WO2012139604A1 - Verfahren zum betrieb einer energiespeicheranordnung - Google Patents

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WO2012139604A1
WO2012139604A1 PCT/EP2011/005964 EP2011005964W WO2012139604A1 WO 2012139604 A1 WO2012139604 A1 WO 2012139604A1 EP 2011005964 W EP2011005964 W EP 2011005964W WO 2012139604 A1 WO2012139604 A1 WO 2012139604A1
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cell
cells
individual
voltage
charge
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PCT/EP2011/005964
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English (en)
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Inventor
Nikolaus Dellantoni
Johann Harjung
Martin Meschik
Thomas Blochberger
Original Assignee
E-Moove Gmbh
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Publication date
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    • 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
    • H01M10/44—Methods for charging or discharging
    • H01M10/441—Methods for charging or discharging for several batteries or cells simultaneously or sequentially
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J7/00—Circuit arrangements for charging or depolarising batteries or for supplying loads from batteries
    • H02J7/007—Regulation of charging or discharging current or voltage
    • H02J7/00712—Regulation of charging or discharging current or voltage the cycle being controlled or terminated in response to electric parameters
    • 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

  • the invention relates to a method for operating an energy storage arrangement
  • Electrical energy storage devices for example for electric vehicles, usually comprise high-performance accumulators, which consist of the interconnection of a plurality of galvanic batteries
  • Cells exist to meet the requirements of the energy storage device in terms of supply voltage, power and capacity. Such an interconnection of cells is also referred to as a battery system or battery pack.
  • the strength of the change depends on the type, size and the combined effect of the influencing factors as well as on the duration of their request.
  • the performance of the entire array is significantly affected by the weakest cells, i. determines the cells with the lowest performance. These reach their charge end voltage without control intervention during a charging process first and at a
  • Today's battery systems are also controlled by battery management systems that monitor and monitor the cells Regulate charge or discharge current. A distinction is made between passive and others with active balancing.
  • a switchable load resistor is connected in parallel with each battery cell. When charging this load resistance is switched on reaching a predetermined end load voltage and thus passed the current to the battery cell in question. Charging is continued until all cells of the battery system have reached the specified end-of-charge voltage.
  • the predetermined discharge voltage of the cells is monitored and the discharging process on reaching this voltage by the first (weakest) cell of the unloading process is stopped.
  • the stronger cells still have residual energy at this time, but this can not be used in systems with passive balancing.
  • a switchable voltage transformer instead of a load resistor, a switchable voltage transformer is used which can transfer the energy to be passed to a cell, for example, into an adjacent cell or a cell group.
  • a switchable voltage transformer is used which can transfer the energy to be passed to a cell, for example, into an adjacent cell or a cell group.
  • the common aim of the known methods is always to avoid overloading of individual cells, taking account of charge / discharge current intensity, charge end voltage and discharge depth, and thus to prevent an excessive reduction of the service life.
  • the invention is based on the object of further developing the known methods.
  • the charging and discharging processes of the individual cells of a battery system are designed in such a way that, over the different aging process of the individual cells in the composite, the cells adjust in their properties over time.
  • the aging process of the individual cells is controlled via corresponding, cell-specific limit values for aging-influencing cell parameters. For example, a cell will age much slower if it charges at 95% charge each time instead of the full, specified end-of-charge voltage.
  • the battery system is usually charged to the maximum capacity (ie the respective cell voltage is at the level of the end-of-charge voltage), because you always have the full range due to the limited range in electric vehicles Range wants to have available.
  • Fig. 4 shows an arrangement for carrying out the method.
  • the exemplary method includes three sub-processes, an initialization process, an operating process, and at least one calibration process.
  • the initialization process is performed during the initial startup of the memory device. It serves to precisely detect the different properties of the individual cells of the memory arrangement and then to derive the basis for the further control method from this.
  • Discharge voltage DVL have not yet reached. This is until all cells have been discharged, that is, the discharge voltage DVL specified by the manufacturer has been reached. During the discharge process, a measurement of the total current and the individual, guided past the respective cell currents takes place. From this, the relevant properties of the cells, such as cell capacity, internal resistance and so-called state-of-health parameters (SOH) are determined.
  • SOH state-of-health parameters
  • the manufacturer specified charge end voltage CVL is set as the maximum charge end voltage CVL MAX .
  • the relationship function f C vL is derived in the embodiment from the manufacturer specified Open Circuit Voltage - characteristic OCV of the cells, as shown in Fig. 1. It is advantageous if the minimum end-of-charge voltage CVLMIN - ie the end-of-charge voltage of the weakest cell - is still set in the steep end section of the open circuit voltage characteristic OCV.
  • the individual cell charge end voltages CVLi of the remaining cells are then distributed according to the order of the cells based on the capacitance differences between CVLMAX and CVL MI N. In the simplest case, this distribution can be linear but also in any other form (eg exponential, logarithmic).
  • the amounts of the cell-individual end-of-charge voltage CVLi can also be set so that only one group of the weaker cells, for example half, receives a charge end voltage CVLi that is individually reduced according to their sequence and all other cells receive the end-of-charge voltage CVL specified by the manufacturer. As a result, the reduction in capacity due to a reduced charge end voltage CVLi is lower.
  • the charge quantities are measured for each cell and the value of the available amount of energy of the entire energy storage is determined. This completes the initialization process.
  • the discharging and recharging of the individual cells takes place on the basis of the charging voltages, which are now individually predetermined.
  • the cells have a matching discharge end voltage DVL, but it may also be appropriate to set the discharge final voltages DVL individual for each cell.
  • the curve of the strongest cell CMAX corresponds to cell number 5 with a charge end voltage CVL 5 of FIG , 2 V and the curve of the weakest cell C M i N cell number 4 with a final charging voltage CVL 4 of 4.0 V.
  • the current flow through the cells connected in series differs only in a limited range between the times t 2 and t 3 or between t 4 and t 5 , ie in phases in which the cells already partially unloaded. In these phases, stronger cells are also more heavily loaded by increased current flow. This is achieved by suitable actuation of the energy transfer units of a battery management system.
  • the limitation of the intervention of the battery management system to areas in which the cells are already partially discharged, causes a limitation of the losses by the energy transfer units of a battery management system, since the operating state of the extensive discharge of the cells occurs comparatively rare, especially when used in electric vehicles thereafter
  • the aim is to keep the energy store as charged as possible in order to allow maximum range.
  • the starting points ti, t 4 for the beginning of the additional energy transfer depend on the one hand on the performance of the energy transfer units of the battery management system, ie on their technical implementation, and on the other hand on the sum of the capacity differences of the cells of the energy storage. In any case, the starting point should be chosen so that the maximum capacity of all cells is exhausted when they have reached their final discharge voltage DVL.
  • the starting points ti, t 4 for the beginning of the additional energy transfer are advantageously defined as the specific charge state of the weakest cell.
  • Cell aging causes a change in cell characteristics. This applies in particular to the cell capacity, which reaches a relatively stable value only about 100 charging / discharging cycles after the cell is put into operation and then decreases continuously with increasing age.
  • a first calibration process which is carried out, for example, in each case after 10-20 charging cycles and serves to calibrate essential control parameters.
  • all cells can be charged to their individual charge end voltage CVLi and the respective charge quantity counter can be reset to the value determined in the initialization process. This compensates for possible measurement errors that are due to frequent charge-discharge processes.
  • a second calibration process can be performed after 100-200 charging cycles. This involves a complete re-calibration of the system and a new determination of the actual capacity of each cell, as well as the internal resistance and other SOH parameters.
  • the second calibration process is largely consistent with the initialization process. The different properties of the individual cells of the storage arrangement, which have changed as a result of aging, are newly recorded in order to derive the basis for further control methods. In the case of an electric vehicle, the second calibration process will be required about once a year and can therefore be done as part of the usual annual service.
  • the inventive method thus includes an ongoing adaptation and thus optimization of the battery management system to the changing cell properties.
  • this extends the service life of energy storage devices compared to conventional battery management approaches.
  • the life span of a rechargeable battery is defined differently depending on the application.
  • the service life is defined as the time at which the battery only has 75% of its original capacity. It can then be used for a few more years in other applications with lower requirements, until the lifetime limit for this other application is reached.
  • the exemplary energy storage arrangement according to FIG. 4 for carrying out the methods according to the invention comprises memory cells C1, C2, C3,... CN connected in series. Each memory cell C1, C2, C3,... CN is connected in parallel with an energy transfer unit ETI, ET2, ET3,.
  • the control of the energy transfer units is performed by a centra ⁇ le control unit SE.
  • the illustrated energy storage device can be combined as a battery module (battery pack) with other battery modules by serial interconnection to high-voltage energy storage. It is expedient if the control unit SE in addition to the control electronics means for energy transfer to other battery modules.
  • Battery modules can then be built large-energy storage.
  • SoC charge state (State of charge)
  • Ci C 2 , C3, ... C N memory cells

Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Betrieb einer Energiespeicheranordnung mit einer Mehrzahl von Speicherzellen, mit folgenden Verfahrensschritten: - In einem Initialisierungsprozess werden die für das Verhalten in der Energiespeicheranordnung wesentlichen Eigenschaften die einzelnen Zellen erfasst - Es werden zellenindividuelle Regelungsparameter und Belastungsgrenzen (CVLi) definiert - Im Betrieb werden die Zellen anhand der zellenindividuellen Regelungsparameter und Belastungsgrenzen geregelt. Damit wird der Alterungsprozess der Zellen einer Energiespeicheranordnung verlangsamt und eine Angleichung der Zelleigenschaften erzielt.

Description

Beschreibung
Verfahren zum Betrieb einer Energiespeicheranordnung Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Betrieb einer Energiespeicheranordnung
Elektrische Energiespeicher, beispielsweise für Elektro- fahrzeuge umfassen üblicherweise Hochleistungs-Akkumulatoren, die aus der Zusammenschaltung einer Vielzahl galvanischer
Zellen bestehen, um so die Anforderungen an den Energiespeicher hinsichtlich Versorgungsspannung, Leistung und Kapazität zu erfüllen. Eine derartige Zusammenschaltung von Zellen wird auch als Batteriesystem oder Akkupack bezeichnet.
Als Basistechnologie für die galvanischen Zellen stehen unterschiedliche elektrochemische Verfahren zur Verfügung die nach den verwendeten Materialen bezeichnet werden. Dazu zählen insbesondere die Lithium-Ionen -, Lithium-Polymer-, die Nickel-Metallhydrid-, oder die Lithium-Eisen-Phosphat- Techniken . Gemeinsam ist allen verfügbaren Techniken, dass an sich gleichartige Zellen mit gleichem Betriebsalter beispielsweise aufgrund von Produktionstoleranzen, Temperatur-, oder mechanischen Einflüssen geringfügig unterschiedliche Eigenschaften aufweisen .
Dadurch weisen sie unterschiedliche Lade- und Entladecharakteristiken auf, was dazu führt, dass einzelne Zellen stärker beansprucht und damit frühzeitig zerstört werden, wodurch wiederum der gesamte Akkumulator ausfällt.
BESTÄTIGUNGSKOPIE Die Eigenschaften von galvanischen Zellen verändern sich außerdem im Laufe ihrer Existenz. Diese Veränderung hängt von vielen Einflussfaktoren ab und erfolgt unabhängig davon, ob die Zelle im Ruhezustand ist, entladen oder geladen wird.
Die Stärke der Veränderung hängt von Art, Größe und der kombinierten Wirkung der Einflussfaktoren sowie von der zeitlichen Dauer ihres Anliegens ab. Bei der Zusammenschaltung von galvanischen Zellen zu einer Speicheranordnung wird die Leistungsfähigkeit der gesamten Anordnung maßgeblich durch die schwächsten Zellen, d.h. die Zellen mit der vergleichsweise geringsten Leistungsfähigkeit bestimmt. Diese erreichen ohne Steuereingriffe bei einem La- devorgang zuerst ihre Ladeschlussspannung und bei einem
Entladevorgang die Entladeschlussspannung und begrenzen damit die nutzbare Kapazität der gesamten Akkumulatoranordnung.
Zu Vermeidung der beschriebenen Probleme ist es bekannt, mög- liehst Zellen mit übereinstimmenden Eigenschaften zu produzieren, dabei stößt man aber auf physikalische und wirtschaftliche Grenzen. In Ergänzung dazu werden daher die Zellen nach der Produktion einzeln nach bestimmten Eigenschaften, meist Kapazität und Innenwiderstand, vermessen und grup- penweise so sortiert, dass jeweils Zellen mit sehr ähnlichen, d.h. innerhalb eines engen Toleranzbereiches befindlichen Eigenschaften für eine Anordnung genutzt werden. Dieser Vorgang wird als "matching" bezeichnet. Der Prozess ist aufwändig und trägt mit etwa 10% zu den Herstellkosten eines Akkupacks bei. Diese Aufwendungen verhindern jedoch nicht die Zelldrift, sondern verzögern sie lediglich und verlängern somit die Lebensdauer der Akkupacks etwas .
Heutige Batteriesysteme werden überdies von Batterie-Management-Systemen gesteuert, welche die Zellen überwachen und den Lade- bzw. Entladestrom regeln. Dabei wird zwischen passivem und andere mit aktivem Balancing unterschieden.
Beim passiven Balancing wird ein schaltbarer Lastwiderstand parallel zu jeder Batteriezelle geschaltet. Beim Aufladen wird dieser Lastwiderstand bei Erreichen einer vorgegebenen Ladeschlussspannung eingeschaltet und somit der Strom an der betreffenden Batteriezelle vorbeigeführt. Der Ladevorgang wird solange fortgesetzt, bis alle Zellen des Batteriesyste- mes die vorgegebene Ladeschlussspannung erreicht haben.
Bei einem Entladevorgang wird die vorgegebene Entladeschluss- spannung der Zellen überwacht und der Entladevorgang beim Erreichen dieser Spannung durch die Erste (schwächste) Zelle der Entladevorgang abgebrochen. Die stärkeren Zellen haben zu diesem Zeitpunkt noch Restenergie, die bei Systemen mit passivem Balancing aber nicht genutzt werden kann.
Bei sogenannten aktiven Balancingverfahren wird anstelle ei- nes Lastwiderstandes ein schaltbarer Spannungswandler eingesetzt, der die an einer Zelle vorbeizuführende Energie beispielsweise in eine benachbarte Zelle, oder eine Zellgruppe transferieren kann. Dadurch wird im Gegensatz zu passiven Balancing Verfahren die überschüssige Energie ins System zu- rückgeführt und nicht in Wärme umgewandelt.
Gemeinsames Ziel der bekannten Verfahren ist es stets, unter Berücksichtigung von Lade-/Entladestromstärke, Ladeschlussspannung und Entladungstiefe eine Überlastung einzelner Zel- len zu vermeiden und damit eine übermäßige Reduktion der Lebensdauer zu verhindern.
Der Erfindung liegt nun die Aufgabe zugrunde, die bekannten Verfahren weiterzuentwickeln.
Diese Aufgabe wird erfindungsgemäß mit einem Verfahren gemäß Anspruch 1 gelöst. Vorteilhafte Ausgestaltungen ergeben sich aus den Unteransprüchen. Erfindungsgemäß werden die Lade- und Entladevorgänge der einzelnen Zellen eines Batteriesystems so gestaltet, dass sich über den unterschiedlichen Alterungsprozess der einzelnen Zellen im Verbund die Zellen im Laufe der Zeit in ihren Eigenschaften angleichen.
Der Alterungsprozess der einzelnen Zellen wird dabei über entsprechende, zellindividuelle Grenzwerte für alterungsbe- einflussende Zellparameter gesteuert. So altert beispielsweise eine Zelle erheblich langsamer, wenn sie bei den Ladevorgängen jeweils nur auf 95% - anstatt der vollen, vorgegebenen Ladeschlussspannung aufgeladen wird.
Gerade die Ladeschlussspannung stellt einen erheblichen
Stressfaktor speziell für Li-Ionen Zellen nahezu jeder Chemie dar. Insbesondere bei Elektrofahrzeugen wird das Batteriesystem meist auf die maximale Kapazität aufgeladen (d.h. die jeweilige Zellenspannung ist auf dem Niveau der Ladeschlussspannung) , da man aufgrund der begrenzten Reichweite bei Elektrofahrzeugen nach Möglichkeit immer die volle Reichweite verfügbar haben will.
Wesentliche weitere Einflussfaktoren auf die Änderung der Zelleigenschaften und damit die Alterung der Zellen sind: La- gerungsspannung, Betriebsspannung, Lade- und Entladestromstärke, Ladungszustand, Höhe der definierten Lade- und Entladeschlussspannung, kalendarisches Alter der Zelle, Anzahl der bisherigen Lade- und Entladezyklen, Geschwindigkeit der Lade-/Entladewechsel und Temperatur während aller Ruhe- und Betriebszustände, d.h. bei Lagerung, im Ruhezustand, beim Laden und beim Entladen. Auch die zeitliche Dauer, für die einer oder mehrere der Einflussfaktoren wirken, beeinflusst wesentlich die Zelleigenschaften.
Die Erfindung wird anhand eines in den Figuren dargestellten beispielhaften Verfahrens näher erläutert.
Es zeigen beispielhaft:
Fig. 1 das Verhältnis von Ladespannung zu Ladezustand bei ei- ner typischen Zelle einer Energiespeicheranordnung,
Fig. 2 die Verläufe von Ladespannung, Strom und dem Ladezustand bei typischen Lade- und Entladevorgängen,
Fig. 3 einen Vergleich der Alterungsprozesse von Zellen beim Einsatz verschiedener Batteriemanagementverfahren.
Fig. 4 eine Anordnung zur Durchführung der Verfahren.
Das beispielhafte Verfahren umfasst drei Teilprozesse, einen Initialisierungsprozess , einen Betriebsprozess und zumindest einen Kalibrierprozess .
Der Initialisierungsprozess wird bei der Erstinbetriebnahme der Speicheranordnung durchgeführt. Er dient dazu, die unterschiedlichen Eigenschaften der einzelnen Zellen der Speicheranordnung genau zu erfassen und dann daraus die Grundlagen für das weitere Steuerungsverfahren abzuleiten.
Dabei werden zuerst alle Zellen der Speicheranordnung vollständig aufgeladen, d.h. jeweils bis zum Erreichen der vom Hersteller vorgegebenen Ladeschlussspannung CVL. Anschließend wird die Speicheranordnung vollständig entladen, sodass jede einzelne Zelle die vom Hersteller vorgegebene
Entladeschlussspannung DVL erreicht.
Dazu werden beispielsweise beim Entladen alle Zellen mit ei- nem konstanten, gleichen Strombetrag entladen, bis eine erste Zelle die Entladeschlussspannung DVL erreicht hat. Anschließend wird diese erste Zelle nicht weiter belastet, d.h der weitere Stromfluss wird an ihr mittels der Energietransfereinheiten eines Batteriemanagementsystems, wie es beispielsweise in der WO 2010/088944 beschrieben ist, vorbei geführt.
Der Entladevorgang wird solcherart fortgesetzt, bis auch eine zweite Zelle die Entladeschlussspannung DVL erreicht hat. Auch diese Zelle wird nicht weiter belastet und der
Entladevorgang nur mit den Zellen fortgesetzt, die ihre
Entladeschlussspannung DVL noch nicht erreicht haben. Dies solange, bis alle Zellen entladen sind, d.h die vom Hersteller vorgegebene Entladeschlussspannung DVL erreicht haben. Während des Entladevorganges erfolgt eine Messung des Gesamtstroms und der individuellen, an der jeweiligen Zelle vorbei geführten Ströme. Daraus werden die maßgeblichen Eigenschaften der Zellen, wie beispielsweise die Zellkapazität, der Innenwiderstand und sogenannte State-of-Health-Parameter (SOH) bestimmt.
Diese Daten bilden die Grundlage für die Festlegung zellenindividueller Regelungsparameter und ihrer Grenzwerte. In der Folge wird dies am Beispiel der Ladeschlussspannung CVL in einer möglichen Variante für eine Speicheranordnung, bestehend aus 5 in Serie geschalteten Zellen, beschrieben:
Die ermittelten Zellkapazitäten sind in Tabelle 1 darge- stellt:
Figure imgf000008_0001
Tabelle 1 Die größte Kapazität CMAX wird als Referenzkapazität CREF definiert :
CREF = C AX
Danach erfolgt eine Klassifizierung und Reihung der Zellen nach ihren Kapazitäten C± bzw. der Differenz der individuellen Zellkapazität AC{ zur Referenz-Kapazität ÄC; = C^ -C,wie dies in Tabelle 2 dargestellt ist:
Figure imgf000009_0001
Tabelle 2
Die vom Hersteller vorgegebene Ladeschlussspannung CVL wird als maximale Ladeschlussspannung CVLMAX angesetzt.
Die Schonung der schwächeren Zellen wird erfindungsgemäß durch zellindividuelle Herabsetzung der Ladeschlussspannung CVLi gemäß
CVL, = fcjAC
erzielt .
Die Beziehungsfunktion fCvL wird beim Ausführungsbeispiel aus der vom Hersteller vorgegebenen Open Circuit Voltage - Kennlinie OCV der Zellen abgeleitet, wie sie in Fig. 1 dargestellt ist. Dabei ist es vorteilhaft, wenn die minimale Ladeschlussspannung CVLMIN - d.h. die Ladeschlussspannung der schwächsten Zelle - noch im steilen Endabschnitt der Open Circuit Voltage - Kennlinie OCV festgelegt wird.
Die zellenindividuelle Ladeschlussspannungen CVLi der übrigen Zellen werden dann gemäß der Reihung der Zellen anhand der Kapazitätsunterschiede zwischen CVLMAX und CVLMI N verteilt. Diese Verteilung kann im einfachsten Fall linear erfolgen aber auch in beliebig anderer Form (z.B. exponentiell, logarithmisch) .
Als Variante können die Beträge der zellenindividuellen Ladeschlussspannung CVLi auch sofestgelegt werden, dass nur eine Gruppe der schwächeren Zellen, beispielsweise die Hälfte, eine gemäß ihrer Reihung individuell herabgesetzte Ladeschlussspannung CVLi erhält und alle anderen Zellen die vom Hersteller vorgegebene Ladeschlussspannung CVL erhalten. Dadurch fällt die Kapazitätsreduktion infolge einer herabgesetzten Ladeschlussspannung CVLi geringer aus.
Unter der Annahme, die vom Hersteller vorgegebene Ladeschlussspannung CVL betrage 4,2V und die Steigung der Open Circuit Voltage - Kennlinie OCV erreiche bei einer Zellspan- nung von 4V einen Wert von 100% und die zellenindividuellen Ladeschlussspannung CVLi würde linear verteilt, erhält man die zellenindividuellen Ladeschlussspannungen CVLi gemäß Tabelle 3:
Figure imgf000010_0001
Tabelle 3 Nachdem auf Basis der ermittelten Kapazitäten Ci der Zellen zellenindividuelle Ladeschlussspannungen CVLj. definiert wurden, werden alle Zellen auf ihre individuelle Ladeschlussspannung CVLi aufgeladen.
Dabei werden je Zelle die Ladungsmengen gemessen und der Wert der verfügbaren Energiemenge des gesamten Energiespeichers ermittelt. Damit ist der Initialisierungsprozess abgeschlossen .
Im Betriebsprozess, wie er in Fig. 2 dargestellt ist, erfolgt das Entladen und Wiederaufladen der einzelnen Zellen auf Basis der nunmehr individuell vorgegebenen Ladeschlussspannungen. In dem Beispiel haben die Zellen eine übereinstimmende Entladeschlussspannung DVL, es kann aber auch zweckmäßig sein, die Entladeschlussspannungen DVL individuelle für jede Zelle festzulegen.
In der Fig.2 sind die Verläufe von Ladespannung, Strom und dem Ladezustand (State-of-Charge) SoC angegeben, d.h. beim angegebenen Beispiel gemäß Tabelle 3 entspricht der Kurvenlauf der stärksten Zelle CMAX der Zelle Nummer 5 mit einer Ladeschlussspannung CVL5 von 4,2 V und der Kurvenlauf der schwächsten Zelle CMiN der Zelle Nummer 4 mit einer Lade- Schlussspannung CVL4 von 4,0 V.
Durch die erfindungsgemäße Schonung der schwächeren Zellen altern diese langsamer, die Zelleigenschaften gleichen sich mehr und mehr an, die Zelldrift verringert sich, es erfolgt ein automatisches matching der Zellen.
Wie aus der Fig. 2 ersichtlich, unterscheidet sich der Strom- fluss durch die in Serie geschalteten Zellen lediglich in einem begrenzten Bereich zwischen den Zeitpunkten t2 und t3 bzw. zwischen t4 und t5, also in Phasen, in denen die Zellen bereits teilweise entladen sind. In diesen Phasen werden stärkere Zellen durch erhöhten Strom- fluss auch stärker belastet. Dies wird durch geeignete An- steuerung der Energietransfereinheiten eines Batteriemanagementsystems erreicht.
Die Begrenzung der Eingriffe des Batteriemanagementsystems auf Bereiche, in denen die Zellen bereits teilweise entladen sind, bewirkt eine Begrenzung der Verluste durch die Energietransfereinheiten eines Batteriemanagementsystems, da der Be- triebszustand der weitgehenden Entladung der Zellen vergleichsweise selten auftritt, da insbesondere beim Einsatz in Elektrofahrzeugen danach getrachtet wird, den Energiespeicher möglichst geladen zu halten, um so maximale Reichweite zu ermöglichen .
Die Startpunkte ti, t4 für den Beginn des zusätzlichen Energietransfers sind einerseits abhängig von der Leistungsfähigkeit der Energietransfereinheiten des Batteriemanagementsystems, d.h. von deren technischer Umsetzung, und andererseits auch von der Summe der Kapazitätsdifferenzen der Zellen des Energiespeichers. Der Startpunkt ist jedenfalls so zu wählen, dass die maximale Kapazität aller Zellen dann ausgeschöpft ist, wenn sie ihre Entladeschlussspannung DVL erreicht haben.
Definiert werden die Startpunkte ti, t4 für den Beginn des zusätzlichen Energietransfers vorteilhafterweise als bestimmter Ladungszustand der schwächsten Zelle. Die Zellalterung bewirkt eine Änderung der Zelleigenschaften. Dies betrifft insbesondere die Zellkapazität, die erst etwa 100 Lade-/Entladezyklen nach Inbetriebnahme der Zelle einen relativ stabilen Wert erreicht und mit zunehmendem Alter dann laufend abnimmt.
Es ist daher notwendig, das Steuersystem in regelmäßigen Zeitabständen neu zu kalibrieren. Dabei ist es zweckmäßig, unterschiedliche Kalibrierprozesse vorzusehen, einen ersten Kalibrierprozess , der beispielsweise jeweils nach 10-20 Ladezyklen vorgenommen wird und der Kali- brierung wesentlicher Steuerungsparameter dient.
Beispielsweise können dabei alle Zellen auf ihre individuel Ladeschlussspannung CVLi aufgeladen und die jeweiligen Ladungsmengenzähler auf den im Initialisierungsprozess ermittelten Wert zurückgesetzt werden. Damit werden eventuelle Messfehler, die sich durch häufige Lade-Entladevorgänge aufintegrieren, ausgeglichen.
Ein zweiter Kalibrierprozess kann jeweils nach 100-200 Ladezyklen vorgenommen werden. Dabei erfolgt eine vollständige Neu -Kalibrierung des Systems und eine neuerliche Bestimmung der tatsächlichen Kapazitäten jeder einzelnen Zelle, sowie der Innenwiderstände und anderer SOH-Parameter . Der zweite Kalibrierprozess stimmt weitgehend mit dem Initialisierungsprozess überein. Die infolge Alterung veränderten unterschiedlichen Eigenschaften der einzelnen Zellen der Speicher anordnung werden neu erfasst um daraus die Grundlagen für da weitere Steuerungsverfahren abzuleiten. Im Falle eines Elektrofahrzeuges wird der zweite Kalibrierp- rozess etwa einmal pro Jahr erforderlich sein und kann daher im Zuge des üblichen Jahresservice erfolgen .
Das erfindungsgemäße Verfahren beinhaltet somit eine laufende Adaptierung und damit Optimierung des Batteriemanagementsystems an die sich verändernden Zelleigenschaften.
Wie in Figur 3 dargestellt, wird damit eine Verlängerung der Lebensdauer von Energiespeichern gegenüber herkömmlichen Bat- teriemanagementansätzen erzielt. Die Lebensdauer eines Akkumulators ist anwendungsspezifisch unterschiedlich definiert. Für den Einsatz in Elektrofahrzeugen ist die Lebensdauer beispielsweise als Zeitpunkt festgelegt, zu dem der Akkumulator nur mehr 75% seiner ursprüngli- chen Kapazität hat. Er kann danach in anderen Anwendungen mit geringeren Anforderungen noch einige weitere Jahre eingesetzt werden, bis auch die Lebensdauergrenze für diese andere Anwendung erreicht ist. Figur 3 zeigt das Verhältnis der Kapazität von Zellen zu ihrer Nennkapazität C/CN über der Zeit jeweils für die stärkste Zelle CMAXI, CMAX2, CMAX3 und die schwächste Zelle CMiNi, CMiN2, MIN3 einer Anordnung mit passivem Balancing ΟΜΑΧ3/· MIN3/ einer Anordnung mit aktivem Balancing CMAX2, CMIN2, und einer Anord- nung, die mit dem erfindungsgemäßen Verfahren gesteuert wird CMAXI, CMINI · Die Kennlinien zeigen, dass bei den herkömmlichen Balancing- Verfahren die jeweils schwächsten Zellen rascher altern als die stärksten Zellen, die Kurvenverläufe der Kapazitätsverhältnisse C/CN der schwächeren Zellen CMIN2, MIN3 fal- len rascher ab, als die Kurvenverläufe CMAX2, MAX3 entsprechenden stärksten Zellen. Da aber die Lebensdauer der gesamten Speicheranordnung von der jeweils schwächsten Zelle bestimmt wird, führt dieser schnelle Alterungsprozess auch zu einer kürzeren Lebensdauer der Speicheranordnung.
Demgegenüber werden bei Anwendung des erfindungsgemäßen Verfahrens die Alterungsprozesse der Zellen CMi if CMAXI aneinander angeglichen, womit eine Verlängerung der Lebensdauer der Speicheranordnung erzielt wird.
In der Figur 3 ist das jeweilige Ende der Lebensdauer 1, 2,3 durch den Schnittpunkt der Kurvenverläufe der Kapazitätsverhältnisse C/CN der schwächeren Zellen CMINI, CMIN2, MIN3 mit dem 75% Wert LG gegeben. Die beispielhafte Energiespeicheranordnung gemäß Figur 4 zur Durchführung der erfindungsgemäßen Verfahren umfasst seriell zusammengeschaltete Speicherzellen Cl, C2, C3, ... CN. Jeder Speicherzelle Cl, C2, C3, ... CN ist eine Energietransfereinheit ETI, ET2, ET3,...ETn parallel geschaltet. Die Steuerung der Energietransfereinheiten erfolgt durch eine zentra¬ le Steuereinheit SE. Die abgebildete Energiespeicheranordnung kann als Batteriemodul (Akkupack) mit weiteren Batteriemodulen durch serielle Zusammenschaltung zu Hochvolt-Energiespeichern kombiniert werden. Dabei ist es zweckmäßig, wenn die Steuereinheit SE neben der Steuerelektronik Mittel für einen Energietransfer zu anderen Batteriemodulen umfasst. Durch Kaskadierung von
Batteriemodulen lassen sich dann Groß-Energiespeicher aufbauen .
Bezugszeichenliste
V Spannung
I Strom
CVL Ladeschlussspannung
CVLMAX Ladeschlussspannung der stärksten Zelle
CVLMIN Ladeschlussspannung der schwächsten Zelle
CVLi Ladeschlussspannung der Zelle Nr. i
SoC Ladezustand (State of Charge)
DVL Entladeschlussspannung
tl,t2...t7 markante Zeitpunkte des Betriebsprozesses
CMAXI» CMRX2f CMAX3 Kapazität der stärksten Zelle einer Spei¬ cheranordnung
C INI/ cMiN2i CMIN3 Kapazität der schwächsten Zelle einer
Speicheranordnung
1 Ende der Lebensdauer einer Anordnung mit erfindungsgemäßem Verfahren
2 Ende der Lebensdauer einer Anordnung mit herkömml chem active balancing Verfahren
3 Ende der Lebensdauer einer Anordnung mit herkömml chem passivem balancing Verfahren.
Ci, C2, C3, ... CN Speicherzellen
ETi , ET2, ET3,...ETn Energietransfereinheiten
SE Steuereinheit

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zum Betrieb einer Energiespeicheranordnung mit einer Mehrzahl von Speicherzellen, mit folgenden Verfahrensschritten :
- In einem Initialisierungsprozess werden die für das Verhalten in der Energiespeicheranordnung wesentli- chen Eigenschaften der einzelnen Zellen erfasst
- Es werden zellenindividuelle Regelungsparameter und Belastungsgrenzen (CVLi) definiert
- Im Betrieb werden die Zellen anhand der zellenindividuellen Regelungsparameter und Belastungsgrenzen (CVLi) geregelt.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet,
dass als zellenindividuelle Belastungsgrenze eine individuelle Ladeschlussspannung (CVLi) vorgesehen ist.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass als zellenindividuelle Belastungsgrenze eine individuelle Zellenspannung vorgesehen ist. 4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3 dadurch gekennzeichnet, dass als zellenindividuelle Belastungsgrenze eine individuelle Stromstärkenbegrenzung vorgesehen ist 5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4 dadurch gekennzeichnet, dass als zellenindividuelle Belastungsgrenzen ein individueller Ladungszustand (SOC) , sowie die Geschwindigkeiten der Lade-/Entladewechsel vorgesehen sind.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5 dadurch gekennzeichnet, dass als zellenindividuelle Belastungsgrenze eine individuelle Temperatur vorgesehen ist.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, dass als zellenindividuelle Belastungsgrenze eine individuelle Entladeschlussspannung (DVLi) vorgesehen ist.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, dass nach einer vorgegebenen Anzahl von Lade/Entlade-Zyklen oder einer bestimmten Betriebsdauer ein Kalibriervorgang durchgeführt wird, mit dem für das Verhalten in der Energiespeicheranordnung wesentliche Eigenschaften der einzelnen Zellen neu bestimmt werden.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 8, dadurch gekennzeichnet, dass in durch den Ladungszustand definierten, begrenzten Bereichen des Lade- und
Entladevorganges eine erhöhte Belastung einzelner Zellen erfolgt.
.Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 9, dadurch gekennzeichnet, dass die Definition der zellenindividuelle Regelungsparameter und Belastungsgrenzen (CVLj.) aufgrund einer Reihung der Zellen auf der Grundlage der Eigenschaften der Zellen erfolgt.
1. Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass die Definition der Ladeschlussspannungen (CVLj.) in der Weise erfolgt, dass für die stärkste Zelle die vom Hersteller vorgegebene Ladeschlussspannung als maximale Ladeschlussspannung (CVLMAX) festgelegt wird und für die schwächste Zelle die minimale Ladeschlussspannung
(CVLMiN) noch im steilen Endabschnitt der Open Circuit Voltage - Kennlinie (OCV) der Zellen festgelegt wird.
12. Anordnung die zur Durchführung eines der Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 11 eingerichtet ist, dadurch gekennzeichnet, dass eine Energiespeicheranordnung Speicherzellen (Ci, C2, C3, ... CN) umfasst, die se- riell zu Gruppen zusammengeschaltet sind, dass Energietransfereinheiten (ETi, ET2, ET3,...ETn) zur individuellen Be- und Entlastung der Speicherzellen (Ci, C2, C3 , ... CN) vorgesehen sind und dass eine Steuereinheit (SE) zur Steuerung des jeweiligen Verfahrens vorgesehen ist.
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