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Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Feststellen einer Degradation einer wiederaufladbaren Batteriezelle sowie eine Vorrichtung zur Durchführung des Verfahrens. Des Weiteren betrifft die vorliegende Erfindung die Verwendung des Verfahrens und der Vorrichtung.
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Bei Kraftfahrzeugen mit einem (teil-)elektrischen Antriebsstrang werden aktuell fast ausschließlich Lithium-Ionen-Batteriezellen für die Batterien (wiederaufladbare Akkumulatoren) verwendet, die u. a. als elektrische Energiespeicher für den Antriebsstrang dienen. Derartige wiederaufladbare Batteriezellen bestehen bekanntermaßen aus mindestens zwei Elektroden, der Anode und der Kathode, die durch einen elektrolytgetränkten Separator elektrisch gegeneinander isoliert sind. Mehrere Lagen aus Anode, Separator und Kathode werden innerhalb einer Batteriezelle parallel verschaltet, um eine höhere Kapazität einer jeden Batteriezelle zu erreichen. Eine Batterie besteht aus einer Mehrzahl an Batteriezellen, die unterschiedlich verschaltet sein können.
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Beim Laden von Lithium-Ionen-Batterien mit übermäßig hohen Ladeströmen und/oder bei tiefen Temperaturen tritt bekanntermaßen der negative Effekt des sogenannten „Lithium-Plating” auf. Dabei scheidet sich metallisches Lithium auf der Oberfläche der Anode ab und reagiert mit Bestandteilen des Elektrolyten. Die Folge hiervon ist u. a. ein Kapazitätsverlust aufgrund einer Verringerung an freien Lithium-Ionen.
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Das Lithium-Plating beginnt lokal sehr unterschiedlich auf den Elektroden. Der Grund dafür sind Strom- und Temperaturgradienten. Dies bedeutet, dass sich inhomogene Alterungszustände in der Batterie einstellen. Besonders stark ist dieses lokale Lithium-Plating bei Batteriezellen mit einem ungünstigen Zelldesign oder einer nicht optimal ausgelegten Batteriekühlung, da dadurch die Gradienten weiter verstärkt werden.
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Für jede einzelne Batteriezelle müssen vorgegebene Betriebsgrenzen eingehalten werden. Diese Betriebsgrenzen sind zum einen sicherheitskritische Grenzen und zum anderen sollen die Lebensdaueranforderungen erfüllt werden. Beide Aspekte werden im sogenannten Betriebsfenster berücksichtigt. Das Betriebsfenster definiert die maximalen Lade- und Entladeströme in Abhängigkeit der Temperatur und der Zeit, die der Strom anliegt. Außerdem werden im Betriebsfenster die obere- und untere Spannungsgrenze ebenfalls in Abhängigkeit der Temperatur und der Pulslänge festgelegt. Die Werte werden üblicherweise vom Hersteller der Batteriezellen vorgegeben und müssen über die gesamte Lebensdauer der Batterie gültig sein.
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Da die Alterung/Degradation der Batteriezellen von vielen äußeren Faktoren abhängig ist, bspw. Umgebungstemperatur, Kühlung und Belastung, die sich je nach Kunde/Verwendung stark unterscheiden können, ist eine Absicherung des Betriebsfensters für alle möglichen Lastkollektive nicht realisierbar. Eine erhöhte Degradation und damit ein Ausfall vor Erreichen der Lebensdaueranforderung kann somit im praktischen Einsatz nicht ausgeschlossen werden.
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Es ist Aufgabe der vorliegenden Erfindung, ein Verfahren zum Ermitteln einer Degradation einer wiederaufladbaren Batteriezelle und zum Anpassen einer Betriebsstrategie für die wiederaufladbare Batteriezelle bei einer derartigen Degradation zur Verfügung zu stellen. Es ist eine weitere Aufgabe der vorliegenden Erfindung, eine Vorrichtung zur Durchführung des Verfahrens zur Verfügung zu stellen. Die erfindungsgemäßen Aufgaben werden gelöst durch das Verfahren gemäß Anspruch 1, die Vorrichtung gemäß Anspruch 7 und die Verwendung gemäß Anspruch 9.
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Erfindungsgemäß wird ein Verfahren zum Feststellen einer Degradation einer wiederaufladbaren Batteriezelle (die im Nachfolgenden der Einfachheit halber als Batteriezelle bezeichnet wird) vorgeschlagen, das die folgenden Schritte umfasst:
- a) Erfassen der Klemmspannung (V) der Batteriezelle während wenigstens eines Lade- und/oder eines Entladevorgangs der Batteriezelle, bevorzugt während wenigstens eines Lade- und/oder Entladevorgangs mit konstantem elektrischem Strom oder konstanter elektrischer Leistung,
- b) mathematisches Ableiten der Klemmspannung nach dem Ladezustand (SOC) oder der während des wenigstens einen Lade- und/oder Entladevorgangs der Batteriezelle geflossenen elektrischen Ladung (Q) und Bilden eines ersten entsprechenden Datensatzes,
- c) Ermitteln der Höhe von wenigstens einem Peak in dem ersten Datensatz,
- d) Vergleichen der Höhe des wenigstens einen in dem ersten Datensatz ermittelten Peak mit der Höhe des wenigstens einen entsprechenden Peak im für den gleichen wiederaufladbaren Batteriezellentyp oder die wiederaufladbare Batteriezelle in einem Zustand mit weniger Lade- und/oder Entladevorgängen als im Schritt a), bevorzugt im Neuzustand gebildeten, entsprechenden zweiten Datensatz, und
- e) Feststellen eines Degradationsstatus und/oder Berechnen oder Abschätzen eines Degradationsgrads der Batteriezelle auf Grundlage einer durch den Vergleich in Schritt d) festgestellten geringeren Höhe des wenigstens einen im ersten Datensatz ermittelten Peak gegenüber der Höhe des wenigstens einen entsprechenden Peak im zweiten Datensatz.
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Bei verschiedenen Batteriezellen kann bei der Bildung eines Datensatzes (im nachfolgenden: zweiten Datensatzes), der erhalten wird durch Erfassen der Klemmspannung bevorzugt bei wenigstens einem der ersten Lade- und/oder Entladevorgänge der Batteriezelle im Neuzustand, besonders bevorzugt während einer der ersten Lade- und/oder Entladevorgänge mit konstantem elektrischem Strom oder konstanter elektrischer Leistung, mathematischem Ableiten der Klemmspannung nach dem Ladezustand (SOC) oder der während einer der ersten Lade- oder Entladevorgänge der wiederaufladbaren Batteriezelle geflossenen elektrischen Ladung (Q), Bilden eines entsprechenden zweiten Datensatzes und Auftragung der erhaltenen abgeleiteten Daten gegen den Ladezustand (SOC) oder die während des wenigstens einen Lade- und/oder Entladevorgangs der Batteriezelle geflossenen elektrischen Ladung (Q) ein Diagramm erhalten werden, das wenigstens einen (für den Batteriezellentyp charakteristischen) Peak aufweist. Die Anzahl an Peaks und die Lage des/der Peaks innerhalb des Diagramms ist dabei vom Typ der Batteriezelle, insbesondere vom darin verwendeten Anodenmaterial abhängig.
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Wie die Erfinder herausgefunden haben, existiert eine Korrelation zwischen der Höhe des wenigstens einen Peak und wenigstens einem inhomogenen Alterungszustand, d. h. einer inhomogenen Veränderung von einer Komponente der Batteriezelle, insbesondere einer inhomogenen Veränderung bei einer Elektrode der Batteriezelle derart, dass der wenigstens eine Peak umso kleiner wird, umso größer bzw. gravierender die inhomogene Veränderung ist. Dies bedeutet, dass bei einer neuen Batteriezelle die maximale Höhe des wenigstens einen Peak gegeben ist, und die Höhe des wenigstens einen Peak umso kleiner wird, je größer bzw. gravierender eine inhomogene Veränderung von einer Komponente der wiederaufladbaren Batteriezelle ist.
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Wird durch das erfindungsgemäße Verfahren eine solche inhomogene Veränderung festgestellt, können geeignete Schutzmaßnahmen durch Veränderung der Betriebsgrenzen bzw. -parameter der Batteriezelle ergriffen werden, um die Batteriezelle vor einer erhöhten Degradation zu schützen.
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Gemäß einer ersten vorteilhaften Weiterbildung des Verfahrens wird in einem Vorverfahren bei der Batteriezelle oder einem gleichen Batteriezellentyp bei wenigstens einem der ersten Lade- und/oder Entladevorgänge, bevorzugt während einem der ersten Lade- und/oder Entladevorgänge mit konstantem elektrischem Strom oder konstanter elektrischer Leistung, die Klemmspannung erfasst, die Klemmspannung mathematisch nach dem Ladezustand (SOC) oder der während einem der ersten Lade- und/oder Entladevorgänge der wiederaufladbaren Batteriezelle geflossenen elektrischen Ladung (Q) abgeleitet, ein entsprechender zweiter Datensatz gebildet und in einer Speichereinrichtung abgespeichert.
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Gemäß einer zweiten vorteilhaften Weiterbildung des Verfahrens wird als Batteriezelle eine Lithium-Ionen-Batteriezelle, bevorzugt eine Lithium-Ionen-Batteriezelle mit Graphitanode, verwendet. Hierbei kann in vorteilhafter Weise zum Feststellen des Degradationsstatus und/oder Berechnen oder Abschätzen des Degradationsgrads der Lithium-Ionen-Batteriezelle mit Graphitanode die Höhe der beiden Peaks im ersten und zweiten Datensatz einer solchen Lithium-Ionen-Batteriezelle verwendet werden.
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Zum Feststellen eines Degradationsstatus und/oder zum Berechnen oder Abschätzen eines Degradationsgrads einer Batteriezelle (aufgrund einer inhomogenen Veränderung einer Komponente der Batteriezelle) kann gemäß einer weiteren vorteilhaften Weiterbildung des Verfahrens wenigstens ein Kennfeld, eine Kennlinie, ein elektrisches Batteriezellmodell, bspw. ein elektrisches Lithium-Ionen-Batteriezellmodell, ein elektrisches Ersatzschaltbildmodell, eine wissensbasierte Methode, eine Support-Vector-Methode, ein künstliches neuronales Netzwerk und/oder ein Fuzzy-System verwendet werden.
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Das Verfahren gemäß der vorliegenden Erfindung kann auch umfassen, dass nach Feststellen eines Degradationsstatus, bevorzugt in Abhängigkeit vom berechneten oder abgeschätzten Degradationsgrad der Batteriezelle weiter
- – die maximalen Lade- und Entladeströme in Abhängigkeit von der Temperatur und der Zeit, die der elektrische Strom anliegt, und/oder
- – die Kühlungsregelung
angepasst wird/werden.
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Die vorliegende Erfindung umfasst auch eine Vorrichtung zur Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens oder eine seiner vorteilhaften Weiterbildungen. Die Vorrichtung beinhaltet:
- a) eine Erfassungseinrichtung zum Erfassen der Klemmspannung (V) einer Batteriezelle während wenigstens eines Lade- und/oder eines Entladevorgangs der Batteriezelle,
- b) eine Speichereinrichtung, in der ein zweiter Datensatz des Batteriezellentyps oder der Batteriezelle in einem Zustand mit weniger Lade- und/oder Entladevorgängen als im Schritt a), bevorzugt im Neuzustand gespeichert ist, der erhalten wurde durch Erfassen der Klemmspannung bei wenigstens einem Lade- und/oder Entladevorgang der wiederaufladbaren Batteriezelle oder einer wiederaufladbaren Batteriezelle vom gleichen Typ, dem mathematischen Ableiten der Klemmspannung nach dem Ladezustand (SOC) oder der während einer der Lade- und/oder Entladevorgänge der wiederaufladbaren Batteriezelle geflossenen elektrischen Ladung (Q) und Bilden eines entsprechender Datensatzes, und
- c) eine Recheneinrichtung
- c1) zur mathematischen Ableitung der Klemmspannung nach dem Ladezustand (SOC) oder der geflossenen elektrischen Ladung (Q) während des wenigstens einen Lade- und/oder Entladevorgangs der wiederaufladbaren Batteriezelle,
- c2) zur Bildung eines ersten entsprechenden Datensatzes,
- c3) zur Ermittlung der Höhe von wenigstens einem Peak in dem ersten Datensatz,
- c4) zum Vergleichen der Höhe des wenigstens einen in dem ersten Datensatz ermittelten Peak mit der Höhe des wenigstens einen entsprechenden Peak im für den gleichen Batteriezellentyp oder die Batteriezelle im Zustand mit weniger Lade- und/oder Entladevorgängen, bevorzugt im Neuzustand gebildeten zweiten Datensatz, und
- c5) zum Feststellen einer Degradation und/oder zum Berechnen oder Abschätzen eines Degradationsgrads der Batteriezelle auf Grundlage einer durch den Vergleich in Schritt c4) festgestellten geringeren Höhe des wenigstens einen ermittelten Peak im ersten Datensatz gegenüber der Höhe des wenigstens einen entsprechenden Peak der Batteriezelle im zweiten Datensatz.
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Die Vorrichtung kann in vorteilhafter Weise dahin weitergebildet sein, dass sie weiter eine Steuerungseinrichtung umfasst, mittels der bei Feststellung einer Degradation, bevorzugt in Abhängigkeit vom berechneten oder abgeschätzten Degradationsgrad der Batteriezelle
- – die maximalen Lade- und Entladeströme in Abhängigkeit von der Temperatur und der Zeit, die der elektrische Strom anliegt, und/oder
- – die Kühlungsregelung
angepasst wird/werden.
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Weitere von der vorliegenden Erfindung umfasste Ausgestaltungen und Weiterbildungen der Vorrichtung sind solche, die sich für einen Fachmann aus der Beschreibung des Verfahrens gemäß der vorliegenden Erfindung, seiner vorteilhaften Weiterbildungen und Ausgestaltungen sowie der Figur und der dazugehörigen Beschreibung ohne weiteres ergeben. Die Ausführungen zum Verfahren und zu der Figur sind auf die Vorrichtung gemäß der vorliegenden Erfindung übertrag- und anwendbar.
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Die vorliegende Erfindung umfasst auch die Verwendung des erfindungsgemäßen Verfahrens oder eine seiner vorteilhaften Weiterbildungen und/oder der erfindungsgemäßen Vorrichtung oder eine ihrer vorteilhaften Weiterbildungen bei einer, wenigstens eine Batteriezelle aufweisenden Einrichtung, insbesondere im Bereich von Kraftfahrzeugen, von stationären Speichereinrichtungen für elektrische Energie, von Einrichtungen im Bereich der Unterhaltungselektronik, von mobilen elektronischen Einrichtungen oder des Modellbaus.
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Weitere Vorteile, Merkmale und Einzelheiten der Erfindung ergeben sich aus der nachfolgenden Beschreibung eines bevorzugten Ausführungsbeispiels sowie anhand der Zeichnung. Die vorstehend in der Beschreibung genannten Merkmale und Merkmalskombinationen sowie die nachfolgend in der Figurenbeschreibung genannten und/oder in der einzigen Figur alleine gezeigten Merkmale und Merkmalskombinationen sind nicht nur in der jeweils angegebenen Kombination, sondern auch in anderen Kombinationen oder in Alleinstellung verwendbar, ohne den Rahmen der Erfindung zu verlassen.
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Dabei zeigt die Fig. rein beispielhaft die dV/dSOC-Kurven einer Lithium-Ionen-Batteriezelle mit Graphit-Anode für unterschiedliche Stadien eines Dauerbelastungsversuchs mit einem anwendungsnahen Leistungsprofil. Die „Checkups”, in denen bei einer Konstantstromentladung die Funktion V(SOC) gemessen wurde, wurden zur Bestimmung der Degradation der Zelle in einem festen Intervall durchgeführt. Wie zu erkennen, flacht der Peak 1 bei ca. 20% SOC und der Peak 2 bei ca. 60% SOC bei fortschreitender Zyklisierung ab.
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Die Kurven können grundsätzlich erhalten werden, indem bei wenigstens einem Ladevorgang (idealer Weise mit konstanter Stromstärke oder konstanter Leistung) und/oder wenigstens einem Entladevorgang (idealer Weise ebenfalls mit konstanter Stromstärke oder konstanter Leistung; jedoch können die Kurven bspw. auch während der Fahrt eines Elektrofahrzeugs bzw. eines Kraftfahrzeugs mit (teil)elektrifiziertem Antriebsstrang unter Verwendung eines Elektromotors erhalten werden) die Klemmspannung durch bekannte Algorithmen nach dem SOC oder der Ladung Q numerisch abgeleitet wird. Wird eine Kurve mittels einer Mehrzahl an Lade- und/oder Entladevorgängen erfasst, kann eine geeignete Mittelung oder Gewichtung der erhaltenen Daten vorgenommen werden.
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Wie oben bereits erwähnt, ist die Lage und Anzahl der Peaks 1, 2 abhängig von der Art der verwendeten Batteriezelle und hierbei insbesondere wiederum vom verwendeten Anodenmaterial. Die vorliegende Erfindung ist in keiner Weise auf die Anwendung bei einem bestimmten Typ an Batteriezelle, wie etwa einer Lithium-Ionen-Batteriezelle mit Graphit-Anode, beschränkt. Einzige Voraussetzung für die vorliegende Erfindung ist, dass in der erfindungsgemäß erhaltenen dV/dSOC- oder dV/dQ-Kurve einer wiederaufladbaren Batteriezelle wenigstens ein (charakteristischer) Peak 1, 2 existiert.
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Bei dem in der Fig. dargestelltem Beispiel entspricht die Kurve des „1. Checkup” derjenigen, die bei einer der ersten Entladevorgange der Batteriezelle („Begin-of-Life”) erhalten wird. Für das Verfahren gemäß der vorliegenden Erfindung kann eine solche „Referenzkurve” etwa vom Hersteller der Batteriezelle für den Batteriezellentyp an sich oder eine jede Charge an Batteriezellen ermittelt und zur Verfügung gestellt werden. Von der vorliegenden Erfindung ist es jedoch auch umfasst, dass diese Kurve bei wenigstens einer der ersten Lade- und/oder Entladevorgange einer Batteriezelle oder mehrerer Batteriezellen einer Batterie erfasst, abgespeichert und für das weitere Verfahren verwendet und gegebenenfalls verarbeitet wird. Wird die Kurve bei einer Mehrzahl an neuen Batteriezellen und/oder bei einer Mehrzahl an Lade- und/oder Entladevorgängen erfasst, kann eine geeignete Mittelung oder Gewichtung der erhaltenen Daten vorgenommen werden und so eine geeignete Kurve erhalten werden, die anschließend für alle Batteriezellen einer Batterie verwendet werden kann.
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Gemäß der vorliegenden Erfindung ist es nicht zwingend erforderlich, dass die „Referenzkurve” bzw. der zweite Datensatz bei wenigstens einer der ersten Lade- und/oder Entladevorgänge einer neuen Batteriezelle erfasst wird. Prinzipiell können das Verfahren und die Vorrichtung auch bei schon gealterten Batteriezellen zum Einsatz kommen, es kann dann in der Folge jedoch nur ein Degradationsstatus und/oder -grad bezogen auf diesen bereits gealterten Zustand bestimmt (abgeschätzt oder berechnet) werden.
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Wie oben bereits erwähnt, werden die Peaks 1, 2 – deren Existenz und Höhe mit bekannten mathematischen Verfahren ermittelt werden kann – mit fortschreitender Zyklisierung flacher. Die in der Fig. gezeigte Kurve beim 15. Checkup entspricht dabei dem „End-of-Life”-Zustand der Batteriezelle. Bei der anschließenden Befundung der Batteriezelle mit den dV/dSOC-Kurven aus der Fig. wurde eine starke, auf Lithium-Plating zurückzuführende, Inhomogenität bezüglich der Ortsabhängigkeit des Alterungszustands der Elektrode durch eine lokale Degradationsanalyse festgestellt. Es war lokal mittig in der Batteriezelle eine starke Schädigung der Elektrode feststellbar.
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Wird durch das Verfahren gemäß der vorliegenden Erfindung festgestellt, dass sich die Höhe des oder der Peaks 1, 2 bei einem Checkup im Vergleich zu der Höhe bei einer neuen bzw. jüngeren Batteriezelle (d. h. einer mit weniger Lade- und/oder Entladevorgängen) verringert hat, kann somit festgestellt werden, dass bei einer Komponente der Batteriezelle ein inhomogener Alterungszustand vorliegt, dass bei der. Batteriezelle somit grundsätzlich von einem entsprechender Degradationsstatus bzw. -zustand ausgegangen werden muss.
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Wird das Verfahren gemäß der vorliegenden Erfindung bei einem Batteriezellentyp durchgeführt, bei der die hier betrachtete Kurve mehr als einen Peak 1, 2 aufweist (wie bei dem in Fig. gezeigten Beispiel einer Lithium-Ionen-Batteriezelle mit Graphitanode), kann entweder nur einer der Peaks, mehrere oder alle Peaks in die Feststellung einer Degradation einbezogen werden. Hierbei kann bspw. eine geeignete Gewichtung der verschiedenen Peaks 1, 2 oder eine Mittelwertbildung über die verschiedenen Peaks 1, 2 vorgenommen werden.
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Auch kann aufgrund der eingetretenen Abflachung des/der Peaks 1, 2 eine Berechnung oder Abschätzung des Degradationsgrads (Grad der Inhomogenität) durchgeführt werden.
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Sind in dem ersten Datensatz kein(e) Peak(s) 1, 2 feststellbar, so wird in Schritt c) des Verfahrens festgestellt, dass der/die Peak(s) 1, 2 die Größe Null angenommen hat/haben.
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Für die Feststellung einer Degradation und/oder Berechnung oder Abschätzung eines Degradationsgrads kann auf bekannte Verfahren und Modelle zurückgegriffen werden, etwa unter Verwendung eines Kennfelds, einer Kennlinie, eines elektrischen Batteriezellmodell, bspw. eines elektrisches Lithium-Ionen-Batteriezellmodells, eines elektrischen Ersatzschaltbildmodells, einer wissensbasierten Methode, einer Support-Vector-Methode, eines künstlichen neuronalen Netzwerks und/oder eines Fuzzy-Systems. Diese Verfahren und Modelle können einzeln oder in Kombination angewandt werden. Die Parametrisierung der Kennfelder, des Zellmodells oder die Durchführung einer Lernphase bei wissensbasierten Ansätzen kann bspw. im Vorfeld der Applikationssoftware-Entwicklung anhand von Labordaten durchgeführt werden.
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Wird ein Degradationsstatus der Batteriezelle (aufgrund einer inhomogenen Alterung) festgestellt, ist es von Vorteil, wenn zum Schutz der wiederaufladbaren Batteriezelle vor einer weiteren erhöhten Schädigung die Betriebsgrenzen zumindest für die betreffende Batteriezelle entsprechend angepasst werden. Bei einem Verbund aus mehreren Batteriezellen, wie sie für eine Batterie typisch sind, kann es erforderlich sein, die Betriebsgrenzen für mehrere, d. h. auch von solchen wiederaufladbaren Batteriezellen, die von keiner erhöhten Schädigung betroffen sind, anzupassen, um so insgesamt eine möglichst lange Lebensdauer der Batterie zu erreichen.
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Die Anpassung der Betriebsgrenzen kann bspw. eine Anpassung, d. h. eine Verringerung der maximalen Lade- und Entladeströme in Abhängigkeit von der Temperatur und der Zeit, die der elektrische Strom anliegt umfassen. Alternativ oder ergänzend hierzu kann auch die Kühlungsregelung angepasst werden. Da wie einleitend bereits erwähnt wurde, bspw. Lithium-Plating aufgrund eines Temperaturgradienten über die Elektrode hinweg verursacht oder begünstigt wird, kann es bei Feststellung eines Degradationszustands von Vorteil sein, den Zuschaltzeitpunkt für die Kühlung zu höheren Temperaturen hin zu verschieben, um das Auftreten eines Temperaturgradienten über die Elektrode hinweg aufgrund einer (evtl. nicht optimal ausgelegten) Kühlung möglichst zu vermeiden. Um eine Zuschaltung einer Kühlung möglichst zu vermeiden, kann es weiter von Vorteil sein, wenn die maximal abgebbare Leistung der wiederaufladbaren Batteriezelle verringert wird, um eine übermäßige Erwärmung der wiederaufladbaren Batteriezelle aufgrund von Verlustwärme zu verhindern.
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Die Anpassung der Betriebsgrenzen erfolgt in bevorzugter Weise in Abhängigkeit von dem berechneten oder abgeschätzten Degradationsgrad (Grad der Inhomogenität) der Batteriezelle.
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Durch die genannten Maßnahmen kann das Fortschreiten einer inhomogenen Alterung bei der betroffenen Batteriezelle verzögert oder sogar gestoppt werden.
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Da einem Fachmann die für die Vorrichtung gemäß der vorliegenden Erfindung erforderlichen oder geeigneten Bauelemente, Einrichtungen, Vorrichtungen, Hard- und Software-Komponenten sowie deren mögliches Zusammenwirken bekannt sind, braucht in dieser Anmeldung hierauf nicht näher eingegangen zu werden.
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Das Verfahren gemäß der vorliegenden Erfindung und/oder die Vorrichtung gemäß der vorliegenden Erfindung können ohne besondere Einschränkung bei jeder Einrichtung verwendet werden, die wenigstens eine wiederaufladbare Batteriezelle aufweist, bei der eine dV/dSOC- oder dV/dQ-Kurve, insbesondere im Neuzustand, mit wenigstens einem (charakteristischen) Peak 1, 2 so wie er hier in der vorliegenden Anmeldung beschrieben ist, erhalten werden kann. Als einige nicht abschließend zu verstehende Beispiele, in denen die vorliegende Erfindung Verwendung finden kann, seien erwähnt der Bereich der Kraftfahrzeuge, der stationären Speichereinrichtungen für elektrische Energie, der Unterhaltungselektronik, der mobilen elektronischen Einrichtungen (allgemeiner ausgedrückt der Bereich der „Consumer electronic”) oder des Modellbaus.
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Bezugszeichenliste
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- 1
- Peaks
- 2
- Peaks
