DE102022105477A1

DE102022105477A1 - Prognose thermischer Instabilität durch Detektieren anomaler Zellenspannung und einer SOC-Degeneration

Info

Publication number: DE102022105477A1
Application number: DE102022105477.2A
Authority: DE
Inventors: Yue-Yun Wang; Andrew C. Baughman
Original assignee: GM Global Technology Operations LLC
Current assignee: GM Global Technology Operations LLC
Priority date: 2021-04-29
Filing date: 2022-03-09
Publication date: 2022-11-03
Also published as: CN115267563A; US20220352737A1

Abstract

Ein Fahrzeug, ein System und ein Verfahren zum Überwachen eines Auftretens thermischer Instabilität in einer Batteriebaugruppe des Fahrzeugs. Das System enthält mehrere Spannungssensoren und einen Prozessor. Die mehreren Spannungssensoren erhalten mehrere Spannungsmesswerte bei jeder von mehreren Batteriezellen der Batteriebaugruppe. Der Prozessor ist dafür konfiguriert, auf der Grundlage der mehreren Spannungsmesswerte einen Mittelwert zu bestimmen, einen von einer ausgewählten Batteriezelle erhaltenen Spannungsmesswert mit dem Mittelwert zu vergleichen und ein Benachrichtigungssignal zu erzeugen, wenn eine Differenz zwischen dem Spannungsmesswert von der ausgewählten Batteriezelle und dem Mittelwert größer oder gleich einem Prognoseschwellenwert ist.

Description

EINLEITUNG
Die vorliegende Offenbarung betrifft ein System und ein Verfahren zum Überwachen des Auftretens thermischer Instabilität in einer Batteriebaugruppe und insbesondere auf ein System und auf ein Verfahren zum Vorhersagen eines Einsetzens thermischer Instabilität, um zu ermöglichen, dass eine Vorbeugungsmaßnahme ergriffen wird.
Elektrofahrzeuge arbeiten unter Verwendung von Batteriebaugruppen, die mehrere Batteriezellen nutzen. Diese Batteriezellen können sich selbstentladen, falls in der Batteriezelle ein innerer Kurzschluss auftritt. Der Strom in dem Kurzschluss kann veranlassen, dass die Temperatur der Batteriezelle zunimmt, was wiederum den Innenkurzschlusswiderstand verringern kann, was eine Zunahme des Stroms des Kurzschlusses zulässt. Diese Rückkopplungsschleife kann zu einer Situation unbeherrschbarer Erwärmung führen, die als thermische Instabilität oder TRA bekannt ist. Falls sie ungeprüft gelassen wird, kann die thermische Instabilität zu einer Batteriestörung führen. Dementsprechend ist es erwünscht, Prognosefähigkeiten bereitzustellen, um in der Lage zu sein, ein bevorstehendes Auftreten thermischer Instabilität vorherzusagen, um eine Vorbeugungsmaßnahme zu ergreifen, bevor an der Batteriebaugruppe sowie an dem Elektrofahrzeug eine Beschädigung erfolgt.
ZUSAMMENFASSUNG
Gemäß einer beispielhaften Ausführungsform wird ein Verfahren zum Überwachen eines Auftretens thermischer Instabilität in einer Batteriebaugruppe offenbart. In jeder von mehreren Batteriezellen der Batteriebaugruppe werden mehrere Spannungsmesswerte erhalten. Auf der Grundlage der mehreren Spannungsmesswerte wird ein Mittelwert bestimmt. Ein von einer ausgewählten Batteriezelle erhaltener Spannungsmesswert wird mit dem Mittelwert verglichen. Wenn eine Differenz zwischen dem Spannungsmesswert von der ausgewählten Batteriezelle und dem Mittelwert größer oder gleich einem Prognoseschwellenwert ist, wird ein Benachrichtigungssignal erzeugt.
Zusätzlich zu einem oder mehreren der hier beschriebenen Merkmale ist der Prognoseschwellenwert ein Vielfaches einer Standardabweichung der mehreren Spannungsmesswerte. Ferner enthält das Verfahren das Bestimmen eines Spannungsparameters aus einem Spannungsmesswert, wobei der Spannungsparameter eine Spannung der ausgewählten Batteriezelle oder ein Spannungsrest der ausgewählten Batteriezelle oder ein Ladezustand der ausgewählten Batteriezelle oder eine Änderungsrate der Spannung im Zeitablauf der ausgewählten Batteriezelle oder eine Änderungsrate eines Ladezustands im Zeitablauf der ausgewählten Batteriezelle ist. Ferner enthält das Verfahren das Erhalten der mehreren Spannungsmesswerte und des Spannungsmesswerts von der ausgewählten Batteriezelle in einem selben Zeitschritt. Ferner enthält das Verfahren das Vergleichen einer Änderungsrate der Spannung über ein Zeitfenster für die ausgewählte Batteriezelle mit dem Prognoseschwellenwert, wobei der Prognoseschwellenwert auf einer mittleren Spannung der Batteriebaugruppe über das Zeitfenster und auf einer Kapazität der Batteriebaugruppe beruht. Ferner enthält das Verfahren das Bestimmen eines Widerstands eines Kurzschlusses innerhalb der ausgewählten Batteriezelle aus einer Änderung einer Abweichung eines Ladezustands der ausgewählten Batteriezelle von dem Mittelwert im Zeitablauf, wobei die Änderung der Abweichung unter Verwendung einer Zellenausgleichkorrektur bestimmt wird. Ferner enthält das Verfahren das Korrigieren einer Spannung wegen einer natürlichen Entladung der ausgewählten Batteriezelle wegen des Zellenausgleichs.
Gemäß einer anderen beispielhaften Ausführungsform wird ein System zum Überwachen eines Auftretens thermischer Instabilität in einer Batteriebaugruppe eines Fahrzeugs offenbart. Das System enthält mehrere Spannungssensoren und einen Prozessor. Die mehreren Spannungssensoren erhalten mehrere Spannungsmesswerte bei jeder von mehreren Batteriezellen der Batteriebaugruppe. Der Prozessor ist dafür konfiguriert, auf der Grundlage der mehreren Spannungsmesswerte einen Mittelwert zu bestimmen, einen von einer ausgewählten Batteriezelle erhaltenen Spannungsmesswert mit dem Mittelwert zu vergleichen und ein Benachrichtigungssignal zu erzeugen, wenn eine Differenz zwischen dem Spannungsmesswert von der ausgewählten Batteriezelle und dem Mittelwert größer oder gleich einem Prognoseschwellenwert ist.
Zusätzlich zu einem oder mehreren der hier beschriebenen Merkmale ist der Prognoseschwellenwert ein Vielfaches einer Standardabweichung der mehreren Spannungsmesswerte. Ferner ist der Prozessor dafür konfiguriert, aus einem Spannungsmesswert einen Spannungsparameter zu bestimmen, wobei der Spannungsparameter eine Spannung der ausgewählten Batteriezelle oder ein Spannungsrest der ausgewählten Batteriezelle oder ein Ladezustand der ausgewählten Batteriezelle oder eine Änderungsrate der Spannung im Zeitablauf der ausgewählten Batteriezelle oder eine Änderungsrate eines Ladezustands im Zeitablauf der ausgewählten Batteriezelle ist. System nach Anspruch 8, wobei die mehreren Spannungssensoren ferner dafür konfiguriert sind, die mehreren Spannungsmesswerte und den Spannungsmesswert von der ausgewählten Batteriezelle in einem selben Zeitschritt zu erhalten. Ferner ist der Prozessor dafür konfiguriert, eine Änderungsrate der Spannung über ein Zeitfenster für die ausgewählten Batteriezelle mit dem Prognoseschwellenwert zu vergleichen, wobei der Prognoseschwellenwert auf einer mittleren Spannung der Batteriebaugruppe über das Zeitfenster und auf einer Kapazität der Batteriebaugruppe beruht. Ferner ist der Prozessor dafür konfiguriert, einen Widerstand der ausgewählten Batteriezelle aus einer Änderung einer Abweichung eines Ladezustands der ausgewählten Batteriezelle von dem Mittelwert im Zeitablauf zu bestimmen, wobei die Änderung der Abweichung unter Verwendung einer Zellenausgleichkorrektor bestimmt wird. Ferner ist der Prozessor dafür konfiguriert, eine Spannung wegen einer natürlichen Entladung der ausgewählten Batteriezelle wegen des Zellenausgleichs zu korrigieren.
Gemäß einer abermals anderen beispielhaften Ausführungsform wird ein Fahrzeug offenbart. Das Fahrzeug enthält eine Batteriebaugruppe, mehrere Spannungssensoren und einen Prozessor. Die Batteriebaugruppe enthält mehrere Batteriezellen. Die mehreren Spannungssensoren erhalten mehrere Spannungsmesswerte bei jeder von mehreren Batteriezellen. Der Prozessor ist dafür konfiguriert, auf der Grundlage der mehreren Spannungsmesswerte einen Mittelwert zu bestimmen, einen von einer ausgewählten Batteriezelle erhaltenen Spannungsmesswert mit dem Mittelwert zu vergleichen und ein Benachrichtigungssignal zu erzeugen, wenn eine Differenz zwischen dem Spannungsmesswert von der ausgewählten Batteriezelle und dem Mittelwert größer oder gleich einem Prognoseschwellenwert ist.
Zusätzlich zu einem oder mehreren der hier beschriebenen Merkmale ist der Prognoseschwellenwert ein Vielfaches einer Standardabweichung der mehreren Spannungsmesswerte. Ferner ist der Prozessor dafür konfiguriert, aus einem Spannungsmesswert einen Spannungsparameter zu bestimmen, wobei der Spannungsparameter eine Spannung der ausgewählten Batteriezelle oder ein Spannungsrest der ausgewählten Batteriezelle oder ein Ladezustand der ausgewählten Batteriezelle oder eine Änderungsrate der Spannung im Zeitablauf der ausgewählten Batteriezelle oder eine Änderungsrate eines Ladezustands im Zeitablauf der ausgewählten Batteriezelle ist. Ferner sind die mehreren Spannungssensoren dafür konfiguriert, die mehreren Spannungsmesswerte und den Spannungsmesswert von der ausgewählten Batteriezelle in einem selben Zeitschritt zu erhalten. Ferner ist der Prozessor dafür konfiguriert, eine Änderungsrate der Spannung über ein Zeitfenster für die ausgewählten Batteriezelle mit dem Prognoseschwellenwert zu vergleichen, wobei der Prognoseschwellenwert auf der mittleren Spannung der Batteriebaugruppe über das Zeitfenster und auf einer Kapazität der Batteriebaugruppe beruht. Ferner ist der Prozessor dafür konfiguriert, einen Widerstand der Batteriezelle aus einer Änderung einer Abweichung eines Ladezustands der ausgewählten Batteriezelle von dem Mittelwert im Zeitablauf zu bestimmen, wobei die Änderung der Abweichung unter Verwendung einer Zellenausgleichkorrektor bestimmt wird.
Die obigen Merkmale und Vorteile und weitere Merkmale und Vorteile der Offenbarung gehen leicht aus der folgenden ausführlichen Beschreibung hervor, wenn sie zusammen mit den beigefügten Zeichnungen genommen wird.
Figurenliste
Weitere Merkmale, Vorteile und Einzelheiten erscheinen nur beispielhaft in der folgenden ausführlichen Beschreibung, wobei sich die ausführliche Beschreibung auf die Zeichnungen bezieht; es zeigen:

1 ein Elektrofahrzeug gemäß einer veranschaulichenden Ausführungsform;
2 eine schematische Darstellung einer Batteriezelle des Elektrofahrzeugs;
3 einen Stromlaufplan, der die Batteriezelle in einem Kurzschlussszenarium darstellt;
4 einen veranschaulichenden Graphen, der eine Beziehung zwischen einer Batteriezellentemperatur und der Zeit für eine Batteriezelle mit einem inneren Kurzschluss darstellt;
5 einen veranschaulichenden Graphen, der eine Entwicklung einer Batteriezellenspannung im Zeitablauf darstellt;
6 einen Graphen, der ein Verfahren zum Detektieren des inneren Kurzschlusses und daraufhin zum Vorhersagen thermischer Instabilität durch Messen von Batteriezellenspannungen darstellt;
7 einen Graphen, der ein Verfahren zum Detektieren eines inneren Kurzschlusses und zugeordnete Szenarien thermischer Instabilität von einem Rest von Batteriezellenspannungen darstellt;
8 einen Ablaufplan eines Verfahrens zum Vorhersagen der in 6 und 7 gezeigten Bedingung thermischer Instabilität;
9 einen veranschaulichenden Ladegraphen für eine Batteriebaugruppe;
10 einen Graphen, der eine Bedingung darstellt, unter der ein Alarm- oder Benachrichtigungssignal erzeugt werden kann;
11 einen Graphen, der eine Leerlaufspannung einer Batteriezelle als eine Funktion eines Ladezustands der Batteriezelle zeigt;
12 einen Graphen, der einen Ladezustand einer Batteriezelle als eine Funktion einer Leerlaufspannung der Batteriezelle zeigt;
13 einen Graphen, der ein zweites Verfahren zum Messen eines Spannungsabfalls in einer Batteriezelle darstellt;
14 einen Graphen, der ein drittes Verfahren zum Bestimmen einer Anwesenheit eines inneren Kurzschlusses darstellt;
15 einen Ablaufplan eines Verfahrens zum Vorhersagen thermischer Instabilität aus einer Änderung eines Ladezustands einer Batteriezelle; und
16 einen Ablaufplan eines Verfahrens zum Prognostizieren einer Bedingung thermischer Instabilität und zum Bereitstellen eines Alarms.

AUSFÜHRLICHE BESCHREIBUNG
Die folgende Beschreibung ist dem Wesen nach lediglich beispielhaft und soll die vorliegende Offenbarung, ihre Anwendung oder Verwendungen nicht einschränken. Selbstverständlich bezeichnen einander entsprechende Bezugszeichen überall in den Zeichnungen gleiche oder einander entsprechende Teile und Merkmale.
1 zeigt ein Elektrofahrzeug 100 gemäß einer beispielhaften Ausführungsform. Das Elektrofahrzeug 100 enthält eine Batteriebaugruppe 102, eine elektrische Last 108, die unter Verwendung von durch die Batteriebaugruppe zugeführter Elektrizität arbeitet, und ein Steuersystem 110, das die Batteriebaugruppe überwacht. Die Batteriebaugruppe 102 enthält mehrere Batteriezellen 104a, ..., 104n. Mehrere Spannungssensoren 106a, ..., 106n erhalten von den mehreren Batteriezellen 104a, ... 104n in dieser Reihenfolge Spannungsmesswerte und senden die Spannungsmesswerte an das Steuersystem 110.
Die elektrische Last 108 kann einen Motor des Elektrofahrzeugs 100 und/oder andere elektrische Komponenten wie etwa Armaturenbeleuchtungen, Außenbeleuchtungen, Unterhaltungssysteme usw. enthalten. Das Steuersystem 110 enthält einen Prozessor 112 und eine Speicherablagevorrichtung 114 mit verschiedenen darin gespeicherten Programmen oder Anweisungen 116. Der Prozessor 112 kann auf die Programme oder Anweisungen von der Speicherablagevorrichtung 114 zugreifen und die Programme oder Anweisungen ausführen, um die verschiedenen hier offenbarten Operationen zum Vorhersagen eines Einsetzens thermischer Instabilität (TRA) und zum Erzeugen eines geeigneten Alarms oder zum Ergreifen einer geeigneten Vorbeugungsmaßnahme ausführen.
Das Steuersystem 110 steht in Kommunikation mit einer Alarmbenachrichtigungseinheit 118 und kann die Alarmbenachrichtigungseinheit benachrichtigen, wenn auf der Grundlage der hier offenbarten Berechnungen ein Ereignis thermischer Instabilität vorhergesagt wird. Gemäß einer Ausführungsform kann die Alarmbenachrichtigungseinheit 118 ein Benachrichtigungssignal an einen fernen Server 120 wie etwa OnStar® senden. Der ferne Server 120 kann auf das Benachrichtigungssignal dadurch ansprechen, dass er lokale Notfalleinheiten wie etwa Feuerwehren alarmiert. Gemäß anderen Ausführungsformen kann die Alarmbenachrichtigungseinheit 118 ein visuelles Signal für einen Fahrer des Fahrzeugs bereitstellen oder einen Alarm ertönen lassen. Gemäß verschiedenen Ausführungsformen können Daten zu einem späteren Zeitpunkt zur Verarbeitung und Überprüfung an den fernen Server 120 gesendet werden, anstatt einen Alarm zu erzeugen.
2 zeigt eine schematische Darstellung 200 einer Batteriezelle (z. B. der Batteriezelle 104a). Die Batteriezelle 104a enthält eine Katode 202, eine Anode 204 und ein isolierendes Medium 206, das die Katode von der Anode trennt. Das isolierende Medium 206 verhindert, dass zwischen der Katode 202 und der Anode 204 ein Strom fließt. Außerdem zeigt die schematische Darstellung 200 einen Kurzschluss 208 über das isolierende Medium 206, der wegen Qualitätsverlusts des isolierenden Mediums oder durch übermäßige Verwendung der Batteriezelle 104a auftreten kann.
3 zeigt einen Stromlaufplan 300, der die Batteriezelle 104a in einem Kurzschlussszenarium darstellt. Der Stromlaufplan 300 enthält eine Spannungsquelle 302, einen Innenwiderstand R 304 der Batteriezelle, einen Innenkurzschlusswiderstand Rsc 306 wegen eines inneren Kurzschlusses. Die Batterieklemmenspannung Vt für den Stromlaufplan 300 ist in Gleichung (1) gegeben: $V_{t} = \frac{R_{S C}}{R_{S C} + R} V_{O C} (S O C (k))$
wobei Voc eine Leerlaufspannung der Batterie ist. Die Voc hängt von einem Ladezustand (SOC) der Batterie in einem gegebenen Zeitschritt k ab. Die Änderung des Ladezustands zu einem gegebenen Zeitpunkt ist in Gleichung (2) gegeben: $S O C (k + 1) = S O C (k) - (\frac{V_{t} (k) d t}{R_{S C}}) / C a p .$
Dabei ist SOC(k+1) der Ladezustand in dem (k+1)-ten Zeitschritt, ist SOC(k) der Ladezustand in dem k-ten Zeitschritt. Cap ist eine Zellenkapazität der Batteriezelle und dt ist ein Abtastzeitintervall zwischen dem k-ten Zeitschritt und dem (k+1)-ten Zeitschritt. Gleichung (2) kann wie in Gleichung (3) gezeigt umgestellt werden, um nach dem Innenkurzschlusswiderstand aufzulösen: $R_{S C} = \frac{V_{t} (k) d t}{[s (k + 1) - s (k)] C a p} .$
4 zeigt einen Graphen 400 einer Beziehung zwischen der Batteriezellentemperatur und der Zeit in einer veranschaulichenden Ausführungsform für eine Batteriezelle mit einem inneren Kurzschluss. Die Zeit ist entlang der Abszisse in Sekunden gezeigt und die Temperatur ist entlang der Ordinate in Celsius gezeigt. Der Innenkurzschlusswiderstand ist Rsc = 0,39 Ω. In Gleichung (4) ist eine Wärmeübertragungsgleichung für die Batteriezelle gegeben: $M_{b} C_{p b} \frac{d T_{b}}{d t} = - h A (T_{b} - T_{c}) - h A_{1} (T_{b} - T_{1}) + \frac{V_{t}^{2}}{R_{S C}},$
wobei M_b die Batteriezellenmasse ist, C_Pb ein Wärmekoeffizient ist, T_b eine Temperatur der Batteriezelle ist, T_c eine Kühlmitteltemperatur ist, T_i die Temperatur einer benachbarten Batteriezelle ist und hA ein Wärmekonvektionskoeffizient oder Wärmeleitungskoeffizient ist. In Verwendung steigt die Temperatur der Batteriezelle im Zeitablauf an. Der Punkt 402 gibt eine Temperatur an, bei der thermische Instabilität auftritt.
5 zeigt einen Graphen 500, der eine Entwicklung einer Batteriezellenspannung im Zeitablauf darstellt, gemäß einer veranschaulichenden Ausführungsform. Die Zeit ist entlang der Abszisse in Sekunden gezeigt und die Spannung ist entlang der Ordinate gezeigt. Eine erste Kurve 502 zeigt eine Spannung für eine normale Batteriezelle. Eine zweite Kurve 504 zeigt eine Spannung für eine Batteriezelle mit einem inneren Kurzschluss. Während die Zeit fortschreitet, weicht die Spannung der Batteriezelle mit dem inneren Kurzschluss (d. h. die zweite Kurve 504) von der Spannung der normalen Batteriezelle (d. h. von der ersten Kurve 502) ab. Der Graph 500 zeigt einen Störungszeitpunkt 506, bei dem der innere Kurzschluss auftritt, und einen TRA-Zeitpunkt 508, bei dem wegen des inneren Kurzschlusses zum Störungszeitpunkt 506 eine TRA auftritt. Ein Zeitfenster 510 kennzeichnet ein Zeitintervall, über das Spannungen gemessen werden können, um das Einsetzen der TRA vorherzusagen.
6 zeigt einen Graphen 600, der ein Verfahren zum Detektieren des inneren Kurzschlusses und daraufhin zum Vorhersagen thermischer Instabilität durch Messen von Batteriezellenspannungen darstellt. Die Zeit ist entlang der Abszisse in Sekunden gezeigt und die Spannung ist entlang der Ordinate gezeigt. Der Graph 600 enthält eine Gruppe 602 von Spannungen von normalen Batteriezellen der Batteriebaugruppe. Außerdem zeigt der Graph 600 Spannungen für eine Batteriezelle mit verschiedenen Innenkurzschlüssen Rsc. Die Spannungskurve 604 entspricht Rsc = 0,3 Ω. Die Spannungskurve 606 entspricht Rsc = 0,43 Ω. Die Spannungskurve 608 entspricht Rsc = 0,88 Ω. Die Spannungskurve 610 entspricht Rsc = 2 Ω. Die Spannungskurve 612 entspricht Rsc = 7 Ω. Die Spannungskurve 614 entspricht Rsc = 15 Ω. Der Punkt 618 gibt einen Zeitpunkt an, zu dem in der Spannungskurve 608 eine thermische Instabilität auftritt.
Um die Anwesenheit eines inneren Kurzschlusses zu bestimmen, wird ein Zeitfenster 620 verwendet. Das Zeitfenster 620 kann ein Gleitzeitfenster sein und enthält eine vordere Zeitflanke 622 und eine aktuelle Zeitflanke 624, die in einer ausgewählten Zeitdauer voneinander gehalten werden. Gemäß einer Ausführungsform werden Berechnungen unter Verwendung von Messwerten, die bei der aktuellen Zeitflanke 624 erhalten werden, ausgeführt.
Es werden Spannungsmesswerte jeder der ‚n‘ Zellen in einer Batteriebaugruppe bei der aktuellen Zeitflanke 624 erhalten. Aus den Spannungen werden ein Mittelwert oder eine mittlere Spannung bestimmt. Auf der Grundlage der mittleren Spannung und einer Standardabweichung um die mittlere Spannung werden mehrere Prognoseschwellenwerte festgesetzt. Gemäß verschiedenen Ausführungsformen sind die Prognoseschwellenwerte um ein ganzzahliges Vielfaches der Standardabweichung von dem Mittelwert beabstandet. Allerdings ist dies keine notwendige Beschränkung der Erfindung. Zu Veranschaulichungszwecken befindet sich ein erster Prognoseschwellenwert 630 3σ von dem Mittelwert entfernt, befindet sich ein zweiter Prognoseschwellenwert 632 4σ von dem Mittelwert entfernt und befindet sich ein dritter Prognoseschwellenwert 634 6σ von dem Mittelwert entfernt. Die mehreren Prognoseschwellenwerte werden verwendet, um auf eine Bedingung, die zu thermischer Instabilität führt, zu testen. Jede Batteriezellenspannung wird gegenüber den Prognoseschwellenwerten getestet. Falls eine der Batteriezellenspannungen um einen größeren Betrag als die mehreren Prognoseschwellenwerte außerhalb der mittleren Spannung liegt, wird ein Alarm erzeugt.
Als ein Beispiel liegt die Spannungskurve 612, wie durch den Punkt 636 gezeigt ist, bei der aktuellen Zeitflanke zwischen dem zweiten Prognoseschwellenwert 632 und dem dritten Prognoseschwellenwert 634. Für diese Situation wird kein Alarm erzeugt. Gemäß einem anderen Beispiel liegt die Spannungskurve 608 bei der aktuellen Zeitflanke, wie durch den Punkt 638 gezeigt ist, außerhalb des dritten Prognoseschwellenwerts 634 und wird somit ein Alarm erzeugt.
Gemäß einer Ausführungsform wird die mittlere Spannung nur unter Verwendung von Spannungsmesswerten, die bei der aktuellen Zeitflanke 624 erhalten werden, bestimmt. Gemäß einer anderen Ausführungsform werden die mittlere Spannung und die Standardabweichung σ unter Verwendung von Spannungsmesswerten bestimmt, die während des Zeitfensters 620 (d. h. zwischen der vorderen Zeitflanke 622 und der aktuellen Zeitflanke 624) erhalten werden, um eine präzisere mittlere Spannung bereitzustellen.
7 zeigt einen Graphen 700, der ein Verfahren zum Detektieren eines inneren Kurzschlusses und zugeordneter Szenarien thermischer Instabilität aus einem Rest von Batteriezellenspannungen darstellt. Die Zeit ist in Sekunden entlang der Abszisse gezeigt und der Restwert ist entlang der Ordinate gezeigt.
Ein Rest für die j-te Batteriezelle in dem i-ten Zeitschritt ist durch eine Differenz zwischen der Batteriezellenspannung und dem Mittelwert der Spannung für die Gruppe von Batteriezellen in dem Batteriemodul oder in der Batteriebaugruppe in dem i-ten Zeitschritt wie in Gleichung (5) gezeigt gegeben: $r_{j} (i) = V_{j} (i) - V_{m e a n} (i),$
wobei j = 1, ..., n ist und ‚n‘ die Anzahl der Batteriezellen in dem Batteriemodul oder in der Batteriebaugruppe ist. Der Graph 700 enthält eine Restgruppe 702 für Reste normaler Batteriezellen der Batteriebaugruppe. Aus den Resten der n Batteriezellen wird ein Mittelwert oder ein mittlerer Rest abgeleitet. Außerdem zeigt der Graph 700 Reste für Batteriezellen mit verschiedenen Innenkurzschlusswiderständen Rsc. Die Restkurve 708 entspricht Rsc = 0,3 Ohm. Die Restkurve 710 entspricht Rsc = 0,43 Ohm. Die Restkurve 712 entspricht Rsc = 0,88 Ohm. Die Restkurve 714 entspricht Rsc = 2 Ohm. Die Restkurve 716 entspricht Rsc = 7 Ohm. Die Restkurve 718 entspricht Rsc = 15 Ohm.
Das Zeitfenster 720 zeigt ein Zeitintervall, über das eine Messung erhalten werden kann, um Berechnungen zum Vorhersagen eines Einsetzens der TRA auszuführen. Das Zeitfenster 720 enthält eine vordere Zeitflanke 722 und eine aktuelle Zeitflanke 724. Die Berechnungen unter Verwendung der Reste sind dieselben, wie sie in 6 in Bezug auf Batteriezellenspannungen beschrieben sind.
In 7 sind Prognoseschwellenwerte gezeigt, die ganzzahlige Vielfache einer Standardabweichung des mittleren Rests sind. Die mehreren Prognoseschwellenwerte SIND für den Test für eine Bedingung, die zu thermischer Instabilität führt, verwendet. Die Prognoseschwellenwerte werden auf der Grundlage des mittleren Rests und einer Standardabweichung um den mittleren Rest festgesetzt. Gemäß verschiedenen Ausführungsformen sind die Prognoseschwellenwerte von dem mittleren Rest um ein ganzzahliges Vielfaches der Standardabweichung beabstandet. Allerdings ist dies keine notwendige Beschränkung der Erfindung. Zu Veranschaulichungszwecken befindet sich der erste Restprognoseschwellenwert 704 bei 4σ und befindet sich der zweite Restprognoseschwellenwert 706 bei 6σ. Der Rest jeder Batteriezelle wird gegenüber dem Prognoseschwellenwert getestet. Falls einer der Reste um einen größeren Betrag als die Prognoseschwellenwerte außerhalb der mittleren Spannung liegt, wird ein Alarm erzeugt.
8 zeigt einen Ablaufplan 800 eines Verfahrens zum Vorhersagen einer Bedingung thermischer Instabilität, wie sie in 6 und 7 gezeigt ist. Das Verfahren beginnt im Feld 802. Im Feld 804 testet das Verfahren, ob ein Hochspannungskontakt geöffnet ist oder ob eine Ladung der Batterie mit konstantem Strom stattfindet. Falls diese Bedingungen nicht vorhanden sind, wird das Verfahren zum Feld 802 zurückgeschleift. Falls eine andere Bedingung vorhanden ist, geht das Verfahren zum Feld 806 über. Im Feld 806 werden auf der Grundlage der von der Batteriebaugruppe erhaltenen Spannungsmesswerte ein Mittelwert und eine Standardabweichung berechnet. Der Mittelwert und die Standardabweichung beruhen auf Messwerten, die bei der aktuellen Zeitflanke des Zeitfensters erhalten werden. Im Feld 808 werden auf der Grundlage der Standardabweichung Prognoseschwellenwerte festgesetzt. Zu Veranschaulichungszwecken sind drei Prognoseschwellenwerte festgesetzt. Jede Zellenspannung oder jeder Zellenrest wird gegenüber den in Feld 808 festgesetzten Prognoseschwellenwerten getestet, um zu bestimmen, ob TRA-Bedingungen vorhanden sind.
Die Felder 810, 812 und 814 bieten eine Testschleife für die Zellenspannungen oder Zellenreste. Im Feld 810 wird die Zellenspannung oder der Zellenrest mit dem ersten Prognoseschwellenwert verglichen. Falls die Spannung oder der Rest kleiner oder gleich dem ersten Prognoseschwellenwert ist, wird das Verfahren zum Feld 810 zurückgeschleift. Falls die Zellenspannung oder der Zellenrest größer als der erste Prognoseschwellenwert ist, wird das Verfahren beim Feld 812 fortgesetzt. Im Feld 812 wird die Zellenspannung oder der Zellenrest mit dem zweiten Prognoseschwellenwert verglichen. Falls die Spannung oder der Rest kleiner oder gleich dem zweiten Prognoseschwellenwert ist, wird das Verfahren zum Feld 812 zurückgeschleift. Falls die Zellenspannung oder der Zellenrest größer als der zweite Prognoseschwellenwert ist, wird das Verfahren beim Feld 814 fortgesetzt. Im Feld 814 wird die Zellenspannung oder der Zellenrest mit dem dritten Prognoseschwellenwert verglichen. Falls die Zellenspannung oder der Zellenrest kleiner oder gleich dem dritten Prognoseschwellenwert ist, wird das Verfahren zum Feld 814 zurückgeschleift. Falls die Zellenspannung oder der Zellenrest größer als der dritte Prognoseschwellenwert ist, wird das Verfahren beim Feld 816 fortgesetzt. Während die Zellenspannungen oder Zellenreste in den Feldern 810, 812 und 814 getestet werden, wird eine Schleifenzeit dt gemessen, um zu bestimmen, wie lange die Zellenspannung braucht, um durch die Prognoseschwellenwerte zu gehen.
Im Feld 816 wird ein Test ausgeführt, um die Gültigkeit der Testschleife zu bestimmen. Falls die Schleifenzeit dt kleiner oder gleich einem ausgewählten Zeitschwellenwert ist, geht das Verfahren zum Feld 818 über, in dem bestimmt wird, dass der Prognosetest ungültig ist. Gemäß verschiedenen Ausführungsformen kann der ausgewählte Zeitschwellenwert ein vorgegebener Bruchteil einer Sekunde sein. Falls die Schleifenzeit dt im Feld 816 größer als der ausgewählte Zeitschwellenwert ist, geht das Verfahren zum Feld 820 über. Im Feld 820 wird ein Alarm erzeugt und wird der Ladeprozess angehalten, falls die Batterie geladen wird.
9 zeigt einen veranschaulichenden Ladegraphen 900 für eine Batteriebaugruppe. Die Zeit ist entlang der Abszisse in Sekunden gezeigt und die Spannung ist entlang der Ordinate gezeigt. Eine Gruppenkurve 902 zeigt Ladespannungen für mehrere normale Batteriezellen der Batteriebaugruppe. Die Kurve 904 zeigt eine Ladespannung für eine Batteriezelle mit einem Innenkurzschlusswiderstand. Der Punkt 906 gibt einen Zeitpunkt an, zu dem eine thermische Instabilität auftritt. Der Punkt 908 gibt einen Zeitpunkt an, zu dem unter Verwendung der hier offenbarten Verfahren ein Alarm erzeugt werden kann. Der Alarm kann zweifellos weit vor der thermischen Instabilität erzeugt werden, was ausreichend Zeit zum Ergreifen einer Vorbeugungsmaßnahme lässt. In dem veranschaulichenden Ladegraphen 900 wird die Warnung etwa 1500 Sekunden (etwa 25 Minuten) vor der thermischen Instabilität bereitgestellt.
10 zeigt einen Graphen 1000, der eine Bedingung darstellt, unter der ein Alarm- oder Benachrichtigungssignal erzeugt werden kann. Die Zeit ist entlang der Abszisse in Sekunden gezeigt und die Spannung ist entlang der Ordinate gezeigt. Die Gruppenkurve 1002 zeigt die Ladespannungsreste für mehrere normale Batteriezellen der Batteriebaugruppe im Zeitablauf. Die Kurve 1004 ist für Batteriezellen gezeigt, die sich der thermischen Instabilität annähern. Die Kurve 1004 schneidet den äußersten Prognoseschwellenwert 1006 bei etwa 2400 Sekunden, um den Alarm zu erzeugen.
11 ist ein Graph 1100, der eine Leerlaufspannung Voc einer Batteriezelle als Funktion eines Ladezustands SOC der Batteriezelle zeigt. Die Kurve des Graphen 1100 stellt eine Funktion f_soc2voc zum Umrechnen von einem Ladezustand in einen Spannungsmesswert dar. 12 ist ein Graph 1200, der einen Ladezustand SOC einer Batteriezelle als Funktion einer Leerlaufspannung Voc der Batteriezelle zeigt. Die Kurve des Graphen 1200 stellt eine Funktion f_voc2soc zum Umrechnen eines Spannungsmesswerts in einen Ladezustand dar. Die Kurven aus 11 und 12 sind durch die Batteriechemie bestimmt.
13 zeigt einen Graphen 1300, der ein zweites Verfahren zum Messen eines Spannungsabfalls in einer Batteriezelle darstellt. Das zweite Verfahren verwendet Spannungsmesswerte in zwei verschiedenen Zeitschritten, die über ein Zeitintervall erhalten werden, und bestimmt die TRA durch Vergleichen der Änderung der Spannung über das Zeitintervall mit einem oder mehreren Prognoseschwellenwerten. Teilweise beruhen die Prognoseschwellenwerte auf einem Mittelwert der Spannungsmesswerte im Zeitablauf.
Der Graph 1300 zeigt die Messung einer Spannung einer j-ten Batteriezelle der Batteriebaugruppe. Die Spannungsmesswerte werden in periodischen Intervallen erhalten, wie sie durch V(1), V(2), V(3), ... V(i) angegeben sind, wobei V(i) der i-te Messwert ist. Das Grundzeitintervall, das zwei zeitlich benachbarte Spannungsmesswerte trennt, ist das Zeitintervall ΔT. Somit ist die in dem i-ten Zeitschritt erhaltene Spannung V(i) von der in dem ersten Zeitschritt erhaltenen ersten Spannung V(1) um iΔT beabstandet.
Falls ein Batteriezellenausgleich innerhalb der Batterie im Gang ist, werden die Spannungen wegen der natürlichen Entladung korrigiert, wenn die Messwerte erhalten worden sind. Für einen Spannungsmesswert V(i) wird ein entsprechender Ladezustand SOC(i) unter Verwendung der in 12 dargestellten Funktion bestimmt. Daraufhin werden die Wirkungen der natürlichen Zellenentladung durch den in Gleichung (6) gezeigten Schritt von dem SOC(i) entfernt: $S O C (i) \to S O C (i) + A h (i) / C a p .$
Dabei sind Ah(i) die ausgeglichenen Amperestunden (Ah) von der natürlichen Entladung und ist Cap die Zellenkapazität. Daraufhin wird aus dem korrigierten SOC unter Verwendung der in 11 dargestellten Funktion eine korrigierte Spannung bestimmt. Die Änderung der Zellenspannung über das Zeitfenster i · ΔT wird wie in Gleichung (7) gezeigt berechnet: $d V (i) = V (i + 1) - V (1) .$
Zum Beispiel ist dV(1) = V(2) - V(1) und dV(3) = V(3) - V(1).
Gemäß einer Ausführungsform kann ein Mittelwert dV_m(i) unter Verwendung von Spannungen von mehreren Batteriezellen in einem Modul oder in einer Batteriebaugruppe bestimmt werden. Falls der Mittelwert dV_m(i) wesentlich größer als ein ausgewählter Schwellenwert ist, kann er vor dem Bestimmen der Änderungsrate zwischen Zeitintervallen von jedem der Spannungsmesswerte subtrahiert werden.
Um eine Batteriezelle auf einen inneren Kurzschluss zu überwachen, kann eine Rate des Spannungsabfalls dV_j(i) für die j-te Zelle in dem i-ten Zeitschritt gegenüber einem in Gleichung (8) gezeigten Prognoseschwellenwert Thr getestet werden: $T h r = \frac{\nabla_{ƒ} (i) (i Δ T)}{x C a p} \frac{d c_{j} (i)}{d S O C_{j}},$
wobei der Prognoseschwellenwert auf der rechten Seite von Gleichung (8) ist. Cap ist die Zellenkapazität der Batteriezelle und x ist ein spezifizierter Zellenkurzschlusswiderstand wie z. B. etwa 500 Ω. Gemäß einer Ausführungsform ist die mittlere Spannung V _j(i) durch Gleichung (9) gegeben: ${\bar{V}}_{j} (i) = \frac{1}{i Δ T} \int_{0}^{i Δ T} (V_{j} (t) - V_{m} (t)) d t \approx V_{j} (i) - V_{m} (i) .$
Gemäß einer anderen Ausführungsform ist der Schwellenwert Thr, wie in Gleichung (10) gezeigt ist, eine Differenz zwischen dem Mittelwert der Spannungsabfälle über die n Batteriezellen in dem Batteriemodul oder in der Batteriebaugruppe und einem Vielfachen einer Standardabweichung σ: $T h d = 1 / n \sum_{j = 0}^{n} d V_{j} (i) - k σ (d V_{i} (i)) .$
Ähnliche Berechnungen können TRA unter Verwendung einer Abfallrate des Ladezustands (SOC) bestimmen. Der SOC wird, wie in der Funktion von Gleichung (11) gezeigt ist, aus den Spannungsmesswerten unter Verwendung der in 12 dargestellten Funktion bestimmt: $S O C (i) = ƒ_{V O C 2 S O C} (V (i)) .$
Somit ist die Änderung des SOC durch Gleichung (12) gegeben: $d S O C_{j} (i) = ƒ_{V O C 2 S O C} (V_{j} (i)) - ƒ_{V O C 2 S O C} (V_{j} (1)) .$
Ähnlich dem Spannungsabfallverfahren soll der Betrag der natürlichen Entladung wegen Zellenausgleichs von dem in Gleichung (11) gezeigten bestimmten Ladezustand entfernt werden, bevor die Änderung des SOC in Gleichung (12) berechnet wird, falls ein Zellenausgleich der Batteriebaugruppe im Gang ist. Die Änderung des SOC für die Batteriezelle über den Zeitrahmen wird mit einem wie in Gleichung (13) gezeigten Prognoseschwellenwert verglichen: $T h r = (\frac{\nabla_{j} (i) (i Δ T)}{x C a p}) .$
Falls dSOC_j(i) größer als der Schwellenwert ist, wird ein Alarm erzeugt. Gemäß einer anderen Ausführungsform beruht der Schwellenwert, wie in Gleichung (14) gezeigt ist, auf einer Differenz zwischen einem mittleren Delta SOC (dSOC) über alle Batteriezellen der Batteriebaugruppe und einem Vielfachen einer Standardabweichung des Delta SOC: $T h d = 1 / n \sum_{j = 0}^{n} d S O C_{j} (i) - k σ (d S O C_{j} (i)) .$
14 zeigt einen Graphen 1400, der ein drittes Verfahren zum Bestimmen einer Anwesenheit eines inneren Kurzschlusswiderstands darstellt. Für jede von ‚n‘ Batteriezellen einer Batteriebaugruppe werden Spannungsmesswerte zu einem ersten Zeitpunkt (z. B. etwa 400 Sekunden) und zu einem zweiten Zeitpunkt (z. B. etwa 1600 Sekunden) erhalten. Aus den Spannungen wird unter Verwendung der in 12 dargestellten Funktion der Ladezustand für SOC_j(i) für die j-te Batteriezelle in dem i-ten Zeitschritt bestimmt.
15 zeigt einen Ablaufplan 1500 eines Verfahrens zum Vorhersagen der TRA aus einer Änderung eines Ladezustands einer Batteriezelle. Im Feld 1502 werden Spannungsmesswerte für ‚n‘ Zellen der Batteriebaugruppe und für einen ersten Abtastzeitpunkt (i = 1) erhalten. Im Feld 1504 wird für jede der ‚n‘ Zellen der Ladezustand bei i =1 (SOC_j(1)) bestimmt. Im Feld 1506 werden für die ‚n‘ Zellen ein mittlerer Ladezustandswert und eine Abweichung des SOC für die ‚n‘ Zellen, wie sie in Gleichung (15) gegeben ist, bestimmt: $d S O C_{j} (2) = \bar{S O C (2)} - S O C_{j} (2),$
wobei dSOC_j(1) die Abweichung des Ladezustands der j-ten Zelle zum Zeitpunkt i = 1 ist, SOC(1) der durchschnittliche Ladezustand für die ‚n‘ Zellen zum Zeitpunkt i = 1 ist und SOC_j(1) der SOC der j-ten Zelle zum Zeitpunkt i = 1 ist.
Im Feld 1508 werden für die ‚n‘ Zellen zu einem zweiten Abtastzeitpunkt (i = 2) Spannungsmesswerte erhalten. Im Feld 1510 wird für jede der ‚n‘ Zellen der Ladezustand bei i = 2(SOC_j(2)) bestimmt. Im Feld 1512 wird für die ‚n‘ Zellen ein mittlerer Ladezustandswert bestimmt und wird für jede der ‚n‘ Zellen eine Abweichung des SOC, wie sie in Gleichung (16) gegeben ist, bestimmt: $d S O C_{j} (2) = \bar{S O C (2)} - S O C_{j} (2),$
wobei dSOC_j(2) die Abweichung des Ladezustands der j-ten Zelle zum Zeitpunkt i = 2 ist, SOC(2) der durchschnittliche Ladezustand für die ‚n‘ Zellen zum Zeitpunkt i = 2 ist und SOC_j(2) der SOC der j-ten Zelle zum Zeitpunkt i = 2 ist.
Im Feld 1514 wird die Änderung des Ladezustands zwischen dem Zeitpunkt i = 1 und dem Zeitpunkt i = 2 bestimmt. Auf der Grundlage eines Ausgleichsprozentsatzes auf der Grundlage von Amperestunden über das Zeitintervall Δt kann eine Auswirkung des Zellenausgleichs auf eine einzelne Zelle kompensiert werden. Gemäß einer Ausführungsform ist der Ausgleichsprozentsatz in Gleichung (17) gegeben: $B a l P c t = \frac{\bar{A h r} - A h r (j)}{C a p},$
wobei Ahr(j) die ausgeglichenen Amperestunden der j-ten Zelle sind, Ahr die durchschnittlichen Amperestunden der ‚n‘ Zellen der Batteriebaugruppe sind und Cap die Zellenkapazität ist. Die Änderung des dSOCs für die j-te Zelle ist in Gleichung (18) gegeben: $d d S O C (j) = d S O C_{j} (2) - d S O C_{j} (1) + B a l P c t .$
Im Feld 1516 wird daraufhin aus den Ergebnissen von Gleichung (18), wie in Gleichung (19) gezeigt ist, ein Kurzschlusswiderstand R berechnet: $R_{j} = \frac{V_{j} (2) \cdot Δ t}{d d S O C (j) \cdot Cap} .$
Im Feld 1518 wird jeder Kurzschlusswiderstand R_j mit einem Widerstandsschwellenwert verglichen und wird ein Alarm erzeugt, falls ein R_j kleiner als der Widerstandsschwellenwert ist, was einen Kurzschluss angibt.
16 zeigt einen Ablaufplan 1600 des zweiten Verfahrens zum Prognostizieren einer Bedingung thermischer Instabilität und zum Bereitstellen eines Alarms. Das Verfahren wird auf jede Zelle angewendet und beginnt im Feld 1602. Im Feld 1604 testet das Verfahren, ob ein Hochspannungskontakt geöffnet ist oder ob eine Ladung der Batterie mit konstantem Strom stattfindet. Falls diese nicht vorhanden sind, wird das Verfahren zum Feld 1602 zurückgeschleift. Falls eine der Bedingungen vorhanden ist, geht das Verfahren zum Feld 1606 über. Im Feld 1606 werden auf der Grundlage von von der Batteriebaugruppe erhaltenen Messwerten ein Mittelwert und eine Standardabweichung berechnet. Der Messwert ist ein Delta Spannung einer Batteriezelle, das durch Gleichung (7) berechnet wird. Gemäß einer Ausführungsform kann der Mittelwert der Mittelwert der Delta Spannungen aller Zellen in einem Modul oder in einer Baugruppe sein und ist die Standardabweichung eine Standardabweichung dieser Delta Spannungen. Im Feld 1608 werden auf der Grundlage von Kalibrierungen oder auf der Grundlage der Standardabweichung Prognoseschwellenwerte festgesetzt. Der Schwellenwert kann z. B. der Prognoseschwellenwert aus Gleichung (8) und (10) oder Ableitungen davon sein. Im Feld 1610 wird die Abweichung der Spannung für die ‚n‘ Zellen in einem anderen Zeitintervall (i · ΔT) gemessen. Im Feld 1612 wird die Abweichung einer Zelle zum Zeitpunkt (i) gegenüber dem Schwellenwert gemessen. Falls die Abweichung kleiner als der Schwellenwert ist, geht das Verfahren zum Feld 1614 über, in dem das Zeitintervall um einen Zeitschritt erhöht wird. Von dem Feld 1614 wird das Verfahren zum Feld 1612 zurückgeschleift. Falls die Abweichung größer als der Schwellenwert ist, geht das Verfahren zum Feld 1616 über, in dem ein Alarm erzeugt wird. Auf die Abweichung des Ladezustands kann ein ähnlicher Prognoseablaufplan in 16 angewendet werden, wobei die Abweichung der Spannung auf der Grundlage des Verfahrens dV(i) durch dSOC(i) ersetzt werden kann und gegenüber den Schwellenwerten in Gleichung (13) und (14) getestet werden kann.
Obwohl die obige Offenbarung anhand beispielhafter Ausführungsformen beschrieben worden ist, versteht der Fachmann, dass verschiedene Änderungen vorgenommen werden können und Äquivalente für Elemente davon ersetzt werden können, ohne von ihrem Schutzumfang abzuweichen. Zusätzlich können viele Abwandlungen vorgenommen werden, um eine bestimmte Situation oder ein bestimmtes Material an die Lehren der Offenbarung anzupassen, ohne von deren wesentlichem Schutzumfang abzuweichen. Somit soll die vorliegende Offenbarung nicht auf die bestimmten offenbarten Ausführungsformen beschränkt sein, sondern alle Ausführungsformen, die in ihrem Schutzumfang liegen, enthalten.

Claims

Verfahren zum Überwachen eines Auftretens thermischer Instabilität in einer Batteriebaugruppe, wobei das Verfahren umfasst: Erhalten mehrerer Spannungsmesswerte bei jeder von mehreren Batteriezellen der Batteriebaugruppe; Bestimmen eines Mittelwerts auf der Grundlage der mehreren Spannungsmesswerte; Vergleichen eines von einer ausgewählten Batteriezelle erhaltenen Spannungsmesswerts mit dem Mittelwert; und Erzeugen eines Benachrichtigungssignals, wenn eine Differenz zwischen dem Spannungsmesswert von der ausgewählten Batteriezelle und dem Mittelwert größer oder gleich einem Prognoseschwellenwert ist.
Verfahren nach Anspruch 1, das ferner das Bestimmen eines Spannungsparameters aus einem Spannungsmesswert umfasst, wobei der Spannungsparameter einer der Folgenden ist: (i) eine Spannung der ausgewählten Batteriezelle; (ii) ein Spannungsrest der ausgewählten Batteriezelle; (iii) ein Ladezustand der ausgewählten Batteriezelle; (iv) eine Änderungsrate der Spannung der ausgewählten Batteriezelle im Zeitablauf; und (v) eine Änderungsrate eines Ladezustands der ausgewählten Batteriezelle im Zeitablauf.
Verfahren nach Anspruch 1, das ferner das Erhalten der mehreren Spannungsmesswerte und des Spannungsmesswerts von der ausgewählten Batteriezelle in einem selben Zeitschritt umfasst.
Verfahren nach Anspruch 1, das ferner das Vergleichen einer Änderungsrate der Spannung über ein Zeitfenster für die ausgewählte Batteriezelle mit dem Prognoseschwellenwert umfasst, wobei der Prognoseschwellenwert auf einer mittleren Spannung der Batteriebaugruppe über das Zeitfenster und auf einer Kapazität der Batteriebaugruppe beruht.
Verfahren nach Anspruch 1, das ferner das Bestimmen eines Widerstands eines Kurzschlusses innerhalb der ausgewählten Batteriezelle aus einer Änderung einer Abweichung eines Ladezustands der ausgewählten Batteriezelle von dem Mittelwert im Zeitablauf umfasst, wobei die Änderung der Abweichung unter Verwendung einer Zellenausgleichkorrektur bestimmt wird.
System zum Überwachen eines Auftretens thermischer Instabilität in einer Batteriebaugruppe eines Fahrzeugs, wobei das System umfasst: mehrere Spannungssensoren zum Erhalten mehrerer Spannungsmesswerte bei jeder von mehreren Batteriezellen der Batteriebaugruppe; und einen Prozessor, der konfiguriert ist zum: Bestimmen eines Mittelwerts auf der Grundlage der mehreren Spannungsmesswerte; Vergleichen eines von einer ausgewählten Batteriezelle erhaltenen Spannungsmesswerts mit dem Mittelwert; und Erzeugen eines Benachrichtigungssignals, wenn eine Differenz zwischen dem Spannungsmesswert von der ausgewählten Batteriezelle und dem Mittelwert größer oder gleich einem Prognoseschwellenwert ist.
System nach Anspruch 6, wobei der Prozessor ferner dafür konfiguriert ist, einen Spannungsparameter aus einem Spannungsmesswert zu bestimmen, wobei der Spannungsparameter einer der Folgenden ist: (i) eine Spannung der ausgewählten Batteriezelle; (ii) ein Spannungsrest der ausgewählten Batteriezelle; (iii) ein Ladezustand der ausgewählten Batteriezelle; (iv) eine Änderungsrate der Spannung der ausgewählten Batteriezelle im Zeitablauf; und (v) eine Änderungsrate eines Ladezustands der ausgewählten Batteriezelle im Zeitablauf.
System nach Anspruch 6, wobei die mehreren Spannungssensoren ferner dafür konfiguriert sind, die mehreren Spannungsmesswerte und den Spannungsmesswert von der ausgewählten Batteriezelle in einem selben Zeitschritt zu erhalten.
System nach Anspruch 6, wobei der Prozessor ferner dafür konfiguriert ist, eine Änderungsrate der Spannung über ein Zeitfenster für die ausgewählte Batteriezelle mit dem Prognoseschwellenwert zu vergleichen, wobei der Prognoseschwellenwert auf einer mittleren Spannung der Batteriebaugruppe über das Zeitfenster und auf einer Kapazität der Batteriebaugruppe beruht.
System nach Anspruch 6, wobei der Prozessor ferner dafür konfiguriert ist, einen Widerstand der ausgewählten Batteriezelle aus einer Änderung einer Abweichung eines Ladezustands der ausgewählten Batteriezelle von dem Mittelwert im Zeitablauf zu bestimmen, wobei die Änderung der Abweichung unter Verwendung einer Zellenausgleichkorrektur bestimmt wird.