WO2022064003A1 - Verfahren zur bestimmung des zustands eines wiederaufladbaren batteriesystems - Google Patents

Verfahren zur bestimmung des zustands eines wiederaufladbaren batteriesystems Download PDF

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storage cell
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Lars Weller
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Elringklinger Ag
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    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/36—Arrangements for testing, measuring or monitoring the electrical condition of accumulators or electric batteries, e.g. capacity or state of charge [SoC]
    • G01R31/389—Measuring internal impedance, internal conductance or related variables
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/36—Arrangements for testing, measuring or monitoring the electrical condition of accumulators or electric batteries, e.g. capacity or state of charge [SoC]
    • G01R31/392—Determining battery ageing or deterioration, e.g. state of health

Definitions

  • the present invention relates to a method for determining the state of a rechargeable battery system, such as is used today, for example, as an energy store in purely electrically powered or hybrid vehicles.
  • the internal cell resistance Due to the associated internal power loss, the internal cell resistance has an effect on the predicted power that can be made available to the electric vehicle.
  • known approaches do not provide very accurate results for a current one Size of the internal resistance, because they use and evaluate current and voltage pulses to determine the internal resistance during operation.
  • the aim of the present invention is to create an improved method for determining the state of a rechargeable battery system on the basis of a more precise determination of a current direct current internal resistance of an individual storage cell or of the entire battery system.
  • a direct current internal resistance in a state of rest or equilibrium or a relaxed status of the respective battery system is determined by a defined current pulse based on Ohm's law during charging.
  • the internal resistance of the storage cell is determined from the current and voltage values at the beginning and end of the pulse or a current flow over a predetermined measuring time.
  • the basis of the invention is the finding that the known methods with a measurement of the internal resistance of the memory cell during operation lack a reference to the actual idle state of the memory cell in question, which z. B. Oscillation and temporary equalization processes in the memory cell lead to inaccuracies in the determination of a current value of the internal resistance, even with numerous measurements.
  • a further advantage of a method according to the invention is that a reliable determination of a current value of the internal resistance makes continuous validations and new measurements superfluous, which are otherwise usually provided according to the prior art.
  • the effort involved in an approach according to the invention is therefore lower than in the case of known methods.
  • the framework conditions in a battery system are precisely defined according to the invention in order to be able to precisely determine parameters on this basis.
  • Advantageous developments are the subject of the subclaims. Accordingly, a number of factors influencing the determination of the internal resistance are further minimized by initiating a current pulse in a specific operating range of the battery system.
  • the method is carried out when the storage cell is in a state of charge, SOC for short, in a range of 40-50% SOC of a maximum cell charge.
  • This approach is based on the knowledge that, viewed across various cell types and aging states, a characteristic curve of the open circuit voltage, or OCV for short, has a flat area in the range of 40-50% SOC mentioned Has a course with a minimal incline, ie runs almost horizontally in this section. This area also has the advantage that it remains almost unaffected by the effects of aging, which have an impact on the characteristic curve of the OCV curve.
  • the range mentioned can thus be used very well to determine the current internal resistance of the storage cell, regardless of the current aging state of the storage cell and the associated change in the OCV characteristic curve in other SOC ranges.
  • short-term charging and discharging processes for determining an internal resistance cannot cause any falsifications due to significant changes in the measured voltage values.
  • a temporal pulse width of the currents is limited to a duration or measuring time of approx. 5 s to about 10 s, which depends ability of a respective cell type and the respective cell chemistry is determined. For example, a value of approximately 10 s is preferably used as the width of the current pulses for direct current internal resistance measurement for prismatic NMC622—nickel manganese cobalt lithium-ion storage cells.
  • a pulse height or current intensity used is preferably 1 C, that is to say a current intensity which is calculated from a respective capacity of a rechargeable storage cell as a constant current flow over a period of one hour.
  • a current of 0.5 C can also be used for the current pulse in order to map the total current of the system to an acceptable level for the charge controller used.
  • great importance is attached to a high degree of accuracy in the setting of a respective pulse through undisturbed adjustment, since these measurements are made at a point in time when the vehicle is not actively being driven.
  • the vehicle is preferably at a standstill.
  • the method is carried out periodically approximately once a month, but at least after approximately every 30th full charge of the battery system.
  • the respective measurement results are preferably already updated internally for plausibility checks and, if necessary, error detection and stored in a fail-safe manner or stored in a non-volatile manner.
  • the measurement method described above is integrated into a battery management system BMS. It is applied to each individual storage cell and/or the entire battery system, which means that local problems can be identified at an early stage and an influence on the entire battery system can be observed, also so that suitable countermeasures can be taken. This approach can be applied particularly advantageously when using prismatic storage cells with individual monitoring of each of the cells within a rechargeable battery system.
  • the BMS can determine the current SOH for the battery.
  • the highest internal resistance represents the value for the storage cell that has aged the most, which limits the entire system.
  • SOH based on the stored Begin of Life bw. BOL and End of Life or EOL characteristic fields for the internal resistance of the storage cell over temperature and SOG, a characteristic field for the current internal resistance over temperature and SOG can be determined, which can be used for the current performance prediction.
  • FIG. 1 a typical curve profile of an no-load voltage characteristic as a function of a state of charge of a lithium-ion battery
  • FIG. 2a a time profile of a charging current pulse
  • FIG. 2b a time profile of an associated voltage pulse
  • FIG. 3 a time course of a cell voltage from a state of rest when loaded by a pulsed current flow and the relaxation that begins thereafter and
  • FIG. 4 a time course of a direct current internal resistance measurement according to the prior art.
  • the SOG can therefore only be estimated, which means that the no-load voltage OCV cannot be known exactly either. Only the voltage at the beginning and at the end of the defined measurement current pulse is known. According to a known measurement approach, there is therefore no exact assignment of the charge-dependent internal resistance value IR to the SOG.
  • FIG. 1 shows a typical curve of an open-circuit voltage characteristic OCV as a function of a state of charge SOC of a lithium-ion battery.
  • FIG. 2b shows charging and discharging pulses according to FIG. 4 used according to the prior art.
  • This measurement strategy is used during operation, ie while driving. In order to be able to remain unnoticed during ferry operation and also to avoid changing the charging status of the battery as far as possible, only short time intervals At are used for these measurements.
  • FIG. 2a traces the voltage curve according to the prior art.
  • a first voltage value is measured at a point M1, and a second voltage value at a point M2 at the end of the current pulse.
  • a current internal resistance IR is calculated from this pair of values.
  • relaxation effects of the memory cell are here End of each respective current pulses have been neglected so far, been drawn as relaxation curves R with. These are now shown with dashed lines and show a shift in the curve between the two charging and discharging pulses.
  • a voltage value of approx. 3.8V does not correspond to an open circuit voltage OCV of the memory cell at the current SOG, because relaxation processes within the memory cell have not yet been completed or may have subsided, this effect also contributes to the inaccuracy of known measurements.
  • FIG. 3 now shows a diagram of a method that significantly reduces the inaccuracies outlined above and thus leads to improved values for a respective direct current internal resistance IR of the storage cell:
  • This method is basically carried out with the vehicle stationary. It is thereby started from a relaxed or quiescent state of the memory cell.
  • the charging of the memory cell is interrupted long enough to carry out a pulse measurement with a current of 0.5 to IC only from the relaxed state of the memory cell, ie from a respective open-circuit voltage OCV.
  • IC denotes a current of 100A.
  • a first measurement point M1 is taken here when the constant current pulse is reached.
  • a further loading of the storage cell now follows here until it is fully loaded.
  • a curve progression according to FIG. 2a has been drawn in as a dashed line merely to clarify and enlarge the representation of a basic progression of relaxation processes, as is the case when the system is switched off of the charging current would adjust.
  • the IR value calculated using the marked measuring points M1, M2 is in turn stored, with the no-load voltage OCV now being precisely known for this purpose.
  • a repetition of this procedure is approximately monthly or at the latest after approx. 30 stationary charges provided to monitor a state of the relevant memory cell.
  • the SOC is precisely known, to which a precisely determined direct current internal resistance IR is now assigned. From this, the SOH of the relevant memory cell is determined with increased reliability.
  • the method described above is integrated into a battery management system BMS and thus does not cause any significant additional effort.
  • the IR values determined in each case are also used for plausibility checks and, if necessary, Error detection updated internally and stored with other important operating parameters in a fail-safe manner or stored in a non-volatile manner.

Abstract

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur Bestimmung des Zustands eines wiederaufladbaren Batteriesystems. Um ein verbessertes Verfahren zur Bestimmung des Zustands eines wiederaufladbaren Batteriesystems auf Basis einer Bestimmung eines aktuellen Gleichstrom-Innenwiderstands zu schaffen, wird vorgeschlagen, dass ein Gleichstrom-Innenwiderstand in einem Gleichgewichtszustand des jeweiligen Batteriesystems durch einen definierten Strom-Puls oder einen Stromfluss über eine vorbestimmte Messzeit anhand des ohmschen Gesetzes im Ladebetrieb bestimmt wird.

Description

Verfahren zur Bestimmung des Zustands eines wiederaufladbaren Batteriesystems
Die vorliegende Erfindung betri f ft ein Verfahren zur Bestimmung des Zustands eines wiederaufladbaren Batteriesystems , wie es heute beispielsweise in rein elektrisch angetriebenen oder hybrid betriebenen Fahrzeugen als Energiespeicher verwendet wird .
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 betref fenden Fahrzeugs abnimmt . Die Alterung, auch Gesundheits zustand 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 j eweiligen Zustands des betref fenden 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 prädi zierte Leistung, die dem Elektrofahrzeug zur Verfügung gestellt werden kann . Bekannte Ansätze liefern j edoch 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 .
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 schaf fen .
Diese Aufgabe wird erfindungsgemäß durch die Merkmale von Anspruch 1 gelöst . Demnach wird ein Gleichstrom- Innenwiderstand in einem Ruhe- oder Gleichgewichts zustand bzw . einem relaxierten Status des j eweiligen 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 Mess zeit 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 betref fenden Speicherzelle fehlt , was z . B . durch Schwingungsund temporäre Ausgleichsvorgänge in der Speicherzel le auch bei zahlreichen Messungen zu Ungenauigkeiten in der Bestimmung eines aktuellen Wertes des Innenwiderstands führt .
Ein weiterer Vorteil eines erfindungsgemäßen Verfahrens liegt darin, dass eine zuverlässige Bestimmung eines aktuellen Wertes des Innenwiderstands fortlaufende Validierungen und Neumessungen entbehrlich macht , die sonst nach dem Stand der Technik üblicherweise vorgesehen sind . Damit ist ein Aufwand nach einem erfindungsgemäßen Ansatz geringer als nach bekannten Verfahren . Im Unterschied zu bekannten Verfahren werden damit erfindungsgemäß Rahmenbedingungen in einem Batteriesystem genau definiert , um auf dieser Basis Kenngrößen exakt bestimmen zu können . Vorteilhafte Weiterbildungen sind Gegenstand der Unteransprüche . Demnach wird eine Anzahl von Einfluss faktoren 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 Alterungs zustände hinweg betrachtet eine Kennlinie der Leerlauf Spannung, 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 hori zontal 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 Alterungs zustand 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 kurz zeitige Lade- und Entladevorgänge zur Bestimmung eines Innenwiderstands keine Verfälschungen durch deutliche Änderungen der Spannungs-Messwerte bewirken .
In einer bevorzugten Aus führungs form der Erfindung wird eine zeitliche Pulsbreite der Ströme auf eine zeitliche Dauer oder Mess zeit von ca . 5 s bis etwa 10 s bemessen, was in Abhängig- keit 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. 10 s als Breite der Strompulse zur Gleichstrom-Innenwiderstandsmessung verwendet.
Vorzugsweise beträgt eine verwendete Impulshöhe bzw. Stromstärke 1 C, 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.
In einer bevorzugten Aus führungs form 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.
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 . In einer besonders bevorzugten Aus führungs form der Erfindung ist eine Integration des vorstehend beschriebenen Messverfahrens in ein Batterie-Managementsystem BMS integriert ausgeführt wird . Es wird dabei an j eder 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 ergrei fen zu können . Besonders vorteilhaft ist dieser Ansatz bei einer Verwendung prismatischer Speicherzellen mit einer Einzelüberwachung j eder der Zellen innerhalb eines wiederaufladbaren Batteriesystems anwendbar .
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 Li fe- bw . BOL- und End of Li fe- bzw . EOL-Kennf elder für den Innenwiderstand der Speicherzelle über Temperatur und SOG, ein Kennfeld für den aktuellen Innenwiderstand über Temperatur und SOG ermittelt werden, welches für die aktuelle Leistungsprädiktion verwendet werden kann .
Nachfolgend werden weitere Merkmale und Vorteile erfindungsgemäßer Aus führungs formen unter Bezugnahme auf ein Ausführungsbeispiel anhand der Zeichnung näher erläutert . Darin zeigen :
Figur 1 : einen typischen Kurvenverlauf einer Leerlauf span- nungskennlinie als Funktion eines Ladezustands einer Lithium- lonen-Batt er ie ;
Figur 2a : einen zeitlichen Verlauf eines Ladestrom- Impulses ; Figur 2b : einen zeitlichen Verlauf eines zugehörigen Spannungsimpulses ;
Figur 3 : einen zeitlichen Verlauf einer Zellspannung aus einem Ruhezustand heraus bei Belastung durch einen Impulsförmigen Stromfluss und die danach einsetzende Relaxation und
Figur 4 : einen zeitlichen Verlauf einer Gleichstrom- Innenwi- derstandsmessung nach dem Stand der Technik .
Über die verschiedenen Abbildungen hinweg werden für gleiche Elemente oder Verfahrensschritte stets die gleichen Bezugs zeichen 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 oder hybrid angetriebenen Fahrzeugen als Energiespeicher verwendet wird . Es ist aber für den Fachmann of fensichtlich, dass in gleicher Weise auch eine Anpassung auf andere Energiespeicher möglich ist , wie z . B . auf stationäre Energiespeicher .
Figur 4 zeigt einen zeitlichen Verlauf einer Gleichstrom- In- nenwiderstandsmessung 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 AI=100 A mit einer Flankensteigung von At=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 j edoch 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 dargestel lten 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 Figuren 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 SOG kann also nur abgeschätzt werden, womit die Leerlauf Spannung OCV grundsätzlich auch nicht genau bekannt sein kann . Es ist j eweils 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 SOG .
Es ist grundsätzlich bekannt , dass sich der Innenwiderstand IR einer Speicherzelle von Anfang der Nutzung bzw . Beginn of Li fe bzw . BOL bis zum Ende einer Nutzung bzw . End of Li fe, EOL, ändert . Der Innenwiderstand IR der Speicherzelle steigt deutlich an . Damit ist der Innenwiderstand IR einer Speicherzelle Maßstab für einen Zustand der betrachteten Speicherzel le . 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 betref fenden Speicherzelle zu erwarten . Figur 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 ungefähr SOC=0% durch einen stetigen Abfall mit stark nichtlinearer Charakteristik aus . Auf fällig i st allenfalls ein Bereich zwischen 40-50% SOC, wo die Kennl inie 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 Leerlauf Spannung 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 Alterungsef fekte über die Lebensdauer einer Speicherzelle auf .
Figur 2b zeigt nach dem Stand der Technik genutzte Lade- und Entladepulse entsprechend Figur 4 . Diese Messstrategie wird während des Betriebs angewendet , also während der Fahrt . Um während des Fährbetriebs unbemerkt bleiben zu können und zudem einen Ladezugstand der Batterie möglichst nicht zu verändern, werden für diese Messungen nur kurze Zeitintervalle At genutzt .
Figur 2a zeichnet die Spannungskurve nach dem Stand der Technik nach . Dabei wird bei einem Punkt Ml 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 .
Als eine wesentliche Erkenntnis und Basis der vorliegenden Erfindung sind hier Relaxationsef fekte der Speicherzelle , die am Ende der j eweiligen 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 Leerlauf Spannung OCV der Speicherzelle bei dem aktuellen SOG entspricht , weil Relaxationsvorgänge innerhalb der Speicherzelle noch nicht abgeschlossen bzw . abgeklungen sein können, trägt auch dieser Ef fekt zur Ungenauigkeit bekannter Messungen bei .
Figur 3 zeigt nun ein Diagramm zu einem Verfahren, das die vorstehend aufgezeigten Ungenauigkeiten deutlich mindert und so zu verbesserten Werten für einen j eweiligen Gleichstrom- In- nenwiderstand IR der Speicherzelle führt : Grundsätz lich 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% SOG wird das Laden der Speicherzelle daher ausreichend lange unterbrochen, um eine Impulsmessung mit Strom von 0 , 5 bis IC erst aus dem relaxierten Zustand der Speicherzelle heraus durchzuführen, also von einer j eweiligen Leerlauf Spannung OCV aus . Bei einer Speicherzelle mit einer Kapazität von 100 Ah bezeichnet IC eine Stromstärke von 100A. Ein erster Messpunkt Ml wird hier beim Erreichen des konstanten Strompulses genommen . Ein Messungs-Ende mit einem zweiten Messpunkt M2 ist in diesem Beispiel erst nach At = 10s erreicht . Es schließt sich hier nun ein weiteres Laden der Speicherzelle solange an, bi s diese voll geladen ist . Ein Kurvenverlauf gemäß Figur 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 Ml , M2 errechnete IR-Wert wird wiederum gespeichert , wobei hierzu nun die Leerlauf Spannung OCV aber genau bekannt ist .
Eine Wiederholung dieses Verfahrens ist ungefähr monatlich o- der spätestens nach ca . 30 stationäre Ladungen vorgesehen, um einen Zustand der betref fenden 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 betref fenden Speicherzelle bestimmt . Das vorstehend beschriebene Verfahren wird in ein Batterie-Managementsystem BMS integriert ausgeführt und verursacht damit keinen nennenswerten Mehraufwand . Die j eweils ermittelten IR-Werte werden zudem zur Plausibilisierung und ggf . Fehlererkennung intern fortgeschrieben und mit anderen wichtigen Betriebsparametern aus fallsicher abgelegt oder nichtflüchtig gespeichert .
Ein erfindungsgemäßer Ansatz ist an j eder einzelnen Speicherzelle und/oder einem gesamten Batteriesystem anwendbar . Daher gilt die vorstehende Darstellung ohne weitere Unterscheidung für beide Anwendungs fälle .
Bezugszeichenliste
BMS Batterie-Managementsystem
BOL Begin einer Nutzungs zeit / Beginn of li fe
EOL Ende einer Nutzungs zeit / End of li fe
IR Innenwiderstand der Speicherzelle
Ml , M2 Messpunkte zur Berechnung von IR rnmin minimalen Steigung der Kennlinie OCV über SOG
OCV Leerlauf Spannung
R Relaxationskurve
SOG Ladezustand der Speicherzelle
SOH Zustand der Speicherzelle / State of Health
At Breite eines Messintervalls / Mess zeit
Umax Maximalspannung bei vollgeladener Batterie , SGC=100%
Umin Minimalspannung bei entladener Batterie , SOC=0%

Claims

Ansprüche Verfahren zur Bestimmung des Zustands eines wiederaufladbaren Batteriesystems, dadurch gekennzeichnet, dass ein Gleichstrom-Innenwiderstand (IR) in einem Gleichgewichtszustand des jeweiligen Batteriesystems durch einen definierten Strom-Puls oder einen Stromfluss über eine vorbestimmte Messzeit (At) anhand des ohmschen Gesetzes im Ladebetrieb bestimmt wird. Verfahren nach dem vorhergehenden Anspruch, dadurch gekennzeichnet, dass eine Anzahl von Einflussfaktoren auf die Bestimmung des Innenwiderstands (IR) dadurch noch weiter minimiert wird, dass ein Strom-Puls in einem bestimmten Ladezustand (SOG) des Batteriesystems initiiert wird . Verfahren nach dem vorhergehenden Anspruch, dadurch gekennzeichnet, dass das Verfahren bei einem Ladezustand der Speicherzelle in einem Bereich von 40-50% SOG einer maximalen Zellladung durchgeführt wird. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass ein zeitlicher Abstand von Spannungs-Messwerten auf eine Dauer oder Messzeit von ca. 5 bis etwa 10s bemessen wird. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass eine verwendete Impulshöhe bzw. Stromstärke beim Laden ca. 0,5 bis etwa IC beträgt. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche , dadurch gekennzeichnet , dass auf eine betragliche Genauigkeit der Einstellung eines j eweiligen Impulses durch ungestörte Einregelung dadurch vorgenommen wird, dass diese Messungen in einem Zeitpunkt erfolgen, an dem kein aktiver Antrieb des Fahrzeugs erfolgt und/oder sich die betref fende Speicherzelle in einem relaxierten Zustand befindet . Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche , dadurch gekennzeichnet , dass eine Aktivierung eines Messverfahrens nach einem der vorhergehenden Ansprüche innerhalb eines Ladevorgangs vorgesehen ist . Verfahren nach dem vorhergehenden Anspruch, dadurch gekennzeichnet , dass das Verfahren periodisch ca . einmal j e Monat und/oder nach ca . 30 stationären Ladevorgängen der Speicherzelle durchgeführt wird . Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche , dadurch gekennzeichnet , dass die j eweiligen Messergebnisse in Form von IR-Werten zur Plausibilisierung und ggf . Fehlererkennung intern fortgeschrieben und aus fallsicher abgelegt oder nicht- flüchtig gespeichert werden . Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche , dadurch gekennzeichnet , dass das Verfahren in ein Batterie-Managementsystem (BMS ) integriert an j eder einzelnen Speicherzelle und/oder dem gesamten Batteriesystem ausgeführt wird .
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