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Basiswissen Energiemanagement
Technische Information
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Mess- und Monitoringsysteme
Inhalt
Basiswissen Energiemanagement
Inhaltsverzeichnis
2
Oberschwingungen
17
Formelsammlung
5
Strom- / Spannungsunsymmetrie
24
Stromwandler
6
7
9
10
Transienten
34
Kommunikation über die RS485-Schnittstelle
42
Ports, Protokolle und Verbindungen
44
Überspannungskategorien
46
Gültige Normen
Spannungseinbrüche und -unterbrechungen
Phasenverschiebung und Blindleistung
Blindleistungskompensation
•Grundlagen zur Blindleistungskompensation
•Berechnungsformeln zum Kondensator
15
•Allgemeine Informationen zu Stromwandlern
•Auswahl von Stromwandlern
•Bauform von Stromwandlern
•Einbau von Stromwandlern
•Betrieb von Stromwandlern
RCM (Residual Current Monitoring) –
Fehlerstrom- oder Differenzstrommessung
1
Oberschwingungen
Oberschwingungen
Die stetig steigende Anzahl nichtlinearer Verbraucher in unseren Stromnetzen
verursacht eine zunehmende „Netzverschmutzung”. Man spricht auch von
Netzrückwirkungen, ähnlich wie man es aus der Umwelt bei der WasserSpannungsverlauf (V)
und Luftverschmutzung kennt. Generatoren produzieren im Idealfall einen
rein sinusförmigen Strom an den Abgangsklemmen. Diese sinusförmige
Spannungsform wird als ideale Wechselspannungsform betrachtet, jegliche
Abweichung davon wird als Netzstörung bezeichnet.
Stromverlauf (A)
Mehr und mehr Verbraucher entnehmen dem Netz einen nicht sinusförmigen
Strom. Die FFT-Fast-Fourier-Transformation dieser „verschmutzten“ Stromformen
ergibt ein breites Spektrum an Oberschwingungsfrequenzen – üblicherweise auch
als Oberschwingungen bezeichnet.
1
Spannungsverlauf
Stromverlauf
2
Abb.: Netzrückwirkungen durch Frequenzumrichter
Oberschwingungen sind für elektrische Netze schädlich, bisweilen sogar gefährlich
und angeschlossene Verbraucher leiden darunter, ähnlich wie verschmutztes
Wasser ungesund für unseren menschlichen Körper ist. Es kommt zur Überlastung,
reduzierter Lebensdauer und unter Umständen sogar zu Frühausfällen von
elektrischen und elektronischen Verbrauchern.
Oberschwingungsbelastungen sind die Hauptursache für unsichtbare Spannungs­
qualitätsprobleme mit enormen Kosten für Instandsetzung und Investitionen
für den Ersatz von defekten Geräten. Unzulässig hohe Netzrückwirkungen und
daraus resultierende schlechte Spannungsqualität können somit zu Problemen in
Fertigungsprozessen bis hin zu Fertigungsstillständen führen.
Abb.: Oberschwingungsanalyse (FFT)
Oberschwingungen sind Ströme oder Spannungen, deren Frequenz oberhalb der
50/60-Hz-Grundschwingungsfrequenz liegt und die ein ganzzahliges Vielfaches
dieser Grundschwingungsfrequenz sind. Die Stromoberschwingungen haben
keinen Anteil an der Wirkleistung, sie belasten das Netz nur thermisch. Da
Oberschwingungsströme zusätzlich zur „aktiven“ Sinusschwingung fließen,
sorgen sie für elektrische Verluste innerhalb der elektrischen Installation, was bis
zur thermischen Überlast führen kann. Zusätzliche Verluste im Verbraucher führen
zudem zu Er- oder Überhitzung und somit zu Lebenszeitverkürzung.
Grenzwerte einzelner Oberschwingungsspannungen an der Übergabestelle bis zur 25. Ordnung in Prozent der Grundschwingung U1
Ungerade Harmonische
Keine Vielfache von 3
Vielfache von 3
Ordnung
Relative Spannungsamplitude
Ordnung
Relative Spannungsamplitude
h
Uh
h
Uh
5
6,0 %
3
5,0 %
7
5,0 %
9
1,5 %
11
3,5 %
15
0,5 %
13
3,0 %
21
0,5 %
17
2,0 %
19
1,5 %
23
1,5 %
25
1,5 %
2
Gerade Harmonische
Ordnung
h
2
4
6 bis 24
Relative Spannungsamplitude
Uh
2,0 %
1,0 %
0,5 %
Oberschwingungen
Die Beurteilung der Oberschwingungsbelastung erfolgt meist am Anschlussoder Übergabepunkt zum öffentlichen Versorgungsnetz des jeweiligen
Energieversorgers (EVU). Im englischen Sprachraum, aber auch immer mehr
im deutschsprachigen Raum, spricht man dann vom Point of Common
Coupling (PCC). Es kann aber unter gewissen Umständen auch wichtig
sein, die Oberschwingungsbelastung durch einzelne Betriebsmittel oder
Betriebsmittelgruppen zu bestimmen und zu analysieren, um interne
Netzqualitätsprobleme und eventuell deren Verursacher aufzuzeigen.
Zur Beurteilung der Oberschwingungsbelastung werden folgende
Parameter eingesetzt:
Total Harmonic Distortion (THD)
Total Harmonic Distortion (THD) bzw. gesamte Harmonische Verzerrung ist
eine Angabe, um die Größe der Anteile, die durch nichtlineare Verzerrungen
eines elektrischen Signals entstehen, zu quantifizieren. Er gibt also das
Verhältnis des Effektivwertes aller Oberschwingungen zum Effektivwert der
Grundschwingung an. Der THD-Wert wird sowohl in Nieder-, Mittel- als auch
Hochspannungssystemen benutzt. Üblicherweise wird für die Verzerrung des
Stroms THDi und für die Verzerrung der Spannung THDu verwendet.
Abb.: Zerstörte Kondensatoren durch Oberschwingungen
Verzerrungsfaktor für die Spannung
• M = Ordnungszahl der Oberschwingung
• M = 40 (Energy Meter D650, Energy Analyser D550, Energy Meter 750)
• M = 63 (Energy Analyser D550)
• Grundschwingung fund entspricht n = 1
M
2
THDU = 1
∑ ⎥Un.Harm⎥
⎥Ufund⎥ n=2
Verzerrungsfaktor für den Strom
• M = Ordnungszahl der Oberschwingung
• M = 40 (Energy Meter D650, Energy Analyser D550, Energy Meter 750)
• M = 63 (Energy Analyser 550)
• Grundschwingung fund entspricht n = 1
THDI = 1
⎥Ifund⎥
M
2
∑ ⎥In.Harm⎥
n=2
3
Oberschwingungen
Oberschwingungen
Total Demand Distortion (TDD)
Speziell in Nordamerika findet man fast immer auch den Ausdruck TDD in
Zusammenhang mit der Oberschwingungsproblematik. Er ist eine Angabe,
die sich auf den THDi bezieht, allerdings wird hier der Oberschwingungsgehalt
auf den Grundschwingungsanteil des Strom-Nennwertes bezogen. Der TDD gibt
also das Verhältnis zwischen den Strom-Oberschwingungen (analog zum THDi)
und dem in einem bestimmten Intervall auftretenden Stromeffektivwert unter
Volllastbedingungen an. Übliche Intervalle sind 15 oder 30 Minuten.
TDD (I)
•TDD gibt das Verhältnis zwischen den Stromoberschwingungen (THDi)
und den Stromeffektivwert bei Volllast an.
•IL = Voll-Laststrom
• M = 40 (Energy Meter D650, Energy Meter 750, Energy Analyser D550)
• M = 63 (Energy Analyser 550)
4
M
TDD = 1 ∑ I2n x 100%
IL n=2
Strom- / Spannungsunsymmetrie
Strom- / Spannungsunsymmetrie
Ic
1
Von Symmetrie in einem dreiphasigen System spricht man, wenn die drei
Außenleiterspannungen und -ströme gleich groß und gegeneinander um
120° phasenverschoben sind.
Unsymmetrie entsteht, wenn eine oder beide Bedingungen nicht erfüllt sind. In
den meisten Fällen liegt die Ursache für Unsymmetrien in den Lasten begründet.
In Hoch- und Mittelspannungsnetzen sind die Lasten meist dreiphasig und
symmetrisch, obwohl auch hier große ein- oder zweiphasige Lasten vorhanden
sein können (z.B. Netzfrequenz-Induktionsöfen, Widerstandsöfen etc.). Im
Niederspannungsnetz sind die elektrischen Lasten häufig auch einphasig
(z.B. PCs, Unterhaltungselektronik, Beleuchtungssysteme etc.), und die
zugehörigen Laststromkreise sollten innerhalb der elektrischen Verkabelung
auf die drei Außenleiter möglichst gleichmäßig verteilt werden. Abhängig von
der Symmetrierung der einphasigen Lasten wird das Netz mehr oder weniger
symmetrisch oder unsymmetrisch betrieben.
Der Verträglichkeitspegel für den Unsymmetriegrad im stationären Betrieb
der Spannung verursacht von allen Netzverbrauchern ist mit ≤ 2 % festgelegt.
Bezogen auf einzelne Verbraucheranlagen ist der resultierende Unsymmetriegrad
mit = 0,7 % begrenzt, wobei über 10 Minuten zu mitteln ist.
0,5
Ic 120° 120°
120°
10
-0,5
0,5
-1
0
Ib 120° 120°
120°
Zeit
-0,5
-1
Ib
Zeit
Abb.: Symmetrie
1,5
1
Ic
0,5
1,5
0
1
-0,5
0,5
-1
0
-1,5
Ib
Zeit
-0,5
Ib
-1
Abb.: Unsymmetrie
-1,5
Zeit
Durch Unsymmetrie in der Spannung entstehen folgende Auswirkungen:
• Erhöhte Strombelastung und Verluste im Netz.
•Bei gleicher Verbraucherleistung können die Phasenströme den 2- bis
3-fachen Wert, die Verluste den 2- bis 6-fachen Wert erreichen. Leitungen
und Transformatoren können dann nur zur Hälfte bzw. zu einem Drittel ihrer
Nennleistung belastet werden.
•Erhöhte Verluste und Rüttelmomente in elektrischen Maschinen.
•Das vom Gegensystem der Ströme aufgebaute Feld läuft gegen die
Drehrichtung des Läufers und induziert in diesem Ströme, die zu erhöhter
thermischer Belastung führen.
•Gleich- und Wechselrichter reagieren auf eine unsymmetrische Versor­
gungsspannung mit uncharakteristischen Oberschwingungsströmen.
•In Dreiphasensystemen mit Sternschaltung fließt ein Strom durch den
Neutralleiter.
U1
U2
U3
Abb.: Unsymmetriedarstellung im Zeigerdiagramm
Die detaillierten Formeln dazu finden Sie in der Formelsammlung.
5
Ic
Transienten
Transienten
Mit Transienten wird ein sehr schneller, impulshafter, elektrischer Einschwing­
vorgang bezeichnet. Meistens sind das höherfrequente, steile Signale in Form
instationärer Schwingungen.
Die zuverlässige Erkennung von transienten Vorgängen im elektrischen Energie­
versorgungsnetz ist sehr wichtig, um Schäden zu vermeiden. Durch ständige
Veränderungen im elektrischen Versorgungsnetz durch Schalthandlungen
und Fehlerfälle ergeben sich immer wieder neue Netzzustände, auf die sich
das Gesamtsystem einschwingen muss. Dabei treten im Normalfall transiente
Ausgleichsströme und Ausgleichsspannungen auf. Um einschätzen zu können,
ob die transienten Vorgänge aus einer gewollten oder ungewollten Netzänderung
resultieren und ob diese noch im Toleranzbereich liegen, braucht man zuverlässige
Entscheidungskriterien.
U
Transienten
t
Abb.: Transienten
Hohe transiente Überspannungen können, abhängig vom Energieeintrag
(z.B. Blitzeinschlag), zu Isolationsschäden und Zerstörung von Anlagen und
Maschinen führen.
Zur Erkennung und Aufzeichnung von Transienten sind hochwertige, digitale
Spannungsqualitätsanalysatoren mit hoher Abtastfrequenz erforderlich.
Abb.: Mit dem Energy Analyser 550 kann man die Transienten
direkt am Messgerät anzeigen.
Praxisbeispiel:
Durch das Zuschalten von unverdrosselten Kondensatoren treten oft, auch bei
problemlosen Netzkonfigurationen, hohe transiente Einschwingströme auf.
Eine Verdrosselung wirkt hier stark dämpfend und schützt damit vor vermeidbaren
und schwer vorhersehbaren Problemen. Alternativ sollten spezielle Kondensator­
schütze mit Vorladewiderständen verwendet werden.
6
Spannungseinbrüche und -unterbrechungen
Spannungseinbrüche und -unterbrechungen
Spannungseinbrüche können zu großen Komplikationen führen, beispielsweise
zum Ausfall von Produktionsprozessen und zu Qualitätsproblemen.
Solche Einbrüche entstehen weitaus öfter als Unterbrechungen. Die wirtschaft­
lichen Auswirkungen von Spannungseinbrüchen werden immer wieder stark
unterschätzt.
Was ist ein Spannungseinbruch?
Gemäß der Europäischen Norm EN 50160 wird unter einem Spannungseinbruch
ein plötzliches Absinken des Spannungseffektivwertes auf einen Wert zwischen
90 % und 1 % des festgelegten Wertes verstanden, gefolgt von einer direkten
Wiederherstellung dieser Spannung. Die Dauer des Spannungseinbruchs liegt
zwischen einer halben Periode (10 ms) und einer Minute.
Wenn der Effektivwert der Spannung nicht unter 90 % des festgesetzten Wertes
sinkt, wird dies als normaler Betriebszustand betrachtet. Sinkt die Spannung unter
1 % des festgesetzten Wertes, ist dies eine Unterbrechung.
Ein Spannungseinbruch ist somit nicht mit einer Unterbrechung zu verwechseln.
Eine Unterbrechung entsteht zum Beispiel nach Ansprechen einer Sicherung
(typ. 300 ms). Der Netzausfall verteilt sich in Form eines Spannungseinbruchs
über das restliche Verteilernetz fort.
Ueff (%)
Die Abbildung verdeutlicht den Unterschied zwischen einem Einbruch, einer
kurzen Unterbrechung und einer Unterspannung.
Überspannung
110
Normale Betriebsspannung
100
90
Spannungseinbrüche
Unterspannung
1
Kurze Unterbrechung
10 ms
1 min
Lange Unterbrechung
3 min
t
7
Spannungseinbrüche und -unterbrechungen
Spannungseinbrüche und -unterbrechungen
Verursacht werden Spannungsschwankungen durch:
•Kurzschlüsse
•Ein- und Ausschaltvorgänge großer Lasten
•Starten von Antrieben (größerer Last)
•Laständerungen bei Antrieben
•Gepulste Leistungen (Schwingungspaketsteuerungen, Thermostatsteuerungen)
•Lichtbogenöfen
•Schweißmaschinen
•Einschalten von Kondensatoren
Spannungseinbrüche können zum Ausfall von Computersystemen, SPS-Anlagen,
Relais und Frequenzumrichtern führen. Bei kritischen Prozessen kann schon
ein einzelner Spannungseinbruch hohe Kosten verursachen, insbesondere
kontinuierliche Prozesse sind hiervon betroffen. Beispiele hierfür sind Spritzgieß-,
Extrusions-, Druckprozesse oder die Verarbeitung von Lebensmitteln wie Milch,
Bier oder Erfrischungsgetränken.
Die Kosten für einen Spannungseinbruch bestehen aus:
•Entgangenen Gewinnen durch Produktionsstillstand
•Kosten für das Nachholen von Produktionsausfällen
•Kosten für eine verspätete Auslieferung von Produkten
• Kosten für verloren gegangene Rohmaterialien
•Kosten für Schäden an Maschinen, Geräten und Matrizen
•Wartungs- und Personalkosten
Zuweilen laufen Prozesse in unbemannten Bereichen ab, in denen Spannungs­
einbrüche nicht sofort bemerkt werden. In diesem Fall kann beispielsweise
eine Spritzgießmaschine unbemerkt zum Stillstand kommen. Wird dies später
entdeckt, ist bereits großer Schaden entstanden. Die Kunden erhalten die
Produkte zu spät und der Kunststoff in der Maschine ist ausgehärtet.
10 kV
Netztransformator
400 V
Einbruchzone 1
Impedanz Einspeisungsfeld Z
Niederspannungs-Hauptverteiler
Impedanz Ausgabefeld Z1
Einbruchzone 2
I > In
Z2
Abb.: Das Anlaufen von Motoren kann zu einem Spannungseinbruch führen
8
Z3
Abb.: Kritischer Spannungseinbruch mit Fertigungsstillstand
Phasenverschiebung und Blindleistung
Phasenverschiebung und Blindleistung
∆φ
Blindleistung wird zur Erzeugung elektromagnetischer Felder von Maschinen wie
z.B. Drehstrommotoren, Transformatoren, Schweißanlagen etc. benötigt. Da sich
diese Felder kontinuierlich auf- und wieder abbauen, pendelt die Blindleistung
zwischen Erzeuger und Verbrauchsmittel. Sie kann im Gegensatz zur Wirkleistung
nicht genutzt, d.h. in eine andere Energieform umgewandelt werden und belastet
das Stromversorgungsnetz und die Erzeugeranlagen (Generatoren und Trans­
formatoren). Ferner müssen alle Energieverteilungsanlagen für die Bereitstellung
des Blindstroms größer ausgelegt werden.
Daher ist es zweckmäßig, nahe am Verbraucher die entstehende induktive Blind­
leistung durch eine entgegenwirkende kapazitive Blindleistung von möglichst
gleicher Größe zu reduzieren. Diesen Vorgang nennt man kompensieren. Bei der
Kompensation verringert sich der Anteil der induktiven Blindleistung im Netz
um die Blindleistung des Leistungskondensators oder der Kompensationsanlage
(BLK). Die Erzeugeranlagen und Energieübertragungseinrichtungen werden damit
vom Blindstrom entlastet. Die Phasenverschiebung zwischen Strom und Spannung
wird reduziert oder im Idealfall bei Leistungsfaktor 1 auch ganz eliminiert.
Der Leistungsfaktor (Power Factor) ist ein Parameter, der von Netzstörungen wie
Verzerrung oder Unsymmetrie beeinflusst werden kann. Er verschlechtert sich
mit fortschreitender Phasenverschiebung zwischen Strom und Spannung und mit
zunehmender Verzerrung der Stromkurve. Er ist definiert als Quotient aus dem
Betrag der Wirkleistung und Scheinleistung und ist somit ein Maß für die Effizienz,
mit der eine Last die elektrische Energie nutzt. Ein höherer Leistungsfaktor stellt
also eine verbesserte Nutzung der elektrischen Energie und letztendlich auch
einen höheren Wirkungsgrad dar.
I
U
1
ωt
π
2π
Abb.: Phasenverschiebung zwischen Strom und Spannung (∆φ)
Active power meter
Wirkleistungszähler
Apparent
power
(cos φ = 1)
Scheinleistung
P
Grid
Netz
Reactive
power meter
Blindleistungszähler
S
Capacitor for compensation
Kondensatoren für die Kompensation
Abb.: Prinzip der Blindleistungskompensation
Leistungsfaktor – Power Factor (arithmetisch)
• Der Leistungsfaktor ist vorzeichenlos
cos phi – Fundamental Power Factor
•Für die Berechnung des cos phi wird nur der
Grundschwingungsanteil verwendet
•Vorzeichen cos phi (φ):
– = für Lieferung von Wirkleistung
+ = für Bezug von Wirkleistung
Da sich bei Oberschwingungsbelastung kein einheitlicher Phasenverschiebungs­
winkel angeben lässt, dürfen Leistungsfaktor λ und der häufig verwendete
Wirkfaktor cos(φ1) nicht gleichgesetzt werden. Ausgehend von der Formel
mit I1 = Grundschwingungseffektivwert des
Stroms, I = Gesamteffektivwert des Stroms, g1 = Grundschwingungsgehalt
des Stroms und cos(φ1) = Verschiebungsfaktor erkennt man, dass nur bei
sinusförmiger Spannung und Strom (g = 1) der Leistungsfaktor λ gleich dem
Verschiebungsfaktor cos(φ1) ist. Somit ist ausschließlich bei sinusförmigen
Strömen und Spannungen der Leistungsfaktor λ gleich dem Kosinus des
= Wirkfaktor.
Phasenverschiebungswinkels φ und wird definiert als
PFA = ⎥P⎥
SA
Abb.: Leistungsfaktor – Power Factor (arithmetisch)
PF1 = cos (φ) = P1
S1
Abb.: cos phi – Fundamental Power Factor
9
Blindleistungskompensation
Grundlagen zur Blindleistungskompensation
Wirkleistung
P=U•I
[W] [V] [A]
Schaltet man einen Wirkwiderstand, z.B. ein Heizgerät, in einen Wechsel­
strom­kreis, so sind Strom und Spannung phasengleich. Durch Multiplikation
zusammen­gehöriger Augenblickswerte von Strom (I) und Spannung (U) ergeben
sich die Augenblickswerte der Leistung (P) bei Wechselstrom. Der Verlauf der
Wirkleistung ist mit doppelter Netzfrequenz immer positiv.
Die Wechselstromleistung hat den Scheitelwert P = U x I. Sie kann durch
Flächenverwandlung in eine gleichwertige Gleichstromleistung, die sogenannte
Wirkleistung P, umgewandelt werden. Beim Wirkwiderstand ist die Wirkleistung
halb so groß wie der Scheitelwert der Leistung.
Abb.: Formel Wirkleistung
P
Zur Bestimmung der Wechselstromleistung rechnet man immer mit den
Effektivwerten.
φ = 0°
P:
U:
ωt
U
I:
Abb.: Wechselstromleistung bei rein ohmscher Last
Wirk- und Blindleistung
Eine rein ohmsche Last tritt in der Praxis selten auf. Häufig kommt zusätzlich
eine induktive Komponente dazu. Dies gilt für alle Verbraucher, die zur Funktion
ein magnetisches Feld benötigen (z.B. Motoren, Transformatoren etc.). Der
verwendete Strom, der zum Aufbau und Umpolen des magnetischen Feldes
benötigt wird, verbraucht sich nicht, sondern pendelt als Blindstrom zwischen
Generator und Verbraucher.
P = U • I • cos φ
[W] [V] [A]
Abb.: Berechnung der Wirkleistung bei ohmscher und induktiver
Last
Eine Phasenverschiebung tritt auf, d.h., die Nulldurchgänge von Spannung
und Strom sind nicht mehr deckungsgleich. Bei induktiver Last läuft der Strom
der Spannung nach, bei kapazitiver Last ist das Verhältnis genau umgekehrt.
Berechnet man jetzt die Augenblickswerte der Leistung (P = U x I), entstehen
immer dann negative Werte, wenn einer der beiden Faktoren negativ wird.
P
Beispiel:
Phasenverschiebung φ = 45° (entspricht einem induktiven cos φ = 0,707).
Die Leistungskurve überlagert in den negativen Bereich.
ωt
φ = 45
U
P:
U:
I:
Abb.: Spannung, Strom und Leistung bei gemischt ohmscher,
induktiver Last
10
Blindleistungskompensation
Blindleistung
Induktive Blindleistung tritt u.a. bei Motoren und Transformatoren auf – ohne
Berücksichtigung von Leitungs-, Eisen- und Reibungsverlusten.
Beträgt die Phasenverschiebung zwischen Strom und Spannung 90°, z.B. bei einer
„idealen“ Induktivität oder bei einer Kapazität, so werden die positiven wie auch
die negativen Flächenteile gleich groß sein. Die Wirkleistung entspricht dann
dem Faktor 0 und es tritt nur Blindleistung auf. Die ganze Energie pendelt dabei
zwischen Verbraucher und Erzeuger hin und her.
P
ωt
φ = 90°
U
P:
U:
I:
Abb.: Spannung, Strom und Leistung bei reiner Blindlast
Q = U • I • sin φ
[var] [V] [A]
Abb.: Ermittlung der induktiven Blindleistung
Scheinleistung
Die Scheinleistung kennzeichnet die einem elektrischen Verbraucher zugeführte
oder zuzuführende elektrische Leistung. Die Scheinleistung S ergibt sich aus den
Effektivwerten von Strom I und Spannung U.
Bei verschwindender Blindleistung, z. B. bei Gleichspannung, ist die Scheinleistung gleich dem Betrag der Wirkleistung. Ansonsten fällt diese größer
aus. Elektrische Betriebsmittel (Transformatoren, Schaltanlagen, Sicherungen,
elektrische Leitungen usw.), die Leistung übertragen, müssen entsprechend der
zu übertragenden Scheinleistung ausgelegt sein.
S
Q
φ
P
I
Abb.: Leistungsdiagramm
S=U•I
[VA] [V] [A]
Abb.: Scheinleistung ohne Phasenverschiebung
Scheinleistung bei sinusförmigen Größen
Bei sinusförmigen Größen entsteht die Verschiebungsblindleistung Q, wenn die
Phasen von Strom und Spannung um einen Winkel φ verschoben sind.
S = P2 + Q2
[VA] [W] [var]
Abb.: Die Scheinleistung ergibt sich aus der geo-metrischen
Addition von Wirk- und Blindleistung.
11
Blindleistungskompensation
Grundlagen zur Blindleistungskompensation
Leistungsfaktor (cos φ und tan φ)
Das Verhältnis von Wirkleistung P zu Scheinleistung S nennt man Wirkleistungs­
faktor oder Wirkfaktor. Der Leistungsfaktor kann zwischen 0 und 1 liegen.
Bei sinusförmigen Strömen stimmt der Wirkleistungsfaktor mit dem Kosinus (cos φ)
überein. Er definiert sich aus dem Verhältnis P/S. Der Wirkleistungsfaktor ist
ein Maß dafür, welcher Teil der Scheinleistung in Wirkleistung umgesetzt wird.
Bei gleichbleibender Wirkleistung und gleichbleibender Spannung sind die
Scheinleistung und der Strom umso kleiner, je größer der Wirkleistungsfaktor cos φ
ist.
Der Tangens (tan) des Phasenverschiebungswinkels (φ) ermöglicht ein einfaches
Umrechnen von Blind- und Wirkeinheit.
cos φ = P [W] / [VA]
S
Abb.: Ermittlung des Leistungsfaktors über Wirk- und
Scheinleistung
tan φ = Q [var] / [W]
P
Abb.: Berechnung der Phasenverschiebung über Blind- und
Wirkleistung
Der Kosinus und der Tangens stehen in folgender Beziehung zueinander:
cos φ =
In Stromversorgungseinrichtungen wird zur Vermeidung von Übertragungsverlusten ein möglichst hoher Leistungsfaktor angestrebt. Im Idealfall beträgt er
genau 1, praktisch aber nur etwa 0,95 (induktiv). Energieversorgungsunternehmen schreiben für ihre Kunden häufig einen Leistungsfaktor von mindestens 0,9
vor. Wird dieser Wert unterschritten, so wird die bezogene Blindarbeit gesondert
in Rechnung gestellt. Für Privathaushalte spielt das jedoch keine Rolle. Zur
Erhöhung des Leistungsfaktors dienen Anlagen zur Blindleis-tungskompensation.
Schaltet man den Verbrauchern Kondensatoren in geeigneter Größe parallel,
pendelt der Blindstrom zwischen Kondensator und induktivem Verbraucher. Das
übergeordnete Netz wird nicht mehr zusätzlich belastet. Sollte durch den Einsatz
einer Kompensation ein Leistungsfaktor von 1 erreicht werden, wird nur noch
Wirkstrom übertragen.
Die Blindleistung Qc, die vom Kondensator aufgenommen bzw. auf diesem
Kondensator dimensioniert wird, ergibt sich aus der Differenz der induktiven
Blindleistung Q1 vor der Kompensation und Q2 nach der Kompensation.
1
1 + tan φ2
Abb.: Beziehung zu cos φ und tan φ
S
φ1
φ2
P
Q1
Q2
I
Abb.: Leistungsdiagramm unter Verwendung einer
Blindleistungskompensation
QC = P • (tan φ1 - tan φ2
[var] [W]
Daraus folgt: Qc = Q1 – Q2
Abb.: Berechnung der Blindleistung zur
Verbesserung des Leistungsfaktors
12
Qc
Blindleistungskompensation
Berechnungsformeln zum Kondensator
Kondensatorleistung einphasig
Beispiel: 66,5 μF bei 400 V / 50 Hz
0,0000665 · 400² · 2 · 3,14 · 50 = 3.340 var = 3,34 kvar
QC = C • U² • 2 • π • fn
Kondensatorleistung bei Dreieckschaltung
Beispiel: 3 x 57 μF bei 480 V / 50 Hz
3 · 0,000057 · 480² · 2 · 3,14 · 50 = 12.371 var = 12,37 kvar
QC = 3 • C • U² • 2 • π • fn
Kondensatorleistung bei Sternschaltung
Beispiel: 3 x 33,2 μF bei 400 V / 50 Hz
3 · 0,0000332 · (400 / 1,73)² · 2 · 3,14 · 50 = 1670 var = 1,67 kvar
Kondensatorstrom im Außenleiter
Beispiel: 25 kvar bei 400 V
25.000 / (400 · 1,73) = 36 A
QC = 3 • C • (U / 3)² • 2 • π • fn
I=
Q
U• 3
QC = I • U • 3
Reihenresonanzfrequenz (fr) und Verdrosselungsfaktor (p)
von verdrosselten Kondensatoren
Beispiel: p = 0,07 (7 % Verdrosselung) im 50-Hz-Netz
fr = fn • 1
p
p = ffn
r
2
1
fr = 50 • 0,07 = 189 Hz
13
Blindleistungskompensation
Berechnungsformeln zum Kondensator
Benötigte Kondensatornennleistung dreiphasig in verdrosselter
Ausführung
Beispiel: 3 x 308 μF bei 400 V / 50 Hz mit p = 7 % verdrosselt
0,000308 · 3 · 4002 · 2 · 3,14 · 50 / (1 - 0,07) = 50 kvar
QC = C • 3 • U² • 2 • π • fn
1-p
Welcher Kondensator soll dafür verwendet werden?
Das heißt, für eine 50-kvar-Stufe wird ein 440-V-56-kvar-Kondensator benötigt.
Leistungsfaktor und Umrechnung cos und tan
P
QC = 1 100
•
UC2 •
N
UN2 C
cos φ = P
S
cos φ =
1
1 + tan φ2
Umrechnung der Kondensatorleistung abhängig von der Netzspannung
Ermittlung der Blindleistung Qneu · C ist hierbei konstant.
Beispiel:
Qneu = Uneu
UC
2
•
fneu •
QC
fR
Netz: 400 V, 50 Hz, 3-phasig
Kondensatornenndaten: 480 V, 70 kvar, 60 Hz, 3-phasig, Dreieck, unverdrosselt
Frage: resultierende Kondensatornennleistung?
Qneu =
Die resultierende Kompensationsleistung dieses 480-V-Kondensators,
angeschlossen an ein 400-V-50-Hz-Netz, beträgt lediglich 40,5 kvar.
14
Definition
QC Nennleistung vom Kondensator
PVerdrosselungsgrad
UC Kondensatorspannung
UN Netzspannung
NC Effektive Filterleistung
Qneu Neue Blindleistung
Uneu Neue Spannung
fneu Neue Frequenz
fR Nennfrequenz des Kondensators
RCM (Residual Current Monitoring) – Fehlerstrom- oder Differenzstrommessung
RCM (Residual Current Monitoring) –
Fehlerstrom- oder Differenzstrommessung
Allgemein
mA
RCM steht für Residual Current Monitoring und bedeutet die Überwachung
des Differenzstroms in elektrischen Anlagen. Dieser Strom errechnet sich aus
der Summe der Ströme aller Leiter außer dem Schutzleiter (PE), die in die Anlage
führen. Differenzströme sind typischerweise die Folge von Isolationsfehlern,
Leckströmen oder z.B. EMV-Filter-Ableitströmen.
Abschaltung
Meldung
durch RCM
Fehlerstrom
Durch Isolationsfehler hervorgerufene Fehlerströme können in elektrotechnischen
Anlagen ein erhebliches Sicherheitsrisiko darstellen. Über ein entsprechendes
Schutzkonzept können Fehlerströme erkannt, Isolationsfehler rechtzeitig beseitigt
und somit die Verfügbarkeit der Anlage sichergestellt werden.
Personenschutz
Anlagenschutz
Brandschutz
Informationsvorsprung
t
Zeit
Abb.: Meldung vor Abschaltung – ein Ziel der
Differenzstromüberwachung
Während RCD-Geräte (Fehlerstromschutzschalter) beim Überschreiten eines
bestimmten Differenzstroms die Spannungsversorgung abschalten, zeigen RCMMessgeräte den aktuellen Wert an, zeichnen den Langzeitverlauf auf und melden
die Überschreitung eines kritischen Wertes. Diese Meldung kann auch zum
Abschalten der Spannungsversorgung über externe Schalteinrichtungen (Schütze,
Relais) benutzt werden. Durch den Einsatz von Differenzstrom-Messgeräten
(Residual Current Monitoring, RCM) werden Fehlerströme frühzeitig erkannt und
gemeldet. Gegenmaßnahmen können rechtzeitig eingeleitet werden, sodass
keine Abschaltung der Anlage erfolgen muss. Damit können bei sich langsam
verschlechternden Isolationswerten bzw. schleichend steigenden Fehlerströmen,
etwa durch alternde Isolierungen, Maßnahmen ergriffen werden, noch bevor die
Anlage abgeschaltet wird, z.B.:
•Isolationsfehler an Leitungen und elektrischen Betriebsmitteln
•Ableitströme der elektrischen Verbraucher
• Defekte PP-Leistungskondensatoren für die BLK
•Defekte Bauelemente in Schaltnetzteilen, z.B. in Computern
•Korrektheit von TN-S-Systemen (Terra Neutral Separate)
•Aufdecken von unzulässigen PEN-Verbindungen
•Vermeidung von Neutralleiterrückströmen
auf geerdeten Betriebsmitteln
L1
Differenzstrommessung
L2
Die Differenzstrommessung
im Zusammenhang mit der Energiemessung
L3
in kombinierten Energie-/RCM-Messgeräten
in elektrischen Anlagen ist
eine vorbeugende PEN
Maßnahme des Brandschutzes und der Instandhaltung.
N
Ausfallzeiten und damit verbundene
Kosten werden reduziert. Die rechtzeitige
und vorbeugende Instandhaltung verbessert aufgrund der zusätzlich ge­wonnenen
PE
Information durch ein RCM-Messgerät zudem die Wirtschaftlichkeit und
Verfügbarkeit einer Anlage erheblich.
Insbesondere die permanente RCM-Überwachung,
L1 L2 L3 N um auch
I1 I2im laufenden
I3 I4 Betrieb
I5
I6
keine unerwünschten Überraschungen zu erleben und stets über den aktuellen
Zustand der Anlage informiert zu sein, ist von wesentlicher Bedeutung.
Energy Meter 750 (RCM)
M
3~
Abb.: Fehlerstrom gegen Erde durch hochohmigen Masseschluss
15
RCM (Residual Current Monitoring) – Fehlerstrom- oder Differenzstrommessung
RCM (Residual Current Monitoring) –
Fehlerstrom- oder Differenzstrommessung
Grundsätzliches Messverfahren von RCM
L1 I L2 I L3 I N
Die Funktionsweise von RCM-Messgeräten basiert auf dem Differenzstromprinzip.
Dabei werden alle Leiter an der Messstelle (zu schützender Abgang) mit
Ausnahme des Schutzleiters durch einen Differenzstromwandler geführt. Im
fehlerfreien Fall ist die Summe aller Ströme gleich null. Fließt hingegen ein
Differenzstrom über Erde ab, verursacht die Stromdifferenz im Differenzstrom­
wandler einen Strom, der von der Elektronik des RCM-Messgerätes ausgewertet
wird.
Das Messverfahren wird in der IEC/TR 60755 beschrieben. Dabei wird zwischen
Typ A und Typ B unterschieden.
Die Norm DIN EN 62020 / VDE 0663 / IEC 62020:
Die Norm gilt für Differenzstrom-Überwachungsgeräte für Hausinstallationen und
ähnliche Anwendungen mit einer Bemessungsspannung < 440 V AC und einem
Bemessungsstrom < 125 A.
Fehlerstrom = 0
Anlage ist okay
Der Energy Meter 750 kann Differenzströme
nach IEC/TR 60755 (2008-01)
vom Typ A und
vom Typ B messen.
Optimales Monitoring durch 6 Strommesskanäle
Moderne, hochintegrierte Messgeräte erlauben die kombinierte Messung von
•elektrischen Parametern (V, A, Hz, kW ...)
•Spannungsqualitäts Parametern (Oberschwingungen, THD, KUs ...)
•Energieverbräuchen (kWh, kvarh ...)
•RCM-Differenzstrom in nur einem Messgerät. Folgendes Beispiel zeigt ein
Messgerät mit 6 Strom-eingängen für diesen Zweck:
L1
L2
L3
PEN
Differenzstrommessung
N
PE
L1 L2 L3 N
I1
I2
I3
I4
Energy Meter 750 (RCM)
16
I5
Summe > 0
Fehler in der
Anlage
I6
M
3~
Formelsammlung
Formelsammlung
Effektivwert des Stroms für Außenleiter p
Effektivwert des Neutralleiterstroms
Effektivspannung L-N
Effektivspannung L-L
Sternpunktspannung (vektoriell)
Wirkleistung für Außenleiter
N–1
IP = 1 • ∑ ipk2
N k=0
N–1
IN = 1 • ∑ (i1k + i2k + i3k)2
N k=0
N–1
UPN = 1 • ∑ upNk2
N k=0
N–1
Upg = 1 • ∑ (ugNk – upNk)2
N k=0
USternpunktspannung = U1rms + U2rms + U3rms
N–1
Pp = 1 • ∑ (upNk x ipk)
N k=0
Scheinleistung für Außenleiter p
• Die Scheinleistung ist vorzeichenlos.
Sp = UpN • Ip
Gesamtscheinleistung (arithmetisch)
• Die Scheinleistung ist vorzeichenlos.
SA = S1 + S2 + S3
17
Formelsammlung
Formelsammlung
Ordnungsnummern der Oberschwingungen
xxx[0] = Grundschwingung (50 Hz/60 Hz)
xxx[1] = 2-te Oberschwingung (100 Hz/120 Hz)
xxx[2] = 3-te Obeschwingung (150 Hz/180 Hz)
usw.
THD
•THD (Total Harmonic Distortion) ist der Verzerrungsfaktor und gibt das
Verhältnis der harmonischen Anteile einer Schwingung zur
Grundschwingung an.
Verzerrungsfaktor für die Spannung
• M = Ordnungszahl der Oberschwingung
• M = 40 (Energy Meter D650, Energy Meter 750, Energy Analyser D550)
• M = 63 (Energy Analyser 550)
• Grundschwingung fund entspricht n = 1
Verzerrungsfaktor für den Strom
• M = Ordnungszahl der Oberschwingung
• M = 40 (Energy Meter D650, Energy Meter 750, Energy Analyser D550)
• M = 63 (Energy Analyser 550)
• Grundschwingung entspricht n = 1
M
2
THDU = 1
∑ ⎥Un.Harm⎥
⎥Ufund⎥ n=2
THDI = 1
⎥Ifund⎥
M
n=2
ZHD
• ZHD ist der THD für die Zwischenharmonischen
Zwischenharmonische
•Sinusförmige Schwingungen, deren Frequenzen kein ganzzahliges
Vielfaches der Netzfrequenz (Grundschwingung) sind
• Berechnungs- und Messverfahren entsprechen der DIN EN 61000-4-30
•Die Ordnungsnummer einer Zwischenharmonischen entspricht der
Ordnungsnummer der nächstkleineren Oberschwingung. Es liegt also
zum Beispiel zwischen der 3-ten und 4-ten Oberschwingung die 3-te
Zwischenharmonische.
TDD (I)
•TDD (Total Demand Distortion) gibt das Verhältnis zwischen den Stromoberschwingungen (THDi) und dem Stromeffektivwert bei Volllast an.
• IL = Volllaststrom
• M = 40 (Energy Meter D650, Energy Meter 750, Energy Analyser D550)
• M = 63 (Energy Analyser 550)
18
2
∑ ⎥In.Harm⎥
M
TDD = 1 ∑ In2 x 100%
IL n=2
Formelsammlung
Rundsteuersignal U (EN 61000-4-30)
Das Rundsteuersignal U ist eine Spannung (200 ms Messwert), die zu einer vom
Nutzer festgelegten Trägerfrequenz gemessen wurde. Es werden nur Frequenzen
unterhalb 3 kHz betrachtet.
Rundsteuersignal I
Das Rundsteuersignal I ist ein Strom (200 ms Messwert), der zu einer vom
Nutzer festgelegten Trägerfrequenz gemessen wurde. Es werden nur Frequenzen
unterhalb 3 kHz betrachtet.
Mitsystem-Gegensystem-Nullsystem
•Das Ausmaß einer Spannungs- oder Stromunsymmetrie in einem dreiphasigen
System wird mittels der Komponenten Mitsystem, Gegensystem und
Nullsystem gekennzeichnet.
•Die im Normalbetrieb angestrebte Symmetrie des Drehstromsystems wird
durch unsymmetrische Lasten, Fehler und Betriebsmittel gestört.
•Ein dreiphasiges System wird symmetrisch genannt, wenn die drei
Außenleiterspannungen und -ströme gleich groß und gegeneinander um 120°
phasenverschoben sind. Wenn eine oder beide Bedingungen nicht erfüllt sind,
wird das System als unsymmetrisch bezeichnet. Durch die Berechnung der
symmetrischen Komponenten bestehend aus Mitsystem, Gegensystem und
Nullsystem ist eine vereinfachte Analyse eines unbalancierten Fehlers in einem
Drehstromsystem möglich.
•Unsymmetrie ist ein Merkmal der Spannungsqualität, für das in internationalen
Normen (z.B. EN 50160) Grenzwerte festgelegt wurden.
Mitsystem
Gegensystem
2π
4π
UMit = 13 UL1, fund + UL2, fund • ej 3 + UL3, fund • ej 3
2π
4π
UGeg = 13 UL1, fund + UL2, fund • e-j 3 + UL3, fund • e-j 3
19
Formelsammlung
Formelsammlung
Nullsystem
Eine Nullkomponente kann nur dann auftreten, wenn über
den Mittelpunktsleiter ein Summenstrom zurückfließen
kann.
Spannungsunsymmetrie
UNullsystem = 13 UL1, fund + UL2, fund + UL3, fund
Unsymmetrie = UGeg
UMit
Unterabweichung U (EN 61000-4-30)
n
Uunter =
Udin –
2
∑ Urms–unter,
i
i=1
Udin
Unterabweichung I
n
[%]
n
Iunter =
I Nennstrom –
2
∑ Irms–unter,
i
i=1
INennstrom
n
K-Faktor
•Der K-Faktor beschreibt den Anstieg der Wirbelstrom­
verluste bei Belastung mit Oberschwingungen. Bei einer
sinusförmigen Belastung des Transformators ist der
K-Faktor = 1. Je größer der K-Faktor ist, desto stärker
kann ein Transformator mit Oberschwingungen belastet
werden, ohne zu überhitzen.
Leistungsfaktor – Power Factor (arithmetisch)
• Der Leistungsfaktor ist vorzeichenlos.
cos phi – Fundamental Power Factor
•Für die Berechnung des cos phi wird nur der
Grundschwingungsanteil verwendet
• Vorzeichen cos phi:
– = für Lieferung von Wirkleistung
+ = für Bezug von Wirkleistung
20
PFA = ⎥P⎥
SA
PF1 = cos (φ) = P1
S1
[%]
Formelsammlung
cos phi Summe
• Vorzeichen cos phi:
– = für Lieferung von Wirkleistung
+ = für Bezug von Wirkleistung
cos (φ)Sum3 =
P1fund + P2fund + P3fund
(P1fund + P2fund + P3fund)2 + (Q1fund + Q2fund + Q3fund)2
cos (φ)Sum4 =
P1fund + P2fund + P3fund + P4fund
(P1fund+P2fund+P3fund+P4fund)2 + (Q1fund+Q2fund+Q3fund+Q4fund)2
Phasenwinkel Phi
•Der Phasenwinkel zwischen Strom und Spannung von
Außenleiter p wird gemäß DIN EN 61557-12 berechnet
und dargestellt.
•Das Vorzeichen des Phasenwinkels entspricht dem
Vorzeichen der Blindleistung.
Grundschwingungs-Blindleistung
Die Grundschwingungs-Blindleistung ist die Blindleistung
der Grundschwingung und wird über die Fourieranalyse
(FFT) berechnet. Spannung und Strom müssen nicht
sinusförmig sein. Alle im Gerät berechneten Blindleistungen
sind Grundschwingungs-Blindleistungen.
Vorzeichen der Blindleistung
•Vorzeichen Q = +1 für phi im Bereich 0 ... 180 °
(induktiv)
• Vorzeichen Q = -1 für phi im Bereich 180 ... 360 °
(kapazitiv)
Vorzeichen Q (φp) = +1 falls φp ∊ [0°–180°]
Vorzeichen Q (φp) = –1 falls φp ∊ [180°–360°]
Blindleistung für Außenleiter p
• Blindleistung der Grundschwingung
Qfund p = Vorzeichen Q (φp) • Sfund 2p – Pfund 2p
21
Formelsammlung
Formelsammlung
Gesamtblindleistung
• Blindleistungen der Grundschwingung
QV = Q1 + Q2 + Q3
Verzerrungsblindleistung
•Die Verzerrungsblindleistung ist die Blindleistung aller
Oberschwingungen und wird über die Fourieranalyse
(FFT) berechnet.
D = S2 – P2 – Q2fund
•Die Scheinleistung S enthält die Grundschwingung
und alle Oberschwingungsanteile bis zur M-ten
Oberschwingung.
•Die Wirkleistung P enthält die Grundschwingung und alle
Oberschwingungsanteile bis zur M-ten Oberschwingung.
• M = 40 (Energy Meter D650, Energy Meter 750, Energy Analyser D550)
• M = 63 (Energy Analyser 550)
Blindarbeit pro Phase
Blindarbeit pro Phase, induktiv
Blindarbeit pro Phase, kapazitiv
Blindarbeit, Summe L1–L3
22
ErL1 = ∫QL1(t) • t
Er(ind)L1 = ∫QL1(t) • t für QL1(t) > 0
Er(cap)L1 = ∫QL1(t) • t für QL1(t) < 0
ErL1, L2, L3 = ∫(QL1(t) + QL2(t) + QL3(t)) • t
Formelsammlung
Blindarbeit, Summe L1–L3, induktiv
Er(ind)L1, L2, L3 = ∫(QL1(t) + QL2(t) + QL3(t)) • t
für QL1(t) + QL2(t) + QL3(t) > 0
Blindarbeit, Summe L1–L3, kapazitiv
Er(cap)L1, L2, L3 = ∫(QL1(t) + QL2(t) + QL3(t)) • t
für QL1(t) + QL2(t) + QL3(t) < 0
23
Stromwandler
Allgemeine Informationen zu Stromwandlern
Allgemein
Stromwandler werden überwiegend dort eingesetzt, wo Ströme nicht direkt
gemessen werden können. Sie sind Sonderformen von Transformatoren, die den
Primärstrom in einen (meistens) kleineren, genormten Sekundärstrom bestimmter
Genauigkeit (Klasse) übersetzen sowie Primär- und Sekundärkreis galvanisch
voneinander trennen. Die physikalisch bedingte Sättigungserscheinung des
Kernmaterials gewährleistet zusätzlich einen Schutz des Sekundärkreises vor zu
hohen Strömen.
Grundsätzlich kann man zwischen Einleiter-Stromwandlern und WickelStromwandlern unterscheiden. Der häufigste Vertreter der Einleiter-Strom­
wandler ist der Aufsteck-Stromwandler, der auf den stromführenden Leiter
gesteckt wird und damit einen Transformator mit einer Primärwindung (und
Sekundärwindungen entsprechend der Übersetzung) bildet.
Auswahl von Stromwandlern
Übersetzungsverhältnis
Die Bemessungsübersetzung ist das Verhältnis des Primär-Bemessungsstroms
zum Sekundär-Bemessungsstrom und wird als ungekürzter Bruch auf dem
Leistungsschild angegeben.
Am häufigsten werden x / 5 A Wandler verwendet, die meisten Messgeräte
haben bei 5 A die höhere Genauigkeitsklasse. Aus technischen, vor allem aber aus
wirtschaftlichen Gründen werden bei langen Messleitungslängen x / 1 A Wandler
empfohlen. Die Leitungsverluste betragen bei 1-A-Wandlern nur 4 % gegenüber
5-A-Wandlern. Allerdings haben hier die Messgeräte häufig die niedrigere
Messgenauigkeit.
24
Abb.: Aufsteck-Stromwandler
Stromwandler
Nennstrom
Der Bemessungs- oder Nennstrom (frühere Bezeichnung) ist der auf dem
Leistungsschild angegebene Wert des primären und sekundären Stromes
(primärer Bemessungsstrom, sekundärer Bemessungsstrom), für den der
Stromwandler bemessen ist. Genormte Bemessungsströme sind (außer in den
Klassen 0,2 S und 0,5 S) 10 – 12,5 – 15 – 20 – 25 – 30 – 40 – 50 – 60 – 75 A,
sowie deren dezimales Vielfaches und Teile davon. Genormte Sekundärströme
sind 1 und 5 A, vorzugsweise 5 A.
Genormte Bemessungsströme für die Klassen 0,2 S und 0,5 S sind
25 – 50 – 100 A und deren dezimal Vielfaches sowie sekundär (nur) 5 A.
Die richtige Auswahl des primären Nennstroms ist wichtig für die Messgenauigkeit. Empfohlen ist ein direkt über dem gemessenen / definierten
Strom (In) liegendes Verhältnis.
Beispiel: In = 1.154 A; gewähltes Wandlerverhältnis = 1.250/5.
Der Nennstrom kann auch auf Basis der folgenden Überlegungen definiert
werden:
• Abhängig vom Trafo-Nennstrom mal ca. 1,1 (nächste Wandlergröße)
•Absicherung (Sicherungsnennstrom = Wandlernennstrom) des gemessenen
Anlagenteils (NSHV, UV)
•Tatsächlicher Nennstrom mal 1,2 (falls der tatsächliche Strom deutlich unter
Trafo- oder Absicherungsnennstrom liegt, sollte dieser Ansatz gewählt werden)
Die Überdimensionierung des Stromwandlers ist zu vermeiden, da ansonsten
die Messgenauigkeit bei relativ kleinen Strömen (bezogen auf den primären
Bemessungsstrom) zum Teil erheblich sinkt.
Berechnung der Messungsleistung Sn:
Kupferleitung = 10 m
Isn = 5 A
L1
2,5 mm²
Bemessungsleistung
Die Bemessungsleistung des Stromwandlers ist das Produkt aus Bemessungsbürde und dem Quadrat des sekundären Bemessungsstroms und wird in
VA angegeben. Genormte Werte sind 2,5 – 5 – 10 – 15 – 30 VA. Es dürfen auch
Werte über 30 VA entsprechend dem Anwendungsfall gewählt werden. Die
Bemessungsleistung beschreibt das Leistungsvermögen eines Stromwandlers,
den Sekundärdstrom innerhalb der Fehlergrenzen durch eine Bürde „treiben“ zu
können.
Bei der Auswahl der passenden Leistung müssen folgende Parameter berück­
sichtigt werden: Messgeräte-Leistungsaufnahme (bei Reihenschaltung ...),
Leitungslänge, Leitungsquerschnitt. Je länger die Leitungslänge und je kleiner der
Leitungsquerschnitt, desto höher sind die Verluste durch die Zuleitung, sprich, die
Nennleistung des Wandlers muss entsprechend groß gewählt werden.
Ipn = 200 A
M
Sn: Kupferleitung*= 3,5 VA
Sn: Messgerät = 2 VA
Sn: Reserve** = 2 VA
Kupferleitung = 2 x 10 m
Sn: gesamt = Sn Kupferleitung* +
Sn: Messgerät + Sn: Reserve**
Beispiel: Sn gesamt = 3,50 VA + 2 VA + 2 VA
Sn gesamt = 7,50 VA
* Bestimmung der Leitungsbürde
** Sn Reserve < 0,5 x (Sn Kupferleitung + Sn Messgerät)
Abb.: Berechnung der Bemessungsleistung Sn
(Kupferleitung 10 m)
25
Stromwandler
Auswahl von Stromwandlern
Die Verbraucherleistung sollte nahe bei der Wandler-Bemessungsleistung
liegen. Eine sehr niedrige Verbraucherleistung (Unterbürdung) erhöht den
Überstromfaktor, und Messgeräte sind im Kurzschlussfall unter Umständen
nicht ausreichend geschützt. Eine zu hohe Verbraucherleistung (Überbürdung)
beeinflusst die Genauigkeit negativ.
Häufig sind in einer Installation bereits Stromwandler vorhanden, die bei der
Nachrüstung eines Messgerätes mit verwendet werden können. Zu beachten
ist hierbei eben die Nennleistung des Wandlers: Reicht diese aus, um die zusätzlichen Messgeräte zu treiben?
Genauigkeitsklassen
Stromwandler werden entsprechend ihrer Genauigkeit in Klassen eingeteilt.
Norm-Genauigkeitsklassen sind 0,1; 0,2; 0,5; 1; 3; 5; 0,1 S; 0,2 S; 0,5 S. Dem
Klassenzeichen entspricht eine Fehlerkurve hinsichtlich Strom- und Winkel-fehler.
Die Genauigkeitsklassen von Stromwandlern sind auf den Messwert bezogen.
Werden Stromwandler mit einem im Bezug zum Nennstrom geringen Strom
betrieben, sinkt die Messgenauigkeit deutlich ab. Die nachfolgende Tabelle zeigt
die Fehlergrenzwerte unter Berücksichtigung der Nennstromwerte:
Genauigkeitsklasse
5
3
1
1 ext 150
1 ext 200
0,5
0,5 S
0,5 ext 150
0,5 ext 200
0,2
0,2 S
Stromfehler Fj in % bei % des Bemessungsstroms
1%
5%
20 %
50 %
5
3
3
1,5
3
1,5
3
1,5
1,5
0,75
1,5
0,75
0,5
1,5
0,75
1,5
0,75
0,75
0,35
0,75
0,35
0,2
100 %
1
1
1
0,5
0,5
0,5
0,5
0,2
0,2
120 %
5
3
1
150 %
200 %
1
1
0,5
0,5
0,5
0,5
0,2
0,2
Wir empfehlen für unsere Messgeräte immer Stromwandler mit der gleichen
Genauigkeitsklasse. Stromwandler mit einer niedrigeren Genauigkeitsklasse
führen im Gesamtsystem – Stromwandler + Messgerät – zu einer niedrigeren
Messgenauigkeit, die in diesem Fall durch die Genauigkeitsklasse des
Stromwandlers definiert wird. Die Verwendung von Stromwandlern mit einer
niedrigeren Messgenauigkeit als beim Messgerät ist aber technisch möglich.
26
Stromwandler
Fi / %
Ei / %
Fi / %
Ei / %
6
5
4
3
2
1
0
1
2
3
4
5
6
Stromwandler-Fehlerkurve
Fi / %
Ei / %
Arbeitsstrombereich
6
5
4
3
2
1
0
1
2
3
4
5
6
2
3
4 5
10
20
50
100 120 200
500
Working Current Area
1000
% / IN
l. 1
e für K
nzkurv
re
rg
le
Error Limit Curve fpr cl. 3
Feh
3
4 5
10
20
FS5-Grenze
FS5-limit
500
1000
Working Current Area
Overcurrent Area for
c.t.´s FS10
Overcurrent Area for
c.t.´s FS5
Beispiel eines Strom-Messwandlers der Kl. 1 FS5 bei 1/1 Bürde
Example for a measuring c.t. of cl. 1 FS5 at 1/1 burden
B
Ex
Beispiel eines Strom-Messwandlers der Kl. 1 FS5 bei 1/4 Bürde
Example for a measuring c.t. of cl. 1 FS5 at 1/4 burden
B
Ex
Beispiel eines Strom-Messwandlers der Kl. 1 FS5 bei 1/1 Bürde
Example for a measuring c.t. of cl. 1 FS5 at 1/1 burden
Beispiel eines Schutzwandlers 10P10 bei 1/1 Bürde
Example for a protection c.t. 10P10 at 1/1 burden
c.t.´s
Beispiel eines Strom-Messwandlers der Kl. 1 FS5 bei
1/4FS10
Bürde
Overcurrent Area for
Example for a measuring c.t. of cl. 1 c.t.´s
FS5 at
1/4
burden
FS5
Beispiel eines Schutzwandlers 10P10 bei 1/4 Bürde
Example for a protection c.t. 10P10 at 1/4 burden
Overcurrent Area for
Beispiel eines Strom-Messwandlers der Kl. 1 FS5 bei 1/1 Bürde
Beispiel eines Schutzwandlers 10P10 bei 1/1 Bürde
Example for a protection c.t. 10P10 at 1/1 burden
Beispiel eines Strom-Messwandlers der Kl. 1 FS5 bei 1/4 Bürde
Beispiel eines Schutzwandlers 10P10 bei 1/4 Bürde
Messwandler
vs.c.t.Schutzwandler
Example for a measuring
of cl. 1 FS5 at 1/1 burden
50
1
für Kl.
kurve
z
n
e
r
g
Error Limit Curve fpr
Fehler
FS5-Grenze
FS5-limit
Working Current Area
3
Überstrombereich
für Messwandler FS5
Überstrombereich
Fehlergrenzkurve für K
für Messwandler FS10
% / IN
l. 1
K
Überstrombereich
rve für
renzku
für
Messwandler
FS5
g
r
le
h
Error Limit Curve fpr cl. 3
Fe
Überstrombereich
für Messwandler FS10
Fehlergrenzkurve für Kl. 3
2
Arbeitsstrombereich
6
5
4
3
2
Arbeitsstrombereich
1
0
2
1
2
Fehlergrenzkurve für Kl. 3
3
4
5
6
4 5
10
20
50
100 120 200
Example forMesswandler
a measuring c.t. of cl. 1 FS5
at 1/4 burdenihres Gebrauchsstrombereichs
Example for a protection c.t. 10P10
at 1/4 burden
Während
oberhalb
möglichst
rasch in die Sättigung gehen sollen (ausgedrückt durch den Überstromfaktor
FS), um ein Anwachsen des Sekundärstroms im Fehlerfall (z.B. Kurzschluss) zu
vermeiden und die angeschlossenen Geräte dadurch zu schützen, verlangt man
bei Schutzwandlern eine möglichst weit außerhalb liegende Sättigung.
Schutzwandler werden zum Anlagenschutz in Verbindung mit den
entsprechenden Schaltgeräten eingesetzt. Norm-Genauigkeitsklassen für
Schutzwandler sind 5P und 10P. „P“ steht hier für „protection“. Der Nennüberstromfaktor wird (in %) hinter die Schutzklassenbezeichnung gesetzt.
So bedeutet z.B. 10P5, dass beim fünffachen Nennstrom die negative
sekundärseitige Abweichung vom entsprechend der Übersetzung (linear)
zum erwartenden Wert höchstens 10 % beträgt.
Für den Betrieb unserer Messgeräte wird dringend der Einsatz von
Messwandlern empfohlen.
27
Stromwandler
Auswahl von Stromwandlern
Rohrstab-Stromwandler
Aufsteck-Stromwandler
Kabelumbau-Stromwandler
Typ
CMA-22-50-5A-1VA-1
CMA-22-60-5A-1,5VA-1
CMA-22-75-5A-1,5VA-1
CMA-22-100-5A-1,5VA-1
CMA-22-150-5A-1,5VA-1
CMA-22-200-5A-2,5VA-1
CMA-22-250-5A-5VA-1
CMA-22-300-5A-5VA-1
CMA-22-400-5A-5VA-0,5
CMA-22-500-5A-5VA-0,5
CMA-22-600-5A-5VA-0,5
Best.-Nr.
2421100000
1482140000
2421080000
2421070000
2421060000
2421370000
2421050000
2421040000
2421010000
1482220000
1482180000
Rundleiter
Schiene
22,5 mm
/
Typ
CMA-31-60-5A-1,25VA-1
CMA-31-75-5A-2,5VA-1
CMA-31-100-5A-2,5VA-1
CMA-31-150-5A-5VA-1
CMA-31-200-5A-5VA-1
CMA-31-250-5A-5VA-1
CMA-31-300-5A-5VA-1
CMA-31-400-5A-5VA-1
CMA-31-500-5A-5VA-1
CMA-31-600-5A-5VA-1
CMA-31-750-5A-5VA-1
Best.-Nr.
2421380000
1482040000
1482030000
2420960000
2420950000
2420940000
2420930000
2420920000
2420910000
2420900000
2420890000
Rundleiter
Schiene
25,7 mm
20x20 mm
25x12 mm
30x10 mm
Typ
KCMA-18-50-1A-1VA-3
KCMA-18-75-1A-1VA-3
KCMA-18-100-1A-1,25VA-3
KCMA-18-150-1A-2VA-3
KCMA-18-200-1A-3VA-3
KCMA-18-250-1A-1,5VA-1
KCMA-32-400-5A-5VA-1
KCMA-32-500-5A-5VA-1
KCMA-32-600-5A-5VA-1
KCMA-44-750-5A-5VA-1
Best.-Nr.
1482020000
2420780000
1482010000
2420770000
2420760000
1482000000
2420730000
2420740000
2420720000
2420710000
Rundleiter
Schiene
Sonderausführung
Abweichender primärer Bemessungsstrom
Abweichender sekundärer Bemessungsstrom
Abweichende Bauform
Abweichende Bemessungsfrequenz
Erweiterte Klassengenauigkeit und Dauerbelastbarkeit
Baumustergeprüfte / geeichte Wandler
28
Auf Anfrage
Auf Anfrage
Auf Anfrage
Auf Anfrage
Auf Anfrage
Auf Anfrage
18,5 mm
/
32,5 mm
44 mm
Bürde
1 VA
1,5 VA
1,5 VA
1,5 VA
1,5 VA
2,5 VA
5A
5A
5 VA
5 VA
5 VA
Genauigkeitsklasse
Bürde
5A
2,5 VA
2,5 VA
5A
5A
5A
5A
5A
5A
5A
5A
Genauigkeitsklasse
Bürde
1 VA
1 VA
1,25 VA
2 VA
3 VA
1,5 VA
5 VA
5 VA
5 VA
5 VA
Genauigkeitsklasse
1
0,5
1
3
1
Primärstrom
 50 A
 60 A
 75 A
100 A
150 A
200 A
250 A
300 A
400 A
500 A
600 A
Sekundärstrom max.
Primärstrom
 60 A
 75 A
100 A
150 A
200 A
250 A
300 A
400 A
500 A
600 A
750 A
Sekundärstrom max.
Primärstrom
 50 A
 75 A
100 A
150 A
200 A
250 A
400 A
500 A
600 A
750 A
Sekundärstrom max.
5A
5A
1A
5A
Stromwandler
Bauform von Stromwandlern
Durchführungswandler
Der zu messende Leiter (Stromschiene oder Leitung) wird durch die Fensteröffnung hindurchgeführt und bildet den Primärkreis des Durchführungswandlers.
Durchführungswandler werden vorwiegend zur Montage auf Stromschienen
eingesetzt. Durch zusätzliches Vergießen wird Tropfenfestigkeit erzielt sowie eine
höhere Schock- und Rüttelfestigkeit bei mechanischer Beanspruchung (IEC 68).
Hierbei handelt es sich um die gängigste Ausführung von Strom­w andlern, mit
dem Nachteil, dass bei der Installation der Primärleiter unter­brochen werden
muss. Sprich, diese Wandlerbauform kommt vorwiegend bei der Neueinrichtung
von Anlagen zum Einsatz.
Split-Wandler (teilbare Stromwandler)
Abb.: Kabelumbau-Stromwandler
Bei Retrofit-Anwendungen kommen häufig Split-Core Wandler zur Anwendung.
Bei diesen Wandlern können für die Installation die Wandlerkerne geöffnet und
so um die Stromschienen herum montiert werden. Damit ist die Montage ohne
Unterbrechung des Primärleiters möglich.
Kabelumbau-Stromwandler
Kabelumbau-Stromwandler eignen sich ausschließlich zur Montage an isolierten
Primärkreisleitern (Zuleitungskabeln) an einem witterungsgeschützten und
trockenen Ort. Die Montage ist ohne Unterbrechung des Primärleiters
(d.h. bei laufendem Betrieb) möglich.
29
Stromwandler
Einbau von Stromwandlern
Einbaurichtung
Ermitteln Sie die Energieflussrichtung im Kabel, an dem Sie messen möchten.
P1 bezeichnet die Seite, auf der sich die Stromquelle befindet, während P2 die
Verbraucherseite bezeichnet.
P1
P2
S1
Klemmleiste
S2
S1
Last
S2
Abb.: Einbaurichtung
Klemmen S1/S2 (k/l)
Die Anschlüsse der Primärwicklung sind mit „K“ und „L“ oder „P1“ und „P2“
bezeichnet und die Anschlüsse der Sekundärwicklung mit „k“ und „l“ oder „S1“
und „S2“. Die Polung hat dabei so zu erfolgen, dass die „Energieflussrichtung“
von K nach L verläuft.
Das Vertauschen der Klemmen S1/S2 führt zu falschen Messergebnissen und
kann bei Emax und BLK-Anlagen auch zu falschem Regelverhalten führen.
Leitungslänge und Querschnitt
Die Leistungsaufnahme (in W) verursacht durch die Leitungsverluste errechnet
sich wie folgt:
•spezifischer Widerstand
für CU: 0,0175 Ohm *mm² / m
für AI: 0,0278 Ohm * mm² / m
I =Leitungslänge im m (Hin- und Rückleitung)
I =Strom in Ampere
A =Leitungsquerschnitt in mm²
30
A
Isn
s1
k
Ipn
s2
I
K
P1
Energieflussrichtung
Abb.: Energieflussrichtung
2
P= px xI
A
L
P2
Stromwandler
Schnellübersicht (Leistungsaufnahme Cu-Leitung) für 5 A und 1 A:
Bei jeder Temperaturänderung um 10 °C steigt die von den Kabeln aufgenommene Leistung um 4 %.
Leistungsaufnahme in VA bei 5 A
Nennquerschnitt
1m
2,5 mm²
0,36
4,0 mm²
0,22
6,0 mm²
0,15
10,0 mm²
0,09
2m
0,71
0,45
0,30
0,18
3m
1,07
0,67
0,45
0,27
4m
1,43
0,89
0,60
0,36
5m
1,78
1,12
0,74
0,44
6m
2,14
1,34
0,89
0,54
7m
2,50
1,56
1,04
0,63
8m
2,86
1,79
1,19
0,71
9m
3,21
2,01
1,34
0,80
10 m
3,57
2,24
1,49
0,89
Leistungsaufnahme in VA bei 1 A
Nennquerschnitt
10 m
1,0 mm²
0,36
2,5 mm²
0,14
4,0 mm²
0,09
6,0 mm²
0,06
10,0 mm²
0,04
20 m
0,71
0,29
0,18
0,12
0,07
30 m
1,07
0,43
0,27
0,18
0,11
40 m
1,43
0,57
0,36
0,24
0,14
50 m
1,78
0,72
0,45
0,30
0,18
60 m
2,14
0,86
0,54
0,36
0,21
70 m
2,50
1,00
0,63
0,42
0,25
80 m
2,86
1,14
0,71
0,48
0,29
90 m
3,21
1,29
0,80
0,54
0,32
100 m
3,57
1,43
0,89
0,60
0,36
Beispiel Wandlerleistung und Leitungslänge
Sekundärstrom = 1 A
Leitung = 0,75 mm²
Wandlerleistung / Leitungslänge
Klasse 0,5
Klasse 1
Klasse 3
0,5 VA / 5 m
0,5 VA / 5 m
0,25 VA / 1 m
1 VA / 15 m
1 VA / 15 m
0,5 VA / 5 m
2,5 VA / 47 m
1,5 VA / 26 m
1 VA / 15 m
5 VA / 100 m
2,5 VA / 47 m
1,5 VA / 26 m
10 VA / 205 m
5 VA / 100 m
10 VA / 200 m
20 VA / 400 m
Sekundärstrom = 5 A
Leitung = 2,5 mm²
Wandlerleistung / Leitungslänge
Klasse 0,5
Klasse 1
0,5 VA / 0,7 m
0,5 VA / 0,7 m
1 VA / 2,1 m
1 VA / 2,1 m
2,5 VA / 6 m
2,5 VA / 6 m
5 VA / 13 m
5 VA / 13 m
10 VA / 27 m
20 VA / 55 m
Klasse 3
0,5 VA / 0,7 m
1,5 VA / 3,5 m
2,5 VA / 6 m
Reihenschaltung von Messgeräten an einem Stromwandler
Pv = Messgerät 1 + Messgerät 2 +….+ PLeitung + PKlemmen ….?
31
Stromwandler
Einbau von Stromwandlern
Parallelbetrieb / Summenstromwandler
Energy Analyser 550
Erfolgt die Strommessung über zwei Stromwandler (z.B. 2 Transformatoren),
so muss das Gesamtübersetzungsverhältnis der Stromwandler im Messgerät
programmiert werden.
Einspeisung 1
Supply 1
Beispiel: Beide Stromwandler haben ein Übersetzungsverhältnis von 1.000 / 5A.
Die Summenmessung wird mit einem Summenstromwandler
5+5 / 5 A durchgeführt.
(L)
1P2
Das UMG muss dann wie folgt eingestellt werden:
1P1
(K)
19
20
(k) S1
AK
1S1
(k)
(l)
1S2
I1
Einspeisung 2
Supply 2
S2 (l)
AL
BK
BL
2P1
(K)
2S1
(k)
(l)
2S2
Verbraucher A
Consumer A
(L)
2P2
Verbraucher B
Consumer B
Abb.: Energy Analyser 550 Strommessung Summenwandler
Primärstrom: 1.000 A + 1.000 A = 2.000 A
Sekundärstrom: 5 A
Erdung von Stromwandlern
Versorgungsspannung Spannungsmessung
N/- L/+
1 2
V1
3
V2
4
V3
5
VN
6
Strommessung
I3
I2
S2
S1
S2
S1
12 11 10 9
Im Falle der Nachrüstung eines Messgerätes und der ausschließlichen
Verfügbarkeit eines Schutzkernes empfehlen wir die Verwendung eines
Wickelstromwandlers 5/5 zur Entkopplung des Schutzkerns.
32
S2
8
S2
S2
S2
S1
S1
230V/400V 50Hz
Abb.: Anschlussbeispiel Energy Meter 525
Verwendung von Schutzwandlern
I1
PC
RJ45
Ethernet
10/100Base-T
Energy Meter 525
Verbraucher
Nach VDE 0414 sollen Strom- und Spannungswandler ab einer Reihenspannung
von 3,6 kV sekundär geerdet werden. Bei Niederspannung kann die Erdung
entfallen, sofern die Wandler nicht großflächig berührbare Metallflächen besitzen. Gängige Praxis ist aber auch die Erdung von Niederspannungswandlern.
Üblich ist die Erdung auf S1. Die Erdung kann aber an der S1(k)-Klemme oder
S2(k)-Klemmen erfolgen. Wichtig: immer auf der gleichen Seite erden!
S1
7
S1
L1
L2
L3
N
Stromwandler
Betrieb von Stromwandlern
Austausch eines Messgerätes (Kurzschließen von Stromwandlern)
Der Stromwandler-Sekundärkreis sollte unter keinen Umständen geöffnet
werden, wenn im Primärkreis Strom fließt.
Der Ausgang der Stromwandler stellt eine Stromquelle dar. Bei zunehmender
Bürde erhöht sich daher die Ausgangsspannung (entsprechend der
Beziehung U = R x I) so lange, bis Sättigung erreicht wird. Oberhalb der
Sättigung steigt die Spitzenspannung bei zunehmender Verzerrung weiter
an und erreicht ihren Maximalwert bei unendlich großer Bürde, also
offenen Sekundärklemmen. Bei offenen Wandlern können somit hohe
Spannungsspitzen auftreten, die eine Gefahr für den Menschen sind und
Wandler sowie Messgerät beim Wiederanschließen zerstören können.
Daraus folgt, dass ein Offenbetrieb zu vermeiden ist und unbebürdete Wandler
kurzgeschlossen werden müssen.
Stromwandlerklemmleisten mit Kurzschlusseinrichtung
Zum Kurzschließen von Stromwandlern und für Zwecke der wiederkehrenden
Vergleichsmessung werden spezielle Klemmleisten für die DIN-Schiene
empfohlen. Diese bestehen aus Quertrennklemme mit Mess- und
Prüfeinrichtung, isolierten Brücken für Erdung und Kurzschließen der
Wandlerklemme.
Überlastung
Überlastung Primärstrom:
Primärstrom zu hoch --> Sättigung des Kernmaterials --> Genauigkeit sinkt
massiv ab.
Abb.: Stromwandlerklemmleiste
Überlastung Nennleistung:
Es werden zu viele Messgeräte oder zu lange Leitungen an einen Wandler
mit seiner definierten Nennleistung angeschlossen --> Sättigung des
Kernmaterials --> Genauigkeit sinkt massiv ab.
Kurzschlussfall
Im Kurzschlussfall liegt kein Signal mehr vor. Das Messgerät kann nicht mehr
messen. Stromwandler können (bzw. müssen) kurzgeschlossen werden, wenn
keine Last / Bürde (Messgerät) anliegt.
33
Kommunikation über die RS485-Schnittstelle
Kommunikation über die RS485-Schnittstelle
Wenn es darum geht, kostengünstig Messgeräte miteinander zu vernetzten, ist
die RS485-Schnittstelle mit Modbus-RTU-Protokoll nach wie vor das Maß der
Dinge. Der einfache Topologieaufbau, die Unempfindlichkeit gegen EMVStörungen und das offene Protokoll zeichnen die Kombination RS485 mit
Modbus-RTU-Protokoll schon seit Jahren aus. Der komplette Name des RS485Standards ist TIA / EIA-485-A. Die letzte Revision war im März 1998 und der
Standard wurde im Jahr 2003 ohne Änderungen bestätigt. Der Standard definiert nur die elektrischen Schnittstellenbedingungen der Sender und Empfänger,
sagt jedoch nichts über die Topologie bzw. über die zu verwendenden Leitungen
aus. Diese Informationen findet man entweder in der TSB89 „Application
Guidelines for TIA / EIA-485-A“ oder in den Applikationsbeschreibungen der
RS485-Treiberbaustein-Hersteller wie z. B. Texas Instruments oder Maxim. Gemäß
OSI-Modell (Open Systems Interconnection Reference Model)* wird nur der
„physikalische Layer“, nicht jedoch das Protokoll beschrieben. Das verwendete
Protokoll darf frei gewählt werden, wie z.B. Modbus RTU, Profibus, BACnet etc.
Die Kommunikation zwischen Sender und Empfänger erfolgt leitungsgebunden
über eine geschirmte, verdrillte Leitung „Twisted Pair Kabel“. Hierbei sollte
immer nur ein Leitungspaar für A und B verwendet werden (Abb.: Bild 1a). Ist
die Schnittstelle nicht galvanisch getrennt, ist zudem der Common- Anschluss
mitzuführen (Abb.: Bild 1b). Dazu später mehr.
Die Übertragung der Daten erfolgt durch einen differenziellen, seriellen
Spannungs­pegel zwischen den Leitungen [A] und [B]. Da Daten auf den
Leitungen zwischen Sender und Empfänger übertragen werden, spricht man auch
von Halbduplex oder Wechselbetrieb. Jeder Empfänger oder Sender hat einen
invertierten und nicht-invertierenden Anschluss. Die Übertragung der Daten erfolgt
symmetrisch. Das heißt, hat eine Leitung ein „High“-Signal, hat die andere Leitung
ein „Low“-Signal. Leitung A ist somit der Komplementär von B und umgekehrt.
Der Vorteil der Messung der Spannungsdifferenz zwischen A und B ist, dass
Gleichtaktstörungen weitestgehend keinen Einfluss haben. Eine eventuelle
Gleichtaktstörung wird auf beiden Signalleitungen annähernd gleichmäßig
eingekoppelt, und durch die Differenzmessung haben sie somit keinen Einfluss
auf die zu übertragenden Daten. Der Sender (Driver) erzeugt eine differenzielle
Ausgangsspannung von mindestens 1,5 V an 54 Ohm Last. Der Empfänger
(Receiver) hat eine Empfindlichkeit +/-200 mV (Abb. Bild 2).
Abb.: Bild 1a
A
A
A
A
B
B
B
B
Abb.: Bild 1b
A
AB
A
AB
BC*
C*
BC*
C*
Abb.: Bild 1
+200 mV
–200 mV
A
B
R
D
C
+1,5 V
–1,5 V
Abb.: Bild 2
① 5
B
0
②
5
A
0
t
Der Zustand Logik ist hierbei wie folgt (Abb. Bild 3):
A–B < 0,25 V
A–B > 0,25 V
= Logisch 1
= Logisch 0
③ Math
2,5
0
2,5
Die Kennzeichnung der Anschlüsse A / B ist oft nicht einheitlich. Was bei einem
Hersteller A ist, kann beim nächsten Hersteller B sein. Warum ist das so?
* Open Systems Interconnection Reference Model (OSI): Driver = Sender; Receiver = Empfänger; Transceiver = Sender / Empfänger
34
A
B
Abb.: Bild 3
VA–VB
1 0 11 0 1 0 11 0 11
t
Kommunikation über die RS485-Schnittstelle
Die Definition sagt:
A = „-“ = T x D- / R x D - = invertiertes Signal
B = „+“ = T x D + / R x D + = nicht-invertiertes Signal
Es wird zudem eine dritte Leitung „C“ = „Common“ angegeben.
Diese Leitung ist für den Referenz-Ground.
Einige RS485-Chip-Hersteller wie Texas Instruments, Maxim, Analog Devices
usw. verwenden aber seit Beginn eine andere Bezeichnung, welche mittler-weile
ebenfalls üblich ist:
A = „+“ = T x D + / R x D + = nicht-invertiertes Signal
B = „-“ = T x D - / R x D - = invertiertes Signal
Aufgrund dieser Verwirrung haben einige Gerätehersteller ihre eigene
Bezeichnung eingeführt:
D+ = „+“= T x D + / R x D + = nicht-invertiertes Signal
D- = „-“ = T x D - / R x D - = invertiertes Signal
Durch die Bezeichnung [+] und [-] nach dem Buchstaben [D] ist klar ersichtlich,
welche Leitung das invertierte und das nicht-invertierte Signal darstellt.
Alle unsere Messgeräte haben die folgende Bezeichnung:
A = „+“ = T x D + / R x D + = nicht-invertiertes Signal
B = „-“ = T x D - / R x D - = invertiertes Signal
Die Spannungen werden in den Datenblättern wie folgt definiert:
A
D
VO
B
C
VOB
VOS
VOA
VO = Differenzspannung A – B
VOB = Spannung zwischen B und C
VOA = Spannung zwischen A und C
VOS = Treiber-Offsetspannung
Abb.: Bild 4
35
Kommunikation über die RS485-Schnittstelle
Kommunikation über die RS485-Schnittstelle
Die Spannung VCM
Die Spannung VCM (Common- mode Voltage) ist die Summe der GND-PotenzialDifferenzen zwischen den RS485 Teilnehmern (Abb.: Bild 5), der Treiber Offset
Spannung und der Gleichtaktstörspannung (Vnoise), welche auf die Busleitung
wirkt. Die RS485-Treiber-Hersteller geben für VCM einen Spannungsbereich von
-7 bis 12 V an. Bei Kommunikationsproblemen wird dieser Spannungsbereich,
bedingt durch Potenzialdifferenzen zwischen Sender und Empfänger, häufig
verletzt, wenn die Schnittstelle nicht galvanisch getrennt aufgebaut ist bzw. keine
Common-Leitung existiert. Bild 6 zeigt die Berechnung der „Common mode“Spannung.
+12
VOS = VOA + VOB
2
Common-mode Voltage
B
0
A
VCM = VOS + Vnoise + VGPD
–7
Abb.: Bild 5
Master
Slave
Vnoise
A
VOA
D
R
B
C
VOS
VOB
VGPD
Abb.: Bild 6
VGPD (Ground potential differences)
VGPD ist hierbei die Potenzialdifferenz zwischen Sender und Empfänger GND (PE).
Potenzialdifferenzen zwischen den Anschlüssen (Erdungen) entstehen oft bei
großer räumlicher Ausdehnung des RS485-Busses. Diese Potenzialdifferenzen
entstehen gerade bei älteren Elektroinstallationen, da oft kein vermaschter
Potenzialausgleich existiert. Ferner kann gerade bei Blitzeinwirkung die
Potenzialdifferenz zwischen den PE-Anschlüssen in den Verteilungen Hunderte
oder Tausende von Volt annehmen. Auch unter Normalbedingungen können
36
Kommunikation über die RS485-Schnittstelle
Potenzialdifferenzen von einigen Volt, bedingt durch Ausgleichströme der
Verbraucher, existieren. Vnoise (common mode noise) ist eine Störspannung, die
folgende Gründe haben kann:
• Durch ein Magnetfeld induzierte Störspannung auf die Busleitung
Master
Magnetfeld
M
750
D370
D370
D370
Abb.: Bild 7
•Kapazitive Kopplung bei Anlagenteilen, die nicht galvanisch getrennt sind
(„parasitäre Kapazitäten“)
M
Master
Slave
Slave
Erde
Abb.: Bild 8
• Galvanische Kopplung
•Strahlungskopplung
• Elektrostatische Entladungen
37
Kommunikation über die RS485-Schnittstelle
Kommunikation über die RS485-Schnittstelle
Bustopologie
Der Bus ist „multipointfähig“, und ohne Repeater können bis zu 32 Teilnehmer
angeschlossen werden. Die beste Netzwerk Topologie ist dabei „Daisy chain“.
Das heißt, das Buskabel geht direkt von Slave zu Slave.
Master
B
Slave
Slave
Slave
A
... 32
Abb.: Bild 9
Zu beachten ist, dass Stichleitungen generell zu vermeiden sind. Stichleitungen
verursachen Reflexionen auf dem Bus. Theoretisch könnte je nach verwendetem
Transceiver zwar eine mögliche Stichleitung berechnet werden, dies ist aber in
der Praxis zu aufwendig. Die Länge einer möglichen Stichleitung hängt stark von
der Signalanstiegszeit des verwendeten Transceivers ab und sollte kleiner als 1/10
der Signalanstiegszeit des Drivers sein. Je höher die möglichen Baudraten des
Transceivers, desto kleiner sind die Signalanstiegszeiten des Drivers. Das heißt,
man benötigt Kenntnisse darüber, welcher IC bei den Busteilnehmern verbaut
wurde. Zudem fließt die Signalgeschwindigkeit des Kabels in die Berechnung ein.
Aus diesem Grund sollte man generell Stiche vermeiden.
Terminierung
Eine weitere Ursache für Kommunikationsstörungen sind Bus-Reflexionen.
Eine Reflexion entsteht, wenn das Sendersignal nicht komplett von der Last
absorbiert wird. Die Quellenimpedanz sollte der Lastimpedanz und dem
Leitungswellenwiderstand entsprechen, da hierdurch die volle Signalleistung
erreicht wird und nur minimale Reflexionen entstehen. Die serielle Kommunikation
der RS485-Schnittstelle arbeitet am effizientesten, wenn Quell- und Lastimpedanz
mit 120 Ohm abgestimmt sind. Der RS485-Standard empfiehlt aus diesem
Grund eine Busleitung mit einem Leitungswellenwiderstand von Z0 = 120 Ohm.
Damit Reflexionen auf dem Bus vermieden werden, muss die Busleitung am
Anfang und am Ende mit einem Abschlusswiderstand versehen werden, der dem
Leitungswellenwiderstand entspricht.
38
Kommunikation über die RS485-Schnittstelle
Zo =120 Ohm
120 Ohm
120 Ohm
Master
Slave
Slave
Slave
Abb.: Bild 10
„Failsafe Bias“-Widerstände
Wenn sich die Receiver-Eingänge im Bereich von -200 mV bis + 200 mV
befinden, ist der Ausgang des Empfängerbausteins unbestimmt, d.h., eine
Auswertung des RS485-Signals kann nicht stattfinden.
Unter folgenden Bedingungen ist das der Fall:
• Kein Sender ist aktiv
• Die Busleitung ist unterbrochen worden (z.B. Leitungsbruch)
• Die Busleitung ist kurzgeschlossen (z.B. Leitung beschädigt etc.)
Der RS485-Bus muss unter diesen Bedingungen in einen definierten
Signalzustand gebracht werden. Einige Kommunikationsbusse haben diese
Probleme nicht, da hier z.B. nur ein Sender existiert, welcher die Leitung
steuert. Entweder der Sender ist aktiv oder eben nicht. Beim RS485-Bus, da
multipointfähig, können aber mehrere Sender angeschlossen werden.
Damit der Signalzustand unter den obigen Bedingungen eindeutig wird,
verwendet man in der Regel einen „Pull up“-Widerstand zwischen +5 V und
der Signalleitung A und einen „Pull down“-Widerstand zwischen GND und
der Signalleitung B. Die Widerstände sind theoretisch an einer beliebigen
Stelle im Bus platzierbar, werden aber in der Regel beim Master in einem
Spannungsteilerverbund mit Abschlusswiderstand eingesetzt, da es hierfür fertige
Stecker gibt.
Bei einigen Herstellern findet man in der Regel nur die Empfehlung, einen
Abschlusswiderstand am Anfang und am Ende einzubauen, damit Reflexionen
vermieden werden. Warum ist das so?
In diesem Fall haben die Hersteller für die RS485-Schnittstelle Transceiver
verwendet, die bereits einen internen Failsafe Bias im Chip eingebaut haben, d.h.,
bei z.B. 0 V am Receiver-Eingang hat der Ausgang automatisch einen logischen
39
Kommunikation über die RS485-Schnittstelle
Kommunikation über die RS485-Schnittstelle
„High“-Zustand. Bei Maxim (wie im Energy Analyser D550 und Energy Meter D370
eingesetzt) heißt die Funktion „True fail-safe“. Ein externer Failsafe Bias ist dann
nur noch notwendig, wenn am gleichen Bus Teilnehmer angeschlossen werden,
die diese Funktion nicht besitzen. Die Buslast wird im Übrigen durch die „True failsafe“-Funktion nicht beeinflusst.
Der „Common-Anschluss“ bzw. „galvanisch getrennt“
Die Busteilnehmer beziehen ihre Versorgungsspannung in der Regel aus
unterschiedlichen Bereichen der Elektroinstallation. Gerade bei älteren Elektroinstallationen können so erhebliche Potenzialdifferenzen zwischen den Erdungen
bestehen. Für eine fehlerfreie Kommunikation darf sich die Spannung Vcm aber
nur im Bereich von -7 bis +12 V bewegen, d.h., die Spannung VGPD (Ground
potential differences) muss möglichst klein sein (Bild 11 a, Bild 5). Ist die RS485Schnittstelle nicht galvanisch von der Versorgungsspannung getrennt aufgebaut,
muss der Common-Anschluss mitgeführt werden (Bild 11 b).
Durch die Verbindung der Common-Anschlüsse kann allerdings eine
Stromschleife entstehen, d.h. es fließt ohne eine zusätzliche Maßnahme ein
hoher Ausgleichstrom zwischen den Busteilnehmern und der Erdung. Dies
wird in der Regel von den Entwicklern dadurch verhindert, dass der GND der
RS485-Schnittstelle durch einen 100-Ohm-Widerstand von der Erdung entkoppelt
wird (Bild 11 c).
Eine bessere Alternative ist die galvanische Trennung der RS485-Schnittstelle
von der Versorgungsspannung durch einen internen DC/DC-Konverter und einen
Signal-Isolator. Potenzialdifferenzen in der Erdung haben somit keinen Einfluss auf
das Signal. Das Differenzsignal „floatet“ somit. Noch besser ist die galvanische
Trennung der RS485-Schnittstelle in Kombination mit einem Common-Anschluss.
Bild 12 zeigt einen Mischbetrieb zwischen Teilnehmern mit galvanisch getrennter
und galvanisch nicht getrennter Schnittstelle. Die Teilnehmer mit galvanisch
getrennter RS485 haben im Beispiel keinen Common-Anschluss. In diesem Fall
ist darauf zu achten, dass die Common-Anschlüsse der Teilnehmer miteinander
verbunden werden. Trotzdem kann es zu Kommunikationsstörungen aufgrund von
EMV-Koppelkondensatoren kommen. Dies hat zur Folge, dass die nicht galvanisch
getrennten Teilnehmer das Signal nicht mehr interpretieren können. In diesem
Fall muss der Bus getrennt und zwischen den Teilnehmerkreisen eine zusätzliche
galvanische Kopplung integriert werden.
40
Kommunikation über die RS485-Schnittstelle
VCC1
Ⓐ
VCC2
GPD
A B
C
C
A B
Vn
VCC1
Ⓑ
VCC2
GND
A B
VCC1
Ⓐ
VCC2
GND
A B
hoher Strom
VCC1
Ⓒ
VCC2
GPD
A B
C
GND 100 Ohm
C
A B
A B
GND 100 Ohm
kleiner Strom
A B
Vn
VCC1
Ⓑ
VCC2
Ⓓ
GND
GND
A B
hoher Strom
DC/DC Konverter
A B
Signal Isolator
VCC1
Ⓒ
VCC2
GND 100 Ohm
Abb.: Bild 11
GND
GND 100 Ohm
A B
kleiner Strom
Isolation
A B
Isolation
VCC1
VCC2
VCC3
VCC4
C
Ⓓ
A
B
ADC/DC BKonverter
A
B
C
A
B
Signal Isolator
Abb.: Bild 12
GND
Hinweis: Die Schirmung darf auf keinen Fall an den Common-Anschluss der RS485-Schnittstelle angeschlossen werden.
Hierdurch würden Störungen direkt in den GND der RS485 Transceiver eingekoppelt werden.
41
Ports, Protokolle und Verbindungen
Ports, Protokolle und Verbindungen
Energy Analyser D550, Energy Analyser 550
Protokolle
TFTP
Modbus / TCP – Modbus / UDP
DHCP
NTP
BACnet
Nameservice
HTTP
FTP
FTP Datenport
FTP Datenport
Modbus over Ethernet
Serviceport (telnet)
SNMP
E-Mail-Port (aktuell)
E-Mail-Port (in Vorbereitung)
Ports
1201
502, 4 Ports
68
123
47808
1200
80
21
1024, 1025
1026, 1027
8000, 1 Port
1239
161 / 162 (TRAP)
25
587
Energy Meter D370, Energy Meter D650
Protokolle
Gerät besitzt keinen
Ethernet-Anschluss
Ports
Gerät besitzt keinen
Ethernet-Anschluss
ecoExplorer go
Protokolle
Modbus / TCP – Modbus / UDP
HTTP
FTP
FTP Datenport
FTP Datenport
Modbus / TCP
Modbus over Ethernet
Datenport Telnet Auslesen
Datenport Telnet Update
E-Mail-Port (Vorbereitung)
E-Mail-Port (Vorbereitung)
Anzahl der TCP/UTP-Verbindungen
(Energy Analyser D550, Energy Analyser 550)
•Insgesamt sind max. 24 Verbindungen über die
TCP-Gruppe möglich.
Es gilt:
– Port 21 (FTP): max. 4 Verbindungen
– Port 25/587 (E-Mail): max. 8 Verbindungen
– Port 1024-1027 (Datenport zu jedem FTP-Port): Max. 4 Verbindungen
– Port 80 (HTTP): max. 24 Verbindungen
– Port 502 (Modbus TCP/IP): Max. 4 Verbindungen
– Port 1239 (Debug): max. 1 Verbindung
– Port 8000 (Modbus oder TCP/IP): max. 1 Verbindung
•Verbindungslose Kommunikation über die UTP-Gruppe
– Port 68 (DHCP)
– Port 123 (NTP)
– Port 161/162 (SNMP)
– Port 1200 (Nameservice)
– Port 1201 (TFTP)
42
Ports
502
80
21
1024, 1025
1026, 1027
502
8000
1239
1236, 1237
25
587
Port 80
(HTTP)
max. 24 Verbindungen
Port 502
(Modbus TCP/IP)
Port 21
(FTP)
max. 4 Verbindungen
max. 4 Verbindungen
Port 25/587
E-Mail
max. 8 Verbindungen
Port 1024-1027
(Ein FTP-Port bedingt
einen Datenport)
max. 4 Verbindungen
Port 8000
E-(Modbus oder TCP/IP)
Port 1239
(Debug)
max. 1 Verbindung
max. 1 Verbindung
(also fot slave)
Abb.: TCP-Gruppe: max. 24 Verbindungen (queue scheduling)
(Energy Analyser D550, Energy Analyser 550)
Ports, Protokolle und Verbindungen
Der Energy Meter 750 unterstützt über Ethernet-Anschluss folgende
Protokolle
Client-Dienste
Ports
DNS
53 (UDP / TCP)
DHCP-Client (BootP)
NTP (Client)
E-Mail (senden)
68 (UDP)
123 (UDP)
Wählbar (1-65535 TCP)
Server-Dienste
Ping
FTP
HTTP
NTP (nur lauschen)
SNMP
Modbus TCP
Geräte-Identifikation
Telnet
Modbus RTU (Ethernet gekapselt)
Port
(ICMP / IP)
20 (TCP)*, 21 (TCP)
80 (TCP)
123 (UDP Broadcast)
161 (UDP)
502 (UDP / TCP)
1111 (UDP)
1239 (TCP)
8000 (UDP)
Port 68 (DHCP)
Port 123 (NTP)
Port 161/162 (SNMP)
Port 1200 (Nameservice)
Port 1201 (TFTP)
Port 47808 (BACnet)
Abb.: UTP-Gruppe: verbindungslose Kommunikation
(Energy Analyser D550, Energy Analyser 550)
* Zufälliger Port (> 1023) für die Datenübertragung, falls im PASSIVE-Mode gearbeitet wird.
Der Energy Meter 750 kann 20 TCP-Verbindungen verwalten.
Client-Dienste werden vom Gerät an einen Server über die angegebenen Ports
kontaktiert, Server-Dienste stellt das Gerät zur Verfügung.
43
Überspannungskategorien
Überspannungskategorien
Elektrische Verteilungssysteme und Verbraucher werden immer komplexer.
Dadurch nimmt auch die Wahrscheinlichkeit von transienten Überspannungen
zu. Vor allem Baugruppen der Leistungselektronik (z.B. Frequenzumrichter,
Phasenanschnitt- und -abschnittsteuerungen, PWM-gesteuerte Leistungsschalter)
erzeugen in Verbindung mit induktiven Lasten vorübergehende Spannungs­
spitzen, die wesentlich höher als die jeweilige Nennspannung sein können.
Um die Sicherheit für den Anwender zu gewährleisten, wurden in der
DIN VDE 0110 / EN 60664 vier Überspannungskategorien (CAT I bis CAT IV)
definiert.
Die Messkategorie gibt die zulässigen Anwendungsbereiche von Mess- und
Prüfgeräten für elektrische Betriebsmittel und Anlagen (z.B. Spannungsprüfer,
Multimeter, VDE-Prüfgeräte) für die Anwendung im Bereich von Nieder­
spannungsnetzen an.
Definierte Kategorien und Verwendungszwecke in der IEC 61010-1:
Folgende Kategorien und Verwendungszwecke sind in der IEC 61010-1 definiert:
Messungen an Stromkreisen, die keine direkte Verbindung zum Netz haben (Batteriebetrieb), z.B. Geräte der SchutzCAT I
klasse 3 (Betrieb mit Schutzkleinspannung), batteriebetriebene Geräte, Pkw-Elektrik
Messung an Stromkreisen, die eine direkte Verbindung mittels Stecker mit dem Niederspannungsnetz haben, z.B.
CAT II
Haushaltsgeräte, tragbare Elektrogeräte
Messungen innerhalb der Gebäudeinstallation (stationäre Verbraucher mit nicht steckbarem Anschluss, VerteileranCAT III
schluss, fest eingebaute Geräte im Verteiler), z.B. Unterverteilung
Messungen an der Quelle der Niederspannungsinstallation (Zähler, Hauptanschluss, primärer Überstromschutz), z.B.
CAT IV
Zähler, Niederspannungsfreileitung, Hausanschlusskasten
Die Kategorien sind außerdem in die Spannungshöhe 300 V / 600 V / 1.000 V unterteilt.
Die Kategorie ist für die Sicherheit bei Messungen von besonderer Bedeutung,
da niederohmige Stromkreise höhere Kurzschlussströme aufweisen und / oder
Störungen in Form von Lastumschaltung und andere transiente Überspannungen
vom Messgerät verkraftet werden müssen, ohne den Anwender durch elektrische
Schläge, Feuer, Funkenbildung oder Explosion zu gefährden. Durch die niedrige
Impedanz des öffentlichen Stromversorgungsnetzes sind an der Hauseinspeisung
Kurzschlussströme am größten. Innerhalb der Hausanlage werden die maximalen
Kurzschlussströme durch die Reihenwiderstände der Anlage reduziert. Technisch
wird die Einhaltung der Kategorie u.a. durch Berührungssicherheit von Steckern
und Buchsen, Isolation, ausreichende Luft- und Kriechstrecken, Zugentlastungen
und Knickschutz von Leitungen sowie genügende Leitungsquerschnitte
sichergestellt.
44
Überspannungskategorien
Aus der Praxis
Unserer Einschätzung und Erfahrung nach sind sich viele Anwender dieser
Thematik nicht ausreichend bewusst. Das Thema Überspannungskategorie
mag in der einen oder anderen Anwendung zur Folge haben, dass man anstatt
eines Energy Analyser D550 mit 300 V CAT-III auf ein Energy Analyser 550
mit der Überspannungs­kategorie 600 V CATIII wechseln muss, sprich,
anstatt einer 4.000-V-Bemessungs­stoß­spannung wird eine 50 % höhere
Bemessungsstoßspannung von 6.000 V erreicht! Es kann aber auch die
Verlegung der Messstelle zur Folge haben.
Das bedeutet, zusätzliche Sicherheit für Mensch und Maschine!
Die Kombination aus der CAT-Kategorie und der definierten Spannungshöhe
ergibt die Bemessungsstoßspannung.
Nennspannungen von Stromversorgungssystemen (Netzen) bei verschiedenen Arten der Überspannungsbegrenzung
Gegenwärtig weltweit benutzte Nennspannungen
Spannung Leiter
zu Neutralleiter,
Dreiphasen-4-LeiterSysteme Dreiphasen-3-LeiterSysteme
abgeleitet von
mit geerdetem Neutralleiter
ungeerdet
Nennwechsel oder
nngleichspannungen
bis einschließlich
E
Einphasen-2-LeiterSysteme
Wechsel- oder Gleichspannung
Einphasen-3-LeiterSysteme
Wechsel- oder Gleichspannung
V
100 – 200**
101 – 220
120 – 240
V
V
V
V
150
120 / 208*
127 / 220
115, 120, 127
100**
110, 220
300
220 / 380, 230 / 400 240 /
415, 260 / 440 277 / 480
200**, 220, 230,
240, 260, 277,
347, 380, 400,
415, 440
220
600
347 / 600, 380 / 660 400 /
690, 417 / 720
500
480
Bemessungsstoßspannung
für Betriebsmittel
Überspannungskategorien
I
II
III
IV
800
1.500
2.500
4.000
220 – 400
1.500
2.500
4.000
6.000
480 – 960
2.500
4.000
6.000
8.000
* In den Vereinigten Staaten von Amerika und in Kanada üblich.
** In Japan üblich.
45
Gültige Normen
Gültige Normen
Weidmüller Geräte wurden gemäß international gültigen
Normen und Richtlinien entwickelt, gefertigt und geprüft.
Die wichtigsten nationalen und internationalen Normen
im Zusammenhang mit unseren Produkten, Lösungen
und Anwendungen sind wie folgt:
Allgemeine Normen und EMV-Normen:
•
IEC/EN 61000-2-2: Elektromagnetische Verträglichkeit
(EMV): Umgebungsbedingungen; Verträglichkeitspegel
für niederfrequente, leitungsgeführte Störgrößen und
Signalübertragung in öffentlichen Niederspannungs­
netzen.
• IEC/EN 61000-2-4: Elektromagnetische Verträglichkeit
(EMV): Umgebungsbedingungen; Verträglichkeitspegel
für niederfrequente, leitungsgeführte Störgrößen in
Industrieanlagen.
•
IEC/EN 61000-3-2: Grenzwerte für Oberschwingungs­
ströme für Elektrogeräte mit einer Stromaufnahme < 16 A
je Leiter.
•
IEC/EN 61000-3-3: Grenzwerte – Begrenzung von
Spannungsänderungen, Spannungsschwankungen und
Flicker in öffentlichen Niederspannungsversorgungs­netzen
für Geräte mit einem Bemessungsstrom < = 16 A je Leiter,
die keiner Sonderanschlussbedingung unterliegen.
•
IEC/EN 61000-3-4: Elektromagnetische
Verträglichkeit (EMV): Grenzwerte – Begrenzung
der Aussendung von Oberschwingungsströmen in
Niederspannungsversorgungsnetzen für Geräte und
Einrichtungen mit Bemessungs-strömen über 16 A.
•IEC/EN 61000-3-11: Elektromagnetische Verträglich­
keit (EMV): Grenzwerte – Begrenzung von Spannungs­
änderungen, Spannungsschwankungen und Flicker in
öffentlichen Niederspannungsversorgungsnetzen; Geräte
und Einrichtungen mit einem Bemessungsstrom < = 75 A,
die einer Sonderanschlussbedingung unterliegen.
• IEC/EN 61000-3-12: Grenzwerte für Oberschwingungs­
ströme, verursacht von Geräten und Einrichtungen mit
einem Eingangsstrom > 16 A und ≤ 75 A je Leiter, die
zum Anschluss an öffentliche Niederspannungsnetze
vorgesehen sind.
• IEC/EN 61557-12: Elektrische Sicherheit in Nieder­
spannungsnetzen bis AC 1000 V und DC 1500 V–Geräte
zum Prüfen, Messen oder Überwachen von Schutz­
maßnahmen.
Normen zur Spannungsqualität:
•EN 50160: Merkmale der Spannung in öffentlichen
Elektrizitätsversorgungsnetzen.
•
D-A-CH-CZ: Technische Regeln zur Beurteilung von
Netzrückwirkungen in Deutschland, Österreich, der
Schweiz und der Tschechischen Republik.
•
TOR D2: Technische und organisatorische Regeln für
Betreiber und Benutzer elektrischer Netze; Teil D: Beson­
dere, technische Regeln; Hauptabschnitt D2: Richtlinie zur
Beurteilung von Netzrückwirkungen.
•
IEEE 519: (Recommended Practices and Requirements
for Harmonics Control in Electrical Power Systems) als
gemeinsame Empfehlung von EVUs und Betreibern zur
Begrenzung der Auswirkungen nicht linearer Lasten durch
Reduzierung von Oberschwingungen.
•
ENGINEERING RECOMMENDATION: G5/4-1 (planning
levels for harmonic voltage distortion to be used in the
process for the connection of non-linear equipment)
als Richtlinie der Energy Networks Association (UK) zur
Begrenzung der Auswirkungen nicht linearer Lasten durch
Reduzierung von Oberschwingungen am Übergabepunkt
(PCC). Gültig in Großbritannien und Hongkong.
•IEEE1159-3 PQDIF: Recommended Practice for the
Transfer of Power Quality Data (Datenaustauschformat für
Spannungsqualitätsdaten).
•
ITIC (CBEMA): Die ITI-Kurve des Information
Technology Industry Council (ITI) repräsentiert die
Widerstandsfähigkeit von Computern / Netzteilen in Bezug
auf die Höhe und die Dauer von Spannungsstörungen.
46
Gültige Normen
Normen für Spannungsqualitätsnetzanalysatoren
•
IEC/EN 61000-4-2: Prüf- und Messverfahren – Prüfung
der Störfestigkeit gegen die Entladung statischer
Elektrizität.
•
IEC/EN 61000-4-3: Prüf- und Messverfahren – Prüfung der
Störfestigkeit gegen hochfrequente, elektromagnetische
Felder.
•
IEC/EN 61000-4-4: Prüf- und Messverfahren – Prüfung
der Störfestigkeit gegen schnelle, transiente, elektrische
Störgrößen / Burst.
• IEC/EN 61000-4-5: Prüf- und Messverfahren – Prüfung
der Störfestigkeit gegen Stoßspannungen.
• IEC/EN 61000-4-6: Prüf- und Messverfahren – Störfestig­
keit gegen leitungsgeführte Störgrößen, induziert durch
hochfrequente Felder.
•
IEC/EN 61000-4-7: Prüf- und Messverfahren – allgemeiner
Leitfaden für Verfahren und Geräte zur Messung von
Oberschwingungen und Zwischenharmonischen in
Stromversorgungsnetzen und angeschlossenen Geräten.
•
DIN EN 62053-31: Einrichtungen zur Messung der
elektrischen Energie (AC).
Teil 31: Impulseinrichtungen für Induktionszähler oder
elektronische Zähler (nur Zweidrahtsysteme).
•DIN EN 60529: Schutzarten durch Gehäuse (IP-Code).
Normen für Energiemanagement
•
DIN ISO 50001: Energiemanagementsysteme – Anforde­
rungen mit Anleitung zur Anwendung.
•
DIN EN 16247: Beschreibt die Anforderungen an ein
Energieaudit, das kleine und mittelständische Unter­
nehmen (KMU) in die Lage versetzt, ihre Energieeffizienz
zu verbessern und den Energieverbrauch zu reduzieren.
•
DIN EN 16247-1: Energieaudits – Teil 1: Allgemeine
Anforderungen; Möglichkeit für kleine und mittel­
ständische Unternehmen (KMU) im Sinne der Empfehlung
2003/361/EG der Europäischen Kommission, die
Anforderungen des Strom- und des Energiesteuergesetzes
für den Spitzenausgleich zu erfüllen.
•
IEC/EN 61000-4-8: Prüf- und Messverfahren – Prüfung der
Störfestigkeit gegen Magnetfelder mit energietechnischen
Frequenzen.
• IEC/EN 61000-4-11: Prüf- und Messverfahren – Prüfung
der Störfestigkeit gegen Spannungseinbrüche, Kurzzeit­
unterbrechungen und Spannungsschwankungen.
Normen für Energiemessgeräte
• DIN EN 62053-21: Wechselstrom-Elektrizitätszähler.
Besondere Anforderungen. Teil 21: Elektronische
Wirkverbrauchszähler der Genauigkeitsklassen 1 und 2.
•
DIN EN 62053-22: Wechselstrom-Elektrizitätszähler.
Besondere Anforderungen. Teil 22: Elektronische
Wirkverbrauchszähler der Genauigkeitsklassen 0,2 S und
0,5 S.
•
DIN EN 62053-23: Wechselstrom-Elektrizitätszähler.
Besondere Anforderungen. Teil 23: Elektronische
Blindverbrauchszähler der Genauig-keitsklassen 2 und 3.
47
Notizen
48
Weidmüller – Ihr Partner der Industrial Connectivity
Als erfahrene Experten unterstützen wir unsere Kunden und Partner auf der ganzen
Welt mit Produkten, Lösungen und Services im industriellen Umfeld von Energie,
Signalen und Daten. Wir sind in ihren Branchen und Märkten zu Hause und kennen
die technologischen Herausforderungen von morgen. So entwickeln wir immer
wieder innovative, nachhaltige und wertschöpfende Lösungen für ihre individuellen
Anforderungen. Gemeinsam setzen wir Maßstäbe in der Industrial Connectivity.
Weidmüller Interface GmbH & Co. KG
Klingenbergstraße 16
32758 Detmold, Germany
T +49 5231 14-0
F +49 5231 14-292083
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www.weidmueller.de
Ihren lokalen Weidmüller Ansprechpartner
finden Sie im Internet unter:
www.weidmueller.de/standorte
Made in Germany/04/2016/SMKW