gesponsert Wenn jede Hochvolt-Messstelle zur Systemaufgabe wird

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Isabellenhütte Heusler GmbH & Co. KG

In modernen Hochvolt-Verteilern (HV-Verteilern) muss Spannung an immer mehr Stellen erfasst werden. Doch weshalb wächst der Aufwand pro Messpunkt oft stärker als erwartet? Und welche Auswirkungen hat das auf Architektur, Diagnose und Integration?

In Elektrofahrzeugen entstehen Integrationsaufwände häufig nicht durch die zentrale HV-Komponente selbst, sondern durch zusätzliche Mess- und Überwachungsfunktionen im System. Ein typisches Beispiel ist die Spannungsmessung in der Hochvolt-Leistungsverteilungseinheit (Power Distribution Unit, PDU).

Während frühere Architekturen häufig mit wenigen zentralen Messpunkten auskamen, werden HV-Spannungen heute an mehreren Stellen im Energiepfad erfasst – beispielsweise vor und nach Schützen, in Ladepfaden, an Abgängen oder in Energiespeichersystemen. Die Messaufgabe wirkt zunächst einfach: Spannung erfassen, plausibilisieren und an das Steuergerät übertragen.
 

Architekturansatz für HV-Spannungsmessung

In der Praxis wird daraus jedoch eine Systemaufgabe. Jede zusätzliche Messstelle benötigt eine vollständige Signalkette mit HV-Anbindung, Isolation, Signalaufbereitung, Digitalisierung, EMV-gerechter Auslegung, Diagnose und Integration in die Softwarearchitektur. Der Aufwand steigt deshalb nicht nur mit der Anzahl der Messpunkte, sondern mit jedem zusätzlichen Integrationspfad.

Vor diesem Hintergrund gewinnen Architekturansätze an Bedeutung, die Messung, Isolation und Kommunikation direkt am Erfassungspunkt bündeln. Der folgende Abschnitt zeigt ein Beispiel für die praktische Umsetzung eines solchen Konzepts.

Analoge Messketten erhöhen den Integrationsaufwand

Werden HV-Spannungen analog bis zum Steuergerät geführt, muss die gesamte Messkette betrachtet werden. Entwickler müssen Leitungskonzept, Störfestigkeit, Potenzialtrennung, Eingangsbeschaltung und A/D-Wandlung auslegen und validieren. Hinzu kommen Diagnosefunktionen, Plausibilisierung sowie die Anbindung an Service- und Fehlermanagementsysteme.

Mit jedem weiteren Messpunkt wiederholen sich diese Aufgaben. Das betrifft nicht nur Hardware und Layout, sondern auch EMV-Prüfung, Softwareintegration und Validierung. Gerade in kompakten HV-Verteilern kann dadurch erheblicher Aufwand entstehen, obwohl die eigentliche Funktion lediglich einen zusätzlichen Spannungswert bereitstellen soll.

Digitaler Sensorknoten am Messpunkt

Ein alternativer Architekturansatz verlagert die Messfunktion direkt an den Erfassungspunkt. Statt jede Messstelle als individuelle Integrationsaufgabe zu behandeln, bündelt ein digitaler Sensorknoten Messung, Isolation, Signalaufbereitung und Kommunikation unmittelbar vor Ort. Die Messwerte werden anschließend über eine digitale Schnittstelle an das Steuergerät oder einen Domaincontroller übertragen.

Einen solchen Ansatz verfolgt die Isabellenhütte mit dem IVS-A Hochvoltsensor. Der isolierte CAN-Sensor für HV-Anwendungen erfasst Spannungen bis ±1.000 VDC und stellt die Messwerte zyklisch über CAN bereit. Dadurch entfällt die analoge Signalführung vom Messpunkt bis zum Steuergerät. Für die Integration bleiben im Wesentlichen HV-Anschluss, Versorgung und CAN-Kommunikation.

Diagnose über die vorhandene CAN-Schnittstelle

Für Entwickler ist nicht nur der Messwert relevant. Messstellen müssen diagnostizierbar, updatefähig und in bestehende Servicekonzepte integrierbar sein. Bei diskret aufgebauten Messketten entstehen hierfür häufig zusätzliche Diagnosepfade oder separate Schnittstellen.

Wird die Diagnose direkt in den Sensor integriert, lassen sich Messwerte, Statusinformationen und Servicefunktionen über dieselbe Kommunikationsschnittstelle bereitstellen. Der IVS unterstützt hierfür UDS-Diagnosefunktionen sowie Firmware-Updates über CAN. Fehlerzustände und Diagnoseinformationen lassen sich so nahtlos in bestehende Fahrzeug- und Servicekonzepte integrieren.

Zusätzlich stellt der Sensor interne Statusinformationen, wie die Gerätetemperatur bereit. Diese können zur Bewertung thermischer Randbedingungen im Einbauumfeld herangezogen werden.

Isolation bleibt Teil der Systemauslegung

In HV-Systemen ist die galvanische Trennung zwischen Hochvolt- und Niedervoltseite ein wesentlicher Bestandteil jeder Spannungsmessung. Sie beeinflusst nicht nur die elektrische Sicherheit, sondern auch Bauraum, Layout, Prüfkonzepte und den Validierungsaufwand der gesamten Messkette.

Wird die Messfunktion direkt in den Sensor verlagert, muss auch die erforderliche Potenzialtrennung Bestandteil des Messkonzepts sein. Der IVS kombiniert HV-Spannungserfassung, galvanische Trennung und CAN-Kommunikation in einem Bauteil und ist für Nennspannungen bis 1.000 V ausgelegt. Dadurch reduziert sich der Aufwand für externe Isolationsbeschaltungen.

Die finale Bewertung der Isolationskoordination bleibt jedoch Aufgabe der Systementwicklung. Kriech- und Luftstrecken, Systemspannung, Einbauumgebung, Verschmutzungsgrad und OEM-Vorgaben müssen weiterhin für die jeweilige Anwendung bewertet werden.

Modularer Aufbau für HV-Verteiler

Mit steigender Zahl elektrischer Verbraucher, Ladefunktionen und HV-Abgängen wächst auch die Anzahl der zu überwachenden Spannungsstellen. Werden diese diskret aufgebaut, entstehen wiederkehrende Integrationsaufgaben.

Ein digitaler HV-Sensor reduziert diesen Aufwand, indem er Messung, Isolation, Diagnose und Kommunikation in einem Modul zusammenführt. Für Entwickler von PDUs, Ladeeinheiten und Energiespeichersystemen wird die Spannungsmessung damit zu einer klar abgegrenzten Funktion im System. Zusätzliche Messpunkte lassen sich einfacher integrieren, während analoge Signalketten im HV-Umfeld reduziert werden.

Mit zunehmender Elektrifizierung, steigenden Spannungsniveaus und einer wachsenden Zahl verteilter Energiesysteme gewinnen Architekturansätze an Bedeutung, die Messung, Diagnose und Kommunikation bereits am Erfassungspunkt zusammenführen. Genau hier setzt der IVS an.