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WO2020064932A1 - Verfahren und vorrichtung zur diagnose von batteriezellen - Google Patents

Verfahren und vorrichtung zur diagnose von batteriezellen Download PDF

Info

Publication number
WO2020064932A1
WO2020064932A1 PCT/EP2019/076038 EP2019076038W WO2020064932A1 WO 2020064932 A1 WO2020064932 A1 WO 2020064932A1 EP 2019076038 W EP2019076038 W EP 2019076038W WO 2020064932 A1 WO2020064932 A1 WO 2020064932A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
battery
spectrum
signal
frequency
value
Prior art date
Application number
PCT/EP2019/076038
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Hendrik Zappen
Alexander GITIS
Original Assignee
Rheinisch-Westfälische Technische Hochschule (Rwth) Aachen
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from DE102018216517.3A external-priority patent/DE102018216517A1/de
Priority claimed from DE102018216518.1A external-priority patent/DE102018216518A1/de
Application filed by Rheinisch-Westfälische Technische Hochschule (Rwth) Aachen filed Critical Rheinisch-Westfälische Technische Hochschule (Rwth) Aachen
Priority to CN201980062856.2A priority Critical patent/CN113196072A/zh
Priority to EP19783454.2A priority patent/EP3847467A1/de
Priority to US17/279,253 priority patent/US11567140B2/en
Publication of WO2020064932A1 publication Critical patent/WO2020064932A1/de

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Classifications

    • 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]
    • G01R31/389—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
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
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    • G01R31/36—Arrangements for testing, measuring or monitoring the electrical condition of accumulators or electric batteries, e.g. capacity or state of charge [SoC]
    • G01R31/385—Arrangements for measuring battery or accumulator variables
    • G01R31/387—Determining ampere-hour charge capacity or SoC
    • G01R31/388—Determining ampere-hour charge capacity or SoC involving voltage measurements
    • 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 diagnosing critical changes, in particular pressure changes, gas developments and temperature changes in
  • Battery cells on an excitation unit for performing the method, on a battery system with such an excitation unit, on a device for performing the method and a battery system with such a device.
  • Batteries can be used in electronic devices such as telecommunication devices (e.g. cell phones, tablets, computers), means of transport (e.g. cars, airplanes, boats), but also in non-portable devices such as storage systems for central and decentralized power supplies.
  • telecommunication devices e.g. cell phones, tablets, computers
  • means of transport e.g. cars, airplanes, boats
  • non-portable devices such as storage systems for central and decentralized power supplies.
  • electrochemical impedance spectroscopy as a diagnostic method for recording operating parameters (state of charge (SOC), capacitance and internal resistance (SOH), temperature and others) or safety parameters (e.g. detection of lithium plating in lithium-based battery cells or gas formation) presupposes that the method in almost any operating parameters (state of charge (SOC), capacitance and internal resistance (SOH), temperature and others) or safety parameters (e.g. detection of lithium plating in lithium-based battery cells or gas formation) presupposes that the method in almost any
  • a method for determining a battery state of at least one battery cell comprises the steps a) applying a current excitation signal to the battery cell; b) recording a response measurement signal and determining the impedance spectrum of the
  • the battery cell or the impedance of the battery cell c) determining at least one evaluation variable based on the measured impedance spectrum or the impedance; a. such that the current excitation signal consists of at least two periodic signals with mutually different frequencies, that the current excitation signal is applied in such a way that it is free of mean values over at least one period of the smallest frequency contained, that a first response measurement signal from the battery cell b. or at least one frequency and determining at least one
  • Comparison of at least one diagnostic variable with at least one reference value and / or with at least one further diagnostic variable is carried out.
  • battery status means in particular an operational, safety, or
  • State of aging in particular State of Charge (SOC), State of Health (SOH), State of Function (SOF) or State of Safety (SOS) and / or temperature control of a battery.
  • SOC State of Charge
  • SOH State of Health
  • SOF State of Function
  • SOS State of Safety
  • battery cell also includes macro battery cells which consist of a plurality of individual battery cells connected in parallel or in series but encapsulated together and / or having a common power connection.
  • the response measurement signal is a voltage response measurement signal.
  • the feature that at least one of the parameters amplitude, frequency and relative phase position of at least one component of the current excitation signal as a function of the first Response measurement signal is changed means in particular that the change, or the changes depending on at least one of the evaluation variables of the first
  • a spectrum is in particular also a non-continuous spectrum, but rather a spectrum based on a finite number of values at a finite number of
  • Frequencies understood the finite number of frequencies being in particular at least 2 and / or less than 100, preferably at least 5 and / or a maximum of 50, the
  • Frequencies are in particular linearly or logarithmically distributed, or in a quasi-logarithmic or quasi-linear distribution and / or in particular distributed such that the frequencies are chosen such that in particular the 2nd and 3rd harmonics of each of the frequencies do not coincide with other ones selected frequencies overlap.
  • the frequencies are in a range from 1 Hz to 10 kHz.
  • the at least one evaluation variable is in particular one or more of the following variables:
  • an adaptation of the current excitation signal is carried out in particular, in particular only when at least one or one of the selection of the following adaptation criteria is fulfilled, the signal-to-noise ratio (SNR) of the response measurement signal for one and / or several and / or all the frequencies contained are less than a predetermined value in the range from 1 to 25 dB, in particular less than a predetermined value in the range 15 to 25 dB.
  • the amplitude of the response measurement signal is greater than a predetermined value in the range from 5 to 60 mV, in particular greater than a predetermined value in the range from 5 to 20 mV.
  • the harmonic content is greater than a predetermined value in the range from 0.5 to 8%, in particular greater than a predetermined value in the range from 0.5 to 3%.
  • the Kramers-Kronig residual is greater than a predetermined value in the range from 0.2 to 3%, in particular greater than a predetermined value in the range from 0.2 to 0.8%, which suggests a violation of the time invariance condition.
  • Frequency point means in particular a frequency.
  • the amplitude of the response measurement signal is too high: reduce the amplitudes of the signal components, in particular evenly, or starting with the signal component with the best signal-to-noise ratio, in particular by a value in the range from 5 to 30%, or remove individual signal components
  • harmonic content is too high: Reduce the excitation amplitude of all signals, in particular by a value in the range of 5 to 30% and / or optimize the phase positions of the signal component in order to obtain a lower crest factor of the current excitation signal. If the Kramers-Kronig residual is too high: Remove the signal component of the lowest frequency from the current excitation signal.
  • the diagnostic variable is, in particular, one or more of or determined using one or more of the following variables: characteristic variables of the impedance such as real part, imaginary part, amount and phase of an individual battery cell and / or the gradient of one or more of these variables over at least two, in particular a plurality of (excited) frequencies, at least two impedances then having to be determined, in particular a plurality; statistical values of the impedance, in particular mean value and scattering measures for the parameters real part, imaginary part, amount and phase of a plurality of battery cells connected in series and / or in parallel;
  • Polarization resistances the mean of the maxima, the center of gravity of the spectrum, the value of the spectrum at a certain frequency, the value of the integral of the spectrum over a certain frequency range, the integral values over several delimited
  • the term size includes in particular the characteristic and / or statistical sizes.
  • comparison also includes a comparison of several comparisons and / or one
  • the invention thus provides in particular that at least one of the individual
  • Frequency components of the current excitation signal are adaptively adapted depending on the properties and the operating state of the individual battery cell or the average operating state of a plurality of battery cells connected in series and / or in parallel, and the measurement error is thus minimized.
  • the multi-frequency method is designed in particular in such a way that a continuous measurement of the instantaneous impedance of one or more battery cells is achieved by means of an excitation unit and further downstream units.
  • a previously defined form of the Current excitation signal (excitation current form), which may contain, for example, 2 to 100, preferably 5 to 50, for example 20 suitably distributed, for example linearly or preferably logarithmically distributed frequency components in a range of preferably 1 Hz to 10 kHz, continuously continued on the battery cell or a plurality of Battery cells stamped and, in particular, adaptively changed.
  • the temporal course of the current excitation signal to be constructed can be realized by superimposing any periodic oscillations, for example sine oscillations,
  • Cosine vibrations rectangular vibrations and / or triangular sequences. This is explained below using an example of a sinusoidal oscillation, this mutatis mutandis also applicable to the other forms of oscillation, in particular cosine oscillations.
  • Sine vibrations and cosine vibrations are advantageous in order to enable a fast Fourier transformation, in particular a Goertzel transformation, during the evaluation.
  • the current excitation signal is described below using N (natural number) superimposed sine waves as an example.
  • a k is the amplitude
  • f k the frequency and phase position Fi ⁇ of the k-th component of the
  • the parameter b is an additional scaling factor for that from N
  • Frequency components existing sum signal The choice of these parameters depends on the operating state of the battery system. Typical real excitation units deliver a limited total current amplitude, so that depending on the choice of the individual parameters a and F of the N components, scalings are advantageously carried out, since these also have an influence on the amplitude of the overall signal. If possible, the parameter F is selected such that, as is generally preferred, there is no constructive superposition of the vibrations. The number N is chosen, in particular, depending on which interference influences are present, since the resulting amplitude of the measurement signal per frequency point depends on this. In operating states with few faults (e.g. in the idle state of the battery system), for example, several
  • Frequency components are excited in order to quickly obtain particularly relevant sections of the impedance spectrum.
  • the choice of frequency points depends in particular on which effects are to be observed in the spectrum. Effects on the cathode or anode side are typically observed at different frequencies, as are effects
  • the invention further relates to an excitation unit for carrying out the method, comprising a storage capacitor, a bidirectional power electronic converter and a filter, with a means for charging the storage capacitor before the start of a measurement, the storage capacitor supplying energy by means of a mean-value free excitation signal by means of the bidirectional, power electronic converter to be imprinted on one or more battery cells so that energy between the storage capacitor and the battery can be cyclically shifted.
  • the unit also has control means for controlling the implementation of the method and / or a computing unit for calculating in particular the at least one impedance, evaluation size and / or diagnostic size and / or for carrying out the comparison and / or the adaptive control.
  • a possible embodiment of an excitation unit consists of a storage capacitor, a bidirectional power electronic converter and a filter. The included one
  • the storage capacitor must be charged before the start of the measurement, and supplies the necessary energy for a mean-free current excitation signal by means of the bidirectional,
  • the storage capacitor can also be recharged cyclically.
  • This design of an excitation unit also offers the advantage that the battery is technically overcharged
  • the excitation unit and the characteristics of the excitation current for the impedance measurement should be very robust against these influences.
  • the latter can be achieved by adaptively procuring the excitation signal. This concerns the frequencies contained, relative phase positions and / or amplitudes of the individual frequency components and the amplitude scaling of the superimposed overall signal.
  • Frequency ranges in which transient interference is present are minimized. This also requires a dynamic adjustment of the relative phase positions of the frequency components in order to obtain an overall signal with the lowest possible crest factor. This reduces the necessary peak power of the excitation circuit and minimizes the disturbing influence of non-linearities of the test object (the Battery cell). Simultaneously or independently of this, the amplitude of the individual frequency components is also adapted to the device under test and the external conditions. Since the magnitude of the impedance is frequency-dependent, the excitation amplitude is dynamically reduced at frequencies with magnitudes greater in magnitude in order to achieve a dynamically predetermined setpoint for the signal-to-noise ratio of the measurement signal. This reduces both the necessary excitation power and the influence of non-linearities. Similarly, the total amplitude of the excitation signal is scaled in the time domain. These functions are implemented within a control unit that generates the necessary signal for the excitation unit.
  • the response measurement signal (measurement signal) obtained is then preferably sampled by a measurement unit within a sliding evaluation window, the width of which corresponds to the period duration of the lowest frequency contained, or an integral multiple thereof.
  • a sliding evaluation window the width of which corresponds to the period duration of the lowest frequency contained, or an integral multiple thereof. This can be, for example, a simple rectangular window, or it can also be a more specific variant that carries out a weighting of the individual sampling values.
  • N Period of the smallest frequency component
  • the second point in time is shifted from the first point in time by the period of the smallest frequency component contained, or a multiple thereof.
  • An interpolation can then be used to obtain a correction signal from the values obtained, which correction signal is applied to the values of the response measurement signal recorded within the measurement window in order to compensate for the voltage change in the measurement signal caused by the superimposed charging or discharging current.
  • Instantaneous impedances of one or more frequencies can be determined from the current excitation signal and voltage measurement signal within a measurement time window.
  • Impedances are called the impedance spectrum.
  • Impedance spectrum or the impedance spectra using a Kramers-Kronig relation and / or further parameters on their quality characteristics, in particular consistency of at least one of the following parameters:
  • the impedance values of n battery cells at k frequencies for a point in time can be in
  • the recorded impedance spectra are used to determine the battery status
  • the recorded impedance in particular the impedance spectrum, is processed in particular by statistical methods and / or by evaluating deterministic variables.
  • the variables real part, imaginary part, amount and / or phase angle for one or more of the excited frequencies are used for diagnosis as follows from the impedance spectrum, in particular of a first battery cell.
  • f k any excited frequency
  • Step 1 Form the parameter absolute change k t of the current value of the real part of the battery cell C1 to be diagnosed with the value from the previous measurement time window T - 1:
  • a measurement time window is in particular the one used to carry out step f once.
  • Criterion 1 If ⁇ k ⁇ Ci, f k , T) ⁇ > 2s is fulfilled, then a first criterion for the detection of a battery state change is fulfilled.
  • Step 3 Determine the mean value M tot and a scatter measure, for example standard deviation o tot from Re (Z) at frequency f_k of all other N cells except cell C1 in the battery system in the time window T and T-1.
  • a new measurement and subsequent determination of the battery condition should take place immediately. If at least two criteria are still met, a change in the battery state can be assumed to be recognized and, in particular, a warning signal WA (“battery state change detected”) can be output.
  • WA battery state change detected
  • the same method can also be carried out in parallel with one or more further excited frequency points f, and a change in the battery state can be assumed to be recognized and / or a warning signal WA or WB can only be output when the criteria for a predetermined plurality or are satisfied for all frequency points.
  • a preferred embodiment of the invention is characterized in that mean values and / or scattering dimensions are formed from the impedances to different frequencies and different battery cells that are simultaneously excited and detected in the respective measurement time window.
  • the mean is preferably the arithmetic, geometric and / or quadratic mean.
  • the mean value can also be median or the central value.
  • the measure of scatter around the arithmetic mean is preferably the variation, the variance, the standard deviation and / or the mean absolute deviation.
  • the measure of variation around the median is preferably the quartile distance, the interquartile distance, the mean absolute deviation with respect to the median and / or the median of the absolute deviations.
  • the measure of scatter around the geometric mean is preferably the geometric one
  • threshold values can be defined here in order to detect changes in the battery state, for example undesired electrochemical processes such as electrolyte and SEI decomposition and gas formation in the battery cells.
  • Impedance spectrum due to these phenomena. If this occurs in operation in individual battery cells of the battery pack, this can be recognized by comparison with battery cells that are not affected.
  • a spectrum artificially determined from the mean or median of the impedance values can also be used for this. For this purpose, the average or median is formed over each frequency point of the impedance spectra of two or more battery cells. The consequence of this calculated
  • Average or median impedance values again result in an impedance spectrum. From this one or more diagnostic variable (s) can be derived, which can then be used for comparison.
  • a statement about the speed of the change in the spectrum can be made by differentiation over time using the spectra recorded in previous time steps (trend analysis). If rapid changes can be identified here, this can be used as an additional warning sign. Since this requires spectra to be stored digitally, a system is advantageous that thins the stored spectra over time in order to save storage space. To identify slower processes, such as cell aging, a comparison with spectra determined in the laboratory is possible in order to draw conclusions about the type of aging phenomena that occurs. Here, too, a trend analysis over larger time periods makes sense.
  • Transmission unit transmits the warning signals to a control device which, based on the warning signals, warns the user and / or initiates countermeasures.
  • Examples of possible countermeasures are the reduction of the electrical load on the battery cell, cooling and / or reinforcement of the cooling of the battery cell or the switching off of the battery cell, in particular in order to prevent the risk of its impairment or destruction.
  • characteristic quantities of the impedance are compared with quantities from the current time step for a single battery cell or for a plurality of battery cells connected in series and / or in parallel. If the difference between the quantities exceeds a threshold value SA, a change in the battery state is recognized and, in particular, a warning signal WA (battery state change detected) is transferred to the transmission unit. If the difference between the quantities exceeds the further threshold value SB, a warning signal WB (safety-critical battery state) is transferred to the transmission unit.
  • a threshold value SA a change in the battery state is recognized and, in particular, a warning signal WA (battery state change detected) is transferred to the transmission unit.
  • a warning signal WB safety-critical battery state
  • characteristic quantities of the impedance are compared with quantities from at least one previous time step for a single battery cell or for a plurality of battery cells connected in series and / or in parallel. This comparison can be done, for example, by simply forming differences, or by differentiating according to time. If the difference between the quantities exceeds a threshold value SA, a change in the battery state is recognized and in particular a warning signal WA
  • a warning signal WB safety-critical battery condition
  • characteristic quantities of the impedance are compared with quantities from at least one previously carried out measurement for a single battery cell or for a plurality of battery cells connected in series and / or in parallel. This comparison can be done, for example, by simple difference formation, or by differentiation according to time. If the difference between the quantities exceeds a threshold value SA, a change in the battery state is recognized and in particular a warning signal WA
  • a warning signal WB safety-critical battery condition
  • a warning signal WB safety-critical battery condition
  • Parameters real part, imaginary part, amount and phase are compared with quantities from at least one previous time step for an individual battery cell or for several battery cells connected in series and / or in parallel. If the difference between the quantities exceeds a threshold value SA, a change in the battery state is recognized and, in particular, a warning signal WA (battery state change detected) is transferred to the transmission unit. If the difference between the quantities exceeds the threshold value SB, a warning signal WB (safety-critical battery state) is transferred to the transmission unit.
  • a threshold value SA a change in the battery state is recognized and, in particular, a warning signal WA (battery state change detected) is transferred to the transmission unit.
  • a warning signal WB safety-critical battery state
  • Statistical values of the impedance mean value and scatter measurements for the parameters real part, imaginary part, amount and phase are compared with values from at least one previously performed measurement for a single battery cell or for several battery cells connected in series and / or in parallel. If the difference between the quantities exceeds the threshold value SA, a change in the battery state is recognized and in particular a warning signal WA
  • a warning signal WB safety-critical battery condition
  • a further preferred embodiment of the invention is characterized in that the result of the comparison of the characteristic quantities of the impedance preferably real part, imaginary part, amount and phase with the result of the comparison from at least one previous time step for a single battery cell or for several series and / or battery cells connected in parallel is compared. If the difference between the quantities exceeds a threshold value SA, a change in the battery state is recognized and in particular a warning signal WA
  • a warning signal WB safety-critical battery condition
  • a further preferred embodiment of the invention is characterized in that the result of the comparison of the characteristic quantities of the impedance is preferably real part, imaginary part, amount and phase with the result of the comparison from previously carried out measurements for a single battery cell or for several series and / or parallel battery cells is compared. If the difference between the quantities exceeds a threshold value SA, a change in the battery state is recognized and in particular a warning signal WA
  • a warning signal WB safety-critical battery condition
  • a further preferred embodiment of the invention is characterized in that the result of the comparison of the statistical variables: preferably the mean and the scatter dimensions for the parameters real part, imaginary part, amount and phase with the result of the comparison from at least one previous time step for an individual battery cell or for several battery cells connected in series and / or in parallel are compared. If the difference between the quantities exceeds the threshold value SA, a change in the battery state is recognized and, in particular, a warning signal WA (change in battery state determined) is transmitted to the transmission unit. If the difference between the quantities exceeds the threshold value SB, a warning signal WB (safety-critical battery state) is transferred to the transmission unit.
  • SA the mean and the scatter dimensions for the parameters real part, imaginary part, amount and phase with the result of the comparison from at least one previous time step for an individual battery cell or for several battery cells connected in series and / or in parallel are compared.
  • a further preferred embodiment of the invention is characterized in that the result of the comparison of the statistical variables: preferably the mean value and the scattering dimensions for the parameters real part, imaginary part, amount and phase with the result of the comparison from at least one previously carried out measurement for an individual battery cell or is compared for several battery cells connected in series and / or in parallel. If the difference between the quantities exceeds the threshold value SA, a change in the battery state is recognized and, in particular, a warning signal WA (change in battery state determined) is transmitted to the transmission unit. If the difference between the quantities exceeds the threshold value SB, a warning signal WB (safety-critical battery state) is transferred to the transmission unit.
  • SA the mean value and the scattering dimensions for the parameters real part, imaginary part, amount and phase with the result of the comparison from at least one previously carried out measurement for an individual battery cell or is compared for several battery cells connected in series and / or in parallel.
  • the distribution of the relaxation time constant is determined from the excitation and response measurement signals.
  • the distribution is also known as the relaxation time spectrum (RZS) of a battery.
  • the RZS is the calculation of the distribution of the relaxation time constants, also known as the “Distribution of Relaxation Times" (DRT). This enables frequency-dependent separation of the loss processes
  • Characteristic quantities are advantageously determined from the RZS and used for the condition diagnosis of the battery cell.
  • Characteristic variables for the relaxation time spectrum are, for example, the value of the global maximum, frequency of the global maximum, the values of the local maxima, frequencies of the local maxima, number of local maxima, distribution of the local ones Maxima in the spectrum, the mean of the maxima, focus of the RZS, the value of the RZS at a certain frequency, the value of the integral of the RZS over a certain frequency range, the values of the integrals over several defined frequency ranges of the RZS, the mean value of the integrals over one or several defined frequency ranges.
  • a diagnosis can then be carried out analogously to the method presented for impedance spectra.
  • the relaxation time spectrum (RZS) from the current time step for an individual battery cell or for a plurality of battery cells connected in series and / or in parallel is advantageously compared.
  • threshold values can be defined here in order to detect undesired electrochemical processes (such as electrolyte and SEI decomposition and gas formation in the battery cells, and a change in the battery state can be detected if the temperature is exceeded. If a certain temperature is exceeded, irreversible changes occur in the
  • Relaxation time spectrum through these phenomena. If this occurs in operation in individual battery cells of the battery pack, this can be recognized by comparison with battery cells that are not affected and a change in the battery state can be detected when predetermined deviations are exceeded. Alternatively, an artificial relaxation time spectrum from the mean or median can be used as characteristic quantities.
  • the state of the individual battery and / or the overall state of the battery system is diagnosed from the analysis of the relaxation time spectra of an individual battery and the comparison of the relaxation time spectra with one or more additional batteries in the battery system.
  • the diagnostic unit preferably carries out the diagnostic method step.
  • n battery cells at k frequencies for a point in time can be represented in matrix form:
  • characteristic sizes of the relaxation time spectrum preferably value of the global Maximums, frequency of the global maximum, the values of the local maxima, frequency of the local maxima, number of local maxima, distribution of the local maxima in the spectrum, the mean value of the maxima, center of gravity of the signal, the value of the spectrum at a specific frequency, the value the integral of the spectrum over a certain frequency range, the integral values over several delimited frequency ranges, the mean value of the integrals over one or more delimited frequency ranges with quantities from the current time step for a single one
  • Battery cell or for several series and / or parallel battery cells is compared. If the difference between the quantities exceeds a threshold value SA, a change in the battery state is recognized and, in particular, a warning signal WA (battery state change detected) is transferred to the transmission unit. If the difference between the quantities exceeds the further threshold value SB, a warning signal WB (safety-critical
  • characteristic sizes of the relaxation time spectrum preferably value of the global maximum, frequency of the global maximum, the values of the local maxima, frequency of the local maxima, number of local maxima, distribution of the local maxima in the spectrum, the mean value of the maxima, focus of the signal, the value of the spectrum at a certain frequency, the value of the integral of the spectrum over a certain frequency range, the integral values over several delimited frequency ranges, the mean value of the integrals over one or more delimited frequency ranges with quantities from at least one previous time step for a single battery cell or for several series and / or battery cells connected in parallel is compared. If the difference between the quantities exceeds a threshold value SA, a change in the battery state is recognized and in particular a warning signal WA
  • a warning signal WB safety-critical battery condition
  • characteristic sizes of the relaxation time spectrum preferably value of the global maximum, frequency of the global maximum, the values of the local maxima, frequency of the local maxima, number of local maxima, distribution of the local maxima in the spectrum, the mean value of the maxima, focus of the signal, the value of the spectrum at a certain frequency, the value of the integral of the spectrum over a certain frequency range, the integral values over several delimited frequency ranges, the mean value of the integrals over one or more delimited frequency ranges with quantities from at least one previously carried out
  • Measurement for example in the laboratory environment, is compared for a single battery cell or for several battery cells connected in series and / or in parallel. If the difference between the quantities exceeds a threshold value SA, a change in the battery state is recognized and In particular, a warning signal WA (battery state change detected) is transferred to the transmission unit. If the difference between the characteristic quantities exceeds the threshold value SB, a warning signal WB (safety-critical battery condition) is sent to the
  • a further preferred embodiment of the invention is characterized in that the result of the comparison of the statistical variables of the relaxation time spectrum: preferably mean value and scatter measures for the value of the global maximum, frequency of the global maximum, the values of the local maxima, frequency of the local maxima, number the local maxima, distribution of the local maxima in the spectrum, the mean value of the maxima, focus of the signal, the value of the spectrum at a specific frequency, the value of the integral of the spectrum over a specific frequency range, the integral values over several defined frequency ranges, the mean value of the Integrals over one or more delimited frequency ranges are compared with variables from the current time step for a single battery cell or for several battery cells connected in series and / or in parallel. If the difference between the sizes
  • a change in the battery state is recognized and, in particular, a warning signal WA (battery state change detected) is transferred to the transmission unit.
  • WA battery state change detected
  • a warning signal WB safety-critical battery state
  • a further preferred embodiment of the invention is characterized in that the result of the comparison of the statistical variables of the relaxation time spectrum: preferably mean value and scatter measures for the value of the global maximum, frequency of the global maximum, the values of the local maxima, frequency of the local maxima, number the local maxima, distribution of the local maxima in the spectrum, the mean value of the maxima, focus of the signal, the value of the spectrum at a specific frequency, the value of the integral of the spectrum over a specific frequency range, the integral values over several defined frequency ranges, the mean value of the Integrals over one or more delimited frequency ranges are compared with quantities from at least one previous time step for an individual battery cell or for several battery cells connected in series and / or in parallel.
  • a change in the battery state is recognized and, in particular, a warning signal WA (change in battery state determined) is transmitted to the transmission unit. If the difference between the quantities exceeds the threshold value SB, a warning signal WB (safety-critical battery state) is transferred to the transmission unit.
  • a further preferred embodiment of the invention is characterized in that the result of the comparison of the statistical variables of the relaxation time spectrum: preferably mean value and scatter measures for the value of the global maximum, frequency of the global maximum, the values of the local maxima, frequency of the local maxima, number the local maxima, distribution of the local maxima in the spectrum, the mean of the maxima, focus of the signal, the value of the spectrum at a specific frequency, the value of the integral of the spectrum over a specific frequency range, the integral values over several delimited frequency ranges, the mean value of the integrals over one or more delimited Frequency ranges with quantities from at least one previously carried out measurement for an individual battery cell or for a plurality of battery cells connected in series and / or in parallel are compared.
  • a change in the battery state is recognized and, in particular, a warning signal WA (change in battery state determined) is transmitted to the transmission unit. If the difference between the quantities exceeds the threshold value SB, a warning signal WB (safety-critical battery state) is transferred to the transmission unit.
  • a statement about the speed of the change in the relaxation time spectrum can be made by differentiation over time using the spectra recorded in previous time steps (trend analysis). If rapid changes can be identified here, this can be used as an additional warning sign. Since this requires spectra to be stored digitally, a system is advantageous that thins the stored spectra over time in order to save storage space. To identify slower processes, such as cell aging, a comparison with spectra determined in the laboratory is possible in order to draw conclusions about the type of aging phenomena that occurs. Here, too, a trend analysis over larger time periods makes sense.
  • Frequency components of the current excitation signal are adaptively adapted depending on the properties and the operating state of the individual battery cell or the average operating state of a plurality of battery cells connected in series and / or in parallel, and the measurement error is thus minimized.
  • the current excitation signal consists of at least two periodic signals with mutually different frequencies and is designed such that it is free of averages over at least one period of the smallest frequency contained, so that a first response measurement signal of the battery cell is determined and evaluated that at least one of the parameters amplitude, frequency and the relative phase position of at least one component of the current excitation signal is changed as a function of the first response measurement signal, so that a measurement error is minimized, a further response measurement signal is determined and evaluated and that the evaluated value is used as an evaluation variable.
  • the invention further relates to an excitation unit for carrying out the method comprising a storage capacitor, a bidirectional power electronic converter and optionally a filter, with a means for charging the storage capacitor before the start of a measurement, the storage capacitor supplying energy in order to generate a mean-free current excitation signal by means of the bidirectional, power electronic Imprint converter on one or more battery cells so that energy between the storage capacitor and battery can be cyclically shifted.
  • the invention further relates to a device for carrying out the method comprising a control unit, an excitation unit, a measuring unit, an evaluation unit, a
  • Control unit a diagnostic unit and a transmission unit.
  • the device is characterized in that the control unit is set up to generate an excitation signal construction with suitable parameters, in particular excitation frequencies, excitation amplitudes, phase positions and a total amplitude scaling (scaling factor), that the excitation unit is further equipped so that it is adaptive
  • Procurement of the excitation signal construction enables, and in particular is set up to adaptively adapt at least one of the parameters of the excitation signal construction.
  • control unit and the excitation unit can be combined both individually and on a circuit board or combined in a single unit.
  • the individual components can also be implemented as software units.
  • the measuring unit (a means for recording the impedance spectrum) is set up for simultaneous detection and recording of the voltage measurement signal in a previously defined measurement time window by one or more simultaneously excited battery cells.
  • Control unit for generating an excitation signal construction of a characteristic multifrequency periodic, continuous signal defined in a control unit is set up in one or at the same time a plurality of battery cells connected in series and / or in parallel.
  • control unit that is set up in such a way that it uses the recorded voltage values to determine adaptive correction parameters for the amplitudes, frequencies and relative phase positions for the next measurement time window and transmit them to a control unit.
  • An expedient development of the device with an excitation unit for applying a current excitation signal; with a means for recording an impedance spectrum of the battery cell; with a means for determining an evaluation variable based on the measured
  • Impedance spectrum is characterized in that the excitation unit (the means for applying a current excitation signal) is designed in such a way that the current excitation signal consists of at least two periodic signals with mutually different frequencies, that the current excitation signal can be applied in such a way that it is free of mean values over at least one period of the smallest frequency contained, that the means for recording the impedance spectrum of the battery cell is designed such that a first response measurement signal of the battery can be determined and evaluated and that at least one of the The parameter amplitude, frequency and relative phase position of at least one of the signals can be changed as a function of the first response measurement signal, so that a measurement error is minimized, a further response measurement signal is determined and evaluated, that the evaluated value can be used as an evaluation variable and that the determination the battery state of the battery cell is carried out on the basis of a comparison of the diagnostic variable with a reference value and / or with at least one further diagnostic variable.
  • Fig.1 A group of impedance spectra before, during and after the onset of
  • Fig.2 Device for performing the method according to the invention.
  • Embodiment for the excitation unit consisting of a storage capacitor, a bidirectional power electronic converter and optionally one or more filter elements
  • Fig. 5 A bevy of relaxation time spectra before and during the onset of
  • Fig. 6 A relaxation time spectrum after the onset of electrolyte decomposition and gas formation, in comparison with the relaxation time spectra before and during the onset of
  • the method is shown in Fig. 2. It consists of a control unit 10, a means for controlling the operation of the vehicle.
  • a control unit 10 a means for controlling the operation of the vehicle.
  • Evaluation unit 40 a control unit 50, a diagnostic unit 60 and one
  • the means for generating the external trigger signal 15 and the trigger signal 15 are optional and make it possible to start a new measurement cycle as a function of external events.
  • the external trigger signal 15 is preferably transmitted via a data bus (not shown).
  • An excitation signal construction 100 takes place with suitable parameters, in particular
  • Excitation frequencies Excitation frequencies, excitation amplitudes, phase positions and a total amplitude scaling (scaling factor).
  • a preferred embodiment provides for the excitation frequencies to be selected such that they do not have higher harmonics, in particular 2nd and / or 3rd Harmonics, other excited
  • the excitation unit and the characteristics of the excitation current for the impedance measurement must be very robust these influences.
  • the latter can be achieved by adaptively procuring the excitation signal. This applies to the contained frequencies, relative phase positions and amplitudes of the individual frequency components and the amplitude scaling of the superimposed overall signal.
  • Frequency ranges in which transient interference is present are minimized. This also requires a dynamic adjustment of the relative phase positions of the frequency components in order to obtain an overall signal with the lowest possible crest factor. This reduces the necessary peak power of the excitation circuit and minimizes the disturbing influence of non-linearities of the test object (the battery cell). At the same time or independently, the amplitude of the individual
  • Frequency components adapted to the device under test and the external conditions. Since the magnitude of the impedance is frequency-dependent, the method can be used to reduce the excitation amplitude at frequencies with larger magnitudes by a dynamically predetermined one
  • the method according to the invention can be used in an advantageous development of the invention
  • Evaluation unit determined impedance values the respective setpoints for the next
  • Measurement run determined and transmitted to the control unit.
  • a current excitation signal is generated 1 10 by the excitation unit 20.
  • the excitation unit 20 is also referred to as a driver.
  • FIG. 4 A possible embodiment of an excitation unit 20 according to the invention is shown in FIG. 4. It consists of a storage capacitor, a bidirectional power electronic converter and a filter.
  • the storage capacitor contained must be charged before the start of the measurement and supplies the energy required to apply a mean-free current excitation signal to one or more battery cells by means of the bidirectional, power electronic converter. Energy is thus cyclically shifted between the storage capacitor and the battery. This means that only the losses in the excitation unit have to be compensated. This can be done either by permanently superimposing a small DC component, which means that
  • the excitation unit 20 can be any excitation signal constructions 100 for the
  • the frequency domain transformation 140 can advantageously be carried out with the so-called Görtzel algorithm, the one
  • DFT discrete Fourier transformation
  • FFT Fast Fourier Transform
  • An impedance spectrum determination 150 and an optional relaxation time determination 160 are preferably carried out simultaneously. It is also possible to determine 160 of the Omitting the relaxation time spectrum or performing the relaxation time determination following a consistency check 170.
  • the consistency check 170 enables adaptive control 180 of at least one of the parameters of the excitation signal construction 100.
  • the consistency check serves to assess the validity of the recorded impedance spectra.
  • Electrochemical impedance spectroscopy is that the behavior of the system under investigation can be described as linear and time-invariant. These criteria are met by
  • the consistency check 170 is advantageously carried out in several ways. In the event that a
  • Frequency spectrum of the measurement signal is present, this is examined for harmonics contained in the excitation signal. If harmonics are detected, this is an indication of non-linear behavior. Subsequently, the excitation signal is modified by the adaptive control 180 and the adapted excitation signal construction 100. Harmonics are no longer recognized.
  • the consistency check 170 of the impedance measurement is carried out additionally or as a substitute with analysis of the current strength. If the load current or charging current changes more than a tolerance band D during the measurement, the measurement is recognized as inconsistent because the state of the battery has changed to such an extent that there is no longer any time invariance.
  • Excitation signal construction 100 eliminates the low frequency components and reduces the measurement duration to such an extent that time-invariant behavior is again present in the next measurement step and the necessary consistency is restored.
  • Another feature of the consistency check 170 in the evaluation unit 40 is a fault analysis of the measurement signal. For this purpose, the signal-to-noise ratio of the measurement signal is evaluated, for example. If a high spectral noise power density is close to the excited one
  • the at least one frequency or amplitude of the excitation signal is changed by the adaptive control 180 and the adapted excitation signal construction 100 in order to increase the signal-to-noise ratio.
  • the adaptive control 180 processes the results of the consistency check further and defines the requirements for a new excitation signal. For example, the amplitude of the current excitation signal must be reduced in the next time step if non-linearities are determined. If strong interference is found in certain frequency bands, the excitation frequencies are varied. If a violation of the time invariance criterion is detected, the measurement duration is adaptively shortened according to the invention by omitting low frequencies and / or recording them incompletely.
  • the evaluation unit 40 preferably carries out the method steps 130 to 170.
  • the measurement data is then used for diagnosis 185.
  • FIG. 1 shows a family of impedance spectra of an exemplary lithium-ion battery at different temperatures.
  • the representation takes the form of a so-called Nyquist diagram, in which the real part of the impedance is plotted on the X axis and the negative imaginary part of the complex impedance is plotted on the Y axis.
  • the impedance spectra 300-320 corresponding to a temperature range of 40 ° C.-60 ° C., have a normal behavior in that the charge transfer process, which is typically recognizable as a compressed semicircle, of one or both electrodes becomes smaller, which is one
  • impedance spectra 330 - 350 already show increasing abnormalities, which are expressed in the fact that there is an increasing shift towards larger values on the axis of the real part. This is typical of the decomposition of the electrolyte or SEI that begins in this temperature range, and the subsequent gas formation. With further increasing temperatures of 100 ° C and 110 ° C (impedance spectra 360 and 370), even more striking features come to light, which are expressed in an additional semicircle in the higher-frequency part of the spectrum in the Nyquist diagram.
  • the impedance spectrum 380 was recorded during the subsequent cooling phase at a temperature of 80 ° C., and shows the same at that before
  • Temperature recorded spectrum 340 significant changes.
  • the analysis 185 of the state of the individual battery and / or the overall state of the battery system is carried out from the analysis of the frequency spectra of an individual battery cell and the comparison of the frequency spectra with further battery cells in the battery system.
  • the diagnostic unit 60 preferably carries out the method step diagnosis 185.
  • the impedance values of n battery cells at k frequencies for a point in time can be represented in matrix form:
  • the characteristic quantities of the impedance real part, imaginary part, amount and phase are compared with the quantities from the current time step for a single battery cell or for several battery cells connected in series and / or in parallel.
  • threshold values are defined in order to detect undesired electrochemical processes, such as electrolyte and SEI decomposition and gas formation in the battery cells.
  • irreversible changes in the impedance spectra 380 and 390 result from degeneration phenomena when a certain temperature is exceeded.
  • Battery cell or several affected battery cells can be identified. For example, if battery cell A has spectrum 330 and battery cell B has spectrum 350, diagnostic unit 60 is able to identify battery cell B as a defective battery. Alternatively, a spectrum artificially determined from the mean and / or median of the impedance values is also used for the comparison. Alternatively or additionally, impedance spectra from previously carried out measurements, for example under laboratory conditions, are used as a reference for the comparison.
  • a statement about the speed of the change in the spectrum over time is also used for the diagnosis 185. Differentiation over time also uses the spectra recorded in one or more previous time steps Diagnosis. The process is also known as trend analysis. If rapid changes are detected here, this is used in addition or as some indicator for the diagnosis 185 of a critical condition. As an alternative or in addition, statistical variables of the impedance spectra, such as mean values and / or scatter measures, are used for the trend analysis. As an alternative or in addition, trends for the diagnosis 185 of the battery and / or the battery system become trends from previously
  • the determination 160 of the relaxation time is the calculation of the distribution of the relaxation time constants, also known as the “Distribution of Relaxation Times” (DRT).
  • the distribution is also known as the relaxation time spectrum (RZS) of a battery. This enables frequency-dependent separation of the loss processes of the battery cell due to the property that the Kramers-Kronig relationships are valid, and thus the impedance of a battery cell can be understood as an infinite network of RC elements with different time constants.
  • the frequency which is inversely proportional to the relaxation time, is plotted on the X axis.
  • Polarization resistances are shown on the Y axis, which are proportional to the loss processes in the battery cell.
  • the relaxation time spectra 400 and 402, corresponding to a temperature range of 40 ° C - 50 ° C, have normal behavior in that three typical ones in this example
  • Relaxation processes 460, 465 and 470 are recognizable. When the temperature rises to 60 ° C 405 and 80 ° C 410, when the first safety-critical processes start, process A 460 and process C 470 decrease significantly. These abnormalities indicate the first safety-related processes in the battery cell, such as the decomposition of the electrolyte or SEI, and the subsequent gas formation.
  • the diagnostic unit 60 preferably carries out the method step diagnosis 185.
  • n battery cells at k frequencies for a point in time can be represented in matrix form:
  • the characteristic quantities of the values of the global maximum 430, the frequency of the global maximum 430, the values of the local maxima 435, the frequency of the local maxima 435, the number of local maxima 435, the distribution of the local maxima 435 in the spectrum, the mean value are shown the Maxima 435, the center of gravity of the signal, the value of the spectrum at one determine
  • Frequency 440 the value of the integral 450 of the spectrum over a certain frequency range, the integral values over several delimited frequency ranges, the mean value of the integrals over one or more delimited frequency ranges.
  • Time steps for a single battery cell or for several battery cells connected in series and / or in parallel are compared.
  • threshold values will be defined in order to detect undesired electrochemical processes such as electrolyte and SEI decomposition and gas formation in the battery cells.
  • irreversible changes in relaxation time spectra 420 result from degeneration phenomena when a certain temperature is exceeded.
  • an affected battery cell or several affected battery cells can be identified. For example, if battery cell A has spectrum 400 and battery cell B has spectrum 415, diagnostic unit 60 is able to identify battery cell B as a defective battery cell.
  • diagnostic unit 60 is able to identify battery cell B as a defective battery cell.
  • a is used for the comparison spectrum artificially determined from the mean and / or median of the relaxation time spectra can be used.
  • relaxation time spectra from measurements carried out previously, for example under laboratory conditions are used as a reference for the comparison.
  • Relaxation time spectrum such as mean and / or median and / or the standard deviation used for the trend analysis.
  • spectra have to be stored digitally for this purpose, a system is advantageous which reduces the number of stored spectra 186.
  • the storage space for this can be reduced by thinning out spectra over time.
  • the spectra to be deleted are selected by taking into account the operating conditions at the time the spectrum was recorded and stored, such as state of charge and temperature. If a valid spectrum is recorded at a later time under the same operating conditions as an earlier spectrum, and is due to the comparison with the spectra recorded by other battery cells
  • Battery cells are sufficiently certain that there is no unusual state deviation, for example the oldest spectrum stored for this state can be deleted from the buffer memory, and the new spectrum can be stored in the buffer memory with a time stamp.

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Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Bestimmung eines Batteriezustandes mindestens einer Batteriezelle umfassend die Schritte a.Anlegen eines Stromanregungssignals; b.Aufnahme eines Impedanzspektrums der Batteriezelle; c.Ermittlung einer Auswertgröße anhand des gemessenen Impedanzspektrums Dieses Verfahren zeichnet sich dadurch aus, dass mindestens einer der Parameter Amplitude, Frequenz und relative Phasenlage wenigstens einer Komponente des Stromanregungssignals in Abhängigkeit von dem ersten Antwortmesssignal verändert wird, so dass ein Messfehler minimiert wird, dass ein weiteres Antwortmesssignal ermittelt und ausgewertet wird, dass der ausgewertete Wert als Auswertgröße eingesetzt wird und dass die Bestimmung der Batteriezustandsgrößen der Batteriezelle anhand eines Vergleichs mindestens einer Diagnosegrößemitmindestens einem Referenzwert und/oder mit mindestens einerweiteren Diagnosegrößeerfolgt. Die Erfindung betrifft ferner eine Anregungseinheit zur Durchführung des Verfahrens, ein Batteriesystem mit einer solchen Anregungseinheit, eine Vorrichtung zur Durchführung des Verfahrens und ein Batteriesystem mit einer solchen Vorrichtung.

Description

Verfahren und Vorrichtung zur Diagnose von Batteriezellen Gebiet der Erfindung
Die Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zur Diagnose von kritischen Veränderungen, insbesondere Druckveränderungen, Gasentwicklungen und Temperaturveränderungen in
Batteriezellen, auf eine Anregungseinheit zur Durchführung des Verfahrens, auf ein Batteriesystem mit einer solchen Anregungseinheit, auf eine Vorrichtung zur Durchführung des Verfahrens und ein Batteriesystem mit einer solchen Vorrichtung.
Hintergrund der Erfindung
Die Verwendung von elektrischen bzw. elektronischen Geräten, insbesondere portablen Geräten, ist oft abhängig von elektrochemischen Batteriezellen als Stromversorgung, sogenannte„Batteriezellen“ bzw.„Batterien“. Batterien können in elektronischen Geräten wie Telekommunikationsgeräten (beispielsweise Handys, Tablets, Computer), Transportmitteln (beispielsweise Autos, Flugzeuge, Boote), aber auch in nicht-portablen Geräten, wie in Speichersystemen für zentrale und dezentrale Stromversorgungen, eingesetzt werden.
Aufgrund von äußeren Betriebsbedingungen von Batteriezellen, wie zu hohe Stromstärken bei Ladung und Entladung, zu hohe mechanische Kräfte auf das Zellgehäuse oder auf die Kontakte, Überladen oder Tiefentladen bzw. zu hohe und zu niedrige Zellspannung, oder zu hohe und zu niedrige Zelltemperaturen verschiebt sich das elektrochemische Gleichgewicht in der Batteriezelle und die Batteriezelle kann in einen kritischen Batteriezustand geraten. Zudem kann die Batteriezelle durch alterungsbedingte Degenerationsmechanismen ebenfalls in kritische Zustände geraten. Der kritische Batteriezustand kann zu Kapazitätsverlusten, zur Erhöhung des Innenwiderstands, oder zu exothermen Prozessen führen. Diese können wiederum Gefahren nicht nur für die Geräte, sondern auch für Personen darstellen. Eine frühzeitige Detektion ist daher wünschenswert, um
Gegenmaßnahmen ergreifen zu können, bevor diese Batterien eine Gefahr darstellen.
Die Nutzung der elektrochemischen Impedanzspektroskopie als Diagnosemethode zur Erfassung von Betriebsparametern (Ladezustand (SOC), Kapazität und Innenwiderstand (SOH) Temperatur und andere) oder Sicherheitsparametern (z.B. Detektion von Lithium-Plating bei Lithium-basierten Batteriezellen oder Gasbildung) setzt voraus, dass das Verfahren in nahezu beliebigen
Betriebszuständen eines vielzelligen Batteriespeichersystems einsetzbar ist, und auch eine kontinuierliche Überwachung ermöglicht. Der Stand der Technik der Impedanzspektroskopie ist beispielhaft in der DE 10 2009 000 337 dargelegt. Dieses Verfahren führt, falls dies während des dynamischen Betriebs der Batterie mit unterschiedlichen Lade- und Entladeströmen durchgeführt werden soll zu unbrauchbaren Ergebnissen.
Zusammenfassung der Erfindung Es wäre daher wünschenswert, eine Diagnosemöglichkeit zur Verfügung zu haben, die die Batteriezelle nicht beschädigt und nicht die Nachteile des Stands der Technik aufweist.
Erfindungsgemäß wird diese Aufgabe dadurch gelöst, dass ein Verfahren zur Bestimmung eines Batteriezustandes mindestens einer Batteriezelle umfassend die Schritte a) Anlegen eines Stromanregungssignals an die Batteriezelle; b) Aufnahme eines Antwortmesssignals und Bestimmung des Impedanzspektrums der
Batteriezelle oder der Impedanz der Batteriezelle; c) Ermittlung mindestens einer Auswertgröße anhand des gemessenen Impedanzspektrums oder der Impedanz; a. so, dass das Stromanregungssignal aus mindestens zwei periodischen Signalen mit voneinander verschiedenen Frequenzen besteht, dass das Stromanregungssignal so angelegt wird, dass es über mindestens eine Periode der kleinsten enthaltenen Frequenz mittelwertfrei ist, dass ein erstes Antwortmesssignal der Batteriezelle b. oder bei mindestens einer Frequenz und Bestimmung mindestens einer
Diagnosegröße aus der Impedanz oder wobei so ermittelt und ausgewertet wird, dass mindestens einer der Parameter Amplitude, Frequenz und relative Phasenlage wenigstens einer Komponente des Stromanregungssignals in Abhängigkeit von dem ersten Antwortmesssignal verändert wird, so dass ein Messfehler minimiert wird, dass ein weiteres Antwortmesssignal ermittelt und ausgewertet wird, dass der ausgewertete Wert als Auswertgröße eingesetzt wird und dass und dass die Bestimmung der Batteriezustandsgrößen der Batteriezelle anhand eines
Vergleichs mindestens einer Diagnosegröße mit mindestens einem Referenzwert und/oder mit mindestens einer weiteren Diagnosegröße erfolgt.
Der Begriff Batteriezustand bedeutet insbesondere einen Betriebs-, Sicherheits-, oder
Alterungszustand, insbesondere State of Charge (SOC), State of Health (SOH), State of Function (SOF) oder State of Safety (SOS) und/oder Temoperatur einer Batterie.
Der Begriff Batteriezelle umfasst neben einer einzelnen Zelle auch Makrobatteriezellen, die aus mehreren einzelnen, parallel oder seriell geschalteten einzelnen aber zusammen gekapselten und/oder einen gemeinsamen Stromanschluss aufweisende Batteriezellen bestehen.
Das Antwortmesssignal ist ein Spannungsantwortmesssignal.
Das Merkmal, dass mindestens einer der Parameter Amplitude, Frequenz und relative Phasenlage wenigstens einer Komponente des Stromanregungssignals in Abhängigkeit von dem ersten Antwortmesssignal verändert wird, bedeutet insbesondere, dass die Änderung, beziehungsweise die Änderungen in Abhängigkeit von wenigstens einer der Auswertegrößen des ersten
Antwortmesssignals erfolgen.
Unter einem Spektrum wird insbesondere auch ein nicht kontinuierliches Spektrum, sondern ein Spektrum basierend auf einer endlichen Anzahl von Werten an einer endlichen Anzahl von
Frequenzen verstanden, wobei die endliche Anzahl von Frequenzen insbesondere mindestens 2 und/oder weniger als 100, vorzugsweise mindestens 5 und/oder maximal 50, ist, wobei die
Frequenzen insbesondere linear oder logarithmisch verteilte sind, oder in einer quasi-logarithmischen oder quasi-linearen Verteilung und/oder insbesondere so verteilt, dass die Frequenzen so gewählt sind, das sich insbesondere die 2. und 3. Harmonische jeder der Frequenzen nicht mit anderen der gewählten Frequenzen überlappt. Insbesondere liegen die Frequenzen in einem Bereich von 1 Hz bis 10 kHz.
Die mindestens eine Auswertgröße ist insbesondere eine oder mehrere der folgenden Größen:
Ergebnis einer Konsistenzprüfung von aufgenommenen Impedanzspektren mittels der Kramers-Kronig Beziehung, in Form eines Residuums zwischen gemessenen und aus diesem berechnetetem Impedanzspektrum ein Kramers-Kronig Residuum
Signal-zu-Rausch-Verhältnis zwischen Antwortmesssignal und überlagerten Rauschsignalen Amplitude des Antwortmesssignals
Oberwellengehalt des Antwortmesssignals (dies dient zur Beurteilung der Linearität der Messung).
Auf Basis dieser Auswertgrößen wird eine Anpassung des Stromanregungssignals insbesondere dann, insbesondere nur dann, vorgenommen wenn mindestens eins oder eines einer Auswahl der folgenden Anpassungskriterien erfüllt ist, das Signal-zu-Rausch-Verhältnis (SNR) des Antwortmesssignals für einen einzelnen und/oder mehrere und/oder alle enthaltenen Frequenzen ist kleiner als ein vorbestimmter Wert im Bereich von 1 bis 25 dB, insbesondere kleiner als ein vorbestimmter Wert im Bereich 15 bis 25dB. die Amplitude des Antwortmesssignals ist größer als ein vorbestimmter Wert im Bereich von 5 bis 60mV, insbesondere größer als ein vorbestimmter Wert im Bereich von 5 bis 20 mV ist. der Oberwellengehalt ist größer als ein vorbestimmter Wert im Bereich im Bereich von 0,5 bis 8%, insbesondere größer als ein vorbestimmter Wert im Bereich von 0,5 bis 3% ist. das Kramers-Kronig Residuum ist größer als ein vorbestimmter Wert im Bereich von 0,2 bis 3%, insbesondere größer als ein vorbestimmter Wert im Bereich 0,2 bis 0,8%, was auf eine Verletzung der Zeitinvarianzbedingung schließen lässt.
Ferner ist es zweckmäßig, nur zwei der drei Parameter Amplitude, Frequenz und relative Phasenlage iterativ zu ändern.
Auch falls nach den obigen Anpassungskriterien keine Anpassung erforderlich ist, kann eine weitere Optimierung des Anregungsstromsignals vorgenommen werden, um z.B. weitere
Frequenzkomponenten hinzuzufügen und/oder insbesondere durch das Hinzufügen von
Signalkomponenten mit weiteren Frequenzen, um ein vollständigeres Impedanzspektrum zu erhalten.
Frequenzpunkt bedeutet insbesondere eine Frequenz.
Die adaptive Regelung zur Anpassung des Stromanregungssignals passt auf Basis der ermittelten Auswertgrößen das Stromanregungssignal insbesondere wie folgt an:
Wenn SNR eines Frequenzpunkts zu gering, insbesondere geringer als in den/in dem vorbestimmten Anpassungskriterium/en festgelegt ^ Erhöhe Anregungsamplitude des Signals dieses Frequenzpunkts, insbesondere um einen Wert im Bereich von 5 bis 30%, falls die Amplitude des Antwortmesssignals noch nicht zu groß ist, und die Linearitätskriterien erfüllt sind. Anderenfalls: Entweder lösche die Signalkomponente dieses Frequenzpunkt aus dem Anregungssignal oder optimiere die Phasenlagen der Signalkomponenten mittels geeigneter nichtlinearer Optimierungsverfahren (beispielsweise wie Downhill-Simplex
Optimierer), um einen geringeren Scheitelfaktor des Stromanregungssignals zu erhalten.
Wenn das SNR eines Frequenzpunkts zu hoch ist: Reduziere die Anregungsamplitude der Signalkomponente dieses Frequenzpunkts, insbesondere um einen Wert im Bereich von 5 bis 30%
Wenn die Amplitude des Antwortmesssignals zu hoch: Verringere die Amplituden der Signalkomponenten , insbesondere gleichmäßig, oder angefangen mit den Signalkomponente mit bestem Signal-zu-Rausch-Verhältnis,, insbesondere um einen Wert im Bereich von 5 bis 30%, oder entferne einzelne Signalkomponenten
Wenn der Oberwellengehalt zu hoch ist: Reduziere die Anregungsamplitude aller Signale, insbesondere um einen Wert im Bereich von 5 bis 30%und/oder optimiere die Phasenlagen der Signalkomponente, um einen geringeren Scheitelfaktor des Stromanregungssignals zu erhalten. Wenn das Kramers-Kronig Residuum zu hoch ist: Entferne die Signalkomponente kleinster Frequenz aus dem Stromanregungssignal.
Wenn keins der Anpassungskriterien erfüllt ist:: Ergänze vorteilhafterweise weitere Signalkomponenten mit anderen Frequenzen, um ein vollständigeres Impedanzspektrum zu erhalten, insbesondere bis die Anzahl der Signalkomponenten im Bereich von 10 bis 30 liegt.
Die Diagnosegröße ist insbesondere eine der oder mehrere der oder ermittelt unter Einbeziehung einer oder mehrerer der folgenden Größen: charakteristische Größen der Impedanz wie Realteil, Imaginärteil, Betrag und Phase einer einzelnen Batteriezelle und/oder der Gradient einer oder mehrerer dieser Größen über mindestens zwei, insbesondere eine Mehrzahl, (angeregter) Frequenzen, wobei dann mindestens zwei Impedanzen zu bestimmen sind, insbesondere eine Mehrzahl; statistische Größen der Impedanz, insbesondere Mittelwert und Streuungsmaße für den Parameter Realteil, Imaginärteil, Betrag und Phase mehrerer seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen;
Vergleich charakteristischer Größen der Impedanz wie Realteil, Imaginärteil, Betrag und Phase einer einzelnen Batteriezelle mit Größen aus dem demselben Zeitschritt für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen;
Vergleich charakteristischer Größen der Impedanz wie Realteil, Imaginärteil, Betrag und Phase einer einzelnen Batteriezelle mit Größen aus mindestens einem vorherigen
Zeitschritt für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen;
Vergleich charakteristischer Größen der Impedanz wie Realteil, Imaginärteil, Betrag und Phase einer einzelnen Batteriezelle mit Größen aus mindestens einer zuvor
durchgeführten Messung für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen;
Vergleich statistischer Größen der Impedanz, insbesondere Mittelwert und Streuungsmaße für den Parameter Realteil, Imaginärteil, Betrag und Phase mit Größen aus dem demselben Zeitschritt für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen;
Vergleich statistischer Größen der Impedanz, insbesondere Mittelwert und Streuungsmaße für den Parameter Realteil, Imaginärteil, Betrag und Phase mit Größen aus mindestens einem vorherigen Zeitschritt für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen;
Vergleich statistischer Größen der Impedanz, insbesondere Mittelwert und Streuungsmaße für den Parameter Realteil, Imaginärteil, Betrag und Phase mit Größen aus mindestens einer zuvor durchgeführten Messung für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen; charakteristische Größen des Relaxationszeitspektrums, wie Wert des globalen
Maximums, Frequenz des globalen Maximums, die Werte der lokalen und/oder der globalen Maxima, die Frequenz der lokalen und/oder globalen Maxima, Anzahl der Maxima, die Verteilung der Maxima im Spektrum, die Differenz der Relaxationszeiten bezüglich der Maxima einer Verteilungsfunktion von Polarisationswiderständen, der Mittelwert der Maxima, der Schwerpunkt des Spektrums, der Wert des Spektrums bei einer bestimmen Frequenz, der Wert des Integrals des Spektrums über einen bestimmten Frequenzbereich, die Integralwerte über mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche und der Mittelwert der Integrale über einen oder mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche; statistische Größen des Relaxationszeitspektrums, insbesondere Mittelwert und
Streuungsmaße für den Wert des globalen Maximums, Frequenz des globalen Maximums, die Werte der lokalen und/oder der globalen Maxima, die Frequenz der lokalen und/oder globalen Maxima, Anzahl der Maxima, die Verteilung der Maxima im Spektrum, die Differenz der Relaxationszeiten bezüglich der Maxima einer Verteilungsfunktion von
Polarisationswiderständen, der Mittelwert der Maxima, der Schwerpunkt des Spektrums, der Wert des Spektrums bei einer bestimmen Frequenz, der Wert des Integrals des Spektrums über einen bestimmten Frequenzbereich, die Integralwerte über mehrere abgegrenzte
Frequenzbereiche und der Mittelwert der Integrale über einen oder mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche;
Vergleich charakteristischer Größen des Relaxationszeitspektrums wie Wert des globalen Maximums, Frequenz des globalen Maximums, die Werte der lokalen und/oder der globalen Maxima, die Frequenz der lokalen und/oder globalen Maxima, Anzahl der Maxima, die Verteilung der Maxima im Spektrum, die Differenz der Relaxationszeiten bezüglich der Maxima einer Verteilungsfunktion von Polarisationswiderständen, der Mittelwert der Maxima, der Schwerpunkt des Spektrums, der Wert des Spektrums bei einer bestimmen Frequenz, der Wert des Integrals des Spektrums über einen bestimmten Frequenzbereich, die Integralwerte über mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche und der Mittelwert der Integrale über einen oder mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche mit Größen aus dem demselben Zeitschrift für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete
Batteriezellen; Vergleich charakteristischer Größen des Relaxationszeitspektrums wie Wert des globalen Maximums, Frequenz des globalen Maximums, die Werte der lokalen und/oder der globalen Maxima, die Frequenz der lokalen und/oder globalen Maxima, Anzahl der Maxima, die Verteilung der Maxima im Spektrum, die Differenz der Relaxationszeiten bezüglich der Maxima einer Verteilungsfunktion von Polarisationswiderständen, der Mittelwert der Maxima, der Schwerpunkt des Spektrums, der Wert des Spektrums bei einer bestimmen Frequenz, der Wert des Integrals des Spektrums über einen bestimmten Frequenzbereich, die Integralwerte über mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche und der Mittelwert der Integrale über einen oder mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche mit Größen aus mindestens einem vorherigen Zeitschritt für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen;
Vergleich charakteristischer Größen des Relaxationszeitspektrums wie Wert des globalen Maximums, Frequenz des globalen Maximums, die Werte der lokalen und/oder der globalen Maxima, die Frequenz der lokalen und/oder globalen Maxima, Anzahl der Maxima, die Verteilung der Maxima im Spektrum, die Differenz der Relaxationszeiten bezüglich der Maxima einer Verteilungsfunktion von Polarisationswiderständen, der Mittelwert der Maxima, der Schwerpunkt des Spektrums, der Wert des Spektrums bei einer bestimmen Frequenz, der Wert des Integrals des Spektrums über einen bestimmten Frequenzbereich, die Integralwerte über mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche und der Mittelwert der Integrale über einen oder mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche mit Größen aus mindestens einer zuvor durchgeführten Messung für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen;
Vergleich statistischer Größen des Relaxationszeitspektrums, insbesondere Mittelwert und Streuungsmaße für den Parameter, Wert des globalen Maximums, Frequenz des globalen Maximums, die Werte der lokalen und/oder der globalen Maxima, die Frequenz der lokalen und/oder globalen Maxima, Anzahl der Maxima, die Verteilung der Maxima im
Spektrum, die Differenz der Relaxationszeiten bezüglich der Maxima der Verteilungsfunktion der Polarisationswiderstände, der Mittelwert der Maxima, der Schwerpunkt des Spektrums, der Wert des Spektrums bei einer bestimmen Frequenz, der Wert des Integrals des
Spektrums über einen bestimmten Frequenzbereich, die Integralwerte über mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche und der Mittelwert der Integrale über einen oder mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche mit Größen aus dem demselben Zeitschrift für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen;
Vergleich statistischer Größen des Relaxationszeitspektrums, insbesondere Mittelwert und Streuungsmaße für den Parameter, Wert des globalen Maximums, Frequenz des globalen Maximums, die Werte der lokalen und/oder der globalen Maxima, die Frequenz der lokalen und/oder globalen Maxima, Anzahl der Maxima, die Verteilung der Maxima im Spektrum, die Differenz der Relaxationszeiten bezüglich der Maxima der Verteilungsfunktion der Polarisationswiderstände, der Mittelwert der Maxima, der Schwerpunkt des Spektrums, der Wert des Spektrums bei einer bestimmen Frequenz, der Wert des Integrals des
Spektrums über einen bestimmten Frequenzbereich, die Integralwerte über mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche und der Mittelwert der Integrale über einen oder mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche mit Größen aus mindestens einem vorherigen Zeitschritt für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete
Batteriezellen;
Vergleich statistischer Größen des Relaxationszeitspektrums, insbesondere Mittelwert und Streuungsmaße für den Parameter, Wert des globalen Maximums, Frequenz des globalen Maximums, die Werte der lokalen und/oder der globalen Maxima, die Frequenz der lokalen und/oder globalen Maxima, Anzahl der Maxima, die Verteilung der Maxima im
Spektrum, die Differenz der Relaxationszeiten bezüglich der Maxima der Verteilungsfunktion der Polarisationswiderstände, der Mittelwert der Maxima, der Schwerpunkt des Spektrums, der Wert des Spektrums bei einer bestimmen Frequenz, der Wert des Integrals des
Spektrums über einen bestimmten Frequenzbereich, die Integralwerte über mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche und der Mittelwert der Integrale über einen oder mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche mit Größen aus mindestens einer zuvor durchgeführten Messung für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen.
Der Begriff Größe umfasst insbesondere die charakteristischen und/oder statistischen Größen.
Der Begriff Vergleich umfasst auch einen Vergleich mehrerer Vergleiche und/oder einen
Vergleich mit Ergebnissen von einem oder mehreren Vergleichen.
Die Erfindung sieht somit insbesondere vor, dass wenigstens eine der einzelnen
Frequenzkomponenten des Stromanregungssignals abhängig von den Eigenschaften und dem Betriebszustand der einzelnen Batteriezelle oder dem durchschnittlichen Betriebszustand mehrerer seriell und/oder parallel verschalteter Batteriezellen adaptiv angepasst wird und der Messfehler so minimiert wird.
Erfindungsgemäß ist insbesondere vorgesehen, dass mehrere Frequenzen gleichzeitig angeregt werden. Hiermit lässt sich die Messzeit erheblich reduzieren, so dass unter den meisten
Betriebsbedingungen näherungsweise von Zeitinvarianz ausgegangen werden kann. Dieses
Multifrequenz-Verfahren wird insbesondere so ausgestalten, dass eine kontinuierliche Messung der instantanen Impedanz einer oder mehrerer Batteriezellen mittels einer Anregungseinheit und weiteren nachgelagerten Einheiten erreicht wird. Hierzu wird insbesondere eine vorab definierte Form des Stromanregungssignals (Anregungsstromform), die zum Beispiel 2 bis 100, vorzugsweise 5 bis 50, beispielsweise 20 geeignet verteilte, beispielsweise linear oder vorzugsweise logarithmisch verteilte Frequenzkomponenten in einem Bereich von vorzugsweise 1 Hz bis 10 kHz enthalten kann, kontinuierlich fortgesetzt auf die Batteriezelle oder Mehrzahl von Batteriezellen aufgeprägt und insbesondere adaptiv geändert.
Der zeitliche Verlauf des zu konstruierenden Stromanregungssignals lässt sich mittels Überlagerung beliebiger periodischer Schwingungen realisieren, beispielsweise Sinusschwingungen,
Cosinusschwingungen, Rechteckschwingungen und/oder Dreiecksfolgen. Dies sei nachfolgend beispielhaft anhand einer Sinusschwingung erläutert, wobei dies mutatis mutandis auch auf die anderen Schwingungsformen, insbesondere Cosinusschwingungen anwendbar ist.
Sinusschwingungen und Cosinusschwingungen sind vorteilhaft um bei der Auswertung eine schnelle Fourier Transformation, insbesondere eine Goertzel Transformation zu ermöglichen.
Nachfolgend wird das Stromanregungssignal beispielhaft mit N (natürliche Zahl) überlagerten Sinusschwingungen beschrieben.
Figure imgf000011_0001
Dabei ist ak die Amplitude, fk die Frequenz und Phasenlage Fi< der k-ten Komponente des
Anregungssignals. Der Parameter b ist ein zusätzlicher Skalierungsfaktor für das aus N
Frequenzkomponenten bestehende Summensignal. Die Wahl dieser Parameter ist abhängig von dem Betriebszustand des Batteriesystems. Typische reale Anregungseinheiten liefern eine begrenzte Gesamtstromamplitude, so dass abhängig von der Wahl der individuellen Parameter a und F der N Komponenten vorteilhaft Skalierungen vorgenommen werden, da diese auch einen Einfluss auf die Amplitude des Gesamtsignals haben. Die Parameter F wird möglichst so gewählt, dass möglichst, wie allgemein bevorzugt, keine konstruktive Überlagerung der Schwingungen entsteht. Die Anzahl N wird insbesondere abhängig davon gewählt, welche Störeinflüsse vorliegen, da die resultierende Amplitude des Messsignals pro Frequenzpunkt hiervon abhängt. In Betriebszuständen mit wenigen Störungen (z.B. im Ruhezustand des Batteriesystems) werden beispielsweise mehrere
Frequenzkomponenten angeregt, um ein vollständigeres Spektrum zu erhalten. In Betriebszuständen mit vielen Störungen (z.B. im dynamischen Betrieb) werden beispielsweise weniger
Frequenzkomponenten anregt, um schnell besonders relevante Abschnitte des Impedanzspektrums zu erhalten. Die Wahl der Frequenzpunkte (Parameter f) hängt insbesondere davon ab, welche Effekte im Spektrum beobachtet werden sollen. So sind kathoden- oder anodenseitige Effekte typischerweise bei unterschiedlichen Frequenzen zu beobachten, ebenso wie Effekte die
beispielsweise die SEI (Solid Electrolyte Interphase) einer Lithium-Ionen-Batteriezelle betreffen. Die Erfindung betrifft ferner eine Anregungseinheit zur Durchführung des Verfahrens, umfassend einen Speicherkondensator, einen bidirektionalen leistungselektronischen Wandler und einem Filter, mit einem Mittel zum Aufladen des Speicherkondensator vor Beginn einer Messung wobei der Speicherkondensator eine Energie liefert um ein mittelwertfreies Stromanregungssignal mittels des bidirektionalen, leistungselektronischen Wandlers auf eine oder mehrere Batteriezellen aufzuprägen, so dass Energie zwischen Speicherkondensator und Batterie zyklisch verschoben werden kann. Die Einheit weist insbesondere auch Steuermittel zur Ansteuerung der Durchführung des Verfahrens und/oder eine Recheneinheit zur Berechnung insbesondere der mindestens einen Impedanz, Auswertegröße und/oder Diagnosegröße und/oder zur Durchführung des Vergleichs und/oder der adaptiven Regelung, auf.
Eine mögliche Ausführung einer Anregungseinheit besteht aus einem Speicherkondensator, einem bidirektionalen leistungselektronischen Wandler und einem Filter. Der enthaltene
Speicherkondensator muss vor Beginn der Messung aufgeladen werden, und liefert die notwendige Energie um ein mittelwertfreies Stromanregungssignal mittels des bidirektionalen,
leistungselektronischen Wandlers auf eine oder mehrere Batteriezellen aufzuprägen. Es wird also Energie zwischen Speicherkondensator und Batterie zyklisch verschoben. Hierdurch müssen nur die Verluste in der Anregungseinheit ausgeglichen werden. Dies kann entweder durch die dauerhafte Überlagerung eines geringen Gleichstromanteils geschehen, wodurch die
Anregungssignalkonstruktion allerdings nicht mehr vollkommen mittelwertfrei ist. Unter Umständen ist dies jedoch tolerabel, wenn die Batterie ohnehin in einem Betriebszustand ist, der dies erlaubt.
Alternativ kann der Speicherkondensator auch zyklisch nachgeladen werden. Diese Ausführung einer Anregungseinheit bietet auch den Vorteil, dass eine Überladung der Batterie technisch
ausgeschlossen wird.
In Anwendungen, zum Beispiel elektrisch betriebenen Fahrzeugen, liegen häufig wechselnde
Betriebs- und Umgebungsbedingungen vor, wie zum Beispiel stark unterschiedliche Temperaturen, inhomogene Ladezustände oder Alterung der Batteriezellen oder elektrische Störungen. Daher sollten die Anregungseinheit und die Charakteristika des Anregungsstroms für die Impedanzmessung sehr robust sein gegenüber diesen Einflüssen sein. Letzteres lässt sich durch eine adaptive Beschaffung des Anregungssignals erreichen. Dies betrifft die enthaltenen Frequenzen, relative Phasenlagen und/oder Amplituden der einzelnen Frequenzkomponenten und die Amplitudenskalierung des überlagerten Gesamtsignals.
Durch dynamische Anpassung der enthaltenen Frequenzkomponenten wird der Einfluss von
Frequenzbereichen in denen transiente Störungen vorliegen minimiert. Dies bedingt auch eine dynamische Anpassung der relativen Phasenlagen der Frequenzkomponenten, um ein Gesamtsignal mit möglichst geringem Scheitelfaktor zu erhalten. Dies reduziert die notwendige Spitzenleistung der Anregungsschaltung, und minimiert den störenden Einfluss von Nichtlinearitäten des Prüflings (der Batteriezelle). Gleichzeitig oder auch unabhängig davon wird auch die Amplitude der einzelnen Frequenzkomponenten auf den Prüfling und die äußeren Bedingungen angepasst. Da der Betrag der Impedanz frequenzabhängig ist, wird bei Frequenzen mit betragsmäßig größeren Impedanzen dynamisch die Anregungsamplitude reduziert, um einen dynamisch vorgegebenen Sollwert für den Signal-zu-Rausch Abstand des Messsignals zu erreichen. Dies reduziert sowohl die notwendige Anregungsleistung und als auch den Einfluss von Nichtlinearitäten. In ähnlicher Weise wird die Gesamtamplitude des Anregungssignals im Zeitbereich skaliert. Diese Funktionen sind innerhalb einer Steuerungseinheit umgesetzt, die das notwendige Signal für die Anregungseinheit generiert.
Vorzugseise wird das erhaltene Antwortmesssignal (Messsignal) dann von einer Messeinheit innerhalb eines gleitenden Auswertungsfensters, dessen Breite der Periodendauer der geringsten enthaltenen Frequenz, oder einem ganzzahligen vielfachen davon entspricht, abgetastet. Hierbei kann es sich beispielsweise um ein einfaches Rechteck-Fenster handeln, oder auch um speziellere Ausprägungen handeln, die eine Gewichtung der einzelnen Sampling-Werte durchführen.
Eine bevorzugte Ausgestaltung der Erfindung zeichnet sich dadurch aus, dass eine adaptive
Kompensation von Lade- und Entladeströmen im Antwortmesssignal erfolgt, auch Driftkorrektur genannt, die aufgrund eines realen Batteriebetriebs auftreten, wie beispielsweise während der Fahrt eines Elektrofahrzeugs. Eine adaptive Kompensation von Lade- und Entladeströmen im
Antwortmesssignal insbesondere erfolgt durch einen Vergleich der Spannung des
Antwortmesssignals zu einem Zeitpunkt t0 und einem Zeitpunkt t = t0 + N T, wobei T die
Periodendauer der kleinsten Frequenzkomponente ist, und N eine Ganzzahl.
Der zweite Zeitpunkt ist dabei um die Periodendauer der kleinsten enthaltenen Frequenzkomponente, oder eines vielfachen davon, gegenüber dem ersten Zeitpunkt verschoben. Aus den erhaltenen Werten kann dann mittels einer Interpolation ein Korrektursignal gewonnen werden, welches auf die innerhalb des Messfensters aufgenommenen Werte des Antwortmesssignals angewendet wird, um die im Messsignal durch den überlagerten Lade- oder Entladestrom verursachte Spannungsänderung zu kompensieren.
Eine weitere bevorzugte Ausgestaltung der Erfindung zeichnet sich dadurch aus, dass
Momentanimpedanzen einer oder mehreren Frequenzen aus dem Stromanregungssignal und Spannungsmesssignal innerhalb eines Messzeitfensters bestimmt werden. Die Folge der
Impedanzen wird als Impedanzspektrum bezeichnet.
Eine bevorzugte Ausgestaltung der Erfindung zeichnet sich dadurch aus, dass das
Impedanzspektrum oder die Impedanzspektren mittels einer Kramers-Kronig-Relation und/oder weiterer Parameter auf ihre Qualitätsmerkmale, insbesondere Konsistenz wenigstens eines der folgenden Parameter:
Signal-zu-Rausch-Verhältnis Amplitude des Antwortmesssignals Linearität des Impedanzspektrums Zeitinvarianz des Antwortmesssignals überprüft wird und davon abhängig das Stromanregungssignal angepasst wird
Die Impedanzwerte von n Batteriezellen bei k Frequenzen für einen Zeitpunkt to lassen sich in
Matrixform darstellen:
A - o) —
Figure imgf000014_0001
Für die Ermittlung des Batteriezustandes werden die aufgenommenen Impedanzspektren
vorteilhafterweise in der Diagnoseeinheit weiterverarbeitet.
Die Verarbeitung der aufgenommenen Impedanz, insbesondere des Impedanzspektrums, erfolgt insbesondere durch statistische Verfahren und/oder durch Auswertung deterministischer Größen.
Bei der der Ermittlung des Batteriezustandes werden aus dem Impedanzspektrum insbesondere einer ersten Batteriezelle beispielsweise die Größen Realteil, Imaginärteil, Betrag und/oder Phasenwinkel für eine oder mehrere der anregten Frequenzen folgendermaßen zur Diagnose eingesetzt.
Beispielsweise wird hier der Realteil einer Batteriezelle C1 bei einer beliebigen angeregten, im Folgenden als fk bezeichneten, Frequenz im Zeitfenster T Re
Figure imgf000014_0002
(t = G)) verwendet. Es wird insbesondere vorausgesetzt, dass eine vorangegangene Konsistenzprüfung alle zur nachfolgenden Auswertung verwendeten Impedanzspektren als gültig bewertet hat.
Schritt 1 : Bilde den Parameter absolute Änderung kt des aktuellen Werts Realteils der zu diagnostizierenden Batteriezelle C1 mit dem Wert aus dem vorherigen Messzeitfenster T - 1:
Figure imgf000014_0003
Schritt 2: Bestimme ein Streuungsmaß, beispielsweise die Standardabweichung s, von
Figure imgf000014_0004
= G)) oder von kt innerhalb der vergangenen 10 Messzeitfenster. Ein Messzeitfenster ist insbesondere die zur einmaligen Durchführung des Schritts f verwendet wird.
Kriterium 1 : Wenn {k^C-i, fk, T) \ > 2s erfüllt ist, dann ist ein erstes Kriterium für die Erkennung einer Batteriezustandsänderung erfüllt. Schritt 3: Bestimme den Mittelwert Mges und ein Streuungsmaß, beispielsweise Standardabweichung oges von Re(Z) bei Frequenz f_k aller anderen N Zellen außer Zelle C1 im Batteriesystem im Zeitfenster T und T-1.
- Kriterium 2: Gilt Re ( (t = G)) > Mfles(t = T) + 2afles(t = T) oder Re ( (t = G)) <
Mges (t = T) - 2 ages(t = T), also außerhalb des Bandes Mges(t = T) + 2 ages(t = T), ist ein zweites Kriterium zur Erkennung einer Batteriezustandsänderung erfüllt.
- T - 1)) < Mges{ t = T - 1) + 2oges t = T - 1) oder
s(t
Figure imgf000015_0001
= T - 1) - 2 oges(t = T— 1), war der Realteil also im letzten
Zeitschritt innerhalb des Bandes ) Mges(t = T) + 2 oges(t = T), ist ein drittes Kriterium zur Erkennung einer Batteriezustandsänderung erfüllt.
Wenn mindestens zwei der drei Kriterien erfüllt sind, soll unmittelbar eine erneute Messung und darauffolgende Ermittlung des Batteriezustandes erfolgen. Sind dann immer noch mindestens zwei Kriterien erfüllt, kann ein Änderung des Batteriezustandes als erkannt angenommen und insbesondere ein Warnsignal WA („Batteriezustandsänderung festgestellt“) ausgegeben werden.
Gilt dann insbesondere ein sich
Figure imgf000015_0002
beschleunigender Prozess ansteigenden Realteils vor, und es kann ein Warnsignal WB („kritischer Batteriezustand“). ausgegeben werden. C ist dabei ein Faktor, der
typischerweise zwischen 1 und 1 ,5 liegt.
Zur zusätzlichen Erhöhung der Konfidenz kann das gleiche Verfahren noch mit einem oder mehreren weiteren angeregten Frequenzpunkten f parallel durchgeführt werden, und eine Änderung des Batteriezustandes als erkannt angenommen und/oder ein Warnsignal WA oder WB erst dann ausgegeben werden, wenn die Kriterien für eine vorbestimmte Mehrzahl oder für alle Frequenzpunkte erfüllt sind.
Bei der statistischen Verarbeitung werden statistische Eigenschaften der aufgenommenen Spektren über alle Batteriezellen bei den jeweiligen Frequenzen berechnet. Dadurch erhält man ein Maß für die Inhomogenität des Batteriepacks, sowie den Anteil der einzelnen Batterie an der Inhomogenität.
Eine bevorzugte Ausgestaltung der Erfindung zeichnet sich dadurch aus, dass Mittelwerte und/oder Streuungsmaße, aus den im jeweiligen Messzeitfenster gleichzeitig angeregten und erfassten Impedanzen zu verschiedenen Frequenzen und verschiedenen Batteriezellen gebildet werden.
Der Mittelwert ist vorzugsweise das arithmetische, geometrische und/oder quadratische Mittel. Der Mittelwert kann auch Median bzw. der Zentralwert sein. Das Streuungsmaß um das arithmetische Mittel ist vorzugsweise die Variation, die Varianz, die Standardabweichung und/oder die mittlere absolute Abweichung.
Das Streuungsmaß um den Median ist vorzugsweise der Quartilsabstand, der Interquartilsabstand, die mittlere absolute Abweichung bezüglich des Medians und/oder der Median der absoluten Abweichungen.
Das Streuungsmaß um das geometrische Mittel ist vorzugsweise die geometrische
Standardabweichung.
Es werden die charakteristischen Größen der Impedanz, vorzugsweise Realteil, Imaginärteil, Betrag und Phase mit den Größen aus dem aktuellen Zeitschritt für mindestens eine einzelne, weitere Batteriezelle und/oder mir den Größen der gleichen Zelle aus einem anderen Messzeitfenster und/oder unter mehreren seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen gleichen Typs verglichen. Abhängig von den Streuungsmaßen können hier Schwellwerte definiert werden, um Änderungen des Batteriezustandes, beispielsweise unerwünschte elektrochemische Prozesse wie Elektrolyt- und SEI-Zersetzung und Gasbildung in den Batteriezellen zu detektieren. Bei
Überschreiten einer gewissen Temperatur ergeben sich irreversible Veränderungen im
Impedanzspektrum durch diese Phänomene. Falls dies im Betrieb in einzelnen Batteriezellen des Batteriepacks auftritt, kann dies durch Vergleich mit nicht betroffenen Batteriezellen erkannt werden. Alternativ kann hierfür auch ein künstlich aus Mittelwert oder Median der Impedanzwerten ermitteltes Spektrum genutzt werden. Hierzu wird über jeden Frequenzpunkt der Impedanzspektren von zwei oder mehr Batteriezellen der Mittelwert oder Median gebildet. Die Folge dieser berechneten
Mittelwert- oder Median-Impedanzwerte ergibt wieder ein Impedanzspektrum. Daraus können wiederrum eine oder mehrere Diagnosegröße(n) abgeleitet werden, die dann zum Vergleich genutzt werden kann/können.
Eine Aussage über die Geschwindigkeit der Veränderung des Spektrums kann durch Differenzierung über die Zeit unter Nutzung der in vorherigen Zeitschritten aufgenommenen Spektren geschehen (Trendanalyse). Falls hier schnelle Veränderungen erkennbar sind, kann dies als zusätzliches Warnzeichen genutzt werden. Da hierfür Spektren digital gespeichert werden müssen, ist ein System vorteilhaft, das die gespeicherten Spektren über die Zeit ausdünnt, um Speicherplatz zu sparen. Zur Erkennung langsamerer Vorgänge, wie Zellalterung, ist ein Vergleich mit im Labor ermittelten Spektren möglich, um Rückschlüsse auf die Art der auftretenden Alterungsphänomene zu ziehen. Auch hier ist eine Trendanalyse über größere Zeitbereiche sinnvoll.
Eine weitere bevorzugte Ausgestaltung der Erfindung zeichnet sich dadurch aus, dass die
Übermittlungseinheit die Warnsignale an eine Steuerungseinrichtung übermittelt, welche auf Basis der Warnsignale den Benutzer warnt und/oder Gegenmaßnahmen einleitet. Beispiele für mögliche Gegenmaßnahme sind die Reduktion der elektrischen Belastung der Batteriezelle, eine Kühlung und/oder Verstärkung der Kühlung der Batteriezelle oder die Abschaltung der Batteriezelle, insbesondere um die Gefahr ihrer Beeinträchtigung oder Zerstörung zu verhindern.
Eine weitere bevorzugte Ausgestaltung der Erfindung zeichnet sich dadurch aus, dass die
charakteristischen Größen der Impedanz vorzugsweise Realteil, Imaginärteil, Betrag und Phase mit Größen aus dem aktuellen Zeitschritt für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen verglichen wird. Falls der Unterschied zwischen den Größen einen Schwellwert SA überschreitet, wird eine Änderung des Batteriezustandes erkannt und insbesondere ein Warnsignal WA (Batteriezustandsänderung festgestellt) an die Übermittlungseinheit übergeben. Wenn der Unterschied zwischen den Größen den weiteren Schwellwert SB überschreitet, wird ein Warnsignal WB (sicherheitskritischer Batteriezustand) an die Übermittlungseinheit übergeben.
Eine weitere bevorzugte Ausgestaltung der Erfindung zeichnet sich dadurch aus, dass die
charakteristischen Größen der Impedanz vorzugsweise Realteil, Imaginärteil, Betrag und Phase mit Größen aus mindestens einem vorherigen Zeitschritt für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen verglichen wird. Dieser Vergleich kann zum Beispiel mittels einfacher Differenzenbildung, oder auch durch Differenzierung nach der zeit erfolgen. Falls der Unterschied zwischen den Größen einen Schwellwert SA überschreitet, wird eine Änderung des Batteriezustandes erkannt und insbesondere ein Warnsignal WA
(Batteriezustandsänderung festgestellt) an die Übermittlungseinheit übergeben. Wenn der
Unterschied zwischen den Größen den weiteren Schwellwert SB überschreitet, wird ein Warnsignal WB (sicherheitskritischer Batteriezustand) an die Übermittlungseinheit übergeben.
Eine weitere bevorzugte Ausgestaltung der Erfindung zeichnet sich dadurch aus, dass die
charakteristischen Größen der Impedanz vorzugsweise Realteil, Imaginärteil, Betrag und Phase mit Größen aus mindestens einer zuvor durchgeführten Messung für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen verglichen wird. Dieser Vergleich kann zum Beispiel mittels einfacher Differenzenbildung, oder auch durch Differenzierung nach der Zeit erfolgen. Falls der Unterschied zwischen den Größen einen Schwellwert SA überschreitet, wird eine Änderung des Batteriezustandes erkannt und insbesondere ein Warnsignal WA
(Batteriezustandsänderung festgestellt) an die Übermittlungseinheit übergeben. Wenn der
Unterschied zwischen den charakteristischen Größen den Schwellwert SB überschreitet, wird ein Warnsignal WB (sicherheitskritischer Batteriezustand) an die Übermittlungseinheit übergeben.
Eine weitere bevorzugte Ausgestaltung der Erfindung zeichnet sich dadurch aus, dass die
statistischen Größen der Impedanz: vorzugsweise Mittelwert und Streuungsmaße für den
Parameter Realteil, Imaginärteil, Betrag und Phase mit Größen aus dem aktuellen Zeitschritt für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen verglichen wird. Falls der Unterschied zwischen den Größen einen Schwellwert SA überschreitet, wird eine Änderung des Batteriezustandes erkannt und insbesondere ein Warnsignal WA
(Batteriezustandsänderung festgestellt) an die Übermittlungseinheit übergeben. Wenn der
Unterschied zwischen den Größen den Schwellwert SB überschreitet, wird ein Warnsignal WB (sicherheitskritischer Batteriezustand) an die Übermittlungseinheit übergeben.
Eine weitere bevorzugte Ausgestaltung der Erfindung zeichnet sich dadurch aus, dass die
statistischen Größen der Impedanz: vorzugsweise Mittelwert und Streuungsmaße für den
Parameter Realteil, Imaginärteil, Betrag und Phase mit Größen aus mindestens einem vorherigen Zeitschritt für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen verglichen wird. Falls der Unterschied zwischen den Größen einen Schwellwert SA überschreitet, wird eine Änderung des Batteriezustandes erkannt und insbesondere ein Warnsignal WA (Batteriezustandsänderung festgestellt) an die Übermittlungseinheit übergeben. Wenn der Unterschied zwischen den Größen den Schwellwert SB überschreitet, wird ein Warnsignal WB (sicherheitskritischer Batteriezustand) an die Übermittlungseinheit übergeben.
Eine weitere bevorzugte Ausgestaltung der Erfindung zeichnet sich dadurch aus, dass die
statistischen Größen der Impedanz: Mittelwert und Streuungsmaße für den Parameter Realteil, Imaginärteil, Betrag und Phase mit Größen aus mindestens einer zuvor durchgeführten Messung für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen verglichen wird. Falls der Unterschied zwischen den Größen den Schwellwert SA übersteigt, wird eine Änderung des Batteriezustandes erkannt und insbesondere ein Warnsignal WA
(Batteriezustandsänderung festgestellt) an die Übermittlungseinheit übergeben. Wenn der
Unterschied zwischen den Größen den Schwellwert SB überschreitet, wird ein Warnsignal WB (sicherheitskritischer Batteriezustand) an die Übermittlungseinheit übergeben.
Eine weitere bevorzugte Ausgestaltung der Erfindung zeichnet sich dadurch aus, dass das Ergebnis des Vergleichs der charakteristischen Größen der Impedanz vorzugsweise Realteil, Imaginärteil, Betrag und Phase mit dem Ergebnis des Vergleichs aus mindestens einem vorherigen Zeitschritt für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen verglichen wird. Falls der Unterschied zwischen den Größen einen Schwellwert SA überschreitet, wird eine Änderung des Batteriezustandes erkannt und insbesondere ein Warnsignal WA
(Batteriezustandsänderung festgestellt) an die Übermittlungseinheit übergeben. Wenn der
Unterschied zwischen den Größen den weiteren Schwellwert SB überschreitet, wird ein Warnsignal WB (sicherheitskritischer Batteriezustand) an die Übermittlungseinheit übergeben.
Eine weitere bevorzugte Ausgestaltung der Erfindung zeichnet sich dadurch aus, dass das Ergebnis des Vergleichs der charakteristischen Größen der Impedanz vorzugsweise Realteil, Imaginärteil, Betrag und Phase mit dem Ergebnis des Vergleichs aus zuvor durchgeführten Messungen für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen verglichen wird. Falls der Unterschied zwischen den Größen einen Schwellwert SA überschreitet, wird eine Änderung des Batteriezustandes erkannt und insbesondere ein Warnsignal WA
(Batteriezustandsänderung festgestellt) an die Übermittlungseinheit übergeben. Wenn der
Unterschied zwischen den Größen den weiteren Schwellwert SB überschreitet, wird ein Warnsignal WB (sicherheitskritischer Batteriezustand) an die Übermittlungseinheit übergeben.
Eine weitere bevorzugte Ausgestaltung der Erfindung zeichnet sich dadurch aus, dass das Ergebnis des Vergleichs der statistischen Größen: vorzugsweise Mittelwert und Streuungsmaße für den Parameter Realteil, Imaginärteil, Betrag und Phase mit dem Ergebnis des Vergleichs aus mindestens einem vorherigen Zeitschritt für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen verglichen wird. Falls der Unterschied zwischen den Größen den Schwellwert SA übersteigt, wird eine Änderung des Batteriezustandes erkannt und insbesondere ein Warnsignal WA (Batteriezustandsänderung festgestellt) an die Übermittlungseinheit übergeben. Wenn der Unterschied zwischen den Größen den Schwellwert SB überschreitet, wird ein Warnsignal WB (sicherheitskritischer Batteriezustand) an die Übermittlungseinheit übergeben.
Eine weitere bevorzugte Ausgestaltung der Erfindung zeichnet sich dadurch aus, dass das Ergebnis des Vergleichs der statistischen Größen: vorzugsweise Mittelwert und Streuungsmaße für den Parameter Realteil, Imaginärteil, Betrag und Phase mit dem Ergebnis des Vergleichs aus mindestens einer zuvor durchgeführten Messung für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen verglichen wird. Falls der Unterschied zwischen den Größen den Schwellwert SA übersteigt, wird eine Änderung des Batteriezustandes erkannt und insbesondere ein Warnsignal WA (Batteriezustandsänderung festgestellt) an die Übermittlungseinheit übergeben. Wenn der Unterschied zwischen den Größen den Schwellwert SB überschreitet, wird ein Warnsignal WB (sicherheitskritischer Batteriezustand) an die Übermittlungseinheit übergeben.
Ergänzend oder alternativ wird aus den Anregungs- und Antwortmesssignaldie Verteilung der Relaxationszeitkonstanten bestimmt. Die Verteilung wird auch als Relaxationszeitspektrum (RZS) einer Batterie bezeichnet. Bei dem RZS handelt es sich um die Berechnung der Verteilung der Relaxationszeitkonstanten, im englischen auch als„Distribution of Relaxation Times“ (DRT) bezeichnet. Diese ermöglicht eine frequenzabhängige Separation der Verlustprozesse der
Batteriezelle aufgrund der Eigenschaft, dass die Kramers-Kronig Beziehungen (siehe unten)
Gültigkeit besitzen, und somit die Impedanz einer Batteriezelle als unendliches Netzwerk von RC- Gliedern mit unterschiedlichen Zeitkonstanten aufgefasst werden kann.
Vorteilhaft werden aus dem RZS charakteristische Größen bestimmt und für die Zustandsdiagnose der Batteriezelle verwendet. Charakteristische Größen für das Relaxationszeitspektrum sind beispielsweise der Wert des globalen Maximums, Frequenz des globalen Maximums, die Werte der lokalen Maxima, Frequenzen der lokalen Maxima, Anzahl der lokalen Maxima, Verteilung der lokalen Maxima im Spektrum, der Mittelwert der Maxima, Schwerpunkt der RZS, der Wert des RZS bei einer bestimmen Frequenz, der Wert des Integrals des RZS über einen bestimmten Frequenzbereich, die Werte der Integrale über mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche des RZS, der Mittelwert der Integrale über einen oder mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche. Eine Diagnose kann dann analog zu dem vorgestellten Verfahren bei Impedanzspektren durchgeführt werden.
Vorteilhaft wird das Relaxationszeitspektrum (RZS) aus dem aktuellen Zeitschritt für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen verglichen.
Abhängig von den Streuungsmaßen können hier Schwellwerte definiert werden, um unerwünschte elektrochemische Prozesse (wie Elektrolyt- und SEI-Zersetzung und Gasbildung in den Batteriezellen zu detektieren und bei Überschreiten eine Änderung des Batteriezustandes erkannt werden. Bei Überschreiten einer gewissen Temperatur ergeben sich irreversible Veränderungen im
Relaxationszeitspektrum durch diese Phänomene. Falls dies im Betrieb in einzelnen Batteriezellen des Batteriepacks auftritt, kann dies durch Vergleich mit nicht betroffenen Batteriezellen erkannt und bei Überschreiten von vorbestimmten Abweichungen eine Änderung des Batteriezustandes erkannt werden. Alternativ kann hierfür auch ein künstliches Relaxationszeitspektrums aus Mittelwert oder Median als charakteristischen Größen genutzt werden.
Aus der Analyse der Relaxationszeitspektren einer einzelnen Batterie und dem Vergleich der Relaxationszeitspektren mit einer oder mehreren weiteren Batterien im Batteriesystem erfolgt die Diagnose des Zustands der einzelnen Batterie und/oder des Gesamtzustands des Batteriesystems. Vorzugsweise führt die Diagnoseeinheit den Verfahrensschritt Diagnose durch.
Die Polarisationsbeiträge von n Batteriezellen bei k Frequenzen für einen Zeitpunkt to lassen sich in Matrixform darstellen:
ß(t0)
Figure imgf000020_0001
Für die Diagnostizierung der eingangs erwähnten Betriebs- und Sicherheitsparameter ist eine Weiterverarbeitung der aufgenommenen Relaxationszeitspektren vorteilhaft, um daraus
Diagnosegrößen zu generieren. Dies wird durch die Diagnoseeinheit durchgeführt. Diese verarbeitet die aufgenommenen Spektren in mehreren Arten:
Es werden statistische Eigenschaften der aufgenommenen Spektren über alle Batteriezellen bei den jeweiligen Frequenzen berechnet, wie Median, Mittelwert oder Streuungsmaße wie der
Interquartilsabstand oder Standardabweichung. Dadurch erhält man ein Maß für die Inhomogenität des Batteriezustands des Batteriepacks.
Eine weitere bevorzugte Ausgestaltung der Erfindung zeichnet sich dadurch aus, dass die
charakteristischen Größen des Relaxationszeitspektrum: vorzugsweise Wert des globalen Maximums, Frequenz des globalen Maximums, die Werte der lokalen Maxima, Frequenz der lokalen Maxima, Anzahl der lokalen Maxima, Verteilung der lokalen Maxima im Spektrum, der Mittelwert der Maxima, Schwerpunkt des Signals, der Wert des Spektrums bei einer bestimmen Frequenz, der Wert des Integrals des Spektrums über einen bestimmten Frequenzbereich, die Integralwerte über mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche, der Mittelwert der Integrale über einen oder mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche mit Größen aus dem aktuellen Zeitschritt für eine einzelne
Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen verglichen wird. Falls der Unterschied zwischen den Größen einen Schwellwert SA überschreitet, wird eine Änderung des Batteriezustandes erkannt und insbesondere ein Warnsignal WA (Batteriezustandsänderung festgestellt) an die Übermittlungseinheit übergeben. Wenn der Unterschied zwischen den Größen den weiteren Schwellwert SB überschreitet, wird ein Warnsignal WB (sicherheitskritischer
Batteriezustand) an die Übermittlungseinheit übergeben.
Eine weitere bevorzugte Ausgestaltung der Erfindung zeichnet sich dadurch aus, dass die
charakteristischen Größen des Relaxationszeitspektrum: vorzugsweise Wert des globalen Maximums, Frequenz des globalen Maximums, die Werte der lokalen Maxima, Frequenz der lokalen Maxima, Anzahl der lokalen Maxima, Verteilung der lokalen Maxima im Spektrum, der Mittelwert der Maxima, Schwerpunkt des Signals, der Wert des Spektrums bei einer bestimmen Frequenz, der Wert des Integrals des Spektrums über einen bestimmten Frequenzbereich, die Integralwerte über mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche, der Mittelwert der Integrale über einen oder mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche mit Größen aus mindestens einem vorherigen Zeitschritt für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen verglichen wird. Falls der Unterschied zwischen den Größen einen Schwellwert SA überschreitet, wird eine Änderung des Batteriezustandes erkannt und insbesondere ein Warnsignal WA
(Batteriezustandsänderung festgestellt) an die Übermittlungseinheit übergeben. Wenn der
Unterschied zwischen den Größen den weiteren Schwellwert SB überschreitet, wird ein Warnsignal WB (sicherheitskritischer Batteriezustand) an die Übermittlungseinheit übergeben.
Eine weitere bevorzugte Ausgestaltung der Erfindung zeichnet sich dadurch aus, dass die
charakteristischen Größen des Relaxationszeitspektrum: vorzugsweise Wert des globalen Maximums, Frequenz des globalen Maximums, die Werte der lokalen Maxima, Frequenz der lokalen Maxima, Anzahl der lokalen Maxima, Verteilung der lokalen Maxima im Spektrum, der Mittelwert der Maxima, Schwerpunkt des Signals, der Wert des Spektrums bei einer bestimmen Frequenz, der Wert des Integrals des Spektrums über einen bestimmten Frequenzbereich, die Integralwerte über mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche, der Mittelwert der Integrale über einen oder mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche mit Größen aus mindestens einer zuvor durchgeführten
Messung, beispielsweise im Laborumfeld, für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen verglichen wird. Falls der Unterschied zwischen den Größen einen Schwellwert SA überschreitet, wird eine Änderung des Batteriezustandes erkannt und insbesondere ein Warnsignal WA (Batteriezustandsänderung festgestellt) an die Übermittlungseinheit übergeben. Wenn der Unterschied zwischen den charakteristischen Größen den Schwellwert SB überschreitet wird ein Warnsignal WB (sicherheitskritischer Batteriezustand) an die
Übermittlungseinheit übergeben.
Eine weitere bevorzugte Ausgestaltung der Erfindung zeichnet sich dadurch aus, dass das Ergebnis des Vergleichs der statistischen Größen des Relaxationszeitspektrum: vorzugsweise Mittelwert und Streuungsmaße für den Wert des globalen Maximums, Frequenz des globalen Maximums, die Werte der lokalen Maxima, Frequenz der lokalen Maxima, Anzahl der lokalen Maxima, Verteilung der lokalen Maxima im Spektrum, der Mittelwert der Maxima, Schwerpunkt des Signals, der Wert des Spektrums bei einer bestimmen Frequenz, der Wert des Integrals des Spektrums über einen bestimmten Frequenzbereich, die Integralwerte über mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche, der Mittelwert der Integrale über einen oder mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche mit Größen aus dem aktuellen Zeitschritt für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen verglichen wird. Falls der Unterschied zwischen den Größen den
Schwellwert SA übersteigt, wird eine Änderung des Batteriezustandes erkannt und insbesondere ein Warnsignal WA (Batteriezustandsänderung festgestellt) an die Übermittlungseinheit übergeben.
Wenn der Unterschied zwischen den Größen den Schwellwert SB überschreitet, wird ein Warnsignal WB (sicherheitskritischer Batteriezustand) an die Übermittlungseinheit übergeben.
Eine weitere bevorzugte Ausgestaltung der Erfindung zeichnet sich dadurch aus, dass das Ergebnis des Vergleichs der statistischen Größen des Relaxationszeitspektrum: vorzugsweise Mittelwert und Streuungsmaße für den Wert des globalen Maximums, Frequenz des globalen Maximums, die Werte der lokalen Maxima, Frequenz der lokalen Maxima, Anzahl der lokalen Maxima, Verteilung der lokalen Maxima im Spektrum, der Mittelwert der Maxima, Schwerpunkt des Signals, der Wert des Spektrums bei einer bestimmen Frequenz, der Wert des Integrals des Spektrums über einen bestimmten Frequenzbereich, die Integralwerte über mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche, der Mittelwert der Integrale über einen oder mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche mit Größen aus mindestens einem vorherigen Zeitschritt für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen verglichen wird. Falls der Unterschied zwischen den Größen den Schwellwert SA übersteigt, wird eine Änderung des Batteriezustandes erkannt und insbesondere ein Warnsignal WA (Batteriezustandsänderung festgestellt) an die Übermittlungseinheit übergeben. Wenn der Unterschied zwischen den Größen den Schwellwert SB überschreitet, wird ein Warnsignal WB (sicherheitskritischer Batteriezustand) an die Übermittlungseinheit übergeben.
Eine weitere bevorzugte Ausgestaltung der Erfindung zeichnet sich dadurch aus, dass das Ergebnis des Vergleichs der statistischen Größen des Relaxationszeitspektrum: vorzugsweise Mittelwert und Streuungsmaße für den Wert des globalen Maximums, Frequenz des globalen Maximums, die Werte der lokalen Maxima, Frequenz der lokalen Maxima, Anzahl der lokalen Maxima, Verteilung der lokalen Maxima im Spektrum, der Mittelwert der Maxima, Schwerpunkt des Signals, der Wert des Spektrums bei einer bestimmen Frequenz, der Wert des Integrals des Spektrums über einen bestimmten Frequenzbereich, die Integralwerte über mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche, der Mittelwert der Integrale über einen oder mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche mit Größen aus mindestens einer zuvor durchgeführten Messung für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen verglichen wird. Falls der Unterschied zwischen den Größen den Schwellwert SA übersteigt, wird eine Änderung des Batteriezustandes erkannt und insbesondere ein Warnsignal WA (Batteriezustandsänderung festgestellt) an die Übermittlungseinheit übergeben. Wenn der Unterschied zwischen den Größen den Schwellwert SB überschreitet, wird ein Warnsignal WB (sicherheitskritischer Batteriezustand) an die Übermittlungseinheit übergeben.
Eine Aussage über die Geschwindigkeit der Veränderung des Relaxationszeitspektrums kann durch Differenzierung über die Zeit unter Nutzung der in vorherigen Zeitschritten aufgenommenen Spektren geschehen (Trendanalyse). Falls hier schnelle Veränderungen erkennbar sind, kann dies als zusätzliches Warnzeichen genutzt werden. Da hierfür Spektren digital gespeichert werden müssen, ist ein System vorteilhaft, das die gespeicherten Spektren über die Zeit ausdünnt, um Speicherplatz zu sparen. Zur Erkennung langsamerer Vorgänge, wie Zellalterung, ist ein Vergleich mit im Labor ermittelten Spektren möglich, um Rückschlüsse auf die Art der auftretenden Alterungsphänomene zu ziehen. Auch hier ist eine Trendanalyse über größere Zeitbereiche sinnvoll.
Vorzugsweise ist in der Erfindung vorgesehen, dass wenigstens eine der einzelnen
Frequenzkomponenten des Stromanregungssignals abhängig von den Eigenschaften und dem Betriebszustand der einzelnen Batteriezelle oder dem durchschnittlichen Betriebszustand mehrerer seriell und/oder parallel verschalteter Batteriezellen adaptiv angepasst wird und der Messfehler so minimiert wird. Das Stromanregungssignal besteht aus mindestens zwei periodischen Signalen mit voneinander verschiedenen Frequenzen und ist so angelegt, dass es über mindestens eine Periode der kleinsten enthaltenen Frequenz mittelwertfrei ist, so dass ein erstes Antwortmesssignal der Batteriezelle ermittelt und ausgewertet wird, dass mindestens einer der Parameter Amplitude, Frequenz und relative Phasenlage wenigstens einer Komponente des Stromanregungssignals in Abhängigkeit von dem ersten Antwortmesssignal verändert wird, so dass ein Messfehler minimiert wird, dass ein weiteres Antwortmesssignal ermittelt und ausgewertet wird und dass der ausgewertete Wert als Auswertgröße eingesetzt wird.
Die Erfindung betrifft ferner eine Anregungseinheit zur Durchführung des Verfahrens umfassend einen Speicherkondensator, einen bidirektionalen leistungselektronischen Wandler und optional einen Filter, mit einem Mittel zum Aufladen des Speicherkondensator vor Beginn einer Messung wobei der Speicherkondensator eine Energie liefert, um ein mittelwertfreies Stromanregungssignal mittels des bidirektionalen, leistungselektronischen Wandlers auf eine oder mehrere Batteriezellen aufzuprägen, so dass Energie zwischen Speicherkondensator und Batterie zyklisch verschoben werden kann. Die Erfindung betrifft ferner eine Vorrichtung zur Durchführung des Verfahrens umfassend eine Steuerungseinheit, eine Anregungseinheit, eine Messeinheit, eine Auswerteeinheit, eine
Regelungseinheit, eine Diagnoseeinheit und eine Übermittelungseinheit.
Vorteilhaft zeichnet sich die Vorrichtung dadurch aus, dass die Steuerungseinheit zur Erzeugung einer Anregungssignalkonstruktion mit geeigneten Parametern, insbesondere Anregungsfrequenzen, Anregungsamplituden, Phasenlagen und einer Gesamtamplitudenskalierung (Skalierungsfaktor) eingerichtet ist, dass die Anregungseinheit ferner so ausgestattet ist, dass sie eine adaptive
Beschaffung der Anregungssignalkonstruktion ermöglicht, und insbesondere eingerichtet ist, wenigsten einen der Parameter der Anregungssignalkonstruktion adaptiv anzupassen.
Die einzelnen Bestandteile, insbesondere die Steuerungseinheit und die Anregungseinheit können sowohl einzeln als auch auf einer Platine vereint oder in einer einzelnen Einheit vereint sein. Die einzelnen Bestandteile können auch als Softwareeinheiten realisiert sein.
Eine vorteilhafte Weiterbildung der Vorrichtung zeichnet sich dadurch aus, dass die Messeinheit (ein Mittel zur Aufnahme des Impedanzspektrums) für eine simultane Erfassung und Aufzeichnung des Spannungsmesssignals in einem zuvor definierten Messzeitfenster von einer oder mehrerer gleichzeitig angeregter Batteriezellen eingerichtet ist.
Eine zweckmäßige Weiterbildung der Vorrichtung zeichnet sich dadurch aus, dass die
Steuerungseinheit für eine Erzeugung einer Anregungssignalkonstruktion eines charakteristischen in einer Steuerungseinheit definierten multifrequenten periodischen, kontinuierlichen Signals in einer oder gleichzeitig mehreren seriell und/oder parallel verschalteten Batteriezellen eingerichtet ist.
Eine vorteilhafte Weiterbildung der Vorrichtung zeichnet sich dadurch aus, dass sie eine
Regelungseinheit enthält, die so eingerichtet ist, dass sie aus den aufzeichneten Spannungswerten adaptive Korrekturparameter für die Amplituden, Frequenzen und relativen Phasenlagen für das nächste Messzeitfenster bestimmt und an eine Steuereinheit übermittelt werden.
Eine zweckmäßige Weiterbildung der Vorrichtung, mit einer Anregungseinheit zum Anlegen eines Stromanregungssignals; mit einem Mittel zur Aufnahme eines Impedanzspektrums der Batteriezelle; mit einem Mittel zur Ermittlung einer Auswertgröße anhand des gemessenen
Impedanzspektrums zeichnet sich dadurch aus, dass die Anregungseinheit (das Mittel zum Anlegen eines Stromanregungssignals) so gestaltet ist, dass das Stromanregungssignal aus mindestens zwei periodischen Signalen mit voneinander verschiedenen Frequenzen besteht, dass das Stromanregungssignal so angelegt werden kann, dass es über mindestens eine Periode der kleinsten enthaltenen Frequenz mittelwertfrei ist, dass das Mittel zur Aufnahme des Impedanzspektrums der Batteriezelle so ausgestaltet ist, dass ein erstes Antwortmesssignal der Batterie ermittelt und ausgewertet werden kann und dass mindestens einer der Parameter Amplitude, Frequenz und relative Phasenlage wenigstens eines der Signale in Abhängigkeit von dem ersten Antwortmesssignal verändert werden kann, so dass ein Messfehler minimiert wird, dass ein weiteres Antwortmesssignal ermittelt und ausgewertet wird, dass der ausgewertete Wert als Auswertgröße eingesetzt werden kann und dass die Bestimmung des Batteriezustands der Batteriezelle anhand eines Vergleichs der Diagnosegröße mit einem Referenzwert und/oder mit mindestens einer weiteren Diagnosegröße erfolgt.
Beschreibung bevorzugter Ausführungsformen der Erfindung anhand der Zeichnungen
Kurze Beschreibung der Abbildungen
Diese und andere Aspekte der Erfindung werden im Detail in den Abbildungen wie folgt gezeigt:
Fig.1 : Eine Schar von Impedanzspektren vor, während und nach dem Einsetzen von
Elektrolytzersetzung und Gasbildung
Fig.2: Vorrichtung zur Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens.
Fig.3: Ablauf eines bevorzugten Verfahrens
Fig. 4: Ausführungsbeispiel für die Anregungseinheit, bestehend aus einem Speicherkondensator, einem bidirektionalen leistungselektronischen Wandler sowie optional einen oder mehrere Filterelemente
Fig. 5: Eine Schar von Relaxationszeitspektren vor und während dem Einsetzen von
Elektrolytzersetzung und Gasbildung
Fig. 6: Ein Relaxationszeitspektrum nach dem Einsetzen von Elektrolytzersetzung und Gasbildung, im Vergleich mit den Relaxationszeitspektren vor und während dem Einsetzen von
Elektrolytzersetzung und Gasbildung.
Eine mögliche Ausführung einer vorteilhaften Vorrichtung zur Durchführung des erfindungsgemäßen
Verfahrens ist in Fig. 2 dargestellt. Sie besteht aus einer Steuerungseinheit 10, einem Mittel zum
Erzeugen eines externen Triggersignals 15, einer Anregungseinheit 20, einer Messeinheit 30, einer
Auswerteeinheit 40, einer Regelungseinheit 50, einer Diagnoseeinheit 60 und einer
Übermittelungseinheit 70. Das Mittel zum Erzeugen des externen Triggersignals 15 und das Triggersignal 15 sind optional und ermöglichen es, in Abhängigkeit von äußeren Ereignissen einen neuen Messzyklus zu starten.
Vorzugsweise wird das externe Triggersignal 15 über einen nicht dargestellten Datenbus übertragen.
Mit dieser erfindungsgemäßen Vorrichtung können erfindungsgemäße Verfahren durchgeführt werden.
Eine bevorzugte Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens wird nachfolgend anhand von Fig. 3 erläutert. Dieses Verfahren wird zweckmäßigerweise mit der in Fig. 2 dargestellten Vorrichtung durchgeführt.
Es erfolgt eine Anregungssignalkonstruktion 100 mit geeigneten Parametern, insbesondere
Anregungsfrequenzen, Anregungsamplituden, Phasenlagen und einer Gesamtamplitudenskalierung (Skalierungsfaktor).
Eine bevorzugte Ausführungsform sieht vor, die Anregungsfrequenzen so zu wählen, dass diese nicht mit höheren Harmonischen, insbesondere 2. und/oder 3 . Harmonischen, anderer angeregter
Frequenzen überlappend sind.
Da in Anwendungen, zum Beispiel elektrisch betriebenen Fahrzeugen, häufig wechselnde Betriebs- und Umgebungsbedingungen vorliegen, wie zum Beispiel stark unterschiedliche Temperaturen, inhomogene Ladezustände oder Alterung der Batteriezellen oder elektrische Störungen, müssen die Anregungseinheit und die Charakteristika des Anregungsstroms für die Impedanzmessung sehr robust sein gegenüber diesen Einflüssen. Letzteres lässt sich durch eine adaptive Beschaffung des Anregungssignals erreichen. Dies betrifft die enthaltenen Frequenzen, relative Phasenlagen und Amplituden der einzelnen Frequenzkomponenten und die Amplitudenskalierung des überlagerten Gesamtsignals.
Durch dynamische Anpassung der enthaltenen Frequenzkomponenten wird der Einfluss von
Frequenzbereichen in denen transiente Störungen vorliegen minimiert. Dies bedingt auch eine dynamische Anpassung der relativen Phasenlagen der Frequenzkomponenten, um ein Gesamtsignal mit möglichst geringem Scheitelfaktor zu erhalten. Dies reduziert die notwendige Spitzenleistung der Anregungsschaltung, und minimiert den störenden Einfluss von Nichtlinearitäten des Prüflings (der Batteriezelle). Gleichzeitig oder auch unabhängig davon wird die Amplitude der einzelnen
Frequenzkomponenten auf den Prüfling und die äußeren Bedingungen angepasst. Da der Betrag der Impedanz frequenzabhängig ist, lässt sich mit dem Verfahren bei Frequenzen mit betragsmäßig größeren Impedanzen die Anregungsamplitude reduziert, um einen dynamisch vorgegebenen
Sollwert für den Signal-zu-Rausch Abstand des Messsignals zu erreichen. Dies reduziert ebenso die notwendige Anregungsleistung und den Einfluss von Nichtlinearitäten. In ähnlicher Weise lässt sich in einer vorteilhaften Weiterbildung der Erfindung mit dem erfindungsgemäßen Verfahren die
Gesamtamplitude des Anregungssignals im Zeitbereich skalieren. Diese Funktionen werden innerhalb einer Steuerungseinheit umgesetzt, die das notwendige Steuersignal für die Anregungseinheit generiert. Dabei werden von einer Regelungseinheit aus den im vorherigen Schritt durch die
Auswerteeinheit bestimmten Impedanzwerten die jeweiligen Sollwerte für den nächsten
Messdurchlauf bestimmt und an die Steuerungseinheit übertragen.
Nachdem die Anregungskonstruktion 100 in der Steuerungseinheit 10 durchgeführt wurde, erfolgt ein Erzeugen 1 10 eines Stromanregungssignals durch die Anregungseinheit 20. Die Anregungseinheit 20 wird auch als Treiber bezeichnet.
Eine mögliche Ausführung einer erfindungsgemäßen Anregungseinheit 20 ist in Fig. 4 dargestellt. Sie besteht aus einem Speicherkondensator, einem bidirektionalen leistungselektronischen Wandler und einem Filter. Der enthaltene Speicherkondensator muss vor Beginn der Messung aufgeladen werden, und liefert die notwendige Energie um ein mittelwertfreies Stromanregungssignal mittels des bidirektionalen, leistungselektronischen Wandlers auf eine oder mehrere Batteriezellen aufzuprägen. Es wird also Energie zwischen Speicherkondensator und Batterie zyklisch verschoben. Hierdurch müssen nur die Verluste in der Anregungseinheit ausgeglichen werden. Dies kann entweder durch die dauerhafte Überlagerung eines geringen Gleichstromanteils geschehen, wodurch die
Anregungssignalkonstruktion allerdings nicht mehr vollkommen mittelwertfrei ist. Anwendungsbedingt sind Batteriezustände möglich, die eine solche Anregung tolerieren. Alternativ kann der
Speicherkondensator auch zyklisch nachgeladen werden. Diese Ausführung einer Anregungseinheit bietet auch den Vorteil, dass eine Überladung der Batterie technisch ausgeschlossen werden kann. Die Anregungseinheit 20 kann beliebige Anregungssignalkonstruktionen 100 für die
erfindungsgemäße Diagnose 185 erzeugen. Ferner ist es möglich, die erfindungsgemäße
Anregungssignalkonstruktion 100 mit einer beliebigen Diagnose 185 zu kombinieren. In einem nachfolgenden Verfahrensschritt erfolgt eine Spannungsantwortmessung 120. Danach wird eine Driftkorrektur 130 und eine Transformation 140 im Frequenzbereich
(Frequenzbereichstransformation) durchgeführt. Die Frequenzbereichstransformation 140 kann vorteilhafterweise mit dem sogenannten Görtzel-Algorithmus durchgeführt werden, der eine
Spezialform der diskreten Fourier Transformation (DFT) ist. Dieser hat gegenüber der bekannteren „Fast Fourier Transform“ (FFT) den Vorteil einer höheren Rechenzeiteffizienz, für den hier
typischerweise vorliegenden Fall das nur vergleichsweise wenig diskrete Spektralkomponenten, typischerweise genau diejenigen die auch im Anregungssignal enthalten waren, benötigt werden. Alternativ ist auch eine Wavelet-Transformation vorteilhaft, wenn nicht periodische oder periodische nicht-trigonometrische Anregungsfunktionen verwendet werden. Auch bei
Spannungsantwortmessungen, bei denen das Messsignal gefenstert wird, ist eine Wavelet- Transformation vorteilhaft.
Eine Impedanzspektrumsbestimmung 150 und eine optionale Relaxationszeitenbestimmung 160 erfolgen vorzugsweise zeitgleich. Es ist gleichfalls möglich, die Bestimmung 160 des Relaxationszeitspektrums wegzulassen oder die Relaxationszeitbestimmung im Anschluss an eine Konsistenzprüfung 170 durchzuführen.
Durch die Konsistenzprüfung 170 wird eine adaptive Regelung 180 wenigstens eines der Parameter der Anregungssignalkonstruktion 100 ermöglicht. Die Konsistenzprüfung dient der Beurteilung der Gültigkeit der aufgenommenen Impedanzspektren. Eine übliche Grundvoraussetzung für
elektrochemische Impedanzspektroskopie ist, dass sich das Verhalten des untersuchten Systems als linear und zeitinvariant beschrieben lässt. Die Einhaltung dieser Kriterien erfolgt durch
Konsistenzprüfung.
Vorteilhaft erfolgt die Konsistenzprüfung 170 auf mehrere Arten. In dem Fall, dass ein
Frequenzspektrum des Messsignals vorliegt, wird dieses hinsichtlich enthaltener Oberwellen des Anregungssignals untersucht. Falls Oberwellen erkannt werden, ist dies ein Anzeichen für nichtlineares Verhalten. Anschließend wird das Anregungssignal durch die adaptive Regelung 180 und die angepasste Anregungssignalkonstruktion 100 modifiziert bist keine Oberwellen mehr erkannt werden.
Weitere vorteilhafte Kriterien für die Konsistenzprüfung 170 und Beurteilung von zeitinvarianten Verhalten sind die Kramers-Kronig Relationen (dargelegt beispielsweise in folgender Publikation: M. Schönleber, D. Klotz and E. Ivers-Tiffee, A Method for Improving the Robustness of linear Kramers- Kronig Validity Tests, Electrochimica Acta 131 , pp. 20-27 (2014)), die Real- und Imaginärteil der aufgenommenen Impedanzspektren miteinander in Beziehung setzen, und auf Konsistenz prüfen. Falls während der Konsistenzprüfung 186 eine zu starke Abweichung zwischen gemessenen Realteilen oder gemessen Imaginärteilen der Impedanz und mittels Kramers-Kronig Relationen konstruierter Impedanz, beziehungsweise Impedanzen festgestellt wird, wird eine Verletzung des Zeitinvarianzkriteriums erkannt und die Messung wird als inkonsistent erkannt und verworfen. Durch die adaptive Regelung 180 und die angepasste Anregungssignalkonstruktion 100 wird ein neues Anregungssignal konstruiert und die Messung wiederholt.
Während einer dynamischen Belastung der Batterie mit einem überlagerten Laststrom oder
Ladestrom erfolgt die Konsistenzprüfung 170 der Impedanzmessung zusätzlich oder ersetzend mit Analyse der Stromstärke. Wenn der Laststrom oder Ladestrom sich während der Messung stärker als ein Toleranzband D ändert wird die Messung als inkonsistent erkannt, weil der Zustand der Batterie sich soweit geändert hat, dass keine Zeitinvarianz mehr vorliegt. In Anhängigkeit der Stromstärke des überlagerten Stroms werden durch die adaptive Regelung 180 und die angepasste
Anregungssignalkonstruktion 100 die niedrigen Frequenzanteile eliminiert und die Messdauer soweit reduziert, so dass in dem nächsten Messschritt wieder ein zeitinvariantes Verhalten vorliegt und die notwendige Konsistenz wiederhergestellt ist. Ein weiteres Merkmal der Konsistenzprüfung 170 in der Auswerteeinheit 40 ist eine Störanalyse des Messsignals. Dafür wird beispielsweise das Signal-zu-Rausch-Verhältnis des Messsignals ausgewertet. Wenn eine hohe spektrale Rauschleistungsdichte in der Nähe der angeregten
Frequenzen vorliegt, ist dies ein Hinweis auf einen Störeinfluss. Durch die adaptive Regelung 180 und die angepasste Anregungssignalkonstruktion 100 wird die mindestens eine Frequenz oder Amplitude des Anregungssignals verändert um das Signal-zu-Rausch-Verhältnis zu vergrößern.
Die adaptive Regelung 180 verarbeitet die Ergebnisse der Konsistenzprüfung weiter, und definiert die Anforderungen an ein neues Anregungssignal. Beispielsweise muss im nächsten Zeitschritt die Amplitude des Stromanregungssignals verringert werden, wenn Nichtlinearitäten festgestellt werden. Falls in bestimmten Frequenzbändern starke Störungen festgestellt werden, erfolgt eine Variation der Anregungsfrequenzen. Falls einer Verletzung des Zeitinvarianzkriteriums erkannt wird, wird erfindungsgemäß adaptiv die Messdauer verkürzt, indem tiefe Frequenzen ausgespart und/oder unvollständig erfasst werden.
Vorzugsweise führt die Auswerteeinheit 40 die Verfahrensschritte 130 bis 170 durch. Anschließend erfolgt eine Weiternutzung der Messdaten zur Diagnose 185. Abschließend erfolgt noch eine
Reduktion des benötigten Speicherplatzes 186 indem Spektren über die Zeit ausgedünnt werden.
In Fig. 1 ist eine Schar von Impedanzspektren einer beispielhaften Lithium-Ionen-Batterie bei verschiedenen Temperaturen dargestellt. Die Darstellung erfolgt in Form eines sogenannten Nyquist- Diagramms, in der auf der X-Achse der Realteil der Impedanz und auf der Y-Achse der negative Imaginärteil der komplexen Impedanz aufgetragen ist.
Die Impedanzspektren 300 - 320, entsprechend einem Temperaturbereich von 40°C - 60°C weisen insofern ein normales Verhalten auf, als das der typischerweise als ein gestauchter Halbkreis erkennbare Ladungstransferprozess einer oder beider Elektroden kleiner wird, was einer
Verringerung der hiermit verbundenen Verluste entspricht. Die bei 70°C, 80°C und 90°C
aufgenommenen Impedanzspektren 330 - 350 zeigen bereits zunehmende Auffälligkeiten, die sich darin äußern, dass eine zunehmende Verschiebung hin zu größeren Werten auf der Achse des Realteils erfolgt. Dies ist typisch für die in diesem Temperaturbereich einsetzende Zersetzung von dem Elektrolyt bzw. SEI, und die darauffolgende Gasbildung. Bei weiter ansteigenden Temperaturen von 100 °C und 1 10°C (Impedanzspektren 360 und 370) treten noch stärkere Auffälligkeiten zutage, die sich in einem angedeuteten zusätzlichen Halbkreis im höherfrequenten Teil des Spektrums im Nyquist-Diagramm äußern. Das Impedanzspektrum 380 wurde während der folgenden Abkühlphase bei einer Temperatur von 80°C aufgenommen, und zeigt gegenüber dem vorher bei gleicher
Temperatur aufgenommenen Spektrum 340 deutliche Veränderungen. Das nach erneutem Erreichen der Ausgangstemperatur von 40°C aufgenommene Spektrum 390 zeigt eine bleibende Veränderung des Impedanzspektrums, die eine starke, dauerhafte Schädigung der Batteriezelle bedeutet. Aus der Analyse der Frequenzspektren einer einzelnen Batteriezelle und der Vergleich der Frequenzspektren mit weiteren Batteriezellen im Batteriesystem erfolgt die Diagnose 185 des Zustands der einzelnen Batterie und/oder der Gesamtzustand des Batteriesystems. Vorzugsweise führt die Diagnoseeinheit 60 den Verfahrensschritt Diagnose 185 durch.
Die Impedanzwerte von n Batteriezellen bei k Frequenzen für einen Zeitpunkt to lassen sich in Matrixform darstellen:
A - o)
Figure imgf000030_0001
Für die Diagnostizierung der eingangs erwähnten Betriebs- und Sicherheitsparameter ist eine Weiterverarbeitung der aufgenommenen Impedanzspektren vorteilhaft, um daraus Diagnosegrößen zu generieren. Dies wird durch die Diagnoseeinheit 60 durchgeführt. Diese verarbeitet die
aufgenommenen Spektren in mehreren Arten:
Es werden statistische Eigenschaften der aufgenommenen Spektren über alle Batteriezellen bei den jeweiligen Frequenzen berechnet, wie Median, Mittelwert oder Streuungsmaße wie der
Interquartilsabstand oder Standardabweichung. Dadurch erhält man ein Maß für die Inhomogenität des Batteriezustands des Batteriepacks.
Es werden die charakteristischen Größen der Impedanz Realteil, Imaginärteil, Betrag und Phase mit den Größen aus dem aktuellen Zeitschritt für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen verglichen. Abhängig von den Streuungsmaßen werden Schwellwerte definiert, um unerwünschte elektrochemische Prozesse, wie Elektrolyt- und SEI- Zersetzung und Gasbildung in den Batteriezellen, zu detektieren. Wie bereits anhand von Fig. 1 erläutert, ergeben sich irreversible Veränderungen in den Impedanzspektren 380 und 390 durch Degenerationsphänomene beim Überschreiten einer gewissen Temperatur. Durch Vergleich der Spektren zwischen verschiedenen Batteriezellen des Batteriepacks, kann eine betroffene
Batteriezelle oder mehrere betroffene Batteriezellen identifiziert werden. Wenn beispielsweise die Batteriezelle A das Spektrum 330 aufweisen und Batteriezelle B das Spektrum 350 aufweist, ist die Diagnoseeinheit 60 in der Lage Batteriezelle B als defekte Batterie zu identifizieren. Alternativ wird für den Vergleich auch ein künstlich aus Mittelwert und/oder Median der Impedanzwerte ermitteltes Spektrum genutzt werden. Alternativ oder ergänzend werden für den Vergleich Impedanzspektren aus zuvor durchgeführten Messungen, beispielsweise unter Laborbedingungen, als Referenz verwendet.
Eine Aussage über die Geschwindigkeit der Veränderung des Spektrums über die Zeit wird ebenfalls für die Diagnose 185 genutzt. Durch Differenzierung über die Zeit erfolgt unter Verwendung der Spektren, die in einem oder mehreren vorherigen Zeitschritten aufgenommen wurden, ebenfalls eine Diagnose. Der Vorgang wird auch als Trendanalyse bezeichnet. Falls hier schnelle Veränderungen erkannt werden, wird dieser zusätzlich oder als einiger Indikator für die Diagnose 185 eines kritischen Zustandes verwendet. Alternativ oder ergänzend werden statistische Größen der Impedanzspektren, wie Mittelwerte und/oder Streuungsmaße für die Trendanalyse verwendet. Alternativ oder ergänzend werden für die Diagnose 185 der Batterie und/oder des Batteriesystems Trends aus zuvor
durchgeführten Messungen, beispielsweise unter Laborbedingungen, als Referenz verwendet.
Alternativ oder ergänzend ist für die Erkennung langsamer Vorgänge, wie Zellalterungen ein
Vergleich mit im Labor ermittelten Impedanzspektren vorgesehen, um Rückschlüsse auf die Art der auftretenden Alterungsphänomene zu ziehen. Auch hier ist eine Trendanalyse über größere
Zeitbereiche sinnvoll.
Bei der Bestimmung 160 der Relaxationszeit handelt es sich um die Berechnung der Verteilung der Relaxationszeitkonstanten, im englischen auch als„Distribution of Relaxation Times“ (DRT) genannt. Die Verteilung wird auch als Relaxationszeitspektrum (RZS) einer Batterie bezeichnet. Diese ermöglicht eine frequenzabhängige Separation der Verlustprozesse der Batteriezelle aufgrund der Eigenschaft, dass die Kramers-Kronig Beziehungen Gültigkeit besitzen, und somit die Impedanz einer Batteriezelle als unendliches Netzwerk von RC-Gliedern mit unterschiedlichen Zeitkonstanten aufgefasst werden kann.
In Fig. 5 ist eine Schar von Relaxationszeitspektren einer beispielhaften Lithium-Ionen-Batterie bei verschiedenen Temperaturen dargestellt. Auf der X-Achse ist die Frequenz aufgetragen, welche invers proportional zu der Relaxationszeit ist. Der Betrag der Verteilungsfunktion der
Polarisationswiderstände ist auf der Y-Achse dargestellt, die proportional zu den Verlustprozessen in der Batteriezelle sind.
Die Relaxationszeitspektren 400 und 402, entsprechend einem Temperaturbereich von 40°C - 50°C weisen insofern ein normales Verhalten auf, als das in diesem Beispiel drei typische
Relaxationsprozesse 460, 465 und 470 erkennbar sind. Mit steigender Temperatur auf 60°C 405 und 80°C 410, wenn erste sicherheitskritische Prozesse einsetzen, verkleinert sich Prozess A 460 und Prozess C 470 deutlich. Diese Auffälligkeiten deuten auf erste sicherheitsrelevante Vorgänge in der Batteriezelle hin, wie die Zersetzung des Elektrolyts bzw. SEI, und die darauffolgende Gasbildung.
Bei weiter ansteigenden Temperaturen auf 100°C 415 treten noch stärkere Auffälligkeiten zutage, die sich in einer absoluten Dominanz des Relaxationsprozesses A 460 im Spektrum 415 zeigen. In Fig. 6 ist das Relaxationszeitspektrum 420 einer Batterie bei einer Temperatur von 40°C nach Abkühlung von 1 10°C dargestellt. Das nach erneutem Erreichen der Ausgangstemperatur von 40°C
aufgenommene Spektrum 420 zeigt eine bleibende Veränderung der Verteilung der
Relaxationszeitkonstanten und der absoluten Dominanz des Relaxationsprozesses A 460 auch nach Abkühlung der Batterie, die eine starke, dauerhafte Schädigung der Batteriezelle hindeutet. Aus der Analyse der Relaxationszeitspektren einer einzelnen Batterie und dem Vergleich der Relaxationszeitspektren mit einer oder mehreren weiteren Batterien im Batteriesystem erfolgt die Diagnose 185 des Zustands der einzelnen Batterie und/oder des Gesamtzustands des
Batteriesystems. Vorzugsweise führt die Diagnoseeinheit 60 den Verfahrensschritt Diagnose 185 durch.
Die Polarisationsbeiträge von n Batteriezellen bei k Frequenzen für einen Zeitpunkt to lassen sich in Matrixform darstellen:
B(to)
Figure imgf000032_0001
Für die Diagnostizierung der eingangs erwähnten Betriebs- und Sicherheitsparameter ist eine
Weiterverarbeitung der aufgenommenen Relaxationszeitspektren vorteilhaft, um daraus
Diagnosegrößen zu generieren. Dies wird durch die Diagnoseeinheit 60 durchgeführt. Diese verarbeitet die aufgenommenen Spektren in mehreren Arten:
Es werden statistische Eigenschaften der aufgenommenen Spektren über alle Batteriezellen bei den jeweiligen Frequenzen berechnet, wie Median, Mittelwert oder Streuungsmaße wie der
Interquartilsabstand oder Standardabweichung. Dadurch erhält man ein Maß für die Inhomogenität des Batteriezustands des Batteriepacks.
Es werden die charakteristischen Größen der Werte des globalen Maximums 430, der Frequenz des globalen Maximums 430, die Werte der lokalen Maxima 435, Frequenz der lokalen Maxima 435, die Anzahl der lokalen Maxima 435, die Verteilung der lokalen Maxima 435 im Spektrum, der Mittelwert der Maxima 435, der Schwerpunkt des Signals, der Wert des Spektrums bei einer bestimmen
Frequenz 440, der Wert des Integrals 450 des Spektrums über einen bestimmten Frequenzbereich, die Integralwerte über mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche, der Mittelwert der Integrale über einen oder mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche bestimmt. Die Größen aus dem aktuellen
Zeitschritt für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen werden verglichen. Abhängig von den Streuungsmaßen werden Schwellwerte definiert werden, um unerwünschte elektrochemische Prozesse, wie Elektrolyt- und SEI-Zersetzung und Gasbildung in den Batteriezellen, zu detektieren. Wie bereits anhand von Fig. 5 erläutert, ergeben sich irreversible Veränderungen in Relaxationszeitspektren 420 durch Degenerationsphänomene beim Überschreiten einer gewissen Temperatur. Durch Vergleich der Spektren zwischen
verschiedenen Batteriezellen des Batteriepacks, können eine betroffene Batteriezelle oder mehrere betroffene Batteriezellen identifiziert werden. Wenn beispielsweise die Batteriezelle A das Spektrum 400 aufweisen und Batteriezelle B das Spektrum 415 aufweist, ist die Diagnoseeinheit 60 in der Lage, Batteriezelle B als defekte Batteriezelle zu identifizieren. Alternativ wird für den Vergleich auch ein künstlich aus Mittelwert und/oder Median der Relaxationszeitspektren ermitteltes Spektrum genutzt werden. Alternativ oder ergänzend werden für den Vergleich Relaxationszeitspektren aus zuvor durchgeführten Messungen, beispielsweise unter Laborbedingungen, als Referenz verwendet.
Eine Aussage über die Geschwindigkeit der Veränderung des Relaxationszeitspektrums über die Zeit wird ebenfalls für die Diagnose 185 genutzt. Durch Differenzierung über die Zeit erfolgt unter
Verwendung der Spektren, die im vorherigen Zeitschritten aufgenommenen wurden. Der Vorgang wird auch als Trendanalyse bezeichnet. Falls hier schnelle Veränderungen erkannt werden, wird diese zusätzlich oder als einiger Indikator für die Diagnose 185 eines kritischen Zustandes verwendet. Alternativ oder ergänzend werden statistische charakteristische Größen des
Relaxationszeitspektrums, wie Mittelwert und/oder Median und/oder die Standardabweichung für die Trendanalyse verwendet. Alternativ werden für die Diagnose 185 der Batterie und/oder des
Batteriesystems Trends aus zuvor durchgeführten Messungen, beispielsweise unter
Laborbedingungen, als Referenz verwendet.
Zur Erkennung langsamerer Vorgänge, wie Zellalterung, ist ein Vergleich mit im Labor ermittelten Relaxationszeitspektren möglich, um Rückschlüsse auf die Art der auftretenden Alterungsphänomene zu ziehen. Auch hier ist eine Trendanalyse über größere Zeitbereiche sinnvoll.
Da hierfür Spektren digital gespeichert werden müssen, ist ein System vorteilhaft, welches die Anzahl der gespeicherten Spektren reduziert 186. Der Speicherplatz hierfür lässt sich reduzieren indem Spektren über die Zeit ausgedünnt werden. Die Auswahl der zu löschenden Spektren erfolgt durch Berücksichtigung der zum Zeitpunkt der Aufnahme und Speicherung des Spektrums vorliegenden Betriebsbedingungen wie Ladezustand und Temperatur. Wird zu einem späteren Zeitpunkt ein gültiges Spektrum unter gleichen Betriebsbedingungen wie ein früheres Spektrum aufgenommen, und ist aufgrund des Vergleichs mit den von anderen Batteriezellen aufgenommenen Spektren
Batteriezellen hinreichend sicher, dass keine außergewöhnliche Zustandsabweichung vorliegt, kann zum Beispiel das älteste für diesen Zustand gespeicherte Spektrum aus dem Pufferspeicher gelöscht werden, und das neue Spektrum mit einem Zeitstempel versehen im Pufferspeicher abgelegt werden. Durch das erfindungsgemäße Vorgehen wird der benötigte Speicherplatz für die zur
Diagnosezwecken vorgehaltenen Spektren minimiert. Die Reduktion der Daten wird wahlweise durch die Diagnoseeinheit 60 oder die Auswerteeinheit 40 durchgeführt. Liste der Bezugszeichen
10 Steuerungseinheit
15 Externes Triggersignal
20 Anregungseinheit
30 Messeinheit
40 Auswerteeinheit
50 Regelungseinheit
60 Diagnoseeinheit
70 Übermittelungseinheit
100 Anregungssignalkonstruktion
110 Erzeugen eines Stromanregungssignals
120 Spannungsantwortmessung
130 Driftkorrektur
140 Transformation im Frequenzbereich.
150 Impedanzspektrumsbestimmung
160 Bestimmung des Relaxationszeitspektrums
170 Konsistenzprüfung
180 Adaptive Regelung
185 Diagnose
186 Speicherplatzreduzierung
190 Speicherkondensator
200 bidirektionaler leistungselektronischer Wandler
210 Filter
220 Batteriezelle; Batteriestrang
300 Impedanzspektrum einer Batteriezelle bei einer Temperatur von 40°C 310 Impedanzspektrum einer Batteriezelle bei einer Temperatur von 50°C Impedanzspektrum einer Batteriezelle bei einer Temperatur von 60°C
Impedanzspektrum einer Batteriezelle bei einer Temperatur von 70°C
Impedanzspektrum einer Batteriezelle bei einer Temperatur von 80°C
Impedanzspektrum einer Batteriezelle bei einer Temperatur von 90°C
Impedanzspektrum einer Batteriezelle bei einer Temperatur von 100°C
Impedanzspektrum einer Batteriezelle bei einer Temperatur von 110°C
Impedanzspektrum einer Batteriezelle bei einer Temperatur von 80°C nach vorheriger Erwärmung bis auf 110°C
Impedanzspektrum einer Batteriezelle bei einer Temperatur von 40°C nach vorheriger Erwärmung bis auf 110°C
Relaxationszeitspektrum einer Batterie bei einer Temperatur von 40°C
Relaxationszeitspektrum einer Batterie bei einer Temperatur von 50°C
Relaxationszeitspektrum einer Batterie bei einer Temperatur von 60°C
Relaxationszeitspektrum einer Batterie bei einer Temperatur von 80°C
Relaxationszeitspektrum einer Batterie bei einer Temperatur von 100°C
Relaxationszeitspektrum einer Batterie bei einer Temperatur von 40°C nach vorheriger Erwärmung bis auf 1 10°C
Globales Maxima eines Relaxationszeitspektrums
Lokales Maximum eines Relaxationszeitspektrums
Wert der Relaxationszeitkonstante bei 10 Hz
Integral des Relaxationszeitspektrums im Frequenzbereich von 100 Hz bis 1 kHz Relaxationsprozess A
Relaxationsprozess B
Relaxationsprozess C

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zur Generierung eines angepassten Anregungssignal zur Bestimmung eines
Batteriezustandes und/oder einer Änderung eines Batteriezustandes mindestens einer, insbesondere einer, Batteriezelle mittels Impedanzmessung umfassend die Schritte a. Anlegen eines Stromanregungssignals an die mindestens eine Batteriezelle, wobei das Stromanregungssignal insbesondere aus mindestens zwei, insbesondere mindestens 5, bevorzugt mindestens 15 und/oder maximal 25, insbesondere überlagerten
Komponenten, die jeweils periodische Signalen mit voneinander verschiedenen Frequenzen darstellen, besteht, wobei das Stromanregungssignal so angelegt wird, dass der Mittelwert des
Stromanregungssignals über mindestens eine Periode der kleinsten enthaltenen Frequenz höchstens 20 % des Scheitelwerts beträgt, insbesondere das Stromanregungssignal über mindestens eine Periode der kleinsten enthaltenen Frequenz mittelwertfrei ist, b. Erfassen eines Antwortmesssignals der mindestens einen Batteriezelle, wobei
insbesondere mittels des ersten Antwortmesssignal mindestens eine Impedanz, insbesondere ein Impedanzspektrum, der Batteriezelle ermittelt und c. Ermitteln mindestens einer Auswertgröße aus dem Antwortmesssignal und/oder der mindestens einen Impedanz, dadurch gekennzeichnet, dass d. mindestens einer der Parameter Amplitude, insbesondere im um 0,01 bis 10 A,
Frequenz, insbesondere um 1 Hz bis 10KHz, und relative Phasenlage, insbesondere um 0 bis 360°, wenigstens einer Komponente des Stromanregungssignals in
Abhängigkeit von dem ersten Antwortmesssignal und/oder der Auswertgröße verändert wird, insbesondere so dass ein Messfehler minimiert wird, e. Generieren eines geänderte Stromanregungssignal als angepasstes Anregungssignal, insbesondere so, dass der Mittelwert des geänderten Stromanregungssignal über mindestens eine Periode der kleinsten enthaltenen Frequenz höchstens 20 % des Scheitelwerts beträgt, insbesondere das geänderte Stromanregungssignal über mindestens eine Periode der kleinsten enthaltenen Frequenz mittelwertfrei ist
2. Verfahren nach Anspruch 1 , wobei die Schritte a bis e mehrfach, insbesondere kontinuierlich, durchgeführt werden, wobei das geänderte Stromanregungssignal jeweils so an die mindestens eine Batteriezelle angelegt wird, dass der Mittelwert des geänderten
Stromanregungssignal über mindestens eine Periode der kleinsten enthaltenen Frequenz höchstens 20 % des Scheitelwerts beträgt, insbesondere das geänderte
Stromanregungssignal über mindestens eine Periode der kleinsten enthaltenen Frequenz mittelwertfrei ist.
3. Verfahren zur Bestimmung eines Batteriezustandes und/oder einer Änderung eines
Batteriezustandes mindestens einer, insbesondere einer, Batteriezelle umfassend die Schritte a. Anlegen eines Stromanregungssignals an die mindestens eine Batteriezelle, wobei das Stromanregungssignal insbesondere aus mindestens zwei, insbesondere mindestens 5, bevorzugt mindestens 15 und/oder maximal 25, insbesondere überlagerten Komponenten, die jeweils periodische Signalen mit voneinander verschiedenen Frequenzen darstellen, besteht, wobei das Stromanregungssignal so angelegt wird, dass der Mittelwert des Stromanregungssignals über mindestens eine Periode der kleinsten enthaltenen Frequenz höchstens 20 % des Scheitelwerts beträgt, insbesondere das
Stromanregungssignal über mindestens eine Periode der kleinsten enthaltenen Frequenz mittelwertfrei ist , b. Erfassen eines Antwortmesssignals der mindestens einen Batteriezelle, wobei
insbesondere mittels des ersten Antwortmesssignal mindestens eine Impedanz, insbesondere ein Impedanzspektrum, der Batteriezelle ermittelt und c. Ermitteln mindestens einer Auswertgröße aus dem Antwortmesssignal und/oder der mindestens einen Impedanz , dadurch gekennzeichnet, dass d. mindestens einer der Parameter Amplitude, insbesondere im um 0,01 bis 10 A,
Frequenz, insbesondere um 1 Hz bis 10KHz, und relative Phasenlage, insbesondere um 0 bis 360°, wenigstens einer Komponente des Stromanregungssignals in Abhängigkeit von dem ersten Antwortmesssignal und/oder der Auswertgröße verändert wird, insbesondere so dass ein Messfehler minimiert wird, e. dass das geänderte Stromanregungssignal so an die mindestens eine Batteriezelle angelegt wird, dass der Mittelwert des geänderten Stromanregungssignal über mindestens eine Periode der kleinsten enthaltenen Frequenz höchstens 20 % des Scheitelwerts beträgt, insbesondere das geänderte Stromanregungssignal über mindestens eine Periode der kleinsten enthaltenen Frequenz mittelwertfrei und f. dass ein weiteres Antwortmesssignal der mindestens einen Batteriezelle, erfasst wird, wobei insbesondere mittels des ersten Antwortmesssignal mindestens eine weitere Impedanz, insbesondere ein weiteres Impedanzspektrum, der Batteriezelle ermittelt wird und g. dass mindestens eine Diagnosegröße anhand der gemessenen mindestens einen weiteren Impedanz und/oder des Antwortmesssignals ermittelt wird und h. dass die Bestimmung des Batteriezustands und/oder einer Batteriezustandsgröße der mindestens einen Batteriezelle anhand eines Vergleichs der mindestens einen Diagnosegröße mit mindestens einem, insbesondere in Charakterisierungsmessungen gewonnenem, Referenzwert und/oder mit mindestens einer weiteren Diagnosegröße, insbesondere der mindestens einen Batteriezelle und/oder einer anderen Batteriezelle des gleichen Typs zu von einer vorausgehenden Zeit und/oder einer anderen
Batteriezelle des gleichen Typs aus einem Zeitfenster, insbesondere mit einer Dauer so bemessen, dass innerhalb des Zeitfensters die Veränderung des Ladezustandes der mindestens einen Batteriezelle kleiner 5 %, und/oder die Veränderung der Temperatur kleiner 5 K und/oder die Veränderung der Kapazität kleiner 5 % ist und/oder von maximal 600 Sekunden um die Durchführung des Schritts f, erfolgt, wobei insbesondere bei einer signifikanten Abweichung eine Änderung des
Batteriezustandes angenommen wird und/oder bei Erreichen und/oder Überschreiten des Referenzwerts ein kritischer Batteriezustand angenommen wird.
4. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass das Verfahren während der Ladung und/und oder Entladung der mindestens einen Batteriezelle durch geführt wird und dadurch Lade- und/oder Entladeströmen, insbesondere aufgrund eines realen Batteriebetriebs auftreten, wie beispielsweise während einer Fahrt eines Elektrofahrzeugs und eine adaptive rechnerische Kompensation von Lade- und/oder Entladeströmen im
Antwortmesssignal erfolgt,.
5. Verfahren nach einem der vorangegangenen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass das Impedanzspektrum mittels einer Kramers-Kronig-Relation und/oder weiterer Parameter, insbesondere auch seine auf seine Qualitätsmerkmale und/oder Auswertgüte überprüft wird, wobei insbesondere wenigstens einer der folgenden Parameter:
Signal-zu-Rausch-Verhältnis Amplitude des Antwortmesssignals
Linearität des Impedanzspektrums Zeitinvarianz des Antwortmesssignals bestimmt und/oder verwendet wird.
6. Verfahren nach einem der vorangegangenen Ansprüche, gekennzeichnet, durch die folgenden Schritte eine Anregungssignalkonstruktion (100) mit geeigneten Parametern, insbesondere
Anregungsfrequenzen, Anregungsamplituden und Phasenlagen, Erzeugen (110) eines Stromanregungssignals gemäße der Anregungssignalkonstruktion durch die Anregungseinheit (20) und/oder einer Spannungsantwortmessung (120) und/oder einer Driftkorrektur (130) und/oder einer Fourier- und/oder Wavelet Transformation (140) in den Frequenzbereich, wobei insbesondere eine Impedanzspektrumsbestimmung (150) und eine Bestimmung (160) des Relaxationszeitspektrums vorzugsweise zeitgleich oder unmittelbar aufeinanderfolgend erfolgen, und/oder einer Konsistenzprüfung (170) mittels der eine adaptive Regelung (180) wenigstens eines der Parameter der Anregungssignalkonstruktion (100) beeinflusst wird.
7. Verfahren nach einem der vorangegangenen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Schritte a bis g an mindestens zwei, insbesondere mindestens vier Batteriezellen, die insbesondere in einem Umkreis von 50 cm, insbesondere 10 cm um eine der mindestens zwei Zellen herum angeordnet ist/sind, insbesondere des gleichen Typs gleichzeitig oder sequentiell innerhalb eines vorbestimmten Messzeitfensters durchgeführt werden, wobei das Messzeitfenster dadurch definiert ist, dass eine Veränderung des Ladezustandes der mindestens zwei Batteriezellen kleiner 5 %, bevorzugt kleiner 1 %, eine Veränderung der Temperatur kleiner 5 K, bevorzugt kleiner 1 K und eine Veränderung der Kapazität kleiner 5 %, bevorzugt kleiner 1 % ist und insbesondere in Schritt f die Diagnosegrößen der mindestens zwei Batteriezellen verglichen werden.
8. Verfahren nach einem der vorangegangenen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Schritte a bis g, insbesondere spätestens, erneut durchgeführt werden, wenn die
Veränderung des Ladezustandes der Batteriezelle größer 5 %, oder die Veränderung der Temperatur größer 5 K oder die Veränderung der Kapazität größer 5 % ist, oder eine Zeit von 60 Sekunden, bevorzugt 1 Sekunde oder wenn ein externes Triggersignal (15) eine neue Messung anfordert, oder dass die Messung kontinuierlich mit einem gleitenden Auswertezeitfenster erfolgt.
9. Verfahren nach einem der vorangegangenen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass für eine erneute Durchführung des Schritts a, insbesondere der Schritte a bis h. mindestens ein Parameter, insbesondere Amplitude, Frequenz und relative Phasenlage der
Frequenzpunkte, des Anregungsstromsignals, insbesondere eine Mehrzahl oder alle, und/oder mindestens eine Komponente, insbesondere eine Mehrzahl von Komponenten oder alle Komponenten des geänderten Stromanregungssignals aus einer vorherigen Messung, insbesondere Durchführung der Schritte a bis 3, insbesondere bis h, als Startwert und/oder zur Generierung des Anregungsstromsignals des Schritts a gewählt wird.
10. Verfahren nach einem der vorangegangenen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass
Mittelwerte und/oder Streuungsmaße aus in einem jeweiligen Messzeitfenster und/oder gleichzeitig erfassten Impedanzen verschiedener Frequenzen in einer ersten und einer oder mehreren weiteren Batteriezellen des gleichen Typs gebildet werden.
11. Verfahren nach einem der vorangegangenen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass mindestens eine der charakteristische Größen der Impedanz wie Realteil, Imaginärteil, Betrag und Phase einer einzelnen, ersten der mindestens einen Batteriezelle mit Größen aus dem demselben Zeitschritt und/oder Zeitintervall einer einzelnen zweiten Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete weitere Batteriezellen verglichen werden, und dass falls ein Unterschied zwischen den Größen einen Schwellwert SA überschreitet ein Warnsignal WA (Batteriezustandsänderung festgestellt) an die Übermittlungseinheit übergeben wird und dass wenn der Unterschied zwischen den Größen einen weiteren Schwellwert SB überschreitet ein Warnsignal WB (sicherheitskritischer Batteriezustand) an die Übermittlungseinheit übergeben wird.
12. Verfahren nach einem der vorangegangenen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass dass mindestens eine der charakteristische Größen der Impedanz wie Realteil,
Imaginärteil, Betrag und Phase mit Größen aus mindestens einem vorherigen Zeitschritt und/oder -Intervall für eine erste Batteriezelle oder für eine oder mehrere seriell und/oder parallel verschaltete andere Batteriezellen verglichen werden, und dass falls ein Unterschied zwischen den Größen einen Schwellwert SA überschreitet ein Warnsignal WA
(Batteriezustandsänderung festgestellt) an die Übermittlungseinheit übergeben wird und dass wenn der Unterschied zwischen den Größen einen weiteren Schwellwert SB überschreitet ein Warnsignal WB (sicherheitskritischer Batteriezustand) an die Übermittlungseinheit übergeben wird.
13. Verfahren nach einem der vorangegangenen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass dass charakteristische Größen der Impedanz wie Realteil, Imaginärteil, Betrag und Phase mit Größen aus mindestens einer zuvor durchgeführten Messung für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen verglichen werden, und dass falls ein Unterschied zwischen den Größen einen Schwellwert SA überschreitet ein Warnsignal WA (Batteriezustandsänderung festgestellt) an die
Übermittlungseinheit übergeben wird und dass wenn der Unterschied zwischen den Größen einen weiteren Schwellwert SB überschreitet ein Warnsignal WB (sicherheitskritischer Batteriezustand) an die Übermittlungseinheit übergeben wird.
14. Verfahren nach einem der vorangegangenen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass statistische Größen der Impedanz, insbesondere Mittelwert und Streuungsmaße für den Parameter Realteil, Imaginärteil, Betrag und Phase einer einzelnen, ersten Batteriezelle mit Größen aus dem demselben Zeitschritt für eine einzelne, zweite Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete weitere Batteriezellen verglichen werden, und dass falls ein Unterschied zwischen den Größen einen Schwellwert SA überschreitet ein Warnsignal WA (Batteriezustandsänderung festgestellt) an die Übermittlungseinheit übergeben wird und dass wenn der Unterschied zwischen den Größen einen weiteren Schwellwert SB überschreitet ein Warnsignal WB (sicherheitskritischer Batteriezustand) an die Übermittlungseinheit übergeben wird.
15. Verfahren nach einem der vorangegangenen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass statistische Größen der Impedanz, insbesondere Mittelwert und Streuungsmaße für den Parameter Realteil, Imaginärteil, Betrag und Phase mit Größen aus mindestens einem vorherigen Zeitschritt für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen verglichen werden, dass falls ein Unterschied zwischen den Größen einen Schwellwert SA überschreitet ein Warnsignal WA
(Batteriezustandsänderung festgestellt) an die Übermittlungseinheit übergeben wird und dass wenn der Unterschied zwischen den Größen ein weiterer Schwellwert SB überschreitet, ein Warnsignal WB (sicherheitskritischer Batteriezustand) an die Übermittlungseinheit übergeben wird.
16. Verfahren nach einem der vorangegangenen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass statistische Größen der Impedanz, insbesondere Mittelwert und Streuungsmaße für den Parameter Realteil, Imaginärteil, Betrag und Phase mit Größen aus mindestens einer zuvor durchgeführten Messung für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen verglichen werden, und dass falls ein Unterschied zwischen den Größen einen Schwellwert SA überschreitet ein Warnsignal WA
(Batteriezustandsänderung festgestellt) an die Übermittlungseinheit übergeben wird und dass wenn der Unterschied zwischen den Größen einen weiteren Schwellwert SB überschreitet ein Warnsignal WB (sicherheitskritischer Batteriezustand) an die Übermittlungseinheit übergeben wird.
17. Verfahren nach einem der vorangegangenen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass dass charakteristische Größen des Relaxationszeitspektrums wie Wert des globalen Maximums, Frequenz des globalen Maximums, die Werte der lokalen und/oder der globalen Maxima, die Frequenz der lokalen und/oder globalen Maxima, Anzahl der Maxima, die Verteilung der Maxima im Spektrum, die Differenz der Relaxationszeiten bezüglich der Maxima einer Verteilungsfunktion von Polarisationswiderständen, der Mittelwert der Maxima, der Schwerpunkt des Spektrums, der Wert des Spektrums bei einer bestimmen Frequenz, der Wert des Integrals des Spektrums über einen bestimmten Frequenzbereich, die Integralwerte über mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche und der Mittelwert der Integrale über einen oder mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche mit den Größen aus dem demselben Zeitschritt für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete
Batteriezellen verglichen werden, und dass falls ein Unterschied zwischen den Größen einen Schwellwert SA überschreitet, ein Warnsignal WA (Batteriezustandsänderung festgestellt) an die Übermittlungseinheit übergeben wird und dass wenn der Unterschied zwischen den Größen einen weiteren Schwellwert SB überschreitet, ein Warnsignal WB
(sicherheitskritischer Batteriezustand) an die Übermittlungseinheit übergeben wird.
18. Verfahren nach einem der vorangegangenen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass dass charakteristische Größen des Relaxationszeitspektrum wie Wert des globalen Maximums, Frequenz des globalen Maximums, die Werte der lokalen und/oder der globalen Maxima, die Frequenz der lokalen und/oder globalen Maxima, Anzahl der Maxima, die Verteilung der Maxima im Spektrum, die Differenz der Relaxationszeiten bezüglich der Maxima der Verteilungsfunktion der Polarisationswiderstände, der Mittelwert der Maxima, der Schwerpunkt des Spektrums, der Wert des Spektrums bei einer bestimmen Frequenz, der Wert des Integrals des Spektrums über einen bestimmten Frequenzbereich, die Integralwerte über mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche und der Mittelwert der Integrale über einen oder mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche mit Größen aus mindestens einem vorherigen Zeitschritt für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen verglichen werden, und dass falls ein Unterschied zwischen den Größen einen Schwellwert SA überschreitet, ein Warnsignal WA (Batteriezustandsänderung festgestellt) an die Übermittlungseinheit übergeben wird und dass wenn der Unterschied zwischen den Größen einen weiteren Schwellwert SB überschreitet, ein Warnsignal WB (sicherheitskritischer Batteriezustand) an die Übermittlungseinheit übergeben wird.
19. Verfahren nach einem der vorangegangenen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass dass charakteristische Größen des Relaxationszeitspektrum wie der Wert des globalen Maximums, Frequenz des globalen Maximums, die Werte der lokalen und/oder der globalen Maxima, die Frequenz der lokalen und/oder globalen Maxima, Anzahl der Maxima, die Verteilung der Maxima im Spektrum, die Differenz der Relaxationszeiten bezüglich der Maxima der Verteilungsfunktion der Polarisationswiderstände, der Mittelwert der Maxima, der Schwerpunkt des Spektrums, der Wert des Spektrums bei einer bestimmen Frequenz, der Wert des Integrals des Spektrums über einen bestimmten Frequenzbereich, die Integralwerte über mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche und der Mittelwert der Integrale über einen oder mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche mit Größen aus mindestens einer zuvor durchgeführten Messung für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen verglichen werden, und dass falls ein Unterschied zwischen den Größen einen Schwellwert SA überschreitet ein Warnsignal WA
(Batteriezustandsänderung festgestellt) an die Übermittlungseinheit übergeben wird und dass wenn der Unterschied zwischen den Größen einen weiteren Schwellwert SB überschreitet ein Warnsignal WB (sicherheitskritischer Batteriezustand) an die Übermittlungseinheit übergeben wird.
20. Verfahren nach einem der vorangegangenen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass statistische Größen des Relaxationszeitspektrum, insbesondere Mittelwert und
Streuungsmaße für den Parameter, Wert des globalen Maximums, Frequenz des globalen Maximums, die Werte der lokalen und/oder der globalen Maxima, die Frequenz der lokalen und/oder globalen Maxima, Anzahl der Maxima, die Verteilung der Maxima im Spektrum, die Differenz der Relaxationszeiten bezüglich der Maxima der Verteilungsfunktion der
Polarisationswiderstände, der Mittelwert der Maxima, der Schwerpunkt des Spektrums, der Wert des Spektrums bei einer bestimmen Frequenz, der Wert des Integrals des Spektrums über einen bestimmten Frequenzbereich, die Integralwerte über mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche und der Mittelwert der Integrale über einen oder mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche mit Größen aus dem gleichen Zeitschritt für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen verglichen werden, dass falls ein Unterschied zwischen den Größen einen Schwellwert SA überschreitet, ein
Warnsignal WA (Batteriezustandsänderung festgestellt) an die Übermittlungseinheit übergeben wird und dass wenn der Unterschied zwischen den Größen ein weiterer
Schwellwert SB überschreitet, ein Warnsignal WB (sicherheitskritischer Batteriezustand) an die Übermittlungseinheit übergeben wird.
21. Verfahren nach einem der vorangegangenen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass statistische Größen des Relaxationszeitspektrum, insbesondere Mittelwert und
Streuungsmaße für den Parameter, Wert des globalen Maximums, Frequenz des globalen Maximums, die Werte der lokalen und/oder der globalen Maxima, die Frequenz der lokalen und/oder globalen Maxima, Anzahl der Maxima, die Verteilung der Maxima im Spektrum, die Differenz der Relaxationszeiten bezüglich der Maxima der Verteilungsfunktion der
Polarisationswiderstände, der Mittelwert der Maxima, der Schwerpunkt des Spektrums, der Wert des Spektrums bei einer bestimmen Frequenz, der Wert des Integrals des Spektrums über einen bestimmten Frequenzbereich, die Integralwerte über mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche und der Mittelwert der Integrale über einen oder mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche mit Größen aus mindestens einem vorherigen Zeitschritt für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete Batteriezellen verglichen werden, dass falls ein Unterschied zwischen den Größen einen Schwellwert SA überschreitet, ein Warnsignal WA (Batteriezustandsänderung festgestellt) an die Übermittlungseinheit übergeben wird und dass wenn der Unterschied zwischen den Größen ein weiterer Schwellwert SB überschreitet, ein Warnsignal WB (sicherheitskritischer
Batteriezustand) an die Übermittlungseinheit übergeben wird.
22. Verfahren nach einem der vorangegangenen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass statistische Größen des Relaxationszeitspektrum, insbesondere Mittelwert und
Streuungsmaße für den Parameter, Wert des globalen Maximums, Frequenz des globalen Maximums, die Werte der lokalen und/oder der globalen Maxima, die Frequenz der lokalen und/oder globalen Maxima, Anzahl der Maxima, die Verteilung der Maxima im Spektrum, die Differenz der Relaxationszeiten bezüglich der Maxima der Verteilungsfunktion der
Polarisationswiderstände, der Mittelwert der Maxima, der Schwerpunkt des Spektrums, der Wert des Spektrums bei einer bestimmen Frequenz, der Wert des Integrals des Spektrums über einen bestimmten Frequenzbereich, die Integralwerte über mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche und der Mittelwert der Integrale über einen oder mehrere abgegrenzte Frequenzbereiche mit Größen aus mindestens einer zuvor durchgeführten Messung für eine einzelne Batteriezelle oder für mehrere seriell und/oder parallel verschaltete
Batteriezellen verglichen werden, und dass falls ein Unterschied zwischen den Größen einen Schwellwert SA überschreitet, ein Warnsignal WA (Batteriezustandsänderung festgestellt) an die Übermittlungseinheit übergeben wird und dass wenn der Unterschied zwischen den Größen einen weiteren Schwellwert SB überschreitet, ein Warnsignal WB
(sicherheitskritischer Batteriezustand) an die Übermittlungseinheit übergeben wird.
23. Verfahren nach einem einem der vorangegangenen Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass der Vergleich einer ersten Batteriezelle mit mindestens einer Diagnosegröße einer oder mehrerer weiteren Batteriezellen insbesondere mit räumlich unmittelbar benachbarten und/oder in einem Abstand von höchstens 50 cm, insbesondere 10 cm, positionierten Batteriezellen innerhalb eines Batteriesystems erfolgt, insbesondere um eine thermische Propagation eines sicherheitskritischen Zustands zu detektieren.
24. Anregungseinheit zur Durchführung des Verfahrens nach einem der
Vorstehenden Ansprüche insbesondere umfassend einen Speicherkondensator (190), einen bidirektionalen leistungselektronischen Wandler (200) und einem Filter (210) mit einem Mittel zum Aufladen des Speicherkondensator vor Beginn einer Messung wobei der Speicherkondensator (190) eine Energie liefert um ein mittelwertfreies Stromanregungssignal mittels des bidirektionalen, leistungselektronischen Wandlers auf eine oder mehrere
Batteriezellen aufzuprägen, so dass Energie zwischen Speicherkondensator und Batterie zyklisch verschoben werden kann, insbesondere eingerichtet zur Durchführung eines
Verfahrens nach einem der vorstehenden Ansprüche.
25. Batteriesystem mit einer Anregungseinheit nach dem vorstehenden Anspruch.
26. Vorrichtung zur Durchführung eines Verfahrens nach einem der vorstehenden Ansprüche, umfassend einer Steuerungseinheit (10), eine Anregungseinheit (20), eine Messeinheit (30), eine Auswerteeinheit (40), und insbesondere eine
Regelungseinheit (50), eine Diagnoseeinheit (60) und/oder eine Übermittelungseinheit (70), wobei insbesondere die Steuerungseinheit (10) zur Erzeugung einer
Anregungssignalkonstruktion (100) mit geeigneten Parametern, insbesondere
Anregungsfrequenzen, Anregungsamplituden, Phasenlagen und einer
Gesamtamplitudenskalierung (Skalierungsfaktor) eingerichtet ist, und insbesondere die Anregungseinheit (20) ferner so ausgestattet ist, dass sie eine adaptive Beschaffung der Anregungssignalkonstruktion (100) ermöglicht, und insbesondere so eingerichtet ist, wenigstens einen der Parameter der Anregungssignalkonstruktion (100) adaptiv anzupassen.
27. Vorrichtung nach dem vorstehenden Anspruch, dadurch gekennzeichnet, dass die Messeinheit (30) für eine simultane Erfassung und Aufzeichnung des
Spannungsmesssignals in einem zuvor definierten Messzeitfenster von einer oder mehrerer gleichzeitig angeregter Batteriezellen eingerichtet ist.
28. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 26 oder 26, dadurch gekennzeichnet, dass die Steuerungseinheit (10) für eine Erzeugung einer Anregungssignalkonstruktion eines charakteristischen in einer Steuerungseinheit definierten multifrequenten periodischen, kontinuierlichen Signals in einer oder gleichzeitig mehreren seriell und/oder parallel verschalteten Batteriezellen eingerichtet ist.
29. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 26 bis 28, dadurch gekennzeichnet, dass sie eine Regelungseinheit enthält, die so eingerichtet ist, dass sie anhand wenigstens einer Auswertegröße adaptive Korrekturparameter für die Amplituden, Frequenzen und relativen Phasenlagen für das nächste Messzeitfenster bestimmt und an die Steuerungseinheit (10) übermittelt werden.
30. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 26 bis 29, mit einer Anregungseinheit (20) zum Anlegen eines Stromanregungssignals; mit einem Mittel zur Aufnahme eines Impedanzspektrums der Batteriezelle; mit einer Auswerteeinheit (40) (Mittel zur Ermittlung einer Auswertgröße) anhand des gemessenen Impedanzspektrums) dadurch gekennzeichnet, dass die Anregungseinheit (20) (das Mittel zum Anlegen eines Stromanregungssignals) so gestaltet ist, dass das Stromanregungssignal aus mindestens zwei periodischen Signalen mit voneinander verschiedenen Frequenzen besteht, das Stromanregungssignal so angelegt werden kann, dass es über mindestens eine Periode der kleinsten enthaltenen Frequenz mittelwertfrei ist, die Messeinheit (30) und die Auswerteeinheit (40) (das Mittel zur Aufnahme des
Impedanzspektrums der Batteriezelle) so ausgestaltet sind, dass ein erstes
Antwortmesssignal der Batterie ermittelt und ausgewertet werden kann und dass mindestens einer der Parameter Amplitude, Frequenz und relative Phasenlage wenigstens eines der Komponenten des Stromanregungssignal in Abhängigkeit von dem ersten Antwortmesssignal verändert werden kann, so dass ein Messfehler minimiert wird, dass ein weiteres Antwortmesssignal ermittelt und ausgewertet wird, dass der ausgewertete Wert als Auswertgröße eingesetzt werden kann und dass die Bestimmung des
Batteriezustands der Batteriezelle anhand eines Vergleichs mindestens einer
Diagnosegröße mit mindestens einem Referenzwert erfolgen kann.
31. Batteriesystem mit einer Vorrichtung nach einem der Ansprüche 26 bis 30.
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