • the information acquisition unit 110 may obtain the capacity and voltage of the battery cell for each charge/discharge cycle, and the controller 120 may calculate a capacity voltage differential value for each charge/discharge cycle.
  • the controller 120 may determine venting of a battery cell based on the capacity voltage differential value of a specific voltage section 210.
  • the specific voltage section 210 may be a discharge terminal voltage section of a battery cell.
  • the specific voltage range may be 3.2V to 3.4V.
  • the controller 120 may determine the state of the battery cell based on the capacity voltage differential value corresponding to the charge/discharge cycle and the SOH of the battery cell. For example, the controller 120 may calculate the slope of the graph based on the capacity voltage differential value corresponding to the charge/discharge cycle and the SOH of the battery cell. For example, the controller 120 may calculate the slope of the graph by calculating the amount of change in the capacity voltage differential value according to the SOH and charge/discharge cycle.
  • the controller 120 may calculate the difference between a capacity voltage differential value corresponding to a charge/discharge cycle and a reference capacity voltage differential value, and may calculate a slope by matching the calculated difference with SOH.
  • the reference capacity voltage differential value may be the capacity voltage differential value of the battery cell before the first cycle.
  • the controller 120 may set the capacitance voltage differential value to correspond to a value processed by dynamic time warping.
  • the controller 120 may set a graph according to the charge/discharge cycle by setting the capacity voltage differential value processed by dynamic time warping on the vertical axis and the SOH value on the horizontal axis.
  • SOH may include SOHQ corresponding to the degree of degradation of battery cell capacity.
  • the controller 120 may calculate SOHQ as the ratio of the discharge capacity of a specific cycle to the discharge capacity of the first cycle.
  • the controller 120 may set a graph based on the capacity voltage differential value corresponding to the charge/discharge cycle and the SOHQ value corresponding to the charge/discharge cycle, and determine whether venting of the battery cell occurs based on the slope of the graph. can be judged.
  • the controller 120 may calculate the difference between the capacity voltage differential value corresponding to the charge and discharge cycle and the reference capacity voltage differential value, and set the value obtained by processing the calculated difference through dynamic time warping on the vertical axis, By setting the SOHQ value on the horizontal axis, you can set up a graph according to the charge/discharge cycle.
  • the controller 120 may control the maximum value of the charging voltage of the battery cell to decrease and the charging current of the battery cell to decrease. .
  • the controller 120 may determine that the probability of venting occurring in the battery cell will increase if the slope is maintained and then increases (when changing from the first section to the second section), and therefore, the probability of venting occurring in the battery cell may increase. In order to prevent this from occurring, the maximum value of the charging voltage of the battery cell can be reduced and the charging current of the battery cell can be controlled to decrease.
  • the controller 120 may set the section in which the absolute value of the average slope is less than or equal to the first set value as the first section, and the section in which the absolute value of the average slope changes to more than the second set value may be set as the first section. It can be set to 2 sections.
  • the controller 120 may determine that venting has occurred in the battery cell when the slope changes from the second section to the third section where the slope decreases. For example, when venting occurs in a battery cell, the slope that increases in the second section may change to the third section where it decreases. According to the embodiment, the controller 120 may set the section in which the absolute value of the average slope decreases below the third set value as the third section in the second section where the absolute value of the average slope is greater than or equal to the second set value. there is.
  • the slope can be calculated as the difference between the capacity voltage differential value corresponding to the charge and discharge cycle and the reference capacity voltage differential value, and the value obtained by processing the calculated difference through dynamic time warping is set on the vertical axis, and the SOHQ value is set to the vertical axis. It can be the slope of the graph according to the charge/discharge cycle by setting it as the horizontal axis.
  • the controller 120 may learn a cycle that changes from the first section to the second section. For example, the controller 120 may learn the cycle that changes from the first section to the second section for each charging and discharging condition. In this case, the controller 120 can suppress the occurrence of venting of battery cells by setting charging and discharging conditions in more detail.
  • the controller 120 may learn a cycle that changes from the second section to the third section.
  • the controller 120 may learn the cycle that changes from the second section to the third section for each charging and discharging condition.
  • the controller 120 can suppress the occurrence of venting of battery cells by setting charging and discharging conditions in more detail.
  • the battery state management device 100 may determine whether venting has occurred in a specific cycle based on the capacity voltage differential value for each cycle of the battery cell.
  • the battery state management device 100 may determine whether venting has occurred in a battery cell based on the amount of change in the capacity voltage differential value compared to SOHQ for each cycle of the battery cell.
  • the battery state management device 100 may determine whether venting has occurred in the battery cell based on the value of a specific section among the capacity voltage differentials of the battery cell.
  • FIG. 4 is a diagram showing an example of how a battery state management device determines venting of a battery cell according to an embodiment disclosed in this document.
  • the controller 120 can set a graph corresponding to the charge/discharge cycle by setting the horizontal axis to SOHQ and the vertical axis to the amount of change in the capacity voltage differential value processed by dynamic time warping.
  • SOHQ can be calculated as the ratio of the discharge capacity of a specific cycle to the discharge capacity of the first cycle.
  • the amount of change in the capacity voltage differential value may be calculated as the difference between the capacity voltage differential value corresponding to the charge/discharge cycle and the reference capacity voltage differential value.
  • the controller 120 may distinguish between a first section in which the slope is maintained, a second section in which the slope increases, and a third section in which the slope decreases. For example, the controller 120 may check the cycle changing from the first section to the second section and the cycle changing from the second section to the third section. In this case, the controller 120 may control the maximum value of the charging voltage of the battery cell to decrease and the charging current of the battery cell to decrease from the cycle that changes from the first section to the second section. Additionally, the controller 120 may determine that venting has occurred in the battery cell from the cycle that changes from the second section to the third section.
  • the cycles of the first section, the second section, and the third section may change depending on charging and discharging conditions. For example, when charging is performed at a higher current or voltage (e.g., in the case of rapid charging), the battery cell may change from the first section to the second section more quickly than in the case of general charging, and the second section may be changed from the first section to the second section more quickly than when charging. It can change from section to third section.
  • the controller 120 may learn the cycles of the first section, the second section, and the third section. For example, the controller 120 may learn the cycles of the first section, second section, and third section based on charging and discharging conditions.
  • FIG. 5 is a flow diagram showing a method of operating a battery state management device according to an embodiment disclosed in this document. According to an embodiment, the operating method of the battery state management device may be performed through the battery state management device 100 of FIG. 2.
  • the operating method of the battery state management device 100 includes obtaining the capacity, voltage, and SOH of the battery cell corresponding to the charge/discharge cycle (S110), capacity and calculating a capacity voltage differential value corresponding to the charge/discharge cycle of the battery cell based on the voltage (S120), calculating the slope of the graph based on the capacity voltage differential value corresponding to the charge/discharge cycle and the SOH of the battery cell. (S130) and determining whether venting of the battery cell occurs based on the slope (S140).
  • the information acquisition unit 110 may acquire the capacity, voltage, and SOH of the battery cell corresponding to the charge/discharge cycle.
  • SOH may include SOHQ corresponding to the degree of degradation of battery cell capacity.
  • SOHQ may be calculated as the ratio of the discharge capacity of a specific cycle to the discharge capacity of the first cycle.
  • the controller 120 calculates the capacity voltage differential corresponding to the charge/discharge cycle of the battery cell based on the capacity and voltage.
  • the value (dQ/dV) can be calculated.
  • the controller 120 may calculate a capacity voltage differential value based on the capacity and voltage of the battery cell, calculate the difference between the calculated capacity voltage differential value and the reference capacity voltage differential value, and calculate the calculated capacity voltage differential value. The difference can be handled with Dynamic Time Warping.
  • the controller 120 calculates the slope of the graph based on the capacity voltage differential value corresponding to the charge/discharge cycle and the SOH of the battery cell.
  • the slope of the graph can be calculated.
  • the controller 120 may set a graph corresponding to a charge/discharge cycle by setting the calculated difference through dynamic time warping as the vertical axis and SOHQ as the horizontal axis.
  • the controller 120 may calculate the slope for each charge/discharge cycle based on the set graph.
  • the controller 120 may determine whether venting of the battery cell has occurred based on the calculated slope. For example, when the controller 120 changes from a first section in which the slope is maintained to a second section in which the slope increases, the controller 120 controls to reduce the maximum value of the charging voltage of the battery cell and reduce the charging current of the battery cell. This can prevent venting of the battery cell. Additionally, the controller 120 may determine that venting has occurred in the battery cell when the second section changes to the third section where the slope decreases. In this case, the controller 120 may deliver an alarm to the user indicating that venting has occurred in the battery cell and to replace the battery cell.
  • FIG. 6 is a flowchart specifically showing a method of operating a battery state management device according to an embodiment disclosed in this document.
  • the operating method of the battery state management device 100 includes calculating the difference between the capacity voltage differential value corresponding to the charge and discharge cycle and the reference capacity voltage differential value (S210) and corresponding the calculated difference and SOH. It may include calculating the slope (S220). According to an embodiment, steps S210 and S220 may be included in step S130 of FIG. 5.
  • the controller 120 calculates the difference between the capacity voltage differential value corresponding to the charge and discharge cycle and the reference capacity voltage differential value. It can be calculated.
  • the controller 120 can calculate the slope by matching the calculated difference with the SOH. For example, the controller 120 may calculate a slope corresponding to a charge/discharge cycle by matching the calculated difference to SOHQ.
  • Figure 7 is a block diagram showing the hardware configuration of a computing system for performing a method of operating a battery state management device according to an embodiment disclosed in this document.
  • the computing system 1000 may include an MCU 1010, a memory 1020, an input/output I/F 1030, and a communication I/F 1040. there is.
  • the MCU 1010 stores various programs stored in the memory 1020 (e.g., battery pack voltage or current collection program, battery cell capacity, voltage collection program, battery cell SOH calculation program, battery cell capacity voltage differential value calculation program, etc.), process various information including capacity voltage differential values or SOHQ of battery cells through these programs, and perform the functions of the controller included in the battery state management device shown in FIG. 2 above. It could be a processor.
  • programs stored in the memory 1020 e.g., battery pack voltage or current collection program, battery cell capacity, voltage collection program, battery cell SOH calculation program, battery cell capacity voltage differential value calculation program, etc.
  • the memory 1020 can store various programs such as battery cell capacity, voltage collection, capacity voltage differential calculation, and SOH calculation program. In addition, the memory 1020 can store various information such as the battery cell's current, voltage, capacity, SOHQ, capacity-voltage differential value, and the slope of a graph set based on SOH.
  • Memory 1020 may be volatile memory or non-volatile memory.
  • the memory 1020 as a volatile memory may use RAM, DRAM, SRAM, etc.
  • the memory 1020 as a non-volatile memory may be ROM, PROM, EAROM, EPROM, EEPROM, flash memory, etc.
  • the examples of memories 1020 listed above are merely examples and are not limited to these examples.
  • the input/output I/F (1030) is an interface that connects the MCU (1010) with input devices (not shown) such as a keyboard, mouse, and touch panel, and output devices such as a display (not shown) to transmit and receive data. can be provided.
  • the communication I/F 1040 is a component that can transmit and receive various data with a server, and may be various devices that can support wired or wireless communication.
  • the battery status management device receives a graph based on the voltage, current, SOH, capacity voltage differential value, capacity voltage differential value, and SOH of each battery cell from a separately provided external server through the communication I/F (1040). , information such as the slope of the graph and whether venting of the battery cell occurs can be transmitted.
  • the computer program according to an embodiment disclosed in this document may be recorded in the memory 1020 and processed by the MCU 1010, so that it may be implemented as a module that performs each function shown in FIG. 2, for example. there is.

Landscapes

  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Electrochemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Manufacturing & Machinery (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Microelectronics & Electronic Packaging (AREA)
  • Secondary Cells (AREA)
  • Charge And Discharge Circuits For Batteries Or The Like (AREA)
  • Tests Of Electric Status Of Batteries (AREA)

Abstract

본 문서에 개시된 일 실시예에 따른 배터리 상태 관리 장치는 충방전 사이클에 대응되는 배터리 셀의 용량, 전압 및 SOH(State of Health)를 획득하는 정보 획득부, 상기 용량 및 상기 전압에 기반하여 상기 배터리 셀의 상기 충방전 사이클에 대응되는 용량 전압 미분값(dQ/dV)을 산출하고, 상기 충방전 사이클에 대응되는 상기 용량 전압 미분값과 상기 배터리 셀의 SOH에 기반하여 상기 배터리 셀의 상태를 판단하는 컨트롤러를 포함할 수 있다.

Description

배터리 상태 관리 장치 및 그것의 동작 방법
관련출원과의 상호인용
본 발명은 2022.05.18.에 출원된 한국 특허 출원 제10-2022-0060637 호에 기초한 우선권의 이익을 주장하며, 해당 한국 특허 출원의 문헌에 개시된 모든 내용을 본 명세서의 일부로 포함한다.
기술분야
본 문서에 개시된 실시예들은 배터리 상태 관리 장치 및 그것의 동작 방법에 관한 것이다.
최근 이차 전지에 대한 연구 개발이 활발히 이루어지고 있다. 여기서 이차 전지는 충방전이 가능한 전지로서, 종래의 Ni/Cd 배터리, Ni/MH 배터리 등과 최근의 리튬 이온 배터리를 모두 포함하는 의미이다. 이차 전지 중 리튬 이온 배터리는 종래의 Ni/Cd 배터리, Ni/MH 배터리 등에 비하여 에너지 밀도가 훨씬 높다는 장점이 있다, 또한, 리튬 이온 배터리는 소형, 경량으로 제작할 수 있어 이동 기기의 전원으로 사용되며, 최근에는 전기 자동차의 전원으로 사용 범위가 확장되어 차세대 에너지 저장 매체로 주목을 받고 있다.
리튬 이온 배터리에서 벤팅(Venting)이 발생하는 경우, 셀 성능이 저하되고, 전해액이 누액됨으로 인하여 발화 가능성이 증가하는 등 배터리에 직접적인 문제가 발생할 수 있다. 따라서, 배터리의 벤팅 발생 여부를 판단하는 기술이 필요하다.
본 문서에 개시된 실시예들의 일 목적은 배터리 셀의 벤팅을 판단할 수 있는 배터리 상태 관리 장치 및 그것의 동작 방법을 제공하는데 있다.
본 문서에 개시된 실시예들의 일 목적은 배터리 셀의 전압, 용량의 변화량에 기반하여 배터리 셀의 벤팅을 정확하게 판단할 수 있는 배터리 상태 관리 장치 및 그것의 동작 방법을 제공하는데 있다.
본 문서에 개시된 실시예들의 기술적 과제들은 이상에서 언급한 기술적 과제들로 제한되지 않으며, 언급되지 않은 또 다른 기술적 과제들은 아래의 기재들로부터 당업자에게 명확하게 이해될 수 있을 것이다.
본 문서에 개시된 일 실시예에 따른 배터리 상태 관리 장치는 충방전 사이클에 대응되는 배터리 셀의 용량, 전압 및 SOH(State of Health)를 획득하는 정보 획득부, 상기 용량 및 상기 전압에 기반하여 상기 배터리 셀의 상기 충방전 사이클에 대응되는 용량 전압 미분값(dQ/dV)을 산출하고, 상기 충방전 사이클에 대응되는 상기 용량 전압 미분값과 상기 배터리 셀의 SOH에 기반하여 상기 배터리 셀의 상태를 판단하는 컨트롤러를 포함할 수 있다.
일 실시예에서, 상기 컨트롤러는 상기 용량 전압 미분값과 상기 배터리 셀의 SOH에 기반한 그래프의 기울기를 산출하고, 상기 기울기에 기반하여 상기 배터리 셀의 벤팅 발생 여부를 판단할 수 있다.
일 실시예에서, 상기 컨트롤러는, 상기 충방전 사이클에 대응되는 상기 용량 전압 미분값과 기준 용량 전압 미분값의 차이를 산출하고, 상기 산출된 차이와 상기 SOH를 대응시켜 상기 기울기를 산출할 수 있다.
일 실시예에서, 상기 컨트롤러는, 상기 기울기가 유지되는 제1 구간에서 상기 기울기가 상승하는 제2 구간으로 변화되는 경우, 상기 배터리 셀의 충전 전압의 최대값을 감소시키고, 상기 배터리 셀의 충전 전류를 감소하도록 제어할 수 있다.
일 실시예에서, 상기 컨트롤러는, 상기 제2 구간에서 기울기가 감소하는 제3 구간으로 변화되는 경우, 상기 배터리 셀에 벤팅이 발생한 것으로 판단할 수 있다.
일 실시예에서, 상기 컨트롤러는, 상기 그래프를 상기 용량 전압 미분값을 동적 시간 워핑(dynamic time warping)으로 처리한 값에 대응되도록 설정할 수 있다.
일 실시예에서, 상기 그래프의 가로축은 상기 SOH이고, 세로축은 상기 동적 시간 워핑 처리된 용량 전압 미분값일 수 있다.
일 실시예에서, 상기 SOH는, 상기 배터리 셀의 용량 퇴화도에 대응되는 SOHQ를 포함할 수 있다.
일 실시예에서, 상기 컨트롤러는, 상기 SOHQ를 첫번째 충방전 사이클의 방전 용량 대비 특정 사이클의 방전 용량의 비율로 산출할 수 있다.
일 실시예에서, 상기 정보 획득부는, 상기 배터리 셀의 특정 전압 구간에서 상기 용량, 상기 전압 및 상기 SOH를 획득할 수 있다.
일 실시예에서, 상기 특정 전압 구간은 3.2V 내지 3.4V일 수 있다.
일 실시예에서, 상기 컨트롤러는, 상기 기울기의 평균의 절대값이 제1 설정값 이하인 제1 구간에서 상기 기울기의 평균의 절대값이 상기 제1 설정값 이상인 제2 구간으로 변화되는 경우, 상기 배터리 셀의 충전 전압의 최대값을 감소시키고, 상기 배터리 셀의 충전 전류를 감소하도록 제어할 수 있다.
일 실시예에서, 상기 컨트롤러는, 상기 제2 구간에서 상기 기울기의 평균의 절대값이 제2 설정값 이하로 감소하는 제3 구간으로 변화되는 경우, 상기 배터리 셀에 벤팅이 발생한 것으로 판단할 수 있따.
본 문서에 개시된 일 실시예에 따른 배터리 상태 관리 장치의 동작 방법은, 충방전 사이클에 대응되는 배터리 셀의 용량, 전압 및 SOH(State of Health)를 획득하는 단계, 상기 용량 및 상기 전압에 기반하여 상기 배터리 셀의 상기 충방전 사이클에 대응되는 용량 전압 미분값(dQ/dV)을 산출하는 단계, 상기 충방전 사이클에 대응되는 상기 용량 전압 미분값과 상기 배터리 셀의 SOH에 기반한 그래프의 기울기를 산출하는 단계 및 상기 기울기에 기반하여 상기 배터리 셀의 벤팅 발생 여부를 판단하는 단계를 포함할 수 있다.
일 실시예에서, 상기 충방전 사이클에 대응되는 상기 용량 전압 미분값과 상기 배터리 셀의 SOH에 기반한 그래프의 기울기를 산출하는 단계는, 상기 충방전 사이클에 대응되는 상기 용량 전압 미분값과 기준 용량 전압 미분값의 차이를 산출하는 단계 및 상기 산출된 차이와 상기 SOH를 대응시켜 상기 기울기를 산출하는 단계를 포함할 수 있다.
본 문서에 개시된 일 실시예에 따른 배터리 상태 관리 장치 및 그것의 동작 방법은, 배터리 셀의 사이클 별 용량 전압 미분값에 기반하여 특정 사이클에서 벤팅이 발생하였는지 여부를 판단할 수 있다.
본 문서에 개시된 일 실시예에 따른 배터리 상태 관리 장치 및 그것의 동작 방법은 배터리 셀의 사이클 별 SOHQ 대비 용량 전압 미분값의 변화량에 기반하여 배터리 셀에 벤팅이 발생하였는지 여부를 판단할 수 있다.
본 문서에 개시된 일 실시예에 따른 배터리 상태 관리 장치 및 그것의 동작 방법은 배터리 셀의 용량 전압 미분값 중 특정 구간의 값에 기반하여 배터리 셀에 벤팅이 발생하였는지 여부를 판단할 수 있다.
이 외에, 본 문서를 통해 직접적 또는 간접적으로 파악되는 다양한 효과들이 제공될 수 있다.
도 1은 일반적인 배터리 팩의 구성을 나타내는 블록도이다.
도 2는 본 문서에 개시된 일 실시예에 따른 배터리 상태 관리 장치를 보여주는 블록도이다.
도 3은 본 문서에 개시된 일 실시예에 따른 배터리 상태 관리 장치가 용량 전압 미분값을 처리하는 예시를 보여주는 도면이다.
도 4는 본 문서에 개시된 일 실시예에 따른 배터리 상태 관리 장치가 배터리 셀의 벤팅을 판단하는 예시를 보여주는 도면이다.
도 5는 본 문서에 개시된 일 실시예에 따른 배터리 상태 관리 장치의 동작 방법을 보여주는 흐롬도이다.
도 6은 본 문서에 개시된 일 실시예에 따른 배터리 상태 관리 장치의 동작 방법을 구체적으로 보여주는 흐름도이다.
도 7은 본 문서에 개시된 일 실시예에 따른 배터리 상태 관리 장치의 동작 방법을 수행하기 위한 컴퓨팅 시스템의 하드웨어 구성을 나타내는 블록도이다.
이하, 본 문서에 개시된 실시예들을 예시적인 도면을 통해 상세하게 설명한다. 각 도면의 구성요소들에 참조부호를 부가함에 있어서, 동일한 구성요소들에 대해서는 비록 다른 도면 상에 표시되더라도 가능한 한 동일한 부호를 가지도록 하고 있음에 유의해야 한다. 또한, 본 문서에 개시된 실시예를 설명함에 있어, 관련된 공지 구성 또는 기능에 대한 구체적인 설명이 본 문서에 개시된 실시예에 대한 이해를 방해한다고 판단되는 경우에는 그 상세한 설명은 생략한다.
본 문서에 개시된 실시예의 구성 요소를 설명하는 데 있어서, 제 1, 제 2, A, B, (a), (b) 등의 용어를 사용할 수 있다. 이러한 용어는 그 구성 요소를 다른 구성 요소와 구별하기 위한 것일 뿐, 그 용어에 의해 해당 구성 요소의 본질이나 차례 또는 순서 등이 한정되지 않는다. 또한, 다르게 정의되지 않는 한, 기술적이거나 과학적인 용어를 포함해서 여기서 사용되는 모든 용어들은 본 문서에 개시된 실시예들이 속하는 기술 분야에서 통상의 지식을 가진 자에 의해 일반적으로 이해되는 것과 동일한 의미를 가진다. 일반적으로 사용되는 사전에 정의되어 있는 것과 같은 용어들은 관련 기술의 문맥상 가지는 의미와 일치하는 의미를 가진 것으로 해석되어야 하며, 본 출원에서 명백하게 정의하지 않는 한, 이상적이거나 과도하게 형식적인 의미로 해석되지 않는다.
도 1은 일반적인 배터리 팩의 구성을 나타내는 블록도이다.
도 1을 참조하면, 본 발명의 일 실시 예에 따른 배터리 팩(1)과 상위 시스템에 포함되어 있는 상위 제어기(2)를 포함하는 배터리 제어 시스템을 개략적으로 나타낸다.
도 1에 도시된 바와 같이, 배터리 팩(1)은 하나의 이상의 배터리 셀로 이루어지고 충방전 가능한 배터리 모듈(10)과, 배터리 모듈(10)의 (+) 단자 측 또는 (-) 단자 측에 직렬로 연결되어 배터리 모듈(10)의 충방전 전류 흐름을 제어하기 위한 스위칭부(14)와, 배터리 팩(1)의 전압, 전류, 온도 등을 모니터링하여, 과충전 및 과방전 등을 방지하도록 제어 관리하는 배터리 관리 시스템(20)을 포함한다. 이 때, 배터리 팩(1)에는 배터리 모듈(10), 센서(12), 스위칭부(14) 및 배터리 관리 시스템(20)이 복수 개 구비될 수 있다.
여기서, 스위칭부(14)는 복수의 배터리 모듈(10)의 충전 또는 방전에 대한 전류 흐름을 제어하기 위한 소자로서, 예를 들면, 배터리 팩(1)의 사양에 따라서 적어도 하나의 릴레이, 마그네틱 접촉기 등이 이용될 수 있다.
배터리 관리 시스템(20)은 상술한 각종 파라미터를 측정한 값을 입력받는 인터페이스로서, 복수의 단자와, 이들 단자와 연결되어 입력받은 값들의 처리를 수행하는 회로 등을 포함할 수 있다. 또한, 배터리 관리 시스템(20)은, 스위칭부(14) 예를 들어, 릴레이 또는 접촉기 등의 ON/OFF를 제어할 수도 있으며, 배터리 모듈(10)에 연결되어 배터리 모듈(10) 각각의 상태를 감시할 수 있다. 실시예에 따르면, 배터리 관리 시스템(20)은 도 2의 배터리 상태 관리 장치(100)를 포함할 수 있다. 다른 실시예에 따르면, 배터리 관리 시스템(20)은 도 2의 배터리 상태 관리 장치(100)와 상이한 다른 시스템일 수 있다. 즉, 도 2의 배터리 상태 관리 장치(100)는 배터리 팩(1)에 포함될 수도 있고, 배터리 팩(1) 외부의 다른 장치로 구성될 수도 있다.
상위 제어기(2)는 배터리 관리 시스템(20)으로 배터리 모듈(10)에 대한 제어 신호를 전송할 수 있다. 이에 따라, 배터리 관리 시스템(20)은 상위 제어기(2)로부터 인가되는 신호에 기초하여 동작이 제어될 수 있을 것이다.
도 2는 본 문서에 개시된 일 실시예에 따른 배터리 상태 관리 장치를 보여주는 블록도이다.
도 2를 참조하면, 본 문서에 개시된 일 실시예에 따른 배터리 상태 관리 장치(100)는 정보 획득부(110) 및 컨트롤러(120)를 포함할 수 있다. 실시예예 따라서, 배터리 상태 관리 장치(100)는 도 1의 배터리 관리 시스템(20)에 포함될 수도 있고, 또는 도 1의 배터리 관리 시스템(20)과 상이한 다른 장치일 수도 있다.
정보 획득부(110)는 충방전 사이클에 대응되는 배터리 셀의 용량, 전압 및 SOH(State of Health)를 획득할 수 있다. 예를 들어, 정보 획득부(110)는 배터리 셀의 특정 전압 구간에서 용량, 전압 및 SOH를 획득할 수 있다. 실시예에 따르면, 특정 전압 구간은 3.2V 내지 3.4V일 수 있다.
실시예에 따르면, SOH는 배터리 셀의 용량의 퇴화도에 대응되는 SOHQ를 포함할 수 있다.
컨트롤러(120)는 배터리 셀의 용량 및 전압에 기반하여 배터리 셀의 충방전 사이클에 대응되는 용량 전압 미분값(dQ/dV)을 산출할 수 있다. 예를 들어, 컨트롤러(120)는 배터리 셀의 용량을 전압으로 미분하여 용량 전압 미분값을 산출할 수 있다. 실시예에 따르면, 컨트롤러(120)는 특정 전압 구간의 용량 전압 미분값에 기반하여 배터리 셀의 벤팅 발생 여부를 판단할 수 있다. 예를 들어, 특정 전압 구간은 3.2V 내지 3.4V일 수 있다.
도 3은 본 문서에 개시된 일 실시예에 따른 배터리 상태 관리 장치가 용량 전압 미분값을 처리하는 예시를 보여주는 도면이다.
도 3을 참조하면, 컨트롤러(120)는 배터리 셀의 용량 및 전압에 기반하여 도 3에 도시된 그래프와 같은 용량 전압 미분값을 산출할 수 있다. 예를 들어, 정보 획득부(110)는 충방전 사이클 별로 배터리 셀의 용량 및 전압을 획득할 수 있고, 컨트롤러(120)는 충방전 사이클 별 용량 전압 미분값을 산출할 수 있다.
실시예에 따르면, 컨트롤러(120)는 특정 전압 구간(210)의 용량 전압 미분값을 기초로 배터리 셀의 벤팅을 판단할 수 있다. 예를 들어, 특정 전압 구간(210)은 배터리 셀의 방전 말단 전압 구간일 수 있다. 다른 예를 들어, 특정 전압 구간은 3.2V 내지 3.4V일 수 있다.
다시 도 2를 참조하면, 컨트롤러(120)는 충방전 사이클에 대응되는 용량 전압 미분값과 배터리 셀의 SOH에 기반하여 배터리 셀의 상태를 판단할 수 있다. 예를 들어, 컨트롤러(120)는 충방전 사이클에 대응되는 용량 전압 미분값과 배터리 셀의 SOH에 기반한 그래프의 기울기를 산출할 수 있다. 예를 들어, 컨트롤러(120)는 SOH 및 충방전 사이클에 따른 용량 전압 미분값의 변화량을 산출하여 그래프의 기울기를 산출할 수 있다.
실시예에 따르면, 컨트롤러(120)는 충방전 사이클에 대응되는 용량 전압 미분값과 기준 용량 전압 미분값의 차이를 산출할 수 있고, 산출된 차이와 SOH를 대응시켜 기울기를 산출할 수 있다. 예를 들어, 기준 용량 전압 미분값은 첫번째 사이클 이전의 배터리 셀의 용량 전압 미분값일 수 있다.
실시예에 따르면, 컨트롤러(120)는 용량 전압 미분값을 동적 시간 워핑(Dynamic Time Warping)으로 처리한 값에 대응되도록 설정할 수 있다. 예를 들어, 컨트롤러(120)는 용량 전압 미분값을 동적 시간 워핑으로 처리한 값을 세로축으로 설정하고, SOH 값을 가로축으로 설정하여 충방전 사이클에 따른 그래프를 설정할 수 있다.
실시예에 따르면, SOH는 배터리 셀의 용량의 퇴화도에 대응되는 SOHQ를 포함할 수 있다. 예를 들어, 컨트롤러(120)는 SOHQ를 첫번째 사이클의 방전 용량 대비 특정 사이클의 방전 용량의 비율로 산출할 수 있다.
실시예에 따르면, 컨트롤러(120)는 충방전 사이클에 대응되는 용량 전압 미분값 및 충방전 사이클에 대응되는 SOHQ 값에 기반하여 그래프를 설정할 수 있고, 그래프의 기울기에 기반하여 배터리 셀의 벤팅 발생 여부를 판단할 수 있다. 예를 들어, 컨트롤러(120)는 충방전 사이클에 대응되는 용량 전압 미분값과 기준 용량 전압 미분값의 차이를 산출할 수 있고, 산출된 차이를 동적 시간 워핑으로 처리한 값을 세로축으로 설정하고, SOHQ 값을 가로축으로 설정하여 충방전 사이클에 따른 그래프를 설정할 수 있다.
컨트롤러(120)는 기울기가 유지되는 제1 구간에서, 기울기가 상승하는 제2 구간으로 변화되는 경우, 배터리 셀의 충전 전압의 최대값을 감소시키고, 배터리 셀의 충전 전류를 감소하도록 제어할 수 있다. 예를 들어, 컨트롤러(120)는 기울기가 유지되다가 상승하면(제1 구간에서 제2 구간으로 변화되는 경우) 배터리 셀에 벤팅이 발생할 확률이 증가할 것으로 판단할 수 있고, 따라서 배터리 셀에 벤팅이 발생하지 않도록 제어하기 위하여 배터리 셀의 충전 전압의 최대값을 감소시키고, 배터리 셀의 충전 전류를 감소하도록 제어할 수 있다. 실시예에 따르면, 컨트롤러(120)는 기울기의 평균의 절대값이 제1 설정값 이하인 구간을 제1 구간으로 설정할 수 있고, 기울기의 평균의 절대값이 제2 설정값 이상으로 변화되는 구간을 제2 구간으로 설정할 수 있다.
컨트롤러(120)는 제2 구간에서 기울기가 감소하는 제3 구간으로 변화되는 경우 배터리 셀에 벤팅이 발생한 것으로 판단할 수 있다. 예를 들어, 배터리 셀에 벤팅이 발생하는 경우 제2 구간에서 상승하던 기울기가 감소하는 제3 구간으로 변화될 수 있다. 실시예에 따르면, 컨트롤러(120)는 기울기의 평균의 절대값이 제2 설정값 이상인 제2 구간에서, 기울기의 평균의 절대값이 제3 설정값 이하로 감소하는 구간을 제3 구간으로 설정할 수 있다.
실시예에 따르면, 기울기는 충방전 사이클에 대응되는 용량 전압 미분값과 기준 용량 전압 미분값의 차이를 산출할 수 있고, 산출된 차이를 동적 시간 워핑으로 처리한 값을 세로축으로 설정하고, SOHQ 값을 가로축으로 설정하여 충방전 사이클에 따른 그래프의 기울기일 수 있다.
실시예에 따르면, 컨트롤러(120)는 제1 구간에서 제2 구간으로 변화되는 사이클을 학습할 수 있다. 예를 들어, 컨트롤러(120)는 충방전 조건별로 제1 구간에서 제2 구간으로 변화되는 사이클을 학습할 수 있다. 이 경우, 컨트롤러(120)는 보다 세밀하게 충방전 조건을 설정함으로서 배터리 셀의 벤팅 발생을 억제할 수 있다.
실시예에 따르면, 컨트롤러(120)는 제2 구간에서 제3 구간으로 변화되는 사이클을 학습할 수 있다. 예를 들어, 컨트롤러(120)는 충방전 조건별로 제2 구간에서 제3 구간으로 변화되는 사이클을 학습할 수 있다. 이 경우, 컨트롤러(120)는 보다 세밀하게 충방전 조건을 설정함으로서 배터리 셀의 벤팅 발생을 억제할 수 있다.
본 문서에 개시된 일 실시예에 따른 배터리 상태 관리 장치(100)는, 배터리 셀의 사이클 별 용량 전압 미분값에 기반하여 특정 사이클에서 벤팅이 발생하였는지 여부를 판단할 수 있다.
본 문서에 개시된 일 실시예에 따른 배터리 상태 관리 장치(100)는 배터리 셀의 사이클 별 SOHQ 대비 용량 전압 미분값의 변화량에 기반하여 배터리 셀에 벤팅이 발생하였는지 여부를 판단할 수 있다.
본 문서에 개시된 일 실시예에 따른 배터리 상태 관리 장치(100)는 배터리 셀의 용량 전압 미분값 중 특정 구간의 값에 기반하여 배터리 셀에 벤팅이 발생하였는지 여부를 판단할 수 있다.
도 4는 본 문서에 개시된 일 실시예에 따른 배터리 상태 관리 장치가 배터리 셀의 벤팅을 판단하는 예시를 보여주는 도면이다.
도 4를 참조하면, 컨트롤러(120)는 가로축은 SOHQ로 설정하고, 세로축은 용량 전압 미분값의 변화량을 동적 시간 워핑 처리한 것으로 설정하여 충방전 사이클에 대응되는 그래프를 설정할 수 있다. 예를 들어, SOHQ는 첫번째 사이클의 방전 용량 대비 특정 사이클의 방전 용량의 비율로 산출될 수 있다. 다른 예를 들어, 용량 전압 미분값의 변화량은 충방전 사이클에 대응되는 용량 전압 미분값과 기준 용량 전압 미분값의 차이로 산출될 수 있다.
컨트롤러(120)는 기울기가 유지되는 제1 구간, 기울기가 상승하는 제2 구간 및 상승하던 기울기가 감소하는 제3 구간을 구분할 수 있다. 예를 들어, 컨트롤러(120)는 제1 구간에서 제2 구간으로 변화되는 사이클 및 제2 구간에서 제3 구간으로 변화되는 사이클을 확인할 수 있다. 이 경우, 컨트롤러(120)는 제1 구간에서 제2 구간으로 변화되는 사이클부터는 배터리 셀의 충전 전압의 최대값을 감소시키고, 배터리 셀의 충전 전류를 감소하도록 제어할 수 있다. 또한, 컨트롤러(120)는 제2 구간에서 제3 구간으로 변화되는 사이클부터는 배터리 셀에 벤팅이 발생한 것으로 판단할 수 있다.
실시예에 따르면, 제1 구간, 제2 구간 및 제3 구간의 사이클은 충방전 조건에 따라서 변화할 수 있다. 예를 들어, 더 높은 전류 또는 전압으로 충전을 수행하는 경우(예: 급속 충전의 경우), 배터리 셀은 일반적으로 충전하는 경우보다 더 빠르게 제1 구간에서 제2 구간으로 변화될 수 있고, 제2 구간에서 제3 구간으로 변화될 수 있다.
실시예에 따르면, 컨트롤러(120)는 제1 구간, 제2 구간 및 제3 구간의 사이클을 학습할 수 있다. 예를 들어, 컨트롤러(120)는 충방전 조건에 기반하여 제1 구간, 제2 구간 및 제3 구간의 사이클을 학습할 수 있다.
도 5는 본 문서에 개시된 일 실시예에 따른 배터리 상태 관리 장치의 동작 방법을 보여주는 흐롬도이다. 실시예에 따르면, 배터리 상태 관리 장치의 동작 방법은 도 2의 배터리 상태 관리 장치(100)를 통해 수행될 수 있다.
도 5를 참조하면, 본 문서에 개시된 일 실시예에 따른 배터리 상태 관리 장치(100)의 동작 방법은, 충방전 사이클에 대응되는 배터리 셀의 용량, 전압 및 SOH를 획득하는 단계(S110), 용량 및 전압에 기반하여 배터리 셀의 충방전 사이클에 대응되는 용량 전압 미분값을 산출하는 단계(S120), 충방전 사이클에 대응되는 용량 전압 미분값과 배터리 셀의 SOH에 기반한 그래프의 기울기를 산출하는 단계(S130) 및 기울기에 기반하여 배터리 셀의 벤팅 발생 여부를 판단하는 단계(S140)를 포함할 수 있다.
충방전 사이클에 대응되는 배터리 셀의 용량, 전압 및 SOH를 획득하는 단계(S110)에서 정보 획득부(110)는 충방전 사이클에 대응되는 배터리 셀의 용량, 전압 및 SOH를 획득할 수 있다. 예를 들어, SOH는 배터리 셀의 용량의 퇴화도에 대응되는 SOHQ를 포함할 수 있다. 실시예에 따르면, SOHQ는 첫번째 사이클의 방전 용량 대비 특정 사이클의 방전 용량의 비율로 산출될 수 있다.
용량 및 전압에 기반하여 배터리 셀의 충방전 사이클에 대응되는 용량 전압 미분값을 산출하는 단계(S120)에서 컨트롤러(120)는 용량 및 전압에 기반하여 배터리 셀의 충방전 사이클에 대응되는 용량 전압 미분값(dQ/dV)을 산출할 수 있다. 예를 들어, 컨트롤러(120)는 배터리 셀의 용량 및 전압에 기반하여 용량 전압 미분값을 산출할 수 있고, 산출된 용량 전압 미분값과 기준 용량 전압 미분값의 차이를 산출할 수 있고, 산출된 차이를 동적 시간 워핑(Dynamic Time Warping)으로 처리할 수 있다.
충방전 사이클에 대응되는 용량 전압 미분값과 배터리 셀의 SOH에 기반한 그래프의 기울기를 산출하는 단계(S130)에서 컨트롤러(120)는 충방전 사이클에 대응되는 용량 전압 미분값과 배터리 셀의 SOH에 기반한 그래프의 기울기를 산출할 수 있다. 예를 들어, 컨트롤러(120)는 산출된 차이를 동적 시간 워핑 처리한 값을 세로축으로 설정하고, SOHQ를 가로축으로 설정하여 충방전 사이클에 대응되는 그래프를 설정할 수 있다. 컨트롤러(120)는 설정된 그래프에 기반하여 충방전 사이클별 기울기를 산출할 수 있다.
기울기에 기반하여 배터리 셀의 벤팅 발생 여부를 판단하는 단계(S140)에서 컨트롤러(120)는 산출된 기울기에 기반하여 배터리 셀의 벤팅 발생 여부를 판단할 수 있다. 예를 들어, 컨트롤러(120)는 기울기가 유지되는 제1 구간에서 기울기가 상승하는 제2 구간으로 변화되는 경우, 배터리 셀의 충전 전압의 최대값을 감소시키고, 배터리 셀의 충전 전류를 감소하도록 제어하여 배터리 셀의 벤팅을 방지할 수 있다. 또한, 컨트롤러(120)는 제2 구간에서 기울기가 감소하는 제3 구간으로 변화되는 경우 배터리 셀에 벤팅이 발생한 것으로 판단할 수 있다. 이 경우, 컨트롤러(120)는 배터리 셀에 벤팅이 발생한 것과 배터리 셀을 교체하라는 알람을 사용자에게 전달할 수 있다.
도 6은 본 문서에 개시된 일 실시예에 따른 배터리 상태 관리 장치의 동작 방법을 구체적으로 보여주는 흐름도이다.
도 6을 참조하면, 배터리 상태 관리 장치(100)의 동작 방법은 충방전 사이클에 대응되는 용량 전압 미분값과 기준 용량 전압 미분값의 차이를 산출하는 단계(S210) 및 산출된 차이와 SOH를 대응시켜 기울기를 산출하는 단계(S220)를 포함할 수 있다. 실시예에 따르면, S210 단계 및 S220 단계는 도 5의 S130 단계에 포함될 수 있다.
충방전 사이클에 대응되는 용량 전압 미분값과 기준 용량 전압 미분값의 차이를 산출하는 단계(S210)에서 컨트롤러(120)는 충방전 사이클에 대응되는 용량 전압 미분값과 기준 용량 전압 미분값의 차이를 산출할 수 있다.
산출된 차이와 SOH를 대응시켜 기울기를 산출하는 단계(S220)에서 컨트롤러(120)는 산출된 차이와 SOH를 대응시켜 기울기를 산출할 수 있다. 예를 들어, 컨트롤러(120)는 산출된 차이와 SOHQ를 대응시켜 충방전 사이클에 대응되는 기울기를 산출할 수 있다.
도 7은 본 문서에 개시된 일 실시예에 따른 배터리 상태 관리 장치의 동작 방법을 수행하기 위한 컴퓨팅 시스템의 하드웨어 구성을 나타내는 블록도이다.
도 7을 참조하면, 본 문서에 개시된 일 실시예에 따른 컴퓨팅 시스템(1000)은 MCU(1010), 메모리(1020), 입출력 I/F(1030) 및 통신 I/F(1040)를 포함할 수 있다.
MCU(1010)는 메모리(1020)에 저장되어 있는 각종 프로그램(예를 들면, 배터리 팩 전압 또는 전류 수집 프로그램, 배터리 셀의 용량, 전압 수집 프로그램, 배터리 셀의 SOH 산출 프로그램, 배터리 셀의 용량 전압 미분값 산출 프로그램 등)을 실행시키고, 이러한 프로그램들을 통해 용량 전압 미분값 또는 배터리 셀의 SOHQ를 포함한 각종 정보를 처리하며, 전술한 도 2에 나타낸 배터리 상태 관리 장치에 포함된 컨트롤러의 기능들을 수행하도록 하는 프로세서일 수 있다.
메모리(1020)는 배터리 셀의 용량, 전압 수집 및 용량 전압 미분값 산출, SOH 산출 프로그램 등 각종 프로그램을 저장할 수 있다. 또한, 메모리(1020)는 배터리 셀의 전류, 전압, 용량, SOHQ, 용량 전압 미분값과 SOH를 기초로 설정된 그래프의 기울기 등 각종 정보를 저장할 수 있다.
이러한 메모리(1020)는 필요에 따라서 복수 개 마련될 수도 있을 것이다. 메모리(1020)는 휘발성 메모리일 수도 있으며 비휘발성 메모리일 수 있다. 휘발성 메모리로서의 메모리(1020)는 RAM, DRAM, SRAM 등이 사용될 수 있다. 비휘발성 메모리로서의 메모리(1020)는 ROM, PROM, EAROM, EPROM, EEPROM, 플래시 메모리 등이 사용될 수 있다. 상기 열거한 메모리(1020)들의 예를 단지 예시일 뿐이며 이들 예로 한정되는 것은 아니다.
입출력 I/F(1030)는, 키보드, 마우스, 터치 패널 등의 입력 장치(미도시)와 디스플레이(미도시) 등의 출력 장치와 MCU(1010) 사이를 연결하여 데이터를 송수신할 수 있도록 하는 인터페이스를 제공할 수 있다.
통신 I/F(1040)는 서버와 각종 데이터를 송수신할 수 있는 구성으로서, 유선 또는 무선 통신을 지원할 수 있는 각종 장치일 수 있다. 예를 들면, 배터리 상태 관리 장치는 통신 I/F(1040)를 통해 별도로 마련된 외부 서버로부터 각종 배터리 셀의 전압, 전류, SOH, 용량 전압 미분값, 용량 전압 미분값과 배터리 셀의 SOH에 기반한 그래프, 그래프의 기울기, 배터리 셀의 벤팅 발생 여부와 같은 정보를 송수신할 수 있다.
이와 같이, 본 문서에 개시된 일 실시예에 따른 컴퓨터 프로그램은 메모리(1020)에 기록되고, MCU(1010)에 의해 처리됨으로써, 예를 들면 도 2에서 도시한 각 기능들을 수행하는 모듈로서 구현될 수도 있다.
이상의 설명은 본 문서에 개시된 기술 사상을 예시적으로 설명한 것에 불과한 것으로서, 본 문서에 개시된 실시예들이 속하는 기술 분야에서 통상의 지식을 가진 자라면 본 문서에 개시된 실시예들의 본질적인 특성에서 벗어나지 않는 범위에서 다양한 수정 및 변형이 가능할 것이다.
따라서, 본 문서에 개시된 실시예들은 본 문서에 개시된 기술 사상을 한정하기 위한 것이 아니라 설명하기 위한 것이고, 이러한 실시예에 의하여 본 문서에 개시된 기술 사상의 범위가 한정되는 것은 아니다. 본 문서에 개시된 기술 사상의 보호 범위는 아래의 청구범위에 의하여 해석되어야 하며, 그와 동등한 범위 내에 있는 모든 기술 사상은 본 문서의 권리범위에 포함되는 것으로 해석되어야 할 것이다.

Claims (15)

  1. 충방전 사이클에 대응되는 배터리 셀의 용량, 전압 및 SOH(State of Health)를 획득하는 정보 획득부; 및
    상기 용량 및 상기 전압에 기반하여 상기 배터리 셀의 상기 충방전 사이클에 대응되는 용량 전압 미분값(dQ/dV)을 산출하고,
    상기 충방전 사이클에 대응되는 상기 용량 전압 미분값과 상기 배터리 셀의 SOH에 기반하여 상기 배터리 셀의 상태를 판단하는 컨트롤러를 포함하는, 배터리 상태 관리 장치.
  2. 제 1 항에 있어서, 상기 컨트롤러는,
    상기 용량 전압 미분값과 상기 배터리 셀의 SOH에 기반한 그래프의 기울기를 산출하고,
    상기 기울기에 기반하여 상기 배터리 셀의 벤팅 발생 여부를 판단하는, 배터리 상태 관리 장치.
  3. 제 2 항에 있어서,
    상기 컨트롤러는,
    상기 충방전 사이클에 대응되는 상기 용량 전압 미분값과 기준 용량 전압 미분값의 차이를 산출하고,
    상기 산출된 차이와 상기 SOH를 대응시켜 상기 기울기를 산출하는, 배터리 상태 관리 장치.
  4. 제 2 항에 있어서,
    상기 컨트롤러는,
    상기 기울기가 유지되는 제1 구간에서 상기 기울기가 상승하는 제2 구간으로 변화되는 경우, 상기 배터리 셀의 충전 전압의 최대값을 감소시키고, 상기 배터리 셀의 충전 전류를 감소하도록 제어하는, 배터리 상태 관리 장치.
  5. 제 4 항에 있어서,
    상기 컨트롤러는,
    상기 제2 구간에서 기울기가 감소하는 제3 구간으로 변화되는 경우, 상기 배터리 셀에 벤팅이 발생한 것으로 판단하는, 배터리 상태 관리 장치.
  6. 제 2 항에 있어서,
    상기 컨트롤러는,
    상기 그래프를 상기 용량 전압 미분값을 동적 시간 워핑(dynamic time warping)으로 처리한 값에 대응되도록 설정하는, 배터리 상태 관리 장치.
  7. 제 6 항에 있어서,
    상기 그래프의 가로축은 상기 SOH이고, 세로축은 상기 동적 시간 워핑 처리된 용량 전압 미분값인, 배터리 상태 관리 장치.
  8. 제 2 항에 있어서,
    상기 SOH는,
    상기 배터리 셀의 용량 퇴화도에 대응되는 SOHQ를 포함하는, 배터리 상태 관리 장치.
  9. 제 8 항에 있어서,
    상기 컨트롤러는,
    상기 SOHQ를 첫번째 충방전 사이클의 방전 용량 대비 특정 사이클의 방전 용량의 비율로 산출하는, 배터리 상태 관리 장치.
  10. 제 1 항에 있어서,
    상기 정보 획득부는,
    상기 배터리 셀의 특정 전압 구간에서 상기 용량, 상기 전압 및 상기 SOH를 획득하는, 배터리 상태 관리 장치.
  11. 제 10 항에 있어서,
    상기 특정 전압 구간은 3.2V 내지 3.4V인, 배터리 상태 관리 장치.
  12. 제 2 항에 있어서,
    상기 컨트롤러는,
    상기 기울기의 평균의 절대값이 제1 설정값 이하인 제1 구간에서 상기 기울기의 평균의 절대값이 제2 설정값 이상인 제2 구간으로 변화되는 경우, 상기 배터리 셀의 충전 전압의 최대값을 감소시키고, 상기 배터리 셀의 충전 전류를 감소하도록 제어하는, 배터리 상태 관리 장치.
  13. 제 12 항에 있어서,
    상기 컨트롤러는,
    상기 제2 구간에서 상기 기울기의 평균의 절대값이 제3 설정값 이하로 감소하는 제3 구간으로 변화되는 경우, 상기 배터리 셀에 벤팅이 발생한 것으로 판단하는, 배터리 상태 관리 장치.
  14. 충방전 사이클에 대응되는 배터리 셀의 용량, 전압 및 SOH(State of Health)를 획득하는 단계;
    상기 용량 및 상기 전압에 기반하여 상기 배터리 셀의 상기 충방전 사이클에 대응되는 용량 전압 미분값(dQ/dV)을 산출하는 단계;
    상기 충방전 사이클에 대응되는 상기 용량 전압 미분값과 상기 배터리 셀의 SOH에 기반한 그래프의 기울기를 산출하는 단계; 및
    상기 기울기에 기반하여 상기 배터리 셀의 벤팅 발생 여부를 판단하는 단계; 를 포함하는, 배터리 상태 관리 장치의 동작 방법.
  15. 제 14 항에 있어서,
    상기 충방전 사이클에 대응되는 상기 용량 전압 미분값과 상기 배터리 셀의 SOH에 기반한 그래프의 기울기를 산출하는 단계는,
    상기 충방전 사이클에 대응되는 상기 용량 전압 미분값과 기준 용량 전압 미분값의 차이를 산출하는 단계; 및
    상기 산출된 차이와 상기 SOH를 대응시켜 상기 기울기를 산출하는 단계; 를 포함하는, 배터리 상태 관리 장치의 동작 방법.
PCT/KR2023/005919 2022-05-18 2023-04-28 배터리 상태 관리 장치 및 그것의 동작 방법 Ceased WO2023224288A1 (ko)

Priority Applications (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202380015514.1A CN118451336A (zh) 2022-05-18 2023-04-28 电池状态管理设备及其操作方法
JP2024546434A JP7831740B2 (ja) 2022-05-18 2023-04-28 電池状態管理装置およびその動作方法
US18/728,152 US20260110739A1 (en) 2022-05-18 2023-04-28 Battery State Management Apparatus and Operating Method Thereof
EP23807811.7A EP4446764A4 (en) 2022-05-18 2023-04-28 BATTERY STATUS MANAGEMENT DEVICE AND ITS OPERATING PROCESS

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR10-2022-0060637 2022-05-18
KR1020220060637A KR20230161075A (ko) 2022-05-18 2022-05-18 배터리 상태 관리 장치 및 그것의 동작 방법

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2023224288A1 true WO2023224288A1 (ko) 2023-11-23

Family

ID=88835565

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/KR2023/005919 Ceased WO2023224288A1 (ko) 2022-05-18 2023-04-28 배터리 상태 관리 장치 및 그것의 동작 방법

Country Status (6)

Country Link
US (1) US20260110739A1 (ko)
EP (1) EP4446764A4 (ko)
JP (1) JP7831740B2 (ko)
KR (1) KR20230161075A (ko)
CN (1) CN118451336A (ko)
WO (1) WO2023224288A1 (ko)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN119667495A (zh) * 2025-02-19 2025-03-21 杭州智享新电科技有限公司 一种物流租赁用锂离子电池的健康状态预测方法

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR20260013077A (ko) * 2024-07-19 2026-01-27 주식회사 엘지에너지솔루션 배터리 진단 장치 및 그 방법
CN118867229B (zh) * 2024-08-19 2025-12-02 华南理工大学 一种正极活性材料、二次电池和用电设备

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2019158597A (ja) * 2018-03-13 2019-09-19 三菱自動車工業株式会社 二次電池システム
JP2020079723A (ja) * 2018-11-12 2020-05-28 三菱自動車工業株式会社 二次電池システム
KR20210023695A (ko) * 2019-08-23 2021-03-04 주식회사 엘지화학 배터리 soh 예측 방법 및 이를 적용한 배터리 팩
KR20220018132A (ko) * 2020-08-05 2022-02-15 현대자동차주식회사 배터리 이상 발생 검출 장치 및 방법
KR20220019564A (ko) * 2020-08-10 2022-02-17 주식회사 엘지에너지솔루션 배터리 이상 진단 장치 및 방법
KR20220060637A (ko) 2020-11-05 2022-05-12 주식회사 퍼플120 3d프린팅 서비스를 제공하는 스마트 팩토리 자동화 시스템

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR100591421B1 (ko) * 2004-09-07 2006-06-21 삼성에스디아이 주식회사 형상기억 안전벤트를 갖는 리튬 이온 이차 전지
KR101056956B1 (ko) * 2009-05-22 2011-08-17 주식회사 엘지화학 안전밴트 및 이를 포함하는 리튬 이차 전지
JP6311746B2 (ja) * 2016-06-21 2018-04-18 マツダ株式会社 リチウムイオン電池の診断装置及び制御装置
JP6477959B2 (ja) * 2017-07-19 2019-03-06 株式会社Ｇｓユアサ 推定装置、蓄電装置、推定方法、及びコンピュータプログラム
WO2021205642A1 (ja) * 2020-04-10 2021-10-14 Tdk株式会社 二次電池の制御装置、二次電池の制御システム、電池パックおよび二次電池の制御方法
US12095056B2 (en) * 2020-09-07 2024-09-17 Hyundai Motor Company Battery management apparatus and energy storage system having the same

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2019158597A (ja) * 2018-03-13 2019-09-19 三菱自動車工業株式会社 二次電池システム
JP2020079723A (ja) * 2018-11-12 2020-05-28 三菱自動車工業株式会社 二次電池システム
KR20210023695A (ko) * 2019-08-23 2021-03-04 주식회사 엘지화학 배터리 soh 예측 방법 및 이를 적용한 배터리 팩
KR20220018132A (ko) * 2020-08-05 2022-02-15 현대자동차주식회사 배터리 이상 발생 검출 장치 및 방법
KR20220019564A (ko) * 2020-08-10 2022-02-17 주식회사 엘지에너지솔루션 배터리 이상 진단 장치 및 방법
KR20220060637A (ko) 2020-11-05 2022-05-12 주식회사 퍼플120 3d프린팅 서비스를 제공하는 스마트 팩토리 자동화 시스템

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
See also references of EP4446764A4

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN119667495A (zh) * 2025-02-19 2025-03-21 杭州智享新电科技有限公司 一种物流租赁用锂离子电池的健康状态预测方法

Also Published As

Publication number Publication date
US20260110739A1 (en) 2026-04-23
JP2025505649A (ja) 2025-02-28
EP4446764A4 (en) 2025-12-31
CN118451336A (zh) 2024-08-06
JP7831740B2 (ja) 2026-03-17
KR20230161075A (ko) 2023-11-27
EP4446764A1 (en) 2024-10-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2021006566A1 (ko) 배터리 셀 진단 장치 및 방법
WO2023224288A1 (ko) 배터리 상태 관리 장치 및 그것의 동작 방법
WO2021049753A1 (ko) 배터리 진단 장치 및 방법
WO2022035151A1 (ko) 배터리 이상 진단 장치 및 방법
WO2022097931A1 (ko) 배터리 관리 장치 및 방법
WO2023136512A1 (ko) 배터리 충전 심도 산출 장치 및 그것의 동작 방법
WO2022035149A1 (ko) 배터리 이상 진단 장치 및 방법
WO2022149824A1 (ko) 배터리 관리 장치 및 방법
WO2023075244A1 (ko) 배터리 관리 장치 및 그것의 동작 방법
WO2019212148A1 (ko) 이차 전지 테스트 장치 및 방법
WO2016064171A1 (ko) 배터리의 soc 보정 시스템 및 방법
WO2021154043A1 (ko) 배터리 충방전 제어 장치 및 방법
WO2022015025A1 (ko) 배터리 밸브 및 이를 포함하는 배터리
WO2020189998A1 (ko) 배터리 뱅크 제어 장치 및 방법
WO2019066358A1 (ko) 배터리 셀의 스웰링을 방지하는 방법 및 이를 이용한 배터리 팩
WO2022065676A1 (ko) 배터리 저항 산출 장치 및 방법
WO2023132520A1 (ko) 배터리 용량 예측 장치 및 그것의 동작 방법
WO2022149822A1 (ko) 배터리 관리 장치 및 방법
WO2022145831A1 (ko) 배터리 진단 장치, 배터리 진단 방법, 배터리 팩 및 전기 차량
WO2022019703A1 (ko) 배터리를 진단하기 위한 장치 및 그 방법
WO2021125674A1 (ko) 배터리 진단 장치 및 방법
WO2022149864A1 (ko) 배터리 관리 장치 및 그것의 동작 방법
WO2024058523A1 (ko) 배터리 관리 장치 및 그것의 동작 방법
WO2024232502A1 (ko) 배터리 관리 장치 및 그것의 동작 방법
WO2023106583A1 (ko) 충전 프로토콜 검사 장치 및 그것의 동작 방법

Legal Events

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

Ref document number: 23807811

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 202380015514.1

Country of ref document: CN

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2023807811

Country of ref document: EP

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2023807811

Country of ref document: EP

Effective date: 20240710

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2024546434

Country of ref document: JP

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE