WO2023208635A1 - Verfahren zur charakterisierung und/oder optimierung wenigstens eines energiespeichermoduls - Google Patents

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WO2023208635A1
WO2023208635A1 PCT/EP2023/059932 EP2023059932W WO2023208635A1 WO 2023208635 A1 WO2023208635 A1 WO 2023208635A1 EP 2023059932 W EP2023059932 W EP 2023059932W WO 2023208635 A1 WO2023208635 A1 WO 2023208635A1
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storage module
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Manuel KUDER
Florian SCHWITZGEBEL
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BAVERTIS GmbH
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    • H02J2310/48—The network being an on-board power network, i.e. within a vehicle for electric vehicles [EV] or hybrid vehicles [HEV]

Definitions

  • the invention relates to a method for characterizing and/or optimizing at least one energy storage module, in which a large number of energy storage modules and transistors are provided.
  • a battery management system (BMS) is necessary.
  • BMS battery management system
  • a DC intermediate circuit capacitor can be connected downstream of the energy storage devices. This serves to further smooth the three-phase currents of the converter and keep high-frequency oscillations away from the energy storage devices as well as to absorb switching overshoots, as the inductance of the energy storage devices would drive the current further.
  • the aim of this procedure is to load the energy storage with DC, as it is assumed that this contributes to the durability of the battery cell and reduces losses.
  • the converters can be provided on the DC bus, which pass the energy on to the electric motor or, in the case of braking energy recovery (recuperation), release it back to the battery.
  • chargers that can work with alternating voltage (AC) or direct voltage (DC) can also be connected to this bus.
  • AC alternating voltage
  • DC direct voltage
  • These converters are usually designed as two-point converters, e.g. as a B6 bridge in a three-phase version, or - especially in the area of solar systems - as three-point converters.
  • MMC systems multilevel converter systems
  • Batteries for example accumulators, capacitors, fuel cells and/or solar systems, for example, can be used as energy storage or energy sources.
  • the energy storage devices are not hard-wired together, but rather combined as individual submodules. You need this structure for every phase. Therefore, the energy storage is divided into these phases and can, for example, be permanently connected in series or in parallel. Previous methods for characterizing energy storage or energy sources are often inaccurate. In addition, losses often occur with, for example, frequency-dependent energy storage devices or energy sources.
  • the method for characterizing and/or optimizing at least one energy storage module is designed with a multilevel converter system, preferably a modular multilevel battery system (B2M), or can be used for this purpose.
  • a multilevel converter system preferably a modular multilevel battery system (B2M), or can be used for this purpose.
  • the optimization is preferably carried out with a view to low losses.
  • the energy storage module can be a memory of a, preferably frequency-dependent, electrical source, for example a battery, e.g. an accumulator, a fuel cell, a solar cell and/or a (super)capacitor.
  • a battery e.g. an accumulator, a fuel cell, a solar cell and/or a (super)capacitor.
  • the method can be used, for example, in electric vehicles, e.g. electric cars, electric trucks and/or electric buses. Use in hydrogen vehicles is also conceivable. Furthermore, this can be applied to stationary energy storage and/or other converter systems that are used on the power grid and/or are operated by an AC motor.
  • A, preferably modular, multilevel converter system describes a type of arrangement or switching of several energy storage modules or transistors.
  • Each energy storage module can have at least or exactly one battery, for example an accumulator, and/or at least or exactly one capacitor.
  • the transistors serve, for example, as switches by means of which, for example, current and/or voltage paths can be selected.
  • the energy storage modules can, for example, be integrated into a desired configuration or excluded from it.
  • At least or exactly two, three, four, five, six, seven, eight, nine, ten or more transistors are assigned to each energy storage module.
  • the transistor can, for example, be designed for a voltage of less than 500 V, 400 V, 300 V, 200 V, 100 V, 50 V, 40 V, 30 V, 20 V or 10 V.
  • the transistor can be designed for a voltage between 2 V and 8 V, for example 3 V, 4 V, 5 V, 6 V or 7 V.
  • Each energy storage module can be connected in parallel and/or in series to the adjacent energy storage module. Preferably, each energy storage module can be connected in series to the adjacent energy storage module. The possibility of parallel switching is advantageous, but not necessary.
  • the adjacent energy storage modules are preferably connected to one another via two current and/or voltage paths.
  • a transistor can be assigned to each path.
  • three transistors are provided between two adjacent energy storage modules.
  • the energy storage modules can therefore be connected in parallel or in series, for example.
  • Multilevel converter systems are significantly more versatile compared to bridge circuits. This means that almost any configuration can be created.
  • the energy storage modules can be connected to one another in any way, for example in parallel or in series. Individual energy storage modules can also be integrated into a desired configuration or excluded from it.
  • the energy storage modules are switched in such a way that at least one energy storage module is characterized and/or optimized based on a, preferably current-independent, frequency behavior.
  • a current pulse can be switched or impressed on the energy storage module and the resulting voltage response can be measured.
  • EIS electrochemical impedance spectroscopy
  • the electrical resistance is frequency dependent.
  • the current and voltage are not in phase, i.e. the voltage and current curves are offset in time. All energy storage systems such as (super)capacitors, batteries and fuel cells have this behavior.
  • An (ideal) capacitor is a typical example of this. At direct current and very low alternating current frequencies, its resistance is high, so that no or only a very small current flows. At higher frequencies the resistance becomes increasingly smaller. However, in an ideal capacitor, the flowing current and voltage are 90° out of phase.
  • Capacitors can be found in real systems, for example in the form of non-conductive cover layers and/or air gaps.
  • An electrochemical double layer that forms at the interface between a metal and an electrolyte also represents a capacitor.
  • An inductance such as a coil, behaves exactly opposite to the capacitor.
  • the phase shift between current and voltage is also 90° here, but with a different sign.
  • An inductor has an extremely high resistance at high frequencies, while this resistance is almost zero at low frequencies or direct current.
  • inductors are only important at high frequencies.
  • the lines or (unintentional) cable loops can act as inductance. This should preferably be taken into account in the measuring arrangement for impedance spectroscopy.
  • Other frequency-dependent phenomena are, for example, diffusion processes in a battery. These are represented by a so-called Warburg impedance.
  • Non-ideal capacitive behavior for example caused by a porous and/or rough surface, can be described by a constant phase element instead of a capacitor.
  • the aging and/or the temperature of the energy storage module can be estimated from this - with a known and/or estimated state of charge.
  • the frequency behavior of the energy storage module serves as a basis for discovering further characteristics of the energy storage module.
  • the frequency behavior can be determined by switching the energy storage modules, preferably the transistors.
  • the frequency e.g. the switching frequency, is independent of the current. Only the voltage can have an influence on this - e.g. through the different switching patterns.
  • the losses of an energy storage module depend on the frequency, e.g. the switching frequency, at which the energy storage module is operated.
  • An energy storage module can therefore be operated at a specific switching frequency in order to reduce losses.
  • the multilevel converter system can preferably be operated in a frequency range that is ideal for the energy storage module. This frequency range can change over the lifespan or the state of charge.
  • an energy storage module can be switched on and/or off at a predetermined frequency.
  • the optimization preferably depends only on the frequency and not on the current.
  • the frequency for example the switching frequency (typically above the fundamental harmonic of, for example, 50 Hz) can preferably be shifted into a frequency range in which the losses of the energy storage module are lowest. This can, for example, reduce the total battery losses of a vehicle.
  • An optimized frequency can preferably be between 1 kHz and 4 kHz. In this range, the Joule losses of the energy storage modules are low.
  • an energy storage module In order to optimize an energy storage module in terms of losses, it can be connected accordingly, e.g. in parallel or in series to one or more energy storage modules.
  • the switching can preferably be done using pulse width modulation (PWM).
  • PWM pulse width modulation
  • At least one transistor preferably all transistors, have a switching frequency of at least 1 Hz, 2 Hz, 3 Hz, 4 Hz, 5 Hz, 6 Hz, 7 Hz, 8 Hz, 9 Hz, 10 Hz, 15 Hz, 20 Hz , 30 Hz, 40 Hz, 50 Hz or 100 Hz.
  • a converter train can, for example, have 100 stages.
  • the entire converter train can therefore have 100 times the frequency.
  • the maximum switching frequency of a transistor and/or the entire converter train can be at least 50 kHz, 60 kHz, 70 kHz, 80 kHz, 90 kHz, 100 kHz, 150 kHz, 200 kHz, 250 kHz, 300 kHz, 400 kHz, 500 kHz, 600 kHz, 700 kHz, 800 kHz, 900 kHz, 1 MHz, 1.1 MHz, 1.2 MHz, 1.3 MHz, 1.4 MHz, 1.5 MHz, 2 MHz, 5 MHz, 10 MHz, 20 MHz, 30 MHz, 40 MHz, 50 MHz, 80 MHz, 100 MHz or 120 MHz.
  • the transistor can be designed as a metal-oxide-semiconductor field effect transistor (MOSFET) or comprise a MOSFET.
  • MOSFET metal-oxide-semiconductor field effect transistor
  • MOSFETs can be switched at high frequencies.
  • silicon, gallium nitride, gallium arsenide and/or silicon carbide can be provided as semiconductor material.
  • Organic semiconductors are also fundamentally conceivable.
  • preconditioning and/or operating optimum setting for MOSFETs is possible.
  • the energy storage module is designed as a battery, preferably an accumulator.
  • the energy storage module is preferably rechargeable. In principle, however, unique energy storage modules are also conceivable.
  • the energy storage module preferably enables longer-term storage of energy than, for example, a capacitor.
  • the energy storage module to be characterized is integrated into a configuration.
  • an energy storage module cannot initially be integrated into a configuration for characterization. This can then be integrated into a configuration and, for example, connected in series with at least one further energy storage module. This leads from a current flow of 0 A to one with > 0 A, during which the voltage response is measured. The ratio of voltage and current results in the complex resistance. Based on the knowledge of the frequencies, the equivalent circuit diagram can, for example, be provided with data.
  • a one-time integration into a configuration is sufficient to obtain a first measuring point.
  • the (re)configuration can, for example, remain the same. For example, you can first select 0 A and then - if necessary several times - a value (or different values) > 0 A.
  • the configuration is varied.
  • an energy storage module can first be connected in series and then in parallel. In this way, the frequency behavior can be determined for different configurations.
  • the configuration can change at each stage.
  • the configuration can be changed within a stage.
  • the energy storage modules can be integrated into a desired configuration or excluded from it.
  • Exclusion can be done, for example, by closing a switch, for example an upper one, so that no current flows through the corresponding energy storage module.
  • a current pulse is switched or impressed on the energy storage module and the resulting voltage response is measured.
  • the multilevel converter system can generate a sine wave on the load, e.g. a motor or a power source, e.g. a power grid.
  • Pulse characterization can be carried out by measuring the voltage response.
  • a portion can be cut out of the sinusoidal curve of the current or voltage curve, for example, by changing the configuration, e.g. integrating it into a configuration, switching in series and/or parallel. Depending on the switching frequency and sine frequency, this can result in a constant current, for example. This method preferably also works if the pulse is not constant.
  • the real part of the AC resistance varies depending on the frequency range. Therefore, the frequency response can be determined based on the voltage response.
  • the frequency behavior can be determined without the need for parallel connection.
  • the duration of the current pulse is varied.
  • the frequencies that are to be examined determine, for example, how long the current pulse must be.
  • an energy storage module to be optimized is integrated into a configuration such that the real part of the alternating current resistance is low and/or the frequency is high.
  • An optimized energy storage module is therefore preferably operated in a range with high frequencies and thus a low alternating current resistance.
  • an energy storage module can be connected in parallel or in series with at least one further energy storage module for optimization.
  • the configuration can remain the same in each stage and/or within a stage.
  • the configuration may change at each stage and/or within a stage.
  • a configuration can also have at least one further energy storage module.
  • Each configuration preferably has a large number of energy storage modules which are connected in parallel and/or in series with one another.
  • the frequency can be adjusted by changing the configuration.
  • an energy storage module has the lowest losses at 20 Hz, for example, a (re)configuration with a frequency of 20 Hz can be selected.
  • a characterization according to the invention is carried out before the optimization. In this way, the frequency behavior of the energy storage module can first be determined.
  • the data can include, for example, the frequency behavior of comparable energy storage modules, simulations and/or historical data of the energy storage module.
  • the energy storage module can be operated in a range in which the losses are low. The energy storage module is therefore switched into a specific configuration.
  • the optimization takes place with regard to an individual energy storage module.
  • the energy storage module to be optimized is therefore integrated into a configuration in such a way that the losses of the energy storage module to be optimized are as low as possible.
  • the optimization takes place with regard to several, preferably all, energy storage modules.
  • two, three, four, five or more energy storage modules can be optimized.
  • the optimization preferably takes place with regard to all energy storage modules.
  • Software can be used to find one or more configurations in which the overall loss of several or all energy storage modules is optimized.
  • the software can work using neural networks, Kalman filters and/or artificial intelligence.
  • the process can be continually improved using recorded data.
  • the invention also relates to a multilevel converter system, preferably a modular multilevel battery system, for carrying out the method according to the invention with a large number of energy storage modules and transistors, each energy storage module being connected in parallel and/or in series to the adjacent energy storage module.
  • the system includes a control device which is designed to switch the energy storage modules, preferably the transistors, in such a way that at least one energy storage module is characterized and/or optimized.
  • At least one transistor has a switching frequency of at least 1 Hz.
  • An optimized frequency can preferably be between 1 kHz and 4 kHz.
  • All embodiments and components of the multilevel converter system described here are preferably designed to be operated, for example by means of a control device, according to the method described here. Furthermore, all embodiments of the device described here and all embodiments of the method described here can each be combined with one another, preferably also independently of the specific embodiment in the context of which they are mentioned.
  • Fig. 1 shows an embodiment of an inventive
  • FIG. 3 shows a curve of the output voltage of an embodiment of an MMC system according to the invention
  • Fig. 4 shows a (loss) performance-optimized configuration of an MMC
  • FIG. 5 shows a configuration of an embodiment of an MMC system according to the invention for characterizing and/or optimizing energy storage modules
  • FIG. 6 shows a configuration of a further embodiment of an MMC system according to the invention for characterizing and/or optimizing energy storage modules
  • Fig. 7 is a Nyquist diagram of an electrochemical
  • Fig. 8 is a diagram of the current load over time with energy storage modules connected in parallel.
  • Fig. 9 is a diagram of the frequency components.
  • Fig. 1 shows a multilevel converter system for characterizing and/or optimizing at least one energy storage module 10, 12, 14, 16.
  • Adjacent energy storage modules 10, 12, 14, 16 are each connected to one another via several paths.
  • a switch designed as a transistor 18 is provided in each path.
  • the adjacent energy storage modules 10, 12, 14, 16 can thus be connected in series or parallel to one another. Individual energy storage modules 10, 12, 14, 16 can also be bridged if necessary, for example by closing the upper switch 18, and in this way excluded from a configuration.
  • Fig. 2 the voltage curve U is shown over the time t of a PWM modulation.
  • the DC voltage is switched on synchronously via several or one switch, so that an alternating voltage is only generated on average over time.
  • the sinusoidal target voltage 20 is therefore only rudimentarily modeled by the output voltage 22 of the PWM system.
  • Fig. 3 shows the voltage curve U in volts over time t in seconds of an MMC system.
  • the sinusoidal target voltage 20 is simulated by building individual stages 24.
  • the output voltage 24 therefore simulates the sinusoidal target voltage 20 much better.
  • FIG. 1 A power-optimized (loss) configuration of an MMC system is shown in FIG.
  • the voltage U is shown in volts over time t in seconds.
  • the first three voltage levels can be formed by connecting the energy storage modules 10, 12, 14, 16 in parallel.
  • the energy storage module 10 is always integrated, so that a measured value can be determined for different levels.
  • the energy storage module 10 is integrated into the configuration alone in the first stage and with another energy storage module 12 in the second stage, with two further energy storage modules 12, 14 in the third stage and with three further energy storage modules 12, 14 in the fourth stage ,16 is connected in series, the behavior in different frequency ranges can be determined.
  • the configuration shown in FIG. 5 can thus be used to characterize the energy storage module 10.
  • the configuration shown in FIG. 5 can also represent an optimized configuration in which the losses for one or more energy storage modules 10, 12, 14, 16 are low.
  • FIG. 1 A further exemplary configuration is shown in FIG.
  • the energy storage module 10 is connected alone and in the further stages in series with at least one of the other energy storage modules 12, 14, 16.
  • the configuration shown in FIG. 6 may represent an optimized configuration in which the losses for one or more energy storage modules 10, 12, 14, 16 are low.
  • FIGS. 5 and 6 are purely exemplary. Depending on which energy storage module or modules 10, 12, 14, 16 are to be characterized and/or optimized with regard to losses, other configurations are also conceivable.
  • EIS electrochemical impedance spectroscopy
  • the procedure can be used accordingly for other storage technologies.
  • the EIS of battery cells varies greatly depending on the manufacturer, but the cells from one manufacturer also vary greatly due to different protective circuits, cathode, anode materials and/or electrolytes. What is particularly interesting here is that the EISs differ from each other even for cells of the same type and manufacturer. However, the basic progression is the same for all storage types.
  • the x-axis represents the real part of the impedance, i.e. the complex alternating current resistance in Q. This corresponds to the actual losses of the battery at the respective operating points.
  • the y-axis shows the imaginary part of the impedance in Q at the respective operating points.
  • the different operating points come about due to different voltage frequencies applied to the battery.
  • the frequencies in the upper right area are low frequencies NF and are strongly influenced by diffusion.
  • the losses in the lower left area correspond to the losses at high frequencies HF and are strongly influenced by the inductive behavior.
  • a conventional load with DC is located in the Nyquist diagram at the low frequencies NF and thus at the maximum losses.
  • the battery losses therefore depend not only on the frequencies and current, but also on its state of charge. An adjustment of the losses for different battery states would therefore be advantageous.
  • the temperature and/or the aging condition also influence the frequency response or the losses of the battery.
  • ESD equivalent circuit diagram
  • the battery can be modeled with three RC elements, whereby the filter capacity is chosen to be negligibly small so as not to distort the simulation. This results in parameters that reflect the frequency behavior of the battery.
  • Batteries in MMC systems can experience DC loading at low frequencies. In principle, their filtering would be conceivable with capacitors. These would be However, they are disproportionately large because they can hardly lose any charge over an entire fundamental oscillation. In battery-powered MMC systems, the batteries are exposed to the fundamental frequency of the output current.
  • M2B Modular Multilevel Battery Converter
  • Fig. 8 shows the curve shape of the current I with which an M2B module is loaded during a sine wave (measurement with eight M2B modules and an additional capacitor module equipped with 860 pF) over time t.
  • the waveform resembles a rectified sine wave.
  • the differences to the envelope of a rectified sine signal arise from the parallel connection of the energy storage modules 10, 12, 14, 16. Jumps in the current load occur when energy storage modules 10, 12, 14, 16 that were previously connected in parallel switch to series mode.
  • an M2B results in a load on the batteries of 100 Hz on the European power grid (50 Hz). This corresponds to twice the value, since both the positive and negative half-waves of a sine wave flow through the batteries .
  • the frequency load depends on the electrical speed of the motor and corresponds to twice the value of this speed in the inverter modules. If the losses in this exemplary battery are lowest at 2 kHz, then the losses can be reduced by an MMC system that is operated at an output frequency of 1 kHz.
  • the frequency range in which the energy storage modules 10, 12, 14, 16 are loaded can be freely influenced. This is also necessary because the optimal operating point depends on different parameters and changes, for example, over the lifetime of an energy storage module 10, 12, 14, 16 (and possibly the other energy storage modules 10, 12, 14, 16).
  • dependencies on the temperature of the energy storage modules 10, 12, 14, 16 can also be compensated for.
  • the method according to the invention can preferably be repeated at time intervals in order to take aging influences into account.
  • the process can be repeated continuously, for example.
  • the load frequency of the converter can preferably be set to different charging and/or discharging curves.
  • the offset component of the load current cannot achieve 100% of the expected optimization, since a sine that has been shifted by its amplitude also has a direct current component. This corresponds to 50% and for this 50% no improvement can be achieved with the method presented here.
  • the root mean square is used to calculate losses. This means that alternating variables can be converted into their direct current losses or effective values. For a sine offset by an offset, as is impressed on the energy storage module 10, 12, 14, 16 during the operation of an MMC system, this results
  • a current can be selected that corresponds to the effective value of a sine with offset, namely 1.23 A. Since the load current is specified by the consumer, it must now be modeled in such a way that it is possible for the energy storage module 10, 12, 14, 16 to operate at the optimal operating point.
  • the energy storage module 10, 12, 14, 16 it must now be modeled in such a way that it is possible for the energy storage module 10, 12, 14, 16 to operate at the optimal operating point.
  • a feature of the MMC systems with their ability to be connected in parallel is exploited.
  • the stages in these are generated by parallel and/or serial connection, as shown by way of example in FIGS. 4 to 6.
  • the remaining energy storage modules 10, 12, 14, 16 serve to reduce the internal resistance by connecting them in parallel.
  • Fig. 6 shows that there is no alternative vector for the fourth stage, since all energy storage modules 10, 12, 14, 16 are required for generating the output voltage and there are no remaining energy storage modules 10, 12, 14, 16.
  • the energy storage modules 10, 12, 14, 16 can be integrated into a configuration in parallel or in series or completely excluded in almost any configuration.
  • the battery losses are suboptimal for the vectors that do not use all energy storage modules 10, 12, 14, 16, since the effect of connecting energy storage modules 10, 12, 14, 16 in parallel and the resulting reduced battery losses is not used.
  • all energy storage modules 10, 12, 14, 16 can be connected in parallel, so that the internal resistance - neglecting the complex components - is 1/4.

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Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Charakterisierung und/oder Optimierung wenigstens eines Energiespeichermoduls mit einem Multilevelconverter-System, bei dem eine Vielzahl an Energiespeichermodulen und Transistoren bereitgestellt wird, wobei jedes Energiespeichermodul zum jeweils benachbarten Energiespeichermodul parallel und/oder in Serie geschaltet werden kann, und die Energiespeichermodule, vorzugsweise die Transistoren, derart geschaltet werden, dass wenigstens ein Energiespeichermodul anhand eines, vorzugsweise stromunabhängigen, Frequenzverhaltens charakterisiert und/oder optimiert wird.

Description

Verfahren zur Charakterisierung und/oder Optimierung wenigstens eines Energie- speichermoduls
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Charakterisierung und/oder Optimierung wenigstens eines Energiespeichermoduls, bei dem eine Vielzahl an Energiespeichermodulen und Transistoren bereitgestellt wird.
Bisherige Energiespeicher werden meist mit Gleichspannung (DC) belastet. Dies ist dem Aufbau von konventionellen Umrichter-Systemen geschuldet. Dabei wird versucht, die Wechselspannungsanteile, also harmonische Schwingungen, von den Energiespeichern fernzuhalten.
Da hierbei viele Energiespeicher in Serie oder parallel geschaltet werden müssen, ist ein Batteriemanagement-System (BMS) notwendig. Den Energiespeichern kann z.B. ein DC- Zwischenkreiskondensator nachgeschaltet sein. Dieser dient dazu, die dreiphasigen Ströme des Umrichters weiter zu glätten und hochfrequente Schwingungen von den Energiespeichern fernzuhalten sowie Schaltüberschwingungen abzufangen, da die Induktivität der Energiespeicher den Strom weitertreiben würde. Das Ziel dieses Vorgehens ist es, die Energiespeicher mit DC zu belasten, da hierbei angenommen wird, dass dies zur Beständigkeit der Batteriezelle beiträgt und die Verluste reduziert.
Beispielsweise bei einem herkömmlichen Elektrofahrzeug können am DC-Bus die Umrichter vorgesehen sein, die die Energie an den Elektromotor weitergeben bzw. bei einer Bremsenergierückgewinnung (Rekuperation) wieder an die Batterie abgeben. An diesem Bus können beispielsweise auch Ladegeräte angeschlossen werden, die mit Wechselspannung (AC) oder Gleichspannung (DC) arbeiten können.
Diese Umrichter sind zumeist als Zweipunktumrichter, z.B. als B6-Brücke bei einer dreiphasigen Ausführung, oder - vor allem im Bereich von Solaranlagen - als Dreipunktumrichter ausgebildet.
Alternativ zu Brückenschaltungen als Umrichter sind so genannte Multilevelconverter-Sys- teme (MMC-Systeme) bekannt.
Als Energiespeicher bzw. Energiequellen können beispielsweise Batterien, z.B. Akkumulatoren, Kondensatoren, Brennstoffzellen und/oder Solaranlagen verwendet werden. Die Energiespeicher werden dabei nicht fest miteinander verdrahtet, sondern als einzelne Submodule zusammengefasst. Diesen Aufbau benötigt man für jede Phase. Daher teilen sich die Energiespeicher auf diese Phasen auf und können beispielsweise fest in Serie oder parallel verschaltet werden. Bisherige Verfahren zur Charakterisierung von Energiespeicher bzw. Energiequellen sind häufig ungenau. Zudem treten bei, z.B. frequenzabhängigen, Energiespeichern bzw. Energiequellen oftmals Verluste auf.
Es ist daher eine Aufgabe der Erfindung, ein Verfahren zu schaffen welches eine genaue Charakterisierung wenigstens eines Energiespeichermoduls ermöglicht und/oder Verluste reduziert.
Die Lösung dieser Aufgabe erfolgt durch das Verfahren mit den Merkmalen des Anspruchs 1 .
Erfindungsgemäße ist das Verfahren zur Charakterisierung und/oder Optimierung wenigstens eines Energiespeichermoduls mit einem Multilevelconverter-System, vorzugsweise Modularen Multilevel Batterie-System (B2M), ausgebildet bzw. kann hierzu verwendet werden.
Die Optimierung erfolgt vorzugsweise im Hinblick auf niedrige Verluste.
Die Verluste P hängen gemäß P = I2 * Z vom Realteil des Wechselstromwiederstandes Z ab.
Bei dem Energiespeichermodul kann es sich um einen Speicher einer, vorzugsweise frequenzabhängigen, elektrischen Quelle handeln, beispielsweise einer Batterie, z.B. eines Akkumulators, einer Brennstoffzelle, einer Solarzelle und/oder eines (Super)kondensa- tors.
Das Verfahren kann beispielsweise bei Elektrofahrzeugen, z.B. Elektro-PKWs, ElektroLKWs und/oder Elektro-Bussen, eingesetzt werden. Auch ein Einsatz bei Wasserstofffahrzeugen ist ebenso denkbar. Ferner kann dieses auf stationäre Energiespeicher und/oder andere Umrichter-Systeme, die am Stromnetz verwendet und/oder von einem Wechselspannungsmotor betrieben werden, angewendet werden.
Es wird eine Vielzahl an Energiespeichermodulen und Transistoren bereitgestellt.
Ein, vorzugsweise modulares, Multilevelconverter-System beschreibt eine Art der Anordnung bzw. Schaltung mehrerer Energiespeichermodule bzw. Transistoren. Jedes Energiespeichermodul kann wenigstens oder genau eine Batterie, z.B. einen Akkumulator, und/oder wenigstens oder genau einen Kondensator aufweisen.
Die Transistoren dienen beispielsweise als Schalter, mittels derer z.B. Strom- und/oder Spannungspfade ausgewählt werden können. Die Energiespeichermodule können dadurch beispielsweise in eine gewünschte Konfiguration eingebundenen oder von dieser ausgeschlossen werden.
Vorzugsweise sind jedem Energiespeichermodul wenigstens oder genau zwei, drei, vier, fünf, sechs, sieben, acht, neun, zehn oder mehr Transistoren zugeordnet.
Der Transistor kann beispielsweise für eine Spannung von weniger als 500 V, 400 V, 300 V, 200 V, 100 V, 50 V, 40 V, 30 V, 20 V oder 10 V ausgebildet sein. Vorzugsweise kann der Transistor für eine Spannung zwischen 2 V und 8 V, z.B. 3 V, 4 V, 5 V, 6 V oder 7 V, ausgelegt sein.
Jedes Energiespeichermodul kann zum jeweils benachbarten Energiespeichermodul parallel und/oder in Serie geschaltet werden. Vorzugsweise kann jedes Energiespeichermodul zum jeweils benachbarten Energiespeichermodul in Serie geschaltet werden. Die Möglichkeit eines parallelen Schaltens ist vorteilhaft, aber nicht notwendig.
Vorzugsweise sind die benachbarten Energiespeichermodule über jeweils zwei Strom- und/oder Spannungspfade miteinander verbunden. Jedem Pfad kann dabei ein Transistor zugeordnet sein.
Beispielsweise sind zwischen zwei benachbarten Energiespeichermodulen drei Transistoren vorgesehen. Die Energiespeichermodule können dadurch z.B. parallel oder in Serie geschaltet werden.
Multilevelconverter-Systeme sind im Vergleich zu Brückenschaltungen deutlich vielseitiger. So können nahezu beliebige Konfigurationen erzeugt werden. Beispielsweise können die Energiespeichermodule beliebig, z.B. parallel oder in Serie, zueinander geschaltet werden. Auch können einzelne Energiespeichermodule in eine gewünschte Konfiguration eingebundenen oder von dieser ausgeschlossen werden.
Die Energiespeichermodule, vorzugsweise die Transistoren, werden derart geschaltet, dass wenigstens ein Energiespeichermodul anhand eines, vorzugsweise stromunabhängigen, Frequenzverhaltens charakterisiert und/oder optimiert wird. Zum Charakterisieren kann z.B. ein Strompuls auf das Energiespeichermodul geschaltet bzw. geprägt und die daraus resultierende Spannungsantwort gemessen werden.
Alternativ oder zusätzlich wird bei der so genannten elektrochemischen Impedanzspektroskopie (EIS) das Verhalten eines Systems unter Wechselstrombelastung untersucht. Jedes zu untersuchende System lässt sich im Grunde als eine Kombination von Widerständen, Kapazitäten und/oder Induktivitäten verstehen, welche bestimmten realen Komponenten oder Vorgängen entsprechen. Eine genaue Kenntnis des Systems ermöglicht das Erstellen eines Ersatzschaltbildes. Damit können Veränderungen im elektrischen Verhalten als Veränderungen einzelner Systemkomponenten gedeutet werden.
In den meisten Fällen ist der elektrische Widerstand jedoch frequenzabhängig. Der Strom und die Spannung sind dabei nicht in Phase, d.h. die Spannungs- und Stromkurven sind zeitlich gegeneinander versetzt. Dieses Verhalten besitzen alle Energiespeichersysteme wie z.B. (Super)kondensatoren, Batterien, Brennstoffzellen.
Ein (idealer) Kondensator ist hierfür ein typisches Beispiel. Bei Gleichstrom und sehr niedrigen Wechselstromfrequenzen ist dessen Widerstand hoch, so dass kein beziehungsweise lediglich ein sehr geringer Strom fließt. Bei höheren Frequenzen wird der Widerstand zunehmend kleiner. Der fließende Strom und die Spannung sind jedoch - bei einem idealen Kondensator - um 90° phasenversetzt.
Kondensatoren finden sich in realen Systemen zum Beispiel in Form von nichtleitenden Deckschichten und/oder Luftspalten. Eine elektrochemische Doppelschicht, die sich an der Grenzfläche eines Metalls zu einem Elektrolyten ausbildet, stellt ebenfalls einen Kondensator dar.
Genau entgegengesetzt zum Kondensator verhält sich eine Induktivität, z.B. eine Spule. Die Phasenverschiebung zwischen Strom und Spannung beträgt auch hier 90°, jedoch mit anderem Vorzeichen. Eine Induktivität hat bei hohen Frequenzen einen extrem hohen Widerstand, während dieser bei niedrigen Frequenzen bzw. Gleichstrom annähernd Null ist. Induktivitäten sind bei den hier betrachteten technischen Systemen somit lediglich bei hohen Frequenzen von Bedeutung. Beispielsweise können die Leitungen bzw. (unbeabsichtigte) Kabelschleifen als Induktivität wirken. Dies ist bei der Messanordnung für die Impedanzspektroskopie vorzugsweise zu berücksichtigen. Andere frequenzabhängige Phänomene sind zum Beispiel Diffusionsvorgänge einer Batterie. Diese werden durch eine so genannte Warburg-Impedanz dargestellt. Nicht ideales kapazitives Verhalten, das beispielsweise durch eine poröse und/oder raue Oberfläche verursacht wird, kann anstelle eines Kondensators durch ein Element mit konstanter Phase beschrieben werden.
Wurde das Frequenzverhalten des Energiespeichermoduls charakterisiert, kann daraus - bei bekanntem und/oder geschätztem Ladezustand - beispielsweise die Alterung und/oder die Temperatur des Energiespeichermoduls abgeschätzt werden.
Das Frequenzverhalten des Energiespeichermoduls dient quasi als Basis, um weitere Charakteristika des Energiespeichermoduls zu erschließen.
Es war überraschend, dass durch Schalten der Energiespeichermodule, vorzugsweise der Transistoren, das Frequenzverhalten bestimmt werden kann. Die Frequenz, z.B. die Schaltfrequenz, ist dabei unabhängig vom Strom. Lediglich die Spannung kann darauf - z.B. durch die unterschiedlichen Schaltmuster - Einfluss haben.
Ferner wurde festgestellt, dass die Verluste eines Energiespeichermoduls von der Frequenz, z.B. der Schaltfrequenz, mit der das Energiespeichermodul betrieben wird, abhängen.
Ein Energiespeichermodul kann somit mit einer bestimmten Schaltfrequenz betrieben werden, um Verluste zu reduzieren. Das Multilevelconverter-System kann vorzugsweise in einem Frequenzbereich betrieben werden, der für das Energiespeichermodul ideal ist. Dieser Frequenzbereich kann sich über die Lebensdauer bzw. den Ladezustand hinweg verändern.
Beispielsweise kann ein Energiespeichermodul mit einer vorgegebenen Frequenz zu- und/oder weggeschaltet werden.
Die Optimierung hängt vorzugsweise lediglich von der Frequenz und nicht vom Strom ab.
Die Frequenz, z.B. die Schaltfrequenz, (typischer Weise über der Grundharmonischen von beispielsweise 50 Hz) kann vorzugsweise in einen Frequenzbereich verschoben werden, bei dem die Verluste des Energiespeichermoduls am geringsten sind. Damit können z.B. die Gesamtbatterieverluste eines Fahrzeugs verkleinert werden. Eine optimierte Frequenz kann vorzugsweise zwischen 1 kHz und 4 kHz liegen. In diesem Bereich sind die Joule'schen Verluste der Energiespeichermodule gering.
Um ein Energiespeichermodul hinsichtlich der Verluste zu optimieren, kann dieses entsprechend geschaltet werden, z.B. parallel oder in Serie zu einem oder mehreren Energiespeichermodulen.
Das Schalten kann vorzugsweise pulsweitenmoduliert (PWM) erfolgen.
Wenigstens ein Transistor, vorzugsweise alle Transistoren, weist/en eine Schaltfrequenz von mindestens 1 Hz, 2 Hz, 3 Hz, 4 Hz, 5 Hz, 6 Hz, 7 Hz, 8 Hz, 9 Hz, 10 Hz, 15 Hz, 20 Hz, 30 Hz, 40 Hz, 50 Hz oder 100 Hz auf.
Ein Umrichterstrang kann beispielsweise 100 Stufen aufweisen. Der gesamte Umrichterstrang kann daher die 100-fache Frequenz aufweisen.
Beispielsweise kann die maximale Schaltfrequenz eines Transistors und/oder des gesamten Umrichterstrangs mindestens 50 kHz, 60 kHz, 70 kHz, 80 kHz, 90 kHz, 100 kHz, 150 kHz, 200 kHz, 250 kHz, 300 kHz, 400 kHz, 500 kHz, 600 kHz, 700 kHz, 800 kHz, 900 kHz, 1 MHz, 1 ,1 MHz, 1 ,2 MHz, 1 ,3 MHz, 1 ,4 MHz, 1 ,5 MHz, 2 MHz, 5 MHz, 10 MHz, 20 MHz, 30 MHz, 40 MHz, 50 MHz, 80 MHz, 100 MHz oder 120 MHz betragen.
Beispielsweise kann der Transistor als Metall-Oxid-Halbleiter-Feldeffekttransistor (MOS- FET) ausgebildet sein oder einen MOSFET umfassen.
MOSFETs können mit hohen Frequenzen geschaltet werden.
Als Halbleitermaterial kann beispielsweise Silizium, Galliumnitrid, Galliumarsenid und/oder Siliziumcarbid vorgesehen sein. Auch organische Halbleiter sind grundsätzlich denkbar.
Beispielsweise ist eine Vorkonditionierung und/oder Betriebsoptimumseinstellung für MOSFETs möglich.
Weiterbildungen der Erfindung sind auch den abhängigen Ansprüchen, der Beschreibung sowie den beigefügten Zeichnungen zu entnehmen.
Gemäß einer Ausführungsform ist das Energiespeichermodul als Batterie, vorzugsweise Akkumulator, ausgebildet. Vorzugsweise ist das Energiespeichermodul wieder aufladbar. Grundsätzlich sind jedoch auch einmalige Energiespeichermodule denkbar.
Bevorzugt ermöglicht das Energiespeichermodul eine längerfristige Speicherung von Energie als z.B. ein Kondensator.
Nach einer weiteren Ausführungsform wird das zu charakterisierende Energiespeichermodul in eine Konfiguration eingebunden.
Beispielsweise kann ein Energiespeichermodul zur Charakterisierung zunächst nicht in eine Konfiguration eingebunden sein. Anschließend kann dieses in eine Konfiguration eingebunden werden und beispielsweise in Serie mit wenigstens einem weiteren Energiespeichermodul geschaltet werden. Dies führt von einem Stromfluss von 0 A zu einem mit > 0 A, in dessen Verlauf die Spannungsantwort gemessen wird. Das Verhältnis von Spannung und Strom ergibt den komplexen Widerstand. Aufgrund der Kenntnis über die Frequenzen kann z.B. das Ersatzschaltbild mit Daten versehen werden.
Die Möglichkeit, die Energiespeichermodule zueinander in Serie zu schalten, ist für die Charakterisierung ausreichend. Ein Parallelschalten ist daher nicht notwendig, jedoch grundsätzlich denkbar, falls die Energiespeichermodule entsprechende Pfade aufweisen. Ferner erhöht dies die Freiheitsgrade der Datenerhebung. So können die Punkte beispielsweise ebenfalls mit unterschiedlichen Stromstärken aufgezeichnet werden.
Auf diese Weise kann das Frequenzverhalten bestimmt werden.
Ein einmaliges Einbinden in eine Konfiguration ist hierbei ausreichend, um einen ersten Messpunkt zu erhalten. Im Hinblick auf eine genauere Messung ist es hingegen vorteilhaft, mehrere Messungen durchzuführen. Dabei kann die (Um)Konfiguration beispielsweise gleich bleiben. Zum Beispiel kann erst 0 A und anschließend - gegebenenfalls mehrfach - ein Wert (oder unterschiedliche Werte) > 0 A gewählt werden.
Gemäß einer weiteren Ausführungsform wird die Konfiguration variiert.
Durch eine Änderung der Konfiguration können unterschiedliche Messpunkte ermittelt werden. Beispielsweise kann ein Energiespeichermodul zunächst in Serie und anschließend parallel geschaltet werden. So kann das Frequenzverhalten für unterschiedliche Konfigurationen ermittelt werden.
Vorzugsweise kann sich die Konfiguration in jeder Stufe ändern. Alternativ oder zusätzlich kann eine Änderung der Konfiguration innerhalb einer Stufe erfolgen.
Die Energiespeichermodule können in eine gewünschte Konfiguration eingebundenen oder von dieser ausgeschlossen werden.
Ein Ausschließen kann beispielsweise durch Schließen eines, z.B. oberen, Schalters erfolgen, sodass kein Strom durch das entsprechende Energiespeichermodul fließt.
Nach einer weiteren Ausführungsform wird ein Strompuls auf das Energiespeichermodul geschaltet bzw. geprägt und die daraus resultierende Spannungsantwort gemessen.
Das Multilevelconverter-System kann währenddessen einen Sinus an der Last, z.B. einem Motor oder einer Stromquelle, z.B. einem Stromnetz, erzeugen.
Durch die Messung der Spannungsantwort kann eine Pulscharakterisierung erfolgen.
Aus dem Sinusverlauf der Strom- bzw. Spannungskurve kann beispielsweise über eine Änderung der Konfiguration, z.B. ein Einbinden in eine Konfiguration, ein serielles und/oder paralleles Schalten, ein Anteil herausgeschnitten werden. Je nach Schaltfrequenz und Sinusfrequenz kann sich dadurch beispielsweise ein in diesem Zeitschrift konstanter Strom ergeben. Vorzugsweise funktioniert dieses Verfahren auch, wenn der Puls nicht konstant ist.
Der Realteil des Wechselstromwiderstandes Z hängt gemäß Z = u/i von der Spannung und dem Strom ab.
Der Realteil des Wechselstromwiderstandes ist je nach Frequenzbereich unterschiedlich. Daher kann aufgrund der Spannungsantwort das Frequenzverhalten bestimmt werden.
Ohne die Notwendigkeit eines Parallelschaltens kann das Frequenzverhalten bestimmt werden. Bei einem Fahrzeug ist es auch möglich, ein, mehrere oder alle Energiespeichermodule während der Fahrt zu charakterisieren, d.h. ein Stillstand des Fahrzeugs ist nicht notwendig.
Gemäß einer weiteren Ausführungsform wird die Dauer des Strompulses variiert. Die Frequenzen, die untersucht werden sollen, bestimmen beispielsweise, wie lang der Strompuls sein muss.
Durch eine Variation der Dauer des Strompulses können weitere Messpunkte ermittelt werden, um das Frequenzverhalten zu bestimmen.
Nach einer weiteren Ausführungsform wird ein zu optimierendes Energiespeichermodul derart in eine Konfiguration eingebunden, dass der Realteil des Wechselstromwiderstands gering und/oder die Frequenz hoch ist.
In Bereichen mit hohen Frequenzen ist der Realteil des Wechselstromwiderstandes hoch, während dieser in Bereichen mit mittleren Frequenzen kleiner ist. Ein optimiertes Energiespeichermodul wird daher vorzugsweise in einem Bereich mit hohen Frequenzen und somit einem niedrigen Wechselstromwiderstand betrieben.
Beispielsweise kann ein Energiespeichermodul zur Optimierung parallel oder in Serie mit wenigstens einem weiteren Energiespeichermodul geschaltet werden.
Die Konfiguration kann in jeder Stufe und/oder innerhalb einer Stufe gleich bleiben.
Alternativ kann sich die Konfiguration in jeder Stufe und/oder innerhalb einer Stufe ändern.
In einer Konfiguration kann lediglich das zu optimierende Energiespeichermodul vorhanden sein. Alternativ kann eine Konfiguration auch wenigstens ein weiteres Energiespeichermodul aufweisen. Bevorzugt weist jede Konfiguration eine Vielzahl an Energiespeichermodulen auf, welche parallel und/oder in Serie zueinander geschaltet sind.
Beispielsweise kann durch eine Änderung der Konfiguration die Frequenz eingestellt werden.
Wenn bekannt ist, dass ein Energiespeichermodul beispielsweise bei 20 Hz die geringsten Verluste aufweist, kann eine (Um)Konfiguration mit der Frequenz 20 Hz gewählt werden.
Gemäß einer weiteren Ausführungsform wird vor der Optimierung eine erfindungsgemäße Charakterisierung durchgeführt. Auf diese Weise kann zunächst das Frequenzverhalten des Energiespeichermoduls bestimmt werden.
Alternativ kann auch auf bestehende Daten zurückgegriffen werden. Die Daten können beispielsweise das Frequenzverhalten vergleichbarer Energiespeichermodule, Simulationen und/oder historische Daten des Energiespeichermoduls umfassen.
Ist das Frequenzverhalten bekannt, kann das Energiespeichermodul in einem Bereich betrieben werden, in dem die Verluste gering sind. Das Energiespeichermodul wird daher in eine bestimmte Konfiguration geschaltet.
Nach einer weiteren Ausführungsform erfolgt die Optimierung hinsichtlich eines einzelnen Energiespeichermoduls.
Das zu optimierende Energiespeichermodul wird daher derart in eine Konfiguration eingebunden, dass die Verluste des zu optimierenden Energiespeichermoduls möglichst gering sind.
Dies ist technisch vergleichsweise einfach zu realisieren, da keine Rücksicht auf die weiteren Energiespeichermodule genommen werden muss. Jedoch kann dies zu höheren Verlusten bei den anderen Energiespeichermodulen führen.
Gemäß einer weiteren Ausführungsform erfolgt die Optimierung hinsichtlich mehrerer, vorzugsweise aller, Energiespeichermodule.
Beispielsweise können zwei, drei, vier, fünf oder mehr Energiespeichermodule optimiert werden.
Vorzugsweise erfolgt die Optimierung hinsichtlich aller Energiespeichermodule.
Dies führt dazu, dass die Verluste insgesamt reduziert werden.
Um eine oder mehrere Konfigurationen zu finden, bei denen eine Optimierung hinsichtlich des Gesamtverlustes mehrerer oder aller Energiespeichermodule erfolgt, kann eine Software eingesetzt werden. Beispielsweise kann die Software mithilfe neuronaler Netze, Kalman-Filter und/oder künstlicher Intelligenz arbeiten. Beispielsweise kann das Verfahren dadurch mithilfe aufgezeichneter Daten stets weiter verbessert werden.
Die Erfindung betrifft auch ein Multilevelconverter-System, vorzugsweise ein Modulares Multilevel Batterie-System, zum Durchführen des erfindungsgemäßen Verfahrens mit einer Vielzahl an Energiespeichermodulen und Transistoren, wobei jedes Energiespeichermodul zum jeweils benachbarten Energiespeichermodul parallel und/oder in Serie geschaltet ist.
Das System umfasst eine Steuerungsvorrichtung, die dazu ausgebildet ist, die Energiespeichermodule, vorzugsweise die Transistoren, derart zu schalten, dass wenigstens ein Energiespeichermodul charakterisiert und/oder optimiert wird.
Wenigstens ein Transistor weist eine Schaltfrequenz von mindestens 1 Hz auf.
Eine optimierte Frequenz kann vorzugsweise zwischen 1 kHz und 4 kHz liegen.
Alle hier beschriebenen Ausführungsformen und Bauteile des Multilevelconverter-Sys- tems sind vorzugsweise dazu ausgebildet, z.B. mittels einer Steuerungsvorrichtung, nach dem hier beschriebenen Verfahren betrieben zu werden. Ferner können alle hier beschriebenen Ausführungsformen der Vorrichtung sowie alle hier beschriebenen Ausführungsformen des Verfahrens jeweils miteinander kombiniert werden, vorzugsweise auch losgelöst von der konkreten Ausgestaltung, in deren Zusammenhang sie erwähnt werden.
Die Erfindung wird im Folgenden beispielhaft unter Bezugnahme auf die Zeichnungen beschrieben. Es zeigen:
Fig. 1 eine Ausführungsform eines erfindungsgemäßen
MMC-System,
Fig. 2 einen Verlauf der Ausgangsspannung eines PWM-Systems gemäß Stand der Technik,
Fig. 3 einen Verlauf der Ausgangsspannung einer Ausführungsform eines erfindungsgemäßen MMC-Systems, Fig. 4 eine (verlust)leistungsoptimierte Konfigurationen eines MMC-
Systems gemäß Stand der Technik,
Fig. 5 eine Konfiguration einer Ausführungsform eines erfindungsgemäßen MMC-Systems zur Charakterisierung und/oder Optimierung von Energiespeichermodulen,
Fig. 6 eine Konfiguration einer weiteren Ausführungsform eines erfindungsgemäßen MMC-Systems zur Charakterisierung und/oder Optimierung von Energiespeichermodulen,
Fig. 7 ein Nyquist-Diagramm einer elektrochemischen
Impedanzspektroskopie,
Fig. 8 ein Diagramm der Strombelastung über die Zeit bei parallel geschalteten Energiespeichermodulen, und
Fig. 9 ein Diagramm der Frequenzanteile.
Zunächst ist zu bemerken, dass die dargestellten Ausführungsformen rein beispielhafter Natur sind. So können einzelne Merkmale nicht nur in der gezeigten Kombination, sondern auch in Alleinstellung oder in anderen technisch sinnvollen Kombinationen realisiert sein. Beispielsweise können die Merkmale einer Ausführungsform beliebig mit Merkmalen einer anderen Ausführungsform kombiniert werden. Die Konfiguration und/oder Anzahl an gezeigten Energiespeichermodulen, Pfaden und Transistoren ist rein beispielhaft und grundsätzlich beliebig.
Enthält eine Figur ein Bezugszeichen, welches im unmittelbar zugehörigen Beschreibungstext nicht erläutert wird, so wird auf die entsprechenden vorhergehenden bzw. nachfolgenden Ausführungen in der Figurenbeschreibung Bezug genommen. So werden für gleiche bzw. vergleichbare Bauteile in den Figuren dieselben Bezugszeichen verwendet und diese nicht nochmals erläutert.
Fig. 1 zeigt ein Multilevelconverter-System zur Charakterisierung und/oder Optimierung wenigstens eines Energiespeichermoduls 10, 12, 14, 16.
Benachbarte Energiespeichermodule 10, 12, 14, 16 sind jeweils über mehrere Pfade miteinander verbunden. In jedem Pfad ist ein als Transistor 18 ausgebildeter Schalter vorgesehen.
Die benachbarten Energiespeichermodule 10, 12, 14, 16 können somit in Serie oder parallel zueinander geschaltet werden. Auch können einzelne Energiespeichermodule 10, 12, 14, 16 bei Bedarf, z.B. durch Schließen des oberen Schalters 18, überbrückt und auf diese Weise von einer Konfiguration ausgeschlossen werden.
In Fig. 2 ist der Spannungsverlauf U über die Zeit t einer PWM- Modulation dargestellt.
Für eine dreiphasige DC/AC-Systemkopplung werden hierbei sechs Schalter benötigt.
Bei einer B6-Brücke oder einem Zweipunktumrichter wird die DC-Spannung über mehrere bzw. einen Schalter synchron eingeschaltet, sodass sich lediglich im Zeitmittel eine Wechselspannung einstellt.
Die sinusförmige Sollspannung 20 wird durch die Ausgangsspannung 22 des PWM-Sys- tems daher nur rudimentär nachempfunden.
Fig. 3 zeigt den Spannungsverlauf U in Volt über die Zeit t in Sekunden eines MMC-Sys- tems.
Die sinusförmige Sollspannung 20 wird durch den Aufbau einzelner Stufen 24 nachgebildet. Die Ausgangsspannung 24 bildet die sinusförmige Sollspannung 20 daher deutlich besser nach.
In Fig. 4 ist eine (verlust)leistungsoptimierte Konfiguration eines MMC-Systems gezeigt. Die Spannung U ist in Volt über die Zeit t in Sekunden dargestellt.
Beispielhaft wird gezeigt, wie die ersten drei Spannungsstufen durch eine Parallelschaltung der Energiespeichermodule 10, 12, 14, 16 gebildet werden können.
Um die Leistung zu optimieren und den besten Wirkungsgrad zu erhalten, sind in jeder Stufe stets sämtliche Energiespeichermodule 10, 12, 14, 16 in die Konfiguration eingebunden.
Fig. 5 zeigt hingegen eine Konfiguration, bei der sämtliche Energiespeichermodule 10, 12, 14, 16 in Serie geschaltet sind. Eine derartige Konfiguration kann zur Charakterisierung des Energiespeichermoduls 10 verwendet werden.
In diesem Beispiel ist das Energiespeichermodul 10 stets eingebunden, sodass für unterschiedliche Stufen jeweils ein Messwert ermittelt werden kann.
Dadurch, dass das Energiespeichermodul 10 in der ersten Stufe alleine in die Konfiguration eingebunden ist und in der zweiten Stufe mit einem weiteren Energiespeichermodul 12, in der dritten Stufe mit zwei weiteren Energiespeichermodulen 12, 14 und in der vierten Stufe mit drei weiteren Energiespeichermodulen 12, 14,16 in Serie geschalten ist, kann das Verhalten in unterschiedlichen Frequenzbereichen bestimmt werden.
Die in Fig. 5 gezeigte Konfiguration kann somit zur Charakterisierung des Energiespeichermoduls 10 verwendet werden.
Alternativ oder zusätzlich kann die in Fig. 5 gezeigte Konfiguration auch eine optimierte Konfiguration darstellen, bei der die Verluste für eines oder mehrere Energiespeichermodule 10, 12, 14, 16 gering sind.
In Fig. 6 ist eine weitere, beispielhafte Konfiguration dargestellt.
In der ersten Stufe ist das Energiespeichermodul 10 alleine und in den weiteren Stufen in Serie mit wenigstens einem der anderen Energiespeichermodule 12, 14, 16 geschaltet.
Die in Fig. 6 gezeigte Konfiguration kann eine optimierte Konfiguration darstellen, bei der die Verluste für eines oder mehrere Energiespeichermodule 10, 12, 14, 16 gering sind.
Die in Fig. 5 und 6 dargestellten Konfigurationen sind rein beispielhaft. Je nachdem, welches oder welche Energiespeichermodule 10, 12, 14, 16 charakterisiert und/oder im Hinblick auf Verluste optimiert werden sollen, sind ebenso andere Konfigurationen denkbar.
In Fig. 7 ist ein Nyquist-Diagramm einer elektrochemischen Impedanzspektroskopie (EIS) am Beispiel einer Lithium-Ionen-Batterie als Energiespeichermodul 10, 12, 14, 16 dargestellt.
Das Vorgehen ist entsprechend für andere Speichertechnologien anwendbar. Die EIS von Batteriezellen ist je nach Hersteller sehr unterschiedlich, aber auch die Zellen eines Herstellers weichen aufgrund von unterschiedlichen Schutzbeschaltungen, Kathoden-, Anodenmaterialien und/oder Elektrolyten stark voneinander ab. Besonders interessant ist hierbei, dass die EIS selbst bei Zellen des gleichen Bautyps und Herstellers voneinander abweichen. Der grundlegende Verlauf ist jedoch bei allen Speichertypen gleich.
Die x-Achse repräsentiert den Realteil der Impedanz, also des komplexen Wechselstromwiderstandes in Q. Dieser entspricht den tatsächlichen Verlusten der Batterie in den jeweiligen Betriebspunkten.
Zudem zeigt die y-Achse den Imaginärteil der Impedanz in Q in den jeweiligen Betriebspunkten.
Die unterschiedlichen Betriebspunkte kommen durch unterschiedliche, an die Batterie angelegte Spannungsfrequenzen zustande. So sind die Frequenzen im rechten oberen Bereich niedrige Frequenzen NF und werden stark von der Diffusion beeinflusst. Die Verluste im unteren linken Bereich entsprechen den Verlusten bei hohen Frequenzen HF und werden stark von dem induktiven Verhalten beeinflusst.
Das Nyquist-Diagramm bietet nicht die Möglichkeit, exakte Frequenzwerte unmittelbar abzulesen. Diese müssen gesondert dargestellt werden.
Jedoch ist im Nyquist-Diagramm ersichtlich, dass der Punkt der kleinsten Verluste (P = I2 * Re(Z)) von der x-Achse abhängt und der Punkt ist, der sich am weitesten links befindet, da hier nur die Ohm’schen Verluste auftreten.
Eine konventionelle Belastung mit DC befindet sich im Nyquist-Diagramm bei den niedrigen Frequenzen NF und somit bei den maximalen Verlusten.
Es wurden zudem Messungen mit verschiedenen Ladezuständen durchgeführt (nicht gezeigt). Dabei ergaben sich unterschiedliche Kurvenverläufe.
Die Verluste der Batterie sind somit nicht nur von den Frequenzen und dem Strom abhängig, sondern auch von dessen Ladezustand. Eine Justierung der Verluste bei unterschiedlichen Zuständen der Batterie wäre somit vorteilhaft.
Die Temperatur und/oder der Alterungszustand beeinflusst den Frequenzgang bzw. die Verluste der Batterie ebenfalls. Bei der dargestellten Batterie wäre es somit wünschenswert, sie z.B. mit einer Frequenz von etwa 2 kHz zu belasten, um sie in dem Betriebspunkt mit geringen Verlusten zu betreiben. Dieser Punkt entspricht dem Schnittpunkt mit der x-Achse.
Das Nyquist-Diagramm dieser Batterie zeigt ein sehr homogenes Verhalten beim Punkt der kleinsten Widerstände. Dies ist jedoch nicht bei allen Batterien der Fall.
Aus diesen Messungen lässt sich nun ein Batteriemodell, ein sogenanntes Ersatzschaltbild (ESB), berechnen.
Die Modellierung der Batterie kann mit drei RC-Gliedern erfolgen, wobei die Filter-Kapazität vernachlässigbar klein gewählt wird, um die Simulation nicht zu verfälschen. Daraus ergeben sich Parameter, die das Frequenzverhalten der Batterie widerspiegeln.
Es sind auch Modellierungen ohne oder mit einem RC-Glied bzw. zwei, drei oder mehr RC-Gliedern möglich.
Hochfrequente Bereiche über 4 kHz sowie Bereiche mit sehr kleinen Frequenzen können hierbei vernachlässigt werden.
Das konventionelle Vorgehen wird erfindungsgemäß hinterfragt, zumal eine DC-Belastung von Batteriespeichern nachteilhaft ist. Es wurde festgestellt, dass hochfrequente Sinusbelastungen eine positive Auswirkung auf die Alterung der Batteriezellen haben und den so genannten State of Health (SOH) der Batterien positiv beeinflussen können.
Daher ist es vorteilhaft, die Batterie bei geeigneten Betriebspunkten zu betreiben, um Alterungseffekte gering zu halten.
Bei einem konventionellen Umrichter ist dies jedoch nur schwer möglich. Hierzu würden zusätzliche Umrichter benötigt werden, die diese harmonischen Schwingungen auf die Batterie aufmodellieren müssten, da sich durch den dreiphasigen Aufbau konventioneller Umrichter-Systemen die Ströme der drei Phasen im Mittel neutralisieren. Dadurch ist ein Vorteil des Systems bedingt, wonach die Blindströme, also Ströme, die keine Arbeit leisten, nicht das ganze Batteriesystem belasten.
Batterien bei MMC-Systemen können bei niedrigen Frequenzen eine DC-Belastung erfahren. Deren Filterung wäre zwar grundsätzlich mit Kondensatoren denkbar. Diese wären jedoch überproportional groß, da diese über eine ganze Grundschwingung hinweg kaum an Ladung verlieren dürfen. Bei batteriebetriebenen MMC-Systemen sind die Batterien der Grundfrequenz des Ausgangsstromes ausgesetzt.
Im speziellen Fall der batteriebetriebenen MMC-Systeme mit Parallelschaltung folgt der Strom dem Hauptstrom. Dieser ist durch das Ändern der Konfigurationen jedoch zerhackt.
Zudem wird beim Parallelschalten der Strom auf mehrere Energiespeichermodule 10, 12, 14, 16 aufgeteilt. Dies führt zu einem kleineren Strom in den jeweiligen Energiespeichermodulen 10, 12, 14, 16 als insgesamt durch das Gesamtsystem fließt. Ein Umrichtertyp, der dies ermöglicht, ist der Modular Multilevel Batteriekonverter (M2B), quasi eine Unterart eines MMC-Systems.
Fig. 8 zeigt die Kurvenform des Stromes I, mit dem ein M2B-Modul während einer Sinuswelle belastet wird (Messung mit acht M2B-Modulen und zusätzlichem Kondensatormodul bestückt mit 860 pF), über die Zeit t.
Die Kurvenform ähnelt einer gleichgerichteten Sinuswelle. Die Unterschiede zur Hüllkurve eines gleichgerichteten Sinus-Signals ergeben sich durch die Parallelschaltung der Energiespeichermodule 10, 12, 14, 16. Es kommt zu Sprüngen in der Strombelastung, wenn vormals parallel geschaltete Energiespeichermodule 10, 12, 14, 16 in den Serienmodus übergehen.
Fig. 9 stellt die Frequenzanteile der in Fig. 8 dargestellten Stromkurve in Prozent dar. Wie bei einem gleichgerichteten Sinus zu erwarten ist, dominieren die Frequenzen f = 0 Hz und f = 100 Hz. Andere Frequenzanteile wie 50 Hz, 150 Hz usw. sind bedeutend niedriger und haben eine Amplitude von weniger als 15 % des Gleichanteils.
Vor allem niedrige Frequenzen bis ca. 300 Hz haben einen hohen relativen Anteil.
Eine Anwendung eines MMC-Systems oder im Speziellen eines M2B führt am Europäischen Stromnetz (50 Hz) zu einer Belastung der Batterien mit 100 Hz. Dies entspricht dem doppelten Wert, da von einer Sinuswelle sowohl die positive als auch die negative Halbwelle durch die Batterien fließen.
Bei einer Anwendung des Umrichters an einem Drehstrommotor hängt die Frequenzbelastung somit von der elektrischen Drehzahl des Motors ab und entspricht in den Umrichtermodulen dem doppelten Wert dieser Drehzahl. Wenn nun die Verluste bei dieser beispielhaften Batterie bei 2 kHz am geringsten sind, dann können durch ein MMC-System, das bei einer Ausgangsfrequenz von 1 kHz betrieben wird, die Verluste gesenkt werden.
Durch die variable Batterie-Verschaltung von MMC-Systemen kann der Frequenzbereich, in dem die Energiespeichermodule 10, 12, 14, 16 belastet werden, jedoch frei beeinflusst werden. Dies ist auch notwendig, da der optimale Betriebspunkt von unterschiedlichen Parametern abhängt und sich z.B. im Laufe der Lebenszeit eines Energiespeichermoduls 10, 12, 14, 16 (sowie gegebenenfalls der anderen Energiespeichermodule 10, 12, 14, 16) verändert.
Dies kann beispielsweise über Software und/oder Softwareupdates realisiert werden.
Zum Beispiel können auch Abhängigkeiten von der Temperatur der Energiespeichermodule 10, 12, 14, 16 kompensiert werden.
Entsprechend kann eine Abhängigkeit von der Anzahl an Zyklen (Lebensdauer) der Energiespeichermodule 10, 12, 14, 16 kompensiert werden.
Das erfindungsgemäße Verfahren kann vorzugsweise in zeitlichen Abständen wiederholt werden, um Alterungseinflüsse zu berücksichtigen. Um Temperatursensoren einzusparen, kann das Verfahren z.B. kontinuierlich wiederholt werden.
Die Belastungsfrequenz des Umrichters kann vorzugsweise auf unterschiedliche Lade- und/oder Entladekurven eingestellt werden.
Durch den Offsetanteil des Laststroms kann nicht 100 % der zu erwartenden Optimierung erzielt werden, da ein Sinus, der um seine Amplitude verschoben wurde, auch einen Gleichstromanteil besitzt. Dieser entspricht 50 % und für diese 50 % kann keine Verbesserung mit dem hier vorgestellten Verfahren erzielt werden.
Für die Berechnung der Verluste wird in der Elektrotechnik das quadratische Mittel (Root Mean Square - RMS) verwendet. Dadurch können Wechselgrößen in deren Gleichstromverluste bzw. Effektivwerte umgerechnet werden. Für einen um einen Offset versetzten Sinus, wie er bei dem Betrieb eines MMC-Systems auf das Energiespeichermodul 10, 12, 14, 16 aufgeprägt wird, ergibt sich
Figure imgf000021_0001
Wenn also auf einen DC-Strom ein Sinus modelliert wird, erhöht sich der Effektivwert (RMS). Dies ist über alle Frequenzen gleich. Das Energiespeichermodul 10, 12, 14, 16 hat dennoch unterschiedliche Verluste. Bei einem Sinus, der die gleiche Amplitude wie der Offset hat, ergibt sich:
Ien = J(12 + (A) 1.2247.
Die Verluste können direkt über das ohmsche Gesetzt (P = I2 * R) bestimmt werden. Mit steigender Frequenz können die ohmschen Verluste reduziert werden.
Als Vergleichssystem bei 0 Hz kann ein Strom gewählt werden, der dem Effektivwert eines Sinus mit Offset entspricht, nämlich 1 ,23 A. Da der Laststrom vom Verbraucher vorgegeben wird, muss dieser nun so modelliert werden, dass es möglich ist, das Energiespeichermodul 10, 12, 14, 16 im optimalen Betriebspunkt zu betreiben. Hier wird z.B. eine Eigenschaft der MMC-Systeme mit Parallelschaltbarkeit ausgenutzt.
Die Stufen bei diesen werden durch Parallel- und/oder Seriellverschaltung erzeugt, wie beispielhaft in Fig. 4 bis 6 dargestellt.
Zur Erzeugung eines vierstufigen Sinus können, wie in Fig. 5 dargestellt, Konfigurationen gebildet werden, wobei in der ersten Stufe ein Energiespeichermodul 10 seriell verschaltet ist, in der zweiten Stufe zwei Energiespeichermodule 10, 12 seriell verschaltet sind, in der dritten Stufe drei Energiespeichermodule 10, 12, 14 und in der vierten Stufe vier Energiespeichermodule 10, 12, 14, 16.
Die restlichen Energiespeichermodule 10, 12, 14, 16 dienen dazu, den Innenwiderstand durch Parallelschaltung zu reduzieren.
Diese Konfiguration kann über sämtliche Stufen gehalten werden. Durch die Möglichkeit der Parallelschaltung gibt es nun aber alternative Darstellungen der Stufen. Diese können dazu genutzt werden, höhere Frequenzen auf den Batteriestrom zu modellieren.
So zeigt z.B. Fig. 6, dass für die vierte Stufe kein alternativer Vektor vorhanden ist, da alle Energiespeichermodule 10, 12, 14, 16 für die Erzeugung der Ausgangsspannung benötigt werden und es keine übrigen Energiespeichermodule 10, 12, 14, 16 gibt. Für die erste, zweite und dritte Stufe gibt es jedoch verschiedenste mögliche Konfigurationen, da die Energiespeichermodule 10, 12, 14, 16 nahezu beliebig in eine Konfiguration parallel oder in Serie eingebunden oder gänzlich ausgeschlossen werden können.
Die Batterieverluste sind jedoch bei den Vektoren, die nicht alle Energiespeichermodule 10, 12, 14, 16 benutzen, suboptimal, da der Effekt der Parallelschaltung von Energiespeichermodulen 10, 12, 14, 16 und den damit verringerten Batterieverlusten nicht genutzt wird.
Beispielsweise können in der ersten Stufe sämtliche Energiespeichermodule 10, 12, 14, 16 parallel geschaltet werden, sodass der Innenwiderstand - bei Vernachlässigung der komplexen Anteile - 1/4 beträgt.
Bereits bei den dargestellten vier Energiespeichermodulen 10, 12, 14, 16 ist eine Vielzahl an unterschiedlichen Konfigurationen denkbar, welche eine Modellierung des Batteriestroms ermöglicht.
Anhand einer Simulation wurde gezeigt, dass eine Reduzierung der Batterieverluste durch stumpfes Umschalten erzielt werden kann.
Hier gibt es z.B. die Möglichkeit, den Strom durch ein Energiespeichermodul 10, 12, 14, 16 zu halbieren, indem ein anderes Energiespeichermodul 10, 12, 14, 16 parallelgeschaltet wird oder den vollen Laststrom durch das Energiespeichermodul 10, 12, 14, 16 zu führen.
Dies ist stets möglich, wenn nicht alle Energiespeichermodule 10, 12, 14, 16 benötigt werden, um die maximale Spannung auszugeben.
Dies ist am Beispiel eines Elektroautos immer dann der Fall, wenn der Fahrer nicht mit Maximalgeschwindigkeit unterwegs ist oder nicht gerade am Stromnetz lädt. Diese Einschränkung ist jedoch unerheblich, da dies nur für die höchste Stufe gilt und in das Modulierungsschema integriert werden kann, da der Sinus selbst bei maximaler Geschwindigkeit nur kurz die maximale Amplitude besitzt.
Wird zwischen zwei Konfigurationen hin- und her geschaltet, führt dies zu einer hochfrequenten Belastung des Energiespeichermoduls 10, 12, 14, 16. Ein Hin- und Herschalten zwischen parallel und seriell ändert die Verluste über die Frequenz. Bezugszeichenliste
10, 12, 14, 16 Energiespeichermodul
18 Transistor 20 Sollspannung
22 Ausgangsspannung PWM-System
24 Stufe, Ausgangsspannung MMC-System
U Spannung t Zeit
Re(Z) Realteil des komplexen Widerstandes lm(Z) Imaginärteil des komplexen Widerstandes NF niedrige Frequenzen
HF hohe Frequenzen I Strom f Frequenz

Claims

Ansprüche
1. Verfahren zur Charakterisierung und/oder Optimierung wenigstens eines Energiespeichermoduls (10, 12, 14, 16) mit einem Multilevelconverter-System, bei dem eine Vielzahl an Energiespeichermodulen (10, 12, 14, 16) und Transistoren (18) bereitgestellt wird, wobei jedes Energiespeichermodul (10, 12, 14, 16) zum jeweils benachbarten Energiespeichermodul (10, 12, 14, 16) parallel und/oder in Serie geschaltet werden kann, und die Energiespeichermodule (10, 12, 14, 16), vorzugsweise die Transistoren (18), derart geschaltet werden, dass wenigstens ein Energiespeichermodul (10, 12, 14, 16) anhand eines, vorzugsweise stromunabhängigen, Frequenzverhaltens charakterisiert und/oder optimiert wird.
2. Verfahren nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass das Energiespeichermodul (10, 12, 14, 16) als Batterie, vorzugsweise Akkumulator, ausgebildet ist.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass das zu charakterisierende Energiespeichermodul (10, 12, 14, 16) in eine Konfiguration eingebunden wird.
4. Verfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, dass die Konfiguration variiert wird.
5. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass ein Strompuls auf das Energiespeichermodul (10, 12, 14, 16) geschaltet und die daraus resultierende Spannungsantwort gemessen wird.
6. Verfahren nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, dass die Dauer des Strompulses variiert wird. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass ein zu optimierendes Energiespeichermodul (10, 12, 14, 16) derart in eine Konfiguration eingebunden wird, dass der Realteil des Wechselstromwiderstands gering und/oder die Frequenz hoch ist. Verfahren nach Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, dass vor der Optimierung eine Charakterisierung gemäß einem der Ansprüche 1 bis 6 durchgeführt wird. Verfahren nach Anspruch 7 oder 8, dadurch gekennzeichnet, dass die Optimierung hinsichtlich eines einzelnen Energiespeichermoduls (10, 12, 14, 16) erfolgt. Verfahren nach einem der Ansprüche 7 bis 9, dadurch gekennzeichnet, dass die Optimierung hinsichtlich mehrerer, vorzugsweise aller, Energiespeichermodule (10, 12, 14, 16) erfolgt.
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