Part 2 of the Deep Dive to degradation characteristics of Li-Ion Cells. In this part I will discuss the LiFePo (LFP) chemistry. 🧵
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#emobility #battery #LFP #NMC #homebattery

https://twitter.com/alife_meat/status/1666787822764695552?s=20

Lets again start with calendric ageing. Likewise NMC cells, a higher storage temperature results in much faster capacity loss. As there are much fewer studies on LFP cells, especially the high temperature values are somew. inconsistent. This results from few different studies
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with a relative wide range of measurement values, but the overall tendency is apparent.
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The grouped temperature values are shown on the x-axis, the corresponding capacity loss in % per year ist on the y-axis. Each column represents a group of SOC values where the values are similar. Compared to the calendric ageing of NMC cells, the capacity loss is very close.
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https://twitter.com/alife_meat/status/1666787827890126853?s=20

Next is cyclic ageing. The studies tried to do the same measurement matrices as in the NMC studies. But the results are very different. Lets start again with the depth of discharge (DOD) influence factor.
This time, on the y-axis the capacity loss in % per full cycle is shown
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There are basically 2 groups of studies: the ones who see a DOD influence and those who see just a very small to none at all. I have still calculated the median of all studies results but please keep in mind, that its very possible that there is no DOD influence on LFP Cells.
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Contrary to the NMC studies there are close to 0 studies that analysed the SOC-window influence on LFP cells. I am not a fan of conclusions based on single to very few studies, so I wont provide any conclusions on that. But of course that doesn't mean there is no influence.
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The temperature influence is again only at below 0°C a very relevant factor.
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On the measurements for C-rate influence we have again the effect, that on very small currents the test will take forever and the calendric ageing kicks more in. So the shown higher capacity loss at small currents have to take that into account.
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Lastly we have again only very few studies on current direction influence, but this time, charging seems to be more favourable for the capacity loss than discharging.
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Conclusions:

Compared to NMC chemistry the LFP cells have a very similar to slightly better calendric aging of around 2% per year in good conditions.
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The cyclic ageing is on influence factors close, but 2 to 3 times lower than of NMC Cells. Where a NMC Cell on 1C, 20°C, 100% DoD has ~0.04% capacity wear per cycle, LFP has only 0.01%.

This makes LFP chemistry at least on ageing factors absolutely superior to NMC.
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I apologize for any English errors (not my first language) and thank you for reading! Please comment on any errors from me or issues you have!

In the next part I will look into what excactly happens in the cell at each influence factor.
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Deep Dive: Degradation Characteristics of LFP Cells

Die Energieeffizienz eines Lithium Ionen Akkus ist immer wieder Thema der öfftl. Diskussion.
Tatsächlich gibt es dazu bisher nur wenige wiss. ausgearbeitete Messungen. Ich habe mich trotzdem mal durch die aktuelle Studienlage gewühlt. Ein 🧵

Die Effizienz einer Akkuzelle wird üblicherweise aus dem Verhältnis von Verlustenergie zu Nutzenergie berechnet.
Die Nutzenergie ist beim Entladen die Energiemenge, die tatsächlich vom Motor genutzt werden kann, und beim Laden die Menge, die als Energie in der Batterie landet.

Die Verlustenergie geht in beiden Fällen als Wärmeenergie verloren. Häufig wird behauptet, dass die generierte Wärmeenergie der Energieeffizienz entspricht.
Das ist tatsächlich aber nur teilweise korrekt.

Die generierte Wärme wird durch mehrere Effekte ausgelöst.
Es wird nach reversiblen und irreversiblen Wärmeprozessen unterschieden:

Die irreversiblen Prozesse sind wärmeerzeugend (vordergründig die ohmschen Proz.). Die reversiblen Prozesse (chem. Reaktionen) sind in Entladerichtung ebenfalls Wärmeerzeugend, in Laderichtung aber Wärmeaufnehmend. Die stark die Wirkung ist, hängt von Stromstärke und SoC ab.

Das führt dazu, dass ihr im unteren SOC Bereich und bei überschaubaren Ladeströmen euren Akku durch den Ladevorgang tatsächlich kühlt (Grafik oben links -> negative Wärmegeneration):

Im Gegensatz zu den reversiblen Prozessen lassen sich die irreversiblen Prozesse direkt an der Überspannung ablesen. Aber auch diese lassen sich in unterschiedliche Verlustarten aufspalten:

Diese Summe an Einzeleffekten und deren positive/negative Wärmeerzeugung führt dazu, das die Formel für die Verlustleistung aus den Überspannungen nicht auf P/Q = U * I vereinfacht werden sollte. Eine verbreitete, diese Effekte  berücksichtigen zu versuchende Formel ist:

Eine andere Möglichkeit ist ein eher mechanischer Ansatz: Aus den bekannten Werkstoffeigenschaften und der Dicke der Einzelteile einer Zelle kann deren zu erwartende Verlustleistung ermittelt werden:

Nach diesem Ansatz kann aus praktisch jeder Zusammenstellung an Zellchemien eine dedizierte Karte nach C-Rate und Kapazität pro cm² der Anode/Kathode der zu erwartenden Energieeffizienz erstellt werden. Hier mal als Beispiel einer LFP bei 23°C:

Man kann hier also schön ablesen was mich die kWh extra kostet wenn ich z.B. Schnelladen möchte. Wenn ich 40kWh mit 1C Lade (98.5% Effizienz) und pro kWh 0,50€ bezahle verbrenne ich 0,30€. Bei 3C und 97% wären es dann schon 0,60€.

Solche Karten könnten von jedem Zellhersteller zu jeder Temperatur ausgearbeitet werden und sollen der Entscheidungshilfe dienen, für welchen Zweck ein Kunde die Zelle einsetzen möchte.
Bevor ihr sucht: Hat sich bisher nicht durchgesetzt.

Grundsätzlich ist die Effizienz bei geringen Temperaturen und hohen C-Raten schlechter und sollte vermieden werden. Nicht nur wegen der Alterung, sondern auch weil man einfach Geld verbrennt.

Aus der Kombination aus Lade- und Entladewirkungsgrad kann dann ein kombinierter Wirkungsgrad erstellt werden. Da an unterschiedlichen SOC Punkten unterschiedliche Wirkungsgrade bestehen wird dies auch über die genutzte Kapazität (DOD) erstellt:

Und abschließend ich möchte euch auch nicht die Ergebnisse von Messungen an einem Nissan Leaf vorenthalten:

Quellen:
https://doi.org/10.1149/2.021311jes
https://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2020.115500
https://doi.org/10.3390/wevj7040570
https://doi.org/10.1021/acs.chemmater.6b02895
https://doi.org/10.1016/j.pnsc.2018.11.002
https://doi.org/10.1016/j.jpowsour.2016.08.045
https://doi.org/10.1002/er.4332
https://doi.org/10.1007/s10973-013-3599-9
https://doi.org/10.1016/j.ensm.2021.06.008
https://doi.org/10.3390/batteries6030035


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Energieeffizienz von Li-Ion Batterien

In diesem Tweet habe ich erläutert, dass bei geringerem SOC einer Traktionsbatterie durch das niedrigere Spannungslevel der zu entnehmende Strom erhöht werden muss, um dieselbe Leistung zu erhalten.
Was das für euch genau bedeutet an einem Beispiel im 🧵

https://twitter.com/alife_meat/status/1531219154338041856?s=20&t=ZLlRLRk9FALY7-_siz9GuA

Bei dieser Messung wurde ein Fahrzeug von 94% auf 24% SOC mit sehr konstanter Geschwindigkeit leer gefahren.
Rot: SOC in %:  94->24%,
Grün: Strom in A:  -200 -> -250A,
Blau: Geschwindigkeit in km/h: konstant 200km/h

Ich habe in hellgrün einmal den gleitenden Mittelwert des Stromes dargestellt, um die Tendenz zu verdeutlichen, dass der Strom während der Fahrt immer weiter aufgedreht werden muss.
Beim SOC habe ich eine dünne rote Linie als Tangente aus demselben Grund drauf gelegt.

Hier in Gelb ist die dazugehörige Leistung am Motor dargestellt. Man erkennt, dass diese analog zur Geschwindigkeit konstant bleibt.
Weiter habe ich einmal die genutzte Energie und gefahrenen Kilometer von jeweils 10% SOC Verbrauch im unteren und oberen Bereich ermittelt.

Im oberen Bereich konnten für 10% SOC Differenz ca 22km gefahren werden, bei einem Energieverbrauch von fast 10kWh.
Im unteren Bereich konnten für dieselben 10% SOC nur noch 18km gefahren werden, bei nur noch 8.5 entnommenen kWh.


Denkt also bitte immer daran, wenn ihr aus einem bestimmten Verbrauch eine Gesamtreichweite extrapolieren wollt. Das ist einfach nicht linear.

Disclaimer: Die Messwerte wurden nachträglich umskaliert, damit keine Rückschlüsse auf reale Fahrzeuge geschlossen werden können.


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Interessante Metastudie zum Thema Alterung von Traktionsbatterien bei V2G Anwendungen.
Eine kurze Zusammenfassung 🧵

Electric Vehicle Battery Cell Cycle Aging in Vehicle to Grid Operations: A Review | IEEE Journals & Magazine | IEEE Xplore https://ieeexplore.ieee.org/abstract/document/8936355

Die Studie analysiert insgesamt 134 einzelne Studien zu folgenden Themen:
- Lebenserwartung von Traktionsbatterien nach Messung kalendarischer und zyklischer Alterung
- Auslegung und Steuerung von V2G Systemen
- Ladestrategien zur Reduzierung der Alterung

Aus den Alterungstests wurde ein SoC Fenster ermittelt, das die geringste zyklische Alterung aufweist: 5% SoC Hub zwischen 47,5% - 52,5% bei Li(NiMnCo)O2 Zellen.

Bei LiFePo Zellen kann dieses Fenster größer ausgelegt werden da hier der Hub weniger wichtet.

Bemerkenswert: Die Studien zeigten einen relativ linearen Kapazitätsverlust bis 80% Referenzkapazität. In einigen Studien brach danach die weitere Kapazität rapide zusammen.

Andere Studien konnten dieses Verhalten jedoch nicht bestätigen, sondern zeigten im Gegenteil einen sogar verlangsamten Kapazitäts-Verlustprozess.

Nur wenige der untersuchten Studien vermessen die Alterung anhand realer Fahrzyklen auf gefahrene Kilometer. Stattdessen werden unterschiedliche Konstantströme genutzt, was die Aussagekraft mutmaßlich etwas reduziert.

Mit den Alterungsmessungen wird dann ein Alterungsmodell gefüttert, das in einer vorherigen Studie erstellt wurde. Wie das genau funktioniert und wo es in den späteren Ergebnissen eingesetzt wird, wird leider kaum erläutert.

Aus einer Statistik von 179.484 E-Autos wurde ermittelt, dass der allergrößte Teil der täglich gefahrenen Kilometer unter 100km ist:


Daraus werden equivalente Vollzyklen berechnet:
Ein Fahrzeug mit bspw. 500km Reichweite, das 20% des Jahres 24km täglich fährt, hat weniger Vollzyklen, als eines das 15%p.A. 40km fährt.


Aus den Vollzyklusäquivalenten der Alterungsmessungen und den ermittelten Vollzyklusäquivalenten der gefahrenen km ergibt sich eine maximale Anzahl an möglichen Zyklenäquivalente bis die maximale Alterung erreicht wurde.

Von diesen Zyklenäquivalenten soll nun der Teil V2G Zyklenäquivalente abgezogen werden. Wie hoch dieser Teil ist, wird vorher ausgewählt (16 - 20 - 24 - 28 pro Tag). Es kann dann eine genaue Vorhersage der zu erwartenden Alterung gemacht werden.


Mit der weiteren Kenntnis über die Kosten eines Batteriepacks kann dann vom Energieversorger bestimmt werden, um wieviel der Kunde für seine Bereitgestellte Leistung kompensiert werden sollte.

Das ist relativ easy:

Die Studie stellt dann ein Beispiel einer Lebenserwartung bei einer verschiedenen Anzahl an 5% V2G Zyklen pro Tag dar.

Bsp siehe Bildbeschreibung

Die Studie verkürzt gegen Ende leider etwas und überlässt dem geneigten Leser alles weitere selbst aus den genannten Formeln und dem Alterungsmodell zu berechnen. Ich hätte mir hier mehr Aufschlüsselung gewünscht.

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Zusammenfassung einer Meta Studie zur Alterung von Traktionsbatterien bei V2G Anwendungen

Teil 6: Was ist eine Vorkonditionierung und brauche ich das?

Unter Vorkonditionieren versteht man, dass die Traktionsbatterie für in Vorrausicht für ein bestimmtes Ziel in einen bestimmten Systemzustand gebracht wird. 
1/14

In aller Regel ist das die Temperierung durch einen Heiz-/Kühlkreislauf auf ein bestimmtes Temperaturfenster, kann aber auch z.B. ein außerplanmäßiges Balancing enthalten.
Betrachten wir zunächst mögliche Ziele für eine Vorkonditionierung:
2/14

Mögliches Ziel 1.: Energieeffizienz 
In Teil 4 haben wir gelernt, das die Reichweite  der Batterie u.A. von der Temperatur abhängt. Ein Teil der gespeicherten Energie geht während des Entladens am Innenwiderstand an Wärme verloren. 
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Die Menge an verlorener Energie ist umso höher, je niedriger die Temperatur der Zelle ist. Dasselbe gilt fürs Laden. 
Man wird niemals genau soviel Energie  aus der Batterie entnehmen können wie zuvor geladen wurde. 
Kapazität in Ah: Ja, 
Energie in kWh: Nein.
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Der Energieverlust bei tiefen Temperaturen an einer realen Beispielzelle pro 10% SOC Umsatz beträgt ca. 10Wh und bei hohen Temperaturen noch 6Wh.
5/14

Die Verluste sind tatsächlich in Lade- und Entladerichtung nochmal unterschiedlich. Hochgerechnet auf eine Traktionsbatterie von z.B. 100 Zellen für die vollen 100% SOC wären das ~4kWh Unterschied durch Temperaturveränderung.
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Um die Temperatur einer Batterie um ca 20°C zu verändern werden 
etwa 1,5kWh Heiz-/Kühlenergie benötigt.
Die benötigte Heizenergie ist kleiner als die Differenz der Energieeffizienz durch Temperaturveränderung. 
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Die Aufheizung der Batterie um Energie zu sparen kann also ein Ziel sein. 
Die genannten Werte können sich jedoch von Batterie zu Batterie und Zelle zu Zelle sehr stark unterscheiden und durchaus auch keinerlei Energiegewinn aufweisen!
8/14

Ebenso heizt sich die Batterie über den Innenwiderstand relativ schnell auf, sodass am Ende einer längeren Fahrt keine Heizung mehr notwendig wäre.
9/14

Mögliches Ziel 2: Alterung
In Teil 3 haben wir gelernt, das die Alterung der Batterie ebenso u.A. von der Temperatur und von der bei dieser Temperatur anliegende Belastung abhängt. 
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Bei sehr niedrigen Temperaturen ist die Alterung durch Strom-Belastung um ein vielfaches höher. 
Die Temperatur zu erhöhen und den Strom zu verringern würde diese zyklische Alterung also verbessern. 
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Bildquelle: https://www.nrel.gov/docs/fy18osti/70616.pdf

Die Alterung soweit wie möglich zu verbessern ist sowohl Wunsch des Herstellers, als auch des Kunden und damit ein klares Ziel der Vorkonditionierung.
12/14

Mögliches Ziel 3: Ladedauer
Da der Hersteller bei tiefen Temperaturen zur Verhinderung von Alterung keine hohen Ladeströme mehr freigibt, erhöht sich automatisch die Ladedauer.
Die Vorkonditionierung hat also ebenso das Ziel die Batterietemperatur soweit zu erhöhen, 
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dass zum Ladezeitpunkt der maximal mögliche Ladestrom freigegeben werden kann. 
Auch eine vorherige Ausbalancierung der Zellen trägt zur Verringerung der Ladedauer bei. Wie die einzelnen Strategien dafür Aussehen ist von OEM zu OEM unterschiedlich.
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Teil 5: Was verursacht eigentlich, dass Zellen unterschiedliche Ladezustände haben (Disbalanciert sind) und warum ist das schlecht? 
Schauen wir uns dazu zuerst an, wie so eine klassische Batterie aufgebaut ist:

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Sie besteht aus Gehäuse inkl. Kühlung, Elektrik/Elektronik (Kabel, BMS, etc) und den Zellmodulen. Die Zellmodule wiederum bestehen aus einzelnen Zellen und u.U. einem Zellcontroller:

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Die Zellen in einem Zellmodul und die Zellmodule selbst sind entweder hintereinander (Serienschaltung) oder nebeneinander (Parallelschaltung) verbunden. Bei der Serienschaltung werden die Spannungen der Zellen addiert. 

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Man kann also aus dem Verbund eine höhere Leistung entnehmen.
Bei der Parallelschaltung werden die Kapazitäten der Zellen addiert. 
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Die Hersteller kombinieren diese beiden Arten in unterschiedlichsten Konfigurationen miteinander. Ziel ist die Erhöhung der Spannung (Leistung) und gleichzeitig der Kapazität.
Die parallel geschalteten Zellen werden dann als eine "logische" Zelle zusammengefasst.

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Bei der Serienschaltung bestimmt die logische Zelle mit der kleinsten Kapazität die Gesamtkapazität, da diese (bei ansonsten gleichem Start-SOC) zuerst entladen bzw. zuerst geladen sein wird.

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Beim Laden wird eine Batterie als "voll" betrachtet, wenn ihre Gesamtspannung die "Ladeschlussspannung" (meist 4,1-4,2V) erreicht hat. Bei unterschiedlich großen Kapazitäten, kann dies aber zum Überladen einzelner Zellen führen:

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Ausschließlich durch diese unterschiedlichen Kapazitäten können sich verschiedene SOCs zwischen den Zellen einstellen. Unterschiedliche Kapazitäten entstehen z.B. durch Produktionsabweichungen der Zellen oder durch Alterung (siehe Teil 3)
https://twitter.com/alife_meat/status/1532010254581366784?s=20&t=QBMaH62P9F8jJr-bg2tk7A

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Das Ziel eines Balancings ist es also, dass alle Zellen gegen Ladeende die gleiche Ruhespannung (=> SOC) aufweisen. Wie so oft in unserer Gesellschaft, geht es dabei um das Ausbeuten der maximalen Leistung. 

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Denn durch die Addition der Einzelspannungen ergibt sich die Gesamtspannung der Batterie und die damit am Motor verfügbare Leistung. 
Schon ein Unterschied von 0,1V kann einen Energieverlust von 1kWh bedeuten. Natürlich soll auch ein Über- und Unterladen verhindert werden.

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Die Kapazität kann durch ein Balancing übrigens niemals erhöht werden. Die schwächste Zelle bestimmt immer die maximal entnehmbare Ladungsmenge. Lediglich die entnehmbare Energiemenge wird dadurch verbessert.

Details zur Energie in Teil 4
https://twitter.com/alife_meat/status/1532723383435026432?s=20&t=QBMaH62P9F8jJr-bg2tk7A

11/18

Um dieses Ziel zu erreichen gibt es 2 Balancing Methoden: Aktives und passives Balancing.

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Beim aktiven Balancing werden die einzelnen Zellen so miteinander verschaltet, dass sie ihre unterschiedlichen Ladezustände gegenseitig direkt ausgleichen können. Die Komplexität einer solchen Schaltung ist aber bei einer Traktionsbatterie mit oft > 100 Zellen extrem hoch.

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In großen Traktionsbatterien wird daher nur das passive Balancing eingesetzt. Dabei wird jeder logischen Zelle ein Widerstand parallel dazugeschaltet, der einen zu hohen Ladestand über dessen Wärmeabgabe wieder ausgleicht.

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Dieser Ausgleich wird normalerweise nur am Ende eines Ladevorgangs durchgeführt. Dabei werden nach oder kurz vor Ladeende diese Widerstände immer wieder ein geschaltet, bis alle Spannungen annähernd gleich sind. 

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Da diese Widerstände recht groß sind (um nicht zu viel Wärme zu erzeugen) dauert das Balancing aber sehr lange. Um 2% SOC Unterschied auszubalancieren können mehrere Stunden benötigt werden.

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Das BMS startet den Balanciervorgang also schon während des Ladevorgangs und darüber hinaus wenn das Fahrzeug steht. Dazu berechnet das BMS schon am Anfang aus der gemessenen Kapazität und dem aktuellen Ladezustand wieviel Zeit eine einzelne Zelle gebalanced werden muss. 

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Dadurch ergeben sich für einzelne Zellen unterschiedliche Startzeitpunkte, bei denen das Balancing begonnen wird um nach der definierten Zeit exakt am selben SOC anzukommen. So muss jede Zelle nur einmal gebalanced und die benötigte Zeit minimiert werden. Beispiel:

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Phu wer bis hier durchgehalten hat, darf sich ne Schokolade nehmen...  
Soweit erstmal.
Wenn ihr Fragen habt, Fehler findet oder irgendwas, gerne her damit!

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Balancing Berechnung an der Traktionsbatterie

Teil 4: Wie wird die Reichweite ermittelt und was sind die Einflussfaktoren? In Teil 1 haben wir gelernt, dass die Leistung am Elektromotor - unter Anderem, dazu gleich mehr - vom aktuellen Spannungswert abhängig ist (Spannung * Strom = Leistung). 1/17

Wenn wir die Leistung entlang dieser Spannungskurve aufsummieren (die Fläche unter der Kurve => Integral) bekommen wir die nutzbare Energie. 2/17

Der Spannungswert ist neben dem Ladezustand aber noch von einem 2. Faktor abhängig: Sobald aus einer Batteriezelle ein Strom entnommen wird, bricht die Spannung um einen bestimmten Wert ein. 3/17

Wenn der Strom wieder abgeschaltet ist, nähert sich die Spannung wieder langsam der Ruhespannung an. 4/17

Dieses Verhalten wird durch den Innenwiderstand Ri verursacht. Die Summe dieses Spannungseinbruchs zusammen mit dem Strom ergibt eine Verlustleistung (bzw. über die Zeit eine Energie) die sich, wie so oft, in Erwärmung äußert. 5/17

Man unterteilt den Innenwiderstand in 2 zeitliche Glieder: Der direkte sofort anliegende Spannungsabfall wird als ohmscher Widerstand R und die später einsetzende langsamere Veränderung als Kapazität C. 6/17

Das Herausfinden der genauen Zusammensetzungen und deren Minimierung ist immer noch Gegenstand intensiver Forschungen. Die Gliederkombinationen werden typischerweise in einem Ersatzschaltbild unterschiedlicher Genauigkeiten dargestellt:
7/17


Die einzelnen Glieder sind wiederum abhängig von unterschiedlichen Faktoren. Die Wichtigsten sind in absteigender Reihenfolge:
- Temperatur
- Ladezustand
- Alterung
- Stromrichtung
8/17

Man kann sagen, das bei heute verkauften Zellen die Energie die man über den Widerstand an Wärme verliert, bei -10 Grad fast genauso hoch ist, wie die nutzbare Energie am Elektromotor. 9/17

Bei niedrigen Temperaturen verbraucht ihr also eure wertvolle Energie komplett nur um eure Batterie zu heizen. Das positive daran ist: Durch die Erwärmung verringert sich euer Innenwiderstand recht zügig, und die Energie steht euch wieder für den Antrieb zur Verfügung. 10/17

Aus diesem Grund wurden die Wärmepumpen im Fzg eingebaut. Hier kann die Batterie nicht mehr nur 1:1 über einen Widerstand geheizt werden, sondern über einen Bruchteil der benötigten Energie mit der WP. Die Effizienz ist geringer, da nicht direkt in der Zelle geheizt wird. 11/17


Es ist sogar fast unmöglich eine Batterie in einer Klimakammer bezüglich ihres Innenwiderstands bei hohen Strömen zu vermessen, da die Kammer die nötige Kühleistung gar nicht aufbringen kann.
Darum wird eine Batterie gerne vor einem Ladevorgang vorkonditioniert. 12/17

Die Aufgabe des BMS ist es nun, die Energiemenge unter der Spannungskurve zu ermitteln und dann die zu erwartende Verlustenergie über den Widerstand vorauszusagen und beides voneinander abzuziehen. 13/17

In der Vergangenheit werden dafür Kennfelder für verschiedene Temperaturen, Durchschnittsströme, SOC, Alterungen usw. vorab ausgemessen und on the fly clever voneinander abgezogen. 14/17

Die Ungenauigkeiten dieser Vermessungen hat sich aber bei großen Serienzahlen der Zellen als recht hoch herausgestellt. Heute z.B. fahren in den Steuergeräten äußerst komplexe Batteriemodelle mit, die nur für die Innenwiderstandsermittlung konfiguriert sind. 15/17

Das ist auch einer der Gründe warum immer mehr SW Entwickler benötigt werden. Die Komplexität der Algorithmen ist durchaus Verkaufsargument. Wer die beste Vorrausage treffen kann, kann auch die Reichweite maximieren. 16/17

Soweit bis hier. 
Für den nächsten Teil hätte ich gerne etwas Feedback von euch! Was würdet ihr gerne erfahren? Was vielleicht nochmal genauer betrachten? Wo hat euch die Info nicht gereicht? Oder reicht es euch eh erstmal? 17/17

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Einflussfaktoren auf die Reichweite einer Traktionsbatterie

Teil 3: Wie und warum Altert eine Batterie eigentlich, und wie kann das gemessen werden? 
Bei der Alterung einer Lithium-Ionen Zelle finden verschiedene chemische Prozesse statt. Für uns ist das relevanteste Symptom, dass dabei Kapazität verloren geht. 
1/13

Weiterhin verliert sie beispielsweise auch Masse oder dehnt sich im Volumen aus.
Die Alterung kann grundsätzlich in 2 Bereiche unterteilt werden: Kalendarische und zyklische Alterung.
2/13

Bei der kalendarischen Alterung bestimmten chemische Zersetzungsprozesse an den Einzelkomponenten den Kapazitätsverlust. Diese Prozesse sind abhängig vom Ladezustand und Temperatur: 3/13
Quelle: Vortrag Alterungsmechanismen von Lithium-Ionen Batterien TU Paderborn

Von zyklischer Alterung spricht man, wenn die Alterungsprozesse durch wiederkehrende Lade- Entladevorgänge (=Zyklen) ausgelöst werden. Bei jedem Zyklus lagert sich etwas Lithium an Anode fest und kann sich nicht wieder frei im Elektrolyt bewegen. 4/13

Den Fachausdruck "lithium-plating" dafür habt ihr vielleicht schonmal gehört?. Im Extremfall kann eine Art Dorn (Dendrit) entstehen, der die Trennschicht durchsticht und einen Kurzschluss auslöst. 5/13

Bildquelle: https://www.iee.fraunhofer.de/


Die zyklische Alterung ist abhängig von 4 Faktoren:
- Stromstärke während des Zyklus
- Entlademenge im Verhältnis zur Kapazität (Depth of Discharge - DOD)
- Start SOC des Zyklus ("Fensterposition")
- Temperatur
6/13

Es lässt sich vereinfacht sagen, dass hohe Ströme bei niedrigen Temperaturen bei großen DOD und hohen Start SOCs jeweils den schlechtesten Einfluss auf die Kapazität haben. 7/13

Quelle: Diverse, aber hier ist ein guter Start https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S2352152X15000092#fig0005

Um die Alterung einzudämmen versuchen die Hersteller also genau auf diese Dinge einzuwirken:
- Leistungseinschränkungen
- Temperierung der Batterie 
- Einschränkung der nutzbaren Entlademenge
8/13

Wie kann nun so ein Kapazitätsverlust durch Alterung gemessen werden? Auch hier gibt es wieder verschiedenste Ansätze: Impedanzmessungen, Zellmodelle, Belastungszähler und viele mehr. Bei Interesse kann ich darüber gerne mehr erzählen.9/13

Die praktischste Methode ist das einfache Abzählen der verwendeten Ladungsmenge im Verhältnis zum SOC: Wenn meine Startkapazität 20Ah sind, ich einen Ladevorgang zwischen 30% und 90% SOC durchführe, müsste ich 12Ah geladen haben. 10/13

Wenn ich aber nur 10Ah am Stromsensor zähle, habe ich nur noch 83% meiner ursprünglichen Kapazität. 11/13

Das Ganze hat dann natürlich wieder die Unsicherheiten der einzelnen Sensoren die es durch clevere Strategien zu lösen gilt (Siehe Teil 2 ;)
12/13

Soweit erstmal bis hier. 
Als Nächstes komme ich zur Reichweitenberechnung. Wenn ihr das nicht verpassen wollt gerne RT und Follow. Wenn ihr sonst Fragen habt, Fehler findet oder irgendwas, gerne her damit! 13/13


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Alterung einer Traktionsbatterie

Teil 2: Es gibt an einer Traktionsbatterie nur 3 Sensoren aus denen alle Systemzustände ermittelt werden müssen: (Zell-)Spannung, Strom und Temperatur. In diesem Teil möchte ich auf den Algorithmus zur Bestimmung des Ladezustands (SOC) eingehen. 1/12

Es gibt viele verschiedene Möglichkeiten den SOC einer Traktionsbatterie zu bestimmen. Ich möchte einmal auf das gängigste Verfahren der Stromintegration mit Spannungsabgleich eingehen. Wenn ihr auch Interesse an den anderen Verfahren habt, gerne Druko. 2/12

Die Stromintegration ist ein denkbar einfaches Mittel: Man misst den am Stromsensor geflossenen eingehenden/ausgehenden Strom, zählt ihn über eine definierte Zeit (Integralbildung) und setzt ihn ins Verhältnis zur Kapazität der Zelle. 3/12

Leider gibt es hier ein Problem: Der Stromsensor kann niemals den Strom exakt messen. Der Sensor misst immer einen prozentualen Wert vom Messwert (relativer Fehler) und einen festen Grundwert zu viel oder zu wenig (Offset). 4/12

Wenn der SOC nur mittels Integral gebildet wird, wird die Batterie unweigerlich beschädigt. Schon bei einem Fehler von 0,1% relativen und 100mA Offsetfehler beträgt der Abstand zwischen realem und falsch berechnetem SOC nach 10 Zyklen 10% und kann in die Tiefentladung gehen. 5/12

Das Integral muss also durch einen 2. Messwert abgeglichen werden. 
Wir haben im 1. Teil gelernt, das die Spannung einer Zelle beim entladen einer charakteristischen Spannungslinie (OCV -> Open Circuit Voltage -> Ruhespannung) folgt. 6/12

Zu jedem Füllstandspunkt gehört also auch ein eigener Spannungspunkt.
Diese Spannung kann aber nur zuverlässig einem SOC zugeordnet werden, wenn die Zelle eine längere Zeit in Ruhe war, also keine Strombelastung erfuhr (daher "Ruhe"spannung). 7/12

Warum das so ist, erläutere ich im Thread zur Reichweitenberechnung genauer.
Die Ruhezeit selbst ist stark abhängig von der Temperatur und der vergangenen Belastung der Zelle. Sie liegt etwa zwischen 10 und 30 Min. Andere Faktoren, wie etwa Alterung, spielen kaum eine Rolle. 8/12

Die Idee ist also, während der Belastungsphasen das Stromintegral zu bilden und während der Ruhephasen das Integral durch den OCV-SOC zu korrigieren. Auch das könnt ihr mal probieren, das an eurem Fzg zu beobachten. 9/12

Wie ihr seht, unterliegt auch die Spannungsmessung naturgemäß einer Unsicherheit. Sie ist vor allem davon abhängig, bei welchem Spannungswert gemessen wurde. Im mittleren Bereich der OCV Kurve ist der Anstieg flach. D.h. zwei Werte die bei 50% und 60% genommen wurden, 10/12

könnten durch den Fehler des Spannungssensors einen sehr ähnlichen Spannungswert haben. Hier muss man clevere Strategien entwickeln um das abzufangen: 11/12

Soweit erstmal bis hier. 
Als Nächstes komme ich zur Kapazitätsschätzung. Wenn ihr das nicht verpassen wollt gerne RT und Follow. Wenn ihr sonst Fragen habt, Fehler findet oder irgendwas, gerne her damit! 12/12


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