Detektionsverfahren für Störlichtbögen bei AC und DC Arc

Detektionsverfahren für Störlichtbögen bei AC und DC Arc

Detektionsverfahren für Störlichtbögen bei AC und DC
Arc fault detection in AC and DC systems
E-T-A Elektrotechnische Apparate GmbH, Industriestraße 2-8, 90518 Altdorf, Deutschland, www.e-t-a.de
Autor: [email protected]
Kurzfassung
Elektrische Netze können nach verschiedenen Kategorien gegliedert werden, anhand derer Gefährdungspotentiale durch
Störlichtbögen erkannt sowie die spezifischen Voraussetzungen und Anforderungen für die jeweiligen Methoden der
Störlichtbogendetektion definiert werden können. Detektionsverfahren für AC-Flugzeugbordnetze, photovoltaische
Systeme und DC-24/28V-Bordnetze werden exemplarisch näher vorgestellt.
Abstract
Electrical networks can be structured into different categories by which hazard potentials caused by arc faults are recognized and specifications for respective methods of arc fault detection are defined. Different applications for AC aerospace networks, photovoltaic and DC-24/28V systems will be introduced in more detail.
1
Einführung
In den letzten Jahren wurden verschiedene Lösungsansätze zur Störlichtbogendetektion in unterschiedlichen Netzen und für verschiedene Anwendungen beschrieben. Die
in [2] gegebene Zusammenfassung stellt Applikationen in
Nieder- und Mittelspannungsanlagen, Hausinstallationen,
Automotive- und Luftfahrtnetzen sowie in DC-Energieerzeugungsanlagen dar.
Erste Passagierflugzeuge werden mit AC-Störlichtbogendetektionssystemen ausgestattet, „arc fault circuit interrupters“ haben in den USA Einzug in den National
Electric Code® gefunden und ersetzen herkömmliche Leitungsschutzschalter in großer Stückzahl [31], [32].
Die für die nächsten Jahrzehnte angestrebte Durchdringung des Kraftfahrzeugmarktes mit Hybrid- und Elektromodellen, die Umstellung der Energieversorgung auf regenerative Erzeugung und dem damit verbundenen Ausbau der Photovoltaik, sowie erste Ansätze, Rechenzentren
und Büroeinheiten per Gleichspannung zu versorgen [23],
erfordern entsprechende Systeme auch für DC-Netze –
erste Normentwürfe für Bordnetze und Photovoltaikanlagen sind veröffentlicht [36], [37], [51].
2
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Art des zu überwachenden Netzbereiches: Erzeugungsnetz mit verteilten Quellen, Übertragungsleitung, Verteilungsnetz mit verteilten Lasten (siehe Bild 1),
Komplexität und Struktur des Netzbereiches,
Art der Quellen: AC (Lichtbogenverlöschung
mindestens bei jedem Nulldurchgang) oder DC
(ggf. lange anhaltende stabile Lichtbögen), weitere Quellencharakteristika (Kennlinien),
Höhe der Nenn- und Maximalspannungen (ggf.
auch die der Minimalspannung),
Höhe der Nenn- und Maximalströme (ggf. auch
die der minimalen Betriebsströme),
Art und Betriebsverhalten der Lasten: überwiegend ohmsch oder mit höheren induktiven bzw.
kapazitiven Anteilen, komplexe Lasten (z. B.
Schaltnetzteile),
Struktur der Lasten: Einzellasten oder komplexe
Lastengruppen mit einzeln zuschaltbaren Teillasten,
Charakteristika möglicher nieder- und hochfrequenter Störungen durch interne Vorgänge (z. B.
Schaltvorgänge) und externe Einflüsse,
Kategorien elektrischer Netze
Elektrische Systeme lassen sich nach verschiedenen Kategorien untergliedern, die die Notwendigkeiten, Methoden und Möglichkeiten einer Störlichtbogendetektion sowie Abschaltstrategien bzw. die Einbindung in übergeordnete Sicherheitskonzepte definieren:
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Typ des Netzes: stationär oder Bordnetz (mit
mechanischen Vibrationen und somit ggf. mit
häufigen Zünd- und Verlöschereignissen),
1
Bild 1 Netzbereiche: (a) Erzeugungsnetz, (b) Übertragungsleitung, (c) Verteilungsnetz
- Materialeigenschaften von Leitern und Kontakten,
- Eigenschaften von Isoliermaterialien: Spannungsfestigkeit, Stromtragfähigkeit, Entflammbarkeit,
- Qualität der Installation (gegeben durch Normen,
Ausbildungsniveau des Fachpersonals, Zertifizierungen, unabhängige Prüfungen), Kritikalität
möglicher lichtbogenanfälliger Fehlerstellen seriell und parallel zur Last, systeminterne und äußere Einflüsse (z. B. Gefahr durch Tierbiss),
- Gefährdungspotential durch Lichtbögen für
Menschen, weitere Anlagenteile und Umgebung,
insbesondere unter Einbeziehung von Sekundärschäden durch Entzündung benachbarter Materialien,
- Installations- und kostenbedingte Rahmenbedingungen für Störlichtbogensensorik: Anzahl der
Messstellen, Art und Einbauort der Sensoren.
3
Neben reiner niederfrequenter Sensorik, die bei Zweipunktmessungen zur Überwachung definierter Leitungsabschnitte genügt [40], werden insbesondere bei Einpunktmessungen zusätzlich oder stattdessen kapazitiv oder induktiv eingekoppelte Sensoren verwendet, die spezifische höherfrequente Signalanteile erfassen.
Die nach einer A/D-Wandlung erhaltenen digitalen Datenströme ermöglichen dann den Einsatz von Mustererkennungsalgorithmen in lokalen Mikrocontrollern oder
zentralen Rechnern, um die Lichtbögen von anderen Effekten zu unterscheiden und zu klassifizieren. Insbesondere ist es in einigen Anwendungen wichtig, zwischen seriellen und parallelen Lichtbögen zu unterscheiden. Weiterhin ist es meist nötig, nur Störlichtbögen in (seriell)
oder ab (parallel) der Leitung anzuzeigen, in der der Sensor installiert ist – sogenannte „Cross-Talk“-Effekte durch
Lichtbögen aus Nachbarleitungen sind zu ignorieren.
Allgemeine Ansätze zur Lichtbogendetektion
Eine entsprechende Aufgliederung der zu überwachenden
Netze lässt Differenzen und Synergien für verschiedene
Aufgabenstellungen der Störlichtbogendetektion erkennen.
Neben optischen Verfahren in der Anlagentechnik und
akustischen Methoden [55] werden Sensorsysteme mit
einer Erfassung von Strom- und/oder Spannungsverläufen
verwendet.
Durch die physikalischen Rahmenbedingungen eines
Lichtbogens ergeben sich dabei allgemein gültige Charakteristika, die eine Grundlage für die entsprechenden Detektionsverfahren liefern (siehe [35], [44], [46]):
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Eine frei brennende Bogensäule weist einen mittleren Spannungsabfall auf, dessen Untergrenze
durch die kontaktmaterialspezifische Summe aus
dem Anoden- und Kathodenfall festgelegt ist (z.
B. 11.2 V bei Al, 13 V bei Cu, 14 V bei Ni).
Ein bestimmter mittlerer Mindeststrom ist dabei
erforderlich (um die 0.4-0.5 A bei Al, Cu und
Ni).
Eine Bogenverlängerung führt i. A. zu einer Erhöhung des Spannungsabfalls und zu einer
Stromverringerung.
Durch die Bewegung der Ladungsträger im
Plasma, durch Abschmelzvorgänge sowie durch
die Bildung und Absprengung von Oxidschichten an den Lichtbogenfußpunkten ergeben sich
Spannungs- und Stromschwankungen bis hin in
höhere Frequenzbereiche (> 1 MHz, siehe [46],
[47]).
Bild 2 Serieller DC-Lichtbogen in Lichtbogengenerator
zur Simulation von Störlichtbögen
4
Detektionsverfahren für verschiedene Aufgabenstellungen in ACund DC-Netzen
Anhand mehrerer Beispiele werden spezifische Methoden
zur Störlichtbogendetektion für verschiedene Systeme
vorgestellt.
4.1
AC-Bordnetze von Flugzeugen
Bordnetze größerer Verkehrsflugzeuge werden in der Regel in mehrere dreiphasige AC-Teilnetze mit 115 V,
380…800 Hz, untergliedert, welche Haupt- und Unterverteiler bei einer Strahlennetzcharakteristik aufweisen und
jeweils aus einem Triebwerksgenerator versorgt werden.
Bei einem Generatorausfall stellt ein anderer Triebwerksoder ein Hilfsgenerator die Versorgung sicher (siehe Bild
3 und [18]). I. A. wird ein gemeinsamer Rückleiter verwendet und dabei der Rumpf, falls dieser aus Aluminium
besteht, genutzt. Die besondere Lichtbogenproblematik
bei beschädigten Luftfahrtkabeln durch Karbonisierungseffekte von Polyimid-Isoliermaterialien wird dabei in [26]
erläutert.
Aufgabe für eine Lichtbogendetektion ist es, die Versorgungsleitungen zwischen Unterverteilungen und Lasten
2
zu überwachen und im Fehlerfall den Abschaltvorgang zu
initiieren. Nach der Vorgabe durch die SAE-Norm
AS5692 [36] wird dabei grundsätzlich unterschieden zwischen Lichtbögen ohne und mit Beteiligung von salzhaltigem Wasser, sogenannten „dry arcs“ bzw. „wet arcs“.
Laut Norm sollen serielle „dry arcs“ in der Leitung (A in
Bild 3) und parallele „dry arcs“ von einer Phase zur Masse (B), sowie parallele „wet arcs“ zwischen zwei Phasen
(E) erkannt werden.
Mögliche „dry arcs“ zwischen zwei Phasen (C) und „wet
arcs“ von einer Phase zur Masse (D) sind hingegen nicht
in der Norm erfasst, liefern aber vergleichbare Strom- und
Spannungsmuster.
Neben Tests auf Einzelereignisse mit ohmschen sowie
typischen Flugzeuglasten sind dabei in der Norm auch
Prüfverfahren mit gelockerten Kontaktstellen auf mechanischen Schwingersystemen mit flugzeugtypischen Frequenzprofilen definiert.
Bei der E-T-A GmbH wurde für die AC-Bordnetze in der
Luftfahrt ein Sensorsystem entwickelt, welches durch induktive Kopplung Stromanteile untergliedert in zwei Frequenzbändern misst (I-NF und I-HF) und weiterhin niederfrequent die Spannung zum Rückleiter sensiert (UNF). Zwei unabhängige Sensorsysteme sind dabei auf einer Platine zusammengefasst (Bild 4).
Bild 4 Zweikanaliger Störlichtbogensensor für ACFlugzeugbordnetze der E-T-A GmbH
Bild 5 Halbwelle des prinzipiellen Stromverlaufs bei
AC-Quelle, ohmscher Last und seriellen Lichtbögen bei
mechanischer Schwingung der Kontaktstelle, Registrierung von Stromsprüngen durch niederfrequente Stromanalyse
Bild 3 Struktur eines AC-Flugzeugbordteilnetzes mit
Haupt- und Unterverteiler, möglichen Störlichtbögen und
Störlichtbogensensoren
Die auf die Signalverläufe angewendete Mustererkennung
liefert dabei eine sichere Lichtbogenerkennung nach den
Prüfungen der SAE-Norm – sie ist in mehrere Teilmodule
aufgliederbar:
I-NF: Die durch Zünd- und Verlöschereignisse von
Lichtbögen sowie durch größere Fußpunktsprüngen hervorgerufenen markanten Stromsprünge lassen sich durch
die I-NF-Sensierung messen. Durch die im Flugbetrieb
oft vorhandene Vibration der Kontakte kommen meist
mehrere Zünd- und Verlöschereignisse pro Halbwelle vor.
Um den Nulldurchgang reichen Strom und Spannung
nicht aus – das lichtbogenfreie Kontaktprellen auch um
den Nulldurchgang ist bei geringerer Sprunghöhe somit
ebenso erkennbar (Bild 5). Für die folgenden Auswertungsschritte werden Stromsprünge nur ab einer gewissen
Mindestsprunghöhe, die sich an der Lichtbogenmindestspannung und am Nennstrom orientiert, sowohl für die
Erkennung serieller Lichtbögen (Stromverringerung) als
auch für die paralleler Lichtbögen (Stromerhöhung) weiter verwendet. Eine statistische Auswertung über mehrere
Halbwellen hinweg muss eine relativ zufällige Verteilung
aufzeigen, um regelmäßige Ereignisse (z. B. Phasenanund -abschnitte) auszufiltern.
I-HF: Bei der Messung der hochfrequenten Stromanteile
sind bei auftretenden Lichtbögen typischerweise von Pau-
3
sen unterbrochene Bereiche mit erhöhter Ereignisdichte
über mehrere Halbwellen vorhanden. „Dry arcs“ serieller
und paralleler Art zeigen dabei erhöhte Pegel gehäuft vor
den Nulldurchgängen an (Lichtbogenverlöschungen), bei
„wet arcs“ (rein parallel) liegen diese hauptsächlich in den
Scheitelpunkten der Stromhalbwellen.
U-NF: Messbare Spannungseinbrüche geben Hinweise
auf parallele Lichtbögen oder Kurzschlüsse im Bereich
der zu überwachenden Leitung oder in Richtung zur Quelle.
Zusammenfassung der Kriterien: Wenn sowohl I-NFund I-HF Kriterien erfüllt sind, ist ein Lichtbogen anzunehmen. Durch I-HF und U-NF ist der Typ des Lichtbogens zu ermitteln. Sind entweder die I-HF- oder die I-NFKriterien nicht erfüllt, und treten durch U-NF sensierbare
Spannungseinbrüche auf, erfolgt ein Reset der Auswertung.
4.2
Photovoltaische DC-Erzeugungsnetze
Nach einigen in den letzten Jahren vorgefallenen Bränden, bei denen Häuser mit Photovoltaikanlagen betroffen
waren, wurden Sicherheitsthemen, d. h. eine mögliche
Brandgefahr durch Lichtbögen in beschädigten Photovoltaikanlagen und eine Gefährdung von Feuerwehrleuten im
Einsatz durch elektrische Schläge, in den Fachmedien und
bei den Feuerwehren diskutiert [1], [38], [42], [43], [49].
Um einen Leitfaden für Hersteller, Betreiber und Feuerwehr zu liefern, wurden mittlerweile von mehreren Fachverbänden Richtlinien zum vorbeugenden Brandschutz
und zum Personenschutz veröffentlicht [7]. Weiterhin
gründete der TÜV Rheinland zusammen mit dem Fraunhofer ISE den Arbeitskreis „Bewertung des Brandrisikos
in Photovoltaikanlagen und Erstellung von Sicherheitskonzepten zur Risikominimierung“, der zum Ziel hat,
technische Lösungen zur Erhöhung der Anlagensicherheit
zu erörtern und Vorschläge für normative Vorgaben zu
erarbeiten [34].
Wichtiges Thema in einem umfassenden Sicherheitskonzept ist dabei die Detektion von Störlichtbögen im Generatorkreis der Anlage. Die Gleichstromlichtbögen können
aufgrund von Anlagenfehlern entstehen und bei ausreichender Leistung und Dauer Brände verursachen. Umgekehrt ist es jedoch auch möglich, dass Lichtbögen aufgrund von Bränden mit anlagenexternen Ursachen an Kabeln und Modulen mit zerstörter Isolierung entstehen und
dann weitere Folgeschäden hervorrufen.
Normativ wird dieses Thema bereits in der UL 1699B
[51] behandelt, ebenso erfolgte in den USA eine Aufnahme der Störlichtbogendetektion in den National Electrical
Code® [31].
Bild 6 Prinzipieller Aufbau einer Photovoltaikanlage mit
Netzeinspeisung, mögliche ein- und mehrfache Störlichtbogenfehler
Da hier ein zu überwachendes Erzeugungsnetz vorliegt,
ist es für den Großteil der Anlagenkonzepte von besonderer Bedeutung, zwischen seriellen und parallelen Lichtbögen zu unterscheiden (siehe Bild 6), um diese sicher zum
Verlöschen bringen zu können. I. A. wird durch Auswertung von Fehlerstatistiken davon ausgegangen, dass allerdings die überwiegende Zahl bisher dokumentierter
Lichtbogenfehler serieller Art ist.
Serielle Lichtbögen können prinzipiell in der Stringverkabelung (A), im Modul (B, siehe [33]), am Kontakt zur
Sammelschiene (C, i. A. im Generatoranschlusskasten), in
ungeeigneten Strangschutzsicherungen (D) oder in der
Gleichstromhauptleitung (E) auftreten, parallele in der
Modulanschlussdose (F, ggf. durch Folgeschäden nach
Blitzeinschlag bei unzureichendem Blitzschutz [4]) und
zwischen Hin- und Rückleiter des Strings (G) oder der
Hauptleitung (H).
Weitere parallele Fehlermöglichkeiten bestehen durch
doppelten Erdschluss bei ungeerdeten Anlagen oder bei
einseitiger Erdung mit ungeeigneten Erdungskonzepten
(I1-2, Erdungskonzepte siehe [14] u. [39], Fallstudie bzgl.
Doppelerdschluss siehe [6]).
Wie in [41] dargestellt, kann es aufgrund der meist parallelen Führung von Hin- und Rückleitern u. U. auch zu einer beidseitigen Beschädigung mit einer Abtrennung eines Generatorteils bei Stromfluss in einer über einen
Lichtbogen geschlossene Masche kommen (J1, K1), ggf.
können dabei auch weitere wechselrichterseitige Lichtbögen (J2, K2) für einen Stromfluss im restlichen spannungsverkürzten String sorgen (je nach Lage der Fehlstelle und Anlagentopologie u. U. mit Rückströmen aus den
parallelen Strings).
Werden zunächst die Fälle mit einer Teilabtrennung außer
Acht gelassen, kann aufgrund der für einen Lichtbogen
charakteristischen höherfrequenten Signalanteile mit einem Lichtbogensensor, der die Hauptleitung überwacht,
4
das prinzipielle Auftreten eines Lichtbogens festgestellt
werden.
Messungen an mehreren Wechselrichtern unterschiedlicher Topologien ergaben eine eindeutigere Sensierungsmöglichkeit serieller Lichtbögen über eine induktive Einkopplung in den Strompfad anstelle einer kapazitiven
Einkopplung zur Spannungsmessung (siehe Bild 7 und
Bild 8, vgl. [12], [13]) aufgrund der meist recht hohen
Wechselrichtereingangskapazität. Dabei sind deutliche
Unterschiede bedingt durch die DC-seitigen EMV-Filter
und durch die Wechselrichtertopologie im Frequenzband
und in der Leistung der hochfrequenten Signalanteile des
Stromes feststellbar.
Nach einer analogen Vorverarbeitung kann dann eine digitale Mustererkennung das über einen weiten Frequenzbereich auftretende durch Lichtbögen erzeugte Rauschsignal (Bild 9) von internen Störeffekten, wie z. B.
Schaltprozessen und Leistungsbegrenzungsmaßnahmen
im Wechselrichter, oder externen Einflüssen z. B. bedingt
durch die Antennenwirkung des Generators, unterscheiden. Wichtig ist dabei eine adaptive Algorithmusstruktur,
um sich an die Generator- und Wechselrichtertopologie
inklusive DC-seitigem EMV-Filter sowie ständig an
wechselnde Einstrahlungsbedingungen anzupassen [10],
[11].
Bild 7 Wechselrichter mit NF-Transformator, trafolose
Wechselrichter (a) und (b): Spektren Strom und Spannung
am Eingang ohne und mit seriellem Lichtbogen (Einstringbetrieb)
Bild 8 Störlichtbogensensor für den DC-Kreis von Photovoltaikanlagen der E-T-A GmbH (Prototyp)
5
Bild 10 Transformatorlose Wechselrichter (a) und (b):
Zeitliche Verläufe von Strom, PV-Generatorspannung,
Wechselrichtereingangsspannung und Spannung an Kontaktstelle bei seriellem Lichtbogen (Einstringbetrieb)
Bild 9 Wechselrichter mit NF-Transformator: Zeitliche
Verläufe von Strom, PV-Generatorspannung, Wechselrichtereingangsspannung, Spannung an Kontaktstelle sowie Spannung am Ausgang des Analogteils des Störlichtbogensensors bei seriellem Lichtbogen (Einstringbetrieb)
Durch vergleichende Messungen bei gleichem Generator
und gleichen Einstrahlungsbedingungen werden weiterhin
die Auswirkungen von topologisch bedingten Unterschieden in der Wechselrichtereingangsimpedanz auf Lichtbögen deutlich:
Befindet sich ein spannungsstabilisierender Kondensator
mit relativ hoher Kapazität am Eingang des Wechselrichters und der Wechselrichter arbeitet in der Nähe des einstrahlungsabhängigen Leistungsmaximums (MPP), bricht
der Stromfluss durch einen seriellen Lichtbogen bei einer
Abstandserhöhung der Kontakte bedingt durch den steil
abfallenden Charakter der UI-Kennlinie des Solargenerators schnell ein, da die Generatorspannung nahezu um die
Lichtbogenspannung ansteigen muss – Wechselrichtereingangsspannung und Lichtbogenspannung addieren sich
beim seriellen Lichtbogen zur Generatorspannung auf
(Bild 10 und Bild 11, siehe auch inhärenter Lichtbogenschutz durch Kondensatoren in [29]).
Ist hingegen die Eingangskapazität klein, kann sich die
Wechselrichtereingangsspannung schneller abbauen und
es ist deutlich die strom- und damit lichtbogenstablisierende Wirkung der Induktivität des bei vielen transformatorlosen Geräten verwendeten Hochsetzstellers zu erkennen.
Bild 11 Transformatorlose Wechselrichter (a) und (b):
Abschätzung über Auslegung der Hochsetzsteller über
Analyse der Verläufe von Strom und Spannungen bei seriellem Lichtbogen
Um die Anlage bei detektiertem Lichtbogen in den sicheren Zustand zu schalten, d. h. den Stromfluss durch den
Lichtbogen zu unterbinden, kommen mehrere Konzepte
in Frage, deren Vor- und Nachteile erörtert werden sollen:
(a) Verteiltes Sensieren, zentrales Schalten: Bei einer
herkömmlichen Generatortopologie mit zentralem Wechselrichter und einem einfachen Trennschalter in der DCHauptleitung müssen neben einem Hochfrequenzsensor
niederfrequente Strom- und/oder Spannungsverläufe zumindest der Hauptleitung ausgewertet werden, um zwischen seriellen und parallelen Lichtbögen unterscheiden
zu können – kurzschlussartige Parallellichtbögen haben i.
A. Stromeinbrüche bzw. Rückströme aus dem Wechselrichter zur Folge. Bei größeren Anlagen macht es Sinn,
möglichst viele HF- und NF-Messdaten zusätzlicher in
den Strings installierter Sensoren einzubinden, um die bei
niederenergetischen Lichtbögen oft schwierige Unterscheidung möglichst sicher in einer zentralen Auswerteeinheit treffen zu können.
Serielle Lichtbögen können dann durch die Öffnung des
DC-Trennschalters oder selektiv durch Abschalten des
6
betroffenen Strings (falls identifiziert) gelöscht werden,
parallele durch Aktivierung einer zusätzlichen Kurzschlusseinheit in der Hauptleitung. Eine Verknüpfung mit
einem im Wechselrichter integrierten Strangschutzkonzept inklusive einer elektronischen Kurzschlusseinheit ist
alternativ möglich [21].
Äußerst wichtig ist dabei eine sichere Kategorisierung:
Wird ein Lichtbogen fehlkategorisiert und wird demnach
falsch geschaltet, wird dem Lichtbogen zusätzlich Energie
zugeführt.
Lichtbögen in abgetrennten Generatorbereichen können
hier allerdings nicht zum Verlöschen gebracht werden.
(b) Zentrales Sensieren, verteiltes Schalten: Seit einiger
Zeit sind photovoltaische Systeme auf dem Markt, bei denen die herkömmlichen Bypass-Dioden in den Modulen
durch schaltbare Leistungstransistoren ersetzt sind
(MOSFET als „aktive Bypass-Diode“ [20], siehe Bild
12).
Wird nun ein Lichtbogen über hochfrequente Detektion
erkannt, werden alle Module einzeln kurzgeschlossen –
somit muss keine Kategorisierung der Lichtbögen durch
Zuhilfenahme weiterer Sensoren erfolgen. Die Aktivierung erfolgt dabei am sinnvollsten über die Unterbrechung eines über Power-Line-Verfahren übertragenen
„Heart-Beat“-Signals.
gefährliche Berührspannungen für Installationspersonal
oder Feuerwehrkräfte im Einsatzfall unterbunden werden
sollen: Tritt ein Fehler gleich welcher Art auf, wird die
Verbindung zum „Heart-Beat“-Impulsgeber zerstört oder
abgeschaltet.
Mittlerweile sind auch Anlagenkonzepte auf dem Markt,
welche mit modulintegrierten DC-DC-Wandlern zur Leistungsoptimierung arbeiten [20]. Sind diese mit einer zuverlässigen Kommunikationsschnittstelle ausgerüstet,
kann auch hier eine entsprechende Abschaltstrategie unter
Einbindung einer Lichtbogendetektion realisiert werden.
Die in Fachkreisen entstandene lebhafte Diskussion über
das Für und Wider modulintegrierter Elektronik im Vergleich zu herkömmlichen zentralen PV-Topologien wurde
anfänglich eher mit Ertrags-, Kosten- und Zuverlässigkeitsargumenten geführt [54], inzwischen dominieren
aber die Sicherheitsaspekte.
Es stellt sich die Frage, wie schnell und wie weit die Entwicklung unterschiedlicher Lösungen zur Erhöhung der
Anlagen- und Personensicherheit die Normgebung beeinflusst. Vorstellbar ist dabei, dass ähnlich wie im Einspeisegesetz [8] zukünftig auch normativ zwischen Konzepten
zur Brandschutzvermeidung bei Aufdach- bzw. bei Freiflächenanlagen unterschieden wird [5]. Ein Hauptaugenmerk sollte dabei auch auf Maßnahmen zur Lichtbogenvermeidung, wie z. B. die Verwendung von brandsicheren
Kabelkanälen und auf die fachliche Ausbildung und Zertifizierung des Installationspersonals gelegt werden [3],
[15].
4.3
Bild 12 Photovoltaikanlage mit Störlichtbogensensor und
über Power-Line angesteuerten Modulkurzschließern
Serielle Lichtbögen im Modul (B) können allerdings bei
diesem Konzept mit Modulkurzschluss nicht abgeschaltet
werden, stattdessen werden aber die Lichtbögen in abgetrennten Generatorteilen durch Verlust des „Heart-Beat“Signals sofort abgestellt.
Ein großer Vorteil gegenüber der Topologie von (a) liegt
darin, dass die Lichtbogendetektion relativ einfach in ein
allgemeines Sicherheitskonzept zur Spannungsfreischaltung des gesamten Generators einzubinden ist, wodurch
DC-Bordnetze 24-28 V
Als letztes Beispiel soll kurz ein Lösungsvorschlag zur
Lichtbogendetektion in DC-Bordnetzen niedriger Spannung bei 24 V für Automotive- bzw. bei 28 V für Luftfahrtanwendungen erörtert werden.
Da hier eine große Vielfachheit von Lasten, insbesondere
solcher mit hohen induktiven Anteilen, auftreten kann,
erschien eine reine hochfrequente Signalanalyse nicht
ausreichend. Zusätzlich bzw. zur alternativen Verwendung wurde ein Konzept speziell zur Detektion serieller
Lichtbögen mit einer relativ genauen Strommessung mittels eines galvanisch getrennten magnetoresistiven
Stromsensors entwickelt (Sensorgrenzfrequenz von 100
kHz).
Da bei dieser niedrigen Quellspannung ein zündender
Lichtbogen die treibende Spannung ungefähr halbiert,
wird in der Mustererkennung gezielt nach – ggf. durch
induktive Lastanteile geglätteten – Stromsprüngen auf ca.
die Hälfte (Lichtbogenzünden) und folgenden Sprüngen
auf die Null (Lichtbogenverlöschen) bzw. zurück auf Betriebsstromhöhe gesucht (siehe Bild 13).
Das entsprechende Verfahren kann je nach Genauigkeit
der Strommessung bis in den unteren dreistelligen
Quellspannungsbereich adaptiert werden.
7
Bild 13 Lichtbogendetektion DC 28 V bei ohmscher und
ohmsch-induktiver Last (τ = 0.192 ms), Strom sowie registrierte Zünd- und Verlöschereignisse, Versuchsdurchführung auf mechanischem Schwingersystem bei flugzeugtypischem Frequenzprofil
5
Zusammenfassung und Ausblick
Bei den vorgestellten Applikationen zur Lichtbogendetektion wurden verschiedene Verfahren zur analogen Sensierung und zur digitalen Mustererkennung für unterschiedliche AC- und DC-Netze vorgestellt.
Es ist zu erwarten, dass mit einer Umstellung der Energieversorgung auf dezentrale regenerative Systeme bei
gleichzeitiger Effizienzsteigerung der Verbraucher in Zukunft insbesondere DC-Netze mit Quellspannungen bis in
den niedrigen vierstelligen Bereich eine weite Verbreitung bei mobilen und stationären Anwendungen finden
werden, sei es in Elektrofahrzeugen, Anlagen zur regenerativen Energieerzeugung und -speicherung oder lokalen
Verteilungsnetzen mit hocheffektiver Wandlertopologie.
Dabei wird sicherlich eine Vielfalt von Aufgabenstellungen zur Lichtbogenvermeidung, zur Detektion und zu effektiven Abschaltstrategien generiert. Es gilt, bestehende
Lösungen modular in Anwendungen mit anderen Rahmenbedingungen zu transferieren und weiter zu entwickeln sowie eine effektive, zeit- und praxisnahe und am
Stand der Technik orientierte Normgebung voranzutreiben.
8
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Danksagung
Der Autor möchte sich bei seinen Kollegen P. Meckler,
M. Miklis und M. Wiersch für die Unterstützung zu dieser
Veröffentlichung bedanken.
7
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Tagungsband
20.
Albert-Keil-Kontaktseminar,
Karlsruhe, 2009, S. 103-112
9
[29] Müller, I.: Störlichtbogenschutz im Gleichstromanteil von Photovoltaikanlagen. Ilmenau: Wissenschaftsverlag Ilmenau, 2002
[30] Müller, P., Tenbohlen, S., Maier, R., Anheuser, M.:
Characteristics of Series and Parallel Low Current
Arc Faults in the Time and Frequency Domain. Proc.
25th ICEC & and 56th IEEE Holm Conference on
Electrical Contacts, Charleston, 2010, pp. 223-229
[31] National Fire Protection Association (NFPA): National Electrical Code, 2011 Edition.
[32] Pahl, B., Schöpf,. T., Zhou, X.: Störlichtbogen im
Wohnbereich. Tagungsband 20. Albert-KeilKontaktseminar, Karlsruhe, 2009, S. 207-214
[33] Reil, F., Herrmann, W., Vaaßen, W., Zornikau, J.:
Occurrence of Electric Arcs in Crystalline Silicon
PV Modules. Proc. 24th EU PVSEC, 2009
[34] Reil, F.: German Research Project: Fire Safety Risks
at PV Systems and Risk Minimization. Presentation
at Photon’s 2nd Safety Conference, Berlin, 2011
[35] Rieder, W.: Elektrische Kontakte. Berlin, Offenbach:
VDE VERLAG, 2000
[36] SAE AS5692, ARC Fault Circuit Breaker (AFCB),
Aircraft, Trip-Free Single Phase and Three Phase
115 VAC, 400 Hz – Constant Frequency, Proposed
Draft, 2008-11-13
[37] SAE AS6019, ARC Fault Circuit Breaker (AFCB),
Aircraft, Trip-Free Single Phase DC, Proposed Draft,
2008-11-24
[38] Schlumberger, A.: Zischen und Brodeln. Photon
(2006) H. 9, S. 166-169
[39] Schmidt, H.: How does the Inverter define the PVGenerator Potentials? Presentation at 1st Inverter and
PV System Technology Forum, Berlin, 2011
[40] Schöpf, T., Naidu, M., Gopalakrishnan, S.: Störlichtbögen, deren Erkennung und Abschaltung in Kraftfahrzeug-Bordnetzen. Tagungsband 17. Albert-KeilKontaktseminar, Karlsruhe, 2003, S. 39-48
[41] Schöpf, T., Pahl, B., Luebke, C.: Photovoltaic Arc
Fault Circuit Interruption (AFCI). Präsentation auf
Fachtagung Kontakte und Schaltelemente der Fachgruppe ITG-Hardware-Technologie, Winterthur,
2010
[42] Siemer, J.: Spiel mit dem Feuer. Photon (2009) H. 8,
S. 60-69
[43] Siemer, J.: Mit Sicherheit ein Problem. Photon
(2009) H. 11, S. 66-68
[44] Slade, P. (Ed.): Electrical Contacts - Principles and
Applications. New York, Basel: Marcel Dekker, Inc.,
1999
[45] Stalter, O.: Single Phase String Inverters. Otti e. V.,
Proc. Seminar Power Electronics for Photovoltaics,
München, 2011, pp. 119-160
[46] Strobl, C., Meckler, P.: Basic Experiments for Detecting Arc Faults in DC Aircraft Networks. Proc.
24th ICEC, St. Malo, 2008, pp. 353-358
[47] Strobl, C., Meckler, P.: Arc Faults in Photovoltaic
Systems. Proc. 25th ICEC & and 56th IEEE Holm
Conference on Electrical Contacts, Charleston, 2010,
pp. 216-222
[48] Teodorescu, R., Liserre, M., Rodríguez, P.: Grid
Converters for Photovoltaic and Wind Power Systems. Chichester: John Wiley & Sons, Ltd, 2011
[49] Thiem, H.: Gefahr durch die Sonne? Tagungsband
25. Symposium Photovoltaische Solarenergie, 2010,
S. 590-596
[50] UL 1699, Standard for Safety for Arc-Fault CircuitInterrupters, Second Edition, April 7, 2006
[51] UL 1699B, Outline of Investigation for Photovoltaic
(PV) DC Arc-Fault Circuit Protection, Issue Number
1, April 29, 2011
[52] Vaaßen, W., Zornikau, J.: Lichtbogenproblematik
bei PV-Anlagen. TÜV Rheinland, Präsentation 4.
Workshop Photovoltaik-Modultechnik, 2007
[53] Zacharias, P. (Ed.): Use of Electronic-Based Power
Conversion for Distributed and Renewable Energy
Sources. Kassel: ISET, 2008
[54] Zacharias, P.: Zuverlässigkeit Elektrischer und
Elektronischer Komponenten in PV-Anlagen. Tagungsband 25. Symposium Photovoltaische Solarenergie, Staffelstein, 2010, S. 597-602
[55] Zhou, X., Hastings, J., Schöpf, T.: Detection of
Glowing Contacts Employing Acoustic Sensing
Technology. Proc. 24th ICEC, St. Malo, 2008, pp.
444-449
Der Fachartikel wurde erstmalig im Rahmen des
Albert-Keil-Kontaktseminars veröffentlicht.
Karlsruhe 28-30. September 2011
VDE-Fachbericht 67
VDE VERLAG GMBH, Berlin - Offenbach
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