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Die Erfindung betrifft einen Batteriezellverband für ein Batteriesystem nach dem Oberbegriff des Anspruches 1.
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Ein gattungsgemäßer Batteriezellverband weist einen Batteriezellstapel auf, der zumindest eine Parallel-Schaltgruppe mit zumindest zwei zueinander parallel geschalteten Batteriezellen aufweist. Deren Anoden-Ableiter sind an einer zu einem negativen Terminal führende Stromschiene eines Busbarsystems angeschlossen, während deren Kathoden-Ableiter an einer zu einem positiven Terminal führenden Stromschiene des Busbarsystems angeschlossen sind.
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Die im Batteriemodul (d.h. allgemein im Batteriezellverband) verfügbare Energiemenge ist vordefiniert. Sie ist die Summe der Energie aller Zellen, die das Modul bilden. Die Energie des Moduls ergibt sich aus dem Produkt aus Spannung und Kapazität. Wenn mehr Zellen in Reihe geschaltet sind, steigt die Spannung. Wenn die Zellen mehr parallel angeordnet sind, steigt die Kapazität. Bei einem Verschaltungsschema mit zumindest einer Parallel-Schaltgruppe, die aus zwei oder mehr zueinander parallel geschalteten Zellen besteht, sind die parallel geschalteten Zellen nicht einzeln messbar. Beispielhaft kann ein Modul aus 24 Zellen bestehen, die in einem 3P8S-Verschaltungsschema (3 parallel, 8 in Reihe) verschaltet sind. In diesem Fall kann die Spannung jeder einzelnen der 24 Zellen im Modul nicht gemessen werden. Vielmehr wird ein Spannungswert für alle drei Zellen in der aus drei Zellen aufgebauten Parallelschaltgruppe gemessen. Das heißt, es werden insgesamt acht Spannungswerte gemessen. Wenn während des Modultests eine der parallel geschalteten Zellen aufgrund einer höheren Selbstentladung ihre Spannung verliert, ist es nicht möglich, dies zu erkennen. Infolgedessen sind die Selbstentladungsprüfung und die Prüfung der Lebensdauer auf Modulebene weniger zuverlässig.
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Bei einem Lebenszyklustest des obigen Moduls ist das Quellverhalten der Zellen anders ist als das, was such beim Test einer einzelnen Zelle ergeben würde. Das bedeutet, dass die derzeitigen Zelltests nicht das tatsächliche Verhalten der Zelle widerspiegeln. Es wäre daher von Vorteil, wenn ein Lebenszyklustest der Zelle durchführbar wäre, die nicht im Modul in Parallelschaltung verschaltet ist. Derzeit ist es jedoch nicht möglich, die Spannung jeder einzelnen Zelle innerhalb des Moduls zu messen. Wenn die Module im Fahrzeug getestet werden, um den Zustand der Batterie zu beurteilen, dann werden auch Tests auf Modulebene durchgeführt. Es ist nicht möglich, den Zustand jeder Zelle zu messen. Eine Zelle mit beschleunigter Alterung entscheidet daher über den Zustand des gesamten Moduls.
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Zurzeit befinden sich lediglich zwei bis drei Temperatursensoren im Inneren des Moduls. Diese sind auf der Modul-Oberseite angebracht. Die Haupttemperaturerzeugung findet jedoch am Kathoden-Ableiter bzw. Anoden-Ableiter der Batteriezellen sowie an den Anschlüssen zu den Busbars statt. Hier wird jedoch im Stand der Technik die Temperatur nicht gemessen. Das bedeutet, dass die tatsächliche Zellentemperatur und die tatsächlich gemessene Temperatur fehlerbehaftet sind. Die Spannung jeder Zelle ist von der Temperatur abhängig, obwohl einige Zellen eine höhere Temperatur als andere haben könnten, wird dies bei der Messung des SOC ignoriert. Das Batteriemanagementsystem (BMS) geht davon aus, dass alle parallel geschalteten Zellen die gleiche Temperatur und die gleiche Spannung haben. Dies ist jedoch nicht korrekt. Das BMS führt das Zell-Balancing aller parallel geschalteten Zellen durch, auch wenn nur eine der Zellen ein Balancing benötigt. Das bedeutet, dass mehr Zeit für ein nicht erforderliches Zell-Balancing der einwandfreien Zellen aufgewendet wird. Diese unnötige Balancing-Zeitdauer erhöht nicht nur die Testdauer für den Lebensdauerzyklustest, sondern verringert auch die Ladegeschwindigkeit des Moduls. Es wäre daher besser, wenn nur die gealterte Zelle mit hoher Selbstentladung ein Zell-Balancing erhalten würde.
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Wenn alle Zellen einzeln im Modul messbar sein würden, könnten dieselben Lebensdauertests nur auf Modulebene durchgeführt werden. Dadurch verringern sich die Tests auf Zellebene. Diese Tests würden auch zuverlässiger sein. Gegenwärtig werden die Lebensdauertests auf Zellebene und auf Modulebene getrennt durchgeführt. Diese beiden Tests spiegeln nicht das tatsächliche Verhalten der Zellen und Module in der Praxis wider.
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Es wäre ferner wünschenswert, wenn alle Zellen während des Ladevorgangs in Reihe geschaltet wären, damit die Spannung hoch ist. Wenn das Modul einmal festgelegt ist, ist die Anordnung der Zellen in Reihe und parallel festgelegt. Es ist nicht möglich, sie zu ändern. Es wäre auch von Vorteil, die Selbstentladung jeder Zelle während des Ladevorgangs zu überwachen, um mehr Zeit für den Zell-Balancing aller parallel angeordneten Zellen zu sparen. Dies ist zur Zeit nicht möglich.
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Derzeit ist es erforderlich, die Leerlaufspannung (OCV) des Moduls zu messen, bevor es zu einem Pack zusammengesetzt wird. Da die OCV auf Modulebene nicht genau ist, werden die Zellen auf die OCV getestet und dann nach dem Test die Module hergestellt. Das bedeutet, dass eine große Menge an Zellen bei konstanter Temperatur und gleichem SOC-Wert für zwei bis drei Wochen gelagert werden muss. Dies erfordert eine große Lagerfläche. Kurze Temperaturschwankungen können zu großen Fehlern bei der OCV-Messung auf Zellebene führen. Das bedeutet, dass auch dieser Test nicht genau ist. Das bedeutet, dass der zweite OCV-Test sowohl auf Zell- als auch auf Modulebene derzeit nicht genau ist.
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Aus der
US 2022/0115878 A1 ist eine intelligente Batterietrenn- und Schutzarchitektur für luftgestützte modulare Hochleistungsbatterien bekannt. Aus der
WO 2013/188680 A1 ist ein Energiespeichersystem für Hybrid-Elektrofahrzeuge bekannt. Aus der
US 2013/0202928 A1 ist eine Sammelschiene einschließlich flexibler Schaltung bekannt.
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Die Aufgabe der Erfindung besteht darin, einen Batteriezellverband bereitzustellen, in dem in einfacher Weise eine Spannungsmessung einer Batteriezelle auf Zellebene ermöglicht ist.
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Die Aufgabe ist durch die Merkmale des Anspruches 1 gelöst. Bevorzugte Weiterbildungen der Erfindung sind in den Unteransprüchen offenbart.
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Die Erfindung geht von einem Batteriezellverband für ein Batteriesystem mit einem Batteriezellstapel aus, der eine Parallel-Schaltgruppe mit zumindest zwei zueinander parallel geschalteten Batteriezellen aufweist (zum Beispiel ein Batteriemodul). In der Parallel-Schaltgruppe sind die Kathoden- und Anoden-Ableiter der beiden Batteriezellen mit Stromschienen eines Busbarsystems elektrisch verbunden. Gemäß dem kennzeichnenden Teil des Anspruches 1 ist jede der Stromschienen unterteilt in voneinander elektrisch isolierte Stromschienen-Segmente, von denen jedes Stromschienen-Segment mit einem der Ableiter elektrisch verbunden ist. Mittels eines Aktivierungsgeräts sind die elektrisch isolierten Stromschienen-Segmente miteinander elektrisch koppelbar oder voneinander elektrisch entkoppelbar. Für eine an einer der Batteriezellen vorgenommene Einzel-Spannungsmessung entkoppelt das Aktivierungsgerät die Stromschienen-Segmente voneinander. Dadurch sind die Batteriezellen aus der Parallel-Schaltgruppe gelöst und ist an der zu vermessenden Batteriezelle ein Einzel-Spannungsabgriff mittels eines Spannungsmessgeräts durchführbar.
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Nach erfolgter Spannungsmessung werden die Batteriezellen wieder miteinander in Parallelschaltung verschaltet. Hierzu koppelt das Aktivierungsgerät die Stromschienen-Segmente wieder elektrisch miteinander.
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Ein Kern der Erfindung besteht darin, dass alle parallel geschalteten Zellen im Modul mittels eines Aktivierungsgeräts voneinander elektrisch entkoppelt werden können. Das bedeutet, dass bei der Spannungsmessung keine Parallelschaltung vorhanden ist. Alle Zellen können daher wie Einzel-Zellen gemessen werden. Auch das Zell-Balancing erfolgt unter denselben Bedingungen, als ob die Zellen unabhängig voneinander wären. Sobald das Zell-Balancing und die Spannungsmessung abgeschlossen sind, werden die Einzel-Zellen wieder gemäß Verschaltungsschema zusammengeschlossen. Kurz gesagt, während der Messung und des Zell-Balancing sind die Zellen von anderen parallelen Zellen getrennt. Das Sensormodul ist ebenfalls modifiziert und weist Kontaktleisten (für die Spannungsmessung) an jeder Zelle auf, d.h. nicht eine gemeinsame Kontaktleiste für alle parallel geschalteten Zellen. Auf diese Weise erhält der CAN-Bus einen Spannungseingang von jeder Zelle.
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Erfindungsgemäß ist die jeweilige Stromschiene der Busbars, die die Zellen parallel verbindet, nicht als eine einteilige Metallplatte realisiert. Vielmehr besteht die Metallplatte aus Stromschienen-Segmente (nachfolgend allgemein auch als Stromschienen-Segmente bezeichnet), die durch Kontaktelemente koppelbar/entkoppelbar sind. Die Kontaktelemente können ein- und ausgeschaltet werden. Wenn der Kontaktelemente eingerastet ist, sind die Zellen parallel geschaltet und die Teilmetallplatten verhalten sich wie eine einzelne Metallplatte (d.h. wie eine einteilige Stromschiene). Wenn der Kontaktelemente gelöst ist, sind die Teilmetallplatten unabhängig von anderen Teilmetallplatten, so dass sich jede Zelle wie eine einzelne Zelle verhält.
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Es ist ein Aktivierungsgerät bereitgestellt, das die Verbindungen zwischen den Teilplatten ein- und auskuppelt. Während des Zelltests werden die Kontaktelemente gelöst, so dass die Spannung jeder Zelle gemessen wird. Während der Funktionsprüfung des Moduls und des Lebenszyklustests werden die Kontaktelemente eingerastet, so dass die Busbar-Teilplatten zu einer einteiligen Busbar-Platte zusammengefügt werden und alle Zellen innerhalb dieser Busbar-Platte parallel geschaltet werden. Das Aktivierungsgerät kann mit mechanischer oder elektromagnetischer Kraft arbeiten. An jeder Teilmetallplatte ist ein Kontaktstreifen geschweißt. Ein Voltmeter, das mit dem Sendemodul verbunden ist, misst die Spannung über diesen Kontaktstreifen von jeder Zelle. Jede Teilmetallplatte kann optional auch mit einem unabhängigen Temperatursensor ausgestattet werden, so dass die Temperatur jeder Zelle gemessen werden kann. Das Aktivierungsgerät kann auch das Zell-Balancing einzelner Zellen vornehmen. Das bedeutet, dass das Balancing durchgeführt wird, wenn die Zellen unabhängig voneinander sind. Alle Zellen werden abhängig von ihrer Selbstentladungsrate und Temperatur auf den gleichen SOC-Wert gebracht. Dies trägt dazu bei, dass der Modultest genauer wird, da alle Zellen vor Beginn des Tests den gleichen SOC-Wert haben.
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Die metallische Teilplatte, die die Zellen parallel schaltet, unterscheidet sich vom Stand der Technik. Hier ist die Metallplatte (d.h. die Stromschiene) in kleinere Teilplatten unterteilt. Jede Teilplatte hat eine Nut bzw. einen Aufnahmeschlitz, in dem ein Zell-Ableiter eingesetzt und darin verschweißt ist. Zwischen jeder Teilplatte befindet sich ein Kontaktelemente, der horizontal beweglich ist und durch eine Betätigungsvorrichtung ein- und ausgekuppelt werden kann. Wenn der Kontaktelemente eingerastet ist, sind die einzelnen Teilplatten zu einer einzigen Metallplatte verbunden. Wenn der Kontaktelemente gelöst ist, sind die einzelnen Teilplatten unabhängig voneinander.
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Die Hauptunterschiede zwischen dem derzeitigen Konzept und dem Stand der Technik sind die folgenden: Die Metallplatte (d.h. Stromschiene) ist nicht ein einziges Teil, sondern besteht aus mehreren Stromschienen-Segmenten. Sie sind durch bewegliche Kontaktelemente getrennt. Wenn die Kontaktelemente mit der Anschlussplatte in Kontakt kommen, verhalten sich die Anschlussplatten zusammen wie eine einteilige Metallplatte. Das bedeutet, dass alle in den einzelnen Anschlussplatten verschweißten Zellen parallel geschaltet sind. Wenn die Kontaktelemente ausgeschaltet sind, ist jede Teilplatte von den anderen Teilplatten getrennt. Das bedeutet, dass jede Zelle unabhängig von den anderen Zellen ist. Das bedeutet, dass die Spannung jeder Zelle unabhängig von anderen Zellen gemessen werden kann. Jede Teilplatte ist mit einem Temperatursensor ausgestattet, so dass die Temperatur an der heißesten Stelle gemessen wird, nämlich beim Verschweißen der Lasche mit der Metallplatte der Stromschiene. Anhand der Temperatur wird der SOC für jede Zelle korrekt geschätzt. Jede Teilplatte weist geschweißte Streifen auf, die das Spannungssignal an das Voltmeter weiterleiten. Diese Signale werden über einen CAN-Bus an das Batteriemanagementsystem (BMS) weitergeleitet. Die Stromschiene (mit Anschlussplatte und Kontaktelementen), die Sensormodulbaugruppe (mit Temperatursensoren, Spannungsmesser, Signalkabeln und Kontaktleisten zur Spannungsmessung) und die Aktivierungsgerät (zum Bewegen der Kontaktelemente und Erzeugen des Zell-Balancingstroms über externe Widerstände) sind nicht drei separate Teile, sondern bilden zusammen eine vollständige integrierte Stromschienenbaugruppe (d.h. ein Busbarsystem). Die Kontaktelemente werden durch ein Aktivierungsgerät mit Hilfe eines Magnetfelds ein- und ausgeschaltet. Das lokale Magnetfeld wird durch einen kontrollierten Strom erzeugt, der im Aktivierungsmodul zugeführt wird. Dieser Strom wird von einem Mikroprozessor gesteuert. Das Aktivierungsmodul ist ein integrierter Teil der Stromschiene. Sobald die Kontaktelemente aktiviert sind, bleiben sie in dieser Position verriegelt. In ähnlicher Weise verbleiben die Kontaktelemente, sobald sie ausgeschaltet sind, in der ausgeschalteten Position durch eine Verriegelung. Das Aktivierungsgerät ist ein integrierter Teil des Busbarsystems und kann durch Mikroprozessorsignale aktiviert werden.
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Das Aktivierungsgerät liefert auch einen Zell-Balancingstrom über einen externen Widerstand an die Anschlussplatte, so dass jede Zelle auf einen identischen SOC-Wert ausgeglichen werden kann. Auf diese Weise hat jede Zelle bei Beginn des nächsten Lade- und Entladezyklus für den Lebenszyklustest des Moduls den gleichen SOC-Wert. Der Zell-Balancing erfolgt auf Ebene der einzelnen Zelle und nicht für alle parallel geschalteten Zellen.
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Die Parallel- und Reihenschaltung während des Modulbetriebs wird nicht verändert. Nur während der Modulprüfphase ist es möglich, jede Zelle ohne zerstörende Prüfung voneinander zu trennen und dann die Spannung jeder Zelle unabhängig von den anderen Zellen zu messen. Sowohl Zellen- als auch Modul-Lebensdauertests können integriert werden, so dass keine zwei separaten Tests erforderlich sind. Die vorliegende Idee ist in erster Linie für eine Pouch-Zelle gedacht. Sie kann jedoch auch für eine prismatische Zelle verwendet werden.
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Die Vorteile der Erfindung sind wie folgt: Der Modul-Lebensdauertest ist aussagekräftiger, da die Spannung jeder Zelle bekannt ist. Das Zell-Balancing jeder Zelle vor dem nächsten Zyklustest trägt zur Erhöhung der Zuverlässigkeit des Modultests bei. Der Lebensdauerzyklustest der Zellen kann zusammen mit dem Lebensdauerzyklustest des Moduls durchgeführt werden. Die Zelle befindet sich während des Tests im gleichen Quellungszustand wie im Modul. Das Modul muss zur Überprüfung der Zellenspannung nicht zerstört werden. Die Temperatur jeder Zelle wird an der heißesten Stelle gemessen. Dies erhöht die Genauigkeit der SOC-Analyse und hilft auch, die Zelle effizient zu kühlen, da die korrekte Temperatur für jede Zelle bekannt ist. Die Leistung der Zellen wird im tatsächlichen Betrieb nicht beeinträchtigt. Durch die vorübergehende Trennung der Zellen von ihrer parallelen Kombination kann man sich ein genaueres Bild vom Zustand der Zelle und damit auch vom Zustand des Moduls während der frühen Modulvalidierungstests und auch später bei der Modulprüfung machen, um den Gesundheitszustand zu ermitteln. Die Anzahl der für die Tests benötigten Proben wird reduziert, da die Zellen- und Modultests gleichzeitig durchgeführt werden. Defekte in der Modulproduktion, die nur wenige oder eine Zelle betreffen, können leicht identifiziert werden. Früher wurden immer alle Zellen in der Parallele als fehlerhaft angesehen. Auf diese Weise kann die Modulproduktion schnell optimiert werden. Die Selbstentladung jeder Zelle kann überwacht werden. Wenn bei einer oder mehreren Zellen eine höhere Selbstentladung festgestellt wird, kann die Kühlung in diesem Bereich verbessert werden. Viele zukünftige Probleme in Batteriepacks können so gelöst werden. Diese Idee eignet sich sehr gut für Zell-Pack-Systeme, bei denen es kein Modul gibt.
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Falls einige Zellen einen hohen Temperaturanstieg aufweisen, können sie von den anderen Zellen getrennt werden. Kurz gesagt, diese Idee kann das Modul sofort deaktivieren, indem die parallelen Kombinationen unterbrochen werden. Während des Hochtemperaturtests des Moduls kann man leicht herausfinden, welche Zelle eine höhere Wahrscheinlichkeit der Entlüftung hat. Zudem kann die Messung des OCV-Abfalls, die für viele Batteriehersteller wegen der höheren Investitionen in die Lagerung ein großes Problem darstellt, jetzt auf Modulebene mit zuverlässigeren Ergebnissen durchgeführt werden. Es müssen keine Zellen gelagert werden. Die Integration des Sensormoduls in die Stromschiene reduziert die Komplexität der Komponenten und vereinfacht somit die Montage des Moduls.
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Nachfolgend sind wesentliche Aspekte der Erfindung nochmals im Einzelnen hervorgehoben: So sind die Stromschienen-Segmente jeweils Metallelemente, die in einem Kunststoffträger der Busbars integriert sind. Jedes der Stromschienen-Segmente weist jeweils einen Spannungsmesspunkt auf, der mit dem Spannungsmessgerät in Signalverbindung bringbar ist. Zudem kann jedes der Stromschienen-Segmente jeweils einen Temperatursensor aufweisen, der mit einer Temperaturmessrichtung in Signalverbindung bringbar ist. Das Spannungsmessgerät sowie die Temperaturmesseinrichtung können Bestandteile eines Sensormoduls sein. Das Sensormodul, das Aktivierungsgerät sowie die Busbars können zu dem einteiligen Busbarsystem zusammengefasst sein. Zudem können das Spannungsmessgerät sowie die Temperaturmesseinrichtungen insbesondere über einen CAN-Bus in Signalverbindung mit einem Batteriemanagementsystem gebracht sein.
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In einer bevorzugten Ausführungsform können dem Aktivierungsgerät verstellbare Kontaktelemente zugeordnet sein. Diese können vom Aktivierungsgerät zwischen einer Koppelstellung und einer Entkoppelstellung verstellt werden. In der Koppelstellung koppelt das jeweilige Kontaktelement die Stromschienen-Segmente elektrisch miteinander. In der Entkoppelstellung sind dagegen die Stromschienen-Segmente voneinander entkoppelt.
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In einer bevorzugten Weiterbildung der Erfindung ist mit Hilfe des Aktivierungsgeräts zusätzlich ein Zell-Balancing durchführbar. Das Zell-Balancing erfolgt bei voneinander elektrisch entkoppeltem Batteriezellen. Zur Durchführung des Zell-Balancing schaltet das Aktivierungsgerät über einen externen Widerstand einen Balancing-Stromkreis auf, die jeweiligen Stromschienen-Segmente und die Anodenbusbar-Segmente. Auf diese Weise kann mit dem Zell-Balancing jede der Batteriezellen auf identische SOC-Zustände bringbar sein. Dies ist insbesondere dann vorteilhaft, wenn im weiteren Prozessverlauf ein Lade- /Entladezyklus im Rahmen eines Lebensdauer-Tests des Batteriezellenverbands startet.
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Bevorzugt kann das Aktivierungsgerät das jeweilige Kontaktelement mittels Magnetkraft verstellen. Die Magnetkraft wird durch Strombeaufschlagung eines Elektromagnets erzeugt. In diesem Fall ist es bevorzugt, wenn der Elektromagnet nur während des Vorstellvorgangs bestromt wird, jedoch in der Koppelstellung sowie in der Entkoppelstellung des Kontaktelements jeweils stromlos verbleibt.
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Nachfolgend ist ein Ausführungsbeispiel der Erfindung anhand der beigefügten Figuren beschrieben.
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Es zeigen:
- 1 bis 4 jeweils unterschiedliche Ansichten des erfindungsgemäßen Batteriezellenverbands;
- 5 bis 10 jeweils Ansichten, anhand derer nicht von der Erfindung umfasste Vergleichsformen dargelegt sind.
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Im Hinblick auf ein einfacheres Verständnis der Erfindung wird zunächst Bezug auf die 5 bis 10 genommen, die nicht von der Erfindung umfasste Vergleichsformen veranschaulichen. Die 5 bis 8 betreffen als Batteriezellenverband ein Batteriemodul, das beispielhaft aus insgesamt zwölf in Stapelrichtung x (5) hintereinander gestapelten Batteriezellen 1 besteht. Die Batteriezellen 1 können beispielhaft Pouchzellen sein. In der 5 ist der Batteriezellstapel in Alleinstellung, d.h. ohne Busbarsystem 16, gezeigt, mit dem die Batteriezellen 1 in einem vorgegebenen Verschaltungsschema miteinander verschaltbar sind. Demgegenüber ist in der 6 grob schematisch das fertiggestellte Batteriemodul mit verbautem Busbarsystem 16 angedeutet, das eine rechtsseitige Busbar 13 und eine linksseitige Busbar 15 aufweist. Gemäß den 5 oder 6 ragen in der Stapelquerrichtung y (5) beidseitig jeweils Kathoden-Ableiter 3 und Anoden-Ableiter 5 der Batteriezellen 1 ab.
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In der 6 sind die Batteriezellen 1 im Batteriemodul in einem 3P4S-Verschaltungsschema miteinander verschaltet. Das Batteriemodul besteht also aus vier übereinander gestapelte Parallel-Schaltgruppen 7, die mittels Stromschienen 11 der Busbars 13, 15 zueinander in Reihenschaltung verschaltet sind. Jede der Parallel-Schaltgruppen 7 weist drei Batteriezellen 1 auf, die mittels der Stromschienen 11 der Busbars 13, 15 zueinander parallel verschaltet sind. In den 5 und 6 sind die Batteriezellen 1 in jeder Parallel-Schaltgruppe 7 im Batteriezellstapel in gleicher Orientierung ausgerichtet. Das heißt, die Kathoden-Ableiter 5 der drei Batteriezellen 1 sind in jeder Parallel-Schaltgruppe 7 an der einen Stapelseite gruppiert, während die Anoden-Ableiter 3 der drei Batteriezellen 1 an der gegenüberliegenden Stapelseite gruppiert sind. Die übereinander angeordneten Parallel-Schaltgruppen 7 sind dagegen in gegenläufiger Orientierung ausgerichtet. Das heißt, dass an jeder Stapelseite in der Stapelrichtung x auf eine Dreier-Gruppe von Kathoden-Ableitern 5 eine Dreier-Gruppe von Anoden-Ableitern 3 (und umgekehrt) folgt.
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Jede der Busbars 13, 15 weist einen Kunststoffträger 18 auf, in dem die Stromschienen 11 integriert sind. Wie oben beschrieben, sind die Stromschienen 11 so in den Busbars 13, 15 angeordnet, dass sich das gewünschte 3P4S-Verschaltungsschema ergibt.
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In der 6 sind die drei Anoden-Ableiter 3 der untersten Parallel-Schaltgruppe 7 in Aufnahmeschlitzen 9 (1 oder 7) einer Stromschiene 11 der rechtsseitigen Busbar 13 eingesetzt und darin verschweißt, die an einem negativen Modulterminal 19 angeschlossen ist. Die drei Kathoden-Ableiter 5 der obersten Parallel-Schaltgruppe 7 sind über eine weitere Stromschiene 11 der rechtsseitigen Busbar 13 an einem positiven Modulterminal 21 angeschlossen.
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In der 7 (und auch in den 1 oder 10) ist das Batteriemodul in eine schematischen Explosionsdarstellung gezeigt, in der die Kathoden-Ableiter 3 und die Anoden-Ableiter 5 der Batteriezellen 1 aus Gründen der Übersichtlichkeit außerhalb der Aufnahmeschlitze 9 angedeutet sind. Wie oben erwähnt, sind im Zusammenbaustand die Kathoden-Ableiter 3 sowie die Anoden-Ableiter 5 jeweils in die Aufnahmeschlitze 9 der Stromschienen 11 eingesetzt und darin verschweißt.
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Sofern das Batteriemodul in einen Ladestromkreis L (7 oder 10) geschaltet ist, ergibt sich der in der 7 (oder 10) angedeutete Stromfluss I, der sich ausgehend vom positiven Modulterminal 21 über die rechtsseitige Busbar 13 sowie die Kathoden-Ableiter 5 der obersten Parallel-Schaltgruppe 7 mäanderförmig bis zu den Anoden-Stromableitern 3 der untersten Parallel-Schaltgruppe 7 erstreckt und über eine untere Stromschiene 11 der rechtsseitigen Busbar 13 weiter zum negativen Modulterminal 19 geführt wird.
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Die beiden Busbars 13, 15 sind Bestandteil des Busbarsystems 16, das in der 8 bei weggelassenem Zellstapel gezeigt ist. Demnach weist das Busbarsystem 16 neben den Busbars 13, 15 ein Sensormodul 23, ein Spannungsmessgerät 25 sowie einen CAN-Bus 27 auf. Das Spannungsmessgerät 25 ist Signalverbindung 26 mit Spannungsmesspunkten 28, die an den Stromschienen 11 der beiden Busbars 13, 15 ausgebildet sind. Die Signalverbindung 26 ist in der 8 über Anschlussstreifen 29 realisiert, die an die Stromschienen 11 der beiden Busbars 13, 15 verschweißt sind. Das Sensormodul 23 weist zudem zwei Temperatursensoren auf, die auf der Zell-Oberseite positioniert sind sowie in Signalverbindung mit einer Temperaturmesseinrichtung sind. Die in dem Spannungsmessgerät 25 und in der Temperaturmesseinrichtung erzeugten Temperatur- und Spannungssignale werden über den CAN-Bus 27 zu einem nicht gezeigten Batteriemanagementsystem geleitet.
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In den 9 und 10 ist ein weiteres Batteriemodul gemäß einer zweiten, nicht von der Erfindung umfassten Vergleichsform angedeutet, wonach die insgesamt zwölf Batteriezellen 1 in einer 2P6S-Verschaltungssschema verschaltet sind. In der 9 ist der Batteriezellstapel in Alleinstellung, d.h. ohne Busbars 13, 15, gezeigt, die die Batteriezellen 1 in dem vorgegebenen 2P6S-Verschaltungsschema miteinander verschalten. Demgegenüber ist in der 10 grob schematisch sowie in Explosionsdarstellung das fertiggestellte Batteriemodul angedeutet.
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In der in der 10 angedeuteten 2P6S-Verschaltungssschema besteht das Batteriemodul aus sechs übereinander gestapelten Parallel-Schaltgruppen 7, die mittels Stromschienen 11 der Busbars 13, 15 zueinander in Reihenschaltung verschaltet sind. Jede der Parallel-Schaltgruppen 7 weist zwei Batteriezellen 1 auf, die mittels der Stromschienen 11 der Busbars 13, 15 zueinander parallel verschaltet sind. In den 9 und 10 sind die Batteriezellen 1 in jeder Parallel-Schaltgruppe 7 im Batteriezellstapel in gleicher Orientierung ausgerichtet. Das heißt, die Kathoden-Ableiter 5 der zwei Batteriezellen 1 sind in jeder Parallel-Schaltgruppe 7 an der einen Stapelseite gruppiert, während die Anoden-Ableiter 3 der drei Batteriezellen 1 an der gegenüberliegenden Stapelseite gruppiert sind. Die übereinander angeordneten Parallel-Schaltgruppen 7 sind dagegen in gegenläufiger Orientierung ausgerichtet. Das heißt, dass an jeder Stapelseite in der Stapelrichtung x auf eine Zweier-Gruppe von Kathoden-Ableitern 5 eine Zweier-Gruppe von Anoden-Ableitern 3 (und umgekehrt) folgt.
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In der 10 sind die zwei Anoden-Ableiter 3 der untersten Parallel-Schaltgruppe 7 (im nicht dargestellten Zusammenbauzustand) in Aufnahmeschlitzen 9 einer Stromschiene 11 einer rechtsseitigen Busbar 13 eingesetzt und darin verschweißt, die an einem negativen Modulterminal 19 angeschlossen ist. Die zwei Kathoden-Ableiter 5 der obersten Parallel-Schaltgruppe 7 sind über eine weitere Stromschiene 11 der rechtsseitigen Busbar 13 an einem positiven Modulterminal 21 angeschlossen.
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Sofern das Batteriemodul in einen Ladestromkreis L (10) geschaltet ist, ergibt sich der in der 10 angedeutete Stromfluss I, der sich ausgehend vom positiven Modulterminal 21 über die rechtsseitige Busbar 13 sowie die Kathoden-Ableiter 5 der obersten Parallel-Schaltgruppe 7 mäanderförmig bis zu den Anoden-Stromableitern 3 der untersten Parallel-Schaltgruppe 7 erstreckt und über eine untere Stromschiene 11 der rechtsseitigen Busbar 13 weiter zum negativen Modulterminal 19 geführt wird.
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Der in den 9 und 10 nicht gezeigte Aufbau des Busbarsystem 16 ist im Wesentlichen baugleich zum Aufbau des anhand der 8 beschriebenen Busbarsystems 16, so dass auf die Vorbeschreibung verwiesen wird.
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In Abkehr von den in den 5 bis 10 gezeigten Vergleichsformen wird nachfolgend die Erfindung anhand der 1 bis 4 beschrieben. In der 1 ist ein Batteriemodul zusammen mit den Busbars 13, 15 in einer Explosionsdarstellung gezeigt, in der sich die Kathoden-Ableiter 3 und die Anoden-Ableiter 5 außerhalb der Aufnahmeschlitze der Stromschienen 11 befinden. Analog zu den 5 bis 8 weist auch das in der 1 gezeigte Batteriemodul ein 3P4S-Verschaltungsschema auf.
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Im Unterschied zu den 5 bis 8 sind jedoch die Stromschienen 11 der Busbars 13, 15 nicht als einteilige Metalleinleger realisiert. Vielmehr ist jede der Stromschienen 11 der Busbars 13, 15 unterteilt in einzelne Stromschienen-Segmente 35, die im Kunststoffträger 18 der Busbars 13, 15 voneinander elektrisch isolierend beabstandet sind. Zur Verdeutlichung ist ein Detail X aus der rechtsseitigen Busbar 13 der 1 in der 2 vergrößert dargestellt. Demnach ist jede der Stromschienen 11 unterteilt in voneinander elektrisch isolierte Stromschienen-Segmente 35, von denen jedes Stromschienen-Segment 35 mit einem Kathoden-Ableiter 3 bzw. einem Anoden-Ableiter 5 elektrisch verbunden ist. Jedes der Stromschienen-Segmente 35 weist einen Aufnahmeschlitz 9 auf, in den jeweils ein Kathoden-Ableiter 3 oder ein Anoden-Ableiter 5 der jeweiligen Batteriezelle 1 eingesetzt ist und darin verschweißt ist. Zwischen den Stromschienen-Segmente 35 sind verstellbare Kontaktelemente 37 angeordnet, die mit Hilfe eines Aktivierungsgerätes 39 zwischen einer Koppelstellung (3) und einer Entkoppelstellung (4) verstellbar sind. In der Koppelstellung (3) koppelt das jeweilige Kontaktelement 37 benachbarte Stromschienen-Segmente 35 elektrisch miteinander, wodurch die Batteriezellen 1 im Zellstapel miteinander verschaltet sind, um das 3P4S-Verschaltungsschema zu realisieren. In der Entkoppelstellung (4) der Kontaktelemente 37 sind dagegen die Stromschienen-Segmente 35 voneinander elektrisch entkoppelt. Auf diese Weise sind auch die in den Parallel-Schaltgruppen 7 verschalteten Batteriezellen 1 voneinander elektrisch isoliert.
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Jedes der Stromschienen-Segmente 35 weist jeweils einen Spannungsmesspunkt 27 sowie einen Temperatursensor 31 auf, die mit dem korrespondierenden Spannungsmessgerät 25 sowie der Temperaturmesseinrichtung im Sensormodul 23 (nur in der 8 gezeigt) verbunden sind. Das Sensormodul 23 ist, wie bereits anhand der 8 erläutert, über eine CAN-Bus 27 in Signalverbindung mit dem Batteriemanagementsystem.
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Das Aktivierungsgerät 39 verstellt das jeweilige Kontaktelement 37 mittels Magnetkraft, die durch Strombeaufschlagung eines Elektromagnets erzeugbar ist. Der Elektromagnet kann bevorzugt nur während des Verstellvorgangs bestromt sein. Im Gegensatz dazu kann der Elektromagnet in der Koppelstellung sowie in der Entkoppelstellung des Kontaktelements 37 stromlos sein.
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Für eine Einzel-Spannungsmessung an einer der Batteriezellen 1 entkoppelt das Aktivierungsgerät 3 die Stromschienen-Segmente 35 der ersten Busbar 13 und der zweiten Busbar 15 elektrisch voneinander. Auf diese Weise sind die Batteriezellen 1 aus der Parallel-Schaltgruppe 7 gelöst, so dass an der zu vermessenden Batteriezelle 1 ein Spannungsabgriff durch ein Spannungsmessgerät 25 durchführbar ist. Der Spannungsabgriff erfolgt an den Spannungsmesspunkten 28 der am Kathoden-Ableiter 3 und am Anoden-Ableiter 5 verschweißten Stromschienen-Segmente 35.
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Das Aktivierungsgerät 39 kann zudem ein Zell-Balancing durchführen, bei dem die voneinander elektrisch entkoppelten Batteriezellen 1 über einen externen Widerstand in einen Balancing-Stromkreis B geschaltet sind, und zwar zusammen mit den jeweiligen Stromschienen-Segmenten 35, wie es in der 4 angedeutet ist.
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Gemäß der 4 wird der Balancing-Stromfluss über das Aktivierungsgerät 39 zu jeder der Batteriezellen 1 (über einen externen Widerstand) geleitet. Das Zell-Balancing erfolgt gemäß der 4 bei voneinander elektrisch entkoppelten Batteriezellen 1, das heißt bei sich in der Entkoppelstellung befindlichen Kontaktelementen 37.
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Bezugszeichenliste
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- 1
- Batteriezelle
- 3
- Kathoden-Ableiter
- 5
- Anoden-Ableiter
- 7
- Parallel-Schaltgruppe
- 9
- Aufnahmeschlitze
- 11
- Stromschienen
- 13, 15
- Busbars
- 16
- Busbarsystem
- 18
- Kunststoffträger
- 19
- negativer Modulterminal
- 21
- positiver Modulterminal
- 23
- Sensormodul
- 25
- Spannungsmessgerät
- 26
- Signalverbindung
- 27
- CAN-Bus
- 28
- Spannungsmesspunkt
- 29
- Anschlussstreifen
- 31
- Temperatursensor
- 35
- Stromschienen-Segmente
- 37
- Kontaktelement
- 39
- Aktivierungsgerät
- B
- Balancing-Stromkreis
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ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
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Zitierte Patentliteratur
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- US 20220115878 A1 [0009]
- WO 2013188680 A1 [0009]
- US 20130202928 A1 [0009]
