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Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur Bestimmung des Zustands eines wiederaufladbaren Batteriesystems, wie es heute in rein elektrisch angetriebenen oder hybrid betriebenen Fahrzeugen als Energiespeicher verwendet wird.
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Aus dem Stand der Technik ist bekannt, dass wiederaufladbare Batteriesysteme Alterungsprozessen unterworfen sind, durch die sich ihr Zustand fortschreitend verschlechtert, wodurch insbesondere die Kapazität der Batterie und mithin eine maximal erzielbare Reichweite des betreffenden Fahrzeugs abnimmt. Die Alterung, auch Gesundheitszustand und im englischen State of Health, kurz SOH genannt, einer Speicherzelle oder auch eines ganzen Batteriespeichers hat zur Folge, dass zum einen die Zellkapazität mit steigender Alterung abnimmt und zum anderen der Innenwiderstand der Speicherzelle ansteigt. Eine Definition der Zellalterung ist stets an den Anstieg des Innenwiderstands und die Reduzierung einer verfügbaren Zellkapazität geknüpft. Ein bekannter Ansatz baut zur Bestimmung eines jeweiligen Zustands des betreffenden Batteriesystems darauf auf, einen Zellinnenwiderstand als eine maßgebliche Größe für die Alterung der Speicherzellen zu bestimmen. Der Zellinnenwiderstand hat durch eine damit verbundene interne Verlustleistung Auswirkung auf die prädizierte Leistung, die dem Elektrofahrzeug zur Verfügung gestellt werden kann. Bekannte Ansätze liefern jedoch keine sehr genauen Ergebnisse für eine aktuelle Größe des Innenwiderstands, weil sie während des laufenden Betriebes Pulse in Strom und Spannung zur Bestimmung des Innenwiderstands heranziehen und auswerten.
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Die vorliegende Erfindung hat das Ziel ein verbessertes Verfahren zur Bestimmung des Zustands eines wiederaufladbaren Batteriesystems auf Basis einer genaueren Bestimmung eines aktuellen Gleichstrom-Innenwiderstands einer einzelnen Speicherzelle oder des gesamten Batteriesystems zu schaffen.
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Diese Aufgabe wird erfindungsgemäß durch die Merkmale von Anspruch 1 gelöst. Demnach wird ein Gleichstrom-Innenwiderstand in einem Ruhe- oder Gleichgewichtszustand bzw. relaxiertem Status des jeweiligen Batteriesystems durch einen definierten Strom-Puls anhand des ohmschen Gesetzes im Ladebetrieb bestimmt. Aus den Strom- und Spannungswerten zu Beginn und Ende des Impulses oder einen Stromfluss über eine vorbestimmte Messzeit hinweg wird der Innenwiderstand der Speicherzelle ermittelt. Als eine Basis der Erfindung ist die Erkenntnis anzusehen, dass es bei den bekannten Verfahren mit einer Messung des Innenwiderstands der Speicherzelle während des laufenden Betriebs an einem Bezug auf den tatsächlichen Ruhezustand der betreffenden Speicherzelle fehlt, was auch bei zahlreichen Messungen zu Ungenauigkeiten in der Bestimmung eines aktuellen Wertes des Innenwiderstands führt.
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Ein weiterer Vorteil eines erfindungsgemäßen Verfahrens liegt darin, dass eine zuverlässige Bestimmung eines aktuellen Wertes des Innenwiderstands fortlaufende Validierungen und Neumessungen entbehrlich macht. Damit ist ein Aufwand nach einem erfindungsgemäßen Ansatz geringer als nach bekannten Verfahren.
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Vorteilhafte Weiterbildungen sind Gegenstand der Unteransprüche. Demnach wird eine Anzahl von Einflussfaktoren auf die Innenwiderstandsbestimmung dadurch noch weiter minimiert, dass ein Strom-Puls in einem bestimmten Betriebsbereich des Batteriesystems initiiert wird. Es hat sich als besonders vorteilhaft herausgestellt, dass das Verfahren bei einem Ladezustand der Speicherzelle, im englischen State of Charge, kurz SOC genannt, in einem Bereich von 40-50% SOC einer maximalen Zellladung durchgeführt wird. Dieser Ansatz baut auf der Erkenntnis auf, dass über diverse Zelltypen und Alterungszustände hinweg betrachtet eine Kennlinie der Leerlaufspannung, im englischen Open Circuit Voltage, kurz OCV genannt, in dem genannten Bereich von 40-50% SOC einen Bereich aufweist, der einen flachen Verlauf bei minimaler Steigung aufweist, in diesem Abschnitt also fast horizontal verläuft. Dieser Bereich hat zudem den Vorteil, dass er von Alterungseinflüssen, welche Einflüsse auf den charakteristischen Verlauf der OCV Kennlinie haben, nahezu unberührt bleibt. Somit kann der genannte Bereich unabhängig vom aktuellen Alterungszustand der Speicherzelle und der damit einhergehenden Veränderung der OCV Kennlinie in anderen SOC Bereichen, sehr gut zur Bestimmung des aktuellen Innenwiderstands der Speicherzelle verwendet werden. Außerdem können kurzzeitige Lade- und Entladevorgänge zur Bestimmung eines Innenwiderstands keine Verfälschungen durch deutliche Änderungen der Spannungs-Messwerte bewirken.
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In einer bevorzugten Ausführungsform der Erfindung wird eine zeitliche Pulsbreite der Ströme auf eine zeitliche Dauer oder Messzeit von ca. 5 bis etwa 10s bemessen, was in Abhängigkeit eines jeweiligen Zelltyps sowie der jeweiligen Zell-Chemie festgelegt wird. So wird beispielsweise für prismatische NMC622 - Nickel Mangan Kobalt Lithium-Ionen-Speicherzellen vorzugsweise ein Wert von ca. 10s als Breite der Strompulse zur Gleichstrom-Innenwiderstandsmessung verwendet.
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Vorzugsweise beträgt eine verwendete Impulshöhe bzw. Stromstärke IC, also eine Stromstärke, die sich aus einer jeweiligen Kapazität einer wiederaufladbaren Speicherzelle rechnerisch als konstanter Stromfluss über eine Stunde hinweg ergibt. Bei Speicher mit mehreren parallelen Strängen kann aber auch mit einer Stromstärke von 0,5 C für den Strompuls verfahren werden, um den Gesamtstrom des Systems für den verwendeten Laderegler mit einer akzeptablen Größe abzubilden.
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In einer bevorzugten Ausführungsform der Erfindung wird auf eine hohe Genauigkeit der Einstellung eines jeweiligen Impulses durch ungestörte Einregelung hohen Wert gelegt, da diese Messungen in einem Zeitpunkt erfolgen, an dem kein aktiver Antrieb des Fahrzeugs erfolgt. Das Fahrzeug befindet sich vorzugsweise im Stillstand.
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Es wird besonders bevorzugt, eine Aktivierung eines vorstehend beschriebenen Messverfahrens innerhalb eines Ladevorgangs vorzusehen. In einem Ausführungsbeispiel der Erfindung wird das Verfahren periodisch ca. einmal je Monat ausgeführt, mindestens jedoch nach ca. jeder 30. Vollladung des Batteriesystems. Die jeweiligen Messergebnisse werden vorzugsweise schon zur Plausibilisierung und ggf. Fehlererkennung intern fortgeschrieben und ausfallsicher abgelegt bzw. nicht-flüchtig gespeichert.
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In einer besonders bevorzugten Ausführungsform der Erfindung ist eine Integration des vorstehend beschriebenen Messverfahrens in ein Batterie-Managementsystem BMS integriert ausgeführt wird. Es wird dabei an jeder einzelnen Speicherzelle und/oder dem gesamten Batteriesystem angewendet, wodurch lokale Probleme frühzeitig erkannt und ein Einfluss auf das gesamte Batteriesystem beobachtet werden kann, auch um geeignete Gegenmaßnahmen ergreifen zu können. Besonders vorteilhaft ist dieser Ansatz bei einer Verwendung prismatischer Speicherzellen mit einer Einzelüberwachung jeder der Zellen innerhalb eines wiederaufladbaren Batteriesystems anwendbar.
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Anhand des ermittelten Innenwiderstands der Speicherzelle kann das BMS den aktuellen SOH für die Batterie bestimmen. Der höchste Innenwiderstand stellt dabei den Wert für die am stärksten gealterte Speicherzelle dar, die das gesamte System limitiert. Anhand des SOH kann, anhand hinterlegter Begin of Life- (BOL-) und End of Life- (EOL-) Kennfelder für den Innenwiderstand der Speicherzelle über Temperatur und SOC, ein Kennfeld für den aktuellen Innenwiderstand über Temperatur und SOC ermittelt werden, welches für die aktuelle Leistungsprädiktion verwendet werden kann.
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Nachfolgend werden weitere Merkmale und Vorteile erfindungsgemäßer Ausführungsformen unter Bezugnahme auf ein Ausführungsbeispiel anhand der Zeichnung näher erläutert. Darin zeigen:
- 1: einen typischen Kurvenverlauf einer Leerlaufspannungskennlinie als Funktion eines Ladezustands einer Lithium-Ionen-Batterie;
- 2a: einen zeitlichen Verlauf eines Ladestrom-Impulses;
- 2b: einen zeitlichen Verlauf eines zugehörigen Spannungsimpulses
- 3: einen zeitlichen Verlauf einer Zellspannung aus einem Ruhezustand heraus bei Belastung durch einen Impulsförmigen Stromfluss und die danach einsetzende Relaxation und
- 4: einen zeitlichen Verlauf einer Gleichstrom-Innenwiderstandsmessung nach dem Stand der Technik.
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Über die verschiedenen Abbildungen hinweg werden für gleiche Elemente oder Verfahrensschritte stets die gleichen Bezugszeichen verwendet. Ohne Beschränkung der Erfindung wird nachfolgend nur ein Einsatz eines erfindungsgemäßen Verfahrens bei Anwendung an einem wiederaufladbaren Batteriesystem dargestellt und beschrieben, wie es heute in rein elektrisch angetriebenen Fahrzeugen als Energiespeicher verwendet wird. Es ist aber für den Fachmann offensichtlich, dass in gleicher Weise auch eine Anpassung auf andere Energiespeicher möglich ist, wie z.B. auf stationäre Energiespeicher.
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4 zeigt einen zeitlichen Verlauf einer Gleichstrom-Innenwiderstandsmessung nach dem Stand der Technik. Diese Messung läuft wie folgt ab: Bei einem Spannungswert von hier 3,8 V wird ein Stromimpuls in Höhe von ΔI=100 A mit einer Flankensteigung von Δt=5 ms angelegt. Damit steigt die Spannung V in einem linearen Teilstück auf 3.90 V an, wo die Speicherzelle ein ohmsches Verhalten zeigt. An diesen ohmschen Ast schließt sich jedoch ein stark nichtlinearer Kurvenverlauf an, der elektro-chemische Prozesse innerhalb der Speicherzelle widerspiegelt. Schließlich folgt eine Ladekurve der Speicherzelle. Für die Bestimmung eines Gleichstrom-Innenwiderstands IR kann also nur das erste, lineare Teilstück der dargestellten Kurve genutzt werden. Dabei ist die Linearität der Kurve zu überwachen, um keine Verfälschung des Messergebnisses durch nachfolgende elektrochemische Prozesse zu erhalten, die einen stark nichtlinearen Kurvenverlauf hervorrufe. Diese Art der Messung erfolgt nach dem Stand der Technik während der Fahrt wiederholt, wobei abwechselnd Lade- und Entladeimpulse genutzt werden können, um einen Ladezustand der Speicherzelle durch diese Messung nicht zu verändern, was nachfolgend noch anhand der 2a, 2b beschrieben wird. Die Ergebnisse werden in Form von Innenwiderstands-Werten gespeichert und miteinander zur Plausibilisierung verglichen, denn es stellen sich hier folgende grundsätzliche Probleme ein: Die Messung erfolgt während der Fahrt und damit grundsätzlich in einem dynamischen Betriebsbereich der Speicherzelle, wo ein aktueller SOC-Wert prinzipiell nicht genau bekannt sein kann. Der SOC kann also nur abgeschätzt werden, womit die Leerlaufspannung OCV auch nicht genau bekannt ist. Es ist jeweils nur die Spannung zu Beginn und am Ende des definierten Messstrom-Pulses bekannt. Damit gibt es nach einem bekannten Mess-Ansatz also keine exakte Zuordnung des ladungsabhängigen Innenwiderstandswertes IR zum SOC.
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Es ist grundsätzlich bekannt, dass sich der Innenwiderstand IR einer Speicherzelle von Anfang der Nutzung bzw. Beginn of Life (BOL) bis zum Ende einer Nutzung bzw. End of Life (EOL) ändert. Der Innenwiderstand IR der Speicherzelle steigt deutlich an. Damit ist der Innenwiderstand IR einer Speicherzelle Maßstab für einen Zustand der betrachteten Speicherzelle. Aufgrund der vorstehend angedeuteten Unsicherheiten bei einer nach dem Stand der Technik vorgenommenen Bestimmung des Innenwiderstands IR ist also allenfalls eine Abschätzung des Zustands der betreffenden Speicherzelle zu erwarten.
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1 stellt einen typischen Kurvenverlauf einer Leerlaufspannungskennlinie OCV als Funktion eines Ladezustands SOC einer Lithium-Ionen-Batterie dar. Diese Kurve zeichnet sich zwischen einer Maximalspannung Umax bei vollgeladener Batterie mit SOC=100% bis zu einer Minimalspannung Umin bei entladener Batterie mit SOC=0% durch einen stetigen Abfall mit stark nichtlinearer Charakteristik aus. Auffällig ist allenfalls ein Bereich zwischen 40-50% SOC, wo die Kennlinie in guter Näherung abschnittsweise geradlinig verläuft, und das bei einer minimalen Steigung mmin. Mit anderen Worten verändert ein Laden oder Entladen der Speicherzelle in diesem Bereich eine Leerlaufspannung OVC nur in einem ganz geringen Maße. Näherungsweise kann gesagt werden, dass sich der Zusammenhang OCV und SOC im genannten Betrachtungsbereich zwischen 40-50% SOC nicht ändert. Zudem weist die OCV-Kennlinie in dem genannten Bereich keine wesentlichen Alterungseffekte über die Lebensdauer einer Speicherzelle auf.
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2b zeigt nach dem Stand der Technik genutzte Lade- und Entladepulse entsprechend 4. Diese Messstrategie wird während des Betriebs angewendet, also während der Fahrt. Um während des Fahrbetriebs unbemerkt bleiben zu können und zudem einen Ladezugstand der Batterie möglichst nicht zu verändern, werden für diese Messungen nur kurze Zeitintervalle Δt genutzt.
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2a zeichnet die Spannungskurve nach dem Stand der Technik nach. Dabei wird bei einem Punkt M1 ein erster Spannungswert gemessen, und zum Ende des Stromimpulses bei einem Punkt M2 ein zweiter Spannungswert. Aus diesem Wertepaar wird ein aktueller Innenwiderstand IR errechnet.
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Als eine wesentliche Erkenntnis und Basis der vorliegenden Erfindung sind hier Relaxationseffekte der Speicherzelle, die am Ende der jeweiligen Strompulse bislang vernachlässigt werden, als Relaxationskurven R mit eingezeichnet worden. Diese sind nun gestrichelt mit dargestellt und zeigen eine Verschiebung der Kurve zwischen den beiden Lade- und Entladepulsen. Neben der Tatsache, dass ein in diesem Beispiel aus dem dynamischen Betrieb der Speicherzelle heraus genutzter Spannungswert von ca. 3,8V nicht einer Leerlaufspannung OCV der Speicherzelle bei dem aktuellen SOC entspricht, weil Relaxationsvorgänge innerhalb der Speicherzelle noch nicht abgeschlossen bzw. abgeklungen sein können, trägt auch dieser Effekt zur Ungenauigkeit bekannter Messungen bei.
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3 zeigt nun ein Verfahren, das die vorstehend aufgezeigten Ungenauigkeiten deutlich mindert und so zu verbesserten Werten für einen jeweiligen Gleichstrom-Innenwiderstand IR der Speicherzelle führt: Grundsätzlich wird dieses Verfahren in einem Fahrzeugstillstand durchgeführt. Es wird dadurch von einem relaxierten oder Ruhe-Zustand der Speicherzelle aus gestartet. Mit Erreichen von 40-50% SOC wird das Laden daher ausreichend lange unterbrochen, um eine Impulsmessung mit Strom von 0,5 bis 1C erst aus dem relaxierten Zustand der Speicherzelle heraus durchzuführen, also von einer jeweiligen Leerlaufspannung OCV aus. Bei einer Speicherzelle mit einer Kapazität von 100 Ah bezeichnet 1C eine Stromstärke von 100A. Ein erster Messpunkt M1 wird hier beim Erreichen des konstanten Strompulses genommen. Ein Messungs-Ende mit einem zweiten Messpunkt M2 ist in diesem Beispiel erst nach Δt = 10s erreicht. Es schließt sich hier nun ein weiteres Laden der Speicherzelle solange an, bis diese voll geladen ist. Ein Kurvenverlauf gemäß 2a ist in gestrichelter Linie lediglich zur Verdeutlichung und vergrößerten Darstellung eines prinzipiellen Verlaufs von Relaxationsvorgängen eingezeichnet worden, wie es sich bei Abschaltung des Ladestroms einstellen würde. Der anhand der eingezeichneten Messpunkte M1, M2 errechnete IR-Wert wird wiederum gespeichert, wobei hierzu nun die Leerlaufspannung OCV aber genau bekannt ist.
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Eine Wiederholung dieses Verfahrens ist ungefähr monatlich oder spätestens nach 30 stationäre Ladungen vorgesehen, um einen Zustand der betreffenden Speicherzelle zu überwachen. Im relaxierten Zustand der Speicherzelle, also bei OCV, ist der SOC genau bekannt, dem nun ein präzise bestimmter Gleichstrom-Innenwiderstand IR zugeordnet wird. Hieraus wird mit erhöhter Zuverlässigkeit der SOH der betreffenden Speicherzelle bestimmt. Das vorstehend beschriebene Verfahren wird in ein Batterie-Managementsystem BMS integriert ausgeführt und verursacht damit keinen nennenswerten Mehraufwand. Die jeweils ermittelten IR-Werte werden zudem zur Plausibilisierung und ggf. Fehlererkennung intern fortgeschrieben und mit anderen wichtigen Betriebsparametern ausfallsicher abgelegt oder nicht-flüchtig gespeichert.
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Ein erfindungsgemäßer Ansatz ist an jeder einzelnen Speicherzelle und/oder einem gesamten Batteriesystem anwendbar. Daher gilt die vorstehende Darstellung ohne weitere Unterscheidung für beide Anwendungsfälle.
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Bezugszeichenliste
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- BMS
- Batterie-Managementsystem
- BOL
- Begin einer Nutzungszeit / Beginn of life
- EOL
- Ende einer Nutzungszeit / End of life
- IR
- Innenwiderstand der Speicherzelle
- M1,M2
- Messpunkte zur Berechnung von IR
- mmin
- minimalen Steigung der Kennlinie OCV über SOC
- OCV
- Leerlaufspannung
- R
- Relaxationskurve
- SOC
- Ladezustand der Speicherzelle
- SOH
- Zustand der Speicherzelle / State of Health
- Δt
- Breite eines Messintervalls / Messzeit
